第一篇：一起集电线路零序Ⅱ段动跳闸原因分析及预防措施(9月19日)
一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸
原因分析及预防措施
文/运维管理部
董参参
摘要：风电场变电站最容易发生事故的设备就是架空线路，其中单相接地故障引起零序过流Ⅰ段动作占很大比例，极少数现场出现零序过流Ⅱ段动作跳闸，零序过流Ⅱ段动作大多数是二次设备异常引起的误动。本文主要分析了一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸事故，阐述了检查过程及预防措施，从而给其他现场处理类似事故提供一定的帮助。
关键字：零序电流互感器
零序电流
接地线
一、事故过程及设备简介：
2014年5月我站35kV润风六线集电线路因零序Ⅱ段动作，断路器跳闸，查看监控系统报文可知，在跳闸前，该集电线路曾多次报整组启动。该线路共计10台箱变，总容量为25MW，线路采用南瑞继保的PCS9612线路距离保护装臵，零序保护电流由外部专用的零序CT引入。跳闸前线路有10台机组并网运行，有功功率约为21.56MW，电流值约为:Ia 338.49A, Ib 338.1A, Ic 338.23A。
二、跳闸故障分析：
设备跳闸后，后台监控报文显示为零序Ⅱ段动作跳闸，零序电流0.195A，就地检查综合保护装臵报警情况，报警内容与后台一致，设备动作正确。随后现场人员分析了故障录波装臵记录的跳闸波形，故障录波显示瞬时值波形如图
1、有效值波形如图2。
图1（跳闸时刻电压电流瞬时值）
图2（跳闸时刻电压电流有效值）
通过跳闸故障时刻的瞬时值和有效值分析可知，跳闸时刻35kV母线电压平衡，相电压无明显降低或者升高，也没有产生零序电压，瞬时值波形平滑，无畸变。跳闸时刻电流瞬时值波形为平滑的正弦波，没有发生畸变，所以一次设备没有发生放电现象。通过理论推断可知，如果集电线路发生了接地故障，不但该集电线路有零序电流，该段母线上的接地变也会产生零序电流，对比接地变和跳闸集电线路的零序电流，发现该段母线上的接地变并没有零序电流，如图3所示。由此推断一次设备运行正常，没有发生单相接地，或者相间短路等故障。
图3（跳闸时刻线路零序电流为0.19A和接地变零序电流为0.00A）
图
1、图2都有一个异常现象，在跳闸时刻有零序电流，显示电流值为0.19A，并且35kV润风六线电流Io在跳闸时刻之后还一直存在，显示的电流值为0.19A。以上对图1和图2分析已经得知一次设备并无故障，依据零序电流产生的原理推断，就不具备产生零序电流的条件，断路器跳闸后，三相电流已经全部为0（图1和图2可证实），就更加不可能产生零序电流。
现场人员带着疑问查看了故障录波的实时监测值，此时润风六线断路器在分闸位，该线路显示三相电流为Ia：0.001A、Ib:0.002A和Ic:0.002A，考虑到零点漂移认为此时的电流均为0，但是零序电流Io实时监测值为0.137A，如图4所示。为了进一步证实该电流的存在，又检查了该集电线路的综合保护装臵二次实时测量值，该线路的零序电流显示为0.130A，如图5所示。设备跳闸后，故障录波实时监测和线路保护装臵都显示该集电线路的零序电流为0.13A左右，再次确定了该电流的存在。
由以上分析可知，35kV润风六线集电线路零序Ⅱ段动作跳闸，原因为保护装臵检测到了不正确的零序电流引起的保护动作，一次设备无故障。
图4（跳闸后故障录波实时监测线路零序电流显示为0.137A）
图5（跳闸后线路保护装臵零序电流显示为0.130A）
现场分析产生不正确的零序电流有两种可能性，一是二次设备受到干扰产生感应电流，导致装臵检测到了0.13A的零序电流，二是零序电流互感器的一次回路中确实有电流，但是并不是一次回路中产生的，而是电缆屏蔽层接地受到干扰产生的感应电流。分析可知二次设备受到干扰产生感应电流大部分是瞬时的，不可能永久性存在，那么因为电缆屏蔽层产生感应电流的可能性较大，随后现场对第二种可能性展开了检查。
三、现场设备检查：
