电网典型事故分析电网典型事故分析一一. 事故类型事故类型 1.按原因分类按原因分类 从发生电网事故的原因来看，引发事故的主要因素有：继从发生电网事故的原因来看，引发事故的主要因素有：继电保护、恶劣天气、外力破坏、误操作、质量不良、人员责任电保护、恶劣天气、外力破坏、误操作、质量不良、人员责任及其他原因。及其他原因。 电力系统事故是指由于电力系统设备故障或人员工作失误电力系统事故是指由于电力系统设备故障或人员工作失误而影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。而影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。 2.按责任分类按责任分类 自然灾害、制造质量、外力破坏、运行人员、施工设计、自然灾害、制造质量、外力破坏、运行人员、施工设计、人员责任和其他。据统计，自然灾害人员责任和其他。据统计，自然灾害(雷击、雾闪、覆冰舞动雷击、雾闪、覆冰舞动等等)、人员责任、人员责任(运行人员和其他人员责任运行人员和其他人员责任)、外力破坏和制造质、外力破坏和制造质量依次是事故的主要责任原因。量依次是事故的主要责任原因。 3.按技术分类按技术分类 继电保护、雷击、接地短路、恶性误操作、误碰误动、设继电保护、雷击、接地短路、恶性误操作、误碰误动、设继电保护、雷击、接地短路、恶性误操作、误碰误动、设继电保护、雷击、接地短路、恶性误操作、误碰误动、设备故障和其他。其中，接地短路备故障和其他。其中，接地短路备故障和其他。其中，接地短路备故障和其他。其中，接地短路( (外力破坏、对地放电外力破坏、对地放电外力破坏、对地放电外力破坏、对地放电) )、继电、继电、继电、继电保护保护保护保护( (保护误动、保护拒动、二次回路故障等保护误动、保护拒动、二次回路故障等保护误动、保护拒动、二次回路故障等保护误动、保护拒动、二次回路故障等) )和雷击是构成事和雷击是构成事和雷击是构成事和雷击是构成事故的主要技术原因。故的主要技术原因。故的主要技术原因。故的主要技术原因。 4.按设备分类按设备分类 输电线路、继电保护、其他电器、开关、刀闸、组合电器输电线路、继电保护、其他电器、开关、刀闸、组合电器等。实践表明，输电线路、继电保护依次是造成电网事故的主等。实践表明，输电线路、继电保护依次是造成电网事故的主要设备原因。要设备原因。 5.按范围分类按范围分类 电力系统事故依据事故范围大小可分为两大类，即局部电力系统事故依据事故范围大小可分为两大类，即局部事故和系统事故。事故和系统事故。 局部事故是指系统中个别元件发生故障，使局部地区电局部事故是指系统中个别元件发生故障，使局部地区电压发生变化，用户用电受到影响的事件。压发生变化，用户用电受到影响的事件。 系统事故是指系统内主干联络线路跳闸或失去大电源，系统事故是指系统内主干联络线路跳闸或失去大电源，引起全系统频率、电压急剧变化，造成供电电能数量或质量超引起全系统频率、电压急剧变化，造成供电电能数量或质量超过规定范围，甚至造成系统瓦解或大面积停电的事件。过规定范围，甚至造成系统瓦解或大面积停电的事件。 动态系统的振荡是指系统在遭受扰动时，有关动态系统的振荡是指系统在遭受扰动时，有关物理量所表现出来的一种动态行为。物理量所表现出来的一种动态行为。 二、电网振荡二、电网振荡系统振荡的定义系统振荡的定义 在系统受到小扰动时，它表现为这些物理量在其在系统受到小扰动时，它表现为这些物理量在其稳态运行值附近的周期性变化。稳态运行值附近的周期性变化。 在系统受到大干扰时，它表现为这些物理量由受在系统受到大干扰时，它表现为这些物理量由受扰动前的稳态值向扰动后的稳态值（如果存在的话）扰动前的稳态值向扰动后的稳态值（如果存在的话）过渡过程中的周期性变化。过渡过程中的周期性变化。 电力系统振荡是电力系统在遭受扰动时，有关电气电力系统振荡是电力系统在遭受扰动时，有关电气量（电流、电压、功率）所表现出来的一种周期性变化量（电流、电压、功率）所表现出来的一种周期性变化行为。行为。 在系统受到小扰动时，它表现为这些电气量在其稳在系统受到小扰动时，它表现为这些电气量在其稳态运行值附近的周期性变化。态运行值附近的周期性变化。 在系统受到大干扰时，它表现为这些电气量由受扰在系统受到大干扰时，它表现为这些电气量由受扰动前的稳态值向扰动后的稳态值（如果存在的话）周期动前的稳态值向扰动后的稳态值（如果存在的话）周期性变化。性变化。 电网振荡的定义电网振荡的定义 1.系统振荡的主要危害系统振荡的主要危害 1）.振荡时系统各处电压、电路周期性交变，电器设备的安全振荡时系统各处电压、电路周期性交变，电器设备的安全受到威胁；同时，若振荡剧烈，可能导致系统瓦解，是电网大受到威胁；同时，若振荡剧烈，可能导致系统瓦解，是电网大面积停电，导致巨大的经济损失。面积停电，导致巨大的经济损失。2）.用户用电质量下降，影响工业生产和用户用电。用户用电质量下降，影响工业生产和用户用电。3）.对保护装置的电流、阻抗继电器有影响。对保护装置的电流、阻抗继电器有影响。4）.振荡时电流随时间周期性变化，当达到电流继电器的整定振荡时电流随时间周期性变化，当达到电流继电器的整定值时，电流继电器动作；当电流降低，继电器返回。值时，电流继电器动作；当电流降低，继电器返回。5）.