案例1 电流回路两点接地引起的事故 事故简述
1993年10月20日，220kVW1线发生B相接地短路，甲侧零序电流不灵敏二段4.0A、0.5s动作， 跳 开B相断路器单相重合成功。由故障录波器录得，甲侧零序电流为3240A，电流互感器变比为 1200/5，折合二次为13.5A。经巡线，故障点位于该侧零序电流一段范围内，即零序电流不 灵敏一段定值为10.2A，灵敏一段定值为9.6A，这两个一段保护均应动作，但其信号继电器 均未表示。 此外，由甲侧220kV母线引出的，另一条W2线的零序电流带方向不灵敏二段，定值为2.4A、0 .5s，由选相拒动回路出口动作后跳开三相断路器，未重合(重合闸投“单重”方式)。由故 障录波器录得W2线乙侧零序电流为600A，折合到二次为2.5A，本属反方向，保护不应动作。
事故分析 经过现场调查，这两回线已安装了过负荷解列装置，要求当两回线任一相负荷电流之和达到 一定值时，将线路解列运行。如图1所示，由于两组电流互感器各自的中性点仍接地，出现 了两个接地点。当其中一回线路发生接地短路故障时，非故障线路的电流互感器二次零序回 路将通过电流，对于零序功率方向元件的电流线圈，电流正好流入其极性端。零序电压均取 自母线上电压互感器的三次绕组，则零序功率方向元件即能动作。
同一电流回路存在两点接 地，引起非故障线路零序电流方向保护误动作跳闸的接线回路图
从图中标出的电流流向(未考虑负荷电流影响)，经N′点分流后，W1线的甲侧零序电流不灵 敏及灵敏一段保护均不会动作，而非故障的W2线乙侧，零序电流不灵敏二段可以动作，且方 向符合正向要求即可动作跳闸。 采取对策
由上可知，由于两个电流互感器回路存在两个接地点引起分流。为此，在图1中，将两个接 地点取消，改由N′点接地，即可消除非故障线路零序电流保护的误动作。但必须注意，当 任一回线路停运，二次回路有作业时，绝对不能拆动N′的接地点，否则在该二次回路上将 出现高电压，影响人身和设备的安全，这是采取的对策之一。
对策之二，仍然保留两个接地点，制作一台中间电流互感器，在其铁芯上，绕制三个匝数相 同的电流绕组，其中两个绕组分别接入两回线路电流互感器二次的同名相电流(如均为A相) ，以取得“和”电流。将第三个线圈接入过负荷解列装置的电流回路。这样作，也可避免零 序电流分流。这种情况，当任一线路停运时，可以拆动停运线路的接地线，不会出现高电压 。但制作时，对中间电流互感器的特性必须满足10%误差(包括主电流互感器误差)要求。
经验教训
经到现场了解，改动二次回路接线前，没有绘制出正式的展开图，未经技术专责人审查就开 始改动二次回路接线。违反了同一电流互感器二次回路只允许存在一个接地点的规定，这是 应该汲取的教训。
案例2 电流互感器二次开路造成的事故 事故简述
1984年3月28日，某变电站一条220kV线路，母线保护用B相电流互感器二次接线端子开路， 如图1所示。引起该线路GCH-1A型高频相差动保护误动作跳闸，而母线保护装置，由于有电 压闭锁元件触点控制，故未引起误动作，仅电流断线闭锁装置动作，闭锁了母线保护并发出 电流回路断线信号。 事故分析
电流互感器二次接线盒内，各组电流绕组经电缆引出，而电缆均套有铁管子。因此，该铁管 子如果固定不牢靠，每当检修人员清扫电流互感瓷套时，需借助铁管子向上攀登，所以铁管 子经常受到拉力。相应的电缆也受到拉力的作用，接线端子开始松动，引起3TAB的a端子 开路，如图所示。a点出现高电压，飞弧至b点，致使高频相差动保护B相电流增大，出现负 序和零序电流，造成跳闸事故。
B相电流互感器开路，引起高 频相差 动保护误动作说明图 采取对策 在安装施工时，电流互感器二次接线盒的电缆线，穿入铁管子后，一定要将铁管子固定牢靠 ，并设此处禁止攀登警告牌。铁管和电缆沟应有效地防止积水，避免冻断电缆。 经验教训
现场继电保护调试维护人员，在进行设备安装完工后的验收试验时，要全面地进行检查。不 尽要检验设备的电气特性，而且还要检查其机械部分。这次事故就是忽略了这方面的检查而 造成的，所以今后必需汲取这一教训。
案例3 单相接地短路过电压保护误动作跳闸事故 事故简述
1993年11月19日，葛双Ⅱ回线发生A相接地短路，线路两侧主保护60ms动作跳开A相，葛厂侧 过电压保护(1.4 U N/0.3s)于420ms动作三相跳闸， 线路重合闸被闭锁不 重合，联切葛厂二台机，投水阴600MW，切鄂东负荷200MW。线路单相接地短路，造成线路过 电压保护误动作三相跳闸的奇怪事故。 事故分析
线路单相接地短路，线路过电压保护误动作三相跳闸，并非过电压保护定值问题，而是线路 电压互感器二次回路接线问题
葛厂葛双Ⅱ回线CVT实际接 线图
C——并接电容器；r——接触电阻约90 Ω； ①该接地点因螺丝没拧紧，实际未接地
(1)图1为葛厂葛双Ⅱ回线线路电压互感器事故前实际接线图。这种接线有以下几个问题。
①电压互感器三点接地，违反了《反措要点》电压互感器二次侧中性线只允许有一点接地的 规定。
②开口三角形接线的N与两组星形线圈中性点相连，违反了《反措要点》电压二次回路与三 次回路要相互独立的规定。
③多点接地造成开口三角径 r 电阻短路。
④电压互感器两组星形接线中性点在开关场相连，也违反了中性线至室内接地点间要相互独 立的规定。
(2)线路过电压保护误动作分析，应当注意到电压互感器开口三角电压应为二次电压的 3 倍。
线路过电压保护是在线路两侧A相跳开后，即在线路两相运行时误动的，换句话说，断开相A 相电压(一次值)应为零，不计线路健全的B、C相，通过分布电容耦合到断开相A相上的电压 值。两相运行时，电压互感器开口三角电压3 U · 0= ［ U · A+ U · B+ U · C］=［(0+ E · B+ E · C)］=- E · A，归算到电压互感器二次侧3 U · ′0 =- 3 E · A。根据 电压互感器实际接线 图画出等值电路图见图2(a)，电压互感器一组二次与开口三角的等值电路图，从而得出A、B 、C相对地电压及相间电压相量图
