越级跳闸事故分析

2024-09-20

越级跳闸事故分析（精选8篇）

越级跳闸事故分析第1篇

2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

一起35kV线路保护越级跳闸事故的分析

吐鲁番电业局李长福联系电话***

[摘要]就一起35kV线路故障导致的保护越级跳闸事故进行了介绍。根据事故前的运行方式、事故经过及相应的保护动作情况，分析了导致事故发生的原因和暴露的问题，提出具体的防范措施，以保障电网实现安全稳定运行。

[关键词]越级跳闸；事故分析；防范措施事故前的运行方式及保护投退情况

2011年12月29日，35千伏连木沁变35千伏蒲连线、35千伏连列线和35千伏连水线，都按正常方式t投入运行，保护定值和出口压板按地调定值单正常投入。

图1事故前的接线方式

2事故经过和保护动作情况

2011年12月29日7：02：26，110千伏蒲昌变35千伏蒲连线过流III段保护出口跳闸，重合动作不成功，连木沁变侧35千伏蒲连线保护启动无任何动作信息，在同一时刻金汇电厂小电源解列装置动作跳开35千伏连列线断路器，造成35千伏连木沁变全站失压。

07：10，地调令断开连木沁变35千伏连水线断路器后，试送蒲昌变35千伏蒲连线、连列线开关成功，连木沁变恢复运行。随后通知维护人员对35千伏连水线进行事故巡线。维护人员发现连水2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

线正常，只是连水线外水电站内线路故障。地调要求水电站断开35千伏一二线后，35千伏连水线送电成功。故障经过及原因分析

此次事故的故障点在35千伏一二线上，应由水电站内35千伏一二线开关动作跳闸切除故障，但其未能动作，应由上级连木沁变35千伏连水线动作跳闸切除故障，却也未能动作，最终导致蒲昌变35千伏蒲连线开关越级跳闸。在发生故障的第一时间，继保人员对可能导致故障发生的原因进行了分析。由于故障点站内为老式常规站，记录的时间和连木沁变内继电保护装置记录的时间不一致，给事故分析带来了一定的难度。原因可能为（1）可能存在35千伏连水线和蒲连线CT变比或极性错误，导致越级跳闸；（2）由于水电站内保护装置为老式继电器使用时间长，可能存在插件或者保护元件老化的现象，导致保护拒动；（3）保护定值整定错误导致保护拒动。

经过检查保护定值可知：蒲昌变35千伏蒲连线过流III段定值为4A，动作时限为1.0S，连木沁变35千伏连水线定值为5A，动作时限为0.7S。为找出故障发生的真正原因以及对故障进行处理，继保人员对现场的保护动作数据以及录波图进行了查看：

由于35千伏一二线故障时，同时连木沁变35千伏连水线和蒲昌变35千伏蒲连线保护装置启动，短路电流达到保护启动值，通过短路故障电流示意图可以看出，此时经过35千伏连水线的短路电流 I3 分别是由系统电源短路电流 I1 和金汇电厂电源短路电流 I2 同时提供，即：I3=11+I2，故障电流达到5.9A（二次值）。已满足35千伏连水线动作值5A和35千伏蒲连线动作值4A，从录波图上显示的时间可以得出：在故障持续了0.6秒后，金汇电厂小电源解列装置动作切除金汇电厂电源。（金汇电厂小电源解列装置动作时间是0.5秒，加上断路器固有动作时间0.1秒刚好是0.6秒）此时经过35千伏连水线的短路电流I3等于系统电流提供的的短路电流11，短路电流减小，动作值小于定值整定值，35千伏连水线保护返回，当35千伏蒲连线仍未返回，持续动作直到动作时间后，跳开蒲昌变35千伏蒲连线开关，切除故障。由此，可以判断导致故障发生的原因（1）是不存在的。

为了判断原因（2）是否正确，需要对35kV一二线时间继电器测试，经过多次测试确实为时间变化较大，存在设备老化拒动和误动的现象。

对35kV连木沁变连水线和鄯连线保护定值整定计算核查发现，电流整定定值不满足规程要求，灵敏度仅为1.1，小于规程规定的1.20。

图2 连木沁变35kV连水线故障录波图 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

图3 连木沁变35kV鄯连线录波图 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

图4 连木沁变35kV连列线录波图

4防范措施及整改

4.1经过此次35千伏蒲连线跳闸情况分析，重点针对变电站母线既有小电源上网线路也有正常负荷出线的情况，开展核查小电源解列装置切除时间是否与出线保护跳闸时间相配合。对于较早切除小电源的情况，在考虑最小短路电流时不考虑其提供短路电流的影响以保证后备保护的灵敏度。

4.2上级部门加强技术监督管理。某些处于电网联络点的用户变电站，可能会由于运行经验、技术水平的局限，对设备的运行、维护、试验等方面的管理不够规范。因此，上级供电部门应指导其完善设备档案、制定运行规程，并督促其定期对舍内进行检验。这样不仅可以提高用户本身用电的可靠性，还确保了主网需要经过用户变进行供电时的安全性。

越级跳闸事故分析第2篇

摘要：本讲义介绍了目前煤矿井下供电系统的现状，针对井下短路故障时越级跳闸的原因进行了分析，并给出了自己认为可行的解决办法：对于短路故障的越级跳闸提出了一种将井下高压防爆开关的智能综合保护器的采样、处理、输出等冗余环节作为后备保护，加以直接的电流速断保护的改造方案。实际运表明, 经改造后的BGP 系列高压防爆开关一定程度上避免了因越级跳闸造成的大面积停电事故，减少了安全隐患, 提高了生产效率；漏电保护的改造基本上满足了漏电故障准确跳闸的要求，提高了供电的安全性和可靠性。关键词：井下供电、短路故障、越级跳闸、内容：

煤矿井下发生短路故障时，地面35/ 6 kV 变电站高压开关柜发生动作，但井下普遍使用的配有智能综合保护器的 BGP 系列高压防爆开关却不发生保护瞬动跳闸，而是在上一级电源短路保护速断跳闸后，才导致高压防爆开关失压跳闸。井下由于高压线路铺设较短，高压设备之间间隔相对不大，故障点一般距离各个高压配电点都不太远，很容易造成或者发生多级高压馈电开关同时跳闸，这各是煤矿井下电网的一个普遍弊端。因而在井下电网发生短路故障的时候频繁出现越级跳闸。（同时，井下供电系统发生漏电故障时漏电保护因不能准确地判断故障线路，也可以造成高压防爆开关误动或拒动等现象）。由于越级停电跳闸影响范围大，给故障的查找和供电的恢复带来麻