振荡时阻抗继电器测量阻抗也随电压、电流的变化而变化，振荡时阻抗继电器测量阻抗也随电压、电流的变化而变化，当测量的阻抗低于整定值时，阻抗继电器误动；高于整定值，当测量的阻抗低于整定值时，阻抗继电器误动；高于整定值则返回。则返回。 2.系统振荡与短路的区别系统振荡与短路的区别 1）.系统振荡的特点是各电气量（电压、电流、有功、无功等）周系统振荡的特点是各电气量（电压、电流、有功、无功等）周期性、三相对称变化，而短路是各电气量参数是突变的。期性、三相对称变化，而短路是各电气量参数是突变的。2）.振荡时电气参数的变化速度较慢，而短路是变化很快。振荡时电气参数的变化速度较慢，而短路是变化很快。3）.振荡是任一点电压、电流之间相位角随功率角变化，而短路是振荡是任一点电压、电流之间相位角随功率角变化，而短路是的电压、电流之间的角度基本不变。的电压、电流之间的角度基本不变。 3.系统振荡的现象系统振荡的现象 1）.一次系统表计发生周期性波动，照明灯忽明忽暗。一次系统表计发生周期性波动，照明灯忽明忽暗。2）.线路保护收发讯机周期性反复起讯或发讯。线路保护收发讯机周期性反复起讯或发讯。3）.线路阻抗保护发线路阻抗保护发“振荡闭锁振荡闭锁”信号。信号。4）.主变压器发出中期性轰鸣声。主变压器发出中期性轰鸣声。5）.可能导致硅整流装置跳闸。可能导致硅整流装置跳闸。6）.可能导致静补装置跳闸。可能导致静补装置跳闸。4.系统振荡的原因系统振荡的原因 1）.电力系统静稳定性或动稳定性遭到破坏。电力系统静稳定性或动稳定性遭到破坏。2）.系统出现非周期并列。造成失步或发动机失磁等。系统出现非周期并列。造成失步或发动机失磁等。5.提高提高系统稳定性的主要措施系统稳定性的主要措施 1）.提高发电机励磁调节器的性能。提高发电机励磁调节器的性能。2）.发电机加装电力系统稳定器。发电机加装电力系统稳定器。3）.提高几点保护的快速性。提高几点保护的快速性。4）.减小线路阻抗。减小线路阻抗。5）.线路装设串联电容，减小线路阻抗。线路装设串联电容，减小线路阻抗。6）.装设中间补偿设备，如调相机、静补装置等。装设中间补偿设备，如调相机、静补装置等。7）.采用直流输电。采用直流输电。三、系统电压频率降低的异常处理三、系统电压频率降低的异常处理1. 系统频率低的危害系统频率低的危害 1）.影响供电质量。影响供电质量。2）.引起发电机内电势与端电压的下降，减少系统无功设备的功率，引起发电机内电势与端电压的下降，减少系统无功设备的功率，甚至导致系统的破溃瓦解。甚至导致系统的破溃瓦解。3）.系统频率降低，使无功功率减少，引起系统电压下降。系统频率降低，使无功功率减少，引起系统电压下降。2. 系统电压低的危害系统电压低的危害 1）.系统无功功率不足，稳定性降低。系统无功功率不足，稳定性降低。2）.发电机电压低，为维持同样出力，发电机定子电流将增大。发电机电压低，为维持同样出力，发电机定子电流将增大。3）.线损增加。线损增加。4）.电容器随电压降低，无功功率减少，系统电压进一步降低。电容器随电压降低，无功功率减少，系统电压进一步降低。5）.厂用电动机功率降低，使发电机有功功率降低，从而使频率下厂用电动机功率降低，使发电机有功功率降低，从而使频率下降。降。6）.用电设备电流增大，长时间易导致设备损坏。用电设备电流增大，长时间易导致设备损坏。3. 处理措施处理措施 3.1 电网频率异常及事故的处理电网频率异常及事故的处理3.1.1 电网频率超过电网频率超过500.2Hz为异常频率。为异常频率。3.1.2 电网频率低于电网频率低于49.80Hz时的处理方法：时的处理方法： 3.1.2.1 网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组或采取限电措施，使频率恢复正常。机组或采取限电措施，使频率恢复正常。3.1.2.2 电网频率连续低于电网频率连续低于49.80Hz10分钟，网调应下令各省分钟，网调应下令各省调限电并明确限电数量，各省调按限电序位表限电。调限电并明确限电数量，各省调按限电序位表限电。10分钟后分钟后电网频率仍低于电网频率仍低于49.80Hz，则网调应下令各省调事故限电并明，则网调应下令各省调事故限电并明确限电数量，各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到确限电数量，各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到49.80Hz以上运行。以上运行。3.1.2.3 电网频率低于电网频率低于49.50Hz时的处理方法：时的处理方法：3. 处理措施处理措施 3.1.2.6 当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。送电。3.1.2.7 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度人员下令，不应送电或并列。应开关，未经值班调度人员下令，不应送电或并列。3.1.2.8 电网频率超过电网频率超过50.20Hz的处理方法：的处理方法：3.1.2.8.1 调频厂将出力减至最低。调频厂将出力减至最低。3.1.2.8.2 少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。供计划为止。