线路跳闸原因分析

线路跳闸原因分析（精选9篇）

线路跳闸原因分析 篇1

1.1 简介（电压等级、线路名称、线路变更情况、线路长度、杆塔数、海拔、地形、地质、建设日期、投运日期、资产单位、建设单位、设计单位、施工单位、运行单位）1.2设计气象条件 1.3 故障点基本参数 1.3.1杆、塔型。

1.3.2导、地线型号。

1.3.3 绝缘子（生产厂家、生产日期、绝缘子型式、外绝缘配置）。

1.3.4基础及接地。1.3.5线路相序。

1.3.6线路通道内外部环境描述。保护动作情况

保护动作描述、重合闸动作情况、保护测距情况、重合不成功强送电情况、抢修恢复时间。故障情况

3.1 根据保护测距计算的故障点 3.2 现场实际发现的故障情况 3.3 现场测试情况 故障原因分析 4.1近期运检情况

4.2 气象分析故障（当日天气情况)4.3 故障点地形、地貌

4.4 测试分析（雷电定位、接地电阻测量、绝缘子检测、绝缘子盐密和灰密（绝缘子污秽程度）、复合绝缘子憎水性、绝缘试验情况、在线监测等）

4.5设计校验（故障点基本参数、绝缘配置、防雷保护角、鸟刺加装、弧垂风偏校验）4.6现场走访情况（向故障点周边群众了解故障当时的天气、外部环境变化、异响、弧光等）

4.7其它故障排除情况（故障排除法）故障分析结论 暴露的问题 7 防范措施 7.1 已采取措施

7.2 拟采取措施(具体措施、措施落实责任人、措施落实时限)

附件一：现场故障现象（故障周边环境、故障点受损部件、引发故障的外部物件）图片 附件二：现场故障测试图片 附件三：现场故障处理图片

附件四：相关资质单位的试验鉴定报告 附件五：保护动作及故障录波参数 附件六：参加故障分析人员名单

线路跳闸原因分析 篇2

关键词：鸟害,输电线路,跳闸,措施

0前言

随着云南电网输电线路规模不断扩大, 鸟害引起的线路跳闸事故呈逐年上升趋势, 鸟害已成为仅次于雷害、外力破坏、山火的第四大线路跳闸原因[1,2]。防鸟害工作取得了一定的成效[3,4,5,6,7,8]。以下对云南电网近六年的鸟害跳闸情况进行统计, 从鸟害跳闸的总体趋势、地域分布、时间分布、线路相别分布几方面进行分析, 提出防范鸟害跳闸建议。

1 云南电网鸟害跳闸情况

2008~2013年, 云南电网110 k V及以上输电线路因鸟害跳闸次数总计为163次, 其中500k V线路6次, 占线路鸟害故障跳闸总数的3.68%;220 k V线路跳闸70次, 占线路鸟害故障跳闸总数的42.94%;110 k V线路87次, 占线路鸟害故障跳闸总数的53.37%, 鸟害对输电线路运行安全的影响主要集中在220 k V及110 k V线路, 对500 k V线路影响较小。鸟害跳闸的发生与鸟类活动情况紧密相关, 本文将几年来云南鸟害跳闸数据与鸟类活动情况相结合进行分析, 得到了鸟害跳闸的地域分布、时间分布及线路相别分布几方面特点。

1.1 电压等级分布情况

云南电网输电线路鸟害跳闸各电压等级如图1。

从跳闸次数来看, 鸟害对输电线路运行安全的影响主要集中在220 k V及110 k V线路, 对500k V线路影响较小。主要原因可能为500 k V线路绝缘子串长比较长, 因鸟类身体短接、鸟粪倾泻短接绝缘子或鸟粪下落引起绝缘子表面电场严重畸变的可能性相对较小。防治鸟害跳闸的工作重点应为110 k V及220 k V线路, 同时关注500 k V线路鸟害跳闸情况。

1.2 地域分布特点

鸟害跳闸的分布呈现较强的地域性, 曲靖、大理、楚雄、昆明、昭通五个地区鸟害跳闸次数占总跳闸次数的87.1%。鸟害跳闸的情况与鸟类种数分布没有直接的关系, 而与冬候鸟的分布呈现一定的正相关性。云南省境内大量冬候鸟迁徙路径主要有东、西两条线, 冬候鸟的迁徙路径和栖息地与鸟害跳闸分布区域性具有较大的吻合度。

1.3 时间分布特点

云南鸟害引起的线路故障跳闸月份统计呈现明显的季节性, 12月份出现的鸟害故障最多, 其次为11月、1月、2月、3月, 再其次为4月和10月, 这7个月份的鸟害跳闸比例89.6%。主要原因为:

1) 云南总体气候适宜, 到云南的冬候鸟进入云南的时间为每年10月底, 离开的时间为每年3月底到4月, 冬候鸟在云南的活动时间与云南电网输电线路鸟害跳闸的高峰时间相吻合;

2) 10月至次年4月属于冬春两季, 这个时间段总体来说食物比较缺乏, 大型鸟类觅食范围更广, 活动更频繁;

3) 冬春季节刚好处于旱季, 雨量少, 刚好绝缘子上的污秽相对较重, 存在鸟粪引发污秽跳闸的可能性。但这是否真与污秽量有关系还需更深一步研究。

鸟害跳闸一天的时刻分布为:主要集中在20:00~8:00的时间段内, 最高峰出现的早上6点到8点, 次高峰出现凌晨1点到5点, 在晚上20点到22点, 也出现一波小高峰。这与鸟类的觅食习性有关, 早上5点至8点是鸟类外出觅食的高峰时段, 同时也与鸟类的迁徙活动有关, 大部分鸟类迁徙一般是在晚上, 统计表明21点至凌晨4点间出现的鸟害跳闸基本上都落的云南越冬鸟的迁徙时间内。

1.4 线路杆塔特征分布特点

1) 塔形分布特点:鸟害大多数发生在铁塔上, 水泥杆塔上发生较少。

2) 绝缘子串分布特点:鸟害跳闸在绝缘子材质类型方面没有明显的倾向性;“I”形串和“II”形串更容易鸟害引起的跳闸, “V”形串和水平耐张串的鸟害跳闸相对较少。

3) 相别分布特点:统计结果表明, 边相和中相更容易发生鸟害跳闸, 特别是中相, 理论上边相的跳闸数量应该是中相的两倍才能认为边相和中相具有同等的鸟害跳闸概率。这可能是由于边相和中相更容易到达和停留, 且水平排列时中相上方横担处更便于筑巢。

1.5 鸟害跳闸杆塔周围生境情况

云南电网输电线路鸟害跳闸与杆塔所处生境有较大的关系, 一般来说, 距离水源点近、位于田坝地或坡地、周围无大树环境中的线路杆塔更易遭受鸟害跳闸。

2 云南电网鸟害跳闸防范建议

通过对云南电网鸟害跳闸情况和云南省鸟类活动情况分析, 可将云南鸟害防范重点区域划分为四类, 并明确了具体的区域范围, 对应不同的鸟害防治区域及杆塔情况, 制定合理的防鸟策略和配置不同的防鸟装置。

