变电所的事故案例分析.docx

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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、当线路中的谐波电流过大超过保护装置整定值时，保护启动，当保

护启动超过保护时限后保护出口引起跳闸。

3、保护动作时限整定值过小，所以变电所发生频繁跳闸。

采取措施：

1、跳闸原因找到后，将该保护的整定值做了适当的调整，同时对全线

各变电所的保护装置整定值进行了核查，以确保设备的安全运行。

2、加强对值守人员的培训，提高其业务素质。

★ ××段××变电所主变反时限过负荷跳闸

事故概况：

7 月 23 日 20 时 02 分 55 秒，××变电所事故音响报警、1#主变测控保

护装置光字牌显示：

1#主变反时限过负荷 C 相保护动作，

101DL、201aDL、201bDL 跳闸，后台计算机显示数据为反时限过负荷 C

相过负荷 II 段 C 相保护动作，启动电流 Ic=0.34A，出口电流 Ic=0.41，返回

电流 Ic=0.28A。

20 时 09 分 51 秒，远动合 101DL，成功。

20 时 10 分 16 秒，

远动合 201bDL 成功。

20 时 10 分 31 秒，远动合 201aDL 成功。

原因分析：

跳闸发生后，在后台查询该保护定值时发现：

反时限过负荷 II 段 A 相

动作电流为 0.55A，反时限过负荷Ⅱ段 B 相动作电流为 0.34A，反时限过负

荷Ⅱ段 C 相动作电流为 0.34A。

本所反时限过负荷Ⅱ段保护方式为取 A，B

两相电流为保护电流，C 相电流为计算值。

根据算得 Ia2+Ib2+IaIb=

Ic，Ic=0.777A，所算出来的值与保护装置里面整定值有区别，所以故障原因

是因为保护整定值整定不当，造成无故障保护误动作。

采取措施：

1、跳闸后对各种保护所设定的保护定值与施工单位提供的保护整定

值进行核对，事后值守人员向电调汇报，申请更改整定值。

电调 7 月 24 日

下令将反时限过负荷Ⅱ段 C 相整定值更改为 0.78A。

20 时 10 分 31 秒设备

重新投入后运行正常。

★ ××段××开闭所所用变放电故障

事故概况：

6 月 25 日 22：

37，值班员巡视高压室设备发现 27.5KV 所用变压器有

放电现象。

及时汇报电调及段生产调度，将 10KV 所用变压器投入运行，

27.5KV 所用变压器退出运行。

原因分析：

因瓷瓶脏污，再加上设备刚投入运行螺丝松动，是这次事件发生的主

要原因。

采取措施：

1、进行设备清扫维护，紧固各部件螺丝。

2、加强所内外巡视。

★ ××段××开闭所短路故障

事故概况：

7 月 14 日 7 点 25 分至 9 点 53 分甲开闭所进行保护试验，在试验过

程中发现 295DL 本体 LH 变比与后台保护定值设定不符，作业结束后准

备校对该 LH 变比。

10 点 10 分现场机务处领导与电调协调，准备合 2952GK、29BDL，分

295DL、2951GK，进行备用代主用送电。

10 点 24 分电调下达倒闸命令。

在合 29BDL 开关时备用母线瓷瓶闪

络击穿一个，硬母线局部烧伤。

同时乙变电所 218DL 阻抗动作跳闸，重合失败，造成甲开闭所

291DL 进线失压跳闸，启动备投 292DL 投入运行，因此时故障仍未消失，

乙变电所 217DL 阻抗保护动作跳闸，

甲开闭所值守员当地操作分下 29BDL、2952GK，乙变电所 217DL 重

合闸启动，因故障点切除，所以重合成功，292DL 进线运行，故障过程中

29BDL 一直未跳闸。

原因分析：

1、瓷瓶质量问题是这次故障的主要原因。

2、保护定值配合不当，发生短路故障后 29BDL、291DL 未跳闸，造成

乙变电所 218DL 越级跳闸，扩大了停电范围。

3、启动备投 292DL 投入运行后，由于保护定值配合不当，此时故障

仍未消失，造成乙变电所 217DL 阻抗保护动作越级跳闸，扩大停电范围。

存在问题：

1、保护定值配合不当，造成乙变电所 218DL、217 DL 越级跳闸。

2、发生故障造成所内电调电话、路电电话均不通，使故障信息未能及

时反馈给电调和生产调度。

采取措施：

1、对瓷瓶进行认真检查，对不合格的瓷瓶及时组织更换。

2、建议设计院对甲开闭所 29B、291DL 保护整定值重新进行核对。

3、对变电所绝缘配件认真检查，必要时对绝缘材料进行耐压试验。

××段××变电所 B 相电容 25 号避雷器烧毁故障

故障概况：

8 月 23 日，8 点 32 分值守员根据电调命令投入 A 相、B 相电容，投入

后对电容及全所设备进行巡视未发现异常。

11 点 21 分，值守员听见电容室有隆隆响声，因事情紧急果断将电容

