断路器跳闸分析

断路器跳闸分析（共8篇）

断路器跳闸分析 篇1

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

断路器跳闸分析 篇2

1 跳闸简要情况及原因分析

2014-10-08T19:02—19:53, 达州站后台发现全站公用直流屏1号、2号主馈线柜直流接地信号和复归信号。巡视发现, Ⅰ段直流正接地发生在500 k V5031、5032、5033开关测控屏回路, Ⅱ段直流负接地发生在5033断路器保护屏回路上。为了避免出现直流两点接地造成开关误动或拒动, 对500 k V5031、5032、5033开关测控屏回路进行拉路查找, 20:01, 当拉开直流分屏上5031、5032、5033开关测控屏总电源空开时, 5033开关跳闸, 两段直流接地信号均复归。

1.1 故障查找和处置过程

5033开关保护装置电源取自II段直流馈线屏, 5031、5032、5033开关测控装置取自I、II段直流馈线屏经切换后的电源, 在I、II段直流空开均投入的情况下, 直流切换装置默认为I段直流供电, 在I段直流失电后, 切换装置自动切换至II段直流。5031、5032、5033开关测控直流回路原理图如图2所示。

现场检查发现, 5033开关C相第二组跳闸回路和信号回路对地绝缘低 (小于5 MΩ) 。合上第二组操作电源后, 检查发现5033开关C相信号回路带有正电, 且在110 V左右 (5033测控电源空开已拉开) , 可以确定5033开关第二组操作电源已窜入到5033开关信号电源回路中。

对5033开关机构内跳闸回路进行分析, 第二组跳闸回路中串接有“远方/就地”切换开关、SF6闭锁继电器和BG1辅助接点, 解开以上三个元件在机构端子排上的接线, 分别对地摇绝缘, 发现闭锁继电器K10外部接线 (11、24) 对地绝缘在5 MΩ以下, 说明K10继电器及其上下两端至端子排的接线存在绝缘降低的问题。经检查发现, K10继电器底座上中间螺丝处有润滑剂, 且底座上有明显的裂痕, 将K10继电器拨出后, 操作回路与信号回路之间的绝缘恢复, 插上K10继电器后, 操作回路与信号回路之间的短接现象再次出现 (现场反复试验3次, 情况相同) 。由此可以断定K10继电器或其底座内确实存在操作回路与信号回路短路的现象。

将K10继电器拆下, 对其3组接点进行测量, 并对3组接点之间进行绝缘检查, 发现继电器内的3组接点之间绝缘均正常, 排除继电器本身故障的原因。拆开K10底座进行检查, 并对各接线座进行绝缘检查, 发现底座上接线端11与接线端21之间绝缘下降到1 MΩ以下, 继续拆解底座接线连接片, 发现底座内部信号回路用的接点 (21、24) 与操作回路用的接点 (11、12) 内有污点, 但并非灼伤和烧蚀的痕迹。第二组操作回路与信号回路在K10内的联系图如图3所示。

K10继电器底座有裂纹, 且信号回路用的接点与操作回路用的接点之间有污染物存在, 11与21之间的绝缘几乎为零。由此可以确定, K10底座内 (11、12) 与 (21、24) 两组接点的绝缘低, 导致5033开关信号回路的直流窜入第二组跳闸回路, 是5033断路器分闸的原因。

更换同型号K10继电器, 并对回路绝缘进行检查, 分别合上信号电源、第一组操作电源、第二组操作电源, 并测量回路电压, 测试结果正常。对开关进行了分合闸试验, 结果正常。

1.2 跳闸原因分析

运行人员在发现直流I段有正接地、II段有负接地现象时, 对系统进行拉路操作。在拉开51小室直流I段馈线屏上“5031、5032、5033开关测控柜电源I”总空开后, 测控装置上的电源自动转换地自动将信号电源由Ⅰ段直流切至II段直流上, 导致5033开关II段上的信号直流正极窜入II段上的操作回路, 使跳圈动作跳闸。

5033开关C相机构内闭锁继电器K10底座有污点和破裂现象, 且在运行中, 底座上面还有大块的润滑剂与底座后挡板粘连, 导致K10上通过的信号回路与操作回路有导通, 同时存在接地现象。如图4所示, 在5033开关处于合位时, 机构内的操作回路均带负电, 此时回路上的接地均报负接地, 而此操作回路为II段直流提供, 所以报II段直流负接地, 而信号回路由I段直流供电。当接点24与接点12之间因绝缘降低发生间歇性短接, 此时信号回路的接地应为正接地, 所以报I段直流正接地。

5033开关跳闸原因为直流II段的信号回路正电通过K10继电器中的信号, 与跳闸接点窜入到5033开关第二组跳闸回路, 5033开关C相跳闸后由机构内不一致继电器动作后, 再三相跳闸。

跳闸后, K10继电器中的跳闸回路应不带电, 所以直流I段接地应复归, 而信号回路仍然带电, 如果接地点仍然存在, 则信号回路应报直流正接地, 但通过分析前期监控信息可以看出, 两段直流接地并非稳定的金属性接地, 而是间歇性接地, 也可能存在因跳闸时开关震动, 使接点对地阻值发生变化, 而使接地点消失的现象。

2 防范措施

开展隐患排查, 对所有同型号的断路器机构进行排查, 检查其他继电器是否同样存在底座破裂的情况, 并在机构箱内K10、K9等继电器上加装挡板, 以防此类情况再次发生。

