一般电网事故原因分析及对策研究

苗纪青，仲昭峰，张路，周俐君

（国网伊犁伊河供电公司，新疆 伊宁 835000）

电网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，超过规定范围的事件。电网事故具有停电范围大、影响面广，甚至会对国民经济和社会稳定带来一定影响的显著特征。为了探求事故的规律和特点，采取防范措施，有效地遏制和减少一般电网事故，避免发生重大及以上电网事故，保证电网安全稳定运行，可靠供电。本文对2019年9月23日发生的一般电网事故进行分析，并就此提出关于减少一般事故发生的意见和对策。

1 一般电网事故类型分析

1．1 按原因分类

从发生电网事故的原因来看，引发一般电网事故的主要因素有：恶劣天气、外力破坏、继电保护、误操作、质量不良、人员责任及其他原因。

1．2 按责任分类

一般电网事故按责任分类可分为：自然灾害、外力破坏、施工设计、制造质量、运行人员、人员责任和其他。据了解，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一般电网事故的主要责任原因。

1．3 按技术分类

一般电网事故按技术分类则可分为：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)和雷击是构成一般电网事故的主要技术原因。

1．4 按设备分类

一般电网事故按设备分类一般可分为：设备原因引起的有设计、产品制造质量、安装检修工艺、设备缺陷等。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。

2 电网一般事故的特点

通过对一般电网事故的成因进行综合分析，认为一般电网事故具有以下主要特点。

2．1 抗御自然灾害能力差

自然灾害引起的有大风、雷击、污闪、覆冰、树障、山火等，外部运行环境日趋恶化。

2．2 人员责任心不强

在人员责任中，以运行人员、继保人员、检修人员的责任最为突出，是人员责任的主体。人为因素引起的有设备检修后验收不到位、外力破坏、维护管理不当、运行方式不合理、继电保护定值错误和装置损坏、运行人员误操作、设备事故处理不当等。

2．3 电网结构薄弱

事故影响面大，不能满足相关安全准则的要求；220kV及以下系统，特别是110kV系统中单电源供电或单回联络线供电方式较多，致使在1条线路或1个变电站故障时造成多个变电站失压。

2．4 继电保护问题突出可见

保护误(拒)动和人员责任是继电保护造成或扩大一般电网事故的主要原因。

3 事故简况

9月23日，220kVXX变35kVII段开关柜工厂化大修工作结束，按照公司月度计划对2#主变及35kVII段母线停电，恢复2#主变35kV侧母线桥和35kVII段负荷转带工作。当日17时40分，现场人员发现运行的1#主变压力释放阀处流油，检查主变绕组温度为116℃，油温为103℃，主变油枕为满油位，1#主变所带负荷为147MVA。17时55分，调度控制中心下令尽快恢复2#主变，18时58分，2#主变加入运行，19时28分，1#主变压力释放阀处停止流油，主变绕组温度降至80℃，油温降至75℃，负荷为70MVA。

4 事故原因分析

220kVXX变1#主变型号为SFPSZ10-150000/220W2,强迫油循环风冷变压器，系特变电工新疆变压器厂2005年8月生产，出厂编号25A129,2005年10月投入运行。2011年3月，XX变由所属单位伊河监管局，移交至该公司运维。经现场勘查，调取保护装置和后台信息等相关资料分析，XX变1#主变过温运行情况如下：

（1）9月23日，XX变1#主变单台运行，主变高压侧电流359A，电压237kV，所带负荷为147MVA，主变满载运行。

（2）调取后台历史信息，发现XX变1#主变自2013年6月10日起，阶段性陆续报送“绕组温度高”异常告警信号达12次，事发当日9月23日，XX变2#主变于12点23分停电，运行的1#主变于12点46分就开始陆续报送“绕组温度高”和“油温高“异常告警信号，但是自始至终没有引起相关专业人员的注意。

（3）现场检查1#主变冷却装置，4组强油循环风冷冷却器均设置为手动位置运转状态，进一步排查发现其中一组冷却器潜油泵故障停运，油流继电器在停止位置，风机正常运转，保护装置及后台未报送“冷却器故障“相关告警信息。

（4）检查发现1#主变4组冷却器散热管表面大量附着棉絮类、尘土等污垢（2#主变存在同样现象），基本上“糊死”了各散热管间空气流动间隙（XX变地处当地农场，变电站周围树木较多，分析冷却器表面附着的棉絮类污垢为杨絮），冷却器风机排出风的温度基本上与环境温度接近，变压器运行中产生的热量没有被流动的空气散失掉，故大大降低了冷却器的散热效果。

