500kV主变压器跳闸事故分析
500kV换流站换流变压器油流继电器故障跳闸原因的分析
500kV换流站换流变压器油流继电器故障跳闸原因的分析摘要:电磁继电器的组成有线圈触点，簧片等，线圈的两端受到电压的刺激，就会形成电流，此时也会形成电磁效应。
电磁效应，充分发挥作用后促使衔铁返回弹簧，从而带动触点进行吸合。
在断电的情况下，吸力也会慢慢的消失。
所形成的反作用力慢慢的回到原点，最终通过吸合以及释放在电路中进行导通达到切断电源的目的。
在此时继电器会出现故障并且跳闸，本文主要针对500kV换流站换流变压器油流继电器故障跳闸原因展开分析和研究。
关键词:500kV换流站；继电器；跳闸引言:继电器目前已经广泛应用到家庭以及电力的制造中，因为继电器比以往的传统产品具备可靠性以及安全性，但是也会有很多的问题出现，例如控制继电器在长时间使用后会出现磨损，也会产生疲劳工作的状态，所以很容易损坏。
电器自身的触点容易出现电弧，所以会导致错误的操作，后果非常严重。
如果一个物品上装有几百个继电器设备，那么控制箱会非常庞大，而且很笨拙。
如果是全负荷运载，大型的继电器会出现较大的噪声，同时也会有很大的能耗。
对于继电器控制系统来讲，手工接线以及安装是非常简单的，但是如果想要对其进行改动，会浪费人力物力，同时还要进行调试非常麻烦。
一、继电器的主要作用继电器在电器中是非常重要的控制软件，但是继电器也有很多作用，例如以下几种:1、扩大控制范围：如果控制信号确定到某一位置时，此时初定组会以不同的形式换接、开断等。
2、放大：继电器较为灵敏，会产生较小的控制量，同时也可对功率进行控制。
3、综合信号：如果想要对多个信号进行控制，首先要有不同的输入形式，在综合比对下，可以达到预定效果。
4、自动、遥控、监测：在自动装置上，安装继电器以及其他的电器形成控制线路最终可以达到自动化运行。
二、继电器控制系统在电力生产中的应用1、可编程控制器目前会使用在大型自动化设备上为电力控制提供了方便，充分采用可编程控制器，在操作以及控制时，会提高精准度。
励磁涌流引起变压器跳闸的事故分析
励磁涌流引起变压器跳闸的事故分析摘要：针对某核电厂出现主变送电时差动保护动作的现象进行分析。
对变压器励磁涌流的产生机理和特点进行分析。
由励磁涌流产生机理得出本次送电不成功的原因及交叉闭锁时间的改进意见。
为提高变压器空载合闸投运成功率，提出变压器送电前的几个注意事项。
关键词：励磁涌流；差动保护；交叉闭锁0 概况2019年5月8日，某核电厂2,3,4号机组并网运行，500kV开关站除5012/5013断开(1号机大修)、5022/5023断开（红瓦2号线检修）、第六串未投产外，其他断路器均合闸运行。
18:01某核电厂执行1号主变送电工作，合上开关5013后，发变组双套保护均报厂变A差动保护动作，厂变B差动保护动作，跳闸继电器掉牌，现场检查5013断路器跳闸，无其它保护动作信号。
现场检查变压器本体无异常，在线油色谱数据无异常。
1 事故原因分析某核电厂厂变A/B差动保护启动值0.33pu，差动速断为6pu，斜率1段为0.31，斜率2段为0.6，空充时二次谐波定值10%（空充结束后恢复为18%），交叉闭锁时间为6周波，空充结束后退出交叉闭锁，五次谐波闭锁30%，交叉闭锁0周波。
查看故障录波波形：厂变A/B高压侧电流具有较明显的涌流特征。
图一故障录波波形动作情况分析：从现场波形文件看到，在合闸之后120ms之内，AB两相二次谐波含量均大于10%，交叉闭锁三相差动保护，在120ms之后交叉闭锁解除，此时A/B/C相二次谐波含量分别为25.5%，47.2%，5.6%，C相二次谐波小于闭锁定值10%，同时A/B/C三相五次谐波分别为1.5%，4.7%，2.2%均小于定值30%。
C相制动电流为0.7pu，动作电流为0.61pu，大于差动保护动作值0.33pu，C相差动保护动作出口跳闸。
分析判断为变压器励磁涌流较大，C相二次谐波较低，差动保护未能躲过励磁涌流导致保护动作出口跳闸。
2 励磁涌流的产生机理及特点2.1 励磁涌流产生机理以单相变压器为例，说明其空载合闸时励磁涌流产生的机理。
500kV主变压器高压侧断路器失灵启动主变保护跳闸回路设计分析
91
Research and Exploration 研究与探索 ·监测与诊断
ZJ1
主变保护A屏
导致主变保护误动跳三侧断路器。
+
ZJ1-1
+-
5011 SLQA 1
如 图 3 所 示， 边 断 路 器 5011 和 中 断
&
主变保护A屏通过非电量 跳主变三侧
路器 5012 失灵启动回路都是双接点。同样 两个断路器只要有一个断路器失灵动作， 失 灵 启 动 的 双 接 点（ 如 5011 的 SLQA1 和 5011 的 SLQA2）同时导通，主变保护的中 间继电器 ZJ1 和 ZJ2 就会同时动作，继而
中国 设备 Engineering 工程
hina C Plant
500kV 主变压器高压侧断路器失灵启动 主变保护跳闸回路设计分析
侯可，柳鑫，张文博，刘霄扬
（国网河南省电力公司检修公司，河南 郑州 450007） 摘要： 500kV 主变高压侧断路器失灵启动主变保护跳闸回路对于整个电网安全、稳定运行十分重要。当主变高压侧断 路器失灵动作时，断路器无法跳开，必须要发给主变保护启失灵开入，然后通过非电量保护跳开主变高、中、低三侧断路器， 从而防止事故范围扩大。然而，目前大部分 500kV 变电站由于主变保护厂家不同、型号不同以及设计单位不同，主变高压 侧断路器失灵启动主变保护跳闸回路参差不齐，很容易导致主变保护拒动或误动，给整个电网运行带来巨大隐患。本文从 理论和现场实际出发，分析几种跳闸回路的优缺点，从而寻找出一种既不会造成主变保护拒动又不会误动的主变高压侧断 路器失灵启动主变保护跳闸回路。 关键词：断路器失灵；主变跳闸；回路设计 中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1671-0711（2017）08（上）-0091-02
500kV线路跳闸原因和动作情况分析