葛厂葛双Ⅱ线、线路电压互 感等值图 (a)等值电路图；(b)电压相量图 U · NN600=- 3 E · A U · AN600=- 3 E A ｜ U BN600｜=｜ U · BN60 0｜=｜ E · B- 3 E · A｜=2.394 E A ｜ U CN600｜=｜ U · CN60 0｜=｜ E · C- 3 E · A｜=2.394 E A
一般葛厂500kV母线运行电压多在540kV左右，而电压互感器变比为 500000/ 3 100/ 3 与 500000/ 3 100 ，则电压互感器二次相间电压为2.394× 540kV/ 3 5000 ≈150V，因而线路过电压动作三相，跳闸。
措施
电压互感器两个星形接线的二次电压2×4根引入线与开口三角形接线的2根引入线，必须分 开，不能公用。保证两个二次回路之间及每一个二次回路、三次回路之间要相互独立，更不 允许在开关场两个星形接线的中性点直接相连，也不允许中性点与开口三角任一线直接相连 。
电压互感器只允许在室内小母线零线(中性线)一点接地，要求牢固焊接在接地小母线上。
案例4 直流一点接地跳闸 事故简述
1990年5月8日16时57分，某220kV变电站2号主变压器220kV断路器旁路代运行，做电流互感 器带负荷电流相位试验，试验结束后，拆除试验接线过程中，在断开零相试验小线时，接在 TA零相回路小线的一端尚未断开(接地端)，而试验小线的另一端不小心瞬间掉到3LP连接片 上端，如图(1)b所示，通过直流监测装置和抗干扰电容形成通路，1KBC跳闸中间继电器动作 ，KX有掉牌信号，2号主变压器无故障跳闸.
图(a) 直流监测装置示意图 图(b) 接地跳闸示意图
图中， R1、R2、 KXJ(电流灵敏继电器)组成直流 电源监测装置。 R+、R-分别为直流系统正极和负极对地绝缘电阻。C1、C2分别为直流系统正极和负 极静态继电保护装置等值抗干扰电容及电线线对地电容量之和。
事故原因
R1，R2，R+，R-组成一个电桥， 在a、b两点间接 入继电器KXJ，正常运行时电桥处于平衡状态，KXJ不动作。
当任一极绝缘降低时，电桥失去平衡，KXJ动作，发出直流接地信号。
C1，C2 主要是直流系统所接电缆正、负极对地电 容以及各套静态型继 电保护装置的抗干扰对地电容之和，对大型发电厂、变电站直流系统这个抗干扰电容量不可 忽视。
事故对策
(1)各套保护装置出口继电器及断路器的跳闸线圈的动作电压不得小于55% U H，就是为了尽量避免直流正极接地时的误起动跳闸。
(2)保证直流一点接地时，直流接地监测继电器KXJ有动作灵敏度基础上尽量加大 R1，
R2 电阻值，见图1(a)。
(3)改进工作方法，培养认真细致的工作作风。 事故教训
传统有效的安全措施不可丢，运行设备和试验设备之间要设有明显的区别标贴，若一碰就有 跳闸危险的连接片、跳闸中间继电器等应用绝缘材料遮盖，就不会发生本次误跳闸事故。
案例5 220kV断路器无故障自动分闸 事故简述
1990年9月～11月期间，某220kV变电站LW-220SF6断路器连续三次均在天气下雨、系统无 故障情况下发生偷跳，见图1、图2。
图1 断路器合闸回路简图 图2 断路器跳闸回路简图
第一次：9月2日15时55分，C相断路器无故障自动分闸，断路器位置不对应起动重合闸，C相 断路器重合，由于37C接地点在防跳跃继电器3KTB线圈后面，防止跳跃继电器3KTB没进入此 不正常跳闸回路，失去断路器防跳跃功能，断路器多次跳合，使合闸线圈烧坏。
第二次：11月8日14时54分，发生同9月2日同样的C相偷跳，由于这次值班人员立即
取下直流 熔丝，合闸线圈没有烧坏。
第三次：11月19日6时26分，申请该断路器停役检查，早晨值班人员在准备用旁路断路器代 路操作前，又发生C相断路器第三次偷跳，合闸线圈烧坏。 原因分析
(1)事后检查发现C相断路器操动机构箱内信号正电源F701接地，有放电痕迹，C相断路器跳 闸回路37C端子对地电阻0.2MΩ(用万用表的测量值)，停电检查，加电压时基本击穿，由于3 7C接地点在防跳继电器3KTB电流起动线圈后面，在此不正常跳闸回路中3KTB继电器没有防跳 跃功能，断路器跳闸后，不对应回路起动重合闸，KZH动作发合闸脉冲，37C接地点未消失， 断路器又跳闸，断路器发生多次跳合闸，直到合闸线圈烧坏为止。断路器多次跳合闸，气压 下降，压力触点拉弧而烧坏粘住。
(2)断路器操动机构箱密封性能差，下雨天进水，端子排受潮严重，绝缘下降造成C相断路器 无故障多次偷跳闸。 事故对策
(1)更换断路器操动机构箱密封条，更换合闸线圈。 (2)更换端子排，提高绝缘水平。 事故教训
(1)同一只断路器、同一相别不到3个月时间内连续3次因同样原因引起断路器无故障偷跳闸 ，虽然没有造成严重后果，足以说明对消除设备缺陷重视不够，没有认识查找原因，因而连 续发生3次。
(2)断路器无故障偷跳3次都发生在下雨天，应该判别多数是绝缘不良，检查回路绝缘应用10 00V绝缘电阻表测量才能及时发现问题，万用表在绝缘没有完全击穿时是检查不出来的，因 为万用表电压很低，这是前两次偷跳没有查出问题的原因。 (3)国产断路器机构箱、户外端子箱等的密封性能很差，阴雨天气潮气能进去，晴天潮气不 易出来，端子排、辅助触点等的胶木绝缘件的耐潮、耐电压质量差，有待制造厂改进。
案例6 万用表使用不当造成误跳闸 事故简述
