南关岭变500母线全停事故分析(修改后)
500千伏母差保护动作事故分析
关于500千伏I母线第II套差动保护动作的原因分析一、一次设备运行情况公司500千伏系统为一个半断路器接线方式（详见附图2），共4台机组和2条出线，其中第一串直连3号机和x东2号线，第二串（不完整串）直连4号机，第三串直连5号机和x东1号线，第四串（不完整串）直连6号机。
目前4号机组为大修状态，第二串5021及5022开关在断开位，其余开关均处运行状态。
5021、5022开关为ABB 550PM 50-40（550KV、3150A）罐式断路器。
二、二次设备情况5021、5022开关各配8组CT（电流互感器），5021开关的8组CT用途分别为：11LH、12LH为短引线差动保护用，13LH和14LH为发变组差动保护用，15LH为仪表用，16LH、17LH为母差保护用，18LH为失灵保护用。
4号机组7月30日开始大修后，发变组保护、5021、5022开关失灵和短引线保护均停用，只有母差保护处于运行中，500千伏I、II母线均配备双套南瑞继保RCS－915E母线差动保护。
三、事故经过8月12日上午8:45分左右，继电班工作人员在进行5021开关套管CT大修伏安特性和二次阻抗测试工作，使用型号为汉迪750A型伏安特性测试仪。
约9:45分继电班工作人员准备对5021开关失灵保护用的18LH（第18组电流互感器，即CT）试验时，误将A4161当做了A4181（附图1）进行试验接线，造成测试二次阻抗时的试验电流加到500千伏I母差保护II A4161回路中，致使I母线第II套差保护动作于5011、5031、5041开关跳闸，造成500千伏I母线失电。
四、原因分析根据500千伏I母线第II套差动保护动作报告：动作日期及时间为2011.08.12 09：50：11：590；动作类型为：稳态量差动；差流最大有效值：0.85A；动作相别：A相，差动保护定值（动作差流）为：0.7A。
经分析可知，因继电保护工作人员误将试验电流接入I母线第II套差保护A相中，致使差动保护回路中产生差流0.85A，且大于差动保护动作电流条件0.7A，造成I母线第II套差保护动作。
一起母线全停事故的原因分析及防范措施
变 电设 备 管理 单位 要加 强对 运行设 备 的管理 。 对变 电站 、升压 站的 电气设 备 ，在加强 电气性能检 测的 同时 ，还应做 好机械性 能 的检 查 。特 别是对运 行年 限较 长的刀 闸及其 引线接头 ，应运用 红外测温
或无损探伤 技术检 查其接触状 况和 机械强度 。对于
明确 落实责任 。 （）及 时结合方 式变 化修订预 案 ３ 随着 电 网改造 工 作 的不 断推 进 ，方 式调 整较
大， 要及 时结 合 电网改造情 况对事故预 案进行修订 ，
以确保 事故预 案的有效性 ，以便 随时可 用 。
３ ２ 坚持 开展 电网反事故演 习 ．
Ｓ
电安 技 力全术
第２ ２０第０） １ ０年 ｌ 卷（１ 期
，一一
起母线金停事故的原因分析及防范措施
于会 宁 ，杜 广平 ，程 亮
（ 岗 电业 局 ，黑龙 江 鹤 岗 ｌ ４ ０ ） 鹤 ５ １ １
［ 摘 要］叙 述 了一起母 线全停事故 的经过和 对事故 的处理措 施 ，分析 了事 故发生的原 因，并提 出 了防
移 ，恢 复了重要变 电站 的供 电，将 损失减小 １ 网架结构 薄弱 ． 鹤 岗 电网建设相 对滞 后 ，网架结构薄弱 ，电源 点单一是鹤 岗 电网长期 存在 的问题 。鹤 岗很 多变 电 站建 设不能满 足 Ｎ－１ 全准则 的要求 。 ２ Ｖ及 以 安 ２０ ｋ 下系统 ，特别 是 １０ Ｖ系统 ，单 电源供 电或单 回联 １ｋ 络线供 电方 式较 多 ，致 使在 １ 线路或 １ 条 个变 电站 故 障时造成 多个变 电站 失压 。 ２ ２ 电网设备 运行方式 不合理 ． 事故 前 ２ ０ Ｖ鹤鹿 甲线 、鹤 金线 、鹤东 甲线均 ２ｋ 在鹤 岗 电厂南母 线上运行 ，３ ２ ０ Ｖ线路 的同时 条 ２ｋ 跳 闸对 东 、西 部 电网都带 来 了不 同程 度 的影响 。调
2017年7月12日500kV升压站 I 母跳闸不安全事件分析报告
2017年7月12日500kV升压站 I 母跳闸不安全事件分析报告一.事件名称 2017年7月12日500kV升压站 I 母跳闸二.发生时间 2017年7月12日三.事件描述1.事件发生前运行状态2017年7月12日运行一值白班。
1号发电机正常运行，有功功率为403MW，2号机检修，500kVⅠ、Ⅱ母线正常运行；500kV升压站第一串断路器5011、5012、5013合位，南山I线正常运行；第二串断路器5021、5022、5023合位，南洲I线正常运行；第三串断路器5031、5032分位，5033合位，高抗正常运行。
2.事件发生过程09:43:15 集控NCS发“5031断路器保护装置报警”。
09:43:22 集控NCS发“500KV I母线差动保护启动报警”、“I母保护A屏保护跳闸报警”，检查发现升压站500KV 5011开关、5021开关跳闸，500KV I 母线失压。
09:43:55 1号机组主值张展发现上述信号报警后立即汇报值长石念更，值长立即向国调汇报500KV I母线跳闸情况，并汇报发电部经理助理孙建军、经理刘德扬。
联系设备部经理助理乔世强通知电气一次、电气二次人员立即到就地检查设备异常情况。
1号机主值张展随即派巡检刘昂、骆福就地检查保护动作情况。
检查情况如下：检查发现500kV第一套母差保护装置（南瑞继保RCS-915GD母线保护装置）母差保护动作指示灯亮；故障报文如下:保护动作元件：变化量差动动作 动作相别：A相最大差动电流：0.85A 动作时间：2017-07-12 09：43:22:1252017-07-12 09:49:25.257。
启动时报警如下：调取故障录波器曲线，5011、5021电流在I母母线保护动作前后均正常，I母母线电压无波动现象。
