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电力系统故障的原因种类和后果篇一
案例11 施土留下隐患，值班员误碰电缆断面线路跳闸
事故简况：1989年2月16日，绥化电业局220kv绥化一次变电所值班员清扫卫生中，见习值班员齐××在清擦1号主变压器保护屏屏后地面时，拖布碰到该屏后地面上电缆断面，警报铃响，220kv分段兼旁路绿灯闪光，“掉牌未复归”光字牌亮，经检查直流接地信号继电器掉牌，无其他信号，一次设备无异常，汇报调度，按调度令拉开220kv绥海线断路器，合上220kv分段兼旁路断路器正常，随后，合上220kv绥海线断路器正常。
事故原因及暴露问题：按扩建工程二次图纸设计要求，主变压器直接接地零序保护接地后，先跳220kv分段兼旁路断路器，220kv分段兼旁路综合重合闸屏至1号主变压器保护屏控制电缆分段屏侧的正电“1”与手动跳闸起动回路“r33”两芯均已接线带电。1号主变压器保护屏侧电缆芯中的正电“1”与跳闸回路“r33”之间需串入直接接地零序保护2段时间继电器的滑动触点。因当时1号主变压器在运行中，所以未施工安装，该电缆盘卷在屏后地面上，1号主变压器保护屏电缆断面的“1”与“r33”线芯裸露在外。违反《继电保护和安全自动装置检验保安规程》检验工作中对下列各点应特别注意安全谨慎从事之5“拆下的带电线头，必须包扎稳固，做好记录，恢复时逐项核对”的规定，没有对裸露在外的带电电缆芯“1”与“r33”进行包扎，是发生事故的主要原因。
值班员对回路和施工情况不清楚，致使拖布碰擦电缆断面，造成“1”与“r33”两芯短路，是发生事故的直接原因。
事故暴露出继电人员工作责任心不强，裸露的电未包扎，也未向运行人员交待。
运行单位验收不细，把关不好。
防范措施：
(1)运行单位一定要加强验收把关工作，验收时一定要严、细。
(2)对运行设备的二次电缆，投运要制定详细的施工方案和安全措施。
(3)继电人员在工程完工后，要与运行单位进行认真、详细的交待，特别是遗留下来的未完工程，更应仔细交待，应告诫运行人员要注意的地方。
案例12 触碰跳闸回路，造成母差保护误动
事故简况：1986年7月3日16时16分吉林电业局铁东变电所倒闸操作，恢复220kv母线固定连接。运行人员在拉开220kv母差保护三极隔离开关时，因带有正电源的固定三极隔离开关的螺丝窜出，误碰到220kv母差保护跳闸回路，造成220kv母联断路器跳闸。
事故原因及暴露问题：
(1)该220kv母差保护是1986年5月10～20日检定的，试验人员对盘内线头及螺丝都进行了检查和加紧，但由于对三极隔离开关固定螺丝的管辖分工概念不清，故对三级隔离开关检查不细，三极隔离开关固定螺丝早已窜出的隐患没有及早查出，是发生事故的主要原因。
(2)运行人员在拉三极隔离开关前，没有对三极隔离开关进行检查，早已窜出的带正电的螺丝误碰起动220kv母联断路器跳闸继电器mlj回路，造成220kv母线差动保护动作，跳开220kv母联断路器，是发生事故的直接原因。
防范措施：
(1)继电人员与运行人员对设备的维护分工要有明确的划分，消灭管辖分工概念不清的死角，防止因设备分工不明造成事故。
(2)应对端子排20cm以内进行全部细致的检查，对经常操作的连接片、隔离开关、重合闸试验按钮应加强检查维护，加强复查，将隔离开关固定螺丝焊死，运行人员操作时，应先检查后操作。案例13 保护装置元件绝缘老化、脏污，造成线路跳闸
事故简况：1990年2月10日，营口电业局盘山一次变电所1号所用变屏弧光短路，引起直流正极接地，致
使220kv阜盘线c相继电器动作，断路器跳闸重合成功。
事故原因及暴露问题：
盘山一次变电所控制室内与1号所用变压器交流屏并排按放的直流屏，在弧光作用下，发生直流系统正极弧光接地，是发生事故的直接原因。
继电人员对所维护的保护装置未能按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻和执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，其中接地综合重合闸屏选相元件c相插件绝缘老化、脏污，未能及时发现和消除，在当时特定的潮湿空气中，使插件座上18端子与地之间绝缘电阻急剧变小，这样使继电器动作跳闸经试验k点绝绝缘电阻在较干燥的天气下，可达2mω，而当时只有0.6mω；是发生220kv阜盘线c相跳闸的主要原因。事故暴露出：
