关于918线路速断事故跳闸原因报告

第一篇：关于918线路速断事故跳闸原因报告

关于918线路速断事故跳闸原因报告

一、事故原因分析：

事故发生后，我们对所有的10kv供电配电柜及设备进行了认真的检查发现指挥中心供电一回线路柜内一老鼠爬上C相避雷器上被击穿放电引发弧光与中相之间形成了弧光短路而引起线路速断保护动作跳闸，根据现场放电的痕迹以及老鼠所在位置分析，此次事故的原因确定由老鼠上柜内避雷器上引发事故，现在已将损坏的避雷器更换上同型号的合格备用避雷器，现场已处理具备供电条件。二，整改措施：

1、将现场所有电缆沟的缝隙及进出线缝隙进行填堵。

2、放置防鼠害用品用具。

鄂尔多斯金港湾国际

汽车城开发有限公司 2013年9月6日

第二篇：线路故障跳闸原因分析报告

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。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。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 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）故障分析结论 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：

第三篇：送电线路跳闸事故调查报告

事故调查报告

2012年4月17日上午10时10分左右，XXX110kV送电线路发生电网跳闸事故，我现场监理人员与施工项目部配合哈密电力公司运行人员经过排查，确定故障点在77#—78#档间，即施工项目部展放地线的52#与53#之间位置。事故原因分析：

经过现场勘察及询问，对事故现场进行了分析，初步认为施工项目部在地线展放过程中，因事故发生地地表松软，施工单位的牵引设备无法前行，于是将地线倒把圈盘至本工程52#塔处，然后再进行人工展放至53#塔，用机车牵引，继续抽拉盘放于52#塔处的地线。事故发生前（上午10点之前），本地天气晴朗，视线开阔，风速小于4级以下，完全满足施工条件。据现场施工人员介绍与现场的风摆拖曳痕迹来看，在10点10分左右，突起强烈阵风，将52#—53#之间尚未升空的地线吹的大幅度来回摆动，致使疆—雅110kV线路77#-78#边C相导线安全距离不够而发生放电跳闸事故。因当时大风骤起，现场施工人员忙于规避大风，并未接触地线，故未形造成人身伤亡事故。展放的地线与疆—雅110kV线路也未发现弧光损伤。后分析地线与XXX110kV线路C相并未完全接触，所以故障点不明显，难以发现（在下午17时左右才找到）。

暴露出的问题：

1、施工项目部只报审20#—46#的导地线展放，未经监理项目部许可，擅自进行报审内容以外的地线展放工作，失去监理人员（在33#导线压接现场）的监管。

2、临时修改报审的施工方案（无导地线需倒把圈盘）内容；

3、编制报审的施工方案中未涉及导地线突临大风的应急措施；

4、施工项目部管理人员不到位，监管力度不够；

5、监理人员未能及时发现施工单位超范围工作，并进行有效制止，存在一定监理责任。

采取措施

1、针对以上问题，我公司监理部首先要求施工单位立即进行相关的内部调查，并要求施工单位进行内部整改，并下发监理通知单。

2、公司对相关监理部责任人员（总监、总监代表、现场监理工程师）予以全公司通报批评并给与考核，监理项目部内部组织学习，进一步提高监理人员的责任心。

XXX监理公司工程部

2012年4月18日

第四篇：10kv电力线路跳闸原因有哪些

10kv电力线路跳闸原因有哪些

随着国民经济的发展与电力需求的不断增长，电力生产的安全问题也越来越突出。对于送电线路来讲，雷击跳闸一直是影响高压送电线路供电可靠性的重要因素。由于大气雷电活动的随机性和复杂性，目前世界上对输电线路雷害的认识研究还有诸多未知的成分。进行高压送电线路设计时要全面考虑，综合分析每一条线路的具体情况，通过安全、经济、质量比较，选取有针对性的防雷设计技术措施，以达到提高供电可靠性的目的

