电气事故处理.docx
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电气事故处理
电气事故处理
一、厂用低压侧开关跳闸
1.现地检查厂用低压侧开关确已跳闸。
2.检查该段厂用动力负荷有无短路现象（特别是经常运行大电流机械设备，如有应进行隔离。
3.检查厂用动力负荷有无检修人员作业或私接电源。
4.对厂用母线进行详细地检查，发现明显故障点时，应及时切换机旁动力电源，保证重要动力负荷供电（如压油泵）。
5.检查未发现明显的故障点，在汇报领导的同意下，可进行试合一次开关。
6.试送电不成功时，可转移重要负荷（双电源负荷切换，先拉后投），通知检修人员处理，采用测量厂用母线的绝缘的方法来查找故障点。
7.事故举例：
2002年3月12日9时46分，1.5万kW小水电尾水门机电缆短路，402DL跳闸。
（厂用400V由402DL供电，402DL在合，401DL在分）。
中控室看到厂房窗外，尾水门机处有弧光一闪，并听到爆炸声，中控室照明消失，厂用消失。
9时48分，值班员将400V厂用2#盘后尾水门机电源开关DK3分开，挂“禁止合闸，有人工做”牌，402DL合上，厂用恢复供电。
8.2006年3月27日432开关自动跳闸，435备投成功。
原因是大油库动力盘负荷瞬间发生短路，造成432开关过流脱扣动作。
432开关触头检查无明显烧伤痕迹，分、合闸试验正常。
二、厂用变压器事故
1.根据远方信号和光字牌立即到现地检查厂用变高、低压侧开关在跳闸位置。
2.检查微机备自投装置动作正确，不良时进行手动切换，使失电段厂母线恢复供电。
3.厂用变保护装置检查动作保护类型，并进行事件量的查看，必要时打印报告（主要针对微机型保护）。
4.根据保护动作情况，依据保护范围对厂用变一次设备进行全面检查，有明显故障点时，应设法消除。
5.未发现故障点，应考虑是否系人员误碰或保护误动引起，请示领导同意后，厂用变恢复运行。
6.厂用变压器异常，应断开厂用变压器两侧刀闸，装设接地线，做好安全措施，通知检修人员处理。
三、6kV单相接地事故
1.根据远方信号和上位机报警，穿绝缘靴、戴绝缘手套到6kV配电室进行检查。
2.选测6kV系统电压，AN、BN、CN分别为多少kV，判断接地相别和性质。
公式
3.如果一相相电压明显降低或为零，其它两相未升高，证明是高压熔断器熔断，应将电压互感器停运，通知检修更换处理，停电前做好记录，对6kV少计量的电量要进行追加。
4.选测结果，一相相电压明显降低，其它两相升高，为正常相电压的根号3倍，采用拉路法进行查找。
依次按先厂外，次坝区后厂用。
试分634、636、638开关，如接地消失说明线路有接地故障。
5.通知小水电停机，断开637开关，选侧接地情况。
6.倒厂用电，单台机组带全部厂用电，试分633开关、631开关或632开关，如接地消失说明线路、电源或母线有接地。
同时，向有关厂领导汇报。
7.如为母线接地，应向主管领导汇报并检查全部配电装置。
8.6kV系统接地运行时间不超过2小时。
9.6kV系统出现谐振时，绝缘监察继电器连续动作，系统有功功率和电流表周期性摆动，各相电压均有升高。
尝试切除长电缆负荷。
也可联系检修人员对绝缘监察装置进行检查。
10.2000年6月3日，16时12分，634DL线路B相接地故障，634DL线路过电流保护未动作，越级到12B6kV侧另序过电流保护动作跳开的632DL。
四、35kV系统接地
1.选测35kV系统电压，判断接地相别和性质，并检查全部配电装置；
2.选测结果，如一相相电压明显降低，其它两相未升高，证明是高压熔断器熔断或二次侧断线，应将电压互感器的高压侧隔离刀闸拉开，通知检修处理；
3.选测结果，如一相相电压明显降低，其它两相升高，采用拉路法进行查找。
