跳闸分析报告

跳闸分析报告（精选6篇）

篇1：跳闸分析报告

设备故障分析报告1、2#钢包车及2#挡火门不动分析报告。

故障经过：

2013年9月24日下午2:35，功率单元报过热故障原因分析：

1、检查环境温度未超过允许值。

2、检查单元柜风机正常工作。

3、检查进出风口通畅

4、检查柜门防尘罩更换

5、检查风机未过载运行

6、检查功率单元温度继电器是否正常。

以上是功率单元报过热故障原因，由于是风机已正常运行，无法继续查找原因，今后再出现类似故障要从这6方面入手仔细检查。2、2#炉转炉变频器跳闸分析报告：

跳闸经过：2013年8月17日下午15:00，2#炉转炉备用变频器跳UV1，五楼复位后正常。

转炉变频器跳UV1故障原因分析：UV1故障显示为主回路低电压。对策：

1、检查输入电源正常，无缺相现象。

2、检查输入电源接线端子无松动，电压变动不大。

3、可能是发生瞬时停电，造成瞬时停电的原因，转炉合闸接触器分闸，接触器分闸其原因可能的原因有三地急停，主回路空开合闸好，主接触器合闸好，转炉备用工作联锁点。为不影响炼钢生产，待有停炉时间仔细检查所有联锁点。以上是上周六两起跳闸事故的分析报告。

2013-8-19

关于xxx同志列入发展计划的培养考察报告

厂党委：

我车间xxx同志于xxxx年参加工作，学历xx，现任xxxxxxxxxxx。该同志自xxxx年xx月xx日向党组织书面提交入党申请书以来，思想上更加要求进步，积极向党组织靠拢，并以党员的标准来要求自己，注意团结职工，积极支持班组、车间工作；工作中积极肯干，乐于助人，不怕脏、不怕累，刻苦钻研技术，成为车间主要骨干；为提高个人技能，适应本岗位的要求，xxx同志努力学习相关技术技能，并报考了xx学习班。

经过车间支部几年来的培养、帮助，加之个人的努力，各方面进步比较明显。该同志思想稳定，目标正确，一直希望能加入党组织，通过发挥个人才能，为党工作。

支部经过召开党员、群众座谈会，广泛征求党内外群众意见，同意将xxx同志列为xxxx年三季度发展计划。

妥否，请批示。

仪电车间支部委员会

年月日

整个十八大政治报告，是一篇马克思主义中国化、时代化、大众化的经典文献，闪耀着中国共产党全党十年积极奋斗的光辉，将生动地指导今后八年“全面建成小康社会”的伟大新实践

篇2：跳闸分析报告

1.1 简介（电压等级、线路名称、线路变更情况、线路长度、杆塔数、海拔、地形、地质、建设日期、投运日期、资产单位、建设单位、设计单位、施工单位、运行单位）1.2设计气象条件 1.3 故障点基本参数 1.3.1杆、塔型。

1.3.2导、地线型号。

1.3.3 绝缘子（生产厂家、生产日期、绝缘子型式、外绝缘配置）。

1.3.4基础及接地。1.3.5线路相序。

1.3.6线路通道内外部环境描述。保护动作情况

保护动作描述、重合闸动作情况、保护测距情况、重合不成功强送电情况、抢修恢复时间。故障情况

3.1 根据保护测距计算的故障点 3.2 现场实际发现的故障情况 3.3 现场测试情况 故障原因分析 4.1近期运检情况

4.2 气象分析故障（当日天气情况)4.3 故障点地形、地貌

4.4 测试分析（雷电定位、接地电阻测量、绝缘子检测、绝缘子盐密和灰密（绝缘子污秽程度）、复合绝缘子憎水性、绝缘试验情况、在线监测等）

4.5设计校验（故障点基本参数、绝缘配置、防雷保护角、鸟刺加装、弧垂风偏校验）4.6现场走访情况（向故障点周边群众了解故障当时的天气、外部环境变化、异响、弧光等）

4.7其它故障排除情况（故障排除法）故障分析结论 暴露的问题 7 防范措施 7.1 已采取措施

7.2 拟采取措施(具体措施、措施落实责任人、措施落实时限)

