跳闸电流（精选6篇）
跳闸电流 篇1
摘要：本文针对一起大电流雷击故障跳闸事故的分析,在调研了现场情况的前提下,结合雷电定位系统数据,采用基于电磁暂态仿真分析程序的ATP-EMTP法,分别建立雷电电流波形和雷电通道波阻抗模型、输电线路模型、杆塔模型、绝缘子串闪络模型、接地电阻模型及感应电压模型,对其耐雷水平进行了计算,分析了跳闸原因,并针对本次事故的特点,提出了整改措施,预防类似事故再次发生,并为其线路的防雷提供经验。
关键词：大电流,雷击故障,分析
0 引言
架空输电线路是电网建设基础,是电力系统的重要组成部分,它将能源中心转变而来的巨大电能输送到四面八方的负荷中心,输电线路的安全稳定运行直接影响着电网的稳定性和供电的可靠性。由于架空输电线路分布在野外,绵延数千里,所经地区地形地貌错综复杂,因此极易遭受雷击引发故障。电网故障分类统计数据表明,在交流高压/超高压输电线路运行的总跳闸次数中,由于雷击引起的跳闸次数占40%~70%[1,2]。本文通过对某220k V高压输电线路的一次大电流雷击事故分析,找出存在的问题,提出改进措施,对于预防类似事故的再次发生,具有重要意义。
1 故障情况描述
2013年11月06日23时32分,某220k V线路第二套纵联保护、距离Ⅰ段保护动作,开关跳闸,A、B、C三相故障,01时35分强送良好。测距39.1公里,重点地段45~75号,重点塔号60号。该线路全长67.225公里,计151基铁塔,绝缘配置为FXBW4-2240/100合成绝缘子,地线型号为左线GJ-50、右线OPGW-24B,保护角15度。故障杆塔地形为山地,铁塔位于山坡。
2 故障调查
2.1 故障线路巡视情况
供电公司11月7日登塔巡视发现,该线59号中线(C相)上下均压环及导线有放电痕迹;左线(B相)复合绝缘子及避雷器没有发现异常现象,但避雷器表数指示发生变化(安装时表数为0,现表数为6);右线(A相)复合绝缘子及避雷器没有发现异常现象,但避雷器表数指示发生变化(安装时表数为0,现表数为1);杆塔A腿、B腿接地引上线与塔腿连接部分有轻微放电痕迹。59号塔塔型为Z2直线塔,呼称高23.7m,实测22Ω。在巡视中还发现62号左线(B相)上、下均压环均有轻微放电痕迹,右线(A相)上、下均压环均有轻微放电痕迹,其它部位无异常。62号塔型为Z2直线塔,呼称高20.7m,接地型式为环形石墨接地,实测24Ω。
2.2 雷电定位系统查询
通过查询故障线路在故障时刻前后2分钟、线路走廊半径2km范围内的落雷情况,在2013年11月6日23时32分33秒,距离60#~61#杆塔1.2km处有一幅值达520.8k A的落雷,根据59#、62#故障杆塔巡视情况和周围环境、当天天气状况,初步判断为反击雷造成线路A、B、C三相故障。
3 故障区段杆塔反击耐雷水平计算
由于此次雷击跳闸故障监测雷电流较大,超过了500k A,因此重点对59#、62#故障区段杆塔的反击耐雷水平进行计算分析。计算所采取的方法是基于电磁暂态仿真分析程序的ATP-EMTP法,在ATP中分别建立雷电电流波形和雷电通道波阻抗模型、输电线路模型、杆塔模型、绝缘子串闪络模型、接地电阻模型及感应电压模型,在考虑导线自身工作电压的情况下计算其在实际土壤电阻率及接地电阻值情况下的一相、两相和三相闪络耐雷水平,其中,雷电流源选取2.6/50.0μs的标准双指数波,雷电通道波阻抗取400Ω,输电线路模型采用频率相关(基于相域变换)模型,元件参数与系统频率相关,杆塔模型采用多波阻抗模型,可得到杆塔各部位电位分布情况,且与实际情况下的电位分布非常接近,绝缘子串闪络模型采用先导法判别,当先导长度达到间隙长度时,间隙击穿,绝缘子串闪络,接地电阻模型采用IEC推荐公式来计算有冲击电流流过时接地体的冲击阻抗值,感应电压模型采用比较符合实际情况的试验数据拟合公式[3,4]。
