电厂kV线路跳闸事件分析报告
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。
一些施工单位为了赶进度，无视安全生产，应引起相关部门的高度重视。
2、暂态过电压影响供电线路正常供电暂态过电压是供电系统内部供电故障的突发性现象。
具体表现形式有两种：一种为供电线路遭到雷击引起的线路过电压，又称雷击过电压；一种为供电设备因人为操作引起的过电压，又称操作过电压。
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 。
一条220kV线路开关保护多次跳闸故障点查找及原因分析
0.11
RCS-90（4021）
0.17
0.08
0.18
0.11
RCS-915(4031)
0.18
0.08
0.17
0.11
BP-2B(4041)
0.18
0.08
0.17
0.11
录波屏（4051）
0.18
0.08
0.17
0.11
测控装置（4061）
0.17
0.08
0.18
0.11
电度表（4071）
0.27
一、××220KV开关保护第一次跳闸：
1）、××线开关保护跳闸时相关装置报告及信号情况：
××220KV开关2号保护屏RCS-902于5月4日17：27：54：491保护装置启动，在44762ms时零序过流Ⅲ段动作出口跳闸，故障测距结果：14.4km，故障相别：B相，故障相电流：0.18A，故障零序电流：0.09A。该220KV开关1号保护屏RCS-931未动作，RCS-931屏跳闸报告显示零序电流升高、银山录波装置报告显示零序电流为0.09A，后台监控报母差屏RCS-915装置报警动作、BP-2B装置的CT告警及CT断线动作。
三：驻站监视保护装置运行查出故障原因：
2010年5月13日09：07 ××220KV线路后台监控机报保护零序长期启动，继保人员监测到该线路的电流突变情况。
光伏项目220kV线路首次送电跳闸事故分析报告
某光伏电站220kV线路首次送电对侧站跳闸事故分析报告一、事故背景本次事故涉及的220kV线路是某城市某县的首个新能源项目送出线路工程，承担着重要的输电任务。
该线路采用国内先进的技术和设备，设计寿命在30年以上。
其在整个供电系统中的地位至关重要。
二、首次送电过程在完成线路安装和初步检查后，首次送电按照既定的操作流程进行。
首先进行线路的冷态检查，确保无异常；随后进行开关柜的初始状态设定，并进行一次设备预充电。
在确认一切正常后，线路开始逐步升压，最终达到正常运行电压。
三、事故发生过程在升压至正常运行电压的过程中，突然发生了接地跳闸。
跳闸发生的时间为首次送电后的第1分钟。
故障发生时，上级供电单位操作员迅速反应，立即切断了电源，避免了事故的进一步扩大。
四、故障原因分析经过仔细检查和深入分析，事故的主要原因如下：设备质量问题：绝缘子在出厂时存在微小缺陷，或在运输过程中受到损坏，这些在初期检查中未能被发现。
施工工艺问题：在线路安装过程中，部分跨接线线的连接长度可能不符合规范，与塔身安全距离不够，导致在高压下发生接触放电。
运行维护不足：对于新装设备的运行维护策略尚未完善，缺乏定期检查和预防性维护。
五、影响评估与应对措施此次事故对整个上级供电单位及本项目产生了一定的不良影响，导致项目倒送电失败，首次并网节点目标为实现。
为了尽快恢复输电，我们采取了以下措施：故障隔离：迅速确定故障区域，并将其从主线路中隔离。
设备抢修：组织专业团队对故障设备进行更换和维修。
加强监控：增设备用设备和人员，对线路进行24小时监控。
六、整改方案与改进建议为防止类似事故再次发生，提出以下整改方案与建议：设备检查与更新：对所有设备进行全面检查，对存在缺陷的设备进行维修或更换。
优化施工工艺：对新装线路的施工过程进行严格把关，确保每个环节都符合标准。
加强运行维护：建立完善的运行维护制度，定期对线路进行检查和维护。
培训与演练：对运维人员进行定期培训和演练，提高其应对突发情况的能力。
220 kV芙蓉变#3主变“8.30”跳闸事故分析报告
220 kV芙蓉变#3主变“8.30”跳闸事故分析报告摘要：通过对主变事故经过及事故现场的查勘，分析原因，制定预防事故发生的措施。