(1)直流屏与交流屏之间未加隔板，所以造成相互影响。
(2)盘山地区盐碱大，空气较潮湿，门窗密封不好，造成设备脏污。
防范措施：
(1)交、直流屏间应立即加上绝缘隔板，以减少其相互间影响。
(2)要把控制室门窗密封完好，防止尘土过多积存在屏内各端子上，特别要注意和防止室内 装置受潮。
(3)继电专责岗位责任制要加强，一定要严格执行《继自装置运管规程》的各项规定，维护好设备，加强设备的巡视、检查，及时消除设备的隐患，防止保护装置误动作。
案例14 气体继电器误动作，主变压器两侧断路器跳闸
事故简况：1990年5月18日，吉林通化电业局水洞一次变电所直流接地，2号主变压器轻、重瓦斯保护动作，两侧断路器跳闸，2号主变压器停电，次日，经检查后2号主变压器恢复运行。
事故原因及暴露问题：气体继电器接线柱槽盖，在制造结构上存在易脱落的缺点，当大风雨时，槽盖脱落后，槽内进入雨水，是气体继电器误动作的直接原因。
继电人员未按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，对气体继电器接线柱槽盖易脱落的缺陷掌握不够，不能及时消除、处理，是发生事故的主要原因。
变电运行人员在巡视检查工作中，没有发现气体继电器无防雨措施和及时处理，是发生事故的重要原因。
事故暴露出继电人员、变电运行人员等责任心不强，没能严格按“规程”规定做好本职工作。防范措施
(1)针对此次事故的教训，应认真对全局各主变压器的气体保护接线柱槽盖进行一次全面检查，防止同类性质事故再次发生。
(2)气体继电器安装、调试后，应在记录簿中记录防雨措施是否完善、好用。
(3)对气体继电器接地柱槽盖易脱落缺点，应列入技改项目，发动科技人员、广大变电、继电人员，提出改进意见。
(4)继电专责人和变电运行人员，要提高责任感，认真检查、巡视设备，发现问题要及时处理。
案例15 送电线路故障，保护误动导致一次变电所全停
事故简况：1990年12月22日，吉林延边电业局图门一次变电所，因下雨雪，造成送电线路覆冰，超过设计标准，220kv图延甲线导线覆冰40mm，覆冰和粘雪使导线不均匀下落，上下跳动，造成线路混线、短路。当天2时10分，图门一次变电所全停，检查时，发现220kv珲图乙线相差高频动作，断路器跳闸不重合；220kv图延甲线两侧高频方向和距离保护一段动作，断路器三相跳闸不重合(均在单相重合闸位置)；66kv图纸线低频动作，断路器跳闸。经省调指挥于3时13分图门一次变电所恢复正常。
事故原因及暴露问题：这次事故的起因是220kv图延甲线覆冰灾害所致。
220kv珲图乙线珲春电厂侧保护误动造成图门一次变电所全停的事故，主要是因为珲春电厂侧保护装置中有一寄生回路存在，这是珲春电厂继电人员违反《继自现场保安规定》3.14条“保护装置二次线变动或改进时，严防寄生回路存在，没用的线应拆除”的规定，在保护装置二次回路线变动和改动时，没有把没有用的线拆掉所致，是珲图乙线保护误动的主要原因。
电力载波中断，原因是载波机电源中断，这主要是所用电源不可靠，通信联系不通，延误了变电所恢复送电时间，是事故延长的主要原因。
事故暴露出：
1事故发生后，电厂、变电所等沟通信息时，情况不准确，给判断事故、恢复送电造成一定的困难。2图一次变电所所用电源不可靠，地调处理时不果断，应通过韦子沟变电所送电到图一次变电所。3图纸线是供造纸厂，而该厂有自备发电机在运行中，没有低频减载装置，故这次低频动作，说明该局对用户自备电源管理不善。
防范措施：
1要对一次变电所和重要的变电所所用电必须做到有外电源并有自动切换装置，确保所用电不间断。2要加强对继电、通信和变电运行人员的技术业务培训，运行人员的重点是事故处理和各种保护连接片的使用，保护动作信号的分析和故障录波器的使用；继电人员的重点是严格执行各种检验规程、保护和自动装置的检验，最终以整体试验和模拟运行状态下检验为准；通信人员的重点是熟悉设备和系统，会紧急排除故障。
3通过这次事故，要尽快完善事故时暴露的问题，如用户自备电源的管理等。
案例16 振动过大，造成保护误动线路单相跳闸
事故简况：1992年10月13日，齐齐哈尔电业局继电人员，在北郊变电所处理220kv二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷，因继电人员不小心，使保护盘受力振动，将b相防跳继电器触点闭合，造成b相断路器跳闸的事故。
