一起35kV线路保护越级跳闸事故的分析（精选五篇）

第一篇：一起35kV线路保护越级跳闸事故的分析

2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

一起35kV线路保护越级跳闸事故的分析

吐鲁番电业局 李长福 联系电话***

[摘要]就一起35kV线路故障导致的保护越级跳闸事故进行了介绍。根据事故前的运行方式、事故经过及相应的保护动作情况，分析了导致事故发生的原因和暴露的问题，提出具体的防范措施，以保障电网实现安全稳定运行。

[关键词]越级跳闸；事故分析；防范措施 事故前的运行方式及保护投退情况

2011年12月29日，35千伏连木沁变35千伏蒲连线、35千伏连列线和35千伏连水线，都按正常方式t投入运行，保护定值和出口压板按地调定值单正常投入。

图1事故前的接线方式

2事故经过和保护动作情况

2011年12月29日7：02：26，110千伏蒲昌变35千伏蒲连线过流III段保护出口跳闸，重合动作不成功，连木沁变侧35千伏蒲连线保护启动无任何动作信息，在同一时刻金汇电厂小电源解列装置动作跳开35千伏连列线断路器，造成35千伏连木沁变全站失压。

07：10，地调令断开连木沁变35千伏连水线断路器后，试送蒲昌变35千伏蒲连线、连列线开关成功，连木沁变恢复运行。随后通知维护人员对35千伏连水线进行事故巡线。维护人员发现连水2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

线正常，只是连水线外水电站内线路故障。地调要求水电站断开35千伏一二线后，35千伏连水线送电成功。故障经过及原因分析

此次事故的故障点在35千伏一二线上，应由水电站内35千伏一二线开关动作跳闸切除故障，但其未能动作，应由上级连木沁变35千伏连水线动作跳闸切除故障，却也未能动作，最终导致蒲昌变35千伏蒲连线开关越级跳闸。在发生故障的第一时间，继保人员对可能导致故障发生的原因进行了分析。由于故障点站内为老式常规站，记录的时间和连木沁变内继电保护装置记录的时间不一致，给事故分析带来了一定的难度。原因可能为（1）可能存在35千伏连水线和蒲连线CT变比或极性错误，导致越级跳闸；（2）由于水电站内保护装置为老式继电器使用时间长，可能存在插件或者保护元件老化的现象，导致保护拒动；（3）保护定值整定错误导致保护拒动。

经过检查保护定值可知：蒲昌变35千伏蒲连线过流III段定值为4A，动作时限为1.0S，连木沁变35千伏连水线定值为5A，动作时限为0.7S。为找出故障发生的真正原因以及对故障进行处理，继保人员对现场的保护动作数据以及录波图进行了查看：

由于35千伏一二线故障时，同时连木沁变35千伏连水线和蒲昌变35千伏蒲连线保护装置启动，短路电流达到保护启动值，通过短路故障电流示意图可以看出，此时经过35千伏连水线的短路电流 I3 分别是由系统电源短路电流 I1 和金汇电厂电源短路电流 I2 同时提供，即：I3=11+I2，故障电流达到5.9A（二次值）。已满足35千伏连水线动作值5A和35千伏蒲连线动作值4A，从录波图上显示的时间可以得出：在故障持续了0.6秒后，金汇电厂小电源解列装置动作切除金汇电厂电源。（金汇电厂小电源解列装置动作时间是0.5秒，加上断路器固有动作时间0.1秒刚好是0.6秒）此时经过35千伏连水线的短路电流I3等于系统电流提供的的短路电流11，短路电流减小，动作值小于定值整定值，35千伏连水线保护返回，当35千伏蒲连线仍未返回，持续动作直到动作时间后，跳开蒲昌变35千伏蒲连线开关，切除故障。由此，可以判断导致故障发生的原因（1）是不存在的。