58#~62#直线故障区段杆塔档距、绝缘子串型号、导线及地线型号、土壤电阻率和实测接地电阻见表1。
58#~62#直线故障区段杆塔Z1及Z2塔型及参数如图1。
在ATP中建立的58#~62#直线故障区段杆塔反击耐雷水平仿真模型如图2、图3、图4。
在导线工作电压相位角分别为0°、60°、120°、180°、240°、300°,杆塔接地电阻为22Ω的情况下,计算线路的一相、两相和三相闪络反击耐雷水平,结果见表2及图5。
由表2及图5可知,在杆塔接地电阻为22Ω的情况下,59#杆塔的单回、双回及三相闪络反击耐雷水平平均值分别为101k A、114k A和163k A,且当导线工作电压相位角为60°和240°时其单回闪络及双回闪络耐雷水平一致,即受导线工作电压的影响，在工作电压相位角为60°和240°时极易发生两相跳闸故障。
在导线工作电压相位角分别为0°、60°、120°、180°、240°、300°,杆塔接地电阻为22Ω的情况下,考虑边相安装避雷器后线路中相(C相)反击耐雷水平,结果见表3及图6。
由表3及图6可知,在边相安装避雷器后故障杆塔的反击耐雷水平有较大提高,由于此次雷击故障雷电流幅值达520k A,还是超出了安装两支避雷器后的反击耐雷水平,因此造成了雷击故障。
在导线工作电压相位角分别为0°、60°、120°、180°、240°、300°,杆塔接地电阻为22Ω的情况下,考虑雷电流520k A时，59#杆塔装有避雷器的两边相(A相和B相)导线电压幅值结果见表4。
忽略导线工作电压,在杆塔接地电阻为22Ω的情况下,考虑雷电流520k A时,59#杆塔从流经避雷器的电流,A、B相电流幅值分别为30.0k A、30.3k A。
4 结论及建议
1)本次事故为大电流雷击导致的反击造成的,且故障杆塔处于山坡,属于易击杆塔,需要对其防雷性能进行评估并加强防雷措施。
2)本线路所处地区雷电活动强烈,需要对全线进行防雷措施进行检查,减少雷害风险。
3)本线路沿线土壤电阻率高,接地电阻普遍较大,需要对全线进行防雷性能评估,需要针对不同的雷害等级进行综合治理。
参考文献
[1]陈国庆,张志劲,孙才新,司马文霞.输电线路耐雷性能计算方法的研究现状分析[J].重庆大学学报:自然科学版,2003(05).
[2]陈国庆,张志劲,孙才新,司马文霞.输电线路耐雷性能计算方法的研究现状分析[J].重庆大学学报:自然科学版,2003(05).
[3]王志勇,余占清,李雨,何金良,耿屹楠,梁曦东.基于先导发展法的特高压直流输电线路绕击特性分析[J].高电压技术,2011(09).
[4]李瑞芳,吴广宁,曹晓斌,马御棠.复杂地形输电线路绕击耐雷性能计算方法的改进[J].高压电器,2011(04).
跳闸电流 篇2
1 事故案例
2011年5月, 我公司一用户变35kV进线301开关连续在一日内多次出现未达到过流定值而跳闸的事故。301开关 (定值:4.25A/1S, CT变比400/5) 电流达178安时, 则发生过流跳闸, 但此时301开关电流远未达到保护整定的动作值。
2010年9月, 我公司用户变电站10kV 进线106开关连续在一日内多次出现未达到过流定值而跳闸的事故。106开关 (定值:3.75A/1.5S, CT变比200/5) 电流达90安时, 则发生过流跳闸, 但此时106开关电流远远未达到保护整定的动作值。
2 案例分析
