案例分析16解析

1、題號(hào)： Je1G3016涉及多站間 配合的故障分析報(bào)告10 時(shí) 20 分 21 秒 110kV 茅荔 I 線發(fā)生 C 相接地短路故障， 茅荔 I 線大茅側(cè)差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作出口跳 ABC相開關(guān)，重合閘動(dòng)作成功。 茅荔 I 線荔枝溝側(cè)差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作出口跳 1112 開關(guān)重合閘不動(dòng)作（荔枝溝站為終端站） 。由于線路重合不成功，造成 110kV 荔枝溝站ABC相，I 段母線失壓及 110kV 臨春站全站失壓，110kV 河口站備自投動(dòng)作成功，河口站未失壓。故障原因： 茅荔 I 線#64 #65 塔間導(dǎo)線被工程車碰到， 導(dǎo)致線路發(fā)生瞬時(shí)接地短路故障。 （見附圖 2）二、運(yùn)行方式安排（一）故障前運(yùn)行方式：（見附

2、圖5）1、110kV 茅荔 II 線與塘荔臨海線合環(huán)運(yùn)行，縱差保護(hù)投入，塘荔臨海線臨春站側(cè)無(wú)保護(hù)春站為終端站 )，要求臨春站全部負(fù)荷轉(zhuǎn)由110kV 塘荔鹿河線帶，臨春站單線單變帶全站；(臨2、110kV 茅荔 I 線經(jīng) 110kV 荔枝溝站 I 段母線帶 110kV 塘荔鹿河線， 110kV 塘荔鹿河線鴨仔塘站和鹿回頭站側(cè)開關(guān)處熱備用， 帶 110kV 荔枝溝站 I 段、臨春站、 河口站 I 段負(fù)荷；（ 110kV荔枝溝站 110kV 分段備投因110kV 茅荔 II 線與塘荔臨海線合環(huán)運(yùn)行，考慮 110kV 茅荔 I 線跳造成塘荔臨海線重載或過載退出）3、110kV 茅鹿河線帶110kV 鹿

3、回頭站全部負(fù)荷，單線帶雙變運(yùn)行。4、故障前相關(guān)變電站運(yùn)行接線圖：（二）調(diào)整前（正常）運(yùn)行方式（含備自投配置及投入情況）：（見附圖3）1、110kV 茅荔 II 線與塘荔臨海線合環(huán)運(yùn)行，縱差保護(hù)投入，塘荔臨海線臨春站側(cè)無(wú)保護(hù)春站為終端站 )，要求臨春站全部負(fù)荷轉(zhuǎn)由110kV 塘荔鹿河線帶，臨春站單變帶全站；(臨2、110kV 茅荔 I 線帶 110kV 荔枝溝站I 段母線；3、鴨仔塘站110kV 塘荔鹿河線帶110kV 鹿回頭站I 段、臨春全站、河口站I 段負(fù)荷；4、荔枝溝站兩臺(tái)主變、臨春站#2 主變、河口站兩臺(tái)主變和鹿回頭站兩臺(tái)主變中性點(diǎn)都不接地；5、110kV荔枝溝站110kV 和10kV

4、分段備投退出，其中110kV 荔枝溝站10kV 分段備投因全站總負(fù)荷大于單臺(tái)主變的 1.4 倍，正常退出運(yùn)行， 110kV 荔枝溝站 110kV 分段備投因 110kV 茅荔 I 線線徑?。?120 導(dǎo)線），已帶荔枝溝站 I 段、臨春站全站和河口站 I 段，負(fù)荷已達(dá)安全載流量 75%以上，退出運(yùn)行；6、110kV 臨春站只有10kV 分段備投，因單變運(yùn)行退出；7、110kV 鹿回頭站110kV 分段備投因方式變更，110kV 茅鹿河線單線帶全站退出，10kV分段備投投入。茅荔 I 線（大茅側(cè)）保護(hù)裝置報(bào)文大茅側(cè)故障錄波裝置報(bào)告茅荔 I 線（荔枝溝側(cè)）保護(hù)裝置報(bào)文問題 1:通過以上材料試對(duì)保護(hù)動(dòng)

5、作進(jìn)行分析6根據(jù)茅荔I 線保護(hù)裝置打印報(bào)告及故障錄波分析：故障時(shí)間： 15 日 10 時(shí) 23 分 20 秒 173 毫秒1、茅荔 I 線大茅側(cè)， 故障初故障電流Ic=2.023A，3I0=2.518A，達(dá)到定值 （ 0.4A，0S）動(dòng)作值，PSL621D保護(hù)裝置28ms 差動(dòng)保護(hù)三跳出口跳開線路ABC 相開關(guān)， 3098ms 重合閘動(dòng)作出口（檢無(wú)壓， 3.0s），重合成功，保護(hù)動(dòng)作正確。2、茅荔I 線荔枝溝側(cè)，故障時(shí)，本側(cè)為負(fù)荷側(cè)，不提供故障故障電流，但從保護(hù)裝置打印報(bào)告中的 Uc 變化，也能看出此時(shí)線路確實(shí)發(fā)生 C 相接地短路故障， PSL621D保護(hù)裝置 30ms 差動(dòng)保護(hù)三跳出口跳開線

