一起500kV线路远方跳闸事件分析
500kV线路跳闸原因分析及应对策略
500kV线路跳闸原因分析及应对策略摘要：500kV输电线路跳闸的主要原因有雷击、风偏、鸟害以及覆冰等，本文对这些原因进行了详细的分析探讨，并提出了相应的应对策略，以供参考。
关键词：500kV输电线路；跳闸原因；应对策略引言输电线路发生跳闸故障之后，往往会导致较大区域内出现停电现象，从而对输电线路输送功率造成非常严重的影响。
通常情况下，500kV输电线路承担着整个省市的功率传输和功率交换任务，属于某个省市的主要网架，因此对稳定性和安全性要求非常高。
由于500kV输电线路覆盖面很广，再加其线路走廊所处的环境极为复杂，因而极易发生跳闸故障。
因此，认真分析500kV输电线路故障跳闸的原因，并探讨其预防策略显得尤为重要。
1导致500kV输电线路发生跳闸故障的主要原因（1）线路遭到雷击。
相关资料显示，导致500kV输电线路出现跳闸故障的主要原因是线路受到雷击，其造成的跳闸率高达50%。
当输电线路处于频繁发生雷电活动的地区时，在雷雨天气里便极易发生跳闸故障。
例如，在南方地区，某省的500kV输电线路位于其中部的多山区和丘陵地区，经常会发生雷电活动，并且每年4-10月期间是该地区雷雨天气最为集中的季节，因而频繁发生输电线路雷击跳闸。
据统计，在这段时间内发生的输电线路总跳闸故障中，由于线路遭到雷击引起的跳闸故障占90%以上。
（2）线路发生风偏。
据了解，我国绝大多数省份的500kV输电线路所经过的区域气候条件均较为复杂，大部分输电线路所经过的区域均存在较多暴雨天气和大风天气。
在大风天气下，强劲的风力极有可能将该区域内的大树吹倒，甚至是连根拔起，也就是说，当风速超出30m/s时，会迅速增大空气间的对流作用，而且持续时间长、涉及范围广，而输电线路在风力的影响下会发生一定的偏转。
同时，大风天气通常会伴随着暴雨，空气湿度大大增加，这就降低了空气的绝缘性，因而极易造成线路跳闸。
（3）线路遭受鸟害。
在导致500kV输电线路跳闸故障的众多因素中，鸟类活动也是主要原因之一。
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
500kV主变送电跳闸事件分析及防范措施
500kV主变送电跳闸事件分析及防范措施摘要：500kV变电站是输配供电网络中重要的一份子，它直接决定着用电的稳定性，和人们的生产生活息息相关，其运行中的每一个问题都要认真解决。
500kV主变送电跳闸事件会影响到电力系统的运行，因此需要采取有效的措施进行控制。
基于此本文分析了500kV主变送电跳闸事件分析及防范措施。
关键词：500kV；主变送电跳闸事件；防范措施1、概述随着社会经济的不断发展，电力企业的运行逐渐实现了科学化、智能化的发展理念，超电压输变电工程项目不断投入运行，500kV变电站逐渐增多，对经济社会影响深远；因此，电力系统的安全稳定运行是现阶段电力事业运行的基本目标。
变电站在应用中可以实现聚集电能、升压、降压以及分配电力的作用，不仅可以成为电网运行的基本支架，同时也是整个电力系统的中心，联系了供电用户以及发电厂的重要环节。
因此，在现阶段电力系统运行的过程中，应该实现变电站的安全稳定运行，构建有效的改善措施，从而为电力系统有效运行提供科学化的依据。
2、事件简述某500kV变电站操作人根据典型操作票填写了该站#2主变由检修转运行状态的操作票，并通过审核。
因中调单独下令5021开关由检修转冷备用，值班负责人要求操作人删除了5021开关由检修转冷备用的内容。
操作票修改后，值班负责人再审核时认为66kV母线TV的送电操作“合上二次电压空气开关，再合上#2主变低压侧开关”的先后顺序应做调整。
在征得站长同意后，值班负责人向操作人交代了操作票修改要求。
但操作人以为对操作票中所有TV的送电操作顺序要修改，也将#2主变高压侧CVT的送电操作顺序都进行了调整。
完成操作票修改后，值班负责人、站长再次审核时，只关注了66kV母线TV送电的操作顺序是否正确，没有对操作票再次进行全面审核，未发现#2主变高压侧CVT的送电操作顺序错误。
在执行“将#2主变由检修转运行”操作过程中，因未合上#2主变高压侧CVT的二次保护电压空气开关，5022开关合上后随即跳闸。
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）。
500kV输电线路雷击跳闸原因分析及防范措施
【 关键词 】雷击跳 闸 ；防范及措施
前 言
根据输 电线路 的特征来看，它 的分布 范围极广 ，覆盖的地域从 座高 山穿过 到另一座高 山，绵延数百 公里甚至长达数千公里 。历 经各种各样 的气候变 化和温湿度 ，及其 复杂 的地形、地势使得遭遇 雷击的现象更为频繁 和更 大的破坏力 ，需要采 取特殊的措施进行有 效的维护工作 。根据 以往的经验和数据 显示，在所有类似 的输 电线 路遭遇雷击而 出现 故障的事故 中，电力 系统的故障是 比较突 出的， 占了很大的 比重 。更因为输 电线路遭遇 雷击之 后，经过输 电线路 的 流通传给变 电站 的电流、 电波作用 于变 电站 内的电气设施 ，最终 导 致变 电站短路或断 电的现 象 １ 输 电 线路 雷 击 跳 闸 分 析 雷 击 跳 闸 引起 绝 缘 子 闪 络 放 电 ，造 成 绝 缘 子 表 面 存 在 闪络 放 电 痕迹 。一般绝缘 子发生雷击放 电后铁件 上有熔化痕迹 ，瓷质绝缘子 表面釉层烧伤脱落 ，玻璃 绝缘子表面存在 网状裂 纹。 当雷 电流很大 时，会在架 空地 线放 电间隙 、接地 网联 板和拉线楔形线夹连接处有 明显的烧伤痕迹 。雷击导线烧伤面积往往 较大且分散 ，烧伤程度较 轻。雷击闪络发生后 ，由于空气绝缘为 自恢 复绝缘，被击穿 的空气 绝缘强度迅速恢 复，原来 的导 电通道又变 成绝缘介质 ，因此 当重合 闸动作时 ，一般重合 成功 。当然 ，雷击 也可能引起永久性故障 ，即 瓷绝缘子脱落 、避雷线 断线 、导线 断线三种情况 。 