电厂110kV线路跳闸事件分析报告
110kV主变跳闸情况分析
110kV主变跳闸情况分析110kV线路缺陷和安全隐患的出现对供电质量会产生很大影响，因此，要进行认真排查和整改，避免因线路故障导致主变事件发生。
文章对110kV主变跳闸情况产生的原因进行了分析，希望在以后的工作中防止此类故障发生。
标签：110kV主变跳闸；情况；原因分析1 事件概况2013年7月4日早，雷雨天气，响雷不断。
07时52分110千伏正村变电站正#1主变本体重瓦斯保护动作，主变三侧跳闸，所带正10千伏西母I段失压，09时05分，合上正10开关，恢复正10千伏西母供电。
正村变停电前负荷33606KW，停电后负荷26402KW，减少负荷7200KW，损失电量4000KWH。
事件发生后，当日市公司出具的正#1主变绝缘油色谱分析报告认为故障性质为“电弧放电兼过热”。
2 设备基本情况2.1 正#1主变基本情况正#1主变自97年投运以来，2011年4月曾大修过，未发现明显异常，试验合格。
2012年至今因10kV线路故障冲击而#1主变跳闸有4次（不含此次跳闸），2013年5月，绝缘油试验合格。
该主变近3年来，一直重载，110kV李村变投运后，系统方式优化，情况有所好转，但随着负荷增长，在今年7月1日载容比在正常运行方式下为84%。
故障前载容比为42%。
2.2 事件前后运行方式和二次保护投入情况事件前方式：正#1、#2主变运行，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行，正10千伏母线分列运行。
正#1主变保护定值处理后方式：正#2主变运行，正#1主变停运，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行、正10千伏母线并列运行。
2.3 避雷器配置和校验情况根据以上避雷器信息，避雷器配置符合站内各等级设备要求。
2011年4月，以上避雷器、全站主设备及接地网电阻测试均合格。
3 事件经过3.1 综自信号记录07时52分，值班人员看到变电站围墻外有雷电，同时发现正#1主变跳闸。
110kV线路保护误动跳闸事故的案例分析
许手合 加速标志 ；③保护启动 ；④距离保护 Ｉ 段 Ｉ Ｉ 动作 。分析这 ４ 个条件 ：
（）现 场查 看 定值 单 ，手合 加速 控 制字在 投入 １ 位 ，条件 ①满 足 。
（）定值单无流定值整定 ７２ ２ ．２ Ａ；检查保护装
确 保胶 带包缠 后 的粘合 密封质 量 。
２ 朱德恒 ，严
璋 ．高 电压绝缘 ［ ．北 京 ：清华大学出 Ｍ】
（）处理好绝缘表面。剥削外护套、绝缘屏蔽 ４
层 、半 导体 层 时要细 心 ，不得 伤及半 导 体层和 主 绝
版社 ，１９ ． ９ ２ ３ Ｌ Ｔ ２ 一１９ ．交 流 电气 装置的过 电压 保护和 绝缘 Ｄ ／ ６ Ｏ ９ ７
置时发现 ，当断路器实际在合闸位置时，保护装置
跳 、合 位 开入均 闭合 。对 回路进 行 了检查 ，发现 断 路器 控制 回路 中防跳 继 电器 采 用的是 断路器 本 体 防
手合加速保护误动所致。
３ 暴露出的问题
（ １ ）定值单管理制度执行不严 ， 现场管理松散。
（）装 置定 期巡 视 流于 形 式 ，未及 时 发现 开入 ２ 量 异常 现象 。
ｌ０ Ｖ线路保 护动作跳闸是 由于距离手合加速动 １ ｋ
作 而 引起 。
手 合加速 原理 框图 （ 图 １ 显示手合加速动 见 ）
作跳 闸有 ４ 条件 ：①手合 加速 控制 字投入 ；②允 个
报 “ 线路保护动作” ，线路断路器变位 ，保护装置 显示 “ 突变量启动” 手合加速动作跳闸” 故障 、“ 、“ 录波启动”告警 ，直流系统蜂呜告警 ，２ 号机组甩 负荷至空载，厂用 电消失 ，１０ｋ １ Ｖ线路 电压正常 。
针对110kV变电站跳闸的事故处理分析
针对110kV变电站跳闸的事故处理分析摘要：110kV变电站在运行过程中出现事故，其主变三侧开关发生跳闸，对跳闸时出自于调度自动化系统的信号，进行深入研究，通过对瞬间接地信号实施分析，能有效确定出现故障的部位。
除此之外，还相继介绍了该站35kV和10kV系统对失电负荷恢复送电的处理过程，这对与高效处理类似事故，有巨大的借鉴意义。
关键词：变电站；主变差动保护；跳闸；瞬间接地信号0引言变电站的主变出现跳闸事故，则会严重危及供电的稳定性，情况严重时，会进行对外限电。
切实保护变电站的变压器，调度规程有明确规定：变压器瓦斯或者是出现差动保护动作跳闸，必须将事故原因彻查出来，并将问题完全消除，这之后才能送电。
该文主要介绍了110kV 变电站出现的主变跳闸事故，对其事故原因和不同开关动作情况进行深入分析，并对事故处理流程进行了全面总结。
1事故描述及原因分析下图显示了该变电站的一次接线，共有三台三圈变压器，其电压等级共有三个，分别为110kV、35kV、10kV。
如图所示，110kV侧属于线变组接线方式；35kV侧的母线共有三段，分别为甲、乙、丙，分段开关连接了甲乙、乙丙两段母线；10kV侧则有四段母线，分别为甲、乙I、乙II、丙，分段开关连接了甲乙I、乙II丙两段母线，；#1主变、35kV甲母线及10kV甲母线并未接入电流。
图1次接线示意图某110kV变电站一在事故出现之前，这一变电站的运行方式是：110kv进线乙供#2主变及10kV乙I、乙II母线，110kV进线甲供#3主变、35kV乙/丙母线及10kV丙母线，35kV乙丙分段的开关是合环，#2主变35kV侧开关解环，10kV乙II丙分段的开关是解环，10kV的投入为分段备投。
因为容量有限，#2主变同时供三段母线，很容易导致负荷超标。
l0kV分段备投能实现联切，也就是说进行当备自投动作，将乙II丙分段开关闭合的时候，此时，将#2主变l0kV乙I侧的开关拉开，将l0kV甲乙I分段开关合上，调整通过#1主变为乙I母线供电。
110kV线路电压波动引起供电线路跳闸的原因分析
110kV线路电压波动引起供电线路跳闸的原因分析摘要：随着各领域的不断不断提高和进步，各界对电能的需求逐步增大，对供电质量的要求也越来越高。
电网企业紧跟发展步伐，在供电服务上不断推进城乡电网建设，以高效、高质的电能供应和良好服务。
