零序保护误动跳闸分析报告
零序保护误动作与引风机跳闸的分析研究
２ ０ １ ３ 年 第１ 期Ｉ 科技创新与应用
零序保 护误 动作 与引电力大 学， 河北 保定 ０ ７ １ ０ ０ ３ ）
摘 要： 本 文 介 绍 了 引风机 跳 闸零 序保 护 误 动作 故 障的 查找 过 程 ， 分析 了 引风机 跳 闸零序 保 护 误 动 作 的原 因 ， 提 出 了在 变频 改 造 施 工恢 复 及 正 常运 行 中预 防零 序保 护 误 动 作 的有 效措 施 。 关 键词 ： 电缆 钢 铠 ； 接 地线 ； 零序 ； 保 护 误动 作 流互 感 器 的 反倒 穿 了 ， 就 可 能造 成 事 故 接地 时 零 序保 护 不 能 正确 动 作。 针对此次事故 ， 由于 引风机的零序保护在运行过程动作 ， 这说 明引风机电源穿过零序互感器的动力电缆有零序 电流通过。 经对设 备 检查 发 现该 电流 不是 故 障 电流 ， 而是： 于 扰 电流 或地 网 中的 杂散 电 流 。为 防 止 动力 电缆 的零 序 互 感 器误 动 ， 应 采 取将 动力 电缆 的钢 铠 层两端接地。因为电缆处在较为复杂、 散乱的强磁场区， 容易受杂散 磁 场 的影 响 ， 从 而在 电缆 芯线 或 者 电缆 的钢 铠 层 上产 生 微 弱 的感 应 电流。将电缆 的钢铠层两端接地 ， 就可以在 电缆芯线外部产生一层 屏蔽 ， 防止感应电流对动力 电缆的零序互感器的影 响。 ４ ． ２ 引风 机误 动 作 的原 因分 析 经 进 一 步检 查 发现 引风 机 电 源高 压 电 缆 为三 芯 ， 钢 铠 及 铜屏 蔽 层都接地 ， 而屏蔽层采用的是两端接地 高压 电缆钢铠层端部在零 序互感器上方 ， 当 电缆接地点在互感器 以下时 ， 应将接地线按要求 穿 回零序互感器 ， 以保证钢铠层接地线上流过零序电流互感器的感 应电流被抵 消， 防止零序保护误动 。该引风机 电缆的钢铠接地编织 软铜带一端与电缆铜屏蔽层及电缆铠装带连接后 ， 由上往下穿过零 序互 感 器后 再 接 地 。 ２ Ａ引风 机 电机 零序 保 护 在 １ 月２ ７日已动作 一 次 ， 分析 其 动 作 原 因是 “ 动 力 电缆 的钢 铠 及 屏 蔽层 的接 地 编织 软 铜 带 穿 回不 清 晰 ， 存在通过零序互感器分流的因素 ” 。 由于 ２ Ａ引风机一直处于运行状 态， 未能对该 隐患进行及 时确认和处理 。２月 １ ４日２ Ａ引风机 电机 在。 零序保护再 次动作 ， 经检查发现接地编织 软铜带在按要求穿 回零序 互 感 器 前 已 与 固定 钢 架 构 接 触 。由 于 固定 钢 架 构 与 接 地 网直 接 相 ３检 查 处 理情 况 ３ ． １一 次设 备 检查 情 况 连， 进一步确认 了其通过零序互感器分流因素 的存在。在第一次零 １ ） ６ ｋ Ｖ开关 室内 ２ Ａ引风机开关确已跳 闸，开关检查无异常情 序保护动作后 ， 虽然采取了临时预 防措施 ， 将零序保护定值提高到 况。 变频器小室内检查一次设备无异常。 电动机本体检查无异常。 对 原定值 的 １ ． ５倍 ， 但未起到相应 的作用 ， 致使保护再次动作 。 次设 备 分 别 进 行 了耐 压 试验 。试验 结 果 如下 ： 根据现场情况及各种故障信息 ，对 ２ Ａ吸风机跳闸原因分析如 ６ ｋ Ｖ开关室至变频器室电缆耐压试验 ：直流 ２ ４ ｋ Ｖ耐压合格 （ Ａ 下： １ ） 直接 原 因 相： ９微安 ， Ｂ相 ： １ Ｏ微安 ， Ｃ相 ： ８微安 ） 。 变频器室至 ２ Ａ引风机电机（ 带电机 ） 耐压试验 ： 直流 １ ５ ｋ Ｖ 耐 动力 电缆的钢铠 和屏蔽层 的接地编织软铜带在按要求穿 回零 当动力 电缆两侧接地网出现 压合格 ， 其三相直阻分别为 ： ０ ． １ ４ ３ ６欧 、 ０ ． １ ４ ３ ５欧 、 ０ ． １ ４ ３ ７欧， 试验均 序互感器前 已与 固定接地钢架构接触 ， 合格。 短 暂 的 电位 差 时 ， 流 过 零 序 电 流互 感 器 的 电流 未 被 抵 消 ， 造 成 零 序 变 频 柜 高 压 侧耐 压 试 验 ： 三相均超过 ９ ６ ０ ０兆 欧 ， 直阻分别为 ： 保 护误 动 。 ０ ． ０ ５ ７ ５ ５欧 、 ０ ． ０ ５ ７ ３ １ 欧一 ０ ０ ５ ７ ５ ５欧 ， 试 验均 合 格 。 ２ ） 间接 原 因 ６ Ｋ Ｖ开关柜 避雷器 交 流放 电试验 结果 ： Ａ相 １ ４ ｋ Ｖ、 Ｂ 相 安 装人 员 在 ２ Ａ 引风 机变 频 改 造施 工恢 复 ，进 行动 力 电 缆接 线 １ ４ ． ２ ｋ Ｖ、 Ｃ相 １ ４ ｋ Ｖ， 试 验均 合 格 。 时， 接地编织软铜带 的敷设与接线不符合规范要求。在第一次零序 ２ ） 根据 之前 １ 月２ ７日跳 闸处 理 措 施 要 求 ， 打开 ６ ｋ Ｖ开 关柜 后 保 护动作后 ， 执行 防范措施不及时到位。 ５ 防范 措 施 盖检查 ６ ｋ Ｖ电缆屏蔽层接线。检查发现屏蔽层接线正确 ， 但是屏蔽 １ ） 对６ ｋ Ｖ电缆钢铠及屏蔽层 的接地线进行处理 ， 在接地线与角 层在穿回零序互感器前有与接地金属物接触现象 。 ３ ． ２ 二 次设 备 检查 情 况 钢之 间加绝 缘 橡 胶 进行 隔离 。 检查 开关 室 ２ Ａ引风机 电机综合保 护装置 ， 发现“ 零序保护” 动 ２ ） 校验保护装置灵敏度并考虑规程及配合问题 ， 将２ Ａ引风机 作 信 号发 出 。 检 查 二次 回路 正确 ， 对 综 合 保 护装 置 进行 采 样 试 验 ， 定 零序保护定值 由 １ ０ Ａ（ 一次值 ） 改为 １ ５ Ａ （ 一次值 ） ， 将动作时间从 ０ ｓ 值试验， 开关 试 验 位 传动 试 验 未发 现 异 常 。 延 长至 ０ ． ３ ｓ ， 以躲 过 暂态 电流 。 ４ 原 因分析 ３ ） 检查 ２ Ａ引风 机 变频 室 内设 备 接 地 与 主厂 房 地 网连 接 是否 正 ４ ． １零序 保 护 误 动作 的 原 因及 防 范 常， 选 取多 点 进行 测 量 ， 检 查 接地 电阻是 否 合格 。 