火力发电厂继电保护装置配置方案及故障案例的特点分析与对策

火力发电厂继电保护装置 配置及故障案例的特点分析与对策 西安热工研究院技术监督部 杨 博 办公电话 029 62226035 手机 13991369305 邮箱：yangbo@tpri.com.cn 火力发电厂 继电保护装置配置方案及故障案例的特点分析与对策 1 继电保护配置................................................................................................................................1 1.1 继电保护分类....................................................................................................................1 1.2 继电保护性能的基本要求................................................................................................1 1.3 继电保护双重化配置的基本要求.....................................................................................5 1.4 发电机保护.........................................................................................................................5 1.5 电力变压器保护...............................................................................................................11 1.6 断路器失灵保护...............................................................................................................14 2 继电保护故障案例的特点分析与对策.....................................................................................16 2.1 由于继电保护原因引起的机组“非停”统计...............................................................16 2.2 由于继电保护原因引起的机组“非停”性质简析 ......................................................17 2.3 由于继电保护原因引起的机组“非停”案例简介 .......................................................17 2.4 继电保护故障共性特点对策及今后工作中的一些建议 ..............................................23 1 1 继电保护配置 1.1 继电保护分类 电力系统中的电力设备和线路，应装设短路故障和异常运行的保护装置。电 力设备和线路短路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可增设辅助保护。 1.1.1 主保护：主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地 切除被保护设备和线路故障的保护。 1.1.2 后备保护：后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。后 备保护可分为远后备和近后备两种方式。 1）远后备是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护实现 后备； 2）近后备是当主保护拒动时，由该电力设备或线路的另一套保护实现后备 的保护；当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现的后备保护。 1.1.3 辅助保护：辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备 保护退出运行而增设的简单保护。 1.1.4 异常运行保护：异常运行保护是反应被保护电力设备或线路异常运行状态 的保护。 1.2 继电保护性能的基本要求 1.2.1 继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 1）所谓可靠性就是指保护该动作时应动作，不该动作时不动作。 为保证可靠性，宜选用性能满足要求、原理尽可能简单的保护方案，应采用由可 靠的硬件和软件构成的装置，应具有必要的自动检测、闭锁、告警等措施，并便 于整定、调试和运行维护。 2）所谓选择性就是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障 设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路 器失灵保护切除故障。 c.所谓灵敏性就是指在设备或线路的被保护范围内发生故障时，保护装置具 2 有的正确动作能力的裕度，一般以灵敏系数来描述。