电网事故案例分析（精选6篇）
电网事故案例分析 第1篇
一起雷击引发的电网事故分析
巫聪云，王德付
（广西电力调度通信中心，广西 南宁 530023）
摘要：通过一起雷击引发的电网事故，分析了雷击频繁地区输电线路防雷措施缺失和断路器失灵保护拒动对系统造成的重大影响，并结合距离保护的阻抗特性圆和故障录波图进一步解释线路远后备保护拒动和主变零序反时限过流保护越级动作的原因，最后提出相应的防范措施。
关键词：线路防雷；失灵出口；保护配合；拒动；
0 引言
2010 年8 月3 日，由于某局所辖的两条220kV同杆并架双回线连续遭雷击，某局管辖的多条线路及主变先后跳闸。造成220 kV黄桥站全站失压，并导致500kV海港站#1主变跳闸。对此次全站失压的原因进行认真分析，吸取经验教训并制定相应有效的措施对提高电网的安全运行是大有裨益的。事故经过
1.1 运行方式简介
事故发生前，500kV海港站220kV海高Ⅰ线2065开关停电检修，其余元件正常运行。220kV黄桥站双母并列运行：1号主变2001开关、海黄Ⅰ线2053开关、竹黄Ⅰ线2056开关接在Ⅰ母；海黄Ⅱ线2054开关、竹黄Ⅱ线2055开关接在Ⅱ母，母联2012开关合环运行。
220kV竹坪站双母并列运行：1号主变2001开关、竹黄Ⅰ线2057开关、海竹线2053开关接在Ⅰ母；竹黄Ⅱ线2056开关、竹新线2052开关接在Ⅱ母，母联2012开关合环运行。
500kV海港站及其相邻变电站地区环网接线情况如图1所示。：
黄桥站Ⅰ母2053Ⅱ母2001#1主变海港站500kVⅡ母防海乙线205420552056竹黄Ⅱ线竹黄Ⅰ线Ⅱ母Ⅰ母2051海琴线海黄Ⅰ线海黄Ⅱ线海竹线海新Ⅰ线海新Ⅱ线*********0585031500kVⅠ母200120592064海高Ⅰ线2065海高Ⅱ线#1主变2012#1主变2052竹新线竹坪站图1 某地区电网接线图
Ⅰ母Ⅱ母
1.2 事故过程
整个事故过程分为四个阶段，具体情况如下：
第一阶段： 2010年8月3日4时29分45秒，220kV竹黄I、II线同时受雷击发生A、C相间故障，线路两侧主
一、主二保护动作出口，开关三跳不重合。
第二阶段： 4时35分23秒（距第一次故障6分钟后，220kV竹黄I、II线未恢复运行前），因竹黄I、II线再次遭受雷击，220kV黄桥站竹黄Ⅰ线2056开关的A相灭弧室断口发生击穿，220kV竹坪站竹黄Ⅱ线2056开关的C相灭弧室断口发生击穿，线路纵联主保护动作，但由于开关已在断开状态，无法切除故障，线路保护启动失灵跳相应段母线上的所有开关。220kV黄桥站220kV Ⅰ段母线失压，竹黄I线故障点被隔离。由于失灵出口跳母联2012开关的回路故障，母联2012开关未能成功跳开，竹黄II线故障依然存在。
第三阶段： 220kV竹坪站Ⅱ母失灵动作后，由于母联2012开关未跳开，500kV海港站1号主变仍然通过竹海线给竹坪站故障点提供故障电流，海港1号主变两套保护的中压侧零序反时限保护因满足条件动作，出口跳海港1号主变三侧开关。220kV竹坪站1号主变通过母联给故障点提供故障电流，220KV侧零序过流II段一时限动作，跳竹坪主变三侧开关。
由于220kV竹坪站母联2012开关不能及时跳开，系统一直给竹黄Ⅱ线的故障点提供短路电流，4时35分28秒，220kV竹坪站竹黄Ⅱ线2056开关C相灭弧室经长时间的故障电流发热后爆炸，竹黄Ⅱ线Ⅱ母侧刀闸20562刀闸C相支柱瓷瓶断裂，造成220kV竹坪站220kVⅡ段母线C相故障，220kV竹坪站220kVⅡ母两套母差保护动作由第二套母差保护出口跳开2012母联开关，至此故障最终被隔离。
第四阶段：4时35分56秒，220kV黄桥站竹黄Ⅱ线2055开关又因雷击空载线路，开关的B、C相灭弧室断口发生击穿，同样线路保护动作无法切除故障，启动Ⅱ母失灵，失灵保护动作后跳开海黄Ⅱ线2054开关，同时远跳海黄Ⅱ线海港侧2053开关。
至此，220kV黄桥站全站220kV母线失压，220kV竹坪站220kVⅡ母线失压，500kV海港站主变三侧开关跳闸，将500kV电网与220kV电网断开。事故分析
3.1事故原因
经过分析造成此次事故的原因主要有两个： 一是由于雷击线路没有有效防雷措施。
6月至8月间，在南方一般多为雷暴天气，雷击线路现象较为普遍，220kV竹黄Ⅰ、Ⅱ线所在地区雷暴日更为频繁，220kV竹黄Ⅰ、Ⅱ线在遭受雷击跳闸的情况下，由于线路未安装避雷器，空线路再次遭受雷击后，雷电波反射产生的过电压致使开关发生纵向击穿，是导致本次事故发生的直接原因。
二是竹坪站220kV第一套母线保护装置由于驱动芯片MC1413输出异常致使母差失灵保护动作时该继电器未能正确动作，220kV母联2012开关出口中间TJML继电器无法出口，导致失灵保护动作后，出口接点无法接通，造成失灵保护跳竹坪站220kV母联2012开关无法出口，引发了事故范围的扩大。
3.2 保护行为分析
此次事故中，220kV海竹线是海港站与竹坪站之间唯一的联络线，海港站220kV海竹线配置的线路保护为南瑞继保公司的RCS-931AM和RCS-902C保护装置，其中作为竹坪站后备保护有接地距离Ⅱ段、接地Ⅲ段和零序过流Ⅲ段保护。这些后备保护在事故中均没有动作，海港站#1主变零序反时限过流保护动作将事故范围扩大。3.2.1 220kV海竹线保护动作行为分析
针对220kV海竹线保护配置及特点将其动作行为分析如下：
海港站220kV海竹线线路RCS-931AM和RCS-902C保护装置相关整定定值为： 正序灵敏角：78度。零序补偿系数：0.62 接地距离Ⅱ段定值：8.0欧（二次值）；时间：0.9秒。接地距离Ⅲ段定值：9.26欧（二次值）；时间：3.3秒。零序过流Ⅲ段定值：0.24安（二次值）；时间：5.3秒。
1）接地距离Ⅱ段保护
根据整定值和录波数据绘制出接地距离Ⅱ段动作特性圆，以及事故时保护装置测量阻抗的运动轨迹。如图2所示。
图2 测量阻抗在接地距离Ⅱ段动作特性圆的运动轨迹
竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相刚开始击穿，由于开关灭弧气室未完全击穿，电弧电流不稳定，导致短路电流的大小及相位的变化。因此，海港站220kV海竹线距离保护的测量阻抗在距离Ⅱ段动作特性圆边界附近来回移动，保护元件无法连续计时，竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相完全击穿后，短路电流和相位相对稳定，此时，海港站220kV海竹线距离保护的测量阻抗在一段较长的时间内进入距离Ⅱ段动作区，但累积时间只有882.9ms，未达到整定值0.9s，保护不动作。之后，由于海港#1主变三侧开关跳闸，流经220kV海竹线的短路电流变小，因此，测量阻抗基本在距离Ⅱ段动作特性圆外，保护不动作。因此，海港站220kV海竹线接地距离Ⅱ段保护在整个过程中没有动作出口。2）接地距离Ⅲ段保护
根据整定值和录波数据绘制出接地距离Ⅲ段动作特性圆，以及事故时保护装置测量阻抗的运动轨迹，如图3所示。