施， 以保证 “ … 关键词 ： “ …
中图分类号 ： Ｔ Ｍ ６ ２ １ ． ５
０ 引言
内蒙古 大唐 国际 托 克托 发 电有 限责 任 公 司 （ 以
１ 跳 闸 过 程
２ ０ １ ２—１ １— ０ ３ ， 托 电公 司 １ ， ２， ３ ， ４ ， ５ ， ８
５： ０ ２ ９ ， ３机组手 动停机 ， ０ ５ ： ３ ０ ， 申请 退托源 侧线 路 串
补， ０ ５ ： ５ ５ ， 串补 退 出完 毕 。０ ６ ： ２ ３ ， ５机 组 手 动 停机 ， Ｃ ｌ ６ ： ２ ５ ， ２机组手动停机 ， 仅保 留 ４ ， ８ ２台机组运行 ，
，
机 组 正常运 行 ， ６ ， ７机 组 处 于 停 备 状 态 ， 全 厂 负 荷３ ２ ０ ０ ＭＷ ， ２ ０ １ ２—１ １ — ０ ３ Ｔ １ ６ ： ２ ２， 由于 雨雪较 大 、
８ 机组运行负荷为 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ。
２ 跳 闸原 因分 析
２ ． １ ５ ０ ０ｋ Ｖ线 路异 常原 因分 析
４回线 路 、 源 安 ２回线 路 和源 霸 ２回线 路 的安 全 稳
定 运行 对 电网 、 托 电公 司机组 的安 全运行 至关重 要 。
即启动全 厂对外停 电预案。使停机 过程平 稳 过渡 ， 保
证 机组稳定运行 。１ １ — ０ ５ Ｔ ０ ５ ： ２ ６ ， １ 机组 手动停机 ，
下简 称托 电公 司 ） ５ ０ ０ ｋ Ｖ 线路 经 托 源 ４条 线 送 至 浑 源 开关 站 ， 浑 源站 经 源安 ５ ０ ０ ｋ Ｖ ２条 线 路送 至 北 京 安 定变 电站 、 经源 霸 ５ ０ ０ ｋ Ｖ ２条 线路 送 至河 北 霸 州 变 电站 。在 浑源 开关 站对 托源 ４回 、 源安 ２回 、 源 霸 ２回线 路加 装 固 定 串联 补 偿 装 置 （ 以下 简 称 串补 ） ， 为 抑制 浑源 加装 串补 后在 托 电公 司机组 中产 生 的次 同步谐 振 （ Ｓ Ｓ Ｒ） 、 异 步 自激磁 电气 谐 振 问题 ， 在 托 电 公 司 ８台主 变压器 的高压尾 与 中性 点之 间加装 了阻 塞滤波 器 （ Ｂ Ｆ） ， 同 时 加 装 轴 系 扭 振 保 护 装 置 （ Ｔ Ｓ Ｒ） 、 阻塞 滤 波 器 保 护 和 异 步 自激 磁保 护 。托 源
年度故障跳闸事件总结(3篇)
第1篇一、前言随着我国电力工业的快速发展，电力系统的规模和复杂程度日益增加，故障跳闸事件也随之增多。
为了提高电力系统的安全稳定运行，降低故障跳闸对电力供应的影响，本总结对2023年度发生的故障跳闸事件进行了梳理和分析，旨在总结经验教训，为今后的电力系统运行和故障处理提供参考。
二、2023年度故障跳闸事件概述2023年度，我国电力系统共发生各类故障跳闸事件X起，其中主变压器故障跳闸X 起，线路故障跳闸X起，继电保护装置故障跳闸X起，其他故障跳闸X起。
以下将对部分典型故障跳闸事件进行详细分析。
三、典型故障跳闸事件分析1. 某热电厂2号主变冷却器全停机组跳闸事件（1）事件经过：2023年10月8日，某热电厂2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，导致2号主变冷却器全停，机组跳闸。
（2）原因分析：直接原因在于2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，间接原因包括：1）热网加热器等涉水系统检修时未采取有效措施，导致2号机2C热网循环水泵出口电动门电气部分进水，使B相发生接地故障；2）2号炉渣浆池搅拌器电源冗余配置，双电源切换装置闭锁机构被违规拆除，两路电源处于同时送电状态，导致2号机厂用380V系统A、B段电源合环；3）运行人员未在保护规定的60分钟内恢复2号主变冷却器运行。
（3）教训：加强设备检修管理，严格执行操作规程；加强人员培训，提高运行人员对主变冷却器保护动作逻辑的掌握程度。
2. 某电厂1号机组运行凝泵故障、备用凝泵联启后汽化导致机组跳闸事件（1）事件经过：2017年2月7日，某电厂1号机组因A凝泵机械密封损坏，B凝泵入口吸入空气，造成凝泵出力降低，除氧器水位低保护动作跳二台给水泵，触发锅炉MFT保护，机组跳闸。
（2）原因分析：A凝泵机械密封损坏导致凝泵出力降低，B凝泵入口吸入空气导致凝泵联启后汽化，最终触发除氧器水位低保护动作，导致机组跳闸。
（3）教训：加强设备巡检和维护，及时发现并处理设备缺陷；提高运行人员对设备异常情况的判断和处理能力。
一起因雨水导致机组跳闸变压器着火事故的分析和预防
一起因雨水导致机组跳闸变压器着火事故的分析和预防摘要：夏季因雨水增大，台风等恶劣天气增多，机组运行时防台防汛尤为重要，本文对某厂因雨水进入厂房后引起的一起事故进行分析，并提出预防措施。
关键词：夏季；雨水；分析; 预防2018年6月17日，某电厂发生启备变、2号高厂变着火事故，造成两台变压器烧损，2号机组被迫停运，全厂备用电源失去。
一、事故原因分析：（一）事故发生前的情况6月17日，某地区降暴雨，下午16时，2号机组负荷337MW，发变组出线为500KV电南线；1号主变和220KV电柳1号线运行与220KVI母线，启备变和220KV电柳2号线运行在220KVII母线，母联开关合位。
2号高厂变带本机10KV2A、2B段，2号高公变带10KV公用1B段。
启备变热备用，快切装置正常投入运行。
启备变型号为SFFZ10-CY-70000/220，高厂变型号为SFFZ10-CY-70000/20，冷却方式均为ONAF。
（二）事故发生过程16时09分，2号机组跳闸，首出“发电机故障”，检查发现启备变区域、2号高厂变区域冒烟着火。
16时10分，因着火处冒浓烟无法靠近，拨打火警119。
16时10分，汽轮机转速下降，主机交流油泵跳闸，直流润滑油泵联启正常，密封油空侧交流油泵跳闸，空侧直流油泵联启。
密封油氢侧交流油泵跳闸，氢侧直流油泵联启,柴油发电机联启运行正常。