附件一：现场故障现象（故障周边环境、故障点受损部件、引发故障的外部物件）图片 附件二：现场故障测试图片 附件三：现场故障处理图片

附件四：相关资质单位的试验鉴定报告 附件五：保护动作及故障录波参数 附件六：参加故障分析人员名单

篇3：变压器跳闸事故分析

某35kV变电所35kV及10kV系统均采用单母线分段接线方式, 2台主变分列运行。故障当日运行方式为35kV311线经I母带#1主变, 总负荷约为3 500kW;35kV 312线经II母带#2主变, 总负荷约为4 000kW。该35kV变电所#1 主变型号为SZ11-10000/35, 厂家为丹东欣泰电气股份有限公司, 出厂日期为2012年9月。

2 事故经过

2014年6月18日22时16分, 雷雨天气, 该35kV变电所#1主变差动保护动作跳闸, 造成10kV I母及其馈线全部失电。随后检查#1主变未发现异常情况, 并接厂调下令空投#1 主变, 差动保护再次动作跳闸。 当日23 时18分, 现场对#1主变直流电阻及绝缘电阻进行测试, 对保护及控制回路进行检查, 未发现异常后于次日1 时24分试送电, 差动保护再次动作跳闸。次日14时26分, 完成10kV线路临时转接2 500kW负荷, 10kV系统供电恢复正常。

3 现场检查情况

3.1 后台及保护装置检查

故障当日#1主变共出现4次保护动作信息, 每次主变试送时都出现差动保护动作、 主变高后备复合电压动作、重瓦斯保护动作信息, 保护动作正确, 定值设置无误, 瓦斯继电器发信报警及动作正常, 但保护装置无法采集故障录波图像。因主变屏瓦斯故障指示灯未贴标识, 且后台告警信息繁多, 故未能正确判断出主变重瓦斯动作故障情况, 造成调度判断错误, 出现多次试送行为。

3.2 一次设备外观检查

经查, 变压器本体、有载调压开关、散热片、油枕、引线、 母排、 绝缘子等外观良好, 无异物、 渗漏油、 雷击、放电痕迹等。2014年6月19日14时, 发现瓦斯继电器内1/2多为气体, 至2014年6月21日, #1主变轻瓦斯报警信号仍存在。因主变瓦斯继电器挡板未打开, 同时主变屏瓦斯气体告警灯未进行正确标识, 故值班员巡视中出现疏漏。

3.3 油色谱分析

2014年6月19日采集故障变压器本体油样进行色谱分析, C2H2含量为2 382.81μL/L (标准含量<5μL/L) , H2含量为638.90μL/L (标准含量<150μL/L) , 总烃含量为3 564.76μL/L (标准含量<150μL/L) 。 由此可知, 总烃、C2H2、H2含量超过注意值, 判断故障性质为低能放电;气体中存在CO及CO2, 判断为变压器内部涉及固体绝缘老化及恶化;根据变压器油色谱分析试验数据, 将其转换为三比值法编码202, 判断为内部放电, 可能是引线对电位未固定的部件之间连续火花放电, 分接抽头引线和油隙闪络, 不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的电火花放电等。

采集有载分接开关油样, C2H2含量为21.28μL/L (标准含量<5μL/L) , H2含量58.91μL/L (标准含量<150μL/L) , 总烃含量为91.84μL/L (标准含量<150μL/L) 。分析认为C2H2含量超出注意值。

3.4 主变串联谐振工频耐压试验

(1) 35kV绕组三相短接对地耐压试验 (10kV侧三相短接不接地) :试验电压预设35kV, 实际升压34.63kV, 试验频率150.47Hz, 加压1min, 试验结论为通过;试验电压预设72kV, 实际升压71.77kV, 试验频率121.69Hz, 加压1min, 试验结论为通过。

(2) 10kV绕组三相短接对地耐压试验 (35kV侧三相短接不接地) :试验电压预设10.5kV, 实际升压10.31kV, 试验频率208.05Hz, 加压1min, 试验结论为通过;试验电压预设为32kV, 试验频率208.06Hz, 加压1min, 在实际升压时, 串谐装置输出电压、电流正常, 当升至11kV时, 串谐装置进线电源空开跳闸, 主机断电, 测试3次均不能通过。