现场分析该零序电流是由外接零序电流互感器测量的，首先从线路的零序电流互感器及二次接线入手。现场使用钳形电流表测量了零序电流互感器二次线电流，测量到的电流值为0.13A（如图6所示），与综合保护装臵监测到的电流值一致。查看零序电流互感器的名牌可知，该电流互感器的变比为100/1，依据测量到的二次值推断，一次电流值为13A左右。，随后，现场测量了穿过零序电流互感器的电缆屏蔽层接地线，该接地线的电流为6.87A（如图7所示）。
图6（跳闸后测量零序二次电流0.13A）图7（跳闸后测量屏蔽层接地电流6.78A）
根据现场电流互感器的安装结构分析，通过零序电流互感器的电流有两个，第一是电缆的屏蔽层，第二是穿过零序电流互感器接地的屏蔽层接地线（该接地线是把两个电缆的钢铠和屏蔽层都短接在一起再连接到接线上），如图8所示。已经测量到屏蔽层接地线的电流为6.78A，由于电缆太粗，现场无法测量电流，但通过推断可知，电缆接地线和电缆屏蔽层的电流大小相等，那么两个电流相加为13.56A，印证通过二次测量值计算出的一次电流值为13A左右。现场人员判断问题就出在电缆接地线和电缆屏蔽层上。
图8（零序电流互感器）
现场人员仔细检查电流互感器的安装位臵和接地线位臵，发现电缆接地线穿线错误，正确穿线后电缆屏蔽层和电缆接地线的电流大小相等方向相反，相互抵消。由于安装错误导致电缆接地线按照同方向在电流互感器中绕了两圈，即零序电流互感器一次的匝数由1变为2，一次实际测量的6.87A，二次计算值=6.87A*2/100=0.136A≈0.13A。证实了实际测量值。
我站零序电流互感器为后期改造安装的，安装完成后电缆的接地点都在零序互感器的上端，依据中华人民共和国国家标准--电气装臵安装工程电缆线路施工及验收规范--（GB50168-2006）6.2.9可知，电缆通过零序电流互感器时，电缆接地点在互感器以下时，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接地。
该事故发生前施工方进行过电缆接地线穿过零序电流互感器接地的改造，正是由于在施工方改造中出现了穿线错误，导致保护装臵检测到了错误的零序电流，引起保护动作。电缆接地线穿过电流互感器正确和错误对比图如图9所示。该缺陷属于工程方施工遗留缺陷，查明原因后联系施工方进行整改，并且对所有零序电流互感器屏蔽层接地线进行了排查，确认其他电缆屏蔽层接地线没有穿线错误。接地线整改后测量电缆屏蔽层接地线还是存在一定的电流，但是并没有通过零序电流互感器，保护装臵测量到的零序电流在0.02左右，设备运行正常。
正确
错误
图9（电缆屏蔽层穿过零序电流互感器接地对比）
四、事故预防措施
零序电流互感器正确的安装非常重要，其中一条要求就是电缆接地点在互感器以上时，电缆接地线应穿过互感器接地，避免高压电缆的屏蔽层的杂散电流和感应电流引起零序电流互感器保护误动。但是在实际施工现场，有些电缆接地线该穿零序电流互感器时未穿，或者倒穿了，造成零序保护不能正确动作。
公司代维现场大部分都是新建变电站，业主的工程和施工人员水平不一。多数现场在工程期间代维人员都入住现场，开始了代维工作，包含工程期间的缺陷管理，甚至不少现场都是我们公司代维人员代替业主进行的安装工程验收。这就要求代维现场人员至少要具备以下两点：
1、全面了解《电气装臵安装工程电缆线路施工及验收规范》等国家标准。如果业主需要公司代维人员代替验收时，现场人员一定要按照国家标准验收，切实保障客户利益最大化，保障后期安全稳定运行。
2、新交接的代维变电现场，代维人员要对零序电流互感器安装，无功补偿电容器的安装等容易出现安装纰漏的设备，进行一次全面的检查，包含重要连接部位的螺栓紧固，高压隔离开关接触电阻测试等，及早发现问题，及时处理问题，避免反送电后影响设备安全运行。
参考资料：
1、中华人民共和国国家标准电气装臵安装工程电缆线路施工及验收规范（GB50168-2006）
2、零序电流互感器安装注意事项_百度文库
http://wenku.baidu.com/view/1067190b7cd184254b353570.html?re=view
第二篇：零序保护误动跳闸分析
