变电站的案例
全分散式户外变电站自动化系统在变电站中应用
摘要：本文通过对全分散式变电站自动化系统选型原则描述，说明微机保护监控装置装于户外端子箱上是完全可行的，以全分散式微机保护监控装置为基础全分散式户外变电站自动化系统是完全可行的。通过辽宁丹东电业局白云66kV变电所设备配置运行情况分析，证明全分散式户外变电站自动化系统，特别值得在城农网中推广应用，符合变电站向小型化发展方向。
关键词：微机保护监控户外端子箱变电站自动化系统小型化
0、引言
长期以来，我国在变电站自动化系统建设中，一直存在着一种观念，不管变电站规模如何，微机保护监控装置均集中组屏安装于主控制室，尽管目前分散式微机保护测控装置大量装于开关上，但对于开关为户外开关的保护监控装置，仍然采用集中组屏安装于主控制室；导致这一观念的原因是，大家一直担心微
机保护监控装置安装于户外端子箱运行可靠性和通信网络在户外铺设运行可靠性；担心微机保护监控装置在户外运行受温度、恶劣环境等影响，微机保护监控装置不能长期运行和可靠动作；担心产品使用寿命缩短和运行维护困难等。基于以上原因，微机保护监控装置大量安装于户外端子箱上，一直没有大量推广应用；导致采用以全分散式微机保护监控装置为基础变电站自动化系统，二次电缆并未减少，电缆沟施工工作量同选用电磁型继电保护情况完全一样，主控制室面积仍未缩小甚至取消，全分散式户外微机变电站自动化系统优越性能未得到充分发挥，严重影响变电站向小型化方向发展。本文通过对全分散式变电站自动化系统选型原则描述和实际应用举例，说明满足选型原则微机保护监控装置及变电站自动化系统均可应用于户外变电站，有利于变电站小型化。
1、全分散式户外变电站自动化系统选型原则
1．1一般原则
全分散式户外变电站综合自动化系统，分为三层：间隔设备层、通信网络层、站控监控层；间隔设备层完成线路、电容器、变压器等设备现场控制、监测及保护功能，装于户外端子箱上；通信网络层主要
完成各种设备通信功能及各种智能设备、自动装置等通信接口功能；站控监控层主要完成全站数据采集与处理、断路器控制等监控功能。整个自动化系统可完成变电站遥控、遥信、遥测、遥调等功能，实现变电站无人值班或少人值班。
1．2微机保护监控装置选型原则
1、微机保护监控装置必须为全分散式设计，即保护监控装置功能按一次设备间隔设计，保护监控装置可下放到户外端子箱安装。
2、微机保护监控装置结构必须为全密封结构，以提高装置抗恶劣环境能力（如潮湿、温度、灰尘、有害气体等）。
3、硬件标准化且完全通用，有利于运行维护。
4、微机保护监控装置独立完成各设备的保护、测量、控制、信号功能，能同调度或后台配合，完成"四遥"功能，且保护动作不依赖通信网络。
5、微机保护监控装置出口最好为独立出口、带独立信号，具有独立遥控跳合闸执行继电器，以提高保护监控装置可靠性和符合我国运行习惯。
6、微机保护监控装置交直流通用，装置电源范围宽。
7、具有事故记录、故障录波等功能。
8、由于装于户外端子箱上，显示部分最好选用数码管。
9、微机保护监控装置抗电磁干扰能力强，具有抗共模、差模、静电、辐射电磁场、快速瞬变等干扰能力。
11、微机保护监控装置具有较高绝缘水平和较高耐压水平，以保证保护监控装置长期可靠运行。
12、微机保护监控装置对变电所接地电阻无特殊要求，无需抗干扰端子。
1．3通信网络选型原则
1、通信网络选用总线型通信网络，如CAN总线、LON总线等，满足标准规约，直接构成分布式系统；
2、通信网络具有高可靠性，抗强电磁干扰能力强，具有非破坏性总线裁决技术，即当一台保护监控装置通信故障时，不能影响整个通信网络运行，有故
障保护监控装置自动切断同通信网络联系，同时将故障信息送向监控主机或调度；
3、通信网络实时性能强，即当现场发生事故时，保证在重载情况下各种数据安全可靠传输到监控系统，不死机。
4、通信网络具有很完整自检功能。
5、断路器控制必须能实现远方遥控跳合闸，遥控跳合闸执行正确率必须为100%，开关就地必须保留手动的强电控制回路。
6、通信电缆选用屏蔽双绞线。
7、通信网络对接地电阻无特殊要求。
1．4站控监控层选型原则
1、站控监控层分为带主机模式和不带监控主机模式，带主机模式，可建一小控制室，面积为10平方。不带监控主机模式，可以不建主控制室。
2、同调度连接可通过监控主机或网络管理单元连接，最好选用网络管理单元同调度相连，监控主机只做当地监控功能。
3、监控主机或网络管理单同保护监控装置通过通信网络联络，监控主机只作日常管理和监视工作；监控主机或数据通信控制装置可通过POLLING、CDT、DNP3.0、u4F、IEC－60870－101等规约通调度相连，实现远方调度集中监控。
4、监控软件必须全部汉化，必须具有完整密码功能。
5、监控软件功能必须完整。
1．5户外端子箱选型原则
1、采用双层结构，外层为材料为不锈钢，内层选用负离锌板材。
2、全面考虑户外端子箱的防雨、防潮、抗高温、低温能力，能达IP5级。
3、合理设计端子箱布置，合理考虑检修、运行方便性。
4、所有端子箱尽量设计标准、统一。
2、全分散式户外变电站自动化系统在白云变电所应用情况
2．1白云变电所情况
白云66kV变电所位于辽宁丹东市东港开发区内，1999年05月01日投运，现有31.5MVA主变压器1台，有载调压，17个档位,10kV出线6回。白云66kV变电所是一座小型化、户外型的综合自动化变电所，全部设备户外布置。
2．2自动化系统特点
2．2．1白云变电所自动化系统特点
白云变电所的综合自动化部分采用北京德威特电力系统自动化有限公司生产的DVPS-600F系统.该系统最显著的特点是可在恶劣的环境下(如低温、潮湿、强电磁场干扰、有害气体、灰尘等)长期可靠运行，适合东北恶劣的气候环境。
北京德威特电力系统自动化有限生产的DVPS －600F系统，是目前国内比较先进的适合恶劣气候特点的综合自动化系统，是白云变电所所有设备的核心。
DVPS－600F是专门为变电站进行成套设计的面向用户的开放式软硬件系统、分布式安装变电站综合自动化系统。该系统分为变电站层、间隔层、通信网络层；系统突出解决了变电站间隔层微机保护监控装置（DVP600系列微机保护监控装置）在恶劣环境
下（如低温、潮湿、强电磁场干扰、有害气体、灰尘等)长期可靠运行问题；突出解决了变电站综合自动化系统中变电站层和间隔层之间通讯网络的可靠性、快速性和多种规约的兼容性问题。突出解决了变电站综合自动化系统同地区电网调度自动化系统之间通讯的可靠性、快速性和多种规约的兼容性问题。
白云变电站综合自动化系统主机和县调主机之间数据由调制解调器再通过光缆连接在一起；变电站综合自动化层又由主机和对应于现场间隔的微机保护监控通过实时通讯网络（CAN网）连接在一起。
整个自动化系统的基础成员是DVP－600系列微机保护监控装置和DVP－611分散式微机监控装置。微机保护装置、微机监控装置由多微机协调工作，双重化硬件配置，每台一次设备单元对应于一个独立微机保护装置，专责于设备的保护、测量、控制、信号；所有微机监控装置装于户外端子箱上，脉冲电度表脉冲数接入保护监控装置电度接口；保护监控装置动作和运行不依赖通讯网和监控主机；事故音响信号和预告音响信号由DVP－601微机中央信号监控装置独立构成，即变电站中央信号系统不依赖监控主机；变电站间隔层（微机保护监控装置和微机监控装置）通过实时通讯网（CAN网）同监控主机相连。
