35kV变电站全站失电事故的分析处理（五篇模版）

第一篇：35kV变电站全站失电事故的分析处理

35kV变电站全站失电事故的分析处理

35kV全站停电，是配电网中后果最为严重的事故之一，它的危害主要是影响对用户的正常供电，停电面积大，后果严重。因此，应加强对35kV变电站全站停电事故的分析，并采取对应的防范措施，避免类似事故的发生，具有重要意义。

事故经过

35kV泖港变电站采用内桥接线方式，2台主变压器容量分别为10000kVA，10kV系统为中性点不接地系统，单母线分段运行。其简化一次接线图见图1。泖港站正常运行时万厍3662供1号主变压器及10kV一段母线；隐泖173供2号主变压器及10kV二段母线；35kV分段自切和10kV分段自切均在投运状态。

图1 35kV泖港变电站一次接线图

2006年5月3日14时38分，调度SCADA报警，35kV泖港站2号主变压器过流动作，2号主变压器10kV断路器、隐泖173断路器跳闸，10kV分段断路器合上，1号主变压器过流动作，1号主变压器10kV断路器、万厍3662断路器跳闸，全站失电。事故原因分析

2.1 继电保护配备

10kV出线保护：前加速、反时限过电流及一次自动重合闸；

主变压器保护：差动、过流保护动作于断路器跳闸；瓦斯上、小瓦斯上、小瓦斯下（信号）、温度高、压力释放、过负荷保护动作于信号。泖港站1#、2#主变压器继电保护整定值，过流为6A、1.5s，电流互感器为300/5。

35kV、10kV分段断路器装有自切装置。泖港站10kV分段自切后加速整定值为：6A、0.2s，动作于10kV分段断路器跳闸，延时返回时间为0.8s，电流互感器为600/5。

10kV分段自切，如图2所示，当一段母线失电，同时确认另一侧作为备用电源的母线有电，且电源断路器合上的情况下，经一定延时跳开失电母线的电源断路器。在备用自投装置出口跳开失电母线电源断路器，并确认断路器在跳闸位置时，分段断路器方可合闸。备用自投装置设有后加速保护功能，在自切动作分段合闸后瞬时投入，并经一段时间自动退出。后加速保护在备用自投动作后，备用电源投于故障时经延时跳分段断路器，同时闭锁分段断路器合闸回路。10kV自切后加速过流按最小运行方式下，母线相间故障有2倍整定值；后加速动作时间一般取0.2~0.3s；后加速开放时间取0.8～2.0s。

图2 10kV分段自切结构图

2.2 保护动作分析

1#主变压器、2#主变压器过流动作，几乎在一瞬间同时发生，所以这两套保护动作的先后顺序是正确处理事故的关键。仔细查看调度SCADA报警事件的记录时间，确定继电保护顺序是2#主变压器先发生过流动作，引起2#主变压器10kV、隐泖173断路器跳闸，导致10kV二段母线失电，接着10kV自切低压启动、有压鉴定，合上10kV分段断路器，后加速未动作，而后1#主变压器断路器也过流动作掉闸，导致全站失电。

结合主变压器保护和自切动作原理的分析，通过对变电站一次设备检查后，可以排除差动保护范围内套管及其引出线上的发生故障，判断故障点基本位于10kV二段母线、断路器或者10kV出线上。

泖港站事故发生后经对线路特巡发现，10kV泖2服饰线1#～2#杆之间导线有弧光放电痕迹，三相导线有多处弧光放电点，3#杆A相搭头被冲断。经查是当地居民在线路旁燃放爆竹烟花导致相间短路。对站内设备检查后发现，泖2服饰线A、C相电流继电器电流接线端铜杆在安装时位置略高，造成平垫圈与接线箱顶部箱眉上沿接触，导致电流互感器到继电器接线桩后，电流不能流向继电器线圈，DGL电流继电器出口不动作，泖2服饰断路器拒动，引起泖港站2#主变压器过流动作，主变压器高低压侧断路器跳闸，10kV分段自切成功。事后对10kV分段自切装置SEL351GS故障录波记录进行分析，在10kV分段断路器合闸后的后加速开放0.8s时间内，未出现故障电流，因此自切后加速未动作；而后又出现过3次故障电流，最后一次的故障持续了1.6s，引起1#主变压器过流动作，主变压器高低压侧断路器跳闸，导致10kV一段、二段母线失电。