依次试分35kV线路510、530开关，如接地消失说明线路有接地故障。
4.通知小水电停机，断开502、505开关，如接地消失说明电源有接地。
5.倒厂用电，单台机组带全部厂用电，断开5311刀闸查找接地。
6.接地线路不再不送电，如为母线接地，应向厂有关领导汇报。
7.35kV系统查找时间不超过2小时。
8.2005年5月15日15点57分，35kVPT一次侧B相保险熔断。
出现“4BCT、PT断线”GP亮。
35kVPT断线动作，4B保护模拟量显示：
低压侧A相电压58.8V,低压侧B相电压34.2V,低压侧C相电压58.7V。
中控选测35kV电压，AN=21kV、BN=14kV、CN=21kV,询问何变530无故障，电压正常，分析判断可能是B相熔断器熔断造成。
开关站检查35kVPT无明显异常，35kVPT端子箱内检查无断线、无异味。
PT二次侧A开关两侧分别测量，B相电压为零。
4B低压侧保护LP停用，510线路低电压闭锁过流、530线路电压闭锁电流速断保护LP停用。
断开5018刀闸，合上50180地刀，变配电班检修人员处理交待：
35kV母线PTＢ相一次保险更换、选测35kV电压正常。
4B保护A、B套低压侧、530线路电压闭锁电流速断、510线路低压过流保护投运。
五、510线路出线B相瓷瓶炸裂事故
（一）时间：
2006年6月20日1时32分
（二）天气：
小雨
（三）当班值：
运行一值
（四）系统方式
2F（80+j5）→220kV1母→碧成线（79-j32）
├→4B→1Y（-5+j7）2Y（-3+j4）
↓
1～4XF（16.6）→35kV→510（9）、530（10）
f3E=49.98Hz，U3E=233kV，1F、3F对碧成线备用，54B带6kV
厂用：
92B带Ⅱc；63B带0c、Ⅰc、Ⅲc；照明在Ⅲc。
（五）事故经过
1.1时32分，中控电铃响，出现“4BCT、PT断线”光字牌，选测35kV母线电压，AN=35kV，BN=0kV，CN=34kV。
（六）事故处理
1.1时33分，检查4B保护为低压侧零序过电压保护动作，110kV开关站检查发现，510线路出线电缆与架空线路连接处B相着火。
2.1时35分，510DL、530DL断开；用灭火器将510线路出线电缆与架空线路连接处B相着火点扑灭，经检查B相支持瓷瓶炸裂。
3.1时43分，5103刀闸断开，4B保护盘信号复归。
4.1时50分，故障点已切除，530线路可以恢复送电。
（七）事故原因
1.由于硅铁厂负荷较大，长时间运行，电缆接头过热，绝缘降低。
2.降雨天气，电缆接头进水，绝缘降低，造成接地放电，电缆绝缘层着火。
3.新更换后的电缆安装工艺差。
六、110kV系统接地（故障线路开关跳闸）
（一）题目：
碧何二回接地（电流差动保护动作）
（二）时间：
2006年4月26日21时04分
（三）天气：
并伴有小雨
（四）系统方式
3E（-8-j24）→220kV1母→4B→1Y（-4+j6）、2Y（-2+j3）
↓
1～4XF→35kV→510、530
1F、2F备用2E，3F备用3E；54B带6kV、12B备用
f3E=49.96HzU3E=227kV；厂用63B带全厂，照明在Ⅲc
（五）事故现象
1.21点04分，碧成线系统冲击，中控蜂鸣器、警铃响。
2.“碧何二回保护动作”，“碧何二回重合闸动作”，“130DL电机运转”光字牌亮。
（六）处理经过
1.21点06分，开关站检查130DL开关本体无异常，碧何二线线路无异常。
2.21点10分，打印报告显示：
电流差动保护动作，重合闸动作成功，故障相别为C相，测距为2.1km；21点15分，信号复归。
注意130开关单相故障，跳三相，重合三相。
（七）原因分析
1.大风天气并伴有小雨，造成碧何二回线C相瞬间接地。
2.碧何二回线电流差动保护及重合闸动作正确。
七、220kV线路故障（重合闸动作成功）
