一起断路器跳闸故障的原因分析
一起跳闸事故引起的断路器爆炸原因分析
３ 事 故 分 析
那 为什 么 ５ 号 线发生 故 障 ， 反 而
（ ８ ４ ４ ０ ０ ０ ） 新疆生产建设兵团第三师电力有限责任公 司 薛坤朋
１ 事 故 现 象
母 联 分 段 断 路 器பைடு நூலகம்跳 闸 呢 ？ 这 和 变 电 站 保 护设 定 有关 ， 当 主变 压器 （ 本 文
２ ０１ ６年 ９月 １ ２日 ９时 ３ ７分 ， 新 疆 生 产 建 设 兵 团第 三师 电力有 限责 任公 司某 １ １ ０ ｋ Ｖ变 电 站 １ ０ ｋ Ｖ ５号 出 线 过 流三 段保 护动 作 ， 导 致 断路器 跳 闸 ， 随后 重 合 闸 成
功。１ ０时 ４ ４分 ， １ ０ ｋ Ｖ母 联 分 段 断 路 器 过 流 一 段 动 作
（ １ ） 采 取改 善 电 网网架结 构 、 优 化 电 网 运 行 方 式 的 措 施 。增 加 农 网 ３ ５ ｋ Ｖ变 电 站 电 源 点 ， 尽 量 避 免 安 排 多级 串供 运 行 方 式 ， 同时 完 善农 网 ３ ５ ｋ Ｖ变 电 站 备 自
投配 置 ， 增 强供 电可靠性 。
烧坏 ， 而保 护没 有动 作 呢？
根据 电力设 备 运行 经验 ， 当电力 系统发 生短 路 时 ， 伴 随 短 路 所 产 生 的 基 本 现 象 有 以下 几 种 ：
载保 护 启动 ， ＵＰ Ｓ自动 停 机 闭 锁 输 出 ， 导 致 全 站 保 护 电 源失 电 、 保护 拒动 ， 最 终造 成上 级保 护越 级动 作跳 闸 ， ２
流 电源保 护 的 电源可靠 性 。 （ ３） 采 取 加 大上 下 级 保 护配 合 时 间 级差 的 临时 措 施 。对上 级 保 护 为直 流 电源保 护 ， 下 级 保 护 为 交 流 电 源 保护 的变 电站 ， 配 合 时间级 差充 足 的情况 下 ， 在交 流
一起500kV断路器偷跳事件的故障分析
一起500kV断路器偷跳事件的故障分析摘要：本文分析了一起较特殊的500kV断路器偷跳事故原因的排查和处理过程。
首先对故障现象进行了简要描述，并根据SER信号对事故过程进行分析，随后对断路器偷跳过程中未发“断路器控制回路断线”SER告警信号原因进行了进一步深入分析，排除了断路器控制回路故障导致断路器偷跳这一因素，对解决类似故障和设备隐患排查起到了一定的借鉴作用。
关键词：断路器；偷跳1 事件描述2012年11月27日08时12分，某换流站500kV 593交流滤波器运行时开关593跳闸，后台监视系统显示593交流滤波器保护系统2中断路器三相不一致保护[1]跳闸，无其他保护动作。
由于当时该站直流线路功率较低，交流滤波器尚有冗余，此次断路器[2]事故未影响直流功率输送。
2 现场检查情况2.1断路器本体检查该换流站交流滤波器场500kV开关采用德国西门子3AP2-FI型断路器，运行状况良好，此前并未发生过开关故障。
事故发生后，现场检查593开关三相处于分位，检查断路器本体外观、SF6气体压力以及弹簧储能等未见异常。
2.2保护装置检查该换流站小组交流器配备两套小组交流滤波器保护屏，其中保护屏1包含交流滤波器保护装置SDR101-A和交流滤波器开关操作继电器箱，保护屏2包含冗余的交流滤波器保护装置SDR101-A以及交流滤波器开关保护装置WDLK-863。
事故发生后，现场检查593交流滤波器保护系统保护装置报文为“三相不一致保护”，断路器操作箱“B相跳闸Ⅰ”、“C相跳闸Ⅰ”“B相跳闸Ⅱ”、“C相跳闸Ⅱ”红灯亮，“A相跳闸Ⅰ”、“A相跳闸Ⅱ”、红灯均未亮。
3 事故分析3.1 SER信号及二次装置检查分析对SER信号及故障录波进行分析后可知，此次事故的发生顺序为：593开关投入→593开关合位信号发生→593开关分位信号发生→593开关三相不一致保护动作→小组保护跳593开关。
