电网事故分析大讲堂

电网事故分析大讲堂（精选8篇）

电网事故分析大讲堂 篇1

一起雷击引发的电网事故分析

巫聪云，王德付

（广西电力调度通信中心，广西 南宁 530023）

摘要：通过一起雷击引发的电网事故，分析了雷击频繁地区输电线路防雷措施缺失和断路器失灵保护拒动对系统造成的重大影响，并结合距离保护的阻抗特性圆和故障录波图进一步解释线路远后备保护拒动和主变零序反时限过流保护越级动作的原因，最后提出相应的防范措施。

关键词：线路防雷；失灵出口；保护配合；拒动；

0 引言

2010 年8 月3 日，由于某局所辖的两条220kV同杆并架双回线连续遭雷击，某局管辖的多条线路及主变先后跳闸。造成220 kV黄桥站全站失压，并导致500kV海港站#1主变跳闸。对此次全站失压的原因进行认真分析，吸取经验教训并制定相应有效的措施对提高电网的安全运行是大有裨益的。事故经过

1.1 运行方式简介

事故发生前，500kV海港站220kV海高Ⅰ线2065开关停电检修，其余元件正常运行。220kV黄桥站双母并列运行：1号主变2001开关、海黄Ⅰ线2053开关、竹黄Ⅰ线2056开关接在Ⅰ母；海黄Ⅱ线2054开关、竹黄Ⅱ线2055开关接在Ⅱ母，母联2012开关合环运行。

220kV竹坪站双母并列运行：1号主变2001开关、竹黄Ⅰ线2057开关、海竹线2053开关接在Ⅰ母；竹黄Ⅱ线2056开关、竹新线2052开关接在Ⅱ母，母联2012开关合环运行。

500kV海港站及其相邻变电站地区环网接线情况如图1所示。：

黄桥站Ⅰ母2053Ⅱ母2001#1主变海港站500kVⅡ母防海乙线205420552056竹黄Ⅱ线竹黄Ⅰ线Ⅱ母Ⅰ母2051海琴线海黄Ⅰ线海黄Ⅱ线海竹线海新Ⅰ线海新Ⅱ线*********0585031500kVⅠ母200120592064海高Ⅰ线2065海高Ⅱ线#1主变2012#1主变2052竹新线竹坪站图1 某地区电网接线图

Ⅰ母Ⅱ母

1.2 事故过程

整个事故过程分为四个阶段，具体情况如下：

第一阶段： 2010年8月3日4时29分45秒，220kV竹黄I、II线同时受雷击发生A、C相间故障，线路两侧主

一、主二保护动作出口，开关三跳不重合。

第二阶段： 4时35分23秒（距第一次故障6分钟后，220kV竹黄I、II线未恢复运行前），因竹黄I、II线再次遭受雷击，220kV黄桥站竹黄Ⅰ线2056开关的A相灭弧室断口发生击穿，220kV竹坪站竹黄Ⅱ线2056开关的C相灭弧室断口发生击穿，线路纵联主保护动作，但由于开关已在断开状态，无法切除故障，线路保护启动失灵跳相应段母线上的所有开关。220kV黄桥站220kV Ⅰ段母线失压，竹黄I线故障点被隔离。由于失灵出口跳母联2012开关的回路故障，母联2012开关未能成功跳开，竹黄II线故障依然存在。

第三阶段： 220kV竹坪站Ⅱ母失灵动作后，由于母联2012开关未跳开，500kV海港站1号主变仍然通过竹海线给竹坪站故障点提供故障电流，海港1号主变两套保护的中压侧零序反时限保护因满足条件动作，出口跳海港1号主变三侧开关。220kV竹坪站1号主变通过母联给故障点提供故障电流，220KV侧零序过流II段一时限动作，跳竹坪主变三侧开关。

由于220kV竹坪站母联2012开关不能及时跳开，系统一直给竹黄Ⅱ线的故障点提供短路电流，4时35分28秒，220kV竹坪站竹黄Ⅱ线2056开关C相灭弧室经长时间的故障电流发热后爆炸，竹黄Ⅱ线Ⅱ母侧刀闸20562刀闸C相支柱瓷瓶断裂，造成220kV竹坪站220kVⅡ段母线C相故障，220kV竹坪站220kVⅡ母两套母差保护动作由第二套母差保护出口跳开2012母联开关，至此故障最终被隔离。

第四阶段：4时35分56秒，220kV黄桥站竹黄Ⅱ线2055开关又因雷击空载线路，开关的B、C相灭弧室断口发生击穿，同样线路保护动作无法切除故障，启动Ⅱ母失灵，失灵保护动作后跳开海黄Ⅱ线2054开关，同时远跳海黄Ⅱ线海港侧2053开关。

至此，220kV黄桥站全站220kV母线失压，220kV竹坪站220kVⅡ母线失压，500kV海港站主变三侧开关跳闸，将500kV电网与220kV电网断开。事故分析

3.1事故原因

经过分析造成此次事故的原因主要有两个： 一是由于雷击线路没有有效防雷措施。

6月至8月间，在南方一般多为雷暴天气，雷击线路现象较为普遍，220kV竹黄Ⅰ、Ⅱ线所在地区雷暴日更为频繁，220kV竹黄Ⅰ、Ⅱ线在遭受雷击跳闸的情况下，由于线路未安装避雷器，空线路再次遭受雷击后，雷电波反射产生的过电压致使开关发生纵向击穿，是导致本次事故发生的直接原因。

二是竹坪站220kV第一套母线保护装置由于驱动芯片MC1413输出异常致使母差失灵保护动作时该继电器未能正确动作，220kV母联2012开关出口中间TJML继电器无法出口，导致失灵保护动作后，出口接点无法接通，造成失灵保护跳竹坪站220kV母联2012开关无法出口，引发了事故范围的扩大。

3.2 保护行为分析

此次事故中，220kV海竹线是海港站与竹坪站之间唯一的联络线，海港站220kV海竹线配置的线路保护为南瑞继保公司的RCS-931AM和RCS-902C保护装置，其中作为竹坪站后备保护有接地距离Ⅱ段、接地Ⅲ段和零序过流Ⅲ段保护。这些后备保护在事故中均没有动作，海港站#1主变零序反时限过流保护动作将事故范围扩大。3.2.1 220kV海竹线保护动作行为分析

针对220kV海竹线保护配置及特点将其动作行为分析如下：

海港站220kV海竹线线路RCS-931AM和RCS-902C保护装置相关整定定值为： 正序灵敏角：78度。零序补偿系数：0.62 接地距离Ⅱ段定值：8.0欧（二次值）；时间：0.9秒。接地距离Ⅲ段定值：9.26欧（二次值）；时间：3.3秒。零序过流Ⅲ段定值：0.24安（二次值）；时间：5.3秒。

1）接地距离Ⅱ段保护

根据整定值和录波数据绘制出接地距离Ⅱ段动作特性圆，以及事故时保护装置测量阻抗的运动轨迹。如图2所示。

图2 测量阻抗在接地距离Ⅱ段动作特性圆的运动轨迹

竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相刚开始击穿，由于开关灭弧气室未完全击穿，电弧电流不稳定，导致短路电流的大小及相位的变化。因此，海港站220kV海竹线距离保护的测量阻抗在距离Ⅱ段动作特性圆边界附近来回移动，保护元件无法连续计时，竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相完全击穿后，短路电流和相位相对稳定，此时，海港站220kV海竹线距离保护的测量阻抗在一段较长的时间内进入距离Ⅱ段动作区，但累积时间只有882.9ms，未达到整定值0.9s，保护不动作。之后，由于海港#1主变三侧开关跳闸，流经220kV海竹线的短路电流变小，因此，测量阻抗基本在距离Ⅱ段动作特性圆外，保护不动作。因此，海港站220kV海竹线接地距离Ⅱ段保护在整个过程中没有动作出口。2）接地距离Ⅲ段保护

根据整定值和录波数据绘制出接地距离Ⅲ段动作特性圆，以及事故时保护装置测量阻抗的运动轨迹，如图3所示。

图3 测量阻抗在接地距离Ⅲ段动作特性圆的运动轨迹

从竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相开始击穿至海港站#1主变三侧跳闸之后的一段时间内，测量阻抗进入接地距离Ⅲ段保护的动作区，海港站#1主变三侧跳闸之后，220kV海竹线提供的短路电流逐渐变小，测量阻抗已移出接地距离Ⅲ段段保护的动作区。在整个事故过程中，测量阻抗进入接地距离Ⅲ段保护动作区的时间只有2.8秒，没有达到整定时限3.3秒，因此，海港站220kV海竹线接地距离Ⅲ段保护在整个过程中没有动作出口。3）零序过流Ⅲ段保护

图4 220kV海竹线电流录波图

海港站220kV海竹线2057开关CT从故障开始到竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相爆炸，零序电流持续时间为4515.7毫秒（如图4所示），而零序过流Ⅲ段动作时间整定为5.3秒，因此零序过流Ⅲ段没有动作。

3.2.2 海港站#1主变保护零序过流反时限动作行为分析

由于竹坪站220kV 母联2012开关拒动，220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相纵向击穿及线路C相接地故障无法隔离，海港站#1主变仍然通过220kV竹海线给竹坪站故障点提供故障电流，海港站#1主变配置的第一、二套主变保护RCS-978E装置220kV侧零序反时限过流保护在故障后约3.7秒后动作，跳主变三侧开关。

分析：根据零序过流反时限计算公式：

0.02t(I0)＝｛0.14/[(3I0 / IP)－1]｝×TP 式中：TP——时间常数，动作后断变压器各侧开关。IP——基准电流，统一取一次值：300安。

海港站#1主变保护RCS-978CF装置相关定值整定如下：

零序反时限过流定值（电流基准值）：0.12 安（二次值）一次值：300安 零序反时限时间（时间常数）：1.2 秒

零序反时限跳闸控制字：000F（跳三侧开关）

根据海港站#1主变故障220kV侧电流录波图（如图5所示），#1主变220kV侧3IO平均值约为=1.10安（二次值）

图5 海港站#1主变220kV侧电流录波图

代入上式中，则有：

0.02t(I0)＝｛0.14/[(1.10 / 0.12)－1]｝×1.2 ＝3.71秒 因此，海港站#1主变第一、二套主变保护RCS-978CF装置的220kV侧零序反时限过流保护在竹黄Ⅱ线2056开关C相爆炸前动作出口跳开主变三侧开关，将500kV电网与220kV电网进行有效隔离。4 防范整改措施

针对此次事故，经分析以后制定以下防范措施：

1、开展输电线路综合防雷治理工作，有针对性的采取局部加强绝缘、架设耦合地线、减小杆塔保护角等防雷措施。同时，要高度重视线路避雷器安装工作，实践证明，线路避雷器能有效避免由于二次雷击造成开关断口纵向击穿。因此，应将雷暴日频繁地区的输电线路安装线路避雷器列入反事故措施中，并加强反措执行的刚性，加大反措的资金投入，特别是对未安装避雷器的220kV及110kV输电线路应及时进行线路避雷器的加装工作。

2、为了简化失灵保护的二次回路，很多地区对于双母线接线形式的断路器失灵保护只配置了一套，一般都通过第一套母线保护中的失灵保护出口，单一的失灵出口回路故障会引起出口继电器无法励磁，造成失灵保护拒动甚至引发电网大面积停电事故等严重后果。为防止断路器失灵保护由于单一配置的继电器损坏导致保护拒动的事故，失灵保护应按照双重化配置原则进行配置，以提高失灵保护的可靠性。

3、本次事故中暴露出不同原理的500kV变压器220kV侧零序反时限过流保护与220kV线路接地距离保护、零序定时限过流保护存在失配的可能，经过计算后，如满足保护配置要求，可有选择地退出500kV变压器的220kV侧零序反时限过流保护，以避免由于后备保护失陪造成越级动作。

4、与保护设备生产厂家研究实现对保护装置中重要的出口继电器及其回路进行监视，异常时能及时告警的功能，当出口继电器及相关回路发生异常时，装置能及时向后台监控系统发告警信号，运行人员及相关调度部门方可作出正确、及时的判断及处理。

参考文献

[1] 崔家佩,孟庆炎,陈永芳,熊炳耀.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M].北京.水利电力出版社，1993.[2] DL/T559-94,220kV～500kV 电网继电保护装置运行整定规程[S].[3] 唐卓尧,广东省电力系统继电保护反事故措施及释义[M].北京.中国电力出版社，2008

作者简介

巫聪云（1979-），男，本科，工程师，从事电力系统继电保护运行管理工作。联系方式：***（手机）电子邮箱：wu_cy.dd@gx.csg.cn

电网事故分析大讲堂 篇2

110kV变单母线分段，1#主变、2#主变分列运行(见图1)。

2. 事故的经过和处理过程

(1) 10时47分，该变电所10KVII母A相接地(A0.39 B10.33 C9.98) 。11时18分2#主变低压侧A相避雷器冒烟，I类缺陷，现场要求主变改为冷备用处理，即令现场： (1) 拉开I母上的出线开关，拉开156开关后接地消失; (2) 102开关改冷备用; (3) 合上母联110开关; (4) 合上I母上所有出线开关(含发生接地的156开关)——11时32分后检查母线仍有接地，通知对156线带电查线。待地调将2#主变改冷备用后许可避雷器缺陷处理。

