一起因设备质量导致220千伏断路器跳闸的分析大全

第一篇：一起因设备质量导致220千伏断路器跳闸的分析大全

一起因设备质量导致220千伏断路器跳闸的分析

一、跳闸前运行方式

疆南电网220千伏麦盖提变电站220千伏母线接线方式为双母线分段，运行方式为220千伏鹿麦线、220千伏1号主变在220千伏I母运行，220千伏麦莎线在220千伏II母运行，220千伏I、II母并列运行。跳闸前一、二次设备均运行正常，现场无异常现象，220千伏鹿麦线和麦莎线线路运行正常。

220千伏鹿麦线断路器型号为LW30-252，由山东泰开高压开关有限公司生产，2013年2月出厂。该线路保护为双套配置，A套保护型号为CSC-103B，北京四方继保自动化股份有限公司生产。B套保护为WXH-803B，许继电气公司生产。智能汇控柜内智能终端A/B套型号为JFZ-600F,合并单元A/B套型号为CSN-15B4均由北京四方生产，网络分析仪A/B套为广州思维奇公司生产的M8100型装置，故障录波记录器A/B套为深圳双核公司生产的SHDFR-C型装置。

二、跳闸经过及简况

某日09时16分220千伏麦盖提变220千伏鹿麦线2907断路器跳闸。跳闸后运维人员对保护设备，智能终端及断路器机构进行检查，均未发现保护动作信息。220千伏金鹿变侧220千伏鹿麦线间隔一二次设备运行正常。于10时09分220千伏鹿麦线2907断路器合闸成功。

次日02时22分，220千伏鹿麦线2907断路器再次跳闸，跳闸后运维人员对保护设备，智能终端及断路器机构进行检查，均未发现保护动作信息，220千伏金鹿变内的220千伏鹿麦线间隔一二次设备运行正常。于03时06分220千伏鹿麦线2907断路器合闸成功。

10时12分，220千伏鹿麦线2907断路器第三次跳闸，跳闸后运维人员对保护设备，智能终端及断路器机构进行检查，均未发现保护动作信息。220千伏金鹿变内的220千伏鹿麦线间隔一二次设备运行正常。10时30分，接调度令试合220千伏鹿麦线2907断路器失败，并将此情况汇报省调。

第三日4时02分，220千伏鹿麦线2907断路器第四次跳闸，于04时17分220千伏鹿麦线2907断路器合闸成功。

三、现场检查及保护动作分析（一)第一次跳闸及检查分析情况

某日9时16分220千伏鹿麦线2907断路器跳闸后，根据疆南220千伏电网N-1安全稳定运行需要，于10时09分合闸恢复运行方式，我公司调查小组于10时30分到达现场并对设备进行检查。对220千伏鹿麦线2907断路器机构、线路保护装置报文、220千伏线路故障录波文件、自动化后台报文、网络分析文件及站内SCD文件进行全面检查核对，在网络分析仪A套中发现报文：（北京四方保护）220千伏鹿麦线保护A-PI->跳闸，描述“状态数据集数量递增但状态未变化”沟通三跳 goose未变位和在网络分析仪AB套均报“断路器A相-2907断路器低气压闭锁2(合位->过渡)”。根据报文对断路器机构SF6气压及智能汇控柜二次回路进行核查，未发现寄生回路及二次电缆破损。根据故障录波器记录波形图显示线路未出现故障现象，三相断路器同时跳闸未见异常。详见下图：

在北京四方技术人员到达现场对后台报文、网络分析文件、站内SCD文件、录波文件及智能终端内部记录文件进行调取、检查和分析，未发现相关问题。因该工程还未移交竣工图纸，现场无断路器厂家机构原理图和相关二次图纸，调查小组结束当日检查工作，撤离工作现场。对相关厂家和设计院图纸进行了收集和整理，准备开展相关二次回路详细核查工作。

（二)第二次跳闸及检查分析情况

次日02时22分220千伏鹿麦线再次发生跳闸，调查小组于3时05分返回到达现场对鹿麦线保护装置报文、220千伏故障录波文件、后台报文、网络分析文件调取并与第一次跳闸故障进行比对，与第一次断路器跳闸故障信息一致。根据疆南220千伏电网N-1安全稳定运行需要，于3时02分合闸恢复运行方式，调查小组无法开展进一步检查，为此准备做计划申请将220千伏鹿麦线断路器停电做全面检查。

（三)第三次跳闸及检查分析情况

10时12分220千伏鹿麦线发生第三次跳闸，跳闸调查小组对保护设备、智能终端及断路器机构进行检查，依然未发现设备异常及保护动作信息。

在10时30分，对220千伏鹿麦线断路器合闸不成功，调查小组到达现场后，经检查发现后台机有220千伏鹿麦线同期合闸失败的报文，原因为同期角不满足条件，于是判断220千伏鹿麦线2907断路器由于同期角差不满足同期合闸条件，所以手动同期合闸不成功。同时对鹿麦线保护装置报文、故障录波文件、后台报文、网络分析文件进行调取并与前2次设备跳闸信息进行比对，信息基本一致，未发现相关异常情况。