（5）变压器运行温度逐步升高，油位上升至油枕油位，期间16时46分后台报送了“本体油位低”告警信息（分析应该为信息定义错误或者信号回路接线错误），此告警信号还是没有引起相关专业人员的关注，变压器油上升至满油位，现场人员也未巡视发现。

（6）主变压力释放阀动作流油，保护装置和后台均未报送相关非电量保护动作信息，直至现场人员看到变压器流油，方知1#主变出现了问题。

5 现场处理情况

（1）9月26日，该公司运维部经现场调查、取证后，在XX变现场组织召开了1#主变过温运行障碍分析会，安排了下一步工作。要求尽快申请安排1#主变停电进行全面的“体检”，对主变例行试验、诊断性试验、油色谱分析，增加油中糖醛含量检测，了解变压器绝缘老化情况，一并消除设备存在的上述缺陷，重点清洗主变冷却器表面附着的污垢。

（2）1#主变停电前，首先将2#主变冷却器使用压缩空气进行清扫，防止2#主变单台运行时出现过温问题。

（3）后续结合2#主变停电，参照1#主变出现的问题和解决措施，对2#主变进行全面检查和消缺。

（4）9月27日，XX变1#主变停电，按照既定的处理方案对主变实施了全面检修、消缺工作，当日20点45分，1#主变恢复运行。后续跟踪监测1#主变带负荷86MW，高压侧电流242A，主变绕组温度为53℃，油温为43℃，2#主变在不停电情况下，冷却器初步经压缩空气清扫处理后，所带负荷为85MW，高压侧电流236A，绕组温度为58℃，油温为46℃。

6 暴露的问题

（1）该公司未落实调度控制中心关于“XX变220kV1#主变、2#主变轮流停电的风险预警和周重点现场工作安全风险预控措施”，暴露出该公司领导在安全生产管理方面不够重视，对公司相关部门下达的预警、预控措施熟拾无堵，未按照要求去执行落实相关措施。

（2）220 kVXX变1#主变过温运行发生压力释放阀动作流油后，检修公司未及时组织专业人员进行分析，查找故障原因，缺乏专业管理的敏感性，对本次设备发生的问题性质认识不足。

（3）事发当天1#主变单台运行，所带负荷高达147MVA，主变满载运行，且当日及之前运行期间，后台监控机多次报“绕组温度高”和“油温高”异常告警信号，均未引起相关人员注意，暴露出该检修公司未提前做好负荷控制，未落实特巡特护、巡视检查,维修、监控人员工作责任心不强。

（4）该检修公司在设备运检质量方面存在问题，疏于设备管理，在设备日常维护、定检中不能够有效发现和处理缺陷，最终造成设备故障。

7 遏制和减少电网事故的对策与建议

针对这次电网事故，该公司采取了系列防范措施。

（1）要求该检修公司进一步分析和查找电网设备运维管理方面存在的薄弱环节，不断提高电网设备安全运行水平。

（2）严格监视设备产生的异常告警信息，认真进行分析，及时查找原因和有效处理。

（3）加强特殊运行方式下设备监测和检测工作，严格落实特巡特护措施，密切关注负荷变化和设备异常告警信息。

（4）变压器的冷却装置至少每年清扫1次，主变运行中局部热点温度不应超过80℃，变压器的风冷电源切换装置需定期试验。

（5）严格按照变压器出厂资料和制造厂技术要求，制定冷却系统投退策略。根据负荷、油温等情况，严禁将强油循环风冷变压器全部冷却装置设置在手动位置，必须设置1组冷却器为备用状态。

（6）加强检修作业现场安全风险预警、预控。要求各单位针对每一项检修施工作业，开展全面风险分析，从电网调控、设备运维、用户管理等各方面，全面制定针对性管控措施，全方位、多维度管控安全风险，风险预控措施要具体落实到位、落实到责任人。

