110kV变电所典型事故案例
事故案例分析：送电恶性误操作事故
事故案例分析：送电恶性误操作事故5月18日，110kV园岭变电站按计划进行#2主变本体，102开关、CT，502开关、CT以及10kV Ⅱ、Ⅲ乙段母线设备停电预试和保护定检工作。
18时02分，#2主变本体，102开关、CT，502开关、CT以及10kVⅡ、Ⅲ乙段母线设备停电预试和保护定检工作结束。
18时15分调度指令“将#2主变由检修状态转运行状态，10kVⅡ、Ⅲ乙段母线由检修状态转运行状态”。
为了缩短复电操作时间，巡检中心站站长莫某安排复电操作分两组同时进行，一组负责“10kV Ⅱ、Ⅲ乙段母线由检修状态转为运行状态”的操作，另一组负责“#2主变由检修状态转为运行状态”的操作。
18时17分，由巡检员刁某和梁某负责10kVⅡ、Ⅲ乙段母线由检修状态转运行状态的操作（10kV#2变低502开关的操作由该组负责）； 18时20分，由巡检员钟某（监护人）和卢某（操作人）负责#2主变由检修状态转运行状态的操作（拉开10kV#2变低主变侧502T0接地刀闸的操作由该组负责）。
18时41分，当钟某、卢某进入10千伏高压室准备操作拉开#2主变变低侧502T0接地刀闸时，站长莫某叫他们将接地车推离高压室通道，两人完成站长交待的工作后，返回操作地点时未认真确认该项操作是否已执行和检查设备状态，便在“拉开＃2主变变低侧502T0接地刀闸，检查确已拉开”操作项上打“√”，并记录了执行时间。
然后继续往下操作，19时02分，当操作至合上#2主变变高102开关时，开关绿灯闪光，并伴有音响信号，“掉牌未复归”光字牌亮。
对主变保护屏的检查，发现#2主变差动保护动作掉牌，变高102开关跳闸；对主变本体，GIS开关等设备的检查均未发现异常；19时31分，在对变低502开关进行检查时发现#2主变变低侧502T0接地刀闸在合闸位置。
经地调同意将#2主变转检修状态，对#2主变进行绕组变形试验、油色谱分析、绕组绝缘测试等试验，各项试验结果符合要求，于23时00分恢复#2主变运行。
110kV线路保护误动跳闸事故的案例分析
许手合 加速标志 ；③保护启动 ；④距离保护 Ｉ 段 Ｉ Ｉ 动作 。分析这 ４ 个条件 ：
（）现 场查 看 定值 单 ，手合 加速 控 制字在 投入 １ 位 ，条件 ①满 足 。
（）定值单无流定值整定 ７２ ２ ．２ Ａ；检查保护装
确 保胶 带包缠 后 的粘合 密封质 量 。
２ 朱德恒 ，严
璋 ．高 电压绝缘 ［ ．北 京 ：清华大学出 Ｍ】
（）处理好绝缘表面。剥削外护套、绝缘屏蔽 ４
层 、半 导体 层 时要细 心 ，不得 伤及半 导 体层和 主 绝
版社 ，１９ ． ９ ２ ３ Ｌ Ｔ ２ 一１９ ．交 流 电气 装置的过 电压 保护和 绝缘 Ｄ ／ ６ Ｏ ９ ７
置时发现 ，当断路器实际在合闸位置时，保护装置
跳 、合 位 开入均 闭合 。对 回路进 行 了检查 ，发现 断 路器 控制 回路 中防跳 继 电器 采 用的是 断路器 本 体 防
手合加速保护误动所致。
３ 暴露出的问题
（ １ ）定值单管理制度执行不严 ， 现场管理松散。
（）装 置定 期巡 视 流于 形 式 ，未及 时 发现 开入 ２ 量 异常 现象 。
ｌ０ Ｖ线路保 护动作跳闸是 由于距离手合加速动 １ ｋ
作 而 引起 。
手 合加速 原理 框图 （ 图 １ 显示手合加速动 见 ）
作跳 闸有 ４ 条件 ：①手合 加速 控制 字投入 ；②允 个
报 “ 线路保护动作” ，线路断路器变位 ，保护装置 显示 “ 突变量启动” 手合加速动作跳闸” 故障 、“ 、“ 录波启动”告警 ，直流系统蜂呜告警 ，２ 号机组甩 负荷至空载，厂用 电消失 ，１０ｋ １ Ｖ线路 电压正常 。
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。
110kV变电所典型事故案例
110kV变电所典型事故案列第一章110kV变电所主接线110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。
各种接线都有其特有的优缺点：一、内桥接线：优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。
缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。
二、单母分段接线：优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。
缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。
