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第三季度:10kV配网线路跳闸调研报告

第三季度:10kV配网线路跳闸调研报告
第三季度:10kV配网线路跳闸调研报告

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。

2、树障跳闸18条次,占全部故障的%;

3、自然灾害造成跳闸83条次,占全部故障的%;其中:导线故障18条次,避雷器故障22条次,变压器故障3条次,绝缘子故障8条次,断路器故障2条次,电缆故障条1次,故障原因不明(没有查出明显故障点)25条次。

4、外力破坏跳闸1条次,占全部故障的%;

5、小动物跳闸1条次。占全部故障的%;

(五)从故障时间上分:

1月份发生故障10条次,占全部故障的%。

2月份发生故障4条次,占全部故障的%。

3月份发生故障18条次,占全部故障的%。

4月份发生故障7条次,占全部故障的%。

5月份发生故障17条次,占全部故障的%。

6月份发生故障29条次,占全部故障的%。

7月份发生故障19条次,占全部故障的13%。

8月份发生故障42条次,占全部故障的%。

以上几个方面可以看出,10kV配网线路故障的分布特点:

1、公司运维资产故障率大于用户资产故障率,主要是因为公司

运维资产规模大于用户,公用线路网架在不断延伸。

2、配网支线故障率大于主干线故障率。主要是因为经过几年的

农网改造、大修技改,配网线路主干线大多数已改造,设备装备技术

水平有所提高,改造后主干线的故障率明显比改造前减低。而支线部分没有进行改造,线路老化、设备陈旧依然存在,故障几率自然偏高。另一方面,特别是属于用户资产部分的支线,由于缺乏运维,线路故

障发生的概率大增。

3、从引起跳闸的设备来看,主要有避雷器、导线、绝缘子、断

路器、变压器、电缆等设备。其中避雷器、导线、绝缘子故障率占了

整个故障的80%以上。而避雷器是故障率最高的设备。

4、从发生时间看,故障多集中在5-8月,这是由于XX自身气候特点所形成,5月份开始进入雨季,雷击、大风等自然灾害对配网造

成的破坏在加大。

5、故障原因不明占有较大的比重,主要原因:一是由于35kV新庄变、35kV温泉变的10kV线路保护装置问题,35kV新庄变线路保护重合闸功能不能正常启动;35kV温泉变线路保护无重合闸功能。线

路有时可能发生瞬时性故障跳闸,经试送成功后,供电所没有去查线。二是重合闸动作不成功,供电所经查线没有找出故障点,这依情况所占比率较少。三是存在交叉管理的线路,各供电所在自己管辖范围内查完后,没有将故障信息上报。

根据统计配网线路故障停电前十条线路有10kV龙核线、南阳线、国营矿线、河东矿线、荣哲线、师目线、温泉线、城西线、果子山线、嘎佐线。以上的10kV龙核线、国营矿线、河东矿线、果子山线、荣

哲线线路具有它的共同特点:一是线路覆盖区域、延伸区域宽,分支

线多,线路分段开关少。二是线路都带有煤矿用户,交叉跨越多。三

是线路都经过高山,林区(经济林)。线路故障多集中在断线、树障、避雷器、变压器故障上。

师目线主要是由线路分支线的树障引起,线路廊道与树木安全距离不够、避雷器击穿等造成。主干线已经农网改造,故障少。

温泉线主要是设备故障(变压器故障烧毁、跌落保险烧坏、避雷

器和绝缘子击穿)跳闸。

城西线主要是因为沙包岩煤矿和仙人洞煤矿、T55支线路的满家

湾和碳山坪煤矿线路引起,跳闸主要集中在树障、设备事故。

二、存在的问题

通过对基层供电所线路运维现状的了解和现场查看,公司的配网线路在勘测设计、施工及运维方面存在以下的问题:

配网规划设计方面。一是在农网改造、大修技改过程中一些设计

单位勘查设计不到位,所定线路走向不合理,有的是沿原通道改造,

原通道就存在通道问题,如没有避开经济林区,交叉跨越多,跨建筑

物多等,部分线路因地形限制,跨越档距过大(没有很好的处理措施);有的是新架线路,设计人员没有详细的到每个点进行测量和收集相关

周边资料,简单用GPS定位后做设计。设计过程中存在套用图纸,特

备是对线路杆塔型号的选择上,没有具体认真的去做设计,最终给运行带来隐患。二是在设计上不负责任。如柱上真空断路器的设计安装

上存在缺陷,不做防雷接地,只有断路器安装在杆塔上,突出反映是2009-2012年的农网改造项目在10kV良马线、新二线、碳山坪线、

南阳线等线路上安装的分段断路器运行过程中被雷击损坏的最多。在安装位置的选择上,只考虑靠路边近的杆塔,方便运维而没有考虑该点的接地情况,实际上出现了土壤电阻率偏高,接地网按图施工后的接地电阻达不到要求。还有在杆塔设计上该用耐张杆的地方用成直线杆,该用双瓷横担的线路,用成单瓷横担等等。

施工质量与技术方面。一是一些运行中的杆塔基础不够夯实,应装设拉线的电杆没有拉线或是拉线松弛不起作用,受外界影响后导致杆基下沉、土壤松软(经雨水冲刷或浸泡),最终电杆倾斜很容易引起

线路故障。二是线路施工中存在有引线、线夹、刀闸连接处不够牢固,运行一段时间后,将会烧损引发线路故障。三是10kV配电台区避雷器、高压跌落式保险质量较低或运行时间较长未能及时进行校验或更换,易被击穿后形成线路停电事故。四是施工工艺不规范,没有按照《云南电网公司10kV及以下农网工程施工工艺质量控制规范(试行)》的标准施工。突出表现在台区绝缘化和设备接地引下线的连接上。五是在新设备投运上,验收把关不严。具体表现在业扩报装上,

特别是用户设备投产前,相关一次设备的交接试验没有完成就投产。

六是针对氧化锌避雷器而言,电网内还大量存在运行时间到检验周期而没有定检或更换的避雷器。

管理运维方面。目前供电所运行维护现状:一是配电班员工对线路的运行维护时间不足,巡视检查不能到位,线路巡视时只针对公司产权范围内的线路巡视,对用户资产范围的线路基本没有开展巡视,

只是在停电后查线故障时发现问题才告知用户,而且对配网的运行规程执行不到位。二是供电所员工业务技术水平不足,运行经验不够丰富,在日常的巡视和维护当中抓不住主要环节,查不出线路缺陷和事故隐患,大修技改申报时报不出项目。集中表现在对设备的性能结构、安装要求不了解,相关检测工具不会使用,测量方法没掌握,评经验

