几起零序过流保护动作事故分析及改进措施探讨
变电站110kV线路零序过流的故障分析
变电站110kV线路零序过流的故障分析摘要：本文主要针对变电站110kV线路零序过流的故障展开了分析，通过结合具体的事故概况，对故障的原因作了系统的分析，并给出了一系列有效的整改措施，以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。
关键词：变电站线路；零序过流；故障0 引言随着我国的经济建设发展，用电需求的增加对变电站也提出来更高的要求。
因此，对于变电站110kV线路需要有高度重视，特别是对零序过流故障的分析处理。
若线路出现故障，我们需要及时采取措施进行处理。
基于此，本文就变电站110kV线路零序过流的故障进行了分析，相信对有关方面的需要能有一定的帮助。
1 事故概况1.1 事故经过某220kV变电站一次接线图如图1所示。
2015-05-08，变电站110kV线路1发生L3相接地故障，152断路器差动保护动作，跳开152断路器，重合于永久性故障，距离保护加速动作，但断路器未断开。
故障录波图显示，故障电流一直持续；事故发生后现场检查152断路器在分位，3号主变压器110kV侧零序过流Ⅰ段保护动作，一时限0.8s跳开112母联断路器，二时限1.1s跳开3号主变压器中压侧103断路器。
154断路器连接的110kV变电站1号主变压器间隙击穿，154断路器零序过流Ⅱ段保护动作，跳开154断路器，重合成功（重合时110kVⅡ段母线已失电）。
158断路器零序过流Ⅲ段保护动作，跳开158断路器，同时2号主变压器中压侧间隙击穿，0.5s跳开2号主变压器三侧断路器，切除故障电流。
1.2 事故时运行方式该变电站共3台主变压器，220kV双母线单分段运行，1号主变压器201断路器接ⅠⅢ母线、2号主变压器202断路器接Ⅲ段母线、3号主变压器203断路器接Ⅱ段母线运行，212母联断路器在合位。
110kV双母线并列运行，1号主变压器101断路器接Ⅰ段母线，2号主变压器102断路器接Ⅱ段母线，3号主变压器103断路器接Ⅱ段母线运行，152、154、158、160断路器接Ⅱ段母线运行，10kVⅠ段、Ⅱ段母线分列运行，Ⅲ段母线与Ⅰ段、Ⅱ段母线独立运行，各电压等级线路单上单，双上双（如图1所示）。
厂用400V零序过流保护动作事故分析
厂用400V零序过流保护动作事故分析发表时间：2018-07-05T15:58:01.640Z 来源：《电力设备》2018年第9期作者：王江华[导读] 摘要：机组冷却风机发生接地路故障，因开关选型不合理，造成越级跳闸，引起400V厂用变压器零序过流保护动作，在未找了故障原因时再次误合故障回路引起厂用400V 高压侧开关跳闸，400V厂用电全部消失。
（四川港航嘉陵江金沙航电开发有限公司 637400）摘要：机组冷却风机发生接地路故障，因开关选型不合理，造成越级跳闸，引起400V厂用变压器零序过流保护动作，在未找了故障原因时再次误合故障回路引起厂用400V 高压侧开关跳闸，400V厂用电全部消失。
关键词：大电流系统、零序过流保护、开关越级跳闸1 概述在中性点直接接地（包括经小阻抗接地）系统中，当发生单相接地故障时，接地电流一般都比较大，所以称为大电流接地系统。
一般110kV及以上系统或380/220V的三相四线制系统采用大电流接地系统。
沙溪电站400V厂用电系统则是中性点直接接地的大电流系统。
两台厂用变压器装设保护有限时电流速断、过电流保护和零序过流。
其中零序过流保护用以反映变压器低压绕组、400V母线不对称接地故障的主保护，同时也作为400V系统负荷不对称接地时的后备保护。
保护动作结果为延时0.7秒跳开变压器高压侧断路器。
