变电站事故

2024-05-31

变电站事故（精选十篇）

变电站事故篇1

关键词：事故因果继承,变电站,误操作

基于事故因果继承原则进行探讨变电站电气误操作事故是为了从基础原因与间接原因着手探讨引发变电站误操作事故的一些根源性诱因,这是与以往通过寻找主要原因与直接原因探讨误操作事故深层原因的最大区别。通过分析,找出影响电气误操作故事的深层次原因,进而有效规避事故反复发生。

1 事故的含义以及特性

事故指的是集体或者个人在实现某个目的而进行的某种行为活动中突然发生的不以人的意志为转移的迫使活动暂时或者永久性停止的事件。而变电站电气误操作事故指的是:误入带电间隔、带接地线(接地刀闸)合断路器(隔离开关)、带电挂(合)接地线(接地刀闸)、合隔离开关、带负荷拉。以上所述电气事故会直接造成人员伤亡、电网故障以及设备损坏,给社会经济发展带来极其恶劣的影响。

事故通常具有必然性、危害性、随机性、普遍性、潜伏性、突发性、因果相关性以及可预防性等特性。

2 造成事故发生的原因

事故原因与结果之间存在着一定的规律,我们研究电气误操作事故,关键在于找出事故发生的原因,这对预防事故发生有着相当重要的意义。引发事故的原因主要包括直接原因与间接原因。

事故的直接原因就是直接引发事故发生的原因,主要分为物的不安全状态与人的不安全行为。据相关数据不完全统计发现:全国每年休工8天以上的事故中,有大约96%左右的电气误操作事故与人的不安全行为有关,约为91%的事故与物的不安全状态有关。也即我们只要控制好人的不安全行为与物的不安全状态两者中的其中之一,确保他们行为安全,或者确保它们处于安全状态,不会发生错乱,或者确保两者同时不会发生,则可以控制大部分电气误操作事故,大大降低事故的发生率,减少不必要的经济、财产、人身损失。引发事故的间接原因,指的是事故的直接原因得以产生与存在的原因。事故的间接原因主要分为基础原因与二次原因。基础原因又包括学校教育的原因与社会文化原因,而二次原因则主要包括设计与技术方面存在的缺陷、培训教育力度不够、身体素质方面的原因、精神原因、管理方面的原因等。如图1所示:

3 事故因果继承原则

事故的因果性,顾名思义,指的就是一切发生的事情均有发生的原因,而这些原因就是事故的诱因,是潜在的危险因素。诱因既包括处于不安全状况中的环境与物,也包括存在缺陷的管理体系和缺乏安全指导的人的行为。这些诱因在一定的空间与时间内进行相互作用就会导致操作发生偏差,引发事故。事故发生的现象与其发生原因之间存在着必然的因果联系。也即有因必有果,有果必有因。而事故因果继承原则指的是事故第一阶段出现的现象有可能是引发第二阶段事故的原因,而第二阶段事故的原因则有可能是导致第二阶段结果的罪魁祸首。也即因果是多层次相继发生的。引发事故的直接原因我们称之为近因,也即一次原因,指的是从事故发生时间上来讲最近的引发原因;引发事故直接原因的原因我们称之为间接原因,也即二次原因;而引发事故间接原因的更深远的原因我们称之为远因,也即基础原因。具体如图2所示:

综上所述,预防变电站电气误操作事故必须追根溯源,从直接原因着手,寻找引发事故的基础原因,控制危险源以防事故再次发生,同时强化变电站安全管理。

4 基于事故因果继承原则分析变电站电气误操作事故

4.1 事故概述

2006年某220kV变电站的相关运行人员在母线运行操作工作中发现23542刀闸C相合闸不到位,立即进行请示,上级同意通过电动摇分再合此刀闸的解决方式,但此操作仍旧合不到位。再次请示后改为手动进行操作。

但是在手动操作过程中,因分闸速度太慢,刀闸有电弧产生并伴有燃烧物掉落将草地引燃,运行人员只好换为电动摇分此刀闸,但在操作过程中因太慌乱解锁了23541刀闸并按下了23541刀闸分闸按钮,致使带负荷拉刀闸引起抢弧,引起220kV母差保护动作,致使全站以及多个关联110kV变电站失压,23541刀闸触头烧毁,直接性损失负荷17万kW,损失较为惨重。

4.2 事故原因分析

4.2.1 一次原因分析

1)人的因素。出现电气误操作事故的人因在于相关操作人员并未没有在操作过程中认真核对按钮编号,也缺乏面对危机的镇定与过硬的心理素质,致使操作行为随意,过程慌乱无章,是造成事故发生的直接原因。而相关监护人员也并没有履行认真监护的工作职责。操作人员在此次事故中依次发生了感知错误、记忆错误、判断错误、信息错误、决策错误,这些错误最终导致误操作,造成安全事故。

2)物的因素。事故后期发现出现故障的刀闸运行长达14年左右,已经超出了有效寿命期,工作性能不理想,合闸不到位。而位于刀闸控制箱上面的各刀闸的解锁孔以及操作按钮排列缺乏相应的警示标示,致使操作人员在紧急状况下发生误操作情况。

4.2.2 二次原因分析

1)技术因素。首先,变电站运行设备的技术改造力度明显不够,相应技术手段的欠缺致使设备运行工况无法保证始终处于良好状态,造成事故。其次,缺乏防误解锁的技术手段,如果技术手段跟上来了,就能够有效规避事故的发生,防止误操作。

2)教育因素。首先,变电站的安全教育不够深入,相关操作人员并未按照相应的规章制度进行操作。安全教育不到位,员工对安全事故认识意识不高,对安全制度的执行力也就较差。其次,变电站缺乏对相关操作人员的现场操作技能的培训,操作人员并不具备必要的专业技能知识以及临场操作经验和能力,需要加强对员工进行有针对性的培训。

3)身体因素。在这里主要讲的是视力问题。人通过视觉判断、感觉其他各种物体。但事实上在此过程中,视觉行为并不是纯客观的活动,在一定程度上也会受到经验的影响,导致产生错觉,发生故事也就在所难免。操作人员面临突发事故,内心紧张,视野就会变得较为狭窄,身体僵硬,机能协调组织力下降,无法准确分析、判断按钮的排列、对应按钮的标示,导致摁错按钮,发生事故。

4)精神因素。在这里主要体现为注意力分散以及精神极度紧张。人处于异常状况中通常对外界事物的接收和处理都会较为迟钝,往往担心、害怕什么状况,潜意识里多次反复认定错误的信息,机体就会在极度紧张的状况中提醒神经中枢从而导致做出错误判断。

操作人员在接收信息之后较为紧张,下意识做出了眼睛能看到的直接事物引起的刺激的动作,处于此种状况中的人在接收信息方面并不能在短时间内准确判断方向性和选择过滤错误信息,因此,就会导致安全事故的发生。

在此操作过程中,多次合闸仍旧不到位并出现了电弧燃烧物,这些状况会在短时内给经验较为不足的操作人员造成极大的精神压力,将其注意力吸引到与操作控制箱无关的其他刺激物上,像燃烧的草皮、其他刀闸、燃烧物、电弧等等,引发事故。

4.2.3 基础原因分析

造成此次变电站电气误操作事故的基础原因主要有两方面:

其一,管理体系有待完善。首先,对相关工作人员的业务素质以及安全知识培训不到位,同时也缺乏对操作员工综合素质能力的评估,员工的相关技能知识水平并不能完全满足变电站电气安全操作工作的需求;其次,安全管理制度落实不到位。

运行操作人员并未在整个操作过程中执行录音制度,同时在操作前也缺乏对危险点的分析以及预控措施的制定;最后,设备管理维护不到位,带病设备运行造成极大的安全隐患。

其二,社会文化氛围有待改善。“求快、求简单、求方便”的工作要求与工作状态导致人们普遍存有走捷径的侥幸心理与思想意识,这也是导致人们缺乏安全意识、形成不严谨工作作风等普遍社会性状态的深层次原因。

这种经过长时间沉淀的社会文化致使人们缺乏对危机的足够认知与意识,简而言之,这些文化方面的消极状态是阻碍变电站安全文化推动的罪魁祸首。

5 结语

对已发生事故进行深层次诱因的分析,是有效避免同类型误操作事故继续发生,进而提升变电站安全管理质量的最佳途径。事故因果继承原则通过对引起事故发生原因的层次性以及相关因果的相关性的深度揭示入手,引导人们从事故发生的表象探究事故发生的深层次原因,对于推动变电站事故预防体系的构建有着巨大的作用。

参考文献

[1]凌毅,张勇军,李哲,蔡泽祥.基于事故因果继承原则的变电站电气误操作事故分析[J].继电器,2007,16:55-58.