线路防雷保护首先在于抓好基础工作，目前国内外在雷电防护手段上并没有出现根本的变化，很大程度上要依赖传统的技术措施，只要运用得好，仍然是可以信赖的。对已投运的线路，应结合地区的地貌、地形、地质以及土壤状况与接地电阻的合理水平给出正确的评价，找出可能存在薄弱环节或缺陷，因地制宜地采取措施。

高压送电线路遭受雷击的事故主要与四个因素有关：线路绝缘子的50%放电电压;有无架空地线;雷电流强度;杆塔的接地电阻。高压送电线路各种防雷措施都有其针对性，因此，在进行高压送电线路设计时，我们选择防雷方式首先要明确高压送电线路遭雷击跳闸原因。

根据高压送电线路的运行经验、现场实测和模拟试验均证明，雷电绕击率与避雷线对边导线的保护角、杆塔高度以及高压送电线路经过的地形、地貌和地质条件有关。对山区的杆塔，我们的计算公式是：

山区高压送电线路的绕击率约为平地高压送电线路的3倍。山区设计送电线路时不可避免会出现大跨越、大高差档距，这是线路耐雷水平的薄弱环节;一些地区雷电活动相对强烈，使某一区段的线路较其它线路更容易遭受雷击。

雷击杆、塔顶部或避雷线时，雷电电流流过塔体和接地体，使杆塔电位升高，同时在相导线上产生感应过电压。如果升高塔体电位和相导线感应过电压合成的电位差超过高压送电线路绝缘闪络电压值，即 Uj > U50%时，导线与杆塔之间就会发生闪络，这种闪络就是反击闪络。序号 对照项目 反击 绕击 1 雷电流测量 电流较大(结合电流路径)电流较小(结合电流路径)2 接地电阻 大 小 3 闪络基数及相数 一基多相或多基多相 单基单相或相临两基同相 4 塔身高度 较高 较低 5 地形特点 一般，不易绕击 山坡及山顶易绕击处 6 闪络相别 耐雷水平低相(如下相)易绕击的相(如上相)由以上公式可以看出，降低杆塔接地电阻Rch、提高耦合系数k、减小分流系数β、加强高压送电线路绝缘都可以提高高压送电线路的耐雷水平。在实际设计中，我们着重考虑降低杆塔接地电阻Rch和提高耦合系数k的方法作为提高线路耐雷水平的主要手段。

清楚了送电线路雷击跳闸的发生原因，对照下面表1内容，我们就可以有针对性的对设计中送电线路经过的不同地段，不同地理位置的杆塔采取相应的防雷措施。

⑴ 加强高压送电线路的绝缘水平。高压送电线路的绝缘水平与耐雷水平成正比，加强零值绝缘子的检测，保证高压送电线路有足够的绝缘强度是提高线路耐雷水平的重要因素。我们在设计高压线路时充分比较各种绝缘子的性能，分析其特性，认为玻璃绝缘子有较好的耐电弧和不易老化的优点，并且绝缘子本身具有自洁性能良好和零值自爆的特点。特别是玻璃是熔融体，质地均匀，烧伤后的新表面仍是光滑的玻璃体，仍具有足够的绝缘性能，所以设计中我们多考虑采用玻璃绝缘子。

⑵ 降低杆塔的接地电阻。高压送电线路的接地电阻与耐雷水平成反比，根据各基杆塔的土壤电阻率的情况，尽可能地降低杆塔的接地电阻，这是提高高压送电线路耐雷水平的基础，是最经济、有效的手段。对于土壤电阻率较高的疑难地区的线路，则应跳出原有设计参数的框框，特别是要强化降阻手段的应用，如增加埋设深度，延长接地极的使用，就近增加垂直接地极的运用

⑶ 根据规程规定：在雷电活动强烈的地区和经常发生雷击故障的杆 塔和地段，可以增设耦合地线。由于耦合地线可以使避雷线和导线之间的耦合系数增大，并使流经杆塔的雷电流向两侧分流，从而提高高压送电线路的耐雷水平。

