变电所的事故案例分析1Word格式.docx

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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加强巡视。

3、针对安全运行中可能遇到的、出现的问题以及实际存在的问题，组织相关的技术人员进行技术攻关，建立起一个可靠、灵活的检修抢修机制。

4、对人员加强教育，使职工提高业务知识，掌握专业技能，使员工树立安全意识，维管意识、使每个员工明白“运行无小事”。

5、加强事故抢险演练，不断提高全员非正常情况下的应急意识和实际处理能力，在演练过程中也要坚持先通后复的原则。

变电所2111隔开拒动故障

事故概况：

7月26日17：

19，×

变电所211馈线送电，电调远动合2111GK拒合，17：

22电调下令所内在控制盘上合闸失败。

17：

25分电调投入备用开关2112、21B送电成功。

21：

42检修车间到达所内检查2111隔开二次回路，室内设备都正常，当检查2111隔开机构箱时，发现合闸接触器卡滞，调整后，经电调同意在机构箱电动分合闸正常，在控制盘上分合闸正常。

58电调远动合闸正常。

22：

01电调远动退出21B、2112GK，投入211、2111GK。

原因分析：

隔离开关合闸接触器卡滞，电机电源回路无法导通，造成远动合闸拒动。

1、值班员要加强业务学习，提高故障判断能力，能自己处理的故障自己处理，缩短故障抢修时间。

2.加强对设备的巡视检查，确认设备的技术状态，对可能影响牵引供电设备安全运行的设备隐患及时上报，及时处理。

3、运行出现的问题要进行彻底、深入的分析。

开闭所251断路器拒合故障

12月19日06时45分至07时10分德州开闭所进行馈线侧2511、2512隔离开关清扫维护。

清扫工作结束后，08时01分，电调远动合251DL操作失败。

信号显示“控制回路断线”。

08时06分，电调用25BDL代251DL远动合闸操作失败，信号显示“控制回路断线”。

08时07分，电调下令当地操作，将251DL操作方式由远方位打至当地位08时15分，当地合251DL拒合，当地操作失败。

高压室检查有烧糊味道和烟雾。

08时32分，直流充馈屏报警，信号显示“绝缘故障，母线差压”。

08时49分，电调闭合×

站供2号联络开关，实现接触网供电。

9时50分检修车间到达×

开闭所抢修，检查251DL发现合闸线圈变色，有烧糊味。

用万用表测量合闸线圈烧断。

将251断路器合闸线圈的连线断开后，接地消除。

因合闸线圈质量问题，绝缘不良动作力不足，造成电动不能合闸，线圈长时受电，线圈烧毁，同时造成直流接地。

采取措施：

1、用备用合闸线圈进行更换，检查合闸回路正常后投入251断路器。

2、加强对变电所人员进行培训，做到遇事故不慌张，遇到事故能处理。

3、当发生故障时应及时将故障切除，缩小事故范围。

尽早恢复对接触网的供电。

变电所211、212DL跳闸故障

1、6月26日03时52分42秒，甲变电所211DL、212DL跳闸，过电流保护动作、重合闸未投入、故障测距为19.40公里。

2、6月28日20时12分24秒，甲变电所212DL跳闸，过电流保护动作、重合闸未投、故障测距为19.40公里。

北集坡分区所252DL跳闸数据：

6月28日20点12分25秒，乙分区所252DL跳闸，重合闸未投，故障测距：

19.40KM，电流速断元件动作。

6月28日20点18分电调命令手动合上212断路器，设备运行正常。

1、甲变电所211DL跳闸数据：

6月26日03时52分42秒，过电流保护动作、重合闸未投入、故障测距为19.40公里,母线电压:

U=1.43V,馈线电流:

I=1.61A，阻抗阻抗角:

0.62Ω∠281.5°

。

2、甲变电所212DL跳闸数据：

2006年6月26日03时52分42秒，过电流保护动作、重合闸未投入、故障测距为19.40公里，母线电压:

U=1.44V,馈线电流:

I=2.24A,阻抗阻抗角:

0.62Ω∠286.6°

2006年6月28日20时12分24秒，过电流保护动作、重合闸未投、故障测距为19.40公里,母线电压:

U=1.38V,馈线电流:

I=2.14A，阻抗阻抗角:

0.86Ω∠293.5°

3、乙分区所252DL跳闸数据：

2006年6月28日20点12分25秒，重合闸未投，故障测距：

19.40KM，电流速断元件动作，母线电压：

6.98V，馈线电流：

2.14A，阻抗阻抗角：

3.18Ω∠35.3°

4、跳闸分析：

（1）在×

—×

上行区间有瞬时短路故障发生，甲变电所212DL过流保护跳闸、乙分区所252DL速断保护跳闸属保护正常动作。

（2）甲变电所211、212DL阻抗保护未动作，阻抗角为∠281.5°

，属阻抗保护拒动，原因为流互、压互二次极性接反。

（3）乙分区所252DL阻抗保护未动作，阻抗角为35.3°

，属阻抗保护拒动，原因可能为保护装置故障。

责成施工单位和许继厂家处理遗留问题。

变电所1#B差动跳闸

6月28日05时03分13秒，×

变电所主变A相差动保护动作，101DL、201DL、202DL跳闸。

差动保护动作Uab=100.1V,Ubc=99.23V,Uca=83.64V,Ia=3.54A,Ib=3.54A,Ic=0A，启动电流I=1.12A出口电流I=1.25A。

差动保护动作跳闸后，立即对1#、2#主变压器进行了巡视检查。

1#变压器油温指示为30度，2#变压器油温指示为35度，油色、油位均正常；

经与电调联系做好安全措施，检查瓦斯继电器内无气体；

巡视检查室外1#B、2#B系统高压设备、高压室及1#B、2#B保护测控盘未发现异常。

5时54分根据电调命令重新投入1号主变，设备恢复正常。

1、差动保护动作时，该地区正下大雨并有雷电现象。

2、只有当线路发生故障时，电流增大（当主变一次电流较大时135A左右）就可能会造成差动保护误动。

3、同时差动保护回路多点接地同样容易引起保护误动作。

4、厂家到现场对后台故障时的各种数据、差动保护的二次接线进行了检查未发现异常，初步判断引起此次跳闸的原因为雷击。

1、加强对变电值班员继电保护知识的学习和培训，特别是综合自动化方面的内容。

2、对各所差动保护二次回路进行检查，是否有多点接地现象，实际接线是否与原理接线图相符。

3、加强变电所设备巡视，及时发现设备隐患，及时处理。

4、加强事故应急预案的培训和学习，不断提高员工的事故应急处置能力。

变电所2#主变C相过负荷Ⅱ段误动作

7月3日，5点09分×

变电所2#主变C相过负荷II段动作，102、202A断路器跳闸，202B断路器没有跳开。

5点17分，调度远方操作合上102断路器。

5点18分，调度远方操作合上202A断路器。

设备恢复正常。

发生跳闸后所内值班人员对2#系统进线、2#变压器及202B断路器进行了全面巡视检查，对线夹、接头进行了红外线测温。

同时详细查看了故障报告、定值设置和故障录波，分析了故障原因。

1、巡视结果分析：

巡视结果如下：

主变音响正常，通风良好，主变温度、线夹、接头温度均无发热现象。

根据以上结果分析，有可能为主变保护误动。

2、外部条件分析：

在跳闸前，区间内正好有货车通过，而其他保护未动作，说明主变正常带负荷运行，而无其他故障发生。

3、事故报告分析：

C相过负荷II段启动值为0.34A，出口值为0.5A，超出了动作值0.27A，保护动作出口属于正常。

但C相电流应为A相B相的矢量和，出口时A相电流为0.54A，B相电流为0.04A，C相出口电流0.5A为带负荷运行下的正常负荷电流，根据以上分析可判断出C相过负荷II段定值设置错误。

4、故障录波分析：

观察故障录波，C相电流波形平稳，为正常波形，说明主变正常带负荷运行，无其他故障发生。

5、定值分析：

故障前定值设置：

A相过负荷I段、II段为0.43A，B相过负荷I段、II段为0.27A，C相过负荷I段、II段为0.27A。

C相过负荷计算值约为：

=0.6115（由厂家提供公式而得）。

6、202BDL应跳闸而未及时跳闸，为保护拒动。

经检查主要原因为保护装置测控板出口有故障。

（1）由于保护整定值小的原因引起主变跳闸，所以由施工方、设计院和维护方共同组织检修人员，平推检查管内保护整定值的问题，并对主变过负荷I段、II段保护定值及其他定值进行认真核算，以取得进一步的解决保护误动故障。

