220KV线路雷击跳闸事故调查报告
220KV线路遭雷击晃电事故案例的分析处理
220KV线路遭雷击晃电事故案例的分析处理摘要：介绍一起220KV线路遭雷击发生单相接地短路故障造成晃电事故的分析处理过程，提出了相应的防雷击措施，对备自投设置进行了进一步优化，防止类似事故的发生与扩大。
关键词：雷击；接地短路；晃电；备自投1 事故前的运行方式220KV昭炼线2882接220KVⅠ母线、带1#主变、35KVⅠA段母线运行；220KV风炼线2893接220KVⅡ母线、带2#主变、35KVⅠB段母线运行；220KVⅠ、Ⅱ母线分列运行，母联2012开关热备用，备自投投入。
35KVⅠA、ⅠB段分段开关303热备用，35KVⅡA、ⅡB段分段开关304合上；35KVⅠA、ⅡA段母联开关305合上，35KVⅠB、ⅡB母联开关306热备用；备自投投入。
动力站1#发变组接35KVⅡB段母线运行，动力站2#发变组接35KVⅡA段母线运行。
各区域变10KV、6KV、0.4KV系统带分段的母线分列运行，分段开关热备用，备自投投入。
2 事故现象2015年9月2日6时08分12秒，电气系统电压瞬间波动；SCADA系统语音报警，发“风炼线主A差动保护”、“风炼线主保护B纵联距离动作”、“220kV母联开关2012断路器位置指示（合位）”等报警信号。
220kV风炼线2893开关跳闸，线路电压显示为零，220kV母联2012开关自投合闸。
1#区域变、动力站专用变6kV 1#进线开关跳闸，分段开关自投合闸。
3 事故处理过程综合当时天气及以上故障现象，值班人员判断为220kV风炼线遭雷击跳闸，汇报地调、指挥中心调度及相关领导。
同时进行以下事故处理：（1）检查确认电气主系统参数正常、35kV 系统及各区域变6（10）kV/0.4kV系统运行正常；现场检查220kV风炼线2893开关、昭炼线2882开关、母联2012开关及室外线路正常，220kV 风炼线线路避雷器B相动作1次；（2）检查确认220kV风炼线保护A屏差动保护、B屏纵联距离保护动作，记录、打印动作报告，退出220kV备自投［１］；（3）向惠州地调汇报事故详细情况，申请恢复220kV风炼线送电；（4）7时37分合上220kV风炼线2893开关；（5）7时49分合上35kV分段303开关，恢复1#区域变、动力站专用变6kV正常运行方式，并通知石化分公司各变电站恢复电气系统正常运行方式；（6）8时53分断开35kV分段303开关，9时02分断开220kV母联2012开关、投入220kV备自投，恢复系统正常；（7）通知220kV线路维护人员对220kV风炼线进行巡线，检查故障点。
220kV输电线路故障跳闸原因分析及对策研究
220kV输电线路故障跳闸原因分析及对策研究摘要：近几年，随着社会经济发展速度不断加快，人们对于输电线路也提出了更高要求，输电线路维护方面存在的问题也不断显现。
跳闸是输电线路最为常见的故障之一，对于整体输电线路功率输送有着直接影响。
因此，为了更好地保障电力系统平稳运行，需寻找电力系统运行时容易产生的故障问题，并且根据故障因素采取有效措施解决。
基于此，本文对220kV输电线路跳闸原因分析，根据影响跳闸因素提出解决措施，以期能够保证我国电力系统平稳运行。
关键词：220kV输电线路；跳闸；雷击；施工前言由于我国电力系统中220kV输电线路分布较为广泛，再加上运行环境较为繁杂、数量较为庞大等诸多现实因素，导致线路监控有效性较差、维护难度相对较高。
在日常生活中，由于外界因素而导致的220kV输电线路故障引起跳闸事故常有发生，不仅会对人们日常生活造成影响，还会造成一定经济损失。
因此，在实际工作中，线路维修人员应当在故障发生的第一时间找出故障发生地点及其原因，而后依据不同故障特点选取针对性补救措施，进而提升用户安全性。
1.220kV输电线路跳闸原因分析1.1雷击因素1.1.1塔杆位置设计不合理我国的输电线路主要采用220kV高压输电，该种输电线路需要经过不同区域。