[2]李道鹏,石卓.变电运行电气误操作事故原因及防范措施[J].安徽电气工程职业技术学院学报,2010,01:65-68.

变电站安全事故反思篇2

这一切的一切触动了安全生产的底线，国网公司立即做出停产整顿学习的决定，经公司要求我们特地在班组会议室开展安全学习的活动，组织学习了“枣庄5.2电力铁塔倾倒事故”，“江西5.7人身伤亡事故”，“**5.14倒塔人身伤亡事故”的安全事故通报,事故的主要原因是工作人员未认真执行安全操作规程，不按章作业，工作负责人现场管理不到位。经xx事故发生后不久，**再次发生同类事故，充分暴露安全管理的一系列问题，基层单位没有认真接受事故教训，没有全面分析本单位存在的安全隐患问题。事实证明，如果对危险点不预测，不防范和控制，那么在一定的条件下，它就可能演变为事故，后果不堪设想。

随后我们又学习了国网公司下发安全文件及规章制度，如：“5月8日谢顺在基建安全工作电视电话会议上的讲话”《国家电网公司业务外包安全监督管理办法》“5月15日蒋斌在公司安全生产工作电视电话会议上的讲话”“国网山东省电力公司安全生产大整顿工作方案”等，这一系列的安全文件目的是要求我们认真吸取事故教训，深刻查摆反思，果断采取措施，举一反三坚决遏制和消除事故苗头与隐患，确保安全可控、能控、在控。

为了消除安全隐患，坚决杜绝安全事故发生，我们要重视国网公司和省公司安全管理各项要求，“安全第一”的理念不仅要放在口头上，而且必须要落到实处。作为施工主要负责人，更要严格执行各种规章制度，亲自部署安全工作，认真听取安全工作汇报，严格制定落实防范措施。

变电站反事故演练要点分析篇3

关键词：变电站；反事故演练；要点

中图分类号：TM743 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01

近些年来我国突发的自然灾害现象十分频繁，例如08年的南方强降暴雪，10年初的北方强降暴冰雨，还有7月份的全国普降大雨甚至是特大暴雨，这些自然灾害对电力系统的安全运行会造成很大的问些，因此变电站所面临的考验就显得更加艰巨。但是由于变电站事前对可能发生的灾害进行了周密的布置，各项抢险措施到位、责任到位，使得每次灾害来临时，相应的抢险救灾任务都能克服各种困难高效圆满地完成。

一、进行变电站反事故演练的要点

进行变电站反事故演练的目的是为了在出现大面积停电或者其他突发事故的情况下，相关的管理运作人员能够进行相应的事故应急处理，进行相互协调配合，从而提高其实际工作的能力和应变的能力。这有利于日后出现类似事故时，相关的工作人员可以及时、准确、迅速地采取相应措施，防止事态的进一步扩大，将事故的故障点隔离开来，使电网能够在最短时间内恢复正常工作。

二、变电站反事故演练的流程

在进行反事故演练前，要先开一个动员会，并收集全体员工对于演练的意见，从而提高他们对反事故演练的认识。变电站站长和技术培训员要将员工对于反事故演练的一些错误观念和模糊认识澄清，防止出现演练仅仅只是走走形式的错误思想，使演练能够真正落到实处。同时要使员工充分认识到进行反事故演练的重要性，带动他们的积极性，使全体员工能够迅速进入到演练前的临战状态。

随后还要认真制定反事故演练的题目和具体的实施步骤。变电站的站长和技术培训员经过共同商讨后，综合考量上期下发的事故公报、公司制定的相关事故技术措施计划来进行题目的制定。同时还要结合变电站本身运行的方式和工作人员平均的技术水平，考虑目前有可能发生的事故现象来进行考虑。还有当前的供电任务和天气状况也应该纳入考虑之中。题目应该具有针对性和实用性。同时为了使演练的效果能够突出，在进行演练前应该对题目进行严格的保密，因为演练的目的就是为了考核人员对突发事故的应变能力，综合分析后对他们进行相应的培训。因此只有对题目进行保密，才能使演练的效果具有真实性，其中暴露出的问题才具有参考价值，这样即便以后出现类似的突发事故，工作人员也能及时有序地采取相关措施，而工作人员的能力也能在一次次的反事故演练中不断得到提高。

在具体安排反事故演练的步骤时，要注意以下几个方面：

首先要将参与的人员进行严格的分组，以便事后进行分析，一般包括：组长、成员、兼调度、被演练人员、协助人员、导演、监护人。

同时要对事故前的运行方式有一个总的了解，避免因为事故演练而对变电站的运行造成麻烦。

注重演练过程，对演练过程的每一个环节进行相应的记录，以便事后进行分析。

事故故障点的设置应该在正式演练前就已经完成，同时为了考察的全面性，充分体现工作人员在事故处理时考虑问题的方式和采取措施的应变能力，因此事故故障点的设置不能过于简单，不能将其放在很容易发现的地方。事故故障点的内容应该标注在一块标示牌上，并且应该放在演练发生事故的设备旁边。

但听到号令之后演练正式开始，所有的被演练人员应该根据出现的事故现象进行相应的处理工作。事故现象一般包括了两个方面，其中一个是关于室内的二次设备，主控室和保护室也包含在其中。主控室包括了辅助监控系统后台机显示的各种故障后所发生的信息，声音告警信息等。保护室包括了事故单元的保护屏测控屏故障信息和事故报告，声光信号和相关的保护屏测控屏故障信息和事故报告，声光信号，故障录波器事故报告等等。在进行事故现象的安排时要力求做到真实准确，将可能出现的所有问题都表现出来，这需要跟相关的单位进行同意协商。

在进行事故的处理时，首先班长要命令值班人员将故障发生的时间准确记录下来，然后带领其他工作人员检查相应的监控系统和信号动作情况，并且将主要的情况记录下来，并将开关把手复位。然后让主值班员和另一名工作人员前往现场进行设备的具体查验，同时要做好相应的防护措施。同时值班班长要和另一个工作人员去对保护动作的情况进行检查，并将各个装置出现的故障写成报告，记录相关的信息。

值班班长将两次设备记录下的内容进行综合的整理，向上级进行第一次的汇报调度。在进行汇报调度时，必须言语清晰、准确，简明易懂，具有一定的逻辑性。在主值班人员检查完毕后，要及时返回向值班班长进行现场情况的汇报，然后值班班长再次向上级进行现场情况的汇报调度。

反事故演练到这里时，就需要等待上级调度指挥进行事故的处理。这时候应该将事故的具体情况简单明了地汇报给相关部门，方便其更好地掌握现场状况，进行正确地指挥。根据上级调度进行操作或者按照非调度管辖的设备应该进行的操作来处理事故。

在处理完毕后，恢复对非故障设备的送电，按照由高压到低压的顺序进行，先给系统送电，然后对变电所进行送电。将故障设备的安全措施处理好，等待专业的维修队伍进行故障消缺。消缺工作完成后进行相关的验收，然后拆除安全措施使其恢复原先的运行。

随后对整个演练事故进行相应的资料整理、记录整理、日志整理，为日后提供相应的擦考。组长对整个演练进行考评和总结，站长组织全站人员进行分析总结，找出问题总结经验，从而提高人员的业务水平。

三、结束语

反事故的演练必须严格按照变电站的相关规定进行，在完成后及时总结经验，使其能够起到真正的效用。

参考文献：

[1]郑新才，刘成伟，秦三营.电网综合反事故演练仿真系统[J].电力自动化设备，2009（05）：145-149.

