继电保护所典型事故案例讲解Word文档格式.docx

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（3）工作中要严格按照相关作业指导书施工；

（4）验收过程中要严格把关；

（5）加强员工技术培训；

（6）管理手段上要采取有效措施；

（7）加强匸程的技术监督和检验管理，对llOkV以上验收所内必须先进行初验，合格后才能申请验收，并且要有试验报告；

（8）生计室要加强现场施工安全管理，重点现场要亲自监督。

（二）“7・10”220kV晋城变电站#1主变差动保护误动作跳闸导致全站失压

时间：

2007年07月10日

地点：

220kV晋城变电站

事故等级：

A类一般电网事故

（―）事故经过：

2007年07月10日16时07分，220kV晋城变电站#1主变比率差动保护动作，#1主变220kV侧进线261、内桥212断路器，llOkV侧101断路器,35kV侧301断路器跳闸，同时闭锁220kV备自投装置，导致全站失压。

事故原因：

1、直接原因：

220kV晋城变电站220kV1号主变三侧断路器跳闸时，现场及周围下大雨，35kV1号电容器组361断路器间隔3616刀闸附近发生短路故障,故障初期为AB相间短路，一个周波（20ms）后，故障发展为三相短路。

2、扩大原因：

（1）35kV1号电容器361断路器因分闸线圈断线未能跳闸切除故障。

（2）1号主变差动保护VFC插件平衡调整系数整定错误，致使在区外故障的情况下产生差流，差动保护误动岀口，跳开#1主变220kV侧进线261、内桥212断路器，llOkV侧101断路器,35kV侧301断路器，并闭锁220kV备自投装置，虽然将故障点快速切除，但也造成事故扩大。

（3）220kV备自投装置在自投方式上考虑不周全，未考虑1台主变主保护动作后，自投另一台主变高压侧进线断路器的自投方式，造成1号主变跳闸后，备自投装置不能动作，导致220kV晋城变电站全站失电。

（二）事故暴露的问题

1、继电保护所对现场工作的技术管理不到位，技术把关不严，其现场工作人员在发现“1号主变继电保护定值通知单”无差动保护平衡调整系数时，未提出疑问，而是按照自己的理解进行讣算并实施整定，直接造成1号主变差动保护35kV侧平衡调整系数整定错误。

2、调度所未将差动保护平衡调整系数列入保护定值清单，未对其进行整定计算，在其下发执行的“继电保护定值通知单”中遗漏此定值。

3、运行维护工作不到位。

变电站运行人员曾经在巡视检查361断路器时发现过断路器在操作时位置信号不正常，但没有引起重视，未能及时发现361断路器控制、信号回路上可能存在的缺陷。

4、晋城变电站220kV两条进线为“一主一备”的运行方式，只能在主供进线故障时具有自投功能，在此配合方式下，对主变故障没有自投功能。

二、设备事故：

（一）500kV厂口变电站500kVl号主变跳闸

2006年04月22日

B类一般设备事故

事故经过：

2006年4月22日13时55分，500kVI'

口变电站500kV1号主变压器500kV5841.5842断路器、220kV201断路器、35kV301断路器三相跳闸。

检查保护动作情况为：

500RV1号主变后备保护动作、1号主变保护A柜高压侧后备零序过流出口，1#主变跳闸。

跳闸发生后，省网公司、昆明供电局相关职能部门高度重视,立即赶赴事故现场调查处理，继电保护所相关人员也立即赶到现场进行调查分析。

保护人员在对1#主变及相关设备进行了详细检查后，1#主变于当日18:

36恢复运行。

事故原因:

1#主变A套高后备零序过流I段保护动作是山于在进行500kY安自调试工作中，山于二次技术措施单的执行不到位，安全技术措施不完备，使得试验回路的N相和1#主变保护A柜高后备保护的?

（相连通，乂由于继电保护测试仪在空载状态下有电压输出，导致#1主变高后备零序回路中有零序电流流过，从而引起保护动作岀口跳闸。

暴露问题：

1、继电保护人员在二次技术措施单的执行过程中，执行安全技术措施不到位，工作过程监护不力，使得开列的安全技术措施未得到完全、有效执行，在安全措施不完备的情况下进行调试工作，直接影响运行设备的安全运行。

2、继电保护测试仪的静态输出不符合要求，在空载状态下仍有电压输出。

（二）“2.24”llOkV大板桥变电站全站失电事故（A类一般设备事故）

1、事故简要经过：

2009年2月24日10：

08分，llOkV大板桥变电站#1主变高后备过流II段保护动作跳llOkV东大线131、llOkV内桥112、#1主变33kV侧301、10kV侧001断路器，因llOkV东大茨线停电检修，造成llOkV大板桥变电站全站失电。

