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1、中心变1号主变跳闸分析5一、当日运行方式：110kv1147中姜开关、1150中油开关运行，1149中岭开关热备用，110kv母线通过11001、11002母联刀闸联络运行；110kv段母线yh运行，段母线yh冷备用；1号、2号主变并列运行；10kv、母线通过311、412、100开关联络运行，10kv段母线yh运行，段母线yh冷备用；0号站用变运行（接于146中宏线）；10kv161联斗、133陈仓园、151八里、183开南、123中市、126中山开关热备用，其余10kv开关均在运行中。二、事故经过：22：52分运行人员听到爆炸声后，站用系统失电，运行人员立即对全站设备进行检查，10kv配电
2、室浓烟较大，129邮电间隔前柜门冲开；1号主变保护屏保护装臵显示高后备保护动作，1101、101开关绿灯亮，2号主变保护屏保护装臵显示高后备保护动作，1102、102开关指示红灯亮，1号主变1101、101开关在分位，100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电线电缆头炸裂，线刀闸有烧伤痕迹；146中宏开关无异常，电缆头发白，旁刀闸有烧伤痕迹。22：57向监控台汇报1号主变高后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流段保护动作，开关分位，开关外观检查无异常，129邮电线电缆头炸
3、裂。23：00将站用变由0号倒至108接地变运行，恢复站用系统供电。23：02分将129邮电开关转冷备用，检查1号主变、10kv段母线外观无异常。23。15分10010kv母联开关加入运行对外恢复供电（、段母线共带19条馈路，0#站用变、199电容器、107接地变）；129邮电、146中宏、0#站用变未恢复供电。23：17向地调汇报1号主变后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电电缆头炸裂。已将129邮电开关进行隔离，100开关23：15加运对外恢复供电，1号主变、146中宏开关在检查当中。2
4、3：19向市区配调汇报1号主变后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电电缆头炸裂。已对129邮电开关进行隔离，100开关23：15加运对外恢复供电，1号主变、146中宏开关在检查当中。23：20向监控台汇报1号主变后备保护动作1101、101、100开关在分位，129邮电、146中宏保护装臵动作，显示过流段保护动作，开关分位，外观检查开关无异常129邮电电缆头炸裂。已对129邮电开关进行隔离，100开关23：15加运对外恢复供电。23：25分检查发现146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤
5、痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，相邻联斗间隔旁母支持瓷瓶有烧伤痕迹、旁刀闸有烧伤迹象。23：40分将0号站用变转冷备用。23：45分将146中宏开关转冷备用。23。46向地调汇报146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，146中宏开关已隔离，1号主变外观检查无异常。23：48向配电调汇报146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，146中宏开关已隔离。23：50向调调申请150旁路开关热备用转冷备用。23：51地调魏学敏通知魏字1号令150旁路开关热备用转冷备用。23：52执行魏字1号令150旁路开关热备用转冷备用。
