第一篇：一起集電線路零序Ⅱ段動(dòng)跳閘原因分析及預(yù)防措施(9月19日)

一起集電線路零序過流Ⅱ段動(dòng)作跳閘

原因分析及預(yù)防措施

文/運(yùn)維管理部

董參參

摘要：風(fēng)電場(chǎng)變電站最容易發(fā)生事故的設(shè)備就是架空線路，其中單相接地故障引起零序過流Ⅰ段動(dòng)作占很大比例，極少數(shù)現(xiàn)場(chǎng)出現(xiàn)零序過流Ⅱ段動(dòng)作跳閘，零序過流Ⅱ段動(dòng)作大多數(shù)是二次設(shè)備異常引起的誤動(dòng)。本文主要分析了一起集電線路零序過流Ⅱ段動(dòng)作跳閘事故，闡述了檢查過程及預(yù)防措施，從而給其他現(xiàn)場(chǎng)處理類似事故提供一定的幫助。

關(guān)鍵字：零序電流互感器

零序電流

接地線

一、事故過程及設(shè)備簡(jiǎn)介：

2014年5月我站35kV潤(rùn)風(fēng)六線集電線路因零序Ⅱ段動(dòng)作，斷路器跳閘，查看監(jiān)控系統(tǒng)報(bào)文可知，在跳閘前，該集電線路曾多次報(bào)整組啟動(dòng)。該線路共計(jì)10臺(tái)箱變，總?cè)萘繛?5MW，線路采用南瑞繼保的PCS9612線路距離保護(hù)裝臵，零序保護(hù)電流由外部專用的零序CT引入。跳閘前線路有10臺(tái)機(jī)組并網(wǎng)運(yùn)行，有功功率約為21.56MW，電流值約為:Ia 338.49A, Ib 338.1A, Ic 338.23A。

二、跳閘故障分析：

設(shè)備跳閘后，后臺(tái)監(jiān)控報(bào)文顯示為零序Ⅱ段動(dòng)作跳閘，零序電流0.195A，就地檢查綜合保護(hù)裝臵報(bào)警情況，報(bào)警內(nèi)容與后臺(tái)一致，設(shè)備動(dòng)作正確。隨后現(xiàn)場(chǎng)人員分析了故障錄波裝臵記錄的跳閘波形，故障錄波顯示瞬時(shí)值波形如圖

1、有效值波形如圖2。

圖1（跳閘時(shí)刻電壓電流瞬時(shí)值）

圖2（跳閘時(shí)刻電壓電流有效值）

通過跳閘故障時(shí)刻的瞬時(shí)值和有效值分析可知，跳閘時(shí)刻35kV母線電壓平衡，相電壓無明顯降低或者升高，也沒有產(chǎn)生零序電壓，瞬時(shí)值波形平滑，無畸變。跳閘時(shí)刻電流瞬時(shí)值波形為平滑的正弦波，沒有發(fā)生畸變，所以一次設(shè)備沒有發(fā)生放電現(xiàn)象。通過理論推斷可知，如果集電線路發(fā)生了接地故障，不但該集電線路有零序電流，該段母線上的接地變也會(huì)產(chǎn)生零序電流，對(duì)比接地變和跳閘集電線路的零序電流，發(fā)現(xiàn)該段母線上的接地變并沒有零序電流，如圖3所示。由此推斷一次設(shè)備運(yùn)行正常，沒有發(fā)生單相接地，或者相間短路等故障。

圖3（跳閘時(shí)刻線路零序電流為0.19A和接地變零序電流為0.00A）

圖

1、圖2都有一個(gè)異?，F(xiàn)象，在跳閘時(shí)刻有零序電流，顯示電流值為0.19A，并且35kV潤(rùn)風(fēng)六線電流Io在跳閘時(shí)刻之后還一直存在，顯示的電流值為0.19A。以上對(duì)圖1和圖2分析已經(jīng)得知一次設(shè)備并無故障，依據(jù)零序電流產(chǎn)生的原理推斷，就不具備產(chǎn)生零序電流的條件，斷路器跳閘后，三相電流已經(jīng)全部為0（圖1和圖2可證實(shí)），就更加不可能產(chǎn)生零序電流。