（一）题目：
碧广线线路事故
（二）时间：
2006年7月13日13时07分
（三）当班值：
运行一值
（四）系统方式
1F、2F（200+j19）→220kV1母→碧广线（200+j0）
1XF、3XF（3.5）→35kV→530
（1）、510
碧成线检修└→4B→2Y（1+j0）
f2E=50.00Hz，U2E=236kV，3F备用于110kV，54B带6kV，
厂用：
92B带Ⅱc；63B带0c、Ⅰc、Ⅲc；照明在Ⅲc。
（五）事故经过
1.中控蜂鸣器，电铃响，微机报警，系统有强烈冲击声，2F调速器自动由“功率模式”切换至“开度模式”，碧广线线路及1F、2F表计摆动较大。
2.出现以下光字牌：
“2ERCS-901B保护动作、2ERCS-902B保护动作、2ERCS-901（902）重合闸动作、2EPRC02B-16收发信机动作及异常、2EPRC01B-16收发信机动作及异常、故障录波器启动”。
（六）事故处理
1.13时08分，碧广线保护检查：
2ERCS-901B（902B）保护显示：
纵联变化量方向A动作、纵联另序方向动作、重合闸动作、故障测距：
2ERCS-901B保护，60.6km，2ERCS-902B保护：
57.5km；装置跳A灯亮，重合闸灯亮；断路器失灵及辅助保护装置：
A相过流，B相过流，C相过流灯亮；操作继电器箱：
TA，CH灯亮，保护装置及故障录波器报告打印。
2.13时09分，现地检查1F调速器正常，2F调速器在“开度模式”，功率反馈故障，转速正常，信号复归，2F调速器切至“功率模式”。
3.13时10分，汇报省调碧广线事故，高频另序保护动作，2207断路器A相跳闸，重合闸动作成功。
（七）事故原因分析
1.碧广线线路A相接地，线路高频另序保护动作，2207断路器A相跳闸，线路重合闸动作成功。
2.我厂保护装置动作正确，保护测距基本一致，测距不一致的原因是测距是通过计算短路阻抗进行的，阻抗=电压/电流，两套保护电压取量不一样（分母线和线路电压互感器）。
八、220kV线路（碧成线）保护启动切机
（一）时间：
2001年5月9日16时08分，
（二）天气阴转小雨，且伴有雷声
（三）事故前系统
1F（100+j12）2201DL220KV1母线
2F（60+j2）2202DL2211DL碧成线
f碧成线=49.95HZU碧成线=236kVP碧成线=160MW
1E2206DL2母线4B131DL1Y何变
3F备用碧勉线
501DL133DL12B（6kV）
1～4XF35kV
厂用：
91B带
c，92B带
c，63B代0段、
c
（四）事故前现象
“碧成线保护动作，碧成线重合闸动作、1F出口2201DL绿灯，1FP由100MW0，碧成线P由160MW60MW，碧成线电压由236kV243kV。
碧成线保护室检查：
LFP-901A保护动作，显示D++，O++、C相，100.2km，TC红灯亮，CH红灯亮，PXH-345屏跳闸信号组件：
C相跳闸掉牌，重合闸动作掉牌，故障录波器启动。
（五）处理经过
1.16点10分，检查1FB各部正常，保持1F转速，2FB各部检查正常。
2FP=60MW，碧成线P=60MW，开关站检查2201DL三相跳闸，碧成线出线无异常（2211开关在合）。
汇报省调碧成线线路事故情况，并联系2F负荷是否加满，答复：
待与成县变核实后再决定。
2.16点12分，汇报分场主任、总工、生产厂长、安监科长、电气主任事故情况。
3.16点20分，执行省调令：
2FP100MW。
4.16点50分，执行省调令：
1F并网运行，负荷1F带100MW，2F带60MW，故1B中性点210刀闸投。
5.16点51分，2201DL手准并网，（应重新下达开机命令，并网）1FP100MW，2FP60MW，1B中性点210刀闸拉开。
