变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析

变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析

[摘要] 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。

[关键词]大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析

我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。

为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。

说明，此案例分析以FHS变电站为主。

本案例分析的知识点：

（1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。

（2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。

（3）单相瞬时性接地故障的处理方法。

（4）保护动作信号分析。

（5）单相重合闸分析。

（6）单相重合闸动作时限选择分析。

（7）录波图信息分析。

（8）微机打印报告信息分析。

一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念

在我国，电力系统中性点接地方式有三种：

（1）中性点直接接地方式。

（2）中性点经消弧线圈接地方式。

（3）中性点不接地方式。

110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。

中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。

大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。

我国规定：凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则属于小接地电流系统。事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。

（1）要大于故障点灭弧时间及周围去游离的时间。在断路器跳闸后，要使故障点的电弧熄灭并使周围介质恢复绝缘强度，是需要一定时间的，必须在这个时间以后进行合闸才有可能成功。

（2）要大于断路器及其机构复归状态准备好再次动作时间。在断路器跳闸以后，其触头周围绝缘强度以及灭弧室灭弧介质的恢复是需要一定的时间。同时其操作机构恢复原状准备好再次动作也需要一定的时间。

（3）无论是单侧电源还是双侧电源，均应考虑两侧选相元件与继电保护以不同时限切除故障的可能性。

（4）考虑线路潜供电流所产生的影响。

4．保护通道

220kV线路采用闭锁式通道，如图2-2所示，闭锁式保护在区内故障时，两侧方向元件判断为正方向，因此保护均收不到对侧的闭锁信号。

5．对DZ的分析

由于故障点在线路中间，不在DZ（突变量距离元件）范围内，并且两侧的保护动作相同，所以表2-1、2-2所示的保护动作属正确。

八、事故分析（F侧）

1．大电流接地系统单相接地短路特点

（1）单相接地短路故障点故障相电流的正序、负序和零序分量大小相等方向相同，因此

故障相电流与大小相等，方向相同。

（2）非故障相短路电流为零。

（3）单相接地短路故障相电压为零。

（4）短路点两非故障相电压幅值相等，相位角为，它的大小取决于之比。

2．保护动作情况分析

故障测距反映的故障点位置如图2-2所示，为线路中间，距F站66.7km。

图2-2 FT线路故障点

第一套保护WXH-11X动作逻辑，线路发生故障后，线路两侧保护启动元件动作，启动高频发信机发信，同时两侧高频零序方向元件均判断为正方向（区内）故障而停信，高频零序保护出口保护速动出口跳闸；接地距离保护因故障计算程序较零序慢在故障发生后19 ms动作出口。单相故障在保护出口继电器动作出口的同时启动重合闸，在515 ms时重合闸出口。

本套保护在故障时动作时序和动作逻辑正确。

第二套保护LFP-902A动作逻辑，线路发生后，启动元件动作启动发信和方向元件动作停信的保护信息在保护信号中无反映属保护信号设计的没有考虑，但可以从下面的该装置的录波图中看到，CPU1所属快速跳闸保护几乎在27ms同时动作出口，同时给出保护出口“Ｃ相跳闸”信号；890ms重合闸启动，从下述的录波图分析中还得到C相断路器在85ms完全跳开，跳闸后，保护再次收、发信，闭锁两侧保护，1010ms重合成功。

3．单相瞬时性故障与永久性故障的判别

大电流接地系统发生单相接地故障时，若线路故障为瞬时性故障，正常情况，保护或位置不对应启动重合闸重后，重合闸会合闸成功。若为永久性故障，重合闸重合将重合于故障而发生第二次跳闸，且不会再次重合。

4．故障录波图分析

故障录波图如图2-3所示。

设备名称：AA5

文件名称：B50 G4213.000

故障时间：2001-05-24 16：42：21.410

时标单位：毫秒

启动前2个周波后3个周波有效值

图2-3 FT线C相接地故障录波图

（1）从故障电流可看出，故障相为C相。

（2）故障时与相位相反。

（3）切除故障时间约为64ms（保护动作时间+断路器固有动作时间+跳闸回路继电器固有动作时间）。

（4）1010ms C相重合闸重合成功（重合闸整定时间0.8s）。

（5）TA 变比1200/1

（7）故障录波器测量值与微机保护打印报告存在误差。

5．LFP-902A微机保护报告分析

LFP-902A微机保护报告如图2-4所示。

图2-4 LFP-902A微机保护报告

（1）故障初，保护有发信、收信波形（小于17ms）,停信后，25ms C相接到跳闸命令，85msC相完全跳开。C相断路器跳闸后，保护再次收、发信，闭锁两侧保护，约890ms重合闸启动，1010ms重合成功。

（2）故障时故障相电流与大小相等，方向相同，故障电流波形持续时间85ms。（3）在故障时故障相C相电压低于非故障相电压。

（4）由于是非对称故障，报告中有3。

（5）报告记录故障前60ms的电流、电压波形。

故障录波分析

在我们的日常生产中经常需要通过录波图来分析电力系统到底发生了什么样的故障？保护装置的动作行为是否正确？二次回路接线是否正确？CT、PT 极性是否正确等等问题。

接下来我就先讲一下分析录波图的基本方法：

1、当我们拿到一张录波图后，首先要通过前面所学的知识大致判断系统发

生了什么故障，故障持续了多长时间。

2、以某一相电压或电流的过零点为相位基准，查看故障前电流电压相位关

系是否正确，是否为正相序？负荷角为多少度？

3、以故障相电压或电流的过零点为相位基准，确定故障态各相电流电压的相位关系。（注意选取相位基准时应躲开故障初始及故障结束部分，因

为这两个区间一是非周期分量较大，二是电压电流夹角由负荷角转换为

线路阻抗角跳跃较大，容易造成错误分析）

4、绘制向量图，进行分析。

一、单相接地故障分析

分析单相接地故障录波图要点：

1、一相电流增大，一相电压降低；出现零序电流、零序电压。

2、电流增大、电压降低为同一相别。

3、零序电流相位与故障相电流相位同相，零序电压与故障相电压反向。

4、故障相电压超前故障相电流约80 度左右；零序电流超前零序电压约11 0 度左右。

当我们看到符合第1 条的一张录波图时，基本上可以确定系统发生了单相接地短路故障；若符合第2 条可以确定电压、电流相别没有接错；符合第3 条、第4 条可以确定保护装置、二次回路整体均没有问题（不考虑电压、电流同时接错的问题，对于同时接错的问题需要综合考虑，比如说你可以收集同一系统上下级变电所的录波图，对于同一个系统故障各个变电所录波图反映的情况应该是相同的，那么与其他站反映的故障相别不同的变电站就需要进行现场测试）。若单相接地短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题。这里需要特别说明一下南瑞公司的900 系列线路保护装置，该系列保护在计算零序保护时加入了一个78 度的补偿阻抗，其录波图

上反映的是零序电流超前零序电压180 度左右。

对于分析录波图，第4 条是非常重要的，对于单相故障，故障

相电压超前故障相电流约80 度左右；对于多相故障，则是故障相间

电压超前故障相间电流约80 度左右；“80 度左右”的概念实际上就

是短路阻抗角，也即线路阻抗角。

二、两相短路故障分析

分析两相短路故障录波图要点：

1、两相电流增大，两相电压降低；没有零序电流、零序电压。

2、电流增大、电压降低为相同两个相别。

3、两个故障相电流基本反向。

4、故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右。

若两相短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题。比如说有一条线路正常运行时负荷电流基本没有，发生故障后保护拒动。

