电力系统事故处理讲课资料

第一篇：电力系统事故处理讲课资料

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电力系统事故处理

一、电力系统事故处理的原则和规定

1、事故处理的基本原则：

（1）尽快限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的威胁；（2）用一切可能的方法保持设备继续运行；

（3）尽快对已停电的用户恢复供电，对重要线路应优先恢复供电；（4）按照调度指令调整系统的运行方式，使其恢复正常。

2、当值调度员是事故处理的上级指挥人，当值值班负责人是事故处理的现场领导人，指挥全体人员进行事故处理，并对事故处理的正确性和迅速性负责。（1）在下列情况下，当值运行人员可不经调度许可自行操作，但事后必须汇报调度：

a、对威胁人身或设备安全的设备停电；

b、在确知无来电可能的情况下将已损坏设备隔离； c、恢复所有电；

d、确认母线电压消失，拉开连接在该母线上的所有开关； e、现场规程中规定可以不经调度指令而自行处理者。（2）、优先考虑运行中主变的冷却电源及站内通讯电源的恢复；

（3）、发生事故后，当值值班负责人立即将事故简况（事故的时间及现象、跳闸开关、停电设备等）向调度汇报，然后对故障设备及保护动作情况进行全面检查，再作补充汇报。在不影响事故处理的前提下，尽快汇报有关部门，汇报前须双方通报姓名包括变电所名称。

（4）在事故处理过程中，必须迅速、正确、果断、不应慌乱，必须严格执行指令、复诵、汇报、录音和记录制度，使用统一的调度术语和操作术语，并使用普通话，命令内容应正确无误，汇报内容应简明扼要。

3、如发现调度的命令有错误时，应立即指出，并要求作出解释；若调度坚持自己的命令正确，值班员仍应执行，并向上级领导汇报。如调度所发的命令威胁人身或设备安全时，则可拒绝执行，并汇报上级领导；

4、事故发生后，值班人员应在当值值班负责人指挥下进行事故处理，无关人员必须撤离控制室及事故现场。

培训讲课 8、500kV接线正常方式下，若发生某一台500kV开关非全相运行，且三相不一致保护未动作跳闸时，值班人员应立即汇报值班调度员，若无法进行联系时，可以自行拉开非全相运行的开关，事后应及时汇报值班调度员。

9、线路一侧开关跳闸后，若开关两侧均带电，并且符合合环条件，则现场值班人员可不必等待调度命令，迅速用同期并列方式进行合环，当无法迅速进行合环时，应立即汇报，可由值班调度员命令拉开线路另一侧开关，500kV线路应尽量避免线路长时间充电运行。

10、有带电作业的线路故障跳闸后，强送电规定如下：

（1）工作负责人未向调度提出要求故障跳闸后不得强送者，按上述有关规定，可以进行强送；

（2）工作负责人向调度提出过要求故障跳闸后不得强送者，调度员只有在得到工作负责人的同意后才能强送，工作负责人在线路不论何种原因停电后，应迅速联系调度，说明能否进行强送电。

（3）线路带电作业要求停用线路的重合闸或故障跳闸后不得强送电者，工作负责人应向有关值班调度员申请并得到调度许可后方可进行工作。

三、母线失电或全所失电时的事故处理

1、母线失电是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于系统故障、继保误动或该母线上的出线、主变等设备故障本身开关拒动，而使该母线上的所有电源越级跳闸所致。（1）母线失电现象：

a、该母线上的电压表指示为零，该母线“母线电压越下限”信号示警； b、该母线上的线路、主变有、无功及电流指示为零，电能表停走； c、该母线所供的所用电失去。

2、母线失电后，应立即汇报调度，并自行将失电母线上的开关全部拉开，但该母线压变仍保留运行状态（该压变故障除外）。若因本站断路器拒动，引起母线失电，则应拉开（或隔离）拒动断路器后，汇报调度，等待恢复送电。

3、变电所母线失电后，现场值班人员应根据开关失灵保护、出线和主变保护的动作分析失电原因，并将保护动作情况和分析结果汇报有关调度员。

4、对于220kV母线，当一条母线失电后，而另一母线有电，在通讯中断时，可

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它们和系统的电容，构成复杂的振荡回路。如满足一定条件，就可能激发起铁磁谐振过电压。铁磁谐振过电压，在任何系统中都可能会产生。

3、激发谐振的原因，有倒闸操作，系统中发生事故（断线、接地）等。谐振过电压的持续时间可能较长，甚至长期保持，直到谐振条件被破坏为止。

4、常见的谐振过电压有：

（1）消弧线圈处于全补偿或接近全补偿运行，三相电容不平衡时，产生串联谐振过电压。

（2）系统中发生断线、间歇性电弧接地故障，引起铁磁谐振过电压。（3）中性点不接地系统中，用变压器对母线充电时，电磁式电压互感器各相与母线对地电容构成谐振回路，形成谐振过电压。

（4）中性点不接地系统中，配电变压器高压线圈接地，引起谐振过电压。（5）用电磁式电压互感器进行双电源定相工作，引起谐振过电压。

（6）断口上有并联电容器的开关，在一侧带电时，备用于接有电磁式电压互感器的不带电母线（开关并未合闸）上，产生谐振过电压。

5、谐振过电压的处理

（1）发生谐振过电压时，值班人员应根据系统情况、操作情况作出判断。处理谐振过电压事故的关键，是破坏谐振的条件。

（2）由于操作产生的谐振过电压，一般可以立即恢复操作前的运行方式。分析原因，汇报调度。采取防止措施后，再重新操作。

（3）对母线充电时产生谐振过电压，可立即送上一条线路，破坏谐振的条件，消除谐振。

（4）如果是运行中，突然发生谐振过电压。可以试断开一个不重要负荷的线路，改变参数。

（5）如果在开关断口上，有并联电容。当母线停电操作时，母线断开电源后，母线电压表有很高的读数，并有抖动，发生谐振过电压。可以迅速将电源开关再合上。先将电压互感器的二次断开，并将互感器一次闸刀拉开后，再停母线。当母线恢复送电操作时，电源开关未合上之前，若母线电压表已有较高的指示，发生谐振过电压。可合上开关，对母线充电，消除谐振。为避免此情况，可在母线停电时，先停电压互感器，再将母线电源断开，母线送电时，母线带电后，再合

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c、对于220kV系统母联开关发生非全相且分合闸闭锁时，应首先将负荷较轻的一组母线上的元件冷倒向另一组母线，然后用母联开关的两侧闸刀将母联开关隔离。

d、对于220kV系统旁路发生非全相且分合闸闭锁时，用旁路开关的两侧闸刀将旁路开关隔离。

e、对于接线方式为双母线带旁路的500kV系统开关发生非全相且分合闸闭锁时，处理方法同前。

f、对于接线方式为3/2接线的500kV系统开关发生非全相且分合闸闭锁时，当结线在三串及以上时对运行元件影响较小时，可以采用两侧闸刀将该开关隔离；否则采取切断与该开关有联系的所有电源的方法来隔离此开关。（3）运行中的闸刀发生下列情况之一应立即向网调调度员汇报：

a、闸刀支持或传动瓷瓶损伤或放电。b、闸刀动静触头或连接头发热或金具损坏。c、闸刀在操作过程中发生拉不开或合不到位。d、操作连杆断裂，支持瓷瓶断裂。

（4）运行中的闸刀发生以上的严重故障且无法处理时，应设法将闸刀停电处理。

七、通讯失灵时的事故处理要求

1、正在进行检修的设备，在通信中断期间做完了检修工作，转入备用。

2、系统发生故障，同时通信中断时，现场值班人员可按现场规程中的有关规定自行处理，现场规程中规定可自行处理的内容应符合华东电网调度规程有关规定。

3、通信中断时，发电厂或变电站母线因故障停电后，首先要拉开全部电源开关（除规定的保留开关外），然后进行以下处理：

（1）、将停电母线上的故障点或拒跳开关隔离后，用外来电源或本厂站电源对停电母线恢复送电。

（2）、母线或线路有电后，对停电的终端线路变压器恢复送电，送电前应充分考虑系统频率、电压、源流的影响，（220kV及以上电压级的变压器送电时中性点应直接接地）。

（3）、在具有同期并列条件时，将本厂（站）内有关联络开关包括线路开关

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（5）变压器温升高超过铭牌规定或油温超过85℃时或线温超过105℃时，值班人员应以下步骤检查处理：

a、检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；

b、检查、核对温度测量装置正常； c、检查变压器冷却装置的情况。

若变压器温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则值班人员应按现场运行规程要求调整变压器的负载到允许运行温度下的相应容量。

（6）变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。

（7）当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应将重瓦斯改为信号，禁止从变压器下部补油。

（8）变压器油位因温度上升而高出油位指示极限时，经查明不是假油位所致，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。（9）压力释放阀动作

1)检查其是否喷油；

2)检查保护动作情况、瓦斯信号动作情况、瓦斯继电器气体情况；

3)主变油温和绕组温度是否正常；

4)是否是压力释放阀误动；

未查明原因前不得试送。

（10）主变压器冷却系统异常时的处理

冷却装置常见的故障就是电源故障，如熔丝熔断、导线接触不良或断线等。当发现冷却装置整组停运或个别风扇停转以及潜油泵停运时，应检查电源，查找故障点迅速处理。若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不能运转，则可按动热继电器复归按钮试一下。

（11）瓦斯保护装置动作的处理

a、轻瓦斯保护动作发信时，应汇报调度及工区，并立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。

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检查机构箱中“远方/就地”切换开关S8是否切至“就地”位置，断路器辅助接点切换是否到位，或者是否由于SF6气体或液压压力降低而引起的断路器跳闸闭锁。

（2）SF6气体压力降低

a、日常巡视中如发现SF6气体有降低现象，应注意加强监视并做好记录。b、如运行中CRT屏上出现某一断路器“SF6泄漏”或“SF6总闭锁”信号时，应到现场检查SF6气体压力，并汇报调度和主管领导申请将该断路器隔离。

c、如断路器发生SF6严重泄漏时，应立即汇报调度和主管领导，安排处理。（6）断路器拒合

a、如发生断路器拒合时，作以下项目的检查： 1）断路器直流控制电源和交流操作电源是否有故障 2）各“远方/就地”切换开关位置是否正确 3）本体SF6压力、油压是否过低而闭锁 4）控制回路断线 5）合闸线圈断线

6）防误闭锁和同期装置是否正确

7）分合闸命令同时存在，防跳跃继电器动作或接点粘连。8)监控系统故障控制命令无法执行

b、以上故障如值班人员能够处理则进行相应调整，排除故障后继续操作。如无法处理或查不清原因的可将详细情况汇报调度和主管领导，等待派员处理。（7）断路器拒分

a、如发生断路器拒分时，作以下项目的检查： 1）控制电源是否正常，直流分屏上电源开关是否合上 2)“远方/就地”切换开关位置是否正确 3)控制回路断线 4)分闸线圈断线

5)SF6压力、液压系统压力或弹簧操作机构压力降低闭锁分闸 7）监控系统故障控制命令无法执行

b、以上故障如值班人员能够处理则进行相应调整，排除故障后继续操作。

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c、通过瓦斯取气分析，分析判断为空气（无色、无味、不可燃或经色谱分析），可继续运行，但应加强监视；

d、若取出的气体为有色、有味、可燃气体，其含量超过正常指标，证明内部有故障，未经试验检查不得投入运行。

（4）电抗器在发生下列情况时，应汇报调度，加强监视，必要时将其停运： 1）正常电压电流条件下，电抗器温度显著变化并迅速上升。2）出线套管有严重破损和放电现象；

（5）电抗器在发生下列情况时，立即将其停运，并汇报调度： 1）压力释放装置向外喷油或冒烟；

2）严重漏油使油位迅速下降无法封堵，油位计无指示； 3）电抗器内部有强烈爆炸声和严重放电声；

4）电抗器着火；

（6）500kV高抗着火处理：

立即拉开高抗所在线路的两台开关，切断电源（严禁拉开高抗闸刀），迅速用正确的灭火装置来灭火。若油溢在高抗顶盖上着火时，应打开下部放油阀放油至适当位置。若是内部着火，则严禁放油，以免发生爆炸。

5、电流互感器异常处理

（1）电流互感器二次回路不允许开路，当出现开路时，应查明开路部位并设法立即处理。若短时不能处理时，应汇报调度将电流互感器退出运行。（2）电流互感器二次开路处理方法

1）确定是电流互感器测量回路还是保护回路开路，将相关保护退出运行； 2）查找故障点，但不得用手触及二次回路，并尽快在开路点前一级将其可靠短接；

3）CT二次开路会产生高电压，处理时，必须严格使用安全用具，戴绝缘手套，穿绝缘靴，并站在绝缘垫上进行处理；

4）二次开路处设备若已着火应立即切断电源，然后进行处理；

5）当判断CT的二次端开路，如不能短接处理时或经外部短接，CT内部声音仍然很大时，可能CT内部短路，应立即汇报调度停电处理；

6）如未发现明显开路点，应向主管领导汇报，请专业人员检查分析。

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（4）电压互感器二次电压异常升高

CRT上电压互感器二次电压升高的原因： a、二次回路故障； b、监控系统数据错误；

c、CVT上部高压电容C1部分电容击穿导致二次电压升高；

d、CVT分压电容C2因渗油，使介质常数变小，引起电容值变小导致容抗增大，也会引起二次电压升高；

e、电磁变压器TV一次侧匝间短路，使得匝/伏数减小也会引起二次电压升高。

f、发现CVT二次电压异常升高应及时汇报，检查处理，容易导致CVT爆炸。

7、所用电系统异常处理

（1）遇到下列情况之一应将所用变停用，若有运用中的备用所用变压器，应尽可能先将其投入运行：

a、声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声； b、严重漏油或喷油；

c、套管有严重的破损和放电现象； d、所有变压器冒烟着火。

（2）当发生危及所变安全的故障，而所变的高压熔丝未熔断时，值班人员应立即将所变停运。

（3）当所变附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对所变构成严重威胁时，值班人员应立即将所变停运。