現(xiàn)場(chǎng)人員帶著疑問查看了故障錄波的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)值，此時(shí)潤(rùn)風(fēng)六線斷路器在分閘位，該線路顯示三相電流為Ia：0.001A、Ib:0.002A和Ic:0.002A，考慮到零點(diǎn)漂移認(rèn)為此時(shí)的電流均為0，但是零序電流Io實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)值為0.137A，如圖4所示。為了進(jìn)一步證實(shí)該電流的存在，又檢查了該集電線路的綜合保護(hù)裝臵二次實(shí)時(shí)測(cè)量值，該線路的零序電流顯示為0.130A，如圖5所示。設(shè)備跳閘后，故障錄波實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和線路保護(hù)裝臵都顯示該集電線路的零序電流為0.13A左右，再次確定了該電流的存在。

由以上分析可知，35kV潤(rùn)風(fēng)六線集電線路零序Ⅱ段動(dòng)作跳閘，原因?yàn)楸Ｗo(hù)裝臵檢測(cè)到了不正確的零序電流引起的保護(hù)動(dòng)作，一次設(shè)備無故障。

圖4（跳閘后故障錄波實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)線路零序電流顯示為0.137A）

圖5（跳閘后線路保護(hù)裝臵零序電流顯示為0.130A）

現(xiàn)場(chǎng)分析產(chǎn)生不正確的零序電流有兩種可能性，一是二次設(shè)備受到干擾產(chǎn)生感應(yīng)電流，導(dǎo)致裝臵檢測(cè)到了0.13A的零序電流，二是零序電流互感器的一次回路中確實(shí)有電流，但是并不是一次回路中產(chǎn)生的，而是電纜屏蔽層接地受到干擾產(chǎn)生的感應(yīng)電流。分析可知二次設(shè)備受到干擾產(chǎn)生感應(yīng)電流大部分是瞬時(shí)的，不可能永久性存在，那么因?yàn)殡娎|屏蔽層產(chǎn)生感應(yīng)電流的可能性較大，隨后現(xiàn)場(chǎng)對(duì)第二種可能性展開了檢查。

三、現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備檢查：

現(xiàn)場(chǎng)分析該零序電流是由外接零序電流互感器測(cè)量的，首先從線路的零序電流互感器及二次接線入手。現(xiàn)場(chǎng)使用鉗形電流表測(cè)量了零序電流互感器二次線電流，測(cè)量到的電流值為0.13A（如圖6所示），與綜合保護(hù)裝臵監(jiān)測(cè)到的電流值一致。查看零序電流互感器的名牌可知，該電流互感器的變比為100/1，依據(jù)測(cè)量到的二次值推斷，一次電流值為13A左右。，隨后，現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量了穿過零序電流互感器的電纜屏蔽層接地線，該接地線的電流為6.87A（如圖7所示）。

圖6（跳閘后測(cè)量零序二次電流0.13A）圖7（跳閘后測(cè)量屏蔽層接地電流6.78A）

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)電流互感器的安裝結(jié)構(gòu)分析，通過零序電流互感器的電流有兩個(gè)，第一是電纜的屏蔽層，第二是穿過零序電流互感器接地的屏蔽層接地線（該接地線是把兩個(gè)電纜的鋼鎧和屏蔽層都短接在一起再連接到接線上），如圖8所示。已經(jīng)測(cè)量到屏蔽層接地線的電流為6.78A，由于電纜太粗，現(xiàn)場(chǎng)無法測(cè)量電流，但通過推斷可知，電纜接地線和電纜屏蔽層的電流大小相等，那么兩個(gè)電流相加為13.56A，印證通過二次測(cè)量值計(jì)算出的一次電流值為13A左右?，F(xiàn)場(chǎng)人員判斷問題就出在電纜接地線和電纜屏蔽層上。

圖8（零序電流互感器）

現(xiàn)場(chǎng)人員仔細(xì)檢查電流互感器的安裝位臵和接地線位臵，發(fā)現(xiàn)電纜接地線穿線錯(cuò)誤，正確穿線后電纜屏蔽層和電纜接地線的電流大小相等方向相反，相互抵消。由于安裝錯(cuò)誤導(dǎo)致電纜接地線按照同方向在電流互感器中繞了兩圈，即零序電流互感器一次的匝數(shù)由1變?yōu)?，一次實(shí)際測(cè)量的6.87A，二次計(jì)算值=6.87A*2/100=0.136A≈0.13A。證實(shí)了實(shí)際測(cè)量值。

