常见事故处理

第三节　常见事故处理

一、线路事故处理

1.试运行线路、电缆线路及不能启用重合闸的混合线路故障跳闸后不应强送。其他线路跳闸后，值班调度员可下令对线路强送电一次。如强送不成功，需再次强送，但应经本调度机构领导同意。

2.线路跳闸后，对电网安全运行有重大影响的或有重大社会影响的，如中心城市、重要用户、藏区电网供电线路等，值班调度员可下令对线路强送电一次。

3.线路故障跳闸后，送电前应考虑：

（1）正确选择充电端，使系统稳定不致遭到破坏。在充电前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高系统稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关充电。

（2）充电端的开关应完好，且启用完备的继电保护。无闭锁重合闸装置的，应将重合闸停用。

（3）若事故时伴随有明显的事故特征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否送电。

（4）充电前应调整充电端电压，使充电后首端和末端电压不超过允许值。

（5）若开关遮断次数已达规定值，由运维人员根据规定向值班调度员提出要求。

（6）当线路保护和线路高抗（串补装置）保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗（串补装置）同时故障来考虑事故处理。

（7）线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸、故障跳闸后不得试送者，在未查明原因且工作人员撤离现场之前不得送电。

（8）充电端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。对带有终端变压器的220kV线路送电，终端变压器的中性点必须接地。

二、发电机事故处理

1.发电机异常或跳闸后，发电厂运行值班人员应立即向值班调度员汇报，并按现场规程进行处理。

2.电网事故情况下，负责孤网调频调压的发电机未经调度许可，不得擅自解列。

3.当发电机进相运行或功率因数较高引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并入系统。

4.机组失去励磁时而失磁保护未动，发电厂运行值班人员应立即将机组解列。

5.发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。

三、变压器事故处理

1.变压器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器试送电。

2.变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送电一次。

3.变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象（如电压电流突变，系统有冲击、弧光、声响等）应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查。如未发现异常可试送电一次。

4.变压器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认变压器能否运行。

5.并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按要求调整变压器中性点接地方式。

四、互感器异常事故处理

1.电压互感器发生异常情况时，值班人员应按现场规程规定切换二次回路，必要时应调整母线或线路运行方式。

2.在操作过程中发生电压互感器谐振时，应立即破坏谐振条件，并在现场规程中明确。

3.电流互感器不能正常运行时，原则上应立即停用相关一次设备。

4.电流互感器二次回路异常时，应停用相关保护，值班人员应迅速按现场规程规定处理。

五、母线事故处理

1.当母线失压后，厂、站运行值班人员应立即向值班调度员汇报，同时将失压母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂、站用电。

2.当母线故障后，厂、站运行值班人员应立即对故障母线进行检查，并把检查情况向值班调度员汇报，值班调度员应按下述原则进行处理：

（1）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对失压母线恢复送电。

（2）找到故障点但不能迅速隔离的，应将该母线转冷备用或检修。若系双母线接线方式中的一条母线故障，应在确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线再恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合上运行母线上的刀闸）。

（3）经过检查不能找到故障点时，可对失压母线试送电一次。对失压母线进行试送宜采用外来电源，试送开关应完好，并启用完备的继电保护。有条件者可对失压母线进行零起升压。

（4）当母线保护动作跳闸，应检查母线保护，如确认为保护误动，应停运该误动保护，按规定调整系统相关保护定值，恢复母线送电。

（5）当开关失灵保护动作引起母线失压时，应尽快隔离已失灵开关，恢复母线供电。

3.厂、站运行值班人员应根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可只凭厂、站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。值班调度员也应与厂、站值班人员核对现状，切不可只凭母线失电而误认为变电站全站失压。

4.母线无压时，厂、站运行值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经值班调度员许可，严禁在设备上工作。

5.10kV母线事故处理

（1）10kV母线失压，应查看上级电网运行情况，结合继电保护动作及现场情况，判断母线失压原因。

（2）10kV母线失压后，原则上应拉开母线上所有设备开关。若为变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对母线试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送电一次。