（六）事故原因分析
此次碧成线线路事故时，初步分析为天气因素导致，当时小雨且有雷声。
保护动作正确。
运行人员事故处理正确、迅速。
九、上位机停机开关拒分
（一）题目：
2F停机时2202DL拒动原因分析
（二）时间：
2002年7月26日23时18分
（三）当班值：
5值
（四）当时系统
2F（100+j20）→2母线→2E（100+j20）2EV=236KV
f=50.01Hz，91BIc，92BⅡc，630c.Ⅲc。
照明在Ⅱc。
（五）处理经过
1.23点18分，执行省调王耿令：
供四川机组停机，故2F有功降到零后，操作员站按下2F停机按钮，2202DL不动作，但2F停机继电器（JTJ）（机旁看的，运行人员对重要继电器的位置，如何看励磁和失磁要会）在已动作，机组未停。
2.220kV开关站检查，2202DL气压正常，无明显异常。
3.23时25分，中控KT台手分2202DL正常，2F正常动作停机。
（如果控制台分不开，可在现地分（小水电可在配电室进行现地分闸），开关机构故障，联系调度断开线路开关2207实现停机。
4.以上情况汇报分场主任、生技部主任、通知电气分场主任。
（六）原因分析
1.JTJ继电器动作后，接点接触不良，未沟通2202DL跳闸回路。
2.去2202DL跳闸回路的联线有断线现象。
一十、2201断路器自准并网不成功（开关三相不一致动作挑开，在2006年12月份，碧早一线冷备用转运行操作中，2212开关第4次才合闸成功）
（一）时间：
2006年8月18日
（二）系统方式
碧早一线（-5-j6）→220kV1母→4B→110kV
↓
1XF～4XF→35kV→530、510（热备用）
2F（100-j25）→220kV2母→碧广线（100+j15）
3F备用碧早一线，1Y、2Y冷备用，1F备用碧广线
f碧广线=50.02Hz，U=237kV；54B带6kV
92B带Ⅱc；63B带0c、Ⅰc、Ⅲc；照明在Ⅲc
（三）事故经过
1.10时05分，省调令：
供四川再开台机，两台机负荷共带200MW。
2.10时07分，1F自动开机。
3.10时09分，1F开机建压正常，同期确认后2201DL绿灯灭（红灯未亮），瞬时2201DL绿灯又亮。
出现以下光字牌：
2201DL三相位置不一致（一亮即灭），2201DL电机运转。
（应立即切断开关电源）
4.开关站检查2201DL本体、SF6气压、操作气压正常。
1.10时16分，中控公用同期装置2201DL并网，现象与第一次相同。
开关站检查发现2201DLB相未动。
立即将2201DL操作直流断开。
2.10时26分，：
1FFMK、LMK、22012隔离开关断开。
10点34分，1F自动停机（检修进行检查）。
3.10时42分，2201DL操作直流合上，远方分，合2201DL开关两次正常。
4.10点56分，22012隔离开关，1FFMK，LMK合上。
5.11时01分，2201DL自准并网，1F有功带至100MW，汇报省调。
一十一、机组出口开关机构故障不能并网，开启备用机组
（一）题目：
1F开机时2201DL无法并网
（二）时间:
2002年9月21日11时56分
（三）当班值：
5值
（四）事故前系统
2F对碧广线备用（2母），1F对碧成线备用（1母）3F带60MW送碧成线。
（五）事故现象
11点55分，省调令1F开机,当电压和频率满足并网要求时,同期确认后，2201DL开关绿灯暗了一下，又恢复正常亮度,出现“4B电气事故”（老保护，另序差动，出口压板在切除），“2201DL开关电机运转”光字牌亮，
（六）处理经过
1.11时57分，保护室检查为“4B零序差动”动作，1F同期装置显示四个“U”，4B保护信号复归。
2.12时05分，220kV开关站检查：
2201DL三相在分，气压正常，发现2201DLA相机构内有焦味，发现合闸线圈处有烟冒出，B、C相机构箱正常，故断开开关电源8D。
