一起10kV接地变跳闸事故的分析
一起10kV接地变跳闸事故的分析
摘要：本文从变电站运行工作的实际需要出发，对接地变—消弧线圈这一特殊系统进行了简明扼要的分析。从一起由单相接地故障发展为接地变过流保护动作并造成接地变开关跳闸的事故入手，对比分析可能的事故原因，指出接地变—消弧线圈容量不足是保护动作跳闸的关键原因。分析了电缆线路不断增多，系统发生单相接地时流过接地变的电容性电流逐步增大最终造成接地变跳闸的过程，提出了问题的解决方案，并探讨了在日常运行工作中对此类问题的预防措施。
关键词：接地变；消弧线圈；单相接地；电容电流；故障电流
0引言
随着城市发展，10kV电缆造成的电网电容电流增加，使得经消弧线圈接地逐渐成为城市10kV系统中性点接地的主要方式[1]。由于降压变电站10kV侧多采用三角形接线，不能直接引出中性点，故通常在10kV母线上接入Z型接线的接地变压器（简称接地变）[2]，在其中性点接入消弧线圈，同时兼作站用变之用。接地变-—消弧线圈系统成为保证变电站可靠运行和电网安全稳定的关键设备，对其运行状况进行监测，及时发现隐患保证系统安全运行具有重要意义。
1 事故经过及检查结果
2012年12月某日下午，110kV ZS变电站发生1号接地变105开关跳闸事故。
事故前运行方式：10kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行，1、2号接地变运行。站用电为“Ⅰ主供、Ⅱ备供”方式。
接地变及消弧线圈额定参数见表1。
14时15分21秒20毫秒，10kVⅠ段母线C相接地。22秒150毫秒，1号接地变保护启动，22秒870毫秒，1号接地变105开关跳闸，切除1号接地变。
站用电备自投动作，站用电进线Ⅰ接触器分闸、进线Ⅱ接触器合闸，站用电切换成功。
表1 ZS变1号接地变—消弧线圈额定参数
输电线路故障跳闸原因分析报告模板)
输电线路故障跳闸原因分析报告(模板) XX月XX日XXXkVXXX线路故障跳闸原因分析报告(模板) 1 线路概况 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。 2 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。 3 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 4 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) 5 故障分析结论 6 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 单位：日期：
煤矿井下防越级跳闸保护系统解析
煤矿井下防越级跳闸保护系统解析 摘要：井下防“越级跳闸”系统采用光纤差动保护和智能零时限电流保护技术实现。具有优异的抗干扰性能、强大的主站监控功能等特点，实现了井下电力系统的实时监控和“防越级保护”，保证了井下供电平稳可靠的运行。 关键词：电力监控越级跳闸差动保护零时限电流保护 项目的必要性 矿井电网目前存在的主要问题 矿井电网的保护“越级跳闸”问题，造成供电系统大面积停电 目前我国煤炭企业电网普遍存在多级辐射状的供电模式，其特点为：一方面由于延伸级数较多，上级电网给定的配合时限越来越短，以致终端用户的保护时限无法配合；另一方面由于供电系统容量增大、供电线路短，不同级的系统短路电流很接近，以致各级保护的电流定值无法配合，因此，无奈之际只能牺牲选择性而保证快速性，致使矿井电网继电保护普遍存在“越级跳闸”问题，当系统出现短路故障时由于无选择性配合，造成井下供电系统大面积停电，引发停电停风事故，严重影响煤炭安全生产。 矿井电网漏电保护的可靠性问题，影响供电可靠性 我国3～35kV矿井电网多采用中性点不接地或经消弧线圈接地方式，这种小电流接地系统漏电保护（接地保护）的可靠性问题一直是困扰煤矿供电安全的技术难题。过去当系统发生单相接地故障时，只能采用逐线路拉闸停电的办法判断故障线路，影响供电可靠性，后来国内外研究了众多的漏电（接地）故障选线技术，这些技术中的某些方法在中性点不接地系统或采用集中的接地选线装置中应用效果尚好、有些方法在实际应用中可靠性极差，在单装置中实现可靠的漏电保护功能则更加困难，特别是在中性点经消弧线圈接地系统，由于受补偿方式（过补偿、欠补偿和谐振补偿）、消弧线圈脱谐度等因素的影响，造成漏电保护功能不可靠，影响矿井电网的供电可靠性。 项目实施的必要性 以上问题已成为制约煤炭安全生产的技术难题，解决这些难题、提高矿井电网的可靠性已势在必行。传统的电流保护技术采用定值与时限配合的原则实现保护选择性，鉴于上述分析的原因，这种配合原则已无法从原理上解决煤矿电网的保护选择性问题；随着矿井供电容量的增大，越来越多的矿井电网采用消弧线圈接地方式，而现场的许多保护装置仍采用功率方向型原理的漏电保护技术，当系统发生接地故障时，则势必造成系统“误动”现象频繁。 防“越级跳闸”与电力监控技术简介
