现场培训典型事故案例

1、现场培训典型事故案例谭 武 光案例一220kV西湖变电站220kV红西线单相故障三跳原因调查分析报告2006年7月29日16时41分，220kV西湖变220kV红西线线路A相发生接地故障，A、B两套保护及断路器保护均动作，但重合闸未动作。针对这一异常情况我们作了详细调查，调查情况如下：一、220kV西湖变220kV红西线各保护装置的故障录波报告如下：1PSL603G线路保护装置故障录波报告：PSL603G线路保护装置故障报告如下图所示PSL603G线路保护装置差动保护录波图如下图图中开入量6（远传跳闸）实际接入的是分相操作箱TJR的接点。PSL603G线路保护装置距离零序保护录波图如下图2PS

2、L602G线路保护装置故障录波报告：PSL602G线路保护装置故障报告如下图所示PSL602G线路保护装置差动保护录波图如下图图中开入量8（其他保护动作）实际接入的是分相操作箱TJR的接点。PSL602G线路保护装置距离零序保护录波图如下图3PSL632C断路器保护装置故障录波报告：PSL632C断路器保护装置故障报告如下图所示PSL632C断路器保护装置保护录波图如下图根据以上故障录波报告分析：线路故障时，该线路的线路保护以及232断路器保护均动作，其中线路保护装置（PSL603G、PSL602G）各套保护均正确动作。唯一有疑问的是PSL632C断路器保护装置在故障发生26毫秒后“综合重合闸

3、沟通三跳出口”。PSL632C断路器保护装置的综合重合闸功能按中调定值单要求退出不用，且该插件没有外部线接入，照常理分析PSL632C断路器保护装置的综合重合闸应该不会动作。二、220kV西湖变220kV红西线、小西线保护配置情况、PSL632C断路器保护装置中综合重合闸的沟通三跳相关判据和逻辑及和厂家联系确认信息：1红河局220kV红西线和小西线在西湖侧的设备在订货时出现了这种现象：线路保护装置自带有综合重合闸功能，断路器保护装置也带有综合重合闸功能，相当于一条线路配备了3套综合重合闸功能，其中PSL632C断路器保护装置的综合重合闸没有接外部线，也没有重合闸功能切换开关。2PSL632C断

4、路器保护装置的综合重合闸沟通三跳相关判据和逻辑：1）沟三接点闭合的条件（或门条件）：a当重合闸在未充好电状态；b重合闸为三重方式；c重合闸装置故障或直流电源消失；d重合闸在“停用”方式；2）沟通三跳当线路任一相有电流且装置收到任一相跳闸接点时，同时满足沟三接点中条件时（重合闸装置故障或直流电源消失条件除外）重合闸发沟通三跳命令跳本断路器三相。动作逻辑见下图：根据此逻辑图当线路发生A相接地故障时，线路保护动作， PSL632C装置有A相跳闸开入；此时B、C相还流有正常负荷电流，线路有流条件满足；综重电流也处于起动状态，而由于PSL632C装置中的重合闸控制字置为“停用”，此时沟通三跳的四个条件全

5、部满足，故PSL632C装置的综重沟通三跳动作出口。3针对PSL632C断路器保护装置的综合重合闸的疑问，在西湖变现场通过电话向南自厂技术开发人员高云联系后确认以下情况：1） 虽然PSL632C断路器保护装置的综合重合闸插件没有接外部回路，其定值中控制字整定为重合闸停用，重合闸CPU仍然要参与故障判别，仍然在其逻辑条件满足后出口跳闸。由于其跳闸出口是与断路器保护并联使用同一出口，故无法通过切除出口连接片的方式进行闭锁。2） 综合重合闸功能使用线路保护的，就必须将PSL632C断路器保护装置的综合重合闸插件彻底拆除或者将其控制字整定为单重方式，否则只要该插件插在装置中，其就会参与逻辑判别并动作于

6、沟通三跳，这样单跳单重就是不可能实现的。三、220kV西湖变220kV红西线单相故障三相跳闸的原因：此次220kV红西线线路A相故障后，单相重合闸未能动作是由于PSL632C断路器保护装置的综合重合闸沟通三跳动作造成的。安装调试时未能及时拆除该插件的主要原因为：1 安装调试人员首次接触PSL632C断路器保护装置对该装置不熟悉，其技术说明书中没有对不使用该装置重合闸功能时的注意事项作特殊说明。2 该线路在调试、投产过程中厂家现场技术人员不到位，技术支持不力，其现场技术人员在投产前的第3天被调往大理，未能在投运时赶到西湖变参与投运。3 安装调试时做的模拟实验不能完全反映线路实际运行情况未能及时发

