广东电网公司2009年度过电压专业工作总结

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1、广东电网公司2009年度过电压专业工作总结2009年，在南方电网公司和省公司正确领导下，各单位认真贯彻南方电网公司和省公司安全生产工作会议精神，积极抓住创建“国内领先，国际先进”电网公司工作契机，扎实开展安全生产创先工作，按照省公司的工作部署，认真贯彻和落实广东电网公司2009年反事故措施和输变电专业重点工作，抓好设备全过程管理，圆满完成了电网迎峰度夏、国庆六十周年及澳门回归10周年保供电等各项重点工作和年度生产任务，输变电专业管理工作重点的要求，通过一系列行之有效的工作措施，电网和高压电气设备保持安全稳定运行。35kV及以上电压等级变电站1708座，其中500kV变电站31座、220kV变电

2、站264座、110kV变电站1247座、35kV变电站166座。10kV及以上变电站避雷器运行数量63007台，其中500kV、220kV、110kV、35kV和10kV各为807、6562、18168、3424和34046台。35kV及以上输电线路3938回，总长度48212km，其中500kV线路107回，总长度5429km；220kV线路（包括电缆）742回，总长度16622km；110kV线路（包括电缆）2774回，总长度22207km；35kV线路315回，总长度3954km。10kV及以上避雷器事故和障碍各2起，事故率和障碍率均为0.0032次/百台年；发生缺陷270起，缺陷率为0

3、.429次/百台年。110kV及以上线路雷击跳闸率0.22次/百公里年40雷电日，500kV、220kV和110kV线路分别为0.10、0.12、0.32次/百公里年40雷电日。110kV及以上线路仅110kV线路发生雷击事故2起。110kV线路雷击跳闸雷击引起的变电站失压事故1起。雷电波入侵引起的变压器跳闸故障1起。第一部分主要工作成绩一、变电站110220kV非GIS出线间隔增装避雷器专项工作成效显著为防止雷电入侵波进入变电站引起断路器爆炸，根据广东电网公司2008年反事故措施和广电生部2008140号关于增装变电站110-220kV出线间隔避雷器的通知的要求，2009年全面稳步推进变电站

4、 110220kV非GIS出线间隔加装避雷器的工作，全省变电站110220kV非GIS出线间隔增装避雷器计划完成率总体情况良好，总共安装了10416相，完成率达到92.71%，其中500kV、220kV和110kV变电站110220kV非GIS出线间隔增装避雷器累计计划完成率分别为99.35%（220kV）、92.47%（220kV）、92.62%（110kV）和92.3%（110kV）。深圳、中山、河源、清远、云浮和湛江等局完成全部。目前还剩余819相没有完成，其中500kV变电站220kV避雷器3相，220kV变电站200kV避雷器138相，220kV变电站110kV避雷器231相，110

5、kV变电站110kV避雷器447相，计划在2010年全部完成。2009年全省没有发生由于开关断口遭受重复雷击侵入波而导致110kV、220kV开关爆炸或闪络雷害事故，两年运行情况表明变电站110220kV非GIS出线间隔增装避雷器专项工作取得明显的成效。二、 雷电活动参数分析的基础工作取得突破性进展2.2.3 完成迎峰渡夏相关重点工作按照迎峰度夏方案，制定详细的、可操控的实施步骤。主要是迎峰度夏前和迎峰度夏期间的具体工作。阳江局4月底前完成500kV避雷器红外线成像普查工作，发现问题要立即处理，确保避雷器设备处于健康状态。根据本单位电网实际情况制定了迎峰渡夏方案，各级部门提前部署，共同努力，圆

6、满地完成了迎峰度夏各项重点工作。（1）加强设备运行维护，在迎峰度夏前全面完成重要关键设备的预试定检、检修技改、检查维护和消缺工作，提高电网设备耐受负荷考验的能力，确保关键设备夏峰期间运行健康水平。（2）在度夏前完成110kV及以上变电站设备的红外测温热象普测工作，发现设备热缺陷及时处理，使运行设备安全度夏。（3）高度重视500kV设备的运行维护管理工作，尤其是做好500kV主变油在线色谱监测装置安装和运行管理工作。（4）度夏期间加强对重要输电线路、重载线路以及变电设备的巡视检查，提高巡视质量，将红外测温工作作为重点。（5）做好无功电压管理，提高无功补偿设备的可投率和投入率。3.3 全面开展20

7、03年前投运的500kV变电站接地网状态评估工作（2003年投产的有几个？）省电科院牵头全面启动了广东电网500kV变电站接地网的状态评估工作并取得阶段性成果，借助于CDEGS软件的数值分析方法，分别对入地故障电流、地网完整性、接地阻抗、跨步电压和接触电压、地中导体电位分布以及地网金属导体的腐蚀情况作出较全面的评估，掌握了500kV变电站地网的状态，发现设计、施工和运行几个环节存在的问题，提出了状态评估结论和整改意见。去年完成了深圳局全部3个500kV变电站地网的状态评估，以及部分完成东莞、肇庆、汕头、韶关和中山局的7个500kV变电站地网状态评估工作。通过评估发现500kV鲲鹏站和鹏城站单相

8、接地短路故障时在部分区域的地网导体电位升高均很大，可能对二次设备的绝缘造成威胁；部分区域的跨部电压和接触电压超过允许的安全限值，建议在地网导体电位升高和接触电压偏高的区域对地网做局部整改；500kV深圳站水平地网接地导体腐蚀情况较严重，建议安排地网大修；深圳局已立项将存在问题的深圳和鲲鹏站地网大修列入2009年的技改计划。对所发现的500kV横沥站外延地网受破坏导致地网电阻不合格问题，提出基于CDEGS软件的地网降阻设计方案，年底进行改造后，对横沥站地网特性参数测量结果与CDEGS软件的仿真计算值相符。东莞局已完成500kV东莞站、横沥站、莞城站地网状态评估工作，通过测试发现了横沥站外延地网受

