一起雷击引发的电网事故分析(论文)

第一篇：一起雷击引发的电网事故分析(论文)

一起雷击引发的电网事故分析

巫聪云，王德付

（广西电力调度通信中心，广西 南宁 530023）

摘要：通过一起雷击引发的电网事故，分析了雷击频繁地区输电线路防雷措施缺失和断路器失灵保护拒动对系统造成的重大影响，并结合距离保护的阻抗特性圆和故障录波图进一步解释线路远后备保护拒动和主变零序反时限过流保护越级动作的原因，最后提出相应的防范措施。

关键词：线路防雷；失灵出口；保护配合；拒动；

0 引言

2010 年8 月3 日，由于某局所辖的两条220kV同杆并架双回线连续遭雷击，某局管辖的多条线路及主变先后跳闸。造成220 kV黄桥站全站失压，并导致500kV海港站#1主变跳闸。对此次全站失压的原因进行认真分析，吸取经验教训并制定相应有效的措施对提高电网的安全运行是大有裨益的。事故经过

1.1 运行方式简介

事故发生前，500kV海港站220kV海高Ⅰ线2065开关停电检修，其余元件正常运行。220kV黄桥站双母并列运行：1号主变2001开关、海黄Ⅰ线2053开关、竹黄Ⅰ线2056开关接在Ⅰ母；海黄Ⅱ线2054开关、竹黄Ⅱ线2055开关接在Ⅱ母，母联2012开关合环运行。

220kV竹坪站双母并列运行：1号主变2001开关、竹黄Ⅰ线2057开关、海竹线2053开关接在Ⅰ母；竹黄Ⅱ线2056开关、竹新线2052开关接在Ⅱ母，母联2012开关合环运行。

500kV海港站及其相邻变电站地区环网接线情况如图1所示。：

黄桥站Ⅰ母2053Ⅱ母2001#1主变海港站500kVⅡ母防海乙线205420552056竹黄Ⅱ线竹黄Ⅰ线Ⅱ母Ⅰ母2051海琴线海黄Ⅰ线海黄Ⅱ线海竹线海新Ⅰ线海新Ⅱ线*********0585031500kVⅠ母200120592064海高Ⅰ线2065海高Ⅱ线#1主变2012#1主变2052竹新线竹坪站图1 某地区电网接线图

Ⅰ母Ⅱ母

1.2 事故过程

整个事故过程分为四个阶段，具体情况如下：

第一阶段： 2010年8月3日4时29分45秒，220kV竹黄I、II线同时受雷击发生A、C相间故障，线路两侧主

一、主二保护动作出口，开关三跳不重合。

第二阶段： 4时35分23秒（距第一次故障6分钟后，220kV竹黄I、II线未恢复运行前），因竹黄I、II线再次遭受雷击，220kV黄桥站竹黄Ⅰ线2056开关的A相灭弧室断口发生击穿，220kV竹坪站竹黄Ⅱ线2056开关的C相灭弧室断口发生击穿，线路纵联主保护动作，但由于开关已在断开状态，无法切除故障，线路保护启动失灵跳相应段母线上的所有开关。220kV黄桥站220kV Ⅰ段母线失压，竹黄I线故障点被隔离。由于失灵出口跳母联2012开关的回路故障，母联2012开关未能成功跳开，竹黄II线故障依然存在。

第三阶段： 220kV竹坪站Ⅱ母失灵动作后，由于母联2012开关未跳开，500kV海港站1号主变仍然通过竹海线给竹坪站故障点提供故障电流，海港1号主变两套保护的中压侧零序反时限保护因满足条件动作，出口跳海港1号主变三侧开关。220kV竹坪站1号主变通过母联给故障点提供故障电流，220KV侧零序过流II段一时限动作，跳竹坪主变三侧开关。

由于220kV竹坪站母联2012开关不能及时跳开，系统一直给竹黄Ⅱ线的故障点提供短路电流，4时35分28秒，220kV竹坪站竹黄Ⅱ线2056开关C相灭弧室经长时间的故障电流发热后爆炸，竹黄Ⅱ线Ⅱ母侧刀闸20562刀闸C相支柱瓷瓶断裂，造成220kV竹坪站220kVⅡ段母线C相故障，220kV竹坪站220kVⅡ母两套母差保护动作由第二套母差保护出口跳开2012母联开关，至此故障最终被隔离。

第四阶段：4时35分56秒，220kV黄桥站竹黄Ⅱ线2055开关又因雷击空载线路，开关的B、C相灭弧室断口发生击穿，同样线路保护动作无法切除故障，启动Ⅱ母失灵，失灵保护动作后跳开海黄Ⅱ线2054开关，同时远跳海黄Ⅱ线海港侧2053开关。

至此，220kV黄桥站全站220kV母线失压，220kV竹坪站220kVⅡ母线失压，500kV海港站主变三侧开关跳闸，将500kV电网与220kV电网断开。事故分析

3.1事故原因

经过分析造成此次事故的原因主要有两个： 一是由于雷击线路没有有效防雷措施。

6月至8月间，在南方一般多为雷暴天气，雷击线路现象较为普遍，220kV竹黄Ⅰ、Ⅱ线所在地区雷暴日更为频繁，220kV竹黄Ⅰ、Ⅱ线在遭受雷击跳闸的情况下，由于线路未安装避雷器，空线路再次遭受雷击后，雷电波反射产生的过电压致使开关发生纵向击穿，是导致本次事故发生的直接原因。

二是竹坪站220kV第一套母线保护装置由于驱动芯片MC1413输出异常致使母差失灵保护动作时该继电器未能正确动作，220kV母联2012开关出口中间TJML继电器无法出口，导致失灵保护动作后，出口接点无法接通，造成失灵保护跳竹坪站220kV母联2012开关无法出口，引发了事故范围的扩大。

3.2 保护行为分析

此次事故中，220kV海竹线是海港站与竹坪站之间唯一的联络线，海港站220kV海竹线配置的线路保护为南瑞继保公司的RCS-931AM和RCS-902C保护装置，其中作为竹坪站后备保护有接地距离Ⅱ段、接地Ⅲ段和零序过流Ⅲ段保护。这些后备保护在事故中均没有动作，海港站#1主变零序反时限过流保护动作将事故范围扩大。3.2.1 220kV海竹线保护动作行为分析