（2）施工方已联系厂家更换202B断路器保护测控板，现正与电调联系要点进行检修，解决保护拒动的问题。

★×

变电所1#主变跳闸故障

2006年7月4日13：

52分，韩庄变电所1#主变跳闸，C相过负荷Ⅱ段出口，反时限过负荷Ⅱ段元件动作。

C相过负荷Ⅱ段启动电流Ic＝0.4A,出口Ic＝0.54A。

整定值过低，施工单位已经修改定值。

将定值反时限过负荷Ⅰ段元件动作时间改为35s，反时限过负荷Ⅱ段元件动作时间改为50s。

作好相关记录并向生产调度和供电调度汇报，在电调的指挥下14：

03强送成功。

由厂家合理计算后，进行定值调整。

变电所205跳闸

7月15日08：

51分，×

变电所205DL跳闸，谐波过电流保护动作，母线电压：

U=103.13V，并补电流：

I=0.7A，启动：

I=0.55A，出口：

I=0.59A。

1、事故发生后，值守人员立即检查电容装置，未发现异常。

在查看保护装置整定值的时候发现，谐波过电流动作时限为1.5s，经验值为120s。

2、当线路中的谐波电流过大超过保护装置整定值时，保护启动，当保护启动超过保护时限后保护出口引起跳闸。

3、保护动作时限整定值过小，所以变电所发生频繁跳闸。

1、跳闸原因找到后，将该保护的整定值做了适当的调整，同时对全线各变电所的保护装置整定值进行了核查，以确保设备的安全运行。

2、加强对值守人员的培训，提高其业务素质。

变电所主变反时限过负荷跳闸

7月23日20时02分55秒，×

变电所事故音响报警、1#主变测控保护装置光字牌显示：

1#主变反时限过负荷C相保护动作，101DL、201aDL、201bDL跳闸，后台计算机显示数据为反时限过负荷C相过负荷II段C相保护动作，启动电流Ic=0.34A，出口电流Ic=0.41，返回电流Ic=0.28A。

20时09分51秒，远动合101DL，成功。

20时10分16秒，远动合201bDL成功。

20时10分31秒，远动合201aDL成功。

跳闸发生后，在后台查询该保护定值时发现：

反时限过负荷II段A相动作电流为0.55A，反时限过负荷Ⅱ段B相动作电流为0.34A，反时限过负荷Ⅱ段C相动作电流为0.34A。

本所反时限过负荷Ⅱ段保护方式为取A，B两相电流为保护电流，C相电流为计算值。

根据算得Ia2+Ib2+IaIb=Ic，Ic=0.777A，所算出来的值与保护装置里面整定值有区别，所以故障原因是因为保护整定值整定不当，造成无故障保护误动作。

1、跳闸后对各种保护所设定的保护定值与施工单位提供的保护整定值进行核对，事后值守人员向电调汇报，申请更改整定值。

电调7月24日下令将反时限过负荷Ⅱ段C相整定值更改为0.78A。

20时10分31秒设备重新投入后运行正常。

开闭所所用变放电故障

6月25日22：

37，值班员巡视高压室设备发现27.5KV所用变压器有放电现象。

及时汇报电调及段生产调度，将10KV所用变压器投入运行，27.5KV所用变压器退出运行。

因瓷瓶脏污，再加上设备刚投入运行螺丝松动，是这次事件发生的主要原因。

1、进行设备清扫维护，紧固各部件螺丝。

2、加强所内外巡视。

开闭所短路故障

7月14日7点25分至9点53分甲开闭所进行保护试验，在试验过程中发现295DL本体LH变比与后台保护定值设定不符，作业结束后准备校对该LH变比。

10点10分现场机务处领导与电调协调，准备合2952GK、29BDL，分295DL、2951GK，进行备用代主用送电。

10点24分电调下达倒闸命令。

在合29BDL开关时备用母线瓷瓶闪络击穿一个，硬母线局部烧伤。

同时乙变电所218DL阻抗动作跳闸，重合失败，造成甲开闭所291DL进线失压跳闸，启动备投292DL投入运行，因此时故障仍未消失，乙变电所217DL阻抗保护动作跳闸，

