电力线路事故处理.ppt

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1、线路异常及事故处理,国家电网公司生产现场作业“十不干”,一、无票的不干；二、工作任务、危险点不清楚的不干；三、危险点控制措施未落实的不干；四、超出作业范围未经审批的不干；五、未在接地保护范围内的不干；六、现场安全措施布置不到位、安全工器具不合格的不干；七、杆塔根部、基础和拉线不牢固的不干；八、高处作业防坠落措施不完善的不干；九、有限空间内气体含量未经检测或检测不合格的不干；十、工作负责人（专责监护人）不在现场的不干。,内 容 目 录,线路的异常线路事故处理的方法和步骤线路事故处理案例,一、线路的异常,异常,线路过负荷,三相电流不平衡,小接地电流线路单相接地,线路出现缺陷,接头过热,绝缘子放电,

2、悬挂异物,导线断股,过负荷原因,危害,1、线路过负荷,联络线并联线路切除,系统发电出力或用电负荷分配不均衡,线路负荷突然增加,弧垂加大引起短路事故,局部过热造成断线或缺相,缺陷易发展成短路事故,联络线过载会造成短路跳闸解列事故）,受端系统发电厂减负荷或机组跳闸,线路过热：线路因过热、弧垂下降，造成对地或其它物体安全净距不够，引起线路对地（或其它物体）放电，危及人身和设备安全。,过负荷后弧垂,局部过热绝缘子沿面放电,架空线路允许载流量,8,室外环境25C，线芯最高允许温度70C,电源间联络线潮流越限,电源间联络线潮流越限，超过稳定限额时：,受端发电厂迅速增加出力，包括调相的发电机快速改为发电运行

3、。送端发电厂降低有功出力，并提高电压。改变系统结线，使潮流强迫分配。仍过负荷时，受端切除部分负荷（或由专用的自动装置切除负荷）。紧急时可以拉闸限电。,不平衡原因,危害,2、线路三相电流不平衡,线路刀闸、线路接头接触不良,严重不平衡会造成发电机组运行异常。,严重不平衡会导致主中性点电压异常升高。,联络线非全相运行会导致连接阻抗增大，甚至造成两个电网间失步。,系统联络线一相断开、两相运行,小接地电流系统单相接地,线路三相电流不平衡的处理,1、若线路三相电流不平衡由线路开关非全相造成，则应立即停运该线路。若线路潮流很大，则调整系统潮流，如降低发电机出力，待潮流降低后再停运。,2、单相接地故障引起的三

4、相电流不平衡，应尽快查明并隔离故障点。,接地原因,危害,碰树接地,非故障对地电压升高1.73倍,造成绝缘薄弱的地方击穿短路,造成弧光接地过电压。,一相断线接地,一相绝缘子击穿,3、小接地电流线路单相接地,造成跨步电压触电事故,通知线路运维组带电巡线，尽快找出故障点，进行停电处理。带电运行不超过2小时。,处理,4、线路带缺陷运行,异常处理：立即与线路维护部门联系，确认线路名称、对线路运行的影响、以及处理方案。如须停电处理，按紧急停电工作流程（或预案）处理。,线路发现缺陷：线夹过热、绝缘子沿面放电和电晕放电、挂有异物（如风筝、气球、飘带、塑料）,二、线路事故处理方法和步骤,1、线路故障跳闸的影响,

5、（1）当负荷线路跳闸后，将直接导致线路所带负荷停电。（2）带发电机运行的线路跳闸后，将导致发电机解列。（3）环网线路跳闸后，将导致相邻线路潮流加重甚至过载。（4）系统联络线跳闸后，将导致两个电网解列。送端电网将功率过剩，频率升高；受端电网将出现功率缺额，频率降低。,单相接地故障 两相接地故障 相间短路故障 转换性故障：不同故障类型转换的发展性故障，即由一种故障类型未及时正确切除而发展成其它类型的故障。永久性故障：如设备缺陷、绝缘子破损、外力 破坏等引起的故障。电缆线路故障一般为永久 性故障。,瞬时性故障：绝缘子闪络、沿面放电、对地瞬时短路或相间短路，发生瞬间故障后，线路重合闸动作，断路器重合成

