变电站典型案例分析
变电站火灾案例及分析报告总结
变电站火灾案例及分析报告总结概述：近年来，随着社会的发展和电力需求的增加，变电站作为重要的能源转换与分配装置，在供电系统中扮演着关键角色。
然而，鉴于其特殊性质，变电站火灾带来巨大的破坏和风险。
本文将通过对几起变电站火灾案例进行分析，并根据相关数据收集和经验成果总结出一些关键问题。
一、案例一：XX地区某高压变电站火灾情况描述：在XX地区某高压变电站发生了一起严重火灾事故。
起初，工作人员发现排烟系统有异常反应，并迅速报警。
不幸的是，在获得消防部门到场时间时，整个变电站已被大火吞噬。
原因分析：1. 设备故障：通过调查报告分析显示，该次火灾起始于一个过载保护开关出现意外断路导致局部温度升高。
由于未及时采取措施处理此类故障点，引发了进一步恶化。
2. 漏油泄露：调查结果表明，在事故前期，绝缘油系统发生了泄漏，导致变压器运行温度升高。
这种漏油现象使得绝缘性能降低，增加了局部火灾风险。
教训与经验：1. 设备维护：及时检查和保养设备是预防火灾的重要措施。
对于设备异常，需要及时采取补救措施，以避免进一步情况恶化。
2. 定期排查：定期检查各个关键部位，尤其是油系统密封件的磨损程度、电力线路的接触情况等问题。
当发现任何异常情况时，应立即报告并进行修复。
二、案例二：XX公司变电站火灾事故情况描述：在某个夏季炎热的日子里，由于过载使用空调和其他高耗电设备，XX公司自有变电站突然发生了火灾事故。
幸运的是，在机构积极配合下消防人员得以迅速扑灭火势，并无人员伤亡。
原因分析：1. 高负荷运行：尽管供电专家警告过企业不要超载使用电力设备，但出于利润追求和管理疏忽，XX公司变电站在高负荷运行时长达数周。
这种过度使用直接导致电路超载和设备损坏。
2. 自动断路器失效：调查发现，由于经常性的超负荷运行，自动断路器触发装置出现损耗等问题而无法正常工作。
缺乏有效的防护措施是事故发生的根本原因之一。
教训与经验：1. 安全管理：企业应建立严格的安全管理制度，并提供必要的培训与指导，以确保员工对供电安全和预防火灾有足够的认识和了解。
变电站火灾事故案例分析总结
变电站火灾事故案例分析总结火灾是一种非常严重的事故，而变电站作为电力系统中不可或缺的组成部分，其火灾事故更是具有特殊的危害性和隐患。
本文将通过对几起变电站火灾事故案例的分析总结，探讨火灾原因、防范措施及应急响应等方面的经验与教训。
一、案例一：某城市变电站爆炸火灾近年来，我国某城市发生了一起严重的变电站爆炸火灾事故。
据初步调查，该事故主要原因是设备老化以及人员操作失误所致。
首先，在设备维护保养方面存在疏忽，导致某些关键设备积累了大量隐患；其次，操作人员在日常运维过程中未能按照规定程序进行操作，增加了事故发生的风险。
针对这起案例，我们可以总结如下经验与教训：1. 加强设备维护保养：对于变电站内各类设备，特别是高压设备和密闭空间内的设备，在使用前要进行全面检查，并定期进行维修与保养工作，以确保其运行的可靠性与安全性。
2. 强化操作人员培训：操作人员是变电站安全运行的重要环节，他们需要具备良好的业务素质和专业技能。
因此，对于操作人员应定期进行相关知识与技能培训，并制定明确的操作规程和制度。
3. 加强现场管理与监控：通过建立严格的作业流程、完善检查机制以及利用监控设备等手段，实时监测变电站内各类设备和工作状态，提前发现潜在火灾隐患并采取相应措施消除。
二、案例二：某地农村变电站发生火灾另一起变电站火灾事故发生在某地农村。
事故原因主要是由于天气反常引起的外力影响导致线路短路并引发火灾。
首先，在设计阶段未考虑到当地气候条件不稳定造成的影响；其次，未能及时发现并处理线路绝缘损坏等问题。
从这起事故中我们可以得出以下经验与教训：1. 充分了解气象条件：在设计变电站时要充分了解所处地区气象条件，考虑到可能的天气变化带来的影响，并在设计中做好相应的防护措施。
2. 加强巡检与维护：对于变电站内线路和设备要进行定期巡查和维护工作，及时发现并修复损坏的绝缘材料以及其他潜在危险因素，从而减少火灾风险。
3. 健全应急预案：建立科学合理的应急预案，包括事故发生后紧急疏散、消防救援等方面的规定与流程，确保在事故发生时能够快速有效地采取措施避免人员伤亡和财产损失。
变电部分案例分析（5题）（精选5篇）
变电部分案例分析（5题）（精选5篇）第一篇：变电部分案例分析(5题)变电部分案例分析（5题）【1】变电站技改工作中人身触电死亡事故。
（安全情况通报2010年第4期）（一）事故经过2010年8月19日，一座220kV变电站进行技术改造工程，主要内容为全站综合自动化改造，其中包含更换10kV高压柜及其他部分一次设备。
涉及单位有供电公司（建设单位）、施工单位、设计单位、监理单位、设备生产厂家。
10kVⅠ段高压柜于2010年5月21日开始施工（当时10kVⅠ段电压互感器高压柜安装也是此班组施工），施工单位变电工程分公司于2010年5月27日向供电公司生产技术部提交了10kVⅠ段高压柜的竣工报告。
5月28日，生产技术部组织变电运行分公司、变电检修试验分公司、电力调度中心相关人员对变电站10kVⅠ段电压互感器进行了验收，当时发现电压互感器未按招标文件要求提供二次补偿绕组，后告知厂家，厂家答应重新发货（带二次补偿绕组电压互感器）。