16时11分，控制室DCS系统失电，确认着火设备为启备变、2号高厂变。
16时13分，就地开启真空破坏门，紧急停机。
（三）事故发生原因1、事故发生的直接原因10KV 母线室两段母线上方有消防排烟风机，风机进风口防火阀为开启状态；且为向内进风（设计为向外排风），当时正值暴雨天气，导致雨水经排烟风机吸入配电间，经柜体顶部散热孔流入至下部共箱封闭母线内，引起10KV2B段备用进线电源A相接地，导致事故发生。
2、事故扩大的直接原因启备变单相接地后，因零序电流持续时间未达到延时动作时间，故零序保护未动作，继而发生两相短路，启备变差动动作后，因启备变2200开关拒动，而故障电流（1811A）又未达到启动失灵保护（1875A）动作条件，导致故障点未能及时切除，故障电流持续存在，是事故扩大的直接原因。
一起500kV线路开关异常跳闸事件分析探讨
一起500kV线路开关异常跳闸事件分析探讨摘要：500kV线路的正常运行对于保持大电网的安全稳定尤为重要。
线路故障跳闸是电力系统最为常见的故障。
当500kV线路发生异常跳闸时候，往往会引起系统事故，从而造成电力系统全部或部分正常运行遭到破坏，以致造成对用户的停止供电或少供电，甚至造成人身伤亡或电气设备的损坏。
继电保护装置能反映出电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，而纵联差动保护是线路保护装置的主保护，能够迅速动作于断路器跳闸。
本文针对一起500kV线路异常跳闸事件，从跳闸事件发生的前后设备运行状况以及保护动作过程，深入分析其原因，发现为电流回路端子N短接错位导致。
暴露出线路保护 N 线端子接线没有重点检查，未能及时发现回路隐患等问题。
最后本文总结反思本次事件发生的原因，提出几点预防措施，给其他500kV 厂站提供借鉴，防止类似事故再次发生。
关键词：500kV线路保护、电流回路、差动保护动作、故障分析正文一、事件概况A电厂为新建火电电厂，项目一期装机容量2x1000MW，升压站主接线方式为二分之三接线方式，电压等级500kV，断路器采用平高电气公司生产的气体绝缘全封闭组合电器（GIS）。
线路保护装置采用南瑞继保线路保护装置和北京四方线路保护装置双重化配置。
站内所有一次设备电气实验合格，保护装置校验完成且结果合格，调试已完成。
06月16日，该厂站进行主变整组启动对主变进行充电操作，16日13时50分，500kV A电厂乙线A套线路保护A相纵联差动保护动作，跳开第二串联络5022开关，跳开第二串线路5021开关。
二、事件发生的过程（1）事件发生前一次设备运行方式主变部分：#1主变压器在热备用状态，#1主变中性点直接接地。
500kV部分：第一串#1主变5011开关在热备用状态（即5011在分闸位置、50111、50112、50116在合闸位置），第一串联络5012开关在热备用（即5012在分闸位置、50121、50122在合闸位置），线路甲线5013开关在运行状态（即5013在合闸位置、50131、50132、50136在合闸位置），第二串#2主变5023开关在运行状态（即5023在合闸位置、50231、50232在合闸位置），第二串联络5022开关在运行状态（即5022在合闸位置、50221、50222在合闸位置），线路乙线5021开关在运行状态（即5021在合闸位置、50211、50212在合闸位置、50216在分闸位置），I母在运行状态，II母在运行状态，线路甲线在运行状态，线路乙线在冷备用状态（线路乙线不在此次启动范围）。
一起500kv变压器主变保护故障分析与对策
一起500kv变压器主变保护故障分析与对策作者：陈瑞俊来源：《华中电力》2013年第11期[关键词] 继电保护；主变保护；故障分析；误动对策在电网的运行中，继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分，必须满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
由于受到各种因素的影响，可能出现各种异常状态、发生各种障碍，继电保护并不能保证100% 正确动作，引起保护误动，可能给系统及设备带来严重后果。
1、事情经过阐述2012 年 5 月 13 日 21 时 42 分，某 500kv 变电站运行人员汇报中调 500kv 母线电压越上限为 538kV，220kV 母线电压越上限为 233kV，中调调度下令退出35kV 电容器 1 组，投入 35kV 电抗器 2 组； 21 时 46 分，退出 35kV2 号电容器组 315 断路器； 21 时 48 分 53 秒，投入35kV2 号电抗器组 312 断路器； 21 时 49 分 12 秒，站内母联 234 断路器三相跳闸。
2、现场检查情况及分析2.1. 现场保护及自动装置动作情况1号主变保护 A 柜 WBZ -500H 保护（后备）：“保护动作”红灯亮，保护液晶屏显示如下：①保护动作类型：高压侧阻抗一段一时限②保护动作信号：高压侧动作③保护跳闸类型：跳中压侧母联，第 01次动作，共01次动作。
母联 234 分相操作箱：A 相跳闸（橙色）； B 相跳闸（橙色）；C相跳闸（橙色）2.2. 一次检查情况现场检查 1 号主变间隔无异常，母联 234 断路器三相在分位。
2.3 1号主变保护接线检查①核对 1号主变压器保护 A 屏 WBZ -500H 后备保护装置保护整定值正确，核对装置保护版本号符合要求。
②对1号主变压器保护A 屏 WBZ -500H 后备高压侧阻抗保护电压、电流二次回路接线对照设计图纸进行核对检查，确定接线完全正确。
③对1号主变压器保护 A 屏 WBZ -500H 后备保护及 1 号主变压器保护 B 屏 PST -1204A 后备保护高压侧电压、电流采样进行对比，确定交流回路变比及采样精度正确。
关于500KV变电站运行中跳闸原因及应用探讨
关于500KV变电站运行中跳闸原因及应用探讨摘要：随着我国经济的快速发展，人们生活生产水平的大幅度提高，对电力资源有非常高的依赖程度。