6、功。,线路瞬时故障约占80%。,2、线路故障的类型及性质,3、线路故障跳闸原因分析,导线覆冰。荷载增加，弧垂增大，造成舞动、冰闪，破坏金具、绝缘子串，引起倒杆断线。,（1）恶劣天气造成的事故跳闸,架空线路雷击跳闸。是线路最主要的跳闸原因。,架空线路倒杆塔。暴风雨、龙卷风等恶劣天气。,大风造成风偏闪络。重合成功率较低。,线路污闪。烟尘、废气造成绝缘子污染，在雨雾天气、高湿度持续浓雾气候，污闪跳闸。,违章施工作业。挖断电缆、撞断杆塔、吊车碰线、高空坠物等。盗窃、蓄意破坏电力设施，危及电网安全。超高建筑、超高树木、交叉跨越公路危害电网安全。输电线路下焚烧农作物、山林失火及漂浮物(如放风筝)导致线路跳

7、闸。,（2）外力破坏事故跳闸,过流保护阻抗保护零序过流保护纵联保护,4、线路保护装置的配置,全长：纵联保护部分：电流速断（15-20以上）、距离保护的一段、零序一段（80-85）。延伸：零序二段、过流二段、距离二段,线路保护范围,线路保护配置情况,距离段、段、段、段,距离保护,零序段、段、段、段,零序保护,重合闸,三相一次重合闸,110KV线路保护配置（重要线路双重配置）：,220kV线路保护配置,两套保护双重配置,纵差保护,保护A,保护B,距离保护,零序保护,开关失灵保护等,单相重合闸（三重和综重）,220kV线路纵差为主保护，距离、零序保护段、段、段、段为纵差保护的后备保护；失灵、非全相为

8、辅助保护,重合闸,（1）事故处理的主要任务,尽速限制事故发展，消除根源，解除对人身和设备安全的威胁。尽可能保持正常设备的运行和对用户的正常供电。尽速恢复已停电用户的供电，尤其是发电厂和重要变电站的自用电和重要用户的保安用电。调整系统运行方式，使其尽快恢复正常。,5、线路故障时的处理原则,线路强送电：线路事故跳闸后未经处理即行送电。线路试送电：线路事故跳闸经处理后的首次送电。,用XX 线路XX 开关对XX 线路试送电一次。用XX 线路XX 开关对XX 线路强送电一次。,（2）线路事故处理常用调度术语,成功、不成功,带电巡线对有电或停电未采取安全措施的线路进行巡视停电巡线在线路停电并挂好地线情况下

9、巡线。,由于继电保护装置满足四性要求，且断路器满足遮断容量要求，同时短路冲击对系统稳定性影响也不大，即便是永久性故障也可以实施强送。在多年的运行实践中，因强送不成功，造成越级跳闸而扩大事故的情况较少发生。对于外物碰线可能会断股。只要适当控制负荷，能够继续运行一段时间。,（3）线路故障跳闸强送的原因,对于雷击事故，有时线路绝缘恢复过长，重合闸无法躲过，而重合不成。但运行经验及统计结果表明，线路受雷击后若损伤不大，一般能够继续运行，因此强送成功的几率很高。线路的舞动碰线造成跳闸。在风激励下的一种低频、大振幅的自激振动，多发生在寒冬覆冰的输电导线上。鸟害闪络事故所致。,（4）线路故障时的处理原则,1