我站零序電流互感器為后期改造安裝的，安裝完成后電纜的接地點(diǎn)都在零序互感器的上端，依據(jù)中華人民共和國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)--電氣裝臵安裝工程電纜線路施工及驗(yàn)收規(guī)范--（GB50168-2006）6.2.9可知，電纜通過零序電流互感器時(shí)，電纜接地點(diǎn)在互感器以下時(shí)，接地線應(yīng)直接接地；接地點(diǎn)在互感器以上時(shí)，接地線應(yīng)穿過互感器接地。

該事故發(fā)生前施工方進(jìn)行過電纜接地線穿過零序電流互感器接地的改造，正是由于在施工方改造中出現(xiàn)了穿線錯(cuò)誤，導(dǎo)致保護(hù)裝臵檢測(cè)到了錯(cuò)誤的零序電流，引起保護(hù)動(dòng)作。電纜接地線穿過電流互感器正確和錯(cuò)誤對(duì)比圖如圖9所示。該缺陷屬于工程方施工遺留缺陷，查明原因后聯(lián)系施工方進(jìn)行整改，并且對(duì)所有零序電流互感器屏蔽層接地線進(jìn)行了排查，確認(rèn)其他電纜屏蔽層接地線沒有穿線錯(cuò)誤。接地線整改后測(cè)量電纜屏蔽層接地線還是存在一定的電流，但是并沒有通過零序電流互感器，保護(hù)裝臵測(cè)量到的零序電流在0.02左右，設(shè)備運(yùn)行正常。

正確

錯(cuò)誤

圖9（電纜屏蔽層穿過零序電流互感器接地對(duì)比）

四、事故預(yù)防措施

零序電流互感器正確的安裝非常重要，其中一條要求就是電纜接地點(diǎn)在互感器以上時(shí)，電纜接地線應(yīng)穿過互感器接地，避免高壓電纜的屏蔽層的雜散電流和感應(yīng)電流引起零序電流互感器保護(hù)誤動(dòng)。但是在實(shí)際施工現(xiàn)場(chǎng)，有些電纜接地線該穿零序電流互感器時(shí)未穿，或者倒穿了，造成零序保護(hù)不能正確動(dòng)作。

公司代維現(xiàn)場(chǎng)大部分都是新建變電站，業(yè)主的工程和施工人員水平不一。多數(shù)現(xiàn)場(chǎng)在工程期間代維人員都入住現(xiàn)場(chǎng)，開始了代維工作，包含工程期間的缺陷管理，甚至不少現(xiàn)場(chǎng)都是我們公司代維人員代替業(yè)主進(jìn)行的安裝工程驗(yàn)收。這就要求代維現(xiàn)場(chǎng)人員至少要具備以下兩點(diǎn)：

1、全面了解《電氣裝臵安裝工程電纜線路施工及驗(yàn)收規(guī)范》等國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)。如果業(yè)主需要公司代維人員代替驗(yàn)收時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)人員一定要按照國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)驗(yàn)收，切實(shí)保障客戶利益最大化，保障后期安全穩(wěn)定運(yùn)行。

2、新交接的代維變電現(xiàn)場(chǎng)，代維人員要對(duì)零序電流互感器安裝，無功補(bǔ)償電容器的安裝等容易出現(xiàn)安裝紕漏的設(shè)備，進(jìn)行一次全面的檢查，包含重要連接部位的螺栓緊固，高壓隔離開關(guān)接觸電阻測(cè)試等，及早發(fā)現(xiàn)問題，及時(shí)處理問題，避免反送電后影響設(shè)備安全運(yùn)行。

參考資料：

1、中華人民共和國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)電氣裝臵安裝工程電纜線路施工及驗(yàn)收規(guī)范（GB50168-2006）

2、零序電流互感器安裝注意事項(xiàng)_百度文庫(kù)

http://wenku.baidu.com/view/1067190b7cd184254b353570.html?re=view

第二篇：零序保護(hù)誤動(dòng)跳閘分析

田頭變電站110kV馬田Ⅰ、Ⅱ回保護(hù)動(dòng)作分析報(bào)告

一、事件前運(yùn)行方式

110kV馬田I回、馬田Ⅱ回并列運(yùn)行對(duì)110KV田頭變進(jìn)行供電，田中線送電保線（對(duì)側(cè)開關(guān)熱備用），110kVⅠ、Ⅱ組母線并列運(yùn)行；#3主變110kV運(yùn)行于110kVⅠ母；110kV馬田I回、田通I回、南田、田中線運(yùn)行于110kVⅠ母；110kV馬田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田線運(yùn)行于110kVⅡ母。

