典型案例分析-电力系统

典型案例分析

一、某电站220kV线路断路器多次跳合闸

1、事故时间地点

2006年8月29日220kV某电站

2、事故经过

A电站侧：AB线有功负荷为约60MW。

2006年8月29日2时52分32秒965毫秒（RCS—901A保护动作时间），AB线距A电站保护装设处约13.6Km处发生A相单相接地故障，1号保护装置（RCS—901A）纵联变化量方向元件、纵联零序方向元件、距离I段先后动作；2号保护装置（RCS—902A）纵联距离元件、纵联零序方向元件、距离I段先后动作。AB线开关（DL251）A相单相跳闸，约1秒钟后，A相重合成功。因为对侧B电站AB线路开关在A相单相跳闸后重合闸未成功，导致非全相运行，因此A侧主变零序过流I段保护动作，约3秒钟后DL251开关三相跳闸；3205

毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A收到DL251开关三相跳闸位置变位由0至1信号；3420毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A又均收到DL251开关三相跳闸位置变位由1至0信号；9114毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A又再次收到DL251开关三相跳闸位置变位由0至1信号。各保护报告完整清楚，故障录波装置录波完好。

B电站侧：2006年8月29日2点53分9秒716毫秒（RCS-901A 保护动作时间），AB线距离B电站保护装设处约17.7Km处发生A相单相接地故障，1号保护装置（RCS-901A）纵联变化量方向元件、纵联零序方向元件、接地距离I段先后动作；2号保护装置（RCS-902A）纵联距离元件、纵联零序方向元件、接地距离I段先后动作。AB线开关（DL251）A相单相跳闸，约4秒后，AB线B相、C相跳闸；此次保护A相单相跳闸后，AB线两套保护装置重合闸均未启动；各保护报告完整清楚，故障录波器录波完好。

2、原因分析

（1）、A电站侧

A电站监控系统记录事件及时间：

８月２９日2时52分28秒976.3毫秒B套保护跳闸信号动作

８月２９日2时52分28秒976.8毫秒A套保护跳闸信号动作

８月２９日2时52分37秒0毫秒GIS断路器操作机构油压气压正常信号动作

８月２９日2时52分43秒0毫秒GIS断路器操作机构油压气压正常信号复归

异常现象：3420毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A 均收到DL251开关三相跳闸位置返回信号（跳闸位置由1至0）；9114毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A又再次收到DL251开关三相跳闸位置变位信号（跳闸位置由0至1），而监控系统和故障录

波器未收到开关变位信号。

其原因分析：断路器经单相跳闸后、又单相重合A相断路器，随后主变保护动作又三相跳闸，断路器经多次分、合闸引起液压机构压力迅速下降，达到了断路器合闸闭锁压力，导致断路器合闸闭锁（起泵压力19.0MPa，合闸闭锁压力18.0Mpa），而油泵又不可能瞬时建压至正常值（油泵打油约需10多秒钟），故导致合闸回路KA13动作（常闭接点断开），从而开断了断路器合闸回路负电源，引起TWJ返回，故RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A在3420毫秒时均收到DL251开关三相跳闸位置返回信号（跳闸位置由1至0）；当油泵打油使油压高于断路器合闸闭锁压力后，断路器合闸闭锁返回、TWJ得电，故RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A在9114毫秒时再次收到DL251开关三相跳闸位置变位信号（跳闸位置由0至1）。

综上所述，当DL251开关短时间内经过多次分、合闸后，就可能会造成DL251开关液压机构油压降低至合闸闭锁压力，从而造成断路器合闸闭锁（不排除降低到分闸闭锁压力的可能，从而造成分闸闭锁），

最终导致断路器不能实现正常合闸，或者出现本次所遇到的问题。（2）B电站侧

B电站监控系统记录事件及时间：

８月２９日２时５３分１２秒４７毫秒A套保护跳闸信号

有

８月２９日２时５３分１２秒４７毫秒B套保护跳闸信号

有

８月２９日２时５３分１２秒51毫秒A相控制回路断线信号有（监控没有送单相断路器位置信号，此信号说明开关在分闸过程）８月２９日２时５３分１２秒７３毫秒２５１合闸闭锁信号有

８月２９日２时５３分２６秒０１毫秒２５１合闸闭锁信号无

经分析，在A相断路器分闸后由于液压机构压力降低，达到了断路器合闸闭锁压力（检修时已经按照定值进行了调整，起泵压力１

9.0MPａ，合闸闭锁压力18.0MPａ，由于环境温度变化，实际动作值有偏差（几个整定值偏差不一致）），导致合闸公共回路KA13动作，断开了断路器合闸回路负电源，同时TWJ返回，保护误认为断路器在合闸状态，故重合闸返回，单相重合闸未出口。

此次重合闸未动作的原因归结为液压机构起泵压力定值和合闸闭锁压力定值受温度变化影响后差值太小，油泵虽然启动，但是压力不能及时达到合闸闭锁压力返回值，合闸回路断开，TWJａ返回，保护误认为开关处于合位状态，重合闸返回。

采取措施

GIS生产厂家派技术人员到A电站、B电站处理：将DL251开关液压机构起泵压力由19.0Mpa修改为20.0Mpa，停泵压力由20.0Mpa 修改为21.0Mpa，油压高报警压力由22.0Mpa修改为23.0Mpa。同时，GIS生产厂家表示将联合设计部门根本解决该问题。

二、500KV某变电站主变差动保护误动跳闸

1、事故时间地点

2006年1月21 日500KV某变电站

2、事故经过

2006年1月21 日11 时23分和18时57分，500kV 某变电站主变保护相继发生误动跳闸事故。

3、原因分析

经过事故后的分析和试验验证，保护动作原因是由于停运开关（5012DL）的电流互感器二次接入了变压器的差动保护回路，在更换B 相CT 后，准备对B 相CT 进行试验。在CT 接线盒处将至端子箱的连线解开，但未将解开的头子进行包扎，线头碰壳，造成CT 的B 相二次接地。由于该回路二次中性线是在保护屏端子排处接地，两接地点间有压差，在变压器差动保护的B 相形成电流，超过差动保护动作值，引起差动保护误动。第二次保护误动原因与上类似。