231、232DL 开关断开，响声消失，接着去电容室巡视检查，当时烟气太大

无法观察，值守员随即打开排风扇进行排烟。

11 点 24 分值守员向段生产调度、电调汇报了当时情况及断开

231DL、232DL 的过程。

11 点 50 分值守员巡视检查电容室，发现 B 相电容回路 25BL 击穿烧

毁。

11 点 52 分值守员向生产调度及电调汇报检查结果。

12 点 10 分安技科及检修车间人员到达该变电所进行现场检查、处理。

经采取安全措施后，检修人员进入电容间隔，进行处理。

发现 B 相电

容 25BL 已经烧毁，母线局部烧损，电容间隔内其它设备没有受到影响。

因没有备件更换，所以 B 相电容暂不能投运。

原因分析：

分析认为 B 相电容 25BL 烧毁，系避雷器产品质量问题。

整改措施：

1、更换避雷器，保证 B 相电容正常投运。

2、对管内设备组织检修车间、变电所设备进行认真检查，发现质量问

题及时汇报处理。

★××段××变电所 2#主变故障

事故概况：

6 月 25 日 10 时 40 分，××变电所 2#主变 A 相差动保护出口，

10062（102DL）、202DL 跳闸，故障报告显示 2#B110KV 侧 A、B 相电流均

为 1.13A，二次侧 A 相电流为 0.59A，A 相差动启动电流为 2.27A。

由于当日 7 时 54 分电调发令将 1#、2#B 系统自投装置撤出运行，故

2#B 系统未自动投入。

10 时 50 分电调发令合上 10062（102DL）、202DL（机务处要求），

202DL 合闸后红灯不亮，且给出“控制回路断线”信号，202DL 不能电动分

闸。

11 时 00 分电调发令退出 2#B 系统，投入 1#B 系统运行，设备运行正

常。

10 时 42 分在接到差动保护跳闸通知后，安技科立即赶往该变电所，

对 2#主变压器进行了巡视检查。

变压器油温指示为 38.5 度，油色、油位均

正常，检查瓦斯继内无气体，巡视检查室外 2#B 系统高压设备、高压室及

2#B 保护测控盘未发现异常。

检查 202 开关，发现其分闸回路有断线现象。

次日经开关厂家检查，确认为 202 开关分闸线圈烧坏。

原因分析：

1、2#B 比率差动保护电流整定值为 2.27A，10 时 40 分 2#变 A 相差动

保护启动电流为 2.27A，差动保护动作正常，各种音响、信号指示均正常。

2、××变电所 2#主变压器是 24 日 18 时 00 分冲击试验后，直接投入运

行并送电至接触网（为保证动车组试验期间供电可靠，机务处要求），在跳

闸之前 2#B 为空载运行，空载运行时间还未达到 12 小时。

3、25 日 10 时 40 分第一列动车组进入该变电所××下行供电臂后，

2#B 差动保护即动作跳闸。

4、根据设备巡视及保护动作情况分析，2#B 差动保护是在动车组进入

该变电所××下行供电臂取流后，在电流达到 90A 左右后即出口跳闸，初

步判断差动保护流互二次极性接反

5、检查 2#B 差动保护故障波形时，发现 2#B110KVA 相电流与

27.5KVa 相电流角度相差 180 度，说明 2#B 差动保护 A 相流互极性接反。

处理措施：

1、检查 202DL 流互二次接线，发现小车流互差动回路二次线接反。

2、经电调同意投入 2#B 运行并投入电容补偿装置，检查 2#B 实时电

流时，发现 2#B110KV A 相电流与 27.5KV a 相电流角度相差 180 度。

3、退出电容补偿及 2#B 运行，将 202DL 小车流互差动回路二次接线

掉头，再次投入 2#B 及电容补偿装置，检查 2#B 实时电流时，发现

2#B110KVA 相电流与 27.5KVa 相电流角度相同。

进一步证实了造成

2＃B 差动保护动作的原因就是由于 202DL 差动回路二次极性接反。

★ ××段××变电所交流盘故障

事故概况：

7 月 5 日 23 时 01 分，××变电所 10KV 所用变失压退出运行，交流盘

不能自动投入备用电源供电，导致所内负荷失电，直流设备由蓄电池供电。

由于 27.5kV 所用变无法正常投入，23 时 17 分电调下令手动断开

2902 隔离开关。

原因分析：

交流屏内 27.5kV 所用变接触器线圈接线错误，致使接触器无法正常

吸合。

处理措施：

检修人员赶到现场马上进行事故分析和处理，发现为交流屏内

27.5kV 所用变接触器线圈接线错误，致使接触器无法正常吸合。

经处理后

故障得以解除。

2 点 07 分 27.5kV 所用变投入成功，事故解除。

★ ××段××变电所断路器及隔离开关故障

事故概况：

7 月 11 日 9：

42“V”型天窗结束后，××变电所××—××上行送电，远动

合上 2121GK、212DL，变电所值守人员巡视检查发现，212DL 动、静触指

接触不良，放电严重；10：

10 电调命令将 21BDL 由试验位推至工作位，值

班员执行