电气事故处理.docx

1、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

2、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

3、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。

4、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

5、. 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12B 6kV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

6、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，35kV PT一次侧B相保险熔断。出现“4BCT、PT断线”GP亮。35kV PT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

7、。中控选测35kV电压， AN=21 kV 、BN=14 kV 、CN=21 kV, 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35kV PT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PT 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

8、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）4B1Y（-5+j7）2Y（-3+j4）14XF（16.6）35kV510（9）、530（10）f3E=49.98Hz，U3E=233kV，1F、3F对碧成线备用，54B带6kV 厂用：92B带c；63B带0c、c、c；照明在c。（五） 事故经过1. 1时32分，中控电铃响，出现“4B CT、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

9、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：

10、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） 14XF 35kV 510、5301F、2F备用2E， 3F备用3E；54B带6kV、 12B备用f3E=49.96Hz U3E=227kV；厂用63B带全厂，照明在c（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

11、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、 220 kV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）35kV530（1）、510碧成线检修 4B2Y（1+j0）f2E=50.00Hz，U2E=236kV，3F备用于

12、110kV，54B带6kV，厂用：92B带c；63B带0c、c、c；照明在c。(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、

13、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

14、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、 220 kV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)2201DL 220KV1母线 2F(60+j2)2202DL 2211DL碧成线 f碧成线=49.95HZ U碧成线=236kV P碧成线=160MW 1E2206DL2母线4B131DL1Y何变 3F备用碧勉线 501DL 133DL12B(6kV) 14XF35kV 厂用：91B带c，92B带c

15、，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。2F P=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，

16、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：2F P100MW 。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）1F P100MW，2F P60MW，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

17、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，92Bc，630c.c。 照明在c。（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，

18、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4B110kV1XF4XF35kV530、510（热备用

19、）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6kV92B带c；63B带0c、c、c；照明在c（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.

20、 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，：1F FMK、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，1F FMK，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

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

22、，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

23、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

24、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：13XF（15+j3）505DL55B35kV（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

25、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，13XF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

26、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)103DL130DL4B1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

27、，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，2201

28、DL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14XF(16.5)35kV4B110kV1Y（22）、2Y（12）3F备用碧成线；厂用：92B带段,63B带0段、段、段（三）事故

29、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

30、）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

31、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