电力公司系统运行应急处置原则及典型事故处理分析培训课件（139页）.pdf

1、 CSG 2012.All rights reserved.CSG 2012.All rights reserved.3 3 2 直流直流系统故障处置原则系统故障处置原则 3 4 系统性故障应急处置原则系统性故障应急处置原则 5 局部电网故障应急处置原则局部电网故障应急处置原则 内容 1 故障后电力电量平衡原则故障后电力电量平衡原则 应急事故异常处置应急事故异常处置的总体原则的总体原则 CSG 2012.All rights reserved.8 3 7 3 9 二二次系统故障处置原则次系统故障处置原则 调度运行异常信息管理要求调度运行异常信息管理要求 内容 6 恶劣天气下风险预控与事故处理原

2、则恶劣天气下风险预控与事故处理原则 调度运行典型事故处理调度运行典型事故处理 CSG 2012.All rights reserved.随着经济社会的发展，社会对电力的依赖性更强，一旦发生大面积停电则影响更为严重。对现代生活而言，大面积停电事故本质上与自然灾害等一样，甚至更为严重。大停电事故不仅严重扰乱社会秩序，而且威胁人身安全，严重影响国家安全。电力作为关系国计民生的重要基础设施，是现代社会国民经济的命脉，应站在国家战略高度上予以高度重视。2012年4月10日20:30，深圳停电事件损失负荷约760MW，事故前深圳电网负荷为9521MW，负荷损失比为7.98%；导致深圳城区16.81万用户停

3、电，主要集中在罗湖、福田、龙岗等三个城区，引起了社会各界和国家有关部门的高度关注。一、应急事故异常处置的总体原则 CSG 2012.All rights reserved.电力系统发电、输电、配电、用电是有机结合的，一个环节的故障容易导致多个环节发生连锁故障。多米诺骨牌效应 一、应急事故异常处置的总体原则 CSG 2012.All rights reserved.一、应急事故异常处置的总体原则 1、事故处理基本原则 1882年（1）迅速限制故障的发展，消除故障的根源并解除对人身和设备安全的威胁。（2）用一切可能的办法保持电网稳定运行。（3）调整系统运行方式，使其尽快恢复正常。（4）按照运行异常

4、信息报送要求，快速传递异常及应急信息。故障发生后，值班调度员按照上述原则指挥故障处理，有关下级调度机构值班调度员和厂站运行值班员必须服从上级值班调度员的调度指挥，并积极配合上级值班调度员进行故障处理。故障处理流程图如下：CSG 2012.All rights reserved.1882年 系统运行部系统运行部南方电网异常处置业务流程南方电网异常处置业务流程值班调度员值班调度员专业处/科/部专业处/科/部网/省网/省系统运行部系统运行部应急办应急办下级调度机构下级调度机构开始判断故障，评估风险(20)检查一二次设备状况，并汇报调度员(80)异常发生汇总异常概况，并汇报调度员（10）通报应急办(3

5、0)启动预案（70）通知专业支持（50）总结回顾（130）结束异常信息汇报及发布（60）应急响应（30）调控系统，保持稳定(40)是否有对应预案是分析一二次设备检查情况（90）异常处置（100）调整（恢复）系统运行方式（120）提供专业支持（50）否运行值班单位(监（区）控中心、集控中心、巡维中心、有人值班厂站等)运行值班单位(监（区）控中心、集控中心、巡维中心、有人值班厂站等)配合进行系统调控(40)通知下级调度机构配合(40)配合进行异常处置、系统恢复(110)通知下级调度机构配合(110)一、应急事故异常处置的总体原则 CSG 2012.All rights reserved.1882年

6、（1）异常发生单位所属调度机构值班调度员应在异常发生20分钟内向上级值班调度员报告故障有关情况（详细报送要求见第三章）；收到下级调度报告后，值班调度员应在3分钟内将异常信息逐级上报至总调值班调度员。（2）尽快调整网内出力或采取负荷侧措施，恢复系统频率、电压正常，控制断面潮流不越极限运行。（3）配合上级调度机构值班调度员进行故障处理。（4）故障处理期间，值班调度员及厂站值班员有权拒绝任何与故障处理无关的询问电话。非故障单位将有关情况报告值班调度员后，应加强监视。2、故障发生后有关调度机构值班调度员要求 一、应急事故异常处置的总体原则 CSG 2012.All rights reserved.18

7、82年（1）3分钟内向值班调度员汇报故障概况（在中控室能观察到的故障情况，故障设备、跳闸开关、潮流电压变化、保护动作【光字牌或监控系统能立即看到的】等）。（2）立即调整机组无功出力或投切本厂站无功补偿设备，调整电压到正常控制范围。（3）发生线路跳闸后（含强送、试送失败），无论是否重合成功，厂站运行值班人员可不待就地检查变电设备，但应充分利用已有监控系统获取信息并加以分析，在事故后12分钟内，将保护动作情况、保护测距信息、行波测距信息、是否影响线路强送的设备异常等内容（以下简称线路故障信息）汇报值班调度员。配置有行波测距装置的线路，必须汇报行波测距情况。各级调度应根据有关评价标准，对厂站汇报线路

8、故障信息的及时性、准确性、完整性进行评价。（4）具备现场检查条件时，厂站运行值班人员应在事故后15分钟内，将一次设备检查情况、保护及安自动作情况等内容汇报值班调度员。（5）非故障厂站运行人员在站内发生保护或故障录波启动等异常情况，应及时汇报值班调度员。（6）对值班调度员下达的操作、调整指令要立即执行（出现危急人身、设备和系统安全的紧急情况应不待调度指令，先行处理）。一、应急事故异常处置的总体原则 3、故障发生后厂站运行值班员要求 CSG 2012.All rights reserved.1882年（1）值班调度员收集线路故障信息后，在不影响事故处理的前提下，应及时将线路故障信息告知线路运维单位

9、，并通知巡线。事故后超过1小时通知的，值班调度员应记录原因。（2）调度机构保护专业应及时、认真分析线路故障信息，测距差异较大时，应通过值班调度员将分析结果通报线路运维单位。（3）对于强送不成功的线路，线路运维单位应在每日巡线结束后向值班调度员汇报巡线情况，直至巡线结束。对于跳闸重合成功或强送成功的线路，线路运维单位应在72小时内向值班调度员汇报巡线情况；72小时内未完成巡线的，线路运维单位应在72小时后每日向值班调度员汇报巡线情况，直至巡线结束。一、应急事故异常处置的总体原则 4、故障发生后巡线管理要求 CSG 2012.All rights reserved.二、故障后电力电量平衡原则 1、

10、故障紧急处理期（故障发生后30分钟内）电力电量平衡原则 1882年 控制各断面在极限允许范围内，总调指挥各级调度机构按以下顺序采取措施，直至恢复系统电力平衡和频率正常，各级调度机构应无条件执行：（1）总调和故障电网调出所有发电侧备用。（2）联网其它各省（区）电网调出所有发电侧备用支援。（3）故障电网调出月方式规定的最小负荷侧备用。（4）故障电网按拉闸限电序位表继续进行事故限电，联网其它各省（区）电网调出负荷侧备用支援。广东、广西、贵州对应比例分别为4:1:1，广州、深圳中调配合广东中调调出负荷侧备用。（5）在发生自然灾害严重影响电网时，事故电网不应对受灾严重地区实施限电，全网应尽力支持事故电网

11、抗灾救灾用电。CSG 2012.All rights reserved.二、故障后电力电量平衡原则 2、故障恢复期（故障发生30分钟后）电力电量平衡原则 1882年 在各断面控制极限允许范围内，总调协调指挥各省（区）电网按以下顺序采取措施，恢复系统出力平衡和发电侧最小备用：（1）协调发电侧备用容量有余电网给予故障电网电力或备用支援（修改计划）；（2）故障电网按照拉闸限电序位表进行事故限电调出负荷侧备用；（3）故障电网确有困难，可调出联网其它方负荷侧事故备用支援；（4）如电力电量平衡受到断面极限限制，则根据实际情况进行调整，控制各断面潮流不过极限；（5）事故发生后30分钟内紧急支援不修改送受电计

12、划，不要求进行补偿或偿还，30分钟后临时支援应修改送受电计划。CSG 2012.All rights reserved.二、故障后电力电量平衡原则 3、送受电计划调整原则 1882年 输电通道发生故障或异常后导致送受电能力降低，事故发生后30分钟内由总调指挥进行紧急支援，可不修改送受电计划。30分钟调度紧急支援后，总调可根据实际情况协调修改送受电计划，修改计划可参考以下原则：（1）输电通道故障后，充分利用电网其它交、直流通道调剂能力，减少对送受电的影响（2）优先取消与故障通道相关的调度临时修改计划和临时性计划。（3）与故障线路所影响断面相关的送/受电端各方根据电网断面极限控制要求，按受影响送/

13、受电份额等比例修改计划，同时必须校核其他联络线或断面极限满足控制要求，否则应根据对应极限控制要求进一步调整计划。（4）按照上述原则初步确定需修改的各方送受电计划后，总调可视各方需要、备用和通道情况，协调各省（区）相互支援。各中调应遵照“立足本网，以发定供、适度支援”的原则，制定本省（区）电网电力严重短缺情况下的应急处理方案。实际运行中，调度要以保证电网安全运行为基础，综合考虑各种因素和实际情况，灵活掌握上述原则。CSG 2012.All rights reserved.二、故障后电力电量平衡原则 4、各送受电断面受影响时有关各方送受电关系 1882年 受影响断面 送端各方 受端各方 贵、天生桥

14、500kV交流出口 天一、天二、贵州交流 广东交流、广西 广东交流入口 天一、天二、龙滩、贵州交流、广西 广东 贵州500kV交流出口 贵州 广东交流、广西 天广直流 天一、鲁布革、天二、云南、贵州交流 广东 高肇、兴安直流 贵州 广东 牛从、楚穗、普侨、鲁西 云南 广东 金中、永富直流 云南 广东、广西 江城直流 三峡 广东 CSG 2012.All rights reserved.二、故障后电力电量平衡原则 5、云南异步联网方式下直流及发电计划调整原则 1882年（1）直流计划、发电计划调整应同时控制直流送电计划总和与直流近区电厂计划总和偏差不超过800MW，需要总调与云南中调双方配合调整

15、的申请提出方应至少提前30分钟联系；（2）若发生因直流单极或双极闭锁故障引起的频率异常，由总调负责指挥云南电网频率的快速恢复，优先调整故障直流近区电厂出力；若发生因负荷预测偏差、机组跳闸、交流系统等故障引起的频率异常，由云南中调负责指挥云南电网频率的快速恢复，优先调整云南中调所辖电厂出力；（3）若发生交流联络线故障导致电厂、直流被动进入孤岛运行，由总调负责指挥孤岛内的事故处置，云南中调负责指挥云南电网频率的快速恢复。针对金中或永富直流被动进入孤岛，为确保电网安全，总调值班调度员可直接下令梨园、阿海、观音岩等电厂执行操作，但事后应及时通知云南中调值班调度员。CSG 2012.All rights

16、 reserved.三、系统性故障应急处置原则 1、主网频率异常处置原则 1882年 系统发生机组跳闸、电网解列等事故后，发电出力与系统负荷不能保持平衡，导致频率大幅下降，应由总调统一指挥，各中调、地调密切配合，采取包括调出发电侧备用容量、负荷侧备用容量、进行事故限电等必要措施恢复频率，避免系统长时间低周运行乃至发生频率崩溃。电网频率发生异常时，可采取但不仅限于的措施包括：（1）当电网频率发生异常，中调值班调度员应及时汇报总调，申请采取有利于恢复系统频率的调频模式进行调控。并向总调值班调度员申请暂时终止CPS考核，尽快恢复系统频率正常。（2）当电网频率发生异常，安装于发电机组（含抽水蓄能机组）

17、的安全自动装置在频率超出动作整定值而没有动作时，运行值班人员确认无误后，应作如下处理：a.系统频率低：对设定为低频自起动的机组，立即手动起动并网，并参与调频。b.设定为低频切泵的蓄能机组，立即手动停泵。c.系统频率高：对设定为高频切机的机组，立即将机组出力减至最小直至解列。d.当系统频率达到低频减载装置整定动作值，而该装置未动作时，变电站运行值班人员、集控员确认无误后，应迅速断开相应开关。CSG 2012.All rights reserved.三、系统性故障应急处置原则 1、主网频率异常处置原则 1882年（3）当系统频率低于49.5Hz时，水电厂运行值班人员应不等待值班调度员的指令，立即启

18、动备用机组并入系统，并及时报告值班调度员，根据值班调度员指令参与调频。（4）在处理系统频率下降异常时，中调值班调度员可向地调下达地区限电负荷总额、控制目标或具体的限电线路指令，由地调执行。必要时中调值班调度员可直接向有关厂、站或集控中心下达限电指令，相关运行值班人员接到中调值班调度员的限电指令时，应立即执行。（5）系统频率恢复后的送电，必须视具体情况逐步进行，防止送电过速而造成系统频率再度下降超出允许范围。频率异常时，联网各方应在总调的统一指挥下调整出力，避免多方同时大幅度调整造成频率出现新的异常。调整时应确保各送受电断面不超过控制极限，并注意监控输电通道电压情况，避免因输送功率的大幅调整造成

19、母线电压越限。CSG 2012.All rights reserved.三、系统性故障应急处置原则 2、主网电压异常处置原则 1882年 事故后电压出现异常变化，各厂站运行值班员应不待调度指令，立即采取措施（调整机组无功出力、投退厂站内无功补偿装置）调节厂站母线电压恢复到正常控制范围内；各中调、地调应积极采取措施，配合调整500kV主网电压；各级调度应监视调管范围内厂站母线电压的变化，必要时指令有关厂站调压或联系上、下级调度机构配合调压。（1）当发生联络线跳闸，潮流转移导致各中枢点电压大幅下降时，可采取的调压措施包括：1）投、退变电站低压电抗器、低压电容器等无功补偿设备；2）调整发电厂机组无功

20、出力；3）调整有载调压主变分接头位置；4）调整直流系统吸收的无功功率进行电压调节；5）调整交直流并联系统中直流系统输送功率，改变交流系统潮流分布；6）调整系统接线方式，改变交流系统潮流分布；7）若电压过高，可增开水电机组进相运行，加开抽水蓄能机组调相运行；8）必要时可采取退出线路串联补偿装置、线路串联电抗、停运线路等措施调压 9）如电压下降威胁电压稳定且无其它调节措施，可切除电压降低地区部分负荷 CSG 2012.All rights reserved.三、系统性故障应急处置原则 2、主网电压异常处置原则 1882年（2）当直流换流站整流侧电网因低次谐波谐振导致电压波动时，此时可采取的调压措施