(2) 12时35分，I、II段母线电压不平衡，电压分别为A4.36, B14.35, C13.96，即令现场：拉开156开关，母线电压分别为：A0.44, B10.54, C10.22。13时11分晓店变：1#主变10kV侧A相避雷器烧坏冒烟，I类缺陷，要求主变改为冷备用处理。即令晓店变： (1) 拉开10kV所有开关，发现159线路有接地; (2) 101开关改冷备用。通知对晓峰159线热备用查线。待地调将1#主变改冷备用后许可避雷器缺陷处理。

(3) 14时25分，159线1#杆电缆头A相烧坏，要求隔离。156线某台变烧坏，已经隔离。16时23分1#主变、2#主变相避雷器缺陷处理结束，恢复运方送电。

3. 事故原因

(1)直接原因。

156、159线路同时接地，电压升高，发生谐振是造成2#变压器避雷器击穿的直接原因。

(2)主要原因。

根据公司《配网事故处理细则》，母线接地后通过拉路查找到故障线路，该线路仍保持运行状态，允许带接地运行2小时，这样一方面提高供电可靠性，另一方面方便巡线人员发现故障点。但这样接地故障长期运行，容易造成更大的设备危害，甚至危害人身安全。

(3)次要原因

该变电所建于1976年，属于年代较老的变电所，由于场地和其他种种原因，10kV母线未安装接地变平衡电容电流。当电网发生单相接地故障时，无法提供足够的电感电流进行补偿，造成电容电流过大，这是避雷器击穿的另一个重要原因。

4. 事故技术分析

(1) PT铁芯饱和引起谐振的分析。

中性点不接地系统中, 如果略去线路的有功损耗与相间电容, 仅考虑PT的电感L与线路的对地电容C0 (设以换位为三相平衡) , 则可以表示为图2 (a) 。当C0大到一定值PT不饱和时, XL>XC0, 而当加在PT上的电压大到一定数值时, PT的铁磁饱和, XL

在正常情况下, PT铁芯不饱和，XC0

(2)谐振的激发条件。

(1) 包括互感器在内的空载母线或送电线路的突然合闸, 这使PT的某一相或两相绕组产生巨大的涌流和磁饱和现象。

(2) 由于雷击或其它原因, 线路发生瞬间弧光接地, 使得其它两相瞬间升高至线电压, 而故障相在接地消失后又瞬间恢复至相电压，以致造成暂态励磁电流的急剧增大和铁芯的饱和。

(3) 磁饱和的产生也可能由于另一绕组瞬间传递过来的过电压或者系统运行方式的突然改变, 负荷剧烈波动等所引起的系统电压的强烈扰动。

模拟试验和运行经验表明, 最强烈的激发条件为 (1) , 因此当检修完毕和新设备启动时, 对此应有足够的准备

在此次事故处理过程中, 当电压升至A4.36, B14.35, C13.96时发生了谐振, 需要立即破坏谐振条件, 当即拉开156开关, 防止更大事故的发生。

5. 处理方法和改进措施

(1)消除谐振的一般处理方法。

(1) 采用质量好，技术性能优，铁心不易饱和的电压互感器。

(2) 提高断路器的检修质量，确保合闸操作的同期性，减少操作过电压。

(3) 必要时可采用改变操作顺序，以避免操作过程中产生谐振的条件。

(4) 对在空载母线的充电中产生的谐振，用投入空载线路的方法，以改变其谐振的条件。

(5) 传统采用消谐的措施是在电压互感器的开口三角侧接上一个灯泡，该方法属于较为原始的方法，随着系统容量的增大和电缆线路的增加，实践运行表明该方法的消谐效果不是很明显。

(6) 另一种方法是采用在电压互感器二次侧的开口三角上加装一种可控硅多功能消谐装置，但该方法需要采用外加交流电源，有时由于装置的电子器件发生短路也会影响消谐效果。

(7) 目前使用的另外一种消谐装置是在电压互感器的一次侧中性点上串接LXQ型非线性电阻, 以限制其产生谐振的方法, 由于该方法具有安装简便、结构简单、消谐效果明显的特点, 目前得到广泛的应用, 具有较高的推广使用价值。

(2) 具体改进措施。

(1) 通过现场人员测试, 本次事故发生时, 电容电流远远大于10A, 根据相关设计规程, 需安装接地变。但由于该变电所场地限制, 无空余间隔, 只能将152线路并接至159开关, 腾出152开关间隔位置, 安装DKSC-400/10-100/0.4接地变一台, 降低故障时的电容电流。

(2) 重新修订《配网事故处理细则》接地故障处理相关规定。重新规定如下：当母线发生接地通过拉路查找到故障线路后，该线路保持热备用状态，通知设备主人热备用查线。这样虽然降低了可靠性，但保证了电网和人身安全。

(3) 加强线路设备主人的培训，提高业务素质，在线路发生故障时，加快巡线速度和效率，及时隔离故障点，减少故障对设备的危害。

6. 结语

谐振对10kV中性点不接地系统危害极大，经常会造成电力设备击穿，严重时会造成PT的爆炸，危急人身安全，影响供电可靠性。通过对现实工作中处理的谐振引发的电网事故的详细分析，并进行相应的措施整改，从根本上杜绝谐振的危害。

摘要：在10kV中性点不接地系统中, 谐振现象属于较为常见且危害较大的电网事故。文章通过对一起谐振引发的电网事故进行分析, 剖析谐振的原理, 并提出解决办法和具体的改进措施。

关键词：谐振,电网,事故,处理

参考文献

[1]何明.中性点非直接接地系统中电磁式PT引起的谐振过电压[J].安庆师范学院学校:自然科学版, 2004 (1) .

电网事故分析大讲堂 篇3

关键词：电网事故回顾分析电网调度管理措施

为了满足市场的需求，电力体制改革的步伐不断加快，国家越来越重视电力行业的发展。电力行业逐步向商业化转型，电力市场也不断扩大，电网调度工作因此面临着巨大的挑战。近几年，无论是国内还是国外，电网事故发生频繁，这就需要行业管理者对历年来国内外典型的电网事故进行回顾与分析，了解事故产生的原因，根据实际情况采取有效地措施，保障我国电力行业的快速发展。

1 电网事故的回顾与分析

1.1 自然因素 强风、冰雹、地震、洪水、沙尘暴等天气都会不同程度上引发停电事故。笔者结合多年电网管理工作经验，对几种典型的自然因素对电网产生的影响做了简要介绍。2005年，江苏受大风灾害的影响，产生了严重的电网事故，对整个华东地区的供电状况造成了极大的困扰。风灾的表现形式主要有两种，一种是沿海地区的强台风，另一种是内陆地区的飓风、龙卷风。风灾危害主要表现为输电线路闪络、受雷击电网跳闸导致停电等。另外，风灾还会导致电网倒坍，对电网的正常运行也会产生严重的影响。2008年南方各大城市受严重雨雪天气的影响，国内电网出现严重的问题，冰雪灾害对电网的影响主要表现在：线路开关受冻、输电设备闪络、电线杆倒塌等；同一年，四川汶川发生严重地震，导致国家电网受到严重损害，地震对电网最大的影响是直接摧毁电网设备，导致大范围的电网事故。

1.2 人为因素 人为因素主要包括设备、网架、市场、技术等。2005年，新疆一地区电网受线路老化，导致严重的电网事故。电网设备的老化和质量问题对电网的安全工作会产生严重的威胁，受市场经济的影响，社会对电网设备的要求越来越高。2003年伦敦城市大规模停电，社会秩序受到严重的影响，伦敦出现电网事故的主要原因是操作人员错误地安装了保险丝，技术因素对电网的安全有较大的威胁。美国“8.14”大规模停电事故引发了世界对电网事故的广泛关注，电力市场仍然存在很大的缺陷，从而导致严重的电网事故。

2 电网调度管理的措施

2.1 完善电网结构 电网调度管理工作的首要任务是完善电网结构，目前，各地电网规模较大，因此，电网之间不能相互交接，不同电压的电网更加不能相交。上文中介绍的多种电网事故其电网结构均属于网络状，一旦某位置发生问题，其他环节就会产生连锁反应，造成严重的电网事故。

2.2 保持电力平衡 全国区域内的电网应该保持基本的电力平衡，保障同一电网内部的有功功率可以进行互相供应，无功功率在封网内保持电力平衡。如果某地区电网内的有功功率不平衡，电压就会明显下降，电网内部的整体频率和电压不会因此受到影响，但是该网络内的输电网络会出现较大的波动，对整个电网也会产生较大的影响。同一电网内，如果某环节电压不稳定、电力不足，应该快速将其负荷切断，保障电力平衡的同时，保障电网的安全。

2.3 运用自动减负荷系统 为完善电网调度管理工作，还应该运用自动减负荷系统，该系统不仅可以控制电力事故的规模，还可以保障电网的安全运行。电网事故通常是由输电线路承载过重的电荷产生的，为了保障供电的安全，调度管理人员通常运用事先准备好的电源增加电力，供电负荷保持不变，事故发生后，及时拉闸即可控制事故的影响范围。为了精准地判断事故发生的原因，在电网中安装自动减负荷系统，对输电网中超出的电荷进行自动削减，从而减少事故的发生。

2.4 电网调度管理与电网发展相适应 电网调度管理工作的范围较广泛，输电和配电等工作都包含在电网调度管理工作之内。目前，我国绝大部分地区的电网采用统一的调度方式，有些地域受人为因素和自然因素的影响，将多个独立的调度系统进行整合，完成电网调度管理工作。另外，受市场经济的影响，电网调度管理应与电网发展水平相适应，我国各地经济发展水平差距较大，电网调度管理工作必然存在较大的差异。

2.5 开发电网自动安全系统 随着电力行业的发展，电网越来越稳定，安全指数也越来越高，但是一旦出现事故，其解决措施就尤为复杂，开发电网安全系统是电力行业建设者的当务之急。目前，全球范围内比较完善的电网安全保障措施有电力系统稳定器、快速保护装置以及能量管理系统等。我国应该吸取国外电力系统的优势，研发具有本国特色的电网自动安全系统，保障电力行业安全快速地发展。

3 结束语

电网事故不仅会产生严重的经济损失，还会直接影响人们的正常生活，威胁到人们的生命安全。总结国内外电网事故，对其进行准确地分析，了解造成电网事故的自然因素和人为因素，针对具体问题采取行之有效的电网调度管理措施，如完善电网结构、保持电力平衡、运用自动减负荷系统以及开发电网自动安全系统等，有效控制电网事故的产生，保障电力行业的安全发展。

参考文献：

[1]伊华茂.电网事故的回顾与分析及对电网调度管理的建议[J].中国科技投资，2013(26).

[2]杨君圣，王明霞.浅析电网调度管理过程中事故报警的判断及处理举措[J].中国电子商务，2012(6).

[3]刘彬博.锦屏水电站施工供电电网调度管理论述[J].商情，2013(30).

