停电事故

停电事故（精选10篇）

停电事故 篇1

为了提高电源系统的可靠性, 很多大中型企业采用了两路或三路电源供电, 各路电源之间相互备用的输配电方式。对于两路电源供电方式, 它的电源可以来自不同的变电站, 也可以来自同一变电站的不同段母线。一般两路电源之间在各级母线上装有联络开关, 平时母联开关断开, 两路电源分列运行, 当其中一路电源发生故障时, 断开故障电源侧的进线开关, 再投入母联开关, 使一路电源带两段负荷运行, 这样正常的一路电源起到了备用电源的作用。系统正常运行时, 备用电源投入工作的称作暗备投, 系统正常运行时备用电源不投入工作的称作明备投。双路电源之间互为备投的方式属于暗备投的范畴。

电网合环必须遵循:相位相同, 电压差和相角差符合规定。应确保合环网络内, 潮流变化不超过电网稳定、设备容量等方面的限制。比较复杂环网的操作还要进行计算或校验, 操作前与有关方面进行联系。为了合环操作安全, 母联上可安装同期检测控制装置, 若两边电压差超过规定值, 母联开关将被闭锁。

两路电源分列运行若采用自动备投, 当其中一段电源故障, 触发备自投时, 电源故障段会出现短暂的供电中断, 往往使本段部分电气设备失去电压而跳闸, 在某种程度上影响正常生产。那么如果满足相位相同、电压差和相角差符合规定的条件, 可不可以将某级母联开关合环运行, 使之当一路电源发生故障时电源供应不中断呢?答案是否定的, 本文将通过一具体的实例予以说明。

1实例分析

1.1事例供电网络介绍

笔者曾经在一家大型化工企业工作, 2007年9月发生的一次严重停电事故至今仍给我深刻印象。这是一桩典型的不当合环运行引起的停电事故。

首先介绍一下本厂电源系统的组成情况, 它的供电是由两路正常电源、一路应急电源, 和四级网络完成的:220k V→35k V→6k V→0.4k V, 各电压等级母线分别设置有母联开关。220k V变电站包括一套220k V GIS装置、两台75MVA (220k V/35k V) 主变压器、一个35k V配电室及一个二次保护室等。保留35k V电压等级是为了供给四台整流变压器 (每台8MVA, 35k V/570V) , 而6k V系统供电则由两台25MVA (35k V/6k V) 变压器担当。应急电源是指处于等待状态的两台6k V柴油发电机。

6k V母线由A、B、C三段组成, A、B为正常段, C为应急电源段, 事故情况下, 全厂电源失去, B、C母联分开, 两台柴油发电机自动启动和并联, 再连接到6k V C段给全厂重要设备供电。

相关备投设置是这样的:各级母联开关上都设置有自动备投, 但只在6k V母联上启用了自动备投。为了分析事故的需要, 还须说明6k V进线及母联开关柜上设定的电流保护类型:进线开关设置并投入了反时限过电流保护, 母联开关没有投入电流保护。

6k V A、B段母线同其它等级母线一样, 按设计要求是分列运行的, 但上级却认为A、B母联合位运行更为可靠:一路电源有问题时, 另一路还可以接着供电。所以在送电后的半年多时间里, 6k V A、B母联一直是合环运行的 (当然, B、C母联也是合位, 其它母联断开) 。我们已经注意到在合环运行时母联开关上有大约四、五百安培的穿越电流通过, 毕竟6k V和35k V两侧负荷都是不平衡的, 电压存在差别。

这样一种安排虽然满足合环的前几个条件:相位相同, 电压差、相位角差符合规定值, 但未考虑到合环运行中当潮流变化超过了电网稳定、设备容量等方面的承受能力之后将会引起的严重问题。一次偶然的事故发生了。

1.2事故分析

9月7日晚20时左右, 全厂设备正在满负荷运行, 6k V及0.4k V配电室忽然全部停电, 整流变压器开关全部跳闸, 所有生产装置陷于停顿。报警信号显示, 220k V B段进线故障跳闸, 6k V配电室A、B段进线过电流保护跳闸。在检查事故信号, 处理事故过程中值班人员发现6k V A段开关进线侧带电, 便采取紧急措施送电, 合A段进线开关, 给6k V系统送电 (A、B母联仍处于合位, B、C母联也没有跳, 发电机未启动) , 又到220k V站35k V室退出35k VB段进线开关手车, 合上35k V A、B段母联开关 (此时35k V A段电源正常) , 将35k V系统送电成功。在35k V、6k V完成送电后, 值班人员接着又处理了一些其它后续问题才终于将供电系统恢复正常。本次停电事故造成生产装置停车2个小时, 引起不小的混乱和危险, 经济损失较大。

按道理讲, B段进线开关承受的只是35k V B段负荷, 比故障前它的负荷大不了多少, 它不应该过电流跳闸, 可事实恰恰相反, 它也发生了电流速断保护动作, 原因是在B段电源故障跳闸后瞬间, 6k V B进线开关处电压大小相位可认为不变, 而电流瞬间相位改变很大, 几乎是180°, 那么通过电流互感器二次线圈铁芯的磁通就产生很大突变, 在二次线圈中产生很大的冲击电流促使速断保护动作。综上所述, 在发生故障瞬间, A、B段进线开关同时电流速断跳闸6k V进线综合保护器的故障记录证实了上述判断。

6k V A、B段同时失电后, 发电机并没启动, 属于正常情况。发电机启动投入的条件是6k V A、B段进线和A、B段母线的四个PT同时检测不到电压信号。而在上述事故发生后, 6k V A段进线仍然是带电的。35k V整流变压器低压侧开关跳闸是因为工艺联锁。

2关于合环与备投

上述事故中, 6k V母联合环运行, 在事故发生瞬间, 有相当大的负荷突加到6k V开关上, 相当于一次启动相当大容量的设备必将造成开关保护动作, 所以双路电源供电应选择分列运行适当备投的方式。如果选用自动备投, 在备投启动期间, 会先跳掉失压母线的进线开关, 首先确保不会反送电, 同时失电母线也会甩掉相当大的负荷:6k V电机一般低电压跳闸, 6k V变压器所带的0.4k V负荷基本上也都脱扣跳掉了。备投发生时, 所接入的负荷较小, 不会引起进线开关过流动作。备自投完成后, 设置成自启动功能的电气设备可分批分次投入, 就跟正常开机一样, 从而保证生产尽快恢复正常。

备自投的不确定性在于失压母线及其支路存在故障情况下, 将可能连累到正常段供电, 因此在有的工厂供电设计中, 就改为手动备投。故障后, 电气人员去人工检查失压段是否有硬性故障, 再决定是否断开失压段进线开关, 再合上母联开关。一般来说生产装置的电气设备都有备机, 并分配到两段母线上, 一段失电, 可立即手动开启另一段上的, 因而选择手动备投也不失为一个好办法, 这可以防止供电系统大面积瘫痪。

总之, 在工厂双路电源供电系统中, 应采用分列运行, 适当备投的方式。合环运行既无必要又很危险, 除非它的上级母线处于合环状态时, 才允许根据实际负荷及电压情况决定是否合上本级母联开关。

摘要：本文旨在通过一起合环不当引发的停电事故, 探讨工厂双路电源供电系统中分列运行的合理性和装设备投的必要性。另外还准备简要说明供电设计中手动备投和自动备投的选择问题。

关键词：分列运行,电源备投,合环,过电流跳闸

停电事故 篇2

一、副总指应急救援的组成及职责

〈一〉领导组织

总指挥：白班；夜班：值班干部

副总指挥：

组 员：

〈二〉职责

1、总指挥：负责整次事故组织指挥全厂的应急救援；

2、副总指挥：负责协助总指挥做好应急救援的具体指挥工作；

3、组员：在指挥部统一指挥下进行工作，各工段长在事故应急救援中的职责是：

1.炼钢工长：负责炼钢工段现场指挥工作；

3.连铸工长：负责连铸工段现场指挥工作；

4.机修工长：协助总指挥负责抢险抢修工作的现场指挥；

5.电修工长：协助总指挥负责抢险抢修工作的现场指挥；

6外围工长：协助总指挥负责抢险抢修工作的现场指挥；

7.工程师：负责抢险抢修现场的技术指导；

二、应急通讯：

在处理事故时，所有参与抢险抢修人员需保持通讯畅通。如果发现信号不稳定或中断时，应立即运用厂内固定电话或手机及时与总指挥取得联系，并明确说明所处位置。

三、事故处理预案：

1、当发生停电事故时，水泵房主控工千万不要慌张，要镇定，南区安全水塔可以提供大约15分钟的水源，在这期间内主控工完全可以送电后重新启动水泵；

2、北区在正常情况下，柴油机在停电后可以自动启动，水泵房主控工只要到控制箱操作面板上按下结合离合器的按纽，然后按住升速按纽，直到在速度仪表上显示的转速不能再上升为止；

3、如果柴油机没有自动启动，可先按一下复位按钮。若再不行，就把转换开关打在手动位置，这时只要手指按下启动按钮，柴油机就可启动

4、当成功启动柴油泵以后，水泵房主控工应立即将情况汇报当班调度长，并通知转炉主控室及连铸主控室。

5、转炉主控室接到水泵房的报警电话后，应立即提枪停止冶炼，并立即将该情况通知当班调度，由当班调度长向上级进行汇报。

6、连铸主控室接到水泵房报警电话后，应密切关注二冷水量，在条件允许的情况下尽量将在浇钢包内的钢水拉完。

7、水泵房主控工在柴油机启动完毕后，可适当调节入口处的手动阀门来增加或减少水的压力，以达到设备所需的安全用水。

四、预防措施与考核

1、水泵房主控工在平时的工作中要密切监视安全水塔的水位高度，如有异常情况要立即报告当班调度长，便于及时处理以消除隐患；

2、安全水塔的出水管的手动阀门要随时观察、以防有人误动；

停电事故 篇3

关键词 电力系统；大面积停电事故；安全；应对策略

中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)012-0112-01

随着智能电网建设步伐的不断加快，电力系统规模变得越来越大，结构变得越来越复杂，监理全国统一、甚至跨國的互联大电网系统，已成为我国电力系统发展的必然方向。电网系统互联程度的不断提高，其运行方法相应也变得越来越复杂，影响电网安全可靠、节能经济运行的因素也越来越多，这就对保证电力系统安全经济稳定运行的技术措施提出了更高的要求。在现代智能大电网中，各区域、各部分相互联系、密切相关，尤其是风电、太阳能、自备发电站等分布式微电网系统接入到电网系统后，一个局部的小扰动或异常运行均可能引起整个电网系统发生连锁反应，甚至还会引起大面积停电甚至系统崩溃等恶性事故发生。因此，充分利用电网经济调度运行管理过程中特有的地位和条件，发挥经济调度运行管理中应有的纽带与桥梁功能作用，不断提高电网安全水平和电能供应人性化服务水平，就显得非常有理论研究和实践应用

