第一篇：電力系統事故處理講課資料

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電力系統事故處理

一、電力系統事故處理的原則和規定

1、事故處理的基本原則：

（1）盡快限制事故的發展，消除事故的根源并解除對人身和設備的威脅；（2）用一切可能的方法保持設備繼續運行；

（3）盡快對已停電的用戶恢復供電，對重要線路應優先恢復供電；（4）按照調度指令調整系統的運行方式，使其恢復正常。

2、當值調度員是事故處理的上級指揮人，當值值班負責人是事故處理的現場領導人，指揮全體人員進行事故處理，并對事故處理的正確性和迅速性負責。（1）在下列情況下，當值運行人員可不經調度許可自行操作，但事后必須匯報調度：

a、對威脅人身或設備安全的設備停電；

b、在確知無來電可能的情況下將已損壞設備隔離； c、恢復所有電；

d、確認母線電壓消失，拉開連接在該母線上的所有開關； e、現場規程中規定可以不經調度指令而自行處理者。（2）、優先考慮運行中主變的冷卻電源及站內通訊電源的恢復；

（3）、發生事故后，當值值班負責人立即將事故簡況（事故的時間及現象、跳閘開關、停電設備等）向調度匯報，然后對故障設備及保護動作情況進行全面檢查，再作補充匯報。在不影響事故處理的前提下，盡快匯報有關部門，匯報前須雙方通報姓名包括變電所名稱。

（4）在事故處理過程中，必須迅速、正確、果斷、不應慌亂，必須嚴格執行指令、復誦、匯報、錄音和記錄制度，使用統一的調度術語和操作術語，并使用普通話，命令內容應正確無誤，匯報內容應簡明扼要。

3、如發現調度的命令有錯誤時，應立即指出，并要求作出解釋；若調度堅持自己的命令正確，值班員仍應執行，并向上級領導匯報。如調度所發的命令威脅人身或設備安全時，則可拒絕執行，并匯報上級領導；

4、事故發生后，值班人員應在當值值班負責人指揮下進行事故處理，無關人員必須撤離控制室及事故現場。

培訓講課 8、500kV接線正常方式下，若發生某一臺500kV開關非全相運行，且三相不一致保護未動作跳閘時，值班人員應立即匯報值班調度員，若無法進行聯系時，可以自行拉開非全相運行的開關，事后應及時匯報值班調度員。

9、線路一側開關跳閘后，若開關兩側均帶電，并且符合合環條件，則現場值班人員可不必等待調度命令，迅速用同期并列方式進行合環，當無法迅速進行合環時，應立即匯報，可由值班調度員命令拉開線路另一側開關，500kV線路應盡量避免線路長時間充電運行。

10、有帶電作業的線路故障跳閘后，強送電規定如下：

（1）工作負責人未向調度提出要求故障跳閘后不得強送者，按上述有關規定，可以進行強送；

（2）工作負責人向調度提出過要求故障跳閘后不得強送者，調度員只有在得到工作負責人的同意后才能強送，工作負責人在線路不論何種原因停電后，應迅速聯系調度，說明能否進行強送電。

（3）線路帶電作業要求停用線路的重合閘或故障跳閘后不得強送電者，工作負責人應向有關值班調度員申請并得到調度許可后方可進行工作。

三、母線失電或全所失電時的事故處理

1、母線失電是指母線本身無故障而失去電源，一般是由于系統故障、繼保誤動或該母線上的出線、主變等設備故障本身開關拒動，而使該母線上的所有電源越級跳閘所致。（1）母線失電現象：

a、該母線上的電壓表指示為零，該母線“母線電壓越下限”信號示警； b、該母線上的線路、主變有、無功及電流指示為零，電能表停走； c、該母線所供的所用電失去。

2、母線失電后，應立即匯報調度，并自行將失電母線上的開關全部拉開，但該母線壓變仍保留運行狀態（該壓變故障除外）。若因本站斷路器拒動，引起母線失電，則應拉開（或隔離）拒動斷路器后，匯報調度，等待恢復送電。

3、變電所母線失電后，現場值班人員應根據開關失靈保護、出線和主變保護的動作分析失電原因，并將保護動作情況和分析結果匯報有關調度員。

4、對于220kV母線，當一條母線失電后，而另一母線有電，在通訊中斷時，可

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它們和系統的電容，構成復雜的振蕩回路。如滿足一定條件，就可能激發起鐵磁諧振過電壓。鐵磁諧振過電壓，在任何系統中都可能會產生。

3、激發諧振的原因，有倒閘操作，系統中發生事故（斷線、接地）等。諧振過電壓的持續時間可能較長，甚至長期保持，直到諧振條件被破壞為止。

4、常見的諧振過電壓有：

（1）消弧線圈處于全補償或接近全補償運行，三相電容不平衡時，產生串聯諧振過電壓。

（2）系統中發生斷線、間歇性電弧接地故障，引起鐵磁諧振過電壓。（3）中性點不接地系統中，用變壓器對母線充電時，電磁式電壓互感器各相與母線對地電容構成諧振回路，形成諧振過電壓。

（4）中性點不接地系統中，配電變壓器高壓線圈接地，引起諧振過電壓。（5）用電磁式電壓互感器進行雙電源定相工作，引起諧振過電壓。

（6）斷口上有并聯電容器的開關，在一側帶電時，備用于接有電磁式電壓互感器的不帶電母線（開關并未合閘）上，產生諧振過電壓。

5、諧振過電壓的處理

（1）發生諧振過電壓時，值班人員應根據系統情況、操作情況作出判斷。處理諧振過電壓事故的關鍵，是破壞諧振的條件。

（2）由于操作產生的諧振過電壓，一般可以立即恢復操作前的運行方式。分析原因，匯報調度。采取防止措施后，再重新操作。

（3）對母線充電時產生諧振過電壓，可立即送上一條線路，破壞諧振的條件，消除諧振。

（4）如果是運行中，突然發生諧振過電壓。可以試斷開一個不重要負荷的線路，改變參數。

（5）如果在開關斷口上，有并聯電容。當母線停電操作時，母線斷開電源后，母線電壓表有很高的讀數，并有抖動，發生諧振過電壓。可以迅速將電源開關再合上。先將電壓互感器的二次斷開，并將互感器一次閘刀拉開后，再停母線。當母線恢復送電操作時，電源開關未合上之前，若母線電壓表已有較高的指示，發生諧振過電壓。可合上開關，對母線充電，消除諧振。為避免此情況，可在母線停電時，先停電壓互感器，再將母線電源斷開，母線送電時，母線帶電后，再合

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c、對于220kV系統母聯開關發生非全相且分合閘閉鎖時，應首先將負荷較輕的一組母線上的元件冷倒向另一組母線，然后用母聯開關的兩側閘刀將母聯開關隔離。

d、對于220kV系統旁路發生非全相且分合閘閉鎖時，用旁路開關的兩側閘刀將旁路開關隔離。

e、對于接線方式為雙母線帶旁路的500kV系統開關發生非全相且分合閘閉鎖時，處理方法同前。

f、對于接線方式為3/2接線的500kV系統開關發生非全相且分合閘閉鎖時，當結線在三串及以上時對運行元件影響較小時，可以采用兩側閘刀將該開關隔離；否則采取切斷與該開關有聯系的所有電源的方法來隔離此開關。（3）運行中的閘刀發生下列情況之一應立即向網調調度員匯報：

a、閘刀支持或傳動瓷瓶損傷或放電。b、閘刀動靜觸頭或連接頭發熱或金具損壞。c、閘刀在操作過程中發生拉不開或合不到位。d、操作連桿斷裂，支持瓷瓶斷裂。

（4）運行中的閘刀發生以上的嚴重故障且無法處理時，應設法將閘刀停電處理。

七、通訊失靈時的事故處理要求

1、正在進行檢修的設備，在通信中斷期間做完了檢修工作，轉入備用。

2、系統發生故障，同時通信中斷時，現場值班人員可按現場規程中的有關規定自行處理，現場規程中規定可自行處理的內容應符合華東電網調度規程有關規定。

3、通信中斷時，發電廠或變電站母線因故障停電后，首先要拉開全部電源開關（除規定的保留開關外），然后進行以下處理：

（1）、將停電母線上的故障點或拒跳開關隔離后，用外來電源或本廠站電源對停電母線恢復送電。

（2）、母線或線路有電后，對停電的終端線路變壓器恢復送電，送電前應充分考慮系統頻率、電壓、源流的影響，（220kV及以上電壓級的變壓器送電時中性點應直接接地）。

（3）、在具有同期并列條件時，將本廠（站）內有關聯絡開關包括線路開關

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（5）變壓器溫升高超過銘牌規定或油溫超過85℃時或線溫超過105℃時，值班人員應以下步驟檢查處理：

a、檢查變壓器的負載和冷卻介質的溫度，并與在同一負載和冷卻介質溫度下正常的溫度核對；

b、檢查、核對溫度測量裝置正常； c、檢查變壓器冷卻裝置的情況。

若變壓器溫度升高的原因是由于冷卻系統的故障，且在運行中無法修理者，應將變壓器停運修理；若不能立即停運修理，則值班人員應按現場運行規程要求調整變壓器的負載到允許運行溫度下的相應容量。

（6）變壓器中的油因低溫凝滯時，應不投冷卻器空載運行，同時監視頂層油溫，逐步增加負載，直至投入相應數量冷卻器，轉入正常運行。

（7）當發現變壓器的油面較當時油溫所應有的油位顯著降低時，應查明原因。補油時應將重瓦斯改為信號，禁止從變壓器下部補油。

（8）變壓器油位因溫度上升而高出油位指示極限時，經查明不是假油位所致，則應放油，使油位降至與當時油溫相對應的高度，以免溢油。（9）壓力釋放閥動作

1)檢查其是否噴油；

2)檢查保護動作情況、瓦斯信號動作情況、瓦斯繼電器氣體情況；

3)主變油溫和繞組溫度是否正常；

4)是否是壓力釋放閥誤動；

未查明原因前不得試送。

（10）主變壓器冷卻系統異常時的處理

冷卻裝置常見的故障就是電源故障，如熔絲熔斷、導線接觸不良或斷線等。當發現冷卻裝置整組停運或個別風扇停轉以及潛油泵停運時，應檢查電源，查找故障點迅速處理。若電源已恢復正常，風扇或潛油泵仍不能運轉，則可按動熱繼電器復歸按鈕試一下。

（11）瓦斯保護裝置動作的處理

a、輕瓦斯保護動作發信時，應匯報調度及工區，并立即對變壓器進行檢查，查明動作的原因，是否因積聚空氣、油位降低、二次回路故障或是變壓器內部故障造成的。

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檢查機構箱中“遠方/就地”切換開關S8是否切至“就地”位置，斷路器輔助接點切換是否到位，或者是否由于SF6氣體或液壓壓力降低而引起的斷路器跳閘閉鎖。

（2）SF6氣體壓力降低

a、日常巡視中如發現SF6氣體有降低現象，應注意加強監視并做好記錄。b、如運行中CRT屏上出現某一斷路器“SF6泄漏”或“SF6總閉鎖”信號時，應到現場檢查SF6氣體壓力，并匯報調度和主管領導申請將該斷路器隔離。

c、如斷路器發生SF6嚴重泄漏時，應立即匯報調度和主管領導，安排處理。（6）斷路器拒合

a、如發生斷路器拒合時，作以下項目的檢查： 1）斷路器直流控制電源和交流操作電源是否有故障 2）各“遠方/就地”切換開關位置是否正確 3）本體SF6壓力、油壓是否過低而閉鎖 4）控制回路斷線 5）合閘線圈斷線

6）防誤閉鎖和同期裝置是否正確

7）分合閘命令同時存在，防跳躍繼電器動作或接點粘連。8)監控系統故障控制命令無法執行

b、以上故障如值班人員能夠處理則進行相應調整，排除故障后繼續操作。如無法處理或查不清原因的可將詳細情況匯報調度和主管領導，等待派員處理。（7）斷路器拒分

a、如發生斷路器拒分時，作以下項目的檢查： 1）控制電源是否正常，直流分屏上電源開關是否合上 2)“遠方/就地”切換開關位置是否正確 3)控制回路斷線 4)分閘線圈斷線

5)SF6壓力、液壓系統壓力或彈簧操作機構壓力降低閉鎖分閘 7）監控系統故障控制命令無法執行

b、以上故障如值班人員能夠處理則進行相應調整，排除故障后繼續操作。

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c、通過瓦斯取氣分析，分析判斷為空氣（無色、無味、不可燃或經色譜分析），可繼續運行，但應加強監視；

d、若取出的氣體為有色、有味、可燃氣體，其含量超過正常指標，證明內部有故障，未經試驗檢查不得投入運行。

（4）電抗器在發生下列情況時，應匯報調度，加強監視，必要時將其停運： 1）正常電壓電流條件下，電抗器溫度顯著變化并迅速上升。2）出線套管有嚴重破損和放電現象；

（5）電抗器在發生下列情況時，立即將其停運，并匯報調度： 1）壓力釋放裝置向外噴油或冒煙；

2）嚴重漏油使油位迅速下降無法封堵，油位計無指示； 3）電抗器內部有強烈爆炸聲和嚴重放電聲；

4）電抗器著火；

（6）500kV高抗著火處理：

立即拉開高抗所在線路的兩臺開關，切斷電源（嚴禁拉開高抗閘刀），迅速用正確的滅火裝置來滅火。若油溢在高抗頂蓋上著火時，應打開下部放油閥放油至適當位置。若是內部著火，則嚴禁放油，以免發生爆炸。

5、電流互感器異常處理

（1）電流互感器二次回路不允許開路，當出現開路時，應查明開路部位并設法立即處理。若短時不能處理時，應匯報調度將電流互感器退出運行。（2）電流互感器二次開路處理方法