由于该缺陷暂不影响运行，考虑到10kVⅠ段母线带有重要负荷，6月7日18时37分10kVⅠ段母线电压互感器投入运行。
在厂家发送带二次补偿绕组的电压互感器到货后，供电公司8月17日安排由施工单位变电工程分公司进行技改，8月19日对电压互感器进行更换。
8月18日20时，220kV变电站收到施工单位变电工程分公司检修班的一份变电第一种电子工作票，工作内容为“10kVⅠ段电压互感器更换”，工作票编号为“变电站201008015”，工作负责人为徐×，工作票签发人为彭×。
8月19日7时10分，变电站值班员汪×接到地调洪×关于10kVⅠ段母线电压互感器由运行转检修的指令，操作人徐×，监护人何×，填写并执行“变电站201008015号”操作票，于7时23分完成操作，将10kVⅠ段母线电压互感器由运行转检修。
变电站运行人员未认真审核工作票上所列安全措施内容，只按照工作票所填要求，拉出10kVⅠ段母线设备间隔9511小车至检修位置，断开电压互感器二次空开，在Ⅰ段母线电压互感器柜悬挂“在此工作”标示牌，在左右相邻柜门前后各挂红布幔和“止步，高压危险”警示牌，现场没有实施接地措施。
变电站火灾事故案例分析
变电站火灾事故案例分析变电站是电力系统的重要组成部分，起着电能传输、转换、分配和控制等重要的作用。
然而，变电站作为电力系统的核心设施，在运行过程中也存在着一些潜在的安全隐患。
其中，变电站火灾事故是常见的一种安全事故，对人员生命财产安全造成了极大的威胁。
本文将对近年来国内外发生的几起变电站火灾事故进行案例分析，以期帮助广大读者更好地了解变电站火灾事故的原因和防范措施。
一、案例一：鄂尔多斯太阳能变电站火灾时间：2019年6月26日地点：鄂尔多斯太阳能变电站伤亡情况：无人伤亡事故经过：2019年6月26日，鄂尔多斯太阳能变电站一楼机房内突然发生火灾。
事故发生后，工作人员立即报警并启动灭火系统。
火灾过程中，变电站的220KV开关柜受到了严重损坏，造成了一定的经济损失。
经初步调查，事故原因是变电站一楼机房内配电柜出现短路故障，导致火源直接引燃了柜内的绝缘材料。
分析：本次变电站火灾事故的主要原因是设备故障。
由于变电站开关柜处于电力系统的核心位置，一旦出现故障很容易引起火灾。
还有就是变电站内设备质量较差，绝缘材料容易老化或损坏，如果不及时更换或维修，也会增加火灾发生的风险。
二、案例二：南昌市变电站火灾时间：2018年12月12日地点：南昌市变电站伤亡情况：无人伤亡事故经过：2018年12月12日，南昌市变电站内发生火灾。
火灾发生时，变电站正处于运行状态，事故瞬间导致高压室内出现巨大的火花和烟雾。
事故现场的工作人员很快组织人员疏散，同时启动象限消防系统进行灭火。
最终，火灾被迅速扑灭，事故未造成人员伤亡。
分析：本次变电站火灾事故的主要原因是设备老化。
这说明变电站的设备有一定的使用寿命，并且需要定期维护和检修。
保持设备的良好状况和定期检测，能够有效地预防事故的发生。
另外，发生事故后，变电站工作人员能够迅速组织疏散和灭火，并及时报警，这也是防范变电站火灾的有效措施之一。
三、案例三：美国新泽西州变电站火灾时间：2019年6月6日地点：美国新泽西州变电站伤亡情况：无人伤亡事故经过：2019年6月6日，美国新泽西州一座变电站内突然发生火灾。
变电站变压器火灾事故案例分析
变电站变压器火灾事故案例分析引言变电站变压器是电力系统中的核心设备之一，其作用是调节输电线路中的电压，保障电网的正常运行。
然而，由于长期运行和恶劣的工作环境，变压器易受到各种因素的影响，导致发生火灾事故。
本文将以实际案例为基础，对变电站变压器火灾事故进行分析，并探讨其原因和防范措施。
一、案例描述某市某变电站的35kV变压器发生了火灾事故。
火灾发生时，变压器正在运行，突然冒出浓烟并发出刺耳的爆炸声，引起了变电站工作人员的警觉。
工作人员迅速对变压器进行了隔离和报警，并组织了紧急疏散。
消防人员赶到现场后，对火灾进行了扑救，最终将火势扑灭。
经初步调查，变压器的油箱发生了漏油，导致油温升高并引起火灾。
事故中，变压器被严重损坏，造成了不小的经济损失。
二、事故原因分析1. 设备老化变电站变压器是电网中的重要设备，长期运行易受设备老化的影响。
在本案例中，事故的发生与变压器的老化密切相关。
长期使用导致变压器的内部绝缘材料老化、变压器内部局部温升、线圈绕组局部过热等现象，从而产生了可能导致火灾的内部故障。
2. 油箱漏油变压器的正常运行离不开绝缘油的作用，而油箱漏油会严重危害变压器的运行安全。
在本案例中，变压器发生火灾的直接原因是油箱漏油引起的。
油箱漏油直接影响到了绝缘油的正常运行，使得绝缘油无法对变压器内部的局部高温进行散热，导致变压器内部温度升高，最终引发了火灾。
3. 运行负荷过大变压器在正常运行过程中，需要承担大量的负荷。
当负荷过大时，变压器内部会产生过多的热量，导致绝缘油的温度升高，从而引发火灾。
在本案例中，变压器在发生火灾前，可能正处于运行负荷过大的状态，这也是导致火灾的原因之一。
4. 设备维护不当变压器作为电网中的核心设备，需要得到良好的维护保养。
