继电保护录波分析学习材料

典型故障录波分析一.线路保护部分案例1CT回路异常导致重合闸异常09年04月15日19点30分44秒，悬守线发生C相接地故障，悬鼓洲侧RCS902A保护动作跳闸后约过6S才重合上。装置重合闸置“单重方式”，单重时间为0.8S。见录波软件案例2某地区外故障保护动作•事故经过：•2006年8月1日13时47分23秒，500kV纳高线距B厂约7公里处发生C相接地故障，见下图。500kVBD线保护RCS931DM工频变化量阻抗（8ms）、电流差动保护（11ms）、距离I段保护（23ms）动作跳C相，相关断路器保护RCS921A跟跳动作，重合闸动作成功。•与此同时，500kV纳二线A厂侧保护动作，情况如下：•线路保护RCS931DM12ms工频变化量阻抗动作跳5022、5023开关三相AB纳二线CCD4RCS931DM动作报告录波5RCS931DM动作报告录波6某地区外故障保护动作（续）•分析检查经过：•从500kV纳二线保护RCS931DM动作报告录波可以看出，故障时Ua幅值略有减小、Ub幅值明显增大、Uc相位变化、3U0幅值很大，与录波器录波一致。因此推测保护测量电压量包含了一个叠加电压，装臵未能测得正确的电压量而引起保护动作，该叠加电压可能由Un错误接入了开口三角电压或电压中性点有多点接地引起。而开关三跳是因为用户误投了沟通三跳压板。7某地区外故障保护动作（续）•8月3日，现场在线路运行时测量线路两套保护屏Un对地电压均约为0.14V,基本可排除Un错接为开口三角电压的情况。•8月4日，线路停电后检查Un接地情况，Un回路大致如下图PT接线端子箱UA’UB’UC’从PT二次来3WU-100/UN3WU-106/UXNWU23DL-110/N600WU22ZR-DL-110/N6003WU-205/N600至我公司线路保护屏至南自线路保护屏至5023断路器保护屏至5022断路器保护屏至录波器屏击穿保险8某地区外故障保护动作（续）•其中南自保护屏，5022、5023断路器保护屏屏内有接地线至屏顶接地小母线，同时5022、5023屏Un与Uxn并接。拆除以上接地线和并接线后发现仍有接地，检查击穿保险阻值仅为0.2欧姆，说明击穿保险已损坏造成了Un在开关场就地直接接地，与保护室的接地形成了多点接地，另又检查Un电缆对地绝缘正常，造成这次保护动作的原因已找到。•拆开击穿保险检查，击穿保险由上下两个铜片组成，中间经一云母片隔离，云母片中间有一园孔，可能是给两个铜片形成一空气间隙。拆开后发现在云母片园孔处两铜片已接触，且铜片未见灼伤发黑痕迹，因此怀疑该击穿保险早已损坏。电压矢量图大致如下：UcUcfUaUbUb’Ua’Ucf’ΔU9案例3CT回路异常至光纤差动动作101.C相电流有分流现象2.CT断线报警门槛未达到二.发变组保护部分•概述•2001年4月18日，1号300MW－220KV机组经过18天小修后顺利并网发电，RCS-985发电机变压器组保护装置也顺利投入运行。•2001年6月11日9时39分31秒，号机组在主变压器高压侧断路器内侧发生C相接地故障(见图1.1)，RCS-985保护装置中主变差动速断保护、主变比率差动保护、间隙零序电流保护均正确动作，并记录下整个完整的动作过程，录下长达4秒的整个发变组保护所有相关的电流电压量波形，获得了宝贵的资料。1.300MW机组主变内部故障保护动作分析13•＃1机组为300MW-220KV的单元接线方式，RCS-985发电机变压器组保护装置配置一个发变组单元的全部电量保护。•主保护包括：主变压器差动（87MT）、发电机差动（87G）、高厂变差动（87A）。•后备保护包括：•（1）主变后备保护：阻抗保护(21T)、零序电流保护(51N)、间隙零序保护(51N)、TV断线及TA断线等功能。