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近期，公司系统内相继发生2起110kV线路跳闸，造成多个110kV变电站失压的电力生产安全事件，目前事件正在深入调查分析。为确保公司2019年各项安全生产工作开好头、起好步，各单位要充分汲取事件教训，全面落实各项风险管控措施。现将2起事件简要情况通报如下：

 

一、“1·4”普洱供电局110kV城洗线跳闸造成4个110kV变电站失压事件

（一）事件简况

 

根据2018年度红河供电局技改大修工作计划，2018年12月14日，普洱供电局配合红河供电局停电安排，完成电网运行方式变更。

正常运行方式下，110kV江城变110kV母线分列运行，110kV城洗线运行对110kV洗马河变、江城变110kV#1主变（江城变35kV系统）供电；110kV江城变110kV#2主变（江城变10kV系统）由红河供电局通过110kV江兴线供电，110kV江城变110kV母线分段112断路器热备用，110kV备自投投入。

运行方式变更后，110kV江城变由110kV城洗线经110kV洗江T线供电，110kV江城变110kV的Ⅱ段母线负荷倒由110kV江城变110kV母线分段112断路器供电。110kV江城变110kV江兴线送电供110kV兴古变负荷，并经110kV兴古变110kV骑绿T线兴古变支线161断路器送电倒供110kV绿春变负荷。

2019年1月4日9:16，普洱供电局110kV城南变110kV城洗线144断路器突变量比率差动保护动作跳闸，重合闸动作成功；对侧110kV洗马河变110kV城洗线182断路器稳态量比率差动保护动作，突变量比率差动保护动作，重合闸未动作。

110kV城洗线跳闸后：110kV兴古变、绿春变、江城变、洗马河变片区电网厂站孤立网运行持续约70秒，红河供电局110kV兴古变110kV母线相电压在70秒内从60kV降至0kV，普洱供电局110kV江城变母线电压在跳闸后瞬间由113kV骤降至69.4kV，孤立网频率在故障后3秒内由49.848Hz骤降至21.909Hz，在缺乏足够的有功、无功支持下，孤立网瓦解，110kV绿春变、兴古变、江城变、洗马河变失压，相关电厂与系统解列。

 

（二）事件原因

 

经初步分析，事件直接原因为：普洱供电局110kV城洗线因农户私自砍伐树木，树木向A相引流线倒落地面过程中，碰触引流线造成单相接地，在故障电流作用下烧断引流线，110kV城洗线跳闸，造成4个110kV变电站失压。

 

（三）初步暴露问题

 

1．电网风险辨识不充分。红河供电局110kV红绿线检修方式下，110kV绿春变、兴古变并入普洱电网运行，导致110kV城洗线单线运行供电的110kV变电站由2座增加至4座，风险等级超出普洱供电局2018年初年度基准风险评估的范围。普洱供电局未结合电网运行方式变化，开展基于问题电网风险评估，未发布电网风险预警。

2．地区电网间的联络线停电检修下，风险预警和防控机制欠缺。普洱供电局和红河供电局虽将110kV红绿线检修前的方式变更单发给对方会签，但方式变更单中均仅包含方式变化操作，未提及单线供电的相关风险。

3．普洱供电局对县调业务集约化后所带来的风险辨识不全面、不充分。人力资源调配与实际工作需求预估不足，调度业务调整后业务量剧增，人员缺口较大，县调集约至地调的人员尚处于过渡适应期，业务技能未能满足更高电压等级的运行要求。

 

二、“1·15”丽江供电局110kV战清线跳闸造成2个110kV变电站失压事件

（一）事件简况

 

2019年1月15日12:33，丽江供电局110kV战清线分相差动、接地距离Ⅰ段动作跳闸，110kV战河变侧重合闸动作不成功，110kV清泉变110kV战清线153断路器分相差动、接地距离Ⅰ段保护动作跳闸，重合闸正确未动作。造成由110kV战清线单线供电的3个110kV变电站失压（110kV清泉变、110kV永宁变、110kV石丫口变〔电厂升压站〕）。

 

（二）事件原因

 

经初步分析，事件直接原因为：110kV战清线#43—#45塔通道内突发山火（起火原因森林公安正在调查），#44塔周围过火，山火产生浓密的烟尘导致空气间隙不足，致使C相导线与塔身放电，从而引发线路跳闸，造成2个110kV变电站失压（不含110kV电厂升压站）。

 

（三）初步暴露问题

 

宁蒗地区电网结构薄弱，宁蒗电网由110kV凤战Ⅰ、Ⅱ回线路与主网连接，110kV战河变至110kV清泉变仅有1回110kV战清线连接，为单电源供电，不满足N-1要求。

 

三、近期工作要求

 

（一）各单位要充分梳理完整网架存在的单线单变供电的局部电网，特别处于地区电网末端、跨地区电网间的联络通道断环导致的局部电网风险，做好基准电网风险管控，研究制订切实可行的网架完善措施并抓好推进落实。

（二）各单位要加强检修方式、运行方式调整等可能构成单线、单变供电的局部电网风险辨识，动态识别电网运行安全风险，及时发布电网风险预警，做好基于问题、持续的风险评估，根据风险评估结果有效落实各项风险管控措施。扎实做好关键设备的运维，提前编制控制方案，开展事故预想和演练，提升应急处置能力。

（三）各单位要完善地区电网联络通道线路停电期间的电网风险预警、防控的信息传递机制，确保信息有效传递。

（四）各单位要加强电网安全风险、公共安全风险管控，对本单位近年线路通道附近的山火发生、计划烧除、山火跳闸情况及山火可能导致的电网安全风险、公共安全风险等进行系统分析，按要求开展关键、重要山火管控区段的梳理和风险防控。

（五）各单位要针对近期山火频发的季节特征，进一步加大输电线路树障隐患排查与治理力度，重点关注经过国家、省级自然保护区及部分森林覆盖密集区的线路，杜绝因输电线路树障隐患排查不到位、治理不及时引发山火。

来源：电力安全生产

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