架空输 电线路雷 害事 故的形成通常包括四个阶段 ： （ １ ）输 电线 路在遭受雷击时 ，雷 电流通过杆塔接 地装置泄流入地 ，产生雷 电过 电压的作用 ； （ ２ ）输电线路设备及其绝缘受到破坏发生 闪络 ； （ ３ ） 输 电线路从冲击 闪络转变 为稳定的工频 电压 ； （ ４ ）线路跳闸 ，供 电 中断。要及时处理这种情况 ，首先就必须对雷击跳 闸的形式及原 因 进行分析 。 线路雷击跳 闸主 要表 现为两种形式：一是直击雷过 电压 ，是由 雷直接击于线路或杆塔而 引起 的；二是感应雷或绕击雷过 电压 ，是 指雷击线路附近地面或线路杆塔 时，由于电磁感应绕过避雷线击于 在导线上而 引起 的。 ２架 空输电线路防雷措施 针对架空输 电线路雷害 事故形 成的四个阶段 ，进行防雷保护必 须做好 “ 四道防线 ”。 （ １ ）防直击雷 ：采取沿线路装设避雷线等措 施使输 电线路不受直击雷 。 （ ２ ）防闪络：采 取加 强线路绝缘、降低 接地电阻等措施，使输电线路绝缘不发生 闪络 。 （ ３ ）防建 弧：采取 措施使输 电线路发生 闪络后 不建立稳定的工频 电弧 。 （ ４ ）防停 电： 采取措施使输 电线路建立工频 电弧后不中断 电力供应 。 防雷措旌必须结合实 际，有针 对性地 综合采取各种有效措施 ， 从根本上降低雷击跳 闸率 。 ２ ． １架 设避雷线 架 设 避 雷 线 具 有 防止 雷 直击 导 线 、减 小 流 经 杆 塔 的 雷 电流 以及 对导线的耦合和屏蔽作用 ，它是输 电线路防雷保护最基本 、最有效 的措施 。一般而言 ，线路 电压越 高架 设避 雷线效果越好，在线路造 价 中所 占比重也越低 。 ５ ０ ０ ｋ Ｖ线路保护角 取 １ ５ 。左右， 减小避雷线保 护角，可 以减少雷 电绕击率 ，相应就要增加 杆塔高度。 ２ ． ２ 安 装 线 路 自动 重 合 闸装 置 安装线路 自动重合闸 ，也是架 空输 电线路 常用的一种防雷保护 措施 。安装后输 电线路在遭受雷击跳 闸时，雷击 在我国 已有十余年的应用历史 ， 其运行情 况 良好 。当输 电线路杆塔遭受 雷击 ，雷电流超过一定值时， 大部分 的雷电流从避雷器流入导线， 传到相临杆塔或经塔体流入地 ； 当导线遭 受雷击 时，大部分的雷电流从避雷器流入大地。因此，安 装线路避 雷器无 论是在 雷击 导线还是塔顶或避雷线时的反 击方面都 是非常有 效的。 ２ ． ５ 增 设 耦 合 地 线 及 塔 顶 防 雷 拉 线 对 于经常受雷击 的杆段 ，可在导线下面加装一条耦 合地线，对 避 雷线起 分流作用和 耦合作用 ，间接降低接地 电阻 ；在重雷区的易 击 点，可 架设塔 顶防雷拉线，当雷 电流直击导线时 ，首先会触及 防 雷拉线 ，可以起 到屏 蔽作用和 有一定的分流作用。 ３ 架空输 电线路杆塔接地装置存在 的问题及分析 架空输电线路杆 塔接地装置存在的主要 问题是接地 电阻系数不 符合规定 而超标 ，而 引起杆塔 接地电阻超 标的原因主要包 括以下两
一次500kv开关误跳闸事故分析
一次500kv开关误跳闸事故分析摘要：本文主要介绍的是某机组在停机的状态下，由于工作人员在工作的过程中对发电机的碳刷没有进行良好的维护从而引起电机转子接地保护，导致500kv 开关系统的跳闸事件。
从而引发了在系统内部专业人员在进行电机碳刷更换的过程中需要注意的事项。
在该文中结合了发电机转子接地以后发生的故障危害，说明了要对转子接地的保护工作进行选择，同时要对接地保护的工作现场进行规范化的管理，期望可以降低工作风险。
关键词：发电机；转子接地保护；轴电压1 500kv开关误跳闸事件在2012年的4月的一天，某电厂的2号机组在停机以后，该系统开关的以正常的方式进行运行，其中2号机组的发变组刀闸处于“分闸”的位置。
也就是说整个机组处于一种停机检修的状态。
但是在下午四点左右，该系统的开关突然集体跳闸，从集控室发出的报警信号为：“2号发变组上的发电机转子接地，从而引发的动作保护”。
2 事件分析2.1 原因分析在该机组停止运行以后，工作人员按照惯例对2号机组的发电机碳刷以及相应的风道进行详细的检查，也就是从主要方面对该机组进行设备维护。
但是在检修的过程中由于操作人员的专业知识不扎实以及没有相应的经验，所以引发了发电机的励磁系统接地这样的事故，从而使2号发电机转子进行了接地保护，最终导致了该机组的开关集体跳闸，500kv环路供电停止。
2.2 继电保护动作分析在发电机组中发电机转子进行接地保护的基本原理是：在发电机运行或者是停运的过程中都可以对发电机的励磁回路以及其他的装置进行对地绝缘保护。
其中保护的方式分为两段。
第一段的阻值为一万五千欧姆，延长时间为1.5秒；第二段的定值为五千欧姆，其中延时为3秒。
在进行接地保护的过程中第一个动作作用于基本的信号上，第二个时限动作于全停状态。
也就是使各种开关断开以及用电切换或者是将主汽门进行关闭等等。
3 该次跳闸事件引发的一系列思考本次事故的主要原因就是工作人员在进行发电机碳刷维护的过程中没有采取正确的维护方式，导致后续的发电机励磁系统的绝缘性显著下降，从而引发了发电机转子的接地保护，导致该系统的开关误跳闸。
一起500kV线路及母线跳闸事件的分析
一起500kV线路及母线跳闸事件的分析摘要：电力输电线路发生故障时，视故障点的位置不同、故障的类型不同、电力系统的运行方式不同，对电力系统产生的影响也有所不同。
为此，电力工作者也做出了大量的研究分析，但是，大多数的研究分析将重点放在对电力输电网的影响上，而对于电源即发电厂影响的研究分析却不多。
其实，当电力系统发生相间短路，特别是发电厂近端线路发生相间短路时，故障切除前，发电厂母线电压大幅降低，此时的母线残压对发电厂安全稳定运行产生的影响是不容忽视的。
关键词：500kV线路；母线跳闸；分析引言当电力线发生故障时，对电力系统的影响会因故障点的位置、故障类型和电力系统的运行方式而异。
为此目的，电力工人也进行了大量的研究和分析，但大多数研究侧重于对电力运输网络的影响，而很少研究电力的影响，即发电厂。
事实上，当电力系统短路时，特别是电厂的近线，在拆除故障之前，电厂的母线电压大大降低，残馀母线压力对电厂安全稳定运行的影响不容忽视。
不足之处提出了改进建议，总结了处理过程中的经验以及预防和控制此类事故的措施，为电气系统中此类事故的处理和预先订购提供了参考或参考。