价值。

1 电力系统大面积停电事故发生原因分析

从大量实际案例分析可知，导致电力系统发生大面积停电事故的主要因素包括不可抗拒自然外力破坏、电力设备故障、电力需求侧供需失衡、人为蓄意破坏以及管理存在不足等5个大的因素。

1）不可抗拒的自然外力破坏。从大量实际工作经验可知，造成电力系统中电力设备发生损坏的主要原因还是自然外力的破坏作用。如：严重覆冰导致线路断线、舞动发生短路故障；凝露、冻雾、雷电等引起线路绝缘子发生闪络故障；架空线路对树发生闪络等。我国2008年发生南方雪灾引起大面积的停电事故，就是遭遇极端灾害性天气所引起的。

2）电力设备故障。电力设备是电能输送、分配调度最为重要的设备。电力设备故障是引发电力系统发生大面积停电事故的最常见形式，除了由于上述气候和自然环境外力破坏引起设备故障外，设备自身电气性能和机械性能异常等均可能引起设备发生“拒动”、“误动”等故障，甚至整个设备功能失效。

3）电力需求侧供需失衡供需平衡破坏。需求侧电力负荷或发电容量由于某些原因出现较大突变波动，导致电力系统中功率供需出现严重不平衡，也是引起电力系统发生大面积停电的另一主要原因。气候条件引起需求侧负荷发生突增或锐减、受电端电能输送通道终端、系统中重要负荷发生解列等，均可能引起需求侧供需失衡，进而引起大面积停电事故发生。

4）人为蓄意破坏。在电能生产、输送、分配、消耗等环节中，人为失误均可能引起大面积停电事故发生。另外，恐怖分子和心怀不满的极端分子等制造的蓄意破坏也会造成大面积停电事故发生。

5）管理存在不足。完善的管理制度、确实的管理落实等是电力系统安全稳定运行的重要保证。电力系统中电能生产、输送、分配、消耗等各环节均离不开完善可靠的管理，如果存在管理制度不完善、管理力度不强、管理不到位等情况，就可能导致实际管理模式不能有效适应复杂大电网中存在的各种影响因素，从而导致电力系统发生大面积停电

事故。

2 提高电力系统安全的应对策略

1）构建完善电网安全性评价体系。结合电网实际情况，构建完善电网运行安全性、经济性动态评价指标体系，对电网运行的安全性、可靠性、经济性等技术指标进行动态评估分析，不仅可以了解电网实时的运行工况状态，同时可以找到影响电网高效稳定运行的制约性因素，通过对各个关键性技术指标的综合比较评价分析，精准把握各方面因素的实际情况，有针对性的采取相应的技术措施，确保电网具有较高安全运行水平。电网安全经济评价指标体系的构建是综合评价电网度运行安全性、可靠性、经济性的重要内容和核心环节。

评价体系的制定，在遵循科学合理的评价原则的基础上，应采用从整体到局部的分层详解构建方法，总结设计出完善的电网经济调度运行安全性评价指标体系。要从电网结构安全、经济调度运行安全、供电可靠性、方案稳定性、富裕性等方面构建完善的指标体系，同时每一个评价指标下面还应结合各自功能特点划分详细的分指标体系，包括:N-1结构校验合格率、变配电变压器负载率 、变压器容载比、分支线路负载率、电力负荷预测、变电事故发生率、输电事故发生率、频率稳定性、电压稳定性、旋转容量备用率等多个具体评价指标。

2）全面加强电网安全运行管理。在电力系统安全调度运行生产过程中，要充分深入贯彻落实国家电网关于保障大电网安全调度运行的重要工作部署，将分地区电力系统的实际情况与大电网特点有机结合起来，全面开展加强电网安全运行管理工作，以确保电网、电力通信网、以及综合自动化保护系统具有较高的安全运行水平，为电力用户可靠经济用电打下坚实的基础。对电网调度运行管理人员、安全技术措施、以及安全防护设备等方面均提出具体要求和性能指标，通过详细合理的安排和策划，对可能危害电网安全运行的所有要素进行彻底排查，从而有效确保电力系统高效稳定的正常运行发展。

3）电力信息安全。电力系统信息安全是电网系统安全经济调度运行的重要保障条件，数据中心标准化技术体系是电力企业生产运行管理各部门间数据资源共享、互操作、以及高级应用功能系统互联互通至关重要的基础。为此，在进行电力信息数据系统构筑时，数据中心要按照标准化进行总体设计，确定标准统一的数据中心体系架构，制定实用化标准规范，开发出完善标准管理系统，从而为电力企业建立标准符合性安全检验机制。将不同空间、不同位置、不同资产中分散分布的电力设备的数据信息进行统一汇总、过滤、以及动态关联分析，对电力系统中存在的威胁与风险进行动态响应和实时处理，并提供对电力运营中核心业务的风险评估，从生产控制系统信息安全、管理信息系统信息安全、电能营销系统信息安全、互联数据共享信息系统信息安全以及安全管理等5个方面出发，构筑完善的电力信息安全保障系统，确保电力企业电力信息安全稳定运行。

3 结束语

为了确保电力系统调度运行具有较高安全性、可靠性、经济性，除了制定完善的安全运行管理制度措施和防范策略体系外，还需要进一步加大电力系统安全基础自动化设施的投入，深化安全管理机制改革，积极开拓有限的电力市场，加强运营安全监管力度，保持电网始终处于安全可靠、节能经济的高效持续安全运营状态。

参考文献

[1]程渤,张新友,浮花玲,等.基于主动诱骗的电力网络安全提升策略设计与实现[J].电力系统自动化,2004,28(21):73-76.

[2]陈德树.大电网安全保护技术初探[J].电网技术,2004,28(9):14-18.

[3]张伯明,吴素农,蔡斌,等.电网控制中心安全预警和决策支持系统设计[J].电力系统自动化,2006,30(6):1-5.

停电后中性线仍带电的事故分析 篇4

2012年8月16日, 某供电所对万隆场镇南渝路派出所台区公用变压器进行增容更换。工作负责人刘某安排电工庞某和文某依次断开配电变压器 (以下简称配变) 低压总保、低压侧断路器和高压跌落式熔断器 (以下简称高压跌开) 后, 分别在低压总保出线侧和高压跌开下桩头验明确无电压后各挂一组接地线。在最后拆卸配变低压侧中性线设备线夹过程中发现有电 (此时配变中性点接地已拆除) 。庞某用低压验电笔对中性线设备线夹进行验电, 发现电压在110~160 V波动。工作负责人刘某决定立即停止工作, 会同在场的人员查找原因, 采取补全措施。当时很多人认为, 台区用户有自备发电机, 可能出现反送电, 或者是有用户在使用另一台变压器的电, 未将室外户保断开而出现了反送电。当时笔者也在场, 认为如果出现上述两种情况, 由于在低压总保出线侧挂有一组低压接地线, 均会导致用户自备发电机送不出电或用户保险熔丝熔断, 而不会造成该变压器中性线出线设备线夹有电压存在的现象。

2 原因分析

分析后, 笔者认为可能存在其他台区的用户使用了该台区配变的中性线。然而有一位同事认为即使有这种情况, 由于总保是断开的, 而且挂了低压接地线, 该变压器的中性线设备线夹也不应有电压存在。笔者当即告诉他总保内部也只能断开相线的电源, 中性线是直接穿过零序电流互感器的, 中间没有断开点。虽然挂了接地线, 由于接地针与土壤接触面积较小, 不是很紧密, 接地电阻较大, 因此配变中性线设备线夹有一定的电压存在 (此时配变中性点接地已断开) 。在场的万隆供电所所长当即询问一直负责万隆场镇日常维护的电工文某, 是否存在其他台区的用户使用该配变的中性线的情况。文某才想起2012年3月, 该供电所在对场镇供销社宿舍楼下户线进行更换时, 该处有2个表箱, 左边表箱属于武渝路台区, 右边表箱属于派出所台区, 两个表箱均为220 V电源供电。文某在更换导线时, 左边表箱就只从杆上引下了一根相线, 所使用的中性线直接接在右边表箱中性线上。虽然2个表箱的用户都能正常用电, 但从此导致2个台区总保护器无法正常投运。工作负责人刘某安排文某断开供销社左表箱电源后, 派出所台区中性线设备线夹带电现象随之消失, 增容更换工作才得以顺利进行。

3 使用另一台配变中性线接线用电方式的危害性

(1) 由于这种接线方式的用电原理是一台配变的相电流经过用户家里的电器后经另一台配变的中性线、接地体、大地、本台配变的接地体后回到中性点形成回路正常用电, 从而导致两台配变总保零序电流互感器二次侧始终存在零序电流, 两台总保均不能正常投运。为了让两个台区的用户能用好电, 只能退出总保, 这样就极易发生触电死亡责任事故。本次事件发生后, 经过及时整改, 两台配变的总保均能正常投运了。

(2) 容易带来窃电之机。由于该种接线用电方式导致台区总保退出运行, 不法用户就可以断开计费电能表的电压中性线接入端子, 采用一线一地的方式接线用电, 导致电能表不能正确计量, 造成电能损失。如果台区用户的电能表相线、中性线接反, 用户可以直接断开户内的中性线, 采用一线一地的方式窃电。