21、包括：1）结合发电厂机端电压、母线电压、交直流线路有功潮流、各类保护系统告警信号等信息综合判断，并通报相关专业开展会商，排除低频振荡等其他故障；2）若直流处于单极大地回线、双极分别定电流等双极电流不平衡运行方式下，在系统条件许可时应尽快调整直流运行方式，严控直流入地电流，尽快减弱或消除换流变、主变所受的直流偏磁影响，减少谐波产生；3）指令该地区电厂增加开机，提升系统阻尼水平；4）严控该地区电网电压，防止电压升高，避免换流变及主变饱和现象进一步恶化；5）系统条件具备时，可调减该地区电网与主网交换功率，加强电网电气联系，提升电压稳定性；6）通知相关调度机构，做好逆变站侧50Hz保护或100Hz保护

22、动作闭锁直流的事故预想 CSG 2012.All rights reserved.三、系统性故障应急处置原则 3、输电断面或设备负载超限值处置原则 1882年 电网输电断面或设备负载超限值时，可采取但不仅限于的措施包括：调整提升直流输电系统功率。迅速增加受端系统的发电厂有功出力，快速启动受端水电厂的备用机组，包括调相的水轮发电机改发电运行及将抽水蓄能机组由抽水工况转为发电工况 送端系统的发电厂快速降低有功出力。改变系统接线方式，使潮流强迫再分配。解列送端系统的发电机组。受端系统采取限负荷措施。CSG 2012.All rights reserved.三、系统性故障应急处置原则 4、系统振荡故障

23、处置原则 1882年 系统振荡时发电机电流、功率及连结失去同步的电厂或部分系统的输电线及变压器的电流、功率明显周期性地大幅摆动，同时，系统中各点电压发生波动，振荡中心电压波动最大，照明灯光随电压波动一明一暗，发电机（调相机）发出有节奏的嗡嗡声响，在失去同步的受端系统中，频率下降，在送端的系统频率则升高。以下事件可能引发系统振荡，应予注意：电厂经长线路（即联系阻抗较大）送电到系统中去，当送电电力超过规定时，引起静态稳定破坏而失去同步。系统中发生异常，特别是邻近长距离送电线路的位置发生短路时，引起动态稳定破坏而失去同步。环状系统（或并列双回线）突然开口，使两部分系统联系阻抗突然增大，引起动态稳定破

24、坏而失去同步。大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，引起系统稳定破坏。交直流并联运行方式下，高压直流系统闭锁，发生大功率转移，使交流联络线潮流增大，系统电压严重下降，引起系统稳定破坏。CSG 2012.All rights reserved.三、系统性故障应急处置原则 4、系统振荡故障处置原则 1882年 系统振荡发生后，要充分利用现有的振荡监控系统（SCADAWAMS）快速确认振荡异常，查找振荡源，及时采取如下措施消除系统振荡。1）第一时间通报相关各级调度机构，开展协同分析及处置。2）发电厂、变电站应迅速采取措施提高系统电压并不得超过最高允许

25、值。3）频率升高的电厂，迅速减少有功出力，直至振荡消失，但频率不得低于49.50Hz。4）频率降低的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力增加有功出力，直至消除振荡或恢复到正常频率为止，必要时，频率降低电网值班调度员可以下令受端切除部分负荷 5）频率升高或降低的电厂都要按发电机事故过负荷规定，最大限度地提高励磁电流。6）在系统振荡时，除现场规程有规定外，发电厂运行值班员不得解列任何机组。7）机组原因引起系统振荡时，应立即降低机组出力，如已无法进行出力调整，应立即解列该机组。8）环状系统（或并列双回路）解环操作而引起振荡时，应立即经同期合环。9）增加高压直流输电系统输送功率，降低交流联络线潮流。

26、10）若局部地区电网对主网发生振荡，则应及时减少该区域有关电厂出力，同时增加机组无功出力，提高电厂运行电压。11）如按上述原则处理仍无法消除振荡，值班调度员有权根据振荡现象，采用手动切除设备、负荷或解列系统的方式进行处理。CSG 2012.All rights reserved.三、系统性故障应急处置原则 5、区间低频振荡故障处置原则 1882年 2016年全网云南与主网异步联网后，主要区间振荡模式如下：云南对广东的区间振荡模式消失；贵州对广东振荡模式的振荡频率为0.43Hz，阻尼比为11%；海南对主网的振荡模式在大方式下表现为海南对贵州的振荡模式（振荡频率为0.46Hz，阻尼比为10%），在

27、小方式下主要为海南对广东振荡模式（振荡频率为0.49Hz，阻尼比为11%）；新增贵州对广西的区间振荡模式，振荡频率为0.69Hz，阻尼比为8.9%。区间低频振荡的处置原则如下：根据振荡监测系统的排查结果，及时调减振荡源机组出力，必要时可指令机组解列。结合振荡发生设备及振荡频率综合分析振荡模式，调减振荡区间的交流通道送受电功率，提升振荡区间交流输电通道电压，增加区间动态稳定水平。CSG 2012.All rights reserved.三、系统性故障应急处置原则 6、主网解列故障处置原则 1882年 若主网500kV送电主通道发生失步振荡，失步解列装置在预定的解列点将南方电网解列运行。对于事故解

28、列后的电网，总调应及时通报各中调事故后联网方式，相关调度机构应做好事故后的电网调频和调压的工作，联网系统调频模式由总调根据电网实际情况指定，各中调在调整控制过程中应注意事故后系统频率响应系数的变化，避免调整过度。恢复联网时应选择合适的并列点进行电网的恢复工作。考虑云南异步联网方式，一般情况下省（区）级电网解列后的主调频方指定原则如下：如贵州网解列，指定广东负责联网系统调频，广西控制区域偏差；此时贵州网与主网经高肇、兴安直流纯直流联网运行，注意调控两侧交流系统满足直流稳定运行条件，及时退出高肇、兴安直流PSS/PSD、Power Schedule功能。CSG 2012.All rights re

29、served.三、系统性故障应急处置原则 6、主网解列故障处置原则 1882年 如广东网解列，指定广西负责联网系统调频，贵州控制区域偏差；此时广东网与西部联网系统经天广、高肇、兴安、楚穗、牛从、普侨直流纯直流联网运行，注意调控两侧交流系统满足直流系统稳定运行条件，及时退出天广、高肇、兴安、楚穗、牛从、普侨直流PSS/PSD、Power Schedule功能。如海南电网解列，主网系统调频方式不变，海南电网频率按500.5Hz控制。海南电网具备与主网并列条件后，正常情况下由港城站对500kV福港线充电，海南电网频率按500.2Hz控制，并调控福山站电压，海南电网与主网在福山站并列。如贵州及天生桥地

30、区与广东、广西解列，指定贵州或总调直调电厂负责西部网调频，贵州控制区域偏差；指定广东负责东部电网调频，广西控制区域偏差；此时东部广东、广西联网系统与西部贵州、天生桥联网系统经天广、高肇、兴安、楚穗、牛从、普侨直流纯直流联网运行，注意调控两侧交流系统满足直流系统稳定运行条件，及时退出天广、高肇、兴安、楚穗、牛从、普侨直流PSS/PSD、Power Schedule功能。CSG 2012.All rights reserved.三、系统性故障应急处置原则 7、直流换流站（整流侧）与交流电网弱联系故障处置原则 1882年 当事故跳闸导致直流换流站整流侧电网与交流电网弱联系时，如联络线再次发生故障，直

31、流换流站整流侧可能进入孤岛运行，因直流联网运行方式与孤岛运行方式差异较大，稳定特性截然不同，孤岛可能失稳全停。调控策略如下：有条件时，调整直流功率与送端电厂功率匹配，控制整流侧对外联络线功率尽可能接近零。投入直流FLC功能，退出PSS/PSD、Powerlimit功能（以专项预案为准）。咨询各专业应急处置建议，采取进一步调控措施，有条件时可降低直流功率至安稳动作定值以下。若整流侧与交流电网短期无法加强联系，且直流停运对系统运行无影响，可综合其他专业意见考虑停运直流。CSG 2012.All rights reserved.四、直流系统故障处置原则 1、直流系统单极跳闸故障处理 1882年 直流

32、单极跳闸后，另一极单极大地回线方式运行会导致部分发电厂、变电站主变中性点直流分量加大，威胁主变安全运行，同时对直流接地极附近的石油天然气管道有较大影响，存在导致燃气管网爆燃的风险。目前南方电网已建成的直流工程共有12个接地极，其中广东省境内有4个接地极：翁源接地极：牛从直流，位于韶关市翁源县坝仔镇新梅村；鱼龙岭接地极：兴安直流、楚穗直流共用，位于清远市飞来峡区江口镇鱼龙岭 大塘接地极：天广直流，位于佛山市三水区大塘镇莘田村；天堂接地极：高肇直流、普侨直流共用，位于云浮市新兴县天堂镇。CSG 2012.All rights reserved.普洱 侨乡 受端油气管网安全风险 牛从直流双回共用翁源

33、接地极，距离西气东输公司管道最近处约7km，运行中需控制直流电入地电流在1200A以下。冰区分布 落雷密度 接地极入地电流影响 西气东输公司管道 牛从直流翁源接地极 28 四、直流系统故障处置原则 CSG 2012.All rights reserved.四、直流系统故障处置原则 1、直流系统单极跳闸故障处理 1882年 应尽可能降低直流系统单极大地回线运行功率，缩短单极大地回线运行时间。而联网运行方式下直流单极跳闸后由于潮流转移同时会导致交流系统越极限，过度降低直流功率会进一步恶化交流系统运行状况。同时，降低直流输送功率还可能导致受端电网被迫采取限负荷措施。如何协调迅速正确处理事故，保持系统

34、稳定、直流和交流主变安全，尽量避免和减少负荷损失是直流单极跳闸事故处理的关键。发生直流单极跳闸后，总调立即通报广东中调，并要求其调出备用并加强网内有关变压器运行监视，广东中调通报核电等运行单位并要求加强主变运行监视。超高压各逆变站通过超高压广州局与燃气管道公司通报直流运行情况。总调向相关中调明确事故后断面控制要求及调整步骤，各中调按照总调要求控制各断面潮流在极限内。立即将直流运行极降至单极额定功率，尽快判明是否为线路故障跳闸，并视设备状态及系统条件按照下表所示的直流入地电流调控目标尽快完成调控。CSG 2012.All rights reserved.四、直流系统故障处置原则 1、直流系统单极

35、跳闸故障处理 直流 时间要求 入地电流调控目标 牛从 30分钟内 1200A以下 60分钟内 消除 普侨、高肇、金中、永富 30分钟内 完成GR至MR转换 60分钟内 1200A以下 天广、楚穗、兴安 30分钟内 完成GR至MR转换 60分钟内 降至2400A，再次进行GR至MR转换；90分钟内 降至1200A以下。网内各回直流入地电流调控目标网内各回直流入地电流调控目标 CSG 2012.All rights reserved.四、直流系统故障处置原则 2、直流系统双极跳闸/相继跳闸故障处理 1882年 直流双极跳闸后，按照安稳装置策略设置，若安稳正确动作，将切除直流送端电厂机组，系统损失大

36、量有功，在用电高峰时期可能还会切除部分用电负荷。若发生稳控系统拒动或多回直流同时故障，系统第三道防线将会动作，解列南方电网主网，将损失大量用电负荷及机组出力。因此，若发生直流系统双极跳闸故障后，应尽快恢复系统频率，按照预案调出备用，并结合保护信息尽快恢复相关直流系统的运行是事故处置的关键。（1）直流系统N-2，稳控系统正确动作 稳控切机，调控相关断面在极限范围内，大幅调减送端电网机组出力，受端电网调出相关事故备用，各方在总调的统一协调下调出负荷侧备用。（2）直流系统N-2，稳控系统拒动 稳控拒动或直流系统同时或相继跳闸，若电网发生振荡或解列，则按照失步振荡及主网解列故障处理原则进行处置。若电网

37、仍保持联网，尽快调控相关断面在极限范围内，大幅调减送端电网机组出力，受端电网调出相关事故备用。CSG 2012.All rights reserved.四、直流系统故障处置原则 3、直流系统因交流系统故障被动进入孤岛处理原则 1882年 目前网内仅有楚穗、天广、普侨、金中直流做过孤岛试验。完成孤岛试验的直流输电系统进入孤岛后，第一时间调控孤岛系统稳定，进一步尝试恢复联网；如恢复联网不成功，可安排稳定方式持续运行。未进行孤岛试验的直流输电系统进入孤岛后，应根据相关专业会商意见尽快停运孤岛系统。各回直流被动进入孤岛的处置原则如下：（1）天广、楚穗、普侨、金中直流被动进入孤岛 1）根据专项预案和极限

38、单调减省间送受电计划 2）采取措施维持孤网稳定，包括并不限于：确保FLC功能投入，核实孤岛判别装置与稳控系统适应孤岛方式，指定某一机组性能稳定的水电厂负责孤岛调频。3）咨询各专业的会商建议：若当前方式下可恢复联网运行，则控制并列点两侧电压、频差，从交流电网侧对跳闸线路依次强送，恢复整流站与交流电网的电气联系。若孤岛与主网并列失败，则根据会商意见采取安排直流降功率运行或停运直流等措施。若当前方式下孤岛不具备稳定运行条件，应安排孤岛系统停运。（2）高肇、牛从、兴安、永富直流被动进入孤岛 1）根据专项预案和极限单调减省间送受电计划；2）根据各专业的会商意见，如判断不具备孤岛运行条件，则安排孤岛系统停

39、运。CSG 2012.All rights reserved.五、局部电网故障应急处置原则 1、线路事故处理 1882年（一）线路事故处理 南方电网主网架构由500kV线路组成，是西电东送主干道，500kV线路跳闸将引起电网输送能力大幅下降，因此需准确快速处理。对调度员要求：1、保持电网稳定。调整潮流分布，控制各联络线（断面）潮流及电压在规定范围内。2、根据该线路站内一次设备及保护动作情况，决定是否强送。对厂站值班员要求：1、及时将站内一次设备状况、保护动作、录波情况汇报值班调度员。2、迅速通知相关专业人员协助处理。3、加强对站内其余设备监视。CSG 2012.All rights reser

40、ved.五、局部电网故障应急处置原则 1、线路事故处理 1882年 南方电网220V及以上线路强送原则：1、220kV及以上交流线路跳闸后，负责设备监视的运行人员可不待就地检查变电设备，但应充分利用已有监控系统获取信息并加以分析，在12分钟内向值班调度员汇报是否发现影响线路强送的设备异常。2、值班调度员应尽快控制有关断面潮流及母线电压在限值内，做好强送准备，并根据获得的信息综合判断，未发现影响线路强送的设备异常，原则上应在线路跳闸20分钟内进行第一次强送。跳闸线路强送不成功后，值班调度员可根据故障情况及系统需要进行第二次强送。跳闸线路两次强送不成功后，值班调度员应请示调控中心分管生产领导同意后

