广州蓄能水电厂500 kV母线差动保护故障分析
变电站500kV线路差动保护误动作分析
变电站500kV线路差动保护误动作分析摘要：随着目前科技的不断进步发展，我国电力行业领域也得到了有效的提升和发展，但发展的背后也伴随着大量的问题，从保护的稳定可靠性而言，目前线路保护误动的几率也是时有发生的，本次主要针对变电站500kV线路差动保护误动作进行相关分析和研究，发生故障大部分是由于线路的FH线L3相单相接地而引起的，所以我们有针对性的分析了其FH线和HQ线的线路保护动作，通过举例误动事件的相关分析，我们应该更加重视电压、电流的二次回路，提高禁止CT二次开路和电压二次短路的风险认识，同时在作业过程中做好相关二次回路的检查和隔离，只有这样我们才可以保证电网的安全运行。
关键词：500kV线路；差动保护；误动作；分析前言某一变电站的一条FH线L3相发生单相接地故障，该故障引起两侧的光纤差动保护L3相电流差动动作，20ms差动保护动作跳开断路器，重合闸动作且重合成功。
同时该变电站还有另外一条500kV的线路，其配置的主保护装置CSC-103A 跳开了L1相，重合成功。
但是过了几秒后，由于FH线的L3相再次发生单相接地故障，这时该两侧的光纤差动保护再次动作，跳开线路两侧的断路器，正在这时HQ线的两侧保护均未动作。
所以就该事件案例进行变电站500kV线路差动保护误动作的相关分析和研究。
一、FH线路保护动作分析发生故障后，经专业人士巡检查找故障地段，我们可以初步确认该变电站的FH线L3相的确是发生了多次的接地故障。
L3相故障发生31 ms时，电流差动保护动作，保护装置有效记录故障时间，3091 ms后，L3相再次发生故障，保护装置的电流差动保护再次动作。
发生故障时H侧的L3相电流约为4.31 A，其差动电流大约在6.16 A。
我们从图一就可以清楚的发现，在第0 ms时，FH线的L3相发生了故障，故障时电流较大，变电站两侧的保护装置检测到有电流且大于动作值的故障电流，这时L3相的电流差动保护动作，成功的跳开了L3相，且重合成功，这时第一次接地故障排除。
500千伏母差保护动作事故分析
关于500千伏I母线第II套差动保护动作的原因分析一、一次设备运行情况公司500千伏系统为一个半断路器接线方式（详见附图2），共4台机组和2条出线，其中第一串直连3号机和x东2号线，第二串（不完整串）直连4号机，第三串直连5号机和x东1号线，第四串（不完整串）直连6号机。
目前4号机组为大修状态，第二串5021及5022开关在断开位，其余开关均处运行状态。
5021、5022开关为ABB 550PM 50-40（550KV、3150A）罐式断路器。
二、二次设备情况5021、5022开关各配8组CT（电流互感器），5021开关的8组CT用途分别为：11LH、12LH为短引线差动保护用，13LH和14LH为发变组差动保护用，15LH为仪表用，16LH、17LH为母差保护用，18LH为失灵保护用。
4号机组7月30日开始大修后，发变组保护、5021、5022开关失灵和短引线保护均停用，只有母差保护处于运行中，500千伏I、II母线均配备双套南瑞继保RCS－915E母线差动保护。
三、事故经过8月12日上午8:45分左右，继电班工作人员在进行5021开关套管CT大修伏安特性和二次阻抗测试工作，使用型号为汉迪750A型伏安特性测试仪。
约9:45分继电班工作人员准备对5021开关失灵保护用的18LH（第18组电流互感器，即CT）试验时，误将A4161当做了A4181（附图1）进行试验接线，造成测试二次阻抗时的试验电流加到500千伏I母差保护II A4161回路中，致使I母线第II套差保护动作于5011、5031、5041开关跳闸，造成500千伏I母线失电。
四、原因分析根据500千伏I母线第II套差动保护动作报告：动作日期及时间为2011.08.12 09：50：11：590；动作类型为：稳态量差动；差流最大有效值：0.85A；动作相别：A相，差动保护定值（动作差流）为：0.7A。