1）確定是電流互感器測量回路還是保護回路開路，將相關保護退出運行； 2）查找故障點，但不得用手觸及二次回路，并盡快在開路點前一級將其可靠短接；

3）CT二次開路會產生高電壓，處理時，必須嚴格使用安全用具，戴絕緣手套，穿絕緣靴，并站在絕緣墊上進行處理；

4）二次開路處設備若已著火應立即切斷電源，然后進行處理；

5）當判斷CT的二次端開路，如不能短接處理時或經外部短接，CT內部聲音仍然很大時，可能CT內部短路，應立即匯報調度停電處理；

6）如未發現明顯開路點，應向主管領導匯報，請專業人員檢查分析。

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（4）電壓互感器二次電壓異常升高

CRT上電壓互感器二次電壓升高的原因： a、二次回路故障； b、監控系統數據錯誤；

c、CVT上部高壓電容C1部分電容擊穿導致二次電壓升高；

d、CVT分壓電容C2因滲油，使介質常數變小，引起電容值變小導致容抗增大，也會引起二次電壓升高；

e、電磁變壓器TV一次側匝間短路，使得匝/伏數減小也會引起二次電壓升高。

f、發現CVT二次電壓異常升高應及時匯報，檢查處理，容易導致CVT爆炸。

7、所用電系統異常處理

（1）遇到下列情況之一應將所用變停用，若有運用中的備用所用變壓器，應盡可能先將其投入運行：

a、聲響明顯增大，很不正常，內部有爆裂聲； b、嚴重漏油或噴油；

c、套管有嚴重的破損和放電現象； d、所有變壓器冒煙著火。

（2）當發生危及所變安全的故障，而所變的高壓熔絲未熔斷時，值班人員應立即將所變停運。

（3）當所變附近的設備著火、爆炸或發生其他情況，對所變構成嚴重威脅時，值班人員應立即將所變停運。

（4）所變有載開關的氣體繼電器動作發信時，應立即對所變進行檢查，并停用所變，取氣樣分析，以確定故障性質。

若取出的氣體為有色、有味、可燃氣體，其含量超過正常指標，證明內部有故障，未經試驗檢查不得投入運行。

（5）所變著火時，應立即斷開電源，并迅速采取滅火措施，防止火勢蔓延。（6）所用電因故全部失電，應盡快查明原因，隔離故障點，盡快恢復所用電，在事故處理過程中應充分考慮所用電失去對重要負荷的影響。

（7）所用電系統故障跳閘，確實無法查找到明顯故障點，可采用分段送電查找

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（3）直流斷路器及熔斷器監視：

在運行中，若直流斷路器動作跳閘或者熔斷器熔斷，在高頻開關、集中監控和OPEN2000的CRT上將發出報警信號，運行人員應盡快找出事故點，分析出事故原因，立即進行處理和恢復運行。若需要更換直流斷路器或熔斷器時，應按圖紙設計的產品型號、額定電壓值和額定電流值選用。

三、操作中發生異常

1、運行人員發生帶負荷誤合隔離開關時，則不論任何情況，都不準自行拉開。應匯報調度用該回路斷路器將負荷切斷后，再拉開誤合的隔離開關。

2、運行人員發生帶負荷誤拉隔離開關時，如為現場電動操作和手動操作，當動觸頭剛離開靜觸頭，應立即將隔離開關反方向操作合上；如為遠控操作或已誤拉開，則不許再合上此隔離開關。

3、電動操作機構在操作中若發生因機構失靈等原因而導致刀閘停止在某個位置，拉弧放電時，應立即穿絕緣靴、戴絕緣手套，迅速用搖把搖開隔離開關，匯報工區及調度，以安排處理。

第二篇：電力系統異常及事故處理

第四部分 電力系統異常及事故處理（40題）

1、何謂電力系統事故，引起事故的主要原因有哪些？

答：所謂電力系統事故，是指電力系統設備故障或人員工作失誤，影響電能供應數量或質量并超過規定范圍的事件。

引起電力系統事故的原因是多方面的，如自然災害、設備缺陷、管理維護不當、檢修質量不好、外力破壞、運行方式不合理、繼電保護誤動作和人員工作失誤等等。

2、從事故范圍角度出發，電力系統事故可分幾類？各類事故的含義是什么？ 答：電力系統事故依據事故范圍大小可分為兩大類，即局部事故和系統事故。局部事故是指系統中個別元件發生故障，使局部地區電壓發生變化，用戶用電受到影響的事件。

系統事故是指系統內主干聯絡線跳閘或失去大電源，引起全系統頻率、電壓急劇變化，造成供電電能數量或質量超過規定范圍，甚至造成系統瓦解或大面積停電的事件。

3、常見的電力系統事故有哪些？

答：（1）主要電氣設備的絕緣損壞，如由于絕緣損壞造成發電機、變壓器燒毀事故。嚴重時將擴大為系統失去穩定及大面積停電事故。

（2）電氣誤操作，如帶負荷拉閘刀、帶電合接地線、帶地線合閘等惡性事故。

（3）繼電保護及自動裝置拒動或誤動。

（4）自然災害，包括大霧、暴風、大雪、冰雹、雷電等惡劣天氣引起線路倒桿、斷線、引線放電等事故。

（5）絕緣子或絕緣套管損壞引起事故。

（6）高壓開關、閘刀機構問題引起高壓開關柜及閘刀帶負荷自分。（7）系統失穩，大面積停電。

（8）現場不能正確匯報造成事故或事故擴大。

4、電力系統事故預防措施有哪些？

答：（1）編制合理的系統運行方式（如電源平衡和結線方式）。（2）創造條件及時消除設備缺陷及系統的薄弱環節。

（3）利用狀態估計、DTS、靜態安全分析等高級應用軟件，加強培訓，提高調度運行人員處理事故的能力。

（4）嚴格貫徹執行各項規章制度。（5）提高電網調度系統技術裝備水平。

（6）加強事故預想和反事故演習，提高事故處理應變能力。

5、調度部門的哪些過失會造成事故？ 答：（1）電力系統運行方式安排不合理。（2）電力系統備用容量不足或分配不當。（3）設備檢修方式安排不當。

（4）繼電保護及系統安全自動裝置與系統運行方式不協調，包括定值誤整定（誤使用），系統安全自動裝置使用不當。

（5）調度員指揮系統操作時對系統運行情況和設備運行狀態不清或者違反規章制度而誤操作。

（6）調度員處理事故時，判斷錯誤，采用錯誤的處理方法而擴大事故。（7）各級運行人員工作不協調，拖延事故處理時間而擴大事故。（8）事故時通訊失靈，調度員無發指揮，至使事故擴大。

（9）事故時遠動設備遙信、遙測信號不正確，計算機監控系統失靈至使事故擴大。

6、事故處理的一般原則是什么？

答：電力系統發生事故時，各單位的運行人員在上級值班調度員的指揮下處理事故，并做到如下幾點：

（1）盡速限制事故的發展，消除事故的根源并解除對人身和設備安全的威脅，防止系統穩定破壞或瓦解；

（2）盡一切可能保護設備的連續運行，以保證對用戶連續供電，特別要采取果斷措施，保證周波，保證廠用電安全運行，對于正常運行的系統，也要特別注意周波、電壓的變化，以保證正常系統安全運行；（3）盡快對已停電的用戶特別是重要用戶保安電源恢復供電；（4）調整系統運行方式，使其恢復正常。

7、系統發生事故時，要求事故及有關單位運行人員必須立即向調度匯報的主要內容是什么？

答：系統發生異常或事故情況時，有關單位值班員應盡速正確地向有關調度做如下內容的匯報：

（1）異常現象，異常設備及其他有關情況；（2）事故跳閘的開關名稱、編號和跳閘時間；（3）繼電保護及安全自動裝置動作情況；（4）出力、電壓、頻率及主干線潮流變化情況；（5）人身安全及設備損壞情況；（6）故障錄波器的有關記錄。

8、事故單位可不待調度指令自行先處理后報告的事故有哪些？

答：（1）對人身和設備安全有嚴重威脅者，按現場規程立即采取措施；（2）確認無來電的可能時，將已損壞的設備隔離；（3）發電機組由于誤碰跳閘，應立即恢復并列；

（4）線路開關由于誤碰跳閘，應立即對聯絡開關鑒定同期后并列或合環；（5）對末端無電源線路或變壓器開關應立即恢復供電；（6）調度規程中已有明確規定可不待調度下令自行處理者。

9、事故處理告一段落后，調度值班人員應做些什么工作？

答：當事故處理告一段落后，調度值班人員應迅速向有關領導匯報事故情況，還應按有關規定及時報上級調度。對于線路故障跳閘（無論重合成功與否）處理完后，應通知維護管理部門查線。事故處理完畢后應詳細記錄事故情況和處理過程，并于72小時內填寫好事故報告。

10、何為頻率異常?華東電網頻率事故的標準是什么? 答：電力系統事故的頻率大幅度變化的動態過程稱為頻率異常。它不同于正常運行中的頻率波動，主要表現在變化幅度、速度快。當功率嚴重缺額時，往往會造成頻率崩潰。

華東電網頻率超出50±0.2赫茲為事故頻率。事故頻率的允許持續時間為：超出50±0.2赫茲，持續時間不得超過30分鐘；超出50±0.5赫茲，持續時間不得超過15分鐘。當安徽電力系統與華東電力系統解列運行時，解列地區容量不超過300萬千瓦時，超出50±0.5赫茲，持續時間不得超過30分鐘；超出50±1赫茲，持續時間不得超過15分鐘。

11、電網監視控制點電壓超出什么范圍、超出多少為電壓異常（障礙）？超出什么范圍、超出多少為事故？

答：（1）超出電力系統調度規定的電壓曲線數值的±5％，且延續時間超過１小時，或超出規定數值的±10％，且延續時間超過30分鐘為電壓異常；（2）超出電力系統調度規定的電壓曲線數值的±5％，并且延續時間超過2小時，或超出規定數值的±10％，并且延續時間超過1小時為電壓事故。

12、電網監視控制點電壓降低超過規定范圍時，值班調度員應采取哪些措施？

答：應采取如下措施：

（1）迅速增加發電機無功出力；（2）投無功補償電容器；

（3）設法改變系統無功潮流分布；

（4）條件允許降低發電機有功出力，增加無功出力；（5）必要時啟動備用機組調壓；（6）切除并聯電抗器；

（7）確無調壓能力時拉閘限電。

13、造成母線失壓的原因有哪些？ 答：造成母線失壓的原因主要有：

（1）母線設備（包括壓變、避雷器、刀閘、支持瓷瓶、引線、開關母線側套管等）本身故障或母線保護誤動作；

（2）出線線路故障（包括主變）開關拒動，失靈保護動作引起越級跳閘；（3）單電源變電所的受電線路或電源故障；

（4）發電廠內部事故，使聯絡線跳閘，引起全廠停電。或者由于系統聯絡線故障，引起全廠停電。

14、變電所母線停電，一般根據什么判斷是否母線故障？應注意什么？ 答：判別母線失壓的依據是應同時出現下列現象：（1）該母線的電壓表示指示消失；（2）該母線的各出線及變壓器電流消失；（3）該母線所供廠用電或所用失去（無備投）。

事故處理過程中應注意，切不可只憑所用電源全停或照明全停而誤認為是變電所全停電。

15、母線故障或失壓，值班調度員在接到現場值班人員的匯報后應做哪些工作？

答：（1）應立即了解失壓母線開關是否已全部跳開。若未跳開，則應立即令其拉開失壓母線上所有開關，發現故障點立即隔離，并對一、二次設備及保護動作情況進行詳細檢查；

（2）立即判斷故障范圍，首先處理系統失穩、解列、過負荷及對重要用戶恢復送電問題，防止事故擴大；

（3）了解現場詳細情況，確定處理方案，進行恢復操作。

16、當母線停電，并伴隨因故障引起的爆炸、火光等異常現象時，應如何處理？

答：當母線停電，并伴隨由于故障引起的爆炸、火光等異常現象時，現場應拉開故障母線上的所有開關，找到故障點并迅速隔離，請示值班調度員同意，方可對停電線母線送電。

17、線路跳閘后一般處理原則有哪些？

答：（1）系統聯絡線或環網線路（包括雙回和多回線路）中，某一回線開關跳閘時，調度員和有關單位值班員首先按本規程的有關規定處理由此引起的穩定破壞、系統解列、元件過負荷等異常狀態，然后再對跳閘線路進行事故處理。（2）當線路開關跳閘后，為加速事故處理，各級調度運行人員可以不待查明原因，按規定對故障跳閘的線路進行強送電。（3）各類線路開關跳閘后，經過強送電不成或已確認有明顯故障時，則可認為線路是永久性故障。值班調度員應下令將故障線路各端開關、閘刀拉開后并三相短路接地，通知有關單位進行事故搶修。通知時應說明保護動作情況，線路是否帶電；若線路無電，也應說明是否做好安全措施，找到故障點后，是否可以不經聯系即開始進行檢修工作。調度員應盡可能根據繼電保護提供的故障錄波器測距情況供查線單位參考。

（4）各類線路瞬時故障、開關跳閘后自動重合閘動作成功或強送成功者，線路雖在帶電運行，但值班調度員仍需通知線路所屬單位對該線路進行帶電查線，并告之繼電保護動作情況及故障測距，經帶電查線發現故障點應立即匯報調度員，未查出故障點也應報告調度。

18、線路跳閘，哪些情況不宜強送？ 答：下列情況線路跳閘后，不宜強送電：（1）空充電線路；（2）試運行線路；

（3）線路跳閘后，經備用電源自動投入已將負荷轉移到其它線路上，不影響供電；

（4）電纜線路；

（5）有帶電作業工作并申明不能強送電的線路；（6）線路變壓器組開關跳閘，重合不成功；（7）運行人員已發現明顯故障現象時；（8）線路開關有缺陷或遮斷容量不足的線路；

（9）已掌握有嚴重缺陷的線路（水淹、桿塔嚴重傾斜、導線嚴重斷股等）。

19、變壓器事故過負荷時，應采取哪些措施消除過負荷？ 答：應采取如下措施：（1）投入備用變壓器；（2）指令有關調度轉移負荷；（3）改變系統結線方式；（4）按有關規定進行拉閘限電。20、變壓器事故跳閘的處理原則是什么？ 答：（1）檢查相關設備有無過負荷問題；

（2）若主保護（瓦斯、差動等）動作，未查明原因消除故障前不得送電；（3）如只是過流保護（或低壓過流）動作，檢查主變無問題可以送電。（4）裝有重合閘的變壓器，跳閘后重合不成功，應檢查設備后再考慮送電；（5）有備用變壓器或備用電源自動投入的變電站，當運行變壓器跳閘時應先起用備用變壓器或備用電源，然后再檢查跳閘的變壓器；

（6）如因線路故障，保護越級動作引起變壓器跳閘，則故障線路開關斷開后，可立即恢復變壓器運行。

21、變壓器出現哪些情況時應立即停電處理？

答：變壓器有下列情況之一者，應立即停電進行處理：（1）內部音響很大，很不均勻，有爆裂聲；

（2）在正常負荷和冷卻條件下，變壓器溫度不正常且不斷上升；（3）油枕或防爆管噴油；

（4）漏油致使油面下降，低于油位指示計的指示限度；（5）油色變化過甚，油內出現碳質等；（6）套管有嚴重的破損和放電現象；（7）其他現場規程規定者。

22、高壓開關本身常見的故障有哪些？

答：高壓開關本身常見的故障有：拒絕合閘、拒絕跳閘、假合閘、假跳閘、三相不同期（觸頭不同時閉合或斷開）、操作機構損壞或壓力降低、切斷能力不夠造成的噴油或爆炸以及具有分相操作能力的開關不按指令的相別動作等等。