电厂发变组跳闸事件分析报告
电厂发变组跳闸事件分 析报告 文件管理序列号：[K8UY-K9IO69-O6M243-OL889-F88688]
电厂＃2发变组跳闸事件分析报告1、事件经过 （1）2006年6月29日前，＃02高厂变低压套管底部已渗油多日，属原安装质量问题，但因保质期未过，要等厂家来人解决，故此缺陷一直未处理。为安全起见，从6月26日起将厂用电倒至＃9B高备变，＃02高厂变转热备用。6月29日下午厂家来人，在履行完工作票手续后，准备处理此缺陷。 （2）事件前，＃2机运行参数无异常。16:13时＃2发电机在运行中突然跳闸退出运行，＃2发电机出口开关502和＃2主变220kV侧开关2202 跳开，灭磁开关跳闸，主汽门关闭。检查＃2发变组保护屏和＃02高厂变保护屏，有“高厂变压力释放”、“灭磁开关联跳”、“主汽门关闭”等信号。DCS有远控-5OPC动作报警，汽机最高转数达3160rpm。值班员迅速对汽机打闸。 （3）电气专工到达现场，检查所有报警信息后，意识到在处理＃02高厂变缺陷时，没有将有关的保护退出，于是将＃02高厂变所有保护退出。16:40时汽机重新挂闸成功，16:43时汽机重新并网。 2、原因分析
（1）电气检修工作班成员、厂家技术服务人员在处理＃02高厂变低压套管底部渗油时，由于没有意识到＃02高厂变的保护没有退出，工作中不慎，误碰了变压器顶部压力释放器的开关，引起压力释放器保护动作，从而引发一系列开关动作，造成机组跳机。这是此次事故的直接原因。（查看事故报警记录，从动作时间上的顺序判断，引起＃2机发变组跳闸的原因就是“高厂变压力释放”动作造成的。） （2）由于在处理＃02高厂变缺陷工作前考虑不周，在填写处理＃02高厂变渗油的工作票时，没有填写二次设备及回路工作安全技术措施单，致使＃02高厂变的相关保护没有及时退出。这是造成此次事故的主要原因。 （3）运行人员在接到处理＃02高厂变渗油的工作票后，没有认真审核，对不完善的安措没有给予及时补充，造成不完善的工作票发出，这也是此次事故发生的主要原因。 3、暴露问题 （1）员工在实际的工作中没有很好的执行工作票制度，工作票从签发到许可都没有很好的把关。工作票签发人、工作负责人、工作许可人，这
第三季度：10kV配网线路跳闸调研报告
XX电网10kV配网线路跳闸 调研报告 10kV配电线路是县级供电企业电力设施的重要组成部分，它们担负着向城乡供电的重要任务，由于长期处于露天情况下运行，又具有点多、线长、面广等特点，10kV线路和设备发生故障不但给供电企业造成经济损失、影响广大居民的正常生产和生活用电，而且在很大程度上也反映出我们的优质服务水平。根据我公司配电网络的实际运行状况，对今年1-8月期间所发生的10kV配电运行事故进行分类统计分析，找出存在的薄弱点，积极探索防范措施，这对于提高配电网管理水平具有重要意义。本调研报告只针对属公司资产或运维的线路，不含属用户资产的供电线路或小水电上网线路。 一、总体情况分析 截止2015年8月底，属公司运维10kV公用配电线路共计64条， 10kV配电线路累计故障跳闸停电146条次（不含重合闸成功次数,计划检修停电次数），平均故障停电次数为2.28次/条；故障跳闸呈以下特点： （一）从故障性质上分：主要有单相接地和相间短路。 1-8月公司配网共发生单相接地60条次，占全部故障的41.1%；相间短路86条次，占全部故障的58.9%。
（二）从设备产权性质上分：公司资产(运维线路)故障和用户资产故障。 1-8月公司资产(运维线路)范围内发生故障90条次，占全部故障的62%，其中单相接地故障35条次占23.9%，相间短路55条次占37.7%；用户资产发生故障56条次，占全部故障的38%，其中单相接地故障25条次占17.1%，相间短路30条次占20.5%。 （三）从主线、支线上分： 1-8月公司配网主干线发生故障停电19条次，占全部故障的13%，其中单相接地故障9条次占6%，相间短路故障10条次占7%；支线发生故障126条次，占全部故障的87%，其中单相接地故障51条次占34.9%，相间短路故障75条次占51.3%。 （四）从故障因素上分： 1、设备自身故障跳闸42条次，占全部故障的28.7%；其中：导线故障条8条次，避雷器故障4条次，变压器故障5条次，断路器故障1条次，绝缘子故障4条次，电缆故障2条次，故障原因不明（没有查出明显故障点）18条次。 2、树障跳闸18条次，占全部故障的12.3%； 3、自然灾害造成跳闸83条次，占全部故障的56.8%；其中：导线故障18条次，避雷器故障22条次，变压器故障
电气事故案例分析--1.