为找出106开关的跳闸原因, 我们进行了调查分析。在排除线路故障因素后, 将重点主要集中在站内保护设备上。对106开关进行一次加流传动试验, 试验结果表明:两台开关CT变比无误, 保护动作正确, 各开关定值配合规范。由于该站投运较早, 图纸资料不齐全, 在以往处理过程中, 继保人员只凭经验认为106开关只有A、C相保护, 故只检查了A相、C相的电流回路, 而忽视了其它回路的检查, 因而未能找到真正原因。这次出现问题后, 采取了扩大检查范围的方法, 在运行状态下, 对106开关CT二次电流监测时发现Ia=1.8安, Ic=1.8安, 电流互感器零线电流In=3.1安, 初步怀疑问题出在二次保护接线上。再一次全面检查二次接线, 发现是采用两电流互感器三继电器的保护接线方式, 此接线方式中的零线继电器电流, 是由A相电流和C相电流的向量和组成。通过画出相关二次接线图、向量图进行分析, 基本发现问题所在, 初步推测106开关的A相或C相CT可能极性方向相反, 事故前接线图和向量图分析如下:
从向量图分析可知, 电流互感器零线电流为a相电流与c相n电流的向量和即I=Ia+Ic=-Ib, 此时正确的In数值上应等于1.8安, 远少于测量值3.1安。如A相CT与C相CT二次接线极性相反时, 据向量图可知In=Ia-Ic, 数值等于a相电流的1.732倍, 当a相电流为1.8安时, 电流互感器零线电流为3.1安。据此分析, 在A相CT和C相CT极性方向相反的情况下, 若A、C相一次电流达到90安时, 1LJ、2LJ电流Ia=Ic=2.25安, 而电流互感器零线3LJ电流In=1.732×Ia=3.89安, 已超过106开关3.75安/1.5秒的二次整定动作定值。当一次电流继续增加并维持在90安以上时, 电流互感器零线上3LJ电流In同步保持为1LJ (2LJ) 电流的1.732倍, 达到3LJ过流动作值后, 时间继电器起动经出口中间继电器引至跳闸回路, 使开关跳闸动作。实际上此时线路一次电流并未达到150安的过流动作值, 1LJ、2LJ也并未超过过流动作值, 仅是由于A、C相CT极性方向不一致, 而导致3LJ电流增加达到了动作值致使开关跳闸。
根据以上分析, 通过极性试验确定106开关C相CT的二次极性接反, 在更改C相CT二次极性后, 测得二次电流Ia、Ic、In基本平衡。此后, 106开关的通过的一次电流达90安以上少于150安时, 3LJ不再动作, 运行中再没出现上述线路开关未达保护定值而误动跳闸事故。
根据分析以及上次的经验, 直接做301极性试验, 确定301开关C相CT的二次极性接反, 在更改C相CT二次极性后, 测得Ia、Ic、In基本平衡。此后, 301开关的通过的一次电流达178安以上少于340安时, 3LJ不再动作, 运行中再没出现上述线路开关未达保护定值而误动跳闸事故。
3 经验教训
本例中的过流保护是由两支电流互感器和三个继电器构成, 能够反应各种相间短路且灵敏度相同, 如:三相短路或A、C两相短路时, 1LJ、2LJ两支继电器动作;A、B两相短路时, 1LJ、3LJ两支继电器动作;B、C两相短路时, 3LJ、2LJ两支继电器动作。从以上分析此种接线方式在任何两相短路时, 均有两支继电器动作, 所以较两相不完全星形接线的可靠性高。然而从上述事故分析, 我们得知此种接线方式中A、C两相CT极性方向必须正确, 否则会导致开关未达保护定值而动作的事故。
参考文献
跳闸电流 篇3
关键词：机械万用表,电流档,压板,开关,跳闸
1 概述
在一般的情况下当直流系统若一点接地时,系统仍可继续运行,但必须及时发现、及时消除,以免当发生两点接地时,可能使断路器误动或拒动。但现场的工作经验告诉我们,由于直流系统正、负极对地分布电容的存在,控制回路出口继电器的正电源侧一点接地,同样可能导致开关误跳闸。但因为这种情况比较罕见,所以并没有引起电力系统各级人员的高度重视,实际工作中也未见有防止一点接地的明确的危险点预控措施。为此通过对继保人员在做110k V主变保护定检时误用机械万用表电流档测量跳闸出口压板致变高开关跳闸原因分析,探讨防止直流系统一点接地可能采取的组织措施和技术措施,提高现场工作人员的安全意识,防止同类事故的发生,确保电网的安全稳定运行。