（4）所变有载开关的气体继电器动作发信时，应立即对所变进行检查，并停用所变，取气样分析，以确定故障性质。

若取出的气体为有色、有味、可燃气体，其含量超过正常指标，证明内部有故障，未经试验检查不得投入运行。

（5）所变着火时，应立即断开电源，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。（6）所用电因故全部失电，应尽快查明原因，隔离故障点，尽快恢复所用电，在事故处理过程中应充分考虑所用电失去对重要负荷的影响。

（7）所用电系统故障跳闸，确实无法查找到明显故障点，可采用分段送电查找

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（3）直流断路器及熔断器监视：

在运行中，若直流断路器动作跳闸或者熔断器熔断，在高频开关、集中监控和OPEN2000的CRT上将发出报警信号，运行人员应尽快找出事故点，分析出事故原因，立即进行处理和恢复运行。若需要更换直流断路器或熔断器时，应按图纸设计的产品型号、额定电压值和额定电流值选用。

三、操作中发生异常

1、运行人员发生带负荷误合隔离开关时，则不论任何情况，都不准自行拉开。应汇报调度用该回路断路器将负荷切断后，再拉开误合的隔离开关。

2、运行人员发生带负荷误拉隔离开关时，如为现场电动操作和手动操作，当动触头刚离开静触头，应立即将隔离开关反方向操作合上；如为远控操作或已误拉开，则不许再合上此隔离开关。

3、电动操作机构在操作中若发生因机构失灵等原因而导致刀闸停止在某个位置，拉弧放电时，应立即穿绝缘靴、戴绝缘手套，迅速用摇把摇开隔离开关，汇报工区及调度，以安排处理。

第二篇：电力系统异常及事故处理

第四部分 电力系统异常及事故处理（40题）

1、何谓电力系统事故，引起事故的主要原因有哪些？

答：所谓电力系统事故，是指电力系统设备故障或人员工作失误，影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。

引起电力系统事故的原因是多方面的，如自然灾害、设备缺陷、管理维护不当、检修质量不好、外力破坏、运行方式不合理、继电保护误动作和人员工作失误等等。

2、从事故范围角度出发，电力系统事故可分几类？各类事故的含义是什么？ 答：电力系统事故依据事故范围大小可分为两大类，即局部事故和系统事故。局部事故是指系统中个别元件发生故障，使局部地区电压发生变化，用户用电受到影响的事件。

系统事故是指系统内主干联络线跳闸或失去大电源，引起全系统频率、电压急剧变化，造成供电电能数量或质量超过规定范围，甚至造成系统瓦解或大面积停电的事件。

3、常见的电力系统事故有哪些？

答：（1）主要电气设备的绝缘损坏，如由于绝缘损坏造成发电机、变压器烧毁事故。严重时将扩大为系统失去稳定及大面积停电事故。

（2）电气误操作，如带负荷拉闸刀、带电合接地线、带地线合闸等恶性事故。

（3）继电保护及自动装置拒动或误动。

（4）自然灾害，包括大雾、暴风、大雪、冰雹、雷电等恶劣天气引起线路倒杆、断线、引线放电等事故。

（5）绝缘子或绝缘套管损坏引起事故。

（6）高压开关、闸刀机构问题引起高压开关柜及闸刀带负荷自分。（7）系统失稳，大面积停电。

（8）现场不能正确汇报造成事故或事故扩大。

4、电力系统事故预防措施有哪些？

答：（1）编制合理的系统运行方式（如电源平衡和结线方式）。（2）创造条件及时消除设备缺陷及系统的薄弱环节。

（3）利用状态估计、DTS、静态安全分析等高级应用软件，加强培训，提高调度运行人员处理事故的能力。

（4）严格贯彻执行各项规章制度。（5）提高电网调度系统技术装备水平。

（6）加强事故预想和反事故演习，提高事故处理应变能力。

5、调度部门的哪些过失会造成事故？ 答：（1）电力系统运行方式安排不合理。（2）电力系统备用容量不足或分配不当。（3）设备检修方式安排不当。

（4）继电保护及系统安全自动装置与系统运行方式不协调，包括定值误整定（误使用），系统安全自动装置使用不当。

（5）调度员指挥系统操作时对系统运行情况和设备运行状态不清或者违反规章制度而误操作。

（6）调度员处理事故时，判断错误，采用错误的处理方法而扩大事故。（7）各级运行人员工作不协调，拖延事故处理时间而扩大事故。（8）事故时通讯失灵，调度员无发指挥，至使事故扩大。

（9）事故时远动设备遥信、遥测信号不正确，计算机监控系统失灵至使事故扩大。

6、事故处理的一般原则是什么？

答：电力系统发生事故时，各单位的运行人员在上级值班调度员的指挥下处理事故，并做到如下几点：

（1）尽速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解；

（2）尽一切可能保护设备的连续运行，以保证对用户连续供电，特别要采取果断措施，保证周波，保证厂用电安全运行，对于正常运行的系统，也要特别注意周波、电压的变化，以保证正常系统安全运行；（3）尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电；（4）调整系统运行方式，使其恢复正常。

7、系统发生事故时，要求事故及有关单位运行人员必须立即向调度汇报的主要内容是什么？

答：系统发生异常或事故情况时，有关单位值班员应尽速正确地向有关调度做如下内容的汇报：

（1）异常现象，异常设备及其他有关情况；（2）事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间；（3）继电保护及安全自动装置动作情况；（4）出力、电压、频率及主干线潮流变化情况；（5）人身安全及设备损坏情况；（6）故障录波器的有关记录。

8、事故单位可不待调度指令自行先处理后报告的事故有哪些？

答：（1）对人身和设备安全有严重威胁者，按现场规程立即采取措施；（2）确认无来电的可能时，将已损坏的设备隔离；（3）发电机组由于误碰跳闸，应立即恢复并列；

（4）线路开关由于误碰跳闸，应立即对联络开关鉴定同期后并列或合环；（5）对末端无电源线路或变压器开关应立即恢复供电；（6）调度规程中已有明确规定可不待调度下令自行处理者。

9、事故处理告一段落后，调度值班人员应做些什么工作？

答：当事故处理告一段落后，调度值班人员应迅速向有关领导汇报事故情况，还应按有关规定及时报上级调度。对于线路故障跳闸（无论重合成功与否）处理完后，应通知维护管理部门查线。事故处理完毕后应详细记录事故情况和处理过程，并于72小时内填写好事故报告。

10、何为频率异常?华东电网频率事故的标准是什么? 答：电力系统事故的频率大幅度变化的动态过程称为频率异常。它不同于正常运行中的频率波动，主要表现在变化幅度、速度快。当功率严重缺额时，往往会造成频率崩溃。

华东电网频率超出50±0.2赫兹为事故频率。事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。当安徽电力系统与华东电力系统解列运行时，解列地区容量不超过300万千瓦时，超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。

11、电网监视控制点电压超出什么范围、超出多少为电压异常（障碍）？超出什么范围、超出多少为事故？

答：（1）超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±5％，且延续时间超过１小时，或超出规定数值的±10％，且延续时间超过30分钟为电压异常；（2）超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±5％，并且延续时间超过2小时，或超出规定数值的±10％，并且延续时间超过1小时为电压事故。

12、电网监视控制点电压降低超过规定范围时，值班调度员应采取哪些措施？

答：应采取如下措施：

（1）迅速增加发电机无功出力；（2）投无功补偿电容器；

（3）设法改变系统无功潮流分布；

（4）条件允许降低发电机有功出力，增加无功出力；（5）必要时启动备用机组调压；（6）切除并联电抗器；

（7）确无调压能力时拉闸限电。

13、造成母线失压的原因有哪些？ 答：造成母线失压的原因主要有：

（1）母线设备（包括压变、避雷器、刀闸、支持瓷瓶、引线、开关母线侧套管等）本身故障或母线保护误动作；

（2）出线线路故障（包括主变）开关拒动，失灵保护动作引起越级跳闸；（3）单电源变电所的受电线路或电源故障；

（4）发电厂内部事故，使联络线跳闸，引起全厂停电。或者由于系统联络线故障，引起全厂停电。

14、变电所母线停电，一般根据什么判断是否母线故障？应注意什么？ 答：判别母线失压的依据是应同时出现下列现象：（1）该母线的电压表示指示消失；（2）该母线的各出线及变压器电流消失；（3）该母线所供厂用电或所用失去（无备投）。

事故处理过程中应注意，切不可只凭所用电源全停或照明全停而误认为是变电所全停电。

15、母线故障或失压，值班调度员在接到现场值班人员的汇报后应做哪些工作？

答：（1）应立即了解失压母线开关是否已全部跳开。若未跳开，则应立即令其拉开失压母线上所有开关，发现故障点立即隔离，并对一、二次设备及保护动作情况进行详细检查；

（2）立即判断故障范围，首先处理系统失稳、解列、过负荷及对重要用户恢复送电问题，防止事故扩大；

（3）了解现场详细情况，确定处理方案，进行恢复操作。

16、当母线停电，并伴随因故障引起的爆炸、火光等异常现象时，应如何处理？

答：当母线停电，并伴随由于故障引起的爆炸、火光等异常现象时，现场应拉开故障母线上的所有开关，找到故障点并迅速隔离，请示值班调度员同意，方可对停电线母线送电。

17、线路跳闸后一般处理原则有哪些？

答：（1）系统联络线或环网线路（包括双回和多回线路）中，某一回线开关跳闸时，调度员和有关单位值班员首先按本规程的有关规定处理由此引起的稳定破坏、系统解列、元件过负荷等异常状态，然后再对跳闸线路进行事故处理。（2）当线路开关跳闸后，为加速事故处理，各级调度运行人员可以不待查明原因，按规定对故障跳闸的线路进行强送电。（3）各类线路开关跳闸后，经过强送电不成或已确认有明显故障时，则可认为线路是永久性故障。值班调度员应下令将故障线路各端开关、闸刀拉开后并三相短路接地，通知有关单位进行事故抢修。通知时应说明保护动作情况，线路是否带电；若线路无电，也应说明是否做好安全措施，找到故障点后，是否可以不经联系即开始进行检修工作。调度员应尽可能根据继电保护提供的故障录波器测距情况供查线单位参考。

（4）各类线路瞬时故障、开关跳闸后自动重合闸动作成功或强送成功者，线路虽在带电运行，但值班调度员仍需通知线路所属单位对该线路进行带电查线，并告之继电保护动作情况及故障测距，经带电查线发现故障点应立即汇报调度员，未查出故障点也应报告调度。

18、线路跳闸，哪些情况不宜强送？ 答：下列情况线路跳闸后，不宜强送电：（1）空充电线路；（2）试运行线路；

（3）线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电；

（4）电缆线路；

（5）有带电作业工作并申明不能强送电的线路；（6）线路变压器组开关跳闸，重合不成功；（7）运行人员已发现明显故障现象时；（8）线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路；

（9）已掌握有严重缺陷的线路（水淹、杆塔严重倾斜、导线严重断股等）。

19、变压器事故过负荷时，应采取哪些措施消除过负荷？ 答：应采取如下措施：（1）投入备用变压器；（2）指令有关调度转移负荷；（3）改变系统结线方式；（4）按有关规定进行拉闸限电。20、变压器事故跳闸的处理原则是什么？ 答：（1）检查相关设备有无过负荷问题；

（2）若主保护（瓦斯、差动等）动作，未查明原因消除故障前不得送电；（3）如只是过流保护（或低压过流）动作，检查主变无问题可以送电。（4）装有重合闸的变压器，跳闸后重合不成功，应检查设备后再考虑送电；（5）有备用变压器或备用电源自动投入的变电站，当运行变压器跳闸时应先起用备用变压器或备用电源，然后再检查跳闸的变压器；

（6）如因线路故障，保护越级动作引起变压器跳闸，则故障线路开关断开后，可立即恢复变压器运行。

21、变压器出现哪些情况时应立即停电处理？

答：变压器有下列情况之一者，应立即停电进行处理：（1）内部音响很大，很不均匀，有爆裂声；

（2）在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常且不断上升；（3）油枕或防爆管喷油；

（4）漏油致使油面下降，低于油位指示计的指示限度；（5）油色变化过甚，油内出现碳质等；（6）套管有严重的破损和放电现象；（7）其他现场规程规定者。

22、高压开关本身常见的故障有哪些？

答：高压开关本身常见的故障有：拒绝合闸、拒绝跳闸、假合闸、假跳闸、三相不同期（触头不同时闭合或断开）、操作机构损坏或压力降低、切断能力不够造成的喷油或爆炸以及具有分相操作能力的开关不按指令的相别动作等等。