变电站事故跳闸信号的分析篇4

1 事故跳闸信号的原理

断路器跳闸信号原理图如图1所示。

图1中, 3KM是控制回路的直流母线, SM是闪光母线 (该母线上是方波直流) , HWJ为断路器合闸位置继电器 (监视跳闸回路, 共2个跳闸回路, ABC三相) 接点, TWJ为断路器跳闸位置继电器 (监视合闸回路, ABC三相) 接点, KK为分合闸切换把手 (断路器手动合闸后R13-13接点导通, 手动分闸后时T13-13接点导通) KD为信号灯。当断路器在合闸位置时HWJA, 1HWJB, 1HWJC, 2HWJA, 2HWJB, 2HWJC接点导通, 信号灯KD为常亮, 当断路器跳闸时TWJA, TWJB, TWJC任一导通, 信号灯KD变为闪烁。

2 问题的分析和解决

该新建变电站作为综合自动化变电站, 没有设计传统的控制屏, 因而它的断路器跳闸信号回路不会按照图1进行设计的, 但是信号的发送原理是一样的。由于该站验收时还没有竣工图纸, 无法看到准确的设计回路, 所以只能通过图1的原理, 对现场设备进行反向实测。经过实测总共有以下3种回路接线方式, 如图2、图3、图4所示。

图2中, KKJ为测控装置的栓锁继电器接点, TWJ为断路器的跳闸位置继电器接点 (分A, B, C三相) 。正常操作断路器时, 操作人员在监控系统上进行遥控操作, 由测控装置对断路器发出分合闸命令。KKJ与断路器的TWJ一直都是位置相反的, 从而保证该回路一直不导通。当断路器由保护装置动作跳闸出口时, 该跳闸命令是不经过测控装置的, 而是直接通过断路器操作箱到断路器的跳闸回路中, 此时测控装置栓锁继电器不会发生翻转, 其KKJ接点保持闭合, 断路器分闸后TWJ接点闭合, 该信号回路导通后触发监控系统中该间隔的事故跳闸信号。

通过对图2断路器跳闸信号回路工作过程的阐述, 可以看出图4的信号回路存在接线错误, 该信号回路只有当断路器出现三相分闸后才会导通。如果断路器单跳单重后, 是不会触发事故跳闸信号的。将所有按图4接线的断路器间隔修改成图2后, 断路器在保护动作后, 单相跳闸, 单相重合闸, 而不发事故跳闸信号这一故障就可解决了。图3与图2不同点在于采用了断路器的常闭辅助接点 (断路器分闸后闭合) 与KKJ串联构成信号回路。通过对该站断路器进行分闸试验发现断路器分闸命令下达后, 断路器常闭辅助接点闭合的时间与断路器跳闸位置继电器动作时间明显不同。一般在分闸命令下达7 ms后断路器常闭辅助接点就闭合了, 而断路器跳闸位置继电器接点一般在20~25 ms后才闭合。这是由于断路器常闭辅助接点动作闭合后, 合闸回路的跳闸位置继电器才会励磁, 所以断路器常闭辅助接点总要先于断路器跳闸位置接点动作。正是由于断路器常闭辅助接点这种快约20 ms的动作特性, 在和KKJ接点配合上出现了问题。该回路在断路器分闸过程中出现断路器常闭辅助接点和KKJ接点同时闭合的状态, 导致断路器间隔误触发事故跳闸信号。这个就是断路器进行正常分闸操作时, 发事故跳闸信号这一故障的原因所在。由于原始设计未留出备用电缆, 无法将该回路接线按图2进行修改。最后考虑将断路器常闭辅助接点和KKJ接点同时闭合的状态作为抖动干扰信号, 利用防抖动时延来去除。该站测控装置的防抖动原理如图5所示。

当装置需要采集的遥信数据发生瞬时变位后, 装置将当前时间记录下来作为SOE生成时间, 在延时时间T内, 出现的变化信号都作为干扰信号处理, 直至该信号稳定时间大于延时时间后, 才认为是真正的变位信号, 装置确认该遥信变位为有效事件并进行采集[1]。这样只要合理地设置延时时间T, 就可以将断路器常闭辅助接点和KKJ接点同时闭合的瞬间状态屏蔽掉, 解决测控装置误发信的问题。将延时时间增加20 ms后, 共进行5次断路器分闸操作, 其中有2次出现误触发事故跳闸信号, 说明已经进入临界状态。将延时时间增加40 ms后, 再进行5次断路器分闸操作, 未再发生误触发事故跳闸信号的问题。

3 结束语

该新建变电站验收中暴露出的问题, 可以说是当前目前自动化系统事故跳闸信号设计并不统一的一个缩影。设计的不统一使得采样时无法进行有效地屏蔽, 造成正常操作也会触发事故跳闸信号, 严重影响变电站的可靠运行。通过对上述3个断路器跳闸信号回路的分析, 按照实用的原则, 可以统一采用图2的设计, 以确保事故跳闸信号正确地动作。

摘要：目前自动化系统大量应用于变电站中, 传统上的中央控制屏已经被淘汰, 变电站事故跳闸信号改为由自动化系统发出。但是目前自动化系统事故跳闸信号回路的设计并不统一, 存在许多问题。文中结合新建变电站验收中发现的问题, 对该信号回路进行分析和总结。其研究结论对变电站事故跳闸信号设计具有指导意义。

关键词：变电站,事故跳闸信号,断路器位置

参考文献

330kV变电站事故报告篇5

一、事故概况（事故发生的时间、现象、负荷变化情况，机组运行情况等）

2011年6月2日12时04分03秒528毫秒，35C5开关跳闸；2011年6月2日12时04分04秒514毫秒，2#主变低压侧3502开关跳闸；2011年6月2日12时04分03秒824毫秒，35D5开关跳闸。

事故前运行方式和情况

1.线路运行方式：330kV***线运行正常。

2.母线运行方式：330kV母线单母线运行、35kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母线分段运行。

3.主变运行方式：1#、2#、3#主变运行正常。

4.无功补偿装置运行方式：1#、2#、3#SVC正常运行。

5.机组运行方式： ***二风场11回馈线运行，并网风机56台。所带负荷8万KW。

6.事故前平均风速、气温等天气情况：事故发生前平均风速为2.4m/s,气温25度。

二、事故现象及保护动作情况

2#小电流接地选线保护动作35C5开关跳闸，2#主变低压侧3502开关跳闸、35D5开关跳闸。2#SVC失压跳闸。

四、事故处理过程

值班员发现2#小电流接地选线保护动作35C5开关跳闸，2#主变低压侧3502开关跳闸、35D5开关跳闸后及时向省调及***二风场汇报跳闸情况。将35C1、35C2、35C3、35C4、35C6、35D1、35D2、35D4、35D6开关转热备用，进行事故分析。

五、原因分析

根据事故情况及现场录波数据，小电流选线装置虽然准确判断了接地线路，但跳闸处理存在问题。该部分软件需增加冗余判断。根据现场试验，小电流选线装置老的程序当接地线路正确跳闸后存在接地消失后不能及时判断的情况，导致之后的跳闸继续执行；原来的动作程序是选线装置的电压采集单元当检测到接地消失时主动上送接地消失命令，这种情况下可能出现通讯总线的竞争失败，出现此情况时就导致主机不能正确接地复归。

六、暴露的问题

小电流接地选线装置软件程序设计存在缺陷，厂家在改造时没有及时发现问题，导致了事故的发生。

七、整改措施

根据此情况，新的软件保留了电压采集单元的主动上送接地消失，另外在每次跳闸动作之前询问电压采集单元的零序电压值，如果零序电压已小于接地设定值则停止跳闸动作。

调整软件后经试验，跳闸动作情况正常，不会误动。

目前整改措施已实施完成。

***第二风电场

变电站倒闸操作事故分析与防范措施篇6

关键词：变电站；倒闸；事故分析；防范措施

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 04-0000-01

在整个变电运行中，倒闸操作占据着十分重要的地位。倒闸操作的好坏直接影响着电力系统是否能够安全可靠的运行，对整个电力系统起着决定性的作用。工作人员在进行变电站倒闸操作的时候一旦出现事故就很可能对自身的安全产生威胁，也会对于整个电力系统产生影响，从而导致电力系统不能够正常的供电，给供电企业和用户带来很大的损失。

一、变电站倒闸事故分析

（一）指令不准确，工作人员不负责

在2010年的九月初，某100KV变电站的值班人员就接到了上次的调度指令，指令的内容为摘除三绕组变压器所有的安全措施，让变电站的高压侧和中压侧能够恢复送电，而将低压侧变成实验状态。在之后的操作中，工作人员由于自己的粗心大意在没有摘除三绕组变压器的时候就将三绕组变压器的开关闭合使得变压器进行送电，这就造成了主变压器差动保护动作和开关的跳闸从而引起了变压器和母线设备的损坏。这就导致了电力系统的崩溃，使得电力系统不能够正常的给用户送电，从而给电力部门和用户带来了极大的损失。这次事故的发生主要是因为指令不够明确和工作人员的操作失误造成的。上级在下达指令的时候没有明确的说明这次任务的目的，使得工作人员在实际操作的时候没有目的性，无法产生明确的目标不能随机应变。工作人员在阅读指令的时候肯定也没有认真的通读，只是大致的看了一样，对于工作极其不负责任从而导致了这次事故的发生。