9、破坏导致地网电阻不合格及莞城站地网电阻偏大等问题，并完成对横沥站地网进行了改造，对于莞城站接地网接地电阻偏大、故障状态下部分场区接触电压可能超标等问题，正在制定地网改造方案，计划于2010年进行改造。2010年计划对4座220kV变电站地网评估工作，并逐步开展110kV及以上变电站地网的测试工作。肇庆局完成500kV砚都站地网状态评估，针对接地电阻偏大和电缆沟镀锌扁钢腐蚀严重等问题，组织召开了500kV砚都变电站接地网现状评估会议，确定了砚都变电站地网整改方案，预计在2010年完成整改。湛江局完成500kV港城站接地网状态评估工作。韶关局完成了曲江变电站地网状态评估。经评估，曲江变电站地网状态

10、良好。2010年计划完成220kV芙蓉等变电站的地网评估。汕头局完成500kV汕头站和220kV潮阳变电站进行了全站接地网状态评估，500kV汕头站在目前的系统运行条件下，基本上能满足站区发生单相接地短路故障时站内设备和人员的安全运行要求，但存在高电位外引和高水平接触电压带来的风险。220kV潮阳变电站在目前的系统运行条件下，能满足站区发生单相接地短路故障时站内设备和人员的安全运行要求。3.2 （MOA带电测试）作为防雷技术管理的一项基础工作，广东省雷电活动参数研究取得突破性进展。针对广东雷电强度大、线路防雷存在特殊性，电科院充分利用广东省现有雷电定位系统多年雷电监测资料，依托“广东雷电参数研

11、究”科技项目，根据不同地区甚至不同线路走廊雷电活动规律和雷电参数特征，对广东省及其各行政市雷电活动分布和雷电参数进行统计分析，构建雷电参数统计样本数据库，开发雷电参数分析的应用系统，基于此系统进行长短期各种典型雷电参数的分析和研究，为各电压等级输电线路各区段雷击闪络特性研究，防雷综合治理措施研究等，提供了极其宝贵的数据和手段。绘制了由广东省落雷密度分布、各市级行政区落雷密度分布两个图组组成广东省地闪密度分布图集，将各地区地闪密度分布图中采用不同的颜色将雷电活动分为五个雷区等级，为广东电网及全省输变电工程选址，新建、改建输电线路进行防雷配置，以及为运行线路实施综合防雷和差异化防雷策略，以及防雷改

12、造提供指导。阳江局通过检查防雷设施、补装被盗的接地装置、在重要的杆段加装避雷器等措施来提高线路耐雷水平。佛山局开发“基于Google Earth的雷电定位系统”，根据历年来佛山地区雷电活动规律、雷电活动走廊、地闪密度图、雷电流幅值概率分布图等作为参考，针对不同地形地貌、不同条件进行雷电的查询和分析，对不同地区的防雷重要程度因地制宜地进行划分，为变电站的防雷设计和改造提供有效的辅助工具。三 全面开展500kV变电站接地网状态评估工作2009年，在南方电网率先全面启动了500kV变电站接地网的状态评估工作并取得阶段性成果，完成了500kV汕头、曲江、砚都、横沥、莞城、鲲鹏、鹏城、东莞、茂名、深圳、

13、香山、罗洞和港城变电站等13个500kV变电站状态数值评估，发现从设计、施工、交接验收到运行维护等多个环节存在的问题，结合特性参数的安全限值有针对性地提出整改方案、措施和建议，部分方案在地网改造中获得成功应用或列入技改实施计划，为变电站地网的运行管理和改造工作提供可操作的依据，取得积极成效。完成500kV汕头站和曲江站大面积外扩地网被破坏后地网安全性状态评估预测，为将来地网被破坏后的大修改造提供依据和指导。对所发现的500kV横沥站外延地网受破坏导致地网电阻不合格问题，提出基于CDEGS软件的地网降阻设计方案并在改造中成功得到应用。对于500kV莞城站接地网接地电阻偏大、故障状态下部分场区接触

14、电压可能超标等问题，正在制定地网改造方案。针对500kV砚都站接地网接地电阻偏大和电缆沟镀锌扁钢腐蚀严重等问题，确定了地网整改方案并安排在2010年完成整改。针对低水平接地阻抗的500kV香山变电站存在单相接地故障短路点处的接触电压超过或接近安全限值的问题，提出降低接触电压效果良好的在220kV场区和主变中压侧场地地网加密网格整改措施的具体设计方案。随着500kV变电站地网安全性状态评估工作经验的积累，在修编并即将颁布实行的广东电网公司企业标准电力设备预防性试验规程实施细则中，将变电站接地网预防性试验的重点从单纯接地阻抗测量转到以必要时开展接地网安全性状态评估为主的模式，项目研究成果将在广东电

15、网运行变电站接地网预防性试验中得到更广泛的应用。第二部分 生产技术指标4.1一、 雷害情况输电线路方面，110kV及以上线路雷击跳闸534次（其中500kV、220kV和110kV线路分别雷击跳闸31次、113次和390次），占线路跳闸总数的55.9%，较2008年62.3%减少。雷击跳闸仍是输电线路故障的主要原因（占55.9%）,线路防雷形势依然严峻，线路防雷工作要长抓不懈。110kV及以上线路雷击跳闸率0.22次/百公里年40雷电日、略低于2008年的0.25。其中，500kV线路跳闸率为0.10次/百公里年40雷电日，较2008年（0.06）有所上升；220kV线路跳闸率为0.12次/百

16、公里年40雷电日，较2008年（0.13）有所下降；110kV线路跳闸率为0.32次/百公里年40雷电日，也较2008年（0.37）有所下降。以上指标均满足国家电网公司500kV、220kV和110kV线路雷击跳闸率0.14、0.31、0.52次/百公里年40雷电日的管理目标要求。110kV及以上线路雷击重合闸成功率较高，为90.3%（2008年86.6%）、线路强送电不成功导致的永久故障3次，永久故障率为0.6%（2008年1.8%）,仅110kV线路发生雷击事故2次，事故率0.0016次/百公里年40雷电日。110kV线路跳闸引起的变电站失压事故1起。2009年7月5日14:52珠海局11