对不同区域出现雷击现象进行分析发现，输电线路经过平原区域发生雷击事件稀少，而在山区发生雷击事故是平原发生雷击的4倍，由此可见，输电线路雷击现象主要发生在山区。
对山区容易发生雷击因素分析，其主要原因是塔杆设置地方如果有丰富的金属矿物质，该种情况下雷击发生率高。
再加上塔杆和导线本身是极佳的导体，输电线路又有电荷，因此有吸雷效果，所以输电线路更容易遭受雷击[1]。
1.1.2避雷线的角度设计不合理对220kV输电线路设计时，避雷线的设计直接关系整个线路运行的稳定和安全，对避雷线设置一定要保证角度的科学性，设置的避雷线要能起保护导线的作用。
避雷线和导线保护角度，也就是避雷线与外侧导线间的连接线与避雷线和对面垂直线间的夹角都有着密切的联系。
电厂雷击事件总结报告
XXX电厂雷击事件报告X月XX日凌晨4时17分,XXX电站遭受一次强雷击,导致电厂开关站主变辅助系统、开关站LCU、公用系统LCU等多处设备损坏,事后对此次雷击事故,具体如下：一、公用LCU1、故障现象公用系统LCU主辅电源直流部分无指示；电源模块指示异常,有电源指示但无工作指示；CPU模块无指示,通讯模块异常无通讯数据；中断量模块插件端子条联接器有明显电弧烧灼痕迹,中断量模块7、8接口有明显烧毁痕迹,模块损坏；通讯管理机电源输入正常,但装置无显示；模拟量模块前池栅前水位有输入无输出,端口故障；第二槽主板其他模块指示正常,但3套开出模块无工作指示；35KV变电站断路器直流220V操作电源空开跳闸；2、生产影响公用系统LCU瘫痪,全厂公用油、水、气辅助设备、厂用电系统、水力监测系统以及电能量测量系统不能自动采集且上送至上位机系统,中控室主控系统无数据实时检测和无法进行远方控制。
3、损坏设备清单4、抢修实施情况4．1 LCU直流电源系统无输出,拆机检查判断为主板故障,交流系统工作正常,正常情况下可满足装置工作用电,但无备用电源,待备件到厂后返厂维修；2、拆除烧毁的中断量模块以及插件端子后,CPU、电源、通讯模块恢复正常工作,原因为中断量模块端子击穿后有短路现象,引起电源模块保护断电；3、水位测量系统是经过水位测量检测装置将液位变送器信号采集后再经4~20mA模拟量送入公用LCU模拟量采集模块中,测量输入信号正常,但CPU 模块未能采集到信号,更换模拟量模块仍无反应,判定原模拟量模块被击穿后,浪涌至机箱总线,引起主板故障,为保证运行人员监视前池水位和正确调度水库,经报厂部同意将前池水位信号由公用LCU改接至2FLCU模拟量接口上送,上位机能实时监测前池水位。
5、雷击设备损坏原因分析二次侧回路分析：从受损设备外观分析,雷电流通过中断量模块采集的XX、XX开关分合信号回路引入,因电流强度较大,击穿模块21至24号端子后经模块回路分别再次击穿PLC主板及LCU装置直流电源回路中断量模块电源端子 ,反击浪涌分别在PLC主板和LCU装置电源系统直流熔断保险处能量释放完毕；经检查公用系统至35KV变电站XX、XX开关信号回路,PLC的DC24V 正电源通过电缆全程埋地与35KV变电站XX、XX开关信号端子箱相连,电缆屏蔽层接地情况为两端接地,雷击电流为35KV一次侧或10KV一次侧引入经XX、XX开关操作机构产生感应电流直接通过信号回路经中断量模块放电；一次侧受雷击部位分析：首先全厂所有计算机监控系统LCU装置主辅电源进行过清查,将LCU系统设备电源和I/O电源进行区分,中断量和普通开入信号模块设备自身具有光电隔离功能,本次雷击同时击穿LCU系统主辅电源系统和模块隔离说明浪涌电流较强；其次信号回路全程埋地形式无受雷击影响的可能性,在雷雨天气时易受雷击的部位主要有以下几点：5.2.1 35KV线路全程均有避雷线覆盖并于今年4月进行过线路接地电阻检测,数据如下：线路避雷线以及站内接地电阻为欧,接地电阻比较主厂房欧的接地偏大近10倍,为独立接地系统,公用LCU至35KV开关站信号电缆屏蔽层采用两端接地,当变电站侧有接地等电位抬升时易通过电缆屏蔽层向厂房接地系统放电；5.2.2 