一起35kV线路事故跳闸动作分析
一起35kV变压器调压重瓦斯跳闸事故分析
６ 防范措施
（ １ ）遇连续雨雪天气 ，对变 压器呼吸器进行重 点检 查 。 （ ２ ） 检 查 变 压 器 储 油 柜 呼 吸 器 管 道 是 够 畅 通 ，防 止 孔 洞 堵塞 ，造成变压器保护故障或保护误动。 （ ３ ）对变压器呼吸器未采用透明油杯的，应更换呼吸器 （ 采用透 明油杯 ） ，便于运行人 员检查 呼吸器 的呼吸情况 。 （ ４ ）建议温差变化较大 ，湿度较大地 区变压器 的呼吸器 更换为免维护式 吸湿器 。
１事故概 述
２ ０ １ ４年 ２月 ０ ９日 １ １ 时０ ８分 ， 某３ ５ ｋ Ｖ变电站 ２号主变 保护动作跳闸。运 维人 员到达现场检查 ，２号主变保护屏显 示“ 调压重瓦斯 ”指示灯亮 ；“ 油位异常 ”指示灯亮 ；２号主 变３ ０ ２ ，５ ０ ２断路器在分位 ；２号主变非电量保护装置检查显 示：２ ０ １ ４年 ２月 ｏ ９ ． 日１ １ 时０ ８分调压重瓦斯动作跳 闸；后 台监控机报文显示：２号主变调压重瓦斯动作跳闸，２号主 变副油箱油位异常信号；２号主变 油温表显示为 １ ９ ＂ Ｃ（ 环境 温度零下 １ ５ ℃） ；２号主变有载分接开关防爆膜 开启向外 喷 油 ，２号主变有载分接开 关油箱油位指示为 “ ０ ” 。
５事故暴露问题
（ １ ）特 殊气候 条件下 对主设 备 附属设备 受环境条 件影 响较大 ，不能正常有效进行工作，导致主 设备被迫停运 。 （ ２ ）受连续 降雪天气影响，人员未及时对变压器进 行特 殊巡视 ，未能及时发现变压器有载调压油室呼吸不 畅通 。
一起典型的风电场集电线路跳闸事故分析
一起典型的风电场集电线路跳闸事故分析摘要：结合一起风电场35 kV集电线路越级跳闸,35 kV接地变零序电流I段I时限保护动作,停电范围扩大的跳闸事件,分析了风电场小电阻接地系统35 kV 零序电流I段保护定值的配合情况,并根据实际运行情况给出了新的整定值,同时提出了改进建议.该建议为零序电流I段保护定值整定及配合提供了解决思路,能有效提高风电场35 kV系统运行的稳定性，为提高电力运行的稳定性提供参考。
关键词：风电场、零序电流保护、原因分析1.概况某风电场监控后台事故音响启动，报文“35kV 1号接地变零序I段1时限动作”，保护动作跳35kV所有间隔开关。
故障录波器显示35kV母线电压Ua突变启动，35kV 1号接地变电流3I0突变，35kV 3号集电线路电流3I0突变。
当日天气阵雨，风速9.5m/s；通过故障录波器查看35kV 3号集电线路及35kV 1号接地变产生零序电流；35kV 母线A相电压二次值降低至3.6 V，B、C相电压升高至线电压值，判断为3号集电线A相发生单相接地故障。
现场运维人员对35kV 3号集电线路及风机箱变进行巡视，发现C-34基铁塔A相电缆被漂浮物附着，漂浮物随风飘扬造成A相瞬间接地。
35kV 3号集电线因C-34基铁塔A相电缆被漂浮物附着造成瞬时接地，但35kV 3号集电线零序保护未动作，导致35kV 1号接地变零序I段1时限动作跳开35kV所有间隔开关，保护越级跳闸。
通过查看故障录波装置可见，发生故障时35kV 1号接地变间隔零序电流二次值为0.2033A，CT变比为500/1，电流一次值为102A；查看35kV 1号接地变保护装置定值单，零序CT采用自产零序，35kV 1号接地变零序过流I 段二次整定值为0.06A（一次值为30A）、时限0.7s。