2.1 云南鸟害防范重点区域划分

第一类区域:同时满足鸟类迁徙主通道、田坝地、与水库距离小于3 km三个条件, 为输电线路鸟害防治重点区域。

第二类区域:位于鸟类迁徙主通道, 且满足田坝地、与水库距离小于3 km中的其中一个条件。

第三类区域:仅满足鸟类迁徙主通道一个条件。

第四类区域:其他区域。

2.2 防鸟装置的配置

根据运行经验, 以防鸟刺、防鸟罩 (伞) 、防鸟挡板为主其他防鸟装置作为补充的防鸟措施取得了较好的效果。

根据以上分析, 建议对一、二类地区, 采用防鸟刺与防鸟罩 (挡板) 相结合的措施;对三、四类地区, 可只采用加装防鸟刺或防鸟罩 (挡板) 措施, 但在有条件的情况下也鼓励采用防鸟刺与防鸟罩 (挡板) 相结合的方式。防鸟装置安装时仅考虑铁塔;在绝缘子安装方式上, 仅考虑对悬垂绝缘子串和“V”串上方进行安装。防鸟装置的安装应具有相别的选择性, 重点关注中相绝缘子和边相绝缘子防鸟措施的安装。

3 结束语

1) 云南防治鸟害跳闸的工作重点应为110k V及220 k V线路, 同时关注500 k V线路鸟害跳闸情况。

2) 云南冬候鸟的迁徙路径和栖息地与鸟害跳闸分布区域性具有较大的相关性。

3) 鸟害跳闸时间分布具有明显的季节性。

4) 绝缘子悬垂串较V型串更易发生鸟害跳闸、边相和中相较其他相更容易发生鸟害跳闸, 防鸟措施安装时应重点关注。

5) 对云南鸟害防范重点区域划分为四类, 对鸟害重点区域建议都采用防鸟刺与防鸟罩 (挡板) 相结合的防鸟害措施。

参考文献

[1]云南电网2013年输电专业总结[Z].2014, 1.

[2]云南电网2014年输电专业总结[Z].2015, 1.

[3]余雷, 李胜利.输电线路鸟害规律分析及防治对策[J].湖北电力, 2004 (04) .

[4]张维佳, 黄国强, 齐卫东.送电线路鸟害的发生与防范措施[J].西北电力技术, 2004 (03) .

[5]白!.山区架空送电线路的鸟害防治[J].农村电气化, 2004 (01) .

[6]骆敏华, 白玉成, 吴功平, 等.?高压输电线路红外防鸟报警系统研制[J].机电工程技术, 2004 (04) .

[7]凤建勋, 马建龙.?110 k V高压输电线路对环境的危害情况[J].科技资讯, 2012 (34) .

[8]韩国平.高压输电线路鸟害故障特征及防止对策[J].山西电力, 2005 (04) .

[9]杨岚.云南鸟类志 (上卷) [M].云南科技出版社, 1994, 12.

线路雷击跳闸分析及优化措施 篇3

关键词：线路；雷击跳闸；分析；优化措施

为提高输电线路防雷的工作水平，电力行业对地区性所管辖的输电线路雷击跳闸情况与雷电活动的关系分别按照时间、区域、电压等级、雷电流幅值与地形进行了分析。结果证明：线路雷击跳闸情况与雷电活动间存在着一致性，但电压等级、雷电流与直流线路极性不同时，这二者的差异比较大。相关数据表明，近年来雷电活动呈现加强的趋势，而线路雷击跳闸率呈现下降的趋势，这说明了地方性防雷工作的开展效果较好，防污调爬与防雷改造工作起到很好的实际效果。

一、线路防雷的一般任务

线路防雷的一般任务是利用技术上和经济上合理的措施，把雷击事故减少到最小的程度，以确保供电的可靠性和经济性。防雷通常有四道防线：

（1）不绕击。绕击是指避雷线对线路防雷的作用不少绝对的，所以，雷绕过避雷线而直接击中到导线上的现象。因此要利用避雷线或是改用电缆等措施，尽可能的使雷不绕击到导线上。

（2）绝缘子不闪络。绝缘子顾名思义就是用来支撑输电导线与防治发生电流回地的发生，因此要利用改善接地或是绝缘的加强等措施，使得避雷线或是杆塔受到雷击后，绝缘子不闪络。

（3）稳定的工频电弧。即便绝缘子串闪络，也要尽可能的不转变稳定的工频电弧，开关不跳闸。所以应该减少绝缘子的工频电场强度或是在电网中性点运用不接地或是经消弧圈地的方法，使由雷击导致的部分单相接地故障能够自动的消除，避免引起相间短路与跳闸。

（4）不中断电力的供应。即使开关跳闸也不要中断电力供应。因此，可以运用自动重合闸或是双回路环网供电等措施。所以，在送电线路防雷中，准许有一小部分由雷击造成的线路绝缘子闪络，然后使用减少建弧率及自动重合闸的方式，将雷击造成的停电事故数减少到最小的伤害程度。

二、防雷建议

1.防雷的管理工作

防雷的管理工作要结合防雷的时间与区域规范进行开展。防雷的时间一般是在每年的3月底之前就要完成，区域的规划实施则要在每年的6月之前完成，防雷重点时间段为6月—8月，所以，要加强防雷的管理工作，及时发现并改正管理过程中遇到的缺陷。

2.改造防雷线路

要全面提高线路的绝缘配置，缩短绝缘子清除日期；所以，要全方位的改造线路防雷的措施，特别是对处在山顶或是半山腰的杆塔进行重点保护改造，提高防雷电绕击的水平。

3.差异化的防雷工作

线路防雷电反击与绕击的工作同等重要，一定要做好降阻的工作，尤其是重点塔位要安装线路避雷器；线路防雷电绕击的工作，要合理的改造防雷较弱的部分；相对于直流线路而言，更应该加强正极性线路的防雷措施。

4.防雷设计标准

在进行线路防雷设计工作时，通常使用负保护角与多分裂导线，相应的也要提高对线路绝缘配置。雷电的发生是小概率事件，有较强的随机性，因此，要重点做好输电线路的防雷措施，为了防止与减少雷电的伤害事故，我们要全面的考虑到高压输电线路所途径的区域，还要对雷电发生的强弱程度、地理形势特征和土地的电阻率高低等情况进行了解和掌握，通过对防雷设计的合理运用，这样就可以提高高压输电线路的防雷水平。要认真思考项目在设计阶段中线路的防雷和接地的工作，根据实际情况，采取合理、科学的防雷措施，电气与防雷设备要选择可靠性高与质量可靠的物品。

三、雷击对线路的影响

从电力工程的角度来看，电力系统中停电的事故几乎大多数是雷击造成的。雷电放电所生成的雷电电流高达数十甚至数百千安，因此造成了巨大的电磁效应、热效应与机械效应，它是导致电力系统绝缘故障与停电事故的重要的原因。另外，雷电放电所产生的电流也会造成设备损坏。

