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年3月30日，某110kV变电站110kVII母、2号主变压器、10kVII母线运行；110kV母联开关、10kV母联开关在分闸位置处，110kVⅠ母、1号主变压器、10kVⅠ母按计划停电进行春检。
16时30分，当天春检工作全部完成，变电工区操作队操作人窦××、监护人裴××、第二监护人王×办理了操作票开始送电操作。先后恢复了110kVⅠ母、110kVⅠ母电压互感器、1号主变压器的运行。在恢复完10kVI母电压互感器运行后，变电工区副主任庞××在现场说：“10kVⅠ母、II母都带电，10kV500母联开关也可以恢复运行了”。此时，操作队当值值班长罗××在变电站主控室用对讲机向在10kV高压室的裴××下达该变电站110kV100母联开关由检修恢复运行的操作命令，而裴××接令后，未执行此项命令，在未办理10kV500母联（ZN28-12/3150）操作票、未接到值班长指令，将微机“五防”解锁，操作前又未对500间隔进行认真检查的情况下，和窦××一起合上了500－1刀闸，王×在合500－2刀闸时，发生短路（事后经检查500-2刀闸开关侧装有一组接地线），造成了1号、2号主变压器复压过流保护动作，两台主变压器同时跳闸。试分析该起事故中的违章行为。
[简答题]‘年2月，某供电分公司用电检查班临时负责人张某（班长有病未上班）刘某到某宾馆落实用电检查中反映的缺陷，和事先在此等候的该宾馆李某等人进入配电室，先查看了配电盘上的电流表（两边相各200A、中相220A)、电压表。张某用钳形电流表岛盘后在分路空气开关连接的裸母排上测量电流（相间距离很小，约60mm)，测量时发生了相间短路起弧，造成张某、刘某电弧烧伤，在场的人员分别将张某、刘某送往医院。经医院彻步诊断：刘某脸部和双手背面为轻度电弧烧伤。
[简答题]栁5】某供电分公司“3·29”施工人员误接线,造成主变压器被迫停运事故。
事故前运行方式:
3 月 29 日,某供电分公司 110kV 桂林洋变电站进行农网改造停电施工,内容包括主变压器10kV侧与新的10kV进线柜连接。施工结束后,21时30分主变压器三侧恢复送电。
事故经过:
21 时 45 分后,不断有用户打电话说电动机反转,站长吴某确认送电的相序有误后,立即汇报公司领导并立即联系调度,要求主变压器停电。22时08分,主变压器被迫停电,同时向省公司汇报事故情况。22 时40分左右,省公司生技部、基建部、安监部、中试所等部门先后到达事故现场,立即组织施工单位、制造厂家等单位进行分析,发现事故原因为:制造厂家人员在 3 月 14 日 10kV 进线柜现场就位时,发现 10kV 进线拒母线相序与主变压器 10kV 侧的母线桥引入穿墙导管相序不符,便将进线拒内 AC 相对调,但相序标识未更改。 3 月 29 日,负责安装连接的施工单位在连接时对原主变压器 10kV 侧的母线桥 AC 相一次布置作变动的办法,结果导致了反相序送电。经重调相序后, 3 月 30 日 0时 15 分,主变压器和 10kV 全部出线恢复送电。
[简答题]栁9】某供电分公司 220kV 堂站 1 号主变压器 " 5 · 29 ”保护定值错误,导致保护误动事故。
事故前运行方式:
事故前某供电分公司 220kV 圣堂站向 110kV 沙湖站、君堂站、松岭站供电。
事故经过、扩大、处理情况:
5 月 29 日 15 时 49 分,圣堂站 10kV 江洲线近距离遭雷击,速断动作跳闸,重合成功;同时 1 号主变压器差动保护动作跳主变压器三侧断路器。 16 时 25 分,失压的三个 110kV 变电站转供电完毕。圣堂站 1 号主变压器经中调批准随即转为检修状态。经厂家协助检查发现,按厂家提供的计算方法设置差动保护定值时,低压侧平衡系数Kp1出现偏差(投运时由于 10kV 负荷较轻不足以发现差流) , 造成主变压器差动保护区外故障时误动作。后经厂家确认,将其修正,于 5 月 31 日 16 时 15 分恢复主变压器供电。