监控主机通过CAN网从变电站间隔层微机保护监控装置、微机监控装置获取信息，监控主机只负责全变电站日常管理工作和实现变电站远方监控；改变以前必须将微机保护监控装置、微机监控装置、RTU装置集中组屏放于主控制室的传统做法，从而极大减化变电站的二次接线，缩小变电站的占地面积，节约投资，提高整个综合自动化运行情况。所有遥控、遥测、遥信、遥调均通过调度完成，实现变电所为无人值班。
2．2．2 DVPS－600F全分散式自动化系统特点
典型的分布式系统
系统纵向分为三层，即站控层、间隔层及通信网络层。间隔层设备在横向按变电站一次设备分布式布置，
相互独立。仅通过屏蔽双绞线构成总线式CAN 通信网相联，其功能齐全、配置灵活、具有极高的可靠性，
被认为是综合自动化技术的发展趋势。
微机保护监控装置全户外安装
微机保护监控装置不集中组柜安装于主控制室，所有微机保护监控装置全部安装于户外端子箱上，取消
变电所主控制室，只设一间10平方米工具间。小间供安装通信设备及直流屏用。不用修建电缆沟，几乎没
有二次电缆，变电站土建工程大为减少，极大降低工程造价。且运行维护十分方便。
系统抗环境温度及电磁干扰能力强
系统保护监控装置装于端子箱上已经经过环境温度－30℃低温和环境温度为＋40℃高温多年运行考验，系
统稳定运行，通信网络可靠，无任何拒动和误动记录。
自动化程度高、可靠性高
采用本系统可以取消常规模拟屏、常规操作控制台。间隔层设备保护、监控及自动装置由现场就地独立完成，
间隔层设备同站控监控系统仅通过通信网络连接。保护动作、自动装置动作、备用电源自投不依赖通信网络，
间隔层设备同过普通屏蔽双绞线CAN网络同站控主机相连，站控制主机只做监控管理工作。
交直流两用
整个自动化系统交直流两用，既可以用交流操作电源，又可以用直流操作电源。使用十分方便。
采用成熟的现场总线技术
站级层采用工业现场控制总线---CAN总线。由CAN总线构成的变电站综合自动化系统，是一种总线式网络
系统，具有扩展方便，抗强电磁干扰能力强，传输速率高，无数据瓶颈，温度适应范围宽等优点，特别适合
变电站恶劣的工作环境。
开放式、易扩展性系统设计
通过采用DVP－602微机数据通信控制装置所带国际国内公认的标准规约及接口方式（如RS485，
RS232等），可方便的与其他公司相关的智能设备相连，并进行信息交换；另外，充分考虑到变电站扩建、
改造等因素，间隔层设备基于模块化设计，可根据要求任意配置，变电站层设备配置灵活。
远动信息直采直送
远动与监控系统共用间隔层的保护监控装置传送来的信息，达到分布式RTU技术要求标准，满足调度自动化信息直采直送的要求。
分散式低周减载及分散式小电流接地选线功能
分散式采集各出线回路零序电流和零序谐波电流方向，通过DVP－602或后台系统集中比较，实现小电流接地
选线功能。
电压无功综合控制功能
可通过调度系统和当地监控，实现变电所远方调压及电压无功综合控制功能。
2．2．3 DVP－600全分散式微机保护监控装置特点
分散式
按每个功能单元(间隔)对应于一个小机箱设计，装置可下放到开关(现场)附近安装，同主机之间由CAN总线通迅电缆联络。统计表明，发电厂,变电站大量复杂的二次连接电缆接触不良是造成发电厂,变电站发生恶性事故的重要原因之一。把监控保护功能分散到就地独立完成，仅由普通屏蔽双绞线和主机联络，主机只作日常管理工作，避免了以往将所有测量、控制、保护、信号线都接入主控室，极大地减化了二次接线,节省了投资,提高了系统可靠性及可维护性、减少了事故隐患。
硬件标准化
机箱由四块小插件组成，电路原理简单、易于掌握，插件硬件通用,不需任何调节就可互换到DVP600系列不同用途的机箱中,更换后测量精度不受影响，便于系统快速修复。
微机保护微机监控既统一又不丧失独立性
在同一机箱内将各功能分散到保护CPU、监控CPU、通讯CPU中并行处理，保护CPU一个插件、监控CPU和通讯CPU一个插件，各插件独立工作，
由串行通讯联络，保护插件和监控插件分别由各自独立电源供电，独立跳合闸出口继电器。
微机保护硬件双重化设计
双重化装置开关电源，双重化保护CPU，多重化出口继电器。
先进高速的通讯方式
采用高可靠的CAN总线工业控制现场网络，网上任意设备间均可直接进行数据交换，接口芯片自动完成网络协议和校验，监控主站数量任意增减，彻底克服了主从式网络结构的瓶颈现象。
高可靠性
所有元件均采用CMOS工业级芯片,抗干扰能力强,故障率极低,独特的布线设计，电磁屏蔽、软硬件冗余、瞬态抑制等措施使装置具有很高的抗干扰能力，任一元件损坏均保证自动进行及时有效的处理,任何情况下不影响正常工作。
全密封钢结构防振机箱
由于低功耗无须考虑散热，机箱采用了全密封结构，使灰尘、潮湿、有害气体的影响大大降低，再加
上宽温度的工作范围，使装置适合于安装在控制现场，改变了过去微机监控装置必须安装在主控室，以及要求加空调和室内密封的传统做法。
超低功耗设计
装置电源交直流220V通用，电源功耗4.5W，交流电压功耗低于0.1VA，交流电流功耗低于
0.25VA,中间没有变送器环节。
开关量使用+220V电压输入
以往微机监控使用+24V作开入量电源，由于发电厂，变电站强磁场干扰，信号误报现象时有发生，本装置直接使用直流+220V作开入电源，既简化接线又消除信号误报现象。
完整的电气防跳及控制回路
装置具有开关的防跳继电器和常规控制回路的接口。用于交流操作防跳继电器外附。
灵活的硬件组态工作方式
小机箱模拟量中任一个均可由厂家和用户协商任意定义为电流或电压输入；开关量中任一个也可定义为脉冲或电平方式,以及进行计数和事件记录等;出
口继电器可以任意指派其作用,以便满足各种特殊功能的要求。
显示整定简单方便
三个按键四位显示器可以显示修改一切参数，无须记忆操作命令。
独立遥控跳合闸执行继电器
可选择遥控跳合闸继电器输出,由压板单独投退。
测量CT和保护CT回路分开
保护电流和测量电流回路独立；既保证了测量精度又保证了保护回路的安全性。
开关事件记录
直接记录外部11个开关状态事件的时间及顺序并对脉冲计数，对不同的应用11个开关状态定义可以不同。
PT断线报警
任一相电压断线时发PT断线报警信号。
装置故障报警
当装置自检发现有不可恢复的错误时发报警信号。
控制回路断线报警
当采用断路器控制时，控制电源保险熔断或跳闸回路断线或合闸回路断线时均发控制回路断线报警。
遥控输出
独立遥控跳合闸空接点输出,由外部联接片投退。
遥信量
各保护信号,故障参数,开关量事件记录。
网络通信
总线式,普通屏蔽双绞线,直接同PC机连接。
2．2．4 白云变电所设备配置情况
2．2．4．1微机保护监控装置配置情况
1、10kV线路保护监控：配置DVP－631微机线路保护监控装置
2、主变器保护监控：
配置DVP－621微机变压器差动保护装置
配置DVP－622微机主变器后备保护装置
配置DVP－611分散式微机监控装置
3、66kV线路保护监控：配置DVP－693微机线路保护监控装置
4、电压互感器监控：配置DVP－671微机PT 监控装置
5、中央信号监控：配置DVP－601微机中央信号监控装置
2．2．4．2监控系统配置情况
1、硬件：配置台湾研发工业控制机，显示器PHLIPS 21,UPS 三特1KVA 2小时,
CAN网络控制器,光端机
2、软件:配置DVPS-600变自动化系统软件
2．2．5 白云变电所自动化系统运行情况