单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。
三、线变组接线：优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优点。
缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。
第二章 110kV变电所主要的保护配置一、线路保护线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障，以保证非故障设备的正常运行。
1、10kV线路保护三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护；过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速；三相一次重合闸；2、35kV线路保护三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护；过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速；三相一次重合闸；二、主变保护现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。
但在实际运行中，还要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性，因此必须根据变压器的容量和重要程度装设专用的保护装置。
变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。
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。
电力生产事故案例大全
电力生产事故案例大全(总12页) -本页仅作为预览文档封面，使用时请删除本页-电力生产事故案例汇编第一部分本厂事故案例一、生产人身死亡事故1、酒后上班作业违章被物体打击而亡1980年3月13日15时55分，在龚站上厂#2主变压器大修作业中，用慢速小五吨卷扬机经过转向滑轮，从变压器处拉拖一个20吨空滑轮过程中，起重工罗××（副班长，酒后上班）进入运行中的钢丝绳转向三角内侧，面对转向滑轮米处搬拉一根1950×200×200mm木方时，挂转向滑轮的风钻钢钎（Ф25×700mm六轮）拉断，五吨单轮滑子飞出，打中罗××头部，造成罗××头部大量出血死亡。
事故主要原因及教训：a、安全思想不牢，酒后上班；b、卷扬机钢丝绳在运行中，人员违章进入转角内侧；c、违反《安规》规定“对危及人身安全，应立即制止”；d、滑轮未挂在专用地锚上。
2、潜水培训安全措施不完善师傅不幸遇难1983年6月13日下午，水工分场潜水班郭××在培训新工人的潜水技术工作中，溺水身亡。
13日14时15分，潜水班全体人员准备重潜培训工作就绪。
14时30分，受训新工人开始着重潜装，具体分工：郭××听电话，副班长着轻潜装在旁监护。
副班长下潜时不小心将左脚脚蹼蹬掉了一只，立即下潜摸了五分钟左右，因搞错了方向没有找到。
为了尽快寻找，郭××提出下水。
副班长和郭××二人回到班里，各自检查压缩空气瓶压力，着好装背上气瓶回到木筏上。
15时左右，郭××先下水，副班长也跟着下水。
郭××很快找到了脚蹼，游回岸边，副班长接过脚蹼穿在脚上。
郭××提出：“再下潜游一趟”。
副班长见他有倦色，怕出事说：“我陪你去”，又说：“要抓好绳子”。
郭××潜入水中，副班长也跳入水里，沿着导向绳潜至末端与郭××相遇，郭××示意往回游。
璧山供电局110KV璧山变电站一般电网事故(精)
璧山供电局110KV璧山变电站一般电网事故 因施工人员误接线造成全站停电（错误接线）
防范措施
（1）加强安全思想教育，提高安全防范意识；
（2）加强业务技术学习培训，提高业务技术水平；
（3）认真开展工作危险点分析及预控工作，多开展 事故预想工作； （4）工作中严格贯规。
重庆电力高等专科学校
电力生产安全技术
重庆电力高等专科学校
璧山供电局110KV璧山变电站一般电网事故 因施工人员误接线造成全站停电（错误接线）
事故经过
璧山供电局营销中心计量班、配维班一行四人对35KV来 凤站无人改造工作后的主变电能表接线进行检查，工作 负责人江某在办理好工作票后，未对工作人员交底就安 排工作。工作人员余某和江某用校验仪表检查#2主变 #302电能表时，发现接线有误，余某在无人监护的情况 下独自到35KV主变保护屏后，由于对端子排接线不熟悉， 在未认真核对编号的情况下将#2主变差动保护回路当成 计量回路，错误地将其短接，使#2主变差动保护动作璧山供电局110KV璧山变电站一般电网事故 因施工人员误接线造成全站停电（错误接线）
