03-铜鼓C厂鼓峰丁线线路A相故障5051-5052断路器三相跳闸事件分析报告200111028报中调
电气越级跳闸事故原因分析
电气越级跳闸事故原因分析一：事件分析：今年我厂出了2起380V低压配电装置出现部分负荷故障，负荷开关拒跳闸，导致上级开关跳闸的事故。
事件一：10月6号380V化水A段综合楼电源（1）电缆由于脱硫工程施工被挖破，引起瞬时短路，380V化水A段综合楼电源（1）开关保护拒动，化水A变低压侧开关01A68—2开关越级跳闸而导致380V化水A段母线失电事故原因：（1）、中建二局炮机司机关**违章作业，现场监护人张**未尽职，致使露在外端的380V化水A段综合楼电源（1）电缆被挖破，是整件事件的起因。
（2）、运行人员没有按规定有效投入保护压板，是造成380V化水A段母线失电的直接原因。
（3）、作为母线下端的负荷，综合楼电源（1）过流保护整定值大于母线进线开关过流保护整定值是不合理的，由于继保班、低压班各自负责所属设备的保护整定，电气分部也没有统一协调，使保护失去上下级的配合，是造成380V 化水A段母线越级跳闸失电的间接原因。
事件二：11月30日，2A锅炉炉水升压泵电机烧毁，电机开关拒跳，＃2炉MCCA段电源进线开关2BMA-1开关越级跳闸，而导致＃2炉MCCA段母线失电。
事故原因（个人意见）：（1）2A锅炉炉水升压泵开关一次熔断器容量选择过大（2）2A锅炉炉水升压泵开关接触器节点因过热粘合，不能分闸（3）＃2炉MCCA段进线开关2BMA-2和电源开关2BMA-1过流保护定值整定不合理，导致2BMA-1越级跳闸。
二：事故原因总结：(1)：从以上2次事故的原因我们可以看出，上下级开关的保护整定值配合不合理，是导致开关越级跳闸的主要原因。
比如事件一中，380V 化水A 段综合楼电源过流保护整定值为15（刻度值）×2（并联）×600/5（CT 变比）=3600A ，时限0.5秒；零序电流保护整定值为130A ；化水A 变低压侧开关本体瞬时过流保护整定位置为1600A 。
下级负荷开关的过流保护整定值比上级母线开关的整定值还高，这是违反了继电保护整定原则的。
(完整版)电气事故预想20120903
电气事故预想1.凤庄线/1号主变5012开关测控屏通讯中断如何处理1.1.现象1.1.1.NCS画面上5012开关通讯中断报警1.1.2.NCS画面上5012开关相关测控量失去1.1.3.5012开关间隔及相邻间隔部分元件操作逻辑可能出现紊乱1.2.原因1.2.1.5012开关测控屏电源失去1.2.2.5012开关通讯卡件故障1.2.3.测控屏死机1.3.处理1.3.1.汇报值长。
1.3.2.电气值班员立即去就地检查5012开关测控屏装置，根据故障现象判断原因并及时汇报值长，立即联系检修处理。
1.3.3.如果为电源模块故障或者测控屏死机，则立即把凤庄线/1号主变5012开关测控屏上所有开关、闸刀及接地闸刀就地控制柜控制模式切换至就地控制模式，配合检修人员对故障进行处理。
1.3.4.如果为通讯卡件故障，则把凤庄线/1号主变5012开关测控屏“远方/就地”控制模式切换至就地控制，由检修人员对故障通讯卡件进行处理。
1.3.5.在故障未消除前，应加强监视，尽量减少操作。
如果在特殊情况下需要对凤庄线/1号主变5012开关间隔及相邻开关间隔进行就地操作或解锁操作，应严格按照网控规程相关规定执行。
1.3.6.在故障排除并经过一定时间的观察后，恢复正常运行方式。
2.500kV开关SF6压力低2.1.现象2.1.1.NCS画面上相应开关SF6压力低报警2.1.2.NCS画面上相应开关SF6压力低闭锁开关重合闸2.2.原因2.2.1.开关SF6压力低触点坏，误报警2.2.2.环境温度变化及开关SF6正常损耗致使SF6压力低2.2.3.开关SF6泄漏2.3.处理2.3.1.NCS画面上相应开关SF6压力低报警，立即汇报值长。
2.3.2.电气值班员立即就地检查该开关SF6压力表指示值，低气压值至0.64MPa（黄色区域），立即联系检修确认SF6压力值正确、补气至额定气体压力0.75MPa（绿色区域）。
如现场确认开关SF6气体有泄漏并无法处理，立即联系调度停运该开关。
三相五线供电总闸是带漏电保护发生跳闸故障原因及检查方法
三相五线供电总闸是带漏电保护发生跳闸故障原因及检查方法一、单相用单极或双极漏保：相线、零线接漏保。
接地线独立安装与总电源的接地线连接。
在用电线路中并且不得和零线混用和借用。
而且在国标中规定PN是黄、绿双色线。
二、三相用三极作漏保：三根相线接漏保。
零线N、接地线PN分别安装在用电线路中也是规定不得混用和借用。
接地线PN必须与总电源端的接地线联定动作时间不匹两三、三相四线用3极或4极作漏保：三相和零线接漏保。
接地线也必须与总电源的接地线连接。
用电线路中零线N、接地线PN不得混用和借用。
在确认总闸带漏保的接线正确后再确认总闸开关的额定电流：一般选用原则是开关额定电流是用电负荷的1·3倍最大不得超过1·5倍。
如果选用的开关接近用电负荷，开关会发热也就容易跳总开关了。
手摸总开关框体也能判别出来。
还有与所选用的导线有关：当负荷大丁接近导线载流量时总开关起过载保护作用。
用手摸导线厅感觉到电线的温度。
总开关老跳闸可能与分支路装的漏保有关。
当分支电路漏电时漏保应该及时断开但由于没有与总开漏保匹配好分支路漏保不跳反而跳总电源漏保。
根本原因是漏保的额定动作时间没有匹配好。
后级延时动作时间大于前级延时动作时间。
检查一下额定动作时间调正一下可以了。
总开漏保为延时动作0·4s，分支漏保延时动作为0·2s。
在用电支路装有漏保的检查接线是否错。
各支路的插头插座检查线头有无松脱和有无变色炭化现色。
因为当使用时己变色炭化的地方不时会产生极细小的火花引起线间短路引起跳闸。
检查常用的电器特别是电加热电器是否有在电线、插头插头是否有炭化、熔化现象。
看起来好用但通电一段时间就产生泄漏电流引起漏保动作。
通过以上分析仔细检查就可以了。
另外说一下从安全出发按照电力规章的国标：总开漏保额定动作电流选30毫安、额定延时动作时间选0·4s。
分支路漏保额定延时动作时间0·2s、额定动作电流选0·1毫安。
500kV繁昌变5012断路器故障原因分析及处理策略
安徽电气工程职业技术学院学报
第十五卷
第一期
