输电线路单相断线事故分析
一起110kV线路单相断线故障分析与思考
时进 行 处理 。发 生这 类 故障 时究 竟会 出
现哪 些 异 常 信 号 ， 行 人 员应 怎样 进 行 运
分析 判 断 ， 应 值得 重 点关 注 。 都 ｌ０ Ｖ 电 网一 般 以 ２０ｋ 变 电站 １ｋ ２ Ｖ
作 为主 供 电源 ， 用 环 网布 置开 环 运 行 采
方式 或 者 放 射形 接 线 单 端 供 电方 式 ， 各
２ ０ Ｖ变 电站供 电部分 分 片运 行 。 这 ２ ｋ 在 类 １０ｋ 电网 中 ，中性 点 接地 方 式 为 ： １ Ｖ
２ ０ Ｖ 变 电站 中性 点直 接 接 地 ，１ Ｖ ２ ｋ ｌ０ｋ 变 电站 中 性 点不 接 地 或 经 间 隙 接地 ， 当 １０ Ｖ 线 路 发 生 单 相 断线 故 障 却 未 造 １ ｋ 相 间 接 地短 路 时 置 一 图 ２ 正序
行 特 殊情 况） 则 故障 处 各序 电流 为 （ 特殊 说 明 ， 中 电流 电压 ， 如无 文 均 表 示相 量 ， 网络 各 元件 都用 纯 电抗 表示 ） ：
厶 － ／ （ ￣ Ｘ ｚ ’ ｊ Ｘ ｚ ２ ＋ ）
ｌ＝ Ｌ ｏ一 ２ （） １
． 。
负荷 ：＝ ５ Ａ， ＝．， ２１ （ 算 至基 准容 量） Ｓ ２ ＭＶ ｌ ８Ｘ＝ ． 已折 ４ ４ 。 则 。 ５ ３ ， ２＝ ． ９７ ∑ ２９７Ｘ Ｔ １ ３ 。忽 略变 压器 损 耗 ，正 常 运 行 时 ＝ ８
△
ｌ△ ＝ △
相 断线为 诽 行 ａ 峤 姥 例进 计 相
， 当发 生故 障 时 ， 障 处 电流 、 故 电压 ：
． ｉ
。
ｘ２ ＝ ． ｚ Ｏ２
。‘
现 以 冈州 算 ，故障 前 运行 方 式 为 ：２ ｋ 变 电站 单 台主 变 运行 ，通 过 一条 ２０ Ｖ １０ｋ １ Ｖ线 路 供 电一个 １０ｋ １ Ｖ变 电站 ，另 一 回 １０ｋ 出线 因 检修 １ Ｖ 停运， 图 １ 示， 如 所 对应 的各序 等值 电路和 复 合序 网如 图 ２所 示 。
20~220kV输电线路断线事故分析
扭曲． 因 而碎 裂 。 依 循 现 有 的验 收规 则 ， 由 于线 路 衔 接 的金 钩
扭曲． 会 让 导 线 固有 的 铜 芯 ， 产 出很 难 平 复 的 那 种 扭 曲。因此 ，
只好 把 这 一 区段 内的 电 线割 掉 ， 再 予 以重 设 。 真 正 去 搭 接 以前 。 会 关 涉材 料 的 购进 。从 现 状 看 ， 电 网 原
导线 ， 其 实 带有 脆 弱 的 特 性 。 只有 明晰 平 日内的 管控 和 保 养 ，
才 能 保 护 如 上 的 线路 运 转 ， 回 避 惯 常 的运 行 弊 病 。
２ ． ２ 原料 购进 的 查验
购进 舍 规 的制 备 材 料 ， 可 以 限 缩如 上 的 断 线事 故 。 具 体 而 言。 采 购 这样 的 电 线 ， 要 顾 及 特 有 的 线路 尺 寸 。 钢 芯 及 衔 接 着 的地线 ， 不要 存 留 着偏 多的 焊 接 接 口 。 不要 单 纯 去 限 缩 购 进 的
言， 可 以 限 缩 杆 塔 接 地 原 初 的 电 阻数 值 ； 选取合 规的塔型 ． 让
１ ． ５ 不 适宜 的建造流 程
现 场 范畴 内 的 不 ３施 － 工， ＇ 会 增 添原 初 的 断 线 概 率 。 例 如 ：
冰 灾 抢 修 时段 内 ． 发 觉某一地 线 ， 在 放线流程 内， 金 钩长期被
参考文献
［ １ 】 肖重金 ， 罗俊华 ， 李 敏． 架 空输 电线路 闪络断线事故 原因辨析咖． 高
电压技术 ． ２ ０ １ ０ （ ０ ６ ） ．
成本 ， 而 忽视 掉 了 质 量 查验 。 制 备 线 路 材 料 的 那 些 厂 家 ， 要 慎 『 ２ １ 张 锐． 屏蔽线技术在 １ ０ ｋ Ｖ 架 空 绝缘 导线 防 雷击 断 线 中应 用 的研 究 重 查 验 制 备 出来 的 电线 ． 并 提 升 衔 接 范畴 内的 接 头 质 量 。 若 发 ［ Ｄ 】 ． 华北电力大学， ２ ０ １ ２ （ ０ ３ ） ． 觉 了断 股 的 弊 病 、 电线 特 有 的 损 伤 ， 则要 依 循 既 有 的 线 路 规 ［ ３ ］ 胡 兆意 ． ５ ０ ０ ｋ Ｖ输 电线 路 造 价 简析［ Ｊ １ ． 电力 技 术 ， ２ ０ ０ ４ （ ０ ３ ） ．
11OkV输电线路单相断线故障分析
Ｋｅ ｒ ｓ ｔａ ｓ ｓ ｉ ｎ ｌ ｅ ｄ ｓ ｏ ｎ ｃｉ ｎ； ｇ ｏ ｎ ｕ ｔ ｎ ｌ ｓｓ ｙ ｗｏ ｄ ： ｒ ｎ ｍｉｓ ｎ ； ｉ ｎ ｅ ｔ ｏ ｉ ｃ ｏ ｒ ｕ ｄ ｆ ｌ ；ａ ａｙ ｉ ａ
中 图分 类 号 ： Ｔ ７ Ｍ７
文献 标 识码 ： Ｂ
Ｉ段 ２ Ａ ０ Ｓ Ｉ段 ６ ５ ／ ． Ｓ Ｉ 段 （ 段 ） ３／ ， Ｉ ．Ａ Ｏ５ ， Ｉ Ｉ Ⅳ
弱 联系 的超 高 压远距 离重 负荷 输 电线 路上 ，根 据 系 统稳 定运行 的需要 ，若单相 重 合 闸不成 功 ，线 路 需 转入 长期 非全相运 行 （ ～２ ｈ １ ）外 ，综合 考虑 到长 期 出现负序 电流 对发 电机 的影 响 ，长 期 出现零 序 电 流对通 信 的干扰 ，长 期 出现 负序 、零 序 电流对 电力 系统 继 电保 护 的影响 ，线路 非全 相运 行状 态应 该被
终止 。
３ ３ ／ ． ， 电流 引