41、方可再次或多次强送。3、强送开关操作间隔时间应大于6分钟。4、经调控中心分管生产领导预先确定的设备可不强送。CSG 2012.All rights reserved.五、局部电网故障应急处置原则 1、线路事故处理 1882年 南方电网220V及以上线路强送原则：下列情况，未经就地检查变电设备或采取必要措施的，不允许直接强送：全电缆线路。1.跳闸线路无可快速切除故障的主保护。2.已接到跳闸线路不具备运行条件的报告。3.跳闸线路高抗保护动作。4.线路跳闸时系统伴有振荡现象。5.线路检修结束复电时或试运行线路跳闸。6.已确认线路发生三相短路故障。7.线路有带电作业或带电跨越施工。8.强送开关为单相故

42、障单相开关拒动时可能导致系统失稳的开关。CSG 2012.All rights reserved.五、局部电网故障应急处置原则 2、站内主设备故障处理 1882年 主变、高抗、母线、开关、刀闸、CT等站内重要设备故障，严重威胁主网安全，具体处理原则如下：设备故障影响送电极限时，应立即进行调整，视情况调整网间输送功率，调出受端电网备用，尽快将联络线功率控制在稳定极限以内。如事故发生时没有方式提供的极限，可参考相关极限按保守值控制，同时通知方式人员明确极限控制要求。发生站内设备故障时，为防止设备损坏或爆炸引发多重设备故障，原则上应尽快检查设备本体并分析保护和故障录波，查明故障点后立即隔离。主变、高

43、抗设备故障，原则上经检查一次外观无明显故障，且根据继电保护、故障录波分析设备内部也无明显故障的，经设备运行维护单位主管领导同意后可试送。GIS母线故障，现场应进行有关试验，结论合格后由现场确认能否试送。设备操作过程中，如发生危及人身、设备安全的紧急情况，可按照现场规程规定先行处理，处理后应立即报告相应的值班调度员。值班调度员应立即评估对系统影响,若设备停运不会直接导致电网解列、失稳、连锁跳闸等严重电网事故时，应许可现场自行操作相关设备，并立即调整系统运行方式，降低系统运行风险。CSG 2012.All rights reserved.五、局部电网故障应急处置原则 3、主网设备紧急停运处理 18

44、82年 运行设备发生严重缺陷或异常，现场应立即向值班调度汇报缺陷或异常情况，由设备运行维护单位评估缺陷或异常的严重程度，如设备不具备运行条件，应向值班调度员申请紧急停运。如系统接线方式薄弱，缺陷设备停运对系统安全运行影响很大，值班调度员有权拒绝现场的紧急停申请，并将电网实际情况向申请人进行通报。如现场值班人员确认设备缺陷已威胁人身或设备安全，可按照现场规程规定先行处理再汇报值班调度员。设备紧急停运，值班调度员应分析操作前后的潮流、电压变化，及时进行调整，防止停运操作造成断面越极限或设备过载、电压越限。及时调整各方送受电，避免出现频率越限。设备紧急停运，可能导致安稳装置动作执行切机、切负荷等措施

45、时，正常情况下，值班调度员在操作前应先根据安稳装置的策略对相关断面潮流进行控制。CSG 2012.All rights reserved.五、局部电网故障应急处置原则 4、220kV及以上开关闭锁分闸故障处理 1882年 断路器闭锁分闸故障时，运行值班人员应3分钟内向值班调度员汇报有关情况，同时进行必要检查和故障分析。若故障是由断路器绝缘介质压力降低等影响断路器安全运行原因导致时，值班调度员接到运行人员报告后，应不待就地检查故障原因，根据系统运行情况调整运行方式，尽快采取隔离措施。若故障是由操作机构异常、控制回路故障等其他原因导致时，现场应尽快采取措施恢复断路器正常，若采取措施后仍不能恢复正常

46、时，应向调度申请隔离。必须对用户停电或电厂解列才能进行的隔离操作，操作前值班调度员须采取预控措施。设备有多个断路器的，若发生断路器非全相且闭锁分闸故障，应立即断开该设备其他侧断路器，再设法隔离该断路器，以降低对系统运行的影响。双母线接线方式，出线断路器闭锁分闸故障隔离处置原则：1）具备旁母代路条件时，应按旁路断路器代路运行要求，将旁路断路器与故障断路器并联后，采用拉开无阻抗环路电流的方法将故障断路器隔离。2）不具备旁母代路条件时，应将故障断路器所在母线上其余断路器逐一倒至另一母线后，然后断开母联断路器，将故障断路器隔离。对于设备运行维护单位已确认设备存在缺陷的，应采取冷倒操作方式。CSG 20

47、12.All rights reserved.五、局部电网故障应急处置原则 4、220kV及以上开关闭锁分闸故障处理 1882年 双母接线方式，旁路断路器闭锁分闸隔离处置原则可参照出线断路器闭锁分闸的处置原则执行。双母接线方式，母联断路器闭锁分闸隔离处置原则：1）若故障是由操作机构异常、控制回路故障等其他原因导致时，现场可向调度申请将母联断路器设置为死开关，并按现场规程要求调整母差保护，值班调度员可选择合适时机再采取隔离措施。2）隔离开关具备拉开空载母线条件时，选择母联断路器两侧的一条母线，将其所带的所有元件逐一倒至另一条母线后，再拉开母联断路器两侧隔离开关将其隔离。对于设备运行维护单位已确认

48、设备存在缺陷或母联断路器非全相故障的，应采取冷倒操作方式。3）隔离开关不具备拉开空载母线条件时，应将母联断路器两侧母线停电后，再无压拉开故障断路器两侧隔离开关将其隔离。其它接线方式（3/2、4/3、桥接等）下，发生断路器闭锁分闸故障，须采取将故障断路器各侧设备操作停电后，再无压拉开故障断路器两侧隔离开关的方式将其隔离。CSG 2012.All rights reserved.五、局部电网故障应急处置原则 5、母线事故处置原则 1882年 电网发电厂及中枢变电站母线发生故障，对电网运行稳定性带来重大威胁，需慎重处理。判定母线是否故障除依据监测系统的告警、保护情况外，判定母线电压完全消失也是重要依

49、据。对现场值班员要求：1）发电厂、变电站母线电压消失时，运行人员应不待调度指令迅速拉开电压消失母线上所有开关后及时汇报值班调度员，并设法恢复受影响的厂（站）用电。2）双母线运行，而又同时停电时，现场应不待调度指令，立即拉开母联开关并汇报值班调度员。3）对于变电站全停，值班员应根据事故现象、开关信号、仪表指示及保护、安自情况进行判断，并报告值班调度员，并且迅速采取措施，不应仅凭站用电源全停或照明全停就认为是变电站全停。4）多电源联系的变电站全停时，值班员应及时联系调度将多电源间可能联系的开关拉开。CSG 2012.All rights reserved.五、局部电网故障应急处置原则 5、母线事故

50、处置原则 1882年 500kV变电站双母失压（3/2接线）处置原则：3/2接线的500kV变电站双母失压将改变该地区500kV电网的接线方式，调控策略如下：1）判断线路配串运行方式，咨询各专业应急处置建议，要求相关专业校核保护及安稳策略适应性；按照事故后方式极限调控，如站内设置有线路配串方式安稳压板，应根据方式专业意见指令投退。2）判清停运线路，调控主网送受电潮流。3）判清停运主变，通知下级调度机构根据停运主变的情况调整地区电网运行方式，倒换负荷至其他地区供电。4）判断电厂送出受阻情况。如电厂通过配串线路送出，依据预案调减电厂出力。5）根据现场一二次设备检查、试验情况，系统及设备均具备条件时

51、可恢复一条母线运行。有条件时可优先使用机组对母线零起升压；无机组时可优选择无保护动作、从对侧充电运行的线路对母线试送。CSG 2012.All rights reserved.六、自然灾害与恶劣天气下风险预控与事故处理原则 1、山火导致线路相继跳闸 1882年 在收到线路运行维护单位的“山火险情预告”（山火2小时以后可能影响线路并导致线路跳闸）或“山火紧急险情报告”（山火2小时以内可能导致线路跳闸）时，调度员应进一步了解现场的天气情况、火情及发展情况、对电网运行设备可能造成的影响等信息。山火险情信息的了解 在山火多发时段，运行方式安排中应合理分配交直流系统功率，在有条件时交流系统留出一定的裕度

52、。在确认“山火险情预告”和“山火紧急险情报告”信息后，调度员应进行事故预想，做好线路跳闸预控和事故处理的准备。受山火影响线路继续运行会威胁灭火人员人身安全时，应紧急停运线路。受山火影响线路停运将导致系统稳定裕度或供电可靠性大幅降低时，调度机构可保持线路继续运行，但应做好预控措施。山火可能影响直流输电线路运行时，值班调度员可视情况安排直流输电系统降压运行以提高运行可靠性。线路停运后调度员应关注该线路山火发展情况，及时将停运线路恢复正常运行。山火险情的预想和预控 CSG 2012.All rights reserved.六、自然灾害与恶劣天气下风险预控与事故处理原则 1、山火导致线路相继跳闸 18

53、82年 1）山火造成线路停运或跳闸后的处理顺序：将各断面功率控制到极限之内并视情况安排强送强送失败潮流预控强送。2）线路因山火跳闸后，应按以下原则进行试送或强送。一般原则：山火导致线路跳闸后，若线路两侧站内一、二次设备检查无异常，应立即安排强送。紧急处置：山火导致短时间内多条线路跳闸，若对电网结构造成较大影响、再发生其它线路跳闸可能危及电网安全时，调度员可不待现场汇报保护动作信息，视情况不检查一、二次设备或者仅检查一次设备正常后，可安排强送。山火造成线路停运或跳闸后的处理山火造成线路停运或跳闸后的处理 CSG 2012.All rights reserved.六、自然灾害与恶劣天气下风险预控与

54、事故处理原则 2、雷暴导致线路相继跳闸 1882年 变电站值班人员汇报雷雨天气后，调度员应进行事故预想，做好线路跳闸预控和事故处理的准备，同时通知相关调度做好事故预想。如现场汇报天气情况恶劣且系统条件许可，或雷雨天气已在2小时以内引发500kV线路跳闸3条次及以上，启动“西电东送通道受自然灾害及恶劣天气影响减送方案”，保证受影响通道潮流必要裕度。雷雨可能导致短时间内大面积线路跳闸，大面积线路跳闸后最重要的就是要快速判明事故后系统运行方式，找出系统薄弱点和风险点进行调控，同时做好该区域内再次发生线路跳闸的事故预想，进行相应的预防性调控。雷雨天气引起两条及以上500kV线路跳闸，现场值班人员无法到

55、户外检查且站内一次设备无明显故障象征时，可对线路进行一次强送。如果跳闸线路中包含同一断面的两条及以上线路，为防止该送电断面相继再发生其他线路故障引起稳定破坏，应尽快恢复该送电断面故障线路。雷击尤其是线路近厂站侧雷击引起的大气过电压可能引起站内设备的绝缘损坏，因此雷击线路跳闸如故障测距显示为近站故障后强送应慎重，应要求现场仔细对站内一次设备进行检查，并结合保护的动作情况进行分析，判明站内一次设备无异常后再进行强送。CSG 2012.All rights reserved.七、二次系统故障处置原则 1、保护装置及保护通道异常告警处置原则 1882年 线路纵联保护一侧异常，应将该线路两侧纵联保护退出

56、，后备保护应尽量正常投入。如纵联保护无法单独退出，可根据现场申请将该套保护全部退出；同一套纵联保护的所有通道均退出后，线路两侧该套纵联保护应退出运行；采用双通道传输保护信息的纵联保护，在其中一个通道有故障时，应退出有故障的通道；500kV线路纵联保护全部退出运行，应停运线路；220kV线路纵联保护全部退出运行时，原则上停运线路。因系统原因无法停运时，由方式专业提出满足稳定要求的保护动作时间，并经总调主管领导批准后执行；110kV线路保护异常处置原则按照相关调度机构保护专业给出的处置原则进行处理。当现场汇报通道异常时，应向通信调度了解保护通道的通信情况，当确认为由保护装置引起时，应根据现场要求退

57、出受影响的保护功能，同时应通报保护处运行专责。CSG 2012.All rights reserved.七、二次系统故障处置原则 2、自动化系统失灵处置原则 1882年 值班调度员发现调度自动化系统信息有误或功能异常时，应及时通报自动化处，要求尽快进行处理，恢复远动信息，并按以下原则进行处理：暂停所有操作和检修，紧急情况和事故处理除外。若AGC、AVC等控制功能异常，应立即暂停控制，按照下达的计划值执行计划曲线。和自动化值班员确认主调自动化系统状态，若系统失灵则启用备调恢复电网监视（不具备控制功能）。各中调尽量按方式计划执行送受电计划，控制送受电断面偏差在规定范围以内。网间送受电计划原则上不进

58、行调整。如系统发生事故，值班调度员应首先向有关中调和厂站尽快确认运行方式变化情况，再进行处理。CSG 2012.All rights reserved.七、二次系统故障处置原则 3、安稳装置故障处理原则 1882年（1）稳控装置异常或故障处理 1）当稳控装置出现异常告警时，运行值班人员应立即按现场运行规程处理，并汇报值班调度员，及时通知运行维护人员。2）当稳控装置发生故障（如运行灯熄灭，装置闭锁等）时，运行值班人员可按照现场运行规程，先行退出本装置的所有出口跳闸压板、断开稳控通道，再汇报值班调度员，并通知运行维护人员到现场处理故障。3）值班调度员应根据运行值班人员汇报的内容，分析故障或异常影响

59、范围，对相关厂站稳控装置进行处置，并将有关情况通知安自专责。4）运行维护人员在接到通知后应及时赶到现场，读取并核实信号、打印异常报告、数据记录等，必要时可提出工作申请退出装置进行检查，尽快查明原因，消除缺陷。5）装置因异常需要退出时，若影响到正常运行控制，则须经评估，对系统采取有效的措施后，方可由值班调度员下令退出装置。6）现场检查及处理工作结束后，运行维护人员应将检查及处理情况向运行值班人员书面交代清楚，由运行值班人员向值班调度员汇报检查处理情况。7）值班调度员可根据运行值班人员的汇报和装置处理后的有关情况，决定是否投入该稳控装置，并通知安自专责。CSG 2012.All rights re