17、0kV乐唐乙线162开关零序I段、接地距离I段保护动作，C相，测距1.234km。当时110kV乐唐甲线停电检修、110kV乐唐乙线退出重合闸，造成唐家站全站失压。14：58强送成功。事后查线发现110KV乐唐乙线N4C相玻璃绝缘子及跳线有闪络痕迹，查雷电信息系统有雷，雷电流幅值-133.8KA，110KV乐唐乙线N4塔型为JGU1-12，接地电阻17.4欧，需要加强线路耐雷水平。变电设备方面，雷击导致开关损坏3台、变压器损坏1台和多油开关损坏2台，共发生2起由于断口遭受重复雷击侵入波而导致220kV开关爆炸或闪络，较前几年（2006年和2007年分别达5起和6起）大为降低，且均发生在尚未增装

18、出线避雷器的间隔，可见变电站110220kV非GIS出线间隔增装避雷器专项工作的成效是明显的，应抓紧完成该专项技改工作以杜绝此类事故。变电设备方面，雷电波入侵引起的变电设备故障1起，为2009年6月13日阳江局110kV桂山站2主变由于雷电浸入波造成110kV中性点间隙放电导致主变差动保护动作跳闸，根据雷电定位系统分析110kV城桂线第9个杆塔遭受雷击,雷电侵入波沿城桂线进入桂山站。4.1二、 典型的避雷器过电压设备故障情况事故避雷器事故2起（均为110kV），一起为深圳局220kV水贝站112PT A相避雷器事故，事故原因是由于避雷器密封不良导致内部受潮、避雷器阀片釉面沿面闪络引起（详见附录

19、一）；另外一起为佛山局110kV古灶站133开关拒分，开关非全相运行（一相运行时（如下图），不接地变压器中性点没有安装放电间隙，中性点过电压该值可能超过中性点避雷器的额定电压导致避雷器爆炸和全站失压事故（详见附录二），防范措施（3）防范措施a）督促上海西门子尽快出具是针对对佛山局同厂家、同类型19台开关进行检查及整改，防止拒分缺陷。避雷器障碍2起（均为110kV），一起为深圳局110kV大富站110kV避雷器阀片表面不清洁产生爬电（详见附录三），另一起为潮州局220kV饶平站#2主变变中侧C相避雷器工艺和安装存在不足，因刮风引线折断松脱引起的110kV避雷器对地放电（详见附录四）。近年来避雷器

20、虽无类似2003年抚瓷避雷器大面积集体性故障，但每年都有故障情况，没有特定的规律，由于存在不确定性，如220kV水贝站112PT A相避雷器事故前进行带电测试和停电预试并没有发现异常和先兆，因此需要进一步研究探索更有效发现避雷器内部缺陷的带电检测技术。除加强产品质量把关外，加强带电测试、红外检测和运行巡视等的反措仍不能放松。此外，发生2起因主变中性点过电压保护异常动作引起的故障，一起是揭阳局220kV榕紫甲乙线故障引起4台110kV主变跳闸事故（详见附录五），这是一起因管理缺位引起的本来可以避免的停电事故，针对该事故所暴露出到目前为止仍然存在有关规定执行不到位的问题，为避免类似事故的再次发生，

21、广东电网公司通过广电生部（2009）202号文关于开展220kV、110kV主变中性点过电压保护配置复查及整改的通知，要求全省范围内限期进行核查并整改。另一起是阳江局110kV桂山站2主变由于雷电浸入波造成110kV中性点间隙放电导致主变差动保护动作跳闸故障，这些故障本来可以避免，反映出运行单位对省公司关于220kV、110kV主变中性点过电压保护配置相关一系列管理规定执行不到位的问题，对220kV、110kV主变中性点过电压保护配置工作仍需要长期落实。110kV大富站避雷器缺陷分析1.110kV大富站110kV部分接线图2.发现缺陷过程根据运行人员报告：在操作#3变压器母线隔离刀闸（1103

22、2）时（合或切），光富线（1224）三相GIS线路避雷器末端均会看到放电亮光和听到放电声。经多次操作该刀闸检查发现其放电亮光(透过避雷器尾端引出线的半透明的PVC绝缘子传出)和声音是由GIS避雷器内部传出。经过全电流、阻性电流测量及SF6气体检测均未发现异常；三相避雷器外部末端经计数器接地良好，没有发现异常。初步推断为避雷器内部尾端接触不良而引起打火。当时的运行状态为：光富线带电处于热备用状态（光明站侧开关断开、大富站侧开关为合闸）；母联开关合闸；母线上带有三相PT；#3变压器开关分闸；光富线A相带有一台单相线路PT。其余设备和线路均处于正常运行状态。3.缺陷分析因该设备为GIS线路避雷器，表

23、面无法判断缺陷部位，需要将避雷器解剖。在厂家的协助下解剖避雷器，发现避雷器氧化锌阀片排列不整齐，有少量错位，氧化锌阀片表面不清洁有树枝状放电痕迹。因此推断：避雷器阀片表面不清洁，在系统参数合适的情况下，操作时激发过电压，导致避雷器阀片表面产生爬电，发出声音和光亮透过避雷器尾端的绝缘子传出。4.1.6过电压事故三、 避雷器缺陷情况注：工频耐受电压和雷电冲击耐受电压乘以系数0.85是考虑早期绝缘水平较低、存在绝缘缺陷或运行时间比较长的老旧变压器的中性点非正常绝缘水平，这样处理比较保守，避雷器实际雷电冲击保护裕度比上述计算结果大；但对于35kV的老旧弱绝缘变压器建议采用上述处理。结合广东电网公司和各

24、单位生产规范化体系建设工作，在省公司的变压器技术规范、继电保护管理规定等相关制度和技术规范中进一步明确对变压器中性点过电压保护的配置、选型和整定原则，将文件相关内容一并纳入制度中予以明确。序号变电站名称主变名称间隙电流（一次值）动作时间1110kV仙桥站#2107.8A508 ms2110kV伯劳站#1151.8A510 ms3110kV伯劳站#2159.6A510 ms4110kV城东站#3112.8A501 ms（3）暴露出问题220kV榕紫甲、乙线故障4台110kV主变跳闸事故是一起因管理缺位引起的本来可以避免的停电事故，该事故折射出以下问题：a）220kV和110kV主变中性点过电压保