正常情况下，当08:12:39.647时，593产生分位信号，若操作箱分闸回路动作，将会产生回路监视告警信号”CB CLOSE AND TRIP 1/2 CIRCUIT SUPERVISION”。
一起220kV变电站线路开关三相不一致动作跳闸故障处理及分析
一起220kV变电站线路开关三相不一致动作跳闸故障处理及分析摘要：本文通过一起 220kV 变电站线路开关三相不一致动作跳闸事故的处理，详细分析了事故发生后对一、二次设备的检查、试验内容，并根据一、二次设备的检查、试验情况对线路跳闸故障的原因进行分析判断，找出误动作的原因。
本文针对这起220kV 变电站线路开关三相不一致动作跳闸事故的原因提出了相应的防范措施。
关键词：开关；三相不一致保护；分闸线圈；保护动作1 前言220kV线路开关是220kV变电站的重要设备，开关缺相运行会给电力系统的正常运行带来严重的影响，而开关三相不一致保护能在开关三相分合不一致的情况下跳开三相开关，防止开关缺相运行。
由于设备机械原因、重合闸拒动或者相关二次接线存在故障等情况下，三相不一致保护会动作出口。
及时找出开关三相不一致保护动作的真正原因并进行处理，消除相关隐患，保证线路开关的可靠、稳定的运行，对电网的安全、稳定运行非常重要。
本文将通过一起 220kV变电站220kV线路开关三相不一致动作事故的处理过程进行详细地分析，根据可能导致线路开关三相不一致动作的各种原因进行详细排查，最终找出动作的根本原因，并得出相应防止220kV线路开关三相不一致动作的预防措施。
2 事故经过2.1 事故描述220kV 某变电站为典型的户外敞开式常规接线：220kV部分为双母线并列运行；110kV部分为双母线并列运行；10kV部分为单母线分段接线方式。
220kV某线在运行状态。
220kV某线保护：220kV某线保护配置为双套长园深瑞PRS-753A型光纤电流差动保护，操作箱为WBC-11CA。
某线线路总长53.46kM，线路两侧CT变比均为1600/1。
220kV某线因雷击跳闸，220kV对侧站220kV某线主一、主二光差PRS-753A保护动作跳开B相开关，保护重合闸出口，B相开关重合成功；220kV某站220kV某线主一、主二光差PRS-753A保护动作跳开B相开关，保护重合闸出口，B相开关合上后跳开，导致开关本体三相不一致保护动作跳开三相开关。
一起主变送电跳闸事件分析
一起主变送电跳闸事件分析【摘要】本文通过一起主变送电跳闸事件分析，结合自身的运行经验，认真分析，总结经验，吸取教训，避免此类事件的再次发生。
【关键词】主变阻抗保护电压切换中图分类号：tm714.2××年×月×日21时01分，500kv某变电站1号主变在恢复送电过程中，主变保护rcs978hb后备保护——中压侧阻抗保护动作，高压侧5031、5032断路器跳闸。
一、事件经过及跳闸原因分析××年×月×日5000kv某变电站1号主变春查预试消缺工作结束后进行1号主变恢复送电操作。
18时整调度下令“1号主变由检修转运行”。
18时20分开始操作，操作至 20时51分合上5031断路器，1号主变充电正常，随后合上5032断路器无异常。
21时01分当合上1号主变中压侧201断路器后，几乎同时1号主变5031、5032断路器跳闸。
监控报1号主变b屏rcs-978中压侧距离保护动作出口，其它保护未动作。
经检查现场，发现1号主变b屏后电压切换箱电源4k空气开关在断开位置。
现场跳闸时发现220kv电压切换继电器电源4k空气开关在分位，该空气开关是为220kv1、2母线电压互感器接入的二次电压经220kv刀闸位置控制进行二次电压切换的电源。
如图1为电压切换回路，图2为电压二次回路原理。