1线路跳闸事件经过某厂一期主控室550kV厂用模拟盘通秀2666线“931A保护动作”、“103B 保护动作”、“第一组线圈跳闸”、“第二组线圈跳闸”、光字牌声光报警，通秀2666线开关跳闸，开关绿灯闪光，有功、无功、电流指示突变为零。
检查通秀2666线路保护装置及就地柜，情况如下：（1）通秀2666线路931超高压线路保护装置“跳A”、“跳B”、“跳C”灯亮，操作箱“TA”、“TB”、“TC”灯亮。
（2）通秀2666线路103B超高压线路保护装置“跳A”、“跳B”、“跳C”灯亮，失灵启动“跳相邻/跳其他”启动掉牌。
（3）一期220kV升压站通秀2666线路就地柜，通秀2666开关在分位，指示正确，无其他异常情况。
2事故前运行方式(1)220kV母线、电路及配电组双母线转动550kv的运行，2012型热备盘女开关；550 kv I，II线路I/O，550 kv II线路II。
一起500kV智能变电站跳闸事故分析
一起500kV智能变电站跳闸事故分析摘要：本文详细讨论了一起500kV智能变电站跳闸事故，阐述了事故发生过程，深入分析了事故发生的原因，并有针对性的提出了预防措施和改进建议。
为防止类似电网事故的发生提供了参考和借鉴。
关键字：500kV变电站；事故分析1 事故简述××年××月，某500kV变电站正常方式运行，该变电站1、2、3期工程同时开工建设，安装1×1000MVA主变压器一台，电压等级为500/220/35kV；500kV出线9回，采用3/2断路器接线；220kV出线6回，采用双母线接线。
10日15时，该站500kV#1、#2母线CSC-150型微机母线保护中的失灵直跳功能出口（另外一套母线保护为RCS-915E型，也包含失灵保护，未动作），跳开#1母线的5011、5042、5061、5071开关及#2母线的5013、5043、5063、5073开关，5013、5043开关的RCS-921A型断路器保护三相跟跳，500kV#1、#2母线失电。
跳闸过后变电站500kV系统接线图如图1所示。
2 事故原因分析调查人员到达现场后，通过查询故障录波器、调度自动化系统记录等，确认其时变电站的500kV#1、#2母线并未发生故障，CSC-150型母线失灵直跳功能的出口属于误动。
（一）变电站500kV#1、#2母线的保护配置500kV#1母线：保护I：RCS-915E（南瑞继保）保护II：CSC-150（北京四方）500kV#2母线：保护I：RCS-915E（南瑞继保）保护II：CSC-150（北京四方）（二）CSC-150保护报文分析CSC-150保护的报文显示，造成变电站500kV#1、#2母线同时掉闸的保护是CSC-150型母线保护中的失灵直跳功能。
变电站使用了CSC-150型母线保护的两部分功能：一是母差功能，二是失灵直跳功能。
失灵保护的动作逻辑在各断路器的断路器保护中完成，母线保护中的失灵直跳功能实际上只是为失灵保护提供出口回路，与母差功能的动作逻辑无关。
500 kV主变送电跳闸事件分析及防范措施
毕 自治
（ 广 东 电网有 限责任 公 司肇庆 供 电局 ，广 东 肇 庆 ５ ２ ６ ０ ０ ０ ）
摘要 ：介绍 一起在未 合上主变高压 侧 Ｃ Ｖ Ｔ二次保护电压空气开关的情况下 ，对 ５ ０ ０ ｋ Ｖ主变合 闸充 电造成
主 变跳 闸的事件，从阻抗 保护动作原理 出发对跳 闸的原因进行解析，分析总结 各电压等级 Ｔ Ｖ停送电操 作
线 ｒ Ｖ 的送 电 “ ｝ ： 次Ｉ Ｕ ｆ 炎，ｌ Ｉ ｆ ｝ 拌 ２ ｉ
护Ｊ 功 ； Ｃ ｆ ＇ ｌ ： ． ｉ ｈ （ １ ： 满 最ｆ Ｉ 。
综 卜｝ 述 ，｝ 裘变ｌ 乜 ｉ 术 卜ｉ ： 坐ｌ Ｊ Ｉ ． ［ ｆ ｌ ｌ ！ ｌ Ｊ ＣＶ Ｔ 次ｆ
要领及操作 危险点，并就工 作终结验 收、实际操 作管控 的方面提 出防范措施 。 关键 词 ： 跳 闸； 阻抗保 护； Ｔ Ｖ
中图分 类号 ： Ｔ Ｍ ５ ６ １
文献标 志码 ： Ｂ
文 章 编 号 ：１ ０ ０ ５ Ｑ Ｓ ￣ ｒ （ ２ ０ １ ７ ） ｏ ３ ０ ０ ２ ９ — ０ ２
变低Ｊ ｌ （ ｆ ￣ ｉ …： 火” 的 后
应做 州 。 ｆ ｛ ： 征 站 …意 ，
护Ｉ Ｌ Ｌ
ｔ ： 火的一 ｌ ＇ ／ ￣ ｉ ｇ ｌ 、 ， 、
ｉ （ ｆ ｛ Ｉ ｌ ｌ Ｊ Ｊ ｆ ： ，
Ｆ Ｉ ４ Ｊ ； ｄ Ｙ４ ￣ ’
ｆ Ｉ ， ｌ 仉 ｉ 仍 贵人要求
人册 ０ 除 Ｊ ５ ０ ２ ｌ Ｊ ｝ ： 父ｍ检 修转冷 ￣ ｆ ］ ｆ ， Ｊ
眩变 Ｉ ｉ ｉ ｉ 变送 电
Ｉ ｛ １ Ｊ ‘ 巾 ｆｌ 流 人 Ｊ ０ ２ １
500kV变电站运行中的跳闸原因及应用分析
500kV变电站运行中的跳闸原因及应用分析摘要：电力是现代社会发展中的重要能源，其发展及稳定性在一定程度上影响着社会经济的发展和人们的生活，因此，安全可靠的电力系统才能对整个社会的运转保驾护航。
但是，根据实际现状来看，运行中的500kV变电站经常出现跳闸现象，影响电力系统的稳定性和安全性。
本文对500kV变电站变电运行中的跳闸原因进行分析，并探讨跳闸后的处理措施，希望对变电站设备运行维护工作能够有所助益。
关键词：500kV变电站；变电运行；跳闸；原因；处理措施500kV变电站是电力系统重要组成部分，如果在正常运行中设备存在缺陷而未及时发现处理或外部因素导致设备跳闸，影响电力系统的稳定运行，严重时甚至会造成电力系统的崩溃。
因此我们要熟悉设备故障跳闸性质，判断出故障的范围，在设备出现异常及时地做出排查，找出故障原因，尽快将故障设备隔离，并恢复无故障设备的运行，保障电力系统的正常运转。
500kV线路的距离较长，很多输电线路所处环境也较为恶劣，不仅错综复杂，还交通不便。
引起线路故障跳闸原因多种多样，实际运行中外力原因造成线路故障居多，如雷击、树木、山火、异物等因素造成输电线路单相接地故障、相间短路故障、相间接地故障等引起的跳闸。
1.2.1变压器故障导致跳闸。
变压器是500kV变电站中最关键的设备，其正常运行与否，关系到电能的传输、分配和使用。