10KVXX线设计施工时只考虑了XXX生活区至泵站夸江段的线路避雷,而生活区至35KV变电站线路采用单杆架设,未设计线路避雷措施,只分别在线路两侧安装10KV氧化锌避雷器,当受到直接雷击时,一次线路开关即XX、XX开关易对二次辅助接点产生感应电流并通过信号回路对厂内监控系统产生冲击；5.2.3 35KV变电站站内避雷针遭受雷击后使站内接地系统等电位瞬时抬高并通过信号回路向厂区接地系统放电；6、预防和控制技术措施分别在35KV变电站和公用系统LCU中断、模拟前池水位采集信号采集回路装二次信号避雷器,并清查其他设备有无雷同情况；针对35KV及10KV线路运行时远方操作较少的情况,正常运行时将公用LCU 至35变电站XX、XX开关信号开出回路空开置于常开位置,避免再次遭受雷击时通过开出回路对厂内设备造成冲击；将公用LCU至35KV开关站所有信号回路电缆采用单侧接地方式暨将开关站侧屏蔽接地拆除,避免因两侧接地电阻不一致而产生向厂区泄流的可能性；组织研究进一步降低35KV变电站接地系统电阻的技术方案,拟减少雷击时泄流的时间；请设计单位对10KV王百线生活区段线路避雷措施进行重新设计,防止线路出现直接受雷击的可能性；二、开关站部分设备受损分析1、故障现象1#主变油泵及风机控制开关跳闸,人工合闸失败；251计量红相表信号回路空开跳闸；开关站LCU模拟量和温度量模块显示通道故障；1#主变第一组4#风机电机线圈短路,3#油泵电源进线A项击穿； 2#主变油温测温电阻、变送装置故障无信号输出；220KVXXX线路避雷器计数器数值无变化,表明线路未有泄流现象,本次雷击为升压站内避雷针受雷击通过接地网泄流；2、生产影响中控室不能监视2#主变油温变化情况,需靠人工到现场进行红外测量,准确度较差,不能实施掌握主变工作情况；1#主变强迫油循环系统不能投运已及时抢修完成 ,因该主变为扩大单元接线方式,两台机组发电时主变温度较高,影响设备安全运行；3、损坏设备清单4、抢修实施情况1#主变3号油泵电源接线A项被击穿,经现场测量短路及绝缘未见异常,将击穿部位处理后油泵恢复正常运行,同时主变辅助控制屏散热系统可投入自动运行；1#主变第一组风机4#风机电机相间绝缘监测不合格,表明电机内部线圈有短路现象,经送修后恢复正常运行；2#主变油温测温系统装置以及开关站温度量模块需待备件进行替换；5、雷击设备损坏原因分析：本次雷击为升压站内避雷针受雷击泄流,因本年度5月25日对升压站接地网电阻及避雷针接地电阻进行测量均符合设计要求：避雷针放电时对站内设备产生感应电流,如遇设备接地不良会产生感应浪涌电压,在设备绝缘薄弱处产生击穿现象；检查温度控制线箱未进行等电位接地,升压站遭受雷击时在主变测温装置回路上感应浪涌电压,致使主变冷却器控制系统温度变送器和测温装置同时损坏；1#主变3#油泵接头处电源接线有松动情况,雷击电位抬高时产生发热击穿现象；6、预防及控制技术措施主变信号回路：分别在中控室主变辅助控制屏柜及开关站LCU和现地端子箱内的模拟量和温度量信号回路加装装防浪涌模块,拟保证雷击时测量装置和监控模块不受损坏；对站内所有电气设备电源接线进行排查,对松动部位进行紧固；对主变端子箱进行等电位接地；XXX电厂设备管理部。
三相雷击跳闸在220kV输电线路的原因和防范措施
三相雷击跳闸在220kV输电线路的原因和防范措施摘要：本文对于三相雷击跳闸在220kV输电线路的原因进行了简要的探讨分析，立足于不同的地形情况和电阻情况开展了全面的分析，从实际发展的角度上入手，提出了相应的防范措施。
关键词：三相雷击；跳闸；防范措施一、引言220kv输电效率时常会出现运行故障问题，而大多数的问题都会发生于夏季，究其原因，主要是因为夏季天气情况炎热，用电活动较多，且线路运行会产生较多的热量。