白云变电所于1999年5月11日投入运行，到2001年12月投运已2年6个月，经过多次系统故障
和异常情况的检验，所有设备和装置动作正确、运行可靠，未发现异常情况。
一些主要情况简要介绍如下：
1、99年6月13日，友好线速断保护动作跳闸，重合成功。故障原因：拉开友好线78号负荷开关时因开关分闸速度慢引起三相短路。
2、99年6月18日，东港集控站显示白云变水产线C相全接地，经巡线发现水产线锦江分22＃右2变台避雷器C相爆炸。现场情况与集控站显示一致、正确。
3、99年6月19日，东港集控站显示白云变水产线A相全接地，经巡线发现水产线锦江分苇场线用户自维线路A相瓷瓶击穿。现场情况与集控站显示一致、正确。
4、99年9月25日03时22分，东港集控站显示白云变水产线C相全接地，05时03分接地消除。现场情况与集控站显示一致、正确。
5、2001年7月10日，白云变电压互感器故障引发母线短路，主变过流保护正确动作跳闸，重合成功，避免了故障的扩大。
典型案例分析 一起220kV线路保护异常跳闸的分析 一、事故简述： XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。 该220kV线路两侧保护配置为： 第一套保护包括：国电南自PSL602（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）；国电南自PSL631A（断路器失灵保护）。 第二套保护包括：南瑞继保RCS931（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保CZX-12R断路器操作箱。 甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值），线路全长9.14KM。931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式）。 XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸， 602保护装置报文显示： XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒 000000ms距离零序保护启动 000000ms综重电流启动 000001ms纵联保护启动
000027ms 综重沟通三跳 000038ms 故障类型和测距CA相间接地401.40Km 000039ms 测距阻抗值136.529+j136.529 Ω RCS931保护装置报文如下： 启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560 动作相 ABC 动作相对时间 00001MS 动作元件远方起动跳闸 故障测距结果 0000.0kM 602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。（见甲站侧931保护故障录波图） 此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是： （一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？ （二）为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？ （三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。 （四）为什么602保护综重沟通三跳出口？ 二、事故原因分析
110kV 变电所典型事故案列
第一章110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方 式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离 开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 、单母分段接线: I 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线:
■—- □ d n 点。 优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。
第二章110kV 变电所主要的保护配置 一、 线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障， 以保证非故障设备的正常运行。 1、 10kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、 35kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、 主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还 要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性， 因此必须根据变压器的容量和重要程度 装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路 ?绕 组的匝间短路和单相接地短路。 发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅 会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气 体，还可能引起变压器油箱的爆炸。 变压器的引出线故障， 主要是引出线上绝缘套管的 故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。 以下接合主接线图， 分析一下主变 保护的保护范围及动作情况： 1、 主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。 正常 保护范围为主变三侧差动 CT 之间。 2、 主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过 流保护。 （1）复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件 HOkVI nokvn JrHU± （负序及相间电
牵引供电事故案例分析与预防
一、人身伤亡事故 人身伤亡事故分类 人身伤亡事故可以分为三种类型 ?人身触电伤亡事故 ?人身高坠伤亡事故 ?人身其他伤亡事故
人身触电事故 ?人身触电事故居于牵引供电各类人身事故首位。 牵引供电工作人员在设备运行、检修和事故处理中，要与停电或带电的高压设备打交道，稍有不慎，就会造成人身触电（停电作业时触及有电部位，带电作业时触及接地设备或与带电作业非等位的其他设备）伤害。人身触电事故还可能发生群体伤害，对牵引供电工作人员生命威胁极大。 ?如何防止人身触电事故的发生，做到杜绝漏洞，有效预防，特别是发生事故后，及时、正确地对触电者进行急救，将事故压缩到最小程度。