甲开闭所值守员当地操作分下29BDL、2952GK，乙变电所217DL重合闸启动，因故障点切除，所以重合成功，292DL进线运行，故障过程中29BDL一直未跳闸。

1、瓷瓶质量问题是这次故障的主要原因。

2、保护定值配合不当，发生短路故障后29BDL、291DL未跳闸，造成乙变电所218DL越级跳闸，扩大了停电范围。

3、启动备投292DL投入运行后，由于保护定值配合不当，此时故障仍未消失，造成乙变电所217DL阻抗保护动作越级跳闸，扩大停电范围。

存在问题：

1、保护定值配合不当，造成乙变电所218DL、217DL越级跳闸。

2、发生故障造成所内电调电话、路电电话均不通，使故障信息未能及时反馈给电调和生产调度。

1、对瓷瓶进行认真检查，对不合格的瓷瓶及时组织更换。

2、建议设计院对甲开闭所29B、291DL保护整定值重新进行核对。

3、对变电所绝缘配件认真检查，必要时对绝缘材料进行耐压试验。

变电所B相电容25号避雷器烧毁故障

故障概况：

8月23日，8点32分值守员根据电调命令投入A相、B相电容，投入后对电容及全所设备进行巡视未发现异常。

11点21分，值守员听见电容室有隆隆响声，因事情紧急果断将电容231、232DL开关断开，响声消失，接着去电容室巡视检查，当时烟气太大无法观察，值守员随即打开排风扇进行排烟。

11点24分值守员向段生产调度、电调汇报了当时情况及断开231DL、232DL的过程。

11点50分值守员巡视检查电容室，发现B相电容回路25BL击穿烧毁。

11点52分值守员向生产调度及电调汇报检查结果。

12点10分安技科及检修车间人员到达该变电所进行现场检查、处理。

经采取安全措施后，检修人员进入电容间隔，进行处理。

发现B相电容25BL已经烧毁，母线局部烧损，电容间隔内其它设备没有受到影响。

因没有备件更换，所以B相电容暂不能投运。

分析认为B相电容25BL烧毁，系避雷器产品质量问题。

整改措施：

1、更换避雷器，保证B相电容正常投运。

2、对管内设备组织检修车间、变电所设备进行认真检查，发现质量问题及时汇报处理。

★×

变电所2#主变故障

6月25日10时40分，×

变电所2#主变A相差动保护出口，10062（102DL）、202DL跳闸，故障报告显示2#B110KV侧A、B相电流均为1.13A，二次侧A相电流为0.59A，A相差动启动电流为2.27A。

由于当日7时54分电调发令将1#、2#B系统自投装置撤出运行，故2#B系统未自动投入。

10时50分电调发令合上10062（102DL）、202DL（机务处要求），202DL合闸后红灯不亮，且给出“控制回路断线”信号，202DL不能电动分闸。

11时00分电调发令退出2#B系统，投入1#B系统运行，设备运行正常。

10时42分在接到差动保护跳闸通知后，安技科立即赶往该变电所，对2#主变压器进行了巡视检查。

变压器油温指示为38.5度，油色、油位均正常，检查瓦斯继内无气体，巡视检查室外2#B系统高压设备、高压室及2#B保护测控盘未发现异常。

检查202开关，发现其分闸回路有断线现象。

次日经开关厂家检查，确认为202开关分闸线圈烧坏。

1、2#B比率差动保护电流整定值为2.27A，10时40分2#变A相差动保护启动电流为2.27A，差动保护动作正常，各种音响、信号指示均正常。

2、×

变电所2#主变压器是24日18时00分冲击试验后，直接投入运行并送电至接触网（为保证动车组试验期间供电可靠，机务处要求），在跳闸之前2#B为空载运行，空载运行时间还未达到12小时。