做事。三是大家都忙于做资料应付检查,实际上没有人去认真梳理和总结故障原因,系统的去思考如何解决,结果疲于应付各种问题。四

是由于有应急抢修的施工单位,出了事故都是外请施工队处理,太依靠外部力量,自己不动手,加上心理上怕出安全事故,怕担责任,所

有的事都是在请外单位做,无形当中我们员工自己的业务技能荒废。

五是在配网管辖界面没有完全划分开前,交叉管理的线路在查找故障上几个供电所之间有推诿扯皮的现象。

三、配电线路故障原因分析

1、导线断线故障

导线断线故障原因有:1、原设计投运的少部分铝绞(LJ-)系列导线,运行时易断线的;如10kV白姑河I回线、荣哲线、果子山线的分支线就存在铝绞线。2、施工工艺不标准,导线与绝缘子的绑扎处、引流绑扎处扎线脱落,造成引流断或烧断导线故障的。如10kV龙务线因绑扎线脱落,断线发生山火,造成接地停运;3、因各类交跨距离不够,放电烧断导线的。这类多发生在导线与通信光缆悬挂的钢丝之间。4、雷击导致断线的,这种情况发生最多,不论是裸导线还是

绝缘线,多发生在遭雷击时导线在绝缘子处与横担发生放电。5、风偏时导线相间发生放电的,在110kV变电站出线的10kV线路因短路电流过大易发生断线。

2、变压器故障

变压器故障原因有:1、雷击损坏变压器,这种情况发生最多。

主要原因10kV和400V避雷器、接地电阻不合格,避雷器及接地引下线存在接触不良、截面过小等问题雷击时残压过高,造成过电压使变压器绝缘击穿而致烧毁。2、变压器低压侧短路。此类问题多发生在

用户,由于运行管理不善用户的低压电缆或设备故障后,造成变压器

烧毁。3、小动物引起的变压器故障,这类问题发生在没有绝缘化改

造的变压器上,公司系统内的配变已逐步绝缘化改造,而用户侧还存在大量的变压器没有实现绝缘化。4、变压器桩头故障,这类问题主要是低压出线三相电流不平衡,个别相负荷偏大,加上设备线夹与变压器桩头接触不良,发热氧化后接触电阻增大,最终发生桩头和导电杆烧毁。

3、避雷器故障

避雷器故障主要有:(1)外因:一是接地网不合格。接地装置年久失修,地下连接部位锈蚀、断裂,使接地电阻值达不到要求,泄

流能力低,雷击电流不能快速流入大地,残压高。此类问题在公司设

备和用户设备上都存在,用户方面接地网从安装后几乎没有开挖和检测,公司管辖的设备接地网虽然每年都要求检测,但是在有的台区被水泥地面覆盖无法检测,开挖检修更难。二是避雷器安装不规范,引

流线存在缠绕,接地端导线不用线鼻子或是设备线夹,导线与螺栓连接导致接触不良。三是对避雷器的重要性认识不足,基本上没有进行规定的预试定检或轮换,造成耐压能力、泄流能力不合格的避雷器带病运行,仅凭外观是不能判断其好坏,直到损坏。(2)内因,从技术角度讲有几种情况:一是

生产厂家制造工艺不过关,密封不严。氧化锌避雷器密封老化情况,

主要是生产厂采用的密封技术欠完善,采用的密封材料抗老化性能不稳定,密封材料在制造过程中浇注不均匀,长期运行电压下易出现径向电位差。二是抗老化、抗冲击性能差。在氧化锌避雷器产品全寿命

的中后期,阀片劣化造成阻性电流上升,有功功率增大,长期的热效

应显着增加,避雷器内部气体压力和温度急剧增高,引起氧化锌避雷器本体击穿。三是受潮。避雷器的两端密封不严,内外温度相差较大时,使潮气或水分浸入,加速了阀片的劣化,造成内部绝缘降低而引

起损坏。

4、绝缘子故障

绝缘子在我们配网线路中常用的是:针式绝缘子、悬式绝缘子、

瓷横担这几种。发生故障最多的是针式绝缘子和悬式绝缘子。主要以下原因:一是绝缘子质量不过关(绝缘子材质低劣或制造上的缺陷)

或存在隐患运行。而10kV线路一般没有避雷线,线路直击雷或感应雷过电压就会在线路设施薄弱之处寻找出路,电流经导体与大地之间击穿绝缘子造成损害。二是污闪事故。污闪事故是指积聚在线路绝缘子表面上,具有导电性能的污秽物质,在潮湿天气下,受潮后使绝缘

子的绝缘水平大大降低,在正常运行下发生的闪络事故。这类情况经常在煤矿企业的用电设备或线路所经污秽较重的地方出现,遇到雷雨天气,绝缘子发生放电后烧断导线或是绝缘子击穿。三是从瓷绝缘子的材料组成上看,他是由钢帽、瓷伞、和钢脚组成,并用水泥胶合剂

胶粘一起,但瓷绝缘子随着运行年限的增加,其绝缘性能会逐渐的下降,绝缘子劣化,出现低值、零值绝缘子。平常线路巡视时不易发现,所以在没有打雷下雨的天气下也会发生线路接地故障,在我们的分支线上就存在15年以上的线路,发生故障频率也较高。四是瓷横担,

因为他的爬电距离较大,在线路中引用广泛,主要用在直线杆上,引

起故障的主要因素是抗拉强度下降后,在大档距内遇到风偏或是树木倒在线路上时瓷横担发生断裂。

5、断路器故障

公司系统内(包括用户)使用的柱上断路器有主要有ZW32-12G/630、ZW8-12G/630两种型号的真空短路器,从荣将仓库故障断路器解体后来看,几乎全部都是由于灭弧室或是真空泡绝缘击穿

与外壳放电造成损坏。通过调查了解和现场查看发生断路器损害的直

接原因是雷击,而往往被雷击坏的断路器都没有做防雷和接地,即使有接地网的断路器,但安装位置的杆塔处于山石地段,只有表层浅土,下面全是石头,接地网的接地电阻达不到要求,也就起不到防雷的效果。从结构上看真空断路器内部灭弧室相间有绝缘隔板,通过密封胶圈密封,但长期在户外运行,风吹雨淋,密封胶圈有老化的情况,形

