变电检修的管理规范

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1、变 电 检 修 事 故目 录1、动静主触头打弧造成断路器爆炸事故2、大雾引起闪络，造成变电站失压事故 3、电缆绝缘降低引起主变跳闸 事故4、风冷电源缺陷未及时处理引起主变跳闸事故 5、断路器爆炸造成主变跳闸事故 6、断路器机构内部问题引发的全站失压事故 7、检修梯安放不当引起母线短路事故 8、擅自扩大工作范围造成人身触电重伤事故9、线路、断路器缺陷消除不及时导致110kV变电站失压事故事故10、断路器机构失灵拒动造成220kV变电站110kV母线失压事故事故11、母联断路器机构失灵拒动造成110kV母线全停事故事故12、变压器绝缘老化重瓦斯、差动保护动作跳闸事故事故1、动静主触头打弧造成断路器

2、爆炸事故2004年3月2日，六盘水供电局城中变#2主变112断路器A、B两相灭弧室爆炸，杉树林变110 kV杉中线106断路器距离I段保护跳闸，重合不成功，用#1主变恢复送电，全站失压56分钟。一、事故前的运行方式水城变水中线104断路器在检修状态，城中变负荷由110 kV杉中线供电，城中变1、2主变分别带10kV I、II段母线，010断路器在热备用状态，110 kV水中线由城中变侧充电备用。 二、事故经过3月2日8:22因全站负荷降低，#2主变由运行转热备用，19:09城中变#1主变过负荷（29MW），将#2主变投入运行，于19:16合上112断路器。20:32 112断路器A、B两相灭弧

3、室爆炸，#2主变间隙零流掉开112断路器。1、现场调查20:32 112断路器A 、B两相灭弧室爆炸，110 kV II组电压互感器避雷器A相放电计数器动作1次。整个场地均有碎瓷片，最远的碎瓷片距故障点43米，最大的碎瓷片约3kg，距故障点。112断路器型号为LW11A-110/3150/31.5；制造厂：北京断路器厂；生产日期：1999年2月；投运日期：1999年8月。2、受损设备情况 设备名称受损程度112断路器A、B两相灭弧室炸掉下来，C相受损112断路器CT三相瓷裙受损1122隔离开关支柱瓷瓶受损3只1524隔离开关支柱瓷瓶受损2只1043隔离开关支柱瓷瓶受损1只110千伏II PT

4、A相瓷裙受损1片，C相瓷裙受损1片110千伏II PT避雷器B相瓷裙受损2片，A、C相受损1片110断路器A、C相瓷裙受损1片1102隔离开关支柱瓷瓶受损2只110断路器CTA相瓷裙受损2片造成直接经济损失：17.64万元、损失电量26900kWh。事故后对110断路器及TA、#2主变、IITV及避雷器进行检查、试验均无问题。更换受损支柱瓷瓶5只，电流互感器更换3只，电压互感器更换3只。112断路器操作机构及C相解体检查情况：操作机构的水平传动部分无卡涩；A相压气缸导向杆有弯曲变形；C相解体后检查：滑环及中间触指上有大量金属粉末，压气缸导向杆上有拉痕；压气缸底部下沿到法兰盘净距为668mm，（

5、合闸状态），而A、B相从烧伤留下的痕迹测得A、B相的压气缸底部下沿到法兰盘净距为646mm。保护及自动装置动作情况：杉树林变110 kV杉中线106断路器保护装置报文：122 1ZKJCK（相间I段阻抗出口）1687 CHCK（重合出口）1822 XXJCK（X相近原理加速出口）CJ（测距） L=5.62 AB（AB相断路）城中变#2主变保护单元高压侧间隙零流第二时限保护动作，112断路器跳闸。220kV水城变110 kV水杉线的故障录波反映：B相在运行中突然爆炸，80ms左右A相爆炸。故障录波只能反映电气量及状态的变化3、历史数据调查：试验情况：1999年7月1日投运，6月15日进行交接试验

6、，导电回路电阻(单位:)A:46；B:42；C:38。2003年2月18日预试：导电回路电阻(单位:)A:46；B:42；C:38。异常情况：2000年3月20日，112断路器发生慢合，厂家处理措施：加工两块圆形空心板加在合闸弹簧尾部。2000年8月24日，112断路器慢合，厂家处理措施：更换本体灭弧室滑环。三、事故原因断路器爆炸原因分析：结合事故后对设备的检测：C相压气缸底部下沿到法兰盘净距为668mm（合闸状态），而A、B相从烧伤留下的痕迹测得A、B相的压气缸底部下沿到法兰盘净距为646mm。根据测量数据及出厂数据，说明C相合闸到位，而A、B相差22mm合闸到位，根据LW11A110型断路

7、器安装使用说明书：断路器主触头超行程为13，断路器弧触头超行程为25。由以上数据表明：在112断路器完成合闸操作后，C相合闸到位，而A、B相动静弧触头接触仅3mm，接触部分为铜钨触头，其接触电阻较大，动静主触头差9mm接触。动静弧触头长期通流造成剧烈温升，动静主触头之间发生打弧现象，造成灭弧室内SF6气体剧烈膨胀而导致断路器爆炸。四、防范措施1、运行值班人员在设备巡视时必须戴好安全帽。2、在断路器投入运行20分钟内使用红外测温仪进行检查。3、定期使用热成像仪对断路器进行检查。4、配备防毒面具或自给式空气呼吸器。2、大雾引起闪络，造成变电站失压2004年3月18日，罕见大雾(能见度为3米h，折合

8、人民币约43万元。鸡场变在贵州电网中所处的位置如下图所示。一、事故经过及处理情况鸡场变主接线图如下：(一)第一次事故1、第一次事故前鸡场变运行方式220kV的鸡站回201、鸡阳回203、鸡干回205、鸡铝回207、5主变215共5个间隔在220kV段母线上运行，鸡站回202、鸡阳回204、鸡干回206、4号主变214、6号主变216共5个间隔在220kV段母线上运行；鸡铝回208、旁路270在母上热备用，鸡场变220kV段母线与段母线通过母联210并联运行。#2号站用变运行，#1号站用变热备用。 以上运行和热备用间隔的继电保护及自动装置、220kV母线保护，正常投入。2、第一次事故及处理经过2