图3 测量阻抗在接地距离Ⅲ段动作特性圆的运动轨迹
从竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相开始击穿至海港站#1主变三侧跳闸之后的一段时间内，测量阻抗进入接地距离Ⅲ段保护的动作区，海港站#1主变三侧跳闸之后，220kV海竹线提供的短路电流逐渐变小，测量阻抗已移出接地距离Ⅲ段段保护的动作区。在整个事故过程中，测量阻抗进入接地距离Ⅲ段保护动作区的时间只有2.8秒，没有达到整定时限3.3秒，因此，海港站220kV海竹线接地距离Ⅲ段保护在整个过程中没有动作出口。3）零序过流Ⅲ段保护
图4 220kV海竹线电流录波图
海港站220kV海竹线2057开关CT从故障开始到竹坪站220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相爆炸，零序电流持续时间为4515.7毫秒（如图4所示），而零序过流Ⅲ段动作时间整定为5.3秒，因此零序过流Ⅲ段没有动作。
3.2.2 海港站#1主变保护零序过流反时限动作行为分析
由于竹坪站220kV 母联2012开关拒动，220kV竹黄Ⅱ线2056开关C相纵向击穿及线路C相接地故障无法隔离，海港站#1主变仍然通过220kV竹海线给竹坪站故障点提供故障电流，海港站#1主变配置的第一、二套主变保护RCS-978E装置220kV侧零序反时限过流保护在故障后约3.7秒后动作，跳主变三侧开关。
分析：根据零序过流反时限计算公式：
0.02t(I0)＝｛0.14/[(3I0 / IP)－1]｝×TP 式中：TP——时间常数，动作后断变压器各侧开关。IP——基准电流，统一取一次值：300安。
海港站#1主变保护RCS-978CF装置相关定值整定如下：
零序反时限过流定值（电流基准值）：0.12 安（二次值）一次值：300安 零序反时限时间（时间常数）：1.2 秒
零序反时限跳闸控制字：000F（跳三侧开关）
根据海港站#1主变故障220kV侧电流录波图（如图5所示），#1主变220kV侧3IO平均值约为=1.10安（二次值）
图5 海港站#1主变220kV侧电流录波图
代入上式中，则有：
0.02t(I0)＝｛0.14/[(1.10 / 0.12)－1]｝×1.2 ＝3.71秒 因此，海港站#1主变第一、二套主变保护RCS-978CF装置的220kV侧零序反时限过流保护在竹黄Ⅱ线2056开关C相爆炸前动作出口跳开主变三侧开关，将500kV电网与220kV电网进行有效隔离。4 防范整改措施
针对此次事故，经分析以后制定以下防范措施：
1、开展输电线路综合防雷治理工作，有针对性的采取局部加强绝缘、架设耦合地线、减小杆塔保护角等防雷措施。同时，要高度重视线路避雷器安装工作，实践证明，线路避雷器能有效避免由于二次雷击造成开关断口纵向击穿。因此，应将雷暴日频繁地区的输电线路安装线路避雷器列入反事故措施中，并加强反措执行的刚性，加大反措的资金投入，特别是对未安装避雷器的220kV及110kV输电线路应及时进行线路避雷器的加装工作。
2、为了简化失灵保护的二次回路，很多地区对于双母线接线形式的断路器失灵保护只配置了一套，一般都通过第一套母线保护中的失灵保护出口，单一的失灵出口回路故障会引起出口继电器无法励磁，造成失灵保护拒动甚至引发电网大面积停电事故等严重后果。为防止断路器失灵保护由于单一配置的继电器损坏导致保护拒动的事故，失灵保护应按照双重化配置原则进行配置，以提高失灵保护的可靠性。
3、本次事故中暴露出不同原理的500kV变压器220kV侧零序反时限过流保护与220kV线路接地距离保护、零序定时限过流保护存在失配的可能，经过计算后，如满足保护配置要求，可有选择地退出500kV变压器的220kV侧零序反时限过流保护，以避免由于后备保护失陪造成越级动作。
4、与保护设备生产厂家研究实现对保护装置中重要的出口继电器及其回路进行监视，异常时能及时告警的功能，当出口继电器及相关回路发生异常时，装置能及时向后台监控系统发告警信号，运行人员及相关调度部门方可作出正确、及时的判断及处理。
参考文献
[1] 崔家佩,孟庆炎,陈永芳,熊炳耀.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M].北京.水利电力出版社，1993.[2] DL/T559-94,220kV～500kV 电网继电保护装置运行整定规程[S].[3] 唐卓尧,广东省电力系统继电保护反事故措施及释义[M].北京.中国电力出版社，2008
作者简介
巫聪云（1979-），男，本科，工程师，从事电力系统继电保护运行管理工作。联系方式：***（手机）电子邮箱：wu_cy.dd@gx.csg.cn
电网事故案例分析 第2篇
陆佳政，蒋正龙，雷红才，张红先，彭继文，李波，方针
(湖南省电力公司试验研究院，国家电网公司输电线路防灾技术实验室，长沙410007)
摘要： 本文详细介绍了2008年湖南电网冰灾过程。对冰灾中的变电设备和输电设备损失进行统计分析。指出2008年冰灾主要原因为全球气候变暖和拉尼娜共同作用的结果。线路倒塔原因和输变电设备闪络原因进行了分析。最后，给出了今后防冰工作建议。
关键词：湖南，电网，冰灾，过程，分析 中图分类号：TM726 文献标示码：A
Analysis of Hunan Power Grid Ice Disaster Accident in 2008 Lu Jiazheng,Jiang Zhenglong, Lei hongcai, Zhang Hongxian, Li Bo, Fang Zhen(Hunan Electric Power Test and Research Institute, Power Transmission Line Anti-disaster Laboratory of State Grid, Changsha 410007, China)Abstract：This paper introduces ice disaster process of Hunan power grid in 2008 detailedly.The losses of transforming equipment and transmission equipment are statistical analyzed.It brings forward that climate warmming up and Lanina phenomenon are the cause of ice disaster in 2008.Reason of line tower collapsing and cause of electric equipment flashover are analyzed by the author.At last, suggestion of anti-ice for the future is presented in this paper.Key words:
Hunan, Power Grid, Ice Disaster, Process, Analysis.0 引言
2008年1月中旬至2月初，湖南电网遭受了特大型冰灾，受冰灾的影响，湖南电网500kV线路33条（含直流）中，有14条（其中2条为同塔双回线路）倒塔182基，变形68基，导线断线或受损159处，地线断线或受损322处，绝缘子掉串284处；220kV线路246条中有44条倒塔633基，变形203基，导线断线或受损241处，地线断线或受损432处，绝缘子掉串36处；110kV 线路758条中有121条倒塔1427基，变形421基，导线断线或受损646处，地线断线或受损1017处，绝缘子掉串30处；35kV线路130条倒塔1064基，变形1005基，导线断线或受损1369处，地线断线或受损296处，绝缘子掉串89处；10kV线路倒杆63036基，断线47898处，损坏配变3380台，低压线路倒杆断杆330450基，断线367673处。12座500kV变电站中累计有6座发生了母线失压停运；85座220kV变电站中有32座变电站发生了母线停运、30座发生全站停运；388座110kV变电站中有120座变电站发生了母线停运或全站停运；35kV变电站438座，累计有192座变电站发生了母线停运或全站停运[1]。冰灾给湖南电网造成了巨大的损失，对全省人民的正常生产和生活造成了严重的影响，还一度影响了京广铁路湖南段的正常运行。冰灾过程分析
根据本次冰灾的发展过程，可将冰灾划分为5个阶段： 1.1 第一阶段：初级阶段（1月11～19日）
受西路南下冷空气影响，湖南先自北向南出现一次强降温过程。伴随冷空气南移，在暖湿气流的共同作用下，湖南由西北向东南先后出现降雨、雨夹雪转降雪天气，14日湘西、湘中和湘北的南部出现大到暴雪。本阶段冰情处于发展的初级阶段，冰冻从部分高寒山区开始逐步蔓延。220千伏线路短路融冰7条次，220千伏线路跳闸20条次，基本没有500千伏线路跳闸（仅19日22:40岗艾线跳闸1次）。18日艾向线47号塔横担发生变形，团大线132号～133号地线覆冰断线。19日系统最高统调发电负荷维持在1178万千瓦，日电量为2.38亿千瓦时。总的形势是，电网结构没有发生大的变化，供电能力维持正常水平。1.2第二阶段：发展阶段（1月20～23日）
大气环流维持，湖南低温雨雪天气继续，湘北局部出现大到暴雪，500千伏线路跳闸增多。本阶段全省除常德、张家界外，其他地区冰情急剧发展，线路覆冰厚度急剧增加。500千伏线路频繁跳闸（累计36条次），500千伏网络结构受到严重破坏。220千伏线路虽然累计跳闸达89条次，但到23日停运的只有15条，220千伏网络结构受影响不大。
20日，由于输变电设备覆冰严重，线路跳闸频繁，500千伏复兴变电站和复沙I线、复沙Ⅱ线、复艾I线、复艾Ⅱ线停运，造成向长株潭负荷中心送电的“西电东送”通道中断。通过人工除冰，23日复沙I线、复沙Ⅱ线恢复送电，“西电东送”通道打通，长株潭负荷中心危机暂时解除。
1.3第三阶段：持续阶段（1月24～26日）
“南支槽”和冷空气共同影响，低温雨雪天气持续，湘南降水增多，覆冰情况加重。全省除常德、张家界外，其他地区冰情继续发展，线路覆冰继续加厚。220千伏线路第一次出现大面积跳闸，累计跳闸159条次。至26日，共有36条220千伏线路停运，电网结构受到较为严重破坏，呈现出分片运行的格局，片与片之间联系已较为薄弱，湖南电网不得已按照220千伏网络分区控制、各片平衡的策略控制。1.4第四阶段：高潮阶段（1月27～31日）
受高空暖湿气流和地面冷空气的共同影响，27日全省大部小雪、雨夹雪、局部中到大雪。28日湘南出现大到暴雪。29日湘北、湘中气温略有回升，线路自然融冰，220千伏线路及500千伏线路出现第2次大面积跳闸。湘南地区降水增加，冰冻持续发展，大量220千伏线路跳闸。期间，跳闸次数陡增，220千伏线路跳闸472次，500千伏线路跳闸22次，大部分为融冰闪络。
29日是电网受灾最重的一天，全网86条220千伏线路跳闸，15条500千伏线路跳闸，31个220千伏厂站全停，4个500千伏厂站全停。衡阳、郴州、永州电网均出现了主网全停，湘南电网与湖南主网解列。期间，电网最大发电负荷维持在520万千瓦左右，日电量下降到1亿千瓦时。
1.5第五阶段：消退阶段（2月1～5日）
受高空低槽东移影响，湘南小雨、雨夹雪，局部中到大雪，冻雨维持，冰冻灾害持续。湘北线路覆冰消融，湘中电网冰冻灾害减弱。2月4日以后，气温回升，冰冻灾害性天气过程基本结束，进入全面抢修恢复阶段。衡阳电网于2月1日恢复与主网连接，2月5日郴州电网与主网连接恢复。设备覆冰闪络跳闸统计分析
1）500kV线路覆冰期间跳闸情况。1月13日至2月4日，29条500千伏线路共发生故障跳闸126次。跳闸次数最多是牌长I线跳闸19次、江复Ⅱ线12次，跳闸达到5次及以上的有民鹤I线、复沙Ⅱ线、复艾Ⅱ线、星云线、岗复线、五民线、湘云I线。
2）220kV线路覆冰期间跳闸情况。1月13日至2月4日，220千伏共发生开关跳闸683次（含强送不成功）。
线路倒塔断线统计分析
因冰灾造成12条500千伏线路倒塔182基。其中：船星线56基，江城线40基，民鹤I回19基，湘云线、岗艾线各13基，艾鹤线12基，五民线、鹤云Ⅱ线各11基、复沙Ⅰ线4基、华沙线、三牌线各3基，鹤云I线1基。
截至2008年2月18日17:00，246条220千伏线路中由冰灾造成44条220千伏线路倒塔633基。倒塔超过10基杆塔的有：龙朝线106基、桐水线74基、艾向线33基、艾楠线倒塔27基、烟蒋线25基、黔平线15基、飞黔Ⅱ线13基、城烟线37基、福外I线52基、城福线51基、东朝线24基、蓉桐线22基、东塘线13基、城蓉线13基。这14条线路共倒塔505基，占220千伏倒塔总数的79.78%。
5变电设备受损情况分析
5.1设备外绝缘放电情况
500千伏云田变4台TA和1台避雷器发生了外绝缘闪络放电，220千伏朝阳变、万蓉江变发生支柱绝缘子闪络放电。各变电站在覆冰期间均出现了强烈的外绝缘表面电弧放电（见图1），在冻雨情况下，大约有10%设备外绝缘电弧放电达1/2，能形成持续稳定的电弧。
图1 变电设备外绝缘放电照片
5.2 开关设备故障统计分析
此次冰灾电网损坏500千伏断路器4台，隔离开关6台，接地刀闸8组。损坏220千伏断路器44台，隔离开关55台，接地刀闸3组。损坏110千伏断路器26台，隔离开关59台。损坏35千伏开关超过50台，隔离开关25台。损坏10千伏开关共超过50台。
5.3 变压器
220千伏玉潭变1号主变、城前岭1号主变油泵、接触器等辅助设备因覆冰损坏；宜章变1、2号两台110千伏变压器的35千伏套管损坏。
5.4 其它变电设备损坏
本次冰灾中，造成互感器、避雷器、电容器、电缆和构架等损坏情况统计如下： 1）500千伏电流互感器4台（云田变电流互感器损坏情况见图2），220千伏电流互感器6台，110千伏电流互感器1台，35千伏电流互感器4台。2）220千伏电压互感器1台，110千伏电压互感器1台，35千伏和10千伏电压互感器损坏较多，随着统计数据的深入，数量还将进一步增加。