14时00分将220千伏鹿麦线2907断路器转检修，检查小组对断路器机构以及相关二次回路进行检查，并试分、合断路器，断路器分、合闸正常。用万用表对断路器机构内三相不一致保护回路、中间继电器及时间继电器开出常开接点进行导通测试未发现异常。对断路器防跳回路及三相不一致保护试验后未发现异常。根据断路器机构二次原理图分析，只有三相不一致保护动作或“远方/就地把手在就地位置”且分合闸辅助开关分闸时才能出现三相断路器同时跳闸现象。

首先现场检查“远方/就地”把手在“远方”位置，且分合闸辅助开关接点和动作性能可靠，故分析此回路不满足引起此次断路器跳闸条件。其次对三相不一致保护相关二次回路进行检查，发现三相不一致保护动作信号，由时间继电器（由山东泰开自购的韩国龙声电气制造YSDT4S-D22-52型）KT1第二组辅触接点输出，这样的信号接线方式不能监控三相不一致中间出口继电器或时间继电器发生误动，后台机无法记录断路器三相不一致保护动作信号。该断路器二次原理图如下：

为保证后台能完全监控到三相不一致保护动作信号，将后台监控动作信号由两套时间继电器KT1和KT2的第二组动作开出接点，改接至中间出口继电器ZJ3第四组辅触节点（备用）提供。根据疆南220千伏电网N-1安全稳定运行需要，在20时30分，220千伏鹿麦线断路器投入运行。我公司调查小组于21时50分撤离工作现场。

（四）第四次跳闸及检查分析情况

第三日04时02分，220千伏鹿麦线2907断路器发生第四次跳闸，于04时17分220千伏鹿麦线断路器投入运行。

调查小组对自动化后台信息检查时，发现断路器第一组三相不一致保护动作两次，第一次动作信息在断路器跳闸前，第二次动作信息在断路器跳闸后。其余故障信息与前三次跳闸信息一致，故分析为220千伏鹿麦线第一组三相不一致保护动作导致三相断路器跳闸。

根据断路器变位记录信息分析，断路器三相不一致保护中间出口继电器ZJ3或时间继电器KT1的第一组开出接点存在误动,引起了断路器三相跳闸。在申请停用第一组三相不一致保护后，对时间继电器KT1开出接点用万用表进行测试，未发现异常，用500V绝缘电阻测试仪对开出接点空气间隙进行绝缘测试时，发现第一组开出接点测试值为零，第二组开出接点值为580兆欧。其次对第二组三相不一致保护时间继电器KT2开出接点进行测量，第一组开出接点测试值为470兆欧，第二组开出接点值为530兆欧。现场对第一组三相不一致时间继电器（全封闭型）进行破坏性解体，发现时间继电器内部的第一组开出接点（至启动中间继电器）空气间隙不足，接点间存在似接非接接触不良拉弧发热迹象，由接点瞬时粘合，触发中间继电器动作出口造成断路器跳闸。

第一组三相不一致保护时间继电器第一组开出接点绝缘测试值

第一组三相不一致保护时间继电器第一组开出接点

根据四次断路器跳闸情况综合分析，四次跳闸原因均为第一组三相不一致保护，时间继电器内部的第一组开出接点（至启动中间继电器）空气间隙不足，接点间存在似接非接接触不良拉弧发热迹象，由接点瞬时粘合，触发中间继电器动作出口造成的断路器跳闸。前三次后台没有三相不一致保护动作信息报文是因第一组三相不一致保护时间继电器，KT1的第一组开出接点（至启动中间继电器）不正确动作，但第二组开出接点（至后台信号）正常。另外在对220千伏鹿麦线断路器三相不一致时间继电器KT1的解体检查时，发现继电器的底座母板处有水渍痕迹现象，部分接线压接螺丝铁件出现锈斑。在对站内其他三组220千伏断路器机构箱（220千伏麦莎线、220千伏母联、1号主变220千伏侧）进行检查时，发现B断路器机构箱部分接线压接螺丝铁件均有锈迹。初步分析为断路器生产厂家在制造过程中，机构箱元器件接线板组件保管不完善，导致受潮，断路器厂家人员已现场确认。如下图所示：（图六）时间继电器底座插线板

时间继电器底座插线板

中间继电器外观图

四、暴露的问题及整改措施

因断路器第一组三相不一致保护的时间继电器故障，故公司申请将鹿麦线2907断路器转检修，完成以下整改工作：

更换断路器机构内第一组和第二组三相不一致保护时间继电器，并进行了试验验证动作时间（定值2S）、动作电压及出口，结果正确。另对两套三相不一致保护信号回路进行完善整改，实现中间出口继电器和时间继电器动作，在后台监控信号上的相互独立。