(3) 对主变各侧进行串联谐振交流耐压试验, 试验结果为主变低压侧与高压侧之间绝缘降低。

3.5 #1主变35kV侧PT二次电缆绝缘电阻

#1主变35kV侧PT二次电缆绝缘电阻:A相为1MΩ, B相、C相均为500MΩ。A相不合格, 其二次电缆击穿, 现场完成了二次电缆的更换。

3.6 避雷器动作情况

2014年6月18日晚至6月19日凌晨, 35kV 312 线A/B相、I段母线A/B/C相及II段母线C相的6 只避雷器共计动作7次, 说明主变故障时间段内该区域雷电活动频繁。经查, 10kV 131 柜内避雷器无放电、 烧灼、 爆裂痕迹等异常现象, 绝缘测试良好。

3.7 10kV侧电缆测试

主变10kV侧电缆无放电痕迹等异常现象, 三相绝缘电阻均为2 500MΩ, 合格。

4 原因分析

(1) 雷电入侵是变压器内部故障的根本原因。 故障变压器返厂检修, 吊芯检查发现A相高压线圈烧毁, 故障点在第22、第23饼之间, 即线圈中断点处 (如图1所示) 。变压器故障直接原因为当天雷电活动频繁, 雷电经35kV线路进入主变, 造成主变A相高压线圈烧毁, 导致A相二次电缆击穿, 主变高低压侧之间绝缘降低。当线圈烧毁时, 电流回路上有很大的差流, 接触点产生强烈放电现象, 导致气体增多, 引起差动电流使差动保护动作, 同时作用于气体的重瓦斯保护也启动。

(2) 线路防雷能力不足是故障发生的主要原因。DL/T620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》第7.3.1条规定, 未沿全线架设避雷线的35kV架空线路应在变电所1~2km的进线段架设避雷线。该站311线进线避雷线长度仅为853m, 不符合规定要求。同时, 该进线侧间隔未加装避雷器, 为故障的发生埋下了隐患。

(3) 站所日常巡视不到位是故障发生的重要原因。 站所后台存在以下问题:首先, 主变高后备保护装置录波功能不完善, 根据主变差动保护故障波形推断, 主变高压侧电流值已达到后备保护动作值, 但后备保护未能启动故障录波, 不便于后续故障分析判断;其次, 后台告警系统信息繁多, 主变动作各类告警信息达72 项, 从而无法迅速、准确判断故障类型;最后, 主变屏瓦斯故障指示灯未正确标识, 表明日常巡视过程存在漏洞, 巡视不到位, 造成调度判断错误, 出现多次试送行为。

5 整改措施

(1) 变压器返厂检修。 返厂检修, 确定检修方案为在A相线圈中断点两侧的线饼 (第22和23段) 内垫小角环, 将层垫改为内垫。小角环与内垫的放置方法与66kV首段垫法一致;将中断点原来12mm (4.5+3+4.5=12) 的距离改为18mm (7.5+3+7.5=18) ;其余未烧毁的B、C两个线圈按以上要求改制。将A相线圈的导线倒线时, 应检查导线状态, 去除导线金属异物, 并对原来换位导位折弯进行校正处理, 保证导线无炭迹; 更换第20~22 连续段导线。

(2) 进线间隔加装避雷器。在35kV 311线间隔加装型号为HY5WZ-51/134 的避雷器, 同时配套安装型号为JCQ-C在线监测泄漏电流的放电计数器。因线路增加避雷线难度较大, 故建议在后续线路设计建设中对枢纽站所以及雷电活动频繁的线路按照规程中最大距离 (2km) 架设站所进出段避雷线。

(3) 站所后台系统维护及二次回路检查。 因主变保护装置南自NS系列产品当前已不生产, 故无法完成故障录波功能配置调试。针对告警信息繁多的现状, 进行了告警等级设置, 同时屏蔽了部分伴随信息。针对告警指示灯未标识的情况, 进行了现场检查, 共发现8处空开及4处指示灯未标识, 均已整改, 同时发现35kV 311 线电压反相序、312线出线CT变比与实际不符、313线电流反相序等接线问题, 一并完成整改。