事故原因及暴露问题：继电保护工作人员在处理220kv二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷时，违反《安规》(变电)第217条“在保护盘上或附近打眼等振动较大的工作时，应采取防止运行中设备掉闸的措施，必要时经值班调度员或值班负责人同意，将保护暂时停用”，也违反《继自现场保安规定》第3.6条“尽量避免在运行的保护屏附近进行钻孔或进行任何有振动的工作，如要进行，则必须采取妥善措施，以防止运行的保护误动作”等规定，继电人员在拔重合闸继电器时，由于用力过猛，致使保护屏(盘)受力振动过大，将b相防跳继电器的触点闭合，造成b相断路器跳闸，是发生事故的直接原因。
运行人员在线路跳闸事故处理时，违反《齐齐哈尔电力系统调度规程》以下简称《调度规程》第169条之四“装有同期装置的线路断路器跳闸，在确认线路有电压且符合并列条件时，可不待调度命令，自行同期并列或环并”的规定，当220kv二郊甲线b相保护误动造成断路器跳闸后，运行人员没有合同期把手，就进行强送，造成强送不成功，经调度同意切开其他两相后，再次三相合闸成功。运行人员技术素质低，没按《调度规程》执行，是事故延长时间的主要原因。事故暴露出继电人员对运行的保护盘上的工作，安全重视不够、麻痹大意，工作负责人监护指导不利。
防范措施：
(1)在运行的保护盘上工作，对有可能发生较大的振动时，应派有经验的人员去进行工作，并在工作前详细研究，制定减轻振动的方法和注意事项。
(2)在运行的控制和保护盘上工作前，要做好危险点的分析，对在盘上工作的继电人员要详细交待，使每位继电工作人员都能提高警惕，并指派有经验的继电人员做监护人，监护人要认真负责，不间断地监护，随时指导和纠正不安全的动作。
(3)运行人员要加强对技术、业务学习，熟悉有关规程，遇事有章可循，确保设备安全运行，尽力减少事故处理时间。
电力系统故障的原因种类和后果篇二
电力系统继电保护故障分析与处理措施探讨
摘要：在整个电力系统之中，要实现对其整体结构的有效保护，往往都会使用继电保护装置。该装置关系着整个系统运行的安全性，与此同时还可以有效防范各类故障。从当前的发展情况来看，电力系统规模日渐扩大，这就给电力设备以及电力负荷都带来了极大的压力，从而给继电保护装置提出了一定要求。对此，这就必须在日常运行过程中加大继电保护监管，根据存在的问题优化处理措施，从而保证系统运行安全和效率。
关键词：电力系统；继电保护故障；处理措施
一、继电保护的常见故障分析
1.1开关设备的故障
继电保护开关设备故障，主要是继电保护装置和电力系统之间的不配套所致，这就要求，在继电保护设备选用过程中，应该确定电力系统的工作强度，进而选择与工作负荷相匹配的继电保护设备。可是随着经济的迅速发展，许多地区的电力系统都大大增加了用电负荷，继电保护设备并没有由于工作强度的增加而进行对应的处理，最终导致故障发生。在工作中，由于继电保护设备有超负荷运转、老化以及开关设备负荷密集的情况发生，从而使开关设备不能适应继电保护工作的需求，进而对继电保护设备的精准度产生影响。当继电保护设备对电力系统不能进行准确检测时，就会对电力系统的正常工作产生影响。
1.2电流互感饱和问题
不断加大继电保护设备终端负荷，会在电力系统运行过程中有短路情况发生，使电力系统中的电流负荷加大，导致一系列状况发生。比如，在短路过程中所产生的电流经常超出电流互感器额定电流上百倍，可是由于电流互感器的误差和短路电流的倍数之间呈现正比关系，继电保护设备对短路故障发出的指令会由于电流过大而导致灵敏度下降的情况。
1.3继电保护设备的问题
在继电保护故障中经常有设备故障的问题发生。继电保护设备的工作原理和理论都很成熟，在工作中故障检测办法大致一样，其不同主要表现在不同电力系统中工作负荷不同，对继电保护设备的要求也会不同。所以在对继电保护设备进行安装时，要与电力系统工作负荷相结合选择适当的设施。可是在实际工作中，经常有设备不达标的情况，从而使整个继电保护设备不能正常运行，对继电保护系统的工作效果造成影响。
二、电力系统继电保护处理措施
2.1常用电力系统继电保护故障排查措施