9、004年3月18日，07:08，鸡场变220kV断路器场内发出巨大声响并有火光，220kV段母线上运行的201、203、205、207、215、210断路器同时跳闸；与此同时，#6主变216、116断路器跳闸；220kV段母线失压。光字牌信号：“母母差动作”、“母装置异常”、“母装置异常”、“综合联切出口”、“功率越限告警” 。继保及自动装置掉牌信号： 220kV中阻抗母线保护屏“母母差动作”信号继电器掉牌；微机综合联切装置显示：“三轮动作”、“一轮切负荷动作”。事故跳闸后，鸡场变值班员立即向省中调(以下简称“中调”)、市北局地调(以下简称“地调”)汇报了事故跳闸情况并作好记录，对一、二次设备

10、进行检查。由于鸡场变内雾大、能见度低，虽经多次现场查找，均未能找到220kV I母故障点。7:19，中调令鸡场变合220kV鸡铝回208断路器，恢复对贵铝二电解的供电。地调令恢复#6主变(216、116)运行，对贵铝一电解供电。8:29，鸡场变值班员和市北局赶到现场的有关人员，对220kV I段母线再次进行检查，由于雾大仍未能找出故障点。8:49-9:08，中调令鸡场变将220kV I段母线转为冷备用。(二)第二次事故1、第二次事故前鸡场变运行方式第一次事故后，鸡场变220kV I母转冷备用，进行对故障点的查找和恢复工作。220kV鸡站回202，鸡阳回204，鸡干回206，鸡铝回208、#4主

11、变214、#6主变216在220kV段母线上运行；旁路270在段母线上热备用；母联210、鸡站回201、鸡阳回203、鸡干回205、鸡铝回207、#5主变215断路器处于冷备用。2、第二次事故及处理经过9:14，鸡场变断路器场内传出一声巨响，鸡场变主控室内交流照明消失，事故喇叭响，216、116断路器跳闸，鸡场变220kV 段母线、110kV、段母线、10kV、段母线失压。同时，正在现场查找I母线故障点的有关工作人员看到220kV鸡铝回208线路II母侧2082隔离开关上方瞬间闪过一团红色的火球。保护和安自装置掉牌信号：220kV母差保护屏-“A、B、C、CKJ”信号灯亮贵鸡安稳装置#1、#2

12、机柜-“216出口”、“鸡电109出口”、“低频轮”、“低频轮”动作、“TV断线”、“异常”红灯亮。光字牌信号：“母装置异常”、“母装置异常”。值班员检查发现，220kV II母线上202、204、206、208、214断路器未跳闸。220kV母线保护屏内母线交流电压空气小开关(以下简称“空开”)在断开位置。与此同时，站街变鸡站II回202、开阳变鸡阳回204、贵阳变鸡干回206线路的距离II段动作三相跳闸。贵铝三电解干铝回201断路器(带133MW有功负荷)瞬时失压保护动作跳闸。开阳变鸡阳回204跳闸后，乌江电厂(开机方式#1、#3机，出力240MW)和220kV开阳变与主网解列运行。乌江电

13、厂#3机高周动作(51.85Hz有功125MW)跳闸。中调令乌江电厂带开阳变等负荷单独调频运行。鸡场变失压还造成白云变、阳关变、麦架变、修文变和黔西变五个110kV变电站失压。09:21，中调令贵铝三电解合上干铝回201断路器，三电解负荷恢复。 9:24，鸡场变值班和检修人员检查发现，220kV 鸡铝II回2082隔离开关与2081隔离开关人字结处有导线(双股线)单股脱落悬空，均压环及线夹处有电弧烧伤痕迹。9:27，中调令拉开鸡场变220kV II母未跳闸的202、204、206、208、214断路器。并拉开鸡铝回2082隔离开关，隔离故障点。9:48，中调令鸡场变合上鸡铝I回2072隔离开关

14、和站鸡II回202断路器。10:10 ，中调令站街变合220kV站鸡回202断路器对线路及鸡场变220kV 母充电。10:11 在鸡场变报告鸡铝回2072隔离开关与207断路器人字结处有异常声响后，中调令鸡场变拉开站鸡回202断路器和鸡铝回2072隔离开关，未能实现用207向贵铝二电解恢复送电。9:55，中调委托地调令红枫梯调开机，通过鸡五双回105、106线对鸡场变110kV I、II母线恢复带电。10:03，地调令鸡场变合110kV鸡电109断路器，贵铝一电解负荷恢复送电。10:22，中调令鸡场变合上220kV鸡站回202断路器，鸡场变电站220kV 母带电正常。10:29，中调令220k

15、V开阳变合用语法鸡阳回204断路器与系统同期并列，乌江电厂和开阳变并入主网，乌江电厂解除调频。10:33，大雾渐散，检查发现，220kV鸡铝I回207、II回208间隔母线隔离开关人字结处悬垂和水平绝缘子串处的角形避雷器、均压环等处发生闪络放电的痕迹。其中鸡铝回2072隔离开关与2071隔离开关人字结处的A相悬垂式绝缘子串和水平绝缘子串处的角形避雷器有闪络击穿的明显痕迹，220kV 鸡铝II回2082隔离开关与2081隔离开关人字结上方的B相悬垂式绝缘子串和水平绝缘子串处的角形避雷器也有闪络击穿的明显痕迹，同时其三相悬垂式绝缘子串的均压环上都有放电烧穿的孔洞。至此，鸡场变220kV I、II母