且记录 SF6 压力表读数, 迅速向调度、 公司汇报, 要求派人处理。断路器可带电补充 SF6 气体, 无需退出 运行。 ( 2) 断路器液压机构压力由压力表监视, 正常为 320 bar 左右 , 启泵接点闭合压力上升到 335bar 左 右 , 延时 3秒后停泵, 避免油泵启动频繁, 断路器油泵马达常转不停止或 N 2 泄漏, 会引起断路器液压机 构压力上升 , 当压力达到 355bar时 , 断路器通过 N 2 压力监视器断开油泵装置并发出 N2 泄漏 光字牌, 同时闭锁合闸。当值人员应迅速检查断路器的油压表及断路器油泵马达是否停转, 如发现油压过高 , 油 泵马达未停止转动时 , 当值人员应迅速拉开油泵马达电源断路器 , 将检查情况迅速向调度、 公司及相关 领导汇报, 要求派人处理。但注意如在 3 小时内未处理, 则断路器将被闭锁分闸。如检修人员处理正常 后 , 值班人员应将复归钥匙插入 N 2 复归锁孔内 ( S4), 顺时针转 90 度后再返回 0度位置, 拨出钥匙。如 果起泵接点粘连 , 可以拉开油泵电源、 复归漏氮自保持继电器 , 严密监视液压回路压力及时补充压力。 汇报调度: 该断路器起泵接点粘连, 为假漏氮, 目前断路器分、 合闸功能已恢复。然后向公司汇报 , 要求 派人处理。检修人员到达后向调度申请将此断路器改为冷备用处理。 ( 3) 断路器机构压力因某种原因 (高压油渗入氮气中或停泵接点失灵 ) 达到 375 bar 时, 安全阀自 动打开并将压力释放到 337 . 5bar 时再自动关闭。 ( 4) 液压机构压力降低至 278bar 断路器合闸闭锁。当值人员应迅速检查断路器的油压表及断路 器的机构渗漏油情况、 油箱油位情况、 马达电源情况、 马达保护断路器是否合上、 油泵马达是否停转等情 况 , 并迅速向调度、 公司汇报, 要求派人处理, 做好液压继续降低的处理准备工作。 ( 5) 液压机构压力降低至 263bar 断路器分、 合闸闭锁。 1) 当值人员应迅速检查断路器的油压表及断路器的机构渗漏油情况, 油泵电源断路器是否合上, 油泵马达是否停转等情况 , 根据检查情况迅速向调度、 公司汇报, 要求派人处理。 2) 可采用停此断路器的方式后, 由检修人员进行处理至额定压力后, 拉开断路器, 并改为断路器 检修。 ( 6) 断路器正常应充 7 . 0 bar的 SF6 气体 , 当压力下降到 6 . 4 bar 时发出补气信号, 此时, 应汇报高 调 , 安排人员及时补气 , 当上述信号频繁出现且发信时, 间隔越来越短 , 则必须安排停电进行处理。 SF6 气体下降到 6 . 2 bar时 , 闭锁断路器分、 合闸发 控制回路断线 信号, 此时应立即汇报调度和公司并隔 离此断路器作停电处理。 ( 7) 断路器运行中 , 若出现 N2 泄漏 信号的异常情况时, 值班人员应立即汇报调度将此断路器隔 离后紧急处理。断路器漏氮处理正常后, 在投运前应进行漏氮复归 ( S4 钥匙 ) 。 ( 8) 断路器油泵每次启动时间间隔应大于 1小时, 如在 1 小时内, 值班人员应到现场检查。如液压 低于额定值且机构箱未发现渗漏油现象, 则是机构内泄漏所致 ; 若液压高于额定值, 则是机构内泄漏所 致 , 此时, 应汇报公司 , 并在 M IS 系统中填写相关缺陷单。 4 结语 繁昌变 5012断路器存在的 N 2 泄漏 这一严重威胁断路器本身和系统运行安全的重大缺陷 , 再次 提醒我们在工作中需要注意以下事项。第一, 本站 500kV 3AT 2- E I 断路器运行已经有 6 年, 先后出现 了均压电容器渗油、 灭弧室漏气等共性缺陷, 华东电网内拥有该产品的单位应加强对该型断路器的运行 维护和检修工作。第二, 做好事故预想和反事故演练工作, 运行人员应准确掌握解锁操作中所遇到的各 种问题以便即时隔离断路器。第三, 在设备发生故障初期及时发现和正确处理将大大提高断路器运行 可靠性 , 有效地保证电网运行安全稳定。 参考文献: [ 1] 国家电网公司. 国家电网公司防止电气误操作安全管理规定 [ M ] . 北京: 中国电力出版社 , 2006 . 责任编辑 : 王敏
某电厂500kV升压站5021开关误跳原因解析及问题处理
某电厂500kV升压站5021开关误跳原因解析及问题处理摘要：本文通过阐述某新建百万机组火电厂调试阶段500kV GIS升压站5021开关跳闸故障原因解析及问题整改处理措施，披露因安装、调试工作不到位导致电气二次保护回路产生寄生回路，最终导致电气开关误跳闸的典型案例，供电力工程行业同行借鉴参考。
关键词：电厂；开关；保护误动；跳闸；寄生回路1．故障过程某新建2×1000MW火电机组以发电机～变压器组接入厂内500kV GIS配电装置，本期出线2回至厂外500kV变电站。
厂内500kV配电装置采用3/2断路器接线，本期2台1000MW机组进线、2回出线，形成2个500kV完整串接线，进线及线路出口均装设隔离开关，不装设发电机出口断路器，设一台容量为84/49－49MVA的高压启动/备用变，电源从电厂500kV I母引接。
故障前升压站运行方式：2个完整串合环运行。
2018年12月11日 14：56，因2号发变组保护传动工作需要，电厂提交“5022、5023开关停电”停电检修工作票，计划开工时间为2018年12月14日15：00。
2018年12月14日白班值长安排人员准备相关操作票。
2018年12月14日14：39，值长接网调令：1、5022开关由运行转冷备用。
2、5023开关由运行转冷备用。
14：41，运行人员执行5022开关由运行转热备用操作票，NCS上断开5022开关。
14：42，运行人员执行5023开关由运行转热备用操作票，NCS上断开5023开关。
14：43，运行人员执行5022开关由热备用转冷备用操作票。
14：56，运行人员执行5023开关由热备用转冷备用操作票。
15：00：17，集控室NCS报警喇叭响，查看为5021开关跳闸。
查NCS主要告警信息如下：15：00：17 ，5022第一组操作电源断线告警。
15：00：17，升压站保护PSX820，5021保护启动。
15：00：17，5021第一组出口跳闸。
500kV母线跳闸事故的分析
500kV母线跳闸事故的分析目前，电力系统普遍采用的微机型母线保护装置可实现母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联失灵（或死区）保护及断路器失灵保护出口等功能。
在实际应用中，为了方便运行人员灵活操作和防止母差保护频繁操作引起误动等，往往配置独立的母联充电（过流）保护，作为母线、主变、线路充电的临时性保护，而停用母线保护中的母联过流保护。
