跳闸事故（精选11篇）
跳闸事故 篇1
摘要：阐述了一起电厂跳闸事故的过程, 详细说明了事故检查的整个现场状况。在分析可能导致跳闸事故的各种原因的同时, 针对由雷击过电压引起的跳闸进行了仔细的分析, 并提出了相应的建议和改进措施, 对今后各电力企业预防此类事故的发生有一定的借鉴作用。
关键词：电厂,事故跳闸,过电压
1 机组简介
某电厂安装有两台600MV亚临界燃煤火力发机组。500KV升压站采用3/2接线, 主接线由两个完整串和一个不完整串构成, 主设备采用北京ABB公司生产的SF6断路器。主厂房6KV断路器系厦门ABB开关有限公司生产的VD4真空断路器。
2 事故经过
某日1:57:18#1机DCS大屏幕上发出#1发电机故障录波器启动W级报警;1:57:19 NCS上发出送出母线第二套距离零序保护动作信号;1:57:19 NCS上发出送出母线第一套距离零序保护动作信号, 01:59#1发电机跳闸, 汽机跳闸锅炉MFT, DCS上发出“#1发变组差动”, “#1A高厂变差动”, “#1B高厂变差动”保护动作, 1A2段PT断线报警, 检查厂用电切换成功, 就地检查发变组保护A柜上发出“#1发变组差动”, B/E柜上发出“#1A高厂变差动”, “#1B高厂变差动”保护动作报警。检查发现#1A高厂变至6KV1A2段进线封闭母线冒烟, 进一步检查发现#1A高厂变到6KV1A2母线进线封母盖板4米电缆夹层水平段到6102开关柜竖直处变形, #1B高厂变到6KV 1B1母线进线封母主厂房A列外竖直段盖板变形。
3 检查处理及试验
3.1 电气一次方面
3.1.1 拖出1A2 6k V进线开关, 发现开关B, C两相开关触头部分已经被熏黑。
3.1.2 拖出1A2 6k V进线PT小车, 发现整个PT小车已经被熏黑, 二次接线盒已经被烧变形, 二次电缆扎带被烧毁, PT小车内三相支撑绝缘子釉层大部分被破坏, B相PT本体表面釉层大部分被破坏, A、C两相PT本体表面釉层在靠近B相侧被烧坏。
3.1.3 PT仓内靠近开关处C相母线铜排边缘部分被大电流烧出一个缺口, 直径约1.5CM, A、B相母线铜排边缘部分也有同样的烧伤。PT小车的一次保险B、C相一次保险熔断。
3.1.4 打开1A2 6k V进线开关后盖和1A26k V进线竖井盖, 发现螺栓与外壳有多点放电痕迹, 三相母线9支撑绝缘子表面釉层烧坏。
3.1.5 1A、1B高厂变低压侧直阻、绝缘试验无问题、油质分析正常;1A、1B高厂变至6KV母线绝缘合格、PT、CT绝缘合格。
3.2 电气二次方面
保护屏B和E有厂变A差动保护动作, 厂变B差动保护动作信号。查看保护定值正确, 甩开端子压片, 发变组保护装置内CT二次回路直阻正常, 三相平衡。外部直流电阻中7LH, 8LH直阻平衡, 确认保护装置没有问题。
#1机6 k V 0米配电室, 拉出1A2 6k V进线PT小车, 二次接线盒盖板已经被烧变形, 二次电缆扎带被烧毁。开关柜内CT共有32根二次线, 其中发现有13根绝缘降低为零, 用胶带恢复电缆的绝缘层。
4 抢修过程
4.1 电气一次方面
彻底清理被熏黑的PT、绝缘子、母线、母线固定螺栓及母线绝缘子, 打磨被烧损伤的母线及PT连接处。用绝缘胶带包裹突出的母线固定螺栓。在PT仓内靠近开关C相母线铜排边缘处 (被大电流烧出一个缺口) 对面的柜体上粘贴一块绝缘板, 以增强此处绝缘。更换熔断的和电阻值偏大的PT小车的一次保险。
4.2 电气二次方面
恢复13根绝缘降低为零的CT二次线。清理CT根部及二次线上的燃烧灰迹。
5 事故原因分析
5.1 过电压可能是引起此次跳机事故的主要原因。过电压分为雷击过电压和操作过电压。操作过电压又分为外部操作过电压和内部操作过电压。本次跳机时, 正好遇上大雨夹着雷击, 在理论和设计上, 主变区域完全被保护, 但雷击的击点方式多种, 有可能直接雷击到户外共箱母线上, 引起感应雷过电压, 造成单相接地故障;在我厂#1机组跳机的前, 网上500KV忻候线C相由于雷击跳闸, 并且重合闸成功, 我厂的送出线路后备保护-距离保护启动, 但没有出口跳闸, 500KV线路重合闸后可能会引起系统的震荡, 震荡过程中可能产生过电压, 过电压通过线路传递到6KV, 引起单相接地故障。
5.2 6KV母排对外壳放电是引起1A、1B高厂变差动保护动作的直接原因。当过电压形成传递至6 KV共箱母线时, 1A、1B高厂变至6 KV 4台工作电源进线, 由于母排对外壳距离不能满足过电压安全距离, 出现母排尖端对外壳放电, 造成单相接地短路, 引起1A、1B高厂变差动保护动作。
6 整改措施
6.1 继续分析过电压的来源。请有关单位协助分析事故真正原因, 以防类似事故再次发生。
6.2 对1A、1B高厂变至6KV 4台工作电源进线母线进行彻底检查和清扫, 加强母排固定螺栓突出部分的绝缘强度, 购买专用的绝缘帽, 防止出现尖端放电的再次发生。
6.3 联系电科院对主厂房内接地电阻网进行接地电阻测试。包括主变区域内的避雷针接地电阻, 尤其是6KV配电柜的接地电阻。并进行一次大规模接地电阻测试, 发现隐患并且及时消除隐患。
6.4 停机时, 做避雷器的性能试验, 检查避雷器的动作特性。
6.5 停机时, 更换1A2 6KV进线开关内所有被损伤的支撑绝缘子以及6KV进线PT。
6.6 加强对共箱母线的巡视, 发现异常, 能够带电处理的立即处理, 不能够带电处理的, 及时记录, 紧急情况下申请停机处理。
6.7 做好事故处理预案工作, 做到检查项目齐全, 人员组织到位。
跳闸事故 篇2
一、事故及检查经过
2011.05.03日17：19时，冷轧SVC系统在运行过程中5次滤波器不平衡保护（差压）动作跳闸，SVC现场19512、19513开关跳闸。
检查SVC系统5次滤波器保护装置事件记录发现5次滤波器相电流突变为二次值5.6A，零序电压为二次值165V；5次滤波器保护整定为过流3.3A、0.5S，差压（零序电压）9.5V、0.1S；故差压保护属正确动作跳闸。检查SVC系统其余装置及后台监控系统均无任何动作和异常报警信号，检查冷轧变电所35KV及10KV系统均无异常。
