变电站典型案例分析-14页word资料
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。
变电所的事故案例分析资料
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臵端子排的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#主变差动保护装臵动作。
20点13分施工方技术人员将A461、B461两根线倒到正确位臵。
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”。
变电安规案例分析
案例分析案例1 高空抛掷保安线造成220kV母线失压2015年3月17日，某750kV变电站2号主变压器、220kV III段母线停电检修，1号主变压器运行，220kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ段母线运行，Ⅳ段母线带220kV凤阳双线和凤嘉双线运行。
18时20分，某送变电施工人员在检查220kV I、III 段母线分段间隔靠Ⅲ段母线侧绝缘子连接螺栓及销子时，高空作业车停放在Ⅰ、Ⅲ段母线分段母线间隔，施工人员柴XX向高空作业车车斗抛掷个人保安线，现场监护人员发现后立即制止，柴XX不听监护人员制止，再次向高空作业车车斗抛掷个人保安线，在抛掷过程中因安全距离不够，引起Ⅳ段母线下方的凤阳一线23833刀闸动触头对分段间隔22533刀闸至Ⅲ段母线的连接线放电，Ⅳ段母线差动保护动作，跳开220kV凤阳一、二线、凤嘉一、二线，220kV昭阳变电站、嘉润变电站、嘉润电厂3个厂站全停。
试分析该起事故中的违章行为。
答案：(1)高处作业人员未使用绳索传递工具，擅自在带电设备区向高空作业车车斗抛掷个人保安线。
违反变电《安规》18.1.13“禁止将工具及材料上下投掷，应用绳索拴牢传递，以免打伤下方作业人员或击毁脚手架”的规定。
(2)现场违章制止不力。
违反变电《安规》4.5“任何人发现有违反本规程的情况，应立即制止，经纠正后才能恢复作业”的规定。
(3)工作负责人对作业人员安全教育和危险点交底不到位。
违反变电《安规》6.3.11.2“工作负责人(监护人)：c)工作前，对工作班成员进行工作任务、安全措施、技术措施交底和危险点告知，并确认每个工作班成员都已签名”；6.5.1“工作许可手续完成后，工作负责人、专责监护人应向工作班成员交待工作内容、人员分工、带电部位和现场安全措施，进行危险点告知，并履行确认手续，工作班方可开始工作”的规定。
案例2 误入线路侧带电的开关柜触电灼伤2015年3月18日，某110kV变电站2号主变压器带35kVⅡ段母线运行；35kV I段母线及电压互感器、狮桥341开关、南极347开关及线路处于检修状态，备用345开关、1号主变压器301开关、仙霞343开关处于冷备用状态，仙霞343开关柜线路侧带电。
变电站事故案例警示教育(3篇)
第1篇一、引言变电站作为电力系统的重要组成部分，其安全稳定运行对保障我国电力供应具有重要意义。
然而，近年来，我国变电站事故频发，给人民群众生命财产安全和社会稳定带来了严重威胁。
为提高变电站安全管理水平，本文将以一起典型变电站事故案例为切入点，进行警示教育，以期引起广大电力工作者的重视。
二、事故案例某年某月，我国某地区一座110千伏变电站发生一起重大火灾事故。
事故原因为：变电站内一台油浸式变压器绝缘油泄漏，遇高温变压器油位计处发生爆炸，引发火灾。
事故造成变电站设备损坏，周边环境受到污染，直接经济损失数百万元。
三、事故原因分析1. 设备老化：该变电站投入使用已有20多年，设备老化严重，部分设备存在安全隐患。
2. 监控系统缺陷：变电站监控系统存在缺陷，未能及时发现变压器绝缘油泄漏问题。
3. 安全管理制度不完善：变电站安全管理规章制度不健全，现场操作人员安全意识淡薄。
4. 维护保养不到位：变压器绝缘油泄漏问题未能得到及时处理，维护保养工作不到位。
5. 应急预案不完善：事故发生后，应急预案启动不及时，应急响应能力不足。
四、警示教育1. 加强设备维护保养：对变电站设备进行全面检查，及时更换老化设备，确保设备安全稳定运行。