人身触电事故的原因 （1）误登有电设备。 变电所非全所停电作业或全所停电作业，但110kV母线 或110kV进线隔离开关有电，或接触网分相、分段、四跨及复线区段在车站之一线停电作业时，因工作票存在漏洞，或监护不到位等原因导致作业人员由无电区进入有电区。 （2）停电不彻底，作业区内仍有带电设备。 变电所两个系统或几个设备、接触网分相、四跨两端重合停电或接触网垂直停电，先停了部分设备或之一供电臂，未达到重合停电或垂直停电或两个系统或几个设备同时停电作业条件而开始进行的停电作业，又省略了验电接地程序或作业与验电接地同步进行导致人身触电伤亡事故。
人身触电事故的原因 （3）误送电、误停电。 误送电、误停电一般容易发生在分局电调端。 ①送错供电臂。应送甲供电臂而由于调度人员责任心不 强，违章操作或其他值班调度员代为消令，写错消令栏位置而误送为乙供电臂。误送电对作业组群体安全威胁极大。在非远动变电所、开闭所、分区所或虽远动但因故打向当地控制位后，值班员违章操作也容易发生误送电。 ②误或接触网操作人拉错四跨、隔离开关将电停错。电调命令发布正确，上述三所值班人员或接触网操作人由于责任心不强，也同样存在着误停问题。
电气事故案例分析题 (2) 一、运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸 (2) 二、擅自解除闭锁带电合接地刀闸 (2) 三、安全措施不全电除尘触电 (3) 四、带负荷推开关 (4) 五、野蛮操作开关，导致三相短路 (5) 六、小动物进入电气间隔，造成机组跳闸 (7) 七、PT保险熔断造成机组跳闸 (7) 八、励磁整流柜滤网堵塞，造成机组跳闸 (8) 九、励磁变温度保护误动，造成机组跳闸 (9) 十、6KV电机避雷器烧损，发变组跳闸 (9) 十一、MCC电源切换，机组跳闸 (10) 十二、励磁机过负荷反时限保护动作停机 (12) 十三、220千伏A相接地造成差动保护动作停机 (12) 十四、查找直流接地，造成机组跳闸 (13) 十五、查找直流接地，造成机组跳闸 (14) 十六、检修工作不当，造成机组跳闸 (15) 由于人员工作不当，229出线与220kV下母线距离过近放电，引起保护动作。 (15) 十七、主变差动保护误动 (15) 十八、主变冷却器全停使母线开关跳闸 (16) 十九、试验柴油发电机造成机组停运 (16) 二十、定冷水冷却器漏泄，定子接地保护动作停机 (17)
电气事故案例分析题 一、运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸 事件经过 1月8日某厂，#3发电机有功85MW。运行人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码”画面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其容，按“确认”键，#3发-变组“差动保护”动作出口，#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。 原因分析： 1.在机组正常运行中，运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，越权操作， 造成发-变组差动保护出口动作。是事故的主要原因。 2.继电保护装置密码设置为空，存在人员误动的隐患。是事故的次要原因。 3.运行人员无票作业，且未执行操作监护制度。 暴露问题： 1、违反《集团公司两票管理工作规定》，无票作业。 2、集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》执行不到位，继电保护密码管理存在漏洞。 3、运行人员安全意识不牢固，盲目越权操作。 4、运行人员技术水平不高，对操作风险无意识。 采取措施： 1、加强对运行人员的技术培训，并吸取此次事故的教训。 2、认真对照集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》进行落实、整改，进一步完善制度。 3、加强“两票”管理，各单位要严格执行《集团公司两票管理工作规定》，严禁无票作业。 4、发电部加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取此次事故的教训，不 要越限操作。 5、继电保护人员普查所有保护设备，凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。完善警 告标志，吸取教训。完善管理制度，加强设备管理。 二、擅自解除闭锁带电合接地刀闸
典型电气事故案例分析 渤海石油职业学院阎相环 一、接地保护线烧伤人 1、事故经过 1994年4月6日下午3时许，某厂671变电站运行值班员接班后，312油开关大修负责人提出申请要结束检修工作，而值班长临时提出要试合一下312油开关上方的3121隔离刀闸，检查该刀闸贴合情况。于是，值班长在没有拆开312油开关与3121隔离刀闸之间的接地保护线的情况下，擅自摘下了3121隔离刀闸操作把柄上的“已接地”警告牌和挂锁，进行合闸操作。突然“轰”的一声巨响，强烈的弧光迎面扑向蹲在312油开关前的大修负责人和实习值班员，2人被弧光严重灼伤。 2、原因分析 本来3121隔离刀闸高出人头约2米，而且有铁柜遮挡， AHA12GAGGAGAGGAFFFFAFAF
其弧光不应烧着人，可为什么却把人烧伤了呢?原来，烧伤人 的电弧光不是3121隔离刀闸的电弧光，而是两根接地线烧坏时产生的电弧光。两根接地线是裸露铜丝绞合线，操作员用卡钳卡住连接在设备上时，致使一股线接触不良，另一股绞合线还断了几根铜丝。所以，当违章操作时，强大的电流造成短路，不但烧坏了3121隔离刀闸，而且其中一股接地线接触不良处震动脱落发生强烈电弧光，另一股绞合线铜丝断开处发生强烈电弧光，两股接地线瞬间弧光特别强烈，严重烧伤近处的2人。 造成这起事故的原因是临时增加工作内容并擅自操作，违反基本操作规程。 3、事故教训和防范措施 1）．交接班时以及交接班前后一刻钟内一般不要进行重要操作。 2）．将警示牌“已接地”换成更明确的表述：“已接地，严禁合闸”。严格遵守规章制度，绝对禁止带地线合闸。 3）．接地保护线的作用就在于，当发生触电事故时起到 接地短路作用，从而保障人不受到伤害。所以，接地线质量 AHA12GAGGAGAGGAFFFFAFAF
1 事故处理的主要任务 1)及时发现事故，尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源，迅速解除事故对人身和设备的威胁。 2)尽一切可能确保设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 3)密切与调度员联系，尽快恢复对已停用户供电，特别是要尽可能确保重要用户的供电。 4)调整电网运行方式，使其恢复正常。 2 处理事故的一般原则 1)电网发生事故或异常情况时，运行值班员必须冷静、沉着、正确判断事故情况，不可慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免造成事故的发展和扩大。 2)迅速、准确地向当值调度员汇报如下情况： ①异常现象、异常设备及其它有关情况； ②事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间； ③保护装置的动作情况； ④频率、电压及潮流的变化情况； ⑤人身安全及设备损坏情况； ⑥若未能及时全面了解情况，可先做简单汇报，待详细检查清楚后，再做具体汇报。 3)处理事故，凡涉及到设备操作，必须得到所辖调度的命令或同意。 4)处理事故时，值长、主值、副值均应坚守岗位，不可擅自离开，