标签：500kv;母线;跳闸事故1事故过程某日17时08分，某500 k V变电站500 k VⅠ段母线跳闸。
具体情况如下：1.1事故前变电站运行方式1号主变5031开关、2号主变5013开关、B线5023开关、A线5011开关、C线5021开关，第一串联络5012开关、第二串联络5022开关、第三串联络5032开关在运行状态，500 k VⅠ、Ⅱ段母线在运行状态，D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
详见图1。
1.2事故后变电站运行方式1号主变5031开关、C线5021开关、第二串联络5022开关、A线5011开关、第一串联络5012开关在运行状态，500 k VⅠ段母线在运行状态;2号主变5013开关、B线5023开关、第三串联络5032开关在热备用状态、500 k VⅡ段母线5227地刀A、B相在合闸位置;D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
1.3事故经过12时23分，配合D线综自改造及5042开关测控屏更换工作，运行人员向省调申请拉开D线504127地刀、第四串联络504217地刀。
12时58分，省调下令拉开D线504127接地刀闸、第四串联络504217地刀。
13时00分，运行人员操作拉开D线504127地刀。
13时10分，操作完毕。
13时12分，运行人员操作拉开500 k V第四串联络504217地刀。
13时21分，操作完毕。
15时10分，检修人员完成新更换的5042开关测控屏二次接线、二次电缆整理、悬挂电缆吊牌工作。
7铜鼓C厂鼓峰丁线5051断路器重合闸不成功事件分析报告20110518
鼓峰丁线5051断路器重合闸不成功事件分析报告一、事件前运行方式及简要事件经过（一）事件前运行方式2011年5月16日铜鼓C厂500KV升压站正常运行方式：5041、5042、5043、5051、5052、5053断路器均在合闸位置，鼓峰丙、丁线正常运行，6号主变正常运行，与铜鼓B厂500KV 升压站连接的500KV母管GIL正常运行，主接线图请见下图。
（二）事件简要经过2011年5月16日下午，江门地区持续雷雨天气，14：39分，铜鼓C厂鼓峰丁线5051、5052跳闸，5052重合闸成功，5051未重合闸。
经现场检查及打印报告，情况如下：2011年5月16日14时39分37秒，500kV鼓峰丁线发生A相瞬时接地故障，经约40ms后，保护动作跳A相断路器，经1551ms后，重合5052断路器成功，5051断路器因鼓峰丁线主二保护至5051断路器保护屏跳A、跳B出口回路接反，使5051断路器同时跳A、跳B，C相2125ms后因断路器三相不一致跳闸，引起5051断路器重合不成功。
（1）500KV鼓峰丁线路主保护屏I (RCS-931DMM)报告情况见（附件一）。
（2）500KV鼓峰丁线路主保护屏II(RCS-931DMM)报告情况见（附件二）。
（3）500KV第五串5051断路器保护屏(RCS-921A)报告情况见（附件三）。
（4）500KV第五串5052断路器保护屏(RCS-921A)报告情况见（附件四）。
（5）500KV鼓峰丁线路主保护屏I (RCS-931DMM) 面板显示情况见（附件五）。
（6）500KV鼓峰丁线路主保护屏II(RCS-931DMM) 面板显示情况见（附件六）。
（7）500KV第五串5051断路器保护屏(RCS-921A)面板显示情况见（附件七）。
（8）500KV第五串5052断路器保护屏(RCS-921A)面板显示情况见（附件八）。
（三）现场检查情况电气二次人员到达现场后，对500KV升压站内500KV鼓峰丁线路保护屏I、500KV鼓峰丁线路保护屏II、500KV第五串5051断路器保护柜及汇控柜、500KV第五串5052断路器保护柜及汇控柜进行了详细的外观检查，检查结果如下：（1）500KV鼓峰丁线路保护屏I中RCS-925A装置运行指示灯亮，RCS-931DMM运行指示灯亮，跳A指示灯亮，FOX-41A运行指示灯亮。
母线失压事故分析及母差保护动作跳闸事故分析
母线失压事故分析及母差保护动作跳闸事故分析摘要变电站母线失压事故的后果十分严重，对整个电力系统的稳定性影响很大。
本文分析了500kV变电站的500kV母线和中压侧（220kV）母线失压事故形成的原因，以500kV母差保护动作跳闸事故为例，提出了处理方法。
关键词电力设备；安全；事故分析1 母线失压事故分析1.1 母线失压的原因1）误操作或操作时设备损坏，导致母线故障；2）母线及连接设备的绝缘子发生污闪事故，造成母线短路；3）运行中母线及连接设备绝缘损坏，使母线保护或电源进线保护动作跳闸；4）线路上发生故障，线路保护拒动或断路器拒跳，造成越级跳闸；5）母线保护误动作。
1.2 母线失压的故障判断1）判断的依据：保护动作情况及断路器跳闸情况，仪表指示，对站内设备检查的结果、站内有无操作和工作等；2）判断方法。
母差保护的保护范围为：各母差电流互感器以内的所有设备。
因此，母差保护动作使一段母线上的各分路及母联断路器跳闸，一般为母线及连接设备故障；3）事故影响范围。
500kV部分主接线为3/2接线，220kV各线路多为联络线。
因此，各种情况下的事故影响范围判断、分析如下：（1）母差保护动作，500kV各边断路器跳闸，500kV某一段母线失压，一般不会导致中压侧（220kV侧）、低压侧失压，并且不会影响站用电；（2）500kV线路故障，保护装置动作，中断路器跳闸而边断路器拒分时，断路器失灵保护动作使500kV各边断路器跳闸，500kV任一段母线失压，一般不会导致中压侧、低压侧失压，并且不会影响站用电；（3）500kV线路故障，保护装置动作，边断路器跳闸而中断路器拒分时，断路器失灵保护动作使同串的另一边断路器跳闸，影响同串另一条线路的运行。
500kV任一段母线均不会失压，一般不会导致中压侧、低压侧失压，并且也不会影响站用电；（4）500kV线路故障，保护装置动作，边断路器跳闸而中断路器拒分时，断路器失灵保护动作使同串的另一边断路器跳闸，影响同串主变压器的运行，使其他运行主变压器可能过载。
升压站交流串直流,断路器跳闸全站失压
升压站交流串直流，断路器跳闸全站失压【事故经过】2006年3月16日，09:43，某电厂500kV5011，5012，5022开关同时跳闸，500kV开关站全站失压，3号主变，3号机组厂用电失电，4号主变失电。