16、线故障点找到。母线故障设备位置示意图如下：10:37-10:54，地调令恢复220kV 鸡场变#4主变运行带站用电。地调令合#4主变114断路器，鸡场变110kV 母线恢复带电运行，110kV负荷恢复。中调令恢复220kV鸡干II回206线路运行。中调令乌江电厂#3机并网。11:06，中调令鸡场变220kV I母由冷备用转检修，合2519地刀，对I母故障点进行处理和全面检查。11:16，地调令220kV #6主变216断路器由热备转运行。鸡场变电站220kV #6主变带电，11:24，地调令合上#6主变116断路器，恢复对贵铝一电解负荷的供电。版面12:40，鸡场变鸡铝回207线路母线隔离开关

17、人字结处悬垂绝缘子串闪络击穿故障已处理好，I母线上其余设备经检查无异常。13:50，中调令站街变合站鸡I回201断路器由站鸡I回对鸡场变220kV I母充电正常。13:56，中调令鸡场变合鸡铝I回207断路器，恢复对贵铝二电解送电。14:00 鸡场变220kV母联210断路器由冷备用转运行。14:26 鸡场变#5主变由热备用转运行。 15:53，中调令鸡场变220kV所有负荷倒母运行，220kV母由运行转检修（合2529地刀），处理鸡铝回208线路母线隔离开关人字结处悬垂和水平绝缘子串故障缺陷。 21:10 ，鸡场变鸡铝回2082隔离开关缺陷处理和绝缘子串更换工作完毕， 220kV 母由检修转

18、运行，鸡铝回208线路由检修转热备用。220kV鸡场变恢复到正常运行方式。二、事故原因分析 经过事故调查组现场调查、取证和分析，一致认定，这是一起由大雾引发母线对地闪络故障，造成220kV鸡场变全站失压的一般电网事故。事故原因分析如下： (一)第一次事故 鸡场变所处环境空气中含有大量的铝氧粉尘带电粒子(附近贵铝工业排放)，在大雾气候条件下，220kV鸡铝I回207间隔母线隔离开关人字结处A相悬垂绝缘子串发生对地闪络。这是第一次事故中鸡场变I母线发生故障的直接原因。 分析认为，发生闪络的原因是悬垂绝缘子串角形避雷器的装设处在大雾条件下成为该站220kV母线空气绝缘的最薄弱点(全站只有鸡铝I、II

19、回母线隔离开关悬垂绝缘子串处装设了角形避雷器，此为1980年日本轻金属株式会社设计。)，在局部绝缘子爬电的情况下，由于该角形避雷器形成的不均匀电场，造成贯穿性尖端放电击穿，发生闪络，造成母线单相接地短路。鸡场变220kV I段母线保护正确动作，60毫秒切除该故障。 (二)第二次事故 在同样的大雾和环境条件下，220kV鸡铝II回208间隔母线隔离开关人字结处B相悬垂绝缘子串、水平绝缘串均发生对地闪络，继而三相悬垂绝缘子串均压环相间发生闪络。这是第二次事故中鸡场变II段母线发生故障，并导致全站失压的直接原因。 分析表明，208间隔母线隔离开关人字结处B相悬垂绝缘子串、水平绝缘串闪络的原因与207

20、是一样的，与这些绝缘子串上角形避雷器的装设有关。进一步的分析还表明，鸡铝II回208间隔母线隔离开关人字结处B相悬垂绝缘子串均压环相间发生闪络的原因，是母差保护拒动。由于母差保护拒动，本该瞬时切除的B相悬垂绝缘子串、水平绝缘串闪络接地故障，延时到1.2秒才切除，B相悬垂绝缘子串、水平绝缘串闪络进一步发展为该间隔悬垂绝缘子串均压环相间闪络，故障由母线单相故障，演变为三相故障。 事故后检验和分析表明，鸡场变220kV中阻抗母线保护屏后I、II段母线交流电压空开在220kV I母故障(第一次事故)时三相跳闸，该空开跳闸后，保护发“II母装置异常”告警信号，10秒后闭锁保护出口回路，故母线保护在 II

21、母故障时由于出口回路闭锁，拒动，本该由母线保护瞬时(60毫秒左右)切除的故障，只能由线路后备保护延时(1.2秒左右)切除，引起系统电压波动过大， 造成附近的贵铝三电解铝厂瞬时失压跳闸，扩大了事故停电的范围。 经查，该母线保护交流电压空开原厂接线极不合理，即将电压零线(N600)接入空开，当鸡场变母线发生接地故障，零序电压升高时，因3Uo回路阻抗过低，致使空开过流跳闸。因此，第二次母线故障时母差保护拒动并造成事故范围扩大的直接原因是母差交流电压空开跳闸。用户-贵铝三电解干铝I回201断路器欠压保护对系统电压波动过于灵敏(用户自己的整定值为：60%Un， 0.4秒跳闸。)，是造成事故停电范围扩大的

22、重要原因。空开在第一次母线故障时跳闸，运行值班人员没有及时进行处理，是造成事故范围扩大的间接原因；另外，继保运行维护部门未能发现并处理这一保护拒动隐患也是造成事故范围扩大的间接原因。 (三)继电保护和安全自动装置动作行为分析1、母线保护及线路保护鸡场变第一次母线故障时，鸡场变220kV中阻抗母线保护母差保护正确动作，约3个周波(60ms)切除了I母线单相故障。第二次母线故障时，由于母线保护屏内I、II段母线交流电压空开在第一次母线故障时跳闸未恢复，使母线保护出口回路闭锁(母线保护交流失压超过10秒)，母线保护虽正确判别II母故障，但不能瞬时切除故障，II母故障由与鸡场变连接的变电站线路(鸡干I

23、I回、站鸡II回和鸡阳II回)后备保护(距离II段)延时切除(约1.2秒)，线路保护行为动作正确，母线保护属拒动。录波显示，II母单相故障在600毫秒后发展为相间故障。经查，母线保护屏内I、II段母线交流电压空开在第一次母线故障时跳闸的原因，一是母线保护使用的电压零线(N600)接入该交流电压空开；二是零序电压(3Uo)回路中接入的是低阻抗电流继电器，没有串接限流电阻，当鸡场变母线或线路出口发生接地故障时，由于零序电压(3Uo)很高(100V左右)，在此回路产生超过空开过流限值的电流，使空开跳闸(A、B、C、N四联断路器上面说过以下简称空开)。母线保护交流电压空开接线示意图如下：鸡场变220k