(3) 容易造成检修人员触电伤害和用户家用电器损坏。由于台区总保和断路器无法断开配变中性线, 如果有另一台配变用户使用了该配变的中性线, 检修人员在摇测配变接地电阻时, 一旦断开配变接地体就容易导致触电伤害。如果整个表箱引入的是三相电源, 中性线使用另一台配变的, 摇测另一台配变接地电阻的检修人员在断开接地体后, 容易因该表箱负荷中性点发生偏移而导致部分用户家用电器出现烧毁。

4 总结和建议

综上分析, 该起事故就是因为农电员工自身业务水平不高, 想当然而造成的。为了防止因配网线路设备安装、维护和检修工艺质量差引发的各类农电安全事故, 建议供电企业采取以下措施来提高农电员工的整体业务技术和技能水平。

(1) 营造良好的学习氛围, 增强农电员工学习业务技术、技能的积极性和主动性。增强农电员工的职业道德和自我修养, 培养其工作责任心和社会责任感。

(2) 供电企业可将农电员工按其技能水平分为若干等级, 班组和单位对不同等级的员工进行升级培训, 员工个人每上升一个等级给其一定的奖励或津贴。

(3) 提高农电员工的职业资格, 通过提高技术、技能津贴, 由公司全额承担外送培训、学习经费的方式促进员工积极提高自身的技术、技能等级。

全厂停电事故应急预案 篇5

全厂停电事故应急预案 总则

为贯彻“安全第一，预防为主”的电力生产方针方针，坚持防御和救援相结合的原则，以危急事件的预测预防为基础，以对危急事件过程处理的快捷准确为重点，以全力保证人身、电网和设备安全为核心，以建立危急事件的长效管理和应危急处理机制为根本，提高快速反应和应急处理能力，将危急事件造成的损失降低到最低程度为目的，特制定本预案。2 概况

2.1 全厂停电事故是指由于电网故障造成Ⅰ、Ⅱ银吴线同时跳闸或我厂变电站10千伏母线发生故障同时失压，380伏厂用母线全部失压，380伏辅机全部停运的重大事故。

2.2 我公司220KV吴岭变电站220KV系统由二铝厂银李变通过两条架空线路（LGJ－2*400）与吴岭变电站吴#

1、2主变相连。正常情况下两条线路并列运行，吴#

1、#2主变220KV侧中性点地刀按调度要求而定，在变压器停、送电操作时合上。220KV变电站10KV系统设为单母线分段接线，正常运行时由吴#

1、2主变各带一段运行，两段之间设有母联开关和一个联络刀闸，母联开关正常处于热备用状态，母联刀闸在工作位置。热轧10KV系统设为单母线分段接线，正常运行时由220KV变电站10KV段每半段各引一路电源供电，两段之间设有母联开关和一个联络刀闸，母联开关正常处于热备用状态，母联刀闸在工作位置。全厂380V低压母线段均采用单母线分段接线，正常运行时由变压器各带一段运行，两段之间设有母联开关，母联开关正常处于热备用状态。3 应急预案内容

3.1 应急指挥机构及其职责 3.1.1 应急救援指挥部 总指挥：张刚治

副总指挥：赵卫华 张洪涛 曾留锁

成员：当值值长、张治国、马振霞、岳利高、郭中民、黄海涛、张武战、王克俭、罗建党、郭校辉、魏文强、王丹丹、董金强、梁丽

3.1.2 专业应急小组（1）电网运行应急处理小组 组长：张刚治 组员： 张治国 王克俭

职责：负责220KV线路的事故处理、安全恢复。（2）控制室应急处理小组 组长：张洪涛

组员：各专业组相关人员

职责：负责变电站10KV母线的事故处理、安全恢复。（4）炉子应急处理小组 组长：张武战

组员：杨国锋 当值炉子运行人员

职责：负责炉子的紧急停运的事故处理、安全恢复。（6）电气应急处理小组 组长：马振霞

组员：闫永瑞 当值电气运行人员

职责：负责220千伏、10千伏、380伏电气系统的安全操作。（7）铸机应急处理小组 组长：黄海涛

组员：韩欢乐 当值铸机运行人员 职责：负责铸机的紧急停运、安全恢复。（8）轧机应急处理小组 组长：郭中民

组员：当值轧机运行人员

职责：负责轧机的紧急停运、安全恢复。（9）热工应急处理小组 组长：岳利高

组员：石渊攀、自控班全体人员

职责：负责自动化系统的紧急启动、故障排除、热工保护的动作情况记录、分析、处理工作。（10）继电保护应急处理小组 组长：方伟民 组员：电气检修班全体人员

职责：负责事故中继电保护动作情况的记录、分析、处理工作。（11）安全保障组 组长：罗建党 组员：赵灿欣 鲁高峰

职责：负责生产现场的安全监督工作，确保在厂用电全失事故处理中的安全操作。（12）消防救援组 组长：钟顶修 组员：保卫部全体人员

职责：负责生产现场的保安、火灾预防与救灾工作。（13）通信保障组 组长：吴占雷 组员：生技部全体人员

职责：负责通信系统的工作，确保厂内通信、厂外通信系统的畅通。

（14）后勤服务组 组长：魏文强

组员：总经理工作部全体人员

职责：负责车辆、后勤、医疗工作的安排、联系工作，确保满足生产需要。3.1.3 职责（1）全厂停电事故发生后，调度应立即汇报总指挥、副总指挥，由总指挥或副总指挥根据情况宣布全厂停电事故应急预案启动。（2）总指挥或副总指挥宣布应急预案启动后，应立即赶赴事故现场进行现场指挥。在各专业组未赶赴生产现场之前，调度应带领全值人员按运行规程或事故处理预案进行有针对性的处理。（3）各专业组在接到应急预案启动令后，应立即组织本专业组人员赶赴工作现场，按职责分工组织本专业组人员主动进行有针对性的事故处理。发现异常情况及处理情况要及时向值长和指挥小组汇报。

（4）按调度规程要求负责向二铝调度汇报事故概况。（5）负责向集团公司汇报事故情况和事故处理进展情况。（6）各专业小组要体现分工与合作的精神，保证联络畅通，并认真做好相关记录。

（7）组织和提供事故恢复所需要的备品备件，组织事故恢复所必需的生产车辆，组织实施事故恢复所必须采取的临时性措施。（8）协助完成事故的发生原因、处理经过、设备损坏、经济损失、保护动作情况、分析等调查报告的编写和上报工作。（9）组织和提供在抢险过程中善后处理工作中的物资和车辆供应。

（10）负责当事故处理完毕后，宣布本预案的结束令。（11）负责当电网运行方式发生重大变更后，及时修正本预案，修正后的预案仍需上报批准。（12）负责每年对该预案进行一次反事故演习。3.2 应急事件的预防 3.2.1 原因分析

（1）电网发生事故后崩溃，Ⅰ、Ⅱ银吴线同时跳闸，Ⅰ、Ⅱ银吴线失压，导致变电站10千伏系统失压，由于10千伏母线失压，导致热轧10千伏失压，导致380伏失压，从而造成全厂停电事故发生。

（2）I银吴线（II银吴线）线路停运检修期间，II银吴线（I银吴线）母线发生故障，导致变电站10千伏母线全部失压，导致全厂停电事故发生。3.2.2 预防措施

3.2.1.1 检修动力部应加强电气专业的交接班制度管理工作，电气值班人员交接班时应做到三清。即清楚系统运行方式、清楚设备缺陷、清楚最新规定。

3.2.1.2 当班期间，要加强对#

1、2主变运行参数的监视，保证电气设备运行在额定的参数之内。

3.2.1.3 认真执行倒闸操作相关规定，避免误操作事故的发生。3.2.1.4 坚持执行定期巡回检查制度。

3.2.1.5 坚持执行设备定期切换、试验、轮换制度。3.2.1.6 坚持执行对重要设备定期切换维护制度。

3.2.1.7 保证线路、母线等重要设备的保护完好投入，此类设备的保护投退必须经过总工及调度员的同意。3.2.1.8 检修动力部要加强对重要电气设备的继电保护装置和开关的检修、维护工作，做到该修必修，修必修好，严防保护、开关拒动、误动造成事故扩大。

3.2.1.9 加强对通讯设备的维护工作，特别是加强对备用电源的维护，定期试验充放电，确保在全停时通讯畅通。

3.2.1.10 加强对UPS、直流蓄电池的维护工作，做到定期维护、定期试验、定期巡视。

3.2.1.11 调度、电气班长应认真学习全厂事故保厂用电措施。3.2.1.12 加强对Ⅰ、Ⅱ银吴线的巡视检查工作，对于其反应的问题，要求尽快落实，确保线路正常。

3.2.1.13 厂用电系统运行方式要严格按照保厂用电方案中规定的方案进行。

3.2.1.14 按定期工作要求，认真对厂用电的BZT装置进行试验，试验中发现的问题，要立即进行处理，不处理则机组不开机。3.2.1.15 一条母线停电检修及恢复送电过程中，必须做好各项安全措施，防止全站停电。定期对变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。

3.2.1.16 要定期对运行人员进行电气运行规程的考试和调度规程的考试工作，严格执行电网运行有关规程、规定。倒闸操作前必须认真核对结线方式，检查设备状况，填写操作票，对照模拟盘模拟操作。严肃“两票三制”制度，操作中禁止跳项和漏项。3.2.1.17 检修动力部应加强防误闭锁装置的运行和维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。使用解锁钥匙必须由总工程师批准。

3.2.1.18 加强对220千伏变电站及10千伏母线的巡视和对继电保护小室的管理，非工作人员和安监部门规定的人员不得随意进入，防止人为误动或误碰。

3.2.1.19 加强对继电保护小室直流系统和母联开关的管理，定期试验，确保可靠切换，防止保护系统电源丧失。

3.2.1.20 加强线路保护和变压器的管理工作，各项保护的定值必须严格按照省公司下发的定值单执行。其它任何人不得私自修改保护定值。保护定值单应每年打印一次，进行核对。3.2.1.21 成立以伊川电力集团为首的事故处理领导小组，深加工、铝厂各相关单位要求成立相应的组织机构，并将组织机构人员名单及联系方式公布至调度处，以备事故处理时，迅速联系，及时处理。

