典型事故案例分析201102.doc

目 錄一、供電部分11 某變電站800kV罐式斷路器操動(dòng)機(jī)構(gòu)漏油缺陷分析12 幾則330kV變壓器短路故障分析及抗短路能力核算情況23 風(fēng)偏線路故障分析44 某110kV變2號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)誤動(dòng)作分析65 500kV某變電站274開(kāi)關(guān)A相故障分析96 220kV主變因冷卻器全停跳閘原因分析及對(duì)策127 某110kV變電站站2號(hào)主變故障分析及處理138 某區(qū)域極端天氣突發(fā)線路跳閘故障的調(diào)查分析149 某220kV線路鳥(niǎo)害跳閘情況調(diào)查分析16二、電廠部分1910 鍋爐脫硫系統(tǒng)增壓風(fēng)機(jī)改造和GGH差壓過(guò)高的原因分析1911 某電廠鍋爐爐后包墻水冷壁管泄漏分析與處理2412 某廠1號(hào)機(jī)組DPU全部停機(jī)原因分析及預(yù)防措施2513 某廠4號(hào)爐MFT動(dòng)作滅火原因分析2614 發(fā)電機(jī)內(nèi)冷水管路因異物造成堵塞的分析處理2815 某電廠1號(hào)主變A相總烴異常升高的原因分析與處理措施3216 某電廠220kV GIS雷擊故障分析3437典型事故案例分析 2011年第2期一、供電部分某變電站800kV罐式斷路器操動(dòng)機(jī)構(gòu)漏油缺陷分析1. 缺陷概況某變電站800kV罐式斷路器是國(guó)內(nèi)某電氣高壓開(kāi)關(guān)有限公司生產(chǎn)的LW56-800型斷路器，目前已安裝6臺(tái)，生產(chǎn)日期為2009年79月。從2010年4月至6月，在保護(hù)調(diào)試、設(shè)備驗(yàn)收等過(guò)程中，共有15相次發(fā)生漏油，漏油部位分別為：儲(chǔ)能筒與工作缸之間、表座與工作缸之間、油泵螺絲斷裂、安全閥與工作缸之間、油箱砂眼、機(jī)構(gòu)防慢分部件漏油。其中機(jī)構(gòu)防慢分部件漏油是2010年10月后陸續(xù)發(fā)生，制造廠分析是該處零部件加工質(zhì)量問(wèn)題，目前已更換零部件處理了兩臺(tái)，其余4臺(tái)還沒(méi)有處理，計(jì)劃在年內(nèi)處理完畢。其余5項(xiàng)故障已于2010年9月前處理完畢。儲(chǔ)能筒與工作缸之間的漏油在修復(fù)后又重復(fù)發(fā)生，且在斷路器操作2030次后發(fā)生漏油概率較多。其它部位經(jīng)修復(fù)后恢復(fù)正常。2. 故障原因分析2010年6月末，由兩家單位分別對(duì)儲(chǔ)能筒與工作缸之間漏油缺陷進(jìn)行了原因分析。經(jīng)過(guò)對(duì)這部分的零部件尺寸、材質(zhì)和機(jī)械強(qiáng)度檢驗(yàn)，兩家單位的檢驗(yàn)結(jié)果基本一致，基本符合產(chǎn)品的技術(shù)要求。電科院綜合檢驗(yàn)結(jié)果及結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，提出漏油缺陷的主要原因是安裝過(guò)程未能保證工作缸和儲(chǔ)能筒之間的通孔對(duì)中。3. 缺陷處理方案根據(jù)檢驗(yàn)結(jié)果和原因分析報(bào)告，提出改進(jìn)部分零部件材質(zhì)、尺寸和裝配工藝的方案，其裝配采用工作缸和儲(chǔ)能筒起吊后垂直對(duì)中方式。4. 試驗(yàn)驗(yàn)證2010年7月8日，將發(fā)生3次漏油的機(jī)構(gòu)返廠按處理方案進(jìn)行零部件更換，工作缸和儲(chǔ)能筒起吊后垂直對(duì)中方式安裝，連接斷路器進(jìn)行2000次機(jī)械操作，2000次操作后解體檢查密封部件。試驗(yàn)驗(yàn)證結(jié)果：工作缸和儲(chǔ)能筒之間的密封良好，解體檢查密封零件完好。5. 現(xiàn)場(chǎng)處理方案根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)條件研究分析，制定出現(xiàn)場(chǎng)處理方案：更換18相斷路器工作缸與儲(chǔ)能筒之間的密封套組件，禁錮螺栓提高一個(gè)等級(jí)，裝配采用螺栓寸動(dòng)方式（垂直對(duì)中方式在現(xiàn)場(chǎng)有難度）。更換裝配完進(jìn)行特性等相關(guān)試驗(yàn)，其總機(jī)械操作次數(shù)為30次，檢查密封狀況。6. 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施及檢查2010年7月15日開(kāi)始按現(xiàn)場(chǎng)處理方案進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)更換和更換后機(jī)械特性、操作次數(shù)試驗(yàn)。在完成全部18相更換和試驗(yàn)后，對(duì)其中操作次數(shù)最多的一相（約200多次）滅弧室進(jìn)行解體檢查，查看其內(nèi)部在多次操作以后磨損掉的雜質(zhì)情況。經(jīng)開(kāi)蓋解體檢查，在滅弧室中間部位絕緣支撐件底部位有少許小顆粒雜質(zhì)，其中有細(xì)小金屬微粒，經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)多位專家查看認(rèn)定，此種情況屬正常狀態(tài)。根據(jù)開(kāi)蓋檢查結(jié)果，有多個(gè)單位參加會(huì)議并確定對(duì)開(kāi)蓋檢查的一相、及操作次數(shù)較多的其它兩相進(jìn)行絕緣耐壓試驗(yàn)。由于只對(duì)一相進(jìn)行了開(kāi)蓋檢查，會(huì)議要求制造廠提供其它滅弧室制造過(guò)程質(zhì)量控制的相關(guān)文件，以了解同批次的制造質(zhì)量。（陜西院供稿）TU返回UT幾則330kV變壓器短路故障分析及抗短路能力核算情況1. 某變電站1號(hào)主變事故分析及抗短路核算情況（1）故障經(jīng)過(guò)2010年7月2日，某變1101開(kāi)關(guān)C相爆炸，引起110kV BC相相間短路，1號(hào)主變重瓦斯保護(hù)動(dòng)作跳閘。故障持續(xù)時(shí)間880ms，流過(guò)變壓器中壓與高壓繞組的短路電流分別為10.4kA與3.65kA。（2）試驗(yàn)情況事故后技術(shù)人員進(jìn)行了常規(guī)試驗(yàn)和局放試驗(yàn)，除油色譜數(shù)據(jù)異常外，其它試驗(yàn)數(shù)據(jù)均正常。變壓器本體乙炔70.2，總烴223.0。色譜數(shù)據(jù)表明，變壓器內(nèi)部存在能量較高的放電性故障。（3）返廠檢查情況7月10日吊罩檢查，發(fā)現(xiàn)B、C相繞組最外部調(diào)壓繞組有輕微可見(jiàn)變形，三相墊塊移位、突出。隨后通過(guò)進(jìn)一步解體發(fā)現(xiàn)B相高壓繞組有明顯放電痕跡。（4）抗短路能力核算結(jié)果電科院依據(jù)2008版國(guó)標(biāo)校核結(jié)果表明，該變壓器110kV側(cè)至少應(yīng)能承受10168.5A的短路電流。西變廠校核結(jié)果表明，該變壓器110kV繞組在10165A短路電流下尚有2.25受力安全裕度，在3570A短路電流下330kV繞組也相應(yīng)有1.00的受力安全裕度，按訂貨技術(shù)協(xié)議要求，該變壓器應(yīng)能承受母線短路電流2s。經(jīng)過(guò)實(shí)際短路電流的驗(yàn)證，變壓器未能經(jīng)受住短路沖擊，說(shuō)明該變壓器不滿足訂貨技術(shù)協(xié)議的要求。2. 某變電站2號(hào)主變事故分析及抗短路核算情況（1）故障經(jīng)過(guò)2010年7月4日，因動(dòng)物誤進(jìn)入35kV配電室，某變2號(hào)變壓器35kV側(cè)母線發(fā)生BC相間故障，后轉(zhuǎn)換為ABC三相故障，主變差動(dòng)、輕、重瓦斯保護(hù)動(dòng)作跳閘。