6、23。53分向地调魏学敏汇报1号令150旁路开关热备用转冷备用执行完毕。23：55向监控台汇报146中宏开关旁刀闸支持瓷瓶炸裂，电缆有烧伤痕迹，中宏间隔上部旁母支持瓷瓶炸裂，146中宏开关已隔离。1：30分向配调申请129邮电、146中宏开关冷备用转检修，线路接地；150旁路开关冷备用转检修。2。31市区配调下令129邮电、146中宏开关冷备用转检修，线路接地；150旁路开关冷备用转检修。7：157：43分执行129邮电、146中宏开关冷备用转检修，线路接地；150旁路开关冷备用转检修命令，并汇报配调。9：22向地调申请1号主变热备用转检修，1号主变试验。9：25地调下令1号主变热备用转检修。
7、10：06执行1号主变热备用转检修，并汇报调度。10：20许可电缆公司129邮电、146中宏线路电缆事故抢修单开工。10：30许可检修公司1号主变检查试验工作开工。11。15许可检修公司开关二班129邮电、146中宏开关检查、消缺试验工作。12：50向配调申请161联斗开关检查工作13：251号主变检查、试验工作结束13：30配调授权161联斗检查工作安措13：44执行授权将161联斗开关热备用转检修、161联斗线路接地13：50汇报地调1号主变工作已结束，设备具备带电条件，地调下令：1号变压器检修转热备用14：20将1号主变检修转热备用，并汇报地调14：23地调下令：1号变压器热备用转运行1
8、4：45将1号变压器热备用转运行，并汇报地调14：55终结129邮电、146中宏开关检查试验工作15：00许可161联斗开关间隔一次设备检查试验工作16：05终结161联斗开关间隔一次设备检查试验工作16：42拆除161联斗线路接地，161联斗开关检修转热备用16：45向配调汇报161联斗开关工作已结束，线路接地已拆除，161联斗开关已转热备用，150旁路开关支持瓷瓶损坏，旁路不具备带电条件17：05向地调刘彦汇报：150旁母支持瓷瓶损坏，150旁母不具备带电条件，共6个，3组旁刀闸已拆除17：20终结146中宏电缆故障排查工作17：25汇报配调：中心变146中宏开关所有工作已结束，设备具备带
9、电条件，129邮电间隔不具备带电条件，17：48配调下令：150旁路开关检修转冷备用17：54将150旁路开关检修转冷备用，并汇报配调17：57配调下令：拆除146中宏线路接地，146中宏开关检修转运行18：09执行配调令，拆除146中宏线路接地，146中宏开关检修转运行，并汇报配调18：20通知监控：146中宏开关已转运行，161联斗开关已转至热备用，129邮电开关在检修状态，线路接地，不可投，150旁路开关在冷备用状态，不可投。6月13日11：32许可129邮电电缆抢修工作开工。6月13日18：20129邮电电缆抢修工作结束。6月14日20：43129邮电开关加运。三、设备损坏情况：1、1
10、0kv、段母线失压23分，（22：5223：15）10kv段母线失压后甩负荷1.2万kw。损失电量6418.32kwh;2、设备损失：1）146中宏间隔：线刀闸触头烧伤，a相烧伤严重，旁刀闸支持瓷瓶3只炸裂、触头烧伤。（6月12日更换线刀闸、拆除旁刀闸）。2）129邮电间隔：出线电缆爆炸、旁刀闸触头烧伤，后间隔旁母支持瓷瓶有烧伤痕迹。（6月12日拆除旁刀闸a相）。3）161联斗间隔：旁刀闸触头有烧伤痕迹，旁母3只瓷瓶烧伤。4）10kv旁母：116中宏后间隔旁母支持瓷瓶3只炸裂；161联斗、129邮电后间隔顶部旁母母线6只支持瓷瓶有烧伤痕迹。3、设备参数和修试情况：1）129邮电开关型号：zn3
