第一篇：一起35kV線路保護越級跳閘事故的分析

2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

一起35kV線路保護越級跳閘事故的分析

吐魯番電業局 李長福 聯系電話***

[摘要]就一起35kV線路故障導致的保護越級跳閘事故進行了介紹。根據事故前的運行方式、事故經過及相應的保護動作情況，分析了導致事故發生的原因和暴露的問題，提出具體的防范措施，以保障電網實現安全穩定運行。

[關鍵詞]越級跳閘；事故分析；防范措施 事故前的運行方式及保護投退情況

2011年12月29日，35千伏連木沁變35千伏蒲連線、35千伏連列線和35千伏連水線，都按正常方式t投入運行，保護定值和出口壓板按地調定值單正常投入。

圖1事故前的接線方式

2事故經過和保護動作情況

2011年12月29日7：02：26，110千伏蒲昌變35千伏蒲連線過流III段保護出口跳閘，重合動作不成功，連木沁變側35千伏蒲連線保護啟動無任何動作信息，在同一時刻金匯電廠小電源解列裝置動作跳開35千伏連列線斷路器，造成35千伏連木沁變全站失壓。

07：10，地調令斷開連木沁變35千伏連水線斷路器后，試送蒲昌變35千伏蒲連線、連列線開關成功，連木沁變恢復運行。隨后通知維護人員對35千伏連水線進行事故巡線。維護人員發現連水2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

線正常，只是連水線外水電站內線路故障。地調要求水電站斷開35千伏一二線后，35千伏連水線送電成功。故障經過及原因分析

此次事故的故障點在35千伏一二線上，應由水電站內35千伏一二線開關動作跳閘切除故障，但其未能動作，應由上級連木沁變35千伏連水線動作跳閘切除故障，卻也未能動作，最終導致蒲昌變35千伏蒲連線開關越級跳閘。在發生故障的第一時間，繼保人員對可能導致故障發生的原因進行了分析。由于故障點站內為老式常規站，記錄的時間和連木沁變內繼電保護裝置記錄的時間不一致，給事故分析帶來了一定的難度。原因可能為（1）可能存在35千伏連水線和蒲連線CT變比或極性錯誤，導致越級跳閘；（2）由于水電站內保護裝置為老式繼電器使用時間長，可能存在插件或者保護元件老化的現象，導致保護拒動；（3）保護定值整定錯誤導致保護拒動。

經過檢查保護定值可知：蒲昌變35千伏蒲連線過流III段定值為4A，動作時限為1.0S，連木沁變35千伏連水線定值為5A，動作時限為0.7S。為找出故障發生的真正原因以及對故障進行處理，繼保人員對現場的保護動作數據以及錄波圖進行了查看：

由于35千伏一二線故障時，同時連木沁變35千伏連水線和蒲昌變35千伏蒲連線保護裝置啟動，短路電流達到保護啟動值，通過短路故障電流示意圖可以看出，此時經過35千伏連水線的短路電流 I3 分別是由系統電源短路電流 I1 和金匯電廠電源短路電流 I2 同時提供，即：I3=11+I2，故障電流達到5.9A（二次值）。已滿足35千伏連水線動作值5A和35千伏蒲連線動作值4A，從錄波圖上顯示的時間可以得出：在故障持續了0.6秒后，金匯電廠小電源解列裝置動作切除金匯電廠電源。（金匯電廠小電源解列裝置動作時間是0.5秒，加上斷路器固有動作時間0.1秒剛好是0.6秒）此時經過35千伏連水線的短路電流I3等于系統電流提供的的短路電流11，短路電流減小，動作值小于定值整定值，35千伏連水線保護返回，當35千伏蒲連線仍未返回，持續動作直到動作時間后，跳開蒲昌變35千伏蒲連線開關，切除故障。由此，可以判斷導致故障發生的原因（1）是不存在的。

