电网事故处理及实例介绍

电网事故处理,冀北调控中心2020年6月5日,目录,一、概述,电网事故分类及规定,山火事故,2011年4月05日500kV高天二线跳闸,2013年4月13日1000kV特高压长南一线、500kV长晋一线跳闸,开关CT爆炸事故,2010年11月14日大同电厂大雁二线5055开关A相CT爆炸，导致500kV#3B、4B母线跳闸、500kV大雁双回线跳闸、#9发电机跳闸。,爆炸起火CT,爆炸波及受损CT,风筝挂线放电事故,2011年4月13日500kV大雁二线因风筝挂线放电跳闸,开关内部故障事故,2013年4月2日安定5061开关内部故障，导致安定500kV#1乙母线跳闸，500kV安北线跳闸,故障位置,吊车碰线事故,2013年3月29日220kV三北二线跳闸，吊车植树造成线路跳闸。,鸟害事故,2013年5月10日500kV丰汗线C相故障跳闸，大型鸟在C相导线上方横担停留排泄时，鸟粪污秽排泄物在空中时缩短了空气间隙造成线路跳闸。,风偏事故(一),2013年4月17日04时56分32秒，500kV沽太二线跳闸，选A、B相。本次相间故障因为相间间隔棒断裂，线路覆冰舞动引起。,风偏事故（二）,2012年3月3-4日海万双事故，线路覆冰舞动引起。,线路单相断线事故,2012年11月14日09:09500kV神保一线跳闸。原因为导线受长时间覆冰舞动及脱冰跳跃的影响，最终使得中相引流线发生断线。,8.14停电前（08/13/20039:21PMEDT）,2020/6/5,14,8.14停电后（08/15/20039:03PMEDT）,2020/6/5,15,2020/6/5,16,8.14大停电前后，纽约市夜景,大停电前,大停电后,2020/6/5,17,2005年5.25莫斯科大停电,2020/6/5,18,停电后的地铁交通,2020/6/5,19,停电后的地面交通,2020/6/5,20,停电对居民生活的影响,小结,二、电网事故处理原则,关键：及时沟通、协调配合,变电运行人员集控运行人员调度监控人员,所了解的情况、关注的重点、采取的措施各不相同,电网事故处理一般要求,电网事故处理任务,事故单位运行值班人员主要任务,网调调度的发电厂、变电站的值班人员在紧急情况下，无需等待网调值班调度员的命令可自行处理的内容规定如下：将直接对人身有威胁的设备停电；将已损坏的设备隔离；当厂(站)用电全停或部分停电时，恢复其电源。电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能误动的继电保护和自动装置退出运行。现场规程规定可不待值班调度员命令自行处理者。经检查后再详细汇报如下内容：继电保护和自动装置动作情况设备外部有无明显缺陷及事故特征频率、电压、出力（负荷）及潮流变化情况故障录波器及故障测距信息等。,调度运行人员的主要任务,调度运行人员一般可采取的措施,三、常见电网事故异常的处理办法及注意事项,电网频率异常,电网频率异常,电网电压异常,电网电压异常,线路故障及异常,线路故障及异常,变压器事故及异常,母线故障,母线故障举例,220kV某电厂220KV#4乙母线故障，现场未查明故障点的情况下将故障元件倒至运行母线，导致事故扩大。2202开关内部击穿放电，是导致220kV#4母线故障的原因。经事故后调查，故障时母线差动保护和高备变差动保护同时动作，由于高备变正常在备用状态，现场人员未能注意到该保护动作情况。由于急于将厂用电恢复正常方式，现场在未经调度同意的情况下，将2202开关倒至220kV#5母线，造成两条母线同时停电。,开关刀闸异常处理,开关刀闸异常处理,开关拒分闸处理：旁路并联、母联串代、3/2接线开关非全相处理：操作过程中、正常运行中刀闸异常处理,发电机事故及异常处理,发电机故障举例,某电厂#1机为单元接线，发电机出口经升压变、220kV线路接入一220kV变电站母线。电厂运行人员报，发电机出口开关A、B相偷跳，仅C相开关运行。调度令电厂立即下令将C相开关断开，同时下令电厂将出力降至0。并将其它电厂出力增加，保证电网频率在正常范围内。电厂报开关已闭锁分合闸，无法断开开关，调度立即下令将线路对侧开关断开。