电气事故案例分析题 (2) 一、运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸 (2) 二、擅自解除闭锁带电合接地刀闸 (3) 三、安全措施不全电除尘内触电 (4) 四、带负荷推开关 (5) 五、野蛮操作开关，导致三相短路 (6) 六、小动物进入电气间隔，造成机组跳闸 (7) 七、PT保险熔断造成机组跳闸 (8) 八、励磁整流柜滤网堵塞，造成机组跳闸 (9) 九、励磁变温度保护误动，造成机组跳闸 (10) 十、6KV电机避雷器烧损，发变组跳闸 (11) 十一、MCC电源切换，机组跳闸 (12) 十二、励磁机过负荷反时限保护动作停机 (13) 十三、220千伏A相接地造成差动保护动作停机 (14) 十四、查找直流接地，造成机组跳闸 (15) 十五、查找直流接地，造成机组跳闸 (16) 十六、检修工作不当，造成机组跳闸 (17) 由于人员工作不当，229出线与220kV下母线距离过近放电，引起保护动作。 (17) 十七、主变差动保护误动 (18) 十八、主变冷却器全停使母线开关跳闸 (19) 十九、试验柴油发电机造成机组停运 (20) 二十、定冷水冷却器漏泄，定子接地保护动作停机 (21)
电气事故案例分析题 一、运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸 事件经过 1月8日某厂，#3发电机有功85MW。运行人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码”画面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其内容，按“确认”键，#3发-变组“差动保护”动作出口，#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。 原因分析： 1.在机组正常运行中，运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，越权操作，造成发- 变组差动保护出口动作。是事故的主要原因。 2.继电保护装置密码设置为空，存在人员误动的隐患。是事故的次要原因。 3.运行人员无票作业，且未执行操作监护制度。 暴露问题： 1、违反《集团公司两票管理工作规定》，无票作业。 2、集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》执行不到位，继电保护密码管理存在漏洞。 3、运行人员安全意识不牢固，盲目越权操作。 4、运行人员技术水平不高，对操作风险无意识。 采取措施： 1、加强对运行人员的技术培训，并吸取此次事故的教训。 2、认真对照集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》进行落实、整改，进一步完善制度。 3、加强“两票”管理，各单位要严格执行《集团公司两票管理工作规定》，严禁无票作业。 4、发电部加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取此次事故的教训，不要越限操作。 5、继电保护人员普查所有保护设备，凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。完善警告标志，吸 取教训。完善管理制度，加强设备管理。
电厂发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告
电厂＃2发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告1、事件经过 2006年03月27日9:23时，＃2汽轮发电机失磁保护动作跳闸，但在＃1电子间＃2汽机保护屏前未见任何保护动作信号，询问在场的运行人员答复已将保护屏跳闸信号复归。检查动作记录报文，其中有失磁保护动作与TV断线。于是拉开＃1PT刀闸，检查1PT的一次保险和二次接线无开路现象，检查＃2PT二次空开下桩头接线B相松动，将其紧固。因怀疑PT一次保险质量不良，用保险丝与1PT一次保险并联后，推上＃1PT刀闸，重新起励，控制屏上显示励磁为FCR 方式，检查励磁屏上两通道均有PT断线告警，将其复归（在检查PT 回路拉开1PT刀闸时发出），再次起励升压并网成功。 2、原因分析 （1）保护屏内故障报文，因CPUO和CPUE的报文一样，CPUE的时间更接近实际时间，故以CPUE的报文作为分析依据，相关故障报文如下：
09:17:25:306失磁保护动作t1(0.5s) 09:17:26:303失磁保护动作t2(1s) 09:17:28:291主汽门关闭 09:18:48:463发电机3W定子接地TV1断线 09:18:35:541发电机3U0定子接地TV1断线 09:19:00:393发电机逆功率TV1断线 09:19:01:388发电机失磁保护TV1断线 可知故障是因＃2发电机失磁引起失磁保护动作跳开发电机出口开关502，联跳主汽门。综合检查情况，基本可排除PT断线的因素造成，PT断线保护可闭锁，励磁也可切换到手动通道，保护出口前无PT断线信号，TV1断线信号是在发电机开关跳闸甩负荷后发出的，为甩负
荷时系统冲击引起（3W、3U0定子接地同理），现场检查PT也未开路，从失磁保护报文看，保护启动正确，当时检测到的参数已达到动作范围。 （2）造成失磁的原因由于分析素材不足，难以作出准确的判断，但可能是： ①励磁装置自行误动作减磁或灭磁。 ②不排除有人在触摸屏检查时误按“灭磁开关跳闸”按键。（正常时黑屏） 3、暴露问题 （1）保护屏上信号复归过快，不利于故障分析。 （2）运行励磁投切方式无记录。
某现场临时电越级跳闸现象分析报告