关键词：事故分析；防范措施1 事故经过2009年8月30日01∶20∶38，长沙电业局220 kV芙蓉变发“10 kV VI段线路接地故障信号”01∶20∶42，芙蓉变#3主要三侧断路器跳闸。
光子牌显示“差动保护动作”、“保护装置告警”。
01∶25地调试送分段300成功。
事故损失负荷2 000 MV A。
2 事故查勘及处理运行和检修人员接到事故通知后，及时赶赴现场进行了事故查勘和恢复工作。
2.1 一次设备检查情况（1）10 kV A、B、C三相分裂电抗器平行布置于电抗器室内，靠近主变一侧接3303刀闸，另一侧接350、360断路器，电抗器室外侧为350侧，内侧为360侧；#3主变10 kV限流电抗器室靠断路器侧的B、C相10 kV母排及母排瓷瓶、墙面上有明显的放电痕迹。
（2）10 kV母排瓷瓶及地面积灰较重（主变站在主要马路旁）地面未见小动物尸体及其他异物。
（3）主变三侧断路器均在分闸位置。
（4）主变及三侧其他设备未发现异常。
（5）绝缘子全通道沿面闪络。
2.2 继电保护装置动作及检查情况（1）#3主变保护装置（双重化共两套主保护，一套是CE公司T60型，另一套是南瑞继保RCS978E型）均“差动保护动作”信号灯亮。
（2）#3主变10 kV侧10台（套）开关柜保护侧控装置中，有5套装置发“接地”故障告警信号。
（3）通过对#3主变保护装置故障录波图分析，发现：①主变低压侧分支350、360开关均基本无故障电流，初步判断故障点不在10 kV出线侧。
②主变中压侧A、B相故障电流相位一致，大小基本相同，C相故障电流相位为A、B相故障电流的2倍，且与A、B相相位相反。
初步判断#3主变低压侧发生两相相间短路故障。
A、B、C三相差流分别为1.11 Ie、1.10 Ie、2.21 Ie，已达到差动保护动作定值。
220kV线路C相接地故障保护动作跳闸分析报告
220kV线路C相接地故障保护动作跳闸分析报告一. 故障简述某220kV线路发生C相接地故障，线路保护IWJ，IIWJ快速动作，跳开C相开关后，重合闸动作，重合于二次故障，保护加速三相跳闸。
其中IWJ保护配置是国电南自PSL603GC光纤线路保护，IIWJ保护配置是北京四方CSC103D光纤线路保护。
二. 保护装置及录波器动作情况综自人员到达现场后，从保护装置和故障录波器中调取报告并打印，下表是220kV线路保护IWJ，IIWJ保护动作报告及故障测距（线路全长45.6km）：故障发生后，线路保护IWJ PSL603GC接地距离Ｉ段18ms出口，888ms重合闸重合于二次故障，978ms差动保护永跳出口，在987ms收对侧远传开入信号。
同时，线路保护IIWJ保护CSC103D分相差动14ms出口，893ms重合闸重合于故障，1001ms阻抗II段加速出口。
下图是故障录波器所录本间隔波形图的截屏图。
从录波器的波形图可以看出，无论是第一次故障，还是第二次故障，交流采样波形具有以下3个特点：（1）故障时C相电流突然增大，且无衰减现象，可以排除C相振荡的可能。
（2）故障时存在零序电流，且波形与C相一致，说明A，B两相无故障电流（3）故障时C相电压突然减小，且无衰减现象。
由此，根据电力系统故障计算理论，可以断定两次故障均为单相接地故障，特殊相为C相。
第一次故障时，PSL603GC接地阻抗I段测距阻抗为0.079+j0.206Ω, CSC103D光纤差动保护计算差动电流ID=70.50A，制动电流为IB=38.00A，下图为PSL603GC接地阻抗I段和CSC103D差动保护动作特性图，图中红色曲线圈住部分为动作区，红点为动作点，从动作特性图上可以看到，动作点均在动作区内，保护正确动作，且阻抗保护特性图显示动作点距原点很近，证明故障点距保护安装点很近，与故障测距结果相符。
随后，两套保护重合闸均在89ms启动， PSL603GC在888 ms重合闸出口，延时799ms；CSC103D为893 ms，延时805ms；定值单上两套保护单相重合闸长延时和短延时均为0.8s，实际延时符合定值设置，正确动作。
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。
