电网事故处理.docx

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电网事故处理

电网事故处理

第一部分10千伏出线事故处理

例1

一、事故征象：

永福站永16吴肇乙开关跳闸，“二段出线过流”保护动作；吴肇站查10KV二段母线失电，无出线保护动作及继电器掉牌；

二、事故前运行方式：

永福站

10KV二段

10KV一段

永

16吴肇乙

永

15吴肇甲

吴肇站

10KV二段

10KV一段

永16永福乙

永15永福甲

28衡苑唧站甲

78坤阳大楼甲

三、处理过程

（1）SCADA告警永福站永16吴肇乙开关“二段出线过流”跳闸。

（2）吴肇站查10KV二段母线失电，设备正常，无保护动作，将进线改冷备用。

（3）中心站告永福站永16开关跳闸，保护继电器“2”灯亮，即改冷备用。

（4）此时因吴肇、兴肇站用户仍处停电中，考虑尽快对用户恢复供电，且有用户催促询问停电事宜，即9：

48清空吴肇站10KV二段母线，合上10KV分段，母线试送正常。

（5）28衡宛唧站甲/78坤阳大楼甲试送时永福站永15吴肇甲跳闸，保护继电器“2”灯亮。

（6）吴肇站28/78改冷备用。

（7）永福站永15送出正常。

（8）吴肇站二段其余出线送出正常。

（9）摇测永16电缆，相间100兆欧，对地25兆欧平均。

（10）联系衡宛唧站进线冷备用，用户为封闭式设备，外观好。

（11）联系坤阳大楼甲进线冷备用，用户为封闭式设备，外观好。

（12）摇测吴肇站28/78电缆绝缘，绿相对地为零。

改线路检修。

（13）永福站永16送出正常，吴肇站永16与10KV分段方式反正。

四、事故分析

这起事故的故障原因为吴肇站28衡宛唧站甲/78坤阳大楼甲电缆绿相故障引起。

由于吴肇站未安装零流保护，其过流保护是两相式的，对B相故障无法反应，直接引

起有接地保护的上级变电站永16开关跳闸。

在将永16进线隔离后试送时，由于出线

故障仍未切除，引起永福站永15开关跳闸。

例2

一、事故征象

斜瑞站100零流动作开关跳闸重合不成

二、事故前运行方式：

597

茶陵茶陵北东

斜瑞

100

1004

茶陵茶陵北西

1005

茶陵零陵北

康衢站

1006

零陵茶陵西

68零陵路线

67龙华

所变

三、处理过程：

（1）修灯告零陵路附近有停电。

（2）查斜瑞站100零流动作开关跳闸重合不成，改冷备用。

11：

37查康衢站设备正常，拉开68零陵负荷闸刀，合上67龙华负荷闸刀，送出正常。

（3）查斜瑞100架空线正常。

（4）查晖中站设备正常，将所变2低压负荷移所变1。

12：

15拆开斜瑞100电缆上杆尾线，摇测电缆绝缘，黄地20兆欧，绿地70兆欧，红地40兆欧，黄绿150兆欧，绿红80兆欧，红黄100兆欧，通知电缆证试。

（5）拉开1005茶陵零陵北杆刀，逐段合上1004零陵茶陵北西杆刀和597茶陵茶陵北东杆刀，部分架空线试送正常。

（6）拆开康衢68/甲电缆上杆尾线，摇测绝缘，黄、绿对地均2000兆欧，红相对地13兆欧。

（7）合上1005零陵茶陵北杆刀，架空线恢复送电。

（8）康衢68、斜瑞100改线路检修，报电缆做证试。

晖中站所变负荷移正。

斜瑞100电缆证试好。

（9）电缆告康衢68电缆故障。

四、事故分析