2 故障现象2011年9月15日，沙溪电站厂用400V II段失电，2#厂用变高压侧断路跳闸，厂用400V低压侧备自投装置401动作，厂用电由标准运行变为I段带II段运行，当运行人员恢复机组辅助设备动力电源时，厂用400V I段失电，1#厂用变高压侧断路器跳闸，导致厂用400V失压。
由于我厂机组辅助设备动力电源来自厂用400V系统，因此，全厂3台机组手动紧急停机。
事后查看现场，厂用400V 两台变压器保护装置“零序过流“保护动作。
3 故障原因分析及处理在出现厂用400V失压后，检修人员迅速赶到现场，分析查找故障原因。
一起站用变多次跳闸事故的原因分析与整改措施
装备应用与研'♦Zhuangbei Yingyong yu Yanjiu一起站用变多次跳闸事故的原因分析与整改措施林依青（广东电网有限责任公司汕头供电局，广东汕头515000）摘要：针对某110%V变电站一起站用变多次在本站10%V馈线近区接地故障跳闸时出现低压零序过流保护动作而跳闸的事件,分析了事故原因，指出了站用变电流回路存在的缺陷,并提出了整改措施。
关键词：站用变；电流回路;跳闸原因0引言变电站的站用变系统是整个变电站正常运转所需能量的来源,其能否运接变电站供电系统的叭低压站用变系统的变压一用直接接地的方式，除了过保护之外，还需装设零序过保护作站用变接地保护的后保护，，低压零序电站用变低压侧接地线回路的零序CT二次。
本文介绍了某110%V变电站一起站用变多次在本站10kV馈线近区接地故障时出现低压零序过流保护动作而跳闸的事件，分析了事故原因，并提出了的整改措施。
1事故过程该110kV变电站10kV接线为单母线分段接线。
站用变系统由2台10kV站用变压，量160kVA,分在10kV I母线和-线上。
站用变低压380V侧是线分段接线。
为了保站用电的供电，2台站用变用，站用变因故障跳闸电时，一站用变出运的站用变的切。
2019年9月至2020年4月，该110kV变电站连续发生4次#2站用变低压零序保护动作跳闸事件，时有站10kV馈线近区接地故障零序保护动作跳闸事故的，况如表1所示。
表1#2站用变动作跳闸情况表时间跳闸馈线馈线发生故障时一次/二次零序电流值/A#2站用变保护装置低压侧一次/二次零序电流/A2020-04-08a线（位于III母线）199/4.98378/9.462020-01-01b线（位于I母线）307/2.50346/8.642019-12-24=线（位于III母线）260/6.50336/8.392019-09-16＞线（位于I母线）286/2.38376/9.39 2020年4月8日，该站的10kV a线站外发生近区接地故障，一次零序电199A,大于整，馈线零序保护正确动作。
某220kV变35kV零序保护频繁跳闸事故分析及对策_王鲜花
份近三个半月的 35kV 出线零序保护跳闸情 况进行了详细统计，如表一：某 220kV 站三 个半月 35kV 线路保护跳闸统计分析。 2.2 分析 35kV 线路保护跳闸外部原因的主要 因素与次要因素
从表一中保护跳闸统计及数据分析可 以看出：6 月～9 月三个半月中，过流和零 序保护同时跳闸（有故障）占保护总动作次
表一：某 220kV 站三个半月 35kV 线路保护跳闸统计分析
35kV 线路保护跳闸统计分析：6 月份
保护 总动作次数 （六月份）
零序保护单独动 作
(有故障原因)
过流保护单独动 作
(有故障原因)
零序和过流同时 动作两者保护跳 闸次数(有故障
原因)
不同故障原因引 起的保护跳闸次数
用户侧
线路侧
无故障原因引起 的保护跳闸次数
而主变零序保护需要新配保护装置，配置 无故障零序保护跳闸占保护总动作次数的