流過(guò)2號(hào)變壓器低壓側(cè)繞組電流為10.4kA，時(shí)間673ms。（2）試驗(yàn)情況事故后的試驗(yàn)表明，絕緣電阻、油色譜、直流電阻、變比、繞組變形等試驗(yàn)數(shù)據(jù)異常。尤其是乙炔值從0增長(zhǎng)到257ul/l，三比值1/0/2，變壓器內(nèi)部存在突發(fā)性電弧放電，涉及固體絕緣；該變壓器鐵芯接地，A相低壓繞組存在明顯變形。（3）抗短路能力核算該變壓器于1991年出廠，按照短路阻抗進(jìn)行核算，該變壓器35kV側(cè)繞組至少應(yīng)能承受15517A短路電流。西變廠按照2008版國(guó)標(biāo)校核的結(jié)果表明，該變壓器僅能承受7800安短路相電流。按照變壓器出廠文件，該變壓器應(yīng)能承受母線短路電流2s。經(jīng)過(guò)實(shí)際短路電流10400A的驗(yàn)證，變壓器未能經(jīng)受住短路沖擊，因此該變壓器不滿足出廠技術(shù)條件的要求。3. 某變電站3號(hào)聯(lián)變事故分析及抗短路核算情況（1）故障經(jīng)過(guò)2010年7月24日，某變?nèi)?hào)聯(lián)變發(fā)生單相故障，本體重瓦斯、本體輕瓦斯、壓力釋放動(dòng)作，壓力釋放閥處有大量油跡，三號(hào)聯(lián)變兩側(cè)開(kāi)關(guān)3340、3342、2212開(kāi)關(guān)跳閘。C相中壓繞組最大電流1600A，故障持續(xù)70ms。（2）試驗(yàn)情況事故后進(jìn)行了常規(guī)試驗(yàn)，均為合格。但從供電局提供的色譜數(shù)據(jù)分析，（變壓器本體氫氣972，一氧化碳362，二氧化碳1092，甲烷237.3，乙烷18.4，乙烯218.9，乙炔365.97ppm，總烴1049.19ppm），從數(shù)據(jù)判斷設(shè)備內(nèi)存在放電性故障。（3）抗短路能力核算結(jié)果該變壓器為2005年出廠，西變廠按照2008版國(guó)標(biāo)校核的結(jié)果表明，該變壓器高壓繞組至少應(yīng)能承受3395A，中壓繞組應(yīng)能承受3735A的短路電流，且按照變壓器出廠文件，該變壓器應(yīng)能承受母線短路電流2s。但經(jīng)過(guò)實(shí)際短路電流1600A的驗(yàn)證，變壓器未能經(jīng)受住短路沖擊。因此該變壓器不滿足出廠技術(shù)條件的要求。（陜西院供稿）TU返回UT風(fēng)偏線路故障分析 2010年3月19日20日，我國(guó)北方出現(xiàn)強(qiáng)風(fēng)和沙塵暴天氣，局部瞬時(shí)風(fēng)力達(dá)到11級(jí)以上。受此次惡劣天氣影響，全國(guó)輸電線路出現(xiàn)大范圍風(fēng)偏故障，部分地區(qū)發(fā)生倒塔斷線事故，山西省220 kV及以上輸電線路發(fā)生故障24條次。1. 線路故障類型山西省輸電線路受大風(fēng)影響，出現(xiàn)四種類型的故障。導(dǎo)線對(duì)桿塔構(gòu)件短路發(fā)生跳閘次數(shù)最多，達(dá)12次，占50%，其現(xiàn)象為導(dǎo)線或跳線對(duì)桿塔構(gòu)件放電，均為實(shí)際搖擺角超過(guò)允許搖擺角引起；緊湊型線路相間短路為6次，占25%，均為中相對(duì)兩邊相短路；金具斷裂引起的掉串有2次，占8%；通道內(nèi)構(gòu)筑物、異物引起的輸電線路跳閘有4次，占17%。2. 風(fēng)偏故障原因分析（1）強(qiáng)風(fēng)是風(fēng)偏放電的最直接原因根據(jù)各地氣象部門(mén)資料和現(xiàn)場(chǎng)查詢，發(fā)生風(fēng)偏故障的區(qū)域均出現(xiàn)了少有的強(qiáng)風(fēng)，瞬時(shí)風(fēng)速可大于30 m/s。通過(guò)對(duì)不同風(fēng)速下絕緣子串的搖擺角計(jì)算結(jié)果與工頻電壓下能夠引起空氣間隙放電的最小搖擺角進(jìn)行對(duì)比，可推算出故障發(fā)生時(shí)的最小風(fēng)速值。以220 kV原代線70號(hào)為例計(jì)算，見(jiàn)表1、表2、表3。表1 220 kV原代線70號(hào)塔地形參數(shù)桿號(hào)呼稱高/m前檔距/m后檔距/m代表檔距Ld/m塔位標(biāo)高/m邊線高差h1/m邊線高差h2/m7127398299368995.540.148.67021299253952.3-48.6-8.26921253273960.58.261.7表2 220 kV原代線70號(hào)塔絕緣子參數(shù)桿型絕緣子型號(hào)懸垂串串?dāng)?shù)懸垂串重量/N懸垂串長(zhǎng)度/m絕緣子受風(fēng)面積/mm2風(fēng)壓（25）Pj/N2C-ZB1-21FXBW4-220/1002546.2523.0810.04298.420 2表3 220 kV原代線70號(hào)塔導(dǎo)線參數(shù)代表檔距Ld/m計(jì)算截面積/mm2最大風(fēng)應(yīng)力/N.mm2比載g1/10-2N.mm2比載g4（25）/10-2N.mm2比載g6（25）/10-2N.Mm2368333.371.993.11292.60374.0583應(yīng)用直線桿塔搖擺角方法，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表4。表4 220 kV原代線70號(hào)塔各種風(fēng)速下絕緣子的搖擺角風(fēng)速V /m.s-1相應(yīng)搖擺角/(）工頻放電搖擺角/()2545.91462646.152746.402846.652946.923047.19由表4可以看出，當(dāng)風(fēng)速超過(guò)26 m/s時(shí)，220 kV原代線70號(hào)邊相導(dǎo)線就可能對(duì)桿塔放電，而距該故障點(diǎn)最近的原平氣象站記錄到的最大風(fēng)力達(dá)32.4 m/s ，因此，風(fēng)力大是線路跳閘的直接原因，通過(guò)對(duì)其他線路故障點(diǎn)的風(fēng)偏驗(yàn)算也印證了這一點(diǎn)。（2）設(shè)計(jì)裕度小是造成風(fēng)偏放電的內(nèi)在原因本次故障線路均系按110500 kV架空送電線路設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程（DLT 5092-1999）設(shè)計(jì)的線路，與現(xiàn)行的110750 kV架空輸電線路設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程（Q/GDW179-2008）相比，該設(shè)計(jì)規(guī)程標(biāo)準(zhǔn)偏低、設(shè)計(jì)裕度小。新規(guī)程已將220 kV、500 kV輸電線路重現(xiàn)期分別由15 a、30 a一遇提高到30 a、50 a一遇，反映出我國(guó)電力規(guī)劃設(shè)計(jì)管理部門(mén)已意識(shí)到原建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)偏低；舊規(guī)程定義的是最大設(shè)計(jì)風(fēng)速，設(shè)計(jì)中就以此作為工程中的最大風(fēng)速取值，而新規(guī)程定義了基本風(fēng)速，設(shè)計(jì)中會(huì)根據(jù)實(shí)際高度折算到對(duì)應(yīng)高度的最大風(fēng)速，與實(shí)際風(fēng)速更加吻合；新規(guī)程將風(fēng)壓不均勻系數(shù)提高到0.75，也說(shuō)明原規(guī)程中的取值偏小，對(duì)風(fēng)速打的折扣太大。因此，按原規(guī)程設(shè)計(jì)的輸電線路抵御強(qiáng)風(fēng)能力不足，是造成風(fēng)偏放電的內(nèi)在原因。