23、開關機構泄壓，一般指哪幾種情況？有何危害？

答：開關機構泄壓一般指開關機構的液壓，氣壓、油位等發生異常，導致開關閉鎖分、合閘，直接威脅電網安全運行。

24、開關在運行中出現閉鎖分合閘時應立即采取什么措施？ 答：應盡快將閉鎖開關從運行中隔離出來，可根據以下不同方情況采取措施：（1）凡有專用旁路開關或母聯兼旁路開關的變電站，需采用代路方式使故障開關脫離電網（注意停用并聯開關的直流操作電源）；

（2）用母聯開關串帶故障開關，然后拉開對側電源開關，使故障開關停電（需轉移負荷后）；

（3）對“π”型接線，合上線路外橋閘刀使“π”接改成“T”接，停用故障開關；

（4）對于母聯開關可將某一元件兩條母線閘刀同時合上，再斷開母聯開關的兩側閘刀；

（5）對于雙電源且無旁路開關的變電站線路開關泄壓，必要時可將該變電站改成一條電源線路供電的終端變的方式處理泄壓開關的操作機構。

（6）對于3/2接線母線的故障開關可用其兩側閘刀隔離。

25、開關出現非全相運行時如何處理？

答：根據開關發生不同的非全相運行情況，分別采取以下措施：（1）開關單相自動掉閘，造成兩相運行時，如斷相保護啟動的重合閘沒動作，可立即指令現場手動合閘一次，合閘不成功則應切開其余二相開關。

（2）如果開關是兩相斷開，應立即將開關拉開；

（3）如果非全相開關采取以上措施無法拉開或合入時，則馬上將線路對側開關拉開，然后到開關機構箱就地斷開開關；

（4）也可以用旁路開關與非全相開關并聯，用閘刀解開非全相開關或用母聯開關串聯非全相開關切斷非全相電流；

（5）如果發電機出口開關非全相運行，應迅速降低該發電機有功、無功出力至零，然后進行處理；

（6）母聯開關非全相運行時，應立即調整降低母聯開關電流，倒為單母線方式運行，必要時應將一條母線停電。

26、遇到非全相運行開關不能進行分、合閘操作時，應采取什么方法處理？ 答：（1）用旁路開關與非全相開關并聯，將旁路開關操作直流停用后，用刀閘解環，使非全相開關停電。（2）用母聯開關與非全相開關串聯，對側拉開線路開關，用母聯開關斷開負荷電流，線路及非全相開關停電，再拉開非全相開關的兩側閘刀，使非全相運行開關停電。

（3）如果非全相開關所帶元件（線路、變壓器等）有條件停電，則可先將對端開關拉開，再按上述方法將非全相運行開關停電。

（4）非全相開關所帶元件為發電機時，應迅速降低該發電機有功和無功出力至零，再按本條“１”、“２”項處理。

27、閘刀在運行中出現異常怎樣處理？ 答：應分別進行如下處理：

（1）對于閘刀過熱，應立即設法減少負荷；

（2）閘刀發熱嚴重時，應以適當的開關，利用倒母線或以備用開關倒旁路母線等方式，轉移負荷，使其退出運行。

（3）如停用發熱閘刀，可能引起停電并造成損失較大時，應采取帶電作業進行搶修。此時如仍未消除發熱，可以使用接短路線的方法，臨時將閘刀短接。（4）瓷瓶不嚴重的放電痕跡，表面龜裂掉釉等，可暫不停電，經過正式申請停電手續，再行處理。

（5）與母線連接的閘刀瓷瓶損傷，應盡可能停止使用。

（6）瓷瓶外傷嚴重，瓷瓶掉蓋，對地擊穿，瓷瓶爆炸，刀口熔焊等，應立即采取停電或帶電作業處理。

28、操作中發生帶負荷拉、合閘刀時如何處理？

答：（1）帶負荷合閘刀時，即使發現合錯，也不準將閘刀再拉開。因為帶負荷拉閘刀，將造成三相孤光短路事故。

（2）帶負荷錯拉閘刀時，在刀片剛離開固定觸頭時，便發生電弧，這時應立即合上，可以消除電弧，避免事故。但如閘刀已全部拉開，則不許將誤拉的閘刀再合上。

29、變電站全停電如何處理？

答：當發生變電站全停事故，變電站與調度間能保持通訊聯系時，則有由值班調度員下令處理事故恢復供電。變電站在全站停電后運行值班人員按照規程規定可自行將高壓母線母聯開關斷開并操作至每一條高壓母線上保留一電源線路斷路器，其他電源線路開關全部切斷。當變電站全停而又與調度失去聯系時，現場運行值班人員應將各電源線路輪流接入有電壓互感器的母線上，檢測是否來電。調度員在判明該變電站處于全停狀態時，可分別用一個或幾個電源向該變電站送電。變電站發現來電后即可按規程規定送出負荷。

30、二次設備常見的異常和事故有哪些？ 答：主要有：

（1）直流系統異常、故障；（2）二次接線異常、故障；（3）CT、PT等異常、故障；

（4）繼電保護及安全自動裝置異常、故障。

31、運行中的CT二次側為什么不容許開路？PT二次側為什么不容許短路？如果發生開路或短路分別應如何處理？

答：CT開路將造成二次感應出過電壓（峰值幾千伏），威脅人身安全、儀表、保護裝置運行，造成二次絕緣擊穿，并使CT磁路過飽和，鐵芯發熱，燒壞CT。處理時，可將二次負荷減小為零，停用有關保護和自動裝置。

PT二次側如果短路將造成PT電流急劇增大過負荷而損壞，并且絕緣擊穿使高壓串至二次側來，影響人身安全和設備安全。處理時，應先將二次負荷盡快切除和隔離。

32、二次系統的直流正、負極接地對運行有什么危害？

答：二次系統的直流正極接地有造成保護誤動的可能，因為一般跳閘線圈（如保護出口中間繼電器線圈和跳合閘線圈等）均接負極電源，若這些回路再發生接地或絕緣不良就會引起保護誤動作。直流負極接地與正極接地同一道理，如回路中再有一點接地就可能造成保護拒絕動作（越級擴大事故）。因為兩點接地將跳閘或合閘回路短路，這時還可能燒壞繼電器接點。

33、查找二次系統的直流接地的操作步驟和注意事項有哪些？

答：根據運行方式、操作情況、氣候影響進行判斷可能接地的處所，采取拉路分段尋找處理的方法，以先信號和照明部分后操作部分，先室外部分后室內部分為原則。在切斷各專用直流回路時，切斷時間應盡量短，不論回路接地與否均應合上。當發現某一專用直流回路有接地時，應及時找出接地點，盡快消除。

注意事項：

（1）當直流發生接地時禁止在二次回路上工作。（2）處理時不得造成直流短路和另一點接地。

（3）拉合直流電源前應采取必要措施防止直流失電可能引起保護、自動裝置誤動。

34、交流回路斷線主要影響哪些保護？

答：凡是接入交流回路的保護均受影響，主要有：距離保護，相差高頻保護，方向高頻保護，高頻閉鎖保護，母差保護，變壓器低阻抗保護，失磁保護，失靈保護，零序保護，電流速斷，過流保護，發電機，變壓器縱差保護，零序橫差保護等。

35、遇有哪幾種情況應同時退出線路兩側的高頻保護？ 答：遇有下列情況時應立即停用線路兩側高頻保護：（1）高頻保護裝置故障；（2）通道檢修或故障。

36、哪幾種情況應停用線路重合閘裝置？

答：遇有下列情況應立即停用有關線路重合閘裝置：（1）裝置不能正常工作時；

（2）不能滿足重合閘要求的檢查測量條件時；（3）可能造成非同期合閘時；（4）長期對線路充電時；

（5）開關遮斷容量不允許重合時；（6）線路上有帶電作業要求時；（7）系統有穩定要求時；（8）超過開關跳合閘次數時。

37、與電壓回路有關的安全自動裝置主要有哪幾類？遇什么情況應停用此類自動裝置？

答：與電壓回路有關的安全自動裝置主要有如下幾類：振蕩解列、高低頻解列、高低壓解列、低壓切負荷等。遇有下列情況可能失去電壓時應及時停用與電壓回路有關的安全自動裝置：（1）電壓互感器退出運行；（2）交流電壓回路斷線；（3）交流電流回路上有工作；（4）裝置直流電源故障。

38、當發生事故后發電廠、變電站與調度機構通訊中斷時應按什么原則處理？

答：發電廠、變電站運行人員在系統發生故障又與各級調度通訊中斷時，應按下列原則處理。

（1）允許發電廠按調度曲線自行調整出力，但應注意頻率、電壓變化及聯絡線潮流情況；

（2）一切已批準但未執行的檢修計劃及臨時操作應暫停執行；

（3）調度指令已下發，正在進行的操作應暫停，待通訊恢復后再繼續操作；（4）應加強頻率監視，發生低頻事故時，待頻率上升至49.80HZ以上時，視頻率情況逐步送出低頻減載所切線路。

（5）聯絡線路跳閘，具有“檢定線路無壓重合閘”的一側確認線路無壓后，可強送電一次，有“檢定同期重合閘的一側確認線路有電壓后，可以自行同期并列。

（6）通訊恢復后，有關廠、站運行值班人員應立即向值班調度員匯報通訊中斷期間的處理情況。

39、電力系統振蕩和短路的區別是什么？ 答：電力系統振蕩和短路的區別是：

振蕩時系統各點電壓和電流值均作往復性擺動，而短路時電流、電壓值是突變的。此時，振蕩時電流、電壓值的變化速度較慢，而短路時的電流、電壓值突然變化量很大。

振蕩時系統任何一點電流與電壓之間的相位都隨功角的變化而改變而短路時，電流和電壓之間的角度是基本不變的。

40、什么叫電網黑啟動？ 答：所謂黑啟動，是指整個系統因故障引起大面積停電或全部停電后，不依賴于別的網絡的幫助，通過系統中具備自啟動能力機組的啟動，帶動無自啟動能力的機組。逐漸擴大系統恢復范圍，最終實現整個系統的恢復。黑啟動是電力系統安全運行

第三篇：電力系統事故處理

電力系統異常及事故處理

一、原則。省調調規P35

電網各級調度機構值班調度員是電網異常及事故處理的指揮者，按調度管轄范圍劃分事故處理權限和責任，事故處理時，各級值班人員應做到；

1、迅速限制事故的發展、消除事故的根源，解除對人身設備和電網安全的威險。

2、用一切可能的辦法保持正常設備的運行和對重要用戶及廠用電的供電，迅速恢復系統各廠網、發電廠間的并列運行。

3、盡快恢復對已停電的地區或用戶供電。

4、調整系統運行方式，使其恢復正常

5、及時將事故和處理情況向有關領導匯報。

二、電力系統事故

1、及時準確收集各項故障信息：包括故障前運行方式，故障時繼電保護和自動裝置動作情況、開關變位情況。故障發生的時間和現象，各有關廠站故障前后頻率、電壓和負荷潮流變化情況及設備運行狀況。

2、根據所收集的各項故障信息判斷故障發生設備、停電范圍，判斷繼電保護和自動裝置動作是否正確、是否有越級跳閘等故障。

電力系統故障元件的處理方法

一、開關

1、開關分合閘閉鎖：開關出現“分、合閘閉鎖”是比較常見的開關故障現象，主要原因是液壓操作機構的壓力下降或升高超過規定值、開關本體滅弧室內滅弧介質壓力不足造成開關滅弧性能下降，處理的方法有：

A、開關因本體或機構異常出現“合閘閉鎖”而未出現“分閘閉鎖”時，值班調度員可根據情況下令用旁路開關代故障開關運行或直接拉開該開關，盡快處理。B、開關因本體或機構異常出現 “分閘閉鎖”時，應立即停用開關的操作電源，并按現場規程進行處理，仍無法消除故障，可采取以下措施

1）若為3/2接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的母線環流（刀閘拉母線環流要經過試驗并有明確規定），解環前確認環內所有開關在合閘位置。

2）若有旁路開關的接線方式用旁路開關代故障開關，用刀閘解環，解環前停用旁路開關操作電源；

3）若沒有旁路開關的接線方式，雙母線接線的將故障開關所在母線上的其他開關倒至另外一條母線，然后用母聯開關斷開故障開關；單母線接線的將故障開關所在母線上的其他開關所帶負荷轉移后，用母聯開關斷開故障開關所在母線。4）雙母線接線的母聯開關，將該雙母線上任一開關的兩把刀閘合上后，用母聯刀閘解環；單母線接線的母聯開關，將任一母線上所有分路開關斷開后，用母聯刀閘將故障開關停電。

2、開關非全相運行：開關在操作時發生非全相運行，廠站運行值班人員應立即拉開該開關；開關運行中一相斷開，應試合該開關一次，試合該開關不成功應盡快采取措施將該開關拉開；當開關運行中出現兩相斷開時應立即將該開關斷開。

二、變壓器

i.變壓器過負荷：

變壓器過負荷標準：變壓器負荷電流大于額定電流，變壓器過負同時加強監視變壓器上層油溫，變壓器過負荷處理，調整變壓器中低壓側運行方式，增加發電出力，限電拉閘。

ii.變壓器的故障性質和處理

1、變壓器的主保護(重瓦斯保護或差動保護或分接頭瓦斯保護之一)動作跳閘，應對變壓器及保護進行全面檢查，未查明原因并消除故障前，不得對變壓器強送電。注意差動保護的保護范圍不止是變壓器本體；、變壓器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可對變壓器試送電一次，如有故障,在找到故障并有效隔離后，也可試送一次；、變壓器后備保護動作跳閘的同時，伴有明顯的故障現象(如電壓電流突變、系統有沖擊、弧光、聲響等)應對變壓器進行全面檢查，必要時應對變壓器進行絕緣測定檢查，如未發現異常可試送一次；

4、變壓器輕瓦斯保護動作跳閘，應立即取瓦斯或油樣進行分析，若為空氣，則排氣后繼續運行，若為其它氣體，則應將變壓器停電處理；

5、并列運行的變壓器事故跳閘后，應立即采取措施消除運行變壓器的過載情況，并按保護要求調整變壓器中性點接地方式。

三、頻率異常

1、頻率異常的確定：

容量在3000MW以上的系統,頻率偏差超過50±0.2HZ為頻率異常，其延續時間超過1小時為頻率事故，頻率偏差超過50±１HZ為事故頻率，延續時間超過１５分鐘為頻率事故。