由 于技 术 水平 及 对 零序 电流 互 感 器 的 了解 不 够 ， 所 以在 安 装 上 ６ 结语 本文介绍了某电厂引风机跳 闸零序保护误动作 的检查处理经 出现许 多问题 ，有 的甚至造成零序保护装 置在接地故障时拒动 、 保 过， 分 析 了零 序 保 护 误 动作 的原 因 ， 提 出 了在 变 频 改 造 施 工 恢 复 及 护越级， 因此必须正确安装零序电流互感器 。Ｉ ｌ ｌ 根据《 电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范） ） Ｇ Ｂ ５ ０ １ ６ ８ — 电力运行中预防零序保护误动作 的有效措施。 我们应当针对相应原 ２ ０ ０ ６ 规定 ： 三芯电力 电缆终端处的金 属护层必须接地 良好 ； 塑料 电 因正确处理 ６ ｋ Ｖ电缆钢铠及屏蔽层的接地线 ， 选择正确接地线穿过 校验保护装置 的灵敏度及配合 ， 以躲过暂态 电 缆每相铜屏蔽和钢铠应锡焊接地线 。电缆通过零序 电流互感器时 ， 零 序互感器 的方式 ， 电 缆金 属 护 层 和接 地 线 应 对地 绝 缘 ；电 缆 接地 点 在 互 感 器 以下 时 ， 流， 尽可能减少零序保护 的误动作 ， 保 障设备的安全稳定运行 。 接地线应直接接地 ； 接地点在互感器 以上时 ， 接地线应穿过互感器 参 考文 献
《零序保护误动跳闸分析》
《零序保护误动跳闸分析》一、事件前运行方式110kv马田i回、马田Ⅱ回并列运行对110kv田头变进行供电，田中线送电保线（对侧开关热备用），110kvⅠ、Ⅱ组母线并列运行；#3主变110kv运行于110kvⅠ母；110kv马田i回、田通i回、南田、田中线运行于110kvⅠ母；110kv马田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田线运行于110kvⅡ母。
田头变一次接线图二、设备情况110kv马田i回、马田Ⅱ回保护装置：型号psl-621d，南京南自；110kv大田线（田头变）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年8月投运；110kv大田线（大梁子电站）保护装置：型号dpl-11d，南京恒星；xx年3月投运；110kv大田线（咪湖三级电站）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年9月投运。
三、保护报警信息110kv田头变在xx年5月31日20时42分57秒110kv马田i回见（图2）、马田Ⅱ回见（图1）零序Ⅰ段动作，跳开出线断路器，20时42分57秒大田线保护启动见图3。
对侧迷糊三站距离Ⅰ段动作跳闸故障测距约5km处（见图4）、大梁子电站零序Ⅰ段动作跳闸（见图5）。
图1.马田Ⅱ回动作报告图2.马田Ⅰ回动作报告图3.大田线保护启动报告图4.t大田线保护跳闸信号（咪三站）图4.大田线保护跳闸信号（大梁子电站）四、保护动作分析故障发生后对马田双回线进行了巡线，未发现异常，通过大梁子电站线路侧避雷计数器发现有放电动作一次，随后由大梁子电站零起升压对110kv大田线进行冲电未发现异常；初步判断大田线电站侧跳闸是由于雷击瞬时故障造成（雷雨天气），大田线田头变侧从保护启动波形分析在故障持续时间约为80ms后故障电流消失（马田双回跳闸），故保护未出口，根据相关保护动作信息推测故障点很有可能在大田线上，6月7日，再次停电安排对110kv大田线进行重点区段进行登杆检查，发现#4杆b、c相瓷瓶有闪络放电的痕迹（见下图），于当天更换损伤瓷瓶。
一起站用变零序保护动作跳闸故障分析与处理
一起站用变零序保护动作跳闸故障分析与处理大唐陈村水力发电厂，安徽省泾县 242500)摘要：本文介绍了陈村水电厂一起坝变零序保护动作的故障分析和原因查找方法。
坝变400V厂用电作为水电厂的重要厂用负荷回路，在其高压侧开关跳闸的情况下，坝上启闭机、溢洪道等设备将不能正常操作，会给水电厂安全运行带来不利影响，本文就该跳闸事件作详细分析。
关键词：坝变保护跳闸故障分析0 引言大唐陈村水力发电厂位于皖南山区青弋江上游，分为二级开发，一级陈村站、二级纪村站，全厂总装机容量214MW，，在安徽省电网中主要承担顶峰发电和事故备用。
陈村站110kV开关站位于该站72m 高程，距离坝顶配电室约55米。
全厂厂用电系统由1号、2号厂变分别接至厂用电Ⅰ、Ⅱ二段，坝变为备用电源。
具体如下图1：图1 厂用电系统图图1中坝变作为厂用电备用电源点，其通常由10kV市电母线带坝上负荷运行，03开关在“热备用”位置。
柴油发电机作为事故备用。
坝变保护为南瑞公司生产的RCS-9621D，于2004年投产，配有三段过流和低压侧零序保护，低压侧中性线接地点安装在坝顶配电室。
低压侧零序保护电流互感器安装在坝变本体低压侧出线处，变比为200/5。
低压侧零序保护定值为144A（二次值3.61A），0.3s。
坝变负荷支路如下图2：图2 坝变负荷分配图从图2中可以看出坝变低压侧400V母线实际接有7路负荷，5路厂内负荷分别为坝顶门机控制电源、消防泵电源、启闭机室控制电源、105廊道照明、可视化电源。
另外两路厂外负荷为移动公司和联通电源、安鑫公司照明电源。
移动公司和联通公司杆塔设备布置在本厂坝顶左岸，采用就近原则，移动公司和联通电源通信电源从本厂坝顶坝变低压侧400V母线接取。
1 故障经过2019年11月7日，天气晴朗。
机组正常运行，厂用电运行方式为1号厂变供厂母Ⅰ、Ⅱ段运行，2号厂变热备用，坝变带坝上负荷运行。
110kV开关站Ⅱ段母线电压互感器由运行转检修。
一起线路故障引起的零序I段动作跳闸原因分析及预防措施探讨
一起线路故障引起的零序I段动作跳闸原因分析及预防措施探讨摘要：变电站内部及送出线路最容易发生事故的设备就是电缆线路，其中单相接地故障引起零序过流Ⅰ段动作占很大比例，极少数项目现场出现零序过流Ⅱ段动作跳闸，零序过流I段动作大多数是一次设备异常引起的保护动作。
本文结合工作中的35KV光伏电站开关站接地变零序保护动作跳闸的实际案例，从引起跳闸的原因着手，阐述了事故检查过程及预防措施，深入分析一起线路故障引起的零序过流I段动作跳闸事故，通过制定对策，避免开关站再次出现该跳闸事故。
从而给其他现场处理类似事故提供一定的帮助。