针对220kV海竹线保护配置及特点将其动作行为分析如下：

海港站220kV海竹线线路RCS-931AM和RCS-902C保护装置相关整定定值为： 正序灵敏角：78度。零序补偿系数：0.62 接地距离Ⅱ段定值：8.0欧（二次值）；时间：0.9秒。接地距离Ⅲ段定值：9.26欧（二次值）；时间：3.3秒。零序过流Ⅲ段定值：0.24安（二次值）；时间：5.3秒。

1）接地距离Ⅱ段保护

根据整定值和录波数据绘制出接地距离Ⅱ段动作特性圆，以及事故时保护装置测量阻抗的运动轨迹。如图2所示。

图2 测量阻抗在接地距离Ⅱ段动作特性圆的运动轨迹

竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相刚开始击穿，由于开关灭弧气室未完全击穿，电弧电流不稳定，导致短路电流的大小及相位的变化。因此，海港站220kV海竹线距离保护的测量阻抗在距离Ⅱ段动作特性圆边界附近来回移动，保护元件无法连续计时，竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相完全击穿后，短路电流和相位相对稳定，此时，海港站220kV海竹线距离保护的测量阻抗在一段较长的时间内进入距离Ⅱ段动作区，但累积时间只有882.9ms，未达到整定值0.9s，保护不动作。之后，由于海港#1主变三侧开关跳闸，流经220kV海竹线的短路电流变小，因此，测量阻抗基本在距离Ⅱ段动作特性圆外，保护不动作。因此，海港站220kV海竹线接地距离Ⅱ段保护在整个过程中没有动作出口。2）接地距离Ⅲ段保护

根据整定值和录波数据绘制出接地距离Ⅲ段动作特性圆，以及事故时保护装置测量阻抗的运动轨迹，如图3所示。

图3 测量阻抗在接地距离Ⅲ段动作特性圆的运动轨迹

从竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相开始击穿至海港站#1主变三侧跳闸之后的一段时间内，测量阻抗进入接地距离Ⅲ段保护的动作区，海港站#1主变三侧跳闸之后，220kV海竹线提供的短路电流逐渐变小，测量阻抗已移出接地距离Ⅲ段段保护的动作区。在整个事故过程中，测量阻抗进入接地距离Ⅲ段保护动作区的时间只有2.8秒，没有达到整定时限3.3秒，因此，海港站220kV海竹线接地距离Ⅲ段保护在整个过程中没有动作出口。3）零序过流Ⅲ段保护

图4 220kV海竹线电流录波图

海港站220kV海竹线2057开关CT从故障开始到竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相爆炸，零序电流持续时间为4515.7毫秒（如图4所示），而零序过流Ⅲ段动作时间整定为5.3秒，因此零序过流Ⅲ段没有动作。

3.2.2 海港站#1主变保护零序过流反时限动作行为分析

由于竹坪站220kV 母联2012开关拒动，220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相纵向击穿及线路C相接地故障无法隔离，海港站#1主变仍然通过220kV竹海线给竹坪站故障点提供故障电流，海港站#1主变配置的第一、二套主变保护RCS-978E装置220kV侧零序反时限过流保护在故障后约3.7秒后动作，跳主变三侧开关。

分析：根据零序过流反时限计算公式：

0.02t(I0)＝｛0.14/[(3I0 / IP)－1]｝×TP 式中：TP——时间常数，动作后断变压器各侧开关。IP——基准电流，统一取一次值：300安。

海港站#1主变保护RCS-978CF装置相关定值整定如下：

零序反时限过流定值（电流基准值）：0.12 安（二次值）一次值：300安 零序反时限时间（时间常数）：1.2 秒

零序反时限跳闸控制字：000F（跳三侧开关）

根据海港站#1主变故障220kV侧电流录波图（如图5所示），#1主变220kV侧3IO平均值约为=1.10安（二次值）

图5 海港站#1主变220kV侧电流录波图

代入上式中，则有：

0.02t(I0)＝｛0.14/[(1.10 / 0.12)－1]｝×1.2 ＝3.71秒 因此，海港站#1主变第一、二套主变保护RCS-978CF装置的220kV侧零序反时限过流保护在竹黄Ⅱ线2056开关C相爆炸前动作出口跳开主变三侧开关，将500kV电网与220kV电网进行有效隔离。4 防范整改措施

针对此次事故，经分析以后制定以下防范措施：

1、开展输电线路综合防雷治理工作，有针对性的采取局部加强绝缘、架设耦合地线、减小杆塔保护角等防雷措施。同时，要高度重视线路避雷器安装工作，实践证明，线路避雷器能有效避免由于二次雷击造成开关断口纵向击穿。因此，应将雷暴日频繁地区的输电线路安装线路避雷器列入反事故措施中，并加强反措执行的刚性，加大反措的资金投入，特别是对未安装避雷器的220kV及110kV输电线路应及时进行线路避雷器的加装工作。

2、为了简化失灵保护的二次回路，很多地区对于双母线接线形式的断路器失灵保护只配置了一套，一般都通过第一套母线保护中的失灵保护出口，单一的失灵出口回路故障会引起出口继电器无法励磁，造成失灵保护拒动甚至引发电网大面积停电事故等严重后果。为防止断路器失灵保护由于单一配置的继电器损坏导致保护拒动的事故，失灵保护应按照双重化配置原则进行配置，以提高失灵保护的可靠性。

3、本次事故中暴露出不同原理的500kV变压器220kV侧零序反时限过流保护与220kV线路接地距离保护、零序定时限过流保护存在失配的可能，经过计算后，如满足保护配置要求，可有选择地退出500kV变压器的220kV侧零序反时限过流保护，以避免由于后备保护失陪造成越级动作。

4、与保护设备生产厂家研究实现对保护装置中重要的出口继电器及其回路进行监视，异常时能及时告警的功能，当出口继电器及相关回路发生异常时，装置能及时向后台监控系统发告警信号，运行人员及相关调度部门方可作出正确、及时的判断及处理。