变 电站 Ｔ站变 压器 绕组接 线 型式 为 Ｙ Ｖ型 ，两 台变 ／ 压器 一 台运行 ，另一 台备用 ， 低压侧 母 联断路 器合 。 正常 运行 方式 为 Ｍ １ １ Ｍ Ｉ 站 １ ３ＮＩ线单 回带 Ｔ ２ 站 ＃ 变压 器单 台运行 ， １ ４ ＮＩ １ １Ｍ 线在 Ｔ站 Ｇ ｌ隔离刀 闸处 备投 。 某年 ６月 ７日 １ 时 ３ １ ９分 ３ ２秒 ３ １ ｓ １ Ｍ ２ ， １ Ｎ ｍ １３ Ｉ线 Ｐ Ｌ ２ Ｃ Ｉ Ｓ ６ １ 零序 电流 保 护Ｉ 段 ３ ３ ／ ． 动 作跳 Ｉ Ｉ ． Ａ ０ ８Ｓ 闸 ，Ⅳ段 ３ ３ ／ ． ． Ａ ０ ８Ｓ动作永 跳 。Ｉ 、Ⅳ段 零序 电流 Ｉ Ｉ 保护 不带 方 向，保护 测量 电流值 为 ６ ４ １Ａ ． ９ ，即将 达 到而 未达 到 Ｉ段定 值 。 Ｉ Ｔ站 检 测 到 失 压 ，备 自投 动 作 ，合 上 Ｇ １刀 闸， Ｍ站 １ Ｍ 线 Ｐ Ｌ ２ Ｃ零 序 电 流 保 护 Ｉ段 １ Ｎ Ｉ １４ Ｓ６ １ Ｉ
500kV输电线路子导线断裂原因分析
500kV输电线路子导线断裂原因分析摘要：输电线路的安全是保障稳定供电的重要基础，其正常运行与否对于人们生活以及社会生产有着极大的影响，如施工过程中存在任何质量问题，都有可能导致安全隐患的存在，造成的后果将是难以估量的。
本文即对此进行分析并以2012年发生的真实子导线断裂案例进行分析，剖析导致其断裂的原因。
关键词：500kv输电线路；导线断裂；事故原因一、引言就我国当前在建的以及处于运行中的输电线导线的连接方式而言，不论是直线接续管或是耐张管均使用的是液压压接进行连接的，而对于此类具有隐蔽性工程的施工质量的管理，已经建立了相对完善控制体系。
例如，部分施工单位聘请专业的工程监理单位加以监督控制、部分建设单位整体负责工程质量的监管、部分建设单位采用了“三级”质量监督体系，总体而言取得的效果还是良好的。
然而，在完善的监督体系中假如出现细节上的疏忽，即有可能影响到整个监督体系的效果，导致工程质量存在质量问题进而埋下了诸多隐患。
例如，输电线路子导线断裂、输电线路倒塌等问题，不仅影响到供电的需求甚至有可能引发难以估量的灾害。
本文就以近年来发生的导线子导线断线的案例加以分析。
二、内蒙古一北京的托源安500kV输电线路案例分析（一）工程简述在2012年2月28日8时，该输电线路因受到冰雪天气的影响导致117号直线铁塔与相近导线出现严重覆冰现象。
此外，在现场听到有冰块脱落声响，与117号相邻的18号部分线路的间隔棒发生破裂与子导线扭绞现象。
经过对事故现场的故障检查并确认，在2012年2月28日11时58分左相（A相）线路发生跳闸现象。
次日9时再次检查发现，117～118号档间隔棒相比28日损坏程度更加严重而且子导线已经从破损处脱出。
12时间待冰雪融化后再次检查发现，118号塔的左相子导线在悬垂线夹发生断裂，导致大号侧子导线悬挂与联板上致使联板发生变形而小号侧子导线直接坠落地面。
（二）相关参数介绍1.档距参数该线路117～118十l号耐张段为耐一直一耐的结构形式，其中117号和118+1号为耐张塔，118号为直线塔，具体参数如表1所示”117一118号耐张段档距为497m，118一118+l号耐张段档距为211m，117一118+l号耐张段代表档距为424m。
一起110kV线路单相断线故障分析
２０８ ．－－—— ． ． ． ——Fra bibliotek系统
第 ３３卷 第 ３期
黑 龙 江 电 力
２０１１年 ６月
１．２ １１０ ｋＶ 线 路 ２故 障 经 过 ２０１０年 １１月 １３ 日 １４时 ３５分 ，线 路 ２两 侧 三
相 电流 出现 不平 衡 现 象 ，ＩＡ＝Ｉｃ＝４０Ａ，， ＝２８Ａ，线 路 １ Ｂ相 电流 比其它两 相 大 ３Ｏ Ａ，在变 电站 Ｂ、变 电 站 Ｃ检查 一次设 备 ，均 未 发 现 问题 。１６时 ０６分 ，Ａ 厂低 压解 列装 置 动作 ，发 电机跳 闸 ，Ｂ变 电站低 压解 列装 置动 作 ，线 路 ２和线 路 １开 关 跳 闸 ，在 Ｂ变 电 站 、Ｃ变 电站 内部检查 无 故障 ，Ｃ变 电站 线 路 ２开 关 未跳 闸 。ｌ６时 １５分 ，Ｂ变 电站 合 上线 路 ２开 关 同 时 ，ｃ变 电站线 路 ２零 序一 段保 护动 作跳 闸 ，重合 不 成 功 ，故 障报告 为 ＡＣ相 接 地 ；检 查 站 内设 备 ，无 故 障 。拉 开 Ｂ变 电站 线路 ２开关 ，在 ｃ变 电站对 线 路 ２强送 电成 功 ，之 后 在 Ｂ变 电 站 合 上 线 路 ２开 关 。 １６时 ４０分 和 １６时 ４３分 ，Ｃ站线 路 ２零 序 一段 保 护 发生 ２次 动 作 跳 闸 ，故 障 报 告 均 为 ＡＣ相 接 地 。 经 检查 ，故 障点为 Ｂ变 电站阻波 器 上端 Ｂ相 导线 断 线 ，搭落 在阻 波器 上 ，处 理后 线 路 ２送 电正 常 ，巡 线 未发 现异 常 。
对 一起 １１０ ｋＶ联 络 线单 相 断 线 引 起 线 路 保 护 动跳 线及 有关 潮 流如 图 １所 示 。
３５ｋＶ线路 １ ６＋３２
７＋ｊ２ １１０ｋＶ线路 ２
单相断线故障的分析
单相断线故障的分析一、单相断线运行的理论分析电力系统在非全相运行时，在一般情况下，没有危险的大电流和高电压产生（在某些情况下，例如带有并联电抗器的超高压线路，在一定条件下会产生工频谐振过电压）。
但是，负序电流和零序电流可能引起某些继电保护误动作。
下面简单介绍非全相运行的方法。