田頭變一次接線圖

二、設(shè)備情況

110kV馬田I回、馬田Ⅱ回保護(hù)裝置：型號(hào)PSL-621D,南京南自；110kV 大田線（田頭變）保護(hù)裝置：型號(hào)RCS-941A,南京南瑞；2009年8月投運(yùn)；110kV 大田線（大梁子電站）保護(hù)裝置：型號(hào)DPL-11D,南京恒星；2015年3月投運(yùn)；110kV 大田線（咪湖三級(jí)電站）保護(hù)裝置：型號(hào)RCS-941A,南京南瑞；2009年9月投運(yùn)。

三、保護(hù)報(bào)警信息

110kV田頭變?cè)?016年5月31日20時(shí)42分57秒110kV馬田I回見（圖2）、馬田Ⅱ回見（圖1）零序Ⅰ段動(dòng)作，跳開出線斷路器，20時(shí)42分57秒大田線保護(hù)啟動(dòng)見圖3。對(duì)側(cè)迷糊三站距離Ⅰ段動(dòng)作跳閘故障測(cè)距約5KM處（見圖4）、大梁子電站零序Ⅰ段動(dòng)作跳閘（見圖5）。

圖1.馬田Ⅱ回動(dòng)作報(bào)告

圖2.馬田Ⅰ回動(dòng)作報(bào)告

圖3.大田線保護(hù)啟動(dòng)報(bào)告

圖4.T大田線保護(hù)跳閘信號(hào)（咪三站）

圖4.大田線保護(hù)跳閘信號(hào)（大梁子電站）

四、保護(hù)動(dòng)作分析

故障發(fā)生后對(duì)馬田雙回線進(jìn)行了巡線，未發(fā)現(xiàn)異常，通過大梁子電站線路側(cè)避雷計(jì)數(shù)器發(fā)現(xiàn)有放電動(dòng)作一次，隨后由大梁子電站零起升壓對(duì)110KV大田線進(jìn)行沖電未發(fā)現(xiàn)異常；初步判斷大田線電站側(cè)跳閘是由于雷擊瞬時(shí)故障造成(雷雨天氣)，大田線田頭變側(cè)從保護(hù)啟動(dòng)波形分析在故障持續(xù)時(shí)間約為80MS后故障電流消失（馬田雙回跳閘），故保護(hù)未出口，根據(jù)相關(guān)保護(hù)動(dòng)作信息推測(cè)故障點(diǎn)很有可能在大田線上，6月7日，再次停電安排對(duì)110kV大田線進(jìn)行重點(diǎn)區(qū)段進(jìn)行登桿檢查，發(fā)現(xiàn)#4桿B、C相瓷瓶有閃絡(luò)放電的痕跡（見下圖），于當(dāng)天更換損傷瓷瓶。

大田線#4桿B、C相瓷瓶放電痕跡

通過故障點(diǎn)的暴露可以得出，大田線保護(hù)動(dòng)作由于線路故障屬于正確動(dòng)作，田頭變側(cè)保護(hù)未出口由于屬于Ⅱ段保護(hù)范圍有延時(shí)，在此期間馬田雙回線Ⅰ段動(dòng)作切除了故障電流，故未出口屬于正確動(dòng)作（停電期間對(duì)大田線進(jìn)行了聯(lián)動(dòng)試驗(yàn)，合格滿足投運(yùn)要求）。隨后對(duì)馬田雙回線零序Ⅰ段誤動(dòng)進(jìn)行分析，通過查看動(dòng)作報(bào)文矢量圖見下圖)可以看出，零序電壓在動(dòng)作區(qū)域保護(hù)裝置屬于正確動(dòng)作，因此可以排除保護(hù)裝置本身問題。

故障報(bào)文分析矢量圖

PSL-621D保護(hù)裝置零序功率方向動(dòng)作區(qū)