保证电力系统正常运行才能为日常生活以及生产的高效有序进行提供有力保障。
因此，我国确保电力的正常供应对于各方面都非常重要。
500KV变电站的正常运行能够在很大程度关系到电力系统的安全运行以及高效供应。
当前500KV变电站运行中较为容易出现跳闸的故障，将对电力系统运行的稳定性和安全性产生负面影响。
500KV变电站出现跳闸故障有可能会使区域内的任何电气设备都无法工作，造成干扰，危害较大。
本文对500KV变电站运行中跳闸的原因进行分析，并提出应对策略，以期有所帮助。
关键词：500KV变电站；跳闸原因；应用当500KV变电站运行时，存在很多种原因导致出现跳闸故障，其中元件的跳闸也能在一定程度上冲击电力系统。
因此必须做好500KV变电站的维护以及管理工作，确保500KV变电站安全高效运行。
一、500KV变电站运行中跳闸原因（一）主变压器三侧开关跳闸在500KV变电站运行过程中，导致主变压器三侧开关跳闸故障的原因都很多。
包括主变压器内部或者主变引线出现故障、母线低电压侧存在接线故障。
此外保护动作存在越级也是其中一种原因。
若是主变压器三侧开关出现跳闸故障时，应全面仔细检查，将误操作原因还是故障原因导致的。
要求若主变压器三侧开关确定有故障点，在故障点找出前必须禁止恢复主变的供电。
（二）主变单侧开关跳闸500KV变电站主变压器通常有高压侧、中压侧以及低压侧共三个电压等级。
主变压器单侧的开关故障一般是由区外出现故障而引起主变压器产生后备动作，即单侧开关跳开与故障隔离开。
主变压器高压侧的母线或者线路设备出现故障并且没有做到及时切除，就会启动后备保护动作，主变压器高压侧开关会跳开，以免主变压器设备受到短路电流的冲击而出现损坏的情况，导致损耗经济较为严重。
主变压器的中压侧和高压侧的情况相似，但在启动后备保护时会耗费较长时间。
大型变压器的绝缘事故分析
大型变压器的绝缘事故分析变压器的电压越来越高，容量越来越大，所以对大型变压器额定电压下的冲击合闸试验要格外小心。
文章通过对变压器爆炸事故的分析，细究原因，总结出大型变压器空载合闸过程中应遵守的基本原则和需要考虑的诸多因素，为保证电网的稳定运行提出了可靠性的建议。
标签：变压器；冲击；事故1 事故概述1.1 事故过程某电厂500kV主变压器在冲击合闸的时候，500kV GIS断路器合闸瞬间，变压器剧烈晃动，四周冒烟，主变压器顶部着火，约1分钟，听见爆炸声，火势覆盖了整个器身，发变组保护（主变差动、限制性接地、主变重瓦斯、主变压力释放阀保护动作跳闸）在合闸瞬间动作跳开GIS断路器，运行人员确认GIS断路器跳开后，紧急投入消防，联系网调断开对侧变电站的断路器，线路停电。
1.2 事故后的检查在事故发生后，检查发现主变油枕外部的大部分组件已被烧损，变压器高压侧三相套管损毁严重，与GIS连接部件爆炸脱落，高压B相套管碳化，其上下安装法兰之间壁上出现裂缝，瓦斯继电器的观察窗破损，低压侧与封闭母线连接处外壳绑扎带破裂。
对主变压器排油后，打开高压B相套管升高座箱壁手孔，发现套管下引线定位锥形件和套管均压球离开固定位置下沉，套管下引线连接件底部拐弯处断裂，下引线的支撑件移位，连接变压器高压绕组的底部箱壁有明显的放电现象，箱底散落绝缘垫块和破碎的绝缘板。
由顶部进入变压器内部检查发现变压器本体主绕组目视基本完好。
2 故障原因分析事故后，调取保护装置记录来看，500kV侧B相电压降低（二次侧从64V 降到17.16V），A相电压降低（二次侧从64V降到42.39V），C相电压基本正常，零序电压为73.65V。
高压B相电流激增（约23000A），A相电流（约1100A），C相电流（约1600A），零序电流（中性点二次侧）为5.79A。
事故主要由高压侧B相对地放电故障导致的，涉及变压器本体的主要保护（速动油压、重瓦斯、压力释放）在DCS可识别的最短时间内（50ms）全部动作，故障录波器显示GIS 从合到跳的全部时间86.6ms。
500kV变电站220kV线路雷击造成220kV母线及主变跳闸事件分析
主变故障前负荷为 １ ８ １ ． ８ ９ Ｍ Ｗ， 故 障后负倚为 ０ 。
三、故障发生过程
２ ０ １ ２年 ｏ ７ 月０ ７ Ｅ ｌ １ ４时 ５ ２分 ０ ７ 秒 ，２ ２ ０ ｋ Ｖ腾元 Ｉ 线２ ５ ｌ 线路发生
一
上 ２ ５ ３ 、 ２ ５ ５ 、 ２ ５ ７线路是因为母线保护动作跳开 ， 其余 的风电场线路对
侧风机因为无法送出而全部失 电，导致本站 ２ ２ ０ ｋ Ｖ ２ 、３ 、４号母线失电。
、
本 次 故 障涉 及 线 路 的 一 次 主 接 线 图
１ 脯 ■％ １
４ 、专家组及检修人员检查情况 。０ ７ 月０ ８日， 保护人员现场检查 、 调取母线保护 、线路保护 、故障录波器动作时刻波形图分析 ，保护动作
５ ０ ０ ｋ Ｖ变 电站 ２ ２ ０ ｋ Ｖ线路 雷击造成 ２ ２ ０ ｋ Ｖ母线及主 变 跳 闸事件分析
张 斌 云 炜
内蒙古超 高压供 电局 内蒙古
呼和浩特
０ １ ０ ０ ８ ０
【 摘
要 】分析 了 ２ ２ Ｏ ｋ Ｖ 线路雷击造成 ２ ２ ０ ｋ Ｖ 母线及主 变跳 闸事件发 生的过程 、跳 闸原 因、经验总结及应采取的 防范措施。
五 、故障处理 的经验和 总结
１ 、本次故障处理的经验总结 ： （ １ ） 要在平时针对各种可能发生 睛 况
进行反事故演 习。本次事件 同时发生主变跳 闸、２ ２ ０ ｋ Ｖ 母线跳闸 、站用 电全停的情况 ，事故发生的范围最广 ，情况最复杂 ，处理难度很 大。所
以变电站要多进行反事故演习 ， 包括可能发生的 ５ ０ ０ ｋ Ｖ线路 、 主变跳 闸、 ２ ２ ０ ｋ Ｖ 母线跳 闸进行预想和演练。对站用 电全停 、主变风冷全停等 如何
500 kV变电站主变压器重瓦斯跳闸事件分析
３ 原 因分析
（ ） 接 开关 重 瓦 斯 动 作 原 因 分 析 ： １分 由于 分 接 开 关 瓦 斯 继 电 器 防雨 罩 是 环 氧 树 脂 材 质 ， 壳 老化 产 生 裂 纹 后 未 起 到 真 正 的防 外 雨 作 用 ； 变 分 接 开 关 及 瓦斯 继 电 器 为 德 国 原装 产 品 ， 于 使 用 主 由 年久密封垫老化 、 密封 不严 ， 赶 上 连续 长 时 间下 雨 ， 雨 罩 老 化 又 防 裂 纹 后 雨 水 顺 着 固定 上 盖 的 螺 丝孔 渗入 瓦斯 继 电器 接 线 盒 ， 使 致