23、开关机构泄压，一般指哪几种情况？有何危害？

答：开关机构泄压一般指开关机构的液压，气压、油位等发生异常，导致开关闭锁分、合闸，直接威胁电网安全运行。

24、开关在运行中出现闭锁分合闸时应立即采取什么措施？ 答：应尽快将闭锁开关从运行中隔离出来，可根据以下不同方情况采取措施：（1）凡有专用旁路开关或母联兼旁路开关的变电站，需采用代路方式使故障开关脱离电网（注意停用并联开关的直流操作电源）；

（2）用母联开关串带故障开关，然后拉开对侧电源开关，使故障开关停电（需转移负荷后）；

（3）对“π”型接线，合上线路外桥闸刀使“π”接改成“T”接，停用故障开关；

（4）对于母联开关可将某一元件两条母线闸刀同时合上，再断开母联开关的两侧闸刀；

（5）对于双电源且无旁路开关的变电站线路开关泄压，必要时可将该变电站改成一条电源线路供电的终端变的方式处理泄压开关的操作机构。

（6）对于3/2接线母线的故障开关可用其两侧闸刀隔离。

25、开关出现非全相运行时如何处理？

答：根据开关发生不同的非全相运行情况，分别采取以下措施：（1）开关单相自动掉闸，造成两相运行时，如断相保护启动的重合闸没动作，可立即指令现场手动合闸一次，合闸不成功则应切开其余二相开关。

（2）如果开关是两相断开，应立即将开关拉开；

（3）如果非全相开关采取以上措施无法拉开或合入时，则马上将线路对侧开关拉开，然后到开关机构箱就地断开开关；

（4）也可以用旁路开关与非全相开关并联，用闸刀解开非全相开关或用母联开关串联非全相开关切断非全相电流；

（5）如果发电机出口开关非全相运行，应迅速降低该发电机有功、无功出力至零，然后进行处理；

（6）母联开关非全相运行时，应立即调整降低母联开关电流，倒为单母线方式运行，必要时应将一条母线停电。

26、遇到非全相运行开关不能进行分、合闸操作时，应采取什么方法处理？ 答：（1）用旁路开关与非全相开关并联，将旁路开关操作直流停用后，用刀闸解环，使非全相开关停电。（2）用母联开关与非全相开关串联，对侧拉开线路开关，用母联开关断开负荷电流，线路及非全相开关停电，再拉开非全相开关的两侧闸刀，使非全相运行开关停电。

（3）如果非全相开关所带元件（线路、变压器等）有条件停电，则可先将对端开关拉开，再按上述方法将非全相运行开关停电。

（4）非全相开关所带元件为发电机时，应迅速降低该发电机有功和无功出力至零，再按本条“１”、“２”项处理。

27、闸刀在运行中出现异常怎样处理？ 答：应分别进行如下处理：

（1）对于闸刀过热，应立即设法减少负荷；

（2）闸刀发热严重时，应以适当的开关，利用倒母线或以备用开关倒旁路母线等方式，转移负荷，使其退出运行。

（3）如停用发热闸刀，可能引起停电并造成损失较大时，应采取带电作业进行抢修。此时如仍未消除发热，可以使用接短路线的方法，临时将闸刀短接。（4）瓷瓶不严重的放电痕迹，表面龟裂掉釉等，可暂不停电，经过正式申请停电手续，再行处理。

（5）与母线连接的闸刀瓷瓶损伤，应尽可能停止使用。

（6）瓷瓶外伤严重，瓷瓶掉盖，对地击穿，瓷瓶爆炸，刀口熔焊等，应立即采取停电或带电作业处理。

28、操作中发生带负荷拉、合闸刀时如何处理？

答：（1）带负荷合闸刀时，即使发现合错，也不准将闸刀再拉开。因为带负荷拉闸刀，将造成三相孤光短路事故。

（2）带负荷错拉闸刀时，在刀片刚离开固定触头时，便发生电弧，这时应立即合上，可以消除电弧，避免事故。但如闸刀已全部拉开，则不许将误拉的闸刀再合上。

29、变电站全停电如何处理？

答：当发生变电站全停事故，变电站与调度间能保持通讯联系时，则有由值班调度员下令处理事故恢复供电。变电站在全站停电后运行值班人员按照规程规定可自行将高压母线母联开关断开并操作至每一条高压母线上保留一电源线路断路器，其他电源线路开关全部切断。当变电站全停而又与调度失去联系时，现场运行值班人员应将各电源线路轮流接入有电压互感器的母线上，检测是否来电。调度员在判明该变电站处于全停状态时，可分别用一个或几个电源向该变电站送电。变电站发现来电后即可按规程规定送出负荷。

30、二次设备常见的异常和事故有哪些？ 答：主要有：

（1）直流系统异常、故障；（2）二次接线异常、故障；（3）CT、PT等异常、故障；

（4）继电保护及安全自动装置异常、故障。

31、运行中的CT二次侧为什么不容许开路？PT二次侧为什么不容许短路？如果发生开路或短路分别应如何处理？

答：CT开路将造成二次感应出过电压（峰值几千伏），威胁人身安全、仪表、保护装置运行，造成二次绝缘击穿，并使CT磁路过饱和，铁芯发热，烧坏CT。处理时，可将二次负荷减小为零，停用有关保护和自动装置。

PT二次侧如果短路将造成PT电流急剧增大过负荷而损坏，并且绝缘击穿使高压串至二次侧来，影响人身安全和设备安全。处理时，应先将二次负荷尽快切除和隔离。

32、二次系统的直流正、负极接地对运行有什么危害？

答：二次系统的直流正极接地有造成保护误动的可能，因为一般跳闸线圈（如保护出口中间继电器线圈和跳合闸线圈等）均接负极电源，若这些回路再发生接地或绝缘不良就会引起保护误动作。直流负极接地与正极接地同一道理，如回路中再有一点接地就可能造成保护拒绝动作（越级扩大事故）。因为两点接地将跳闸或合闸回路短路，这时还可能烧坏继电器接点。

33、查找二次系统的直流接地的操作步骤和注意事项有哪些？

答：根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地的处所，采取拉路分段寻找处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外部分后室内部分为原则。在切断各专用直流回路时，切断时间应尽量短，不论回路接地与否均应合上。当发现某一专用直流回路有接地时，应及时找出接地点，尽快消除。

注意事项：

（1）当直流发生接地时禁止在二次回路上工作。（2）处理时不得造成直流短路和另一点接地。

（3）拉合直流电源前应采取必要措施防止直流失电可能引起保护、自动装置误动。

34、交流回路断线主要影响哪些保护？

答：凡是接入交流回路的保护均受影响，主要有：距离保护，相差高频保护，方向高频保护，高频闭锁保护，母差保护，变压器低阻抗保护，失磁保护，失灵保护，零序保护，电流速断，过流保护，发电机，变压器纵差保护，零序横差保护等。

35、遇有哪几种情况应同时退出线路两侧的高频保护？ 答：遇有下列情况时应立即停用线路两侧高频保护：（1）高频保护装置故障；（2）通道检修或故障。

36、哪几种情况应停用线路重合闸装置？

答：遇有下列情况应立即停用有关线路重合闸装置：（1）装置不能正常工作时；

（2）不能满足重合闸要求的检查测量条件时；（3）可能造成非同期合闸时；（4）长期对线路充电时；

（5）开关遮断容量不允许重合时；（6）线路上有带电作业要求时；（7）系统有稳定要求时；（8）超过开关跳合闸次数时。

37、与电压回路有关的安全自动装置主要有哪几类？遇什么情况应停用此类自动装置？

答：与电压回路有关的安全自动装置主要有如下几类：振荡解列、高低频解列、高低压解列、低压切负荷等。遇有下列情况可能失去电压时应及时停用与电压回路有关的安全自动装置：（1）电压互感器退出运行；（2）交流电压回路断线；（3）交流电流回路上有工作；（4）装置直流电源故障。

38、当发生事故后发电厂、变电站与调度机构通讯中断时应按什么原则处理？

答：发电厂、变电站运行人员在系统发生故障又与各级调度通讯中断时，应按下列原则处理。

（1）允许发电厂按调度曲线自行调整出力，但应注意频率、电压变化及联络线潮流情况；

（2）一切已批准但未执行的检修计划及临时操作应暂停执行；

（3）调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作；（4）应加强频率监视，发生低频事故时，待频率上升至49.80HZ以上时，视频率情况逐步送出低频减载所切线路。

（5）联络线路跳闸，具有“检定线路无压重合闸”的一侧确认线路无压后，可强送电一次，有“检定同期重合闸的一侧确认线路有电压后，可以自行同期并列。

（6）通讯恢复后，有关厂、站运行值班人员应立即向值班调度员汇报通讯中断期间的处理情况。

39、电力系统振荡和短路的区别是什么？ 答：电力系统振荡和短路的区别是：

振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，而短路时电流、电压值是突变的。此时，振荡时电流、电压值的变化速度较慢，而短路时的电流、电压值突然变化量很大。

振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位都随功角的变化而改变而短路时，电流和电压之间的角度是基本不变的。

40、什么叫电网黑启动？ 答：所谓黑启动，是指整个系统因故障引起大面积停电或全部停电后，不依赖于别的网络的帮助，通过系统中具备自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组。逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。黑启动是电力系统安全运行

第三篇：电力系统事故处理

电力系统异常及事故处理

一、原则。省调调规P35

电网各级调度机构值班调度员是电网异常及事故处理的指挥者，按调度管辖范围划分事故处理权限和责任，事故处理时，各级值班人员应做到；

1、迅速限制事故的发展、消除事故的根源，解除对人身设备和电网安全的威险。

2、用一切可能的办法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的供电，迅速恢复系统各厂网、发电厂间的并列运行。

3、尽快恢复对已停电的地区或用户供电。

4、调整系统运行方式，使其恢复正常

5、及时将事故和处理情况向有关领导汇报。

二、电力系统事故

1、及时准确收集各项故障信息：包括故障前运行方式，故障时继电保护和自动装置动作情况、开关变位情况。故障发生的时间和现象，各有关厂站故障前后频率、电压和负荷潮流变化情况及设备运行状况。

2、根据所收集的各项故障信息判断故障发生设备、停电范围，判断继电保护和自动装置动作是否正确、是否有越级跳闸等故障。

电力系统故障元件的处理方法

一、开关

1、开关分合闸闭锁：开关出现“分、合闸闭锁”是比较常见的开关故障现象，主要原因是液压操作机构的压力下降或升高超过规定值、开关本体灭弧室内灭弧介质压力不足造成开关灭弧性能下降，处理的方法有：

A、开关因本体或机构异常出现“合闸闭锁”而未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开该开关，尽快处理。B、开关因本体或机构异常出现 “分闸闭锁”时，应立即停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施

1）若为3/2接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置。

2）若有旁路开关的接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前停用旁路开关操作电源；

3）若没有旁路开关的接线方式，双母线接线的将故障开关所在母线上的其他开关倒至另外一条母线，然后用母联开关断开故障开关；单母线接线的将故障开关所在母线上的其他开关所带负荷转移后，用母联开关断开故障开关所在母线。4）双母线接线的母联开关，将该双母线上任一开关的两把刀闸合上后，用母联刀闸解环；单母线接线的母联开关，将任一母线上所有分路开关断开后，用母联刀闸将故障开关停电。

2、开关非全相运行：开关在操作时发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合该开关不成功应尽快采取措施将该开关拉开；当开关运行中出现两相断开时应立即将该开关断开。

二、变压器

i.变压器过负荷：

变压器过负荷标准：变压器负荷电流大于额定电流，变压器过负同时加强监视变压器上层油温，变压器过负荷处理，调整变压器中低压侧运行方式，增加发电出力，限电拉闸。

ii.变压器的故障性质和处理

1、变压器的主保护(重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护之一)动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电。注意差动保护的保护范围不止是变压器本体；、变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次，如有故障,在找到故障并有效隔离后，也可试送一次；、变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象(如电压电流突变、系统有冲击、弧光、声响等)应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常可试送一次；

4、变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理；

5、并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。

三、频率异常

1、频率异常的确定：

容量在3000MW以上的系统,频率偏差超过50±0.2HZ为频率异常，其延续时间超过1小时为频率事故，频率偏差超过50±１HZ为事故频率，延续时间超过１５分钟为频率事故。

容量在3000MW以下的系统，频率偏差超过50±0.5HZ为频率异常，其延续时间超过1小时为频率事故；频率偏差超过50±１HＺ为事故频率，其延续时间不得超过１５分钟为频率事故。

2、频率异常的处理，任何时候保持系统发供用电平衡是防止低频率事故的主要措施，频率降低的处理方法有：

1、调出旋转备用；

2、迅速启动备用机组；

3、联网系统的事故支援；

4、必要时切除负荷（按事先制定的事故拉电序位表执行）。

频率升高的处理方法有：

1、调整电源出力：对非弃水运行的水电机组优先减出力，直至停机备用。对火电机组减出力至允许最小技术出力；

2、启动抽水蓄能机组抽水运行；

3、对弃水运行的水电机组减出力直至停机；

4、火电机组停机备用。防止频率崩溃的措施

1、电力系统运行应保证有足够的、合理分布的旋转备用容量和事故备用容量；

2、水电机组采用低频自启动装置和抽水蓄能机组装设低频切泵及低频自动发电的装置；

3、采用重要电源事故联切负荷装置；

4、电力系统应装设并投入足够容量的低频率自动减负荷装置；

5、制定保正发电厂厂用电及对近区重要负荷供电的措施；

6、制定系统事故拉电序位表，在需要时紧急手动切除负荷。

四、电压异常

电压异常的确定：

1、超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±５％，且延续时间超过１小时，或超出规定数值的±１０%，且延续时间超过３０分钟为电压异常；

