继电保护事故案例及分析
继电保护事故处理技术与实例
结果表明，在变压器的低压侧出现外部故障时，气体继电 器动作于出口跳闸，动作原因是变压器中油流作用的结果， 原因分析如下：
三、变压器正常运行及区外故障时主要受力分析：
1、铁芯受到纵向力作用。如图所示 合力
f f d1 f d 2
合力的方向取决于fd1、fd2的大小. 纵向力Δf的作用使铁芯向上或向下 运动，其幅度取决于Δf的大小以及 铁芯固定的程度。
2、绕组受的辐向力的作用
图中高压绕组n1中的电流i1所产生的磁力fq1的主向向外，低压绕 组n2中的电流i2所产生的磁力fq2的方向向内。
辐向力fq1的作用趋向 于使绕组的直径扩大。
变压器正常运行时铁芯受到的合力Δf≈0， 纵向力作用可不计。
绕组受的辐向力的作用比较小， 其影响也可不计。
3、当变压器低压侧发生短路故障时
气体继电器的定值不如电气量的保护容易确定，因此避 免继电器在变压器的外部发生故障时动作也不是一件容 量的事情。
某发电厂高压厂用变压器差动速断 保护误动作
一、故障现象
某发电厂某年某朋某日下午16时07分。6kVⅡ母 线发生W、U相接地故障，高压厂用变压器差动 速断保护误动作跳闸。
二、差动保护的原理与接线
继电保护现场疑难问题研讨
一个谁都懂的道理
一个年轻人，觉得自己怀才不遇，有位 老人听了他的遭遇，随即把一粒沙子扔在沙 滩上，说：“请把它找回来”，“这怎么可 能”年轻人说道，接着老人又把一颗珍珠扔 到沙滩上，“那现在呢？”他说。
——如果要别人认可你，那你就想办法先让
自己变成一颗珍珠。
变压器外部故障时瓦斯保护动作的行为分析
一、情况简介
×年×月 ×日，某变压站2 号变压器110kV侧的外部引 线处发生三相故障，变压器 的差动保护动作，变压器的 本体瓦斯保护动现在变压器的外部，瓦斯保护的动作认为误动作， 对瓦斯保护全面检查：
继电保护故障案例分析
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四、接线错误
接线错误导致的保护拒动
五、抗干扰性能差
系统内的抗干扰能力案例
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六、误碰和误操作的问题
1、带电拔插件导致装置损坏 2、短路造成板子烧坏
七、工作电源的问题
1、逆变稳压电源 2、电池浮充供电的直流电源 3、UPS供电的电源 4、直流熔丝的配置问题
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分析：调度下达整定值有误，未考虑 LFP942A保护采用相电流差方式。
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案例13：某110kV变电站，10kV分段开关 爆炸，二次回路短路，直流电源降低，主 变保护无法出口，上一级110kV线路保护 跳闸，本站110kV进线备自投动作，合闸 于故障后本站主变低后备保护动作跳开 10kV总路开关。
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案例3：某35kV变电站，10kV馈线三相短 路故障，馈线保护动作，断路器拒动，主 变低后备动作出口，10kV一段母线失压。
分析：断路器低压分闸不合格。 规程要求，断路器最低分合闸电压应为
30%-65%直流电压。
可编辑pkV电容器故障 跳闸后，运行人员在处理过程中造成10kV 母线三相短路故障，10kV总路断路器拒动， 主变低后备、高后备保护均动作出口， 110kV二母、35kV二母、10kV二母失压。
分析：主变空载合闸励磁涌流令线路保 护误动作。退出线路保护后再恢复送主 变，一切正常。
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案例8：某110kV终端变电站，采用110kV 进线备自投方式，在主供电源失电备自投 动作过程中，备自投联跳主供线路，却未 能合备用线路，造成全站失压。
分析：开关合后/合位开入接点用错，致使主 供线路跳闸后因位置返回造成备自投放电闭锁。
继电保护所典型事故案例讲解
继电保护所典型事故、事件案例讲解一、电网事故：（一）“2.24”220kV普吉变电站误接线导致母差失灵保护误动的一般电网事故1、事故经过简介：2004年2月24日，220kV普吉变电站110kV普张线高阻接地（线路断线），导致220kV＃2、＃3主变中性点过流跳闸，同时，220kV母差失灵保护动作跳220kV 开关（包括＃1主变高压侧开关），此次事故造成220kV普吉站全站失电，普吉发电厂减列。
事故分析表明：110kV普张线147开关保护正确动作，220kV#2、＃3主变保护正确动作，但220kV母差失灵保护属于误动，保护误动使220Kv#1变压器停电，导致35kV负荷失电。
2、原因分析：220kV＃2、＃3主变保护更换施工过程：在进行＃1主变保护更换过程中，施工人员发现主变保护动作起动母差失灵保护回路接线错误，及时联系设计人员，设计人员同意更改回路，并将发放＃2、＃3主变的设计更改通知单，但在随后的施工中，设计人员一直未发更改通知单，我所施工人员即自行更改相关回路，出现更改错误。
由于保护人员在进行＃1主变保护装置更换过程中，将220kV＃2、＃3主变保护启动母差失灵保护的回路接线接错，导致保护出口动作起动元件短接，使母差失灵保护仅变为有流起动，同时存在母差失灵保护装置低电压闭锁继电器接点粘死，导致母差失灵保护误动，引起事故范围的扩大。
3、暴露问题：（1）继电保护工作人员在对主变保护进行改造时，工作责任心不强，未经设计人员发送回路更改通知单，就擅自更改回路接线；且在施工完毕后不认真、细致地检查回路；致使启动失灵回路出现接线错误。