PST-671 和 CSC-326GH 保护,用户侧没有配 比例分别是 10%、4.2%、0%、0%, 比例最
置零序电流保护，该站 35kV 零序保护配置 小。
情况见图一，改造完后的三个多月，35kV
从故障原因分析， 6 月～9 月三个半月
出线零序电流保护频繁跳闸，有时单独跳闸， 中，用户侧故障引起保护跳闸占保护总动作
有时与过流保护同时动作，2012 年 6 月主变 次数的比例分别是 80%、86.9%、58.1%、
35 零序电流保护也动作跳闸，近 100MW 负 62.5%, 比例很大,是故障原因的主要因素；
荷切除，对供电可靠性造成了较大影响。 线路侧故障引起保护跳闸占保护总动作次
67号箱变低压侧零序过流跳闸分析报告
67号箱变低压侧零序过流跳闸失效分析报告二〇二〇年三月二日“67号箱变低压侧零序过流跳闸”失效分析2019 年 10月27日01时04分05秒箱变后台监控后报警，报文显示：67 号箱变低压侧零序过流跳闸动作，随后机组报出“电网异常、电网频率高故障”现将检查处理情况汇报如下：一、2019 年 10 月 27 日故障前运行方式：1.35kV 投风八线集电线路运行正常。
2.其所接带 9 台箱变及风机运行正常。
3.67 号机组平均风速 9.53m/s，67号机组接带负荷：2.51MW；满负荷运行2.4小时，风电场所接带负荷 258.1MW。
二、设备跳闸保护动作信息1.跳闸动作信息2019 年 10 月 27 日 01 点 04 分 05 秒，箱变监控后台报 67 号箱变低压侧零序过流跳闸（详见表1）表1:67号箱变保护动作信息（详见表2）。
表2:67号机组信息保护动作信息1.2019 年 10月27日01时04分05秒箱变监控后台报67 号箱变低压侧零序过流跳闸动作，低压侧断路器跳闸，随后机组报出“电网异常、电网频率高故障”对67 号箱变就地检查，发现高压断路器在合位，低压断路器在分位，测控报低压零序过流动作，动作电流0.19A，时限101ms，查看测控装置定值动作电流0.2A，时限100ms，对67号箱变进行隔离，对箱变高、低压侧全面检查未发现异常，箱变定值单核对，用 2500MΩ表对箱变低压侧进行测绝缘，相间及对地绝缘值合格，金凤厂家对机组全面检查未发现异常，具备送电条件，然后对 67 号箱变低压侧送电，机组带负荷运行正常。
2.2019年11月09日00时20分58秒变报67 号箱变监控后台报67 号箱变低压侧零序过流跳闸动作，低压侧断路器跳闸，随后机组报出“电网异常、电网频率高故障”对67 号箱变就地检查，发现高压断路器在合位，低压断路器在分位，测控报低压零序过流动作，动作电流0.2A，时限101ms，隔离67号箱变进行，对箱变高、低压侧全面检查未发现异常，金凤厂家人员对机组全面检查未发现异常，67号箱变在隔离状态。
一起线路故障引起的零序I段动作跳闸原因分析及预防措施探讨
一起线路故障引起的零序I段动作跳闸原因分析及预防措施探讨摘要：变电站内部及送出线路最容易发生事故的设备就是电缆线路，其中单相接地故障引起零序过流Ⅰ段动作占很大比例，极少数项目现场出现零序过流Ⅱ段动作跳闸，零序过流I段动作大多数是一次设备异常引起的保护动作。
本文结合工作中的35KV光伏电站开关站接地变零序保护动作跳闸的实际案例，从引起跳闸的原因着手，阐述了事故检查过程及预防措施，深入分析一起线路故障引起的零序过流I段动作跳闸事故，通过制定对策，避免开关站再次出现该跳闸事故。
从而给其他现场处理类似事故提供一定的帮助。
关键词：光伏电站零序I段动作跳闸原因分析及预防措施1事故过程及设备简介：某光伏电站建设规模为40MW，以2回35kV 集电线路至 35kV光伏电站内开关站，开关站汇集电能后以1回35kV架空线路接入110kV变电站。