烦，直接影响安全生产。为此，深入分析越级跳闸保护机理, 对煤矿井下连续供电、确保安全生产具有十分重要的意义。

1、煤矿井下电网越级跳闸的原因及分析 1.1 煤矿井下电网越级跳闸的原因

煤矿井下目前使用的高压防爆开关在选型上没有与地面变电所的供电设备合理配套, 特别是没有合理地整定保护器的配合。由于煤矿井下供电的特殊性, 即速断保护的无时限特性, 更给保护器的选用和整定带来了技术难题：目前国内的短路保护要求动作时间小于 0.2 s，也就是直接向煤矿井下供电的最上一级开关的短路保护动作时间为0.2 s, 在如此短的时间内实现保护器时间上的配合, 无论在理论上还是在现有设备的制作水平上都很难实现。1.2 煤矿井下电网越级跳闸的分析

煤矿井下目前使用的高压防爆开关动作时间=保护器动作时间+ 高压防爆开关固有动作时间。保护器动作时间 = 保护采样时间 + 单片机处理时间 + 继电器输出时间= 0.04 + 1/∞+ 0.02=0.06(s)高压防爆开关固有动作时间= 24 V 跳闸电磁铁的动作时间+跳闸机构动作时间+真空断路器动作时间= 0.08+ 0.1+ 8/(1 000×1)= 0.188(s)当发生短路时总的速断动作时间为保护动作时间 = 保护器动作时间 + 高压防爆开关动作时间 = 0.06+ 0.188= 0.248(s)就开关和保护器本身来讲，动作时间均满足要求，但当开关和保护器一起配套使用时，保护动作时间却大于0.2 s，即0.248 s。

目前，煤矿地面向井下供电的最上一级高压开关柜总的速断动作

时间一般都要小于0.2 s。

由于煤矿地面的高压开关柜和井下的高压防爆开关在一起配套使用，当井下发生短路故障时，地面的高压开关柜动作快于井下的高压防爆开关，因而造成煤矿井下越级跳闸现象。

2、煤矿井下电网越级跳闸的解决方法

高压供电速断越级跳闸的解决方法

(1)如果能对BGP系列高压防爆开关动作时间进行改造，缩短保护动作时间，将井下高压防爆开关的智能综合保护器的采样、处理、输出等冗余环节作为后备保护，加以直接的电流速断保护，电流继电器采用比原有保护装置动作时间更快的电流继电器，尝试的改造如下：即将高压防爆开关原电流互感器 2K1、2K2 去电流源部分不用，新增加2个DL-32 型电流继电器作为短路保护的主保护，原高压防爆开关短路保护作为后备保护。改造后的BGP 系列高压防爆开关原理如图1所示。

(a)采样部分原理图

(b)控制部分原理图

图1 改造后的BGP 系列高压防爆开关原理图

改造后的BGP 系列高压防爆开关由于短路保护直接作用于电流继电器，缩短了开关短路保护速断的跳闸时间，增大了井下高压防爆开关的动作几率, 大大减少了越级跳闸的几率。

(2)完善保护整定：优化煤矿地面与井下的配合方案，在满足保护可靠系数的条件下，地面可适当放大速断保护定值，同时尽量缩小过流保护时限定值，使入井回路电缆采取保护实现分段保护，在满足设备运行的前提下，井下尽量缩小速断保护定值，并且保证保护配合不存在死区，逐级的保护整定按实际情况进行降级整定，正确的整定是预防越级跳闸的领一各有效手段。

3、结语

越级跳闸事故分析第3篇

2011 年12 月23 日,某220 kV变电站,在220kV设备全停,110kV母线分列运行,由甲站双回线分别对两段母线供电时,甲北线在乙站母线出口侧发生转换性故障,造成带有大量电动机负荷反馈的乙线越级跳闸及乙站1号主变压器(简称主变)110kV过压保护跳闸。本文分析了故障过程中的保护动作行为,并运用仿真证明了保护动作行为,为今后分析此类故障提供了参考,并指出了用户负荷性质对保护定值计算的意义[1-3]。

1 故障前运行方式

1.1 一次设备运行方式

图1为甲站通过甲北线对乙站一次系统供电接线示意图。

因改造需要,乙站220kV设备全停,110kV母线分列运行,分别由来自甲站的甲北线和甲南线供电。乙站1号主变101断路器、110kV甲北线121断路器及乙线124断路器(对侧为某碱氮厂,以电动机负荷为主)等运行在1号母线,母联备用,2号主变102断路器、甲南线122断路器及其他负荷线运行在2号母线。

1.2 继电保护运行情况

甲北线甲站166断路器保护正常投入,甲北线乙站121断路器保护退出运行,其他保护正常投入。

2 保护动作及断路器跳闸情况

2011年12月23 日02 时07 分,甲、乙两站保护动作情况如下:0 ms时,甲北166 断路器、乙线124断路器的保护装置启动;253ms时,乙线124断路器的保护装置LFP941距离Ⅰ段动作出口,两相短路,故障测距0km;509 ms时,甲站甲北线166断路器的保护装置PSL621C距离Ⅱ段动作出口,两相接地短路,故障测距3.63km;1 823 ms时,乙线124 断路器的LFP941 装置重合闸动作成功;2 180ms时,甲站甲北166 断路器的保护装置PSL621C重合闸动作成功;2 463 ms时,乙站1号主变零序过压启动;2 994 ms时,乙站1 号主变零序过压保护动作,1号主变101断路器、901断路器跳闸;3 018 ms时,乙线124 断路器的保护装置LFP941距离Ⅰ段动作出口。

3 跳闸原因分析

3.1 甲北线保护动作情况分析

甲站甲北166断路器故障录波波形见附录A。图中对应的时段是故障前40ms至甲北166断路器保护启动后2 206ms。可见,甲站相关电气量在不同时段呈现出不同变化特征。