⑷ 适当运用高压送电线路避雷器。由于安装避雷器使得杆塔和导线电位差超过避雷器的动作电压时，避雷器就加入分流，保证绝缘子不发生闪络。根据实际运行经验，在雷击跳闸较频繁的高压送电线路上选择性安装避雷器可达到很好的避雷效果。目前在全国范围已使用一定数量的高压送电线路避雷器，运行反映较好，但由于装设避雷器投资较大，设计中我们只能根据特殊情况少量使用。

作为设计部门，我们在进行送电线路设计时还应注意以下几点：(1)在选择高压送电线路路径时，应尽量避开雷电多发区或对防雷不利的地方;对于易受雷击的杆塔接地，要尽量降低接地电阻。

(2)在选择避雷方式时也要充分考虑本地区的防雷经验及特点，选用合适的避雷方法;(3)对于雷击多发区也应当减少大档距段的设计和在规程允许的范围内降低塔高。

(4)加强高压送电线路的验收。对于新投产的高压送电线路，做好高压送电线路的验收工作，抽查接地体的埋深是否符合规程的要求，射线长度是否达到设计的长度，接地体与接地引下线是否有可靠的电气连接，这些都是保证杆塔可靠防雷基础。

(5)对已投运的线路，生产单位要加大对老旧线路的投资和改造力度，对运行中发现问题较多的线路、雷击频发区段，要集中人力、资金，尽快进行改造。

在总结了送电线路防雷工作存在的问题和如何运用好常规防雷技术措施的基础上，我们认为雷电活动是小概率事件，随机性强，要做好送电线路的防雷工作，就必须抓住其关键点。综上所述，为防止和减少雷害故障，设计中我们要全面考虑高压送电线路经过地区雷电活动强弱程度、地形地貌特点和土壤电阻率的高低等情况，还要结合原有 高压送电线路运行经验以及系统运行方式等，通过比较选取合理的防雷设计，提高高压送电线路的耐雷水平。雷电活动是一个复杂的自然现象，需要电力系统内各个部门的通力合作，才能尽量减少雷害的发生，将雷害带来的损失降低到最低限度。

第五篇：220kV线路事故跳闸动作分析及防范措施

220kV线路事故跳闸动作分析及防范措施

【摘要】通过对现场220kV线路事故跳闸详细动作情况，查找原因，找出问题所在，提出了防止以后类似事故再次发生应采取的防范措，供现场技术人员学习。

【关键词】线路故障；跳闸；保护动作；三次谐波；RCS 901B保护

前言

目前全国各省电网220kV输电线路综合自动化改造正在进行，根据现场工程实际经验，我们阐述220kV输电线路综合自动化改造中容易出现的问题及处理办法，供现场综合自动化改造工程人员学习参考。

1、220kV线路故障跳闸情况简述

1.1 某220kV双回线的乙线故障简述

某年某月某日下午，某220kV双回线的乙线A相发生接地故障，两侧变电站（用A和B表示）的乙线保护动作跳闸，其中A变电站切除220kV乙线开关，B侧因为是线路变压器组接线方式，没有主一次开关，所以只切除B侧的2号主变66kV主二次开关；A侧乙线故障鉴别重合闸动作，重合于永久性接地故障；紧接着A、B变两侧保护动作又将A变侧220kV乙线开关切除，乙线为正方向区内永久性单相接地故障，A、B变两侧保护动作行为正确，跳闸正确。

1.2 某220kV双回线的甲线故障简述

在A变侧乙线重合闸动作过程中，A变侧220kV甲线RCS-901B保护装置向对侧B变侧错误发信，B变侧220kV甲线RCS-901B保护装置收信后，经过逻辑判据，判定为区内正方向故障，纵联零序保护动作切除B变的1号主变66kV主二次开关，造成B变全站停电。A变侧的220kV甲线RCS-901B保护装置、RCS-931B保护装置都没动作，但却向B变侧错误发信，这是造成B变侧保护动作切除1号主变66kV主二次开关的直接原因。