现阶段在电力系统中继电保护装置故障排除措施主要包括电位测量、负荷检查、直接观测、故障排查等方面。其中故障排除法主要是通过对电力系统继电保护装置内部故障位置与非故障位置的对比分析，结合电位测量措施对故障位置进行全面勘测。如在倒闸操作控制回路、断路器辅助节点及其串联节点故障排除时，可利用万用表电阻挡分区排除措施，根据万用表保护屏预警信号的出现情况确定具体的故障方式位置；而直接观察法要求线路巡查工作人员对整体继电保护装置进行全面核查，通过对继电器内部零件运行情况及接线头运行情况进行综合分析，确定线路故障位置，并采取适当的继电保护装置内部零件更换措施。必要情况下可结合其他设备进行测量判定工作，如针对高频通信异常情况，可根据滤波设备上桩头运行数据，结合滤波设备测量下桩头的措施，确定相应的电缆线路故障位置。
电位测量法主要通过二次回路各节点直流电压、电流检测的方式确定相应的继电保护故障发生方位，同时在实际应用中电位测量法还可以对开关控制回路导致的继电保护装置故障进行有效的分析，如开关回路断线、保护开关拒合、位置指示装置不明等；在电力系统继电保护故障排除过程中若出现交流回路故障，可利用负荷检测法进行处理，其主要通过合理的装置电气量选择，在参考电压或者参考电流一定的基础上确定相应的参考节点，可选择控制开关对侧或者本侧断路器潮流之和作为参考节点，通过对二次电流电压回路及其相位等电气量参数的控制，可获得相应的故障发生数据。
2.2电力系统继电保护故障分析系统
故障分析系统在电力系统继电保护装置故障处理方面具有重要作用，其主要通过对继电保护故障的仿真分析，确定相关继电保护装置数据信息，从而进行相关继电保护装置设备参数的设置。在电力系统继电保护故障分析系统运行过程中，其可根据实际设备运行情况，如保护动作跳闸等，进行具体数据参数的显示，然后通过仿真数据与实际运行数据的对比分析，确定相关的继电保护故障处理方案。在实际运行过程中，电力系统继电保护故障处理系统可根据相应的故障发生情况进行仿真数据模拟，便于各种保护动作的合理配置。在继电保护装置硬件设计过程中需要依据电网硬件平台进行网络层拓扑架构的设置，依照相应的电力系统运行特点逐步开展继电保护装置故障信息的采集、分析、处理，便于整体继电保护系统智能一体化效用的有效发挥。
2.3电力系统继电日常保护措施
在电力系统继电保护装置实际运行中，会受到多种因素的影响，而对电力系统继电保护装置进行适当的维护措施对于继电保护装置使用性能的提升非常必要。首先相关电力系统运行维护人员可结合继电保护装置运行情况，制定继电保护装置清洁工作规范，确定相关的继电保护装置清洁位置及标准，并控制其他电气设备与继电保护设备维持一定的距离，降低短路对继电保护装置的影响；其次在电气保护装置运行的相关阶段，电力系统继电保护装置工作人员可组织内部人员进行定期故障核查，利用电位测量、负荷检测等方法进行全面分析，及时发现继电维护设备运行故障，及时采取控制措施，并对继电保护装置检测维护工作进行记录管理，保证整体继电保护体系的完整。
2.4微机故障处理技术
微机保护装置的设置主要通过电子电路的合理配置对内部机电保护装置故障进行有效处理。在微机故障处理技术实际运行中经常会发生电场强磁场干扰的情况，因此在微机保护技术实际运行中需配合相关抗干扰措施同步运行。微机故障处理技术主要通过容错设计实现继电保护装置自我维护管理，通过冗余的设备在线运行可保证整体装置的持续运行，有效避免常规继电保护装置设计导致的装置运行障碍。在进行具体参数设置过程中，可采取定值设定、参数优化更新的方法进行权限设置，便于继电保护措施的有效实施。在我国电力系统的继电保护设备故障处理过程中，为了保证微机故障处理技术的有效实施可采取继电保护装置接地模式。促使整体装置外部与地面具有一定的接触面积，提高整体设备运行过程中微机设备的抗干扰能力，结合电磁干扰防护装置的应用，可对继电保护装置连接电缆进行屏蔽防护层的加设，保证整体微机故障处理装置的稳定运行。
三、结语
综上所述，致使电力系统继电保护装置产生故障的因素有很多，但不管是哪一种方面的原因，都将阻碍着我国电力行业的可持续发。所以为了将故障有效的处理解决掉，我们还应当提高各级工作人员的安全意识，并运用参照法、处理法、对比法、置换法、分段法对故障进行检测，并制定可行的故障处理对策，进而实现电力系统可持续发展的目标，且为人们生活提供有力的保障，最重要的是能够确保机组的可靠性与安全性。
参考文献：
[1]陈必云,陈凯.电力系统继电保护故障分析与处理[j].科学技术创新,2020(07):174-175.[2]刘畅.电力系统继电保护故障分析与处理[j].通信电源技术,2019,36(10):134-135.[3]刘宏强.电力系统继电保护装置故障分析与处理研究[j].科学技术创新,2019(27):168-169.