成密封不严,雨季时空气湿度大,灭弧室可能受潮,绝缘下降,雷击

时发生相间短路或是绝缘击穿,造成断路器损毁。另外一种情况是操作机构发生故障,但比率较小,此类故障多是由于操作不当引起。以

上两种断路器都是手动储能,弹簧操作机构,带隔离刀闸。而且隔离

刀闸操作机构和断路器合闸机构之间带有机械闭锁。有些运行人员不清楚该机构,操作错误,生拉硬扯,造成机构损坏,最常见的是合不

上闸。

6、树障

树障是引起线路跳闸的一个重要原因,尤其在大风大雨天气情况下,造成线路跳闸时有发生。一是公司的10kV线路绝缘化率很低,

绝大多数是裸导线。二是线路经过的区域存在经济林木,如竹子、松树、桉树、核桃等,特别是竹子和桉树生长速度快,老百姓在线路下

或周边大量种植。三是

清理树障的难度大、难砍伐、难修剪、与树主矛盾大,随清随种,这

里涉及到许多法律层面的问题。四是对电力设施保护的宣传力度还不够。五是存在供电所对能清理的树木没有及时清理,或是清理的力度不够。

7、外力破坏

虽然只发生了1起,车辆挂断花锰线AC相导线后,搭在花冶线上引起跳闸。这个问题不能忽视,我们有大量的线路杆塔位于公路边,发生车辆撞断杆塔的几率很大。

四、今后的工作重点及建议

(一)运维管理方面

1、建议对配电变压器、配电线路上的绝缘子、避雷器、真空断

路器等设备,定期进行试验、检查,及时处理设备缺陷,提高运行水平。

2、建议在配电线路上加装真空断路器,缩小故障范围,减少停

电面积和停电时间,有利于快速查找故障。特别是线路长、分支多、

用户反映停电多的线路。重点在故障停电次数前10位的线路。

3、根据今后县级公司的管理模式建议利用各种资金加大对配网

建设改造力度。第一方面要在现有的网架基础(包括农网新建线路)

上做优化调整,该合并的合并,该分流的分流,目的让网架清晰,不

凌乱,便于运行管理。第二方面重点要实现“手拉手”的环网供电,

不仅是实现变电站之间的联络,还要实现在同一变电站出线不同线路之间的联络转供,以提高配网运行方式的灵活性,目前我们公司的一些线路已经具备条件,只要做一点投入就可实现。第三方面要在配网的分支线上加大改造、修理力度,主干线已改造的重点要放在故障率高、线路老化、安全隐患大的分支线上。

4、要求供电所要有计划性地对线路、设备进行巡视,定期开展

负荷监测、设备测温。特别是重要的供电线路、经济效益好的线路,

社会关注度高的线路,在负荷高峰期,密切注意线路、配变的负荷情况,及时调整负荷平衡,避免接头、连接线夹等因过载发热烧毁,造

成停电。

5、针对供电所员工在配电运维方面业务技能不足、专业知识不

够的问题,职能部门应有针对性的开展培训。建议培训的内容要实用,不是为了应付培训任务而做,每次培训的内容不要太多,最好是针对他们现场工作中遇到的问题。培训的方式上可以灵活多样,不是非要到公司来集中统一培训。在现场能给他们正确的解答,是最容易接受的方式。

6、绩效考核上。在供电所内部应签订管理责任书,将运维的线路、台区分解到人,落实到人。不然现在虽然已分成3大班组,但实际运作下来的效果不是很好,还有吃大锅饭的现象,员工抱怨多,这

个问题今后必须解决。考核的目的就是要做到故障原因未查到不放

过,故障不彻底排除不放过,把线路跳闸次数、跳闸停电时间与责任

人的经济效益相挂钩考核,促使员工努力干好工作。

7、在用户的管理上,供电所检查人员要加大对用户设备检查力度,多与客户沟通,规范电力客户的管理程序,及时下发客户设备隐

患整改通知书。督促客户开展设备整改工作,努力协助、督促客户及

时对电力设备进行维护,阐述清楚设备故障对自身带来的危害,培养客户安全用电的意识。这里需要注意的是方式方法和态度的问题。(二)针对自然灾害采取的反事故措施

1、提高绝缘子的耐雷水平,特别是针式绝缘子的耐雷水平。根

据近几年来的运行经验,耐张点的悬式绝缘子在雷击时极少发生闪络

故障,故障发生点集中在针式绝缘子上,更换、安装耐压等级高的绝缘子,在受雷害严重的线路上适当采用20kV电压等级的绝缘子或是采用可调间隙保护装置,提高线路的防雷能力。

2、安装线路避雷器则是一个经济、简单、有效的措施。在线路

较长易受雷击的线路上装设脱扣型金属氧化物避雷器或防雷金具,以及在柱上真空断路器两侧、变压器高低压侧装设相应电压等级的脱扣

型避雷器,减少雷击对设备的损坏。建议逐步将系统内非脱扣型避雷器更换为脱扣型避雷器。

3、定期检测接地网,在雨季来临之前,要认真检查线路、台区

的避雷装置,及时校验和更换不符合运行要求的避雷器。检查、整改

接地装置,严格定期测试接地电阻,保证线路接地电阻值不大于10Ω。

4、对个别档距较大的线路,在雨季来临前,应及时检查线路驰

度及风偏,采取一定的有效防风措施,如加杆减小档距、裸导线更换

为绝缘线、加大相间距离、适当收紧线等。

5、对受外界环境影响造成一些杆塔的基础下沉或土壤松弛的状况,应及时填土夯实,对一些在10kV线路中起主要作用的杆塔(尤其农网),如果是地势较低,容易积水或易受洪水冲刷的,有必要在杆

基处筑防护提。

6、对于低温雨雪天气我们要重视,特别是高海拔地区的线路,

典型的是10kV白姑河I\II回线、10kV龙务线已经连续2年发生雪灾事故,有必要对线路老化,导线线径小、无钢芯的支线进行改造或

更换,减小档距等措施。

7、要重视天气预报,时刻关注天气,多与当地的气象部门联系,积累资料,达到预警预报条件的气象灾害时,提前采取防范措施,最

大限度地避免和减少气象灾害所造成的损失。

8、要提高配网施工检修的工艺。检修人员、验收人员必须按照

标准、作业指导书的要求开展工作。

(三)树障防控

1、大力加强农村安全用电和电力设施保护宣传活动,让老百姓

知道在电力设施周围种植树木、高杆植物将危机人身安全和可靠供

电,同时杜绝老百姓砍伐超高树木造成压断导线的事故。

2、积极联系地方政府的相关部门和树主,协调配合砍伐配网线

路通道内树木。做好安全措施进行砍伐或修剪树枝,严防树木断落砸断、搭接引起的线路跳闸。

(五)防止外力破坏

1、按照配网线路有关规定,扎实开展配网线路电杆、拉线与道

路不符合安全要求缺陷的专项排查治理工作。消除安全隐患,减少机动车辆碰撞电杆、拉线引发的线路跳闸。

2、加大电力保护的宣传力度,增强居民用电保护用电的意识,

密切关注地方各种建设对电力设施的影响。及时发现存在的隐患及时采取控制措施,防止外力破坏危机电力设施的安全运行。重点关注地方建设对配网线路影响,严防车辆撞杆、车辆挂断导线、车辆碰断拉