0~94ms:BC两相电压降低,110kV母线无零序电压;甲北线甲侧BC两相电流相位基本相反,无零序电流。BC相间电压超前BC相间电流约70°,近似等于甲北线线路阻抗角。上述电气量变化特征表明:在这个时段内,甲北线发生了BC两相短路故障。

94~509ms:BC两相电压进一步降低,母线有零序电压;甲北线甲侧BC两相电流进一步增大,BC两相电流相位基本相反,有零序电流;BC相间电压超前BC相间电流约70°,近似等于甲北线线路阻抗角;母线零序电压滞后甲北线零序电流约110°。上述电气量变化特征表明:在这个时段内,甲北线发生了BC两相短路接地故障。

在甲北166 断路器跳闸后的时段内,甲站110kV母线三相电压基本正常,无零序电压。乙站因保护退出运行,故未动作跳闸。

3.2 乙站1号主变保护动作情况分析

在甲站甲北166 断路器跳闸前,乙站110kVⅠ段母线三相电压变化情况如图2所示。

0~94ms:乙站110kV Ⅰ段母线B,C相电压降低,B,C相电压幅值基本相同并为A相电压幅值的一半,B,C相电压相位基本相同并与A相电压相位基本相反。

94ms至甲北166断路器重合前,B,C相电压接近于0。

甲北166断路器重合成功后至2 463ms左右,如图3所示:乙站110kV Ⅰ段母线A,B相电压基本正常,而C相电压幅值为其他两相电压幅值一半左右,C相电压相位滞后A相电压约60°。结合这些变化特征,以及线路检查情况,可判断甲北线C相发生了断线。

2 463~2 994ms:乙站110kV Ⅰ段母线C相电压恢复正常,幅值相位与B相基本相同,此时A,B相电压正常,结合线路检查情况,可判断2 463ms后C相断线并搭接在B相上,如图4所示。

2 463ms时,1号主变零序过压保护启动,各相二次电压值分别为:。相电压电压互感器(TV)变比N=1 100。

因主变零序过压保护所取电压为母线TV开口三角绕组电压,又母线TV开口三角绕组电压变比,故母线开口三角电压各相二次绕组相量为:。相量图如图5所示。

根据余弦定理计算开口三角电压有效值为:

故此时乙站1号主变110kV侧零序过压保护启动,在延时500ms后,2 994ms时乙站1号主变零序过压保护正确动作。

3.3 乙线保护动作情况分析

乙线124断路器保护在253 ms时距离Ⅰ段动作出口,并导致乙线124 断路器跳闸,重合成功后,3 018ms时再次跳闸,造成碱氮厂全站失电。但故障巡线未发现乙线故障,下面对乙线保护动作情况进行分析。

3.3.1 故障点判断

对乙线保护动作原因存在2个疑问:1若乙线故障,距离 Ⅰ 段应瞬时动作,而实际动作时间为253ms;2若甲线故障,属乙线反方向故障,按继电保护满足选择性的要求,乙线保护不应动作。

因此,根据故障录波数据,如图6所示,对乙线是否发生故障进行分析。乙站110kV Ⅰ 段母线BC相间电压与乙线BC相间电流的相位差如图7所示。从图7可以看出,Ⅰ段母线BC相间电压与乙线BC相间电流的相位差并不近似等于乙线的线路阻抗角72°,因此,排除乙线发生两相短路或两相接地短路故障的可能性。

3.3.2 保护动作行为分析

1)在故障开始时刻,乙线124断路器保护装置采取的母线电压与电流向量如表1所示。

工作电压为:

式中:ZZD1=0.3∠72°Ω。

极化电压为:

式中:下标1表示正序分量。

不满足距离保护动作方程:

保护装置不会动作。

2)由3.1节分析可知,94ms时,故障发展成两相接地故障,且在发展过程中,乙线电流幅值、相位均发生变化,在乙线距离保护动作时,乙线电压、电流向量如表2所示。

工作电压为:

因为此时UB和UC电压接近于0,则正序极化电压主要由UA决定,故极化电压为:

满足距离保护动作方程:

故乙线保护动作行为正确,第2 次动作行为与第1次类似,在此不再累述。

3.3.3 保护动作原因分析

根据故障录波数据,方向阻抗继电器极化电压的相位在距离Ⅰ段动作前基本未发生变化(如图8所示)。这说明方向阻抗继电器之所以满足比相动作方程,源于其工作电压的相位变化。

因乙站Ⅰ段母线处于BC两相短路状态,方向阻抗继电器工作电压的相位变化主要由线路BC相间电流的相位决定。

乙线BC相间电流相对于乙站110kV Ⅰ段母线A相电压的相位差如图9所示。可以看到,线路BC相间电流的相位随时间的推移变化明显。综合乙线故障电流波形与甲北线故障电流波形(图2),可以看出:负荷电流频率随着故障的演变,发生了变化,由故障前的50.09 Hz减少到48Hz左右,故障电流的相位发生不规律的变化,且三相电流的幅值不对称的发生变化,这表明乙线124断路器保护距离Ⅰ段动作的原因与乙线用户侧的负荷响应相关。

3.3.4 乙线负荷反馈仿真分析

根据乙线碱氮厂用户提供的资料,乙线用户变电站6kV母线带有10台高压同步电动机负荷,总容量为13.6 MW;1台高压异步电动机负荷,容量为1.45 MW;Ⅱ,Ⅲ段母线所带站用变分别向若干低压异步电动机供电。碱氮厂变电站运行示意图如图10所示。

根据乙站110kV Ⅰ 段母线电压故障录波数据,用仿真法分析乙线负荷变电站对乙线电流在故障发展阶段的响应。仿真结果表明,乙线BC相间电流与Ⅰ段母线A相电压的相位仿真曲线与故障录波所录曲线一致(如图9 与图11 所示);且200ms后,方向阻抗继电器工作电压与极化电压满足方向阻抗继电器动作方程(如图12所示),故乙线保护正确动作。

4 结语

本文介绍了一起110kV线路发生转换性复杂故障造成主变和反方向110kV线路越级跳闸的事件,分析验证了线路保护、主变过压保护的动作行为,具有工程现场借鉴意义。同时根据分析结果,建议带有大量异步电动机负荷的线路保护,定值计算时应考虑在负荷反馈的情况下不误动。