10kV配电线路是连接主网与电力用户重要的一环，其可靠性、安全性运行，对电力用户持续的电力供应具有重要的意义。
电力工作者们，必须重视10kV配电线路运行和维护工作，通过降低线路跳闸率，提高电网企业服务水平。
关键词：110kV线路；电压波动；供电线路跳闸；原因引言在电力用户和变电站之间，10kV配电线路是传输电力的连接纽带，10kV配电线路运行状态对于供配电网的稳定性和安全性有直接影响。
目前，我国的城市化进程迅速，用于生活生产和发展经济的电力需求越来越大，用户对于供电的安全性和稳定性要求越来越高。
科学技术的日新月异，配电网运维技术在不断更新突破，将高新技术应用于配电线路的日常检修和维护，提高检修与维护工作的效率，节省人力物力，保障用户的用电稳定安全。
110kV配电系统的重要性当前的电力系统主要由用电系统、配电系统、输电系统、变电系统以及发电系统组成。
其中，作为用电户与电力系统直接连接的配电系统，是电力企业向用户分配电能的主要路径，也是决定为用电户提供电力能源是否可靠、安全以及持续的重要环节，即电力企业管理与运营是否良好，可以通过配电系统运行情况充分展现出来，这是用电户评价电力企业满意度时不可缺少的指标。
现阶段，配电系统运行是否可靠与10kV配电线路运行状况息息相关，相关人员应定时查找配电线路、配电设备中存在的问题，及时消除隐患，降低线路故障率，提升配电线路运行维护工作开展的有效性，为人们提供更加可靠、安全的电能，为电力企业的长足发展奠定坚实的基础。
210kV供电线路跳闸特征在实际工作中，通过对一段时期供电线路的跳闸现象进行分析和总结，发现因种种原因导致10kV供电线路跳闸的次数最多，也对供电线路运行的可靠性与安全性带来严重的损害。
110kV线路越级跳闸的原因分析及解决办法
110kV线路越级跳闸的原因分析及解决办法摘要：10kv电力线路时常出现的越级跳闸问题，对研究其原因与解决方法提出了新的要求。
本文首先以实际案例分析了电流互感器的配备既回路参数，然后探究了线路越级跳闸的多方面原因，最后结合实际与论述，提出了诸多方面的解决10kv线路越级跳闸的方法。
关键词：10kv线路；越级跳闸；原因分析；解决办法前言在电力线路的构造与运行中，10kv线路越级跳闸的现象时有发生。
10kv线路的越级跳闸不仅影响了电力线路供电的稳定性，而且还在很大程度上影响了社会生产与生活的正常运转。
通过研究线路越级跳闸的原因及方解决方法，能够更好地保证线路的稳定供电。
1 越级跳闸的原因1.1 线路因素引起10kV线路产生越级跳闸的直接原因是由于线路因素，而线路造成的故障问题又主要包含了以下几种：第一，由于自然灾害的爆发，从而导致线路出现故障，进而发生跳闸。
就目前而言，我国的10kV在架设线路之时通常使用高空架设，而且线路由于分布广、线路长、绝缘化程度低等各种原因，这就使得一旦天气发生变化，诸如雷电、大雨等。
10kV线路就非常容易受到损坏，如果遭到雷击则线路容易断裂、绝缘装置被破坏等。
这些现象都会造成最终发生越级跳闸事件。
在大风的天气里，强大的风力很容易折断附近树枝，或者吹断广告牌等。
一旦这些被风损坏的东西掉落线路，10kV线路易发生短路，进而导致越级跳闸。
第二，受到外力破坏。
所谓外力破坏，通常是指由于猫、蛇等无意间爬上配电变压器，又或者成群的鸟在线路之上同时起飞，从而引起了相间短路，以至于造成越级跳闸事件。
在架设线路之时，如果和树木之间保持的距离不符合安全要求，那么当发生一些极端天气而导致树木受损之时，树木将线路折断或者树木放电，这些都会导致线路故障而引起越级跳闸。
又或者由于车辆发生意外，电线杆被毁、线路折断；进行各种建设之时损坏线路、电缆；线路设备发生偷盗事件等。
以上种种都会引起线路发生各种故障，最终引起10kV的越级跳闸现象。
110kV线路电压波动引起供电线路跳闸的分析
110kV线路电压波动引起供电线路跳闸的分析发表时间：2020-01-16T13:17:47.383Z 来源：《基层建设》2019年第28期作者：赵义忠[导读] 摘要：对电力系统而言，110kV线路的供电可靠性是有保障的。
国网新疆电力有限公司塔城供电公司新疆塔城 834700摘要：对电力系统而言，110kV线路的供电可靠性是有保障的。
但是，也不排除在极个别情况下，线路上保护装置动作引起跳闸，比如下面提到的电压波动情况下引起110kV线路跳闸情况。
关键词：110kV线路；电压波动；供电线路；跳闸一、故障现象110kV变电站交流信号报警情况如图1所示。
2017年2月21日22：21，该变电站钟其1号线失电，所用变交流故障报警，直流屏1号交流失电。
这时，110kV线路重合闸成功。
22：41，钟其1号线又失电，所用变交流故障报警，直流屏1号交流失电，110kV线路重合闸成功。
22：51，钟其1号线再次失电，所用变交流故障报警，直流屏1号交流失电，110kV供电线路未再进行重合闸，致使该变电站室内无照明电。
变电站值班人员与供电公司当班调度取得联系，说明了该变电站钟其1号线失电、所用变交流故障报警的情况。
当班调度回复：钟其1号线失电的事故正在处理，等处理完毕后再恢复供电。
图1 变电站交流信号报警图二、原因分析1、电压闪变影响供电线路正常供电 110kV供电的架空线路大多数故障是电压闪变引起的供电瞬时中断。
电压闪变与当时的天气变化有关。
2月21日当天晚上下雨、刮大风，引起输电线路塔杆某处未被察觉到的故障点（如绝缘老化）短暂放电短路，或是输电线路的某段110kV高压线松弛，被风刮引起近距离短暂放电短路，电压暂降。
二次重合闸后，每次电压暂降的幅值都超过供电线路继电保护动作的整定值。
电压暂降持续时间与当天晚上统计的失电频次是相对应的。
施工单位夜间野蛮施工，也是造成110kV供电架空线路瞬时短路的原因之一。
近几年，因为施工单位野蛮施工影响供电线路正常供电的现象呈高发态势。
110kV输电线路跳闸原因及解决办法
110kV输电线路跳闸原因及解决办法摘要：社会不断发展，电力企业发展迅猛，为了保证供电质量，电力部门要不断加强对110kV输电线跳闸检修力度。
110kV输电线跳闸问题发生也是一项重大问题，它时刻困扰着电力企业。
所以电力部门要根据不同事故的发生并进行分析，通过分析后提出相对应的解决办法，才能使其输电网有效安全的运行。