11、0-10型（一体化开关），2006年6月9日投运；保护型号：csl216b型北京四方，2008年10月15日保护检查合格；129邮电电缆zlq216b-3240（2010年11月3日绝缘测试合格）。2）146中宏开关型号：zn30-10型（一体化开关），2006年7月26日投运；保护型号csl216b型北京四方，2008年10月15日保护检查合格；146中宏电缆yjv22-3300（试验日期2000年11月26日结论合格）。3）1号主变sz1040000/110，投运日期：1999年9月29日。2008年10月15日保护检查合格。四、原因分析：1、129邮电电缆头出线电缆运行已20年，虽201
12、0年11月进行绝缘测试合格，但未进行耐压试验，电缆绝缘油干枯，绝缘强度下降，三相短路，爆炸引起开关过流段保护动作，开关跳闸。2、10kv129邮电出线电缆爆炸后，电弧引起相邻146中宏后间隔设备短路，开关跳闸。3、短路弧光造成10kv母线短路故障，1、2#主变后备保护动作，1101、101、100开关动作跳闸，10kv、段母线失压。电流越限值为ia4228.877、ic4801.61。五、暴露出的问题：1、当值人员遇事慌张，事故处理欠妥，在检查完10kv、段母线及设备无其他异常后，用100母联开关强送10kv、段母线，如果再有故障点没有隔离，将造成2号主变跳闸，扩大事故。还有在事故发生后，没有
13、记录避雷器、消谐器动作情况。2、未按工区要求及时调整站用系统运行方式，0号站用变（在146中宏线）运行，146中宏线路跳闸后造成站用系统失压，恢复站用电用时较长。2、设备异常检查不详细，对10kv旁母支持瓷瓶炸裂以及相邻间隔旁母支持瓷瓶烧伤没有在第一时间及时发现、汇报。3、安全隐患排查工作不深入，对10kvgg-1a开关柜老旧设备间隔之间无封闭式隔离措施未引起重视，电缆短路危及相邻设备安全运行造成事故扩大。4、与集控站沟通不畅，站用系统的运行方式与集控站掌握的方式不一致。5、对专业班组的现场监督不力，事故发生后，各相关班组到达现场后，值班人员没有对班组在现场的行为进行监督，使个别班组人员单独在
14、主控室滞留。五、整改措施：1、组织全队人员学习宝鸡地区电网调度规程、宝鸡电网2011年运行方式，修编本队事故预案，并组织学习。2、对所辖站站用系统运行方式进行排查，按照工区规定站用电源，有接地变使用接地变做为站用电源。3、设备异常时必须详细，检查开关动作情况，以及出线侧所有设备，将检查情况及时汇报调度。3、对所辖中心、玉涧、福临堡、塔稍变10kvgg-1a开关柜老旧设备间隔之间无封闭式隔离措施进行排查，统计上报工区安排进行改造。4、对老旧充油式电缆进行排查统计，投运年限、试验超期情况，6月20日上报工区，安排进行试验。5、与集控站核对本队所辖站运行方式，尤其是对本队调管的站用变、yh的运行方式
15、在操作前后，均应向市区集控站汇报，保持设备实际运行方式与集控站掌握的一致。6、遇有设备异常、障碍、事故后，监督专业班组在站内的活动情况，未办理工作票前，不得触及设备或单独滞留在设备区（含主控室）。中心操作队2011年6月23日第二篇：5.21德岭山主变送电跳闸事件分析报告附件15.21德岭山主变送电跳闸事件调查分析报告2012年5月21日21时01分，500kv德岭山变电站1#主变在恢复送电过程中，主变保护rcs978hb（主变保护b屏）后备保护中压侧阻抗保护动作，5031、5032断路器跳闸。一、事件经过。2012年5月21日5000kv德岭山站1号主变春查预试消缺工作结束进行1号主变恢复送
16、电操作。15时25分向中调交令并核对1号主变定值。18时整中调下令“1号主变由检修转运行”。18时20分开始操作，操作至20时51分合上5031断路器，1号主变充电正常，随后合上5032断路器无异常。21时01分当合上1号主变201断路器后，几乎同时1号主变5031、5032断路器跳闸。监控报1号主变b屏rcs-978中压侧距离保护动作出口，其它保护未动作。二、跳闸原因分析。经检查现场，发现1号主变b屏后电压切换箱电源4k空气开关在断开位置。现场跳闸时发现220kv电压切换继电器电源4k空气开关在分位，该空气开关是为220kv1、2母线电压互感器接入的二次电压经220kv刀闸位置控制进行二次电