為了判斷原因（2）是否正確，需要對35kV一二線時間繼電器測試，經過多次測試確實為時間變化較大，存在設備老化拒動和誤動的現象。

對35kV連木沁變連水線和鄯連線保護定值整定計算核查發現，電流整定定值不滿足規程要求，靈敏度僅為1.1，小于規程規定的1.20。

圖2 連木沁變35kV連水線故障錄波圖 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

圖3 連木沁變35kV鄯連線錄波圖 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

圖4 連木沁變35kV連列線錄波圖

4防范措施及整改

4.1經過此次35千伏蒲連線跳閘情況分析，重點針對變電站母線既有小電源上網線路也有正常負荷出線的情況，開展核查小電源解列裝置切除時間是否與出線保護跳閘時間相配合。對于較早切除小電源的情況，在考慮最小短路電流時不考慮其提供短路電流的影響以保證后備保護的靈敏度。

4.2上級部門加強技術監督管理。某些處于電網聯絡點的用戶變電站，可能會由于運行經驗、技術水平的局限，對設備的運行、維護、試驗等方面的管理不夠規范。因此，上級供電部門應指導其完善設備檔案、制定運行規程，并督促其定期對舍內進行檢驗。這樣不僅可以提高用戶本身用電的可靠性，還確保了主網需要經過用戶變進行供電時的安全性。

第二篇：送電線路跳閘事故調查報告

事故調查報告

2012年4月17日上午10時10分左右，XXX110kV送電線路發生電網跳閘事故，我現場監理人員與施工項目部配合哈密電力公司運行人員經過排查，確定故障點在77#—78#檔間，即施工項目部展放地線的52#與53#之間位置。事故原因分析：

經過現場勘察及詢問，對事故現場進行了分析，初步認為施工項目部在地線展放過程中，因事故發生地地表松軟，施工單位的牽引設備無法前行，于是將地線倒把圈盤至本工程52#塔處，然后再進行人工展放至53#塔，用機車牽引，繼續抽拉盤放于52#塔處的地線。事故發生前（上午10點之前），本地天氣晴朗，視線開闊，風速小于4級以下，完全滿足施工條件。據現場施工人員介紹與現場的風擺拖曳痕跡來看，在10點10分左右，突起強烈陣風，將52#—53#之間尚未升空的地線吹的大幅度來回擺動，致使疆—雅110kV線路77#-78#邊C相導線安全距離不夠而發生放電跳閘事故。因當時大風驟起，現場施工人員忙于規避大風，并未接觸地線，故未形造成人身傷亡事故。展放的地線與疆—雅110kV線路也未發現弧光損傷。后分析地線與XXX110kV線路C相并未完全接觸，所以故障點不明顯，難以發現（在下午17時左右才找到）。

暴露出的問題：

1、施工項目部只報審20#—46#的導地線展放，未經監理項目部許可，擅自進行報審內容以外的地線展放工作，失去監理人員（在33#導線壓接現場）的監管。

2、臨時修改報審的施工方案（無導地線需倒把圈盤）內容；

3、編制報審的施工方案中未涉及導地線突臨大風的應急措施；

4、施工項目部管理人員不到位，監管力度不夠；

5、監理人員未能及時發現施工單位超范圍工作，并進行有效制止，存在一定監理責任。

采取措施

1、針對以上問題，我公司監理部首先要求施工單位立即進行相關的內部調查，并要求施工單位進行內部整改，并下發監理通知單。

2、公司對相關監理部責任人員（總監、總監代表、現場監理工程師）予以全公司通報批評并給與考核，監理項目部內部組織學習，進一步提高監理人員的責任心。

XXX監理公司工程部

2012年4月18日

第三篇：220kV線路事故跳閘動作分析及防范措施

220kV線路事故跳閘動作分析及防范措施

【摘要】通過對現場220kV線路事故跳閘詳細動作情況，查找原因，找出問題所在，提出了防止以后類似事故再次發生應采取的防范措，供現場技術人員學習。

【關鍵詞】線路故障；跳閘；保護動作；三次諧波；RCS 901B保護

前言

目前全國各省電網220kV輸電線路綜合自動化改造正在進行，根據現場工程實際經驗，我們闡述220kV輸電線路綜合自動化改造中容易出現的問題及處理辦法，供現場綜合自動化改造工程人員學習參考。