当2011刀闸合位，电压切换双位置继电器1yqj4、1yqj5、1yqj6、1yqj7励磁，电压回路进行切换。
当2011刀闸分闸时，双位置继电器1yqj4、1yqj5、1yqj6、1yqj7失磁，电压回路不进行切换。
电压切换箱失去直流电压的情况下，电压切换继电器不能将互感器电压切入保护装置。
根据现场操作情况和对监控报文、保护装置和故障录波器数据分析，在合2011刀闸时，4k空气开关就已断开，故电压切换双位置继电器一直没有励磁，电压没有切换进保护装置；在合201开关时，rcs978hb主变保护由于感受到突变电流而启动，而此时装置不判别pt断线（rcs978hb保护报pt断线为在保护装置未启动的情况下正序电压小于30v，且任一电流大于0.04a或开关合位）直接进入故障判别程序，中压侧没有二次电压、存在0.15a电流，满足阻抗i 段跳闸逻辑，延时2.0s出口跳闸。
一起断路器偷跳事件的分析及改进
１ 事件原 因初步分析
也 没有 发 出分 闸命令 的记 录 。
（３）对操作继电器箱手跳回路进行检查 ，未发
５０５２断路器 的分 闸流程如 图 ２所示。正常运 现异常。如果此次 ５０５２断路器偷跳是通过操作继
行时，远方分闸命令 由监控 系统 ＨＭＩ工作站通过 电器 箱 手 跳 回路 出 口的 ，５０５２断路 器 保 护 装 置 将
故障录波器无启动 ；５０５２断路器测控装置无异常； 记 录 。
５０５２断路器涌流抑制器处在旁路位置 ；现场未进
（２）对 ５０５２断路器测控装置 ６ＭＤ６６的报文进
行任 何检 修和 操作 。
行 仔 细检 查 和 分析 ，５０５２断路 器 测 控 装置 ６ＭＤ６６
没有收到监控系统 ＨＭＩ工作站的分 闸命令，同时
［关键 词 ］特 高压 直 流输 电；断路 器 ；涌 流抑制 器 ；偷跳
０ 概 述
收 到远方 分 闸命令 后 ，直 接将 分 闸命 令 发送 至断路
器操作继电器箱 ，再通过断路器操作继 电器箱 内部
某 换 流站 是 云南一 广 东 ±８００ ｋＶ 特高 压 直 流 的手跳 回路 ，来 实现断 路器 的分 闸功能 。保 护装 置
匿
５００ｋＶ ２Ｍ
５００ｋＶ ２号站 用变
图 １ 某换流站交流场 第 ５串接 线
运行 人员 远 方操 作分 闸命 令 流程
保护 动作 时 的 跳闸命 令 流程
ＨＭＩ工作站Ｉ ｌ断路器保护Ｉ Ｉ
运行人 现场总线 ｌ
员在就
＋
单 元手 ——— … ～
动操 作
Ｌ ＝＿一
流抑制器的旁路把手切换至旁路位置时，测控装置 工作站和测控装置的原 因。
一起断路器“跳跃”事故的案例分析和对策
- 145 -生 产 与 安 全 技 术０ 引言在断路器操作过程中，可能会出现合闸接点粘连或重合闸脉冲时间过长的现象，如果此时线路发生故障，则保护装置动作，断路器分闸，断路器的这种多次“分一合”现象称为“跳跃”。
如果断路器发生“跳跃”，势必造成绝缘下降、内部温度上升，甚至会发生断路器爆炸事故，危及设备和人身的安全。
防跳装置是在合闸操作中，只要引起合闸的操动机构仍保持在闭合的位置，如果由于某种原因使开关分闸，也不能再合的保护装置[1]。
因此，断路器防跳装置回路是二次控制回路的重要部分，掌握断路器防跳装置原理很关键。
下面对一起案例进行分析。
１ 案例描述2018年，某220 kVGIS 智能变电站=F1线路间隔的C 相线路发生接地故障，C 相断路器跳闸，延时1 s 后，该线路重合。
因接地故障未解除，重合于故障，该间隔断路器3 相跳闸。
69 ms 后，C 相自合。
由于C 相机构在2 s 时间内，执行了“O-COC” 4个操作（即：断路器出现“跳跃”），机构无能量再执行分闸操作，断路器最终处于合闸位置，断路器失灵保护动作，跳开整段母线上所有间隔，母线失压。
