110kV线路故障跳闸巡查情况汇报

110kV线路故障跳闸巡查情况汇报（精选6篇）

篇1：110kV线路故障跳闸巡查情况汇报

110kV恒云1676线故障跳闸巡查

情况汇报

一、故障情况简述：

3月5日17时05分，110kV恒云1676线发生线路故障跳闸，跳闸故障相别为A相，重合失败。继电保护动作情况如下：距离I段动作，保护测距7.37km，故障录波器测距2.9km。

二、线路基本情况：

恒云1676线投运于2011年7月5日。恒云1676线线路全长5.647公里，其中电缆部分3.699公里。6#-7#为原门椒1854线T电缆段，7#为原椒黄线4#电缆终端塔，8#对应原门椒1854线37#，恒云1#-7#（右回路)与恒海1#-7#（左回路）同杆架设，7#塔处右回路变左回路，8#-11#(左回路）与门椒1854线37#-40#（右回路）同杆架设。

三、故障巡查情况：

3月5日晚，输电运检室派出运行班组对全线架空线路通道进行排查，未发现故障点，3月6日上午，输电运检室派出带电作业班组对架空线路进行登塔检查，未发现故障点，输电运检室积极开展电缆故障巡查。

3月7日到3月10日，输电运检室对恒云1676线电缆进行了仔细巡查，巡查后发现故障原因为：。恒云1676线A相

电缆本体故障点图片：

篇2：110kV线路故障跳闸巡查情况汇报

110 kV线路的防雷治理, 在电力系统中一直都是一个难以解决的问题。由于一些线路的走向、气象条件、土壤电阻、局部地形、施工质量、运行维护等因素, 大大增加了线路防雷工作的难度, 所以, 高压线路的防雷工作是相关部门的工作重点。现在结合雷电对线路的危害, 以及雷电参数等, 提出改善和降低110 kV高压线路雷击跳闸率的防范措施。

1 雷电对110 kV高压线路造成的危害

输电线路的安全运行是整个电网安全运行的重要保障, 同时也是电网的主要网架。目前, 高压输电线路受到雷电的主要危害表现在雷击跳闸故障, 这样一来就可能会造成单电源运行的变电站全面停电, 以至于对整个片区的供电造成严重的影响。因此, 现在的高压线路的设计首先需要把防雷设计作为工作的重点。

2 雷电强度对110 kV高压线路雷击跳闸的影响

地面落雷的密度和线路雷击跳闸率是正相关关系, 但是, 500 kV线路雷击跳闸率受到落雷密度的影响并不够典型。而110 kV线路雷击跳闸率收到地面落雷密度影响是有一定的典型性的。据统计, 110 kV线路的雷击跳闸率和统计落雷密度的正相关性最大, 而220 kV线路次之, 500 kV线路最小。影响110 kV高压线路雷击跳闸的关键因素有以下几点:

1) 影响高压线路雷击跳闸事故的因素有很多, 一般情况下, 由于雷电灾害无法预测, 具有不确定性。给高压线路防雷工作的实施带来了很大的难度, 给电力系统造成了巨大的损失。

2) 如果线路避雷器没有合理的安装, 同样会造成线路雷击跳闸的事故。如果测量山区线路杆塔的接地电阻方法不对, 就会致使遗漏一些接地电阻超标的杆塔, 带来了非常大的安全隐患。避雷器放雷是通过泻流来实现的, 因此不能够忽略控制安装避雷器的杆塔接地电阻。

3) 单避雷线保护也是造成绕击故障的重要原因, 特别是在山区, 单避雷线的运行范围十分有限, 增加了绕击的概率。

4) 在雷击塔顶时, 杆塔不能向相邻杆塔分流雷电流, 造成雷电流过大, 同时避雷线和导线之间的耦合系数不高, 感应电压的分量和绝缘子串两端电压的反击电压较高, 从而导致故障发生。

