电网典型事故分析

电网典型事故分析一.事故类型1.按原因分类从发生电网事故的原因来看，引发事故的主要因素有：继电保护、恶劣天气、外力破坏、误操作、质量不良、人员责任及其他原因。电力系统事故是指由于电力系统设备故障或人员工作失误而影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。2.按责任分类自然灾害、制造质量、外力破坏、运行人员、施工设计、人员责任和其他。据统计，自然灾害(雷击、雾闪、覆冰舞动等)、人员责任(运行人员和其他人员责任)、外力破坏和制造质量依次是事故的主要责任原因。3.按技术分类继电保护、雷击、接地短路、恶性误操作、误碰误动、设备故障和其他。其中，接地短路(外力破坏、对地放电)、继电保护(保护误动、保护拒动、二次回路故障等)和雷击是构成事故的主要技术原因。4.按设备分类输电线路、继电保护、其他电器、开关、刀闸、组合电器等。实践表明，输电线路、继电保护依次是造成电网事故的主要设备原因。5.按范围分类电力系统事故依据事故范围大小可分为两大类，即局部事故和系统事故。局部事故是指系统中个别元件发生故障，使局部地区电压发生变化，用户用电受到影响的事件。系统事故是指系统内主干联络线路跳闸或失去大电源，引起全系统频率、电压急剧变化，造成供电电能数量或质量超过规定范围，甚至造成系统瓦解或大面积停电的事件。动态系统的振荡是指系统在遭受扰动时，有关物理量所表现出来的一种动态行为。二、电网振荡系统振荡的定义在系统受到小扰动时，它表现为这些物理量在其稳态运行值附近的周期性变化。在系统受到大干扰时，它表现为这些物理量由受扰动前的稳态值向扰动后的稳态值（如果存在的话）过渡过程中的周期性变化。电力系统振荡是电力系统在遭受扰动时，有关电气量（电流、电压、功率）所表现出来的一种周期性变化行为。在系统受到小扰动时，它表现为这些电气量在其稳态运行值附近的周期性变化。在系统受到大干扰时，它表现为这些电气量由受扰动前的稳态值向扰动后的稳态值（如果存在的话）周期性变化。电网振荡的定义1.系统振荡的主要危害1）.振荡时系统各处电压、电路周期性交变，电器设备的安全受到威胁；同时，若振荡剧烈，可能导致系统瓦解，是电网大面积停电，导致巨大的经济损失。2）.用户用电质量下降，影响工业生产和用户用电。3）.对保护装置的电流、阻抗继电器有影响。4）.振荡时电流随时间周期性变化，当达到电流继电器的整定值时，电流继电器动作；当电流降低，继电器返回。5）.振荡时阻抗继电器测量阻抗也随电压、电流的变化而变化，，当测量的阻抗低于整定值时，阻抗继电器误动；高于整定值则返回。2.系统振荡与短路的区别1）.系统振荡的特点是各电气量（电压、电流、有功、无功等）周期性、三相对称变化，而短路是各电气量参数是突变的。2）.振荡时电气参数的变化速度较慢，而短路是变化很快。3）.振荡是任一点电压、电流之间相位角随功率角变化，而短路是的电压、电流之间的角度基本不变。3.系统振荡的现象1）.一次系统表计发生周期性波动，照明灯忽明忽暗。2）.线路保护收发讯机周期性反复起讯或发讯。3）.线路阻抗保护发“振荡闭锁”信号。4）.主变压器发出中期性轰鸣声。5）.可能导致硅整流装置跳闸。6）.可能导致静补装置跳闸。4.系统振荡的原因1）.电力系统静稳定性或动稳定性遭到破坏。2）.系统出现非周期并列。造成失步或发动机失磁等。5.提高系统稳定性的主要措施1）.提高发电机励磁调节器的性能。2）.发电机加装电力系统稳定器。3）.提高几点保护的快速性。4）.减小线路阻抗。5）.线路装设串联电容，减小线路阻抗。6）.装设中间补偿设备，如调相机、静补装置等。7）.采用直流输电。三、系统电压频率降低的异常处理1.系统频率低的危害1）.影响供电质量。2）.引起发电机内电势与端电压的下降，减少系统无功设备的功率，甚至导致系统的破溃瓦解。3）.系统频率降低，使无功功率减少，引起系统电压下降。2.系统电压低的危害1）.系统无功功率不足，稳定性降低。2）.发电机电压低，为维持同样出力，发电机定子电流将增大。3）.线损增加。4）.电容器随电压降低，无功功率减少，系统电压进一步降低。5）.厂用电动机功率降低，使发电机有功功率降低，从而使频率下降。6）.用电设备电流增大，长时间易导致设备损坏。3.处理措施3.1电网频率异常及事故的处理3.1.1电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。3.1.2电网频率低于49.80Hz时的处理方法：3.1.2.1网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组或采取限电措施，使频率恢复正常。3.1.2.2电网频率连续低于49.80Hz10分钟，网调应下令各省调限电并明确限电数量，各省调按限电序位表限电。10分钟后电网频率仍低于49.80Hz，则网调应下令各省调事故限电并明确限电数量，各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到49.80Hz以上运行。3.1.2.3电网频率低于49.50Hz时的处理方法：3.处理措施3.1.2.6当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。3.1.2.7当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度人员下令，不应送电或并列。3.1.2.8电网频率超过50.20Hz的处理方法：3.1.2.8.1调频厂将出力减至最低。3.1.2.8.2少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。3.1.2.8.3当电网频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。3.处理措施3.2电网电压异常及事故的处理3.2.1系统电压降低时的处理办法：3.2.1.1当厂站母线电压低于调度机构规定的电压曲线时，应增加发电机、调相机无功出力、退出电抗器、投入电容器，使电压恢复到允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。