2、超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±５％，并且延续时间超过２小时，或超出规定数值的±１０%，并且延续时间超过１小时为电压事故。

电压异常的处理：

电网监视控制点电压降低超过规定范围时，值班调度员应采取以下措施

1、迅速增加发电机无功出力；

2、投无功补偿电容器；

3、设法改变系统无功潮流分布；

4、条件允许降低发电机有功出力，增加无功出力；

5、必要时启动备用机组调压；

6、切除并联电抗器；

7、确无调压能力时拉闸限电。

对于局部电网无功功率过剩，电压偏高，值班调度员应采取以下措施

1、发电机高功率因数运行，尽量少发无功；

2、部分发电机进相运行，吸收系统无功；

3、切除并联电容器；

4、投入并联电抗器；

5、控制低压电网无功电源上网；

6、必要且条件允许时改变运行方式。防止电压崩溃的措施：

1、依照无功分层分区就地平衡的原则，安装足够容量的无功补偿设备，这是做好电压调整、防止电压崩溃的基础。

2、在正常运行中要备有一定的可以瞬时自动调出的无功功率备用容量，如新型无功发生器ASVG。

3、正确使用有载调压变压器

4、避免远距离大容量的无功功率输送

5、超高压线路的充电功率不宜作补偿容量使用，防止跳闸后电压大幅波动。

6、高电压、远距离、大容量输电系统在中途短路容量较小的受 电端，设置静补调相机等作为电压支撑。

7在必要的地区安装低电压自动减负荷装置，配置低电压自动联切负荷装置。

8建立电压安全监视系统，向调度员提供电网中有关地区的电压稳定裕度及应采取的措施等信息

五、母线

根据母线保护动作情况和故障现象判断是否为母线故障，母线母差保护经常误动，线路开关拒动越级。

母线故障的处理、当母线发生故障或失压后，厂站运行值班人员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂站用电。、当母线故障停电后，厂站运行值班人员应立即对停电的母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理：)找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；

2)找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修。双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）；)经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源，试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压；

4)当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电；

5)当开关失灵保护动作跳闸时，应尽快拉开已失灵开关两侧刀闸，恢复母线供电。3 厂站运行值班人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。母线无压时，厂站运行值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。

六、电力系统振荡

电力系统振荡分为异步振荡和同步振荡

电网振荡事故处理 1 电网振荡时的现象

发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声，失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动，整个系统内频率变化，一般是送端频率升高，受端频率降低，并有摆动,振荡中心处电压表波动最大，并周期性地降低到零，偏离振荡中心的地区，电压也会波动,电灯忽明忽暗，靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作。系统振荡事故的处理

1)系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机、无功补偿装置的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应 4 按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110％；

2)频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，提高频率，必要时，值班调度员可直接在频率降低地区（受端系统）按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡或频率恢复到49.5Hz以上；

3)频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使联络线过负荷；

4)当系统发生振荡，频率降到49 Hz以下，各地调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到49.5Hz以上；

5)运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列；

6)采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，省调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；

7)振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主系统恢复并列。

七、电力系统单相接地

在中性点直接接地的电力系统中发生单相接地故障时，电力系统将产生很大的短路电流，这个短路电流将引起相关保护动作将故障设备切除。而在中性点非直接接地的电力系统中发生单相接地故障时，电力系统中没有短路电流，只是三相对地电压发生变化，接地相对地电压等于或接近于零，非接地相对地电压升高为线电压，没有保护动作跳闸。

电力系统中发生单相接地故障的判断：当变电站发出“系统单相接地”信号时，要注意区分系统真正发生了单相接地故障，在系统中出现以下情况时，变电站也会发接地信号，也即“假接地”信号：

1、变电站母线PT单相保险熔断，熔断相对地电压等于或接近于零，正常相对地电压为相电压；

2、系统发生电磁谐振，三相电压同时升高或降低，数值不确定，且变化幅度大；

3、系统线路总长度过长，三相对地参数不平衡，引起中性点电压偏移。

电力系统中发生单相接地故障时，接地相对地电压等于或接近于零，非接地相对地电压升高为线电压，零序电压等于线电压，消弧线圈电流等于补偿电流，系统中所有连接的厂站均发接地信号。

电力系统中发生单相接地故障的处理：

1、装有接地选线装置的厂站，先拉开接地选线装置所选的线路；

2、可以分段的厂站，用分网的方法把网络分成几个独立网，缩小寻找范围；

3、拉带电备用线路；

4、拉有并网电源的线路；

5、拉分支最多，线路最长，负荷最轻和最不重要的线路；

6、拉分支较少，线路较短，负荷较轻和较重要的线路；

7、检查母线配电装置；

8、检查电源（变压器和发电机）

9、用倒换备用母线的方法检查母线系统。

电力系统中发生单相接地故障的时，允许带接地故障运行的时间一般规定为2小时。

第四篇：电力系统典型事故

电压失稳的实际事例

不同类型的电压崩溃：

暂态 或 长过程

崩溃 或 非崩溃

纯粹 或 混杂(功角和电压 稳定)

Note：重要的几大事故

1987年1月12日法国(长过程，6-7min., 崩溃，纯粹)[YJX袁季修]

事件发生在法国网的西部，时属冬季，气温较低.由于照明和热力设备的原因，负荷对电压十分敏感.初始状态下，有功/无功功率和电压都属正常状况.从全国来说，峰荷为5800万，功率储备590万.10:55到11:41之间，一些独立的事件使得区域内的3台在线机组(共四台)相继从网中脱离，留下一台机组运行.11:28地区调度发出命令，开动燃汽轮机.在损失了3台机组后的13秒(暂态稳定后)，第4机组由励磁电流保护动作而切机，引起地区电压急剧下降，400KV电压跌至380KV.在30秒的平稳期后，电压继续下跌并波及法国电网的其它区域，在六分钟内，损失另外9台常规火电机组和核电机组.11:45到11:50时，总功率损失为900万瓦(>590万).11:50时，区域的电压稳定在300KV，在部分西部400KV的变电所，电压为180KV，在由调度中心发令切负荷之后(切断400KV/225KV的变压器后切150万负荷)电压恢复.(注意电压并没有完全崩溃，而是稳定的非常低的水平.有些电动机负荷已掉电，余下的负荷对电压更敏感.在低电压期间，由于热控制而增加负荷，导致负荷功率下降，运行在P-V曲线的下半段)1987年1月12日法国 1982年8月4日比利时 1983年12月27日瑞典 1987年7月23日日本 1996年7月2日WSCC

事故后的分析表明：











 在规定的时间内，实现了紧急有功支援(起动燃汽轮机、增加水轮机的出力).负荷特性为Kpu=1.4，Kqu=3(考虑了高中压的电容器和热力负荷).11:41后，第一次电压跌落，负荷减少，使系统能达到一个接近初始状态的运行点.11:42－11:45，LTC动作，调整中压电压(20KV)，使负荷稳定，但运行点在恶化，EHV系统电压下跌，损耗增加，无功出力接近极限.11:45，交流发电机达到无功极限，整个系统出现高度非线性，而且无法分地区控制电压，LTC使系统不稳定，大量发电机跳闸.负荷随电压线性变化.锁定超高压/高压网的LTC，系统会得到更好的保护.同时，这种效果受负荷动态特性的影响，不能持续时间长，必须采取紧急措施(如切负荷)

 有些切负荷命令没有得以实现. 发现发电机最大励磁电流保护的设定和发电机保护的延迟设定的有问题. 在此事故中，常规的保护表现正常，只是在损失第四台发电机、系统超高压跌到380KV

时，225KV高压网的高/中变压器变比动作、引起负荷增加，导致电压进一步下跌.分析结果表明，最好的措施是根据电压判据、利用自动设备尽可能快地锁定EHV/HV变压器变比，从区域控制中心进行紧急状态下的远方负荷切除.EHV/HV的LTC锁定自动装置1990年投入实验，现在法国的七大区域调度的EMS中都配有此装置.同时，事故也引起了EDF对在线电压安全分析的兴趣.1982年8月4日比利时(长过程，4.5min., 崩溃，纯粹)[CWTAYLOR]

事故开始是一台70万机组从网中解除进行常规试验，45秒后自动控制装置减少了另二台机组的无功出力, 初始事件后的3~4分钟，由发电机最大MVAR保护起动切除三台机组.在3分20秒，某一主电厂的电压跌至82%，在4分30秒，由阻抗继电器动作切除另二台发电机，引起电压崩溃.原因是过励磁保护和转子过电流保护缺乏配合.采取二个不同的措施：

① 区域控制：在电压崩溃的开始，系统可以看作是具有一致的电压水平的不同区域的组合.在比利时网定义了几个区域，低电压继电器监视各区域150KV母线，如果二处的电压跌到145KV以下并延续5秒以上，区域控制中心发命令降低5%的变压器变比，即降低5%的二次测电压，这样，负荷会暂时减小.低电压继电器在148KV时回归.② 就地控制：装配LTC的就地锁定控制，当电压跌至最低正常电压的97%时，负荷LTC上的低电压继电器将锁定变比.当电压升至最低正常电压的99%时，低电压继电器回归原位.这防止LTC控制负荷电压恒定，负荷功率恒定，导致电压崩溃.③ 变压器切除：如果配电变压器的二侧电压跌至70%的额定电压并超过5秒，就切除变压器.这也就是低电压切负荷，也便于负荷恢复.1983年12月27日瑞典(长过程，55s., 崩溃，纯粹)[CWTAYLOR]

在斯德哥尔摩西部的一个变电所发生短路，并切除失败，导致损失整个变电所和二条400KV线路，约8秒后一条220KV线路因过负荷而切除，LTC的动作使系统从北到南的线路上电压更低、电流增大.短路故障约50秒后，另一条400KV的线路切除，接着瑞典南部系统分裂成多岛，频率和电压崩溃，低频减载也没能挽救系统.孤岛系统中的核电厂因发电机过电流和低阻抗后备保护而切除，引起断电.在最后崩溃前400KV网的电压跌至316KV(在瑞典中部).在南部，电压水平和频率在最后崩溃前2-3秒一直属于正常.共损失负荷1140万.根据分析，系统的最终分裂是由于LTC动作引起的，时间延迟为50秒左右.1987年8月22日美国西田纳西(暂态，10s., 崩溃，复杂)[CWTAYLOR]

在田纳西发生78个周波的115KV相间母线放电，故障切除后的10秒内，161KV和500KV的系统电压跌到75%和82%.电动机的无功需求增加, 加重电压下跌，3段距离保护动作，引起一系列的动作，负荷损失126.5万.目前安装了减载装置，在电压为87%时动作，并分有不同延迟的5档.在第一档投入电容器，其余的4档在不同的地方以不同的延迟时间切负荷，直到电压恢复到继电器回归.值得注意的是系统保护和减载措施的配合，线路的二段保护必须在切负荷之前动作，而三段保护则在减载之后才动作.二段的延迟是30周波，三段为120周波，五级减载的时间延迟分别为45、60、75、90和105个周波.Nelson River HVDC System, Winnipeg, Canada, Apr.13,1986(暂态，崩溃，秒)

[CWTAYLOR]

在转换变压器充电过程中发生部分电压崩溃，涌入电流（inrush）降低了交流电压, 导致换向失败和逆向器点火角超前，电压降低到57%，经过暂时的直流锁定后电压恢复.一秒钟的电压崩溃发生了.联络线切断，直流四极中的三极关闭，低压减载动作.在交流系统低压情况下，降低固定数量的直流功率的控制(系统低压保护装置)当时没有投入运行.SE Brazil, Paraguay, November 30,1986(暂态，崩溃，秒)[CWTAYLOR]

在几个交流系统元件断电后，Sao Roque 逆变器(Itaipu HVDC link)的交流电压下跌，在几秒钟内为0.85pu.发生多次换向失败，并且直流功率控制增加直流电流使变流器无功损耗增加.整个直流系统关闭，交流系统发生崩溃，超过1200MW的负荷被切除.由于这一事故和其他事故，导致直流控制方式的一系列变化.South Florida，May 17,1985(暂态，崩溃，秒)[CWTAYLOR]

一个电刷起火引起三条500KV轻载线路跳闸，在几秒钟内导致电压崩溃和大面积停电.低电压阻碍了低频继电器动作.暂态稳定仿真表明系统应该恢复并且怀疑负荷模拟的不足(包括发电厂辅助设备模拟).负荷损失了4292MW.Florida，1982(长过程，崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

所有的四个事故是相似的，开始于Florida南部或中部的大容量发电机组的损失.由于从外部传输的功率增加，电压恶化，经过1－3分钟后发生系统解列.随后低频减载负荷约2000MW.这些事故后，在多个230KV变电站装置了由电压继电器启动的并联电抗器和电容器.Jacksonville, Florida, September 22,1977(长过程，崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

