第一篇：关于主变跳闸的整改措施
二次检修班主变跳闸事件整改措施
一、规范作业流程
规程是人们长期实践经验的总结，是千百次血的教训换来的，是指导人们安全行为的标准。作为供电企业的员工，大家都十分熟悉供电行业对从业人员的基本要求、所必须掌握的一些安全知识、安全规程及规章制度。
在继电保护中，因工作中布臵的安全措施不完善或者工作终结时应恢复而未恢复接线及工作内容不细致具体等情况经常导致事故或障碍发生。在公司“两会”以及安全工作会、电网工作会和生产工作会等一系列安全生产工作会议的宣贯和落实下，根据“深化反违章、实现无违章”、“精益生产年”活动，应强调了标准化作业和危险点分析与控制工作。目前应对各项工作的危险点进行了认真的分析，并抓紧时间规范标准作业指导书。对于继保人员而言，只要认真贯彻执行这些措施，将安全防范关口前移，并在工作中克服习惯性违章等毛病，就可以大大降低事故发生的可能性。
现场作业时，人员的作业行为除了受自身技术和安全素质的直接影响外，还受到很多其他因素的影响，如情绪、当天的工作状态、经验等。实际情况也表明，即使是一个作业经验很丰富的员工。在执行相同的作业任务时，处理的手段和步骤也不尽相同。因此，为了防止作业人员的工作行为受“情绪性、经验性、随意性”的影响。必须推行标准化作业，通过“作业指导书”及“二次回路工作安全技术措施票”来规范作业行为，确保工作质量和现场作业的安全。
1、正确编制和动态补充作业指导书
“作业指导书”的内容一般来源于以下3个方面：一是对各类规程、导则和工作规定，去粗取精、整理合并而形成的针对具体工作的依据；二是由各种事故、障碍和工作失误提炼形成的规范和标准；三是根据作业人员自身技术素质和特点，以提高工作效能为目的，融合各方经验并经充分讨论后的结论。当规程、规定、导则、标准等进行修订或改版时，应对“作业指导书”中的相关部分予以修订完善，对近期发生过的需要加强技术跟踪监督的异常现象，以及带有普遍性的缺陷等。应该进行动态补充。以及针对具体工作过程中的危险点及难点的转移进行动态补充和修改。如“作业指导书”中对作业人员发生变化时以及新产品、新原理、新版本的保护装臵投入运行等情况，也应针对具体变化情况，审视并重修“作业指导书”的具体内容，并重新明确工作重点。
2、正确使用作业指导书
“作业指导书”做为该类具体作业的“指导性”文件。在现场执行时，要注意变换成“可执行性”更强的作业指导流程卡或标准化工作表，以提高执行的功效。在执行标准化“作业指导书”或其他现场作业流程标准的过程中，要注意核对微机保护及安全自动装臵的软件版本和定值。另外，在执行过程中，应严格按照“作业指导书”规定的步骤进行检修作业，各检修环节的责任人要随时签字。以便进行质量追踪。
3、加强“二次回路工作安全技术措施票”的使用管理工作
严格按照“二次回路工作安全技术措施票”工作。做好防止重要回路误动作的技术措施。继电保护人员现场作业时，要根据具体的工作任务要求提前熟悉相关的二次回路图，特别要明确与工作任务有关，但属于正在运行的回路，如在运行设备上或与之有关的回路上进行拆断、短接线工作时，要加强对拆断、短接线过程的技术把关。在工作过程中，要严格履行监护和签字制度，加强审核和监护，从而保障现场作业时不会因为误拆、漏拆以及在恢复时的误恢复、漏恢复等差错而发生事故。
二、加大培训力度
1、加强技术培训力度
由于继电保护及安全自动装臵的技术含量高，且发展更新快，因此，一定要努力提高各级技术人员的专业素质，以便为安全生产打下坚实的物质基础。目前绝大多数的保护装臵已经更新为微机保护装臵。部分保护设备采用目前国内最先进的装臵，部分设备采用了发达国家的产品，并且重要设备的保护采取了双重化配臵，这些措施在很大程度上提高了系统的安全运行水平。但由于部分继保人员对变电站的设计原则、二次接线以及保护装臵不太熟悉，相当一部分员的思维方式仍然停留在单个变电站系统的观念，这给电网系统的安全运行留下了隐患。为解决这一问题，应安排相关技术培训，继保人员参加相关的学习班或与其他兄弟单位学习交流，并结合厂家人员在现场的等机会向厂家请教，这些方法都是行之有效的办法。但技术人员自身不努力，没有刻苦钻研的作风，一切都是空谈，所以提高技术水平最终落脚点在于靠自己。争取各种培训机会以提高专业技术水平，提高其分析问题、解决问题和实际动手的能力。
2、培养严谨细致的工作作风
电力设备大多都是在户外，不论是城市街道、乡村、田野或是高山、峡谷，时刻都在接受着大自然的风吹雨沐，这是外部环境对电力设备的考验，实际上更是对电网人的考验，作为工作中重要一环的设备正常维护及定期检验，大家要坚持事无巨细、防患于未然的原则。每一次的保护检验工作，检验工作人员要有兢兢业业的工作态度，遇到问题，不论大小，应查明原因决不放过，以高度的责任心保证设备的健康。