在本案例中，可能是由于变压器的维护保养工作不到位，导致了油箱的漏油问题。
由此可见，设备维护不当也是导致变压器火灾的原因之一。
三、防范措施1. 加强设备维护为了防止变压器火灾事故的发生，首先要加强变压器的维护保养工作。
变电站火灾事故案例分析总结
变电站火灾事故案例分析总结变电站是电力系统中重要的组成部分，它起到了电能传输、电能分配和电能转换的作用。
但是，由于变电站中存在大量高压设备和导线，一旦发生火灾事故，将会给工作人员和周围居民造成严重的威胁。
本文将通过对变电站火灾事故案例的分析总结，探讨如何有效预防变电站火灾事故的发生。
一、案例分析1、南京一变电站火灾2019年3月，位于南京市玄武区的一座变电站发生火灾事故，导致该变电站非法用电业务被查处。
据了解，这座变电站长期非法向社会提供电力服务，已经被多次举报。
当局在调查中发现，该变电站管理混乱，安全设施不完备，易导致火灾事故发生。
2、几内亚旅游区变电站火灾2018年4月，几内亚旅游区的一座变电站发生大火，导致45人受伤，其中10人严重受伤。
事故原因是由于设备老化和过载导致变压器爆炸，从而引起火灾。
当时变电站内部没有安装灭火器材，救援困难，加上旅游区内游客众多，造成了严重的后果。
二、事故原因从上述案例可以看出，变电站火灾造成的后果严重，对于保障电力系统的安全运行产生了极大威胁。
那么，造成变电站火灾的原因有哪些呢？1、设备老旧和损坏随着时间的推移，变电站内的设备很容易出现老化和损坏，如果不及时进行维修和更换，就会导致设备故障甚至触电火灾事故的发生。
2、设备过载变电站承担着大量的电能转换任务，因此在运行中极易出现设备过载的情况，从而引起各类故障、短路和火灾事故。
3、管理混乱和安全设施不完备变电站管理混乱和安全设施不完备是导致火灾事故发生的重要原因。
例如，没有有效的灭火装置、不合格的用电线路、非法用电等。
三、预防措施针对变电站火灾事故的风险，我们应该采取一系列的预防措施，以从根本上降低事故的发生概率。
1、加强设备维护和管理针对设备老化和损坏的风险，我们应该及时开展设备检修和维护工作，对不合格的设备进行及时更换和升级，从而保证设备的稳定运行。
2、避免设备过载为了降低设备过载的风险，我们应该根据变压器的容量合理安排负荷，定期检查设备运行状态，防止因过载而发生各种故障。
电气误操作典型案例分析
电气误操作典型案例分析一、天津高压供电公司500kV 吴庄变电站误操作事故2021年2月10〜11日，天津高压供电公司500kV吴庄变电站按方案进展#4联变综合检修。
11 日16:51 分，综合检修工作完毕，华北网调于17:11 分向吴庄站下令，对#4 联变进展复电操作。
吴庄站值班人员进展模拟操作后正式操作，操作票共103项。
17:56 分，在操作到第72项时，5021-1隔离开关A相发生弧光短路，500kV I母线母差保护动作，切除500kV I 母线所联的三台开关。
本次事故主要原因是由于操作5021-17刀闸时A相分闸未到位，操作人员又没有严格执行“倒闸操作六项把关规定〞，未对接地刀闸位置进展逐相检查，未能及时发现5021-17刀闸A相没有完全分开，造成5021-1隔离开关带接地刀合主刀，引发500kV I母线A相接地故障。
天津电力公司对事故的13 名责任人员给予行政和经济处分，分别给予变电站值班员等主要责任者，变电站当值值长等次要责任者，超高压管理所主任、党支部书记，天津高压供电公司经理、党委书记等管理责任者留用观察、降职、记大过至记过处分。
二、河北衡水供电公司220kV 衡水变电站误操作事故2009年2月27日，河北衡水供电公司220kV衡水变电站进展# 2主变及三侧开关预试，35kV H母预试，35kV母联开关的301-2刀闸检修等工作。
工作完毕后在进展“35kV H母线由检修转运行〃操作过程中，21:07 分，两名值班员撤除301-2 刀闸母线侧地线〔编号＃20〕，但并未拿走而是放在网门外西侧。
21:20 分，另两名值班员执行“ 35kV母联301开关由检修转热备用〃操作，在执行35kV母联开关301-2 刀闸开关侧地线〔编号＃15〕撤除时，想当然认为该地线挂在2 楼的穿墙套管至301-2 刀闸之间〔实际挂在1 楼的301 开关与穿墙套管之间〕，即来到位于2 楼的301 间隔前，看到已有一组地线放在网门外西侧〔衡水站35kV 配电设备为室内双层布置，上下层之间有楼板，电气上经套管连接。
变电站典型案例分析
典型案例分析一起线路保护异常跳闸的分析一、事故简述：年月日某变电站（以下简称甲站）至某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的线路，因乙站侧断线异常，在重负荷情况下引起断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。
该线路两侧保护配置为：第一套保护包括：国电南自（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）（光纤信号收发装置）；国电南自（断路器失灵保护）。