（2）加强保护装置投产前的验收工作，对每一个关键回路都要进行认真、细致的检查。
4、防范措施：（1）工作负责人要对工程每个环节都认真把握，特别是对关键环节的把握；（2）在施工过程中要严格按照图纸施工，对回路更改要遵守相关规定，不得擅自更改回路；（3）工作中要严格按照相关作业指导书施工；（4）验收过程中要严格把关；（5）加强员工技术培训；（6）管理手段上要采取有效措施；（7）加强工程的技术监督和检验管理，对110kV以上验收所内必须先进行初验，合格后才能申请验收，并且要有试验报告；（8）生计室要加强现场施工安全管理，重点现场要亲自监督。
继电保护作业典型案例
继电保护作业典型案例【案例1】××地区供电局保护人员试验返送电造成人员触电死亡专业：继电保护事故类型：人身触电1997年3月13日，XX公司110kVXX变电站进行10kV开关及电容器设备春检予试。
上午11时25分，办理了10kV电容器间设备清扫、刷漆工作票的许可手续之后，工作负责人宁X X 安排杨X X 在电容器棚内对电抗器、电容器、放电PT 支柱瓶等进行清扫及刷漆工作。
此后，工作票签发人贾X X 又安排进行电容器及其设备保护试验工作。
保护负责人李XX、成员王XX、王XX三人在电容器开关柜上做完过流、速断、差流保护试验后，王X X 重新接好做过电压保护试验的接线，把试验接在A611、C611端子上，未打开放电PT的二次电缆线。
约12时5分左右，当王X X给上试验电源时、刷漆工崔X X触电，瘫倒电抗器和放电PT中间。
后送医院经抢救无效死亡。
暴露问题：1、保护人员进行电容器电压继电器校验时违反了《国家电网公司电力安全工作规程》第10.15条关于“电压互感器的二次回路通电试验时，为防止由二次侧向一次侧反充电，除应将二次回路断开外，还应取下电压互感器高压熔断器或断开电压互感器一次刀闸”的规定，没有断开通往电容器放电PT的二次回路就通电试验，造成二次侧向一次侧反充电，致使人身触电死亡是这次事故的主要原因。
2、电容器设备清扫、刷漆工作在工作票上，对PT二次侧可能返送电的问题，未采取明显断开点的措施，致使设备停电的技术措施不完善，也是事故发生的重要原因之一。
3、保护工作负责人责任人责任心不强，监护不认真，致使保护工作人员在工作过程中错误的试验做法未得到及时纠正，也是原因之一。
防范措施：1、在PT二次回路加装联锁接点，母线刀闸拉开后，PT二次回路要断开。
2、多班组作业时，工作总负责人要协调好各专业人员的工作，密切配合。
3、现场作业中各类人员要各负责任，认真做好各自范围的工作，相互之间要互相监督和提醒，及时纠正违章行为。
电力系统继电保护典型故障分析案例
电力系统继电保护典型故障分析案例线路保护实例一：单相故障跳三相某220kV线路发生A相单相接地故障，第一套主保护（CKJ-2）发出A相跳闸令，第二套主保护（WXB-101）发出三跳相跳闸令。
原因分析：由于两面保护屏的重合闸工作方式选择开关把手不一致造成。
保护是否选相跳闸，与重合闸工作方式有关。
当重合闸方式选择为单重和综重时，单相故障跳开单相，而当重合闸方式选择为三重和停用时，任何故障都跳开三相两套保护时一般只投入一套重合闸。
另一套保护屏的重合闸出口压板应在断开位置。
由于另一套保护的中重合闸方式选择放在停用位置，致使该保护发出三跳命令。
线路保护实例二：未接入外部故障停信开关量某变电所母线PT爆炸，CT与开关之间发生三相短路，电厂侧高频保护拒动。
由后备保护距离II段跳闸。
（3）故障发生后，由于对高频保护来说，认为是外部故障，变电所侧高频保护一直处于发信状态。
将电厂侧高频保护闭锁。
变电所侧认为母线故障，母差保护动作。
事故后检查发现，高频保护没有接入母差停信和断路器位置停信。
微机保护的停信接口：1、本侧正方向元件动作保护停信。
2、其它保护动作停信（一般接母差保护的出口）。
3、断路器跳闸位置停信。
线路保护实例三微机保护没有经过方向元件控制而误动出口。
问题：整定中，方向元件没有投入。
硬压板，软压板（由控制字整定）1、二者之间具有逻辑“与”的关系。
缺一不可。
2、硬压板：保护屏上的实际压板。
3、软压板：在软件中通过定值单中的控制字的某位为1或0控制保护功能的投退。
线路保护实例四：1993年11月19日，葛双II回发生A相单相接地故障，线路两侧主保护60ms动作跳开A相。
葛厂侧过电压保护（）于420ms动作跳开三相，重合闸被闭锁。
联切葛厂两台机投水阻600MW,切鄂东负荷200MW。
事故原因分析1、PT接线图2、接线的问题：（1）PT三点接地，违反《反措要点》，PT二次侧中性线只允许一点接地。
（2）开口三角的N与两星形中性线相连，违反《反措要点》，PT二次回路与三次回路独立。
继电保护25个事故案例分析
继电保护25个事故案例分析电力安全生产 2018-07-10案例1：某110kV变电站，运行人员在修改主变保护定值时，主变零序过压保护误动作全切主变三侧开关。
分析：运行人员在监控系统后台上进行定值修改过程中未认真履行监护制度，误将零序过压定值修改为0V。
案例2：某35kV变电站，在保护年检预试完毕后恢复送电过程中，因监控系统故障改为在高压室开关柜上就地操作，主变后备保护动作全站失压。
分析：10kV线路上有地线未拆除，带地线合闸事故。
当开关柜上“运行/检修”切换开关切至检修位置时，保护在二次回路被断开，线路故障虽然保护正确动作，却无法出口跳闸，致使主变后备保护越级跳闸。
案例3：某35kV变电站，10kV馈线三相短路故障，馈线保护动作，断路器拒动，主变低后备动作出口，10kV一段母线失压。
分析：断路器低压分闸不合格。
规程要求，断路器最低分合闸电压应为 30%-65%直流电压。