山llOkV大板桥变电站供电的35kV红云、乌撒庄、双河变电站全站失电。

llOkV内桥112断路器的电流互感器引入#1主变高压侧后备保护的二次回路极性接反，llOkV电压互感器二次并列装置内的切换继电器接点粘死。

（1）施工单位（建源公司）施工质量不高，在进行电流二次回路接线过程中,将#1、#2主变高压侧后备保护二次电流回路极性接反；

在进行极性测试时，测试方法错误。

（2）2007年08月11日和2007年08月25日，继电保护所分别对#1、#2主变进行了保护全检，继电保护人员工作不细致，未认真核对二次接线的正确性,未发现112断路器电流回路引入#1、#2主变高压侧后备保护的二次回路极性接反的情况。

（3）设计单位设计图纸有误：

llOkV母线电压并列装置的二次回路中，Sa（试验电压抽头）未经151、152断路器重动继电器的接点，分别直接连接在I、II段小母线上。

运行人员对112断路器进行合闸操作后，会造成llOkV东大线线路电压互感器二次试验绕组与llOkV东大茨线线路电压互感器二次试验绕组直接并列，当llOkV东大茨线停电时，可能会导致llOkV母线电压并列装置内的切换继电器烧损。

三、人身伤害事故

（一）“12.24”220kV东郊变电站电缆竖井内坠落重伤事故

1999年12月24日

220kV东郊变电站

事故类别：

高空坠落

1999年12月22日检修一分公司按讣划到东郊变电站进行220kV东普II回242开关保护屏的更换工作，现场工作负责人是保护班班长王某，工作班成员为保护班的孙某某及配合工作的施工班人员杨某某、刁某某等三人。

22日工作负责人王某在办理完工作票后，向孙某某等人交待了现场安全措施便开始施工，当时杨某某、刁某某在控制室外未听到具体交待事项。

23日室外工作已基本完成,下一步将开始新保护屏的就位工作。

24日工作负责人王某考虑到新保护屏的就位需先将旧控制电缆拆除放到电缆夹层中，而此项工作任务较简单、工作地点和范圉比较明确，便没有再集中工作班人员交待安全注意事项。

24日，孙某某、杨某某、刁某某到电缆夹层配合在主控室工作的王某拆除旧控制电缆。

10时左右杨某某为了协助孙某某拆除一根被卡住的电缆，便穿过电缆竖井的铁围栏绕到电缆支架侧面，踩到一块105x61x0.4cm的防火隔热板上。

在伸手接电缆的同时因防火隔热板断裂，从4.8米高的电缆竖井坠落。

经检查，杨某某有三处骨折，重伤。

杨某某，性别：

女，年龄：

42,工种：

变电检修，本工种工龄：

21,安全教育情况：

通过《电业安全工作规程》培训，考核合格。

（二）"

1.26”llOkV昙华寺变电站直流短路弧光灼伤人员事件

1、事件经过：

2005年1月26日，工作负责人按照规定办理完工作许可手续向工作班成员交代完安全措施后开始进行工作。

范永德、王裕喜在主控制室进行低周减载装置的安装工作。

刘洪兵、王锋、潘巍3人到了10kV高压室进行10kV东风路II回462开关的保护改造工作。

III于462开关的保护改造工作需要敷设两根电缆到开关柜，刘洪兵到高压室外准备电缆。

潘巍和王锋则在高压室内进行旧保护装置的拆除工作，将端子排上的二次线拆除完后，潘巍进入该开关柜内进行抽线工作，王锋在柜外配合。

在清理完开关柜内二次线后，潘巍就简单示意可以将线抽出，王锋误认为可以将线剪断并抽出，就用钳子剪线，在剪线时造成了直流短路。

山于开关柜内底部空间狭小，导致短路弧光伤害到潘巍的左面部和眼睛。

经现场检查发现，从端子排到开关机构的二次线中还夹有两根带电储能电源线（环网正负极），111于无法暂时将此两根线电源断开，拆线时仅用绝缘胶布进行了包裹，在剪线时造成了直流短路。

（1）工作中工作负责人针对具体工作的安全技术交底未落到实处；

（2）工作班成员之间相互关心不够、交流沟通不足，在不理解对方的意图的情况下就进行工作；

工作中未使用能让对方明白意图的语言；

（3）对带电直流合闸回路危险点控制不足。

4、防范措施：

（1）在工作开始前，工作负责人必须将安全技术交底落实处，特别是危险点的防范；

（2）工作中工作班成员要加强沟通，互相关心安全，做到“三不伤害”，及时纠正并制止不安全行为；

（3）在工作过程中认真履行三句话“此项工作是否违章，此项工作是否准备充分；

此项工作的工作许可手续是否完成、工作任务是否明确：

此项工作是否填写了《二次设备及回路工作安全措施单》”；

（4）工作前，应对所涉及改造的合闸回路进行调查并绘制简图，做到心中有数；

（5）进行旧电缆和相关回路拆除的工作中，必须先将旧电缆或回路的两端解除、用绝缘胶布包好，做好相应的安全措施，并经“万用表”检测且验明无电后，方可进行“剪线”工作，须一根一根地剪断；