3.1.2.8.3 当电网频率超过当电网频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立时，各电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。以下。3. 处理措施处理措施 3.2 电网电压异常及事故的处理电网电压异常及事故的处理3.2.1 系统电压降低时的处理办法：系统电压降低时的处理办法：3.2.1.1 当厂站母线电压低于调度机构规定的电压曲线时，应当厂站母线电压低于调度机构规定的电压曲线时，应增加发电机、调相机无功出力、退出电抗器、投入电容器，使增加发电机、调相机无功出力、退出电抗器、投入电容器，使电压恢复到允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行电压恢复到允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。方式。3.2.1.2 500kV系统厂站母线的运行电压下降为系统厂站母线的运行电压下降为480kV以下、以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。恢复正常。3. 处理措施处理措施 3.2 电网电压异常及事故的处理电网电压异常及事故的处理3.2.1.3 500kV系统厂站母线的运行电压下降为系统厂站母线的运行电压下降为450kV以下、以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按班人员应不待调度指令自行按“事故限电序位表事故限电序位表”限电，值班限电，值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。3.2.1.4 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施(包括降包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等低有功、增加无功及限制部分地区负荷等)，以消除发电机或，以消除发电机或调相机的过负荷。调相机的过负荷。3. 处理措施处理措施 3.2 电网电压异常及事故的处理电网电压异常及事故的处理3.2.1.5 系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。现场规程规定执行保厂用电措施。3.2.1.6 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。装置所接跳的开关。3.2.2 系统电压升高时的处理办法：系统电压升高时的处理办法：3.2.2.1 当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、退出电容器、投入电抗器，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允退出电容器、投入电抗器，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。3.2.2.2 处于充电状态的处于充电状态的500kV线路，末端电压超过线路，末端电压超过560kV时，应设法时，应设法降低电压，如仍不能降至降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。以下，则拉开线路开关。3.2.3 当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。四、输电线路故障跳闸四、输电线路故障跳闸1. 线路故障类型线路故障类型 输电线路故障分为瞬时故障和永久性故障，其中瞬时性故障出输电线路故障分为瞬时故障和永久性故障，其中瞬时性故障出现的概率最大，约为线路故障的现的概率最大，约为线路故障的70%-80%。线路故障按其性质可分。线路故障按其性质可分为单相接地故障、相间接地故障、相间短路接地故障，线路发生不为单相接地故障、相间接地故障、相间短路接地故障，线路发生不同性质的故障时保护和重合闸动作行为也有所不同。同性质的故障时保护和重合闸动作行为也有所不同。单相接地故障单相接地故障1）.中性点直接接地系统单相接地时，故障相电流增大，电压降低中性点直接接地系统单相接地时，故障相电流增大，电压降低（若为金属接地，故障相电压为（若为金属接地，故障相电压为0）。）。2）.非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。有变化。3）.出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大。出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大。相间接地故障相间接地故障1）.中性点直接接地系统两相接地短路时，故障相电流增大，电压中性点直接接地系统两相接地短路时，故障相电流增大，电压降低。降低。2）.非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。有变化。3）.出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大，出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大，且与正序分量相等。