24、V II母由单相故障转为相间故障时，贵铝三电解(由贵阳变220kV母线供电)干铝I回201(用户侧)断路器瞬时失压保护动作跳闸，动作行为正确。2、安全自动装置鸡场变第一次母线故障时，鸡场变微机综合联切装置动作切除#6主变216和116断路器。母差保护跳开220kV鸡干I回线路后，鸡干II回电流超过了鸡干双回线过载联切整定值(整定为850A，实际动作时电流为933A)，满足装置动作条件，因此，微机综合联切装置为正确动作。在鸡场变第二次母线故障失压过程中，贵鸡安稳装置#1、#2柜低频动作跳#6变216、116断路器，动作行为正确。三、事故损失情况1、第一次母线故障电量损失切贵铝一电解(由鸡场变#6

25、主变供电)、二电解(由鸡铝I回207供电)负荷损失约26万kW，停电时间约14分钟。损失电量（贵铝）14.04万kWh。2、第二次母线故障电量损失切贵铝一电解(由鸡场变#6主变供电)13万kW、二电解(由鸡铝II回208供电)12万kW、鸡场变110kV系统14万kW、低周第三轮切负荷2万kW，共计41万kW。 两次母线故障共损失电量：144.41万kWh，折合人民币计42.71万元。3、两次母线故障造成三串悬式绝缘子受损，每串按1500元估价，设备直接损失为4500元。四、事故暴露的主要问题（一）设备和网架方面1、鸡铝I、II回间隔母线隔离开关人字结悬式绝缘子角形避雷器的设置(日本轻金属)不

26、合理，不符合国内有关设计规范。2、鸡场变220kV母线保护(JMH-1型，许继)交流空开回路设计，不符合电力系统继电保护反措实施要点中关于TV中性线不得接有可能断开的断路器或接触器的规定。3、鸡场变220kV母线保护(JMH-1型，许继)零序电压(3Uo)回路与设计图纸不符，将电流继电器直接用于电压回路中，没有接入限流电阻。4、线路高频保护停信回路存在问题。鸡场变220kV线路保护没有接入母差保护停信回路和永跳停信回路。若故障发生在母线保护的死区或在本侧断路器拒动的情况下，则不能依靠对侧高频保护快速切除故障。5、重要用户(贵铝)供电网架薄弱，主要电源全部来自同一个220kV变电站，且自备热电厂

27、电源备而不用，造成停电后较大的设备损失。（二）运行维护与管理方面1、设备运行维护单位对用户(贵铝)移交过来的进口设备和间隔验收把关不严，对国外公司设计是否符合国内行业规范等问题未引起重视。2、变电站运行值班人员对220kV母线保护在交流电压空开跳闸后所发出的装置异常信号，没有严格执行现场运行规程，及时进行处理，恢复母线保护正常运行。3、设备运行维护单位对220kV母线保护屏内交流电压空开接线和3Uo回路设计存在的问题和错误，没有通过验收、定检和平时的维护加以发现，使这一出厂就有的保护拒动隐患一直存在。4、供电企业在研究和建立确保重要用户可靠供电和防止因系统电网事故停电造成用户重大损失的应急机制

28、方面还做得不够；对大用户可能的损失估计不足。五、防范措施1、取消220kV鸡铝I回207、II回208间隔母线隔离开关人字结处悬垂和水平绝缘子串处的角形避雷器。立即在系统内对所有220kV及以上变电站的母线设备进行一次全面的检查，有类似问题的立即整改。 2、系统内各单位加强对主网输变电设备的表面积污的监测，对绝缘配置裕度不足、表面积污严重的设备及时采取相应的防污闪措施(如清扫、调爬和更换合成子等)。同时要加强对设备的巡视，特别是容易发生污闪事故气象条件下的特巡和夜巡，及时发现设备缺陷，以便及时进行处理。3、在系统内对220kV及以上变电站的继电保护用交流电压空开回路进行检查，对将零线(N600

29、)接入空开的，立即改正；同时检查是否在保护交流电压回路上接入电流继电器且没有采取限流措施，发现问题的立即整改。4、对于系统内220kV及以上变电站的继电保护和安全自动装置，要求制订防止空开跳闸引起保护和安自装置误动的具体技术措施和管理措施。5、检查系统内220kV线路高频保护是否接入母差停信和永跳停信回路，没有的立即整改。6、加强变电运行人员的培训。认真吸取事故教训，加强现场运行规程的学习，提高对系统主保护的认识，增强对二次系统异常情况的判断和事故应急处理能力。7、各供电企业要作好相应措施，确保对重要用户的可靠供电，建立事故应急机制。一是积极与用户进行沟通，深入了解用户的生产工艺流程，确实掌握

30、因系统事故造成用户设备重大损失的底线(最低保障)；二是研究在系统发生大事故时的应急预案；三是督促和帮助用户做好其自身备用电源的运行和管理工作。 3、电缆绝缘降低引起主变跳闸事故2005年5月3日，贵阳市北供电局220kV乌当变因#2主变的压力释放阀电缆绝缘降低， #2主变压力释放1动作，造成#2主变高压后备突变量动作，跳三侧断路器哪个保护跳的，逻辑对否。故障时1#主变带2主变负荷，未造成电量损失。一、事故前的运行方式220kV干乌线主供，220kV筑乌线备用；110kV三江变乌东107主供，鸡东101备用 ；110kV贵乌变乌贵101主供，筑环乌线132备用；110kV小关变、大坝变、北衙变主

31、供电源分别为乌关回、乌大线、乌北线。二、事故经过2005年5月3日0:47分，220kV乌当变：#2主变压力释放1动作，主变高压后备突变量动作，跳三侧断路器同上。经检查发现，#2主变压力释放阀电缆绝缘因接线头胶布处大雨后渗水，造成绝缘降低，造成跳闸。11:47 分，#2主变恢复运行。故障时#1主变带#2主变负荷，未造成电量损失。 故障时：#1主变高压侧电流128A，中压侧电流260A，低压侧电流705A；#2主变高压侧电流122A，中压侧电流245A，低压侧电流680A。故障后：#1主变带#2主变负荷，1#主变高压侧电流为255A，中压侧电流为520A，低压侧电流为1383A。三、原因分析1.