第二套保护包括：南瑞继保（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保断路器操作箱。
甲站侧该线路保护变比，乙站侧该线路保护变比，断线相过流定值（一次值），线路全长。
保护重合闸停用，使用保护重合闸（单重方式）。
月日时分，甲站线路断路器三相跳闸，保护装置报文显示：年月日时分秒毫秒距离零序保护启动综重电流启动纵联保护启动综重沟通三跳故障类型和测距相间接地测距阻抗值Ω保护装置报文如下：启动绝对时间年月日动作相动作相对时间动作元件远方起动跳闸故障测距结果保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。
保护装置“、、”灯亮、保护出口。
断路器操作箱上第一组“、、”灯亮。
录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约、峰值约。
（见甲站侧保护故障录波图）此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是：（一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？（二）为什么保护装置有测距且不正确，而保护装置没有测距？（三）为什么和两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。
（四）为什么保护综重沟通三跳出口？二、事故原因分析甲站线路保护收到远跳信号的原因为：乙站付母电压回路，因端子箱内电压切换回路二次线腐蚀断落，造成二次失压，乙站保护断线相过流保护动作，后备三相跳闸。
断线失压相过流保护定值整定，当时负荷电流约、峰值约，断线相过流保护动作行为正确。
变电运行事故案例总结与分析
变电运行事故案例总结与分析变电运行事故是电力行业中比较常见的一种事故类型，因其涉及到大量的电压和电流，一旦发生事故，对整个电力系统和使用者来说都有着严重的影响。
本文将针对变电运行事故进行总结和分析，以期能够更好地避免此类事故的发生和减少事故带来的损失。
1.案例总结1.1.案例一：广西某变电站事故事故时间：2018年8月24日事故经过：当日下午4点左右，广西某变电站一直流变压器发生跳闸，工作人员对变台进行检查时，发现运行面板上显的水温异常偏高，水位偏低。
经过排查，发现是冷却水泵站出现故障，导致冷却水泵停运，引起变台过热。
最终，该事故造成的设备及停机损失大约为3万元。
1.2.案例二：山东某变电站事故事故时间：2019年1月10日事故经过：当日下午2点左右，山东某变电站一台500千伏变压器发生爆炸事故，事故现场引发火灾。
经过初步核查，发现该变压器过热导致绕组局部放电，最终引发了变压器爆炸。
该事故造成了设备和停机损失大约为200万元。
1.3.案例三：海南某变电站事故事故时间：2020年4月15日事故经过：当日下午5点左右，海南某变电站的一台电容器组突然短路，引发了火灾。
经过现场勘查，发现该电容器组接线松动，引发电容器过热，最终导致短路事故。
2.案例分析在以上三起变电运行事故中，都存在一些普遍性的问题，可以从以下几个方面进行分析：2.1.设备维护不到位从上述案例中可以看出，变电运行事故的其中一个主要原因是设备的维护保养不到位。
这不仅会导致设备频繁出现故障，而且对于事故调查和处理也会造成很大的困难。
因此，对于变电设备的维护和保养工作必须要做到严格落实，及时发现和解决问题。
2.2.人员管理不当在变电站中，人员是设备运行和事故处理的关键。
若人员管理不当，就会给设备带来一定风险。
例如，在广西某变电站的事故中，排查故障的工作人员没有及时发现冷却水泵的故障，最终导致了变台过热。
因此，对于变电站的工作人员必须要重新加强岗位培训，提高故障排查和处理的能力。
典型电气事故案例分析
本文有5篇典型电气事故案例分析，年底了，在这里提醒大家要注意人身安全和设备隐患哦。
一、接地保护线烧伤人1、事故经过1994年4月6日下午3时许，某厂671变电站运行值班员接班后，312油开关大修负责人提出申请要结束检修工作，而值班长临时提出要试合一下312 油开关上方的3121隔离刀闸，检查该刀闸贴合情况。
于是，值班长在没有拆开312油开关与3121隔离刀闸之间的接地保护线的情况下，擅自摘下了3121隔离刀闸操作把柄上的“已接地”警告牌和挂锁，进行合闸操作。
突然“轰”的一声巨响，强烈的弧光迎面扑向蹲在312油开关前的大修负责人和实习值班员，2人被弧光严重灼伤。
2、原因分析本来3121隔离刀闸高出人头约2米，而且有铁柜遮挡，其弧光不应烧着人，可为什么却把人烧伤了呢？原来，烧伤人的电弧光不是3121隔离刀闸的电弧光，而是两根接地线烧坏时产生的电弧光。
两根接地线是裸露铜丝绞合线，操作员用卡钳卡住连接在设备上时，致使一股线接触不良，另一股绞合线还断了几根铜丝。
所以，当违章操作时，强大的电流造成短路，不但烧坏了3121隔离刀闸，而且其中一股接地线接触不良处震动脱落发生强烈电弧光，另一股绞合线铜丝断开处发生强烈电弧光，两股接地线瞬间弧光特别强烈，严重烧伤近处的2人。
造成这起事故的原因是临时增加工作内容并擅自操作，违反基本操作规程。