变压器常见引起跳闸的故障主要有：(1)变压器油箱内的故障，主要是绕组的相间短路、接地短路、匝间短路及铁芯的烧损等；(2)变压器油箱外的故障，主要是套管和引出线上发生相间短路和接地短路故障；(3) 大容量变压器在过电压或低频率等异常运行方式过励磁故障。
1.2.2母线故障导致跳闸。
母线是电网连接的节点，是变电站的重要组成部分，用于将电能传送到各个部位上。
母线出现短路故障时，短路电流大，对系统冲击和稳定性影响大，特别是三相短路故障，可能导致系统失稳。
但从实际运行情况看，母线出现故障并不多，大多为单相接地故障，而多相接地故障并不常见。
一起500kV开关误跳闸事故分析
Ａｎａ ｙｓｓｏ ｉｕｒ ｌｍ ｅ ｌ ｉ ｆｆ ｌ ｅｅ ｅ ｎｔｍａｌ ｐｅ ａｔｏ ｏ ０ Ｖ ｗｅ ｔ ｉ ｎ ａ ｏ ｒ ｉ ｎ ｆａ ５ ０ ｋ ｐｏ ｒｓａｔｏ
ＺＨＡＮＧ ｉｇ ｗｅ， Ｊｎ ・ ｉ ＺＨＵＡＮＧ ｅ ｈ ｎ Ｚ —ｏ ｇ
第３ ６卷 第 ２ ０期 ２０ 年 １ 月 １ ０ ８ ０ ６日
电 力 系 统 ｃ ｉ ｎ ａ ｄＣｏ ｔ ｌ ｏ ｒ ｓｅ Ｐ ｏ ｅ ｔ ｎ ｎ ｒ Ｓ ｏ ｏ
Ｖｏ － ６ Ｎ０ ２ ｌ３ ． ０ ０ｃ ． ６ ２ ０ ｔ１． ０ ８
（ ｈ ｏ ｕ ｎＰ ｗｅ ｕ ｐｙＢ ｒａ ， ｕ ｎ ｄ ｎ ｏ ｒ ｒ ｏｐ ｒｔ ｎ ｈ ｏ ｕ ｎ５ ２ ２ ，ｈ ｎ ） Ｓ ａ ｇ ａ ｏ ｒ ｐ ｌ ｕｅ ｕ Ｇ ａ ｇ ｏ ｇＰ ｗｅ ｉ Ｃ ｒ ｏ ａ ｏ ，Ｓ ａ ｇ ａ １ ０ ６ ｉａ Ｓ Ｇ ｄ ｉ Ｃ
了一 些关 于失 灵 回路施 工 的注 意 事项 ，希望 可 以引 起 有 关人 员 的重视 ，避 免发 生类 似扩 大事 故 。
５ ０ｋ ０ Ｖ变 电站 一般 采用 ３２接 线方 式 ，开关 保 ／ 护配 置 原则 为Ｉ：线 路设 两套 主保 护 ，各 断路 器 分 ５ Ｊ 别设 一套 断控器 保护 ，此 外还 有线 路远 跳及 过 电压
一
起 ５０ ｋ ０ Ｖ开 关误 跳 闸事故 分析
张静伟 ，庄泽宏
（ 东电网公 司韶 关供电局，广 东 韶 关 ５ ２ ２ ） 广 １ ０ ６
摘 要：断路 器失灵保 护作 为断路 器拒 动的后备保 护， 高了系统运 行的可靠性，但是 由于失灵保 护涉及到联跳 其他设备 ，其 提 误 动会 给系统带来极 大的威胁 。分析 了一起 由于二次人 员误接线 引起的 ５０ｋ 开 关跳 闸事故 ５Ｏ Ｖ变电站 内二次保护复 ０ Ｖ ０ｋ 杂， 联跳回路众 多， 技改施工 时极 易影响到其它运行设备。本次事故 虽然是 由于二次人 员误接 线导致 ， 但分析其跳 闸过程可 以为今 后施 工过程 中的注意事项提 供一些合 理的建议 。
500kV线路事故跳闸事件的分析与建议
500kV线路事故跳闸事件的分析与建议摘要：500kV练塘站是上海电网的重要枢纽变电站。
2011年３月12日和３月30日，由于一次设备原因，5107线和5117线相继发生单相永久性接地故障，当时保护动作正确，自动化后台显示无误，但是故障录波器和保护装置所录波形明显不同。
从开关保护跟跳、故障波形录入、数字化变电站、IEC 61850通信等方面，对这两起性质相同的线路跳闸事件进行分析和比较，并对厂家提供的软件进行升级和完善录波检测功能提出了建议，用以提高运维人员在突发情况下的应急响应速度和处理事故能力。
关键词：输电线路保护；瞬时跟跳；故障录波；内部录波波形；零序电压判据500kV练塘站是上海电网的重要枢纽变电站，是特高压三华同步电网以及三沪直流在上海的落脚点。
练塘站的投运，标志着上海500kV南半环网的全面建成，从而大大提高主网的输电能力，使主网结构更加坚强。
练塘站有３个电压等级：500kV、220KV和35KV。
500kV采用３／２断路器接线，共有９串，目前有６回出线（枫泾２回、亭卫２回、泗泾２回）和２组主变。
其中枫练5107线（以下简称5107线）和枫塘5117线（以下简称5117线）分别位于第４串和第５串，这两回出线承担枫泾至练塘潮流输送，是练塘站目前的主要电源线。
2011年３月12日和３月30日，由于一次设备原因，5107线和5117线相继发生单相永久性接地故障，保护动作行为正确，自动化后台显示无误。
两次事故性质虽然相同（仅仅只是故障相别不同，前者为B相，后者为C相），但在开关保护动作方面存在明显差异。
1开关保护的跟跳1.1动作行为差异5107线路对应的中开关为5042；5117线路对应的中开关为5052，开关保护装置均采用PCS921。
两次事故发生时，对应中开关保护的动作行为分别为：5107线发生Ｂ相故障时，线路保护跳闸后，开关保护并未跟跳故障相；5117线发生C 相故障时，线路保护跳闸后，开关保护瞬时跟跳故障相。
500kV输电线路外破跳闸故障原因分析及建议
表1 故障区段基本情况起始来自塔号终点塔 投运时间全长 /km
故障区段 故障 长度 /km 杆塔号
塔型
500 kV菊庄线故障测距位置进行巡查故障点，同时安排两班 人员从开封驻地和郑州赶往现场排查。 4.2 故障巡视结果
20：11，机西高速现场值守人员巡视发现500 kV菊庄线9# 大号侧30 m处停放吊车一台，且吊臂未收回，现场目测吊臂距 离下相导线约6 m，值守人员立即督促施工单位将吊臂下放收 回，了解到在约15 min前违章调运钢筋笼过程中，导线对吊臂
放电，现场未造成人员伤亡，并随后在吊车底座支撑架、吊臂 顶部，钢丝吊绳、吊臂上平面等处均发现有闪络痕迹。 闪络点 及相关照片如图1～5所示。
9
10
2013.10
178.747
0.203
9、10 SJ2、SZ1
呼高 /m 导线型号 地线型号 绝缘子型号 绝缘子片数 串型 并联串数
. Al30l、33 RJiL/gLHhAt1-sOPRGWe-s15e0 r3v×e2×dF.XBW-
对所有输电线路线下作业、线下施工、线下植树等再次进 行排查、梳理并对之有效管控，坚决制止危及线路安全运行的 作业项目，对正在进行的项目不间断特巡、值守，至线下施工 项目结束。 做好电力设施保护及群众护线工作。 对于村庄密 集、有施工工地或临时施工场所，增加义务护线员数量，进行 相关培训并辅助开展巡视、值守等工作。
. 6 Al采l取R的i防gh范t措s 施Reserved.