随时保持通讯联系。 5)处理事故时，地调向运行人员发命令时，运行人员应立即执行，并将执行结果同时汇报地调。 6)处理事故时，除领导和有关人员外，其它无关工作人员均应退出事故现场。 7)处理事故时，值班员应迅速执行当值调度员一切指令。若值班员认为当值调度员有错误时，应予指出，当值班员仍确定自己的指令是正确的，值班员应立即执行。但直接威胁人身和设备安全的指令，任何情况下均不得执行，并将拒绝理由汇报当值调度员和上级领导。 8）处理事故时，当值班员对当值调度员的指令不了解或有疑问时，应询问明白后再执行。 9）事故处理中出现下列情况，值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报当值调度员： ①运行中设备受损伤威胁，应加以隔离； ②直接对人身有严重威胁的设备停电； ③确认无来电的可能，将已损坏的设备隔离。 10）交接班时发生事故，且交接班后的签字手续尚未完成，仍由交班者负责处理，接班者协助处理。事故处理告一段落或已结束，才允许交接班。 11）处理事故中，值班员必须集中精力。事故处理结束后，应详细记录事故发生原因、现象以及处理经过，并将上述情况汇报调度。
一、事故经过 某区新建热电厂开始实施集中供热, 钢管的另一端碰触到10kv的高压线上，造成三人触电死亡。 二、事故原因分析 1、施工时施工负责人没有注意到丙家花台外面2.4m处有一10kv的电力线路。 三、事故防范措施 1、经常在电力线路附近作业的单位应制定相应的规章制度，根据情况提出电力线路附近的作业方法 2、在电力线路附近作业时，必须有确保安全的组织措施和技术措施 4、技术措施是指作业时设备和人员与电力线路应保持的安全距离 5、在易触及地区的配电线路应尽量采用绝缘导线或电缆供电。 一、事故经过 2001年5月24日9时50分，辽宁省某石化厂总变电所所长刘某，在高压配电间看到2号进线主受柜里面有灰尘，于是就找来一把笤帚打扫，造成1Okv高压电触电事故。经医生观察诊断，右手腕内侧和手背、右肩胛外侧(电流放电点)三度烧伤，烧伤面积为3％。 二、事故原因分析 刘某违章操作。 三、事故防范措施 (1)开展一次有关安全法律法规的教育，提高职工学习和执行“操作规程”、“安全规程”的自觉性，保证安全生产。 (2)在全厂开展一次电气安全大检查。 (3)提高职工队伍的整体素质，保证生产安全。 (4)进一步落实安全生产责任制，做到各级管理人员和职工安全责任明确落实。 一、事故经过 惠州供电局110kV平多线因跳线接触不良发热断线造成2座110kV电站失压。 二、事故原因分析 1、两不同型号的导线通过铝并沟线夹并采用缠绕铝包带的方法连接，长时间运行导致截 面积小的导线与并沟线夹压出现接触不良，最终发热断线。 2、由于时间安排不及时及没有采取负荷限制措施，导致缺陷恶化成事故 三、事故防范措施 1、加强线路的运行维护，定期检查导线的连接部位，发现问题及时采取处理措施。 2、应定期或利用停电机会紧固连接部位。
总降压变电所事故汇编 说明：1、此次汇编的变电事故包含2001年吉林建龙建厂以来发生的各类事故； 2、分析结论仅是本单位事故分析会得出的； 3、目的是学习经验、汲取教训、引以为戒、举一反三； 一、一次泵6317#线单相接地事故。 事故经过及现象：预告屏来6.3KVⅢ段母线系统接地预告信号，电压互感器电压表一相降低为0，其它两相升高为√3倍。 直接后果：流过故障点的接地电流较大时，会在接地点间产生间歇性电弧以致引起过电压，损坏绝缘，最后导致相间或两相对地短路，造成该线路负荷柜跳闸，扩大事故。 事故原因及处理方法：由事故现象可判定为是单相接地事故，应进行接地选线，接地选线原则是：先拉开负荷轻的、不重要的或易发生接地事故的负荷柜，因一次泵6317#线路经常发生接地故障，而且负荷接近于零，因此，首先拉开一次泵6317#柜，6.3KVⅢ段母线系统接地预告信号解除，判定为此线路发生接地事故，具体线路接地点经电工班查找，为线路断线造成接地，重新接线后恢复正常运行。 事故性质：设备事故 整改措施： 1.重新修复一次泵6317#线路，加强线路接线工艺质量。 二、8451#联络线低周低压跳闸，后又错误强送8451#联络线开关，造成电厂发电机轴变形事故。 事故经过及现象：为更换电压表而错拉6305#互感器柜，导致8451#联络线低周低压跳闸，后又立即错误强送8451#联络线开关。使电厂发电机非同期合闸。 直接后果：由于发电机非同期合闸，使发电机轴严重变形，电厂被迫停产。 事故原因及处理方法：因8451#联络线低周低压保护跳闸信号取自6305#电压互感器柜，一旦错拉此互感器刀闸，低周低压保护将动作，联络线柜将跳闸，发电机失去负荷，汽轮机转速增加，汽轮机的甩负荷保护动作，关闭主汽门，一旦甩负荷保护失灵，将造成飞车事故，将是机毁人亡。 事故性质：人为事故 整改措施： 1.在8451#联络线运行时，禁止拉开6305#互感器柜。
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析 [摘要] 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。 [关键词]大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析 我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。 为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。 说明，此案例分析以FHS变电站为主。 本案例分析的知识点： （1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。 （2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。 （3）单相瞬时性接地故障的处理方法。 （4）保护动作信号分析。 （5）单相重合闸分析。 （6）单相重合闸动作时限选择分析。 （7）录波图信息分析。 （8）微机打印报告信息分析。 一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念 在我国，电力系统中性点接地方式有三种： （1）中性点直接接地方式。 （2）中性点经消弧线圈接地方式。 （3）中性点不接地方式。 110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。 中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。 大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。 我国规定：凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则属于小接地电流系统。事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。