500kV系统故障录波装置在故障期间I母母线保护屏A母差保护动作跳闸启动录波，如下：检查5011、5021、5031断路器保护屏（南瑞继保RCS-921G断路器失灵保护及操作箱CZX-22）：5011、5021、5031断路器保护屏操作箱第一组跳闸指示灯亮；5011、5021断路器保护装置上无启动信号及报文；5031断路器保护装置保护动作报文显示保护启动，时间：09:42:29:534ms，录波曲线如下：检查南湖电厂500kV安控装置南湖电厂500kV安控装置A、B屏显示“2号机投运”开入信号，并多次变位。
500kV母线跳闸事故的分析
500kV母线跳闸事故的分析目前，电力系统普遍采用的微机型母线保护装置可实现母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联失灵（或死区）保护及断路器失灵保护出口等功能。
在实际应用中，为了方便运行人员灵活操作和防止母差保护频繁操作引起误动等，往往配置独立的母联充电（过流）保护，作为母线、主变、线路充电的临时性保护，而停用母线保护中的母联过流保护。
标签：500kv;母线;跳闸事故1事故过程某日17时08分，某500 k V变电站500 k VⅠ段母线跳闸。
具体情况如下：1.1事故前变电站运行方式1号主变5031开关、2号主变5013开关、B线5023开关、A线5011开关、C线5021开关，第一串联络5012开关、第二串联络5022开关、第三串联络5032开关在运行状态，500 k VⅠ、Ⅱ段母线在运行状态，D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
详见图1。
1.2事故后变电站运行方式1号主变5031开关、C线5021开关、第二串联络5022开关、A线5011开关、第一串联络5012开关在运行状态，500 k VⅠ段母线在运行状态;2号主变5013开关、B线5023开关、第三串联络5032开关在热备用状态、500 k VⅡ段母线5227地刀A、B相在合闸位置;D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
1.3事故经过12时23分，配合D线综自改造及5042开关测控屏更换工作，运行人员向省调申请拉开D线504127地刀、第四串联络504217地刀。
12时58分，省调下令拉开D线504127接地刀闸、第四串联络504217地刀。
13时00分，运行人员操作拉开D线504127地刀。
13时10分，操作完毕。
13时12分，运行人员操作拉开500 k V第四串联络504217地刀。
13时21分，操作完毕。
15时10分，检修人员完成新更换的5042开关测控屏二次接线、二次电缆整理、悬挂电缆吊牌工作。
一起500kV线路及母线跳闸事件的分析
一起500kV线路及母线跳闸事件的分析摘要：电力输电线路发生故障时，视故障点的位置不同、故障的类型不同、电力系统的运行方式不同，对电力系统产生的影响也有所不同。
为此，电力工作者也做出了大量的研究分析，但是，大多数的研究分析将重点放在对电力输电网的影响上，而对于电源即发电厂影响的研究分析却不多。
其实，当电力系统发生相间短路，特别是发电厂近端线路发生相间短路时，故障切除前，发电厂母线电压大幅降低，此时的母线残压对发电厂安全稳定运行产生的影响是不容忽视的。
关键词：500kV线路；母线跳闸；分析引言当电力线发生故障时，对电力系统的影响会因故障点的位置、故障类型和电力系统的运行方式而异。
为此目的，电力工人也进行了大量的研究和分析，但大多数研究侧重于对电力运输网络的影响，而很少研究电力的影响，即发电厂。
事实上，当电力系统短路时，特别是电厂的近线，在拆除故障之前，电厂的母线电压大大降低，残馀母线压力对电厂安全稳定运行的影响不容忽视。
不足之处提出了改进建议，总结了处理过程中的经验以及预防和控制此类事故的措施，为电气系统中此类事故的处理和预先订购提供了参考或参考。
1线路跳闸事件经过某厂一期主控室550kV厂用模拟盘通秀2666线“931A保护动作”、“103B 保护动作”、“第一组线圈跳闸”、“第二组线圈跳闸”、光字牌声光报警，通秀2666线开关跳闸，开关绿灯闪光，有功、无功、电流指示突变为零。
检查通秀2666线路保护装置及就地柜，情况如下：（1）通秀2666线路931超高压线路保护装置“跳A”、“跳B”、“跳C”灯亮，操作箱“TA”、“TB”、“TC”灯亮。
（2）通秀2666线路103B超高压线路保护装置“跳A”、“跳B”、“跳C”灯亮，失灵启动“跳相邻/跳其他”启动掉牌。
（3）一期220kV升压站通秀2666线路就地柜，通秀2666开关在分位，指示正确，无其他异常情况。
2事故前运行方式(1)220kV母线、电路及配电组双母线转动550kv的运行，2012型热备盘女开关；550 kv I，II线路I/O，550 kv II线路II。
一起500kV智能变电站跳闸事故分析
一起500kV智能变电站跳闸事故分析摘要：本文详细讨论了一起500kV智能变电站跳闸事故，阐述了事故发生过程，深入分析了事故发生的原因，并有针对性的提出了预防措施和改进建议。
为防止类似电网事故的发生提供了参考和借鉴。
关键字：500kV变电站；事故分析1 事故简述××年××月，某500kV变电站正常方式运行，该变电站1、2、3期工程同时开工建设，安装1×1000MVA主变压器一台，电压等级为500/220/35kV；500kV出线9回，采用3/2断路器接线；220kV出线6回，采用双母线接线。
10日15时，该站500kV#1、#2母线CSC-150型微机母线保护中的失灵直跳功能出口（另外一套母线保护为RCS-915E型，也包含失灵保护，未动作），跳开#1母线的5011、5042、5061、5071开关及#2母线的5013、5043、5063、5073开关，5013、5043开关的RCS-921A型断路器保护三相跟跳，500kV#1、#2母线失电。
跳闸过后变电站500kV系统接线图如图1所示。
2 事故原因分析调查人员到达现场后，通过查询故障录波器、调度自动化系统记录等，确认其时变电站的500kV#1、#2母线并未发生故障，CSC-150型母线失灵直跳功能的出口属于误动。