且与正序分量相等。相间短路故障相间短路故障1）.中性点直接接地系统两相短路时，故障相电流增大，电压降低。中性点直接接地系统两相短路时，故障相电流增大，电压降低。2）.非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。有变化。3）.出现负序电压、电流，且在短路点负序电压最高。未出现零序出现负序电压、电流，且在短路点负序电压最高。未出现零序电压、电流。电压、电流。三相短路故障三相短路故障1）.中性点直接接地系统三相短路时，电流增大，电压降低。中性点直接接地系统三相短路时，电流增大，电压降低。2）. 未出现负序、零序电压、电流。未出现负序、零序电压、电流。2. 线路故障跳闸的原因线路故障跳闸的原因 输电线路故障跳闸的原因很多，情况也比较复杂。如线路出现输电线路故障跳闸的原因很多，情况也比较复杂。如线路出现设备支撑绝缘、线路悬吊绝缘子闪络，大雾、大雪等天气原因造成设备支撑绝缘、线路悬吊绝缘子闪络，大雾、大雪等天气原因造成沿面放电，树枝、动物引起对地、相间短路等瞬时故障；设备缺陷、沿面放电，树枝、动物引起对地、相间短路等瞬时故障；设备缺陷、施工隐患、外物挂断线路、绝缘子破损等永久性故障，以及瞬时性施工隐患、外物挂断线路、绝缘子破损等永久性故障，以及瞬时性故障发展成为永久性故障，原因多样。故障发展成为永久性故障，原因多样。3. 线路故障跳闸的处理线路故障跳闸的处理 3.1 3.1 试运行线路、电缆线路故障跳闸后不应强送。其他线路试运行线路、电缆线路故障跳闸后不应强送。其他线路跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。路零起升压。3.2 3.2 线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。置动作情况。3. 线路故障跳闸的处理线路故障跳闸的处理 3.3 故障线路强送原则：故障线路强送原则：a ) 强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。b ) 若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。c ) 强送端宜有变压器中性点直接接地。强送端宜有变压器中性点直接接地。d) 事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。等，应查明原因后再考虑能否强送。e) 进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。取得联系前不应强送。f) 强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。3. 线路故障跳闸的处理线路故障跳闸的处理 3.4 线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。护单位。3.5 当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。a） 在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；b） 送端系统的电厂降低出力，并提高电压；送端系统的电厂降低出力，并提高电压；c） 受端系统限电；受端系统限电；d） 改变系统接线方式。改变系统接线方式。3.6 如如500kV线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行时，应有计算分析或试验依据，并经调度机构主管生产领导时，应有计算分析或试验依据，并经调度机构主管生产领导批准。批准。五、其它故障的处理五、其它故障的处理1.变压器事故处理变压器事故处理1.1 变压器过负荷的处理方法：变压器过负荷的处理方法：a） 受端系统加有功；受端系统加有功；b） 投入备用变压器；投入备用变压器；c） 受端系统限电；受端系统限电；d） 改变系统接线方式。改变系统接线方式。1.2 低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第1.1条处理外，还应进行以下处理：条处理外，还应进行以下处理：a） 降低高中压侧之间的穿越功率；降低高中压侧之间的穿越功率；b） 降低低压侧发电机的功率。降低低压侧发电机的功率。1.变压器事故处理变压器事故处理1.3 1.3 变压器跳闸后的处理规定：变压器跳闸后的处理规定：a a） 变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。障之前，不应强送电。b b） 变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。应进行零起升压。c c） 变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。可试送一次。12.6.4 12.6.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。并适当降低变压器输送功率。2.