变电站安全事故反思 为了您和他人的安全，请反思您身边的变电站安全。 下面是爱汇给大家整理的变电站安全事故反思，供大家阅读!变电站安全事故反思篇 1 今 天听了班长通读了两起事故的报告，同样作为一名营销人员，心里深有感触呀!主要以前听的 报告都是配电事故，而今天是营销人员的事故，心里不免担心起自己和同事们的人生安全。 人身伤亡事故给个人和家庭带来不可挽回的伤害，还严重打击了工作人员的士气，影响企 业的工作氛围。 所以有了生命安全才能更好的工作，不让家人和领导担心。 今天心里很是沉重，我感觉应该反省自己的过时，和保持现有的安全态度是很重要的。 每个人都有大意的时候，但是作为一个电业人员就不能有大意的心态和大意的动作。 因为我们身为一个电业工人就应该有着安全第一的信念。 不要投机取巧，不能违规作业。 往往事故的开端都是因为大意和忽视造成的。 “电给人带来了光明和方便， 但是对于电业人员来说除了保证给千家万户送去光明的同时 也要注重自身安全。 听着报告的同时我也在自己思过，回想着自己以前和现在对“安全这两个两个字到底认 识的多少，从来都是有人出事故了或者领导读报告了，心里才有了点安全意识。 为什么会这样呢?因为以往的事故报告都是配电出事故为主。 有点事不关己的心里。 而今天，我越听越害怕，因为这两起事故全是营销人员的事故。 想想要是这起事故是我呢?我能怎么做?我是不是也能像事故中的人那样马虎大意呢 ? 当 事情一直平稳发展的时候，人就开始忽视了一些重要的东西。 就拿我来说，工作三年了，以往的工作都是很注重安全的，不管干什么操作业务，都秉承 着先停电，再验电的步骤一步一步进行着。 而现在的我就有点对我自己的安全不负责了。 换电表的时候时而不停电了，看见破损表箱不知道验电就直接开箱抄表的。 开始的时候还有点后怕， 但是成为了习惯而没有出现事故以后， 就成为了自己的工作习惯。 但是通过这两个报告，我对自己所做的事情感到耻辱，为了方便而把安全抛掷脑后。 没有真真正正把安规放在我的心理，没有把安规实施到自己的工作当中，没有谨记师傅和 领导的嘱托，现在的心理只有害怕，不要以为自己针对 220V 的电就能不按规程工作，事情往 往都有小变大的，只有先注重小的事情，才不能发生大的事故。 我以后再也不能这样了，我要为我自己、家人、领导负责，不能拿生命来开玩笑。 我是一个电业人，永远都要以安全两字做自己的座右铭。 再也不能以习惯来工作，工作以前一定要按安规行事，规程办事，不要以“没有事，“这 样干活快，来工作。
线路班的两巡线人员在10kv线路事故巡线时，发现一处导线断落在地面，由于当时天色已晚两人考虑别把导线丢了，于是，甲巡线员用手机把情况汇报班长，乙巡线员看该线路所带之用户全部没有电，便把落地导线盘起来后通过爬梯上到杆上把线盘悬挂在停电的线路上，下杆后，通知班长可以恢复送电。 答：乙巡线员看该线路所带之用户全部没有电，便把落地导线盘起来后通过爬梯上到杆上把线盘悬挂在停电的线路上，违反了线路规程、、夜间巡线应沿线路外侧进行；大风巡线应沿线路上风侧前进，以免万一触及断落的导线；特殊巡线应注意选择路线，防止洪水、塌方、恶劣天气等对人的伤害。事故巡线应始终认为线路带电。即使明知该线路已停电，亦应认为线路随时有恢复送电的可能。巡线人员发现导线、电缆断落地面或悬挂空中，应设法防止行人靠近断线地点8m以内，以免跨步电压伤人，并迅速报告调度和上级，等候处理。、 电力线路事故案列分析2 某施工队在一10kv线路的55号—57号杆间进行更换导线工作，工作班成员的甲、乙分别担任55号和57号两杆的紧线任务，当紧第一根线时（中线），57号杆的拉线从拉线球处抽出，致使57号杆向反方向倾倒，杆上紧线的乙被砸在杆下。答: 当紧第一根线时（中线），57号杆的拉线从拉线球处抽出，致使57号杆向反方向倾倒说明该施工队在工作前，未认真检查拉线、桩锚和杆塔。对可能发生的事故隐患未采取可靠的措施。违反线路规程 紧线、撤线前，应检查拉线、桩锚和杆塔。必要时，应加固桩锚或加设临时拉绳。 电力线路事故案列分析3 某施工队在10kv分支线路上进行更换导线工作，现场工作负责人按工作票要求完成现场安全措施布置后，分三组开始放旧线，当第一组将旧线用绳索放下时，碰触到该分支线1号至2号间下方跨越的另一条10kv带电线路上，造成另一条线路跳闸强送不良。 答：分三组开始放旧线，当第一组将旧线用绳索放下时，碰触到该分支线1号至2号间下方跨越的另一条10kv带电线路上，违反了线路规程、 停电检修的线路如与另一回带电线路交叉或接近，以致工作时人员和工器具可能和另一回导线接触或接近至表5-2安全距离以内时，则另一回线路也应停电并予接地。如临近或交叉的线路不能停电时，应遵守条的规定。工作中应采取防止损伤另一回线的措施。 表 5-2 临近或交叉其他电力线路工作的安全距离 电压等级（KV）安全距离（m）电压等级（KV）安全距离（m） 10及以下220 20、35 330 66、110 500 在交叉挡内松紧、降低或架设导、地线的工作，只有停电检修线路在带电线路下面时才可进行，应采取防止导、地线产生跳动或过牵引而与带电导线接近表5-2安全距离以内的措施。停电检修的线路如在另一回线路的上面，而又应在该线路不停电情况下进行放松或架设导、地线以及更换绝缘子工作时应采取可靠的措施。安全错施应经工作人员充分讨论后，经工区批准执行。措施应能保证： 1）检修线路的导、地线牵引绳索等与带电线路的导线应保持表5-2规定的安全距离； 2）要有防止导地线脱落、滑跑的后备保护措施。 故案列分电力线路事析4 某施工队在一10kv线路上做紧线工作，当导线被绞磨紧起后，一名作业人员上到杆上，在连接好悬垂瓶子和紧线卡具后，将安全带移到与卡具多处活动点连接的导线上，这时，双钩紧线器与倒装线夹连接的铁线扣突然勒断，导线迅速从空中落下，该作业人员也随导线从杆上摔下造成事故。 答：一名作业人员上到杆上，在连接好悬垂瓶子和紧线卡具后，将安全带移到与卡具多处活动点连接的导线上，违反了线路规程
变电所案例 ★××段××变电所主变差动跳闸事故 事故概况 6月28日下午17点10分××变电所二号主变比率差动保护启动，使102DL、203DL、204DL跳闸，造成某方向上下行、另一方向上下行四条馈线全部停电。中断向网上供电。 17点15分调度中心由停电前的2#进线2#B改投2#进线1#B运行，恢复网上供电，共停电5分钟。 6月28日19点13分施工方技术人员到达现场处理故障。19点57分施工方技术人员发现203DL、204DL本体电流互感器引至二号主变差动保护装臵端子排的A461、B461两根线号接反，导致2#B高压侧与2#B低压侧a、b相相反，当馈线电力机车取流时导致产生不平衡电流，致使2#主变差动保护装臵动作。20点13分施工方技术人员将A461、B461两根线倒到正确位臵。20点15分调度中心由2#进线1#B 恢复到2#进线2#变运行。 原因分析 施工人员在进行二次回路配线时粗心大意，将二号主变差动保护回路的线接错。在做继电保护试验时，试验人员发现了此问题，并更换了线号，不过在恢复时又将线接错。所以在6月28日下午17点10分电力机车刚进入××变电所供电臂范围内，就造成二号主变比率差动保护启动。 经验教训