（一）变电站500kV#1、#2母线的保护配置500kV#1母线：保护I：RCS-915E（南瑞继保）保护II：CSC-150（北京四方）500kV#2母线：保护I：RCS-915E（南瑞继保）保护II：CSC-150（北京四方）（二）CSC-150保护报文分析CSC-150保护的报文显示，造成变电站500kV#1、#2母线同时掉闸的保护是CSC-150型母线保护中的失灵直跳功能。
变电站使用了CSC-150型母线保护的两部分功能：一是母差功能，二是失灵直跳功能。
失灵保护的动作逻辑在各断路器的断路器保护中完成，母线保护中的失灵直跳功能实际上只是为失灵保护提供出口回路，与母差功能的动作逻辑无关。
500kV变电站站用交流电源全失事件的分析及建议
500kV变电站站用交流电源全失事件的分析及建议摘要：站用电交流系统是保障变电站安全、稳定运行的重要部分，担负了站内设备操作电源、低压直流系统电源、变压器冷却电源、辅助系统电源等重要回路的供电任务。
站用交流电源丢失，将危及变电站的正常运行，甚至引起系统停电和扩大事故范围。
目前，一般的变电站都采用两路不同的电源，重要的变电站甚至采用三路电源，同时在10kV或380V母线间设置了备自投功能，大大提高了供电的连续性。
然而，随着站用电交流系统的复杂化，保护级差的配合及备自投策略等问题也不容忽视。
本文将介绍一起因站用电交流系统380V母线保护级差配合不当和备自投策略选择不当而导致的站用交流电全失事件。
关键词：站用电;?失压;?级差配合;?备自投;引言：目前，电能是国民经济发展、人民生活最倚重的能源之一，经济的发展，促使人们对电力的依赖程度越来越高，只有确保电力系统正常运行，人们才能正常工作和生活。
因此，中国的电力正常供应是极其重要的，电力系统的安全运行与500kV变电站系统的安全运行有着密切的关系。
500kV变电站站用交流电源全失事件是比较容易出现的故障，将影响到电力系统的稳定性和安全性。
1故障过程分析某日，某500kV变电站发生了一起站用交流电源全失事件。
该站的站用电接线如图1所示。
故障发生后，#1站用变变低401开关首先过流跳闸，380V#1M母线失压;随后#1备自投动作，合上400甲开关;故障电流未消除，400甲开关未动作，#0站用变保护跳#0站用变变高717开关，造成#0M母线失压;然后#2备自投动作，合上400乙开关，故障电流仍未消除，400乙开关未动作，#2站用变保护跳#2站用变变高349和变低402开关，最终导致全站380V交流失压。
2故障原因分析全站380V交流母线失压后，一方面现场检查一次、二次设备有无异常;另一方面根据保护动作时的故障录波和SER(事件顺序记录)信号，分析导致事故发生的可能原因。
施工导致的500千伏变电站一段母线失压事件分析
４ 事件 暴露 的 问题
这 是 一 起典 型 的 由于 施 工原 因造 成 的 电力 安 全 事件 。事件 的直 接原 因是施 工 单 位擅 自扩大 工 作 范 围 ， 在 未 提 交停 电申请
［ ３ 】 罗 阳． 电力安 全 生 产管 理技 术探 索 ［ Ｊ 】 ． 中 国 高新技 术 企 业 ，
应用传 统元 素也 可 以遵循 这种 规律 。 ３ ． ３ 将 形 体重新 组 合
利 用 各 地 、各 民族 不 同 的传 统 元素 ， 整 合 起 来表 现 某 个形 态特征 ， 如 把不 同时 期 、不 同地 域 的传 统 承 带来一 定促进 作用 。 基 金项 目 ２ Ｏ １ ２ 年度 山 东省 艺术 科 学重 点课 题 项 目 《 齐 鲁传 统 文化 元 素在 现代 设计 艺术 中的创新应 用研 究 》，立 项号 ： ２ Ｏ １ ２ ３ ６ ２ 。
２ Ｏ １ １（ ２ ８）： １ ０ ０ － １ ０ １ ．
和 调度 许可 下 ， 未 填用 工作 票 的情况 下 ， 擅 自将 ５ ０ ２ ２断路 器保 护 运行 屏柜 与 ５ ０ ２ １ 断路 器保 护屏 间 的二次 线接 入 ， 未对 设 计 图 纸 与现 场实 际认 真核 实 ， 未 能及 时发 现存在 “ 寄 生 回路 ” 的隐 患 ， 施 工单位 未认 真 履行施 工 四措 ， 对 本 次工作 风 险分析 不 到位 。
作者简 介
朱椤 方 （ １ ９ ７ ９ － ）， 男，本 科 ，工程 师 ，长期 从事 电力调度 运 行及 安全 生产技 术管理 工作 。 赵翔宇 （ １ ９ ８ ９ 一 ）， 男，研 究生 ，助理 工程 师 ，从 事 电力调
度 运行 管理 工作 。
ｔ （ 上接第２ ２ ３ 页） ¨
一起500kV主变冷却器全停保护误动作的分析与处理
一起500kV主变冷却器全停保护误动作的分析与处理发表时间：2015-11-02T16:35:08.653Z 来源：《电力设备》第03期供稿作者：王国忠申娟平[导读] 云南电网公司文山供电局由冷却器控制系统设备原因引起的500kV主变非电量保护跳闸事故，在运行过程中极为少见。
（云南电网公司文山供电局云南省文山市 663000）摘要：本文通过对某500kV变电站发生的一起主变冷却器全停保护误动作的事件进行分析，并针对其误动作的原因提出了较为合理的改进方案，完善冷却器全停跳闸回路，有效的避免保护误动作。
关键词：冷却器全停；误动；分析；改造一、引言冷却器全停是冷却系统中极为少见且严重的故障，根据《云南电网变压器非电量保护管理规定》（以下简称规定）规定：220kV及以上电压等级强迫油循环变压器的冷却器全停保护在冷却器全停时应瞬时发信号，若上层油温超过75℃，则应延时20分钟跳开变压器各侧断路器；若上层油温未超过75℃，应尽快转移负荷，并宜延时60 分钟跳开变压器各侧断路器。
本文详细分析了冷却器全停误动的原因及其二次回路存在的问题，并根据现行规定制定出合理的改造方案。
二、故障简况及分析2013年5月19日18时01分，500kV某变电站#2主变非电量保护动作，造成三侧开关跳闸。
跳闸后，对保护的动作报告和故障录波数据进行分析：保护仅有冷控失电保护出口跳闸，而两套电气量保护均未动作出口，初步判断是主变非电量保护在收到冷却器全停跳闸的开入后才出口跳闸。
从当时跳闸后现场主变记录的温度情况看，本体温度计显示为78℃，而PLC装置采集到温度为115℃，虽存在较大的误差，但PLC显示的绕温已达到动作出口跳开主变三侧（定值115℃）。
待PLC控制器厂家技术人员到现场，从厂家提供的图纸资料可以看出：PLC内部控制器油绕温高跳闸和冷却器全停跳闸共用一个跳闸出口中间继电器所致。