[简答题]栂1】某供电分公司 110kV 街口站“ 8 · 6 ”误操作导致 110kV 从街乙线跳闸事故。
事故前运行方式:
某供电分公司 220kV 从化站 110kV 从街乙线供街口站、灌村站、桃莲站、温泉站、良口站、流溪河电厂、吕田站。从街甲线空载充电,街口侧断路器在热备用状态,从温线因故障在检修状态,流溪河电厂开两台机。
事故经过、扩大、处理情况:
8 月 6 日 15 时 52 分,继电保护人员在街口站作 110kV从街甲、乙线自投装置校验,在未解开“033”手跳回路的情况下,继电保护班长张某指挥工作班成员李某在做模拟从街乙线 124 断路器变位试验时,将正电源通过“033”回路直接通过手合跳闸回路,使从街乙线124断路器跳闸,导致街口站、灌村站、桃莲站、温泉站、良口站、流溪河电厂、吕田站 7 个 110kV厂站与系统解列,周波下降使街口站 9 条馈线、灌村站 3 条馈线低周动作跳闸,流溪河电厂两台备用机组低周启动。15时 54 分继电保护人员同期手合从街乙线 124 断路器,并陆续恢复低周跳闸的馈线复电。事故损失负荷约 13MW 、损失电量 6066kWh 。
[简答题]栂2】某供电分公司 l10kV 伯劳站“ 8 · 17 ”保护定值错误,导致差动保护误动事故。
事故经过、扩大、处理情况:
某供电分公司 110kV 伯劳站原 1 号主变压器容量为 20MVA,近期试验中发现变压器油中乙炔含量超标且增长较快,决定暂时用一备用变压器(瑞典 ABB 产品,1988 年出厂,容量 31.5 MV A)更换,新主变压器于今年 8 月15日刚投入运行。 8 月 17 日 17 时 41 分, 110kV 伯劳站 3 回同杆架设的 10kV 出线相继发生近端短路,馈线断路器速断跳闸,同时1号主变压器差动保护误动作,两侧断路器跳闸。事后分析认为造成事故原因是:该主变压器差动继电器型号为 DCD -5 ,按其原理,当用于两卷变压器时,制动线圈应接在负荷侧。但 1990 年该站安装时没有按其原理接线,而将制动线圈接在电源侧,即 110kV 侧接入制动线圈和平衡线圈 I ,10kV 侧接入平衡线圈II,这种接线,将影响保护的灵敏度,但对于终端站来说,只要整定得当,也基本能满足要求。 8 月 15 日,由于更换主变压器而需要将变压器高压侧 TA变比由 200 / 5 调整为 400 / 5 ,因而需要将主变压器差动保护定值重新整定计算。整定计算人员按 DCD -5 差动继电器原理要求,将制动线圈整定在负荷侧,即 10kV 侧接入制动线圈和平衡线圈 I , 110kV 侧接入平衡线圈II,但没有特别强调需改变现场接线。现场继电保护整定人员在整定时,未逐项核对定值通知单内容,也没有核对现场接线,误认为制动线圈是接在负荷侧,只是在 DCD -5 差动继电器面板上按平衡线圈 I 和平衡线圈II的整定匝数进行整定,造成整定结果与定值通知单不符,导致 1 号主变压器在外部馈线短路时无法躲开不平衡电流、差动保护误动。
[简答题]栀6】某供电分公司 110kV 龙山变电站“9·19”误拉隔离开关导10kV母线失压事故。
事故前运行方式:
某供电分公司110kV龙山变电站 2 号主变压器带10kVI 、II段母线运行,1号主变压器热备用。
事故经过、扩大、处理情况:
9月19日8时57分, 110kV龙山变电站 10kV系统发生 B 相全接地(用户侧配电变压器 B 相避雷器烧坏),值班人员明某(正值)、周某(副值)在高压室对设备进行检查,发现 10kVI段母线 51TV B相避雷器冒烟(避雷器已经击穿),为了尽快切除故障点,明某要求周某立即手动拉开10kVI段母线 51TV 隔离开关隔离故障点,当时周某提出要用母联500断路器来切除故障点,但明某未听取周某提出正确处理意见,依然要求周某手动拉开 10kV I段母线 51 TV 隔离开关,周某没有拒绝,随即手动拉开 10kVI 段母线 5 1 TV 隔离开关,在拉闸过程中隔离开关 B 相静触头对C相母排放电,造成三相弧光短路,同时 10kVI 段母线 708 备用开关柜内 7081 母线隔离开关因操作过电压产生三相弧光短路,开关柜被严重熏黑,项部母线三个支持绝缘子爆裂,造成 2 号主变压器复合过流保护动作越级跳主变压器两侧断路器(10kV母联断路器不跳,原因是跳闸压板退出后一直未投入) , 10kVI 、II段母线失压事故。9时28分,值班人员在事故处理过程中,未全面、认真检查主变压器复合过流保护范围内母线及连接设备,未发现 708 备用开关柜顶部母线三个支持绝缘子爆裂已损坏。9时47分,当值调度朱某在未要求值班人员全面检查母线绝缘是否良好的情况下,下令1号主变压器由热备用转为运行状态,对10kV母线试充电,10kV母线带严重缺陷运行,然后对10kV母线各馈线供电(当时母线多个支持绝缘子爆裂,对母线充电前,未摇测母线绝缘是否良好)。
事故发生后,分公司有关领导和技术人员到事故现场调查,才发现这严重缺陷。18时04分,10kVI、II段母线由运行转为检修状态,进行缺陷处理。 20时28分,恢复10kV 母线及各馈线运行。
[简答题]栀5】某供电分公司 110kV 街口站“5·13”违反调度令带接地开关合断路器的恶性误操作事故。
事故前运行方式:
事故发生前,某供电分公司110kV街口站由 220kV从化站经从街甲线供电,并通过 110kV 街灌线供 110kV 灌村、桃莲站,110kV 温桃线温泉站侧断路器切开热备用;1号主变压器热备用,由 2 号主变压器供全站负荷;110kV 从街乙线在停电检修状态。
事故经过、扩大、处理情况:
根据检修计划安排,5月13日110kV从街乙线全停,两侧设备预试、从化站侧继电保护校验、街口站侧线路隔离开关缺陷处理。17 时工作票全部结束。当日110kV 温桃线同时安排停电,于17时22分工作结束恢复送电。5月13日18时10分,从化市调当值调度进行从街乙线由检修转运行的操作,先向街口站发令。变电操作班值长叶某接当值调度员宋某“街口站拉开 l10kV 从街乙线 12440 接地开关”命令,接受调度令后,叶某对值班员曾某(副值)交代操作任务:执行“从街乙线由检修转运行的操作”。随后由叶某作监护人、曾某作操作人,持000422操作票在模拟图版模拟预演后,到从街乙线间隔,18时13分,拉开从街乙线12440接地开关,之后未按操作票要求汇报调度,叶某命令曾某在 18 时 14 分合上 1242 母线隔离开关,18时15分,合上 1244 线路隔离开关,18 时19分,合土从街乙线 124 断路器向线路充电。随即在 18时19分02秒,从化站从街甲线 123 断路器距离 III段动作跳闸、重合后加速动作再跳。经核查,当叶某、曾某二人合上街口站从街乙线 124 断路器时,从化站从街乙线线路侧 12440 接地开关仍在合闸位置,造成三相接地短路。由于街口站侧从街甲、乙线正常方式下分列运行,两回线路不装设保护,因此由从化站的 110kV 从街甲线保护动作跳闸。事故造成街口、灌村、桃莲 3 座 110kV 站失压。
