开关过电压保护器短路事故.docx

开关过电压保护器短路事故2014 年 12 月 3 日 16：01：54，二矿变电站谢二 2 开关过电压保护器 A、B相短路导 70致谢庄站谢二 1 开关保护动作跳闸，造成二站 35kV 中母、西母失压，谢二 2 开关故障，期间二站 6kV 中母、西母失压 2min27s。16：04：21 二站值班工合上二60 和二60，恢复 6kV 中母、西母供电，二 1 号主变带全站负荷。一、事故经过二站系统图如图 32 所示，2014 年 12 月 3 日，大风。正常运行方式为贾二2 运行带 35kV 东母，谢二 2 运行带 35kV 中、西母，一二 2 热备，二七 1运行带七站负荷，二350 运行，二 1350 热备，二 1 号、2 号、3 号主变分段运行，二 I60、60、60 热备，二 1 号、2 号站变分段运行。8：36 后台机连续多次语音告警报“二 35kV 中、西母零序电压告警（瞬时接地）”。8：58 汇报电调。贾二线线路异常，10：21 电调命令调整运行方式为谢二2 运行带 35kV 东、中、西母，贾二 2 热备，一二 2 热备，二七 1 运行带七站负荷，二350 运行，二 1350 运行，二 1 号、2 号、3 号主变分段运行，二 I60、60、60 热备，二 1 号站变停止运行，二 2 号站变带全站低压负荷运行。10：37 之后，35kV 东母、中母、西母多次瞬间零序电压告警（瞬时接地） 。10：39 汇报电调。10：41、10：48 分别向电调、厂调某成汇报并说明谢二线持续不断瞬间接地，带全站负荷非常不可靠，一旦谢二线失压，将造成二站全站失压。12：00，按电调命令调整为正常运行方式，贾二 2 运行带 35kV 东母，谢二 2 运行带 35kV 中、 西母， 一二 2 热备， 二七 1 运行带七站负荷， 二350运行，二 I350 热备，二 1 号、2 号、3 号主变分段运行，二 I60、60、60 热备，二 1 号、2 号站变分段运行。运行方式恢复为谢二线带二 35kV 中、西母之后，二 35kV 中、西母瞬时零序电压告警现象一直未消失，持续至事故发生前。16：05 谢二线一直瞬时接地情况汇报电调。16：08：54 室内交流照明闪烁，有站变自投响声，警铃响，后台机语音报：二 35kV 中母失压、2 号站变失压、二 35kV 西母失压。王小令检查后台机发现 35kV、6kV 中、西母各遥测值为 0；检查主控室交流柜发现二 1 号站变带全站低压负荷；2 号、3 号主变均无保护动作。同时当班人员开始检查，发现 35kV 高压室有浓烟冒出，并开启 35kV 高压室排风扇；检查运行中的 2 号、3 号主变无声响。16：09：57（录音电话与后台机时差 7min）电调打来电话命令断开谢二 2时，值班人员汇报检查结果“高压室有浓烟传出，事故点无法及时判明”，电调重新下令时，“断开二 62、二 63，用 1 号主变带全站负荷”。值班人员主控室断开二 62（断开时间为 16：10：18） ；断开二 63（断开时间为 16：10：34） ，迅速到 6kV 高压室现场确认二 62、二 63 开关确已断开，就近合上二60，检查确实已合好（时间为 16：11：13） ；合上二60，检查确实已合好（时间为 16：11：21） 。注：从 16：08：54 二站 356kV、6kV 中、西母失压，到 16：11：21 恢复 6kV 中、西母供电，共用时 2min27s。16：16 高压室烟雾逐渐排尽，进入 35kV 高压室检查，发现二 06 板（谢二2）后盘门着火、盘门已凸出变形，值班人员手持灭火器扑灭火源，检查确认（谢二 2）盘后门火源确已扑灭（时间为 16：18：30） 。事故现场照片如图 33 所示。二、事故原因1.系统频繁单相接地导致系统电压不稳定，受非接地相电压升高影响，谢二 2 开关过电压保护器 A、B 相短路，谢二 1 保护装置动作，重合失败，是导致二站 35kV 中、西母失压事故的直接原因。2.运行人员对 1 号主变过负荷处置方法不当。虽然 1 号主变过负荷后及时通知用户压减负荷，但未向电调汇报，导致负荷压减缓慢，主变过负荷运行时间较长，是造成事故的主要原因。3.运行人员对事故处理相关内容掌握不够全面，执行不到位，电调调度员对事故影响范围的判定不准确，是造成事故延长的主要原因。三、防范措施1.组织职工认真学习规程，不断提高事故处理水平。在以后的工作中做到安全、迅速、灵活处理各类事故，不断提高矿区电网运行管理水平。2.针对供电系统频繁接地，组织运行及调度人员认真学习有关管理规定，提高安全意识。四、启示判断影响决断，果断来自对事物了然于心。