110kV断路器操作机构均采用三相机构,开关本体基本不会出现非全相运行;同时110kV线路杆塔相对于35kV线路杆塔要高,出现单相断线的概率同样很小,运行值班人员很少遇见110kV线路单相断线故障。
110kV配电网发生单相断线时故障分析在电力系统实际运行中，线路断线故障发生的概率较小，故110 kV及以下电压等级的线路保护在整定计算时不考虑断线故障的影响，这就造成当小概率的断线故障发生时，电力系统继电保护及自动装置往往会出现不可预料的动作情况，因此，总结并分析断线故障发生时的相关规律，对电力系统运行人员（特别是调度员）分析判断并迅速处理故障具有十分重要的意义。
有没有故障相别显示？无测距参数？发生断线的T接线路负荷电流，根据仿真系统相电流有效值为1.06kA，(一般110kV输电线路600－1200A)辛村变电站间隙过电流保护动作，整定值为100A。
当220 kV线路发生单相一侧断线故障后,220 kV线路电流和末端变电站变压器各侧电压的大小,与变压器中性点接地方式及断线前所带负荷均有关系,对单侧供电的220 kV变电站,当220 kV线路发生单相(A相)一侧断线故障后(1) 220 kV 线路健全相电流将增大,增大的幅度与变压器220 kV中性点是否接地运行有关,变压器220 kV中性点不接地运行,健全相电流增幅更大。
变压器220 kV中性点不接地运行时,220 kV线路负序电流稳态值超过了断线前的负荷电流。
断线相A相及变压器110 kV和10 kV侧相电压都将降低。
健全相三侧相电压降低与否,与变压器所带负荷的大小及变压器220 kV中性点是否接地运行有关,变压器所带负荷越大,三侧相电压降幅越大,变压器220 kV中性点不接地运行时,相电压降幅更大。
分析110 kV 输电线路单相断线故障
分析110 kV 输电线路单相断线故障摘要：阐述了一起 110 kV 输电线路 B 相断线故障及引起的其他故障，通过与 AC两相接地故障的对比，分析了单相断线和AC 两相接地故障现象的异同，为专业工作人员介绍了一种便捷的工作思路。
关键词：输电线路；断线故障；在大电流接地系统中，输电线路单相或两相断线，分相断路器跳开一相，线路单相重合闸过程中一侧拒合或者两侧拒合，及短期非全相运行等，均属断相状态。
从故障边界条件来看，单相断线与两相接地故障边界条件相同。
下面以 B 相断线故障为引子，介绍 B 相断线故障及引起的避雷器永久击穿故障，并与 AC 两相接地故障相进行对比，分析这两种故障的异同及继电保护的动作行为。
一、B 相断线及断线引发事件过程综述系统一次接线简图如图 1 所示。
110 kV 输电线路 MN，线路上 T 接电铁牵引站。
M 站为主供电源侧，M 侧到 T 接点为 LGJ-185 架空导线，长度：Ⅰ回23.717 km，Ⅱ回23.631 km。
T接点到牵引变为LGJ-95架空导线，长度：Ⅰ回1.123 km，Ⅱ回 1.060 km。
为双回路平行架设，有部分杆段同杆并架，线路于1995 年 4 月投入运行。
线路保护为南京自动化设备厂 PSL621C 型线路保护。
零序电流保护二次定值为：Ⅰ段 23A/0 s，Ⅱ段 6.5A/0.5 s，Ⅲ段（Ⅳ段）3.3A/0.8 s，电流互感器变比为 300/5。
电铁牵引变电站 T 站变压器绕组接线型式为 Y/V 型，两台变压器一台运行，另一台备用，低压侧母联断路器合。
正常运行方式为M站1113MNⅡ线单回带T站2#变压器单台运行，1114MNⅠ线在 T 站 G1 隔离刀闸处备投。
某年6 月7 日11 时39 分 32 秒321 ms，1113MNⅡ线PSL621C零序电流保护Ⅲ段3.3A/0.8 s动作跳闸，Ⅳ段3.3A/0.8 s 动作永跳。
Ⅲ、Ⅳ段零序电流保护不带方向，保护测量电流值为 6.491 A，即将达到而未达到Ⅱ段定值。
35kV线路单相断线故障分析
35kV线路单相断线故障分析摘要：35kV线路单相断线在电网系统中出现频率较小，但准确判断这类故障有一定难度，现运用对称分量法与复合序网对单相断线后系统电压、变化进行分析，为调控人员在出现类似故障时能准确的分别出故障类型，迅速找出故障点从而避免故障的扩大。
关键词：单相断线；对称分量；连接组别1.事故过程2月9日35kV老县变35kV三相电压异常：Ua2.0、Ub22.0、Uc20.8。
10kV三相电压异常：Ua3.9、Ub6.3、Uc2.1，电源侧110kV太山变35kV三相电压为：Ua22.54、Ub21.37、Uc21.54（无明显异常）。
面对这种突发情况，当值调度人员与监控人员立即采取了措施，首先按照线路接地故障处理方式进行了线路推拉，在无效后更换了35kV进线电源后电压均恢复正常。
整个过程持续4小时，后经线路巡查故障点为3622老太线1号杆A相电缆线夹断线，即35kV线路单相断线。
如能掌握35kV断线后系统电气量变化情况，可以更加准确迅速对故障进行处理。
以下就针对断线电气量进行分析。
2.断线事故电压异常分析正常运行时，系统三相电源及负荷处于对称状态，三相对地导纳相等，即，中性点电压为零，无偏移电压，当系统A相断线时，三相导纳不再相等，即，三相负载对称性遭到破坏，中性点电压不再为零，在电源侧中性点产生一个偏移电压，破坏了三相负载的对称性。
老县变35kV系统及其他配电线路对称时，只考虑35kV老太线对系统影响。
系统结构图如图1所示，等值电路图如图2所示。
三相对称，即式中：为A相电源侧对地电容；为A相负荷侧对地电容；为B相对地电容；为C相对地电容。