并联电抗器事故处理并联电抗器事故处理2.1 500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。并消除故障前，不应强送电。2.2 500kV并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录闸，在检查电抗器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，可试送一次。波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，可试送一次。有条件时应进行零起升压。有条件时应进行零起升压。2.3 500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。障后，可试送一次。3.母线事故处理母线事故处理3.1 母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。部拉开，并立即报告值班调度人员。3.2 因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原则进行处理：则进行处理：a） 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后对失压母线恢复送电。找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后对失压母线恢复送电。b） 找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢应对故障母线的各元件进行检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。复送电。c） 经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。起升压。3.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。障开关隔离后方可送电。4.开关异常及事故的处理开关异常及事故的处理4.1 开关因本体或操作机构异常出现开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁合闸闭锁”尚未出现尚未出现“跳闸闭跳闸闭锁锁”时的处理：时的处理：a） 一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。b） 其他接线方式应拉开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍其他接线方式应拉开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开关。关。4.2 开关因本体或操作机构异常出现开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁跳闸闭锁”时，应拉开该开关时，应拉开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：a） 一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。环前确认环内所有开关在合闸位置。b） 其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在旁路开关跳闸电源。无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。母线上的其他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。4.开关异常及事故的处理开关异常及事故的处理4.3 开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，并采取如下办法处理：并采取如下办法处理：a） 有条件时，由检修人员拉开此开关；有条件时，由检修人员拉开此开关；b） 旁路开关备用时，用旁路开关代；旁路开关备用时，用旁路开关代；c） 将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关；联开关；d） 一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；e） 特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。关。六、典型案例六、典型案例1 1、华中电网、华中电网8282年年“8.78.7”稳定破坏事故稳定破坏事故2223万万丹江丹江河南河南胡集胡集马口马口青山青山黄石黄石2.5万万黄龙黄龙荆门荆门葛洲坝葛洲坝潜江潜江武钢武钢凤凰山凤凰山关山关山双河双河随县随县岱家山岱家山孝感孝感锅顶山锅顶山姚孟姚孟15.5+16万万24万万湖北、河南联网，湖北、河南联网，f = 49.7 Hz。丹汉丹汉4回线回线76。