我们来分析一下由录波图绘制的向量图。

对照要点分析录波图，前三条都满足，但第四条不满足，绘制出向量图以后成了故障相间电压滞后故障相间电流约110 度左右。通过分析可以看出保护的A相电流与B 相电流接反了，但由于装置正常运行时负荷电流基本为零，装置不会报警。将A、B 两根电流线交换后，第四条变成满足，证明保护装置接线不再有问题。

所以再重申一遍：对于分析录波图，第4 条是非常重要的，对于单相故障，故障相电压超前故障相电流约80 度左右；对于多相故障，则是故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右；“80 度左右”的概念实际上就是短路阻抗角，也即线路阻抗角。

三、两相接地短路故障分析

分析两相接地短路故障录波图要点：

1、两相电流增大，两相电压降低；出现零序电流、零序电压。

2、电流增大、电压降低为相同两个相别。

3、零序电流向量为位于故障两相电流间。

4、故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右；零序电流超前零序电压约110 度左右。

若两相接地短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题。

四、三相短路故障分析

分析三相短路故障录波图要点：

1、三相电流增大，三相电压降低；没有零序电流、零序电压。

2、故障相电压超前故障相电流约80 度左右；故障相间电压超前故障相间电流同样约80 度左右。

若两相接地短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题

环流是合环后由于两个系统电压,频率,波形差而造成的大环流,环流大时会对系统造城一定冲击,重则损坏设备,造成设备保护误动等.实际是一种冲击电流.所以有的系统合环要注意同期并列

配电网合环操作环流分析系统的开发和应用

0 引言

随着国民经济的发展，双向供电成为常用的供电模式。配电网一般采用闭环设计、开环运行的供电方式。在倒负荷或线路检修时，通过合、解环操作可以减少停电时间，提高供电可靠性，但由此引起的环流，对配电网的安全运行有很大的影响[1]。若通过潮流计算对合环系统进行分析和计算，有助于运行人员对地区电力网络的运行方式进行适当的调整，从而保证用户利益，减少停电损失。

苏州地区电力负荷密度大，电网结构复杂，双向供电模式多，用户对电网的供电可靠性要求较高，合环操作频繁。针对这一特点，我们开发了苏州配电网合环分析系统，它结合实际合环操作的需要，对苏州地区的部分线路和厂站进行了适当的简化，对可能的合环路径进行分析，从潮流的角度给运行人员以依据，从而快速、准确地找出最佳合环路径，达到预期目的。可见，系统的开发有重要的实际意义。

1 系统研制

1．1 系统设计

苏州配电网合环分析系统的设计目的主要在于：运行调度人员在合环操作前，可以根据合环操作的需要在系统中进行潮流计算，根据合环分析系统提示的信息进行操作。为了提高计算的精确性，合环分析系统在进行潮流计算时，不仅包含了与合环线路直接相关的线路信息，而且包含了整个苏州电网，将供电网和配电网全部考虑进去。

由于苏州地区电网结构复杂，为了使用户的实际操作更为方便，在系统构建前，根据苏州电网的特点和实际可能的合环线路，在保证工程计算准确的前提下，对整个苏州地区的电力网络进行适当的简化，选择了40多个重要的厂站组成电网接线图。其中包括：望亭电厂、阳山变、金山变、狮山变、苏州变、宝带变、葑门变、寒山变、枫桥变、彩虹变、胥门变、竹辉变、园区变等。

针对配电网变化多、合环操作复杂的特点，系统引人合环模板的概念，即预先定义好几个常用的合环形式，如两条10kV馈线合环操作的模板，20kV馈线合环操作的模板等。当分析某两条馈线合环时，只要调入合环模板，选择合环馈线所在母线，输入必需的线路参数和负荷参数即可进行合环计算。这样，一个模板适用多种合环操作，用户使用十分方便。

我个1采用面向对象的方法进行系统设计。在集成的VC++6．0[2]开发环境下，对系统进行编程、调试，使系统易扩充、易维护。网络所需参数及运行结果

存储于Access数据库中，用户可方便地通过系统对数据库进行修改和维护。1．2 系统组成

苏州配电网合环分析系统主要由两个子系统组成，即绘图及系统维护子系统、合环计算分析子系统，并提供相关帮助。

a、绘图及系统维护子系统

该子系统提供了多种电力系统常用图元，如断路器、变压器、负荷等，以此绘制苏州地区系统接线图和各个厂站内部接线图。这样可以全面地反映电网的总体情况，为合环计算分析准备了必要的数据。

b、合环计算分析子系统

该子系统为用户提供了合环前校核合环电流大小的手段，给出了合环前后的电压水平和合环后的电流情况。在合环电流超过400A时，系统将提示“电流越限!”，予以警告。

合环分析系统提供了正常方式下的电网运行工况(即基本工况)。这样，用户可以将不同的运行方式存为不同的工况(如最大负荷情况、高峰负荷情况等)，调入不同的工况可计算出不同工况下的合环电流。

针对配电网合环的特点，该系统给出了常用的合环分析模板。用户可以根据需要用绘图及系统维护子系统在系统图中添加新的厂站，完善系统；也可在系统图中定义新的合环分析模板，便于进行相关馈线的合环计算。

1．3 计算模型

配电网合环分析系统的基础是潮流计算。常规潮流计算的任务是根据给定的电力网络结构及运行条件求出整个网络的运行状态，包括系统各节点(母线)的电压、线路上的功率分布以及功率损耗等。由于潮流计算的已知量与待求量之间是非线性关系，所以，潮流计算问题在数学上是多元非线性代数方程组的求解问题，一般采用迭代方法计算。

合环计算既涉及地区电网，又涉及配电网。由于不易获得完整的配电网结构参数和运行参数，因此，如何使计算方法及结果满足工程实际的需要，是配电网合环分析系统研制的关键，也是难点。

图1所示为一种典型的合环情况。

合环前，设变压器高压侧母线电压分别为U1，U2；低压侧母线电压为U P1，U P2；变压器阻抗分别为Z1，Z2；变压器高压侧流进的功率为S H1，S H2低压侧流出的功

率为S L1，S L2(分别对应低压侧母线上所接的两个负荷S L1＝S1+L D1，S L2＝S2+L D2；L D1，L D2为合环线路负荷；S1，S2为合环变压器其他线路负荷)。合环后，设变压器高压侧母线电压分别为U1'，U2'低压侧母线电压为UP；变压器高压侧流进的功率为S H1'，S H2'；低压侧流出的功率为S L1'，S L2'。

经过推导与计算，得出合环功率S CB和电流I CB的表达式如下：

另外。配电网合环时负荷模型的处理与配电网的特点有关。配电网运行中负荷节点多，往往呈梳状结构，而且一般无表计实时记录负荷。为了使潮流计算更好地反映实际运行情况，需对配电网负荷进行合理分析。一般为了计算方便，配电网负荷往往简单地归结于一点，这样虽简化了计算，但模型不够精确。本系统在建立负荷模型时，充分考虑了配电网负荷梳状结构的特点，让负荷均匀分布于配电网线路上，再利用数学方法进行负荷移置，便于潮流计算，也提高了精度。