当时3号机组未开机，湘云I线5012，湘云Ⅱ线5022负荷很小，2条线路带3号机组一小部分厂用负荷运行。
检查保护动作情况如下：（1）湘云I线线路保护L90屏和PSL603屏无保护动作出口，只有PT断线信号。
（2）湘云Ⅱ线线路保护L90屏和PSL603屏无保护动作出口，只有PT断线信号。
（3）5011断路器保护无保护动作出口，有PT断线信号，同时发现装置事件中在事故发生这一时段有很多次“断路器保护启动，断路器保护复归”记录，打印波形图，电流电压波形无异常，开关量无启动变位。
5012，5022断路器保护现象同上。
（4）5011断路器操作箱第1组跳闸红色信号灯和第2组跳闸红色信号灯均亮。
（5）5012断路器操作箱第1组跳闸红色信号灯不亮，第2组跳闸红色信号灯亮。
（6）5022断路器操作箱第1组跳闸红色信号灯和第2组跳闸红色信号灯均不亮。
（7）调取线路故障录波图形，只有湘云Ⅱ线录波器在当时录下1个波形记录，打印波形查看电流电压无异常，亦无保护动作启动录波的开关量记录。
（8）3号发变组保护，无保护动作出口（因3号发变组保护中的线路保护联跳逻辑还未下装，故该保护暂未投用）。
（9）4号发变组保护，变压器保护A2柜、B2柜均有线路保护联跳出口及信号掉牌。
（10）其他保护无保护动作信号。
（11）特别现象：事故发生1个多小时之后，突然3个断路器操作箱内继电器不断的高频率异响，而且持续响动，同时各屏柜端子排上光耦红灯全亮；拉开5011，5012开关屏后直流操作电源，此2个操作箱不再响动，拉开5022开关屏后所有空气开关，其操作箱内仍然不停异响，但过了一段时间，突然不再有异常响动。
【原因分析】据现象分析以及试验验证：1、3个断路器并非线路保护动作而跳闸，否则，4块线路保护屏应有保护动作信号；2、也并非各自断路器保护动作，否则，3块断路器保护屏也应有保护动作信号，而且，3个开关保护同时动作的可能性不大；3、从4号发变组掉牌来看，只有“线路保护联跳”动作信号掉牌，可以确认有断路器辅助接点和断路器操作箱TJR或TJQ动作接点送来，由此可知，是先有500kV开关跳闸，后有发变组保护的“线路保护联跳”动作；4、根据动作当时的各种记录，以及系统运行情况，可知开关跳闸当时并无电气故障发生，由此，可初步判断为开关误跳闸；5、网控既然无任何保护动作出口记录，由此判断并非保护误动作导致跳闸；6、查开关跳闸记录，可知3个开关跳闸基本同时发生，对这种可能性分析如下：（1）直流电源有接地故障。
不严谨的空气断路器跳闸原因分析和处理措施
农村电工第28卷2020年第11期2020年《农村电工》第1期刊登的《小区空气断路器频繁跳闸原因分析》一文，笔者从文中对故障的描述分析，认为作者在文中对故障原因的分析和提出的解决措施有不严谨的地方，现将自己的看法与同行分享，敬请方家指正。
1原文故障原因分析不准确该文在“原因分析及处理”中提到，“在断路器后段中性线总线进户表箱处存在中性线接地，当三相负荷不平衡时，中性点电位高于零电位，中性线与接地点之间有电位差即有电流产生，也就是我们平常所说的漏电，当该电流超过上述空气断路器的额定剩余动作电流时断路器动作跳闸”，是不准确的。
此时，中性线与接地点之间有电位差吗？应该说没有。
因为中性线接地了，中性线与保护线（PE ）之间应该等电位了。
根据TN-C-S 接地型式的规定，从小区变电所引出的应是TN-C 接地型式。
进建筑物时，其保护中性线（PEN ）应先接地，然后从接地的PEN 线上引出中性线N 和保护线PE ，此后是TN-S 接地型式了。
该剩余电流保护器就是安装在TN-S 接地型式这一段线路中的。
TN-S 接地网络中，中性线是不得接地的。
而原文中的“中性线总线进户表箱处存在中性线接地”，就是剩余电流动作保护器频繁动作跳闸的故障点。
所以，造成剩余电流动作保护器频繁动作的根本原因，是在TN-C-S 接地网络中，因出现中性线故障接地，导致中性线的电流被入地分流了。
这样，使得穿过剩余电流动作保护器零序电流互感器的相线和中性线的电流相量和不为零了，即剩余电流不等于零了，当该电流超过300mA 时，剩余电流动作保护器动作跳闸。
2故障处理措施值得商榷文中说“将该处断路器更换为不带剩余电流保护的空气断路器即可避免跳闸”，这是错误的处理措施。
正确的措施是将在断路器后段中性线接地彻底消除，正常情况下，剩余电流动作保护器就不会频繁动作跳闸了。
在原文的“知识延伸”中，也提到“剩余电流动作保护器主要用来对危险的并且可能致命的电击提供防护，以及对持续接地故障电流引起的火灾危险提供防护”，但文中却轻率地提出“将该处断路器更换为不带剩余电流保护的空气断路器即可避免跳闸”的处理措施，即随意退出保护，这如何实现原文在“知识延伸”中提出的剩余电流动作保护器可防止电击、电气火灾呢？故该处理措施是十分不妥的，也是十分危险的。
一起发电机组并网不成功事故分析
一起发电机组并网不成功事故分析摘要：介绍了一起发电厂发电机组自动准同期并网不成功事故案例，对发变组非电量保护开入“网控紧停”继电保护电气二次回路进行检查分析判断，查找具体原因。
并针对存在问题，在后续同类情况下设备重大操作制定防范措施，进行操作规程修订，防止同类事故再次发生。
关键词：发电机组；自动准同期并网；继电保护电气二次回路；紧停；措施1.引言发电厂发电机组必须接入电力系统才能将所发出的电能送至最终用户，才能实现电能从发电机组流向最终用户用电设备，实现能源的绿色转换。
对发电机组与电力系统之间的并列操作就是同期并网操作，同期并网操作是发电机组接入电网并网发电的关键步骤，操作过程出现问题将直接导致发电机组并网失败，机组全停，影响电力系统的功率平衡，潮流分布，最终用户的用电需求。
1.运行方式介绍某发电厂安装2×500MW汽轮发电机组，发电机离相封闭母线出线经20/500kV升压变压器升压至500kV后通过厂内500kV配电装置接入电力系统，向华北电网直接供电。
500kV配电装置升压站采用典型二分之三主接线方式，双母线分段运行。
发电机组自动准同期装置采用西门子7VE512型自动准同期装置。
在3号机组启机，发电机转速达到3000r/min后，接网调令，调度允许发电机组并网后，通过发变组高压侧出口5051断路器同期并网操作。
自动准同期装置在判断发电机组主变高压侧和电网系统电压压差、频差、角差满足自动准同期并网条件后向5051断路器发出合闸指令，5051断路器收到合闸指令后合闸，但5051断路器在合闸后直接跳闸，3号发电机组并网不成功。