若根据厂家的资料，出口中间继电器动作的内部逻辑是只要油、绕温高或冷却器全停之一满足条件即可动作，其辅助触点闭合作为非电量保护中冷控失电延时跳闸的开入，再不经任何延时的情况就执行跳闸。
试析500千伏变电站断路器异常事件
试析500千伏变电站断路器异常事件引言高压断路器是高压开关设备中最重要、最复杂的开关设备。
高压断路器有强有力的灭弧装置，在电网中起两方面作用，一是根据电网运行的需要，将部分电气设备或线路投入或退出运行的控制作用；二是保护作用，在电气设备或线路发生故障情况时，继电保护等装置发出跳闸信号使断路器跳闸，将故障设备或线路从电网中切除，确保电网能正常运行。
高压断路器在日常运行中能否得到全面、正确维护，关系到电网的稳定运行。
一、运行方式及事件概况该500千伏变电站采用二分之三接线，事件发生前母线、开关设备均正常运行，相应保护装置按照要求投入（重合闸均为单重），其中异常断路器5021重合闸先重功能投入。
发生跳闸后，5021断路器A相在分位，B、C相在合位，5022断路器三相在合位，相应线路在运行状态。
现场检查发现，相应线路保护、开关保护均动作，5021断路器重合闸动作不成功，5022断路器重合闸动作成功。
事件发生后，值班员根据处置原则将线路停运，隔离故障设备进行异常排查。
5021断路器最近一次预试定检时间为事件发生前一年。
其中预防性试验内容包括：断路器导电回路电阻测量，分、合闸电磁铁动作电压测量，断路器时间参量测量（相间同期测量、断口间同期测量），断口并联电容器绝缘电阻、电容量及介损测量，SF6气体含水量测试、SF6气体分解产物测量，结果合格；保护定检内容包括了对本体三相不一致继电器的延时以及出口跳闸功能校验，结果合格。
该断路器事件异常原因有两点：一是5021断路器A相未重合，需要对断路器一次机构进行检查；二是断路器非全相运行后三相不一致保护未动作该断路器跳闸，需要排查三相不一致保护运行情况。
二、断路器未重合原因分析5021断路器未重合及三相不一致未动作原因分析如下：1、5021断路器A相跳开后，5021断路器保护RCS-921A于保护启动后432ms后“合闸压力降低”开入，且监控信号发“5021断路器低油压合闸闭锁”信号。
施工导致的500千伏变电站一段母线失压事件分析
施工导致的500千伏变电站一段母线失压事件分析作者：朱椤方赵翔宇来源：《硅谷》2014年第20期摘要电力施工过程中由于安全措施不到位、施工操作不规范等原因，导致安全事故事件时有发生，成为电力安全的一大隐患。
2013年12月06日，贵州铜仁变曾发生一起因施工安全管理和运维监管不到位导致其500千伏一段母线跳闸失压的事件。
本文就此次事件进行了分析，提出了相应的防范措施。
关键词失压事件；原因分析；防范措施中图分类号：TM645 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）20-0233-02电力事故事件对电网稳定运行影响巨大，在电力施工过程中，常由于施工不规范，安全措施落实不到位等原因导致电力事故事件的发生[1-2]。
本文就一起电力施工过程中安全措施不到位产生寄生回路导致500千伏变电站一段母线失压的事件，分析该事件发生经过，失压原因，并提出相应的防范措施。
1 事件发生前运行方式事故发生于铜仁变500千伏部分，该站500千伏部分采用3/2接线方式，# 1主变5031断路器运行、#2主变5013断路器运行、施铜Ⅰ回 5023断路器运行、施铜Ⅱ回线5011断路器运行、铜松线5041断路器运行，第一串联络5012断路器运行、第二串联络5022断路器检修、第三串联络5032断路器运行、第四串联络5042断路器运行、Ⅰ母运行、Ⅱ母运行。
2 事件简要经过2013年12月06日11时36分，该站施工单位工作人员在进行保护故障信息子站加电流及电压录波量试验，在对5021断路器保护施加电流及电压过程中，由于未拆除原5022断路器保护启动母线保护失灵回路接线，从而形成寄生回路，致使5021断路器保护失灵动作，造成5011、5031、5041断路器经Ⅰ母母差A、B套保护出口跳闸。
3 原因分析1）一次系统分析。
通过现场检查，500 kV I母母线失灵保护动作时，铜仁变仅有5021断路器保护做信号核对试验时的信号和5011断路器保护“失灵重动”信号，其余运行设备均无保护动作信号；通过录波判定一次系统无故障发生。
500kV母线侧刀闸分闸操作异常的分析及处理
500kV母线侧刀闸分闸操作异常的分析及处理杜文静（广东电网有限责任公司珠海供电局,519000）摘要：本文主要对某500kV变电站在进行500kV线路停电倒闸操作中，500kV母线侧刀闸多次出现分闸异常事件进行分析，得出主要原因以及提出发生类似事件应该如何正确处置。
该事件主要是因为500kV母线侧垂直伸缩式刀闸因动静触头无法正常分开而导致分闸异常，进一步可能发生母线扯落事故。
总结经验，提出正确的应急处置方法，减少刀闸操作异常时间，对保证电网稳定安全运行有重大意义。
关键词：500kV母线侧刀闸;层级式检查;应急处置方法Analysis and treatment of abnormal operation of 500kV bus side gatebranchDu Wenjing(Guangdong Power Supply Bureau of Zhuhai Power Grid Co., Ltd.519000)Abstract：This pape r mainly in a 500kV substation were 500kV power switching operation,500kV busbar side switches appeared several times tripping incident analysis, it is concluded that the main reason and put forward the occurrence of similar incidents should how to correct disposal. The event is mainly because the 500kV bus side