光伏区电能汇集后通过13台35kV箱变升压，集电线路原有道路敷设可方便到达开关站，总长约6.5公里。
（1）故障前后电站运行方式故障发生前，某光伏电站35kV送出Ⅰ回线在运行状态，站内35kV母线在运行状态。
35kV光伏场区集电Ⅰ回线带负荷17.2MW，35kV光伏场区集电Ⅱ回线带负荷21.1MW，全站送出总负荷38.1MW。
故障发生时，某光伏电站内35kV母线保护装置1M差动相电压保护、1M失灵相电压保护启动，但未动作出口。
故障发生后，某光伏电站35kV开关321、322、323、324、325断路器跳闸。
35kV送出Ⅰ回线，35kV母线、35kV接地变、35kVSVG、35kV集电Ⅰ回线、35kV集电Ⅱ回线均转为热备用状态，全站送出总负荷变为0 MW。
（2）事件发生经过2022年11月22日16时59分09秒860毫秒，某光伏电站35kV接地变兼站用变高压侧零序I时限保护动作出口，（动作电流1.058A，动作时限735ms）。
跳开35kV集电Ⅰ回线324断路器、35kV集电Ⅱ回线325断路器、35kV SVG 322断路器、35kV送出Ⅰ回线321断路器、35kV接地变323断路器。
零序保护误动原因及解决措施
零序保护误动原因及解决措施零序保护误动原因及解决措施零序保护是电力系统中一项重要的保护装置，工作稳定性对系统的安全运行至关重要。
然而，零序保护误动时常发生，可能导致保护装置虚假动作，进而影响电力系统的正常运行。
本文将根据步骤思维，探讨零序保护误动的原因，并提供解决措施。
步骤一：了解零序保护误动的原因零序保护误动的主要原因可以分为两类，一是外部因素，二是内部因素。
外部因素包括电力系统故障、雷击、接地电阻变化等，这些因素可能导致零序电流的不均衡。
内部因素包括保护装置参数设置不当、接线错误、设备故障等。
了解这些原因可以为解决零序保护误动提供基础。
步骤二：分析零序保护误动的具体情况针对零序保护误动的具体情况，进行详细分析是解决问题的关键。
可以通过检查保护装置的报警记录、观察相关设备的运行状态以及对故障发生时的电力系统进行录波分析等方式，找出误动的具体原因。
步骤三：针对外部因素做出相应的措施对于外部因素导致的零序保护误动，可以采取以下措施来解决问题。
首先，加强对电力系统的维护和管理，及时处理电力系统故障，减少故障对零序电流的影响。
其次，加强对设备的防雷保护措施，减少雷击对零序电流的影响。
另外，合理设计接地系统，确保接地电阻的稳定性。
步骤四：针对内部因素做出相应的措施对于内部因素导致的零序保护误动，可以采取以下措施来解决问题。
首先，检查保护装置参数设置是否合理，根据实际情况进行调整。
其次，检查保护装置的接线是否正确，确保信号传输的准确性。
另外，定期对保护装置进行检测和维护，确保其工作正常。
步骤五：监控和测试零序保护装置的性能为了确保零序保护装置的稳定性和可靠性，定期进行监控和测试是十分重要的。
可以通过对装置进行定期巡检、检测装置的动作性能、进行保护装置的定值检查等方式，确保零序保护装置工作正常。
总结：零序保护误动对电力系统的正常运行造成了一定的影响，然而，通过了解误动原因、详细分析、针对外部和内部因素采取相应措施以及监控和测试装置性能等步骤，可以有效解决零序保护误动问题，确保电力系统的安全运行。
几起漏电保护器故障原因、处理及改进措施
收 稿 日 期 ：２０１９６３ 修 回 日 期 ：２０１９７２２ 基 金 项 目 ：沧 州 市 职 业 教 育 研 究 “十 三 五 ”规 划 课 题 （ＣＺＺＪ２０１９０２） 第 一 作 者 简 介 ：于 中 和 （１９７０），男 ，河 北 吴 桥 人 ，华 北 工 业 学 校 高 级 讲 师 ，研 究 方 向 电 气 工 程 。Ｅｍａｉｌ：ｈｂｃｚｙｚｈ＠１６３．ｃｏｍ