5万万（极限（极限74万）万）六、典型案例六、典型案例1 1、华中电网、华中电网8282年年“8.78.7”稳定破坏事故稳定破坏事故2223万万丹江丹江河南河南胡集胡集马口马口青山青山黄石黄石2.5万万黄龙黄龙荆门荆门葛洲坝葛洲坝潜江潜江武钢武钢凤凰山凤凰山关山关山双河双河随县随县岱家山岱家山孝感孝感锅顶山锅顶山姚孟姚孟15.5+16万万24万万过程：过程：13:16，荆胡线对树放电，单相，荆胡线对树放电，单相故障跳闸，系统稳定破坏发生振荡；故障跳闸，系统稳定破坏发生振荡；丹江出力从丹江出力从85减到减到27万，葛洲坝万，葛洲坝黄龙黄龙减出力减出力11万，荆门万，荆门3机组解列。机组解列。系统频率降到系统频率降到46.1Hz，低频减载，低频减载23.8万万六、典型案例六、典型案例1 1、华中电网、华中电网8282年年“8.78.7”稳定破坏事故稳定破坏事故2223万万丹江丹江河南河南胡集胡集马口马口青山青山黄石黄石2.5万万黄龙黄龙荆门荆门葛洲坝葛洲坝潜江潜江武钢武钢凤凰山凤凰山关山关山双河双河随县随县岱家山岱家山孝感孝感锅顶山锅顶山姚孟姚孟15.5+16万万24万万损失：湖北失去电源损失：湖北失去电源90万（占万（占55）。）。湖北大面积停电，武钢、冶钢等重要用湖北大面积停电，武钢、冶钢等重要用户受到损害，部分设备损坏。户受到损害，部分设备损坏。损失负荷损失负荷35（ 58万）。万）。六、典型案例六、典型案例1 1、华中电网、华中电网8282年年“8.78.7”稳定破坏事故稳定破坏事故2223万万丹江丹江河南河南胡集胡集马口马口青山青山黄石黄石2.5万万黄龙黄龙荆门荆门葛洲坝葛洲坝潜江潜江武钢武钢凤凰山凤凰山关山关山双河双河随县随县岱家山岱家山孝感孝感锅顶山锅顶山姚孟姚孟15.5+16万万24万万原因：切负荷数量不够原因：切负荷数量不够 运行方式分析不全面。运行方式分析不全面。 湖北、河南联网后缺乏相应调度湖北、河南联网后缺乏相应调度运行规定运行规定 葛洲坝、紧密缺乏事故处理经验葛洲坝、紧密缺乏事故处理经验 荆胡线为联系荆胡线为联系500kV与与220kV唯一唯一通道。通道。2. 2. 华中电网华中电网20052005年春节前后冰闪事故年春节前后冰闪事故 自自20042004年年1212月月2121日日以来，华中地区自北向以来，华中地区自北向南出现历史上罕见的雨南出现历史上罕见的雨凇天气和雨雪天气，特凇天气和雨雪天气，特别是湖北西北部至湖南别是湖北西北部至湖南西北部这一雨凇带西北部这一雨凇带 气温降至气温降至-5-5度，风速度，风速达到达到1010米米/ /秒，大部分秒，大部分500KV500KV线路出现大规模的线路出现大规模的导地线舞动、绝缘子串导地线舞动、绝缘子串导地线及铁塔覆冰严重导地线及铁塔覆冰严重 三万线三万线6363地线支架变形地线支架变形斗樊线绝缘子破损情况斗樊线绝缘子破损情况 复沙一回线复沙一回线22#22#小号侧中小号侧中相因不均匀覆冰使导线扭转相因不均匀覆冰使导线扭转3. 3. 华中电网华中电网“10.2910.29”低频振荡低频振荡二滩二滩石板箐石板箐普提普提洪沟洪沟龙凤坝龙凤坝长寿长寿万县万县龙王龙王左一左一左二左二龙泉龙泉斗笠斗笠隔河岩隔河岩大江大江南桥南桥双河双河樊城樊城白河白河牡丹牡丹姚孟姚孟邵陵邵陵孝感孝感玉贤玉贤兴隆兴隆五强溪五强溪岗市岗市复兴复兴民丰民丰云田云田沙坪沙坪凤凰山凤凰山磁湖磁湖南昌南昌梦山梦山罗坊罗坊祥符祥符郑州郑州嵩山嵩山获嘉获嘉沁北沁北仓颉仓颉鹅城鹅城政平政平宋家坝宋家坝石门二期石门二期江油江油石屏石屏东坡东坡德阳德阳华阳华阳南充南充紫坪铺紫坪铺故录故录和和PMUPMU厂站启动范围厂站启动范围 江陵江陵二二江江襄樊襄樊鄂西北电网鄂西北电网左二左二旗峰坝旗峰坝恩施电网恩施电网龙虎沟龙虎沟江陵江陵万县万县29日日22时时21分，三峡发电功率明显分，三峡发电功率明显偏离发电计划，三峡电厂、龙泉、偏离发电计划，三峡电厂、龙泉、斗笠、江陵站斗笠、江陵站500kV母线电压也有母线电压也有明显波动。华中网调、湖北、江西明显波动。华中网调、湖北、江西省调值班调度员也发现省调值班调度员也发现500kV线路线路和部分机组出现功率摆动和部分机组出现功率摆动二滩二滩石板箐石板箐普提普提洪沟洪沟龙凤坝龙凤坝长寿长寿万县万县龙王龙王左一左一左二左二龙泉龙泉斗笠斗笠隔河岩隔河岩大江大江南桥南桥双河双河樊城樊城白河白河牡丹牡丹姚孟姚孟邵陵邵陵孝感孝感玉贤玉贤兴隆兴隆五强溪五强溪岗市岗市复兴复兴民丰民丰云田云田沙坪沙坪凤凰山凤凰山磁湖磁湖南昌南昌梦山梦山罗坊罗坊祥符祥符郑州郑州嵩山嵩山获嘉获嘉沁北沁北仓颉仓颉鹅城鹅城政平政平宋家坝宋家坝石门二期石门二期江油江油石屏石屏东坡东坡德阳德阳华阳华阳南充南充紫坪铺紫坪铺故录故录和和PMUPMU厂站启动范围厂站启动范围 江陵江陵二二江江襄樊襄樊鄂西北电网鄂西北电网左二左二旗峰坝旗峰坝恩施电网恩施电网龙虎沟龙虎沟江陵江陵万县万县22时时23分分，三峡电厂开始增加机组，三峡电厂开始增加机组无功出力、鄂西北黄龙滩电厂开始无功出力、鄂西北黄龙滩电厂开始减出力，振荡逐步衰减。减出力，振荡逐步衰减。 22时时26分分,振荡平息。振荡平息。 振荡频率为振荡频率为0.77Hz，振荡持续，振荡持续5分分钟钟（1 1）振荡幅度）振荡幅度电网大部分电网大部分500kV500kV线路出现功率摆动，三峡外送系统振荡线路出现功率摆动，三峡外送系统振荡幅度较大，其中斗双线振荡最大，振幅为幅度较大，其中斗双线振荡最大，振幅为7373万千瓦。万千瓦。鄂湘联络线单回线振幅为鄂湘联络线单回线振幅为4949万千瓦，鄂赣联络线单回线万千瓦，鄂赣联络线单回线振幅为振幅为2424万千瓦。