1997年8月25日，某220kV变电站在运行中对继电保护二次回路进行特别巡检工作，用MF-35 万用表测量电流互感器回路不平衡电流及TV-3 U 。不 平衡电压、信号及中 间继电器线圈是否断线。当测到某一条220kV线路零序方向Ⅱ段信号继电器时，发生零序方 向Ⅱ段跳闸中间继电器KTQ起动跳闸，重合成功(三相重合闸方式)。 原因分析
事后发现万用表应放在直流电压档，误切到250mA，万用表电阻小，通过直流绝缘监测装置 和抗干扰的对地电容C构成回路，如图1所示，该变电站220kV、35kV线路保护均选用静态型 保护，抗干扰对地容量很大，跳闸回路直流正电源一点接地很容易误起动出口中间继电器跳 闸。
事故对策
(1)图1中的 R 1电阻，为了提高跳闸中间继电器KTQ 工作电压而设，图1中位置放置不妥，不能解决KTQ线圈绝缘降低而误起动跳闸。
图2 提高出口中间动作电压
图2的接线方式是正确的，对防止KTQ线圈正端接地动作有利。但经万用表250mA档对地测量 时仍旧会误动作跳闸的。
(2)改进工作方法，加强监护工作。
事故教训
(1)用万用表在运行设备上进行测量工作，最好在不同回路上进行同一种工作内容，一种工 作内容完成后，再换档进行另一种工作内容，万用表换档频繁，很易发生上述差错。 (2)在运行设备上工作，要加强监护工作，操作人员要讲述每次操作任务，得到监护人员认 可后方可操作，就可避免万用表使用位置同工作任务不相符而发生的差错。
案例7 电流互感器极性接反引起高频保护误动 事故简述
1998年3月27日20时11分，某电网220kV W1线AC相雷击故障，W1线两侧WXB-11C及WXB-15保 护正确动作，然而220kV W2线的两侧的方向高频保护(WXB-15)亦同时误动，两侧断路器三 相跳闸。该地区电网接线示意如图1。
当W2线恢复供电时，20时50分，甲厂2号机变大差动保护(BCD-55)动作跳闸。后来对机组零 起升压，一次设备正常，证实差动保护误动。
21时25分W1线又发生B、C相故障，W1线两侧保护动作跳闸，W2线WXB-15方向高频保护又再 次误动。
在220kV W1线事故期间，20时57分甲厂6号机因励磁机风扇失电而出口跳闸。
事故分析
(1)检查发现甲电厂侧W2线两套保护所接TA极性接反，致使WXB-15在背后短路时误判为正向 (此时对侧QF4断路器保护看到的为正向故障)，故两侧判为区内故障，使W2线误跳闸，同时 还发现WXB-15的电流回路B和C相序也接完了。该保护为葛洲坝工程局施工安装，投产时人 已撤走，故投入后未作保护方向性测试。
(2)甲厂6号机在2号机跳闸后随之跳闸，原因是其励磁机风扇切换供电回路的切换继电器切 换不到位所致。按设计原理，当励磁机风扇电源切换不成功，5min后即跳灭磁开关及发电机 主断路器。
(3)当W1线、W2线恢复送电时，W1线再次发生BC相故障，200kVW2线WXB-15方向高频保护达 到动作值又误动一次。W1线因故障电流较小(甲厂2号、6号机跳闸)，甲厂侧达不到动作值保 护未启动，丙侧W1线的WXB-11保护虽判出区内故障且高频闭锁零序保护停信，但被对侧收 发信机远方启动闭锁，故两侧保护均未动作。
措施
(1)重新改接W2线甲厂侧TA二次回路，重新校验WXB-15型保护。发现甲厂侧故障录波器TA极 性也接反，同时予以更正。
(2)处理好6号机励磁机风扇电源切换继电器缺陷。
(3)2号机变大差动保护初步检查未发现误动原因，下一步安排计划彻底查清隐患。 经验教训
安装调试和定期校验保护装置时，往往只注重装置本身，忽视二次回路检查，不少保护误动 事故都原于二次回路的错误。
案例8 压力降低闭锁跳闸回路继电器失效 事故简述
1993年2月5日，某变电站一条220kV线路，使用ZFZ-31/E型分箱操作箱。由于反映液压降低 对跳闸回路进行闭锁的1KMA继电器的保护电流较小，在压力降低到闭锁压力时继电器常开触 点1KMA不返回。 原因分析
经过现场调查，1KMA串6 R 在内的动作电压为120V(电 源电压为220V)，返回 电压为22V。每相串联的合闸位置继电器KCC为DZ-32E/312型，工作电压110V，内阻为2420 Ω。通过1KMA电流保持线圈的三相总电流为0.136A，如图1所示。而1KMA的保持线圈返回电 流小于0.136A，因此，当1KMA的电压线圈被“压力降低闭锁接点”短接时仍不失磁返回 。此 闭锁回路的作用，是当线路无故障情况下，压力降低时应闭锁跳闸回路。如果此时不进行闭 锁，一旦线路发生故障，由于断路器压力已降低，主触头已无消弧能力，可能引起断路器爆 炸，其后果不堪设想。但是当线路发生故障，压力降低时，虽然此时1KMA的电压线圈被“压 力降低触点”短接，但因三相跳闸电流远大于保持线圈的返回电流，所以不会闭锁跳闸回路 。
采取对策
(1)调整1KMA的保持电流为0.35A，它大于0.136A的2.5倍，这样即可消除此缺陷。 (2)如果调整有困难，则更换1KMA，选择保持电流大于0.35A的继电器。
经验教训
(1)在检验1KMA保持线圈的返回电流小于0.136A时，没有引起足够的重视。但是，如果根本 就没有对它进行检验，那就另当别论了。此缺陷是在压力降低信号表示，而闭锁跳闸回路的 信号没有表示而被发现的。
(2)模拟“压力降低闭锁触点”动作(闭合)1KMA的电压线圈被短接，此时，闭锁跳闸回的信 号应表示，如果没有表示，经查找也可发现此缺陷。所以还是那句老话，“检验项目和整组 试验不齐全”。
案例9 电压互感器接线错误，线路保护误动作跳闸 事故概述
1983年3月22日，甲厂W1线出口隔离开关经变电站构架闪络接地，甲厂相差高频、零序电流 一段动作，由于重合闸中B相选相元件拒动而三相跳闸。虽线路对侧保护单跳、单合重合成 功，但仍造成W1线停电事故。 事故分析
从甲厂故障录波图看出，故障相B相对地电压不仅没有降低，反而比正常电压还高。 其主要 原因是甲厂220kV母线电压互感器为B相接地方式，且B相是接在构架上通过构架接地，电压 互感器二次电压只引出A、C、N三根电缆线至室内，而室内是将接地点引根线当B相，见图1 。