3号机组DCS报警画面发“网控紧急停机”事故报警，发变组非电量保护柜“网控紧急停机”动作，发电机组全停。
图一1.原因分析1.原因分析3号发电机组通过发变组出口边断路器5051断路器并网操作时，省电力建设公司正在进行厂内500kV配电升压站内第5串所对应线路切改工作，厂内500kV配电升压站内第5串5052、5053断路器正处于检修转态。
一起500 kV GIS站隔离刀闸误动作导致线路跳闸的事件浅析
电气工程与自动化・Di./qi Gongcheng yu Zidonghua一起500kV GIS站隔离刀闸误动作导致线路跳闸的事件浅析嵇振鹏（广东能源集团天然气有限公司，广东广州510000）摘要:针对某电厂一起500kV GIS站隔离刀闸误动作,在线路合闸情况下自动拉开，导致断路器短引线保护动作,使线路跳闸的事件,分析了该电厂5052,5053开关短引线保护动作原因，并提出了相应的预防措施。
关键词：500kV GIS站；隔离刀闸误动作;短引线保护0引言500kV GIS站是发电站与电网的枢纽，承载着将发电厂生产的电能通过500kV高压输电线电网的m某电厂500kV GIS站有3条出线，事的是东线。
500kV GIS站与电的压站相，若发生事故跳闸会影响到出线供电电网系的稳，会导致电，的，的社会影响。
因,GIS站、稳定、1500kV GIS站设备情况该电厂500kV GIS站内采用瑞士A BB公司生产的户内SF6气合GIS电气,1991,投运时间为1992年,500kV GIS断路器型号为ELK.SP3-21,额定开断电流为50kA,隔离刀闸型号为ELK-TX/TV。
该500kV GIS站分线，接线1所25。
k&GD站隔离刀闸误动作情况2J事故前运行方式该电厂1、2、3号发电机组均带300MW负荷运行，500kV GIS站内1M、2M母线正常运行，500kV沙东甲线运行，500kV沙东乙线经5053>5052断路器供电运行，500kV沙广乙线及B/C线，5051断路器在 , 2500kVlM母线5041R500kV沙东甲线\500kV\沙东乙线5051卜］5061H500kV I沙广乙线「］5081\5071卜］,5072甘去#1机5042R5052卜］5062的5082円去#3机\主变5043R5053R5063应5073X、去#2机、主变500kV2M母线图1500kV开关站接线简图2.2事故概述2019<28,500kV沙东乙线 对东站）电作，东线载022/，电厂作的$断开500kV5052开关，断开500kV5053开关）过，当合上50521、50522刀闸电动机的220V动力电源,50521>50522刀闸突然分闸,5052、5053开关跳闸,5052、5053开关短引线保护一、保护二动作。
电动风机高压受电跳闸事故报告
电动风机高压受电跳闸事故报告第一篇：电动风机高压受电跳闸事故报告电动风机高压受电跳闸事故报告一．事故经过6月26日下午15：24 DCS显示主电机运行柜综合保护停机，35KV高压1受电柜跳闸。
告知调度室，调度室通知各相关人员到场。
二．处理过程到现场后马上准备转投35KV 2受电，确认35KV高压柜无异常，然后进行相应的检验，送电正常。
启动电动机，运行柜没反应，10KV保护装置报零序电流故障，三相电源不平衡，保护装置故障在后台不能清除，通过查找发现保护装置C单元14，16号端子常闭（正常为常开）。
该端子通过PLC向后台发送综合故障，把该端子甩开后，启动正常（19：07）。
然后查找1受电柜跳闸原因，中冶湘重做了失压脱扣实验，控制回路电源线二次绝缘测定都正常。
和35KV高压柜厂家专业技术人员对柜内断路器进行检查，排除机械偷跳，失压脱扣等原因。
三．事故原因根据保护装置信息排除手动误切，因为35KV受电无保护，在跳闸时正赶上雷击和闪电瞬间，估计跳闸回路有感应电压，引起保护装置动作。
另35KV高压1受电柜跳闸后，备自投快切装置没有动作，不能及时倒换电源。
四．整改措施和10KV保护装置总包方中冶南方联系，尽快来人处理故障，根据中冶南方的施工经验加强防雷措施。
联系备自投快切装置厂家来人处理故障。
第二篇：#1炉#1高压给水泵跳闸事故分析#1炉#1高压给水泵电机跳闸事故报告一、事故概况1、电动给水泵电机技术参数：额定电压：6kV额定功率：900kW额定电流：104.5A 额定转速：2974r/min电机轴承型号：6220+NU220 轴承加油周期：500小时（介质温度40℃工况）每次加油量： 60克润滑脂型号：2#锂基脂（ZL2）2、事故经过：按照维护手册及设备技术参数，2015年12月25日10点35分开始执行2015-727号工单，对#1炉#1高压给水泵电机轴承定期补加轴承润滑脂。
当时设备运行状态：#1机组#1高压给水泵运行，电机前轴承温度38℃，后轴承温度40℃。
一起电压回路两点接地引起主变跳闸事故的分析
一起电压回路两点接地引起主变跳闸事故的分析发表时间：2017-03-13T10:05:03.647Z 来源：《电力设备》2017年第1期作者：黄玲1 蒋森科2 周金刚3[导读] 本文对220kV变电站110kV线路发生接地故障，保护拒动，而引发主变保护越级跳闸事件进行了详细的过程阐述。
1．事故经过2016年12月5日12点45分，某220kV变电站504线路14km处因山火引发线路C相长时间、间歇性的接地故障。
12点46分57秒，1号主变保护中压侧零序过流t2、中压侧零压闭锁零流同时动作跳三侧，紧接着504线路线路保护接地距离I段动作三跳、重合并后加速跳闸。
2. 故障前运行方式事故变电站内共有2台主变，主变110kV侧中性点接地，故障前均处于运行状态。
110kV为分段母线带旁母方式，500开关闭合；发生C 相接地故障的504线路挂110kV I母。
3. 保护动作情况故障发生及保护动作过程为：12：45：18，504线路上开始发生C相接地故障，单次故障持续在1-2秒，一次故障电流在0-2kA波动（其中1号主变中压侧中性点分担一次电流约为630A），且存在明显的故障-恢复-故障现象，持续约2分钟，故障波形见下图1。
由于故障间歇性特点，期间导致504线路保护多次启动-返回。
12：46：40左右，故障持续时间达到最长的5s，超过1号主变保护零序过流和零压闭锁零流保护4.8s的延时定值，跳开主变三侧。
此时故障点尚未切断，故障电流通过500开关由其他主变提供。
1号主变跳开三侧后，504线路保护接地距离I段瞬时动作出口，切断了故障点。