vertical telescopic knife for contact to separate normal tripping caused abnormal,further possible off bus accident.Sum up the experience, put forward the correct emergency handling method, reduce the abnormal operation time,to ensure the safe operation of the power grid is of great significance.Keywords：500kV bus side switches;hierarchical inspection;emergency disposal method1 对500kV刀闸操作异常事件的简要了解操作任务：将500kV出线一由热备用转冷备用。
变电站全停事故处理要点分析总结
变电站全停事故处理要点分析总结一、前言变电站全停事故是指变电站所有输电线路和配电线路同时或部分中断而导致的事故，其后果严重影响电网的正常运行。
此类事故处理要点相对于常规事故有所不同，下文将从事故原因、应急处理、后续处理、预防措施等方面进行分析总结。
二、事故原因分析发生变电站全停事故的原因也多种多样，下面列举出一些常见的变电站全停事故原因：1.输电线路短路2.输电线路开关、跳闸机构故障及误动等3.负荷中心变压器烧毁4.配电变压器烧毁5.变电站电力系统单相接地短路等针对不同的原因，处理的方法也不同，下文将从应急处理、后续处理、预防措施等方面进行介绍。
三、应急处理对于变电站全停事故，应立即启动应急预案，保证事故不扩大，并最快速度恢复电网的正常运行。
下面介绍应急处理的具体措施：1.启动应急预案，任命专人负责事故应急处理，其他人员各司其职。
2.立即组织现场人员察看，找出事故原因，确定事故范围和影响。
3.按照应急预案，进行分类分区抢修，优先保障外来负荷的供电安全。
4.第一时间对重要输电线路和配电线路进行架空输电、自动化返回，及时恢复供电。
5.派发应急物资保障、电气安全、保障抢修时间、非电气设备恢复等。
四、后续处理1.事故原因分析：将事故原因进行深入的分析，并总结教训，以避免类似事件再次发生。
–具体分析过程：•了解相关设备、线路的运行情况和维护情况。
•分析相关设备、线路的故障情况。
•分析相关设备故障原因、设备故障模式等。
2.事故影响评估：重点是对事故对客户外来负荷的影响进行评估，并制定专门的补偿措施，以减轻负面影响。
3.确定改进措施：全面清点设备信息，对设备进行维修、检修、更换，以及对方案进行改进，在鉴定后实施改进方案。
五、预防措施1.设备管理：广泛采用在线监测、扩大距离保护、设备皮试等通信技术，提高设备的运行效率和管理水平，并建立完善的设备台帐。
2.技术防范：开展各种技术改造，采用现代化技术装备和自动化控制系统，提高变电站的可靠性和灵活性。
500kV变电站站用电全停的分析与处理
500kV变电站站用电全停的分析与处理摘要：变电站站用电系统是保证变电站安全可靠地输送电能的重要环节，因其重要性突出，必须能长期不间断地供电，并且要求万一站用变工作电源失去时，能有一个备用电源立即顶替其工作。
关键词：站用电全停发电车变电站的站用电系统是保证变电站安全可靠地输送电能的一个必不可少的环节。
变电站大型变压器的强迫油循环冷却器系统需要380V的电源；高压断路器和隔离开关的分合闸操作需要380V电源，以保证储能和驱动电动机；直流控制系统要有源源不断的交流电能转换成直流电能，以保证二次保护、测控系统正常工作；还有照明、检修等工作需要380V电源。
仅从上述这些情况就可看出，站用电一但失去，就会影响变电站的正常运行，严重的甚至引起系统停电和设备损坏事故，危害系统安全稳定运行。
变电站运行人员对站用电的作用，必须足够的重视。
下面我就500kV变电站站用电全停进行分析与处理。
一、500kV变电站站用电系统的组成二、500kV变电站站用电全停原因分析1.两台站用变压器组成的站用电系统全停原因分析1.1主变压器检修，主变低压侧失电，站用电系统由0号备用站用变带380V Ⅰ、Ⅱ段母线运行，此时如果0号站用变或备用电源线路故障，将导致站用电全停。
1.2主变压器故障跳闸，主变低压侧失电，此时如果0号站用变或备用电源线路故障，不能恢复380VⅠ、Ⅱ段母线运行，将导致站用电全停。
1.31号站用变故障，此时如果0号站用变或备用电源线路故障，不能恢复380VⅠ、Ⅱ段母线运行，将导致站用电全停。
2.三台站用变压器组成的站用电系统全停原因分析2.1一台主变压器检修，另一台主变跳闸。
两台主变低压侧失电、站用电系统由0号备用站用变带380VⅠ、Ⅱ段母线运行，此时如果0号站用变或备用电源线路故障，将导致站用电全停。
2.2一台主变压器检修，另一台主变低压侧母线所带站用变故障，此时如果0号站用变或备用电源线路故障，不能恢复380VⅠ、Ⅱ段母线运行、将导致站用电全停。
3／2接线方式下“500kV开关断开全停”保护误动分析与改进
ｒ２ ０１ ４： ５： ７ ９ｌ３ ２ ５ ９８ Ａｐ ５ ２ １ １ ４ ５ ０ ０ ５ ９ ３ ５ ９８ Ａｐ ５ ２ １ １ ４ ５ Ｏ ０ ５ ８ ｒ２ ０１ ４： ５： ７ ９１ ２ ５ ９ ７ ５ ８ Ａｐ ５ ２ １ ４： ５： ７ ０ ４５ ７ ｒ２ ０１ １ ４ ５ ７ ９ ５ ９ ６ ５ ８ Ａｐ ５ ２ １ １ ４５： ７ ０ ４５ ７ ｒ２ ０ １ ４： ５ ７ ９ ５ ９ ５ ５ ８ Ａｐ ５ ２ １ １ ４５： ７ ０ ４５ ７ ｒ２ ０１ ４： ５ ７ ９ ｒ２ ０ １ ４： ５ ７ ９７ ５ ９ ４ ５ ８ Ａｐ ５ ２ １ １ ４５： ７ ０ ４５
点 不对 应 时 ， 置 报警 。 装 Ｇ ０装 置 正 常 运 行 时 ，０ ｋ 开关 合 闸 后 的 装 ６ ５０ Ｖ
置 报 文如 图 ２所示 。
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辑 的改进方 法 ， 避免 了保护误动作再次发 生 ， 消除 了发 电机 变压 器组保护的重大隐患 。 关键词 ： 发电机变压器组 ； 护误动作 ； ６ 保 Ｇ ０装置 ； 因分析 ； 原 保护逻辑改进