（三相位置不一致保护动作）切除操作直流太晚，应在2201DL操作盘切除）
3.12时09分，汇报省调唐晓军，令1F停机处理，2F倒至碧成线开机。
4.12时10分，1F微机停机，22022刀闸拉开，22021刀闸投入。
5.12时20分，2F微机开机，2202DL自准并网，负荷带60MW。
6.12时22分，远切2F10LP投入，保护切机2FLP2投入。
母差盘1B启动失灵37LP切，母差及失灵跳1B1LP切。
7.12时26分，22011刀闸拉开。
（七）原因分析
1F并网时，开关机构有故障，合闸线圈一直励磁冒烟。
一十二、主变油位异常
（一）题目：
4B油枕油位升高（巡回发现）
（二）时间:
2002年2月23日
（三）系统：
3F100+j3→4B→2母→碧成线
当时4B冷却油泵1、2、4号运行，冷却水压0.055Mpa
（四）处理
1.15点20分，全巡发现4B油枕油位指示油标已满，且油枕顶部有油，约每分钟50滴，地面有一滩油迹。
现地膨胀型温度为28度，29度，故4B冷却3#油泵放“工作”，并调整3F，2F负荷，当时3F、2F负荷共带16万。
3F有功降到60MW，2F有功升到100MW。
2.15时28分，省调令共甘肃停台机，另一台机带10万。
3.15时30分，3F自动停机。
检查4B油枕油位下降明显，3B冷却停。
（五）原因分析：
4B长期在轻负荷运行，当时3F开机带10万送甘肃，碧何二线负荷约20MW左右，故当时4B有功约为80MW，造成4B温度比平时有所升高，4B油位升高，但3F停机后4B油位立即下降，原因不明。
一十三、主变冷却系统故障引起温度升高压力释放阀动作
（一）题目：
55B漏油事故
（二）时间：
2002年6月5日
（三）系统：
1～3XF→（15+j3）→505DL→55B→35kV
（四）处理经过
1.4点15分，值班员进行设备巡回，55B检查发现温度45℃，回到控制室向值班负责人汇报。
认为夏天温度高一点正常。
冷却系统也未发现异常。
2.5点0分，值班员抄表，对55B未到现地查看，凭巡回时记忆写成45℃。
3.6点0分，值班负责人进行抄表，亦写成45℃。
抄完表后，检查55B温度已达到65℃。
4.检查2#泵运行正常，将主变冷却供水0221阀开大了一些。
并迅速压机组出力约6000kW。
5.6点30分，汇报值长，值长赶到现场查看变压器漏油较大。
从压力释放阀处流至顶部，温度达66摄示度。
0221阀开大了一些，查看比变压器冷却出水正常。
6.6点45分，1～3XF解列停机，6点47分505DL分。
7.6点52分，汇报有关领导后，55B做隔离措施。
（五）原因分析
1.汛期水质差，55B冷却无正反冲切换，可能是55B冷却堵塞，在调水压后冲开堵塞，冷却效果恢复。
2.值班员工作中弄虚作假，抄表不到现地进行。
3.冷却泵2#效率低，运转中油流循环不好。
一十四、1F机组延时并网事故
（一）时间：
2003年7月6日13点49分
（二）系统：
1F对碧成线备用，2F备用碧广线
3F（100+j25）→103DL→130DL→4B→1母→碧成线
（三）经过
1.13点49分，值长接省调令供甘肃开台机，两台机共带140MW。
2.13点49分，值长令电气值班员微机1F自动开机。
3.13点50分，1F自动开机，检查1F周波、电压正常。
4.13点51分，1F微机同期栓确认投入。
2201自准并不上，值长令一名值班员检查1F同期装置无显示，1机旁同期电源投切一次后，再次微机同期确认，仍无反应，故1F机旁同期电源切。
（开机过程中监护不好，操作“开至空载”按钮，未按“空载转并网”，导致单机同期回路1-3TQJ未励磁而不能并网）。