32、天气恶劣，正处于雷雨季节。2.压力释放阀电缆绝缘接线头处胶布处理工艺较差，未起到防渗措施。四、暴露问题1.雷雨季节来临，防雨工作需进一步加强。2.修试管理所工作人员责任心不强。五、防范措施1、进一步加强压力释放阀电缆绝缘接线头防雨工作。 2、要求修试管理所工作人员对接头胶布处理工艺重新学习，并严格考核.4、风冷缺陷未及时处理引起主变跳闸事故2005年6月24日，此前贵阳变风冷电源已有缺陷的#2主变，在其风冷电源再次出现B相保险熔断的故障后仍显示风冷电源故障，使值班人员无法进行正确监视，导致主变差动保护动作跳闸。不清楚，和差动保护有何关系一、事故经过2005年6月24日15:23，#2主变保护屏

33、上发“低零压”信号，经检查为35kV II段母线电压互感器高压侧B相高压保险熔断。因更换高压保险需停35kVII段母线，在接调度令后，20:40将站内所用变倒至#0所用变运行，21:50将35kVII组母线由运行转为热备用状态、将35kVII组母线电压互感器由运行转为检修状态。更换高压保险后，35kVII组母线及35kVII组母线电压互感器转为运行，#2所用变在热备用状态。由于天黑夜深，调度同意待25日再将#0所用变倒换至#2所用变运行。6月25日，12:34接地调令，将#2所用变由热备用转为运行，#0所用变热备用。在操作结束后，#2主变C相风冷发断相信号，13：12经中调同意，将#2主变冷却

34、器全停保护压板退出进行检查，查为交流盘#2主变风冷电源柜C相保险熔断，更换处理完毕，经检查，2主变风冷系统恢复正常运行。14:01经中调同意，将#2主变冷却器全停保护压板投入。在处理上述事情过程中，13:13，直流II段母线接地。值班员处理完#2主变风冷电源柜C相保险熔断后，查接地的过程中，15:04，#2主变三侧断路器跳闸，汇报调度。所发光字牌有：“#2主变风冷却器I、II段工作电源故障”、“380V母线电压失压”、“5022DL重合闸闭锁”、“ #2主变500kV交流电压消失”、“ #2主变冷却器全停”、“ #2主变保护TA、TV断线”、“ #2整流器故障（220V）”，保护屏I“TV断线

35、”灯亮、III屏FCX-12YB操作箱I灯亮（220kV断路器跳闸）、SCX-12YB型II灯亮（35kV断路器跳闸）、FBZ-02型瓦斯及断路器量保护装置III（冷却器全停跳闸）灯亮、FBZ-02型瓦斯及断路器量保护I、III（冷却器电源故障）灯亮，（备用冷却器投入）I灯亮、II、III灯未亮，（I组工作电源故障）II灯亮，（II组工作电源故障）III灯亮，5022断路器保护CZX-Z2A继电器操作箱TA、TB、TC灯亮，5023断路器保护CZX-Z2A继电器操作箱TA、TB、TC灯亮。15：35，现场检查#2主变本体无任何明显故障点，事故原因为交流盘#2主变风冷II电源B相保险熔断，造成冷

36、却器全停，导致#2主变三侧断路器跳闸。19:50，#2主变恢复运行。二、原因分析1、交流盘#2主变风冷II电源B相保险熔断是本次#2主变跳闸的直接原因。事故前，#2主变C相风冷控制箱内I电源接触器由于II电源接触器辅助接点问题不能运行，只有II电源接触器在运行，当II电源B相保险熔断、II电源接触器跳闸后不能投入I电源接触器。2、5月12日，#2主变C相II组风冷电源接触器辅助接点存在问题，经修试所检查，需更换接触器。截至6月25日该缺陷未及时处理，造成“#2主变风冷电源故障”光字牌一直亮，当B相保险熔断时，同样是发“#2主变风冷电源故障”光字牌信号，导致值班员无法对#2主变风冷电源是否故障进

37、行监视，这是本次#2主变跳闸的主要原因。三、暴露问题1、对#2主变C相II组风冷电源接触器缺陷重视程度不够，6月2日新接触器到货后，检修部门即申请停电对该缺陷进行处理，但未对申请结果进行追踪，未将此缺陷可能造成的严重后果告知调度，争取停电机会进行处理；职能部门对该缺陷处理的督促、协调力度不够，管理不到位。2、对主变风冷电源回路未进行仔细研究，对值班员无法监视#2主变风冷电源是否故障（“#2主变风冷电源故障”光字牌一直亮）未引起重视，虽然规定了倒站用变时值班员必须到现场检查风冷电源完好情况，但未采取有效措施使风冷电源处于值班员的监控之中。四、防范措施1、各相关车间要加强对缺陷设备的管理，严格执行

38、设备缺陷管理办法。职能部门、车间、班组要定期对设备缺陷进行分析，根据缺陷轻重缓急的程度，制订相应的处缺计划；在缺陷处理之前，制定有效的控制措施，有计划地对设备缺陷进行处理。2、对贵阳变二次系统接线进行清理、了解和掌握，对回路实际工况做到心中有数。3、各变电站对熔断器的配合进行校核，对熔断器容量不满足要求的及时更换。5、断路器爆炸造成主变跳闸事故2005年7月5日，因水钢中央变132断路器B相爆炸，水城变110kV水钢氧线132断路器零序I段保护出口跳闸，重合成功后，其装在断路器机构箱内的控制电源空开跳“掉”字确切否开，零序I段永跳出口及距离后加速出口，永跳动作失败，距离II段出口，三相故障永跳