某现场施工临时电跳总闸现象分析报告 某住宅楼工程现场施工临时用电经常出现跳总闸现象，具体表现为当某一支路发生漏电时，这条支路上的所有漏电开关跳闸或越级跳闸进而导致总的电源开关跳闸，导致了整个现场施工用电的全部停止，尤其是运行中的塔吊等大型用电机械因突然的断电极易造成安全事故，我公司各级领导对此高度重视，曾多次组织相关厂家及公司技术专家到现场分析原因并整改，但由于甲供电源开关设置不合理的原因无法解决，越级跳总闸现象今仍然存在，现我施工现场用电即将进入用电高峰期，如果总电源开关的问题无法解决，将对施工进度，尤其是施工现场安全造成极大隐患。下面是我项目对中直住宅工程13#、16#甲供电源开关设置不合理所造成的逐级跳闸或越级跳闸至总闸现象的理论分析。 首先，要分析逐级跳闸或越级跳总闸、跳总闸的现象，就必须清楚漏电断路器的工作原理，请详见下图1原理图： 漏电断路器又称漏电保护器或触电保护器。它按工作原理分为电压动作型和电流动作型两种，目前我们常用为电流动作型。上图1为电流型断路器原理示意图。它由零序电流互感器（TAN）、放大器（A）和低压断路器（QF）（内含脱扣线圈YR）等三部分组成。设备正常运行时，主电路三相电流相量和为零，因此零序电流互感受器（TAN）的铁芯中没有磁通变化，其二次侧没有输出电流。如果设备发生漏或单相接地故障时，由于主电路三相电流的相量和不再为零，即零序电流互感器（TAN）铁芯中出现变化的磁通量，其二次侧线圈中产生并输出电流，经放大器（A）放大后，使脱器线圈（YR）得电，产生磁力，带动连接的传动机构使断路器（QF）跳闸，从而切除故障电路，达到保护人身安全的目的。 现场施工临时用电规范要求施工临时用电必须采用三相五线制（TN-S）系
越级跳闸成因及防范对策
越级跳闸成因及防范对策探讨浅谈 继电保护是电力系统的重要组成部分，是保证电网安全稳定运行的重要手段。随着集团各公司电力系统的不断发展和电力系统故障对安全生产带来的巨大损失，对继电保护动作正确性的要求越来越高。作为专业管理和执行部门对保护定值的正确性、保护装置的可靠性及二次回路的完好性越来越重视，判断电力系统保护优劣的一个重要依据就是当电力系统故障时是否会发生越级跳闸，此次协会会议的主题就是探讨如何防止越级跳闸，就这个主题谈一下自己的肤浅的认识： 一、越级跳闸的成因： 1、名词术语： 越级跳闸：是指电力系统故障时，应由保护整定优先跳闸的断路器来切除故障，但因故由其它断路器跳闸来切除故障，这样的跳闸行为称为越级跳闸。 2、越级跳闸的成因： （1）、保护定值整定不当，特别是上下级保护定值配合不当，当下级发生故障时本级保护不动作或上下级保护同时动作； 案例一：2002年10月楚星硫磺制酸10KV站2000KW主风机在启动过程中因热变电阻柜多次启动后水阻沸腾而发生三相短路，主风机出线柜和10KV进线柜同时跳闸，至使磷复肥系统断电停车。事故后经查，主风机出线柜差动速断整定为16.88A，时限0S，（变比为200/5），折算到一次侧电流为675.2A；一段进线柜速断整定值为17.32A，时限为0S，（变比为1000/5），折算到一次侧电流为3464A，而装置上的故障电流记录为10.23KA，所以当馈出线发生故障时两级保护同时动作。现将进线柜速断保护改为49.34A，时限0.3S，
短延时定值15.52A，时限0.5S，长延时定值为8.36A，时限9S，当2004年1#尾气风机电机接线盒处发生三相弧光短路时，本柜保护可靠动作，没有发生越级现象。 案例二：2005年11月3日，磷复肥6#磨机（10KV绕线电机，功率900KW）转子滑环在启动时击穿，本柜保护未动作，而使阳合岭变电站岭02线二段过流动作将岭02磷铵线跳掉，事故后查6#磨机保护定值发现电流速断为23.8A，时限0S，反时限过流3.4A，时限2.44S，（变比为100/5），延时30S，阳合岭岭02线过流二段定值为5.2A，时限为1.5S，（变比为150/5），当电机滑环短路时，电机处于带载堵转直接启动，但由于滑环不是三相金属固接同时磨机是重载设备，所以滑环故障启动时启动电流达不到速断动作值，又达不到反时限动作时间，查阳合岭岭02线动作值为10.23A，折算到一次侧电流为306.9A，此值达不到6#磨机速断定值，但满足岭02线二段过流动作值，当时限达到1.5S时使其动作跳闸。现将速断定值改为11.8A，当12月28日6#磨机再次发生滑环击穿时，本柜速断保护可靠动作没有发生越级事故。 （2）、上下级保护时限配合不当，当发生故障时下级保护时限未到而达到上级时限使上级保护动作；进线与出线的继电保护的整定值和时限的配合很重要，否则很容易发生越级跳闸。为了保证电力系统的稳定运行，供电部门对用户进线的继电保护要求都比较高，进线的速断与过流必须满足上一级电网的要求，时间越短越好。这就给出线开关的保护整定带来一定困难，有些地方用户变电站进线与出线的速断只靠动作电流来配合，速断没有时间差，当电网短路容量大时，完全靠动作电流来配合，就容易出现越级跳闸。在变压器高压侧出现短路故障，其短路电流与母线基本相等，如果速断没有时间配
县供电公司2011-2015年配电网设备故障分析报告
2011-2015年配电网设备故障分析报告 国网高台县供电公司 2016年5月
一、概述 由于2011年至2013年度高台县供电公司尚未直管，省市公司配电网专业管理未延伸至县公司，2014年之前高台县供电公司配电网故障详细基础数据按照规定只做一年保存，未做长期保留，且统计口径不齐、失去了参考分析的价值。 2014年高台县10千伏配电网设备基本情况为： 至2014年底，高台县供电公司共管辖10千伏线路43条1413.12千米；10千伏配电线路按照在运时间，运行10年以内的共7条，197.16公里；运行10-20年的共7条，229.81公里；运行20年以上线路29条，983.15公里。 2014年配网基本故障情况为： 2014年1至12月份，配网故障154次（其中：重合成功118次、接地2次，重合不成功34次），线路平均每百公里跳闸次数10.89次，年平均跳闸3.581次/条。全年累计故障停电时间63.71小时，平均每百公里4.51小时。 引起线路跳闸的主要原因：鸟害46次（29.9%）、外力破坏26次(16.9%)、树障21次（13.7）、运维责任17次（11.01%）、用户侧原因44次（28.5%）。鸟害、外力破坏和用户设备原因，是造成全年跳闸的三大主要因素。 2015年高台县10千伏配电网设备基本情况为： 至2015年底，高台县供电公司共管辖10千伏线路43条1444.57千米；0.4千伏线路1031.3公里；配电变压器配电台区2588台22.12万千伏安，为城乡8.2万户客户供电。