图 ２ Ａ相 分 接 开 关 瓦 斯继 电 器 盖 内 老化 的 密 封 垫 图
一
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郭 晓春 ：０ Ｖ变 电 站 主 变压 器 重 瓦斯 跳 闸 事件 分 析 ５ ０ｋ
按照规程 的要求创造条件定期进行 断路器传动试验。 （ ）０ ］ 路 器 跳 闸 线 圈 、 闸 电阻 烧 损 的原 因 分 析 ：０ １ ３ ２０ 断 跳 ２ ０ 断路 器 因长 期 未 进行 分 、 闸操 作 ， 械 犯 卡 ， 断路 器分 闸时 Ａ 合 机 在 相 拒 动 ， 分 闸 回路 白保 持 ， 一 、 因 使 二组 跳 闸 线 圈 以及 分 闸 电 阻 长 时 间带 电 ，最 终 导 致 ２ ０ 断 路 器 Ａ相 第 一 组 跳 闸 线 圈 烧 损 、 ０１ 第一 、 二组跳 闸电阻烧损 。 （ ）０ １ 路 器 远 方 手 动 无 法 拉 开 的 原 因分 析 ： ４２０ 断 因分 节 开 关 重 瓦 斯 保 护 动作 后 ，０ １ ２ ０ 断路 器 Ａ相 拒 动 ， 因分 闸 回路 长 时 间 带 电 ，０ １ 路 器 Ａ相 第 一 组跳 闸线 圈 、 一 、 组 跳 闸 电 阻 已 经 ２０ 断 第 二 烧 损 ， 以 断路 器 Ａ 相 远 方 手动 无 法 拉 开 （ 在 断路 器 就 地 手 动 所 后
500kV变电站主变故障分析处理方法
500kV变电站主变故障分析处理方法摘要：现如今我国电网整体供电可靠效率已经提升至99%，但是和西方发达国家相比还是存在诸多不足问题的，证明我国供电可靠性能够被挖掘的潜力还有许多，今后长期奋斗的目标，便是结合最新技术设施和实践经验使变压器故障诊断和维修调试水准上升至更高等级。
本文对500kV变电站主变故障及处理方法进行了分析。
关键词：500kv变电站主变故障分析处理；电力系统一、500kV变电站主变故障类型及成因一般来说，变电站主要变压器都会装配具有实时监测与保护功能的主变保护装置，以确保主变设备安全运行。
在现实环境中，有许多外界因素或者变电站内运行化境的变化会造成主变设备出故障，并可能对整个供电系统的安全运行状态造成严重威胁，比如造成供电系统瓦解。
目前已有几个较为常见的故障类型，如主变绝缘故障，主变故障引起的主变跳闸，后备保护动作引起的主变跳闸，装置误动引起的主变跳闸等。
1.1主变故障使主变跳闸1.1.1瓦斯保护动作瓦斯保护是通过检测变压器内部某些变压器故障分解或产生的气体来运行的。
变压器内部元件短路会使内部温度和热量突然大幅升高，进而导致变压器油被分解并引起瓦斯保护动作。
假设故障点在铁芯内，则会造成变压器内油面降低或油泄漏，如果不及时处理，会导致变压器喷油、着火，甚至引发爆炸事故。
另外，当气体积聚在继电器中久未挥发，或者当变压器有载分接开关油面下降时，都会造成重瓦斯保护动作。
1.1.2差动保护动作对两端电流互感器之间的故障进行保护，即为“差动保护”。
当差动电流在变压器内稳定运行时，其电流值为零值，但是一旦两端电流互感之间的电流矢量差达到了预设的上限，差动保护装置就会自动断开故障点的电源电流，这个过程即为“差动保护动作”。
通常情况下，当电流互感器内部的一次设备突然发生短路、瓷件闪络或击穿时，差动保护就会动作。
1.2后备保护动作使主变跳闸目前常见的后备保护动作的工况，除了单侧后备保护动作，就是三相同时动作。
500kV变压器电抗器的套管事故及障碍分析
500kV变压器、电抗器的套管事故及障碍分析变压器、电抗器是电力系统的主要设备之一，在电力系统中起着举足轻重的作用，因此他们所发生的事故和障碍倍受关注。
变压器、电抗器除本体所发生的事故和障碍外，附件套管的事故和障碍也占相当的比例。
近年来，500kV变压器、电抗器的事故和障碍频繁发生，已经引起了有关部门的重视。
文章介绍了近年来在我国运行的国产和进口500kV变压器、电抗器的套管事故和障碍情况，并进行了分析。
1 在运500kV变压器、电抗器概况目前，在我国运行的500kV变压器截止到2000年底的统计数字是701台，186 054MVA。
其中，进口单相变压器335台，80 978MVA；进口三相变压器59台，28 932MVA；国产（含合资企业）单相变压器259台，58 964MVA；国产三相变压器47台，17 200MVA。
500kV并联电抗器截止到2000年底的统计数字是230台，11 230Mvar。
其中，进口有88台，4400Mvar；国产有142台，6 830Mvar。
据有关方面的统计，如果将变压器、电抗器所发生的事故及障碍按损坏部位分类的话，套管所发生的事故及障碍居第2位，仅次于线圈。
2 事故及障碍情况据不完全统计，迄今为止，国产和进口500kV变压器、电抗器上安装的套管先后共发生事故23台次，其中国产套管事故8台次，进口套管事故15台次。
占同期变压器、电抗器事故总台次的36％。
障碍27台次，其中国产套管16台次，进口套管11台次。
占同期统计到的变压器、电抗器障碍总台次的12.4％。
来源:套管事故有多种，轻者如外绝缘闪络、接头烧熔、套管绝缘局部击穿或瓷件裂纹渗漏油等，不会影响变压器、电抗器的线圈和器身绝缘，只需进行局部处理或更换套管即可恢复运行。
而重者则可造成套管爆炸、下瓷套外绝缘成型件破损甚至着火燃烧，套管爆炸时瓷件碎片还会打坏其他电器设备，致使事故扩大，甚至需要长期停电修复，带来巨大的经济损失。
500kV变压器保护配置及中后备保护动作跳闸处理浅析
500kV变压器保护配置及中后备保护动作跳闸处理浅析【摘要】500kV变压器发生故障时更是会对供电可靠性和系统安全运行带来严重影响，所以配置了各种保护来确保发生故障时变压器能够不受损伤，保护的准确有效动作是保证电力变压器能够安全稳定运行的有效条件，本文从实际实际运行经验出发，对500kV变压器保护配置情况进行详细介绍，并且分析了500kV 变压器中后备保护动作跳闸处理方法，为运行及保护检修人员在对500kV变压器进行运行维护中提供了理论依据。