3.2.1.22 要求各相关单位、相关专业针对事故处理预案，制定更为详细的专业事故处理预案，特别是电气专业应保证在切换厂用电时不发生合环误操作。

3.2.1.23 伊川电力集团各相关单位要加强对所辖设备的巡视和维护，遇有异常、缺陷要及时报告省调，通知相关单位，做好事故预想和处理方案。

3.2.1.24 事故处理时，特别是在倒换厂用电的情况下，必须由电气班长和调度监护。若事故处理领导小组人员到场后，必须征得事故处理领导小组的同意。伊川二铝厂事故处理时也应按此条规定进行。

3.2.1.25 发生事故时，要加强与铝厂之间的协调工作。3.3 应急预案的启动

3.3.1 Ⅰ银吴线跳闸，II银吴线跳闸后失去厂用电且无法短时间内恢复时，当值调度应立即向本应急预案指挥救援小组总指挥、副总指挥进行汇报，由第一副总指挥根据情况，宣布本应急预案的启动、执行。

3.3.2 指挥部宣布应急预案启动后，应立即通知生产技术部（企安部），由该部门的负责人按组织分工进行通知该小组的组长。3.3.3 各分工小组的组长在接到应急预案的启动命令后，应立即通知小组成员，立即进入应急状态，并各就各位，检查所辖范围内的设备是否正常。

3.3.4 全厂停电应急预案启动的条件是：Ⅰ银吴线跳闸，II银吴线同时跳闸，失去厂用电且无法短时间内恢复。3.4 应急预案的应对

3.4.1 公司各级领导、生产系统各部门专工及以上人员、运行调度、班长人员必须掌握本应急预案的启动条件，各岗位人员都应该熟练掌握本应急预案中本专业、本岗位的相关部分。3.4.2 全厂停电事故处理原刚

（1）发生事故时，调度及全体运行人员一定要沉着冷静，正确指挥和操作，坚决杜绝通过220千伏、10千伏、380伏系统造成合环的误操作。

（2）变电站10千伏母线故障，需要充电检查时，腾空母线进行试充电。

（3）系统发生故障时，应优先恢复各厂的厂用电运行。（4）伊川电力集团局部电网发生故障，各单位之间应加强联系，引起的潮流变化情况，应立即汇报调度。应根据情况通知相关单位，并及时汇报二铝调度值班员。3.4.2 全厂停电事故处理预案

(1)、正常运行方式下，两台主变压器运行中任一台跳闸 ⑴当一台主变压器保护动作或任一线路保护动作引起变电站I(II)段母线失压

①立即查看1011（1012）开关是否跳闸，未跳闸的开关立即断开。

②查看变电站10KV母联开关10联1是否联合，若没联合，应查1011（1012）开关确在断开情况下，手动试合母联开关10联1，合不上不得重合。

③检查热轧10KVI、II母线电压是否恢复，若热轧10KVI段（II段）失压，应手动断开1031（1032）开关，合上热轧10KVI、II段母联开关10联2，若合不上，不得再送。

④若热轧10KVI（II）段母线失压引起所带380V PCC1（2、3、4、5）低压段母线东（西）半段失电，应查东（西）半段进线开关确在断开的情况下，试合380V低压段母线母联开关母联1（2、3、4、5），试合不成功不得再送。

（2）正常运行方式下，两台主变压器运行中两台全部跳闸 ①立即查看1011（1012）开关是否跳闸，未跳闸的开关立即断开。

②断开失压母线上所有负荷。

③查#

1、2主变跳闸的原因，若为线路故障引起开关跳闸，应进行巡线，无问题应对#1（#2）主变试送电，正常后试送以下负荷。3.5 生产、生活维持或恢复方案

3.5.1 各部门、各专业生产人员在厂用电事故发生后，在人身安全不受到安全威胁的情况下要坚守岗位，使生产、生活正常进行，并做好恢复工作，防止损坏设备，操作中注意安全。

3.5.2 安全保卫组要布置好人力，做好安全保卫工作。消防保障组要随时准备进行救队工作。

停电事故 篇6

电力是国民经济的支柱, 是社会生活正常运行的基础, 直接关系到国家的安全和社会的稳定。任何一次停电都可能带来巨额的经济损失, 严重影响人们的日常生活, 甚至还会造成人员伤亡并引发严重的社会问题。目前, 随着全球经济的不断发展, 电网的大规模互联己经成为全世界电力系统发展的必然趋势, 这种趋势极大地增加了现代电网的规模 (包括负荷、装机容量的增长、网络规模的扩大、传输能力的提高等) , 使之成为了世界上最复杂的人造网络之一。该复杂网络的形成, 一方面提高了系统的运行效率, 促进了资源的优化配置, 并使其经济性得到改善;另一方面也增加了系统运行的不确定性, 给电网自身的安全稳定运行带来新的挑战, 同时, 系统的扰动将波及范围更广, 事故的后果更加严重。近年来, 国内外发生了多起重大停电事故, 造成了巨大经济损失, 保证大规模互联电网的安全、稳定和经济运行是一个重大而迫切的问题, 必须作为一个重大的战略问题来解决。

2 对电网大面积停电事故研究的必要性

N E R C (北美电力可靠性协会) 对1984～2000年间电力事故的统计表明, 有46次停电规模超过了1000M W, 平均每4个月发生一次, 影响超过50万户的供电。表1中列举了近年来国内外所发生的大面积停电的原因及所造成的损失。通过对表1中的分析, 我们发现:世界上多个国家的电力系统相继出现过大范围停电事故, 大面积停电的次数、规模以及所影响的人口和造成的经济损失是呈上升趋势的。

大停电事故让我们认识到, 电能已经成为社会生活中不可或缺的基本要素。现代电力系统的实时性、与其复杂性伴生而至的脆弱性、电力事故后果的恶劣性, 都使得对电力系统可靠性和安全性的要求达到了一个空前高度。

虽然大停电事故发生的具体原因不同, 但是都严重挑战了传统的电力系统故障安全管理模式和故障处置能力。目前, 对电网大面积停电的研究吸引了国内外越来越多学者的关注, 他们也进行了一些有益的探索并取得了一定的成果, 但总体来说, 在大停电预防方面的研究较为成熟, 在大停电分析模型和大停电应急管理方面的研究尚处于起步阶段, 还未建立起实用的理论体系和分析方法, 有必要对其进行进一步地研究和探索。

对大电网故障的研究, 人们往往从自然环境因素、设备缺陷、人为操作失误、保护误跳等具体因素来分析事故发生的根源, 很少从电网的整体特性去着手分析故障传播的机理。传统的安全分析方法过分注重各元件的个体动态特性, 在深入分析电力系统连锁反应事故和大停电机理等系统动态行为方面已经暴露出明显的局限性, 很难揭示系统整体的动态行为特征。而且随着电力系统规模的不断扩大, 网络节点数目的不断增加, 传统的安全分析方法在计算能力和计算精度方面的局限性也越来越明显。因此, 迫切需要创新出一种新的系统分析方法来研究复杂电力系统的动态行为。

3 用自组织临界理论研究分析大电网停电事故

3.1 自组织临界理论的来源

近年来, 研究复杂系统和系统复杂性的复杂性科学 (complexity science) 作为一门新兴的交叉学科, 受到了国内外学者的广泛关注。系统的复杂性主要表现为系统组成成分的多要素性、结构的多层次性、状态变量的多维性、演化发展的多方向性以及有序进化的多规律性等几个方面。现代电力系统也已呈现出以上系统复杂性的基本特征, 复杂性科学为复杂电力系统的研究提供了理论基础。对于电网发生连锁性大停电事故机理的研究, 因其前沿性、交叉性、重要性和挑战性, 已成为当前电力系统的一个热点领域。

现实的大停电事故往往是从系统中某一元件的故障开始, 由于控制措施不当或不及时、电网结构不合理、继电保护装置误动或拒动, 或者上述诸多原因的综合作用, 该元件故障可能引发一系列的元件故障, 这种连锁性故障的迅速传播最终导致了电网的大面积停电。

停电事故的形成过程就是电力系统中各元件相互作用的非线性过程, 当电力系统处于临界状态时, 外界的细微扰动将导致停电事故的发生。因此, 可以应用复杂性科学的相关理论和方法对电力系统的停电事故进行分析。

自然界存在着一类耗散动力系统, 通过自组织过程自发地演化到一种临界状态, 在此状态下, 微小的扰动将触发连锁反应并导致灾变。1987年美国国家实验室的巴克 (Bak) 等人提出了自组织临界 (self2organized criticality, SOC) 的概念来说明时空耗散动力系统的上述动力学行为。这种复杂耗散动力系统的大量组元间存在的竞争与合作等相互作用使系统向临界状态演化, 在临界状态下, 小事件能引起连锁反应事故, 并对系统中的部分组元产生影响, 可能会出现遍及整体的连锁反应, 反应的规模与频率满足幂率关系。

自组织临界理论曾被广泛应用于解释诸如地震、森林火灾等灾变问题中。最近, 研究人员发现, 发生在一般电力网络上的级联也表现出自组织临界的主要特征, 同时, 他们还发现, 等待时间, 即两次相邻停电事件的间隔也是服从幂律分布的, 因此该理论有望给予大停电事故一个可能的解释。事实上, 如果把负荷的过载导致故障看作某个局域的沙粒数达到了崩塌阈值, 而把应急工作人员切换电路以及其它电站与输电线路的负载分流看作是崩塌的沙粒向周围扩散, 那么电力网络的级联故障与沙堆模型具有惊人的相似之处。国内外研究人员研究表明, 停电规模分布都近似地服从幂律分布, 说明电力网络可能处在自组织临界状态。这表明:停电的规模与频率并不是人们以前所认为的负指数关系, 而是幂律关系, 而且, 两次相邻停电事件的间隔也服从幂率分布。

