35kV变电所失电故障处理案例分析 王贵军
35kV变电所失电故障处理案例分析王贵军
摘要：本文选取两起35kV变电所停电事故案例的故障查找处置过程进行说明分析，详细介绍了事故发生过程、现象、故障查找过程、原因分析以及事故处置等
方面。旨在通过案例解析，为深入分析此类事故提供全面的抢维修指导。最后总
结了事故暴露的问题和应采取的对策，从而保障电气设备的安全可靠运行，为从
事变电运行和维修人员提供一定的借鉴作用。
关键字：变电所失电故障分析
1 案例1:外电线路单相接地故障
1.1 故障发生过程
事故发生前变电所由35kVⅠ段进线供电，1#主变、1#站变运行，2#、4#输油
泵运行。2017年5月1日2时40分，外电继保后台报35kV1#进线接地报警，同
时2#、4#输油泵跳闸，3时01分，1#站变停止运行，站场全部失电。失电后变
电所调整为Ⅱ段进线运行，运行2#主变、2#站变运行，重新启动2#、4#输油泵，输油生产恢复。
1.2 故障查找过程
抢维修人员到达现场后，由于故障原因尚不明确，故障点未找到，故障未排除。首先对外电线路和变电所内进行绝缘测试判断故障点是否仍然存在，经过测
试发现外电线路C相绝缘电阻为零，存在单相接地,同时变电所系统并未发现明显
故障。
现场从两个方面查找故障点、分析故障原因。一方面对外电线路进行巡线，
查找故障点，重点先查找电缆头及外线避雷器。另一方面在变电所对相关设备进
行预防性试验，对故障事件记录情况进行查找分析。因现场1#站变超温报警，温
控器显示异常，所以主要对1#站变进行测试，以判断变电所内设备是否受此次事
故影响。
（1）对1#站变及电缆进行绝缘电阻，并对1#站变直流电阻测试，测试结果
正常。同时对温控器检查测试发现温度传感器铂电阻阻值异常(正常阻值在一百多
欧姆)，判断传感器损坏，需要更换。将传感器拆除后发现温控器显示任然存在异常，继续传感器阻值测试接口短路开路发现温控器显示不能恢复，同时按照说明书，无法对温控器其他告警、跳闸故障等功能进行测试，从而进一步判断温控器
主板也已损坏。通过以上对温控器系统的检测测试判断此次故障导致温控器主板
和传感器均损坏，需重新采购一套温控器。
（2）外线故障巡视人员在上一级变电所出站首端铁塔位置发现A相电缆头发生故障，搭接在杆塔上，导致35kV外电线路单相接地。从而确定出直接故障点。
1.3 原因分析
（1）外电线路故障：外线电缆A相电缆头搭接到杆塔上，导致电力系统单相接地，这是此次故障的直接原因，因上一级变电所暂不会停电（电力系统规定最
长运行时间2小时），所以发生故障后淮安输油站变电所暂时单相接地缺相运行。
原因分析：通过故障现场查看后认定A相电缆头接线端子（从上一级变电出
线一段采用电缆直埋敷设，后上终端杆塔为外电线路）与外线连接位置接触不良，接触电阻过大，长期发热，加之线路运行中的摆动，最终使电缆接线端子脱落，
搭接到杆塔上。
（2）35kV变电所相关设备停电：通过对变电所后台数据进行分析发现，2时40分，外线发生单相接地，2#、4#输油泵因过负荷发生跳闸（2#泵过负荷动作值
为1.19A，整定值0.85A；4#泵过负荷动作值为1.16A，整定值0.85A）。3时01分，外线停电，1#站变停电，站场全部失电。
（3）温控器故障：因外线单相接地，35kV变电所高压侧线电压保持不变，
对非故障相电压升高为线电压，1#站变异常运行的同时导致温控器系统发生故障。
1.4 故障处理
通过对故障电缆头进行查看，制定恢复方案，紧急准备电缆头、作业相关工
器具等物料。在做好安全措施的情况下进行电缆头处理恢复工作，并经试验测试
合格。同时将外电线路两组避雷器拆卸下来后进行表面清洗，完成相关试验合格
后重新安装。完成以上工作后重新对外电线路进行绝缘测试，测试合格后申请上
一级变电所送电运行，运行情况一切正常。
2 案例2 ：35kV 2#站变故障跳闸情况
2.1 现象
2017年9月29日04：21:07，某变电所2#站变非电量2开入动作，引起2#
站变跳闸。变压器器温控器显示A、B相正常，C相显示：--HO（表示开路），判断温C相温度传感器开路、接触不良或损坏。
2.2 故障查找过程
（1）查看事件记录
2017年9月29日02:08分开始变电所后台系统开始出现“轻瓦斯开入告警”，03:36分开始出现“超温开入告警”，03:47开始出现“非电量2开入”，但由于未达
到动作时间，直至04：21:07 ，非电量2开入时间大于60S引起开关跳闸。
（2）查看温控器至开关柜保护信号量
说明：
a、超高温报警（130℃）：当变压器三相绕组中任何一相绕组的温度值达到设定的超温
报警温度值时，温控箱发出报警声，同时温控箱的报警端子输出一个开关信号给远方的控制
中心启动报警电路。
b、故障报警输出：当温控箱检测通道或传感器发生开路或短路时，温控箱发出报警声，
显示器显示X- -LO或X- -HO，同时温控箱的故障端子输出一个开关信号给远方的控制中心。（X表示故障相序，HO表示开路，LO表示短路）
c、超高温跳闸（150℃）：当变压器三相绕组中任何一相绕组的温度值达到设定的超温
报警温度值时，温控箱的跳闸端子输出一个开关信号给远方的控制中心启动跳闸电路。（为
防止因偶然因素触发跳闸，跳闸特设计约有5-10S延时）
（3）查找温控器故障
测量温控器铂电阻阻值：A、B相阻值与显示对应，正常；C相为开路，判断C相铂电阻
损坏。短接C相阻值温控器显示—LO,说明温控器可以正常显示，同时对温控器各项功能进行
测试均正常。判断传感器铂电阻损坏，需要更换铂电阻一套。
因发生故障时并不清楚变压器真实温度，不能排除变压器当时确无异常故障。所以需要
对故障录波和变压器本体预防性试验判断变压器的完好，以便为后续投运做准备。
（4）查看故障录波
通过故障录波查看， 2#站变故障发生前电压、电流量均正常，未发现异常现场，说明故
障发生时2#站变一次系统并未出现异常故障。
（5）变压器试验
为了更好判断变压器本体确无故障，于是对变压器进行绝缘电阻测试、直流电阻测试和
交流耐压试验，试验结果正常。从而确定2#站变系统正常，可以进行后续运行。
2.3 故障处理
（1）继保设置中非电量2控制字为“1”，时间60S后作用于跳闸，此项设置不合适，因
为当铂电阻故障（开路或短路）时温控器报故障，不能避免此类温控器本体故障导致的变压
器跳闸。非电量开入2故障报警输出可作为报警信号，不适合作为跳闸信号。经与生产部门沟通将1#、2#站变“非电量2”退出，只作为告警信号。
（2）温控器“超温跳闸”作为告警信号，可将超温跳闸作用开关柜于跳闸。经与生产部门沟通将1#、2#站变“超温跳闸”投入，直接作用于开关柜跳闸。