60、served.七、二次系统故障处置原则 3、安稳装置故障处理原则 1882年（2）稳控通道故障处理 1）通信异常发生后，运行值班人员应立即报告值班调度员，若调度确认通道异常不是由计划工作引起，运行值班人员应通知运行维护人员，由运行维护人员根据异常现象初步分析故障原因，并报告安自专责。2）值班调度员收到现场的通信异常报告后，应确认通道对侧站点稳控装置的状态及是否有计划工作，确定不是由计划工作引起通信异常后，应立即通知通信调度。3）通信调度根据通信通道的归属情况尽快安排通道两侧厂站的通信专业人员查找并解决问题，同时做好备案工作。4）通信通道检查时，应做好异常通道与正常运行装置的安全隔离措施，必要时

61、可向值班调度员申请退出该通道进行测试。5）若异常通信通道两侧装置属不同调度机构调管，通道一侧站点发现异常，应通知另一侧厂站及装置所属调度；两侧调度应协同完成通道异常的处理。CSG 2012.All rights reserved.七、二次系统故障处置原则 4、调度机构功能全失处理原则 1882年 当出现调度机构与调度对象电话、远动信息中断或者主调度室不可用等情况时，视为调度机构与调度对象联络中断，相关各方按以下原则及备用调度相关事故处理预案处理：（1）相关调度机构值班调度员 1）值班调度员立即通知相关专业人员进行处理，并尽可能采取措施与调度对象取得联系或了解运行信息；2）值班调度员可根据预案启

62、用备用调度室，并视电网运行情况将总调调管设备临时委托相关中调进行调度管理；3）下级调度机构应尽可能采取措施与发生通信异常调度机构的调度员取得联系，同时加强监视省间送受电断面潮流，不得越限运行，有异常情况应及时采取措施确保电网安全运行，与总调失去联络期间省间送受电计划原则上不得增加；CSG 2012.All rights reserved.七、二次系统故障处置原则 4、调度机构功能全失处理原则 1882年（2）厂站值班员 1）厂站应尽可能采取措施与值班调度员取得联系，并按计划调整出力或电压；有调频任务的发电厂，仍负责调频工作；2）在与调度机构的联络未恢复之前，暂停执行一切试验、检修、操作等有可能

63、改变电网结构的工作（按现场规程规定允许的应急或事故处理除外），尚未执行的暂缓执行，已经开始执行的立即暂停；3）调度机构与调度对象联络恢复后，运行值班员应将联络中断期间电网或设备重大运行、故障信息立即汇报值班调度员。并按调度指令逐步恢复正常调度业务；4）厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；5）当电网频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力；6）当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。CSG 2012.All rights reserved.1 2 3 4 信息报送类别 信息报送范围

64、信息报告要求 其他要求 目录 ontents C 八、调度运行异常信息管理要求 CSG 2012.All rights reserved.信息报送类别信息报送类别 调度运行异常调度运行异常信息报送信息报送 即时报告即时报告 各级调度调管范围内发各级调度调管范围内发生信息报送范围所列异生信息报送范围所列异常情况时常情况时，应按照即时应按照即时报告要求逐级报送报告要求逐级报送。书面事故快书面事故快报报 对于较为复杂的事故对于较为复杂的事故（事件事件），有关调度机有关调度机构应根据要求及时编制构应根据要求及时编制书面事故快报并报送至书面事故快报并报送至总调总调。CSG 2012.All rights

65、 reserved.适用范围适用范围 1 1.电网减供负荷或电网减供负荷或用户停电比例可能达用户停电比例可能达到公司事故调规中三到公司事故调规中三级事件及以上级事件及以上。2 2.重要用户电网供重要用户电网供电电源全部中断电电源全部中断。3 3.因电力供应不足因电力供应不足导致的非计划拉闸限导致的非计划拉闸限电电。4 4.独立运行的省级独立运行的省级电网频率越限电网频率越限。（一一）即时报告范围即时报告范围 CSG 2012.All rights reserved.适用范围适用范围 5 5.厂站母线电压偏离达到公司厂站母线电压偏离达到公司事故调规三级事件及以上事故调规三级事件及以上。6 6.5

66、00500kVkV厂站母线电压超出厂站母线电压超出500500kVkV-550550kVkV范围范围。7 7.水电厂发生水淹厂房水电厂发生水淹厂房、库水库水漫坝漫坝、不能正常蓄水或泄洪不能正常蓄水或泄洪。8 8.装机总容量装机总容量10001000MWMW以上的发以上的发电厂全站电厂全站（或全厂或全厂）对外停电对外停电。9 9.发电厂一次故障造成减少出发电厂一次故障造成减少出力力12001200MWMW以上以上。1010.300300MWMW及以上及以上（海南海南100100MWMW及以上及以上）机组跳闸机组跳闸、熄火熄火、紧紧急停运或溜负荷超过急停运或溜负荷超过200200MWMW。（一一）

67、即时报告范围即时报告范围 CSG 2012.All rights reserved.适用范围适用范围 1111.110110kVkV及以上电网与主网非正及以上电网与主网非正常解列常解列。1212.向越南向越南、老挝老挝、缅甸缅甸、港澳港澳、重庆重庆、湖南等南方电网区域外送受湖南等南方电网区域外送受电发生的故障及异常电发生的故障及异常(含地调调管含地调调管范围范围)。1313.安稳系统动作切除发电机组或安稳系统动作切除发电机组或负荷负荷，失步解列装臵动作失步解列装臵动作，低频低频、低压减负荷装置动作切除负荷低压减负荷装置动作切除负荷。1414.110110kVkV及以上变电站全站对外及以上变电站

68、全站对外停电停电（含含110110kVkV单线终端变电站全单线终端变电站全站对外停电站对外停电）。1515.同一故障造成同一故障造成3 3个及以上个及以上3535kVkV变电站全站对外停电变电站全站对外停电。1616.500500kVkV输电线路跳闸输电线路跳闸（含线路含线路跳闸重合成功跳闸重合成功）或紧急停运或紧急停运。（一（一）即即 时时 报报 告告 范范 围围 CSG 2012.All rights reserved.适用范围适用范围 （一）即时报告范围（一）即时报告范围 1717.220220kVkV及以上厂及以上厂站母线站母线、主变故障主变故障跳闸跳闸。1818.110110kVkV

69、及 以 上 开及 以 上 开关关、电 压电 压互 感 器互 感 器、电 流 互 感电 流 互 感器 等 设 备器 等 设 备爆炸爆炸。1919.电网发电网发生 低 频 振生 低 频 振荡荡。2020.220220kVkV以 上 电 网以 上 电 网输 电 断 面输 电 断 面超 稳 定 限超 稳 定 限额 运 行 时额 运 行 时间超过间超过1313minmin。2121.恶性误恶性误操 作操 作、调调度 责 任 事度 责 任 事故故（事 件事 件）、违 反违 反调 度 纪 律调 度 纪 律事件事件。CSG 2012.All rights reserved.适用范围适用范围 2222.发生可能

70、发生可能对电网造成影对电网造成影响的洪水响的洪水、地地震震、泥石流等泥石流等自然灾害自然灾害。2323.南方电网南方电网、各省区电网三各省区电网三级及以上电网级及以上电网安全风险开始安全风险开始与解除与解除。2424.省区电网省区电网发布发布、调整调整、解除突发事件解除突发事件应急预警或应应急预警或应急响应急响应。2525.生产系统生产系统人身死亡人身死亡、因因供电导致社会供电导致社会影响较大的事影响较大的事件件。（一）即时报告范围（一）即时报告范围 CSG 2012.All rights reserved.适用范围适用范围 （二）书面事故快报范围（二）书面事故快报范围 1 1.电网减电网减供

71、负荷或供负荷或用户停电用户停电比例可能比例可能达到公司达到公司事故调规事故调规中三级事中三级事件及以上件及以上。2 2.重要用重要用户 电 网 供户 电 网 供电 电 源 全电 电 源 全部中断部中断。3 3.独立运独立运行 的 省 级行 的 省 级电 网 频 率电 网 频 率越限越限。4 4.500500kVkV 厂厂站 母 线 电站 母 线 电压超出压超出500500-550550kVkV范围范围。5 5.水电厂水电厂发 生 水 淹发 生 水 淹厂 房厂 房、库库水 漫 坝水 漫 坝、不 能 正 常不 能 正 常蓄 水 或 泄蓄 水 或 泄洪洪。CSG 2012.All rights re

72、served.适用范围适用范围 6 6.装机总容量装机总容量10001000MWMW以上的发以上的发电厂全站电厂全站（或全厂或全厂）对外停电对外停电。7 7.发电厂一次故障造成减少出发电厂一次故障造成减少出力力12001200MWMW以上以上。8 8.110110kVkV及以上电网与主网非正及以上电网与主网非正常解列常解列。9 9.向越南向越南、老挝老挝、缅甸缅甸、港澳港澳、重庆重庆、湖南等南方电网区域外送湖南等南方电网区域外送受电发生的故障及异常受电发生的故障及异常(含地调含地调调管范围调管范围)。1010.安稳系统动作切除发电机组安稳系统动作切除发电机组或负荷或负荷，失步解列装臵动作失步解

73、列装臵动作，低低频频、低压减负荷装臵动作切除负低压减负荷装臵动作切除负荷荷。1111.110110kVkV及以上变电站全站对外及以上变电站全站对外停电停电（含含110110kVkV单线终端变电站单线终端变电站全站对外停电全站对外停电）。CSG 2012.All rights reserved.适用范围适用范围 1212.同一故障造成同一故障造成3 3个及以个及以上上3535kVkV变电站全站对外停变电站全站对外停电电。1313.500500kVkV输变电主设备跳输变电主设备跳闸或紧急停运闸或紧急停运，且对系统且对系统运行造成较大影响的运行造成较大影响的。1414.110110kVkV 及以上开

74、关及以上开关、电压互感器电压互感器、电流互感器电流互感器等设备爆炸等设备爆炸。1515.电网发生低频振荡电网发生低频振荡。1616.220220kVkV以上电网输电断以上电网输电断面超稳定限额运行时间超面超稳定限额运行时间超过过1313minmin。1717.由总调认定的其他有由总调认定的其他有较大影响的异常事件较大影响的异常事件。CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 异常发生单位所属调度机构值班调度员应在异常发生后异常发生单位所属调度机构值班调度员应在异常发生后2020分钟内向上级值班调度员报告；收到下级调度报告后分钟内向上级值班调度员报告；收到

75、下级调度报告后，值值班调度员应立即班调度员应立即（3 3分钟内分钟内）将异常信息逐级上报至总调将异常信息逐级上报至总调值班调度员值班调度员。1.报告时间 电话电话、短信短信、网络指挥平台等即时通讯工具网络指挥平台等即时通讯工具。2.报送方式 公司事故调规公司事故调规5 5.3 3.4 4.1 1要求报告的内容要求报告的内容。3.报送内容 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 收到调度运行收到调度运行 异常信息异常信息 属于规定上报的属于规定上报的 调度运行异常信息调度运行异常信息 根据公司事故调规等要求根据公司事故调规等要求，通知本级安监、生技、，

76、通知本级安监、生技、市场、基建等部门市场、基建等部门 上报调度运行异常信息上报调度运行异常信息 是是 否否 结束结束 开始开始 县调县调 市调市调 收到调度运行收到调度运行 异常信息异常信息 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 属于规定上报的属于规定上报的 调度运行异常信息调度运行异常信息 根据公司事故调规等要求根据公司事故调规等要求，通知本级安监、生技、，通知本级安监、生技、市场、基建等部门市场、基建等部门 上报调度运行异常信息上报调度运行异常信息 是是 否否 结束结束 开始开始 县调上报调度县调上报调度运行异常信息运行异常信息 中调中调 收到

77、调度运行收到调度运行 异常信息异常信息 市调市调 收到调度运行收到调度运行 异常信息异常信息 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 属于规定上报的属于规定上报的 调度运行异常信息调度运行异常信息 根据公司事故调规等要求根据公司事故调规等要求，通知本级安监、生技、，通知本级安监、生技、市场、基建等部门市场、基建等部门 上报调度运行异常信息上报调度运行异常信息 是是 否否 结束结束 开始开始 市调上报调度市调上报调度运行异常信息运行异常信息 总调总调 收到调度运行收到调度运行 异常信息异常信息 中调中调 收到调度运行收到调度运行 异常信息异常信息 CS

78、G 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 根据公司事故调规等要求，通根据公司事故调规等要求，通知本级安监、生技、市场、基知本级安监、生技、市场、基建等部门建等部门 开始开始 中调上报调度运行中调上报调度运行异常信息异常信息 总调总调 收到调度运行收到调度运行 异常信息异常信息 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 发生书面事故快报报送范围的异常事件后，相关中调应组织有关单位启动快报编制工作，并于事件发生8小时内将快报报送至总调调度处（邮 箱：zongdiao-），同时电话通知总调值班调度员。（二）书面事故快报编

79、制及报告要求 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 一、事前运行方式一、事前运行方式 描述事前有关电网描述事前有关电网、设备运行情况设备运行情况。对于电网解列对于电网解列、变变电站失压事件电站失压事件，事事前运行方式应包含前运行方式应包含文字说明及能够清文字说明及能够清晰反映当时运行方晰反映当时运行方式的电网接线图及式的电网接线图及变电站接线图变电站接线图。事前处于停运状态事前处于停运状态或未按正常方式运或未按正常方式运行的设备行的设备，应说明应说明原因原因。书书 面面 事事 故故 快快 报报 编编 制制 CSG 2012.All rights r

80、eserved.信息报告要求信息报告要求 书书 面面 事事 故故 快快 报报 二、事后运行方式二、事后运行方式 1 1、尽可能按照时间先尽可能按照时间先后排序说明事件中的设后排序说明事件中的设备跳闸情况备跳闸情况，内容应包内容应包括导致该设备跳闸的保括导致该设备跳闸的保护护、安自动作信息安自动作信息、备备自投动作情况等自投动作情况等。如设如设备跳闸情况不明备跳闸情况不明，必须必须明确指出明确指出。2 2、事后运行方式说明事后运行方式说明必须附有能够清晰反映必须附有能够清晰反映当时运行方式的电网接当时运行方式的电网接线图及变电站接线图线图及变电站接线图。3 3、造成变电站失压的造成变电站失压的事

