母线保护案例解析

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1、事故分析目的,一方面是检验配置的保护性能，保护方案的合理性。 另一方面是吸取教训，避免类似的情况再次出现。,事故分析基本方法,利用故障录波报告进行分析 事故后检验 其它系统的相关数据 信息的综合分析,利用故障录波报告进行分析,故障录波报告是进行继电保护分析最重要的分析依据之一,途径1：由继电保护装置自身记录的故障报告获得,途径2：由专用的故障录波装置获得,故障录波器的故障录波数据,母线电压、各支路的故障电流 相关断路器动作时间和保护动作时间信息,保护装置故障报告数据,详细记录了保护装置本身的动作信息 典型数据：动作时间、动作元件、动作相别、动作时故障量大小，保护装置感受的故障电压及电流，相关开

2、入量及开出量状态等,对象 不同,可比性 不同,信息量 不同,精度 不同,事故后检验,对于一些常规的保护装置由于存储功能的限制，无法记录故障时的动作情况 对于保护动作情况存在疑问的 一些较为复杂的故障,检验方法：将故障录波数据通过继电保护测试仪进行故障回放,特点：方法简单直观，但对于部分事故较难模拟，如系统振荡事故，CT饱和事故等。,其它系统的相关数据,SOE （事故顺序记录）,PMR （事故追忆）,信息综合判断,首先对数据的有效性进行分析。 其次依据相关自动化系统获取到的数据、录波装置的录波信息对故障进行综合判别，绘出保护的动作时序图，对事故过程进行一个总体了解。 如对某个具体保护则可通过其自

3、身的动作报告进行详细分析。 最后得出结论。,故障录波图识图方法,首先应根据录波图大致判断系统发生了什么故障，故障持续了多长时间。 以故障相电压或电流的过零点为相位基准，确定故障态各相电流电压的相位关系。,注意：选取相位基准时应躲开故障初始及故障结束部分，因为这两个区间一是非周期分量较大；二是电压电流夹角由负荷角转换为线路阻抗角跳跃较大，易造成错误分析。,绘制向量图，进行分析。,时标 由于工频是50Hz，一个周波的时间即为20ms。所以，为了便于分析，大部分录波图都会把一个时标定为20ms或40ms。,比例尺（如5A ） 通过比例尺在录波图上测量出瞬时值，有效值需除以1.414,开关量波形（记录

4、开入量变化情况） 每个开关量常用一根竖线表示，虚线或细线表示断开，实线或粗线表示闭合，且和电气量共用一个时标。,相位分析 选定同相位的参考点，找出时间差，换算为相位差。,思考题 从一工频量的录波图上测得UA在23ms，IA在27ms的时刻处相位相同，那么请问UA超前IA多少度？,答案 UA与IA的时间差为4ms，4ms对应： （360/20）*4=72度，即UA超前IA 72度。,单相接地故障录波图特点 故障相电流增大，故障相电压降低，并且出现零序电流和零序电压分量。 电流增大、电压降低为同一相别。 一般情况下，零序电流相位与故障相电流同向，零序电压与故障相电压反向。 故障相电压超前故障相电流

5、约为70-80度左右；零序电流超前零序电压约为100-110度左右。,满足这一条，判断发生了单相接地故障。,满足这一条，判断电压、电流回路的相别接线正确。,满足这两条，一般可初步判定整个二次回路接线正确。,两相短路故障录波图特点 两故障相电流增大，两故障相电压降低；没有零序电流、零序电压。 电流增大、电压降低为相同两个相别。 两个故障相电流基本反向。 故障相间电压超前故障相间电流约为70-80度左右。,思考题 一条空载线路，AB相发生短路故障，但从相位图分析，AB相电压滞后AB相电流约115度，试分析其原因？,原因：A相电流与B相电流接反，但由于正常运行时，线路为空载状态，负荷电流基本为0，装