事故发生后,当值调度迅速将街口站从街甲线断路器转热备用、从街乙线断路器转冷备用。从化、街口两站检查设备,发现从街乙线1号塔C相跳线断线两股,其他设备无异常。于18时48分恢复从街甲线送电。事故造成街口、灌村、桃莲 3 站停电 29 分钟,少送电约15000kWh 。从街乙线于5月15曰下午13时09分处理断股后恢复正常。经调查,值长叶某在执行从街乙线由检修转运行的操作票时,在110kV设备场地执行完毕第 2 项“拉开从街乙线线路侧 12440 接地开关,检查拉开位置”和第 3 项“检查从街乙线间隔全部接地开关己拉开”操作项目后,不按顺序执行第 4、5项,其中包括汇报调度的项目,而直接操作第7~9 项,检查断路器分闸后,合上从街乙线两侧隔离开关,再回到控制室,操作第 6 、 10项。导致在跳项操作过程中漏项,引发事故。
[简答题]栁7】某供电分公司 220kV 斗门站“5·11”操作票执行错误,导致母线失压事故。
事故经过、扩大、处理情况:
5 月 11 日 17 时 16 分,某供电分公司 220kV 斗门站 1 号主变压器高压侧 2201 断路器检修工作结束,运行操作人余某、监护人黄某进行“ 1 号主变压器高压侧 2201 断路器由冷备用状态转为运行状态, 220kV旁路 2030 断路器由运行状态转热备用状态”操作。由于操作票顺序存在错误(先投差动保护出口压板,再合 2201 断路器、切2030 断路器)。 17 时 22 分,当投入主变压器差动保护功能压板及出口压板后,差动保护动作跳开变压器中压侧101、变压器低压侧 501 断路器, 110kV 母线失压。受影响的 110kV 井岸站、六乡站、新堂站 110kV 备自投成功,但 110kV 深坑站、黄杨站、五山站失压。 17 时 27 分,合上深坑站大平乙线断路器,由 220kV 大港站恢复对深坑站、黄杨站、五山站及斗门站 110kV 母线供电, 18 时 17 分,斗门站及斗门电网恢复正常运行状态。
[简答题]栀2】某供电分公司500kV曲江站“3·l”带电合接地开关恶性误操作事故。
事故前运行方式:
事故前某地区用电负荷约 350MW(其中网电供 180MW ,小火电供 56MW,小水电供 100MW ) , 500kV 曲北线 320MW ,某电厂 10 号、机组通过 220kV 韶曲甲、乙线送出 220MW , 220kV 曲松线(供某钢厂)约 40MW 。 500kV 曲江站 220kV II母线检修,220kV韶曲甲、乙、丙线,曲芙甲、乙线,曲马线、曲松线及1号主变压器中压侧 2201 断路器在I 母线运行。
事故经过、扩大、处理情况:
3月1日18时57分某供电分公司500kV 曲江站 220kV 母差保护动作,跳开运行在 220kVI母线上的韶曲甲线、韶曲乙线、韶曲丙线、曲芙甲线、曲芙乙线、曲马线、1号主变压器中压侧断路器,曲松线断路器没有跳闸。220kV 芙蓉站曲芙甲线、乙线 AB相高频保护动作,A相断路器跳闸,重合成功。220kV马坝站曲马线 AB 相高频距离零序保护动作,A相断路器跳闸,重合成功。220kV韶钢松山站曲松线距离保护I段保护动作,断路器跳闸。事故当天,曲江站2 号变压器扩建施工,220kVII母线停电配合。工作结束后,18 时46分调度下综合令, 220kVII母线由检修状态转为运行状态。18 时 56 分曲江站技术专责黄某检查母联间隔时,途经221丁00接地开关时,发现该接地开关五防锁的卡销有 1 / 3 顶在槽外面,卡销未进入槽内,没有完全固定锁住,黄某继续检查发现 221丁00接地开关翘起来,且A相接地开关较其他相接地开关偏高,认为有可能影响安全运行,就擅自拿来接地开关摇把,意图把221丁00接地开关向“合”的方向稍动摇松再摇下来平放,但由于操作不当、用力过大,瞬时造成 A相母线静触头对 A相接地开关单相放电短路,引起 220kV 母差保护动作。事故处理过程中,运行人员未按地调命令执行,延误了该厂的事故处理。