配合断路器厂家完成了机构检查和断路器特性试验，试验结果符合220千伏断路器高压试验规程标准。

配合北京四方研发人员及网络分析仪厂家完成了对保护装置、后台信息、故障录波、智能终端和网络分析仪中的报文再一次进行了梳理分析，未发现其他引起断路器跳闸的相关信息。并查明了网络分析仪中的“2907断路器低气压闭锁2”是因系统集成商（北京四方），提供给网络分析仪厂家的全站SCD文件含有过程层附加描述，且由于该附加描述不对应引起的信号误报。另网络分析仪中“数据集递增但状态未发生变化”信号是因SQNum发生跳变，但GOOSE信号未发生变化引起，需要在北京四方研发总部内综合分析后再做结论。完成了保护装置整组传动试验，试验结果满足相关要求。

五、防范措施

组织相关部门及时召开了此次220千伏鹿麦线2907断路器跳闸整改分析会，确定了后期整改计划及措施：

据了解该型号断路器此类跳闸原因在泰开公司尚属首次，要求断路器厂家对断路器机构箱元器件选择和设备工艺进行质量追溯调查，并制定整改方案。

对后期更换的220千伏断路器三相不一致保护，严格按照《十八项电网重大反事故措施》，第15.7.8条，校验涉及直接跳闸重要回路采用的继电器动作电压和动作功率。对断路器非全相保护回路进行完善化改造，避免回路中继电器误动导致设备跳闸。对三相不一致保护信号回路进行完善整改，实现中间出口继电器和时间继电器动作，在后台监控信号上的相互独立，确保动作监控信号零死角。

在以后的验收工作中针对断路器机构，对重要隐蔽性的继电器等元器件进行破坏性解体对开出接点进行抽检，防止设备元器件内部隐蔽性动作接点存在隐患。

建议省公司对该断路器设备制造厂家，进行设备质量考核。对本次断路器跳闸隐患进行深入排查治理，制定、落实整改计划、整改方案及防范措施。

二○一三年五月十六日

第二篇：一起因轴振大导致小汽轮机跳闸事故的分析与处理

一起因轴振大导致小汽轮机跳闸事故的分析与处理

摘要：随着现代火力发电机组容量的不断增加，汽动给水泵已逐渐代替电动给水泵，成为主给水泵，承担着向锅炉连续提供具有足够压力、流量和相当温度的水的重任。而小汽轮机（以下简称小机）作为汽动给水泵的驱动设备，其能否安全可靠地运行，直接关系到锅炉设备及整个发电机组的安全运行。茂名臻能热电有限公司#7机组A小机在冲转时，因轴承振动超过极限值，导致A小机在两次冲转过程中均发生跳闸事故。该文针对此次跳闸事件进行分析，并提出相应处理及整改措施。

关键词：小汽轮机 冲转 轴承振动 跳闸

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）02（b）-0064-02

设备概况

茂名臻能热电有限公司#7机组汽轮机为东方汽轮机厂引进日立技术生产制造的超临界压力、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压、抽汽凝汽式汽轮机，型号为：CC600/523-24.2/4.2/1.0/566/566，最大连续出力为662MW，额定出力为600 MW。其中给水泵组系统包括两台50%容量的汽动给水泵及其驱动小汽轮机；汽动给水泵前置泵及其驱动电机；30%容量的电动给水泵。汽动给水泵组中小汽轮机的设计参数如表1。事件经过

2014年6月5日3时39分57秒，#7机组跳机，经检查是电气方面的原因引起的，处理好故障后，重新开机。

12时44分22秒，开始冲转A小机，设置升速率150r/min，冲到800 r/min时，停留5min，接着再次设置升速率150 r/min，设置目标转速1800 r/min。

12时57分47秒，转速为1316 r/min时，A小机跳闸，跳闸首出为“A小机轴振大停机”。查得A小机前轴振动X向为184 μm，超出极限值175 μm。

全面检查DCS参数及就地无异常后，13时03分23秒重新开始冲转A小机，升速率300 r/min，目标转速1800 r/min。

13时07分35秒，转速为1454r/min时，A小机再次跳闸，跳闸首出依然是“A小机轴振大停机”。查得A小机前轴振动X向为181μm。

两次冲转过程A小机转速和轴振趋势如图1。事件原因分析

（1）对润滑油油压、油温检查，A小机润滑油母管油压0.374 Mpa一直不变，油温在45 ℃左右，油质正常，因此判断润滑油不是影响轴振大的因素。

（2）冲转前，A小机汽缸上半温度220 ℃，汽缸下半温度190 ℃，绝对膨胀值为3.5 mm。上下缸温度均在热态启动参数范围内，膨胀值也正常，因此无须中低速暖机，所以排除暖机不充分的因素。

（3）查DCS记录，冲转前及冲转后在偏心仪退出前偏心值一直在42 μm左右，属正常值，说明轴振大不是由于大轴过度弯曲造成的。

（4）冲转前已经对A小机高低压进汽管道进行充分疏水暖管，冲转后A小机低压主汽门前蒸汽温度一直维持270 ℃左右，A小机调节级后蒸汽温度235 ℃左右，蒸汽压力1.0 Mpa，蒸汽温度和压力都没有大幅度波动，蒸汽过热度达55 ℃以上，因此判断A小机轴振大是由于发生水冲击的可能性较小。

（5）对轴承进行检查，发现各轴瓦温度在45～48 ℃之间，且就地用听针听各轴承位置声音比较清脆、规律，无太多的嘈杂声，所以分析因轴承损坏导致轴振大的可能性也较小。