1.线路的感应雷过电压

雷电放电击中设备周围的土地，在电力线上感应中等程度的电流与电压。最严重的事件是直接雷击，特别是若雷击击中附近的用户进线口架空输电线。间接雷击与内部浪涌发生的概率都较高，绝大多数的用电设备损坏都与它有关。因此，电源防浪涌的重点是对少数的浪涌能量的吸收与抑制。

2.线路的直击雷过电压

在雷雨天线路很容易受到雷击，所以受到直击雷也很正常。因此，直击雷过电压的形成的是由雷电直接击中杆塔的避雷线或是导线而造成的过电压。直击雷要比其他形式的雷击造成的损害程度要的大多。

3.绕击时线路的耐雷水平

设置避雷线的线路，仍具有雷绕过避雷线而击导线的可能，出现这种情况，通常会造成线路绝缘子串的闪络。绕击时导线上的电压幅值会随雷电流幅值的增大而增大，若是超过绝缘子串电压的50%，则绝缘子会闪络。

4.线路的雷击跳闸

雷击导线造成跳闸需要具备两个条件，一是雷电流超过线路耐雷的水平，造成线路绝缘发生冲击闪络；因为雷电流沿着闪络通道入地，时间只有短短的几十微秒，线路开关来不及动作，所以还需要满足第二个条件，就是冲击电弧转变为稳定的工频短路电弧，线路才会跳闸。

四、线路防雷的措施

1.基本措施

设置避雷线，主要的目的是防止雷直接击中导线，并且还有分流作用来减小流经杆塔入地的电流，进而降低杆塔电位。降低杆塔接地电阻，能提高线路耐雷水平和降低雷击跳闸率的有效措施。运用耦合地线，它的作用是增加避雷线和导线的耦合作用，用来降低绝缘子串上的电压。④运用不平衡绝缘方法，这种方法能降低双回路雷击时的跳闸率，确保不中断供电。⑤运用消弧圈接方法，它可以使大部分的雷击单相闪络接地故障被消弧圈消除，会引起持续工频电弧。⑥对绝缘进行加强，这是为了降低跳闸率。

2.导线防止雷击断线和雷击跳闸

导线被雷击断线的防治措施：（1）架设架空避雷线，该方法可以免除维护，但缺点是投资较高，防止绕击的效果较差，容易造成线路反击。（2）安装氧化锌避雷器，此方法可以限制雷过电压和配电线路的感应过电压。但缺点是保护范围较小，投资成本较大。（3）安装线路过电压保护器，这种线路过在安装时，在运行中是不承受运行电压的，所以使用寿命长，可免维护。但缺点是只能防护雷电过電压。

导线雷击跳闸的防治措施

（1）针对送电线路所经过的地段与地理位置的杆塔采用相应的防雷措施，对高压送电线路的绝缘水平进行加强。（2）加强对零值绝缘子的检测，确保高压送电线路足够的绝缘强度是提高线路耐雷水平的主要因素。（3）采用玻璃绝缘子，该种玻璃绝缘子有较好的耐电弧和不易老化的优点，且绝缘子本身具有绝缘性能。

结语：

雷电的发生是一个复杂的自然现象，它概率小，随时性较强，所以要通过各个部门的共同合作，才能够减少发生雷电的伤害现象，将损失降低到最低限度。同时，还要做好符合要求的共用接地网，全面的考虑防雷和接地的情况，保障线路与设备的安全性，避免受到雷击的伤害。针对线路雷击跳闸的现象要及时的分析并采取相应的优化措施。

参考文献：

[1]彭向阳，周华敏.线路雷击跳闸分析及策略[J].电力建设，2010，（01）：64-67+71.

[2]梅鹏飞.线路雷击跳闸分析及防护措施[J].安徽电气工程职业技术学院学报，2011，（03）：31-34.

线路跳闸原因分析 篇4

一起35kV线路保护越级跳闸事故的分析

吐鲁番电业局 李长福 联系电话***

[摘要]就一起35kV线路故障导致的保护越级跳闸事故进行了介绍。根据事故前的运行方式、事故经过及相应的保护动作情况，分析了导致事故发生的原因和暴露的问题，提出具体的防范措施，以保障电网实现安全稳定运行。

[关键词]越级跳闸；事故分析；防范措施 事故前的运行方式及保护投退情况

2011年12月29日，35千伏连木沁变35千伏蒲连线、35千伏连列线和35千伏连水线，都按正常方式t投入运行，保护定值和出口压板按地调定值单正常投入。

图1事故前的接线方式

2事故经过和保护动作情况

2011年12月29日7：02：26，110千伏蒲昌变35千伏蒲连线过流III段保护出口跳闸，重合动作不成功，连木沁变侧35千伏蒲连线保护启动无任何动作信息，在同一时刻金汇电厂小电源解列装置动作跳开35千伏连列线断路器，造成35千伏连木沁变全站失压。

07：10，地调令断开连木沁变35千伏连水线断路器后，试送蒲昌变35千伏蒲连线、连列线开关成功，连木沁变恢复运行。随后通知维护人员对35千伏连水线进行事故巡线。维护人员发现连水2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

线正常，只是连水线外水电站内线路故障。地调要求水电站断开35千伏一二线后，35千伏连水线送电成功。故障经过及原因分析

此次事故的故障点在35千伏一二线上，应由水电站内35千伏一二线开关动作跳闸切除故障，但其未能动作，应由上级连木沁变35千伏连水线动作跳闸切除故障，却也未能动作，最终导致蒲昌变35千伏蒲连线开关越级跳闸。在发生故障的第一时间，继保人员对可能导致故障发生的原因进行了分析。由于故障点站内为老式常规站，记录的时间和连木沁变内继电保护装置记录的时间不一致，给事故分析带来了一定的难度。原因可能为（1）可能存在35千伏连水线和蒲连线CT变比或极性错误，导致越级跳闸；（2）由于水电站内保护装置为老式继电器使用时间长，可能存在插件或者保护元件老化的现象，导致保护拒动；（3）保护定值整定错误导致保护拒动。

经过检查保护定值可知：蒲昌变35千伏蒲连线过流III段定值为4A，动作时限为1.0S，连木沁变35千伏连水线定值为5A，动作时限为0.7S。为找出故障发生的真正原因以及对故障进行处理，继保人员对现场的保护动作数据以及录波图进行了查看：