1、220kV線路故障跳閘情況簡述

1.1 某220kV雙回線的乙線故障簡述

某年某月某日下午，某220kV雙回線的乙線A相發生接地故障，兩側變電站（用A和B表示）的乙線保護動作跳閘，其中A變電站切除220kV乙線開關，B側因為是線路變壓器組接線方式，沒有主一次開關，所以只切除B側的2號主變66kV主二次開關；A側乙線故障鑒別重合閘動作，重合于永久性接地故障；緊接著A、B變兩側保護動作又將A變側220kV乙線開關切除，乙線為正方向區內永久性單相接地故障，A、B變兩側保護動作行為正確，跳閘正確。

1.2 某220kV雙回線的甲線故障簡述

在A變側乙線重合閘動作過程中，A變側220kV甲線RCS-901B保護裝置向對側B變側錯誤發信，B變側220kV甲線RCS-901B保護裝置收信后，經過邏輯判據，判定為區內正方向故障，縱聯零序保護動作切除B變的1號主變66kV主二次開關，造成B變全站停電。A變側的220kV甲線RCS-901B保護裝置、RCS-931B保護裝置都沒動作，但卻向B變側錯誤發信，這是造成B變側保護動作切除1號主變66kV主二次開關的直接原因。

2、動作情況簡要分析

2.1 220kV乙線

220kV乙線在A、B變電站之間發生永久性單相接地故障，兩側保護的動作行為正確，即單相接地保護出口跳閘，接著重合閘動作出口，但重合于故障線路，緊接著保護后加速動作快速切除開關。

2.2 220kV甲線

220kV甲線在220kV乙線重合于單相接地故障時，對A變側甲線來說是反方向的區外故障，保護裝置會因乙線故障電流的沖擊而啟動，但在邏輯功能上進行判據時不會動作，也不會錯誤發信，可是由于B變為線路變壓器組接線方式，重合于故障線路造成對兩臺主變的瞬時沖擊，造成電壓畸變非常嚴重，造成電壓相角發生偏移，使保護裝置錯誤的判定為區內正方向故障，大約10ms時間向B變發送允許信號，此時B變這側甲線RCS-901B保護邏輯判定為區內正方向故障，且瞬時收到對側A變發來的允許跳閘信號，且接地零序電流滿足保護縱聯零序保護定值，所以保護縱聯零序動作跳開B變側的1號主變主二次開關。

2.3 動作原因

本次故障中，A側變電站的甲線RCS-901B裝置反方向故障時零序功率方向誤判為正方向，從而直接導致了甲線B側區外故障時動作異常。故障中，A側甲線RCS-901B的相電壓和零序電壓明顯異常，含較高三次諧波。當TV中性線異常時，TV勵磁電流中的三次諧波電流沒有流通回路，導致繞組電壓發生畸變出現相電壓含三次諧波現象。本次故障中，相電壓和零序電壓中有明顯三次諧波與TV二次中性線異常的特征相似。當TV二次中性線異常時，系統發生接地故障時，有可能使TV二次中性點電壓偏移，采用三相電壓相加求的零序電壓可能出現偏轉，導致系統發生接地故障時，采用自產3U0計算的零序功率方向可能發生誤判。

2.4 動作結果

綜合上述分析，重合于故障后，B側和A側的甲線RCS-901B 縱聯保護均判為正向，B變側RCS-901B 的縱聯變化量方向/縱聯零序方向跳閘出口跳閘，而A側 RCS-901B 保護因延時不滿足條件，未能動作。兩側RCS-901B保護動作行為符合保護設計原理，本次故障應是TV二次中性線異常，導致區外故障時縱聯保護動作跳閘。

3、現場調查A變的TV二次中性線接線情況

對A變的220kV甲線RCS-901B保護裝置進行查線，發現甲線RCS-901B保護裝置電壓回路A730、B730、C730、N600為四顆黑色線，其中A730、B730、C730三顆黑線為輔助操作屏切換出來的電壓，但RCS-901B保護裝置電壓回路N600并未與操作屏的N600相連接。后經查線發現，RCS-901B保護裝置電壓回路N600接到了RCS-901B保護屏頂小母線的N600，此小母線N600接地點已拆除。原來與甲線RCS-901B保護屏相鄰的是乙線RCS-931B保護屏，分析原因為220kV甲線綜自改造工程時，因為保護裝置不更換，RCS-901B保護裝置N600沒更換接線，依然接在了甲線RCS-901B保護屏頂N600小母線上。后相鄰屏220kV乙線綜自改造時將屏頂N600小母線接地點拆除，甲線RCS-901B保護屏N600恰恰接在這段N600小母線上，致使220kV甲線RCS9-01B保護裝置N600失去接地點造成懸浮。這是此次事件的直接原因。