3.2 自组织者临界理论的定义

能形象化地说明“自组织临界”基本概念的是沙堆模型。美国国际商用机器公司 (IBM) 的技术人员设计了一种装置, 使沙子一次一粒、缓慢而均匀地坠落到一个平板上。最初, 沙粒仅停留在坠落位置附近, 但不久沙粒就停留在其它沙粒的上面形成一个缓坡的沙堆, 沙堆某处的坡度过陡时, 沙粒将发生滑坡, 引起小雪崩;随着沙粒的增加, 沙堆的坡度变陡, 雪崩的平均规模也增加, 一些沙粒开始落到圆盘以外;当添加到沙堆上的沙粒与落到平板外的沙粒的数量在总体上达到平衡时, 沙堆就停止增长, 此时沙堆系统达到临界状态;向处于临界状态的沙堆加入沙粒时, 新加的沙粒可能引起不同规模的雪崩, 随着更多沙粒的坠落和沙堆坡角的变大而达到临界安定角时, 崩塌的平均规模也随之增大。从原则上讲, 当一粒沙坠落到呈临界状态的沙堆上时, 将触发任意规模的崩塌, 直至发生灾变事件。崩塌的动力学机制是一种“连锁反应” (chain reactions) 或“分支过程” (branch processes) , 无论初始的沙堆还是处于次临界状态 (沙堆坡角小于安定角) 或超临界状态 (沙堆坡角大于安定角) 的沙堆, 连锁反应都将使沙粒的积聚和离散取得平衡, 令沙堆保持一定的高度和坡角, 换言之, 次临界沙堆和超临界沙堆都将趋向临界状态, 这种临界状态就是所谓的“自组织临界状态”。之所以称之为“自组织”, 是因为无论初始条件如何, 系统都将自发地趋向临界状态。

3.3 国内外对自组织临界理论的研究

电力系统大停电是系统处于临界状态时, 在微小的扰动下触发连锁反应并导致灾变的过程的一种现象, 因此, 自组织临界的概念可望成为用来揭示包括大停电现象在内的复杂电力系统整体行为特征的有效工具之一。在自组织临界状态下, 一个小事件会引发一个大事件乃至突变。自组织临界理论的基本立场是, 认为电力系统总是处于持续的非平衡状态, 由于系统内部和外部诸多要素之间的相互作用, 它们可以组织成为一种临界稳定的状态, 即临界状态。如果将电力系统向临界状态演化的过程与沙堆模型的形成过程进行类比, 那么就可将电力负荷的增长类似于沙堆模型中坠落的沙子, 负荷增长到一定水平时, 会使电力系统进入临界状态, 正如沙堆某处坡度过陡后沙粒发生滑坡、引起大小不等的雪崩一样, 进入临界状态的电力系统在负荷继续增长的过程中, 一定会发生规模不等的停电事故。在物理学 (平衡统计力学) 中, 临界点是系统行为或结构发生急剧变化的地方, 而对于电力系统而言, 其临界点, 即指大停电前的系统状态。

根据对北美电力可靠性协会提供的北美地区从198 4年到19 9 9年的大停电事故数据统计的分析, 美国学者Dobson和CaⅡeras等学者得到的大停电事故的发生概率与规模之间的概率分布 (分析和推导略) 服从幂指数律, 证明了电网具有自组织者临界的特性。

国内, 一些学者对国内多个电网的停电事故的损失负荷数与频度的关系进行了分析, 经计算研究表明, 停电事故的自组织临界特性是客观存在的, 通过在同一标度-频度下的比较还发现, 东北与西北电网的幂律值相近, 华中与南方电网的幂律值相近, 这说明了电网向临界状态演化的过程有相似之处, 都符合幂率关系。

4 结论

研究电网事故机理, 其最终目的是为了寻找减少和预防事故的方法及途径。以往, 在这方面的研究中, 大多是从自然环境因素、设备缺陷、人为操作失误、保护错误等方面来分析事故发生的原因并提出相应的措施。现在, 电网具有自组织临界特性的提出, 为我们寻找电网事故的整体行为特征提供了一个有效的工具, 其向自临界状态演化的过程, 可与沙堆模型的形成过程进行类比。这一过程必然导致系统趋向临界状态, 当系统处于临界状态时, 在微小的扰动下就有可能触发连锁反应并导致大停电的发生。因此, 要减少和预防大停电事故的发生, 可以从寻找阻止系统趋向于临界状态的作用力这一途径出发。这一作用力涵盖了电力系统的继电保护装置、安全自动化装置、电网的规划建设、系统中各种设备之间的相互作用、操作运行人员与设备之间的相互作用以及自然环境、社会经济等多方面的因素。这就需要利用复杂性科学的理论建立一个从定性到定量综合集成的方法来进行分析和研究。

参考文献

[1]卢卫星, 舒印彪.美国西部电力系统1996年8月10日大停电事故.电网技术, 1996, 20 (9) :40-42.

[2]中电联.电力系统受低温雨雪冰冻灾害影响情况报告.2008年3月19日.

[3]赵炜炜.电网大停电分析模型及预防应急体系研究.华北电力大学, 2009.

[4]尚敬福.大面积停电应急关键理论及技术研究.华北电力大学, 2009.

停电事故 篇7

此次停电规模堪称人类历史上最严重的事件之一, 造成的损失和代价不可估量, 暴露出印度电网在管理、体制和网架结构等方面的诸多问题。同时, 作为发展中的人口大国、能源需求大国, 中国在电力供应上与印度有着非常相似的地方, 有许多值得我们深思的经验和教训。因此本文将从大停电地区电力系统自身特点入手, 介绍并分析事故的起因及发展, 并结合我国电力系统发展的特点和趋势, 总结对我国电力建设及运行具有借鉴意义的经验与启示。

1 停电事件发展的经过

1.1 印度电力系统简介

印度是联邦制国家, 各邦相对独立。各邦独立性和自主权很大, 各邦电力公司与国家电网公司是两个平等法律主体。印度国家电网公司下辖五个区域电网, 即东部、北部、东北部、西部和南部区域电网。印度输电线路的电压等级主要有765k V、400k V、220k V、132k V交流和±500k V直流, 其中主网架由400k V交流线路构成。北部、西部、东部以及东北部电网组成NEW电网, NEW电网之间采用高压交流输电实现同步联网运行, 并与南部电网通过直流输电实现异步互联。

印度的能源资源分布、电网结构分布与我国非常相似, 以煤炭和水力为主, 火电约占总装机容量的66.3%, 水电约占19.2%, 核电和其他可再生能源分别占2.4%和12.1%, 远远不能满足用户需求。据官方披露, 在“7.30”大停电事故前, 电力缺口约在8%左右。用电高峰时段电力供应缺口大约是发电量的12%, 40%印度人民受到缺电影响。

1.2 事故的起因及发展经过

事故前西部电网通过联络线400k V向北部电网送电1050MW, 线路严重过载, 距离Ⅲ段保护动作, 线路断开。西部电网与北部电网仅通过一条线路相连, 再通过400/220k V变压器向北部电网输送。之后电网功角摆动导致北部电网与400/220变压器直接相连的两条220k V线路断开, 至此西部电网终止向北部电网供电。西部-北部电网直接联络线断开后, 西部电网通过东部电网向北部迂回送电线路潮流大幅增加, 东部电网的400k V双回线路因重载保护动作跳开。北部电网功角失稳, 东部电网与北部电网间的400k V交流联络线相继跳开。北部电网的功率缺额高达5800MW, 电网频率大幅下跌, 紧急控制措施效果不明显, 导致北部电网崩溃。随后, 东部电网内部及北部-东部电网联络断面线路保护动作, 导致超过50条线路跳闸, 最终导致北部电网与东部电网解列。

2 事故分析

据相关资料分析, 引起印度两起大停电事故的原因主要有以下几方面:

1) 电网结构不合理。印度国家电网 (含各区域电网) 主网架薄弱, 输电能力不足, 安全水平不高。印度南部电网与相邻电网采用直流异步联网, 其余4个区域电网之间以交直流混联方式组成同步大联网。

2) 电力短缺现象严重。截至2012年3月底, 印度发电装机容量为

2.0 3 亿千瓦, 约相当于中国的1/5。据2011年印度政府发布的统计数据, 印度25%的人口仍没有电用。即使是在首都新德里也经常拉闸限电。

3) 调度体制不顺, 执行力不强。资料显示, 7月31日大停电事故前一段时间内电网频率低于48.8赫兹时, 北方邦、哈里亚纳邦、旁遮普邦和拉贾斯坦邦仍有违反国家和区域调度中心指令、继续透支用电的行为, 北方区域电网调度和四个邦级调度都没有及时控制负荷, 导致用电失控、潮流失控和电网安全失控。

4) 主要依赖传统能源。目前, 印度全国发电总量的65%主要靠传统能源, 即煤炭、石油、天然气等。另外还有19%来自水力发电, 2%来自于核能, 12%来自于其他可再生资源。然而, 目前印度煤炭的产量不足, 四分之三的石油依靠进口, 天然气勘探表现不佳。

3 事故对我国电力工业发展的启示

1) 把保证电网安全作为重中之重。这次印度停电事故中各个邦为了片面满足电力供应, 牺牲了电网整体安全。电力工业是国家基础产业, 电力安全是能源安全与国家安全的重要组成部分。我国经济发展水平相对更高, 社会对电力的依赖性更强, 一旦发生大面积停电则影响更为严重。要从能源安全和国家安全的高度审视大电网安全稳定问题, 统筹兼顾电网的经济环保等其他特性要求, 正确处理安全、质量、速度和效益的关系, 保证不发生大面积停电事故。

2) 必须坚持电网统一规划、统一建设、统一调度、统一管理。这次印度大停电事故的原因之一, 就是在处理过程中协调环节过多, 局部事故得不到及时控制, 最终发展成为大面积停电。