２ 原因分析该站智能终端防跳回路投入使用，排查发现防跳回路负极虚接，防跳功能失效；同时，传统汇控柜内断路器机构防跳回路也投入使用，排查发现防跳继电器接线错误，防跳回路失效。
两套防跳回路同时失效，重合闸操作过程中断路器跳跃，导致断路器失灵保护动作，整段母线上的间隔跳闸，扩大了停电范围。
３ 暴露的问题该站220 kVGIS 采用的是HMB-4.3型液压碟簧操动机构，该机构一次储能，能满足断路器进行一次完整的“O-CO” 重合闸操作。
但是该次故障断路器未在“O-CO”动作后及时闭锁合闸操作，造成故障范围扩大。
因此，分析该断路器液压碟簧机构动作的各种油压理论值、实际油压降、油压闭锁回路原理，以及模拟实际断路器动作工况下油压闭锁开关扰动的干扰因素，对深入了解此次事故很有必要。
关于一起10kV断路器误动原因的分析
关于一起10kV断路器误动原因的分析摘要: 在某35kV变电站10kV间隔配出工程中，检修人员工作时， 1#主变501断路器跳闸，后台无保护动作报文，保护装置无动作报文，通过对断路器误动原因的分析，及时整改断路器存在的缺陷，消除了电网安全隐患。
关键词：误动、断路器、失压。
引言2014年7月，某35kV变电站进行10kV间隔配出工程过程中，1#主变501断路器跳闸，后台无保护动作报文，保护装置无动作报文，造成全站失压。
结合现场故障调查及运行维护经验，10kV母线及线路并未发生故障，1#主变501断路器跳闸存在疑惑，此次断路器跳闸是否属于保护误动或断路器偷跳，本文就此问题进行分析。
1、故障前运行方式及故障时现场运行情况某35kV变电站内35kV电源进线一条，1#、2#主变并列运行，300母联开关运行。
1号主变高压侧运行于35kVⅠ母、低压侧运行于10kVI母；10kVⅠ、Ⅱ母并列运行；2#主变低压侧开关热备。
1#主变待全站负荷。
2014年7月17日，某35kV变电站515、516两个10kV间隔配出。
工作票终结后在515送电过程中，发现操作面板闭锁把手无法转换，在检修人员处理缺陷时，1#主变501开关跳闸，综自后台无保护动作报文，保护装置亦无动作报文，造成全站失压。
2、事故原因分析7月17日22:00时左右，检修人员到达现场对1#主变低压侧保护装置、501开关机构及二次回路进行检查。
现场检查保护装置运行正常，相关二次回路正确；开关机构无异常。
检修人员与设备制造方北京科锐售后服务人员取得联系，厂家未能作出合理解释。
7月18日再次组织检修人员对某35kV变电站内1#主变501断路器跳闸原因进行检查。
检查情况如下：（1）、现场查看1#主变保护相关二次回路图纸，开关遥控回路中串有G1、 G2两幅常开接点，此接点疑似刀闸辅助触点。
带着疑问，保护人员结合保护装置说明书，判断G1、G2两幅接点为主变低压侧保护装置中开关遥控分合闸接点。
一起启备变跳闸的原因分析及启示
一起启备变跳闸的原因分析及启示作者：张雅婷来源：《科技资讯》 2013年第13期张雅婷(国电电力大同第二发电厂山西大同 036002)摘要:相间短路是电力系统中最为恶劣的故障情况,避免电力设备短路、接地故障的发生是电力人孜孜追求的永恒目标。
本文针对一起典型的变压器三相短路跳闸的事故案例进行分析,重点论述短路原因的认定与事故发生前故障征兆的判断,并以此为教训所做的一些改进措施及其效果。
关键词:绝缘受潮三相短路接地选线中图分类号:TP2 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2013)05(a)-0098-011 事件经过某日,某公司#0启备变接带一台检修机组的厂用电正常运行。
20点20分,启备变跳闸,报启备变差动保护动作。
查看保护动作值及其录波图,并检查CT回路正常后,初步判断为保护正确动作,变压器区间存在故障。