事故原因
（3 1）工作班成员在工作现场未提醒工作负责人交待 ）电能计量工余某在工作中不认真核对设备名称、 安全注意事项，监督执行《电业安全工作规程》不力， 编号，对业务不熟悉，盲目施工，是造成此次事故的 是造成此次事故的原因之一 ; 直接原因; （4 2）营销中心相关领导对职工的安全培训、业务技 ）电能计量专责江某在此次事故中作为工作负责 （ 人，工作前未对工作人员进行安全技术交底，且在工 能培训不力，也是造成此次事故的原因之一。 作中未认真履行监护职责，贯规不力，是造成此次事 故的重要原因;
璧山供电局110KV璧山变电站一般电网事故 因施工人员误接线造成全站停电（错误接线）
第一部分——电力生产事故案例(变电部分)130125
第一部分电力生产事故案例案例1 监护人擅离现场，作业人员刷漆误登35kV带电间隔触电死亡事故经过：1998年9月29日，110千伏监军变部分停电（Ｔ接在110kV乾彬线上）进行清扫、消缺、刷相序漆工作，35kV军乾、军永线刀闸线路侧带电。
工作负责人李××办理了第一种工作票，工作时间为29日8时00分至－30日14时00分。
30日早晨，工作负责人变更为史××（当日值班负责人），站长师××对全站人员分配了具体工作，并让史××给10kV 专线用户永寿制药厂打电话，要求派几名电工来站协助工作。
永寿制药厂派来两名电工联××（死者）、来××和一名机修工张××。
站长分配工作负责人史××负责监护三名临时工刷相序漆，并交待安全注意事项。
工作监护人史××带领三名临时工到35kV设备区，向三人指明带电设备和工作范围，重点交待军永、军乾线刀闸带电不许工作。
随后从3530军永间隔干起，由北向南，依次进行。
干至＃10间隔Ⅱ母YH时，史××让三人休息、喝水，20分钟左右后，继续刷35kVⅡ母YH刀闸，此时，监护人史××擅自脱离监护岗位，清扫军乾开关端子箱，临时工张××在地面扶梯子，联××、来××上架构刷完35kVⅡYH 母刀闸后，沿备用间隔架构向＃12军乾间隔线刀闸移动，扶梯人张××说：“你们下来，沿梯子上”，联××、来××二人未听劝告，向3527 军乾线刀闸所在架构走去，联××进入＃12间隔背对军乾C相线刀闸时，腰部右侧以下部位触电，倒在35kV 军乾C相线刀闸上，时间为10时30分。
110kV主变运行及事故案例
油温异常升高的处理
• • • • • • • • • • • • • • • • • （一） 变压器油温异常升高 （1）应通过比较安装在变压器上的几只不同温度计读数，并充分考虑气温、负荷的因素，判断是否为变压器温升 异常。 （2）变压器油温异常升高应进行的检查工作： 1) 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对； 2) 核对测温装置准确度； 3) 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况； 4) 检查变压器有关蝶阀开闭位置是否正确，检查变压器油位情况； 5) 检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体； 6) 检察系统运行情况，注意系统谐波电流情况； 7) 进行油色谱试验； 8) 必要时进行变压器预防性试验。 （3）若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修复，应将变压器停运修理；若不能立即停运修 理，则应按现场规程规定调整变压器的负载至允许运行温度的相应容量，并尽快安排处理。 （4）若经检查分析是变压器内部故障引起的温度异常，则立即停运变压器，尽快安排处理。 （5）若由变压器过负荷运行引起，在顶层油温超过105℃时，应立即降低负荷。 （二） 在正常负载和冷却条件下，变压器油温不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已 发生内部故障 ，应立即将变压器停运。 变压器在各种超额定电流下运行，且温度持续升高，应及时向调度汇报，顶层油温不应超过105℃时。 （三） 变压器的很多故障都有可能伴随急剧的温升，应检查运行电压是否过高、套管各个端子和母线或电缆的连接 是否紧密，有无发热迹象。冷却风扇和油泵出现故障、温度计损坏、散热器阀门没有打开等均有可能导致变压器油 温异常。
事故案例（二）
事故案例（三）
事故案例（三）
• 分析： （1）黄岩变：35KVI段母线上江热3593线在17