3、25日10时40分第一列动车组进入该变电所×

下行供电臂后，2#B差动保护即动作跳闸。

4、根据设备巡视及保护动作情况分析，2#B差动保护是在动车组进入该变电所×

下行供电臂取流后，在电流达到90A左右后即出口跳闸，初步判断差动保护流互二次极性接反

5、检查2#B差动保护故障波形时，发现2#B110KVA相电流与27.5KVa相电流角度相差180度，说明2#B差动保护A相流互极性接反。

处理措施：

1、检查202DL流互二次接线，发现小车流互差动回路二次线接反。

2、经电调同意投入2#B运行并投入电容补偿装置，检查2#B实时电流时，发现2#B110KVA相电流与27.5KVa相电流角度相差180度。

3、退出电容补偿及2#B运行，将202DL小车流互差动回路二次接线掉头，再次投入2#B及电容补偿装置，检查2#B实时电流时，发现2#B110KVA相电流与27.5KVa相电流角度相同。

进一步证实了造成2＃B差动保护动作的原因就是由于202DL差动回路二次极性接反。

变电所交流盘故障

7月5日23时01分，×

变电所10KV所用变失压退出运行，交流盘不能自动投入备用电源供电，导致所内负荷失电，直流设备由蓄电池供电。

由于27.5kV所用变无法正常投入，23时17分电调下令手动断开2902隔离开关。

交流屏内27.5kV所用变接触器线圈接线错误，致使接触器无法正常吸合。

检修人员赶到现场马上进行事故分析和处理，发现为交流屏内27.5kV所用变接触器线圈接线错误，致使接触器无法正常吸合。

经处理后故障得以解除。

2点07分27.5kV所用变投入成功，事故解除。

变电所断路器及隔离开关故障

7月11日9：

42“V”型天窗结束后，×

变电所×

上行送电，远动合上2121GK、212DL，变电所值守人员巡视检查发现，212DL动、静触指接触不良，放电严重；

10：

10电调命令将21BDL由试验位推至工作位，值班员执行时发现21BDL动静触指接触不良；

14电调远方操作分212DL，并通过分区所闭环供电；

经现场调查发现212DL、21BDL动静触指接触不良，且212DL动触指已明显烧伤，同时发现2001、2003GK接触不良，一旦电流增大也会发生烧损设备的故障。

确认现场情况后，经认真分析，将212DL上部动触头连接板接孔调整至最大限度，底座限位孔，向静触指方向挪移5mm（最大限度）并将DL后轮垫入4mm厚扁钢临时恢复了212DL正常接触状态。

该DL及底座需天窗停电时请厂方人员到现场进一步检修。

212DL于14：

27送电。

212DL送电后，先后对2001、2003GK及21BDL进行调整，经调整现场符合运行需求。

2001、2003GK传动杆已调至极限位置。

02电调远动操作合上211DL恢复正常运行方式。

1、27.5KV断路器本体、动静触指、小车滑道及底座框架为成套设计，各部件间配合要求高、调整裕度小，是造成本次设备故障及故障处理困难的主要原因。

2、调整不细、断路器小车滑道略有变形等因素是本次断路器故障的综合原因。

3、2001、2003GK传动杆设计为S型，易变形（该问题我们在验收时提出过）是造成2001、2003GK接触不良的直接原因。

1、举一反三，对全段范围内DL、GK动静触头等主导电回路电气连接点的接触情况进行全面检查。

2、加强值守人员的巡视力度。

3、加强值守人员的业务培训，增强故障处理能力。

4、加强故障现场的信息反馈力度，增强现场协调能力。

5、专业技术干部要深入现场，发现问题解决问题。

分区所兼开闭所245DL跳闸

8月2日21时50分22秒，×

分区所兼开闭所发出跳闸信号，跳闸数据：

245断路器跳闸，阻抗I段动作，母线电压：

U=0.03V，馈线电流：

I=0.11A，阻抗Z=0.24Ω，故障测距：

1km，重合闸失败。

值守员当即向电调、生产调度汇报跳闸情况，同时对所内设备进行检查。

网工区根据电调命令对管内设备进行巡视未发现异常。

安技科人员到达所内进行检查，检查中发现后台245DL电压时有时无，然后根据图纸认真核对实际设备接线。

22时48分电调远动操作合上245断路器，×

分区所兼开闭所监视后台显示发现245断路器处馈线无法检压，值守员立即向电调进行汇报。

23时48分27秒，245断路器再次跳闸，母线电压：

U=0.00V，馈线电流：

I=0.13A，阻抗Z=0.0Ω，故障测距：

0km，重合闸失败。

23时55分，经过分析确认所内二次回路问题，随后对二