灵敏系数应根据不利正常(含 正常检修)运行方式和不利故障类型（仅考虑金属性短路和接地故障）计算。 3）所谓速动性就是指保护装置应能尽快地切除短路故障，其目的是提高系 统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合 闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。 1.2.2 制定保护配置方案时，对两种故障同时出现的稀有情况可仅保证切除故 障。 1.2.3 在各类保护装置接于电流互感器二次绕组时，应考虑到既要消除保护死 区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。 1.2.4 当采用远后备方式时，在短路电流水平低且对电网不致造成影响的情况下 （如变压器或电抗器后面发生短路，或电流助增作用很大的相邻线路上发生短路 等），如果为了满足相邻线路保护区末端短路时的灵敏性要求，将使保护过分复 杂或在技术上难以实现时，可以缩小后备保护作用的范围。必要时，可加设近后 备保护。（主要针对 110kV 及以下电压等级保护） 1.2.5 电力设备或线路的保护装置，除预先规定的以外，都不应因系统振荡引起 误动作。 1.2.6 使用于 220kV～500kV 电网的线路保护，其振荡闭锁应满足如下要求： 1）系统发生全相或非全相振荡，保护装置不应误动作跳闸； 2）系统在全相或非全相振荡过程中，被保护线路如发生各种类型的不对称 故障，保护装置应有选择性地动作跳闸，纵联保护仍应快速动作； 3）系统在全相振荡过程中发生三相故障，故障线路的保护装置应可靠动作跳 闸，并允许带短延时。 1.2.7 有独立选相跳闸功能的线路保护装置发出的跳闸命令，应能直接传送至相 关断路器的分相跳闸执行回路。 1.2.8 使用于单相重合闸线路的保护装置，应具有在单相跳闸后至重合前的两相 运行过程中，健全相再故障时快速动作三相跳闸的保护功能。 1.2.9 技术上无特殊要求及无特殊情况时，保护装置中的零序电流方向元件应采 用自产零序电压，不应接入电压互感器的开口三角电压。 1.2.10 保护装置在电压互感器二次回路一相、两相或三相同时断线、失压时， 3 应发告警信号，并闭锁可能误动作的保护。 保护装置在电流互感器二次回路不正常或断线时，应发告警信号，除母线保 护外，允许跳闸。 （一般采用有条件闭锁） 1.2.11 使用于 220kV 及以上电压的电力设备非电量保护应相对独立，并具有独 立的跳闸出口回路。 1.2.12 继电器和保护装置的直流工作电压，应保证在外部电源为 80%～115%额 定电压条件下可靠工作。 1.2.13 对 220kV～500kV 断路器三相不一致，应尽量采用断路器本体的三相不一 致保护，而不再另外设置三相不一致保护；如断路器本身无三相不一致保护，则 应为该断路器配置三相不一致保护。 1.2.14 跳闸出口应能自保持，直至断路器断开。自保持宜由断路器的操作回路 来实现。 1.2.15 数字式保护装置，应满足如下要求： 1）宜将被保护设备或线路的主保护(包括纵、横联保护等)及后备保护综合 在一整套装置内，共用直流电源输入回路及交流电压互感器和电流互感器的二次 回路。该装置应能反应被保护设备或线路的各种故障及异常状态，并动作于跳闸 或给出信号。 对仅配置一套主保护的设备，应采用主保护与后备保护相互独立的装置。 2）保护装置应尽可能根据输入的电流、电压量，自行判别系统运行状态的 变化，减少外接相关的输入信号来执行其应完成的功能。 3）对适用于 110kV 及以上电压线路的保护装置，应具有测量故障点距离的 功能。 故障测距的精度要求为：对金属性短路误差不大于线路全长的±3%。 4）保护装置应具有在线自动检测功能，包括保护硬件损坏、功能失效和二 次回路异常运行状态的自动检测。 自动检测必须是在线自动检测，不应由外部手段起动；并应实现完善的检测， 做到只要不告警，装置就处于正常工作状态，但应防止误告警。 除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸，自动检 4 测回路应能发出告警或装置异常信号，并给出有关信息指明损坏元件的所在部 位，在最不利情况下应能将故障定位至模块(插件)。 5）保护装置的定值应满足保护功能的要求，应尽可能做到简单、易整定。 6）保护装置必须具有故障记录功能，以记录保护的动作过程，为分析保护 动作行为提供详细、全面的数据信息，但不要求代替专用的故障录波器。保护装 置故障记录的要求是： a. 记录内容应为故障时的输入模拟量和开关量、输出开关量、动作元件、 动作时间、返回时间、相别。 b.应能保证发生故障时不丢失故障记录信息。 c.应能保证在装置直流电源消失时，不丢失已记录信息。 7）保护装置应以时间顺序记录的方式记录正常运行的操作信息，如开关变 位、开入量输入变位、压板切换、定值修改、定值区切换等，记录应保证充足的 容量。 8）保护装置应能输出装置的自检信息及故障记录，后者应包括时间、动作 事件、动作采样值数据报告、开入、开出和内部状态信息、定值报告等。装 置应具有数字／图形输出功能及通用的输出接口。 9）时钟和时钟同步 a.保护装置应设硬件时钟电路，装置失去直流电源时，硬件时钟应能正常工 作。 b.保护装置应配置与外部授时源的对时接口。 10）保护装置应配置能与自动化系统相连的通信接口，通信符合 DL/T667 继电保护设备信息接口配套。并宜提供必要的功能软件，如通信及 维护软件、定值整定辅助软件、故障记录分析软件、调试辅助软件等。 11）保护装置应具有独立的 DC/DC 变换器供内部回路使用的电源。