电网事故处理原则 篇4

1．馈电线路开关事故跳闸处理原则：（35kv用户居多）

（1）开关重合闸未动者，现场值班员可不待调度指令立即强送一次，然后汇报地调值班调度员。

（2）开关跳闸，重合不成功或重合闸未投者，由调度员根据用户性质和设备及天气情况决定是否强送。强送电次数一般只允许一次，禁止无根据地连续强送。2．投入线路无压重合闸的开关跳闸，不论重合闸动作与否，现场值班人员应汇报值班调度员。（电容器开关都有无压跳闸，停电倒电时要注意先拉开开关）3．强送电的开关应具备下列条件：（1）开关完好，并有足够的遮断容量；（2）开关跳闸次数在允许范围内；

（3）具有完备的继电保护（至少有一套快速、可靠的保护）。

4．我区现有环路，不考虑合环运行，正常供电经开环单侧电源供电，其开关跳闸后处理原则同上。

5．有带电作业的线路开关跳闸后，必须与带电作业人员取得联系后，才能对线路进行强送电。

6．开关因低频减载装置或低电压切负荷装置动作跳闸，不得强送电，应汇报值班调度员处理。

7．充电运行的空载线路开关跳闸，汇报值班调度员处理。

8．各类线路开关跳闸后，强送电不成或确认有明显故障点时，则可认为线路是永久性故障，应将线路转为检修状态，发布停电查线指令，及时进行查线和事故抢修。

9．各类线路瞬时故障，开关跳闸后，重合或强送成功，线路虽在带电运行，值班调度员仍应发布带电查线的指令，以便查出故障点，安排检修。10．地调调度员发布的事故查线命令有两种：

停电查线命令：“××线路故障，已转为检修状态，停电查线”，意思为调度员已按正常工作联系制度，做好应做的安全措施，查线人员在查到故障点后，可以按照“电业安全工作规程”要求做好现场安全措施后，不经联系即可进行检修工作。带电查线命令：“××线路故障，现处运行（热备用、冷备用）状态，带电查线。”查线人员应认为线路在带电状态，不经调度同意，不得擅自进行工作。无论下达何种查线命令，调度员均应说明保护及自动装置动作等有关情况，保护人员应尽快提供故障录波动作情况分析，供查线单位参考。查线结束后，不论是否查到故障点，查线人员都应及时汇报地调值班调度员，方式如下：（1）接受停电查线命令时，应按线路正常检修完工方式汇报。

（2）接受带电查线命令时，查线结束后，原受令人应及时向值班调度员汇报查线结果，并向其所在单位的领导详细报告查线结果。

各有关单位应将有权接受地调线路事故查线指令的人员名单书面报送地调。第14－5条 主变跳闸及压变的事故处理

1．主变跳闸，现场值班员应立即将保护动作情况、主变外部征状汇报值班调度员，地调值班调度员应根据现场汇报情况分别处理。

（1）若变压器差动、重瓦斯保护同时动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送。（事故处理时注意）

（2）若变压器差动、重瓦斯保护之一动作跳闸，经过必要的电气检验和外部检查无明显故障或检查瓦斯气体，色谱分析证明变压器内部无明显故障者，在电网急需时，经公司分管领导批准，可以试送一次。

（3）在主保护投入情况下，主变后备保护动作跳闸，一般经外部检查及初步分析无异常后，拉开直接相连的全部出线开关后试送空载变压器，正常后恢复正常方式。

若有备用变压器，应首先投入备用变压器，然后按上述规定处理跳闸变压器，但现场应注意监视运行主变的负荷，不准超载运行，必要时，汇报地调，按事故拉电顺序拉闸限电。

2．当发现压变有异常情况并随时可能发展成故障时，现场值班人员应尽速用开关切断故障压变所在母线的电源，不得用闸刀拉开故障压变；不得将该压变次级与正常运行中的压变次级进行并列；但对高压侧闸刀可遥控操作时，可用高压侧闸刀进行隔离。

第14－6条 母线失电事故处理

1．判别母线失电不能只根据母线电压表无指示来判断，还应观察出线电流表计及主变（由该母线供电的非联络变压器）有无声音等情况进行正确判断。2．母线失电的原因有：（1）母线故障；

（2）线路或主变故障，开关拒动、保护拒动或配合不当造成越级跳闸，使该母线的电源开关跳闸。

3．多电源母线失电后的处理：

（1）无母差保护或母差保护未投的母线，当发现母线电压消失时，现场值班员需首先判明确系母线无电后，自行拉开失电母线上的所有开关，（包括母联开关），及时汇报地调值班调度员，并对失电母线进行外部检查（包括所有的出线开关及其保护），按如下原则处理：

①若经检查判断并非母线本身原因，而认为是某一出线开关保护拒动越级所致，应首先拉开拒动的开关，汇报地调，由地调值班调度员下令恢复母线及其他开关的运行，然后查明原因及时处理，如不能立即消除故障，有条件的应考虑用旁路替代运行。

②若经检查未见明显异常，可用一个保护完备的电源开关对失电母线试送电，试送正常后，再迅速恢复正常方式。

③若经检查母线确有故障，但因母差未投或母差虽投而拒动时，应按本条（2）处理。

（2）母差保护动作，母线电压消失，现场值班员应及时将保护动作、开关跳闸及事故情况向地调值班调度员汇报，并对失电母线进行外部检查，按如下原则处理：

①经检查判明失电母线确有故障时，首先隔离故障母线。如双母线中的一组母线故障，则将故障母线上的全部或部分开关倒至另一组运行母线上（操作应采用冷倒方式）；如系单母线故障，应尽可能先隔离故障点，（将母线分段或启用旁路母线等）恢复部分运行，并尽可能恢复用户供电。

②经检查若确系母差保护误动作，应停用母差保护立即对母线恢复送电。4．电源母线失电后的处理。

对单电源110kV母线失电，现场值班员应边检查母线、出线开关及其保护、边汇报地调值班调度员处理，对10－35kV母线失电，而110kV母线及主变运行正常，则应立即检查母线、出线开关及其保护回路，及时汇报地调，按上述原则处理。5．失电母线试送正常后，应尽快逐路试送，恢复对用户的供电。开关或保护拒动的线路，未得到地调值班调度员的指令不准强送。

第14－7条 系统频率降低由省调调度员处理，各县调和变电站必须严格执行省、地调指令，防止系统频率崩溃。第14－8条 单相接地故障处理

1．中性点不接地（或经消弧线圈接地）系统中发生单相接地故障时，现场值班人员应立即将接地情况（相别、三相电压指示、线电压指示、瞬时、高阻抗、永久或间歇性接地、保护、信号及消弧线圈动作情况等）汇报地调值班调度员，并立即进行内部检查。

2．电网带接地点运行时，值班调度员应迅速寻找故障点，争取在发展成相间故障前将其断开，带接地点运行最大允许时间应考虑下述因素：（1）消弧线圈允许额定电流和油温（按消弧线圈铭牌规定）；

（2）防止电压互感器过热，系统接地时电压互感器允许运行时间由现场规程规定。

3．寻找接地故障的一般顺序：（1）检查母线及配电装置；（2）试拉空载线路、电容器组；

（3）把电网分割成电气上不直接相连的部分；

（4）按照分支多少，线路长短、负荷大小及重要性，依次试拉线路。无人值班变发生接地故障时，为减少系统带接地运行时间，寻找接地故障可按以下顺序进行：

⑴试拉空载线路、电容器组；

⑵把电网分割成电气上不直接相连的部分；

⑶按照分支多少，线路长短、负荷大小及重要性，依次试拉线路； ⑷检查母线及配电装置；

4．对于已找出的接地线路，如用户无特殊要求，则通知线路维护单位停电查线并处理。如确需继续运行，则停用该线路重合闸，通知用户做好停电准备。无人值班变电站接地线路不宜继续运行。有重要用户的35kV、10kV线路，在线路接地且天气良好时，允许带部分重要用户短时间运行，但运行时间不得超过90分钟。农网10kV线路不宜带接地运行。第14－9条 电容器组跳闸的事故处理

1．电容器发生下列情况之一时，现场值班员应立即拉开电容器开关，并及时汇报调度：

（1）电容器发生喷油、爆炸或起火；（2）电容器瓷套管发生严重放电闪络；

（3）电容器内部或其附属电气设备有严重异常响声；（4）接头严重过热或熔化；

（5）运行电压、电流或环境温度超过允许值。

2．电容器开关跳闸后，现场值班员应按照现场运行规程对电容器组及其附属电气设备进行检查，并将检查结果报告值班调度员处理。值班调度员根据保护动作情况、现场检查汇报情况及现场运行电压的高低，在查明跳闸原因并消除后方可决定试送。

电网事故分析大讲堂 篇5

一、单选题 40题

1．与电力生产有关工作过程中发生的事故统计为（）事故。答案：B A．非生产性安全B．电力生产安全C． 重大安全 D．安全 2．在非生产性办公经营场所发生的事故统计为（）事故。答案：A A．非生产性安全B．其它 C．重大安全D．一般

3．由各级政府相关机构调查处理的道路交通、水上交通等事故统计为（）事故。答案：D A．非生产性安全B．安全C．重大安全D．交通 4．由火灾引起的事故统计为（）事故。答案：B A．消防B．火灾 C．社会 D．严重

5．公司系统外单位承包系统内工作，发生由系统内单位负同等以下责任的人身事故统计为（）事故。答案：C A．外部 B．内部 C．外包 D．系统外

6．一条线路或同一设备由于同一原因在（）小时内发生多次跳闸停运构成事故时，可统计为一次事故。答案：B A．12 B．24 C．36 D．48 7．公司系统各单位事故发生后，事故现场有关人员应当立即向（）报告。答案：D 1 A．120 B．110 C．单位领导 D．本单位现场负责人 8．公司系统各单位事故发生后，情况紧急时，事故现场有关人员可以直接向（）报告。答案：C A．120 B．110 C．本单位负责人D．本单位现场负责人 9．发生（）级以上人身、电网、设备和信息系统事故，应立即按资产关系或管理关系逐级上报至国家电网公司。答案：B A．四 B．五 C．六 D．七

10．五级以上的即时报告事故均应在（）小时以内以书面形式上报。答案：C A．6 B．12 C．24 D．36 11．发生七级人身、电网、设备和信息系统事件，应立即按资产关系或管理关系上报至（）。答案：A A．上一级管理单位 B．网省公司 C．国家电网公司相关分部 D．国家电网公司

12．发生（）级以上人身事故中断有责单位的安全记录。答案：B A．四 B．五 C．六 D．七

13．（）级人身和设备事件由事件发生单位的安监部门或指定专业部门组织调查。答案：A A．八 B．七 C．六 D．五

14．事故调查报告书由事故调查的组织单位以文件形式在事故发生后的（）日内报送。答案：A A．30 B．40 C．50 D．60 15．（）级单位发生六级以上中断安全记录的电网、设备和信息系统事故时，同时中断管理该单位的地市供电公司级单位的安全记录。答案：C A．班所 B．车间 C．县供电公司 D．分公司

16．国家电网公司《安全事故调查规程》自（）起施行。答案：D A．2005年1月1日 B．2009年1月1日 C．2009年8月1日 D．2012年1月1日

17.安全天数达到（）天为一个安全周期。答案：B A．50 B．100 C．200 D．365 18.发生（）级以上人身事故中断有责单位的安全记录。答案：D A．八 B．七 C．六 D．五

19．县供电公司级单位发生（）级以上中断安全记录的电网、设备和信息系统事故时，同时中断管理该单位的地市供电公司级单位的安全记录。答案：C A．八 B．七 C．六 D．五

20．发生负同等责任以上的（）以上交通事故中断事故发 3 生单位的安全记录。答案：C A．一般 B．较大 C．重大 D．特大

21．《安全事故调查规程》安全事故体系各类事故分为（）事件。答案：C A．6 B.7 C.8 D.9 22．四级事件对应国家相关法规定义的（）答案:D A.特别重大事故B.重大事故C.较大事故D.一般事故 23．二级事件对应国家相关法规定义的（）答案:B A.特别重大事故B.重大事故C.较大事故D.一般事故 24．安全事故调查应坚持（）的原则。答案C A．安全第一、预防为主B．谁主管，谁负责 C．实事求是、尊重科学D．奖罚分明

25.下列对四不放过说法错误的是（）。答案D A.事故原因不清楚不放过B.责任人员未处理不放过C.整改措施未落实不放过D.有关人员未受到处罚不放过

26．发生下列（）情况之一者不定为人身事故。答案.D A.在公司系统各单位工作场所或承包承租承借的工作场所发生的人身伤亡。

B.被单位派出到用户工程工作过程中发生的人身伤亡.C.乘坐单位组织的交通工具发生的人身伤亡 D.在工作过程中,因病导致伤亡.4 27.特别重大人身事故是指一次事故造成()人以上死亡。答案C A.3 B.10 C.30 D.50 28.三级人身事件是指一次事故造成()。答案D A.10人以上50人以下死亡，或者50人以上100人以下重伤者 B.10人以上50人以下死亡，或者10人以上50人以下重伤者 C.3人以上10人以下死亡，或者50人以上100人以下重伤者 D.3人以上10人以下死亡，或者10人以上50人以下重伤者

29.七级人身事件是指无人员死亡重伤，但造成()。答案C A.10人以上轻伤者 B.5人以上10人以下轻伤者 C.3人以上5人以下轻伤者 D.1—2人轻伤者

30.自事故发生之日起30日内，事故造成的伤亡人数发生变化的，应当（）。答案A A.及时补报B.不再上报C.可上报也可不上报D.隐瞒不报 31.道路交通事故自发生之日起（）日内，事故造成的伤亡人数发生变化的，应当及时补报。答案B A.3 B.7 C.10 D.30 32.三级人身事件是指一次事故造成3人以上10人以下死亡，或者（）重伤者。答案C A．100人以上 B．50人以上100人以下 C.10人以上50人 5 以下 D.10人以下

33.六级人身事件是指无人员死亡和重伤，但造成（）轻伤者。答案B A．10人以上 B．5人以上10人以下 C.3人以上5人以下 D．1—2人

34.10千伏供电设备异常运行或被迫停止运行，并造成减供负荷者属于（）。答案B A.七级电网事件 B.八级电网事件 C.七级设备事件 D.八级设备事件

35.10千伏以上电气设备发生带电挂接地线属于()。答案B A.四级设备事件 B.五级设备事件 C.六级设备事件 D.七级设备事件

36.火警是指违背人的意志发生的非正常性的，但（）的燃烧现象。答案：A A.没有造成经济损失或人员伤亡 B.有一定的经济损失，但无人员伤亡 C.没有经济损失，但有人员受伤 D.有一定的经济损失，也有人员伤亡