案例4：某110kV变电站，10kV电容器故障跳闸后，运行人员在处理过程中造成10kV母线三相短路故障，10kV总路断路器拒动，主变低后备、高后备保护均动作出口，110kV二母、35kV二母、10kV 二母失压。
分析：违章操作，断路器低压分闸不合格。
案例5：某110kV变电站，先后几次发生10kV馈线故障，馈线保护拒动，主变低后备动作出口，10kV一段母线失压。
分析：CT饱和导致保护拒动。
同样的故障现象发生在另一35kV 变电站中，经查，系运行人员误将保护定值区号（组别）改变，导致保护当前运行定值混乱所致。
案例6：某110kV变电站，10kV馈线三相短路故障，CT爆炸并引起10kV母线短路，主变低后备动作出口，10kV一段母线失压。
分析：CT变比选用不当（30/5），CT饱和导致保护拒动并引起CT爆炸。
案例7：某110kV内桥变电站，在主变年检预试完毕恢复送电空载合闸过程中，110kV线路LFP941A保护动作跳闸，保护液晶显示故障报告“CF”。
继电保护事故案例动作分析刘家乐
继电保护事故案例动作分析刘家乐发布时间：2021-10-25T05:53:20.829Z 来源：《中国科技人才》2021年第20期作者：刘家乐[导读] 继电保护在保障电力系统可靠运行发挥着及其重要的作用，事故的准确快速的切除，有效保证了电力系统大安全稳定，误动和拒动都将导致事故扩大，造成严重后果。
太原理工大学现代科技学院摘要：继电保护在保障电力系统可靠运行发挥着及其重要的作用，事故的准确快速的切除，有效保证了电力系统大安全稳定，误动和拒动都将导致事故扩大，造成严重后果。
本文列举几个范例，对范例进行分析研究，提出可靠解决方案。
关键字：继电保护；电力系统；事故1.案例一1.1故障前运行方式110kV A站1、2号主变110kV、35kV侧并列运行，10kV侧分列运行。
110kVBA线（B侧183、A侧143）开关运行，供全站负荷。
全站监控采用北京四方立德的设备，主变保护差动LSD311，高后备LDS321A、中/低后备LDS321B、35kV及10kV间隔保护为LDS216装置。
1.2故障简述1.2.1 220kVB站2020年06月18日7时37分25秒，220kVB站110kVBA线183开关线路保护3005ms接地距离Ⅲ段出口，4079ms重合闸出口，4192ms距离后加速永跳出口。
1.2.2 110kV A站（1）10kV1号电容器544开关速断保护动作跳闸，柜故障发生爆炸，保护装置损坏。
（2）10kVCD线543保护发“过流Ⅰ段动作”，现场检查装置电源失电，开关在合位。
（3）35kV分段340保护“过流Ⅰ段动作”“过流Ⅱ段动作”，开关跳闸。
（4）1、2号主变低压侧10kV后备保护未动作。
1.3故障及保护动作情况分析1.3.1 220kVB站保护动作报告：对照录波图，可以看出在故障发生时，明显表现为三相短路故障特征，保护装置显示为接地距离动作，与国电南自厂家联系，答复为本保护装置为PSL-621D型，版本为V4.6，经过省公司认证，测量电压U＜（1+K）IZzd时，接地距离保护就动作，不判3I0、3U0是否突变（接地距离I、II段需要判3I0、3U0突变），故障选相为随机选相。
继电保护“三误”事故案例分析及防范
3第11卷(2009年第9期)电力安全技术继电保护装置(包括安全自动装置)是保障电力设备安全和防止电力系统长时间大面积停电的最基本、最重要、最有效的技术手段。
继电保护装置一旦不能正确动作，往往会扩大事故，酿成严重后果。
继电保护装置正确动作率的高低，除了装置质量因素外，在很大程度上取决于设计、安装、调试和运行维护人员的技术水平和敬业精神。
根据统计，近几年我国220kV 及以上系统继电保护装置的不正确动作中，由于各种人为因素造成的约占50％，其中由运行人员(包括继电保护及运行值班)因素造成的占到30％以上。
继电保护“三误”是指误碰、误接线、误整定。
现分析几例由“三误”导致的保护误动事故，探究“三误”发生的原因及有效的防范措施。
1事故简述2005-04-23，某330kV 变电站330kV 线路2停电，保护定检。
该变电站一次系统主接线如图1所示。
继电保护人员进行3320电流互感器(CT )升流试验时，在短接3320C T 用于主变差动保护的二次绕组瞬间，1号主变差动保护动作，出口跳闸。
图1某330k V 变电站一次系统主接线故障前电网运行方式为：330kV 第1串成串运行；33V 第串33断路器带号主变运行，33，33断路器停运检修；33V 第串成串运行。
高雯，刘平香（固原供电局，宁夏固原756000）继电保护“三误”事故案例分析及防范2原因分析该变电站采用3/2接线方式，3320CT 第4绕组与3321CT 第2绕组均接入主变差动保护，这2个绕组在3321CT 端子箱合流后接入1号主变保护屏。
继电保护人员为了防止在3320C T 一次升流期间对1号主变保护运行造成影响，需在3320C T 端子箱内将用于1号主变差动保护的［A4021］，［B4021］，［C4021］，［N 4021］试验端子打开，并用短接线将3320C T 侧用于主变保护的二次绕组短接，以避免造成C T 二次回路开路。
3320及3321C T 二次接线见图2、图3。
继电保护故障案例分析
继电保护故障案例分析案例介绍本篇文档将介绍一起继电保护故障的案例，并对其进行详细分析。
该案例发生在某电力公司的变电站中，涉及到变压器和其继电保护装置。
案例分析背景该电力公司的变电站中有一台变压器（编号为T1），其额定容量为20MVA，额定电压为110kV/10kV。
为了保证变压器的运行安全和稳定，配备了一套继电保护装置（包括过流保护和差动保护等某些方案）。
问题描述在某一天，变电站设备检修结束后进行试运行。
当试运行到T1时，出现了一个问题：变压器的差动保护装置动作，导致该变压器停运。