以理论分析为指导并通过实际测试，可找出影响合环潮流和合环电流的实际因素，即：合环馈线所在变压器高压侧及低压侧电压，合环馈线的负电网当时的运行工况(线路参数、负荷、变压器分抽头位置)，合环馈线所在变压器的总负荷，合环前馈线所属母线电压，合环线路参数及负荷等。

通过以上数据，系统可在合环前自动进行电压调整，从而使合环前的潮流情况和电压水平与实际基本一致，保证了合环计算的准确性。并且，在合环操作之前，系统提供了合环路径的校验，从操作角度给运行人员以依据。

2 系统特点

2．1 模型合理

配电网合环分析系统建立了与合环有关的苏州地区接线图和厂站接线图，既方便了合环分析，也为计算提供了较为精确的系统参数。

通过理论分析和大量计算，本系统确定了合理的合环馈线的负荷模型，算例结果(见表1)表明，准确率较高，满足工程要求。

2．2 实用性强

该系统针对配电网的特点和配电人员的需求而开发。调度人员能够根据不同的配电网供电模式创建不同的模板，进行合环计算。系统计算合环潮流的结果能够有效地反映当前的运行情况，而且数据结果直观明了，不仅显示在相应的配电网合环图上，调度人员也可以通过数据表格进行浏览。

该系统的操作方式适合于调度人员及配电系统的特点。在系统数据录入时，调度人员只要输入设备的基础数据，如型号、长度等参数，电气参数计算由系统自身完成。针对配电网数据的特点，调度人员可以输入负荷电流大小、电压水平、功率因数，从而代替线路的有功、无功负荷数据进行计算。

调度人员通过方便的绘图工具及丰富的基础数据库，可以很容易地建立、维护系统数据库。而树型菜单、快捷键的设计，为分析、计算提供了有效的手段。

3 算例分析

从表1的计算结果可以看出，本系统的计算准确率较高，满足工程要求。但在实际应用中，难免会有误差。误差的来源包含多个方面。

3．1 地区电网的运行状况

由于电网运行工况断面不易获得，所以系统在很大程度上无法与实际运行状况相匹配，主要有以下影响因素：

a．变压器分抽头位置

变压器分抽头位置在实际运行操作中经常变动，但记录数据往往被忽视。实际上，对于合环馈线来说，其所属变压器的阻抗(由分抽头位置和变压器型号决定)对合环电流的大小有很大影响。图2所示为合环模型。

由图2可见，在变压器投运后，其阻抗大小由分抽头位置决定，合环电流的大小与分抽头位置有关。由计算分析可知，若变压器抽头位置改变一个挡位，会引起几十安的电流变化。由于无法得知实际的抽头位置，所以系统默认其在出厂参数的。挡位置，这样势必带来误差。

b．电容器的投切

在实际运行中，电容器的投切往往是成组进行的，而一组电容器的大小是3000Var或3600Var，大约是160 A-190 A的容性电流，该电流与感性电流合成后形成一个矢量值，这才是参与计算的合环变压器其他线路负荷。由于系统忽略了无功补偿装置的影响，因此也会有误差产生。

c．功率因数

由于在实际运行时，测得的大多是电流值，不是P，Q值，这样就需要用电流值和功率因数推导出P，Q的大小，而功率因数也非实测值，所以，功率因数的准确与否对合环计算的误差有一定影响。

3．2 馈线负荷分布

配电网是直接面对用户的电力网络，它的负荷分布大致是均匀的，所以，系统所用的负荷模型将负荷位置置于中间。但在实际情况下，负荷位置处在靠前或靠后的地方，这就需要运行人员对实际的运行情况有所了解，从而得到较为准确的负荷位置，才能有更为准确的计算值。

3．3 数值计算的精度

由于在该系统中，计算机处理数值部分用的是单精度的处理方法，即精确到小数点后6位，不断累加后，误差必然增加。双精度的处理方法将提高系统计算的准确度。

综上所述，影响系统计算精度的因素是多方面的。根据实际情况，该系统在计算模型上采取了一定的措施，如电压的自动调整、负荷位置的选择等，保证了实际工程的准确度，用户使用起来也很方便。

4 结语

苏州配电网合环分析系统结合苏州地区的电力结构特点，从潮流的角度对合环操作进行指导。其计算模型合理，结果准确，界面友好，使用方便，为生产调度部门提供了有效的工具，在苏州调度现场投运后受到用户好评。

变电站典型案例分析

典型案例分析 一起220kV线路保护异常跳闸的分析 一、事故简述： XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。 该220kV线路两侧保护配置为： 第一套保护包括：国电南自PSL602（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）；国电南自PSL631A（断路器失灵保护）。 第二套保护包括：南瑞继保RCS931（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保CZX-12R断路器操作箱。 甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值），线路全长9.14KM。931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式）。 XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸， 602保护装置报文显示： XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒 000000ms距离零序保护启动 000000ms综重电流启动 000001ms纵联保护启动

000027ms 综重沟通三跳 000038ms 故障类型和测距CA相间接地401.40Km 000039ms 测距阻抗值136.529+j136.529 Ω RCS931保护装置报文如下： 启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560 动作相 ABC 动作相对时间 00001MS 动作元件远方起动跳闸 故障测距结果 0000.0kM 602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。（见甲站侧931保护故障录波图） 此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是： （一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？ （二）为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？ （三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。 （四）为什么602保护综重沟通三跳出口？ 二、事故原因分析

变电站事故处理应急预案编制导则

变电站事故处理应急预 案编制导则 Document number：BGCG-0857-BTDO-0089-2022

变电站事故处理应急预案编制导则 一、事故处理原则 1．迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁，保证其它设备的正常运行； 2. 尽快恢复对已停电的用户供电； 3．如果对人身和设备构成威胁时，应立即设法解除，必要时立即停止设备运行，如果未对人身和设备构成威胁时，应尽力保持或恢复设备的正常运行，应该特别注意对未直接受到损坏的设备的隔离，保证其正常运行。 二、事故处理的一般步骤 1．详细记录事故时间、光字、掉牌及有关负荷情况； 2．向主管领导和部门汇报； 3．判断事故性质及按照预案进行事故处理； 4．根据检查、试验情况，按调度指令恢复送电；

5．详细记录事故处理经过。 三、编制各类事故处理预案的提纲 1．人身伤亡事故处理预案 1．1人身触电事故 根据运行方式，尽量使停电范围为最小的情况下运行人员与带电设备的隔离（包括一、二次设备），同时进行现场心肺复苏法、口对口人工呼吸等急救措施。 1． 2人身中毒事故 通风排气，保证空气畅通，施救人员正确进行自身安全防护的前提下，将中毒人员与毒源隔离。若是食物中毒，注意留取可疑食物进行化验。 1． 3人身遭物体打击事故 严格按急求原则进行正确的现场处理，并立即呼救。 1． 4高空坠落事故