（二）操作完成后没检查设备状态

在2010的6月底，某高压配电房的工作人员在进行水泵操作的时候，由于没有仔细的看开关柜从而导致误开了旁边的柜子，导致了隔离开关烧坏，并且飞溅的电弧差点就造成了人员的伤亡。这次事故发生的主要原因就是在工作人员在工作的时候不够认真，注意力不够集中，在完成工作任务之后也没有对于设备状态进行检查从而导致了这次事故的发生。

（三）操作票的填写与审核不规范

在2011年的四月初，某10KV开关室进行了停电检修工作，但是工作人员没有将开关的线路侧进行断电。在整个检修工作完成之后工作人员也没有拆除进线开关和下刀闸之间接地线的情况就恢复了送电工作。这种操作就造成了开关室的10KV进线开关跳闸使得电力系统不能够正常给用户送电，产生了大规模的停电现象。另外，这种操作还使得开关室的进线开关下刀闸等电气设备被电流烧坏，不能够正常的使用，这就给电力部门带来了极大的损失。造成这次事故的原因是由于工作人员在进线操作之前没有对于操作票进线认真的填写从而导致摘除接地线的项目产生丢失，工作人员自身在进线工作之后也没有对工作进行检测，说明了工作人员和审核人员对于工作的不认真。这一系列的原因最终导致了倒闸操作事故的发生，严重损害了电力部门和广大人民群众的利益。

二、变电站倒闸操作的关键点

（一）认真阅读指令信息

工作人员在进行倒闸工作之前一定要对于上级下达的指令进行仔细的阅读和理解，确保自己对于指令充分的理解没有不明白的地方，如果工作人员存在不明白的地方一定要向有关部门进行询问，确认无误之后才可以进行操作。在进行工作的时候，完成一项工作之后就在这一项任务之后打钩，这样就不会造成任务完成的缺失。另外，在进行工作的过程成尽量不要离开倒闸操作的地方，这样可以有效避免一些意外情况的发生，很好的保证了工作的质量和效率。

（二）注意电压切换

在进行电压切换的时候，一定要看准了电压再进行切换工作，要进行切换的电压就必须进行切换，没有要求切换的电压就不要切换。这样就能很好的保证整个变电站倒闸操作的可靠性和安全性。

（三）设立围栏和标示牌

在进行倒闸操作的时候一定要标示标志牌和建立围栏。标示牌的位置一定要醒目，可以让人在很远的地方就可以看见，而围栏建立的作用就是使得工作人员更加方便的操作，不会有人进去打扰使得工作人员分神不能够仔细认真的进行倒闸操作。当工作人员需要更换标示牌的时候要向上级部门进行申请，申请通过之后才可以更换或者去下标示牌。

三、变电站倒闸操作事故的防范措施

（一）提高工作人员对危险点的分析和预控能力

工作人员对于倒闸操作危险点的分析是通过个人的技术水平决定的，因此我们应该加强对于工作人员技术水平的培训，使得工作人员的整体素质有显著的提高，有效的避免倒闸操作的失误。在对于工作人员进行操作培训的过程中一定要注重现场教学，让工作人员在实践中学习，不可以就着书本讲道理。另外，还需要给工作人员提供一个良好的工作环境，努力建立起一个健康的竞争氛围，从而可以使得工作人员可以更好的熟悉技能，提高自身的技术水平。

（二）开展危险点教育工程

在变电站倒闸操作的时候是很容易产生意外事故的，这些事故对于运行人员来说都是十分危险的，轻的可能小伤，重的可能产生死亡。因此对于这些意外事故的发生一定要有很好的防范。而开展危险点教育工程是一个十分有效的方法，这种方法可以使得每个工作人员都知道危险点的存在并且学会和预判危险点，从而更好的保护自身的安全。

四、结束语

变电站倒闸操作对于整个电力系统来说同时十分重要的，是电力系统是否能够安全稳定运行的重要保障，也是电网操作中的重要内容之一。在进行倒闸操作中一定要对关键点和危险点进行密切的关注，严格按照相关的规定来执行，这样才可以确保倒闸操作事故不再发生，安全快速的完成工作从而保证电力系统的正常运行。

参考文献：

[1]伍竹英.变电站倒闸操作探讨[J].企业技术开发，2012（26）：100-101.

[2]翁芙蓉.浅析变电站倒闸操作中的危险点分析与控制措施[J].科技视界，2013（10）：147.

变电站母线故障事故处理分析篇7

1 变电站母线故障形成的主要原因

结合变电站母线事故产生的原因,需要对母线实际的故障原因特点进行合理的分析,充分掌握母线发生故障的实际处理办法,根据电力系统的运行标准,对母线实际的生产运行标准进行合理的分析,提出适合电力运行系统的母线控制标准,对实际的生产基础水平进行判断,明确供电可靠性的技术手段和技术标准。同时,结合变电站母线的故障特点,合理地分析母线设备可能产生的各种故障隐患问题,对供电终端、停电问题等进行分析,对电力系统可能出现的各种设备损坏问题进行分析。母线故障问题可能会对电力系统造成严重的损坏问题,甚至会对变电站的整体造成严重的经济负担和经济损失。根据实际母线故障问题和故障类型,准确地分析母线故障的各种类型、解决办法等。变电站母线产生故障的主要原因是出现污染、短路、接地故障、断路、金属干扰等问题。具体来说,变电站母线故障形成的原因可以归纳为以下2方面。

1.1 客观原因

客观原因是受电流、互感器、母线等设备的质量影响,容易出现设备相互干扰的问题,引发社会故障,甚至出现爆炸的风险。这是引起母线故障的客观原因。主要原因是在短路情况下,母线的绝缘子与套管之间会出现闪络现象,在母线与断路器连接过程中,电流互感器与母线之间产生的电压互感操作,需要进行准确的切换处理,防止隔离开关与系统之间产生断路,造成绝缘问题,引发母线故障。线路断路是保护的动作,会造成母线失电事故的发生。外部原因是受天气因素的影响,容易引发母线出现严重的故障问题,其中受雾闪的影响出现故障的概率较高;工业污染对母线的稳定运行也具有一定的影响。外部实际的设备运行环境复杂,可能发生多种问题,受外部因素的不确定性影响,需要对外部环境进行及时的巡查和保护。

1.2 人为原因

人为因素主要是受变电站操作人员误操作的影响,容易造成母线故障。这类故障占变电站母线故障比例的20%左右。在实际的运行过程中,需要根据系统的运行标准,准确分析母线负载带动情况下母线隔离开关标准,对误操作可能产生的各种影响因素进行判断,准确地分析母线电弧实际操作中出现的各种现象,从而准确分析母线故障问题。在实际中,变电站运行人员往往受误操作的影响,使得母线产生严重的事故,其多发生在三相设备中。在配电装置的设置过程中,如果采用较高层的形式处理,变电站系统就会产生一组母线故障情况。采取有效的配电装置设置方式,可以对电气系统进行合理的故障问题分析,明确实际停电事故产生的主要原因,结合电气系统设备的爆炸点和实际运行环境,准确分析天气因素、环境因素等,并对可能产生的各种变电站母线事故处理方式进行有效的转换处理,提升母线变电设备处理的合理性。

2 变电站母线事故处理分析要点

2.1 母线无保护的问题

在110 k V的变电站中,母线多采用主变方式,控制实际差动的范围,明确母线的保护标准。按照母线实际的保护装置和缺乏的保护标准,对母线的保护范围进行合理的分析,明确造成停止使用情况的基本原因,根据母线的故障情况,准确地分析母线故障产生的原因,对母线的实际运行过程进行诊断和处理。

如果因母线上的设备和元器件引发故障问题,需要对设备或元器件进行切除处理,尽快恢复母线的基本供电运行标准。按照母线实际的故障情况,对继电保护装置的实际动作状况进行处理,明确爆炸事故的现象,正确判断母线事故产生的位置和原因,采用有效的调度处理方式进行准确的处理。如果故障受线路问题影响产生跳闸问题,引发母线故障,需要明确母线的实际位置,对母线可能存在的突出短路现象进行判断,准确分析母线故障线路的开关,对母线进行快速的恢复送电。如果线路开关或10 k V母线发生故障,需要立即采用有效的隔离方式进行故障线路处理。在故障处理过程中,如果不及时辨析,就会对线路故障的判定造成影响。鉴于此,可以对开关出现的方式进行处理,以外界媒体电源为基础,冲击母线,确保母线实际运行的合理性和有效性。对于单主变电站而言,其母线无保护情况故障发生时,需要采用拉开相关分段,对实际的故障母线开关进行处理,采用非主变的旁路电闸实施方式处理,控制母线的分差开关范围;采取有效的主变旁路方式,对非故障母线进行倒供,保证高压侧向电源开关的闭合程度,逐步恢复故障母线的整体负载供给水平;采用有效的主变频电源控制系统,对变电站进行合理的运行分析,处理母线故障时,需要采取准确的故障判断方式隔离,避免负载情况下母线供电的有效恢复效果。