经检查发现，该变压器绝缘性能良好，且差动保护装置没有故障报警信息。
随后，工程技术人员对该故障进行了全面分析，并整理出具体分析如下。
故障分析•第一步，查看稳定装置的相序连接。
稳态三相电流值分别为31.33A、31.12A和-62.45A，三相电压为110.3kV、-237.4V和127.59V。
从电流相序可以看出，稳态合流装置正常。
•第二步，分析相序跳变时的电流、电压变化情况，若电流、电压变化无明显跳跃，则差动保护装置分别正常。
通过现场实验，发现差动保护装置分别正常。
•第三步，分析差动保护配合出现故障的时间。
根据现场测量数据和事件记录，发现故障不是因为差动保护出现故障。
•第四步，分析直流盘跳闸记录。
直流盘动作时，交流端谐波变化较大，交流端形成慢速残余电流，直流盘动作的原因是距离保护。
•第五步，分析距离保护动作的原因。
通过现场实验和测量，发现距离保护动作的原因是在150米导线周围有一处悬空的小钢棒，可能是放在杆上的工具未及时清理干净而遗留下来的，该钢棒导致了谐波泄漏电流，触发了距离保护。
结论经全面分析，该变压器与其差动保护装置无故障。
该变压器停运是由于距离保护动作所致，导致差动保护装置发生不必要的动作。
此外，该故障还提示我们要加强现场管理，保持变电设备的清洁，并加强对工器具的管理，以避免出现悬挂在电线周围的钢棒等异物对设备的影响。
继电保护人员误触带电设备死亡事故案例分析
1985年4月2日，谏壁发电厂开始进行8号机大修。
4月19日，继电班在做8号机厂用高压变压器继电保护大修时，由于工作负责人对一次设备系统部熟悉，工作地点狭小，工作时不小心触及带电设备造成触电死亡。
一、事故经过4月2日，谏壁发电厂继电班班长签发了“8号高压厂用变压器继电保护和二次回路大修”的电气一种工作票，工作负责人肖XX（死者，男，41岁）带领2名继电保护人员工作。
19日上午，肖对其中的一人说：下午把电流互感器的内阻测一下，紧紧螺丝，抄录一下电流互感器的铭牌。
下午，3人来到高压厂用变压器保护盘处，肖打开保护盘下的盖板，发现电流互感器在6kv母线的上面，就动手拆保护盘上方盖板的螺丝。
上盖板打开后，由一名工作组人员负责测电流互感器的内阻，肖负责紧互感器螺丝和抄铭牌。
由于工作地点窄小，工作负责人就叫另一工作组成员不要进来了，肖右手拿行灯，查找电流互感器铭牌，一会站在他一边的工作人员看到肖的头顶与行灯放电，以为是行灯漏电，立即用脚将电源线踢开，但仍见放电，才知肖已高压触电。
这时，只听一声爆炸，室内照明全熄。
肖的同伴喊：“肖触电了”，闻讯赶来的人员将肖抬出抢救并送医院，肖因触电严重，抢救无效死亡。
二、事故原因（1）此项检修工作是在部分停电条件下进行的，6kv母线在带电运行。
6kv母线布置在盘后上方。
实际上盘后上方盖板在当时是不允许打开的。
但当工作人员打开此盖板时，工作负责人并没阻止，当盖板打开后，又没查看运行母线与工作地点的安全距离，就开始工作。
尽管工作人员知道6kv母线还在运行，但没有引起注意。
同时工作负责人也未按《安规》要求，即“工作负责人在部分停电时，只有在安全措施可靠，不致误碰导电部分的情况下，才能参加工作”的规定，而自己直接参加工作。
工作负责人即工作监护人不监护，直接在工作地点窄小，又与带电设备距离很近的地方工作，是一种严重违章的作业行为，是导致这次触电事故的直接原因。
（2）肖XX触及6kv母线C相，造成C相接地，同时也造成A、B 相相电压的升高，导致8号炉磨煤机乙断路器的A、B相击穿短路，而发生爆炸，备用厂用电源保护动作跳闸，母线失压后，肖才最后脱离电源；从而延长了肖触电时间，这是肖死亡的一个重要原因。
事故案例分析
中卫供电局 2007年2月
青海330kV花石线光纤纵差保护误动事故分析
吸 取 事 故 教 训 ， 增 强 安 全 意 识
青海330kV花石线光纤纵差保护误动 事故分析
• 事故经过
2006年12月1日12时21分，因现场施工吊车误 碰青海330kV湟源变330kV I母C相致其故障，母 差保护正确动作跳闸。与此同时，330kV花石线 CSC-103A纵差保护发生区外故障误动，线路C相 开关跳闸，重合闸动作并且重合成功。
吸 取 事 故 教 训 ， 增 强 安 全 意 识
华中电网‚7.1 ”事故分析 21:00 ，万龙II 回线两套解列装置动作跳 闸，四川、重庆电网与华中东部电网解列。 龙泉变电站5062 开关B 相爆裂，万龙II 线 高抗中性点避雷器爆裂. 21:03，辛洹线由国调下令解列。华中电网 与华北电网解列。 21:02～21:07 ，河南省调紧急切除豫南地 区部分负荷，直接下令断开淮阳、计山、邓 州、薛坡等220kV 变电站主变。 21:02～21:07，振荡期间频率最低达49.1Hz 左右，河南、湖北、江西、湖南等电网低频 减载特I、II、III 轮次动作，切除负荷合 计1600MW 。
华中电网‚7.1 ”事故分析
吸 取 事 故 教 训 ， 增 强 安 全 意 识
20:54，220kV 柳新线（豫北～豫中）C 相故 障，纵联方向保护及纵联距离保护动作，三相 跳闸，牡丹变500kV 联变严重过负荷，安控动 作，切除洛阳热电厂#6 机组（单机容量 300MW）； 20:56，220kV 焦峡线（豫北～豫中）A 相故 障，纵联闭锁零序保护动作，三相跳闸，牡丹 变500kV 联变再次严重过负荷，安控再次动作， 切除洛阳热电厂#5 机组（单机容量300MW）；
继电保护技术监督和事故案例分析
2.4两组仪用电压互感器二次中性 两组仪用电压互感器二次中性 点分别于开关场接地， 点分别于开关场接地，引起保护 不正确动作
二次绕组中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电 压峰值应大于30Imax V