（3）由于损坏的传感器铂电阻没有备件，需采购后才能完成安装，若需2#站变作为紧急情况下的备用可临时先将温控器退出运行。
3 总结与建议：
（1）电力线路的运行工作应贯彻安全第一、预防为主的方针，全面做好线路的巡视、检测、维修和管理工作，应积极采用先进技术和试行科学管理，不断总结经验、积累资料、掌握规律，保证线路安全运行。
（2）案例1为外电线路故障，原因为电缆头与外线连接接触不良导致，建议加强外电线路的巡检，尤其是线路相关接头位置的重点巡视。可采用红外线热像仪进行巡检，以便更直观、便捷发现隐患，防患于未然。
（3）案例2中，虽已判定C相铂电阻故障，但并未得到发生故障时变压器的温度信息，通过事件查看，从发生故障告警到最终跳闸约有两个小时间，建议值班人员及时关注变电所发生的故障报警信息，发生此类故障时应及时观察记录变电所C相真实温度，以确保变压器本体无故障。因传感器损坏，可采用手持式红外测温装置测量判定，若判定只是传感器故障可及时采取措施避免异常停电。
（4）两起案例中温控器传感器铂电阻均有损坏，建议可将铂电阻作为备件，一旦出现损坏可以及时更换，从而确保变压器安全运行，同时作为备件进行更换，可以更便捷判断温控器是否还存在故障。
（5）电气维保人员应加强对变电所二次回路和继电保护相关设置的全面核查，对于不正确的设置及时与生产运行的单位沟通，以便尽早发现消除工程早期遗留下来的隐患。
（6）加强运行人员的专业巡检能力，提高巡检效率，不放过每一次故障告警信息，以便发生故障时能够正确、及时处置。
35kV变电所失电故障处理案例分析 王贵军
35kV变电所失电故障处理案例分析王贵军 摘要：本文选取两起35kV变电所停电事故案例的故障查找处置过程进行说明分析，详细介绍了事故发生过程、现象、故障查找过程、原因分析以及事故处置等 方面。旨在通过案例解析，为深入分析此类事故提供全面的抢维修指导。最后总 结了事故暴露的问题和应采取的对策，从而保障电气设备的安全可靠运行，为从 事变电运行和维修人员提供一定的借鉴作用。 关键字：变电所失电故障分析 1 案例1:外电线路单相接地故障 1.1 故障发生过程 事故发生前变电所由35kVⅠ段进线供电，1#主变、1#站变运行，2#、4#输油 泵运行。2017年5月1日2时40分，外电继保后台报35kV1#进线接地报警，同 时2#、4#输油泵跳闸，3时01分，1#站变停止运行，站场全部失电。失电后变 电所调整为Ⅱ段进线运行，运行2#主变、2#站变运行，重新启动2#、4#输油泵，输油生产恢复。 1.2 故障查找过程 抢维修人员到达现场后，由于故障原因尚不明确，故障点未找到，故障未排除。首先对外电线路和变电所内进行绝缘测试判断故障点是否仍然存在，经过测 试发现外电线路C相绝缘电阻为零，存在单相接地,同时变电所系统并未发现明显 故障。 现场从两个方面查找故障点、分析故障原因。一方面对外电线路进行巡线， 查找故障点，重点先查找电缆头及外线避雷器。另一方面在变电所对相关设备进 行预防性试验，对故障事件记录情况进行查找分析。因现场1#站变超温报警，温 控器显示异常，所以主要对1#站变进行测试，以判断变电所内设备是否受此次事 故影响。 （1）对1#站变及电缆进行绝缘电阻，并对1#站变直流电阻测试，测试结果 正常。同时对温控器检查测试发现温度传感器铂电阻阻值异常(正常阻值在一百多 欧姆)，判断传感器损坏，需要更换。将传感器拆除后发现温控器显示任然存在异常，继续传感器阻值测试接口短路开路发现温控器显示不能恢复，同时按照说明书，无法对温控器其他告警、跳闸故障等功能进行测试，从而进一步判断温控器 主板也已损坏。通过以上对温控器系统的检测测试判断此次故障导致温控器主板 和传感器均损坏，需重新采购一套温控器。 （2）外线故障巡视人员在上一级变电所出站首端铁塔位置发现A相电缆头发生故障，搭接在杆塔上，导致35kV外电线路单相接地。从而确定出直接故障点。 1.3 原因分析 （1）外电线路故障：外线电缆A相电缆头搭接到杆塔上，导致电力系统单相接地，这是此次故障的直接原因，因上一级变电所暂不会停电（电力系统规定最 长运行时间2小时），所以发生故障后淮安输油站变电所暂时单相接地缺相运行。 原因分析：通过故障现场查看后认定A相电缆头接线端子（从上一级变电出 线一段采用电缆直埋敷设，后上终端杆塔为外电线路）与外线连接位置接触不良，接触电阻过大，长期发热，加之线路运行中的摆动，最终使电缆接线端子脱落， 搭接到杆塔上。 （2）35kV变电所相关设备停电：通过对变电所后台数据进行分析发现，2时40分，外线发生单相接地，2#、4#输油泵因过负荷发生跳闸（2#泵过负荷动作值
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35kV变电所#1主变差动保护及重瓦斯动 作事故分析 摘要：35kV变电所运行中通常采用无功补偿和主变调匝来满足对供电利率和供电电压 的要求，本文详细阐述了某油田电力部门在这方面的一些具体做法；同时，针对油区光伏并 网发电日益发展的当下，对其运行中功率因数的调节进行了针对性的分析，并结合运行实践 提出了解决方案，为现场此类问题提供参考。 关键词差动保护；瓦斯保护；变压器油色谱分析 引言：2015年8月26日，白豹35kV变电所#1主变差动保护动作，同时伴随着重瓦斯 保护动作，在现场情况下，如何尽快判断清楚故障性质、发现故障点并尽快解决考验着我们 检修人员的业务素质和处置能力，现将当天保护动作分析及现场处理情况进行阐述。 1.运行现状及保护动作概况 电网运行方式白豹35kV变电所电网运行方式为35kV314白王线为进线电源（属于备用 电源），经321母联接带白豹#1主变，#2主变热备用，其中#1主变厂家为丹东欣泰，生产 日期为2012.09，容量为8000kVA；#2主变厂家为丹东欣泰，生产日期为2011.07，容量为10000kVA。白豹变当前最高负荷约4804kW，平均负荷4089kW。 1.1 保护动作信息及录波源文件 （1）保护动作信息及现场操作情况 8月26日14:36分：#1主变比率差动保护动作，全所失压，A相差流7.09A，A相制动 值1.52，后台机通讯中断。 14:46分：#2主变332开关遥控合闸失败，就地进行操作成功。 14:58分：#2主变由热备用转运行操作结束。（当#2主变投入运行时，通讯恢复正常，后台机报警信息上传） 14:58分：后台机报，10kVI、II段PT断线，10kVI、II段电容161、162开关低电压 保护动作。（补报信息）
