广东电网公司度过电压专业工作总结.doc

广东电网公司2009年度过电压专业工作总结
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0.429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110～220kV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〔2008〕140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 110～220kV非GIS出线间隔加装避雷器的工作，全省变电站110～220kV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110～220kV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，110kV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110～220kV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2003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、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110kV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出线避雷器的间隔，可见变电站110～220kV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，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（11032）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
1
110kV仙桥站
#2
107.8A
508 ms
2
110kV伯劳站
#1
151.8A
510 ms
3
110kV伯劳站
#2
159.6A
510 ms
4
110kV城东站
#3
112.8A
501 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[1999]229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。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[2005]72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220kV、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[1999]229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[2005]72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
1.2s
35 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 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
35
85×0.85=72（kV）
185×0.85=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）
Y1W—55/125或Y1W—60/144
1.256或1.090
44
95×0.85=81（kV）
250×0.85=213（kV）
标称放电电流1.5kA或1kA，额定电压60kV，标称放电电流下的雷电冲击残压144kV（峰值）
Y1W—60/144
1.479
60
140×0.85=119（kV）
325×0.85=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）
Y1W—72/186或Y1W—73/200
1.483或1.380
110
220×0.85=170（kV）
400×0.85=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）
Y1W—146/320
1.063
1 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）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7～8日，广东电网公司电力科学研究院高压室和自动化室与阳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220kV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0.328Ω，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，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150m×150m，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2.6／50μs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2000V～3000V1min），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、0.780、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75％U1mA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