3) 必须严格要求安全基础管理和细节控制。电力系统是一个复杂庞大的系统, 发、输、变、配、用环节多、元件多, 任何一条线路、主变、机组甚至元器件故障, 发生人员误操作、保护误动作, 都可能引发大的电网事故。以往的大面积停电事故, 追根溯源都能发现安全管理存在薄弱环节和漏洞、继电保护等安全稳定装置不正确动作造成事故扩大等原始因素。

4) 要进一步完善社会应急处理机制。各级政府有关部门应以本次印度大停电为参照, 对社会应急处理机制进行深入的检查、调整, 周密部署、加强演练, 确保在紧急情况下维护好社会秩序;进一步加强对公众的应急教育, 增强公众自助自救意识;保证在电网发生故障时, 迅速准确地判断事故情况, 及时启动重大电网事故应急处理预案, 确保剩余系统运行, 避免事故的进一步扩大, 保障电网快速恢复。

4 结论

电力系统一旦发生大停电事故, 将会造成巨大的经济损失和不良的社会影响。本文在分析了“7.30印度大停电”整个事件的过程及其深层原因, 并针对我国电力工业的发展给出了提出了相关建议。我国电网目前正处于发展的关键时期, 我们有必要充分吸取这次印度大面积停电事故的经验教训, 引以为戒, 并进一步加强对我国互联电网的全方位深入研究, 采取必要的措施, 以确保全国互联大电网的安全稳定运行。

摘要：2012年7月30日和31日, 印度连续发生了两次大停电, 是迄今为止全球规模最大的停电事故, 造成了巨大的社会影响和经济损失。为了确保电力系安全运行, 防止类似事故再次发生已经成为电力部门乃至全社会关注的焦点。本文详细介绍了印度大面积停电事故发生的起因与经过, 并从客观条件分析了印度电网存在的安全隐患, 即事故发生的根本原因。最后, 结合我国电网实际情况, 提出防止大停电事故发生的建议。

停电事故 篇8

2002年9月17日, 220 k V电网某变电站内发生故障, 造成全站失压, 使某电厂与系统失去联络。同时使该厂1#发电机定子匝间保护误动作, 将1#机切除, 2#发电机由于主汽母管压力骤增, 及系统的冲击, 造成超速保护动作切机, 从而使得该厂全厂停电。本文, 笔者通过对停电事故的分析, 找到了设备存在的缺陷, 针对这些缺陷, 进行认真的分析找到了问题的根源, 并采取了一定的措施, 取得了良好的效果。

一、事故经过

2002年9月17日18时50分, 受系统冲击, 1#发电机跳闸, 热111开关, 灭磁开关, 611、621开关跳闸, 601、602开关未联动, 6k V1、2段, 380 V工作1、2段, 380 V公用1、2段失压, 保安411开关跳闸, 保安401开关联动合闸正常, 同时有柴油发电机启动正常信号。发电机无功瞬间打满档。立盘有下列信号:发变组保护B柜电源故障, 断水, 匝间, 主汽门关闭, 发电机保护动作, 励磁系统跳闸, 掉牌未复归, 故障录波器动作, 1、2组直流母线故障, UPS有综合故障, 电池运行信号。厂用立盘有:6 k V1、2段电压回路断线, 6 k V1、2段分支PT电压回路断线, 380 V工作1、2段, 380 V公用1、2段电压回路断线。6 k V、380 V所有表计指示为零。保护间检查, 保护A柜有:发电机定子匝间保护出口。2#发电机跳闸, 跳闸前无功瞬间升至137 MVAR, 热112开关跳闸, 灭磁开关跳闸, 6 k V3、4段失压, 快切装置未联动, 工作3、4段电压为零, 保安421开关跳闸, 402开关联动合闸正常, UPS有市电故障, 异常运行, 综合故障, 电池运行信号, 电池充电故障。发电机信号屏有:发变组保护B柜逆功率, 发电机轻瓦斯, 主汽门关闭, 发电机电压低, 热工跳闸, 保护异常, 断水, 发变组保护B柜电源故障, 励磁系统1#、2#整流装置故障, 励磁系统故障。110 k V母线失压, 1、2热陡线 (联络线) 跳闸, 紧接着热111, 热112开关跳闸, 检查1热陡线路保护屏显示距离2段动作, 距离1.9 km, 2热陡线路保护屏显示光纤纵差保护动作, 距离1.9 km。同时, 其他线路所有表计均指示为零, 开关控制把手红灯亮, 另110 k V1、2故障录波器启动, 并有110 k V1、2组计量回路交流消失, 110k V1、2组母线YH断线。

事故处理过程如下, 检查柴油发电机运行正常, 断开6k V1-4段所有未跳闸开关。断开110 k V所有未跳闸开关, 联系调度利用备用联络线1热同向110 k V南母线充电, 正常后合上启备变开关 (接于南母线) , 向厂用各高压母线送电, 然后逐一恢复低压厂用电, 投入110 k V母联开关充电保护, 合热110开关向北母线充电, 正常后同期合上2热同开关。然后恢复110 k V其他馈线送电。同时, 全面检查1#、2#发电机未发现异常, 分别摇测绝缘正常, 检查1#、2#发电机本体瓦斯继电器 (某电厂两台发电机定子均为油冷却) 未放出气, 通知检修测量1#发电机各相绕组直流电阻正常, 联系调度得知某变电站发生故障, 初步判定为1#发电机匝间保护误动作, 2#发电机经查为汽机超速保护动作跳闸。2002年9月18日1时20分1#发电机组零起升压正常自动同期并入系统, 随后2#发电机组并入系统。

二、原因分析及对策

某变电站的失压是事故的直接起因, 事故前1#、2#发电机负荷总计210 MW, 1、2热陡线向系统外送约80 MW左右, 其余均送向周边负荷, 1、2热陡线突然跳闸使某电厂与系统失去联络, 成为孤立小电网运行, 由于汽轮机调速系统的迟滞性和一次调频作用的有限性使系统周波持续居高 (故障录波器记录最高达52.97 Hz) , 2#发电机随即超速跳闸, 同时1#发电机匝间保护误动跳闸, 从而造成了全厂停电事故的发生。

1. 与系统联络的薄弱性以及汽轮机调速系统的特性是发生事故的主要原因。

先天的条件决定了某电厂与系统联络的薄弱性, 而后天汽轮机调速系统的不足也使事故的发生成为了必然。某电厂是热电厂, 在冬季供暖期, 大量热用户的增加使两台机所带的电负荷也随之大量增加, 每年的11月至次年的3月, 每天两台机总负荷均在260 MW以上, 而地方电负荷 (110 k V6回直配线) 又比较小 (最大110 MW) , 大量的电负荷要通过热陡线 (联络线) 外送至系统主网, 此时若联络线突然跳闸使电厂成为小系统运行, 对汽轮机的调速系统将是一次严峻的考验。这次的全厂停电事故的起因就是变电站故障两条联络线突然跳闸, 事故时的冲击使1#、2#机的定子电流瞬间达到了1.1倍的额定值, 由于汽机调速系统的迟滞性使联络线跳闸后系统周波达到了53 Hz, 超速保护随即动作切机。针对调速系统的这种特点, 以及此次事故的经验教训, 对2#机的调速系统进行了改造, 在汽机ETS中加入负荷快卸功能, 当汽轮机转速超过3 180 r/min及周波超过53 Hz时, ETS发出指令快速减负荷至100 MW, 通过模拟试验可以较好地满足现场运行的要求, 从而有效制止了类似事故时汽轮机超速保护动作切机以至于全厂停电事故的发生。

2. 1#发电机定子匝间保护参数设置不合理, 外部发生故障误动切机是此次事故的另一主要原因。

1#, 2#发电机的保护采用的是南京自动化设备总厂生产的GZFB-JC型发变组成套保护装置, 该套装置是集成电路型的。其中的发电机定子匝间保护是负序功率方向闭锁纵向基波零序过电压原理构成的。保护装置的基本原理为发电机机端PT高压侧中性点与发电机中性点相连且不接地, 当发生单相匝间短路时, 发电机端电压三相不再平衡, 在互感器二次绕组开口三角形侧输出3U0=UA+UB+UC, 发电机发生内部短路, 使三相对中性点电压不平衡, 就一定会出现纵向基波零序电压3Uo, 当一相机端对中性点N金属性短路, 则3U0=100 V, 该保护动作判据为3U0>e, e为3U0保护的阙值, 一般初选为1~2 V。负序方向元件P2用来判定故障发生在发电机内部还是在外部系统中, 即依靠P2元件防止外部断路时3U0保护的误动作, P2元件采用动合触点, 与3U0元件组成“与门”输出, P2方向为由发电机流出时动合触点闭合动作。

发电机正常运行中, 互感器PT的不平衡基波零序电压3U`0.unb.1很小, 但可能有较大的三次谐波3U`0.unb.3。为降低e阙值和提高灵敏度, 在保护装置中增加三次谐波阻波功能。注意到3U`0.unb.1和3U`0.unb.3为发电机正常运行时PT不平衡零序电压的基波和三次谐波大小。为避免在外部短路时有可能3U0>e阙值, 而引起误动作通常采用增大动作电压的方法。

全厂停电事故发生后, 对发电机匝间保护进行了仔细的检查, 发现零序过压继电器动作整定值为1 V, 翻查发电机调试记录知道厂家建议设初始值为1 V, 进行外部短路试验后根据实际再进行定值设置。由于调试人员的疏忽忘记了定值的重新设置, 以至于某变发生短路故障定子匝间保护零序过压继电器动作 (后经模拟发变组外部短路试验重新设定零序电压继电器定值为3 V) 。