（3）微地形環(huán)境也是故障的一個(gè)重要原因本次風(fēng)偏故障桿塔所處的地理位置均屬于特殊地形下的微氣象區(qū)，根據(jù)其地理特征可分為兩類。第一類是位于海拔較高（均在1 900 m以上）的山頂突出上行風(fēng)位置。這些桿塔附近山體呈東西走向，線路附近地表沒(méi)有明顯遮擋物，桿塔所處位置突兀，高山效應(yīng)強(qiáng)勁，風(fēng)力加速作用明顯，桿塔兩側(cè)水平檔距較大，導(dǎo)線橫向擋風(fēng)截面較大，導(dǎo)線在瞬時(shí)大風(fēng)所受橫向風(fēng)力較大，如500 kV神忻、線。第二類是位于峽谷交匯處、具有狹管效應(yīng)的漏斗形谷底附近，如220 kV榮原、線。以上兩類均為山西典型的微地形、微氣象區(qū)域，運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明，其風(fēng)速明顯高于一般地區(qū)，容易引發(fā)風(fēng)偏跳閘。3. 放電機(jī)理及影響因素當(dāng)強(qiáng)風(fēng)作用在導(dǎo)線和絕緣子串的風(fēng)壓面上時(shí)，導(dǎo)線風(fēng)偏角增大，同時(shí)，導(dǎo)線出現(xiàn)一定程度的偏轉(zhuǎn)和位移，導(dǎo)線與桿塔構(gòu)架間空氣間隙的絕緣強(qiáng)度小于工作電壓時(shí)發(fā)生空氣擊穿，放電電弧會(huì)分別在導(dǎo)線和構(gòu)架上留下電氣燒痕。在間隙減小、空間場(chǎng)強(qiáng)增大時(shí)，導(dǎo)線金具的尖端和桿塔構(gòu)件的尖端上會(huì)出現(xiàn)局部高場(chǎng)強(qiáng)，使放電更容易在這些位置發(fā)生，從現(xiàn)場(chǎng)觀測(cè)到的放電痕跡來(lái)看，一部分放電出現(xiàn)在腳釘、防振錘和角鐵邊緣尖端上正說(shuō)明了這一點(diǎn)。風(fēng)偏跳閘重合成功率較低，這是因?yàn)轱L(fēng)的連續(xù)性使導(dǎo)線與桿塔的間隙在重合閘動(dòng)作時(shí)段內(nèi)仍保持在一個(gè)較小距離的范圍內(nèi)，同時(shí)，第一次放電發(fā)生后空氣出現(xiàn)游離，間隙中導(dǎo)電離子增多，間隙的絕緣強(qiáng)度明顯降低；其次重合閘時(shí)系統(tǒng)中存在一定的操作過(guò)電壓，在過(guò)電壓作用下，導(dǎo)線在風(fēng)偏擺動(dòng)時(shí)容易再次發(fā)生間隙擊穿，而且第二次擊穿在間隙距離較大時(shí)就可以發(fā)生，從桿塔上的放電燒痕位置說(shuō)明了這一點(diǎn)。4. 建議（1）新建線路設(shè)計(jì)要嚴(yán)格執(zhí)行新規(guī)程，并在此基礎(chǔ)上適當(dāng)提高風(fēng)偏校驗(yàn)水平。（2）充分掌握沿線微地形、微氣象情況，盡量避開(kāi)此類區(qū)域，確實(shí)無(wú)法避開(kāi)，應(yīng)提前采取預(yù)防性措施，如增加桿塔強(qiáng)度，縮小檔距，加大塔窗尺寸等。（3）細(xì)分線路氣象區(qū)段，實(shí)行差異化設(shè)計(jì)，對(duì)不同的區(qū)段要采用不同的設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)。（4）安裝氣象在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，掌握沿線實(shí)際氣象條件，為新建線路提供可靠依據(jù)。（山西院供稿）TU返回UT某110kV變2號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)誤動(dòng)作分析1. 跳閘情況簡(jiǎn)介某 110kV 變電站2 號(hào)主變采用許繼WBH-812A/R1 微機(jī)變壓器保護(hù)裝置，于2010年11月12日14時(shí)04分27秒835毫秒，跳開(kāi)2 號(hào)主變 102、302、502 開(kāi)關(guān)。1號(hào)主變于14：54分恢復(fù)送電，該變電站全站負(fù)荷102710kW，跳閘損失負(fù)荷8000kW。2. 保護(hù)動(dòng)作前運(yùn)行方式保護(hù)動(dòng)作前運(yùn)行方式如圖 1 所示：（1）1號(hào)主變：處檢修狀態(tài)（進(jìn)行101-3刀閘大修）；（2）10kV母處檢修狀態(tài)（進(jìn)行10kV母母線絕緣熱縮、10kV母避雷器改造工作）；（3）2號(hào)主變運(yùn)行于110kV 母，帶35kV所有負(fù)荷及10kV 段負(fù)荷。圖 1 2號(hào)主變保護(hù)動(dòng)作前運(yùn)行方式3. 處理情況2 號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作后，經(jīng)上級(jí)部門(mén)處理于14:54分合上101開(kāi)關(guān)，恢復(fù)1號(hào)主變供電；14:59分合上301開(kāi)關(guān)，送出35kV 負(fù)荷；15:09分合上501開(kāi)關(guān)，逐步恢復(fù)10kV 段負(fù)荷，整個(gè)過(guò)程持續(xù)時(shí)間約1小時(shí)。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)檢查，2號(hào)主變本體及三側(cè)開(kāi)關(guān)一次設(shè)備無(wú)異常、主變油樣化驗(yàn)及高壓試驗(yàn)結(jié)果無(wú)異常。檢查二次比率差動(dòng)保護(hù)邏輯正確，保護(hù)定值正確，通過(guò)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)保護(hù)動(dòng)作報(bào)告及錄波圖分析，發(fā)現(xiàn)2號(hào)主變中壓側(cè)電流相序與高、低壓側(cè)不符。隨后現(xiàn)場(chǎng)保護(hù)人員對(duì)2號(hào)主變進(jìn)行模擬量采樣測(cè)試，結(jié)果判斷為2號(hào)主變35kV側(cè) CT 二次回路接線可能存在錯(cuò)誤，經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)檢查后，發(fā)現(xiàn)302CT 二次相序接反，進(jìn)行調(diào)相后于23:30分恢復(fù)2號(hào)主變供電，測(cè)試向量正確。（經(jīng)查閱歷史工作記錄，發(fā)現(xiàn)某變于2010年8月至9月進(jìn)行 35kV 母線改造，9月27日在母線恢復(fù)供電期間，因母線電壓相序錯(cuò)誤曾進(jìn)行過(guò)一次倒相工作。）4. 原因分析（1）該變35kV母線在2010年曾進(jìn)行過(guò)改造，工程完工并經(jīng)驗(yàn)收后，于9月27日恢復(fù)35kV母線供電，按照啟動(dòng)方案的順序，母線帶電后，發(fā)現(xiàn) 35kV 母線電壓相序?yàn)樨?fù)相序，由于歷史原因，某變 35kV 母線為正相序，但該變所有用戶均為負(fù)相序，在線路側(cè)進(jìn)行調(diào)相后方可滿足對(duì)用戶需求。施工人員在未核對(duì)某變歷史運(yùn)行方式的情況下，將1號(hào)及2號(hào)主變中壓側(cè)電纜A、C相進(jìn)行調(diào)相處理，但未同時(shí)將CT二次部分進(jìn)行相應(yīng)相序調(diào)整，導(dǎo)致進(jìn)入主變WBH-812A/R1保護(hù)裝置高、中、低三側(cè)電流相序不一致（高、低壓側(cè)為反相序，中壓側(cè)為正相序），在保護(hù)裝置中產(chǎn)生差動(dòng)電流。