开关场B相经构架接地至地网接触电阻为 r ；控制室 B相经保护屏接地至电网接触电阻为 R 由于甲厂W1线隔离开关B相经构架闪络接地，一次接地短路电流直接经构架入地，使得接地 网电位大大升高，而室内接地点电位显然不是零电位，该电位已高出B相正常电压，是造成B 相阻抗选相元件拒动的主要原因。
措施
电压互感器B相接地方式完全违背了《反措要点》接地方式。要么取消电压互感器B相接地方 式，或改为隔离变压器实现同步并列。
经验教训
电压互感器B相接地方式通过实践证明对继电保护不正确工作带来的严重后果。
(1)电压互感器B相接地方式，因为B相在室外接地，又省掉B相到室内的接地相电缆芯。室内 B相只能从接地点取，形成两个接地点，而两个接地点的接地电阻有可能不相等，必然造成 两接地间有电位差，这个电位差造成继电保护不正确动作的后果。
这种接地方式省掉接地相的电缆芯形成了两个接地点显然违反了“反措要点”规定的“电压 互感器二次回路只允许一点接地”的要求。
(2)电压互感器B相接地方式，B相接地点在开关场直接与构架相连，尤其不可取，当B相对构 架接地闪络时，其接地短路电流就有一部分故障电流经B相接地点流入接地网，使得B相接地 网电位高于大地电位，分布的接地电流通过地网的导体产生电位差，从而在两接地点间产生 了工频地电位差，接地短路时的工频电位差就不是电压互感器反映一次系统的二次电压，而 是工频干扰，事故录波显示接地相B相电压不是降低，反而升高，说明接地相电压互感器二 次电压不仅没有真实反映一次系统电压，而是工频干扰电压，理所当然B相阻抗元件会拒动 。
总之，电压互感器B相接地方式宜取消，或改为隔离变压器实现同步。 取消变压器高压侧电压互感器B相接地方式，其目的是满足“反措要点”要求的“……电压 互感器二次回路必须分别有、且只能有一点接地”和“来自电压互感器二次的四根开关站引 入线和电压互感器三次的两(三)根开关站引入线必须分开，不得公共”。过去在并列点取自 变压器高低压侧电压实现并列。采取将变压器高压侧电压互感器B相接地方式，根本没有考 虑到这种做法对线路保护带来的危害。通过很多事故的教训，“反措要点”中做出“电压互 感器B相接地方式宜取消，或改为隔离变压器实现同步”。其具体做法是：若变压器为Y0/ △-11接线方式，以变压器高压侧断路器做为并列点，并列点电压若以变压器低压侧 电 压做基准，且变压器高低压侧电压互感器接线方式分别为Y0/Y0及V/V，取低压侧电压 U · A2B2，将B2相接地，为 了取消变压器高压侧 电压互感器B相接地方式，那么高压侧电压互感器B相必须加隔离变压器(见图2)，隔离变压 器一、二次变比为1∶ 3 ，N′接地，那么隔离变压器(装在保护室内)二次电 压 U · ′BIN′与 U · A2B2同相，且电压相等。电压相量图参见 图2(b)。
图2 高压侧电压互感器B相加隔 离 变压器后与低压侧二次电压相量图 (a)隔离变压器接线图；(b)同期电压相量 图 高压侧电压互感器取消B相接地后，供给线路保护及仪表的二次电压完全可以实现“反措要 点”的要求，将A1、B1、C1、N四根线从开关场引入室内接在小母线上，且只在N小母线实现 一点接地。
案例10 零序电流二段动作出口信号不掉牌 事故简述
1982年1月30日，220kVW1线路F电厂出口A相接地短路，Q变电站侧零序电流二段动作，信号 继电器不掉牌。当时在A相故障点下面，有66kV线路作业，在紧架空地线时，引起断线，将 导线崩到220kVW1线路A相导线上，造成A相接地短路。线路两侧使用单相重合闸，F侧重合时 间为1.2s，Q侧重合时间为1.5s。 事故分析
经过现场调查，从录波器录得电流，如图1(a)所示，其中括号内数值为单相重合时又故障的 短路电流数值。两侧保护动作情况(无高频保护)如下：
(a) A相接地短路一次系统接线图；(b)保护出口进入综重回路接线图
F侧定值：不灵敏一段1890A，0s； Q侧定值：不灵敏一段1410A，0s；接地后加速0.1s；
相间距离一段23.8Ω/； 灵敏二段410A，0.5s；
接地后加速0.1s； 相间距离二段35Ω/，0.5s F电厂侧：零序电流不灵敏一段动作、相间距离一段动作0.1s切开A相断路器。经1.6sA相重 合又经0.09s跳三相断路器，属永久性故障。
Q变电站侧：零序电流二段、相间距离二段动作0.6s切开A相断路器。经1.44sA相重合又经0. 15s跳三相断路器，属永久性故障。
经查，Q变电站侧零序电流二段信号继电器不掉牌，是因为距离二段出口触点KCO的保持线圈 电流为1A，其内阻约2.5Ω，而零序电流二段出口信号2KS继电器额定电流为0.075A，其内阻 为30Ω、且距离二段KCO触点闭合先于2KT触点。故零序电流二段信号继电器不掉牌。如图1 所示。 采取对策
(1)取消KCO出口的自保持电流线圈，改用与2KS内阻相同的电流信号继电器，即选用额定电 流为0.075A的信号继电器。从该回路来看，1A的自保持电流线圈，起不到保持作用。如果真 能实现保持作用时，则KCO出口触点将永远处于动作状态。将引起线路停电事故。
(2)改用相同参数的信号继电器后，应经过试验，其动作灵敏度及线圈电压降，都要满足要 求。
经验教训
(1)距离二段出口触点自保持线圈，在接口设计(进入综重回路N33端)时，考虑不周。设置以 保持线圈只能起到不利的作用，应改用与其动作时间相同的同类参数的信号继电器。 (2)该线路保持在投入运行时，应进行整组(所有保持)的动作试验，直至断路器的跳、合闸 。试验要不漏项，这样才能发现问题。
案例11 二次回路接线错误造成保护拒动 事故简述