25、护配置，是省公司（当时的广东省电力工业局）针对广东电网发生的多起因主变中性点过电压保护配置不合理，放电间隙放电后引起主变误跳的问题，为规范全省的做法，于1997年组织开展的专项工作，前后经过多次讨论，兼顾了调度部门的意见后形成的一个220kV和110kV主变中性点过电压保护选择推荐意见（粤电生1999229号文），该文件主要规范了以下3个方面的配置：放电间隙长度、避雷器型号和间隙零序电流保护动作时延，在涉及的主要有争议的问题上取得了共识。2005年，广东电网公司针对广东电网因间隙零序电流保护动作时延未进一步明确而继续发生多起线路单相接地等故障引起中性点间隙击穿导致变压器跳闸停电事故（主要发生在

26、东莞局的几个220kV变电站），继续组织相关单位的技术人员进行专题分析，并下发了变压器中性点过电压保护配置补充意见（广电生【2005】72号），规定了220kV、110kV主变中性点运行方式、间隙保护的整定原则等，对间隙保护的整定原则进一步明确为1.2s，明确要求110kV主变110kV中性点绝缘等级为60kV时，中、低压侧没有电源上网的系统，变压器中性点在运行方式上只采用避雷器保护，避雷器选用Y1W-73/200型，取消间隙保护；确有需要配置间隙保护时，应按上文规定，间隙保护动作时间应躲过重合闸时间，防止误动。随后广东电网公司发文要求各供电局限期完成主变中性点过电压保护配置的调查和整改工作。

27、自1999年颁发第一个文后，许多局据此相继制订了本单位的具体执行规定，广州、佛山和深圳等大局做得比较到位，原来出问题比较多的东莞局在对主变中性点过电压保护配置进行全面整改后这几年运行正常。b）关于220kV和110kV主变中性点过电压保护配置问题，在技术层面早已完全解决，属于新出现的老问题。广电生200572号变压器中性点过电压保护配置补充意见，对220kV、110kV主变中性点运行方式、间隙保护的整定原则已经规定得非常详细和细致，220kV紫峰变电站所带的110kV城东、仙桥、伯劳、群光变电站共计有8台110kV主变，除110kV城东变电站#1、#2主变因未配置间隙零序CT而没有投入间隙保护

28、外，其它主变均配置有主变中性点间隙保护，事后检查发现共有7台主变的中性点间隙均有放电痕迹，其中有2台主变因未配置间隙保护，而未发生跳闸；另有110kV仙桥站#1主变间隙电流未达到定值，保护没有动作；其余4台主变的中性点间隙保护均动作。110kV城东、仙桥、伯劳、群光变电站110kV中性点绝缘等级均为60kV，且均无地方电源上网，按变压器中性点过电压保护配置补充意见的要求，应取消间隙保护，但运行单位并未执行相关规定，导致此次事故的发生。（4）整改措施针对该事故所暴露出到目前为止仍然存在有关规定执行不到位的问题，为避免类似事故的再次发生，广东电网公司通过广电生部（2009）202号文关于开展220

29、kV、110kV主变中性点过电压保护配置复查及整改的通知，要求各单位对照粤电生1999229号关于试行变压器220kV和110kV中性点过电压保护选择推荐意见的通知、广电生200572号变压器中性点过电压保护配置补充意见和广东电网公司20060208工作会议纪要变压器中性点间隙及其零序保护配合讨论会议纪要等三份文件，按照对220kV、110kV主变中性点运行方式、中性点过电压保护配置、间隙保护的整定原则的详细规定，在2009年9月30日前完成220kV、110kV主变中性点过电压保护配置的复查整改工作，2009年12月15日前完成整改，2009年12月25日前上报整改完成情况，复查整改范围应包

30、括县级子公司。220kV主变中性点保护配置表110kV中性点绝缘水平220kV中性点110kV中性点配置方式间隙保护整定时间配置方式间隙保护整定时间60kV或44kV间隙或间隙并联避雷器1.2s间隙或间隙并联避雷器1.2s35 kV间隙或间隙并联避雷器1.2s 直接接地注：自耦变压器中性点必须接地。110kV主变中性点保护配置表中性点绝缘水平中、低压侧有电源上网中、低压侧无电源上网配置方式间隙保护整定时间配置方式间隙保护整定时间60kV（宜直接接地）间隙或间隙并联避雷器0.5s跳上网电源避雷器44kV（宜直接接地）间隙或间隙并联避雷器0.5s跳上网电源间隙或间隙并联避雷器1.5-3s跳主变35

31、 kV（要求直接接地）不同中性点绝缘等级的变压器中性点保护用避雷器参数和参考型号的选择变压器避雷器中性点绝缘等级（kV）工频耐受电压（kV，有效值）雷电冲击耐受电压（kV，峰值）推荐参数（或同类型的相近参数）参考型号（举例，各厂家可能有所区别）雷电冲击保护裕度35850.85=72（kV）1850.85=157（kV）标称放电电流1.5kA或1kA，额定电压55kV或60kV，标称放电电流下的雷电冲击残压125kV或144kV（峰值）Y1W55/125或Y1W60/1441.256或1.09044950.85=81（kV）2500.85=213（kV）标称放电电流1.5kA或1kA，额定电压6

32、0kV，标称放电电流下的雷电冲击残压144kV（峰值）Y1W60/1441.479601400.85=119（kV）3250.85=276（kV）标称放电电流1.5kA或1kA，额定电压72kV或73kV，标称放电电流下的雷电冲击残压186kV或200kV（峰值）Y1W72/186或Y1W73/2001.483或1.3801102200.85=170（kV）4000.85=340（kV）标称放电电流1.5kA或1kA，额定电压144kV或146kV，标称放电电流下的雷电冲击残压320kV（峰值）Y1W146/3201.0631 故障情况220kV阳江变电站位于阳江市郊区，阳江供电局变电部紧挨着