关键词：光伏电站零序I段动作跳闸原因分析及预防措施1事故过程及设备简介：某光伏电站建设规模为40MW，以2回35kV 集电线路至 35kV光伏电站内开关站，开关站汇集电能后以1回35kV架空线路接入110kV变电站。
光伏区电能汇集后通过13台35kV箱变升压，集电线路原有道路敷设可方便到达开关站，总长约6.5公里。
（1）故障前后电站运行方式故障发生前，某光伏电站35kV送出Ⅰ回线在运行状态，站内35kV母线在运行状态。
35kV光伏场区集电Ⅰ回线带负荷17.2MW，35kV光伏场区集电Ⅱ回线带负荷21.1MW，全站送出总负荷38.1MW。
故障发生时，某光伏电站内35kV母线保护装置1M差动相电压保护、1M失灵相电压保护启动，但未动作出口。
故障发生后，某光伏电站35kV开关321、322、323、324、325断路器跳闸。
35kV送出Ⅰ回线，35kV母线、35kV接地变、35kVSVG、35kV集电Ⅰ回线、35kV集电Ⅱ回线均转为热备用状态，全站送出总负荷变为0 MW。
（2）事件发生经过2022年11月22日16时59分09秒860毫秒，某光伏电站35kV接地变兼站用变高压侧零序I时限保护动作出口，（动作电流1.058A，动作时限735ms）。
跳开35kV集电Ⅰ回线324断路器、35kV集电Ⅱ回线325断路器、35kV SVG 322断路器、35kV送出Ⅰ回线321断路器、35kV接地变323断路器。
一起风电场接地变零序保护越级跳闸事故分析
一起风电场接地变零序保护越级跳闸事故分析杜 辉(中国大唐集团科学技术研究院有限公司西北电力试验研究院，陕西 西安 710021)Analysis of Zero Sequence Protection Overstepping Trip ofGrounding Transformer in the Wind FarmDU Hui(Datang Northwest Electric Power Test and Research Institute, Xi’an 720021)〔摘 要〕 针对一起风电场汇集线单相接地，接地变零序保护动作，导致越级跳闸的原因进行了深入分析， 通过等值电路模型、理论计算说明了中性点经电阻接地系统，发生单相接地故障后零序电流的特征，并给出了继电保护整定与配合，从故障录波的波形实际数值与理论计算分析，给出了其他可能导致此次越级跳闸的原因。
〔关键词〕 风电场；单相接地；零序保护；越级跳闸Abstract :The paper analyzes the cause of incident that zero sequence protection action of single-phase grounding of collection line for the wind farm causes overstepping trip, through equivalent circuit modeling and theoretical calculation, it describes the characteristics of zero sequence current produced after single-phase grounding fault when neutral point is connected through electric resistance grounding system, and presents the relay protection setpoints and their configuration, based on the waveform actual data of fault wave recorded and theoretical calculation, it also points out other causes which may lead to such overstepping trip.Key words :wind farm; single-phase grounding; zero sequence protection; overstepping trip 中图分类号:TM62 文献标识码:A 文章编号:1008-6226 (2020) 06-0035-05作重视不足，导致风电场电气事故频发。
零序保护误动原因及解决措施
零序保护误动原因及解决措施零序保护误动原因及解决措施零序保护是电力系统中一项重要的保护装置，工作稳定性对系统的安全运行至关重要。
然而，零序保护误动时常发生，可能导致保护装置虚假动作，进而影响电力系统的正常运行。
本文将根据步骤思维，探讨零序保护误动的原因，并提供解决措施。
步骤一：了解零序保护误动的原因零序保护误动的主要原因可以分为两类，一是外部因素，二是内部因素。
外部因素包括电力系统故障、雷击、接地电阻变化等，这些因素可能导致零序电流的不均衡。
内部因素包括保护装置参数设置不当、接线错误、设备故障等。
了解这些原因可以为解决零序保护误动提供基础。
步骤二：分析零序保护误动的具体情况针对零序保护误动的具体情况，进行详细分析是解决问题的关键。
可以通过检查保护装置的报警记录、观察相关设备的运行状态以及对故障发生时的电力系统进行录波分析等方式，找出误动的具体原因。
步骤三：针对外部因素做出相应的措施对于外部因素导致的零序保护误动，可以采取以下措施来解决问题。
首先，加强对电力系统的维护和管理，及时处理电力系统故障，减少故障对零序电流的影响。
其次，加强对设备的防雷保护措施，减少雷击对零序电流的影响。
另外，合理设计接地系统，确保接地电阻的稳定性。
步骤四：针对内部因素做出相应的措施对于内部因素导致的零序保护误动，可以采取以下措施来解决问题。
首先，检查保护装置参数设置是否合理，根据实际情况进行调整。
其次，检查保护装置的接线是否正确，确保信号传输的准确性。
另外，定期对保护装置进行检测和维护，确保其工作正常。
步骤五：监控和测试零序保护装置的性能为了确保零序保护装置的稳定性和可靠性，定期进行监控和测试是十分重要的。
可以通过对装置进行定期巡检、检测装置的动作性能、进行保护装置的定值检查等方式，确保零序保护装置工作正常。