2000年4月6日6时17分16秒，某发电厂的2号机高压厂用6kVB段工作进线断路器变压器侧发生 短路故障，引起2号机组发变组和高压厂用变压器差动等保护动作，将机组解列、灭磁，跳 开厂用分支断路器，并由厂用电快速切换装置将备用进线断路器合上。此后，故障延伸至该 段备用电源进线TV间隔和工作电源断路器母线侧，引起启动备用变压器差动和220kV侧过流 保护动作。但由于保护第一出口的接线错误，未能跳开启动备用变压器220kV侧2200断路 器 切除故障，最后经58s发展为变压器内部故障，靠重瓦斯保护动作跳闸(故障位置见图1)。
图1 某电厂主接线及2号机6kV母 线示意图 事故分析
经查，启动备用变压器保护采用的是国外某公司的SR745继电器，该继电器共设八个出口， 其中“1”出口是无触点可控硅输出并且会导致直流系统一点接地，不符合国内设计直流系 统的要求，1999年4月保护生产厂商、某发电厂以及基建调试单位共同商定后，临时将保护 输出“1”出口临时改为继电器触点输出的备用“5”出口，保护装置的内部软件设置和外部 输出触点接线均做了相应改动，通电试验后投入运行。 1999年12月，继电器生产厂家将提供给某电厂的所有同型号的继电器做了更改，将原“1” 出口的可控硅输出改为继电器触点输出，重新供货，继电保护人员在恢复原继电器时，仅将 保护装置的内部软件设置由“5”出口恢复至“1”出口，但继电器背后的接线未做改动，仍 然接在“5”口上，修改后亦未做传动试验，埋下了隐患，从而导致了此次事故的扩大。
采取对策
(1)将保护装置外部输出线恢复正常，并重新进行传动检查，确保装置本身及回路的正确性 。
(2)以此次事故教训为契机，组织全网继电保护人员认真学习有关规程、规定，强化安全意 识，克服侥幸心理，不等不靠，在各项工作中严把质量关、安全关，切实做好工作。
(3)进一步严格执行基建验收程序，要求参加验收的人员必须提前做好准备工作，熟悉图纸 、熟悉设备，不走过场，不甩项漏项，严格把好验收质量关。
经验教训 事故发生后，电网安监部门、调度部门立即介入到事故分析工作中，通过对事故的认真分析 ，认为从此次事故中暴露出以下几个问题：
(1)投产前的技术准备和基建验收对一个新建电厂而言，都是非常重要的工作，直接关系到 投产以后的运营水平。但某电厂的领导及专业人员对生产准备及基建验收工作重视程度不够 ，事故调查中发现：基建单位对设备进行改动后没有向生产单位详细交底；生产单位的继电 保护人员的运行准备不充分，对保护装置的性能以及基建调试中的改动没有深入了解，抱有 依赖思想和侥幸心理，验收工作存在走过场的现象。
(2)专业人员责任心不强，对所维护的保护装置的原理及使用方式等情况不清楚，安全意识 薄弱，盲目作业。不按有关规程、规定办事，更换保护继电器后，因为变压器未停电就不按 规程规定对相应保护及回路进行传动试验，留下了事故隐患，是这次扩大事故的直接原因。
(3)故障录波器未与主设备同步投入，事故后，运行人员亦未记录好各继电保护的动作信号 ，给事故分析和恢复运行造成很大困难，因此说明该厂的管理工作上还存在一定的不足之处 。
此次事故说明，继电保护专业管理工作，在投产之前就应该提前介入，必须做好投产前的生 产准备工作，认真抓好设计审查、设备选型验货、调试验收等工作的全过程管理，否则将会 对设备的安全运行带来很大的威胁。
案例12 防跳回路异常造成的事故 事故简述
1997年2月2日，某电厂220kV出线由于外单位铲车误撞线路铁塔，造成A相故障，线路两侧保 护装置正确动作，但在重合时两侧断路器均产生“跳跃”现象。其中，该电厂侧的断路器连 续开断后液压急剧下降，断路器停留在合位后拒分。由于故障点未切除，该厂220kV断路器 失灵保护动作将母联断路器及一条母线上的所有元件切除，一条母线停电。
事故检查发现：故障线路的该电厂侧分相操作箱中防跳继电器电压保持线圈极性接反，防跳 回路未能起到作用，致使断路器产生“跳跃”现象，该分相操作箱中的防跳继电器在运行中 曾经烧损，继电保护人员在更换继电器时没认真核对电压保持线圈的接法，将线圈接反；对 端则由于其防跳继电器中的电流线圈短路而导致防跳回路未能起到作用，继电保护人员由于 没有很好掌握分相操作箱中防跳回路的原理及传动方法，年度校验工作中将此回路疏漏。
采取对策
制定下发断路器防跳回路的传动试验方法，要求全网对所有未进行检验的断路器防跳回路逐 相进行传动，传动方法如下：
(1)检查重合闸触点及手合继电器触点是否正确接入；
(2)断开断路器失灵保护、重合闸的断路器位置不对应起动回路；
(3)用手合方式合上断路器，并在整个传动过程中使断路器的控制把手保持在“合闸”位置 ；
(4)用短接线逐相短接跳闸回路的方法跳开断路器，如防跳回路完好，则断路器应只跳开一 次且不再合入，否则应对防跳回路进行更进一步的检查。
经验教训
(1)二次回路的正确与否对继电保护装置的正确动作有非常重要的作用，二次回路的异常同 样会造成严重的系统事故。因此，必须加以足够的重视，必须坚决消除“重装置，轻回路” 、“重视主保护，轻视辅助保护”的错误思想，确保整套保护回路的正确性。
(2)继电保护人员不能只满足于知道如何按照校验规程对保护装置进行校验，同样应对保护 装置、二次回路的原理有比较深入的了解，从而可根据其原理接线进行正确的试验工作。 (3)在加强对现场继电保护人员技术培训的同时，也要重视对设计人员的技术培训工作，加 强对原理图、安装接线图的设计审核工作，防止由于回路的设计不当而造成二次设备的工作 不正常。
案例13 电流互感器二次接线错误引起误动 事故简述
某厂的高压厂用变压器的高、低压侧绕组均为星型接线，高压侧为电源侧，其绕组的中性点 直接接地；低压侧为负荷侧，无电源且为不接地系统，变压器差动保护用的高、低压侧TA二 次绕组均Y接线。自投产运行以来，在变压器高压侧(电源侧)发生区外单相故障时，变压器 差动保护多次误动作。经继电保护专业人员反复验算定值、检查保护装置均未见异常。