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。
某变电站110kV SF6开关爆炸事故原因分析及反措建议
某变电站110kV SF6开关爆炸事故原因分析及反措建议1．事故概况2005 年7 月27 日21:00～22:00，某地区出现强对流天气，雷暴大雨中，某220kV变电所110kV胡平线多次遭受雷击，胡21SF6开关爆炸损坏；爆炸碎瓷片飞出最远距离约25m，相邻设备胡21CT、胡212、216 刀闸、胡22CT及互04PT外绝缘瓷件受损，事故现场照片见图1、图2。
312．事故前110kV 系统运行方式2 号主变110kV侧胡24 开关送110kV＃4 母线，经110kV胡25 开关送110kV＃5 母线，胡平线胡21 开关、胡峪一回胡23 开关接110kV＃4 母线，旁路胡22 开关接＃4 母线停电备用，胡峪二回胡26 开关、胡荆线胡28 开关接110kV＃5 母线。
1 号主变停电备用。
3．事故经过及保护动作情况2005 年7 月27 日从21 时29 分开始，该地区出现强对流天气，某220kV 变电站110kV 胡平线多次遭受雷击。
21:40:29, 胡21 开关跳闸，相间距离Ⅰ段动作、零序Ⅰ段动作，重合闸动作重合成功，线路为B 相故障。
21:40:40，胡21 开关跳闸，A、C 相短路故障，相间距离Ⅰ段动作，保护启动重合闸，重合闸没有动作（因不能满足重合闸充电时间15～20 秒，重合闸启动后没有出口）。
21:44:09，1 号主变110kV零序方向电流Ⅰ段动作，胡24、25 开关跳闸。
110kV ＃4、＃5 母线停电，胡21 控制盘上发信号：“SF6压力降低报警”、“SF6压力降低禁止操作”、“控制回路断线”、“压力降低禁止跳闸”光字牌亮。
胡21 开关保护报告反映A 相故障，保护偷跳启动重合闸，SHCK 手合阻抗加速出口，检查开关在断开位置。
22:31，经检查110kV＃5 母线所接设备无异常，拉开110kV分段开关两侧胡251、252 刀闸后，用1 号主变110kV侧胡29 开关对110kV＃5 母线充电正常。
电网火灾事故案例分析
电网火灾事故案例分析引言电网火灾是指发生在电力输配电系统中的火灾事件，它造成了严重的人员伤亡和财产损失。
电网火灾事故通常由多种因素引起，包括设备故障、人为错误、自然灾害和其他原因。
本文将重点分析一起电网火灾事故案例，深入探讨其原因和相关教训，以期从中汲取经验，提高电力输配电系统的安全性。
案例描述2008年10月12日，某省某市的一家变电站发生了一起严重的火灾事故。
该变电站为110kV变电站，位于市区一带，供电范围辐射范围广，涉及多个居民区和工业园区。
事故发生时，变电站负责人正在值班，突然听到变压器发出异常声响，并观察到变压器周围冒出了浓烟。
随后，变压器发生了爆炸，引发了变电站内部的大面积火灾。
变电站的安全人员立即启动了火灾应急预案，同时向当地消防部门求助。
经过数小时的激烈扑救，消防人员最终将火势控制住，但变电站的多个设备和线路已被严重损坏，造成了严重的停电事故。
此外，由于变电站靠近多个居民区和工业园区，火灾还对周边环境造成了一定影响，引发了社会不安。
原因分析经过初步调查，变电站火灾事故的原因主要包括以下几个方面：1. 设备老化问题变电站的变压器是在上世纪80年代安装的，至事故发生时已经使用了近30年。
变压器的老化已经非常严重，但由于变电站长期以来一直在运行，没有进行过彻底的设备检修和更新。
在事故前曾发现变压器局部散热不良的问题，但负责人只是临时处理，未对设备进行系统的检查和维护，导致了事故的不可挽回。
2. 操作管理不善变电站的管理人员对设备的维护和监控不够重视，对设备老化和故障的情况缺乏有效的处理措施。
在变压器发生故障的前一段时间，虽然出现了异常声响和冒烟现象，但变电站负责人未第一时间进行紧急处理，也未向上级汇报情况，最终导致了灾难性的后果。
3. 消防设施不完善变电站内部的消防设施严重不足，导致火灾发生后没有得到有效的抑制和扑救。
消防水炮无法覆盖到变压器的全部区域，使得火势扩大迅速，烧毁了大量设备和线路。
110kv 架空输电线路典型案例
110kv 架空输电线路典型案例一、树线矛盾引发的跳闸事故。
1. 案例详情。
在咱们某个山清水秀的小县城周边啊，有这么一条110kV架空输电线路。
线路附近呢，树木长得那叫一个茂盛。
当地村民啊，觉得这些树能遮阴乘凉，还能结些果子啥的，可宝贝了。
但是呢，他们就没太在意这些树和输电线路的关系。
有一天，天气也不太好，风呼呼地吹着。
那些大树的树枝啊，就像调皮的小手一样，开始不停地往输电线路上招呼。