总结：零序保护误动对电力系统的正常运行造成了一定的影响，然而，通过了解误动原因、详细分析、针对外部和内部因素采取相应措施以及监控和测试装置性能等步骤，可以有效解决零序保护误动问题，确保电力系统的安全运行。
一起6KV动力电缆屏蔽层接地错误导致零序保护误动事故分析
一起6KV动力电缆屏蔽层接地错误导致零序保护误动事故分析发表时间：2016-05-30T15:43:59.720Z 来源：《基层建设》2016年2期作者：赵晓臣[导读] 调兵山煤矸石发电有限责任公司辽宁调兵山 112700 电力系统中性点的工作方式主要决定于系统的绝缘水平、供电的可靠性以及继电保护的要求等。
赵晓臣调兵山煤矸石发电有限责任公司辽宁调兵山 112700摘要：本文针对辽宁调兵山煤矸石发电厂1号机组6KV厂用系统的三眼井变压器零序保护误动作故障的查找过程，分析三眼井变压器零序保护误动作的原因，介绍电缆钢铠接电线与零序电流互感器错误安装时误动的原因并给出正确的安装方法。
提出在设备安装施工及设备调试校验时零序保护误动的防范措施，消除设备隐患。
关键词：零序保护；电缆屏蔽层；电流互感器；误动作电力系统中性点的工作方式主要决定于系统的绝缘水平、供电的可靠性以及继电保护的要求等。
通常110kV及以上电压等级电网采用中性点直接接地方式；35kV 及以下电压等级电网采用中性点不接地或经消弧线圈接地方式。
在大短路电流接地系统中发生接地故障后，系统中会有零序电流和零序电压，利用这些电气量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护。
零序保护是利用零序互感器采集零序电流，正常情况下，三相的向量和为零，零序电流互感器无零序电流。
当发生故障的时候，三相的向量和不为零，零序电流互感器有零序电流，一旦达到保护动作定值，则保护动作跳闸。
2015年5月，调兵山发电厂6KV厂用系统三眼井变压器的综合保护装置零序保护跳闸，检查设备无异常，以前从未出现过这种状况。
1事故原因调查2015年5月27日13点03分，调兵山发电厂6KV厂用母线室三眼井变压器跳闸，变压器保护装置报高压侧零序保护动作，保护人员立即查看综合保护装置事件报告，保护装置动作记录见表1。
表1：保护装置动作记录检修人员对变压器一次二次系统进行检查，变压器的综合保护装置在检修期已经完成保护校验，定值准确，采样精度合格，从零序保护动作结果来看，保护正确动作。
一起风电场35kV集电线零序过流保护误动作原因分析及改进措施
一起风电场35kV集电线零序过流保护误动作原因分析及改进措施作者：郑航来源：《科学导报·科学工程与电力》2019年第24期【摘; 要】风电场集电线含有较长电缆线路时，零序过流保护定值整定不但要考虑母线上接地变压器零序电流，而且要充分考虑同一母线上其余电缆的电容电流对零序过流保护的影响，避免误动作。
【关键词】集电线;零序过流保护;电容电流一、误动作情况概述贵麻风电场全场装机容量170MW，安装单机容量2.5MW风机68台，各风力发电机机组经箱式变压器将风机电压由0.69kV升压到35kV后，按多台发电机变压器组为一个集电单元，共10个集电单元接入两段35kV母线。
220kV升压站安装单台容量为120MVA主变2台，电压等级220/35kV，升压站最终以220kV牛旧线接入贵州电网。
风电场35kVⅠ段母线接有7条集电线及一台Z型接地变，接地电阻50Ω，接地变无其他负载，每条集电线上带有7台容量为2750kVA的箱式变压器（接线组别Dyn11），35kV系统为中性点经低电阻接地系统，集电线保护装置为北京四方CSC-211线路保护测控装置。
某日，35kVⅠ段母线上的集电四线于21：24：2.843零序过流Ⅰ动作，动作电流二次侧3I0=2.08A，一次侧3I0=208A，随后同一段母线上的集电一线21：24：2.864零序过流Ⅰ动作，动作电流二次侧3I0=0.7A，一次侧3I0=70A，集电二线21：24：2.860零序过流Ⅰ动作，动作电流二次侧3I0=0.5A，一次侧3I0=50A，集电三线21：24：2.853零序过流Ⅰ动作，动作电流二次侧3I0=0.38A，一次侧3I0=38A，集电七线21：24：2.860零序过流Ⅰ动作，动作电流二次侧3I0=0.30A，一次侧3I0=30A，保护动作集电线路的开关均跳闸，其中集电线五、六线保护装置未动作。
经检查集电一、二、三、七线相间及对地绝缘合格，未出现接地现象，集电四线3号塔C相引流线断裂并与杆塔接触，发生金属性接地造成零序过流保护动作。
10kV供电系统进线开关零序跳闸的分析
全面检测高压进线开关的二次 回路 ， 确认综合保护继 电 不会超过 １ 倍运行相 电压 ， ． ４ 暂态过 电压水平也较低 ； 故
器的精确度和灵 敏度是否正常 ，排除开关误动作的可能 障 电流很大 ， 电保护能迅速动作于跳 闸 ， 除故 障 ， 继 切 系 性； 随后 ， 对全部 高压设备 和出线 电缆 进行绝 缘耐压水 统设备承受过电压 时间较短。 因此 ， 大电流接地系统可使 平测试 ， 均达 到绝缘要求 。 事实上 ， 每次进线开关重合后 整个 系统设备绝缘水平降低 ， 从而大幅降低造价。 均运行正常 。 很明显 ， 进线开关下端头后 的供 电系统并没 ６ ３ ～ ５ Ｖ配 电网一般采用小电流接地方式 ， ｋ 即中性点 于故障点的电流小 ， 而且三相之间 的线 电压仍然保持对
唐懿华
（ 广州快速交通建设有限公司 ， 广东 广 州 ５ ０ ０ ） １６ ０
摘 要 ： 章 分析 了 １ ｖ 中性 点 不接 地 系统 单 相接 地 故 障的 特 点 ， 出 了电 容 电 流 的计 算方 法 。对 机 场 高速 供 文 ０ ｋ 给
９
电 系统 进 线 开 关零 序 跳 闸原 因进 行 了分析 ， 提 出相 应 的 改进 方 案 。 并 关键词： 中性 点 不接 地 系统 ； 电容 电流 ； 序跳 闸 ； 零 自动 重合 闸 中图 分 类 号 ： Ｐ １ Ｔ ２６ 文献 标 识 码 ： Ａ 文 章编 号 ：０６ ８ ３ ２ １） １ ０ ４ — ３ １０ — ９７（００ Ｏ — ０４ ０
图见 图 １ 。
１ ｗ 讲 特 ３ １ ｖ