7、现该事故隐患。4 安装调试时根据中调定值通知单执行时，与中调继电科联系不够，虽与厂家技术人员进行电话联系，但由于该技术人员给与的答复是该插件可以不拆除，不会影响保护装置，故未进行拆除。四、所做补救措施及得到的经验教训补救措施：现已将发生故障的220kV红西线232断路器PSL632C断路器保护装置中的重合闸插件拆除。为防止同样保护配置的220kV小西线231断路器PSL632C断路器保护装置再次发生此类事故，现已将PSL632C断路器保护装置的重合闸插件拆除。作为同样保护配置的500kV红河变以及小龙潭电厂侧应该同样存在此类隐患，是否可以考虑采用此办法将不使用的重合闸插件彻底拆除，避免此隐患继

8、续存在，以威胁线路的安全运行。经验教训：1 在安装调试过程中一定要对装置说明书进行深入学习，加深对装置的理解，对于说明书中未讲明的东西或在安装调试中的疑点应尽量与厂家开发人员联系得到确切答复后再进行下一步工作。2 在做模拟实验时要多考虑实际运行条件，尽可能将实验做到无遗漏，不留隐患。3 加强与定值整定部门的联系，如有疑问，必须得到定值整定人员的确切答复，不能过分相信、依赖厂家现场技术服务人员。案例二220kV听马回266线路发生A相接地短路故障一、系统运行方式220kV系统：220kV、II组母线经212断路器并列运行，运行在组母线上的设备有听马回线265断路器，主变高压侧201断路器、290

9、1；运行在II组母线上的设备有听马II回线266断路器、马河回261断路器、2902。110kV系统：110kV、II组母线经断路器并列运行，运行在组母线上的设备有马白线断路器、主变中压侧101断路器、1901, 运行在II组母线上的设备有马都线169断路器、1902。35kV系统：主变低压侧301断路器运行供35kV I段母线负荷，运行在35 kV I段母线上的设备有#1站用变和3901TV，#1、#3、#5电容器组热备用于35kVI段母线，#2站用变空载运行。二、事故现象 2007年05月15日17时08分40秒，马关变220kV听马回线266断路器A、B套零序段保护动作出口，266断路器

10、遥信变位，故障跳闸，重合闸未动作。 三、处理步骤 1、将断路器及保护动作情况汇报调度。2、安排人员对站内设备进行全面检查，对听马 回线一、二次设备进行重点检查，同时对相邻的听马回线也进行详细的检查，站内未发现异常。3、将保护动作情况、站内设备检查情况汇报调度。4、调度令退出220kV听马 回线266断路器重合闸，投入220kV听马 回线充电保护，操作完毕，汇报调度。5、调度令合上听马 回线266断路器对220kV听马 回线线路进行充电，操作完毕后，检查266断路器对线路充电正常后汇报调度。6、调度令退出听马 回线266断路器充电保护，听马 回线重合闸按原方式（单重）投入，操作完毕，汇报调度。7

11、、220kV听马 回线带上负荷运行正常。四、故障跳闸分析根据A套保护PSL603GC保护装置动作报告可知,线路发生的跳闸是一个非直接接地,故障电流较小且缓慢增加的故障.该异常现象自17时08分40秒498毫秒发生至17时08分55秒163毫秒过渡为A相故障,听马回线线路A、B套保护零序段动作，永跳出口，同时启动A套PSL603GC光纤保护发远跳令，启动B套PSL602GC纵联保护发允许命令。因为跳闸发生的瞬间故障电流二次仅为0.139A而纵联零序定值为0.18A故纵联保护未能动作.光纤零序差动定值为0.3A,即使不考虑负荷电流及光差保护比例制动系数的影响0.139 x2=0.278A<0

12、.3A,故光差未能动作.由于该跳闸的发展是一个缓慢变化的过程,自发生到保护跳闸大约5秒,而在此时间间隔内,由于线路跳闸的缓慢发展,A套保护PSL603GC保护装置一直采集到零序电流及较小的零序差流,由于装置的不断自检而不停地报差动CT断线,而实际CT并没有发生断线.由听马回A套保护PSL603GC装置的动作报文我们不难看出,该保护装置自启动到零序段动作大约有10秒的时间。根据零序保护的定值:零序段电流0.15A,零序段时间4.0秒,在该时间间隔故障相零序电流大于零序段电流定值且连续时间超过零序段时间4.0秒是可能的,故零序段动作. 零序段控制字KG2.8永跳投入,所以闭锁重合闸出口。 附录A一