17、压切换的电源。如图1为电压切换回路，图2为电压二次回路原理。图图2当2011刀闸合位，电压切换双位置继电器1yqj4、1yqj5、1yqj6、1yqj7励磁，电压回路进行切换。当2011刀闸分闸时，双位置继电器1yqj4、1yqj5、1yqj6、1yqj7失磁，电压回路不进行切换。电压切换箱失去直流电压的情况下，电压切换继电器不能将互感器电压切入保护装置。根据现场操作情况和对监控报文、保护装置和故障录波器数据分析，在合2011刀闸时，4k空气开关就已断开，故电压切换双位置继电器一直没有励磁，电压没有切换进保护装置；在合201开关时，rcs978hb主变保护由于感受到突变电流而启动，而此时装置不
18、判别pt断线（rcs978hb保护报pt断线为在保护装置未启动的情况下正序电压小于30v，且任一电流大于0.04a或开关合位）直接进入故障判别程序，中压侧没有二次电压、存在0.15a电流，满足阻抗i段跳闸逻辑，延时2.0s出口跳闸。据上述分析，4k空气开关断开是造成此次送电跳闸的直接原因。根据分析，对4k空气开关进行了特性试验，结果如下：输入1a直流电源，30分钟后该空气开关跳闸；输入额定2a直流电源，10分钟后空气开关跳闸，并损坏。由于空气开关损坏，未能模拟现场运行电流情况下是否能造成该空气开关跳闸。三、事件调查分析过程5月22日，安监处、生技处组织人员到现场联合对事件进行调查：检查了现场一
19、、二次设备，查阅工作票、操作票、标准化作业指导书、二次安全措施票及保护动作报告、故障录波图和监控soe事件表，对当值运行人员、现场调试、检修人员进行了询问。6月8日，安监处组织召开专题安全分析会，详细分析了5月21日德岭山1#主变送电过程中跳闸事件发生的原因及对策。并要求运行一、二所召开专题安全分析会。传达此次事件原因，并对具体落实措施进行分析：即在220kv线路及主变倒闸操作时如何避免类似事件的发生，运行操作中如何监视220kv电压切换到保护装置中，确保保护不会误动。四、存在问题1、检修所保护校验工作不涉及本空气开关。在“500kv变压器二次回路检修项目、工艺标准和安全注意事项”作业指导书中
20、序号2“安全措施及注意事项”中有“检查前应先断开交流电压回路，控制电源、信号电源”的项目，现场原始记录在工作结束后检查“主变保护b柜电压切换电源合位”和“保护装置电源合位”记录，但二次措施票中没有反应相关电源空气开关位置信息。2、运行人员在2011刀闸操作后，未检查rcs978hb保护电压切换继电器l1灯，主控室监盘人员未发现主变中压侧无电压。此项内容没有在现场运行规程中作出明确规定，操作票中没有此项检查内容。3、经试验，认定4k空气小开关不符合特性要求。该小开关为属交直流混用型。四、防范措施1、在现场操作票及典型操作票中，凡涉及合上220kv母线侧隔离开关的操作，在合上该隔离开关后，增加“检
21、查xx隔离开关电压切换确已接通”检查项；合断路器送电操作项前增加“检查监控系统、现场保护装置无异常”检查项。2、现场运行规程中要求写明“检查xx隔离开关电压切换确已接通”。现场运行人员的具体检查内容：在监控操作员站上检查电压正常；现场电压切换箱指示灯正常；相关保护装置液晶显示器显示电压正常。现场运行规程写明合断路器送电前增加“检查监控系统、现场保护装置无异常”检查项。3、变电检修所将二次回路校验作业指导书中拉合电压、电流和控制小空开的内容细化填写在二次安全措施票中。4、运行人员操作过程中必须严格执行计划停电标准化作业指导书。各站站长（副站长）、值班长必须认真审核作业指导书中“送电前项目检查表”