10、、正确选择强送端.尽量避免用电厂或重要变电站侧开关强送；强送侧远离故障点；强送侧短路容量较小；开关切断故障电流的次数少或遮断容量大；有利于电网稳定；有利于事故处理和恢复正常方式。2、确认开关无异常方可强送，强送开关必须有完备的继电保护。,线路跳闸后在强送电前需注意：,3、有带电作业或其他作业的线路跳闸后，在未了解现场情况前，不得强送电。4、单电源线路故障跳闸后，重合闸未动作时，可以强送一次；5.线路跳闸重合不成功，根据天气情况、系统有无冲击、保护动作等情况判断后决定强送与否。6、线路故障跳闸后无论送电成功与否，均应通知有关单位带电查线。,7、线路开关跳闸后，下列情况不宜强送：空载充电备用线路；

11、试运行线路；电力电缆线路；自投装置动作将负荷转移不影响供电的；带电作业线路；已经掌握有严重缺陷或明显故障的线路；线路变压器组跳闸，应对设备检查后，决定是否强送；开关遮断容量、系统稳定不满足要求的线路。,当开关跳闸距规定次数尚差一次时，向调度员申请退出重合闸。若再次掉闸后，调度员根据开关检查情况，决定试送与否。低周减载动作开关掉闸，不得强送，待周波恢复，经省调同意，由地调调度员下令恢复。线路检修后送电时开关掉闸，应立即追询检修单位检查，未查明原因前不得强送。双回中一回掉闸，无论有无重合闸且其动作与否，根据负荷情况在判明线路无电压后，选择适当一端试送一次。带有地方电厂的输配电线路，无论何种原因都应

12、先与有关电厂联系，询问情况，以确定是否试送线路，防止非同期并列。下级线路故障越级到地调管辖线路开关掉闸时，应服从地调的事故处理命令。,线路事故其它规定：,6、线路故障跳闸处理方法和步骤,A、线路瞬时性故障跳闸且重合成功B、线路永久性故障跳闸且重合不成功C、线路跳闸重合闸未动作D、线路越级跳闸,（l）监控人员记录故障时间，查看信号、保护动作情况，事故信号、告警信号、变位信号、越限告警、告知信号等等；记录并复归有关信号。根据上述现象初步判断故障性质、范围，并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度汇报。（2）监控员通知运维人员到现场检查跳闸开关的外观有无异常和损伤，导线有无烧损或变形，开关的操动

13、机构是否正常等；调取保护动作信息，调取故障录波信息，复归保护装置。,A、瞬时性故障重合成功处理方法,（3）现场核对断路器跳闸次数，若至临检次数，上报运维检修部临检。若开关遮断容量不足（事故跳闸次数超过规定标准）时，现场应向调度员申请退出重合闸，必要时申请将开关退出运行。(4）调度员通知线路运检组带电巡线。(5）汇报有关领导。,（1）监控人员记录故障时间，查看信号、保护动作情况，事故信号、告警信号、变位信号、越限告警、告知信号等等；记录并复归有关信号。根据上述现象初步判断故障性质、范围，并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度汇报。（2）隔离故障线路，尽速恢复已停电用户供电。（3）检查相关线

14、路有无过载，电压是否越限，根据实际情况调整运行方式；,B、永久性故障重合不成功处理方法,（4）通知运维人员到现场检查跳闸开关的外观有无异常和损伤，导线有无烧损或变形，开关的操动机构是否正常等；调取保护动作信息，调取故障录波信息，复归保护装置。（5）结合对保护动作情况的检查分析，确定断路器是否确实进行过一次重合闸过程，排除“重合闸动作信号发出，而断路器因操动机构等原因合不上而造成断路器重合闸不成功”的情况。,（6）如果线路保护动作两次且重合闸动作，可判断线路上发生了永久性短路，原则上应排除故障后再送电。若检查汇报设备无问题，保护完好，根据天气、保护动作情况等，严格按调度规程规定，判断是否可试送一