隨后通過對(duì)此次動(dòng)作故障波形和試驗(yàn)正、反方向波形進(jìn)行比對(duì)發(fā)現(xiàn)，故障波形中故障電流超前故障電壓約90度（見下圖1-3）。滿足該保護(hù)裝置動(dòng)作判據(jù)，保護(hù)裝置將會(huì)判斷正方向故障動(dòng)作出口。此次電流同向和和試驗(yàn)正向波形相同，排除電流回路問題；但故障電壓波形有所失真，故障相電壓和零序電壓同向，和試驗(yàn)正向波形有所不同；初步判斷造成此次保護(hù)誤動(dòng)的主要原因在電壓回路。

圖1正方向試驗(yàn)波形（出口）

圖2反方向試驗(yàn)波形（不出口）

圖3馬田線故障波形

隨后對(duì)110kV電壓互感器二次回路進(jìn)行反措執(zhí)行檢查，核實(shí)PT接線及是否存在多點(diǎn)接地的情況，從保護(hù)裝置原理圖（見下圖）可以看出3U0由裝置內(nèi)部自產(chǎn)。

保護(hù)裝置電壓采樣原理圖 通過查看設(shè)計(jì)圖紙電壓接線端子圖和PT原理圖（見圖1和2）

PT本體原理圖1

保護(hù)電壓接線端子圖2 發(fā)現(xiàn)開口N線與星形繞組的N線共用一根導(dǎo)線，沒有分開不符合反措要求，由此判斷開口三角繞組的N線與星形繞組的N線共用一根導(dǎo)線是造成此次保護(hù)裝置誤動(dòng)的主要原因。

五、造成110kV馬田雙回線不正確動(dòng)作原因分析：

1.直接原因分析

110kV大田線#4桿B、C相瓷瓶發(fā)現(xiàn)有雷擊閃絡(luò)放電的痕跡，此處離110kV 田頭變26公里左右，離水電站1公里，對(duì)照110kV 田頭變110kV馬田Ⅰ回線、110kV馬田II回線保護(hù)裝置的測(cè)距信息（反方向上的80公里左右），同時(shí)對(duì)照110kV大田線上電廠側(cè)的保護(hù)測(cè)距信息（正方向上的5公里左右），線路兩側(cè)故障測(cè)距和實(shí)際位置不對(duì)應(yīng)，主要是由于過度電阻較大故測(cè)距數(shù)據(jù)誤差較大，但是都在其保護(hù)動(dòng)作范圍內(nèi)，加上通過登桿檢查，最終鎖定此故障點(diǎn)就是導(dǎo)致5.31事故跳閘的原因。

2.間接原因分析

本站建設(shè)于2009年，當(dāng)時(shí)公司還屬于民營(yíng)性質(zhì)，技術(shù)力量薄弱，在接下來的幾年運(yùn)行時(shí)間內(nèi)，沒有按照電網(wǎng)公司的反措要求執(zhí)行，特別是其中有關(guān)于110kV電壓互感器繞組接線核對(duì)需檢查的內(nèi)容（具體是：來自開關(guān)場(chǎng)的電壓互感器二次回路4根引入線和開口三角形繞組的2根引入線均應(yīng)使用各自獨(dú)立的電纜，不得共用。開口三角繞組的N線與星形繞組的N線需分開。）沒有得到執(zhí)行，導(dǎo)致電壓二次回路出現(xiàn)異常，在5.31當(dāng)天發(fā)生110kV線路接地時(shí)，保護(hù)裝置采集到錯(cuò)誤的電壓數(shù)值，導(dǎo)致零序保護(hù)的功率方向判斷錯(cuò)誤，造成馬田雙回線反方向故障保護(hù)誤動(dòng)，究其原因是110kV電壓互感器開口三角繞組的N線與星形繞組的N線沒有分開，使保護(hù)用的二次電壓A、B、C、N線在接入110kV馬田Ⅰ回線、110kV馬田II回保護(hù)裝置時(shí)，繼保裝置接收到的電壓不能真實(shí)反映實(shí)際情況，導(dǎo)致繼電保護(hù)裝置判斷故障點(diǎn)處于正方向上，從而在零序I段的電流達(dá)到定值要求后就出口動(dòng)作，功率方向閉鎖失效，此情況屬于110kV電壓互感器二次接線存在設(shè)計(jì)缺陷導(dǎo)致的保護(hù)誤動(dòng)作。