容量在3000MW以下的系統，頻率偏差超過50±0.5HZ為頻率異常，其延續時間超過1小時為頻率事故；頻率偏差超過50±１HＺ為事故頻率，其延續時間不得超過１５分鐘為頻率事故。

2、頻率異常的處理，任何時候保持系統發供用電平衡是防止低頻率事故的主要措施，頻率降低的處理方法有：

1、調出旋轉備用；

2、迅速啟動備用機組；

3、聯網系統的事故支援；

4、必要時切除負荷（按事先制定的事故拉電序位表執行）。

頻率升高的處理方法有：

1、調整電源出力：對非棄水運行的水電機組優先減出力，直至停機備用。對火電機組減出力至允許最小技術出力；

2、啟動抽水蓄能機組抽水運行；

3、對棄水運行的水電機組減出力直至停機；

4、火電機組停機備用。防止頻率崩潰的措施

1、電力系統運行應保證有足夠的、合理分布的旋轉備用容量和事故備用容量；

2、水電機組采用低頻自啟動裝置和抽水蓄能機組裝設低頻切泵及低頻自動發電的裝置；

3、采用重要電源事故聯切負荷裝置；

4、電力系統應裝設并投入足夠容量的低頻率自動減負荷裝置；

5、制定保正發電廠廠用電及對近區重要負荷供電的措施；

6、制定系統事故拉電序位表，在需要時緊急手動切除負荷。

四、電壓異常

電壓異常的確定：

1、超出電力系統調度規定的電壓曲線數值的±５％，且延續時間超過１小時，或超出規定數值的±１０%，且延續時間超過３０分鐘為電壓異常；

2、超出電力系統調度規定的電壓曲線數值的±５％，并且延續時間超過２小時，或超出規定數值的±１０%，并且延續時間超過１小時為電壓事故。

電壓異常的處理：

電網監視控制點電壓降低超過規定范圍時，值班調度員應采取以下措施

1、迅速增加發電機無功出力；

2、投無功補償電容器；

3、設法改變系統無功潮流分布；

4、條件允許降低發電機有功出力，增加無功出力；

5、必要時啟動備用機組調壓；

6、切除并聯電抗器；

7、確無調壓能力時拉閘限電。

對于局部電網無功功率過剩，電壓偏高，值班調度員應采取以下措施

1、發電機高功率因數運行，盡量少發無功；

2、部分發電機進相運行，吸收系統無功；

3、切除并聯電容器；

4、投入并聯電抗器；

5、控制低壓電網無功電源上網；

6、必要且條件允許時改變運行方式。防止電壓崩潰的措施：

1、依照無功分層分區就地平衡的原則，安裝足夠容量的無功補償設備，這是做好電壓調整、防止電壓崩潰的基礎。

2、在正常運行中要備有一定的可以瞬時自動調出的無功功率備用容量，如新型無功發生器ASVG。

3、正確使用有載調壓變壓器

4、避免遠距離大容量的無功功率輸送

5、超高壓線路的充電功率不宜作補償容量使用，防止跳閘后電壓大幅波動。

6、高電壓、遠距離、大容量輸電系統在中途短路容量較小的受 電端，設置靜補調相機等作為電壓支撐。

7在必要的地區安裝低電壓自動減負荷裝置，配置低電壓自動聯切負荷裝置。

8建立電壓安全監視系統，向調度員提供電網中有關地區的電壓穩定裕度及應采取的措施等信息

五、母線

根據母線保護動作情況和故障現象判斷是否為母線故障，母線母差保護經常誤動，線路開關拒動越級。

母線故障的處理、當母線發生故障或失壓后，廠站運行值班人員應立即報告值班調度員，并同時將故障母線上的開關全部斷開，并迅速恢復受影響的廠站用電。、當母線故障停電后，廠站運行值班人員應立即對停電的母線進行檢查，并把檢查情況匯報值班調度員，值班調度員應按下述原則進行處理：)找到故障點并能迅速隔離的，在隔離故障后對停電母線恢復送電；

2)找到故障點但不能很快隔離的，將該母線轉為檢修。雙母線中的一條母線故障時，應確認故障母線上的元件無故障后，將其倒至運行母線并恢復送電（注意：一定要先拉開故障母線上的刀閘后再合正常母線上的刀閘）；)經過檢查不能找到故障點時，可對停電母線試送電一次。對停電母線進行試送，應盡可能用外來電源，試送開關必須完好，并有完備的繼電保護。有條件者可對故障母線進行零起升壓；

4)當母線保護動作跳閘，必須檢查母線保護，如確認系保護誤動，停用該誤動保護，恢復母線送電；

5)當開關失靈保護動作跳閘時，應盡快拉開已失靈開關兩側刀閘，恢復母線供電。3 廠站運行值班人員要根據儀表指示、保護動作、開關信號及事故現象，判明事故情況，切不可只憑廠站用電全停或照明全停而誤認為變電站全站失壓。母線無壓時，廠站運行值班人員應認為線路隨時有來電的可能，未經調度許可，嚴禁在設備上工作。

六、電力系統振蕩

電力系統振蕩分為異步振蕩和同步振蕩

電網振蕩事故處理 1 電網振蕩時的現象

發電機、變壓器、線路的功率表和電流表指針周期性劇烈擺動,發電機、變壓器有不正常的周期性轟鳴聲，失去同步的兩個電網的聯絡線的輸送功率往復擺動，整個系統內頻率變化，一般是送端頻率升高，受端頻率降低，并有擺動,振蕩中心處電壓表波動最大，并周期性地降低到零，偏離振蕩中心的地區，電壓也會波動,電燈忽明忽暗，靠近振蕩中心的發電機組強行勵磁裝置，一般都會動作。系統振蕩事故的處理

1)系統振蕩時，無論頻率升高或降低，各發電廠或有調相機、無功補償裝置的變電站，應不待調度指令，迅速提高無功出力，盡可能使電壓提高至允許最大值。必要時應 4 按發電機和調相機的事故過負荷能力提高電壓，除現場有規定者外，發電機和調相機的最高允許電壓為額定值的110％；

2)頻率降低的發電廠，應不待調度指令，充分利用機組的備用容量和事故過負荷能力，增加有功出力，提高頻率，必要時，值班調度員可直接在頻率降低地區（受端系統）按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，直至消除振蕩或頻率恢復到49.5Hz以上；

3)頻率升高的發電廠，應不待調度指令減少有功出力，降低頻率，直到振蕩消除。為了消除系統振蕩，頻率允許低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使聯絡線過負荷；

4)當系統發生振蕩，頻率降到49 Hz以下，各地調、廠站應不待調度指令，立即按“拉閘限電序位表”拉閘限電，提高頻率到49.5Hz以上；

5)運行的發電機或調相機因失磁引起系統振蕩時，發電廠、變電站值班人員應不待調度指令，立即將失磁機組解列；

6)采取上述措施后，如果在3分鐘內振蕩仍未消除時，省調值班調度員應按事先規定的解列點將系統解列；

7)振蕩時，除廠站事故處理規程規定者以外，發電廠值班人員不得自行解列機組。當頻率低到足以破壞廠用電系統正常運行時，發電廠值班人員應根據事先規定的保廠用電措施將廠用系統及部份負荷與主系統解列，嚴禁在發電機出口開關解列。當系統振蕩消除，頻率恢復正常時，應主動與主系統恢復并列。

七、電力系統單相接地

在中性點直接接地的電力系統中發生單相接地故障時，電力系統將產生很大的短路電流，這個短路電流將引起相關保護動作將故障設備切除。而在中性點非直接接地的電力系統中發生單相接地故障時，電力系統中沒有短路電流，只是三相對地電壓發生變化，接地相對地電壓等于或接近于零，非接地相對地電壓升高為線電壓，沒有保護動作跳閘。

電力系統中發生單相接地故障的判斷：當變電站發出“系統單相接地”信號時，要注意區分系統真正發生了單相接地故障，在系統中出現以下情況時，變電站也會發接地信號，也即“假接地”信號：

1、變電站母線PT單相保險熔斷，熔斷相對地電壓等于或接近于零，正常相對地電壓為相電壓；

2、系統發生電磁諧振，三相電壓同時升高或降低，數值不確定，且變化幅度大；

3、系統線路總長度過長，三相對地參數不平衡，引起中性點電壓偏移。

電力系統中發生單相接地故障時，接地相對地電壓等于或接近于零，非接地相對地電壓升高為線電壓，零序電壓等于線電壓，消弧線圈電流等于補償電流，系統中所有連接的廠站均發接地信號。

電力系統中發生單相接地故障的處理：

1、裝有接地選線裝置的廠站，先拉開接地選線裝置所選的線路；

2、可以分段的廠站，用分網的方法把網絡分成幾個獨立網，縮小尋找范圍；

3、拉帶電備用線路；

4、拉有并網電源的線路；

5、拉分支最多，線路最長，負荷最輕和最不重要的線路；

6、拉分支較少，線路較短，負荷較輕和較重要的線路；

7、檢查母線配電裝置；

8、檢查電源（變壓器和發電機）

9、用倒換備用母線的方法檢查母線系統。

電力系統中發生單相接地故障的時，允許帶接地故障運行的時間一般規定為2小時。

第四篇：電力系統典型事故

電壓失穩的實際事例

不同類型的電壓崩潰：

暫態 或 長過程

崩潰 或 非崩潰

純粹 或 混雜(功角和電壓 穩定)

Note：重要的幾大事故

1987年1月12日法國(長過程，6-7min., 崩潰，純粹)[YJX袁季修]

事件發生在法國網的西部，時屬冬季，氣溫較低.由于照明和熱力設備的原因，負荷對電壓十分敏感.初始狀態下，有功/無功功率和電壓都屬正常狀況.從全國來說，峰荷為5800萬，功率儲備590萬.10:55到11:41之間，一些獨立的事件使得區域內的3臺在線機組(共四臺)相繼從網中脫離，留下一臺機組運行.11:28地區調度發出命令，開動燃汽輪機.在損失了3臺機組后的13秒(暫態穩定后)，第4機組由勵磁電流保護動作而切機，引起地區電壓急劇下降，400KV電壓跌至380KV.在30秒的平穩期后，電壓繼續下跌并波及法國電網的其它區域，在六分鐘內，損失另外9臺常規火電機組和核電機組.11:45到11:50時，總功率損失為900萬瓦(>590萬).11:50時，區域的電壓穩定在300KV，在部分西部400KV的變電所，電壓為180KV，在由調度中心發令切負荷之后(切斷400KV/225KV的變壓器后切150萬負荷)電壓恢復.(注意電壓并沒有完全崩潰，而是穩定的非常低的水平.有些電動機負荷已掉電，余下的負荷對電壓更敏感.在低電壓期間，由于熱控制而增加負荷，導致負荷功率下降，運行在P-V曲線的下半段)1987年1月12日法國 1982年8月4日比利時 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：

?

?

?

?

?

? 在規定的時間內，實現了緊急有功支援(起動燃汽輪機、增加水輪機的出力).負荷特性為Kpu=1.4，Kqu=3(考慮了高中壓的電容器和熱力負荷).11:41后，第一次電壓跌落，負荷減少，使系統能達到一個接近初始狀態的運行點.11:42－11:45，LTC動作，調整中壓電壓(20KV)，使負荷穩定，但運行點在惡化，EHV系統電壓下跌，損耗增加，無功出力接近極限.11:45，交流發電機達到無功極限，整個系統出現高度非線性，而且無法分地區控制電壓，LTC使系統不穩定，大量發電機跳閘.負荷隨電壓線性變化.鎖定超高壓/高壓網的LTC，系統會得到更好的保護.同時，這種效果受負荷動態特性的影響，不能持續時間長，必須采取緊急措施(如切負荷)

? 有些切負荷命令沒有得以實現.? 發現發電機最大勵磁電流保護的設定和發電機保護的延遲設定的有問題.? 在此事故中，常規的保護表現正常，只是在損失第四臺發電機、系統超高壓跌到380KV

時，225KV高壓網的高/中變壓器變比動作、引起負荷增加，導致電壓進一步下跌.分析結果表明，最好的措施是根據電壓判據、利用自動設備盡可能快地鎖定EHV/HV變壓器變比，從區域控制中心進行緊急狀態下的遠方負荷切除.EHV/HV的LTC鎖定自動裝置1990年投入實驗，現在法國的七大區域調度的EMS中都配有此裝置.同時，事故也引起了EDF對在線電壓安全分析的興趣.1982年8月4日比利時(長過程，4.5min., 崩潰，純粹)[CWTAYLOR]

事故開始是一臺70萬機組從網中解除進行常規試驗，45秒后自動控制裝置減少了另二臺機組的無功出力, 初始事件后的3~4分鐘，由發電機最大MVAR保護起動切除三臺機組.在3分20秒，某一主電廠的電壓跌至82%，在4分30秒，由阻抗繼電器動作切除另二臺發電機，引起電壓崩潰.原因是過勵磁保護和轉子過電流保護缺乏配合.采取二個不同的措施：

① 區域控制：在電壓崩潰的開始，系統可以看作是具有一致的電壓水平的不同區域的組合.在比利時網定義了幾個區域，低電壓繼電器監視各區域150KV母線，如果二處的電壓跌到145KV以下并延續5秒以上，區域控制中心發命令降低5%的變壓器變比，即降低5%的二次測電壓，這樣，負荷會暫時減小.低電壓繼電器在148KV時回歸.② 就地控制：裝配LTC的就地鎖定控制，當電壓跌至最低正常電壓的97%時，負荷LTC上的低電壓繼電器將鎖定變比.當電壓升至最低正常電壓的99%時，低電壓繼電器回歸原位.這防止LTC控制負荷電壓恒定，負荷功率恒定，導致電壓崩潰.③ 變壓器切除：如果配電變壓器的二側電壓跌至70%的額定電壓并超過5秒，就切除變壓器.這也就是低電壓切負荷，也便于負荷恢復.1983年12月27日瑞典(長過程，55s., 崩潰，純粹)[CWTAYLOR]

在斯德哥爾摩西部的一個變電所發生短路，并切除失敗，導致損失整個變電所和二條400KV線路，約8秒后一條220KV線路因過負荷而切除，LTC的動作使系統從北到南的線路上電壓更低、電流增大.短路故障約50秒后，另一條400KV的線路切除，接著瑞典南部系統分裂成多島，頻率和電壓崩潰，低頻減載也沒能挽救系統.孤島系統中的核電廠因發電機過電流和低阻抗后備保護而切除，引起斷電.在最后崩潰前400KV網的電壓跌至316KV(在瑞典中部).在南部，電壓水平和頻率在最后崩潰前2-3秒一直屬于正常.共損失負荷1140萬.根據分析，系統的最終分裂是由于LTC動作引起的，時間延遲為50秒左右.1987年8月22日美國西田納西(暫態，10s., 崩潰，復雜)[CWTAYLOR]