10千伏配电线路按照在运时间，高台县供电公司共管辖10千伏线路43条1444.57千米；10千伏配电线路按照在运时间，运行10年以内的共7条，231.61公里；运行10-20年的共7条，229.81公里；运行20年以上线路29条，983.15公里。 2015年配网基本故障情况为：2015年1至12月份，配网故障203次（其中：重合成功135次、接地15次，重合不成功53次），1至9月份跳闸195次，占全年96.05%，10月至12月跳闸8次，占全年3.03%。线路平均每百公里跳闸次数14.05次，年平均跳闸4.72次/条。全年累计故障停电时间78.86小时，平均每百公里5.46小时，重合闸不成功跳闸和接地导致线路故障停电平均每次1.48小时。 引起线路跳闸的主要原因：鸟害82次（40.49%）、外力破坏43次(21.18%)、树障33次（16.25%）、运维责任22次（10.83%）、用户侧原因23次（11.33%）。鸟害、外力破坏和树障，是造成全年跳闸的三大主要因素。 2014年至2015年配电线路总体情况： 表1 国网高台县供电公司配电线路总体情况 二、故障原因分析 （一）故障总体情况
越级跳闸事故分析
“3.16”越级跳闸事故 调查分析报告 北京广大泰祥自动化技术有限公司 2011-4-29
“3.16”越级跳闸事故 调查分析报告 一、事故简况 一矿于3月16日发生了三次跳闸事故： 1.5:08:00 戊七二1#进线开关发生漏电跳闸； 2.5:26:08 戊七二17040机巷风巷移变开关、戊七二1#进线开 关、地面降压站下井1#开关发生速断跳闸，造成一次越级 跳闸事故； 3.8:03:07戊七二17040机巷风巷移变开关、戊七二1#进线开 关、地面降压站下井1#开关再次发生速断跳闸，造成第二 次越级跳闸事故； 一矿共改造了一水平中央变电所、戊七一变电所、戊七二变电所三个变电所，本次越级跳闸事故发生于已改造的变电所范围内。 二、故障电力线路 “3.16”越级跳闸事故线路为： 一水平中央变电所：进线电源来自地面降压站的下井1#开关的1#进线开关（7628），一段母线上出线到戊七一变电所1#进线的戊七1#开关（7442）； 戊七一变电所：1#进线开关（7407），线路通过戊七一变电所1#进线（7407）串接于戊七二变电所1#进线开关； 戊七二变电所：1#进线开关（7302），一段母线出线的机巷风巷移变开关（7301）；
机巷风巷移变开关（7301）通过电缆馈出到机巷风巷移动变电站，电缆线路截面35mm2，长度100+122+55=277m，分为3段，中间接线盒连接。 故障点：到机巷风巷移动变电站的出线电缆100m处电缆接线盒。 图1 事故电力线路关系示意图 由于本次越级跳闸只涉及每个变电所的I段母线的开关，II段母线的开关没有跳闸。为了便于分析事故原因，示意图只体现了I段母线事故线路的部分开关。 三、事故反馈 据机电一队人员反映：2011年3月16日早上5点多，由于戊七二变电所17040机巷风巷移变开关（7301）到所带变压器之间的接线盒受潮,造成机巷风巷移变开关漏电跳闸。值班人员先后处理两次，并在5点26分和8点03分分别进行了两次开关试送，两次试送电都造成了戊
至配网跳闸分析报告
2014年1至11月份配网跳闸分析报告 一、总体情况分析 截止2014年年11月底， 10kV公用配电线路共计65条，10kV配电线路累计故障跳闸238条次，平均跳闸次数为次/条；与去年302条次相比减少66条次，同比降低%。其中：设备跳闸80条次，占全部故障的%；去年同期设备跳闸123条次，占全部故障的%，同比下降了%。 树障跳闸44条次，占全部故障的%；去年同期树障跳闸50条次，占全部故障的%，同比下降了%。 外力跳闸25条次，占全部故障的%；去年同期外力跳闸29条次，占全部故障的%，同比下降了%。 其它类跳闸89条次，占全部故障的%；去年同期其它类跳闸95条次，占全部故障的%同，比上升了%。10kV配网主干线故障停电的主要原因依次为设备原因、树障因素、外力因素、其它类因素。（见饼状图） 二、配网线路跳闸情况
截止11月底，10千伏主干线故障238条次，比去年同期减少64条次（见柱状图4） 三、暴露问题 （一）配网主干及分支线路故障238条次。 1、其中因设备影响引起的故障为80条次，占配网故障的%，具体分类（见柱状图）。 经过对设备影响引起的故障原因分析发现：占前三位的依次为导线原因23次、变压器原因22次、避雷器原因12次。主要原因：一是我局10千伏配网设备大部分是农网一期以前的线路，当时建设标准低、线径细。二是近几年负荷增长迅速，配电设备长期在大负荷、重过负荷运行，老化严重，故障较多。三是设备
接地装置运行时间长，连接点氧化、锈蚀严重，连接不紧密。四是管理因素：有部分配变未按照规程要求合理配置高压熔丝、低压熔断器和断路器。有个别杆塔裂纹严重、倾斜或缺失拉线。有配变高压避雷器更换安装不规范，直接捆绑或直接安装到变压器上。有未及时发现修路或建房造成导线对地安全距离不够现象。 2、因树障影响引起的故障为44条次，占配网故障的%，具体分类（见柱状图）。 经过对树障影响引起的故障原因分析发现：主要原因：一是我局10千伏配网线路通道内还存在树障未清理现象，特别是偏远偏僻地方。二是近几年我县部分乡镇开展林木加工富民政策，村民大面积种植速生杨，造成部分10千伏配网线路通道外侧超高树木较多。 3、因外力影响引起的故障为25条次，占配网故障的%，具体分类（见柱状图）。