原因分析
经过专业人员的认真分析，得到以下结论： 尽管变压器低压侧无电源，但当变压器的高压侧发生区外接地故障时，由于变压器高压侧的 中性点直接接地，因此，变压器依然向故障点提供含有零序分量的故障电流，该故障电流的 大小与变压器及整个系统中诸元件的正、负、零序电抗的大小及分布状况有关。
变压器高压侧的故障电流中含有正、负、零序分量，其中正、负序电流由于可以通过负荷形 成回路而传变至变压器的低压侧；零序电流则由于变压器低压侧为不接地系统，无零序通路 而仅存在于高压侧。当用于变压器差动保护TA二次侧均采用Y接线，且不考虑如何消除高压 侧零序电流的影响时，高压侧故障电流中的零序电流将全部成为差动保护继电器的不平衡电 流，当这种不平衡电流足够大时，便会导致保护装置的误动作。 采取对策
为了避免Y0／Y变压器差动保护在电源侧(中性点直接接地侧)发生接地故障时的误动作， 应设法消除中性点直接接地侧零序电流分量的影响，一般需将此类变压器差动保护用的TA二 次侧均接为Δ型接线，使高压侧的零序电流仅在电流互感器二次绕组内环流，不流入差动继 电器，而微机型的变压器保护亦可在程序设计时采取措施防范。
经验教训
出现此类错误的原因在于专业人员，特别是设计人员犯了经验主义的错误，没有对具体情况 进行认真地分析。简单地认为Ｙ0／Ｙ变压器差动保护中不存在“角度转换”的问题，因 此TA二次回路接成Ｙ型或Δ型均无所谓，而没有考虑电源侧发生接地故障时的特殊情况。 电磁型差动保护通常是按躲变压器空载合闸电流等因素整定的，其整定值一般为额定电流的 1.3～1.5倍，灵敏度较低，因此当Ｙ0／Ｙ变压器差动保护的TA二次采用Ｙ接线时，高压 侧区外接地故障引起的差回路不平衡电流不易导致保护误动作；静态型变压器差动保护装 置 通常采用间断角判别、二次谐波制动或波形对称等原理来判别励磁涌流，其整定值一般为额 定电流的0.3～0.5倍，灵敏度较高，如Ｙ0／Ｙ变压器差动保护的TA二次采用Ｙ接线，高 压侧区外接地故障引起的差回路不平衡电流相对较大，容易造成保护装置误动作。今后对于 Ｙ0／Ｙ变压器，不论使用何种型号的差别保护装置，在Ｙ0侧的TA均应接
成Δ接线。
案例14 电压继电器触点接触不良，导致母差拒动 事故简述
1998年5月19日，某地为大风天气，地处该地的某电厂220kV4号母线检修，5号母线单母线运 行，3号机停运。1.2变压器接地运行，系统为正常方式。17时28分，大风导致5号母线对树 放电，故障最初为C相接地故障，经380ms发展成BC相故障。又经870ms发展成ABC三相故障， 该厂220kV母差保护拒动，厂内各发电机组保护相继动作跳闸，8710ms后故障又波及到该厂 的一条220kV出线，线路保护正确动作。故障持续十几秒后由对端线路后备保护及上一级线 路后备保护越级动作切除故障。
事故分析
(1)拒动的母差保护为晶体管相位比较式，在此次故障中确已动作，但因用做防误闭锁的低 压继电器(1KY，接于出口继电器的线圈回路)常闭触点压力不够且有氧化现象，闭合不好， 导致母差动作而不能出口。
(2)该厂的两条220kV出线为2.5km短路，为防止越级误动，对端线路零序一段保护停用。因 故障初期为单相接地故障，经380ms发展成BC相故障时，线路所配置的JJ-12型距离保护一 、二段已进入振荡闭锁，因而后备距离三段保护动作。
(3)对端变电站的上一级的两条线路与该电厂的两条220kV出线(2.5km)为长短线配合， 为保 证灵敏度，长线的后备保护与短线的快速保护以及电厂的母差保护配合整定，因此当该电厂 的母差保护拒动时，对端上一级线路(双回线)LFP-901保护中的后备距离二段保护动作。
采取对策
本次事故引起了各级领导和继电保护专业人员的高度重视，本着举一反三的原则，各单位着 重对母差保护及其附属元件、其他快速保护进行了重点检查；对运行时间较长、缺陷出现频 繁的保护装置尽快安排资金进行改造。(对本次事故中拒动的母差保护，当年就安排了改造 项目)
经验教训
(1)附属元器件的好坏与否对整套继电保护装置的正确动作有非常重要的作用。因此，必须 加以足够的重视，必须坚决杜绝“重装置，轻回路”、“重视主保护，轻视辅助保护”的思 想，确保整套回路的正确性。
(2)保护装置的校验工作必须落到实处，要充分利用对运行设备的校验机会，认真、彻底的 检查设备，保证校验质量，做到校必校好。校验工作中既要注重对保护装置本体的检查，同 时也必须保证附属元器件和二次回路的校验质量。此次拒动的保护装置距上次校验仅一年零 几天便出现问题，说明当初校验工作的质量不够理想。
(3)对运行时间较长、性能落后以及缺陷出现频繁的保护装置必须尽快安排改造，这些保护 的超期服役，虽然在短时间内似乎是节约了资金，但对系统的安全稳定运行却构成严重的威 胁，一旦发生拒、误动事故，其后果不堪设想。
案例15 改造工程中漏改线，造成保护误动 事故简述
1999年2月2日11时47分，某变电站进行500kV2号母线母差及失灵保护校验时，误跳一中间断 路器，造成该站一条500kV线路停电。
该站的主接线形式为3／2接线，事故发生前，该站的500kV2号母线处于在检修状态，该母线 上各断路器均处于断开位置，误跳闸的500kV线路在该站通过5032断路器与系统相连。当继 电保护人员校验、传动2号母线的母差保护时，5032断路器的失灵保护被误启动(误跳闸的50 0kV线路正常运行，电流启动条件具备)，5032断路器跳开，造成该线路停电。
事故分析