从已发生的事故和违章现象来看，一般是从事继电保护工作过一段时间同志占了相当大的比例。仔细分析其原因，有这样的心理历程，由于继电保护工作的重要性和高技术性，当技术人员刚从事继保工作的时候，作为新手，他有一种战战兢兢的感觉，在工作中采取安全措施的时候，会反复考虑，会征求别人的意见，但随着工作经验的丰富，对工作越来越得心应手，一些正常的工作程序，必要的安全措施，在他心里逐渐变成了一种“累赘”。这时事故的苗头就开始出现，在满足一定条件时，事故就酿成了。所以在继电保护工作中，严谨细致的工作作风要年年讲，月月讲，要将这种作风融入到每一个技术人员的血液里，使之成为自觉的行为。
所以需要牢固树立勤于学习、善于学习、终身学习的意识。立足本职，钻研技术，不断充实自己、完善自己，提高自身的技能水平和综合素质。同时，还要充分发挥优秀技术人员的辐射带动作用，做好传、帮、带工作，培养和造就一大批技术过硬的专业队伍。做到人人争做思想先进、业务娴熟、技能高超的二次检修专业技术能手。
三、提升管理水平
生产犹如和平年代的战争。要打胜仗，必须要安全挂帅，也就是说一切生产活动都以安全为中心，安全有生产的主导权、否决权；而人是生产活动的主体，所以要以人为本，以一线生产人员为本。
如何改善对人的管理，充分发挥调动人的主观能动性、积极性，提高劳动生产率，创造良好效益，值得我们去认真探讨，目前，部分时间段的工作强度偏大，工作安排很紧凑，导致作业人员连续工作时间长，工作中的体力及精力不够，精神不够集中，易造成“精神隐患”，如何控制人的“精神隐患”。人的精神状态如何，直接影响着工作质量和安全，而人的不良情绪是受多方面影响的，家庭压力、员工间的矛盾、对工作的厌倦等。
班组是管理的最基本单位，对上有领导交代的任务，对下有班组成员工作情绪，如何协调好工作任务和工作情绪至关重要，班组应充分考虑班组承载力，不能出现过载情况，对到现场工作人员的技术水平和能力及责任心有充分考量，合理协调，将“精神隐患”和事故事件扼杀在萌芽状态。
合理调配人员，强化作业监护。继电保护现场作业具有点多面广的特点，一个作业任务往往牵涉到很多的运行设备，且作业人员较为分散，单个作业点上往往是很少人作业甚至单人作业，这和一次设备检修作业有着明显的区别。因此，合理调配人员，加强作业监护，是确保现场作业以人为本的安全管理的基础。
在执行作业任务时，应合理的搭配好工作现场的工作人员。在分配作业任务时，负责人要充分考虑作业人员必备的操作技能、安全意识、危险点的动态辨识与分析能力，甚至包括个人情绪等多方面因素，以合理的进度控制来把握好现场作业的节奏，来保证工作任务的高质量完成。
加强工作过程中的监护环节，严防工作疏失带来的安全隐患。在继电保护现场作业过程中，要严格防止擅自扩大工作范围、无票工作等各种形式的冒险作业，这些违章行为比发生在一次设备检修时更难以察觉和控制。因此，提高现场人员本身的自保、互保意识、相互提醒工作过程中的1安全及其他注意事项也是有效防止各类事故发生的必要措施之一。
而作为作业面负责人而言，应考虑如何管理好本作业面。继电保护工作由于自身的技术复杂性，在工作中需要对一些易出错的关键设备和重要回路采取较强的针对性措施，同时往往还需要多专业、多工种的人员在工序、步骤上进行协调配合。因此，工作过程中需不断地动态辨识危险点及危险源，并加强多专业、多工种间相互协调配合。及采取相应安全技术措施，做好危险因素的事前预控，是确保现场作业安全的关键环节。
(1)开工前核对保证安全的组织措施和技术措施是否正确完善。变电站二次回路的工作状态取决于一次设备的运行方式和系统要求。因此，了解一次设备的运行状态、清楚停电设备和停电范围，是继电保护人员做好安全措施、防止误动运行设备的前提要求。
(2)事前分析好作业过程中的危险源及危险点来确保现场作业安全。接到工作任务后，工作负责人以及工作小组负责人要按照工作任务的特点，召集相关工作人员，依据工作流程顺序进行危险点的辨识和分析。确定具体的预防控制措施及责任人员，明确要求，并将控制措施告知每一位作业员工。(3)加强多专业间的相互沟通，防止发生不安全事件。继电保护现场作业时，往往涉及到较多专业间的相互配合，如保护装臵的通流加量，可能在电压、电流回路与仪表、高压等专业出现交叉保护装臵的传动，又与一次设备检修存在交叉。因此，继电保护的作业现场负责人在工作前要必须充分和相关专业的工作负责人或小组负责入进行沟通，明确工作顺序和要求，防止由于自身安全措施不周或与相关专业的配合失当而导致的不安全事件。
四、整改具体方案
1、对主变的工作流程重新梳理，规范作业细节，对定值调整及核对流程做细、做精；