（7）深度排查治理电网设备隐患。要求在迎峰度冬前，对可能构成六级及以上电网设备事件的安全隐患，进行全面排查和梳理，制定整改计划和方案，明确整改完成时间表。依靠带电检测、在线监测和专业巡视等手段，冬季重点巡视、排查：①压力释放阀检查；②充油、充气设备的油位、气压；③油枕内胶囊检查及油位计检查；④主变本体温度计检查；⑤主变冷却器清污处理及风冷系统、潜油泵检查；⑥“三箱”防风雨、冰雪措施；⑦设备运行环境，防止六氟化硫设备气体液化；⑧防止设备外绝缘冰雪闪络措施；⑨设备电气连接引线和输电线路的松弛度等。及时发现、消除设备缺陷和隐患，坚决防范大面积停电事故和重要用户停电事故。

（8）要求对发布的风险预警制定落实特巡特护措施，加强变电站设备巡视检查力度，严格执行现场运行规程。

（9）组织对强油循环系统进行培训学习，熟练掌握强油循环系统原理、结构，全方面对强油循环系统进行检修维护，不遗漏任何部位、部件，确保检修工作保质、保量完成，加强设备验收管理工作。

（10）按照“四不放过”原则，对相关责任人进行责任追究及考核。

8 遏制和减少今后电网事故，各级人员、相关部门要多管齐下

（1）认真贯彻落实国网公司一系列指示精神和要求。在学习贯彻落实中进一步提高对电网安全工作重要性的认识。以高度的政治责任感，落实安全生产责任制，落实各项安全技术措施。针对一般电网事故暴露出的共性问题，克服疏于管理、安全隐患未及时消除、反事故措施执行不力和人员责任心不强等问题，从组织上、制度上、管理上采取有效的措施，确保电网安全稳定运行。

（2）加强输变电设备运行管理，针对一般电网事故的特点和暴露出的共性问题，加强运行维护，积极开展专项治理。①重点做好220kV及以下输电线路的运行维护和防雷、防污闪工作，加强输电线路巡视检查、定期清扫、零值检测、接地电阻摇测和地网检查等工作。对雷害事故较多的线路易击段和污秽严重的重污区应开展专项综合治理，提高输电线路抗御自然灾害的能力，降低线路跳闸率。②加强变电设备管理，重点做好变压器类设备的技术监督工作。③针对电力设施外力破坏事件不断上升的严峻形势，进一步强化电力设施保护工作，积极配合地方政府和公安部门做好电力设施的保护宣传、打击盗窃和破坏电力设施的工作，建立群防群护的联防机制。

（3）加大电网建设和改造资金投入，优化完善电网结构，加快电网结构调整，提高电网技术装备水平。电网建设和电网结构调整受资金、通道与站所资源、建设周期以及投入产出等诸多因素的制约，因此，当前应加快单电源供电的110kV及以上变电站的改造，重点推进220kV骨干网架建设。且认真做好其供电线路的运行维护，重点做好线路的防雷、防污闪工作，降低线路的跳闸率；同时，应做好变电站的下一电压等级侧运行方式的管理，安排备用电源，并安装自投装置，以防止供电线路故障时变电站全站失压。

（4）加强继电保护的运行管理和技术监督。①加强继电保护装置入网管理、整定计算管理和运行维护工作，把继电保护“五查”工作作为强化继电保护管理和技术监督的常态机制。②严格执行二次设备与装置的定期检验、检测、试验标准，重点做好母差、主变、失灵等重要保护的检验工作，严格质量验收标准；重视二次回路管理；严格整组试验和带负荷检查等项目的检验，确保回路接线正确，装置动作可靠，防止一次设备故障时继电保护装置拒动和误动，扩大事故。③提高继电保护专业人员的技术素质，严防继电保护人员“三误”事故发生。

（5）加强运行管理，严格执行“两票三制”，强化操作中的唱票复诵、核对、监护等过程管理。制定防范违章解锁、带地线合闸、误碰压板、误接线、误整定等电气误操作和误调度事故的措施，并严格执行与考核，杜绝误操作事故。

（6）强化岗位培训，学好学透关于操作执行方面的规定，并在实际操作中一丝不苟地认真贯彻执行。强化职工安全教育培训，不断提高职工的岗位技能、安全意识和自我保护意识。职工教育应面向生产实际，注重职工的岗位技能、异常情况分析判断和缺陷发展的预见评估等综合能力的培训。要通过实施变电站标准化作业、规范职工的作业程序和作业行为，控制和减少生产作业的随意性、盲目性，杜绝人员责任事故。

采取有效的措施进行一般电网事故的预防和处理。对于保证电网正常运行，确保网内各地区生产顺利进行有着重要的作用。