4、整改措施

（1）甲線RCS-901B保護裝置N600現已更改正確，從現場打印的波形圖來看，已恢復正常波形。（2）對其他變電站進行自查N600接地情況，如有類似情況，立即改正，并正確接地。（3）對變電站綜自改造過程中的TV二次回路接線必須高度重視，保證接線的正確性，防止繼電保護裝置不正確動作的發生。

參考文獻

[1]RCS 901B保護裝置保護裝置說明書.[2]200kV系統繼電保護和自動裝置現場運行規程.作者簡介

李字芹，女，1966.02.27，研究生碩士學位，副教授，國家職業技能鑒定高級考評員，研究方向發電廠及電力系統專業.

第四篇：GIS斷路器就地合閘引發越級跳閘的事故分析

GIS斷路器就地合閘引發越級跳閘的事故分析

【摘要】全封閉組合電器（GIS設備）因其占用空間小、開斷容量大、運行可靠性高的優點，在電力系統得到了廣泛的應用，尤其是新建的110kV及以上變電站設備幾乎全部采用全封閉組合電器。但GIS設備的運行維護與傳統設備相比有諸多不同點。本文以一起全封閉組合電器斷路器在匯控柜就地合閘，線路故障GIS斷路器拒動引起主變后備保護越級跳閘的事故為例，詳細分析了造成此次事故的原因，深入分析了GIS斷路器二次回路的相關原理，并提出解決方法和整改措施。

【關鍵詞】全封閉組合電器；變電運行；越級跳閘；二次回路

引言

六氟化硫全封閉組合電器設備，是一種體積更小、容量更大、電氣開斷性能更好的電氣設備，用它組成的“氣體絕緣成套變電站”-Gas Insulation Substastion-簡稱“GIS”，是由斷路器、隔離開關、接地刀閘、PT、CT、避雷器組成的成套裝置，對高電壓深入工況、城市用電負荷中心，具有很高應用價值，越來越為世界各國的制造、設計及使用部門重視。[1]

本文以某地區220kV變電站，110kVGIS斷路器匯控柜就地合閘對線路送電時，因線路電纜中端桿中相避雷器爆炸引線對塔體放電，GIS斷路器拒絕跳閘引起主變中后備保護越級跳閘，造成1號主變110kV側開關跳閘，110kV甲母線失壓為例，深入分析了造成此次事故的原因，進一步分析了GIS斷路器二次回路的原理及設計中存在的缺陷，并針對這一設計缺陷提出具體的、可行的整改措施。

1.事故發生過程

該220kV變電站的110kV全封閉組合電器型號為ZF10-126。正常情況下，GIS斷路器的操作應在主控制室的后臺機遙控進行，禁止在GIS匯控柜（就地控制柜）就地操作斷路器。

事故經過：2013年7月2日，天氣晴。08時46分，110kV故障線路113開關因線路故障跳閘，重合失敗；10時44分，調度命令110kV故障線路113開關由熱備用轉冷備用，線路由冷備用轉檢修。線路檢修開始。

14時50分，線路檢修結束，調度通知線路送電。在送電過程中因后臺機死機，當值變電站值班員在后臺機沒有恢復正常的情況下，擅自到該線路110kV匯控柜進行就地操作，將匯控柜上斷路器“遠方/就地切換開關”由“遠方”切至“就地”位置，就地合上110kV故障線路斷路器，因線路電纜中端桿中相避雷器爆炸對地造成短路，線路保護動作而線路斷路器拒動，導致1號主變中后備動作越級跳開1號主變110kV側101總開關，導致110kV甲段母線失壓。因下級變電站備自投裝置動作正確，未造成對外停電，未造成較壞的社會影響。

2.事故原因分析

根據《青島供電公司GIS設備運行規程》規定：“GIS斷路器可通過后臺機或測控屏遙控操作，禁止在匯控柜就地操作。”[2]