经查：1994年该站对500kV母线的第三串进行改造，增加5033断路器，由不完整串恢复完整 串时，未将母差保护启动5032断路器失灵回路改为启动5033断路器失灵，此次2号母线母差 保护校验时，因误跳线路的负荷电流已达到了失灵保护的启动值，导致了5032断路器误跳， 一条500kV线路停电。事故检查发现：该站另一串也存在同样问题，此次仅因失灵保护电流 未达到启动值，而侥幸未动。
采取对策
此次事故引起了各级领导和继电保护专业人员的高度重视，在认真总结事故经验教训的同时 ，充分认识到保证设计、施工质量，保证验收质量以及图纸与实际相符的重要性，加强了继 电保护的全过程管理和技术监督工作。对已运行的设备利用停电、校验等机会重新进行了核 查，同时对设计、施工、调试及验收等工作进一步细化了工作程序和质量标准，使新设备投 入改造工程中的各项工作有章可循，在保证质量方面做到了制度化和规范化，避免同类事故 的重复发生。
经验教训
(1)基建验收工作是保证继电保护装置在运行中正确动作的重要环节，而做好验收工作的关 键在于提前做好生产准备工作，参加验收的人员在验收时对设备及其相关回路做到心中有数 ，才能真正保证验收乃至整个工程的质量，保证电力系统的安全稳定运行。
(2)合理的工期安排也是保证施工质量的重要因素之一，工期安排的过长，不利于资金的合 理使用，势必也要影响到资金投入的回报。但是如果只是一味地盲目压缩工期，甚至压缩必 要的验收工期，则很可能使施工质量受到严重影响，在造成事故时，由其所带来的经济损失 及政治影响可能无法弥补。本次事故的外因之一便是工期紧、任务重，验收人员没能为验收 工作做好充分的准备，从而留下了事故隐患。
(3)基建工程的设计、审核应充分考虑对运行设备进行改造时的困难，尽量安排阶段性规模 的整体投入。为本次事故留下隐患的改造工程就是由于1991年变电站投产时，该站500kV第 三串的第二条出线当年不能完成，为节约当年的投资计划、缩短建设周期而决定少上一组断 路器，1994年第二条线路具备投产条件时方对该串设备进行改造完善。由于设计图纸的不完 整，给改造施工带来较多的困难，加上部分改线工作需要在带电设备上进行，客观上为遗留 隐患提供了条件。
案例16 变压器充电引起的母差误动事故 事故简述
1事故前的运行方式
1997年8月12日，500kV某变电站进行1号联络变压器投运前的充电工作。当时有关系统接线 如图1、图2所示。联络线受电320MW。
图1 主系统接线图 图2 某站系统接线
500kV1号变压器为待投运设备，其三侧断路器均在断开状态；其余220kV运行设备均倒至2号 母线运行，母联201断路器在合位，计划用1号母线带211断路器对1号空载联络变压器进行五 次冲击试验。220kV母差为中阻抗的比率制动型保护，其跳Ⅰ母断路器(211、201)出口连接 片因当时联络变压器211断路器TA二次未接入母差回路而解除，母联201断路器专用充电保护 投入。
2事故经过
在对1号联络变压器完成第一次冲击后，未见任何异常。随即于15时16分再次合211断路器进 行第二次冲击时，该站220kV母差保护出口跳闸，跳开五条220kV运行线路，经检查一次设备 无故障。省网与主网解列，主网频率从50.02Hz升至50.08Hz，省网频率从50.02Hz降至49. 50 Hz。省中调立即事故拉路，并令本省两主力电厂调压调频。15时25分，省网内一台300MW 机组因DEH自动系统故障掉闸，省网频率降至49.3Hz。全网共限负荷400～500MW。 事故分析
此次事故的主要原因是冲击联络变压器时，母差保护误动跳闸所致。
通过分析现场录波图发现，211断路器两次合闸冲击时联络变压器均产生了较大励磁涌流， 而第二次合闸时断路器有三相不同期现象(B相比A、C相慢合20ms)。1号母线上只接有联络变 压器211断路器和母联201断路器，由于211断路器的TA二次尚未接入母差回路(未做相量检查 )，故1号母线的差动回路中只有母联201断路器TA二次回路接入，因而在第一次合闸冲击时 ，1号母线差动元件即因主变压器励磁涌流作用而动作，但因电压闭锁元件的闭锁作用而未 出口(实际上，为了避免这种情况下频繁跳开母联断路器已将母差跳201断路器连接片解除) 。但此时，由于装置本身的原因无任何中央信号告警。
第二次冲击时母差动作跳闸是因为比率制动型母差保护在211断路器第一次冲击联络变压器 后，即因1号母线的差动元件动作，而使母联断路器辅助TA二次封闭回路动作并一直
保持， 导致母联TA二次不能接入2号母线差动回路。当第二次冲击时，由于联络变压器励磁涌流的 作用使2号母线差动元件动作，又由于断路器不同期使得复合电压闭锁元件开放，最终导致 母差保护出口跳闸。
母联断路器辅助TA二次封闭回路动作并一直保持的原因分析如下：比率制动型母差保护由于 原理原因出口回路设有自保持(现场整定保持时间0.5s)，即当母联断路器失灵或故障发生在 母联断路器与TA之间时，强迫另一条母线差动元件动作，并为了防止母联断路器停运时母联 TA二次回路分流，该装置设有母联TA二次自动封闭回路。当1号或2号母线差动元件动作后( 即CK1或CK2闭合)或母联断路器DL断开后(b1闭合)，启动时间继电器125，经整定延时(现场 整定300ms)后，125时间继电器的1、2触点向上吸合。同时，双位置继电器113向下线圈励磁 ，使双位置继电器113的3、4、5触点闭合，2触点打开。进而使双位置继电器101的向下线圈 励磁，101继电器的2、3、4、5、6触点打开，1、7触点闭合。同时，使时间继电器125失磁 ，使其1触点打开，2触点打开并向下吸合。这样，便完成了母联断路器QF辅助TA二次的封闭 操作，并有先封后断的次序。
图3 母联TA二次自动封闭回路