图1 简化的35kV系统结构图图2 等值电路图2.1单相断线后的35kV电源侧母线电压数据分析线路A相断线开路，电源中性点对地电位为：1）若在35kV太老线首端开路（向量图如图3所示），则≈0，≈0，电源中性点对地电位为：A相对地电位（即M点对地电位）为：B相对地电位:C相对地电位:图3 线路首端开路向量图图 4 线路末端开路向量图图5 线路中间开路向量图2）若在35kV老太线末端开路（向量图如图4所示），则≈0，，，则电源中性点对地电位为：（电源中性点电位与大地电位相同）A相对地电位为：；B相对地电位为：C相对地电位为：。
110kV并列运行双回线其中一回线单相断线案例分析
110kV并列运行双回线其中一回线单相断线案例分析在电力运行中，高压电缆有时会发生单相断线问题，这会给电力系统带来一定的影响。
本文将采用一个110kV并列运行双回线中的一回线单相断线案例进行分析，并对该问题的原因、影响及解决方法进行探讨。
案例描述：某城市电力系统中，110kV电网采用并列运行双回线的方式供电，其中一条回线发生单相断线，导致该环网段的供电能力出现了问题，专业人员对该问题进行了分析，并及时采取了有效措施解决了该问题。
问题分析：1.问题原因单相断线通常是由于电缆本身质量问题，或是在运行中受到外界因素的影响所导致的。
若出现了单相断线的情况，在排查问题时，需细致全面地进行检测，并寻找问题原因，以便针对性地解决问题。
2.问题影响一旦发生单相断线，将会直接影响到整个回路的供电能力，使得该环网段的供电能力大大降低。
在此期间，出现负荷过大时，电力系统的运行稳定性也将受到影响。
3.解决方法专业的技术人员对该问题进行了有力应对，进行了详细的现场勘查，并修复了断线的电缆部位，使得电力系统恢复了正常的运行状态。
总结：针对单相断线的情况，在检测问题及寻找问题原因时，需细致周全，以便尽快地找到问题并及时解决。
在此过程中，必要的技术措施和装备是必不可缺的。
对于这样的问题，我们应该重视电缆工作的缺陷排查和维护工作，增强预防和排除隐患去发生问题。
同时，还需要及时采取措施，保证系统的正常稳定运行。
为进一步分析这个110kV并列运行双回线中的一回线单相断线问题，我们需要了解相关数据，进而对问题进行更深入的分析。
数据：1.电缆长度：该回路的全长为12.5公里，其中4.5公里采用直埋电缆方式。
2.电缆规格：110kV交联聚乙烯电缆，直径65mm，每根电缆搭载2芯导体。
3.断线位置：该回路单相断线出现在直埋电缆段，距离馈线侧15米处。
分析：1.电缆长度对断线的影响从该回路的全长来看，其长度并不算长，因此可以排除电缆长度过长导致的单相断线问题。
输电线路单相断线时保护行为分析及对策
关键词： 输电线路 ； 单相断线 ； 故障 ； 负序分量 ； 零序分量 ； 护 保
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｔ ｅ ｓｎ ｌ— ｈ ｓ ｉ ｅ ｂ ｅ ｋ ｎ ｓ ｏ ｅ ｏ ｏ ｓｒ ｃ ： ｈ ｉ ｇｅ ｐ ａ ｅ ｌ ｒ ａ ｉｇ ｉ ｎ ｆｃ ｍｍｏ ａ ｈ ｎ ｐ ｗ ｒ ｓ ｓｅ ｎ ｎ ｆ ｕ ｓｉ ｏ ｅ ｙ ｔｍ．Ｗｈ ｎ ｓｎ ｌ － ｈ ｓ ｉ ｅ ｂ ｅ ｋ ｎ ｃ ｕ ｅ ｉｇ ｅ ｐ ａ ｅ ｌ ｒ ａ ｉ ｇ Ｏ ｃ ｒ，ｔ ｅ ｎ ｈ
输线路故 障分 为纵 向故 障和横 向故 障 ； 纵
向故障分为单相接地 、 两相接地 、 两相短路和三相 短路故障， 总共分为 ７ 种故障。 其中三相断线 ｒ ｏ （） 和三相短路 Ｋ ３ 又称为对称故 障 ， （） 其它 的称为不 对称故障。 单相接地 Ｋ ０ 故障发生概率在 ９ ％以 （） ０ 上， 而单相断线 Ｆ １故障是 比较罕见的。 （） 本文 结合 实际 的 １０ｋ １ Ｖ线路故 障案 例 ， 对 ２０ｋ ２ Ｖ及 １０ｋ Ｖ大 电流接地 系统线路单相断线 １ 故障进行分析探讨 ，并提出了一些具体的分析方 法及对策 ，对变电站的实际运行及 日常维护具有 较高 的实用价值。
余 伟 马 艳 毛德拥
（ 滁州供 电公 司， 安徽 滁州 ２ ９ ０ ） ３ ０ ０
摘
要： 单相断线是 电力 系统输 电线路常见故 障之一 ， 生单相 断线时 ， 发 线路 产生正序 、 负序和零序分量 ， 而保 护只能根 据
负序分量进行选择性跳 闸， 易于产生误判 断， 并影响 系统安全运行 。在详 细分析线路 单相 断线时的特点后 ， 出有针对性的 提
基于一次110kV输电线路单相断线事故分析及判断
基于一次 110kV输电线路单相断线事故分析及判断摘要：在电网系统运行中,110kV单母分段接线变电站进线单相断线事故通常较少发生。
而由于该类事故的特殊性,其故障电气量的变化特征还缺乏系统研究。
本文基于某局一次110kV输电线路单相断线故障，采用对称分量法，分析了110kV输电线路中3种单相断线事故的故障电气量变化特征。
对调度准确、迅速判定故障类型具有一定的参考价值。
关键词：单相断线故障、110kV输电线路、对称分量法1引言如今，随着电网的发展与输电线路规模日益扩大。
110kV输电线路单相断线故障发生概率逐渐增大。
单相断线与短路形成的横向故障不同，它属于纵向故障。
断线故障发生的概率很低，其故障电气量的变化特征，特别是变压器低压侧电气量的变化特征还缺乏系统研究。