鉴于此，文章首先分析了110kV输电线路跳闸的主要原因，然后提出了具体的管理措施，以供参考。
关键词：110kV输电线路；跳闸原因；解决办法1、110kV线路越级跳闸原因分析1.1自然灾害引发的路线故障跳闸110kV输电线通常采用架空方式进行铺设，因为架空线路分布较广、输电线较长、铺设线路地区多为空旷地带、无高层建筑物、输电线绝缘较低、避雷效果较差，一般在雷雨天气容易发生雷击、火灾等，直接导致输电线路跳闸，在一般大风天气下，强劲的风容易将路旁的一些树木、广告牌吹倒，这些树木、广告牌吹倒容易砸坏输电线，导致输电线短路，直接引起线路跳闸。
1.2外力破坏引发的路线故障跳闸一些外力破坏也会导致输电线跳闸，外力破坏引起输电线跳闸因素有：虫、鼠、蛇等一些爬行动物爬到电气配电设备上，或一群鸟在变电设备上同时起飞导致输电线之间短路，直接使输电线跳闸，由于树木和路面安全距离不足，在雷雨大风天气下，树木容易被折断，直接压在输电线上，引起输电线跳闸；一些车辆在行驶过程中，车辆直接撞到电线杆或电线杆直接被损坏引发的输电线跳闸；在一些房屋拆建过程中，由于违规进行操作，导致输电线、电缆遭到破坏，直接引发输电线跳闸，还有一些由于人为因素导致输电设备被盗，导致输电线跳闸。
1.3设备故障造成越级跳闸一般在配电设备出现故障有四点原因：（1）在输电设备施工前期，由于电线杆中杆塔基础不牢导致电线杆拉线容易被破坏，电线杆容易产生一定倾斜，直接造成线路故障；（2）在输电设备施工过程中，没有将一些引线、接头进行安全牢固，导致用电设备被损坏，造成线路出现很大问题；（3）在恶劣天气下，加上电气设备、保险、开关质量相对较差，一些内部元器件老化未及时修理，导致在恶劣天气下容易烧断、被雷击穿，使输电线路产生跳闸现象；（4）在线路安装的熔断器上面保护额定范围与实际情况不符，导致熔断器直接被损坏。
110kV某变电站2号主变跳闸处理分析
110kV某变电站2号主变跳闸处理分析(一)事故概况2017.09.05--19：19分，110kV某变电站2号主变三侧开关跳闸，监控没有收到任何保护动作信号、事故总信号。
(二)事故处理分析过程（1）观察2号主变各保护装置保护动作告警灯不亮，查看后台、2号主差动保护装置、高后备保护装置、中后备保护装置、低后备保护装置动作报文，报文如下图，只有保护启动信号，无保护动作信号。
图4（2）测量2号主变三侧开关各跳闸回路直流电压，负电-65V，正电+153V，同时查看后台、直流屏的告警信号，得出该站直流回路绝缘异常。
（3）采用拉路法查找绝缘下降支路，当拉开2号主变非电量开入电源空开时，直流电压恢复正常，检查相关二次回路，初步判断2号主变本体非电量相关回路存在绝缘下降，需对变压器非电量回路进行现场检查。
（4）将主变转检修状态，检查2号主变本体，发现有载重瓦斯继电器接线盒防雨罩顶盖脱落，接线盒内有积水，导致继电器出口接点短路，造成本次事故跳闸。
图5（5）对接线盒内积水进行处理，同时加固防雨罩。
处理完成后，进行绝缘试验，该回路绝缘恢复正常，推上该回路直流空开，直流电源恢复正常。
（6）短接有载重瓦斯接点，装置报非电量保护动作，同时开关正确传动。
由于事故时只有开关出口，未发任何保护动作信号。
根据二次回路图，分析得出事故时只启动了跳闸继电器2TJ1，未启动信号继电器2TJ2。
图6（7）使用继电保护测试仪在装置的1n7x12和1n7x10接入直流可调电源，结果电压达到135V时开关跳闸，无保护信号，电压达到160V时有载重瓦斯信号发出。
由此可判断当事故发生时，由于水电阻分压，该回路直流电压介于135V与160V之间，只启动了跳闸继电器2TJ1，未启动信号继电器2TJ2，所以2号主变三侧开关跳开时，保护装置没有保护动作信号，与分析结果一致。
此次事故表明了，非电量保护装置内部的信号继电器和跳闸继电器的启动电压配合不符合要求。
110kV变电站故障跳闸分析及预防措施
110kV变电站故障跳闸分析及预防措施一、跳闸前运行方式：中盐某公司110kV变电站110kV母线为单母线方式，110kV进线巴蒙线#1139开关、1#主变110kV侧#1001开关、2#主变#1002开关运行，主变容量均为10MVA。
1#主变通过#1主变10kV侧#101断路器带10kVI-A段，2#主变通过#2主变10kV侧#102断路器带10kVII-A段，#1#发电机在10kVI-A段运行、2#发电机在10kVII-A段运行，并且10kV分段#100处于合闸位置，1#主变、2#主变处于并列运行状态。
二、事故跳闸经过：4月18日08:44：24；178mS 后台机显示：“#2发动机开关跳闸；输煤乙侧破碎机开关跳闸，12641开关跳闸，1264开关跳闸。
三、调取保护动作报告及故障录波反映：调取了110kV变电站#2发动机动作报告、输煤乙侧破碎机开关保护动作报告，12641开关保护动作报告，1264开关保护动作报告,及110kV故障录波报告。
并调取了巴蒙线#1139、1主变、#2主变、1#发电机、2#发电机故障录波启动报告。
10kV#1发动机#104开关处于跳闸位置；10kV输煤乙侧破碎机开关处于跳闸位置。
12641开关处于跳闸位置，1264开关处于跳闸位置。
四、对保护动作报告及故障录波分析：定值核对无误,但针对110kV变电站#2发电机动作报告同时跳开104开关及输煤乙侧破碎机开关保护动作跳闸，12641开关保护动作动作跳闸，1264开关保护动作跳闸进行逐项分析；1.输煤乙侧破碎机保护装置负序过流保护动作。
08:22:40,311mS,UA=57.1V,UB=57.0V,UC=57.1V,U0=3.9V，U1=57.V,U2=0.33V。
IA=0.92A,IB=0.69A,IC=8.52A，3I0=0.0A,100/5A。
2.厂用2段电源出线12641保护装置；08:22:39,417mS,UA=68V,UB=80V,UC=0.14V,U0=37.79V,U1=46V,U2=9.79V,IA=3.1 8A,IB=1.0A,IC=77.55A。
110kV同塔双回线路两次同时雷击跳闸原因分析及防范措施
110kV同塔双回线路两次同时雷击跳闸原因分析及防范措施摘要：文章对110kV同塔双回路输电线路两次同时雷击跳闸及查线情况进行了介绍，通过对同塔双回路输电线路雷击跳闸原因深入分析，提出了此类故障的预防措施，对今后同塔多回路架设输电线路雷击跳闸分析及防范工作中有一定的借鉴作用。