但若要解除母联断路器辅助TA二次封闭回路，只有母联断路器在断开状态下(正常CK1、CK2 不动作)手合母联断路器才能完成。即正电源通过b1触点、KK触点(手合母联断路器瞬时通) 、125继电器的2触点、101继电器的1触点使101继电器向上线圈励磁，使101继电器的2、3、 4、5、6触点闭合，1、7触点打开。进而使113继电器的向上线圈励磁，使113继电器的1、3 、4 、5触点打开，2、6触点闭合。从而完成母联断路器辅助TA二次解除封闭而接入差动元件的 操作。
采取对策
1暴露的问题
由于该型母差装置封母联辅助TA二次回路不能自行复归，在运行中有以下问题：
使用母联断路器进行自动同期并列时，上述回路不能自行复归。在并列操作时，可能导致母 差出口误动。
当图3中的母联断路器辅助触点b1采用三相辅助触点并联时，如果运行中母联断路器有一相 偷跳时，可能导致母差出口误动。
在母差装置校验或检修时，如果差动元件动作过，母联辅助TA二次回路将被封闭，且无告警 信号。在母差投入运行，系统遇有故障时，极易因此而造成母差出口误动。
2解决措施
经与设备制造厂家共同研究，对装置回路进行了完善，提出以下解决措施： 增加母联断路器辅助TA二次封闭回路动作指示信号。该信号只有在母联断路器处于合位且母 联断路器辅助TA二次封闭回路解除时才能手动复归。 使用自动同期装置合母联断路器时，用同期装置启动合闸的一付触点去解除母联断路器辅助 TA二次封闭回路。
对母联断路器辅助触点b1使用三相并联的改为三相串联。
为了确保先解除母联断路器辅助TA二次封闭回路，后合母联断路器，将图2中113双位置 继电器的6触点，串联接入母联断路器的合闸回路。当母差停运时，用连接片将该触点短接 。
经验教训
应用于双母线的比率制动型母差保护装置，虽然对应每条母线有一个差动元件，但交流电流 回路、母差出口回路均由刀闸辅助接触控制，再加上封母联TA二次回路，使本装置二次接线 较复杂。当母线设备有操作，而母差保护回路处于非正常状态时(如本次事故中211断路器TA 二次未接入母差)，母差保护装置宜全部退出运行，不宜部分装置运行而另一部分退出运行 。
对引进的新型保护装置，专业人员应认真学习，刻苦钻研。管理部门应组织有关人员进行教 育培训，提高专业人员的责任心和设备的应用水平。
厂家的产品说明书中应对可能导致保护不正确动作的内容做出醒目标示，以提醒用户注意， 防止因理解不清而造成保护不正确动作及电网负荷不必要的损失。
案例17 相差高频保护出口误跳三相 事故简述
1984年7月10日，某大型水电厂，一条220kV线路发生A相瞬时性接地短路，使用单相重合闸 方式。电厂侧安装有JZC-11A型综合重合闸装置、JL-11A型零序电流方向保护、JJ-11A型和J J-12型距离保护以及GCH-1A型高频相差动保护装置。
图1 高频相差动保护出口回路 误跳三相接线图 (a)直跳方式；(b)经重合闸跳闸方式 由于JZC-11A型综合重合闸装置的切换开关在装置的本体箱内，不便于运行人员操作。因此 ，设计部门对上述各种保护装置在箱体外的屏面上，设置了“直接跳闸”(当重合闸停用时) 和经“单相跳闸”(高频投役经综重跳闸重合闸时)回路，如图1所示。
事故分析
电厂侧一次接线为发电机——变压器线路组接线，故线路两侧使用单相重合闸方式。只有高 频相差动保护投役时，才起用单相重合闸。当时线路发生A相接地短路，两侧高频和零序电 流一段保护动作、经选相元件跳开A相，线路对侧A相重合成功。电厂侧经综重分相出口KCOA 跳A相断路器，图中“直跳出口”回路的高频连片2XB在断开位置，但其出口触点KMD1～KMD4 仍会闭合。这样就产生了寄生回路，致使三相跳闸。综重装置无三相跳闸闭锁重合闸的回路 ，所以重合闸仍起动进行三相合闸，造成了三相非同期合闸。从当时的录波图中可以看到， 产生很大的冲击电流，约为发电机(300MW)额定电流的2～3倍。图中4XB在“直跳出口”回路 不须断开，否则接地三段无法跳闸。
采取对策
(1)在高频相差动的“直跳出口”回路中每相串入一隔离二极管4～6V。
(2)在单重方式时，跳三相不应重合，设计部门没有考虑这一点，这是一个错误。因此，为 保证以后再发生多相故障时可靠不重合，应增设由断路器位置继电器触点两两串联解除重合 闸的附加回路。
经验教训
电厂侧继电保护是由水电建设单位进行安装调试的。在第一台机组安装投运时，电厂的继电 专 业人员未对各套保护，联同断路器一起作整组试验。如果认真地进行模拟单相故障整组试验 ，即可发现寄生回路。所以保护装置投运前，一定要做整组试验，而且要做全。这是一条重 要的规定。
案例18 距离保护在正常运行时跳闸 事故简述
1989年9月19日，某变电站一条220kV线路，使用PJH-11D型相间距离保护装置，在系统操作 时，距离保护二段信号表示动作跳闸。当时距离一段连接片1XB在断开位置，如图1所示。
事故分析
经过现场调查，有一个垫片落在1KS信号继电器的1号、2号端子间。2号端子为信号正电源。 相当于在1号、2号间加一根连线，当系统有操作时，出现负序和零序电流分量，KMS失磁触 点闭合。正电源通过KME自保持触点、KLO和KMS常闭触点，起动距离保护一、二段重动中间 继电器KMR，KMR常开触点闭合，起动距离二段时间继电器2KT，其滑动触点2KT闭合，起动出 口KCO跳闸。并通过KCO触点自保持，使断路器跳闸后重合不成功，因为跳闸脉冲没有消失
。
图1 PJH-11D型距离保护误动作 跳闸回路接线图
采取对策
(1)1KS的1号、2号螺杆间，用绝缘套加以绝缘。
(2)选取信号正电源端子与信号继电器线圈端子应隔开一个端子号。 经验教训
(1)在屏内拧螺丝，如果不慎掉了，必须把它找到。这次事故可能是这样产生的。掉了也不 去找，就可能掉到两个端子间里了。 (2)在电气设备上工作，必须两人进行，即一人操作，另一人监护，这样做对设备和人身都 安全。
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