（6）工作中尽量使用能让对方明白自己意图的语言；

（7）在带电的交、直流回路上进行工作时，工作人员必须戴“护忖镜”。

四、职责履行不到位引发的“人员责任”事件

（一）“01.24”220kV马鞍山变电站110kV马安线197断路器TA二次回路极性接反事件：

2006年01月24日，保护三班在马鞍山变电站配合九分公司进行llOkV马安线197断路器的验收投产和六角图测试工作中，发生了一起因TA二次回路极性接反，导致197断路器投入运行后跳闸的事件。

保护人员对已经完成的工作项LI,没有进行认真的检查，对保护

及断路器投入运行时可能出现的问题考虑不够充分。

防范措施：

（1）工作人员务必加强工作责任心，及时分析排查现场工作中存在的薄弱环节；

（2）提前做好投运前的各项准备工作，对投运所涉及的重要回路，要进行认真仔细的检查。

（二）“4.12”llOkV马鞍山变电站UOkV马嘉线196断路器TA变比接错事件

2007年5月24日，马鞍山变电站llOkV母差保护装置发出“TA断线告警信号”，经保护人员进行处理后发现：

在2007年4月12日llOkV马嘉线196断路器TA更换后变比接线存在错误，且投运时六角图测量判断错误。

暴露出保护人员：

（1）验收工作不细致，未实际检查施工方TA接线；

（2）专业技能不足，未综合判断六角图测量数据。

（1）严格执行昆明供电局继电保护所《关于规范带负荷测试电流互感器二次回路极性工作的规定》。

（2）认识带负荷测量TA回路的重要性、必要性。

虽然母差保护原理简单，但由于母线上支路较多，所以各出线TA的变比和极性就更为重要，这些是保证母差保护正确运作的基本要求。

（3）严格检查TA安装、接线施工过程，不能疏漏，在以后的验收工作中，必须将TA打开检查，确保极性、变比的正确性。

（4）对TA极性、变比按保护原理接入。

（5）带负荷测试工作按照A相、B相、C相、N相的顺序测试，记录各相电流的相序、幅值电流的对称性。

（6）注意差流与负荷电流的变化成正比，负荷变小，差流也跟着变小，因此测试时负荷电流越大越好。

负荷电流越大，各种错误在差流中体现得就越明显，就越容易判断。

但在实际运行中，母线受网络各方面的限制，其负荷电流不会很大，不过至少应满足所用测试仪器精度的需要，同时也要满足差流和负荷电流的可比性。

如果轻负荷时差流与负荷电流的数值相差不大，再加上负荷电流变化较大，那么判断母差保护的正确性就会很困难。

（7）判断本线路潮流方向，进行母线功率总加及结合对侧潮流方向核查电流互感器二次回路极性、变比的正确性。

（8）进行母差保护差流核对：

通过微机保护的液晶显示屏依次测出A,B,C相差流。

（9）对以上测试所得各项数据进行综合分析和判断，方可得出结论。

（10）工作中加强与其他部门的沟通与记录。

（11）规范记录内容，针对这次事件要求今后TA更换后的记录必须包含一下儿点，保证基础数据的完整。

1）TA—次侧的串、并联悄况。

2）二次抽头的组别，用途。

3）TA-次、二次的极性。

4）TA各组的变比。

（12）提高自己的专业技能，要有严谨的工作作风与业务水平。

（13）规范工作流程，特别时工作前的流程，工作中相互提醒，相互关心。

（三）“8.3”110kV双楣变电站35kVI段母线失压事件

1、事件简要经过：

2008年08月03日18:

04:

01:

674,llOkV双楣变电站35kV双草麒线372断路器线路保护装置过流I段动作;

18:

959,35kV双草麒线372断路器线路保护装置过流II段动作;

03:

631,35kV双草麒线372断路器线路保护装置重合闸动作;

02:

592,110kV双楣变电站1号主变中后备保护复压方向I段出口动作；

892,llOkV双楣变电站1号主变中后备保护复压方向II段出口动作；

35kV母联370断路器和1号主变35kV侧321断路器跳闸，35kVI段母线失压。

2、原因分析（扩大原因）：

35kV双草麒线372断路器线路保护装置跳闸连接片和重合闸投入连接片均未投入运行，线路发生三相短路时，不能切除线路故障，导致1号主变中后备保护复压方向过流I、I【段保护动作出口跳开1号主变35kV侧321断路器、35kV母联370断路器，造成35kVI段母线失压。