35kV开关柜放电故障分析及处理
35kV开关柜放电故障分析及处理 摘要：电网建设中开关柜及供配电管理系统是输变电设备的重要设备。在电力系统的发展下，人们的生活与工作越来越离不开电能，保证电力系统的稳定运行十分重要。如何针对性地进行故障的诊断与排除有助于电力系统的稳定进行。现在阶段中，开关柜是电力系统中非常重要的部件。在国家快速发展以及居民生活保障下，社会方面对供电可靠性的要求正在逐渐提高。在国家政府颁布的相关法规与政策中，超大规模的输配电以及电网已经被列入电力系统中的重要发展保障。开关柜的使用在电力系统中非常重要，其是电力系统中的重要部分，其安全性的使用受到了众多各界人员关注。本文主要对35kV开关柜放电故障分析及处理，详情如下。 关键词：35kV；开关柜；放电故障；处理 引言 根据相关数据统计中可以看出，在不少发电公司中的开关柜都会存在一定故障发生的情况，这对于社会以及国家都造成比较大的经济损失。这些故障的存在主要是因为两个方面的原因，一方面，部分开关柜质量上面存在问题导致了故障的产生。另一方面，对于开关柜使用来说，缺乏有效监测手段，使得故障产生时不能及时进行诊断，导致了问题的产生。如何利用智能在线检测系统在开关柜中的使用，将可以避免存在的经济损失。 1 35kV开关柜放电故障 在近几年高压柜运行时出现了多起开关柜的事故，主要情况为开关柜内出现放电，影响了整个电网的运行，危及设备及人身安全。对放电事故进行分析，通过查找原因，找出办法，预防今后发生类似事故，确保电力系统安全。 1.1开关柜断路器防跳继电器无法复归问题
35kV开关柜放电故障之一是开关柜断路器防跳继电器无法复归问题。开关柜 的主要作用是在电力系统进行发电、输电、配电和电能转换的过程中进行开合、 控制和保护用电设备。其关键部件包含断路器、操动机构、互感器及各种继电保 护装置。其中断路器是保证电力系统稳定、可靠的关键电气设备；继电保护装置 则是为了更加智能、精确地监视电力系统，控制断路器对电力系统进行保护的二 次设备。在变电站运行中，若出现断路器合闸永久性故障，继电保护动作，驱动 开关柜内断路器跳闸，此时断路器合闸命令仍未解除，断路器将再次合闸，如此 断路器将出现反复合分，这种断路器跳跃现象可能导致断路器爆炸。测量断路器 合闸回路发现，断路器合闸回路开断，断路器防跳继电器一直处于自保持状态。 不难得出断路器无法进行第二次合闸的原因为防跳继电器无法失电复归，导致合 闸回路一直处于断开状态。再测量继电保护合闸出口无电压，说明继电保护正常，且无故障合闸命令。测量跳位监视出口则存在较高电压。而故障断路器的防跳继 电器一直处于励磁状态，说明回路中某个回路提供电压能够满足防跳继电器的励 磁电压，使防跳继电器一直处于自保持状态，无法复归，导致断路器合闸回路断开，无法合闸。 1.2不同绝缘气体下35kV开关柜柜温升 35kV开关柜放电故障之二是不同绝缘气体下35kV开关柜柜温升。35kV开关 柜分配电能的重要开关设备，直接关系着电网的安全可靠运行，近年来广受关注。大部分开关柜采用SF6气体作为开关柜的绝缘介质，因其占地面积小、维护次数 少以及不受外界环境影响等性能成为高原、沿海等恶劣环境地区的首选方案。 SF6是一种惰性气体，绝缘和消弧性能优良，但其对大气也造成一定的影响。近 年来，伴随着对国家环保力度的加大、公众环保意识的提高以及深入人心的绿水 青山理念，应用环保气体的35kV开关柜逐渐成为了目前一种有效的解决方案。 1.3 35kV开关柜设备的凝露 35kV开关柜放电故障之三是35kV开关柜设备的凝露。“凝露”是指空气在 短时间内水汽含量和气压不变的条件下，其中水蒸气达到露点温度以液态形式析 出并附着于临近固体表面的现象。若温度持续降低至露点温度，空气中的水分达 到饱和，于是出现凝露，水分以水珠的形式凝结在温度较低的金属柜体或绝缘件
35kV输电线路运行检修及故障分析
35kV输电线路运行检修及故障分析 摘要：35KV输电线路是国内普遍使用的一种输电线路，对保证国家电网安全 具有十分重要的作用。35KV输电线路运营条件十分苛刻，经常会受外界不稳定因 素的影响，极可能出现安全事故，一旦出现安全事故便会对电网安全稳定产生重 大影响，而且对人们生产和生活造成不可估计的损失。为防止这种情况的发生， 帮助国家电网安全稳定供电，加强35KV输电线路故障检修工作十分关键。文章 主要围绕35KV输电线路运行故障进行分析，提出了几点有效的故障检修和处理 策略，仅供参考。 关键词：35KV；输电线路；故障；检修；方法 引言：输电线路作为电力运行和维修中的关键环节，既具有配电和输电功能，又具有连通多个电网的功能，可保证整个电网稳定性和安全性。根据电网故障数据，可以看出绝大多数线路故障都由线路故障引起。所以，确保输电线安全运行 对整个电网的长期稳定起着非常关键的作用。35KV输电线路与其它输电线路相比，由于其自身外部环境较为复杂，在运行中对外界因素的影响更为敏感。因此，为 减少以上的安全风险，则需探索更为有效的35KV输电线路故障检修和处理策略。 一、35kV输电线路运行故障分析 （一）35kV输电线路短路故障 35KV输电线路短路是一种常见的操作故障，极可能引起电量变化，对人员和 设备造成极大伤害，而引起35KV输电线路短路的主要原因是电线绝缘层损坏， 从而诱发段路风险。此外，还存在一些人为因素，如工作人员判断失误和使用方 法不科学等，必然会引起电路短路。在35KV输电线路维护过程中，许多维护人 员在拆卸电缆时，未使用绝缘胶带将拆卸下来的电缆包起来，导致电缆金属部件 泄漏，在外力作用下，电缆在移动过程中会出现短接现象，从而致使35KV输电 线路短路。
一起35kV变电站全站失电故障原因分析及处理
一起 35kV变电站全站失电故障原因分 析及处理 摘要：伴随着社会经济和科学的发展，工业生产和日常消费不断增加，而智 能变电站则越来越多地要求运行中的安全和稳定，在停电时对经济产生不同的影响。故障位置准确定位及时故障诊断和修复仍然是当前需要解决的关键技术。正 确的故障保护逻辑对于确保系统安全运行至关重要。为此，本文结合多年的经验，提出了35kV变电站全停电故障原因分析及处理的建议。 关键词：35kV变电站;全站失电故障;原因分析及处理 引言 随着电力需求的增加和能源需求的增加，电器投资也在增加。为了提高电气 设备运行的安全性和可靠性，在10kV电网线路中安装了越来越多的10 kV故障，以保证电气设备和线路的运行。排雷人员的可靠和安全运行对电网的安全和经济 运行产生巨大影响。35KV变电站停电是电力系统中的一个严重故障，通过35KV 变电站全面故障进行分析，提出了主动排雷装置稳定运行的建议。 1变电站常见故障分析 1.1开关拒合 对于35Kv变电站继电保护工作环节而言，输出线路会利用电流速断结构和 过电流保护结构保证其应用效果符合预期，开关通断和供电区域通断要求有密切 的联系，而在开关投入运行后，运行效果决定了整体操作水平。但是随着用电用 户数量的增多和用电负荷的增大，这就使得配变容量数据也在增多，其中开关拒 合的问题常常出现。究其原因，开关所在的线路会出现相间短路故障、开关节点 焊死问题、合闸卡死问题等，都会增加开关跳跃故障产生的几率，使得过流保护 工作超出时限范围，影响整体运行效果和综合质量。