5) 杆塔接地电阻值偏高是高压线路发生反击事故的主要原因。通过现场试验发现, 杆塔发生雷击中, 有30%以上的杆塔都是接地电阻值超标。

3 雷电探测及雷电参数对防雷工作的作用

某地区雷电定位系统有18个雷电方向时差探测站正在运行, 并能保证雷雨时期系统仍能够正常的运行。系统能够准确地寻找线路上雷击的故障点, 从而大大减轻了相关工作人员的巡线工作, 同时缩短了高压线路的故障时间, 并且充分的利用了定位系统进行参数的统计以及对防雷工作的分析, 取得了显著的成效。

把该地区过电压保护规程推荐的概率分布曲线与雷电流副值概率分布曲线进行比较, 在15 kA以上雷电流幅值的概率小于规程, 在15 kA以下幅值的概率大于规程。所以, 比较低的雷电流更易绕击导线, 从而造成线路的跳闸故障, 并有可能让线路绕击的跳闸率变高。但是较低的雷电流大部分小于110 kV线路的耐雷水平, 而击中地线通常并不会产生反击跳闸。

4 110 kV高压线路防雷措施

1) 开展雷电参数的分析工作。

结合输电智能巡检系统科技项目的实施, 对110 kV的输电线路杆塔均实现卫星定位, 同时把数据输入雷电定位系统。以后任何地区出现雷电时, 都能够查询输电线路附近雷电活动情况, 并进行雷电活动参数的分析, 从而确定线路可能遭受雷击的概率, 同时分出输电线路遭受雷击危害的等级, 采用相应的防雷措施。

2) 使用线路避雷器。

在多雷地区, 合适的线路避雷器能够有效地防止雷害事故的发生。由于避雷器限制了绝缘子两端的电位差, 能够有效地防治反击事故的发生。在雷电多发地段线路上安装线路避雷器, 对防止雷击跳闸故障十分有效。在线路的终端塔安装一组线路型避雷器, 能够限制雷电波沿线路入侵发电厂。安装线路避雷器的杆塔必须要对接地做严格要求, 因为线路避雷器跟其他的防雷设施一样, 是通过接地设置把雷电流引入大地。又因为线路上安装的避雷器不便于维护, 所以应尽量选用免于维护的线路避雷器。

3) 架设避雷线。

它的作用是防止直接雷击导线, 发生危及边缘的过电压。在装设避雷线以后, 雷电流会沿着避雷线进入地下, 保证线路的安全供电。雷电波在避雷线中传播时, 会和线路导线耦合而感应出一个行波, 但是, 行波及杆顶电位作用到线路绝缘的过电压幅值都比雷电波直击导线时发生的过电压幅值小得多。110 kV等级的线路都应该全线架设避雷线。

4) 架设耦合地线。

在导线下面架设耦合地线的分流及耦合作用, 提高线路耐雷水平。对于100 kV输电线路, 不仅减少了一相导线绕击后再对另外一相产生反击跳闸的概率, 同时也减少了反击跳闸的次数。

5) 降低杆塔接地的电阻。

雷击杆塔的时候, 塔顶电位和塔杆接地电阻密切相关, 降低塔杆接地电阻方式是防治反击的非常有效的措施。接地电阻超标的杆塔一般都是地势复杂的地段, 降阻难度十分大, 所以需要根据实际情况进行特殊设计, 合理利用杆塔的地形。在实际工程中, 存在着一些不恰当的降阻操作, 如不考虑地质结构, 都采取打深井方法来进行降阻的处理。由于杆塔接地实际上是为了预防雷击, 雷电的电流都是高频电流, 具有很强的屈服性, 然而雷电仅仅只是沿着地表进行散流, 对深层土壤却不起作用, 所以线路杆塔的接地需要以水平射线以及降阻剂降阻的方法来进行改造, 不能仅仅只依靠打深井的办法来降阻。

5 结语

输电线路的雷电防护是一项十分艰巨的任务, 由于线路规模的不断扩大, 以及电网结构的越来越复杂, 雷电活动频繁, 电网雷害故障明显变多。因此, 加强线路防雷和雷电参数的分析, 采取有效的防雷措施, 开展防雷改造显得尤为重要。近年来, 雷电监测技术研究取得了很大的进步, 雷电仿真及试验工作正在积极开展, 尤其是差异化防雷策略和电网整体防雷概念的实施, 极大地提高了输电线路雷电防护的技术。同时, 输电线路雷电防护技术的不断提高为人们财产安全提供了有力的保障。

摘要：110 kV输电线路经过的地方一般都是山区, 由于山区地势比较高、档距比较大等因素, 输电线路容易遭受到雷击, 从而发生雷击跳闸故障。文章简要介绍了雷电对110 kV高压输电线路造成的危害, 分析了影响110 kV高压线路雷击跳闸的关键因素, 提出一些针对110 kV高压线路的防雷措施。

关键词：110kV高压输电线路,雷击跳闸,防护措施,故障分析

参考文献

[1]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 (3) :7-8.