37.下列不属于五级设备事件的是()。答案D A.10千伏以上电气设备发生带负荷误拉(合)隔离开关

B.10千伏以上电气设备发生带电挂(合)接地线(接地开关)C.500千伏以上输电线路倒塔

D.3千伏以上电气设备发生错误下达调度命令

38.《安全事故调查规程》其事故定义、调查程序、调查和统计结果、安全记录（）处理和判定行政责任、民事责任的依据。答案B A．可以作B．不作为 C．可作为也可不作为D．可视为参考资料作为

39.下列哪一类不属于《安全事故调查规程》中规定安全事故体系规定的事故组成。（）答案.D A.人身 B.电网 C.设备 D.系统

40．二级人身事件是指一次事故造成10人以上30人以下死亡，或者（）重伤者。答案B A．100人以上 B．50人以上100人以下 C.10人以上50人以下 D．10人以下

二、多选题 20题

1．事故责任任归类有（）。答案：A，C,D A．主要责任B．其他责任C．次要责任D．同等责任 2.连带责任，指由()方负有连带性质的责任。答案：A，B，C，D A．业主B．建设（运行）管理C． 监理D．有关承、发包

3．一次事故既构成电网事故条件，也构成设备事故条件时，公司系统内各相关单位均应遵循（）的原则统计报告。答案：C，D A．等级优先B．电网优先C．不同等级，等级优先D．相同等级，电网优先

4．（）由地市供电公司级单位（或其授权的单位）或事件发生单位组织调查，上级管理单位认为有必要时可以组织、派员参加或授权有关单位调查。答案：A，B，C A．六级人身B．七级电网C．六级设备D．八级信息系统事件

5．（）由事件发生单位自行组织调查，上级管理单位认为有必要时可以组织、派员参加或授权有关单位调查。答案：B，C，D A．六级设备B．七级人身C．八级电网D．八级信息系统事件由事件

6．即时报告可以（）等形式上报。答案：A，B，C，D A．电话B．电传C．电子邮件D．短信

7．对（）造成事故发生的应从严处理。答案：A，B，D A．违章指挥B．违章作业C．不认真工作D．违反劳动纪律 8．凡事故原因分析中存在（）与事故有关的问题，确定为领导责任。答案：A，B，C，D 8 A．安全生产责任制不落实B．规程制度不健全C．对职工教育培训不力D．现场安全防护装置、个人防护用品、安全工器具不全或不合格

9．人身事故调查应查明事故发生前（）等。答案：A，B，C，D A．工作内容B．开始时间C．许可情况D．作业程序 10．电网、设备事故在查明事故造成的损失时，包括（），以及事故造成的设备损坏程度、经济损失等。答案：A，B，C，D A．波及范围B．减供负荷C．损失电量D．停电用户性质 11．《安全事故调查规程》中规定安全事故体系由（）类事故组成。答案.ABCD A.人身 B.电网 C.设备 D.信息

12.安全事故报告应（），任何单位和个人对事故不得迟报、漏报、谎报或者瞒报。答案：ABD A．及时 B．准确 C．细致 D．完整 13.安全事故报告应及时、准确、完整，任何单位和个人对事故不得（）。答案：ABCD A.迟报 B.漏报 C.谎报 D.瞒报 14.安全事故调查应坚持实事求是、尊重科学的原则，做到（）。答案：ABCD A.事故原因不清楚不放过B.责任人员未处理不放过C.整改 9 措施未落实不放过D.有关人员未受到教育不放过

15.发生下列（）情况之一者定为人身事故。答案.ABC A.在公司系统各单位工作场所或承包承租承借的工作场所发生的人身伤亡

B.单位组织的集体外出活动过程中发生的人身伤亡 C.乘坐单位组织的交通工具发生的人身伤亡 D.在工作过程中,因病导致伤亡.16.人身死亡的统计定义（）。答案.ABC A．施工中负伤后，在30日内死亡的人数 B．道路交通事故发生之日起7日内死亡 C．火灾事故发生之日起7日内死亡 D．在上报时间之内，因医疗事故而死亡。

17.《安全事故调查规程》中员工是指（）。答案ABCD A固定职工B.合同制职工 C.临时工 D.实习工 18.三级人身事件是指一次事故造成（）。答案AC A.3人以上10人以下死亡 B.3人以下死亡 C.10人以上50人以下重伤 D.10人以下重伤

19.10千伏以上电气设备发生（）恶性电气误操作，属于五级设备事件。答案ABC A.带负荷误拉(合)隔离开关B.带电挂(合)接地线(接地开关)C.带接地线(接地开关)合断路器(隔离开关)D.错误下达调度 10 命令

20.下些哪些属于八级设备事件（）。答案ABC A．造成5万元以上10万元以下直接经济损失者 B．35千伏变电站站用直流全部失电 C．发生火警 D．发生火灾

三、判断题 20题

1．发生人身事故，公司系统内各有责单位均统计一次事故，统计应包括一次事故中所有的人身伤亡。（）答案：正确

2．一次事故既构成人身事故条件，也构成电网（设备）事故条件时，应统计为一次人身事故。（）答案：错误

3．一条线路或同一设备由于同一原因在24小时内发生多次跳闸停运构成事故时，可统计为一次事故。（）答案：正确

4．一条线路由两个以上单位负责运行管理，该线路故障跳闸构成事故时，如果各单位经过检查均未发现故障点，应各统计一次。（）答案：正确

5．发生人身事故，公司系统内主要责任统计一次事故，统计应包括一次事故中所有的人身伤亡。（）答案：错误

6．发电厂（风电场）或用户引起的涉网事故，不中断输变电、供电单位和电力调度控制中心的安全记录。（）答案：正确

7．发生负同等责任以上的重大以上交通事故中断事故发生 11 单位的安全记录。（）答案：正确

8．安全事故报告应及时、准确、完整，任何单位和个人对事故不得迟报、漏报、谎报或者瞒报。不可越级上报事故情况。（）答案：错误

9．八级人身和设备事件由事件发生单位的安监部门或指定专业部门组织调查。（）答案：正确

10．事故发生后迟报、漏报、瞒报、谎报或在调查中弄虚作假、隐瞒真相的应从严处理。（）答案：正确

11.《安全事故调查规程》安全事故体系由人身、系统、设备和信息系统四类事故组成。（）答案：错误

12.《安全事故调查规程》中的一至四级事件对应国家相关法规定义的特别重大事故、重大事故、较大事故和一般事故。（）答案 正确

13.任何单位和个人不得阻挠和干涉对事故的报告和调查处理。（）答案：正确

14.任何单位和个人对违反本规程规定、隐瞒事故或阻碍事故调查的行为无权向公司系统各级单位反映。（）答案：错误

15.《安全事故调查规程》其事故定义、调查程序、调查和统计结果、安全记录可以作为处理和判定行政责任、民事责任的依据。（）答案 错误

16.在工作过程中，经公安部门认定的自杀不按人身事故统计。（）答案 正确

17.员工个人驾驶非本单位车辆上下班发生的人身伤亡事故应按人身事故统计。（）答案 错误

18.在工作中人身负伤后，超过30日后死亡的，不再进行死亡补报和统计。（）答案 正确

19.无人员死亡和重伤，但造成1—2人轻伤者属于八级人身事件。（）答案 正确

电网事故分析大讲堂 篇6

1总则

1.1公司设备反事故措施管理办法中明确，公司将定期归纳总结设备事故事件的经验教训，提炼相关技术性防范措施，作为公司反事故措施发文执行。每次反措发文过程中，公司各专业管理部门均需梳理上次反措条文的执行情况，当反措要求已执行完毕或相关要求已纳入到技术标准中时，该条反措即可作废，否则将继续实施执行。本次发文中时效性要求明确为“有效期至下次公司反措发布时”,是指该条文将长期实施执行，待下次反措发文时，通过评估条文实施执行情况，再次明确条文将继续实施执行或作废；时效性要求明确改造时间的，应在限期内完成改造。所有反措条文均适用于存量及增量设备。

1.2公司反事故措施的实施执行应以防止电力生产安全事故事件的发生、保证电网及设备的安全稳定运行为原则，对可能导致电力安全事故事件后果较严重的，无论是否已签订合同或完成设计，都应执行反措进行整改，涉及合同或设计变更的，各单位应加强与供应商及设计单位的协调沟通，确保整改到位。

1.3各单位在抓好本反事故措施落实的同时，要严格按照国家能源局于2014年4月印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的要求，做好落实执行工作。

1.4本反措自发文之日起实施，原则上“南方电网公司反事故措施（2015年版）”终止执行，但对于新接收的县级子公司新增资产尚未完成改造的，旧版反措应依然持续有效，各单位应根据自身实际情况，明确整改完成时间，并尽快完成整改。

2防止变电类设备事故 2.1防止变压器事故

2.1.1变压器交接、大修和近区或出口短路造成变压器跳闸时应进行绕组变形试验，防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。禁止变压器出口短路后，未经绕组变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行。对判明线圈有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理，防止因变压器线圈变形累积造成的绝缘事故。

2.1.26.0级以上地震危险区域内的主变压器，要求各侧套管及中性点套管接线应采用带缓冲的软连接或软导线。

2.1.3新建直流工程换流变压器投运前应逐台进行局放试验。2.1.4对公司范围内上海MWB公司生产COT550-800、COT325-800型套管（包括220kV、110kV主变110kV侧，及220kV、110kV主变中性点套管）进行检查及改造，2017年12月31日前完成改造。改造要求如下：检查套管油位及表面渗漏情况，测试套管端部与导电杆日前完成检查改等电位连接，开展套管预防性试验；检查电缆接线柱上的橡胶垫圈、造碟形弹介、注油塞、取油塞及套管定位销状态；室外运行主变应加装套管防雨罩。

2.1.5落实HSP公司500kV油纸电容式高压交流套管反事故措施：

1、加强对HSP公司500kV油纸电容式变压器套管的日常巡视，每月至少红外成像一次，并对红外图像进行对比分析，及时发现缺陷。

2、每测量一次该类型套管的电容和介损值，并仔细与出厂值和历史测量值进行比对分析，对电容量变化超过2%的应取油样进行色谱分析，电容值变化率超过3%的必须予以更换。介损值如有突变或介损超过0.5%时，应查明原因。

3、加装了套管在线监测装置且监测量稳定的，可按照正常预试周期试验。

2.1.6针对运行超过15年的110kV及以上主变，应根据每年核算的主变可能出现的最大短路电流情况，综合设备的状态评价结果，对主变抗短路能力进行校核，对于最大短路电流超标的主变，应及时落实设备风险防控措施。

2.1.7110kV及以上变压器配置直流偏磁抑制装置要求如下：

1、若变压器运行中实测中性点直流偏磁电流超过允许值（500kV变压器每相为10A、110kV和220kV变压器每台为10A），则应配置直流偏磁抑制装置；如未超过允许值，但变压器存在噪声、振动等异常情况，经技术评估认为有必要的，可配置直流偏磁抑制装置。

2、对于新建/扩建主变，宜进行直流偏磁电流计算评估。若计算评估的直流偏磁电流超过允许值，则应配置直流偏磁抑制装置。

3、对于可能受城市轨道交通（如地铁）影响的主变，经专题研究后认为有必要时可配置直流偏磁抑制装置。

4、新建室内变电站应预留装置安装场地。

2.1.8落实针对瑞典ABB生产的GOE型500kV套管反事故措施：

1、缩短套管介损测试周期：0.8%>tgδ>0.3%，每年复测套管的电容及介损，分析介损变化趋势，与出厂值对比增量超过30%时，取套管油样分析，存在异常时更换套管；

2、套管电容量测试：电容量变化未超过3%，一个预防性试验周期内不少于2次，间隔不大于18个月；电容量变化超过3%更换套管处理。3、2017年6月30日前完成相关套管油色谱分析普查，对油色谱普查存在异常的套管，应立即组织更换；油色谱检测未发现异常的套管，应在预防性试验中增加套管油色谱分析试验测试项目。

2.1.9对于运行年限超过15年且使用石蜡基油的110kV及以上电压等级的变压器，进行热油循环前应先进行排油并清理变压器底部油泥，防止油循环污染线圈。

2.1.10新采购的110kV及以上电压等级油浸式变压器(电抗器)，在安装完成后应对变压器（电抗器）整体及分接开关开展密封检查试验，试验方法按照DL/T264《油浸式电力变压器（电抗器）现场密封性试验导则》开展。

2.1.11套管均压环应独立可靠安装，不应安装在导电头（将军帽）上方接线板上或与套管顶部密封件共用密封螺栓。

2.1.12新采购的110kV及以上变压器套管，其顶部若采用螺纹载流的导电头（将军帽）结构，需采取有效的防松动措施，防止运行过程中导电头（将军帽）螺纹松动导致接触不良引起发热。