（2）35kV母線改造工程完工投運(yùn)（2010年9月27日約20：30）后，由于負(fù)荷電流較?。?010年9月27日約21：30，35kV側(cè)一次電流約5A、二次側(cè)電流約0.03A），無(wú)法進(jìn)行向量測(cè)試，所以未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)中壓側(cè)電流相序問(wèn)題。后因工作銜接失誤，在運(yùn)行過(guò)程中未及時(shí)安排補(bǔ)做向量測(cè)試工作。（3）35kV母線改造工程完工后，一直采用1號(hào)、2號(hào)主變并列運(yùn)行方式，主變負(fù)荷小，未達(dá)到差流越限告警值.2010年11月12日，進(jìn)行101-3刀閘檢修工作，運(yùn)行方式改為2號(hào)主變帶全站負(fù)荷，當(dāng)負(fù)荷增大時(shí)差動(dòng)電流相應(yīng)增大。07時(shí)29分10秒899毫秒報(bào)差流越限告警信號(hào)（差流越限動(dòng)作門(mén)檻值為 0.5Iop，Iop = 0.5*0.4Ie = 0.55A，告警信息出現(xiàn)時(shí)，保護(hù)裝置采集差流值為 0.578A，達(dá)到差流越限動(dòng)作門(mén)檻，報(bào)差流越限告警信息），由于此前上傳調(diào)度監(jiān)控組的告警信號(hào)不完善，本次差流越限告警信號(hào)未上傳至調(diào)度監(jiān)控組。14時(shí)04分27秒782毫秒時(shí)，差流增大至滿足比率差動(dòng)動(dòng)作條件，比率差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作跳閘。（4）通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)分析，現(xiàn)場(chǎng)保護(hù)人員按照此接線方式加模擬量采樣值，根據(jù)差動(dòng)回路各電流值數(shù)據(jù)，說(shuō)明正常情況下此回路會(huì)產(chǎn)生差動(dòng)電流，且在負(fù)荷增大的情況下會(huì)導(dǎo)致跳閘。5. 暴露問(wèn)題（1）施工方管理不嚴(yán)。施工前現(xiàn)場(chǎng)勘察不到位，施工過(guò)程粗放、不規(guī)范，沒(méi)有進(jìn)行拆接線記錄，導(dǎo)致恢復(fù)接線時(shí)發(fā)生相序錯(cuò)誤。（2）現(xiàn)場(chǎng)施工人員考慮不周。在進(jìn)行一次相序的更換后，未及時(shí)調(diào)整相應(yīng)二次相序，遺留技術(shù)隱患。（3）生產(chǎn)管理存在薄弱環(huán)節(jié)。在設(shè)備投運(yùn)后，由于負(fù)荷太小驗(yàn)收單位無(wú)法進(jìn)行相量測(cè)試，但在后續(xù)工作中未及時(shí)安排補(bǔ)做此項(xiàng)工作，造成設(shè)備隱患。（4）設(shè)備管理單位在驗(yàn)收環(huán)節(jié)把關(guān)不嚴(yán)，未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)設(shè)備存在的潛在隱患，設(shè)備竣工驗(yàn)收結(jié)束后，相關(guān)人員未能在修試記錄中履行簽字確認(rèn)手續(xù)。（5）遠(yuǎn)動(dòng)信息上傳存在遺漏，該變電站至調(diào)度監(jiān)控組的告警信號(hào)不完善，本次差流越限告警信號(hào)未上傳至監(jiān)控組。 （寧夏院供稿）TU返回UT500kV某變電站274開(kāi)關(guān)A相故障分析2010年6月16日21時(shí)26分，500kV某站220kV清蠡線A相發(fā)生接地故障，220kV清蠡線兩側(cè)線路保護(hù)及某站220kV母差保護(hù)動(dòng)作，跳開(kāi)220kV 號(hào)母線上所有開(kāi)關(guān)（母聯(lián)202開(kāi)關(guān)、2號(hào)主變212開(kāi)關(guān)、清東線280開(kāi)關(guān)、清鄧線276開(kāi)關(guān)），根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)一次設(shè)備檢查及保護(hù)信息分析，判斷為274開(kāi)關(guān)A相罐體內(nèi)部接地故障。1. 故障前情況（1）天氣簡(jiǎn)況故障時(shí)，該地區(qū)雷雨，氣溫20，大風(fēng)。（2）運(yùn)行方式500kV系統(tǒng)、220kV系統(tǒng)正常運(yùn)行方式，具體為：清鄧線275、清孫線278、清固線281、3號(hào)主變213上1號(hào)母線運(yùn)行，清蠡線274、清鄧線276、清東線280、2號(hào)主變212上2號(hào)母線運(yùn)行。故障時(shí)現(xiàn)場(chǎng)無(wú)工作。2. 故障后檢查故障發(fā)生后，省電力公司生技部組織超高壓公司和省電力研究院相關(guān)人員對(duì)開(kāi)關(guān)進(jìn)行了檢查。（1）故障開(kāi)關(guān)相關(guān)信息開(kāi)關(guān)廠家：沈陽(yáng)高壓開(kāi)關(guān)有限責(zé)任公司；型號(hào)LW12-220；出廠日期2003年8月；投運(yùn)日期2004年6月；出廠編號(hào)20039.004；額定電壓252kV；額定電流3150A；額定短路耐受電流50kA；套管為NGK公司2003年產(chǎn)品。（2）保護(hù)裝置動(dòng)作分析母線RCS-915AB及BP-2B兩套母差保護(hù)分別于5ms和8.3ms動(dòng)作，約42ms跳開(kāi)母線上全部開(kāi)關(guān)，切斷故障。清蠡線RCS-931BM保護(hù)及PSL-602G保護(hù)分別于16ms和20ms動(dòng)作跳A相，故障錄波器測(cè)距為0.001km，短路點(diǎn)故障電流為42.6kA。因母差保護(hù)及線路保護(hù)均動(dòng)作，故障點(diǎn)為母差保護(hù)及線路保護(hù)的重疊區(qū)域，經(jīng)分析判斷故障點(diǎn)位于274開(kāi)關(guān)A相內(nèi)部。3. 現(xiàn)場(chǎng)檢查、解體檢查情況（1）現(xiàn)場(chǎng)檢查274開(kāi)關(guān)三相均在分位，A相滅弧室罐體北側(cè)法蘭螺栓及開(kāi)關(guān)氣動(dòng)機(jī)構(gòu)管路有放電痕跡，兩側(cè)套管內(nèi)壁均有腐蝕現(xiàn)象。三相開(kāi)關(guān)SF6壓力值分別為A：0.53MPa、B：0.55MPa、C：0.54MPa，均在正常范圍內(nèi)。274開(kāi)關(guān)氣動(dòng)機(jī)構(gòu)空氣壓力為0。（2）A相故障開(kāi)關(guān)解體檢查發(fā)現(xiàn)，絕緣拉桿表面被電弧燒黑，絕緣拉桿高電位處連板軸銷檔圈兩端被燒熔且翹起，連板根部有明顯電弧灼燒痕跡，與支撐絕緣子連接的地法蘭處有明顯放電點(diǎn)。絕緣拉桿表面（漆層）中部多處部位燒蝕，與支撐絕緣子連接的動(dòng)觸頭支架內(nèi)開(kāi)孔處有放電點(diǎn)。（3）對(duì)274開(kāi)關(guān)非故障相（B、C相）進(jìn)行了解體檢查，兩相開(kāi)關(guān)動(dòng)靜觸頭無(wú)明顯異常，支撐絕緣子內(nèi)壁向上表面存有粉塵，絕緣拉桿無(wú)異常，但動(dòng)觸頭拐臂側(cè)對(duì)應(yīng)罐體底部均存有金屬屑，且B相滅弧室內(nèi)發(fā)現(xiàn)一小塊紙屑。對(duì)B、C相絕緣拉桿進(jìn)行耐壓及局放試驗(yàn)，未發(fā)現(xiàn)異常。4. 試驗(yàn)檢查情況 故障發(fā)生4小時(shí)后，對(duì)274開(kāi)關(guān)進(jìn)行了SF6氣體分解物檢測(cè)及微量水試驗(yàn)，測(cè)試結(jié)果如表1，表2所示。