[2]马御棠, 吴广宁, 张星海, 等.地形对输电线路最大绕击雷电流的影响[J].电瓷避雷器, 2010 (1) :11-12.

[3]赵淳, 谷山强, 童雪芳, 等.多层次电网雷害风险评估体系研究[G]//第28届中国气象学会年会.2011:9-10.

篇3：110kV线路故障跳闸巡查情况汇报

关键词：跳闸；山火；输电线路；短路

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）27-0098-01

1 相关情况概述

攀枝花市位于四川西南部、川滇交界处，地处攀西裂谷中南段，属浸蚀、剥蚀中山丘陵、山原峡谷地貌，山高谷深、盆地交错分布，地势由西北向东南倾斜，山脉走向近于南北，地貌类型复杂多样，可分为平坝、台地、高丘陵、低中山、中山、山原6类，以低中山和中山为主，占全市面积的88.38%。界于北纬26 °05 ′～27 °21 ′，东经101 °08 ′～102 °15 ′之间。攀枝花所辖输电线路多位于高山及峡谷地带，输电线路通道内树林浓密、杂草丛生。

攀枝花市气候干燥、炎热，四季不分明，只有雨季和旱季之分。每年6月至10月为雨季，11月至第二年5月为旱季，年平均气温20.3 ℃，无霜期达350 d，全年日照时间长达2 300～2 700 h，因此，攀枝花市又有“太阳城”的美称。在旱季和雨季的交替之间会存在一定时期的风季。风季是攀枝花降温和升温的标志，攀枝花全年气候干燥。

山火是旱季输电线路跳闸、电网停电的主要原因之一， 对电力系统安全运行造成极大的威胁。根据一起110 kV输电线路的山火跳闸故障，研究分析输电线路山火跳闸故障的特点，从而采取有效的防山火措施。

2 故障简况

2.1 故障跳闸信息

2012年5月9日16时14分，桐子林220 kV变电站：纵差保护动作，距离I段，开关跳闸，重合成功，选相A、B相，测距6.25 km；顺和110 kV变电站：纵差保护动作，选相A、B相，测距26.66 km。

2.2 事件概述

中心值班人员接调度通知后，立即安排线路人员对110 kV桐顺线进行故障巡视，重点查巡12～15号段。

2.3 线路概况

110 kV桐顺线由桐子林220 kV变电站至顺和110 kV变电站，线路全长28.893 km，导线型号LGJ-240/30，绝缘子型号：XWP2-70，共计杆塔63基。