81、件事件，应说明变电站失应说明变电站失压情况；导致电网解列压情况；导致电网解列的事件的事件，应说明解列后应说明解列后电网运行情况电网运行情况。CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 三、三、事故处理过程事故处理过程 按时间序列说明事故处理过程，应根据事件性质参考以下内容编按时间序列说明事故处理过程，应根据事件性质参考以下内容编写：写：1 1.重载重载、过载的设过载的设备及断面备及断面调控情况调控情况。2 2.负荷控负荷控制情况制情况。3.3.电网结电网结构调整情构调整情况。况。4.4.故障设故障设备隔离情备隔离情况。况。5.5.跳闸设跳闸设备恢复、备恢

82、复、失压变电失压变电站带电时站带电时间。间。6.6.负荷恢负荷恢复时间。复时间。CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 四、事件影响四、事件影响 根据事件性质，参考以下内容编写：根据事件性质，参考以下内容编写：1 1、对于变电对于变电站 失 压 事站 失 压 事件件，应 说 明应 说 明事 件 中 变 电事 件 中 变 电站 失 压 情站 失 压 情况况，内 容 应内 容 应涵 盖 各 电 压涵 盖 各 电 压等 级等 级，包 括包 括用户站用户站。2 2、对于影响供电的事对于影响供电的事件件，应说明负荷损失应说明负荷损失情况情况，包括事前负荷包括事

83、前负荷、损失负荷以及其中低损失负荷以及其中低压脱扣损失负荷压脱扣损失负荷、停停电用户数电用户数（包括总用包括总用户数户数、停电用户数以停电用户数以及 其 中 重 要 用 户 明及 其 中 重 要 用 户 明细细）。没有准确的负没有准确的负荷损失数据时荷损失数据时，采用采用调度自动化系统负荷调度自动化系统负荷曲线监测到的事前负曲线监测到的事前负荷及损失负荷数据荷及损失负荷数据。3 3、造成输变造成输变电 主 设 备 非电 主 设 备 非计 划 停 运 的计 划 停 运 的事 件事 件，应 说应 说明 设 备 非 停明 设 备 非 停方 式 下 的 运方 式 下 的 运行风险行风险。4 4、影响电

84、影响电厂出力的事厂出力的事件件，应说明应说明对电力平衡对电力平衡的影响的影响。书书 面面 事事 故故 快快 报报 编编 制制 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 根据已掌握的情况填写，有条件时应附上与事件相关的照片等信息。书面事故快报书面事故快报编制编制 五、原因初步五、原因初步分析分析 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 “5.85.8”220kV220kV新塘站新塘站#1#1、#3#3主变跳闸事件快报主变跳闸事件快报 一、事前运行方式一、事前运行方式 新塘站新塘站220220kVkV系统接线系统

85、接线方式：方式：1 1M M母线：增新甲线母线：增新甲线、中新甲线中新甲线、3 3变高变高，旁路旁路20302030代代#1 1变高开变高开关运行于关运行于1 1M M（#1 1变高变高22012201开关于开关于5 5月月7 7日临日临时 停 运 进 行 缺 陷 处时 停 运 进 行 缺 陷 处理理）。2 2M M母线：增新乙线母线：增新乙线、中新乙线中新乙线、#2 2变高运变高运行于行于2 2M M。220220kVkV母联母联20122012开关运开关运行行，220220kVkV 1 1M M、2 2M M母母线并列运行线并列运行，#1 1主变主变中性点直接接地中性点直接接地。11011

86、0kVkV及及1010kVkV系统接线系统接线方式：略方式：略 书书 面面 事事 故故 快快 报报 示示 例例 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 图图1 1 新塘片区电网接线方式新塘片区电网接线方式 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 图图2 2 新塘站接线方式新塘站接线方式 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 书书 面面 事事 故故 快快 报报 二、事后运行方式二、事后运行方式 （一）设备跳闸情况（一）设备跳闸情况 1717:3333，新塘站新塘站

87、#1 1主变主变主一主一、主二保护装置主二保护装置CSCCSC326326D D中压侧后备保中压侧后备保护动作护动作，跳开跳开110110kVkV母母联及三侧开关；联及三侧开关；1717:3333，新塘站新塘站#2 2主变主变主一主一、主二保护装置主二保护装置CSCCSC326326D D中压侧后备保中压侧后备保护动作护动作，跳开跳开110110kVkV母母联开关；联开关；1717:3333，新塘站新塘站#3 3主变主变主一主一、主二保护装置主二保护装置CSCCSC326326D D中压侧后备保中压侧后备保护动作护动作，跳开跳开110110kVkV母母联及三侧开关联及三侧开关。1717:333

88、3，旺隆电厂旺隆电厂110110kVkV旺洲甲线旺洲甲线、旺洲乙线零旺洲乙线零序过流序过流IIII段段、距离距离IIII段段保护动作保护动作，开关跳闸开关跳闸，均重合成功均重合成功。A A相故障相故障，测距测距1010.5 5kmkm。旺隆电旺隆电厂厂#1 1、#2 2机机MFTMFT动作跳动作跳开机组开关开机组开关。CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 二、事后运行方式二、事后运行方式 事后新塘片区电网运行方式如下图所示，部分变电站备事后新塘片区电网运行方式如下图所示，部分变电站备自投装置动作，详情如下：自投装置动作，详情如下：1 1、新塘站新塘

89、站1010kVkV IIIAIIIA、IIIBIIIB母线自投成功转母线自投成功转#2 2主变供主变供，1010kVkV IAIA、IBIB母线失压母线失压。2 2、西洲站西洲站110110kVkV自投自投成功成功，断开西洲站新断开西洲站新洲乙线开关洲乙线开关、合上合上110110kVkV母联开关母联开关，西西洲站洲站110110kVkV转并列运转并列运行由新洲甲线供电行由新洲甲线供电。3 3、永和站永和站#2 2主变主变、甘竹站甘竹站#2 2主变主变、碧桂碧桂站站#2 2主变主变、南安站南安站#2 2主变主变1010kVkV自投成功转自投成功转相邻主变供相邻主变供。CSG 2012.All

90、rights reserved.信息报告要求信息报告要求 图图2 2事发后新塘片区电网接线方式事发后新塘片区电网接线方式 CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 书书 面面 事事 故故 快快 报报 三、事故处理过程三、事故处理过程 8 8日日1717:48481818:3030 为减轻新塘站为减轻新塘站#2 2变负荷变负荷，110110kVkV华新庙线转华华新庙线转华圃站侧供电圃站侧供电，110110kVkV新新宁线转宁西站侧供电宁线转宁西站侧供电，庙岭站庙岭站110110kVkV新庙乙线新庙乙线负荷转华新庙线供负荷转华新庙线供，大大敦站敦站#1 1

91、变变、章陂站章陂站#2 2变变、岗岭站岗岭站#1 1变负荷转相变负荷转相邻主变供邻主变供。1818:5050 广州中调遥控操广州中调遥控操作将新塘站作将新塘站1010kVkV IAIA、IBIB母线转由母线转由#2 2变供变供。1919:4646 旺隆电厂旺隆电厂#2 2机组机组与系统并网与系统并网。2020:1919 旺旺隆电厂隆电厂#1 1机组与系统并机组与系统并网网。1919:5757 新塘站新塘站110110kVkV新新新新乙线倒至乙线倒至1 1M M母线母线、新何新何站主变由热备用转运行站主变由热备用转运行，恢复新何站全部失压恢复新何站全部失压1010kVkV母线母线、馈线供电馈线供

92、电。2323:0909配合设备检查配合设备检查，新 塘 站新 塘 站#1 1、#3 3 变变，110110kVkV母联开关由热备母联开关由热备用转检修用转检修。9 9日日0000:4141新塘站新塘站#1 1、#3 3主变由检修转运行主变由检修转运行。9 9日日0202:5656新塘站新塘站110110kVkV母联开关由检修转运行母联开关由检修转运行，110110kVkV 2 2M M母线恢复运母线恢复运行行，恢复恢复110110kVkV母线并母线并列运行方式列运行方式。CSG 2012.All rights reserved.信息报告要求信息报告要求 书书 面面 事事 故故 快快 报报 四、

93、事件影响四、事件影响 失压情况：失压情况：新塘站新塘站#1 1主变主变、#3 3主变主变、110110kVkV2 2M M母线包括母线包括110110kVkV华华新庙线新庙线、新洲乙线新洲乙线、新新新新甲线甲线、新新乙线失压新新乙线失压。庙岭站庙岭站110110kVkV 2 2M M、6 6M M母线母线失压失压，无损失负荷无损失负荷。新何站全站失压新何站全站失压。新塘站新塘站1010kVkV IIIAIIIA、IIIBIIIB母线自母线自投成功转投成功转#2 2主变供主变供，1010kVkV IAIA、IBIB母线失压母线失压。负荷损失和停电用户负荷损失和停电用户统计：统计：共损失负荷约共损

94、失负荷约7070MWMW，损失损失用户用户4668546685户户，无重要用无重要用户及保供电用户户及保供电用户。机组影响情况：机组影响情况：挂在新塘站挂在新塘站110110kVkV片网片网上 网 的 旺 隆 电 厂 因上 网 的 旺 隆 电 厂 因110110kVkV出线跳闸出线跳闸，造成造成#1 1F F、#2 2F F同时跳闸同时跳闸，甩甩出力出力150150MWMW。CSG 2012.All rights reserved.初步分析事件中保护均正确动作初步分析事件中保护均正确动作，详细过程待进一步分析详细过程待进一步分析。故障发生后故障发生后，现场检查发现现场检查发现110110kVk

95、V场地设备构架上多处挂有杂草场地设备构架上多处挂有杂草，以以#1 1、3 3变中间隔构架最为严重变中间隔构架最为严重，并且发现并且发现#1 1变中出线变中出线架处有对架处有对地放电痕迹地放电痕迹，判断此处为故障点判断此处为故障点。故障点在故障点在#1 1变中开关变中开关CTCT与与#1 1主主变变中套管变变中套管CTCT之间之间。当日下午当日下午1717:3030左右左右，新塘站及附近地区有强对流天气新塘站及附近地区有强对流天气，局部伴有局部伴有狂风暴雨狂风暴雨，站外杂草被大风刮起并散落到站内站外杂草被大风刮起并散落到站内。信息报告要求信息报告要求 原因初步原因初步 分析分析 CSG 2012

96、.All rights reserved.其它要求其它要求 1 1.各级调度要各级调度要高度重视调度高度重视调度运行异常信息运行异常信息报送工作报送工作，确确保及时保及时、准确准确、全面地统计全面地统计和报送信息和报送信息。2 2.发生调度运发生调度运行异常情况行异常情况，无论原因是否无论原因是否查清查清、责任是责任是否认定否认定，各级各级调度均应按要调度均应按要求报送求报送，杜绝杜绝迟报迟报、漏报漏报。3 3.各省各省（区区）中调应加中调应加强对地区电强对地区电网调度运行网调度运行异常信息报异常信息报送的管理送的管理，指导有关单指导有关单位做好信息位做好信息报送工作报送工作。4 4.未按上述

97、未按上述要求进行信要求进行信息报送的息报送的，总调将根据总调将根据有关规定进有关规定进行评价考核行评价考核。四、其它要求四、其它要求 CSG 2012.All rights reserved.九、调度运行典型调度运行典型事故处理事故处理 直流系统典型事故处理 2 二次系统典型事故处理 3 交流系统典型事故处理 1 台风登陆期间事故处理 4 CSG 2012.All rights reserved.1、“5.2”500kV鸭溪站多个CT故障贵州北部网解列 2011年5月2日02:27，贵州500kV鸭溪变因站内多个CT故障（均为MWB公司SAS550型），相继引起500kV#1母线、500kV鸭

98、福线、500kV鸭烽线、500kV#1主变、500kV鸭福线跳闸，导致鸭溪变220kV区域电网与主网解列。事故后1小时43分通过500kV鸭烽线恢复联网，事故未造成负荷和电量损失，未造成发电机组被切除。2011年5月2日2时21分，因500kV鸭溪变附件发生强雷大雨天气，引发500kV电流互感器故障，在24秒内相继发生500kV母差动保护、500kV鸭福回线路保护、500kV鸭烽线线路保护、#1主变差动保护、500kV鸭福回线路保护等动作跳闸，500kV母、500kV鸭福回、鸭烽线、鸭福回线、#1主变停运，造成遵义电网与贵州电网解列1小时46分，遵义电网单独网运行。事故前500kV鸭福、回线分

99、别送出169MW、159MW，鸭烽线受入150MW，该片区向主网送出178MW，未造成安稳装置动作，未损失负荷。04时07分通过500kV鸭烽线5033开关送电，恢复解列网与贵州主网并列，06时45分500kV鸭福回5042开关送电，14时39分#1主变恢复运行。事件概述 CSG 2012.All rights reserved.4、5043开关开关CT C相故障，相故障，500kV鸭福一线跳闸。鸭福一线跳闸。2、5053开关开关CT A相故障，相故障，500kV鸭福二线线跳闸。鸭福二线线跳闸。1、5052开关开关CT A相故相故障，障，500kV#1母线跳闸。母线跳闸。3、5032开关开关C

100、T C相故障，相故障，500kV鸭烽线和鸭烽线和#1主变跳闸主变跳闸。1、“5.2”500kV鸭溪站多个CT故障贵州北部网解列 CSG 2012.All rights reserved.1、“5.2”500kV鸭溪站多个CT故障贵州北部网解列 本次事故发生故障的4支电流互感器均为上海MWB互感器厂2006年出厂的SAS-550型产品，该型号产品内部电容屏结构设计上存在缺陷，在频繁的雷电波进入情况下易发生放电击穿，即使雷电波幅值未达到避雷器动作电压情况下也会发生绝缘击穿。暴露问题：系统部针对该型号互感器动态调整2011年电网风险，出具风险评估报告，生技部按风险等级顺序，拟定设备更换计划。各单位应

101、进行设备梳理，针对电网风险进行风险控制，防止由于设备风险问题转化为电网高风险。调度部门要立即展开事故应急演练，确保发生事故时迅速反应，确保电网安全。事件总结：CSG 2012.All rights reserved.86 220kV系统：220kV母线采用双母双分段接线方式，220kV#1母线处于检修状态（进行昌江站220kV江牵I、II线间隔一次设备接入安装及调试）；220kV#2母线运行，220kV昌岭一线、昌岭二线、大昌一线、大昌二线、昌核线、220kV#1主变均接于#2母线运行 110kV系统：110kV双母线并列运行，接鹅江线、昌石线、戈昌线、叉河水泥厂线及#1主变中压侧。事件前运行