优化K10继电器的接线方式。从本次跳闸可以看出, K10继电器操作回路使用的是11、12接点, 信号回路使用的是21、22接点, 两对接点相距较近, 如果将信号接点改用31、32接点, 则信号与操作两组接点之间距离增大, 则发生两组使用中的接点短接的概率就大大减小, 避免事故的发生。

断路器跳闸分析 篇3

【关键词】闭锁备投;主变并列;断路器;事故跳闸

西安铁路局安康供电段池河箱变10 kV系统采用了不同电源点的双电源供电，低压0.4kV系统采用了双母线分段的供电方式。同时，配备一台大功率柴油发电机作为备用电源，在两台变压器同时停电的情况下启动，以保证重要负荷的不间断供电。在该池河箱变试运行期间，另外一条10 kV电缆线路发生故障后跳闸，刚好破坏了该单位箱变两台已经非正常并列的变压器（变压器为50KVA）运行条件，造成该站设备保护越级动作，两台10 kV主变高压断路器同时跳闸，该箱变供电的所有负荷用电中断。15s后，备用发电机启动，保证了非常重要负荷的供电需求。其它设备和生活用电继续中断，直至事故排除后方才恢复。

１．供配电系统及运行方式

两路10 kV电源分别来自东西两侧10km外的石泉10kV配电所和20km外的汉阴配电所。进入该池河箱变后接入10kV两段母线，10kV母联装设备自投装置。10kV系统为单母线分段中间设联络断路器，两路10kV电源同时工作，母联备自投。

当一路电源因故障失电时，手动或自动合上联络断路器，由另一路电源带全部负荷。0.4/0.23 kV系统为单母线分段中间设联络断路器，每段母线均设有特别重要负荷专用母线。两台变压器分列运行，正常时分别向Ⅰ、Ⅱ段母线供电，当一台变压器停运时手动或自动合上联络断路器由另一台变压器向Ⅰ、Ⅱ母线供电。单台变压器运行时，利用其120％长期过载能力满足该单位用电要求。当两台变压器均停运时由两台变压器出线断路器辅助触点和变压器低压侧母线电压继电器信号共同作用启动柴油发电机组。当柴油发电机组电压、频率均达到规定值时，向Ⅰ、Ⅱ段重要负荷母线供电。

2.事故现象的发生

2010年4月20日下午18时18分，池河箱变所有负荷同时停电，远方主控室后台监控机发出事故报警信号，同时弹出如下事故信息窗口：

10kV系统2B出线定时限过流动作，Imax=11.452A；

10kV系统1B出线定时限过流动作，Imax=11.596A；

15s后，该单位特别重要负荷由发电机带入运行，其它负荷均处于失电状态。

后台监控机显示的各项数据在两台主变保护装置上得到了进一步的确认。由这两方面的动作记录可以看出，两台主变保护同时动作，而且动作电流相差很小。两台主变高压侧断路器同时跳闸后，柴油发电机在15s内自动启动，给低压侧两段母线上的特别重要负荷供电。

3.事故原因分析

两台主变高压保护同时动作，故障电流一致。从来自后台监控机和主变高压保护装置两个方面的动作记录，以及这两方面的动作记录内容都能够说明：两台主变在不具备并列的条件时进行了并列运行，且并列运行了至少0.15s，即定时限保护的时间定值后达到了故障电流定值（定值均设置为9A）后保护跳闸。由于箱变采用室内布置，两台配电变压器为干式变压器。高压断路器柜至变压器采用电缆室内敷设。根据事故原因排查和重新投入正常两方面排除了箱变内部原因造成保护动作的可能性。

3.1造成两台主变高后备保护同时动作的原因分析

4月20日，陕西安康地区小到中雨，并伴有5级风，气温-2～7℃，本次事故正是天气较为恶劣的时候发生的。通过单位调度中心了解到，该单位停电事故发生的同时，正是石泉配电所某一条10kV电缆由B相接地发展成短路而跳闸的时间段。然后通过调取石泉配电所后台监控信息发现，几乎同一时刻，都在18时18分发生了许多事件，其中有以下两个事件直接关系到本事故：

10kV石泉至西乡贯通线B相保护电压越下限，计量电压消失；

10kV石泉站区馈线（电缆线路）过流Ⅰ段保护动作。

通过石泉配电所运行记录和事故分析可以得出这样的结论：中雨天气首先造成10kV石泉站區馈线（电缆线路）B相接地，持续发展成了短路故障后引起保护动作。在这个过程中，石泉配电所10kVⅡ段母线B相电压迅速降低直至为零，造成了10kV石泉至西乡贯通线B相电压也消失。这时，该单位两台变压器并列运行的条件彻底破坏，出现了非常大的电压差，变压器内部出现了环流，该环流即为故障电流，在电流达到11.5A，时间持续0.15s时，两台主变高压侧保护装置定时限过流保护同时动作，切除了故障电流，保证了两台变压器的安全。

3.2造成两台主变并列运行的原因分析

通过原理图发现，唯一能造成两台主变不具备并列条件而发生并列动作的原因是低压闭锁回路出现了故障，进而导致低压母联断路器闭合。

经过分析并查询回路后，发现其中一只继电器3ZJ损坏，即在线圈得电后，其触点仍然不能断开。这是导致两段低压母线在同时供电过程中，控制开关转换到“自动”位置后导致母联断路器2ZK自动投入的直接原因。

