频繁停电原因范文第1篇

总变是全厂的供电中心,担负对着全厂生产和办公用电的重任。总变能否安全运行、可靠供电,是关系到整个化工生产装置能否安全、长周期运行的大事,是十分重要的前提保证。可这次就是因总变自身设备问题而引发了这次全厂停电事故,虽然是设备事故,但却暴露出我们管理上的漏洞。为吸取教训,改进工作,防止类似事故发生;下面就对这次停电事故原因查找经过和所采取的防范措施,作一个实事求是的总结。

1 事故发生前总变运行方式及设备状态

事故发生前总变运行方式为:110k VⅡ回线正常带电,110k VⅡ段进线断路器1120处于合闸位置,供110k VⅡ段母线并供2#主变压器及6k VⅠ、Ⅱ段母线运行(2#主变压器110k V侧断路器1110和6k V侧断路器0620均处于合闸状态)。110k VⅠ回线正常带电,110k VⅠ段进线断路器1160处于合闸位置,供110k VⅠ段母线空载运行,作为热备用;110k V母联断路器1140为断开热备用状态(两端隔离开关11401、11402处于合闸状态);1#主变压器110k V侧断路器1170和6k V侧断路器0621均处于断开热备用状态(1170断路器两端隔离开关11701、11702处于合闸状态,0620断路器小车处于工作位置);110k V母联断路器1140自动投入合闸装置,即BZT装置设在投入状态;110k VⅡ回线路微机保护装置处于退出运行状态(因一些定值需重新整定,暂未能投入)。

事故前各一次设备无异常状况;二次设备和二次回路除直流系统保护正极近段时间一直接地外(自8月30日就出现,因在保护回路不便查找,所以至事故发生时一直存在),未发现有其它异常。

2 事故发生过程

2001年9月19日9时26分,总变110k VⅡ段进线断路器1120突然跳闸,之后110k VBZT装置启动,将处于热备用的110k V母联断路器1 1 4 0合闸成功,实现了将备用的1 1 0 k VⅠ回线电源自动投入;因BZT自动装置全部动作时间为2.45s,所以110k VⅡ段进线断路器1120跳闸造全厂成停电时间为2.45s。可是此时110k VⅠ段进线断路器1160又跳闸,这样就再次造成总变停电,即全厂停电。因失电,6k VⅠ段补偿电容器组开关柜断路器因低电压保护动作跳闸。直流系统浮充机跳,切换为由蓄电池向直流系统供电。

全厂失电后,总变立刻进行检查分析及恢复供电工作;这时却又得到合成变事故柴油发电机不能启动的报告,全厂失电,事故发电机又启动失败,也即无事故电源;我们很清楚,事故柴油发电机所提供的事故电源的重要作用,它是给装置大机组油泵和一些重要转动设备油泵以及一些重要阀门电机供电的;这些重要设备失电后,对大机组及工艺装置的安全将造成极大的威胁;一但发生事故,后果必将非常严重。因此,我们丝毫不敢怠慢,立即组织查找处理。

3 恢复供电情况

停电事故发生后,迅速赶到总变控制室,与当值的工作人员一同根据所发出各种信号,迅速对事故性质判断、分析,同时快速对一些相关设备进行检查,并与上级电网电话联系,了解电网是否有异常。当确定一次设备及主回路无异常,上级电网无异常,110k VⅡ段进线断路器1120跳闸又不是继电保护装置动作所为后,为了尽快恢复供电,立即决定强行投合110k VⅡ段进线断路器1120,总变恢复了供电。

4 断路器跳闸原因的查找及分析情况

这次停电事故比较特殊,因为没有线路故障,没有设备异常情况,在110k VⅡ段进线断路器跳闸造成停电后,110k VBZT装置已动作将110k V母联断路器1140合闸成功,这已经恢复供电可就在BZT启动将1140合闸后,110k VⅠ段进线断路器1160又跳闸;造成总变二次停电,即全厂的二次停电。这种情况的全厂停电事故是首次发生,也是首次因总变自身某原因造成的停电事故;特别是110k VⅡ段进线断路器1120的跳闸,没有任何继电保护动作信号发出;如何进行跳闸原因查找并消除隐患,经过研究决定进行分步查找。