[简答题]栂4】某供电分公司 220kV 北栅站“12·8”错接线,导致低频过流减载装置误动事故。
事故经过、扩大、处理情况:
12 月 8 日,某供电分公司 220kV 北栅变电站 220kV 珠北线 2284 断路器保护定期试验, 14 时 40 分,当工作人员用继电保护装置对后备保护进行试验,从 A相加电流缓慢升到 1A,几秒钟后,低频过流减载装置动作,跳开 5 条 10kV 馈线断路器及 110kV 北木线 122 断路器。
[简答题]栁3】某供电分公司“2·12”误接线造成主变压器差动保护误跳闸事故。
事故前运行方式:
2 月 21 日,某供电分公司变电五区维修试验班在 110kV 保亭站进行预防性试验。工作结束后, 17 时 22 分 110kV 保亭站主变压器恢复运行。
事故经过:
17 时 30 分主变压器三侧断路器跳闸,光字牌未复归、控制回路断线灯亮,主变压器差动保护动作掉牌,全站停电。经外观检查未发现设备异常情况, 18 时 30 分试送主变压器三侧断路器, 19 时 40分主变压器差动保护再次动作跳三侧断路器,全站停电,再次检查发现, 110kV 侧C 相 TA的二次端子极性接反,经更正接线后,于 22 时 30 分恢复送电。
[简答题]栂0】某供电分公司“6·28”未退压板造成 7 条 10kV线路误跳事故。
事故前运行方式:
某供电分公司 220kV 四会变电站低周保护屏加装有快速事故限电设备,且压板在投入位置。该低周保护屏上有 7 条快速事故限电的10kV 线路,当时该 7 条线路的负荷约为 10MW ,接在低周减载第三轮回路上。
事故经过、扩大、处理情况:
6 月 28 日,检修公司继电保护班按有关文件要求进行 220kV 四会变电站低周跳 110kV 线路定值的调整工作。工作前,值班员向工作人员(共3人)提出有 7 条快速事故限电的 10kV 线路接在低周减载第三轮回路上。工作负责人梁某到低周保护屏前查看,发现“快速限电压板和按钮”的加装设备( 2001 年 5 月份当时管辖四会变电站的四会供电局继电保护人员执行某地调快速限电方案而加装),压板 13KD 在投入位置,但现场无相关的接线图纸,低周减载图纸上也未见有修改的记录。值班员征得调度同意后,实施退 110kV 低周跳闸压板的安全措施。为保险起见,工作负责人补充要求变电站值班员除执行工作票上所列安全措施外,将快速限电装置也一同退出。由于无相关的图纸,且工作负责人对现场接线不清楚,于是请示继电保护主管陈某,陈某在未弄清10kV 低周保护与快速限电回路的具体接线的情况下,错误告知梁某快速限电与低周保护是不同的系统,强调按文件执行两条 110kV 线路低周定值调整,除 10kV 快速限电装置外,本次文件要求有投入低周的线路要投入,文件无要求退出。因此,值班员未退出快速限电装置压板,与工作负责人办理工作许可开工手续。继电保护人员于 11 时 53 分开始做整组传动试验,当所加电压(频率)达到动作整定值 48Hz 后,低周继电器动作,误跳了 7 条 10kV 线路,甩负荷约 10MW 。
[简答题]栀8】某供电分公司l10kV蚬利线“9·20”错接线,导致110kV金利站全停事故。
事故前运行方式:
9月20日,某供电分公司 110kV 蚬岗站(无人值班站)进行 110kVI号TV端子箱更换工作,由高要分公司继电保护班负责施工。当日蚬岗站 110kV 母线全停, 110kV 金利站转由 110kV 横电线经高要电厂110kV 金高线供电(正常运行方式为 220kV 东岸站通过 110kV 东规 I 线供电到 110kV 蚬岗站,再由蚬岗站 110kV 蚬利线供电给金利站)。当日 18 时 01 分工作班组工作完毕,某地调开始将电网运行方式转为正常运行方式。