本文对我局一次110kV线路单相断线故障进行分析，采用对称分量法分别对负荷侧变压器中性点不接地时，断线处线路不接地和断线处负荷侧线路接地，这两种故障情况主变各侧电压变化特征进行了分析。
对负荷侧变压器中性点接地且断线处线路不接地这种情况主变各侧电压以及零序分量，继电保护的可能的动作情况进行了理论分析，得出此类故障的电气特征量。
2事故相关情况介绍故障前，110kV乙站由110kV甲站甲乙线1197甲乙开关供电。
110kV甲站和110kV乙站主变都以中性点不接地方式运行。
2022年1月28日5：24乙站110kV A相电压异常降为25.3kV，B相65.9kV，C相65.3kV。
低压侧故障相与故障相的超前相（相序为A-B-C）的电压幅值变为原来的倍，而故障相的滞后相的电压幅值未发生变化。
当值监控班值班员发现1197甲乙线A相电流为0，判断1197甲乙线发生单相断线故障。
经公司密切监测及研判，5时50分决定紧急停运该线路。
由监控班值班员拉开1197甲乙开关。
随后通过现场勘察后发现，1197甲乙线A相耐张线夹出口处断线，耐张绝缘子串及引流线垂下，负荷侧断落的导线接地造成接地故障。
10kV配电线路断线事故的原因分析
10kV配电线路断线事故的原因分析
随着城市建设速度加快，高负荷用电地区明显增加，相应地配电网线路极具增长，受多方因素影响线路断线事故发生几率有所升高，10kV配电线路维修与改造工作面临巨大挑战。
根据相关工作经验，造成10kV配电线路断线事故的原因较多，主要集中在如下三个方面：
（1）雷电侵扰，10kV配电线路断线事故多由雷电侵扰造成，并且事故主要分为如下两类：第一，当出现雷电时，雷电如果遇到导线会将绝缘层击穿，使得导线对地面直接放电，最终整个电力系统均会对地面直接放电，长时间积累会形成雷电放电通道，出现工频短路现象，使得产生的强电流高温灼烧导线，最终熔断导线；第二，发生雷击时，导线上存在雷电的放电点，如果在线路电感等因素的影响下未能及时释放电能量，便会产生强大的电流，使得诸如导线的截面缩减部位或者接头等薄弱位置被熔化，造成导线断线事故；
（2）与其他配网线路冲突，现阶段，我国城镇化建设进程加快，交通线路管网增多，与原有的10kV配电线路冲突日渐凸显，并且在很多地区这种影响较为严重，同时很多地区存在拆迁动迁等问题，极易引起杆塔倒塌或者电缆损害等问题，从而造成导线断线事故；
（3）设备自身缺陷，对于10kV配电线路而言，相关设备缺陷或者施工技术不达标等问题均会导致断线事故，常见问题为绝缘子裂痕和接头氧化、设备连接过紧，尤其在冬天线路收缩造成接头扯裂松动。
此外，还存在接头连接疏松，当线路通电时接触电阻会变大，使得接头发热甚至出现氧化现象，并且氧化后的接头发热现象更为严重，达到极限程度时便会烧灼导线甚至导致导线断裂。
35kV 小电流接地系统单相断线加接地故障分析
35kV 小电流接地系统单相接地断线加接地故障分析XX大唐（赤峰）新能源有限公司XXX风电场运行二班35kV 小电流接地系统的输电线路具有杆塔矮、导线细、走线复杂地理环境易受外力破坏等特点，因而导线断落事件时有发生。
近期，大黑山、东山风电场共发生两起单相主导线断落接地故障，针对此故障接地点不同造成故障情况进行分析。
一、单相断线接地故障现象1.2011年3月6日21:52:16大黑山风电场故障录波器启动，UPS系统交流输入异常。
监控系统报：“35kV IIE段出线事故总信号、35kV IIE段出线整组启动、35kV IIE 段出线过流I段动作”报警信号，检查监控机显示35kV IIE段出线3634开关在“分闸”位，出线无潮流值。
就地检查保护测控装置报“过流I段动作，动作电流A相20.34A 复归告警信号。
经过线路维护检查发现35kV IIE段出线50号杆131号风机变引流线T形线夹处发生A相主导线负荷侧断裂接地。
2.2011年3月14日17:07:46 东山风电场监控机报：小电流装置接地告警，消谐装置告警，35kV IA、IB、IC段集电线路接地报警，35kV IA、IB、IC段集电线路装置报警，17:09复归装置信号未消失。
变电站监控系统显示35kV母线相电压： Ua：35.58 kV Ub：1.65kV Uc：35.03kV。
初步判断35kV母线B相发生金属性接地，就地检查35kV IC段出线开关柜内有放电声。
经过拉路选择为35kV IC段出线发生单相金属性接地。
经过金泽线路维护巡视发现35kV IC段出线发生20塔至22号杆B相主导线电源侧断落接地。
二、单相断线加接地产生不同现象原因分析根据断口处导线落地侧的不同，单相断线接地可以分为断口两侧的导线都落地、落地点在断口的电源侧和落地点在断口的负荷侧三种情况。
由于断口两侧的导线都接地时，断口两侧会通过大地形成通路，此时系统中电压电流的分布情况与发生不断线的单相接地故障时完全相同，因此只对其他两种情况进行分析。
110kV主变高压侧单相断线故障的分析与处理
110kV主变高压侧单相断线故障的分析与处理摘要：结合惠州地区一起110kV主变变高侧单相断线故障的实例，根据110kVYN/d-11接线主变中性点不接地运行的情况，运用对称分量法建立复合序网模型，分析故障后数据采集与监视系统（SCADA）中各电气量的变化，总结一般规律，为调度后续快速判断事故类型提供依据。
针对实例中事故处理的过程，分析在单线断线情况下，零序网络通过接地中性点构成回路时可能存在的风险。
提出合环转电处理是解决此类单相断线故障的一个方法，为基于自然灾害分区的电网指挥系统后续的策略完善提供方向。