22、内容的正确性，不能出现“送电前检查项目表”缺项、漏项等，值班人员必须认真按照“送电前项目检查表”具体内容进行检查，不得出现漏项的现象。5、加强现场安全监督管理。要求各级管理人员、变电站站长（副站长）必须全过程参与倒闸操作，并对工作过程进行监督、指导，及时发现和制止违章及不规范操作行为。第三篇：电厂#3主变跳闸反事故演习内容电厂、化成箔、生化联合反事故演习题目东阳光电厂变电站事故演习（4#主变热备用、#3主变跳闸事故）一、运行方式1）220kv双母运行；2）东楼二回线路208开关、#2发变组出口202开关接于220kv#2母运行；3）东楼一回线路209开关、#1发变组出口201开关接于220kv
23、#1母运行；4）母联205开关运行，#3主变侧运行于220kv#2母线与110kv#5母线，#4主变热备用于220kv#1母线与110kv#4母线；5）110kv#4母、#5母运行、旁母冷备用，东箔一、二回运行；6）#1、#2机组运行，并列供热；7）#3主变带厂内变电站10kv#7、#8、#9、#10母运行、带110kv双母运行；8）取水泵船2、4、5、7号取水泵运行。二、事故现象1）ncs上显示#3主变203、108、5031、5302开关变位并闪烁、#3主变各侧电流、电压、功率指示为零；110kv#4、#5母电压为零；2）厂内变电站10kv#7、#8、#9、#10母有电容器组投入运行时，电
24、容器组开关变位并闪烁；#3主变保护屏显示“差动保护动作”报警；13）110kv化成箔变电站全停，站用电消失；#3地化成箔、胰岛素、冬虫夏草公司全部失电。4）10kv红霉素（一）、（二）、（三）、煤码头（一）、（二）、取水泵船（一）、（二）、净水站（一）、（二）均失电；#3地生化制药全部失电5）主厂房10kv公用a、b段均失电、10kv除灰a、b段失电、负荷跳闸，380v公用a、b段、380v化水a、b段失电、380v输煤a、b段失电、380v厂前区a、b段失电；#1、#2机组快切报警闭锁。6）化学工业水泵跳闸，备用泵未联动；除灰空压机跳闸，主厂房仪用空压机跳闸。除灰、仪用压缩空气母管压力下降，
25、工业水母管压力降至0，dcs报警信号发出。7）供热压力突然增加、流量减小接近为零。主汽压力有一定幅度上升。三处理步骤1）汇报值长、专工#3主变跳闸，告知红霉素、化成箔、取水船失电的主要事故现象，通知电气检修到场协助处理事故；2）断开10kv失电未跳闸的线路开关，检查电容器组开关确已分闸，复归已跳闸开关；检查厂内变电站mcc电源是否正常切换，未正常切换则手动切换至保安电源；3）通知化成箔变电站断开#1、#2、#3、#4主变高、低压侧开关；4）检查220kv母线电压、频率正常，合上#4主变高压侧204开关对#4主变充电；合上#4主变低压侧5304、5305开关，恢复对#7、#8、2#9、#10母线
26、送电；合上6702、6002、6601、6602开关，恢复对10kv公用段送电；合上a、b公用变、化水变、输煤变、除灰变、厂前区变低压侧开关。检查输煤、化学、除灰、各mcc恢复送电。令化学值班员立即启动工业水泵。5）令除灰值班员立即启动仪用、除灰空压机，恢复两类压缩空气压力正常。6）联系#3地生化制药，合上10kv取水船一、二回，净水站一、二回，红霉素一、二、三回线路开关，要求生化制药尽快回复取水船所有电源，启动取水泵取水。7）合上#4主变中压侧110开关对110kv#4母、#5母充电；合上东箔一回东104开关对110kv化成箔变电站110kv母线送电；合上东箔二回东103开关；令110kv化
27、成箔变电站值班员立即合上箔#1、#2、#3、#4主变高低压侧开关恢复10kv母线送电，联系合上化成箔车间、胰岛素车间、冬虫夏草车间恢复10kv母线送电。8）集控#1、#2机组值班员，立即将各辅机轴承冷却水倒为循环水供应。同时监视各辅机轴承温度上升情况，随时做好辅机全部跳闸，停运机组的准备，避免气动门开关操作，最大限度维持各机组参数在允许值内。公用系统恢复后立即调整各参数至正常值，并将冷却水倒为工业水正常供应。9）将厂内变电站mcc电源切换至380v公用段供电。10）将#3主变转检修，加强对#4主变的监视运行。11）记录、整理事故现象、打印故障波形，分析故障原因。3第四篇：301c1#主变跳闸导