通过查看故障录波装置可见，故障发生时3号集电线间隔零序电流二次值为0.1023A，CT变比为1000/1，电流一次值为102A；查看35kV 3号集电线保护装置定值单，零序CT采用自产零序，35kV 3号集电线零序过流I段二次整定值为0.6A（一次值为600A）、时限0.1s,零序过流Ⅱ段二次整定值为0.2A（一次值为200A）、时限0.4s。
35kV变电站越级跳闸事故案例分析
215电力电子Power Electronic电子技术与软件工程Electronic Technology & Software Engineering1 35kV 的继电保护器的基本作用煤矿继电保护装置的主要作用是能够准确的判断电力系统中各个被保护元器件的运行状态（“正常”和“异常”）同时能够迅速而准确的指出故障发生的原因（“外部故障”和“内部故障”），故基于以上作用煤矿继电保护装置能够准确实现线路保护的功能。
同时，基于故障形成的不同原因，且对应反应的物理量也不尽相同，所以继电保护装置在煤矿供电系统中以不同的保护原理呈现在煤矿供电系统中[1]。
现阶段其常见保护形式有过流、后备、差动、距离、过载、重合闸、气体等形式，同时也可以根据煤矿系统中故障反映的物理量对供电系统中的故障进行诊断。
现阶段煤矿机电中35kV 的继电保护器必须满足下列要求[2]：（1）应急灵敏性。
当煤矿设备短路或断开时，如水浸式粉尘，矿井的机电保护装置必须在第一时间对故障进行诊断，并根据相应的问题及时处理故障。
也就是说，当问题发生时，可以切断设备故障时的电流，然后控制故障设备的功耗，减少短路和开路引起的机电系统损坏。
电气设备的电流，从而缩小事故范围，确保事故范围。
在矿井人员安全的前提下，可以最大限度地保证地下电力系统中其他设备的安全和正常使用。
（2）继电保护器的可靠与耐用准确性[3]。
当煤矿35kV 变电站在日常工作中不能立即消除，并且发现影响采矿线的正常供电和其他电气设备受到影响时，机电线路继电保护设备可用于 这条线。
问题是要做出可靠和准确的诊断和反馈，并且没有拒绝或误操作。
它可以保护35kV 变电站免受可靠，耐用和准确的采矿设备问题的影响。
（3）线路故障的准确选择处理性[4]。
当35kV 变电站发生故障或影响电力系统的安全时，继电保护装置可以准确有效地切断电源，解决不同的事故问题。
从附近的继电保护设备逐个移除电源。
一起35kV线路事故跳闸动作分析
203科技资讯 S CI EN CE & T EC HNO LO GY I NF OR MA TI ON动力与电气工程2012年8月13日,某地区风雨大作、电闪雷鸣,22时14分41秒(事故变电站GPS时间)35kV烈宁线发生三相相间短路故障,事故变电站1号、2号主变低压侧后备保护分别动作,跳开低压侧母联开关,35kV烈宁线保护动作切除故障,重合成功。
1 事故变电站运行方式说明(如图1所示)事故变电站110kV内桥接线,110kV烈三线、烈勉线在运作中,3501、3500、101、102、100开关在运行中,3502开关在检修中。
相关保护定值如下：1号、2号主变低后备保护:过流I段动作电流:3.47 A,过流I段延时T1:0.8s，跳10kV分段;过流II段动作电流:3.47A,过流II段延时T1:1.1s跳10kV,开关1号、2号主变中后备保护:过流I段动作电流:3.8A,过流I段延时T1:1.4s，跳35kV分段;过流II段动作电流:3.8A，过流II段延时T1:1.6s，跳35kV 开关。
35kV烈宁线保护:过流I段定值:22.7A,过流I段时限:0s,过流III段定值:5A，过流III段时限:1.1s。
2 保护动作情况分析根据故障当日事故变电站保护动作报文及保护人员现场检查情况综合分析如下。
