2019年开关跳闸了的分析报告

篇一：开关跳闸分析报告

20XX年XX月XX日220kV围兴Ⅱ回 206开关跳闸分析报告 1.跳闸起止时间

20XX年XX月XX日16时04分55秒至18时33分25秒 2.跳闸发生地点 220kV兴义变、围山湖变 3.故障时天气情况 晴

4.故障前运行方式

事故前，220kV兴义变、220kV围山湖变220kV侧正常运行；500kV金州变、220kV兴义变、安龙变、围山湖变220kV线路成四角环网运行。

5.故障前保护装置运行情况 6.围兴II回故障跳闸过程简述

20XX年10月24日16时04分55秒220kV围兴Ⅱ回兴义变、围山湖变两侧开关跳闸（第一次跳闸），重合未动作； 20XX年10月24日17时38分兴义集控受令合220kV兴义变220kV围兴Ⅱ回206开关；

20XX年10月24日17时48分受令合220kV围山湖变220kV围兴Ⅱ回206开关；

20XX年10月24日17时49分32秒220kV围兴Ⅱ回兴义变侧开关跳闸（第二次跳闸），重合未动作；围山湖变侧开关、保护均侧未动作；

20XX年10月24日18时31分兴义集控受令合220kV兴义变220kV围兴Ⅱ回206开关；

20XX年10月24日18时33分25秒220kV围兴Ⅱ回兴义变侧开关跳闸（第三次跳闸），重合未动作；围山湖变侧开关、保护均侧未动作。

7.保护动作情况

7.1220kV围兴Ⅱ回第一次跳闸动作分析7.1.1兴义变侧保护动作分析7.1.1.1主一保护动作分析

动保护动作，故障相别AB相，故障相电流9.38A，差动电流43.9A，（差动电流定值高值：2A，差动电流定值低值：1.5A），故障电流大于保护定值，且故障判断为相间故障，重合闸未动作，保护动作正确。 7.1.1.2主二保护动作分析

护A跳出口，综重沟通三跳，差动永跳出口，故障相电流9.417A，（分相差动动作电流定值：2A，零序差动动作电流定值1.5A）。因主一保护判为AB相间故障（相间故障闭锁重合闸），主二保护收到主一保护的闭锁重合闸开入且主二保护此时有故障电流所以主二综重沟通三跳动作（跳三相），重合闸未动作，保护动作正确。 7.1.1.3故障录波分析

通过对故障录波分析，故障时的三相电压A相30.8V，B相31.1V，C相57.5V，电压下降，呈现故障现象。且在故障发生前1秒，B相电流降为0，持续时间1s，然后电流A相电流突然升到到9.36A，从主一、主二保护报文、故障录波显示，故障电流发展是一致的。 篇二：高压跳闸事故报告

关于3#高配房5#出线柜高压开关跳闸的事故报告

8月27日下午近4点，天气突变，天空伴着滚滚雷声。约4点15分，动力部朱敏峰接到组件打来电话，报告说组件车间停电了。动力部高配人员刘刚强等人立即跑至2#配电房进行查看，发现5#变已停电，无高压。（该变供二期组件全部动力负荷及电池二部部分动力负荷。）刘等人又跑至3#高配房发现5#出线柜高压开关已跳闸，事故音响在报警。其迅速将保护装置复位后将10KV高压开关合上。又跑至2#配电房将5#变400V低压总开合上，并告知相关人员5#变供电系统已恢复供电。至此，时间为4点23分。

8月28日上午动力部徐湘平、吴苗江分别将此事报给海宁开关厂及供电局调度中心，两单位均回复：雷电时10KV用户端个别高压开关跳闸属正常现象。徐、吴两人经对5#出线柜保护装置数字式电流继电器（型号：TSW800-I）内部数据进行了一一查验，其“动作报告”项数据显示：B相过流I段

08-2716:14:37Ia=4.79Ib=6.72Ic=2.01Io=0.00。该保护装置过流I段电流整定值为5A，跳闸时间整定值为0.2S。又查5#出线柜在5#

变正常运行负荷1400KW时的数据为：Ia=2.04Ib=2.07Ic=2.06Io=0.00。

由上述数据表明：雷电时，5#出线柜负荷线路出现严重的三相电流不平衡现象，且B相电流超过保护整定值很多，引起保护装置动作，导致高压开关跳闸。

此次高压开关跳闸原因：是由于雷电时1221线出现了高压过电压，引起线路避雷器动作，导致10KV电压波动，引发电流不平衡且产生浪涌现象所至。 动力部 20XX-8-28