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变电站220kV母联开关跳闸事件分析
一起500kV变电站220kV母联开关跳闸事件分析摘要：某500kV变电站发生一起220kV母联开关跳闸事件，本文通过保护动作记录、二次回路接线情况、现场作业等方面的排查，对本次220kV母联开关跳闸原因进行了详细的分析，并提出防范和整改措施。
关键词：断路器；跳闸；二次回路；接地引言某年12月22日，某500kV变电站正在进行扩建220kV某线的施工。
当日11时28分，该站220kV母联2012开关跳闸。
跳闸发生后，扩建工程施工人员马上停工，相关专业人员进行事件原因检查分析。
1.事件情况简述在220kV母联2012开关跳闸前，施工队正在对220kV某线间隔设备接入交流、直流电源，并在接入交、直流电源后进行开关的分合闸试验。
11时28分，该站220kV母联2012开关跳闸。
现场检查开关一次设备状态正常，检查开关保护、母差保护、主变保护等未见保护动作信号。
2.保护及二次回路检查情况专业人员现场检查发现，220kV母联2012开关保护装置无动作信号，面板灯仅运行灯亮；220kV母联2012开关操作箱第一组出口三相跳闸灯全亮，而第二组出口三相跳闸灯等均不亮。
此外，母差保护、失灵保护、主变保护等均无保护动作信息及其它异常信号。
检查母联2012开关一次设备无异常情况。
检查监控后台信号，开关保护、母差保护、主变保护均无动作信息及异常信号，#1直流系统发出故障告警信号。
检查母联2012开关动作录波图，开关跳闸前，开关电压、电流波形正常，无相关故障分量，位置正常。
开关跳闸时，仅有开关位置和开关第一组跳闸出口开入有变位，其它开入如保护动作无变位，判断为非保护动作跳闸。
图2 开关就地合闸闭锁回路图检查2G刀闸机构箱二次回路，X1：33端子接外部线BS01a，解开外部线检查外部接线正确，X1：33与交流电源A相直接导通。
解除X1：34外部接线再次测量，X1：33仍与交流电源A相直接导通，但X1：33与X1：34间不导通。
第三季度kV配网线路跳闸调研报告
第三季度k V配网线路跳闸调研报告Coca-cola standardization office【ZZ5AB-ZZSYT-ZZ2C-ZZ682T-ZZT18】XX电网10kV配网线路跳闸调研报告10kV配电线路是县级供电企业电力设施的重要组成部分，它们担负着向城乡供电的重要任务，由于长期处于露天情况下运行，又具有点多、线长、面广等特点，10kV线路和设备发生故障不但给供电企业造成经济损失、影响广大居民的正常生产和生活用电，而且在很大程度上也反映出我们的优质服务水平。
根据我公司配电网络的实际运行状况，对今年1-8月期间所发生的10kV配电运行事故进行分类统计分析，找出存在的薄弱点，积极探索防范措施，这对于提高配电网管理水平具有重要意义。
本调研报告只针对属公司资产或运维的线路，不含属用户资产的供电线路或小水电上网线路。
一、总体情况分析截止2015年8月底，属公司运维10kV公用配电线路共计64条， 10kV配电线路累计故障跳闸停电146条次（不含重合闸成功次数,计划检修停电次数），平均故障停电次数为次/条；故障跳闸呈以下特点：（一）从故障性质上分：主要有单相接地和相间短路。
1-8月公司配网共发生单相接地60条次，占全部故障的%；相间短路86条次，占全部故障的%。
（二）从设备产权性质上分：公司资产(运维线路)故障和用户资产故障。
1-8月公司资产(运维线路)范围内发生故障90条次，占全部故障的62%，其中单相接地故障35条次占%，相间短路55条次占%；用户资产发生故障56条次，占全部故障的38%，其中单相接地故障25条次占%，相间短路30条次占%。
（三）从主线、支线上分：1-8月公司配网主干线发生故障停电19条次，占全部故障的13%，其中单相接地故障9条次占6%，相间短路故障10条次占7%；支线发生故障126条次，占全部故障的87%，其中单相接地故障51条次占%，相间短路故障75条次占%。
（四）从故障因素上分：1、设备自身故障跳闸42条次，占全部故障的%；其中：导线故障条8条次，避雷器故障4条次，变压器故障5条次，断路器故障1条次，绝缘子故障4条次，电缆故障2条次，故障原因不明（没有查出明显故障点）18条次。