发生了一系列电压崩溃事故.这种崩溃包括切机，励磁电流限制器动作，人工切负荷以及其它现象.Tokyo，July 23，1987(长过程，崩溃，20分钟)[CWTAYLOR]

当天，天气炎热，负荷异常高.中午后，负荷以400MW/分钟的速度增加.虽然投入了所有可能的并联电容器，仍不能阻止电压下跌，在13:15时500KV系统运行电压为460KV，到13:19时跌到370KV.13:19时发生电压崩溃，8168MW负荷被切除.对稳定不利的新型空调的特性被认为是罪魁祸首.France，December 19，1978(长过程，崩溃，26分钟)[CWTAYLOR]

当时，法国从其它国家购电.在7:00和8:00之间，负荷的增长4600MW，而以前通常为3000KW.8:00电压开始恶化，并且在8:05-8:10之间一些EHV/HV分接头被锁定，低电压导致热力负荷下降.8:20时，东部400KV系统的电压运行范围为342KV到374KV.8:26时, 过负荷继电器断开一条主干道的400KV线路(系统操作员事先已得到报警信息：线路将在20分钟内断开).在恢复过程中，另一个崩溃发生了.直到12:30系统才完全恢复.停电负荷为29GW和停电量100GMh.这次事故损失大约在200-300百万美元.Miles City HVDC link, May and July 1986(长过程，非崩溃，秒)[CWTAYLOR]

由于交流系统相对较弱，在DC ramping及无功投切时导致换向失败，电压偏差过大.在某些情况下，转换器断电，损失310MW的西部发电机.Mississippi，July 1987(长过程，非崩溃，秒)[CWTAYLOR]

1981年，在负荷区域安装了减载装置，在这之前切除一台500/161KV变压器可能会引起电压崩溃.空调占有了夏季高峰负荷的大部分.1987年6月中的分别的三天，电流互感器故障引起变压器组事故和其它事故.电压崩溃迅速发生，但是，在2秒内低压减载400MW负荷，使系统恢复正常.1992年6月22日，损失500/161KV变压器导致低压减载装置切除负荷586MW.South Carolina，July 11，1989(长过程，非崩溃，unknown)[CWTAYLOR]

在破记录的高峰负荷需求时，损失一个出力为868MW和440MVA的核电站.由于电压自

动调节器的作用，共发出649MW 的9台水轮发电机被发电机后备继电器断开.115KV电压降到约89%，230KV电压降到约93%.Northern California，May 21，1983(长过程，非崩溃，2分钟)[CWTAYLOR]

Pacific HVDC联络线双极事故(1286MW)后，沿Pacific 500KV 交流联络线的电压下跌达2分钟.最低电压在Vaca-Dixon 500KV变电站，达385KV(525KV正常运行电压的73%).低电压引起各种水站水泵的停运，不得不重新恢复.Pacific交流联络线的初始载荷为2240MW.Longview，Washington Area，August 10，1981(长过程，非崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

天气炎热(41摄氏度)，接近Trojan核电厂的Allston站500/230KV自耦变压器维修，1100MW的Trojan电厂断电，将功率和电压支持的任务转移到Longview地区.传输线(230KV和115KV)过载并且发生一些单相接地故障，可能是由于线路松弛搭上树枝(松弛是由于高温、大负荷、低压引起的大电流).Longview铝厂13.8KV电压跌到12.4KV，BPA系统运行人员允许铝厂操作员改变230/13.8KV变压器上的分接头－这是错误的做法－电压虽然升高到13.2KV,但是随后又降低到13KV，很快一条电解电池系列线(Potline)被切除掉.230KV系统的某一点电压降到208KV，并且Longview地区的电压崩溃逼近了.Trojan事故后的46分钟，运行人员断开电解电池系列线(Potline)负荷110MW.然后线路重合闸，Allston 变压器恢复运行.Central Oregon, September 17，1981(长过程，非崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

在供给Oregon北部Bend区负荷的230KV线路开断后，LaPing变电站230KV的51 MVAr电容器组开始发生振荡.由于只有南部的230KV线路处于运行状态，设置的电容器组感应盘式继电器导致电容器组在一小时内开断19次，平均每3分钟一次.电压变化范围约为219KV－251KV.图F-2显示出变电站电压，图中可见变比调整导致振荡.电容器组的充电大约需要3分钟时间，然后放电.随着电容器组的切除，电压衰减直到电容器组再充电.England，May 20，1986(长过程，非崩溃，5分钟)[CWTAYLOR]

在一次雷击中，6条400KV线路在1分钟内断电.在5分钟之内，电压逐渐下跌，最低点的记录为352KV.在5分钟之内投入1000MW燃汽轮机以稳定电压.线路重合闸以恢复电压.电压崩溃本来可能会发生的，估计由于LTC变比的不同动作时间的相互作用延缓了电压的衰减，有利于运行人员采取行动.Zealand，Denmark，March 2，1979(长过程，非崩溃，15分钟)[CWTAYLOR]

最初，本岛南部的一台270MW机组发生故障.附近没有无功储备，并且分接头变化恢复负荷，使得电压下跌.15分钟后，电压低于0.75pu，使得系统不可能启动和同步该地区的一台70MW的燃汽轮机.此后，手动切除负荷以便恢复电压，并允许燃汽轮机拉入同步.由于分接头级间的相对的长时间延迟，电压衰减时间的较长(15分钟).Western France，Feb.3，1990 and Nov.1990(长过程，非崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

自从1987年1月12日事故，EDF检测到两个非常严重的事故.1990年2月3日，一场猛烈的暴风雪引起Cordemais发电厂的225KV及400KV母线断电.自动分接头控制的锁定和运行人员的手动减载，使得系统稳定，直到修复工作完成.在1990年11月，四台Cordemais发电机组在40分钟内断电.运行人员采取行动，包括在达到自动锁定判据之前将分接头控制锁定，再一次使系统保持稳定.New York State，September 22，1970(长过程，非崩溃，分钟，小时)[CWTAYLOR]

在几个小时内经历了多次电压衰减.多次运行人员操作自动减负荷装置、又服从公众抱怨、导致电压下降.在15:45，345KV母线电压下降到318KV，当电压再下降6KV时，运行人员切除了大约200MW的负荷.Illinois and Indiana，July 20，1987(长过程，非崩溃，小时)[CWTAYLOR]

负荷水平接近高峰记录，无功功率需求比预期高，功率传输大，一些发电机又没法投

入运行.765KV、345KV、138KV母线电压分别低于正常的8%、11%、12%.后来，AEP公司在138KV母线增加了可投切电容器组，增加了765KV并联电抗器的开关.研究表明，系统应能在单一的预想事故下保持稳定.Northeast United States, June 11，1984(长过程，非崩溃，小时)[CWTAYLOR]

事故的起因是异常的高负荷、计划内停运和被迫停运.虽然电压降低并且投入了并联电容器，但是在PennsylvaniaMaryland(PJM)互联网的由西向东输电线路和从Canada输电的New York Power Pool不得不减少输送功率以保持电压稳定和满足事故前无功极限的要求.在PJM网内，减少几个机组的有功出力以增加无功出力，购买来自Virginia的燃汽轮机的出力来补偿缺额的功率.Baltimore and Washington D.C., July 5, 1990(长过程，非崩溃，小时)[CWTAYLOR]

高负荷(高温)和发电机outages，使得500KV电压降低.解决办法：电网降压5%运行，running out-of merit generation, 用电侧管理以及400MW的rotating blackout.Notebook :

主要原因

High Load

Planned or forced outrages

Generation Outrages

附加现象

Running out of merit generation.Reducing some thermal production.Some motor load drop off, load become sensitive.System could be stable.措施

短期措施

Reducing the imported power and increase the local generation,Increasing local gas generation.Reducing active power to increase reactive output, and the same time increase active output of other(on-line or off-line)machines

Demand-side management(Re-arrangement)

Rotating blackouts(Load Shutting with no choice, with compulsion in some extent)

Tap locking.长期措施

Adding switches to shunt reactors

第五篇：电力系统-2006典型事故

006

度典型事故汇编

2年

目 录

一、2006年恶性误操作事故（4起）............................................................................................1

1、汕头供电局220kV官埭变电站“9·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故.......................1

2、湛江遂溪供电局35kV南昌变电站“11·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故.................5

3、大理供电局220kV剑川变电站“10·23”带接地刀闸关合隔离开关恶性电气误操作事故....7

4、昆明供电局220kV马鞍山变电站“12·27”带接地刀闸合隔离开关恶性电气误操作事故..11

二、2006年一般误操作事故（7起）..........................................................................................16

5、三亚供电局110kV河西变电站误投压板引起110kV母联开关保护误动事故....................16

6、海口供电公司110kV营根站运行人员走错间隔误碰导致#1主变35kV侧开关跳闸事故...17

7、湛江供电局220kV霞山站因值班人员操作漏项，漏退保护压板，造成#2主变差动保护动作跳变中开关事故......................................................................................................18

8、儋州供电公司110kV 那大变电站运行人员操作错误造成110kV洛那线跳闸事故............20

9、惠州供电局500kV惠州站因值班员擅自解锁、单独操作导致误切500kV东惠乙线5031开关事故........................................................................................................................21

10、清远供电局110kV 黄花河站巡检人员操作漏项误投压板，造成线路遭雷击时主变两侧开关跳闸事故...............................................................................................................23

11、都匀供电局220kV都匀变220kV都麻II回误投保护压板导致跳三相断路器事故...........24

一、2006年恶性误操作事故（4起）

1、汕头供电局220kV官埭变电站“9·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

220kV官埭站220kV母线并列运行，220kV官红甲线、厂官甲线、＃1主变挂220kVⅠ段母线，220kV 官红乙线、厂官乙线、上官线、＃2主变挂220kVII段母线；＃

1、＃2主变分列运行，＃1主变供电10kVⅠ段母线；＃2主变供电10kVⅡ段母线；110KV 广兴变电站由110kV官广线供电；110kV 长厦变电站＃2主变由110kV广长甲线供电；110kV 高新变电站＃1主变由110kV官东线供电，＃2主变由110kV官龙线供电；110kV 珠辛变电站＃2主变由110kV官珠线供电。

事故经过：

2006年9月29日10时53分43秒，220kV官埭变电站运行人员在执行操作任务为“220kV所有运行设备全部倒至220kVII段母线运行，220kV母联2012开关正常运行（配合220kV旁路2030开关综自改造启动方案）”的操作过程中，当执行到操作票的第23项 “查厂官甲线II组母线侧23542刀闸在合闸位置”时，发现23542刀闸C相合闸不到位，马上向值班长和站长报告，该站长经请示变电巡维部主管领导同意后，操作人员按规定进行解锁，电动遥分该刀闸后，又将23542刀闸遥合，但是仍合不到位；再经请示后改为就地操作，由于手动操作分闸时出现刀闸口放电现象，且伴有燃烧物掉落，引燃绿化草地，操作人员为保人身及设备安全，立即改为用电动遥分该刀闸，但过分紧张误按23541刀闸按钮，造成带负荷拉23541刀闸，引起抢弧导致220kV 母差保护动作，跳开所有五回220kV线路及＃

1、＃2主变变高开关，该站全站失压，同时使相关联的110kV广兴站、高新站全站失压，110kV长厦、珠辛站部分失压，23541刀闸触头烧损。损失负荷17.49万kW，少供电量13.5万kW.h。

事故原因：

1）操作人员存在麻痹思想，工作责任心差，缺乏安全意识，没有认真核对操作按钮编号，在实施解锁操作23542刀闸时误操作23541刀闸，导致带负荷拉刀闸，是造成事故的直接原因。

2）操作监护人监护工作不到位，没有真正履行到监护职责，现场出现异常情况没有采取有效的应对和控制措施，是造成事故的主要原因。

3）该GW4-220IIW型刀闸为1992年沈开产品，设备老化、运行工况差，多次分合不到位也是导致事故发生的原因之一。

暴露问题：

1）运行人员思想麻痹，安全意识淡薄，工作责任心不强，没有认真履行相关职责。存在违章作业行为，没有严格执行有关的倒闸操作制度，监护工作也不到位。

2）运行人员经验不足，对操作危险点分析与预控考虑不够，对设备存在的安全隐患没有充分的认识，对操作出现的异常情况也缺乏应急处理能力。

3）运行人员有章不循，作业行为不严谨，没有严格执行操作录音制度，没有真正树立与“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人做坚决斗争的信念。

防范措施：

1）停产整顿，全面查找安全薄弱环节，进一步完善各项安全措施，举一反三吸取事故教训。

2）开展 “两票”和防误操作专项整治，切实加强防误操作管理，严肃查处违章现象和行为。汇集印发有关倒闸操作和“两票”方面的规章制度、事故案例，组织运行规程的复审和学习考试；全面检查防误装置和运行设备，提出反事故措施并落实整改；严肃规程制度的执行和落实，严格执行“两票”考核制度，建立大型操作项目主管人员按级到场制度，逐步制定其他各种考核的办法；整治接地线的管理和设备标识，如：端子箱各刀闸操作按钮区域划分、设备双重编号牌、接地线的使用等。