(4) 提升管理水平。 1 加强站所巡视执行力度。 本次事故的一个重要原因是站所日常巡视不到位, 未能发现指示灯未标识的缺陷, 站所日常巡视记录执行也不细致。这反映出变电所在管理上存在问题, 应严格排查, 落实站所日常巡视记录的标准化, 加强站所巡视质量管理, 严格考核检查力度, 以杜绝此类事故。2加强职工培训。应有针对性地组织学习主变差动保护动作、重瓦斯动作、 “过流I段”动作、系统单相接地、TV熔断器击穿等故障情况, 提高人员准确分析、 判断、 处理所内设备突发故障的能力;完善主变跳闸处置方案, 针对主变 “差动保护”动作、 “重瓦斯”动作、 “后备保护”动作事故现象, 分别制定变电所故障状态下应急措施和排除故障的标准步骤, 确保值班员、调度员能快速判断、处理故障。

摘要：分析某35kV变电所主变跳闸事故原因, 总结变压器运行存在的问题, 提出变压器运行维护的整改建议, 为变电所可靠运行提供有效帮助。

篇4：线路雷击跳闸分析及优化措施

关键词：线路；雷击跳闸；分析；优化措施

为提高输电线路防雷的工作水平，电力行业对地区性所管辖的输电线路雷击跳闸情况与雷电活动的关系分别按照时间、区域、电压等级、雷电流幅值与地形进行了分析。结果证明：线路雷击跳闸情况与雷电活动间存在着一致性，但电压等级、雷电流与直流线路极性不同时，这二者的差异比较大。相关数据表明，近年来雷电活动呈现加强的趋势，而线路雷击跳闸率呈现下降的趋势，这说明了地方性防雷工作的开展效果较好，防污调爬与防雷改造工作起到很好的实际效果。

一、线路防雷的一般任务

线路防雷的一般任务是利用技术上和经济上合理的措施，把雷击事故减少到最小的程度，以确保供电的可靠性和经济性。防雷通常有四道防线：

（1）不绕击。绕击是指避雷线对线路防雷的作用不少绝对的，所以，雷绕过避雷线而直接击中到导线上的现象。因此要利用避雷线或是改用电缆等措施，尽可能的使雷不绕击到导线上。

（2）绝缘子不闪络。绝缘子顾名思义就是用来支撑输电导线与防治发生电流回地的发生，因此要利用改善接地或是绝缘的加强等措施，使得避雷线或是杆塔受到雷击后，绝缘子不闪络。

（3）稳定的工频电弧。即便绝缘子串闪络，也要尽可能的不转变稳定的工频电弧，开关不跳闸。所以应该减少绝缘子的工频电场强度或是在电网中性点运用不接地或是经消弧圈地的方法，使由雷击导致的部分单相接地故障能够自动的消除，避免引起相间短路与跳闸。

（4）不中断电力的供应。即使开关跳闸也不要中断电力供应。因此，可以运用自动重合闸或是双回路环网供电等措施。所以，在送电线路防雷中，准许有一小部分由雷击造成的线路绝缘子闪络，然后使用减少建弧率及自动重合闸的方式，将雷击造成的停电事故数减少到最小的伤害程度。

二、防雷建议

1.防雷的管理工作

防雷的管理工作要结合防雷的时间与区域规范进行开展。防雷的时间一般是在每年的3月底之前就要完成，区域的规划实施则要在每年的6月之前完成，防雷重点时间段为6月—8月，所以，要加强防雷的管理工作，及时发现并改正管理过程中遇到的缺陷。

2.改造防雷线路

要全面提高线路的绝缘配置，缩短绝缘子清除日期；所以，要全方位的改造线路防雷的措施，特别是对处在山顶或是半山腰的杆塔进行重点保护改造，提高防雷电绕击的水平。

3.差异化的防雷工作

线路防雷电反击与绕击的工作同等重要，一定要做好降阻的工作，尤其是重点塔位要安装线路避雷器；线路防雷电绕击的工作，要合理的改造防雷较弱的部分；相对于直流线路而言，更应该加强正极性线路的防雷措施。