拉、合装 置直流电源或直流电压缓慢下降及上升时，装置不应误动作。直流消失时，应有 输出触点以起动告警信号。直流电源恢复(包括缓慢恢复)时，变换器应能自起动。 12）保护装置不应要求其交、直流输入回路外接抗干扰元件来满足有关电磁 兼容标准的要求。 13）保护装置的软件应设有安全防护措施，防止程序出现不符合要求的更改。 5 1.3 继电保护双重化配置的基本要求 1）两套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感 器互相独立的绕组。其保护范围应交叉重叠，避免死区； 2）两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段； 3）两套保护装置的跳闸回路应分别作用于断路器的两个跳闸线圈； 4）两套保护装置与其它保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则； 5）两套保护装置之间不应有电气联系； 6）线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电 源等）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。 1.4 发电机保护 1.4.1 保护配置 电压在 3kV 及以上，容量在 600MW 级及以下的发电机，应按本条的规定，对 下列故障及异常运行状态，装设相应的保护。容量在 600MW 级以上的发电机可参 照执行： 1）定子绕组相间短路； 2）定子绕组接地； 3）定子绕组匝间短路； 4）发电机外部相间短路； 5）定子绕组过电压； 6）定子绕组过负荷； 7）转子表层(负序)过负荷； 8）励磁绕组过负荷； 9）励磁回路接地； 10）励磁电流异常下降或消失； 11）定子铁芯过励磁； 12）发电机逆功率； 13）频率异常； 6 14）失步； 15）发电机突然加电压； 16）发电机起停； 17）其他故障和异常运行。 1.4.2 与保护动作对应装置动作 上述各项保护，一般根据故障和异常运行状态的性质及动力系统具体条件， 按规定分别动作于： 1）停机—断开发电机断路器、灭磁，还要关闭汽轮机主汽门； 2）解列灭磁—断开发电机断路器、灭磁，汽轮机甩负荷； 3）解列—断开发电机断路器，汽轮机甩负荷； 4）减出力—将原动机出力减到给定值； 5）缩小故障影响范围—例如断开预定的其它断路器； 6）程序跳闸—对汽轮发电机首先关闭主汽门，待逆功率继电器动作后，再 跳发电机断路器并灭磁。对水轮发电机，首先将导水翼关到空载位置，再跳开发 电机断路器并灭磁； 7）减励磁—将发电机励磁电流减至给定值； 8）励磁切换—将励磁电源由工作励磁电源系统切换到备用励磁电源系统； 9）厂用电源切换—由厂用工作电源供电切换到备用电源供电； 10）分出口动作于单独回路； 11）信号—发出声光信号。 1.4.3 相间短路保护相关规定 1）对发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障，应按下列规定配置相应 的保护作为发电机的主保护： a.对于 1MW 以上的发电机，应装设纵联差动保护。 b.对 100MW 以下的发电机变压器组，当发电机与变压器之间有断路器时，发 电机与变压器宜分别装设单独的纵联差动保护功能。 c.对 100MW 及以上发电机变压器组，应装设双重主保护，每一套主保护宜具 有发电机纵联差动保护和变压器纵联差动保护功能。 7 2）在穿越性短路、穿越性励磁涌流及自同步或非同步合闸过程中，纵联差 动保护应采取措施，减轻电流互感器饱和及剩磁的影响，提高保护动作可靠性。 3）纵联差动保护，应装设电流回路断线监视装置，断线后动作于信号。电 流回路断线允许差动保护跳闸。 4）差动保护应动作于停机。 1.4.4 单相接地保护相关规定 1）发电机定子绕组的单相接地故障的保护应符合以下要求： a.发电机定子绕组单相接地故障电流允许值按制造厂的规定值，如无制造厂 提供的规定值可参照表 1中所列数据。 表 1 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值 发电机额定电压 (kV) 发电机额定容量(MW) 接地电流允许值(A) 6.3 ≤50 4 汽轮发电机 50～100 10.5 水轮发电机 10～100 3 汽轮发电机 125～200 13.8～15.75 水轮发电机 40～225 2a） 18～20 300～600 1 a）对氢冷发电机为 2.5。 b.与母线直接连接的发电机：当单相接地故障电流(不考虑消弧线圈的补偿 作用)大于允许值(参照表 1)时，应装设有选择性的接地保护装置。 保护装置由装于机端的零序电流互感器和电流继电器构成。其动作电流按躲 过不平衡电流和外部单相接地时发电机稳态电容电流整定。接地保护带时限动作 于信号，但当消弧线圈退出运行或由于其他原因使残余电流大于接地电流允许 值，应切换为动作于停机。 当未装接地保护，或装有接地保护但由于运行方式改变及灵敏系数不符合要 求等原因不能动作时，可由单相接地监视装置动作于信号。 8 为了在发电机与系统并列前检查有无接地故障，保护装置应能监视发电机端 零序电压值。 c.发电机变压器组：对 100MW 以下发电机，应装设保护区不小于 90%的定子 接地保护，对 100MW 及以上的发电机，应装设保护区为 100%的定子接地保护。 保护带时限动作于信号，必要时也可以动作于停机。 为检查发电机定子绕组和发电机回路的绝缘状况，保护装置应能监视发电机 端零序电压值。 