越级跳闸事故分析第4篇

[关键词]煤矿；井下供电系统；越级跳闸

在煤矿井下供电系统中，由于其运行环境较为恶劣、影响因素较多，供电事故时有发生，除了自然气象因素（如雷击、输电线路倒杆等）外，还存在配用电电气设备制造上的缺陷、选型设计和安装调试不当、检修质量不高、以及运行维护措施不到位等引起。在煤矿井下供电系统中，除了需要结合井下供电负荷要求采取相应技术措施消除或减少供电事故发生外，还需要借助先进的测控保护技术措施和装备，尽可能在最短时间内将故障设备或线路从整个煤矿井下供电系统中有效切除，确保非故障性电气设备或线路部分能够高效稳定的运行，缩小事故影响范围，提高供电经济效益。但从大量实际煤矿井下供电系统运行维护经验可知，由于井下供电系统特殊原因，往往会导致供电系统继电保护装置出现“拒动”、“误动”等不利工况，进而引发供电越级跳闸事故，不仅影响保护设备功能的正常发挥，同时还可能导致事故的进一步扩大，引起更为严重的供电事故。因此，对煤矿井供电越级跳闸原因进行归纳总结后，有针对性的采取相关处理措施有效提高井下供电系统运行可靠性，就显得非常有工程实践应用研究意义。

1、煤矿井下供配电系统越级跳闸主要原因

从大量工程实践经验可知，煤矿井下供电系统发生越级跳闸的原因不仅仅是单纯短路故障或保护装置失效引起上级开关跳闸问题，其还保护继电保护方式、开关控制电源、电压波动等多个方面的原因。

1.1继电保护方式引起越级跳闸

由于煤矿井下供电系统通常属于短路径供电系统，其供电总长度大致只有1-2km左右，也就是当线路发生短路故障时，其线路首端与末端的短路电流值间相差较小，这就给保护装置保护整定动作可靠性和准确性提出了更高的要求，也就是基本不能依靠短路电流值来将故障区段从供电系统中有效排除。也就是说，电力行业常用的三段式过流保护方式在煤矿井下供电系统中，不能发挥出非常优越的保护性能，也就只能采用逐段延时跳闸的时间级差整定方式，这样势必会造成供电系统发生过流时开关同时启动保护跳闸动作，出现上级开关越级跳闸问题。另外，现有供电系统中常用的纵差保护方式，通常适用于长距离输电线路的短路保护，而煤矿井下供电系统不仅需要保护总降压变电所电源线路不发生越级跳闸问题，同时还需要当支路发生短路故障后，能够有选择性跳分支开关，避免总开关出现越级跳闸问题，造成其他非故障分支线路发生停电事故。也就是说常规纵差保护方式不适用于煤矿井下供电系统一条进线多支路的短距离过流保护作用，也就不能确保分支线路发生短路故障后配电总开关不发生越级跳闸问题, 纵差保护应用范围和保护功能较为有限。

1.2开关控制电源引起越级跳闸

由于煤矿井下供电系统中存在谐波、电压波动、瞬间失压、电涌、三相不平衡等不利工况。供电系统在这种恶劣的运行环境中，其控制和保护装置自身的开关控制电源很容易出现故障问题，从而造成分支线路发生短路故障后，控制和保护装置开关控制电源不能按照设计要求正常动作，进而引起保护控制装置发生“拒动”或“误动”问题，引起设备发生越级跳闸问题。

1.3失压引起越级跳闸

为了提高煤矿井下供电系统供电可靠性，煤矿供电系统中高低压开关均设有对应的失压脱扣器，也就是当失压脱扣器运行电压高于额定电压85%时，其可以有效吸合动作；而当工作电压持续保持高于额定电压65%时，可以保持吸合工况，低于35%时，则能可靠分断。也就是说失压脱扣器工作电压在35%-65%范围时，是一个不可靠动作工作段，同时失压脱扣器是一个机械速断动作机构，没有设置对应延时动作控制回路。如果此时，煤矿井下供电系统中发生瞬时短路后，导致工作低压低于额定电压的65%时，则失压脱扣器会瞬间动作保护，要明显先于设置了延时过流保护动作，这样就会供电系统中过流延时保护设置出现功能失效问题，引起煤矿井下供电系统中出现开关无序越级跳闸，大大影响井下供电安全可靠性。

1.4漏电装置保护选择性较差引起越级跳闸

为了防止或减少煤矿井下供电系统接地造成严重灾害事故发生，在《煤矿安全规程》中明确规定煤矿井下高压供配电网，必须采取相应技术措施限制单相接地电容电流在20A以内的范围。由于煤矿井下供电系统复杂结构，装设补偿装置进行故障选型的准确定位非常困难，而常用的功率方向性选择保护可能由于谐波、电气干扰等造成漏电保护功能失效或误动，从而造成供电系统发生漏电越级跳闸问题。

2、煤矿井下供配电系统越级跳闸造成的危害

煤矿井下供配电系统发生越级跳闸问题，会影响整个采区作业面的正常安全用电。若越级扩大到采区变电所，则将会引起整个采区作业面内的配用电设备发生大面积停电事故，不仅会影响采区作业面上的正常稳定生产，同时还会影响井下各级风井和水泵等电机拖动系统的正常供电，导致瓦斯井下短时间内大量积聚和排水緩慢，直接威胁到井下作业人员的人身财产安全。如果越级跳闸问题发生在井下中央变电所，则将会引起整个煤矿井下供电系统发生严重瘫痪，造成大量的停电经济损失，矿井安全性能大大降低。

3、煤矿井下供电系统越级跳闸处理技术措施

对于关系到煤矿井下安全生产作业的供电线路，应严格按照《煤矿安全规程》（2009）第四百四十二条中的规定，实行独立双回路供电方式，即当其中任一回路出现停止故障后，其余非故障回路可以继续为特殊负荷提供电能，确保井下供电安全。在保护装置选型设计过程中，其保护和动作性能要可靠及时，并要设置准确的下限参数。为了增强保护开关动作的选择性，应在上级开关中设置上限参数，这样完善的开关动作搭配，可以有效避免井下供电系统越级跳闸问题发生，提高供电系统控制保护开关动作可靠性和选择性。合理按照上下限动作保护参数选择保护控制开关，并选择带有实时通讯功能的保护器，以便井下供电系统运行人员在工作站就能实时观察和记录各级开关的动作运行参数情况，这样既可以保证在发生短路故障后，保护控制开关能够有序可靠性动作，同时又能提高保护开关动作的灵敏性和选择性。

参考文献

[1]吴文瑕,井下电网越级跳闸的研究及解决建议[J].工矿自动化, 2008 (12): 136-138.