220kV线路保护跳闸事故的原因分析及解决对策
220kV线路保护跳闸事故的原因分析及解决对策摘要：针对一起220kV线路保护跳闸事故，在变电站现场检查与故障波形、数据分析的基础上，指出“单相故障情况下，相间元件动作”为本次线路出现故障的主要原因，据此提出了“让相间元件不动作”和“修改闭锁逻辑”两种故障解决方式。
结果表明，这两种方式在220kV线路保护跳闸事故处理中的作用突出，对于保障高压电网的安全稳定运行具有重要意义。
关键词：220kV；线路保护；跳闸事故；相间原件；闭锁逻辑１事件简述２０１９年１０月１２日６时５４分３３秒，当日天气晴，气温９～１３℃，云南２２０ｋＶ马老线发生区外扰动，主一ＰＣＳ－９３１Ｎ２保护纵联差动保护动作跳Ｂ相并重合成功，主二ＰＣＳ－９３１Ｎ２Ｚ保护重合闸动作。
详细保护动作行为见表１。
线路两侧的保护装置动作行为基本相同，本文重点分析老山变保护装置动作行为。
２事件分析２．１动作原因扰动期间，主一保护装置的波形如图１所示，主二保护装置的波形与其相同。
主一保护装置采集到的对侧电流如图２所示，主二保护装置采集到的对侧电流与其相同，表现出区外故障特征。
对比扰动期间主一、主二波形发现，扰动呈现区外故障特征，主一、主二保护装置采样回路和接收的对侧电流都正常，所以可以大致判断主一、主二保护采样回路和纵联通道也都正常。
主一保护装置计算差流出现异常，装置差流录波如图３所示，其中，Ｂ相差流为０．２６８Ａ，大于差动动作电流定值０．２５Ａ，使得纵联差动保护动作跳Ｂ相。
主二保护装置计算差流正确，装置差流录波如图４所示，三相差流皆小于０．０１Ａ，保护未动作。
开关跳开之后，两套保护装置重合闸均正确动作，重合成功。
总的来说，这次事故原因是主一保护装置计算差流异常，并最终使得区外扰动时纵联差动保护动作。
２．２主一线路保护差流异常原因ＰＣＳ－９３１Ｎ２的保护装置差动保护相关处理流程（如图５所示）：模块１负责进行本侧电气量采集工作；模块２负责对模块１采集的本侧电气量进行滤波；模块３负责把模块２滤波后的电气量发送给对侧保护装置；模块４负责接收对侧保护装置发送来的电气量；模块５参考模块２处理后的本侧电气量启动判别和后备保护运算，并结合模块４接收的对侧电气量，开展差动保护运算。
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。
一起35kV线路雷击跳闸事故分析
装 置 显 示 过 流 加 速 段 动 作 。 说 明 线 路 有 短 路 故 障 ，于 没 有 认 真 巡 视 检 查 。 另 外 ，通 过 对 进 线 侧 避 雷 器 接 地
是 次 日对 全 线 路 登 杆 检 查 ，仍 然 未 发 现 问 题 。
电 阻 的 测 试 ，发 现 绝 缘 电 阻 为 ３６ Ｑ ，说 明 线 路 接 地 电
Hale Waihona Puke 冰 雪 灾 害 严 重 的 区 域 ，在 对 配 网
２０１８年 初 ，一 场 特 大 冰 雪 突 袭 湖 北 省 巴 东 县 ，大 线 路 进 行 改 造 时 ，对 配 网 拉 线 安 装 更 是 采 取 了 “多 此 一
量 树 木 被 冰 雪 压 断 砸 断 导 线 ，造 成 配 网 线 路 设 备 断 线 举 ”的 做 法 ：① 转 角 杆 、终 端 杆 ，一 杆 多 拉 ，且 各 拉 线 禁
鞠 ■ 黼
对 在 冰 雪 季 因 结 冰 易 断 的 树 木 ， 在 通 道 范 围外 ，清 理 靠 近 线 路 侧
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（４４４３１８）国 网湖北 巴 东县供 电公 司绿 葱坡供 电所 胡万 明 马天 元 谭 爱华 线 侧 的 反 方 向 ，避 免 断 树 砸 线 。
雷三器 。 侧毫 三 ， ３５ ｋｖ进 线 侧 ４５４断 路 器 为 高 压 ＳＦ 断 路 器 。
（０４６４００）国网山西沁县供电公司 杨建伟 韩庆伟 边先锋 ’ 。 。 ’ 。 ’ … … … … … 的 避 雷 器 未 起 到 作 用 ，且 线 路 末 端 （３５ ｋＶ变 电 站 进 线
