：XX站500kVXX甲线三相跳闸报告(未按图作业)z

1、 “05.09”XX站500kV XX甲线三相跳闸报告 一、事故（事件）前电网运行方式500kV系统：500kVXX乙线在检修状态,其余500kV线路运行正常；#2主变运行正常；3主变运行正常；4主变运行正常220kV系统：双母双分段联络运行；#1M带4714、2172、2174开关运行；#2M带4715、2202、2171、2173、2175开关运行；#5M带2176、2178、2203、2170开关运行；#6M带2177、2179、2204开关运行。35kV系统：35kV #2M、35kV #3M、35kV #4M、302、303、304、329、339、322、324、332、334、3

2、42、344运行，321、323、325、331、335、341、343、345热备用,333在检修状态。站用电系统：35kV1站用变、35kV2站用变运行，10kV0站用变空载运行。2、运行参数500kVXX甲线运行参数：输送功率约为190.63MW，电压电流值正常。二、事故（事件）发生经过1、现场工作开展情况：因500kVXX乙线保护改造工作需要，在保护二次接线接入工作全部实施完毕后，需对二次回路正确性进行核实。因此依据工作方案，需在5031就地汇控柜处进行注流校验二次回路的正确性。但因XX乙线线路电流为5031、5032开关电流合流，现场工作人员考虑为验证二次回路完整性，临时更改至503

3、2开关就地汇控柜开展二次回路升流试验工作。2015年5月9日下午15:00时，现场工作人员对5031就地汇控柜至XX乙线主一集成辅A保护屏电流回路进行核对线芯正确无误后，随后在5031就地汇控柜内对5031至5032就地汇控柜的电缆进行核实，此处电缆的现场完整编号应为31DL-192(3)。由于31DL被端子排挡住，工作人员未仔细核对，误判断电缆编号为192（3），于是工作人员在5032就地汇控柜编号为TB10的端子排上从上而下查找，于TB10:90/93/96/98端子上看到192（3）电缆，但此处现场完整电缆编号实际为32DL-192（3），该电缆去向为到5033就地汇控柜，与5033断路

4、器取合流后送至XX甲线路保护一，但实际需要注流的31DL-192(3)电缆位于TB10:13、16、19、22端子。为防止二次注流对CT其他绕组产生影响，工作人员将“拨开5032断路器就地汇控柜内以下端子连接片：TB10:90/93/96/99，并用红色绝缘胶布将TB10其余回路端子封住”内容填入二次措施单后拨开了对应的端子连接片，并将保护测试仪引出的ABCN四根线分别接入了TB10:90/93/96/99端子二次侧。此时监护人对该操作进行了核对，但也未对完整编号进行核对，只看见192（3）便认为无误。15时23分，工作组对回路进行加量，在TP10：96、93、90处分别给A、B、C三相加入0

5、.3A0°、0.4A-120°、0.5A120°电流，随后听见XX甲断路器5033跳闸，现场立即停止工作，并将情况汇报主控室。15时23分，500kVXX甲线三相故障跳闸，XX站内主要SOE信号如下：2015.05.09 15:23:43.299 500kVXX甲线主一保护CSC103A零序反时限护动作2015.05.09 15:23:54.420 500kVXX甲线主一保护CSC103A分相差动动作2015.05.09 15:23:59.679500kVXX甲线主一保护CSC103A相间距离III段动作2、现场检查情况：一次设备：5033开关在合闸位置，油压、S

6、F6气体压力正常，本体及套管外观完好；500kVXX甲线线路避雷器及CVT外观完好，避雷器动作0次。5033开关ABC相动作计数器各动作一次。二次设备：500kVXX甲线主一集成辅A保护、主二集成辅B保护、5033断路器保护装置未发现异常。三、事故（事件）发生原因和事故（事件）性质（一）事故（事件）原因1、技术分析1.1、保护动作情况分析2015年05月09日15时23分33秒，XX站500kVXX甲线主一零序反时限保护动作、三相差动保护动作、相间距离三段保护动作，跳开5033开关三相；主二保护未动作。对侧站主一保护三相差动保护动作，主二保护未动作。（1）XX站侧零序反时限保护动作分析图.2X

7、X甲线主一保护动作报文根据保护动作报文，XX甲线主一集成辅A保护零序电流为3I0=0.1699A，零序电流保护反时限特性采用IEC 标准反时限特性限曲线：根据零序反时限保护的原理，保护动作时间计算如下：其中：3I0 短路时实际零序电流；IP 电流基准值，对应“零序反时限电流”定值；TP 时间常数，对应“零序反时限时间”定值；T0 零序反时限最小时间定值。上述计算的保护动作时间与实际保护动作时间9151ms基本一致（2）差动保护动作分析差动保护动作逻辑如下图。图.3差动保护逻辑图（a）对侧差动保护动作分析对侧XX甲线主一集成辅A保护型号为CSC-103AYN，主一集成辅A保护录波如下图。图.4对