参考文献

[1] 崔家佩,孟庆炎,陈永芳,熊炳耀.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M].北京.水利电力出版社，1993.[2] DL/T559-94,220kV～500kV 电网继电保护装置运行整定规程[S].[3] 唐卓尧,广东省电力系统继电保护反事故措施及释义[M].北京.中国电力出版社，2008

作者简介

巫聪云（1979-），男，本科，工程师，从事电力系统继电保护运行管理工作。联系方式：***（手机）电子邮箱：wu_cy.dd@gx.csg.cn

第二篇：变电站信息系统雷击事故调查分析

摘要

2008年8月21日14时许，**县城北变电站因遭受雷电的影响，致使该站内多套电子电器设备受到不同程度的损坏。经**县防雷中心技术人员现场实地调查、分析，认为这次事故是由于雷电电磁脉冲对这些设备的精密元器件造成了一定程度的损坏，对该站的防雷设施提出了整改意见。

引言

近年来，随着高层建筑的不断兴建和信息处理技术的日益普及，加上各种先进的电子电气设备普遍存在着绝缘强度低、过电压和过电流耐受能力差、对电磁干扰敏感等弱点，一旦建筑物受到直击雷或其附近区域发生雷击，雷电过电压、过电流和脉冲电磁场将通过各种途径入侵室内，威胁各种电子设备的正常工作和安全运行，严重时可能造成人员伤亡。

2008年8月21日**县城北变电站遭受雷击电磁脉冲的影响，致使该站设备损坏，造成该站供电范围内所有用户停电，后经启动后备设备恢复正常供电。经检查，发现网通电话不通、主变电器有胶味、网通ups电源未启动，计算机内一自动录音语音数据卡损坏、主变测温模块损坏、cdd-t20b一号主变后备保护模块损坏和机房网通机柜内设备损坏不同程度损坏，造成该站直接经济损失约5万元。

一、变电站住宿楼、值班室和损坏设备的基本概况

**县城北变电站位于江口镇信义开发区中段。住宿楼高约14米，长约30米，宽约8米；值班室高约5米，长约20米，宽约8米；两幢楼间距约12米。大楼的接地装置利用基础地网内的钢筋；接闪器为明敷避雷带，锈蚀严重；网通信号线路缠绕在住宿楼避雷带上。值班室未采取防直击雷措施，值班室中心位置的总控室机柜作了均压连接和接地处理。

该变电站主变测温模块损坏、cdd-t20b一号主变后备保护模块位于总控室内；网通机柜位于住宿楼顶梯帽内，信号线路经缠绕固定在避雷带上后进入网通机柜；自动录音计算机位于值班室西面一约10平方米的房间内单独放置，该计算机后与总控室内设备相连；其自动录音计算机网线经网通机柜输出并缠绕固定在避雷带上后架空进入值班 室接入该计算机，此线起到了不是引下线而胜似引下线的作用。该站在强电方面作了完善的电源防雷保护，但在信号上均未采取 任何防雷保护。

二、事故原因分析

经现场检查放置在住宿楼顶梯帽内网通机柜后，发现机柜内设备不同程度损坏，并通过架空网线接入自动录音计算机语音卡，造成该卡输入和输出端均有明显的损坏痕迹，致使后续设备主变测温模块损坏、cdd-t20b一号主变后备保护模块损坏。

由于雷击现场没有发现住宿楼天面及其接闪器部分遭受过直接雷击的痕迹和现象，因此确认本次雷击中所损坏的电子设备均属雷击电磁脉冲所致，网通ups可能是由于电磁场干扰造成电压波动而未能启动，并致使后续设备主变测温模块和cdd-t20b一号主变后备保护模块损坏。

首先，发生闪电时，强大的雷电流的主要通道周围产生一定强度的电磁场，置于该磁场内的所有电器、电子设备、金属管道均会产生瞬态感应过电压，并寻找环流出路以求电能释放，环路通道一旦形成则产生瞬态脉冲电流，当电流超过元器件承受能力时，就会造成设备损坏。其次，雷击电磁场能够在回路中和线路上感应出一定强度的瞬态过电压，而感应电流从建筑物防雷装置流过时将在建筑内部空间产生脉冲瞬态磁场，这种快速变化的磁场交链这些回路后，也将会在回路中感应出瞬态过电压，危及这些回路端接的电子设备或者电子元件。而一般的电子元器件的工作电压非常微弱（其工作电压，一般情况下为5-12v）。

三、对该站防雷措施提出的整改意见

经过对雷击现场的实地勘察分析后，发现该站在防雷措施方面存在着一定的缺陷，因此对该站的防雷设施方面提出几点整改意见：

（1）所有信号线路均应远离避雷带，更不应缠绕在避雷带上。

（2）根据相关的规范标准要求，应对弱电设备进行多级的电源防雷保护；网通机柜应作接地处理。

（3）所有输入信号设备应有信号电涌保护器。弱电设备因其抗感应能力较弱，应放置于屏蔽效果较好的橱柜内，其金属构件应进行等电位连接。

（4）各种电子电气设备应与墙体特别是作为引下线的柱子保持一定的距离，以防止大楼遭直击雷或附近遭雷击时产生的感应雷电流沿外墙泄流入地的引下线周围产生较强的电磁场而损坏微电子设备。

第三篇：风电场雷击事故的分析及防范措施

风电场雷击事故的分析及防范措施

摘要：风电场经常发生雷击跳闸事故，通过对事故的分析，提出在多雷山区应采取的一些防雷措施。

关键词：风电场 雷击 防雷分析 防雷措施

一、引言

架空输电线路是电力网及电力系统的重要组成部分，由于它暴露在大自然中，易受到外界的影响和损害。而雷击是其中最主要的一个方面。架空输电线路所经之处大都为旷野或丘陵、高山，输电线路长，遭遇雷击的机率较大。雷击放电引起很高的雷电过电压，是造成线路跳闸事故的主要原因。据统计，雷击引起的跳闸事故占电力系统事故的50%～70%。