3）加强对员工的安全教育，使员工树立长期与“违章、麻痹、不负责任”三大敌人做斗争的信念，切实提高员工的安全责任心和安全意识。

4）组织一次针对电气操作的技能及运行规程制度掌握水平考核。5）积极开展危险点分析与预控工作，进一步组织生产部门开展防误操作和人身事故方面的危险点分析工作；落实基层班组做好事故预想和反 2 事故演练，提高员工事故应急处理能力。

附图：

图片1 23542刀闸掉落碎片着火点

图片2 23541刀闸触头烧损

图片3 23541刀闸下

图片4 23542刀闸C相刀闸口

2、湛江遂溪供电局35kV南昌变电站“11·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

湛江供电局35kV南昌站＃2主变运行，由于35kV洋青变电站改造工程的需要，洋青变电站35kV青昌线开关拆除，因此，35kV南昌变电站青昌线由110kV新桥站经35kV遂洋线T接入青昌线运行，35kV杨南线311开关处于热备用状态。

事故经过：

2006年11月29日16时04分，湛江遂溪供电局输电部报35kV遂洋线#5杆C相线夹异常发热需要停电抢修处理；16时12分，遂溪供电局调度令35kV南昌站值班长全×ד断开35kV青昌线312开关，合上35kV杨南线311开关”。由于杨南线311开关的KK开关有卡死现象，值班长全××和值班员卜××在开关机构箱处手动操作合闸接触器合上35kV杨南线311开关。16时33分，全××返回主控室报调度操作完毕，调度即令值班长全×ד将青昌线312开关由热备用转为检修”，并重复“是将312由热备用转为线路检修”。全××接令后将这次的操作任务告诉值班员卜××，当时卜××正在处理杨南线311开关KK开关故障，叫全××等一下。值班长全××想抓紧时间完成操作任务，未要求值班员卜××停止处理杨南线311开关KK开关缺陷，在没有填写操作票的情况下独自到高压场地进行操作。16时49分，由于全××走错至杨南线出线间隔，并用解锁钥匙进行解锁操作，带负荷误拉35kV杨南线3114线刀，造成35kV杨柑站杨南线311开关过流跳闸、南昌站全站失压的恶性电气误操作事故，损失负荷约3500kW，经处理于18时42分恢复送电。没人员受伤，现场检查3114线刀轻微烧伤。

事故原因：

1）操作人员无填写操作票，走错间隔，没有认真核对设备编号，使用解锁钥匙解锁并单人操作，操作全过程未进行操作录音，导致带负荷拉35kV杨南线3114线刀，是造成事故的直接原因。

2）值班调度员对变电站发布指令不清晰，受令人接令后没有复诵，没有做好记录，凭记忆操作，是造成事故的重要原因。3）35kV南昌站为有人值班，由于地方偏远，人员缺乏，变电站的站长实际工作为值长，进行三班倒值班，站内安全工作缺乏系统管理，是造成事故的间接原因。

4）湛江遂溪供电局于99年从代管关系接管以来，未能对上级有关规章制度予以严格落实，也是造成事故的间接原因。

暴露问题：

1）遂溪供电局对这次恶性误操作事故的严重性认识不足，敏感性差，没有按事故调查规程要求及时向上级主管部门报告。

2）运行人员思想麻痹，工作责任心极差，安全意识淡薄，有章不循，电气操作行为不规范，对有关事故处理和紧急缺陷处理的理解出现偏差，未能吸取同类事故的教训，没有真正树立与“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人做坚决斗争的信念。

3）运行管理部门管理不严，特别是对边远的变电站监督管理不到位，运行管理有关规章制度的执行没有落到实处。

4）遂溪供电局“防误操作装置解锁钥匙管理使用规定”未能按南方电网要求及时修编，只是经站长值长批准就可使用，降低了解锁钥匙的使用限制标准。并且解锁钥匙和其他钥匙在一起存放，解锁钥匙和封条形同虚设，存在严重管理漏洞，失去了解锁钥匙的使用监督管理。

防范措施：

1）针对本次事故暴露出来的问题，制定全面的整改方案和措施。2）开展为期两个月的安全专项整治工作。对直属单位和各县（市）供电局的基层班组，按照上级颁布的安全生产督查标准，逐项排查逐项整治，全面清查安全管理方面出现的漏洞，不留死角。

3）加强培训、教育工作。切实增强生产人员的工作责任心，提高安全的防范能力，提高对安全规程的理解力和执行力，规范调度和运行人员电气操作行为，重视细节管理，想方设法、千方百计使每位员工不折不扣地理解和执行规程、规定和要求，在工作中做到“零违章”。

4）深入抓紧抓好防止电气误操作的反事故措施，切实加强管理，要按照“严、细、实”的要求抓好“两票”和防误操作工作，严禁无票工作，无票操作。

5）重视防误闭锁装置的作用，加强防止电气误操作闭锁装置的解锁管理，减少解锁操作。

3、大理供电局220kV剑川变电站“10·23”带接地刀闸关合隔离开关恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

1）220kV剑川变＃2主变运行，220kV侧202断路器、110kV侧102断路器、35kV侧302断路器分别接220kV、110kV、35kVⅡ组母线运行，＃1主变中、低压侧冷备用、高压侧检修。

2）220kVⅡ组母线运行，285、283断路器接220kVⅡ组母线运行。3）110kVⅠ、Ⅱ组母线并列运行，181、183、187断路器接Ⅰ母运行，182、184、188断路器接Ⅱ母运行，186、115断路器冷备用。

4）35kV单母线联络运行，＃1所用变接Ⅰ母运行，＃2所用变、剑西线388断路器接Ⅱ母运行，母联312在运行状态，＃1电容器383断路器热备用,10kV3号所用变冷备用。

事故经过：

2006年10月20日10时25分，云南省火电建设公司向云南省电力调度中心上了一份编号为2491的配合基建停电申请，申请中的工作内容为“220kV剑川变：1）安装一档220kV旁路母线（注：跨#1主变220kV侧进线间隔）。2）安装#1主变220kV侧进线间隔2015隔离开关及其引下线。3）拆除#1主变220kV侧进线间隔II母接地开关20127。4）安装#1主变220kV侧进线间隔2011隔离开关、20117接地开关与201断路器间的设备连线。”10月20日14时36分，各相关单位批复了意见，同意此项申请。10月21日，云南省火电建设公司宗××，在大理供电局220kV剑川变，办理编号为2006－10－1－024号的工作票，“工作时间：2006年10月21日08时00分2006年10月23日20时00分，工作任务为220kV#1主变201断路器间隔上层旁路母线安装、旁路隔离开关2015安装、20127接地开关拆除。”（见附图所示）经运行值班人员段××许可后开始工作。10月23日17时40分，云南省火电建设公司工作负责人宗××工作结束，到主控室向值班人员说明：“220kV#1主变201断路器间隔上层旁路母线安装、旁路隔离开关2015安装、20127接地刀闸拆除工作已完 成。”可以办理工作终结手续，17时50分运行值班人员办理了工作票编号为2006－10－1－024号的工作终结手续，并报地调。17时55分，地调值班员向220kV剑川变下令：“将220kV#1主变220kV侧由检修转为冷备用”。现场值班人员段××、杨××根据2006－10－1－024号工作票所列安全措施，到现场对安全措施进行逐一拆除，18时01分拆除了装设于2012隔离开关与201断路器之间的一组三相短路接地线，18时06分拉开220kV#1主变高压侧接地开关20160，并汇报地调。18时15分现场办理了2006－10－1－024号工作票终结手续。18时50分地调下令：“将220kV#1主变恢复送电”。19时00分现场值班员段××、杨××到工作现场再次确认，按工作票要求所做安全措施确已全部拆除。19时10分开始进行#1主变恢复送电操作，19时31分当操作至操作票第15项，“合上2012隔离开关”，在2012隔离开关合闸过程中，两触头相距约50cm距离时，触头之间开始放电并伴随有声响，现场操作人员立即按下2012隔离开关紧急停止按钮，并迅速将尚未合到位的2012隔离开关拉开，中止了操作。同时220kV母线保护动作，220kVII组母线失压。#2主变110kV侧、35kV侧运行正常。事故后检查发现220kV剑川变三期工程新安装的#1主变220kVⅠ母2011隔离开关与201断路器之间的引流线已连接上，并且与2011隔离开关配套的20117接地开关在合位（20117接地开关已于2006年5月安装完毕，但2011隔离开关与201断路器之间的引流线一直未安装），而编号为2006－10－1－024的工作票未涉及引流线安装工作。21时00分变电站恢复事故前运行方式。

事故原因：

1）云南省火电建设公司办理的编号为2006-10-1-024工作票的工作任务与本单位所提检修申请、实际工作不相符，没有填写2011隔离开关引流线搭接201断路器工作，但在实际工作中扩大工作范围，致使运行人员对尚未验收的2011隔离开关靠变压器侧一旦合2012隔离开关就带电，这一重大变更没有引起足够重视，埋下事故隐患。

2）双方履行工作终结手续不认真、流于形式，施工人员没有向运行值班人员交代当天工作内容进行注意事项，运行人员没有与工作负责人共同到现场检查设备状态，是事故发生的原因之一。

3）运行值班人员就地操作2011隔离开关时，检查不仔细，未发现20117接地开关在合闸位置，再一次错过发现隐患的机会，导致带接地开关合隔离开关，也是事故发生的原因之一。

暴露问题：

1）“两票三制”执行不到位。未认真履行工作票会签、接收、许可、交底、终结手续。

2）工作人员思想麻痹，安全意识淡薄，对存在的危险源没有足够的认识，安全措施针对性不强。

3）施工单位安全教育培训存在漏洞，进入变电站作业人员对“两票”认识不到位。

防范措施：

1）根据南方电网公司《安全生产教育培训暂行规定》，责成有关责任人学习有关规程制度，并经考试合格后，方可上岗；责成220kV剑川变电站站长、当值值班员进行三个月的待岗学习。

2）认真吸取事故教训，举一反三。领导班子按责任区划分，分头抓落实，实行安全生产提级管理，靠前指挥，下一级负责的工作相应地要求上一级必须在现场，逐级确保电网安全稳定运行 ；全面清理各施工和生产现场，确保监督到位，从小事做起，从细微处入手，就存在的问题逐一开始整改 ；落实“二次系统管理年”及历次安全性评价及安全大检查提出问题的整改，特别是落实反事故措施。

3）实行提级管理靠前指挥，认真分析事故原因，做好事故应急，全面启动并落实整改措施，确保不发生任何事故，迅速扭转安全生产下滑趋势；认真执行事故调查组决定，全面开展安全生产专项整治，稳定安全生产形势，确保不再发生设备、人身、电网和其它责任事故，确保其它各项目标任务的完成；认真落实安全生产专项整治的各项内容，完成各项规章制度的清理、健全并开始试行；制度试行期结束，安全生产专项整治全部到位，事故及障碍同比大幅度下降，“制度文化、诚实文化和后果文化”建设全面推进，岗位职责全面落实，初步建立安全生产长效机制，安全管理上一个新台阶，安全生产进入常态管理。落实“制度文化、诚实文化和后果文化”建设要求，加大安全生产专项整治力度。

4）从安全生产基础管理制度入手，按清理、健全和试行三阶段，全面清理执行的制度，理清管理界面，配套好考核措施，做到操作层在具体执行时所依据的规定是唯一的，而按规定执行的结果是唯一的。

5）诚实履行安全生产的各项制度。一是加强一线员工的教育培训，解决好员工本职本岗应知应会，使一线员工在应知应会的基础上深入、透彻的理解各项制度，深刻认识到不诚实执行制度的后果，以感恩的心态诚实地执行各项制度。二是强化各级生产管理人员执行力，带头严格执行各项检查、考核制度，把问题在生产一线解决。

6）加强企业文化建设。全面梳理企业现在的习惯，摸清现状，其中与“制度文化、诚实文化、后果文化”不相适应的习惯要立足改进，好的习惯要进行文化提升。重点解决责任心的问题，把强烈的责任心养成习惯，形成组织、思想保障体系，持之以恒的坚持下去。

7）严格执行《关于云南电网公司生产单位领导干部深入基层参与班组工作的实施意见》规定，加大领导干部深入基层班组代班的力度，使各级领导干部及时分析和研究生产过程中的隐患并帮助制定整改措施，及时发现和解决班组工作中制度“不衔接、不配套、不完善，执行不到位”的问题，对基层一线的技术水平、工作能力和管理水平，真正做到心中有数。

附图：220kV剑川变电站局部一次接线图

4、昆明供电局220kV马鞍山变电站“12·27”带接地刀闸合隔离开关恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

220kV马鞍山变＃

2、#3主变运行，220kV母联290断路器、220kV II段母线、旁路母线，＃1主变处检修。

110kVⅠ段母线运行，110kV II段母线、旁路母线处冷备用。＃

2、#3主变由102、123断路器供I段母线，191、192、193、194、197、198、199、102、123、107接I母运行，110kV母联190断路器处检修。110kV 马二阳轮线105断路器、110kV马易线106断路器处检修。

事故经过：

2006年12月27日，220kV马鞍山变110kV马二阳轮线105断路器、110kV马易线106断路器计划停电，检修内容为“①在铁塔上恢复开断的110kV马二阳轮线与1053隔离开关之间的引流线；②在同杆双回线路铁塔上拆除110kV马二阳轮线与110kV马易线之间的连接引流线，恢复110kV马易线106断路器供本线路；③110kV马易线106断路器CT及110kV马二阳轮线105断路器CT加装在线监测装置”。