,某电厂#1机为单元接线图,其他电网设备异常,电网振荡,同步振荡与异步振荡低频振荡次同步振荡,内蒙与山东电网机群间的振荡模式是制约华北电网整体动态稳定水平的关键模式，该模式是制约内蒙外送能力、内蒙内部断面送电能力的主要因素。2013年内蒙-山东振荡模式（频率在0.42Hz左右，夏季阻尼比0.0301，冬季阻尼比0.0175）动态阻尼比仅满足稳定标准最低限要求。运行中需控制内蒙外送断面及内部断面，且保持山东受电在一定水平。,电厂运行值班员对电网发生振荡时处理措施,发现上述情况后立即报告值班调度员，同时退出机组AGC、AVC，服从电网调度的统一指挥。在电压不超过运行控制上限条件下，尽量增加机组无功功率。根据频率变化情况，并根据调度命令调整有功功率。机组与系统解列后，应采取有效措施确保厂用电系统安全。,电网二次系统异常,电网二次系统异常处理,继电保护及安全自动装置发生异常或故障时，现场运行值班人员应及时报告值班调度员，同时通知设备运行单位立即派专业人员到现场处理故障。现场值班人员应将异常原因及处理结果及时报告值班调度员。装置动作时，现场运行值班人员应准确记录继电保护动作信号，立即报告值班调度员。设备所在单位应及时收集保护动作信息（故障录波、微机保护打印报告等），并对继电保护装置进行检查、分析，查明保护动作原因，并按规定向所属调度机构提交动作分析报告。必要时，由所属调度机构组织进行调查、分析和检验工作。发电厂、变电站查找厂、站直流系统接地，应本着先户外，后户内的原则，按照信号、照明、控制，最后查找保护，查找保护时按先低压后高压的顺序进行。当拉、合保护直流电源时，将本站该路直流电源所涉及到的所有保护退出运行（线路纵联保护可只退本端），此项内容应列入现场规程。,四、事故信息报送及规范,规程规定：电网发生事故时，调度范围内的事故单位的值长、值班长（或主值班员）或有关市调、地调值班调度员，必须立即将事故发生的时间、设备名称及其状态报告值班调度员。事故发生后，现场值班员立即将事故发生的时间、设备名称及其状态报告调度员，经检查后再详细汇报的内容：继电保护和安全自动装置动作情况；设备外部有无明显缺陷及事故特征；频率、电压、出力（负荷）及潮流变化情况；故障录波器及故障测距信息等。,事故信息优化分类,按照电网事故信息及报送规范管理规定，监控信息应根据信号处理的危急程度及信号特点进行分类，事故信息重点关注事故或变位信号（A类）和告警信号（B类）。,事故信息报送规定,事故信息的A、B类信号应根据调度实际需求实时上传至电力调控分中心，但事故报送仍以调度直通电话上报为准。事故单位运行值班人员应在15分钟内向调控分中心报送事故的详细情况，汇报内容和要求包括：1）必须根据设备正式调度命名汇报事故情况，包括事故具体发生时间、一次设备状态变化情况、继电保护、安自装置等二次设备动作情况、故障测距、设备越限时间和越限程度、母线电压、线路和变压器潮流变化等；2）应调用故障录波图、线路故障测距等判断故障性质并汇报；3）应对相应一、二次设备进行检查，确认设备是否损坏、确认是否具备试送条件、现场是否有人进行工作、站用电安全是否受到威胁，并汇报现场处理意见和应采取的措施（对于无人值守变电站，此项内容应在45分钟内报送）。事故单位运行值班人员应在8小时内按规范向调控分中心提供详细的事故信息资料，必要时还应向调控分中心提供现场影像资料。事故后24小时内，事故单位运行值班人员应将事故分析的详细材料报调控分中心。如事故较为复杂，短期无法得出结论的，应在24小时内向事故单位运行值班人员报送初步分析材料，待得到明确结论后补报详细材料。,事故信息汇报模板,（一次设备名称）跳闸，开关在位置，（一次设备名称）（保护规范命名）保护动作，选相，重合成功，测距为km，现场天气为雷雨。一、二次设备检查无问题，（一次设备名称）具备试送条件。,事故的整理和汇报,事故后撰写事故报告：事故前运行方式、事故经过及处理过程、事故原因分析与结论、保护动作行为分析、现场其他情况、经验教训与应对措施。根据网调模板报送事故报告。事故情况应及时按相关规定向本单位领导和上级调度机构汇报国家电网公司安全事故调查规程,事故预案的编制,根据电网结构的特点，针对电网运行的薄弱环节，定期编写电网事故预案，并举行事故演习，已成为调度运行人员的重要任务各运行单位也应根据本单位的实际情况定期编制事故预案,事故预案的编制,建立冀北中调与各地调联合编制故障处置预案工作流程，确保预案实用性和联动性。