如果长期将控制开关KK置于“自动”位置，两段低压母线的互相投切主要靠1ZJ和3ZJ的各一副触点来切换完成。两个继电器的交流线圈启动电压为～220V，长期工作在带负荷的低压交流母线上，而交流母线上负荷一直在变化，电压波动非常大。所以1ZJ和3ZJ两个继电器极易拒动和损坏。经过运行记录查询，两条10 kV进线在变电站试运行几个月来，经常存在单电源供电的状况，而低压两段母线通过母联断路器的“自动”位置互相投切的运行方式经常存在。故由于交流中间继电器损坏致主变并列的危险性依然存在。

4.改进思路

4.1在原回路基础上进行完善

因为自动投切回路中控制触点的重要性，应将低压母联断路器自动控制回路中的交流继电器闭合触点1ZJ和3ZJ改接成两台主变低压断路器自身的辅助触点1ZK和2ZK。这样，就确保了母联断路器在自投前对两台主变低压断路器实际位置的正确判断，即只有两个主变低压断路器其中一个实际断开后，低压母联断路器才能投入，避免了两台主变并列。本方式在实际改造中遇到的问题是：

现有的1ZK和2ZK万能式断路器型号为HTW45-2000M/3P/1600A。本型号的设备，仅引出3对常开和3对常闭辅助触点，经过改动后虽然能满足要求，但并不可靠。所以需要厂家配合，打开断路器机构，从断路器机构内部引出辅助触点。

4.2利用厂用电源备自投装置实现双电源的可靠工作

上述改造方式，仅仅是对控制回路的关键部位进行了改造，控制回路本身的动作还是由可靠性不高的外置中间继电器和时间继电器完成，况且这些控制电源全部取自受本身控制的低压220 V交流母线电压来启动。这些继电器在低压柜断路器分合闸过程中受到的振动很大，极易出现接点粘贴和拒动以及闭合不严等现象，给低压控制回路留下很大隐患。为确保整个回路的高可靠性、安全性和灵敏性，应该考虑应用先进的备自投装置来实现两段低压母线相互备用。

【参考文献】

［１］王春胜.电力系统的保护与控制[M].中国电力出版,2003.

断路器跳闸分析 篇4

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。

断路器跳闸分析 篇5

2015年配网跳闸差异化分析报告

2015年元至十二月份，国网高台县供电公司共跳闸203次，平均每百公里跳闸次数14.05次.线路年平均跳闸4.72次。其中，按时间分类，元至九月份跳闸195次，占全年96.05%，十月至十二月跳闸8次，占全年3.03%。按性质分类：外力破坏43次(21.18%)、鸟害82次（40.39%）、运维责任22次（10.83%）、树障33次（16.25%）、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。

2015年鸟害树障外力破坏运维责任用户侧故障

一、配网跳闸情况通报和分析 1.1至9月份跳闸情况

1至9月份，公司配网共跳闸195次（1月10次、2月6次、3月份17次、4月21次、5月21次、6月41次、7月36次、8月26次、9月17次），按性质分类：外力破坏37次(12.54%)、鸟害81次（41.53%）、运维责任22次（11.28%）、树障33次（16.92%）、用户侧原因22次（11.28%）其中：南华供电所49次、骆驼城供电所48次、城关供电所25次、新坝供电

所20次、宣化供电所19次、黑泉供电所15次、正远供电所11次、许三湾供电所8次。

1-9月份鸟害树障外力破坏运维不当用户侧故障

从以上数据分析，南华、骆驼城、城关、新坝、宣化等供电所是频繁跳闸的“重灾区”，正远供电所虽然跳闸次数不明显，但因为只有1条10千伏线路，也属于重点治理范围。

鸟害 从跳闸性质看，元至九月份，鸟害是公司频繁跳闸的首要因素，公司将继续采取更换绝缘导线、加大相间距离、加装绝缘护套、安装防鸟刺、驱鸟器、更换绝缘引线、加装绝缘包覆带等各种措施严加预防，各供电所也必须因地制宜地制定防范措施，确保2016年春夏季跳闸势头不再反弹。

外力破坏 外力破坏是公司频繁跳闸的第二要因，九月以来，公司组织各供电所加强建筑工地、市政施工点、道路施工等现场的巡视、监督，及时告知施工单位注意事项和可能对电网造成的安全隐患，在施工现场附近的电缆、线路装设了安全警示牌12处，警示施工单位及车辆规范作业，防止挖断电缆、车辆撞杆等外力破坏事件发生；组织各供电所认真排查道路旁边和占道杆塔情况，粘贴防撞警示贴68张，对占道但未迁移的杆塔，装设围栏并粘贴防撞警示贴2处，防止车辆撞杆引发的线路跳闸；认真开展了电缆线路排查，绘制电缆路径图32张、装设电缆警示桩118根，防范随意挖掘施工对地下电缆造成的威胁。2016年要认真结合“安全生产月”活动，在县城中心区域设立宣传展板，开展安全用电和电力设施保护宣传，在 各供电所辖区范围内开展安全宣传、咨询活动，通过宣传，切实提高民众对电力设施保护的认知度。