12月27日14时10分，以上工作结束并办理了工作终结手续。14时53分，省调何XX向220kV马鞍山变下令：“将110kV马二阳轮线Ⅱ段母线侧1052隔离开关、旁路母线侧1054隔离开关由检修转冷备用”。于是马鞍山变电站值班员张XX用电子操作票系统开出了编号为0600986的“拆除110kV马二阳轮线1052、1053、1054隔离开关安全措施”的操作票。随后，值班员甘XX、张XX、魏X三人拿着该操作票到现场进行操作，操作完毕后，监护人魏X和值班员甘XX就到相邻的106断路器间隔进行110kV马易线106断路器安全措施的拆除，但仅拆除了#19接地线，未拉开10601接地刀闸。返回主控制室后，准备进行“将110kV马易线106断路器由冷备用转运行”的操作，当张XX在用电子操作票系统开操作票时，发现微机五防系统模拟图上10601接地刀闸指示仍在合闸位置，于是就到五防操作系统模拟屏上使用“灯开关设置”功能，将10601接地刀闸人为由合闸位置设置为分闸位置，微机五防系统模拟图上位置信号灯随即显示10601接地刀闸已拉开。于是，张XX最终在微机电子操作票系统中开出了票号为0600992的“110kV马易线106断路器由冷备用转运行”的操作票。

16时30分地调杨X令110kV马易线106断路器由冷备用转运行，16时40分当操作至操作票第7项“合上110kV马易线I段母线侧1061隔离开关”，在1061隔离开关合闸过程中，两触头相距约30cm距离时，触头之间开始放电并伴随有爆炸声响，同时看到有火光落到地面，监护人魏X立即命令操作人张XX停止操作，并跑回主控室向调度汇报。同时110kV母线保护动作，110kV马盐Ⅰ回108断路器，110kV马盐Ⅱ回109断路器、12 110kV马磷Ⅰ回线107断路器、110kV五钠Ⅰ回193断路器、110kV五钠Ⅱ回194断路器、110kV马安线197断路器、110kV马海轮线199断路器、110kV马海Ⅰ回198断路器跳闸，110kVI段母线失压。

事故后现场检查发现110kV马易线10601接地刀闸在合闸位置。事故造成220kV马鞍山变110kV I组母线失压，110kV海口变全站失压，损失负荷7.6万kW，损失电量约21.5万kW.h。

事故原因： 1）直接原因：

运行值班人员在进行110kV马易线送电过程中，漏拉＃10601接地开关，导致带接地开关合隔离开关。

2）间接原因：

（1）无票操作。现场人员未携带操作票就拆除110kV马易线106断路器安全措施，事后补填操作票。

（2）未正常使用电脑钥匙，而违规使用解锁钥匙进行操作。（3）操作中实际操作人和监护人职责不清，未进行有效监护。（4）未核对设备实际状态就使用“灯开关设置”功能，人为改变接地开关在防误闭锁装置模拟屏上的位置状态。

（5）运行人员未履行工作票终结手续就汇报调度具备送电条件。暴露问题：

1）对“两票三制”认识不到位,“两票三制”执行随意。（1）无票操作。严重违反《安规》等有关规定。

（2）操作人、监护人、值班负责人签字随意，角色错位，职责不清；操作中未进行有效监护。

（3）在工作票未履行工作票终结手续的情况下，就汇报调度。（4）“两票”其他相关制度执行不认真。

2）防误闭锁装置的使用、管理存在死角和漏洞。（1）随意使用解锁钥匙进行操作。

（2）使用防误闭锁装置模拟操作屏上的灯开关设置功能前，没有与现场实际运行状态检查核对。

（3）解锁钥匙管理存在死角。个别运行人员个人私自保存有解锁钥匙。

3）制度文化落实不到位，缺乏诚信。

（1）对规章制度保障现场安全生产的重要性认识不到位。（2）缺乏诚信，安全生产承诺书流于形式。

（3）工作时图方便，怕麻烦，盲目图快，忽视制度执行，并相互默许违章行为。

4）安全生产责任制落实不到位，监督管理存在死角和漏洞。（1）制度执行中缺乏对过程的控制、监督、检查、考核，未形成有效闭环管理。

（2）教育培训不到位，没有切实提高员工安全意识、责任意识、诚实意识、后果意识。

（3）管理效能不高，效能的衰减在班组层面表现得尤为突出。防范措施：

1）立即采取措施，稳定员工情绪，扭转安全生产被动局面。2）从思想教育入手，消除安全生产思想隐患。

（1）提高诚实意识，自觉执行规章制度，不折不扣履行安全生产承诺。（2）强化现场人员责任意识、后果意识，做到“守土有责”，对自己的行为及后果负责。

（3）消除应付检查心理，杜绝工作时图方便，怕麻烦、盲目图快的行为。

3）严格执行“两票三制”。

（1）对照两票执行流程，全面查找每个环节中存在的不足和习惯性违章行为，提出解决措施。

（2）强化“两票”执行过程控制，做到有执行、有监督、有检查、有考核，形成闭环管理。

（3）优化“两票”合格率的考核机制，防止单纯追求票面合格率的现象。

（4）规范操作流程。4）加强防误闭锁装置管理。

（1）加强源头管理，对新安装的防误闭锁装置配备的解锁钥匙及时收集并纳入管理范围，做到每把解锁钥匙可控、在控。

14（2）加强防误闭锁装置的运行维护管理。清理防误闭锁装置管理制度。清理优化现场运行规程，确保相关内容满足防误闭锁装置的规范管理。

5）加强教育培训。针对变电运行人员在执行“两票三制”和现场规章制度中的诸多问题，加强应知应会培训、演练、考试，提高岗位技能操作水平，使之能熟知岗位职责，熟悉工作流程，熟练掌握操作技能。

6）加强安全生产监督管理。强化制度执行中对过程的控制、监督、检查、考核，做到闭环管理，形成长效机制，提高安全生产监督管理水平。

7）加强省调、地调两级调度机构管理制度之间的衔接统一，规范出线隔离开关以内的接地开关（接地线）的管理。

附：110kV马易线106断路器间隔接线简图

二、2006年一般误操作事故（7起）

5、三亚供电局110kV河西变电站误投压板引起110kV母联开关保护误动事故

事故前运行工况：

事故前110kV河西站运行方式：110kV鸭西II线在I母运行，#2主变在II母运行，I、II母之间的母联分段开关1103在运行。110kV鸭西I线河西侧开关在II母上热备用（该站#1主变正在扩建中）。事故前相关情况：1月9日15时15分左右，广西电网公司赴海南调试队在做110kV河西站保护定检过程中，发现无定检任务的110kV母联分段开关保护无定值单却投入保护，报给配合工作的三亚供电公司继保人员陈AA，陈AA报给继保专职陈BB，陈BB当时在处理另外的事情，没有及时到河西站，也未给出处理意见。16时10分，母联分段开关1103送电前，广西调试人员问，要不要退出压板再送电，陈ХХ说，按原来投入状态投入压板。16时48分，母联分段开关1103送电。

事故经过：

2006年1月9日20时28分，110kV河西站10kV人民医院线的一用户（三亚南宏实业）设备厂家（遵义长征电器设备有限责任公司），在设备安装完成后的送电过程中违章操作，厂家操作人员带地刀合开关，造成人民医院线开关1034过流II段动作跳闸。扩大情况：同时，110kV母联分段开关1103过流I段动作跳闸，110kV II母失压，#2主变停电。处理情况：事故发生后，公司营销部、继保班有关人员迅速赶到现场。营销人员发现用户三亚南宏实业有限公司的配电06出线柜接地刀闸在合闸位置，立即下发整改通知书给用户。继保人员发现110kV母联分段1103断路器无定值单误投保护，造成该开关保护误动。经退出母联分段1103断路器保护，20时34分，#2主变送电成功。

事故原因：

1）10kV用户误操作。用户在合专柜开关时，不遵守五防操作步骤，自行解锁操作，造成带地刀合开关。

2）继保人员在得知110kV母联分段1103断路器保护压板与定值单规 定不一致的隐患后，没有立即采取措施进行整改，致使该保护压板继续被误投入，导致外部10kV设备故障时保护误动。

暴露问题：

1）用户工程验收管理不规范，营销服务部对用户工程的安全监督管理不到位。

2）继电保护管理工作存在漏洞，有关部门对于保护定值管理不按反措要求整改，导致保护误动，造成事故扩大。

3）在南方电网组织的预试定检过程中，已发现严重安全隐患，公司继保人员在预试人员两次的提醒下，没有引起高度重视，不及时通知调度员和运行人员退出误投的保护压板。暴露出公司继保人员工作责任心、安全意识不强。

防范措施：

1）规范用户工程验收，验收发现问题必须要整改完成合格后才能送电。

2）规范10kV用户的安全管理，配电柜必须有五防装置，配电房内要有现场操作规程，配备合格的电工，遵守《电业安全工作规程》等相关的安全规程。

3）严格执行各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安全技术措施，规范定值管理，杜绝继电人员人为责任造成的“误投、误碰、误整定”等事故。

4）加强继保人员的安全思想意识及工作责任心的意识。5）加强继保人员的专业知识培训，提高专业技能水平。

6、海口供电公司110kV营根站运行人员走错间隔误碰导致#1主变35kV侧开关跳闸事故

事故经过：

5月2日12时29分，营根站操作人黄×、监护人云××在执行“将#2主变由热备用转为运行再将#1主变由运行转为热备用”的操作过程中，在后台遥控合#2主变35kV侧3502开关时，开关拒合，并出现 “2B中压侧控制回路断线” 报警信号。两人到设备现场查#2主变35kV侧3502开关拒合原因时，因走错间隔，误按#1主变35kV侧3501开关机构“紧 急脱扣”按钮，造成运行中的#1主变35kV侧3501开关跳闸。

事故原因：

操作人员因走错间隔，误按#1主变35kV侧3501开关机构“紧急脱扣”按钮，造成运行中的#1主变35kV侧3501开关跳闸。

暴露问题：

1）监护人存在多种严重的思想违章，一是判断故障想当然，凭印象；二是到现场没有按照规定核对设备的双重编号；三是在查找原因有疑问时，没有停下来分析，把问题弄清楚，不能做到“先想后干，想明白了再干，没想明白就不要干”；四是认为操作人水平低，忽视了与操作人之间的互相监督监护的作用。这是典型的“违章、麻痹、不负责任”安全生产三大敌人。

2）操作人和监护人在这一过程中缺乏沟通，操作人员素质不高，一味盲从，没有起到相互提醒、相互把关的作用。

防范措施：

1）以营根站误操作事故作为典型进行安全思想警示教育，组织各站运行人员认真学习，举一反三，每人查找思想深处的违章根源，切实提高每个运行人员的安全意识。

2）继续按照变电运行所《倒闸操作全过程的规定》加强现场倒闸操作过程的训练，理解操作票中每项操作的原因、目的，并规范每一顶操作的标准和行为。

3）组织运行人员学习《安规》、《电气操作导则》等有关规程、规定和制度，并进行《安规》考试。

7、湛江供电局220kV霞山站因值班人员操作漏项，漏退保护压板，造成#2主变差动保护动作跳变中开关事故

事故经过：

2006年5月12日10时50分，220kV霞山站#2主变变高2202开关CTA相二次端子盒渗油处理工作结束。11时00分，调度令将“220kV霞山站#2主变变高2202开关由检修转为运行状态，将220kV旁路2030开关由代路转为热备用状态”。值班员梁××（监护人）、郑××（操作人）开始执行“220KV #2变高2202开关由检修转运行，220KV旁路2030开 关由代220KV #2变高2202开关运行转热备用”的操作任务，当两人在操作完第18项“投入220KV失灵保护跳#2变高2202开关保护压板2QP”操作项目后，由于麻痹大意，认为该页操作项目已全部完成，即翻页进行次页操作，11时35分，当操作到第20项“短接220kV旁路2030CT差动保护试验端子压板2SD”时，由于漏第19项“退出#2主变差动保护压板1LP”的操作，造成#2主变差动保护动作，110kV#2变中1120开关跳闸。跳闸后，值班人员立即进行检查发现漏退#2主变的保护压板并报告调度，11时44分，调度令合上#2主变变中1102开关，恢复1102开关运行，事故无造成少送电。

事故原因：

1）操作漏项，在未退出#2主变差动保护压板1LP的情况下即短接220KV旁路2030 CT差动试验端子压板2SD，致使在220kV旁路CT切换至#2变高2202开关CT过程中，产生差流造成差动保护动作跳#2主变变中开关。

2）#2主变保护跳旁路2030开关出口压板有电量保护及非电量保护两个出口压板，在220kV旁路2030开关代220kV＃2变高2202开关运行时，只投入#2非电量保护压板，没有投入#2主变电量保护跳220kV旁路2030开关压板，造成#2主变差动保护动作时旁路2030开关没有跳闸。

暴露问题：

1）“违章、麻痹、不负责任”行为在部分运行人员中依然存在，特别是麻痹思想较为突出。

2）保护压板的投退操作，缺乏有效的相互监督作用。3）危险点的分析不够充分，没有采取有效的预控措施。

4）在倒闸操作任务多，操作人员分散的情况下，分工安排不合理，未能做好人员有效的协调工作。

防范措施：

1）认真贯彻执行南方电网公司、省公司颁发的各项规章制度，在员工中真正树立起与“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人作长期斗争的理念，加强培训教育，切实增强员工的工作责任心，提高安全意识。