2.2 母差误操作故障问题的处理分析

在母差保护误操作的处理过程中,需要对母差实际的保护方式进行合理的调整和控制,确保开关的状态,保证系统连接母线差保护的恢复水平。在母线故障处理过程中,需要对实际的母线故障问题进行判断,明确母线可能产生的各种负载续压状态,对电压实际的趋近值进行分析,运用电压闭锁方式,对差流较大或保护状态存在异常的电压进行处理。运用电压闭锁保护的方式,明确实际的差流范围,对可能出现的母差保护误动进行处理。在运行过程中,一旦出现母差保护提示,就需要对信号进行准确的检查和分析,采用交叉流变次级的方式进行母差保护,防止压变情况的发生,并去除母差的二次端子,对开关U形状态和差动保护故障问题进行准确的分析。在退出时,首先需要对流变短接的位置进行再次判断,明确实际避免开路的问题。在故障处理过程中,首先需要充分考虑误动的情况,对拉开容器的开关标准和保护停止工作范围进行准确的分析,确定故障保护退出后需要对母线充电的运行方式。

3 结束语

综上所述,母线对电力系统的综合运行和保护具有重要的意义,一旦发生故障,就需要对其进行及时处理。故障产生的原因可能是人为原因、环境原因,也可能是设备原因等。因此,需根据故障发生情况,准确地判断母线故障的特点,对故障产生的原因和故障类型进行合理的分析,进而提升故障隔离判断切除的处理效果,逐步恢复设备的有效运行标准,确保母线故障的及时处理,提高母线技术事故处理技术水平,保证变电站供电的合理性和稳定性。

摘要：母线是变电站实际运行中不可缺少的电气设备元器件,良好的母线可以保证变电站的有效、稳定运行。对变电站系统中可能出现的各种事故问题进行分析,明确其可能产生的各种问题,对变电站的可靠性水平进行判断;分析造成供电中断问题的原因,对大面积断电问题进行分析,从而对可能产生的各种严重损失进行明确的判断。按照这种技术研究标准,明确变电站母线的操作处理流程,对可能存在的各种母线事故产生的原因进行判断,分析处理要点分析过程,保证变电站实际供电的稳定性和有效性。结合实际的变电站母线处理标准,合理地分析实际变电站母线事故处理过程,确定变电站母线事故处理的准确要点内容。

关键词：变电站,母线故障,运行标准,事故处理

参考文献

[1]王学求,王柳,王小军.靳岗110 k V变电站母线事故的原因分析[J].河南电力,2001(01).

[2]胡成群,刘强.变电站母线电量不平衡的原因分析及解决方法[J].上海电力,2008(03).

总变电站停电事故原因分析篇8

总变是全厂的供电中心,担负对着全厂生产和办公用电的重任。总变能否安全运行、可靠供电,是关系到整个化工生产装置能否安全、长周期运行的大事,是十分重要的前提保证。可这次就是因总变自身设备问题而引发了这次全厂停电事故,虽然是设备事故,但却暴露出我们管理上的漏洞。为吸取教训,改进工作,防止类似事故发生;下面就对这次停电事故原因查找经过和所采取的防范措施,作一个实事求是的总结。

1 事故发生前总变运行方式及设备状态

事故发生前总变运行方式为:110k VⅡ回线正常带电,110k VⅡ段进线断路器1120处于合闸位置,供110k VⅡ段母线并供2#主变压器及6k VⅠ、Ⅱ段母线运行(2#主变压器110k V侧断路器1110和6k V侧断路器0620均处于合闸状态)。110k VⅠ回线正常带电,110k VⅠ段进线断路器1160处于合闸位置,供110k VⅠ段母线空载运行,作为热备用;110k V母联断路器1140为断开热备用状态(两端隔离开关11401、11402处于合闸状态);1#主变压器110k V侧断路器1170和6k V侧断路器0621均处于断开热备用状态(1170断路器两端隔离开关11701、11702处于合闸状态,0620断路器小车处于工作位置);110k V母联断路器1140自动投入合闸装置,即BZT装置设在投入状态;110k VⅡ回线路微机保护装置处于退出运行状态(因一些定值需重新整定,暂未能投入)。

事故前各一次设备无异常状况;二次设备和二次回路除直流系统保护正极近段时间一直接地外(自8月30日就出现,因在保护回路不便查找,所以至事故发生时一直存在),未发现有其它异常。

2 事故发生过程

2001年9月19日9时26分,总变110k VⅡ段进线断路器1120突然跳闸,之后110k VBZT装置启动,将处于热备用的110k V母联断路器1 1 4 0合闸成功,实现了将备用的1 1 0 k VⅠ回线电源自动投入;因BZT自动装置全部动作时间为2.45s,所以110k VⅡ段进线断路器1120跳闸造全厂成停电时间为2.45s。可是此时110k VⅠ段进线断路器1160又跳闸,这样就再次造成总变停电,即全厂停电。因失电,6k VⅠ段补偿电容器组开关柜断路器因低电压保护动作跳闸。直流系统浮充机跳,切换为由蓄电池向直流系统供电。

全厂失电后,总变立刻进行检查分析及恢复供电工作;这时却又得到合成变事故柴油发电机不能启动的报告,全厂失电,事故发电机又启动失败,也即无事故电源;我们很清楚,事故柴油发电机所提供的事故电源的重要作用,它是给装置大机组油泵和一些重要转动设备油泵以及一些重要阀门电机供电的;这些重要设备失电后,对大机组及工艺装置的安全将造成极大的威胁;一但发生事故,后果必将非常严重。因此,我们丝毫不敢怠慢,立即组织查找处理。

3 恢复供电情况

停电事故发生后,迅速赶到总变控制室,与当值的工作人员一同根据所发出各种信号,迅速对事故性质判断、分析,同时快速对一些相关设备进行检查,并与上级电网电话联系,了解电网是否有异常。当确定一次设备及主回路无异常,上级电网无异常,110k VⅡ段进线断路器1120跳闸又不是继电保护装置动作所为后,为了尽快恢复供电,立即决定强行投合110k VⅡ段进线断路器1120,总变恢复了供电。

4 断路器跳闸原因的查找及分析情况

这次停电事故比较特殊,因为没有线路故障,没有设备异常情况,在110k VⅡ段进线断路器跳闸造成停电后,110k VBZT装置已动作将110k V母联断路器1140合闸成功,这已经恢复供电可就在BZT启动将1140合闸后,110k VⅠ段进线断路器1160又跳闸;造成总变二次停电,即全厂的二次停电。这种情况的全厂停电事故是首次发生,也是首次因总变自身某原因造成的停电事故;特别是110k VⅡ段进线断路器1120的跳闸,没有任何继电保护动作信号发出;如何进行跳闸原因查找并消除隐患,经过研究决定进行分步查找。

第一步以查找110k VⅡ段进线断路器1120跳闸原因为重点。由于除了原已存在的直流系统保护回路正极接地外,没发现其它可疑现象,那么就从查直流接地点入手。因为直流系统两点接地,其接地点出现遇到将跳闸接点短路,并使加在跳闸线圈两端的电压达到其动作值时,就会造成断路器跳闸。经过8多个小时的查找,晚上在2#主变压器调压瓦斯保护回路中,查出一个接地点;这一接地点消除后,直流接地信号返回,直流系统接地电压由220V降至约150V,进一步查找其接地主要在直流系统内部,对直流系统特别对蓄电池进行清扫、烘干处理后,接地电压降至为约50V(负极接地也只有约50V),基本恢复常态。接地点虽然查出来了,经分析与1120断路器跳闸原因联系不上(因在瓦斯保护回路中,如出现两点接地并碰巧将瓦斯继电器接点短路,从设计上也只能跳主变压器两侧断路器1110和0620);第一步查找就到此了。