28、致电网波动事故学习心得301c1#主变跳闸导致电网波动事故学习心得2011年06月23日17时32分302b变电所后台报警：“301c所35kv1#主变左侧温度大于85跳闸、301c10kv1段进线c115断路器分闸、母联断路器c101备自投投入运行、302c10kv1段进线跳闸、母联备自投投入运行”等报警信息。后经调查研究发现主要原因为：二期工程施工中主变温度保护控制器调试方法不正确，错误的把主变温度大于65度应该报警的信号接到了大于85温度故障跳闸的连锁回路中。电气人员因对温控器缺乏相关调试经验在检查时未能及时对厂家的校验方法正确性提出怀疑。当天变压器室内环境温度在38度左右，1#主变温度
29、达到65度，故发生1#主变跳闸。学习完事故后使我感触颇深，使我深刻体会到了我们电气工作的重要性和谨慎性。电气工作是全厂工作的前提是全厂运行的动力，只有我们电气人员保证了电网的安全稳定运行才能保证全厂的安全生产。在日常工作中有任何不清楚存在疑问时应马上停下等搞明白或找比自己强人的一起干，不能盲干、蛮干。一个小小按钮的错误摁下也许就会造成不可挽回的损失。我们千万不能马虎“失之毫厘谬之千里”，也许今日的不在意将为以后的大灾难留下伏笔，我们必须加强自身要求，严于律己。电气人员在工作的过程中不能有任何的瑕疵对每项工作必须干得漂亮干的彻底不留任何隐患这次事故的发生可以说是完全可以避免的或者说就不应该发生。
30、通过此次事故的学习使我认识到在以后的工作中要避免类似事故的发生还应注意以下几点：加强日常巡检及维护深入查找隐患在巡检时不能走马观花流于形式。例如在巡检直流屏时不能光看看电压表、电流表的视数，我们要多动动手打开柜门闻闻里面的味道，看看电池有没有变形接线是否有松动，听听有没有异常声响等。保证每次巡检的时间，在看、闻、听的过程中多问几个为什么。急需加强人才的培养，进一步提高员工的工作能力我们公司的员工富于年轻化，在一定程度上是好事，说明我们的团队朝气蓬勃充满活力有很强的创新能力和竞争优势但凡事有利就有弊，它在一定的程度上又说明我们的团队缺乏经验，经不起大的风浪。为了更好的保证生产，提高电网的稳定运行
31、就必须加强人才的培养提高每位员工的工作能力，年轻员工是公司生命力的象征，关心年轻员工的成长为他们的成长提供平台。对全工业园的供电系统进行全面的学习，增强其科学性和合理性，对以前的供电设计进行反思发现其漏洞及时修补我们的电气人员对我们的供电系统了解的还不是很清楚，对全厂供电系统没有全面的认识，不能站在一定的高度看问题，出了问题只会疲于应对。“牵一发而动全身”不能看到小小的问题后面埋藏的隐患。对继电保护的工作能力还不是很强，全厂没有一个统一的标准，在继电保护方面我们应该有我们自己可参考的技术文件而不是每次口头上的阐述。继电保护工作做得相当混乱，上下级配合没有层次，现有的保护装置起不到保护的作用，各
32、个工序之间的配合也不是很科学，电气设计方面存在缺陷不能站在全厂的角度看问题。多和其他部门人员沟通，对各个装置的重要设备明确分工了解工艺流程，对每个设备的性质了如指掌，（如。某个设备停车将会带来什么后果，在什么情况下某设备将会发生连锁停车等。）将关键设备分配给个人，将设备的电气性质介绍给工艺人员协调各个部门的关系，每个员工都做到一专多能。每天早晨对一天的工作进行计划和分类，主动出击减少工作的盲目性对每天的工作重点应该心中有数，对重点设备分类轮番巡检，而不是每天等着电话喊我们去哪干活，对重点设备主动检查而不是去“亡羊补牢”。加强日常施工监护严格控制施工质量在外单位日常的施工中加强监护，在监护时多看