经分析可知，因继电保护工作人员误将试验电流接入I母线第II套差保护A相中，致使差动保护回路中产生差流0.85A，且大于差动保护动作电流条件0.7A，造成I母线第II套差保护动作。
母线差动保护动作跳闸原因分析
母线差动保护动作跳闸原因分析
内部故障是指由母线保护自身的故障引起的动作跳闸。
其中包括母线
元件故障、汇流条故障等。
母线元件故障是一种常见的内部故障，主要包括绝缘失效、接触不良、内部短路等情况。
当绝缘失效时，会导致带电部分与地或其他相接触，引
起电流不平衡，从而使母线差动保护动作跳闸。
接触不良是指接头或触头
之间的接触电阻过大，电流无法正常通过，导致电流不平衡，触发保护器
动作。
内部短路则是由于元件自身故障引起的，电流会突然增大，导致母
线差动保护器感知到不平衡电流，并跳闸。
汇流条故障是指连接母线的汇流条出现故障，主要包括连接松脱、短路、断裂等情况。
当汇流条连接不良或松脱时，会导致电流通过不平衡，
触发保护器动作跳闸。
汇流条短路或断裂也会引起电流不平衡，从而触发
保护器动作。
外部故障是指与母线保护无关的故障引起的动作跳闸。
这包括线路故障、设备故障等。
线路故障是指与母线相连的线路上发生的故障，主要包括短路、接地
故障等。
当线路发生短路或接地故障时，会导致电流不平衡，从而触发保
护器动作。
设备故障是指与母线相连的设备出现故障，例如变压器、开关等。
当这些设备出现故障时，会导致电流不平衡，从而触发保护器动作。
综上所述，母线差动保护动作跳闸的原因可以归结为内部故障和外部
故障两类。
内部故障主要包括母线元件故障和汇流条故障，而外部故障主
要包括线路故障和设备故障。
了解这些原因可以帮助我们更好地理解母线
差动保护的工作原理，并且有助于我们及时发现和排除故障，确保电力系统的安全运行。
广州蓄能水电厂A厂500kV电缆外护层故障检测及原因分析
广州蓄能水电厂A厂500kV电缆外护层故障检测及原因分析王硕
【期刊名称】《电网技术》
【年(卷),期】2008(0)S2
【摘要】以广州蓄能水电厂A厂500kV高压电缆外护层故障处理过程为例,介绍了高压电缆外护层故障的类型、故障原因、故障检测技术及应对措施,提出了高压电缆的日常维护建议,对高压电缆的维护、故障检测、故障处理等具有一定的参考价值。
【总页数】4页(P307-310)
【关键词】高压电缆;接地点;绝缘测量;预防性试验
【作者】王硕
【作者单位】中国南方电网调峰调频发电公司
【正文语种】中文
【中图分类】TV734
【相关文献】
1.110 kV电力电缆外护层绝缘电阻值降低的原因分析 [J], 刘海波
2.广州蓄能水电厂500kV母线差动保护故障分析 [J], 江裕熬
3.广州蓄能水电厂高压充油电缆外护层接地方式介绍及分析 [J], 文超
4.220kV电缆护层外绝缘损坏原因分析及处理措施 [J], 唐嘉宏
5.直埋型电缆外护层破损原因分析及影响 [J], 张盼盼;李健
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分析500kV变电站变电运行故障分析及处理
分析500kV变电站变电运行故障分析及处理500kV变电站是电网系统中重要的一个组成部分，它承担着输送电力、升压电压、分配电能等重要功能。
但是在运行过程中，难免会出现各种故障，如何准确快速地分析并处理变电运行故障，对于保障电网安全稳定运行具有重要意义。
本文将围绕500kV变电站变电运行故障的分析及处理进行深入探讨。
1. 电压异常500kV变电站作为电网的关键节点，电压异常可能会对电网产生重大影响。
电压异常故障可能有多种原因，如变压器内部故障、负荷突然变化、短路等。
对于电压异常故障，需要及时进行分析并处理，以减少对电网的不良影响。
2. 母线故障母线是500kV变电站的重要组成部分，承担着输送电能的重要任务。
母线故障可能会导致对电网主干的影响，甚至导致电网的瘫痪。
及时分析母线故障的原因，并采取有效措施进行处理是非常必要的。
3. 设备故障500kV变电站内的设备包括变压器、断路器、隔离开关等，任何一种设备的故障都可能对电网产生不良影响。