第一步以查找110k VⅡ段进线断路器1120跳闸原因为重点。由于除了原已存在的直流系统保护回路正极接地外,没发现其它可疑现象,那么就从查直流接地点入手。因为直流系统两点接地,其接地点出现遇到将跳闸接点短路,并使加在跳闸线圈两端的电压达到其动作值时,就会造成断路器跳闸。经过8多个小时的查找,晚上在2#主变压器调压瓦斯保护回路中,查出一个接地点;这一接地点消除后,直流接地信号返回,直流系统接地电压由220V降至约150V,进一步查找其接地主要在直流系统内部,对直流系统特别对蓄电池进行清扫、烘干处理后,接地电压降至为约50V(负极接地也只有约50V),基本恢复常态。接地点虽然查出来了,经分析与1120断路器跳闸原因联系不上(因在瓦斯保护回路中,如出现两点接地并碰巧将瓦斯继电器接点短路,从设计上也只能跳主变压器两侧断路器1110和0620);第一步查找就到此了。

第二步以查找110k VⅠ段进线断路器1160跳闸原因为重点。查找线索就是110k V母线差动保护动作;通过图纸分析及实际查线,110k V母线差动保护动作就是要跳110k V进线断路器1160;断路器1160跳闸原因已经确定。但为什么母差保护会动作,这也是须要查清楚的问题;经过图纸分析和检查保护回路接线,暂未发现异常。又从运行方式上分析找原因;因在BZT装置动作合上母联断路器1140时,其总变主回路的运行方式已经改变,即运行方式为110k VⅠ回线经Ⅰ段进线断路器1160110k VⅠ段母线母联断路器1140110k VⅡ段母线2#主变压器一次侧断路器1 11 02#主变压器6k VⅡ段进线断路器06206k VⅡ、Ⅰ段母线。母线差动保护装置其继电器差流实质是比较母线上下两侧电流,从原理上说,在上述这种运行方式时,对母差保护继电器来说其流入流出的电流应是相等的。正常时及主变压器空载投运时,虽存在有不平衡电流,但在保护整定值中是能够躲过的;保护整定值还按能躲过变压器空载投运时的激磁涌流来整定。在过去的几次装置停车大修中,因试验BZT装置动作功能,曾有过三次以上这种运行方式,但从未发生过母线差动保护动作情况。这次为什么会动作?针对以往试验时的负载情况,与这次负载情况相比较,这次实际负载要大的多;而这次母差保护确动作了,说明母差保护的动作与负载的大小有关的。但在正常负载及一般过载情况下,差动保护是不会启动的。在保护整定中,一次电流值一般是按额定电流的8~15倍整定的;电流是要很大的。那么母差保护是怎样启动的,针对当时事故经历和在这个过程中的负载情况进行分析;在1120断路器跳闸至1140断路器自动合闸,期间有2.45s的停电时间,即电动机低电压整定时间小于2.45s的均因失压脱扣,而整定时间大于2.45s的,在BZT装置启动合1140断路器后,均会自启动。原为了防止电网晃电时维持合成氨装置不跳车,将水厂两台UJM0401循环水泵(每台为1000k W)低电压跳闸时间整定为4秒,将合成03-k001(170k W)、05-P001(240k W)、05-P006(1800k W)的低电压跳闸时间整定均为3秒;这些负载加在一起为4210k W,其额定电流接近500A;另外,合成事故段上的负载和90-P005均为自启动负载,这些负载加在一起也接近1000k W;也就是说在失电2.45s后,有大于5000k W的负荷同时启动;这时的电流从启动电流倍数上推算不会低于5000A(总变主变压器110k V额定电流仅为131.2A,6k V侧额定电流为2291A),这个电流折算到110k V侧,能达到300A以上(约是主变压器额定电流的2.3倍以上)。所以,2#主变压器带着这么大的负载受电,其受电时的激磁涌流与正常空投主变压器的激磁涌流相比,是很大的,一般可达到变压器额定电流的十几倍,甚至几十倍;在加上上述电动机自启动电流,这时的冲激电流是非常大的,并且不平衡电流也是按比例增;加的如果保护装置的整定值不合理,就会因躲不过激磁涌流或不平衡电流,而启动保护装置去跳闸。经分析,这就是母线差动保护动作的原因,即是110k VⅠ段进线断路器1160跳闸的原因。

查出1160断路器跳闸原因后,继续查找1120断路器跳闸原因,即进行第三步查找阶段;经过历时几天的查找,虽然在这众多的可能因两点接地,即造成跳闸线圈动作的直流回路中,测出了各有不同程度的漏电;可却不能下出是某回路造成跳闸的定论;但经过认真分析,跳闸线圈动作的原因肯定与这些回路有关;因为现在检测的回路状况及参数与当时跳闸时的回路参数是不一定一样的。我们就进一步对所检测情况分析一下,跳闸线圈在当时是怎样被造成动作的。上面提到,在造成跳闸线圈动作的各直流回路中,测出了各有不同程度的漏电(可理解为接地电流,也是属于接地现象);即各回路常开接点间的绝缘并非无限大电阻值,也就是各回路中都有一定的电流存在。从电阻并联的特性可知,众多回路的并联(跳闸回路因继电保护、自动装置、跳闸控制、线路保护等回路并联)其等效电阻值会变的很小;电阻值越小,其加在跳闸回路跳闸线圈两端中的电压就越大;再遇当时的环境很潮湿,其漏电就会比平时更严重,其加在跳闸回路跳闸线圈两端中的电压就更大;到一定的电压时,即达到跳闸线圈动作电压时,将造成断路器跳闸;这就是经分析所诊断出的1120断路起跳闸的原因。