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,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、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，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，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，对马关供电有限公司所辖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
第三篇：论文 集电线路跳闸事故分析和改进
题目：通过分析2013年7月11日驿道风电场主变低压侧301开关跳闸的原因，完善风电场电气二次保护。编写人：于江、秦宝平、王立群 主题词：故障分析、越级跳闸、解决方案
一、故障发生前运行方式和工况
1、运行方式：110kV送出线、#1主变、35KV#4母线、集电一线至集电六线、#2无功补偿装臵（SVG）正常运行，#1无功补偿装臵备用。所有保护及保护压板按规定投入。63台风机正常运行，3台风机故障停运。
2、运行工况：风场区域正降暴雨并伴有频繁雷电，风场风速5.0米/秒，风场总负荷12MW。莱州线电流：41.48A 电压：117.5kV功率因数：1
二、故障现象及分析简介
1、故障现象：
00：34，天空中一道闪电，值班人员随即发现主变低压侧301开关跳闸，集电五线316开关跳闸，集电二线312开关状态变为灰色，66台风机全部停运，立即汇报值长、地调王磊。2处理过程：
故障发生后，检修公司其它人员及风场管理人员立即到达现场，并检查开关保护动作情况及故障录波情况，初步判断故障原因为集电四线、集电五线遭雷击所致。在检测35kV母线绝缘正常后送电恢复，此后逐步
恢复。至17：10，集电四线和集电五线送电完毕，恢复正常。
三、原因分析：
调阅故障录波器中故障前后波形显示，00时34分09秒322毫秒，集电四线与集电五线同时发生相间短路并伴接地故障，从电流及电压波形看集电四线C相与集电四线B相、集电五线B相波形相反，幅值与集电四线B相、集电五线B相之和相当，分析故障起因为雷击造成同塔双回的集电四线、集电五线放电并伴有接地，具体为：集电四线C相向集电四线B相、集电五线B相放电，同时伴有接地。00时34分09秒964毫秒集电五线316开关由于零序保护动作而跳闸（因故障录波器中未接零序电流信号，故无法获取零序电流值），集电四线B、C相间短路及接地故障仍未消失，集电四线C相电流达到35.583A（二次值），B相电流达到19.447A（二次值），故障录波器中未接零序电流信号，无法获取集电四线零序电流值，集电四线零序保护、过电流保护均未动作，00时34分09秒951毫秒#1主变低压侧301开关二段过流保护动作，301开关跳闸（故障后35kV母线产生45.699V（二次值）的零序电压）。
综上分析故障原因为：因雷击造成同塔双回的集电四线、集电五线放电并伴有接地，集电五线316开关零序保护动作而跳闸，集电四线315开关无任何保护动作，导致主变低压侧301开关二段过流保护动作，集电一线至集电六线停运，63台风机停运。
也就是说，这次雷击因集电四线315开关的保护未动作造成保护越级动作，扩大了停电的范围。
四、应采取的防范措施
1、认真核查各集电线路保护定值、回路接线，确保保护正确动作。
2、进行35kV各集电线路保护二次回路极性的修改。避免类似故障的再次发生。
第四篇：CRH5A型动车组轴温误报警故障原因分析及预防措施范文
CRH5A型动车组轴温误报警故障原因分析及预防措施
摘 要 主要对CRH5A型动车组轴温检测系统的组成、功能及工作原理进行阐述，对轴温误报警故障原因进行分析，并提出库内检修预防措施及建议。
关键词 动车组；轴温；误报警
中图分类号：U266 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）06-0074-01