3、事故教训和防范措施1).交接班时以及交接班前后一刻钟内一般不要进行重要操作。
2).将警示牌“已接地”换成更明确的表述：“已接地，严禁合闸”。
严格遵守规章制度，绝对禁止带地线合闸。
3).接地保护线的作用就在于，当发生触电事故时起到接地短路作用，从而保障人不受到伤害。
所以，接地线质量要好，容量要够，连接要牢靠。
二、刀闸误合出事故1、事故经过1996年1月31日上午，在某热电厂高压配电室检修508号油开关过程中，电工曲某下蹲时，臀部无意中碰到了508号油开关上面编号为5081的隔离刀闸的传力拐臂杆，导致5081隔离刀闸动、静触头接触，刀闸被误合，使该工厂电力系统502、500油开关由于“过流保护”装置动作而跳闸，6kV高压二段母线和部分380V母线均失电，2号、3号锅炉停止工作40多分钟，1号发电机停止工作1小时。
电力事故案例分析
工作负责人参与工作违反了变电安规3.4.3的规定，高处作业 又未使用安全带，违反了变电安规13.6的规定。
3.4.3工作负责人在全部停电时，可以参加工作班工作。在部 分停电时，只有在安全措施可靠，人员集中在一个工作地点， 不致误碰有电部分的情况下，方可参加工作。这里的四个工作 地点，必须有专责的监护人，且不得参加工作。
4.1.4 巡线人员发现导线、电缆断落地面或悬挂 空中，应设法防止行人靠近断线地点8m以内，以 免跨步电压伤人，并迅速报告调度和上级，等候 处理。
电力线路事故案列分析2
某施工队在一10kv线路的55号—57号杆间进行 更换导线工作，工作班成员的甲、乙分别担任55 号和57号两杆的紧线任务，当紧第一根线时（中 线），57号杆的拉线从拉线球处抽出，致使57号 杆向反方向倾倒，杆上紧线的乙被砸在杆下。
丙也打开开关柜的前防护门，并进去用扫把开始 清扫，违反变电安规2.4.2
2.4.2在高压设备上工作，应至少由两人进行，并 完成保证安全的组织措施和技术措施。
现场未采取任何保证安全的技术措施，违反变电 安规4.1
4.1电气设备上安全工作的技术措施 4.1.1停电； 4.1.2验电； 4.1.3接地； 4.1.4悬挂标示牌和装设遮拦（围拦）。
变电所的事故案例分析
变电所案例★××段××变电所主变差动跳闸事故事故概况6月28日下午17点10分××变电所二号主变比率差动保护启动，使102DL、203DL、204DL跳闸，造成某方向上下行、另一方向上下行四条馈线全部停电。
中断向网上供电。
17点15分调度中心由停电前的2#进线2#B改投2#进线1#B运行，恢复网上供电，共停电5分钟。
6月28日19点13分施工方技术人员到达现场处理故障。
19点57分施工方技术人员发现203DL、204DL本体电流互感器引至二号主变差动保护装置端子排的A461、B461两根线号接反，导致2#B 高压侧与2#B低压侧a、b相相反，当馈线电力机车取流时导致产生不平衡电流，致使2#主变差动保护装置动作。
20点13分施工方技术人员将A461、B461两根线倒到正确位置。
20点15分调度中心由2#进线1#B恢复到2#进线2#变运行。
原因分析施工人员在进行二次回路配线时粗心大意，将二号主变差动保护回路的线接错。
在做继电保护试验时，试验人员发现了此问题，并更换了线号，不过在恢复时又将线接错。
所以在6月28日下午17点10分电力机车刚进入××变电所供电臂范围内，就造成二号主变比率差动保护启动。
经验教训此次事故虽发生在试运行期间，但我们也应从中吸取教训为以后安全运行打下基础。
因此应吸取以下教训：1、变电相关技术人员尽快对每一个变电所的综合自动化的图进行核对、校正，并到现场进行核对，及时发现并处理问题。
2、由于施工人员的马虎大意和试验人员的大意造成了跳闸故障，我们管内是繁忙干线，一旦发生类似这种跳闸故障，不仅影响正常的行车秩序，还会给公司造成严重不良影响。
虽然只是试运行，这也给每个人敲响了警钟。
3、我们在以后检修和抢修工作中要细化、量化每一步检修和抢修方案，力争在维护检修和抢修工作中做到及时发现问题，正确解决问题。
确保每一步都要做到“精检、细修、尽心”。
变电站事故案例
变电站事故案例在电力系统中，变电站是起着非常重要作用的设施。
它们用于将高压输电线路的电能转变为适合配电系统或用户使用的电能。
然而，变电站事故时有发生，这些事故可能对人员安全和电网稳定性造成严重影响。
下面我们将介绍一起变电站事故案例，以便从中吸取教训，提高变电站运行的安全性。
事故发生时间，2018年5月12日。
事故地点，某市某县某变电站。
事故描述，当地突发大风天气，导致变电站一根110kV输电线路发生短路故障，引起变电站一次设备保护动作，变电站进入故障状态。
由于变电站未能及时切换至备用线路，导致部分用户停电，影响了当地工业生产和居民生活。
事故原因分析：1. 设备保护动作不准确，变电站一次设备保护动作灵敏度不够，未能准确判断故障，导致误动作。
2. 备用线路切换不及时，变电站操作人员未能及时发现故障并切换至备用线路，导致停电范围扩大。
3. 风险预警不足，变电站未能及时获取天气预警信息，未能提前做好防范措施。
事故处理措施：1. 提高设备保护动作灵敏度，对变电站一次设备保护进行调整，提高其对短路故障的准确判断能力。
