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”。4、运输产生效益，运输必须安全，安全保证，才能促进运输生产。安全、可靠供电是运输的第一动力，变电所是最基层的生产单位，是运输生产的直接参与者，作为运输服务的直接参与者，安全显得尤为重要。对运行的每一项做到“有序可控，基本稳定”是我们追求的目的，因此保证可靠供电，安全运行是确保运输各项工作的重中之重。采取的措施1、立即组织技术力量对每个所亭的设备状态、运行参数及二次回路的配线进行一次全面地平推检查，将可能存在的问题、隐患彻底清除，同时使我们每名技术人员对变电所每一个设备、每个元器件、每一个开关、每一根连线做到心中有数。2、督促所内职守人员加强巡视，及时记录设备运行的每一项数据，从中总结并找出设备运行的规律，对无人职守的分区所要督促领工区加强巡视。3、针对安全运行中可能遇到的、出现的问题以及实际存在的问题，组织相关的技术人员进行技术攻关，建立起一个可靠、灵活的检修抢修机制。4、对人员加强教育，使职工提高业务知识，掌握专业技能，使员工树立安全意识，维管意识、使每个员工明白“运行无小事”。5、加强事故抢险演练，不断提高全员非正常情况下的应急意识和实际处理能力，在演练过程中也要坚持先通后复的原则。★××段××变电所2111隔开拒动故障事故概况：7月26日17：19，××变电所211馈线送电，电调远动合2111GK拒合，17：22电调下令所内在控制盘上合闸失败。17：25分电调投入备用开关2112、21B送电成功。21：42检修车间到达所内检查2111隔开二次回路，室内设备都正常，当检查2111隔开机构箱时，发现合闸接触器卡滞，调整后，经电调同意在机构箱电动分合闸正常，在控制盘上分合闸正常。21：58电调远动合闸正常。22：01电调远动退出21B、2112GK，投入211、2111GK。原因分析：隔离开关合闸接触器卡滞，电机电源回路无法导通，造成远动合闸拒动。采取的措施1、值班员要加强业务学习，提高故障判断能力，能自己处理的故障自己处理，缩短故障抢修时间。2.加强对设备的巡视检查，确认设备的技术状态，对可能影响牵引供电设备安全运行的设备隐患及时上报，及时处理。3、运行出现的问题要进行彻底、深入的分析。★××段××开闭所251断路器拒合故障事故概况12月19日06时45分至07时10分德州开闭所进行馈线侧2511、2512隔离开关清扫维护。清扫工作结束后，08时01分，电调远动合251DL操作失败。信号显示“控制回路断线”。08时06分，电调用25BDL代251DL远动合闸操作失败，信号显示“控制回路断线”。08时07分，电调下令当地操作，将251DL操作方式由远方位打至当地位08时15分，当地合251DL拒合，当地操作失败。高压室检查有烧糊味道和烟雾。08时32分，直流充馈屏报警，信号显示“绝缘故障，母线差压”。08时49分，电调闭合××站供2号联络开关，实现接触网供电。9时50分检修车间到达××开闭所抢修，检查251DL发现合闸线圈变色，有烧糊味。用万用表测量合闸线圈烧断。将251断路器合闸线圈的连线断开后，接地消除。原因分析：因合闸线圈质量问题，绝缘不良动作力不足，造成电动不能合闸，线圈长时受电，线圈烧毁，同时造成直流接地。采取措施：1、用备用合闸线圈进行更换，检查合闸回路正常后投入251断路器。2、加强对变电所人员进行培训，做到遇事故不慌张，遇到事故能处理。3、当发生故障时应及时将故障切除，缩小事故范围。尽早恢复对接触网的供电。★××段××变电所211、212DL跳闸故障事故概况：1、6月26日03时52分42秒，甲变电所211DL、212DL跳闸，过电流保护动作、重合闸未投入、故障测距为19.40公里。2、6月28日20时12分24秒，甲变电所212DL跳闸，过电流保护动作、重合闸未投、故障测距为19.40公里。北集坡分区所252DL跳闸数据：6月28日20点12分25秒，乙分区所252DL跳闸，重合闸未投，故障测距：19.40KM，电流速断元件动作。6月28日20点18分电调命令手动合上212断路器，设备运行正常。原因分析：1、甲变电所211DL跳闸数据：6月26日03时52分42秒，过电流保护动作、重合闸未投入、故障测距为19.40公里,母线电压:U=1.43V,馈线电流:I=1.61A，阻抗阻抗角:0.62Ω∠281.5°。2、甲变电所212DL跳闸数据：2006年6月26日03时52分42秒，过电流保护动作、重合闸未投入、故障测距为19.40公里，母线电压:U=1.44V,馈线电流:I=2.24A,阻抗阻抗角:0.62Ω∠286.6°。2006年6月28日20时12分24秒，过电流保护动作、重合闸未投、故障测距为19.40公里,母线电压:U=1.38V,馈线电流:I=2.14A，阻抗阻抗角:0.86Ω∠293.5°。3、乙分区所252DL跳闸数据：2006年6月28日20点12分25秒，重合闸未投，故障测距：19.40KM，电流速断元件动作，母线电压：6.98V，馈线电流：2.14A，阻抗阻抗角：3.18Ω∠35.3°。