三相交流电力 系统 中性点与大地之间的电气连接方 式， 称为电网中性点接地方式 。 中性点接地方式涉及 电网 的安全可靠性 、 经济性 ， 同时 ， 直接 影响 系统设备绝缘水 平
6kV零序保护越级跳闸原因分析及防范措施
1、事件情况某日7时4分6秒，某机组6kV # 11给水前置泵电机C相引线与接线柱压接处烧断，引线接地引起接地故障。
#11给水前置泵电机零序保护启动，但未在整定动作时间（0.3s、）出口。
故障发生后1. 1s，高厂变分支12段零序过流一段保护动作，并启动快切，6kV 12段厂用工作分支跳闸快切，切换至备用电源。
由于＃11给水前置泵电机故障在6kV 11段，故障仍存在，因此在1. 7s，高厂变分支12段零序过流二段保护动作，并启动快切，机组全停，其它3段6kV母线快切均启动并切换成功。
#11给水前置泵电机采用四方CSC-232综合保护，零序保护动作电流整定值为20A（一次值），0. 3 s；高厂变分支采用南瑞RCS-985TS 变压器保护，零序保护动作电流整定值为120A、1. 1s动作于跳开分支开关，1. 7s动作于全停。
电厂高厂变中性点接地电阻为6Ω，零序接地时最大故障电流约为580A。
2 零序保护跳闸原因分析引线接地引起接地故障时，#11给水前置泵电机零序保护未按整定时间出口动作，导致高厂变分支零序保护越级动作。
#11给水前置泵电机在分支11段，故障发生时本应由高厂变分支11段零序过流保护一段动作（1. 1s）隔离故障，但是高厂变分支11段、12段零序电流回路接线错误，导致高厂变分支12段零序过流保护一段动作，故障仍然存在，高厂变分支12段零序过流保护二段1. 7s动作于机组全停。
故障发生后2. 098s、# 11给水前置泵电机零序保护才动作出口，动作时间大大长于整定值（0. 3s）。
#11给水前置泵电机零序保护动作，现场摇表检测＃11给水前置泵电缆及电机绝缘，指针有摆动现象。
打开＃n给水前置泵电机接线盒盖有焦糊味，拆除接线盒后发现C相引线与接线柱压接处烧断。
#11给水前置泵电机引线与接线柱为点压接，从引线烧损情况分析，可能为电机启动时电动力引发压接点受损松动，运行中设备振动加剧松动点发热，导致引线烧断接地。
高厂变零序保护动作导致发电机跳闸
高厂变零序保护动作导致发电机跳闸集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-＃1机＃1高厂变零序保护动作导致#1发电机跳闸1、事故经过：2007年12月4日16：12 #1发电机跳闸，联跳汽轮机，锅炉灭火，3KVIC段母线工作电源开关跳闸，备用电源开关联投后跳闸，查发电机跳闸原因为1A高厂变分支零序过流t2动作，通知电气检修检查保护及一次设备，测1A、1B高厂变低压各分支及3KV所有负荷绝缘合格，保护班检查保护动作正确，查＃1空压机发接地信号未跳闸。
23：00恢复#1机3KVIC段各负荷运行。
1：00 #1炉开始冲车，1：40定速，申请网调5021、5022开关转热备用，1:55#1机并网,2:00合环运行。
3：00负荷200MW，切厂用自带，3：40负荷280MW，撤全部油枪，投入电除尘。
4:30投高加，投保护。
2、事故原因：（1）根据检查及故障录波分析为#1机3KV IC段产生零序电流，持续时间为2s，故障点在#1空压机上；（2）#1空压机发接地信号未跳闸，现分析为#1空压机瞬时性接地故障分支零序Ⅰ段0.8s时限越级将10KV IA段工作电源开关跳闸；#1空压机瞬时性接地故障越级本应将3KV IC段工作电源开关跳闸，但因接线错误（发变组保护的分支零序保护电流回路在高厂变端子箱处3KV与10KV接线交叉，即3KV分支零序电流回路接至10KV分支零序保护，而10KV分支零序电流回路接至3KV分支零序保护），所以3KV IC段瞬时性故障产生的零序电流在0.8s时限误将10KV IA段工作电源开关跳闸，致使3KVIC段瞬时性故障产生的零序电流未切除，时限达到了分支零序Ⅱ段1.1s 的延时而出口跳机。
3、防范措施：（1）利用机组小修机会对3KV与10KV电机、电缆、电源开关进行耐压试验等检查；（2）将各台机组高厂变端子箱处3KV与10KV分支零序电流回路有交叉接线的更正过来。
电缆接地线零序保护误动原因及预防措施探讨
电缆接地线零序保护误动原因及预防措施探讨作者：朱容光满昌平赵建芳来源：《科技创新导报》 2015年第10期朱容光满昌平赵建芳(华电滕州新源热电有限公司山东滕州 277500)摘?要：该文首先对华电滕州新源热电有限公司的#3低压脱硫变压器跳闸的事件原因进行分析，指出电缆屏蔽层较为复杂的环境的时候，就容易受到周围杂乱电流的影响，就会出现零序电流，导致保护误动。
并分析了零序保护误动作的原因，结合零序保护误动作原理以及本次事件原因综合分析，提出了有效防范零序保护误动的措施。
指出零序保护误动的原因是综合多方因素产生的结果，在实际生产中，必须多方面分析原因，分析可能引起事故的原因，综合判断故障产生的原因，采取有效措施。
关键词：电缆零序CT 接地线保护误动中图分类号：TM645文献标识码:A 文章编号：1674-098X(2015)04(a)-0196-012013年某月，华电滕州新源热电有限公司的#3低压脱硫变压器跳闸，变压器的综合保护装置零序保护动作。
检查设备无异常情况。
以前从未出现过类此情况。
1 事件调查维护部电气检修人员接到通知后立刻赶到故障现场，对#3低压脱硫变压器一二次系统进行了全面检查，但是除发现脱硫变压器跳闸，变压器的综合保护装置零序保护动作之外，无其他异常情况发生。
经过对零序保护进行检查、校验，发现保护定值正确，，保护装置采样正确，可以排除零序保护装置本身问题。
经过对二次回路进行初步检查，跳闸回路绝缘合格，零序CT二次回路也没故障，可以排除二次回路的故障问题。
随后现场调查发现附近有进行电焊的工作。
怀疑电焊对零序保护的干扰，使零序电流值漂移导致零序保护动作。
2 零序保护误动作原理分析电缆接地线穿过零序CT时，正常运行情况下,三相对地电容电流基本平衡,当电缆线路上单相绝缘问题,对地击穿,那么三相对地电容电流会失去平衡,在故障点有Ik=3*I0流入地,由地流回系统(一部分电流由接地线流回系统Ik1,一部分由大地流回系统Ik2),再由电缆线路流向故障点.此时,流过零序CT的电容电流便是系统流向故障点的故障电流,若电缆接地线是穿过CT再接地,那么会将由地流回系统的故障电流分流掉,即流进零序CT的故障电流为:Ik-Ik1=Ik2,不全为故障电流,影响保护灵敏度。