由于35千伏一二线故障时，同时连木沁变35千伏连水线和蒲昌变35千伏蒲连线保护装置启动，短路电流达到保护启动值，通过短路故障电流示意图可以看出，此时经过35千伏连水线的短路电流 I3 分别是由系统电源短路电流 I1 和金汇电厂电源短路电流 I2 同时提供，即：I3=11+I2，故障电流达到5.9A（二次值）。已满足35千伏连水线动作值5A和35千伏蒲连线动作值4A，从录波图上显示的时间可以得出：在故障持续了0.6秒后，金汇电厂小电源解列装置动作切除金汇电厂电源。（金汇电厂小电源解列装置动作时间是0.5秒，加上断路器固有动作时间0.1秒刚好是0.6秒）此时经过35千伏连水线的短路电流I3等于系统电流提供的的短路电流11，短路电流减小，动作值小于定值整定值，35千伏连水线保护返回，当35千伏蒲连线仍未返回，持续动作直到动作时间后，跳开蒲昌变35千伏蒲连线开关，切除故障。由此，可以判断导致故障发生的原因（1）是不存在的。

为了判断原因（2）是否正确，需要对35kV一二线时间继电器测试，经过多次测试确实为时间变化较大，存在设备老化拒动和误动的现象。

对35kV连木沁变连水线和鄯连线保护定值整定计算核查发现，电流整定定值不满足规程要求，灵敏度仅为1.1，小于规程规定的1.20。

图2 连木沁变35kV连水线故障录波图 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

图3 连木沁变35kV鄯连线录波图 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

图4 连木沁变35kV连列线录波图

4防范措施及整改

4.1经过此次35千伏蒲连线跳闸情况分析，重点针对变电站母线既有小电源上网线路也有正常负荷出线的情况，开展核查小电源解列装置切除时间是否与出线保护跳闸时间相配合。对于较早切除小电源的情况，在考虑最小短路电流时不考虑其提供短路电流的影响以保证后备保护的灵敏度。

线路跳闸原因分析 篇5

情况汇报

一、故障情况简述：

3月5日17时05分，110kV恒云1676线发生线路故障跳闸，跳闸故障相别为A相，重合失败。继电保护动作情况如下：距离I段动作，保护测距7.37km，故障录波器测距2.9km。

二、线路基本情况：

恒云1676线投运于2011年7月5日。恒云1676线线路全长5.647公里，其中电缆部分3.699公里。6#-7#为原门椒1854线T电缆段，7#为原椒黄线4#电缆终端塔，8#对应原门椒1854线37#，恒云1#-7#（右回路)与恒海1#-7#（左回路）同杆架设，7#塔处右回路变左回路，8#-11#(左回路）与门椒1854线37#-40#（右回路）同杆架设。

三、故障巡查情况：

3月5日晚，输电运检室派出运行班组对全线架空线路通道进行排查，未发现故障点，3月6日上午，输电运检室派出带电作业班组对架空线路进行登塔检查，未发现故障点，输电运检室积极开展电缆故障巡查。

3月7日到3月10日，输电运检室对恒云1676线电缆进行了仔细巡查，巡查后发现故障原因为：。恒云1676线A相

中心变1号主变跳闸分析5 篇6

一、当日运行方式：

110kV1147中姜开关、1150中油开关运行，1149中岭开关热备用，110kV母线通过11001、11002母联刀闸联络运行；110kVⅠ段母线YH运行，Ⅱ段母线YH冷备用；1号、2号主变并列运行；10kVⅠ、Ⅲ、Ⅱ、Ⅳ母线通过311、412、100开关联络运行，10kVⅠ段母线YH运行，Ⅱ段母线YH冷备用；0号站用变运行（接于146中宏线）；10kV161联斗Ⅰ、133陈仓园、151八里、183开南、123中市、126中山开关热备用，其余10kV开关均在运行中。

二、事故经过：

22：52分运行人员听到爆炸声后，站用系统失电，运行人员立即对全站设备进行检查，10kV配电室浓烟较大，129邮电间隔前柜门冲开；1号主变保护屏保护装臵显示高后备保护动作，1101、101开关绿灯亮，2号主变保护屏保护装臵显示高后备保护动作，1102、102开关指示红灯亮，1号主变1101、101开关在分位，100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电线电缆头炸裂，线刀闸有烧伤痕迹；146中宏开关无异常，电缆头发白，旁刀闸有烧伤痕迹。

22：57向监控台汇报1号主变高后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，开关外观检查无异常，129邮电线电缆头炸裂。23：00将站用变由0号倒至108接地变运行，恢复站用系统供电。23：02分将129邮电开关转冷备用，检查1号主变、10kVⅠ段母线外观无异常。

23：15分100 10kV母联开关加入运行对外恢复供电（Ⅰ、Ⅲ段母线共带19条馈路，0#站用变、199电容器、107接地变）；129邮电、146中宏、0#站用变未恢复供电。

23：17向地调汇报1号主变后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电电缆头炸裂。已将129邮电开关进行隔离，100开关23：15加运对外恢复供电，1号主变、146中宏开关在检查当中。

23：19向市区配调汇报1号主变后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电电缆头炸裂。已对129邮电开关进行隔离，100开关23：15加运对外恢复供电，1号主变、146中宏开关在检查当中。

23：20向监控台汇报1号主变后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电电缆头炸裂。已对129邮电开关进行隔离，100开关23：15加运对外恢复供电。

23：25分检查发现146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，相邻联斗间隔旁母支持瓷瓶有烧伤痕迹、旁刀闸有烧伤迹象。23：40分将0号站用变转冷备用。23：45分将146中宏开关转冷备用。

23：46向地调汇报146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，146中宏开关已隔离，1号主变外观检查无异常。

23：48向配电调汇报146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，146中宏开关已隔离。23：50向调调申请150旁路开关热备用转冷备用。

23：51地调魏学敏通知魏字1号令150旁路开关热备用转冷备用。23：52执行魏字1号令150旁路开关热备用转冷备用。

23：53分向地调魏学敏汇报1号令150旁路开关热备用转冷备用执行完毕。

23：55向监控台汇报146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，146中宏开关已隔离。1：30分向配调申请129邮电、146中宏开关冷备用转检修，线路接地；150旁路开关冷备用转检修。

2：31市区配调下令129邮电、146中宏开关冷备用转检修，线路接地；150旁路开关冷备用转检修。

7：15－7：43分执行129邮电、146中宏开关冷备用转检修，线路接地；150旁路开关冷备用转检修命令，并汇报配调。9：22向地调申请1号主变热备用转检修，1号主变试验。9：25地调下令1号主变热备用转检修。10：06执行1号主变热备用转检修，并汇报调度。

