1引言
随着电网的发展，电网的安全稳定运行对二次系统的依赖程度越来越高，一旦发生主保护不正确动作，将可能会造成系统大面积停电，甚至失稳。
2007年8月12日19：54，500kV福泉变发生了一起因风冷控制回路接线错误，导致主变1组风机按温度启动方式下启动瞬间交流电源串入直流系统，使两套BP-2A母线失灵保护的失灵启动回路同时感受到干扰，同时因BP-2A母线装置抗干扰能力未达到设计要求，保护误动作出口跳闸，500kVI、II组母线失压的电网事故。
2事故前的运行方式
广东、广西、云南、贵州四省联网运行。
福泉变500kV、220kV均处于正常运行方式。
3事故经过
2007年8月12日19时54分，500kV福泉变站内福施I回5011断路器、4号主变5013断路器、3号主变5021断路器、福青线5023断路器、福施II回5031、5032断路器、鸭福II回5041、5042断路器、鸭福I回5051断路器、贵福线5053断路器共十台断路器跳闸，500kVI、II组母线失压。
图1福泉变500kV电气主接线图
5012、5022、5052断路器保持运行。
电源→500kV鸭福I回线→5052断路器向500kV贵福线送出负荷。
电源→500kV福青线→500kV5022断路器→3号主变→213断路器→220kV母线。
220kV母线→214断路器→4号主变→500kV5012断路器→福施I回送出负荷。
3号主变发过负荷信号。
19：58，500kV福泉变将上述情况汇报中调后，中调采取限电、试送等措施，于22：05恢复所有跳闸断路器。
图2500kV福泉变事故后潮流图
4保护动作分析
（1）保护配置
福泉变500kV母线保护：500kVI母BP-2A母线保护、II母BP-2A母线保护：
福泉变500kV断路器保护：CSI-121A、LEP-921A。
（2）收集到的主要资料
现场人员检查保护：500kVI母BP-2A母差保护、II母BP-2A母差保护失灵保护同时动作出口，切除500kVI、II组母线上所有断路器。
事故发生后对保护动作报文、故障录波进行调取。
①BP-2A母线保护。无任何报文：装置上“失灵保护动作”出口板上的“出口1－16”灯全部亮，证明母差保护未动，动作为失灵保护。
②断路器保护。CSI-121A保护报文为：SLCDCK，即失灵重动出口，断路器保护本身未动作，外部失灵跳闸经TJR去跳闸。LFP-92IA保护：LTST即三相联跳出口。非断路器本身保护动作，保护装置保护显示所有断路器、线路保护事故时模拟量均无异常。
③SOE报文。除了各开关变位、500kVI母BP-2A母线保护动作、500kVII母BP-2A母线保护动作报文外，同时还有：
2007—8—1219：54：24—4443#主变I、II套保护风冷启动(n58)！
2007—8—1219．54：27—5673#主变油流异常(n43)！
2007—8—1219：54：27—9673#主变油流异常(n43)！复归
2007—8—1219：54．31—293#主变冷却器电机故障(n37)!