线等外力破坏影响电力设施的安全运行。

3、关注电力线路通道内各类安全警示标准,对主要路口、路边

的电杆进行砌护或粘贴醒目标志,确保电力架空线路,电力电缆线路保护范围设置足够鲜明的标识,对所属电力架空线路,电力电缆线路进行全面检查,对标识牌不清、不足、甚至没有的立即进行补充完整。

五、其他需要关注的问题

1、没有发生故障跳闸的线路,并不代表他的运行工况较好,

实际上风险更大。如电缆线路:10kV城中线、河滨线、城南线,城区主干线路,其电缆线路占大多数,电缆一旦发生故障停电,它的负

面影响是非常大的,特别担心的是电缆出问题后查找的时间可能很

长,关键是没有相关的电缆故障检测仪器来判断具体的故障位置。

2、110kV变电站的10kV出线CT问题。随着电网规模的不断扩

大,在110kV荣将变、110kV花椒坪变10kV母线上的短路电流越来越大,这两个站存在出线CT变比偏小的线路,一旦在离变电站较近的地方发生相间短路,将造成CT饱和,其结果是保护CT绕组输出的电流不准确,发生保护越级跳闸的事故,近两年来已发生了3起,这个问题需要解决。

3、线路上使用的设备线夹。以前在T接处或是跳线处多使用的是并沟线夹,但现在越来越出现问题,按要求要逐步淘汰,使用C型线夹,更换的量非常大,今后需要逐步更换。

输电线路故障跳闸原因分析报告模板)

输电线路故障跳闸原因分析报告(模板) XX月XX日XXXkVXXX线路故障跳闸原因分析报告(模板) 1 线路概况 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。 2 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。 3 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 4 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) 5 故障分析结论 6 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 单位:日期:

电厂发变组跳闸事件分析报告

电厂发变组跳闸事件分 析报告 文件管理序列号:[K8UY-K9IO69-O6M243-OL889-F88688]

电厂#2发变组跳闸事件分析报告1、事件经过 (1)2006年6月29日前,#02高厂变低压套管底部已渗油多日,属原安装质量问题,但因保质期未过,要等厂家来人解决,故此缺陷一直未处理。为安全起见,从6月26日起将厂用电倒至#9B高备变,#02高厂变转热备用。6月29日下午厂家来人,在履行完工作票手续后,准备处理此缺陷。 (2)事件前,#2机运行参数无异常。16:13时#2发电机在运行中突然跳闸退出运行,#2发电机出口开关502和#2主变220kV侧开关2202 跳开,灭磁开关跳闸,主汽门关闭。检查#2发变组保护屏和#02高厂变保护屏,有“高厂变压力释放”、“灭磁开关联跳”、“主汽门关闭”等信号。DCS有远控-5OPC动作报警,汽机最高转数达3160rpm。值班员迅速对汽机打闸。 (3)电气专工到达现场,检查所有报警信息后,意识到在处理#02高厂变缺陷时,没有将有关的保护退出,于是将#02高厂变所有保护退出。16:40时汽机重新挂闸成功,16:43时汽机重新并网。 2、原因分析

(1)电气检修工作班成员、厂家技术服务人员在处理#02高厂变低压套管底部渗油时,由于没有意识到#02高厂变的保护没有退出,工作中不慎,误碰了变压器顶部压力释放器的开关,引起压力释放器保护动作,从而引发一系列开关动作,造成机组跳机。这是此次事故的直接原因。(查看事故报警记录,从动作时间上的顺序判断,引起#2机发变组跳闸的原因就是“高厂变压力释放”动作造成的。) (2)由于在处理#02高厂变缺陷工作前考虑不周,在填写处理#02高厂变渗油的工作票时,没有填写二次设备及回路工作安全技术措施单,致使#02高厂变的相关保护没有及时退出。这是造成此次事故的主要原因。 (3)运行人员在接到处理#02高厂变渗油的工作票后,没有认真审核,对不完善的安措没有给予及时补充,造成不完善的工作票发出,这也是此次事故发生的主要原因。 3、暴露问题 (1)员工在实际的工作中没有很好的执行工作票制度,工作票从签发到许可都没有很好的把关。工作票签发人、工作负责人、工作许可人,这

第三季度:10kV配网线路跳闸调研报告

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2.28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41.1%;相间短路86条次,占全部故障的58.9%。

(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23.9%,相间短路55条次占37.7%;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17.1%,相间短路30条次占20.5%。 (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34.9%,相间短路故障75条次占51.3%。 (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28.7%;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。 2、树障跳闸18条次,占全部故障的12.3%; 3、自然灾害造成跳闸83条次,占全部故障的56.8%;其中:导线故障18条次,避雷器故障22条次,变压器故障