康衢68/甲电缆坏造成斜瑞100开关跳闸，分析：

处理这类事故如需要排除的设备较多，可逐段检查排除试送，尽快恢复停电用户送电。

第二部分变压器及母线事故处理

例1：

一、事故征象：

SCADA迎勋站发总信号及10KV母线接地信号，另有光启、东门、白渡三站有总信号，查SCADA以上各站均无跳闸信号。

迎勋站1，2号主变10KV开关均跳闸，10KV正付母线失电。

10KV付母接地，1号主变10KV低压过流，2号主变10KV低压过流、10KV母联开关合闸、10KV主变自切跳闸、自切后加速跳闸光字牌亮。

母联保护屏上10KV母联开关跳闸信号掉牌，10KV母联开关合闸信号掉牌、1号主变10KV低压跳闸信号掉牌、10KV二段低压跳闸信号掉牌。

1、2主变保护屏上：

1、2号主变10KV低压过流信号掉牌，付母接地信号掉牌

二、事故前运行方式：

35KV二段

35KV一段

瑞

勋1175

南

勋1126

2号主变

1号主变

10KV副母

10KV正母

勋25

三、处理过程

（1）查SCADA迎勋站发总信号及10KV母线接地信号，另有光启、东门、白渡三站有总信号，查SCADA以上各站均无跳闸信号。

（2）有用户报董家渡、新肇周路等地无电，有人挖坏电缆。

（3）迎勋站报1，2号主变10KV开关均跳闸，10KV正付母线失电。

10KV付母接地，1号主变10KV低压过流，2号主变10KV低压过流、10KV母联开关合闸、10KV主变自切跳闸、自切后加速跳闸光字牌亮。

母联保护屏上10KV母联开关跳闸信号掉牌，10KV母联开关合闸信号掉牌、1号主变10KV低压跳闸信号掉牌、10KV二段低压跳闸信号掉牌。

1、2主变保护屏上：

1、2号主变10KV低压过流信号掉牌，付母接地信号掉牌。

查勋25正母闸刀支持白料炸开，中心站巡视及电缆沟均正常。

（4）发令10KV正付母所有出线由运行改冷备用，及1，2号主变10KV开关由热备用改冷备用。

10KV正付母线改检修，摇测正付母线绝缘好，拆开勋25正付母刀连接排。

19：

20架空线负荷均移其他线路送电。

（5）由合6经勋3充10KV付母，2号站用电从冷备用改运行。

1号主变由10KV开关充正母线，1号站用变从冷备用改运行。

勋3改热备用，2号主变由10KV开关充付母线。

（6）勋8、勋12/42、勋5/35、勋26/56、勋19/49、勋11改正母运行，勋20/50、勋9、勋1/31、勋10、勋24/54改付母运行。

迎勋站所有出线均送出，负荷均反正。

勋4/34通知电缆做证试连续性好，迎勋站送出正常，负荷反正，

四、事故分析

迎勋站早期10KV为正副母排列，出于双母线特点，运行方式灵活，但开启式仓位正、副母刀仅一墙之隔，且有穿墙孔，造成上述事故中，电缆故障串弧引起正母闸刀闪落，并通过穿墙孔，使副母闸刀串弧，造成正、副母均失电的后果。

现沪南地区已将35KV变电站所有10KV母线改为单母接线，可靠系数大幅度提高。

例2：

一、事故征象：

天平站天22安亭、漕天567、2号主变10KV开关跳闸，漕溪站漕7天平开关跳闸。

二、事故前运行方式：

三、处理过程

（1）漕溪站漕7天平改冷备用；

（2）查安亭站10KV二段无异常，10KV二段零序发信，即将天22天平改冷备用，出线改热备用，用10KV分段试送10KV二段母线正常*，再将安亭站10KV二段出线逐一试送恢复送电；