没一会儿，“啪”的一声，线路短路跳闸了。
这一下可不得了，附近好几个村子都停电了，村民们的电器一下子都歇菜了，风扇不转了，电视也黑屏了，大家都懵了。
2. 原因分析。
这事儿说到底啊，就是树线矛盾没处理好。
树木离输电线路太近了，风吹树动的时候，树枝很容易就触碰到线路，导致线路相间短路或者接地短路。
再加上当地对线路通道的管理可能没那么严格，也没有及时对线路附近的树木进行修剪或者砍伐，这就像埋下了一颗定时炸弹，迟早得出事儿。
3. 解决措施。
后来啊，电力部门赶紧派人过来抢修。
抢修完了之后呢，他们就和当地的村委会协商。
一方面，电力部门定期派人来对线路通道内的树木进行修剪，当然是在合理合法的范围内，不会乱砍乱伐啦。
另一方面，村委会也开始向村民宣传，告诉大家这些输电线路的重要性，就像跟村民们说：“这线路啊，就像咱们村子的生命线，要是它出问题了，大家都不方便啊。
”这样一来，树线矛盾就得到了比较好的控制，类似的跳闸事故就很少发生了。
二、鸟害导致的线路故障。
1. 案例详情。
有个地方啊，是一片湿地保护区附近，生态环境特别好，鸟儿特别多。
在这个保护区旁边就有一条110kV架空输电线路。
那些鸟儿啊，觉得这输电线路的铁塔是个特别好的栖息地，就在铁塔上筑巢。
有一次，一群鸟儿不知道从哪儿叼来了一些铁丝之类的金属物，就把这些东西放到巢里。
结果呢，一个下雨天，铁丝导电，电流就顺着铁丝流到了铁塔上，导致线路接地故障。
附近的工厂啊，因为停电，机器都停转了，工人都只能干瞪眼，损失可不小呢。
110kV变电站电磁型保护越级跳事故
２ 事故原因分析
闸，结束 。整个模拟过程开关保护均动作无误 。 试验方 法 ２：限时速断保护动作 一开 关跳 闸一故 障电
对这次越级跳事故采取不查清不放过 的态度 ，对这起 流 消失 重合 闸动作 一合 闸于永久 故 障限时速 断保护 再次
事故 的原 因做 了如 下猜疑 ：
动作 一开 关跳 闸 ，结 束。
１ １ ０ ｋＶ变 电站 电磁型保护越级跳事故
邢海青 ，王倩微 （国网浙 江杭 州市 余杭 区供 电公 司 ，浙 江 杭 州 ５１ １ １ Ｏ０）
２０１４年 ５月 １７日，某 １１０ ｋＶ变 电站 发生 了一起 因 时间继电器 １ＳＪ启 动 ，经过 １ＳＪ瞬动接点和 ＪＳＪ瞬 时打开
某条 １０ ｋＶ线路永 久性 故障引起上一 级主变压 器后备保 护 延时闭合的常闭接点 ，启动信号继 电器 １ＸＪ，开关直接跳
误 动作 事故 。≠｝１主 变压器 １０ ｋＶ侧后备 保护 动作 出 口， 闸 ，不 经过 延时 ，从 而实 现前 加速功 能 。开 关保 护跳 闸
跳开 该主变压 器 １０ ｋＶ侧开关 ，导致 １０ ｋＶ Ｉ段母线失压 后 ，位 置不 对应 启动重 合 闸继 电器动作 ，开 关合 闸。与
的 严 重 后 果 。
此 同时 ，重合 闸继 电器提供正 电给前加速继 电器 ＪＳＪ，ＪＳＪ
１ 事故 经过
启动后 ，其瞬时动作延时 闭合 的常 闭接点打开 ，断开 了前 加速 出 口回路 （即 １ＸＪ所在 回路 ）。若开 关是 合于永久性
该变 电站共有 １１０ ｋＶ变压器 ２台 ，高压 侧为 内桥接 故 障 ，限时速断 时间继 电器 １ＳＪ启动 ，它的瞬动接 点 １ＳＪ
好 ，现场查看 故障录波发现 ，故 障切 除时 间１．８ ９与 了 ＺＣＨ一 １２上 。
雷击线路跳闸事故案例
➢ 事故发生时，羊湖电站、山南电网、 日喀则电网保持联网运行，山南地区、 日喀则地区电网运行和供电未受影响。
➢ 4、事故暴露问题 ➢ 1）电网结构薄弱，电源分布不合理。
电网的受端网络缺乏有力的电源支持， 主要用电负荷必须依靠远距离大功率 传输。 ➢ 2）现场运行值班人员和调试人员执 行调度命令不严格，没有认真、全面、 准确、及时地执行调度下达的修改继 电保护定值的命令。
➢ 5）对雷击危害缺乏深入的分析和研究， 缺乏有效的防范措施。
➢ 5、防范措施
➢ 1）加强对雷击危害的观测、分析和研究， 从工程设计、施工、运行维护等各方面采 取措施，提高电网的抗雷害能力。
➢ 2）加强继电保护管理，对继电保护装置 进行全面的检查和校验，对电网的继电保 护定值进行全面、认真的复核。
➢ 事故发生后，调度部门按照事故处理预 案进行事故处理和电网恢复。20时55分， 羊湖电站向拉萨电网送电成功，开始恢 复重要用户供电。21时0分，羊八井地 热电厂、纳金电厂、平措电厂恢复并网 运行。21时20分，拉萨地区电网80%负 荷恢复供电。21时30分，电网恢复正常 运行方式，拉萨电网所有用户全部恢复 供电。
➢ 3）电网安全稳定运行的“第三道防线” 措施不到位，在藏中电网环网投运之后， 在电网安全稳定控制装置不完善的情况 下，没有及时调整低频减载方案，部分 低频减载装置在事故中拒动。
