继电保护事故分析(输电线路)

1、前 言随着我国电力工业的快速发展，电网规模的不断扩大，网络密集程度逐步提高。电力输电线路时刻受到影响，特别是输电线路受到雷击的威胁较大。因此，电力变压器在运行中可能发生各种类型故障或出现不正常的工作状态。它的故障对电力系统的安全连续运行会带来严重影响。 电力系统和继电保护技术的不断发展和安全稳定运行，给国民经济和社会发展带来了巨大动力和效益。但是，电力系统一旦发生故障，如果不能及时有效控制，就会失去稳定运行，使电网瓦解，并造成大面积停电，给社会带来灾难性的后果。因此电网继电保护和安全自动装置应符合可靠性、安全性、灵敏性、速动性的要求。继电保护是保障电力设备安全和防止及限制电力系统长时间大面积停

2、电的最基本、最重要、最有效的技术手段。因此，加强继电保护的设计和整定计算，是保证电网安全稳定运行的重要工作。本次设计的任务主要包括电力输电线路的故障分析、分析电力输电线路的继电保护配置，通过综合分析，采取措施，统筹兼顾，达到保证电网安全经济运行的目的。 目 录前 言目 录1摘 要1第1章 继电保护的概述11. 1 继电保护的基本任务11.2 整定计算的基本任务11.3 整定计算的基本要求3第2章 输电线路继电保护配置72.1 输电线路保护的类型72.2 22KV线路保护主配置8第3章 输电线路继电保护事故分析113.1 新增线路故障引起母线差动保护误动分析113.2 220KV线路保护继电保护

3、拒动事故133.3 220 kV 线路继电保护误动事故18后 记28参考文献29摘 要电力是当今世界使用最为广泛、地位最为重要的能源之一,电力系统的安全稳定运行对国民经济、人民生活乃至社会稳定都有着极为重大的影响。电力系统继电保护是反映电力系统中电器设备发生故障或不正常运行状态而动作于断路器跳闸或发生信号的一种自动装置。电力系统继电保护的基本作用是：全系统范围内，按指定分区实时监测各种故障或不正常运行状态，快速及时地采取故障隔离或告警信号等措施，以求最大限度地维持系统稳定、保持供电的连续性，保障人身的安全、防止或减轻设备的损坏。为保证电力输电网的安全可靠运行，所以对其继电保护，可靠性等性能要求

4、极高。本设计结合实际案列对运行中的输电线路继电保护事故进行分析，改进。关键词：输电线路；继电保护；电力系统；第1章 继电保护的概述1. 1 继电保护的基本任务(一) 当被保护的电力系统元件发生故障时，应该由元件的保护装置迅速准确地给距离故障元件最近的断路器发出跳闸命令，使故障元件及时从电力系统中断开，以最大限度的减少对电力元件本身的损害，降低对电力系统安全供电的影响，并满足电力系统的某些特定要求。(二) 反映电气设备的不正常工作状态，并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同发出信号，以便值班运行人员进行处理，或由装置自动的进行调整，或将那些继续运行而会引起事故的电气设备予以切除，反应不正常

5、工作情况的继电保护装置容许带一定的延时动作。 1.2 整定计算的基本任务 整定计算是针对具体的电力系统，通过网络计算工具进行分析计算、确定配置的各种系统保护的保护方式、得到保护装置的定值以满足系统的运行要求。整定计算是继电保护工作中一项非常重要的内容，正确、合理的进行整定计算才能使系统中的各种保护装置和谐的一起工作，发挥积极的作用。 （1） 整定计算的具体任务 (1) 绘制电力系统接线图； (2) 绘制电力系统阻抗图； (3) 建立电力系统设备参数表； (4) 建立电流，电压互感器参数表； (5) 确定继电保护整定需要满足的电力系统规模及运行方式变化限度； (6) 根据已有的保护装置，计算保护

6、定值，编制定值通知单； (7) 对定值通知单进行管理； (8) 编写整定方案报告书，着重说明整定原则问题，整定结果评价， 存在的问题及采取的对策等。 (9) 根据整定方案，编制系统保护运行规程（说明）； (10) 处理日常运行的保护问题； (11) 进行保护的动作统计与分析，做出专题分析报告； (12) 参加系统发展保护设计的审核。 （二） 整定计算的工作步骤 (1) 收集必要的参数与资料（保护图纸、设备参数等）。 (2) 按照调度管辖范围，根据需要与定值接口单位交换数据。 (3) 根据调度或方式部门提供的电网运行方式，选择短路类型，选择分支系数的计算条件； (4) 结合系统情况，确定整定计算

7、的具体原则。 (5) 进行短路故障计算，得到短路计算结果； (6) 进行整定计算，对整定结果分析比较，选出最佳方案，选取整定值并做出定值图； (7) 归纳出存在的问题，并提出运行要求； (8) 画出定值图； (9) 编写整定方案说明书，一般应包括以下内容： 考虑的系统方式，厂、站方式，变压器中性点接地方式安排； 继电保护的配置情况； 继电保护整定的基本原则，特殊考虑的问题； 系统图、阻抗图、整定配合图、重合闸方式； 正常运行安排、存在的问题及运行注意事项； 提供给接口单位的系统综合阻抗、接口定值。 1.3 整定计算的基本要求 继电保护有四个基本要求，即可靠性、选择性、灵敏性、速动性，要全面考虑