将“集中监控”纳入预案编制工作。开展“集中监控”的单位，监控专业要全面参与方案编制，预案中应包含“集中监控”相关内容。,反事故演习,反事故演习,加强调度专业与监控专业反事故演习协同配合。“集中监控”后，变电站均为无人值守，大量工作由监控员承担，监控专业要全面参与反事故演习，共同掌握事故处理流程，明确各自职责分工，加强调控磨合，提高协同配合。必要时还应增加运检专业共同参与，加强协同配合演练。,电网事故处理的一般流程介绍,五、电网事故处理实例介绍,2012年2月12日北疆电厂500kV#2母线跳闸事故华北电网“3.3”丰万、海万双跳闸事故2009年2.10天津吴庄误操作事故2013年3月5日吕稷线及稷山站500kV#2母线跳闸事故,2012年2月12日北疆电厂500kV#2母线跳闸事故,2月12日04:14，北疆电厂500kV#2母线失电，两套母差保护动作，疆滨一线5023开关、#1联变5013开关掉闸。80ms后#2机一套发变组差动保护、一套主变差动保护动作，#2机5032开关掉闸，甩负荷700MW。事故时#2机5033开关已在热备用状态。现场初步判定故障为#2机5033开关靠近发电机侧C相接地短路。06:37，#2机5033开关转冷备用。08:09，用疆滨一线5023开关给500kV#2母线充电成功。08:19，#1联变5013开关送电。08:30，北疆报：#2机#1空气预热器转子卡涩，暂不具备并网条件。10:15，#2机5032开关由热备用转冷备用。北疆5033开关生产厂家为阿尔斯通，型号为T155-2，投产日期2009年4月26日。,北疆电厂500kV电气主接线图,故障及保护动作情况,5033开关两侧均设有CT，5033开关发生故障在母差保护和发变组保护重叠范围之内。5033开关发生短路故障后，短路电流约为33kA，RCS、BP-2B母差保护分别于14.7ms、19.3ms动作，切除500kV#2母线及5013、5023开关。母线切除后5033短路电流约为31kA，两套主变差动保护分别于31ms、34ms动作，切除5032开关。由于#2机为5033开关提供故障电流，约3.7kA，短时间内无法切断，400ms左右5033开关失灵保护动作。故障后约3s，#2机完全灭磁后，5033开关故障电流消失。,华北电网“3.3”丰万、海万双跳闸事故,事故发生时，电网正处于当日用电增长时期，全网总负荷121951MW，其中京津唐32897MW、蒙西14894MW、冀南15693MW、山西18407MW、山东39856MW。华北电网与华中电网通过特高压长南一线交流联网运行，与东北电网在500kV高岭换流站直流背靠背联网运行，与西北电网通过660kV银东直流双极联网运行。其中华北送华中1805MW（山西送出），东北送华北1019MW（京津唐消纳），西北送华北2710MW（山东消纳）。内蒙东送京津唐断面500kV丰万、回线1287MW、汗沽、回线东送1588MW，岱海外送500kV海万、回线1380MW。正处“两会”保电期间，电网相关500千伏设备全接线、全保护运行，未安排计划检修工作。,蒙西电网、岱海电厂外送线路示意图,万全站500kV电气主接线图,事故处理过程,第一阶段（500kV丰万二线跳闸）05:16500kV丰万二线跳闸，两侧均为两套主保护动作，选A相，重合不成功跳三相，故障测距距万全站78公里，线路全长154公里。调控分中心当值调度员紧急将内蒙东送潮流由2975MW降至2000MW以内，并将岱海电厂4台机组出力降低到最低值120万千瓦，以降低内蒙外送通道、500kV万顺三回西电东送通道潮流。06:36丰万二线路从万全侧试送成功，07:15线路恢复运行。第二阶段（500kV丰万一线、海万一线跳闸，万全500kV#2母线失电）07:25500kV丰万一线跳闸，两侧均为两套主保护动作，选B相,重合不成功，故障测距距万全站80km。10秒后，万全丰万一线5053开关A相内部闪络，万全站500kV#2母线失电，两套母差保护动作。08:50万全5053开关转冷备用。08:57海万一线跳闸，两套主保护动作，选B、C相，直接跳三相，故障测距距万全85公里。