树障 树障是频繁跳闸第三大主要因素，也是治理工作最易上手和见效的因素。各供电所要将线路频繁跳闸隐患排查与树障排查紧密结合，在树障清理工作中，将导线边线向外侧水平延伸不满足树高1.2倍通道净宽度的均纳入排查范围，将裸导线边线向外侧水平延伸不足5米的和绝缘导线边线向外侧水平延伸不足1米的均列入“树障”清理工作表中进行治理，并在隐患描述中描述清楚导线边线与树障距离。将通道净宽度不满足5米的线路杆段在配网单线图（10kV、0.4kV线路CAD图）中用红色线段标示，将通道净宽度大于5米、小于12米的线路杆段在配网单线图中用黄色线段标示，建立了线路通道“树障”隐患图。公司已经加强与县政府沟通、协调，并于9月底取得了树障清理的政府支持性文件。10月份利用冬闲季节集中开展了树木通道整治活动，认真组织线路运维人员进行树木修剪砍伐，累计清理树障223处（1220棵），运维检修部要根据隐患报表逐处对“树障”清理工作进行检查核实，保障树障清理的扎实有效。要求1月底前实现配网裸导线线路树障清理80%以上，危及线路安全运行的树障清理100%。

运维责任 针对各供电所对于跳闸运维责任划分不清，今年公司采取了强制措施：将跳闸原因不明、异物短路、设备故障等均纳入运维责任引起跳闸处理，杜绝了推诿扯皮现象，加强了运维人员责任心。元至九月，共发生运维责任跳闸22起，其中原因未查明12起（新坝5起、许三湾4起、城关1起、骆驼城1起、正远1起），异物短路4起、污闪1起、引线夹断裂1起、瓷瓶、悬瓶爆裂3起、扎线脱落1起。从数据上看，原因未查明的次数已经减少，说明因为考核方式的变化，跳闸原因真实性有所提高。异物短路引起的跳闸居首位，说明塑料大棚、风筝、鱼线等社会性隐患仍是我们当前必须认真面对的“顽疾”，公司运维、营销等部门和各供电所要加强用电安全宣传力度，做好长期斗争、持之以恒的思想准备。瓷瓶、悬瓶爆裂引起的运维责任跳闸较多，说明公司所属配电网内仍大量存在的P10、P15等老式针式绝缘子和部分超期服役的设备已经开始成批量损坏，必须加快电网设备改造步伐，尽快

2.10至12月份跳闸通报和分析

10至12月份，公司配网共跳闸8次（10月3次、11月3次、12月2次），其中：南华供电所4次、骆驼城供电所1次、城关供电所1次、新坝供电所1次、罗城供电所1次。从跳闸原因上看：外力破坏6次(75%)、鸟害1次（12.5%）、运维责任0次、树障0次、用户侧原因1次（12.5%）。

从以上数据分析，总体跳闸次数逐月减少，尤其是骆驼城、宣化、新坝等供电所跳闸次数下降较明显，说明九月以来公司及各供电所整治措施收到了应有效果。鸟害和树障所占比例逐月下降，则说明随着季节变化，影响线路跳闸的主要因素已经发生变化，外力破坏已经成为电网迎峰度冬和春节保供电需要预防的主要跳闸因素，各供电所尤其是南华、城关等所要重点加强宣传和预防工作。

请各供电所参考运维部近期编制下发的频繁跳闸线路分析模板，认真对频繁跳闸的原因、地段进行分析，制定有针对性的防范措施，利用冬闲季节大力清理树障、消除设备缺陷，切实降低跳闸次数。运维部1月初将组织人员对省公司重点督办的3条频繁跳闸线路和本公司3条I级频繁跳闸线路、15条Ⅱ级频繁跳闸线路、2条Ⅲ级频繁跳闸线路逐条跟踪检查隐患整治工作。3、2016年线路跳闸控制目标

今年张掖供电公司下达的乡镇供电所管理提升（供电所）指标任务为3.522次/百公里.年，2015年1-9月份的百公里跳闸次数远大于管理提升指标。2016年公司将加大频繁跳闸线路整治力度，全年跳闸次数应控制在50次以内，平均每百公里跳闸次数3.46次。各条线路的跳闸次数控制目标根据线路长度自行确定。

二、近期配网综合治理开展情况及工作安排

（一）9-12月份配网设备综合治理开展情况

9月以来，由分管领导带队，运维检修部组织安质部、营销部相关人员参加对所有频繁跳闸线路进行了监察性巡视，指导供电所分析线路频繁跳闸原因、编制频繁跳闸线路治理措施；在公司班子的支持下，为供电所清理树障解决了资金问题，并协调县政府下发了树木通道清理的相关文件。组织人员对标识标牌完善、三线搭挂、星级线路创建、标准化台区创建工作、线路树障清理进行了多次现场检查。从9月份开始对跳闸累计6次及以上线路加重了考核力度，对重合成功的线路也进行了考核，至12月20日共下发了配网设备综合治理专项工作通报九期，考核重合闸成功的频繁跳闸线路6条。累计治理线路缺陷隐患598处，其中清理树障223处（1220棵），更换引线35处，导线间安全距离不够34处，安装绝缘护套265支，更换熔断器9处。至目前，尚遗留剩余隐患130处，其中树障61处，交叉跨越隐患40处，设备缺陷6处，杆塔基础隐患8处，防汛隐患21处。

（二）近期配网综合治理工作安排 1.频繁跳闸线路整治

近期，各供电所要继续加大频繁跳闸线路整治力度，变故障后的被动巡视为主动巡视，分线路、分区段指定线路巡视责任人，认真对每基杆塔、每台设备进行巡视、检查，确保不留死角，对可能造成线路跳闸的树害、鸟害、设备原因、外力破

坏等隐患查找清楚，并分轻重缓急制定防控及处理措施进行整治。对已存档未整治的隐患，请各供电所按照限期整治计划加强整治工作，每周四将本周隐患缺陷消除前后照片及相关资料报运维部。运维部将加强频繁线路周管控、周通报工作，组织人员对隐患治理、材料使用等情况进行实地抽查和督促，对整改进度缓慢和没有成效的供电所进行考核。2.配电线路树障清理工作