调度事故处理

调度处理事故时，根据继电保护动作情况正确判断故障点区域，然后隔离故障点，尽快恢复正常设备供电。

变压器过流保护动作跳闸，检查出线断路器保护动作而断路器未跳闸，则应拉开该出线断路器，然后试送变压器；如出线断路器保护均未动作，则应拉开全部出线断路器，并检查母线范围有无故障，若无故障，则可试送变压器，试送成功后，再逐路试送全部出线（试送前应先停用重合闸）。根据上述原则，在未查明故障原因时，调度应尽快采取措施恢复无故障设备的供电，事故处理具体步骤：

•停用35kV、10kV分段自切，到站内先把35kV、10kV分段自切小断路器从投入切除到解除位置，消除事故处理过程中自切误动的机会；

•现场运行人员记录并向调度报变电站内断路器动作情况、光字牌及仪表变化，复归信号，复置断路器；

•巡视检查1#主变压器回路和2#主变压器回路，重点检查2#主变压器10kV断路器以下部分，包括母线，出线断路器；

•拉开10kV分段断路器，试送1号主变压器和10kV一段母线，恢复站用电；

•试送2#主变压器和10kV二段母线，如果已经发现保护拒动或者断路器拒动的出线断路器，则拉开该出线断路器，试送2#主变压器和10kV二段母线，恢复其他出线供电；如果未发现保护拒动或者断路器拒动的出线断路器，则将10kV二段母线所有出线断路器改为热备用（先停重合闸），2#主变压器和10kV二段母线试送成功后，再逐路试送全部出线，遇到2#主变压器过流动作后，拉开该路出线断路器，然后重新试送2#主变压器和10kV二段母线，恢复其他出线正常运行；

•最后将故障断路器或线路改为检修，对故障出线进行检查巡视，直到排除故障后，恢复送电为止。

事故暴露问题和对策

10kV架空出线外损故障，断路器保护未动作造成2号主变压器过流动作，又造成全站失电，此次事故暴露出的问题主要为：

•设备安装中存在的隐患，造成10kV线路断路器拒动，扩大了故障范围；

•设备调试、校验、验收存在不规范、不仔细，没有把好安全关。

应该采取的对策措施：

•加强电磁型继电器接线桩头与箱体外壳的安全距离检查；

•继保校验时，能进行关门的校验项目必须关好保盘门后校验；

•加强电力设施反外损事故的工作管理，通过宣传增强市民保护电力设施的意识。

第二篇：全站失电应急处理方案

和友110KV电站全站失电应急处理方案

公司110KV荆氮线突然失电后，为安全规范迅速的处置整个停送电过程，电力车间特制定本应急处理方案。

一、正确判断全站失电

1．检查事故照明的切换情况，根据需要正确恢复站内照明。

2．检查110KV和6KV系统电压是否为零。

3．检查103开关，603开关以及全站所有出线开关位置状况。

4．检查所有保护动作状况。

5．检查全站设备无异常。根据检查情况正确判断是否全站失

电。

二、正确处理全站失电

1．拉开631、632、633、634、635、636、637、638、639、611、612出线开关。

2．拉开603、103开关。

3．联系供电局调度，查明失电原因。

4．汇报公司调度和车间领导全站失电情况。

三、投用应急电源（630KVA保安变）

根据失电原因和公司生产状况，经公司、车间领导同意后，投用

应急电源（630KVA保安变，即箱变），操作步骤如下：

1．检查应急电源箱变完好，10KV电压显示正常，可以投运。

2．申请撤出箱变铅封。

3．合上箱变10KV侧开关，检查变压器正常运行状况。

4．合上箱变6KV侧开关，合上6252刀闸，合上6253刀闸，合上604开关，6KV电压显示正常。检查老站带电正常，恢复站内用电。

5．合上612、637开关，检查新站带电正常。

6．联系公司调度和各分厂值班电工，根据需要对各路出线送

电，监控箱变负荷，不能过载。

四、如果不需要投运箱变，恢复供电的步骤如下：

1．联系供电局调度，规范操作无异常，送电至公司电站，检查110KV电压正常。

2．合1038刀闸。合上103开关，检查3#主变运行正常。

3．拉开1038刀闸。

4．合上603开关，检查6KV带电正常。

5．联系公司调度和各分厂值班电工，根据需要对各路出线送

电。

6．汇报公司及车间领导全站恢复供电。

附图：

第三篇：全站失压的事故处理预案

110KV变电站全站失压事故的处理预案

一、对全站失压的事故处理 1.1对全站失压的原因判断：

对全站失压的判断不能仅仅依据站用电源的消失与否来判定，而应该进行综合判定与分析。

1.2先检查站用电源消失的原因，是否为主变跳闸引起或是站用变本身断路器跳闸引起。

1.3再检查110KV进线各开关位置与负荷情况，判断清楚是否为110KV各出线开关由母差保护动作跳闸引起全站失压。1.4造成我站全站失压的另一原因是我公司110KV系统崩溃时，此时，我站110KV、10KV各开关不会跳闸而其负荷消失。