13、次主接线图附定值单：案例三220kV兰坪变电站200 7年11月02日1号主变301断路器气压低告警缺陷处理情况汇报一、 缺陷发现时间及气候情况2007年11月02日01时01分，天气晴，室外温度：15二、缺陷发现时运行方式1、 220kV1号主变压器处于运行状态，220kV剑兰回线232断路器处于运行状态，220kV组母线及PT处于运行状态。2、 110kV兰中回131断路器、兰中回132断路器、兰锌回133断路器处于运行状态，110kV、组母线及PT处于运行状态。3、 35kV1号站用变处于运行状态，供站用电源，35kV 1号电容器组331断路器、3号电容器组333断路器处于热备用状态，5

14、号电容器组334断路器处于运行状态，35kV段母线及PT处于运行状态。4、 10kV 0号施工变处于运行状态，供站用电备自投备用。5、 站内其余一次设备均处于冷备用状态。三、故障现象后台监控机发“1号主变低压侧301开关直流系统故障”信号。四、继电保护及自动装置动作情况 无继电保护及自动装置动作五、缺陷发现及处理经过1、2007年11月02日01时01分，后台监控机发“1号主变低压侧301开关直流系统故障”信号，值班员和××及时将此情况汇报站上负责人，谢××、陈××在核对信号，检查相关设备后将所发信号和现场检查结果汇报怒江地调孔

15、15;×。2、谢××、陈××根据所发信号检查1号主变低压侧301断路器相关直流电源（包括操作电源、信号电源、储能电源以及保护装置、测控装置电源）未发现任何异常，在仔细核对1号主变35kV侧信号回路图后，发现图纸上没有设计 “1号主变低压侧301开关直流系统故障”信号，而图纸上的“1号主变低压侧301开关SF6气压低”信号和“1号主变低压侧301开关气压低闭锁跳合闸”信号在后台监控机里未做，但监控机里多了“1号主变低压侧301开关直流系统故障”、“1号主变低压侧301开关监控装置故障”两个信号，由此推断后台发的信号有可能是“1号主变低压侧301开

16、关SF6气压低”信号，因为只有先发SF6压力降低后才可能发SF6压力低闭锁跳、合闸，根据图纸结合现场检查有关301断路器的所有信号回路后发现，SF6压力降低信号回路正常运行时应在断开位置，而此时在闭合位置，因考虑到信号回路本身有短路现象也有可能误发此信号，所以将外部线解开后又用万用表测量内部接线，确定此信号确实是因内部节点闭合而发出，但由于35kV所有断路器本体均未安装SF6气体压力表，无法从外观上判断压力是否真的降低，03：05分将检查结果汇报怒江地调孔××，局安生部杨××。3、03：39分，怒江地调孔××令将1号主变35kV侧30

17、1断路器紧急隔离： （1）将站用电源由35kV 1号站用变供倒由10kV 0号施工变供，于04时14分操作完毕； （2）将35kV 5号电容器组由运行转为热备用，于04时20分操作完毕；（3）将220kV 1号站用变低压侧301断路器由运行转为冷备用，于04：45分操作完毕，并汇报怒江地调孔××。4、将301断路器转为冷备用后，谢××、陈××打开柜门再次仔细检查断路器操作机构箱内部接线以及301断路器SF6微动开关（每只微动开关有两对接点，一对发压力降低信号、一对在压力降低至闭锁值时闭锁断路器跳、合闸，断路器SF6额定压力为0.35M

18、pa,0.29Mpa时发压力低告警信号，0.28Mpa时闭锁分、合闸），由于三相的微动开关接点是并联在一起的，任何一相压力降低都会发此信号，逐相将微动开关外部接线拆除检查，发现B相接线拆除后，信号复归，由此可以断定是B相压力降低告警，05：50分，将检查结果汇报怒江地调孔××、局生技部杨××。5、08：10分联系云南开关厂售后服务部，要求前来处理缺陷，并将301断路器缺陷情况汇总后传真给该厂，由于断路器是由苏州阿海珐公司生厂，云南开关厂没有相关备品以及处理此问题的技术人员，缺陷得不到及时处理。 6、09：50分，根据安生部杨××指示，

19、用SF6检漏仪检测301断路器是否有漏气现象，发现301断路器B相上端头引出线旁确有漏气现象，并将此情况汇报安生部杨××，以及怒江地调，同时再次向云南开关厂申明问题的严重性。7、由于301断路器B相需要更换，而阿海珐公司无备品，需现生产，生产周期至少要四天，运输时间至少要6天（因充有SF6气体，空运和火车运输都不允许），缺陷本身很紧急加上10kV农村回线供电可靠性又低，给站用电源造成很大的威胁，厂家和供电局协商后，决定用5号电容器组334断路器换1号主变低压侧301断路器（35kV四台断路器均为：型号：FP4025D 额定电流：1250A 短路开断电流：25kA 其他各参数