在田納西發生78個周波的115KV相間母線放電，故障切除后的10秒內，161KV和500KV的系統電壓跌到75%和82%.電動機的無功需求增加, 加重電壓下跌，3段距離保護動作，引起一系列的動作，負荷損失126.5萬.目前安裝了減載裝置，在電壓為87%時動作，并分有不同延遲的5檔.在第一檔投入電容器，其余的4檔在不同的地方以不同的延遲時間切負荷，直到電壓恢復到繼電器回歸.值得注意的是系統保護和減載措施的配合，線路的二段保護必須在切負荷之前動作，而三段保護則在減載之后才動作.二段的延遲是30周波，三段為120周波，五級減載的時間延遲分別為45、60、75、90和105個周波.Nelson River HVDC System, Winnipeg, Canada, Apr.13,1986(暫態，崩潰，秒)

[CWTAYLOR]

在轉換變壓器充電過程中發生部分電壓崩潰，涌入電流（inrush）降低了交流電壓, 導致換向失敗和逆向器點火角超前，電壓降低到57%，經過暫時的直流鎖定后電壓恢復.一秒鐘的電壓崩潰發生了.聯絡線切斷，直流四極中的三極關閉，低壓減載動作.在交流系統低壓情況下，降低固定數量的直流功率的控制(系統低壓保護裝置)當時沒有投入運行.SE Brazil, Paraguay, November 30,1986(暫態，崩潰，秒)[CWTAYLOR]

在幾個交流系統元件斷電后，Sao Roque 逆變器(Itaipu HVDC link)的交流電壓下跌，在幾秒鐘內為0.85pu.發生多次換向失敗，并且直流功率控制增加直流電流使變流器無功損耗增加.整個直流系統關閉，交流系統發生崩潰，超過1200MW的負荷被切除.由于這一事故和其他事故，導致直流控制方式的一系列變化.South Florida，May 17,1985(暫態，崩潰，秒)[CWTAYLOR]

一個電刷起火引起三條500KV輕載線路跳閘，在幾秒鐘內導致電壓崩潰和大面積停電.低電壓阻礙了低頻繼電器動作.暫態穩定仿真表明系統應該恢復并且懷疑負荷模擬的不足(包括發電廠輔助設備模擬).負荷損失了4292MW.Florida，1982(長過程，崩潰，分鐘)[CWTAYLOR]

所有的四個事故是相似的，開始于Florida南部或中部的大容量發電機組的損失.由于從外部傳輸的功率增加，電壓惡化，經過1－3分鐘后發生系統解列.隨后低頻減載負荷約2000MW.這些事故后，在多個230KV變電站裝置了由電壓繼電器啟動的并聯電抗器和電容器.Jacksonville, Florida, September 22,1977(長過程，崩潰，分鐘)[CWTAYLOR]

發生了一系列電壓崩潰事故.這種崩潰包括切機，勵磁電流限制器動作，人工切負荷以及其它現象.Tokyo，July 23，1987(長過程，崩潰，20分鐘)[CWTAYLOR]

當天，天氣炎熱，負荷異常高.中午后，負荷以400MW/分鐘的速度增加.雖然投入了所有可能的并聯電容器，仍不能阻止電壓下跌，在13:15時500KV系統運行電壓為460KV，到13:19時跌到370KV.13:19時發生電壓崩潰，8168MW負荷被切除.對穩定不利的新型空調的特性被認為是罪魁禍首.France，December 19，1978(長過程，崩潰，26分鐘)[CWTAYLOR]

當時，法國從其它國家購電.在7:00和8:00之間，負荷的增長4600MW，而以前通常為3000KW.8:00電壓開始惡化，并且在8:05-8:10之間一些EHV/HV分接頭被鎖定，低電壓導致熱力負荷下降.8:20時，東部400KV系統的電壓運行范圍為342KV到374KV.8:26時, 過負荷繼電器斷開一條主干道的400KV線路(系統操作員事先已得到報警信息：線路將在20分鐘內斷開).在恢復過程中，另一個崩潰發生了.直到12:30系統才完全恢復.停電負荷為29GW和停電量100GMh.這次事故損失大約在200-300百萬美元.Miles City HVDC link, May and July 1986(長過程，非崩潰，秒)[CWTAYLOR]

由于交流系統相對較弱，在DC ramping及無功投切時導致換向失敗，電壓偏差過大.在某些情況下，轉換器斷電，損失310MW的西部發電機.Mississippi，July 1987(長過程，非崩潰，秒)[CWTAYLOR]

1981年，在負荷區域安裝了減載裝置，在這之前切除一臺500/161KV變壓器可能會引起電壓崩潰.空調占有了夏季高峰負荷的大部分.1987年6月中的分別的三天，電流互感器故障引起變壓器組事故和其它事故.電壓崩潰迅速發生，但是，在2秒內低壓減載400MW負荷，使系統恢復正常.1992年6月22日，損失500/161KV變壓器導致低壓減載裝置切除負荷586MW.South Carolina，July 11，1989(長過程，非崩潰，unknown)[CWTAYLOR]

在破記錄的高峰負荷需求時，損失一個出力為868MW和440MVA的核電站.由于電壓自

動調節器的作用，共發出649MW 的9臺水輪發電機被發電機后備繼電器斷開.115KV電壓降到約89%，230KV電壓降到約93%.Northern California，May 21，1983(長過程，非崩潰，2分鐘)[CWTAYLOR]

Pacific HVDC聯絡線雙極事故(1286MW)后，沿Pacific 500KV 交流聯絡線的電壓下跌達2分鐘.最低電壓在Vaca-Dixon 500KV變電站，達385KV(525KV正常運行電壓的73%).低電壓引起各種水站水泵的停運，不得不重新恢復.Pacific交流聯絡線的初始載荷為2240MW.Longview，Washington Area，August 10，1981(長過程，非崩潰，分鐘)[CWTAYLOR]

天氣炎熱(41攝氏度)，接近Trojan核電廠的Allston站500/230KV自耦變壓器維修，1100MW的Trojan電廠斷電，將功率和電壓支持的任務轉移到Longview地區.傳輸線(230KV和115KV)過載并且發生一些單相接地故障，可能是由于線路松弛搭上樹枝(松弛是由于高溫、大負荷、低壓引起的大電流).Longview鋁廠13.8KV電壓跌到12.4KV，BPA系統運行人員允許鋁廠操作員改變230/13.8KV變壓器上的分接頭－這是錯誤的做法－電壓雖然升高到13.2KV,但是隨后又降低到13KV，很快一條電解電池系列線(Potline)被切除掉.230KV系統的某一點電壓降到208KV，并且Longview地區的電壓崩潰逼近了.Trojan事故后的46分鐘，運行人員斷開電解電池系列線(Potline)負荷110MW.然后線路重合閘，Allston 變壓器恢復運行.Central Oregon, September 17，1981(長過程，非崩潰，分鐘)[CWTAYLOR]

在供給Oregon北部Bend區負荷的230KV線路開斷后，LaPing變電站230KV的51 MVAr電容器組開始發生振蕩.由于只有南部的230KV線路處于運行狀態，設置的電容器組感應盤式繼電器導致電容器組在一小時內開斷19次，平均每3分鐘一次.電壓變化范圍約為219KV－251KV.圖F-2顯示出變電站電壓，圖中可見變比調整導致振蕩.電容器組的充電大約需要3分鐘時間，然后放電.隨著電容器組的切除，電壓衰減直到電容器組再充電.England，May 20，1986(長過程，非崩潰，5分鐘)[CWTAYLOR]

在一次雷擊中，6條400KV線路在1分鐘內斷電.在5分鐘之內，電壓逐漸下跌，最低點的記錄為352KV.在5分鐘之內投入1000MW燃汽輪機以穩定電壓.線路重合閘以恢復電壓.電壓崩潰本來可能會發生的，估計由于LTC變比的不同動作時間的相互作用延緩了電壓的衰減，有利于運行人員采取行動.Zealand，Denmark，March 2，1979(長過程，非崩潰，15分鐘)[CWTAYLOR]

最初，本島南部的一臺270MW機組發生故障.附近沒有無功儲備，并且分接頭變化恢復負荷，使得電壓下跌.15分鐘后，電壓低于0.75pu，使得系統不可能啟動和同步該地區的一臺70MW的燃汽輪機.此后，手動切除負荷以便恢復電壓，并允許燃汽輪機拉入同步.由于分接頭級間的相對的長時間延遲，電壓衰減時間的較長(15分鐘).Western France，Feb.3，1990 and Nov.1990(長過程，非崩潰，分鐘)[CWTAYLOR]

自從1987年1月12日事故，EDF檢測到兩個非常嚴重的事故.1990年2月3日，一場猛烈的暴風雪引起Cordemais發電廠的225KV及400KV母線斷電.自動分接頭控制的鎖定和運行人員的手動減載，使得系統穩定，直到修復工作完成.在1990年11月，四臺Cordemais發電機組在40分鐘內斷電.運行人員采取行動，包括在達到自動鎖定判據之前將分接頭控制鎖定，再一次使系統保持穩定.New York State，September 22，1970(長過程，非崩潰，分鐘，小時)[CWTAYLOR]

在幾個小時內經歷了多次電壓衰減.多次運行人員操作自動減負荷裝置、又服從公眾抱怨、導致電壓下降.在15:45，345KV母線電壓下降到318KV，當電壓再下降6KV時，運行人員切除了大約200MW的負荷.Illinois and Indiana，July 20，1987(長過程，非崩潰，小時)[CWTAYLOR]

負荷水平接近高峰記錄，無功功率需求比預期高，功率傳輸大，一些發電機又沒法投

入運行.765KV、345KV、138KV母線電壓分別低于正常的8%、11%、12%.后來，AEP公司在138KV母線增加了可投切電容器組，增加了765KV并聯電抗器的開關.研究表明，系統應能在單一的預想事故下保持穩定.Northeast United States, June 11，1984(長過程，非崩潰，小時)[CWTAYLOR]

事故的起因是異常的高負荷、計劃內停運和被迫停運.雖然電壓降低并且投入了并聯電容器，但是在PennsylvaniaMaryland(PJM)互聯網的由西向東輸電線路和從Canada輸電的New York Power Pool不得不減少輸送功率以保持電壓穩定和滿足事故前無功極限的要求.在PJM網內，減少幾個機組的有功出力以增加無功出力，購買來自Virginia的燃汽輪機的出力來補償缺額的功率.Baltimore and Washington D.C., July 5, 1990(長過程，非崩潰，小時)[CWTAYLOR]

高負荷(高溫)和發電機outages，使得500KV電壓降低.解決辦法：電網降壓5%運行，running out-of merit generation, 用電側管理以及400MW的rotating blackout.Notebook :

主要原因

High Load

Planned or forced outrages

Generation Outrages

附加現象

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.長期措施

Adding switches to shunt reactors

第五篇：電力系統-2006典型事故

006

度典型事故匯編

2年

目 錄

一、2006年惡性誤操作事故（4起）............................................................................................1

1、汕頭供電局220kV官埭變電站“9·29”帶負荷拉刀閘惡性電氣誤操作事故.......................1

2、湛江遂溪供電局35kV南昌變電站“11·29”帶負荷拉刀閘惡性電氣誤操作事故.................5

3、大理供電局220kV劍川變電站“10·23”帶接地刀閘關合隔離開關惡性電氣誤操作事故....7

4、昆明供電局220kV馬鞍山變電站“12·27”帶接地刀閘合隔離開關惡性電氣誤操作事故..11

二、2006年一般誤操作事故（7起）..........................................................................................16

5、三亞供電局110kV河西變電站誤投壓板引起110kV母聯開關保護誤動事故....................16

6、海口供電公司110kV營根站運行人員走錯間隔誤碰導致#1主變35kV側開關跳閘事故...17

7、湛江供電局220kV霞山站因值班人員操作漏項，漏退保護壓板，造成#2主變差動保護動作跳變中開關事故......................................................................................................18

8、儋州供電公司110kV 那大變電站運行人員操作錯誤造成110kV洛那線跳閘事故............20

9、惠州供電局500kV惠州站因值班員擅自解鎖、單獨操作導致誤切500kV東惠乙線5031開關事故........................................................................................................................21

10、清遠供電局110kV 黃花河站巡檢人員操作漏項誤投壓板，造成線路遭雷擊時主變兩側開關跳閘事故...............................................................................................................23

11、都勻供電局220kV都勻變220kV都麻II回誤投保護壓板導致跳三相斷路器事故...........24

一、2006年惡性誤操作事故（4起）

1、汕頭供電局220kV官埭變電站“9·29”帶負荷拉刀閘惡性電氣誤操作事故

事故前運行方式：

220kV官埭站220kV母線并列運行，220kV官紅甲線、廠官甲線、＃1主變掛220kVⅠ段母線，220kV 官紅乙線、廠官乙線、上官線、＃2主變掛220kVII段母線；＃

1、＃2主變分列運行，＃1主變供電10kVⅠ段母線；＃2主變供電10kVⅡ段母線；110KV 廣興變電站由110kV官廣線供電；110kV 長廈變電站＃2主變由110kV廣長甲線供電；110kV 高新變電站＃1主變由110kV官東線供電，＃2主變由110kV官龍線供電；110kV 珠辛變電站＃2主變由110kV官珠線供電。

事故經過：

2006年9月29日10時53分43秒，220kV官埭變電站運行人員在執行操作任務為“220kV所有運行設備全部倒至220kVII段母線運行，220kV母聯2012開關正常運行（配合220kV旁路2030開關綜自改造啟動方案）”的操作過程中，當執行到操作票的第23項 “查廠官甲線II組母線側23542刀閘在合閘位置”時，發現23542刀閘C相合閘不到位，馬上向值班長和站長報告，該站長經請示變電巡維部主管領導同意后，操作人員按規定進行解鎖，電動遙分該刀閘后，又將23542刀閘遙合，但是仍合不到位；再經請示后改為就地操作，由于手動操作分閘時出現刀閘口放電現象，且伴有燃燒物掉落，引燃綠化草地，操作人員為保人身及設備安全，立即改為用電動遙分該刀閘，但過分緊張誤按23541刀閘按鈕，造成帶負荷拉23541刀閘，引起搶弧導致220kV 母差保護動作，跳開所有五回220kV線路及＃

1、＃2主變變高開關，該站全站失壓，同時使相關聯的110kV廣興站、高新站全站失壓，110kV長廈、珠辛站部分失壓，23541刀閘觸頭燒損。損失負荷17.49萬kW，少供電量13.5萬kW.h。