越级跳闸事故分析第5篇

摘要：目前寺河矿供电电网普遍存在多级辐射状供电模式，其特点为：一方面由于延伸级数多，电网配合时限不足，以致保护时限无法配合；另一方面由于系统容量增大、供电线路短，不同级别的短路电流接近，以致保护的电流定值无法配合，因此，无奈之际只能牺牲选择性而保证快速性，致使矿井电网的继电保护系统普遍存在“越级跳闸”问题，系统出现短路故障时由于无选择性配合，造成井下供电系统大面积停电，引发停电停风事故，严重影响煤炭安全生产。

关键词：多级辐射选择性快速性越级跳闸概述

1.1 供电系统简介寺河110kV变电站一回电源引自220kV芹池变电站，另一回电源引自郭北110kV变电站。两回110kV电源线路分列运行。两回电源线路任一回路故障，另一回能担负寺河矿井全部负荷。矿区附近配备有15MW的瓦斯电站升压35kV电压等级同电网相连，目前可发电容量约12000kW。地面和井下主要供电电压为6kV。寺河110kV变电站平均负荷为49000kW，最大负荷为60000kW，向外放射性布置9个35kV变电站（寺河工广、寺河东风井、寺河小东山、寺河三水沟、寺河潘庄、寺河西井区及金鼎刘庄场地、沁秀坪上和岳城）。井下6KV变电所共有21个，东区14个，西区7个。

1.2 技术背景传统的电流保护技术采用定值与时限配合的原则实现保护选择性，这种配合原则已无法从原理上解决煤矿电网的保护选择性问题；随着矿井供电规模的增大，越来越多的矿井电网采用消弧线圈接地方式，而现场的许多保护装置仍沿用功率方向型漏电保护技术原理，当系统发生接地故障时，则势必造成系统“误动”现象频繁。

针对上述技术难题，笔者采用智能零时限电流保护、光纤差动保护和改进型零序导纳原理的漏电保护技术，从原理上解决了矿井电网的“越级跳闸”问题。智能零时限电流保护技术不需要定值和时限的严格配合，采用网络通信技术自下而上地传递保护故障信息的方法实现保护的选择性；改进型零序导纳原理的漏电保护能自适应矿井电网的中性点接地方式；井下应用的综合保护装置采用高性能的软硬件平台、国际标准的通信协议，提高了保护装置的可靠性和适用性。通过长期的现场试运行证明，能有效地解决矿井电网存在的技术问题，提高煤矿供电系统的运行可靠性。继电保护系统的设计原理

2.1 设计目标 ①采用新型的网络保护技术，解决煤矿井下供电系统继电保护选择性和速动性的矛盾，从根本上解决矿井电网继电保护的“越级跳闸”问题，提高煤矿供电系统可靠性和安全性，为煤矿安全生产提供有力保障。②采用新型的漏电保护技术，解决矿井电网漏电保护的可靠性问题，避免漏电保护动作不可靠造成的系统保护“误动”和“越级跳闸”，提高供电系统可靠性。③构建集成的矿用电站综合自动化系统，系统集成先进的继电保护、监测监控、视频监控、语音通信等多项技术，实时监控矿井电网的运行状态，提高矿井电网的自动化水平、运行效率和经济效益，为矿井电网的安全运行提供决策支持。

2.2 继电保护系统技术简介 ①概述。井下防“越级跳闸”系统采用光纤差动保护和智能零时限电流保护技术实现。MPR303S光纤差动保护装置、MPR304S智能零时限电流保护装置、KHL127矿用保护通信服务器和专用保护通信网络组成井下防“越级跳闸”系统。MPR300S系列矿用保护装置、KJ38-F电力监控分站和电力监控通信网络组成井下电网电力监控系统，与电力监控中心配合实现井下电网电力监控系统。②智能零时限电流保护技术。智能零时限电流保护技术用于防“越级跳闸”系统。智能零时限电流保护采用网络保护技术，通过保护装置间的智能通信，检测故障区域和故障定位，实现上、下级保护的配合。智能零时限电流保护系统由MPR304S智能终端和KHL127矿用通信服务器组成，保护原理如图1所示。

将供电网中的MPR304S保护装置按物理位置（进线、出线和联络开关）划分为多级保护系统，每台MPR304S保护装置有两对光纤接口，其中一对光纤接口通过点到点通信方式与通信服务器对应母线的光纤接口板连接、联络保护装置的两对光纤接口分别与服务器对应母线的接口板连接、进线保护装置的另一对光纤接口与上级变电站的出线保护装置的一对光纤接口相连。

系统中所有保护装置的速断保护均可设置为零时限，保护定值可按保证灵敏度整定，且不需要上、下级保护定值的严格配合。当系统发生短路故障时，相关的保护装置可能同时启动，当达到保护定值时，距离故障点最近的本级保护装置动作，并通过服务器的光纤接口电路进行逻辑判断，同时逐级向上级保护传递保护故障信息，上级保护装置收到保护故障信号后与下级保护装置建立通信，实时检测下级保护的动作情况，等待距离故障点最近的开关跳闸，若跳闸成功则故障信号自动消失，若跳闸不成功则经短延时（保护动作时间+断路器固有动作时间，可整定）由上级保护装置切除故障。③光纤差动保护技术。光纤差动保护技术用于防“越级跳闸”系统，其保护原理如图2所示。在上、下级变电站的进、出线开关成对配置MPR303S光纤差动保护装置，并在保护装置间设置光纤通信信道。当供电线路发生区内故障时（D1、D2、D3），线路差动保护动作，供电线路两侧开关跳闸，切除线路故障；当发生供电线路区外故障时（D4、D5、D6），线路光纤差动保护不动作，而由对应的出线保护装置切除故障（但D6点的母线短路故障只能由G0或G1保护的时限过流后备保护切除），实现防“越级跳闸”功能。