• 1983年11月13日16时5 2分，某变电站的W1线 出口，第一次人工A相接地短路试验，该变电 站录取的故障点故障相电压理应基本为零，但 是，故障时所录的实际母线CVT故障相二次电 压为故障前额定电压的40%，线路CVT故障相 二次电压为故障前额定电压的10 %，且残压波 形与故障电流波形相似，同时，非故障相电压、 相位也都有改变，母线CVT二次C相电压降低， B相电压升高，正方向保护A相阻抗继电器在 故障后只动作了约10ms即返回。
四、规程
• • • • • • • • • • • 1994年4月，原电力工业部下发《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要 点》 华北电力集团公司在94年年底，下发了华北电网贯彻部颁《电力系统继电保护及 安全自动装置反事故措施要点》实施细则(试行) 2000年国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 2002年3月，原国家电力公司调度通信中心下发了《防止电力生产重大事故的二十 五项重点要求》继电保护实施细则 2002年4月，原华北电力集团公司颁发了“华北电网《防止电力生产重大事故的二 十五项重点要求实施细则》 2005年国家电网公司《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》 2005年11月，国家电力调度通信中心组织制定了《国家电网公司十八项电网重大 反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施要求 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 Q/GDW 161—2007 线路保护及辅助装置标准化设计规范 （国家电网公司企业标 准） Q/GDW 175—2008变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规 范（国家电网公司企业标准 ）
继电保护及安全自动装置不正确动作行为分析(最新版)
继电保护及安全自动装置不正确动作行为典型案例分析（内部资料仅供参考）电力调度中心2007年1月《继电保护及安全自动装置不正确动作行为典型案例分析》序言随着地区电力负荷的快速增长，近年来电网结构发生了很大变化。
新设备、新技术也大量投入运行，这无疑增加了电网继电保护运行管理的难度。
国内外经验表明，大型电力系统一旦发生自然或人为故障，不能及时有效控制而失去稳定运行或造成电网瓦解，将酿成大面积停电，会给社会带来灾难性的后果。
因此，电力系统安全稳定运行，就成为电网运行管理的主题。
国内外所有继电保护工作者都在千方百计采取技术的、管理的各种措施，力求避免保护装置拒动、误动，防止出现电网大面积停电事故。
继电保护装置正确动作率的高低，除了设备制造质量因素外，在很大程度上取决于设计、安装、调试和运行维护人员的技术水平。
据统计，我国220kV 及以上系统继电保护装置的不正确动作次数中，继电保护及运行维护人员因素造成的不正确动作占30%以上。
因此，提高继电保护、运行维护、设计及安装人员的技术水平和经验积累，是减少继电保护装置的不正确动作次数的重要手段。
为了更好的帮助各单位对以往保护装置动作情况进行分析、理解，我们特编写了这本小册子。
总结了各地的典型动作情况，希望能帮助我们识别和处理故障，积累经验，少走弯路，引以为戒，得心应手的开展工作，避免此类事故再次发生。
并结合以“爱心奉献电网、用心尽责工作、务实规范作业”为主题的“继电保护安全年”活动，发扬继电保护人员的敬业精神，为电网的安全、稳定运行做出新的贡献。
目录一、电网继电保护不正确动作行为典型案例分析 (1)1、平吉堡变电站#1主变保护零序方向过流I段拒动事故分析 (1)2 、110kV南山变电站线路故障时故障录波器未录波事故分析 (3)3、220kV正谊变电站1＃主变保护误动事故分析 (4)4、220kV盐池变电站非电量保护误动事故分析 (6)5 、330kV青铜峡变电站220kV母差保护误动事故分析 (6)6、中宁二厂220kV母联开关跳闸事故分析 (8)7、330kV 宁安变电站线路故障录波器未录波事故分析 (8)8、220kV武平线大武口电厂侧WXH-11型保护误动事故分析 (9)9、220kV东坡线东山变侧高频方向保护误动事故分析 (11)10、220kV新掌线相继故障重合闸单跳造成非全相运行事故分析 (12)11、220kV新吉线平吉堡变侧高频方向保护误动事故分析 (13)12、平吉堡变#2主变冷控失电保护跳闸事故分析 (15)13、220kV盐池变110kV盐马线距离保护误动事故分析 (17)14、马莲台电厂330kV升压站3320开关误跳闸事故分析 (17)15、220kV月凤乙线光纤距离保护误跳闸事故分析 (18)16、220kV新凤线光纤差动保护误动作事故分析 (20)17、110kV盐砖线A相瞬时性故障开关拒动事故分析 (21)18、220kV新花线光纤纵差保护误动作事故分析 (22)19、110kV谊旌线正谊变侧距离保护近区反向误动事故分析 (23)二、西北电网继电保护不正确动作行为典型案例分析 (27)1、北郊变330kV开关无故障跳闸 (27)2、大通电厂330kVⅡ母失灵保护误动 (28)3、南郊变#2、#3变过励磁保护误动事故分析 (29)4、韩城电厂全停事故分析 (31)5、罗敷变#1主变误动事故分析 (34)6、330kV阿兰变#1主变跳闸事故分析 (35)7、秦岭电厂母线故障事故分析 (39)8、青海330kV花石线光纤纵差保护区外故障误动事故分析 (42)9、甘肃330kV陇临I线零序Ⅳ段系统无故障误动跳闸事故分析 (44)10、银和I线高频保护正向区外误动事故分析 (44)11、草北I、II线重合闸拒动事故分析 (46)三、华中电网“7.1 ”事故调查报告 (48)四、欧洲“11.4”停电事故简介 (71)后记 (83)近年来，及全国电网继电保护及自动装置发生多起不正确动作，给电网安全稳定运行带来一定的隐患，为此我们把近年来继电保护及自动装置不正确动作的典型案例进行汇总，以供电网各单位参考借鉴，提高全网继电保护及自动装置安全稳定运行水平，使继电保护工作更上一个新台阶。