2、动作情况简要分析

2.1 220kV乙线

220kV乙线在A、B变电站之间发生永久性单相接地故障，两侧保护的动作行为正确，即单相接地保护出口跳闸，接着重合闸动作出口，但重合于故障线路，紧接着保护后加速动作快速切除开关。

2.2 220kV甲线

220kV甲线在220kV乙线重合于单相接地故障时，对A变侧甲线来说是反方向的区外故障，保护装置会因乙线故障电流的冲击而启动，但在逻辑功能上进行判据时不会动作，也不会错误发信，可是由于B变为线路变压器组接线方式，重合于故障线路造成对两台主变的瞬时冲击，造成电压畸变非常严重，造成电压相角发生偏移，使保护装置错误的判定为区内正方向故障，大约10ms时间向B变发送允许信号，此时B变这侧甲线RCS-901B保护逻辑判定为区内正方向故障，且瞬时收到对侧A变发来的允许跳闸信号，且接地零序电流满足保护纵联零序保护定值，所以保护纵联零序动作跳开B变侧的1号主变主二次开关。

2.3 动作原因

本次故障中，A侧变电站的甲线RCS-901B装置反方向故障时零序功率方向误判为正方向，从而直接导致了甲线B侧区外故障时动作异常。故障中，A侧甲线RCS-901B的相电压和零序电压明显异常，含较高三次谐波。当TV中性线异常时，TV励磁电流中的三次谐波电流没有流通回路，导致绕组电压发生畸变出现相电压含三次谐波现象。本次故障中，相电压和零序电压中有明显三次谐波与TV二次中性线异常的特征相似。当TV二次中性线异常时，系统发生接地故障时，有可能使TV二次中性点电压偏移，采用三相电压相加求的零序电压可能出现偏转，导致系统发生接地故障时，采用自产3U0计算的零序功率方向可能发生误判。

2.4 动作结果

综合上述分析，重合于故障后，B侧和A侧的甲线RCS-901B 纵联保护均判为正向，B变侧RCS-901B 的纵联变化量方向/纵联零序方向跳闸出口跳闸，而A侧 RCS-901B 保护因延时不满足条件，未能动作。两侧RCS-901B保护动作行为符合保护设计原理，本次故障应是TV二次中性线异常，导致区外故障时纵联保护动作跳闸。

3、现场调查A变的TV二次中性线接线情况

对A变的220kV甲线RCS-901B保护装置进行查线，发现甲线RCS-901B保护装置电压回路A730、B730、C730、N600为四颗黑色线，其中A730、B730、C730三颗黑线为辅助操作屏切换出来的电压，但RCS-901B保护装置电压回路N600并未与操作屏的N600相连接。后经查线发现，RCS-901B保护装置电压回路N600接到了RCS-901B保护屏顶小母线的N600，此小母线N600接地点已拆除。原来与甲线RCS-901B保护屏相邻的是乙线RCS-931B保护屏，分析原因为220kV甲线综自改造工程时，因为保护装置不更换，RCS-901B保护装置N600没更换接线，依然接在了甲线RCS-901B保护屏顶N600小母线上。后相邻屏220kV乙线综自改造时将屏顶N600小母线接地点拆除，甲线RCS-901B保护屏N600恰恰接在这段N600小母线上，致使220kV甲线RCS9-01B保护装置N600失去接地点造成悬浮。这是此次事件的直接原因。

4、整改措施

（1）甲线RCS-901B保护装置N600现已更改正确，从现场打印的波形图来看，已恢复正常波形。（2）对其他变电站进行自查N600接地情况，如有类似情况，立即改正，并正确接地。（3）对变电站综自改造过程中的TV二次回路接线必须高度重视，保证接线的正确性，防止继电保护装置不正确动作的发生。

参考文献

[1]RCS 901B保护装置保护装置说明书.[2]200kV系统继电保护和自动装置现场运行规程.作者简介

李字芹，女，1966.02.27，研究生硕士学位，副教授，国家职业技能鉴定高级考评员，研究方向发电厂及电力系统专业.