39、出口失败。随后#1、#2主变高压侧复压闭锁方向过流I段1时限跳110、010断路器，I段2时限动作跳211（因110 kV水水双回环网运行，电厂侧103断路器未及时跳闸）、212断路器。本次事故造成所供7个110 kV变电站及5个铁路牵引变分别失电833分钟，本地区甩负荷170MW，损失电量约8.7万千瓦时。一、事故前的运行方式 水城变#1、#2主变并列运行(#1主变压器中性点接地，#1、#2主变下网有功功率52MW)，水城电厂#1、#2发电机经110kV水水、回并入电网（#1发电机出力45MW、#2发电机出力60MW），响水发电厂#1发电机经110kV水石线并入电网（#1发电机出力55MW）

40、。110kV系统正常接线方式:母线接在相应母线上的断路器编号I母101102104*106*108131111(170)II母103105107109132134112注:(编号)表示断路器在热备用状态；编号*表示断路器在充电备用状态。水城电厂#1主变高压侧断路器111、水赫线101、水水回102断路器在母运行；#2主变高压侧断路器112、电威塘威线104、水水回103断路器在母运行。两组母线并联运行。水城电厂#1发电机带45MW负荷， #2发电机带65MW负荷。二、事故经过1、水城变:2005年7月5日19:15水城变110kV水钢氧线零序I段保护出口跳闸，重合成功，随后零序I段永跳出口及距

41、离后加速出口，永跳动作失败，发控制回路断线信号，距离II段出口，三相故障永跳出口失败。#1、#2主变高压侧复压闭锁方向过流I段1时限、I段2时限动作跳211、212、110、010断路器。检查发现110kV水钢氧线132断路器控制空开已跳开，立即合上132断路器控制空开并就地拉开132断路器。2、水城电厂:19:16水城电厂110kV水水II回103断路器距离段跳闸，重合闸未动；110kV水砂塘线101断路器距离II段跳闸，重合闸停用（断路器跳闸次数已到停用重合闸的次数，事后调查为手动拉开）；#2高压厂用变低压保护动作跳602甲、乙断路器；#1主变110kV低电压闭锁过流保护跳111断路器；手

42、动跳开110kV水水I回102断路器。3、响水电厂:19:15响水电厂#1机过速保护动作跳#1发电机021断路器。4、19:15调度大楼失电。19:16询水城变告:主变211、212断路器跳闸，正在检查设备。19:20手动跳开了杉变110kV水杉线105断路器，19:23合上了双水变110kV杉双线104断路器，恢复对110kV杉树林变、城中变供电。19:25水城变将检查情况汇报调度，与水城电厂一直未联系上（电话不通），即手动跳开了水城变110kV水水I回102断路器、水水II回103断路器，手动跳开了水城变#1主变011、111断路器，19:37合上了#1主变211、111、011断路器，恢

43、复对110kVI母线供电。19:38与水城电厂联系后合上水城变110kV水水I回102断路器。19:42手动跳开水城变#2主变112断路器，合上#2主变2120、1120中性点地刀，19：48合上了212、112、110断路器，恢复对110 kV II母线供电。19:53合上了水城变110 kV水水II回103断路器。根据水钢汇报巡线情况于21:09用170断路器对110 kV 水钢氧线恢复供电。21:26响水电厂#1发电机并网。22:54水城电厂#2机并网。7月6日0:12，水城电厂#1发电机并网。 三、事故原因分析本次事故的直接原因是：水钢中央变132断路器B相爆炸后燃烧，由单相故障引发为

44、三相短路故障。造成此次事故扩大的直接原因是：水城变132断路器拒动，越级到主变保护动作跳110、212断路器（断路器拒动的原因是：132断路器控制电源空开在断路器重合后跳开，造成132断路器不能再次跳闸），110千伏II母线失电。造成此次事故进一步扩大的原因是：水城电厂103断路器在水城变110断路器跳闸后才跳闸，造成水城变211断路器跳闸，110千伏I母线失电。 （一）水城变132断路器拒动原因分析1、132断路器本体检查检查项目事故检查数据预试数据标准备注分闸时间(A/B/C)35-42正常合闸时间(A/B/C)7510ms正常回路电阻(A/B/C)43/45/4245/32/3845正常

45、合闸可靠动作电压130V187V正常分闸可靠动作电压115V66-143V正常合闸线圈直流电阻109110正常分闸线圈1直流电阻正常分闸线圈2直流电阻正常2、132断路器控制电源空开非正常跳闸检查对该空开（沈阳东牧电器制造有限公司产品，型号为：DZY1，额定电流：10A）进行外观检查无问题，排除因空开变形而异常跳闸的因素。接入直流电源进行脱扣试验，加电流达16A，未跳，排除容量不匹配而异常跳闸的因素。现场对断路器整组动作试验观察发现，由于该空开装在断路器机构箱内，断路器分合闸时震动较大，不能排除因震动造成空开跳闸的因素。次日上午，将该空开进行了更换。对换下的空开进行抖动试验，发现该空开确能抖跳

46、，又对该厂的其他同类空开进行抖动试验，发现也能抖跳，故确认该空开跳开应为断路器动作时机构振动造成。（二）保护动作行为分析根据故障录波数据分析，得出以下结论：1、水钢氧线132断路器保护动作行为分析由于对侧132断路器发生B相爆炸，水城变侧132零序段保护动作出口（16ms），跳开后，重合闸动作出口(1099ms)，断路器合上，重合于故障后，零序不灵敏段永跳(1205ms)，距离后加速永跳(1211ms)，由于132断路器机构箱直流控制电源空气断路器误跳，断路器拒动。水钢氧线132断路器保护动作行为正确。2、#1、#2主变复压方向过流I段1时限、I段2时限保护动作行为分析在132断路器重合在永久