2.4 故障发生时的天气情况

故障发生时，线路经过地区为干旱天气，攀枝花已连续152 d干旱无雨，日最高温度为38 ℃。

2.5 线路巡视情况

110 kV桐顺线13～14号导线下方发生山火，A、B相导线上有放电痕迹，现场照片如下。

13号塔塔型为J2，如图1所示。14号塔塔型为JD2，如图2所示。

图1 13号塔 图2 14号塔

13～14号导线下方山火，如图3、图4所示。

图3 13～14号导线下方山火 图4 13～14号导线下方山火

13～14号导线上放电痕迹，如图5所示。

图5 13～14号导线上放电痕迹

3 故障原因分析

3.1 通道情况

13～14号导线下方发生山火，有树枝、杂草等被烧焦，其余线路通道情况正常，未发现其他异常现象，其余线路区段杆塔均正常。

3.2 选相情况

变电站选相位A、B相，巡视A、B相导线故障。

3.3 测距情况

桐子林220 kV变电站测距6.25 km（定点杆塔13～14号间），测距吻合。

3.4 塔型及相位情况

13号塔塔型为J2，14号塔塔型为JD2，均为耐张塔，导线为三角形排列，上相为B相，下相为A、C相（面向号侧由左至右），A、B相位于靠山坡侧。

3.5 巡视结果

13～14号导线下方发生山火，A、B相导线上有放电痕迹，线路上未发现其他故障情况。

综合分析，此次110 kV桐顺线故障原因为13～14号导线下方山火引起。

4 输电线路山火跳闸事故特性分析

①输电线路通道内有树枝、杂草等可燃物，有火源引起可燃物燃烧，加之气候干燥，燃烧时间长。

②A、B相导线位于山坡侧，离地面距离较C相导线离地面距离近，发生山火故障跳闸可能性较大。

③山火能使导线与地面之间不均匀电场的两极间电荷量大大增加，其原因是山火的燃烧温度可达1 000～1 177 ℃，而一般气体出现明显的热游离的温度为727 ℃，且火势越强，燃烧的时间越长，两极间增加的电荷量越大；山火对导线金属电极加热，可使电子从金属表面游离出来。

④由于山火能使导线与地面的两极间电荷量增加，到一定量时，电场发生强烈畸变，大量空间电荷的复活，产生光子，造成光游离，在局部强场中，发展成为衍生电子崩；衍生电子崩与主电子崩汇合发展成为流注，形成具有高电导和低场强的负先导通道，最后导致线路跳闸。

5 结 语

①输电线路山火跳闸事故必须具备五个条件：可燃物、火险天气、火源、大的火势、导线与地面间电场变化。

②山火是造成输电线路跳闸的主要因素之一，建议从联合地方政府的防火宣传、输电线路工程设计、输电线路运行维护等方面采取措施，最大限度减少山火对输电线路的危害。

参考文献：

[1] 王浩东.输电线路山火跳闸原因分析及对策[J].广西电力，2009，（4）.

篇4：110kV线路故障跳闸巡查情况汇报

2009-06-11T02:04, 某地区电网220 k V谊祥变110 k V谊凭线155开关接地距离Ⅰ、Ⅲ段、零序过流Ⅱ段保护动作跳闸, 重合闸成功, 故障相别C相, 保护测距20.6 km, 故障录波测距20.3 km;同时与110 k V谊凭线共塔建设的110 k V谊凭龙线156开关零序过流Ⅱ段保护动作跳闸, 重合闸退出, 故障相别C相, 保护测距20.3 km, 故障录波测距20.4 km;天气雷雨。03:00从220 k V谊祥变对110 k V谊凭龙线强送电成功。

2 保护动作分析

(1) 事故前运行方式:110 k V谊凭线运行带110 k V凭祥变全站负荷, 110 k V谊凭龙线空载运行, 凭祥变侧及龙州变侧开关热备用;

(2) 110 k V谊凭线、谊凭龙线基本信息:110 k V谊凭线全长23.83 km, 全线共73基杆塔;110 k V谊凭龙线全长73.68 km, 其中#1~#73与110 k V谊凭线共塔, 龙州支线在#73塔处T接, 龙州支线全长49.85 km;110 k V谊凭线、谊凭龙线共杆部分导线呈垂直布置, 自上向下导线相别排列为B、C、A相;

(3) 110 k V谊凭线、谊凭龙线保护整定计算说明:1) 110 k V谊凭线接地距离保护Ⅰ段按躲过线路末端故障进行整定, 保护范围为线路全长的70%;接地距离保护Ⅱ段按线路末端故障有灵敏度整定, 保护线路全长并伸入凭祥变主变内部, 保护带0.3 s延时;接地距离保护Ⅲ段按整定原则“当设有阶段式零序电流保护时, 可与接地距离保护Ⅱ段取一致”, 为了简化保护配合, 110 k V谊凭线接地距离保护Ⅲ段定值与Ⅱ段定值一致;零序电流保护对全线有灵敏度由零序电流Ⅱ段实现, 延时0.3 s;2) 110 k V谊凭龙线接地距离保护Ⅰ段按躲过谊祥变—凭祥变线路末端故障进行整定, 保护范围为谊祥变—凭祥变线路全长的70%;接地距离保护Ⅱ段按线路末端 (谊祥变—龙州变) 故障有灵敏度整定, 保护线路全长并伸出凭祥变主变中压侧, 时间必须要和凭祥变主变中后备保护跳本侧开关的时间 (1.9 s) 配合, 因此110 k V谊凭龙线接地距离Ⅱ段保护时限为2.2 s;零序电流保护对全线有灵敏度由零序电流Ⅱ段实现, 延时0.3 s;