2、制定相关培训计划，做到人人培训，人人学习，争取技术水平都能得到一定程度的提高；
3、优化现场作业人员结构，确保人员技术水平能够满足现场工作需要；
4、清查核对主变保护定值及出口矩阵，并建立主变动作逻辑档案，安排相关计划，到现场对主变保护调整的出口矩阵与定值要求是否一致；
5、清查主变保护出口跳闸逻辑与主变保护的动作回路，并建立相关档案，对存在缺陷的完善相关回路；
6、清理各站保护的失灵回路，并将相关回路统计并绘制成册，结合春检时，核查失灵回路实际接线与原理图是否一致。
第二篇：中心变1号主变跳闸分析5
中心变10KVⅠ、Ⅲ段母线失压分析
一、当日运行方式：
110kV1147中姜开关、1150中油开关运行，1149中岭开关热备用，110kV母线通过11001、11002母联刀闸联络运行；110kVⅠ段母线YH运行，Ⅱ段母线YH冷备用；1号、2号主变并列运行；10kVⅠ、Ⅲ、Ⅱ、Ⅳ母线通过311、412、100开关联络运行，10kVⅠ段母线YH运行，Ⅱ段母线YH冷备用；0号站用变运行（接于146中宏线）；10kV161联斗Ⅰ、133陈仓园、151八里、183开南、123中市、126中山开关热备用，其余10kV开关均在运行中。
二、事故经过：
22：52分运行人员听到爆炸声后，站用系统失电，运行人员立即对全站设备进行检查，10kV配电室浓烟较大，129邮电间隔前柜门冲开；1号主变保护屏保护装臵显示高后备保护动作，1101、101开关绿灯亮，2号主变保护屏保护装臵显示高后备保护动作，1102、102开关指示红灯亮，1号主变1101、101开关在分位，100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电线电缆头炸裂，线刀闸有烧伤痕迹；146中宏开关无异常，电缆头发白，旁刀闸有烧伤痕迹。
22：57向监控台汇报1号主变高后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，开关外观检查无异常，129邮电线电缆头炸裂。23：00将站用变由0号倒至108接地变运行，恢复站用系统供电。23：02分将129邮电开关转冷备用，检查1号主变、10kVⅠ段母线外观无异常。
23：15分100 10kV母联开关加入运行对外恢复供电（Ⅰ、Ⅲ段母线共带19条馈路，0#站用变、199电容器、107接地变）；129邮电、146中宏、0#站用变未恢复供电。
23：17向地调汇报1号主变后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电电缆头炸裂。已将129邮电开关进行隔离，100开关23：15加运对外恢复供电，1号主变、146中宏开关在检查当中。
23：19向市区配调汇报1号主变后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电电缆头炸裂。已对129邮电开关进行隔离，100开关23：15加运对外恢复供电，1号主变、146中宏开关在检查当中。
23：20向监控台汇报1号主变后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流Ⅰ段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电电缆头炸裂。已对129邮电开关进行隔离，100开关23：15加运对外恢复供电。
23：25分检查发现146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，相邻联斗间隔旁母支持瓷瓶有烧伤痕迹、旁刀闸有烧伤迹象。23：40分将0号站用变转冷备用。23：45分将146中宏开关转冷备用。
23：46向地调汇报146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，146中宏开关已隔离，1号主变外观检查无异常。
23：48向配电调汇报146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，146中宏开关已隔离。23：50向调调申请150旁路开关热备用转冷备用。
23：51地调魏学敏通知魏字1号令150旁路开关热备用转冷备用。23：52执行魏字1号令150旁路开关热备用转冷备用。
23：53分向地调魏学敏汇报1号令150旁路开关热备用转冷备用执行完毕。
23：55向监控台汇报146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，146中宏开关已隔离。1：30分向配调申请129邮电、146中宏开关冷备用转检修，线路接地；150旁路开关冷备用转检修。