２ 漏电保护器的误动作和拒动作
误动作和拒动作是影响漏电保护装置正常投入运行，充分发挥作 用的 主 要 问 题 之 一。误 动 作 是 指 线 路 或设备未发生预期的触电或漏电时漏电保护装置的动作；拒动作是指 线路 或 设备 已 发 生 预 期 的 触 电 或 漏 电 时漏电保护装置拒绝动作。
在 施 工 现 场 中 ，由 于 用 电 环 境 一 般 比 较 差 ，使 用 的 设 备 、线 路 本 身 安 全 隐 患 比 较 多 ，流 动 性 、复 杂 性 、临 时 性较强，参加施工的用电人员甚至管理人员的素质参差不齐，经常发生 漏电 保护 器 误 动 作 或 拒 动 作，不 仅 严 重 影 响 施 工 现 场 的 正 常 施 工 ，而 且 使 施 工 现 场 用 电 的 安 全 无 法 得 到 有 效 的 保 证 。
由电路原理分析可知，所有被保护的工作导线（相线、工作零 线）必须 穿过 零 序 电 流 互 感 器，而 不 被 保 护
的 导 线 （保 护 零 线 或 保 护 地 线 ）绝 对 不 能 穿 过 零 序 电 流 互 感 器 ，否 则 ，会 造 成 漏 电 保 护 器 不 能 正 常 工 作 。 同 时
压输出，此电 压 经 放 大 机 构 放 大 后 推 动 脱 扣 器 （执 行 机 构）动作，使主开关迅 速 切 断 故 障 电 路，从 而 保 护 了 触 电 者或漏电的电气设备。
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几起零序过流保护动作事故分析及改进措施探讨
摘要：随着继电保护技术的发展，主保护不断强化，后备保护逐渐简化，但在很多特殊情况下，主保护往往未能启动，无法快速切除故障，只能依靠后备保护隔离故障来保证人身、电网和设备的安全，对此，本文介绍了几起典型的零序过流保护动作事故，通过分析故障过程、探讨暴露的问题，指出在加强主保护、合理简化后备保护的同时，仍必须重视后备保护的运行维护，以及电网结构的合理性和一次设备的性能。
关键词：主保护；后备保护；零序过流保护；重要性
0 引言
如果配备了完善的接地距离保护，零序过流保护作为接地距离保护的补充，仅用作切除高电阻接地故障[1]；或是在主保护或断路器拒动等情况下，负责切除故障。
但在某些情况下，系统的稳定和设备的安全都有可能受到影响，本文便根据运行中零序过流保护动作的几起典型案例，如山火、人为责任、保护拒动等原因引起零序过流保护动作，对事故过程、暴露的问题进行了分析和探讨。
1 山火引起零序过流保护动作事故
1.1 事故过程简介
图1、图2为某500kV线路A相因山火引起高阻接地故障时的两侧录波，其中A侧零序II段保护动作，直接三跳；B侧差A相动保护动作，单跳A相，重合不成功三跳。
图1 A侧故障录波
图2 B侧故障录波
1.2 事故过程分析
（1）根据两侧录波，故障时故障电流突变相对较小，故障后故障电流逐渐变大，故障相电压超前电流的角度较小，由此判断线路上发生了高阻接地故障。
（2）在近故障侧（A侧）保护感受到的故障电流较大，故障发生后，保护装置能够立即启动；而远故障侧（B侧），保护装置感受到的零序电流（0.04A 左右）和电流变化量均小于装置整定定值，故在故障发生后2340ms左右都未能启动。
差动保护动作条件为装置启动、差流满足且收到对侧的允许信号。
故障发生后，两侧差动电流可以很快达到差动动作定值，但是由于B侧保护装置未启动，