(4) 保护动作分析:根据保护动作信息及故障录波测距数据分析, 保护装置测距与故障录波测距基本一致, 而且110 k V谊凭线、谊凭龙线保护、录波的测距都在20.3 km左右, 靠近凭祥变侧距离凭祥变3.5 km左右, 属于接地距离Ⅱ段的保护范围;再由110 k V谊凭线、谊凭龙线#1~#73共塔架设, 在02:04同时发生C相故障跳闸, 保护、录波测距基本相同的情况判断:110 k V谊凭线、谊凭龙线为C相雷击造成瞬时接地故障, 110 k V谊凭线接地距离Ⅱ段、Ⅲ段及零序电流Ⅱ段 (故障值1 356 A, 整定值:Ⅰ段2 880 A, Ⅱ段1 200 A) 保护动作跳闸, 重合闸起动且重合成功;110 k V谊凭龙线由于接地距离Ⅱ段保护动作时间为2.2 s, 而零序电流Ⅱ段保护动作时间为0.3 s, 零序电流为1 512 A大于Ⅱ段整定值588 A而未达到Ⅰ段整定值3 000 A, 因此最终由零序电流Ⅱ段保护先动作切除故障, 而线路是空载运行, 重合闸退出。

(5) 故障判断及保护动作结论:从110 k V谊凭线、谊凭龙线保护信息、故障录波信息、线路同杆架设及跳闸当时天气分析, 110 k V谊凭线、谊凭龙线为雷击C相造成闪络接地瞬时故障, 110 k V谊凭线接地距离Ⅱ段、Ⅲ段及零序电流Ⅱ段保护动作正确;110 k V谊凭龙线零序电流Ⅱ段保护动作正确。

3 故障排查及故障分析

(1) 故障排查:线路故障跳闸后, 根据110 k V谊凭线、谊凭龙线保护测距推算故障点均在062#塔, 经过输配电管理所对110 k V谊凭线、谊凭龙线带电登检, 发现故障点在46#塔 (双回路塔) 上, 实际故障点与根据保护测距推算出的故障点相差16基杆塔, 偏差距离为5.8 km。

(2) 故障分析:由现场故障点情况看, 谊凭、谊凭龙线046#塔两中相 (即C相, 两回均为B—C—A相上下排列) 合成绝缘子两端部 (金属与绝缘体连接处) 有明显的闪络新鲜痕迹, 闪络痕迹均处在线路铁塔的外侧, 并且闪络痕迹为合成绝缘子的两端部, 可判定为雷电是绕开避雷线而击中导线对绝缘子两端发生跳闪的击穿, 属于典型的绕击雷;合成绝缘子及导线闪络烧伤情况轻微, 暂时不影响线路的安全运行。

4 存在问题及分析

4.1 暴露问题

6月11日110 k V谊凭线、谊凭龙线雷击跳闸后, 保护测距及故障录波测距不准, 给查找故障带来一定的麻烦。

4.2 测距不准确的原因分析

(1) 装置采样不准确的因素:本次跳闸事故, 谊祥变保护装置及故障录波装置的测距基本相同, 以及依据继电保护人员对谊祥变保护及录波装置投产前验收时精度校验的结果符合要求, 排除了由于保护及录波装置的电压、电流采样值不准确造成测距不准的因素;

(2) 线路阻抗理论值与实际值不一致的因素:110 k V谊凭线、谊凭龙线采用理论值进行保护整定计算, 110 k V谊凭线在2009年4月25日进行线路参数实测, 线路阻抗实测结果为10.104Ω, 与理论值10.138Ω基本一致, 因此也可以排除由于采用线路阻抗理论值进行保护整定造成的测距不准确原因;