6.1 组织开展防外破专项检查工作 为防止类似事件发生，运行单位组织专项特巡工作，掌握
运行线路临近的施工点， 与施工方项目经理部签订安全施工 协议书，对穿越施工点设立警示牌，对有大型机械线下施工点 进行驻点监护。 对线下施工点防外破工作进行现场检查。 施工 现场所有大型吊车司机和相关施工人员进行面对面安全技术 交底，定期对施工方进行护线安全教育，补充钻越吊车施工安 全措施，必要时对施工现场进行无人机特巡。 6.2 开展外破隐患排查、治理活动
500kV输电线路频繁跳闸事件初步分析报告
500kVXXX双回频繁跳闸事件初步分析报告一、线路基本情况500kVXXX甲线全长144.686公里，共361基塔，于2008年7月19日投运，线路途经XX省XX、XX、XX、XX、XX、XX6个县，全线海拔约600~1200m，超过1000m海拔地区约占14.5％；通过林区长度约95.15km，以杉树为主；全线地形分为：高山大岭50.640公里，占35 %，山区86.812公里，占60 %，丘陵7.234公里，占5%。
设计单位为XX电力设计院，施工单位为吉林送变电、山东送变电、广西送变电、南宁建宁供用电、浙江送变电、新疆送变电。
2009年10月至2010年2月，对XXX甲线进行了抗冰加固改造，改造内容分为加塔、换塔、改线、更换地线、铁塔地线支架加强等5个部分，其中：加塔34基、换塔22基、改线26基、地线支架加强17基。
改造后，原线路杆塔由322基增加至现在的361基，线路长度由144.671km增加至144.686km。
抗冰加固施工单位为陕西送变电、XX送变电、云南送变电、葛洲坝送变电、广西送变电、内蒙古送变电。
500kVXXX乙线全长143.302公里，共355基塔，于2008年7月17日投运，线路途经XX省XX、XX、XX、XX、XX、XX6个县，全线海拔约600~1200米，超过1000m海拔地区约占14.5％；通过林区长度约95km，以杉树为主；全线地形分为：高山大岭：25km，占35％，一般山地：44km，占60％，丘陵：3km，占5％。
设计单位为XX电力设计院，施工单位为吉林送变电、山东送变电、广西送变电、南宁建宁供用电、浙江送变电、新疆送变电。
2009年10月至2010年2月，XXX输电公司对XXX乙线进行了抗冰加固改造，改造内容分为加塔、换塔、改线、更换地线、铁塔地线支架加强5个部分，其中：加塔44基、换塔30基、改线26基、地线支架加强31基。
改造后，原线路杆塔由306基增加至355基，线路长度由143.302km减少至现在的143.298km。
500kV变电站一起特殊跳闸的分析
500kV变电站一起特殊跳闸的分析摘要：本文结合工作实践，以某市500kV变电站主变发生误跳闸的事故为例，通过现场调查的主变本体状况、保护动作情况以及故障录波数据，分析了主变跳闸的原因，并提出了相应的预防措施。
关键词：主变；500kV变电站；误跳闸；非电量保护；瓦斯继电器1.事故经过2018年某日早，某市500kV变电站2号主变保护更换后复役。
操作充电前500kV区域一次接线，主变高压侧开关5032，5033均在分位，同时主变中低压侧开关也均在分位。
当第1次合上5033开关给主变充电时，主变三相跳闸。
主变保护屏非电量保护装置上显示C相本体重瓦斯保护动作，轻瓦斯三相均未发信，同时电气量保护未动作（保护型号PRS778S）。
经现场检查，一次设备、二次回路、保护装置均正常，2号主变于当日下午试送成功。
2.现场检查与故障分析2号主变三相跳闸后，现场检修、运行人员迅速查找主变跳闸原因。
（1）外观检查：现场检查2号主变C相本体无喷油和其他异常现象，本体瓦斯继电器状态正常，无气体。
（2）油样检查：采集2号主变三相本体油样进行油样色谱分析（上中下层油样），数据正常。
（3）二次回路检查：二次回路接线正确，无寄生回路，二次回路绝缘正常，大于50MΩ（500V摇表芯—芯，芯—地）。
（4）录波分析：主变2套保护所录波形基本一致，主变高压侧电流波形呈典型的励磁涌流特性，C相涌流电流最大，其峰值二次值约为0.7A（一次值2800A），A，B相涌流的峰值二次值约为0.25A（一次值1000A），电流持续时间约为160ms（160ms开关已跳开），电气量保护启动，无动作出口。
通过以上调查分析可知，第1次充电时，现场一次、二次设备均正常，主变电气量保护并未动作，无明显短路故障，高压侧三相均出现励磁涌流且C相励磁涌流明显大于A相和B相。
第2次试送时，三相励磁涌流特征明显，但幅值均比第1次小，且成功试送后缓慢衰减。
保护报C相重瓦斯动作，轻瓦斯无发信且无内部故障迹象，则可推断为瓦斯继电器（型号Comem-BR80LC）连接跳闸动作接点的下浮子抖动或下挡板被冲击而导致动作跳闸。
500kV线路事故跳闸事件的分析与建议
ｒ ｅ ｃ ｏ ｒ ｄ ｅ ｄ ｗａ ｖ ｅ ｄ ｅ ｔ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｆ ｕ ｎ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ． Ｔｏ ｉ ｍｐ ｒ ｏ ｖ ｅ ｅ ｍｅ ｒ ｇ ｅ ｎ ｃ ｙ ｒ ｅ ｓ ｐ ｏ ｎ ｓ ｅ ｓ ｐ ｅ ｅ ｄ ａ ｎ ｄ ｈ ａ ｎ ｄ ｌ ｉ ｎ ｇ ｏ ｆ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ｐ ｅ ｒ ｓ ｏ ｎ ｎ ｅ ｌ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ
ｆ ａ ｕ ｌ ｔ ｗａ ｖ ｅ ｆ ｏ ｒ ｍ， ｄ ｉ ｇ ｉ ｔ ａ ｌ ｓ ｕ ｂ ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ ｃ ｏ ｍｍ ｕ ｎ ｉ ｃ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ Ｉ ＥＣ ６ １ ８ ５ ０，ｅ ｔ ｃ ．Ｗ ｅ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｚ ｅ ａ ｎ ｄ ｃ ｏ ｍｐ ａ ｒ ｅ ｔ ｈ ｅ ｔ ｗｏ ｃ ａ ｓ ｅ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ：Ｔｈ ｅ ５ ０ ０ ｋ Ｖ ｌ ｉ ａ ｎ ｔ ａ ｎ ｇ Ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｉ ｓ ａ ｎ ｉ ｍｐ ｏ ｒ ｔ ａ ｎ ｔ ｈ ｕ ｂ ｏ ｆ Ｓ ｈ ａ ｎ ｇ ｈ ａ ｉ Ｐ ｏ ｗｅ ｒ Ｇｒ ｉ ｄ ｓ ｕ ｂ ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ． Ｔｈ ｅ ５ １ ０ ７ ｌ ｉ ｎ ｅ ｓ ａ ｎ ｄ ５ １ １ ７
