一、荆州电网220kV周家岭变电站主变跳闸和沙市热电厂停机事故
1、事故前运行方式
2000年6月1日，220kV周家岭变电站#1主变运行，#2主变停电备用，110kV#4、#5母线经母联周24开关并联运行，110kV中性点直接接地，110kV旁路周30开关代110kV周32开关运行，110kV进出线负荷情况如下表：
| 开关编号 | 周22 | 周31 | 周33 | 周25 | 周27 | 周30 | 周34 | 周35 | 周36 |
| 有功功率（MW） | -117 | -17 | -22 | 41 | 25 | 11 | 30 | 25 | 17 |
2、事故跳闸与恢复过程
6月1日16:24时，220kV周家岭变电站主控室警铃响，嗽叭叫，信号盘上、“220kV故障录波器故障”、“110kV故障录波器故障”光字牌亮，周#1主变控制屏上“主变后备保护”光字牌亮，周34控制屏上“自动重合闸”光字牌亮，110kV#4、#5母线失压。检查#1主变保护屏CST-140B装置（北京四方生产，5月26日投运）“后备保护”灯亮，打印为零序电压闭锁零序方向过流Ⅱ段保护动作，周34保护屏“零序Ⅱ段”、“自动重合闸”掉牌。现场检查周34开关在合位。16:26时（两处时钟有误差）沙市热电厂#3、#5、#7、#9机功率大幅度摆动，沙55、沙73开关跳闸，随后主汽门关闭，机组全停，厂用电中断，锅炉熄火。检查为低周解列装置动作，#3、#5、#7、#9机危急保安器动作。
考虑到周34重合成功，于16:37时合上周22开关，恢复#1主变送电，16:41时合上周24、25、27开关，16:44时合上周30、35、36开关，16:48时合上周31、33开关。16:50时热周一回带电后，沙市热电厂合上沙55开关，110kVⅠ段母线受电，16:51时合上#1主变沙51、沙16开关，16:52时投入#0备变，#1备变运行，恢复老厂厂用电，16:53时恢复#2、#3主变运行，16:54时合上沙15开关，恢复新厂厂用电，16:57时恢复沙73联络线运行，17:05时恢复35kV负荷供电，17:06时恢复10kV负荷供电，18:15时#6炉点火，18:30时恢复对外供热，19:18时#5机并网，20:23时#7机并网，22:25时#3机并网，23:46时#8机并网，#9机因汽缸温差大，未开出。
3、事故过程分析
根据周家岭变电站的录波图和事故后的检查情况，此次事故是一起由一处故障引发，多种原因造成扩大的系统事故。事故过程分析如下：
6月1日下午，沙市地区强雷大风暴，并伴有龙卷风。16:24时110kV周斗线B相发生高阻抗接地故障，录波显示主保护感受到的故障零序电流7.38A，零序电压5.9V（录波起动时间为16:36:19），从1#主变打印出的跳闸前的两个周波的采样值分析可见，零序电压超前零序电流90°，此故障量使周变#1主变后备保护中的零序方向过流Ⅱ段起动（其定值为1.2A/2S，零序功率方向指向110kV母线，录波起动时间为16:36:19），并开始计时。由于主变差动110kV侧CT变比为1200/5，110kV线路CT变比为600/5，折算到线路的零序电流应大于14.76A，周34零序Ⅱ段应启动（其定值为6.1A/1.2S），但其零序功率方向由于角度在临界范围附近，灵敏度不够而没有动作，故周34零序Ⅱ段不能起动。另外从周34零序Ⅱ段后来的动跳，以及周34零序Ⅲ段没有动作，都可说明在故障开始时周34零序功率方向没有动作，导致故障开始时一直起动的主变后备保护零序Ⅱ段在延时2002ms（录波图显示）后起动。周22开关跳闸，造成周变110kV系统与220kV系统解网。而此时周斗线故障仍存在，且发展成为金属性短路，由沙周Ⅰ、Ⅱ回提供故障电流，录波显示零序电压为44.8V。此时周34零序功率方向动作，保护起动、在延时1265ms以后（录波图显），零序Ⅱ段动跳（定值为6.1A/1.2S）周34开关跳闸，故障消失，110kV母线电压三相恢复对称，开关不对应起动重合闸，经0.8秒后重合成功。