表1 分解物檢測(cè)結(jié)果（L/L）項(xiàng)目A相B相C相SF6氣體分解物檢測(cè)（L/L）二氧化硫大于10000硫化氫大于10000有無(wú)粉塵大量深灰色粉塵無(wú)無(wú)正常值SO22且H2S2缺陷值SO25或H2S5測(cè)量?jī)x器廈門(mén)加華（量程100L/L）表2故障后微量水試驗(yàn)（ppm）項(xiàng)目監(jiān)測(cè)原理測(cè)量?jī)x器測(cè)量時(shí)間A相B相C相微量水含量阻容法日立信A60117日1：242301143120露點(diǎn)法17日3：0023401251105. 故障原因分析及結(jié)論（1）放電原因分析根據(jù)故障后解體情況分析，絕緣拉桿高電位處連板軸銷檔圈兩端被燒熔且翹起，說(shuō)明軸銷檔圈翹起后，該處電場(chǎng)畸變；根據(jù)非故障相開(kāi)關(guān)內(nèi)存在異物，推斷本相開(kāi)關(guān)內(nèi)部同樣存在雜質(zhì)，在絕緣拉桿表面積累，導(dǎo)致絕緣拉桿表面絕緣性能降低。因此，本次故障放電起始點(diǎn)為連扳軸銷擋圈，電弧沿絕緣拉桿表面對(duì)支撐絕緣子的地法蘭貫通放電。電弧對(duì)絕緣拉桿表面漆層燒蝕，漆層脫落。當(dāng)開(kāi)關(guān)內(nèi)部發(fā)生放電故障時(shí)，短路電流通過(guò)罐體端蓋（機(jī)構(gòu)側(cè)）、外殼、氣動(dòng)機(jī)構(gòu)管路及接地扁鐵流向接地網(wǎng)，在罐體端蓋螺栓連接處放電，同時(shí)造成氣動(dòng)機(jī)構(gòu)管路對(duì)其支撐角鐵放電破損，機(jī)構(gòu)內(nèi)氣體泄漏，壓力表壓力降為零。（2）故障后微量水增加及瓷套內(nèi)壁腐蝕原因分析目前，現(xiàn)場(chǎng)SF6氣體濕度測(cè)定方法主要為露點(diǎn)法和阻容法。使用露點(diǎn)法測(cè)量原理的儀器，在測(cè)量中如有褐色、黑色等粉末會(huì)吸附在露鏡表面,產(chǎn)生與水分吸附在露鏡表面類似的結(jié)果，嚴(yán)重影響測(cè)量精度。使用阻容法原理的儀器，當(dāng)氣體中含有某些高分子氣體時(shí)，在多孔氧化鋁探頭上可能會(huì)產(chǎn)生與水分相似的反應(yīng)，影響測(cè)量精度，若SF6氣體內(nèi)粉末多的話, 還會(huì)使阻容法測(cè)試儀內(nèi)多孔氧化鋁探頭污染，甚至損壞。因此SF6開(kāi)關(guān)故障后氣體微量水測(cè)量，受試驗(yàn)儀器的影響，易造成數(shù)據(jù)不準(zhǔn)確。分析認(rèn)為，故障后開(kāi)關(guān)微水含量增長(zhǎng)現(xiàn)象的原因，是環(huán)氧樹(shù)脂等有機(jī)絕緣材料,在高溫電弧作用下碳化并生成水，同時(shí)，開(kāi)關(guān)發(fā)生內(nèi)部放電時(shí)產(chǎn)生的高溫造成罐體溫度上升，導(dǎo)致緊貼罐體的吸附劑中吸附的水份發(fā)生釋放。瓷套釉面腐蝕是由于故障中產(chǎn)生的低氟化物，與水結(jié)合生成腐蝕性極強(qiáng)的氫氟酸所致。故障中SF6氣體在高溫電弧的作用下分解生成低氟化物，這些低氟化物遇到水后會(huì)產(chǎn)生氫氟酸，對(duì)含有硅的瓷套釉面產(chǎn)生腐蝕并再次生成水。（3）結(jié)論274開(kāi)關(guān)A相內(nèi)部故障是由于絕緣拉桿高電位連板軸銷檔圈翹起，使電場(chǎng)畸變，同時(shí)罐體、套管內(nèi)部及絕緣拉桿表面存在微粒雜質(zhì)，造成沿絕緣拉桿表面閃絡(luò)。因此，放電過(guò)程為絕緣拉桿高壓側(cè)連板檔圈沿拉桿表面對(duì)地法蘭放電，電弧將絕緣拉桿表面漆層燒蝕。6. 故障處理情況超高壓分公司對(duì)故障開(kāi)關(guān)進(jìn)行了更換，更換后的開(kāi)關(guān)交接試驗(yàn)結(jié)果正常。7. 采取措施（1）制造廠應(yīng)嚴(yán)格控制廠內(nèi)加工、裝配工藝，同時(shí)加強(qiáng)廠內(nèi)及現(xiàn)場(chǎng)安裝時(shí)罐體內(nèi)潔凈度控制，避免開(kāi)關(guān)內(nèi)存在尖角部位的微粒雜質(zhì)造成絕緣破壞。（2）加強(qiáng)對(duì)罐式斷路器及GIS設(shè)備的帶電局放檢測(cè)及SF6氣體成分分析，及時(shí)發(fā)現(xiàn)可能存在的內(nèi)部異常放電現(xiàn)象。（3）加強(qiáng)設(shè)備缺陷分析總結(jié)工作，對(duì)故障缺陷率較高的設(shè)備進(jìn)行抽檢，發(fā)現(xiàn)批次質(zhì)量問(wèn)題及時(shí)治理，避免重大設(shè)備事故的發(fā)生。（4）故障后應(yīng)認(rèn)真檢查瓷套內(nèi)壁腐蝕損傷情況，避免受損瓷套重新用于設(shè)備中。（河北院供稿）TU返回UT220kV主變因冷卻器全停跳閘原因分析及對(duì)策1. 事故情況2010年6月，某220kV變電站發(fā)生3號(hào)主變跳閘及110kV母失壓事故。事故主要原因?yàn)?號(hào)主變風(fēng)冷全停延時(shí)跳主變?nèi)齻?cè)開(kāi)關(guān)。目前，220kV主變壓器冷卻方式一般均采用強(qiáng)迫油循環(huán)風(fēng)冷卻方式，運(yùn)行中一旦冷卻器控制裝置故障或工作電源消失，將導(dǎo)致冷卻器全停。如主變上層油溫達(dá)到或超過(guò)75時(shí)，保護(hù)將在20min時(shí)切除主變?nèi)齻?cè)電源，釀成重大的主變跳閘事故。因此，及時(shí)、迅速地分析處理冷卻器控制裝置故障，迅速恢復(fù)主變冷卻器正常運(yùn)行十分重要。2. 冷卻器原因分析本次事故是因主變風(fēng)冷段電源接觸器 1C 在運(yùn)行過(guò)程中損壞，觸點(diǎn)不能接通。由于該風(fēng)冷系統(tǒng)采用進(jìn)線自投的方式，因此在接觸器出線失電的情況下不能自動(dòng)切換，導(dǎo)致風(fēng)冷系統(tǒng)失電后全停延時(shí)跳閘。直接原因?yàn)?號(hào)主變壓器風(fēng)冷系統(tǒng)的電源接觸器存在質(zhì)量問(wèn)題，導(dǎo)致其在運(yùn)行過(guò)程中發(fā)生損壞。3. 應(yīng)對(duì)措施（1）冷卻器控制回路直流電源失去時(shí)必須及時(shí)連續(xù)發(fā)告警，且確保告警監(jiān)視回路的全面性。（2）冷卻器控制回路直流電源失去后不得引起冷卻器全停。（3）冷卻器全停后必須可靠告警。（4）冷卻器交流控制電源失去后也應(yīng)告警。（5）所用電380V低壓母線應(yīng)具有三相電壓監(jiān)視和監(jiān)控報(bào)警功能，缺相運(yùn)行時(shí)必須有報(bào)警信號(hào)。主變冷卻器的交流電源監(jiān)視繼電器必須選用能監(jiān)測(cè)三相電壓的繼電器。任意一相電壓失壓異常時(shí)，均能快速完成主變冷卻器工作電源與備用電源之間的自動(dòng)切換。（6）選用新型的智能變壓器冷卻器控制柜，由PLC實(shí)現(xiàn)邏輯功能，減少繼電器數(shù)量，簡(jiǎn)化回路，從而減少設(shè)備的故障率和維護(hù)量。保證設(shè)備能夠長(zhǎng)期穩(wěn)定運(yùn)行，保障主設(shè)備運(yùn)行安全。（貴州院供稿）TU返回UT某110kV變電站站2號(hào)主變故障分析及處理1. 事故經(jīng)過(guò)2010年9月22日09時(shí)51分，某110kV變電站站2號(hào)主變差動(dòng)、重瓦斯保護(hù)動(dòng)作， 2號(hào)主變兩側(cè)開(kāi)關(guān)跳閘?