(3) 杆塔接地电阻偏大的因素:110 k V谊凭线、谊凭龙线故障跳闸后, 输配电所立即组织人员对线路进行巡线及杆塔接地电阻测量工作, #46塔的接地电阻测量结果为8.3Ω, 符合小于30Ω的设计要求, 因此排除由于杆塔接地电阻偏大造成测距不准的原因。

4.3 结论

由于接地弧光过渡电阻偏大造成谊祥变保护及录波装置测距不准。 (1) 由保护定值计算软件———图形化继电保护整定校验系统模拟本次线路接地故障, 软件计算出110 k V谊凭线距谊祥变61% (#46塔) 处的C相接地故障零序电流为2 805 A, 而实际故障零序电流为1 512 A; (2) 查阅金马变220 k V故障录波发现, 故障发生时金马变220 k V故障录波装置启动, 故障测距93.7 km, 故障相别为C相, 220 k V金谊Ⅰ线、Ⅱ线长度为58 km, 谊祥变1号主变高—中压阻抗为13.34Ω, 谊祥变110 k V谊凭线保护测距20.6 km, 根据计算金马变220 k V故障录波装置测量的故障点与谊祥变保护及录波装置测量的故障点基本相符, 而且故障相别均为C相;根据以上2点可以判断6月11日谊祥变110 k V谊凭线、谊凭龙线C相接地故障, 保护及录波装置测距不准确的原因为弧光过渡电阻偏大造成的。

5 措施及建议

110 k V谊凭线、谊凭龙线沿用110 k V宁凭线、龙凭线走廊, 对2006—2008年线路跳闸统计发现, 2006—2008年110 k V宁凭线、龙凭线共跳闸6条次, 均为雷击故障, 说明该走廊为雷电活动频发区;再根据输配电所的分析报告, 110 k V谊凭线、谊凭龙线的地线保护角仍为按不大于25°设计, 发生雷电绕击的概率较大, 建议尽快在该线路段安装线路避雷器, 减少雷击线路跳闸故障的发生;另外建议对于雷雨天气造成的跳闸事故巡线尽量结合雷电在线监测系统, 缩小故障排查范围, 减轻巡线及登检的工作量。

摘要：对地区电网普遍存在的共塔110kV线路故障跳闸原因进行了有效分析, 探讨110kV线路常见故障的防范措施及应对对策, 以进一步提高110kV线路的安全运行水平, 提高供电可靠率。

关键词：110kV,线路,故障,分析,对策

参考文献

篇5：110kV线路故障跳闸巡查情况汇报

某日, 某双氧水厂发生了停电停产事故, 事故发生前, 强雷电暴雨造成了厂区大量的非正常积水。经查, 该厂的#4主变跳闸, 综保后台报警显示差动保护动作跳闸。

2 故障查找

#4主变是双氧水厂的专用降压变, 型号为SF9-6300/110±2×2.5%/10.5, 由110kV厂用变电站供电, 安装在距此变电站约30m的双氧水110kV降压站内。#4主变二次侧接双氧水厂的4台配电变压器和8台10kV高压电机, 正常平均负荷率约为80%, 属于较理想的匹配方案。故障经过及相关的110kV侧综保后台记录和保护装置报警记录均显示差动保护动作跳闸, 但是10kV侧保护装置未动作。

根据差动保护原理、保护对象, 初步判定故障范围在#4主变本体内部及其二次侧出线至其出线总断路器 (保护装置) 。鉴于现场条件有限, 缺乏必需的专用电力测试仪器, 最后采用2500V兆欧表和万用电表相结合的方法来粗略查找故障点。

断开变压器一、二次侧主开关 (断路器) , 即断开所有与电源和负荷的连接, 只保留一次侧连接线和二次侧连接母线槽。

用2 500V兆欧表测量:变压器110kV绕组相对地不小于2500MΩ, 相与相间为通路, 判定正常;变压器10kV绕组相对地不大于10MΩ, 判定异常, 相与相间为通路, 判断正常;变压器110kV绕组对10kV绕组, 绝缘电阻不小于2 500MΩ, 判定合格。

用万用电表测量:变压器110kV绕组相对地为开路, 相与相间为通路, 判定正常;变压器10kV绕组相对地在1 000~2 000kΩ, 判定异常, 相与相间为通路, 判断正常。