且以上4个信号在事故前、事故后只要3#主变风冷启动均会出现。
（3）保护动作分析
由以上保护、监控系统SOE报文可以分析出：
①排除了继电保护检修人员、值班人员“三误”的可能性。
②排除了一次系统故障的可能性（联系中调、地调，事故前电网运行稳定）。
③BP-2A母线保护的失灵动作出口，将500kVI、II母上的10个断路器全部跳开。
④确认此次事故的发生是由直流系统发生干扰引起，并针对“3号主变油流异常”信号多次出现的现象把3号主变风冷控制系统作为重点检查对象。
4。1BP-2A母线保护检查结果
事故后对500kVI、II母BP-2A母线保护进行了失灵动作脉冲展宽试验，检查BP-2A母线保护失灵动作延时是否为装置固有展宽10ms。通过微机试验台触点控制失灵开入的接通时间，检查该保护实际需要多长的开入时间能使失灵保护出口，试验结果如表所示。
试验结果表
I母BP-2A II母BP-2A
动作时间 6ms可靠动作（做6次） 7ms可靠动作（做6次）
动作时间 5ms做10次动作6次 5ms做6次动作3次
试验发现失灵开入的接通时间小于10ms仍然能使保护出口动作。对失灵触点接入示波器进行监视，发现断开失灵开入外部触点后，失灵开入回路的电压有一个缓降过程(电容器放电过程)，实际上延长了失灵开入的时间。通过波形判断，失灵开入回路的返回电压约为50～60V。失灵开入回路在保护内部使用的是光隔（光电隔离器），光隔为电流动作元件，动作电流约为2～3mA，故该母线保护的失灵开入回路灵敏度很高，不能有效地躲过直流回路的干扰。拔出保护的失灵开入插件，发现每路的失灵开入回路均并接有一个100nF的电容器（干扰吸收回路），由于电容器存在充放电过程，实际上展宽了失灵开入回路的时间，也同时展宽了外部干扰的持续时间。
图3示波器试验图
4。2干扰源查找过程
在500kVI母BP-2A母线保护上接入干扰监视设备，监视点为：5011、5021、5031、5041断路器失灵开入回路，直流母线“＋”对地回路、直流母线“_”对地回路。
在2007年8月l3日l8时59分，监视设备捕捉到一个强烈干扰，如图4。
图4示波器波形图
干扰发生时调查组成员正在3号主变风冷控制箱监视，正好听到风冷控制系统有接触器起动，温度l起动风扇。查看监控后台记录，此时正好发出“3号主变l、2套保护风冷启动(n58)”、“3号主变油流异常(n43)”信号。
此情况验证了事故调查方向确立时的判断：干扰源在3号主变风冷控制系统。
通过对3号主变进行停电检查，发现控制箱内501。1接触器上K17、K18回路的两根接线接反，二次线为厂家原产配线，无后期改接现象。K17、K18两回路接反，造成了交流回路串入直流回路并产生干扰。
通过上述分析，此次事故的原因为：#3主变A相第一组风冷控制回路接线错误，导致主变l组风机按温度启动方式下启动瞬间交流电源串入直流系统，使两套BP-2A母线失灵保护的失灵启动回路同时感受到干扰，而BP-2A母线装置抗干扰能力未达到设计要求，造成保护误动作出口跳闸。
5事故暴露的问题及整改措施
（1）暴露的问题
①#3主变A相第一组风冷控制回路中有错线，设备出厂验收把关存在问题；
②BP-2A母线保护抗干扰能力未达到设计要求，失灵保护启动回路展宽延时不够；
③基建单位在安装调试中，未按照接线图核对接线的正确性，在调试中没有做启动备用风冷系统试验；运行单位在对主变定检中，没有规范风冷系统的试验项目。
（2）整改措施
①对网内其他变电站和电厂的500kVBP-2A型母线保护进行整改；同时针对BP-2B型保护与厂家沟通，拟订反事故技术措施计划并实施。具体为在母差失灵开入光耦前增加强电中间继电器(功率为5W)，保证小脉冲不会造成保护误动；另外增加失灵开入回路脉冲的启动延时(增加20ms)，确保能躲过可能遇到的长脉宽干扰脉冲；
②基建运行单位在投运验收中要把好关，在运行维护中规范定检项目，特别是在主变验收工作中完善备用风冷系统的验收项目；
③加大对直流系统瞬时接地和干扰的监测，继电保护人员要定期对相关信号进行监督分析，重点排查干扰源，消除潜在的隐患；
④对断路器失灵保护开入、线路保护开入、远跳通道开入等使用光耦的环节，对直流串扰概率较高的部位，做到在大修期间安排重点检查，进行动作功率及脉冲延时试验。