2：31市区配调下令129邮电、146中宏开关冷备用转检修，线路接地；150旁路开关冷备用转检修。
7：15－7：43分执行129邮电、146中宏开关冷备用转检修，线路接地；150旁路开关冷备用转检修命令，并汇报配调。9：22向地调申请1号主变热备用转检修，1号主变试验。9：25地调下令1号主变热备用转检修。10：06执行1号主变热备用转检修，并汇报调度。
10：20许可电缆公司129邮电、146中宏线路电缆事故抢修单开工。10:30许可检修公司1号主变检查试验工作开工。
11：15许可检修公司开关二班129邮电、146中宏开关检查、消缺试验工作。
12：50向配调申请161联斗Ⅰ开关检查工作 13：25 1号主变检查、试验工作结束 13：30配调授权161联斗Ⅰ检查工作安措
13：44执行授权将161联斗Ⅰ开关热备用转检修、161联斗Ⅰ线路接地
13：50汇报地调1号主变工作已结束，设备具备带电条件，地调下令：1号变压器检修转热备用
14：20将1号主变检修转热备用，并汇报地调 14：23地调下令：1号变压器热备用转运行 14：45将1号变压器热备用转运行,并汇报地调 14：55终结129邮电、146中宏开关检查试验工作 15：00许可161联斗Ⅰ开关间隔一次设备检查试验工作 16：05终结161联斗Ⅰ开关间隔一次设备检查试验工作 16：42拆除161联斗Ⅰ线路接地,161联斗Ⅰ开关检修转热备用 16：45向配调汇报161联斗Ⅰ开关工作已结束, 线路接地已拆除, 161联斗Ⅰ开关已转热备用,150旁路开关支持瓷瓶损坏,旁路不具备带电条件 17：05向地调刘彦汇报: 150旁母支持瓷瓶损坏,150旁母不具备带电条件,共6个,3组旁刀闸已拆除 17：20终结146中宏电缆故障排查工作
17：25汇报配调:中心变146中宏开关所有工作已结束,设备具备带电条件,129邮电间隔不具备带电条件, 17：48配调下令:150旁路开关检修转冷备用 17：54将150旁路开关检修转冷备用,并汇报配调
17：57配调下令:拆除146中宏线路接地,146中宏开关检修转运行 18：09执行配调令,拆除146中宏线路接地, 146中宏开关检修转运行,并汇报配调
18：20通知监控: 146中宏开关已转运行,161联斗Ⅰ开关已转至热备用,129邮电开关在检修状态,线路接地,不可投,150旁路开关在冷备用状态,不可投。
6月13日11：32许可129邮电电缆抢修工作开工。6月13日18：20 129邮电电缆抢修工作结束。6月14日20：43 129邮电开关加运。
三、设备损坏情况： 1、10kVⅠ、Ⅲ段母线失压23分，（22：52－23：15）10kVⅠ段母线失压后甩负荷1.2万KW。损失电量6418.32KWH;
2、设备损失：
1）146中宏间隔：线刀闸触头烧伤，A相烧伤严重，旁刀闸支持瓷瓶3只炸裂、触头烧伤。（6月12日更换线刀闸、拆除旁刀闸）。2）129邮电间隔：出线电缆爆炸、旁刀闸触头烧伤，后间隔旁母支持瓷瓶有烧伤痕迹。（6月12日拆除旁刀闸A相）。
3）161联斗Ⅰ间隔：旁刀闸触头有烧伤痕迹，旁母3只瓷瓶烧伤。4）10kV旁母：116中宏后间隔旁母支持瓷瓶3只炸裂；161联斗Ⅰ、129邮电后间隔顶部旁母母线6只支持瓷瓶有烧伤痕迹。
3、设备参数和修试情况：
1）129邮电开关型号：ZN30-10型（一体化开关），2006年6月9日投运；保护型号：CSL216B型北京四方，2008年10月15日保护检查合格；
129邮电电缆ZLQ216B-3×240（2010年11月3日绝缘测试合格）。2）146中宏开关型号：ZN30-10型（一体化开关），2006年7月26日投运；保护型号CSL216B型北京四方，2008年10月15日保护检查合格；
146中宏电缆YJV22-3×300（试验日期2000年11月26日结论合格）。3）1号主变SZ10－40000/110，投运日期：1999年9月29日。2008年10月15日保护检查合格。
四、原因分析： 1、129邮电电缆头出线电缆运行已20年，虽2010年11月进行绝缘测试合格，但未进行耐压试验，电缆绝缘油干枯，绝缘强度下降，三相短路，爆炸引起开关过流Ⅰ段保护动作，开关跳闸。2、10kV129邮电出线电缆爆炸后，电弧引起相邻146中宏后间隔设备短路，开关跳闸。
3、短路弧光造成10kV母线短路故障，1、2#主变后备保护动作，1101、101、100开关动作跳闸，10kVⅠ、Ⅲ段母线失压。电流越限值为IA 4228.877、IC 4801.61。
五、暴露出的问题：