树障是造成线路频繁跳闸的主要原因，目前进入冬季，农网工程也接近尾声，各供电所要将工作重心及时转移到树障清理和鸟害预防上来，将线路频繁跳闸隐患排查与树障排查紧密结合，除认真整治已经存档督办的61处外，要继续分线路、分区段指定线路巡视责任人查找树障隐患，并分轻重缓急制定防控及处理措施进行整治。1月底实现配网裸导线线路树障清理80%以上，危及线路安全运行的树障清理100%。

上周五公司已组织各供电所对所辖线路顽固树障进行再次梳理和协调，要求因地制宜地制定费用预算和缺陷消除计划。请各供电所下周集中精力开展此项工作，并认真组织线路维护人员开展冬季修剪砍伐，及时报送树障清理工作表，运维检修部将对“树障”清理工作进行检查核实。3.配电线路“三线搭挂”治理情况

公司现已排查出10kV“三线搭挂”的线路9条，“三线搭挂”共15处。已整治拆除“三线搭挂”的线路3处。红崖

子供电所、新坝供电所、罗城供电所0.4kV线路及进户线“三线搭挂”仍比较严重，尤其是集束线与闭路线、电话线“三线搭挂”，清理难度大。请各供电所积极与电信、广播电视等相关线路搭挂资产产权单位联系、协调，制定治理措施，按计划治理。并将“三线搭挂”摸排整治档案、“三线搭挂”治理工作表报运维检修部、安全监察质量部。运维检修部将于1月份检查督促“三线搭挂”整治工作完成情况。4.配电设备标示标牌整治情况

经与《国网甘肃省电力公司配网设施标识管理规范》对照，我公司10kV线路、设备标识、标牌不符合规范要求，已装设的设备运行标识部分不符合配网设备命名规则和调度命名原则，部分运行标识、安全警示标识不符合《国网甘肃省电力公司配网设施标识规范》，且0.4kV线路杆塔号为油漆喷涂，部分已模糊不清。2015公司大力开展标识、标牌治理工作，现已基本完成10KV线路、设备标示完善工作，共完善标识牌10731块，警示牌2430块。经过排查仍缺失标识牌1281个、警示牌119个。

请各供电所针对各自标识、标牌缺失的设备，组织采取喷涂、粘贴等多种方式保证在运设备标识、标牌齐全，同时应将原标识清除，坚决杜绝线路及设备现场存在多个标识的情况。同时，请相关部门、供电所认真严格按照《国网甘肃省电力公司配网设施标识规范》要求在配网设施改造、新建验收投运时

断路器跳闸分析 篇6

文凯，付伟平2，1摘要：针对10kV配网输电线路结构和环境特点，结合雷电流幅值分布概率，分析了配网线路雷击跳闸率高的原因。通过分析配网线路常规防雷措施的优缺点，归纳出配网线路防雷重点，提出了配网防雷新思路。

关键词：配网线路；雷击；跳闸率；防雷措施

The cause analysis of 10kV distribution network transmission line

lightning tripping

XXX1, WANG Xian2, CAO Shu-hao2

（1.XXXX Company, CITY 610000, PROVINCE, Country;2.Chengdu Star-river Technological industrial Co., Ltd, Chengdu 610041, China.）

Abstract: For the 10kV distribution network transmission line structure and environmental characteristics, combined with the lightning current amplitude distribution probability, analyzes the reason of distribution network line high lightning trip-out rate.By analyzing the distribution network line and the advantages and disadvantages of the conventional lightning-proofmeasures, the key of distribution network lightning-proof is summarized, distribution networklightning-proof new ideas are put forward.Key words:distribution network;lightning strike;trip rate;lightning-proof measure

一、前言

随着国家经济发展不断加快，城市化和城乡一体化进程不断加快，配网供电量每年都保持着较高的增长，对配网可靠性的要求越来越高。配电线路是电力输送的终端，是电力系统的重要组成部分。配电线路设备质量参差不齐，受气候、地理环境影响较大，又直接面对用户端，供用电情况复杂。

配电网纵横交错，绵延万里，呈网状分布，很容易遭受雷击，引起停电事故，给国民经济和人们生活带来严重的损失。统计资料表明，雷害是造成高压输电线路停电事故的主要原因。为了确保电力系统安全运行，采取防雷保护措施，做好配电网的防雷工作是相当必要的。

二、配网雷击分析与防雷现状

2.1 雷电的形成

对地放电的雷云绝大多数带负电荷，根据放电雷云的极性来定义，此时雷电流的极性也为负电荷。雷云中的负电荷逐渐积聚，同时在附近地面上感应出正电荷。当雷云与大地之间局部电场强度超过大气游离临界场强时，就开始有局部放

电通道自雷云边缘向大地发展。这一放电阶段称为先导放电。先导通道发展临近地面时，由于局部空间电场强度的增加，常在地面突起处出现正电荷的先导放电向天空发展，称为迎面先导。

当先导通道到达地面或者与迎面先导相遇以后，就在通道端部因大气强烈游离而产生高密度的等离子区，此区域自下而上迅速传播，形成一条高导电率的等离子通道，使先导通道以及雷云中的负电荷与大地的正电荷迅速中和，这就是主放电过程[1]。

2.2 雷电流幅值概率分布

世界上大多数国家对雷电流幅值概率分布采用美国IEEE推荐曲线，即雷电流幅值在7-40kA范围内地闪概率为63.9%，而我国则借鉴原苏联相关行业规程推荐曲线，即雷电流幅值在7-40kA范围内地闪概率为76%[2]。