102、方式 2、“6.29”海南昌江站220kV母线失压事件 事件后运行方式 220kV昌岭一线、昌岭二线、大昌一线、大昌二线、昌核线、220kV#1主变跳闸；大昌一线、大昌二线跳闸导致大广坝电厂对外全停，4台机组对外共甩负荷130MW，#2、#3机带厂用电运行；CSG 2012.All rights reserved.根据工作计划，2015年6月26日至7月1日，施工单位（贵州送变电）进行进行江牵I、II线GIS间隔接入#1母线工作；6月29日 23:49 由于施工人员在备用3间隔的II母刀闸带电气室降压作业中，过度抽气，造成II母刀闸气室气压过低，导致220kV#2母刀闸压力降低，发生A相接地短

103、路故障。昌江站220kV#2母线两套母差保护动作跳闸，220kV昌岭一线、昌岭二线、大昌一线、大昌二线、昌核线、220kV#1主变跳闸，220kV#2母线失压，大广坝水电厂甩负荷130MW，福港线受入功率达450MW；6月29日 23:59 500kV福港线受入功率恢复至280MW以内；6月30日 19:01 扩建间隔GIS抽真空充气后微水试验合格后，220kV#1母线复电，#2母线保持检修进行备用3线#2母刀闸气室修复工作。6月30日 19:21，大昌一线复电，大广坝电厂机组并网。事件经过 事件影响 大广坝电厂甩负荷130MW，电力无法送出；导 致 福 港 线 最 大 功 率 达451MW；

104、昌江站双母失压期间海南未新增错峰；昌江站站220kV GIS设备间隔气隔图II母I母刀闸II母刀闸线路侧刀闸开关套管气室套管气室开关母线侧地刀开关线路侧地刀开关母线侧地刀开关线路侧地刀开关I母刀闸I母刀闸II母刀闸开关套管气室开关母线侧地刀开关主变侧地刀II母刀闸线路地刀线路地刀主变地刀线路侧刀闸主变侧刀闸I母备用2线（江牵I线）备用3线（江牵II线）#2主变备用3线间隔#1母侧刀闸气室抽完真空，并计划对备用3线线路侧刀闸气室抽真空，误走间隔对备用3线间隔#2母侧刀闸气室抽真空，导致母线故障跳闸300MW 越300MW时间：9分35秒 2、“6.29”海南昌江站220kV母线失压事件 31 C

105、SG 2012.All rights reserved.事件定级 根据调查情况，该事件为施工人员工作错误，造成的设备跳闸，属于工作失职误动作，依据公司调规“工作失职导致220kV以上设备误动”,定为电力安全三级事件。主要暴露问题 一、施工方案的审查把关失效 1、方案的审查流于形式，责任心不强。建设分公司、儋州供电局、省公司设备、系统、基建、安监等相关部门，在方案审查中均未发现方案的风险辨识的内容存在严重遗漏。施工方案审批施工方案审批 施工方案中仅提出对带电气室施工方案中仅提出对带电气室进行降压，但未制定风险管控进行降压，但未制定风险管控措施措施 2、施工方案对于关键风险点的辨识和控制措施存在严

106、重遗漏。对带电运行气室进行气体回收降气压作业的重大风险点，缺乏辨识和制定有效管控措施。88 2、“6.29”海南昌江站220kV母线失压事件 CSG 2012.All rights reserved.89 2、“6.29”海南昌江站220kV母线失压事件 二、施工方案执行不严格 1、施工方案在现场未得到严格的执行。施工单位随意变更作业步骤顺序，将本应在安装前执行的将相邻间隔降气压等措施放到安装完毕后执行。2、施工方案的关键点，监理单位人员未进行有效旁站监督，对于施工单位不按方案执行的错误行为未提出异议督促改正。3、建设单位项目管理人员对施工单位不按方案执行的行为检查督促不严格，未发现施工单位更

107、改作业步骤的情况。对入场的监理人员资质是否合格监督不到位，现场监理人员只具备线路施工监理资质，却从事变电设备施工监理工作，人员资质和实际工作不对应。CSG 2012.All rights reserved.2、“6.29”海南昌江站220kV母线失压事件 三、现场施工组织混乱 1、项目总负责人对现场工作管控不力，对人员作业情况不掌握。厂家人员在指导施工单位安装设备过程中，自行开展对气室进行放气减压工作，施工单位项目负责人不掌握该情况。2、施工单位与厂家的工作配合不顺畅，分工不明确，互相沟通不积极、不主动。施工人员与厂家人员对各自施工的步骤和项目的实施划分不明确，存在混乱工作、厂家人员超越施工方

108、案随意干活的现象，对工作情况互不掌握。3、施工单位对施工进度随意变更，盲目赶工期，对临时改变计划增加的工作缺乏管控。29日下午，项目负责人认为工期可能较紧张，临时安排通宵干活，且在安排工作后离开工作现场。四、运行单位管理混乱，交接班不到位，工作票管理缺失 1、工作票管理缺失。运行人员对施工单位在运行母线带电气室进行放气减压的工作，未要求施工单位人员开二种工作票进行工作。2、交接班执行不到位，交接内容不全面。事件发生后，当值值班员不掌握昌江站现场有施工单位人员进行施工作业的情况。掌握情况的非值班人员未能及时将情况反馈给值班人员和集控人员。导致中调值班员、集控人员、当值值班员、非当值值班员在信息传

109、递方面存在混乱。1、海南中调在对母差故障跳闸原因不掌握的情况下，为了尽快恢复故障，对母线进行充电，导致故障设备再次对地短路跳闸，造成设备损害扩大。2、海南中调编写了针对II母失压的处置预案，但在处置过程中未严格按照编写的处置预案进行处置，盲目对故障母线进行充电。五、海南中调管理混乱，对故障处理不当 CSG 2012.All rights reserved.3、“1.26”云南多回220kV线路因脱冰跳闸事件 2016年1月26日8:01-8:44，云南普洱地区4回220kV线路相继发生相间故障跳闸，导致龙马水电厂（380MW）、居甫渡水电厂（380MW）、戈兰滩水电厂（380MW）、土卡河水电

110、厂（355MW）等4个电厂对外停电。巡线未发现异常后，截至当日17:32，线路全部复电正常，受影响水电厂恢复正常运行。26日14:01、14:02，云南红河地区220kV通锡双回线相继发生相间故障跳闸，导致220kV锡都站（终端站），及由其供电的2个110kV变电站（果作站、风筝山站）全站失压，共损失负荷24MW；另外3个110kV变电站（个旧站、金湖站、上河站）均成功备自投至220kV云龙站，共转供负荷55MW。14:21、14:34，通锡双回线先后强送成功，损失负荷全部恢复。事件经过（1）26日日8:01-8:44，云，云南普洱地区南普洱地区4回回220kV线线路相继发生相间故障跳闸路相继

111、发生相间故障跳闸，导致导致4个电厂对外停电个电厂对外停电（2）26日日14:01、14:02，云南红河地区，云南红河地区220kV通通锡双回线相继发生相间故锡双回线相继发生相间故障跳闸障跳闸，导致，导致220kV锡都锡都站（终端站站（终端站）、）、2个个110kV变电站全站变电站全站失压失压 CSG 2012.All rights reserved.92 2016年1月26日8:01-8:44，云南普洱地区4回220kV线路相继发生相间故障跳闸，导致龙马水电厂（380MW）、居甫渡水电厂（380MW）、戈兰滩水电厂（380MW）、土卡河水电厂（355MW）等4个电厂对外停电。巡线未发现异常后，

112、截至当日17:28，线路全部复电正常，受影响水电厂恢复正常运行。26日14:01、14:02，云南红河地区220kV通锡双回线相继发生相间故障跳闸，导致导致220kV锡都站（终端站），及由其供电的2个110kV变电站（果作站、风筝山站）全站失压，共损失负荷24MW；另外3个110kV变电站（个旧站、金湖站、上河站）均成功备自投至220kV云龙站，共转供负荷55MW。14:21、14:34，通锡双回线先后强送成功，损失负荷全部恢复。事件经过 序号 所属地区 故障 时间 故障设备 动作过程 故障原因 故障点查找情况 同杆并架情况 当天天气情况 恢复时间 1 云南普洱地区东部 1-26 08:01

113、220kV墨（江）龙（马电厂）线 AC相故障跳闸 脱冰 N20-N30、N58-N77塔导线、绝缘子、杆塔及周围植被有覆冰，厚度大约67毫米 N1-N124塔同杆并架 雨夹雪小雨，温度1C 1-26 17:25 2 1-26 08:04 220kV墨（江）居（甫渡电厂）线 BC相故障跳闸 1-26 17:28 3 1-26 08:27 220kV墨（江）戈（兰滩电厂）二回线 AB相故障跳闸 N23-N44、N77-N110塔导线、绝缘子、杆塔及周围植被有覆冰情况，厚度大约2毫米 全线同杆并架 1-26 17:06 4 1-26 08:44 220kV墨（江）戈（兰滩电厂）一回线 AC相故障跳闸

114、 1-26 16:51 5 云南红河地区东部 1-26 14:01 220kV通（宝）锡（都）一回线 BC相故障跳闸 220kV通锡一回线N42-43塔BC相导线、通锡二回线N44-45塔AB相导线有放电痕迹 全线同杆并架 大雾、小雨，温度23 1-26 14:21 6 1-26 14:02 220kV通（宝）锡（都）二回线 AB相故障跳闸 1-26 14:34 25日云南东部地区出现一次范围较广的小雪或雨夹雪天气，覆盖到红河地区及普洱地区东部；26日降雪区域大幅缩减，覆盖到红河中东部地区。红河区域24日-26日最低温度接近-2-4，普洱地区24日-26日最低温度接近02。巡线结果显示，线路跳

115、闸均为脱冰导致。跳闸线路大都为同杆并架线路，三相导线均为纵向排列，容易因脱冰造成跳闸。事件原因 线路三相导线均为纵向线路三相导线均为纵向排列，易因脱冰跳闸排列，易因脱冰跳闸 甲甲线线A相相 甲甲线线B相相 甲甲线线C相相 乙线乙线C相相 乙线乙线B相相 乙线乙线A相相 同塔并架线路杆塔示意图 3、“1.26”云南多回220kV线路因脱冰跳闸事件 CSG 2012.All rights reserved.4、2012年“9.12”楚穗直流单极跳闸 事故前各送电断面潮流及极限值 单位：MW 云贵天交流出口 广东交流入口 贵州500kV交流出口 云南500kV交流出口 断面极限 8600 8000

116、3500 4000 断面潮流 6640 7490 2390 3260 断面裕度 1960 510 1110 740 事故前各直流运行功率 单位：MW 楚穗直流 高肇直流 兴安直流 天广直流 江城直流（受端）5000 3000 3000 1800 2700 楚穗直流单极闭锁前，500kV主网全接线运行，系统频率、电压运行正常；各送电断面裕度满足要求，云南交流送出通道及广东交流入口均压极限运行，主网各断面潮流及极限值如下表所示。电网运行方式 楚穗直流双极5000MW满功率运行，楚雄换流站500kV交流母线电压为530kV；其余四回直流均接近满负荷运行，各直流运行功率如下表所示。CSG 2012.A

117、ll rights reserved.事故后各送电断面潮流及极限值 单位：MW 云贵天交流出口 广东交流入口 贵州500kV交流出口 云南500kV交流出口 断面极限 8600 8000 3500 4000 断面潮流 8640 8690 2390 4860 断面裕度-40-690 1110-860 4、2012年“9.12”楚穗直流单极跳闸 14:47:35:169ms 广东境内500kV增穗甲线A相跳闸重合成功。14:47:35:207ms 楚穗直流极一双阀组跳闸（跳闸前双极功率5000MW）。直流保护动作情况如下：1、穗东换流站侧楚穗直流极一第一套直流保护中的换流器直流差动保护（87DCM

118、）动作（定值156A，延时3ms），无故障测距数据，现场天气阴天，极一双阀组至备用状态，极一极隔离；2、楚雄换流站侧楚穗直流极一无直流保护动作，收到对站紧急闭锁信号（ESOF）后极一跳闸，一、二次设备检查无异常。事故过程 CSG 2012.All rights reserved.4、2012年“9.12”楚穗直流单极跳闸 事故后，500kV云贵天交流出口、云南交流出口、广东交流入口均越限运行，总调事故处理过程如下：14:48 下令广东调出备用负责主调频；下令云南减送广东1000MW；下令广东调出备用1000MW 14:51 下令惠蓄加开3台机组并网。14:52 楚穗直流降至1.1倍，功率275

119、0MW；下令小湾减外送1000MW。14:56 下令金安桥减发500MW。15:01 下令金安桥减发250MW。15:09 要求云南外送按6400MW控制。15:11 下令楚穗直流降至2500MW，过负荷完全消除。准备转MR。15:13 下令小湾再减500MW，至2100MW。下令恢复金安桥发电计划（因金安桥有弃水）。楚穗直流设备检查期间，根据楚穗直流单极大地回线运行方式功率控制要求，将楚穗直流功率由2500MW调整至2200MW以防控逆变侧共用接地极过流风险。17:00-17:40 穗东换流站极一进行空载加压试验，结论正常，直流具备复电条件。18:17 楚穗直流极一双阀组复电，恢复双极四阀组

120、平衡运行。总调调控过程 楚穗直流单极故障发生后，总调下令广东中调调出1000MW备用。当日早峰统调计划最大可调出力8123万千瓦，实际最大可调出力8063万千瓦，11时13分统调最高负荷7795万千瓦，备用容量约268万千瓦。接到总调指令后，广东中调立即采取以下措施快速调出系统备用：（1）立刻操作广蓄B厂开启#7、#8机组的发电工况并带满出力，并增加其余水电、燃气机组出力；（3）在省内火电机组一次调频迅速正确动作的基础上，优先增加深圳中西部地区机组；（4）通知高埗、樟洋、丰达各一套9E机组做好开机准备。通过上述措施，广东中调10分钟内及时调出广东电网出力备用超过120万千瓦，在西电输送大幅降低

121、的情况下仍然保持了系统频率的稳定。广东调控过程 CSG 2012.All rights reserved.4、2012年“9.12”楚穗直流单极跳闸 楚穗直流单极故障发生后，云南电网AGC暂停控制，800kV楚穗直流负荷大幅降低，云南电网500kV主网潮流突变，由西向东潮流突增，500kV交流外送断面潮流过控制极限。中调调度员判断出楚穗直流发生故障，立即联系总调进一步确认。总调要求云南外送先减少1000MW，后要求云南500kV外送断面按不超4000MW控制。接到总调指令后，云南中调按先控制500kV交流外送断面潮流在稳定极限以内，再控制云南主网相关断面潮流在稳定极限以内，即“两控”原则来调整