将SVC改成检修状态后，检查SVC室内可控硅阀组及室外TCR电抗器及3、5、7、11次滤波器一次设备外表均无放电、烧伤痕迹，进一步检查5次滤波器所有一次设备（放电PT、电容器、电流互感器、电抗器、避雷器等）的绝缘和性能参数均正常，检查所有一次设备的连接均可靠。检查电压互感器（放电PT）的二次电缆没有发现短路和接地现象，加入5次滤波器保护装置的零序电压A通道模拟电压显示正常，检查5次滤波器保护装置整定值与方案相符。在检查完了SVC一次设备和二次设备均正常后，将SVC控制系统动作信号复归后准备灯亮申请送电，SVC系统送电后运行正常，查看3、5、7、11次滤波器零序电压均小于0.1V，SVC后台监控系统无任何报警信息，随后冷轧主轧恢复生产SVC工作补偿正常。
二、事故原因分析 1、5次滤波器中性点零序电压瞬时升高是造成SVC系统跳闸的主要原因。
三、整改措施
1、联系中冶赛迪及厂家对SVC现有设备参数和补偿整定重新进行核算，对3、5、7、11次滤波器发生PT谐振过电压的可能性进行评估。
2、分别测试SVC由3#主变带主轧、平整机满负荷运行和由2#主变带主轧、平整机满负荷运行工况下的10KVⅢ母线功率因数、电压波动、和谐波电流、电压发生量。
根据攀信公司的谐波测试报告，尽快对SVC的补偿效果给予评估。
3、根据SVC的设备运行情况，组织对SVC常见易损设备和关键设备的储备。
跳闸事故 篇3
关键词：跳闸；山火；输电线路；短路
中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）27-0098-01
1 相关情况概述
攀枝花市位于四川西南部、川滇交界处，地处攀西裂谷中南段，属浸蚀、剥蚀中山丘陵、山原峡谷地貌，山高谷深、盆地交错分布，地势由西北向东南倾斜，山脉走向近于南北，地貌类型复杂多样，可分为平坝、台地、高丘陵、低中山、中山、山原6类，以低中山和中山为主，占全市面积的88.38%。界于北纬26 °05 ′～27 °21 ′，东经101 °08 ′～102 °15 ′之间。攀枝花所辖输电线路多位于高山及峡谷地带，输电线路通道内树林浓密、杂草丛生。
攀枝花市气候干燥、炎热，四季不分明，只有雨季和旱季之分。每年6月至10月为雨季，11月至第二年5月为旱季，年平均气温20.3 ℃，无霜期达350 d，全年日照时间长达2 300～2 700 h，因此，攀枝花市又有“太阳城”的美称。在旱季和雨季的交替之间会存在一定时期的风季。风季是攀枝花降温和升温的标志，攀枝花全年气候干燥。
山火是旱季输电线路跳闸、电网停电的主要原因之一， 对电力系统安全运行造成极大的威胁。根据一起110 kV输电线路的山火跳闸故障，研究分析输电线路山火跳闸故障的特点，从而采取有效的防山火措施。
2 故障简况
2.1 故障跳闸信息
2012年5月9日16时14分，桐子林220 kV变电站：纵差保护动作，距离I段，开关跳闸，重合成功，选相A、B相，测距6.25 km；顺和110 kV变电站：纵差保护动作，选相A、B相，测距26.66 km。
2.2 事件概述
中心值班人员接调度通知后，立即安排线路人员对110 kV桐顺线进行故障巡视，重点查巡12～15号段。
2.3 线路概况
110 kV桐顺线由桐子林220 kV变电站至顺和110 kV变电站，线路全长28.893 km，导线型号LGJ-240/30，绝缘子型号：XWP2-70，共计杆塔63基。
2.4 故障发生时的天气情况
故障发生时，线路经过地区为干旱天气，攀枝花已连续152 d干旱无雨，日最高温度为38 ℃。
2.5 线路巡视情况
110 kV桐顺线13～14号导线下方发生山火，A、B相导线上有放电痕迹，现场照片如下。
13号塔塔型为J2，如图1所示。14号塔塔型为JD2，如图2所示。
图1 13号塔 图2 14号塔
13～14号导线下方山火，如图3、图4所示。
图3 13～14号导线下方山火 图4 13～14号导线下方山火
13～14号导线上放电痕迹，如图5所示。
图5 13～14号导线上放电痕迹
3 故障原因分析
3.1 通道情况
13～14号导线下方发生山火，有树枝、杂草等被烧焦，其余线路通道情况正常，未发现其他异常现象，其余线路区段杆塔均正常。
3.2 选相情况
变电站选相位A、B相，巡视A、B相导线故障。
3.3 测距情况
桐子林220 kV变电站测距6.25 km（定点杆塔13～14号间），测距吻合。
3.4 塔型及相位情况
13号塔塔型为J2，14号塔塔型为JD2，均为耐张塔，导线为三角形排列，上相为B相，下相为A、C相（面向号侧由左至右），A、B相位于靠山坡侧。
3.5 巡视结果
13～14号导线下方发生山火，A、B相导线上有放电痕迹，线路上未发现其他故障情况。
综合分析，此次110 kV桐顺线故障原因为13～14号导线下方山火引起。
4 输电线路山火跳闸事故特性分析
①输电线路通道内有树枝、杂草等可燃物，有火源引起可燃物燃烧，加之气候干燥，燃烧时间长。
②A、B相导线位于山坡侧，离地面距离较C相导线离地面距离近，发生山火故障跳闸可能性较大。
③山火能使导线与地面之间不均匀电场的两极间电荷量大大增加，其原因是山火的燃烧温度可达1 000～1 177 ℃，而一般气体出现明显的热游离的温度为727 ℃，且火势越强，燃烧的时间越长，两极间增加的电荷量越大；山火对导线金属电极加热，可使电子从金属表面游离出来。
④由于山火能使导线与地面的两极间电荷量增加，到一定量时，电场发生强烈畸变，大量空间电荷的复活，产生光子，造成光游离，在局部强场中，发展成为衍生电子崩；衍生电子崩与主电子崩汇合发展成为流注，形成具有高电导和低场强的负先导通道，最后导致线路跳闸。
5 结 语
①输电线路山火跳闸事故必须具备五个条件：可燃物、火险天气、火源、大的火势、导线与地面间电场变化。
②山火是造成输电线路跳闸的主要因素之一，建议从联合地方政府的防火宣传、输电线路工程设计、输电线路运行维护等方面采取措施，最大限度减少山火对输电线路的危害。
参考文献：
[1] 王浩东.输电线路山火跳闸原因分析及对策[J].广西电力，2009，（4）.