➢ 4）羊西II回线路羊湖侧高频保护、零 序I段保护未动作，西郊侧保护装置未 能记录和打印保护动作情况，故障录波 资料无法提取，暴露在继电保护整定计 算、现场调试、装置管理维护等方面存 在的问题。
➢ 2、事故原因 ➢ 1）羊湖至拉萨110kV双回输电线路遭雷
击发生单相接地故障是造成此次事故的 直接原因。
清远供电局110kV 黄花河站巡检人员操作漏项误投压板,造成线路遭雷击时主变两侧开关跳闸事故
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】清远供电局110kV 黄花河站巡检人员操作漏项误投压板，造成线路遭雷击时主变两侧开关跳闸事故事故前运行方式：110kV黄花河站110kV龙黄线挂I段母线运行，110kV琶黄线挂Ⅱ段母线运行，110kV母线单母分段运行，＃1主变挂110kVⅠ段母线带10kVⅠ段母线运行（该站只有一台主变）。
事故经过：2006年11月19日00时47 分02秒，110kV黄花河站110kV龙黄线线路受雷击距离Ⅰ段保护动作出口，因110kV龙黄线跳闸出口压板在退出位置，110kV龙黄线开关未能跳闸；00时47分04秒465毫秒，＃1主变高压侧间隙零流第一时限出口联跳10kV黄汤二干、黄升干、黄四干（小水电线路）；00时47 分04秒965毫秒＃1主变高压侧间隙零流第二时限出口跳＃1主变变高101开关及变低501开关，造成10kVⅠ段母线失压。
事故造成甩负荷约12MW，损失电量1.1万kW.h。
事故原因：【本文为word版，下载后可修改、打印，如对您有所帮助，请购买，谢谢。
】1）110kV龙黄线#18杆B相小号侧导线侧第一片绝缘子被雷击碎、大号侧绝缘子受雷击闪络；#25杆A、C两相绝缘子受雷击闪络；#26杆A、B两相跳线绝缘子受雷击闪络。
2）事故后通过检查黄花河站运行工作记录、地调调度操作指令记录及操作录音回放发现：2006年7月25日，地调令巡检班巡检人员投入110kV龙黄线保护跳闸出口压板，巡检人员经复诵确认无误后，在执行操作过程中误将110kV琶黄线保护跳闸出口压板当作110kV 龙黄线保护跳闸出口压板投入，操作执行完毕后，巡检人员在汇报地调时却清晰的记录“已投入110kV龙黄线保护跳闸出口压板”。
故漏投110kV龙黄线保护跳闸出口压板是造成事故的直接原因。
3）巡检人员思想麻痹，安全意识淡薄，工作责任心不强，没有认真履行相关职责。
没有严格执行调度规程及有关的倒闸操作制度，监护工作也不到位。
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110kV 变电所典型事故案列第一章110kV变电所主接线110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。
各种接线都有其特有的优缺点：一、内桥接线：优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。
缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。
、单母分段接线:I优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。
缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。
单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。
三、线变组接线:■—-□dn点。
优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。
第二章110kV 变电所主要的保护配置一、线路保护线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障， 以保证非故障设备的正常运行。
1、 10kV 线路保护三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护；过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸；2、 35kV 线路保护三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护；过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、 主变保护现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。