5.13点59分，值长令切换至中控公用准同期装置并列，2201DL同期栓“11TK”入同期，同期1QK入“试验”位置，滑差表运转正常，监视电压，频率符合并列条件，1QK入“自准”位置，检查中控公用准同期装置无显示，2201DL无法并网，1QK切,2201DL同期栓11TK切。
（估计1QK入“自准”不到位）
6.14点04分，值长令一名电气值班员手准并列，值长监护，2201DL同期栓11TK入同期，1QK入手准位置，调整1F周波、电压与系统相一致，掌握导前角度，2201DL手合无反应，值长令停止并列，同期1QK切，2201DL同期栓11TK切。
（手准并列未进行模拟或开关解锁）
7.14点12分，值长令1F中控微机停机后中断停机，1F再次开机准备并网。
14点16分，省调令停机查明原因。
（四）分析
1.操作人员责任心不强，工作不认真。
2.值内没有严格执行监护制度。
3.对新同期装置及微机监控系统不熟，事故的判断、处理及应变能力整体较差。
一十五、安全自动装置过频切机动作（碧成线）
（一）时间：
2005年05月28日
（二）系统方式
1F+2F（200+j27）→220kV1母→2211→碧成线
↓
1～4XF（16.5）→35kV→4B→110kV→1Y（22）、2Y（12）
3F备用碧成线；厂用：
92B带Ⅱ段,63B带0段、Ⅰ段、Ⅲ段
（三）事故现象
1.9点39分,中控蜂鸣器、警铃响，出现3E失步解列装置动作、故障录波器启动。
2.2201DL绿灯亮，1F有功、无功降至零，碧成线有功由150MW降至30MW，频率在49.4Hz至50.8Hz之间波动，电压由232kV降至229kV，2F有功由100MW降至85MW，电调自动切至频率模式运行。
3.微机操作员站报警,显示：
1母频率高限52.17Hz,1母电压高限241kV，1F43DP动作。
（四）处理经过
1.9点41分，1F机旁检查过速限制阀动作光字牌亮，1F导叶全关至零，43DP动作。
复归43DP，保持机组转速。
2.碧成线保护检查UFV-2F装置动作，输出中间插件输出2（过频）动作红灯亮，过频插件出口1、2红灯亮，打印故障录波报告。
3.9点43分，汇报省调我厂碧成线安全自动装置及机组动作情况，其答复：
330kV天成线线路事故跳闸，陇南电网与主网解列，你厂2#机孤网调频运行，1#机停机。
9点43分，1F自动停机。
4.9点58分，2B中性点刀闸220投入。
5.10点01分，联系陇南地调米雪峰，我厂2#机调频带陇南电网孤网运行，要求固定陇南电网负荷，避免负荷波动。
6.10点09分，1F自动开机，WJBZT倒厂用：
434DL断开，431DL合上。
7.10点10分，省调来电：
330kV天成线高抗保护动作，故障原因未查明，准备停用330kV天成线，用110kV与主网并列。
8.10点20分，省调令：
1F开机并列调频运行。
9.10点22分，2201DL自准并列，调频运行。
2B中性点接地刀闸220断开。
10.10点55分，省调令：
陇南电网与主网已并列成功，你厂解除调频运行，全厂出力120MW，机组PSS及碧成线安全自动装置暂时不投。
2F电调切“功率模式”运行，有功带至100MW，1F有功带10MW运行。
11.11点15分，执行省调令：
全厂出力加至140MW运行，机组PSS及碧成线安全自动装置按照规定投入。
并告诉对侧情况：
330kV天成线已停运，碧成串补装置已退出运行，故：
2F有功降至60MW，1F有功升至80MW，1F、2F机组PSS投入，碧成线安全自动装置按照规定投入，
（五）原因分析
1.天成线线路故障跳闸，使陇南电网与主网解列，导致我厂输送功率大于系统所需容量，系统频率瞬间升高至52Hz，碧成线安全自动装置过频远切动作，切除我厂1#机组，安全自动
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