就地检查#0启备变间隔避雷器、PT、CT、隔离刀闸、断路器及#0启备变高压侧套管外绝缘表面均未发现异常,检查低压侧四路开关动静触头及相间绝缘亦未发现异常。
拆除#0启备变低压侧与共箱封闭母线间软联接后,分别对#0启备变低压侧分裂绕组及A、B分支母线进行绝缘测试。
测试得#0启备变低压侧分裂绕组各相绕组绝缘同为300MΩ,A分支母线A、B、C三相绝缘值同为0 MΩ,B分支母线A、B、C三相绝缘值分别为8 MΩ、10 MΩ、20 MΩ。
根据以上测试数据初步判定短路点发生在A分支母线上。
对穿A列墙内到6KV段之间共箱封闭母线检查未发现异常,检查穿A列墙外到#0启备变低压侧套管之间共箱封闭共发现两处母线热缩绝缘被击穿点。
(A分支封闭母线B相绝缘被击穿点)如图1。
(A分支封闭母线A相绝缘被击穿点)如图2。
2 原因分析该启备变低压侧共箱封闭母线绝缘分别由热缩绝缘、护瓦绝缘和三相一体绝缘支撑件三部分组成。
拆除短路点绝缘各部件后发现热缩绝缘与护瓦绝缘之间存在一层露水,摇测短路点绝缘支撑件绝缘电阻值为5 MΩ(低于规程要求6 KV共箱母线绝缘不低于每千伏1 MΩ)。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
一起断路器跳闸故障的原因分析[摘要]随着微机化的发展，大量电力电子元件在变电站二次系统采用，而电力电子元件抵御过电压的能力相对比较薄弱，特别是雷击过电压对变电站二次系统的影响尤为厉害，因此，变电站从一次设备到二次设备对防雷要求均制定了相关技术标准。
但是，变电站受雷击影响，造成设备损伤的事件仍然时有发生，本文就一起雷击引起500kv断路器跳闸的故障进行分析，并提出整改意见。
[关键词]变电站二次系统断路器操作箱雷击0引言500kv某变电站附近有强烈的雷电现象，500kv线路5012、5013开关跳闸，保护装置无动作记录，调度自动化系统及变电站监控系统无任何报警记录。
1故障初步分析查5012、5013开关操作箱均有跳闸灯亮，证明5012、5013开关跳闸时正电位从操作箱的4d100的保护三跳回路注入，但亦有可能从4d99的手跳回路注入。
因为手跳继电器动作后将起动防跳继电器，其常开接点闭合后将形成分闸自保持回路，直到开关分闸后辅助接点变位才断开分闸回路，当分闸脉冲比开关辅助接点动作时间长时，跳闸信号继电器不能励磁，手跳开关不会点亮操作箱的跳闸灯，如分闸脉冲比开关辅助接点动作时间短时，跳闸信号继电器则会励磁，造成手跳开关也点亮操作箱跳闸灯。
这一信息初步证明故障时跳闸脉冲从操作箱的4d99或4d100注入，这一端子排以后的回路不存在造成误跳开关的脉冲。
具体回路如图1：图1 操作箱回路原理图5012、5013开关操作箱两组跳闸灯同时点亮，是否证明跳闸i、ii回路同时有跳闸脉冲驱动？经查阅开关操作箱的厂家图发现，当跳闸i或跳闸ii回路任一回路动作时，均可通过防跳继电器的两对常开接点形成跳闸i、ii回路的自保持，造成开关操作箱两组跳闸灯亮，因此此信息不能证明是否跳闸i、ii是否同时有跳闸脉冲驱动。
5012开关操作箱三相跳闸灯亮，而5013开关操作箱只有b、c相跳闸灯亮，证明当时a相开关没有跳闸，而造成这一现象的原因极可能是跳闸故障时操作箱收到的跳闸脉冲太短，刚好在操作箱防跳继电器的动作临界值，而由于继电器动作特性存在一定的差异，导致a相防跳继电器没有动作。
这一信息证明故障时5012、5013开关操作箱在故障时收到了一个较短的跳闸脉冲。
查阅该线路主i保护、主ii保护、后备保护、断路器保护、远跳保护、短引线保护、高抗保护以及故障录波系统记录均无保护动作信息及装置异常信息。
5012开关三相及5013开关b、c相为同时分闸，5013开关a相经开关本体三相不一致保护动作跳闸。