2.2防止互感器事故

2.2.1电磁式电压互感器谐振后(特别是长时间谐振后)，应进行励磁特性试验并与初始值比较，其结果应无明显差异。严禁在发生长时间谐振后未经检查就合上断路器将设备重新投入运行。

2.2.2针对西安电力电容器厂生产的TYD500/√3-0.005H型电容式电压互感器（2000年前出厂），需加强运行中二次电压监测及电容量测试，当电容量变化超过3%时，应及时进行更换。

2.2.3对于江苏思源赫兹互感器有限公司生产的LVQBT-500型电流互感器（2013年前出厂），其密度继电器报警线进出孔未封堵的，应及时进行封堵处理。2.2.4对由上海MWB互感器有限公司生产的TEMP-500IU型CVT，应分轻重缓急，分期分批开展CVT电容器单元渗漏油缺陷进行整改，2017年年底前完成。对暂未安排整改的CVT应加强运行巡视，重点关注渗漏油情况。新建工程不允许采用未整改结构的同类产品。

2.2.5对于由上海MWB互感器有限公司生产的SAS245型号电流互感器（2001年前出厂，采用石墨防爆膜），应分轻重缓急，分期分批开展防爆膜更换及整改工作，2017年年底前完成。

2.3防止电容器事故

2.3.1新建户外电容器接至汇流排的接头应采用铜质线鼻子和铜铝过渡板结合连接的方式，不应采取哈夫线夹连接方式；电容器接头防鸟帽应选用高温硫化的复合硅橡胶材质并可反复多次拆装，不可选用易老化和脆化的塑料材料。

2.4防止蓄电池事故

2.4.1新建的厂站，设计配置有两套蓄电池组的，应使用不同厂家的产 品，同厂家的产品可根据情况站间调换。

2.4.2各单位对运行5年以上的蓄电池组核对性充放电试验和内阻测试的历史数据进行分析，最近一次核对性充放电试验中未保存放电曲线的需补做并保存曲线。

2.4.3蓄电池组配置电池巡检仪的告警信号应接入本站监控系统。

2.4.4明确针对运行中不合格蓄电池组处理原则：发现个别电池性能下降或异常时，应对单只电池采取电池活化措施，电池活化成功并投运三个月后，再次对电池进行容量试验，如若不满足要求，则视为该单只电池已故障；核对性充放电时，当蓄电池组达不到额定容量的80%时，应更换整组蓄电池。

2.5防止GIS及断路器事故

2.5.1对平高东芝公司252kVGSP-245EH型GIS断路器机构换向阀及分合闸线圈进行更换。

2.5.2在110kV及以上GIS设备外壳开展红外测温过程中，如发现三相共筒的罐体表面、三相分筒的相间罐体表面存在大于或等于2K的温差时，应引起重视，并采取其它手段进行核实排查。2.5.3六氟化硫开关设备现场安装过程中，在进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，且在使用前应检查电磁阀动作可靠，防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入设备内部。并且在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯有无油渍。为防止真空度计水银倒灌进入设备中，禁止使用麦氏真空计。

2.5.4严格控制安装现场的环境条件，户外GIS（HGIS）的装配作业必须搭建有效的防尘围栏（帐篷）后方可进行，防尘围栏（帐篷）应配备除尘除湿、降温设施、粉尘监视仪。作业区相对湿度大于80％、阴雨天气时，不允许装配施工；装配施工时，作业区内不得进行产生粉尘及金属微粒的工作，灭弧室安装时空气洁净度等级应达到或优于8级，其它部件安装时空气洁净度等级应达到或优于9级。主控楼及其楼体、天面、墙体等引起扬尘的土建未完工禁止GIS设备电气安装。

2.5.5同一组合电器设备间隔汇控柜内隔离开关的电机电源空气开关应独立设置；同一组合电器设备间隔汇控柜的“远方/就地”切换钥匙与“解锁/联锁”切换为同一把钥匙的，宜采用更换锁芯的方式进行整改。

2.5.6最大设计风速超过35m/s的变电站，新建、改建变电站应优先选用户内GIS或HGIS布置，扩建站在条件允许的情况下应优先选用户内GIS或HGIS布置。

2.5.7针对平芝公司型号为DAM-252Q(R)C和DBM-252Q(R)C的GIS隔离开关，应每相加装一个三工位位置标识装置，2018年12月30日前完成加装工作；针对平芝公司待投产的DAM-252Q(R)C和DBM-252Q(R)C的GIS隔离开关应按上述要求加装位置标识后方能投入运行。

2.5.81、对隔离开关分合闸位置进行划线标识。

2．在倒闸操作过程中应严格执行隔离开关分合闸位置核对工作的要求，通过“机构箱分/合闸指示牌、汇控箱位置指示灯、后台监控机的位置指示、现场位置划线标识确认、隔离开关观察孔（ELK-14型GIS隔离开关自配）可视化确认”，明确隔离开关分合闸状态。

2.5.9由于平高2013年前投运的ZF12-126（L）型GIS线型接地开关所配绝缘子内部存在应力集中的隐患，会在运行中逐渐导致裂纹的出现和生长。故应对平高2013年前投运的ZF12-126（L）型GIS线型接地开关进行更换。

2.5.10对所有西开公司使用CT20-Ⅳ型弹簧机构的220kVGIS进行一次专项检查，并将保持掣子的检查内容加入巡视或者检修的作业指导书中。检查要求如下：确认断路器操作机构处于合闸储能状态，查看支持弹簧里的弹簧座，正常状态下在第三节距处（弹簧第三圈和第四圈之间）观察不到弹簧座，如在支持弹簧第三节距处（弹簧第三圈和第四圈之间）观察到弹簧座，并且弹性销距销孔端面超过2㎜，则为异常状态如发现异常状态请与生产厂家联系。

2.5.11GIS的隔离开关和检修接地开关出厂试验时，应进行不少于200次的机械操作试验，以保证制造质量要求。200次操作试验后，应彻底检查动静触头、导电杆及内部紧固连接及对中，机构松动等异常情况，并彻底清洁本体内部，再进行其他出厂试验。

2.5.12罐式断路器和GIS的断路器和快速接地开关出厂试验时，应进行不少于200次的机械操作试验，以保证制造质量要求，应同时记录操作时刻，分合闸电流波形、行程曲线、断口变位信号，并进行统计分析评估机构是否存在异常。200次操作试验后，应彻底检查动静触头、导电杆及内部紧固连接及对中，机构松动等异常情况，并彻底清洁本体内部，再进行其他出厂试验。

2.5.13瓷柱式断路器出厂试验时，应进行不少于200次的机械操作试验，以保证制造质量要求，应同时记录操作时刻，分合闸电流波形、行程曲线、断口变位信号，并进行统计分析评估机构是否存在异常。200次操作试验后，再进行其他出厂试验。

2.5.14ABB厂生产的HPL550B2型断路器手动分闸装置的分闸线存在卷入合闸机构导致断路器拒合的隐患，拆除ABB生产的HPL550型断路器的手动分闸装置。

2.5.15对于LW6-220型等早期生产的、采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应完成改造。在未进行防松改造前（包括已使用旋转法兰的），必须在分合闸观察窗内拉杆的联接法兰（分合闸指示）完成改造上做标记；分合闸操作后应观察该标识是否发生左右转动位移。

2.5.16对于新采购的无功投切的断路器，应具备相应开断容量的C2级型式试验报告，必要时可提高断路器的电压等级。

2.6防止隔离开关事故

2.6.1西门子早期生产的双臂垂直伸缩式刀闸的传动连接均采用空心2019年12月31日前弹簧销，机械强度不够，在刀闸多次分合闸操作后出现扭曲变形，完成改造最终导致断裂，如两个弹簧销变形断裂且传动柺臂未过死点，刀闸合闸过程在重力作用下会导致刀闸合闸不到位或接触压力不够接触电阻过大导致刀闸发热，严重时会导致自动分闸，造成带负荷拉刀闸事故；将所有西门子07年前生产的PR系列隔离开关空心卡销更换为实心卡销。

2.6.2西安西电高压开关有限责任公司2014年12月前生产的GW10A-126型隔离开关，存在导电基作上的传动拉杆无过死点自锁装置的设计制造缺陷，当隔离开关受到短路电动力、风压、重力和地震时，隔离开关上部导电杆滚轮与齿轮盒坡顶的位置会产生偏离，隔离开关存在从合闸位置向分闸位置分开的可能，须对西开2014年12月前出厂的该型号隔离开关传动拉杆增加自锁装置及限位功能完善化改造。

2.6.3对2013年前由湖南长高生产的GW35/36-550型隔离开关锻造件关节轴承应进行更换。

2.6.4对2008年6月1日前出厂的西高公司GW10-252型隔离开关的整个导电部分进行更换。

2.6.51、对35kV及以上隔离开关垂直连杆与抱箍相对位置做好标记，以便对隔离开关垂直连杆抱箍打滑现象进行观察；运行人员在隔离开关操作前，应关注标记位置是否发生改变，如果发生改变，严禁开展合闸操作；

2、在隔离开关操作过程中，应严格监视隔离开关合闸到位情况，如发现隔离开关不能合闸到位应立即分闸并进行处理，严禁强行合闸；

3、垂直连杆上下抱箍处应加装穿销；对于湖南长高、山东泰开、西安西电、正泰电气生产的隔离开关，开展垂直连杆与抱箍进行穿芯销固定改造，穿芯销固定的方式采用非完全贯穿型穿芯销钉固定的方案，穿芯销采用实心卡销方式，以方便日后对隔离开关进行微调；对于其它厂家生产的隔离开关，联系厂家进行检修处理。

2.7防止开关柜事故

2.7.1因GG1A型高压开关柜属于母线外露的老式产品，对于运行时间超过10年或缺陷较多的GG1A柜应完成更换。新建、扩建变电站工程不应采用GG1A柜型。

2.7.2新采购的35kV开关柜，内穿柜套管应采用包括内屏蔽和外屏蔽的双层屏蔽结构，且内屏蔽与导电排使用等电位连接线的软连接方式并通过螺丝可靠紧固连接。

2.8防止接地设备事故

2.8.1对于新建变电站的户内地下部分的接地网和地下部分的接地线应采用紫铜材料。铜材料间或铜材料与其他金属间的连接，须采用放热焊接，不得采用电弧焊接或压接。土壤具有强腐蚀性的变电站应采用铜或铜覆钢材料。

2.9防止其他变电设备事故 2.9.1严禁采用铜铝直接对接过渡线夹。对在运设备应进行梳理排查，若采用该类线夹应结合停电进行更换。

2.9.2新建高压室应配置空调用以控制温度和抽湿，高压室应做好密封措施，通风口应设置为不用时处于关闭状态的形式，防止设备受潮及积污。运行中的高压室应采取防潮防尘降温措施，必要时可安装空调。

2.9.335kV变电站禁止采用箱式变电站。

2.9.4主变变低10kV（20kV）侧母线连接母线桥应全部采用绝缘材料包封（可预留接地线挂点），防止小动物或其它原因造成变压器近区短路。

2.9.5新建或扩建变电站内的交流一次设备线夹不应使用螺接接线夹。

2.9.6为防止重投造成对串补装置MOV的二次冲击导致故障的发生，运行中应退出串补重投功能。

2.9.7已经退出调度运行的载波通信通道，应及时拆除相应阻波器及结合滤波器，防止运行中因台风等自然灾害导致脱落，影响一次设备运行。

2.9.8新采购的户外SF6断路器、互感器和GIS的充气接口及其连接管道材质应采用黄铜制造。

2.9.9新建、扩建及技改工程变电站10kV及20kV主变进线禁止使用全绝缘管状母线。2.9.10新采购的开关类设备，继电器接点材料不应采用铁质，继电器接线端子、紧固螺丝、压片应采用铜材质。

2.10防止变电运行专业事故

2.10.1500kV变电站站用交流低压母线备自投方式应采用单向自投方式（即站外电源对站内电源备用，而站内电源不对外来电源进行备用）。

2.10.2若变电站站用电保护或380V备自投具备跳进线380V断路器功能，站用低压侧380V开关应取消低压脱扣功能。

2.10.3GIS（HGIS）设备间隔汇控柜中隔离开关、接地开关具备“解锁/联锁”功能的转换把手、操作把手，应在把手加装防护罩或在回路加装电编码锁。3防止输电类设备事故 3.1防止输电类设备事故

3.1.1110kV及以上线路跨越铁路、高速公路、一级公路、一二级通航河流、特殊管道及其它110kV及以上线路时，导线悬垂绝缘子串应采用双联串，其中220kV及以上线路在条件允许情况下宜采用双挂点，不满足要求的于2017年12月底前完成改造。

3.1.2中、重冰区的220kV及以上线路、110kV重要线路应具备融冰功能，且线路两侧均应配置融冰刀闸，固定式直流融冰装置所在变电站应配置覆盖所有需融冰的110kV及以上线路融冰母线。具备改造条件的在运线路或变电站于2018年12月底前完成改造。