2. 完善监控系统：提高变电站监控系统的准确性和可靠性，及时发现并处理设备隐患。
3. 严格执行安全管理制度：加强现场操作人员安全教育培训，提高安全意识，严格执行安全操作规程。
4. 加强维护保养工作：定期对变电站设备进行维护保养，确保设备运行正常。
5. 完善应急预案：制定科学合理的应急预案，提高应急响应能力，确保事故发生后能够迅速有效地进行处理。
6. 建立健全安全管理体系：从组织、制度、技术、管理等各方面入手，建立健全安全管理体系，提高变电站安全管理水平。
五、结论变电站事故案例警示我们，电力系统安全稳定运行至关重要。
广大电力工作者要深刻吸取事故教训，加强安全管理，提高自身安全意识，确保电力系统安全稳定运行。
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。
变电设备典型事故案例
案例1：安全措施不到位盲目作业烧设备——造成设备故障、人身事故苗子一、故障概况X年X月X日，某变电所值班员在2#交流盘清扫设备，当用毛刷清扫2#交流盘11#备用空气开关的电源侧时，毛刷的金属部分与空气开关的电源接线端子相碰，造成设备短路，导致2#交流盘11#空气开关烧坏，盘面烧坏，直流盘交流失压，所用变停电4小时28分。
二、原因及教训1、值班员安全意识差，作业中使用的工具未采取绝缘措施。
2、值班员违反安全工作规程，在二次回路清扫灰尘时，无安全监护人，单独作业。
案例2：错停馈线、误挂封线——造成人身事故苗子一、故障概况X年X月X日某变电所值班员接电调倒闸作业命令对212开关进行停电倒闸作业，在倒闸过程中值班员与助理值班员错停馈线，误将4号馈线214开关断开，但在外出挂接地封线时仍将封线挂到212开关馈出线上，造成212开关距离Ⅰ、Ⅱ段动作，严重危及人身安全。
二、原因及教训1、值班员与助理值班人员对倒闸作业命令不清楚，倒作业时，确认停电回路，将2#馈线错停为4#馈线。
2、验电接地程序错误，未验电而直接将地线挂接在带电侧。
案例3：盲目接取电源、造成开关误动——造成事故苗子一、故障概况X年X月X日，检修车间在某变电所进行春检作业，因误解2YH端子箱开关在分位，在测试避雷器取电源时，造成2YH二次侧失压，引起2#进线失压保护动作，致使102、202A、202B、1021开关动作断开，造成全所失压三分钟。
二、原因及教训未仔细确认设备状况，盲目接取电源，人为造成开关误动。
案例4：放电操作不当误碰带电设备短路产生电弧烧伤操作人员――造成人身事故苗子一、故障概况X年X月X日某变电所在进行201A、201B断路器小车小修作业时，将201A、201B拉至实验位后，对201B流互进行放电时，因地线绝缘杆碰到带电的静触头上而产生电弧将助理值班员的脸部烧伤，同时造成201A、201B跳闸。
二、原因及教训1、小修作业时未将201B断路器小车拉至检修位，也未放置绝缘挡板而直接对流互进行放电。
变电典型事故案例
案例一：**变电所合隔离开关地刀时误操作合上隔离开关**年12月23日，**变电所执行110kv进线72-D3接地刀闸倒闸作业时，当班值班员疏忽大意，误将721隔离开关闭合，具体情况如下：一、存在的问题1.**变电所值班员业务水平较差，对所内设备不熟悉，未按标准化作业程序作业，没有执行“先确认设备后操作”的规定；助理值班员在值班员接令时没有在旁监听，不清楚命令内容，在倒闸作业过程盲目操作，没有做好互控；值班人员的违章作业是本次误操作的重要原因。
2.检修车间未按段安技科下发的《牵引变电所提报计划作业指导书》中的流程提报计划，没有提前一天给变电所转发工作票，致使变电所值班员对12月23日作业内容不清楚，没有做好相关准备工作，是造成此次误操作的重要原因。
3.供电车间对变电所的日常工作要求不严，业务指导不到位，是造成此次误操作的次要原因。
二、整改措施1.各供电车间变电技术员要加大对变电所（开闭所）值班员的业务指导，提高值班员业务技能，并严格要求值班员按照标准化作业程序进行作业。
2.变电检修车间在变电所（开闭所）进行检修作业时，要按照《牵引变电所提报计划作业指导书》提报计划，并提前一天将工作票转发变电所（开闭所）。
变电所值班员根据工作票提前进行安全预想，做好作业准备工作。