1、当值人员遇事慌张，事故处理欠妥，在检查完10kVⅠ、Ⅲ段母线及设备无其他异常后，用100母联开关强送10kVⅠ、Ⅲ段母线，如果再有故障点没有隔离，将造成2号主变跳闸，扩大事故。还有在事故发生后，没有记录避雷器、消谐器动作情况。
2、未按工区要求及时调整站用系统运行方式，0号站用变（在146中宏线）运行，146中宏线路跳闸后造成站用系统失压，恢复站用电用时较长。
2、设备异常检查不详细，对10kV旁母支持瓷瓶炸裂以及相邻间隔旁母支持瓷瓶烧伤没有在第一时间及时发现、汇报。
3、安全隐患排查工作不深入，对10kVGG-1A开关柜老旧设备间隔之间无封闭式隔离措施未引起重视，电缆短路危及相邻设备安全运行造成事故扩大。
4、与集控站沟通不畅，站用系统的运行方式与集控站掌握的方式不一致。
5、对专业班组的现场监督不力，事故发生后，各相关班组到达现场后，值班人员没有对班组在现场的行为进行监督，使个别班组人员单独在主控室滞留。
五、整改措施：
1、组织全队人员学习《宝鸡地区电网调度规程》、《宝鸡电网2011年运行方式》，修编本队事故预案，并组织学习。
2、对所辖站站用系统运行方式进行排查，按照工区规定站用电源，有接地变使用接地变做为站用电源。
3、设备异常时必须详细，检查开关动作情况，以及出线侧所有设备，将检查情况及时汇报调度。
3、对所辖中心、玉涧、福临堡、塔稍变10KVGG-1A开关柜老旧设备间隔之间无封闭式隔离措施进行排查，统计上报工区安排进行改造。
4、对老旧充油式电缆进行排查统计，投运年限、试验超期情况，6月20日上报工区，安排进行试验。
5、与集控站核对本队所辖站运行方式，尤其是对本队调管的站用变、YH的运行方式在操作前后，均应向市区集控站汇报，保持设备实际运行方式与集控站掌握的一致。
6、遇有设备异常、障碍、事故后，监督专业班组在站内的活动情况，未办理工作票前，不得触及设备或单独滞留在设备区（含主控室）。
中心操作队 2011年6月23日
第三篇：AA001-1主变跳闸事故的分析及处理
题目：AA001-1主变跳闸事故案例分析及处理
一、案例介绍
某电厂某年某月某日，新建一回南德线，某电建公司施工，办理了开工通知单和双签发工作票（工作监护人未填，根据厂内工作实际情况，检修部临时指派人员监护，未指定专人进行监护跟踪），编写了施工方案，其中在调试施工组织设计篇“9 危险点分析和风险预控”中有“9.8误通流、通压到运行设备”和“9.11防止误接线或遗漏接线措施”等风险控制要求。某月某日17：00，施工人员在南德线汇控柜（柜内交直流电源已拉电）将00ADA35-1170、00ADA35-1171两根电缆接入端子排I4排编号48、49接点，19:00工作完成。第二天早晨封堵施工人员未经许可私自进入GIS对南德线汇控柜进行防火封堵，当时雷雨交加，天昏地暗，GIS室内光线不够，施工人员私自将南德线汇控柜内交直流电源开关送上。8：38：22NCS发出GIS站110V直流Ⅰ、Ⅱ母线正极接地报警，08：38：26，#
1、#2主变高压侧开关2201、2202跳闸，随即#
1、#2发电机出口断路器开关801、802跳开，#1机组（负荷300MW）、#2机组（负荷250MW）跳闸，厂用电失压，柴油发电机启动成功。运行人员立即紧急停机，随后运行人员到机组电子间、GIS检查未发现发变组保护、母差保护、线路保护动作信号，GIS站110V直流绝缘监测装置显示主变电度表屏接地报警，电阻值为0。
事故调查时，发现GIS直流母线电压波形有突变（约310V左右）且有脉动，见附图1，立即对南德线汇控柜进行排查，当断开报警电源及指示灯电源开关后，直流接地报警立即消失，母线电压波形正常。现场检查汇控柜发现：I5端子排的48、49端子上查线人员核对正确后用黑色油漆笔做好了标记（附图2），但是该端子上未接线，再次检查发现I4端子排的48、49端子上接入新电缆。解开电缆测量电缆端头有220V交流电，见附件示意图2。
直流系统Ⅰ、Ⅱ段同时接地报警，经核查发现在主变电度表屏两路直流合环运行，见附件示意图3。
#
1、2机主变高压侧开关2201、2202同时跳闸，但未发现任何保护动作信号，根据设计发变组保护屏安装在机组电子间，而主变出口继电器屏安装在GIS电子间，两个房间距离约350米，#1主变、#2主变出口继电器组屏安装在同一屏内，分别由GIS室直流系统Ⅰ、Ⅱ段供电，该出口继电器BCJ起动功率为1.2W，动作电压有64V。因无原因可查，经电气专业组讨论及综合继电器厂家意见，进行事故还原（保证线路安全运行的前提下），即合上#