3）110千伏避雷器3台，35千伏避雷器5台，10千伏避雷器1台。4）220千伏、110千伏、10千伏电容器各1台损坏。
5）220千伏电缆2根，35千伏电缆3根，10千伏电缆2根。6）构架及附属设施损坏40多处。
图2 云田变500kV电流互感器损坏图 结论
1）2008年冰灾是全球气候变暖导致的大气环流异常和“拉尼娜”共同作用形成的。湖南特殊的微地形引起的微气象差异加重了线路覆冰及不均匀性。本次湖南电网覆冰严重、持续时间长，覆冰厚度达到30～60mm，对电网造成重大损失。根据冰冻发生范围、冰冻持续时间、冰冻强度、严寒期波及范围、持续时间等5项指标综合评价，此次灾害损失已达到特大型气象灾害标准，其综合强度指数已超过了1954年，为建国以来我省最强的雨雪冰冻天气，属于“50年一遇”的冰灾。
2）虽然覆冰设计标准符合国际先进水平，但对于湖南特殊气候条件，由于气象资料收集存在的不足，实际覆冰厚度远远超过设计抗冰能力。2008年初的输变电设备覆冰厚度普遍超过30mm，另受到微地形、微气象的影响，部分地区导线覆冰达到了60mm，铁塔上覆冰超过80mm，倒杆断线处覆冰厚度超过20mm，大多介于30mm～60mm之间，整个冰冻期达22天，远远超过设计抗冰值。微地形、微气象加剧了覆冰，在同一地段海拔越高覆冰越严重。
3）干弧距离偏低是输变电冰闪的主要原因。本次冰闪主要是结冰闪与融冰闪，线路融冰的时候，冰闪陡增。500千伏线路绝缘子低于覆冰闪络耐受电压，普遍偏低，易发生结冰闪和融冰闪。部分220千伏线路覆冰闪络耐受电压低，可能发生结冰闪、更易发生融冰闪。变电站少部分设备外绝缘不满足覆冰的要求，普遍存在裕度不足，外绝缘局部电弧放电严重的现象。RTV涂料不适应重冰区输变电设备上使用，部分设备因RTV涂料引起冰闪。4）杆塔倒塌、变形和断线的原因主要是覆冰厚度远远超过设计抗冰能力。与2005年冰灾不同，覆冰厚度与海拔没有直接关系，倒塔在高、低海拔均有发生，倒塔主要发生在设计强度为15mm的杆塔，档距越大，发生倒塔的机率越大。
5）2005年冰灾后，对局部区域杆塔抗冰强度进行了加强，效果明显。2005年冰灾后，对倒塔段实施了提高铁塔设防标准，改造中，增加了一定比列的不平衡张力，缩短耐张段的距离等整改措施。在本次冰灾中，500千伏改造后的铁塔运行正常，未发生倒杆情况，220千伏铁塔只有一基受损。
6）冰冻期间采取的应急调度、短路融冰、人工除冰、灾情监测等技术措施在抗冰过程中发挥了积极的作用。重点工作及建议
1）正确认识冰冻等灾害性天气的频发性。随着全球气候变暖，持续低温、雨雪、冰冻灾害性天气出现的概率将会增长。湖南2005年～2008年3年内出现了2次严重冰冻灾害天气，说明冰冻等极端天气事件在局部区域频发的可能性是存在的，我们应该正视这个现实。
2）优化和完善电网结构，增强电网抵御特大自然灾害的能力。通过电网结构的不断加强、优化和完善，降低枢纽变电站的枢纽地位和作用，达到分散事故风险，增强抵御灾害能力的目的。主
3）提高标准，按轻重缓急，通过新建或改造，建设“战略性保证通道”，逐步构建“战略性保证网架”。由于电网建设标准提高需要大量增加工程造价，因此普遍提高建设标准在经济上是难以承受的。但由于经济和社会发展对电网的依赖程度的提高，建设“战略性保证通道”，构建“战略性保证网架”，保证在一般线路受损后，战略性保证通道仍能继续运行，战略性保证网架依然完整，是保障人民生活的和社会经济发展的战略需要。
4）采用各种综合措施，提高电网防冰闪能力。全面核算各电压等级变电站内设备的冰闪耐受电压，对不满足要求的进行改造和更换；通过增加绝缘子片数，改变悬挂方式提高线路的污闪电压；坚持停电清扫或进行带电水冲洗，提高绝缘子抗冰闪能力；重冰区输变电设备不宜采用RTV/PRTV防污涂料。
5）加强灾后电网的检查、检修和技改工作，恢复和提高设备健康水平。冰灾期间大量输电线路和变电设备受损。线路倒塔、断线，开关、避雷器爆炸等损害是惊人的。普遍存在变压器受短路冲击而使绕组变形、开关由于频繁开断短路电流而引发灭弧室缺陷、刀闸机构变形造成机构卡死、杆塔轻微变形受损、导线断股和散股等损伤等。因此，必须对灾后输变电设备进行全面的检查和评价，及时安排检修和改造，恢复和提高灾后设备的健康水平。
6）充分依靠科技进步，深入开展冰灾技术研究。提高电网抵御特大自然灾害的能力，实现电网防灾减灾目的，必须依靠科技进步。国网公司党组已作出“加快研究科技减灾等问题”的部署，今后应开展如下课题研究：气象变化规律及对电网覆冰影响研究；电气设备冰闪特性研究；覆冰输电线路运行监测预警及应急措施研究；220千伏线路直流融冰技术研究；220千伏短线路交流融冰技术研究；变电站热力除冰措施研究；研究500千伏线路绝缘子除冰措施；加强加快输电线路防灾技术实验室建设，增强线路防灾研究能力。
参考文献
[1]湖南省电力公司．湖南电网冰灾技术分析报告[R]．长沙：湖南省电力公司，2008．
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一起电网“虚幻接地”事故分析 第3篇
1 故障现象
1 月11日10时03分某110k V变电站35k V母线接地, 10时06分#2主变10k VⅡ母线接地。
10时14分调控班进行人工选线在遥控断开该站325断路器时35k V母线接地消失, 同时#2主变10k VⅡ母线接地消失。
根据规程规定小电流接地系统单相接地可继续运行2小时, 为保证不影响用户供电, 调度在确认325X X线路接地后恢复了对其供电同时通知进行巡线工作。此时变电站仍为35k V母线接地、10k VⅡ母接地异常运行状态, 期间变电站运行人员对10k VⅡ母接地进行了排查, 1个小时后#2主变10k V母线桥B相避雷器爆炸。
此次接地排查过程反映调度、运行事故处理经验欠缺, 特别是对10k V母线接地查找、处理的方法错误, 造成设备绝缘系统长时间受到冲击、损伤。2号主变中压侧35k V系统发生接地时, 伴随着低压10k V系统发出“接地”信号, 而在10k V系统又找不到故障点, 但当35k V接地消失后, 10k V接地现象也随之消失, 可以断定这种现象属于电容传递过电压造成的虚幻接地现象。
2 故障现象分析
2.1 对传递过电压的估算
我们知道在变压器中正序和负序电压是按绕组变比关系进行电磁传递的, 零序电压则是通过绕组之间的总电容C12传递的。这就是常遇到的变压器高压绕组对低压绕组通过绕组之间的电容而造成的电容传递过电压。
下面我们结合本次事故分析一下过电压产生的原因。如图1所示, 图中C0为低压侧每相对地部分电容 (包括母线及变压器低压侧) ;C12为变压器三相高低压绕组之间的电容。
图中L—10k V侧电压互感器励磁电感;
C12—主变35k V侧、10k V侧中低压绕组之间总电容;
3C0—低压绕组及连线对地总电容;
Uo—主变35k V侧绕组对地零序电压。