二、典型故障

就拿某风电场为例，某风电场地处丘陵地带，依山傍水，雷电活动较为活跃。当地气象部门统计资料表明该地区落雷较多且强度较大，是典型的多雷地带。进入春夏季节后，该风电场35kV集电线路发生多次雷击事故。最严重的一次雷击发生在六月中旬，四条35kV集电线路过流保护动作跳闸，两条线路35kV开关柜内过压保护器炸裂。巡线后发现线路杆塔及箱式变压器高压侧多处避雷器被击毁，多处瓷瓶炸裂。风机内多个交换机和网关损坏,严重影响了风电场的安全生产运行。

三、雷电事故的判别及特征

架空电力线路由雷电产生的过电压有2种：一种是雷击于线路或杆塔引起的直击雷过电压；另一种是雷电产生电磁感应所引起的感应雷过电压。其中，感应雷过电压是引起线路故障的主要原因。经分析该风电场易遭受雷击的杆塔大都是：

（1）山顶的高位杆塔或向阳半坡的高位杆塔。（2）临水域地段的杆塔。

（3）山谷迎风口处杆塔。而雷电反击是引起箱式变压器内避雷器以及风机内交换机和网关损坏的主要原因。

四、雷击故障产生的原因分析

(1)该地区属于多雷区，气象统计数据表明其年均雷暴日在60d 以上，分布在此区段的35kV架空线路受雷击率较高。而该风场线路设计时没有考虑其环境特殊性，基本按常规设计。

(2)35kV线路上没有安装避雷线，防雷主要靠安装在线路上的避雷器，而避雷器只安装在变电站的出线侧和配电变压器的终端杆，这样造成线路中间缺少保护。

(3)杆塔及避雷器接地存在缺陷。部分杆塔接地电阻较大，致使泄流能力降低，雷击电流不能快速流入大地。另外接地引下线的截面为8mm圆钢，不满足12mm的设计标准。

(4)直线杆塔采用P-20 针式绝缘子。此类绝缘子质量存在缺陷，曾多次发生雷击绝缘子引起的接地故障或短路故障。

五、防雷措施

根据以上分析，可采取如下防雷措施：

(1)35kV集电线路架设避雷线，虽然雷击于避雷线时，由于线路绝缘水平低会引起反击闪络，但避雷线对间接雷击感应过电压的幅值可以减少30%左右，能有效降低线路跳闸率。

(2)提高线路耐雷水平，采用比线路电压等级更高一级的绝缘。如：采用陶瓷横担替代原镀锌铁横担；将原P-20 针式绝缘子更换为防雷绝缘子。都能大大提高线路绝缘水平。

(3)改善杆塔接地网，降低接地电阻对提高架空线路耐雷水平、减少反击概率是非常有效的。对于部分位于山顶地势较高处杆塔或高土壤电阻率无避雷器的杆塔，可采用连续伸长接地体将每根杆塔的接地装置连接起来的措施，以形成一条低电阻通道，防止杆塔顶部的雷电场强发生畸变，即防止线路遭受雷击。也可以通过填充降阻剂或置换接地体附近小范围内高电阻率土石以降低接地电阻。

(4)重新测量接地电阻，发现不符合规定的及时整改。检查接地引下线与接地装置的连接是否符合要求，安装是否规范、可靠。(5)完善避雷装置，定期进行避雷器预试验。雷雨季节前加强对线路的巡视。并抽取易受雷击杆塔上的绝缘子进行耐压试验。有不符合规定值的及时更换。

六、结束语

影响架空输电线路雷击跳闸率的因素很多，有一定的复杂性。解决线路的雷害问题，要从实际出发，因地制宜，综合治理。对处于多雷地区的配电线路，除在设计之初就应考虑其防雷特殊性外，还应充分了解地理、气象及线路运行等各方面的情况，核算线路的耐雷水平，研究采用措施的可行性、工作量、难度、经济效益及效果等，然后采取相应的一种或几种防雷措施。在平时运行维护工作中，也应加强防雷装置和接地装置的运行维护，定期检查和测量，才能保证配电线路正常运行。

第四篇：电网事故处理

电网事故处理

第一节 一般原则和规定

第124条 中调值班调度员是中调调度管辖范围内电网事故处理的指挥者，应对事故处理的正确和迅速负责，在处理事故时应做到：

124.1 尽速限制事故发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁。124.2 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。124.3 尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电。124.4 调整电网的运行方式、使其恢复正常。第125条 在处理事故时，各级值班调度员和现场运行值班人员应服从中调值班调度员的指挥，迅速正确地执行中调值班调度员的调度指令。凡涉及到对电网运行有重大影响的操作，均应得到中调调度值班员的指令或许可，符合下列情况的操作，可以一面自行处理，一面作简要报告，事后再作详细汇报：

125.1 将直接对人员生命有威胁的设备停电。

125.2 确知无来电的可能性，将已损坏的设备隔离。

125.3 整个发电厂或部分机组因故与电网解列，在具备同期并列条件时与电网同期并列。发电厂厂用电全停或部分停电时恢复其电源。

125.4 线路开关由于误碰跳闸，立即恢复供电或鉴定同期并列（或合环）。

125.5 装有备自投装置的变电站，当备自投装置拒动或动作不成功（如开关拒动等），现场值班员可不经中调值班调度员同意手动模拟备自投操作，即检查主供电源停电、备用电源正常、变电站内无明显故障后，即拉开原主供电源开关，合上备用电源开关，恢复供电，然后尽快汇报中调值班调度员。（有备自投闭锁信号动作的除外）。

125.6 其它在本规程或现场规程中规定可以自行处理者。第126条 电网事故处理的一般规定：

126.1 电网发生事故或异常情况时，有关单位值班人员应迅速正确地向中调报告事故发生的时间、现象、设备各称和编号、跳闸开关、继电保护动作情况及频率、电压、潮流的变化等。

126.2 非事故单位，不应在事故当时向中调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。

126.3 事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用统一的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，发令与汇报工作应由值班的调度员、发电厂值长（或电气班长）、变电站正值班员担任。