10：20许可电缆公司129邮电、146中宏线路电缆事故抢修单开工。10:30许可检修公司1号主变检查试验工作开工。

11：15许可检修公司开关二班129邮电、146中宏开关检查、消缺试验工作。

12：50向配调申请161联斗Ⅰ开关检查工作 13：25 1号主变检查、试验工作结束 13：30配调授权161联斗Ⅰ检查工作安措

13：44执行授权将161联斗Ⅰ开关热备用转检修、161联斗Ⅰ线路接地

13：50汇报地调1号主变工作已结束，设备具备带电条件，地调下令：1号变压器检修转热备用

14：20将1号主变检修转热备用，并汇报地调 14：23地调下令：1号变压器热备用转运行 14：45将1号变压器热备用转运行,并汇报地调 14：55终结129邮电、146中宏开关检查试验工作 15：00许可161联斗Ⅰ开关间隔一次设备检查试验工作 16：05终结161联斗Ⅰ开关间隔一次设备检查试验工作 16：42拆除161联斗Ⅰ线路接地,161联斗Ⅰ开关检修转热备用 16：45向配调汇报161联斗Ⅰ开关工作已结束, 线路接地已拆除, 161联斗Ⅰ开关已转热备用,150旁路开关支持瓷瓶损坏,旁路不具备带电条件 17：05向地调刘彦汇报: 150旁母支持瓷瓶损坏,150旁母不具备带电条件,共6个,3组旁刀闸已拆除 17：20终结146中宏电缆故障排查工作

17：25汇报配调:中心变146中宏开关所有工作已结束,设备具备带电条件,129邮电间隔不具备带电条件, 17：48配调下令:150旁路开关检修转冷备用 17：54将150旁路开关检修转冷备用,并汇报配调

17：57配调下令:拆除146中宏线路接地,146中宏开关检修转运行 18：09执行配调令,拆除146中宏线路接地, 146中宏开关检修转运行,并汇报配调

18：20通知监控: 146中宏开关已转运行,161联斗Ⅰ开关已转至热备用,129邮电开关在检修状态,线路接地,不可投,150旁路开关在冷备用状态,不可投。

6月13日11：32许可129邮电电缆抢修工作开工。6月13日18：20 129邮电电缆抢修工作结束。6月14日20：43 129邮电开关加运。

三、设备损坏情况： 1、10kVⅠ、Ⅲ段母线失压23分，（22：52－23：15）10kVⅠ段母线失压后甩负荷1.2万KW。损失电量6418.32KWH;

2、设备损失：

1）146中宏间隔：线刀闸触头烧伤，A相烧伤严重，旁刀闸支持瓷瓶3只炸裂、触头烧伤。（6月12日更换线刀闸、拆除旁刀闸）。2）129邮电间隔：出线电缆爆炸、旁刀闸触头烧伤，后间隔旁母支持瓷瓶有烧伤痕迹。（6月12日拆除旁刀闸A相）。

3）161联斗Ⅰ间隔：旁刀闸触头有烧伤痕迹，旁母3只瓷瓶烧伤。4）10kV旁母：116中宏后间隔旁母支持瓷瓶3只炸裂；161联斗Ⅰ、129邮电后间隔顶部旁母母线6只支持瓷瓶有烧伤痕迹。

3、设备参数和修试情况：

1）129邮电开关型号：ZN30-10型（一体化开关），2006年6月9日投运；保护型号：CSL216B型北京四方，2008年10月15日保护检查合格；

129邮电电缆ZLQ216B-3×240（2010年11月3日绝缘测试合格）。2）146中宏开关型号：ZN30-10型（一体化开关），2006年7月26日投运；保护型号CSL216B型北京四方，2008年10月15日保护检查合格；

146中宏电缆YJV22-3×300（试验日期2000年11月26日结论合格）。3）1号主变SZ10－40000/110，投运日期：1999年9月29日。2008年10月15日保护检查合格。

四、原因分析： 1、129邮电电缆头出线电缆运行已20年，虽2010年11月进行绝缘测试合格，但未进行耐压试验，电缆绝缘油干枯，绝缘强度下降，三相短路，爆炸引起开关过流Ⅰ段保护动作，开关跳闸。2、10kV129邮电出线电缆爆炸后，电弧引起相邻146中宏后间隔设备短路，开关跳闸。

3、短路弧光造成10kV母线短路故障，1、2#主变后备保护动作，1101、101、100开关动作跳闸，10kVⅠ、Ⅲ段母线失压。电流越限值为IA 4228.877、IC 4801.61。

五、暴露出的问题：

1、当值人员遇事慌张，事故处理欠妥，在检查完10kVⅠ、Ⅲ段母线及设备无其他异常后，用100母联开关强送10kVⅠ、Ⅲ段母线，如果再有故障点没有隔离，将造成2号主变跳闸，扩大事故。还有在事故发生后，没有记录避雷器、消谐器动作情况。

2、未按工区要求及时调整站用系统运行方式，0号站用变（在146中宏线）运行，146中宏线路跳闸后造成站用系统失压，恢复站用电用时较长。

2、设备异常检查不详细，对10kV旁母支持瓷瓶炸裂以及相邻间隔旁母支持瓷瓶烧伤没有在第一时间及时发现、汇报。

3、安全隐患排查工作不深入，对10kVGG-1A开关柜老旧设备间隔之间无封闭式隔离措施未引起重视，电缆短路危及相邻设备安全运行造成事故扩大。

4、与集控站沟通不畅，站用系统的运行方式与集控站掌握的方式不一致。

5、对专业班组的现场监督不力，事故发生后，各相关班组到达现场后，值班人员没有对班组在现场的行为进行监督，使个别班组人员单独在主控室滞留。

五、整改措施：

1、组织全队人员学习《宝鸡地区电网调度规程》、《宝鸡电网2011年运行方式》，修编本队事故预案，并组织学习。

2、对所辖站站用系统运行方式进行排查，按照工区规定站用电源，有接地变使用接地变做为站用电源。

3、设备异常时必须详细，检查开关动作情况，以及出线侧所有设备，将检查情况及时汇报调度。

3、对所辖中心、玉涧、福临堡、塔稍变10KVGG-1A开关柜老旧设备间隔之间无封闭式隔离措施进行排查，统计上报工区安排进行改造。

4、对老旧充油式电缆进行排查统计，投运年限、试验超期情况，6月20日上报工区，安排进行试验。

5、与集控站核对本队所辖站运行方式，尤其是对本队调管的站用变、YH的运行方式在操作前后，均应向市区集控站汇报，保持设备实际运行方式与集控站掌握的一致。

6、遇有设备异常、障碍、事故后，监督专业班组在站内的活动情况，未办理工作票前，不得触及设备或单独滞留在设备区（含主控室）。

特殊环境下线路频繁跳闸故障分析 篇7

1 基本情况及故障经过

以跳闸最频繁的110k V川上线为例, 110k V川上线是从变电站架空线路到海边野柑洲终端场再经海底电缆到下川黄 洲终端场, 然后架空线路到下川变电站, 海底电缆长度为4.7km。黄 洲、野柑洲终端场结构均为A、B、C三相加备用一相, 设备包括电缆终端头及110k V氧化锌避雷器。2013年1月13日11时, 110k V川上线开关跳闸, 重合不成功, 保护显示C相故障。经输电人员巡视发现, 黄 洲终端场B相避雷器上端防爆口处和在线监测仪有明显的放电痕迹。拆除B相避雷器后再次强送电两次, 却匀不成功。再次巡视发现C相避雷器也出现与B相类似情况。