关键词：单相断线；对称分量法；复合序网模型；YN/d-111 前言能量管理系统（EMS）是调度、监控进行事故判断的重要依据。
目前惠州能量管理系统中的数据采集与监视（SCADA）系统，对于110kV及以上电压等级，母线电压显示的数据是AB两相的线电压，对于10kV电压等级，母线电压显示的数据是ab两相的线电压及三相相电压。
惠州地区110kV主变接线方式基本上是YN/d-11接线，在主变变高侧发生单相断线的非全相运行状态时，如何利用数据采集与监视系统（SCADA）提供的信息，快速判断出故障类型，对于故障的快速隔离、减少对电力系统的影响、确保系统的安全稳定运行，有着极其重要的意义。
本文通过惠州地区一起110kV主变变高侧单相断线的实例，运用对称分量法建立复合序网模型，总结故障后变高侧和变低侧母线电压的变化情况，为基于自然灾害分区的电网指挥系统后续的策略完善提供方向。
同时，针对实例中事故处理的过程，分析在单线断线情况下，零序网络通过接地中性点构成回路时可能存在的风险，最后提出总结和建议。
2 事故实例现象及处理过程2.1事故前的运行方式110kV AB线路运行供B站负荷，110kV CB线路由C站充电至B站热备用。
A站：#3主变变中、AB线挂110kV VI母运行，#3主变变中中性点直接接地。
C 站：#1主变变中、CB线挂110kV I母运行，#1主变变中中性点直接接地。
平行输电线路单相断线事故分析及故障点判定策略
平行输电线路单相断线事故分析及故障点判定策略摘要在电力系统事故事件中，输电线路非全相运行属于低概率事故，且故障点排查用时较长。
本文就我局一起110kV输电线路单相断线故障为例，进行事故分析并介绍一种快速判定故障点的的调度应对策略。
关键字：平行输电线路单相断线故障排查一、运行方式及事故简况110kV HS甲、乙线并列供电S站，S站110kV母线并列运行，S站110kV备自投装置未投运。
H站220kV#1主变变高侧及变中侧中性点直接接地，S站110kV#1、#2主变变高侧中性点经间隙接地。
图1：电网接线图某日09：56时，主网调度监视员发现H站、S站110kV HS甲线C相电流为零，A、B相电流约100A。
同时发现110kV HS乙线C相电流为A/B相电流的两倍。
调度自动化系统上，H站、S站110kV母线线电压及三相电压均正常；两站均无继电保护起动或动作、安自装置起动或动作的告警信号。
天气晴间多云，无雷雨。
二、故障点排查调度员初步判断，110kV HS甲线C相缺相运行。
调度员考虑到以下原因，决定暂不立即安排HS甲线停电。
1、由于110kV HS甲乙线并列供电S站，S站110kV母线全相运行且三相电压平衡，不会对主变及供电用户造成缺相运行的危害。
2、HS甲线两侧开关一经分闸（手动）后，将难以排查开关是否曾经单相偷跳。
3、HS甲线跨越山区，全线巡视时间长，若能判定断线点不在线路上，有利于缩小排查范围，缩短设备停电时间。
假设断线点只有一处，进行以下操作配合排查断线点：H站、S站人员到站后，检查站内线路（含引线）、刀闸外观无异常，开关为三相联动，开关指示位置在合位，构架较高且安全距离不足，未能逐相核对开关状态。
继电保护无起动或动作、安自装置无起动或动作。
S站#1主变负荷转移，主变转热备用。
断开S站110kV母联1012开关。
S站查看110kV 1M母线C相电压应为零。
S站查看110kV HS甲线线路侧三相避雷器，C相避雷器泄漏电流是否为零或大幅降低（与A/B相比较）。
10kV配电线路断线事故分析及措施分析
10kV配电线路断线事故分析及措施分析摘要：在电力系统的运营以及发展过程当中，对其具有直接决定性作用的是配电路线能否长期以安全以及稳定的状态持续运行。
实际的调查发现当配电路线出现问题并需要工作人员进行维修作业时，经常会发生突发性危险情况。
对当时的。
问题遗留下诸多危险点，在工作人员处理危险过程当中一旦出现任何技术上的失误或者疏忽，将会造成严重的危害生命安全的意外。
因此对于配电线路作业时的安全预防和防控工作，必须想尽一切办法完善，其目的在于全方面通过改善配电线路作业的安全水平来提高该工作的安全性。
鉴于此，文章结合笔者多年工作经验，对10kV配电线路断线事故分析及措施分析提出了一些建议，仅供参考。
关键词：10kV配电线路;断线事故分析;措施分析引言10kV配电线路是和人们生产生活关系最为密切的供电线路，其配置情况直接影响着供电的可靠性。
加强对恶劣环境和天气的防范、加强对外部破坏线路的防范、加强对线路设备事故的防范。
必须要对10kV配电线路运行事故进行提前的防范，提前找出导致事故发生的原因，这样才能够快速有效地对配电线路的运行事故进行解决和处理。
对10kV配电线路事故的防范，能够保证配电线路安全稳定的运行。
1、10kV配电线路的概述目前为止，我国配电线路的建设范围已经从城市扩展到乡村，但是由于环境因素等的综合性影响，配电路线的运行遇到了多种情况和制约因素的限制。
作为对企业以及民众有重要供电作用的10kV配电线路，在针对该类电路作业的整体程序当中加以严格的规范是完全有必要的，因为1条10kV的配电线路出现问题，在该地区范围内将会给其他用户带去非常大的麻烦，但是由于在1条10kV配电路线上会存在除正常用电之外安装的变压器、负荷开关以及避雷器等重要电力设施，该设施在此类环境之下非常容易使电路受到除内部老化之外的外力侵袭而引发线路故障，是不利于电力线路的稳定运行的，因此对于10kV线路开展作业活动的主要目的就在于保持电力线路供应的情况下，缓解与修复该电路故障能够避免再度刺激生产用电以及民众用电的矛盾，使得线路的运行与供电的安全顺利，有足够的保障性和可靠性。