4.防雷设计标准

在进行线路防雷设计工作时，通常使用负保护角与多分裂导线，相应的也要提高对线路绝缘配置。雷电的发生是小概率事件，有较强的随机性，因此，要重点做好输电线路的防雷措施，为了防止与减少雷电的伤害事故，我们要全面的考虑到高压输电线路所途径的区域，还要对雷电发生的强弱程度、地理形势特征和土地的电阻率高低等情况进行了解和掌握，通过对防雷设计的合理运用，这样就可以提高高压输电线路的防雷水平。要认真思考项目在设计阶段中线路的防雷和接地的工作，根据实际情况，采取合理、科学的防雷措施，电气与防雷设备要选择可靠性高与质量可靠的物品。

三、雷击对线路的影响

从电力工程的角度来看，电力系统中停电的事故几乎大多数是雷击造成的。雷电放电所生成的雷电电流高达数十甚至数百千安，因此造成了巨大的电磁效应、热效应与机械效应，它是导致电力系统绝缘故障与停电事故的重要的原因。另外，雷电放电所产生的电流也会造成设备损坏。

1.线路的感应雷过电压

雷电放电击中设备周围的土地，在电力线上感应中等程度的电流与电压。最严重的事件是直接雷击，特别是若雷击击中附近的用户进线口架空输电线。间接雷击与内部浪涌发生的概率都较高，绝大多数的用电设备损坏都与它有关。因此，电源防浪涌的重点是对少数的浪涌能量的吸收与抑制。

2.线路的直击雷过电压

在雷雨天线路很容易受到雷击，所以受到直击雷也很正常。因此，直击雷过电压的形成的是由雷电直接击中杆塔的避雷线或是导线而造成的过电压。直击雷要比其他形式的雷击造成的损害程度要的大多。

3.绕击时线路的耐雷水平

设置避雷线的线路，仍具有雷绕过避雷线而击导线的可能，出现这种情况，通常会造成线路绝缘子串的闪络。绕击时导线上的电压幅值会随雷电流幅值的增大而增大，若是超过绝缘子串电压的50%，则绝缘子会闪络。

4.线路的雷击跳闸

雷击导线造成跳闸需要具备两个条件，一是雷电流超过线路耐雷的水平，造成线路绝缘发生冲击闪络；因为雷电流沿着闪络通道入地，时间只有短短的几十微秒，线路开关来不及动作，所以还需要满足第二个条件，就是冲击电弧转变为稳定的工频短路电弧，线路才会跳闸。

四、线路防雷的措施

1.基本措施

设置避雷线，主要的目的是防止雷直接击中导线，并且还有分流作用来减小流经杆塔入地的电流，进而降低杆塔电位。降低杆塔接地电阻，能提高线路耐雷水平和降低雷击跳闸率的有效措施。运用耦合地线，它的作用是增加避雷线和导线的耦合作用，用来降低绝缘子串上的电压。④运用不平衡绝缘方法，这种方法能降低双回路雷击时的跳闸率，确保不中断供电。⑤运用消弧圈接方法，它可以使大部分的雷击单相闪络接地故障被消弧圈消除，会引起持续工频电弧。⑥对绝缘进行加强，这是为了降低跳闸率。

2.导线防止雷击断线和雷击跳闸

导线被雷击断线的防治措施：（1）架设架空避雷线，该方法可以免除维护，但缺点是投资较高，防止绕击的效果较差，容易造成线路反击。（2）安装氧化锌避雷器，此方法可以限制雷过电压和配电线路的感应过电压。但缺点是保护范围较小，投资成本较大。（3）安装线路过电压保护器，这种线路过在安装时，在运行中是不承受运行电压的，所以使用寿命长，可免维护。但缺点是只能防护雷电过電压。