，F(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)2號(hào)主變壓力釋放閥有噴油現(xiàn)象，2號(hào)主變本體瓦斯繼電器有氣體，現(xiàn)場(chǎng)主變油溫為34.09，油位顯示為7（滿刻度為10，故障前為5），主變本體外部及附件無(wú)發(fā)現(xiàn)異常，站內(nèi)其它一次設(shè)備正常；2號(hào)主變本體重瓦斯、差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作（C相故障，折算至一次高壓側(cè)故障電流值為3980A），同時(shí)2號(hào)主變本體壓力釋放、本體突發(fā)壓力啟動(dòng)，10kV母聯(lián)備自投正確動(dòng)作。2. 設(shè)備型號(hào)型號(hào)：SZ11-K-50000/110TH 主變制造廠家：特變電工衡陽(yáng)變壓器有限公司 套管型號(hào)：ETA-126/630（干式） 套管制造廠家：沈陽(yáng)傳奇套管有限公司制造時(shí)間：2010-01-01 投產(chǎn)日期：2010-07-293. 事故前運(yùn)行方式110kV江東線、四江線掛110kV I母線運(yùn)行，1號(hào)主變、2號(hào)主變?cè)谶\(yùn)行狀態(tài)，2號(hào)主變空載運(yùn)行（尚未有10kV出線）。故障發(fā)生時(shí)溫度24，陰雨天氣，無(wú)雷（通過(guò)雷電定位系統(tǒng)核對(duì)）。4. 現(xiàn)場(chǎng)檢查情況2號(hào)主變于7月29日投運(yùn)，投運(yùn)之前交接試驗(yàn)合格；投運(yùn)后夜巡測(cè)溫、主變鐵芯夾件接地等相關(guān)測(cè)量均無(wú)異常。9月22日事故后取油樣分析，分析結(jié)果為乙炔含量578L/L，總烴含量974L/L；高壓C相直流電阻614.3m，與A、B相直流電阻相差70.49%，初步判斷主變高壓C相繞組出現(xiàn)內(nèi)部故障；鐵芯、夾件絕緣電阻與交接試驗(yàn)比較偏??；繞組變形試驗(yàn)結(jié)果正常。9月28日現(xiàn)場(chǎng)拆卸變壓器附件，在拆卸高壓C相套管時(shí)，發(fā)現(xiàn)高壓C相套管接線頭內(nèi)氧化嚴(yán)重，主變C相線圈壓板上有水跡，C相高壓引線端部出線絕緣受潮、碳化，周圍鐵芯其他金屬緊固件生銹；A、B相正常。拆卸完成后，隨即將主變運(yùn)至衡陽(yáng)變壓器廠進(jìn)行吊罩檢查。5. 返廠檢查情況（1）對(duì)主變C相進(jìn)行解體檢查，發(fā)現(xiàn)C相高壓線圈第一餅燒斷4股，第二餅有燒蝕痕跡，但并未斷股。（2）C相高壓引線由于受潮起皺。（3）C相高壓繞組并無(wú)明顯變形現(xiàn)象。（4）對(duì)C相套管接線頭內(nèi)密封圈與A、B、O相套管接線頭內(nèi)密封圈作比較，發(fā)現(xiàn)A、B、O相套管接線頭內(nèi)密封圈有明顯壓痕，而C相套管接線頭內(nèi)密封圈無(wú)明顯壓痕。（5）低于主變正常油位的所有部件均不存在滲漏油情況，油枕未發(fā)現(xiàn)進(jìn)水痕跡，A、B、C三相高壓套管頂部接線頭均有水跡和氧化現(xiàn)象，C相情況較為嚴(yán)重，C相套管密封圈比A、B相略小，C相線圈上壓板和引線均有受潮痕跡。對(duì)高壓引線絕緣、高壓引線層壓木支架及油中含水量進(jìn)行試驗(yàn)，結(jié)果均高于正常值。分析認(rèn)為：主變因C相高壓套管頂部密封不良而進(jìn)水受潮，導(dǎo)致內(nèi)部短路。6. 原因分析通過(guò)C相套管頂部密封結(jié)構(gòu)進(jìn)行分析和密封性試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)套管頂部密封結(jié)構(gòu)存在以下有待改進(jìn)之處：（1）套管頂部接線頭無(wú)防松措施，變壓器在運(yùn)行過(guò)程中由于振動(dòng)、風(fēng)力作用等外部因素，存在松動(dòng)的可能，導(dǎo)致套管頂部密封不良。（2）套管導(dǎo)電桿同時(shí)承擔(dān)密封和緊固作用，水平方向無(wú)可靠固定措施，套管頂部接線頭可能會(huì)在外力作用下松動(dòng)。由于以上問(wèn)題，套管在運(yùn)行中受外部因素影響可能會(huì)導(dǎo)致頂部密封不良。7. 解決措施沈陽(yáng)傳奇套管有限公司承諾對(duì)此種套管做相應(yīng)改進(jìn)，于2010年10月20日前，向特變電工衡變有限公司提供套管密封結(jié)構(gòu)的改進(jìn)方案，并對(duì)廣東電網(wǎng)公司的同類套管進(jìn)行處理。（廣東院供稿）TU返回UT某區(qū)域極端天氣突發(fā)線路跳閘故障的調(diào)查分析1. 故障概況2010年3月5日下午，某區(qū)域遭遇強(qiáng)對(duì)流天氣，當(dāng)?shù)爻霈F(xiàn)大風(fēng)、暴雨、強(qiáng)雷暴和冰雹等極端氣象，共有12個(gè)縣市受災(zāi)。突發(fā)極端氣候?qū)е率【W(wǎng)5條220kV及1條500kV輸電線路相繼發(fā)生跳閘。發(fā)生跳閘的輸電線路有220kV安華路、220kV三列、路、三后線、增列線以及500kV卓三線，故障跳閘細(xì)節(jié)情況見(jiàn)表1。表1 2010年3月5日某區(qū)域220kV及上輸電線路跳閘故障列表序號(hào)電壓等級(jí)線路名稱現(xiàn)場(chǎng)檢查情況故障性質(zhì)1220kV安華路05號(hào)塔A相絕緣子閃絡(luò)。雷擊故障2220kV三列路2號(hào)塔（耐張塔）B相大號(hào)側(cè)絕緣子串閃絡(luò)6片，跳線處有麻點(diǎn)。雷擊故障3220kV三列路30-31號(hào)塔之間與三后線導(dǎo)線混搭，導(dǎo)線上有灼傷痕跡。風(fēng)偏放電4220kV三后線30-31號(hào)塔之間與三列路導(dǎo)線混搭，導(dǎo)線上有灼傷痕跡。風(fēng)偏放電5220kV增列線88號(hào)塔A相小號(hào)側(cè)上子導(dǎo)線耐張線夾及絕緣子（導(dǎo)線往橫擔(dān)第二片）存在放電點(diǎn)。但與故障錄波不對(duì)應(yīng)。風(fēng)偏放電6500kV卓三路未找到故障點(diǎn)。風(fēng)偏放電2. 故障調(diào)查分析通過(guò)對(duì)故障錄波器、線路保護(hù)錄波、雷電定位查詢信息及故障桿塔結(jié)構(gòu)、相位排列等綜合信息進(jìn)行分析，基本上確認(rèn)了大多數(shù)線路故障的性質(zhì)。調(diào)查分析表明，220kV安華路的跳閘故障是雷擊引起，并經(jīng)雷電定位系統(tǒng)所驗(yàn)證，雷電流近12kA，且故障為雷電繞擊05號(hào)塔右邊相(A相)導(dǎo)線，在絕緣子上也發(fā)現(xiàn)了雷擊閃絡(luò)點(diǎn)。220kV三列路的跳閘也是雷擊跳閘引起，在三列路20號(hào)塔發(fā)現(xiàn)了故障點(diǎn)，其大號(hào)側(cè)B相絕緣子（雙串玻璃瓶）有明顯的雷擊閃絡(luò)痕跡，同時(shí)雷電系統(tǒng)也查詢到時(shí)間和空間相符合的雷擊事件，雷電流為26kA。調(diào)查表明，220kV三列路和220kV三后線跳閘故障為同一故障事件，為風(fēng)偏引發(fā)的同塔雙回相間故障(三列路B相對(duì)三后線A相)。通過(guò)故障錄波圖的分析顯示，兩條線路故障是同時(shí)(時(shí)間偏差在1ms內(nèi))發(fā)生的。且故障電流有反相特征，表明是相間短路(沒(méi)有接地過(guò)程)。巡視后在三后線30-31號(hào)檔距內(nèi)發(fā)現(xiàn)了導(dǎo)線閃絡(luò)痕跡。分析表明，本次相間故障與檔距偏大(1068m)及兩回導(dǎo)線配置不同(前者為400mm2，后者為300mm2)有很大關(guān)系，這與去年莫拉克臺(tái)風(fēng)引發(fā)的220kV白田路與220kV寧白線風(fēng)偏相間放電有相似之處。分析表明，220kV增列線跳閘故障很可能是風(fēng)偏所致，線路故障為A相(右邊相)非完全金屬性短路，與走廊樹(shù)木放電特征相似，短路電流不大，其電流大小只有686A，雙側(cè)保護(hù)測(cè)距數(shù)據(jù)不正常，列西變顯示距離為17km，但在相應(yīng)線段無(wú)法查明故障點(diǎn)的確切位置。