注：以上事故预案都必须首先保证救助人员自身的安全，且在施救的过程中，及时向120求救并向上级汇报。 2．电网事故处理预案 3． 1误操作事故 误操作事故有可能引发人员伤亡及设备事故和电网事故，应分情况进行处理，误操作引起故障时若人员没有伤亡需立即通知主控室告知明确的人为故障点，使值班人员快速进行恢复操作；若发生人员伤亡，主控室应根据保护动作号及当时的工作安排，速派人查看现场，启动人员触电事故的处理预案进行施救。导致电网事故发生时应迅速将情况汇报调度，根据指令进行事故处理。 2．2全站主要进线电源失电（要考虑此时通讯也中断后的事故处理预案 按照调度规程有关规定进行处理。 2．3各级电压等级的母线全停事故 2．4双回并列运行的电源进线其中一回跳闸 2． 5谐振引起变电站带母线电压突然大幅升高或降低事故

110kV变电所典型事故案例

110kV 变电所典型事故案列

第一章110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方 式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离 开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 、单母分段接线: I 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线:

■—- □ d n 点。 优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。

第二章110kV 变电所主要的保护配置 一、 线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障， 以保证非故障设备的正常运行。 1、 10kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、 35kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、 主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还 要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性， 因此必须根据变压器的容量和重要程度 装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路 ?绕 组的匝间短路和单相接地短路。 发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅 会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气 体，还可能引起变压器油箱的爆炸。 变压器的引出线故障， 主要是引出线上绝缘套管的 故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。 以下接合主接线图， 分析一下主变 保护的保护范围及动作情况： 1、 主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。 正常 保护范围为主变三侧差动 CT 之间。 2、 主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过 流保护。 （1）复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件 HOkVI nokvn JrHU± （负序及相间电

牵引变电所事故案例

牵引供电事故案例分析与预防

一、人身伤亡事故 人身伤亡事故分类 人身伤亡事故可以分为三种类型 ?人身触电伤亡事故 ?人身高坠伤亡事故 ?人身其他伤亡事故

人身触电事故 ?人身触电事故居于牵引供电各类人身事故首位。 牵引供电工作人员在设备运行、检修和事故处理中，要与停电或带电的高压设备打交道，稍有不慎，就会造成人身触电（停电作业时触及有电部位，带电作业时触及接地设备或与带电作业非等位的其他设备）伤害。人身触电事故还可能发生群体伤害，对牵引供电工作人员生命威胁极大。 ?如何防止人身触电事故的发生，做到杜绝漏洞，有效预防，特别是发生事故后，及时、正确地对触电者进行急救，将事故压缩到最小程度。

人身触电事故的原因 （1）误登有电设备。 变电所非全所停电作业或全所停电作业，但110kV母线 或110kV进线隔离开关有电，或接触网分相、分段、四跨及复线区段在车站之一线停电作业时，因工作票存在漏洞，或监护不到位等原因导致作业人员由无电区进入有电区。 （2）停电不彻底，作业区内仍有带电设备。 变电所两个系统或几个设备、接触网分相、四跨两端重合停电或接触网垂直停电，先停了部分设备或之一供电臂，未达到重合停电或垂直停电或两个系统或几个设备同时停电作业条件而开始进行的停电作业，又省略了验电接地程序或作业与验电接地同步进行导致人身触电伤亡事故。

人身触电事故的原因 （3）误送电、误停电。 误送电、误停电一般容易发生在分局电调端。 ①送错供电臂。应送甲供电臂而由于调度人员责任心不 强，违章操作或其他值班调度员代为消令，写错消令栏位置而误送为乙供电臂。误送电对作业组群体安全威胁极大。在非远动变电所、开闭所、分区所或虽远动但因故打向当地控制位后，值班员违章操作也容易发生误送电。 ②误或接触网操作人拉错四跨、隔离开关将电停错。电调命令发布正确，上述三所值班人员或接触网操作人由于责任心不强，也同样存在着误停问题。

电气事故案例分析(20100611)

电气事故案例分析题 (2) 一、运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸 (2) 二、擅自解除闭锁带电合接地刀闸 (2) 三、安全措施不全电除尘触电 (3) 四、带负荷推开关 (4) 五、野蛮操作开关，导致三相短路 (5) 六、小动物进入电气间隔，造成机组跳闸 (7) 七、PT保险熔断造成机组跳闸 (7) 八、励磁整流柜滤网堵塞，造成机组跳闸 (8) 九、励磁变温度保护误动，造成机组跳闸 (9) 十、6KV电机避雷器烧损，发变组跳闸 (9) 十一、MCC电源切换，机组跳闸 (10) 十二、励磁机过负荷反时限保护动作停机 (12) 十三、220千伏A相接地造成差动保护动作停机 (12) 十四、查找直流接地，造成机组跳闸 (13) 十五、查找直流接地，造成机组跳闸 (14) 十六、检修工作不当，造成机组跳闸 (15) 由于人员工作不当，229出线与220kV下母线距离过近放电，引起保护动作。 (15) 十七、主变差动保护误动 (15) 十八、主变冷却器全停使母线开关跳闸 (16) 十九、试验柴油发电机造成机组停运 (16) 二十、定冷水冷却器漏泄，定子接地保护动作停机 (17)

电气事故案例分析题 一、运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸 事件经过 1月8日某厂，#3发电机有功85MW。运行人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码”画面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其容，按“确认”键，#3发-变组“差动保护”动作出口，#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。 原因分析： 1.在机组正常运行中，运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，越权操作， 造成发-变组差动保护出口动作。是事故的主要原因。 2.继电保护装置密码设置为空，存在人员误动的隐患。是事故的次要原因。 3.运行人员无票作业，且未执行操作监护制度。 暴露问题： 1、违反《集团公司两票管理工作规定》，无票作业。 2、集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》执行不到位，继电保护密码管理存在漏洞。 3、运行人员安全意识不牢固，盲目越权操作。 4、运行人员技术水平不高，对操作风险无意识。 采取措施： 1、加强对运行人员的技术培训，并吸取此次事故的教训。 2、认真对照集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》进行落实、整改，进一步完善制度。 3、加强“两票”管理，各单位要严格执行《集团公司两票管理工作规定》，严禁无票作业。 4、发电部加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取此次事故的教训，不 要越限操作。 5、继电保护人员普查所有保护设备，凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。完善警 告标志，吸取教训。完善管理制度，加强设备管理。 二、擅自解除闭锁带电合接地刀闸

典型电气事故案例分析

典型电气事故案例分析 渤海石油职业学院阎相环 一、接地保护线烧伤人 1、事故经过 1994年4月6日下午3时许，某厂671变电站运行值班员接班后，312油开关大修负责人提出申请要结束检修工作，而值班长临时提出要试合一下312油开关上方的3121隔离刀闸，检查该刀闸贴合情况。于是，值班长在没有拆开312油开关与3121隔离刀闸之间的接地保护线的情况下，擅自摘下了3121隔离刀闸操作把柄上的“已接地”警告牌和挂锁，进行合闸操作。突然“轰”的一声巨响，强烈的弧光迎面扑向蹲在312油开关前的大修负责人和实习值班员，2人被弧光严重灼伤。 2、原因分析 本来3121隔离刀闸高出人头约2米，而且有铁柜遮挡， AHA12GAGGAGAGGAFFFFAFAF

