110kV线路断线故障分析专题报告

“4.22”110kV武斜线断线故障分析专题报告

“4.22”110kV武斜线#22-#23杆C相导线断线点处打金勾，导线长期受力造成断股，导致该处载流能力严重下降，长期发热后引起断线。断线造成了斜滩变侧牛斜I、II线123、124开关、前斜线122开关、母联12M开关共四个开关跳闸，韩斜I线韩阳变侧开关跳闸，斜滩变短时独立网运行（当地小水电支撑）。现将“4.22”110kV武斜线断线故障分析专题报告如下：

一、 故障简况

1．故障发生时间：2010年4月22日13:43

2．开关动作情况: 110kV武斜线(牛头山用户产权)C相断线，两侧开关跳闸，经查故障点距离斜滩变侧 7.8 公里，距离武曲变侧 0.8 公里。斜滩变侧牛斜I、II线123、124开关、前斜线122开关、母联12M开关共四个开关跳闸，韩斜I线韩阳变侧开关跳闸，斜滩变短时独立网运行（当地小水电支撑），未中断对用户的供电。 3．线路断线原因：因武斜线#22-#23杆C相导线断线点处打金勾，导线长期受力造成断股，导致该处载流能力严重下降，长期发热后引起断线。

4．电网接线简图如下：

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5．片区设备主保护及重合闸动作情况 斜滩变侧：

5．1 110kV武斜线125开关跳闸，距离III段动作，故障相别C相，故障电流2.79A，动作持续时间54608MS。

5．2 110kV前斜I线122开关跳闸，零序过流III段动作，故障相别C相，故障电流4.75A。

5．3 110kV牛斜I线123开关跳闸，零序过流III段动作，故障相别C相，故障电流3A。

5．4 110kV牛斜II线124开关跳闸，零序过流III段动作，故障相别C相，故障电流3.27A。

5．5 110kV母联12M开关跳闸，＃1主变高后备过流I段动作，故障电流11.31A。

斜滩变所有重合闸保护均闭锁不动作。

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武曲变侧：110kV武斜线111开关跳闸，接地距离I段动作，零序过流I段动作，故障相别C相，故障电流24.96A。

二、现场检查情况

1、核查110kV线路相关保护定值正常。

2、经查武斜线斜滩变侧保护装置屏零序保护II、 III、IV段压板未投入。

3、其余三条线路零序后备保护动作跳闸行为正常。 三、动作行为分析

1、从武斜线两侧的保护动作报告分析，线路断线形成线路高阻接地故障，两侧母线电压基本没有变化，3UO值很小，几乎为0。

2、斜滩变110kV前斜I线、牛斜I、II线的零序电流值均已达到零序过流III/IV段保护动作值，动作时间2秒，无方向，武斜线距离III段动作时间2.3秒,所以在武斜线开关跳闸之前, 前斜I线、牛斜I、II线开关、110kV母联12M开关，先已动作跳闸，保护动作行为正确。

3、斜滩变武斜线由于是高阻接地，保护一直启动，由于电压条件不满足，距离保护无法动作，因零序保护III/IV段压板未投入造成零序III/IV段保护无法正常动作。韩阳变侧韩斜线零序电流值已达到零序过流III/IV段保护动作值，跳闸后, 斜滩变武斜线距离III段保护动作出口,125开关跳闸。

四、原因分析

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1、该事件原因是牛头山电站所属的武斜线C相断线。因电网网架薄弱，110kV环网运行，同时各电压等级均有丰富水电上网，有助增电流，零序保护配合困难，区域网内相关线路零序保护末段不带方向。本次武斜线C相断线故障，故障电流在零序III段范围，在武斜线跳闸之前，斜滩变侧110kV前斜I线、牛斜I、II线也会因零序后备保护动作而先跳闸。仅韩阳变侧韩斜线是越级跳闸。