2故障原因初步分析根据对故障过程所有信息的综合判断，本次故障的原因有了初步的判断：当该线路避雷线遭雷击后，雷电流在变电站该线路高压场地注入地网，开关场地网与继保室地网之间产生电位差，导致继保室受到雷电波感应电压的干扰，并侵入部分装置的元器件中，造成5012、5013开关操作箱收到跳闸脉冲而跳开5012、5013开关。
跳闸脉冲的来源有两种可能：第一种可能是跳闸脉冲来自保护装置，虽然保护装置没有受到雷电侵入的迹象，但也不能排除保护装置发出分闸脉冲的可能。
第二种可能是跳闸脉冲来自测控屏，因为该线路线测控屏有大量遥信电缆接入开关场中，将产生较高的感应电压，并侵入测控屏内的元器件中。
而对于以上两种假设，制定以下两种检查、试验方案：2.1跳闸脉冲来自保护装置如果是保护装置发出的跳闸脉冲，保护装置将有相关的起动、动作记录，而且每套的动作信号均已接入录波器，而录波器内未发现有任何保护动作记录。
因此重点检查该线路相关保护三跳的二次回路进行检查，判断是否有从保护二次回路产生跳闸脉冲的可能。
（1）5013开关操作箱部分元件特性测试将继电保护测试仪调整至输出空接点状态，其接点一端接入+55v 直流电源，另一端接至5013开关手跳回路的出口端子，从9ms~25ms 调整测试仪输出空接点的保持时间，输出不同脉宽的正电源跳闸脉冲，检查5013开关的动作情况。
根据以上试验数据，结合故障时的各种信息，可推断出故障发生时的跳闸脉冲时间为11—12ms。
如脉冲时间小于11ms，则开关无法动作，如脉冲时间大于12ms，则导致三相开关同时动作。
而脉冲时间为11—12ms时正好出现b、c相跳闸而a相不跳闸的现象，与故障时一致。
可推断出故障时产生的跳闸脉冲宽度正好为11—12ms。
且证明双位置继电器的起动时间较手跳继电器要长。
（2）5011开关操作箱部分元件特性测试采用与5013开关同样的测试方法可知，5011开关操作箱的手跳继电器可靠动作时间为13—14ms，当跳闸脉冲小于13ms时，开关不能动作。
（3）保护回路检查结果各套保护至5012、5013断路器保护屏操作箱跳闸出口的电缆均为跳闸回路专用（并无与其他回路共用一条电缆的现象），且为保护室内保护屏间联系的短电缆（各条电缆两端屏蔽层均可靠接地），电缆安放路径不经过高压场地。
保护二次回路与跳闸有关的部分均为110v电源，受干扰误发跳闸脉冲的可能性较小。
2.2跳闸脉冲来自测控装置如跳闸脉冲为测控屏产生，则遥控模块光隔的pn节上串入直流高压脉冲导致出口继电器动作的可能性较大。
但当高电压串入该插件时，部分芯片很有可能已损坏，而经厂家检测后确认插件所有元器件正常。
这就需要对插件进行高电压串入工作电源的试验。
上述5011、5012、5013操作箱手跳回路特性测试发现：在5011、5012、5013操作箱手跳回路中当有11ms-12ms直流高压脉冲时将导致5012开关3相全跳闸，5013开关b、c相跳闸，双位置继电器动作，与事故现场开关现象一致；当有13ms-14 ms直流高压脉冲时5011开关跳闸。
根据上述对5011、5012、5013操作箱手跳回路特性测试的结果，制定遥控模块检测方案。
a、在遥控模块出口继电器励磁电源两极（光耦第5管脚与继电器第1管脚）加入15-20ms的直流高压脉冲，并将遥控模块跳闸出口节点接入故障录波监测，试验遥控模块的出口继电器是否动作。
b、在口继电器励磁电源两极（光耦第5管脚与继电器第1管脚）连接一个0.01μf/3kv电容，重复a实验，检测是否可以过滤直流高压脉冲。
遥控模块电路如图2试验发现在5012开关、5013开关遥控回路光耦的pn结（4，5两点）上有15-20ms的直流高压脉冲时遥控模块的出口继电器动作，导通控制回路，向操作箱手跳回路发出11ms-12ms的直流高压脉冲，当电压消除后光偶恢复，无器件损坏，所有器件可正常工作。
而且5012开关、5013开关遥控模块继电器动作的脉冲电压有离散现象。