关键词：同塔双回；故障；雷击；跳闸1线路跳闸情况及故障查找情况1.1 2015年06月10日，16：10 220kV某变电站110kV东某线175断路器、110kV某汤线176断路器距离Ⅰ段保护动作跳闸，重合成功。
故障巡视发现：110kV某汤线#97（与110kV东某线#86同杆架设），小号侧下台导线（C相），内串绝缘子横担起第一片有闪络痕迹，引流线有轻微放电痕迹，接地电阻测量：A：3.6Ω B：3.7ΩC：3.7Ω D：3.6Ω（钳形表），110kV某汤线#98（与110kV东某线#87同杆架设），小号侧下台导线（C相）外串横担起第一片绝缘子有雷击闪络痕迹。
接地电阻测量：A：4.2Ω B：4.6ΩC：4.5Ω D：4.3Ω（钳形表）；110kV东某线#87（与110kV某汤线#98同杆架设），小号侧上台线（B相）内串横担起第一片绝缘子有雷击闪络痕迹。
接地电阻测量：A：4.2Ω B：4.6ΩC：4.5Ω D：4.3Ω（钳形表）1.2 2015年06月22日19：46 220kV某变电站110kV东某线175断路器跳闸，重合闸动作成功。
220kV某变电站110kV某汤线176断路器跳闸，重合闸动作成功。
故障巡视发现：110kV某汤线#95小号侧中台导线（A相）内串横担起第一片绝缘子有雷击闪络痕迹；110kV某汤线#97小号侧中台线（B相）外串横担起第一片绝缘子有雷击闪络痕迹；110kV某汤线#98小号侧中台线（B相）外串横担起第一片绝缘子有雷击闪络痕迹；110kV某汤线#99（直线塔）下台线（B相）、中台线（C相）有雷击闪络痕迹。
一起110千伏双回线路跳闸事故分析
一起110千伏双回线路跳闸事故分析摘要：本文介绍一起由同一电源点双回供电的终端变电站的线路跳闸事故，一回线路故障，双回线路负荷侧开关同跳。
通过保护报文和保护配置情况分析，结合故障录波图和现场检查结果，层层递进地剖析跳闸的原因，找出由于保护极性接反，导致正常线路开关误跳。
通过此次故障分析，为今后分析处理类似故障提供了真实的参考依据。
关键词：线路保护保护极性重合闸一、前言220千伏甲站为110千伏乙站的唯一电源，通过两回线路1101线和1102线向其供电，无其他备用电源。
事故前，110千伏乙变运行方式为：1101线和1102线分别运行于乙变的西母和东母，乙110开关并列运行。
1101线和1102线对侧分别接于220千伏甲站的110千伏西母和东母，甲110开关并列运行。
二、保护配置11011开关装设许继WXH-811A/1/R1型继电保护装置，11021开关装设国电南自PSL621U型继电保护装置，均配备接地距离I段0秒、II段0.6秒、III段2.9秒，相间距离I段0秒、Ⅱ段0.6秒、Ⅲ段2.9秒，零序过流I段不投、Ⅱ段０.6秒、Ⅲ段2.9秒。
11012开关和11022开关均装设许继WXH-811A/1/R1型继电保护装置。
使用保护有接地距离I段0秒、II段0.3秒、III段2.4秒，相间距离I段0秒、Ⅱ段0.3秒、Ⅲ段2.4秒，零序过流I段不投、Ⅱ段０.3秒、Ⅲ段2.4秒。
重合闸均投入。
11011开关和11021开关的重合闸方式为检母线有压线路无压，11012开关和11022开关的重合闸方式为检同期。
三、事故情况1、3月11日多云转晴，风速小于3级，17:15 11021开关接地距离Ⅱ段、零序Ⅱ段动作跳闸，故障相别C相，测距11.5KM，重合不成功；11012开关、11022开关接地距离I段动作跳闸，故障相别C相，11012开关测距1.4KM，11022开关测距1.87KM ，重合闸均未动作。
（1101线和1102线部分同杆架设，同杆长度1.8KM，线路全长均约11.7KM）。
110kV变电站1#主变故障跳闸原因分析及对策
110kV变电站1#主变故障跳闸原因分析及对策摘要：通过对某变电站一起主变差动速断保护区外故障误动事故的分析,得出主变差动保护10kV电流互感器选型不当是差动保护误动的主要原因。
分析了电流互感器正确选型和设计对于主变差动保护选择性能的重要性。
在此基础上提出了防止主变差动保护区外故障误动的几点对策。
关键词：变压器差动保护 P级电流互感器 TA饱和1.引言差动保护因其快速动作性及良好的选择性被广泛应用于变压器保护中。
在区外故障时差动保护的选择性首先取决于电流互感器对短路电流的正确传变,在电流互感器的传变足够精确的基础上再辅以继电保护装置的优良特性才能保证动作的选择性。
若在差动保护的应用中忽视电流互感器型号及二次负载的正确选择,在区外故障出现较大短路电流时将可能出现因电流互感器传变误差大而产生较大的差动不平衡电流,导致差动保护误动。
本文针对某变电站一起主变差动速断保护区外故障误动事故,分析并论证了主变10kV侧差动保护用电流互感器的选型不当是事故发生的主要原因。
2.主变差动保护区外故障误动事故某110kV变电站采用内桥接线方式。
110kVA线与110kVB线互为明备用,正常运行时由A线对两台主变供电。
2台主变容量均为40MVA。
主变保护由差动保护、后备保护和本体保护组成。
主变差动保护包括差动速断保护元件和比率差动保护元件。
2018年6月11日7点35分,某110kV变电站内10kV#1站用变内部故障,引起10kV I段母线三相短路。
按10kV母线分段运行方式及保护设计原理,本应#1主变低后备保护动作,延时跳开主变各侧开关。
但现场#1主变差动速断保护动作,瞬时跳开主变高、低压侧开关切除故障,全站停电。
故障切除后110kVB线#141开关备自投成功动作,#2主变恢复运行。
该变电站此次故障为主变低压侧10kV I段母线三相短路。
根据保护的选择性,当发生区外故障情况时,主变差动速断保护不应动作。
3.主变差动速断保护误动原因分析故障发生后,工作人员检查了该变电站#1主变差动保护二次回路,并对电流互感器特性进行了试验,确认差动保护装置接线正确,电流互感器变比、极性正确。
一起110kV变电站主变差动保护跳闸的分析
一起110kV变电站主变差动保护跳闸的分析论述某110kV变电站1号主变由于主变低压侧避雷器故障引起主变差动保护动作的故障，并对故障进行了分析及对策探讨。