6、置未报异常。,两相接地短路故障录波图特点 两故障相电流增大，两故障相电压降低；出现零序电流、零序电压。 电流增大、电压降低为相同两个相别；零序电流向量为位于故障两相电流间。 两故障相间电压超前两故障相间电流约为70-80度左右；零序电流超前零序电压约为100-110度左右。,三相短路故障录波图特点 三相电流增大，三相电压降低；没有零序电流、零序电压。 故障相电压超前故障相电流约为70-80度左右；故障相间电压超前故障相间电流同样约为70-80度左右。,Phrase 2,误碰、误整定、误接线。 原理缺陷。 软件问题。 交、直流回路故障。 元器件质量不良。 插拔件接触不良。 焊接质量不良。 制造质

7、量不良。 干扰影响。 绝缘老化，设备陈旧。 外力破坏。 其他。,案例一 事故经过 2007年，某220kV变电站一条母线故障跳闸，另一条运行母线接连跳闸，造成该站全站失压。,事故原因 该站220kV为双母线接线方式，母线保护装置为深圳南瑞公司生产的BP-2型母线保护。经过事故调查，此次事故原因为整定计算人员将 “母联失灵延时”整定时间过短（0.01S，一般应0.2-0.3S），导致一条母线故障，母联开关还未跳开，而母线保护又判为母联开关失灵，从而导致非故障母线失电。,案例二 事故经过 2003年某站220kV 、母线的母线差动保护动作，跳开母联200A和分段21F、22F开关；大约过了38分钟

8、后，又将#、#母线上运行的其他元件全部切除。保护装置信号显示：I母差动动作，II母差动动作，装置异常。在上述过程中，一次系统运行正常，无故障发生。,事故原因 通过对装置动作记录、故障录波及监控信号的收集分析，并现场对保护装置相关回路检查发现，此次事故原因系电源输出回路的一个滤波电容损坏导致。 当装置的滤波电容FC19元件损坏，电流、电压采样数据出现偏差，引起差动元件动作。但此时装置电源检测模块发现电压（-15V）异常，闭锁了保护装置操作电源，直至受损的电容被完全击穿，电压恢复正常，装置操作电源被开放，跳开母联200A和分段21F、22F开关。,但由于此时一次系统运行正常，电压闭锁元件未开放，其

9、线路开关的出口回路均因电压闭锁元件闭锁而没有跳闸。 过了约38分钟后， #母线PT的A相电压短时发生突变，造成#母零序电压大于电压闭锁定值，引起电压闭锁元件动作，母线上的所有元件被切除。,案例三 事故前运行方式,1号主变101、2号主变102、A线161、B线162、C线166、D线167、E线168开关上110kV母运行，F线164开关上110kV母运行，110kV母联开关热备用。,事故经过,现场合上母联110开关对110kVF线充电时，110kV母差保护动作，跳开母联110 、1号主变101、2号主变102、A线161、B线162、C线166、D线167、E线168开关。,事故原因分析,一

10、次故障原因分析,经故障录波图分析，一次故障原因为110kV F线线路侧发生相间故障。,线路保护未动作原因分析,由于110kV F线距离保护段未投入且未配置全线速动的光纤差动保护，导致本线路故障只能由距离段延时0.6秒切除故障，而母差保护3毫秒就已跳闸出口，所以F线线路保护只启动而未动作出口。,母联充电保护未动作且未闭锁母差保护原因分析,保护程序上存在一定逻辑缺陷，即电压选择切换开关未经母联开关跳位闭锁。现场调查发现，母差保护屏正面左上方侧的电压选择切换开关置于母位置，充电操作时，母差保护装置中的、母采样均显示有压（如电压选择切换开关经母联开关跳位闭锁，则母差保护装置中的只有母有压）。 从母联充

11、电保护逻辑图中不难发现，当“两组母线均有电压”时，不满足充电保护动作且闭锁母差保护条件，使得充电保护无法出口跳闸，也无法向母差保护发出“充电闭锁母差”的闭锁命令。充电保护逻辑图如下所示：,母差保护大差元件动作原因分析,110kV母线差动保护F线TA调整系数未按定值单正确整定，导致F线电流未参与大差电流计算。因此在新投线路发生故障时，大差元件产生差电流，大差元件开放。,母差保护母小差元件动作原因分析,由于电压选择切换开关置于I母位置，致使保护装置两段母线均有电压，满足母差保护“当两段母线都有电压且母联在跳位时，母联电流将不记入小差”的保护逻辑，造成母产生小差电流 。保护逻辑图如下所示：,综上所述