周变110kV系统在周22开关跳闸后，有功功率缺额115MW，110kV系统频率系统频率开始下降，低周减载装置相继动作，先后跳开35kV西36、西31开关，10kV西、西58、航13、航18、航28开关，共计容量19MW，由于周22开关跳闸后，荆州电网220kV与110kV失去联络，110kV系统低周减载装置的起动量接在220kV系统上而不能动作，从而使切负荷容量远远不够，沙市电厂发电机均过负荷，其中#9机过负荷至79.15MW，在周22跳开后950ms时，系统频率下降到47HZ以下，沙市热电厂低周解列装置动作，延时0.5秒后跳沙55开关，延时0.8周家岭变电站110kV母线失压，与其联络的110kV变电站全部停电。
沙市电厂与系统解列后，单网运行，负荷只有47MW，而由于发电机不具备快速调节性能，出力仍维持在86MW，频率迅速上升到54HZ以上，#9机记忆报告显示转速为3290转，故#3、#7、#9机危急保安器动作（整定为额定转速的8-10%），主汽门关闭，机组全停，厂用电及对外通讯中断。
4、暴露的问题
从此次事故全过程来分析，暴露出的问题有：
（1）主变保护换型后，110kV线路继电保护与主变保护的灵敏度配合不当，线路保护灵敏度较低，造成线路故障越级跳主变开关。
（2）低周减负荷方案是确保电网安全稳定运行的最后一道防线，按照荆州电网2000年低周减载方案，事故应减负荷容量为51MW，而实际只减负荷19MW。主要原因是110kV系统低周减载的起动量接在220kV系统上而不能动作。
（3）周家岭变电站1台主变运行虽经济性较高，但影响安全可靠供电，也没有相应的事故预想及事故防范措施。
（4）调查中发现荆州局和沙市热电厂均未严格执行省调低周减载方案，沙市热电厂低周减载第四轮切沙26、沙66压板未投，现场也查不到压板投退记录。荆州局西区变西38开关负荷已转移，也未投备用容量。
（5）荆州电网低频解列定值为47HZ/0。15″，而沙市热电厂却实际整定为47HZ/0.5″跳沙55，47HZ/0.8″跳沙73，现场没有整定依据，从录波显示也有这么长的时间，属沙市热电厂定值管不当。
（6）此次事故中沙市热电厂录波器未投运而没有录波。周变110kV、220kV录波器起动，但由于没有硬盘和后台机，事故后又未及时处理而造成录波部分冲掉，使故障录波不全，影响事故分析。
（7）沙市热电厂全停后，由于交流电源消失，造成调度通讯中断，另外沙市热电厂由于未接事故遥信信号，也影响省调、地调及时了解和处理事故。
5、防范措施
（1）荆州局应重新考虑周变主变保护与线路保护的配合的问题，采取适当措施防止越级跳闸。作为馈线运行时，可取消零序功率方向；作为联络线运行时可考虑在延时上满足选择性的要求。
（2）荆州局应考虑根据负荷大小和负荷性质来安排运行方式，对于重要枢纽变电站宜考虑两台主变并列运行。
（3）荆州地调应与省调研究制定周变110kV电网与220kV解列后的110kV电网安全稳定措施，主要是切负荷方案，以确保电网安全稳定运行。
（4）沙市热电厂应与有关调度部门研究制定具体的双低动作与系统解列后的保厂用电和重要用户的保安措施，报省公司生产技术部审批，报安全监察部备案。
（5）省调通局应明确规定全省低周减载起动量的接入方式，应考虑按电压等级分别接入启动量，以确保低周减载的正确动作。并在全省范围内对低周减载的接入，容量进行一次全面检查。
（6）荆州局和沙市热电厂应针对此次事故中转移低周减载负荷、不投低周减载压板和误整定等问题，全面进行一次自查，对违反调度纪律的人员作出严肃处理。
（7）荆州局和沙市热电厂应按照省公司关于故障录波装置管理及运行规定中有关技术要求完善或更换故障录波装置，并尽快投运。
（8）沙市热电厂应尽快完善调度通讯备用电源和接入事故遥信信号。
二、武汉供电局锅李线吊车碰线电网事故
1、事故经过
1999年7月6日11:38分，220kV李锅线32#-33#塔之间因汉江五桥配套工程额头湾立交桥施工单位（甘肃地质三队）吊车碰线引起A相故障，李15、锅15A相跳闸，单相重合不成功跳三相。同时，李岱线岱06开关三相跳闸，伴随阳逻电厂（B厂）#3发电机的解列，造成母线失压，220kV李家墩变、江滩变全站停电。经紧急处理于12:32分李家墩变、江滩变相继恢复正常供电。据统计事故损失负荷约20万kW，损失电量约12万kWh。
2、事故原因
（1）吊车碰线是造成李锅线李15、锅15开关跳闸的直接原因
进行混凝土灌注工作时，吊臂伸展过长，吊机重心前移过大，当吊臂偏转经过高压线下时，因吊臂端部距高压线过近，造成导线（A相）放电。
（2）李岱线岱06开关WXH-11CX高频保护为误动