事故原因：

1）操作人員存在麻痹思想，工作責任心差，缺乏安全意識，沒有認真核對操作按鈕編號，在實施解鎖操作23542刀閘時誤操作23541刀閘，導致帶負荷拉刀閘，是造成事故的直接原因。

2）操作監護人監護工作不到位，沒有真正履行到監護職責，現場出現異常情況沒有采取有效的應對和控制措施，是造成事故的主要原因。

3）該GW4-220IIW型刀閘為1992年沈開產品，設備老化、運行工況差，多次分合不到位也是導致事故發生的原因之一。

暴露問題：

1）運行人員思想麻痹，安全意識淡薄，工作責任心不強，沒有認真履行相關職責。存在違章作業行為，沒有嚴格執行有關的倒閘操作制度，監護工作也不到位。

2）運行人員經驗不足，對操作危險點分析與預控考慮不夠，對設備存在的安全隱患沒有充分的認識，對操作出現的異常情況也缺乏應急處理能力。

3）運行人員有章不循，作業行為不嚴謹，沒有嚴格執行操作錄音制度，沒有真正樹立與“違章、麻痹、不負責任”三大安全敵人做堅決斗爭的信念。

防范措施：

1）停產整頓，全面查找安全薄弱環節，進一步完善各項安全措施，舉一反三吸取事故教訓。

2）開展 “兩票”和防誤操作專項整治，切實加強防誤操作管理，嚴肅查處違章現象和行為。匯集印發有關倒閘操作和“兩票”方面的規章制度、事故案例，組織運行規程的復審和學習考試；全面檢查防誤裝置和運行設備，提出反事故措施并落實整改；嚴肅規程制度的執行和落實，嚴格執行“兩票”考核制度，建立大型操作項目主管人員按級到場制度，逐步制定其他各種考核的辦法；整治接地線的管理和設備標識，如：端子箱各刀閘操作按鈕區域劃分、設備雙重編號牌、接地線的使用等。

3）加強對員工的安全教育，使員工樹立長期與“違章、麻痹、不負責任”三大敵人做斗爭的信念，切實提高員工的安全責任心和安全意識。

4）組織一次針對電氣操作的技能及運行規程制度掌握水平考核。5）積極開展危險點分析與預控工作，進一步組織生產部門開展防誤操作和人身事故方面的危險點分析工作；落實基層班組做好事故預想和反 2 事故演練，提高員工事故應急處理能力。

附圖：

圖片1 23542刀閘掉落碎片著火點

圖片2 23541刀閘觸頭燒損

圖片3 23541刀閘下

圖片4 23542刀閘C相刀閘口

2、湛江遂溪供電局35kV南昌變電站“11·29”帶負荷拉刀閘惡性電氣誤操作事故

事故前運行方式：

湛江供電局35kV南昌站＃2主變運行，由于35kV洋青變電站改造工程的需要，洋青變電站35kV青昌線開關拆除，因此，35kV南昌變電站青昌線由110kV新橋站經35kV遂洋線T接入青昌線運行，35kV楊南線311開關處于熱備用狀態。

事故經過：

2006年11月29日16時04分，湛江遂溪供電局輸電部報35kV遂洋線#5桿C相線夾異常發熱需要停電搶修處理；16時12分，遂溪供電局調度令35kV南昌站值班長全×ד斷開35kV青昌線312開關，合上35kV楊南線311開關”。由于楊南線311開關的KK開關有卡死現象，值班長全××和值班員卜××在開關機構箱處手動操作合閘接觸器合上35kV楊南線311開關。16時33分，全××返回主控室報調度操作完畢，調度即令值班長全×ד將青昌線312開關由熱備用轉為檢修”，并重復“是將312由熱備用轉為線路檢修”。全××接令后將這次的操作任務告訴值班員卜××，當時卜××正在處理楊南線311開關KK開關故障，叫全××等一下。值班長全××想抓緊時間完成操作任務，未要求值班員卜××停止處理楊南線311開關KK開關缺陷，在沒有填寫操作票的情況下獨自到高壓場地進行操作。16時49分，由于全××走錯至楊南線出線間隔，并用解鎖鑰匙進行解鎖操作，帶負荷誤拉35kV楊南線3114線刀，造成35kV楊柑站楊南線311開關過流跳閘、南昌站全站失壓的惡性電氣誤操作事故，損失負荷約3500kW，經處理于18時42分恢復送電。沒人員受傷，現場檢查3114線刀輕微燒傷。

事故原因：

1）操作人員無填寫操作票，走錯間隔，沒有認真核對設備編號，使用解鎖鑰匙解鎖并單人操作，操作全過程未進行操作錄音，導致帶負荷拉35kV楊南線3114線刀，是造成事故的直接原因。

2）值班調度員對變電站發布指令不清晰，受令人接令后沒有復誦，沒有做好記錄，憑記憶操作，是造成事故的重要原因。3）35kV南昌站為有人值班，由于地方偏遠，人員缺乏，變電站的站長實際工作為值長，進行三班倒值班，站內安全工作缺乏系統管理，是造成事故的間接原因。

4）湛江遂溪供電局于99年從代管關系接管以來，未能對上級有關規章制度予以嚴格落實，也是造成事故的間接原因。

暴露問題：

1）遂溪供電局對這次惡性誤操作事故的嚴重性認識不足，敏感性差，沒有按事故調查規程要求及時向上級主管部門報告。

2）運行人員思想麻痹，工作責任心極差，安全意識淡薄，有章不循，電氣操作行為不規范，對有關事故處理和緊急缺陷處理的理解出現偏差，未能吸取同類事故的教訓，沒有真正樹立與“違章、麻痹、不負責任”三大安全敵人做堅決斗爭的信念。

3）運行管理部門管理不嚴，特別是對邊遠的變電站監督管理不到位，運行管理有關規章制度的執行沒有落到實處。

4）遂溪供電局“防誤操作裝置解鎖鑰匙管理使用規定”未能按南方電網要求及時修編，只是經站長值長批準就可使用，降低了解鎖鑰匙的使用限制標準。并且解鎖鑰匙和其他鑰匙在一起存放，解鎖鑰匙和封條形同虛設，存在嚴重管理漏洞，失去了解鎖鑰匙的使用監督管理。

防范措施：

1）針對本次事故暴露出來的問題，制定全面的整改方案和措施。2）開展為期兩個月的安全專項整治工作。對直屬單位和各縣（市）供電局的基層班組，按照上級頒布的安全生產督查標準，逐項排查逐項整治，全面清查安全管理方面出現的漏洞，不留死角。

3）加強培訓、教育工作。切實增強生產人員的工作責任心，提高安全的防范能力，提高對安全規程的理解力和執行力，規范調度和運行人員電氣操作行為，重視細節管理，想方設法、千方百計使每位員工不折不扣地理解和執行規程、規定和要求，在工作中做到“零違章”。

4）深入抓緊抓好防止電氣誤操作的反事故措施，切實加強管理，要按照“嚴、細、實”的要求抓好“兩票”和防誤操作工作，嚴禁無票工作，無票操作。

5）重視防誤閉鎖裝置的作用，加強防止電氣誤操作閉鎖裝置的解鎖管理，減少解鎖操作。

3、大理供電局220kV劍川變電站“10·23”帶接地刀閘關合隔離開關惡性電氣誤操作事故

事故前運行方式：

1）220kV劍川變＃2主變運行，220kV側202斷路器、110kV側102斷路器、35kV側302斷路器分別接220kV、110kV、35kVⅡ組母線運行，＃1主變中、低壓側冷備用、高壓側檢修。

2）220kVⅡ組母線運行，285、283斷路器接220kVⅡ組母線運行。3）110kVⅠ、Ⅱ組母線并列運行，181、183、187斷路器接Ⅰ母運行，182、184、188斷路器接Ⅱ母運行，186、115斷路器冷備用。

4）35kV單母線聯絡運行，＃1所用變接Ⅰ母運行，＃2所用變、劍西線388斷路器接Ⅱ母運行，母聯312在運行狀態，＃1電容器383斷路器熱備用,10kV3號所用變冷備用。

事故經過：

2006年10月20日10時25分，云南省火電建設公司向云南省電力調度中心上了一份編號為2491的配合基建停電申請，申請中的工作內容為“220kV劍川變：1）安裝一檔220kV旁路母線（注：跨#1主變220kV側進線間隔）。2）安裝#1主變220kV側進線間隔2015隔離開關及其引下線。3）拆除#1主變220kV側進線間隔II母接地開關20127。4）安裝#1主變220kV側進線間隔2011隔離開關、20117接地開關與201斷路器間的設備連線。”10月20日14時36分，各相關單位批復了意見，同意此項申請。10月21日，云南省火電建設公司宗××，在大理供電局220kV劍川變，辦理編號為2006－10－1－024號的工作票，“工作時間：2006年10月21日08時00分2006年10月23日20時00分，工作任務為220kV#1主變201斷路器間隔上層旁路母線安裝、旁路隔離開關2015安裝、20127接地開關拆除。”（見附圖所示）經運行值班人員段××許可后開始工作。10月23日17時40分，云南省火電建設公司工作負責人宗××工作結束，到主控室向值班人員說明：“220kV#1主變201斷路器間隔上層旁路母線安裝、旁路隔離開關2015安裝、20127接地刀閘拆除工作已完 成。”可以辦理工作終結手續，17時50分運行值班人員辦理了工作票編號為2006－10－1－024號的工作終結手續，并報地調。17時55分，地調值班員向220kV劍川變下令：“將220kV#1主變220kV側由檢修轉為冷備用”。現場值班人員段××、楊××根據2006－10－1－024號工作票所列安全措施，到現場對安全措施進行逐一拆除，18時01分拆除了裝設于2012隔離開關與201斷路器之間的一組三相短路接地線，18時06分拉開220kV#1主變高壓側接地開關20160，并匯報地調。18時15分現場辦理了2006－10－1－024號工作票終結手續。18時50分地調下令：“將220kV#1主變恢復送電”。19時00分現場值班員段××、楊××到工作現場再次確認，按工作票要求所做安全措施確已全部拆除。19時10分開始進行#1主變恢復送電操作，19時31分當操作至操作票第15項，“合上2012隔離開關”，在2012隔離開關合閘過程中，兩觸頭相距約50cm距離時，觸頭之間開始放電并伴隨有聲響，現場操作人員立即按下2012隔離開關緊急停止按鈕，并迅速將尚未合到位的2012隔離開關拉開，中止了操作。同時220kV母線保護動作，220kVII組母線失壓。#2主變110kV側、35kV側運行正常。事故后檢查發現220kV劍川變三期工程新安裝的#1主變220kVⅠ母2011隔離開關與201斷路器之間的引流線已連接上，并且與2011隔離開關配套的20117接地開關在合位（20117接地開關已于2006年5月安裝完畢，但2011隔離開關與201斷路器之間的引流線一直未安裝），而編號為2006－10－1－024的工作票未涉及引流線安裝工作。21時00分變電站恢復事故前運行方式。

事故原因：

1）云南省火電建設公司辦理的編號為2006-10-1-024工作票的工作任務與本單位所提檢修申請、實際工作不相符，沒有填寫2011隔離開關引流線搭接201斷路器工作，但在實際工作中擴大工作范圍，致使運行人員對尚未驗收的2011隔離開關靠變壓器側一旦合2012隔離開關就帶電，這一重大變更沒有引起足夠重視，埋下事故隱患。

2）雙方履行工作終結手續不認真、流于形式，施工人員沒有向運行值班人員交代當天工作內容進行注意事項，運行人員沒有與工作負責人共同到現場檢查設備狀態，是事故發生的原因之一。

3）運行值班人員就地操作2011隔離開關時，檢查不仔細，未發現20117接地開關在合閘位置，再一次錯過發現隱患的機會，導致帶接地開關合隔離開關，也是事故發生的原因之一。

暴露問題：

1）“兩票三制”執行不到位。未認真履行工作票會簽、接收、許可、交底、終結手續。

2）工作人員思想麻痹，安全意識淡薄，對存在的危險源沒有足夠的認識，安全措施針對性不強。

3）施工單位安全教育培訓存在漏洞，進入變電站作業人員對“兩票”認識不到位。

防范措施：

1）根據南方電網公司《安全生產教育培訓暫行規定》，責成有關責任人學習有關規程制度，并經考試合格后，方可上崗；責成220kV劍川變電站站長、當值值班員進行三個月的待崗學習。

2）認真吸取事故教訓，舉一反三。領導班子按責任區劃分，分頭抓落實，實行安全生產提級管理，靠前指揮，下一級負責的工作相應地要求上一級必須在現場，逐級確保電網安全穩定運行 ；全面清理各施工和生產現場，確保監督到位，從小事做起，從細微處入手，就存在的問題逐一開始整改 ；落實“二次系統管理年”及歷次安全性評價及安全大檢查提出問題的整改，特別是落實反事故措施。

3）實行提級管理靠前指揮，認真分析事故原因，做好事故應急，全面啟動并落實整改措施，確保不發生任何事故，迅速扭轉安全生產下滑趨勢；認真執行事故調查組決定，全面開展安全生產專項整治，穩定安全生產形勢，確保不再發生設備、人身、電網和其它責任事故，確保其它各項目標任務的完成；認真落實安全生產專項整治的各項內容，完成各項規章制度的清理、健全并開始試行；制度試行期結束，安全生產專項整治全部到位，事故及障礙同比大幅度下降，“制度文化、誠實文化和后果文化”建設全面推進，崗位職責全面落實，初步建立安全生產長效機制，安全管理上一個新臺階，安全生產進入常態管理。落實“制度文化、誠實文化和后果文化”建設要求，加大安全生產專項整治力度。

4）從安全生產基礎管理制度入手，按清理、健全和試行三階段，全面清理執行的制度，理清管理界面，配套好考核措施，做到操作層在具體執行時所依據的規定是唯一的，而按規定執行的結果是唯一的。

5）誠實履行安全生產的各項制度。一是加強一線員工的教育培訓，解決好員工本職本崗應知應會，使一線員工在應知應會的基礎上深入、透徹的理解各項制度，深刻認識到不誠實執行制度的后果，以感恩的心態誠實地執行各項制度。二是強化各級生產管理人員執行力，帶頭嚴格執行各項檢查、考核制度，把問題在生產一線解決。

6）加強企業文化建設。全面梳理企業現在的習慣，摸清現狀，其中與“制度文化、誠實文化、后果文化”不相適應的習慣要立足改進，好的習慣要進行文化提升。重點解決責任心的問題，把強烈的責任心養成習慣，形成組織、思想保障體系，持之以恒的堅持下去。

7）嚴格執行《關于云南電網公司生產單位領導干部深入基層參與班組工作的實施意見》規定，加大領導干部深入基層班組代班的力度，使各級領導干部及時分析和研究生產過程中的隱患并幫助制定整改措施，及時發現和解決班組工作中制度“不銜接、不配套、不完善，執行不到位”的問題，對基層一線的技術水平、工作能力和管理水平，真正做到心中有數。