中 图分 类 号 ：Ｍ ８ ２ Ｔ ６ 文献标志码 ： Ｂ 文 章 编 号 ：６ ４—１５ （０ １ ０ ０ ２ １７ ９ １ ２ １ ）８— ０ ７—０ ３
５９ ０ ５ ９ Ａｐ ５ ２ １ ４： ５： ７ ｒ２ ０１ １ ４ ５ ．０ ０ ９１ ２ ３
ＴＲＩ Ｇ Ｄ
闭合时 ， 表示该开关合 闸， ２ 当 个触点都断开是表示 开关分闸。采用 ２ 个触点 的目的是 防止触点卡涩和
关于500kV变电站事故及异常处理的思考
关于500kV变电站事故及异常处理的思考摘要：500KV变电站作为电网系统的枢纽中心，为所辖区域供电起到了至关重要的作用。
倘若500KV变电站发生异常情况，没有对其进行及时处理，就会引发严重后果，以致于造成整个辖区内的停电，威胁到整个区域的电网的安全运营。
因此，本文主要是对500KV变电站常发事故进行研究，深入探讨发生事故的根本症结所在，结合自身实际工作经验，针对性的提出改善500KV变电站事故的异常处理对策，为维护500kv变电站的正常运营提供理论参考。
关键词：500kV变电站；事故；电网前言随着整个社会的发展，企业对于电力系统的依赖性越来越高。
500kv变电站对于整个电网系统的运营影响作用重大，在日常运营中会遇到形式多样的异常情况，电力企业快速找到故障原因，快速进行维修，对于企业的经营效益作用明显。
这就对于整个变电站的维护维修工作人员提出了较高要求。
对于500kv变电站异常故障，必须要遵守相关管理规定，依据相应的法规要求，按照上级掉过规程来对现场电站进行维修，不能以自身工作经验来处理事故特情。
1严格落实监盘工作，动态监控变电设备（1）仔细分析报文内容，时刻关注光字牌闪亮，重点关注异常情况，并且采取科学方法进行处理。
在日常工作中，500kv变电站易于出现2W11 开关 C 相SF6压力骤然降低归0的闭锁分合闸特殊情况。
因此，在处理异常情况时，调度可以利用倒母线的方式及时停役2W11 开关。
（2）操作使用前，重点关注告警信息。
变电站后台常常出现告警内容，例如USP1、USP2综合故障以及ZKK 空气开关跳闸等现象。
直到交直流室进行系统检查，发现400VⅠ段母线处于失电状态，1QF 开关处于分开状态，综合判断为35kv 站用线失电，当400V分段QF开关时则处于失效状态，初步判断为ZKK′和ZKK由于跳闸而造成的后果。
将ZKK′和ZKK合闸之后，QF开关成功。
分站线路畅通，将QF开关分开、1QF开关合闸，再次系统检查主变风冷系统处于正常运营状态，变电站回复正常工作状态。
某电厂500kV线路跳闸导致全厂对外停送电案例分析
某电厂500kV线路跳闸导致全厂对外停送电案例分析摘要：本文对某大型水电厂500kV线路跳闸导致全厂对外停送电，电厂单机带厂用电和开关站孤网运行进行分析，重点对线路跳闸导致厂站孤网运行期间的运行要点进行总结，在500kV线路跳闸的运行处置方面有一定的推广性和实用性，可为国内同类大型水电厂提供一定的借鉴作用。
关键词：重合闸孤网运行强送电事故处理同期并网一、前言水电厂运行工作中最重要的工作是操作、运行监视（巡检、分析）和事故处理。
操作在很大程度上取决规程制度的执行情况,而事故处理则由于事故的突发性及不可预见性对运行人员的技术素质提出了更高的要求，尤其是对“无人值班“模式的水电站来说需要运行人员有综合的判断、分析和处置事故的能力。
二、某电厂500kV线路跳闸导致厂站孤网运行案例分析1事件前运行方式XX电厂主接线见下图，事件前500kV第一串、第三串合环运行，500kV第二串5321、5322断路器在检修态，500kV龙鲁线检修，500kV龙仁线运行。
1、3、4、5号机运行，2号机备用，全厂出力1400MW。
坝前水位1293.38m（正常蓄水位1298.00m），入库流量800m3/s，出库流量2100m3/s，所有泄洪闸门全关。
XX电厂主接线图2事件经过及检查情况2018年6月16日05:37:51，XX电厂500kV龙仁线主一、主二保护动作，线路跳闸（另一回线检修）。
05:37:57，1、5号机组紧急停机电磁阀动作紧急停机。
05:38:02，3号机A、B套失磁保护动作，解列至空转。
4号机带开关站及厂用电运行，全厂减供负荷1400MW。
保护装置500kV龙仁线A、C相相间故障，行波测距3.8km。
3号机保护A、B套失磁二段动作。
1、4、5号机保护未动作，1、5号机主配拒动、电气过速115%Ne、导叶空载以上信号报出，安稳切机未动作。
500kV龙仁线线路对侧强送电不成功，巡检发现杆塔上部A相四分裂导线，其中一股从引流线位置断裂掉落引起相间短路。
对几起500kV变电站异常情况和事故的分析及处理
对几起 500kV变电站异常情况和事故的分析及处理摘要:本文从发生在 500kV敬亭变电站的几起异常情况和事故着手,分析了事故发生的原因以及处理情况,体现了迅速准确的分析处理各类异常情况和事故对于变电站安全稳定运行的重要性。
关键词:500kV变电站;异常;事故1 500kV HGIS设备异常分析和处理1.1 HGIS设备及组成部分断500kV敬亭变电站 500kV部分采用 HGIS设备,每一串 HGIS包括 3组 SF6路器(CB)、8组隔离开关(DS)、4组出线套管、6组电流互感器(CT)、8组接地开关(ES)、2组快速接地开关(FES)。
为方便检修,每个 CB罐(包括 CT在内)为一个密度监测器。
靠母线侧的两组 DS与套管气相通,中间出独立气室并配有独立 SF6线套管与三组 DS相连,但只与两组 DS共用一个气室,另一组 DS为独气室。
HGIS 气室之间用盆式绝缘子相隔。
为方便安装和检修,在 CB两端各装了一只波纹管。
在正常运行时,波纹管还担当调节HGIS壳体热膨胀冷缩尺寸(并减轻其应力)功能。
汇控柜是HGIS设备重要的组成部分,它实现了 HGIS电气信号的引入与引出 HGIS 设备的就地及远方操作,位置指示,电气联锁和警报。
可以说,汇控柜是 HGIS安全稳定运行的中枢,是各种信号交流汇集地。
它的安全稳定运行对变电站的重要性不言而喻。