电力系统故障的原因种类和后果篇三
浅议电力系统电力变压器的故障分析
文章来源: 时间: 2011-03-17 11:56:08 关键字: 变压器，故障，分析
变压器的故障分析及处理方法是电工和电气技术人品必须掌握的一门实用技术。熟悉而准确地排除变压器、电气故障，是每个电气工作人员必须具有的基本功。这就要求电气工作人员不仅需要掌握电工基本理论，而且还要不断地积累实践经验、从实践中学习。我们将从两方面来探讨变态器的故障状态。
1、变压器投运前的检测
作为配变运行管理人员，一定要做到勤检查、勤维护、勤测量，及时发现问题及时处理，采取各种措施来加强配电变压器的保护，防止出现故障或事故，以保证配电网安全、稳定、可靠运行。为保障变压器的安全运行，变压器投运前必须进行现场检测，其主要内容如下：
①变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺陷、不渗漏、油漆完整。
②变压器油箱、铁心和夹件外引接地线均可靠接地。
③储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在开的位置，储油柜油温标示线清晰可见。
④高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂。
⑤变压器的储油柜和电容式套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体。
⑥有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位。
⑦进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体。
⑧吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用。
⑨无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确、闭锁装置动作正确。
⑩温度计指示正确，整定值符合要求。
油浸式自冷变压器上层油温不宜经常超过85℃，最高不得超过95℃（配电变压器侧温孔插入温度计可随时测得运行变压器的即时温度），不得长期过负荷运行。但在日负荷系数小于1（日平均负荷与最大负荷之比），上层油温不超过允许值的情况下，可以按正常过负荷的规定运行，总过负荷值不应超过变压器额定容量的30%（室内变压器为20%）。当变压器上层油温超过95℃后，每增加5℃变压器内的绝缘（油等绝缘介质）老化速度要增加一倍，使用年限要相应减少。因此，必须避免长时间过负荷运行。冷却装置试运行正常。进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验。继电保护装置应经调试整定，动作正确。
变压器投运前的检测全部合格后，需对变压器进行试投运并达到一定的指标参数才算正常。
2.、日常运行维护管理方面
变压器用于变配电站较多，而这就要求值班人员要做到一“观察”，二“记录”，三“检测”。值班人员随时监视控制盘上的仪表指示，抄表次数由现场规程规定。当变压器过载运行时，要增加抄表次数，加强监视。变压器容量为315kva及以下者，每天检查一次；容量在560kva及以上者，每班检查一次，容量在1800kva及以上者，每2h检查一次。对于无值班人员的变电站，安装在变压器室的315kva及以下的变压器和柱上变压器，每两个月至少检查一次。容量在3150kva以下者每月至少检查一次，容量在3150kva及以上者每10天至少检查一次。
配电变压器在日常运行维护管理中，经常出现的问题：一是检修或安装过程中，紧固或松动变压器导电杆螺帽时，导电杆随着转动，可能导致二次侧引出的软铜片相碰，造成相间短路或一次侧线圈引线断；二是在变压器上进行检修不慎掉下物体、工具砸坏套管，轻则造成闪络接地，重则造成短路；三是在并列运行的变压器检修、试验或更换电缆后未进行核相，随意接线导致相序接错，变压器投入运行后将产生很大的环流而烧毁变压器；四是在变压器低压侧装有防盗计量箱，由于空间问题、工艺压接不好，有的直接用导线缠绕，致使低压侧接线接触电阻过大，大负载运行时发热、打火，使导电杆烧坏。
在使用配电变压器的过程中，一定要定期检查三相电压是否平衡，如严重失衡，应及时采取措施进行调整。同时，应经常检查变压器的油位、温度、油色正常，有无渗漏，呼吸器内的干燥剂颜色有无变化，如已失效要及时更换，发现缺陷及时消除。
定期清理配电变压器上的污垢，必要时采取防污措施，安装套管防污帽，检查套管有无闪络放电，接地是否良好，有无断线、脱焊、断裂现象，定期摇测接地电阻。