3.变电所（开闭所）所长遇有特殊情况需暂时离开所内时，须得到供电车间技术员允许；长时间离开所内时需得到车间主任允许。
案例二：**开闭所撤除重合闸作业时误操作将相应馈线停电**年4月6日，**开闭所发生值班员误操作断路器事件。
有关情况如下：一、事件概况**年4月6日22时13分，供电调度向**开闭所下达9488号命令：“准许**开闭所当地撤除到达场上行281开关、正线282开关、上行接触网272开关重合闸。
注意安全！”。
值班员接令后，当地撤除281开关重合闸，断开281断路器、2811隔离开关；随后撤除282开关重合闸，断开282断路器、2821隔离开关，造成工区停电检修天窗点取消。
变电站内火灾事故案例分析
变电站内火灾事故案例分析引言：变电站是一个电力系统中非常重要的部分，其功能是将发电厂发出的电能送往用户，一旦发生火灾事故，将造成重大损失和危害。
本文将以一起变电站内火灾事故为案例，对其进行详细分析，探讨事故的原因、影响以及解决方法，从而为未来的安全管理提供借鉴。
一、案例分析1. 事故概况发生在某变电站的火灾事故，事发时正值夜间，由于变电站内部设备故障引发了火灾。
当地消防部门接到报警后，立即出动救援人员前往现场，并最终将火灾扑灭。
经过初步勘查，火灾主要是由于变电站内部设备的短路引起的。
事故造成了变电站部分设备损坏，导致该地区的部分供电线路受到了影响，给周边用户带来了不便。
2. 事故原因分析a. 设备故障首先，火灾的直接原因是由于变电站内部设备发生了故障，导致了短路情况。
设备故障可能由于制造过程中存在的隐患或者长时间的使用导致设备老化等原因所致。
而变电站内大部分设备都是电气设备，因此在使用过程中要时刻检查设备的运行状态，及时发现并处理可能存在的故障。
b. 安全管理不到位其次，本次事故还暴露了变电站的安全管理存在不足的问题。
变电站的安全管理工作应该从设备的选用、安装、维护、保养及检修等全过程开展，这需要变电站有专业的安全管理人员和严格的管理制度。
而火灾事故的发生可能意味着变电站在安全管理上存在一定的漏洞。
c. 应急措施不力在火灾发生后，变电站内的应急措施也未能有效地控制火势。
这可能与变电站内部的防火设施和应急预案不完善有关。
对于变电站而言，一旦发生火灾事故，应急预案需要起到重要作用，通过及时有效的措施来减小事故损失。
二、影响分析火灾事故对变电站和周边区域造成了一系列的影响1. 经济损失火灾事故导致了变电站内部部分设备的损坏，需要耗费大量资金进行修复和更换。
同时，周边用户由于供电受到了影响，也会给相关企业和居民带来一定的经济损失。
2. 安全隐患变电站内的火灾事故，也暴露了变电站的安全管理存在问题，一旦这些问题未能及时解决，可能会给变电站及周边地区带来更大的安全隐患。
一起典型的变电站跳闸事件分析
一起典型的变电站跳闸事件分析摘要：由于220kV线路有雷电侵入，天气情况为大雨，导致线路断路器A 相外绝缘闪络，弧光引起母线侧A、B相短路。
引起了500kV某变电站220kV 1号母线双套母差保护动作出口，切除1号母线，1号主变中压失灵保护出口，1号主变三侧跳闸。
220kV 2、3、4号母线因所接线路全部为风电场线路，1号主变跳闸后，电能无法送出，对侧失电，导致220kV 2、3、4号母线全部失电，35kV 0号、1号站用变失电，导致全站失电。
此次事件为非常罕见的变电站跳闸事件，本文介绍了事件的发生情况，分析了原因与处理过程，并总结了故障处理的经验和防范措施以供参考。
关键词：母差保护变压器跳闸运行近年某500kV变电站220kV 1号母线双套母差动作出口，切除220kV 1号母线，1号主变中压失灵保护出口，1号主变三侧跳闸。
220kV 2、3、4号母线因所接线路全部为风电场线路，1号主变跳闸后，电能无法送出，对侧失电，导致220kV 2、3、4号母线全部失电，35kV 0号、1号站用电失电。
一、事件的发生及过程1.本次故障涉及线路的一次主接线图本次故障涉及的某变电站一次设备简图如图1所示。
图1 某变电站一次主接线简图2.故障前后的运行情况故障前运行方式：500kV系统、1号主变压器、220kV系统、35kV系统均为正常运行方式。
251、261断路器热备用（这两个断路器为电磁环网的解环点），312断路器热备用。