当高压侧电网正常运行时, 三相绕组和导线由于电位对称, 此时对外界无感应, 当中性点出现对地电位U0, 就不可避免地对外界感应。这一感应将通过电容C12传递到低压侧。一般情况下感抗L远比容抗大, 故传递回路简单的看做电容分压回路, 故10k V侧实际电压变为 , 可见见当C12越大, 3Co越小则传递到低压侧的电压将越高。
当35KV侧发生单相接地时, 显然高压侧零序电位 通过绕组间的总电容C12和低压侧对地电容3C0传递到10KV时, 使10KV侧实际电压变为 , 经实测C12值为24.93n F, 本次2号主变10KV侧仅带有电压互感器运行, 其3C0很小, 实测值为1210p F, 所以传递电压U 2很高, 经计算为19.64KV。它再与10KV侧原有相电压迭加起来, 使得避雷器上承受的工频电压显著升高, 以致烧毁。
2.2 传递过电压的危害及虚幻接地现象产生的原因
如图1示, 当w L=1/3w C0, L与3C0产生谐振, 阻抗呈无穷大, 35KV侧零序电压将全部传递至10KV侧。
所有的电压传递现象, 不论是否引起谐振, 都是把一个电压等级系统的零序电压传递到另一电压等级系统, 因此都有可能在后一系统中造成虚幻接地现象, 使该系统中的PT测到零序电压, 并发出接地指示, 而这一系统并未发生接地故障。经排查证实本次该站10KVⅡ母接地实际并不真存在接地点。
3 建议措施
小电流接地系统发生单相接地故障时可以维持供电, 但每一相电压升至线电压, 长时间运行, 有可能造成非接地相对地绝缘损坏并导致两相短路故障。传递过电压将引起10KV系统发生虚幻接地的现象, 危及非故障系统的绝缘, 将会扩大事故范围。为了限制传递过电压, 可以采取以下针对性措施:
1) 改变运行方式, 主变低压侧不空载运行, 尽可能送一路线路, 增加3C0值以降低电容传递系数。或及时处理接地故障, 不一定非要按运行2h来处理事故, 可及时转移负荷, 避免扩大事故。
2) 在发生主变两侧同时接地时, 应尽量缩短排除高压侧接地故障的时间, 以同时消除低压侧的虚幻接地现象。
3) 在主变低压侧三相均应装设避雷器以防止传递过电压造成的绝缘击穿事故。
摘要：本文对一起35k V线路接地引起站内主变压器10k V侧母线桥避雷器爆炸事故进行了分析, 对事故中电容传递过电压值进行了分析计算, 并对该过程中伴随地虚幻接地进行了简要说明, 指出了传递过电压的危害, 并提出了相关建议措施。
电网事故案例分析 第4篇
关键词：电网事故回顾分析电网调度管理措施
为了满足市场的需求，电力体制改革的步伐不断加快，国家越来越重视电力行业的发展。电力行业逐步向商业化转型，电力市场也不断扩大，电网调度工作因此面临着巨大的挑战。近几年，无论是国内还是国外，电网事故发生频繁，这就需要行业管理者对历年来国内外典型的电网事故进行回顾与分析，了解事故产生的原因，根据实际情况采取有效地措施，保障我国电力行业的快速发展。
1 电网事故的回顾与分析
1.1 自然因素 强风、冰雹、地震、洪水、沙尘暴等天气都会不同程度上引发停电事故。笔者结合多年电网管理工作经验，对几种典型的自然因素对电网产生的影响做了简要介绍。2005年，江苏受大风灾害的影响，产生了严重的电网事故，对整个华东地区的供电状况造成了极大的困扰。风灾的表现形式主要有两种，一种是沿海地区的强台风，另一种是内陆地区的飓风、龙卷风。风灾危害主要表现为输电线路闪络、受雷击电网跳闸导致停电等。另外，风灾还会导致电网倒坍，对电网的正常运行也会产生严重的影响。2008年南方各大城市受严重雨雪天气的影响，国内电网出现严重的问题，冰雪灾害对电网的影响主要表现在：线路开关受冻、输电设备闪络、电线杆倒塌等；同一年，四川汶川发生严重地震，导致国家电网受到严重损害，地震对电网最大的影响是直接摧毁电网设备，导致大范围的电网事故。
1.2 人为因素 人为因素主要包括设备、网架、市场、技术等。2005年，新疆一地区电网受线路老化，导致严重的电网事故。电网设备的老化和质量问题对电网的安全工作会产生严重的威胁，受市场经济的影响，社会对电网设备的要求越来越高。2003年伦敦城市大规模停电，社会秩序受到严重的影响，伦敦出现电网事故的主要原因是操作人员错误地安装了保险丝，技术因素对电网的安全有较大的威胁。美国“8.14”大规模停电事故引发了世界对电网事故的广泛关注，电力市场仍然存在很大的缺陷，从而导致严重的电网事故。
2 电网调度管理的措施
2.1 完善电网结构 电网调度管理工作的首要任务是完善电网结构，目前，各地电网规模较大，因此，电网之间不能相互交接，不同电压的电网更加不能相交。上文中介绍的多种电网事故其电网结构均属于网络状，一旦某位置发生问题，其他环节就会产生连锁反应，造成严重的电网事故。
2.2 保持电力平衡 全国区域内的电网应该保持基本的电力平衡，保障同一电网内部的有功功率可以进行互相供应，无功功率在封网内保持电力平衡。如果某地区电网内的有功功率不平衡，电压就会明显下降，电网内部的整体频率和电压不会因此受到影响，但是该网络内的输电网络会出现较大的波动，对整个电网也会产生较大的影响。同一电网内，如果某环节电压不稳定、电力不足，应该快速将其负荷切断，保障电力平衡的同时，保障电网的安全。
2.3 运用自动减负荷系统 为完善电网调度管理工作，还应该运用自动减负荷系统，该系统不仅可以控制电力事故的规模，还可以保障电网的安全运行。电网事故通常是由输电线路承载过重的电荷产生的，为了保障供电的安全，调度管理人员通常运用事先准备好的电源增加电力，供电负荷保持不变，事故发生后，及时拉闸即可控制事故的影响范围。为了精准地判断事故发生的原因，在电网中安装自动减负荷系统，对输电网中超出的电荷进行自动削减，从而减少事故的发生。
2.4 电网调度管理与电网发展相适应 电网调度管理工作的范围较广泛，输电和配电等工作都包含在电网调度管理工作之内。目前，我国绝大部分地区的电网采用统一的调度方式，有些地域受人为因素和自然因素的影响，将多个独立的调度系统进行整合，完成电网调度管理工作。另外，受市场经济的影响，电网调度管理应与电网发展水平相适应，我国各地经济发展水平差距较大，电网调度管理工作必然存在较大的差异。
2.5 开发电网自动安全系统 随着电力行业的发展，电网越来越稳定，安全指数也越来越高，但是一旦出现事故，其解决措施就尤为复杂，开发电网安全系统是电力行业建设者的当务之急。目前，全球范围内比较完善的电网安全保障措施有电力系统稳定器、快速保护装置以及能量管理系统等。我国应该吸取国外电力系统的优势，研发具有本国特色的电网自动安全系统，保障电力行业安全快速地发展。
3 结束语
电网事故不仅会产生严重的经济损失，还会直接影响人们的正常生活，威胁到人们的生命安全。总结国内外电网事故，对其进行准确地分析，了解造成电网事故的自然因素和人为因素，针对具体问题采取行之有效的电网调度管理措施，如完善电网结构、保持电力平衡、运用自动减负荷系统以及开发电网自动安全系统等，有效控制电网事故的产生，保障电力行业的安全发展。
参考文献：
[1]伊华茂.电网事故的回顾与分析及对电网调度管理的建议[J].中国科技投资，2013(26).