220kV开关故障跳闸事故分析 篇4
事故发生前,220kV系统的运行方式如图1所示。201开关带211、213开关运行于220kV I母线,202开关带212、214开关运行于220kVⅡ母线(经200开关环网运行)。
2011年6月16日,214开关发生A相接地故障,其两侧线路保护及220kV母差保护动作,跳开220kVⅡ母线上所有开关(212、214、202、200)。发生故障时,该地区为雷雨、大风天气,气温为20℃。
2 故障检查
2.1 事故现象分析
母线RCS-915AB和BP-2B两套母差保护分别于5ms和8.3ms后动作,约42ms后跳开Ⅱ母线上全部开关,切除故障。214开关保护RCS-931BM及PSL-602G分别于16ms和20ms后动作跳开A相,故障录波器测距为0.001km,短路点故障电流为42.6kA。
因母差保护及线路保护均动作,所以故障点为母差保护及线路保护的重叠区域。通过检查现场一次设备及分析保护信息,初步判断为214开关A相罐体内部接地故障。
2.2 进一步检查
为更好地了解事故原因,对214开关做了进一步检查。
(1)214开关三相均在分位,A相灭弧室罐体北侧法兰螺栓及开关气动机构管路有放电痕迹,两侧套管内壁均有腐蚀现象。A、B、C三相开关SF6的压力分别为0.53、0.55、0.54MPa,均在正常范围内。214开关气动机构的空气压力为0。
(2)解体检查A相故障开关发现,绝缘拉杆表面被电弧烧黑,绝缘拉杆高电位处连板轴销档圈两端被烧熔且翘起,连板根部有明显电弧灼烧痕迹,与支撑绝缘子连接的地法兰处有明显放电点。绝缘拉杆表面(漆层)中部多处烧蚀,与支撑绝缘子连接的动触头支架内开孔处有放电点。
(3)对214开关非故障相(B、C相)进行解体检查,两相开关动静触头无明显异常,支撑绝缘子内壁上部有粉尘,绝缘拉杆无异常,但动触头拐臂侧对应的罐体底部有金属屑,且在B相灭弧室内发现一小块纸屑。对B、C相绝缘拉杆进行耐压及局放试验,未发现异常。
2.3 检查结果
故障发生4小时后,对214开关进行了SF6气体分解物检测及微量水试验,结果见表1、表2。
3 事故原因分析
3.1 放电原因
根据开关解体检查,绝缘拉杆高电位处连板轴销档圈两端被烧熔且翘起,说明该处电场畸变;由非故障相开关内存在异物,推断本相开关内部同样存在杂质并在绝缘拉杆表面积累,导致绝缘拉杆表面绝缘性能降低。因此,本次故障的放电起始点为连扳轴销挡圈,电弧沿绝缘拉杆表面对支撑绝缘子的地法兰贯通放电。电弧使绝缘拉杆表面漆层烧蚀、脱落。
当开关内部发生放电故障时,短路电流通过罐体端盖(机构侧)、外壳、气动机构管路及接地扁铁流向接地网,在罐体端盖螺栓连接处放电,同时使气动机构管路对其支撑角铁放电而破损,机构内气体泄漏,压力降为零。
3.2 故障后微量水增加及瓷套内壁腐蚀原因
目前,现场SF6气体湿度测定方法主要为露点法和阻容法。采用露点法时,测量中的褐色、黑色等粉末会吸附在露镜表面,与水分吸附在露镜表面类似,严重影响测量精度。采用阻容法时,气体中的某些高分子气体,在多孔氧化铝探头上可能会产生与水分类似的反应,影响测量精度,若SF6气体内粉末较多,还会使阻容法测试仪内多孔氧化铝探头受到污染,甚至损坏。因此SF6开关发生故障后的微量水测量结果受试验仪器影响往往不准确。
从表2可以看出,A相开关比B、C相开关的水含量高很多。水含量增大的原因是环氧树脂等有机绝缘材料在高温电弧作用下碳化并生成水,同时开关内部发生放电时产生的高温使罐体温度上升,导致紧贴罐体的吸附剂中的水分释放。瓷套釉面腐蚀是故障产生的低氟化物与水结合生成腐蚀性极强的氢氟酸所致。
4 故障处理
查找到事故原因后,立即对故障开关进行更换。更换后,开关交接试验结果正常,系统恢复原运行方式。
5 注意事项
为防止类似事故发生,应注意以下几点:
(1)制造厂应严格控制加工、装配工艺,同时在厂内及现场安装时要加强罐体内部洁净度控制,以免开关内的微粒杂质造成绝缘破坏。
(2)加强罐式断路器及GIS设备的带电局放检测及SF6气体成分分析,以及时发现可能存在的内部异常放电。
(3)加强设备缺陷分析总结工作,对故障、缺陷较多的设备要经常抽检,对发现的批次质量问题要及时治理,以避免重大设备事故的发生。
(4)发生故障后应认真检查瓷套内壁蚀伤情况,以防受损瓷套被重新用于设备中。
摘要：介绍一起220kV开关跳闸事故,并分析事故原因。
关键词：开关,故障录波,解体
参考文献
[1]陈化钢.电气设备预防性试验方法[M].北京:水利电力出版社,1994
[2]DL/T 596—1996电力设备预防性试验规程[S]
[3]国家电力调度通讯中心.电力系统继电保护规定汇编[M].第2版.北京:中国电力出版社,2003
[4]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护技术问答[M].第2版.北京:中国电力出版社,1999
[5]DL/T 559—2007 220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程[S]
[6]陈家斌.电力生产安全技术及管理[M].北京:中国水利电力出版社,2003
[7]上海超高压输变电公司.变电设备检修[M].北京:中国电力出版社,2008
[8]彭志源.发电厂(站)设备安装与故障检测检修技术标准规范[M].北京:科学技术出版社,2003
跳闸事故 篇5
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。
跳闸事故 篇6
关键词 GIS设备；母差动作；事故处理；原因分析
中图分类号 TM77 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)052-0105-01