126.4 为迅速处理事故和防止事故护大，中调值班调度员必要时可越级发布指令，但事后应尽速通知有关县调值班调度员。

126.5 事故处理告一段落时，中调值班调度员应迅速将事故发生的情况报告上级调度机构值班调度员、中调所或调度室领导。中调所领导接到报告后应及时向市级电网主管部门有关领导汇报。事故发生时的中调值班调度员事后应填写事故报告。中调所领导应及时组织讨论并总结事故处理经验教训，采取必要的措施。

126.6 在处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开调度室，必要时中调值班调度员还可以邀请其他有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室内的人员都要保持肃静。

第127条 开关允许切除故障的次数应在现场规程中规定，开关实际切除故障的次数，现场值班人员应作好记录并保证正确，开关跳闸后，能否送电或需停用重合闸，现场值班人员应根据现场规程规定，向中调值班调度员汇报并提出要求。

第二节 线路事故处理

第128条 线路跳闸后，为加速事故处理，中调值班调度员可不待查明原因，立即进行强送电（确认已有永久故障者除处）。在强送电前应考虑：

128.1 强送电的开关要完好，且有完善的继电保护。

128.2 强送端的正确选择，使电网稳定不致遭到破坏，一般宜从距离故障点远的一端或者小电源侧强送。单机容量为20万千瓦以上大型机组所在母线出线发生故障跳闸，一般不允许强送电。

128.3 对可分段线路是否分段试送。

128.4 除上述考虑之外，还应参照第109条线路送电注意事项进行。第129条 联络线，环网线路事故跳闸时处理办法：

129.1 若重合成功，现场值班人员应立即将保护和重合闸动作情况汇报中调值班调度员。

129.2 若重合闸未动作或动作不成功，现场值班人员立即将事故情况汇报中调值班调度员，中调值班调度员判明线路无电压后，可根据规定和电网情况选择强送端强送一次。如强送不成功，中调值班调度员为事故处理需要可再试送一次。强送成功，对侧开关鉴定同期进行并更或合环。

129.3 双电源线路开关跳闸后，开关两侧均有电压（或线路来电后），且开关有同期装置时，现场值班人员无须等待中议值班调度员的指令可立即恢复同期并列，然后报告中调值班诉度员。

129.4 联络线、环网线路开关跳闸后，在强送电时应避负非同期合闸。第130条 馈供线路事故跳闸处理原则：

130.1 重合闸投人，应该动作而未动作，现场值班人员可不待中调值班高度员的指令立即强送一次（有特殊情况、单机容量为20MW 及以上大型机组所在母线出线除外）。

130.2 未投重合闸、重合闸动作成功或不成功，现场值稗人员均应汇报中调值班调度员待命处理。’

第131条 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电规定如下：

131.1 工作负责人未向中调值班调度员提出申请，故障跳闸后不得强送者，仍按上述“线路事故处理”办法进行。

131.2 工作负责人向中调值班调度员提出申请要求停用重合闸，故障后不得强送者，中调值班调度员应得到工作负责人的同意后才能强送电。申请带电作业的单位在线路不论何种原因停电后，应迅速与中调值班调度员联系，说明能否进行强送电。

131.3 线路带电作业要求停用线路开关的重合闸或故障跳闸后不得强送者，带电作业前应向中调值班调度员提出申请并得到中调值班高度员的同意后方可进行工作，中调值班调度员应通知有关发电厂、变电站的运行值班人员。

第132条 线路跳闸强送不成，有条件的可以利用发电机进行零起升压试验，以判明线路是否有故障，零起升压时应考虑的问题详见第111条内容。

第133条 线路跳闸后，确认有永久故障时，中调值班调度员应下令将线路转为检修，立即通知有关单位进行事故抢修，检修工作当值完不成时应及时向中调值班调度员办事事故检修申请手续。

第134条 线路故障后，中调值班调度员均应通知有关单位巡线，在发布巡线指令时应说明：

134.1 线路是否已经带电。134.2 若线路无电是否已做好安全措施。

134.3 找到故障后是否可以不经联系立即开始处理。中调值班调度员应将继电保护动作情况告诉巡线单位，并尽可能根据故障录波器测量数据指出故障点，供巡线单位参考。

第135条 35KV 及以上线路（不论联络线或者馈线）除有规定者外，严禁线路二相运行。当发生二相运行时，应立即恢复三相运行，无法恢复全相运行时，应立即将该线路各侧开关拉开，其处理原则如下：

135.1 因开关非全相引起时，应利用开关远控操作装置立即恢复开关的全相运行。不允许用旁路开关代非全相开关。

135.2 远控操作装置失灵，允许开关可以近控分相和三相操作，应满足下列条件： 135.2.1 现场规程允许。

135.2.2 确认即将带电的设备（线路、变压器、母线等）应属于无故障状态。135.2.3 限于对设备（线路、变压器、母线等）进行空载状态下的操作。

135.3 倘若遇有开关采用远控操作和现场规程允许近控方法均拉不开时，应立即切除非全相运行开关的对侧开关，使线路处于空载状态，然后将该非全相运行开关所在母线负荷移出或调度停电后，使该开关在无电压情况下拉开其两侧刀闸。

135.4 如确认线路非全相运行是线路断线（不接地）引起，应立即断开该线路各侧开关。

135.5 3/2接线的发电厂，变电站在正常方式下，若发生某一开关非全相运行，且保护未动作跳闸，值班人员应立即向中调值班调度员汇报，若无法联系时可以自行拉开非全相运行的开关，然后迅速向中调值班调度员汇报。

第三节 发电厂、变电站 母线故障和失电的处理

第136条 母线事故的迹象是母线保护动作（如母差等）。开关跳闸及有故障引起的声、光、信号等。

当母线故障停电后，现场值班人员应一面处理，一面向中调值班调度员汇报。立即恢复受影响的厂（所）用电，对停电的母线进行外部检查，发现故障点应迅速隔离，并把检查的结果迅速报告中调值班调度员，中调值班调度员应按下述原则处理：

136.1 不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大。

136.2 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电，有条件时应考虑用外来电源对停电母线先送电，联络线要防止非同期合闸。