47、性故障线路上后，#1主变211断路器感受的故障电流最小值为10A（整定值：，3.7s跳110断路器，4s跳211断路器）， #2主变感受的故障电流最小值为7A(整定值：，3.7s跳110断路器，4s跳212断路器)，均达到复压方向过流保护定值，1时限（#1主变1柜复压方向段1时限出口时间为4893ms，2柜出口时间为4892ms；#2主变1柜复压方向段1时限出口时间为4898ms，2柜出口时间为4899ms）动作跳110断路器。在110断路器跳闸后，#1主变211断路器感受的故障电流最小值为9A，#2主变感受的故障电流最小值为，仍然达到动作定值，2时限（1号主变1柜复压方向段2时限出口时间为5

48、195ms，2柜出口时间为5194ms；#2主变1柜复压方向段2时限出口时间为5200ms，2柜出口时间为5198ms）动作跳211、212断路器。保护动作行为正确。3、水城变102断路器保护不动作行为分析110断路器跳闸前，102断路器感受反方向故障电流，保护不动作，110断路器跳闸后，才感受正方向故障电流，在距离III段范围，需经3s才能启动跳闸，而此时#1主变复压方向过流保护已启动持续3.7s，故211断路器先于102断路器跳闸，102断路器保护不动作行为正确。4、水城电厂103断路器动作行为分析 水城变110断路器跳闸前，水城电厂侧110kV水水I回、II回线路距离段保护频繁地启动和返

49、回，没有达到动作时限出口跳闸（距离，动作时间整定为3.6s），未能及时切除提供短路电流的电源点，同时将故障点经水水II回、水城电厂110 kV母线、水水I回转移到水城变I母线，导致220kV水城变#1主变211断路器跳闸，水城变110kV双母线失电。 水城变110断路器跳闸后，水城电厂侧103断路器仍然感受正方向故障电流，达到距离段保护动作值及动作时限后（整定值为3.6s，实际动作时间8660ms）出口跳闸，保护动作行为正确。四、暴露问题及防范措施1、132断路器控制电源空开因震动造成非正常跳闸，是本次事故暴露的最大问题，由生技科拟出将控制电源空开从断路器机构箱移到端子箱的方案，由检修所立即实

50、施。2、220kV野水线、野滥双回线投运后，六盘水电网的运行参数发生了变化，系统短路容量增大，由调度所负责与调通中心联系，对六盘水电网的保护定值进行校核。同时，变电值班人员在断路器事故跳闸时，应加强对母线设备，特别是连接部位的检查，预防扩大为母线设备事故。3、虽然，水城电厂103断路器保护动作行为正确，但应对水城电厂的运行方式及保护作进一步补充完善。为避免类似情况发生，经与电厂协商同意，已将水城变110千伏水水双回线调整在同一条母线运行，下一步在水城电厂侧102、103断路器增设快速联切110断路器保护后，再将水城变水水双回调整在两段母线运行。附图：1、事故前运行方式图 2、事故时故障电流方向

51、图6、断路器机构内部问题引发的全站失压事故2006年8月21日，兴义供电局兴义变盘兴线#144塔瓷瓶遭雷击，因220kV兴义变207断路器机构内部存在问题，继而使220kV母失灵保护动作使事故扩大，最终导致220kV红果变全站失压。一、事故经过 2006年8月21日00时59分，220kV盘兴线跳闸，盘电侧双高频、距离段动作，选相三相，重合闸未动，测距；220kV兴义变侧双高频、距离段动作，选相三相，重合闸未动，测距，207断路器A、C相跳闸，B相未跳开（B相跳闸线圈烧，B相操作机构压力为零），220kV母失灵保护动作跳220kV天兴线201断路器、母联210断路器；00时59分，盘县电厂#5

52、机主汽门关闭，#5机超速保护动作（220kV红南线因大雨未能及时操作复电）跳220kV盘红线208断路器、母联220断路器跳闸，#5机解列，#4机自带厂用电运行，220kV红果变全站失压。总调告220kV天兴线天厂侧接兴义变远方跳闸信号后跳闸，选相B相，重合闸未动。01时32分，兴义变解闭锁拉开盘兴线2073、2071隔离开关，合上220kV母联210断路器对母充电正常。01时47分，因盘县电厂220kV母联210断路器无发电机并网功能，其断开220kV短引线201、202断路器后，合上220kV母联210、短引线201断路器，用短引线202断路器将#4机并入贵州网。01时47分，总调告220

53、kV天兴线天厂侧对线路充电正常。红果变#1主变三侧均已操作至热备用。02时15分，盘县电厂用220kV母联220断路器将#5机并入贵州网。02时28分，兴义变同期合上220kV天兴线201断路器正常。02时32分，盘县电厂合上208断路器对线路及红果变母充电正常。02时38分， 红果变负荷已全部恢复。03时10分， 兴义变用旁路270断路器代盘兴线207断路器对盘兴线强送正常。04时36分， 盘县电厂用207断路器同期合环正常。04时40分，盘县电厂用220kV母联210断路器解环，恢复正常方式。04时12分 兴义变#1主变恢复运行。二、事故原因1、220kV盘兴线#144塔A相跳线瓷瓶一串遭

54、雷击 ，B、C相瓷瓶各两串遭雷击。2、220kV兴义变207断路器机构内部存在问题，分析如下：断路器机构内部存在卡阻现象，207断路器在分闸过程中，分闸一级阀和二级阀开合不到位，致使储压筒压力缓慢释放不能分闸，以致于机构液压降为零，207断路器B相拒动，B相分闸线圈长时间带电，造成分闸线圈烧坏。3、由于图纸、资料及备件等不全，造成207断路器运行维护不到位，断路器本体存在严重隐患。三、暴露问题1、220kV盘兴线#144塔的接地电阻高达30欧，反映出盘兴线的运行维护工作不到位，线路防雷能力差。2、207断路器操作机构渗油，存在安全隐患。四、防范措施1、220kV兴义变207断路器类型已停产，又