导线雷击跳闸的防治措施

（1）针对送电线路所经过的地段与地理位置的杆塔采用相应的防雷措施，对高压送电线路的绝缘水平进行加强。（2）加强对零值绝缘子的检测，确保高压送电线路足够的绝缘强度是提高线路耐雷水平的主要因素。（3）采用玻璃绝缘子，该种玻璃绝缘子有较好的耐电弧和不易老化的优点，且绝缘子本身具有绝缘性能。

结语：

雷电的发生是一个复杂的自然现象，它概率小，随时性较强，所以要通过各个部门的共同合作，才能够减少发生雷电的伤害现象，将损失降低到最低限度。同时，还要做好符合要求的共用接地网，全面的考虑防雷和接地的情况，保障线路与设备的安全性，避免受到雷击的伤害。针对线路雷击跳闸的现象要及时的分析并采取相应的优化措施。

参考文献：

[1]彭向阳，周华敏.线路雷击跳闸分析及策略[J].电力建设，2010，（01）：64-67+71.

[2]梅鹏飞.线路雷击跳闸分析及防护措施[J].安徽电气工程职业技术学院学报，2011，（03）：31-34.

篇5：送电线路跳闸事故调查报告

2012年4月17日上午10时10分左右，XXX110kV送电线路发生电网跳闸事故，我现场监理人员与施工项目部配合哈密电力公司运行人员经过排查，确定故障点在77#—78#档间，即施工项目部展放地线的52#与53#之间位置。事故原因分析：

经过现场勘察及询问，对事故现场进行了分析，初步认为施工项目部在地线展放过程中，因事故发生地地表松软，施工单位的牵引设备无法前行，于是将地线倒把圈盘至本工程52#塔处，然后再进行人工展放至53#塔，用机车牵引，继续抽拉盘放于52#塔处的地线。事故发生前（上午10点之前），本地天气晴朗，视线开阔，风速小于4级以下，完全满足施工条件。据现场施工人员介绍与现场的风摆拖曳痕迹来看，在10点10分左右，突起强烈阵风，将52#—53#之间尚未升空的地线吹的大幅度来回摆动，致使疆—雅110kV线路77#-78#边C相导线安全距离不够而发生放电跳闸事故。因当时大风骤起，现场施工人员忙于规避大风，并未接触地线，故未形造成人身伤亡事故。展放的地线与疆—雅110kV线路也未发现弧光损伤。后分析地线与XXX110kV线路C相并未完全接触，所以故障点不明显，难以发现（在下午17时左右才找到）。

暴露出的问题：

1、施工项目部只报审20#—46#的导地线展放，未经监理项目部许可，擅自进行报审内容以外的地线展放工作，失去监理人员（在33#导线压接现场）的监管。

2、临时修改报审的施工方案（无导地线需倒把圈盘）内容；

3、编制报审的施工方案中未涉及导地线突临大风的应急措施；

4、施工项目部管理人员不到位，监管力度不够；

5、监理人员未能及时发现施工单位超范围工作，并进行有效制止，存在一定监理责任。

采取措施

1、针对以上问题，我公司监理部首先要求施工单位立即进行相关的内部调查，并要求施工单位进行内部整改，并下发监理通知单。

2、公司对相关监理部责任人员（总监、总监代表、现场监理工程师）予以全公司通报批评并给与考核，监理项目部内部组织学习，进一步提高监理人员的责任心。

XXX监理公司工程部

篇6：变电运行跳闸故障及处理技术分析

专业论文

变电运行跳闸故障及处理技术分析

变电运行跳闸故障及处理技术分析

摘要：跳闸故障很大程度上影响各种用电设备的正常使用，还会导致某个地区内电网的瘫痪，造成大范围断电现象，十分不利于人们的生活、工业的生产以及服务业的经营。文章就变电运行中跳闸故障的原因及判断进行分析，并对此提出相关处理措施，以供交流。