无法给A侧发允许信号，故相差保护不能动作。
而针对高阻接地故障、可以不经对侧允许信号动作的零序差动元件，需检测到本侧零序电压（3U0）达到定值，随后将跳闸令发到对侧联跳对侧。
但是对于本次故障，A侧在故障发生后，保护装置感受到的电压没有明显的变化，故零差保护也未能动作。
直到B侧零序电流达到零序II段的定值并经2.3s的延时后，B侧零序过流II段动作跳开三相，同时将跳闸令发送至对侧；对侧结合差流条件，A相差流满足动作条件，B侧保护A相差动保护动作跳开A相，1s左右后重合于线路，此时故障没有消失，故差动保护加速动作跳三相。
1.3 结论
（1）发生高阻接地故障时往往可能会出现一侧故障电流太小而无法启动保护，对于此类零序弱馈的问题，差动保护多采用零序电压变化量来强制弱馈侧保护启动，这种方法可以解决大部分的高阻接地故障。
但在如本次故障的极端情况下，零序电流和零序电压均很小，差动保护仍可能拒动，此时，由于系统故障电流总体水平很低，因此可以依靠长延时的零序后备段保护动作先切除一侧开关，再由保护纵续动作切除另一侧开关。
（2）整定时应注意零序保护的配合，尤其在后备保护不断简化的背景下[2-4]，防止在类似故障情况下主变或其它线路的零序保护提前动作，造成事故扩大。
2 误短接电流回路造成零序反时限保护动作事故
2.1 故障概况
某500kV线路为3/2接线方式，在一次边开关检修过程中，由中开关带线路运行。
工作人员在边开关间隔执行安措时将B相电流回路短接，造成故障侧在7225ms时刻主1零序反时限保护动作，跳开中开关三相，主2保护未动作；对侧主1差动保护B相动作，单跳单重成功。
工作中误接线示意图如下：
图3误接线示意图
2.2 事故过程分析
（1）零序反时限保护动作过程分析。
由于短接点的分流作用，故障侧保护装置感受到零序电流为0.21A，根据零序反时限保护的原理和相应定值，保护动作时间计算如下：
（1）
其中：Ip为零序反时限过流定值，设为0.08A；Tp为零序反时限时间定值，为1s。
上述计算的保护动作时间与保护装置实际保护动作时间7225ms基本一致
（2）故障侧差动保护未动作原因分析。
差动保护动作条件为装置启动、差流满足且收到对侧的允许信号。
虽然故障时刻B相电流减小，差动电流达到0.22A，超过差动定值（0.15A），但由于非故障侧保护装置的电流和电压均无变化，故其保护未启动，故障侧无法收到“非故障侧的差动保护动作允许信号”，因此，故障侧差动保护无法动作。
（3）非故障侧保护动作过程分析。
故障侧零序反时限保护动作并启动三跳瞬间，同时将跳闸命令发给非故障侧，非故障侧保护启动且B相差动元件动作。
所以在故障侧三跳后，非故障侧侧B相差动保护瞬时动作。
非故障侧B相单跳后，由于故障侧三相已跳开，线路无流，重合成功。
2.3 结论
工作人员执行安措时误将B相电流回路短接是造成本次事故的直接原因，故障过程中，一次系统实际上运行平稳，非故障侧保护无法启动，导致故障无法快速隔离，故障侧可能对人身、设备造成威胁。
因此，不仅要重视提高检修工作人员技术技能水平，同时在二次回路上作业时，必须认真研究制定工作方案、分析验证作业方法、充分进行风险评估，仔细核对现场接线、图纸资料，确保方法正确，严防出现类似的不良后果。
3 某220kV变电站两台主变零序保护相继动作事故
3.1 事故概况
某220kV变电站内共有两台主变，其中#1主变中压侧中性点经间隙接地、#2主变中压侧中性点直接接地。
某次区外110kV线路发生高阻接地且零序保护拒动期间，#2主变零序过流保护III段动作，跳开三侧开关；随后，#1主变零序电压升高，造成#1主变零序过压保护动作，跳开#1主变三侧，随着两台主变的停运，最后造成了较大面积的停电。