1.2变压器 在变频器的运行状态检查中，最重要的维护对象是变压器，如果变压器没有 运行，会直接影响变频器的运行。变压器设备有两种状态检查:一种用于导向校正，另一种用于泄漏。更正引线错误的原因是引线断开或导线丢失。因此，在对 这类故障进行状态修复时，需要观察导向的外部性能，并结合其故障特性确定故 障原因。泄漏校正可能有三个故障原因，其中一个连接到油箱的部件由于外力或 自身质量问题而密封，导致泄漏问题；二、变压器设备在运行过程中受到振动的 负荷，从而引起漏油。这是变压器本身的内部故障，也可能导致漏油。漏油时需 要进行初步修复以防止进一步的干扰。 1.3误报警的故障 在变电站的自动化系统之中，经常会出现误报警的故障，当保护信号量较大时，保护装置就会发出一些信号，有些信号就会积攒在保护装置的内存之中，等 到下次保护管理机在读取信号的时候，这些堆积的信号就会随着一些收发信号进 行上报，这种情况就会让信号判断出现干扰的问题。对于存在这种情况的变电站，工作人员在每次保护调试，或工作处理之后，需要把保护装置内存中的事件开展 清除的工作，通过这种方法就可以有效地解决这种问题的发生。 1.4互感器 在变电站一次设备状态检修工作中，还需要对互感器的运行状态进行必要的 检修，具体检修内容可分为两个部分，分别是检修电流互感器的运行状态与检修 电压互感器的运行状态。当电流互感器出现故障时，可能会发出异响或短路，进 而影响到电流互感器的正常运行，此时便要结合具体的故障表现来做出具体的判断。而当电压互感器发生故障时，其故障原因可能是由于回路断线所引起的，为 了避免这一问题，便需要防止在使用电压互感器过程中产生误操作，并采取必要 的继电保护措施。同时，在一般检修中，需要及时更换故障元件，并在元件更换 后全面检查接头，以此避免出现接头松动或断头等故障问题。 2一起35KV变电站全站失电故障处理
35kV变电站故障分析及处理
35kV变电站故障分析及处理 摘要：随着科技的发展，电器使用也越来越多，而且用电量日趋升高，因此 对变电站的日常维护也变得尤为重要。本文主要介绍变电站日常维修的重要性、 经常出现的问题以及日常处理措施，从提高变电站设备的良好率来保证变电站的 正常运行，为维护变电站的稳定和正常运行提出几点建议。 关键词：35KV；常见故障；日常维修 1.变电站设备在日常运行中的常见故障分析及日常维修 1.1出现跳闸故障的几点原因分析 （1）10KV线路出现跳闸现象。如果在电力运行中10KV线路的某个开关跳闸，有两种情况，一种是由于该线路短路引起的故障，此时可以根据继电器的动作和 安装在线路出口处的指示器来判断；另一种情况是变电站内部出现了问题，如果 安装在线路出口的指示器不动作，可以打开开关的两侧刀闸，在不带线路的情况 下空送开关，如果开关合不上，这就能说明是变电站内部出现问题。（2）35KV 线路出现跳闸现象，有四种情况：①短路和超负荷造成35kv开关跳闸；②主变 电站内部严重故障引起瓦斯动作跳闸；③主变外部及其母线上的杂物，造成放电 及短路而引起保护动作跳闸；④其他设备如CT、PT避雷器出现故障也会造成 35KV的开关跳闸。当出现跳闸故障时，应采取相应处理措施。第一，断开开关， 使其不影响其他的变电站设备，保证跳闸事故不会影响到整个供电系统的正常运行。第二，当用电设备恢复正常运行后再具体分析产生跳闸的原因。如果跳闸的 现象发生时，而保护信号没有出现，有可能是保护回路的保护参数不对，或者是 回路电源的问题，这时应该重新输入回路的保护值参数，检查保护回路。如果保 护回路的信号有指示，会有两种情况，一种情况会出现指示灯有指示，而且分闸 正常，那就能确定是保护回路内部的故障。另外一种情况是指示灯没有指示，但 是分闸不正常，那就能确定是机械结构的内部故障，然后采取措施进行处理。 1.2接地时出现的异常情况及处理
一起35kV变电事故的分析及防范措施
一起35kV变电事故的分析及防范措施 1、事故经过 我县110kV变电所做春检预试工作，当工作完毕送电时，发生一路35kV线路接地(B相故障。不多时另一路35kV线路消失过流掉闸事故。事故发生后我们马上组织检修人员，分别对两条35kV线路及相应变电所进展了巡察检查。经查35kV接地故障是红石岩35kV变电所避雷器爆炸而引起，35kV过流事故是因电缆(A相)烧毁导致接地短路而引发的过流事故(该电缆离110kV变电所出口不远)。 2、事故分析 (1)经现场检查分析35kV阀型避雷器爆炸是由于铁座裂痕进入潮气导致避雷器绝缘下降。当线路恢复送电时承受不住冲击电压或操作过电压造成避雷器爆炸。随后发生35kV接地故障。 (2)检修人员在检查、解剖故障电缆时发觉。该电缆接线端至接地线间(内部)有一道烧伤痕迹。依据电缆烧痕及现状分析，电缆在做电缆头时因热缩电缆头收缩不均，而遗留纵向间隙，经长期雨淋进入雨水或浸入潮气，使绝缘电阻下降，也就是说电缆头承受耐压下降。在正常运行状况下对地电压为相电压，电缆头还能维持运行，当不同相接地时，其对地电压升为线电压，这时电缆头因承受不住线电压而对地放电，形成放电电流。也就是线路消失过流掉闸的缘由所在。
3、防范措施 (1)加强输变电设备的巡察检查，发觉问题准时处理。 (2)定期对防雷设施进展预防性试验，特殊是对阀型避雷器，更要严格试验，发觉特别准时更换或修理。有条件的地方应更换为金属氧化物避雷器。 (3)线路电缆也要定期进展试验，发觉绝缘电阻及泄漏电流与原始数据有明变化者。应马上停运，待查明缘由并妥当处理后，才可送电。 (4)严格电缆头制做工艺，防止留有事故隐患，同时要按规程要求做好全项试验，并做好记录，以便预试对比。 (5)严格进货渠道，防止无证产品进入电网。
35千伏变电站常见故障分析及对策