但在实际运行中，还 要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性， 因此必须根据变压器的容量和重要程度装设专用的保护装置。
变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。
本体故障主要是：相间短路 •绕组的匝间短路和单相接地短路。
发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气 体，还可能引起变压器油箱的爆炸。
变压器的引出线故障， 主要是引出线上绝缘套管的故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。
以下接合主接线图， 分析一下主变保护的保护范围及动作情况：1、 主变差动保护作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。
正常保护范围为主变三侧差动 CT 之间。
2、 主变后备保护主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过 流保护。
（1）复合电压闭锁过流保护可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件HOkVInokvnJrHU±（负序及相间电压），过流元件及时间元件等构成。
相间低电压定值U1 应躲过正常运行的最地运行电压。
U1=0.7Ue=70 V负序电压定值U2 应躲过正常运行的最大不平衡电压。
U2=0.07Ue=7 V过电流定值Idz 应躲过正常运行的最大负荷电流。
Idz=1.4Ibe时间定值Tdz:变压器中低压侧的时间定值Tdz应考虑与中低压侧出线的时间定值Tdz相配合；变压器高压侧的时间定值Tdz应考虑与中低压侧的时间定值Tdz相配合，（2）零序电流保护定值零序电流保护作为大接地系统接地故障的后备保护。
其电流一般取自变压器中性点接地刀闸支路，因此只适应中性点直接接地的变压器。
（3）变压器中性点过电压保护（间隙保护）在大接地系统中，如失去所有的变压器中性点而单相接地故障依然存在，变压器中性点对地电压将升高到相电压，出线端的相电压将升高到线电压，这对分级绝缘变压器的绝缘安全构成威胁。
因此，必须在变压器中性点接地刀闸支路旁并接放电间隙，同时设置零序过压保护来保障变压器中性点的绝缘安全。
间隙放电后，电弧的能量会很快烧毁间隙，为保护间隙必需尽快切除变压器。
所以又在间隙回路设置间隙过流保护。
零序过压保护定值Uoj :按PT开口可能出现的最大零序电压整定Uoj=180 V间隙过流定值, 按规程规定一次值一般取Ioj=100 A 间隙保护时间Toj 一般取两段时间0.3/0.5 S 。
中低压侧接有小电源时，0.3S 跳电源联络线。
0.5 S 跳主变各侧。
（4）各保护的保护范围及动作情况。
110kV复合电压闭锁过流保护：保护动作跳主变三侧及110kV母分开关，它是35kV、10kV 母线的后备保护和线路保护的远后备保护，是变压器最后一级跳闸保护。
110kV零序过流保护：保护动作跳主变三侧及110kV母分开关。
110kV零序电压闭锁过流保护：保护动作跳主变三测及110kV母分开关。
110kV间隙零序过流保护：保护动作跳主变三侧及110kV母分开关。
35kV 复合电压闭锁过流：作为35kV 母线故障的主保护，35kV 线路的后备保护。
保护动作跳主变35kV开关。
35kV 复合电压闭锁方向过流：方向朝主变，该保护在主变110kV 送电时停用，当由主变110kV侧开口，35kV送10kV时投入。
保护动作跳主变35kV开关和主变10kV 开关。
10kV复合电压闭锁过流：作为10kV母线故障的主保护，10kV线路的后备保护。
保护动作跳主变10kV开关。
过负荷保护：接于110kV 套管流变、35kV 流变、10kV 流变，当主变过载时经一定延时发信，正常运行时该保护投入。
3、主变本体保护主变本体保护又称非电量保护，主要包括主变本体重瓦斯、有载重瓦斯、本体轻瓦斯、有载轻瓦斯和本体压力释放。
（1）本体重瓦斯、有载调压重瓦斯：可选择分别跳主变三侧开关及110kV 母分开关或发信报警。
（2）体轻瓦斯、有载调压轻瓦斯、温度过高、油位异常：经延时发信报警。
（3）本体压力释放发信报警。