33、阳江变电站，共一个大院和一个接地网。#3主变于2005年扩建，并在#3主变高压侧进线构架上的安装了一根避雷针，#3主变及避雷针紧挨着主控楼，位于主控楼上的#3主变保护屏就近接主控楼下面的变电站主地网。#3主变保护装置自2005年12月5日投运以来发生了4次损坏故障，具体情况为：（1）2008年7月17日，#3主变保护1屏的差动及低后备装置告警运行指示灯不亮，事后更换差动及后备装置的信号插件处理；（2）2008年8月13日，#3主变保护屏变送器无显示，已烧坏，作更换处理；（3）2009年3月6日，#3主变高压侧测控装置告警灯亮（通信故障），不能复归，事后更换插件并修改相关内部定值后恢复正常；（4

34、）2009年5月28日，#3主变保护A屏主变保护差动及后备保护装置故障，事后更换管理板、通信板，保护正常。根据阳江供电局变电部的现场调查分析，分析设备损坏原因归纳为如下几点：（1）每次雷电天气，值班人员听到#3变方向有响声装置本身就损坏。据阳江站运行人员反映，当时打雷时#3主变附近有很大的响声，判断是雷直接打到#3主变高压侧进线构架上的避雷针。（2）设备本身质量问题，没有一定绝缘强度和抗干扰能力；（3）现在的微机保护装置是微电子产品，在设计上没有考虑到防浪涌功能。为保障#3主变的安全稳定运行，避免造成越级跳闸和大面积停电事故，2009年7月78日，广东电网公司电力科学研究院高压室和自动化室与阳

35、江供电局生计部和变电部的技术人员通过现场勘察和实测的方式，对阳江变电站#3主变保护多次损坏的故障进行分析，提出处理措施。补充自动化室的意见（二次装防雷）2 故障分析鉴于220kV阳江变电站值班人员所反映的雷电天气与#3主变保护装置损坏有较大的相关性，需要对220kV阳江变电站的防雷接地保护配置的合理性进行确认。从阳江供电局相关技术人员处了解到，220kV阳江变电站在基建设计时已对变电站避雷针的防雷保护范围进行校核，并在#3主变2005年扩建时在#3主变高压侧进线构架上的安装了一根避雷针（设计时该处没有配置避雷针）。2009年7月7日广东电网公司电力科学研究院高压室和阳江供电局变电部共同对220

36、kV阳江变电站地网接地电阻进行测量，并对#3主变避雷针接地引下线与主接地网的连接情况进行确认。2.1 变电站接地网接地电阻测量考虑变电站内地网出线构架的分流影响因素后，简单修正的220kV阳江变电站地网最大工频接地电阻值为0.328，满足设计要求。根据阳江供电局测量结果，#3主变避雷针并非独立避雷针，其接地引下线与主接地网的连接情况良好。根据现场对220kV阳江变电站地网的实测和分析看，接地网是满足工频状态下运行要求的。根据220kV阳江变电站主控楼运行人员现场观察，以及同处一个接地网的阳江供电局变电部技术人员的细节回忆（近处雷击时，曾看到与地网相连的水管有火花），判断220kV阳江变电站遭受

37、雷直击的概率相对比较高，下一步需考察雷直击变电站内与地网直接相连的避雷针时，地网内金属导体的暂态电位分布以及场区的暂态电位差是否可能对变电站内二次设备的绝缘造成威胁。2.2 雷电直击变电站状态下接地网暂态电位分布的计算分析2.2.1 接地网暂态电位分布的计算方法接地网电气特性的分析和计算是电力系统电磁兼容基础问题之一，采用加拿大SES公司开发的CDEGS（电流分布，电磁场，接地和土壤结分布）进行接地网暂态电位分布计算，该软件为目前世界上功能最强大的接地通用软件，可以计算在正常运行、故障、雷击，以及操作暂态条件下，任意由地上或地下的带电导体所组成接地网络中的电流和电磁场。对雷电波形进行FFT分析

38、，然后在频域中计算各特征频率的响应，再通过智能算法，拟合出地网在整个频域上的传递函数，从而得到地网的频域响应，最后通过IFFT，得到地网电位的时域响应。举典型的220kV变电站地网结构为例进行分析，如图1所示，图中地网尺寸为150m150m，网格间隔为10m，土壤结构如表一所示，计算参数如表二所示，雷电流幅值为1kA。C点与D点大约相距10米。假设雷电流从C点直接注入。取雷电流波型为2.650s为仿真研究的主要波型，幅值1kA的雷电流的双指数波形模拟表达式为：，对上式做FFT后，可以得到雷电流在各频率下的幅值密度。 图1 地网结构示意图 图2 模拟雷电流波形2.2.2 地网的频域特性地网各点的

39、频率特性与它相对注入点的位置有关。图3和图4分别为在C点注入1A？该频率下的电流，引起的C点和D点的电位，其中横坐标表示注入电流的频率，纵坐标表示电位数值。 图3 C点的频域特性 图4 D点的频域特性2.2.3 地网电位的时域响应得到地网的频域特性后，可得到其频域响应，做一次IFFT，可以得到系统的时域响应。图5和图6分别反映了C点和D点电位随时间的变化。总体来看，在注入点附近，电位上升非常迅速，又迅速下降。 图5 C点电位变化 图6 D点电位变化2.2.4 暂态地网电位差由以上分析可知，在地网的顶点附近注入电流，地网的电位分布是最不均匀的。注入点越靠近中心，电位分布越均匀。在此计算的C点与D

40、点的电位，正是在顶点注入电流时的情况，因此，它们的电位差可以代表地网中相距10m的两点的最大电位差。图7反映了C、D两点的电位差随时间变化的情况。图中的峰值为8817V。图7 C、D两点电位差变化2.3 雷击造成阳江变电站#3主变保护多次损坏原因的初步分析考虑到直击雷变电站避雷针的概率相对比较高，从以上变电站雷电直击状态下接地网暂态电位分布的仿真研究结果看，（1）雷电直击变电站情况下，地网的电位分布很不均匀。在地网的顶点附近注入电流，地网的电位分布是最不均匀的；注入点越靠近中心，电位分布越均匀。（2）在注入点附近，电位上升非常迅速，又迅速下降。（3）雷电流幅值为1kA时，相距10米的两点的暂态