•（2）发电机后备保护：阻抗保护(21G)、匝间保护(59N)、100%定子接地保护(64G)、转子接地保护(64F)、定子过负荷保护(51)、转子表层负序过负荷保护(46)、失磁保护(40)、失步保护(78)、过电压保护(59)、过励磁保护(24)、逆功率保护(32)、频率保护(81)、误上电保护、TV断线及TA断线等功能。•（3）高厂变后备保护：复合电压过流保护(51V)、分支过流保护、TV断线及TA断线等功能1.1某电厂＃1机组保护配置141.2300MW-220KV机组保护配置图1587G5146407821G3264G81245964F51N87T21T6059NC0RCS-985图1.1300MW-220KV机组保护配置图•1.3.1差动保护动作分析•主变高压侧电流波形：故障发生时刻在图1.2中第47点（每周波采样24点），定义为0ms时刻(图1.2中虚线)，故障为变压器高压侧C相对地故障，从图1.2中可以看出高压侧TA饱和非常严重,电流中谐波含量比较大，经分析二次谐波含量最大超过30％。C相电流最大峰值78.6A，基波分量最大为32.1A，TA二次侧额定电流为2.2A，峰值相当于25.3倍额定电流，基波分量相当于14.6倍额定电流。图1.2主变压器高压侧电流波形（横坐标1＝0.833ms，以下同）1.3故障分析16C相接地故障时，为什么A相电流变小，B相电流变大，参见11页图1.5分析•主变压器C相差动电流见图1.3，动作过程分两个阶段：•（1）主变压器高压侧发生C0单相接地故障，由于差电流电流很大，超过主变压器差动速断定值4Ie，差动速断保护正确动作，从故障到保护发出跳闸命令约为20ms，由于主变高压侧TA严重饱和，二次谐波含量大于30％，比率差动不能动作。故障发生在CT与变压器之间，流经CT的电流由大系统供给，短路电流很大，这种情况应该由差动速断保护动作，这也是设置不经任何条件闭锁的差动速断保护的目的；•（2）在主变压器中性点间隙击穿后，由发电机提供短路电流，短路电流基波分量最大为2.45倍额定电流，主变压器比率差动正确动作，分析可知，从间隙击穿到比率差动保护发出跳闸命令约为28ms；•（3）发电机机端电流故障前负荷电流为0.95倍额定电流，故障时A相电流基本未变，B相电流最大为2.1倍额定电流，C相电流最大为1.44倍额定电流。主变中性点间隙击穿后，发电机机端、中性点电流为对称的B、C两相故障电流，含有非周期分量，且时间常数较长，基波分量有效值为2.45倍额定电流。1.3故障分析17主变C相差动各侧电流波形181.3主变C相差动各侧电流波形•1.3.2间隙保护动作分析•故障发生后，主变高压侧开口三角零序电压最高达164.6V，未达到180V定值，保护不动作，零序电流、间隙零序电流均为0。主断路器在故障后72ms时刻跳开，由于主变中性点为经间隙接地运行方式，断路器跳开后，接地故障未消除，导致故障后140ms时刻间隙击穿。从图1.4中可见出现零序电流、间隙零序电流，两个电流均严重饱和，电流峰值达到55A，基波有效值最大为20A，远超过2.5A的保护定值，保护延时发出跳闸命令。由于电压取自母线TV，主变高压侧断路器断开后电压恢复正常。1.3故障分析19主变压器高压侧电压、零序电流波形20图1.4主变压器高压侧电压、零序电流波形•2001年6月11日9时39分31秒，妈湾电厂#1号机组故障保护动作全过程分析：•（1）主变压器高压侧断路器内侧发生C相接地故障，故障后20ms差动速断动作；•（2）故障后72ms变压器高压侧断路器跳开，76ms厂变分支断路器跳开，130ms灭磁开关跳开；•（3）故障后140ms变压器中性点间隙击穿；168ms主变比率差动动作，448ms间隙零序过流保护动作，•（4）2988ms间隙烧断，间隙电流消失；•（5）发电机机端电压继续衰减。•在故障全过程中RCS-985发电机保护装置变压器变压器差动速断、比率差动、间隙零序电流保护均正确动作，并且机组解列后，在电压电流频率等参数均变化的过程中，其他保护均没有误动，也未误发一个信号。