（6）排汽温度过高会导致汽缸变形，使转子偏离中心线，造成动静摩擦，也是诱发轴振大的一个因素。经查，A小机排汽温度一直在42 ℃上下，就地检查汽缸外形及排汽管并无变形，与汽缸相连接的部件也没有发生蠕变现象，所以排除排汽温度高对A小机轴振大的影响。

（7）最后在就地反复检查，发现就地新装设的小机排汽缸减温水手动门开度很大，几乎全开。由于小机在设计时没有减温水管设计，为了防止小机冲转时因蒸汽量少导致排汽温度过高，后来在排汽缸加装了排汽缸减温水管及一个手动门。减温水喷头装设的位置较高，分析是因为减温水手动门开度过大，导致过量的减温水未经雾化直接喷射在小机转子叶片上，使转子受力不均，最后导致小机轴振大停机。处理及整改

（1）分析出是减温水手动门开度过大后，即派人先把门全关，重新开始冲转A小机，待排汽温度升高到80 ℃以上时，才稍开一点减温水手动门。经处理，A小机在冲转至前两次跳闸转速（1316 r/min、1454 r/min）时，轴振最大值处分别为10.7 μm、13.7 μm，振动明显比前两次小，最后A小机于17时21分48秒成功冲转至3100 r/min（正常运行时最低转速），检查排汽温度为45.4℃，在正常范围内。关小减温水手动门前后A小机轴振最大处数值比较如表2。

（2）打开减温水手动门时，发现只要稍开一点（大概1/20圈），排汽温度就很快从80多摄氏度降到40多摄氏度，因此分析是减温水管径过大，导致即使手动门在很小开度就会有较大量的水进入排汽缸，因此决定在减温水手动门后加装节流孔板，这样就能更好更容易地控制减温水量，具体整改如图2。结语

通过此次事故的处理及对排汽缸减温水管的整改，在以后几次的启动冲转过程中，A小机再也没有发生过因轴振大而跳闸的事故，保证了#7机组的顺利启动及安全运行。

参考文献

[1] 华东六省一市电机工程（电力）学会.汽轮机设备及其系统[M].北京：中国电力出版社，2006.[2] 王国清.汽轮机设备运行技术问答[M].北京：中国电力出版社，2003.[3] Q/MZN-103.501-2012，600MW机组集控运行规程主机部分.[4] Q/MZN-103.502-2012，600 MW机集控运行规程辅机及公用系统.

第三篇：35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理

2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理

[内容摘要]35kV宁清变电站2号主变35kV侧3502断路器跳闸，运行人员试送不成功，检修人员对一次、二次设备进行检查后送电，送电过程中初步判断为1号升压变故障，遂退出一号升压变。3502断路器再次跳闸后，经过仔细检查研究发现为直流蓄电池故障，导致控母、合母电压异常，在导闸操作过程中造成装置异常，产生误动。[关键词]升压变；蓄电池；控母 1 前言

35kV石清线带35kV宁清变，35kV宁清变35kV2号主变运行，35kV2号主变10kV侧1002断路器连接在10kV宁清水电站10kV母线上，10kV清牧线、10kV清团线、10kV清塔线在10kV宁清水电站10kV母线上运行，10kV清团线连接团结水电站，10kV宁清水电站1号、2号发电机组通过400V变10kV升压变压器连接于10kV宁清水电站10kV母线上，厂用电和35kV宁清变站用电源连接在宁清水电站升压变压器400V侧。2 设备基本概况

35kV宁清变电站于1982年投入运行。35kV2号主变3502断路器保护装置型号为华电生产的WKT-F2型线路微机保护装置，投运日期为2003年12月。2009年2月9日配电工区曾与生技部协调，35kV 2号主变后备保护更改为3502断路器保护装置，CT变比为75/5，1002断路器无保护运行。3 发现故障及原因分析

2009年9月19日接到局生技部通知，9月19日12：41分35kV宁清变35kV 2号主变3502断路器跳闸。配电工区保护班于9月19日17：402012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

到达35kV宁清变电站进行停电检查。

3.2 初步检查情况 1、35kV宁清变电站于1982年投入运行。35kV 2号主变3502断路器保护装置，型号为华电生产的WKT-F2型线路微机保护装置，投运日期为2003年12月。保护装置动作信号灯点亮，且装置报文如下：

装置时间 10：27：40.641 10：28：56.521 11：38：12.269 11：40：45.337

装置报文 过流跳闸 开关分闸 过流跳闸 开关分闸

（保护装置动作时间确认：根据9月19日保护班工作人员在35kV宁清变所做试验时记录的报文时间和实际时间（保护报文时间为05：15，实际时间为13：19）推测，报文时间滞后实际时间9小时）。

其他保护装置并无任何报文，初步判断为3502断路器后备保护装置动作跳闸。

2、根据运行值班人员所述，35kV 2号主变跳闸，汇报调度后重新试投依然不成功，将2号主变及10kV线路转换为冷备状态。

3、此次事故为35kV2号主变跳闸，办理事故抢修单后保护班对2号主变低压侧、高压侧二次回路及高压侧保护装置进行初步检查，试验班对一次设备进行了直阻、及绝缘测试，检修班对二侧断路器机构进行了检查。