33、看他们的图纸有看不明白的地方及时和施工人员进行沟通，如果他的解释不能使你明白那可以让他们先停下来，仔细和他们商讨直到彼此双方都明白为止，在他们干一段时间后我们应该对照图纸进行验收，不要等全干完了再去验收那样对一些不易发现的问题容易忽略树立爱厂如家的工作理念，甘于吃苦乐于奉献端正工作态度，以主人翁的意识对待每一件工作，把每一件工作都当成自己的事情去干。爱我万华甘于吃苦奉献，以积极向上饱满的热情对待工作。留住人才，培养能独当一面对全厂供电系统能全面掌握能高瞻远瞩，运筹帷幄的人总之，问题还有很多，在以后的工作中我们一定要提高警惕，及时发现隐患。以这次事故为教训，迅速提高个人工作能力。电气mdi二班王
34、龙第五篇：aa001-1主变跳闸事故的分析及处理题目：aa001-1主变跳闸事故案例分析及处理一、案例介绍某电厂某年某月某日，新建一回南德线，某电建公司施工，办理了开工通知单和双签发工作票（工作监护人未填，根据厂内工作实际情况，检修部临时指派人员监护，未指定专人进行监护跟踪），编写了施工方案，其中在调试施工组织设计篇“9危险点分析和风险预控”中有“9.8误通流、通压到运行设备”和“9.11防止误接线或遗漏接线措施”等风险控制要求。某月某日17：00，施工人员在南德线汇控柜（柜内交直流电源已拉电）将00ada35-1170、00ada35-1171两根电缆接入端子排i4排编号48、49接点，19
35、：00工作完成。第二天早晨封堵施工人员未经许可私自进入gis对南德线汇控柜进行防火封堵，当时雷雨交加，天昏地暗，gis室内光线不够，施工人员私自将南德线汇控柜内交直流电源开关送上。8：38：22ncs发出gis站110v直流、母线正极接地报警，08：38：26，#1、#2主变高压侧开关2201、2202跳闸，随即#1、#2发电机出口断路器开关801、802跳开，#1机组（负荷300mw）、#2机组（负荷250mw）跳闸，厂用电失压，柴油发电机启动成功。运行人员立即紧急停机，随后运行人员到机组电子间、gis检查未发现发变组保护、母差保护、线路保护动作信号，gis站110v直流绝缘监测装置显示主变
36、电度表屏接地报警，电阻值为0。事故调查时，发现gis直流母线电压波形有突变（约310v左右）且有脉动，见附图1，立即对南德线汇控柜进行排查，当断开报警电源及指示灯电源开关后，直流接地报警立即消失，母线电压波形正常。现场检查汇控柜发现：i5端子排的48、49端子上查线人员核对正确后用黑色油漆笔做好了标记（附图2），但是该端子上未接线，再次检查发现i4端子排的48、49端子上接入新电缆。解开电缆测量电缆端头有220v交流电，见附件示意图2。直流系统、段同时接地报警，经核查发现在主变电度表屏两路直流合环运行，见附件示意图3。#1、2机主变高压侧开关2201、2202同时跳闸，但未发现任何保护动作信号
37、，根据设计发变组保护屏安装在机组电子间，而主变出口继电器屏安装在gis电子间，两个房间距离约350米，#1主变、#2主变出口继电器组屏安装在同一屏内，分别由gis室直流系统、段供电，该出口继电器bcj起动功率为1.2w，动作电压有64v。因无原因可查，经电气专业组讨论及综合继电器厂家意见，进行事故还原（保证线路安全运行的前提下），即合上#1、#2主变高开关，然后再次将南德线汇控柜内解开的电缆接回i4端子排的48、49端子上，经录波（录波图见附件4）发现一合南德线汇控柜报警电源及指示灯电源开关，几豪秒2201、2202开关就跳闸，#1主变、#2主变出口继电器bcj指示灯闪亮，该继电器动作后无自保