2、武斜线斜滩侧保护部分零序压板未投入原因：2009年12月5日110kV武曲变电站建成启动，根据调度指令，配套的110kV武斜线（原西斜线开断改接武曲变）斜滩变侧零序过流保护II、 III段时限在启动中有临时调整，当零序过流保护II、 III段保护由0.3秒恢复至原定值，在定值修改结束后，继保班人员只是口头上简单告知当值值班人员定值已恢复，运行人员可能在忙于整理启动过程一些记录，未及时根据压板投退规定将以上压板投入。事后，斜滩变运行人员在压板巡视检查过程中，未认真核对该保护屏压板，造成110kV武斜线斜滩变侧零序过流保护II、 III、IV段压板一直在退出状态，至4月22日发生越级跳闸后，继保班人员根据定值单核查，将武斜线零序过流保护II、 III、IV段压板恢复投入状态。

五、暴露问题

1．牛头山电站对其产权线路（自行负责运行维护）运行维护不到位，对线路缺陷未能及时发现并消缺。

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2、继电保护专业管理薄弱，闭环上存在漏洞，运行人员与保护人员在不同情况下压板投退分工不清晰,基层人员在执行上级及公司有关规定、规程上存在较大的偏差。

3.运行人员业务素质低、责任心不强，未能熟练掌握运行规程中相关压板功能及投退规定，特别对新改扩建工程中新投入的保护压板一知半解，对压板投退的核对存在走过场现象，每月压板检查时发现压板实际位置与上月记录位置不一致时也未及时向有关人员汇报、了解变更原因。

4.继保班部分人员责任心不强，修改完定值后未严格按要求及时向运行人员做正确的技术交底。

六、已采取的措施

1、配合电业局落实三个110kV变电站、110kV线路保护、主变保护的定值执行、保护压板看板、保护压板投退三方面排查。

2、变电部4月26日开展通报学习和自我剖析，提出具体的防范措施，同时组织学习公司调[2009]151号关于继电保护定值管理细则， [2008]66号公司继电保护“防三误”措施及相关规定。

七、下一步采取防范措施

1.要求牛头山电站加强对产权线路的运行维护，今年六月份后我公司将协商牛头山电站确定对产权线路的运行维护委托事项。

2. 严格落实2010年4月23日下午至4月25日电业局对各县公司继电保护专项检查存在问题的整改。

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3．完善、修订各变电站运行规程，明确相关压板功能及投退规定，特别是工程启动中、启动后压板投退检查等要求。于5月中下旬报审我公司三个110kV变电站二次运行规程，请局继保二班帮忙审核，完成审定后定期组织运行规程的学习考试，要求人人过关，强化对不合格人员的考核。

4．根据上级有关规程修订完善我公司《二次安全措施票实施细则》和《继电保护防三误措施及相关规定》。严格二次安全措施票的执行，确保二次工作过程所有安全措施的落实和恢复；严格执行继电保护 “防三误”相关规定，明确保护人员与运行人员对压板投退的分工及相应的管理要求，确保压板在投退过程不留漏洞，并加大对该项的考核。

5．加强和规范基建、技改工程启动投运过程施工单位、调试单位及本公司保护人员与运行人员技术交底，并加大考核力度。

6． 在公司变电部设立压板管理专责，每月定期对变电站保护压板、看板图、运行规程进行核对。在新设备投产试运行24小时内，必须确认保护压板的正确性。

7、结合调控一体化建设梳理规范各变电站信号分类。 8、送电部加强所辖线路运行维护，发现导线有打金勾、断股、跳线发热、线路走廊存在超高树木等缺陷，要及时处理。同时加大对35kV及以上用户、小水电接入线路安全隐患检查，发现问题，立即发放限期整改通知单，并跟踪督促整改情况。

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9．区域网架的环网结构应尽快打开，未打开前该环网保护存在失配点，只有开环后电网运行方式及继电保护定值才能正常配合。 附件：

1、斜滩变侧牛斜I线123开关、牛斜II线124开关、前斜线122开关、韩斜线165开关相关线路保护整定值单（略）

2、武斜线C相断线

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/tml6.html