有关调查显示，因输电线路导致的跳闸问题高于90%，其中瞬时性的单相接地是诱发跳闸数量最多的一类故障问题，反观两相接地或者瞬时性的相间短路所导致的问题只是一小部分。
三相一同被雷击而使三相短路发生故障的现象虽然出现的可能性相对较低，但并不意味着是不会出现的。
导致三相短路的故障，既会出现母线电压低，短路的电流又非常大。
我们与其在出现问题以后进行再千方百计寻求应对的措施，倒不如做好事前防范，将问题扼杀于摇篮当中。
在这篇文章就对于三相雷击跳闸在220kV输电线路的原因和防范措施进行了具体的分析。
二、220kV输电线路三相雷击跳闸保护动作的分析本次研究主要以某地区的一处水电厂为例。
该水电厂与某家变电站的500kv并网，输电线长度长达67km，220kV。
事故发生时，纵联保护的启动为出口仍处于闭合状态下，重合闸的闭锁也没有出口。
主一光差的保护测距为50km，能够实现对于永跳出口动作的保护。
当输电线路出现了故障问题时，正在空载，电流在单侧上有，故障发生时，电厂侧的突变量元件对单侧电流特别正常运行。
从低电压元件的角度上来看，属于弱馈启动。
如果变电站侧出现了运行异常的情况，两侧的启动量不会出现变动，此时会呈现出较为正常的状况，突变量启动时，出现了时差流存在，通常会主要由电厂侧220kV线路的主二来起到保护作用，允许的信号没有由保护的装置发出。
当出现突发状况时，三相会文达出允许信号，尽管此时侧保护装置能够第一时间获得感知，但又因为受到主二纵联的保护，会阻隔对方允许的信号，此时侧保护装置不会获取到信号内容。
500kV变电站220kV线路雷击造成220kV母线及主变跳闸事件分析
主变故障前负荷为 １ ８ １ ． ８ ９ Ｍ Ｗ， 故 障后负倚为 ０ 。
三、故障发生过程
２ ０ １ ２年 ｏ ７ 月０ ７ Ｅ ｌ １ ４时 ５ ２分 ０ ７ 秒 ，２ ２ ０ ｋ Ｖ腾元 Ｉ 线２ ５ ｌ 线路发生
一
上 ２ ５ ３ 、 ２ ５ ５ 、 ２ ５ ７线路是因为母线保护动作跳开 ， 其余 的风电场线路对
侧风机因为无法送出而全部失 电，导致本站 ２ ２ ０ ｋ Ｖ ２ 、３ 、４号母线失电。
、
本 次 故 障涉 及 线 路 的 一 次 主 接 线 图
１ 脯 ■％ １
４ 、专家组及检修人员检查情况 。０ ７ 月０ ８日， 保护人员现场检查 、 调取母线保护 、线路保护 、故障录波器动作时刻波形图分析 ，保护动作
５ ０ ０ ｋ Ｖ变 电站 ２ ２ ０ ｋ Ｖ线路 雷击造成 ２ ２ ０ ｋ Ｖ母线及主 变 跳 闸事件分析
张 斌 云 炜
内蒙古超 高压供 电局 内蒙古
呼和浩特
０ １ ０ ０ ８ ０
【 摘
要 】分析 了 ２ ２ Ｏ ｋ Ｖ 线路雷击造成 ２ ２ ０ ｋ Ｖ 母线及主 变跳 闸事件发 生的过程 、跳 闸原 因、经验总结及应采取的 防范措施。
五 、故障处理 的经验和 总结
１ 、本次故障处理的经验总结 ： （ １ ） 要在平时针对各种可能发生 睛 况
进行反事故演 习。本次事件 同时发生主变跳 闸、２ ２ ０ ｋ Ｖ 母线跳闸 、站用 电全停的情况 ，事故发生的范围最广 ，情况最复杂 ，处理难度很 大。所
以变电站要多进行反事故演习 ， 包括可能发生的 ５ ０ ０ ｋ Ｖ线路 、 主变跳 闸、 ２ ２ ０ ｋ Ｖ 母线跳 闸进行预想和演练。对站用 电全停 、主变风冷全停等 如何
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析近年来，随着电力行业的快速发展，各种电力设备也在不断地更新换代，以满足日益增长的用电需求。
随之而来的是一系列电力设备事故，其中主变跳闸事故是比较常见的一种。
主变是电力系统中功能重要、技术难度大、经济性能较强的设备，一旦发生跳闸事故，将对电网安全稳定运行造成严重影响。
对于主变跳闸事故的原因进行深入分析和研究，对于提高电网安全稳定运行至关重要。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析表明，导致主变跳闸的原因主要包括设备故障、操作失误、外部环境因素以及维护管理不到位等。