[2]杨君圣，王明霞.浅析电网调度管理过程中事故报警的判断及处理举措[J].中国电子商务，2012(6).
[3]刘彬博.锦屏水电站施工供电电网调度管理论述[J].商情，2013(30).
电网事故案例分析 第5篇
1、工作班人员W2超出停电的工作范围工作，自行使用解锁钥匙打开开关柜后门，在母线带电的情况下进行螺栓紧固工作时，造成10kV短路，电弧烧伤；
2、变电站解锁钥匙保管不善（解锁钥匙同于一般房门钥匙而与其它房门钥匙共同存放）；
3、工作现场安全围栏布置不满足规定，现场所设安全围栏将901开关柜整体与其它运行中的开关隔开，但围栏内中的901开关柜后部却带电；
4、工作票工作任务及工作地点不清，未明确901开关柜柜前还是柜后工作，使工作人员误入带电部位工作。案例2 ：
1、检修人员J在母线未停电、9011刀闸动静触头之间未装设绝缘挡板的情况下擅自开展工作；
2、在现场安全措施不满足检修工作的情况下，变电站值班员W1就许可检修人员开始工作；
3、生产管理不到位，规章制度执行不严，变电站值班员对设备缺陷的定性不清，认为在运行中出现的设备缺陷处理均属事故抢修。案例3：
1、操作人员未对#1电容器C1开关位置状态及电流值按要求进行检查，最终造成在C1开关未断开的情况下，断开C13刀闸，导致事故发生；
2、监护人审核操作票时未按当前运行方式审查操作票，审核不到位，监护过程流于形式；
3、操作人、监护人对操作票执行流程职责不清，监护人履职不到位，未履行受令职责，而是叫操作人受令，造成操作任务的正确性少了一层把关；
4、变电站值班员未按规定将五防机设备状态与现场设备状态进行对位；
5、开关柜防误功能失效，开关按钮及状态指示器位置过高，不合规定，操作人、监护人凭经验判断开关位置，操作和监护失效。
案例4
1、操作人W1操作前未认真核对设备名称、编号和位置，走错间隔，错误地随意解开9121刀闸柜的五防闭锁装置；
2、操作监护W2没有认真履行自己的职责，监护不到位。案例5 ：
1、运行值班人员操作前未认真核对设备名称、编号和位置，走错位置，错误地合上TX线线路侧16040接地刀闸；
2、操作监护人没有认真履行自己的职责，监护不到位。案例6 ：
1、操作人员未经调度命令而操作，操作时没有认真检查开关位置，凭经验、想当然进行操作，造成误合刀闸；
2、运行人员在与调试人员办理工作终结手续时也没有到现场核查安全措施，只办理了签名手续；
3、#1电容器组961开关柜防误闭锁装置的“分断闭锁”功能失效, 失去防误操作功能。
案例7：
1、城东集控中心操作人员W2在执行合上G2线路903开关前，未与值班调度员核实G2线路工作确已结束、安全措施已拆除。
2、城东集控中心值班负责人W1接到上级调度命令后，未认真详细记录，仅凭记忆以致错误地下达操作命令和执行具体操作。
案例8 ：
1、操作人W2未开操作票，走错间隔，又未认真检查断路器是否在分闸位置，盲目强力操作；
2、监护人W1监护失职，不要求操作票的填写和审查，又不按复诵制的要求核对确认现场设备，麻木的跟从操作。
案例9：
1、#2主变风冷控制箱内相关元件老化, 运行值班人员未能及时发现；
2、运行值班人员没有严格按照有关规定进行巡视，经当天的夜巡和次日交接班的两次巡视，均未发现#2主变冷却器全停紧急缺陷，使缺陷未能得到及时处理；
3、变电管理所管理不到位，没有及时发现和纠正运行值班员不严格执行规程规定的作业行为，使得现场运行人员监盘不认真、巡视不到位等现象没有得到及时纠正。
案例10 ：
1、运行人员在办理工作票终结手续时，没有按照有关规定，认真核对设备状态是否与工作前一致（保证两套重合闸的重合方式一致）；
2、TB变电站220kV TL线路2052开关保护装置现场运行规程编写不细致、不具体，对值班员操作该装置的指导性不强；
3、GD供电局生技部门没有认真执行有关规定，组织对现场运行规程进行审定，审批流程不严谨。
案例11：
1、在工作地点使用单舌悬挂式接地线，且位置不恰当，不满足《安规》“可靠接地”的要求。
2、工作前没有确定缺陷的处理方法，导致工作人员的工作方法不对，尾线弹出将接地线打脱。
3、工作计划安排不合理，在考虑不周的情况下，安排非紧急缺陷的处理工作。
4、工作安排仓促, 作业过程的危害因素辨识与风险评估不足，控制措施不到位。
案例12：
1、砍伐树木时，没有用绳索将树拉向与导线相反的方向，而是在树倒时用手拉树干偏离导线方向。
2、在没有人监护的情况下，独自开展工作，工作人员发现违章作业没有制止。
3、在开展清障工作前，工作人员的作业工具准备不全，没有携带绳索和绝缘杆等工具。
4、临时组织工作，作业过程的危害因素辨识与风险评估不足，控制措施不到位。
案例13：
1、现场安全措施不满足工作要求，主变高、中、低压侧间隔的母线侧为带电设备，不满足停电工作的要求。
2、工作负责人在无任何安全措施的情况下，对一侧带电的3011刀闸进行维护清扫，违反了《安规》停电工作的安全措施要求。
3、工作前没有召开班前会，没有进行危害辨识及采取风险控制措施，没有进行安全技术交底。
4、工作负责人没有履行监护职责，自己也在没有监护人的情况下开展工作。案例14 事故经过：某年2月11日，某供电局对与10kV冶炼厂线（下层）同杆架设的110kV河东线（上层）进行登杆检修。
原因分析：
1、供电局负责人刘某，违章指挥调度将正在开展检修作业的10kV冶炼厂线路恢复送电。
2、调度员小李违反《安规》规定，在没有得到线路工作负责人汇报“工作已结束、地线已拆除”的情况下，错误下达“10kV冶炼厂线路由检修转运行”调度令。不合格工器具开展带电作业；严禁约时停用或恢复重合闸。
六、严格执行感应电压防护规定。严禁在无可靠接地的带感应电设备上工作。
七、严格执行带电跨（穿）越施工架线的工作规定。严禁无跨越架和无安全、可靠措施的带电跨（穿）越工作。
3、工作人员小王违反《安规》规定，装设接地线时，错误的先挂上层线路后挂下层线路。
4、工作人员小王违反《安规》规定，未携带验电笔到工作现场，在未对线路进行验电的情况下，就开始装设接地线。
防止恶性误操作十大禁令
一、严格执行调度管理规程，严禁发布无释义的综合令。
二、严格执行调度发、受令有关规定，严禁不具备资格的人员发、受调度指令。
三、严格履行操作票“三审”手续，严禁未经审核直接使用操作票进行操作。
四、严格执行操作票在关规定，严禁擅自更改操作票内容，严禁跳项、倒项、添项、漏项操作。