断 杆 ，大 面 积 用 电 客 户 被 迫 中 断 供 电 数 日 。 由 于 国 网 止 共 用 同 一 拉 棒 ；② 对 经 过 风 垭 、冰 雪 覆 盖 严 重 区域 的
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。
35kv太马线路跳闸事故调查报告
35kv太马线路跳闸事故调查报告事件时间，2022年5月15日。
事件地点，太马线路35kv变电站。
事件描述，2022年5月15日，太马线路35kv变电站发生跳闸事故，造成供电中断，影响了周边居民和企业的正常用电。
经过调查，发现事故原因可能是由于线路设备故障或操作失误导致的。
调查过程及结果：
1. 线路设备检查，我们对35kv太马线路的设备进行了全面检查，发现部分设备存在老化和损坏情况，可能是导致跳闸的原因之一。
2. 操作记录分析，我们对当天的操作记录进行了详细分析，发现操作人员在事故发生前进行了一系列的操作，可能存在操作失误导致了线路跳闸。
3. 环境因素考虑，在调查过程中，我们也考虑了当天的天气情
况和外部环境因素，但并未发现明显的影响线路跳闸的因素。
结论及改进措施：
根据调查结果，我们认为35kv太马线路跳闸事故可能是由于设备老化和操作失误导致的。
为了避免类似事故再次发生，我们将采取以下改进措施：
1. 对线路设备进行定期检查和维护，及时更换老化和损坏的设备，确保线路的安全稳定运行。
2. 加强操作人员的培训和管理，提高其操作技能和责任意识，避免操作失误导致事故发生。
3. 完善事故应急预案，提高应对突发事件的能力，减少事故对用户的影响。
以上为35kv太马线路跳闸事故的自查报告，我们将认真执行改进措施，确保线路的安全稳定运行，为用户提供可靠的供电服务。
kV第二三回集电线路跳闸初步分析及处理报告
k V第二三回集电线路跳闸初步分析及处理报告公司内部档案编码：[OPPTR-OPPT28-OPPTL98-OPPNN08]35kV第二、三回集电线路跳闸初步分析及处理报告一、事件描述2013年06月26日，第二、三回集电线路跳闸前，莱州风电场66台风机及箱变、四条架空集电线路、场内升压站、220kV送出线路光珍线正常运行，最大负荷万，天气大雨，风速约为12米/秒。
15时58分，第二、三回集电线路312、313开关跳闸，造成所属回线风机全部停机。
二、事件发生及处理经过15时58分，第二回集电线路312开关跳闸，过流I段保护动作，故障相别B；动作电流Imax=7.54A15时58分，第三回集电线路313开关跳闸，过流I段保护动作，故障相别C；动作电流Imax=7.52A现场处理情况如下：1、16时00分，开关跳闸后，运检人员立即汇报值长，并检查312、313开关保护动作情况，立即将312、313开关小车摇至试验位，并对第二回集电线路、第三回集电线路进行绝缘测量分别为15兆欧、10兆欧。
风场人员了解绝缘测量情况后讨论决定对312、313开关进行试送。
16时20分，第二回集电线路312开关试送成功。
16时25分，第三回集电线路313开关试送成功。
16时30分，马永明值长安排人员到第二回集电线路、第三回集电线路进行箱变、风机恢复送电，由于风机监控没有后台，现场人员就地将风机开启。
20时50分，在第三回集电线路进行箱变风机恢复送电过程中检查发现41号箱变高压侧保险C相保险爆炸，C相对地放电。
三、事件造成的设备损坏及损失电量：第二回集电线路从2013年06月26日15时58分至2013年06月26日16时20分，第二回集电线路所属风机投入运行，停运0 时22分，损失电量约为2万千瓦时。
第三回集电线路从2013年06月26日15时58分至2013年06月26日16时25分，第三回集电线路所属风机投入运行，停运00 时 27分，损失电量约为2万千瓦时。
220kV线路及主变压器跳闸分析
220kV线路及主变压器跳闸分析摘要：抚顺发电有限责任公司220kV内桥式线路系统，抚北2号线2202开关、内桥2212开关跳闸，导致抚北2号线跳闸，2号主变停运。
经过分析此次线路和主变跳闸事件查找原因，并进行处理，避免此类事件甚至事故发生。