万千瓦。 3. 3. 华中电网华中电网“10.2910.29”低频振荡低频振荡机组中，三峡电厂机组振荡最大，左二单机振幅（峰峰机组中，三峡电厂机组振荡最大，左二单机振幅（峰峰值）达到值）达到2727万千瓦。万千瓦。500kV500kV中枢点中，左二中枢点中，左二500kV500kV母线电压振荡最大，振幅为母线电压振荡最大，振幅为4040千伏。千伏。 3. 3. 华中电网华中电网“10.2910.29”低频振荡低频振荡（2 2）振荡对设备运行的影响）振荡对设备运行的影响2222时时2525分分3535秒，江陵换流站一台交流滤波器因电压秒，江陵换流站一台交流滤波器因电压高自动切除。高自动切除。 振荡中，鄂西北竹山地区有振荡中，鄂西北竹山地区有5 5个小水电厂总计个小水电厂总计4 4万千万千瓦机组被迫解列。瓦机组被迫解列。3. 3. 华中电网华中电网“10.2910.29”低频振荡低频振荡五岗线五岗线CSL101A误动事故误动事故时间：时间：2004年年2月月15日日 五民线保护动作五民线保护动作 民丰侧民丰侧：PLS、TLS、WXH-802三套保护距离一段动作，50ms三相跳闸切除故障。五强溪侧五强溪侧：PLS负序距离二段动作，1220ms三相跳闸（二段时间定值为1.2秒）。 五岗线保护动作五岗线保护动作岗市侧岗市侧：u CSL-101ACSL-101A高频负序方向误动出口，约高频负序方向误动出口，约130ms130ms时时 三相跳闸。三相跳闸。u 五民线跳开后，五厂带五岗线空充运行，岗市侧五民线跳开后，五厂带五岗线空充运行，岗市侧 出现过电压（达出现过电压（达82V82V），过电压保护），过电压保护CGQ-3CGQ-3动作，动作， 发远跳信号。发远跳信号。五强溪五强溪：u 1450ms1450ms时时,CSI-125A,CSI-125A远跳保护收信远跳保护收信, ,三跳。三跳。 二、保护动作情况二、保护动作情况动作时序动作时序保护掉牌保护掉牌 五五民民线线 五五强强溪溪 PLS16ms发信，1213ms距离二段动作 ZONE2TLSWXH8027ms、14ms、176ms、235ms发信民民丰丰 PLS12.5ms发信，22ms三跳 B相、C相、ZONE1 TLS14.2ms发信，24ms三跳 A、B、C、ZONE1WXH80216ms发信，16ms三跳，203ms收信，1311ms收信跳A、跳B、跳C相间距离一段动作时序动作时序保护掉牌保护掉牌 五五岗岗线线 五五强强溪溪 WXH80134ms收信TLSCSL101A7msGPQD， 25ms发信GPQD、RKTXCSI125A1413ms远方跳闸 YT21PCK 岗岗市市 WXH80113ms发信TLSCSL101A7msGPQD，88msGPI2TX， 108msGPI2CK,125ms三跳GPQD、GPI2CKCGQ-3过电压远跳发信 三、五民线保护分析三、五民线保护分析五民线高频通道为B、C相间耦合，当发生BC相故障时，造成高频通道全阻塞，五民线三套允许式高频保护均不能动作。民丰侧由相间距离一段动作。五强溪侧由PLS负序距离二段动作。TLS保护BC相间超范围元件动作情况：故障后20ms动作、350ms返回故障后516ms再次动作，51ms又返回故障后1151ms再次动作。因此TLS保护在PLS负序距离二段动作出口时，其距离二段动作慢于PLS，来不及出口；WXH802超范围距离元件动作情况：在故障后7、14、176、235ms多次发信，也有返回情况发生。因此WXH-802保护距离二段也因动作时间稍慢于PLS而来不及动作。PLS保护中负序距离元件没有返回情况发生是因其原理决定抗过渡电阻能力比较强。四、五岗线保护动分析四、五岗线保护动分析原因一：复用载波机收信展宽时间过长（投产调试整定为100ms）。复用载波机收、发信展宽时间过长很容易造成在区外故障功率倒向时保护误动。为防止保护误动，必须对复用载波机收、发信展宽时间进行调整，一般将复用保护的快速命令展宽时间整定为10ms、复用保护的慢速命令展宽时间整定为30ms比较合适。 原因二：弱馈发信功能逻辑设计不合理。原因二：弱馈发信功能逻辑设计不合理。弱馈回信逻辑必须收到对侧发来的允许跳闸信号才能回授允许跳闸信号，因此应取消弱电发信功能。但保护装置必须解决线路充电状态下发生故障快速切除故障的问题。为此决定采用断路器跳闸位置接点自动实现弱馈发信功能，取消保护内部弱馈功能。跳闸位置接点应按下图接入CSL101A保护： CSL101A保护跳闸位置和通道接线示意图保护跳闸位置和通道接线示意图五民线因高频通道耦合相发生相间故障，造成通道阻塞，五侧三套高频允许式保护拒动，故障只能靠后备保护切除，这样延长了故障切除时间，对系统稳定运行构成严重威胁。本次事故暴露了在一条线路上高频保护全部采用复用载波方式没有真正实现通道双重化。在对电网进行规划设计时，应严格按“二十五项反措” 实施细则（国电调2002138号文件）要求，对500kV保护通道实现双重化。同时应结合500kV光纤环网建设，完善500kV线路复用保护的第二通道。 樊白一回线樊白一回线L90误动分析报告误动分析报告 时间：时间： 2005年年1月月24日日 一、事故概述一、事故概述 5 5时时2424分，樊白一回线分，樊白一回线B B相接地。距樊城相接地。距樊城31KM31KM，距白河，距白河109109公里。