15、次。（7）试送不成功，通知线路运维人员带电巡线。发现故障后将线路转检修，故障排除后再送电。(8）汇报有关领导。,（1）监控人员记录故障时间，查看信号、表计指示、保护动作情况，记录并复归有关音响和信号。根据上述现象初步判断故障性质、范围，并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度员汇报。（2）隔离故障线路，尽速恢复已停用户供电；（3）检查相关线路有无过载，电压是否越限，根据实际情况调整运行方式.（4）通知运维人员现场检查跳闸开关的外观有无异常和损伤，导线有无烧损或变形，开关的操动机构是否正常等；调取保护动作信息，调取故障录波信息，复归保护装置。,（C）线路跳闸重合闸未动作处理方法,（5）若检查

16、未发现明显故障现象，保护完好，开关本身回路及操动机构等未有异常，开关跳闸次效在允许范围内，确定重合闸正常投入而未动作时，按调度规程强送一次。（6）重合闸不投的线路，先弄清情况，一般不能强送。（7）试送不成，通知线路运检人员带电巡线。(8）若查处故障，将线路转检修，故障排除后再送电。(9）汇报有关领导。,（D）线路越级跳闸处理方法,线路发生故障时，由于断路器拒动、保护拒动或保护整定错误等原因，本级断路器不跳闸，引起上级断路器跳闸。断路器拒跳的原因：电气回路故障、压力闭锁、直流两点接地、断路器辅助接点不通、机械故障保护拒动的原因：交流电压回路故障、直流回路的故障、保护装置内部故障其它原因：保护定值

17、不匹配，上级保护整定值过小，断路 器的控制空开跳闸,处理方法：（l）监控人员记录故障时间，查看信号、表计指示、保护动作情况，记录并复归有关音响和信号。根据上述现象初步判断故障性质、范围，并将跳闸线路名称、时间、保护发信、动作情况等向调度汇报。（2）令运维人员现场检查失压母线及其连接设备，例如跳开关是否正常，有无损伤，拒动开关至线路出口有无故障。根据保护发信、动作情况，开关跳闸情况、现场检查情况等进行综合分析判断。（3）设法拉开拒跳断路器或其两侧的隔离开关，以隔离故障设备。（4）下令恢复母线和其它无故障线路。,看两端保护及录波器报文，对比综合判断：保护报文：A相故障，测距“XXKM”故障录波器：

18、A相故障，测距“XXKM”通知线路工区带电查线,三、线路事故处理案例,故障一,常青站：110kV常新线末端AB相间短路,距离段保护动作，181开关跳闸，重合闸动作，重合不成功,告警信息：X时X分X秒常青站常新线距离段保护动作 X时X分X秒常青站常新线181开关分闸 X时X分X秒常青站常新线重合闸动作 X时X分X秒常青站常新线181开关合闸 X时X分X秒常青站常新线重合闸后加速动作 X时X分X秒常青站常新线181开关分闸 X时X分X秒新云站 1#电容器522开关分闸 X时X分X秒新云站110kV分段备自投动作 X时X分X秒新云站常新线153开关分闸 X时X分X秒新云站110kV分段101开关合闸

19、,现象,1 监控员记录故障时间，查看保护动作信息、事故及告警、变位、越限信号；初步判断故障性质、范围，将跳闸线路名称、时间、保护动作等汇报调度。通知运维人员到常青站、新云站检查设备。2 调度令监控 注意监视田苑站110kV田新I线负荷。3 在得到新云站运维人员设备检查的汇报后，下令：110kV常新线153开关由热备用转冷备用。4 通知线路运维组带电巡线110kV常新线；5 根据线路运维组汇报结果和要求，将110kV常新线停电，做好安全措施进行事故抢修。6 做好记录，汇报有关领导,处理：,故障二,城西站110kV 西城线故障，接地距离I段保护动作，141开关拒动；候阳站110kV 候成线接地距离