10kV配电线路断线事故分析及措施
10kV配电线路断线事故分析及措施现阶段，我国很多地区的10kV配电线路配置水平不高，绝缘性能较低，并且没有实施完善的防雷措施，导致线路断线事故明显增多，严重影响整个配电线路的安全性和平稳性。
因此在电力系统发展过程中，相关单位应该密切关注10kV 配电线路的运行情况，系统分析断线事故的起因，并采取科学合理的防治措施。
基于上述背景，文章简要概述了10kV配电线路断线事故的原因，并探讨了相应解决措施，以期能提升线路配置水平，提升供电质量。
标签：10kV配电线路；断线事故；防治措施前言10kV配电线路涉及范围较广，对我国农业、工业和人民生活产生重要影响，是我国供电可靠性的關键保障，其中配电线路的主要组成部分为绝缘子、杆塔、导线和金具，在实际运行中由于外界条件和自身组件原因，会出现多种故障。
目前，我国10kV配电线路普遍存在线路薄弱现象，其中大多数线路绝缘配置水平较低，多以针式绝缘子为主，同时并未设置避雷线保护措施，极易受到感应雷和直击雷的威胁，造成雷击断线等事故。
而大部分地区杆塔架设较低，极易受到周围环境和施工工程影响，增加了断线事故发生的几率。
此外导线是配电线路的关键组成部分，在配置时必须保证导线具有有效的机械支撑，并防止通道接地现象的出现。
1 10kV配电线路断线事故的原因分析随着城市建设速度加快，高负荷用电地区明显增加，相应地配电网线路极具增长，受多方因素影响线路断线事故发生几率有所升高，10kV配电线路维修与改造工作面临巨大挑战。
根据相关工作经验，造成10kV配电线路断线事故的原因较多，主要集中在如下三个方面：（1）雷电侵扰，10kV配电线路断线事故多由雷电侵扰造成，并且事故主要分为如下两类：第一，当出现雷电时，雷电如果遇到导线会将绝缘层击穿，使得导线对地面直接放电，最终整个电力系统均会对地面直接放电，长时间积累会形成雷电放电通道，出现工频短路现象，使得产生的强电流高温灼烧导线，最终熔断导线；第二，发生雷击时，导线上存在雷电的放电点，如果在线路电感等因素的影响下未能及时释放电能量，便会产生强大的电流，使得诸如导线的截面缩减部位或者接头等薄弱位置被熔化，造成导线断线事故；（2）与其他配网线路冲突，现阶段，我国城镇化建设进程加快，交通线路管网增多，与原有的10kV配电线路冲突日渐凸显，并且在很多地区这种影响较为严重，同时很多地区存在拆迁动迁等问题，极易引起杆塔倒塌或者电缆损害等问题，从而造成导线断线事故；（3）设备自身缺陷，对于10kV配电线路而言，相关设备缺陷或者施工技术不达标等问题均会导致断线事故，常见问题为绝缘子裂痕和接头氧化、设备连接过紧，尤其在冬天线路收缩造成接头扯裂松动。
输电线路运行事故分析
输电线路运行事故分析输电线路是电网运行的重要组成部分，当输电线路存在问题或消失故障时，会对供电工作的进行产生严峻影响。
现阶段我国用电量大幅增大，而输电线路时间久、损耗大，因此输电线路故障渐渐增多。
加强管理和维护输电线路是现阶段电网进展的必定要求也是完善我国电力系统建设的工作需求。
把握线路运行中存在的故障和问题对保障今后的供电顺当开展、电网运行事故有着重大意义。
该文依据现阶段的详细状况，分析当前电网中输电线路存在的主要问题和故障。
1.输电线路维护不到位输电线路是维系着电力系统和用户的重要组成，所以应当加强对输电线路的维护来保证供电的顺当。
但由于我国输电量较大，输电线路简单，而电力系统中的人力、资源都非常有限，因此造成难以对线路进行全面维护的现状。
且由于电力系统对输电线路运行和维护的重视度不够高，使得输电线路没能发挥出其自身的维护作用。
2.输电线路设备过热、负荷加大随着用电量的不断增大，输电线路的负荷也越来越大，因而由于设备过热而引发的线路故障在运行中时常发生。
电气设备过热的缘由存在外部热故障和内部热故障。
外部热故障是由于大电流的影响导致了接头处温度不断上升，电阻不断增大引发的恶性循环。
而内部热故障的故障处密封在金属外壳或是绝缘材料中，故障时间较长且稳定，通过对周边材料温度的检查可以推断电气设备中存在的内部故障。
在供电系统中，输电线路的热故障是引发线路故障的重要缘由之一。
在对输电线路进行日常管理和检查工作中的忽视，导致线路故障的发生，影响着电网的正常运行。
3.受外部因素影响我国的地理条件的简单导致了输电线路安装暴露在外部环境中。
由于部分地区的自然环境较为恶劣，一些突发灾难会对线路造成不同程度的损害。
如雷击、地震等因素，往往会对线路造成破坏，中断电力系统的供电。
且外部灾难对线路的破坏会造成很大的损失，甚至会引发火灾，造成了更加严峻的破坏。
且在偏远地区，违章的施工会对造成供电的中断，导致输电线路造成破坏，影响用户的日常用电。
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四、改进措施-理论分 析
1.分析断线特点，提高调度员准确、快速判断 线路缺相的能力。
电源侧 负荷侧 负荷等值阻
电压UA
电压U
a
抗
Z
N
UB
Ub Z n
������������
UC
Uc Z
���������ሶ ��� = −���������ሶ���
UC
������c
A相断线等效 电路图
开关
负荷调#2主变供电，母线 电压恢复
2.远方拉开 #1主变10kV侧0455
开关
1.远方合上 10kV分段0456开