继电保护误动故障案例分析与处理
继电保护误动故障案例分析与处理摘要：文章通过对一起10 kV供电线路送电不成功的原因查找，分析了三段式馈线保护在10kV供电系统中的配置情况，根据存在的问题提出了解决办法。
关键词：继电保护；误动；分析处理1 故障现象及经过漾泉蓝焰煤层气公司35 kV变电站是2012年7月才投入运行的一座新变电站，采用一台主变单母线不分段运行方式，该站共有5条10 kV出线，总负荷约为3 200 kW，馈线保护装置选用了北京清大继保电力技术有限公司的THL-302A 型数字线路保护测控装置。
2012年11月10日07：20，10 kV南二区624线路过流一段保护动作跳闸，运行人员对开关、断路器和保护装置进行检查均正常，对线路进行巡查，最终确定了故障为线路落鸟造成相间短路，故障点找到且已排除，09：02对线路试送电，试送不成功。
保护动作数据如表1，波形如图1所示。
南二区624；事件类型：保护事件；事件时间：2012/11/10-09：02：17.0562 故障原因分析10 kV南二区624线路全长15.3 km，接带22台变压器，单台最大容量315 kV A，最小80 kV A，总容量为2 480 kV A，该线路平均负荷约为650 kW，平均电流52 A。
该线路电流互感器采用两相星形接法，变比为200/5，选用的THL-302A 型线路保护装置，具有三段低电压闭锁方向过流保护，低电压闭锁方向反时限过流保护，三相一次自动重合闸、失压保护、测控及现场总线通信等功能，过流保护的低电压闭锁和方向闭锁可单独投退。
南二区624线路保护定值单如表2所示。
10 kV架空线路常见故障有单相接地、两相和三相短路等故障。
该线路所投过流I段、II段保护可以保护线路相间短路故障，绝缘监察配合系统专门配置的小电流接地选线装置可判定单相接地故障，所以南二区624回路所配保护种类基本合理，能够满足线路出现的各种故障对于继电保护的需求。
上面的分析表明继电保护配置能够满足线路故障的需求，下面对继电保护的整定计算进行检查分析：空载变压器投入送电时会出现很高的励磁涌流，其幅值可以达到变压器额定电流的6～8倍同时含有大量的非周期分量和高次谐波分量，对于线路接带的多台变压器，每台变压器的励磁涌流对于整条线路的影响会因安装位置和距离电源侧的长度有所不同，南二区线路总长15.3 km，线路中后段安装的变压器对整条线路的启动电流影响较小，根据以往的经验线路的送电冲击电流按照所有变压器额定电流的3倍计算，即：I=3×2 480/10/1.732≈429.6 A，折算到二次侧i=429.6/40≈10.7 A。
误接线或误碰导致继电保护事故案例的总结
误接线或误碰导致继电保护事故案例的总结继电保护事故是在电力系统中常见的事故之一，可以发生在输变电站、配电站或电网中。
其中，误接线和误碰是导致继电保护事故的两个主要原因之一、本文将总结一些与误接线和误碰相关的继电保护事故案例，并分析其原因和教训。
1.案例一：输变电站继电保护事故在一座输变电站中，由于误接线问题，导致站内一台主变压器无法正常工作。
根据调查结果，此事故的主要原因是出于操作人员的疏忽，对于继电保护装置的接线方式理解不清楚，误将导线接错位置。
该事故导致输变电站多台重要设备无法及时处理电力故障，给电力系统带来了严重的影响。
教训：操作人员应严格按照操作规程进行继电保护装置的接线，提高操作人员的专业水平和技能，加强安全培训和教育，提高其对继电保护装置接线方式的理解和认知。
2.案例二：配电站继电保护事故配电站一次侧故障导线发生短路，但继电保护装置未能及时动作，导致大面积停电。
经过调查，发现是由于误碰问题导致继电保护装置失效。
由于操作人员在现场施工过程中，不慎碰到继电保护装置的连接线，使得继电保护装置的接触不良，从而无法正常发挥保护作用。
教训：强化施工现场的安全意识和管理，加强对施工人员的培训和教育，提醒施工人员注意继电保护装置的位置和连接线，避免误碰导致装置故障。
此外，可以采取有效的措施，如加装防护罩或设置安全隔离带，以避免误碰事件的发生。
3.案例三：电网继电保护事故地区电网出现一次侧短路故障，电网继电保护装置未及时动作，导致故障无法得到隔离。
经过调查，发现是因为误接线问题导致的。
由于操作人员在继电保护装置更换操作中，对于设备的接线方式理解错误，将接线线缆接反，从而使得继电保护装置无法正常工作。
教训：操作人员应该具备足够的专业知识和技能，准确了解设备的接线方式，严格遵守操作规程，避免误接线导致的事故。
此外，应当加强对继电保护装置接线方式的教育培训，提高操作人员的技术水平。
总结：误接线或误碰导致的继电保护事故是可以避免的。
继电保护所典型事故案例讲解
继电保护所典型事故、事件案例讲解一、电网事故：（一）“2.24”220kV普吉变电站误接线导致母差失灵保护误动的一般电网事故1、事故经过简介：2004年2月24日，220kV普吉变电站110kV普张线高阻接地（线路断线），导致220kV＃2、＃3主变中性点过流跳闸，同时，220kV母差失灵保护动作跳220kV 开关（包括＃1主变高压侧开关），此次事故造成220kV普吉站全站失电，普吉发电厂减列。