08:58丰万一线路下令从万全侧试发。09:11下令用万全#2变5023开关给500kV#2母线充电。09:16万全500千伏#2母线恢复运行。09:16从丰泉侧试送丰万一线成功，09:23线路恢复运行。随后，09:36、10:36、12:23三次试发海万一线，试送不成功或送上后十几秒跳闸，故障测距仍距万全85公里。第三阶段（500kV丰万二线、海万二线跳闸，岱海电厂全停）10:02丰万二线跳闸，两套主保护动作，选A相重合成功。4.6秒后，A相再次故障，直跳三相。故障测距距万全78公里。10:50从丰泉试送线路成功，11:01线路恢复运行。12:23海万二线跳闸，两套主保护动作，选A、B相，直接跳三相，故障测距距万全83公里。海万一、二线全停后，岱海电厂与主网解列，损失出力120万千瓦。随后，14:27、17:00二次试发海万二线不成功，故障测距距万全68公里。,事故处理过程,本次事故共造成500千伏丰万双回线、海万双回线发生13次跳闸；丰万双回线均为单相故障，共计4次；海万双回线相间故障7次，单相故障2次，共计9次。事故期间，调控分中心还联系相关单位，根据气象条件和现场一、二次设备检查情况试送停电线路，于3日20:23、4日11时试送海万一线，对已查明故障点的海万二线于4日04:29转检修，争取尽早恢复线路运行。故障后内蒙送京津唐联络线降低200万千瓦，岱海电厂4台600MW机组停机，京津唐电网可调出力减少约400万千瓦，协调区域内山东、山西电网各支援京津唐电力50万千瓦，开展备用共享，同时安排十三陵抽水蓄能机组早峰发电，下午平峰时段抽水，晚峰发电，来保障电力平衡。故障处置时序图如下示：,故障处置时序图,事故处理解析,通过故障处置时序、万全500kV一次接线图可以得出，丰万双回线在当值调度员的快速试送下，并没有造成同时停电，极大程度上保证了电网网架结构的完整性，在丰万一线、万全500kV#2母线同时跳闸后，虽然现场一次设备外观检查无问题、保护专业未能完全分析出故障根源来，但调度员通过继电保护动作的交叉范围，准确判断出5053开关为故障点，并在第一时间对其进行隔离，为后续电网事故处理打下了良好的基础，以上两点是本次事故处理的亮点所在。若丰万一线首次故障未及时送出造成丰万双停，或者万全5053开关未能第一时间隔离，随着故障形态的发展，事故范围进一步扩大，大量潮流涌向汗海沽源太平通道，时间又推至电网高峰时段，将对主网安全造成更为恶劣的影响。首次故障后调度员紧急将内蒙东送潮流由297.5万千瓦降至200万千瓦以内，并将岱海电厂4台机组出力降低到最低值120万千瓦，以降低内蒙外送通道上的潮流。之后，丰万一回线、万全500kV母线同停，调度员面对的主要是如何尽快恢复电网方式，尤其是保证万全500kV3/2接线方式下两条母线的并列运行。由于万全500kV#2母线上元件为丰万双、海万双以及#2变，故选择万全#2变5023开关对500kV#2母线充电。500kV海万双回线先后跳闸后岱海电厂全停，为减少故障对系统的冲击并考虑故障的实际情况，调度员选择非永久性故障的线路快速试发，在3月3日9时11时短短两个小时内，就先后试发过五条线路，虽然最终紧凑型的海万双回线未能强送成功，但常规型的丰万双回线得以及时恢复。同时调度员能够与岱海电厂加强联系沟通，既保证了电厂一、二次设备安全运行以及落实保厂用电措施，又防止了电厂机组对电网非同期、低压侧合大环等人为二次事故发生。,事故原因分析,断路器故障原因分析。丰万一线5052断路器B相重合于线路故障，5052、5053开关三相跳开后，5053断路器A相（沈高生产LW12-550型罐式断路器，1999年12月投运）在母线电压和线路拍频电压共同作用下使断口电容击穿，等效于从5053断路器A相对丰万一线空充（对端丰泉已跳开），空充二次电流为28mA（对应一次电流为70A），此电流持续约12s，造成内部SF6气体严重劣化或电容器阀片爆裂，使内部绝缘降低，发生对地闪络。线路故障原因分析。500千伏丰万双回线，线路长度154公里，均为水平排列的常规导线；500千伏海万双回线，线路长度202公里，均为紧凑型线路；四回线从万全向内蒙方向120公里均为同一走廊。