1.4.5 单相接地保护相关规定 1）对发电机定子匝间短路，应按下列规定装设定子匝间保护： 2）对定子绕组为星形接线、每相有并联分支且中性点侧有分支引出端的发 电机，应装设零序电流型横差保护或裂相横差保护、不完全纵差保护。 3）50MW 及以上发电机，当定子绕组为星形接线，中性点只有三个引出端子 时，根据用户和制造厂的要求，也可装设专用的匝间短路保护。 4）对发电机外部相间短路故障和作为发电机主保护的后备，应按下列规定 配置相应的保护，保护装置宜配置在发电机的中性点侧： a.50MW 及以上的发电机，宜装设负序过电流保护和单元件低压起动过电流 保护。 b.自并励(无串联变压器)发电机，宜采用带电流记忆(保持)的低压过电流保 护。 c.并列运行的发电机和发电机变压器组的后备保护，对所连接母线的相间故 障，应具有必要的灵敏系数。 5）以上各项保护装置，宜带有二段时限，以较短的时限动作于缩小故障影 响的范围或动作于解列，以较长的时限动作于停机。 1.4.6 发电机其它保护相关规定： 对发电机定子绕组的异常过电压，应按下列规定装设过电压保护： 1）对于 100MW 及以上的汽轮发电机，宜装设过电压保护，其整定值根据定 子绕组绝缘状况决定。过电压保护宜动作于解列灭磁或程序跳闸。 9 2）对过负荷引起的发电机定子绕组过电流，应按下列规定装设定子绕组过 负荷保护： a.定子绕组非直接冷却的发电机，应装设定时限过负荷保护，保护接一相电 流，带时限动作于信号。 b.定子绕组为直接冷却且过负荷能力较低(例如低于 1.5 倍、60s)，过负荷 保护由定时限和反时限两部分组成。 定时限部分：动作电流按在发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件 整定，带时限动作于信号，在有条件时，可动作于自动减负荷。 反时限部分：动作特性按发电机定子绕组的过负荷能力确定，动作于停机。 保护应反应电流变化时定子绕组的热积累过程。不考虑在灵敏系数和时限方面与 其他相间短路保护相配合。 3）对不对称负荷、非全相运行及外部不对称短路引起的负序电流， 100MW 及以上 A 值小于 10 的发电机，应装设由定时限和反时限两部分组成的转子表层 过负荷保护。 定时限部分：动作电流按发电机长期允许的负序电流值和躲过最大负荷 下负序电流滤过器的不平衡电流值整定，带时限动作于信号。 反时限部分：动作特性按发电机承受短时负序电流的能力确定，动作于 停机。保护应能反应电流变化时发电机转子的热积累过程。不考虑在灵敏系数和 时限方面与其他相间短路保护相配合。 4）对 1MW 及以上的发电机应装设专用的转子一点接地保护装置延时动作于 信号，宜减负荷平稳停机，有条件时可动作于程序跳闸。对旋转励磁的发电机宜 装设一点接地故障定期检测装置。 对励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障，应按下列规定装设失磁保护装 置： a.不允许失磁运行的发电机及失磁对电力系统有重大影响的发电机应装设 专用的失磁保护。 b.失磁保护宜瞬时或短延时动作于信号，有条件的机组可进行励磁切换。失 磁后母线电压低于系统允许值时，带时限动作于解列。当发电机母线电压低于保 证厂用电稳定运行要求的电压时，带时限动作于解列，并切换厂用电源。有条件 10 的机组失磁保护也可动作于自动减出力。当减出力至发电机失磁允许负荷以下， 其运行时间接近于失磁允许运行限时时，可动作于程序跳闸。 300MW 及以上发电机，应装设过励磁保护。保护装置可装设由低定值和高定 值二部分组成的定时限过励磁保护或反时限过励磁保护，有条件时应优先装设反 时限过励磁保护。 定时限过励磁保护： 低定值部分：带时限动作于信号和降低励磁电流。 高定值部分：动作于解列灭磁或程序跳闸。 反时限过励磁保护： 反时限特性曲线由上限定时限、反时限、下限定时限三部分组成。上限 定时限、反时限动作于解列灭磁，下限定时限动作于信号。 反时限的保护特性曲线应与发电机的允许过励磁能力相配合。 装设了过励磁保护可不再装设过电压保护。 5）对发电机变电动机运行的异常运行方式，200MW 及以上的汽轮发电机， 宜装设逆功率保护。保护装置由灵敏的功率继电器构成，带时限动作于信号，经 汽轮机允许的逆功率时间延时动作于解列。 6）对 300MW 及以上汽轮发电机励磁回路一点接地、发电机运行频率异常、 励磁电流异常下降或消失等异常运行方式，保护动作于停机，宜采用程序跳闸方 式。采用程序跳闸方式，由逆功率继电器作为闭锁元件。 7）对于发电机起停过程中发生的故障、断路器断口闪络及发电机轴电流过 大等故障和异常运行方式，可根据机组特点和电力系统运行要求，采取措施或增 设相应保护。对 300MW 及以上机组宜装设突然加电压保护。 8）对于 100MW 及以上容量的发电机变压器组装设数字式保护时，除非电量 保护外，应双重化配置。当断路器具有两组跳闸线圈时，两套保护宜分别动作于 断路器的一组跳闸线圈。 9）对于 600MW 级及以上发电机组应装设双重化的电气量保护，对非电气量 保护应根据主设备配套情况，有条件的也可进行双重化配置。 10）自并励发电机的励磁变压器宜采用电流速断保护作为主保护；过电流保 护作为后备保护。 11 对交流励磁发电机的主励磁机的短路故障宜在中性点侧的 TA 回路装设 电流速断保护作为主保护，过电流保护作为后备保护。 1.5 电力变压器保护 1.5.1 对变压器的下列故障及异常运行状态，应按规定装设相应的保护装置： 1）绕组及其引出线的相间短路和中性点直接接地或经小电阻接地侧的接地 短路； 2）绕组的匝间短路； 3）外部相间短路引起的过电流； 4）中性点直接接地或经小电阻接地电力网中外部接地短路引起的过电流及 中性点过电压； 5）过负荷； 6）过励磁； 7）中性点非有效接地侧的单相接地故障； 8）油面降低； 9）变压器油温、绕组温度过高及油箱压力过高和冷却系统故障。 