4. 保护动作情况分析调查人员分析，此次事故的疑点是：此次故障发生点应在504线路保护接地距离I段和零序方向过流保护范围，但在故障过程中，504线路线路保护和1号主变保护的带方向元件的保护（主变保护中压侧零序方向过流t1、t2和504线路保护零序方向过流IV段）均没有启动和动作记录。
分析中压配电线路跳闸的原因与对策
分析中压配电线路跳闸的原因与对策摘要：随着配电网运行管理水平全面提升。
中压线路作为电网的重要组成部分，起着十分重要的作用。
由于多处于野外环境，受各种因素影响，线路跳闸事故时有发生，给供电企业开展电网管理带来了更多挑战。
调查线路跳闸原因，并采取有效措施，不但可以树立良好的企业形象，更能够提高线路的可靠性，为群众提供优质的供电服务。
关键词：中压配电线路；跳闸；原因；对策引言电力线路配电网络受地理环境、运行方式、设备隐患等因素制约，频繁发生电力线路故障跳闸，不仅影响用户正常生活、生产和用电，也给供电企业和客户带来经济损失。
如何降低电力线路故障跳闸率，提高供电可靠性，是供电企业面临的一项重要而艰巨的任务。
1中压配电线路跳闸的原因分析1.1恶劣天气导致跳闸故障大风、雷电、暴雨、冰冻等恶劣天气是导致中压配电故障跳闸的常见因素。
农村配电线路以架空线为主，且大部分线路是裸导线，恶劣天气易发生悬挂异物、倒杆断线、雷击过流、金具击穿等现象，从而导致线路故障跳闸。
1.2设备故障频繁的设备故障也是线路跳闸的重要原因。
线路投产时间较长，避雷器、隔离开关等设备残旧，容易因老化、质量差而出现故障。
如果变压器型号老，线路空载损耗和负载损耗都高。
随着人们生活水平提升，用电负荷迅速增加，原本配电变压器容量已经无法满足用户用电需求，容易出现过载烧坏等情况，同时开关、刀闸等设备也会因锈蚀、卡涩等因素引发线路跳闸。
1.3外力破坏工作管控问题近年来，地方政府乡村振兴的配套项目急剧增加，经济园区及市政项目的工地很多。
同时由于用户砍伐树木和竹子，修建道路和房屋，车辆撞断电线杆或触碰电线，线路跳闸时有发生。
同时，在部分区域，由于线路邻近树木未及时清理导致线路跳闸也时有发生。
2中压配电线路跳闸的对策2.1加强中压配电综合治理加强项目建设，夯实网络基础。
加强项目储备，积极推进中压配电改造，全面控制工程建设质量，不断提高电网设备本质质量。
深化频繁跳闸线路的综合治理。
一起500kVGIS站隔离刀闸误动作导致线路跳闸的事件浅析
一起500kVGIS站隔离刀闸误动作导致线路跳闸的事件浅析摘要：随着科技和技术的不断发展，人们对电力的需求不断增加，如果500kVGIS站出现了隔离刀闸误动作，就会在线路合闸的情况下，出现自动拉开的情形，从而出现引线保护动作，导致了线路跳闸事件，通过分析5052、5053保护动作原因，提出了一些预防措施。
关键词：隔离刀闸；误动作；线路跳闸当前500kVGIS站是重要的发电站，也是电网的枢纽，承载了高压输电的重任。
一般情况下500kVGIS站为枢纽变电站，如果发生了事故跳闸，就会影响电网系统的稳定，严重的会导致区域性停电，这样会带来严重的经济损失，引起很大的社会影响，所以必须要保证500kVGIS设备的运行安全和稳定。
1、500kV GIS站的基本设备情况在500kV GIS的变电站内，一般采用的是全封闭组合式的GIS设备，这种设备在具体使用过程中，具有明显的优势，本次讨论的事件，500kVGIS的断路器型号是ELK.SP3-21，额定的开断电流一般是50kA，而隔离刀闸型号是ELK-TX/TV，采用的是二分之三接线方式。
2、隔离刀闸误动作的基本情况2.1在事故前的运行方式500kV系统采用的是二分之三接线方式。
500kVGIS站内的1M、2M是母线，这两条母线是正常运行的，其中500kV乙线，是经由5053和5052断路器进行供电，该线是正常运行的，同串的5051断路器在运行状态。
2.2出现事故情形的基本概述事故发生在500kV乙线停电操作过程中，本次停电先在500kV乙线的对侧，来进行操作，这时的乙线是空载运行。
当值运行人员，应当根据操作票来执行操作：断开5052开关，再断开5053开关。
50521和50522刀闸的电动机电动机电源在合位，这两个电动机是220V的直流动力电源，而50521和50522刀闸如果突然地分闸，导致了线路保护一和保护二动作，5052和5053开关跳闸。
2.3保护动作的基本情况出现了上述故障情况时，应当对现场进行检查，查看保护动作的基本情况。
电力系统继电保护典型故障分析案例
电力系统继电保护典型故障分析案例线路保护实例一：单相故障跳三相某220kV线路发生A相单相接地故障，第一套主保护（CKJ-2）发出A相跳闸令，第二套主保护（WXB-101）发出三跳相跳闸令。
原因分析：由于两面保护屏的重合闸工作方式选择开关把手不一致造成。
保护是否选相跳闸，与重合闸工作方式有关。
当重合闸方式选择为单重和综重时，单相故障跳开单相，而当重合闸方式选择为三重和停用时，任何故障都跳开三相两套保护时一般只投入一套重合闸。
另一套保护屏的重合闸出口压板应在断开位置。
由于另一套保护的中重合闸方式选择放在停用位置，致使该保护发出三跳命令。
线路保护实例二：未接入外部故障停信开关量某变电所母线PT爆炸，CT与开关之间发生三相短路，电厂侧高频保护拒动。
由后备保护距离II段跳闸。
（3）故障发生后，由于对高频保护来说，认为是外部故障，变电所侧高频保护一直处于发信状态。
将电厂侧高频保护闭锁。
变电所侧认为母线故障，母差保护动作。
事故后检查发现，高频保护没有接入母差停信和断路器位置停信。
微机保护的停信接口：1、本侧正方向元件动作保护停信。
2、其它保护动作停信（一般接母差保护的出口）。
3、断路器跳闸位置停信。
线路保护实例三微机保护没有经过方向元件控制而误动出口。
问题：整定中，方向元件没有投入。
硬压板，软压板（由控制字整定）1、二者之间具有逻辑“与”的关系。
缺一不可。
2、硬压板：保护屏上的实际压板。
3、软压板：在软件中通过定值单中的控制字的某位为1或0控制保护功能的投退。
线路保护实例四：1993年11月19日，葛双II回发生A相单相接地故障，线路两侧主保护60ms动作跳开A相。
葛厂侧过电压保护（）于420ms动作跳开三相，重合闸被闭锁。
联切葛厂两台机投水阻600MW,切鄂东负荷200MW。
事故原因分析1、PT接线图2、接线的问题：（1）PT三点接地，违反《反措要点》，PT二次侧中性线只允许一点接地。
（2）开口三角的N与两星形中性线相连，违反《反措要点》，PT二次回路与三次回路独立。