零序保护误动作与引风机跳闸的分析研究
零序保护误动作与引风机跳闸的分析研究摘要：本文介绍了引风机跳闸零序保护误动作故障的查找过程，分析了引风机跳闸零序保护误动作的原因，提出了在变频改造施工恢复及正常运行中预防零序保护误动作的有效措施。
关键词：电缆钢铠；接地线；零序；保护误动作1 引言零序电流互感器是一种利用单相接地故障线路的零序电流值较非故障电路大的特征，用电流互感器取出零序电流信号使继电器动作，实现有选择性跳闸或发出信号。
[1]中性点不接地电网供电的3～6kv高压电机在接地故障电流大于5a时，会烧坏电机铁芯，故在线路始端应装设单相接地保护装置。
[2]文献[3]指出发电厂厂用电动机发生接地故障时，由于电动机动力电缆穿入零序电流互感器接线方式错误，零序过流保护拒动，故障越级到高压厂用变压器分支零序过流保护，保护出口逻辑设置错误，进而有可能造成机组跳闸。
通过研究某电厂2a引风机跳闸零序保护误动作故障的查找处理经过，分析了零序保护误动作的原因，提出了在变频改造施工恢复及正常运行中预防零序保护误动作的相关措施。
2 情况经过2012年2月14日20：57，某电厂#2机负荷为430mw，#2炉2a 引风机跳闸，2a送风机联跳，立即投油稳燃，快速减负荷至360mw，运行人员就地检查2a引风机开关柜发现零序保护动作，通知检修人员进行处理。
检修人员测量电气一次设备绝缘良好、检查保护装置及二次回路无异常，检查2a引风机电机动力电缆的钢铠及屏蔽层的接地情况，发现接地编织软铜带在按要求穿回零序电流互感器前已与固定钢架构接触，导致固定钢架构与接地网直接相连，通过近一步分析确认了其通过零序电流互感器分流因素的存在。
3 检查处理情况3.1 一次设备检查情况1）6kv开关室内2a引风机开关确已跳闸，开关检查无异常情况。
变频器小室内检查一次设备无异常。
电动机本体检查无异常。
对一次设备分别进行了耐压试验。
试验结果如下：6kv开关室至变频器室电缆耐压试验：直流24kv耐压合格（a相：9微安，b相：10微安，c相：8微安）。
电机零序保护跳闸常见故障原因分析和技术改进
电机零序保护跳闸常见故障原因分析和技术改进摘要：某核电厂1/2机组低压交流配电盘调试至今，发生过多起75kW以上电机在停运、启动或正常运行期间出现零序保护跳闸的故障。
本文重点研究大功率电机回路零序保护误跳闸问题，将从各类零序保护跳闸的典型案例入手，分析零序保护跳闸的各种故障原因并进行归纳总结，探索电机零序保护误跳闸的根本原因，得出解决现场缺陷的实用型方案，并制定一定的改进策略和计划，指导电气维修人员快速定位和解决该类型故障，有效保障核电厂重要敏感设备或QSR核级设备的可靠运行。
关键字：大功率电机；零序保护跳闸；电缆对中；屏蔽层接地；增加延时；1. 问题描述根据核岛大功率电机发生零序保护跳闸事件的时间和故障现象，该类事件主要发生在以下三种阶段：电机启动瞬间、电机热备或停运期间、电机正常运行期间。
下面针对每个阶段出现的典型案例进行简要介绍，以便后文开展详细的故障原因分析和解决方案制定。
电机启动瞬间发生零序保护跳闸的案例：（1）2018年6月12日，运行人员执行9DVN007ZV风机定检后再鉴定试验。
主控启动9DVN007ZV风机后其上游电源开关1LKJ311间隔零序保护继电器动作，开关跳闸，从风机启动到跳闸约2.9秒。
（2）2018年6月12日，9DVN007ZV风机进行启动验证，录取电机启动期间三相电流和零序电流波形。
主控启动该风机后约136mS时发生开关跳闸。
（3）2012年5月10日至13日，1SAP001CO、2SAP002CO空压机在启动瞬间五次发生零序保护跳闸，空压机无法正常启动。
电机电源开关处于热备或停运期间发生零序保护跳闸的案例：（1）2015年10月23日，3CFI104MO电机处于停运状态，其电源开关合闸但接触器未吸合，在无启动指令的情况下，3LLO205间隔零序保护动作指示灯亮，主控报警。
（2）2018年7月31日，4EVR003ZV定期切换至4EVR002ZV，003ZV停运时，主控触发4LLD008KA，现场检查零序继电器动作，故障灯亮。
某电力大厦变压器零序保护误动作跳闸原因分析及防范措施
某电力大厦变压器零序保护误动作跳闸原因分析及防范措施摘要：针对广州某电力大厦10KV变压器零序保护误动作导致整栋大厦短时间断电，深入调查，分析故障原因，提出预防整改措施。
关键词：零序动作故障排查事件分析防范措施0前言2019年12月5日9时，广州某电力大厦#1变压器高低压开关突然跳闸，导致该办公大厦B座南塔照明及办公用电断电。
现场检查，发现#1变压器零序保护动作，其它无异常。
9时15分。
摇测变压器绝缘正常后送电，大厦电力恢复。
经调查，变压器跳闸时，操作人员正在对锅炉机房的锅炉加热管进行送电试运。
针对以上事件问题，逐一排查，全面检查一、二设备、设备维护保养、高压绝缘试验、保护装置校验及传动等，均未发现异常。
本文通过综合分析，提出防范措施，避免以后同类型事件发生。
1事件经过简要1.1跳闸后，查看#1变压器柜综合继保系统，继保装置报警代码为“6”，对应故障为零序电流动作跳闸，同时零序跳闸信号继电器复位键弹出，判断为#1变压器零序保护动作导致大厦B座南塔断电。
1.2保护跳闸动作时，锅炉机房的锅炉加热管正在送电试运行。
试运前，操作人员测量各加热器接地电阻及相间电阻均正常。
锅炉加热管共两组，每组有8支三相加热管，每支加热管功率为54KW。
按照操作规程逐一投送，投送过程中，三相电流保持平衡。
1.3 #1变压器三相温差正常，且无明显接地击穿现象。
变压器送电后，运行工况正常。
变压器低压侧ABC三相电流分别为339A、337A、328A，三相平衡。
2故障排查2.1锅炉加热器排查。
12月6日对加热器设备进行检查及投入试运，加热器设备及配电设备均为正常，锅炉加热器PLC智控装置各信号均正常。
2.2 #1变压器系统配电设备排查。