1.5.2 0.4MVA 及以上车间内油浸式变压器和 0.8MVA 及以上油浸式变压器，均 应装设瓦斯保护。当壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号； 当壳内故障产生大量瓦斯时，应瞬时动作于断开变压器各侧断路器。 带负荷调压变压器充油调压开关，亦应装设瓦斯保护。 瓦斯保护应采取措施，防止因瓦斯继电器的引线故障、震动等引起瓦斯保护 误动作。 1.5.3 对变压器的内部、套管及引出线的短路故障，按其容量及重要性的不同， 应装设下列保护作为主保护，并瞬时动作于断开变压器的各侧断路器： 1）电压在 10kV 及以下、容量在 10MVA 及以下的变压器，采用电流速断保护。 2）电压在 10kV 以上、容量在 10MVA 及以上的变压器，采用纵差保护。对于 电压为 10kV 的重要变压器，当电流速断保护灵敏度不符合要求时也可采用纵差 保护。 12 3）电压为 220kV 及以上的变压器装设数字式保护时，除非电量保护外，应 采用双重化保护配置。当断路器具有两组跳闸线圈时，两套保护宜分别动作于断 路器的一组跳闸线圈。 1.5.4 纵联差动保护应满足下列要求： 1）应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流； 2）在变压器过励磁时不应误动作； 3）在电流回路断线时应发出断线信号，电流回路断线允许差动保护动作跳 闸； 4）在正常情况下，纵联差动保护的保护范围应包括变压器套管和引出线， 如不能包括引出线时，应采取快速切除故障的辅助措施。在设备检修等特殊情况 下，允许差动保护短时利用变压器套管电流互感器，此时套管和引线故障由后备 保护动作切除；如电网安全稳定运行有要求时，应将纵联差动保护切至旁路断路 器的电流互感器。 1.5.5 对外部相间短路引起的变压器过电流，变压器应装设相间短路后备保护。 保护带延时跳开相应的断路器。相间短路后备保护宜选用过电流保护、复合电压 （负序电压和线间电压）启动的过电流保护或复合电流保护（负序电流和单相式 电压启动的过电流保护）。 1.5.6 35kV～66kV 及以下中小容量的降压变压器，宜采用过电流保护。保护的 整定值要考虑变压器可能出现的过负荷。 1.5.7 110kV～500kV 降压变压器、升压变压器和系统联络变压器，相间短路后 备保护用过电流保护不能满足灵敏性要求时，宜采用复合电压起动的过电流保护 或复合电流保护。 1.5.8 对降压变压器，升压变压器和系统联络变压器，根据各侧接线、连接的系 统和电源情况的不同，应配置不同的相间短路后备保护，该保护宜考虑能反映电 流互感器与断路器之间的故障。 1.5.9 与 110kV 及以上中性点直接接地电网连接的降压变压器、升压变压器和系 统联络变压器，对外部单相接地短路引起的过电流，应装设接地短路后备保护， 该保护宜考虑能反映电流互感器与断路器之间的接地故障。 13 1）在中性点直接接地的电网中，如变压器中性点直接接地运行，对单相接 地引起的变压器过电流，应装设零序过电流保护，保护可由两段组成，其动作电 流与相关线路零序过电流保护相配合。每段保护可设两个时限，并以较短时限动 作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器，以较长时限动作于断开变压器各 侧断路器。 2）对 330kV、500kV 变压器，为降低零序过电流保护的动作时间和简化保护， 高压侧零序一段只带一个时限，动作于断开变压器高压侧断路器；零序二段也只 带一个时限，动作于断开变压器各侧断路器。 3）对自耦变压器和高、中压侧均直接接地的三绕组变压器，为满足选择性 要求，可增设零序方向元件，方向宜指向各侧母线。 4）普通变压器的零序过电流保护，宜接到变压器中性点引出线回路的电流 互感器；零序方向过电流保护宜接到高、中压侧三相电流互感器的零序回路；自 耦变压器的零序过电流保护应接到高、中压侧三相电流互感器的零序回路。 5）对自耦变压器，为增加切除单相接地短路的可靠性，可在变压器中性点 回路增设零序过电流保护。 1.5.10 在 110kV、220kV 中性点直接接地的电力网中，当低压侧有电源的变压器 中性点可能接地运行或不接地运行时，对外部单相接地短路引起的过电流，以及 对因失去接地中性点引起的变压器中性点电压升高，应按下列规定装设后备保 护： 1）全绝缘变压器 应按 1.5.9 1）条规定装设零序过电流保护，满足变压器中性点直接接地 运行的要求。此外，应增设零序过电压保护，当变压器所连接的电力网失去接地 中性点时，零序过电压保护经 0.3s～0.5s 时限动作断开变压器各侧断路器。 2）分级绝缘变压器 为限制此类变压器中性点不接地运行时可能出现的中性点过电压，在变压器 中性点应装设放电间隙。此时应装设用于中性点直接接地和经放电间隙接地的两 套零序过电流保护。此外，还应增设零序过电压保护。用于中性点直接接地运行 的变压器按 1.5.9 1）条的规定装设保护。用于经间隙接地的变压器，装设反应 间隙放电的零序电流保护和零序过电压保护。当变压器所接的电力网失去接地中 14 性点，又发生单相接地故障时，此电流电压保护动作，经 0.3s～0.5s 时限动作 断开变压器各侧断路器。 1.5.11 一次侧接入 10kV 及以下非有效接地系统，绕组为星形——星形接线，低 压侧中性点直接接地的变压器，对低压侧单相接地短路应装设下列保护之一： 1）在低压侧中性点回路装设零序过电流保护； 2）灵敏度满足要求时，利用高压侧的相间过电流保护，此时该保护应采用 三相式，保护带时限断开变压器各侧。 