特高压兰江站江昇5062开关三相不一致时间继电器绝缘异常分析
特高压兰江站江昇 5062开关三相不一致时间继电器绝缘异常分析摘要：本文阐述了一起特高压站断路器直流控制电源回路绝缘异常事件，通过现场检查分析，得出西安凯盛电力设备公司型号为LTD-3000的三相不一致继电器存在缺陷。
针对该缺陷提出解决措施，提高了断路器三相不一致的可靠性，有效保障了电网安全稳定运行。
关键词：三相不一致，时间继电器，绝缘异常中图分类号：TM4 文献标示码：B 文章编号：0 引言三相不一致运行是指电力系统中某一支路上三相中的一相或者两相断开运行的情况。
在220kV及以上电压等级的电网中，普遍采用分相断路器。
【1】较高电压等级断路器非全相运行状态会使中性点电压漂移，产生零序电流，将降低保护的灵敏度，对系统稳定性不利，因此220kV及以上分相断路器本体皆需安装三相不一致保护。
不一致时间继电器作为断路器本体三相不一致保护的核心元件所呈现的特点为数量庞大、型号众多、质量良莠不齐，若投运前无法对其进行可靠的检查测试，则运行期间可能会出现断路器误动作，埋下安全隐患。
迄今为止，电网公司范围内所辖变电站已经曾多次出现因三相不一致时间继电器质量问题导致的断路器误动作事件，给电力系统安全运行造成不良影响。
【2】1 异常情况2019年2月26日，特高压交流分中心变电检修班二次检修人员在配合兰江站兰昇5062开关防拒动排查工作中，发现兰昇5062开关第二组三相不一致时间继电器（47T2）回路绝缘异常。
兰昇5062开关第二组直流控制电源负极（202回路）对地绝缘只有0.1 MΩ，明显低于正常水平（要求大于10 MΩ）。
现场天气为小雨。
兰江站500kV开关共有13组，每组开关均有两组三相不一致回路，分别用于开关的两组跳闸回路，共有26个三相不一致时间继电器，继电器型号与兰昇5062开关第二组三相不一致时间继电器相同均为LTD-3000，继电器厂家为西安凯盛电力设备公司，于2014年12月投运。
2 现场检查为了确定绝缘异常是现场还是装置内部问题，二次检修人员将202回路端子4Q2D31拆开，分别进行端子排至现场汇控柜和端子排至开关保护装置内部回路的绝缘电阻测试，发现202回路至现场汇控柜的绝缘电阻为0.1MΩ，去装置内部回路的绝缘电阻为无穷大。
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铜鼓C 厂鼓峰丁线5051断路器重合闸不成功事件分析报告一、事件前运行方式及简要事件经过（一）事件前运行方式2011年5月16日铜鼓C 厂500KV 升压站为正常运行方式：5041、5042、5043、5051、5052、5053断路器均在合闸位置，鼓峰丙、丁线正常运行，6号主变正常运行，与铜鼓B 厂500KV 升压站连接的铜鼓#1、#2联线正常运行，主接线图如下：（二）事件简要经过2011年5月16日下午，江门地区持续雷暴天气，14：39分，铜鼓C 厂鼓峰丁线5051、5052断路器跳闸，5052断路器重合闸成功，5051断路器未启动重合闸。
经现场检查及打印报告，主要情况如下：2011年5月16日14时39分37秒，500kV 鼓峰丁线发生A 相瞬时接地故障，经约40ms 后，保护动作跳A 相断路器，经1551ms 后，重合5052断路器成功，5051断路器因鼓峰丁线主二保护至5051断路器保护屏跳A 、跳B 出口回路接反，使5051断路器同时跳A 、跳B ，C 相2125ms 后因断路器三相不一致跳闸，引起5051断路器重合不成功。
保护装置名称保护型号 保护动作名称 动作时间 动作情况 500kV 鼓峰丁线主一保护 RCS-931DMM 电流差动保护 12ms 跳5051A 相断路器RCS-931DMM 电流差动保护12ms 跳5052A相断路器500kV鼓峰丁线主二保护RCS-931DMM 电流差动保护11ms跳5051B相断路器RCS-931DMM 电流差动保护11ms跳5052A相断路器5051断路器保护RCS-921A 断路器保护A相跟跳23ms跳5051A相断路器断路器本体三相不一致保护2125ms跳5051C相断路器5052断路器保护RCS-921A 断路器保护A相跟跳23ms跳5052A相断路器单相重合闸1551ms合5052A相断路器（1）500KV鼓峰丁线路主保护屏I (RCS-931DMM)报告情况见（附件一）。
（2）500KV鼓峰丁线路主保护屏II(RCS-931DMM)报告情况见（附件二）。
（3）500KV第五串5051断路器保护屏(RCS-921A)报告情况见（附件三）。
（4）500KV第五串5052断路器保护屏(RCS-921A)报告情况见（附件四）。
（5）500KV鼓峰丁线路主保护屏I (RCS-931DMM) 面板显示情况见（附件五）。
（6）500KV鼓峰丁线路主保护屏II(RCS-931DMM) 面板显示情况见（附件六）。
（7）500KV第五串5051断路器保护屏(RCS-921A)面板显示情况见（附件七）。
（8）500KV第五串5052断路器保护屏(RCS-921A)面板显示情况见（附件八）。
（三）现场检查情况电气二次人员到达现场后，对500KV升压站内500KV鼓峰丁线路保护屏I、500KV鼓峰丁线路保护屏II、500KV第五串5051断路器保护柜及汇控柜、500KV第五串5052断路器保护柜及汇控柜进行了详细的外观检查，检查结果如下：（1）500KV鼓峰丁线路保护屏I中RCS-925A装置运行指示灯亮，RCS-931DMM运行指示灯亮，跳A指示灯亮，FOX-41A运行指示灯亮。
（2）500KV鼓峰丁线路保护屏II中RCS-925A装置运行指示灯亮，RCS-931DMM运行指示灯亮，跳A指示灯亮，FOX-41A运行指示灯亮。
（3）500KV第五串5051断路器保护柜中CZX-22R2操作继电器箱第一组跳闸线圈TA指示灯亮，第二组跳闸线圈TB指示灯亮，RCS-921A运行指示灯亮，跳A指示灯亮。
（4）5051断路器汇控柜三相不一致指示灯亮。
（5）500KV第五串5052断路器保护柜中CZX-22R2操作继电器箱第一组线圈OPA、OPB、OPC及CH、TA指示灯亮，第二组线圈OPA、OPB、OPC及TA指示灯亮， RCS-921A运行指示灯亮，跳A指示灯亮，重合闸指示灯亮。
（6）故障录波器启动正常，显示鼓峰丁线A相瞬时接地故障。