41、电位差最大可能达到数kV，考虑到雷电流通常在10kA以上，该暂态电位差将大得多，对现场二次绝缘构成致命威胁。对220kV阳江变电站#3主变来说，如果无论雷直击变电站#3主变构架顶部的避雷针还是主控楼附近的避雷针，故障雷电流足够引起接地网间相当大的暂态压差，连接位于主控楼的#3主变保护屏与现场就地电缆端子箱的电缆两端承受的暂态过电压可以达到十多kV乃至数十kV数量级，远远超过二次设备和元件的绝缘耐受水平（工频2000V3000V、1min），可能是造成#3主变保护装置多次损坏故障的原因。3主变位置位于地网何处要有描述，配上图最好。保护装置与地网的连接及就地端子箱接地的图要有。3 整改措施建议根据

42、对现场情况勘察现场和运行人员对故障的判断，220kV阳江变电站遭受直击雷概率相对比较高，而雷电流造成地网导体暂态电位分布极不均匀及不同点的压差超过二次设备的绝缘耐受水平可能是造成#3主变保护装置多次损坏故障的原因，对此提出以下整改建议：（1）将#3主变构架顶部的避雷针拆除，同时对整个220kV阳江变电站避雷针的防雷保护范围重新进行校核（包括确认现场避雷针的高度是否与设计图纸相符），确定#3主变构架顶部的避雷针是否需要在其它避雷针的联合保护范围比较薄弱处装设，如果确实要求，新装的避雷针应离开#3主变就地电缆端子箱和主控楼20m以上。先校核，再考虑拆除（2）主控楼顶部原安装微波塔，没有配置避雷带等

43、防雷保护措施，目前微波塔已移走，需要对主控楼顶部安装避雷带的必要性进行论证，必要时安排整改。（3）通过实测办法检查#3主变保护屏内接地铜排与主控楼接地网的连接情况是否良好。放在第1条。这项工作应该先做再分析。（4）按照二次设备防雷保护规程和广东电网公司变电站二次系统防雷接地规范，对主控楼的微机保护装置和现场就地电缆端子箱的防雷保护重新进行核查，不满足要求者及时进行整改，通过完善变电站二次系统的接地、屏蔽、电源和信号系统的SPD选型等环节，提高微机保护装置（尤其是微电子产品）的抗干扰能力和防浪涌功能。4.2 高压设备障碍情况4.2.4 其它设备障碍110kV避雷器障碍2起，1起是产品质量问题引起

44、的启动过程避雷器发生炸裂，另1起是线路避雷器雷击放电。输电线路障碍374起（500kV 26起、220kV 139起、110kV 179起、35kV 20起和10kV 10起），雷击跳闸仍是输电线路障碍的主要原因（占67.5%）,线路防类形势依然严峻,另一方面，防外力破坏（占23.8%）的工作也要长抓不懈。避雷器缺陷270起（其中500kV、220kV、110kV、35kV、10kV和变压器中性点避雷器缺陷各为11、44、123、14、68和10起），缺陷率为0.429次/百台年（其中500kV、220kV、110kV、35kV、10kV和变压器中性点避雷器缺陷率各为1.363、0.794、0

45、.780、0.409、0.200和0.292次/百台年），主要缺陷类型及其原因是阀片老化，或存在工艺缺陷，密封不严，进水受潮等原因引起的直流泄漏电流招标或增长快，底座绝缘不良等，另一个普遍的缺陷是表计进水、指针卡滞、测量不准等在线监测仪缺陷。典型缺陷有：（1）500kV东莞站1主变变高避雷器（Y20W1-420/1010型，抚瓷厂，2000年1月投产）A相避雷器下节75U1mA下的直流泄漏电流超标，初步分析为避雷器受潮或阀片老化所致。（2）500kV贤令山站500kV桂山甲线B相避雷器直流参考电压测量数据不合格。（3）中山局发现杭州永德电气有限公司产品U1mA电压不合格缺陷较多，说明该厂制造的

46、某批次产品存在技术及工艺缺陷。（4）10kV站用避雷器的质量问题逐步引起重视，多个单位发现由于密封不严受潮、绝缘劣化等原因造成的10kV避雷器（尤其是电容器组避雷器）缺陷，需要完善10kV站用避雷器准入与选型管理工作，防止劣质产品入网运行。第三部分 过电压专业工作积极参加省公司预试管理制度的编写并初步完成我局预试实施细则的编制，认真组织落实预试作业指导书的现场应用和现场作业风险评估工作，落实各项反事故措施的实施。一、2009年，我局认真贯彻公司年度工作会议和安全生产工作会议的精神，落实省公司生产技术部2009年高电压专业重点工作，在省公司生技部和电科院的指导和帮助下，推行高电压规范管理，做好设

47、备预防性试验和设备缺陷管理制度的工作，抓好设备全过程管理，做好各项技术监督工作，进一步健全监督体制，完善高电压专业的管理。一、2009年过电压专业相关设备总体运行情况500kV变电站26座，主变183台，断路器216台，GIS共113间隔。500kV线路85回，总长度4593km。220kV变电站232座，主变515台，断路器1598台，GIS共848间隔。220kV线路（包括电缆）615回，总长度14871km。110kV变电站1102座，主变2317台，断路器5707台，GIS共2569间隔。110kV线路（包括电缆）2481条，总长度20350km。避雷器事故3起，架空线路事故9起。避雷

48、器障碍2起，输电线路障碍374起。500kV、220kV和110kV线路跳闸率分别为0.06、0.13、0.37次/百公里年40雷电日，参考国家电网公司雷击跳闸率0.14、0.31、0.52次/百公里年40雷电日的管理目标，均全部达到。主变压器紧急和重大缺陷29起，电流互感器紧急和重大缺陷45起，断路器紧急和重大缺陷75起，GIS紧急和重大缺陷30起，隔离开关紧急和重大缺陷89起，架空线路紧急和重大缺陷121起，并联电容器紧急和重大缺陷77起。高压电气设备的综合预试完成率99.57%，为历年最高，其中500kV、220kV、110kV、35kV和10kV设备的预试完成率分别为100.0%、99