由以上测量结果初步判断变压器二次侧绕组及与之相连的二次侧母线槽存在问题。由于母线槽与变压器由一组软连接铜带相连, 而连接固定螺栓暴露在空气中已严重腐蚀, 拆下这些螺栓费时费力, 因此决定先不拆开这个连接, 而是着手于检查母线槽。

母线槽为简易的箱型封闭式母线槽。在工程建设期间, 该母线槽是先进行现场组装, 再进行分步安装的。逐一拆开母线槽盖板, 检查其内部各部件的完好情况。拆开所有盖板后, 在第1块盖板下即距变压器软连接铜带最近处, 发现A、B两相母线铜排有短路放电烧蚀痕迹, 2根铜排都有1个缺口。进一步检查发现, 对三相母线铜排起固定和绝缘作用的1块水平安装的环氧树脂绝缘板也存在放电烧黑迹象, 并且还有细微裂缝和少许水珠。从此处检查母线槽内部, 直到10kV总开关的其它各处, 再没有发现其它异常现象。

3 分析处理

综上检查情况可知, 对封闭式母线槽起固定和绝缘作用的水平绝缘板具备短路放电条件, 导致了母线槽的两相母线短路放电, 这是引起这起主变差动保护动作的直接原因, 而使水平绝缘板具备短路放电条件的是水平绝缘板上的水珠。进一步检查发现母线槽终端垂直封闭板与水平布置矩形母线框连接处存在漏水。这个连接处原由橡胶辅以密封胶来密封, 而这些密封材料经过长时间的风吹、日晒、雨淋已老化, 失去了应有的密封作用。在暴雨天气, 雨水经密封破坏的连接处强制渗入母线槽。这样, 雨水在到达水平绝缘板后便形成了母线相间短路。由于这块绝缘板的安装存在一定的水平度差异, 因此处于较低处的两相母线间积水发生短路, 而处于相对较高处的两相母线间因没有积水而未发生短路。

针对这种情况, 要彻底消除短路故障隐患, 就需消除水平绝缘板积水。由于化工企业对无准备的意外停电要求很严格, 不允许长时间停电, 因此必须争取尽早恢复送电。经研究, 此项故障处理分两步进行。第一步, 尽快清除水平绝缘板上的积水并清洗干净, 同时更换、加固垂直密封板的密封, 阻止雨水渗入;第二步, 待停电检修机会, 改进现有母线的末端绝缘与固定方式, 取消水平绝缘板, 采用其它更为可靠的方法来固定和绝缘密封母线。

围绕分两步处理的实施宗旨, 检修人员在擦干水平绝缘板后, 当即用工业无水乙醇对其进行清洗, 并用密封胶对垂直密封板接缝处进行加固。第一步在停电不到2h内就完成, 再次测得绝缘电阻均不小于2 500MΩ, 随即送电#4主变, 一切顺利。第一步实施后, 检修人员又利用停电机会, 实施了第二步处理, 即拆除原水平绝缘板, 加装一种更为可靠的垂直安装的绝缘板 (对三相母线铜排起到进一步固定和绝缘作用) , 与此同时, 还对母线槽内的其它支持绝缘子进行了检查、清扫、擦拭和测试。处理效果很好, 排除了一些可疑点, 从而彻底解决了暴雨造成母线槽短路放电跳闸, 威胁工厂生产运行的安全问题。

4 结束语

针对母线槽水平绝缘板积水引起母线短路放电导致的变压器差动保护动作跳闸故障, 通过全面检查涉及到的电气设备, 着重检查水平绝缘板运行状况, 及时地找到了潜在问题, 消除了故障隐患, 确保了电气设备的正常运行。

摘要：针对某化工企业一起电气故障, 根据差动保护动作原理、保护对象, 综合故障情况, 快速查寻故障点, 阐述了故障查找方法、分析推断步骤以及处理方案。

关键词：密封,短路放电,绝缘,差动保护,主变

参考文献

[1]任小建, 刘太华.微机变压器差动保护常见运行事故分析[J].智能电气及综合自动化, 2012 (6) :16, 17

[2]黄益庄.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社, 2000

篇6：110kV线路故障跳闸巡查情况汇报

2011年3月19日23时09分1#主变差动保护动作,三侧开关均跳开。到现场检查保护信息:2011-11-3-19 23:09:04:535比率差动保护动作,故障类型B、C相,