6、路 ABC 相開關(guān)（由于出口壓板投入） ，重合條件不滿足，重合閘不動(dòng)作，保護(hù)動(dòng)作正確。問題 2:試對(duì)備自投動(dòng)作情況進(jìn)行分析?10 時(shí) 23 分 110kV 茅荔 I 線保護(hù)動(dòng)作跳閘，造成 110kV 荔枝溝站I 段和臨春站全站失壓，110kV 河口站 I 段瞬間失壓； 6 秒后，110kV河口站 110kV 分段備自投動(dòng)作斷開 110kV 塘荔鹿河線河口站側(cè)開關(guān)，合上 110kV 河口站 110kV分段開關(guān)。 10 時(shí) 40 分恢復(fù) 110kV 荔枝溝 I 段母線及臨春站全站送電。110kV 河口站 110kV 分段備自投動(dòng)作1 次，裝置正確動(dòng)作，及時(shí)恢復(fù)河口站110kV I 段母線電壓。（動(dòng)

7、作邏輯： 110kV 分段備投）110kV 荔枝溝站 110kV 分段備投因 110kV 茅荔 I 線線徑?。?120 導(dǎo)線），已帶荔枝溝站I 段、臨春站全站和河口站 I 段，負(fù)荷已達(dá)安全載流量75%以上，事故前已退出運(yùn)行。110kV 臨春站只有 10kV 分段備投，因單變運(yùn)行事故前已退出運(yùn)行。問題 3:對(duì)于重合不成功進(jìn)行分析 .茅荔 I 線因線徑較小問題，正常運(yùn)行方式下不允許合環(huán)運(yùn)行的。當(dāng)茅荔I 線作為終端線路運(yùn)行時(shí)， 兩側(cè)差動(dòng)保護(hù)投入， 而將荔枝溝側(cè)保護(hù)出口壓板退出，避免線路故障時(shí)差動(dòng)保護(hù)跳開荔枝溝側(cè)開關(guān)，造成重合閘不能成功。（見附圖1） 此次事件前，當(dāng)茅荔I 線帶臨春站全站負(fù)荷時(shí)，在倒負(fù)

8、荷過程中存在短時(shí)合環(huán)。為了保證茅荔I 線發(fā)生故障保護(hù)能快速切除故障，在合環(huán)期間需將茅荔 I 線荔枝溝側(cè)保護(hù)跳閘壓板投入，但在倒負(fù)荷工作完成后，茅荔I 線恢復(fù)終端線路運(yùn)行時(shí)， 需將荔枝溝側(cè)保護(hù)出口壓板退出。但在完成倒負(fù)荷操作后沒有立即退出荔枝溝側(cè)保護(hù)出口壓板， 當(dāng)該線路故障時(shí)荔枝溝側(cè)開關(guān)跳閘，由于荔枝溝側(cè)重合閘條件不滿足，重合閘不動(dòng)作，導(dǎo)致線路重合閘失敗。問題 4:試談?wù)劥舜问录┞兜膯栴}及防范措施?1、輸電線路受外力破壞現(xiàn)象較為突出，開發(fā)商不顧電力安全警示牌警示，盲目在輸電線路下違章施工。2、運(yùn)行方式人員責(zé)任心不夠細(xì)致，責(zé)任心不強(qiáng)，安全意識(shí)淡薄，沒有分清自己的工作權(quán)限，在安排運(yùn)行方式時(shí)， 對(duì)已

9、有保護(hù)運(yùn)行說(shuō)明中關(guān)于保護(hù)壓板投退的要求，沒有充分掌握和正確理解，也未和保護(hù)專業(yè)人員咨詢與討論，僅根據(jù)個(gè)人理解便要求調(diào)度人員投入110kV 茅荔 I線荔枝溝側(cè)保護(hù)跳閘出口壓板。3、地區(qū)電網(wǎng)調(diào)度管理不到位，在海南電網(wǎng)主網(wǎng)發(fā)生重大方式變化，并安排了地區(qū)電網(wǎng)方式較大改變的情況下，地調(diào)沒有及時(shí)更新運(yùn)行方案。防范措施 :1、繼續(xù)加大對(duì)類似線路走廊巡查力度，對(duì)有違章建房的檔距加立安全警示牌及下發(fā)安全整改通知單，并在現(xiàn)場(chǎng)開展國(guó)家和本省的電力法、電力設(shè)施保護(hù)條例的宣傳教育。2、在線路保護(hù)區(qū)及周邊，立即向有吊裝車輛等高空設(shè)備的作業(yè)單位下發(fā)安全警告預(yù)防通知書，并報(bào)送當(dāng)?shù)卣嚓P(guān)部門單位。3、加強(qiáng)運(yùn)行方式人員、調(diào)度人員的技術(shù)培訓(xùn)工作，提高專業(yè)人員的業(yè)務(wù)技能水平，并每周開展一次安全活動(dòng)，通過安全活動(dòng)組織