4、跳闸分析：(1)在××—××上行区间有瞬时短路故障发生，甲变电所212DL过流保护跳闸、乙分区所252DL速断保护跳闸属保护正常动作。(2)甲变电所211、212DL阻抗保护未动作，阻抗角为∠281.5°，属阻抗保护拒动，原因为流互、压互二次极性接反。(3)乙分区所252DL阻抗保护未动作，阻抗角为35.3°，属阻抗保护拒动，原因可能为保护装置故障。采取措施：责成施工单位和许继厂家处理遗留问题。★××段××变电所1#B差动跳闸事故概况：6月28日05时03分13秒，××变电所主变A相差动保护动作，101DL、201DL、202DL跳闸。差动保护动作Uab=100.1V,Ubc=99.23V,Uca=83.64V,Ia=3.54A,Ib=3.54A,Ic=0A，启动电流I=1.12A出口电流I=1.25A。差动保护动作跳闸后，立即对1#、2#主变压器进行了巡视检查。1#变压器油温指示为30度，2#变压器油温指示为35度，油色、油位均正常；经与电调联系做好安全措施，检查瓦斯继电器内无气体；巡视检查室外1#B、2#B系统高压设备、高压室及1#B、2#B保护测控盘未发现异常。5时54分根据电调命令重新投入1号主变，设备恢复正常。原因分析：1、差动保护动作时，该地区正下大雨并有雷电现象。2、只有当线路发生故障时，电流增大（当主变一次电流较大时135A左右)就可能会造成差动保护误动。3、同时差动保护回路多点接地同样容易引起保护误动作。4、厂家到现场对后台故障时的各种数据、差动保护的二次接线进行了检查未发现异常，初步判断引起此次跳闸的原因为雷击。采取措施：1、加强对变电值班员继电保护知识的学习和培训，特别是综合自动化方面的内容。2、对各所差动保护二次回路进行检查，是否有多点接地现象，实际接线是否与原理接线图相符。3、加强变电所设备巡视，及时发现设备隐患，及时处理。4、加强事故应急预案的培训和学习，不断提高员工的事故应急处置能力。★××段××变电所2#主变C相过负荷Ⅱ段误动作事故概况：7月3日，5点09分××变电所2#主变C相过负荷II段动作，102、202A断路器跳闸，202B断路器没有跳开。5点17分，调度远方操作合上102断路器。5点18分，调度远方操作合上202A断路器。设备恢复正常。发生跳闸后所内值班人员对2#系统进线、2#变压器及202B断路器进行了全面巡视检查，对线夹、接头进行了红外线测温。同时详细查看了故障报告、定值设置和故障录波，分析了故障原因。原因分析：1、巡视结果分析：巡视结果如下：主变音响正常，通风良好，主变温度、线夹、接头温度均无发热现象。根据以上结果分析，有可能为主变保护误动。2、外部条件分析：在跳闸前，区间内正好有货车通过，而其他保护未动作，说明主变正常带负荷运行，而无其他故障发生。3、事故报告分析：C相过负荷II段启动值为0.34A，出口值为0.5A，超出了动作值0.27A，保护动作出口属于正常。但C相电流应为A相B相的矢量和，出口时A相电流为0.54A，B相电流为0.04A，C相出口电流0.5A为带负荷运行下的正常负荷电流，根据以上分析可判断出C相过负荷II段定值设置错误。4、故障录波分析：观察故障录波，C相电流波形平稳，为正常波形，说明主变正常带负荷运行，无其他故障发生。5、定值分析：故障前定值设置：A相过负荷I段、II段为0.43A，B相过负荷I段、II段为0.27A，C相过负荷I段、II段为0.27A。C相过负荷计算值约为：0.430.430.270.270.270.43=0.6115（由厂家提供公式而得）。6、202BDL应跳闸而未及时跳闸，为保护拒动。经检查主要原因为保护装置测控板出口有故障。采取措施：（1）由于保护整定值小的原因引起主变跳闸，所以由施工方、设计院和维护方共同组织检修人员，平推检查管内保护整定值的问题，并对主变过负荷I段、II段保护定值及其他定值进行认真核算，以取得进一步的解决保护误动故障。（2）施工方已联系厂家更换202B断路器保护测控板，现正与电调联系要点进行检修，解决保护拒动的问题。★××段××变电所1#主变跳闸故障事故概况：2006年7月4日13：52分，韩庄变电所1#主变跳闸，C相过负荷Ⅱ段出口，反时限过负荷Ⅱ段元件动作。C相过负荷Ⅱ段启动电流Ic＝0.4A,出口Ic＝0.54A。原因分析：整定值过低，施工单位已经修改定值。将定值反时限过负荷Ⅰ段元件动作时间改为35s，反时限过负荷Ⅱ段元件动作时间改为50s。采取措施：作好相关记录并向生产调度和供电调度汇报，在电调的指挥下14：03强送成功。由厂家合理计算后，进行定值调整。★××段××变电所205跳闸事故概况：7月15日08：51分，××变电所205DL跳闸，谐波过电流保护动作，母线电压：U=103.13V，并补电流：I=0.7A，启动：I=0.55A，出口：I=0.59A。原因分析：1、事故发生后，值守人员立即检查电容装置，未发现异常。在查看保护装置整定值的时候发现，谐波过电流动作时限为1.5s，经验值为120s。2、当线路中的谐