35千伏变电站常见故障分析及对策 摘要：35kV变电站最主要的职能是进行升降电压的传输。同时，它还包括了电压变换、电能控制及分配、电压调整等电力设备。但是在长时间的运行过程中，这些电力设备难免会出现故障。如果不及时维护则有可能发生设备故障，进而影响整个变电站的运行。因此，供电企业应提前做好设备故障的预防、维护，尽可能减少电力设备故障给变电站造成影响的情况。 关键词：35千伏变电站；设备；常见故障； 引言 随着社会与科技的不断进步，35kV变电站在我国得到了广泛的应用，作为输变电系统的主要环节，其运行中的安全性和可靠性问题越来越制约着整个系统的稳定运行。随着综合自动化系统在变电站的推广使用，针对断路器、刀闸均可在监控中进行遥控操作的功能，传统的防误闭锁已失去优势。变电站运行和管理中的难度也不断地增加，变电站的运行过程中也会出现各种各样的问题，因此，本文对35kV变电站运行可能出现的问题进行详细地分析并提出相关的预防措施。 1、35千伏变电站维护的重要意义 35千伏变电站作为现今电网重要组成部分，是促使电力资源分配和使用的重要设备，但是当前对于35千伏变电站却由于需求更多的变电站建设资源而容易忽视原本建立的变电站的维护工作。 35千伏变电站故障产生的原因主要有２个方面，一方面是相关设备较为陈旧，新型技术并没有应用到变电站的日常使用中去；另一方面则是后期日常的维护工作没有做到位，使得35千伏变电站的运维方式还没有进行相应的更新。 2、35千伏变电站设备常见故障及维护方式方法 2.1、35千伏变电站设备常见故障
(1)真空断路器故障问题 在35kV变电站运行阶段，真空断路器得到了广泛应用，其开关电容具有比较好的电流性能，而且体积相对较小，能够承受多次自动重合闸。但是，真空断路器在实际运阶段，常见故障问题有：①真空度不断减少；②断路器分、合闸不灵。通常情况下，真空断路器主要是以真空为绝缘和灭弧主要介质，在其实际运行阶段存在“真空”的特点，进而具备比较苛刻的使用条件，要求在一定的真空条件下才可以发挥其绝缘和灭弧效果。由于长时间运行后，会导致其真空灭弧室开关次数不断增加，进而降低其真空度，同时也会对其开断能力和耐压水平产生一定的影响，严重的时候还有可能在较短时间内导致真空断路器出现故障，降低其使用寿命和运行效益。同时，真空断路器长时间地使用后，还会增加触头的磨损量，并且在核查阶段会产生一定的震动，进而诱发波纹管受到不同程度和范围的冲击，严重影响其使用寿命。 (2)电缆故障问题 在35kV变电站中，电缆主要发挥传输电能的作用，在电缆安装过程中，可能会因为多方面因素的影响而诱发电缆故障，主要体现在下述几个方面：①电缆安装过程中可能会因为未严格按照电缆的沟槽来填放沙子或者松软物质，或者虽然按照要求进行填放，但是并未设置相应的盖板，从而导致其实际运行阶段受到一定的挤压，诱发电缆损坏，对整个系统的实际运行产生不利影响；②在电缆使用阶段，电缆负荷也是诱发电缆故障的主要因素。根据我国相关规定，在电缆运行阶段，需要做好温度的控制工作，最好维持在25℃左右。但是在实际运行阶段，我国冬季和夏季温差比较大，极端的温度变化会对电缆的使用寿命产生不利影响； ③电缆线的终端或中间存在问题，也会诱发电缆故障，例如连接头的金属屏蔽性不满足使用要求，从而诱发接地不良问题。 (3)电压互感器故障问题 电压互感器是35kV变电站中比较关键的一个设备，其能够将一次电压根据相关的比例转变为100的二次电压，从而为仪表计量设备使用提供保障。电压互感器运行阶段，常见的故障包括电路导线出现腐蚀、损伤、受潮，内部出现运行
35kV线路断线及相继故障的处理
35kV线路断线及相继故障的处理 摘要：35kV线路的安全性以及可靠性情况，直接决定了最终人们所能够获得到 的供电质量。所以，对于相关工作人员来说，其必须能够了解35kv配电线路运行中的相关内容进行改进，并能对出现故障的解决方法牢牢掌握，确保35KV线路 能正常、稳定的运行。文章结合工程案例，探讨了35kV线路断线及相继故障的 处理措施。 关键词：35kV线路；断线；故障处理 引言 随着生活水平的提高及人们对生命的重视，人们越来越重视用电质量及安全性。35kV线路是配电网的重要组成部分，其安全性和可靠性直接影响着供电质量。因此，为了更好地满足现代的用电需求，我们必须提高线路运行的安全性，使 35kV输电线路为我国经济社会发展和人们的生产生活提供源源不断的电力资源。 一、工程案例 某地区110kv变电站以单母线分段带旁路接线方式运行，其中包括1、2段母 线运行，1台主变带35kv，出线线路共四条均为35kv且均使用单电源进行供电，第4条供充电使用。该配电网具体线路如图1所示。 二、35kv线路故障概述 该35kv线路运行时第4条出线其中一杆的C相线路突然断路，约20min该35kv线路中 某站C相避雷针被击穿，导致C相全压接地；25min后配电网发生谐振，线电压被A、B两 相电压超过，此时C相电压降至零；29min左右位于第1条出线的开关跳闸且难以闭合，检 测故障电流结果显示为20.44A，由保护装置可判定A相已发生故障，技术人员迅速对A相避 雷针进行检查，发现已被击穿；30min后手动方式将位于第4条出线的开关拉开；35min后 处于第2条出线的开关跳闸且重合失败，故障电流检测为52.46A，C相发生故障，不过设备 均表现正常。技术人员认真检查线路发现14杆的C相以及15杆的H相绝缘性被破坏； 38min后线路出现高频谐振，三相电压均有所升高，不过并未高于过线电压；40min将第3 条出线的空载线路以手动方式拉开，线路恢复正常状态。 三、35kV线路断线及相继故障的处理 综合分析该35kv线路故障发生情况，可大致分为四个过程，下面针对不同过程故障原因 和处理方法进行分析。 1、过程一 第四条出线的C相断路，一次系统未接地，断线情况发生后N侧电容产生电流。该电容 电流导致M侧中性点的电压发生偏移，考虑到A、B相上的负荷和三相电源电路对称特点， 可知O点和N点具有相同的电位。此时A、B相对地电位包含两个部分偏移电压Uom以及EAEB，而C相的对地电位包括中性点对地电位、负荷中性点对电源侧中性点电位。 受断线情况影响，处于负荷与电源侧的C相电压有所差别。即当电源侧的C相电压达到 原来的1～1.5倍，A、B相就会变低；而线路末端断路，A、B、C三相电压均不会有太大改变；若位于负荷侧的C相电压降低至不及原来的一半，剩余两相电压也会有所下降；若线路 末端断路，则C相几乎无电压。 参考上述理论分析以及35kv线路的实际情况，分别测量本电站以及电站附近线路的A、B、C三相电压数值。结果发现实际测量结果和理论分为完全吻合，由此可断定第4条出线的 C相断路。 2、过程二 对过程二做如下分析：该35kv电站C相避雷器被击穿后，致使第4条出线的C相一次系 统的负荷侧与地接触，引起系统谐振。因负荷和地相连因此负荷侧中性点电位为零。对电源 侧的非故障相相对于地的电压和负荷侧情况保持一致，而对故障相而言其对地电压受电源变 压器感应电动势的影响。