轴温检测系统是CRH5A型动车组的重要安全监控设备，其工作稳定性是保证动车组安全运行和铁路正常运输秩序的关键。自CRH5A型动车组投入营运以来，在运行途中因轴温误报警故障造成临时停车所占比例较高，严重影响着动车组安全、正点运行，也长期困扰着全路配属有CRH5A型动车组的运用检修部门。本文对CRH5A型动车组轴温检测系统的组成、功能及工作原理进行了阐述，对轴温误报警故障原因进行了分析，并提出库内检修预防措施及建议。CRH5A型动车组轴温检测系统的主要组成CRH5型动车组轴温检测系统主要由头车I/O模块、热轴主机、SUT盒、集成传感器、车下接线盒、以及连接这些设备的相关配线、网络控制线等组成。CRH5A型动车组轴温检测系统各部件的功能、位置分布及工作原理
热轴主机主要负责对轴温系统供电和相邻两辆车采集的各轴箱集成传感器温度信号的处理。每列动车组的1车、3车、6车、0车配电柜内各装有一台热轴主机，其中1车热轴主机负责1车和2车各轴箱集成传感器温度信号的处理；3车热轴主机负责3车和4车各轴箱集成传感器温度信号的处理；6车热轴主机负责5车和6车各轴箱集成传感器温度信号的处理；0车热轴主机负责7车和0车各轴箱集成传感器温度信号的处理。各热轴主机利用CAN线相互串联在一起，并通过MVB线经由充电机、卫生间相互连接，与两端头车的TCMS（舒适）构成通讯，最终通过司机室RIOM在显示屏上显示温度值，另不同的是在1车和0车上各设有一个输入输出模块（I/O），实现热轴主机与BPS屏间的信号传输。
SUT盒相当于一个数模转换器，将模拟信号转换为数字信号，在每个转向架上装有2个SUT盒，分别为SUT1盒和SUT2盒，结构互为冗余。相邻两辆车（四个转向架）上的所有SUT1盒利用CAN线1相互串联在一起，与热轴主机形成通讯，而终端SUT1盒利用CAN线1与热轴主机连接进行信号反馈，形成一个闭合通讯环路。同理，相邻两辆车（四个转向架）上的所有SUT2盒利用CAN线2相互串联在一起，与热轴主机形成通讯，而终端SUT2盒利用CAN线2与热轴主机连接进行信号反馈，形成一个闭合通讯环路。
集成传感器主要由热敏电阻组成，通过温度变化来改变电流采集原始模拟信号，每个轴箱装有一个集成温度传感器，分别为PT1000 1和PT1000 2，结构互为冗余，每个转向架上的所有PT1000 1与SUT1盒连接形成通讯。同理，每个转向架上的所有PT1000 2与SUT2盒连接形成通讯。
轴温监测系统车下位置分布图 CRH5A型动车组轴温误报警故障现象
1）BPS屏轴温系统警示灯点亮，监控屏显示轴温正常。
2）BPS屏轴温系统警示灯点亮，监控屏显示轴温跳变或“？”。
3）BPS屏轴温系统警示灯显示正常，监控屏显示轴温跳变。
4）BPS屏轴温系统警示灯显示正常，监控屏显示轴温为“？”。CRH5A型动车组轴温误报警故障原因分析
1）轴温检测系统网络信号传输异常。
2）轴温检测系统设备本身故障，如热轴主机、SUT盒、集成传感器等。
3）SUT盒本身及连接SUT盒的航空插头密封不良，雨雪天气容易进水短路。
4）线路屏蔽效果差，信号传输受干扰造成轴温跳变。
5）集成传感器安装座螺丝松动，造成连接插松动接触不良。
6）轴箱端盖内部碳粉及油迹对集成传感器的信号采集有所干扰。库内检修预防措施及建议
1）坚持车载数据下载分析。每次运行入库后下载车载TCMS数据，对轴温系统故障信息进行分析处理；对热轴主机利用软件监控轴温信号传输状态及温度显示状态。
2）改变安装在转向架上的SUT盒位置。对SUT盒本身及连接SUT盒的航空插头涂打密封胶防水，并将SUT盒的安装位置移至车体舱内部。
3）增加检修项点。在利用18万公里检修对空心轴探伤时，对轴端集成传感器安装状态进行检查，并擦拭传感器上的油迹及碳粉；对轴温检测系统各接插件插头处线路屏蔽层进行检查。
参考文献
[1]刘建国.高速铁路概论[M].北京：中国铁道出版社，2009.[2]李芾，安琪，王华.高速动车组概论[M].成都：西南交通大学出版社，2008.[3]王树宾.动车组网络控制系统的研究[D].北京：北京交通大学，2008.
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