关于10千伏线路越级跳闸的原因分析
关于10千伏线路越级跳闸的原因分析 １．事故经过 事故前运行方式：Ⅲ泉西线供西郊变1#、2#主变及35千伏西云线、官西线，西1#、2#主变供西10千伏出线。西1#、2#主变的保护定值在整定原则上不采用限时电流速断功能。 事故描述：7月1日7点46分，西农线速断动作跳闸，重合闸动作一次，重合不成功，现场故障动作电流6456A，保护动作定值为2010A。Ⅲ泉西1开关过流Ⅱ段动作跳闸（带有0.3S延时），现场故障动作电流1920A，保护动作定值为1260A；重合闸动作一次，重合于故障线路，故障电流达到Ⅲ泉西1过流Ⅰ段定值2160A动作跳闸。 2.原因分析 西农线10千伏线路的故障跳闸，经供电所巡线发现是国原铸造厂进线电缆三相击穿引起，已经将故障点隔离，并送电。故障点离变电站较近。Ⅲ泉西线经巡视未发现有跨越和同杆的地方，因此可以排除是两条线路混线造成的故障跳闸。 从调度及现场的事件记录可以看出，西农线路发生故障时西农1开关未及时断开，经过0.3S（300ms）的延时后，百泉变Ⅲ泉西1开关过流Ⅱ段动作跳闸，而开关的分闸时间一般在40ms;因此正确情况下西农1开关应在Ⅲ泉西1开关跳闸之前跳开，而不是越级到Ⅲ泉西1开关。越级跳闸的原因补步判断是西农1开关的分闸时间和保护的响应时间过长，导致越级跳闸；以前西郊变的开关经过改造，工艺上比较粗糙，经过对开关的动作时间及动作可靠性进行测试，证明的确是开关设备运行年数长、工艺差是造成此次事故的主要原因。 西农线干线为LGJ-120导线，允许载流量为380A。据统计6月28日，西农线最大负荷达到370A，再加上高温天气的影响，已经超出了西农线的允许承载能力，线路过负荷会给线路增加较多的隐患，特别是在有电缆架设较多的地方表现更为明显。 3.暴露的问题 3.1发现现场的事件记录在时间上与调度不符，事件记录发生的先后顺序与调度不符，现场的事件记录内容与调度不符。 3.2线路负荷过大，新增负荷及工业用户应尽量进行转移到其它线路。 3.3开关的性能下降，动作可靠性降低，容易导致发生开关爆炸事故。
电气事故调查分析方法和步骤示范文本
文件编号：RHD-QB-K7087 （安全管理范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 电气事故调查分析方法和步骤示范文本
电气事故调查分析方法和步骤示范 文本 操作指导：该安全管理文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时进行更好的判断与管理。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 进行事故调查的用电检查人员到达事故现场后，应首先听取当时值班人员或目击者介绍事故经过并按先后顺序仔细地记录有关事故发生的情况。然后对照现场情况，判断当事者的介绍与现场情况是否相吻合，不符合之处应反复询问、查实，直至完全搞清楚为止。当事故的整个情况基本清楚后，再根据事故情况进行检查。 （一）电气事故现场调查
现场调查与检查项目的内容，应根据事故本身的情况而定。一般应进行以下检查： 1.查看事故现场的保护动作指示 查看各级继电保护动作指示和动作信号或保险的动作情况；记录各级继电保护整定值和记录分析保险的熔件残留部分的情况，分析保护动作的正确性和与事故之间的联系，与事故原因是否相符。 2.检查事故设备情况 检查事故设备的损坏部位及损坏程度，初步判断事故起因并将与事故有关的设备进行必要的复试检查。如用户事故造成越级跳闸，应复试用户开关继电
保护装置整定值是否正确，上下级能否配合，动作是否可靠；发生雷击事故时，应复试检查避雷设备的特性，测量接地电阻值等；根据系统短路容量，对设备进行动稳定校验和热稳定校验等。通过必要的复试检查，可排除疑点，进一步弄清情况。 3.查阅发生事故时的有关资料 查阅用户事故时的有关资料，如天气、温度、运行方式、负荷电流、运行电压及其他有关记录；询问事故发生时现场人员的感觉（声、光、味、振动等），同时查阅事故设备及与事故设备有关的保护设备（继电器、操作电源、操作机构、避雷器和接地装置等）的有关历史资料，如设备试验记录、缺陷记录和检修记录等。
220kV主变低后备保护越级跳闸事故原因分析及对策
220kV主变低后备保护越级跳闸事故原因分析及对策 针对某地区一起低压侧出线故障引起主变保护跳分段开关的事故，从主变低后备与出线及电容器保护的时限配合进行分析，提出两种保护配合整定方案，并经过经济技术比较确定最终方案。 标签：主变低后备保护保护配合整定方案 0引言 电力变压器是变电站的主要设备之一，在电网中有着不可替代的作用，然而随着经济社会的快速发展，负荷密度日益增加，由配网故障引起主变近区短路导致主变损坏的事故日渐增多。基于增加主变运行安全性的目的，许多地区通过制定一系列反措确定了统一的继电保护整定方案。但是由于某些变电站运行方式有别于普通站，而有的保护整定方案并未将这些特殊因素考虑在内，当配网系统发生故障时，就存在主变低后备与出线及电容器保护配合不当导致越级跳闸的问题。 本文通过分析一起低压侧出线故障造成主变保护跳分段开关引起低压侧母线失电事故的原因，提出了两种针对此次事故的保护配合整定方案，并经过经济技术比较确定了最终方案，以期与同行商榷，达到防范此类事故的目的。 1事故前方式 事故前某220kV变电站运行方式如图1所示，因该站1号主变为问题变，其正常方式为：1号主变301开关冷备，35kV分段300开关在合位，2号主变302开关带35kV I、II段母线。 2事故经过 某日2时40分40秒图1中367线发生相间短路故障（过流保护II段范围），367开关电流保护II段动作跳闸的同时，该站2号主变35kV限时速断保护动作跳开300开关造成35kV I段母线失电，从而引起该站35kV I段母线负荷全失，造成了一定的经济损失。 3原因分析 3.1事故时保护整定方案 事故发生时保护的整定方案（方案一）如下： 35kV出线电流I段按躲过线路末端故障整定，针对短线路采用电流闭锁电压速断整定，2号主变35kV限时速断与出线II段配合（由于与出线I段保护配