8、侧站XX甲线主一保护录波故障期间，XX甲线XX站侧保护启动且三相差动元件动作，故对侧能收到差动保护动作允许信号；但由于对侧保护未启动，故在此期间对侧差动保护可靠不动作；零序反时限保护动作时，开关三相跳开，此时线路电流消失，线路电流突变，导致对侧主一集成辅A保护启动，满足判据后三相差动保护跳闸，对侧主一差动保护正确动作。（b）XX站侧差动保护动作分析XX甲线主一集成辅A保护型号为CSC-103AYN，根据故障录波及保护装置报文，在5032就地汇控柜注入电流后，XX甲线主一集成辅A保护A相差动电流为0.2236A，B相差动电流为0.3184A，C相差动电流为0.4199A。根据保护原理，当两侧差动

9、保护启动元件均启动时，才允许分相电流差动和零序电流差动保护动作跳闸。若对侧为跳位，两侧差动压板投入，本侧差动保护启动后可以不受对侧启动元件闭锁，而开放跳闸。在零序反时限保护动作跳开5033开关前，由于测试仪所加电流仅在XX站侧，故虽然差动电流满足条件，但由于对侧保护正常运行未启动，XX站侧差动保护正确不动作。零序反时限保护动作跳开5033开关三相后，对侧差动保护满足启动条件，动作跳开对侧变电站5013开关，并向XX站发送差动动作允许信号；XX站收到对侧差动动作允许信号且差动电流一直存在，差动保护满足动作逻辑，差动保护正确动作。保护动作时序符合保护逻辑。（3）XX站距离III段保护动作情况分析从

10、XX甲线主一保护报文可知，故障时刻R=9.25，X=6.563，距离开关三相跳开约2.56s，距离III段保护定值为20.08，延时2.4s，动作特性为多边形特性。满足定值，保护装置正确响应。1.2、故障原因分析现场5032、5033断路器CT二次回路如图所示。XX乙线主二保护XX甲线主一保护32DL-192(3)图.55032、5033断路器CT二次回路图现场在工作过程中，在TP10：96、93、90端子处分别给A、B、C三相加入0.3A、0.4A、0.5A电流，所加电流与5031电流合流后流入XX甲线主一集成辅A保护，导致保护采样电流变化产生差流和零序电流，零序反时限和差动保护动作。由于故

11、障电流持续时间长，开关跳开后电流依然存在，距离三段保护满足条件动作。2、直接原因工作人员误将电流注入500kVXX甲线主一集成辅A保护电流回路，导致500kVXX甲线保护动作。3、间接原因（1）现场工作人员对运行与检修设备交叉点开展工作风险意识不强，未能对工作风险进行充分评估，临时将注流工作更改至5032开关就地汇控柜开展；（2）工作人员未认真核对图纸，未用二次图纸对实际接线进行校核。4、管理原因（1）管理人员对现场工作人员风险辨识能力培训不足；（2）未能及时发现现场方案工作内容变更，未督促工作负责人履行方案变更手续。（二）事故（事件）性质本次事件构成有责任的三级电力安全、设备事件。四、事故（

12、事件）暴露问题1、现场作业人员在技改项目中校验回路、保护二次注流工作环节中，未对图纸与现场实际接线开展详细核查，未对回路的正确性进行把关，现场接线错误，误将电流注入500kVXX甲线间隔保护，导致500kVXX甲线跳闸；2、管理人员对现场工作人员风险辨识能力培训不足，现场工作人员对运行与检修设备交叉点开展工作风险意识不强，未能对工作风险进行充分评估，临时更改工作内容未履行方案变更手续。五、事故（事件）防范和整改措施建议短期措施：1、暂停500kVXX乙线改造工作，对XX乙线改造后续项目开展细化梳理，对实施步骤开展风险分析，制定实施步骤及风险预控措施。2、变电管理所及施工单位增派技术人员到场，加强现场技术力量。责任部门：变电管理所检查部门：设备管理部完成期限：2015年5月11日中期措施：1、对检修方案现场执行情况加强监督，确保现场作业内容、步骤与作业方案一致。若现场作业发生变化或不一致情况，严格履行方案变更手续。2、加强技术培训，提高人员风险辨识能力。以本起事件为典型案例，