二、对全站失压的处理细则

2.1发生事故后值班人员应立即向值班调度员及主管领导汇报已发生事故，明确报告事故发生的时间基本情况。

2.2认真进行检查，核实停电时站内有无异常声光来判断是否由于站内故障造成的失压。如果是站内引起的失压，则请示调度或按现场规定处理，若不是站内故障，则应报告调度听候处理。

2.3由于全站失压时，站用电消失，变电站开关操作，继电保护电源全依靠直流蓄电池供电。因此，变电站在保证恢复全站供电安全的情况下要尽量减少不必要的操作，以保证直流蓄电池电源在关键操作时正常使用。

2.4电容补偿柜断路器会因电源失压保护而跳闸，在电源恢复送电后，不要立即送上电容补偿柜电源，等到负荷稳定后再送电容柜电源，防止电源电压过高损坏电容器。

2.5电源恢复送电后，应对全站设备进行一 次全面的检查，包括继电保护状态，各开关位置状态，消弧线圈设备，电容补偿柜和监控后台机系统。

2016年2月21日

第四篇：35kV三家村变电站全站失压事故应急预案

35kV三家村变电站全站失压事故应急预案

35kV三家村变电站全站失压，将导致厂街乡大面积停电事故,可能造成重大的经济损失,可能导致电网不稳定运行造成解列，为了防止35kV三家村变电站失压，特制定本应急预案。并组织运行人员学习、了解全站失压事故应急预案；加强设备巡视，及时发现设备缺陷，并向有关部门反馈。

一、加强巡视管理

1、当变电站主变压器运行时，值班运行人员须加强对运行变压器的巡视与检查，重点监视变压器的负荷、温度、油位及冷却系统运行情况，如变压器发生异常(变压器过负荷、油温上升),应立即汇报调度并按有关规程进行处理。如发生危及变压器安全的重大缺陷，应立即汇报调度设法退出。

2、遇雷雨、大风等恶劣天气时应加强对设备的巡视与检查，及时发现运行设备的异常和故障，并及时向有关调度汇报，防止设备异常、故障的发生与扩大；做到“精心操作、勤看、勤想、勤调整”，使运行设备一直处于“一类设备”运行状态。

3、加强对变电站设备的管理，严格执行上级有关管理的规定，及时发现和与检修人员配合消除设备存在的缺陷。倒闸操作中，严格按操作票逐项“唱票复诵”执行。

4、倒闸操作中如遇雷雨天气禁止操作。

5、加强对重大节日、政冶保电等时期的安全运行工作，保证变电站全接线、全方式运行，且尽量不安排运行人员的倒闸操作、运行维护工作，站长应认真按上级的要求、规定安排好值班人员及节假日设备安全运行的重点检查、巡视内容、注意事项等，并随时保证与调度部门及安全保卫部门的联络畅通。

6、根据厂街乡电力负荷分部情况和用电类别、用电性质布局情况，限电序列依次为：三铜-瓦金线、岔路-七昌线、厂街线。根据保政府、通信、医院、银行、重要行政机关以及用户生活照明正常用电的原则，我站确定以确保厂街线为重心。

二、事故处理原则

1、发生事故后，值班运行人员应立即向值班调度员及主管领导汇报已发生事故，明确报告事故发生的时间、基本情况。当值调度员应迅速判断事故所引起后果，启动后备应急方案（改变运行方式），并根据情况及时上报上级调度部门，请求支援。

2、当班值长应组织运行人员分别检查一次、二次设备情况；合上事故照明电源，检查蓄电池运行状况，确保继续供电。

3、经检查后，值班运行人员应立即向值班调度员汇报，事故发生的时间、设备名称及设备有无明显缺陷，继电保护及自动装置的动作和外部设备检查情况，事故的主要象征等情况。

4、为防止事故扩大，事故单位在下列情况下应立即自行处理，并将情况向值班调度员简明扼要报告；

（1）对人身和设备的安全有威胁时，根据《变电站现场运行规程》采取相应措施。（2）变电站自用电源部分或全部停电时恢复其事故备用电源。（3）保持调度电话畅通，等待调度命令并做好事故处理的准备工作。(4)加强监视，防止事故蔓延。