电厂机盘车跳闸事件分析报告
电厂机盘车跳闸事件分 析报告 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
电厂＃1机盘车跳闸事件分析报告1、事件经过 （1）2005年5月31日00:00时，＃1燃机盘车正常运行，环境温度33度，转速128RPM，LTTH50.5度，88BT-1、2、88VG-1、2均断电位， 88QA、88QV、88QB-2、88WC-1运行，油箱负压0.7kPa，未发现异常。 （2）01:24时，主控室＃1机上发出报警，现场检查88CR转速变0， 88QA、88QB、88QV运行正常，油箱负压0.7KPA，轮机间及辅机间的门均关闭，88BT-1、2及88VG-1、2均断电，轴承金属温度正常，轮机间最高温度253度，TMGV67.7度，QAP5.8BAR，QGP1.17BAR，厂用电电压、电流正常，但是试启高盘未成功。 此后检查发现88BT-2全关，88BT-1的出口挡板未全关，有20度左右的开度。考虑到轮机间温度较高，有可能产生了刮缸，将88TG拉至检修位，强制L62CD为“1”，将其静置，白班再做处理。 （3）MARKV报警如下：
01:23:47COOLDOWNTROUBLE 01:24:06HPSPEED-ZEROSPEED 01:24:06CRANKINGMOTORSTATUS 01:24:36TURBSHFTFAILURETOBREAKTUBINEAWAY 01:24:36TURBINESHUTDOWN 从报警分析，在燃机转速为0后，88CR自动启动，但大轴未转动，启转失败；另外从前两个报警可以看出，燃机从60rpm到0rpm只用了49秒的时间（盘车故障这个报警是当燃机在盘车状态下，转速降到了2%以下延时30秒才出现，从报警到转速为0rpm是19秒，加上30秒），故分析是主机动静部分产生了摩擦，造成盘车停运。 2、原因分析 经过分析，具体原因为燃机本体由于冷却不均造成动、静部件间隙过小，产生刮缸现象，使盘车停止运行。 3、防范措施
变电所越级跳闸事故分析_secret
辽宁省岫岩满族自治县农电局66kV洋河变电所发生一次越级跳闸的事故，过程如下。 2007年11月8日16:24:03.982，洋河变马卜线保护ABC三相故障，I段过流动作，A相电流89.86A、B相电流89.20A、C相电流72.98A。 16:24:05.161，电容器低电压动作，相电压0.07V、0.00V、0.02V。 16:24:05.071，洋河变马卜线保护重合闸动作，检查断路器在合闸位。 洋河变电所总保护动作，但装置并无显示，具体时间不详。当时的天气为雷雨天气。 事后，恢复送电一切又正常。 1 问题 对于跳闸的继电保护基本技术要求选择性、速动性、灵敏性和可靠性，要准确快速地切除故障，保证其它用电负荷的正常供电，缩小停电面积，维护电力系统运行的稳定性。 事故的起因为马卜线落雷，继之为该线继电保护装置正确动作，然后是总受电柜断路器动作越级跳闸，造成全变电所停电，扩大了事故范围。本着“事故三不放过”的原则，必须要找出设备越级跳闸的根本原因。 变电所越级跳的原因，一般为上下级保护配置不适当，二次系统接线存在问题，断路器拒动，重合闸的设置不合理等等，但发生事故的原因只会有一个，可以对所有的现象做出最科学合理的解释。只有找到原因，隐患才算真正排除。 2 事故原因的分析 洋河变电所安装5000kVA主变压器1台，户外小型化布置，微机综合自动化系统，高频直流电源。 总受电柜及配出口采用三段式电流保护，I段过流保护上下级之间的配合，是通过计算系统故障电流及相关的整定原则确定的。II、III段过流保护之间的配合，则主要是通过时间梯度来实现的，见表1。 表1 洋河变电所过流保护定值表 为提高配电线路供电可靠性，对配电出口投入一次自动重合闸功能，重合闸动作时间1s。 电容器低电压动作时间为1s，电压限值为85V。 2.1 保护配合的分析 经计算，在最大运行方式下，洋河变电所10kV出口侧三相短路电流为2.42kA。
线路跳闸原因分析报告
线路跳闸原因分析报告 线路跳闸原因分析报告随着科技的发展迅猛，无线网络也进入家家户户，不管城市还是农村，居民生活对用电质量的要求提高，根据国家要求，现在每年计划的停电次数在逐渐减少，同时在发生故障之后能够及时处理设备，恢复用户用电。 1 配网线路跳闸原因分析 1.1 外力的破坏 配网线路一般放置于比较复杂的环境中，不可避免的要面对来自大自然的外力干扰，经调查外力的损坏占总比例高达30.2%，例如：狂风的破坏、暴雨的洗刷、雾霾的覆盖、寒冬暴雪的侵蚀，种种外力因素都可使线路的绝缘层遭到破坏导致绝缘层老化、变质，从而发生绝缘层断裂保护力下降等现象，最终导致跳闸。由此可见，外力的破坏也成为配网线路跳闸的一大因素[1]。 1.2 用户的原因 用户对于设备的监督检查管理力度不够，也可导致线路的绝缘能力下降，供电管理部门的检查力度不夠也可引发故障，各项监管工作做不到位，使各种问题和存在的隐患都可导致配网线路的损坏。一些用户存在对知识的匮乏，缺乏对配网线路规定的额定电压等级的认知，随意使用设备，从而导致设备故障。用户自身原因或者监管不够的原因占发生故