2 正文
事件经过简述:某继保人员在做220k V主变保护定检,在校验主变跳闸出口矩阵时误用机械万用表电流档测量变中开关跳闸出口压板负电端,导致变高开关跳闸。就此次开关跳闸原因进行分析。
如图1所示,继保人员在用机械万用表电流档测量(1)点电压时,发生直流接地,并引发开关跳闸。
事故原因分析:事故发生后继保人员在(1)、(2)点多次模拟用机械万用表电流档测量或者用短接线直接接地,也同样发生开关跳闸。因为此时变电站内并无其他直流接地的情况发生,因此判断开关跳闸是由于直流一点接地引起的。随后继保人员使用试验仪对该开关进行了动作电压的测试,多次测试结果显示开关的动作电压在52V左右。根据《电力设备预防性试验规程》规定开关跳闸线圈的最低动作电压为操作电压额定值的30%~65%之间,因此开关的动作电压时符合规定的。而图中正极对地电容C1、负极对地电容C2代表直流系统所接电缆对地电容及各静态保护装置的抗干扰对地电容之和,上述点发生接地时,加在Y3线圈两端电压就等于C1+C2的和。直流系统的对地分布电容情况是直流系统越大,回路越复杂,所接设备越多,系统呈现的对地分布电容越大;变电所投运时间越长,分布电容越大;静态型保护装置越多,分布电容也越大。因为这所变电站的投运时间比较长,回路也比较多,因此加在Y3线圈两端的电容电压完全有可能大于其动作电压而致使其跳闸。
事故预防措施探讨:根据广东省电力系统继电保护反事故措施及释义(2007版)中4.2.10条中的描述“跳闸出口继电器的起动电压不宜低于直流额定电压的50%,以防止继电器线卷正电源侧接地时因直流回路过大的电容放电引起的误动作;但也不应过高,保证直流电源降低时的可靠动作和正常情况下的快速动作。对于动作功率较大的中间继电器(例如5 W以上)如为快速动作的需要,则允许动作电压略低于额定电压的50%,此时必须保证继电器线卷的接线端子有足够的绝缘强度。如果适当提高了起动电压还不能满足防止误动作的要求,可以考虑在线卷回路上并联适当电阻以作补充。变压器、电抗器瓦斯保护动作的中间继电器,由于连接线长,电缆电容大,为避免电源正极接地误动作,应采用较大启动功率的中间继电器(不小于5W),但不要求快速动作。[1]”
除了在技术措施上的改进以防止该类事故之外,我认为更重要的是要提高工作人员对该类事故危害的认识,以防止由于人为原因造成的事故。在现实的工作中由于直流系统一点接地而导致开关跳闸的事故并不常见,所以并没有引起现场工作人员的足够重视。因此本人认为有必要提醒现场工作人员,改变直流一点接地危害性不大的观念,充分认识到负极一点接地的危险性。进一步减少工作中接地的可能性。特别是在使用万用表测量出口压板两端电压时,要确保万用表量程位置正确,杜绝上述的同类事故发生。
3 结论
通过对这起事故的学习和原因分析,证明直流负极一点接地也会引起开关跳闸,特别是在一些大型的变电站和一些投运时间比较长的变电站发生这种情况的几率就更加大。因此希望以此为契机,引起现场运行与继保人员对直流一点接地故障的重视,在工作中更加小心谨慎,杜绝人为造成的由于一点接地造成开关跳闸事故的发生。同时希望各位电力专家能够对此类事故进行深入的研究,制定切实有效的防范措施,提高电力系统的安全性和稳定性。
参考文献
[1]电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点[J].电力工业部,1994,1.