2 故障后试验检查

故障发生后, 试验人员分两组分别到黄 洲、野柑洲终端场进行试验测量, 两终端场接地装置的接地电阻均为2.3欧姆左右, 而一般接地装置的接地电阻要求为不大于4欧姆。因此排除接地电阻不合格引起。对于金属氧化物避雷器的试验项目, 应包括下列内容:一、测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻应符合下列规定:35k V以上电压用5000V兆欧表, 绝缘电阻不小于2500MΩ, 基座绝缘电阻不低于5MΩ;二、测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流应符合下列规定:对应于直流参考电流下的直流参考电压, 应不低于《交流无间隙金属氧化物避雷器》GB 11032规定值, 并符合产品技术条件的规定。实测值与制造厂规定值比较, 变化不应大于±5%, 且0.75倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50μA。结果是野柑洲终端场A、B、C三相避雷器绝缘电阻和直流泄漏正常。而黄 洲终端场B、C相避雷器及在线监测仪外观明显损坏不合格, A相和备用相避雷器绝缘电阻小于20MΩ, 1m A直流参考电压A相为26.5k V, 备用相为6.9k V, 而本避雷器制造厂1m A直流参考电压规定值为不小于158k V, 因此不合格。在对黄 洲终端场海底电缆A、B、C三相绝缘电阻测量时, 其绝缘电阻只有150MΩ左右, 而加屏蔽后绝缘电阻超过10000MΩ, 备用电缆绝缘电阻只有70MΩ问题, 加屏蔽后测量无明显变化。对于电缆绝缘电阻, 在《电力设备预防性试验规程》中, 对电力电缆的绝缘电阻采用自行规定, 只作为耐压试验前后的比较参考。因此只需分析是什么原因导致备用电缆加屏蔽后绝缘电阻无明显变化的问题。最后经拆除黄 洲终端场3只氧化锌避雷器后, 送电成功。最终确定为避雷器引起线路跳闸。

3 故障原因分析

根据以上故障性质和试验数据分析, 对这起故障的原因需要进一步反思, 找出事故源头从以下几个方面考虑:

(1) 经过了解, 黄 洲终端场在2012年11月中旬, B相氧化锌避雷器红外测温有发热现象, 带电测试阻性电流A、B、C三相变大, 不合格。C相在线监测仪动作次数一百多次。最后更换A、B、C三相避雷器投运至今。而经过一段时间后在试验室对被更换出来的一只避雷器进行试验, 各数据又正常。因此可以判断引起避雷器阻性电流增大的原因不是内部介质引起的, 根据现场了解, 黄 洲终端场位于下川岛且是一个集风口, 带盐分海风吹集比较严重, 特别长时间没有下雨, 其表面聚集污染物增加, 从而在其产生带电粒子, 在电场作用下, 带电粒子运动速度加快, 出现电离, 包括光电离、热电离和表面电离, 当带电粒子增加一定程度形成电子崩, 在其表面形成游离通道, 随之击穿。以上分析表明本次故障非避雷器内部故障原因引起, 而是现场海上污染 (盐密) 增大引起。

(2) 本次试验过程中, 在对黄 洲终端场海底电缆A、B、C三相绝缘电阻测量时, 其绝缘电阻只有150MΩ左右, 而加屏蔽后绝缘电阻超过10000MΩ, 由此更能进一步证明该位置受污染严重, 从而也导致避雷器表面泄漏增大。反之在野柑洲终端场对避雷器绝缘电阻测量时, 加屏蔽与不加屏蔽测量绝缘电阻值变化不大, 因野柑洲终端场在内陆, 说明污染相对较小。

(3) 对于黄 洲终端场备用电缆绝缘电阻只有70MΩ问题, 加屏蔽后测量无明显变化, 是因为备用电缆一直没有运行, 长时间积累污染物, 没有受运行电压的作用, 在其表面固化, 现场试验时没有特殊处理干净, 简单清擦效果不明显, 所以试验结果受影响。反而运行中三相电缆绝缘电阻加屏蔽效果明显是因为电缆长时间运行, 其表面污渍受运行电压和温度的作用, 间接燃烧和蒸发部分污染物, 所以加屏蔽测量绝缘电阻效果明显。

综合以上所知, 这次故障原因是黄 洲终端场的特殊地理位置, 导致避雷器表面积污严重, 受天气影响和电压作用, 表面粒子出现电离, 慢慢形游离通道随之击穿。所以从外观上能看出避雷器是外部受损, 包括在线监测仪受损, 反之如果是避雷器内部缺陷, 如此几次强送电必然爆炸。

4 故障教训与防范措施

4.1 对备用电缆进行试验检查可采取以下手段:如果黄 洲终端场污染严重导致, 先对其备用电缆终端头套管表面进行特殊处理, 可用丙酮清洗, 再用酒精擦干净, 然后进行绝缘电阻测试, 视其效果, 如果不明显, 则先对备用电缆外屏蔽层绝缘试验, 可判断其是否有外力破坏, 如果没有外力破坏, 再先选用直流泄漏试验, 但要注意电压和泄漏电流变化。

4.2 建议对上、下川和海宴各取绝缘子做盐、灰密测试, 分析其污染评级, 另外对各点地网进行测量, 保证地网电阻合格。

4.3 通过各点盐、灰密测试评级后, 分别根据不同等级采取绝缘防护补强, 在套管瓷裙加伞裙进行调整弧距。

4.4 运行中重点巡视、加强在线监测 (红外、全电流) , 如条件允许, 可将备用相空载运行。

参考文献

[1]中国南方电网有限公司.Q/CSG114002-2011.电力设备预防性试验规程[S].

线路跳闸原因分析 篇8

关键词：线路跳闸;故障分析;措施

前言：我国电力企业经过几十年的发展，已经成为了我国的支柱产业之一，配电线路有着分布广泛，数量巨大，运行环境复杂等特点，无法对整个线路进行实时的监控，因此，非常容易受到外界因素的影响而发生跳闸现象，从而影响到居民的正常生活和生产。这就需要维护工程师们深入了解配电线路故障跳闸的原因，从绝缘线出现破裂、避雷器损坏和导线短路等多个方面入手，对跳闸的原因进行分析。笔者从事相关工作，对此有着丰富的经验和深入认识，就配电线路故障跳闸的原因进行详细分析，提出了相应的解决措施，以求降低跳闸频率，从整体上提高我国配电线路的质量，推动电力行业良好发展。

一、造成配电线路故障跳闸现象的几个因素

1、因为保护整定值太小而造成保护动作频繁所引起的跳闸

在配电系统中，我们通常使用一段保护二段保护来保护配电线路和电力设备，在配电线路故障时，故障点越靠近电流，短路电流就会越大，这样的保护方法可以很好的保障线路存在故障，出现的电流超过额定值后，出现保护跳闸现象，从而保护了线路的安全，其中，二段保护被称为过电流保护，其整定方式是根据躲过最大负荷电流所确定的，在二段保护里，如果整定值远小于线路末端的金属短路电流，距离电源的线路段就会出现单相接地或者是相间放电，从而出现跳闸现象。