虽然雷电流幅值概率结果有一定的差别，但是无论采用IEEE推荐曲线还是我国规程推荐曲线，雷电流幅值在7-40kA的地闪必然是雷电防护的主要对象。

2.3 配网雷击跳闸率高分析

根据相关国标和行业标准设计的配网输电线路绝缘水平很低，只能满足常规的安全输电，而对于雷电流这样的大电流过电压几乎没有防御能力。通常情况，5-7kA的雷电流即可造成输电线路跳闸，因此雷电流幅值在40kA以下的大概率分布是造成配网雷击跳闸率高的直接原因。

输电线路雷击跳闸是因为雷电击中输电线路后，基于输电线路或杆塔的等效阻抗产生的过电压而保护电力设备的断路动作。根据相关研究输电线路的等效阻抗远远大于杆塔的等效阻抗，因此雷电绕击对于输电线路的过电压危害也远远大于直击雷的危害。而配网输电线路通常没有铺设避雷线，小电流地闪先导发展随机性较强，击中输电线路的概率较大，因此在配网低绝缘水平下击中导线的雷电流能轻松造成线路跳闸。

另外可人为控制的造成雷击过电压高的因素是接地电阻。雷电流无论从何处击中输电线路都要通过线路的接地而泄放到大地，因此接地电阻的大小也是决定雷击跳闸率高地的主要因素之一。

综上所述，影响配网雷击跳闸率高的原因主要有三点： 1）由于成本和施工量的原因，没有防雷击输电线的措施； 2）国标和行标的限制，配网输电线路绝缘水平低； 3）配网线路全线接地电阻的大小。

三、10kV配网防雷措施分析

目前常规的配网防雷措施都是从主网防雷措施中移植而来，其中各方面的措施给配网防雷水平带来了一定的提升，特别是在良好措施下的配网线路能够有效防住5-7kA小电流地闪。但是基于配网与主网不能等同对待，各防雷设备的差异等原因，防雷措施的移植效果一般。

3.1 接地电阻改造

配网线路接地电阻改造通常有两种方法：

1）水平接地体。这种方法的弊端是很容易腐蚀，使用寿命不长。

2）用降阻剂进行降阻。这种方法也是目前对配网线路接地电阻改造效果比

较好的一种方法。但是对于配网所处地理环境的复杂性，在平原地区或土壤电阻率低的地区实施起来比较容易，但是在沿海或者丘陵地带实施起来就比较困难，通常实施困难的地带进行接地电阻改造会耗费大量的财力和人力。

因此并不是所有配网线路都适合进行接地电阻改造[3]。

3.2 加装避雷器

无论是在配网线路还是主网线路，使用避雷器进行防雷保护是一种效果比较好的措施。10kV配网线路中常用到的避雷器为氧化锌避雷器，这种避雷器运行长时间内承受着工频电压，并且还要间歇承受工频续流和雷电过电压，很容易老化。老化后常常表现为泄露电流随加压时间延长而逐渐增大，严重时将会在运行中导致绝缘损坏，使设备失去保护，造成跳闸断电。

配网线路需安装避雷器数量众多，如需预防性试验检测没有足够的人力和物力条件，而避雷器短路后很难从外观上发现，造成故障点难以查找的情况。

另外10kV配网线路是电力网中电力线路结构最复杂，使用环境最复杂的一类。杆塔尺寸小，周围空间小，直接导致避雷器设计制造结构变小，严重影响避雷器防雷效果，甚至某些复杂线路无法安装避雷器。

3.3 提高线路绝缘水平

10kV配网线路绝缘水平较低，无论是直击雷还是感应雷都很容易造成线路绝缘子闪络。由于配网线路建设受制于相关国标和行标，线路绝缘空间较小，没有专门的防雷设计。同时配网绝缘杆塔线路搭建灵活多变，常有一杆多回路的情况，导致绝缘距离进一步减小。对于这种杆塔，一旦遭受雷击往往各个回路同时跳闸。

配网线路改善绝缘水平通常有两种措施：

1）增加绝缘子片数。对于空间足够的杆塔方法可行，但配网线路大多数没有足够空间来增加绝缘子片数。

2）使用绝缘导线来代替裸导线。对于一杆多回路的情况，使用绝缘导线能够很好地改善杆塔上的绝缘水平。但相比较于裸导线，绝缘导线会带来过电压弧根烧断导线的危害。

四、配网防雷方案建议

由于10kV配网线路防雷工作的特殊性，需要有针对地考虑配网线路的结构特点和环境特点而采取适合的防雷措施，规避某些措施所带来的负面影响。配网防雷工作重点总结为三点：防雷击过电压，提高线路绝缘水平和提供良好泄放通道。

防雷击过电压就是要防止线路绝缘子闪络产生工频续流从而跳闸或断线，良好品质的避雷器和良好的接地条件能够有效的泄放雷电流，防雷击过电压。同时近年来也涌现出一种叫波阻式防雷设备，这种设备不但能够提供良好的泄放通道，而且通过波阻器件在雷电流到达绝缘装置前进行削峰降陡，减小雷电流的危害。

配网防雷其中一个重要因素需突破配网线路设计的桎梏，大幅提高绝缘水平。在有限的空间进行增加绝缘子片数和使用绝缘导线的措施不能普遍的解决问题，并且提升绝缘水平幅度有限。另外可以在有限的空间上创造出更多空间，通过改造杆塔本身结构，例如用绝缘横担替代金属横担，从而加大电气绝缘距离，提高绝缘水平。