事故分析表明：110kV普张线147开关保护正确动作，220kV#2、＃3主变保护正确动作，但220kV母差失灵保护属于误动，保护误动使220Kv#1变压器停电，导致35kV负荷失电。
2、原因分析：220kV＃2、＃3主变保护更换施工过程：在进行＃1主变保护更换过程中，施工人员发现主变保护动作起动母差失灵保护回路接线错误，及时联系设计人员，设计人员同意更改回路，并将发放＃2、＃3主变的设计更改通知单，但在随后的施工中，设计人员一直未发更改通知单，我所施工人员即自行更改相关回路，出现更改错误。
由于保护人员在进行＃1主变保护装置更换过程中，将220kV＃2、＃3主变保护启动母差失灵保护的回路接线接错，导致保护出口动作起动元件短接，使母差失灵保护仅变为有流起动，同时存在母差失灵保护装置低电压闭锁继电器接点粘死，导致母差失灵保护误动，引起事故范围的扩大。
3、暴露问题：（1）继电保护工作人员在对主变保护进行改造时，工作责任心不强，未经设计人员发送回路更改通知单，就擅自更改回路接线；且在施工完毕后不认真、细致地检查回路；致使启动失灵回路出现接线错误。
（2）加强保护装置投产前的验收工作，对每一个关键回路都要进行认真、细致的检查。
4、防范措施：（1）工作负责人要对工程每个环节都认真把握，特别是对关键环节的把握；（2）在施工过程中要严格按照图纸施工，对回路更改要遵守相关规定，不得擅自更改回路；（3）工作中要严格按照相关作业指导书施工；（4）验收过程中要严格把关；（5）加强员工技术培训；（6）管理手段上要采取有效措施；（7）加强工程的技术监督和检验管理，对110kV以上验收所内必须先进行初验，合格后才能申请验收，并且要有试验报告；（8）生计室要加强现场施工安全管理，重点现场要亲自监督。
电力系统继电保护典型故障分析案例
电力系统继电保护典型故障分析案例一、引言电力系统继电保护是电力系统中非常重要的组成部分，其主要功能是在电力系统发生故障时，迅速切除故障区域，保护电力设备和人员的安全。
本文将通过分析几个典型的电力系统继电保护故障案例，来探讨故障原因、分析方法以及解决方案。
二、故障案例分析1. 案例一：变电站电流互感器故障故障描述：某变电站A相电流互感器发生故障，导致保护装置误动作，引起了系统的不必要停电。
故障原因：经过仔细分析，发现电流互感器内部绝缘失效，导致测量误差增大，进而引起保护装置误动作。
解决方案：更换故障的电流互感器，并进行绝缘测试，确保其正常工作。
2. 案例二：线路短路故障故障描述：某条输电线路发生短路故障，但保护装置未能及时切除故障区域，导致系统停电。
故障原因：经过分析，发现保护装置的动作时间设置过长，未能及时检测到短路故障并切除。
解决方案：调整保护装置的动作时间，使其能够及时检测到短路故障并切除。
3. 案例三：发电机过电流故障故障描述：某台发电机出现过电流故障，导致发电机停机维修。
故障原因：经过分析，发现发电机内部绝缘失效，导致过电流现象。
解决方案：更换发电机的绝缘材料，并进行绝缘测试，确保其正常运行。
三、故障分析方法1. 实地调查：对发生故障的设备和现场进行详细的调查，了解故障发生的具体情况，包括设备的工作状态、环境条件等。
2. 数据分析：收集故障发生时的各种数据，如电流、电压、功率等，通过对数据的分析，找出异常现象和规律。
3. 故障模拟：利用电力系统模拟软件对故障进行模拟，通过模拟结果来验证故障原因和解决方案的可行性。
4. 经验总结：将已解决的故障案例进行总结，形成故障分析经验，为今后类似故障的处理提供参考。
四、故障解决方案1. 及时维护：定期对继电保护设备进行检修和维护，确保其正常工作。
2. 技术改进：引入先进的继电保护装置和技术，提高系统的故障检测和切除能力。
3. 增加备用设备：在关键位置增加备用设备，以备发生故障时能够快速切换。
继电保护专业两起异常事件分析
保护装置
CSC-103B
A侧
31ms 零序辅助启动 506ms 零序差动出口
B侧
27ms 保护启动 205ms 零序差动出口
CSC-101D
32ms 零序辅助启动 455ms 纵联零序发信
保护启动
一、CCSC-101D保护未动作
结论：母差主二保护逻辑正确，动作行为正常。现场数据异常原因为高频瞬时干
扰远端模块所致，现场无故障发生。高频瞬时干扰产生的原因目前初步怀疑和现
场接地有关。建议：良好的接地一方面可以减小产生的VFTO；另一方面在干扰
产生时良好接地能够有效地进行泄放，减少影响。
一、CSC-101D保护未动作
X年X月X日，220kV XX乙线发生区内 B 相经过渡电阻接地故障，两侧 CSC103B 零差保护选相失败，保护三跳；两侧 CSC101D 保护未动作。
三、保护动作分析
根据220kV XX甲线主二保护装置电子录波图，在线路开关合闸过程中 线路相电压保持三相平衡，没有出现零序电压，故可判断一次系统没有发生 接地故障。
三、保护动作分析
根据母差主二保护装置录波图，在XX甲线合闸瞬间，母差主二保护装置感受到 大差电流和小差电流，持续时间约为4.2ms，差流最大瞬时值为4.8A，同时因被空充 的I母母线电压畸变较严重，序分量满足母差保护电压闭锁开放条件，故 220kV母差 主二保护变化量差动元件动作出口。主一母差保护接收量不满足差动保护启动条件。
裕大甲
母联
纵大甲 裕大乙 纵大乙 #1主变 #2主变 #3主变 #4主变
二、保护设备配置
220kV母差主一保护和主二保护均为南瑞继保的PCS-915NA-D母差失灵装 置，
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Configuration——BinInput：（逻辑配置——开关量输入）
BinInp（开关量输入）
1
2
ResetLED（信号灯复归）
—
√
ChActGrp（改变定值组）
—
—