8、。在某些情况下，“四性”的要求有矛盾不能兼顾时，应有所侧重；片面强调某一项要求，都会导致保护复杂化、影响经济指标及不利于运行维护等弊病。整定计算尤其需要处理好四性的协调关系。 (1) 可靠性 要求保护装置处于良好状态，随时准备动作。保护装置的误动作是造成正常情况下停电、事故情况下扩大事故的直接根源，因此必须避免，用简单的话来说，就是“该动的就动，不该动的不动”，即不误动、不拒动。 保护的可靠性主要由高质量的保护装置、合理的设计、可靠的安装调试、精心的运行维护来保证。 整定计算中，主要通过制定简单、合理的保护方案来保证。另外在运行方式变化时应注意对定值进行调整以确保保护系统可靠动作。 (二) 选

9、择性 选择性是指当电力系统发生故障时，继电保护装置应该有选择性地切除故障部分，让非故障部分继续运行，使停电范围尽量缩小。首先由故障线路或元件本身的保护切除故障，当上述保护或开关拒动时，才允许相邻保护动作。继电保护选择性的满足，主要由整定计算来考虑，通过正确整定保护装置的动作值和动作时间来实现，即通常说的灵敏度和动作时间配合，其原则是从故障点向电源方面的各级保护，其灵敏度逐级降低，其动作时限逐级增长。 时限配合：上一级保护时限比下一级保护时限要大，所大的时限差，即为时限级差。此时限级差视不同的配合情况选取不同的数值。一般情况下，高精度时间元件的保护之间相互配合的级差采用0.3S；与差动及瓦斯保护

10、、纵联保护、横差保护等之间配合的级差采用0.4S，定时限与反时限保护配合的级差采用0.5S。 保护范围配合：也叫灵敏度有配合。保护装置对被保护对象的故障反应有一定的范围，上一级保护的保护范围应比下一级相应段保护范围为短，即在下一级保护范围末端故障时，下一级保护动作，上一级保护不动作这叫做范围有配合。 选择性是继电保护中的一个很重要的问题，一般不允许无选择性产生。如不能做到应该按照相关规程进行处理，并尽量减小不配合导致失去选择性带来的危害。 (3) 灵敏性在保护装置的保护范围内发生故障，保护反映的灵敏程度叫灵敏性，习惯上常叫灵敏度。灵敏性用灵敏系数来衡量。灵敏系数指在被保护对象的某一指定点(通常

11、指被保护对象的末端)发生金属性短路，故障量与整定值之比(反映故障参量上升的，如过电流保护)或整定值与故障量之比(反映故障参量下降的，如低电压保护)。主保护的灵敏系数仅考虑对被保护设备（本级），后备保护的灵敏系数则主要考虑的是对相邻设备（下一级）。校验灵敏度，应根据不利正常（含正常检修）运行方式和不利故障类型（一般仅考虑金属性短路和接地故障）计算，要求灵敏系数不能低于规定值，对各种保护灵敏系数的规定，详见继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006）。校验灵敏度应注意的几个问题: (1) 计算短路电流较小的短路类型。例如，零序电流要以单相接地或两相接地进行比较,相电流稳定值以三

12、相短路与两相短路相比较。 (2) 选择可能出现的最小运行方式，重点在于被检验保护反映灵敏度最小的那种方式。例如，多电源变为单侧小电源的情况。 (3) 经Y/接线变压器的不对称短路相电流电压的分布发生改变，对不同接线、不同相别(A、B两相或B、C两相或C、A两相)、不同相数的保护装置反映灵敏度则不同。 例如：YN,d11接线变压器d侧AB相短路时，电流电压的分布为： Y侧各相电流的分布规律是两故障相中的滞后相电流最大，数值上为侧故障相电流的2/1.732倍，其它两相电流大小相等、方向相同，数值上为侧故障相电流的1/1.732倍。 Y侧各相电压的情况是两故障相中的滞后相电压总为零（当忽略变压器内部

13、压降时），或者很小。另两相电压总是相等。 (4) 负荷电流对保护的灵敏度有影响，对于短路点较远的短路，因为分支负荷端电压较高，还吸取一定的负荷电流，因而减小了短路支路的电流。某些容量较大的同步电动机，短路开始瞬间(对速动保护)可向短路点送出短路电流，因而又增大了短路支路的电流。 (5) 两侧电源及环状网路中的相继动作能使灵敏度改变。 (6) 在一套保护中有几个元件时，其各元件灵敏度要求是不同的，其中灵敏度最低的代表该套保护的灵敏度。 (7) 考虑保护动作过程中灵敏度的变化，例如失灵启动元件，应分别校验母联开关跳开前后的灵敏度。 (4) 速动性短路故障引起电流的增大、电压的降低，保护装置快速地断