为了判断原因（2）是否正确，需要对35kV一二线时间继电器测试，经过多次测试确实为时间变化较大，存在设备老化拒动和误动的现象。

对35kV连木沁变连水线和鄯连线保护定值整定计算核查发现，电流整定定值不满足规程要求，灵敏度仅为1.1，小于规程规定的1.20。

图2 连木沁变35kV连水线故障录波图 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

图3 连木沁变35kV鄯连线录波图 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

图4 连木沁变35kV连列线录波图

4防范措施及整改

4.1经过此次35千伏蒲连线跳闸情况分析，重点针对变电站母线既有小电源上网线路也有正常负荷出线的情况，开展核查小电源解列装置切除时间是否与出线保护跳闸时间相配合。对于较早切除小电源的情况，在考虑最小短路电流时不考虑其提供短路电流的影响以保证后备保护的灵敏度。

4.2上级部门加强技术监督管理。某些处于电网联络点的用户变电站，可能会由于运行经验、技术水平的局限，对设备的运行、维护、试验等方面的管理不够规范。因此，上级供电部门应指导其完善设备档案、制定运行规程，并督促其定期对舍内进行检验。这样不仅可以提高用户本身用电的可靠性，还确保了主网需要经过用户变进行供电时的安全性。

第二篇：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

第三篇：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.

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：论文 集电线路跳闸事故分析和改进

题目：通过分析2013年7月11日驿道风电场主变低压侧301开关跳闸的原因，完善风电场电气二次保护。编写人：于江、秦宝平、王立群 主题词：故障分析、越级跳闸、解决方案

一、故障发生前运行方式和工况

1、运行方式：110kV送出线、#1主变、35KV#4母线、集电一线至集电六线、#2无功补偿装臵（SVG）正常运行，#1无功补偿装臵备用。所有保护及保护压板按规定投入。63台风机正常运行，3台风机故障停运。

2、运行工况：风场区域正降暴雨并伴有频繁雷电，风场风速5.0米/秒，风场总负荷12MW。莱州线电流：41.48A 电压：117.5kV功率因数：1

二、故障现象及分析简介

1、故障现象：

00：34，天空中一道闪电，值班人员随即发现主变低压侧301开关跳闸，集电五线316开关跳闸，集电二线312开关状态变为灰色，66台风机全部停运，立即汇报值长、地调王磊。2处理过程：

故障发生后，检修公司其它人员及风场管理人员立即到达现场，并检查开关保护动作情况及故障录波情况，初步判断故障原因为集电四线、集电五线遭雷击所致。在检测35kV母线绝缘正常后送电恢复，此后逐步

恢复。至17：10，集电四线和集电五线送电完毕，恢复正常。

三、原因分析：

调阅故障录波器中故障前后波形显示，00时34分09秒322毫秒，集电四线与集电五线同时发生相间短路并伴接地故障，从电流及电压波形看集电四线C相与集电四线B相、集电五线B相波形相反，幅值与集电四线B相、集电五线B相之和相当，分析故障起因为雷击造成同塔双回的集电四线、集电五线放电并伴有接地，具体为：集电四线C相向集电四线B相、集电五线B相放电，同时伴有接地。00时34分09秒964毫秒集电五线316开关由于零序保护动作而跳闸（因故障录波器中未接零序电流信号，故无法获取零序电流值），集电四线B、C相间短路及接地故障仍未消失，集电四线C相电流达到35.583A（二次值），B相电流达到19.447A（二次值），故障录波器中未接零序电流信号，无法获取集电四线零序电流值，集电四线零序保护、过电流保护均未动作，00时34分09秒951毫秒#1主变低压侧301开关二段过流保护动作，301开关跳闸（故障后35kV母线产生45.699V（二次值）的零序电压）。

综上分析故障原因为：因雷击造成同塔双回的集电四线、集电五线放电并伴有接地，集电五线316开关零序保护动作而跳闸，集电四线315开关无任何保护动作，导致主变低压侧301开关二段过流保护动作，集电一线至集电六线停运，63台风机停运。

也就是说，这次雷击因集电四线315开关的保护未动作造成保护越级动作，扩大了停电的范围。

四、应采取的防范措施

1、认真核查各集电线路保护定值、回路接线，确保保护正确动作。

2、进行35kV各集电线路保护二次回路极性的修改。避免类似故障的再次发生。