5 结语及责任

即回路当时有比现在严重的漏电,使加在跳闸线圈两端的电压达到了动作值,使其动作;这就是推断出的1120断路器跳闸原因的结论。需要说明的是,跳闸原因的结论,是通过检查、测试、试验和理论分析的综合而确定的;而不是直接找出跳闸原因的;由于事故的特殊性,是不能直接查找出来的。

这是一次电气二次回路故障引起的事故;即是设备事故。但与我们管理不到位,管理不严,管理上有漏洞是分不开的,比如在事故发生前的一段时间中,环境一直因长时间的下暴雨和长时间的阴湿天气,湿度很高。但我们却没有及时采取一些烘干措施,以有利于提高电气设备元件和而次线路绝缘;在8月30日直流接地发生后,虽组织多次查找,但一查到接地点在保护回路中,因怕再查找中造成继电保护装置误动发生跳闸事故,就不敢再查下去;所以说我们存在管理上的责任。也许我们的工作要是做到了位,就会早发现和消除隐患,而不会发生这次事故。所以,我认为这不仅仅是一次设备事故,也是管理故障。

6 今后防范措施

(1)针对这次BZ T启动后,因装置现负荷自启动情况及主变压器带载投运的强大激磁涌流,而使母线差动保护动作跳1160断路器,造成总变二次停电的问题;又针对GIS设备母线故障率很低的情况,以保证化工生产装置供电为重点,建议今后不在投入110k V母线差动保护。(2)为克服跳闸线圈动做电压过低的问题,已采取了在跳闸回路串电阻的办法,以提高动做电压;经过试验测试在1110、1120断路器跳闸回路,串入了316Ω电阻(由两个632Ω电阻并联);实测在串入电阻后,需在跳闸回路加入100V以上的电压才能使跳闸线圈达到动作值。这一措施采取后,对防断路器误动作的作用是很重要的。另外,对重要的接线端子及蓄电池组已做了清扫、烘干工作。

7 结语

我们一定记住这次事故教训,引以为戒;并认真检查在各方面存在问题中,有针对性进行改进工作,避免类似事故发生。要为化工生产装置安全运转,为公司完成生产任务,尽力做好安全供电工作。

摘要：本文针对总变电站一次由于设备问题,造成全厂停电的事故展开分析,总结总变电站在日常管理与维护各种情况,以及有效的防范措施。

频繁停电原因范文第2篇

1 预安排停电的原因分析

预安排停电是影响供电可靠率的原因之一。计划停电时的户数要占总停电时户数的85%, 余下的15%则为特殊的故障停电所致。计划停电是影响供电可靠性的主要原因。

预安排停电影响原因所占比例排序为:配网计划施工 (51%) 、用户工程 (25%) 、配网计划检修 (12%) 、市政建设工程 (7%) 、受输变电影响 (5%) 。

2 故障停电的原因分析

2.1 外力破坏

这一部分包括不可抗力的灾害性气候破坏、另外也包括某些施工单位野蛮施工破坏和交通车辆破坏。

2.2 设备原因

变压器的故障分为电路的故障和磁路的故障。电路的故障主要是线环和引线引起的故障等, 一般有:线圈绝缘层的老化、空气潮湿、切换器的接触不良, 使用的材料质量和材料制造工艺的不良, 过电压冲击及二次系统短路引起的故障等。磁路的故障一般是指铁芯、扼铁及夹件间发生的故障, 常见的有:硅钢片短路、穿芯螺丝及扼铁夹件与铁芯间的绝缘损坏以及铁芯接地不良引起的放电等。

配电变压器控制设备中跌落式熔断器故障所占的比例比较高。电网中处于电力传送最后一级的变电设备是配电变压器, 它数量最大, 可是它的自我保护能力很差, 保护控制变压器的任务由高压开关设备控制。当前配电变压器常用的高压控制、保护设备有下列三种:跌落式熔断器、高压断路器、高压限流熔断器。在10k V配电线路中, 有90%的配变和专变都使用跌落式熔断器。

3 配电线路网架还不够灵活和完善, 造成供电可靠性低

比起过去, 现在10k V配电线路的自动化水平已经大大提高了, 单条线路分段和相邻“手拉手”的形式正在逐步实现, 但是相对于供电可靠性的要求还是有差距的, 尤其在农村线路中。要想供电可靠性有提高, 必须加大投入, 提高10k V配网的技术含量和完善程度。