2. 加强备用线路切换培训，对变电站操作人员进行备用线路切换演练，提高其应急处理能力。
3. 完善风险预警系统，引入先进的气象预警系统，及时获取天气信息，做好风险预警和防范工作。
结论：变电站事故的发生往往是由多种因素共同作用所致，要提高变电站运行的安全性，需要从设备保护、人员培训和风险预警等方面全面加强管理。
只有不断总结经验教训，加强安全管理，才能有效防范和减少变电站事故的发生，确保电力系统的安全稳定运行。
以上就是一起变电站事故案例的介绍和分析，希望能对大家有所帮助，也希望各个变电站能够加强安全管理，确保电力系统的安全稳定运行。
变电站事故保护跳闸实例分析
电间隙接地，＃2主变中性点直接接地，两台主变均配置瓦斯、差动、复合电压闭锁过电流、零序过电流、间隙零序电流电压等保护。
220kV 双母线配置微机母差、失灵保护，正常时并列运行。
220kV 线路均为电源线路，配置纵联保护、三段式距离保护和四段式零序保护。
请分析下列问题：（1）、正常运行方式下，假定220kV 丁线2348开关与2348CT 之间A 点发生相间短路，请描述切除此故障，相关保护、开关的动作过程。
（3分）（2）、正常运行方式下，假定220kV 母联2012开关与2012CT 之间B 点发生单相接地，请描述切除此故障，相关保护、开关的动作过程。
（3分）（3）、正常运行方式下，假定#1主变2201开关与2201CT 之间C 点发生单相接地，请描述切除此故障，相关保护、开关的动作过程。
（4分）（1）、首先，母差保护动作，跳开2012、2202、2346、2348开关，（1分）但故障并未切除。
丁线保护装置停止发送闭锁信号（0.5分）或向对侧传送远方跳闸信号（0.5分），对侧保护收不到闭锁信号或收到远方跳闸信号，立即跳开对侧2348开关（1分）。
（2）、母联死区故障。
首先，220kV Ⅱ母差动保护动作出口，跳开2012、2202、2346、2348开关（1分）；然后，220kV Ⅰ母差动保护动作出口，跳开2201、2345、2347开关（1分）。
（3）、首先，母差保护动作，跳开2012、2201、2345、2347开关，（1分）但故障并未切除。
2201断开后，#1主变变高侧失去接地中性点（1分），单相接地使#1主变中性点电压异常升高（1分），击穿放电间隙，间隙零序电流电压保护动作（1分），跳开101、501开关（1分）。
ⅠM ⅡM BⅡM电间隙接地，＃2主变中性点直接接地，两台主变均配置瓦斯、差动、复合电压闭锁过电流、零序过电流、间隙零序电流电压等保护。
220kV 双母线配置微机母差、失灵保护，正常时并列运行。
案例分析(变电部分)
案例分析题库（变电部分）1、事故经过：2010年9月26日，应业扩报装用户要求，客服中心安排客户专责吕××组织对新安装的800kVA箱变进行验收。
吕××带领验收人员计量中心吴×、李×（死者）、生技部熊××和施工单位李××等4人前往现场。
到达现场后，吕××电话联系客户负责人，到现场协助验收事宜。
稍后，现场人员听见“哎呀”一声，便看到计量中心李×跪倒箱变高压计量柜前的地上，身上着火。
经现场施救后送往医院抢救无效死亡。
经调查，9月17日，施工人员施工完毕并试验合格，因用户要求送电，施工人员在请示施工单位经理同意后，未经供电公司营销部门许可，擅自对箱变进行搭火。
9月26日验收过程中，计量中心李×独自一人到箱变高压计量柜处（工作地点），没有查验箱变是否带电，强行打开具有带电闭锁功能的高压计量柜门，进行高压计量装臵检查，触及带电的计量装臵10kV C相桩头，触电死亡。
2、事故经过：2007年8月19日，一座110kV变电站10kV河桥Ⅱ线314线路发生单相接地，经查系314开关下端到P1杆上3147出线刀闸电缆损坏，需停电处理。
20日晚，生技股主任胡××、生技股线路专责朱××、变检专责刘××、变检班班长龙××、配网110班副班长朱××在生技股办公室商量处理方案。
经现场查勘，决定拆开电缆头将电缆放到地面再进行电缆中间头制作，由变检班龙××担任工作负责人。
同时决定由配网110班更换3087、3147刀闸（因刀闸合不到位），班长王×为工作负责人。
21日，配网110班王×持事故应急抢修单，负责3087、3147两组隔离开关更换工作；变检班龙××持电力电缆第一种工作票，负责电缆中间头制作。
智能变电站典型案例分析.ppt
案例3：运行主变电量保护SV间隔投入压板误退出
序号 1
告警时间 14:15:00.000
告警信息 101开关分位--分
2
14:15:00.000 101合位--合
3
14:15:00.005 #1主变保护（Ⅰ）套事故总信号动作
4
14:15:00.005 #1主变保护（Ⅰ）套比率差动动作
5
14:15:00.026 101开关分位--合
总结一：
智能终端检修压板投入，则智能终端上传的所有信息均 带Test的品质位。那么线路故障，保护装置发送动作信息给 智能终端，智能终端虽然接收到保护动作信息，但不做处 理。相当于传统变电站的开关拒动。
思考：
1、若保护装置置检修时，又有什么影响？ 2、若合并单元置检修时，又有什么影响？ 3、若110kV变电站主变某侧支路智能终端误投检修,有 何 影响?