Block I>（相过流）
—
—
Block I>>（相速断）
√
—
Block In>（中性点过流）
√
—
Block In>>（中性点速断）
3）现场检查情况： 斗山侧泰斗5293线短引线保护动作时区外发生故障，本线有穿越
的故障电流，其中C相电流达到了0.535A，超过短引线保护 动作定值（0.5A），5031与5032开关间的短引线保护异常动 作出口，跳开了5031开关。
一、继电保护误整定事故
现场仔细检查保护装置后发现： 5031与5032开关间的短引线保护装置RXHL菜单里的输入设置如
后投运，此时泰斗5293线路还没有完好，因此在泰斗5293线 路投运前需要将5031与5032开关间的短引线保护投入，作为 线路正式启动前5031与5032开关间的主保护。但是在执行定 值的说明1“本保护受闸刀辅助接点控制”时，因为出线闸刀 处于非正常运行方式，为了使短线保护能可靠地投入，因此 按照说明2“本保护正常时停用，当开关间元件停役而相应开 关仍然运行时，用上短线保护”的要求进行执行。为了实现 这个要求将BinInput 1（第一个开关量输入）在逻辑配置里 设置成不闭锁相过流保护（Block I>），这样短引线保护在 泰斗5293线路正式投运前的相当一段时间内就能实现一直投 入的状态，不再受出线闸刀辅助接点等外回路的影响。
继电保护事故案例及分析
内容提要
一、误整定 二、误碰 三、误接线 四、保护装置问题 五、电流、电压互感器及其回路的相关问题 六、继电保护通道问题 七、工作电源问题 八、二次回路干扰 九、回路绝缘损坏
一、继电保护误整定事故
1、整定错误造成的断路器重合不成 （1）事故简述
1990年7月9日，某电厂220kV I回线发生B相接地短路，G厂侧零序 电流灵敏和不灵敏一段动作，经选相元件跳开B相断路器并重合成 功。L厂侧零序电流二段动作，经选相元件跳开B相断路器。未重 合，最终三相跳闸。
为了让基层单位更好地理解和执行调度部门的意图，建议定值 整定单能够更加细化，对影响保护关键功能的控制字或逻辑配置 的状态应在定值单中有所体现，对保护的内部的所有功能都应有 明确的定值。
二、继电保护误碰事故
1．继电人员误传动，造成五条运行线路跳闸 （1）事故简况 1990年10月10日，沈阳电业局苏北变电所66kV苏烟线停电，继
一、继电保护误整定事故
2、系统运行方式改变，保护定值未修改造成保护误动 （1）故障经过： 1）故障前方式： 泰斗5293线由泰斗线5031单开关供电运行，泰斗/斗牌5032开关
检修。 2）保护动作情况：
2005年4月20日16点36分，泰斗5293线短引线1、2保护动作 出口，泰斗线5031开关三相跳闸。
（2）事故分析 由于负荷电流较大，Ｂ相跳闸后，非全相零序电流大于零序电流三
段定值。故障前因通道问题唯一高频保护退出运行，重合闸时间改 为2.0Ｓ。零序电流二段动作时间改为1.5S，零序电流三段时间为 3.5Ｓ。系统接线如上图一。因此零序电流二段动作后，经2.0S发 出Ｂ相合闸脉冲前，零序电流三段保护动作跳开三相断路器。
一、继电保护误整定事故
（2）原因分析： 2004年11月泰斗5293线正式启动投运前，由于停电时间较短，
停电期间的工作安排中除了线路保护两侧对调及保护带负荷 复校外没有关于短线保护的工作任务，此时没有新的保护整 定通知单，再加上定值单中没有涉及到逻辑配置方面的定值， 值班员能核对到的定值是与定值单相符合的。在启动过程中 按照方案要求解除或投入5031与5032开关间的短线闭锁只是 通过外回路的临时措施来实现的，也没有涉及到短线保护的 逻辑配置。在全部试验结束线路正式投运后，根据试验方案 的要求恢复了外回路的临时措施，保护投入正常的运行。理 论上在泰斗5293线路正常运行时，短线保护应该受线路出线 闸刀合闸状态的影响而自动退出，而实际上短线保护一直处 于投入状态，最终造成了本次的异常跳闸。
一、继电保护误整定事故
（3）吸取的教训： 对长期处于临时状态的分部投运的设备应该做好与运行单位的
详细的交接和备忘记录，并在调试的后续方案中有所体现。试验 单位对生产单位管理流程依赖性较强，试验单位应在积极配合生 产单位工作的同时，加强对危险点的分析，在自身的技术流程中 加强对关键点的细化控制。
各参建单位在工作中应加强沟通，发现问题应及时向主管及相 关部门进行反映，如本次发现的无法正常整定的问题应及时与调 度相关部门联系。 （4）建议：
G ×
L I
×
E
II
E
×
一、继电保护误整定事故
1、整定错误造成的断路器重合不成 （3）事故教训 保护定值整定人员修改定值时未考虑到在线路非全相零
序电流大于零序电流三段电流定值的情况下，保护 的零序电流二段、零序电流三段及重合闸三者动作 时间的配合问题。 （4）采取对策 在单套高频保护停用的情况下，如果系统稳定允许，可 将重合闸时间改为1.8S；或将零序电流三段时间定 值延长BinInput 1（第一个开关量输入）在逻辑里没有配置 闭锁相过流保护（Block I>），故短线保护一直在投入状态，在
电流大于动作值时短线保护动作出口，跳开了5031开关。
一、继电保护误整定事故
（2）原因分析： 2004年1月4日，斗山站内的5031与5032开关经过站内启动正常
电一班接该所低频减载装置跳苏烟线断路器的控制电缆。工 作完成后，第一次做相互动作时，短时间短接P3H1-3、 1Pu2-4触点，动作信号掉牌并响警报，但断路器未跳闸，继 电人员将4Pn出口中间开盖手按衔铁，66kV苏烟线及10kV苏 吴线(运行线路)跳闸。运行人员将苏吴断路器合上。随后， 继电人员将频率保护盘上跳苏吴线断路器连接片接开，再次 进行短接P3H1-3，1Pu2-4触点试验，造成10kV西郊线、砂 轮二线、南郊线、浑河线等四条运行线路断路器跳闸。