12月13日晚，对高压柜、变压器、电缆进行预防性试验，对#1变压器、#1变压器柜、1#电缆、高低压侧电源开关进行耐压绝缘测试及保护动作值试验，测试值均在规范要求内。
具体参数如下：2.2.1 #变压器G4出线柜铭牌参数：型号：KYN-10-31；额定电压（kV）：12；额定电流（A）：630；出厂日期：2003年9月。
一例高铁10kV配电所零序过流保护误动的原因分析
一例高铁 10kV配电所零序过流保护误动的原因分析摘要：某高铁线10kV配电所一级贯通、综合贯通线路采用单芯铜芯交联聚乙烯绝缘电缆，此供电线路接地阻抗小，如果发生短路故障，大部分为接地短路故障，尤其以单相接地情况最多，为了提高供电网络的安全可靠性，均采用大电流接地系统中的中性点经小电阻接地三相供电系统。
为有效地判断故障类型、快速切断故障线路，不对称短路故障采用零序电流保护，其结构简单、灵敏度较高。
针对该高铁Y站10kV配电所非正常运行方式下，由X站10kV配电所越区供电时发生的两起零序电流保护启动跳闸原因进行分析，并提出解决方案。
关键词：配电所零序电压零序电流保护动作分析1.引言某高铁线10kV电力系统一级贯通线由小里程配电所供向大里程方向，小里程侧配电所为主供，综合贯通线供电方式与一级贯通线相反。
若中间某个10kV配电所电源停电或故障不能提供电源，则由相邻配电所经供电区段反送至该配电所。
该高铁10kV电力系统采用中性点经小电阻接地系统，中性点经小电阻接地在发生单相接地故障时，零序电流或零序电压保护装置动作，可准确判断并快速切除故障线路，提高系统安全水平，降低人身安全风险。
因采用中性点经小电阻接地系统的电气设备承受的过电压数值低、时间短，可适当降低设备的绝缘水平。
综合以上优点，该运行方式在高铁电力系统中被广泛采用。
由于Y站10kV配电所处于供电系统末端，但是Y站配电所小里程方向还有供电区段（即Z站-Y站间综合、一级贯通线），为了给该区段供电，只能由X站配电所反送至Y站配电所母线上，再由Y站配电所母线越至太原南-Y站供电区段，实现越区供电，使相邻（即X站）配电所供电线路延长9km，供电质量下降，出现两次因零序电流增大造成跳闸中断供电。
为提高该高铁10kV电力系统供电可靠性，对这两次跳闸进行分析，提出解决方案。
2.设备运行方式概况2.1正常运行方式正常运行方式下，Z站至Y站间一级贯通线电源由Y站10kV配电所（以下简称Y站配电所）一级贯通馈出一回路供电，Y站至X站间一级贯通线电源由Y站配电所一级贯通馈出二回路供电，上述两回路位于同一母线，即一级贯通母线，其电源由Y站10kV配电所电源二供电，见图2-1。
发电机零序保护误动原因分析
针对以上分析 ， 我们做 了以下检查 ： （ 检查消弧 线圈 电缆 通 过零 序互 感 器 接地 穿 线 正 确 １ ）
性。
３ 故 障分析及检查
根据 ２机一 次接线 特点 和保护 配置 情况 ， ＃ 我们 首先对
造成二号机 跳闸原 因进行初步分析判断 。 （ 发 电机 内部有薄弱环节 ， １ ） 在系统发生一点接 地（ ５ １ ６ １
、 、
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～ ｐ
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Ａ
参 考文 献 ：
［ ］ 李青岳 ， １ 陈永奇． 工程测量学 ［ ． Ｍ］北京 ： 出版杜 ， ９． 测绘 １３ ９ ［ ］ ：文晖．建 筑 物水 平位 移监 测 方法 的改 进 ［ ］ 地 矿测 绘 ， ２ Ｅ ． Ｊ．
２ ０ ４． ｏ Ｏ．
电容电流为 ２０Ａ 。 ０ ）二号机一次接线简图见图 １ 。
图 ２ 静 系统 电容 电流分布及流 向 ２ 机
（） ３ 由于二次 回路接线错误或零 序 电流 回路绝缘 破坏致
使电压或 电流 串人 同样造成零序保护误 动。
（） ４ 消弧线圈或连接消弧线 圈的电缆 接地 ， 使 ６ 致 系统 接地时消弧线 圈的补偿 电流不能 返回零 序互感器的接 地点 ， 造成零序 保护动作 。 （ 零序继电器整 定值小 于 ６ 系统接 地时 发 电机提 供 ５ ） 的电容电流 ，刖系统接地 时保 护误动。 ６
维普资讯
第２ ８卷第 ２期
２０ ０ ６年 ６月
甘
肃
冶
金
Ｖ １ ２ Ｎｏ
Ｊ ｎ ２０ ｕ ．，０ ６
文 章编 号 ：６２４ ６ （０ ６ ０ ４０ ３ ） １７ －４ １２ ０ ）２ ） ４１ ５
67号箱变低压侧零序过流跳闸分析报告
67号箱变低压侧零序过流跳闸失效分析报告二〇二〇年三月二日“67号箱变低压侧零序过流跳闸”失效分析2019 年 10月27日01时04分05秒箱变后台监控后报警，报文显示：67 号箱变低压侧零序过流跳闸动作，随后机组报出“电网异常、电网频率高故障”现将检查处理情况汇报如下：一、2019 年 10 月 27 日故障前运行方式：1.35kV 投风八线集电线路运行正常。
2.其所接带 9 台箱变及风机运行正常。
3.67 号机组平均风速 9.53m/s，67号机组接带负荷：2.51MW；满负荷运行2.4小时，风电场所接带负荷 258.1MW。
二、设备跳闸保护动作信息1.跳闸动作信息2019 年 10 月 27 日 01 点 04 分 05 秒，箱变监控后台报 67 号箱变低压侧零序过流跳闸（详见表1）表1:67号箱变保护动作信息（详见表2）。
表2:67号机组信息保护动作信息1.2019 年 10月27日01时04分05秒箱变监控后台报67 号箱变低压侧零序过流跳闸动作，低压侧断路器跳闸，随后机组报出“电网异常、电网频率高故障”对67 号箱变就地检查，发现高压断路器在合位，低压断路器在分位，测控报低压零序过流动作，动作电流0.19A，时限101ms，查看测控装置定值动作电流0.2A，时限100ms，对67号箱变进行隔离，对箱变高、低压侧全面检查未发现异常，箱变定值单核对，用 2500MΩ表对箱变低压侧进行测绝缘，相间及对地绝缘值合格，金凤厂家对机组全面检查未发现异常，具备送电条件，然后对 67 号箱变低压侧送电，机组带负荷运行正常。