设备故障的分析及处理需要具有一定的专业知识和经验。
及时排查设备故障的原因，并进行维修或更换是保障电网运行的关键。
1. 现场勘察当发生500kV变电站变电运行故障时，首先需要进行现场勘察，了解故障的具体情况。
现场勘察需要综合考虑电压、电流、温度及设备状态等因素，以尽快确定故障点和故障范围。
2. 数据分析500kV变电站通常配备有监控及数据采集系统，通过分析系统采集的数据，可以更快速地定位故障发生的位置和范围。
数据分析需要结合现场勘察的结果，综合考虑各种因素，以排除假象并准确定位故障点。
3. 设备测试在确定故障点和范围后，需要对相关设备进行测试，以确定故障设备的具体情况。
设备测试需要结合设备的技术特点和故障表现，采用合适的测试方法，以快速准确地确认设备故障。
1. 设备维修或更换当确定故障设备后，需要及时进行维修或更换。
设备维修或更换需要根据设备的具体情况和故障原因，采用合适的维修方法和技术手段，以尽快恢复设备的正常运行状态。
500kV母线跳闸事故的分析
500kV母线跳闸事故的分析目前，电力系统普遍采用的微机型母线保护装置可实现母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联失灵（或死区）保护及断路器失灵保护出口等功能。
在实际应用中，为了方便运行人员灵活操作和防止母差保护频繁操作引起误动等，往往配置独立的母联充电（过流）保护，作为母线、主变、线路充电的临时性保护，而停用母线保护中的母联过流保护。
标签：500kv;母线;跳闸事故1事故过程某日17时08分，某500 k V变电站500 k VⅠ段母线跳闸。
具体情况如下：1.1事故前变电站运行方式1号主变5031开关、2号主变5013开关、B线5023开关、A线5011开关、C线5021开关，第一串联络5012开关、第二串联络5022开关、第三串联络5032开关在运行状态，500 k VⅠ、Ⅱ段母线在运行状态，D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
详见图1。
1.2事故后变电站运行方式1号主变5031开关、C线5021开关、第二串联络5022开关、A线5011开关、第一串联络5012开关在运行状态，500 k VⅠ段母线在运行状态;2号主变5013开关、B线5023开关、第三串联络5032开关在热备用状态、500 k VⅡ段母线5227地刀A、B相在合闸位置;D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
1.3事故经过12时23分，配合D线综自改造及5042开关测控屏更换工作，运行人员向省调申请拉开D线504127地刀、第四串联络504217地刀。
12时58分，省调下令拉开D线504127接地刀闸、第四串联络504217地刀。
13时00分，运行人员操作拉开D线504127地刀。
13时10分，操作完毕。
13时12分，运行人员操作拉开500 k V第四串联络504217地刀。
13时21分，操作完毕。
15时10分，检修人员完成新更换的5042开关测控屏二次接线、二次电缆整理、悬挂电缆吊牌工作。
A电厂500kV升压站母差保护动作剖析
A电厂500kV升压站母差保护动作剖析发布时间：2021-10-20T06:39:02.406Z 来源：《建筑实践》2021年15期5月作者：钟劲阳[导读] 由于设备、环境或人为等因素，电力系统在运行中可能发生各种故障和不正常运行状态钟劲阳广东粤电博贺能源有限公司前言：由于设备、环境或人为等因素，电力系统在运行中可能发生各种故障和不正常运行状态，当电力系统发生故障和不正常运行状态时，都可能引起系统事故，从而造成电力系统全部或部分正常运行遭到破坏，电能质量变成不能适用电设备正常运行的程度，以致造成对用户的停止供电或少供电，甚至造成人身伤亡或电气设备的损坏。
继电保护装置就是指能反映出电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并迅速动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。