匝间保护纵向基波零序电压还受负序功率方向元件的闭锁, 零序电压继电器动作后如果负序功率方向元件不动保护仍然不会出口。所以负序功率方向元件肯定也存在问题。分析负序功率方向元件的构成原理, 发电机三相定子绕组的相间短路、匝间短路以及分支开焊故障, 均为不对称故障, 发电机机端将有负序电压和电流, 并有负序功率由发电机流出, 大型发电机机端引线均用分相封闭母线, 不可能发生三相对称短路。当高压系统发生不对称短路、非对称运行或负荷三相不对称时, 发电机机端也出现负序电压和电流, 但负序功率必由系统流向发电机。因此负序功率的流向 (检测点在机端) 是发电机是否发生不对称故障的显著特征。从发电机端测量三相电压和电流, 经模拟式负序电压和负序电流虑过器, 获取负序分量 (电压和电流) , 并由此计算负序功率, 确定其正负, 这样构成的全相式负序方向保护, 经试验证明极易误动。其原因主要是模拟式负序滤过器在暂态过程和频率偏移工频时有不平衡输出, 因为模拟式滤过器由惯性元件或等组成, 这些元件是按工频50 Hz稳态条件下、三相正序输入, 保证无输出而确定其参数的。由于负序方向保护是发电机匝间保护的快速主要闭锁元件, 在外部系统发生对称或不对称的暂态过程中, 或者, 在系统发生单相短路的单相跳闸、单相重合于永久故障点而三相跳闸的全过程中可能发生频率偏移50 Hz, 再如某电厂的这种情况外部短路同时系统周波高于50 Hz, 这些都将使负序滤过器有不平衡输出U2.unb和I2.unb, 其U2.unb和I2.unb的大小和相位有随机性, 由它们导出的P2.unb可能呈现从发电机流出的特征, 极易造成误动。鉴于这种情况, 事故发生后对定子匝间保护的动作时限做了改动, 由原来的0 s改为0.5 s, 目的主要是考虑到发电机外部发生短路同时周波高于50 Hz的情况极少出现, 就算出现时间也极短不会超过0.5 s。

由此可见, 发电机匝间保护的误动有两点原因:其一零序电压继电器整定值过低, 其二负序功率方向元件在外部不对称短路同时周波高的情况下误动。两者同时出现造成了保护的误动切机。

三、暴露出的问题

1. UPS蓄电池放电时间过短。

UPS是不停电电源的简称, 主要供热控保护、自动装置、故障录波器等重要负荷的用电。全厂停电后交流电源失去, 只能靠其本身的蓄电池放电逆变供电, 某电厂1#、2#机的UPS蓄电池均采用高质量的免维护蓄电池, 长期以来电池一直处于浮充电或短时过渡性放电状态, 全厂停电后, 原来设计UPS供电30 min的蓄电池仅放电了10 min便中断了供电, 给事故处理带来了极大的不便。免维护蓄电池其实不是真正意义上的免维护, 只是维护的工作量小些而已, 大多数人对此都产生了不应该地误解。对它的维护必须按照厂家说明书进行正常维护, 以保证蓄电池始终处于良好的工作状态。特别要注意定期进行核对性充放电试验, 校核蓄电池的容量, 发现容量不足, 及时更换。应认识到, 蓄电池在浮充电状态下, 电压比较高并不一定说明蓄电池的状态良好。事故发生后, 对UPS蓄电池进行了更换, 并制定了定期核对性充放电试验制度。

2. 直流系统设备选型不合理。

全厂停电后, 两组直流系统可控硅充电器均自动跳闸, 原来处于浮充状态的两组蓄电池转入放电状态, 大容量的直流负荷 (如直流油泵) 自动启动加入运行, 大电流的放电使直流母线电压迅速下降, 接于保安电源的备用充电器的容量不足以带动两组母线运行, 无法同时弥补两组母线的电压损失, 如果厂用电长时间不能恢复, 势必影响各直流负荷的正常供电。

事故发生后, 针对这种情况, 对备用充电器的容量进行了扩充, 以使其能在事故状态下带两组直流母线正常运行。

四、结论

对汽轮机调速系统的改造使机组在应变与系统解列周波突然增高的紧急情况有了很强的能力。

停电事故 篇9

1 避免变电站出现全站停电事故的主要措施

1.1 采取变电站一次设备的完善措施

枢纽变电站一般有3条以上输电通道, 在变电站站内一些母线或输电通道检修条件下, 一般故障时很少造成变电站全面停电现象;要满足变电站设备的短路容量。根据相关标准进行开关机械设备选型, 对于不符合标准的开关设备、电气、元件要进行技术措施。

1.2 避免直流系统故障导致变电站全面停电的措施

枢纽变电站直流系统要根据设备检修时的状况, 使用两组蓄电池、三台充电机。直流母线要分段运行, 每组蓄电池和充电机要分别接在一段直流母线上, 每段母线分别用独立的蓄电池组供电, 要在两段直流母线之间设置联络断路器, 在运行过程中该断路器处在断开位置, 第三台充电装置, 即备用充电装置可处于两段母线之间切换, 在工作充电装置在运行退出时, 可手动投入此充电装置。

避免直流系统故障导致变电站全面停电, 要加强直流熔断器管理, 应按有关规定分级配置。要选择质量合格的产品, 避免由于直流熔断器熔断而扩大事故;应认真进行直流专用空气断路器的分级配置管理, 避免扣导致事故扩大。保护装置要使用直流专用空气断路器;要科学进行蓄电池组的运行维护管理, 避免运行环境温度过高或过低导致蓄电池组损坏。

1.3 避免继电保护误动导致变电站的停电的措施

主要线路和设备要按照双重化配置互相独立保护的要求。传输两套独立的主保护通道对应的电力通信设备也要是两套完整独立、不同路由的系统, 通信监控监测信息应被采集汇总到上级通信机构的通信监控主站系统;各类保护装置接在电流互感器二次绕组时, 一方面, 应消除保护死区, 另一方面应尽量减轻电流互感器故障时造成的影响。继电保护和安全自动装置要选择使用抗干扰能力符合相关规程规定的产品, 还要采取有效的抗干扰措施, 避免继电保护及安全自动装置在电磁的干扰下导致枢纽变电站全面停电。

1.4 避免母线故障导致变电站全面停电的措施

双母线接线的变电站, 在一条母线停电检修和重新送电时, 一定要采取各种安全措施。对事故跳闸停电的母线进行试送电时, 要优先考虑用外来电源送电, 对枢纽变电站支柱绝缘子, 尤其是母线支柱、隔离开关支柱等绝缘子全面检查, 避免绝缘子开裂造成母线事故。

1.5 避免操作失误导致变电站全面停电

操作技术人员要认真执行相关规程和规定;在操作前应仔细核对接线方式, 检查设备运行状况。强化防误闭锁装置的运行和维护和管理, 保证防误闭锁装置正常运行, 防闭锁装置的电脑钥匙要符合相关规定进行管理;倒闸操作要防止用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空母线, 避免出现谐振过电压。

2 几起变电站停电事故的分析与启示

2.1 2001年9月某公司变电站停电事故分析

该公司变电站是一个110k V电压等级的变电站;安装两台25000k VA有载调压变压器, 即安装容量为50000k VA变配电站。110k V配电装置由7个SF6气体绝缘电器 (GIS) 间隔组成。两回110k V电源从鹅毛岭变电站不同的两段母线, 经架空线引入。一条线称鹅化线 (110k VⅡ回线) , 为专供线;另一条线 (110k VⅠ回线) ;因Ⅰ回线是老线路, 截面小, 上面又挂有多个用户, 可靠性较低。仅将110k VⅠ回线做为备用电源线。

事故责任是回路有严重的漏电, 使加在跳闸线圈两端的电压达到了动作值, 使其动作;这是某断路器跳闸原因。事故是电气二次回路故障引起的, 属于设备事故。但与企业管理空位, 管理不严, 管理上有空白是分不开的。在事故出现前, 因长时间的暴雨和阴湿天气, 湿度较高。而企业未及时采取烘干措施, 以提高电气设备元件和而次线路绝缘;事故分析表明:这不仅是设备事故, 也有管理方面的因素。

2.2 2008年5月某变电站停电事故调查分析

北京某220k V变电站出现停电事故, 导致多处重要用户无法正常用电。事故发生后第一时间组织调查组对该事故进行调查。事故调查技术组从事故设备的基本情况、外观检查、解体分析及相关变电站继电保护动作情况等各方面进行详细分析, 发现是高压开关设备关键环节安装失误造成的停电事故。高压开关设备是重要控制设备和保护设备, 也是复杂的电气设备, 其安装、运行和维护各环节均要严格控制。进行事故调查情况, 找到事故的原因, 采取整改措施, 汲取教训, 避免同类事故再次发生。本次事故点出现在电缆终端气室内GIS本体与电缆终端的连接处, 事故系现场安装不当所致。该型号GIS设备在连接处采用滑动触头结构且只能在现场安装, 安装失误造成滑动触头与连接导体接触不良而导致的故障。现场安装是确保高压开关设备整机整体性能的重要环节, 对此提出改进措施:一是安装阶段对电缆与GIS的连接处进行回路电阻测量;二是有条件时对电缆与GIS的连接处进行局部放电测量;三是把GIS与电缆终端连接的装配工艺作为重点, 制订和执行现场安装工艺, 对滑动触头装配进行质量控制。

2.3 2005年9月某电力公司变电站停电事故的分析与防范

某电力公司110KV变电站发生因35KV线路接地故障处理不当造成的全站停电事故, 导致该站RTU及一台110KV开关端子箱烧坏。事故发生后企业对事故进行了调查, 对事故原因进行了分析:110KV变电站306线路断线接地是事故发生的起因;故障查找不细是事故出现的人为原因;调度违规多次对故障线路试送电是事故发生的又一原因;设备老化是事故发生的客观原因。

这次事故揭示了职工责任心不强, 业务素质低, 运行设备检查维护工作不到位、运行外部环境差等问题。从事故中吸取教训, 应采取以下防范措施:一要加强技术人员培训, 提高业务技术素质及安全意识, 增强员工特别是技术人员的责任意识。二要认真执行电力行业工作规程和电力行业技术标准, 执行电力设施年度检修和定期试验制度, 做好设备调试工作, 消除安全隐患。三要建立健全事故应急处理预案, 并组织相关人员进行相应演练, 提高事故处理快速反应能力和事故救援处置能力。四要健全完善故障、事故汇报制度, 变电运行人员要准确执行操作命令, 在事故处理过程中一定要及时、准确汇报, 保证调度人员正确指挥。

参考文献

[1]李刚.总变电站停电事故原因分析, 科技资讯, 2010.