关键词：220kV线路及主变压器；跳闸；分析；处理抚顺发电有限责任公司220KV系统是由1、2号主变，抚北1、2号线4个元件组成的内桥式220kV线路系统。
2011年06月03日，与电力系统并列运行的抚北2号线2202开关、内桥2212开关跳闸，抚北2号线跳闸，2号主变停运。
根据本次线路和主变跳闸的保护动作、校验情况及装置检查分析，查找原因，并有针对的进行处理，以避免此类不安全事件甚至事故发生。
1 线路跳闸前电站运行方式抚电公司的两台200MW机组均为机变线运行方式，当时1号机组运行，通过220kV抚北1号线与系统并列；2号机组停机中，2号主变通过抚北2号线与系统并列。
电气系统如下图：图中1号发电机1501开关，抚北1、2号线2201，2202开关，内桥2212，开关合位，2号发电机1502开关断位。
2事件经过及分析2.1事件经过6月3日05时10分，抚北2号线2202开关、内桥2212开关，2号主变、高工变、脱硫变跳闸，来“主变保护B套装置故障”，“主变差动II差流速断保护动作”信号。
现场检查2202、2212开关在开位，2号主变、高工变、脱硫变未见异常。
测2号主变绝缘，发现2号主变低压侧绝缘不良1.5mΩ。
2.2装置检查1）检查2号机发变组保护盘，保护B柜有焦糊味，且2号主变差动保护II 保护模块电源板的-15V电源指示灯熄灭，2号主变差动保护II模块上“运行、告警、启动”指示灯熄灭，确认电源板损坏。
更换保护电源板后，电源模块各电压指示灯均正常点亮，保护模块运行指示灯点亮，保护模块运行正常；2）查看线路故障录波器波形，6月3日05时08分，2202开关、2212开关跳开，在2202开关和2212开关跳闸前，1、2号主变高压侧A、B、C三相电压正常；1、2号主变高压侧A、B、C三相电流正常；电压电流均没有发生异常变化；3）查看2号机组DCS记录，在2202开关和2212开关跳闸±1小时时间段没有2号主变保护动作记录；4）查看2号机组发变组保护工控机保护动作记录，在2202开关和2212开关跳闸±1小时时间段没有发现2号主变保护动作记录。
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。
电厂kV埗陈线开关跳闸事件分析报告
电厂220k V埗陈线2850开关跳闸事件分析报告1、事件经过12008年6月9日;220kV埗陈线、＃9B高备变挂IM运行;220kV埗万线、＃1、＃2主变挂IIM运行;220kV母联开关2012合闸运行、两母线并列运行;＃1、＃2机运行于220kVIIM;＃3、＃4机正常备用..217:19:20时;主控室灯光闪烁两下;检查埗陈线2850开关跳开;埗陈线电压为0;埗陈线电流为0..317:20时;检查＃1、＃2机运行正常;机组没受影响；检查厂用电运行正常;厂用电没受影响..417:30时;检查埗陈线2850开关本体正常;埗陈线间隔SF6压力正常;间隔无异常..517:33时;检查DCS网控保护画面有“埗陈线重合闸动作”、“埗陈线保护出口跳闸”、“埗陈线保护起动失灵动作”、“埗万线保护起动失灵动作”报警;查DCS埗陈线C相电流在跳闸前由191A突然上升到355A;埗陈线2850开关跳闸后电流为0..617:45时;检查埗陈线光纤保护动作依次有“电流差动保护”、“重合闸动作”、“电流差动保护”、“距离加速”、“零序加速”;高频保护动作依次有“纵联距离动作”、“纵联距离方向”、“重合闸动作”、“距离加速”、“纵联距离动作”、“零序加速”..717:56时;中调告知;埗陈线对侧开关已强送成功;令同期合上220kV 埗陈线2850开关..818:01时;检查埗陈线电压正常;同期合上埗陈线2850开关;检查潮流分布正常;线路运行正常;＃1、＃2机运行正常..2、原因分析1埗陈线2850开关跳闸分析：埗陈线C相线路发生故障;C相电压突然降低;电流突然增大;A相、B 相电压;电流不变;埗陈线零序电压、零序电流增大;从而导致光纤电流差动保护动作、高频纵联距离、纵联零序保护动作跳开C相开关;C相开关跳开后;重合闸保护动作合上C相开关;但重合闸时故障仍然存在;后加速保护起动跳开埗陈线2850三相开关;重合闸不成功;埗陈线2850开关事故跳闸;保护动作正确合理..2埗陈线2850开关保护动作分析：在电网有效接地系统中线路正常运行或三相短路时均无零序电流;当发生单相接地故障后;就会有零序电流和零序电压出现..