跳闸电流 篇4
安装完毕后, 施工人员进行试送电检验, 在带少量负荷时连续发生剩余电流总保护越级跳闸, 而中、末级剩余电流保护却不动作的故障, 线路无法投入运行。校电工要求供电企业帮助查找故障。
在现场对线路进行巡视、目测未发现什么异常状况。按故障现象分析, 线路上的三级断路器QF1, QF2, QF3均未跳闸, 只是剩余电流总保护跳闸, 说明不是线路或用电设备故障 (短路) 所引起的, 只有当线路上的剩余电流值达到或超过总保护器的动作电流时才会引起RCD1跳闸。如此再次进行通电检验, 分别依次合上QF1, RCD1, QF2, RCD2, QF3, RCD3, 将线路作短暂的空载运行未发现什么异常情况, 便将1号大楼一层第一教室里的一盏30 W照明灯投入, 照明灯能正常发光, 接着将一台45 W的吊扇投入, 随即又发生跳闸断电, 仍然是总保护动作跳闸。按照三级保护的设计要求及剩余电流动作保护器的动作电流、动作时间的设定, 应该是末级保护中的RCD3先动作跳闸, 其次是RCD2, 最后才是RCD1, 而不应是RCD1先跳。怀疑是中、末级保护中的剩余电流动作保护器本身发生了故障而拒绝跳闸, 对该两级保护的剩余电流动作保护器用试验按钮做跳闸试验, 结果证明两级剩余电流动作保护器均能正常跳闸, 未发生故障。
通过对线路的巡视检查、通电检验, 对RCD2, RCD3进行检测, 都未发现总保护越级跳闸而中、末级保护却安然不动的原因。最后想到还没有对电源接线是否正确进行检查, 于是对配电变压器低压侧引出电源进入主控断路器QF1, 由QF1引出接入RCD1的接线进行细致检查。电源进入QF1的接线正确, 但在电源由QF1引出接入RCD1时出现了接线错误。QF1为三相三线断路器, 电源的3根相线由配电变压器低压侧引出接至QF1的进线端, 再由QF1的出线端引出接入RCD1的电源端, 但由配电变压器低压侧引出的中性线不能接入QF1, 被施工人员将中性线接在RCD1的负荷端。这种接法错在将中性线放置在RCD1的零序电流互感器之外 (也就是我们平时所讲的没有把中性线穿入零序电流互感器之中) , 致使中性线电流不通过RCD1的零序电流互感器直接回到配电变压器低压侧中性点, 造成通过零序电流互感器的各相电流相量和不等于零, 并最终导致RCD1跳闸。
那么, 为什么单独投入30 W照明灯时RCD1不跳闸呢?因该供电线路尚未正式投运, 笔者以其运行功率因数cosφ为0.8计算, 结果显示当单独投入照明灯时, 中性线电流为170 mA, 小于RCD1的动作电流 (300mA) , 所以它不会动作跳闸;当照明灯及吊扇都投入时, 中性线电流值增大到426 mA, 大于RCD1的动作电流, 所以它能动作跳闸。
而RCD2与RCD3均不动作则是因为中级和末级保护中的中性线都已穿入了RCD2和RCD3的零序电流互感器, 即线路中的中性线电流都要通过零序电流互感器再回到电源, 所以不会发生跳闸现象。
跳闸电流 篇5
1 保护动作情况
1.1 1#主变保护A屏:
PST-1202A保护装置保护动作信息故障报告:2011年6月18日12时09分49秒133毫秒00000ms后备保护启动;
00001ms差动保护启动;
00023ms差动保护出口;电流=0.77安;
00028ms后备保护启动;
00034ms后备保护启动;
00037ms零差差动出口;
05541ms差动保护启动;
05563ms差动保护动作;电流=0.39安
10671ms后备保护启动;
13099ms PT断线;
16743ms后备保护启动;
22779ms后备保护启动;
28813ms后备保护启动;
动作元件:3311、3310、101断路器跳闸。
1.2 1#主变保护屏B:
PST-1202B保护装置保护动作信息故障报告:2011年6月18日12时09分49秒134毫秒00000ms后备保护启动; (中压侧)
00029ms后备保护启动; (高压侧)
1.3 3311断路器辅助保护屏:
PSL-632C保护装置保护动作信息故障报告:2011年6月18日12时09分49秒134毫秒
00000ms综重电流启动;
00000ms断路器保护启动;
00040ms失灵重跳A相;00040ms失灵重跳B相;
00041ms失灵重跳C相;
05071ms综重电流复归;
15070ms断路器保护复归;
1.4 3310断路器辅助保护屏:
PSL-632C保护装置保护动作信息故障报告:2011年6月18日12时09分49秒134毫秒