(5)事故处理中严格执行《调度规程》《电业安全工作规程》的要求。(6)为防止变电站全站失压，应严格执行各《变电站防止全站失压事故措施》。

三、事故处理倒闸操作步骤

1、检查站用变电压正常后，合上交流输入开关，生活区电源开关、直流充电电源开关。

2、合上临时1号主变35kV 侧#351断路器合闸电源开关；

3、在临时1号主变保护测控装置遥控合上#351断路器。

4、合上10kV厂街线#002真空断路器（在10kV厂街线001#杆）；

5、合上10kV瓦金线-铜选厂线#001真空断路器（在10kV瓦金线001#杆）；

6、合上10kV七昌线-岔路线#003真空断路器（在10kV岔路线001#杆）；

厂街供电所 二0一二年八月一日

第五篇：湖南电网220kV全站失压事故分析

湖南电网220kV全站失压事故分析

〔摘 要〕 对1992年以来湖南电网中220kV变电站(电厂)失压事故的情况进行初步的统计与分析，并提出了减少220kV变电站(电厂)失压事故及控制事故进一步发展的措施和意见。

〔关键词〕 电网；全站失压；电网稳定；安全

220 kV全站失压事故是电力系统中后果最为严重的事故种类之一。它的危害主要有：①影响对用户的正常供电。220 kV变电站失压将直接造成由其供电的低电压等级变电站以及该站馈供的220 kV变电站全停，继而电网的频率、局部电网电压都将受到影响，使电能质量受影响。②影响电网的安全稳定运行。1个或多个220 kV变电站同时失压，破坏了电网结构，继电保护可能失配；可能引起电厂解列或切机，电网失去大电源；电网中1条或数条线路可能超稳定极限运行，有可能引发系统稳定破坏的大事故；由于误操作引起的变电站失压，往往由短路造成，局部电压急剧降低可能引发局部的电压稳定问题，影响电力市场的正常运营。因此，为保证湖南电网安全稳定运行，应加强对220 kV全站失压事故的研究，以便找出原因，采取相应的防范措施，避免类似事故的发生。1 1992年以来湖南电网220kV全站失压典型事故

表1列出1992年以来湖南电网220 kV全站失压典型事故案例。2 1992年以来湖南电网220kV全站失压事故原因分析

1992年以来，湖南电网中220 kV变电站失压原因分类统计如表2所示。2.1 继电保护的误动、拒动

在湖南电网最近10年发生的25次220 kV全站失压事故中，由于保护的误动、拒动造成的占44%，其中1998年的3次全站失压事故都是由保护原因造成。1998-02-11，德山变606开关B相爆炸，母差保护拒动，线路对侧开关跳闸，造成德山变全站失压。2000-06-01，巴陵变电站事故中，220 kVⅡ母线B相接地，因接地电阻偏大，过电压经地网串入控制室，直流总保险及多个分保险熔断(快分开关跳开)，直流电源消失，保护及控制回路均失去作用，只有靠对侧保护跳闸；而其对侧华岳电厂岳巴Ⅰ线604CKF-1型方向高频保护因故障时信号插件TA一三极管损坏，保护误动出口跳闸，但604开关未跳开，由失灵保护跳Ⅰ母所有设备造成母线失压。2.2 设备故障

(1)一次设备故障如TA、TV爆炸或支持瓷瓶断裂等能直接引起母线接地等故障，导致事故的发生。如1999-09-25酃湖变失压事故，就是在母线倒闸过程中，母线支持瓷瓶爆炸，造成母线接地；1997-09-02，新市变在母线倒闸过程中，一母线侧悬式瓷瓶炸裂，引线掉在地上，造成母线故障。

(2)直流电源故障，造成保护的误动或拒动，使原本的单一元件故障扩大为全站失压事故。如1996-07-28，柘溪电站5G失磁，从系统中吸收大量无功，定子线圈温度升高导致绝缘损坏、短路，因直流电源消失，保护不能动作，无法切除故障，持续的大电流使低压线圈击穿，形成短路，最终由线路对侧开关保护动作跳闸，柘溪电站220 kV失压。2.3 人为误操作

(1)人员素质低，违章违纪，直接造成220 kV变电站(发电厂)全站失压事故。如2000-01-13，检修人员在白马垄变电站对220 kV旁母TV进行预试工作时，工作人员多处违规：一是现场围栏装设不满足安全措施要求，工作负责人没有履行职责到现场检查安全措施，也没有按规定进行“三交”；二是未正确使用梯子；三是检修人员午餐喝酒，精神状态不佳，最终误将梯子搭入带电间隔造成事故。