正常運行時，斷路器“遠方/就地切換開關”應切至“遠方”位置，此時允許主控制室進行遙控分、合閘。

遙控分閘操作：主控制室――測控屏――斷路器操作箱――分閘回路――遙控分閘接點接通――接通分閘回路。遙控合閘操作：主控制室――測控屏――斷路器操作箱――合閘回路――遙控合閘接點接通――接通合閘回路。

當斷路器“遠方/就地切換開關”切至“就地”位置時，遙控接點斷開，遙控分閘、合閘回路斷開，就不能進行遙控分、合閘操作，同時也切斷了保護跳閘回路。此時若線路發生故障，線路保護正確動作，斷路器將拒動，將造成變壓器后備保護動作，越級跳閘。[2]

在本次事故中，工作人員在變電站站端后臺機死機的情況下，現場將GIS匯控柜斷路器“遠方/就地切換開關”切至就地位置，合上斷路器。恰巧送電電纜中端桿中相避雷器爆炸，線路保護動作發出斷路器跳閘指令，而此時斷路器“遠方/就地切換開關”在就地位置，跳閘回路斷開，線路斷路器拒動。經過一定延時后，主變后備保護動作，跳開#1主變中壓側101斷路器，110kV甲母線失壓，造成此次事故。

3.整改措施

針對此次事故，提出以下可行的整改措施。

1）修改GIS斷路器控制回路，使保護回路與手動回路分離，保護回路不經斷路器“遠方/就地切換開關”，直接接入GIS操作機構。[3]

此修改不改變GIS斷路器操作機構內部接線的情況下，而只是將主控室測控裝置發送的保護跳閘指令與手動跳閘指令分開，成為獨立的兩個回路。手動跳閘回路不做修改，只更改保護回路，使之不經斷路器“遠方/就地切換開關”，直接短接至GIS斷路器操作機構。

這種修改方法可以保證手動回路功能全部正常，可以正常的進行遙控（或就地）的分、合閘操作，同時可以保證當斷路器“遠方/就地切換開關”切至“就地”位置時，保護指令可以不經斷路器“遠方/就地切換開關”，正常動作于斷路器操作機構，使斷路器正常分、合閘操作，可以從根本上解決這一設計缺陷。

2）對GIS匯控柜“遠方/就地切換開關”本身進行改造，加入鑰匙控制功能，將解鎖鑰匙納入防誤閉鎖裝置管理。

ZF10-126型GIS匯控柜中“解鎖/聯鎖操作把手”是使用鑰匙控制，只有插入鑰匙解鎖，才能將把手切至“解鎖”位置。同樣的原理，我們可以講斷路器“遠方/就地切換開關”也加入此功能。

正常運行時，解鎖鑰匙應取下，并封存于智能解鎖鑰匙箱，在現場運行規程中進行明確規定，GIS斷路器嚴禁匯控柜就地操作。當遇到特殊情況必須在匯控柜就地操作時，應嚴格履行解鎖流程，由運行管理部門的專責人批準進行解鎖。通過加入強制性閉鎖，也可以避免此類事故的發生。

3）制作操作提示卡，對匯控柜就地操作的風險進行提示，從運維管理方面加強控制。

上述兩種方法雖然可以從根本上避免GIS斷路器匯控柜就地操作的風險，然而二次回路的改造需要結合停電檢修進行，無法在短時間內完成整改；而且，對現有的變電站GIS設備，也無法進行“遠方/就地切換開關”的改造，加入閉鎖功能。因此，要在短時間內避免此類事件的發生，加強運維管理是相對快捷和有效的方式。

我們的做法是，制作“GIS斷路器就地操作提示卡”，提示卡以深黃色為底色，顯得醒目。對GIS斷路器就地操作的風險進行說明，并粘貼在匯控柜斷路器操作把手旁，使操作人員可以一目了然。

4.總結

綜上所述，我們通過對此次事故的深入分析，充分認識到GIS斷路器“遠方/就地切換開關”的重要性，又通過對GIS斷路器控制回路的分析，發現GIS斷路器控制回路存在的重大設計缺陷。只有將保護回路與手動回路分離，才能從本質上消除斷路器控制回路的缺陷。另外，對于新投運的設備應盡量要求廠家對斷路器“遠方/就地切換開關”加裝強制閉鎖鎖具，并加入防誤管理。同時，對于現有的GIS設備，我們也可以通過設計提示卡等方法加強運維管理，從管理層面避免此類事件的發生。