1.5.12 0.4MVA 及以上数台并列运行的变压器和作为其他负荷备用电源的单台运 行变压器，根据实际可能出现过负荷情况，应装设过负荷保护。 1.5.13 对于高压侧为 330kV 及以上的变压器，为防止由于频率降低和/或电压升 高引起变压器磁密过高而损坏变压器，应装设过励磁保护。保护应具有定时限或 反时限特性并与被保护变压器的过励磁特性相配合。定时限保护由两段组成，低 定值动作于信号，高定值动作于跳闸。 1.5.14 对变压器油温、绕组温度及油箱内压力升高超过允许值和冷却系统故障， 应装设动作于跳闸或信号的装置。 1.5.15 变压器非电气量保护不应启动失灵保护。 1.6 断路器失灵保护 1.6.1 失灵保护配置原则 在 220kV～500kV 电力网中，以及 110kV 电力网的个别重要部分，应按下列 原则装设一套断路器失灵保护： 1）线路或电力设备的后备保护采用近后备方式； 2）如断路器与电流互感器之间发生故障不能由该回路主保护切除形成保护 死区，而其他线路或变压器后备保护切除又扩大停电范围，并引起严重后果时(必 要时，可为该保护死区增设保护，以快速切除该故障)； 3）对 220kV～500kV 分相操作的断路器，可仅考虑断路器单相拒动的情况。 1.6.2 断路器失灵保护的起动应符合的要求： 为提高动作可靠性，必须同时具备下列条件，断路器失灵保护方可起动： 1）故障线路或电力设备能瞬时复归的出口继电器动作后不返回（故障切除 15 后，起动失灵的保护出口返回时间应不大于 30ms）； 2）断路器未断开的判别元件动作后不返回。若主设备保护出口继电器返回 时间不符合要求时，判别元件应双重化。 1.6.3 失灵保护的判别 失灵保护的判别元件一般应为相电流元件；发电机变压器组或变压器断路器 失灵保护的判别元件应采用零序电流元件或负序电流元件。判别元件的动作时间 和返回时间均不应大于 20ms。 1.6.4 失灵保护动作时间整定原则 1）一个半断路器接线的失灵保护应瞬时再次动作于本断路器的两组跳闸线 圈跳闸，再经一时限动作于断开其他相邻断路器。 2）单、双母线的失灵保护，视系统保护配置的具体情况，可以较短时限动 作于断开与拒动断路器相关的母联及分段断路器，再经一时限动作于断开与拒动 断路器连接在同一母线上的所有有源支路的断路器；也可仅经一时限动作于断开 与拒动断路器连接在同一母线上的所有有源支路的断路器；变压器断路器的失灵 保护还应动作于断开变压器接有电源一侧的断路器。 1.6.3 失灵保护闭锁元件的装设原则 1）一个半断路器接线的失灵保护不装设闭锁元件。 2）有专用跳闸出口回路的单母线及双母线断路器失灵保护应装设闭锁元件。 3）与母差保护共用跳闸出口回路的失灵保护不装设独立的闭锁元件，应共 用母差保护的闭锁元件，闭锁元件的灵敏度应按失灵保护的要求整定；对数字式 保护，闭锁元件的灵敏度宜按母线及线路的不同要求分别整定。 4）发电机、变压器及高压电抗器断路器的失灵保护，为防止闭锁元件灵敏 度不足应采取相应措施或不设闭锁回路。 1.6.4 失灵保护动作跳闸应满足的要求： 1）对具有双跳闸线圈的相邻断路器，应同时动作于两组跳闸回路。 2）对远方跳对侧断路器的，宜利用两个传输通道传送跳闸命令。 3）失灵保护动作时应闭锁重合闸。 16 2 继电保护故障案例的特点分析与对策 2.1 由于继电保护原因引起的机组“非停”统计 继电保护装置常发生哪方面故障，故障有什么特点，在日常工作中如何预防， 目前应做哪些工作，这是每个专业人员都关心的问题，在此，想通过对某公司所 属的数十个电厂 2004 年度至 2008 年度由于继电保护及安全自动装置（以下简称 “继电保护”）引起的机组非计划停机（以下简称“非停”）案例分析，总结这几 年继电保护故障的发展规律，提出相应的解决对策。 该公司 2004 年至 2008 年统计的由继电保护引起的“非停”共 51 次，按年 度统计，2004 年度 15 次，其中由于继电保护装置原因引起的 5次，由于操作人 员疏忽大意或对设备原理不熟悉等原因造成的人为失误，即人为因素引起的共 6 次，由于二次回路原因引起的共 4次；2005 年度 19 次，其中，由于二次回路原 因引起的共 12 次，由于励磁系统故障原因引起的共 5 次，由于继电保护装置原 因引起的共 2 次；2006 年度 7 次，其中由于二次回路原因引起的共 2 次，继电 保护装置原因引起的共 2 次，人为因素引起的共 3 次；2007 年度 5 次，其中由 于励磁系统原因引起的共 4 次，由于保护装置原因引起的共 1 起；2008 年度 5 次，其中由于励磁系统原因引起的共 2次，由于二次回路原因引起的共 2次，由 于保护装置原因引起的共 1次。各年度“非停”次数统计图见图 1。 15 19 7 5 5 0 5 10 15 20 2004年 2005年 2006年 2007年 2008年 非停次数 图 1 2004 年至 2008 年继电保护及安全自动装置“非停”次数对比图 17 2.2 由于继电保护原因引起的机组“非停”性质简析 2004 年度至 2008 年度与继电保护相关的机组“非停”，按照引起故障的原 因分析，其中由于二次回路原因引起“非停”共 20次，占总“非停”次数的 38%； 由于继电保护装置原因引起“非停”共 11 次，占总“非停”次数的 22%；由于 励磁系统原因引起“非停”共 11 次，占总“非停”次数的 22%；由于人为因素 原因引起“非停”共 9次，占总“非停”次数的 18%。按事故性质统计“非停” 原因组成详见图 2。 