附圖：220kV劍川變電站局部一次接線圖

4、昆明供電局220kV馬鞍山變電站“12·27”帶接地刀閘合隔離開關惡性電氣誤操作事故

事故前運行方式：

220kV馬鞍山變＃

2、#3主變運行，220kV母聯290斷路器、220kV II段母線、旁路母線，＃1主變處檢修。

110kVⅠ段母線運行，110kV II段母線、旁路母線處冷備用。＃

2、#3主變由102、123斷路器供I段母線，191、192、193、194、197、198、199、102、123、107接I母運行，110kV母聯190斷路器處檢修。110kV 馬二陽輪線105斷路器、110kV馬易線106斷路器處檢修。

事故經過：

2006年12月27日，220kV馬鞍山變110kV馬二陽輪線105斷路器、110kV馬易線106斷路器計劃停電，檢修內容為“①在鐵塔上恢復開斷的110kV馬二陽輪線與1053隔離開關之間的引流線；②在同桿雙回線路鐵塔上拆除110kV馬二陽輪線與110kV馬易線之間的連接引流線，恢復110kV馬易線106斷路器供本線路；③110kV馬易線106斷路器CT及110kV馬二陽輪線105斷路器CT加裝在線監測裝置”。

12月27日14時10分，以上工作結束并辦理了工作終結手續。14時53分，省調何XX向220kV馬鞍山變下令：“將110kV馬二陽輪線Ⅱ段母線側1052隔離開關、旁路母線側1054隔離開關由檢修轉冷備用”。于是馬鞍山變電站值班員張XX用電子操作票系統開出了編號為0600986的“拆除110kV馬二陽輪線1052、1053、1054隔離開關安全措施”的操作票。隨后，值班員甘XX、張XX、魏X三人拿著該操作票到現場進行操作，操作完畢后，監護人魏X和值班員甘XX就到相鄰的106斷路器間隔進行110kV馬易線106斷路器安全措施的拆除，但僅拆除了#19接地線，未拉開10601接地刀閘。返回主控制室后，準備進行“將110kV馬易線106斷路器由冷備用轉運行”的操作，當張XX在用電子操作票系統開操作票時，發現微機五防系統模擬圖上10601接地刀閘指示仍在合閘位置，于是就到五防操作系統模擬屏上使用“燈開關設置”功能，將10601接地刀閘人為由合閘位置設置為分閘位置，微機五防系統模擬圖上位置信號燈隨即顯示10601接地刀閘已拉開。于是，張XX最終在微機電子操作票系統中開出了票號為0600992的“110kV馬易線106斷路器由冷備用轉運行”的操作票。

16時30分地調楊X令110kV馬易線106斷路器由冷備用轉運行，16時40分當操作至操作票第7項“合上110kV馬易線I段母線側1061隔離開關”，在1061隔離開關合閘過程中，兩觸頭相距約30cm距離時，觸頭之間開始放電并伴隨有爆炸聲響，同時看到有火光落到地面，監護人魏X立即命令操作人張XX停止操作，并跑回主控室向調度匯報。同時110kV母線保護動作，110kV馬鹽Ⅰ回108斷路器，110kV馬鹽Ⅱ回109斷路器、12 110kV馬磷Ⅰ回線107斷路器、110kV五鈉Ⅰ回193斷路器、110kV五鈉Ⅱ回194斷路器、110kV馬安線197斷路器、110kV馬海輪線199斷路器、110kV馬海Ⅰ回198斷路器跳閘，110kVI段母線失壓。

事故后現場檢查發現110kV馬易線10601接地刀閘在合閘位置。事故造成220kV馬鞍山變110kV I組母線失壓，110kV海口變全站失壓，損失負荷7.6萬kW，損失電量約21.5萬kW.h。

事故原因： 1）直接原因：

運行值班人員在進行110kV馬易線送電過程中，漏拉＃10601接地開關，導致帶接地開關合隔離開關。

2）間接原因：

（1）無票操作。現場人員未攜帶操作票就拆除110kV馬易線106斷路器安全措施，事后補填操作票。

（2）未正常使用電腦鑰匙，而違規使用解鎖鑰匙進行操作。（3）操作中實際操作人和監護人職責不清，未進行有效監護。（4）未核對設備實際狀態就使用“燈開關設置”功能，人為改變接地開關在防誤閉鎖裝置模擬屏上的位置狀態。

（5）運行人員未履行工作票終結手續就匯報調度具備送電條件。暴露問題：

1）對“兩票三制”認識不到位,“兩票三制”執行隨意。（1）無票操作。嚴重違反《安規》等有關規定。

（2）操作人、監護人、值班負責人簽字隨意，角色錯位，職責不清；操作中未進行有效監護。

（3）在工作票未履行工作票終結手續的情況下，就匯報調度。（4）“兩票”其他相關制度執行不認真。

2）防誤閉鎖裝置的使用、管理存在死角和漏洞。（1）隨意使用解鎖鑰匙進行操作。

（2）使用防誤閉鎖裝置模擬操作屏上的燈開關設置功能前，沒有與現場實際運行狀態檢查核對。

（3）解鎖鑰匙管理存在死角。個別運行人員個人私自保存有解鎖鑰匙。

3）制度文化落實不到位，缺乏誠信。

（1）對規章制度保障現場安全生產的重要性認識不到位。（2）缺乏誠信，安全生產承諾書流于形式。

（3）工作時圖方便，怕麻煩，盲目圖快，忽視制度執行，并相互默許違章行為。

4）安全生產責任制落實不到位，監督管理存在死角和漏洞。（1）制度執行中缺乏對過程的控制、監督、檢查、考核，未形成有效閉環管理。

（2）教育培訓不到位，沒有切實提高員工安全意識、責任意識、誠實意識、后果意識。

（3）管理效能不高，效能的衰減在班組層面表現得尤為突出。防范措施：

1）立即采取措施，穩定員工情緒，扭轉安全生產被動局面。2）從思想教育入手，消除安全生產思想隱患。

（1）提高誠實意識，自覺執行規章制度，不折不扣履行安全生產承諾。（2）強化現場人員責任意識、后果意識，做到“守土有責”，對自己的行為及后果負責。

（3）消除應付檢查心理，杜絕工作時圖方便，怕麻煩、盲目圖快的行為。

3）嚴格執行“兩票三制”。

（1）對照兩票執行流程，全面查找每個環節中存在的不足和習慣性違章行為，提出解決措施。

（2）強化“兩票”執行過程控制，做到有執行、有監督、有檢查、有考核，形成閉環管理。

（3）優化“兩票”合格率的考核機制，防止單純追求票面合格率的現象。

（4）規范操作流程。4）加強防誤閉鎖裝置管理。

（1）加強源頭管理，對新安裝的防誤閉鎖裝置配備的解鎖鑰匙及時收集并納入管理范圍，做到每把解鎖鑰匙可控、在控。

14（2）加強防誤閉鎖裝置的運行維護管理。清理防誤閉鎖裝置管理制度。清理優化現場運行規程，確保相關內容滿足防誤閉鎖裝置的規范管理。

5）加強教育培訓。針對變電運行人員在執行“兩票三制”和現場規章制度中的諸多問題，加強應知應會培訓、演練、考試，提高崗位技能操作水平，使之能熟知崗位職責，熟悉工作流程，熟練掌握操作技能。

6）加強安全生產監督管理。強化制度執行中對過程的控制、監督、檢查、考核，做到閉環管理，形成長效機制，提高安全生產監督管理水平。

7）加強省調、地調兩級調度機構管理制度之間的銜接統一，規范出線隔離開關以內的接地開關（接地線）的管理。

附：110kV馬易線106斷路器間隔接線簡圖

二、2006年一般誤操作事故（7起）

5、三亞供電局110kV河西變電站誤投壓板引起110kV母聯開關保護誤動事故

事故前運行工況：

事故前110kV河西站運行方式：110kV鴨西II線在I母運行，#2主變在II母運行，I、II母之間的母聯分段開關1103在運行。110kV鴨西I線河西側開關在II母上熱備用（該站#1主變正在擴建中）。事故前相關情況：1月9日15時15分左右，廣西電網公司赴海南調試隊在做110kV河西站保護定檢過程中，發現無定檢任務的110kV母聯分段開關保護無定值單卻投入保護，報給配合工作的三亞供電公司繼保人員陳AA，陳AA報給繼保專職陳BB，陳BB當時在處理另外的事情，沒有及時到河西站，也未給出處理意見。16時10分，母聯分段開關1103送電前，廣西調試人員問，要不要退出壓板再送電，陳ХХ說，按原來投入狀態投入壓板。16時48分，母聯分段開關1103送電。

事故經過：

2006年1月9日20時28分，110kV河西站10kV人民醫院線的一用戶（三亞南宏實業）設備廠家（遵義長征電器設備有限責任公司），在設備安裝完成后的送電過程中違章操作，廠家操作人員帶地刀合開關，造成人民醫院線開關1034過流II段動作跳閘。擴大情況：同時，110kV母聯分段開關1103過流I段動作跳閘，110kV II母失壓，#2主變停電。處理情況：事故發生后，公司營銷部、繼保班有關人員迅速趕到現場。營銷人員發現用戶三亞南宏實業有限公司的配電06出線柜接地刀閘在合閘位置，立即下發整改通知書給用戶。繼保人員發現110kV母聯分段1103斷路器無定值單誤投保護，造成該開關保護誤動。經退出母聯分段1103斷路器保護，20時34分，#2主變送電成功。

事故原因：

1）10kV用戶誤操作。用戶在合專柜開關時，不遵守五防操作步驟，自行解鎖操作，造成帶地刀合開關。

2）繼保人員在得知110kV母聯分段1103斷路器保護壓板與定值單規 定不一致的隱患后，沒有立即采取措施進行整改，致使該保護壓板繼續被誤投入，導致外部10kV設備故障時保護誤動。

暴露問題：

1）用戶工程驗收管理不規范，營銷服務部對用戶工程的安全監督管理不到位。

2）繼電保護管理工作存在漏洞，有關部門對于保護定值管理不按反措要求整改，導致保護誤動，造成事故擴大。

3）在南方電網組織的預試定檢過程中，已發現嚴重安全隱患，公司繼保人員在預試人員兩次的提醒下，沒有引起高度重視，不及時通知調度員和運行人員退出誤投的保護壓板。暴露出公司繼保人員工作責任心、安全意識不強。

防范措施：

1）規范用戶工程驗收，驗收發現問題必須要整改完成合格后才能送電。

2）規范10kV用戶的安全管理，配電柜必須有五防裝置，配電房內要有現場操作規程，配備合格的電工，遵守《電業安全工作規程》等相關的安全規程。

3）嚴格執行各項規章制度及反事故措施，嚴格執行各項安全技術措施，規范定值管理，杜絕繼電人員人為責任造成的“誤投、誤碰、誤整定”等事故。

4）加強繼保人員的安全思想意識及工作責任心的意識。5）加強繼保人員的專業知識培訓，提高專業技能水平。

6、海口供電公司110kV營根站運行人員走錯間隔誤碰導致#1主變35kV側開關跳閘事故

事故經過：

5月2日12時29分，營根站操作人黃×、監護人云××在執行“將#2主變由熱備用轉為運行再將#1主變由運行轉為熱備用”的操作過程中，在后臺遙控合#2主變35kV側3502開關時，開關拒合，并出現 “2B中壓側控制回路斷線” 報警信號。兩人到設備現場查#2主變35kV側3502開關拒合原因時，因走錯間隔，誤按#1主變35kV側3501開關機構“緊 急脫扣”按鈕，造成運行中的#1主變35kV側3501開關跳閘。

事故原因：

操作人員因走錯間隔，誤按#1主變35kV側3501開關機構“緊急脫扣”按鈕，造成運行中的#1主變35kV側3501開關跳閘。

暴露問題：

1）監護人存在多種嚴重的思想違章，一是判斷故障想當然，憑印象；二是到現場沒有按照規定核對設備的雙重編號；三是在查找原因有疑問時，沒有停下來分析，把問題弄清楚，不能做到“先想后干，想明白了再干，沒想明白就不要干”；四是認為操作人水平低，忽視了與操作人之間的互相監督監護的作用。這是典型的“違章、麻痹、不負責任”安全生產三大敵人。

2）操作人和監護人在這一過程中缺乏溝通，操作人員素質不高，一味盲從，沒有起到相互提醒、相互把關的作用。

防范措施：

1）以營根站誤操作事故作為典型進行安全思想警示教育，組織各站運行人員認真學習，舉一反三，每人查找思想深處的違章根源，切實提高每個運行人員的安全意識。

2）繼續按照變電運行所《倒閘操作全過程的規定》加強現場倒閘操作過程的訓練，理解操作票中每項操作的原因、目的，并規范每一頂操作的標準和行為。

3）組織運行人員學習《安規》、《電氣操作導則》等有關規程、規定和制度，并進行《安規》考試。

7、湛江供電局220kV霞山站因值班人員操作漏項，漏退保護壓板，造成#2主變差動保護動作跳變中開關事故

事故經過：

2006年5月12日10時50分，220kV霞山站#2主變變高2202開關CTA相二次端子盒滲油處理工作結束。11時00分，調度令將“220kV霞山站#2主變變高2202開關由檢修轉為運行狀態，將220kV旁路2030開關由代路轉為熱備用狀態”。值班員梁××（監護人）、鄭××（操作人）開始執行“220KV #2變高2202開關由檢修轉運行，220KV旁路2030開 關由代220KV #2變高2202開關運行轉熱備用”的操作任務，當兩人在操作完第18項“投入220KV失靈保護跳#2變高2202開關保護壓板2QP”操作項目后，由于麻痹大意，認為該頁操作項目已全部完成，即翻頁進行次頁操作，11時35分，當操作到第20項“短接220kV旁路2030CT差動保護試驗端子壓板2SD”時，由于漏第19項“退出#2主變差動保護壓板1LP”的操作，造成#2主變差動保護動作，110kV#2變中1120開關跳閘。跳閘后，值班人員立即進行檢查發現漏退#2主變的保護壓板并報告調度，11時44分，調度令合上#2主變變中1102開關，恢復1102開關運行，事故無造成少送電。

事故原因：

1）操作漏項，在未退出#2主變差動保護壓板1LP的情況下即短接220KV旁路2030 CT差動試驗端子壓板2SD，致使在220kV旁路CT切換至#2變高2202開關CT過程中，產生差流造成差動保護動作跳#2主變變中開關。