故障前某变电站500、220kV电网运行正常，系统无任何操作和扰动。
当时天气情况为雷雨天气。
1号主变故障前负荷为181.89 MW，故障后负荷为0。
3.故障发生过程近年某日14时52分07秒，220kV腾元I线251线路发生A相接地故障，故障电流持续330ms，由于腾元I线251处于热备用状态，开关处于分位，两套线路保护距离加速及零序加速保护动作，故障测距138.39千米。
故障持续到350ms时，腾元I线故障发展到母线侧A、B两相相间短路，双套母线保护动作，切除253、255、257、212、213断路器及1号主变三侧5021、5022、201、301断路器。
变电站事故案例
变电站事故案例在变电站运行管理中，事故是一种不可避免的情况。
一旦发生变电站事故，可能会对周围环境和人员造成严重影响。
下面，我们就来看一个变电站事故案例，以便更好地了解事故的原因和应对方法。
某地区一家变电站发生了一起事故，导致了大面积停电。
经过调查，事故的原因主要有以下几点：首先，变电站设备老化严重。
由于变电站设备长期运行，部分设备已经超过了设计使用年限，存在着安全隐患。
这些老化设备在运行中容易出现故障，从而引发事故。
其次，变电站管理不善。
在事故发生前，变电站管理人员未能对设备进行及时维护和检修，导致了设备运行不稳定。
同时，对于变电站的日常巡检和监控不够严格，一些潜在的故障隐患没有得到及时发现和处理。
最后，人为操作失误也是事故发生的原因之一。
在变电站运行中，人员的操作失误可能导致设备故障，进而引发事故。
在这起事故中，一些操作人员未能按照规定程序进行操作，导致了事故的发生。
针对以上事故原因，我们可以采取以下措施来预防和避免类似的事故再次发生：首先，对变电站设备进行定期维护和检修，及时更换老化设备，确保设备运行的安全可靠。
其次，加强对变电站的管理，建立健全的巡检和监控制度，确保设备运行状态的实时监测和管理。
最后，加强对操作人员的培训和管理，提高他们的操作技能和安全意识，减少人为操作失误的发生。
通过以上措施的实施，可以有效地预防和避免变电站事故的发生，确保变电站的安全运行。
综上所述，变电站事故的发生往往是由多种原因共同造成的。
只有加强对变电站设备的维护和管理，提高操作人员的技能和安全意识，才能有效地预防和避免事故的发生。
希望通过这个案例的分析，能够引起大家对变电站安全管理的重视，确保变电站的安全运行。
变电站电气火灾事故案例分析
变电站电气火灾事故案例分析近年来，随着电力事业的快速发展，变电站作为电力系统的重要组成部分，扮演着重要的角色。
然而，由于变电站内部存在大量电缆和电器设备，火灾事故也屡屡发生。
本文将针对变电站电气火灾事故案例进行分析，探讨其发生的原因及应对措施。
一、案例回顾2018年8月23日，位于江苏省苏州市太仓市长江路的220千伏变电站发生电气火灾事故。
经现场勘查，系由高压电缆头失火所致，火势迅速蔓延至控制室及高压配电室。
该变电站停电时间长达13个小时，造成严重的经济损失，幸未造成人员伤亡。
二、分析原因1.设备老化变电站设备的老化是电气火灾事故的重要原因。
随着时间的推移，设备的绝缘性能下降，易出现电弧并导致火灾。
此外，设备的短路、接地等故障也是引起火灾的原因。
2.管理不规范变电站管理不规范是电气火灾事故的另一原因。
管理不到位、维护不及时，会导致设备故障、设备老化等问题的加剧，并可能发生火灾事故。
此外，员工的安全意识淡漠、操作不规范也容易引起火灾事故。
3.周围环境变电站周围环境也对电气火灾事故有一定影响。
如高温多雨或有大量尘土，会对设备造成腐蚀或短路，增加发生火灾事故的概率。
三、应对措施1.加强设备维护变电站设备的安全性直接影响到火灾事故的发生。
对于老化的设备应定期检修、更换；设备故障应及时维修或更换，以确保设备的正常运转和安全性。
2.增强员工安全意识员工的安全意识和操作规程直接影响到火灾事故的发生。
应对员工进行安全教育和培训，加强员工安全意识及操作规范的培养。
3.环境治理变电站周围环境的治理也是减少火灾事故的重要手段。
定期清理设备附近的积尘和垃圾，以减少绝缘性能下降的可能；加强空气调节，以确保设备的正常运转。
四、结论变电站作为电力系统的重要组成部分，是电气火灾事故的高风险区域。