14、开故障，有利于减轻设备的损坏程度，为负荷创造尽快恢复的条件，提高发电机并列运行的稳定性。为了提高速动性，一是配置快速保护；二是可通过合理的缩小动作时间级差来提高快速性；三是正确地采用先无选择性和后用重合闸补救相结合的措施，或备用电源自投的方式。例如:线路变压器组、分段保护等。(五) 合理解决“四性”的矛盾继电保护的四性在整定计算中非常重要，在制定保护系统方案中常常很难同时满足四个基本要求，整定计算工作很重要的一部分就是对四性进行统一协调。(1) 可靠性与选择性、灵敏性、速冻性存在矛盾。例如保护装置的环节越少、回路越简单可靠性越高，但简单的保护很难满足选择性、快速性、灵敏性的要求。(2) 选择性

15、与灵敏性存在矛盾。例如，对于电流保护，提高整定值可以保证选择性，降低整定值才能保证灵敏性，尤其是大、小方式相差较大时，很难同时满足二者的要求。(3) 选择性与速动性存在矛盾。时间越长越容易保证选择性，但无法满足速动性的要求。 对于四性的矛盾，要具体分析电网的实际情况进行合理的取舍，具体原则如下： a.地区电网服从主系统电网； b.下一级电网服从上一级电网； c.局部问题自行消化； d.尽可能照顾地区电网和下一级电网的需要； e.保证重要用户供电。第2章 输电线路继电保护配置2.1 输电线路保护的类型 （一）电流保护对于输电线路来说，在正常运行时，每条线路上都流过由它供电的负荷电流，越靠近电源端

16、，负荷电流越大。假定在线路上发生三相短路，从电源到短路点之间将流过很大的短路电流。利用流过被保护元件中电流幅值的增大，可以构成过电流保护。 （二）低电压保护在输电线路正常运行时，各变电所母线上的电压一般都在额定电压±5%±10%范围内变化，且靠近电源端母线上的电压略高。短路后，各变电所母线电压有不同程度的降低，离短路点越近，电压降得越低，短路点的相间或对地电压降低到零。利用短路时电压幅值的降低，可以构成低电压保护。 （三）距离保护同样，在正常运行时，线路始端的电压与电流之比反映的是该线路与供电负荷的等值阻抗及负荷阻抗角(功率因数角)，其数值一般较大，阻抗角较小。短路后，线路

17、始端的电压与电流之比反映的是该测量点到短路点之间线路段的阻抗，其值较小，如不考虑分布电容时一般正比于该线路段的距离(长度)，阻抗角为线路阻抗角，较大。利用测量阻抗幅值的降低和阻抗角的变大，可以构成距离(低阻抗)保护。 （四）差动保护利用每个电力元件在内部与外部短路时两侧电流相量的差别可以构成电流差动保护，利用两侧电流相位的差别可以构成电流相位差动保护，利用两侧功率方向的差别可以构成方向比较式纵联保护，利用两侧测量阻抗的大小和方向等还可以构成其他原理的纵联保护。利用某种通信通道同时比较被保护元件两侧正常运行与故障时电气量差异的保护，称为纵联保护。它们只在被保护元件内部故障时动作，可以快速切除被保

18、护元件内部任意点的故障，被认为具有绝对的选择性，常被用作220KV及以上输电网络和较大容量发电机、变压器、电动机等电力元件的主保护。2.2 22KV线路保护主配置（1） 主保护 220 kV 及以上超高压线路保护主要采用以高频方向和高频闭锁距离保护为主的微机型双线路保护, 纵联通道采用电力线载波或微波通道。这种保护曾作为高压线路保护的主要模式被大量采用, 为维护电力系统的安全稳定运行发挥了巨大的作用 。光纤纵联保护采用光纤通信作为纵联保护的通道方式, 取代传统的高频载波通道, 具有较高的可靠性和安全性。本文采用的是配置1 套光纤电流差动和1 套光纤方向( 距离) 保护, 分别使用的是南京南瑞保

19、电气有限公司的RCS-931B 高压微机线路保护装置和北京四方继保自动化股份有限公司的CSC-101B 数字式超高压线路保护装置。1. RCS-931B 保护装置RCS-931B 保护装置是由微机实现的数字式超高压线路快速保护装置, 可用作220 kV 及以上电压等级输电线路的主保护及后备保护。RCS-931B 包括以纵联分相差动和零序差动为主体的快速主保护, 由工频变化量距离元件构成快速I 段保护, 由三段式相间和接地距离及四个延时段零序方向过流构成全套后备保护。RCS-931 分相电流差动保护具有灵敏度高、动作速度快、安全可靠, 不受系统运行方式影响等特点, 表现在: （1）变化量差动继电