20、II动作，170开关跳闸，重合闸不成功，110kV城西站失压。,1、调度自动化系统报出：城西站110kV西城线接地距离I段保护动作，开关未跳闸；保护测距A相15KM；2、候阳站110kV 候城线接地距离II动作跳闸，170开关变位，状态在“分”；保护测距A相95KM；3、110kV城西站失压。,现象,1、令监控拉开城西站西城线141开关，141开关拒动；2、令监控断开城西站110kV分段101开关，拉开1号主变111开关、511开关，拉开2号主变112开关、512开关,合上#2、#1主变中性点接地刀闸；3、令监控合上候阳站110kV 候成线170开关，恢复城西站供电（10kV线路逐条送电）；注

21、意监视城西站2号主变负荷情况（投电容器组）；4、通知变电运维组巡查候阳站、城西站相关设备；,处理：,5、令变电运维值班员拉开城西站西城线1411、1415刀闸将西城线141开关隔离；6、令监控合上城西站110kV分段101开关，合上1号主变111开关、511开关，拉开10kV分段501开关；恢复全部10kV线路送电。7、通知线路运维组带电巡线110kV西城线；8、根据线路运维组汇报结果和要求，安排110kV西城线停电，做好安全措施，处理故障。9、做好记录，汇报有关领导。,处理：,故障三,110kV 赵槐线故障，赵水站赵槐线保护拒动，192开关未动；王沥站110kV里赵线接地距离II动作，137

22、开关跳闸，重合闸不成功，110kV赵水站失压。,1、调度自动化系统报出：王沥站110kV 里赵线接地距离II动作跳闸，137开关变位，状态在“分”；保护测距A相95KM（超出本线路15KM）；2、110kV赵水站失压。,现象,1、令监控拉开赵水站里赵线191开关，拉开赵槐线192开关，拉开110kV分段101开关，拉开#1、#2主变各侧开关；合上#1、#2主变中性点接地刀闸；2、通知变电运维查王沥站、赵水站相关设备；3、令配调将赵水站所供10kV线路转由其它变电站供电；4、在得到赵水站赵槐线保护拒动的汇报后，下令退出赵槐线保护装置，将赵槐线192开关转冷备用；,处理：,5、令监控合上王沥站11

23、0kV里赵线137开关试送里赵线，恢复赵水站#1、#2主变供电；6、令配调恢复对赵水站10kV线路供电（投电容器）7、令槐仁站变电运维人员:赵槐线136开关转冷备用、退出110kV进线备自投；8、通知线路运维组带电巡查110kV赵槐线；9、根据线路运维组汇报结果和要求，安排110kV赵槐线停电，做好安全措施，处理故障。10、做好记录，汇报有关领导。,处理：,故障四,韩榆站：110kV韩良线133开关距离I段保护动作，重合闸动作,重合不成功，良宜站110kV备投未动作，良宜站失压。,1.调度自动化系统报出：110kV韩良线133开关距离I段保护动作，重合闸动作，重合不成功，保护测距为AC相23k

24、M；2.良宜站失压，良宜站110KV备投没有动作信号；,现象,1.令监控值班员断开良宜站韩良线181开关，拉开110kV分段101开关，合上#1、#2主变中性点接地刀闸；合上留良线182开关，恢复良宜站供电；2.通知线路运维组带电巡线110kV韩良线；3.通知变电运维组巡查韩榆站、良宜站相关设备；退出良宜站110kV备自投，重点检查良宜站110kV备投未动作原因；4.根据线路运维组汇报结果和要求，安排110kV韩良线停电，做好110kV韩良线安全措施，处理故障。5.做好记录，汇报有关领导。,处理,故障五,柳清站：110kV柳岔线 距离I段保护动作，141开关跳闸，重合闸动作不成功。,X时X分X

25、秒柳清站柳岔线距离I段保护动作 X时X分X秒柳清站柳岔线 141开关分闸 X时X分X秒柳清站柳岔线 重合闸动作 X时X分X秒柳清站柳岔线 141开关合闸 X时X分X秒柳清站柳岔线重合闸后加速动作 X时X分X秒柳清站柳岔线 141开关分闸 X时X分X秒北岔站#1电容522、#2电容533开关分闸 X时X分X秒上新站#1电容器522开关分闸 X时X分X秒上新站110kV分段备自投动作 X时X分X秒上新站上北线145 开关分闸 X时X分X秒上新站110kV分段101开关合闸,告警信息,越限信息：X时X分X秒北岔站110kV 母线失压 X时X分X秒北岔站10kV 母线失压,1、监控员记录故障时间，查看