4、检查继电保护调试记录，2月9日配电工区曾与生技部协调，35kV 2号主变后备保护更改为3502断路器保护装置,CT变比为75/5，1002断路器无保护运行,主变本体铭牌为高压侧最大短路电流为30A，低压侧为109.9A，35kV2号主变后备保护装置定值为：速断：32A，时间0S；过流：3.3A，时间0.3S，判断2号主变高压侧断路器跳闸，低压侧不跳为正确动2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

作。5、10kV清塔线CT变比50/5，定值为54A；10kV清团线CT变比200/5，定值为140A； 10kV清牧线CT变比200/5，定值为170A。

6、用钳型电流表测量3502断路器保护装置电流，A相为0.02A，C相为0.03A，B相电流回路在断路器机构箱处被短接；初步检查电流回路二次接线正确。7、3502断路器机构箱密封严实，跳合闸回路二次电位正确，外观检查良好。8、3502断路器保护装置过流脱扣保护于2008年9月进行过定检，向运行人员协调要对断路器进行传动试验，运行人员汇报调度不同意因此并未对断路器进行传动试验。

9、对35kV2号主变3502断路器保护装置进行校验，从端子排处A421通入1A电流，保护装置显示A相保护电流为1A，测量电流显示为15A；从端子排处C421通入1A电流，保护装置显示C相二次电流为1A，测量电流显示为15A；验证了保护装置采样正确。

10、按35kV 2号主变保护定值单：（昌电继字第2-2006471号）进行保护装置定值核对并验证装置试验：

速断：Idz=32A/0S 由于试验仪器通入电流较大，因此将速断值更改为11A后装置实际动作值为11.2 A/0S 过流：Idz=3.3A/0S

装置实际动作值为3.5A 重合闸退出

CT变比75/5 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

11、因35kV 2号主变施工图纸并未移交于配电工区，因此保护班人员在对保护装置二次回路检查时只能与保护装置背板进行核对检查，经检查判断二次回路正确无误。

12、对保护装置进行定值试验、二次回路、及一次设备检查无误后由运行人员向调度汇报要求再次送电，在送电过程中，根据调度要求将2号主变低压侧10021隔离开关断开对2号主变送电，9月19日12：35分2号主变送电正常，后调度要求将1002断路器拉开，合上10021隔离开关，最后合上1002断路器，12：57分送电正常。

13、运行人员汇报调度后要求将10kV1号升压变并网，在运行人员对10kV1号升压变送电至高压侧时，35kV 2号主变再次跳闸，保护班人员在检查保护装置报文时发现2号主变后备保护装置不能显示，复位装置后现象依然存在，将保护装置电源拉开后给上正常。

14、初步判断为1号升压变故障，在重新办理事故抢修单并做好安全措施后由试验班对1号升压变本体及电缆进行绝缘测试，检查均正常。

15、与生技部协调后并告知调度要求运行人员不投入10kV1号升压变，运行人员根据调度命令再次投入35kV 2号主变后正常。16、2009年9月20日35kV宁清变电站35kV 2#主变再次跳闸，其原因为：1）13：45分宁清变电站站内切割机电源为低压厂用电源（直接从所变低压侧接取，未经过空开），切割机电源有短路情况，值班员在查找故障时因拉开低压厂用屏、断开3502断路器二次保护电源时造成3502跳闸；2）14：14分，第一次对35kV 2号主变试送：宁清变电站2#主变3502断路器在合位，值班人员在合第二条10kV清牧线时（第一条出线10kV清塔线已2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

合好），使35kV 2号主变3502断路器再次跳闸；3）15：15分，第二次试送：宁清变电站35kV 2号主变3502断路器在合位时，合1002断路器正常后，合10kV电压互感器时，35kV 2号主变3502断路器又一次跳闸。

17、配电工区于18：58分到达35kV宁清变电站，由于35kV2号主变已投入运行，协调调度与生技部不能将2号主变退出。询问运行人员告知为：2号主变主保护中保护动作灯点亮，保护报文为重瓦斯动作，运行人员根据调度命令断开主保护装置电源，退出35kV2号主变保护分闸压板。

18、保护班人员检查报文时发现3502断路器保护装置测量电流A相为40.6A，C相没有电流，确认装置采样不正确。

19、配电工区对1号升压变及10kV电压互感器进行绝缘、直阻、耐压测试，试验数据正常，于2009年9月21日凌晨12：47分结束工作。

20、接配电工区领导电话于2009年9月21日早晨11：08分再次到达35kV宁清变电站对变电站内二次回路进行检查。

21、检查35kV 2号主变3502断路器机构箱、主变本体端子箱、1002断路器端子箱、保护屏二次回路、压板二次接线，回路正确。

22、对站内直流系统进行检查时发现：蓄电池型号为NP65-12 12V

65Ah 蓄电池屏有17节电池，电池有鼓肚及漏液现象，测量控制电源：271V，合闸电源：302V，正对地：+166V，负对地：-134V，测量单节电池电压：

（1）13.6V

2）13.7V

3）13.6V

4）13.7V

5）13.7V

6）13.6V

7）13.68V

8）80.0V

9）12.3V

10）13.6V

11）13.6V

12）13.7V

13）13.7V

14）13.6V 15）13.6V

16）13.5V

17）13.6V 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

第八节电池已坏，由此也可判断蓄电池电压过高，造成控制电源过高，在装置上对断路器进行操作时控制电源对装置冲击，长期运行使得保护装置运行不稳定，造成保护装置采样不准确，保护装置有误动的可能性。