在拆装配电变压器引出线时，严格按照检测工艺操作，避免引出线内部断裂。发现变压器螺杆有转动情况，必须进行严格处理，确认无误后方可投运。合理选择二次侧导线的接线方式，如采用铜铝过渡线夹等。在接触面上涂上导电膏，以增大接触面积与导电能力，减少氧化发热。
在配电变压器一、二次侧装设避雷器，并将避雷器接地引下线、变压器的外壳、二次侧中性点3点共同接地，对100kva以上容量且电感设备较多的变压器宜采用自动补偿装置，功率因数宜选在0.85～0.93范围内自动投切进行补偿（切莫进行过补偿）。坚持每年一次的预防性试验，将不合格的避雷器及时更换，减少因雷击或谐振而产生过电压损坏变压器。
对无载调压后要进行直流电阻测量，在切换无载调压开关时，每次切换完成后，首先应测量前后两次直流电阻值，做好记录，比较三相直流电阻是否平衡。在确定切换正常后，才可投入使用。在各档位进行测量时，除分别做好记录外，注意将运行档直流电阻放在最后一次测量。
防止二次短路。配电变压器二次短路是造成变压器损坏的最直接的原因，合理选择配电变压器的高低压熔丝规格是防止低压短路直接损坏变压器的关健所在。一般情况下配电变压器的高压侧（跌落保险）熔丝选择在1.2～1.5倍高压侧额定电流以内，低压侧按额定电流选用，在此情况下，即使发生低压短路故障，熔丝也能对变压器起到应有的保护作用。变压器能否承受各种短路电流主要取决于变压器结构设计和制造工艺，且与运行管理、运行条件及施工工艺水平等方而有很大的关系，变压器短路事故对电网系统的运行危害极大。
避免三相负载不平衡运行。变压器三相负载不平衡运行，将造成三相电流的不平衡，此时三相电压也不平衡。对三相负载不平衡运行的变压器，应视为最大电流的负荷，若在最大负荷期间测得的三相最大不平衡电流或中性线电流超过额定电流的25%时，应将负荷在三相间重新分配。
同时，也要加强现场施工和运行维护中的检查，使用可靠的短路保护系统。
现场进行变压器的安装时，必须严格按照厂家说明和规范要求进行施工，严把质量关，对发现的隐患必须采取相应措施加以消除。运行维护人员应加强变压器的检查和维护保修管理工作，以保证变压器处于良好的运行状况，并采取相应措施，降低出口和近区短路故障的几率。为尽量避免系统的短路故障，对于己投运的变压器，首先配备可靠的供保护系统使用的直流系统，以保证保护动作的正确性；其次，应尽量对因短路跳闸的变压器进行试验检查，可用频率响应法测试技术测量变压器受到短路跳闸冲击后的状况，根据测试结果有目的地进行吊罩检查，这样就可有效地避免重大事故的发生。
要使配电变压器保持长期安全可靠运行，除加强提高保护配置技术水平之外，在日常的运行管理方面同样也十分重要。为避免类似事故的发生，应从多方而采取有效的控制措施，以保证变压器及电网系统的安全稳定运行。
电力系统故障的原因种类和后果篇四
电力系统短路故障浅析
摘要：破坏电力系统正常运行的最为常见的原因是各种类型的短路故障。它危害性极大，由此引发的其他电气故障也最多。本文简要探讨了各种类型的短路故障的原因、特点、危害、查找方法、预防措施等，对指导生产有一定的参考作用。
关键词：短路原因特点故障短路预防
概念
电力系统的短路故障，是指不同电位导电部分之间的不正常短接。由于此时故障点的阻抗变得很小，电流便会在一瞬间升高，短路点以前的电压下降，会影响到电力系统的稳定运行，严重短路甚至会造成系统瘫痪。
在正常运行时，除中性点外，相与相或者相与地之间是绝缘的。三相系统中，短路故障的基本类型为三相短路、两相短路、单相短路、单相短路接地、两相短路接地等。其中，三相短路属对称短路，其它形式的短路，均属不对称短路；在中性点直接接地的系统中，发生单相短路接地故障最为常见，大约占短路故障的65%，两相短路约占10%，两相短路接地约占20%，发生三相短路故障的可能性最小，虽然只占短路故障的5%[1]左右，却是危害系统最严重的，在实际中一定要引起我们的足够重视。
1．1 单相接地短路：是指三相交流供电系统中一根相线与大地成等电位状态，既该相线的电位与大地的电位相等，都是“零”。通俗的讲就是a相或b相或c相一相接地。
1．2 两相短路：任意两相导线，直接金属性连接或经过小阻抗连接在一起。通俗讲指两相直接短接在一起。
1．3 两相短路接地：是指三相交流供电系统中两根相线与大地成等电位状态了。通俗讲就是a、b、c三相中的任意两相同时与大地的无电阻的直接连接。
1．4 三相短路：就是电力系统内a、b、c三相在某一点的零电阻、零电抗的直接连接。这时会产生很大的短路电流，破坏程度很大。
三相短路分三种：单相接地短路；两相之间短路；三相全部短路。发生短路的原因