2.2019年11月09日00时20分58秒变报67 号箱变监控后台报67 号箱变低压侧零序过流跳闸动作，低压侧断路器跳闸，随后机组报出“电网异常、电网频率高故障”对67 号箱变就地检查，发现高压断路器在合位，低压断路器在分位，测控报低压零序过流动作，动作电流0.2A，时限101ms，隔离67号箱变进行，对箱变高、低压侧全面检查未发现异常，金凤厂家人员对机组全面检查未发现异常，67号箱变在隔离状态。
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田头变电站110kV马田Ⅰ、Ⅱ回保护动作分析报告一、事件前运行方式
110kV马田I回、马田Ⅱ回并列运行对110KV田头变进行供电，田中线送电保线（对侧开关热备用），110kVⅠ、Ⅱ组母线并列运行；#3主变110kV运行于110kVⅠ母；110kV 马田I回、田通I回、南田、田中线运行于110kVⅠ母；110kV 马田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田线运行于110kVⅡ母。
田头变一次接线图
二、设备情况
110kV马田I回、马田Ⅱ回保护装置：型号PSL-621D,南自；110kV 大田线（田头变）保护装置：型号RCS-941A,南瑞；2009年8月投运；110kV 大田线（大梁子电站）保护装置：型号DPL-11D,恒星；2015年3月投运；110kV 大田线（咪湖三级电站）保护装置：型号RCS-941A,南瑞；2009
年9月投运。
三、保护报警信息
110kV田头变在2016年5月31日20时42分57秒110kV 马田I回见（图2）、马田Ⅱ回见（图1）零序Ⅰ段动作，跳开出线断路器， 20时42分57秒大田线保护启动见图3。
对侧迷糊三站距离Ⅰ段动作跳闸故障测距约5KM处（见图4）、大梁子电站零序Ⅰ段动作跳闸（见图5）。
图1.马田Ⅱ回动作报告
图2.马田Ⅰ回动作报告
图3.大田线保护启动报告
图4.T大田线保护跳闸信号（咪三站）
图4.大田线保护跳闸信号（大梁子电站）
四、保护动作分析
故障发生后对马田双回线进行了巡线，未发现异常，通过大梁子电站线路侧避雷计数器发现有放电动作一次，随后由大梁子电站零起升压对110KV大田线进行冲电未发现异常；初步判断大田线电站侧跳闸是由于雷击瞬时故障造成(雷雨天气)，大田线田头变侧从保护启动波形分析在故障持续时间约为80MS后故障电流消失（马田双回跳闸），故保护未出口，根据相关保护动作信息推测故障点很有可能在大田线上，6月7日，再次停电安排对110kV大田线进行重点区段进行登杆检查，发现#4杆B、C相瓷瓶有闪络放电的痕迹（见下图），于当天更换损伤瓷瓶。
大田线#4杆B、C相瓷瓶放电痕迹
通过故障点的暴露可以得出，大田线保护动作由于线路故障属于正确动作，田头变侧保护未出口由于属于Ⅱ段保护围有延时，在此期间马田双回线Ⅰ段动作切除了故障电流，
故未出口属于正确动作（停电期间对大田线进行了联动试验，合格满足投运要求）。
随后对马田双回线零序Ⅰ段误动进行分析，通过查看动作报文矢量图见下图)可以看出，零序电压在动作区域保护装置属于正确动作，因此可以排除保护装置本身问题。
故障报文分析矢量图
PSL-621D保护装置零序功率方向动作区
随后通过对此次动作故障波形和试验正、反方向波形进行比对发现，故障波形中故障电流超前故障电压约90度（见下图1-3）。
满足该保护装置动作判据，保护装置将会判断正
方向故障动作出口。
此次电流同向和和试验正向波形相同，排除电流回路问题；但故障电压波形有所失真，故障相电压和零序电压同向，和试验正向波形有所不同；初步判断造成此次保护误动的主要原因在电压回路。
图1正方向试验波形（出口）
图2反方向试验波形（不出口）
图3马田线故障波形
随后对110kV电压互感器二次回路进行反措执行检查，核实PT接线及是否存在多点接地的情况，从保护装置原理图（见下图）可以看出3U0由装置部自产。
保护装置电压采样原理图
通过查看设计图纸电压接线端子图和PT原理图（见图1和2）
PT本体原理图1
保护电压接线端子图2
发现开口N线与星形绕组的N线共用一根导线，没有分开不符合反措要求，由此判断开口三角绕组的N线与星形绕组的N线共用一根导线是造成此次保护装置误动的主要原因。
五、造成110kV马田双回线不正确动作原因分析：
1. 直接原因分析
110kV大田线#4杆B、C相瓷瓶发现有雷击闪络放电的痕迹，此处离110kV 田头变26公里左右，离水电站1公里，对照110kV 田头变110kV马田Ⅰ回线、110kV马田II回线保护装置的测距信息（反方向上的80公里左右），同时对照110kV大田线上电厂侧的保护测距信息（正方向上的5公里左右），线路两侧故障测距和实际位置不对应，主要是由于过度电阻较大故测距数据误差较大，但是都在其保护动作围，加上通过登杆检查，最终锁定此故障点就是导致 5.31事故跳闸的原因。
2.间接原因分析
本站建设于2009年，当时公司还属于民营性质，技术力量薄弱，在接下来的几年运行时间，没有按照电网公司的反措要求执行，特别是其中有关于110kV电压互感器绕组接线核对需检查的容（具体是：来自开关场的电压互感器二次回路4根引入线和开口三角形绕组的2根引入线均应使用各自独立的电缆，不得共用。
开口三角绕组的N线与星形绕组的N线需分开。
）没有得到执行，导致电压二次回路出现异常，在5.31当天发生110kV线路接地时，保护装置采集到错误的电压数值，导致零序保护的功率方向判断错误，造成马田双回线反方向故障保护误动，究其原因是110kV电压互感器
开口三角绕组的N线与星形绕组的N线没有分开，使保护用的二次电压A、B、C、N线在接入110kV马田Ⅰ回线、110kV 马田II回保护装置时，继保装置接收到的电压不能真实反映实际情况，导致继电保护装置判断故障点处于正方向上，从而在零序I段的电流达到定值要求后就出口动作，功率方向闭锁失效，此情况属于110kV电压互感器二次接线存在设计缺陷导致的保护误动作。
六、整改措施
严格按照变电站反措要求，对马关供电所辖5个110kV 变电站进行排查，将110kV电压互感器开口三角绕组的N线与星形绕组的N线分开，不得共用。
确保在110kV线路接地时，接入相关保护装置的三相电压能符合南网反措要求，杜绝类似事件的再次发生。
责任部门：设备部
监督部门：安全监管部
完成时间：7月底
2016年6月14日。