20、器, 由于只反映故障分量, 不反映负荷电流, 因此灵敏度高, 动作速度快; （2）零差保护引入了低制动系数、经电容电流补偿的稳态相差动选相元件, 灵敏度高, 在长线经高阻接地时也能选相跳闸; （3）所有差动继电器的制动系数均为0.75, 并采用了浮动的制动门槛, 抗TA 饱和能强; （4）装置采用了经差流开放的电压起动元件, 负荷侧装置能正常起动; （5）差动保护能自动适应系统运行方式的改变; （6）装置能实测电容电流, 根据差动电流验证线路容抗整定是否合理。 RCS-931B 用光纤传输模拟信号和命令信号,可以使用专用通道或与通信复用通道, 利用电力线作为传输媒介, 具有高安全性和可靠性,

21、是我国电力调度和继电保护最普遍使用的通道。适用于重要的同杆并架双回线, 以保证跨线故障仅切除故障相。2. CSC-101B 保护装置CSC-101A/ B、CSC-102A/ B 数字式超高压线路保护装置, 适用于220 kV 及以上电压等级的高压输电线路, 其主要功能包括纵联距离保护、纵联方向保护、三段式距离保护、四段式零序保护、综合重合闸等。 CSC-101B 纵联距离保护装置,由纵联距离构成主保护，由三段式距离保护和四段式零序保护构成后备保护。其配置有纵联方向距离元件、纵联零序方向元件及负序方向元件, 纵联方向距离保护包括接地方向距离元件和相间方向距离元件, 负序方向元件主要用于在振荡闭

22、锁中与纵联方向距离元件配合, 以快速切除各种多相故障和单相接地故障。纵联零序方向元件灵敏度较高, 可作为高阻接地故障时对纵联方向距离保护在灵敏度上的补充。（2） 后备保护对于220 kV 及以上电压等级电力系统的线路继电保护, 一般采用近后备保护方式, 即当故障元件的一套继电保护装置拒动时, 由相互独立的另一套继电保护装置动作切除故障; 而当断路器拒动时, 启动其失灵保护, 断开与故障元件所接入母线相连的所有其他连接电源的断路器。有条件时可采用远后备保护方式, 即故障元件对对应的继电保护装置或断路器拒绝动作时, 由电源最邻近的故障元件的上一级断电保护装置动作切除故障。1. 距离保护 以阻抗测量

23、元件构成的保护为距离保护, 而主要反映大电流接地系统接地故障的保护为接地距离保护, 相间距离、接地距离都是距离保护, 即都要遵循Z = U/ I 的公式。相间距离和接地距离的I、II、III 段的配合同普通的三段式距离保护基本一致, 分别用于切除相间故障和单相接地故障。2. 大接地电流系统的零序保护 在电力系统中, 一般110 kV 及以上电压等级的电网都采用中性点直接接地方式, 这类电网称中性点直接接地电网, 又称大接地电流系统。在这种电网中, 线路接地故障占线路全部故障的80% 90%。当发生接地短路时, 将出现很大的零序电流、零序电压, 而正常运行情况下, 它们是很小的。因此, 利用零序

24、电流、零序电压来构成的接地短路保护, 就有显著优点。第3章 输电线路继电保护事故分析3.1 新增线路故障引起母线差动保护误动分析（一）事故经过 2006年4月26 日, 拜城电厂五台机组并列运行, 总负荷99MW , 35k V I . II段母线并列运行, 母联分段断路器3 550在合位。19 : 49 分, 电气主控室事故喇叭响,“ 35kvI母动作0 光字亮, 35k V I .II 母所有连接元件及母联断路器跳闸"事故发生后, 对35k V母线进行了全面检查, 并摇侧35KV l.II 段母线绝缘, 检查结果一切正常" 后供电单位巡线检查, 发现故障点为35 kV

25、3552煤矿线引出线约50 米处因大风刮倒树木引起线路相间短路。（二） 事故分析1. 分析过程事故发生后, 对此次母差保护误动事故从多方面进行了调查! 分析! 排除, 最终找到了35k V母线保护误动事故发生的原因" (1) 经调查, 事故发生时无检修及保护人员在相关回路上工作, 首先排除了人为误动的可能.(2) 通过分析发现, 此线路未配置速断保护, 只配置了限时速断和过流保护,初步判断故障原因是35kv 母线保护为电磁型, 保护装置陈旧! 落后, 运行年限已长达17年, 当线路近端发生短路故障时, 线路本身无速断保护,不能及时切除障, 母线保护装置抗外部穿越性故障电流能力差, 引

26、起母差保护误动作. 但通过对母线差动保护原理分析, 并对母线差动保护回路进行差流测试, 发现正常运行时, 母线保护差电流竞达0 .26 A , 这一测试结果说明, 保护装置自身缺陷引起误动的可能性不大, 35kv 母线差动保护回路接线可能存在问题" (3) 首先对35kv母线差动保护外回路进行检查, 包括紧固电流回路端子排螺丝及回路极性! 接线正确性检查,检查中发现35 KV 3552 煤矿线路未接入35 KV 母差保护回路,同时发现母线保护差电流的大小随煤矿线路负荷的变化而变化, 线路负荷增大时, 母线保护回路差电流也随之增加, 且其数值近似等于煤矿线路的负荷电流" 至此