49、.93%、99.15%、99.94%和99.89%；油气试验的综合预试完成率99.06%，其中500kV、220kV、110kV和35kV设备的油气试验预试完成率分别为100.0%、98.97%、98.71%、100.0%和99.89%。预试共发现高压电气设备缺陷1150项（电气试验发现缺陷841项，油气试验发现缺陷309项），其中重大缺陷271项，一般缺陷879项。缺陷率为0.89%，消缺率为94.13%。二、 进一步加强专业的基础管理，取得较好成效2.2一、.1稳步推进广东电网生产管理制度体系制度群建设结合提高供电可靠率创先工作以及生产管理规范化工作，各单位认真开展生产管理制度体系建设和完

50、善工作。，省电科院组织广东电网公司企业标准广东电网公司中性点接地设备运行管理规定、广东电网公司变电站防雷设备运行管理规定、广东电网公司中性点接地成套装置技术规范、广东电网公司金属氧化物避雷器技术规范、广东电网公司变电站金属氧化物避雷器验收规范、广东电网公司中性点小电阻接地成套装置验收规范、广东电网公司消弧线圈成套装置验收规范和广东电网变电站接地网验收规范等过电压专业相关管理制度的编写工作，在正式颁布实施后，承接省公司的相关制度，部分单位开展本单位相应中性点接地设备和变电站防雷设备等过电压专业运行管理制度和实施细则的编写工作。2009年末，在电科院和相关供电局的配合下，完成了广东电网公司电力设备

51、预防性试验规程实施细则的修编工作，针对目前避雷器带电测试和变电站接地网状态评估工作取得突破性进展的形势，各单位在修编、征求意见和审查等过程中，结合本单位的实际情况和实践经验，对避雷器和接地网等过电压专业相关设备的预防性试验的开展模式提出了宝贵的意见，确立了预防性试验将过渡到避雷器以带电测试为主，变电站接地网以必要时状态评估为主的模式。二、继续开展氧化锌避雷器带电测试和在线监测按照供电可靠性的创先工作要求，积极推进氧化锌避雷器带电测试和在线监测技术的运用，积极积累氧化锌避雷器带电测试代替停电试验的经验。完成罗洞站500kV和220kV避雷器在线监测远传系统的安装、调试工作，对避雷器泄漏电路进行网

52、络化实时集中在线监测，不仅对避雷器的运行状态进行不间断的监测，同时减少了设备的无故障停电时间。随着避雷器带电测试技术的成熟和测试经验的积累，具备了通过带电测试延长预试周期或取代停电预试的条件，加强带电测试和红外检测的结合，可以达到延长预试周期或取代停电预试的避雷器试验监督模式转变的目的，为2009年底广东电网公司企业标准电力设备预防性试验规程实施细则的编制奠定的扎实的实践基础。汕尾局认真开展生产管理制度体系建设工作，承接省公司的相关制度，过电压专业方面编写了中性点接地设备和变电站防雷设备运行管理实施细则；同时修编了预防性试验管理、设备缺陷及反事故措施3个管理制度。作为2008年管理年的重点工作

53、，各单位认真贯彻落实广东电网公司制度群管理办法，对现有制度群进行梳理、整合、完善、规范，编制和修编了与输变电专业相关的规章制度、技术规范和相关标准化现场作业指导书共计579份，完善了技术管理制度体系，促进了企业内部管理的全面深化。在相关单位配合下，省电科院承担省公司过电压专业相关的一次设备预防性试验现场作业指导书编写工作，2008年底完成了79个预防性试验现场作业指导书的审查。部分单位等过电压专业和2.2.5 缺陷管理工作更加精细化和规范化各单位加强一次设备缺陷闭环管理，确保了输变电设备缺陷处理率和及时率，完善应对设备出现紧急重大缺陷应急体系。广州局完成了首次全局电网设备健康状况的评估和分析，

54、提出应重点关注的设备缺陷并进行了专题分析，为输变电设备安全运行奠定了坚实的基础。2.3 强化一次设备定期预防性试验管理工作并取得突破广东电网公司将强化一次设备定期预防性试验专项工作列为2008年的重点工作之一，以实现理顺预试管理机构、强化预试专业管理、规范预试现场作业、强化预试档案信息化建设等各项工作目标。经过一年下来不断的总结和提高，全省的一次设备预试工作的管理水平上了一个新台阶。各单位加强从预试计划的科学制定、实施，到报告的编制、数据的分析，结果的总结和归档的预试全过程的管理，通过强化预防性试验的管理工作，充分利用生产管理数据整合与集中应用MIS系统，完善数据管理、计划管理和流程管理，20

55、08年全公司的一次设备预试完成率和消缺率等指标均创历史最好水平。三三、继续重视变电站防雷接地工作各单位把变电站接地网运行管理工作作为变电站防雷工作的重点，继续开展变电站防雷设施校核、接地网状态评估、设备引下线普查、接地网腐蚀开挖检查和改造的工作。2009年全省共测量地网接地电阻站数121个，测量地网接地电阻不合格站数8个，改造地网19个，未处理地网接地电阻不合格数7个；开挖检查地网站数42个，开挖检查不合格数3个，未处理地网检查不合格站数3个；检查接地引下线站数608个，接地引下线不合格64根，改造接地引下线53根，未处理接地引下线不合格根数11根。推广 “接地网腐蚀速率评估方法研究” 科技项

56、目关于地网腐蚀评估的八指标和三指标评价方法成果的推广应用，通过对8项土壤参数的测量，可以在不停电的情况下对接地网腐蚀进行分级，判断腐蚀程度，以校核截面，为设计和改造提供有效的理论依据。2009年对罗洞站及44个变电站进行了地网的开挖评估工作，进一步验证了所提出的八指标和三指标评价方法的应用效果，并对佛山电网变电站地网进行了初步评估，取得了良好的应用效果。在此基础上，逐步推广用于变电站接地网改造，并建立变电站接地网腐蚀台帐系统，据此提出变电站接地网改造计划，为合理确定接地网改造的必要性、时间安排和选材提供依据。开展的接地材料选材和不同连接工艺的研究，通过各种条件的实验，从不同角度对接地网的设计、