关
负荷调#2主变供电，母线 电压恢复
二、案例分析-事故处 理过程
发
负
现 异
20分 钟
荷 转
巡 线
常
移
18:22
18:42
19:20
发现异常信号完成负荷转移输电运检室汇
报
35kV水方甲线
一、案例 选择
近日，35kV水方甲线发生单相断 线故障，
共8条10kV线路受到断线影响 造成42份低压工单 13份投诉电话
题目：《35kV水方甲线单相断线事故分析》
二、案例分析-事故前运行方式
35kV海泊河 站
35kV抚顺路 站
水 方 甲 线
220kV水清沟站
大电流接地 系统
二、案例分析-故障信 号
问题2
当35kV水方甲线B相断线后，35kV抚 顺路的10kV母线电压怎么变化？
答案：A相和B相相电压降为一半、 C相电压不变
五、总结
事故回顾分析 2 案例选择 1
3 理论分析验证 4 改进措施
断线分析
谢谢观 看
二、案例分析-电压变 化
35kV抚顺 路站
35kV甲母线：Ua:10.4kV、Ub:21.1kV、Uc:22.1kV、 Uo:50V 10kV甲母线：Uab：8.93kV、Ua:2.97kV、Ub:5.98kV、 Uc:2.89kV
35kV海泊 35河kV站丙母线：Uab:18.05kV、Ubc:36.39kV、
某日18:22
35kV抚顺路站信号
35kV海泊河站信号
35kVI母PT绝缘监察报警
35kVI母PT交直流断线
VS
低频低压减载PT断线
备自投PT断线或失压
#1主变测控高后备装置告警动作
#3主变保护装置异常报警 #3主变10kV侧低周告警 10kV海医线交直流断线动作 #3主变10kV侧交直流断线及低周告警
UA
Ua Z
N
UB
������������ Ub Z
n���������ሶ ��� = −���������ሶ���
UC ������c Uc Z
������������������：变压器高压侧的电压降
������ሶ ������������
=
−������ሶ ������������
Uac:17.1kV 10kV丙母线：Uab:9.26kV、Ua:3.06kV、Ub:6.21kV、 Uc:2.94kV
220kV水清沟 3站5kV乙Ⅰ母线：电压正常
35kV水方甲线：电流由313A突变为2.9A
二、案例分析-事故处 理过程
负荷转移
1.远方合上 #2主变10kV侧
3364开关
2.远方拉开 #3主变10kV侧3372
35kV输电线路单相断线 事故分析大讲堂
一、案例 选择
主要故障分类
单相接地
两相接地
两相短路
三相短路
单相断线
55
23
12
7.0
2.5
%
%
%
%
%
近三年数据统计，单相故障远多于其他故障类型
一、案例选择
单相接 地
1.大电流接地系统： 接地相电流增大，电压下 降，保护会直接跳闸 2.小电流接地系统 接地相电压降低，非接地 相电压升高，但三相电压 保持对称，可以继续运行 1-2小时
#42杆
A相弓子线断线
消
恢
事故
缺
复
处理
顺利
20:15
20:40
结束
水方甲线断线抚顺路站、海
缺陷处理完毕泊河站
方式恢复
三、案例点评-故障处理过程 评价
优 点
1 故障判断准确、方式调 整正确。
2 通知巡线及时，处理过程 合理
不 足
1 EMS系统缺少明确的断线 判断。
2 事故处理速度有待提高， 造成大量低压工单与投诉
四、改进措施
加深对断线故障象征的认知 能够根据象征做出准确快速 的判断
故障 象征
新增语音告警，事故推图等告 知方式，方便监控员快速判断
系统 判断
新增 告警
添加 保护
在EMS系统里 增加对断线故障 的判据
增加线路断线 保护
五、效果检查
问题1
当35kV水方甲线B相断线后， 35kV海泊河站的35kV母线电压 怎么变化？ 答案：B相电压降为一半，AB、 BC线电压降为一半，其他不变
35kV甲母线Ua:10.4kV、Ub:21.1kV、Uc:22.1kV
35kV海泊河站
35kV丙母线Uab:18.05kV、Ubc:36.39kV、
Uac:17.1kV
220kV水清沟站：35kV乙Ⅰ母线电压正常
四、改进措施-理论分 1析.35kV线路断线对10kV母 线的影响
电源侧电压 负荷侧电压 负荷等值阻抗
UA
相量 图
N
Ua
UB
四、改进措施-理论分
析
中性点直接接地系统 中性点不直接接地系统
电源侧
电源侧
电压保持不变，断线相电 流降为0
断线相电压升高，非断线相电 压下降，断线相电流降为0
）
结论
负荷侧
负荷侧
断线相电压降低一半，与 之相关的线电压降低一半。
验证
断线相电压降低，一般 接近为0）
35kV抚顺路站
故障象征
单相断 线
单相断线时断线相相电 压一相升高，其他两相 电压降低，断线相电流 为0 产生负序电流，极易烧 毁电动机，降低电能质 量及供电可靠性，直接 影响对用户的供电
故障类型定为：单相断线故障
一、案例 选择
主城区为 35kV网架
县域35kV 上划
电压等级定为 2
������ሶ ������������
，
������ሶ ������������ = 0
A相断线等效 电路图
利用对称分量法及序分量经变压器的相位变化可 以得出以下结论
四、改进措施-理论分 2析.35kV线路断线对10kV母 线的影响
验证
35kV抚顺路站 10kV甲母线:Ua:2.97kV、Ub:5.98kV、 Uc:2.89kV 35kV海泊河站 10kV丙母线:Ua:3.06kV、Ub:6.21kV、 Uc:2.94kV