（3）当变电站全站失压且运行值班人员无法自行切换站用电源时，配调值班调度员应优先通过改变系统运行方式等操作配合运维人员及时恢复站用电。

（4）若10kV母线本身无故障，根据故障情况由以下方式送电：

①由主变低压侧开关送电；

②由10kV分段开关对失压母线送电；

③由10kV线路转供上失压母线后送电（转供上失压母线前应断开失压母线上非重要负荷）；

④若10kV母线故障，短时无法送电，尽量安排10kV线路负荷转供或改接。

六、开关故障处理

1.开关操作时，若发生非全相运行，厂、站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该开关拉开。

2.开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关。

3.开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前退出旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其他开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。

七、安控装置故障处理

1.当安控装置动作后，运行值班人员应立即向值班调度员汇报，值班调度员根据运行情况决定所切机组（负荷）是否并列（送电），但不得使任一线路或变压器超极限运行，并严格按新的运行方式下的稳定限额控制潮流。

2.当安控装置误动时，应将误动的安控装置停用，恢复正常方式，并通知有关人员迅速查明原因。

3.当切机装置拒动时，应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。

4.当安控装置通道不能正常运行时，应按规定停用该通道或停运该安控装置相应功能。

八、系统潮流异常处理

当电网输电断面超过稳定限额时，应按以下原则迅速采取措施将其降至限额以内：

1.增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

2.降低送端发电厂出力（必要时可切除部分发电机组），并提高电压水平。

3.调整系统运行方式（包括改变系统接线等），转移过负荷元件的潮流。

4.在受端进行限电或拉闸。

九、电缆网故障处理

1.电缆网线路故障，其环网柜、分支箱的故障指示器可作为故障查找的依据。

2.电缆网巡线未发现故障点，可将所带负荷断开后试送主线路一次，如试送成功可逐级试送。

3.可视具体情况将电缆网分为若干个部分逐段、逐级试送。如试送不成功需将相关设备转检修后对相关电缆按规程进行电缆试验，通过电缆试验查找到故障电缆并处理且试验合格后才能恢复供电。

4.环网柜型、分支箱型开关站线路故障处理按电缆网故障处理要求执行。

十、馈线自动化线路故障处理

1.发生线路故障时，系统根据故障信息进行故障定位，隔离故障并恢复非故障区域的供电。对于故障区域的配电网线路，调度员可参考线路及电缆网事故处理流程。

2.对于不具备遥控条件的设备，系统通过分析采集遥测、遥信数据，判定故障区段，并给出故障隔离和非故障区域的恢复方案。调度员通过人工介入的方式进行故障处理，达到提高处理故障速度的目的。

3.对于具备遥测、遥信、遥控条件的设备，系统在判定出故障区间后，调度员可以选择远方遥控设备的方式进行故障隔离和非故障区域的恢复，或采用系统自动闭环处理的方式进行控制处理。

4.主站集中式与就地分布式故障处理的配合

（1）可依据就地分布式故障处理投退信号，对主站的集中式馈线故障处理功能进行正确闭锁。

（2）就地分布式故障处理的运行工况异常时，主站集中式馈线故障处理能够自动接管相应区域的线路故障处理。

（3）自愈功能：自愈化控制是在馈线自动化基础上，结合状态估计和潮流计算分析的结果，自动诊断当前所处的运行状态，并进行控制策略决策，实现对一、二次设备的自动控制，消除运行隐患，缩短故障处理周期，提高安全运行裕度，促使其转向更好的运行状态，赋予自愈能力。

十一、单相接地事故处理

1.不得误将10kV母线PT故障引起的电压异常判断为接地故障。

2.10kV母线并列运行，应拉开10kV分段开关，判断故障线路所在母线。

3.城区配电网10kV系统不允许单相接地运行，必须及时查找故障线路，查找到故障线路后必须立即停电。特殊情况下需带电查找故障，由线路运行维护单位负责人向配调值班调度人员申请并获得许可。如线路有保电任务未停电应及时通知线路运行维护单位进行事故带电巡线。