（3）将天平站10KV付母、正二段母线改冷备用，摇测10KV付母绝缘好，2号主变对10KV付母充电正常，10KV付母恢复供电，出线送出正常，35KV自切投入

（4）摇测漕7电缆好，漕溪站漕7天平送电正常；摇测天平站10KV正二段母线绝缘好，摇测天22电缆坏，天22及10KV正二段改检修。

四、事故分析

造成本次天平站10KV正二段、副母母线同时失电事故的原因是：

由于天22电缆故障引起天平站内天22电缆绿相尾线和引排连接螺丝因电动力关系绷开烧穿，此时金属游离气体上升，并从天22正副母闸刀间墙洞穿到开口的正母闸刀上、下桩头上，同时窜弧至天22正二段穿墙套管即正二段母线引排上，引起天平站2号主变过流动作跳闸及漕溪站漕7过流动作跳闸。

造成扩大事故时的沪南当值调度员由于对厂站母线布置情况较熟悉，在事故处理中就能较迅速判断出故障原因和故障点，合理运用事故处理原则正确处理事故，并取得较令人满意的效果。

例3：

一、事故征象：

SCADA报警宁海站1号主变10千伏开关跳闸，10千伏分段自切动作

二、事故前运行方式：

广

海3154

广

海3143

2号主变

1号主变

10KV二段

10KV一段

海17露柳

三、处理过程

（1）广场站报广海3143零流动作开关跳闸，即改冷备用。

（2）中心站现场告宁海站1号主变10千伏开关跳闸，海17露柳过流、零流继电器启动，开关为合闸状态，10千伏分段自切后加速动作，开关跳闸。

即将海17开关改冷备用。

（3）露柳站海17开关改冷备用，摇测海17电缆绝缘A对地85MΩ，B对地180MΩ，C对地6MΩ，相间AB为300MΩ，AC为150MΩ，BC为200MΩ。

（4）宁海站其余负荷均转移。

（5）宁海站广海3143改冷备用，摇测电缆绝缘好，试送正常，1号主变恢复送电，负荷反正。

四、事故分析

母线失电，应按调度操作规程，查看出线保护是否动作，这起事故即是10KV出线故障，保护拒动造成越级跳主变的典型事故。

第三部分单相接地事故处理

例1：

一、事故征象：

漕溪站漕18漕宝线接地，10KV正母压变冒烟

二、事故前运行方式：

35KV二

（2）段

35KV一段

2号主变

1号主变

漕18

漕9

三、处理过程

（1）漕溪站正母接地，接地指示漕18漕宝线接地，

（2）试拉漕18，无法判断，并引起漕9小闸镇开关前速动作，开关跳闸，重合不成，

（3）并试拉漕1、漕13，接地仍无法判断。

操作时正母压变冒烟，查压变桩头环氧树脂有裂缝，拉开正母压变中性点接地闸刀，

（4）要求闵行区调拉开漕18开关

（5）停用10KV母联自切，正、副母压变联络闸刀合上，

（6）正母压变改检修

（7）闵行区调告漕9电缆损坏，漕18接地点找出。

四、事故分析

这起接地故障引发接地试拉难判断是由于漕溪站无消谐灯，试拉接地时压变表计因谐振甩足，判断不清，并由于单相接地造成另两相电压升高，对老电缆的绝缘造成影响，使漕9跳闸，和引起正母压变损坏。