57、改造、施工工艺等提出指导性建议。针对雷击造成阳江变电站#3主变保护多次损坏的问题，2009年，省电科院进行了实地调查、地网接地阻抗测试和雷电过电压保护分析，针对220kV阳江变电站遭受直击雷概率相对比较高，而雷电流造成地网导体暂态电位分布极不均匀及不同点的压差超过二次设备的绝缘耐受水平可能造成主变保护装置损坏，提出的整改建议并完成了整改（详见附录六）。省公司通过技改项目招标为各单位统一配置了类工频地网状态评估测量系统，以推进变电站地网状态评估工作的开展。2、地网检测工作。东莞局完成1个500kV变电站、8个110kV变电站进行接地引下线导通性检测及接地阻抗检测，共发现1个变电站接地阻抗偏大及1

58、2根110kV变电站接线引下线导通电阻不合格。对发现问题已进行处理或制定处理计划。3、积极开展变电站地网状态评估工作。东莞局已完成500kV东莞站、横沥站及莞城站的地网状态评估工作，通过测试评估发现了横沥站外延地网受破坏导致地网电阻不合格及莞城站地网电阻偏高等问题，并对横沥站地网进行了改造，目前已满足规程运行的要求。佛山局选取重要的和运行年限较长的220kV和110kV电压等级共20个变电站进行开挖检查，包括接地网及接地引下线材料腐蚀测量、土壤参数测量、接地网腐蚀三参数与土壤八参数之间的关系研究、接地引下线连接完整性测量。取样变电站按地域、运行年限以及重要性选择，对佛山供电局20个变电站接地网

59、腐蚀等级进行评估和检验，并汇总完善佛山供电局地网资料。同时开展了接地材料选材和不同连接工艺的实验室研究和计算研究，根据变电站短路水平、不同线材通流能力、腐蚀环境和耐腐蚀能力对20个变电站开展截面校核和改造选材评估，为设计和改造提供依据。8月份完成开挖取样，10月已完成实验室测试与分析，目前正处于总结阶段。珠海局对年限比较长的220kV和110kV变电站接地网通过电网接地电阻测量及设备接地导通测试，完成10个110kV变电站及2个220kV变电站地网导通试验，完成了4个110kV变电站及1个220kV变电站地网接地电阻测试及开挖检查，状态良好。珠海局加强变电站地网接地技术研究，通过调查、提炼，与

60、武汉大学合作，结合主题为沿海丘陵地区变电站地网技术的研究及应用科技项目，研究沿海丘陵地区变电站地网的模型，运用计算机对沿海丘陵地区变电站地网建立模型，并进行分析典型变电站地网接地实测参数，对实测数据进行分析处理，建立对沿海丘陵地网模型进行反演，进一步完善地网计算软件的功能，为变电站接地网状态评估工作提供更好的技术手段，计划开展以下三个方面工作：1）沿海丘陵地区变电站地网接地电阻计算软件的应用研究；2）典型变电站地网分流系数的实测分析；3）变电站地网故障分析判断的工程研发及应用。该项目的实施将有效地提高相关人员在变电站地网方面的技术水平。四、继续开展输电线路防雷工作针对雷击跳闸率较高的现状，结合

61、雷电定位系统，通过规范雷击跳闸统计内容及上报流程，加强防雷统计和分析研究，基层单位积极开展防雷调查、总结和研究，以指导线路防雷工作。继续扩大广东省雷电定位系统的应用深度，雷电定位系统对指导寻找线路雷击故障点和线路跳闸原因分析起到较大作用。通过完善雷电定位系统来加强对雷电的监测、统计和分析，省电科院和部分单位充分挖掘现有雷电定位系统，省电科院立项开展雷电参数分析的研究，完成了近年来雷电活动参数和雷击基础数据的详细统计分析，掌握本地区地形地貌、保护角、杆塔接地电阻等因素对雷击跳闸率的影响规律，做细雷击跳闸分析，提出有针对性的防范措施，避免线路防雷工作的盲目性。对线路防雷基础工作毫不松懈，2009年

62、全省共计测量110kV及以上线路杆塔接地电阻39780基，发现不合格1392基（不合格率3.50%）；改造杆塔地网3107基，未处理杆塔接地电阻不合格基数922基。大力开展继续安装线路避雷器、防绕击水平横针和相序调整等综合防雷工作，以提高线路易击杆段的耐雷水平。同时，因雷击造成事故与障碍约占事故与障碍总次数的40%左右，是事故与障碍的最大原因,按预试规程南网预试规程要求对线路避雷器运行状态进行抽检。部分单位针对线路避雷器放电计数器因引线被盗、进水或损坏等原因无法统计动作次数，不能对线路避雷器的防雷效果进行评价的问题，结合线路停电更换放水性能较好的放电计数器。阳江局通过检查防雷设施、补装被盗的接

63、地装置、在重要的杆段加装避雷器等措施来提高线路耐雷水平。佛山局变电站的防雷设计和改造根据历年来佛山地区雷电活动规律、雷电活动走廊、地闪密度图、雷电流幅值概率分布图等作为参考，对不同地区的防雷重要程度进行划分，因地制宜。对历年雷电活动较为集中的地段加强防雷设计，对历年出现雷击故障较多、雷电易击的河边等地加强设计和改造力度。佛山局08年科技项目开发的“基于Google Earth的雷电定位系统”功能强大，针对不同地形地貌、不同条件进行雷电的查询和分析，高清影像显示直观，因此成为设计和运行人员的有效辅助工具。变电站接地网规划时，采用CDEGS软件进行设计接地网，通过不同间距、不同故障条件下（如工频短路、雷击）的接地特性仿真分析，准确设计合理的地网，降低日后的改造维护工作量。目前变电站接地网接地电阻仍严格控制在0.5欧以下的标准，这种做法在土壤电阻率较高的山区往往较难实现。按照新的接地规程导则，对接地网的整体评估不仅局限在接地电阻的大小，更重要的是接触和跨步电势、地电位升、地表电位梯度等是否满足要求，保障人身和设备安全。因此地网交接时，建议按照规程全面测量以上参数，不能局限在0.5欧的标准。目前变电站接地网接地参数测量时，往往连着避雷线一起测量，无法解开，应对避雷线分