38、持，也无信号报警。经过试验、分析、查找终于找到了跳闸的根源。附件1：直流母线电压波形图附件2：核线标记图附件3：端子排示意图3附件4：主变电度表屏直流供电示意图4附件5：试验录波图5附件6：事故前运行方式接线图6二、考核要求根据案例内容、主接线图及主变保护配置情况，请回答以下问题：1、主变跳闸的原因分析。2、该事件暴露的问题。3、防止该类事故发生的整改措施。三、考试方式：笔试四、考核时间：60min五、参考答案与配分1、主变跳闸的原因分析：30分1）根据跳闸的现象、事故调查内容及相关附图，施工人员在南德线汇控柜内接错线，误将交流回路接入直流回路，在封堵人员送上汇控柜电源时导致gis直流系统、段
39、都串入了220v交流电（主变电度表屏处、段合环），引起发变组继电屏保护出口继电器（bcj）动作，造成主变跳闸，这时直接原因。（10分）2）设计有缺陷，未满足继电保护反措是要求。发变组继电器屏保护跳闸出口继电器bcj的动作功率在连线长、电缆电容大的情况下应选用大启动功率（不小于5w）跳闸出口继电器，防止直流正极接地时误动作。由于发变组保护屏（机组电子间）与发变组继电器屏（gis电子间）相隔较远（约350米），同电缆内并排两电缆芯线正负间存在分布电容，当交流电窜入直流系统时，分布电容放电导致发变组继电屏保护出口继电器（bcj）动作，是造成主变跳闸的根本原因之一。（10分）3）工程验收把关不严，直流
40、系统定期接地报警试验不认真，未及时发现gis直流系统、段合环的隐患，合环后直流、段绝缘监测的平衡电阻桥破坏，合环处设备电阻值下降，在正极接地时就发出报警。这时造成2台主变同时跳闸的根本原因之二。（10分）2、该事件暴露的问题。30分1）、两票三制执行力度不够，特别是工作票制度，每天工作结束后工作票应收回，第二天开工应经运行许可，施工人员不能私自进入gis。（5分）2）、安全管理不到位，风险分析及控制措施存在薄弱环节。对承包商人员进行了入厂安全培训，制定、审批了施工方案，但执行不严，未认真落实作业现场“五想五不干”的安全理念。（5分）3）、承包商内部管理存在严重漏洞，未严格执行相关管理制度及未按
41、施工方案进行作业。在调试施工组织设计篇“9危险点分析和风险预控”中有“9.8误通流、通压到运行设备”和“9.11防止误接线或遗漏接线措施”等风险控制要求，且调试单位已对2399开关核线完毕，需接线的48、49端子已在柜内作好标记，但接线人员未通知调试单位就私自接线，且未认真对线，导致了接错线，为后面的事故发生埋下了隐患。（5分）4）、运行管理不到位。未严格执行门禁出入管理规定，无电厂监护人的情况下允许承包商人员进入gis室。（5分）5）设计及工程验收把关不严，导致设计不符合反措要求，直流合环隐患未及时发现。（5分）6）、发变组出口继电器屏报警不完善，导致事故发生后处理事故、分析事故困难。（5分
42、）3、防止该类事故发生的整改措施：40分1）、加强对对承包商的管理，严格执行施工方案，严禁施工人员私自拉送电操作，认真落实作业现场“五想五不干”的安全理念。（5分）2）、加强运行管理，严格执行门禁及出入管理规定。对进出设备区域人员权限、资质进行检查，确保设备和机组运行安全。（5分）3）、进一步严格执行工作票制度，加强监管，做到监护人不到场工程决不开工，每天工作结束后应押票，第二天开工应经运行许可，施工人员不能私自进入施工现场。（5分）4）、解开南德线2399开关汇控柜内的错误接线（i4端子排上48、49端口）并进行包扎。并停止建设工程，进行整改。（5分）5）解开gis直流系统、段合环，并对其他直流系统进行排查。（5分）6）注重本质安全，消除设计、工艺及施工遗留缺陷。（1）、将#1、#2主变保护a屏、b屏、c屏至gis站内发变组继电器屏同电缆内并排正负两电缆芯线分布到不同电缆，减少同一电缆长线路并排正负芯线间的电缆分布电容。（5分）（2）、#1、#2主变保护出口中间继电器（bcj）换型，选用大动作功率（不小于5w）跳闸出口继电器。（5分）（3）、完善主变高开关出口箱报警信号，保证出口继电器bcj动作后记录，方便事故分析。将新增出口中间继电器动作信号引入ncs监控系统和录波装置。（5分）