20、也一致），让1号主变低压侧先恢复运行，保证站用电源供电可靠性。8、11月04日22：45分301断路器与334断路器更换完毕，23：57分1号主变低压侧301断路器恢复运行， 11月05日00：21分站用电源由10kV 0号站用变供倒由35kV1号站用变供。9、现在的334断路器需等厂家发货过来更换B相后才能恢复运行，具体时间待定。附图:301断路器SF6气压低告警接线示意图301断路器SF6气压低告警接线示意图气压低于0.29Mpa时接点闭合发信号 301断路器微动开关A相 21 22 B相 21 22 FP：76 3701 ：45 C相 发气压低告警信号21 22 FP：75 3915 ：

21、55 1号主变测控柜 1号主变35kV侧301断路器端子 案例四110kV三家村变电站35kV消弧线圈故障报告一、事件经过2007年03月09日18：30三家村变电站35kV消弧线圈发铁芯越上限告警信号，控制器上无电容电流显示，消弧线圈铁芯（调整气隙达到改变消弧线圈电抗）卡涩在上限位置，电气操作失效，经与厂家联系，告知需近一步核实故障位置。二、检查处理：2007年03月14日，对消弧线圈本体及控制装置进行检查，发现消弧线圈阻尼电阻箱内电机保护回路热继电器动作，经对热继电器复位后，就地电气操动消弧线圈铁芯位移，电机运行正常，启动消弧线圈控制装置（对消弧线圈控制装置上电，此时厂家设置控制装置需将铁

22、芯上下一个行程调整三次，以找到与电容电流相匹配的补偿位置），铁芯在第一次由下往上的移动过程中，至上限位置时，热继电器启动断开电机一次回路，查看控制装置上告警条文，发现内容与故障时告警内容一致，初步判断故障点在电机一次回路或铁芯有卡涩现象。第二次对消弧线圈控制装置断电后，对热继电器进行复位，并在就地对消弧线圈铁芯反复进行电气操动，发现电机一次回路中，控制铁芯上升的一只交流接触器，在控制回路已断开的情况下，有延时返回的现象，且接触器线圈带电时间越长，延时返回的现象越严重，分析认为，该交流接触器存在严重的剩磁现象，在接触器线圈控制回路断开状态下，由于剩磁存在，接触器触点不能及时返回，造成铁芯过行程，

23、从而引起电机过载，导致热继电器动作。更换该交流接触器后，故障消除，消弧线圈运行正常。三、原因分析：关于消弧线圈控制装置上无电容电流显示的原因，先从消弧线圈工作原理分析，消弧线圈正常工作时，是采用预调试工作，即，在系统未发生接地故障之前先将消弧线圈调整到需补偿的位置，在发生接地故障时，再进行补偿，而怎样确定位置呢？通过分析是这样的，消弧线圈补偿整个回路是由消弧线圈（电感）、变压器（电源）、线路（电容）构成的串联回路，系统在正常运行条件下，A、B、C三相电压不可能绝对平衡，所以在中性点会产生一个不平衡电压，也就为补偿回路提供电源点。而对于系统来讲，线路已经建成投入，便确定了等效电容的电容值，并且该

24、电容值只随系统运行方式的变化而变化，在消弧线圈投入运行时，系统等值电容相当一定值。此时通过调整消弧线圈铁芯位置来改变电感量，当调整到XC =XL或XC与XL数值较接近时，中性电压将急剧升高，整个补偿回路便呈现串联谐振特性，此时，便以感抗值确定线路容抗值，消弧线圈控制装置根据电感量及补偿系数确定了补偿电流，即确定了补偿位置，而在上述状况下，因为铁芯位置远远偏离谐振点位置，确定不了系统容抗值，故也确定不了补偿位置，所以控制装置不能显示电容电流。 案例五“11.27”元江供电有限公司人身事故事故经过：2007年11月27日，元江供电有限公司修试所主任胡XX在接到该公司营销部人员的口头告知客户元江县康达铁合金厂35千伏线路侧隔离开关绝缘子污秽严重，需要处理后，口头与县调主任进行了联系，获知当天该厂线路停电，即改变原定计划28日到客户侧处理的工作计划，在未办理任何手续的情况下，带领普XX（伤员）和邹XX2名工作人员到该厂进行隔离开关处理。到达客户后，在检查了客户设备后，认为该隔离开关绝缘部分需要更换，想到该厂附近有一35千伏变电站已退出运行（老35千伏青龙变电站，该站退出运行多年，但留有住宿区，住宿区由该站一台35千伏站用变供电，从新35千伏青龙变