1、#2主变高开关，然后再次将南德线汇控柜内解开的电缆接回I4端子排的48、49端子上，经录波（录波图见附件4）发现一合南德线汇控柜报警电源及指示灯电源开关，几豪秒2201、2202开关就跳闸，#1主变、#2主变出口继电器BCJ指示灯闪亮，该继电器动作后无自保持，也无信号报警。经过试验、分析、查找终于找到了跳闸的根源。
附件1：直流母线电压波形图
附件2： 核线标记图
附件3： 端子排示意图3
附件4：主变电度表屏直流供电示意图4
附件5：试验录波图5
附件6： 事故前运行方式接线图6
二、考核要求
根据案例内容、主接线图及主变保护配置情况，请回答以下问题：
1、主变跳闸的原因分析？
2、该事件暴露的问题？
3、防止该类事故发生的整改措施？
三、考试方式：笔试
四、考核时间：60min
五、参考答案与配分
1、主变跳闸的原因分析：30分
1）根据跳闸的现象、事故调查内容及相关附图，施工人员在南德线汇控柜内接错线，误将交流回路接入直流回路，在封堵人员送上汇控柜电源时导致GIS直流系统Ⅰ、Ⅱ段都串入了220V交流电（主变电度表屏处Ⅰ、Ⅱ段合环），引起发变组继电屏保护出口继电器（BCJ）动作，造成主变跳闸，这时直接原因。（10分）
2）设计有缺陷，未满足继电保护反措是要求：发变组继电器屏保护跳闸出口继电器BCJ的动作功率在连线长、电缆电容大的情况下应选用大启动功率（不小于5W）跳闸出口继电器，防止直流正极接地时误动作。由于发变组保护屏（机组电子间）与发变组继电器屏（GIS电子间）相隔较远（约350米），同电缆内并排两电缆芯线正负间存在分布电容，当交流电窜入直流系统时，分布电容放电导致发变组继电屏保护出口继电器（BCJ）动作，是造成主变跳闸的根本原因之一。（10分）
3）工程验收把关不严，直流系统定期接地报警试验不认真，未及时发现GIS直流系统Ⅰ、Ⅱ段合环的隐患，合环后直流Ⅰ、Ⅱ段绝缘监测的平衡电阻桥破坏，合环处设备电阻值下降，在正极接地时就发出报警。这时造成2台主变同时跳闸的根本原因之二。（10分）
2、该事件暴露的问题：30分 1）、两票三制执行力度不够，特别是工作票制度，每天工作结束后工作票应收回，第二天开工应经运行许可，施工人员不能私自进入GIS。（5分）2）、安全管理不到位，风险分析及控制措施存在薄弱环节。对承包商人员进行了入厂安全培训，制定、审批了施工方案，但执行不严，未认真落实作业现场“五想五不干”的安全理念。（5分）3）、承包商内部管理存在严重漏洞，未严格执行相关管理制度及未按施工方案进行作业。在调试施工组织设计篇“9 危险点分析和风险预控”中有“9.8误通流、通压到运行设备”和“9.11防止误接线或遗漏接线措施”等风险控制要求，且调试单位已对2399开关核线完毕，需接线的48、49端子已在柜内作好标记，但接线人员未通知调试单位就私自接线，且未认真对线，导致了接错线，为后面的事故发生埋下了隐患。（5分）4）、运行管理不到位。未严格执行门禁出入管理规定，无电厂监护人的情况下允许承包商人员进入GIS室。（5分）
5）设计及工程验收把关不严，导致设计不符合反措要求，直流合环隐患未及时发现。（5分）6）、发变组出口继电器屏报警不完善，导致事故发生后处理事故、分析事故困难。（5分）
3、防止该类事故发生的整改措施：40分
1)、加强对对承包商的管理，严格执行施工方案，严禁施工人员私自拉送电操作，认真落实作业现场“五想五不干”的安全理念。（5分）
2)、加强运行管理，严格执行门禁及出入管理规定。对进出设备区域人员权限、资质进行检查，确保设备和机组运行安全。（5分）3）、进一步严格执行工作票制度，加强监管，做到监护人不到场工程决不开工，每天工作结束后应押票，第二天开工应经运行许可，施工人员不能私自进入施工现场。（5分）4）、解开南德线2399开关汇控柜内的错误接线（I4端子排上48、49端口）并进行包扎。并停止建设工程，进行整改。（5分）
5）解开GIS直流系统Ⅰ、Ⅱ段合环，并对其他直流系统进行排查。（5分）6）注重本质安全，消除设计、工艺及施工遗留缺陷。（1）、将#
1、#2主变保护A屏、B屏、C屏至GIS站内发变组继电器屏同电缆内并排正负两电缆芯线分布到不同电缆，减少同一电缆长线路并排正负芯线间的电缆分布电容。（5分）（2）、#
1、#2主变保护出口中间继电器（BCJ）换型，选用大动作功率（不小于5W）跳闸出口继电器。（5分）（3）、完善主变高开关出口箱报警信号，保证出口继电器BCJ动作后记录，方便事故分析。将新增出口中间继电器动作信号引入NCS监控系统和录波装置。（5分）
第四篇：301C 1#主变跳闸导致电网波动事故学习心得
301C 1#主变跳闸导致电网波动事故学习心得