动作值:Idb=18.4A,Idc=18.4A。

1#主变差动保护型号为南瑞城乡DSA6,该保护无录波、报告打印功能。

110 kV南陈集由220 kV关城变关张772提供电源,调取关城变772的起动信息:A相电流为2.12 A,B相电流为4.24 A,C相电流为6.36 A,且A、B相故障电流同相位,与C相故障电流反相位,录波波形如图1所示。

2 故障初步分析

110 kV南陈集1#主变为Y/Y/△11接线,差动保护在Y侧进行相角转换,见图2。

高压侧电流进行差流计算的电流为:

折算到低压侧差流三相电流为:

其中,N为1#主变的变比。

从110 kV关张722故障波形中可以看出:A相电流为2.12A,B相电流为4.24 A,C相电流为6.36 A。A相电流与B相电流相位相同,A相电流与C相电流相位相反。722电流互感器变比为600/5,一次电流为:

IA=254.4A,IB=508.8A,IC=763.2A。

由于35 kV侧和10 kV侧没有电源点,故障电流全为110 kV侧提供,所以差动电流为:

1#主变高压侧电流互感器变比为300/5,折算到二次值:

IcdA=2.45A,IB=12.23A,IC=9.8A

差动电流与保护的动作信息比较接近。

1#主变低压侧故障电流为:

低压侧故障电流的特点为:A相电流较小,B相和C相电流较大,数值接近,方向相反。考虑到负荷电流的影响,初步判断为1#主变10kV侧BC相间短路故障。

3 故障查找及后续处理

跳闸后,我中心立即组织相关专业人员对故障范围内的一、二次设备进行了检查。

1#主变绕组绝缘电阻、直流电阻、空载试验、短路试验、耐压试验结果均正常,1#主变10 KV侧母排、35 KV引线及相关一次设备耐压试验均正常;1#主变保护及二次回路检查、试验结果均正常;1#主变油色谱分析,甲烷、乙烯、乙烷、乙炔、氢气、一氧化碳、二氧化碳、总烃均有不同程度的增长,但其值大小均在正常范围内。

差动保护范围内一次设备检查,尤其是主变10 KV侧一次设备检查均未发现明显放电痕迹。但综合分析,由于跳闸当时是小雨天气,1#主变10 KV侧室外母线桥BC相对地放电的可能性极大,但由于支撑绝缘子长时间电晕放电,均有不同程度的放电痕迹,因此,未留下明显的放电痕迹。主变油色谱分析数据较上次有明显增长,是因为较大的故障穿越电流使固体绝缘发热所致。

考虑到主变油色谱分析数据比较前一次的数据均有明显增长,为安全起见,经生技部门同意,1#主变先空载运行了4天,然后又单独带10 KV负荷运行了4天,再单独带35 KV负荷运行,在此期间跟踪监视主变油色谱的数据变化,未发现明显异常。目前,主变仍然是单独带35 KV负荷运行(表1为2010年12月～2011年3月间1#主变有色谱跟踪分析结果)。

摘要：首先简单介绍了110kV南陈集供电线路1#主变跳闸分析报告记录的故障情况,通过具体故障电流计算作出了故障初步分析,判断出了故障类型,最后完成了故障查找及后续处理。

关键词：主变跳闸,故障电流计算,故障分析

参考文献

[1]白升利.和平变2号主变故障跳闸分析[J].内蒙古石油化工,2011,(6).

[2]朱慈凝,岳浩永.一起由主变故障引发的非正常运行方式分析处理[J].江苏电机工程,2010,(6).

[3]刘强,陈伟,周晴晴.一起110 kV主变故障的综合分析诊断[J].江苏电机工程,2010,(6).

[4]李雪.一起220 kV线路故障跳闸引起母线故障的思考[J].江苏电机工程,2010,(6).

[5]李长辉.一起110 kV主变跳闸事故分析[J].湖北电力,2008,(S1).