近些年，随着电力工业的发展，GIS设备以其占面积小、空间体积小和不受外界环境影响等特点，逐渐在新建变电站中得到广泛的应用，本文针对一起110 kVGIS母差动作导致跳闸的事故，祥说了事故处理过程和故障原因分析，并在此基础上提出了相应的防范措施。
1 故障情况
1）2007年01月29日20时18分，我站110 kV母差动作，110 kV母差保护装置“差动动作2”“差动开放2”“差动动作”“PT断线”“Ⅱ母差动”灯亮。差动保护动作跳母联100开关及Ⅱ母所带的三回进出线开关。
2）110 kVBP-2B母差录波器报告显示：20时18分45秒560毫秒Ⅱ母母差C相动作，20时18分45秒590毫秒Ⅱ母母差BC相动作，20时18分45秒600毫秒Ⅱ母母差ABC相动作。启动到出口时间48.3毫秒。大差二次电流最大值为13 A，Ⅰ母小差二次电流为0 A，Ⅱ母小差二次电流最大值为13 A，电压为0 V，达到母差动作值。
2 故障确认
1）结合故障后对站内设备巡视、故障现象以及110 kV母差录波报告显示，大差元件和Ⅱ母小差元件动作，所以我们有充足的理由确认本次故障是由于110 kVⅡ母小差元件范围内故障，即Ⅱ母（包括-Ⅱ母刀闸所在的筒体）C相先对地（GIS筒体）放电，GIS筒体内电弧产生的金属蒸气使得BC相相间短路，继而发展成三相相间短路。
2）故障气隔的确认：利用SF6特殊的化学性质，它在电弧高温作用下会产生SF4气体，它为无色，有类似二氧化硫的刺激嗅味。同时与气隔内的微水猛烈反应生成SOF2和HF，或直接产生HF，其反应方程式为：
2SF6+6H2O→2SO2+12HF+O2
其中HF为酸性气体，可与HP试纸测出其酸性值。因此在结合110 kV气隔结构、盆式绝缘子（图1中2#、3#、4#为横式；5#为竖式）的排列情况及故障前各气隔的运行状况，优先对可能故障的气隔（20个）进行了取气检查。在对110 kV南母PT5#三通气隔（图1）检查时，浸湿的pH试纸立刻变为红色，对比pH值为4。故判定为此气隔故障，另对其它剩余气隔检查无异常情况。
3 故障气室的处理
1）2月1日拆除了故障三通气室，并对避雷器气室进行了检查，未发现异常。
2）2月3日重新安装了三通气室，更换了内部导电杆和电联接。在经过抽真空后对三通扣气室充了0.45 MPa压力的SF6气体。经24小静置后用气体检漏仪未发现有泄漏，并微水试验正常同时对南母PT二次进行了反升压试验合格。
3）2月5日对停电设备恢复送电。
4 故障产生的原因分析
结合厂家人员对故障设备的解体检查和分析，本次GIS设备发生故障的原因有可能是：
图1 110 kVⅡ母及PT间隔气隔图
1）制造厂的因素（装配误差、材质、清洁度等）和现场安装的因素（未遵守工艺堆积或装错、漏装等）造成故障。①电联接装配过程中，屏蔽罩与导电杆接头易产生毛刺，产生尖端放电。或在安装过程中有金属件的脱落，如螺丝、弹簧垫和由于螺栓和螺母质量问题产生的金属细丝，在电磁场的作用下使绝缘下降。②在验收传动或正常运行中断路器、隔离开关开断过程中，镀银面的多次活动产生碎的金属粉末，使得气隔内绝缘裕度降低。③气隔内有悬浮物（包括灰尘、杂质），在安装过程中用绸布或无水乙醇未处理干净密封面或导电杆，或遗留有条状纤维性杂质。在磁场的作用下，形成导体。④盆式绝缘子运输、安装过程中受力，表面绝缘强度下降，使盆式绝缘子沿表面放电。同时，金属的脱落物、筒内的悬浮物也会使使盆式绝缘子沿表面放电。⑤气隔内SF6气体中微水含量超标，水分在SF6气体中分解时引起设备的化学腐蚀，降低设备绝缘。
2）设计不合理、选型不当等造成运行不便或扩大事故范围等故障。
由于GIS设备的特殊性，和现场条件的限制，电压互感器、避雷器一般不进行现场检查与试验。因为它们在高压工频耐压试验中是一个死区，即电压互感器、避雷器气隔密封用的两个盆式绝缘子无法做高压工频耐压测试。同时密度继电器也无法以在现场检查与试验。
5 总结与预防
我站220 kVI、II母PT及220 kV、110 kV线路A相PT及绝缘子存在同样问题，没有进行高压工频耐压试验，这对于运行是一个危险点。因此我认为对此类设备应停电做高压工频耐压试验，试验不合格的予以更换，确保GIS设备安全可靠的运行。
参考文献
[1]白宇涛.GIS设备安装质量控制要点[J].电力自动化设备,2007,27(3).
跳闸事故 篇7
500 kV福州变曾经发生一起500 kV刀闸操作过程中,联变220 kV侧开关无故三相跳闸的事故。调查人员彻底检查了变电所的相关直流系统、二次回路,甚至重新核对了整个间隔所有的二次接线,结果一切正常,事故调查工作一度陷入茫然。最后在综自系统发出许多看似不相关的信号中找到一些线索,经过逐步排查,最后锁定了故障点。
1 事故现象
500 kV福州变操作站内50621刀闸分闸的过程中,联变220 kV侧开关28A三相跳闸,现场35 kV保护小室28A开关操作箱TC2插件“TC”灯亮,TC1插件无信号。除主变保护有启动信号外,其余所有保护没有动作情况发生。监控系统报文中事故时的主要遥信变位信号记录如下(其中一些被确认正常及无关的信号已滤除):
13:49:55 500 kV福双Ⅱ线5062断路器50621A相隔离刀闸拉开
13:49:55 500 kV福双Ⅱ线5062断路器50621B相隔离刀闸拉开
13:49:55 500 kV福双Ⅱ线5062断路器50621C相隔离刀闸拉开
13:50:05主变测控一(n3)中压侧Ⅰ断路器28A拉开
13:50:05主变测控一(n35)28A出口跳闸
13:50:09 35 kV1#保护小间分屏馈线开关脱扣
13:50:09 35 kV1#保护小间直流系统故障发生
13:50:26 35 kV1#保护小间直流绝缘降低
13:50:47直流屏2上传绝缘故障发生
13:59:09 35 kV1#保护小间直流绝缘降低故障消除
13:59:19直流屏2上传绝缘正常