岱06的误动其直接原因是本侧收不到对侧李06对应的微机保护高频 闭锁信号，使岱06保护失去选择性。李06开关保护的高频信号消失系由李06高频保护收发信机及其相关结合设备引起。主要原因是共模干扰的影响。97年许继厂曾对SF-500收发信机进行过试验，SF-500收发信机在窜入共模干扰后，会导致收发信机停信现象，应加入抗干扰滤波器，但由省建三公司承建的李家墩变电站相应保护装置未装抗干扰滤波器。此外，高频电缆屏蔽层未与接地铜牌可靠连接、B3、B5型结合滤波器内部变量器产生饱和的现象也有一定影响。
（3）李岱线岱06WXH-11/Cx三跳出口的直接原因是岱06开关A相、C相跳闸回路与开关液压机构不一致。
该保护装置于97年7月28日投运，由于验收不细致，其错误接线未被发现留下隐患。98年10月、99年元月地调曾两次向中调申请停电，以便进行定检，因多种原因未能批复，直到事故发生次日才检查发现并予以纠正。
（4）岱06跳闸后220kV李变经李阳一、二回线与系统保护联络，阳逻电厂（B厂）3#发电机的解列使李变、江变全站被迫停电。
3、整改措施
（1）深刻地吸取事故教训，全方位积极采取有针对性的得力措施，举一反三，严格按照继电保护运行分析会上确定的，对继电保护及自动装置进行的“八查”要求，确实搞好继电保护的管理工作，确保电网安全运行。并将此措施作为“秋检”必检内容进行考核。
（2）7月20日前将SF-500等收发信机加装抗干扰直流滤波器，并按鄂电调通[1997]86号文的反措要求严格执行。
（3）严格按照部颁《反措要点》以及湖北省《反措实施细则》执行保护回路整改。
（4）高频保护通道所使用的电缆，包括高频收发信机连到端子排的连线，至衰耗器连线、至分频器连线都使用同轴高频电缆，连接接头处必须连接可靠。
（5）接地铜牌与地网在开关现场距各耦合电容3至5米处以及在控制室电缆层应与接地网直接连通，连接必须可靠。
（6）为防止工频量进入变量器引起变量器饱和，造成通道堵塞，应将现在所使用的B3、B5型结合滤波器更换为B8型结合滤波器。
（7）结合滤波器的一次、二次线圈间的接地连线应断开。结合滤波器的外壳和高频同轴电缆外罩铁管应与耦合电容器的底座焊接在一起。高频同轴电缆屏蔽层，在结合滤波器二次端子上，用大于4平方毫米的绝缘导线连通引下，可靠连接在接地铜牌上。
（8）进一步加大防外破工作的力度。
（9）加强对保护装置的设计、审查、订货、安装、验收、维护工作。
（10）加强运行人员的技术培训，努力提高事故处理的应变能力。
（11）不断优化主网结构，电网的统筹规划、建设、改造工作有待加强。
三、北京西部地区吊车碰线，大面积停电事故
1996年1月19日17:18，由于一名汽车吊车司机违章作业，误碰石景山热电厂至八里庄变电站的石八双回线，引起北京西部地区较大范围停电。
1．事故前电网运行方式
事故前，北京地区电网接线方式均为正常方式运行。北京第二热电厂3台机、3台炉运行，#2机为适应八里庄变电站3台主变并列运行而停机备用，#2、#5炉故障检修。110kV双母线经110kV二八双回线并网运行。高井电厂为短路容量正常方式采用110kV分母线运行，110kV#4母线#3、#4机运行经110kV高村、高城线#4变压器并网运行；110kV#5母线#1机运行因#1炉故障仅发50MW，110kV#5母线经110kV高八双回线和高君线分别与八里庄、老君堂变电站并网，全厂发电450MW。八里庄变电站经220kV石八双回线在石景山电厂并网。北京地区500kV与220kV环网运行，220kV双环网除220kV吕芦线正常开环，老通双回线、孙通1回线因线路切改进北寺变电站外，其余全部合环运行。
八里庄地区由于高井电厂分母线运行，形成了八里庄经110kV高八线、高君线电磁环网运行。由于高井#5母线#1机检修、#1炉故障后防止110kV高君线及八里庄变电站2台主变过负荷，事先已将110kV高君线所供衙门口、芦沟桥、首钢十二总降的负荷全部切换至由南苑变电站供电，将110kV知春里至八里庄双回线上六郎庄、紫竹院负荷全部切换至由知春里变电站供。这一地区典型日记录：110kV高君线T接航天部二院负荷7MW、鲁古负荷1MW；高井110kV#5母线供首钢九总降负荷约50MW；110kV高八线T接负荷，特钢约50MW、古城约30MW、田村约32MW、高能所约8MW；八里庄站#1、#3变10kV侧负荷及老八里庄变电站负荷共60MW；110kV二八双回线T接舍城门负荷约54MW；二热110kV母线供前门部分负荷约63MW，阜城门、西直门负荷约90MW，合计约445MW。