【关键词】500kV变压器；保护配置；中后备保护1、引言500kV主变压器一旦出现问题将对电力系统的安全运行产生直接的影响，有可能导致整个电力系统的瘫痪和不可修复的破坏并带来巨大的经济损失。
而主变压器在外界恶劣的环境条件和高负荷的工作条件下，出现运行故障的概率在实际运行中是比较高的。
这时候，就需要变压器的保护装置发挥作用，及时切除故障点，有效地保护电力设备不被损坏，保证无故障设备的继续运行。
2、500kV变压器主要保护配置情况在500kV的变压器保护配置中，一般是配置两套电气量保护和一套非电量保护。
其中电气量保护有分为主保护和后备保护，主保护一般是差动保护，后备保护分为高后备保护、中后备保护、低后备保护，而高后备保护和中后备保护一般有阻抗保护和零序保护组成，低后备保护由复合电压闭锁过流保护组成。
非电量保护主要有重瓦斯保护、轻瓦斯保护、冷却器全停跳闸保护等。
此外，在500kV 变压器中，还配置一种其他电压等级变压器没有的保护——过励磁保护。
接下来我们对以上几种保护进行介绍。
2.1变压器的差动保护变压器的差动保护是变压器的主保护，是按循环电流原理装设的。
在正常运行及外部故障时，500kV变压器差动回路电流为零。
实际上由于两侧电流互感器的特性不可能完全一致等原因，在正常运行和外部短路时，差动回路中仍有不平衡电流Iumb流过，此时流过继电器的电流Ik=I1-I2=Iumb 要求不平衡电流应尽量的小，以确保继电器不会误动。
500kV断路器失灵保护误动作跳闸故障分析
500kV断路器失灵保护误动作跳闸故障分析摘要：高压电短路保护通常会选择处在220千伏或者220千伏以上的电力系统进行保护，主要是对断电器跳闸进行近距离的基础防护设备。
断电器失灵保护以及电气设备继电保护，两者之间有着密切联系。
在实际的生活中，通过使用失灵保护系统来对高压电路设备安装失灵保护开关和出口等两套装备。
主线路的连接作用与回路电源存在差异，继电保护装置在产生异常时，会做出跳闸指令，在该种情况下，出现故障的工作单位会做出保护指令，与断电系统中的电流信息产生呼应，帮助工作人员判断故障位置，检测问题缘由。
当系统内部出现故障问题后，依靠500千伏的断电器失灵保护系统可以较好稳定断电周围状况，保护电网的正常运转，降低发电器和变压器出现故障的原因，防止元件出现损伤。
基于此，本篇文章对500kV断路器失灵保护误动作跳闸故障进行研究，以供参考。
关键词：500kV断路器；失灵保护误动作；跳闸故障；处理措施引言在超高压电网系统内部，断路器失灵保护系统是为跳闸系统做故障分析，作为就近保护设备，在电网系统中运用广泛。
使得出现故障的部位能够及时解决问题，做出跳闸指令，保护周围装置。
断路器失灵保护系统能够有效阻隔断电器与其他相邻电路之间的联系，将停电范围控制在合理区间内，失灵保护是为了有效保管断电器之间的电流回路，保障所得数据准确可靠。
本篇文章针对500千伏断路器指令保护系统所出问题进行有效分析，按照故障类型做出及时整改，保障断路器失灵保护系统能够发挥其应有效果。
1断路器失灵保护原理失灵保护系统是当电力系统出现问题时，电路中的断路失灵保护系统及时作出跳闸指令，防止电路中依然通过故障电流，此类状况主要是在复合电压闭锁后进行启动，延缓出口跳闸时间，对故障电流及时清除。
失灵保护系统，主要是做出保护动作并对电流进行分辨，依靠电压闭锁元件所组成的跳闸回路装置。
2 500kV线路断路器失灵保护在失灵保护系统中，通过依靠500千伏的线路断路器，以线路逐一或者主二的保护路线，完成保护动作节点和外部节点的连接，为断路器做好保护基础。
关于500kV变电站运行中跳闸的原因及应对探讨
关于500kV变电站运行中跳闸的原因及应对探讨摘要：现阶段，各行业对电力供应的需求在不断增加，电力消耗也在急剧增加。
500kV变电站是电力系统中的重要节点，500kV变电站安全运行对电网安全运行至关重要。
500kV变电站作为电网系统的组成部分，一旦发生故障，电力供应将受阻，供电中断、损坏设备。
严重的造成电力系统的崩溃，阻碍经济的发展。
当系统出现故障时，现场操作人员和调度员需要确定设备的故障范围和性质，并尽快决定处理方案，将故障设备隔离出来，同时恢复非故障设备的运行，以确保电力系统运行平稳。
在500kV变电站运行过程中，导致跳闸的原因多种多样，任何元件的跳闸都将对电力系统带来冲击，因而需要加强日常维护和管理等。
关键词：500kV；变电站运行；跳闸原因；应对探讨1 500kV变电站运行中跳闸的原因1.1主变压器三侧开关跳闸问题变压器跳闸的主要原因包括：主变压器内部故障，主变引线故障，母线低压侧接线故障、保护越级动作导致主变跳闸等，一旦发生主变跳闸事故，都应进行仔细检查，确定是误操作引起或是故障原因引起，若主变确实存在故障点，在找出故障点之前，不得对主变进行恢复送电。
1.2主变单侧开关跳闸问题500kV变电站主变压器一般有三个电压等级：高压侧、中压侧和低压侧。
主变单侧开关跳闸，往往是区外故障引起主变后备保护动作，跳开单侧开关以隔离故障。
当主变高压侧母线或线路设备发生故障，故障未正常切除，主变高压侧后备保护会启动，跳开主变高压侧开关，从而保护主变设备免受短路电流的波及而损坏主变设备，造成巨大的经济损失；主变中压侧母线故障时，若保护不能正常切除故障，经过一定的时限，主变中压侧后备保护就会启动，跳开主变中压侧开关。
1.3人为操作引起的跳闸问题变电站值班人员在进行设备停送电倒闸操作时，若检查不仔细、或是漏项跳项操作，都可能会导致恶性误操作事故，造成设备跳闸。
若停电过程中不仔细检查开关位置，可能会导致开关未真正拉开，此时操作刀闸就会带负荷拉刀闸，造成跳闸。
变压器跳闸原因分析报告
定期对员工进行技能考核，不合格者 不得操作变压器。
建立预警系统
通过安装传感器和监控设备，实时监测变压器的 运行状态和参数。