136.3 找到故障点但不能迅速隔离的，若系双母线中的－组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件检查，确认无故障后，冷倒至运行母线并恢复送电。联络线要防止非同期合闸。

136.4 经过检查找不到故障点时，应用外来电源对故障母线进行试送电。发电厂母线故障如电源允许，可对母线进行零起升压，一般不允许发电厂用本厂电源对故障母线试送电。

136.5 双母线中的一组母线故障，用发电机对故障母线进行零起升压时；或用外来电源对故障母线试送电时；或用外来电源对已隔离故障点的母线先送电时，均需注意母差保护的运行方式，必要时应停用母差保护。

第137条 发电厂、变电站母线失电是指母线本身无故障而失去电源，如果是由于本厂、站出线故障，该跳的开关拒动引起越级跳闸所致，现场值班人员应首先查明并拉开拒动的开关。判别母线失电的依据是同时出现下列现象：

137.1 该母线的电压表指示消失。137.2 该母线的各出线及变压器负荷消失（电流表、功率表指示为零）。137.3 该母线所供厂用电或所用电失去。

第138条 对220KV多电源变电站的220KV母线及110KV联络变电站的110KV母线失电，在确定母线失电原因不是本变电站母线故障所引起时，为防止各电源突然来电引起非同期，现场值班人员应按下述要求自行处理：

138.1 220KV单母线变电站的220KV母线可保留一主要电源开关在合上状态，主变开关、11OKV及以下联络线开关全部拉开；110KV 及以下馈线开关不必拉开（保护动作开关拒动者除外）。

110KV单母线变电站的 110KV母线可保留一主要电源开关在合上状态，35KV及以下联络线开关全部拉开；其它所有开关包括主变及 35Kv 及以下馈线开关不必拉开（保护动作开关拒动者除外）。

138.2 220KV双母线的220KV母线应首先拉开母联开关，然后在每一组母线上只保留一个主电源开关在合上状态，主变及110KV及以下联络线开关全部拉开；110KV及以下馈线开关不必拉开（保护动作开关拒动者除外）。

110KV双母线变电站的110KV母线，应首先拉开母联开关，然后在每一组母线上只保留一个主供电源开关在合上状态，35KV及以下联络线开关全部拉开；其它所有开关包括主变及35KV及以下馈线开关不必拉开（保护动作开关拒动者除外）。

138.3 如果停电母线上的电源开关中仅有一台开关可以并列操作的，该开关一般不作为保留的主电源开关。

138.4 当母线或线路有电后，应立即恢复供电或鉴定同期并列（或合环）。

第139条 发电厂母线失电后，应立即自行将可能来电的开关全部拉开。有条件时，利用本厂机组对母线零起升压，成功后将发电厂（或机组）恢复与电网同期并列，如果对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源。

第140条 当110KV终端变电站因供电电源全停而导致全站失电时，可不必拉开进线开关及主变三侧开关和中、低压侧馈线开关（保护动作开关拒动者除外），并加强电源线路监视，及时将母线投人首先来电的线路。

第四节 系统解列事故处理

第141条 电网解列后，事故处理原则如下：

141.1 如解列开关两侧均有电压，并具备同期并列条件时，现场值班人员无须等待中调值班调度员指令，可自行恢复同期并列。

141.2 解列后，解列部分电网的频率和电压调整应遵照本规程的有关规定执行。141.3 为了加速同期并列。可采取下列措施：

141.3.1 先调整不合标准的电网频率，当无法调整时，再调整正常电网的频率。141.3.2 将频率较高的部分电网降低其频率，但不得低于49.5HZ 141.3.3 将频率较低的部分电网的负荷短时停电切换至频率较高的部分电网供电。141.3.4 将频率较高的部分电网的部分机组或整个发电厂与电网解列，然后再与频率较低部分电网同期并列。

141.3.5 在频率较低的部分电网中切除部分负荷。

141.3.6 如有可能，可起动备用机组与频率较低部分电网并列。

141.3.7 在电网事故情况下，允许经过长距离输电线的二个电网电压相差20％、频率相差0.5HZ进行同期并列。

第五节 发电机（调相机）事故处理

第142条 发电机转子回路一点接地或定子回路一相接地、或发电机跳闸及其它异常情况等，均按现场规程进行处理。

第143条 当发电机进相运行或功率因数较高时运行，由于某种原因下受到干扰而引起失步时，应立即减少发电机有功出力，增加励磁，以使发电机重新拖入同步，在仍不能恢复同步运行时，可将发电机解列后，重新并入电网。

第144条 发电机失去励磁时的处理：

144.1 经过试验允许无励磁运行，且不会使电网失去稳定者，在电网电压允许的条件下，可不急于立即停机而应迅速恢复励磁，一般允许无励磁运行 so 分钟，其允许出力由试验决定；

144.2 不符合上述要求的，失磁后应立即将失磁的发电机解列。

第六节 变压器及电压互感器事故处理

第145条 变压器开关跳闸时，中调值班调度员应根据变压器保护动作情况进行处理： 145.1 变压器开关跳闸后，如有备用变压器，应迅速将备用变压器投人运行，然后再检查变压器跳闸原因；变电站其它运行的变压器应该尽量接带负荷，装有备自投装置的变电站可以参照 125.5条执行。

145.2 重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障之前不得强送。145.3 重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，如不是保护误动，在检查外部无明显故障，经过瓦斯气体检查（必要时还要测量直流电阻和色谱分析）证明变压器内部无明显故障后，经设备主管局、厂总工程师同意、可以试送一次，有条件者，应先进行零起升压（注：对 110/220Kv 高压线圈在线自中间进线的变压器，重瓦斯保护动作后，如找不到确切原因，至少应测量直流电阻，有疑问的再进行色谱分析等补充试验，证明确无问题才可以进行试送）。