对重点防护区域采用集合式产品进行综合改造，一方面大幅度提高防雷效果，另一方面杜绝了不同防雷设备生产质量优劣不一和设备简单叠加等缺点。

五、总结

配网防雷是一个复杂而严峻的工程，无论所处环境还是自身结构复杂多变，虽然从主网移植了各种防雷措施，但是简单的移植所产生的防雷效果优劣不一，因此在原有的防雷措施基础上需转变思路，突破配网线路限制，改善配网无法防雷电小电流以及绝缘水平低等缺点。

参考文献

[1]李华鹏.浅析10kV配电线路防雷设计[A].全国电力系统配电技术协作网第二届年会论文集[C].744-747.[2]陈家宏,童雪芳,谷山强,等.雷电定位系统测量的雷电流幅值分布特征[J].高电压技术, 2008, 34(9): 1893-1897.[3]张博.探讨10kV配网线路防雷技术措施[J].企业技术开发, 2012, 31(23): 130-131.收稿日期：XXX年X月X日 第一作者简介：XX 出生年月，学历，职称，学术成就，从事研究内容。E-mail：

断路器跳闸分析 篇7

1.1 故障前运行方式

1.1.1 500k V系统

500k V1、2号母线运行, 500k V某出线5011、5012断路器运行, 1号主变高压侧5021、5022断路器运行;220k V 1 (3) 母经母联212断路器并联运行, 2 (4) 母经母联234断路器并列运行, 分段213、224断路器运行, 252、254断路器上2母运行, 251、253断路器上1母运行, 261、259断路器上3母运行, 258、262、264断路器上4母运行。

1.1.2 35k V系统

35k V 1号、2号母线运行, 2号站用变362断路器运行, 1号站用变361断路器运行, 0号站用变300断路器热备用, 4号电抗器组324断路器运行, 3号电容器组321断路器冷备用, 2号电容器组314断路器热备用。主变系统:1号主变运行, 500k V 5021、5022断路器运行, 220k V 202断路器上4母运行, 220k V 201断路器上1母运行, 35k V302、301断路器运行, 2号主变档位“9”档, 1号主变档位“9”档。

1.2 故障情况

2014年某月某日10时57分41秒598毫秒1号主变高压侧5021、5022断路器三相跳闸, 中低压侧无异常, 保护装置显示第二组跳闸线圈动作。

根据保护小室绝缘监测装置报告及监控报文显示:在10:46分开始直流有频繁负接地 (见图1) , 瞬时上送, 瞬时复归;在10:57分直流有正接地 (见图2) , 按照绝缘监测装置选线, 显示为第29路正接地, 该路为5012、5013测控屏直流电源。该电源引至5012断路器本体机构箱, 跳闸时正在进行5012断路器机构箱内更换接触器的工作, 工作过程中, 人为造成直流瞬时负极接地, 长时正接地。

2 现场检查情况

(1) 对5021、5022断路器跳闸回路进行绝缘测试, 绝缘良好。

(2) 对5021、5022断路器操作箱跳闸继电器进行动作电压测试, 5021动作电压为116V, 5022动作电压为112V。

(3) 对5021、5022断路器非全相保护及三相同期试验正常。

3 故障分析及结论

3.1 5021、5022断路器跳闸原因

从主变无功小室到500k V 1号保护小室直流控制回路电缆为320米, 由于长电缆的电容效应, 当发生直流回路一点接地时, 可以造成操作箱中继电器动作。

南瑞继保操作箱 (型号CZX-22R) 为2003年产品。其中继电器的实测动作电压分别为112伏、116伏, 低于《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》15.7.8条“所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%~70%范围以内的中间继电器, 并要求其动作功率不低于5W”的要求, 在工作中直流回路发生一点接地后, 造成操作箱继电器动作, 使5021、5022断路器跳闸。

3.2 500k V 1号保护小室5011、5003运行断路器未跳闸原因

该小室同时有5011、5003断路器保护屏, 其操作箱型号为CZX-22R2, 投产日期分别为2009年、2014年, 由于上述断路器操作箱为较新投产设备, 其抗干扰能力满足反措要求, 所以5011、5003运行断路器未跳闸。

4 防范措施

(1) 目前该站同类型操作箱有9台, 配有长电缆的仅有5021、5022断路器, 目前正在联系厂家, 备件到后申请断路器停电进行更换。

(2) 核查各变电站同型号、同批次断路器操作箱, 尤其检查配有长电缆如主变、电抗器等间隔, 列入大修计划逐步进行更换。

(3) 利用停电机会对现场电缆进行绝缘检查, 对绝缘不良的电缆进行更换。

(4) 现场进行拆接线的工作前, 断开涉及该项工作的所有电源, 工作时, 用万用表对拆接线芯进行电压测量, 不带电情况下进行工作。对不能完全断开的电源, 需在做好安全措施的情况下进行工作。