20, 38% 11, 22% 11, 22% 9, 18% 二次回路原因 保护装置原因 励磁系统原因 人为因素 图 2 继电保护引起的“非停”原因组成图 2.3 由于继电保护原因引起的机组“非停”案例简介 3.1 “非停”案例统计 2004 年度至 2008 年度继电保护引起机组“非停”案例统计的具体的情况 详见表 1。 表 1 2004 年度至 2008 年度继电保护引起机组“非停”案例统计表 序 号 故障分类 故障原因 故障次 数 1 由于二次 回路原因引起 的“非停”。（20 （1）二次回路由于螺丝松动、虚焊、 断线、短路及接线错误等原因造成保护 误动，机组跳闸故障。 13 18 （2）瓦斯继电器接线盒及事故按钮 盒等由于进雨水受潮造成短路，最终引 起保护误动，机组跳闸故障。 3 （3）由于断路器辅助开关接点接触 不良造成开关位置误判，导致保护误动， 机组跳闸故障。 1 （4）由于电流互感器内部缺陷，导 致其变比发生变化，造成发变组差动保 护误动作故障。 1 （5）由于 UPS 故障，造成锅炉 MFT， 机组跳闸故障 1起。 1 次） （6）由于直流系统受干扰，厂用电 设备出线开关跳闸，最后导致机组跳闸 故障 1起。 1 （1）微机保护元件损坏故障最后导 致的机组跳闸。 4 （2）由于中间继电器本身损坏最终 导致机组跳闸。 3 2 由于继电 保护装置自身 原 因 引 起 的 “非停”。（11 次） （3）由于保护设置不合理或存在缺 陷造成机组跳闸。 4 （1）由于励磁调节系统元件损坏、 卡件松动、通道缺陷及装置老化等原因 引起的机组跳闸。 7 （2）由于灭磁开关误跳引起发电机 失磁，造成“失磁保护”动作，“逆功率 保护”动作，机组跳闸。 2 3 由于励磁 系统故障引起 的 “非停”。（11 次） （3）由于发电机P棒配置的熔断器 在长期运行振动下，造成的非正常熔断 所引的发电机组失磁保护跳闸。 1 19 （4）由于励磁二次回路短路，交流 电串入直流系统，失磁保护动作，机组 跳闸； 1 （1）由于工作人员对装置不熟悉， 造成的误操作引起机组跳闸故障。 7 4 由于人为 因素引起的“非 停”。（9次） （2）由于工作中疏忽造成误操作引 起机组跳闸故障。 2 3.2“非停”案例简单介绍 1）由于二次回路原因引起的“非停”20次，分别是： （1）某厂＃1发电机主变 A 相 TA 低压侧转接端子排压紧短接片的螺丝松动 造成绝缘击穿，TA二次侧短路，导致差动保护动作,机组跳闸； （2）某厂由于保护接线端子接点虚接，加之运行人员在未查清原因的情况 下，急于恢复机组并网，致使在＃1机组单侧风机修后恢复时，发生误操作，锅 炉 MFT 动作，机组跳闸； （3）某厂励磁机定子 C相引线焊接时存在虚焊，经过长期负载运行后开焊， 导致＃5发电机 100Hz 励磁机振动大，紧急停机； （4）某厂#5发电机定子接地保护误动作跳闸，除在后来检查中发现 TV二、 三次绕组 B相公用，没按反措分别引出外，未发现其它异常； （5）某电厂#5机组因差动保护电流回路电缆C相短路接地，造成发变组“差 动保护”动作，机组跳闸； （6）某电厂＃3 发电机主励一次电缆由于检修工艺不良，压接不紧，造成 电缆接头松动，导致失磁保护动作，机组跳闸； （7）某电厂＃3 机组的 UPS 电源柜进线铜排接线安装工艺不良。长期运行 导致接线松动脱落，造成热控 UPS 电源柜失电。最后致使机组跳闸； （8）某电厂＃4 机组一次风机事故按钮盒被雨水淋湿，导致其内部接点短 路，一次风机跳闸，锅炉 MFT 动作，机组跳闸； （9）某电厂在 204 开关向 104 开关倒换过程中，由于 104 开关辅助开关的 常开接点接触不好（常开接点没有闭合）使 DEH 误判断为 104、204 开关全部在 分位置，OPC 保护动作，汽机关调门，#4机组解列； （10）某电厂＃4发电机因中性点侧 B相电流互感器内部缺陷，导致其变比 20 发生变化，造成发变组差动保护误动作，机组跳闸； （11）某电厂＃1机组因二次回路控制插件处受潮短路，真空破坏，阀门误 开启，随即汽机低真空跳闸，机组停运； （12）某电厂＃2 机组由于一次风机 2A、2B 的 6kV 一次电缆的屏蔽线接线 不正确，屏蔽线没有回穿零序 TA 后接地。当屏蔽线中有干扰电流时，零序 TA 二次侧有电流，致使零序保护动作跳闸，锅炉 MFT 动作，机组停运； （13）某电厂＃4发电机在冷却水泵例行切换时，发电机断水保护由于回路 接线错误而误动作,机组跳闸； （14）某电厂＃1 机组由于 UPS 故障，造成锅炉 MFT，联跳汽轮机，手动解 列发电机； （15）某电厂＃2机组因给煤机 2B就地控制柜 400V 进线三相电源熔丝中的 C相熔丝底座松动，造成该点发热将胶木底盘烧化，使底座夹片与接线桩头连接 松动，导致控制线路板等失电，给煤机 2B跳闸，使磨煤机 2B、2A 相继跳闸，引 起锅炉由于全燃料丧失而 MFT 动作，机组跳闸； （16）某电厂＃1 机组“不对称过负荷”保护逻辑回路装置 2JC-3D22 与 1JL-3D22 处背板存在接线错误，致使＃１机组 ETS 保护误动作，汽机主汽门关 闭跳闸，锅炉 MFT 动作，手动解列发电机； （17）某电厂#2发电机的 A相电流互感器二次侧接线电缆侧离端子 15mm 处 断裂，造成断线，发电机差动保护动作，机组跳闸； （18）某电厂#1 高厂变有载调压侧瓦斯继电器接线盒进水，造成本体端子 间的 2根连线之间及对地绝缘降低，保护误动，重瓦斯保护动作，机组跳闸； (19）某电厂#6机组碎煤机由于电缆故障接地保护动作，碎煤机开关跳闸线 路在端子排处松动，碎煤机开关未跳开，造成公用段厂用电 CS6 段进线开关跳闸， 快切装置动作合入母联开关，改由 CS5 段供电，CS5 段进线开关跳闸，所有空压 机跳闸、循环水出口液压碟阀失电关闭，A、B 小汽机真空低相继跳闸，机组跳 闸； (20）某热电厂＃4机组因受直流系统的干扰引起#2一次风机、#3给水泵、 #2启备变 B分支开关、#1二级凝泵四台 6kV 开关同时跳闸，RB动作，34秒后锅 炉 380V B 段电源进线开关跳闸，备自投不成功，磨煤机跳闸，机组跳闸。 