其弧光不应烧着人，可为什么却把人烧伤了呢?原来，烧伤人 的电弧光不是3121隔离刀闸的电弧光，而是两根接地线烧坏时产生的电弧光。两根接地线是裸露铜丝绞合线，操作员用卡钳卡住连接在设备上时，致使一股线接触不良，另一股绞合线还断了几根铜丝。所以，当违章操作时，强大的电流造成短路，不但烧坏了3121隔离刀闸，而且其中一股接地线接触不良处震动脱落发生强烈电弧光，另一股绞合线铜丝断开处发生强烈电弧光，两股接地线瞬间弧光特别强烈，严重烧伤近处的2人。 造成这起事故的原因是临时增加工作内容并擅自操作，违反基本操作规程。 3、事故教训和防范措施 1）．交接班时以及交接班前后一刻钟内一般不要进行重要操作。 2）．将警示牌“已接地”换成更明确的表述：“已接地，严禁合闸”。严格遵守规章制度，绝对禁止带地线合闸。 3）．接地保护线的作用就在于，当发生触电事故时起到 接地短路作用，从而保障人不受到伤害。所以，接地线质量 AHA12GAGGAGAGGAFFFFAFAF

变电站事故分析及处理

1 事故处理的主要任务 1)及时发现事故，尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源，迅速解除事故对人身和设备的威胁。 2)尽一切可能确保设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 3)密切与调度员联系，尽快恢复对已停用户供电，特别是要尽可能确保重要用户的供电。 4)调整电网运行方式，使其恢复正常。 2 处理事故的一般原则 1)电网发生事故或异常情况时，运行值班员必须冷静、沉着、正确判断事故情况，不可慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免造成事故的发展和扩大。 2)迅速、准确地向当值调度员汇报如下情况： ①异常现象、异常设备及其它有关情况； ②事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间； ③保护装置的动作情况； ④频率、电压及潮流的变化情况； ⑤人身安全及设备损坏情况； ⑥若未能及时全面了解情况，可先做简单汇报，待详细检查清楚后，再做具体汇报。 3)处理事故，凡涉及到设备操作，必须得到所辖调度的命令或同意。 4)处理事故时，值长、主值、副值均应坚守岗位，不可擅自离开，

随时保持通讯联系。 5)处理事故时，地调向运行人员发命令时，运行人员应立即执行，并将执行结果同时汇报地调。 6)处理事故时，除领导和有关人员外，其它无关工作人员均应退出事故现场。 7)处理事故时，值班员应迅速执行当值调度员一切指令。若值班员认为当值调度员有错误时，应予指出，当值班员仍确定自己的指令是正确的，值班员应立即执行。但直接威胁人身和设备安全的指令，任何情况下均不得执行，并将拒绝理由汇报当值调度员和上级领导。 8）处理事故时，当值班员对当值调度员的指令不了解或有疑问时，应询问明白后再执行。 9）事故处理中出现下列情况，值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报当值调度员： ①运行中设备受损伤威胁，应加以隔离； ②直接对人身有严重威胁的设备停电； ③确认无来电的可能，将已损坏的设备隔离。 10）交接班时发生事故，且交接班后的签字手续尚未完成，仍由交班者负责处理，接班者协助处理。事故处理告一段落或已结束，才允许交接班。 11）处理事故中，值班员必须集中精力。事故处理结束后，应详细记录事故发生原因、现象以及处理经过，并将上述情况汇报调度。

变电所事故案例

一、事故经过 某区新建热电厂开始实施集中供热, 钢管的另一端碰触到10kv的高压线上，造成三人触电死亡。 二、事故原因分析 1、施工时施工负责人没有注意到丙家花台外面2.4m处有一10kv的电力线路。 三、事故防范措施 1、经常在电力线路附近作业的单位应制定相应的规章制度，根据情况提出电力线路附近的作业方法 2、在电力线路附近作业时，必须有确保安全的组织措施和技术措施 4、技术措施是指作业时设备和人员与电力线路应保持的安全距离 5、在易触及地区的配电线路应尽量采用绝缘导线或电缆供电。 一、事故经过 2001年5月24日9时50分，辽宁省某石化厂总变电所所长刘某，在高压配电间看到2号进线主受柜里面有灰尘，于是就找来一把笤帚打扫，造成1Okv高压电触电事故。经医生观察诊断，右手腕内侧和手背、右肩胛外侧(电流放电点)三度烧伤，烧伤面积为3％。 二、事故原因分析 刘某违章操作。 三、事故防范措施 (1)开展一次有关安全法律法规的教育，提高职工学习和执行“操作规程”、“安全规程”的自觉性，保证安全生产。 (2)在全厂开展一次电气安全大检查。 (3)提高职工队伍的整体素质，保证生产安全。 (4)进一步落实安全生产责任制，做到各级管理人员和职工安全责任明确落实。 一、事故经过 惠州供电局110kV平多线因跳线接触不良发热断线造成2座110kV电站失压。 二、事故原因分析 1、两不同型号的导线通过铝并沟线夹并采用缠绕铝包带的方法连接，长时间运行导致截 面积小的导线与并沟线夹压出现接触不良，最终发热断线。 2、由于时间安排不及时及没有采取负荷限制措施，导致缺陷恶化成事故 三、事故防范措施 1、加强线路的运行维护，定期检查导线的连接部位，发现问题及时采取处理措施。 2、应定期或利用停电机会紧固连接部位。

变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析(扫描版)

变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析 [摘要] 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。 [关键词]大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析 我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。 为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。 说明，此案例分析以FHS变电站为主。 本案例分析的知识点： （1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。 （2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。 （3）单相瞬时性接地故障的处理方法。 （4）保护动作信号分析。 （5）单相重合闸分析。 （6）单相重合闸动作时限选择分析。 （7）录波图信息分析。 （8）微机打印报告信息分析。 一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念 在我国，电力系统中性点接地方式有三种： （1）中性点直接接地方式。 （2）中性点经消弧线圈接地方式。 （3）中性点不接地方式。 110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。 中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。 大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。 我国规定：凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则属于小接地电流系统。事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。

变电站安全事故反思

变电站安全事故反思 为了您和他人的安全，请反思您身边的变电站安全。 下面是爱汇给大家整理的变电站安全事故反思，供大家阅读!变电站安全事故反思篇 1 今 天听了班长通读了两起事故的报告，同样作为一名营销人员，心里深有感触呀!主要以前听的 报告都是配电事故，而今天是营销人员的事故，心里不免担心起自己和同事们的人生安全。 人身伤亡事故给个人和家庭带来不可挽回的伤害，还严重打击了工作人员的士气，影响企 业的工作氛围。 所以有了生命安全才能更好的工作，不让家人和领导担心。 今天心里很是沉重，我感觉应该反省自己的过时，和保持现有的安全态度是很重要的。 每个人都有大意的时候，但是作为一个电业人员就不能有大意的心态和大意的动作。 因为我们身为一个电业工人就应该有着安全第一的信念。 不要投机取巧，不能违规作业。 往往事故的开端都是因为大意和忽视造成的。 “电给人带来了光明和方便， 但是对于电业人员来说除了保证给千家万户送去光明的同时 也要注重自身安全。 听着报告的同时我也在自己思过，回想着自己以前和现在对“安全这两个两个字到底认 识的多少，从来都是有人出事故了或者领导读报告了，心里才有了点安全意识。 为什么会这样呢?因为以往的事故报告都是配电出事故为主。 有点事不关己的心里。 而今天，我越听越害怕，因为这两起事故全是营销人员的事故。 想想要是这起事故是我呢?我能怎么做?我是不是也能像事故中的人那样马虎大意呢 ? 当 事情一直平稳发展的时候，人就开始忽视了一些重要的东西。 就拿我来说，工作三年了，以往的工作都是很注重安全的，不管干什么操作业务，都秉承 着先停电，再验电的步骤一步一步进行着。 而现在的我就有点对我自己的安全不负责了。 换电表的时候时而不停电了，看见破损表箱不知道验电就直接开箱抄表的。 开始的时候还有点后怕， 但是成为了习惯而没有出现事故以后， 就成为了自己的工作习惯。 但是通过这两个报告，我对自己所做的事情感到耻辱，为了方便而把安全抛掷脑后。 没有真真正正把安规放在我的心理，没有把安规实施到自己的工作当中，没有谨记师傅和 领导的嘱托，现在的心理只有害怕，不要以为自己针对 220V 的电就能不按规程工作，事情往 往都有小变大的，只有先注重小的事情，才不能发生大的事故。 我以后再也不能这样了，我要为我自己、家人、领导负责，不能拿生命来开玩笑。 我是一个电业人，永远都要以安全两字做自己的座右铭。 再也不能以习惯来工作，工作以前一定要按安规行事，规程办事，不要以“没有事，“这 样干活快，来工作。