光纤差动保护为供电系统防止“越级跳闸”提供了又一种技术选择。光纤差动保护可与智能零时限电流保护系统配合应用，即各变电站进出线之间采用光纤差动保护实现故障隔离，变电站内部采用智能零时限电流保护，如图3所示。

目前许多在用的矿用保护装置所采用的漏电保护原理仍使用“功率方向型”、少数采用其他漏电保护原理。由于矿井电网的规模越来越大，系统电容电流远大于《煤矿安全规程》规定的允许值，因此，矿井电网大多采用消弧线圈接地方式，用以补偿系统电容电流，在这种状况下，如仍使用功率方向型漏电保护原理的保护装置，则势必造成系统漏电保护“误动”现象频繁发生。

系统设计与实施

3.1 防“越级跳闸”系统设计本方案采用智能零时限电流保护配合光纤差动保护技术实现寺河矿井下东二盘区6KV变电所供电系统的防“越级跳闸”系统，解决井下电网的“越级跳闸”问题。

MPR304S数字式矿用综合保护装置内置智能零时限电流保护和光纤差动保护功能，可通过保护装置的菜单设置保护功能。地面35KV变电所的下井线路更换2台DPR362LF光纤差动保护装置与井下变电所的进线开关保护装置配合实现光差保护。

智能零时限电流保护功能需要MPR304S矿用综合保护装置和KHL127矿用电流保护控制器配合完成，井下每台高压防爆开关需要更换为MPR304S综合保护装置、每个井下变电所需配置1台KHL127控制器。保护通信网络具有通道监视功能，当通信中断时不影响MPR304S保护装置的本身的常规保护功能，并可在保护装置上显示通信中断信息，同时通过监控网络将信道中断信息上传至电力监控中心。

防“越级跳闸”保护系统通信网络和电力监控通信网络使用独立的网络信道，以保证系统具有可靠的通信。

3.2 实施方案寺河矿井下6KV供电系统东二盘区变电所，共有高压防爆开关10台，需要进行改造更换MPR304S综合保护装置。主要设备配置如下：

■

3.3 实例说明 2013年5月28日17：41分该矿准备二队三组动力移变高压侧发生三相短路事故，导致东二变电所8#高开短路跳闸（延时0s），所内10#电源高开显示“逻辑信号动作”故障，但未跳闸，地面35KV站620#柜报“整组起动”故障，一次侧电流动作值为6204.05A，故障动作延时0.1s（过流I段整定值为4500A，延时0.12s），由于未达到短路整定延时，所以地面35KV站620#柜未跳闸。

准备二队三组动力移变高压侧发生三相短路，动作电流较大达到短路速断整定值，动作时间未达到地面变电所620#柜整定延时但达到了井下变电所10#电源开关电流速断保护延时定值，逻辑闭锁压板已投入，8#高开跳闸，故障消除后电流速断保护闭锁解锁时间满足要求，故而将跳闸等级限制在井下变电所分开关电源侧（也可以说成电源开关负荷侧），实现了防越级跳闸的功能。结论

寺河矿井下变电站综合自动化系统融入了智能零时限电流保护、光纤差动电流保护、改进型零序导纳原理的漏电保护所组成的防“越级跳闸”电力自动化监控系统等多项创新技术，所采用的先进技术致力于解决当前矿井电网存在的小电流接地系统漏电保护（接地保护）的可靠性技术难题。

参考文献：

越级跳闸事故分析第6篇

一、事故概况

1、电动给水泵电机技术参数：

额定电压：6kV

额定功率：900kW

额定电流：104.5A 额定转速：2974r/min

电机轴承型号：6220+NU220 轴承加油周期：500小时（介质温度40℃工况）

每次加油量： 60克

润滑脂型号：2#锂基脂（ZL2）

2、事故经过：

按照维护手册及设备技术参数，2015年12月25日10点35分开始执行2015-727号工单，对#1炉#1高压给水泵电机轴承定期补加轴承润滑脂。当时设备运行状态：#1机组#1高压给水泵运行，电机前轴承温度38℃，后轴承温度40℃。#1机组#2高压给水泵热备，联锁投入。10点42分开始对#1机组#1高压给水泵电机添加润滑脂，前后轴承均添加油脂约60克（400CC黄油枪压10下），加油后温度均开始增加。10点55分电机前轴承上升至58℃，电机后轴承上升至85.2℃，后轴承温度达到DCS设定跳闸定值（85℃），#1机组#1高压给水泵跳闸，联启#1机组#2高压给水泵成功。

二、事故处理过程

电气检修人员暂时拆除排油孔废油接收管，发现接收管内无废油排出（图一），怀疑轴承排油孔发生堵塞，所以对排油孔进行了疏通处理，并将废油取出（图二）。措施恢复后启动#1高压给水泵，电机后轴承温度升高至50℃后缓慢下降，最终稳定至约40℃。

图一：检查发现排油孔无废油排出

图二：疏通排油孔后取出的废油

三、事故原因分析:

1、电机排油孔处有大约80cm长与排油孔成90 º废油接收管（图三），此装置不利于废油的自然、顺畅排出，容易发生堵塞，造成轴承温度升高较快。

图三：电动给水泵电机排油设计

2、高压给水泵电机轴承原润滑脂质量不好、耐高温性能差，加油周期较短。频繁加油，废油排出量大，加油孔容易发生堵塞。

四、整改和防范措施：

1、在加油前，暂时将高压给水泵电机前后轴承处废油接收管去掉，并检查、疏通排油孔后，然后再对电机轴承加油，以保证废油的顺畅排出。

2、加油时，为防止加油后温度突然升高，先加一半的润滑脂（约30克），等电机轴承温度稳定后再加另一半油脂。如温度升高较快，应适当减少加油量或者停止加油。

3、机组大修时将高压给水泵电机等重要负荷电机的润滑脂换成质量较好的润滑脂，延长加油周期，减少废油排出量，缓解轴承磨损；

4、定期检查高压给水泵电机前后轴排油孔是否畅通；

电气检修组

越级跳闸事故分析第7篇

【摘要】通过对现场220kV线路事故跳闸详细动作情况，查找原因，找出问题所在，提出了防止以后类似事故再次发生应采取的防范措，供现场技术人员学习。

【关键词】线路故障；跳闸；保护动作；三次谐波；RCS 901B保护

前言

目前全国各省电网220kV输电线路综合自动化改造正在进行，根据现场工程实际经验，我们阐述220kV输电线路综合自动化改造中容易出现的问题及处理办法，供现场综合自动化改造工程人员学习参考。