产生短路的原因有很多，既有客观的，也有主观的，但是主要原因是电气设备载流部分的相间绝缘或者相对地绝缘被损坏。
2．1 由于设计、制造、安装、维护不当等造成的设备缺陷发展成为短路。如选择电缆截面太小或扩大生产增加负荷使电路超载、过载，长期持续下去，就可能造成绝缘老化或者绝缘的完全失效，导致短路。
2．2 假冒、伪劣电器设备的绝缘不合格也会造成短路。
2．3 气候恶劣，低温导线覆冰引起架空线倒杆断线造成短路；架空线路弧垂不一致或弧垂太大，刮大风时会引起短路；雷电冲击使架空线路的绝缘子发生闪络短路；环境温度过高、机械损伤等。
2．4 误操作引起的短路故障。工作人员违反操作规程带负荷拉刀闸，引起电弧短路；违反电业安全工作规程带电误合接地刀闸造成的短路故障。检修人员在检修低压带电开关设备时，距离带电体较近，未采取必要的安全措施防止短路造成故障。
2．5 电缆、变压器、发电机等设备中载流部分的绝缘材料在运行中损坏[1]。
2．6 动物作祟，如鸟兽跨接在裸露的载流部分；老鼠窜入高压配电室造成短路故障；老鼠咬破置于管道中的电缆绝缘等。
短路特点
电力系统发生短路故障后，电流剧增，短路电流比正常工作时的电流要大几十倍，甚至几百倍，在高压下，电流可达数千万安。因此应千方百计限制短路电流，并使短路电流持续时间尽量缩短。
3．1 短路点距离电源越进线路阻抗越小，短路电流会越来越大。
3．2 短路故障持续时间的长短，直接导致电气设备损坏的厉害程度，时间越长损坏越严重。
短路故障的危害[2]
短路故障引起的后果是破坏性的。
具体表现在以下几个方面：
4．1 当电路发生短路时，短路点的电弧有可能烧坏电气设备，同时很大的短路电流会通过设备使发热增加，当短路持续时间较长时，可能使设备过热，使导体发红，甚至溶化损坏绝缘，破坏设备。
4．2在供电系统中，强大的短路电流，特别是冲击电流，使两相邻导体之间产生巨大的电动力。一般可以计算为：
f(3)=■.im2.l/a×10一7(n)(三相短路)
f(2)=2.l/a×10一7(n)(单相短路)
由上式可见，短路电流越大，电动力越大，破坏性越强。这种电动力可能使母线变形，使母线定固件损坏，也可能使开关相邻刀片变形，开关损坏。
4．3 电力系统发生短路时，有可能使并列运行的发电厂失去同步，破坏系统稳定，使整个系统的正常运行遭到破坏，引起大片地区的停电。这是短路故障最严重的后果。
4．4 短路产生的电弧、火花可能引发恶性事故，如火灾、电击、爆炸等。
4．5 短路故障发生后，短路点电压将降到零，短路点附近各点的电压也将明显降低，对用户工作影响很大，系统中最主要的负荷是异步电动机，它的电磁转矩同它的端电压的平方成正比，电压下降时，电磁转矩将明显降低，使电动机停转，以致造成产品报废及设备损坏等严重后果。
4．6 不对称接地短路所造成的不平衡电流，将产生零序不平衡磁通。会在邻近的平行线路内感应出很大的电动势，将会造成对通信的干扰，并危及设备和人身的安全。
短路的预防
为了保证安全可靠供电，除设计时要科学、合理以外，还应采取各种必要的安全措施，减少各类短路故障的发生。
5．1 做好短路电流的计算工作，选择正确的电气设备，使电气设备的额定电压和线路的额定电压相符。
5．2 对继电保护的整定值和熔体的额定电流要正确选择，采用速断保护装置，以便发生短路时能迅速切断短路电流，减少短路电流持续时间，把短路造成的损失降到最小。
5．3 采用电抗器。以增加系统的阻抗来限制短路电流。
5．4 变电站要安装避雷针，变压器附近和线路上要安装避雷器，减少恶劣天气中雷击造成的灾害。
5．5 始终保持线路弧垂一致并符合安全规定，保证架空线路施工质量。
5．6 对带电安装和检修电气设备的工作，工作人员一定要注意力要高度集中、防止出现错接线、误操作。
5．7 一旦发生故障，要从电力系统中把故障线路或设备切断，使其余部分可以继续运行。
5．8平时要加强管理。及时清除导电粉尘、防止导电粉尘进入电气设备；防止老鼠等小动物进入高压配电室，爬上电气设备。
5．9 保证电力系统的安全稳定运行。维护人员应严格遵守规章制度，正确操作电气设备，禁止带负荷拉刀闸，带电合接地刀闸。线路施工、维护人员在距带电部位距离较近的地方工作，要采取防止短路的措施。要对线路、设备进行经常巡视检查，及时发现并处理各类缺陷。
小结
通过对电力系统短路故障的浅析，可以在实际运用中更快的了解故障的原因，做好相应的预防措施。同时也能加快对故障的维修处理，缩短短路故障运行时间，尽可能把损失降到最低，保障电力系统的安全稳定运行。
参考文献：
[1]夏道止.电力系统分析[m].北京:中国电力出版社，2004.[2]刘万顺.电力系统故障分析[m].北京:中国电力出版社，2004.