当监测到异常情况时，预警系统应立即发出警报， 通知相关人员进行处理。
预警系统还应具备数据分析功能，能够对历史数 据进行分析，发现潜在的故障隐患。
2023
REPORTING
PART 04
事故概述
某地变压器在运行过程中突然跳闸，导致周 边区域停电。
事故处理
对变压器进行维修和更换绝缘材料，并对周 边区域进行供电恢复。
事故原因
经调查，变压器跳闸的原因是内部绝缘材料 老化，导致短路。
事故教训
加强变压器的维护和检修，及时发现和处理 设备隐患。
某公司变压器故障处理经验
故障概述
某公司变压器出现异常声音和 气味，疑似故障。
提高操作人员的技能水平
通过培训和考核，确保操作人员熟练掌握变压器的操作和维护技能， 避免因人为操作失误导致跳闸。
加强应急处理能力
建立健全的应急预案和响应机制，提高应急处理人员的专业素质和处 理能力，确保在变压器跳闸事件发生时能够迅速、准确地应对。
监测与预警系统
建立变压器运行监测系统，实时监测变压器的运行状态和参数，及时 发现异常情况并发出预警，为预防和应急处理提供有力支持。
变压器跳闸的应急处理
快速切断电源
切断电源
在变压器跳闸后，应立即断开变 压器的高压侧和低压侧开关，以 快速切断电源，防止故障扩大。
防止电弧伤人
在切断电源的过程中，操作人员 应佩戴绝缘手套和护目镜，以防 电弧伤人。
紧急抢修
故障诊断
在切断电源后，应立即对变压器进行 故障诊断，确定故障原因和部位。
一起典型的变电站跳闸事件分析
一起典型的变电站跳闸事件分析摘要：由于220kV线路有雷电侵入，天气情况为大雨，导致线路断路器A 相外绝缘闪络，弧光引起母线侧A、B相短路。
引起了500kV某变电站220kV 1号母线双套母差保护动作出口，切除1号母线，1号主变中压失灵保护出口，1号主变三侧跳闸。
220kV 2、3、4号母线因所接线路全部为风电场线路，1号主变跳闸后，电能无法送出，对侧失电，导致220kV 2、3、4号母线全部失电，35kV 0号、1号站用变失电，导致全站失电。
此次事件为非常罕见的变电站跳闸事件，本文介绍了事件的发生情况，分析了原因与处理过程，并总结了故障处理的经验和防范措施以供参考。
关键词：母差保护变压器跳闸运行近年某500kV变电站220kV 1号母线双套母差动作出口，切除220kV 1号母线，1号主变中压失灵保护出口，1号主变三侧跳闸。
220kV 2、3、4号母线因所接线路全部为风电场线路，1号主变跳闸后，电能无法送出，对侧失电，导致220kV 2、3、4号母线全部失电，35kV 0号、1号站用电失电。
一、事件的发生及过程1.本次故障涉及线路的一次主接线图本次故障涉及的某变电站一次设备简图如图1所示。
图1 某变电站一次主接线简图2.故障前后的运行情况故障前运行方式：500kV系统、1号主变压器、220kV系统、35kV系统均为正常运行方式。
251、261断路器热备用（这两个断路器为电磁环网的解环点），312断路器热备用。
故障前某变电站500、220kV电网运行正常，系统无任何操作和扰动。
当时天气情况为雷雨天气。
1号主变故障前负荷为181.89 MW，故障后负荷为0。
3.故障发生过程近年某日14时52分07秒，220kV腾元I线251线路发生A相接地故障，故障电流持续330ms，由于腾元I线251处于热备用状态，开关处于分位，两套线路保护距离加速及零序加速保护动作，故障测距138.39千米。
故障持续到350ms时，腾元I线故障发展到母线侧A、B两相相间短路，双套母线保护动作，切除253、255、257、212、213断路器及1号主变三侧5021、5022、201、301断路器。
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500kV主变压器跳闸事故分析
发表时间：2019-07-16T15:04:09.417Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：江琦[导读] 摘要：对一起500kV主变压器跳闸事故及原因进行分析,通过现场模拟验证,事故原因为电流互感器预防性试验中测量线误碰二次绕组端子导致主变压器跳闸。
(国网山西检修公司)
摘要：对一起500kV主变压器跳闸事故及原因进行分析,通过现场模拟验证,事故原因为电流互感器预防性试验中测量线误碰二次绕组端子导致主变压器跳闸。
针对同类设备,提出反事故措施。
关键词：主变压器;事故分析;反事故措施
某主变压器冷却器全停保护动作，该主变冷却器控制系统使用可以编程逻辑控制器为核心，采用温度传感器将采集到的电阻信号，送入到PLC的模拟量输入模块，由PLC进行A/D转换和标度变换等处理得到主变实际温度。
另外采用温度开关采集主变的温度信号，并将信号送入PLC的开关量输入模块参与逻辑控制。
电动机运行状态的检测，利用接触器及热断路器辅助接点输出的运行、故障等信号，引入PLC的开关量输入模块，在程序中实现故障电动机的自动切换和报警。
系统对电机配置完成的控制、保护、测量功能，主要保护功能包括:短路保护、过流保护、失压保护、缺相保护、相序保护、过载保护以及联锁保护。
在设备运行过程中出现故障及系统异常等情况，系统采用指示灯的形式报警，在运行过程中，若工作冷却器故障，PLC自动停止故障冷却器的运行，自动投入备用冷却器，并继续完成主变冷却器的控制。
PLC软件具有故障自诊断功能，对PLC模块故障、测量检测回路断线等故障能及时判断，通过PLC及时报警。
1事故经过
2006年5月13日,500kV磁湖变电站凤磁Ⅱ回停电进行修试校工作。
工作内容包括:停电范围内一次设备年检及预防性试验。
500kV母线为3/2接线方式,主变压器高压接入第一串,停电期间安全措施主要有:(1)断开磁5012、5013开关、磁50132、50121隔离刀闸;(2)合上磁501327、501217、501367接地刀闸;在磁13LCVT侧挂一组临时接地线;(3)断开磁13LCVT二次小开关,磁50132、50121隔离刀闸的操作电源。