六、整改措施

嚴(yán)格按照變電站反措要求，對(duì)馬關(guān)供電有限公司所轄5個(gè)110kV變電站進(jìn)行排查，將110kV電壓互感器開口三角繞組的N線與星形繞組的N線分開，不得共用。確保在110kV線路接地時(shí)，接入相關(guān)保護(hù)裝置的三相電壓能符合南網(wǎng)反措要求，杜絕類似事件的再次發(fā)生。

責(zé)任部門：設(shè)備部

監(jiān)督部門：安全監(jiān)管部 完成時(shí)間：7月底

2016年6月14日

第三篇：論文 集電線路跳閘事故分析和改進(jìn)

題目：通過分析2013年7月11日驛道風(fēng)電場(chǎng)主變低壓側(cè)301開關(guān)跳閘的原因，完善風(fēng)電場(chǎng)電氣二次保護(hù)。編寫人：于江、秦寶平、王立群 主題詞：故障分析、越級(jí)跳閘、解決方案

一、故障發(fā)生前運(yùn)行方式和工況

1、運(yùn)行方式：110kV送出線、#1主變、35KV#4母線、集電一線至集電六線、#2無功補(bǔ)償裝臵（SVG）正常運(yùn)行，#1無功補(bǔ)償裝臵備用。所有保護(hù)及保護(hù)壓板按規(guī)定投入。63臺(tái)風(fēng)機(jī)正常運(yùn)行，3臺(tái)風(fēng)機(jī)故障停運(yùn)。

2、運(yùn)行工況：風(fēng)場(chǎng)區(qū)域正降暴雨并伴有頻繁雷電，風(fēng)場(chǎng)風(fēng)速5.0米/秒，風(fēng)場(chǎng)總負(fù)荷12MW。萊州線電流：41.48A 電壓：117.5kV功率因數(shù)：1

二、故障現(xiàn)象及分析簡(jiǎn)介

1、故障現(xiàn)象：

00：34，天空中一道閃電，值班人員隨即發(fā)現(xiàn)主變低壓側(cè)301開關(guān)跳閘，集電五線316開關(guān)跳閘，集電二線312開關(guān)狀態(tài)變?yōu)榛疑?6臺(tái)風(fēng)機(jī)全部停運(yùn)，立即匯報(bào)值長(zhǎng)、地調(diào)王磊。2處理過程：

故障發(fā)生后，檢修公司其它人員及風(fēng)場(chǎng)管理人員立即到達(dá)現(xiàn)場(chǎng)，并檢查開關(guān)保護(hù)動(dòng)作情況及故障錄波情況，初步判斷故障原因?yàn)榧娝木€、集電五線遭雷擊所致。在檢測(cè)35kV母線絕緣正常后送電恢復(fù)，此后逐步

恢復(fù)。至17：10，集電四線和集電五線送電完畢，恢復(fù)正常。

三、原因分析：

調(diào)閱故障錄波器中故障前后波形顯示，00時(shí)34分09秒322毫秒，集電四線與集電五線同時(shí)發(fā)生相間短路并伴接地故障，從電流及電壓波形看集電四線C相與集電四線B相、集電五線B相波形相反，幅值與集電四線B相、集電五線B相之和相當(dāng)，分析故障起因?yàn)槔讚粼斐赏p回的集電四線、集電五線放電并伴有接地，具體為：集電四線C相向集電四線B相、集電五線B相放電，同時(shí)伴有接地。00時(shí)34分09秒964毫秒集電五線316開關(guān)由于零序保護(hù)動(dòng)作而跳閘（因故障錄波器中未接零序電流信號(hào)，故無法獲取零序電流值），集電四線B、C相間短路及接地故障仍未消失，集電四線C相電流達(dá)到35.583A（二次值），B相電流達(dá)到19.447A（二次值），故障錄波器中未接零序電流信號(hào)，無法獲取集電四線零序電流值，集電四線零序保護(hù)、過電流保護(hù)均未動(dòng)作，00時(shí)34分09秒951毫秒#1主變低壓側(cè)301開關(guān)二段過流保護(hù)動(dòng)作，301開關(guān)跳閘（故障后35kV母線產(chǎn)生45.699V（二次值）的零序電壓）。