另外,运行人员检查现场还发现,500 kV1#保护小间500 kV第六串单元测控柜4-32DK直流空气开关跳开(接在Ⅱ段直流系统),在此开关的上一级35 kV1#保护小间分屏馈线开关也跳开。
2 现场检查情况
事故后,现场对相关回路进行了全面的检查,检查结果除了发现28A开关TC2插件内的第二组跳闸继电器21TJR’、22TJR’、23TJR’动作电压偏低,只有70 V左右,没有发现其他回路寄生、绝缘降低或者屏蔽不合规范等问题。我们调取了站内其他设备的年检报告,站内其他开关的出口继电器动作值都在110 V(50%额定电压)以上。
分析以上的故障记录会发现故障当时出现很多直流系统故障、绝缘降低的信号,这让我们很容易联想到故障当时直流系统有接地或短路。但在事故后对直流系统的检查中,直流各段母线的绝缘均是完好的,不存在接地或短路。那么还有一种可能就是有别的电源或者干扰量串入了直流系统。进一步的检查我们发现综自报文中和运行人员发现事故当时跳开的直流空气开关都是在第II组直流电源上的,加上28 A开关也是第二组跳闸线圈动作,这些都印证了干扰量进入第二组直流系统并造成跳闸的可能。
首先怀疑的当然是刀闸操作过程中的一次电弧对二次系统产生的干扰。为证实这个设想,我们在28 A开关第二组跳闸回路上接一台Nicolet录波仪,操作站内50111、50112刀闸(当时由于调度原因,无法采用原50621刀闸进行试验)多次。我们希望能捕捉到这个干扰量,但遗憾的是,拍到的高频干扰都非常微弱,根本不足以使继电器动作。由此基本可以排除刀闸操作电弧对二次系统造成干扰跳闸的可能。
那么造成跳闸的到底是一个什么样的干扰量呢,他又是从什么地方侵入直流系统的呢?在其后的检查中,我们把重点放在了50621刀闸上。这个刀闸和二次系统的联系非常少,只有几个辅助触点通过电缆接入测控装置用于综自系统刀闸位置采集,而且事故当时,这个测控装置的直流空开曾经跳闸。我们再次检查了这几个辅助触点的二次回路,接线没有问题。但我们也发现测控单元取用的辅助触点与刀闸电气闭锁的交流回路取用的辅助触点正好是相邻的,而且50621刀闸采用的是施耐德公司DOH-500型,它的辅助触点不象国内设备是封闭的,而是开放的一叠限位开关,限位开关的触点之间空间距离又非常接近(如图)。
图中8830、8829回路是间隔电气闭锁回路(220 V交流回路),而801和829是测控装置的刀闸位置采样回路。
几天后,我们申请50621刀闸进行再次检查,当刀闸分闸时,用于电气闭锁的交流辅助触点处有明显的小电弧和放电。我们在断开直流电源后的801和829之间接入一个小灯珠,再次操作刀闸,灯珠闪亮并立即烧毁。其后我们用可记录峰值的数字万用表测量了这个干扰量在相邻几个辅助触点上的感应电压(交流档测试),结果如下:
3 事故原因及整改措施
至此,事故原因已经很清楚,刀闸辅助触点在设计上无法有效隔离相邻交流回路断弧造成的空间干扰,在刀闸辅助触点变位时,交流回路断弧引起的干扰串入了直流系统,加上福州变28A开关的动作电压较低,从而导致了本次的开关跳闸事故。
事后,我们对相关设备进行普查,发现采用同类刀闸辅助触点的设备还有ALSTOM的SPV、SP02T等,我们在采取措施将直流回路与交流回路进行有效隔离的同时,也通知设计单位在今后的工程设计中注意这个问题。目前福建省在所有刀闸辅助触点使用上都严格按分区原则进行设计,即直流回路和交流回路分成两个区,两个区之间相隔至少5个以上空触点。
4 结语
1)施耐德DOH-500型、ALSTOM的SPV、SP02T等刀闸设备的辅助触点由于采用开放式限位开关的模式,在本身设计上存在重大的安全隐患。在变电所电气设计上必须注意交流回路与直流回路在刀闸辅助触点选取上的有效隔离,否则将造成交流干扰串入直流系统导致跳闸的事故。
2)提高跳闸出口继电器的动作电压可以有效防止交流干扰串入直流系统造成的跳闸事故。国网继电保护反措要求“在二次回路中作用于跳闸的继电器其动作电压应超过额定电压的55%”,这项反措不光能有效防止直流接地造成的开关跳闸,同时也能有效防止这种交流干扰造成的误跳闸,在继电保护专业管理中应严格遵循。
摘要：通过对福建省500kV福州变的一起500kV线路刀闸操作引起联变220kV侧开关跳闸的事故调查,指出一些进口的刀闸设备在辅助触点的设计上存在重大隐患,而且这些隐患在变电所电气设计中极易被忽视。就此问题也提出预防和整改的措施。同时希望籍此文提醒继电保护同行在采用同类设备时注意检查,避免类似事故的发生。
跳闸事故 篇8
近年来发变组差动保护正确动作率偏低, 主要原因有: (1) CT暂态误差的影响; (2) 维护及运行不良。发变组差动保护不仅有电路问题, 还存在磁路问题。
一、故障过程
2009年4月25日17时12分59秒, 某电网5604YC线断路器跳闸5 6 0 4 Y C线R C S-9 3 1 B M及R C S-901BFM两套保护动作出口, 重合闸动作, 5604断路器重合闸不成功后跳闸。17时13分03秒该机组发变组差动保护动作出口, 5622发电机出口断路器跳闸。当时的系统接线方式如图1所示。
二、检查经过
事故发生后, 该厂组织相关人员进行检查, 检查情况如下:
1. 检查5604YC线两套保护动作报文及故障录波器信息, 故障相别B相, 故障相电流65.03A (二次) , 故障零序电流69.13A (二次) , 故障距离1.9KM。
2.针对该机组发变组差动保护A相动作出口情况, 重点对发变组差动保护所在GE745型保护管理继电器进行了检查。
(1) 检查该机组发变组差动保护配置信息如下表所示:
(2) 查询GE745型保护管理继电器动作报文如下:
(3) 检查GE745型保护管理继电器内事件记录的差流及制动电流记录值为A、B、C三相差流分别为1.0 3 C T、1.0 3 C T、0.0 1 C T, A、B、C三相制动电流分别为1.43CT、0.95CT、0.5CT (备注CT=5A) 。
三、原因分析
该机组发变组差动保护的动作原因分析。
1.