145.4变压器后备保护动作跳闸，进行外部检查无异状时，可以试送一次。145.5变压器过负荷及其它异常情况，接现场规程规定进行处理。

第146条 电压互感器发生异常情况可能发展成故障时，处理原则如下： 146.1 不得用近控的方法操作该电压互感器的高压刀闸。

146.2 不得将该电压互感器的次级与正常运行的电压互感器次级进行并列。

146.3 不得将该电压互感器所在母线的母差保护停用或将母差改为非固定连结方式（或单母方式）。

146.4 该电压互感器高压刀闸可以远控操作时，可用高压刀闸进行隔离。、146.5 无法采用高压刀闸进行隔离时，可用开关切断该电压互感器所在母线的电源，然后再隔离故障的电压互感器。

146.6 系统过电压的处理

146.6.1 当系统出现过电压时，现场运行值班人员要根据现场运行规程中的规定，正确分析和判断过电压的类别、起因和地点，进行正确地处理并及时汇报调度。

146.6.2 各有关单位都要认真审查投运方案，对可能出现谐振过电压的运行方式，要采取正确的倒闸操作顺序，特别要避免出现断路器均压电容与空母线电压互感器组成串代回路，要有事故预想，做到对谐振有各无患。

146.6.3 谐振发生后，应立即破坏谐振条件，并在现场远行规程中明确。严禁合其均压电容器参与谐振的带电源的断路器，以防电压互感器的损坏，可以在空母线上合一台空载变压器或一条无源线路，改变参数消除谐振，也可以打开断路器电源侧的隔离刀闸。

第七节 单相接地故障处理

第147条 在中性点不接地或经消弧线圈接地的电网中，发电厂、变电站的值班人员发现电网接地时，应迅速对设备进行检查并加强监视，同时将接地性质、相别、三相电压指示等报告中调值班调度员。

第148条 电网中发生接地故障时，中调值班员应迅速寻找故障点，经消弧线圈接地的电网允许带接地故障运行时间由消弧线圈允许发热条件决定，由发电厂直配线供电的电网，带接地故障的运行时间不得超过二小时。

第149条 寻找接地故障应按下列顺序进行： 149.1 通知有关发电厂、变电站进行检查。149.2 试拉空载线路。

149.3 分割电网、试拉改变结线后不影响供电的线路（如环状线路）。149.4 试拉并列运行的双回路。

149.5 用倒换母线的方法检查母线电网。149.6 装有自动重合闸的线路。

第150条 中调调度员在处理接地故障，应注意下列问题。150.1 消弧线圈的补偿情况。

150.2 电网分割后各部门能维持电力平衡。150.3 各主要设备在电网分割后过负荷情况。150.4 继电保护和自动装置应满足电网要求。150.5 电网分割后能否恢复并列。150.6 电网分割后应有接地监视装置。150.7 要考虑接地允许时间。

第八节 电网振荡的事故处理

第151条 电网振荡时的一般现象为：

151.1 发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表周期性地剧烈摆动；发电机和变压器在表计摆动的同时发出有节奏的嗡鸣声。

151.2 失去同步的发电厂与电网间的联络线的输送功率表、电流表将大幅度往复摆动。151.3 振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽照明灯随电压波动有不同程度的明暗现象。

151.4 送端部分电网的频率升高，受端部分电网的频率降低，并略有摆动。第152条 电网振荡产生的主要原因：

152.1 电网发生严重故障，引起稳定破坏。

152.2 故障时开关或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或装置失灵。152.3 电源间非同期合闸未能拖入同步。152.4 大机组失磁，再同步失效。152.5 失去大电源。152.6 发生多重故障。152.7 其它原因。

第153条 电网稳定破坏时的处理原则： 153.1 利用人工方法进行再同步：

153.1.1 各发电厂或有调相机的变电站，应提高无功出力，尽可能使电压提高到允许最大值。153.1.2 频率升高的发电厂应立即自行降低出力，使频率下降；直至振荡消失或频率降至49.8HZ为止。

153.1.3 频率降低的发电厂应立即采取果断措施（包括使用事故过负荷和紧急拉路）使频率提高，直至49.8HZ以上。

153.2 电网发生振荡时，任何发电机都不得无故从电网解列，在频率或电压严重下降威胁到厂用电的安全时，可按各厂事故处理规程中低频、低压保厂用电的办法处理。

153.3 若由于发电机失磁而引起电网振荡时，现场值班人员应立即将失磁的机组解列。153.4 在下列情况下，应自动或手动解列事先设置的解列点：

153.4.1 非同步运行时，通过发电机的振荡电流超出允许范围，可能致使重要设备损坏。

153.4.2 主要变电站的电压波动低于额定值75％可能引起大量甩负荷。153.4.3 采取人工再同步（包括有自动调节措施），在3-4分钟之内未能恢复同步运行。

第九节 电网联络线过负荷的处理

第154条 各级值班员应认真监视电网元件的负荷（当电网有负荷转移，如备自投动作或人工模拟备自投成功时），当达到或超过暂态稳定、静（热）稳定等限额时应迅速将其降至限额以内，处理原则如下：

154.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

154.2 降低送端发电厂出力（必要时可切除部分发电机组），并提高电压水平。154.3 调整电网运行方式（包括改变甩网结线等），转移过负荷元件的潮流。154.4 在该联络线受端进行限电或拉电。

第＋节 通信中断时电网调度工作和事故处理

第155条 中调与其直接调度的发电厂、变电站之间的调度电话、行政电话、市内电话、长途电话都因故无法取得联系时，中调可通过有关下级调度转达调度业务。

有关厂（站）也应主动与所在地县调度联系，并接受其转达的调度业务。同时应设法采取一切可能措施，尽快恢复通信联系。

第156条 与外界通信中断的发电厂、变电站，应设法用交通工具尽快与有关县调取得联系，同时应遵守下列规定：

156.1 发电厂仍按原来的发电曲线发电，但可参照地区的实际情况，有关设备的限额以及电网频率和地区电压水平等作适当的变动，但不得无故将机组停用；

156.2 发电厂及变电站的一次结线、以及中性点接地方式应保持不变，尽最大努力维持主电网的完整，不得随意与电网解列。

156.3 中调已经批准的检修、试验等工作，如当夜工作、且情况较严重而非修不可的、可允许开工，但必须按时竣工。其它已批准而未进行的都不得开工检修，对于复役的设备在完工后可保持备用状态，只有在不影响主电网运行方式、继电保护配合及电网潮流不超过规定限额的情况下，才可以投人运行。