石沟驿35kv变电所主变开关跳闸事故处理
石沟驿35KV变电所主变开关跳闸事故处理 一、事故现象： 1、事故音响响，事故照明灯亮; 2、主变失去正常的交流声； 3、6KV母线电压无指示；但35KV母线电压指示正常； 4、微机报警窗口上显示“1#（2#）主变×保护动作”、开关位置 分位； 5、微机保护装置上“保护动作”、“跳位”信号灯亮。 二、处理步骤： 1、确认并复归事故信号。 2.、对事故侧设备和保护装置的运行情况进行检查，并确认主变 相应开关已跳闸，若发现某设备异常或保护已动作，但开关拒 分，应迅速将故障设备退出运行，并尽快恢复主变运行。 3.、若主变差动或重瓦斯保护动作，立即投入备用主变。 4.、若主变后备保护动作，应立即试送一次，试送成功则恢复正 常供电，试送不成功按照以下两种情况进行处理： 1）、低压侧后备保护动作，只引起600母联开关跳闸：可判断故障点在6KVⅡ段（1#主变运行时），立即将该段各出线负荷 断开，将2#主变投入运行，并逐路试送6KVⅡ段各馈出线负 荷，当送到某一出线负荷，再次引起2#主变开关跳闸，立即 将其退出运行，恢复系统原运行方式。
2）、低压侧后备保护动作，引起600母联及主变6101.301开关跳闸：则判断故障点在6KVⅠ段,立即将2#主变投入运行， 利用2#主变给6KVⅡ段供电，将6KVⅠ段各出线负荷断开， 再试送1#主变，并逐路试送各出线负荷，当送某一出线负荷 时，再次引起1#主变开关跳闸，立即将其退出运行，恢复系 统原运行方式。 三、注意事项： 1、利用逐路试送法寻找故障点，无需断开运行PT、所变等负荷。 2、事故处理完毕应将事故详细经过及处理结果汇报公司调度和工 区领导。
继电保护创新成果案例
继电保护创新成果案例 案例1:某110kV变电站，运行人员在修改主变保护定值时，主变零序过压保护误动作全切主变三侧开关。 分析:运行人员在监控系统后台上进行定值修改过程中未认真履行监护制度，误将零序过压定值修改为0V。 案例2:某35kV变电站，在保护年检预试完毕后恢复送电过程中，因监控系统故障改为在高压室开关柜上就地操作，主变后备保护动作全站失压。 分析:10kV线路上有地线未拆除，带地线合闸事故。当开关柜上“运行/检修”切换开关切至检修位置时，保护在二次回路被断开，线路故障虽然保护正确动作，却无法出口跳闸，致使主变后备保护越级跳闸。 案例3:某35kV变电站，10kV馈线三相短路故障，馈线保护动作，断路器拒动，主变低后备动作出口，10kV一段母线失压。 分析:断路器低压分闸不合格。规程要求，断路器最低分合闸电压应为30%-65%直流电压。 案例4:某110kV变电站，10kV电容器故障跳闸后，运行人员在处理过程中造成10kV母线三相短路故障，10kV总路断路器拒动，主变低后备、高后备保护均动作出口，110kV二母35kV二母、10kV二母失压。 分析:违章操作，断路器低压分闸不合格。 案例5:某110kV变电站，先后几次发生10kV馈线故障，馈线保护拒动，主变低后备动作出口，10kV一段母线失压。 分析:CT饱和导致保护拒动。同样的故障现象发生在另一35kV变电站中，经查，系运行人员误将保护定值区号(组别)改变，导致保护当前运行定值
混乱所致 案例6:某110kV变电站，10kV馈线三相短路故障，CT爆炸并引起10kV 母线短路，主变低后备动作出口，10kV一段母线失压。 分析:CT变比选用不当(30/5)，CT饱和导致保护拒动并引起CT爆炸。 案例7:某110kV内桥变电站，在主变年检预试完毕恢复送电空载合闸过程中，110kV线路LFP941A保护动作跳闸，保护液晶显示故障报告“CF” 分析:主变空载合闸励磁涌流令线路保护误动作。退出线路保护后再恢复送主变，一切正常 案例8:某110kV终端变电站，采用110kV进线备自投方式，在主供电源失电备自投动作过程中，备自投联跳主供线路，却未能合备用线路，造成全站失压。 分析:开关合后/合位开入接点用错，致使主供线路跳闸后因位置返回造成备自投放电闭锁。 同样的现象发生于另一变电站中时，经检查发现备自投在跳开关后200mS 内若开关TWJ发生，则合备用线路出口，否则程序返回。实际该断路器辅助接点不可靠造成位置接点在200mS之后发生，调整辅助接点后传动正常。并建议厂家进行了程序修改。 案例9:某110kV变电站，10kV采用分段备自投方式，在带开关传动过程中，备自投联跳进线，却未能合分段开关。 分析:备自投跳闸出口接点误接于断路器操作箱的手跳回路，应接于断路器操作箱的保护跳回路。 案例10:某10kV开关站，采用分段备自投方式，在带开关传动过程中，备
35kV变电站设备常见故障分析
35kV变电站设备常见故障分析 摘要：随着快速发展的国民经济，也逐渐加大了对电力资源的需求量，由此使 电力站所承受的压力也越来越大。在电力站运行的过程中，也暴露出越来越多的 问题。变电站的设备故障，对人们的日常生活带来了严重的影响，甚至危及到社 会经济的发展，并使变电站的输出成本进一步增加。基于此，本文分析了35kV 变电站设备常见故障，并提出了相应的解决措施。 关键词：变电站；35KV；常见故障；分析 在35kv 变电站设备中，有两个方面的原因，会诱发故障：首先是设备使用中的问题或者是本身性能原因；其次是人为因素造成的故障，为了减少故障、降低 损失，促进变电站的正常运行，就必须要及时将故障发现和排除。 一、35kv 变电站设备常见的主要故障 1、过高的接地电缆电阻值导致的故障 在变电站正常运行过程中，为了规避感应电压过高，一般需要将两个接地处 设置在交联电缆上，以实现对供电线缆的的保护，将接地电阻值减少。而因为电 缆街头的金属屏蔽不具备较强的功能，因此在实际操作过程中，为增加电缆的接 地电阻值。而在网络中一旦比标准值高，就会形成高电压，而逐渐老化的电缆绝 缘保护套，也会造成击穿现象。 2、长期高负载引发故障 通常情况下，都是采用 25℃时电缆的特定载流，对电缆是否处于高负载运行 状况进行确定。电缆若长期处于运行高负载状态下，尤其是在夏天高温天气下， 会造成电缆的绝缘层老化，进而增加发生故障的概率。 3、采用质量不达标的电缆导致的故障 在安装和铺设变电站电缆的过程，其保护措施一般都是采用铺设软土或者是 在电缆沟中填充混凝土来实现。但在实际施工过程中，保护措施往往不到位，这 样会形成机械性损伤，对电缆带来损坏，进而诱发电缆故障。 