根据5604YC线RCS-931BM及RCS-901BFM两套保护动作报文及实际动作情况分析, 5604YC线B相接地故障后, 保护出口跳闸, 重合闸动作。但由于此次5604YC线B相接地故障为非瞬时性故障, 当重合闸动作再次合闸于故障后, 保护动作加速跳闸。综上检查, 本次5604YC线故障过程中, 两套线路保护动作行为均正确。
2. 调取220KV故障录波器故障波形图检查, 波形图如下图所示。
(1) 根据波形图分析, 由于本次5604YC线故障属于近端出口故障, 故障电流达到15KA以上, 因此在5604YC线第一次故障跳闸时刻, 其故障电流波形显示B相电流互感器饱和, 220KV母线中各供给短路电流的分支间隔的B相电流同时急剧增大, 但波形无明显畸变。
(2) 5604YC线断路器故障跳闸5秒后再次重合于故障, 由波形图可见包括5604YC线、主变5622、5612母联、5606YY#1线及#1联变5624中压侧各电流支路B相二次电流波形出现明显畸变及偏移, 初步分析认为上述间隔B相电流互感器已饱和。
(3) 5604YC线首次故障跳闸到重合闸不成功跳闸期间, 部分间隔电流互感器均不同程度出现饱和的现象, 针对此类问题与大连互感器有限公司专业技术人员进行了沟通, 初步分析由于220KV变电所各间隔电流互感器均为LB7-220W2型电流互感器, 属于220KV系统常见的按稳态特性选用的P类电流互感器, 该类互感器只考虑互感器的最大稳态短路电流, 而不特殊考虑暂态饱和问题, 对剩磁无限制, 因此在系统严重短路后P类互感器铁芯会残留不同程度剩磁。本次5604YC线发生近端出口故障, 故障时5604YC线B相电流波形偏移明显, 可见短路电流含有大量的非周期分量。由于两次出现故障短路电流, 故障电流中非周期分量将造成部分间隔电流互感器剩磁累积增大, 使电流互感器饱和点提前, 当5604YC线开关再次重合于故障后, 部分剩磁大的电流互感器出现了暂态饱和。
3. 调取GE745型保护管理继电器发变组差动保护各侧电流波形记录分析:
(10将GE745型保护管理继电器故障录波图及220KV故障录波器录波图对照分析, 当5604YC线断路器重合于故障后跳闸切除故障时刻, 该机组发变组差动保护出口动作。由GE745型保护管理继电器故障录波图可见, 该机组发变组差动保护用高压侧5622断路器电流互感器电流B相二次波形 (绿色记录线) 明显畸变且相位偏移, 表现为电流互感器饱和, 发电机中性点侧电流互感器故障时刻B相电流波形 (紫色记录线) 有轻微偏移。
(2) 初步分析当5604YC线重合于故障后, 5622断路器CT由于两次很大的工频短路电流及暂态非周期分量造成剩磁较大。相关资料表明, 在此情况下, 即便故障切除后, 电流互感器也会在饱和点附近形成局部磁滞循环。电流互感器在这种工况下, 即使负荷电流不大也会在一次电流相二次电流的传变过程中产生较大误差。从故障录波图中可以发现, 5622断路器CT的B相二次电流波形畸变明显, 已无法准确反映一次电流。
(3) 由于发变组差动保护用高压侧5622断路器CT二次三相电流须在GE745型保护管理继电器中进行相角补偿, 而主变压器的接线方式为YD11接线, 则主变低压侧相位超前高压侧相位30°。那么GE745型保护管理继电器中将高压侧5622断路器CT二次三相电流归算到发电机侧电流为:IA*=1/√3× (IA-IB) 、IB*=1/√3× (IB-IC) 、IC*=1/√3× (IC-IA) , 因此, 当5622断路器B相电流由于CT饱和而使得一次电流传变不准确时, 必将导致归算到15KV侧的IA*及IB*不准确, 从而在与发电机中性点侧A相及B相电流进行差流计算时出现差流。当差流达到动作定值后即引起发变组差动保护启动并动作跳闸。本次虽由发变组差动保护A相出口动作, 但保护报文显示B相差流与A相差流均达到1.03CT, 都超出了差动保护启动定值。这种情况下, 差动保护由A相还是B相动作具有一定的随机性。
四、防范措施
220KV变电所目前均采用P类电流互感器, 受参数特性限制, 在较大的短路电流非周期分量影响下造成剩磁累积过大, 在短时间内再次出现故障电流导致CT暂态饱和。由于剩磁在正常负荷电流下无法有效消除, 在不更换CT的情况下, 考虑结合一次检修工作安排对220KV变电所P类电流互感器剩磁进行检查, 并采用外部去磁法进行去磁来减少CT暂态饱和对保护的影响。CT暂态饱和对保护影响的改进措施如下。
1. 增大CT暂态裕度系数。
通过增大电流互感器的变比、减小电流互感器的二次负载、增大准确限制值系数均可起到增大CT暂态裕度系数的目的。通过增大CT暂态裕度系数, 可以延长故障后互感器线性传变时间, 确保继电保护装置不因电流互感器的饱和而延缓动作或拒动、误动。
2. 选择合适的CT。
如采用PR类电流互感器, PR类电流互感器对剩磁有限制, 要求不超过10%。采用PR类电流互感器取代P类电流互感器, 可大大消除剩磁对电流互感器饱和的影响, 增加故障后电流互感器的线性传变时间, 保证继电保护装置的正确动作率。
3. 采用TPY级电流互感器。
目前, 500kV系统线路保护用的电流互感器广泛选用TPY级电流互感器。该级电流互感器铁芯设置一定的非磁性间隙, 规定了暂态工作循环中的峰值瞬时误差, 同时要求剩磁通不超过饱和磁通的10%, 限制了剩磁, 适用于双工作循环和重合闸情况。
五、结语
电流互感器暂态饱和问题是普遍存在的, 通过采用对互感器剩磁有限制的PR类或TPY类电流互感器, 可以有效地避免因剩磁导致的电流互感器暂态饱和的问题。对于非周期分量引起的暂态饱和问题, 需要根据互感器所在系统暂态问题的严重程度, 适当地选取互感器参数, 通过增大CT暂态裕度系数, 延长故障后互感器线性传变时间, 确保继电保护装置不因电流互感器的饱和而延缓动作或拒动、误动。
参考文献
[1]郭丛杰, 变压器差动保护误动原因分析, 中国继电保护及自动化行业年会论文集, 2007, 第一版, 123～126。
[2]陈学珍, 变压器差动保护误动分析, 电气开关, 2002, No.4。
跳闸事故 篇9
下面是我公司遇到的一起电容器引起的越级跳闸事故及分析，其主回路如图1所示。
6AH电容柜将电容投入后发生故障，引起21AH, 22AH, 6AH跳闸，保护动作情况如下：
22AH：时间10:09:49:533，速断保护动作(IC=46.63A) 600/5, 定值10.2A;
21AH:时间10:09:49:771, 速断保护动作 (IA=11.73A) 600/5, 定值10.5A;
6AH：时间10:09:49:893，速断保护动作(IC=86.75A) 75/5, 定值13.2A。
针对故障情况及保护装置动作情况分析：