27、, 确定了母线差动保护误动事故的发生原因, 是由于安装单位进行电抗器安装时, 将电抗器回路漏接入母线保护回路" 由于煤矿线路日常运行负荷小, 日最大负荷为0. 5姗, 一次电流为18 A左右, 线路电流互感器变比为40 0/5 A , 二次电流为0.2 3A " 因其未接入母线保护回路, 线路电流即进入母线保护差回路, 引起母线保护差回路电流增大. 正常运行时, 母线保护差流回路电流远小于其动作整定值, 所以母差保护不会发生误动, 而当该线路发生短路故障时, 山于其电流回路未接入母线保护回路, 则故障电流进入母线保护差回路, 远大于母线保护动作整定值, 从而引起母差保护区外

28、故障时误动"2. 故阵原因分析查找现在就漏接线情况下接线对母线保护正常运行及区内! 外短路故障进行分析。图1 正常运行及其它线路故降时的电流分布图由图l可以看出, 区外故障及正常运行时, 启动元件KD 3 ! 选择元件肋1中均流过线路L2 的负荷电流, 从而引起母线保护差回路电流增大, 由于其负荷电流较小, 远远小于差动保护动作整定值, 所以差动保护不发生误动作"图2 L Z戏路故雌时的电流分布图3.2 220KV线路保护继电保护拒动事故（一）继电保护拒动事故分析1. 运行方式介绍 景阳变电站主接线及运行方式如图 所示。220kV 运行方式：景斗4566、景芙4K38、2

29、号主变2502 开关接220kV 副母线运行，景斗4555、景芙4K37、1 号主变2501 开关接220kV 正母线运行，220母联220kV 正、副母线运行，220kV 线路重合闸投单重。图 景阳变电站主接线及运行方式示意图220kV 线路采用双套保护配置，分别为南瑞RCS931BM 和许继WXH803A，主保护为光纤纵差保护，配合零序I、段，距离、段保护，其中，220kV 所有线路零序 段都不用，距离 段都不用。 台主变压器保护配置一致，同为许继WBH801A。 号主变压器高、中压侧中性点在合位， 号主变压器高、中压侧中性点拉开，保护已作相应切换。110kV 线路均为馈线。2. 事故过程

30、分析 2011 年某月日，监控告芙蓉变4K37、4K38 保护动作，开关跳闸。斗山变景斗4565、4566 保护动作，开关跳闸，景阳变全所失电。 在该运行方式下，在景芙4K37 发生单相接地故障的同时发生该线路保护装置保护拒动的情况有 种：故障点靠近本站本侧保护拒动后，将由芙蓉变芙景4K37 保护接地距离段动作跳开芙景4K37 开关，此时，故障点仍然存在，其它线路将通过本站220kV母线向故障点流入故障电流，因此，线路4565、4566、4K38 同样也将由对侧接地距离段动作跳开对端开关，由此导致本站220kV所有线路失压，主变压器高压侧失去电源，将发生全站失压情况。故障点靠近对端站本侧保护出

31、现拒动情况，同样由芙蓉变芙景4K37 保护接地距离段动作，但由于此时故障点位置超过了线路4565、4566、4K38 对端接地距离段的保护范围，因此，将由接地距离段动作跳开。又由于主变压器高压侧零流 段时限小于接地距离段时限，所以，首先由 号主变压器高压侧零流 段T、T 动作分别切除220 和221 开关，此时由于220 断开，220kV母线已经与故障点隔离，线路、 对端接地距离段保护将不会启动，220kV母线从而可以继续正常运行；其次，斗景4565 接地距离段将动作跳开斗景4565 开关，220kV 正母线失压，站内220kV系统单母线运行，由于110 线路皆为馈线，将由 号主变压器带全站负

32、荷。（2） 处理方法分析1. 常规的处理方法当景芙4K37 发生保护拒动时，单从保护装置动作情况及事故象征来看是判断不出来故障发生在哪条线路上的。因此，常规处理方法：线路故障保护拒动将导致母线失压，按照相关的规程规定，应首先断开失压母线上所连所有开关，其次对220kV 失压母线进行充电，充电正常后，送上 号主变压器，接着对线路逐条进行合闸试验，当合闸到故障线路时， 号主变压器高压侧零流 段将再次动作，由此判断出该线路为故障线路，这种方法也被称为“试送法”。显然“试送法”不仅耗时长、程序繁杂，更会在合闸试验中令开关、刀闸等设备再次承受短路电流的冲击，对设备的损伤之大不言而喻。基于此，笔者提出了一