參考文獻

[1]林丕綸.六氟化硫全封閉式組合電器的特點及應用[J].電氣工程應用，1986，3：48-51.[2]侯延?H.淺談SF6全封閉組合電器的維護、檢修與管理[J].水力發電，2006，10：36-37.[3]趙志鴻.探究110 kVGIS電氣二次回路中存在的問題[J]，科技資訊，2014，33：98-99.[4]蘇東亮.220kVGIS斷路器跳閘回路缺陷探討[J]，山東電力技術，2014，98（2）：54-56.作者簡介

陳先凱，男，助理工程師，從事變電站運維檢修工作。徐國強，男，工程師，從事變電站運維檢修工作。肖文軍，男，高級技師，從事變電站運維檢修工作。周全越，男，助理工程師，從事變電站運維檢修工作。

第五篇：論文 集電線路跳閘事故分析和改進

題目：通過分析2013年7月11日驛道風電場主變低壓側301開關跳閘的原因，完善風電場電氣二次保護。編寫人：于江、秦寶平、王立群 主題詞：故障分析、越級跳閘、解決方案

一、故障發生前運行方式和工況

1、運行方式：110kV送出線、#1主變、35KV#4母線、集電一線至集電六線、#2無功補償裝臵（SVG）正常運行，#1無功補償裝臵備用。所有保護及保護壓板按規定投入。63臺風機正常運行，3臺風機故障停運。

2、運行工況：風場區域正降暴雨并伴有頻繁雷電，風場風速5.0米/秒，風場總負荷12MW。萊州線電流：41.48A 電壓：117.5kV功率因數：1

二、故障現象及分析簡介

1、故障現象：

00：34，天空中一道閃電，值班人員隨即發現主變低壓側301開關跳閘，集電五線316開關跳閘，集電二線312開關狀態變為灰色，66臺風機全部停運，立即匯報值長、地調王磊。2處理過程：

故障發生后，檢修公司其它人員及風場管理人員立即到達現場，并檢查開關保護動作情況及故障錄波情況，初步判斷故障原因為集電四線、集電五線遭雷擊所致。在檢測35kV母線絕緣正常后送電恢復，此后逐步

恢復。至17：10，集電四線和集電五線送電完畢，恢復正常。

三、原因分析：

調閱故障錄波器中故障前后波形顯示，00時34分09秒322毫秒，集電四線與集電五線同時發生相間短路并伴接地故障，從電流及電壓波形看集電四線C相與集電四線B相、集電五線B相波形相反，幅值與集電四線B相、集電五線B相之和相當，分析故障起因為雷擊造成同塔雙回的集電四線、集電五線放電并伴有接地，具體為：集電四線C相向集電四線B相、集電五線B相放電，同時伴有接地。00時34分09秒964毫秒集電五線316開關由于零序保護動作而跳閘（因故障錄波器中未接零序電流信號，故無法獲取零序電流值），集電四線B、C相間短路及接地故障仍未消失，集電四線C相電流達到35.583A（二次值），B相電流達到19.447A（二次值），故障錄波器中未接零序電流信號，無法獲取集電四線零序電流值，集電四線零序保護、過電流保護均未動作，00時34分09秒951毫秒#1主變低壓側301開關二段過流保護動作，301開關跳閘（故障后35kV母線產生45.699V（二次值）的零序電壓）。

綜上分析故障原因為：因雷擊造成同塔雙回的集電四線、集電五線放電并伴有接地，集電五線316開關零序保護動作而跳閘，集電四線315開關無任何保護動作，導致主變低壓側301開關二段過流保護動作，集電一線至集電六線停運，63臺風機停運。

也就是說，這次雷擊因集電四線315開關的保護未動作造成保護越級動作，擴大了停電的范圍。

四、應采取的防范措施

1、認真核查各集電線路保護定值、回路接線，確保保護正確動作。

2、進行35kV各集電線路保護二次回路極性的修改。避免類似故障的再次發生。