关键词：变电运行跳闸故障处理技术

中图分类号：U226.8+1 文献标识码：A 文章编号：

1、前言

变电运行作为我国供电电网整体系统的主要供电执行部门，必须要保障各地供电的安全和稳定，这是电力和供电企业职责范围内的事情。然而，在变电运行系统中，经常会出现这样或那样的故障问题，给变电运行的工作带来很多麻烦。实践中，我们发现，最常见的变电运行中的故障问题为跳闸故障，跳闸故障影响很广泛，小到影响用电设备和供电的正常运行，大到千万大规模的停电和供电系统瘫痪，不同程度地影响企业、家庭的生活与生产。所以，在变电运行中出现跳闸故障时，及时、合理的拿出解决措施异常重要。

2、跳闸故障发生因素

2.1外力因素

2.1.1异物断路

有些市民放的风筝或其他东西缠在供电导线、线路附近树干折断而碰到供电导线引起短路。

2.1.2车辆破坏

由于现在我国城市建设飞速，各个城区的建设因为拓宽道路或农村道路较窄而导致少数供电线路没有发生变动，有些车辆驾驶通过使撞坏线路的现象时有发生;而有些大型的运输车辆更是经常撞坏供电线路扳线，引起跳闸故障。

2.1.3施工影响

城市到处都在工程施工，一些过高的施工吊车经常撞断树枝而把

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供电导线压毁，而在施工深挖地面时也可能致使有水地放电缆分支箱而发生跳闸。

2.1.4鸟类因素

一些鸟类通常也会引起供电线路发生短路而生跳闸故障。鸟害发生的特点:单相接地的跳闸故障多，鸟害故障大都是在河流、林区等附近。

2.2自然因素

雷电和风雨天气危害导致变电运行的供电线路发生跳闸故障。

2.3设备原因、用户使用不当

2.3.1线路故障

现在我国农村供电线路改造进行的很慢，部分农村的供电线路因为近年来用电户增多，原老线路的供电导线过细和瓷横日.内部老化等原因，难以负载大强度供电而造成烧坏线路，发生跳闸。

2.3.2配变故障

虽然近年来我国的供电系统对于供电使用的固定资产设备实施了大范围的更新，但毕竟有些地区的有些用户还在使用原有的老供电设备和线路，这些设备和线路因为开始发生老化所以很容易发一配变的跳闸故障，常见的情况有烧坏配变避雷器和配变高压熔丝具等等情况。

2.4 其他因素

其他的变电线路发生跳闸故障的原因则有，导线发热直接烧断、变电站设备发生故障、保护值计算发生错误导致发生误动保护，线路设备产生问题等等。

3、变电运行的跳闸故障判断

变电运行部门在发生跳闸故障后要及时检查线路，应根据故障发生的季节和气候状况初步判断故障性质，及时索取跳闸帮障的录波图，针对故障性质采取故障措施。

3.1观察保护动作判断。当线路跳闸后，若电流速断说明故障严重且发生在线路首端；电流I段说明线路故障范围在保护安装处的线路首端；过流B，线路故障在末端；零序故障是单相接地。

3.2充分利用天气状况判断。发生跳闸故障后，要取得故障天气

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资料，根据变电运行的经验进行判断。若天气良好且无风，则是外力导致变电线路发生跳闸的可能性大，则可以查找跳闸范围内的线路和施工情况以做出准确判断;如果天气不好，则是雷电的可能性大。

4、跳闸故障处理技术

4.1主变三侧开关跳闸处理

变电故障是否属于主变三侧开关跳闸应当利用对保护掉牌以及一次设备进行检查加以判断，具体的判断的方式是这样的：假如设备出现故障时产生的是变压器瓦斯保护动作，就能判断为二次回路或者变压器内部出现的故障，而排除是系统线路的故障，这种情况下我们可以利用检查灰库真空释放阀以及呼吸器是不是存在喷油现象，二次回路是不是存在接地、短路现象，重点对变压器是不是出现变形、着火等情况进行检查以对故障进行排除。由于差动保护可以体现出主变线圈的相间以及匝间短路现象，此时，应当对主变进行认真检查，检查的内容有油位高低、油色情况、套管以及瓦斯继电器等。如果瓦斯继电器的内部存在气体，应当观察气体的颜色并对其可燃性进行检查以查明故障的性质。上述检查均为发现问题时，可以判断为保护误动，所以我们接下来的处理工作就可以按照相关的运行规范来继续操作，因为系统误动产生的跳闸事故还是比较常见的也是比较容易处理的。