2、因为合闸冲击所引起的跳闸现象

在跳闸事故发生后，工作者们都会根据配电线路发生的故障进行跳闸原因的分析，但是，在合闸送点的过程中发生跳闸事故，是有非常的原因的，其主要原因就是合闸冲击电流在配电线路中存在着，这种合闸冲击电流将会以较大的形势存在很长的一个时间段内，导致了配电线路跳闸现象的出现。引起合闸冲击电流的原因主要分为线路无功补偿和配电变压器两个方面，所造成的合闸冲击电流会在一段时间内以一定的常数减少。为了防止合闸冲击电流引起跳闸现象，我们通常采用逐段送电的措施，采取这种措施，可以有效控制合闸冲击所产生的电流，使电流固定在一定范围内，从而避免由冲击电流过大而产生的配电线路跳闸现象，保证了配电线路的稳固运行。

3、因绝缘子串产生的闪络放电而造成的配电线路故障跳闸现象

（1）因为发生系统的内部暂态过电压以及大气过电压，使得整个网络出现了瞬间的过电压，这种过电压产生和持续的时间较短，可是，会出现很高的过电压值，会对整个绝缘子串造成很大的影响，从而使绝缘子串发生闪络现象，造成埘地放电。通过大地相见短路，对整个线路实现一个保护的作用，使配电线路的断路器发生跳闸现象，导致整个线路停止供电。

（2）对于10KV的配电线路而言，如果其中的一相出现金属性单相接地，那么其余两相的电压会瞬间提高到之前的两倍。在这种接地现象没有消除之前，这种高电压的现象也是不会消失的。如果该绝缘子串中有绝缘的薄弱点存在，会有很大的概率出现击穿闪络现象，对大地进行放电工作，通过大地两相或者是三相短路，对整个线路实施保护，出现跳闸现象。

（3）如果配电线路中的绝缘子串中含有不符合标准，也就是说不合格的绝缘子存在，而这种绝缘子却没有被工作者发现并且更换，那么，会使得整个绝缘子串中的其余绝缘子分布的电压在很短的一段时间内快速升高，这些承受高压的绝缘子在长期运行时，也会出现闪络的现象，通过大地两相或者是三相短路，对整个线路实施保护，出现跳闸现象。

4、由于配电网线路连接点发热或者烧断而出现的跳闸现象

在进行配电网线路施工时，工作者们一定要着重注意导线的连接，导线的连接是线路施工中不可忽视的一个环节，一定要选取符合标准，上等的好材料进行施工。因为导线的连接点和引流线的连接之处，因为配电线路长期的运行和外界因素的影响，这两点一定会出现不同程度的氧化，电阻会因此而增大。如果有大负荷的电流经过这条线路，那么就会使得连接点温度瞬间提高，加剧连接点的氧化。轻则使连接点氧化更加严重，重责会直接导致导线被烧伤或者烧断，引起了整条配电线路的故障跳闸现象。

5、人为因素所受到的外力破坏而引起跳闸

配电线路跳闸现象，很大一部分是由于外界因素或者人为因素的破坏而引起的，人为的砍伐树木，在配电线路下方进行施工工作，或者是车辆撞坏了电杆，在电杆周围取土等，都会使配电线路受到影响，造成配电线路导线的短路，这种短路一般都在金属性短路的范畴内，如果短路严重，则会使得整个线路损坏，还有更严重的会出现火灾事故，伤及到人们的生命财产安全，会对社会安全和稳定造成极大的破坏。

6、由于导线对被跨越线路放电影响而出现的跳闸

如果出现气温增高，配电网线路出现高峰负荷，整个线路的导线弧垂就会变大，与此同时，交叉跨越的距离和对地的距离就会变小，如果带电导线对交叉跨越线路的距离小于相关规定的安全距离，会引起导线对跨越线路和跨越物出现放电，会对整个配电网络的安全运行造成极大的危害，更有严重的会出现弧光短路现象，使整个线路发生跳闸而断电。

二、配电线路故障跳闸的防止办法与措施

1、以合闸冲击电流入手进行防治

在进行配电线路故障跳闸的防治时，我们要分析造成跳闸的原因，而合闸冲击电流则是很好的入手点，我们该从电流与时间定值上入手，如果配电线路上设置了保护延时，我们就要适度增大它的保护延时，来躲开冲击合闸电流。而对于没有设置保护延时的线路，我们可以适当的提高电流的动作定值，来使合闸冲击电流得到控制，如此，就可以规避跳闸现象的产生。

2、为了防止出现自然现象雷击而发生的跳闸现象，我们可以通过采取相关手段来降低杆塔接地电阻，使整个线路更加耐雷，进而防止了跳闸现象出现。举个实例，华北电网内有两条线路，一条是承德供电局110KV输电线路，另一条是寿遵110供电线路，着两条线路都处在雷电较为频繁的地区，雷击事故所造成的跳闸现象频繁，为了解决问题，工作人员降低了杆塔搭接地的电阻，129号到167号杆中的接地电阻值高的杆塔一共有11基，详情参见表1所示。

这段杆塔所处的环境内，高山占40%，普通的山地占有50%，而平底则仅仅占有10%，因此，工作人员对这段杆塔的接地进行改善工作，对接地引下线重新埋设，而对于接地土壤不良的则采取了换土的方式进行改善，经过改善后，输电杆塔的接地电阻有了非常明显的降低，详情请见表2和图1，取得了很好的避雷效果，减少因为雷击而产生的跳闸现象次数

3、加大对配电线路的保护，防止出现人为破坏，增强群众保护意识

要做好配电线路及其他电力设备的保护，不仅要从配电线路自身入手，还要从宣传和保护入手，要宣传我国相关法律规章制度，增强群众保护电网的意识。同时大力打击蓄意破坏配电线路的破坏人员，并做好故障预想工作，做到事故的有备而防。

结束语：总而言之，作为电力系统的重要组成部分，配电线路网有着非常重要的作用，然而由于人为因素和外界因素的影响，跳闸现象时有发生，是不可能完全避免的，不仅影响了居民的正常生活和生产秩序，还会对电力企业的效益有着明显的影响，在进行配电线路跳闸防止时，工作者们要找出造成配电线路跳闸故障的原因，采取相应的合理措施解决问题，提高配电线路网的安全性和可靠性。

参考文献：

[1]程博恩，浅析配电网电压和故障原因[J]电源技术应用，2012.11 34-35

线路跳闸原因分析 篇9

一、案例介绍

某电厂某年某月某日，新建一回南德线，某电建公司施工，办理了开工通知单和双签发工作票（工作监护人未填，根据厂内工作实际情况，检修部临时指派人员监护，未指定专人进行监护跟踪），编写了施工方案，其中在调试施工组织设计篇“9 危险点分析和风险预控”中有“9.8误通流、通压到运行设备”和“9.11防止误接线或遗漏接线措施”等风险控制要求。某月某日17：00，施工人员在南德线汇控柜（柜内交直流电源已拉电）将00ADA35-1170、00ADA35-1171两根电缆接入端子排I4排编号48、49接点，19:00工作完成。第二天早晨封堵施工人员未经许可私自进入GIS对南德线汇控柜进行防火封堵，当时雷雨交加，天昏地暗，GIS室内光线不够，施工人员私自将南德线汇控柜内交直流电源开关送上。8：38：22NCS发出GIS站110V直流Ⅰ、Ⅱ母线正极接地报警，08：38：26，#