55、已运行多年，且无备品备件，至今未进行过检修，要进行更换。2、在220kV盘兴线雷击多发地段进行接地改造、塔上装设避雷装置等多项措施进行专项整治。7、检修梯安放不当引起母线短路事故2005年12月8日，遵义供电局220kV海龙变发生了一起因检修人员楼梯安放位置不当、工作中失去监护而导致的一般电网事故。h，无人员伤亡。一、事故前的运行方式1、220kV组母线、母联210断路器、220kV母电压互感器在检修状态。2、220kV组母线运行情况：遵海回203断路器，鸭海双回204、205断路器，海桐双回207、208断路器，1主变220kV侧211断路器，2主变220kV侧212断路器，220kV旁路2

56、70断路器代供220kV遵海回206断路器运行，220kV 母电压互感器运行；遵海回206断路器在检修状态（综自改造及206断路器更换）。3、110kV组母线上运行情况：海高回101断路器，海新回103断路器，海岩线104断路器，#1主变110kV侧111断路器运行。4、110kV组母线上运行情况：海高回102断路器，海茅线105断路器，2主变110kV侧112断路器运行。 5、110kV组母线上运行情况：海高回102断路器，海茅线105断路器，2主变110kV侧112断路器运行。 此处重复6、10kV段母线上运行情况：1站用变10kV侧015断路器，#1电容器012断路器，#2电容器013断

57、路器，#1主变10kV侧011断路器，#3电容器014断路器热备用。7、10kV段母线上运行情况：#4电容器027断路器，#2主变10kV侧021断路器，#5电容器028断路器、#6电容器029断路器热备用，#2站用变10kV侧026断路器检修（综自改造）。二、事故经过2005年12月8日13点20分，海龙变电站收到检修安装公司工程部2005121049号变电第一种工作票，工作任务为：220kV母联2101隔离开关和220kV组母线电压互感器2514隔离开关大修及220kV组母线2519乙接地隔离开关合不上处理；工作地点：220kV母联2101隔离开关和220kV母电压互感器2514隔离开关及

58、220kV2519接地隔离开关处；计划工作时间为：2005年12月8日11点至12月10日18点。在按照工作票上所列安全措施完成现场布置工作后，值班负责人潘回到主控室对工作负责人邹在模拟图板上进行了工作要求的安全措施及其他安全注意事项的交待，双方便分别在工作许可人、工作负责人栏签名。此时，另一位值班员文从工作现场回到主控室，值班负责人潘即安排值班员文持工作票陪同工作负责人邹到现场，对现场布置的安全措施进行核实和交待，以及其它安全注意事项的核实和交待后，工作班即开始工作。为了查明2519乙接地隔离开关合不上的原因，工作负责人邹决定架设楼梯，顺楼梯爬到2519乙接地隔离开关操作机构处进行检查（该隔

59、离开关操作机构在门型架上，离地约8米高，并朝向2081隔离开关侧），遂安排工作班成员何和现场一民工代搬来一架铝合金的米升降梯（梯子在没有伸开以前长度为）到2519乙接地隔离开关下方，三人共同进行架设楼梯的工作。三人先将楼梯斜靠在母线门型架支柱上，为了将梯子升起来，工作负责人邹右手扶着楼梯指挥，民工代从后面推楼梯，使之离开母线门型架支柱，工作班成员何在楼梯正前方拉升降绳，在楼梯移动的过程中，与相邻带电间隔2081隔离开关A相拐臂安全距离不够，2081隔离开关A相拐臂对梯子放电，造成母线A相接地短路，正在进行梯子架设的邹、代二人与楼梯一起被强大的电动力掀倒。事故发生后，正在2514隔离开关大修处进

60、行安全带、工具的准备工作的陈、李及2061隔离开关大修工作组、206断路器更换工作组的人员立即赶到现场，发现邹、代二人坐在地上，于是按照急救知识叫他们平躺在草地上进行检查，发现呼吸、脉搏正常，与其进行交谈后，发现神志清醒，然后立即安排现场的车辆将邹、代二人送到遵义医院作进一步医学检查（检查结果，二人未受到任何伤害）。经现场检查，发现2081隔离开关A相拐臂有轻微电弧烧伤痕迹。与此同时，即2005年12月8日13点53分，海龙变220kV母母线差动保护动作，遵海回203、鸭海回204、鸭海回205、海桐回207、海桐回208、旁路270断路器跳闸，1主变211、2主变212断路器跳闸，110kV

61、所有线路及1主变110kV侧111、2主变110kV侧112断路器失压，10kV及站用系统失压。500kV鸭溪变鸭海双回204、205断路器跳闸；220kV遵义变遵海双回203、206断路器跳闸；桐梓变海桐双回207、208断路器跳闸。由于220kV桐梓变电站靠海龙变电站海桐双回207、208断路器供电，引起220kV桐梓变电站全站失压。由海龙变电站供电的110kV茅草铺、高桥、新桥和由桐梓变电站供电的110kV东周变电站、铁路桐梓牵引变、铁路太白牵引变也同时失压。事故损失负荷25万kw，损失电量约48万kw.h。事故处理情况：14:04 桐梓变电站110kV母线经110kV习桐线供电恢复运行

62、。14:06 110kV铁路桐梓牵引变、铁路太白牵引变恢复运行。14:24 110kV茅草铺变电站经110kV桃茅线供电恢复运行；110kV东周变电站恢复运行。15:12 海龙变电站220kV母线带电。15:28 桐梓变电站220kV母线带电。16:01 海龙变电站110kV母线带电，110kV高桥、新桥变电站同时恢复运行。三、事故原因事故的直接原因，是由于工作负责人邹等三人在对220kV海龙变电站2519乙接地隔离开关的缺陷进行检查时，危险点分析不充分，对邻近工作地点的带电部位认识不足，楼梯安放位置不当、工作中失去监护，在升梯子的过程中，与带电的海桐回2081隔离开关拐臂A相安全距离不够，对梯子放电，造成母线A相接地短路，从而引发事故。此次事故的间接原因，是工作负责人邹没有向工作班人员交待现场安全措施、带电部位和其它注意事项；工作班人员也没有认真履行工作人员的安全责任，在对现场临近带电部位不清楚的情况下，盲目进行工作；工作许可人未按南方电网公司电气工作票技术规范（发电、变电部分）5.8