箱式变电站的常见事故处理规范

变电站的各类事故处理 一、线路故障跳闸的现象及处理 1、永久性故障跳闸，重合闸动作未成功 （1）现象 1) 警铃响、喇叭叫，跳闸开关指示灯出现红灯灭、绿灯闪光，电流表、有、无功功率表指示为0 2) 控制屏光字牌“保护动作”、“重合闸动作”、“收发讯机动作”等；中央信号屏“掉牌未复归”、“故障录波器动作”等亮 3) 保护屏故障线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作掉牌，微机保护显示出故障报告，指示保护动作情况及故障相别的动作情况 4) 现场检查该开关三相均在分闸位置 （2）处理 1) 记录故障时间，复归音响，检查光字信号，表计指示，检查并记录保护动作情况，确认后复归信号 2) 根据上述现象初步判断故障性质、范围、并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度简要汇报 3) 现场检查开关的实际位置和动作开关电流互感器靠线路侧的一次设备有无短路、接地等故障，跳闸开关油色是否变黑，有无喷油现象等；若开关机构为液压操动机构，检查液压机构各部分及压力是否正常；若开关机构为弹簧操动机构，检查压力、有无漏气；对保护动作情况进行检查分析，确定开关进行过一次重合 4) 如线路保护动作两次并且重合闸动作，可判断线路上发生了永久性短路故障 5) 将检查分析情况汇报调度，根据调令将故障线路停电，转冷备用 6) 上述各项内容记录在运行记录、开关事故跳闸记录中 二、母线故障跳闸的现象及处理 1、母线故障跳闸的现象 （1）警铃、喇叭响，故障母线上所接开关跳闸，对应红灯灭，绿灯闪光，相应回路电流、有、无功功率表指示为0 （2）中央信号屏“母差动作”、“掉牌未复归”、“电压回路断线”等光字亮，故障母线电压表指示为0 （3）母线保护屏保护动作信号灯亮 （4）检查现场母线及所连设备、接头、绝缘支撑等有放电、拉弧及短路等异常情况出现 （5）如果是低压母线或未专设母线保护的母线发生故障，则由主变后备保护断开主变（电源侧）相应开关 2、母线故障跳闸原因 （1）母线绝缘子和断路器靠母线侧套管绝缘损坏或发生闪络故障

变电所事故案例汇编

总降压变电所事故汇编 说明：1、此次汇编的变电事故包含2001年吉林建龙建厂以来发生的各类事故； 2、分析结论仅是本单位事故分析会得出的； 3、目的是学习经验、汲取教训、引以为戒、举一反三； 一、一次泵6317#线单相接地事故。 事故经过及现象：预告屏来6.3KVⅢ段母线系统接地预告信号，电压互感器电压表一相降低为0，其它两相升高为√3倍。 直接后果：流过故障点的接地电流较大时，会在接地点间产生间歇性电弧以致引起过电压，损坏绝缘，最后导致相间或两相对地短路，造成该线路负荷柜跳闸，扩大事故。 事故原因及处理方法：由事故现象可判定为是单相接地事故，应进行接地选线，接地选线原则是：先拉开负荷轻的、不重要的或易发生接地事故的负荷柜，因一次泵6317#线路经常发生接地故障，而且负荷接近于零，因此，首先拉开一次泵6317#柜，6.3KVⅢ段母线系统接地预告信号解除，判定为此线路发生接地事故，具体线路接地点经电工班查找，为线路断线造成接地，重新接线后恢复正常运行。 事故性质：设备事故 整改措施： 1.重新修复一次泵6317#线路，加强线路接线工艺质量。 二、8451#联络线低周低压跳闸，后又错误强送8451#联络线开关，造成电厂发电机轴变形事故。 事故经过及现象：为更换电压表而错拉6305#互感器柜，导致8451#联络线低周低压跳闸，后又立即错误强送8451#联络线开关。使电厂发电机非同期合闸。 直接后果：由于发电机非同期合闸，使发电机轴严重变形，电厂被迫停产。 事故原因及处理方法：因8451#联络线低周低压保护跳闸信号取自6305#电压互感器柜，一旦错拉此互感器刀闸，低周低压保护将动作，联络线柜将跳闸，发电机失去负荷，汽轮机转速增加，汽轮机的甩负荷保护动作，关闭主汽门，一旦甩负荷保护失灵，将造成飞车事故，将是机毁人亡。 事故性质：人为事故 整改措施： 1.在8451#联络线运行时，禁止拉开6305#互感器柜。

110KV变电站异常运行和事故处理

110KV变电站异常运行和事故处理

异常运行及事故处理 一。一般规定： 1. 事故处理的原则： ①限制事故发展，缩小事故范围，解除对人身和设备的威胁。 ②保持正常设备的继续运行，并与故障设备迅速隔离。 ③对停电设备尽快恢复送电。 2. 发生事故时应做到： ①记录时间，停止音响信号。 ②记录仪表变化，并分别将光子牌信号与保护动作情况记录清楚，（此工作至少两人进行），核对无误后再恢复信号。 ③将事故报告市调，厂调及有关领导（只将市调调度范围内设备的事故情况报告市调）。 3. 发生下列故障时应先处理，后报领导和调度。 ①将直接对人身有威胁的设备停电。 ②对受到严重威胁的设备停电。 ③将已受损的设备隔离。 ④站用电系统的恢复。 二．事故处理：

（一）．韩白T接线失压自投成功 1 警铃响喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“137跳闸101自投”亮，“110KV I段电压断线”亮，观察101开关电流有指示，137开关跳闸。 2观察10KV各出线开关均未跳闸，10KV I II 段电压指示正常，自投成功。3将情况详细记录并报告市调和厂调。 （二）．韩白T接线失压自投不成功 1警铃响，喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“110KV I 段电压断线” 亮，“10KV I 段电压断线”“10KV II 段电压断线”亮，“10KV I 段故障”“10KV II 段故障”亮，“137 跳闸101自投”光子牌未亮，观察137开关未跳闸，101开关未合，观察138带电，电压指示正常，10KV出线各开关均未跳闸，用验电笔验110KV I 段无电压，验110KV II 段有电压。 2将情况详细记录并报告市调和厂调。 3 将101自投小开关1BZT转至手动位置，拉开137开关，断开1号主变保 护屏内的5LP 6LP 压板，合上1号主变中性点地刀111—9。 4 合上101开关冲1号主变，然后拉开1号主变中性点地刀111—9。 5 接通1号主变保护屏内5LP 6LP 压板，观察10KV I II 段电压指示正常， 手动投入成功。 （三）。1#主变本体重瓦斯动作： 1. 事故前运行方式，1#主变带全厂负荷，2#主变停电，138开关作为137开关的热备用。 2. 分析：1#主变重瓦斯动作，闭锁101自投，137，511开关掉闸，故