（4）瓦斯保护是变压器内部故障的主保护，它利用油浸式变压器油箱内发生任一种故障时，油箱内产生气体来动作，它具有较高的灵敏度，包括气体的体积及其形成的速度分为轻瓦斯、重瓦斯；更换或检修后的变压器，在投入运行时须将重瓦斯投入跳闸；（5）主变压力释放阀：当主变内部故障时，内压力达到整定值时，压力释放阀动作，作用为跳主变三侧开关或信号报警；信号复归需等到主变检修时，才能复归。
注意：在内桥接线中，当一台主变停运，而相应的110kV 进线、110kV 母分开关在运行或热备用状态时，应考虑将主变跳110kV 进线和110kV 母分开关的连跳压板取下。
即主变差动、主变本体、主变110kV 后备保护跳110kV 进线和110kV 母分开关出口压板。
第三章110kV变电所典型事故分析以下事故分析仅以内桥接线的三圈变为例:1101 110211Ok VI、ItOk^TIwJrcuTHUJr55kVU□某变电所正常运行方式:1101线送110kVI段母线、110kVI段母线压变、避雷器、1#主变。
1102# 进线送110kVII110kV母分热备用。
1#主变35kV 经35kVI出线。
2#主变35kV 经35kVII有出线。
35kV母分热备用。
（35kV备投装置备35kV母分）1#主变10kV经10kVI段母线送：10kVI段母线压变、避雷器及出线。
2#主变10kV经10kVII段母线送：10kVII段母线压变、避雷器及有出线。
10kV母分热备用。
（10kV备投装置备10kV母分）。
段母线、110kVII段母线压变、避雷器、（110kV备投装置备110kV母分）段母线送：35kVI段母线压变、避雷器及段母线送：35kVII段母线压变、避雷器及2#主变。
35kVI段母线上的所有35kVII段母线上的所10kVI段母线上的所有10kVII段母线上的所#1主变10kV后备保护动作闭锁10kV母分备自投压板投入#1主变35kV后备保护动作闭锁35kV母分备自投压板投入#1主变保护动作闭锁110kV备自投压板投入10kVI接#1、#3电容器，10kVII接#2、#4电容器，电容器低压保护投入。
不考虑10kV联络线备投装置。
事故分析一：1101 线路单相接地永久性故障。
事故跳闸开关及主要保护动作情况：1101 开关跳闸，110kV 母分开关合闸，110kV 备投装置动作，#1、#3 电容器低压保护动作。
事故处理：现场检查1101 开关实际位置，开关、瓷瓶等有无明显的对地闪落、接地痕迹，汇报地调，进行故障点隔离。
正令处理：1. 许可：110kV 母分备用电源自投装置由自投改信号；2. 1101 线路由热备用改冷备用；3. 1101 线路由冷备用改检修。
4. 1101 线路由检修改冷备用；5. 1101 线路由冷备用改运行（合环）；6. 拉开110kV 母分开关（解环）；7. 许可：110kV 母分备用电源自投装置由信号改自投。
事故分析二：1101 开关与流变间发生单相接地永久故障。
事故跳闸开关及主要保护动作情况：1101线开关、#1主变35kV开关、#1主变10kV开关、10kV# 1、# 3电容器开关跳闸，10kV母分、35kV母分开关合闸。
# 1主变差动保护动作，10kV备投装置动作，35kV备投装置动作，10kV# 1、# 3电容器低电压保护动作。
事故处理：现场检查为1101开关流变A相靠开关侧有明显的对地闪落、接地痕迹。
保护检查为#1 主变差保护动作, 跳1101 线、#1 主变35kV、10kV 开关，35kV、10kV 备投装置动作分别合35kV母分开关和10kV母分开关。
相应的保护跳闸灯、告警灯亮，汇报地调、配调，进行故障点隔离。
正令处理：1. 许可：35kV 母分备用电源自投装置由自投改信号；2. 许可：10kV 母分备用电源自投装置由自投改信号；3. 1101 开关由热备用改冷备用；4. 许可：110kV 母分备用电源自投装置由自投改信号；5. 合上110kV 母分开关（充110kVI 段母线及#1 主变）；6. 合上#1 主变35kV 开关；7. 拉开35kV母分开关；8. 许可：35kV 母分备用电源自投装置由信号改自投；9. 合上#1 主变10kV 开关；10. 拉开10kV母分开关；11. 许可：10kV 母分备用电源自投装置由信号改自投；12. 1101 开关由冷备用改检修。
13. 1101 开关由检修改冷备用；14. 1101 开关由冷备用改运行（合环）；15. 拉开110kV 母分开关（解环）；16. 许可：110kV 母分备用电源自投装置由信号改自投。
事故分析三：110kV母分开关与流变间发生单相接地永久故障。
事故跳闸开关及主要保护动作情况：1102线开关、#2主变35kV开关、#2主变10kV开关、10kV # 1、# 2、# 3、# 4电容器开关跳闸，10kV母分、35kV母分开关合闸。