因此，本次故障更具有風(fēng)偏放電的性質(zhì)。500kV卓三路跳閘故障為單相(B相)線路故障，保護(hù)測(cè)距顯示，故障點(diǎn)離變電站25km。從故障相別看，故障相位處中相位置，雷電繞擊可能性極小，因此可排除雷擊因素。從短路電流形態(tài)看，有金屬性短路特征。500kV卓三路為我省第一條緊湊型6分裂輸電線路，其塔頭尺寸遠(yuǎn)比原有普通500kV桿塔小。因此很可能是風(fēng)偏引發(fā)的塔窗間隙放電或?qū)У鼐€放電。目前故障點(diǎn)仍未查明。從本次大范圍線路跳閘事件看，能被確認(rèn)為雷擊故障的只有2條次，其余4條次大多數(shù)屬于風(fēng)偏放電，其中2條次是同塔雙回相間故障，2條次故障點(diǎn)尚未查明，有待進(jìn)一步查實(shí)。從本次大范圍突發(fā)線路故障的調(diào)查情況看，期間所發(fā)生的大風(fēng)、雷電、暴雨夾雜冰雹這一特殊氣象給電網(wǎng)運(yùn)行帶來(lái)很大影響，使當(dāng)?shù)匕l(fā)生了多次跳閘故障。根據(jù)上述分析表明，大風(fēng)是引發(fā)線路跳閘的主要原因，占66%以上，其次是雷電，占33%。3. 措施與建議（1）針對(duì)大檔距同塔雙回相間風(fēng)偏放電問(wèn)題，應(yīng)開(kāi)展220-500kV輸電線路同塔雙回大檔距導(dǎo)線風(fēng)偏檢查和校核。（2）建議開(kāi)展緊湊型輸電線路抗風(fēng)能力的復(fù)核，必要時(shí)可考慮在相應(yīng)塔位安裝風(fēng)偏監(jiān)測(cè)裝置。（3）故障錄波和保護(hù)錄波對(duì)于故障性質(zhì)分析和定性十分重要，今后各單位要加強(qiáng)對(duì)有關(guān)線路專責(zé)對(duì)故障信息的分析培訓(xùn)工作。同時(shí)繼電保護(hù)專業(yè)人員應(yīng)在線路故障查找時(shí)提供積極支持和協(xié)助，并認(rèn)真做好故障錄波資料的收集歸檔。（福建院供稿）TU返回UT某220kV線路鳥(niǎo)害跳閘情況調(diào)查分析1. 故障跳閘情況2010年1月15日6時(shí)54分，某變電站220kV田安路電流差動(dòng)保護(hù)和高頻保護(hù)動(dòng)作，255開(kāi)關(guān)跳閘A，重合成功，故障測(cè)距為3.4km，故障相別為C相，故障電流10.09A（二次）；對(duì)側(cè)變電站220kV田安路電流差動(dòng)保護(hù)、高頻保護(hù)也相繼動(dòng)作，開(kāi)關(guān)跳閘，重合成功，故障測(cè)距5.5km，故障相電流3.95A（二次）。該線路全長(zhǎng)6.35km，共有桿塔15基，于2009年12月23日投運(yùn)。（1）故障檢查情況發(fā)生故障跳閘后，專業(yè)人員對(duì)故障段8-13號(hào)段進(jìn)行了登桿檢查。在檢查10號(hào)塔時(shí)發(fā)現(xiàn)C相（雙回路塔的最下層）跳線串的橫擔(dān)角鋼內(nèi)側(cè)處有明顯放電痕跡（距絕緣子串掛點(diǎn)約15cm），其正下方的C相導(dǎo)線上也存在明顯放電痕跡（如圖1、2）。但未發(fā)現(xiàn)絕緣子串的放電痕跡，在絕緣子串第811片瓷瓶（靠導(dǎo)線側(cè)）和C相導(dǎo)線上有遺留少量白色鳥(niǎo)糞（如圖2），C相上方的中相橫擔(dān)及導(dǎo)線上也有鳥(niǎo)糞痕跡。經(jīng)實(shí)地察看，在10號(hào)桿C相絕緣子串正下方的地面上也有鳥(niǎo)糞痕跡，此外在線路下方的桿塔基面上也發(fā)現(xiàn)了鳥(niǎo)糞的痕跡。圖1 10號(hào)塔C相跳線掛點(diǎn)橫擔(dān)角鋼處的放電點(diǎn)圖2 鳥(niǎo)糞遺留在玻璃絕緣子的痕跡和導(dǎo)線上的放電點(diǎn)(從上方往下看)2. 故障原因分析本次故障跳閘發(fā)生在早上7點(diǎn)，從現(xiàn)場(chǎng)發(fā)現(xiàn)的鳥(niǎo)糞痕跡以及時(shí)間段看，本次跳閘故障顯然與鳥(niǎo)類活動(dòng)存在直接的因果關(guān)系。據(jù)研究表明，鳥(niǎo)類一般在清晨覓食前排糞便，電網(wǎng)鳥(niǎo)糞閃絡(luò)也多發(fā)生在這一時(shí)段。由于鳥(niǎo)類糞便不但具有較大粘稠度，而且還具有相當(dāng)高的電導(dǎo)率(8000S/cm，比一般水的電導(dǎo)率高幾十倍)，容易短路空氣絕緣距離，并產(chǎn)生電弧放電，鳥(niǎo)糞閃絡(luò)主要發(fā)生在110220kV等級(jí)的懸垂線段附近，耐張串一般不會(huì)發(fā)生。500kV等級(jí)則更少發(fā)生，這與本次故障特征是基本吻合的。從絕緣子表面、地面上明顯的鳥(niǎo)糞痕跡看，可以判斷本次鳥(niǎo)糞閃絡(luò)是由于鳥(niǎo)在橫擔(dān)處排糞所致，排出的鳥(niǎo)糞以細(xì)長(zhǎng)的流線形自由下落，將絕緣子附近的絕緣間隙短接，并引發(fā)電弧放電（如圖3所示）。正常情況下，絕緣子串也是線路絕緣強(qiáng)度最薄弱的部位，很容易受外部因素引發(fā)絕緣間隙擊穿，加上鳥(niǎo)糞排泄點(diǎn)距離絕緣串很近，具良好導(dǎo)電性的鳥(niǎo)糞流體的介入使絕緣子周圍的電場(chǎng)分布發(fā)生嚴(yán)重畸變，很容易在鳥(niǎo)糞通道的下端與導(dǎo)線高壓端之間的空氣間隙引發(fā)局部電弧，進(jìn)而導(dǎo)致整個(gè)間隙絕緣擊穿。橫擔(dān)支架鳥(niǎo)糞流體靠近導(dǎo)線側(cè)首先引發(fā)電弧圖3 鳥(niǎo)糞流體短接絕緣間隙的示意圖從絕緣子表面、地面的痕跡及放電痕跡上判斷，導(dǎo)致本次故障跳閘的鳥(niǎo)糞應(yīng)是大型鳥(niǎo)類的流質(zhì)糞便，其糞便量較大，并在其下落過(guò)程中，要形成一定長(zhǎng)度的線形流體，造成導(dǎo)線經(jīng)鳥(niǎo)糞流體通道對(duì)橫擔(dān)放電。估計(jì)當(dāng)時(shí)棲息于桿塔上鳥(niǎo)的數(shù)量可能不止一只，由于排糞位置較高，在風(fēng)力作用下糞便飄落四處，因此在地面上只能看到稀疏的少許糞便痕跡。10號(hào)塔周圍現(xiàn)場(chǎng)沒(méi)有看到鳥(niǎo)類筑巢的痕跡，分析認(rèn)為，由于10號(hào)塔周圍沒(méi)有高大的樹(shù)木，可能是路徑此地的遷徙鳥(niǎo)類當(dāng)作臨時(shí)棲息地所致。2009年12月15日，220kV田童路也發(fā)生了兩次鳥(niǎo)糞跳閘事件，現(xiàn)場(chǎng)巡線檢查表明，故障點(diǎn)在同一個(gè)位置（69號(hào)塔B相，測(cè)距位置都在10km處），兩次故障都重合成功，均屬于鳥(niǎo)糞引起的絕緣間隙短路故障，而且當(dāng)時(shí)在桿塔上發(fā)現(xiàn)了大量的鳥(niǎo)糞痕跡。3. 建議目前我省鳥(niǎo)害問(wèn)題主要是鳥(niǎo)窩枝條或草造成的短路跳閘，因鳥(niǎo)糞引發(fā)的短路故障比例相對(duì)較小，是否要廣泛采取防范措施值得研究。建議在鳥(niǎo)害季節(jié)期間加強(qiáng)巡視，及時(shí)帶電登桿拆除鳥(niǎo)窩，有效遏制鳥(niǎo)害問(wèn)題的發(fā)生。針對(duì)近期發(fā)生的鳥(niǎo)糞故障跳閘事件，建議在山區(qū)線路少數(shù)鳥(niǎo)類頻繁棲息的桿塔上，可適當(dāng)加裝一些驅(qū)鳥(niǎo)裝置，可在絕緣間隙較小的懸垂線段上端部周圍加裝一些簡(jiǎn)單有效的防鳥(niǎo)刺裝置，防止鳥(niǎo)類棲息在絕緣子掛點(diǎn)附近，可有效防止鳥(niǎo)糞引發(fā)的閃絡(luò)故障。（福建院供稿）TU返回UT二、電廠部分鍋爐脫硫系統(tǒng)增壓風(fēng)機(jī)改造和GGH差壓過(guò)高的原因分析1. 