4.2主变低压侧开关跳闸处理技术分析

主变低压侧开关出现跳闸，原因主要有：一是母线故障，二是线路故障保护动作拒动，三是开关出现误动现象。具体动作原因应通过开关的跳闸情况、保护动作信号、监控机事项记录以及故障录波器动作情况等综合判断。因此主变低压侧跳闸后，检查的时候必须对一、二次设备进行全面而系统的检查，二次重点主要放在主变低压侧CT的检查。

如果仅是出现主变低压侧过流保护动作，且所在母线上所有线路保护均未发出保护动作信号。那我们重点就要检查主变低压侧母线上是否存在故障设备，包括主变低压侧CT至母线及整段母线连接的设备，包括母线压变及避雷器。若检查确为母线故障，母线停运检修后应做相应的试验合格后方可投入运行。若在出现主变低压侧过流保护动作的同时，所在母线上存在线路保护动作但该开关未跳闸的现象，最新【精品】范文 参考文献

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那我们就可以判断是该线路故障，线路保护动作但开关拒动。在处理时可将拒动开关隔离后，恢复其相应设备运行。若主变低压侧保护未动作，且所在母线上所有线路保护均未发出保护动作信号。可考虑开关是否存在误动的可能，因此重点检查直流系统是否出现两点接地现象，从而导致的开关自动脱扣或者跳闸的可能，那么就需要按照相关操作的规程来进行处理。

4.3线路跳闸处理

线路跳闸可以根据具体的产生情况的不同分为几种不同的情况，这就要求我们系统全面的进行检查，以进行区分为你:即如果没有发现别的异常，应当对消弧线圈以及跳闸开关的状况进行重点检查，因为消弧线圈的位置比较特殊，容易导致检查人员的忽视，但是在实践中该线圈出现事故的频率较其他的线路位置并不低；如果开关为弹簧类，应当对弹簧储能以及运行状况是不是正常进行检查，因为一旦弹簧不能正常工作，就会导致线路联动处的开关的不正常反应，从而导致线路故障，发生跳闸;如果开关是电磁类，应当对动力保险接触是不是存在异常进行检查，因为电磁类的开关易受到运行中的磁场的干扰，出现异动。

5、讨论

随着我国社会主义各项事业的发展，变电运行系统的重要性越来越突出，变电运行已经成为电网系统的一个重要执行部门和核心环节。最为常见的变电故障为跳闸故障，跳闸故障会很大程度上影响各种用电设备的正常使用，还会导致某个地区内电网的瘫痪，造成大范围断电现象，十分不利于人们的生活、工业的生产以及服务业的经营。为了避免因故障造成的巨大损失，这就要求电力企业的工作人员必须强化自我的责任意识，加强新技术的培训与学习，进一步提升自己的专业技能水平。

跳闸故障的检查和处理过程虽然不是特别繁琐和复杂，但是却关系到电力系统的正常运行，笔者结合工作实际提出几点关于跳闸故障处理的建议：

①要充分提高相关人员的综合素质。跳闸故障是一种常见的电力故障，但是原因众多，在日常生产过程中出现跳闸现象十分频繁，要

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充分提高相关人员的综合素质，主要要从两方面出发:一方面要充分提高他们的业务水平和专业知识，保证在遇到跳闸故障时，能够专业的应对;另外一方面，电力生产事关社会生产、人民生活大局，重要性不言而喻，要充分提高他们的责任心和使命感。做好以上两个方面，才能够做好跳闸故障的处理。

②从分研究和分析日常电力运行工作过程中出现的跳闸故障，并将各种跳闸现象分门别类，整理成册，分发给相应人员，作为日常工作的指导。如此，一旦出现跳闸现象就能够做到心中有数，有章可循，迅速恢复电力的供应，保证日常生产和生活。

③相关工作人员要仔细分析辖区内跳闸故障情况，将经常出现跳闸故障的区域作为重点防范对象，进行有针对性的整改。要仔细分析这些重点对象出现跳闸现象的原因，并针对这些原因，提出正确的整改措施。