12、，本次事故母差保护动作的主要原因为: 1、110kV F线线路本身存在故障，导致母差保护复合电压闭锁元件被开放。 2、现场误将电压切换开关把手打至110kV母位置，且由于电压切换开关回路未经过母联开关跳位闭锁，导致母差保护装置误判为两组母线均有电压，闭锁了充电保护，并开放了母差保护，当110kV母发生区外故障时，充电保护未能动作切除故障。同时，母差保护定值现场整定错误，致使110kV F线故障电流未参与大差电流计算，导致母差保护将区外故障判断为区内故障；由于电压切换开关置于I母位置，造成母联电流未参与母小差电流计算，母产生小差电流，保护装置误判为母故障，将母上所有运行元件切除，扩大了故障范围。

13、,案例四 事故简要介绍,2007 年7 月8 日某变电站220kV 系统运行方式如下： 5号主变、渡泸2201、渡田4232线上4母运行，2号主变4母热备用，3-4号母联、II-IV 分段开关处于运行位置，6号主变上1母运行。,17：44：54：248 站内发生故障，经过22ms 渡田4232线路保护动作,24ms220kV 四母差动保护动作,30ms 6 号主变高阻抗保护动作。 从故障电流消失的情况判断开关动作时刻,故障发生后各开关顺序如下:(由于电流拖尾可能有误差) 40ms 6 号主变5006 开关分闸 50ms 6 号主变220kV 开关分闸 60ms 渡田4232 开关分闸 62ms

14、 3-4号母联开关分闸 64ms II-IV 分段开关分闸 65ms 5 号主变220KV 开关分闸 70ms 渡泸2201 开关分闸,事故调查经过,事故后，对一次设备进行巡视发现，渡田4232线在出口处电缆沟内发生A相爆炸，4母母线无闪络放电等迹象，变电站站内无其他异常情况，表明此次事故应由4232线一次故障所引起。 同时，现场调取故障录波图如下：,5 号主变220kV 侧录波图,渡田线4232 录波图,3-4号母联录波图,II-IV 分段及渡泸2201录波图,220kV 4母母线电压录波图,从以上录波图，不难发现系统A相发生故障，与巡视结果相同。 其中渡田线4232 开关CT变比为1600

15、/5，精度为5P20； 5 号主变的220kV开关CT变比为3200/5； 3-4号母联开关CT变比为2000/5A； II-IV 分段开关CT变比为2000/5A； 渡泸线故障电流可以忽略；,经过计算，各单元一次故障电流有效值分别为：渡田线4232 故障电流为29120A（1600/5A，精度5P20）； 5 号主变的220kV侧电流为12089A(3200/5A)； 3-4号母联电流为20840A(2000/5A)； II-IV 分段的电流为19098A(2000/5A)； 渡泸线故障电流可以忽略； 四母线上的流入电流为52027A，流出电流为29120A，一次差电流为22.9 kA，二次

16、差电流为71A（基准变比为1600/5）。 由此可以初步判定，此次母线差动保护动作是由于渡田线4232 开关CT 在故障时发生严重饱和，导致四母线产生差电流。,事后通过对渡田4232母线差动保护所用电流互感器进行伏安特性测试，验证了此判断。,结论,220kV 四母线差动保护区外故障误动,主要是由于在渡田线发生短路故障时，CT发生严重饱和现象。,案例五 事故简要介绍,2001 年9 月21 日某变电站110kV 系统运行方式如下： 1号主变、驻银线、驻马线、I驻东线、驻遂线、驻化线运行于110kV上母；2号主变、驻牵线、II驻东线、驻金线、驻明线运行于110kV下母，110kV母联开关运行。,17：49：24驻化线发生单相永久性接地故障，线路保护动作，17：29：25线路重合成功。与此同时，110kV母线差动保护上母动作，1号主变、驻银线、驻马线、驻东线、110母联开关跳闸，17：49：26驻银线重合成功。,事故原因分析,线路保护重合于故障线未动作原因分析,110kV驻化线线路重合后，