概述某電廠鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG-1036/17.47-M874型亞臨界控制循環(huán)汽包爐，單爐膛、型結(jié)構(gòu)、平衡通風(fēng)，四角切圓燃燒、擺動(dòng)燃燒器調(diào)溫、固態(tài)排渣，一次中間再熱，全鋼架懸吊式結(jié)構(gòu)、露天布置、正壓直吹式制粉系統(tǒng)。二臺(tái)鍋爐采用一套脫硫系統(tǒng)，一臺(tái)GGH、一臺(tái)脫硫吸收塔，每臺(tái)鍋爐配一臺(tái)增壓風(fēng)機(jī)。由于國(guó)家環(huán)保政策的不斷加強(qiáng)，二爐一塔的脫硫系統(tǒng)布置無(wú)法滿足國(guó)家對(duì)火電機(jī)組脫硫的要求，電廠擬進(jìn)行脫硫系統(tǒng)改造，保留原有GGH、吸收塔作為一臺(tái)鍋爐的脫硫系統(tǒng)，新建一套脫硫系統(tǒng)（GGH與吸收塔）作為另一臺(tái)機(jī)組的脫硫系統(tǒng)。采用原脫硫系統(tǒng)的鍋爐其脫硫系統(tǒng)的煙氣流動(dòng)通道相對(duì)較大，流動(dòng)阻力會(huì)有所降低，電廠準(zhǔn)備對(duì)增壓風(fēng)機(jī)進(jìn)行改造，提高增壓風(fēng)機(jī)的運(yùn)行效率，減少增壓風(fēng)機(jī)耗電，降低脫硫廠用電率。電廠就增壓風(fēng)機(jī)改造事宜咨詢我公司，因?yàn)閷?duì)增壓風(fēng)機(jī)目前運(yùn)行出力裕量缺乏準(zhǔn)確了解，相約在現(xiàn)場(chǎng)對(duì)增壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行狀況了解后，再對(duì)改造方案提出分析意見(jiàn)。2. 現(xiàn)場(chǎng)檢查情況我公司專業(yè)人員至電廠現(xiàn)場(chǎng)就增壓風(fēng)機(jī)改造進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查。因恰逢電廠脫硫GGH差壓大幅度波動(dòng)，就同時(shí)對(duì)GGH差壓波動(dòng)、除霧器差壓變化和脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行調(diào)查，并與電廠有關(guān)人員進(jìn)行了分析討論。（1）增壓風(fēng)機(jī)改造電廠脫硫系統(tǒng)目前采用一爐一臺(tái)增壓風(fēng)機(jī)布置，投產(chǎn)初期增壓風(fēng)機(jī)出力裕量較大，在機(jī)組滿負(fù)荷時(shí)增壓風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開(kāi)度在40%以下；投產(chǎn)后隨著GGH堵塞程度加重和鍋爐本體及煙道漏風(fēng)增加，增壓風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開(kāi)度逐漸增大。大修前機(jī)組滿負(fù)荷時(shí)增壓風(fēng)機(jī)動(dòng)葉最大開(kāi)度在80%以上；大修后機(jī)組滿負(fù)荷時(shí)增壓風(fēng)機(jī)動(dòng)葉最大開(kāi)度在50%左右。現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查時(shí)由于GGH差壓較大，在1號(hào)/2號(hào)機(jī)負(fù)荷分別為241.1/238.9MW時(shí)，增壓風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開(kāi)度分別為51.7%/57%。（2）脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)變化運(yùn)行反映脫硫系統(tǒng)GGH差壓波動(dòng)從7月12日開(kāi)始，9-10點(diǎn)二臺(tái)機(jī)組負(fù)荷在230240MW，GGH差壓在0.32kPa；下午開(kāi)始，GGH在線高壓水沖洗，以后進(jìn)行連續(xù)沖洗，16日GGH差壓降低到0.23kPa，遂停止GGH連續(xù)在線高壓水沖洗，其間機(jī)組負(fù)荷最高250260MW。7月19日8:30，二臺(tái)機(jī)組負(fù)荷220240MW，GGH差壓0.33kPa，采用蒸汽吹灰對(duì)GGH差壓上升沒(méi)有影響，GGH差壓開(kāi)始快速上升；12:00，GGH差壓上升至0.5kPa。14:00，GGH差壓上升至0.65kPa，開(kāi)始在線高壓水沖洗；16:30，GGH差壓上升至1.05kPa，增壓風(fēng)機(jī)出口壓力達(dá)到4.3kPa；在線高壓水沖洗結(jié)束后，17:30，機(jī)組負(fù)荷250MW左右，GGH差壓回落至0.55 kPa；此后GGH差壓經(jīng)歷快速上升，在線高壓水沖洗后回落，停止沖洗后再快速上升的過(guò)程，GGH差壓最高達(dá)到1.1kPa。經(jīng)詢問(wèn)，在GGH差壓異動(dòng)發(fā)生前，7月初開(kāi)始脫硫吸收塔的除霧器煙氣流動(dòng)阻力（煙氣壓差）從正常的600700Pa，逐漸上升到1.00kPa，在GGH差壓達(dá)到1.10kPa的最高值時(shí)，除霧器的煙氣壓差也上升到最高1.7kPa。據(jù)了解，7月上旬電廠進(jìn)行擴(kuò)建端廢水池清理，十天左右脫硫廢水沒(méi)有外排，吸收塔液位高位運(yùn)行，除霧器沖洗頻率減少。（3）脫硫塔結(jié)構(gòu)原煙氣從GGH引入脫硫吸收塔，進(jìn)口煙道下沿高度9.2米，從吸收塔頂部引出，吸收塔頂部設(shè)置德國(guó)Munters公司生產(chǎn)的二層除霧器。從GGH引入的原煙氣進(jìn)口煙道存在拱形結(jié)構(gòu)，防止吸收塔液位過(guò)高或漿液起泡沫時(shí)從進(jìn)口煙道漏入GGH中。吸收正常時(shí)吸收塔液位控制在79米，一般在7米左右。從GGH檢修時(shí)的檢查情況看，GGH 側(cè)的原煙道都沒(méi)有漿液淌過(guò)的痕跡，也不存在石膏板結(jié)。而吸收塔側(cè)的原煙道安裝有疏水管，存在較嚴(yán)重的石膏板結(jié)現(xiàn)象。（4）現(xiàn)場(chǎng)脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)調(diào)查時(shí)二臺(tái)機(jī)組負(fù)荷在 240MW 左右。脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)見(jiàn)表1。表1 脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)鍋爐編號(hào)機(jī)組負(fù)荷MW增壓風(fēng)機(jī)GGH壓差/Pa除霧器壓差/Pa煙氣流量t/h動(dòng)葉開(kāi)度/%風(fēng)機(jī)電流/A進(jìn)口煙溫/進(jìn)口煙壓/Pa出口煙壓/Pa煙氣壓升/Pa原煙氣側(cè)凈煙氣靜壓1號(hào)爐241.151.7175133.7-113249026773501125/6865658052號(hào)爐238.957.0182138.8-12323802687825從表中數(shù)據(jù)分析，二臺(tái)機(jī)組負(fù)荷在240MW，GGH凈煙氣側(cè)阻力為539Pa，GGH二側(cè)總的煙氣阻力為889Pa；除霧器煙氣阻力為565Pa；增壓風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開(kāi)度已較大，達(dá)到51%57%。如果機(jī)組負(fù)荷增加到滿負(fù)荷，增壓風(fēng)機(jī)出力已不