1.2 HGIS汇控柜凝露现象2005年 8月,该站发现 HGIS汇控柜内普遍出现大面积凝露现象,主要集中在继电器、端子排和控制元件安装的面板上,严重威胁这些元件的可靠运行。
发现此异常后,站内立即采取措施对汇控柜内凝露进行处理,并加强对汇控柜的巡视力度。
经过连续多日的监视,发现当天气变化或湿度过大时,汇控柜会再次出现凝露现象。
HGIS汇控柜由于空间较大,安装有多组加热器和驱湿器。
一般来说当加热器加热时,形成空气对流,被加热的空气遇到温度较低的端子箱壁产生凝露。
该站HGIS汇控柜面积较大,加热器和驱湿器无法形成良好的效果,中上部柜壁湿度较大容易产生凝露。
500kV变压器冷却器全停事件分析及处理
500kV变压器冷却器全停事件分析及处理摘要：500kV变压器采用强迫导向油循环水冷方式，变压器运行时，冷却器投入运行。
冷却器全停是电力系统比较严重的电力事故，如果处理不及时或是处理不当，将造成变压器停运导致系统停电的严重后果。
针对一起冷却器全停事件，通过监控系统的信号数据、非电量保护装置的动作情况、冷却器电压监视原理等手段分析全停信号产生的过程和原因，提出解决方案，提高变压器冷却器运行的可靠性。
关键词：强迫油循环；冷却器；全停；检查处理1故障概述2021年08月25日，3号主变满负荷运行，10:54:31.993监控上位机报3号机组主变A相#1、3、4号冷却器投入复归，10s后(10:54:41.484)上位机报“3号机C屏主变A相冷却器全停报警/延时跳闸”信号，现场检查3号主变非电量保护“A相冷却器告警、A相冷却器跳闸”开入量0→1，3号主变A相冷却器控制柜内1-4号冷却器接触器未吸合，1-4号冷却器空开QF3、QF4、QF5、QF6在“合闸”位，1-4号冷却器均停止运行，PLC触摸屏有“交流电源故障”、“冷却器全停”信号。
现场依次手动投入2、3、4号冷却器，对应的三相电源空开QF4、QF5、QF6跳闸，当投入1号冷却器时，电源空开QF3未跳闸，1号冷却器正常投入运行，随后依次投入2、3、4号冷却器时，均成功投入运行。
11:08:54:0183号机C屏主变A相冷却器全停报警/延时跳闸”信号复归。
避免了一起因冷却器全停造成主变停运的事故。
变压器冷却器全停时，允许带负荷运行20分钟，如20分钟内顶层油面温度达到75℃，冷却器全停跳闸，如果油温未达到75℃，运行1小时后冷却器全停跳闸出口。
2事件检查分析表1 冷却器全停信号时序表10通过表1冷却器全停信号时序表，并结合现场柜内实际接线，可得出以下结论：1）PLC报“交流电源故障”是电源监视继电器KV3开入到PLC后报出的，在此期间无“#1电源故障”、“#2电源故障”信号，且报警期间双电源切换装置没有进行切换，依旧保持在第1路运行，证明第1路、第2路三相交流电源无故障，故障点位于双电源切换装置及切换后出来到4组冷却器并接的铜排之间，如图1所示①；：图1：冷却器电源回路图2）在依次手动投入2、3、4号冷却器且对应的三相电源空开QF4、QF5、QF6依次出现跳闸后，“交流电源故障”出现了自动复归，如表1冷却器全停信号时序表中第10条，以至于后面投入1号冷却器时，1号冷却器成功投入运行，其他冷却器再次投入后，也恢复正常。
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南关岭变500 kV系统全停事故处理与分析鲁顺(辽宁省电力有限公司，辽宁沈阳 110006)摘要：介绍了2005年5月2日南关岭变500 kV系统全停事故发生经过及处理过程，详细分析了保护动作情况及事故的确切原因。
文中着重分析了母差保护动作情况，总结了本次事故处理在迅速调整潮流分布、正确选取充电方式、对可能故障设备采取双保护充电、保证在停电方式下操作500kV刀闸等特点，对新设备投运暴露问题提出了处理意见，并针对地区电网实际情况提出相应的防范措施，对调度运行人员处理类似事故具有一定的借鉴意义。
关键词：事故处理；分析；保护0引言随着我国国民经济的高速发展和电力体制改革的日益深入，社会对电力安全的关注愈来愈高，如何保证电网安全可靠供电至关重要。
电网异常造成拉闸限电甚至大面积停电事故，不仅会造成巨大的经济损失，影响人民正常生活，还可能危及公共秩序和社会稳定。
2005年莫斯科及2003年美、加“8.14”大停电等事故引发对电网安全运行的深入思考，尤其在电力体制改革的形式下，如何确保电力系统的安全稳定运行已经越来越引起人们的重视。
最近辽宁电网发生的一起比较复杂的500 kV变电所全停事故，认为有必要在这里将事故的过程分析及改进措施介绍给大家。
文中详细叙述事故发生经过及处理过程，分析保护动作情况及事故的确切原因，并针对地区电网实际情况提出注意事项及相应的改进措施，希望能对调度运行人员进行事故处理有启示作用。
1地区电网简介及事故前系统运行方式1．1 大连地区电网概况目前大连地区电网通过500 kV王南1号、2号线，220 kV熊宝线与辽宁中部电网相连，通过220 kV东庄线、岩庄线与水太丹系统相连，地区电网与主网接线如图１所示。
大连地区统调发电厂仅华能大连电厂，装机为4台350 MW机组。
近年来大连地区负荷增长迅猛，网供最大电力达到2000 MW。
若500 kV王南1号、2号线同时停电，尖峰负荷时段220 kV 熊宝线热稳定问题非常严重，大连地区将被迫采取限电措施。
图１大连地区电网与主网接线示意图１．2 事故前电源、负荷情况事故当时华能大连电厂3台机组运行，出力750 MW；水、太、丹地区水电开550 MW；营口电厂1台机组出力带280 MW，当时大连地区负荷网供电力1070 MW。
--------------------------作者简介:鲁顺（1971-），男，高级工程师，从事电网调度运行工作。
１．3事故前南关岭变500 kV系统运行方式及潮流情况。
南关岭变500 kV系统为双母线环并运行，母联开关在合位。
王南1号线、1号主变在500 kVⅠ母线运行，王南2号线、2号主变在500 kVⅡ母线运行，主变66 kV侧各有一组电抗器运行。