此次事故虽发生在试运行期间，但我们也应从中吸取教训为以后安全运行打下基础。因此应吸取以下教训： 1、变电相关技术人员尽快对每一个变电所的综合自动化的图进行核对、校正，并到现场进行核对，及时发现并处理问题。 2、由于施工人员的马虎大意和试验人员的大意造成了跳闸故障，我们管内是繁忙干线，一旦发生类似这种跳闸故障，不仅影响正常的行车秩序，还会给公司造成严重不良影响。虽然只是试运行，这也给每个人敲响了警钟。 3、我们在以后检修和抢修工作中要细化、量化每一步检修和抢修方案，力争在维护检修和抢修工作中做到及时发现问题，正确解决问题。确保每一步都要做到“精检、细修、尽心”。 4、运输产生效益，运输必须安全，安全保证，才能促进运输生产。安全、可靠供电是运输的第一动力，变电所是最基层的生产单位，是运输生产的直接参与者，作为运输服务的直接参与者，安全显得尤为重要。对运行的每一项做到“有序可控，基本稳定”是我们追求的目的，因此保证可靠供电，安全运行是确保运输各项工作的重中之重。采取的措施 1、立即组织技术力量对每个所亭的设备状态、运行参数及二次回路的配线进行一次全面地平推检查，将可能存在的问题、隐患彻底清除，同时使我们每名技术人员对变电所每一个设备、每个元器件、每一个开关、每一根连线做到心中有数。 2、督促所内职守人员加强巡视，及时记录设备运行的每一项数据，从中总结并找出设备运行的规律，对无人职守的分区所要督促领工区
110kV变电站典型设计应用实例 传统的110kV变电站主要以户外设计和安装为主，占地面积大，且设备容易被腐蚀，尤其在高污秽地区，还极易造成污闪事故的发生。为了建设坚强电网，发挥规模优势，提高资源利用率，提高电网工程建设效率，国家电网公司在2005年提出“推广电网标准化建设，各级电网工程建设要统一技术标准，推广应用典型优化设计，节省投资，提高效益”。典型设计坚持以“安全可靠、技术先进、保护环境、投资合理、标准统一、运行高效”的设计原则，采用模块化设计手段，做到统一性与可靠性、先进行、经济性、适应性和灵活性的协调统一。 海阳市供电公司积极响应国家电网公司的号召，积极推广110kV变电站典型设计。本文就海阳市供电公司110kV变电站典型设计的应用实例予以阐述，以说明推广典型设计的重要意义。 1 110kV变电站典型设计应用实列 海阳市供电公司2006年开始采用110kV变电站典型设计，到目前为止，已经完成3座110kV变电站的设计、建设工作。从实际效果来看，具有较好的经济效益和社会效益，下面以110kV望石变电站为例对典型设计进行分析。 110kV望石变电站位于海阳市新建的临港产业区，该区域规划面积较小，但是电力负荷较为集中。该区域包括以莱福士造船厂在内的多个用电大户正在兴建中，而山东核电设备制造公司已经投产。根据该区域负荷预测及用电负荷性质，海阳市供电公司按照安全可靠、技术先进、投资合理、运行高效的原则，结合该站用电负荷集中、土地昂贵、临近海边（Ⅳ级污秽区）、电缆出线多等客观事实，对110kV望石变电站作了如下设计。 该站为半户内无人值班变电站（半户内布置方式即除主变压器以外的全部配电装置，集中布置在一幢主厂房的不同楼层的电气布置方式），变电站主体是生产综合楼，除主变压器外所有配电装置均安装在综合楼内。以生产综合楼和主变压器为中心，四周布置环形道路，大门入口位于站区东南角，正对生产综合楼主入口。综合楼共两层，一层为10kV配电装置室、电容器室、接地变压器室及主控室，二层为110kV GIS室。 1.1 电气主接线 变电站设计规模及主接线。通过负荷资料的分析，考虑到安全、经济及可靠性，确定110kV变电站主接线。电气主接线图如图1所示。通过负荷分析和供电范围，确定变压器台数、容量及型号，该设计中主变压器总容量为2×50MVA（110/10.5kV），一期（共两期）设计为1×31.5MVA（110/10.5kV），采用双绕组油浸自冷有载调压变压器。110kV出线共2回，一期1回，采用内桥接线方式。10kV出线共24回，一期24回，采用单母线分段接线方式。无功补偿电容器为2×6000（3000+3000）kvar，分别接入10kV两段母线上。
沈阳农业大学高等职业技术学院《安全用电》课程设计 电力安全事故案例分析 班级： 11机电 姓名：艾红亮 学号： 指导教师：王维 2013年1月05日
电力安全事故实例分析 一、江西火电建设公司分包单位较大人身伤亡事故： 4月30日，江西省火电建设公司分包单位（山东东方腾飞安装工程有限公司），在华能海南东方电厂#2机组锅炉施工现场，发生一起较大人身伤亡事故。此前的4月26日，江西省火电建设公司东方项目部技术科长，向腾飞公司交付了《散件刚性梁安装作业指导书》，并做了技术交底。4月30日，根据江西东方项目部安排，腾飞公司进行前水冷壁中部刚性梁吊装工作。下午16点左右，由起重工指挥吊车开始起吊刚性梁组合件，组合件重吨，17点左右，吊到就位高度，用5个5吨、2个3吨的链条葫芦接钩。接钩和就位过程中，共有7名作业人员站在上部刚性梁上拉葫芦，其中2人安全带挂在上部水冷壁葫芦链条上，5人安全带挂在起吊刚性梁的链条葫芦上，由一人统一指挥，协调葫芦提升，19点35分左右，刚性梁左侧第一个5吨链条葫芦上部钩子突然断裂，其余6个吊点的链条葫芦也相继断裂，导致刚性梁组件坠落。安全带挂在起吊刚性梁组件的链条葫芦上的5人随着一起下落；安全带挂在上部水冷壁葫芦链条上的2人被安全带吊在空中。事故最终造成4人死亡，1人重伤，2人轻伤。目前，事故正由当地安监部门组织调查。 事故原因分析：一是山东腾飞公司施工人员违反《电力建设安全工作规程》的规定，即“两台及两台以上链条葫芦起吊同一重物时，重物的重量应不大于每台链条葫芦的允许起重量”，使用5个5吨、2个
3吨的链条葫芦起吊吨的刚性梁组合件。二是现场施工人员违反《电力建设安全工作规程》，没有正确使用安全防护用具，将安全带挂在起吊刚性梁组合件的链条葫芦上。三是江西火电建设公司东方项目部和江西诚达监理公司对分包单位施工技术方案审查不严格，安全管理和监督不到位。 二、东北齐齐哈尔超高压局高处坠落人身死亡事故： 5月8日至15日，东北电网有限公司齐齐哈尔超高压局送电工区按计划进行500千伏冯大Ⅰ号线更换绝缘子作业。5月12日，第三作业组负责人带领8名作业人员，进行103号塔瓷质绝缘子更换为合成绝缘子工作。塔上2名作业人员邢某某、乌某在更换完B相合成绝缘子后，准备安装重锤片。邢某某首先沿软梯下到导线端，下午14时16分，乌某在沿软梯下降过程中，从距地面33米高处坠落，送医院抢救无效死亡。 事故原因分析:一是作业人员沿软梯下降前，安全带保护绳扣环没有扣好、没有检查，发生脱扣。二是在沿软梯下降过程中，没有采用“沿软梯下线时，应在软梯的侧面上下，应抓稳踩牢，稳步上下”的规定操作方法，而是手扶合成绝缘子脚踩软梯下降，不慎坠落。三是工作负责人没有实施有效监护，没有及时纠正违规的下梯方式。 事故暴露问题：一是人员违章问题突出。作业人员在工区对软梯使用方法有明确规定的情况下，仍然使用过去习惯性的做法，表现出对规定和要求的漠视，暴露出反违章工作开展不力。二是教育培训针对性和实效性不强。员工实际操作技能较差，基本技能欠缺。三是安全意