3.2.1.2500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。3.处理措施3.2电网电压异常及事故的处理3.2.1.3500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事故限电序位表”限电，值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。3.2.1.4当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施(包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等)，以消除发电机或调相机的过负荷。3.处理措施3.2电网电压异常及事故的处理3.2.1.5系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。3.2.1.6装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。3.2.2系统电压升高时的处理办法：3.2.2.1当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、退出电容器、投入电抗器，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。3.2.2.2处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。3.2.3当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。四、输电线路故障跳闸1.线路故障类型输电线路故障分为瞬时故障和永久性故障，其中瞬时性故障出现的概率最大，约为线路故障的70%-80%。线路故障按其性质可分为单相接地故障、相间接地故障、相间短路接地故障，线路发生不同性质的故障时保护和重合闸动作行为也有所不同。单相接地故障1）.中性点直接接地系统单相接地时，故障相电流增大，电压降低（若为金属接地，故障相电压为0）。2）.非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。3）.出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大。相间接地故障1）.中性点直接接地系统两相接地短路时，故障相电流增大，电压降低。2）.非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。3）.出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大，且与正序分量相等。相间短路故障1）.中性点直接接地系统两相短路时，故障相电流增大，电压降低。2）.非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。3）.出现负序电压、电流，且在短路点负序电压最高。未出现零序电压、电流。三相短路故障1）.中性点直接接地系统三相短路时，电流增大，电压降低。2）.未出现负序、零序电压、电流。2.线路故障跳闸的原因输电线路故障跳闸的原因很多，情况也比较复杂。如线路出现设备支撑绝缘、线路悬吊绝缘子闪络，大雾、大雪等天气原因造成沿面放电，树枝、动物引起对地、相间短路等瞬时故障；设备缺陷、施工隐患、外物挂断线路、绝缘子破损等永久性故障，以及瞬时性故障发展成为永久性故障，原因多样。3.线路故障跳闸的处理3.1试运行线路、电缆线路故障跳闸后不应强送。其他线路跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。3.2线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。3.线路故障跳闸的处理3.3故障线路强送原则：a)强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。b)若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。c)强送端宜有变压器中性点直接接地。d)事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。e)进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。f)强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。3.线路故障跳闸的处理3.4线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。3.5当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。a）在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压；c）受端系统限电；d）改变系统接线方式。3.6如500kV线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行时，应有计算分析或试验依据，并经调度机构主管生产领导批准。五、其它故障的处理1.变压器事故处理1.1变压器过负荷的处理方法：a）受端系统加有功；b）投入备用变压器；c）受端系统限电；d）改变系统接线方式。1.2低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第1.1条处理外，还应进行以下处理：a）降低高中压侧之间的穿越功率；b）降低低压侧发电机的功率。1.变压器事故处理1.3变压器跳闸后的处理规定：a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。b）变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。12.6.4变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。2.并联电抗器事故处理2.1