当日22时14分41秒35kV烈宁线发生三相相间短路故障,1号、2号主变低后备过流I段T1延时动作,879ms跳开低压侧母联开关,一起35k V 线路事故跳闸动作分析①聂勇(国网陕西省电力公司汉中供电公司 陕西汉中 723000)摘 要:本文通过对35kV烈宁线发生三相短路故障导致主变低后备保护动作的事故进行深入分析,最终得出主变低后备保护动作的原因是由于该站变压器运行方式在区外穿越性故障电流作用下所致。
希望此次典型故障的分析过程、结论对继电保护技术人员的事故分析处理、运行方式安排以及保护整定计算工作有所帮助。
35kv太马线路跳闸事故调查报告
35kv太马线路跳闸事故调查报告事件概况：
2021年10月15日，我司35kv太马线路发生跳闸事故，造成供电中断，影响了附近居民和企业的正常用电。
经过调查发现，事故原因可能与设备故障或操作失误有关。
为了防止类似事故再次发生，我们进行了自查和整改。
自查过程：
1. 设备检查，对35kv太马线路的设备进行了全面检查，发现了一些老化和磨损严重的部件，可能是导致跳闸的原因之一。
2. 操作记录分析，对事故发生前的操作记录进行了分析，发现了一些操作不规范的情况，可能是导致跳闸的另一个原因。
整改措施：
1. 设备更换，对发现的老化和磨损严重的部件进行了更换，确保线路设备的正常运行。
2. 操作规范培训，对相关操作人员进行了规范操作培训，提高了他们的操作技能和安全意识。
结论和建议：
通过自查和整改，我们发现了事故的原因并进行了相应的整改措施，以确保类似事故不再发生。
我们建议加强设备的定期检查和维护，加强操作人员的培训和管理，以提高线路设备的安全性和可靠性。
我们将继续加强对线路设备的监控和维护，确保供电的稳定和安全。
一起线路故障引起的零序I段动作跳闸原因分析及预防措施探讨
一起线路故障引起的零序I段动作跳闸原因分析及预防措施探讨摘要：变电站内部及送出线路最容易发生事故的设备就是电缆线路，其中单相接地故障引起零序过流Ⅰ段动作占很大比例，极少数项目现场出现零序过流Ⅱ段动作跳闸，零序过流I段动作大多数是一次设备异常引起的保护动作。
本文结合工作中的35KV光伏电站开关站接地变零序保护动作跳闸的实际案例，从引起跳闸的原因着手，阐述了事故检查过程及预防措施，深入分析一起线路故障引起的零序过流I段动作跳闸事故，通过制定对策，避免开关站再次出现该跳闸事故。
从而给其他现场处理类似事故提供一定的帮助。
关键词：光伏电站零序I段动作跳闸原因分析及预防措施1事故过程及设备简介：某光伏电站建设规模为40MW，以2回35kV 集电线路至 35kV光伏电站内开关站，开关站汇集电能后以1回35kV架空线路接入110kV变电站。
光伏区电能汇集后通过13台35kV箱变升压，集电线路原有道路敷设可方便到达开关站，总长约6.5公里。
（1）故障前后电站运行方式故障发生前，某光伏电站35kV送出Ⅰ回线在运行状态，站内35kV母线在运行状态。
35kV光伏场区集电Ⅰ回线带负荷17.2MW，35kV光伏场区集电Ⅱ回线带负荷21.1MW，全站送出总负荷38.1MW。
故障发生时，某光伏电站内35kV母线保护装置1M差动相电压保护、1M失灵相电压保护启动，但未动作出口。
故障发生后，某光伏电站35kV开关321、322、323、324、325断路器跳闸。
35kV送出Ⅰ回线，35kV母线、35kV接地变、35kVSVG、35kV集电Ⅰ回线、35kV集电Ⅱ回线均转为热备用状态，全站送出总负荷变为0 MW。
（2）事件发生经过2022年11月22日16时59分09秒860毫秒，某光伏电站35kV接地变兼站用变高压侧零序I时限保护动作出口，（动作电流1.058A，动作时限735ms）。