对于火灾事故，应该从设备维护、员工安全意识及环境治理等方面入手，采取有效的措施来降低事故的发生率。
同时，在避免火灾事故的同时，也要充分考虑应急措施，以及对突发事件的处置能力。
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。
变电所事故案例(推荐文档)
一、事故经过某区新建热电厂开始实施集中供热, 钢管的另一端碰触到10kv的高压线上，造成三人触电死亡。
二、事故原因分析1、施工时施工负责人没有注意到丙家花台外面2.4m处有一10kv的电力线路。
三、事故防范措施1、经常在电力线路附近作业的单位应制定相应的规章制度，根据情况提出电力线路附近的作业方法2、在电力线路附近作业时，必须有确保安全的组织措施和技术措施4、技术措施是指作业时设备和人员与电力线路应保持的安全距离5、在易触及地区的配电线路应尽量采用绝缘导线或电缆供电。
一、事故经过2001年5月24日9时50分，辽宁省某石化厂总变电所所长刘某，在高压配电间看到2号进线主受柜里面有灰尘，于是就找来一把笤帚打扫，造成1Okv高压电触电事故。
经医生观察诊断，右手腕内侧和手背、右肩胛外侧(电流放电点)三度烧伤，烧伤面积为3％。
二、事故原因分析刘某违章操作。
三、事故防范措施(1)开展一次有关安全法律法规的教育，提高职工学习和执行“操作规程”、“安全规程”的自觉性，保证安全生产。
(2)在全厂开展一次电气安全大检查。
(3)提高职工队伍的整体素质，保证生产安全。
(4)进一步落实安全生产责任制，做到各级管理人员和职工安全责任明确落实。
一、事故经过惠州供电局110kV平多线因跳线接触不良发热断线造成2座110kV电站失压。
二、事故原因分析1、两不同型号的导线通过铝并沟线夹并采用缠绕铝包带的方法连接，长时间运行导致截面积小的导线与并沟线夹压出现接触不良，最终发热断线。
2、由于时间安排不及时及没有采取负荷限制措施，导致缺陷恶化成事故三、事故防范措施1、加强线路的运行维护，定期检查导线的连接部位，发现问题及时采取处理措施。
2、应定期或利用停电机会紧固连接部位。
一、事故经过2007年4月20日下午，该工作班在完成103T0接地开关触头缺陷处理后，在没有办理工作票结束和没有汇报和知会其他人的情况下，李××擅自带领本工作组人员转移到1032刀闸支架处，因与带电的1032刀闸B相Ⅱ母侧安全距离不足造成刀闸对人体抢弧放电。
一起典型的变电站事故处理分析
一起典型的变电站事故处理分析摘要:由于110kV线路有故障，导致线路的主保护纵联差动保护动作出口，断路器跳闸，引起线路停电，但在单一线路跳闸的事故处理过程中，出现了110kV母联开关I母侧11501隔离开关发热，母联开关负荷电流307A的特殊情况。
此次事件是一起较为特殊的变电站跳闸事件，总结了故障处理的经验和防范措施以供参考。
关键词:事故处理、母联、负荷、不平衡1 前言近年某220kV变电站110kV满健线纵联差动保护动作出口，1572断路器跳闸，线路停电。
在进行单一线路跳闸的事故处理过程中，接调度电话，通知母联1150开关负荷电流307A，现场测温发现I母侧11501隔离开关握手处发热96℃。
2 事件的发生及过程2.1 事故发生时一次主接线方式本次故障涉及的某变电站一次主接线简图如图1所示：图1 某变电站一次主接线简图2.2故障前运行方式110kV侧接线方式为双母线带专用旁路断路器接线方式，母联1150断路器合位，110kVⅠ、Ⅱ母并列运行；110kV满园线1562、满马线1569、满九二线1564、满健线1572、满越一线1573、1号主变110kV侧1101、2号主变110kV侧1102在110kVⅠ母运行；110kV满房线1561、满九一线1563、满依线1571、满开二线1568、满越二线1574、3号主变110kV侧1103、110kV满西线1570在110kVⅡ母运行；110kV旁路专用断路器1160冷备用。
2.3故障发生过程近年某日14时52分07秒，110kV满健线813/A纵联差动保护动作，1572断路器跳闸，重合不成功。
15时35分，接监控电话，告知110kV母联1150断路器负荷电流307A，现场测温后发现母联I母侧11501隔离开关握手处发热96℃。
