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。
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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。