跳开35kV集电Ⅰ回线324断路器、35kV集电Ⅱ回线325断路器、35kV SVG 322断路器、35kV送出Ⅰ回线321断路器、35kV接地变323断路器。
35kV高压开关柜绝缘隐患引发的主变跳闸事故分析
由图 ３ 可知 ，３ ５ ０ ０ 开关跳 闸后故障点仍未隔离 ，短路
电流走 向发生变化 ：＃１ 主变高压侧短路 电流增加 ，仍高 于后备保护 Ｉ 段 电流定 值 ； ＃２主变高 压侧 短路 电 流减
小 ，故 ＃２主 变 高 压 侧 后 备 保 护 返 回 。 在 此 情 况 下 ，
根据短路 电流值及故障录波 图分析 ，此时故障为 Ａ、Ｂ相
。 叭
图 ２ 第 一 阶段 短 路 电流 分 布 图
繁
】 １ ３ Ｉ Ｉ Ｌ １ ２ １ Ｉ Ｉ １ ２ ２ ｌ１ ２ ３
对比分析图 ２中的短路电流和表 １ 的保护定值可知 ， ＃ｌ 、＃２主变高 、中压侧短路电流达到后备保护动作值 ， 高、中压侧后备保护动作 ，ｌ ５ ２ ０ ｍｓ 时刻 ＃ｌ 、＃２主变 中
１ １ ０ １ 、１ ０ １ 开 关。
绝 缘 护套 去 掉后 ，按上 述 方法 再 次 进 行 试 验 ，机 构 下部 位 放 电现象 有 所 好转 ，放 电部 位 主要 在 固定 销 子 及 机 构 本 体 的尖 端 上 。 对 绝 缘 包 覆 护 套 进 行 耐 压 试 验 ， 当 电 压 升 至 １ ７ ｋ Ｖ 时 ，已能 听 到 明 显 的放 电声 音 ，因 此 判 定 绝 缘 包 覆
站 ＃１ 、 ＃２ 主变 后 备保 护 定值 ，对 主变 保 护动 作过 程 进 行
变
详细分析。 ＃１ 、＃２主变后备保护定值一次值见表 １ 。
图 ３ 第二阶段短路 电流分布图
２ ． １ 第 一阶段
ｋ 点发生故 障，３ ５ ０ ０开关 跳开前 ，主变各侧 的短路
电流 （ 折 算 到相 应 电压 等 级 的 一次 值 ，下 同 ） 如图 ２ 所示 。
某风电场35kV集电线路跳闸事故探究
某风电场35kV集电线路跳闸事故探究文 | 靳志会我国新能源在“十三五”期间获得了快速发展，其中仅2020年，风电实现新增并网容量近72GW ，太阳能发电实现新增并网容量48GW 左右，风电在新能源发电新增并网容量中所占的比重依然大于太阳能发电。
伴随着新能源装机规模的增长，设备装备技术也更加成熟。
其中就集电线路而言，35kV 电压等级因设备成熟、综合建设成本低而成为目前使用最多的集电线路电压等级。
新能源风电场区内的35kV 集电线路视场址情况一般采用架空形式或架空与地埋相结合的形式，然而受电缆自身质量、施工质量以及极端恶劣天气影响，集电线路跳闸事故频发，给业主造成了巨大的经济损失，也给运行维护人员的工作带来了极大的不便。
本文针对某风电场35kV 集电线路跳闸现象及特点对跳闸原因进行分析，并针对该类事故提出相应的防范措施。
故障概况及排查某风电场装机容量为118MW ，共安装69台2MW 风图1 风电场主接线110kV 变电站110kV 变电站12411241PT 124140124141101B01101111000#1B120MVA30131PT31PT31131140383 38340381 3814037937940377 37740375 37540373 37340371 37140无功补偿5811#1电容器组#1补偿变385403874038535kV #1M#1集电线路#2集电线路#3集电线路#4集电线路#5集电线路#6集电线路#7集电线路#1站用变兼接地变3110387电机组。