26、保护动作信息、事故及告警、变位、越限信号；初判故障性质、范围，将跳闸线路名称、时间、保护动作等汇报调度。通知运维人员赶赴上新站投入110kV上北线线路保护；迅速赶赴柳清站、北岔站检查设备。2、调度令配调：将北岔站10kV线路转至其它变电站供电。调度令监控：拉开北岔站柳岔线187开关、上北线186开关及主变两侧开关并合上中性点接地刀闸，等待送电。3、令监控：合上唐本站110kV分段101开关，合上35kV分段301开关、拉开#2主变312开关，合上10kV分段501开关、拉开#1主变511开关,处理：,4、调度令监控：注意监视田苑站110kV田唐II线负荷，注意监视唐本站#1主变负荷5、令上新站

27、：投入110kV上北线保护，对上北线送电。退出110kV分段101开关备自投6、令监控：用110kV上北线恢复北岔站站内供电；7、令配调：将北岔站10kV线路由北岔站供电8、令北岔站：拉开110kV柳岔线187开关转冷备用；退出110kV上北线保护9、通知线路运维组带电巡线110kV柳岔线；10、根据线路运维组汇报结果和要求，将110kV柳岔线停电，做好安全措施进行事故抢修。11、做好记录，汇报有关领导,处理：,故障六,110kV韩富一线事故跳闸，重合闸动作，重合不成,现象,1、调度自动化系统报出：韩榆站110kV韩富一线事故跳闸，零序I段保护动作，重合闸动作，重合不成；韩榆站110kV韩富一

28、线140开关变位，状态在“分”；保护测距A相10KM；2、富春站10kV分段备自投装置动作，511开关分闸；501开关合闸；注意收集事故信号、告警信号、变位信号、提示信号等等，重点收集事故信号、开关变位信号、越限告警信号。,处理：,1、监控员加强监视110kV韩富二线负荷不越限；监视富春站2号主变过负荷情况；2、调度员令配调快速限富春站10kV负荷4MW；3、监控通知变电运维组立即派操作人员到富春站，现场操作，同时巡视检查韩榆站、富春站相关设备；4、调度员令监控员拉开富春站#1主变111开关；5、操作人员到达富春站，令拉开韩富一线1781刀闸；检查富春站设备正常；,处理：,6、令监控值班员合上

29、富春站110kV分段101开关；#1主变转运行；拉开10kV分段501开关。7、令配调恢复被限掉的负荷；8、通知线路运维组带电巡线110kV韩富一线；9、根据线路运维组汇报结果和要求，安排110kV韩富一线停电，做好安全措施，处理故障。10、做好记录，汇报有关领导。,故障七,220kV束万线纵差保护动作，接地距离I段、零序I段保护动作，重合闸动作，重合不成功,现象,1、调度自动化系统报出：束风站束万线纵差保护动作，接地距离I段、零序I段保护动作，293开关A相分闸，单相重合闸动作，293开关A相重合不成功，293开关三相跳闸，保护测距A相20KM；2、调度自动化系统报出：万里站束万线纵差保护动作，接地距离I段、零序I段保护动作，272开关A相分闸，单相重合闸动作，272开关A相重合不成功，272开关三相跳闸，保护测距A相30KM。,处理,1、通知变电运维组巡查束风站、万里站相关设备；2、通知线路运维组带电巡线220KV束万线；3、若巡查变电站设备及线路无明显故障，可令试送束风站束万线272开关一次，若试送成功，在万里站由束万线293开关合环；试送不成，不再试送。4、根据线路运维组汇报结果和要求，停电做安全措施处理。5、做好记录，汇报有关领导。,再见,