23、与生技部协调后，退出35kV2号主变保护压板（软压板、硬压板）运行，再将10kV1号升压变并网运行。

24、在将1号升压变投入运行前操作厂用变低压侧励磁开关时，发现3502断路器保护装置报文显示为“开关分闸”，保护装置未发保护出口信号。

3.2 缺陷及处理

（1）根据保护装置的报文判断，9月19日3502断路器跳闸是因为故障造成的；保护装置正确动作。

（2）由于该变电站直流系统与保护装置长时间无人维护，蓄电池投运至今从未进行过蓄电池电压测试，造成直流系统的崩溃。电池电压过高（控制274V）造成保护装置采样不准确，CPU板损坏，值班员在倒闸操作时系统有一点波动就造成保护装置出口。

（3）35kV宁清变10kV三条线路保护均为过流脱扣保护，而主变3502断路器有保护装置，动作灵敏度远远大于过流脱扣保护的动作灵敏度。9月19日保护装置过流动作值3.3A换算为一次值是49.5A（CT变比75/5），已经远大于10kV线路保护的定值。判断为10kV线路故障越级造成3502断路器保护装置动作跳开了3502断路器，过流脱扣时间和动作值无法准确验证。

（4）而运行人员在操作10kV1#升压变时1001断路器没有跳开原因是2009年3月份将原1001断路器被换下,而现在的1001断路器保护是否为过2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

流脱扣,而实际变比是多少并不知道,而此次并没有先动作,可判断此断路器定值、时间均大于线路及3502断路器保护装置定值。

（5）35kV 3502断路器保护装置为线路保护装置且严重老化不满足主变保护装置要求，对3条10kV线路保护均为过流脱扣，无法与3502断路器进行时限配合。

（6）系统电池损坏造成电压长期运行过高，保护装置运行不可靠,有误动的可能性。

（7）站和升压站一次系统接线不规范，容易造成低压简单故障越级，扩大事故范围。4 防范措施

（1）对该站直流系统与3502断路器保护装置进行更换。

（2）对保护装置二次线进行整理，并进行标记，严防产生寄生回路。（3）配合10月11号停电对3502断路器进行传动试验并进行小修。（4）对1002断路器加装保护装置，以实现和10kV三条线路的保护配合。

（5）尽快协调进一步完善对35kV宁清变电站和35kV宁清发电站的运维职责划分。

（6）对值班员进行保护装置的基础培训；加大水电管理和设备巡视、维护力度。

（7）通过技改、大修项目上报，全面整治35kV宁清变一次、二次设备，提高运行可靠性。5 结束语 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

在电网安全运行中，保护装置的性能与运行维护起着决定性的作用，因此工作人员务必要时刻关注保护装置的运行性能并加强运行维护，使保护装置的运行性能提到到最大限度，使电网运行在让社会最放心的状态下。

第四篇：GIS断路器就地合闸引发越级跳闸的事故分析

GIS断路器就地合闸引发越级跳闸的事故分析

【摘要】全封闭组合电器（GIS设备）因其占用空间小、开断容量大、运行可靠性高的优点，在电力系统得到了广泛的应用，尤其是新建的110kV及以上变电站设备几乎全部采用全封闭组合电器。但GIS设备的运行维护与传统设备相比有诸多不同点。本文以一起全封闭组合电器断路器在汇控柜就地合闸，线路故障GIS断路器拒动引起主变后备保护越级跳闸的事故为例，详细分析了造成此次事故的原因，深入分析了GIS断路器二次回路的相关原理，并提出解决方法和整改措施。

【关键词】全封闭组合电器；变电运行；越级跳闸；二次回路

引言

六氟化硫全封闭组合电器设备，是一种体积更小、容量更大、电气开断性能更好的电气设备，用它组成的“气体绝缘成套变电站”-Gas Insulation Substastion-简称“GIS”，是由断路器、隔离开关、接地刀闸、PT、CT、避雷器组成的成套装置，对高电压深入工况、城市用电负荷中心，具有很高应用价值，越来越为世界各国的制造、设计及使用部门重视。[1]

本文以某地区220kV变电站，110kVGIS断路器汇控柜就地合闸对线路送电时，因线路电缆中端杆中相避雷器爆炸引线对塔体放电，GIS断路器拒绝跳闸引起主变中后备保护越级跳闸，造成1号主变110kV侧开关跳闸，110kV甲母线失压为例，深入分析了造成此次事故的原因，进一步分析了GIS断路器二次回路的原理及设计中存在的缺陷，并针对这一设计缺陷提出具体的、可行的整改措施。