操作失误也是造成主变跳闸的重要原因之一。
在主变的运行和维护过程中，操作人员可能因疏忽大意、操作不当或者缺乏必要的操作技能等原因，误操作主变设备，导致设备跳闸。
特别是在设备检修和运行切换过程中，如果操作不当可能会导致设备跳闸，严重影响电网的安全稳定运行。
外部环境因素也是主变跳闸的重要原因之一。
雷击、风雨、冰雪等自然灾害，都可能对主变设备造成影响，引发设备跳闸。
外界异物或者动物也可能对主变设备造成损害，导致设备跳闸。
维护管理不到位也是导致主变跳闸的原因之一。
在主变设备的使用过程中，如果相关人员对设备的维护管理不到位、保养不当，会导致设备寿命缩短、潜在故障得不到及时发现和处理，最终引发设备跳闸事故。
针对以上的主变跳闸事故原因，可以采取以下措施来加以预防：加强设备的检修维护工作，定期对主变设备进行全面、系统的检查和维护，及时发现并处理设备的潜在故障，提高设备的可靠性和安全性。
加强操作人员的培训和管理，提高操作人员的技能水平和操作意识，规范操作流程，减少操作失误的发生，确保主变设备的安全运行。
加强对主变设备的环境保护，加强对主变设备周围环境的保护工作，减少自然灾害和外部环境因素对主变设备的影响，保证设备的安全运行。
加强对主变设备的维护管理，健全设备的档案资料和维护管理制度，加强对设备的定期巡视和保养工作，提高设备的整体管理水平。
起220kV变压器雷击损坏事故原因分析
一起分析！！！一起220kV变压器雷击损坏事故原因分析一起220kV变压器雷击损坏事故原因分析1 引言2006年10月13 日，大连地区某220kV变电所2号主变压器雷击跳闸，经诊断，发现该变压器发生内部放电故障，设备退出运行。
返厂吊罩检查发现：A相高压绕组的下半部分变形、烧损严重，而且A相高压绕组与调压绕组间的围屏存在树枝状放电痕迹。
因此，笔者对该变电所的防雷保护、接地装置及变压器自身绝缘情况进行了综合论述，并对导致变压器绕组绝缘故障的原因进行了分析。
2 事故概述该变电所2号主变正常运行方式为主变一次中性点直接接地，二次中性点经消弧线圈接地。
2006年10月13 日下午，大连普兰店地区出现大雨夹冰雹天气，雷电活动密集，13时57分，伴随着一声雷响，2号主变差动保护动作，本体重瓦斯动作，主变跳闸，压力释放阀报警。
现场检查发现，220kV母线A相避雷器动作1次，2号主变二次中性点避雷器动作1次，压力释放阀喷油，本体气体继电器内有350mL气体。
从保护动作及现场检查情况看，变压器发生了严重的内部故障。
该变压器型号为SFPSZ7—120000／220，联结组别为YN yn0dl1，电压为230~8x1．5％／69／11kV。
该变压器为1993年9月生产。
2．1 故障录波数据分析2号主变故障后，一周波二次电流为：A相58．555A、B相3．059A、C相5．563A(主变一次CT变比600／5)；一周波主变二次零序电流为93．685A(零序CT变比300／5)；一周波二次电压为：A 相29．152V、B相47．453V、C相55．899V。
从故障录波数据可知：故障一周波时高压绕组A相对地放电，对地故障电流约为5 580A，由于变压器外部未见接地点，说明变压器内部存在接地故障。
2．2 试验数据结果分析故障发生后，立即对该台变压器进行诊断性试验。
试验发现：(1)高压绕组直流电阻三相互差值在9、10、11三个分接位置均达30％左右，A相直流电阻明显偏大。
一起罕见的220kV架空线路雷击故障跳闸分析
磁暂态程序对不 同工频相位下发生雷击塔型 的情
况进 行 计 算 ，结 果 表 明 在 一 定 工 频 相 位 条 件 下 ，
一
５ ５ 压 ： ｋ母 令 ２Ｖ 电 ２＃ ０
７ ＃ 电 Ａ ： ｋ５ 压 ２ Ｖ母 ２ ０ ：
＿ ：： ／
： ： ： Ａ