33、种新的方法，即线路故障定位处理方法，该方法在处理220kV 线路保护拒动事故时能够更加准确、便捷。2. 线路故障定位处理方法原理分析距离保护是利用阻抗元件来反映短路故障点距离的保护装置，其中阻抗元件反映接入该元件的电压与电流之比，即反映短路故障点至保护安装处的阻抗值。当测量到保护安装处至故障点的阻抗值等于或小于继电器的整定值时，距离保护动作出口跳闸。距离保护一般由 段组成，第 段整定阻抗较小，动作时限是阻抗原件的固定时限，即瞬时动作；第、段整定阻抗值逐渐增大，动作时限也逐渐增加，分别由时间继电器来调整时限。在一般情况下，距离保护的第 段只能保护本线路全长的8085，其动作时间为保护装置的固有动

34、作时间。第段的保护范围为本线路全长并延伸至下一段线路的一部分，它是第 段保护的后备段，一般为被保护线路的全长及下一线路全长的3040，其动作时限要与下一线路距离保护第 段的动作时限相配合，一般为0.5 左右。第段为、段保护的后备段，它能保护本线路和下一段线路的全长并延伸至再下一段线路的一部分，其动作时限按阶梯原则整定。方法分析 在电网中，变电站犹如一个个节点，电网即是通过线路将这些节点一一相连而构成的。因此，从宏观角度来看，在发生事故时，节点间如果能够及时进行协同处理将会大大提高事故处理效率。当220kV 线路故障而保护拒动时，应由一位运行人员迅速与调度人员联系，收集失压母线所连所有线路的对侧

35、变电站的保护动作状况的信息以及故障测距信息；同时由另一位运行人员通过保护方案查得失压母线所连所有线路的实际长度。根据收集到的信息来分析讨论前面的 种事故情况。 当故障点靠本站时，失压母线所连所有线路（包括故障线路）的对侧开关保护动作情况一致，这时，可以通过故障测距信息与线路的实际长度进行对比，无论是零序保护还是距离保护，段保护的保护范围是本线路全长并延至下一线路的部分，因此，只有故障线路的测距信息是小于线路全长的，其余所有线路的故障测距都将大于本线路的实际长度。通过线路长度与测距信息的比较，就可以准确得知故障点位于哪条线路上。 当故障点靠近对方站时，无论线路发生相间短路还是单相接地，除了故障线

36、路仍是段保护动作，其余所有线路因为故障点位置超出距离段保护范围，即被保护线路的全长及下一线路全长的3040，因此，将由距离段保护动作。通过各对端站保护信息的对比，同样可以精确分析出故障线路所在。 因此，无论面对哪种故障类型，采用协同处理、比对分析的新方法进行分析处理，都可以准确判断出故障点位置所在。相对于“试送法”中在面对毫无头绪的站内保护报文时，被动地进行线路逐条试送而言，新方法的优势显而易见：在发生220kV 线路故障保护拒动事故后，可以站在电网的角度上将多座变电站的保护动作情况进行比对分析，不仅可以准确迅速地判断出故障点位置所在，更能节省送电时间，达到尽快恢复对重要用户供电的目的，不仅保

37、证了电网安全稳定运行的可靠性，更提高了公司的经济效益。 在判断出故障线路后，退出该线路重合闸，断开该线路开关后将其解除备用并作线路安措及开关安措；隔离故障线路后，便可尽快恢复其它线路的供电，之后应退出故障线路所有保护，通知保护班人员前来处理。3.3 220 kV 线路继电保护误动事故（一）事故经过2007 年4 月30 日16 时09 分，220 kV 罗红乙线（罗洞站红星站）发生C 相故障（事故后巡线发现220 kV 罗红乙线17 号塔处C 相有飘带），罗红乙线两侧保护正确动作，重合成功。同时，220 kV罗三乙线三水站侧B 屏保护出口，单跳C 相，重合成功，罗三乙线罗洞站侧B 屏保护仅启动

38、未动作，两侧A 屏保护均未动作。经事故后调查，220 kV 罗三乙线无故障，罗三乙线三水站侧B 屏保护动作属于误动。（2） 事故前的运行方式事故发生前，500 kV 罗洞站220 kV 母线处于正常运行方式，即220 kVI 母、II 母通过1 母联2012 并列运行，I 母、V 母通过分段2015 并列运行，II 母、V 母通过母联2025 并列运行。220 kV 罗三甲线、罗文甲线、罗郭线、罗仙甲线接于V 母，220kV 罗桃甲线、罗丹甲线、罗红甲线接于I 母，220 kV罗三乙线、罗四线、罗仙乙线、罗文乙线、罗桃乙线、罗丹乙线接于II 母，220 kV 罗红乙线正常方式下接于II 母，事

39、故发生时因综自改造工程需要由旁路开关2030 旁代接于旁路母线III 母，其两套保护因旁代而退出，220 kV 罗红乙线罗洞站侧仅投入旁路开关2030 保护。红星站侧因配合罗洞站侧旁代而退出A 屏保护的高频保护功能，仅保留后备保护，B 屏保护与罗洞站侧旁路2030 开关保护构成全线速断的纵联保护。220 kV 罗三乙线两侧的保护均正常投入（220 kV 罗三乙线保护配置为LFP901ALFP902A，均为专用载波通道）。事故发生时电网结构示意图如图1。（3） 原因检查及分析 220 kV 罗三乙线三水站侧B 相高频保护在220kV 罗红乙线故障期间发生误动，属于典型的区外故障保护误动。为查明原