3.1 用户原因

用户专变的维护检修不当影响线路运行状况的稳定性。某些企业环境污染物较多且管理不善, 造成电器设备的表面污物量大, 不及时清理维护容易发生污闪事故, 致使10k V配电线路停电;同时污物可能造成电器设备的腐蚀损坏, 造成停电事故。另外一些用电户不常生产, 或为季节性生产, 或开工不足, 时停时开, 变压器也时停时用。开工生产前不能对配电变压器等电气设备进行全面的清扫检修, 出现问题时造成10k V配电线路停电。更有些工厂企业用户转包频繁, 管理混乱, 设备运行环境恶劣, 所以发生事故也较多, 一定程度上增加了1 0 k V配电线路停电次数, 从而影响了10k V配电线路可靠性。

3.2 增强事故处理能力

针对树线矛盾突出的地方, 及时更换绝缘导线;在变电所装设小电流接地选线装置, 在线路上安装故障指示器, 尽量缩短故障查寻时间;积极进行职工技术素质培训, 全面提高职工进行事故处理的水平;加强对用户的安全管理, 经常指导用户进行安全用电, 向用户推荐电力新技术、新设备, 尽力减少因用户原因造成的系统故障;加大力度不断加强社会宣传, 提高全社会对公共设施 (电力设施) 的保护意识, 减少因外力破坏造成停电事故的发生。

4 提高供电可靠性的措施

4.1 管理措施

(1) 进一步加强计划管理, 提高综合检修率。 (2) 加强缺陷管理, 积极开展带电作业。 (3) 提高城网科技进步含量, 提高城市供电水平。 (4) 加强运行设备管理。 (5) 加强用电管理。

4.2 优化电网结构

(1) 改变不合理的电网结构, 采用“网格式”网络结构, 实行分区供电减少交叉跨越。10k V配电网主干线为闭环接线, 开环运行的结构;做到10k V线路的供电半径不超过3km, 低压供电半径不超过250m, 繁华地区不超过150m。 (2) 主干线的导线线径选择为2 4 0 m m三绝缘导线或双Y J I V22一3240mm2, 并把每路出线负荷控制在400A之内。 (3) 每回线路配置一定数量 (至少2台) 的分段开关, 对分支线路与主干线的联络装设分支开关, 并且调整好每级开关的保护使之不越级跳闸。 (4) 每个1 1 0 k V变电站1 0 k V都具备3~4条联络线路 (每条转供300A左右) , 提高转供能力, 从而达到少停电提高供电可靠性目的。市区各变电站之间、线路之间实现联络, 能相互转移负荷, 尽可能压缩故障和检修的停电面积, 提高供电可靠性。达到变电站一台主变停运, 而配电线路不停电的目的, 从而可减少约1/3的停电时户数。 (5) 增加10k V线路“手拉手”的网架建设, 将现有的线路通过缩短供电半径、增加出线等改造, 使得线路有充分的裕度, 以便当10k V线路发生故障和计划停电检修时, 可以将负荷转移出去, 最大限度地减少停电面积。 (6) 对电容电流超过10A的配电网在变电站侧加装自动跟踪补偿消弧装置, 这样大大降低瞬时接地故障的建弧率, 防止瞬时性接地故障转化为永久性接地故障, 大大降低配电网的故障跳闸率。 (7) 积极开展带电作业, 减少停电时间。 (8) 提高配电自动化水平, 缩小停电范围。采用配电线自动化, 当配电线故障时, 配电线上的自动化装置将故障隔离和恢复供电。在网架建设合理完善、投资合理、经济的线路上搞自动化还是经济可行的, 也是提高供电可靠性的重要途径。

5 结语

综上所述, 可靠性管理是一项长期的基础性综合性管理工作, 涉及到规划设计、设备制造、基础安装、生产运营、维护检修和客户服务等各个方面的质量和管理水平, 供电可靠性指标是一项反映配电网营运成效的关键业绩指标, 从以上各方面着手, 点点滴滴省下每一个时户数, 我们的配电网络必将朝着更加安全、可靠、健康的方向发展。

摘要：本文基于笔者多年从事配网供电运行的相关工作经验, 以10kV配网供电可靠性为研究对象, 分析了出现停电事故的原因, 详细探讨了提高供电可靠性的具体措施, 全文是笔者长期工作实践基础上的理论升华, 相信对从事相关工作的同行有着重要的参考价值和借鉴意义。

关键词：10kV,配网,供电,可靠性

参考文献

[1] 张华.浅谈城市配网供电可靠性[J].科技资讯, 2005 (22) .