漕溪站出线故障需与闵行区调密切配合。

第四部分10KV继电保护误投及不配合事故处理

例1：

一、事故征象：

嘉建站善5嘉善甲开关跳闸，隔离后合上嘉建站10KV分段送10KV一段正常，合上10KV一段上54嘉肇甲开关，善11嘉善乙开关跳闸。

二、事故前运行方式：

嘉建站

54嘉肇甲

51高雅甲

52高雅乙

善11嘉善乙

55嘉肇乙

善5嘉善甲

55嘉建乙

54嘉建甲

嘉肇站

53新瑞办公乙

52新瑞办公甲

三、处理过程

1、用户报陕西南路888号用户失电，

2、中心站查嘉建站善5嘉善甲开关跳开，继电器上L2及TRIP灯亮，其他设备均正常，无保护动作，即将善5改冷备用，

3、10KV一段上所有出线改热备用，合上10KV分段开关，对10KV一段母线充电正常，试送所变1、51高雅甲均正常，

4、54嘉肇甲开关合上后，善11嘉善乙开关跳闸，查继电器上L1、2及TRIP灯亮，即将54嘉肇甲改为冷备用，10KV分段改为热备用，但善11开关合上又跳开

5、10KV一段上54改冷备用，其他出线改热备用，合上善5开关，对10KV一段母线充电正常，试送所变1、51高雅甲均正常，

6、嘉肇站查55嘉建乙继电器A、B相过流动作，TRIP灯亮，开关合上位置，其他设备均正常，

7、嘉建站10KV二段上55嘉肇乙改冷备用，其他出线改热备用，合上善11开关，对10KV二段母线充电正常，

8、嘉建站所变2改运行，所变4负荷反所变2，

9、嘉肇站54嘉建甲、55嘉建乙改冷备用，其他设备改热备用，

10、摇测55嘉肇乙电缆绝缘好，55嘉肇乙对嘉肇站10KV二段母线充电正常，

11、嘉肇站所变2、4送出正常，所变3负荷反所变4，

12、查襄国站设备均正常，10KV一、二段母线进出线改为冷备用，

13、查三金置业甲乙用户设备正常，进线改冷备用，

14、查新瑞商办甲乙用户设备正常，进线改冷备用，

15、分别摇测嘉建54、嘉肇52、53、64电缆绝缘好，嘉肇53试送电缆正常，用户送电后，嘉建站善11开关即A、B相过流动作跳闸，

16、嘉肇53改冷备用，嘉建站善11送出正常，

17、摇测嘉肇63电缆绝缘好。

18、监察告新瑞商办甲、乙进线隔离，可送电。

19、嘉肇站52、53开关改运行，送电正常。

20、监察告新瑞商办甲用户变压器送电后进线开关跳开，调整进线开关整定后再次送电正常。

21、其余出线送电正常，负荷反正。

四、事故分析

由于用户内部故障，因嘉建站进线误投保护且定值与54嘉肇甲、55嘉肇乙不配合造成这起配电站进线开关轮跳的事故。

例2：

一、事故征象：

枫林站枫21斜东乙/枫51阳光一号乙A相过流动作开关跳闸

二、事故前运行方式：

枫林站10KV三段母线

枫51阳光一号乙

枫21斜东乙

阳光一号站

斜东站

62阳光名苑商办乙

枫51枫林乙

枫21枫林乙

78科昌商办

38零安乙

三、处理过程

1、SCADA发信枫林站枫21斜东乙/枫51阳光一号乙开关跳闸。

2、操作班发现斜土路东安路附近有电缆被挖坏，

3、中心站查枫林站枫21斜东乙/枫51阳光一号乙A相过流动作开关跳闸，即改冷备用，

4、查斜东站10KV二段母线失电，38零安乙/78科昌商办A相过流动作开关跳闸，改冷备用，枫21枫林乙改冷备用，斜东站所变2反所变1，10KV二段母线其他出线改热备用，

5、查阳光1号10KV二段母线失电，即将所变2反所变1，枫51枫林乙负荷闸刀拉开，并拉开10KV二段母线其他出线，

6、斜枫站10KV分段合上，送电正常，

7、摇测枫21/51电缆绝缘，相间均4000，对地均1200，18：

59摇测电缆连续性好，

8、摇测斜东站38零安乙/78科昌商办电缆绝缘，黄、绿两相对地为0，改线路检修，

9、摇测阳光1号站62阳光名苑商办乙电缆绝缘好，

10、阳光1号站10KV分段二段负荷闸刀合上，出线送电正常，所变2负荷反正，

11、其余负荷反正。

四、事故分析

斜东站38零安乙/78科昌商办与枫林站枫21斜东乙/枫51阳光一号乙保护不配合造成斜东站38零安乙/78科昌商办电缆故障时同时调闸。