40、因，在事故发生后继保人员及时赶到现场，检查和分析了保护动作报告和录波报告。从现场所得的保护录波来看，本次故障220 kV罗三乙线三水站侧B 屏保护之所以误动，直接原因在于与其构成纵联保护的罗洞站侧罗三乙线B 屏保护在反方向故障时未能正确向对侧发出闭锁信号，导致三水站侧B 屏保护在区外正方向故障时因收不到闭锁信号而误动作，罗三乙线罗洞站侧两套保护的录波图如图2。图1 事故时电网网架结构图及罗洞站主接线图图2(a) 220kV 罗三乙线罗洞站A 屏保护录波图图2(b) 220 kV 罗三乙线罗洞站B 屏保护录波图图2(a)、(b)分别是220 kV 罗三乙线罗洞站侧A、B 屏保护在220kV 罗红

41、乙线故障时的录波图，对比A 屏保护与B 屏保护的收发信录波（FX：发信，SX：收信）可以明显看出，由于罗红乙线故障对于罗三乙线罗洞站侧保护而言是反方向故障，对三水站侧保护是正方向区外故障，罗三乙线罗洞站侧A屏保护在整个故障期间持续发信，可靠闭锁对侧（三水站侧），而B 屏保护仅在保护启动后发信10 ms就开始停信，一直到对侧开关跳开（约70ms 处）才重新开始发信。因此，罗三乙线罗洞站侧B 相高频保护在区外反方向故障时未能可靠向对侧发出闭锁信号是造成本次罗三乙线三水站侧B 相高频保护误动的直接原因。由于保护录波读取的是保护装置内部的逻辑量，从本次录波可以得知，罗三乙线罗洞站侧B 相高频保护本身在

42、区外故障时未能可靠发出闭锁信号，误动原因主要是保护装置本身，不涉及载波机及相关高频通道。因此，事故分析的重点放在了B屏保护（LFP902A）及其外部回路上。对比图2(a)与图2(b)可以发现，罗三乙线罗洞站侧两套保护的电压波形在故障期间存在较为明显的差别，主要体现在如下几个方面。1)故障相（C 相）电压存在明显区别。故障期间，罗三乙线A 相高频保护LFP901A 的故障相电压较低，通过保护录波分析可得仅为故障前的50不足，而罗三乙线B 相高频保护LFP902A 的故障相电压较高，达到故障前的65左右。故障相电压明显被抬高。2)非故障相电压存在一定区别。故障期间，罗三乙线A 相高频保护的非故障相

43、（A 相与B 相）电压基本保持与事故前一致，幅值、相位未有明显变化，仅B 相电压幅值微降。罗三乙线B 相高频保护的非故障相电压则发生较大变化，尤其以B 相电压变化最为明显，下降幅度达到20左右，即故障期间B 相电压仅为故障前的80左右。3)受上述故障相与非故障相电压的差别，故障期间，220 kV 罗三乙线A 相高频保护与B 相高频保护的零序方向判别刚好相反，A 相高频保护判断零序功率方向为反方向，所以持续向对侧发出闭锁信号，B 相高频保护则判定为正方向，故在保护启动，发信10 ms 后一投入正方向元件即停信，导致对侧保护误动。由于罗三乙线罗洞站侧两套保护为南瑞继保公司早期LFP 系列保护（版本

44、号3.00），装置录波不能直接显示3U0 波形，为明确上述结论的正确性，本报告采取以下分析方法进行简单的零序功率方向判断。首先观察图2(a),2(b)的零序电流波形，可以看出，两者在故障期间基本一致，未有明显差别，因此零序功率方向的判断以零序电压为主。在两图中选取同样的时刻进行判别（见图中的黑色竖线，约19 ms 处，此时A 相电压的瞬时值为0，观察B 相与C 相电压的大小与方向可确定3U0的大小与方向）。观察可知，图2(a)中观察时刻的B、C电压反相且B 相电压幅值大于C 相电压幅值，因此两者相加合成后的零序电压与B 相同相，也与I0 同相，此时零序功率方向为反方向。同理观察图2(b)同时刻

45、的电压，依然有B、C 电压反相，但B 相电压幅值小于C 相电压幅值，因此两者相加合成后的零序电压与C 相同相，与I0 反相，此时零序功率方向为正方向。通过上述分析可知，故障期间由于电压的异常导致零序功率误判正方向是罗三乙线罗洞站侧B 相高频保护停信的原因，因此事故分析的重点放在何种原因导致B 相高频保护电压出现异常。借鉴以往系统保护误动的经验，出现此类问题一般都是由于PT 接线，尤其是N 线接线存在问题，导致在系统发生接地故障时出现附加零序电压，造成零序方向出现误判。因此对PT 回路的检查是重点检查内容。首先对保护屏接线进行了检查，利用500V 摇表对保护装置的电压回路各相之间、相对地之间进行