3 故障处理过程3.1 事故现象近年某日14时52分07秒，后台监控机告警信息为，110kV满健线813/A纵联差动保护动作、差动保护出口、距离加速动作、零序加速动作，C相差流56.7A，故障测距3.7km，重合闸动作出口、重合不成功。
安全变电站事故案例
设备漏电事故
• 案例三：某变电站电气
人身事故案例分析
设备绝缘损坏事故
• 案例一：某变电站运行
火灾事故案例分析
人员触电事故
• 案例二：某变电站检修
人员高处坠落事故
• 案例三：某变电站施工
人员触电事故
• 案例一：某变电站电气
设备火灾事故
• 案例二：某变电站变压
器火灾事故
• 案例三：某变电站油浸
精细化管理
概率
• 实施变电站安全管理的
信息化管理
精细化管理
• 提高变电站安全管理的
专业水平
• 降低变电站事故的发生
概率
• 利用信息化技术进行变
电站安全管理
• 提高变电站安全管理的
信息化水平
• 降低变电站事故的发生
概率
变电站安全管理技术创新
新型电气设备的应用
• 应用新型电气设备提高变电站的安全水平
加强运行人员的职业道德教育
• 对运行人员进行职业道德教育
• 提高运行人员的职业道德水平
• 定期对运行人员进行职业道德考核
完善变电站安全管理制度
制定完善的安全管理制度
• 制定变电站的安全管理制度
• 制定变电站的安全操作规程
• 制定变电站的安全应急预案
严格执行安全管理制度
• 严格执行变电站的安全管理制度
式电气设备火灾事故
变电站事故原因剖析
设备原因
• 电气设备的质量问题
• 电气设备的运行环境问题
• 电气设备的维护问题
管理原因
• 运行管理制度的缺失
• 运行人员的培训不足
• 应急预案的不完善
某站误操作事故案例分析
***变电站误操作事故案例分析1 事故概述***变电站在220千伏Ⅳ母恢复送电操作过程中，发生带接地刀闸合开关误操作事故，共造成约22万千瓦的负荷损失。
2 事故过程及原因事故过程：事故前220千伏墨山Ⅰ、Ⅱ线开关及刀闸拉开，247、248开关及线路转检修状态，24720、24730、24740及24820、24830、24840接地刀闸在合位。
由于工作需要，保护调试人员要求变电运维人员合上220千伏墨山Ⅰ、Ⅱ线247、248开关及2472、2482刀闸，保护调试工作完成后，运维人员未及时拉开 2472、 2482 刀闸，恢复现场安全措施，导致本应处于冷备用状态的220千伏Ⅳ母实际上处于接地状态，最终在运维人员恢复送电过程中，发生了带接地合闸的误操作事故。
事故主要原因：一是现场工作中操作人员随意使用 GIS 联锁开关操作钥匙；二是未按规定执行五防退出批准流程；三是没有按调度令要求到现场认真检查核对设备状态。
3 安全隐患分析通过分析，上述事故除暴露出“两票三制”执行不到位、防误操作管理不严格、现场工作组织管理不力等管理方面的问题外，在防止电气误操作技术措施的全面性和强制性方面暴露出一些技术问题和安全隐患，具体如下：3.1解锁钥匙完全依赖管理措施，缺乏强制性技术措施事故所在的变电站，GIS解锁钥匙的管理、使用完全依赖管理措施，流于形式，事故中，操作人员轻松获取到GIS解锁钥匙执行解锁操作，为后来事故的发生埋下了隐患。
3.2 变电站防误系统未关联设备的解锁操作，间隔层在解锁的情况下，防误系统未对现场解锁操作进行有效识别事故所在变电站的站控层防误系统与间隔层电气闭锁之间毫无联系，间隔层防误解锁并未告知站控层防误系统，导致运行人员在站控层防误模拟开票时，未能及时制止错误的操作。
3.3防误闭锁装置不满足全面性要求，没有覆盖检修操作，在试验完成后，未能保证检修设备恢复到检修前状态事故所在变电站的站控层防误系统、间隔层电气闭锁没有检修功能，遇到违反逻辑的操作，只能采取解锁的方式，且系统在检修结束后并未检查所有设备状态是否恢复到检修前的状态。
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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220kVⅠ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。