(2)安全管理不到位，间接引发220 kV变电站(发电厂)全站失压事故。1997-06-04，朗梨变电站事故发生前，直流电源消失超过1 h，期间虽有检修人员提醒，却没有引起值班人员的重视，由于保护无法正确动作，导致了事故升级。虽然事故直接原因是直流电源故障，但安全管理不力也是事故发生的重要原因。2000-03-10，朗梨变电站操作任务繁重，220，110 kV及调相机都有工作，而当值值长却被安排学习，由正值第一次代理值长。操作时值班人员为加快速度，本来2人的操作，仅1人进行，失去了操作监护，从而导致事故。朗梨变连续发生全站失压事故的根本原因是安全管理方面存在漏洞。

(3)习惯性违章带来的误操作直接引发220 kV变电站(发电厂)全站失压事故。2000-06-01，巴陵变电站事故就是因为事故责任人违反了《安规》关于倒闸的一系列规定：既未持2号主变停电的操作票，又未模拟操作，也未按调度指令操作，仅凭经验，主观认为220 kVⅡ母已经“停电”，想当然挂接地线，同值其他人员不但没有制止，而且参与操作，最后造成带电挂接地线的恶性误操作事故。3 防范措施

3.1 加强电网的“三道防线”建设

加强继电保护和安全自动装置的管理，提高其动作正确率，能够显著提高电网抵御事故的能力。随着电网不断扩大，联系不断加强，故障的影响范围将越来越大，继电保护可靠而快速地切除故障对电网稳定有举足轻重的影响。并且，母差保护及高频保护等快速保护的可靠动作对电网稳定起着尤为重要的作用。因此应努力提高母差保护及高频保护的可靠性：重要的变电站应不允许母差拒动或无母差保护运行，为避免母差保护检修时无母差保护运行的情况，可以考虑为其配置双重母差保护；重要的线路应不允许高频保护的拒动和无高频保护运行，在电网结构较强，个别线路停电对电网稳定运行无大的影响情况下，当线路双高频保护同时退出时可以考虑将该线路停用，或将Ⅱ段保护时限调小，以提高故障切除的速度。3.2 提高设备的健康水平

(1)在建设新变电站时采用简洁的主接线方式，采用优良、先进的产品如GIS设备等，并加强对新建项目的验收把关，杜绝问题设备进入系统。

(2)提高检修水平，合理安排检修，发现问题，及时进行检修。同时充分利用现有的如红外测温、设备状态检修等新技术和管理方法，提高检修水平。3.3 加强培训，提高人员的素质

(1)要强化人员的安全意识

人为误操作造成的事故是多人多次违章的结果。在“3·10”朗梨变电站事故和“6·1”巴陵变电站事故中，就连《安全生产工作规定》中电气设备接地前必须验电的基本安全措施都没有实施。2000-01-13，白马垅变电站事故，工作前检修人员还饮酒，也未检查现场安措。这些事故说明在湖南电网中，仍有部分工作人员安全意识淡薄，某些地方安全管理不严不细不实。因此，应加大宣传和培训力度，让所有的人都牢固树立安全生产的思想，认真执行各项安全规程、规定。

(2)提高运行人员的基本技能

目前，随着电力系统减人增效和三改工作的推进，并且大量的变电站正在进行无人值班的改造，运行值班人员进一步减少，一般的运行操作尚能保证。但事故情况下，当出现母线失压尤其是全站失压事故时，还有可能失去站用电，现场情况十分混乱，在进行事故处理时，现场人员要检查设备情况并汇报电网值班调度，同时要恢复站用电，还要进行操作，这一切都要在很短的时间内进行，因此，必须提高运行人员基本技能，让每一名运行人员都具有独挡一面的能力，同时应灵活安排、合理搭配人手，提高值班人员工作效率。3.4 加强电网建设，提高负荷中心的电压稳定水平

湘中地区电压稳定水平低是湖南电网稳定运行的一个重大威胁，目前湖南电网中长、潭、株负荷中心占全网负荷的40%以上，是一个典型的受端系统，虽然湘中地区有湘潭新厂、株洲电厂、沙坪变电站、云田变电站等电源点，但随着系统负荷水平的不断提高，上述任一厂站附近发生三相永久性故障的大干扰后，电压连续低落，需要采用大量切除负荷的手段才能保障系统的稳定。为避免湘中地区电压崩溃事故发生，除了保证现有的稳定装置的正常投入外，最根本的办法是加强受端电源建设，提高电压稳定水平，以提高电网抵御事故的能力。