当埗陈线C相故障接地时;C相电压、电流的变化导致零序电压、零序电流的产生;所以埗陈线高频纵联零序保护动作正确..在埗陈线正常运行时;差动回路电流流过的电流为零实际上由于电流互感器的特性不可能完全一致等原因;在正常运行时;差动回路中仍有不平衡电流流过;但因不平衡电流很小;差动继电器不会动作..但当埗陈线单相接地时;在差动回路中由于电流方向的改变;导致差动继电器有电流流过;导致差动继电器动作..由上可见;光纤电流差动保护动作正确..高频保护测得故障距离为13.9km;光纤保护测得故障距离为8.1km;这都是因为距离的测量是根据一定的公式计算得到的;则阻抗继的数据只供参考;并不是绝对的..电器或整个距离测量回路任何一点微小的误差都可能影响到距离测量;所以测量得到的数据只供参考..3埗陈线跳闸就地巡线处得知;埗陈线C相有一处旁边有树木较高;并且较接近C相线路;由此可确认;因当时可能风吹或其它原因;使埗陈线C相电缆吹近树木而导致C相线路放电;产生接地故障;使埗陈线C 相故障跳闸;而从本厂高频保护及光纤保护动作结果来看;动作结果都是正确..3、防范措施1协调东莞供电局;加强电厂两线路的巡检工作;发现问题立即解决;以将事故消灭在盟牙状态..2加强网控及GIS设备定期维护工作;确保线路高频保护及光纤保护良好正常运行..3加强对线路的定期清扫工作;防止其他事故的发生..。
220kV线路跳闸事件分析
220kV线路跳闸事件分析摘要：随着我国社会主义市场经济的飞速发展，我国各行各业的发展水平都有了极大的提升，电力行业也不例外，但是随着电力的发展，也逐渐出现了一些问题，当前，配电线路所面临故障，主要是单相接地，恶劣天气会增加此类故障的发生几率，故障发生后，配电线路往往会出现相电压升高、相对电压降低的变化，对称线电压的存在，决定了此类故障不会给连续故障带来严重影响。
但是，如果有关人员没有及时解决此类故障，经过一段时间的运行后，配电网及变电设备便会受到严重影响，其中，作为供电终端的配网线路，对供电网络有决定作用，如何高效完成对大量配网线路进行检修的工作，始终困扰着有关人员，这便是单相接地无法得到彻底解决的原因。
本文主要对220kV线路跳闸事件进行分析，希望通过本文的分析研究给行业内人士以借鉴和启发。
关键词：220kV；线路；跳闸事件引言输电线路是电网的“主动脉”，其安全稳定运行至关重要。
因此电力公司要着眼于更好地履行“三大责任”,各单位综合施策,系统治理，努力实现线路少跳闸、少停运。
推动电力行业的稳步发展。
1故障过程简述某年3月19日7时59分，220kV甲变电站226线路故障，而本级断路器未能切除故障造成1号主变201开关跳闸，220kVⅡ段母线失电，失去其所带6条线路负荷。
同年11月7日9时49分，该站242线路发生故障，而本级断路器未能切除故障造成2号主变202开关及102开关跳闸，220kVⅢ、Ⅳ段母线失电，失去这条母线所带10条出线负荷。
2 220kV线路跳闸事件分析现阶段，多地均已对TT系统进行了引入，此系统所表现出特征十分突出，其一，中性点接地，其二，利用保护线，将导电性能良好的外露部分与接地极进行连接。
另外，此系统对电流保护的要求极高，除特殊情况外，此系统均应拥有被用来保护剩余电流的部分，若有故障发生，有关人员可借助电流保护器，对流经故障支路的电流进行检测，再以检测结果为依据，对跳闸信号进行发送，通过将故障线路完全切断的方式，为居民及其他人员提供保护。
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电厂k V线路跳闸事件
分析报告
集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
电厂110k V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，故障零序电流
18.29A。
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。