在口继电器励磁电源两极（光耦第5管脚与继电器第1管脚）连接一个0.01μf/3kv电容，不能过滤直流高压脉冲。
3实验室测试在disa910测控箱（现场运行设备同型号）装置电源输入端加入不同类型的干扰源，在遥控板+12v，vcc及7407芯片10脚走线用示波器观察所产生的信号，遥控板电路如下：3.1电快速瞬变脉冲群抗扰度实验在disa910装置电源回路加入电快速瞬变脉冲群，用示波器观察遥控板相关线路上产生的信号。
快速瞬变脉冲群概略实验中脉冲幅度可调（最大输出脉冲电压达4kv），脉冲群产生周期可由100ms至9999ms之间调节（试验采用100ms、300ms），脉冲频率可在1khz~5khz之间调节（试验采用1khz、5khz）。
图4快速瞬变脉冲群示波器显示图vcc是整个电路的工作电源，长期存在5v电压，若在7407芯片的输出端产生感应电压，在感应电压参数适当时，光耦芯片moc8050存在全部开放的可能，致使控制逻辑失效。
3.2浪涌(冲击) 抗扰度实验在disa910装置电源回路加入浪涌(冲击) 电源，用示波器观察遥控板相关线路上产生的信号。
浪涌(冲击) 信号波形概略峰值电压为1kv，波头时间为50μs，每250ms产生一个波头，持续时间为1s。
图5浪涌(冲击) 信号示波器显示图3.3实验结果初步分析由实验结果可见一个趋势，就是在电源输入端有不同类型的干扰信号时，在disa910装置遥控板的不同走线上都会产生相应类型的感应电压。
如果由电源回路串入的干扰信号在幅值、长度及波形合适的情况下，不排除遥控板误动的可能性。
4故障结论实验表明：在变电站disa910装置的电源模块输入端加载不同类型的干扰信号时，在电源模块的各级输出端会产生相应的感应电压；当这些感应电压达到各点的有效幅值、并构成回路时，能影响装置的正常运行。
试验中出现过装置重启的现象（与事故情况相似），和装置液晶面板多次自动亮屏。
当遥控回路上的感应电压达到各点的有效幅值、并构成回路时，存在着导通遥控回路的可能。
尤其作用是在光耦芯片的发光二极管两端时，将导通各级继电器的励磁回路。
综合以上分析可做如下结论：该线路避雷线遭受雷击时，雷电波侵入变电站后，在直流系统产生感应电压，由电源回路侵入测控装置，造成变电站总控a，总控c10、c13稳压管被击穿，总控can网，该线路高抗测控装置can网接口故障的现象，同时由于测控装置电源模块电磁兼容能力较低，遥控回路上的感应电压达到各点的有效幅值、并构成回路时，存在着导通遥控回路的可能。
5整改措施5.1提高电磁兼容能力低能力更换500kv、220kv总控装置电源模块，在500kv、220kv总控的can网出口芯片canh和canl上各加装一对稳压二极管，以提高接口芯片的耐压能力，保护can网芯片。
5.2更改监控控制方式500kv断路器测控屏，由于有pt切换和三点同期功能，所以采用一个单元控制一个500kv线路的三个开关，但该屏有三个测控单元，可作如下更改:（1）在500kv断路器测控屏增加一个pt切换装置代替现有pt切换板的功能，将pt切换后电压分别接入三个测控单元；（2）更换现有测控装置同期程序，即将一个测控装置控制三个开关的控制模式更改为每个开关由一个测控单元控制，（3）原各层测控单元的闭锁控制回路的板件和接线不更改；开关的手动控制回路内部接线要改动，原各单元部分控制的输出配线要更改。
（4）220kv(单点同期)和35kv线路，均采用一个单元控制一条线路开关，不需要作更改。
5.3can网防雷改造在经过电缆层连接的测控装置can网通讯线两侧安装防雷器，更换所有测控装置屏间can网通讯线为有屏蔽层且两端接地。
作者简介：高建勋：（1979－），男，山西省朔州人，电气工程师，工学学士，工程硕士，主要从事自动化通信工作。