1、#2主变高压侧开关2201、2202跳闸，随即#

1、#2发电机出口断路器开关801、802跳开，#1机组（负荷300MW）、#2机组（负荷250MW）跳闸，厂用电失压，柴油发电机启动成功。运行人员立即紧急停机，随后运行人员到机组电子间、GIS检查未发现发变组保护、母差保护、线路保护动作信号，GIS站110V直流绝缘监测装置显示主变电度表屏接地报警，电阻值为0。

事故调查时，发现GIS直流母线电压波形有突变（约310V左右）且有脉动，见附图1，立即对南德线汇控柜进行排查，当断开报警电源及指示灯电源开关后，直流接地报警立即消失，母线电压波形正常。现场检查汇控柜发现：I5端子排的48、49端子上查线人员核对正确后用黑色油漆笔做好了标记（附图2），但是该端子上未接线，再次检查发现I4端子排的48、49端子上接入新电缆。解开电缆测量电缆端头有220V交流电，见附件示意图2。

直流系统Ⅰ、Ⅱ段同时接地报警，经核查发现在主变电度表屏两路直流合环运行，见附件示意图3。

#

1、2机主变高压侧开关2201、2202同时跳闸，但未发现任何保护动作信号，根据设计发变组保护屏安装在机组电子间，而主变出口继电器屏安装在GIS电子间，两个房间距离约350米，#1主变、#2主变出口继电器组屏安装在同一屏内，分别由GIS室直流系统Ⅰ、Ⅱ段供电，该出口继电器BCJ起动功率为1.2W，动作电压有64V。因无原因可查，经电气专业组讨论及综合继电器厂家意见，进行事故还原（保证线路安全运行的前提下），即合上#

1、#2主变高开关，然后再次将南德线汇控柜内解开的电缆接回I4端子排的48、49端子上，经录波（录波图见附件4）发现一合南德线汇控柜报警电源及指示灯电源开关，几豪秒2201、2202开关就跳闸，#1主变、#2主变出口继电器BCJ指示灯闪亮，该继电器动作后无自保持，也无信号报警。经过试验、分析、查找终于找到了跳闸的根源。

附件1：直流母线电压波形图

附件2： 核线标记图

附件3： 端子排示意图3

附件4：主变电度表屏直流供电示意图4

附件5：试验录波图5

附件6： 事故前运行方式接线图6

二、考核要求

根据案例内容、主接线图及主变保护配置情况，请回答以下问题：

1、主变跳闸的原因分析？

2、该事件暴露的问题？

3、防止该类事故发生的整改措施？

三、考试方式：笔试

四、考核时间：60min

五、参考答案与配分

1、主变跳闸的原因分析：30分

1）根据跳闸的现象、事故调查内容及相关附图，施工人员在南德线汇控柜内接错线，误将交流回路接入直流回路，在封堵人员送上汇控柜电源时导致GIS直流系统Ⅰ、Ⅱ段都串入了220V交流电（主变电度表屏处Ⅰ、Ⅱ段合环），引起发变组继电屏保护出口继电器（BCJ）动作，造成主变跳闸，这时直接原因。（10分）

2）设计有缺陷，未满足继电保护反措是要求：发变组继电器屏保护跳闸出口继电器BCJ的动作功率在连线长、电缆电容大的情况下应选用大启动功率（不小于5W）跳闸出口继电器，防止直流正极接地时误动作。由于发变组保护屏（机组电子间）与发变组继电器屏（GIS电子间）相隔较远（约350米），同电缆内并排两电缆芯线正负间存在分布电容，当交流电窜入直流系统时，分布电容放电导致发变组继电屏保护出口继电器（BCJ）动作，是造成主变跳闸的根本原因之一。（10分）

3）工程验收把关不严，直流系统定期接地报警试验不认真，未及时发现GIS直流系统Ⅰ、Ⅱ段合环的隐患，合环后直流Ⅰ、Ⅱ段绝缘监测的平衡电阻桥破坏，合环处设备电阻值下降，在正极接地时就发出报警。这时造成2台主变同时跳闸的根本原因之二。（10分）

2、该事件暴露的问题：30分 1）、两票三制执行力度不够，特别是工作票制度，每天工作结束后工作票应收回，第二天开工应经运行许可，施工人员不能私自进入GIS。（5分）2）、安全管理不到位，风险分析及控制措施存在薄弱环节。对承包商人员进行了入厂安全培训，制定、审批了施工方案，但执行不严，未认真落实作业现场“五想五不干”的安全理念。（5分）3）、承包商内部管理存在严重漏洞，未严格执行相关管理制度及未按施工方案进行作业。在调试施工组织设计篇“9 危险点分析和风险预控”中有“9.8误通流、通压到运行设备”和“9.11防止误接线或遗漏接线措施”等风险控制要求，且调试单位已对2399开关核线完毕，需接线的48、49端子已在柜内作好标记，但接线人员未通知调试单位就私自接线，且未认真对线，导致了接错线，为后面的事故发生埋下了隐患。（5分）4）、运行管理不到位。未严格执行门禁出入管理规定，无电厂监护人的情况下允许承包商人员进入GIS室。（5分）

5）设计及工程验收把关不严，导致设计不符合反措要求，直流合环隐患未及时发现。（5分）6）、发变组出口继电器屏报警不完善，导致事故发生后处理事故、分析事故困难。（5分）

3、防止该类事故发生的整改措施：40分

1)、加强对对承包商的管理，严格执行施工方案，严禁施工人员私自拉送电操作，认真落实作业现场“五想五不干”的安全理念。（5分）

2)、加强运行管理，严格执行门禁及出入管理规定。对进出设备区域人员权限、资质进行检查，确保设备和机组运行安全。（5分）3）、进一步严格执行工作票制度，加强监管，做到监护人不到场工程决不开工，每天工作结束后应押票，第二天开工应经运行许可，施工人员不能私自进入施工现场。（5分）4）、解开南德线2399开关汇控柜内的错误接线（I4端子排上48、49端口）并进行包扎。并停止建设工程，进行整改。（5分）

5）解开GIS直流系统Ⅰ、Ⅱ段合环，并对其他直流系统进行排查。（5分）6）注重本质安全，消除设计、工艺及施工遗留缺陷。（1）、将#

1、#2主变保护A屏、B屏、C屏至GIS站内发变组继电器屏同电缆内并排正负两电缆芯线分布到不同电缆，减少同一电缆长线路并排正负芯线间的电缆分布电容。（5分）（2）、#