零序保护误动跳闸分析

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1、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,南京南自；110kV大田线（田头变）保护装置：型号RCS-941A

2、,南京南瑞；2009年8月投运；110kV大田线（大梁子电站）保护装置：型号DPL-11D,南京恒星；2015年3月投运；110kV大田线（咪湖三级电站）保护装置：型号RCS-941A,南京南瑞；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

3、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）三、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

4、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段保护范围有延时，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

5、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

6、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由装置内部自产。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、

7、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范围内，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，

8、在接下来的几年运行时间内，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内容（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，