4、厂家质量瑕疵引发故障 在制造电缆的过程中，一些电缆厂家在接头终端或接头部位出现故障，而导 致严重的质量问题。一些劣质电缆含有非常多的杂质，在高电场的作用下，这些 杂质会发生电离作用，进而在自然老化的过程中，电缆会被提前击穿而出现电缆 故障。通常长情况下，我国 35kv 变电站的设备都是国产设备，具有相对较低的价格，和国外先进的同类设备相比，其性能和质量都要差一些，因此，很难避免这 些设备本身所导致的故障。所以，为了对设备的正常运行提供保障，应及时维护 设备，尽量减少人为失误的发生，并及时和定时排查事故的故障。 二、35kV变电站设备故障的维护措施 1、对设备使用严格把关 技术工人的技术素质是调试、安装和选择设备的关键。为了对设备质量提供 保障，设备的运转应与相关标准相符。 2、在设备维护中注重运用相关工具与技术 为了准确分析接地电阻的变化规律，需要使用专业的检测仪器，在结合电阻 值的变化趋势，对其高低程度进行判断，这样能更好的排查故障。采用4TV 方式，能预防烧毁电压互感器的被烧。同时，对于发生单母非线性接地而造成的铁磁谐，也能起到有效的预防作用。 3、对设备进行必要的常规检测
35kV开关柜放电故障分析及处理
35kV开关柜放电故障分析及处理 摘要：35kV金属封闭式开关柜用于接收和分配电能，并对电路进行控制、保护和监测，在配电网中广泛使用，其运行可靠性对于电网的安全稳定运行具有重要意义。在长期运行过程中，由于环境温度、湿度、过电压、绝缘老化等影响，开关柜绝缘性能逐渐劣化，导致绝缘强度降低，甚至造成严重事故。基于此，本文分析了35kV开关柜放电故障及处理措施。 关键词：35kV开关柜；常见故障；预控措施 引言 据统计，开关柜故障中绝缘故障超过50%，而绝缘故障发生前期往往伴随着局部放电现象。因此，应严格按照要求进行维护，35kV变电站高压室湿度都控制在45%以下，设备能够安全稳定运行，给公司创造了更大的经济价值。 1.35kV开关柜故障事故概述 雷暴天气下，打雷后35kV高压室内发生爆炸，35kV母线保护装置动作，开关跳闸。运维人员到达变电站后，发现开关内有明显的黑化痕迹，当时运维人员接到调度指示，要求隔离35kV故障设备。维修人员进入现场，检查后发现35kV 手车的三相触头绝缘变为黑色，下部移动触头臂与柜内静态触头保护之间的金属框架有放电痕迹，柜体内壁有细水雾层，在此之前该地区的一些变电站由于35kV 柜内受潮而出现了局部放电故障。 2.35kV开关柜放电故障分析 2.1开关柜内潮湿 KYN－40．5开关柜防护等级较高，密封性能较好，但也带来了通风散热性能差、易潮湿等问题，使得绝缘材料的绝缘强度降低，影响设备安全运行。
开关柜的运行湿度应参照标准但不局限于标准，湿度对开关柜绝缘影响较大。通过湿度计测量，站用变转接柜相对湿度达78%，而且柜底潮湿现象明显（电缆 沟防潮封堵不严），柜壁有明显发霉痕迹。该类型开关柜没有安装加热器，35kV 母线室无通风孔，进入转接柜的湿气在工作区随母线产生的热量被加热，密度减 小而向上流动，暖空气向柜顶部运动，当遇到柜顶部冷的物体时就容易凝露甚至 汇集成小水流，从而导致设备绝缘能力大大下降。当遇到过电压侵袭时，就可能 发生放电现象。结合多年现场经验，湿度过大是大多数开关柜柜内放电甚至烧毁 的主要原因，也是本次站用变转接柜异常放电故障的主要原因之一。 2.2绝缘护套脏污老化 对出现放电故障的绝缘护套进行检查，发现绝缘护套表面附着脏污，而且护 套材料质感变硬，老化严重，110kV变电站处于工业区，开关柜周围环境不佳， 绝缘护套表面及母线绝缘皮处均有灰尘等介质。绝缘护套有明显爬电烧黑现象， 而且有一定的破损，其绝缘能力下降，影响设备的安全运行。这是站用变转接柜 异常放电故障的主要原因之一，也是直接原因。 2.3安装工艺不良 根据绝缘护套内放电痕迹可知，放电处为母排尖角对绝缘护套放电。对母排 交接处进行检查，发现交接处有较多尖角(施工时没有进行打圆处理)。导体尖角 处在强电场作用下，电场强度剧增，进而发生尖端放电。 2.4转接柜母线空气绝缘净距小 依据2018年最新实施的《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施(修 订版)》(以下简称《反措》)，空气绝缘开关柜的外绝缘应满足表2中的规定。 而且，《反措》中明确规定:即使母线加装绝缘护套和热缩绝缘材料，也应满足 空气绝缘净距离要求。对转接柜内母线的空气绝缘净距离进行测量。母线相间空 气绝缘净距离分别为210mm和280mm，母线与柜内金属支架空气绝缘净距离为 250mm，均不满足《反措》的要求(≥300mm)。空气绝缘净距离小，使得母线相间 及母线与金属支架间电场强度增强，当空气潮湿或绝缘护套绝缘能力下降时，极 易发生异常放电故障。
某35kV变电站在10kV出线发生相间故障时越级跳闸的原因分析及处理对策
某 35kV 变电站在 10kV 出线发生相间故障时越级跳闸的原因分析及处理对策 摘要：某35kV变电站的10kV出线发生短路故障时，#2主变越级跳闸事件，主变高后备保护动作切除#2主变两侧开关，低后备保护及10kV母线上所有10kV 线路保护并无保护动作。经过保护动作行为分析发现，未发现保护装置存在故障点，原因与高、低后备保护的灵敏度、保护动作时间失配造成的，通过调整高、低后备保护的灵敏度，避免此情况再次发生。 关键词：短路越级灵敏度 引言 某35kV变电站10kV侧出线发生短路故障，该站的#2主变高后备保护复压闭锁过流I段动作出口切除了#2主变变高、变低两侧开关，该故障10kV出线及该主变低压侧后备保护都未动作，属于越级跳闸事件。现对该跳闸事件进行探讨分析。 1. 跳闸事件的发生 1.1 事件简述 2019年01月15日10时25分18秒837毫秒，某35kV变电永固站#2主变高后备保护装置启动，经609ms #2主变高后备复压闭锁过流保护动作,跳开3102开关及5102开关，故障电流2.512A（二次值），故障相C相，变比300/5，折算一次电流150.72A。 2019年01月15日10时25分18秒867毫秒，＃2变低后备保护启动，但没有动作。10kV 2M母线上所有出线间隔均没有保护启动记录。