綜上分析故障原因?yàn)椋阂蚶讚粼斐赏p回的集電四線、集電五線放電并伴有接地，集電五線316開關(guān)零序保護(hù)動(dòng)作而跳閘，集電四線315開關(guān)無任何保護(hù)動(dòng)作，導(dǎo)致主變低壓側(cè)301開關(guān)二段過流保護(hù)動(dòng)作，集電一線至集電六線停運(yùn)，63臺(tái)風(fēng)機(jī)停運(yùn)。

也就是說，這次雷擊因集電四線315開關(guān)的保護(hù)未動(dòng)作造成保護(hù)越級(jí)動(dòng)作，擴(kuò)大了停電的范圍。

四、應(yīng)采取的防范措施

1、認(rèn)真核查各集電線路保護(hù)定值、回路接線，確保保護(hù)正確動(dòng)作。

2、進(jìn)行35kV各集電線路保護(hù)二次回路極性的修改。避免類似故障的再次發(fā)生。

第四篇：CRH5A型動(dòng)車組軸溫誤報(bào)警故障原因分析及預(yù)防措施范文

CRH5A型動(dòng)車組軸溫誤報(bào)警故障原因分析及預(yù)防措施

摘 要 主要對(duì)CRH5A型動(dòng)車組軸溫檢測(cè)系統(tǒng)的組成、功能及工作原理進(jìn)行闡述，對(duì)軸溫誤報(bào)警故障原因進(jìn)行分析，并提出庫(kù)內(nèi)檢修預(yù)防措施及建議。

關(guān)鍵詞 動(dòng)車組；軸溫；誤報(bào)警

中圖分類號(hào)：U266 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1671-7597（2014）06-0074-01

軸溫檢測(cè)系統(tǒng)是CRH5A型動(dòng)車組的重要安全監(jiān)控設(shè)備，其工作穩(wěn)定性是保證動(dòng)車組安全運(yùn)行和鐵路正常運(yùn)輸秩序的關(guān)鍵。自CRH5A型動(dòng)車組投入營(yíng)運(yùn)以來，在運(yùn)行途中因軸溫誤報(bào)警故障造成臨時(shí)停車所占比例較高，嚴(yán)重影響著動(dòng)車組安全、正點(diǎn)運(yùn)行，也長(zhǎng)期困擾著全路配屬有CRH5A型動(dòng)車組的運(yùn)用檢修部門。本文對(duì)CRH5A型動(dòng)車組軸溫檢測(cè)系統(tǒng)的組成、功能及工作原理進(jìn)行了闡述，對(duì)軸溫誤報(bào)警故障原因進(jìn)行了分析，并提出庫(kù)內(nèi)檢修預(yù)防措施及建議。CRH5A型動(dòng)車組軸溫檢測(cè)系統(tǒng)的主要組成CRH5型動(dòng)車組軸溫檢測(cè)系統(tǒng)主要由頭車I/O模塊、熱軸主機(jī)、SUT盒、集成傳感器、車下接線盒、以及連接這些設(shè)備的相關(guān)配線、網(wǎng)絡(luò)控制線等組成。CRH5A型動(dòng)車組軸溫檢測(cè)系統(tǒng)各部件的功能、位置分布及工作原理

熱軸主機(jī)主要負(fù)責(zé)對(duì)軸溫系統(tǒng)供電和相鄰兩輛車采集的各軸箱集成傳感器溫度信號(hào)的處理。每列動(dòng)車組的1車、3車、6車、0車配電柜內(nèi)各裝有一臺(tái)熱軸主機(jī)，其中1車熱軸主機(jī)負(fù)責(zé)1車和2車各軸箱集成傳感器溫度信號(hào)的處理；3車熱軸主機(jī)負(fù)責(zé)3車和4車各軸箱集成傳感器溫度信號(hào)的處理；6車熱軸主機(jī)負(fù)責(zé)5車和6車各軸箱集成傳感器溫度信號(hào)的處理；0車熱軸主機(jī)負(fù)責(zé)7車和0車各軸箱集成傳感器溫度信號(hào)的處理。各熱軸主機(jī)利用CAN線相互串聯(lián)在一起，并通過MVB線經(jīng)由充電機(jī)、衛(wèi)生間相互連接，與兩端頭車的TCMS（舒適）構(gòu)成通訊，最終通過司機(jī)室RIOM在顯示屏上顯示溫度值，另不同的是在1車和0車上各設(shè)有一個(gè)輸入輸出模塊（I/O），實(shí)現(xiàn)熱軸主機(jī)與BPS屏間的信號(hào)傳輸。