1、220kV线路故障跳闸情况简述

1.1 某220kV双回线的乙线故障简述

某年某月某日下午，某220kV双回线的乙线A相发生接地故障，两侧变电站（用A和B表示）的乙线保护动作跳闸，其中A变电站切除220kV乙线开关，B侧因为是线路变压器组接线方式，没有主一次开关，所以只切除B侧的2号主变66kV主二次开关；A侧乙线故障鉴别重合闸动作，重合于永久性接地故障；紧接着A、B变两侧保护动作又将A变侧220kV乙线开关切除，乙线为正方向区内永久性单相接地故障，A、B变两侧保护动作行为正确，跳闸正确。

1.2 某220kV双回线的甲线故障简述

在A变侧乙线重合闸动作过程中，A变侧220kV甲线RCS-901B保护装置向对侧B变侧错误发信，B变侧220kV甲线RCS-901B保护装置收信后，经过逻辑判据，判定为区内正方向故障，纵联零序保护动作切除B变的1号主变66kV主二次开关，造成B变全站停电。A变侧的220kV甲线RCS-901B保护装置、RCS-931B保护装置都没动作，但却向B变侧错误发信，这是造成B变侧保护动作切除1号主变66kV主二次开关的直接原因。

2、动作情况简要分析

2.1 220kV乙线

220kV乙线在A、B变电站之间发生永久性单相接地故障，两侧保护的动作行为正确，即单相接地保护出口跳闸，接着重合闸动作出口，但重合于故障线路，紧接着保护后加速动作快速切除开关。

2.2 220kV甲线

220kV甲线在220kV乙线重合于单相接地故障时，对A变侧甲线来说是反方向的区外故障，保护装置会因乙线故障电流的冲击而启动，但在逻辑功能上进行判据时不会动作，也不会错误发信，可是由于B变为线路变压器组接线方式，重合于故障线路造成对两台主变的瞬时冲击，造成电压畸变非常严重，造成电压相角发生偏移，使保护装置错误的判定为区内正方向故障，大约10ms时间向B变发送允许信号，此时B变这侧甲线RCS-901B保护逻辑判定为区内正方向故障，且瞬时收到对侧A变发来的允许跳闸信号，且接地零序电流满足保护纵联零序保护定值，所以保护纵联零序动作跳开B变侧的1号主变主二次开关。

2.3 动作原因

本次故障中，A侧变电站的甲线RCS-901B装置反方向故障时零序功率方向误判为正方向，从而直接导致了甲线B侧区外故障时动作异常。故障中，A侧甲线RCS-901B的相电压和零序电压明显异常，含较高三次谐波。当TV中性线异常时，TV励磁电流中的三次谐波电流没有流通回路，导致绕组电压发生畸变出现相电压含三次谐波现象。本次故障中，相电压和零序电压中有明显三次谐波与TV二次中性线异常的特征相似。当TV二次中性线异常时，系统发生接地故障时，有可能使TV二次中性点电压偏移，采用三相电压相加求的零序电压可能出现偏转，导致系统发生接地故障时，采用自产3U0计算的零序功率方向可能发生误判。

2.4 动作结果

综合上述分析，重合于故障后，B侧和A侧的甲线RCS-901B 纵联保护均判为正向，B变侧RCS-901B 的纵联变化量方向/纵联零序方向跳闸出口跳闸，而A侧 RCS-901B 保护因延时不满足条件，未能动作。两侧RCS-901B保护动作行为符合保护设计原理，本次故障应是TV二次中性线异常，导致区外故障时纵联保护动作跳闸。

3、现场调查A变的TV二次中性线接线情况

对A变的220kV甲线RCS-901B保护装置进行查线，发现甲线RCS-901B保护装置电压回路A730、B730、C730、N600为四颗黑色线，其中A730、B730、C730三颗黑线为辅助操作屏切换出来的电压，但RCS-901B保护装置电压回路N600并未与操作屏的N600相连接。后经查线发现，RCS-901B保护装置电压回路N600接到了RCS-901B保护屏顶小母线的N600，此小母线N600接地点已拆除。原来与甲线RCS-901B保护屏相邻的是乙线RCS-931B保护屏，分析原因为220kV甲线综自改造工程时，因为保护装置不更换，RCS-901B保护装置N600没更换接线，依然接在了甲线RCS-901B保护屏顶N600小母线上。后相邻屏220kV乙线综自改造时将屏顶N600小母线接地点拆除，甲线RCS-901B保护屏N600恰恰接在这段N600小母线上，致使220kV甲线RCS9-01B保护装置N600失去接地点造成悬浮。这是此次事件的直接原因。

4、整改措施

（1）甲线RCS-901B保护装置N600现已更改正确，从现场打印的波形图来看，已恢复正常波形。（2）对其他变电站进行自查N600接地情况，如有类似情况，立即改正，并正确接地。（3）对变电站综自改造过程中的TV二次回路接线必须高度重视，保证接线的正确性，防止继电保护装置不正确动作的发生。

参考文献

[1]RCS 901B保护装置保护装置说明书.[2]200kV系统继电保护和自动装置现场运行规程.作者简介

越级跳闸事故分析第8篇

1 概述

绥化供电区某66kV变电所，由于一条10kV配电线路上所带的配电变台A相避雷器击穿，造成单相接地，引发该变电所10kV供电系统产生谐振过电压，至使另一条10kV出线穿墙套管的绝缘薄弱处高压室户内侧首先单相对地放弧，后构成三相短路，导致穿墙套管B、C相炸碎，A相被烧裂。由于母线三相短路，硅整流装置交流电源瞬间失去，没有直流电压输出，且直流储能电容容量小，加之主二次开关跳闸电压高，10kV开关没能及时跳闸，至使66kV主变压器受到10kV侧严重的短路冲击，66kV侧熔断器熔丝熔断放弧，直至上一级66kV出口过流保护动作跳闸。