案例3：运行主变电量保护SV间隔投入压板误退出
101 100
#1变
601 600
102
#2变 602
事故分析 报文分析判断：#1主变第Ⅰ套差动保护是在 101开关合上后动作跳闸，#1主变第Ⅱ套保护 在此过程没有保护动作报文，有三种可能性： ①#1主变差动保护范围内发生故障，第Ⅰ套 差动保护正确动作跳闸，第Ⅱ套差动保护拒 动； ②#1主变没有故障，第Ⅰ套差动保护存在故 障误动作； ③第Ⅰ套差动保护投切错误导致主变差动保 护误动作。 结合当天的工作，在处理101间隔合智单元时 将第Ⅰ套电量保护101间隔SV投入压板退出， 判断可能是由于101间隔SV投入压板漏投导致 差动保护误动作，故第③种可能性最大。
32
14:15:03.066 #1 UPS交流输入异常复归
33
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典型案例分析一起220kV线路保护异常跳闸的分析一、事故简述：XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。
该220kV线路两侧保护配置为：第一套保护包括：国电南自PSL602（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）；国电南自PSL631A（断路器失灵保护）。
第二套保护包括：南瑞继保RCS931（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保CZX-12R断路器操作箱。
甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值），线路全长9.14KM。
931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式）。
XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸，602保护装置报文显示：XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒000000ms距离零序保护启动000000ms综重电流启动000001ms纵联保护启动000027ms 综重沟通三跳000038ms 故障类型和测距CA相间接地401.40Km000039ms 测距阻抗值136.529+j136.529 ΩRCS931保护装置报文如下：启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560动作相 ABC动作相对时间 00001MS动作元件远方起动跳闸故障测距结果 0000.0kM602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。
931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。
断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC”灯亮。
录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。
（见甲站侧931保护故障录波图）此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是：（一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？（二）为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？（三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。
（四）为什么602保护综重沟通三跳出口？二、事故原因分析甲站220 kV线路931保护收到远跳信号的原因为：乙站220kV付母电压回路，因TV端子箱内电压切换回路二次线腐蚀断落，造成TV二次失压，乙站602保护TV断线相过流保护动作，后备三相跳闸。
TV断线失压相过流保护定值整定950A，当时负荷电流约1040A、峰值约1470A，TV断线相过流保护动作行为正确。
乙站保护三跳后启动操作箱内三跳继电器TJQ，该继电器一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置，602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号；还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令。
根据调度定值控制字设置要求，甲站侧931保护装置收到远跳令后需进行就地判别。
判据为：保护是否启动，如果保护启动同时有远跳信号则出口跳闸。
乙站侧断路器跳闸为负荷电流情况的TV断线过流保护动作所致，系统无实际故障，正常情况下甲站侧保护不应启动，远跳不会出口。
但根据甲站侧保护录波图显示，在三相负荷电流消失的瞬间有短时零序电流，有效值495A左右（峰值700A左右），线路电压在三相电流消失后继续存在25mS，说明此零序电流系乙站侧断路器跳闸不同期所致。
也就是说乙站侧断路器在TV断线过流保护动作后，断路器三相跳闸时存在非同期，造成短时间线路非全相运行，在负荷电流下使得甲站侧保护装置感受到了零流突变，而931保护电流变化量启动定值为200A（一次值）、零序启动电流定值200A，符合保护启动条件，所以甲站侧931保护远方跳闸出口，跳开甲站侧三相断路器。
931保护装置三跳动作同时通过本屏上“至重合闸”压板向602保护发三跳启动信号。
602保护重合闸正常投单重方式，收到外部三跳启动信号后即闭锁重合，同时沟通本保护三跳回路，综重直接发三相跳闸令即为“综重沟通三跳”。
甲站侧虽然两套保护都三跳出口，但录波图显示931保护先于602保护动作27ms，故虽然两套保护都动作，操作箱上只有931第一套保护出口时作用于第一组跳闸线圈的“TA、TB、TC”信号。
602保护再动作时断路器已基本跳开，故操作箱上第二组跳闸线圈无跳闸信号。
由于此次保护动作为非全相引起的零序启动后的远跳，931保护装置因母线电压没有突变，距离保护未动作，故无测距。