加强输电线路运维管理降低线路跳闸率技术及管理措施

加强输电线路运维管理降低线路跳闸率技术及管理措施 发表时间:2018-03-09T11:35:07.513Z 来源:《电力设备》2017年第30期作者:邹龙王东旭崔超奇王幸伟訾红亮 [导读] 摘要:随着我国电网输送电路逐步深入城乡各地,其规模也日益扩大,这也对电网输送电路运行的安全性、可靠性提出了更高要求。 (国网阜阳供电公司安徽省 236000) 摘要:随着我国电网输送电路逐步深入城乡各地,其规模也日益扩大,这也对电网输送电路运行的安全性、可靠性提出了更高要求。输电线路事故跳闸时影响电网功率输送的最大威胁之一,也极大的提高了电网的维护成本和维护人员的工作量。因此,对常见的跳闸原因进行认真总结、分析,探讨出如何采取适当措施来降低输电线路的跳闸率,从而提高电网运行的安全性和可靠性。 关键词:输电线路;运维管理;线路跳闸;技术及管理 我国的改革开放进程不断的加快,经济不断的发展,我国对于电量的需求量与日益俱增,使得我国的电力工作变得越来越严重,给我国的电力部门带来了巨大的困难。在电力系统中线路是其中十分重要的组成部分。电路的稳定性能不仅能够保证电网的稳定,还能够保证电网的安全性能。大大的降低线路出现问题的次数。 一、防外破 组织各单位加强通道巡视,及时发现通道内施工隐患,动态更新隐患台账,根据隐患性质,采取缩短巡视周期、现场蹲守、视频监控等相关措施,保证线下施工点及时发现,发现的施工点盯防到位,不发生外破跳闸事件。 组织各单位加强通道属地化工作,落实通道巡护的属地责任,发挥乡镇供电所、农村电工、群众护线员作用,及时发现和制止通道内施工隐患。近期,督促各单位将通道属地化的管理制度、考核措施、维护责任分解方案等上报省公司备案。 针对春季植树活动多发特点,组织各单位全面梳理通道状况及周边环境,对植树活动多发的道路两侧、城市开发区、产业聚集区等区段,加大巡视的力度和频度,力争对线下植树活动早发现、早制止,防范吊车植树可能引发的跳闸事件。 针对市区、城郊等属地联防盲区,督促各单位加大资金投入,雇请人员协助进行巡护和盯守,防范外破事件发生。 针对线下施工、违建事件多发情况,督促各单位建立业扩报装电力设施保护联动机制,对线下违章施工、违章建房不予供电。 组织各单位开展春季防外破宣传专题活动,完善吊车、水泥泵车驾驶员数据库,通过集中培训、短信等形式,加强驾驶员安全教育,从源头防范车辆碰线事件发生。 针对春季树木生长快的特点,组织各单位加强和地方政府合作,开展线下树木清障活动,防范树竹放电事件发生。 针对清明前后的山火风险,组织各单位梳理输电线路通道情况,对山火易发区段加强巡视,清明节期间加强值班人员力量,发现山火及时联系地方政府处置。 适时组织召开防外破经验交流会,相互取长补短,促进防外破工作整体提升。 加大输电线路跳闸考核力度,除了业绩考核、同业对标相关指标从严考核外,坚持“说清楚”和定期通报制度,督促各单位加强管理,努力降低外破跳闸次数。 二、防鸟害方面 组织电科院和相关单位,认真分析近几年河南鸟害事件,深入分析引发鸟害的鸟种、活动规律、活动地域、迁徙特点等相关因素,指导全省防鸟害工作有针对性的开展。 2016年已立项的鸟害治理项目的组织实施,扩大防鸟害措施的覆盖范围。对已安装的防鸟装置加强检查和维护,及时更换失效的防鸟装置。 加强各种防鸟措施的有效性分析,及时拆除导线正上方的鸟巢。深入总结运行经验,针对运行中暴露出的新情况和新问题,对鸟害频发区段,及时采取安装防鸟罩、防鸟挡板、加密防鸟刺、栖鸟架等综合防鸟措施。 三、防雷害方面 输电线路对雷击的耐受程度随着电杆塔接地电阻的阻值增大而降低。因此要提高输电线路在承受雷击时的耐受能力,就应当根据南方电网公司对山区接地电阻的要求要求,将山区电杆塔的接地电阻将为15Ω以下。其具体做法是,延长接地线的长度或者增加数量,再配合降阻剂的使用降低接地电阻。对于对山区电杆的施工也应严格控制,对不达标的电杆应及时改造,从而降低接地电阻不达标导致的雷击跳闸率高。 (2)减小避雷线保护角并在老的电杆塔上加装防绕击避雷线。 (3)提高杆塔外绝缘水平。根据相关的统计数据表明,正常情况下的500kV输电线路因为雷击导致的跳闸率在悬垂串的绝缘子由每相25片增加的每相28片时,从0.325次/(100km?a)下降为0.076次/(100km?a)。很清晰的可以看出,杆塔的外绝缘水平与雷击跳闸率的高低有着非常密切的正相关关系。 四、防风害方面 组织学习送变电公司完成500千伏阳东线等5条线路新型防风偏技术改造,提升输电线路防风偏能力。 在大风天气过后,及时组织各单位开展特巡,及时发现和清除线路上兜挂的异物,防范异物短路事件发生。 五、防污闪方面 组织学习参观送变电等单位对500千伏仓卫ⅠⅡ线等144条线路进行防污闪治理,330千伏及以上全线复合化率达到100%,220千伏全线复合化率提升到92.36%,降低污闪跳闸率。 贯彻落实国网运检部要求,做好污秽监测点盐密灰密测试工作,根据测试结果修正污区分布图,并组织开展绝缘配置校核工作,针对不满足绝缘配置的制定治理计划。 六、防冰害方面 在冬季到来之前,对处于二级、三级舞动区的220kV线等4条线路进行防舞动治理,220千伏及以上三级舞动区域治理率达到95%。组织电科院,做好电力气象和线路覆冰舞动预测预报工作,做好应急处置准备。 覆冰舞动过后,组织各单位开展线路特殊巡视,对覆冰舞动重点区段的导地线线夹、绝缘子锁紧销及相关金具等进行检查和消缺。

电气事故案例分析--1.

电气事故案例分析题 (2) 一、运行人员擅自传动发变组保护装置,造成机组跳闸 (2) 二、擅自解除闭锁带电合接地刀闸 (3) 三、安全措施不全电除尘内触电 (4) 四、带负荷推开关 (5) 五、野蛮操作开关,导致三相短路 (6) 六、小动物进入电气间隔,造成机组跳闸 (7) 七、PT保险熔断造成机组跳闸 (8) 八、励磁整流柜滤网堵塞,造成机组跳闸 (9) 九、励磁变温度保护误动,造成机组跳闸 (10) 十、6KV电机避雷器烧损,发变组跳闸 (11) 十一、MCC电源切换,机组跳闸 (12) 十二、励磁机过负荷反时限保护动作停机 (13) 十三、220千伏A相接地造成差动保护动作停机 (14) 十四、查找直流接地,造成机组跳闸 (15) 十五、查找直流接地,造成机组跳闸 (16) 十六、检修工作不当,造成机组跳闸 (17) 由于人员工作不当,229出线与220kV下母线距离过近放电,引起保护动作。 (17) 十七、主变差动保护误动 (18) 十八、主变冷却器全停使母线开关跳闸 (19) 十九、试验柴油发电机造成机组停运 (20) 二十、定冷水冷却器漏泄,定子接地保护动作停机 (21)

电气事故案例分析题 一、运行人员擅自传动发变组保护装置,造成机组跳闸 事件经过 1月8日某厂,#3发电机有功85MW。运行人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备,进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件,当查看“选项”画面时,选择了“报告”,报告内容为空白,又选择了“传动”项,想查看传动报告,按“确认”键后,出现“输入密码”画面,再次“确认”后进入保护传动画面,随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其内容,按“确认”键,#3发-变组“差动保护”动作出口,#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸,3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。 原因分析: 1.在机组正常运行中,运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时,越权操作,造成发- 变组差动保护出口动作。是事故的主要原因。 2.继电保护装置密码设置为空,存在人员误动的隐患。是事故的次要原因。 3.运行人员无票作业,且未执行操作监护制度。 暴露问题: 1、违反《集团公司两票管理工作规定》,无票作业。 2、集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》执行不到位,继电保护密码管理存在漏洞。 3、运行人员安全意识不牢固,盲目越权操作。 4、运行人员技术水平不高,对操作风险无意识。 采取措施: 1、加强对运行人员的技术培训,并吸取此次事故的教训。 2、认真对照集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》进行落实、整改,进一步完善制度。 3、加强“两票”管理,各单位要严格执行《集团公司两票管理工作规定》,严禁无票作业。 4、发电部加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训,并认真吸取此次事故的教训,不要越限操作。 5、继电保护人员普查所有保护设备,凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。完善警告标志,吸 取教训。完善管理制度,加强设备管理。