标签：主变；差动保护；避雷器；故障分析变压器是电力系统中最重要的设备之一，它的正常运行与否直接影响电力系统的安全稳定运行。
主变差动保护是变压器的主要保护手段；基本原理是反应被保护变压器各端流入和流出电流的差，在保护区内故障，差动回路中的电流值大于整定值，差动保护瞬时动作；而在保护区外故障，主变差动保护则不应动作，其主要反映变压器内部相间故障、高压侧单相接地短路及匝间层间短路故障，其保护范围亦涵括变压器各侧电流互感器之间的一次电气部分。
本案例发生在某110kV变电站，雷雨天气时，由于主变低压侧避雷器故障，产生的不平衡电流使主变差动动作。
1 故障前110kV变电站系统运行方式某110kV变电站正常运行情况下：有110kV、35kV、10kV三个电压等级，事故当天，运行方式为：该变电站110kV 152开关热备用，110kV 153开关运行，通过110kV分段112开关110kVⅠ段、Ⅱ段母线并列运行。
1、2号主变并列运行。
35kV、10kVⅠ段、Ⅱ段母线并列运行。
2 事件经过×年×月×时58分，该站主控室警铃喇叭响，控制屏“差动保护动作”光字牌亮，1号主变三侧断路器绿灯闪光，1号主变三侧负荷指示为零，保护装置显示：差流越限告警信息。
1号主变RCS-9671B差动保护装置动作信息：X年X月X日21：01分09MS，1号主变比率差动动作。
动作电流5.51Ie，相别为BC。
1号主变差动保护跳110kV101、35kV501、10kV901开关。
3 事故处理检查情况二次检修班负责人接到地调通知该站1号主变差动保护动作情况后立即出发到达现场。
经检查1号主变保护装置故障报文为BC相短路，比例差动动作，故障电流5.51倍Ie，动作时间X月X日21时01分。
一起110kV线路保护越级跳闸事故的分析
133, 134 开关保护TA 的极性接反，因此，责成
龙滩建设集团公司对 133, 134 开关带负荷测量电
塘英变 154 开关后， 强送车河变 105 开关成功， 车 龙线恢复运行。09:50，地调令合上龙滩变 133 开 关向 塘龙线空线路充电，开关手合阻抗加速出口 动
作跳闸， 充电不成功。随后通知维护人员对 110 kV
塘龙线进行事故巡线。15 :30， 维护人员发现，由于 连日 降雨， 塘龙线31号杆拉线被砸断反弹在导线上， 造成永久性故障。15:50, 塘龙线转为检修。 3 保护动作分析及事故原因调查、整改
3 . 1 各开关保护动作情况 (1) 此次事故的故障点在 110 kV 塘龙线上， 应 由龙滩变 133 开关保护动作跳闸切除故障，但其 未能动作，导致车河变 105 开关越级跳闸。经过检 查保护定值可知: 龙滩变 133 开关接地距离11段 定值为17.79 0 ( 可以保护线路全长)， 动作时限 为 0.3s; 车河变 105开关接地1 1段定值为38.35 。， 动作时限为 0.6 s， 定值配合没有问题。塘龙线全长 13.79 km，故 障点距离龙滩变 6. 181 km，在 133 开关接地距离 I 段的保护范围之内， 其保护应动而 未动， 属于拒动。 (2) 塘龙线发生接地故障时，故障点位于 134 开关的 反方向， 但保护装置接地距离II 段、 零序II 段保护出口 动作， 其行为是不应动而动， 属于误动。 (3) 塘龙线发生接地故障时， 塘英变的 1 号主 变接地，其接地点向故障点提供零序电流，因此， 154 开关接地距离II 段、零序 II 段保护出口 动作是
一起110kV线路雷击故障跳闸分析
一起110kV线路雷击故障跳闸分析摘要：本文分析了一起已安装避雷器的杆塔遭受雷击造成110kV线路故障跳闸的原因。
加装线路避雷器是输电线路防雷的重要技术手段，且实践证明避雷器能有效保护线路过电压，已加装避雷器杆塔一般不会发生雷击闪络。
通过对故障线路的雷电定位系统查询、故障现场勘察及避雷器试验，深入分析此次故障的原因，总结了线路跳闸的原因，并提出了应对方案。
关键词：输电线路；避雷器；故障跳闸；分析0 前言随着社会经济的发展，输电线路建设用地日益紧缺，输电线路大多建于山区，容易遭受雷击造成线路跳闸故障，线路防雷工作一直是线路运维单位的重中之重。
加装避雷器是线路防雷的重要技术措施，防雷效果显著。
本文通过详细分析一起典型的已安装避雷器杆塔遭受雷击造成110kV线路故障跳闸原因，并提出整改策略。
1 线路故障情况介绍2016年8月12日01时00分10秒，220kV青塘站110kV青横甲线1858开关Z(II)、O（II）保护动作跳闸，重合闸动作成功，C相故障，保护测距20.3kM，故障录波测距20.13kM；当时天气为雷雨大风天气。
通过测距数据知故障位置在110kV青横甲线N54-N57塔处。
经故障巡查，故障点位于该条线路N55塔处，现场发现N55塔C相绝缘子、均压环有明显放电痕迹，经排查其余线段没有发现异常，与故障定位基本吻合。
2 故障线路运行情况110kV青横甲线由220kV青塘变电站至110kV横河变电站，线路全长27.757公里，全线与110kV青横乙线共塔，共81基杆塔，于2011年06月建成投产，导线型号为LGJ-400/35，地线型号为左地线OPGW-24、右地线LGJ-70/40。
全线悬垂绝缘子为FXBW4-110/100合成绝缘子和耐张杆塔为U100BP/146H玻璃绝缘子。
3 故障原因分析3.1 雷电定位系统查询结果从雷电定位上系统查询，2016年8月12日01时00分10秒前后2分钟时间内，N53-N55塔线行周边1公里范围有雷电活动记录，最大雷电流幅值为-73.9kA。
110KV线路故障引起跳闸分析
110KV线路故障引起跳闸分析摘要：110kV输电线路是电网中重要的输电通道，用于长距离电力传输，但在运行中可能会出现各种因素导致的故障。
当线路故障发生时，为保护设备和系统的安全稳定，防止产生连锁事故，电网会启动保护机制，将相应的线路或设备从电网中隔离，进行检修维护，这就是所谓的"线路跳闸"或"保护动作"。
故障导致的线路跳闸对电网的供电可靠性和稳定性都会造成影响，需要及时排除故障、恢复线路和设备的正常运行。
关键词：110kv;线路故障；跳闸分析；措施110kV输电线路是电力系统中承担着重要任务的高压输电通道，但在使用过程中可能会受到各种外界因素的影响，导致发生故障，这些故障可能会引起线路跳闸，给电网的稳定运行带来风险和不确定性。