五、严格执行倒闸操作有关规定，严禁不具备操作资格的人员进行电气操作，严禁监护人直接操作设备，严禁有疑问时盲目操作，严禁边操作边做其他无关事项。
六、严格执行配网自停自送操作规定，严禁未经调度同意进行自停自送操作。
七、严格执行防误闭锁装置管理规定，严禁值班员随意使用解锁钥匙进行倒闸操作。
八、严格执行刀闸操作有关规定，严禁用刀闸拉合带负荷的线路及设备。
九、严格执行验电、接地有关规定，严禁未经检验确认无电压就挂接地线或合接地刀闸。
十、严格执行接地线管理规定，严禁带接地刀闸或接地线送电。
防止人身伤亡事故十大禁令
一、严格执行“两票”制度。严禁无票工作、无票操作和擅自更改“两票”的工作内容；严禁在未按规定设立监护人或监护不到位的情况下开展工作。
二、严格执行停电、验电、装设接地线及悬挂标示牌和装设遮栏的技术措施。严禁在未经验电和没有可靠接地的停电设备上工作；严禁约时停送电；严禁擅自改变安全防护措施、扩大工作范围的工作。
三、严格执行工作“四措”和危害辨识与风险评估的工作要求。严禁在无工作方案、作业指导书或标准程序作业卡的情况下开展工作。
四、严格执行防高空坠落安全防护和个人安全防护用品有关规定。严禁在高处作业过程中失去保护；严禁不按规定正确着装、穿戴安全防护用品进入生产、作业区域。
五、严格执行带电作业工作规定。严禁无工作方案或采用未经审定的工作方案进行带电作业工作；严禁使用
八、严格执行在SF6电气设备上工作的规定。严禁事先未进行通风就进入SF6配电室和在无防毒措施的情况下开展SF6设备的事故抢修及日常检修工作。
九、严格执行防火防爆的安全工作规定。严禁开展违反消防、爆破、高压气瓶管理要求的工作。
电网事故应急预案 第6篇
1．1为了加强xxxx电力股份有限公司所属各发电企业应对大面积停电应急工作，正确、有效和快速处理大面积停电，最大程度地减少由于大面积停电造成的影响和损失，特制定本办法。
1.2本办法依照《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国电力法》、《国家突发公共事件总体应急预案》、《国家处置电网大面积停电事件应急预案》、国家电监会《电力生产事故调查暂行规定》和《中国xx集团公司重大突发事件（事故）应急管理办法》等编制。
1.3本应急预案适应于公司所辖的火力发电厂。
2.危害程度分析
大面积停电事故是指电力生产受严重自然灾害影响或发生事故，引起连锁反应，造成区域电网、省电网或重要中心城市电网减供负荷而引起的大面积停电事件。就发电厂而言，系统瓦解造成电网大面积停电，本厂升压站母线失压，机组全部跳闸，交流厂用电源消失，输电线路全部失压，电网对所有用户停止供电，调度通信中断。大面积停电事故共分为以下三类：
2.1Ⅰ级停电事件
2.1.1因电力生产发生事故，引起连锁反应，造成区域电网大面积停电，减供负荷达到事故前总负荷的30％以上。
2.1.2因电力生产发生事故，引起连锁反应，造成重要政治、经济中心城市减供负荷达到事故前总负荷的50％以上。
2.1.3因严重自然灾害引起电力设施大范围破坏，造成省电网大面积停电，减供负荷达到事故前总负荷的40％以上，并且造成重要发电厂停电、重要输变电设备受损，对区域电网、跨区电网安全稳定运行构成严重威胁。
2.1.4因发电燃料供应短缺等各类原因引起电力供应严重危机，造成省电网60％以上容量机组非计划停机，省电网拉限负荷达到正常值的50％以上，并且对区域电网、跨区电网正常电力供应构成严重影响。
2.1.5因重要发电厂、重要变电站、重要输变电设备遭受毁灭性破坏或打击，造成区域电网大面积停电，减供负荷达到事故前总负荷的20％以上，对区域电网、跨区电网安全稳定构成严重威胁。
2.2Ⅱ级停电事件
2.2.1因电力生产发生事故，造成区域电网减供负荷达到事故前总负荷的10％以上，30％以下。
2.2.2因电力生产发生事故，造成重要政治、经济中心城市减供负荷达到事故前总负荷的20％以上，50％以下。
2.2.3因严重自然灾害引起电力设施大范围破坏，造成省电网减供负荷达到事故前总负荷的20％以上，40％以下；
2.2.4因发电燃料供应短缺等各类原因引起电力供应危机，造成省电网40％以上，60％以下容量机组非计划停机。
3．应急处置基本原则
大面积停电应急处置，应遵循预防为主、常备不懈的方针，贯彻统一领导、分级负责、反应及时、措施果断、依靠科学、实事求是的原则。发电厂所在电网大面积停电，运行人员应遵循保电网、保设备的原则，按照发电厂事故处理规程正确处理、正确操作，尽可能地确保厂用系统可靠运行，避免本单位停电事故发生，避免重大设备损坏事故。
4．组织机构及职责
4.1公司大面积停电应急工作领导机构
4.1.1公司成立大面积停电应急领导小组。
4.1.1.1应急处理领导小组下设办公室，负责沟通情况和汇总信息，并及时向领导小组汇报。办公室设在公司安全监察室。
4.1.1.2公司设立大面积停电应急值班室，值班地点为公司总值班室，实行24小时不间断值班，值班人员为公司总值班室当值值班人员。
4.1.2公司应急处理领导小组的主要职责
4.1.2.1统一领导公司系统各单位按照国家“电网大面积停电事件应急领导小组”的部署，开展应急处理、事故抢险和尽快向电网系统恢复供电等各项工作。
4.1.2.2统一指挥公司系统内的事故应急处理、事故抢险工作。
4.1.2.3协调电力企业之间以及xx企业与当地政府部门应急指挥机构之间的关系。
4.1.2.4研究重大应急处理的决策和部署。
4.1.2.5发布相关信息。
4.1.2.6决定实施和终止应急预案，宣布进入何种事故状态，发布具体应急命令；宣布解除事故状态。
4.2发电企业大面积停电应急工作领导小组及职责
4.2.1发电企业大面积停电应急领导小组组长：厂长副组长：（生产副厂长）
成员：运行、策划、安监、行政、检修、物资部门负责人
4.2.2发电企业大面积停电应急工作领导小组职责
4.2.2.1负责本应急预案的制定，并定期组织演练，监督检查各部门在本预案中履行职责情况。对发生事件启动应急预案进行决策，全面指挥应急处理工作。
4.2.2.2大面积停电事件发生后，立即启动本预案，组织相关部门赶赴现场进行事故处理，尽可能降低事故损失。
4.3发电企业大面积停电现场应急指挥机构及其职责
4.3.1发电企业大面积停电现场应急指挥机构总指挥：生产副厂长成员：运行、策划、安监、行政、检修、物资部门负责人现场成立有关各专业应急小组，包括运行应急组、继电保护应急组、热工专业应急组、通讯保障组、安全保障组、物资材料保障组等。
4.3.2发电企业大面积停电现场应急指挥机构的职责