电厂发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告

电厂#2发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告1、事件经过 2006年03月27日9:23时,#2汽轮发电机失磁保护动作跳闸,但在#1电子间#2汽机保护屏前未见任何保护动作信号,询问在场的运行人员答复已将保护屏跳闸信号复归。检查动作记录报文,其中有失磁保护动作与TV断线。于是拉开#1PT刀闸,检查1PT的一次保险和二次接线无开路现象,检查#2PT二次空开下桩头接线B相松动,将其紧固。因怀疑PT一次保险质量不良,用保险丝与1PT一次保险并联后,推上#1PT刀闸,重新起励,控制屏上显示励磁为FCR 方式,检查励磁屏上两通道均有PT断线告警,将其复归(在检查PT 回路拉开1PT刀闸时发出),再次起励升压并网成功。 2、原因分析 (1)保护屏内故障报文,因CPUO和CPUE的报文一样,CPUE的时间更接近实际时间,故以CPUE的报文作为分析依据,相关故障报文如下:

09:17:25:306失磁保护动作t1(0.5s) 09:17:26:303失磁保护动作t2(1s) 09:17:28:291主汽门关闭 09:18:48:463发电机3W定子接地TV1断线 09:18:35:541发电机3U0定子接地TV1断线 09:19:00:393发电机逆功率TV1断线 09:19:01:388发电机失磁保护TV1断线 可知故障是因#2发电机失磁引起失磁保护动作跳开发电机出口开关502,联跳主汽门。综合检查情况,基本可排除PT断线的因素造成,PT断线保护可闭锁,励磁也可切换到手动通道,保护出口前无PT断线信号,TV1断线信号是在发电机开关跳闸甩负荷后发出的,为甩负

荷时系统冲击引起(3W、3U0定子接地同理),现场检查PT也未开路,从失磁保护报文看,保护启动正确,当时检测到的参数已达到动作范围。 (2)造成失磁的原因由于分析素材不足,难以作出准确的判断,但可能是: ①励磁装置自行误动作减磁或灭磁。 ②不排除有人在触摸屏检查时误按“灭磁开关跳闸”按键。(正常时黑屏) 3、暴露问题 (1)保护屏上信号复归过快,不利于故障分析。 (2)运行励磁投切方式无记录。

县供电公司2011-2015年配电网设备故障分析报告

2011-2015年配电网设备故障分析报告 国网高台县供电公司 2016年5月

一、概述 由于2011年至2013年度高台县供电公司尚未直管,省市公司配电网专业管理未延伸至县公司,2014年之前高台县供电公司配电网故障详细基础数据按照规定只做一年保存,未做长期保留,且统计口径不齐、失去了参考分析的价值。 2014年高台县10千伏配电网设备基本情况为: 至2014年底,高台县供电公司共管辖10千伏线路43条1413.12千米;10千伏配电线路按照在运时间,运行10年以内的共7条,197.16公里;运行10-20年的共7条,229.81公里;运行20年以上线路29条,983.15公里。 2014年配网基本故障情况为: 2014年1至12月份,配网故障154次(其中:重合成功118次、接地2次,重合不成功34次),线路平均每百公里跳闸次数10.89次,年平均跳闸3.581次/条。全年累计故障停电时间63.71小时,平均每百公里4.51小时。 引起线路跳闸的主要原因:鸟害46次(29.9%)、外力破坏26次(16.9%)、树障21次(13.7)、运维责任17次(11.01%)、用户侧原因44次(28.5%)。鸟害、外力破坏和用户设备原因,是造成全年跳闸的三大主要因素。 2015年高台县10千伏配电网设备基本情况为: 至2015年底,高台县供电公司共管辖10千伏线路43条1444.57千米;0.4千伏线路1031.3公里;配电变压器配电台区2588台22.12万千伏安,为城乡8.2万户客户供电。

10千伏配电线路按照在运时间,高台县供电公司共管辖10千伏线路43条1444.57千米;10千伏配电线路按照在运时间,运行10年以内的共7条,231.61公里;运行10-20年的共7条,229.81公里;运行20年以上线路29条,983.15公里。 2015年配网基本故障情况为:2015年1至12月份,配网故障203次(其中:重合成功135次、接地15次,重合不成功53次),1至9月份跳闸195次,占全年96.05%,10月至12月跳闸8次,占全年3.03%。线路平均每百公里跳闸次数14.05次,年平均跳闸4.72次/条。全年累计故障停电时间78.86小时,平均每百公里5.46小时,重合闸不成功跳闸和接地导致线路故障停电平均每次1.48小时。 引起线路跳闸的主要原因:鸟害82次(40.49%)、外力破坏43次(21.18%)、树障33次(16.25%)、运维责任22次(10.83%)、用户侧原因23次(11.33%)。鸟害、外力破坏和树障,是造成全年跳闸的三大主要因素。 2014年至2015年配电线路总体情况: 表1 国网高台县供电公司配电线路总体情况 二、故障原因分析 (一)故障总体情况

至配网跳闸分析报告

2014年1至11月份配网跳闸分析报告 一、总体情况分析 截止2014年年11月底, 10kV公用配电线路共计65条,10kV配电线路累计故障跳闸238条次,平均跳闸次数为次/条;与去年302条次相比减少66条次,同比降低%。其中:设备跳闸80条次,占全部故障的%;去年同期设备跳闸123条次,占全部故障的%,同比下降了%。 树障跳闸44条次,占全部故障的%;去年同期树障跳闸50条次,占全部故障的%,同比下降了%。 外力跳闸25条次,占全部故障的%;去年同期外力跳闸29条次,占全部故障的%,同比下降了%。 其它类跳闸89条次,占全部故障的%;去年同期其它类跳闸95条次,占全部故障的%同,比上升了%。10kV配网主干线故障停电的主要原因依次为设备原因、树障因素、外力因素、其它类因素。(见饼状图) 二、配网线路跳闸情况

截止11月底,10千伏主干线故障238条次,比去年同期减少64条次(见柱状图4) 三、暴露问题 (一)配网主干及分支线路故障238条次。 1、其中因设备影响引起的故障为80条次,占配网故障的%,具体分类(见柱状图)。 经过对设备影响引起的故障原因分析发现:占前三位的依次为导线原因23次、变压器原因22次、避雷器原因12次。主要原因:一是我局10千伏配网设备大部分是农网一期以前的线路,当时建设标准低、线径细。二是近几年负荷增长迅速,配电设备长期在大负荷、重过负荷运行,老化严重,故障较多。三是设备