篇三：电厂开关跳闸分析报告(误接线) XX电厂#7主变高开关跳闸报告 一、事件发生前运行方式

XX年10月22日#7机有功负荷180MW，#8机有功120MW；#5机有功负荷180MW，#6机有功120MW；#9、10机组安装调试。XX联线（2801）、XA乙线（2302）运行，220KV1、2M母线分列运行，5、6M母线分列运行，分段20XX、2026开关合闸运行，高备变12B挂5M母线运行。

XX电厂2207开关跳闸前一次系统运行图 二、#7主变开关跳闸经过

XX年10月22日15时29分49秒NCS报警声响，#7机负荷为零，NCS显示#7主变高开关已分闸，#7主变跳闸，值班人员立即将

#8机手动打闸，#7机孤岛运行，自带厂用电。#5、6机组及其余220KV设备运行正常。 三、保护动作情况

现场#7发变组保护按双重化原则五屏配置，发电机保护I装置为南瑞继保PCS-985BG、保护II装置为许继电气WFB-801A，变压器保护I装置为PCS-985BT、保护II为许继电气WFB-802A，非电量保护装置为南瑞继保PCS-974FG。现场检查#7发变组保护屏各装置面板均无跳闸及告警指示灯亮、无动作报告。进入装置内部查看保护启动记录，仅有发电机A屏在2207开关分闸时刻有保护启动信号，其余保护屏均无启动信号，查看#7主变测控装置，无操作报告，NCS后台报文在2207开关分闸SOE信号之前均无异常动作报文。查看#7机组故障录波器，只有在2207开关分闸时刻有#7主变高压侧中性点零序电流启动的录波文件。

四、2207开关跳闸原因排查过程

故障发生后，对所有能跳开2207开关的保护装置进行检查均无动作信号，初步排除保护原因引起。然后检查NCS后台SOE记录，排除手动分闸可能。检查NCS报文发现2207开关分闸之前有2209开关的分闸报文，两者相差2ms，可认为是同时分闸。据此分析，初步怀疑与2209开关的分闸试验有关，为判断两开关二次回路之间是否有关联，现场模拟跳闸前的工况（向中调申请2207开关转检修状态），分别合上2207开关及2209开关，进行了以下试验： （1）直流系统环网试验

在#9机组110V直流系统I、II分别做正极对地及负极瞬时接地试验，发现#9机组110V直流系统II与#7机组110V直流系统I有环网。

（2）2209开关分闸试验

模拟当时施工方在#9机组发变组E屏处短接101及103回路的方法进行传动试验，发现2209开关和2207开关动作情况与2207开关运行中跳闸现象吻合。

由于两个间隔相距较远，其两者操作箱布置在不同的电子间，设计原理上也没有交叉重叠的地方，存在寄生回路的地方很少，唯有在主变励磁涌流抑制器屏有共屏相邻的情况。因此，结合上述试验情况，对此屏进行重点检查。参照设计图纸核对现场接线，发现#7主变励磁涌流抑制器对应的端子排2-2Y的D24、D27、D31端子均接有不同编号的两根线，而#9主变励磁涌流抑制器对应的端子排3-2Y的D24、D27、D31端子无接线，与设计图纸不符合，通过检查确定此处接线错误。 （3）故障确认

按照设计图对现场接线进行改接后，重复上述试验，2209及2207开关回路正常，故障现象消除。因此确定此处接线错误是造成2209开关试验跳闸时导致2207开关运行中跳闸的唯一原因。 五、事件原因分析

XX电厂#5、#7、#9主变分别加装了一套涌流抑制器，而3个装置组屏在同一个屏柜里。每套涌流抑制器屏后的端子排分别命名为1-2Y、2-2Y、3-2Y。

对于#7主变操作箱回路，加装涌流抑制器后，涌流抑制器开出一副合闸接点（2Y-27、2Y-24）、一副4

跳闸接点（2Y-34、2Y-31）给操作箱。而对于#9主变操作箱回路，涌流抑制器开出一副合闸接点（3Y-27、3Y-24）、一副跳闸接点（3Y-34、3Y-31）给操作箱。

因#9机是新建且在调试机组，施工单位将本应接在3Y-27、3Y-24、3Y-34、3Y-31的几根线全部误接在2Y-27、2Y-24、2Y-34、2Y-31上了，相当于#7主变操作箱和#9主变操作箱的101、103、133电缆都是并接的。

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