为了确保输电线路和电网的正常运行，防止或减少110kV线路跳闸造成的影响，对线路设备和防护措施进行加强和完善，并做好故障检修和维护工作就显得尤为重要。
在本次故障事件中，需要认真分析原因，总结经验教训，进一步提高对设备和电网的管理水平，确保电力供应的安全可靠。
一、110kv线路故障引起跳闸的原因（一）短路故障1.外部环境因素：例如暴风雪、冰雹、雷电等自然灾害或者三供电设施等其他因素导致树木倒伏、建筑物倒塌、道路塌陷，从而导致电线距离过短、接触到地面或其他物体，引起短路。
2.设备老化：可能是绝缘材料劣化、接头松动、缺乏某些保护措施、设备故障等造成设备老化和损坏，导致短路。
3.人为操作不当：可能是对设备维护保养不及时、排查隐患不充分、盲目开启或关闭某些装置、杂物或水进入设备等造成影响，从而导致操作不当引起短路。
4.工程施工质量问题：由于工程设计不合理、施工不规范、施工人员操作失误等原因，在施工过程中可能会挖断、刺穿或损坏线路，导致短路。
（二）过载故障1.负载过大：如果电力系统中的负荷过大，会导致输电线路上的电流过载，从而引起过载故障。
2.设备故障：变压器、断路器等高压设备在使用过程中，由于损耗、负荷变化、环境因素等原因，可能出现断电、短路等情况，导致电力系统过载。
关于对110kV风电场主变压器绕组温度高故障引起的保护跳闸事件分析及预防措施
关于对110kV风电场主变压器绕组温度高故障引起的保护跳闸事件分析及预防措施摘要：本文通过对某风电场110kV主变压器绕组温度高故障导致主变压器高、低压侧断路器跳闸、全场失电事件进行系统分析，为电厂及变电站设计、运维、设备生产厂家等单位人员提供了一定的经验教训，避免因设计及生产缺陷造成不必要的人身伤亡及设备损坏，从而增强设备运行的安全性与可靠性。
关键词：变压器；温控器；非电量；跳闸；预防；一、事件简称110kV某风电场#1主变高压侧131断路器跳闸事件二、事件概况2015年02月07日15时11分14秒，110kV某风电场综自后台报#1主变压器非电量保护绕绕组温度高报警，110kV巨海线131断路器跳闸，35kV #1主变进线柜301断路器跳闸，110kV某风电场全场失压，风力发电机组脱网，由站用电系统进行供电。
事件发生后，我们及时组织人员对保护装置、故障录波装置、#1主变压器及其它设备进行了巡视检查。
现地检查发现110kV #1GIS组合电器131断路器跳闸、35kV#1主变低压侧301断路器跳闸、 #1主变绕组温控器温度指示为132度，其它设备未发现异常。
三、现场检查分析及试验情况1、为进一步查明及分析故障原因，我们组织对#1主变压器跳闸前后的运行状态进行了详细的检查和分析，具体有以下几点：（1）跳闸时#1主变所带负荷为58.14MW，其中主变为SFZ11-120000型有载调压变压器，额定容量为120MVA，跳闸时主变本体温控器上层油温为32℃，绕组温度为132℃（见图1），综自后台监控15:00时显示油温为31.37℃，绕组温度为114℃，油温与绕温实际偏差超过80℃。
（2）检查110kV、35kV侧保护装置动作及告警情况，110kV线路保护装置保护启动、#1主变后备保护装置报低压侧复压动作、#1主变非电量04-MR04(绕组温度高)变位（由0变为1），其它升压站内保护装置均无告警及保护启动。
一起110kV线路保护异常跳闸的分析
一起110kV线路保护异常跳闸的分析【摘要】介绍了一起110kV输电线路故障后，保护动作异常情况。
并根据保护装置的原理和故障发生时的录波图，对这一线路两侧保护动作行为进行深入的综合分析，提出了改进措施，防止类似情况再次发生。
【关键词】零序Ⅰ段；保护动作；动作分析；措施引言2012年6月16日，梅州地区110kV三河-土岭的土三乙线发生B、C 接地故障，在乙线三河侧开关拒动后，并列运行的110kV土三甲线的土岭侧零序Ⅱ保护段先动作跳开关，而后甲线的三河侧零序I段也动作跳开关。
此异常情况发生后，我继保人员高度重视，对事故进行了原因查找及详细分析。
1、一次接线及两侧保护配置情况1.1 一次接线情况110kV三河-土岭两条线路双回线并列运行，一侧是土岭变电站，另一侧是三河变电站，一条线路是乙线，另一条线路是甲线。
其一次接线如下图所示：图1 一次接线图1.2 两侧保护配置情况110kV土三甲线、110kV土三乙线两侧均配置国电南瑞科技股份有限公司的NSR201R线路保护装置。
NSR201R主要保护配置：光纤电流差动保护、三段接地距离及相间距离保护、四段零序方向过流保护、双回路相继速动保护等2、事故概况2012年6月16日，110kV土三乙线靠近N处发生B、C相接地故障，乙线两侧的NSR201R装置差动保护均动作，跳开土岭侧M开关，三河侧N开关拒动未跳开，导致110kV土三甲线土岭侧L处零序Ⅱ段保护满足条件，先动作跳开土岭侧L开关，甲线三河侧P处零序Ⅰ段保护在土岭侧跳开过程中也动作跳开P开关。
3、保护动作情况分析可以看出，在乙线三河侧N开关拒动情况下，甲线土岭侧L开关零序Ⅱ段保护满足方向和电流大小条件，保护装置正确动作。
但是在开关切除过程中，为何甲线三河侧零序Ⅱ保护为何动作，将P开关跳开。
为此，我们围绕110kV土三甲线三河侧保护动作情况进行了详细调查和分析。
查看甲线三河侧NSR201R 保护装置动作报告，显示：17：02：57：268 零序保护Ⅰ段动作3I0=4.173A17：02：57：273 零序保护Ⅰ段返回17：03：00：827 重合闸出口动作17：03：01：128 重合闸出口返回该装置零序Ⅰ段整定的定值为1.79A。
一起110kV中心变电站主变三侧开关跳闸的故障剖析
起110kV 中心变电站主变三侧开关跳闸的故障剖析众所周知，变压器出现故障的情况一般比较少，但是事故发生之后，一定会对部分用户的供电情况造成影响，而且变压器作为变电站的主要设备，修复处理时间比较长，造成的经济损失很严重。
1. 故障案例分析某110kV 中心变1# 主变三侧开关跳闸，值班员检查发现1# 主变高压侧121开关过流口段I时限保护动作跳闸，动作电流Ia=7.18A , Ib=6.01A , Ic=2.31A 。