丰万线故障原因均为导地线不同步覆冰，在导线脱冰跳跃或摇摆作用下，造成导地线间空气间隙不足引起闪络。海万一、二线为紧凑型线路，导线相间距7米，较较常规布置线路相比，自身存在相间距小，相间短路风险大的问题。经分析认为，3月3-4日期间该线路相间故障原因为在浓雾、小雪作用下，导线形成不均匀覆冰，由于相邻档覆冰严重，弧垂变化较大，造成故障档内下导线提升，上下导线相间空气间隙不足，在脱冰跳跃和风力的共同作用下，导致绝缘击穿闪络。,海万一线256#大号侧子导线间隔棒及导线覆冰雪情况,丰万线、海万线路径概貌,相关图片,71,2009年2.10天津吴庄误操作事故,吴庄误合5021-1刀闸，#母线失电,事故原因：操作人员在操作完毕之后，未严格执行“倒闸操作六项把关规定”，未对地刀位置进行逐项检查，未能发现刀闸相没有完全分开。事故后果：500千伏1母线A相接地，两套母差保护动作，切除1母线上所有开关，1母线失压。,事故原因及后果,一、故障前电网运行方式2013年3月5日正处于“两会”保电期间，华北电网500kV系统保持全接线、全保护运行，华北地区天气以晴天为主，风力在正常范围内。当日16时，华北电网负荷在14000万千瓦水平，京津唐电网负荷在3800万水平，联络线为正常标准曲线，其中特高压华北（山西）计划送华中270万千瓦。,2013年3月5日吕稷线及稷山站500kV#2母线跳闸事故,500kV吕稷线两侧接线方式,3月5日稷山站故障过程,第一阶段：500kV吕稷线跳闸2013年3月5日16:12500kV吕稷线跳闸，两侧均为RCS、P546纵联电流差动保护动作，选B、C相直接跳三相。吕梁站测距160.3km，稷山站测距48.2km，线路全长213.2km，为常规型线路。事故时两侧均为晴天，吕梁站4级风，稷山站微风。16:55试发吕梁站吕稷线5043开关成功。16:56下令稷山站合上吕稷线5013、5012开关。17:13稷山站报：现场监控系统故障，无法进行远方操作，正在检查处理。,第二阶段：稷山站500kV#2母线跳闸17:28稷山站500kV#2母线失电，#2变5033开关、稷城线5052开关跳闸，吕稷线RCS纵差保护后备保护、P546纵差保护后备保护（PSL602）动作（均为零序加速段动作），吕稷线5013开关失灵保护(RCS-921)动作（启动500kV#2母线RCS、BP-2B两套母差保护），此时稷山站正在进行吕稷线5013、5012开关合环操作。同时吕梁站吕稷线5043开关跳闸，RCS925远跳保护动作。故障录波系统显示，稷山站吕稷线5013开关B、C相合入，但A相未合，约130ms后吕稷线RCS-931后备保护、P546后备保护（PSL602）动作；约0.5s后5013开关RCS-921失灵保护动作；约2.5s后5013开关非全相保护动作。经了解，稷山站吕稷线5013开关为常规敞开式设备（非GIS设备），型号为HPL550B2W/C，厂家为北京ABB，5013-1、5013-2刀闸厂家为西门子，投产日期均为2009年12月25日。,3月5日稷山站故障过程,3月5日稷山站故障过程,第三阶段：隔离故障、恢复送电18:31下令稷山站拉开吕稷线5013-1、5013-2刀闸。19:33稷山站拉开吕稷线5013-1、5013-2刀闸。19:34下令稷山站试送稷城线5052开关。20:48稷山站报：稷城线5052开关无法合入，原因初步判断为测控装置至开关本体的接线松动，待专业人员到现场后处理。21:26稷山站报：专业人员已到现场，申请进行检查处理。21:45稷山站报：测控装置缺陷处理完毕，稷城线5052开关具备操作条件，申请继续操作。21:58稷山站稷城线5052开关试送成功，稷山500kV#2母线带电。22:09稷山#2变5033开关送电。22:15吕梁站500kV吕稷线5043、5042开关试送成功。22:40稷山站吕稷线5012开关合环。,故障分析,（一）16时12分第一次故障1、吕梁侧（5042/5043）故障情况：B相故障电流5.434kA；B相残压75%左右；C相故障电流4.67kA；C相残压75%左右；故障持续约50ms后切除。保护动作情况：P544纵联电流差动出口（28.0ms）；RCS-931AS纵联电流差动出口（2