２ ０ １ １ ．Ｔｈ ｅ ｐ ｒ ｏ ｔ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｗａ ｕ ｔ ｏ ｍａ ｔ ｅ ｄ ｂ ａ ｃ ｋ ｇ ｒ ｏ ｕ ｎ ｄ ｄ ｉ ｓ ｐ ｌ ａ ｙ ｅ ｄ ｃ ｏ ｒ ｒ ｅ ｃ ｔ ｌ ｙ ． Ｂｕ ｔ ｔ ｈ ｅ ｆ ａ ｕ ｌ ｔ ｒ ｅ ｃ ｏ ｒ ｄ ｅ ｒ ａ ｎ ｄ
第 ３ ４卷 第 １ 期
２ ０ １ ３ 年２ 月
一起500kV断路器跳闸事件分析
一起500kV断路器跳闸事件分析摘要：本文通过对一起500kV断路器跳闸事件进行分析，详细记录了对故障断路器检查、试验的过程，最终成功定位了故障元件。
经检修，该故障消除，设备重新正常投入运行。
关键词：500kV断路器；跳闸；防跳回路一、跳闸动作经过2015年04月16日19时32分38秒657毫秒，某变电站500kV某Ⅱ线发生C相故障，线路主一、主二、主三保护动作出口跳C相，986ms后5041开关（型号：FX22D，生产厂家为法国阿尔斯通电气公司，开关为1998年出厂产品，于1998年10月投运）重合出口，线路主一、主二保护三跳出口，线路息弧后54ms 5041开关C相合闸，线路主一、主二保护再次三跳出口。
根据保护动作情况及工作录波信息分析，线路保护、开关保护动作行为正确。
综合检查测试情况，对4月16日某II线故障录波情况进行重组分析，分析重点放在开关持续合闸命令的来源以及防跳未动作的原因两个方面。
图1 跳闸时刻故障录波二、检查情况分析500kV某Ⅱ线5041开关在每个绝缘支柱上设计一个垂直蟹状的开断单元，共三相六柱，形成双柱双断口的结构形式，顶部安装有合闸电阻。
该开关三相共用一台安装在地面的油压增压装置，每柱下部有动力驱动装置，两者之间有高压油管和低压油管相互连接。
液压机构差动活塞、操作杆和断口动触头均为直线运动，动作时间快，稳定性好。
对500kV某Ⅱ线5041开关模拟开关动作过程，通过现场手动分、合闸，并记录每次分合闸后开关油压的变化，模拟动作过程的分、合闸后，并未达到29.0±0.5MPa的油压低闭锁重合闸的压力值。
在工作开始后首先对整个回路测量电位，未发现异常，对控制回路各端子进行检查，未发现松动，也没有寄生回路。
现场就地分合开关测试合闸与防跳继电器动作，测量电位未发现异常，连续对开关进行5次防跳传动，开关从合闸到分闸后再未合上，防跳回路未见异常。
退出500kV某II线主一、辅A保护后，将运行电流、电压回路隔离后使用保护测试仪模拟4月16日异常情况测试，测试结果正常。
500kV主变及线路差动动作和500kV开关绝缘击穿跳闸案例分析与总结
500kV 主变及线路差动动作和 500kV 开关绝缘击穿跳闸案例分析与总结摘要：介绍了一起500kV主变及线路差动动作事件和一起500kV开关绝缘击穿跳闸事故发生过程、处理经过、原因分析提出来防范整改措施和经验分享，从根本上消除此类事件的发生。
关键词：差动动作、绝缘击穿、CT回路、整改措施、经验分享1.事件简述：1.2017年02月06日，承包商施工单位在现场进行5022开关及5023开关相关CT的拆除工作时，相关二次线未及时进行包扎，在二次线触碰HGIS设备外壳时造成外壳与继保室内保护屏共两点接地，在外壳有感应电压时造成CT二次回路有相应差流致使500kV主变保护动作。
二、事件一处理情况：1.09时26分，巡维中心值班人员通过后台告警，前往93P荆现甲线线路保护屏（Ⅰ）及94P荆现甲线线路保护屏（Ⅱ）发现有纵联差动保护动作、分相差动动作（C相）信号，此时500kV荆现甲线线路在检修状态，500kV荆现甲线5023开关及500kV第2串联络5022开关在检修状态，无任何设备动作。
2.09时30分，运行人员打印动作报告并将相关情况告知继保班组，继保班组派人前往现代站进行检查。
3.09时48分，巡维中心值班人员通过后台告警，在139P#2主变保护屏（A）、140 P#2主变保护屏（B）发现分侧差动C相动作、分相差动C相动作，此后该两个动作元件频繁启动。
4.09时52分，巡维中心值班长安排值班人员到一次设备现场再次检查设备状况，并要求暂停现场工作，待继保人员到现场检查保护动作情况。
5.10时05分，继保人员到现场分析保护动作原因。
6.11时55分，得出动作原因，安全员要求现场整改后恢复工作。
三、事件一原因分析：1.现场拆除CT时，相关二次线未及时进行包扎，在二次线触碰HGIS设备外壳时造成外壳与继保室内保护屏共两点接地，在外壳有感应电压时造成 CT二次回路有相应差流致使保护动作，具体见下图。
图1：开关CT二次线拆除前（还图2：开关CT二次线拆除后（已原情形）包扎）2.现场先拆除线路保护CT，后拆除主变保护CT，保护动作顺序与现场工作顺序吻合，可判定由于现场施工工作造成信号产生。
某火电厂500kV开关跳闸事故分析报告
某火电厂500kV开关跳闸事故分析报告一、事故概述2018年10月14日09:44:12，某火电厂500kV第五串5153开关跳闸。
NCS报某火电500kV第五串测控“500kV第五串5153保护屏跳闸出口I动作”、“500kV第五串5153断路器A、B、C相分位”、“500kV第五串5153保护屏事故总动作”。
操作箱指示A、B、C相分位；500kV Ⅳ母母差保护A屏失灵保护动作；500kV第五串5153断路器保护屏无动作报警；500kV故障录波屏无事故报文,仅记录第五串5153开关三相跳闸变位启动。
二、事故原因1、2018年10月14日09:44，施工单位作业人员在查找500kV第五串5153断路器屏绝缘低故障过程中，在测量500kV第五串5153断路器保护失灵2出口接点电压过程中，误将万用表电阻档当成电压档测量，导致5153断路器保护失灵2出口接点短接（如图1，正极：3CD:8，负极：3KD:12短接），接点开入至500kV Ⅳ母母线保护A屏光隔，引起500kVⅣ母母线保护A屏支路2失灵保护启动，跳开5153开关。
图1 500kV5153开关跳闸示意图图2 500kV5153断路器屏柜后端子排短接点2、500kV Ⅳ母母线保护A屏保护单跳500kV5153开关动作正确。
500kV Ⅳ母母线保护A屏采用北京四方公司CSC-150CN型母差保护装置。