SUT盒相當(dāng)于一個(gè)數(shù)模轉(zhuǎn)換器，將模擬信號(hào)轉(zhuǎn)換為數(shù)字信號(hào)，在每個(gè)轉(zhuǎn)向架上裝有2個(gè)SUT盒，分別為SUT1盒和SUT2盒，結(jié)構(gòu)互為冗余。相鄰兩輛車（四個(gè)轉(zhuǎn)向架）上的所有SUT1盒利用CAN線1相互串聯(lián)在一起，與熱軸主機(jī)形成通訊，而終端SUT1盒利用CAN線1與熱軸主機(jī)連接進(jìn)行信號(hào)反饋，形成一個(gè)閉合通訊環(huán)路。同理，相鄰兩輛車（四個(gè)轉(zhuǎn)向架）上的所有SUT2盒利用CAN線2相互串聯(lián)在一起，與熱軸主機(jī)形成通訊，而終端SUT2盒利用CAN線2與熱軸主機(jī)連接進(jìn)行信號(hào)反饋，形成一個(gè)閉合通訊環(huán)路。

集成傳感器主要由熱敏電阻組成，通過溫度變化來改變電流采集原始模擬信號(hào)，每個(gè)軸箱裝有一個(gè)集成溫度傳感器，分別為PT1000 1和PT1000 2，結(jié)構(gòu)互為冗余，每個(gè)轉(zhuǎn)向架上的所有PT1000 1與SUT1盒連接形成通訊。同理，每個(gè)轉(zhuǎn)向架上的所有PT1000 2與SUT2盒連接形成通訊。

軸溫監(jiān)測(cè)系統(tǒng)車下位置分布圖 CRH5A型動(dòng)車組軸溫誤報(bào)警故障現(xiàn)象

1）BPS屏軸溫系統(tǒng)警示燈點(diǎn)亮，監(jiān)控屏顯示軸溫正常。

2）BPS屏軸溫系統(tǒng)警示燈點(diǎn)亮，監(jiān)控屏顯示軸溫跳變或“？”。

3）BPS屏軸溫系統(tǒng)警示燈顯示正常，監(jiān)控屏顯示軸溫跳變。

4）BPS屏軸溫系統(tǒng)警示燈顯示正常，監(jiān)控屏顯示軸溫為“？”。CRH5A型動(dòng)車組軸溫誤報(bào)警故障原因分析

1）軸溫檢測(cè)系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)信號(hào)傳輸異常。

2）軸溫檢測(cè)系統(tǒng)設(shè)備本身故障，如熱軸主機(jī)、SUT盒、集成傳感器等。

3）SUT盒本身及連接SUT盒的航空插頭密封不良，雨雪天氣容易進(jìn)水短路。

4）線路屏蔽效果差，信號(hào)傳輸受干擾造成軸溫跳變。

5）集成傳感器安裝座螺絲松動(dòng)，造成連接插松動(dòng)接觸不良。

6）軸箱端蓋內(nèi)部碳粉及油跡對(duì)集成傳感器的信號(hào)采集有所干擾。庫(kù)內(nèi)檢修預(yù)防措施及建議

1）堅(jiān)持車載數(shù)據(jù)下載分析。每次運(yùn)行入庫(kù)后下載車載TCMS數(shù)據(jù)，對(duì)軸溫系統(tǒng)故障信息進(jìn)行分析處理；對(duì)熱軸主機(jī)利用軟件監(jiān)控軸溫信號(hào)傳輸狀態(tài)及溫度顯示狀態(tài)。

2）改變安裝在轉(zhuǎn)向架上的SUT盒位置。對(duì)SUT盒本身及連接SUT盒的航空插頭涂打密封膠防水，并將SUT盒的安裝位置移至車體艙內(nèi)部。

3）增加檢修項(xiàng)點(diǎn)。在利用18萬公里檢修對(duì)空心軸探傷時(shí)，對(duì)軸端集成傳感器安裝狀態(tài)進(jìn)行檢查，并擦拭傳感器上的油跡及碳粉；對(duì)軸溫檢測(cè)系統(tǒng)各接插件插頭處線路屏蔽層進(jìn)行檢查。

參考文獻(xiàn)

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