2 事故经过

2007年10月12日22时40分，值班员发现高压室内弧光闪亮，同时伴有强烈的放电声及瓷瓶的爆炸声，主控室警铃、报警均未启动，此时值班员手动分10kV各线路开关，但均未动作。同时66kV开关场主变压器发出严重的过载声，主变压器66kV侧熔断器熔丝熔断放弧，A、B两相66kV过引线距熔断器100m m处烧断，C相熔断器绝缘护管着火落地。

3 事故调查情况

3.1 事故现场情况

事故后，13日上午巡线检查发现林业线距变电所10kV出口0.6km处一配电变压器台上的10kV避雷器A相击穿，造成单相接地(在该现场发生事故时有人看见电弧放电)。10kV城内线出口穿墙套管户内侧B、C两相炸碎，套管内铝板熔断，A相瓷套烧裂，户外侧三相瓷套完好无损，10kV出口避雷器外观正常。主控室所有直流保险完好。1号主变压器66kV侧熔断器三相熔丝熔断，C相熔断器熔丝护管着火烧毁，A、B两相66kV过引线在熔断器电源侧距熔断器约100mm处烧断。

3.2 系统主要参数及试验情况

3.2.1 运行方式

1号主变压器额定容量1000kVA，额定电压66/10.5kV，操作直流电源系三相硅整流电容储能装置，电容量为μF。系统一次接线图如图1:

3.2.2 试验情况

1)绝缘方面。2007年4月12日，预防性试验无异常。事故后对1号主变进行了绝缘电阻、直流电阻、变比、绕组变形等试验，根据测试结果与春检数据比较分析，未见异常。同时取绝缘油进行了色谱分析，分析数据见表1:

对10kV系统所有设备进行必要的绝缘项目试验，均正常。

2)继电保护方面。春检检出缺陷：10kV主二次开关跳闸电压过高，为150V。事故后，做模拟跳闸试验，将储能电容充足，瞬间失去380V硅整流交流电源仅0.5s，测得直流储能电源电压降至150V，此时仅做单回路跳闸试验，开关没能跳开。

4 事故原因分析

根据事故前后试验数据，结合现场运行及事故后调查情况，综合分析如下：

1) 10kV城内线穿墙套管户内侧炸碎，是由于10kV供电系统谐振过电压引起的。事故发生时，1号主变压器负荷率仅为50%左右，从现场烧断的残存铝排看，烧断部位在穿墙套管内部，所以可排除由于负荷过大，导致穿墙套管与铝排连接处接触不良造成过热熔断放弧的现象。事故的主要原因是林业线变台上的10kV避雷器击穿时，造成单相接地，瞬间10kV供电系统A相对地电压为零，B、C两相对地电压为线电压，此时10kV母线PT铁芯过饱和，使其感抗发生变化，恰好变压器的二次绕组、10kV母线及线路的对地容抗与变化后的10kV母线PT感抗值接近或相等，发生谐振，使绝缘薄弱点发生放电击穿。

经计算，系统10kV母线PT励磁感抗为每相500k，变压器二次绕组、10kV母线和10kV出现对地电容每相总和约为7000pF，则每相对地容抗为455 k。由此可见，两电抗值非常接近，这样在A相接地，B、C两相电压升高为线电压时，使PT的B、C两相过饱和励磁电流增大感抗减小，在这一激发条件下产生谐振，从而使B、C两相电压升高。

事故后检查发现，城内线穿墙套管两端封闭胶垫已严重老化松动，瓷套内积尘很多，瓷套外污秽严重，因此构成绝缘薄弱点，故在该穿墙套管处B、C两相发生单相对地闪络放电、拉弧乃至构成10kV供电系统三相短路，将该出口穿墙套管炸碎，铝排熔断。

2) 10kV各出线及主二次开关未及时跳闸，结合事故后继电保护所做的模拟事故情况跳闸试验来看，主要是发生三相短路后，10kV母线电压很低，硅整流装置交流电源瞬间失去，没有直流电压输出，且直流储能电容容量小，加之主二次开关跳闸电压高，没能及时调整，留下不能正常跳闸的隐患。根据事故现场实际分析，当时应启动城内线和主二次两条回路跳闸，那么该储能电容容量就更加不足，至使应跳闸的开关均未跳开，同时一切信号、警铃、报警均未启动，只能是让事故任其发展，直至越级到上一级跳闸。

3) 1号主变66kV熔断器熔丝熔断是正常现象，该熔丝熔断电流为13A，理论计算变压器一次额定电流为8.75A，按当时10kV出口短路，理论计算变压器10kV侧短路电流为662A，一次电流可达到110A，所以说熔丝熔断属正常现象，1号主变66kV过引A、B两相烧断，C相熔断器着火是由原缺陷引发的，一是A、B两相烧断处有断股现象，使导线截面变小，处于有严重隐患运行状态，二是三相过引导线与熔断器连接处工艺较差，在线夹处有单股挤出现象，至使接触面积减小，接触电阻增大，当有大电流通过时，就会发热、烧红乃至熔断。

4) 1号主变压器从高压试验方面看，虽未发现异常，但受此严重的短路冲击，从色谱试验数据分析，CO和CO2的含量剧增，足以说明该变压器的线圈绝缘受到短路电流冲击后，有不同程度的过热老化。

综上所述，10kV系统谐振过电压、不可靠的整流装置、直流储能电容容量不足以及运行设备缺陷未能及时消除、维护不到位，是这起越级跳闸事故的主要原因。

5 结论

在电力生产和电力运行的中低压电网中，故障的形式和操作方式是多种多样的，谐振性质也各不相同。因此，应该了解各种不同类型谐振的性质与特点，掌握其振荡的性质和特点，制订防振和消振的对策与措施。

6 防范措施

6.1 一般措施

在中性点不接地系统中，一般限制谐振过电压措施可分为两大类。

第一类是：改变电容、电感参数，使其远离谐振匹配条件;

第二类是：消耗谐振能量，阻尼抑制或消除谐振发生。如在TV高压侧中性点串接电阻器，在开口三角侧接入非线性电阻器等。

6.2 具体措施

1)考虑使阻抗参数尽量避开谐振区;

2)在多台并联运行TV中性点加装阻尼线阻R0，只要满足R0≥6%XL即可消除谐振。在加装中性点电阻时还应考虑电阻功率及表面爬电距离;