事故时失灵启动单路开入，装置接收外部指令后延时30ms，母线保护边开关失灵跟跳5153开关，5153开关跳闸后该支路电流为0A，根据厂家逻辑功能，装置判断故障已切除，故不再进行失灵联跳整段母线逻辑判断。
三、暴露问题1、电厂未执行《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DLT5437-2009）第 3.3.9的要求：“与电网调度管辖有关的设备和区域，如：启动/备用变压器、升压站内设备和主变压器等，在受电完成后，必须立即由生产单位进行管理”。
电厂基建期间，电厂方对500kV升压站设备的监管不到位。
一起因PT二次回路故障引起500kV线路跳闸事件分析
一起因 PT 二次回路故障引起 500kV线路跳闸事件分析摘要本文通过分析一起由于施工质量导致的500kV线路保护误动跳闸的事件，分析线路保护中过电压保护的逻辑问题，讨论PT二次回路接线问题，提出改进施工流程的方法和管控措施，以期望在工作过程中避免保护误动作事件的发生。
关键词：过电压保护、电压互感器二次回路、保护误动In this paper, an event of 500kV line protection misoperation trip caused by construction quality is analyzed, the logic problem of overvoltage protection in line protection is analyzed, the wiring problem of PT secondary circuit is discussed, and the methods and control measures to improve the construction process are put forward, in order to avoid the occurrence of protection misoperation event in the working process.Key words: overvoltage protection, secondary circuit of voltage transformer, misoperation of protection前言随着主网架构的逐渐完善，保证主网的稳定性变得尤为重要。
变电站500kV 线路保护配置光纤电流差动保护、过电压及远跳保护、三段式相间距离保护，其中过电压保护通过采集线路A、B、C三相电压跳本侧断路器及发远方跳闸信号。
本文通过分析一起500kV线路充电时保护误动事故，讨论施工方二次回路试验时的错误做法，吸取经验，并提出预防此类事故的方法与措施，提高电网稳定运行水平。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
一起500kV线路远方跳闸事件分析发表时间：2017-11-03T16:50:36.543Z 来源：《电力设备》2017年第18期作者：吴伟锋[导读] 摘要：本文详细描述了一起500kV线路远方跳闸事件的经过、故障信息、动作信息等，并根据跳闸过程与相关信息，对该事件进行了分析，最后得出了事件的原因，并给出了防止该类型事件再次发生的措施，为500kV线路安全稳定运行提供了重要参考。
（中国南方电网有限责任公司超高压输电公司广州局）摘要：本文详细描述了一起500kV线路远方跳闸事件的经过、故障信息、动作信息等，并根据跳闸过程与相关信息，对该事件进行了分析，最后得出了事件的原因，并给出了防止该类型事件再次发生的措施，为500kV线路安全稳定运行提供了重要参考。
关键词：500kV线路远方跳闸绝缘监测一、事件经过南方电网下属500kV花都变电站（下称花都站）是广东地区外环网枢纽变电站，在南方电网主网架中处于重要的战略位置。
花都站与500kV肇庆砚都变电站、500kV博罗变电站、500kV曲江变电站、500kV北郊变电站相接，并全部采用500kV双回线连接。
2016年02月07日10时07分，花都站监控系统报以下信号： 10:07:38.598北花甲线主二四方CSC-103保护远跳开入一动作 10:07:42.544北花甲线主二四方CSC-103保护远跳开入一复归 10:07:43.125北花甲线主二四方CSC-103保护远跳开入一动作 10:08:12.474北花甲线主二四方CSC-103保护远跳开入一复归现场检查一次设备无异常，5021、5022断路器保护，北花甲线主一集成辅A、主二集成辅B保护无相关的启动和动作报文，故障录波没有启动。
仅在北花甲线主二CSC-103AYN保护中有下面四条报文： 2016-02-07 10:15:24.794 远跳开入一 2016-02-07 10:15:24.794 远跳开入一发送 2016-02-07 10:15:29.227 远跳开入一 2016-02-07 10:15:29.227 远跳开入一发送向调度汇报情况后得知500kV北郊变电站（下称北郊站）500kV北花甲线主二集成辅B保护动作跳开了北花甲线三相开关。
二、北郊站500kV北花甲线保护动作分析北郊站北花甲线主二保护CSC-103AYN录波如图1所示：从图1可知，保护动作跳闸前三相电流、电压无异常变化，没有零序电流、零序电压。
4ms保护启动，64ms保护收到三相跳闸和永跳命令，100ms左右跳开三相开关。
4ms保护有远跳一收信，一直持续到开关三相跳开。
没有开关量10说明远跳二没有收信，没有开关量11/12说明对站没有向花都站发出远跳开入信号，有开关量13而没有开关量14说明是远方开入启动跳闸但不是过电压启动远方跳闸[1]。
远方跳闸保护：当线路对端出现线路过电压、断路器失灵等故障时，均可通过通过“远跳开入一”、“远跳开入二”端子发出远跳信号，远跳信号通过光纤通道传至本侧保护装置后，根据收信逻辑和相应的就地判据动作出口，跳开本侧断路器。
远方跳闸保护动作需要满足以下条件：1、在远方跳闸保护的两个通道中，任一通道有“远跳开入”且该通道正常；2、就地判据满足要求；3、经过一定延时；4、“远方跳闸投入”控制字为1。
远方跳闸保护就地判据有电流突变量、零序电流、负序电流、零序电压、负序电压、低电流、分相低有功功率、分相低有功功率因数等，经相应控制字投退。
只要满足其中一个就地判据即可。
其中计算低功率因数角是计算相电压和相电流之间角度，并归算到0°~90°。
为分相低功率因数，当三相任一相低功率因数连续40ms小于整定值，置低功率因数动作。