案例1：安全措施不到位盲目作业烧设备——造成设备故障、人身事故苗子 一、故障概况 X年X月X日，某变电所值班员在2#交流盘清扫设备，当用毛刷清扫2#交流盘11#备用空气开关的电源侧时，毛刷的金属部分与空气开关的电源接线端子相碰，造成设备短路，导致2#交流盘11#空气开关烧坏，盘面烧坏，直流盘交流失压，所用变停电4小时28分。 二、原因及教训 1、值班员安全意识差，作业中使用的工具未采取绝缘措施。 2、值班员违反安全工作规程，在二次回路清扫灰尘时，无安全监护人，单独作业。 案例2：错停馈线、误挂封线——造成人身事故苗子 一、故障概况 X年X月X日某变电所值班员接电调倒闸作业命令对212开关进行停电倒闸作业，在倒闸过程中值班员与助理值班员错停馈线，误将4号馈线214开关断开，但在外出挂接地封线时仍将封线挂到212开关馈出线上，造成212开关距离Ⅰ、Ⅱ段动作，严重危及人身安全。 二、原因及教训 1、值班员与助理值班人员对倒闸作业命令不清楚，倒作业时，确认停电回路，将2#馈线错停为4#馈线。 2、验电接地程序错误，未验电而直接将地线挂接在带电侧。 案例3：盲目接取电源、造成开关误动——造成事故苗子 一、故障概况 X年X月X日，检修车间在某变电所进行春检作业，因误解2YH端子箱开关在分位，在测试避雷器取电源时，造成2YH二次侧失压，引起2#进线失压保护动作，致使102、202A、202B、1021开关动作断开，造成全所失压三分钟。 二、原因及教训 未仔细确认设备状况，盲目接取电源，人为造成开关误动。 案例4：放电操作不当误碰带电设备短路产生电弧烧伤操作人员――造成人身事故苗子一、故障概况 X年X月X日某变电所在进行201A、201B断路器小车小修作业时，将201A、201B拉至实验位后，对201B流互进行放电时，因地线绝缘杆碰到带电的静触头上而产生电弧将助理值班员的脸部烧伤，同时造成201A、201B跳闸。 二、原因及教训 1、小修作业时未将201B断路器小车拉至检修位，也未放置绝缘挡板而直接对流互进行放电。 2、助理值班员班前未充分休息，作业时精神恍惚，操作不当，误碰带电设备，产生电弧将自身烧伤。 案例5：房屋漏雨、母线接地铝排烧损、瓷瓶击穿――造成设备故障 一、故障概况 X年X月X日某变电所101、201A、201B跳闸，掉牌，交流母线电压低下，A、B相低压过流，高压室有异响，值班员巡视时因高压室有浓烟雾未发现故障点，8时10分电调远动合1001GK后，102、202A、202B再次跳闸，8时20分，经巡视检查发现2#高压分间屋顶严重漏水造成27.5母线支持瓷瓶大部分击穿、烧损，271小车LH烧损、32米27.5KV母线铝排烧损。后经检查1#高压分间无异常现象，采取27.5母线分段运行方案，9时01分，212、215开关送电。临时处理将271、272、214母线甩开，9时53分，4#馈线备用22B开关送
110kV变电所典型事故案列
第一章110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 二、单母分段接线： 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线：
优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优点。 缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。
第二章 110kV变电所主要的保护配置 一、线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障，以保证非故障设备的正常运行。 1、10kV线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、35kV线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性，因此必须根据变压器的容量和重要程度装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路.绕组的匝间短路和单相接地短路。发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气体，还可能引起变压器油箱的爆炸。变压器的引出线故障，主要是引出线上绝缘套管的故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。以下接合主接线图，分析一下主变保护的保护范围及动作情况： 1、主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。正常保护范围为主变三侧差动CT之间。 2、主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过流保护。 （1）复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件(负序及相间电
典型案例分析 一起线路保护异常跳闸的分析 一、事故简述： 年月日某变电站（以下简称甲站）至某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的线路，因乙站侧断线异常，在重负荷情况下引起断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。 该线路两侧保护配置为： 第一套保护包括：国电南自（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）（光纤信号收发装置）；国电南自（断路器失灵保护）。 第二套保护包括：南瑞继保（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保断路器操作箱。 甲站侧该线路保护变比，乙站侧该线路保护变比，断线相过流定值（一次值），线路全长。保护重合闸停用，使用保护重合闸（单重方式）。 月日时分，甲站线路断路器三相跳闸， 保护装置报文显示： 年月日时分秒毫秒 距离零序保护启动 综重电流启动 纵联保护启动 综重沟通三跳 故障类型和测距相间接地
测距阻抗值Ω 保护装置报文如下： 启动绝对时间年月日 动作相 动作相对时间 动作元件远方起动跳闸 故障测距结果 保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。保护装置“、、”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“、、”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约、峰值约。（见甲站侧保护故障录波图） 此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是： （一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？ （二）为什么保护装置有测距且不正确，而保护装置没有测距？（三）为什么和两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。 （四）为什么保护综重沟通三跳出口？ 二、事故原因分析 甲站线路保护收到远跳信号的原因为：乙站付母电压回路，因端子箱内电压切换回路二次线腐蚀断落，造成二次失压，乙站保护断线相过流保护动作，后备三相跳闸。断线失压相过流保护定值整定，当时负荷电流约、峰值约，断线相过流保护动作行为正确。