3.1.3110kV及以上线路的导线引流线以及融冰绝缘普通地线引流线，采用螺栓型并沟线夹的应改造为液压连接等可靠连接方式，2017年12月底前完成。

3.1.4融冰绝缘OPGW应采取在接头盒进出线合并位置包缠铝包带并安装两套铝合金并沟线夹等长期有效的短接措施，以减小通过光缆接头盒的融冰电流。不满足要求的于2017年12月底前完成改造。

3.1.5110kV及以上输电线路因舞动发生过相间放电的区段，应采取安装线夹回转式间隔棒、相间间隔棒等有效的防舞改造措施；对于舞动频繁区段，宜安装舞动在线监测装置加强监控。不满足要求的于2018年12月底前完成改造。

3.1.610mm及以上冰区且为c级及以上污区并发生过冰闪的线路，导线悬垂串宜采用V型、八字型、大小伞插花I型绝缘子串、防覆冰复合绝缘子等措施防止冰闪。不满足要求的于2018年12月底前完成改造。

3.1.7随输电线路架设的已退运ADSS光缆应尽快拆除，2017年12月底前完成。3.1.8110kV及以上运行线路导地线的档中接头严禁采用预绞式金具作为长期独立运行的接续方式，对不满足要求的接头应于2018年12月前改造为接续管压接方式连接。在接头未改造，现场应加强红外测温，发现异常立即处理。

4防止直流类设备事故

4.1防止直流阀塔与阀控系统事故 4.1.1新建直流工程阀厅应配置换流阀红外在线监测系统，系统应能够覆盖全部阀组件，并具备过热自动检测、异常判断和告警等功能，确保阀厅发热类缺陷及时发现。

4.1.2新建直流工程阀塔积水型漏水检测装置若需投跳闸功能，则跳闸回路应按“三取二”原则配置，防止单一回路故障造成误动或拒动。

4.1.3新建直流工程阀厅内每个阀塔均应预敷设各类型光纤的备用光纤。

4.1.4新建直流工程每个阀塔应配置冗余的进出水压差传感器，具备实时监测进出水压差功能。压差传感器应安装于阀塔设备外侧，靠近阀厅巡视走廊处，并应经独立阀门与管路连接，方便检修维护。

4.1.5新建直流工程阀控系统应实现完全冗余配置，除光接收板卡外，其他板卡均应能够在换流阀不停运的情况下进行更换等故障处理。

4.1.6新建直流工程每个单阀中必须增加一定数量的冗余晶闸管。各单阀中的冗余晶闸管数，应不少于12个月运行周期内损坏的晶闸管数期望值的2.5倍，也不应少于4个晶闸管。

4.1.7新建直流工程须明确阀控系统（VBE/VCE）的换流阀保护功能与动作逻辑，直流控制、保护功能设计应与换流阀保护功能设计进行配合，FPT/DPT试验中须做好阀控系统保护功能与直流控制、保护功能配合的联调试验，防止不同厂家设备的功能设置与设备接口存在配合不当。

4.1.8新建直流工程阀厅设计应根据当地历史气候记录，适当提高阀厅屋顶、侧墙的设计标准，防止大风掀翻以及暴雨雨水渗入。

4.1.9新建直流工程阀厅屋顶应设计可靠的安全措施，保障运维人员检查屋顶时，无意外跌落风险。

4.1.10新建直流工程换流阀阳极电抗器选型不宜采用铁芯夹紧式装配的型号，防止在长期振动环境下铁芯下沉造成设备损坏。

4.1.11新建柔性直流工程换流阀功率模块选型优先考虑故障后自然短路（而非开路）的类型，减少功率模块故障对于系统的影响；单一功率模块不宜设置可导致直流闭锁的保护功能，如必须设置，则功率单元内相应测量、保护元件应按照“三取二”原则设置，防止单一元件异常直接闭锁直流。4.1.12新建直流（常直或柔直）工程换流阀功率模块单一故障不得影响其他设备和直流系统的运行，如故障功率模块少于允许的冗余模块数，不应造成保护动作，不应影响其他设备和直流系统运行。

4.1.13新建直流工程阀厅内每个阀塔均应预敷设各类型光纤的备用光纤。4.2防止直流控制保护系统事故

4.2.1新建特高压直流控制保护系统中应满足在OLT、解锁工况下同一极高低端阀组换流变分接头控制方式一致，且档位差不超过一档。

4.2.2新建直流工程换流站最后断路器保护功能应可通过出口压板或控制字方式投退。整流站该功能为退出状态，逆变侧为投入状态。当逆变站的交流出线多于三回时，不设置最后断路器保护功能。

4.2.3新建直流工程在设计阶段须明确控制保护设备室的洁净度要求；在设备室达到要求前，不应开展控制保护设备的安装、接线和调试；在设备室内开展可能影响洁净度的工作时，须采用完好塑料罩等做好设备的密封防护措施。当施工造成设备内部受到污秽、粉尘污染时，应返厂清洗并经测试正常后方可使用；如污染导致设备运行异常，应整体更换设备。

4.2.4新建直流工程直流控制、保护装置应按照“N-1”原则进行装置可靠性设计，除直接跳闸元件外，任何单一测量通道、装置、电源、板卡、模块故障或退出不应导致保护误动跳闸或直流闭锁。设备供货商应按该原则进行厂内可靠性测试，并提交测试报告。工程现场调试阶段应在系统运行工况下，按该原则开展装置模拟试验。工程验收需核查试验报告，并抽查复核试验有效性。

4.2.5新建直流工程光纤传输的直流分流器、分压器二次回路应配置充足的备用光纤，一般不低于在用光纤数量的60%，且不得少于3对（1对包含能量、数据光纤各1根），防止光纤故障造成直流长时间停运。

4.2.6新建直流工程控制保护屏柜顶部应设置防冷凝水和雨水的挡水隔板。继保室、阀冷室、阀控室通风管道不应设计在屏柜上方，防止冷凝水跌落或沿顶部线缆流入屏柜。

4.2.7新建直流工程直流场测量光纤应进行严格的质量控制：

1、光纤（含两端接头）出厂衰耗不应超过运行许可衰耗值的60%；同时与厂家同种光纤衰耗固有统计分布的均值相比，增量不应超过1.65倍标准差（95%置信度）；

2、现场安装后光纤衰耗较出厂值的增量不应超过10%。

3、光纤户外接线盒防护等级应达到IP65防尘防水等级；

4、设计阶段需精确计算光纤长度，偏差不应超过15%，防止余纤盘绕增大衰耗；

5、光纤施工过程须做好防振、防尘、防水、防折、防压、防拗等措施，避免光纤损伤或污染。

4.2.8新建直流工程电压、电流回路及模块数量须充分满足控制、保护、录波等设备对于回路冗余配置的要求。对于直流保护系统，不论采用“三取二”、“完全双重化”或可靠性更高的配置，装置间或装置内冗余的保护元件均不得共用测量回路。

4.2.9新建直流工程设计须明确直流滤波器是否为直流运行的必要条件，对于必须直流滤波器投入的直流工程，直流滤波器应采用冗余配置，防止单一滤波器故障造成直流停运。

4.2.10新建直流工程直流控制系统内的保护功能不应与直流保护系统内的保护功能相重复，原则上基于电压、电流等电气量的保护功能应且仅应设置在保护系统内。直流控制系统的保护功能仅限于与控制功能、控制参数密切关联的特殊保护。

4.2.11新建直流工程作用于跳闸的非电量保护元件应设置三副独立的跳闸触点，按照“三取二”原则出口，按照“三取一”原则发动作告警信号。

4.3防止其他直流设备事故

4.3.1新建及改造直流工程换流阀阳极电抗器冷却水管须具备有效防护设计，防止相互间或与其它元件异常接触造成磨损漏水。防护设计应包括但不限于：

1、水管使用软质护套全包裹，避免裸露造成异常直接触碰；

2、水管固定部位宜使用双重冗余紧固件，避免单一紧固件失效造成水管磨损漏水；

3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考虑运行振动空间裕度，防止水管之间、水管与其它元件发生非紧固性触碰。

4.3.2新建直流工程换流站交流滤波器配置须充分考虑设备的冗余可靠性，任一小组滤波器退出运行不得导致直流降功率或闭锁；在一小组滤波器停运维护状态下，任一小组滤波器故障退出不得导致直流闭锁。

4.3.3新建直流工程换流阀阳极电抗器冷却水管须具备有效防护设计，防止相互间或与其它元件异常接触造成磨损漏水。防护设计应包括但不限于：

1、水管使用软质护套全包裹，避免裸露造成异常直接触碰；

2、水管固定部位宜使用双重冗余紧固件，避免单一紧固件失效造成水管磨损漏水；

3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考虑运行振动空间裕度，防止水管之间、水管与其它元件发生非紧固性触碰。

4.3.4新建直流工程换流站交流滤波器配置须充分考虑设备的冗余可靠性，任一小组滤波器退出运行不得导致直流降功率或闭锁；在一小组滤波器停运维护状态下，任一小组滤波器故障退出不得导致直流闭锁。

4.3.5新建特高压直流工程旁路开关位置传感器应采用冗余化配置，避免因单个传感器异常造成冗余阀组控制系统故障和直流无法运行。

5防止配网设备事故 5.1防止配网类设备事故

5.1.1严禁PT柜内避雷器直接连接母线。

5.1.2对于跨越铁路、公路、通航河道等的新建和改造的10kV架空线路，应采用独立耐张段或跨越段改电缆，跨越档内采用带钢芯的导线。

5.1.3新建和改造的环网柜必须具备完善的防误闭锁功能，包括防止带电误合地刀功能。

5.1.4同沟敷设两回及以上且有中间接头的中压电缆，或与其它管线同沟敷设且有中间接头的中压电缆（穿管或直埋电缆除外），电缆中间接头应采取防火防爆措施。

5.1.5新建和改建的低压台区绝缘导线，必须预装接地挂环。

5.1.6禁止低压导线使用裸导线。对不满足要求的须在2020年12月前完成改造。6防止二次系统事故 6.1防止二次系统事故

6.1.1500kV线路，超过50km或多单位维护的220kV线路应配置集中式行波测距装置，不满足要求的，应于2018年前完成改造。对于已配置分布式测距装置的220kV线路，可不另行配置集中式行波测距装置。各单位应按照OS2主站建设架构，结合实际逐步建设省级和地级OS2主站测距功能，集中管理相关行波数据。6.1.2为防止回路改变造成的保护误动和拒动，南方电网标准设计以外的设备在接入保护回路及跳合闸回路前，应按设备调管范围经相应的保护主管部门批准。

6.1.3厂站新投运设备的二次回路（含一次设备机构内部回路）中，交、直流回路不应合用同一根电缆，强电和弱电回路不应合用同一根电缆。

6.1.41.10kV（20kV、35kV）配网不接地系统或经消弧线圈接地系统，无中性点改造计划，均应配备小电流接地选线设备。运行设备未配置的，要在2018年12月30日完成改造。

2.各分子公司应全面梳理在运小电流接地选线设备，具备跳闸条件的装置应在2017年底前投入跳闸功能。

3.不具备跳闸功能或跳闸回路、选线装置运行年限超过12年、选线装置缺陷率高且厂家技术支持能力不足、选线跳闸准确率低于90%等情况应统一纳入改造范围。

6.1.5新建、扩建或改造的定值配合困难的110kV线路（如环网线路）应配置光纤差动保护。

6.1.6完善智能站运维管理工具。新建智能站应同步部署运维管理工具（含配置文件管理、虚实回路监视与告警、辅助安措等功能），已投运重要智能站（保护不正确动作可导致电力生产安全事故或一级事件的智能站）应尽快部署运维管理工具。

6.1.7新投运设备电压切换装置的电压切换回路及其切换继电器同时动作信号采用保持（双位置）继电器接点，切换继电器回路断线或直流消失信号，应采用隔离刀闸常开接点启动的不保持（单位置）继电器接点。

电压切换回路采用双位置继电器接点，而切换继电器同时动作信号采用单位置继电器接点的运行电压切换装置，存在双位置继电器备用接点的，要求结合定检完成信号回路的改造；无双位置继电器备用接点的，结合技改更换电压切换装置。

6.1.8装设了220kV备自投220kV变电站的220kV线路应装设双套光纤差动保护，不满足双套光纤差动要求的应在2020年前完成改造。

6.1.91.采用油压、气压作为操作机构的断路器，压力低闭锁重合闸接点应接入操作箱。2.对断路器机构本体配置了操作、绝缘压力低闭锁跳、合闸回路的新投运保护设备，应取消相应的串接在操作箱跳合闸控制回路中的压力接点。断路器弹簧机构未储能接点不得闭锁跳闸回路。3.已投运行操作箱接入断路器压力低闭锁接点后，压力正常情况下应能保证可靠切除永久故障（对于线路保护应满足“分-合-分”动作要求）；当压力闭锁回路改动后，应试验整组传动分、合正常。