障总比例的17%，这些都是不可忽视的重要因素。 1.3 设备的缺陷 工作人员对于线路检查不够认真，态度随意，不能及时发现、处理问题，且发现问题不及时处理，都为设备造成缺陷致使引发跳闸。检修人员不按照规定的周期检查，也没有对设备进行清扫和处理，导致设备运行老化、卡涩、变形等异常。一旦发生异常，都可引发设备故障，导致跳闸。 1.4 绝缘子串闪络放电引发的原因 导致绝缘子串闪络的因素之一就是过电压，例如：配网系统自身的暂态过电压、供电的高峰期瞬间过电压等，四面八方的过电压叠加都可使电压值迅速上升，一旦超过系统的额定电压值，就会导致绝缘子串闪络问题，引发对地方电及短路等故障。如果绝缘子的绝缘度不达标质量不合格时，都可引发短路、跳闸。 2 配网线路跳闸治理措施 2.1 防范外力的破坏 外力损坏是引发配网线路跳闸的外部因素最重要的原因，因此就需要加大力度排除这种干扰因素，保护好配网线路及设备的安全。例如：预防恶劣天气带来的损坏，在经常发生冰雪覆盖的区域做调查，收集冰雪覆盖情况、冰凌的性质、结冻的高度、冰凌出现的月份和次数等。这些都可作为在改造线路时候的参考因素，且加强对积雪的处理，可避免
一起越级跳闸事件的原因分析及改进方案
一起越级跳闸事件的原因分析及改进方案 发表时间：2018-11-16T12:11:17.270Z 来源：《河南电力》2018年10期作者：陈楫焱王维 [导读] 分析越级跳闸的原因是由于上下游开关保护配置不合理而导致的，并提出将上游零序保护由“定时限”改为“定时限+反时限”和在下游增加零序保护两种改进措施，为后续改进及同类系统保护配置避免类似问题发生提供借鉴。 陈楫焱王维 （中广核研究院有限公司系统工程与改造中心广东深圳 518000） 摘要：本文结合某核电站常规岛发生的一起低压潜水泵出现单相接地故障导致上游配电系统发生越级跳闸事件的案例，分析越级跳闸的原因是由于上下游开关保护配置不合理而导致的，并提出将上游零序保护由“定时限”改为“定时限+反时限”和在下游增加零序保护两种改进措施，为后续改进及同类系统保护配置避免类似问题发生提供借鉴。 关键词：核电站；配电系统；单相接地；越级跳闸 前言 2014年9月，某核电站常规岛低压潜水泵发生单相接地故障，其所在电源回路短路保护开关未及时动作，而该回路所在的低压配电盘的零序电流超过整定值，触发该1LKT001TB上游的中压馈线回路开关动作，导致整个低压配电盘断电。 该事件是典型的配电盘越级跳闸问题，由于单一回路故障而导致整个配电盘失电，影响核电站内其他设备的正常运行。本文通过对该事件发生的原因进行详细的分析，并提出可行的解决方案，对避免类似事件的发生和后续配电系统的设计具有一定的借鉴作用。 1.系统配置分析 1.1回路配置 发生越级跳闸故障回路的用电设备为非含油废水冷却池泵（1SEK008PO），其额定功率为22kW，额定电流44A。详细配置如图1所示。 图1 1SEK008PO电源保护配置 非含油废水冷却池泵1SEK008PO由380V低压配电盘（1LKT001TB）低压馈线（1LKT0403）供电，配置有断路器（NZMN1-S63），接触器（3TF47），热继电器（3RB2046-1UB0），低压配电盘接自低压厂用变压器（1LKT001TR），上游电源接自6.6kV配电盘（1LGD001TB）中压馈线（1LGD502）。 1.2保护定值 非含油废水冷却池泵1SEK008PO电源回路设置有过载和短路保护。过载保护由热继电器实现，过载保护整定值为53A，短路保护由断路器实现，短路保护整定值为616A。 低压配电盘（1LKT001TB）设置有过载保护和零序保护。过载保护由变压器上游中压馈线1LGD502回路开关实现，整定值为7350A，延时1.5s动作，零序保护由零序保护继电器实现，整定值为365A，延时0.4s动作。 1.31LKT001TB配电盘零序保护介绍 1LKT001TB配电盘零序保护配置接线图如图2所示。 图2 1LKT001TB零序保护接线图 由上图可知，1LKT零序保护单元由857TI、850XI、850XT、851XZ、850XK组成，各元件功能和定值分别为： 857TI：电流互感器，变比：500/1A；
电厂因系统故障引发机跳闸事件分析报告
电厂因系统故障引发＃3、＃4号机跳闸事件分析报告1、事件经过 （1）2005年5月19日，天气较恶劣，大雨且雷电频繁。12:59时，220kV系统冲击，＃3、＃4机组相继跳闸。 （2）经运行人员检查，＃3机组保护动作情况如下： 87GSTATORDIFF定子差动动作； TRIPFROMEX2100励磁联跳； 52LTRIPPED2203出口开关跳闸； 41EXTRIPPED跳励磁； TURIBINETRIPPED跳燃机。
＃4机组保护动作情况如下：灭磁联跳，汽机联跳。 线路保护动作情况如下：220kV南逸甲、乙线都发出距离启动、零序启动、纵联差动启动、纵联保护发讯信号。 （3）故障发生后，当值值长立即向调度汇报跳机情况，并询问系统情况，答复为110kV逸中线、仙中线跳闸，且系统多台机组跳闸；同时，值长将事故情况汇报厂领导，厂领导指示＃1机水洗完毕后立即向调度申请转备用。 （4）此后，厂部成立事故调查小组，组织有关人员对＃3、＃4机组和变压器进行了全面细致的外观检查，除＃3主变、220kV1M、2M母线PT、220kV南逸甲、乙线B相避雷器全部动作外，未发现其它异常问题。 （5）因＃3发电机差动保护动作，电气检修人员将该发电机定子与主变连接线和中性点连接线全部拆开，对发电机定子绕组进行了三
相对地、相间绝缘、泄漏电流的测试工作，测试结果正常，说明＃3发电机本身没有故障，可以投入运行。 （6）继电人员对各保护动作情况进行了检查，对发电机差动保护进行了检查测试，结果表明保护装置校验动作正确。 （7）继电人员提取故障录波器录制的波形进了分析，结果是： 12:59:056时，系统故障：A、C两相相间接地短路，南逸甲、乙线电流突增，线路保护纵差、零序启动。 12:59:057时，A、C两相断路故障点切除，电网频率增加至大约 53Hz，＃3、＃4机负荷突降至各5MW左右。 12:59:067时，＃4机OPC动作，跳开＃4主变出口2204开关。 12:59:068时，系统再次出现三相对称短路故障（后询问调度是逸中线非同期合闸造成），＃3发电机电压突降，强励启动，定子电流瞬