因此当电力系统发生跳闸或不正常运行运行状态信号时，可以通过继电保护装置并配合故障录波器能快速、准确找出故障点并消除，尽快恢复供电减少经济损失。
关键词:继电保护、母差、保护动作、故障分析1.事件概况A电厂为新建火电电厂，项目一期装机容量2x1000MW，升压站主接线方式为3/2接线方式，有两串完整串，电压等级500kV，断路器采用现代重工生产的气体绝缘全封闭组合电器（GIS）。
故障发生前站内所有一次设备泄漏电流测试、介质损失角、交直流耐压等电气实验合格，保护装置功能、回路及传动校验完成且结果合格，调试已完成。
2020年01月19日，该厂站进行首次反送电操作，09时44分，电厂500kV 升压站II母母差保护动作，跳开#2主变5023开关，跳开线路甲线5013开关。
2.事件发生过程（一）事件发生前一次设备运行方式主变部分：#1主变压器在热备用状态，#1主变中性点直接接地。
500kV部分：第一串#1主变压器变高5011开关在热备用状态（即5011在分闸位置、50111、50112、50116在合闸位置），第一串联络5012开关在热备用（即5012在分闸位置、50121、50122在合闸位置），线路甲线5013开关在运行状态（即5013在合闸位置、50131、50132、50136在合闸位置），第二串#2主变压器变高5023（即5023在分闸位置、50231、50232在合闸位置）开关在热备用状态，第二串联络5022在热备用状态（即5022在分闸位置、50221、50222在合闸位置），线路乙线5021开关在热备用状态（即5021在合闸位置、50211、50212、50216在合闸位置），I母在热备用状态，II母在运行状态，线路甲线在运行状态，线路乙线在热备用状态。
水电厂500kV单相接地引起母线差动保护误动的事故分析
技术交流218 2015年9月下水电厂500kV 单相接地引起母线差动保护误动的事故分析李文龙 赵 亮 顾少林中国长江电力股份有限责任公司溪洛渡水力发电厂，云南 永善 657300摘要：就一起水电厂500kV GIS 一串内地刀单相接地，由于500kV GIS 各串CT 饱和性的不同，造成母线差动保护误动切除500kV 母线，另造成两台主变重瓦斯动作切除机组的事故原因进行分析，提出了防止类似事故发生的措施，以提高水电厂的供电可靠性。
关键词：500kV ；GIS ；保护动作；重瓦斯动作 中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1002-1388(2015)09-0218-01由于水电厂500kV GIS 串内、串外接地刀闸多，保护所用CT 类型较多，主变重瓦斯继电器动作定值难界定，设备运行环境复杂，因此在水电厂设备跳闸事故中，保护误动切除带负荷机组占据了很大一部分。
为了提高水电厂机组运行的可靠性，减少用户停电时间，维持厂用电的稳定性，以某一水电厂500kV GIS 一串内地刀单相接地引起母线差动保护误动，主变重瓦斯动作，导致切除机组，厂用电供电方式变薄弱的事故作为例子进行分析，探讨如何提高500kV GIS 母线保护及主变重瓦斯正确动作率。
1 概述故障前水电厂系统运行方式如图1所示，第1至4串成串运行，第5串#8FB 进串两侧断路器在冷备用状态，出线1、出线2、出线3运行，1FB 、2FB 、4FB 、5FB 、6FB 、7FB 、9FB 运行，电站总出力490万千瓦。
图 1 故障前运行方式事件经过：某日14:36:43，电厂人员合5154开关对8B 空充时，8B 主变差动A 、B 套动作出口跳5154开关；同时，500kV 2M 母线保护A 、B 套动作出口跳5114、5123、5133、5143开关，母线失压；随后1B 和6B 主变重瓦斯分别动作出口，跳5113和5142开关，切除1FB 、#6FB ，甩负荷1400MW 。