13:30左右,磁5012TAC相测量一次对末屏介质损耗,测量完毕,工作班成员解除测量线,恢复TA末屏接地,在此过程中,主变压器跳闸。
主控室监视屏显示主变压器第一套差动保护动作,主变大差动保护动作电流整定值为0.1A,后故障录波器显示磁5012TAC相TA第8个二次绕组有0.38A的扰动电流。
2测量接线及原理
磁5012TA末屏运行时是接地的,停电测量一次对末屏的介质损耗时,要解开末屏接地线,并将测量仪器的测量线接至末屏,一次导电回路加试验电压。
测量仪器为光导介损电桥。
测量TA介质损,实际是测量TA电容屏的容性电流的大小及与试验电压的夹角。
测量中加的试验电压为45/55Hz频率的高压,测量2次结果取平均值。
3故障原因分析及采取的措施
3.1故障原因分析
桐柏500kV开关失灵保护盘安装在地面继保室,发变保护盘安装在地下主厂房运转层机旁,连接电缆采用阻燃屏蔽电缆,电缆长度约700m,按设计要求,屏蔽层为信号源侧一点接地。
从以上事故分析(未出口跳相邻开关和发远跳信号)可以看出:MV AJ101具有较大的启动功率,其误动可能性不大,而启动主变压器保护的中间继电器其启动功率不足0.3W,连接电缆长度为700m,从地下厂房一直连接至地面500kV开关站,周围电磁环境复杂,存在扰动出口的可能。
主变压器保护装置本身由于受到运输、调试或地下厂环境湿度高等影响也有误动的可能。
3.2采取的措施
针对上述分析,为了排除其他原因,采取了以下措施:首先对连接电缆绝缘性能、屏蔽层的接地方式、接地点进行了检查,检查结果符合要求。
其次对电缆回路再次进行了传动试验,动作正确。
再者对继电器MV AJ101和中间继电器(K13/K14)现场进行测试,测试结果符合要求。
最后对主变保护装置DRS进行了清洁和除湿处理并对装置再次进行了单体试验,试验结果正常。
为了证实长电缆分布电容对中间继电器(K13/K14)干扰,对安装在主变压器保护盘内的失灵启动中间扩展继电器线圈(K13/K14)、至光耦输入点的电压波形进行了长达20多天的监测。
失灵出口主变保护逻辑说明:线路开关和桥开关失灵保护装置P141延时段动作后,启动各自的失灵出口继电器MV AJ101。
发现主变压器保护盘中500kV开关失灵动作,启动主变压器保护的中间扩展继电器线圈两端电压,在系统正常运行的情况下,其电压会发生大范围的跳变,监测到的最高跳变达106V,中间扩展继电器。
现场实测的启动功率仅为0.3W,为此,基本可以判定主变压器保护收到开关失灵启动信号是由于长电缆分布电容干扰引起的。
为此,采取了如下3项措施:(1)为提高抗干扰能力,现场对该继电器线圈两端并接合适电阻,以增大其启动功率,启动功率由原来的0.3W增大到约12W,经试验后,投入运行。
(2)在合适的时候,将长电缆跳闸出口改为光缆跳闸出口。
(3)作为后续的监视手段,将继电器的备用接点接入监控系统,用于长时间在线监视该继电器的动作行为。
4暴露问题
（1）变压器PLC控制器厂家对PLC控制器的动作逻辑设计不符合规范要求，将“油温高、绕组温度高和冷却器全停”三种非电量保护的出口均启动同一只出口继电器，致使现场运行时没有办法对上述三种非电量保护分别进行投退，继电器出口动作也不便于判断是哪种非电量保护动作。
（2）设计单位在对变压器的非电量保护二次回路设计时，没有理解和掌握变压器PLC控制器的控制原理和逻辑，只是简单地将PLC控制器的开出接点设计引入到变压器非电量保护装置“冷却器全停”的开入端。
在设计阶段没有发现PLC控制器动作逻辑的缺陷。
（3）现场安装调试和投产验收时，没有对变压器PLC控制器的动作逻辑进行相关的试验验证，仅通过在PLC控制器上短接出口接点的方法验证二次回路的正确性。
在投产验收阶段也没有发现PLC控制器动作逻辑的缺陷。
5感应电压及其现场模拟测量
5.1电场偶合产生的感应电势
测量TA用介损电桥的测量线为双芯线电缆带屏蔽层,测量时测量线一端芯线接TA末屏,屏蔽线悬空,另一端芯线接电桥,屏蔽线通过电桥接地。
由于TA比较高,测量线比较长,约5m。
当测量导线处于强电磁场环境中,带电导引线(临近设备)与测量线存在偶合电容C1,测量线与地之间也存在偶合电容C2,测量线的屏蔽线及芯线上会产生耦合电势,其值为:U=UNC1/(C1+C2)式中UN———带电导引线额定相电压;U———测量线中耦合产生的感应电压。
C1及C2的大小与测量线的长度成正比,与它们之间的距离成反比。
由于A、B、C三相带电设备都对测量线屏蔽线产生偶合,但由于距离不一致,所以在测量线上的感应电压实际是三相耦合电压的向量和,即U0=UA+UB+UC。
回路电流I=U0/R,R为继电器回路电阻。
此电流可能就是扰动电流,导致主变压器差动保护误动作。
5.2现场模拟测量验证
如果是工具(扳手)、末屏接地线、测量线芯线碰到二次回路不可能产生较高的电场感应电压,因为其本身长度有限。
为验证感应电压的大小,在同等条件下测量了几种情况下测量线中芯线、屏蔽线感应电压的大小。
第一种情况,解开测量线与电桥的连接,用万用表测量芯线电压对地的电压约为36V,屏蔽线对地电压约为8V。
第二种情况,不解开测量线与电桥的连接,直接测量,其中芯线及屏蔽线对地的感应电压均为
0.54V。
经过测量,TA二次回路的电阻约20Ψ,扰动电流为0.38A,根据U=IR,干扰电压为7.6V。
所以最有可能是屏蔽线未接地的情况下,在拆除末屏测量线时屏蔽线碰到了二次绕组,导致屏蔽层对绕组放电。
6结束语
增加跳闸出口继电器启动功率是防止长电缆分布电容干扰的有效措施,在今后类似的工程建设中,跳闸出口回路应尽量选用短电缆连接,电缆敷设时,应尽可能避开强电磁区域,若无法避开,则应增加跳闸出口继电器的启动功率或直接选用光缆跳闸出口。
在保护的设计选型阶段,尤其是在选用进口保护装置时,应严格根据我国规程、规范以及反措要求对选用的保护装置提出要求。
参考文献:
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[3]孙宏录.关于一起500kV主变压器事故跳闸的分析.通讯世界,2016.23.198-200.。