2011年06月23日17时32分302B变电所后台报警：“301C所35KV 1#主变左侧温度大于85℃跳闸、301C 10KV 1段进线C115断路器分闸、母联断路器C101备自投投入运行、302C 10KV 1段进线跳闸、母联备自投投入运行”等报警信息。后经调查研究发现主要原因为：二期工程施工中主变温度保护控制器调试方法不正确，错误的把主变温度大于65度应该报警的信号接到了大于85℃温度故障跳闸的连锁回路中。电气人员因对温控器缺乏相关调试经验在检查时未能及时对厂家的校验方法正确性提出怀疑。当天变压器室内环境温度在38度左右，1#主变温度达到65度，故发生1#主变跳闸。
学习完事故后使我感触颇深，使我深刻体会到了我们电气工作的重要性和谨慎性。电气工作是全厂工作的前提是全厂运行的动力，只有我们电气人员保证了电网的安全稳定运行才能保证全厂的安全生产。在日常工作中有任何不清楚存在疑问时应马上停下等搞明白或找比自己强人的一起干，不能盲干、蛮干。一个小小按钮的错误摁下也许就会造成不可挽回的损失。我们千万不能马虎“失之毫厘谬之千里”，也许今日的不在意将为以后的大灾难留下伏笔，我们必须加强自身要求，严于律己。电气人员在工作的过程中不能有任何的瑕疵对每项工作必须干得漂亮干的彻底不留任何隐患
这次事故的发生可以说是完全可以避免的或者说就不应该发生。通过此次事故的学习使我认识到在以后的工作中要避免类似事故的发生还应注意以下几点：
加强日常巡检及维护深入查找隐患
在巡检时不能走马观花流于形式。例如在巡检直流屏时不能光看看电压表、电流表的视数，我们要多动动手打开柜门闻闻里面的味道，看看电池有没有变形接线是否有松动，听听有没有异常声响等。保证每次巡检的时间，在看、闻、听的过程中多问几个为什么。
急需加强人才的培养，进一步提高员工的工作能力
我们公司的员工富于年轻化，在一定程度上是好事，说明我们的团队朝气蓬勃充满活力有很强的创新能力和竞争优势但凡事有利就有弊，它在一定的程度上又说明我们的团队缺乏经验，经不起大的风浪。为了更好的保证生产，提高电网的稳定运行就必须加强人才的培养提高每位员工的工作能力，年轻员工是公司生命力的象征，关心年轻员工的成长为他们的成长提供平台。
对全工业园的供电系统进行全面的学习，增强其科学性和合理性，对以前的供电设计进行反思发现其漏洞及时修补
我们的电气人员对我们的供电系统了解的还不是很清楚，对全厂供电系统没有全面的认识，不能站在一定的高度看问题，出了问题只会疲于应对。“牵一发而动全身”不能看到小小的问题后面埋藏的隐患。
对继电保护的工作能力还不是很强，全厂没有一个统一的标准，在继电保护方面我们应该有我们自己可参考的技术文件而不是每次口头上的阐述。继电保护工作做得相当混乱，上下级配合没有层次，现有的保护装置起不到保护的作用，各个工序之间的配合也不是很科学，电气设计方面存在缺陷不能站在全厂的角度看问题！
多和其他部门人员沟通，对各个装置的重要设备明确分工
了解工艺流程，对每个设备的性质了如指掌，（如：某个设备停车将会带来什么后果，在什么情况下某设备将会发生连锁停车等！）将关键设备分配给个人，将设备的电气性质介绍给工艺人员协调各个部门的关系，每个员工都做到一专多能！
每天早晨对一天的工作进行计划和分类，主动出击减少工作的盲目性
对每天的工作重点应该心中有数，对重点设备分类轮番巡检，而不是每天等着电话喊我们去哪干活，对重点设备主动检查而不是去“亡羊补牢”。加强日常施工监护严格控制施工质量
在外单位日常的施工中加强监护，在监护时多看看他们的图纸有看不明白的地方及时和施工人员进行沟通，如果他的解释不能使你明白那可以让他们先停下来，仔细和他们商讨直到彼此双方都明白为止，在他们干一段时间后我们应该对照图纸进行验收，不要等全干完了再去验收那样对一些不易发现的问题容易忽略 树立爱厂如家的工作理念，甘于吃苦乐于奉献
端正工作态度，以主人翁的意识对待每一件工作，把每一件工作都当成自己的事情去干。爱我万华甘于吃苦奉献，以积极向上饱满的热情对待工作。留住人才，培养能独当一面对全厂供电系统能全面掌握能高瞻远瞩，运筹帷幄的人
总之，问题还有很多，在以后的工作中我们一定要提高警惕，及时发现隐患。以这次事故为教训，迅速提高个人工作能力。
电气MDI二班
王龙
第五篇：5.21德岭山主变送电跳闸事件分析报告
附件
15.21德岭山主变送电跳闸事件调查分析报告
2012年5月21日21时01分，500kV德岭山变电站1#主变在恢复送电过程中，主变保护RCS978HB（主变保护B屏）后备保护中压侧阻抗保护动作，5031、5032断路器跳闸。
一、事件经过。