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广州蓄能水电厂500 kV母线差动保护故障分析
广州蓄能水电厂500 kV主接线采用四角形接线，线路接入点形成的两个母线T区，在线路保护安装点以内，由其本身的线路保护进行保护。
主变压器并联点处形成的两个T区，采用母线差动保护(以下简称母差保护)。
1母差保护的原理及特性
广州蓄能水电厂一期500 kV母差保护采用DIFE3110型高阻差动保护，500 kV断路器以QF1及QF2为一侧，QF3及QF4为另一侧，分别装设两套完全相同的高阻抗差动保护87-1，87-2及87-3，87-4。
分相由两套DIFE3110型高阻抗继电器构成，采用被保护区域进出的电流矢量比较原理，取出差流在电阻器R 上产生的电压值，作为测量值进入继电器内部与阀值比较。
当外部有故障或无故障时，负荷电流I和I′在通过电阻器R时相位相反，幅值相等，电阻器R上的电压降为零，继电器不动作。
当保护区域内部故障时，电流I和I′同相位使得对应的故障电流在电阻器R上产生一定大小的电压值，当该值大于阀值时启动继电器动作出口，见图2。
保护整定值为：闭锁电压UB=20 V，动作电压UD=25 V。
保护动作结果：出口跳QF1，QF2或QF3，QF4，1号、2号机组或3号、4号机组跳闸，并启动故障录波器。
287-3和87-4故障
1998年11月广蓄电厂一期QF2断路器检修期间，发现当3号、4号机组在抽水工况运行时，母差保护87-3，87-4发出闭锁信号。
测量母差保护装置发现L3相有不平衡输出，电阻器R上最高压降21.5 V，且随一次电流成正比例增加，超过了闭锁电压整定值。
3故障查找与分析
1998年11月，对3号、4号机组及QF3，QF4断路器不同运行工况组合进行测试，在QF3合闸，QF 4断开时，三相差流在电阻器R上的压降基本为零；当QF3断开，QF4合闸时，L3相差流在电阻器R上的压降较大，L1，L2相基本为零。
判断故障为QF4出线侧L3相电流互感器54LRB006TI或54LRB007TI 有问题。
为进一步确定故障性质，又对87-3，87-4二次电流回路进行了对线及电流互感器极性试验，结果一切正常。
同年12月进行了87-3，87-4的二次电流回路功率六角图检验，由此可判断电流互感器极性及接线正确。
通过分析认为：
a)可能QF4断路器出线侧两组电流互感器有故障；
b)可能是电流互感器一次回路存在寄生回路，使二次产生不平衡输出。
为此，重点检查了QF4出线侧法兰螺栓的绝缘套，未发现故障。
1999年2月，断开QF3及QF4，进行电流互感器伏安特性试验。
L3相的两组电流互感器的伏安特性与QF4相截然不同。
在重做L3相电流互感器伏安特性试验时，发现有一法兰连接螺栓发热烫手，拆开该螺栓绝缘套侧螺母，发现绝缘套下部断裂，使螺栓接触母线套管接地。
将该绝缘套更换后，重做电流互感器伏安特性试验。
电流互感器伏安特性恢复正常。
QF3，QF4投运后，母差保护87-3，87-4不平衡电流消失，母差保护恢复正常。
绝缘套损坏后螺栓通过母线套管接地，螺栓与母线套形成电流回路。
在此状况下运行，母线套管上产生一感生电流，使电流互感器感受到的电流为Ia＋I′a(Ia为一次侧工作电流，I′a为感生电流)，Ia与I′a的方向相反。
假设螺栓与法兰完全金属接触，则Ia=I′a，故电流互感器感受到的电流为零。
故障现象类似某组电流互感器断线或极性接反的情况。
4存在的问题
4.1电流互感器伏安特性
电流互感器型号为5P20，20 VA。
从这次伏安特性试验的结果看，其拐点电压约560 V，可能不能满足高阻母差保护电流互感器需有较高拐点电压(如大于800 V)的要求，应采取相应的补救措施。
4.2螺栓绝缘套损坏
引起这次故障的原因为螺栓绝缘套破裂，使螺栓接地导致电流互感器出现寄生电流。
虽然不能准确探究螺栓绝缘套如何损坏，但也不排除在安装时未用规定的力矩扳手，用力过大，使绝缘套破裂，长期运行中，振动使螺栓接地。
有鉴于此，对GIS交接试验应加强全过程的质量管理，并要求进行母线所有电流互感器的伏安特性试验，防患于未然。