4.3.2.1大面积停电发生后，应急指挥部根据事故报告立即按本预案规定的程序，组织本单位力量赶赴现场进行事故处理，使损失降到最低限，迅速恢复电网稳定运行。同时要根据电网运行方式的变化及时修改应急方案，修改后的方案需上报批准。
4.3.2.2负责逐级向公司报告本厂的事故及处理进展情况。
4.3.2.3各专业应急小组职责
（1）运行应急组按预案要求、调度命令、运行操作规程进行运行调整、倒闸操作和事故处理。
（2）继电保护应急组根据调度信息、继电保护及电网安全自动装置的动作情况、故障录波数据，分析故障原因；按预案要求、调度命令、继电保护运行规程进行继电保护投退、整定值调整和必要的试验工作。
（3）热工专业应急组根据调度信息、热力控制系统自动装置、保护装置的动作情况、事件顺序记录数据，分析故障原因；按预案要求、热控规程进行自动装置、热工保护装置投退、整定值调整和必要的试验工作。
（4）通讯保障组提供生产调度通讯保障包括固定电话、移动电话、载波通讯、应急呼叫通讯等，确保生产调度通讯畅通。
（5）安全保障组负责抢险现场安全隔离措施的审查，并督促相关部门执行到位；负责组织事故调查及事故信息报送工作。完成大面积停电事故(发生原因、处理经过、设备损坏和经济损失情况）调查报告的编写和上报工作。
（6）物资材料保障组组织和提供恢复发电所需要的备品备件、燃料和其它临时性措施所需设施等。
5预防与预警
5.1大面积停电的预防
5.1.1加强发电厂电网安全稳定控制装置（继电保护、发电机励磁调节器、汽轮机电液控制器）的技术管理和日常维护、检查工作，确保其整定正确、正常投用，运行可靠。
5.1.2加强运行人员的专业培训，做好应对联络变压器、系统联络线跳闸、电网振荡及保厂用电的事故预想，注重事故演习工作。
5.1.3高度重视联络变压器、系统联络线的安全运行问题,认真执行巡回检查制度，发现缺陷及时处理，异常天气要增加检查次数。
5.1.4关注电厂所在电网的系统稳定控制装置如失步解列、低频减负荷和低压减负荷、稳定切机保护装置运行可靠性、动作正确性，尤其是系统失步振荡时各处失步解列动作的选择性，低频或低压减载装置之间、减载与发电机切机的协调配合等，确保在系统危急状态如系统失步、系统频率及电压严重偏离允许范围、线路及其它元件连锁故障跳闸等时，各类安全自动装置能正确动作。
5.1.5加强发电厂主控、网控保安电源、直流电源、不停电电源的运行、维护。
5.1.6合理安排厂用电系统的运行方式，在检修方式运行时，制定可靠的厂用电运行方案，确保厂用电安全可靠。
5.2预警行动联络变压器或系统联络线跳闸、电网解列、系统振荡、低频或低压减载动作、发电机切机保护动作、机组跳闸，值长立即报告大面积停电应急工作领导小组组长（或副组长）并通知运行部、检修部等领导，并做好电话录音。
6.应急处置
6.1响应分级
Ⅳ级状态:联络变压器、系统联络线跳闸，发电厂所在电网与大电网解列，电网稳定切机保护或低周减载保护正确动作，发电厂所在地区电网经过扰动后保持稳定运行。
Ⅲ级状态：联络变压器、系统联络线跳闸，发电厂所在电网与大电网解列，电网稳定切机保护或低周减载保护没有正确动作，发电厂所在地区电网周期性振荡，本厂部分机组跳停，。
Ⅱ级状态：联络变压器、系统联络线跳闸，发电厂所在电网与大电网解列，电网稳定切机保护或低周减载保护没有正确动作，发电厂所在电网振荡后失去稳定，本单位机组相继跳停，柴油发电机启动，机组安全停机。
Ⅰ级状态：本厂升压站母线失压，机组全部跳闸，柴油发电机未启动，交流厂用电源消失，输电线路全部失压，电网对所有用户停止供电，调度通信中断。
6.2响应程序
6.2.1应急预案的启动升压站系统失压，机组停运，值长及时汇报生产厂长和主管运行的领导，由生产厂长汇报上级主管部门，同时汇报上级调度部门。由大面积停电应急工作领导小组组长启动本应急预案。
6.2危急事件的应对
6.2.1大面积停电应急预案启动后,应急指挥机构立即组织应急处理工作。各应急小组在事故发生形成电网解列运行后，应立即按职责分工，赶赴现场组织事故处理。
6.2.2运行人员按照预案及发电厂事故处理规程进行处理。升压站系统失压，机组停运时，按照本单位停电、厂用电保障应急预案处理。按预先确定的本厂大面积停电启动机组及规定的程序，做好首台机组启动各项工作。具体应急程序如下：
6.2.2.1当本厂进入“大面积停电状态”后，运行人员要首先检查各机组直流事故润滑油泵、直流事故密封油泵是否启动并确保运行正常。
6.2.2.2立即检查柴油发电机是否自动启动并自动接带厂用系统保安负荷。如未自动启动，按照运行规程要求迅速手动启动柴油发电机，启动正常后，手动合上柴油发电机出口开关接带厂用系统保安负荷。
6.2.2.3启动交流润滑油泵、发电机交流密封油泵，当转子热态停止时间较长时，应手动盘车180度，静止相应时间，待热弯曲基本消失后投入连续盘车。
6.2.2.4在厂用保安电源建立后，检查并确认机组及网控楼110V/220V直流控制电源电压正常，220V事故应急直流动力电源系统工作正常，110V/220V交流不停电电源系统工作正常。
6.2.2.5升压站母线满足受电条件后，要迅速与调度部门取得联系，尽快恢复对本厂升压站能提供大面积停电状态后启动机组厂用系统供电的母线供电，尽快恢复厂用电。
6.2.2.6厂用电恢复后，由于此时系统薄弱，大面积停电启动过程中必须严格遵守调度命令，启动高压辅机时都得与调度部门联系，经调度同意后方可启动，防止系统稳定再次破坏。
6.2.2.7厂用电恢复后，机组按运行规程规定的启动程序启动。并按调度要求执行倒闸操作，逐步恢复线路、机组运行。
6.2.2.8各应急小组人员立即到岗履行自己的职责。
6.2.3应急结束。当最后一台启动机组并网带50%负荷稳定运行，厂用备用电源恢复正常后由生产厂长宣布结束本应急预案，进入正常的运行管理轨道。
7应急物资及装备保障
7.1事故恢复所需要的备品备件，如继电保护、励磁系统、包括调速系统在内的热控设备的备品备件。
7.2实施事故恢复临时性措施所需的设备及材料。
7.3机组启动用燃油。
8后期处置及事故调查和后期处置
8.1安监人员组织运行、继电保护、热工专业等应急小组做好应急处理过程中所记录、收集.资料的汇总、保管工作。
8.2按照电网公司及集团公司《事故调查规程》参与事故调查工作。
9附则
9.1本办法适用于xxxx电力股份有限公司所属各发电企业。
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