事故经过、扩大、处理情况:
18时 59 分 14 秒,蚬岗站由上东蚬 I 线供电。 2s 后,东蚬 I 线保护发“保护装置异常”信号。巡检班现场发现该信号后询问继电保护专责,继电保护专责答复,因 110kVTV 未带压,“保护装置异常”信号是正常的。巡检班继续进行 1 号 TV 投入运行的操作, 19 时 5 分 27 秒, 1 号 TV 投入运行。 19 时 5 分 29 秒,调度系统发“蚬利线保护异常”信号, 19 时 5 分 58 秒信号自行复归。但东蚬 I 线“保护装置异常”信号未复归现象一直未被注意。 19 时 19 分,巡检班报县调蚬岗站 110kVI 号 TV 已投入运行,并告诉继电保护班办理一份第二种工作票,工作内容为蚬岗站 110kVI 号 TV 端子箱更换后核对端子电压。 19 时 20 分 28 秒,合上蚬岗站蚬利线 106 断路器,切横电线断路器,金利站转由规利线供电后,蚬利线断路器“手动后加速”动作跳闸。金利变电站全站失压。 19 时 43 分,恢复横电线供金利站运行方式, 19 时 59 分金利站全部恢复送电。继电保护班在核对蚬岗站 110kVI 号 TV 二次电压时发现 1 号 TV 二次电压 AC 相引线调错,使蚬利线 LFP-941 保护装置在断路器合闸后采集到的电压为负序电压,正序电压为0,保护进入故障判别程序。在横电线 104 断路器分闸时经检测到电流变化量超过 1A(保护录波图显示,当时电流最大值达到4.1A) ,保护变化量启动元件动作,手合加速距离III段保护出口跳闸。
[单选题]3.248.第248题低压同一配电所内并列的两段母线,当任一段母线有()负荷时,母线分段处应设防火隔板等隔断措施。
A.一级
B.二级
C.三级
[多选题]站用交流一段母线失压，监控系统发出站用变交流一段母线失压信息，该段母线电源进线断路器跳闸，低压侧（____）显示为零。
A.
电压
B. 电流
C. 功率
D. 频率
[简答题]栃3】某供电局5OOkV某站因值班员擅自解锁、单独操作导致误切 5OOkV 东惠乙线 5031 断路器事故。
事故经过:
2006年 11月2日上午,某供电局 500kV 某站 500kV惠核线 5021 断路器液压机构渗油导致油位降至下限,运行人员临时向中调申请将 500kV 惠核线 5021 断路器由运行转冷备用状态,对液压机构进行补油工作。 10时46分执行了中调 6503 号调度令将500kV 惠核线 5021 断路器由运行转冷备用状态)。 11时15分,发出500kV 惠核线 5021 断路器机构补油工作票。 12时30分5021断路器机构补油工作完成,检修人员要求值班人员在主控室试合 5021 断路器,检查断路器机构检修质量。值班员在未报告值班长,且没有监护的情况下,于12时32分擅自用五防解锁钥匙解锁操作合上了 5021 断路器;随后检修人员要求断开 5021 断路器, 12时34分50秒,值班员未进行五防模拟操作,没有请示班站长及有关主管领导,再次檀自用五防解锁钥匙解锁操作,又未认真核对设备名称、编号、位置,导致误断开控制屏上与 5021 断路器相邻的 500kV 东惠乙线 5031 断路器,被发现后,立即于12时35分21秒合上 5031 断路器。因 500kV 东惠乙线由 5031 和 5033 断路器同时供电,误切 5031 断路器未造成线路停电,未对系统造成影响,未造成少供电。
[单选题]（ ）的配电系统中，在一段母线故障或检修时，另一段母线仍旧能继续运行。
A.单母线分段接线
B.单母线接线
C.内桥接线
D.内桥接线