6.1.10采用弹簧储能断路器机构多次重合隐患整（调继〔2016〕10号）：采用弹簧储能的非三相机械联动机构的断路器，线路保护（含独立重合闸装置，以下同）需要投入三重（或综重、特重）方式时，原则上只考虑单相偷跳启动重合闸功能，应退出线路保护“三相跳位启动重合闸”功能；无退出线路保护“三相跳位启动重合闸”功能的，应将“弹簧未储能接点”接入的线路保护“压力低闭锁重合闸”开入回路。

6.1.11新投运电压互感器的二次绕组二次电压回路采用分相总空气开关，并实现有效监视。对于已投入运行的母线PT二次三相联动空开，结合检修、技改等逐步进行更换；配置备自投装置且线路可能轻载的厂站应优先更换。

6.2防止通信装置事故

6.2.1为防止110kV及以上厂站通信专用电源系统故障无法及时发现导致全站通信电源全停的风险，2017年底要求在现有的通信电源远程监视系统中实现所有110kV及以上厂站通信电源的远程监控。

6.2.2依据《关于通报两起500kV站内计划施工误断通信光缆事件的通知》（调通【2016】4号），2017年底前完成所有110kV及以上厂站站内光缆标识、站内资料交底等整改。

6.3防止自动化专业事故

6.3.1中调自动化主站系统的SCADA服务器、FES前置直采服务器及SCADA、前置和AGC/AVC应用等重要设备和应用在检修情况下实现N-1冗余配置。

6.3.2SCADA服务器、FES前置服务器、AGC/AVC服务器的磁盘、电源、风扇，关系库、时序库存储阵列的磁盘，主干交换机、前置交换机的电源要做好备品备件储备，要求每种不同型号设备模块数量在10以内的至少备份1个，10以上20以内的至少备份2个，20个以上的至少备份3个。包括自备或者协议存储模式，均要求24小时到货。

6.3.3自动化系统服务器、工作站在应用平台完成启动之前应具备自动检查操作系统的时间功能，出现偏差应先采取校正操作。自动化系统关键应用的主备切换前应具备自动检查应用状态是否正常、主备实时库的重要数据是否一致、检查操作系统时间功能，出现问题应中止切换操作。不具备条件的采用手工方法核对检查操作系统时间。6.3.4Oracle10.2.0.1的linux版本存在严重安全隐患，应升级到10.2.0.2及以上版本，或安装补丁patch4612267。

6.3.535kV及以上变电站中无监控、无远动、单远动配置的，应建设自动化系统，配置双套远动机；110kV及以上变电站中单通道、单UPS配置的，应配置双通道、双UPS。

6.3.6根据公司调控一体化建设工作要求，开展设备集中监视、集中控制业务的自动化主站技术支持系统应具备遥控遥调、综合告警、综合防误等功能。2017年底完成AGC关联关键服务器时间偏差越限告警信号，OCS系统出现时间偏差告警时，应暂停控制。

6.3.7变电站视频及环境监控系统户外摄像机及电缆护管、抱箍、接线盒等附属设施存在锈蚀严重、松动、退役未及时拆除等情况的，易导致人身、设备安全风险，应进行加固，退役需拆除的要及时拆除。

6.4防止安自专业事故

6.4.1安稳、备自投、低周减载及失步解列等安自装置的跳闸出口，原则上应直接接断路器操作箱跳闸回路（110kV及以下集成操作箱功能的保护装置，安自装置的跳闸出口应直接接保护装置的操作跳闸回路）。现场未配置操作箱且保护装置未集成断路器操作跳闸回路的，安自装置的跳闸出口应直接接断路器跳闸回路。发电厂安自装置动作后需启动停机流程的，可另增一副出口接点启动停机流程。

6.4.21、对于新建、扩建和技改的稳控切机执行站装置，除因稳定控制要求需采取最优匹配切机方案外，应采用双套独立模式。

2、对于采用主辅运模式的切机执行站，主运装置动作后闭锁辅运装置，辅运装置动作后不再闭锁主运装置；辅运装置被主运装置闭锁后，必须将其所有动作标志清空，防止主运装置闭锁信号消失后，辅运装置因其它扰动误动出口。

6.4.31、备自投装置设置的检备用电源电压异常放电逻辑应设置延时，具体延时应躲过相关后备保护动作时间，以防止主供电源故障引起备用电源短时异常时装置误放电；在上述延时内，一旦备用电源恢复正常，异常放电逻辑应瞬时复归。

2、备自投装置应确保本站主供电源开关跳开后再合备用电源，同时应具备防止合于故障的保护措施，或具备合于故障的加速跳闸功能。

3、备自投装置起动后跟跳主供电源开关时，禁止通过手跳回路起动跳闸，以防止因同时起动“手跳闭锁备自投”逻辑而误闭锁备自投。6.5防止电力监控系统网络安全事故

6.5.1尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全分区改造及公网采集安全接入区建设的各级计量自动化主站系统，2017年底应完成主站安全分区改造及安全接入区建设。

6.5.2尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全分区改造的各级电力设备在线监测主站系统，2017年底应完成主站安全尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成公网采集安全接入区建设的配电自动化主站系统，2017年底应完成主站安全接入区建设。

6.5.3尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全区II纵向加密改造的各级主站系统，2017年底应完成各级主站安全区II纵向加密改造。

6.5.4尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全区II纵向加密改造的各级厂站系统，2018年底应完成各级厂站安全区II纵向加密改造。

6.5.5尚未实现安全防护监视及审计功能的地级及以上主站，2017年底前应完成系统安全监视及审计功能建设。

6.5.6尚未实现运维调试管控技术手段的各地级及以上主站，2017年底，应完成堡垒机部署，实现运维、调试的访问控制及审计。生产控制大区应划分独立运维调试网段，并部署网络准入系统或MAC地址绑定等手段，对运维及调试设备接入网络进行管控。

6.5.7排查电力监控系统入侵检测系统、病毒防护措施、防火墙、主要网络设备的冗余配置等情况，2017年底应完成主站缺失的安全防护设备的部署。

6.5.82017年6月30日前各级主站、厂站应按作业指导书的要求，配置生产控制大区专用U盘及专用杀毒电脑，变电站端应配备杀毒U盘，拆除或禁用不必要的光驱、USB接口、串行口等，按流程严格管控移动介质接入生产控制大区、严禁出现跨区互联等违规情况。

6.5.92019年底地区供电局及以上主站自动化、通信机房，500kV及以上厂站主控室等关键区域应按安全防护相关规定，完善电子门禁、视频监控、红外防盗报警、温湿度监控、防渗水监控等功能，通过响铃、短信等方式实现自动报警，确保关键场所物理安全。

电网事故分析大讲堂 篇7

安全是企业一切工作的基础,也是影响企业可持续健康发展的关键。本文以某省级电网施工企业1996-2010年之间发生的导致人员重伤和死亡的事故统计数据为基础, 应用数理统计的方法,着重对该企业人身安全事故的事故类型、事故原因以及伤亡人员的岗位工种等进行统计分析,探讨事故的规律性,分析该企业安全生产管理存在的主要问题,提出在预防人身安全事故方面需要加强的管理对策和建议。

1 事故总体统计分析

在1996-2010年期间,该电网施工企业共发生导致人员死亡和重伤的事故24起,伤亡28人,其中死亡18人,重伤8人,轻伤2人。这些事故都发生在输电线路工程施工过程,其中:触电事故1起,死亡2人;一氧化碳中毒1起,死亡2人;物体打击事故1起,重伤和轻伤各1人;倒塔事故1起,分别造成高处坠落重伤1人和物体打击轻伤1人;其他事故的受害人均为1人。各年度施工安全事故死亡及重伤人数趋势图如图1所示。

从事故趋势图可以看出,1996年、2003年和2008年是该企业15年间的三个事故高峰年,第一个与第二个的间隔是7年,第二个与第三个的间隔是5年,峰值年的出现呈周期性。事故峰值年分析:第一个出现在该企业实施项目法之后,主要原因是项目管理考核制度不完善,监管不到位,项目负责人减少安全投入,放弃传统的班组建设,班级安全活动无法开展,班组安全教育流于形式,施工人员的安全意识淡薄。第二个出现在该企业大量使用外来协作单位(即劳务队伍)之后,随着“十一五”规划的实施,“西电东送”等工程的启动,电网建设工程项目增多,企业施工工作量增大,基本队伍无法满足正常施工需要,因此开始引进劳务队伍,但对劳务队伍的管理缺乏与之配套的管理制度,对劳务队伍的监管力度不够,对劳务队伍的安全管理出现失控,事故起数开始呈上升趋势,到2003年达到高峰。第三个出现在2008年冰灾过后,该企业虽然在极其恶劣的环境下参加南方电网抗冰抢险工作,均未发生人身安全事故,但正因为这样造成了施工人员安全意识出现淡化,加上各部门各级监管人员放松了警惕,习惯性违章和临时性违章苗头出现并逐渐漫延。2008年被业主单位查处的恶性违章18起,因措施不当在10月、11月期间发生了2起因感应电伤害造成3人死亡的触电事故。

事故的发生是偶然的,也是必然的。事故发生后,该企业都能及时认真分析事故原因,吸取事故教训,及时修订安全管理标准,制定整改措施并组织落实,稳定安全生产局势。如:第一个峰值出现后,该企业立即实施安全特派员制度,加强现场安全监控;在第二峰值,该企业及时制定劳务分包管理办法,把好劳务队伍准入关,加强劳务队伍过程监控,及时扭转了企业安全生产不利局面;针对第三个峰值出现在企业体制上,该企业组织制订了安全生产责任问责制,进行风险考核和事故问责,目前该制度仍然起到良好的作用。防范事故,一是不断完善企业的安全规章制度,做到凡事有章可循、有据可依;二是加强过程监管,认真开展反习惯性违章和隐患排查治理工作,及时消除生产安全事故隐患;三是进行安全考核,做到有奖有罚。

2 事故特点统计分析

2.1 事故类型的统计分析

从统计的24起重伤和死亡事故类型来看,高处坠落事故7起(其中2起因感应电引发,按高处坠落事故统计[1]),占起数的29.2%;物体打击事故4起(其中1起因高处坠落引发),占起数的16.7%;触电事故4起,占起数的16.7%;感应电伤害2起,占起数的8.3%;机械伤害事故和淹溺事故各2起,各占起数的8.3%;爆炸伤害、坍塌伤害、中毒窒息各1起,各占起数的4.2%。如图2所示。

从事故造成的重伤和死亡人数来看,因高处坠落事故造成重伤死亡人数7人,占29.2%;因物体打击造成重伤死亡人数4人,占15.4%;因触电造成重伤死亡人数4人,占15.4%;因感应电造成重伤死亡人数3人,占11.5%;因中毒窒息、淹溺和机械伤害事故各造成2人重伤死亡,各占7.7%;因坍塌和爆炸各造成1人重伤死亡,各占3.8%。如图3所示。

从图2、图3可以看出,高处坠落、物体打击、触电和感应电造成的伤害占事故起数的70.8%,同样,这四类事故造成的人员伤害占统计重伤死亡人数的69.2%。因此,高处坠落、物体打击、触电和感应电伤害是易发事故,具有明显的行业特征[2],应作为今后事故的防范重点,只要控制了这四种类型事故,事故伤害就可以降低约70%,从而有效控制事故,达到事半功倍的效果。

高处坠落的主要类型:(1)高处作业转移位置时,踏空失稳;(2)高处作业不使用安全带或虽系挂安全带但保险扣未挂牢;(3)因触电或感应电伤害后引发高处坠落。主要原因:(1)施工人员安全意识淡薄,对现场危险点不了解;(2)施工人员不按要求使用安全防护用品用具;(3)高处作业防护用品存在缺陷等。

物体打击的主要类型:(1)进入施工现场不正确佩戴安全帽;(2)高处作业造成高空落物伤人;(3)发生导地线跑线事故后被鞭击。主要原因:(1)施工人员违章作业;(2)工具材料放置不当;(3)工器具规格不匹配,以小代大,不按规范操作等。

触电及感应电伤害的主要原因:(1)施工人员违章作业;(2)在带电线路附近进行作业,不符合安全距离或无防护;(3)在平行或同杆架设多回路上工作无人监护;(4)在带电线路下方使用金属工具测量作业;(5) 防感应电措施存在缺陷等。

2.2 事故原因的统计分析

事故间接原因分析:间接原因是指引起事故原因的因素,可分为技术原因、教育原因、身体原因、精神原因和管理原因[3]。如图4所示,在此次统计的人身伤亡事故中,与教育原因有关的事故16起,占起数的66.7%,其中主要为施工人员安全意识淡薄,人员习惯性违章和临时性违章得不到有效遏制;与管理原因有关的事故4起,占起数的16.7%,主要表现在安全监管不到位,安全规章制度不执行,现场管理混乱;与技术原因有关的事故2起,占起数的8.3%,其中主要为施工现场安全防护不到位所致;与员工身体原因和精神原因有关的事故各1起,各起数的4.2%。统计结果表明,因教育原因和管理原因造成的事故占起数高达83.3%。