1.事故发生过程

该220kV变电站的110kV全封闭组合电器型号为ZF10-126。正常情况下，GIS断路器的操作应在主控制室的后台机遥控进行，禁止在GIS汇控柜（就地控制柜）就地操作断路器。

事故经过：2013年7月2日，天气晴。08时46分，110kV故障线路113开关因线路故障跳闸，重合失败；10时44分，调度命令110kV故障线路113开关由热备用转冷备用，线路由冷备用转检修。线路检修开始。

14时50分，线路检修结束，调度通知线路送电。在送电过程中因后台机死机，当值变电站值班员在后台机没有恢复正常的情况下，擅自到该线路110kV汇控柜进行就地操作，将汇控柜上断路器“远方/就地切换开关”由“远方”切至“就地”位置，就地合上110kV故障线路断路器，因线路电缆中端杆中相避雷器爆炸对地造成短路，线路保护动作而线路断路器拒动，导致1号主变中后备动作越级跳开1号主变110kV侧101总开关，导致110kV甲段母线失压。因下级变电站备自投装置动作正确，未造成对外停电，未造成较坏的社会影响。

2.事故原因分析

根据《青岛供电公司GIS设备运行规程》规定：“GIS断路器可通过后台机或测控屏遥控操作，禁止在汇控柜就地操作。”[2]

正常运行时，断路器“远方/就地切换开关”应切至“远方”位置，此时允许主控制室进行遥控分、合闸。

遥控分闸操作：主控制室――测控屏――断路器操作箱――分闸回路――遥控分闸接点接通――接通分闸回路。遥控合闸操作：主控制室――测控屏――断路器操作箱――合闸回路――遥控合闸接点接通――接通合闸回路。

当断路器“远方/就地切换开关”切至“就地”位置时，遥控接点断开，遥控分闸、合闸回路断开，就不能进行遥控分、合闸操作，同时也切断了保护跳闸回路。此时若线路发生故障，线路保护正确动作，断路器将拒动，将造成变压器后备保护动作，越级跳闸。[2]

在本次事故中，工作人员在变电站站端后台机死机的情况下，现场将GIS汇控柜断路器“远方/就地切换开关”切至就地位置，合上断路器。恰巧送电电缆中端杆中相避雷器爆炸，线路保护动作发出断路器跳闸指令，而此时断路器“远方/就地切换开关”在就地位置，跳闸回路断开，线路断路器拒动。经过一定延时后，主变后备保护动作，跳开#1主变中压侧101断路器，110kV甲母线失压，造成此次事故。

3.整改措施

针对此次事故，提出以下可行的整改措施。

1）修改GIS断路器控制回路，使保护回路与手动回路分离，保护回路不经断路器“远方/就地切换开关”，直接接入GIS操作机构。[3]

此修改不改变GIS断路器操作机构内部接线的情况下，而只是将主控室测控装置发送的保护跳闸指令与手动跳闸指令分开，成为独立的两个回路。手动跳闸回路不做修改，只更改保护回路，使之不经断路器“远方/就地切换开关”，直接短接至GIS断路器操作机构。

这种修改方法可以保证手动回路功能全部正常，可以正常的进行遥控（或就地）的分、合闸操作，同时可以保证当断路器“远方/就地切换开关”切至“就地”位置时，保护指令可以不经断路器“远方/就地切换开关”，正常动作于断路器操作机构，使断路器正常分、合闸操作，可以从根本上解决这一设计缺陷。

2）对GIS汇控柜“远方/就地切换开关”本身进行改造，加入钥匙控制功能，将解锁钥匙纳入防误闭锁装置管理。

ZF10-126型GIS汇控柜中“解锁/联锁操作把手”是使用钥匙控制，只有插入钥匙解锁，才能将把手切至“解锁”位置。同样的原理，我们可以讲断路器“远方/就地切换开关”也加入此功能。

正常运行时，解锁钥匙应取下，并封存于智能解锁钥匙箱，在现场运行规程中进行明确规定，GIS断路器严禁汇控柜就地操作。当遇到特殊情况必须在汇控柜就地操作时，应严格履行解锁流程，由运行管理部门的专责人批准进行解锁。通过加入强制性闭锁，也可以避免此类事故的发生。

3）制作操作提示卡，对汇控柜就地操作的风险进行提示，从运维管理方面加强控制。

上述两种方法虽然可以从根本上避免GIS断路器汇控柜就地操作的风险，然而二次回路的改造需要结合停电检修进行，无法在短时间内完成整改；而且，对现有的变电站GIS设备，也无法进行“远方/就地切换开关”的改造，加入闭锁功能。因此，要在短时间内避免此类事件的发生，加强运维管理是相对快捷和有效的方式。

我们的做法是，制作“GIS断路器就地操作提示卡”，提示卡以深黄色为底色，显得醒目。对GIS断路器就地操作的风险进行说明，并粘贴在汇控柜断路器操作把手旁，使操作人员可以一目了然。