156.4 中调预发的操作任务票均不得自行操作，如操作任务票已经发令而正在进行操作者，则可将该操作任务票执行完毕。

第157条 在电网发生事故的同时，各县调、发电厂及变电站与中调的通信中断，则各单位值班运行人员应根据本调度规程中“电网频率调整”和“电网电压调整”、“电网事故处理”和本节中有关条文规定自行处理。

第158条 通信中断时，若电网发生事故，现场值班人员进行处理的规定： 158.1 线路故障按下列原则处理： 158.1.1 馈电线路跳闸，重合闸未动或重合不成，立即强送一次，强送不成开关转冷备用（单机容量为200MW 及以上机组的母线，其出线不得强送）。

158.1.2 联络线，环网线路故障跳闸，当线路侧有电，可立即鉴定同期并列或者合环，若线路侧无电，应等待来电，现场值班人员不得自行向线路强送电。

158.1.3 没有同期装置的联络开关跳闸，虽然开关两侧有电，现场值班人员也不得自行合闸。

158.2 发电厂、变电站内某些元件（如发电机组、变压器等）故障处理与其它单位无配合操作时，可参照本规程有关条文和现场事故处理规程自行处理。

第159条 母线故障按下列原则处理：

159.1 不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大。

159.2 找到故障点并能迅速隔离的，在故障点已经隔离，并确认停电母线无问题后，方可对停电母线恢复送电。

159.3 找到故障点不能迅速隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件进行检查，确认无故障后，冷倒至运行母线并恢复供电（与电网联络线要经同期并列或合环）。

159.4 经过检查找不到故障点时，应继续查找，不得擅自恢复送电。

159.5 母线故障恢复送电或一组母线上元件倒向另一组母线供电时，现场值班人员应避免非同期合闸，同时要考虑输变电元件（线路、变压器）的潮流及电压水平等情况。

第160条 母线失电：

160.1 双母线运行，一组母线失电。失电母线上馈供负荷的开关可冷倒至运行母线上供电，但应考虑输变电元件（线路、变压器）的潮流及电压水平等情况。失电母线上应保留一电源开关。

160.2 单母线失电或双母线均失电，可按通讯正常时第138条的规定办法处理。第161条 发电厂全停时，应首先将可能来电而造成非同期并列的开关断开，然后分别轮流使一个电源开关在合上位置，以判明是否来电，母线来电后，可自行送厂用电将机组启动，并恢复并列，机组并网后，应自行调整周率和电压，视周率情况对停电用户恢复供电。在具备同期并列条件时，将本厂内有关线路开关、联络开关进行同期并列。

第五篇：一起液氨泄漏事故案例分析

一起液氨泄漏事故案例分析

一、事故经过

某日，某化工厂合成车间加氨阀填料压盖破裂，有少量的液氨滴漏。维修工徐某遵照车间指令，对加氨阀门进行填料更换。徐某没敢大意，首先找来操作工，关闭了加氨阀门前后两道阀门；并牵来一根水管浇在阀门填料上，稀释和吸收氨味，消除氨液释放出的氨雾；又从厂安全室借来一套防化服和一套过滤式防毒面具，佩戴整齐后即投入阀门检修。可当他卸掉阀门压盖时，阀门填料跟着冲了出来，瞬间一股液氨猛然喷出，并释放出大片氨雾，包围了整个检修作业点，临近的甲醇岗位和铜洗岗位也笼罩在浓烈的氨味中，情况十分紧急危险。临近岗位的操作人员和安全环保部的安全员发现险情后，纷纷从各处提着消防和防护器材赶来。有的接通了消防水带打开了消火栓，大量喷水压制和稀释氨雾；有的穿上防化服，戴好防毒面具，冲进氨雾中协助处理险情。闻讯赶到的厂领导协助车间指挥，生产调度抓紧指挥操作人员减量调整生产负荷，关闭远距离的相关阀门，停止系统加氨，事故得到有效控制和妥善处理，并快速更换了阀门填料，堵住了漏点。

这次事故虽然没有造成人员伤亡和财产损失，但是还是暴露了企业在安全生产中存在的一些漏洞。我们可以从分析事故原因中得到一些启示。

二、事故原因

1、合成车间在检修处理加氨阀填料漏点过程中，未制订周密完整的检修方案，未制订和认真落实必要的安全措施，维修工贸然接受任务，不加思考就投入检修。

2、合成车间领导在获知加氨阀门填料泄漏后，没有足够重视，没有向生产、设备、安全环保部门按程序汇报，自作主张，草率行事，擅自行事。

3、当加氨阀门填料冲出有大量氨液泄漏时，合成车间组织不力，指挥不统一，手忙脚乱，延误了事故处置的最佳有效时间。

4、加氨阀门前后备用阀关不死内漏，合成车间对危险化学品事故处置思想上麻痹重视不够，安全意识严重不足。人员组织不力，只指派一名维修工去处理；物质准备不充分，现场现找、现领阀门。

三、预防措施

1、安全环保部应责成合成车间把此次加氨泄漏事故编印成事故案例，供全厂各车间、岗位学习，开展事故案例教育，并展开事故大讨论，要求人人谈认识，人人写体会，签字登记在案。

2、责成合成车间将此次氨泄漏事故，编制氨泄漏事故处置救援预案，组织全员性的化学事故处置救援抢险抢修模拟演练，要求不漏一人地学会氨泄漏抢险抢修处置方法，把预防为主真正落到实处。

3、合成车间应组织全体操作工和维修工，进行氨、氢、一氧化碳、甲醇、甲烷、硫化氢、二氧化碳等化学危险品的理化特性以及事故处置方法的安全技术知识培训，由车间安全员负责组织一次全员性的消防、防化、防护器材的使用知识培训，在合成车间内形成一道预防化学事故和防消事故的牢固大堤。

4、发动全厂职工提合理化建议，查找身边事故隐患苗头，力争对事故隐患早发现早整改，及时处理，从源头上堵塞住事故隐患漏洞，为生产创造一个安全稳定的环境。