又由于不同保护的软件差异，602保护装置显示“距离零序保护启动，故障类型CA相间接地”，根据故障分析，负荷线路B相断线有CA相间接地故障性质，可初步判断B相为乙站断路器不同期较前相。
测距401.4kM反应的是C、A 相负载阻抗测量值。
由于此次602纵联保护中距离正方向元件只启动而未动作，所以602纵联保护虽然在本侧启动前27ms就收到允许信号但本侧正方向元件未动作，故602纵联保护未出口。
通过上述分析，乙站侧TV断线过流动作只跳乙站侧断路器比较合适，远跳原因为重负荷情况下乙站断路器三相分闸不同期引起。
三、经验教训和措施、建议1）可考虑远跳回路中就地判别适当增加延时，躲过开关分闸不同期所导致的保护误启动。
2）目前较多220kV线路保护中“分相电流差动保护的远跳”和“光纤纵联保护的其它保护允许发信”都由操作箱中的TJQ和TJR（永跳继电器）继电器接点并联后启动。
建议改为只有TJR启动，以减少断路器在事故中不必要的多动或误动，对事故的判别和处理都是有利的。
3）应提高对分相断路器的同期性要求。
附：RCS931和PSL602保护装置故障录波图，该继电器一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置，602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号；还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令。
--------------------------------------------------------------------------意思是不是继电器有两接点？（一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置）如果是的话：还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令（这个“还有一接点”是不是指602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号以后，602另外开入931的接点呢？怎么接的那么多环节呀？我们站好像都没有主保护发远跳令呢，都是主保护判差流后动作本侧而已。
这个配置合理吗？）你们站都没有主保护发远跳令，都是主保护判差流后动作本侧而已。
这个配置合理福建省超高压输变电局500kV福州变1号联变的零序保护动作跳三侧开关。
2006年1月13日11时11分，500kV福州变1号联变RCS-978保护的220kV 侧零序过流保护动作跳开1号联变三侧开关。
经检查一次设备正常，1号联变于当日17时41分恢复运行。
经检查分析，主变跳闸时，继保人员正在检查1号联变ABB保护过负荷继电器告警缺陷，过负荷回路所在CT二次回路后级尚接有RCS-978保护的220kV 侧零序过流保护，试验前将该CT进过负荷保护的电流回路（X211:30与X211:30A,X211:31与X211:31A,X211:32与X211:32A之间）短接，并将其经过负荷回路的试验连接片（X211:30A，X211:31A, X211:32A）断开。
试验从A过负荷继电器（RAVK3）背板加入试验电流。
因B相电流试验联片中间固定螺杆断裂，连接片X211:31A外层联片目测已断开，但内层没有脱开，造成此端子上的B472与X211:31A上下端子间未完全隔离。
试验电流通过连接片内层导通而引入到B472后级的RCS-978保护回路，造成#1联变RCS-978保护的220kV 侧零序过流保护动作。
暴露问题：ABB保护屏内电流端子中间连接片联动固定螺杆存在机械故障隐患，联接片设计不合理，未能形成明显的开断点。
安徽省合肥供电公司220kV东北郊变电站2号主变110kV侧零序过流保护动作跳开主变三侧开关。
东北郊变运行方式：220kV1号主变空载运行，101开关热备用；2号主变运行，102开关运行于110kV Ⅱ母线；100开关并列110kV双母线运行，141、142、143、144、145、146运行110kVⅡ母线。
事故经过：2006年10月12日17点50分，东北郊变220kV2号主变110KV 侧零序过流保护动作，跳开2号主变三侧开关，220kV2号主变保护盘跳A 跳B 跳C灯均亮。
检查#2主变本体及三侧开关无异常。
因110kV系统环网运行，141、142、144、145线路所带的110kV变电站备自投正确动作，35kV侧仅带站用变及电容器运行，143、146线路少送电量1.5万千瓦时。
18点10分，恢复东北郊变正常运行方式。
跳闸原因：10月12日下午，220kV东北郊变电站110kVⅡPT更换后，自动化所保护二班进行2号主变带负荷测110kV侧零序方向保护、复合电压方向向量工作。
由于2号主变110kV侧零序过流保护未停用，且它与零序方向保护接于同一绕组，17时50分，保护二班在测零序方向向量，短接电流回路时，由于当时负荷电流较大(二次电流达到2.72A)，而零序过流保护定值为1.5A，2S，因此造成110kV侧零序过流保护动作跳开三侧开关。
暴露问题：1、生产管理不规范，工作申请把关不严，自动化所在报2号主变带负荷测向量工作前，未认真组织对工作内容进行分析讨论，不清楚2号主变110kV侧零序过流保护与零序方向过流保护接于CT同一电流绕组。
2、现场工作前准备不充分，在工作前没有对要检验的2号主变保护设备运行状况及保护图纸进行核对，危险点分析不认真，对测向量工作中引起设备安全运行的关键环节危险点，没能分析到位并采取控制措施。
3、现场作业指导书不规范，作业指导书工作流程简单，关键步骤没有制定详细的工作流程。
4、现场二次工作安全措施票执行不严，安全措施未按操作步骤详细填写。
5、自动化所对员工的安全技能培训不够，近几年保护人员流动性大，现场工作负责人上岗时间不长，现场工作经验缺乏。
福建省南平电业局测控装置故障造成220kV九越变马越线223开关跳闸故障前运行方式：220kV马越线223开关、1号主变22A开关接220kV Ⅰ段运行，水越Ⅰ线229开关接220kVⅡ段运行，220kV母联22K开关运行。
事故经过：2006年7月12日10时32分，九越变220kV马越线223开关跳闸，保护未发任何信号，运行人员到保护小室和开关场地进行巡视检查均未发现异常情况，10时45分汇报中调，于10时48分恢复九越变220kV 马越线223开关运行。