图2 南关岭变500 kV系统接线及事故前潮流图２事故现象及处理过程２．１事故现象2005年5月2日15:39，南关岭变汇报500 kV母差保护有选择动作，王南1号线、王南2号线、1号主变一次、2号主变一次、母联兼侧路开关跳闸；王石变汇报王南1号线、王南2号线开关跳闸，均为两套纵联保护远方收信三相跳闸，故障相均为B相，故障电流均为2 kA，故障测距246公里（王南1号、2号线全长245.8 km）。
２．2 事故处理过程省调当班立即将情况汇报有关领导及网调，并了解大连地区网供负荷及周边系统潮流，同时立即令华能大连电厂将出力加到900 MW。
15:50令南关岭变拉开1号主变二次开关，16:00拉开2号主变二次开关。
现场人员汇报检查未发现故障点，现场设备送电无问题。
调度员判断母差保护有选择动作且两条母线全停，故障点可能在500 kV母联开关与电流互感器之间或电流互感器本身，决定先用王南2号线给南关岭Ⅱ母线充电。
2号主变三次开关在合位，为带电抗器给王南2号线充电，16:40无压合上2号主变一次开关。
16:53无压合上500 kV王南2号线开关。
为使王石侧王南2号线保护可以保护南关岭母线，将王石变王南2号线微机保护改第二套定值使用，17:58王石变合上王南2号线开关，王南2号线、南关岭变500 kV Ⅱ母线、2号主变一次充电良好。
然后给可能带故障的区域设备充电。
18:11合上南关岭变500 kV母联兼侧路开关，30秒后该开关跳闸，母差保护有选择动作。
为此调度判断故障点在500 kV母联CT本身。
18:20将王石变王南2号线微机保护改回第一套定值使用。
18:24拉开王石变王南2号线开关。
18:30拉开南关岭变500 kV母联兼侧路两侧刀闸，将可能的故障点可靠隔离。
18:33王石变合上王南2号线5052开关，王南2号线、南关岭变500 kV II母线、2号主变再次充电良好，18:36南关岭变合上2号主变二次开关，环并良好。
19:04令南关岭变无压合上1号主变一次、王南1号线开关。
19:08将王石变王南1号线微机保护改第二套定值使用。
19:10王石变合上王南1号线开关，王南1号线、南关岭变500 kV I母线、1号主变充电良好，证明故障点确实在500 kV母联开关电流互感器内部。
19:15将王石变王南1号线微机保护改回第一套定值使用。
19:24南关岭合上1号主变二次开关，环并良好。
调度随即令南关岭变及继电专业人员检查500 kV母联开关及电流互感器。
5月4日南关岭变将B相母联电流互感器拆下送上海厂家检查。
３母差保护动作分析根据现场故障录波结果分析，两次母差保护均正确动作，具体分析如下:两次保护动作故障点均在500 kV母联开关电流互感器内部。
母差保护接线示意如图3所示。
根据故障录波器结果，15:39王南1号、2号线故障电流约2000A左右，且相位相同，均为从王石流向南关岭的穿越式电流，因此保护判定为南关岭500 kV母线故障，故障录波显示在母差保护动作跳开王南1、2号线开关之前，母联电流互感器没有电流，因此，母差保护Ⅰ、Ⅱ母选择元件内均为流入电流即差流，保护有选择动作同时跳开Ⅰ、Ⅱ母所有元件。
18:11王南2号、南关岭500 kV Ⅱ母线经母联开关给Ⅰ母充电，此时故障点仍存在，母联电流互感器在Ⅰ母侧。
王南2号提供的短路电流与母联电流相位相反，为穿越Ⅱ母线的电流，因此Ⅱ母选择元件不动作，Ⅰ母选择元件动作，跳开母联开关。
图3母差保护接线示意图４事故处理特点(1)省调当值调度员迅速稳定系统，认真了解事故后周边系统潮流及大连地区网供情况，立即令华能大连电厂出力加到900 MW，及时将事故情况汇报有关领导及继电专业人员。
本次事故是发生在节日腰荷阶段，没有线路过载情况发生。
若发生在平时尖峰时段，必将造成220 kV熊宝线过载而被迫拉闸限电，甚至造成大连地区电网解列大面积停电事故;(2)在现场人员检查未发现故障点的情况下，当值调度员正确判断出故障点，采用的充电方式合理，即先用王南2号线给500 kV II段母线先充电，良好后再用母联开关给I母线充电，跳闸后再断开母联两侧刀闸，再用王南1号线给500 kV I段母线充电，可靠判断出故障点在500 kV母联电流互感器内部;(3)给500 kV母线充电前考虑将王石变王南1号、2号线微机保护改第二套定值，充分考虑一旦南关岭变500 kV母线有故障，有包括母差保护在内的双套保护能可靠动作，对运行系统有利;(4)在拉开南关岭变500 kV母联两侧刀闸前，将王石变王南2号线开关拉开，保证在事故处理时停电状态下操作500 kV刀闸。
本次事故处理过程果断正确迅速，避免了在尖峰负荷到来时大连地区拉闸限电。
５暴露问题及对策5．1暴露问题应加强对新投运设备的运行管理。
南关岭500 kV母联电流互感器为2004年11月投运新设备，交付运行单位投入运行不到一年时间内出现故障，给我们深刻的启示。
首先，对验收投运后的设备运行1 a以内，应及时安排全部检验，以利于消除由于验收时工作范围广、任务重、时间紧可能造成的疏漏，对一些遗留问题及时进行妥善的处理。
其次，随着设备的投运，其附属和配套的工程也会逐渐趋于完善，其在电网中的重要性也会随着运行时间的延长和负荷的增加而更加明显，如果忽视了一年内的全部检验，会给以后合理安排充裕的时间进行全部检验带来不便，非常不利于电网的长期安全稳定运行。
5．2 建议(1)加强变电值班运行人员的技术培训。
调度员事故处理时经常发生现场运行人员对保护动作情况汇报不清楚甚至误汇报的现象，极易误导调度员事故判断和处理，这是进行电网事故处理的极大隐患，必须从根本上改变。
(2)考虑500 kV王南1号、2号线同时停电这一特殊运行方式，应加装王南1号、2号线同时跳闸联切负荷措施，在500 kV王南1号、2号线潮流达到一定值时投入。
(3)加快大连地区电源建设，如泰山电厂等电源加快投运，从根本上改变大连地区尖峰时段受电电力较大的不利局面。
6 结语电网运行事故是不可避免的，而且每次事故的特点都不尽相同。
对复杂的电网事故，每次都应该详细调查并分析事故发生及处理过程，认真追究其原因，总结事故处理经验和教训，这样就可以从中发现电网的结构缺陷以及管理上的薄弱环节，从而不断优化电网运行方式以及提高运行人员事故处理水平。
只有这样，才能从各个方面使电网运行管理更加完善，保障电网安全稳定运行，更好地为经济建设服务。
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