风电场新建一座110kV 升压站，采用单母线接线方式（图1），共计6回35kV 集电线路（全部地埋），1回SVG+FC 的无功补偿进线，1回站用兼接地变压器支路。
2020年5月12日0时45分，值班员从监控后台发现，35kV 379集电线路跳闸。
由监控后台报文（表1）可见，0时41分30秒395毫秒，35kV 379集电线路零序过流Ⅰ段保护动作；0时41分31秒44毫秒，379开关跳闸。
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一起35kV线路事故跳闸动作分析
摘要:本文通过对35 kV烈宁线发生三相短路故障导致主变低后备保护动作的事故进行深入分析,最终得出主变低后备保护动作的原因是由于该站变压器运行方式在区外穿越性故障电流作用下所致。
希望此次典型故障的分析过程、结论对继电保护技术人员的事故分析处理、运行方式安排以及保护整定计算工作有所帮助。
关键词:短路穿越性故障电流
2012年8月13日,某地区风雨大作、电闪雷鸣,22时14分41秒(事故变电站GPS时间)35 kV烈宁线发生三相相间短路故障,事故变电站1号、2号主变低压侧后备保护分别动作,跳开低压侧母联开关,35 kV 烈宁线保护动作切除故障,重合成功。
1 事故变电站运行方式说明
事故变电站110 kV内桥接线,110 kV烈三线、烈勉线在运作中,3501、3500、101、102、100开关在运行中,3502开关在检修中。
相关保护定值如下：1号、2号主变低后备保护:过流I段动作电流:3.47 A,过流I段延时T1:0.8 s，跳10 kV分段;过流II段动作电流:3.47 A,过流II段延时T1:1.1 s跳10 kV,开关1号、2号主变中后备保护:过流I段动作电流:3.8 A,过流I段延时T1:1.4 s，跳35 kV分段;过流II 段动作电流:3.8 A，过流II段延时T1:1.6 s，跳35 kV开关。
35 kV烈宁线保护:过流I段定值:22.7 A,过流I段时限:0 s,过流III 段定值:5 A，过流III段时限:1.1 s。
2 保护动作情况分析
根据故障当日事故变电站保护动作报文及保护人员现场检查情况综合分析如下。
当日22时14分41秒35 kV烈宁线发生三相相间短路故障,1号、2号主变低后备过流I段T1延时动作,879 ms跳开低压侧母联开关,同时间烈宁线路保护过流III段动作,1139 ms跳开烈宁开关。
主变低后备动作原因:在现场调取1、2号主变低压侧故障录波发现故障时,两台主变故障电流大小相等,方向相反。
在烈宁线发生故障时,故障电流通过两路向故障点流过(如图2),第一路由1号主变经3501开关流向故障点;第二路由2号主变经102开关、100开关、101开关经1号主变耦合至中压侧,通过3501再次流向故障点。
在烈宁线发生故障时,由于故障电流只有6.1 A,流过主变低后备的故障电流达到了低后备过流I段定值,经0.8 s延时跳开了低压侧母联开关,此时故障点并没有被隔离,电流通过第一路继续相故障点提供故障电流,烈宁线保护过流III段在启动后经1.1 s延时跳开了烈宁开关,此时故障隔离。
因为主变中后备和35 kV线路保护的配合时间关系,中后备没有动作。
3 分析结论
在此次故障过程中,由于2号主变中压侧开关没有投入运行,是导致主变低后备保护动作的直接原因,建议尽快投入2号主变中压侧开关,两台主变并列运行,防止再次发生此类故障主变低后备保护误动作。
参考文献
[1]徐宁军.电力系统继电保护实用新技术与定期检验[M].中国电力出版社,2009.
[2]国家电力调度通信中心编.电力系统继电保护实用技术问答[M].2版.中国电力出版社,2000.。