4.用拉合法查找故障线路，先拉合公用线路后专用线路，再拉合电容路、站用路。

5.拉合特别重要用户线路或有重要保电任务线路，应先通知用户。

6.同一母线上多条线路同时发生接地故障，可以通过拉开母线上所有出线开关热备用后逐条试送的方法查找、判断是否多条线路接地故障或母线接地故障。

十二、通信联系中断事故处理

1.调控机构、运行操作中心、发电厂、目前没有调控合一的其他控制中心（含变电站控制中心）与上级调控机构的专用通信中断时，各单位应积极主动采取措施，利用行政通信、邮电通信、经与上级调度（控）机构通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，尽快与上级调度（控）机构进行联系。如不能尽快恢复，上级调控机构可通过有关下级调控机构的通信联系转达调控业务。

2.当厂、站与调控机构通信中断时

（1）担任系统频率和联络线潮流调整任务的发电厂仍负责调整工作，其他各发电厂均应按规定协助调整，各发电厂或有无功补偿设备的变电站应按规定的电压曲线调整电压。

（2）发电厂和变电站的运行方式应尽可能保持不变。

（3）正在进行检修的设备在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。

3.当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不应执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的汇报前，与受令单位失去通信联系，则应认为该操作指令正在执行中。

4.通信中断情况下，出现电力系统故障时应按以下方法操作：

（1）厂、站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离。

（2）当电力系统频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力。

（3）当电力系统电压异常时，各厂、站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。

5.凡涉及调控管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求的调控业务联系，失去通信联系后，在与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂、站规程规定处理。

6.在失去通信联系期间，各单位应做好记录，通信恢复后尽快向值班调度员补报通信中断期间应汇报事项。

十三、监控异常事故处理

1.因变电站自动化系统、信号传输通道、监控系统主站端异常等原因造成受控站不能监控时，监控值班员应立即通知相关人员处理，同时恢复有人值班模式，将监控职责移交至运维人员，并向值班调度员汇报。系统恢复正常并经验收合格后，应及时收回监控职责，并向值班调度员汇报。

2.设备遥控拒动时，值班监控员应通知运维人员及相关专业人员检查处理，并向值班调度员汇报。

3.事故发生时，值班监控员应立即收集、整理相关故障信息，如事故发生时间、保护动作情况、开关跳闸情况及潮流、频率、电压的变化情况等，及时向值班调度员汇报，并通知运维人员赶赴现场检查。

4.事故处理时，值班监控员应密切监视相关受控站信息，及时将情况汇报给值班调度员。

5.值班调度员发现危及人身、电网、设备安全等紧急情况时，可直接向值班监控员下令进行遥控操作。

6.灾害或恶劣气候条件下连续发生多起事故时，值班监控员应按照电压等级从高到低的顺序依次向各级调度汇报事故情况。对线路跳闸后重合成功的情况可先做记录，待事故处理告一段落后再做汇报。

十四、AVC系统故障处理

1.AVC系统故障现象

（1）AVC系统所控变电站母线电压越限，不能投切电容电抗、不能调整主变挡位。

（2）主变挡位调节过程中，并列运行的主变挡位未同步调节，造成主变挡位不一致运行。

（3）电容电抗投切和主变挡位调节过于频繁，达到上限值后闭锁。

2.AVC系统故障处理

（1）检查母线电压越限的变电站电容电抗一次设备是否正常，主变调压是否正常。如果一次设备有故障，采取系统调节电压的方法，保证本站的电压合格。

（2）检查AVC系统是否正常投入运行，检查电容电抗和主变有无闭锁。

（3）一次设备正常时，应手动调节电压。

（4）通知电力调控中心自动化维护班，检查AVC系统是否运行正常，并做好记录。