(1)进线保护设置了速断保护，而资料显示一般进线保护不用设置速断保护，主要是为了与下一级保护有选择性，如同主变压器的后备保护没有速动段一样。但如果快速切除故障比有选择性更重要，那么可以设置速断保护。一般来说没有重要设备的情况下进线不设置速断保护，微机保护之间时间级差保持0.3s，电磁型保护之间时间级差保持0.5s，微机保护与电磁型保护之间时间级差保持0.5s。
(2)根据动作时间来看，6AH动作时间比22AH慢了0.3s，明显有点不正常，一般来说同时动作的两个速动段时间误差在50ms以内是可接受的。因此应该对6AH保护装置作一次试验，检查速断动作时间是否准确。而22AH动作电流一次值为46.63×120=5595.6A, 6AH动作电流一次值为86.75×15=1301.25A，可以看出6AH是在22AH开关跳闸灭弧过程中动作的，这样来说22AH开关灭弧时间长达0.3s, 0.1s以内可以接受，因此22AH的开关也应检查一下。
(3) 21AH的A相电流增大是由电压升高引起，电容元件的电压电流特性可归结为U=Q/C，其中Q为电荷量，Q与电流和时间成正比，当短路时，电容电流增大，造成短时间内电荷快速增长，而电容C值未变，因此电容电压U增大，6AH与22AH的动作相为C相，而变压器△侧抽出的C相电压为变压器△的A、C相电压矢量和，C相电压升高将造成变压器△侧抽出的A相电压升高，从而引起21AH跳闸。
跳闸事故 篇10
1 变电站运行方式简介
变电站110kV为内桥接线, 如图1所示。153、154、150开关在合位, 153带1#、2#主变负荷, A线路充电运行且对侧开关热备, 110kV线路备互投装置退出运行, 153线路无保护, 154线路保护投入。
2 故障简要经过
2011年1月9日早上9:00, 直流、保护专业人员进入该变电站进行直流屏更换工作。工作流程为:首先将临时直流屏与原有直流屏直流母线通过临时电缆连接, 随后需要将原有直流屏馈线倒接至临时直流屏, 然后拆除原有直流屏, 安装新屏, 最后再将馈线倒接至新屏, 退出临时屏, 工作结束。9日13:36, 保护专业人员在把原有直流屏1#、2#主变控制电源馈线 (合用一路电源) 倒接至临时直流屏时, 短时断电3秒钟, 在恢复1#、2#主变控制电源后, 集控站人员发现154开关在分位, 且监控无任何保护动作信息。
3 事故排查及分析
3.1 故障后运行人员现场检查情况
运行巡检人员现场检查发现, 154开关在分位, 154线路保护装置、2号主变保护装置均无保护动作信号和跳闸报告。检查154保护装置开关量变位信息时, 发现有变位信息, 具体如下:
2012-01-09 13:36:51:984ms
合位继电器动作由合到分
2012-01-09 13:36:51:984ms
跳位继电器动作由分到合
根据154保护装置开关量变位信息, 初步确定154分闸时间为13时36分51秒。
3.2 检修专业人员现场检查情况
将154开关转冷备, 检修专业人员经检查发现, 断路器本体外观检查无异常, SF6气压正常;154断路器储能正常;154断路器机构内无卡涩、锈蚀现象, 辅助开关切换良好。
对154开关跳合闸线圈动作电压进行试验, 试验数据如下:在65%额定操作电压143V下, 断路器可靠分闸;在30%额定操作电压66V下, 断路器不分闸。154开关跳合闸线圈电压试验数据符合规定要求, 无异常情况。
3.3 保护专业人员现场检查情况
保护专业人员对154保护、测控装置及相关二次回路检查:154测控装置未收到远方及就地后台分闸命令, 且遥控回路电缆绝缘正常;保护装置未动作, 跳合闸回路绝缘良好;154操作箱至开关机构箱跳合闸电缆对地、对控制回路正电源进行绝缘测试, 数据均大于10M欧姆;就地汇控柜跳合闸回路的绝缘正常。
用500V摇表对跳154开关各跳闸接点及相关回路进行绝缘检查:154保护出口、154测控装置遥控出口接点绝缘正常;在154保护屏处甩开2#主变跳154开关的电缆线头准备进行绝缘测试时, 发现正电“1”线头有+116V电压, 跳闸“R33”线头有-116V电压。正常情况下, 2#主变仅提供一副空接点, 线头应该无电位, 于是分析可能存在寄生回路。
检查二次回路发现2号主变保护的这副接点不仅跳154开关, 同时与2号主变保护屏备用的高压侧操作箱 (该站为内桥接线, 无高压侧开关) 手跳回路相连, 且高压侧操作箱控制电源开关在合位, 这样就造成了2号主变跳154开关跳闸电缆线头甩开后, 依然存在电位。
3.4 异常跳闸原因分析
还原现场二次回路, 发现寄生回路如图2所示。
对图2所示寄生回路分析如下:
(1) 图中, 154STJ为154开关手跳继电器, 现场检查154STJ和R1的阻值为38KΩ, 现场甩开寄生回路后, 在-KM与R33之间加直流电压, 启动STJ继电器的动作电压为120V;
(2) YXD为1#、2#主变各侧操作箱运行灯, 共
6个, 每个运行灯阻值为300KΩ;
(3) HWJ、R2、TQ为1#、2#变中低压侧跳闸回路, 总共4个回路, 图中只画出1个回路, HWJ阻值为16 KΩ, R2阻值为17KΩ, TQ为110Ω;
(4) R3为2#主变高压侧操作箱为提高手跳继电器跳闸功率而增加电阻, 阻值为3KΩ, 该电阻在AGL插件中, 不在高压侧操作板。
当保护专业人员断开1#、2#主变控制电源后, 虚线下方变成了纯电阻回路, 154控制电源正电会通过纯电阻回路窜入-KM (1、2#主变) , 再通过R3电阻, 至154STJ继电器。只要虚线下方1与R33之间回路电阻小于31KΩ, 将会造成154STJ和R1分压大于120V, 154STJ继电器动作, 跳开154开关;而虚线下方寄生回路阻值计算后大致为11KΩ左右, 远小于31KΩ, 故造成154开关偷跳。
4暴露出的问题及防范措施
(1) 内桥接线变电站, 主变高压侧无开关, 但2#主变保护屏在图纸设计时按常规站设计, 与实际不符, 暴露出审图环节不严格;建议规范图纸设计, 从源头抓起。
(2) 正常运行中, 2#主变保护屏备用操作箱带电运行, 没有把高压侧控制电源空开断开, 形成154开关偷跳的寄生回路, 而在保护屏安装、调试及验收环节没有发现寄生回路, 暴露出调试、验收人员麻痹大意, 应加强相关人员责任意识, 加强设备运行标准化建设, 同时建议对内桥接线的变电站主变跳高压侧开关回路进行全面排查, 检查是否存在此类寄生回路。
参考文献
跳闸事故 篇11
1 事故简要经过
事故前运行方式如图1所示, 变电站仅有1台主变, 观兴线4962开关运行于220 kV副母, 1号主变2601开关、观盛线4961开关运行于220 kV正母, 220kV母联2610开关合环运行;1号主变经701开关供110kV正母, 110 kV母联710开关合环运行供110kV副母;1号主变101开关供10 kVⅠ段母线, 10 kV母联110开关运行供10 kVⅡ段母线。