[2]廖学军.变电站停电事故的分析与防范, 沿海企业与科技, 2006.

[3]袁大陆等."3.21"北京电网220kV草桥变电站停电事故调查分析.电网技术, 2008.

停电事故 篇10

关键词：备用电源,备用电源自动投入装置,功能扩展

0 引言

近年来,某地区电网曾出现过几次大面积停电事故,给安全可靠供电和优质服务带来严重影响。虽然,每次事故都有其具体的偶然因素,但是,除了电网结构上的欠缺、运行方式的不合理外,变电站备自投功能的局限性也是未能防止事故发生的原因之一。针对供电区域的具体网络接线,经过全面深入的思考,对传统的备自投装置功能进行扩展,并已应用到实际电网中,本文对此项工作进行全面总结。

1 需要澄清的几个观点

(1)人们普遍认为,在系统中变电站按双变压器配置后出现全站停电的可能性极小。然而,事实证明,这种看法是不全面的。其一,当一台变压器检修或其他特殊运行方式时,若出现主供电源线路或变压器故障,势必造成全站停电;其二,在恶劣气候条件下,超高压母线多处故障时,也会造成超高压变电站的中压系统全部失电,从而引起大面积停电。尽管上述现象极少发生,但由于影响范围太大,也是反事故措施中明确严禁发生的事故。

(2)主供电源线路按双回线路配置后,变电站出现全站停电的可能性小,因而在审核设计方案时取消了备自投装置[1],这也是不妥的。目前,由于线路通道的限制,同杆(塔)架设的双回线路很多,而这种架线方式将会越来越普遍,在恶劣气候、地理条件或人为盗窃塔材时,势必会出现双回线路电源全停的事故,所以应考虑装设备自投装置。

(3)不能只从一个变电站和一条线路的局部去思考线路或变电站失电时的措施,要站在全网(或全厂)的角度考虑较大范围失电时可以应对的措施。这样,才会在电网出现稀有运行方式的停电事故时,依靠全网自动装置的配合动作,尽可能地减小事故停电范围,自然也减小了停电对用户造成的经济损失及社会影响。

2 备自投装置功能的扩展

除保留原有备自投装置的基本功能(线路、分段备自投等)外,进行了3个方面的功能扩展。

2.1 双回路电源变电站的备自投功能

常规的备自投方式只考虑了单一线路供电的接线方式,对正常双回路供电的变电站,要实现备用电源自投,在动作判据上,需相应增加一条线路的判据条件及跳闸出口回路,但仍可以保留双回路供电两条线路互为备用的备自投方式。这里只对正常双回路供电方式的备自投给予说明。该类型变电站简化接线示意图见图1。

(1)正常运行方式:线路1和线路2正常双回路供电,1DL、2DL开关合,线路3为备用电源,4DL热备用。

(2)备自投装置充电条件:1) 1DL、2DL、3DL在合后位置,4DL热备用;2) U1、U2有电压,UX1、UX2有电压或I1、I2有电流;3)UX3有电压;装置经15 s后充电完成。

(3)备自投装置放电条件:1) 1DL、2DL、3DL任一开关在分位,4DL合位;2)U1、U2任一无电压,UX1、UX2任一无电压或I1、I2任一无电流,UX3无电压;3)手跳1DL、2DL或3DL;4)其他外部闭锁条件(含装置退出运行等)。

(4)备自投动作条件及过程(充电已完成):U1、U2均无电压,I1、I2均无电流,UX3有电压,延时跳开1DL和2DL,确认1DL和2DL均跳开后,合4DL。

2.2 备自投的远方投切功能

目前,安装普通备自投装置,一条110 kV线路只能作为线路两端其中一个变电站的备用电源,另一端的变电站无法利用该线路作为备用电源。为了使一条线路能同时作为线路两端变电站的备用电源,更大地发挥备用电源线路的作用,可借助于电力系统已大量敷设的光纤通道,在两站间传递和交换信息。备自投远方启动方式的变电站其简化接线示意图见图2。当备用线路开关在乙变电站热备用而甲变电站失电的情况下,备自投先跳开主供电源开关并确认已经跳开后,向乙变电站发出远方启动(求助)信号;乙变电站的备自投装置在收到远方启动信号后,再对该线路电源做进一步的判断,当判断该线路确已无电时,便可以确定该线路无电的原因是由于甲变电站全站失电所引起。由于已收到甲变电站的远方信号,说明甲变电站已经将其主供电源断开,并且本站热备用开关所在母线有电压。此时乙变电站备自投可直接合上热备用开关,实现了本站向对端变电站提供电源,也就是说,一条线路可以同时为线路两端的两个变电站做备用电源。

(1)正常运行方式:甲变电站由线路1供电,线路2带空线路为乙变电站提供备用电源;乙变电站由线路3主供电,5DL、6DL合,线路2为备用电源,4DL热备用。

(2)甲变电站备自投装置的充电条件:1) 1DL、2DL、3DL在合后位置;2)U1、U2有电压,I1有电流,UX2有电压;装置经15 s后充电完成。

(3)甲变电站备自投装置放电条件:1) 1DL、2DL、3DL任一开关分位;2)任一无电压,I1无电流或UX2无电压;3)手跳1DL、2DL或3DL;4)其他外部闭锁条件(含装置退出运行等)。

(4)甲变电站备自投动作条件及过程(充电已完成):U1、U2均无电压,I1无电流,UX2无电压,延时跳开1DL,确认1DL跳开后,发远方求助信号。

(5)乙变电站备自投装置的充电条件:1) 5DL、6DL在合后位置,4DL热备用;2)U3、U4有电压,I4有电流,UX3有电压;装置经15 s后充电完成。

(6)乙变电站备自投装置放电条件:1)5DL、6DL任一开关分位,4DL合位;2) U3、U4任一无电压,I4无电流或UX4无电压;3)手跳5DL、6DL或手合4DL;4)其他外部闭锁条件(含装置退出运行等)。

(7)乙变电站备自投动作条件及过程(充电已完成):U3、U4均有电压,I4有电流,UX4有电压,收到甲变电站远方信号,以小延时合上4DL开关。

2.3 备自投向上一级变电站的反送电功能

对于大型枢纽变电站,所带的110 kV线路很多,由于特殊天气或其他原因造成全站110 kV母线失压,将是电力系统的灾难,如果不快速采取必要的措施,将造成大面积停电事故。利用大型枢纽变电站的失压判别装置,并远方启动下一级变电站(一个或两个)的备自投装置,使之向上一级变电站反送电,将化解危机,有效地防止大面积停电事故的发生。备自投向上一级变电站反送电的接线示意图见图3。

图3中,甲变电站为330 kV区域枢纽变电站;乙变电站为110 kV变电站,备用电源来自乙网;丙变电站为110 kV变电站,备用电源来自丙网。1101、1102开关为330 kV甲变电站的1号、2号主变压器中压侧开关,110 kV正常为双母线并列运行。当运行中双母线全部失压时,甲变电站备自投装置判定110 kVⅠ母、Ⅱ母失去电压,同时1101、1102开关无电流。此时装置首先切除1 101、1 102、1100开关,同时根据线路供电性质及负荷情况联切部分线路负荷。在判定1101、1102、1100开关确已跳开后,装置向下一级乙、丙变电站的备自投装置发出远方召唤信号。此时乙、丙变电站按照远方备自投功能实现向甲变电站反送电的任务,使甲变电站的母线迅速得到电源,避免了全站失压停电事故。运行方式也可以只用乙、丙变电站的其中一个作为备用电源,此时分段开关不跳开,只向一个变电站发出信号即可。

以下仅以一个变电站备用,对动作过程予以说明[2]。

(1)甲变电站正常运行方式:1101、1 102开关合位,分别带110 kVⅠ、Ⅱ段母线;1100开关合位,110 kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行。

(2)甲变电站备自投装置充电条件:1) 1 101、1102开关为合后位置;2) U1、U2有电压,I1或I2有电流;装置经15 s后充电完成。

(3)甲变电站备自投装置放电条件:1) 1101、1 102开关均分位;2) U1、U2均无电压,I1、I2均无电流;3)手跳1101和1102开关;4)其他外部闭锁条件(含装置退出运行等)。

(4)甲变电站备自投动作条件及过程(充电已完成):U1、U2均无电压,I1、I2均无电流,小延时跳开1 101、1102(若两路开关远方备用,应跳开分段开关1100),同时根据方式安排跳开有关线路开关(例如1DL、4DL)。确认1101、1102跳开后,向乙变电站发远方召唤信号。

(5)乙变电站正常运行方式及备自投动作过程和远方备自投的乙变电站相同,此处不在赘述。

需要说明的是,此处所指的下一级变电站并不要求必须是相邻近的110 kV变电站,可以是正常由330 kV变电站供电但具备从另一电源获得备用电源的较远变电站。

3 结语

南瑞继保公司根据我们提出的原理与要求并结合设计方案,制造了改进型的备自投装置,已投入运行一年多,运行状态良好。根据使用情况有以下结论。

(1)信息系统充分利用。利用光纤通信将系统稳定控制装置的负荷联切原理与远方备自投技术结合起来,作为防止区域性大面积停电的反事故措施是实用的、可靠的。

(2)实时供电安全保障。目前,备自投装置只使用在单回线路供电的变电站。随着电网建设的发展,双回线路供电越来越多,为了提高供电可靠性,应在双回线路供电的变电站也装设备自投装置。

(3)备自投装置充分利用。随着通信技术的发展,应将原先只适用于一个变电站的备自投原理,应用在区域网间,进而保证一个区域供电网的供电可靠性。更应建立供电区域网间互为备自投,从而使备自投的应用范围更加广泛,防止区域性大面积停电事故。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编[M].北京:中国电力出版社,2004.