2）由于继电保护装置自身原因引起的 11次“非停”分别是： 21 （1）某厂＃5发变组保护 DGP 装置由于内部 DI4、DI3 开关量输入监测的保 护误动作，引起＃5机组保护误动，机组跳闸； （2）某厂＃1 主变保护由于差动继电器的 F14 继电器损坏，导致差动继电 保护误动，最终引起＃1机组停运； （3）某厂＃3 机一送风机反时限过流保护继电器（老型）抗干扰能力差， 保护误动跳闸，锅炉 MFT 动作跳机，机组停运； （4）某厂 6kVⅤA段工作电源开关“速断”保护由于无电压闭锁，在运行中 突然误动作跳闸，6kVⅤA段母线失电。又由于380VⅤ段备自投装置拒动造成380V Ⅴ段母线失电，#5炉 A、B空预器跳闸，#5炉大联锁动作，MFT 动作锅炉熄火， 机组停运； （5）某厂发电机由于定子接地保护动作时限整定不合理，造成在机端所带 10kV Ⅳ段母线上的导航线遭受雷击时误动，引发#4机组保护动作停机； （6）某电厂#1引风机电源的微机保护装置内部故障，造成#1引风机开关跳 闸，导致#1炉“炉膛压力高”保护动作，MFT 动作，＃1机组停运； （7）某电厂＃2主变冷却器控制回路的时间继电器 KT4、KT5 动作电压和返 回电压不合格，并且两只继电器的时间整定错误（时间应分别为 20 分钟及 60 分钟，实际整定时间分别为 6 分钟及 1 分钟），加之冷却器两路电源接触器在频 繁进行切换试验后，辅助接点发生弹性变形造成抖动粘连，引起两路电源切换不 到位，造成 KT4、KT5 时间继电器误动，变压器非电量保护动作，主变相关断路 器跳闸，最终机组停运； （8）某电厂#2 机组因发变组 A 套保护装置 CPU 板永久性硬损伤故障，MON 板软损伤，引起 A套保护装置误动，机组跳闸； （9）某电厂#2 机组整流柜由于风机接触器线圈烧损导致风机停转，A、B 整流柜退出，机组跳闸； (10）某电厂在进行四期循环泵房#2排污泵试运工作时，由于循环泵房交流 MCC 电源引入不合理，控制、动力负荷取自同一母线，不满足循环泵出口门 （失电关闭型）对电源的要求；加之#2排污泵开关跳闸的电流与其上一级电源- 循环水 MCC 电源开关跳闸的电流配合不当，造成循环泵 MCC 电源开关越级保护动 作跳闸，循环泵出口门失电关闭，#7、8机组循环水中断停机； 22 (11）某电厂#5机发变组 A柜内由于采样板回路中 B相电流插针头松动，接 触不良，导致机端 B相电流衰减，差电流上升，“发电机差动”，“TA断线”发信， 保护动作（B柜内无保护动作及信号），电气解列，汽机主汽门关闭。 3）由于励磁系统故障引起的11次“非停”分别是： （1）某电厂＃4发电机励磁调节器的阻尼器的增益变大和一个滤波电容特性 变差，造成毛刺过大，引发自激振荡，造成系统不稳定，引起励磁系统故障，机 组跳闸； （2）某电厂#2发电机P棒每相配两只熔断器，由于两只熔丝的均流性较差（可 能熔丝长期运行振动，石英砂磨擦熔丝后，使通流截面变小），造成一只熔丝过 热爆裂，另一只熔丝熔断，励磁变电源一相开路后跳发电机； （3）某电厂＃1机组励磁机调节器 B套主机板的 FPGA 芯片本身异常和 A套 主机板的 FPGA 程序装载芯片出现了松动，接触不良,受到干扰，引发“发变组内 部故障”保护误动作，机组跳闸； （4）某电厂＃2 机组发电机励磁机回路由于 QE1 开关误跳闸，引起发电机 失磁，造成“失磁保护”动作，“逆功率保护”动作，机组跳闸； （5） 某电厂＃1 发电机组励磁机定子过电压（1.4 倍）保护瞬时因电压继 电器受振动，导致 QE11 分闸，引起发电机失磁，机组停运； （6）某电#5机组励磁调节器#3整流柜控制卡件故障，机组跳闸； （7）某电厂#1机组励磁二次回路短路，交流电串入直流系统，失磁保护动 作，机组跳闸； （8）某电厂#4机组由于西门子 SIMADYN 电源装置工作中易发生故障，引发 AVR 通道 1和通道 2相继出现故障，导致机组跳闸； （9）某电厂#1机组励磁控制柜由于西门子生产的励磁控制系统在设计方面 存在缺陷，出现通讯故障时不易在线消缺，在监控通道的电源模块出现故障后通 讯系统不能正常工作，导致两励磁通道出口继电器同时处于动作状态，最终造成 励磁系统跳闸； （10）某电厂#3号发电机励磁调节器故障，机组跳闸，原因不详； （11）某电厂#2机组励磁调节控制柜由于装置投运 20年，原件老化，功能 不稳定。V/Hz 跳闸输出板故障误动，机组跳闸。 4）由于人为因素引起的 9次“非停”分别是： 23 （1）某厂＃2 机组励磁调节装置故障时，运行人员对装置异常引起的波动 调整未能准确处理最终造成运行中的机组灭火、停炉、停机； （2）某厂由于工作人员对新装的继电器不熟悉，对 T60 差动保护中的参数 设置与一次系统接地方式不对应，在区外线路 A相发生穿越性故障时，＃3机发 变组差动和主变差动保护误动作，机组停运； （3）某厂在母差保护改造的切改工作过程中，由于对母差失灵保护装置原 理、接线不够熟悉，造成 220kV 甲段母线母差保护动作，导致＃1、＃2 机组跳 闸； （4）某厂施工单位人员在＃1 发电机 DCS 改造中误剪＃2 发电机中性点 CT 电缆，造成＃2机组差动保护动作，机组跳闸； （5）某厂运行人员专业知识不全面，对发变组差动 TA电流