接地装置运行时间长,连接点氧化、锈蚀严重,连接不紧密。四是管理因素:有部分配变未按照规程要求合理配置高压熔丝、低压熔断器和断路器。有个别杆塔裂纹严重、倾斜或缺失拉线。有配变高压避雷器更换安装不规范,直接捆绑或直接安装到变压器上。有未及时发现修路或建房造成导线对地安全距离不够现象。 2、因树障影响引起的故障为44条次,占配网故障的%,具体分类(见柱状图)。 经过对树障影响引起的故障原因分析发现:主要原因:一是我局10千伏配网线路通道内还存在树障未清理现象,特别是偏远偏僻地方。二是近几年我县部分乡镇开展林木加工富民政策,村民大面积种植速生杨,造成部分10千伏配网线路通道外侧超高树木较多。 3、因外力影响引起的故障为25条次,占配网故障的%,具体分类(见柱状图)。

降低输电线路跳闸率

降低输电线路跳闸率 一、现状分析 1.1 输电线路发展情况 近几年电网建设飞速发展,输电线路同步增长,公司产权的输电线路从60条增加到74条,总长度从552km增长到665km,增加了113km,极大的完善了网架建设,逐渐实现了所有变电站的双电源供电(见图1)。 图1近5年线路增长折线图 输电线路的增长对输电运检班带来的运维压力也越来越大,工作班人数也增长到9人。为保障供电可靠性,如何减少输电线路跳闸次数成为现在班组工作的重点。 1.2 输电线路跳闸率指标分析 在输电运检班班组对标中,输电线路跳闸率也是一项重要的考核指标。 输电线路跳闸率定义:输电线路跳闸率=35千伏及以上跳闸总次数/35千伏及以上线路长度。 输电线路跳闸率评价方法:完成值≤0.55,A1段;0.55<完成值≤0.7,A2段;0.7<完成值≤0.85,B1 段;0.85<完成值≤1,B2段;1<完成值≤1.15为,C1 段;1.15<完成值≤1.3,C2段;1.3<完成值≤1.45,D1 段;1.45<完成值≤1.6,D2段;1.6<完成值≤1.75,E1段,1.75<完成值,E2段。 现35千伏及以上线路长度为655.877km,按照公式计算,如果跳闸次数3次跳闸率为3/655.887×100%=0.46,即位于A1段;如果跳闸次数4次跳闸率为 4/655.887×100%=0.61,位于A2段。为提升输电线路运检工作质量、降低输电线路跳闸次数,确保输电运检班班组对标位于A1段位,小组决定进行本次活动。

二、工具选择 2.1 原因分析 针对输电线路跳闸影响因素的问题,运用头脑风暴法进行了分析,对造成这一结果的各种原因反复进行了讨论研究,经汇总归类,绘制了鱼骨图(见图2)。 图2 影响输电线路跳闸因素鱼骨图 2.2 要因确认 表1 影响输电线路跳闸末端因素收集表

电厂机盘车跳闸事件分析报告

电厂机盘车跳闸事件分 析报告 集团企业公司编码:(LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-

电厂#1机盘车跳闸事件分析报告1、事件经过 (1)2005年5月31日00:00时,#1燃机盘车正常运行,环境温度33度,转速128RPM,LTTH50.5度,88BT-1、2、88VG-1、2均断电位, 88QA、88QV、88QB-2、88WC-1运行,油箱负压0.7kPa,未发现异常。 (2)01:24时,主控室#1机上发出报警,现场检查88CR转速变0, 88QA、88QB、88QV运行正常,油箱负压0.7KPA,轮机间及辅机间的门均关闭,88BT-1、2及88VG-1、2均断电,轴承金属温度正常,轮机间最高温度253度,TMGV67.7度,QAP5.8BAR,QGP1.17BAR,厂用电电压、电流正常,但是试启高盘未成功。 此后检查发现88BT-2全关,88BT-1的出口挡板未全关,有20度左右的开度。考虑到轮机间温度较高,有可能产生了刮缸,将88TG拉至检修位,强制L62CD为“1”,将其静置,白班再做处理。 (3)MARKV报警如下:

01:23:47COOLDOWNTROUBLE 01:24:06HPSPEED-ZEROSPEED 01:24:06CRANKINGMOTORSTATUS 01:24:36TURBSHFTFAILURETOBREAKTUBINEAWAY 01:24:36TURBINESHUTDOWN 从报警分析,在燃机转速为0后,88CR自动启动,但大轴未转动,启转失败;另外从前两个报警可以看出,燃机从60rpm到0rpm只用了49秒的时间(盘车故障这个报警是当燃机在盘车状态下,转速降到了2%以下延时30秒才出现,从报警到转速为0rpm是19秒,加上30秒),故分析是主机动静部分产生了摩擦,造成盘车停运。 2、原因分析 经过分析,具体原因为燃机本体由于冷却不均造成动、静部件间隙过小,产生刮缸现象,使盘车停止运行。 3、防范措施

线路跳闸原因分析报告

线路跳闸原因分析报告 线路跳闸原因分析报告随着科技的发展迅猛,无线网络也进入家家户户,不管城市还是农村,居民生活对用电质量的要求提高,根据国家要求,现在每年计划的停电次数在逐渐减少,同时在发生故障之后能够及时处理设备,恢复用户用电。 1 配网线路跳闸原因分析 1.1 外力的破坏 配网线路一般放置于比较复杂的环境中,不可避免的要面对来自大自然的外力干扰,经调查外力的损坏占总比例高达30.2%,例如:狂风的破坏、暴雨的洗刷、雾霾的覆盖、寒冬暴雪的侵蚀,种种外力因素都可使线路的绝缘层遭到破坏导致绝缘层老化、变质,从而发生绝缘层断裂保护力下降等现象,最终导致跳闸。由此可见,外力的破坏也成为配网线路跳闸的一大因素[1]。 1.2 用户的原因 用户对于设备的监督检查管理力度不够,也可导致线路的绝缘能力下降,供电管理部门的检查力度不夠也可引发故障,各项监管工作做不到位,使各种问题和存在的隐患都可导致配网线路的损坏。一些用户存在对知识的匮乏,缺乏对配网线路规定的额定电压等级的认知,随意使用设备,从而导致设备故障。用户自身原因或者监管不够的原因占发生故