事故发生后，调度室当即下令转用2#主变，但由于2#主变在冷备用状态，因此，此次事故造成全站失压40 分钟。
同时，生产技术部当即组织试验检修班人员到现场对事故发生的原因进行检查和分析，引起主变后备保护动作的原因可能有以下几种：（1 ）变压器高压侧短路；（2）变压器中压侧短路；（3）变压器低压侧短路；（4）主变差动保护范围内发生故障，差动保护失灵；（5）后备保护误动；（6）中、低压线路故障，线路保护拒动，引起主变后备保护跳闸。
2. 主变基本情况及事故分析报告2.1. 主变基本情况110kV中心变电站基本情况：主变容量2X 63000kVA 4回110kV 线路，4回35kV线路，11回10kV线路。
肩负着整个城区的供电，一旦全站失压，将会造成全县大面积停电。
2.2 对事故进行检测试验结合生产技术部分析可能发生的原因，并根据《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004的要求对1#主变进行了试验，试验数据如下：对各侧开关进行升流试验：各侧开关保护均能可靠发出信号动作跳闸；对1#主变进行绝缘电阻、吸收比和介质损耗试验，1#主变试验数据如下表：经过对主变各侧绝缘电阻、吸收比和介质损耗进行检查及试验，通过对数据进行分析，排除事故原因估计中的第⑴至⑸项可能出现主变后备保护动作的影响。
2.3检查35kV线路经过对主变高压侧、中压测、低压侧的检查和试验，未发现造成主变后备保护动作的原因，因此需要进一步检查。
110kV临宝线故障跳闸分析
110kV临宝线故障跳闸分析一、事件基本情况（一）故障设备情况1、设备基本情况。
110kV临宝线起于220kV临安变，止于110kV宝泉变，线路管辖长度21.397km，共计67基杆塔。
2、线路改造情况。
110kV临宝线前身为110kV西铝Ⅰ回线（2003年投运，属云铝涌鑫铝业有限公司产权），目前倒塔的110kV临宝线#28塔为原110kV西铝l回线#14塔。
3、设备运维情况。
依据2021年及2022年设备运行方案，110kV临宝线为Ⅲ级管控设备，设备健康状况均为注意。
Ⅲ级管控线路巡视周期为1次/4月。
（二）事件地区气象情况2022年4月15日20时06分发布强对流黄色预警：预计未来12小时，全州13个县市将出现雷电活动，局地伴有大风、冰雹、短时强降水等强对流天气，请注意防范。
故障点风速分析：4月15日20～21时，分析点最近西北方向约11公里的建水城区最大风速达7级（取13.9m/s-17.1m/s），出现在20时42分。
由于故障点为郊外，附近没有建筑物阻挡。
因此，故障点的风力相对建水城区气象观测站监测的风力要大。
另外杆塔电线一般较气象站风杆高(气象观测站风杆高10米)，风速会比气象站监测到的大，初步估计为7～8级风（取13.9m/s-17.1m/s）。
故障点雷达图分析：从雷达上来分析，故障点附近有带状回波发展东移，中心强度达55～60dbz，强对流回波从西南向东北方向移动，带状云系中，不断有雷暴单体发展移动过故障地点，形成“列车效应”。
综上所述，从周边的建水城区、青龙等附近气象站监测实况、周边地理环境、并结合当时雷达监测资料进行分析研判，2022年4月15日20-21时，故障点附近一带出现了短时大雨、密集雷电活动和较大风力等强对流天气，且瞬时最大风力达到7级及以上大风，取13.9m/s-17.1m/s。
（三）塔形分析1、ZB18塔形110kV临宝线#28塔塔型为ZB18塔形，ZB18塔形为90年之前设计的塔形，塔形设计规范不清楚。
- 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)。
电厂110kV线路跳闸事件分析报告
1、事发前运行方式
（1）电厂＃10、11机运行，总出力162MW/48MVar。
（2）1110kV5M：挂＃10、＃11机，仙热I线1163、仙热II线1164，＃02高变。
（3）110kV6M：挂＃01高变（中性点接地），欢热I线1494、欢热II线1495运行。
（4）110kV7M：挂＃03高变（中性点接地），南热I线1161、南热II线1162)。
（5）母联开关1057、1067在热备用状态。
（6）＃1、＃2、＃3、＃4、＃7、＃9机处于备用状态；切机压板未投。
（7）＃01高厂变运行，向6.6kV1、2、3段供电；＃03高厂变运行，向6.6kV4、5段供电。
（8）6.6kV1段：＃7厂变、＃9厂变、X1循变运行。
（9）6.6kV2段：＃8厂变、X2循变运行，P2厂变备用。
（10）6.6kV3段：＃1、＃2厂变、Z2重油变运。
（11）6.6kV4段：＃3、＃4厂变运行。
（12）6.6kV5段：＃10、＃11厂变、Z1重油变、65XF运行。
（13）11.5kV：＃5厂变运行、＃02高备变运行，全厂6.6kV厂用电备用电源快切装置已投入。
2、事件经过
（1）故障第一阶段：
1）7月15日00:30时左右，开始电闪雷鸣。
2）0:42时（DCS时间），DCS显示1161、1164跳闸，发“南热I线异常”、“仙热II线保护跳闸”、“110KV 母线低电压动作”、“11.5kV564PT回路断线”报警。
仙热I线1163负荷由之前的79MW/21MVar/116kV/404A 上升为162MW/55MVar/119kV
/827A。
南热II线1162负荷由之前的1.5MW/115kV/14A上升为3.57MW/115kV/21A，欢热线运行正常。
3）0:44时，二控值班员报告南热I线1161、仙热II线1164开关跳闸，检查二控保护装置及电气屏有以下信息：
（注：查保护装置时间，南热I线1161保护装置时间比仙热II线1164装置时间快70秒，判断仙热II线与南热I线开关同时跳闸。
）
①南热I线开关1161跳闸，绿灯闪，光字牌“保护动作”，“打压超时”灯亮。
检查南热I线1161保护装置“跳闸”，“跳位”灯亮，“重合闸”不亮；查动作打印报告为纵联距离、纵联零序方向保护动作，距离1段动作，动作时间00:40:26；故障测距2.8km，故障相别BC相，故障相电流8.04A，故障零序电流5.82A。
②仙热II线开关1164跳闸，绿灯闪，线路负荷降为0，光字牌“保护装置异常”，“保护跳闸”灯亮。