4.总结

综上所述，我们通过对此次事故的深入分析，充分认识到GIS断路器“远方/就地切换开关”的重要性，又通过对GIS断路器控制回路的分析，发现GIS断路器控制回路存在的重大设计缺陷。只有将保护回路与手动回路分离，才能从本质上消除断路器控制回路的缺陷。另外，对于新投运的设备应尽量要求厂家对断路器“远方/就地切换开关”加装强制闭锁锁具，并加入防误管理。同时，对于现有的GIS设备，我们也可以通过设计提示卡等方法加强运维管理，从管理层面避免此类事件的发生。

参考文献

[1]林丕纶.六氟化硫全封闭式组合电器的特点及应用[J].电气工程应用，1986，3：48-51.[2]侯延?H.浅谈SF6全封闭组合电器的维护、检修与管理[J].水力发电，2006，10：36-37.[3]赵志鸿.探究110 kVGIS电气二次回路中存在的问题[J]，科技资讯，2014，33：98-99.[4]苏东亮.220kVGIS断路器跳闸回路缺陷探讨[J]，山东电力技术，2014，98（2）：54-56.作者简介

陈先凯，男，助理工程师，从事变电站运维检修工作。徐国强，男，工程师，从事变电站运维检修工作。肖文军，男，高级技师，从事变电站运维检修工作。周全越，男，助理工程师，从事变电站运维检修工作。

第五篇：质量分析材料一

2017—2018学（上）六年级 英语期末测试质量分析材料

一、整体来看。

本次命题体现素质教育要求，加强考试内容与学生生活实际的联系，重视对学生运用所 学的基础知识和技能的考查，有利于促进学生生动、活泼、主动地学习。试卷从教材教学要 求和学生的实际水平出发，着重考查学生听力、理解、运用语言的能力，试题难易适度，题 型灵活多样，符合新课标的要求。

二、试题的特点。

（一）、注重了基础知识的考查。

试卷中能充分体现考查学生基础知识为主要目标的命题原则，坚持依据于课本，但又避免教材中机械的知识，对于一些学生必须掌握的基础知识作为重点考查的内容。如：第一题、第二题、三题；因为这些基础知识的掌握能更好地为今 后的学习打下坚实的基础。

（二）、渗透了能力考查的要求。

英语作为语言，是一种交际的工具。小学英语教学根据小学生的年龄特点和语言学习的 规律，确立以听、说、读、写能力的培养为主要目标。小学英语教学不仅要教给学生一些最基本的语言知识，而且要教给学生运用语言的方法和能力。本次测试在试卷的问题设计上，不仅突出了对学生听、读、写、能力的考察，而且增加了对学生阅读理解能力和活用语言能 力的考查。

（三）、融英语教学与学生的生活实际，且体现了考查的全面性。小学英语的教学内容贴近学生生活，本次测试试题内容同样体现了贴近学生生活的原 则，侧重用已学过的英语知识解决实际问题，既源于课本，又高于课本，充分体现了素质教 育的内涵，特别是补全句子。除了发挥测试的作用外，对考生今后学习英语、运用英语也有 一定的启迪。同时，本次测试在全面考查学生基础知识及基本技能的基础上，重视对学生运 用所学知识分析、解决实际问题的能力，对学生应具备的基本文化素质和能力进行了全面考 查。总之，整个试题的布局合理，题量适中，对教师的教学及学生的后续学习都有一定的导 向作用。

三、测试的总体情况分析。

本次测试，蒙班总分：3828.平均：57.1.及格率46%，优秀率：16%，全班 69 人，汉班总分：2536.平均：74.5.及格率85%，优秀率：44%，全班 34 人。两处教学点班 级英语基础扎实。但是要 100%及格，下学期还要努力辅导那个差生，他只是比常人学得慢 些，但是老师一定要相信他并且要帮他树立学好英语的自信心。

四、各大题的做题情况分析与探究。

主要考查学生的语言基础知识和基本技能，包括词、句的正确运用和读写能力 的考查。共八大块内容，分别为：

（一）补全单词。

（二）单项选。

（三）从选项中选择与划线部分意义一致的选项。

（四）情景交际。以上四大题较简单，主要考查学生词汇和问答句子的基础 知识，做题情况较好。

（五）阅读理解。阅读句子词汇，共十五小题，本题灵活，都是课本上的常识题，和生活实 际相连，主要是学生粗心和对这块知识掌握不好。

（六）连词成句。都是课本上的常识题。立岗的相对较好，虽然对这类问题平时训练较多。但是学生不懂得把时间词放后导致好几个学生被扣分。

（七）句型转换。这道题做错较多，究其原因，教师教会了学生转换方法，学生 应用的时候不够灵活。

（八）快乐小写作。学生写的举行不够恰当，多练习。

从整个题的分析来看，学生掌握了基础知识，语言综合运用能力强。但做题还不能完全灵活运用，并不够细心。以上这些还有待于在今后的教学中得到加强。学生成绩可看出： 只要再加强学生考试时细心程度的培养，成绩还有一点进步空间。另外，对班上差生的培养，需要再找方案。总体看，两个教学点的学生基础 扎实，加强理解语言的能力。