１０ｋ ２ Ａ的反 击雷 电流 可 能造 成 线 路 的两 相 同时 分析 ５ ：对 于 绝 缘 水 平 一 定 的线 路 ，在 雷 电
于罕见 的具有 类似短 波头特征 的雷电造成 雷击杆塔 三相跳 闸并 引起 两座相邻 杆塔 绝缘子 雷击 闪络破损 。
提 出 了进 一 步 明确 地 区 雷 电 活 动 的 波形 特 征 并 开展 针 对 性 防 范 工 作 ，继 续 开 展 雷 电 流 波 形探 测 手 段 的研
究及 并联 间隙等防雷措施 ，供 电力设备 运行 及科研 院所借 鉴。
了一种典型情况。Biblioteka 过仿 真分 析发现 ，在雷 电流
幅值 相 同 的情 况 下 ，雷 电 流 的 波 头 时 间 越 短 、反 击 过 电压 的上 升速 度 越 陡 ，对 线路 绝 缘 的破 坏 性
通过 对地理环境 、设 备 防雷 措施 、雷 电机理 过程 等 电 流大小 为 一 ９７ｋ ９． Ａ；２ ０时 ４ ８分 ，此线 路 ２ 至 １ ４塔 方 面分析 了 ２ １ 发生在华 北 某地 区 ２ Ｖ 主干 ２ 位 附近有 负极 性 落 雷 ２个 ，雷 电流 大 小分 别 ００年 ０ ２ ｋ 网雷 击闪络三塔 三相故 障跳 闸事 件 ，提 出了加强 短 为 一 ９ ８ｋ ６ ． Ａ和 一 ２ ２ ｋ ２ ． Ａ。 波头 特征 的雷 电放 电机理研 究及 侦测 和研究 采用 并 ２ ２ 巡线 情况 ． 联 间隙疏导型 防雷设施 的可行性 等措 施 。通 过分 析
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倮马河水电厂“8﹒7”220KV倮维线
271断路器C相跳闸事件调查报告
审 核：唐多生
校 核：周非
整理编写： 穆星照
倮马河水电站
2012年8月8日
一、 事故前运行方式
1、 220kV 倮维线271断路器合位, 倮维线带有功负荷约
40MW，220KV 1#主变高压侧201断路器合位，220KV 2#主变
高压侧202断路器合位；
2、 1号主变10kV侧011断路器合位，2号主变10kV侧021断路
器合位,1号厂变10KV侧012断路器合位，2号厂变10KV侧
022断路器合位；
3、 1号厂变400V侧401断路器合位，2号厂变400V侧402断路
器合位，400kV母联403断路器分位。
二、 事故简况
2012年08月07日17时50分，倮马河水电站220KV倮维线主一保
护CSC-103B分相差动保护动作出口、220KV倮维线主二保护CSC-
101BF纵联保护动作出口，220KV倮维线271断路器C相跳闸，经
1078ms重合闸出口C相重合成功。
当天天气状况：倮马河水电站阴有小雨、维西变阴有小雨。
三、 保护动作行为分析
1、 保护动作及现场信号、报文
（1）
SH2000C故障录波装置报文及波形
（2） 220KV倮维线主一保护CSC-103B装置报文及波形
（3） 220KV倮维线主一保护CSC-101BF装置报文及波形
（4） 计算机监控系统报文
2、 保护装置定值检查
（1）220KV倮维线CSC-103B光纤差动电流定值
分相差动高定值：0.8A
分相差动低定值：0.6A
单相重合闸短延时定值：1S
定值单编号：倮马河水电厂-220KV倮维线-CSC-103B-201001
（2）220KV倮维线CSC-101BF纵联保护定值
纵联距离电抗定值：16.7Ω
纵联距离电阻定值：8.8Ω
单相重合闸短延时定值：1S
定值单编号：倮马河水电厂-220KV倮维线-CSC-101BF-201001
经检查，220KV倮维线主一保护装置CSC-103B与220KV倮维线
主二保护装置CSC-101BF定值整定均与定值单相符。
3、 事件分析
（1） 事件发生过程
根据故障录波装置、保护装置报文及波形图可知：
00.0ms: 220KV倮维线C相发生瞬时性单相接地故障；