仙热II线1164保护装置“跳闸”，“跳位”灯亮，“重合闸”不亮；查动作打印报告为距离1段、零序过流1段、纵联距离、纵联零序方向保护动作，动作时间00:41:36，故障测距1.3km，故障相别BC相，故障相电流26.57A，故障零。
18.29A序电流．
③检查南热I线，仙热II线线路侧电压分别为115kV、116kV。
④同时四控报告：＃10炉除氧循环泵、低压循环泵联锁切换，＃11机EH油再生泵停运。
4）00:48时，汇报调度，调度答复：南热I线纵联零序方向、纵联距离保护动作，故障相别BC相，测距6.2km；仙热II线纵联距离、纵联零序方向保护动作，故障相别BC相，测距7.6km；以上两条线路变电站侧开关均已重合成功。
5）00:50时，令二控值班员就地检查仙热II线1164出线间隔，没有发现异常。
（2）故障第二阶段：
1）00:53时（DCS时间），突然一声响雷，三控照明一闪，DCS显示欢热一、二线1494、1495开关跳闸，DCS发“1494保护动作”、“1495保护动作”、“110kV母线低电压”报警。
6.6kV1、2、3段快切装置动作，快切成功。
2）0:55时，二控值班员报告：欢热I线1494出线、二线1495出线跳闸，检查二控电气屏有以下信息：
①欢热I、II线出线开关红灯熄灭、绿灯闪，110kV6段母线电压为零，系统频率表无显示。
欢热I线光字牌“保护动作”，欢热II线光字牌“保护动作”灯亮。
欢热I、II线线路侧电压115kV（之前两条线出力均为
0MW/115kV）。
②检查欢热I线1494保护装置有以下信息：“跳闸”，“跳位”灯亮，“重合闸”不亮；查动作打印报告为：电流差动保护，距离1段动作，故障测距3.9km，故障相别AC相，故障相电流值6.78A，故障零序电流5.05A，故障差动电流27.54A。
③检查欢热II线1495保护装置有以下信息：“跳闸”，“跳位”灯亮，“重合闸”不亮；查动作打印报告为：电流差动保护，故障测距3.5km，故障相别AC相，故障相电流值6.22A，故障零序电流4.5A，故障差动电流。
43.39A．
④同时，检查发现：＃2、＃9、＃7机盘车退出；＃1机直流滑油泵启动；两台空压机停运。
该4台机组随
即投入连续盘车，空压机已重新启动。
重油车间4Z21开关跳闸，4ZAB联锁合闸。
3）00:57时，通知检修电气分部派人进厂协助处理故障。
4）00:58时，汇报调度，调度答复：欢热I线电流差动保护，距离1段动作保护动作，故障相别AC相，测距1.6km；欢热II线电流差动保护，距离1段动作保护动作，故障相别AC相，测距1.6km；以上两条线路变电站侧开关均已重合成功。
5）01:02时，令复归仙热II线1164保护装置，申请调度同意同期合上仙热II线开关1164，检查1164运行正常。
操作完毕汇报调度。
6）01:20时，令现场检查二控南热I线1161出线间隔，没有异常发现。
7）01:30时，令复归南热I线1161保护装置，但“打压超时”报警无法复归，就地断开1161液压油泵电机电源，再送上，光字牌“打压超时”灯灭。
8）01:40时，申请调度同意同期合上南热1线开关1161，检查1161运行正常。
操作完毕汇报调度。
9）01:45时，电气检修人员到场。
10）01:50时，就地检查欢热I、II线出线间隔和＃01高压厂变，未见异常。
11）02:00时，雨势减小，令就地检查各台主变和＃02、＃03高压厂变，未见异常。
12）02:04时，令复归欢热I、II线保护装置，申请调度同意，合上欢热I线开关1494，查110kV6段母线电压恢复，系统频率显示正常。
．
13）02:07时，申请调度同意，同期合上欢热II线开关1495，检查1495运行正常。
14）以上情况已经发送生产短信，并汇报总工。
15）02:10时，当班值长向电气检修人员达调度通知：第二日派人对仙热II线、南热I线及欢热I、II线进行巡线，并将结果尽快汇报给供电局。
16）02:16时，将6kV1、2、3段快切回＃01高变供电，恢复厂用电正常运行
方式。
17）05:20时，将重油MCC恢复正常运行方式。
3、原因分析
（1）根据保护装置动作报告，此次四条线路故障致使开关跳闸均为线路遭到雷击造成。
其中南热Ⅰ线、仙热Ⅱ线雷击瞬间造成BC相短路，短路点距电厂2公里左右；欢热Ⅰ、Ⅱ线雷击瞬间造成AC相短路，短路
点距电厂3.7公里左右。
经检查，线路各保护装置动作情况均正常。
（2）南热Ⅰ线、仙热Ⅱ线重合闸按定值要求投在“多相故障闭锁”方式，所以故障后电厂重合闸被闭锁，未能自动重合。
（3）欢热Ⅰ、Ⅱ线重合闸因投在“检同期”方式，当欢热Ⅰ、Ⅱ线故障跳闸后，电厂110kV6母失压，检同期条件不满足，所以故障后重合闸被闭锁，未能自动重合。
4、防范措施
（1）电气分部督促维保单位（深宝公司）加强线路的日常维护和巡检工作，保证电厂出线线路的安全可靠运行。
（2）与供电局沟通，是否可改变南热Ⅰ、Ⅱ线、仙热Ⅰ、Ⅱ线的“多相故障闭锁”重合闸方式。
责任人：李月琴、刘如意；完成时间：8月30日。
（3）电气分部安排维保单位（深宝公司）对电厂6条110kV出线的铁塔接地电阻进行一次复测。
责任部门：电气分部；责任人：唐锦凡；完成时间：8月30日。
（4）针对近期几起雷击造成线路跳闸事件，要求电气分部提交在110kV线路中部增加避雷器的可行性分析及方案。
责任部门：电气分部；责任人：唐锦凡；完成时间：8月30日。
（5）本次事故中1161、1162、1163、1164各线路保护的时钟不能同步，相差70秒，要求运行部值班员每月1日8:00时对二控线路微机保护时钟进行校正一次（以前曾下文做出此项规定，在此重申一次）。
责任部门：运行部；责任人：二控每月1日白班运行值班员。
（6）1161开关跳闸之后电机一直打压，出现“打压超时”报警。
要求电气分部对该系统进行检查。
责任部门：电气分部；责任人：朱明华；完成时间：8月30日。
（7）由于电厂110kV线路命名编号的改变，但DCS中关于110kV系统得许多标签仍未更新，还在使用较早以前的编号。
要求运行部对上述文本进行梳理，整理出与现场不相符的文本，提交热控部进行修改。
．
责任部门：运行部负责整理需修改的文本，热控部负责在DCS上进行修改；责任人：张超、黄云；完成时间：8月30日。