根据以上外观检查情况，初步判断5051断路器二次回路存在故障，立即组织办理事故抢修工作票，申请调度同意，将50513、50514隔离刀闸断开，合上505137、505147接地刀闸，填写安全措施票，做好一次、二次安全措施后，按照安全措施票内容进行检查，简要情况如下：（1）拆开500KV鼓峰丁线路主保护屏II (RCS-931DMM)至500KV第五串5051断路器保护屏(RCS-921A)操作箱的跳A相2、跳B相2、跳C相2的出口跳闸回路电缆两头接线，并用绝缘胶布包好，核查接线情况，发现鼓峰丁线路主保护屏II的跳A相2、跳B相2、跳C相2回路，对应5051断路器保护屏跳B相2、跳A相2、跳C相2，即跳A相2、跳B相2两根线接反。
（2）拆开500KV第五串5051断路器保护屏(RCS-921A)至5051汇控柜的跳A相2、跳B相2、跳C相2的出口跳闸回路电缆两头接线，并用绝缘胶布包好，核查接线情况正确，即5051断路器保护屏(RCS-921A)操作箱与5051汇控柜间的跳A相2、跳B相2、跳C2三根接线完全正确，随后恢复该电缆接线。
（3）在5051断路器保护屏恢复操作箱至鼓峰丁线路主保护屏II的跳A相2、跳B相2、跳C相2的出口跳闸回路电缆接线。
（4）联系运行人员就地手合5051断路器。
（5）在鼓峰丁线路主保护屏II用短接线模拟A相瞬时接地故障，瞬间短接跳A相2出口接点，5051断路器保护屏显示TB（跳B相2）、CH（重合成功）。
（6）在鼓峰丁线路主保护屏II用短接线模拟B相瞬时接地故障，瞬间短接跳B相2出口接点，5051断路器保护屏显示TA（跳A相2）、CH（重合成功）。
（7）在鼓峰丁线路主保护屏II用短接线模拟C相瞬时接地故障，瞬间短接跳C相2出口接点，5051断路器保护屏显示TC（跳C相2）、CH（重合成功）。
（8）根据以上试验结果，初步判断鼓峰丁线路主保护屏II至500KV第五串5051断路器保护屏操作箱的跳A相2、跳B相2的出口跳闸回路电缆两头接线不对应，即跳A相2、跳B 相2两头接线接反。
随后在500KV鼓峰丁线路主保护屏II将跳A相2、跳B相2、跳C相2的出口跳闸回路电缆恢复正确接线。
（9）在鼓峰丁线路主保护屏II用短接线模拟A相瞬时接地故障，瞬间短接A相2出口接点，5051断路器保护屏显示TA（跳A相2）、CH（重合成功）。
（10）在鼓峰丁线路主保护屏II用短接线模拟B相瞬时接地故障，瞬间短接B相2出口接点，5051断路器保护屏显示TB（跳B相2）、CH（重合成功）。
（11）在鼓峰丁线路主保护屏II用短接线模拟C相瞬时接地故障，瞬间短接C相2出口接点，5051断路器保护屏显示TC（跳C相2）、CH（重合成功）。
至此，确认跳A相2、跳B相2、跳C相2回路接线正确，联系运行人员恢复铜鼓C厂5051断路器正常运行方式。
随后组织专业人员对鼓峰丙线主保护屏I、II至5042、5043断路器保护屏电缆接线进行了电缆牌、接线号、电缆线芯色标、端子排等一一进行了核查、比较，没有发现接线错误的现象。
（1）500KV鼓峰丁线主II保护屏(RCS-931DMM)去5051断路器保护屏跳闸2回路图见（附件九）。
（2）5051断路器保护屏从500KV鼓峰丁线主II保护屏(RCS-931DMM)来跳闸2回路图见（附件十）。
二、事件原因分析由于铜鼓C厂500KV输电线路施工进度晚于升压站施工进度，故铜鼓C厂500KV升压站通过500KV母管GIL接入铜鼓B厂，6号机组（铜鼓C厂首台百万机组）通过铜鼓B厂500KV 鼓峰甲、乙线送出。
在2010年7-9月份期间，上海电力建设启动调整试验所电气调试人员对铜鼓C厂的500KV升压站内所有保护装置进行了静态调试，对所有二次回路进行了检查并进行了传动试验（含鼓峰丙、丁线的主I、主II线路保护）。
主要包括铜鼓B-C厂母线差动保护；5041、5042、5043、5051、5052、5053断路器保护；5041与5042之间的T区保护；5042与5043之间的T区保护；5051与5052之间的T区保护；5052与5053之间的T区保护等。
当时考虑鼓峰丙、丁线线路保护装置在短期内无法投运，为安全起见，上海电力建设启动调整试验所电气调试人员（第一批人员）在鼓峰丙、丁线线路保护主保护屏I、II (RCS-931DMM)内除退出相应的线路保护出口压板之外，还分别做了以下安全措施：（1）鼓峰丙线线路保护主保护屏I (RCS-931DMM)至5042、5043断路器保护屏(RCS-921A)操作箱的跳A相1、跳B相1、跳C相1的出口跳闸回路电缆接线甩开并用绝缘胶布包扎好。
（2）在鼓峰丙线线路保护主保护屏II (RCS-931DMM)至5042、5043断路器保护屏(RCS-921A)操作箱的跳A相2、跳B相2、跳C相2的出口跳闸回路电缆接线甩开并用绝缘胶布包扎好。
（3）鼓峰丁线线路保护主保护屏I (RCS-931DMM)至5051、5052断路器保护屏(RCS-921A)操作箱的跳A相1、跳B相1、跳C相1的出口跳闸回路电缆接线甩开并用绝缘胶布包扎好。
（4）在鼓峰丁线线路保护主保护屏II (RCS-931DMM)至5051、5052断路器保护屏(RCS-921A)操作箱的跳A相2、跳B相2、跳C相2的出口跳闸回路电缆接线甩开并用绝缘胶布包扎好。
然后，铜鼓C厂的500KV升压站于2010年10月7日通过GIL母线正式受电（鼓峰丙、丁线线路未施工完成），检查正确。
在2011年3月7日，铜鼓C厂至圭峰变电站的500KV鼓峰丙、丁线基建工程完成。
3月8日，上海电力建设启动调整试验所电气调试人员分别恢复了鼓峰丙、丁线线路主保护屏I、II内的安全措施，并分别对鼓峰丙、丁线线路主保护I、II进行了断路器传动试验。
在恢复鼓峰丁线线路主保护II(RCS-931DMM)至5051断路器保护屏(RCS-921A)操作箱的跳A相2、跳B相2、跳C相2的出口跳闸回路电缆时接线错误（跳A相2、跳B相2的电缆接线接反），之后在进行分相传动试验时，检查设备状态时不够仔细，未能及时发现存在的问题。
调查当时传动试验过程：首先对鼓峰丁线线路主保护I进行跳A1、单跳单重；跳B1、单跳单重；跳C1、单跳单重，检查了线路主保护屏I、断路器本体之间的保护动作情况与断路器分相跳闸、单相重合闸的对应关系，检查结果正确；然后做鼓峰丁线线路主保护II进行跳A2、单跳单重；跳B2、单跳单重；跳C2、单跳单重，由于当时只检查了线路主保护屏及断路器本体，未对断路器保护屏、断路器汇控柜进行仔细确认，未能及时发现主II保护传动时断路器跳闸相别不对应。