事故直接原因分析:直接原因是在时间上最接近事故发生的原因,又称为一次原因,它可分为物的原因、人的原因和环境原因等3类。在此次统计的人身伤亡事故中,与人的原因有关的事故占总数的79.2%,如图5所示。

通过进一步分析事故的直接原因和间接原因,发现引起人的不安全行为的原因归根结底主要是由于教育原因和管理原因不到位造成的,因此,可通过教育措施和管理措施消除人的不安全行为。

2.3 事故的岗位特征统计分析

本次统计的24起重伤和死亡事故均发生在输电线路工程,主要原因是输电线路工程大多数是野外作业,地形复杂,高处作业、交叉作业、跨越作业频繁,工作危险性大,而操作人员又普遍素质低。而变电站工程施工条件较优越,而且因施工技术要求高,相对人员的素质也较高,能够识别现场的危险点危险源并做好自我保护措施。

将事故造成重伤死亡的26人按岗位进行分类,送电架设工15人,占统计人数的57.7%,其中高处坠落伤害7人,触电和感应电伤害5人;一般辅助工(农民工) 10人,占统计人数的38.5%,主要发生在基础施工和放线施工过程,其中物体打击伤害、触电伤害和中毒窒息各2人;机械操作工1人,占统计人数的3.8% (如图6所示)。

事故类型的岗位分析:(1) 100%的高处坠落事故发生在送电架设工岗位,原因是电网输电线路工程组塔、架线作业等高处作业由送电架设工完成,因此是高处坠落事故的高发人群;(2) 75%的物体打击事故发生在一般辅助工(农民工)岗位,25%发生在送电架设工岗位,原因是一般辅助工(农民工)主要在施工现场从事地面工作,容易因高处落物造成物体打击,因此,在地面作业的一般辅助工(农民工)比高处作业的送电架设工更容易受物体打击伤害;(3) 71.6%的触电和感应电伤害事故发生在送电架设工岗位,28.4%发生在一般辅助工(农民工)岗位,原因是发生触电和感应电伤害事故的位置一般在较高处,而高处作业一般由送电架设工负责,因此,送电架设工比一般辅助工(农民工)更容易接触带电体,从而造成触电和感应电伤害。根据分析结果,送电架设工应重点防范高处坠落事故和触电及感应电事故,而一般辅助工(农民工)应重点防范物体打击事故。

3 施工安全生产存在问题分析[4,5,6,7,8,9,10,11]

根据对事故的统计分析,电网施工企业安全生产事故的主要类型是:高处坠落事故、物体打击事故、触电事故和感应电伤害事故。事故的岗位特征是:送电架设工是高处坠落、触电和感应电伤害事故的高发人群,而一般辅助工(农民工)是物体打击伤害事故的易发人群。事故的主要原因是:人的原因,即送电架设工和一般辅助工(农民工)的不安全行为造成的,这些人员自身素质普遍偏低,很多没有经过系统的安全教育培训,安全意识淡薄,特别是一般辅助工(农民工)安全操作知识缺乏,不了解或不熟悉施工现场的安全规范和安全操作规程,施工中经常因贪图方便和快捷等而违反操作规程。

4 事故防范对策和建议

通过对电网施工企业安全生产存在问题的分析,事故主要是人为的因素造成的,可采取相应的管理措施和教育措施加以改善。

4.1 夯实安全基础

一是按照“体系化、规范化、指标化”的标准,开展安全生产风险体系和生产管理规范化建设,建立精简、高效、规范的工作流程,用“流程管事,制度管人”。二是加强安全生产应急管理体系建设,完善安全生产应急措施,开展应急救援演练,提高应急管理水平和作战能力。三是开展安全工作评价,持续改进安全管理体系。四是加强和规范安全监督体系分级管理和考核工作,细化安全监督人员的职责范围和安全责任,以强化安全生产监管、有效遏制各类事故为中心任务,按照“事前防范、事中控制、事后改进”三个环节的要求,突出预防为主,前移事故预防关口,实现安全生产全过程可控、在控。

4.2 强化安全教育

一是加强安全思想教育,提高员工的安全意识,充分认识安全的重要性和事故的危害,从而时刻保持如临深渊、如履薄冰的警醒状态,从严要求、从细管理,采取有力措施,确保安全生产。二是加强安全技术教育,切实提高员工安全操作、安全防护和安全自救等技能,增强员工的自我保护能力。三是开展典型事故案例警示教育,分析高空坠落事故、物体打击和触电(感应电)事故多发的原因,提出具有针对性的措施加以有效防范。

4.3 落实安全责任

一是落实安全生产责任制,层层签订安全责任书,严格事故问责制,实行安全风险抵押金制度和事故单位“说清楚”制度。二是充分发挥专业技术人员的作用,研究各种方案的安全和保障措施,对施工方案的制定做到精益求精,合理可靠,尽量减轻劳动强度。三是完善人员岗位标准,建立工作内容明确、责任清晰、措施完善、考核到位的安全生产责任传递机制。

4.4 开展风险管理

一是加强风险辨识与控制,突出危险源的检查与监控,针对可能发生的伤害超前采取有针对性措施控制,确保生产安全。二是完善并严格执行各项管理制度,推行现场作业指导书,规范工作流程,按照“可行、可靠、便利”的原则优化技术方案。三是开展隐患排查治理,把常规检查和突击检查相结合、重点检查和一般检查相结合,变事后检查为事前检查,将事故消灭在萌芽状态,防止安全检查和监督走过场,搞形式。四是按照“教育强化、制度完善、执行刚性、监督到位”的标准,突出防范恶性违章和人身伤亡事故。

4.5 加强安全监管

一是坚持安全施工技术先行原则,用技术保证生产安全,按照管理标准、业务流程、技术标准、作业标准的要求,确保所有施工生产一线班组实现规范化管理。二是强化安全监督管理,对安全技术措施编制、校核、审批、交底、执行全过程跟踪检查、监督,确保管理层措施完善、交底清楚,操作层作业规范化。三是坚持事故责任追究,严肃查处事故,通过对事故的调查处理,找出事故原因,分清事故责任,惩处事故责任者,教育广大员工认真吸取事故教训,举一反三查找安全隐患,采取有效措施防止事故的重复发生。

5 结语

事故统计分析是企业安全管理的一项重要工作,具有严谨的技术性和政策性。通过分析事故统计资料,全面及时准确地掌握事故信息,认识潜在的危险隐患,按照“一切事故都可以预防” 的安全理念,从“制度、教育、执行、监督”等四个方面加强企业安全管理工作,采取有效的防范措施,防止事故重复发生且有非常重要的指导作用。

参考文献

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小议县级电网事故处理 篇8

关键词：电网事故；电网安全；电网调度

中图分类号：F426 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）35-0121-02

由于电力生产的独特性，电网随时受到外界的不可抗力如：雷击、暴风、外力破坏等客观因素影响，电力事故频繁发生，给电网的安全、稳定、优质、可靠运行带来潜在的威胁。电网事故如不迅速消除和隔离，将会产生严重的后果。事故处理是电网调度的一项重要任务，当电网发生故障时，要求调度员迅速做出正确判断，并给出相应的处理措施，及时恢复系统的正常运行。

电网事故处理水平，体现着一个县级供电企业调度机构的专业水准，只有拥有过硬的职业水平和业务素质，才能更好地做好电力服务工作。事故处理的速度和准确性，是电网事故处理水平的直接体现，笔者从事县级电网调度工作20余年，对事故处理感慨颇多。

1 编制完善的事故处理应急预案

事故处理要求快速隔离故障，尽快恢复，但事故时往往没有时间允许去认真考虑处理步骤，只有平时才能认真考虑事故的处理步骤，所以针对电网运行，我们制订了各站的正常运行方式和事故运行方式，也针对一些非正常运行方式制订了各种预案，并组织相关人员认真学习，确保每一位调度员都理解和认同。事故预案程序化、规范化是电网事故快速处理的基础，是事故处理的作业指导书。只有把预案牢记在心中，值班调度员在获得事故信息后，按照事故的类型及保护动作情况等信息，有针对性地启动预先编制好的预案，快速、准确进行事故处理并恢复电网正常供电。

2 开展调度反事故演习

开展反事故演习是建立在对电网结构和对电网潜在的隐患和事故掌握的基础上，进行的有针对性和指导性的模拟演练，只有通过反事故演习，才能充分暴露出电网中存在的问题和隐患，从而使事故处理预案的可操作性得以检验，是提高电网事故处理能力行之有效的措施。电网的实际运行状况比较复杂，系统存在的一些事故隐患和缺陷我们没有发现，通过反事故演习，实兵演练，才能充分暴露出电网中存在的问题，事故处理预案的可行性、可操作性才能得以验证。

3 掌握专业技能，具备良好的技术、心理素质

做好电网事故处理工作，要求调度人员必须掌握专业技能，熟悉设备的操作及工作原理，灵活调整电网运行方式，另外，事故多为突发性的、不可预料的，在电网出现事故时，要沉着、冷静，迅速果断，避免手忙脚乱、无从下手的现象发生。

4 电网事故处理的一般原则

迅速限制事故的发展，采取一切必要的手段，限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身、电网和设备的威胁，尽一切可能保持正常设备的运行，迅速调整系统运行方式使其恢复正常。力争保住厂用电或尽快恢复厂用电以保证对重要用户及站用电的正常供电。

大面积停电事故处理，实行分压、分区处理。在恢复供电中先恢复电压等级高的电网，后恢复电压等级低的电网，优先恢复重要用户的供电如：政府、学校、医院以及新闻媒体所在地用电和城镇居民生活用电，尽快恢复社会正常用电秩序。

5 规范事故处理流程

西华电网调度根据平时事故积累的经验，编制了事故处理标准化作业指导书，规范了事故发生后值班调度员和变电值班员的事故处理行为。

在电网发生事故情况下，值班调度员首先要在最短的时间内获取事故信息，事故单位值班员应准确、及时、扼要地向值班调度员汇报事故概况，主要内容：事故发生的时间、现象，开关变位情况（开关名称、编号、跳闸时间），继电保护和安全自动装置动作情况及设备状况等。

在事故处理中，调度命令进行到哪一步骤、下一步该如何做，对系统运行有何影响，会出现什么问题，应该怎样处理等，要做到成竹在胸、运筹帷幄。认真思考操作对系统是否会造成异常，因事故处理属无票操作，更应慎重。同时处理事故时应及时向中心主任等有关领导汇报处理情况，以便给予正确指导。对中断的命令一定要在重新下令前对改变命令的目的对运行人员交代清楚，并提示其操作步骤。

6 典型事故处理

6.1 配电线路跳闸的处理

2012年西华供电区配电线路故障统计，瞬间故障20%，46%由树障引起，绝缘子故障占3%，跌落保险、避雷器12%，倒杆断线16%，其他原因3%。从统计可看出瞬间故障和树障占线路故障的大部分，线路跳闸后，当值调度员应该分析当时的具体情况，尽快做出是否强送决定。瞬间故障在开关跳闸后很短时间内故障能自行消失，对单电源线路，考虑到用户已停电，跳闸后可以立即试送。在雷雨天气，考虑到线路跳闸主要是由雷击引起，也可强送一次。因为西华供电区大面积种植杨树，遇有大风天气线路跳闸不宜强送，跳闸多由树障引起。

6.2 变压器跳闸的处理

变压器的主保护（重瓦斯保护、差动保护、有载调压瓦斯保护）动作跳闸，应对变压器及保护进行全面的检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电；变压器后备保护定值跳闸未发现明显故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次，如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次；变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象（如电压电流突变、系统有大的冲击、弧光、声响等）应当对变压器进行全面检查，必要时应当对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常也可试送一次；变压器重瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其他气体，则应将变压器停电处理；并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。

6.3 变电站全站停电的处理

变电站全站停电，当值调度员按照规程，根据变电值班员报告的事故现象、继电保护和安全自动装置动作情况，对设备外观进行检查，判断事故地点及原因，尽快隔离故障点并恢复送电。经过外观检查无异常现象，且各出线开关保护无动作现象。在断开各分路开关和主变开关后，可向地调申请强送电一次。如35kV线路强送电成功，可判断为线路瞬间故障引起，通知线路管理单位巡线，如果是双电源变电站可倒电。单电源变电站，只有在故障处理结束后方可恢复送电。

7 结语

对电网调度而言，“电网安全保驾护航”是一项长久而没有终点的系统工程，由于电网组成上的复杂性和引发事故原因的多样性，电网事故也是多种多样的，不同的事故，处理的方法有所不同，只能采取“具体问题具体分析”的态度，针对具体的事故做出分析、判断，选择适当的方法，稳、准、快地处理事故，使电网快速恢复正常运行，这就要求加强调度员的理论培训和自身的学习，积累丰富的事故处理经验。