障总比例的17%,这些都是不可忽视的重要因素。 1.3 设备的缺陷 工作人员对于线路检查不够认真,态度随意,不能及时发现、处理问题,且发现问题不及时处理,都为设备造成缺陷致使引发跳闸。检修人员不按照规定的周期检查,也没有对设备进行清扫和处理,导致设备运行老化、卡涩、变形等异常。一旦发生异常,都可引发设备故障,导致跳闸。 1.4 绝缘子串闪络放电引发的原因 导致绝缘子串闪络的因素之一就是过电压,例如:配网系统自身的暂态过电压、供电的高峰期瞬间过电压等,四面八方的过电压叠加都可使电压值迅速上升,一旦超过系统的额定电压值,就会导致绝缘子串闪络问题,引发对地方电及短路等故障。如果绝缘子的绝缘度不达标质量不合格时,都可引发短路、跳闸。 2 配网线路跳闸治理措施 2.1 防范外力的破坏 外力损坏是引发配网线路跳闸的外部因素最重要的原因,因此就需要加大力度排除这种干扰因素,保护好配网线路及设备的安全。例如:预防恶劣天气带来的损坏,在经常发生冰雪覆盖的区域做调查,收集冰雪覆盖情况、冰凌的性质、结冻的高度、冰凌出现的月份和次数等。这些都可作为在改造线路时候的参考因素,且加强对积雪的处理,可避免

电厂因系统故障引发机跳闸事件分析报告

电厂因系统故障引发#3、#4号机跳闸事件分析报告1、事件经过 (1)2005年5月19日,天气较恶劣,大雨且雷电频繁。12:59时,220kV系统冲击,#3、#4机组相继跳闸。 (2)经运行人员检查,#3机组保护动作情况如下: 87GSTATORDIFF定子差动动作; TRIPFROMEX2100励磁联跳; 52LTRIPPED2203出口开关跳闸; 41EXTRIPPED跳励磁; TURIBINETRIPPED跳燃机。

#4机组保护动作情况如下:灭磁联跳,汽机联跳。 线路保护动作情况如下:220kV南逸甲、乙线都发出距离启动、零序启动、纵联差动启动、纵联保护发讯信号。 (3)故障发生后,当值值长立即向调度汇报跳机情况,并询问系统情况,答复为110kV逸中线、仙中线跳闸,且系统多台机组跳闸;同时,值长将事故情况汇报厂领导,厂领导指示#1机水洗完毕后立即向调度申请转备用。 (4)此后,厂部成立事故调查小组,组织有关人员对#3、#4机组和变压器进行了全面细致的外观检查,除#3主变、220kV1M、2M母线PT、220kV南逸甲、乙线B相避雷器全部动作外,未发现其它异常问题。 (5)因#3发电机差动保护动作,电气检修人员将该发电机定子与主变连接线和中性点连接线全部拆开,对发电机定子绕组进行了三

相对地、相间绝缘、泄漏电流的测试工作,测试结果正常,说明#3发电机本身没有故障,可以投入运行。 (6)继电人员对各保护动作情况进行了检查,对发电机差动保护进行了检查测试,结果表明保护装置校验动作正确。 (7)继电人员提取故障录波器录制的波形进了分析,结果是: 12:59:056时,系统故障:A、C两相相间接地短路,南逸甲、乙线电流突增,线路保护纵差、零序启动。 12:59:057时,A、C两相断路故障点切除,电网频率增加至大约 53Hz,#3、#4机负荷突降至各5MW左右。 12:59:067时,#4机OPC动作,跳开#4主变出口2204开关。 12:59:068时,系统再次出现三相对称短路故障(后询问调度是逸中线非同期合闸造成),#3发电机电压突降,强励启动,定子电流瞬

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。 在保护加速跳闸过程中,通过故障录波图和保护报文的比较,证明保护动作正确。 三. 若干问题的说明 (1)重合闸动作开关量变位后,CSC103D发沟通三跳开出,其作用在本套保护重合闸出口后,通过外回路使另一套保护重合闸放电,以免断路器再次重合在故障上,因此动作为正确动作。 (2)二次故障时,A,B相在C相断路器未合上前出现幅值不大的故障电流,可能的原因是,在重合过程中,对侧断路器先合上,由于二次故障已经存在,于是通过对侧变电站母线或三相线路间的相间电容或对地电容,故障电流在A,B

一起500kV线路远方跳闸事件分析

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]。

2019年开关跳闸了的分析报告

开关跳闸了的分析报告 篇一:开关跳闸分析报告 20XX年XX月XX日220kV围兴Ⅱ回 206开关跳闸分析报告 1.跳闸起止时间 20XX年XX月XX日16时04分55秒至18时33分25秒 2.跳闸发生地点 220kV兴义变、围山湖变 3.故障时天气情况 晴 4.故障前运行方式 事故前,220kV兴义变、220kV围山湖变220kV侧正常运行;500kV 金州变、220kV兴义变、安龙变、围山湖变220kV线路成四角环网运行。 5.故障前保护装置运行情况 6.围兴II回故障跳闸过程简述 20XX年10月24日16时04分55秒220kV围兴Ⅱ回兴义变、围山湖变两侧开关跳闸(第一次跳闸),重合未动作; 20XX年10月24日17时38分兴义集控受令合220kV兴义变220kV围兴Ⅱ回206开关; 20XX年10月24日17时48分受令合220kV围山湖变220kV围兴Ⅱ回206开关;

20XX年10月24日17时49分32秒220kV围兴Ⅱ回兴义变侧 开关跳闸(第二次跳闸),重合未动作;围山湖变侧开关、保护均侧未动作; 20XX年10月24日18时31分兴义集控受令合220kV兴义变220kV围兴Ⅱ回206开关; 20XX年10月24日18时33分25秒220kV围兴Ⅱ回兴义变侧 开关跳闸(第三次跳闸),重合未动作;围山湖变侧开关、保护均侧未动作。 7.保护动作情况 7.1220kV围兴Ⅱ回第一次跳闸动作分析7.1.1兴义变侧保护动作分析7.1.1.1主一保护动作分析 动保护动作,故障相别AB相,故障相电流9.38A,差动电流43.9A,(差动电流定值高值:2A,差动电流定值低值:1.5A),故障电流大于保护定值,且故障判断为相间故障,重合闸未动作,保护动作正确。 7.1.1.2主二保护动作分析 护A跳出口,综重沟通三跳,差动永跳出口,故障相电流9.417A,(分相差动动作电流定值:2A,零序差动动作电流定值1.5A)。因 主一保护判为AB相间故障(相间故障闭锁重合闸),主二保护收到 主一保护的闭锁重合闸开入且主二保护此时有故障电流所以主二综 重沟通三跳动作(跳三相),重合闸未动作,保护动作正确。 7.1.1.3故障录波分析

电厂110kV线路跳闸事件分析报告

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:

送电线路跳闸事故调查报告

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 2012年4月18日

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