2011年8月2日19:44, 220 kV观五变1号主变低后备速断过流Ⅰ段保护动作, 跳开1号主变高压侧2601开关、中压侧701开关, 低压侧101开关保护出口跳闸但未能跳开。事故导致下级2座110 kV变电站、1座35 kV变电站全站停电。
2 事故原因分析
2.1 观五变1号主变低后备保护动作情况
事故发生时, 观五变1号主变A/B柜低后备保护 (保护型号为国电南自PSL-1200) 启动, 速断过流Ⅰ段出口, 跳开1号主变高压侧2601开关、中压侧701开关, 保护出口跳低压侧101开关, 但未能跳开, 现场仍在合闸位置。
初步分析动作报告, 故障开始时B, C相相间故障, 二次故障电流为6 A, 低后备保护启动, 2 757 ms后, 发展为A, B, C三相短路, 二次故障电流达到11 A, 大于速断过流保护定值, 延时2 825 ms后保护出口跳主变三侧开关。
2.2 一、二次设备检查分析
2.2.1 保护范围内一次设备情况
经检查1号主变低后备保护范围内的101开关进线, 10 kV母线无故障放电现象, 且1号主变后备保护装置无异常非保护误动跳闸。考虑到越级跳闸的可能性, 对10 kV母线上的出线进行检查, 发现10 kV周梓1号线157开关保护装置 (保护型号为南瑞科技NSR612) 运行灯不亮, 装置闭锁, 后巡线发现该线34号塔向南支线瓷瓶被击穿, 判断是因线路保护拒动引起主变后备保护动作。
2.2.2 观五变主变低后备保护配置情况
观五变1号主变保护为双重化配置, 型号为国电南自生产的PST1202 A/B系列主变保护, 低后备保护版本号为1.35, 配置两段复压过流保护和一段速断过流保护。复压过流Ⅰ段设置2个时限, 复压Ⅱ段设置1个时限, 速断过流保护设置2个时限。
依据文献[1], 复压过流Ⅰ段保护整定为11.25 A, 0.6 s跳低压侧母联110开关, 0.9 s跳低压侧主变开关101开关;复压过流Ⅱ段保护整定为5.5 A, 2.5 s跳低压侧101开关;低电压和负序电压定值按照整定规程, 分别整定为65 V和6 V。速断过流保护作为纯电流保护, 整定为6.19 A, 动作时间与复压Ⅱ段配合, 2.8 s跳主变三侧开关。
2.2.3 观五变主变低后备复压过流保护未动作的原因
从主变保护低后备保护故障录波 (如图2所示) 可以看出, 保护启动11 ms时, B, C两相电压明显下降, 电流明显增大, B相电流达到7.07 A, C相电流达6.24A, 大于速断过流保护定值和复压过流Ⅱ段保护定值, 负序电压为8.885 V (大于6 V) , 负序电压开放复压保护闭锁, 后备保护中复压过流Ⅱ段保护和速断过流保护启动;但故障241 ms时, 负序电压为5.443 V (小于6 V) , 复压元件重新闭锁, 复压过流Ⅱ段保护启动返回;保护启动后320 ms, A相电压也跌落至41 V, A相电流达到9.37 A, B, C相故障电流始终大于速断过流保护定值, 速断过流保护保持启动, 低电压为68.21 V, 负序电压上升为6.2 V (大于6 V) , 复压元件重新开放, 复压过流Ⅱ段保护启动。保护启动后320 ms至341 ms, 低电压上升为71 V, 负序电压下降为5.06 V (小于6 V) , 复压元件重新闭锁, 复压过流Ⅱ段保护再次启动返回;保护启动后2 432 ms期间, 由于故障点放电电弧燃烧不稳定, 造成10 k k线电压波动, 复压元件多次开放和闭锁, 复压过流Ⅱ段保护启动元件随之启动和返回。
在此期间A, B, C相电流始终大于速断过流保护定值, 保护启动后2 797 ms, 速断过流保护出口, 跳主变三侧开关。保护出口时, A相电流为8.27 A, B相电流为7.43 A, C相电流为7.85 A, 负序电压为1.26 V, 低电压为73.26 V。
2.2.4 观五变主变低后备速断保护动作的原因
检查发现周梓1号线线路测控保护装置运行灯灭, 进入“事件记录”菜单, 发现装置报“CPU异常”信号。巡线人员检查发现线路有多处瓷瓶爆裂, 一处电缆头爆炸, 但保护装置未动作, 判断为10 kV周梓1号线线路保护拒动, 造成主变低后备速断保护越级动作。
2.2.5 1号主变101开关拒动原因
现场检查101开关, 发现保护动作后出现控制回路断线的信号, 测量分闸线圈的电阻值很小, 判断为保护发出跳闸脉冲后跳闸线圈烧坏。更换跳闸线圈后, 101开关手动分合正常, 保护模拟传动开关正确。
2.2.6 10 kV周梓1号线保护装置死机监控未发现原因
10 k V周梓1号线采用南瑞科技NSR612保护测控装置, 具备完善的自检功能, 其逻辑框图如3所示。据南瑞科技厂方分析结论, 因外部极端条件干扰造成装置DPRAM区内部数据异常, 装置自检出错, 闭锁了保护功能, 因此在线路发生故障时无法正确动作。但设计图纸 (如图4所示) 中, 南瑞科技NSR612保护装置有“闭锁”、“报警”2个信号, 其中“报警”用于二次回路、过负荷等情况, “闭锁”用于装置故障、装置闭锁、保护功能退出等严重情况。在设计时未将“闭锁”信号引至测控装置, 更未上传至监控, 所以当故障装置死机时, 后台与监控均未收到装置故障闭锁的信号, 未能及时处理设备异常, 导致了偶发的越级跳闸事故。
综上所述, 当时10 kV线路周梓1号176线由于遭雷击, 绝缘瓷瓶爆裂, 造成B, C相两相短路, 线路保护因死机拒动后, 进而发展成三相短路故障;主变低后备保护在感受到故障电流时正确启动, 但由于故障点放电电弧燃烧不稳定, 造成10 kV母线电压波动, 主变后备复压元件频繁启动复归, 复压过流保护多次启动后返回, 最终由主变后备保护速断过流保护于保护启动后2.8 s时动作, 跳主变三侧开关, 切除了故障。该事故发生的主要原因是设计中未充分认识“装置告警”、“装置闭锁”信号的来由和区别, 导致“保护装置闭锁”信号未接入监控, 保护死机时未能及时发现, 此时10k V线路上出现故障而保护拒动扩大了事故停电范围。
3 结束语
该次事故发生后, 该公司已对观五变二次保护设备“装置闭锁”、“装置故障”信号输出接点短接并进行了相关试验, 且对辖区内所有该类保护信号进行了排查整改, 防止有重要信号在设计时未接入监控系统, 确保监控人员实时掌握设备状态。
摘要：根据监控系统信号、保护动作检查情况、故障录波图、一二次设备检查情况, 详细分析了一起因线路保护死机、主变低压侧开关跳圈烧毁而导致的主变低后备保护动作、主变三侧开关跳闸的事故原因, 对有关设备损坏情况及保护装置信号进行了简要分析, 总结了该次事故暴露出来的设备运行、设计方面存在的缺陷, 并提出改进建议。
关键词：主变跳闸,低后备保护,保护装置闭锁,防范措施
参考文献