(推荐)110kV变电站典型设计

110kV变电站典型设计应用实例 传统的110kV变电站主要以户外设计和安装为主，占地面积大，且设备容易被腐蚀，尤其在高污秽地区，还极易造成污闪事故的发生。为了建设坚强电网，发挥规模优势，提高资源利用率，提高电网工程建设效率，国家电网公司在2005年提出“推广电网标准化建设，各级电网工程建设要统一技术标准，推广应用典型优化设计，节省投资，提高效益”。典型设计坚持以“安全可靠、技术先进、保护环境、投资合理、标准统一、运行高效”的设计原则，采用模块化设计手段，做到统一性与可靠性、先进行、经济性、适应性和灵活性的协调统一。 海阳市供电公司积极响应国家电网公司的号召，积极推广110kV变电站典型设计。本文就海阳市供电公司110kV变电站典型设计的应用实例予以阐述，以说明推广典型设计的重要意义。 1 110kV变电站典型设计应用实列 海阳市供电公司2006年开始采用110kV变电站典型设计，到目前为止，已经完成3座110kV变电站的设计、建设工作。从实际效果来看，具有较好的经济效益和社会效益，下面以110kV望石变电站为例对典型设计进行分析。 110kV望石变电站位于海阳市新建的临港产业区，该区域规划面积较小，但是电力负荷较为集中。该区域包括以莱福士造船厂在内的多个用电大户正在兴建中，而山东核电设备制造公司已经投产。根据该区域负荷预测及用电负荷性质，海阳市供电公司按照安全可靠、技术先进、投资合理、运行高效的原则，结合该站用电负荷集中、土地昂贵、临近海边（Ⅳ级污秽区）、电缆出线多等客观事实，对110kV望石变电站作了如下设计。 该站为半户内无人值班变电站（半户内布置方式即除主变压器以外的全部配电装置，集中布置在一幢主厂房的不同楼层的电气布置方式），变电站主体是生产综合楼，除主变压器外所有配电装置均安装在综合楼内。以生产综合楼和主变压器为中心，四周布置环形道路，大门入口位于站区东南角，正对生产综合楼主入口。综合楼共两层，一层为10kV配电装置室、电容器室、接地变压器室及主控室，二层为110kV GIS室。 1.1 电气主接线 变电站设计规模及主接线。通过负荷资料的分析，考虑到安全、经济及可靠性，确定110kV变电站主接线。电气主接线图如图1所示。通过负荷分析和供电范围，确定变压器台数、容量及型号，该设计中主变压器总容量为2×50MVA（110/10.5kV），一期（共两期）设计为1×31.5MVA（110/10.5kV），采用双绕组油浸自冷有载调压变压器。110kV出线共2回，一期1回，采用内桥接线方式。10kV出线共24回，一期24回，采用单母线分段接线方式。无功补偿电容器为2×6000（3000+3000）kvar，分别接入10kV两段母线上。

变电站事故处理的一般原则

变电站事故处理的一般 原则 公司内部档案编码：[OPPTR-OPPT28-OPPTL98-OPPNN08]

变电站事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项 事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项 一、事故处理的一般原则： 1.?正确判断事故的性质和范围，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协； 2.?用一切可能的方法保持无故障设备继续运行，以保证对用户的正常供电； 3.?尽快对已停电的用户恢复供电，并优先恢复站用电和重要用户的供电； 4.?调整电力系统的运行方式，使其恢复正常运行； 5.?将损坏设备隔离，为检修工作做好安全措施，以便缩短抢修时间。 二、值班人员在事故情况下可进行紧急处理的项目： 为防止事故扩大、损坏设备，值班人员在紧急情况下，可先行处理，然后报告值班调度员的操作项目： 1.?将危及人身安全和可能扩大事故的设备立即停止运行； 2.?将已损坏的设备以及运行中有受损坏可能的设备进行隔离； 3.?母线电压消失后，将连接在该所有母线上的断路器拉开； 4.?电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行； 5.?站用电和直流系统全部停电或部分停电，恢复其电源。 三、事故情况下的记录、汇报程序及注意事项：

1、事故发生后，值班长立即复归音响，指派合格的值班员对以下内容进行准确记录： 1)?事故发生的时间； 2)?断路器位置变化情况指示； 3)?主设备运行参数指示（电压、电流）； 4)?操作员站全部光字牌；主要事故报文； 记录人将记录情况核对无误后，复归所有报文、光字，向值班长汇报。 2、值班长根据以上事故象征对事故性质进行综合判断，将事故简要情况汇报调度，汇报内容如下： 1)?事故发生的时间； 2)?掉闸线路、开关编号； 3)?继电保护与自动装置动作情况； 4)?主设备电压、负荷变化情况； 3、主、副值值班员各一名共同对事故范围的站内一、二次设备进行全面、详细检查： 1)?记录事故现场主设备有无损坏； 2)?开关位置； 3)?保护及自动装置所有动作信号灯指示、液晶屏动作显示； 4)?故障录波装置测距显示； 检查人将检查情况核对无误后，复归所有保护、自动装置信号灯指示；液晶屏显示，向值班长汇报。

变电设备典型事故案例.docx

案例1：安全措施不到位盲目作业烧设备——造成设备故障、人身事故苗子 一、故障概况 X年X月X日，某变电所值班员在2#交流盘清扫设备，当用毛刷清扫2#交流盘11#备用空气开关的电源侧时，毛刷的金属部分与空气开关的电源接线端子相碰，造成设备短路，导致2#交流盘11#空气开关烧坏，盘面烧坏，直流盘交流失压，所用变停电4小时28分。 二、原因及教训 1、值班员安全意识差，作业中使用的工具未采取绝缘措施。 2、值班员违反安全工作规程，在二次回路清扫灰尘时，无安全监护人，单独作业。 案例2：错停馈线、误挂封线——造成人身事故苗子 一、故障概况 X年X月X日某变电所值班员接电调倒闸作业命令对212开关进行停电倒闸作业，在倒闸过程中值班员与助理值班员错停馈线，误将4号馈线214开关断开，但在外出挂接地封线时仍将封线挂到212开关馈出线上，造成212开关距离Ⅰ、Ⅱ段动作，严重危及人身安全。 二、原因及教训 1、值班员与助理值班人员对倒闸作业命令不清楚，倒作业时，确认停电回路，将2#馈线错停为4#馈线。 2、验电接地程序错误，未验电而直接将地线挂接在带电侧。 案例3：盲目接取电源、造成开关误动——造成事故苗子 一、故障概况 X年X月X日，检修车间在某变电所进行春检作业，因误解2YH端子箱开关在分位，在测试避雷器取电源时，造成2YH二次侧失压，引起2#进线失压保护动作，致使102、202A、202B、1021开关动作断开，造成全所失压三分钟。 二、原因及教训 未仔细确认设备状况，盲目接取电源，人为造成开关误动。 案例4：放电操作不当误碰带电设备短路产生电弧烧伤操作人员――造成人身事故苗子一、故障概况 X年X月X日某变电所在进行201A、201B断路器小车小修作业时，将201A、201B拉至实验位后，对201B流互进行放电时，因地线绝缘杆碰到带电的静触头上而产生电弧将助理值班员的脸部烧伤，同时造成201A、201B跳闸。 二、原因及教训 1、小修作业时未将201B断路器小车拉至检修位，也未放置绝缘挡板而直接对流互进行放电。 2、助理值班员班前未充分休息，作业时精神恍惚，操作不当，误碰带电设备，产生电弧将自身烧伤。 案例5：房屋漏雨、母线接地铝排烧损、瓷瓶击穿――造成设备故障 一、故障概况 X年X月X日某变电所101、201A、201B跳闸，掉牌，交流母线电压低下，A、B相低压过流，高压室有异响，值班员巡视时因高压室有浓烟雾未发现故障点，8时10分电调远动合1001GK后，102、202A、202B再次跳闸，8时20分，经巡视检查发现2#高压分间屋顶严重漏水造成27.5母线支持瓷瓶大部分击穿、烧损，271小车LH烧损、32米27.5KV母线铝排烧损。后经检查1#高压分间无异常现象，采取27.5母线分段运行方案，9时01分，212、215开关送电。临时处理将271、272、214母线甩开，9时53分，4#馈线备用22B开关送