第二步以查找110k VⅠ段进线断路器1160跳闸原因为重点。查找线索就是110k V母线差动保护动作;通过图纸分析及实际查线,110k V母线差动保护动作就是要跳110k V进线断路器1160;断路器1160跳闸原因已经确定。但为什么母差保护会动作,这也是须要查清楚的问题;经过图纸分析和检查保护回路接线,暂未发现异常。又从运行方式上分析找原因;因在BZT装置动作合上母联断路器1140时,其总变主回路的运行方式已经改变,即运行方式为110k VⅠ回线经Ⅰ段进线断路器1160→110k VⅠ段母线→母联断路器1140→110k VⅡ段母线→2#主变压器一次侧断路器1 11 0→2#主变压器→6k VⅡ段进线断路器0620→6k VⅡ、Ⅰ段母线。母线差动保护装置其继电器差流实质是比较母线上下两侧电流,从原理上说,在上述这种运行方式时,对母差保护继电器来说其流入流出的电流应是相等的。正常时及主变压器空载投运时,虽存在有不平衡电流,但在保护整定值中是能够躲过的;保护整定值还按能躲过变压器空载投运时的激磁涌流来整定。在过去的几次装置停车大修中,因试验BZT装置动作功能,曾有过三次以上这种运行方式,但从未发生过母线差动保护动作情况。这次为什么会动作?针对以往试验时的负载情况,与这次负载情况相比较,这次实际负载要大的多;而这次母差保护确动作了,说明母差保护的动作与负载的大小有关的。但在正常负载及一般过载情况下,差动保护是不会启动的。在保护整定中,一次电流值一般是按额定电流的8~15倍整定的;电流是要很大的。那么母差保护是怎样启动的,针对当时事故经历和在这个过程中的负载情况进行分析;在1120断路器跳闸至1140断路器自动合闸,期间有2.45s的停电时间,即电动机低电压整定时间小于2.45s的均因失压脱扣,而整定时间大于2.45s的,在BZT装置启动合1140断路器后,均会自启动。原为了防止电网晃电时维持合成氨装置不跳车,将水厂两台UJM0401循环水泵(每台为1000k W)低电压跳闸时间整定为4秒,将合成03-k001(170k W)、05-P001(240k W)、05-P006(1800k W)的低电压跳闸时间整定均为3秒;这些负载加在一起为4210k W,其额定电流接近500A;另外,合成事故段上的负载和90-P005均为自启动负载,这些负载加在一起也接近1000k W;也就是说在失电2.45s后,有大于5000k W的负荷同时启动;这时的电流从启动电流倍数上推算不会低于5000A(总变主变压器110k V额定电流仅为131.2A,6k V侧额定电流为2291A),这个电流折算到110k V侧,能达到300A以上(约是主变压器额定电流的2.3倍以上)。所以,2#主变压器带着这么大的负载受电,其受电时的激磁涌流与正常空投主变压器的激磁涌流相比,是很大的,一般可达到变压器额定电流的十几倍,甚至几十倍;在加上上述电动机自启动电流,这时的冲激电流是非常大的,并且不平衡电流也是按比例增;加的如果保护装置的整定值不合理,就会因躲不过激磁涌流或不平衡电流,而启动保护装置去跳闸。经分析,这就是母线差动保护动作的原因,即是110k VⅠ段进线断路器1160跳闸的原因。

查出1160断路器跳闸原因后,继续查找1120断路器跳闸原因,即进行第三步查找阶段;经过历时几天的查找,虽然在这众多的可能因两点接地,即造成跳闸线圈动作的直流回路中,测出了各有不同程度的漏电;可却不能下出是某回路造成跳闸的定论;但经过认真分析,跳闸线圈动作的原因肯定与这些回路有关;因为现在检测的回路状况及参数与当时跳闸时的回路参数是不一定一样的。我们就进一步对所检测情况分析一下,跳闸线圈在当时是怎样被造成动作的。上面提到,在造成跳闸线圈动作的各直流回路中,测出了各有不同程度的漏电(可理解为接地电流,也是属于接地现象);即各回路常开接点间的绝缘并非无限大电阻值,也就是各回路中都有一定的电流存在。从电阻并联的特性可知,众多回路的并联(跳闸回路因继电保护、自动装置、跳闸控制、线路保护等回路并联)其等效电阻值会变的很小;电阻值越小,其加在跳闸回路跳闸线圈两端中的电压就越大;再遇当时的环境很潮湿,其漏电就会比平时更严重,其加在跳闸回路跳闸线圈两端中的电压就更大;到一定的电压时,即达到跳闸线圈动作电压时,将造成断路器跳闸;这就是经分析所诊断出的1120断路起跳闸的原因。

5 结语及责任

即回路当时有比现在严重的漏电,使加在跳闸线圈两端的电压达到了动作值,使其动作;这就是推断出的1120断路器跳闸原因的结论。需要说明的是,跳闸原因的结论,是通过检查、测试、试验和理论分析的综合而确定的;而不是直接找出跳闸原因的;由于事故的特殊性,是不能直接查找出来的。

这是一次电气二次回路故障引起的事故;即是设备事故。但与我们管理不到位,管理不严,管理上有漏洞是分不开的,比如在事故发生前的一段时间中,环境一直因长时间的下暴雨和长时间的阴湿天气,湿度很高。但我们却没有及时采取一些烘干措施,以有利于提高电气设备元件和而次线路绝缘;在8月30日直流接地发生后,虽组织多次查找,但一查到接地点在保护回路中,因怕再查找中造成继电保护装置误动发生跳闸事故,就不敢再查下去;所以说我们存在管理上的责任。也许我们的工作要是做到了位,就会早发现和消除隐患,而不会发生这次事故。所以,我认为这不仅仅是一次设备事故,也是管理故障。

6 今后防范措施

(1)针对这次BZ T启动后,因装置现负荷自启动情况及主变压器带载投运的强大激磁涌流,而使母线差动保护动作跳1160断路器,造成总变二次停电的问题;又针对GIS设备母线故障率很低的情况,以保证化工生产装置供电为重点,建议今后不在投入110k V母线差动保护。(2)为克服跳闸线圈动做电压过低的问题,已采取了在跳闸回路串电阻的办法,以提高动做电压;经过试验测试在1110、1120断路器跳闸回路,串入了316Ω电阻(由两个632Ω电阻并联);实测在串入电阻后,需在跳闸回路加入100V以上的电压才能使跳闸线圈达到动作值。这一措施采取后,对防断路器误动作的作用是很重要的。另外,对重要的接线端子及蓄电池组已做了清扫、烘干工作。

7 结语

我们一定记住这次事故教训,引以为戒;并认真检查在各方面存在问题中,有针对性进行改进工作,避免类似事故发生。要为化工生产装置安全运转,为公司完成生产任务,尽力做好安全供电工作。

摘要：本文针对总变电站一次由于设备问题,造成全厂停电的事故展开分析,总结总变电站在日常管理与维护各种情况,以及有效的防范措施。

变电站雷电防护与雷击事故分析篇9

关键词：雷击,变电站,放电,避雷针,接地

大气中出现云块后，云块中快速流动的雾状水颗粒通过互相摩擦会感应出静电，形成带电云层。带电云层之间以及带电云层与地面之间通过摩擦也会产生静电。当他们之间的电位差、距离等达到相应的数值，就会发生放电现象，也就是我们这么文章将要探讨的雷电现象。雷电的形式包括线状、片状和球状三种。雷电电流幅值可达数十至数百kA，但是持续时间极短，只有十到一百毫秒，但是其破坏性极大。线状雷电是变电站发生的雷击事故的主要形式，由于变电站对雷击的防护措施还不健全，一旦发生雷击事故，造成的危害后果就难以挽救。

1 雷击效应及其危害

雷击发生之后，数十至数百kA的雷电电流瞬间侵入大地，静电感应过电压因为地面上的导体和输电线路以及变配电设备与金属管线无法迅速流散感应到的电荷而高达数百千伏。

雷击第一次放电后，后续放电会沿着首次放电的通道以三到四次的频率出现，有时可高达二十余次。之所以这样是由于大气云块以阶跃式方式向大地放电，先驱放电于主放电之前出现。因此，雷击电流幅值极高陡度极大，并且形成系列性的闪电雷电流脉冲，附近金属导体感应到的电磁感应过电压在强大瞬变脉冲磁场的影响下瞬间很高。

导体的热稳定由于高达数百迁安的雷电电流持续时间过长会被破坏，机械强度也会降低。并且静电感应过电压和电磁感应过电压都会造成输电设备绝缘闪络，损坏电气设备的绝缘功能。这些都是诱发二次事故的原因。另外，瞬变脉冲电磁场还会干扰电子和通讯系统，引发微机保护误动和电力调度通信中断事件。