00000ms断路器保护启动;
00001ms综重电流启动;
00039ms失灵重跳A相;
00039ms失灵重跳B相;
00040ms失灵重跳C相;
05064ms综重电流复归;
15073ms断路器保护复归。
2 现场设备检查情况
1) 一次设备。一次设备检查情况:对1号主变本体外观, 3311断路器、电流互感器外观, 3310断路器、电流互感器外观, 101断路器、电流互感器外观, 301电流互感器外观, 1号主变三侧导线外观均进行了检查, 没有发现异常。
2) 二次设备。二次设备检查情况:发现1#主变保护A屏PST-1200装置频繁启动。对二次回路进行了检查, 发现3311电流互感器1号主变保护A屏使用的二次绕组B相接地 (端子套为411/3311DL-118B) , 进一步确认后, 发现接地点在3311电流互感器B相本体处二次接线盒内, 具体绕组为1K1、1K2 (此绕组为1号主变保护A屏使用的二次绕组) 。
3 保护动作分析
通过对1号主变两套保护装置录波文件进行分析比较, 发现1号主变保护A屏采样到的3311电流互感器B相波形与B屏采样到的波形明显不同, 且两者相位与幅值也不一致。如下图所示:
由上图可看出, 波形突变后第二个波峰幅值最大, 瞬时值为1.635A, 且第一个波峰出现时, A相处于波谷位置, C相尚未到达波峰位置。而1号主变保护B屏录, 波形突变后第一个波峰幅值最大, 瞬时值为1.941A, 且第一个波峰出现时, A相已离开波谷位置, C相到达波峰位置。
可见, 1号主变保护A屏B相采样波形的变化是由于叠加了另一电流波形所致, 是导致差动保护出口的主要原因。该电流波形可通过铝I线第二次故障时1号主变保护A屏的采样看出。此时1号主变三侧开关均已跳开, 3311电流互感器二次侧已不可能感应出电流。
结合上述情况综合分析, 由于某变户外未敷设二次接地铜网, 户外接地网与户内二次接地网之间存在较大电位差, 此时3311B相电流互感器1K绕组接地, 相当于是在户外接地点于户内接地点之间串入一个电源。致使该回路中产生额外的电流, 造成保护装置频繁启动。
当铝I线发生故障时, 故障零序电流会在故障点与主变接地的中性点之间流过, 由于3311B相电流互感器二次两点接地, 两接地点之间形成回路, 少量的一次故障电流流过该回路串入保护装置, 影响装置采样, 造成1号主变保护A屏差动保护动作。
4 存在问题及整改措施
存在问题:本次主变差动保护动作的主要原因是由于CT二次回路接地, 在接地点之间存在电势差造成B相电流异常增大所致。原因为3311 B相CT二次接线盒内防二次开路保护装置的保护间隙受到灰尘等因素的影响出现了接地, 从而造成CT二次回路接地。
整改措施:与电流互感器厂家 (上海MWB) 联系, 分析论证电流互感器二次接线盒内防止二次开路保护装置可以拆除, 这样可以避免因此装置的放电间隙被外界环境干扰造成电流互感器二次回路接地。
摘要：电流互感器二次回路一点接地属于保护性接地, 防止一、二次绝缘损坏、击穿, 以致高电压窜到二次侧, 造成人身触电及设备损坏。如果有二点接地会弄错极性、相位, 造成电压互感器二次线圈短路而致烧损, 影响保护仪表动作;对电流互感器会造成二次线圈多处短接, 使二次电流不能通过保护仪表元件, 造成保护拒动, 仪表误指示, 威胁电力系统安全供电。
跳闸电流 篇6
某企业35kV变电所一条备用35kV进线突发故障,导致地方供电所负责配出该线路的高压开关电流速断保护动作跳闸,自动重合闸失败。为了及时排除故障,在该所拉开入户刀闸后,带架空线路空投一次。在空投操作中,高压开关未出现动作跳闸现象,地方供电所内的二次继电保护系统也反映受电线路一切正常,于是彻查该变电所内受电线路上所有带电设备。二次微机保护系统显示该线路所有受电高压开关在此期间均未动作,一次设备三相间、线对地的绝缘电阻均在合格范围内。
该35kV变电所建成投运不足半年,所内开关采用户内中压固封式真空断路器,开关柜采用中置式,二次继电保护系统使用微机继电保护系统。发生故障的进线一次系统示意图如图1所示。发生故障时,站用变处于冷备用状态,地方供电所配出开关柜所带用电设备有架空线路、直埋电缆、室内封闭式母线、电压互感器、所用变及中置式开关柜。
2 理论分析
2.1 基本原理