110kV变电所典型事故案例

110kV变电所典型事故案列

第一章110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 二、单母分段接线： 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线：

优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优点。 缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。

第二章 110kV变电所主要的保护配置 一、线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障，以保证非故障设备的正常运行。 1、10kV线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、35kV线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性，因此必须根据变压器的容量和重要程度装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路.绕组的匝间短路和单相接地短路。发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气体，还可能引起变压器油箱的爆炸。变压器的引出线故障，主要是引出线上绝缘套管的故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。以下接合主接线图，分析一下主变保护的保护范围及动作情况： 1、主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。正常保护范围为主变三侧差动CT之间。 2、主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过流保护。 （1）复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件(负序及相间电

变电站典型案例分析

典型案例分析 一起线路保护异常跳闸的分析 一、事故简述： 年月日某变电站（以下简称甲站）至某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的线路，因乙站侧断线异常，在重负荷情况下引起断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。 该线路两侧保护配置为： 第一套保护包括：国电南自（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）（光纤信号收发装置）；国电南自（断路器失灵保护）。 第二套保护包括：南瑞继保（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保断路器操作箱。 甲站侧该线路保护变比，乙站侧该线路保护变比，断线相过流定值（一次值），线路全长。保护重合闸停用，使用保护重合闸（单重方式）。 月日时分，甲站线路断路器三相跳闸， 保护装置报文显示： 年月日时分秒毫秒 距离零序保护启动 综重电流启动 纵联保护启动 综重沟通三跳 故障类型和测距相间接地

测距阻抗值Ω 保护装置报文如下： 启动绝对时间年月日 动作相 动作相对时间 动作元件远方起动跳闸 故障测距结果 保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。保护装置“、、”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“、、”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约、峰值约。（见甲站侧保护故障录波图） 此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是： （一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？ （二）为什么保护装置有测距且不正确，而保护装置没有测距？（三）为什么和两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。 （四）为什么保护综重沟通三跳出口？ 二、事故原因分析 甲站线路保护收到远跳信号的原因为：乙站付母电压回路，因端子箱内电压切换回路二次线腐蚀断落，造成二次失压，乙站保护断线相过流保护动作，后备三相跳闸。断线失压相过流保护定值整定，当时负荷电流约、峰值约，断线相过流保护动作行为正确。

电力系统事故案例

一、福建厦门电业局人身灼伤事故报告 一、事故简要经过 2006年2月24日12时34分47秒，福建厦门电业局220kV安兜变10kV江头Ⅱ回906（接于10kV Ⅱ段母线）线路故障，906线路保护过流Ⅱ段、过流Ⅲ段动作，开关拒动。12时34分49秒安兜变2号主变10kV侧电抗器过流保护动作跳＃2主变三侧断路器，5秒钟后10kV母分备自投动作合900断路器成功（现场检查906线路上跌落物烧熔，故障消失）。#1、#2站用变发生缺相故障。 值班长洪××指挥全站人员处理事故，站长陈××作为操作监护人与副值班工刘××处理906开关柜故障。洪××、陈××先检查后台监控机显示器：906开关在合位，显示线路无电流。12时44分在监控台上遥控操作断906开关不成功，陈××和刘××到开关室现场操作“电动紧急分闸按钮”后，现场开关位置指示仍处于合闸位置；12时50分回到主控室汇报，陈××再次检查监控机显示该开关仍在合位，显示线路无电流；值班长洪××派操作人员去隔离故障间隔，陈××、刘××带上“手动紧急分闸按钮”专用操作工具准备出发时，变电部主任吴××赶到现场，三人一同进入开关室。13时10分操作人员用专用工具操作“手动紧急分闸按钮”，开关跳闸，906开关位置指示处于分闸位置， 13时18分由刘××操作断9062隔离开关时，发生弧光短路，电弧将操作人刘××、监护人陈××及变电部主任吴××灼伤。经厦门市第一医院诊断，吴××烧伤面积72%（其中III°44%）; 刘××烧伤面积65% （其中III°33%）; 陈××烧伤面积II°10%。 二、原因分析 1．906开关分闸线圈烧坏，在线路故障时拒动是造成#2主变三侧越级跳闸的直接原因。 2．906断路器操动机构的A、B两相拐臂与绝缘拉杆联接松脱造成A、B两相虚分，在断开9062刀闸时产生弧光短路；由于906柜压力释放通道设计不合理，下柜前门强度不足，弧光短路时被电弧气浪冲开，造成现场人员被电弧灼伤。开关柜的上述问题是人员被电弧灼伤的直接原因。 3．综自系统逆变电源由于受故障冲击，综自设备瞬时失去交流电源，监控后台机通讯中断，监控后台机上不能自动实时刷新900开关备自投动作后的数据。给运行人员判断造成假相，是事故的间接原因。 4．现场操作人员安全防范意识、自我保护意识不强，危险点分析不够，运行技术不过硬，在处理事故过程中对已呈缺陷状态的设备的处理未能采取更谨慎的处理方式。 5、该开关设备最近一次在2002年4月7日小修各项目合格，虽然没有超周期检修，但未能确保检修周期内设备处于完好状态。 三、防范措施 1．对同类型开关开展专项普查，立即停用与故障开关同型号、同产家的开关。 2．对与故障开关同型号、同产家的开关已运行5年以上的，安排厂家协助大修改造，确保断路器可靠分合闸，确保防爆能力符合要求。 3．检查所有类似故障开关柜的防爆措施，确保在柜内发生短路产生电弧时，能把气流从柜体背面或顶部排出，保证操作人员的安全。对达不到要求的，请厂家结合检修整改。 4．检查各类运行中的中置柜正面柜门是否关牢，其门上观察窗的强度是否满足要求，不满足要求的立即整改。 5．高压开关设备的选型必须选用通过内部燃弧试验的产品。