2012年5月21日5000kV德岭山站1号主变春查预试消缺工作结束进行1号主变恢复送电操作。15时25分向中调交令并核对1号主变定值。18时整中调下令“1号主变由检修转运行”。18时20分开始操作，操作至 20时51分合上5031断路器，1号主变充电正常，随后合上5032断路器无异常。21时01分当合上1号主变201断路器后，几乎同时1号主变5031、5032断路器跳闸。监控报1号主变B屏RCS-978中压侧距离保护动作出口，其它保护未动作。
二、跳闸原因分析。
经检查现场，发现1号主变B屏后电压切换箱电源4K空气开关在断开位置。现场跳闸时发现220kV电压切换继电器电源4K空气开关在分位，该空气开关是为220kV1、2母线电压互感器接入的二次电压经220kV刀闸位置控制进行二次电压切换的电源。如图1为电压切换回路，图2为电压二次回路原理。
图
图
2当2011刀闸合位，电压切换双位置继电器1YQJ4、1YQJ5、1YQJ6、1YQJ7励磁，电压回路进行切换。当2011刀闸分闸时，双位置继电器1YQJ4、1YQJ5、1YQJ6、1YQJ7失磁，电压回路不进行切换。电压切换箱失去直流电压的情况下，电压切换继电器不能将互感器电压切入保护装置。
根据现场操作情况和对监控报文、保护装置和故障录波器数据分析，在合2011刀闸时，4K空气开关就已断开，故电压切换双位置继电器一直没有励磁，电压没有切换进保护装置；在合201开关时，RCS978HB主变保护由于感受到突变电流而启动，而此时装置不判别PT断线（RCS978HB保护报PT断线为在保护装置未启动的情况下正序电压小于30V，且任一电流大于0.04A或开关合位）直接进入故障判别程序，中压侧没有二次电压、存在0.15A电流，满足阻抗I段跳闸逻辑，延时2.0s出口跳闸。
据上述分析，4K空气开关断开是造成此次送电跳闸的直接原因。根据分析，对4K空气开关进行了特性试验，结果如下：
输入1A直流电源，30分钟后该空气开关跳闸；输入额定2A直流电源，10分钟后空气开关跳闸，并损坏。由于空气开关损坏，未能模拟现场运行电流情况下是否能造成该空气开关跳闸。
三、事件调查分析过程
5月22日，安监处、生技处组织人员到现场联合对事件进行调查：检查了现场一、二次设备，查阅工作票、操作票、标准化作业指导书、二次安全措施票及保护动作报告、故障录波图和监控SOE事件
表，对当值运行人员、现场调试、检修人员进行了询问。
6月8日，安监处组织召开专题安全分析会，详细分析了5月21日德岭山1#主变送电过程中跳闸事件发生的原因及对策。并要求运行一、二所召开专题安全分析会。传达此次事件原因，并对具体落实措施进行分析：即在220kV线路及主变倒闸操作时如何避免类似事件的发生，运行操作中如何监视220kV电压切换到保护装置中，确保保护不会误动。
四、存在问题
1、检修所保护校验工作不涉及本空气开关。在“500kV变压器二次回路检修项目、工艺标准和安全注意事项”作业指导书中序号2“安全措施及注意事项”中有“检查前应先断开交流电压回路，控制电源、信号电源”的项目，现场原始记录在工作结束后检查“主变保护B柜电压切换电源合位”和“保护装置电源合位”记录，但二次措施票中没有反应相关电源空气开关位置信息。
2、运行人员在2011刀闸操作后，未检查RCS978HB保护电压切换继电器L1灯，主控室监盘人员未发现主变中压侧无电压。此项内容没有在现场运行规程中作出明确规定，操作票中没有此项检查内容。
3、经试验，认定4K空气小开关不符合特性要求。该小开关为属交直流混用型。
四、防范措施
1、在现场操作票及典型操作票中，凡涉及合上220kV母线侧隔
离开关的操作，在合上该隔离开关后，增加 “检查XX隔离开关电压切换确已接通”检查项；合断路器送电操作项前增加 “检查监控系统、现场保护装置无异常” 检查项。
2、现场运行规程中要求写明“检查XX隔离开关电压切换确已接通”。现场运行人员的具体检查内容：①在监控操作员站上检查电压正常；②现场电压切换箱指示灯正常；③相关保护装置液晶显示器显示电压正常。现场运行规程写明合断路器送电前增加 “检查监控系统、现场保护装置无异常” 检查项。
3、变电检修所将二次回路校验作业指导书中拉合电压、电流和控制小空开的内容细化填写在二次安全措施票中。
4、运行人员操作过程中必须严格执行《计划停电标准化作业指导书》。各站站长（副站长）、值班长必须认真审核作业指导书中“送电前项目检查表”内容的正确性，不能出现“送电前检查项目表”缺项、漏项等，值班人员必须认真按照“送电前项目检查表”具体内容进行检查，不得出现漏项的现象。
5、加强现场安全监督管理。要求各级管理人员、变电站站长（副站长）必须全过程参与倒闸操作，并对工作过程进行监督、指导，及时发现和制止违章及不规范操作行为。
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