公里。 樊城侧樊城侧L90L90、ALPSALPS、LFP901ALFP901A保护动作，保护动作，40ms40ms开关开关B B相跳闸，约相跳闸，约110ms110ms时三相跳闸，时三相跳闸， 白河侧白河侧L90L90、LFP-901ALFP-901A保护动作，保护动作，50ms50ms开关开关B B相跳闸，约相跳闸，约920ms920ms重合成功，由白河侧对樊城重合成功，由白河侧对樊城充电运行。充电运行。 5 5时时2828分分, , 樊白一回线在充电状态下又发生樊白一回线在充电状态下又发生B B相相接地故障，距白河为接地故障，距白河为106 KM106 KM。 白河侧白河侧 L90L90、LFP901ALFP901A保护动作，保护动作，60ms60ms开关开关B B相跳闸，相跳闸，950ms950ms重合于故障后，重合于故障后，L90L90、ALPSALPS、LFP-901ALFP-901A保护动作，故障持续保护动作，故障持续60ms60ms后三相跳后三相跳闸。闸。 白河白河樊城樊城L90ALPSLFP901L90、ALPSLFP901二、白河变保护动作二、白河变保护动作信号信号动作相动作相第一次第一次故障故障 RCS90125ms D+高频主保护高频主保护动作（突变量方向元件）动作（突变量方向元件）、0+高频主保护动作高频主保护动作（零序方向元件）（零序方向元件）BL90+ALPSBGB相接地相接地、87L、第二次第二次故障故障RCS90161ms D+、0+1077ms CF11061ms CF2BABCABCL90+ALPSBG、87L、LPU线路充线路充电电三、樊城变保护三、樊城变保护信号信号动作相动作相第第一一次次故故障障RCS9016ms Z 23ms Z133ms F+、0+BBBL90+ALPS87L、DIFEB87L TRIPA87L TRIPB87L TRIPCZ1BG四、保护分析四、保护分析白河变：白河变：两次故障中保护及重合闸装置全部正确动作。樊城变：樊城变：LFP901A保护正确动作，ALPS后备保护的距离一段正确动作，单相故障跳单相。但光纤差动保护L90先单跳，单跳后约75ms时又三跳，动作行为不正确。 樊城L90波形分析樊城变波形2樊城侧樊城侧 故障持续时间为041ms；L90保护21ms发跳令；B相36ms时变位；保护发跳令到断路器B相位置变位为15ms；open pole op（非全相）元件96ms时动作；L90保护B相差动元件返回时刻为100ms，其与open pole op（非全相）重叠时间为4ms。白河侧白河侧 故障持续时间为065ms。保护23ms时发跳令。 L90L90保护原理保护原理 在非全相过程中，再发生任意相故障就三相跳闸。樊城侧L90保护中open pole op（非全相）元件与B相差动元件（87L DIFF OP B）在96ms时发生重叠并持续4ms，在这种情况，L90保护误判为非全相再故障，从而导致三相跳闸 。 五、L90误动分析原因一：原因一：樊城侧开关位置接点变位太快，跳闸时开关位置辅助接点快于主触头15ms转换，这不符合保护的要求。注：保护装置对开关辅助接点的一般要求是：在开关分闸时，开关辅助接点要求晚于主触头动作；在开关合闸时，开关辅助接点要求快于主触头动作。 原因二：L90保护差动元件返回时间太长。当樊城侧故障切除后，白河侧故障仍在持续，这时樊城侧B相差动元件不能返回。樊城侧L90B相差动元件返回时刻为100ms，而这时白河侧故障已经消失35ms。微机保护动作返回时间原理上不会超过20ms，考虑工艺、干扰等因素也不会到30ms。L90装置返回时间经厂家多次测试都在32ms以上 。原因三：原因三： L90保护非全相再故障动作原理不完善。没 有考虑以上1）、2）二个因素综合作用会导 致保护误动的可能性。 L90L90非全相逻辑分析非全相逻辑分析1、非全相时，若有任何一相差动保护动作，将出口三跳。在某一相跳开后，若保护返回慢，而断开相开关辅助接点转换快时，就会三跳。2、对于线路差动保护，当两侧开关跳闸有时间差时，跳得快的一侧要等到对侧跳开后差流才消失，保护才能返回。而目前500KV进口开关的辅助接点转换很快，在主触头断开前就能转换到位，按照以上逻辑就使得单相故障单跳后又三跳的机会大大增加。3、L90逻辑设计是错误的，这次保护误动也是由于厂家设计错误造成。正确的逻辑应为非全相过程中只有健全相再故障时才能三相跳闸。或与或或或或Open pole BOpen pole COpen pole op87L trip A87L trip B87L trip C87L trip op A87L trip op B87L trip op C 更改后的非全相逻辑更改后的非全相逻辑1、以A相跳开为例，只要A相差动保护返回时间不超过200ms，就不会误跳三相。2、当A相重合于故障（重合闸周期远大于200ms），A相差动保护仍可靠跳三相（300ms可靠的后加速时间）。3、非全相期间B、C相故障，B、C相差动保护跳三相。200 300OROR三跳C相差动A相跳位A相差动B相差动 四、解决措施四、解决措施1、要解决断路器位置接点变位不符合要求、L90保护本身返回时间太长而导致保护误动的问题 。2、要求GE公司改进L90保护动作原理：即把“非全相过程中，再发生任意相故障就三相跳闸”改为“非全相过程中，再发生异名相故障就三相跳闸” 。