1.4结论21•概述•2003年7月24日23点11分01秒，主变内部发生故障，RCS-985A发变组保护装置主变差动速断、发变组差动速断、主变比率差动、主变工频变化量差动、发变组比率差动快速动作，动作时间为13ms。同时，非电量保护RCS-974A装置中压力释放、轻瓦斯等保护动作。•主变容量:170MVA，主变高压侧运行电压：121kv，主变低压侧电压为：13.8kv。•发变组主接线如图2.1。2.135MW机组主变压器内部故障分析22图2.1发变组主接线断路器操作箱C屏RCS-974ARCS-985AA屏RCS-985AB屏BBBBB高厂变主变压器发电机励磁机B•计算得各侧额定电流：•主变高压侧一次额定电流：811A,二次额定电流：4.06A，•主变低压侧一次额定电流：7112A,二次额定电流：3.57A，•根据RCS-985装置录波情况，故障时各侧电流、电压量如表1。2.1数据分析232.2.录波波形分析24图2.2变压器高压侧电流电压波形参见22页图2.8相量分析2.2.录波波形分析25图2.3发电机侧电流波形参见20页图2.7相量分析2.2.录波波形分析26图2.4变压器差动电流、各侧校正至发电机侧电流波形2.2.录波波形分析27图2.5发电机差动电流波形2.2.录波波形分析28图2.6发电机电压波形•从表1中数据及图2.2变压器高压侧电流电压波形分析如下：•（1）主变内部发生故障时，主变零序电压为5.31V，零序电流为0.24A，表现为不平衡量，因此，不是高压侧接地故障；•（2）主变差流、发变组差流中B相差流为0.02倍额定电流，而B相差流在110KV侧为原始电流B-C校正得到，因此，主变高压侧B、C两相未发生故障，主变低压侧区内B相未发生故障；•（3）由以上分析可得出有两种可能故障类型：主变高压侧A相匝间故障或主变低压侧AC两相故障，但根据发电机机端电压数据和主变高压侧电压数据比较，确定发生了主变低压侧AC两相经过渡电阻接地故障。•（4）RCS-985发变组保护在故障后13ms即发出跳闸命令，主变高压侧开关在故障后50ms跳开，厂变开关在故障后70ms跳开，灭磁开关在80ms已经跳开(发电机综合量波形图，转子电压反相)，但由于发电机转子电流不能突变为0，衰减较慢，因此，发电机仍然能提供短路电流，直到故障后465ms短路电流消失。2.3分析结论292.5拓展分析(电流相量）30ABCXYZabcxyz23AKII13BKII13CKII0BICKII..AKII******23KI13KI13KI1BI2BI1CI1AI2CI2AICKIIAKII△侧电流相量图1YBI13YYBCKIII2YBI1YCI2YCI2YAI1YAI23YAKIIY侧电流相量图图2.7各侧电流相量图(故障分量）2.5拓展分析(电压相量）312YBU1YBU13YBU△侧电压相量图2BU1BUBUY侧电压相量图2AU2CU1CU1AUCUAU1YAU1YCU2YAU2YCU13YCUYAUYBUYCU13KTIjX2YAU11111112313331333YAKTYBBBKTYCCCKTUjIXUUUjIXUUUjIX其中为变压器的正序电抗1TX图2.8各侧电压相量图•概况•2003年12月2日9时07分28秒455毫秒，某电厂#5机组A、B屏发电机比率差动、发电机差动速断、发电机工频变化量差动均动作于跳闸，动作报文如表3.1。•保护动作后及时打印出发电机差动电流波形，发现A、B相差电流波形约为13Ie（额定电流），A、B相电压降为5V以下，可以初步分析知为发电机AB两相接地故障，停机后A、B两相对地绝缘为0KΩ。•#5机组情况：130MW发电机，捷克机组，2003年更换定子线棒，功率因数0.85，机端电压13.8KV，为自并励励磁方式，主变为220KV/110KV/13.8KV的三圈变，容量150MVA，厂变为Y/Y两圈变，容量为1