46、了绝缘检测，未发现异常；接下来，逐个解开保护屏的各相电压，观察加入不对称电压情况下A 屏保护与B 屏保护的采样值对比，以此校核保护屏N 线是否有虚接的情况，试验结果正常。在此情况下，将罗三乙线两套保护电流回路串联，电压回路并联进行模拟故障，并打印报告进行对比，试验表明，两套保护在各种故障情况下表现一致，未出现前述的电压异常情况，至此可基本排除保护屏本身的缺陷，问题的重点应在PT 的外回路上。通过对外回路的检查，经检查，罗洞站220 kV各PT N 线均在控制屏一点接地，各220 kV 母线PT以及相关线路TYD 击穿保险均正常，未发现有导通现象，且PT 接线全部符合反措要求，未发现N 线两点接

47、地情况。继续对罗三乙线罗洞站侧两套保护的PT 回路，尤其是N600 走线进行检查，同时测量两套保护N600 对地电压，发现正常情况下A 屏保护对地电压为0.01 V，而B 屏保护对地电压为0.3 V（同一表计测量），存在较大的区别，同时审查罗三乙线罗洞站两套保护的电压回路图并现场核对，发现两者N600 走线的确存在较大区别，其走线如下图：图3 LFP-901A 与LFP-902A 保护PTN 线走线图由图3 可以看出，罗三乙线两套保护LFP901A与LFP902A 的PTN 线走向存在明显区别，其A 屏保护（LFP901A）所用N 线由母线PT 端子箱直接引入控制室，且在控制室控制屏上一点接地

48、后引入保护装置，在保护装置上通过跳线与罗三乙线TYD 的N600 联通；而B 屏保护所用N 线则直接从罗三乙线线路TYD 的N600 引入，两套保护所用的N600 不同，虽然在A 屏保护处母线PTN600 与线路TYDN600 有跳通，但由于B屏保护的N600 到跳通点距离相当长（需从控制室下到场地再兜回控制室，距离约有1km多）。由上述接线图可知，罗三乙线B 屏保护所用电压实质上是各相对线路TYD 的N600 的电压，由于母线PTN600 与线路TYDN600 在罗三乙线A 屏保护跳通，正常情况下，若相关连接电缆上没有环流，不产生压降，则两个N600 可认为是等电位，不影响保护测量，但从本次

49、的录波图可以看出，在罗红乙线故障时，此两点明显已经不是等电位点，必然是在相关电缆中已经存在环流，导致压降的出现，引起附加零序电压，造成保护误动。而这种环流的产生，必然是N 线上有两点接地存在，因此，查找N600的第二个接地点是理清误动原因的关键。由于本次误动仅影响罗三乙线B 屏保护，从罗洞站其余各间隔的保护录波图看，均未发生类似罗三乙线B 屏保护这种电压异常的情况，因此，初步排除母线PTN 线两点接地的可能，因为若发生母线PTN 线两点接地，将在公共二次回路上产生压降，影响各个保护间隔，而不会仅影响罗三乙线B 屏保护，在图3 的接线情况下，唯有线路TYD 的N600回路上存在第二个接地点才能从

50、理论上解释为何仅罗三乙线B 屏保护受影响。将罗三乙线B 屏保护的N600 回路由图3 的接线方式改为从相邻LFP901A 直接引入，解开原有TYDN600 直接上B 屏保护的芯线，并对此芯线进行绝缘检查，检查结果正常，未发现电缆芯有绝缘问题。图4 罗三乙线线路TYD N 线击穿保险解体后内部情况图至此，罗三乙线线路TYDN600 的击穿保险成为最可能出问题的环节，虽然前述检查中已经检测过其并未击穿，但由于罗洞站各220 kV 间隔使用的JB0 内部是放电间隙，具备自恢复功能，不能排除在故障情况下该间隙导通而故障消除后间隙恢复的可能。取出罗三乙线TYDN600 的放电间隙并进行相关耐压试验，结果

51、表明该间隙的击穿电压与铭牌参数基本符合，未发现有绝缘特性明显下降的问题。对该击穿间隙进行解体检查，发现其内部导流片表层已经炭化，其内部情况如图4 所示。从导流片碳化的情况看，该击穿保险应流过较大的电流，为验证该炭化现象不是前述耐压试验所造成的，选取了新的击穿保险（未使用过的）进行了10 余次同样的耐压试验，再对新击穿保险进行解体检查，结果发现除与放电间隙尖头对应的电极板上有微小的放电痕迹外，整个间隙内部其余部分光泽平滑，未发现炭化现象，由此可证明原有击穿保险的炭化现象是在现场实际中耐受了较大且具有一定时间的短路电流而产生的。图5 罗洞站场地平面示意简图至此，可完全解释本次罗三乙线B 屏保护电压异常导致误动的原因，在罗红乙线故障时，由于罗洞站侧入地的短路电流较大（从保护数据可以看出流向罗洞站侧的零序电流为18KA），使得地网电平升高，导致罗三乙线TYD 的N600 击穿保险导通，从而在该N600 回