电流速断保护按被保护设备的短路电流整定,当短路电流超过整定值时,保护装置动作,断路器跳闸。为了保证电流速断保护动作的选择性,在下级线路出现最大短路电流时保护不应动作,因此,电流速断保护动作电流须按躲开本段末端在最大运行方式下发生三相短路时的电流来整定,即。可靠系数kk的引入,导致电流速断保护动作电流大于被保护范围末端的最大短路电流,使保护装置不能保护线路全长而有一段死区。
线路故障时,在继电保护装置作用下断路器跳开,同时自动重合闸装置启动,经过一定时限使断路器重合闸。若线路故障是瞬时性的,则重合成功恢复供电;若线路故障是永久性的且不能消除,则继电保护装置再次将线路切断。自动重合闸装置动作时限应长于故障点灭弧和周围介质恢复绝缘强度所需时间及断路器、操作机构恢复原状准备再次动作的时间,一般为0.5～1s。为了保证供电的连续可靠,自动重合闸时间一般设置为1.5s。若在此期间故障点未切除,则重合闸失败。
2.2 故障点推论
电流速断保护的保护范围小于被保护线路的全长,一般设定为被保护线路全长的80%～85%。而该配出开关柜保护的线路是架空线路加站内直埋电缆,架空线路全长为8km,入户直埋电缆全长为0.1km,故电流速断保护只能保护整条架空线路,不大可能保护到直埋电缆末端,更不可能延伸至站内。
导致电流速断保护动作跳闸后自动重合闸随之动作但失败的故障是永久性故障,此类故障一般是主回路上两相短路(或两相接地短路)。
综上,地方供电部门将故障点断定在企业内。若故障点在站内,则只可能在直埋电缆、室内封闭式母线、电压互感器、所用变及中置式开关柜中。但微机保护系统显示所内进线开关、所用变开关均未动作,那么只可能是开关拒动。调用微机保护系统“历史曲线”功能,获得故障前后所内进线开关、所用变开关处电流互感器测到的一次电流值。若电流大于开关动作值,而开关未动作,则判断为是开关拒动;若电流小于开关动作值,则无论开关动作与否,故障不存在。当微机保护系统“历史曲线”功能不可用或不可靠时,对于可能存在永久性故障的设备,还可通过绝缘摇表测其主导体相间绝缘电阻和相对地绝缘电阻来甄别,甚至可以采用耐压测试方法。
3 现场测试
通过后台监控系统,调出所内进线开关、所用变开关的电流曲线和电压曲线,发现故障前后电流幅值变化不大,几乎为零,三相电压在故障前非常均衡且稳定。考虑到新建变电所,可能有些保护参数未写入后台,于是用微机继电保护测试仪对高压开关柜做模拟故障动作跳闸试验。试验结果证实所内进线开关、所用变开关完全能够可靠地在设计的整定值下动作,基本可以判断故障不在变电所内。
对室内封闭式母线、电压互感器、所用变及中置式开关柜再次做了绝缘电阻测试和工频(或感应)耐压试验。各设备不仅通过了工频(或感应)耐压试验,而且耐压试验前后的绝缘电阻测试值都非常高且相差不大。这再次证实故障不在变电所内。
若故障点确实发生在企业内部线路上,则只可能是直埋电缆某点被击穿。按照规程,先用2 500V绝缘摇表测量电缆相间绝缘电阻和相对地绝缘电阻,绝缘电阻值均超过2 500MΩ。接着用串联谐振试验装置分别对电缆各相施加52kV/5min的交流高压,高压电缆各相均通过高压考核。最后再次用2 500V绝缘摇表测量电缆相间绝缘电阻和相对地绝缘电阻,绝缘电阻值仍超过2 500MΩ。试验结果表明,直埋高压电缆完全合格,不存在击穿点。
综上分析和试验结果可以确定,突发故障点不在企业内部,只可能在架空线上。
4 故障点的最终确定
通过观察架空线路周边地形,提出一个假设:某时刻架空线路附近的树枝因某种原因折断被风吹到架空线上,导致架空线路两相短路,致使配出开关柜出现瞬时限电流速断动作跳闸。几秒钟后开关因重合闸机理再次动作准备重合,但挂在架空线路上的树枝没有完全从架空线脱离,致使重合闸失败,反映出的故障是永久性故障。后由于风力等原因,树枝脱离架空线,永久性故障自动消失,于是就出现了查找故障原因时带架空线路空投成功的情况。
为论证假设,沿架空线路展开巡线。在距地方供电所5km处的架空线路下方发现有明显电弧烧灼痕迹的树枝。
5 结束语
通过以上分析,可以看出理论知识是快速、准确定位故障点的基本保证,同时供用双方无障碍的沟通协调才能有效保证供电的连续性。在今后的工作中,除了增强职工的理论培训外,还应加强职工的沟通协调能力,这样才能保证企业生产的顺利进行。
摘要：从理论分析着手,对一起瞬时限电流速断跳闸、自动重合闸动作失败的电气故障进行分析,最终找到并排除故障点。
关键词：电流速断,自动重合闸,微机继电保护
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