2 变电站雷电防护措施

安装架空地线、避雷器和避雷针是变电站防护雷击的三种主要办法。在架空输电线的上部架设架空地线，并做好接地，是有效防止架空输电线遭受雷击的手段之一。35kV以上的架空输电线都必须架设的架空地线，防止雷击事件发生。避雷器可以吸收雷击后产生的静电感应过电压和电磁感应过电压，安装在变电站的进出线和各段子母线上，可以减少雷击后二次事故的发生。避雷针是有效防护直接雷击的手段，在户外变电站上均应安装避雷针预防直接雷击。在安装之前，必须调研变电站的占地面积、地形地貌以及周围建筑物的高度和分布情况，在此基础上，通过雷电防护设计来计算避雷针的安装数量和位置。户外变电站的避雷针一般都安装在专用铁塔上，避雷针针长为1～2m，采用圆钢时直径应大于20m m。现在市场上出现了许多非常规避雷针，目前还没有通过实践证明其效果和经济性优于常规避雷针，我国及IEC国际防雷标准都没有推荐使用。这一点在雷电防护设计中认真考虑，在变电站雷电防护中更应该引起注意。

避雷针不仅是最有效的防雷击手段，也是最广为人知的防雷手段。早在1752年，富兰克林就通过风筝实验提出避雷针的预想。在此之后，经过长期的实践考验，避雷针得到了很好的应用。避雷针的原理很简单，即有带电云块出现在避雷针上空时，地面上因大气中出现带电云块而感应到的电荷积累到避雷针上，由此形成尖端放电。此时，避雷针是保护范围的最高点，其他物体受避雷针保护则不会受到直接电击。只要设计合理，静电感应过电压和电磁感应过电就会在安全范围以内。由此可以看出，避雷针实际上是通过自身尖端放电引发直接雷击，牺牲自己来达到保护周边物体的目的。所以就不难理解为什么有人要把避雷针更名为引雷针了。但是避雷针的名字已经成为既定事实，并且已成为习惯，改变也有一定问题，只要知道避雷针通过把直接雷击引向自己来保护其保护范围内的物体避免遭受直接雷击就可以了。

3 变电站雷电防护接地

雷电防护接地是指为防止雷击事故，通过一定的技术手段，将直接雷击后产生的数十至数百kA的电流通过引下线接入大地。只有能够在发生直接雷击后，防止产生的静电感应过电压与电磁感应过电压引起危害，才能算是合格的接地。目前国际上通用的接地电阻值设计规范规定为不大于10Ω。接地电阻值越小，直接雷击诱发的静电感应过电压和电磁感应过电压危害越小。比如，雷电电流幅值和接地电阻值分别为60Ω和30Ω时，对地面的电压可达1800kV;当接地电阻值变为10Ω时，对地面的电压则只有600kV。前者产生的跨步电压比后者多了三分之二。由此可见，接地措施的重要性。为了防止雷击的威化扩大，必须做好接地措施并改善不合理的设计，所以变电站的雷电防护接地设计一定要和相关设计规范的要求保持一致。

根据相关机构的统计数据表明，为有效防护变电站雷击发生，可以采取两种有效的方式，一是等电位连接，二是联合接地。等电位联结是指将变电站内的所有非带电的金属导电物体全部连接起来后引向接地体。联合接地则是指变配电站统一采用一个接地体，接地电阻值按照不同接地系统的最小要求进行设计。依照国际惯例，变电站接地电阻值电气设计规范规定为4Ω，这样可以有效减少雷击伤害。

目前，变电站统一采用一个接地体，雷电防护接地不再单独设计接地体，看起来好象很可怕，实际上是有一定科学道理的。假如雷电电流幅值为50千安，采用联合接地后，接地电阻值为4Ω，对地面的电压为200kV。此时通过等电位联结，变电站内的所有非带电的金属导电物体对地电位全部同时升高200kV，各种电源的中性点也接在同一个接地体上，对地电位也同时升高200kV。彼此之间仍然保持原来的电位差。没有产生新的电位差，就不会产生静电感应过电压与电磁感应过电压。

通过上述分析，我们发现采用一个接地体，可以平衡各个位置的电压，遏制新的电位差的形成，从而就遏制了静电感应过电压和电磁感应过电压的形成，最终有效防止了雷击事故损害的出现。

4 变电站雷击事故分析

河北省保定市安新县供电局现有的10座35kV变电站，两座110 k V变电站，均为户外变电站。雷电防护措施主要采用避雷针与避雷器，户外照明采用探照灯。2000年7月西地35kV变电站一只避雷针遭受直接雷击，变电站内所有变配电站综合自动化(微机保护)装置电源板全部被损坏。变电站处于无保护运行。这是安新县供电局有史以来最大的一次自然灾害造成的重大事故。

经过调查分析后发现，探照灯除安装在附近建筑物上以外，其他都安装在避雷针铁塔上。安装在避雷针铁塔上的户外照明探照灯的电源容易引起户内交流电源屏。避雷针在遭受直接雷击后，强大的雷电电流在探照灯的电源电缆上引起非常高的电磁感应过电压。电磁感应过电压由探照灯的电源电缆进入户内交流电源屏，变电站综合自动化(微机保护)装置电源也引入此户内交流电源屏，从而造成变电站综合自动化(微机保护)装置电源置电源板全部被损坏的严重事故。

5 结束语

220kV变电站事故处理篇10

1.1 五洲站220k V运行方式

五洲站220k V部分为GIS设备, 采用双母线接线, 母联200开关在合位, Ⅰ、Ⅱ母线并列运行。220k VⅠ母线:#1主变220k V201开关、贾五线213开关、220k VⅠ母线PT 21Y运行;220k VⅡ母线:#2主变220k V侧202开关、坊五线212开关、220k VⅡ母线PT22Y运行。

1.2 五洲站110k V运行方式

五洲站110k V部分为GIS设备, 采用双母线分段接线, 母联1012开关在热备用, 双母线分列运行;110k VⅠ母线分列刀闸100-0在合位, 110k VⅠA母、ⅠB母并列运行;分列开关1025在合位, Ⅱ母、Ⅴ母并列运行。110k VⅠA母线:#1主变110k V侧101开关、五穆涌线111开关、五华上东宁线113开关、五杨线115开关、五华Ⅱ线118线、110k VⅠA母线PT 11AY运行;110k VⅠB母线:五动铸Ⅰ线124开关、110k VⅠB母线PT 11BY运行;110k VⅡ母线:#2主变110k V侧102开关、五凤上线112开关、洲贾线114开关、110k VⅡ母线PT 12Y运运行;110k VⅤ母线:五动铸Ⅱ线123开关、110k VⅤ母线PT 15Y运行;五华Ⅰ线122开关、备用五线121开关冷备用。

1.3 五洲站10k V运行方式

五洲站10k V部分采用单母线分段接线, 母联0012开关在热备用, Ⅰ、Ⅱ母线分列运行。10k VⅠ段母线:#1主变10k V侧001、012、013、014、015、016、017、018、019、020、021、022、023开关, #1站用变01B开关、10k VⅠ段母线PT运行;#1电容器011开关、#2电容器024开关热备用。10k VⅡ段母线:#2主变10k V侧002、025、026、027开关, #2站用变02B开关、10k VⅡ段母线PT运行;备用五线029开关、备用六线030开关、备用七线031开关、备用八线032开关、备用九线033开关、#3电容器034开关、#4电容器035开关、备用十线036开关、备用十一线037开关、备用十二线038开关冷备用。

1.4 五洲站#1、#2变压器运行方式

#1主变、#2主变在9档;#1主变220k V侧中性点1-D20接地、110k V侧中性点1-D10接地;#2主变220k V侧中性点2-D20不接地、#2主变110k V侧中性点2-D10接地。

1.5 五洲站站用变运行方式

站内#1站用变供全站负荷;#2站用变高压侧02B开关运行, 低压侧在冷备用状态。

1.6 五洲站相关保护配置

220k V母差保护、失灵保护投入, 10k V母线保护、失灵保护投入。

2#1主变110k V侧B相穿墙套管爆炸案例分析

事故处理流程如下:

2.1 检查报文信息初步判定故障设备

事故报文信息如下:

(1) #1主变LFP972A比率差动保护出口。

(2) #1主变LFP972A差动速断保护出口。

(3) #1主变LFP972A工频变化量比率差动保护出口。

(4) #1主变LFP972A跳闸报警。

(5) #1主变高压出口跳闸。

(6) #1主变220k V侧201开关A相分闸。

(7) #1主变220k V侧201开关B相分闸。

(8) #1主变220k V侧201开关C相分闸。

(9) #1主变110k V侧101开关分闸。

(10) #1主变10k V侧001开关分闸。

(11) 五穆涌线PT失压。

(12) 五上东宁线PT失压。

(13) 五杨线PT失压。

(14) 10k VⅠ母线PT失压。

(15) 五动铸I线PT失压。

(16) 110k VⅠ母线PT失压。

(17) #2ZBⅠ工作电源故障。

(18) #2ZBⅡ工作电源故障。

(19) #1主变操作电源故障。

(20) #2ZB风机故障。

(21) #1主变冷却器电源故障。

(22) #1主变冷却器电源消失。

(23) #1主变冷却器全停故障。

(24) #2主变风机全停。

(25) #2主变风机故障。

(26) 五华II线PT失压。

(27) #1主变冷却器电源消失。

根据报文信息初步判定故障设备:#1主变故障, 差动保护动作跳开三侧开关201、101、001, #1主变退出运行, 110k VⅠ母失压, 10k VⅠ母失压, 站用变失去。注意:仿真中检查完报文后, 左键单击报文窗口形成操作记录。

2.2 监控机上检查与故障设备相关的遥信与遥测值

检查201、101、001开关遥信指示、清闪;检查#1主变遥测指示, 检查电流、有功功率、无功功率指示正确, 相关光字牌亮, 并告警复归;检查10k VⅠ母电压为0, 110k VⅠA、ⅠB母电压为0。

2.3 准备安全工器具, 现场检查确认

装备基本安全工器具:

(1) 安全帽、绝缘手套和绝缘靴;查看#1主变220k V侧故障录波 (初步判定#1主变B相故障) , 左键单击查看录波按钮并生成操作记录;检查#1主变保护屏。

(2) 开关继电器箱跳位灯, 低、中跳位灯亮, 按打印确认按钮并复归;检查#1主变测控屏相关保护动作灯亮, 复归;检查110k V母联测控、PT屏电压表读数为0;检查10k VⅠ母PT柜电压表读数为0;检查001、101、201开关的机械位置指示, 电流表读数0;检查#1主变CT范围内设备情况 (高、中、低及中性点套管、接头、引线、变压器主体、气体继电器) , 一次设备现场检查发现#1主变110k V侧B相穿墙套管爆炸;检查#1、#2主变风扇停转。

2.4恢复站用变供电

检查站用变低压侧进线屏:

(1) 开关储能灯亮;断开#1站用变低压侧开关, 并检查分闸指示灯亮、遥信指示在分位;断开#1站用变低压侧刀闸, 并检查遥信指示在分位;合上#2站用变低压侧刀闸, 并检查遥信指示在合位;检查站用变低压侧进线屏。

(2) 开关储能灯亮;合上#2站用变低压侧开关, 并检查合闸指示灯亮, 电流、电压、功率表指示正确, 遥信指示在合位;检查#1、#2主变风扇运转正常。

2.5 汇报调度

220k V五洲站当值值班员:**, 该站在**年**月**日**时**分开关001、101、201跳闸, #1主变退出运行, 110k VⅠ母失压, 10k VⅠ母失压, 站用变失去。经查看报文、遥信及遥测值, 发现#1主变故障, 差动保护动作跳开三侧开关;检查故障录波, 显示#1主变B相电流变大, 说明B相故障;检查现场#1主变差动保护范围内的一次设备, 发现#1主变110k V侧B相穿墙套管爆炸。根据以上象征, 初步判定为:#1主变110k V侧B相穿墙套管爆炸, 汇报完毕。

2.6 接调度令

“隔离故障点, 未故障部分恢复供电, 故障部分转检修”。

2.7 系统中性点恢复

(1) 退出#2主变保护屏 (1) 、 (2) 高压侧不接地零序保护压板。

(2) 投入#2主变保护屏 (1) 、 (2) 高压侧接地零序保护压板。

(3) 合上#2主变220k V侧中性点2-D20接地刀闸, 并检查机械、遥信指示正确。

2.8 隔离故障点

检查201开关确在分位;将#1主变测控屏上201开关远方/就地开关切至就地位置;检查201开关柜刀闸操作电源在合位、操作方式开关切至就地;拉开201-3刀闸, 并检查其确在分位;检查201-2刀闸确在分位;拉开201-1刀闸, 并检查其确在分位;检查220k V母差保护屏 (1) (2) 刀闸位置灯灭, 复归;检查#1主变保护屏 (1) 操作继电器箱L1指示灯灭;

检查101开关确在分位;将#1主变测控屏上101开关远方/就地开关切至就地位置;检查101开关柜刀闸操作电源在合位;拉开#1主变110k V侧101-3刀闸, 并检查其机械、电气、遥信在分位;检查#1主变110k V侧101-2刀闸确在分位;拉开#1主变110k V侧101-1刀闸, 并检查其确在分位;检查110k V母差保护屏隔离开关位置正常、开入变位灯亮, 复归;

检查#1主变10k V侧001开关在分位;将#1主变10k V侧001开关柜开关远方/就地操作把手切至就地位置;将#1主变10k V侧001开关小车摇至试验位, 并检查其确在试验位。

2.9 未故障部分恢复供电

依次拉开10k VⅠ母上所有开关 (包括012、013、014、015、016、017、018、019、020、021、022、023、01B开关) , 并检查其确在分位;检查10k V分段位置小车0012-1、分段0012开关小车在工作位置;检查分段开关0012开关柜上保护投入正确;合上10k V分段0012开关, 并检查其确在合位;检查10k VⅠ母线电压指示正常;依次合上10k VⅠ母上所有线路开关 (包括012、013、014、015、016、017、018、019、020、021、022、023、01B开关) , 并检查其确在合位;检查#2主变负荷正常;

依次拉开110k VⅠA、ⅠB母线上所有开关 (包括101、111、113、115、118、124开关) , 并检查其确在分位;投入110k V母差保护屏充电保护压板;退出110k V母差保护屏母联1012分列运行压板;投入#2主变保护屏 (1) (2) 中压侧母联1012跳闸压板;检查1012-1、1012-2刀闸确在合位;合上110k V母联1012开关, 并检查其确在合位, 开关未储能灯灭;检查110k VⅠA、ⅠB母线电压正确;退出110k V母差保护屏充电保护压板;检查110k V母联1012开关机械指示正确;依次合上110k VⅠA、ⅠB母线上原运行线路开关 (包括111、113、115、118、124开关) , 并检查其确在合位, 开关未储能灯亮并复归;检查#2主变负荷正常;

2.1 0 故障部分转检修

拉开所用电源屏 (1) 中#1主变冷却器电源I、有载调压电源;拉开所用电源屏 (4) 中#1主变冷却器电源II;拉开#1主变220k V侧、110k V侧中性点接地刀闸1-D20、1-D10, 检查其确在分位;

取220k V验电器并检查验电器良好;在#1主变220k V进线套管处验明三相确无电压;合上#1主变220k V侧201-D3接地刀闸, 检查其确在合位;断开201开关操作柜内的刀闸操作电源;

取110k V验电器并检查验电器良好;将101开关操作柜检修/运行切至检修位;在#1主变110k V侧瓷瓶套管处验明三相却无电压;合上#1主变110k V侧101-D3接地刀闸, 并检查确在合位;断开101开关操作柜内的刀闸操作电源;

取10k V验电器并检查验电器良好;在#1主变10k V侧接地线处验明三相确无电压;在#1主变10k V侧接地线处安装接地线。

2.1 1 悬挂标识牌

在一次设备开关柜001、101、201开关以及101-1、101-3、201-1、201-3刀闸处悬挂“禁止合闸, 有人工作!”;在#1主变主体上悬挂“在此工作!”;在监控屏上001、101、201开关处悬挂“禁止合闸!”。

2.1 2 汇报调度

220k V五洲站当值值班员:**, 该站在**年**月**日**时**分, #1主变110k V侧B相穿墙套管爆炸故障处理完毕, #1主变已转检修, 101-D3、201-D3地刀在合位, 10k V侧已装设接地线, 未故障部分已恢复供电, 汇报完毕。

2.1 3 归还安全工器具

归还安全工器具:安全帽、绝缘手套和绝缘靴。

3 结语