电力系统故障的原因种类和后果篇五
综述
毕设题目：电力系统连锁故障的外因研究
本周看得文献：
[1].陈永进，任霞，黄雯莹.考虑天气变化的可靠性评估模型与分析[j].电力系统自动化，2004，28（21）
[2].孙可，韩祯祥，曹一家.复杂电网连锁故障模型评估[j].电网技术，2005，29（13）
[3].林智敏，林韩，温步瀛.天气条件相依失效模型的电网可靠性评估[j].华东电力，2008，36
（1）
[4].孙羽，王秀丽，王建学，谢绍宇.电力系统短期可靠性评估综述[j].电力系统保护与控制，2011，39（8）
[5].宁辽逸，吴文传，张伯明.电力系统运行风险评估中元件时变运停模型分析[j].电力系统自动化，2009，33（16）
与天气模型有关的综述：
文献[1]中提到天气的双状态模型，根据ieee对天气的分类方法，将天气的期望值分为正常天气和恶劣天气两种，建立了居于这两种天气状态的天气的数学模型。文献中指出，元件的故障是其所处天气的连续函数，在此，将天气处理为一个状态足够小但可以完全描述“故障聚集”的有限个状态的函数。通过计算出双态天气条件下元件的故障率，在此基础上其可靠性指标的计算方法分为4种故障情况：nn,na,an,aa，并考虑两种情况：
1、在恶劣条件下元件的可维修；
2、在恶劣天气条件下故障元件不可维修，必须等到恶劣天气结束，正常天气结束后才可以维修，在此基础上，进行可靠性参数的计算，利用markov过程进行推到，计算出4种情况下的故障率，最后算出系统的可靠性指标。通过对可靠性指标的误差分析，得出恶劣天气是元件的可维修性对系统的可靠性指标有所改善，且系统故障率随故障发生在恶劣天气下的百分比的增加呈指数增长。
文献[2]中在讨论电网连锁故障的基础上，分别从电力系统角度和复杂网络的角度对已有的电网连锁故障模型进行分析和评述，其中提及opa模型，opa模型的核心是一研究负荷变化为基础，探讨输电系统系列大停电的全局动力学行为特征。模型涵盖了慢速和快速两个时间量程，并引入了具有自组织特性的沙堆模型对电力系统进行模拟。其基础是直流潮流方程，模型要求系统必须满足一下的约束条件：在实现功率平衡和负荷节点不注入功率的基础上保证发电机输出功率和线路潮流分别小于其极限值。其不足之处在于：所使用的网络模型节点数目少，与实际电网差距很大；假设了所有系统元件相同的简单理想情况；电网的控制是通过模型中很少的几个参数实现的；模型参数与实际参数的对应关系不明确；未能揭示模型所体现出的自组织特性在电网规划、运行和控制之间的分配原则。
文献[3]中在建立两状态模型的基础上拓展为三状态天气评估模型，并将马尔可夫发运用于该模型，推到出系统的故障率，故障平均持续时间等指标的计算公式。
文献[4]提到的短期线路的可靠性模型中，考虑天气状况的线路模型可概括为4种。
文献[5]中指出，对于架空线路等暴露性设备，适合于采用非时齐马尔可夫过程建模；而对于变压器等封闭性设备，适合于采用非马尔可夫过程建模。
朱梅梅2014-4-4