相关专业对该站的#2主变及10kV#2母线上的所有10kV间隔一二次设备进行事故检查，未发现一二次设备存在故障点。配电部门对该站的10kV出线线路进行特殊巡视，发现该站其中一条10kV出线10kV线路1存在BC相间短路故障现象，这起跳闸事件的故障原因初步确认为该10kV线路的BC相间短路。 1. 保护动作情况分析 2.1 主要设备及功能参数 该35kV变电站保护使配置如下：35 kV主变保护高后备、低后备保护均使用南瑞继保的PCS-9681，10kV线路保护使用北京四方保护的CSC-211。 相关设备CT变低配置如下：#2主变高压侧CT变比为300/5、#2主变低压侧CT变比为400/5、10kV线路2 CT变比为400/5。 相关保护定值配置如下：
浅谈地铁供电故障的调度应急指挥
浅谈地铁供电故障的调度应急指挥 摘要：供电故障对地铁行车影响很大，电调在发生供电故障后，能够及时、正确地采取措施，恢复重要设备的供电，就能将事故影响和损失降到最低。 关键词：地铁供电故障；调度；应急指挥 1供电系统常见故障及现象 地铁供电系统中，凡是由于工作失误、设备状态不良或自然灾害引起的供电设备损坏、中断供电以及严重影响运营服务的故障有如下几种： 1.1主所退出运行 故障现象：主所的110kv两路进线电压显示为0，主所35kvI、II段母排电压显示为零；主变低压侧开关跳闸，地铁全线一半车站停电。 1.2一台主变压器故障或一路110kv进线失压 故障现象：一台主变差动、瓦斯保护动作跳闸，一路110kv进线失压保护动作，主所35KV母联310开关自投。 1.3环网电缆故障 故障现象：线路差动保护动作跳闸，故障电缆进线变电所35KV母联100开关自投。 1.4框架保护动作 故障现象：（1）电压型框架保护：负极柜电压型框架保护动作，整流变交流进线开关，直流进线开关及直流馈线开关跳闸，接触网单边供电；（2）电流型框架保护：A.EP-1框架泄露保护动作，整流机组交流进线开关和直流进线开关跳闸,直流馈线开关不跳闸，接触网通过直流母排越区供电。B.EP-2框架泄露保护动作，整流变交流进线开关、直流进线开关、直流馈线开关和邻所相邻直流馈线开关跳闸，四个接触网分区失电。 1.5接触网故障跳闸 故障现象：直流馈线开关大电流脱扣、电流速断或DDL保护动作跳闸并联跳邻所直流开关，接触网失电。 2地铁供电故障应急处理的基本原则和注意事项 2.1供电系统故障处理原则 当地铁供电系统发生故障时，应按照以下原则处理：（1）限制事故的扩大，消除事故的根源，迅速解除对人身及设备安全的威胁；（2）最大限度地缩短停电时间，保持接触网和各车站的不间断供电；（3）尽快恢复系统的正常供电方 2.2接触网故障的处理原则 接触网应急抢修应遵循“先通后复，先通一路”的原则，以最快的速度设法先行送电，疏通线路和及早恢复设备正常的技术状况。 2.3变电所故障的处置原则 变电所发生故障中断供电，应设法改变供电运行方式，迅速恢复对接触网、车站1级、2级负荷的供电。 2.4故障处置时的注意事项 （1）电力调度是供电系统设备应急抢修的总指挥。供电系统发生事故时，现场抢修人员必须服从当值电力调度员的统一指挥，根据电力调度命令执行抢修任务。（2）应急抢修应做好安全控制，防止忙中出错，严格按停电作业的程序和规章制度办事。
35kV断路器故障处理及分析处理
35kV 断路器故障处理及分析处理 摘要：本文以xx变电站后投运以来， 35kV 断路器分闸时断路器线圈烧毁为例，说明案例的经过，并找出故障原因，采取措施处理故障，做好35kV断路器维护工作。 关键词：35kV断路器;线圈：电机 一、案例概况 XX变电站接地调令在进行35kV线路热备用转运行时,后台监控机报35kV站用变控制回路断线，断路器遥控操作执行超时，现场运维人员将35kV断路器转为检修状态，经过运检人员视频沟通检查发现35kV断路器合闸线圈烧损。 现场勘察情况：750kVxx站0号站用变35kV断路器为xx公司2013年8月生产，型号为：ZHN85-40.5，于2015年9月投运。该断路器分合闸电磁铁元件生产厂家xx，型号220V-DC 230Ω。 1. 停电检查情况 1、第一次线圈烧损原因分析 （1）、现场检查断路器合闸电磁铁上部密封圈断裂，存在部分残渣，残渣沿着电磁铁顶杆滑入导向孔中导致动作卡涩，合闸后电磁铁顶杆不能复位，长时间动作导致线圈烧损。 （正常情况如图1，烧损线圈如图2）
图1 图2 （2）、现场检查断路器机构合闸线圈烧损，其余部件外观无异常，手动储能、分合闸动作正常，信号、位置指示正确。 2、第一次线圈烧损处理结果 （1）、对合闸电磁铁进行更换处理（更换前后对比如图3、图4）。 图3 图4 （2）、开展机械特性、回路电阻试验合格。 机械特性测试数据 A 相 B 相 C 相 同期性 合闸测试（ms ） 797880 1.4
（3）、遥控分、合闸操控正常，位置、储能指示正确，信号上传无异常。（4）、将机构面板恢复，手车推入至试验位置，空开、航插恢复至停电状态，合格可以投运。 3、第二次线圈烧损原因分析（1）、恢复送电工程中，将手车摇入工作位置后，信号指示灯显示正确，但由于摇入深度不足导致手车摇孔机械闭锁未完全
35kv变电站运行中常见设备故障及防治
35kv变电站运行中常见设备故障及防治 摘要：随着科学技术的日新月异，35kV变电站的内部结构也愈加复杂，并且 在具体运行中会有多种因素，影响其稳定运行，最常见的便是电缆故障、电压互 感器故障及真空断路器故障等。若未及时解决这些故障问题，就会严重影响35kV 变电站的安全运行，影响企业单位的正常生产，尤其是一些用电需求量大的工业 企业。所以，本文主要就这些常见影响因素展开了相关分析，探索了规避这些影 响因素的有效策略。 关键词：35kv；变电站运行；设备故障；防治措施 1、影响35kV变电站稳定运行的常见因素 1.1真空断路器故障 真空断路器在35kV变电站运行中应用较为广泛，这是因为其体积较小，且 开关电容的电流性能较为良好，可以承受多次自动重合闸。然而，在日常运行中，真空断路器也会出现一些故障，如断路器分、合闸不灵，真空度持续减少等。一 般而言，真空断路器是以真空作为灭弧与绝缘的重要介质，在运行过程中体现出“真空”的特点，所以使用条件较为苛刻，要想将其灭弧与绝缘效果良好发挥出来，应达到一定的真空条件。随着运行时间的增加，也会相应增加其真空灭弧室 开关次数，从而导致其真空度下降。并且，也会有一定影响其耐压水平与开断能力，甚至会在较短时间内出现真空断路器故障，使断路器的运行效益与使用寿命 缩减。另外，长期使用真空断路器，其触头会不断磨损，在进行核查时会有震动 情况的产生，从而不同程度与范围的冲击波纹管，对其使用寿命产生严重影响。 1.2电缆线故障 第一，在安装电缆时较易发生故障，出现故障后，会较大程度影响到整个系统。比如，安装企业未结合电缆沟槽，来填放松软物质或沙子，或是进行了填放 但忽视了盖板的设置，如此一来，在实际运行过程中，就会受到挤压，进而较大