2）按照“严、细、实”的要求抓好“两票”和防误操作管理工作，19 加强“两票”执行的动态管理，规范员工的作业行为，杜绝电气误操作事故的发生。

3）严格执行变电站电气操作实行语音记录管理制度，对操作全过程进行语音记录。

4）加快主变保护改造，开展变电站保护压板、操作细则、操作票库核查工作，建立保护打印信息和保护压板投退状态卡，减少操作差错。

5）加快原已开展的操作危险点预控文档的审核工作，认真开展危险点分析和预控，确保操作不出差错。

8、儋州供电公司110kV 那大变电站运行人员操作错误造成110kV洛那线跳闸事故

事故经过：

2006年6月29日15时45分，儋州供电公司110kV 那大站值班人员刘××、黄××接到中调调度员操作指令：退出110kV洛那线高频保护压板（配合220kV洛基站110kV洛那线高频反措改造工作）。由于后台机6月21日发生通讯机故障，6月24日检修处理未排除故障，本项操作无法在后台机完成（注：该线路保护装置型号：CSL161B；生产厂家：许继四方；生产日期：2000年11月。保护装置设计中没有高频保护硬压板、距离、零序保护硬压板，仅有保护总出口压板）。值班人员填写退出110kV洛那线高频保护压板（软压板）操作票。15时50分，操作人黄××、监护人刘××在保护装置上按操作票步骤进行操作，当进行CTL功能后，显示二个子菜单DOT和EN，本应进入EN（压板投退）菜单执行03项（高频保护投退），因操作人、监护人未核对清楚菜单（操作人戴老化眼镜），错误进入DOT（开出传动）菜单执行03项（远动遥控跳闸出口），输入密码后，开出保护跳闸指令，造成110kV洛那线跳闸，保护装置三相操作箱（ZBZ-11S）上保护跳闸信号灯亮，中控室蜂鸣器报警。110kV洛那线跳闸后，值班人员及时报告中调调度员，中调取消220kV洛基站110kV洛那线高频反措改造工作。经中调下令，15时54分，110kV洛那线恢复运行。30日10时30分，事故调查组到220kV洛基站、110kV那大站调查事故情况，听取当事人讲述操作过程和儋州供电公司初步调查情况后，重新进行核对模拟试验，确认110kV洛那线跳闸为操作人、监护人进入菜单选择过 程中发生错误所致。

事故原因：

1）操作人、监护人在操作过程中未认真执行唱票、复诵，未认真核对菜单，是造成这起事故的主要原因。

2）后台机故障未能及时修复，致使该操作任务无法在后台机上直观完成，是这起事故的次要原因。

暴露问题：

1）运行人员安全思想意识淡薄，责任心不强，对保护装置界面菜单不熟悉，键盘操作不熟练，操作人与监护人唱票、复诵落实不到位，未能起到有效的监护作用。

2）保护装置设计不合理，没有配置各种保护出口硬压板，界面窗口窄小，操作密码未设置权限，实行统一密码容易造成职责不明。

3）后台机容量小，装置老化，故障较多，经常发生通讯中断或雷击损坏，无法满足设备运行要求。

防范措施：

1）认真贯彻落实南方电网公司《电气操作导则》，严格执行操作票制度，认真完成每一项操作，保证操作过程中的相互监护强化安全教育及技能培训，提高员工安全思想意识，提升技术水平。

2）加大综合自动化改造力度，特别是针对110kV那大站（93年投产）设备老化，综自装置配置水平落后等情况，尽快实施设备改造，提高设备健康水平。

9、惠州供电局500kV惠州站因值班员擅自解锁、单独操作导致误切500kV东惠乙线5031开关事故

事故经过：

2006年11月2日上午，惠州供电局500kV惠州站500kV核惠线5021开关液压机构渗油导致油位降至下限，运行人员临时向中调申请将500kV核惠线5021开关由运行转冷备用状态，对液压机构进行补油工作。10时46分执行了中调6503号调度令（将500kV核惠线5021开关由运行转冷备用状态）。11时15分，发出500kV核惠线5021开关机构补油工作票。12时30分5021开关机构补油工作完成，检修人员要求值班人员在主控 室试合5021开关，检查开关机构检修质量。值班员在未报告值班长，且没有监护人的情况下，于12时32分擅自用五防解锁钥匙解锁操作合上了5021开关；随后检修人员要求断开5021开关，12时34分50秒，值班员未进行五防模拟操作，没有请示班站长及有关主管领导，再次擅自用五防解锁钥匙解锁操作，又未认真核对设备名称、编号、位置，导致误断开控制屏上与5021开关相邻的500kV东惠乙线5031开关，被发现后，立即于12时35分21秒合上5031开关。因500ｋV东惠乙线由5031和5033开关同时供电，误切5031开关未造成线路停电，未对系统造成影响，未造成少供电。

事故原因：

1）值班员违反《电业安全工作规程》（发电厂及变电所电气部分）第22条、广东电网公司《防止人身伤亡事故十项重点措施》“3.1”、“3.11”及《惠州供电局防止误操作闭锁装置解锁操作管理规定》（惠电安[2006]13号文）的有关规定，在无人监护的情况下，又未报告值班长，单人进行操作，且擅自解锁，又未认真核对设备名称、编号、位置，最终导致误切5031开关，是事故发生的直接原因。

2）500kV惠州变电站对安全管理制度执行不严，五防解锁钥匙管理不善，未能及时纠正值班人员违章行为，导致值班员黄×在无人监护的情况下，擅自解锁，单人进行操作，是事故发生的间接原因。

防范措施：

1）严格安全管理，对人员违章行为和安全管理不到位的情况须加强考核力度，扭转制度执行不力的现象。

2）各变电站立即核查防误闭锁装置解锁用具的使用和保管情况，严格执行“五防”管理制度，加强五防装置的管理，从根本上杜绝误操作的发生。要求解锁操作完成后，由值班长记录并立即将解锁钥匙放回存放箱，并贴好封条，由站长负责监督。

3）进一步完善和规范检修过程中试分合开关的操作规定，制定实施细则。

4）切实增强生产人员工作责任心，强调运行值班纪律，严格执行操作监护制度。

5）加强变电站安全管理工作，积极查找安全管理上的漏洞，制定相应的防范措施；认真执行规章制度，加强现场监督，及时纠正员工习惯性违章行为，实现安全生产可控在控。

10、清远供电局110kV 黄花河站巡检人员操作漏项误投压板，造成线路遭雷击时主变两侧开关跳闸事故

事故前运行方式：

110kV黄花河站110kV龙黄线挂I段母线运行，110kV琶黄线挂Ⅱ段母线运行，110kV母线单母分段运行，＃1主变挂110kVⅠ段母线带10kVⅠ段母线运行（该站只有一台主变）。

事故经过：

2006年11月19日00时47 分02秒，110kV黄花河站110kV龙黄线线路受雷击距离Ⅰ段保护动作出口，因110kV龙黄线跳闸出口压板在退出位置，110kV龙黄线开关未能跳闸；00时47分 04秒465毫秒，＃1主变高压侧间隙零流第一时限出口联跳10kV黄汤二干、黄升干、黄四干（小水电线路）；00时47 分04秒965毫秒＃1主变高压侧间隙零流第二时限出口跳＃1主变变高101开关及变低501开关，造成10kVⅠ段母线失压。事故造成甩负荷约12MW，损失电量1.1万kW.h。

事故原因：

1）110kV龙黄线#18杆B相小号侧导线侧第一片绝缘子被雷击碎、大号侧绝缘子受雷击闪络；#25杆A、C两相绝缘子受雷击闪络；#26杆A、B两相跳线绝缘子受雷击闪络。

2）事故后通过检查黄花河站运行工作记录、地调调度操作指令记录及操作录音回放发现： 2006年7月25日，地调令巡检班巡检人员投入110kV龙黄线保护跳闸出口压板，巡检人员经复诵确认无误后，在执行操作过程中误将110kV琶黄线保护跳闸出口压板当作110kV龙黄线保护跳闸出口压板投入，操作执行完毕后，巡检人员在汇报地调时却清晰的记录“已投入110kV龙黄线保护跳闸出口压板”。故漏投110kV龙黄线保护跳闸出口压板是造成事故的直接原因。

3）巡检人员思想麻痹，安全意识淡薄，工作责任心不强，没有认真履行相关职责。没有严格执行调度规程及有关的倒闸操作制度，监护工作 也不到位。

4）巡检人员对操作危险点分析与预控考虑不足，对变电站运行方式改变相对应保护压板的投退情况不熟悉。巡检人员巡视设备不到位，在每天巡视设备时也没能及时发现运行中的110kV龙黄线漏投保护跳闸出口压板，导致事故的发生。

5）巡检运行人员有章不循，没有严格执行操作录音制度，操作录音装置存在缺陷未能处理，在管理上有待加强。

防范措施：

1）提高运行人员的工作责任心，深刻吸取教训，坚决与“违章、麻痹、不负责任”三大敌人作斗争。

2）加强巡检人员的技术培训工作，切实知履行专业知识考试、实操等考核制度。

3）完善变电站保护压板检查制度和使用继电保护压板投退通知单。

11、都匀供电局220kV都匀变220kV都麻II回误投保护压板导致跳三相断路器事故

事故经过：

2006年11月21日2时48分，220kV都麻Ⅱ回线路B相发生接地，220kV都匀变侧220kV都麻II回202线路保护双套动作, 南瑞RCS931A电流光差动保护启动后12ms出口跳202断路器三相，南瑞RCS931A保护重合闸未投（正常运行时，只投四方CSC101B保护重合闸，状态为：单重）；四方CSC101B高频阻抗保护启动后经32ms出口跳B相，四方CSC101B保护重合闸未动作（由于此时202断路器已三相已跳开，而四方CSC101B保护重合闸为单重方式，故四方CSC101B保护根据逻辑启动“三跳闭锁重合闸”功能闭锁了重合闸）。220kV麻尾变侧双套保护动作正确单跳麻尾变侧202断路器B相，重合成功。由于都麻Ⅰ、Ⅱ回并列运行，故未造成负荷损失。检查发现，都麻Ⅱ回光差保护屏“沟通三跳”压板在投入状态，该压板系10月15日新投都麻Ⅱ回启动投运时投入。

事故原因：

1）220kV都麻Ⅱ回线路故障跳闸直接原因为#149塔B相绝缘子被雷击（经现场测量：220kV都麻II回线149#塔接地电阻左前：3Ω、左后： 3Ω、右前：3Ω、右后：3Ω），故障时气象条件为雷雨天气（#138塔A相玻璃绝缘子有裂痕，经分析，判断为自爆所致）。

2）220kV都匀变220kV都麻Ⅱ回线202断路器单相故障跳三相的原因是都麻II回在启动投运时，其光差保护屏“沟通三跳”压板误投所致。

暴露问题：

1）基建施工人员在保护移交、投运的过程中，操作流程不规范。2）设备投运操作过程中，人员监护不到位；违反了《电业安全工作规程(发电厂及变电所电气部分)》第24条“操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作”。

3）设备投运前无正式签发的现场运行规程。违反了《南方电网新设备投运调度管理办法》中2.8条“新设备启动前必须具备下列条件： 厂站运行规程已修编或补充并报调度备案。”

4）新设备投运前准备不充分，如：人员对RCS-931系列超高压线路成套保护装置功能不熟悉，在都匀供电局内部对此次启动的准备不充分,没有按照《贵州电网新设备投运实施细则》中的要求对相关运行人员进行培训，使之熟悉设备，在局内部召开本单位范围内的启动会上，对检修、安装、运行单位间职责界定不到位，没有清晰的对各自的工作范围与工作职责进行划分与明确。

5）压板标识不规范。“沟通三跳”压板功能实际为沟通三跳闭锁重合闸，但其标识不能反映其真实功能，使运行人员产生误解。

6）厂家出厂保护压板标识与说明书不统一，同一功能压板有三种叫法（沟通三跳、沟三闭重、投闭重三跳），且在都麻Ⅰ回线的两侧同一保护压板的叫法也不统一。

7）没有认真吸取过去类似的事故教训，没有把好基建工程验收、投运关。

防范措施：

1）立即将修编的220kV都匀变220kV都麻Ⅱ回间隔现场运行规程并报局审批、签发。检查并完善其它变电站现场运行规程。并做到今后新设备投运前，没有运行规程不投运。

2）对同型号保护装置压板投入情况进行检查，完善保护压版双重命 25 名，杜绝同类现象再次发生。

3）对新投设备严格履行验收手续，在设备投运前要求变电站具备完整的图纸、说明书等资料，做到资料不齐，不投运。

4）加强对运行人员的技术培训，特别是新投运设备前的培训。5）对新投设备必须在投运前拟定或修改相关的现场运行规程。并认真组织学习新设备启动投运方案。

6）新设备启动正常后，运行单位会同施工单位进行一次全面的复查。无异常后，双方签字正式进行运行交接。

7）进一步加强基建工程验收、投运关，特别是在投运的过程中，要做好与施工人员的有效沟通、交流，确保新设备投安全可靠投运。