2）#2主變保護跳旁路2030開關出口壓板有電量保護及非電量保護兩個出口壓板，在220kV旁路2030開關代220kV＃2變高2202開關運行時，只投入#2非電量保護壓板，沒有投入#2主變電量保護跳220kV旁路2030開關壓板，造成#2主變差動保護動作時旁路2030開關沒有跳閘。

暴露問題：

1）“違章、麻痹、不負責任”行為在部分運行人員中依然存在，特別是麻痹思想較為突出。

2）保護壓板的投退操作，缺乏有效的相互監督作用。3）危險點的分析不夠充分，沒有采取有效的預控措施。

4）在倒閘操作任務多，操作人員分散的情況下，分工安排不合理，未能做好人員有效的協調工作。

防范措施：

1）認真貫徹執行南方電網公司、省公司頒發的各項規章制度，在員工中真正樹立起與“違章、麻痹、不負責任”三大安全敵人作長期斗爭的理念，加強培訓教育，切實增強員工的工作責任心，提高安全意識。

2）按照“嚴、細、實”的要求抓好“兩票”和防誤操作管理工作，19 加強“兩票”執行的動態管理，規范員工的作業行為，杜絕電氣誤操作事故的發生。

3）嚴格執行變電站電氣操作實行語音記錄管理制度，對操作全過程進行語音記錄。

4）加快主變保護改造，開展變電站保護壓板、操作細則、操作票庫核查工作，建立保護打印信息和保護壓板投退狀態卡，減少操作差錯。

5）加快原已開展的操作危險點預控文檔的審核工作，認真開展危險點分析和預控，確保操作不出差錯。

8、儋州供電公司110kV 那大變電站運行人員操作錯誤造成110kV洛那線跳閘事故

事故經過：

2006年6月29日15時45分，儋州供電公司110kV 那大站值班人員劉××、黃××接到中調調度員操作指令：退出110kV洛那線高頻保護壓板（配合220kV洛基站110kV洛那線高頻反措改造工作）。由于后臺機6月21日發生通訊機故障，6月24日檢修處理未排除故障，本項操作無法在后臺機完成（注：該線路保護裝置型號：CSL161B；生產廠家：許繼四方；生產日期：2000年11月。保護裝置設計中沒有高頻保護硬壓板、距離、零序保護硬壓板，僅有保護總出口壓板）。值班人員填寫退出110kV洛那線高頻保護壓板（軟壓板）操作票。15時50分，操作人黃××、監護人劉××在保護裝置上按操作票步驟進行操作，當進行CTL功能后，顯示二個子菜單DOT和EN，本應進入EN（壓板投退）菜單執行03項（高頻保護投退），因操作人、監護人未核對清楚菜單（操作人戴老化眼鏡），錯誤進入DOT（開出傳動）菜單執行03項（遠動遙控跳閘出口），輸入密碼后，開出保護跳閘指令，造成110kV洛那線跳閘，保護裝置三相操作箱（ZBZ-11S）上保護跳閘信號燈亮，中控室蜂鳴器報警。110kV洛那線跳閘后，值班人員及時報告中調調度員，中調取消220kV洛基站110kV洛那線高頻反措改造工作。經中調下令，15時54分，110kV洛那線恢復運行。30日10時30分，事故調查組到220kV洛基站、110kV那大站調查事故情況，聽取當事人講述操作過程和儋州供電公司初步調查情況后，重新進行核對模擬試驗，確認110kV洛那線跳閘為操作人、監護人進入菜單選擇過 程中發生錯誤所致。

事故原因：

1）操作人、監護人在操作過程中未認真執行唱票、復誦，未認真核對菜單，是造成這起事故的主要原因。

2）后臺機故障未能及時修復，致使該操作任務無法在后臺機上直觀完成，是這起事故的次要原因。

暴露問題：

1）運行人員安全思想意識淡薄，責任心不強，對保護裝置界面菜單不熟悉，鍵盤操作不熟練，操作人與監護人唱票、復誦落實不到位，未能起到有效的監護作用。

2）保護裝置設計不合理，沒有配置各種保護出口硬壓板，界面窗口窄小，操作密碼未設置權限，實行統一密碼容易造成職責不明。

3）后臺機容量小，裝置老化，故障較多，經常發生通訊中斷或雷擊損壞，無法滿足設備運行要求。

防范措施：

1）認真貫徹落實南方電網公司《電氣操作導則》，嚴格執行操作票制度，認真完成每一項操作，保證操作過程中的相互監護強化安全教育及技能培訓，提高員工安全思想意識，提升技術水平。

2）加大綜合自動化改造力度，特別是針對110kV那大站（93年投產）設備老化，綜自裝置配置水平落后等情況，盡快實施設備改造，提高設備健康水平。

9、惠州供電局500kV惠州站因值班員擅自解鎖、單獨操作導致誤切500kV東惠乙線5031開關事故

事故經過：

2006年11月2日上午，惠州供電局500kV惠州站500kV核惠線5021開關液壓機構滲油導致油位降至下限，運行人員臨時向中調申請將500kV核惠線5021開關由運行轉冷備用狀態，對液壓機構進行補油工作。10時46分執行了中調6503號調度令（將500kV核惠線5021開關由運行轉冷備用狀態）。11時15分，發出500kV核惠線5021開關機構補油工作票。12時30分5021開關機構補油工作完成，檢修人員要求值班人員在主控 室試合5021開關，檢查開關機構檢修質量。值班員在未報告值班長，且沒有監護人的情況下，于12時32分擅自用五防解鎖鑰匙解鎖操作合上了5021開關；隨后檢修人員要求斷開5021開關，12時34分50秒，值班員未進行五防模擬操作，沒有請示班站長及有關主管領導，再次擅自用五防解鎖鑰匙解鎖操作，又未認真核對設備名稱、編號、位置，導致誤斷開控制屏上與5021開關相鄰的500kV東惠乙線5031開關，被發現后，立即于12時35分21秒合上5031開關。因500ｋV東惠乙線由5031和5033開關同時供電，誤切5031開關未造成線路停電，未對系統造成影響，未造成少供電。

事故原因：

1）值班員違反《電業安全工作規程》（發電廠及變電所電氣部分）第22條、廣東電網公司《防止人身傷亡事故十項重點措施》“3.1”、“3.11”及《惠州供電局防止誤操作閉鎖裝置解鎖操作管理規定》（惠電安[2006]13號文）的有關規定，在無人監護的情況下，又未報告值班長，單人進行操作，且擅自解鎖，又未認真核對設備名稱、編號、位置，最終導致誤切5031開關，是事故發生的直接原因。

2）500kV惠州變電站對安全管理制度執行不嚴，五防解鎖鑰匙管理不善，未能及時糾正值班人員違章行為，導致值班員黃×在無人監護的情況下，擅自解鎖，單人進行操作，是事故發生的間接原因。

防范措施：

1）嚴格安全管理，對人員違章行為和安全管理不到位的情況須加強考核力度，扭轉制度執行不力的現象。

2）各變電站立即核查防誤閉鎖裝置解鎖用具的使用和保管情況，嚴格執行“五防”管理制度，加強五防裝置的管理，從根本上杜絕誤操作的發生。要求解鎖操作完成后，由值班長記錄并立即將解鎖鑰匙放回存放箱，并貼好封條，由站長負責監督。

3）進一步完善和規范檢修過程中試分合開關的操作規定，制定實施細則。

4）切實增強生產人員工作責任心，強調運行值班紀律，嚴格執行操作監護制度。

5）加強變電站安全管理工作，積極查找安全管理上的漏洞，制定相應的防范措施；認真執行規章制度，加強現場監督，及時糾正員工習慣性違章行為，實現安全生產可控在控。

10、清遠供電局110kV 黃花河站巡檢人員操作漏項誤投壓板，造成線路遭雷擊時主變兩側開關跳閘事故

事故前運行方式：

110kV黃花河站110kV龍黃線掛I段母線運行，110kV琶黃線掛Ⅱ段母線運行，110kV母線單母分段運行，＃1主變掛110kVⅠ段母線帶10kVⅠ段母線運行（該站只有一臺主變）。

事故經過：

2006年11月19日00時47 分02秒，110kV黃花河站110kV龍黃線線路受雷擊距離Ⅰ段保護動作出口，因110kV龍黃線跳閘出口壓板在退出位置，110kV龍黃線開關未能跳閘；00時47分 04秒465毫秒，＃1主變高壓側間隙零流第一時限出口聯跳10kV黃湯二干、黃升干、黃四干（小水電線路）；00時47 分04秒965毫秒＃1主變高壓側間隙零流第二時限出口跳＃1主變變高101開關及變低501開關，造成10kVⅠ段母線失壓。事故造成甩負荷約12MW，損失電量1.1萬kW.h。

事故原因：

1）110kV龍黃線#18桿B相小號側導線側第一片絕緣子被雷擊碎、大號側絕緣子受雷擊閃絡；#25桿A、C兩相絕緣子受雷擊閃絡；#26桿A、B兩相跳線絕緣子受雷擊閃絡。

2）事故后通過檢查黃花河站運行工作記錄、地調調度操作指令記錄及操作錄音回放發現： 2006年7月25日，地調令巡檢班巡檢人員投入110kV龍黃線保護跳閘出口壓板，巡檢人員經復誦確認無誤后，在執行操作過程中誤將110kV琶黃線保護跳閘出口壓板當作110kV龍黃線保護跳閘出口壓板投入，操作執行完畢后，巡檢人員在匯報地調時卻清晰的記錄“已投入110kV龍黃線保護跳閘出口壓板”。故漏投110kV龍黃線保護跳閘出口壓板是造成事故的直接原因。

3）巡檢人員思想麻痹，安全意識淡薄，工作責任心不強，沒有認真履行相關職責。沒有嚴格執行調度規程及有關的倒閘操作制度，監護工作 也不到位。

4）巡檢人員對操作危險點分析與預控考慮不足，對變電站運行方式改變相對應保護壓板的投退情況不熟悉。巡檢人員巡視設備不到位，在每天巡視設備時也沒能及時發現運行中的110kV龍黃線漏投保護跳閘出口壓板，導致事故的發生。

5）巡檢運行人員有章不循，沒有嚴格執行操作錄音制度，操作錄音裝置存在缺陷未能處理，在管理上有待加強。

防范措施：

1）提高運行人員的工作責任心，深刻吸取教訓，堅決與“違章、麻痹、不負責任”三大敵人作斗爭。

2）加強巡檢人員的技術培訓工作，切實知履行專業知識考試、實操等考核制度。

3）完善變電站保護壓板檢查制度和使用繼電保護壓板投退通知單。

11、都勻供電局220kV都勻變220kV都麻II回誤投保護壓板導致跳三相斷路器事故

事故經過：

2006年11月21日2時48分，220kV都麻Ⅱ回線路B相發生接地，220kV都勻變側220kV都麻II回202線路保護雙套動作, 南瑞RCS931A電流光差動保護啟動后12ms出口跳202斷路器三相，南瑞RCS931A保護重合閘未投（正常運行時，只投四方CSC101B保護重合閘，狀態為：單重）；四方CSC101B高頻阻抗保護啟動后經32ms出口跳B相，四方CSC101B保護重合閘未動作（由于此時202斷路器已三相已跳開，而四方CSC101B保護重合閘為單重方式，故四方CSC101B保護根據邏輯啟動“三跳閉鎖重合閘”功能閉鎖了重合閘）。220kV麻尾變側雙套保護動作正確單跳麻尾變側202斷路器B相，重合成功。由于都麻Ⅰ、Ⅱ回并列運行，故未造成負荷損失。檢查發現，都麻Ⅱ回光差保護屏“溝通三跳”壓板在投入狀態，該壓板系10月15日新投都麻Ⅱ回啟動投運時投入。

事故原因：

1）220kV都麻Ⅱ回線路故障跳閘直接原因為#149塔B相絕緣子被雷擊（經現場測量：220kV都麻II回線149#塔接地電阻左前：3Ω、左后： 3Ω、右前：3Ω、右后：3Ω），故障時氣象條件為雷雨天氣（#138塔A相玻璃絕緣子有裂痕，經分析，判斷為自爆所致）。

2）220kV都勻變220kV都麻Ⅱ回線202斷路器單相故障跳三相的原因是都麻II回在啟動投運時，其光差保護屏“溝通三跳”壓板誤投所致。

暴露問題：

1）基建施工人員在保護移交、投運的過程中，操作流程不規范。2）設備投運操作過程中，人員監護不到位；違反了《電業安全工作規程(發電廠及變電所電氣部分)》第24條“操作中發生疑問時，應立即停止操作并向值班調度員或值班負責人報告，弄清問題后，再進行操作”。

3）設備投運前無正式簽發的現場運行規程。違反了《南方電網新設備投運調度管理辦法》中2.8條“新設備啟動前必須具備下列條件： 廠站運行規程已修編或補充并報調度備案。”

4）新設備投運前準備不充分，如：人員對RCS-931系列超高壓線路成套保護裝置功能不熟悉，在都勻供電局內部對此次啟動的準備不充分,沒有按照《貴州電網新設備投運實施細則》中的要求對相關運行人員進行培訓，使之熟悉設備，在局內部召開本單位范圍內的啟動會上，對檢修、安裝、運行單位間職責界定不到位，沒有清晰的對各自的工作范圍與工作職責進行劃分與明確。

5）壓板標識不規范。“溝通三跳”壓板功能實際為溝通三跳閉鎖重合閘，但其標識不能反映其真實功能，使運行人員產生誤解。

6）廠家出廠保護壓板標識與說明書不統一，同一功能壓板有三種叫法（溝通三跳、溝三閉重、投閉重三跳），且在都麻Ⅰ回線的兩側同一保護壓板的叫法也不統一。

7）沒有認真吸取過去類似的事故教訓，沒有把好基建工程驗收、投運關。

防范措施：

1）立即將修編的220kV都勻變220kV都麻Ⅱ回間隔現場運行規程并報局審批、簽發。檢查并完善其它變電站現場運行規程。并做到今后新設備投運前，沒有運行規程不投運。

2）對同型號保護裝置壓板投入情況進行檢查，完善保護壓版雙重命 25 名，杜絕同類現象再次發生。

3）對新投設備嚴格履行驗收手續，在設備投運前要求變電站具備完整的圖紙、說明書等資料，做到資料不齊，不投運。

4）加強對運行人員的技術培訓，特別是新投運設備前的培訓。5）對新投設備必須在投運前擬定或修改相關的現場運行規程。并認真組織學習新設備啟動投運方案。

6）新設備啟動正常后，運行單位會同施工單位進行一次全面的復查。無異常后，雙方簽字正式進行運行交接。

7）進一步加強基建工程驗收、投運關，特別是在投運的過程中，要做好與施工人員的有效溝通、交流，確保新設備投安全可靠投運。