14ms: 220KV倮维线主一保护分相差动保护动作出口，220KV倮
维线271断路器C相跳闸，220KV倮维线271断路器非全相运行；
20ms: 220KV倮维线主二保护纵联距离保护动作出口，220KV倮
维线271断路器C相跳闸，220KV倮维线271断路器非全相运行；
41ms： 220KV倮维线C相故障切除；
79ms: 220KV倮维线主一保护单跳启动重合闸；
83ms: 220KV倮维线主二保护单跳启动重合闸；
1078ms: 220KV倮维线主一保护重合闸动作出口，220KV倮维线
271断路器C相重合；
1085ms： 220KV倮维线主二保护重合闸动作（按照调度定值单
要求，两套线路保护装置的重合闸均投“单重短延时”方式，但只
投其中一套重合闸出口压板，倮马河水电厂220KV倮维线主一保护
重合闸出口压板投入，主二保护重合闸出口压板未投,故此时重合闸
动作后并未能出口）。
1140ms: 220KV倮维线271断路器C相合闸成功，220KV倮维线
271断路器恢复正常运行。
（2） 220KV倮维线主一保护CSC-103B装置及主二保护CSC-101BF装置保护动
作行为分析
从录波装置报文看，本次事件故障点在220KV倮维线95.187km
（四方保护装置测距为83km），位于倮维线保护正方向，查阅故障
录波记录，倮维线C相单相接地故障时，C相电流突变，并产生
3I0，倮维线保护装置动作跳开C相后故障切除，接地短路电流消
失，但短时非全相运行，零序电流依然存在，只是数值较小，倮维
线271断路器A、B相继续运行，此时送出有功不变，故A、B两相
电流稍有增加。
故障发生时，C相故障电流达3.313A，远大于分相差动高定值
0.8A，且C相制动电流小于差动电流（C相制动电流3.813A），C
相动作；此时，A相和B相电流均为0.0432A，小于分相差动电流低
定值0.6A，且A、B相制动电流均大于差动电流（A相制动电流
0.6484A，B相制动电流0.1299A），A、B相不动作，故220KV倮维
线主一保护CSC-103B装置保护动作行为正确。
从保护装置报文及波形图看，测距83km,测距阻抗X=8.438Ω，
R=2.891Ω，故障在保护正方向，且测距阻抗已在保护定值范围内，
满足保护动作要求，故CSC-101BF纵联保护动作属于正确动作。
四、 事故原因及结论
（1）220KV倮维线271断路器C相跳闸原因
220KV倮维线正方向发生C相瞬时性单相接地，导致220KV倮维
线271断路器C相跳闸。
（2） 结论
从本次保护动作行为分析，220KV倮维线主一保护CSC-103B分
相差动和220KV倮维线主二保护CSC-101BF纵联距离动作均属于正
确动作，重合闸单跳单重正确。
附件1
：继电保护动作情况报表
报表单位：倮马河水电站 填表人：穆星照 审核人：周非
上报日期： 2012 年 08 月 08 日
厂站
名称
倮马河水电厂
故障设备 220KV倮维线 故障时间
2012年 08 月07 日 17 时
51 分 53秒
电压等级 220KV 故障原因 瞬时接地
故障
相别
C
故障类型 单瞬 故障情况 单相故障重合成功
故障持续时间 初次故障 41 ms 故障电流
二次值
3.313 A
合于故障 ms 一次值
1.9878 kA
录波情
况
完好 故障测距
主一 83 km 主二 83 km 主三
km
录波 95.187 km 行波
km
保护名称 保护型号 动作元件 功能分类 动作时间 动作情况 备注
220KV倮维
线主一保护
CSC-103B
光纤分相
差动
电流差动 9 ms 跳C
220KV倮维
线主二保护
CSC-101BF 光纤距离 纵联距离 18 ms 跳C
总出口
初步分析结论：录波是否完好，保护正确动作 1 次，误动 0 次，拒动 0 次。
保护均正确动作，录波完好。
保护不正确动作原因：
无
下一步需开展的工作及拟采取的措施：
无