现场工作人员执行“两票”不到位：

保护人员杨洁、吕青锋于07月29日完成35kV双草麒线372断路器保护装置更换后，未确认二次连接片是否已恢复到工作开始前的状态。

（四）“7.29”UOkV小石坝变电站35kVI段母线失压事件

1、事件简要经过：

2009年7月29日18时53分，llOkV小石坝站35kVI段母线电压互感器三相保险熔断，35kV备自投保护动作跳1号主变35kV侧301断路器，33kV母联312断路器未动作，35kVI段母线失电，但无负荷损失。

保护人员在进行llOkV小石坝变电站的技改丄程项LI施工时，未将35kV301断路器的位置接点（T町）回路未接入，35kV备自投未能收到llOkV#1主变33kV侧301断路器分闸位置信息，判断301断路器跳闸失败，终止动作逻辑，19时04分06秒765毫秒，35kV备自投装置“出口5”动作失败，未合±

35kV母联312断路器，致使33kVI段母线失压。

工程验收和后期的保护装置检修也未发现。

（1）保护人员在2005年进行llOkV小石坝变电站的技改工程项H施工期间，施工人员未严格按照图实相符的要求进行二次线施工，造成了llOkV#1主变保护屏内引接至35kV备自投装置的301断路器位置二次芯线（811/5Y-132

（2））未接入。

为后期备自投动作失败埋下隐患。

（2）施工验收时，继电保护施工人员未按图实相符的要求进行核对，没有发现二次芯线（811/5Y-132

（2））未接入的缺漏，错过了消除隐患的最佳时机。

（3）2007年5月29日35kV备自投装置校验，因未带断路器进行整组试验,且备自投装置能正常充电，故未引起检修人员对装置开入、开出量二次回路检查的重视，对相关二次回路接线及端子紧固的检查不认真，未能发现施工时遗留的安全隐患。

（五）“9.10”110kV呈贡变电站3号主变非计划停运设备一类障碍

2009年09月10B12时27分’llOkV呈贡变电站3号主变无保护信息跳开主变三侧103、303、003断路器。

由于35kVI段、II段母线并列运行，10kV丨段、1【段母线并列运行，无负荷损失。

在3号主变本体保护装置“直流电源消失”不能发出的缺陷处理前，保护人员未对厂家提供的消缺方案进行审核分析；

在作业过程中山于厂家焊接线的错误，导致了跳闸出口连接片下端带上了正电位；

保护人员在工作后期，未对有关二次回路进行复核检查，未使用万用表对地测量出口跳闸连接片的电位是否正常。

运行人员在操作保护连接片的过程中，使3号主变高中低三侧断路器依次顺序跳闸。

（1）回路更改方案把关不严：

保护所未认真按照云南电网公司《二次系统图实相符管理规定》笫5.16条之规定，制定相关的回路更改方案并按照流程报保护所生计室或者生产技术部审批后执行。

（2）危险点辨识不清：

a.工作负责人在工作开展前未针对本项工作的实际情况认真开展危险点辨识，盲II采用厂家提供的回路更改原理图进行工作。

b、丄作人员未根据现场实际情况认真核对出口插件板号并查清实际原理接线，也未考虑到相关回路更改后是否影响到其它出口跳闸的重要回路，为主变跳闸埋下了安全隐患。

（3）'

‘两票”规定执行不严：

工作开始前，工作负责人未严格按照云南电网公司《电气工作票实施细则》的相关要求填写二次安全技术措施单，对保护装置连接片的投切情况及二次回路的更改情况未进行相应记录。

（4）工作完成后相关回路检查不细致：

在工作结束后，工作负责人未意识到对主变本体保护的相关二次回路进行检查，如使用万用表对地测量相关出口连接片的电位是否正常，错过了消缺作业程序中发现隐患的最后时机。

（六）“11.10”220kV松茂变电站#2主变本体重瓦斯跳闸事件

2009年11月10009时07分45秒，220kV松茂变电站220kV2号主变本体重瓦斯动作，跳开2号主变三侧202、102、302断路器，无负荷损失。

2号主变本体重瓦斯继电器内的重瓦斯接点端子5的接线有部分被端子6的垫片压住，且造成绝缘被破坏，B|J：

对应的端子5-6在内部接线柱处被短接，导致保护装置有一本体重瓦斯动作的开入正电位接入，使保护动作,断路器跳闸。

加强瓦斯继电器校验工作中“机检”项U的实施。