北郊站保护动作信号中保护启动40ms后发“低功率因数满足”，根据图1北花甲线主二保护录波中A相电压与电流在0时刻初相角相差约100°（可以肯定超过了90°），北郊站为受电端折算为80°，经归算cosφ=cos80°=0.17小于低功率因数定值0.5，是满足低功率因数就地判据的[2]。
装置在双通道工作时，“远跳经故障判据”动作时间为30ms，只有一路远跳开入时再延时30ms动作，因此64ms远跳有判据动作的动作时间也是正确的。
三、低功率因数就地判据原理分析低功率因数判据的设置主要是反应线路中容性负荷或感性负荷异常增大，无功功率大于有功功率的情况。
在线路发生三相短路或单相金属性接地时，可能出现线路的无功功率大于有功功率；或线路发生轻载时，低功率因数就地判据就会满足。
通过查找保护说明书，改造后的CSC-103A中低功率因数判据变为以下两个条件满足一个即可（取“或”）：1、cosφ小于整定值；2、IA<0.04In或UA<2V。
从图1的电流有效值IA=0.035A<0.04In，也是满足低功率因数就地判据的。
通过日常监盘发现：北花甲线、北花乙线主二保护四方CSC103A在线路轻载时（花都站侧为有功小于30MW，无功功率约为40MW），会频繁报“低功率因数满足动作”，如果此时有远跳开入就会发生线路跳闸。
同时刻对比北花甲线主一南自PSL603UWV保护则没有报“低功率因数满足动作”，原因是主一保护的“低功率因数启动”控制字为0。
咨询总调保护处李正红得知是由于南自保护低功率因数就地判据有问题，当受电侧功率因数为负时就会一直满足，所以没有投入。
四、花都站500kV北花甲线主二保护远跳开入回路异常分析运行人员现场检查时发现500kV#1继保室中#3直流馈线屏中绝缘监测仪显示控母二电压异常，其中正向电压76.6V，负向电压-39.0V，电压发生了偏移。
负控母二绝缘异常，绝缘电阻仅为102.15kΩ，说明低压直流II段负控母线或支路可能存在直流接地。
花都站绝缘监察装置低电压告警值为38.5V，接地电阻告警值为10KΩ，由于均未达到告警值，监控系统中未发出告警信号。
检修人员进站检查后发现：当退出北花甲线主二集成辅B保护投CSC-103AYN发远跳一1LP25压板时，负控母二绝缘即恢复正常。
测量1LP25压板电位发现：当压板合上时为悬浮电位，正常应为-55V。
因此，将故障定位在北花甲线主二集成辅B保护的远跳开入一回路。
北花甲线主二集成辅B保护远跳开入一的压板回路如图2所示。
通过图2可知：如果有断路器失灵保护动作跳相邻开关，满足失灵保护出口逻辑时，SLJ继电器励磁，失灵节点SLTJ5闭合，远跳开入发信回路导通，55V的正向电压开放，光耦元件将向对站发信。
当有+55V电信号送入光电耦合元件的输入端时，发光二极体通过电流而发光，光敏元件受到光照后产生电流，三极管导通[3]。
一个24V的开关量输入至北花甲线主二保护的光纤接口模块，光纤接口模块用于接收各种保护远跳命令，并将远跳命令通过光纤通道送到对站的光纤接口模块。
线路两端都是采用该模块作为光纤通信的接口，一侧经开入1发信，对侧将接收到远跳命令1。
电缆绝缘正常时，用开路电压为500V 的摇表测量的绝缘电阻值应不小于100MΩ.但是检修人员用摇表测试发现21W-725/H917电缆对地绝缘电阻值不稳定，有时为0.4MΩ，有时为无穷大。
说明该段电缆绝缘异常，现场使用备用芯“21W-725”替换了原“21W-725/H917”接线，投入1LP25压板后绝缘监测仪中负控母二绝缘异常恢复，低压直流II段母线电压也恢复正常。
为彻底查明故障原因，2月15日将北花甲线主二辅B保护与5022断路器保护退出，对屏间电缆回路以及线路保护远跳开入光耦的动作特性进行检查。
检查发现在5022断路器保护处，“21W-725/H917”电缆接地线焊接位置的内屏蔽层铜线嵌入“21W-725/H917”线芯内，造成“21W-725/H917”对地绝缘降低。
同时检查发现“21W-725/H917”线芯绝缘外皮以及相邻线芯绝缘外皮均有烫伤痕迹。
照片如图3所示。
由于内屏蔽层通过接地线直接接地，内屏蔽层铜线与线芯发生接触后，导致该线芯绝缘降低。
分析原因为施工方（广东火电工程总公司）施工质量不达标、施工工艺不满足规程要求，导致屏蔽层铜线在焊接过程中受热，破坏电缆芯绝缘层，经长期运行逐渐嵌入线芯，最终与线芯发生接触导致线芯绝缘降低。
该段电缆为2015年5月北花甲线线路保护改造时新铺设的电缆，型号为ZR-KVVP2-22(1)-7*2.5mm。
投产至今未满一年，北花甲线间隔保护原计划2016年3月开展保护首检。
2015年投产前开展验收工作时，对保护屏内新铺设电缆均开展了相关绝缘测试，绝缘检查结果均满足规程要求。
根据检查情况，现场将5022断路器保护与北花甲主二保护屏间的电缆编号为“21W-725”的整段电缆进行了更换。
更换后开展新电缆绝缘检查，检查结果正常。
检修人员还对远跳光耦开入进行了启动电压测试，试验目的是查证光耦开入的动作电压以及分析回路绝缘降低对该开入的影响。
经试验发现，当保护测试仪输出直流电压达到52V时（万用表实测该输电电压为51.7V），装置即能收到远跳开入一由“分”变位为“合”的开入信号。
为进行比对确认，现场对远跳开入一、远跳开入二均进行了试验。
试验结果表明远跳开入一、远跳开入二的光耦动作门槛电压均为52V左右，即开入电压仅为开入电源的47%，现场四方保护装置的远跳开入量启动电压未达到南方电网规程规定要求的55%。
由于远跳开入一光耦的动作门槛电压仅为51.7V，光耦元件两端由于承受大于动作门槛的压差而动作。
光耦元件的动作区间如图4标红处所示：五、结论及建议1、本次保护动作原因为花都站北花甲线主二集成辅B保护远跳开入一电缆绝缘异常，且保护装置光耦元件的动作电压不满足南网标准要求（应大于装置开入电源的55%），导致花都站主二集成辅B保护装置误收远跳开入，向北郊站的北花甲线主二集成辅B保护发送远跳命令[4]。
北郊站侧北花甲线主二集成辅B保护在收到花都站侧发出的远方跳闸命令后，由于满足低功率因数的就地判据条件，经延时保护动作出口跳开北花甲线开关。
2、今后在巡视时需加强对绝缘监测装置的检查。
花都站绝缘监察装置低电压告警值为38.5V，接地电阻告警值为10KΩ，未达到告警值时没有告警信号上送。
但是绝缘异常造成的低压直流母线电压偏移可能导致保护误动和拒动发生。
3、花都站北花甲线主二保护装置中报文时间与监控系统中信号时间不一致是由于北花甲线主二保护装置对时不准造成。
花都站花从甲、乙线，北花甲线等四方保护装置对时不准现象一直存在，需要联系厂家尽快解决该问题，防止发生跳闸时影响对事故判断和处理。
4、北花甲、乙线，曲花甲、乙线等保护改造后，站内无厂家和设计院的纸质图纸，电子图纸也不全，要尽快收集这些图纸，方便运行和检修人员查找。