122、水、火电厂出力。总体的潮流调整原则是：调减西部水电，优先调减直流闭锁后通过和平变500kV送出断面送出的水电出力，视情况增加东部火电出力。直流故障后云南外送潮流控制分为三阶段调控：（1）直流故障后的快减阶段：总调只需明确云南中调“500kV交流出口”控制极限值，云南中调配合总调快减电厂出力，同时负责消除云南省内联络线越限情况，最终目标是快速将“500kV交流出口”控制不越限。（2）直流故障后的调控阶段：此时云南越限消除，AGC可恢复控制，但鉴于直流恢复情况还不确定，云南西电东送还无法回到计划环节，此时总调只需明确云南中调两个控制指令即可：1）“500kV交流出口”控制极限值；2）云南总外送功率

123、值（含交、直流和鲁布革），按云南AGC应急控制策略，云南可以维持总外送功率按总调调令保持恒定，同时满足“500kV交流出口”和省内各联络线均不越限的安全要求。（3）直流故障后的恢复阶段：此时直流设备是否可恢复运行已明确，总调可以确定云南总外送功率曲线，同时修改小湾、金安桥电厂发电曲线，将云南西电东送恢复至正常跟计划模式。云南调控过程 CSG 2012.All rights reserved.4、2012年“9.12”楚穗直流单极跳闸 500kV增穗甲线跳闸原因：2012年09月12日14时47分500kV增穗甲线发生A相接地故障，线路两侧保护动作跳闸，重合成功。雷电定位系统显示：14时47分3

124、5秒增穗甲线#25-#30塔附件共有5次落雷记录。事后巡线结果为#27塔A相跳线遭雷击后对备用横担放电，跳线和备用横担均有烧花痕迹。800kV楚穗直流极一跳闸原因：500kV增穗甲线A相故障发生约3ms后，楚穗直流各阀组、兴安直流极2开始发生换相失败，9ms线路保护出口，49ms穗东站断弧，62ms极1的87DCM保护动作出口ESOF。现场一、二次设备检查无异常。与现场和保护处沟通，安排极一穗东侧进行空载加压试验。17:00-17:40 穗东换流站极一进行空载加压试验，结论正常，极一具备复电条件。事后经分析直流跳闸原因为，500kV增穗甲线故障导致直流功率剧烈波动，同时直流电流互感器IdH的I

125、dN的暂态特性差异导致87DCM保护误动。事故原因：CSG 2012.All rights reserved.2016年5月26日10:30，金中直流开展双极额定功率3200MW试验，15:13 极1换流阀冷却水发生泄漏，15:35金中直流操作降功率至2400MW（速度100MW/min），降至3000MW左右时极1因阀塔VBD漏水二级保护动作闭锁。极1极闭锁后，极2依次启动1.4倍3秒、1.1倍长期过负荷功能，损失功率约1240MW。事故后云南电网频率由49.95Hz最高升至50.19Hz，主网频率最低降至49.93Hz，楚穗、牛从、普侨直流FLC均动作，上调量分别为250MW、372MW、

126、238MW。损失功率约1240MW 最高频率50.19Hz 最低频率49.93Hz 事件概述 5、“5.26”金中直流因金官站极1阀厅漏水导致极1跳闸事件 CSG 2012.All rights reserved.15时13分：金中直流双极3200MW运行，金官站SER报“极1阀塔VBD一级漏水告警”；15时37分：功率降至3000MW后，SER报“极1阀塔VBD二级漏水跳闸”，极1接收阀冷系统外部跳闸信号启动ESOF跳闸。经现场检查，发现极1 B相D桥第一层的内冷水水管有严重漏水现象，初步判断故障原因为：D阀B相阀塔顶部S型水管与阀塔不锈钢水管螺纹连接处安装不到位，大功率试验过程中阀塔震动加

127、剧导致漏水。漏水点 5、“5.26”金中直流因金官站极1阀厅漏水导致极1跳闸事件 故障原因 CSG 2012.All rights reserved.调试前，系统部编制了500kV金中直流极1及双极系统调试调度方案，对金中直流双极额定功率试验、及1.1/1.2倍过负试验进行了全面风险辨识与分析，针对“金中直流单极闭锁”、“金中直流双极闭锁”、“500kV柳中甲线跳闸”等主要事故均有处置预案，试验风险可控。近期工作：对金官站极1、极2内冷水系统所有金属与塑料连接处进行排查（使用电筒光照法，检查密封圈安装是否良好）（已完成）；对金官站极1、极2内冷水系统所有金属与塑料连接处使用皮带扳手再次进行紧固

128、（已完成）。长期工作：继续推进直流控制保护可靠性提升专项工作 根据历年直流跳闸事件、反措，梳理直流控制保护及辅助系统可能存在的隐患（已完成）；针对梳理出的29条直流控制保护及辅助系统可能存在的隐患，结合组织各单位制定隐患排查方案，6月30日前完成；（对于阀冷、站用电等关键辅助设备，将重点从“防止N-1故障导致直流停运”、防止交流故障导致辅助系统运行异常、提高运维水平等方面开展隐患排查工作）根据方案开展隐患排查和治理工作，切实提高直流系统运行可靠性，12月30日前完成。推进阀冷等关键辅助系统规范化管理 组织完成阀冷及控制保护系统技术规范，12月30日前完成。风险预案 防控措施 5、“5.26”金

129、中直流因金官站极1阀厅漏水导致极1跳闸事件 CSG 2012.All rights reserved.6、2016年“5.7”牛从乙直流极二跳闸事件 事件前：云南异步联网下牛从双回四极方式运行，牛从甲直流双极方式运行，功率1800MW。牛从乙直流 双 极 方式运行，功率1800MW。楚穗直流功率4400MW，普侨直流功率4400MW，金中直流调试功率160MW，各回直流FLC功能均正常投入。事件后：牛从乙极二闭锁后的功率转移大部分由极一和牛从甲承担，牛从乙极一功率最高至1677MW，各回直流FLC动作上调功率最大至90MW（楚穗FLC动作上调40MW，牛从30MW，普侨20MW）。云南电网最高

130、频率达50.111Hz，主网最低频率至49.948Hz。事件前后运行方式 5月7日 16:51 牛从乙直流极二线路保护（行波保护、电压突变量保护、线路低电压保护）动作，全压再启不成功，牛寨换流站极二退至备用状态，从西换流站极二退至闭锁状态。5月7日 16:52 调度员下令手动将牛从甲直流功率提升3000MW，牛从乙直流极一功率调减至600MW，17:12 牛从乙直流入地电流控制至1200A以内。5月7日 17:27，牛从乙直流极2强送成功，入地电流消除。事件经过 101 楚穗直流FLC动作上调功率40MW 普侨直流FLC动作上调20MW CSG 2012.All rights reserved

131、.事件发生后，调度迅速应对、正确处置，依据国家能源局印发的牛从直流单极闭锁故障下入地电流对油气管道安全影响的临时处置措施和应急方案，7分钟将牛从乙直流入地电流控制在1200A以下，38分钟消除牛从乙直流入地电流。南网总调发布牛从直流单极闭锁故障入地电流对油气管道安全影响的风险（南网电网级风险），对超高压公司、云南中调、广东中调、溪洛渡右岸电厂提出相应风险控制措施及实施要求。调度处置经验及进一步要求 102 依据牛从直流单极闭锁故障下入地电流对油气管道安全影响的临时处置措施和应急方案，至2016年6月12日前，牛从直流仅剩余2次单极闭锁机会，在此期间，强对流、山火等恶劣天气发生概率较大，牛从直流

132、单极闭锁等故障风险较高，若单极闭锁达到允许次数，牛从直流将被迫转为金属回线方式运行，将导致云南送出及溪洛渡右岸电厂送出能力大幅下降3200MW，对保证西电东送任务、保障广东电力供应及控制水库水位等产生较大影响。牛从直流单极闭锁指标风险 6、2016年“5.7”牛从乙直流极二跳闸事件 CSG 2012.All rights reserved.地调大楼由35kV赖茂变10kV线路单路供电。地调48V通信直流电源双套配置，通信电源接入双路380V空开，配置2套500AH蓄电池。通信电源、蓄电池均运行正常，两套电源直流负载分别为51A、54A。通信直流电源未接入大楼柴油发电机，因大楼为单电源供电，因此

133、通信电源实际为单路交流供电。事件前运行方式 11月14日怒江供电局开展赖茂站35kV#1主变的计划检修（主变高、低压侧引流线绝缘包裹），#1主变转检修后将致35kV赖茂变10kV系统停电，影响怒江地调大楼供电；06:30，地调外来供电停电，大楼由柴油发电机供电，地调48V通信直流电源停电，通信设备转蓄电池供电；12:42，蓄电池耗尽，地调通信设备全停；14:07，检修工作结束，大楼恢复供电，通信设备启动正常。事件经过 103 7、2015年“11.14”怒江地调大楼通信直流电源全停 CSG 2012.All rights reserved.1、云南省网、怒江地区网地调站通信设备全停，地调大楼办

134、公网络、电话中断；2、220kV洱剑I回、220kV大剑I回、220kV大洱I回主二保护通道中断；3、地调自动化系统可靠性降低（主备调系统双通道热备），调度电话未中断（通过运营商外线与厂站通信）。事件影响 1、怒江地调大楼不具备独立双路电源供电，且通信电源投运时未接入柴油发电机，导致通信电源实际为单路供电，不满足南方电网通信电源技术规范要求；2014年怒江地调曾申请改造将通信电源接入柴油发动机，但未批复，导致长时间单电源供电没有得到解决。2、风险辨识和防控不足，未充分识别检修工作对地调大楼通信电源运行的影响，没有据此启动相关风险防控工作，导致了计划检修引起停电。1、将地调2套通信电源由当前直接

135、取市电改为由自动化UPS馈线屏取电，短期内提高交流供电可靠性。2、开展地调大楼供电改造，规划新建一回线路至地调大楼，形成两路市电供电。下一步计划 暴露的问题 7、2015年“11.14”怒江地调大楼通信直流电源全停 CSG 2012.All rights reserved.8、抗击强台风“彩虹”主要事故详细处置过程 105 CSG 2012.All rights reserved.“彩虹”路径图 106 2015年第22号强台风“彩虹”于10月2日在菲律宾生成，3日晚23时升格为强台风。4日14:10在广东省湛江市坡头区沿海登陆，登陆时中心附近最大风力有15级（50米/秒），登陆期间广东湛江麻

136、章区湖光镇阵风67.2米/秒（超过17级）。同时，“彩虹”外围环流的螺旋雨带与南下弱冷空气结合，在广东佛山顺德、广州番禺等地产生了猛烈的龙卷风天气，对电网造成了严重的危害。强台风“彩虹”基本情况 CSG 2012.All rights reserved.发展速度快 “彩虹”从2日凌晨形成到登陆，仅用不到60小时飞奔了1300多公里直线距离，出现了异常的近海加强、半夜突然加强现象，登陆风力级别从气象部门最初预测的11-12级升高到以15级强台风登陆。登陆强度强 “彩虹”为1949年以来10月份登陆广东的最强台风。登陆时中心最大风速达50米/秒（强台风）。同时，“彩虹”也是仅次于2014年“威马逊

137、”和1996年“Sally”的登陆广东第三强台风。龙卷风 “彩虹”外围环流触发高强度龙卷风，致使广州番禺与佛山顺德出现较严重灾害损失。强台风“彩虹”基本情况 CSG 2012.All rights reserved.强台风“彩虹”主要影响广东省内大部、广西东南部、海南东北部等地，台风破坏力大且局部伴有龙卷风、强对流恶劣天气，造成广州广南片区、广东湛江地区大量电力设施受损，严重威胁系统安全稳定运行和电力供应。台风期间全网220kV及以上系统发生152次故障，其中线路故障144次（占94.7），母线故障3次（占1.97），主变故障5次（占3.29）。具体如下表所示。台风对电网及电力供应造成的影响

138、电压等级 单相瞬时性故障（次）单相永久性故障（次）两相故障（次）三相故障（次）母线故障（次）主变故障（次）500kV 9 5 4 0 2 4 220kV 46 22 13 7 1 1 合计 55 27 17 7 3 5 各占比例 36.18%17.76%11.18%4.61%1.97%3.29%台风导致全网失压变电站500kV 3座、220kV 15座、110kV 83座；全网电厂失压500kV 1座、220kV 2座；全网损失最大负荷1854MW，其中广东损失负荷1634MW，海南损失负荷35MW，广西损失负荷185MW，导致重要用户全部外来电源中断共计30户。108 CSG 2012.Al

139、l rights reserved.强台风“彩虹”情况介绍 湛江地区2015年地理接线图 湛江主城区地图 台风“彩虹”从下往上穿过湛江主网架 绿线为台风“彩虹”路径，从下往上穿过湛江主城区 8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.强台风“彩虹”情况介绍 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天

140、泰站天泰站榭平岭站榭平岭站湛江地区2015年地理接线图 湛江主城区网架拓扑结构图 台风“彩虹”沿着绿线从下往上穿过湛江主网架 台风“彩虹”从下往上穿过湛江主网架 8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.湛江地区负荷情况 10月04 12:00之后，广东湛江地区220kV及以下地区电网遭受台风猛烈冲击，频繁跳闸，负荷迅速下降，台风来临前，湛江地区负荷大约有500MW左右，在14:00时负荷降至最低，只有大约15MW。12:00 14:00 8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved

141、.220kV霞山站全站失压 12时22分220kV霞迈甲线跳闸，重合不成功，12时23分强送不成功；12时22分220kV湛霞甲线跳闸，重合不成功，12时49分、13时04分两次强送均不成功；12时44分220kV霞迈乙线跳闸，重合不成功，12时53分强送不成功；12时49分220kV湛霞乙线跳闸，重合不成功，13时00分强送不成功；12时49分220kV雷霞线跳闸，重合不成功，12时57分、13时03分两次强送均不成功；13时02分220kV椹霞线跳闸，重合不成功，13时14分强送不成功。霞山片网失压。500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站

142、赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站湛江地区电网接线图 8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.220kV霞山站全站失压 12时22分220kV霞迈甲线跳闸，重合不成功，12时23分强送不成功；12时22分220kV湛霞甲线跳闸，重合不成功，12时49分、13时04分两次强送均不成功；12时44分220kV霞迈乙线跳闸，重合不成功，12时53分强送不成

143、功；12时49分220kV湛霞乙线跳闸，重合不成功，13时00分强送不成功；12时49分220kV雷霞线跳闸，重合不成功，12时57分、13时03分两次强送均不成功；13时02分220kV椹霞线跳闸，重合不成功，13时14分强送不成功。霞山片网失压。500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站湛江地区电网接线图 8、抗击台风“彩虹

144、”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.220kV赤坎站全站失压 12时11分220kV湛赤甲线跳闸，重合不成功，12时24分强送不成功；12时53分220kV湛赤乙线跳闸，重合不成功；13时13分220kV榭赤线跳闸，未重合；13时14分赤坎站220kV#2母线跳闸，赤坎站片失压。500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥

145、桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站湛江地区电网接线图 8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.220kV雷州站与闻涛站全站失压 12时49分220kV雷霞线跳闸，重合不成功，12时57分、13时03分两次强送均不成功；13时25分220kV港雷线跳闸，重合不成功，雷州站、闻涛站片失压。13时43分、13时45分对220kV港雷线两次强送均不成功。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站

146、500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.220kV湛江厂全厂失压 12时11分220kV湛赤甲线跳闸，重合不成功；12时22分220kV湛霞甲线跳闸，重合不成功，12时49分、13时04分两次强送均不成功；12时36分坡头站#1母线跳闸导致220kV湛坡甲线跳闸；12时49分220kV湛霞乙线跳闸，重合不成功，13时00分强送不成功；12时53分220kV湛赤乙线跳闸，重合不成功；13时32分

147、220KV湛坡乙线跳闸，重合不成功；13时42分220kV湛泥线跳闸，重合不成功，湛江站出线全部跳闸，湛江厂全厂失压，#3机组、#4机组跳闸。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.220kV坡头站全站失压

148、11时58分220kV坡吴线跳闸，重合不成功，12时15分强送成功，12时18分220kV坡吴线再次跳闸，重合不成功；12时36分坡头站220kV#1母线跳闸，导致220kV湛坡甲线2307、#1主变变高2201跳闸、220kV母联2012开关跳闸；12时46分220kV坡廉线跳闸，重合不成功；13时32分220kV湛坡乙线跳闸，重合不成功；13时53分220kV坡天线跳闸，重合不成功；坡头站全站失压。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500

149、kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.调顺电厂失压 此时，湛江地区220kV变电站仅剩遂溪站、廉江站、迈旺站、椹北站、宝能站还没有失压，而500kV线路及变电站均正常运行，但是随着台风的进一步推进，500kV设备受到严重的威胁。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷

150、州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.500kV福山站失压 湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭

151、平岭站榭平岭站 13:02 500kV调港乙线C相故障跳闸，重合成功。13:23 500kV调港乙线第二次C相故障跳闸，重合成功。13:28 500整。同时要求港城站检查相关的一二次设备，但因现场环境恶劣，无法执行。13:32 总调通知福山站检查相关的一二次设备，确认是否具备强送条件。13:33 港城站报现场台风太大，无法对福港线一二次设备进行检查，无法判断福港线是否具备强送条件。13:39 总调通知海南中调福港线短时间内可能强送不了，将相关稳控调整到位。8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.500kV福山站失压 湛江地区电网接线图

152、 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站13:02 500kV调港乙线C相故障跳闸，重合成功。13:23 500kV调港乙线第二次C相故障跳闸，重合成功。13:28 500kV福港线A相故障跳闸，重合不成功。13:28 总调立即通知海南中调500kV福港线故障跳闸，要求做好孤网运行方式调整。同时要求港城站检查相关的一二次设备

153、，但因现场环境恶劣，无法执行。13:32 总调通知福山站检查相关的一二次设备，确认是否具备强送条件。13:33 港城站报现场台风太大，无法对福港线一二次设备进行检查，无法判断福港线是否具备强送条件。13:39 总调通知海南中调福港线短时间内可能强送不了，将相关稳控调整到位。8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.调顺电厂失压 13:32 500kV调港乙线第三次C相故障跳闸，重合成功。13:34 500kV调港甲乙线同时故障跳闸，重合不成功。13:38 总调通知调顺电厂500kV调港甲乙线跳闸，要求做好保障厂用电的措施。湛江地区电网接

154、线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.500kV港城站失压 13:46 港城站500kV港岛乙线5043开关C相故障跳闸（只是单个开关跳闸），开关压力低未储能，闭锁重合闸。13:50 500kV港茂甲线故障跳闸，重合成功

155、。13:50 500kV港茂乙线故障跳闸，重合不成功。13:50 总调要求茂名站优先检查港茂乙线一二次情况，港茂甲线先不检查。13:54 总调要求港城站尽快检查港茂乙线一二次情况，做好强送准备。湛江地区电网接线图 此时湛江地区两个500kV站（港城站与东海岛站）仅靠500kV港茂甲线与主网联络，为强化湛江地区电网网络结构，决定尽快对500kV港茂乙线进行强送。500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山

156、站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.500kV港城站失压 湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站13:55 总调下令茂名站合上500kV港茂乙线5031开关对线路充电，

157、马上执行。13:57 500kV港茂乙线从茂名站侧强送成功。13:58 总调下令港城站用500kV港茂乙线5063开关同期合环，马上操作。13:59 500kV港茂双线跳闸重合不成功。13:59 港城站报已失压，总调要求5063开关不用再操作，同时断开全部500kV开关。14:04 总调通知海南中调做好长时间孤网运行的准备。询问东海岛重要用户是否有自备电源等。8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.500kV港城站失压 湛江地区电网接线图 500kV港城站失压后，导致500kV东海岛站、220kV遂溪站、廉江站、迈旺站、椹北站、宝能站

158、、湛江生物质厂失压。湛江电网除220kV吴川站外全部失压 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站13:55 总调下令茂名站合上500kV港茂乙线5031开关对线路充电，马上执行。13:57 500kV港茂乙线从茂名站侧强送成功。13:58 总调下令港城站用500kV港茂乙线5063开关同期合环，马上操作。13:59 500k

159、V港茂双线跳闸重合不成功。13:59 港城站报已失压，总调要求5063开关不用再操作，同时断开全部500kV开关。14:04 总调通知海南中调做好长时间孤网运行的准备。询问东海岛重要用户是否有自备电源等。8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.台风当天处置恢复过程 为尽快恢复湛江地区供电，保障重要用户及大用户供电，需尽快恢复500kV港城站及500kV东海岛站，总调与中调密切配合，分别通过220kV、500kV网架尽快恢复对湛江地区的供电。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头

160、站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.台风当天处置恢复过程 湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站50

161、0kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站处置总体思路：强 送 500kV 港 茂 甲 乙 线 恢 复500kV港城站，随后通过港城站主变送回遂溪站、廉江站、雷州站、闻涛站、椹北站供电；强送500kV港岛甲乙线恢复500kV东海岛站，通过东海岛站500kV#1主变恢复宝能站、迈旺站；强送500kV 雷州站、迈旺站、椹北站复电后，构建港城站与东海岛站的500kV/220kV电磁环网，增加宝能站的供电可靠性；强送220kV坡天线、榭赤线、坡吴线、湛泥线恢复湛江电网与主网的220kV通道。8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.Al

162、l rights reserved.台风当天处置恢复过程 湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站处置总体思路：强送500kV港茂甲乙线恢复500kV港城站，随后通过港城站主变送回遂溪站、廉江站、雷州站、闻涛站、椹北站供电；强送500kV港岛甲乙线恢复500kV东海岛站，通过东海岛站500kV#1主变恢复宝

163、能站、迈旺站。站与东海岛站的500kV/220kV电磁环网，增加宝能站 强送220kV坡天线、榭赤线、坡吴线、湛泥线恢复湛江电网与主网的220kV通道。8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.台风当天处置恢复过程 处置总体思路：强送500kV港茂甲乙线恢复500kV港城站，随后通过港城站主变送回遂溪站、廉江站、雷州站、闻涛站、椹北站供电；强送500kV港岛甲乙线恢复500kV东海岛站，通过东海岛站500kV#1主变恢复宝能站、迈旺站；强送500kV 雷州站、迈旺站、椹北站复电后，构 建 港 城 站 与 东 海 岛 站 的 500kV/

164、220kV电磁环网，增加宝能站的供电可靠性；强送220kV坡天线、榭赤线、坡吴线、湛泥线恢复湛江电网与主网的220kV通道。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.500kV福港线恢复过程 4日13:28 5

165、00kV福港线A相故障跳闸，重合不成功，海南电网与南网主网解列，转入孤网运行，因地区负荷较低，无需拉限负荷，旋转备用约800MW，事故备用约1050MW，满足孤网运行条件。13:59 500kV港茂双线跳闸重合不成功，港城站失压。15:11:14 港城站用500kV第六串联络5062开关对福港线充电正常。15:13:05 港城站5062开关再次跳开，福港线跳闸。由于500kV福港线强送后又跳开，根据强送原则，暂不对500kV福港线进行再次强送，通知保护专业进行故障录波和保护动作信息分析。500kV福港线#1-#90塔进行了事故巡线，发现以下缺陷：（1）#19塔右侧地线接地引下线断裂；（2）#1

166、5塔右侧地线接地引下线螺栓脱落；（3）#13、14、15、21、22、23、35、36塔中相左串均压环脱落；9日21:10 福港线恢复运行，海南电网与主网联网运行。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.调顺

167、电厂恢复过程 13:02 500kV调港乙线C相故障跳闸，重合成功。13:23 500kV调港乙线第二次C相故障跳闸，重合成功。13:32 500kV调港乙线第三次C相故障跳闸，重合成功。13:34 500kV调港甲乙线同时故障跳闸，重合不成功。13:38 通知调顺电厂500kV调港甲乙线跳闸，要求做好保障厂用电的措施。调顺电厂失压后，总调为恢复厂用电准备对500kV调港双线进行强送，但是调顺电厂厂用电来源为湛江电厂，厂内500kV母线复电也无发供厂用电。为防止引入新的故障设备对地区电网造成冲击，决定500kV调港双线进行强送。10月06日20:52 500kV调港甲乙线由港城站侧充电正常（调

168、顺电厂侧线路间隔开关因厂用电未恢复暂不具备合环条件）。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.500kV港城站恢复 14:08 总调通知茂名站准备对港茂双线进行强送，你们先确认站内有没有明显异常。14:09

169、总调询问港城站500kV开关是否已经全部断开，现场报5041开关SF6压力低，无法操作，也无法隔离。14:13 茂名站用5011开关对500kV港茂甲线充电正常（港茂乙线之前已强送过一次）。14:14 茂名站5011开关再次跳开，港茂甲线跳闸。14:18 茂名站用5031开关对港茂乙线充电正常。14:26 港城站用5063开关对港城站500kV#2母线充电正常。14:35 港城站用5013开关对500kV#2主变充电正常。14:41 茂名站用5011开关对港茂甲线充电正常。14:49 港城站用5053开关对港茂甲线同期合环正常。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港

170、城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.500kV东海岛站恢复 14:49 总调下令港城站合上500kV港岛甲线5033开关对线路充电。15:00 500kV港岛甲线恢复正常运行；东海岛站恢复送电；港城站：500kV港岛乙线50411刀闸A相掉落，B相被吹歪、旋转瓷瓶折断，

171、无法操作；50432刀闸B、C相瓷瓶断裂，5043开关-1刀闸侧CT泄压，无法运行；15:00 广东用东海岛站5013开关对东海岛站#2母线充电正常；15:01 广东用东海岛站5032开关对#3主变充电正常；因东海岛站500kV#2主变变中避雷器倾倒至中性点管母上，暂不具备送电条件。此时，港城站通过500kV港茂双线通过500kV#2母线带500kV#2主变及500kV港岛甲线运行，广东东海岛站500kV#2母线及500kV#3主变均充电正常，在湛江地区通过港城站500kV#2主变及东海岛站500kV#3主变建立两个电源点。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站

172、港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.500kV东海岛站恢复 湛江地区除福山站和调顺电厂存在故障外，500kV网架基本恢复，从13:59港城站、东海岛站失压，到14:26港城站复电，15:00东海岛站复电，平均半个小时恢复一个500kV变电站，以最快速度恢复电网安全稳定运行，

173、保障电网供电正常。湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.湛江地区220kV网架恢复过程 湛江地区电网接线图 500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂

174、溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站坡头站：4日14时55分 220kV坡吴线强送成功，坡头站#1母线充电正常；迈旺站：4日15时07分220kV岛迈甲线强送成功，恢复正常运行，迈旺站220kV#1母线充电正常；遂溪站：4日15时23分220kV港遂甲线强送成功，恢复正常运行，遂溪站220kV#1母线充电正常；雷州站：4日15时46分220kV港雷线强送成功，恢复正常运行，雷州站#1母线充电正常；闻涛站：4日16时29

175、分220kV雷闻甲线强送成功，恢复正常运行；8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.湛江地区220kV网架恢复过程 湛江地区电网接线图 廉江站：4日16时46分 220kV遂廉线强送成功，线路恢复正常运行，廉江站220kV#2母线充电正常；宝能站：4日18时12分宝能站合上220kV岛宝乙线开关，线路恢复正常。霞山站：4日22时19分220kV雷霞线强送成功，霞山站220kV#2母线充电正常。赤坎站：6日01时25分 220kV榭赤线送电正常，赤坎站#1母线恢复送电；椹山站：6日13时39分 220kV椹霞线复电正常；至此，湛江地区受

176、台风影响停电的220kV变电站全部复电。500kV茂名站茂名站吴川站吴川站500kV港城站港城站湛江电厂湛江电厂坡头站坡头站赤坎站赤坎站遂溪站遂溪站廉江站廉江站椹北站椹北站霞山站霞山站雷州站雷州站闻涛站闻涛站500kV东海岛站东海岛站迈旺站迈旺站宝能站宝能站500kV福山站福山站海南电网海南电网调顺电厂调顺电厂泥桥站泥桥站天泰站天泰站榭平岭站榭平岭站8、抗击台风“彩虹”主要事故详细处置过程 CSG 2012.All rights reserved.台风“彩虹”对湛江地区的影响情况 136 港城站500kV#1主变变高1M侧50211刀闸C相动触头断裂掉落 港城站500kV 港岛乙线1M侧504

177、11刀闸B相支持瓷瓶折断 港城站500kV 港茂甲线1M侧50511刀闸C相动触头断裂掉落 港城站500kV 港茂乙线1M侧50611刀闸B、C相动触头断裂掉落 CSG 2012.All rights reserved.CSG 2012.All rights reserved.台风“彩虹”对广州广南片区的影响情况 台风“彩虹”造成广州广南片区5座220kV变电站、2座220kV电厂、14座110kV变电站全站失压，6座110kV的变电站部分失压。导致广东省第二人民医院等3个一级重要用户、中山大学孙逸仙纪念医院等9个二级重要用户全部电源失压。损失负荷724MW，占广州总负荷的8.23%，停电用户40.9392户，占总用户数的8.02%。截止目前，广州广南片区除广南站500kV#4主变停运进行主变35kV侧套管渗油处理外，其余设备均已恢复运行，广南片区恢复正常运行。对广南片区电网的影响情况 138 CSG 2012.All rights reserved.谢谢！谢谢！