(5) 现场工作加强监护, 使用绝缘工器具, 防止交、直流接地。

5 结语

电网配电线路跳闸分析及对策 篇8

关键词：配电线路；跳闸；主动避险；控制措施

1 导致配电线路跳闸的主要因素

1.1 雷电、强对流天气的影响

作为比较严重的自然灾害现象，雷电、强对流天气是导致配电线路跳闸的主要因素之一。雷电过电压是雷电带来的主要影响，主要表现形式包括雷电过电压和感应过电压，大电流和过电压是由于雷电直接击中导线而产生的。当处于雷电这一恶劣天气时，就算雷电没有直接击中路线，依然会有大量束缚电荷会被感应出，束缚电荷会在雷云对大地其他目标放电以后用光速向导线两侧传播，极高的感应过电压随之出现，对35kV以下的输电线路来说是十分危险的。强对流天气是一种中小尺度天气系统的产物，而且它是在有利的大尺度环流背景下产生的，尺度小、变化快、发展剧烈是其主要特点。强对流天气的出现多数伴随着暴风雨，这样会导致周边的树木或者植被在大风的影响下触碰到配电线路，从而导致配电线路短路，此外导线在档距中间发生舞动，也会造成短路现象的发生，致使配电线路跳闸。

1.2 线路本体故障

针对线路本体的故障表现形式，作者认为主要有以下一些因素，如线路架设和配电设备档距弧垂过大，没有达到一定的技术要求，较多的低值绝缘子，还有一些外部破坏的影响。线路本体故障发生的主要原因如下：架空线路绝缘子的绝缘性能降低所导致的绝缘击穿、系统过电压以及雷电、大雾等恶劣天气引起的污闪击穿。

1.3 外部故障带来的越级跳闸现象

除了以上存在的导致配电线路跳闸现象外，还有就是外部故障所导致的跳闸，例如当10 kV的配电线路直接经过负荷开关、熔断器等设备，如果电气短路故障发生在配电变压器等设备，配电线路继电保护装置将会产生动作跳闸，当然，配电设备的附属设备同样会导致弧光短路现象，致使线路继电保护动作跳闸。再以35 kV的配电线路为例，如果在变压器和其配电线路存在故障，则会发生拒动或者配合不适合等现象，这样就导致了越级跳闸现象。

1.4 过负荷引起的过电流跳闸

相应配电线路继电保护装置很容易因为动作定值没有根据配电线路负荷的增加做相应调整而产生电流跳闸的现象，以每年冬季春节期间为例，由于部分配电线路在短期负荷急剧增加的原因，过电流跳闸现象较多。

2 降低配电线路跳闸的主要对策

2.1 针对雷电及强对流天气影响的对策

2.1.1 主动避险 由于配电线路受雷电以及强对流天气影响的持续时间大部分都比较短，电力部门应当对本地区雷电、强对流天气运动规律和特点加以分析，以本地区天气实际情况为依据，采取主动避险的方式，躲避开雷电以及强对流天气对配电线路的影响。

2.1.2 合理配置防雷和防污等级 在新建配电线路时，一定要将新的防雷和防污等级这两个重点考虑在内。同时，还要注意及时更换输电线路中的老、旧绝缘子。

2.1.3 改变配电线路供电方式 电缆供电或绝缘架空线供电的方式能够有效避免导线受强风带来的相间短路影响，电力电缆在电缆沟道内或是采用直埋的方法也能够降低雷电或大风等恶劣天气对配电线路造成的影响。另外，高大树木也会引起配电线路的短路故障，因此一定要对线路走廊内的各类树木或其他高杆植物进行及时地清理。

2.2 减少线路本体故障的对策

线路检修维护工作内容包括更换绝缘不良的绝缘子、检修不合格的杆塔接地电阻、及时处理导线接头或过热的设备以及防止烧断线故障发生等内容。检修部分及工作人员首先需要对配电线路的工作状态加以状态评估，然后再根据评估结果采取相应的检修策略。

2.3 降低外部故障对配电线路的影响

要想降低外部故障的影响，这就需要相关的电力部门做好各级保护定值的配合。一方面不仅要对选择配备短路进行合理的保护，确保熔断器在熔丝的时限特性能够达到配电变压器的相关要求；另一方面要有选择性地切除配电变压器内部及其出口发生的故障。

2.4 加强负荷管理

为了加强负荷管理，营销管理部门一定要及时将因业务扩增的电容量报送给生产管理部门，对于需要互联供电的配电线路，配电运行部门必须要将互联供电后的最大负荷情况充分考虑进编制运行方式中。营销部门还要根据不同的负荷性质、不同用电客户的消费能力、不同天气状况等因素做好负荷预测工作，这样可以对电网运行方式继电保护定值加以及时调整，配电线路跳闸停运的可能性就会大大降低。

2.5 通过技术整治方案降低配电线路跳闸

对于无法满足大分支线路都安装保护开关的需要，通过增加线路开关数量来满足，开展继电保护，开关定值排查，核实所有变电站、线路开关保护定值，对于存在越级跳现象的保护配合，一定要进行大电流冲击试验，确保无误，此外，应对原线路开关进行轮校，确保线路开关定值配合、保护动作。针对迂回过长的线路，要落实线路切改方案，提高变电站出现开关遥测信息准确度，防止误发信号。

加强设备管理和人员责任意识，传递国网及省市公司工作要求，认真落实市公司降跳闸的三个措施计划，对每条线路建立“一线一案”，开展各类专项活动，开展防外破专项排查活动。

3 结束语

本文对电网配电线路的故障分类进行了简单的说明，并针对这些具体故障提出了一系列解决措施。总之，要想在真正意义上解决电网配电线路的故障问题，不仅仅需要更加高新的防范技术，还需要广大电力工作者的共同努力。

参考文献：

[1]伍斌.10kV配电线路跳闸原因分析及对策[J].科技资讯，2013，32：112.

[2]秦建昌，张黎明.电网配电线路故障分析与对策[J].油气田地面工程，2009，10：68-69.