2．事故发生及处理过程
1996年元月19日7:18，石八#1线石热2214断路器、八里庄2216断路器微机高频保护、方向高频保护动作切A相，重合不成功切三相。
17:19，石八#2线石热2251断路器、八里庄侧2215断路器微机高频保护、方向高频保护动作切A相，重合不成功切一相。
17:22，110kV高君线老君堂115断路器零序1段保护（一次定值为2088A,0s）动作切三相，无压重合成功。同时高井113断路器零序2段保护（一次定值为888A,0.5s）动作三相，未重合（同期鉴定方式）。
至此，由北京第二热电厂、八里庄变电站、高井电厂110kV#5母线组成的小系统与主网解列，频率很快下降至39Hz，低频减负荷装置动作切除34路负荷，约90MW。高井电厂#1机强烈振动转速急速下降，于17:23，10打闸停机。
小系统解列后北京第二热电厂频率、电压急剧下降，厂用电6kV母线低电压保护（定值为65%额定电压，0.5s;45%额定电压,9s）动作，锅炉风机、水泵相继跳闸，使得全部锅炉灭火，17:24，#3、#4发电机断水保护均动作跳闸（该厂发电机为水内冷），#1机被迫打闸停机。17:27，第二热电厂值班人员手动拉开111、112、113、114、115、116断路器。至此，小系统全部停电。故障发生时老君堂3台220kV主变均过负荷，主系统频率升至50.11Hz。
小系统解列后当值班调度员判明小系统电源全停后，于17:35下令高井电厂合上母联145断路器，立即恢复向高井110kV#5母线及八里庄变电站供电。
17:37和17:41，分别试合石八双回线石热侧2214、2215断路器不成功，立即通知电厂值班人员检查断路器，通知北京区调带电查线。
17:45，高井电厂恢复#1并网，合上母联145断路器后，#4变严重过负荷，值班调度员一方面通知高井电厂降低#4发电机出力，另一方面于17:46下令高井电厂合上高君线113断路器。
17:49和17:59，中调下令第二热电厂分别合上二八#1线115断路器、二八#2线116断路器，主网向二热恢复供电，随后相继合111、112、113、114断路器。为进一步缓解高井#4变过负荷，中调下令北京区调110kV右南（南苑至第二热电厂双回117、118断路器）双合环，18:29、18:36第二热电厂分别合上117、118断路器，至此，该地区恢复供电。
19:29和20:48，第二热电厂分别并#2、#4机。
20:03，石景山热电厂值班人员报石八双回线2214、2215断路器检查处理完毕可以送电；20:15，北京区调值班人员报220kV石八双回线可以送电。于是分别于21:16、22:25再次试合石热2214、2215断路器成功，尔后分别于21:40、22:29，下令八里庄变电站手合2216、2215断路器，均发生手合后加速保护动作跳闸；21:17，石热试合2215断路器成功，21:45，八里庄变电站手合2215断路器时后加速保护动作跳闸。中调令北京供电局立即带电查线，但未查到其他故障点，于是将线路充到八里庄母线，用母线PT鉴定是否断线。23:10，中调下令八里庄变电站拉开2201、2202、2203断路器，腾空220kV#4、#5母线，用2215、2216断路器分别反充母线成功。元月20日0:09，合上八里庄变电站2201断路器（合环成功），然后相继合上2202、2203断路器，通知北京区调右南双回路断环，高井电厂断145断路器，系统恢复正常方式。
110kV高君线合环后，两侧均发现B相无电流，高井电厂A、C相当时180A，判断为B相断线，于是立即通知北京区调将110kV高君线T接负荷倒出，元月20日0:25停用高君线。经检查确证高君线#169杆处连接引线断线。
3．事故造成的影响
此次事故对北京影响较大，造成北京地区1个220kV变电站、1个电厂、7个110kV变电站、10个35kV变电站全停，2个110kV变电站、1个35kV变电站部分停电。全部停电负荷约360MW（约为北京用电负荷的1/10）。特别是造成一些重要用户停电。这次停电事故是北京有史以来影响最大的一次，虽然没有造成人身伤亡和重大经济案件，但对社会和人民群众生活都带来较大影响。例如使广播和电视发射塔供电中断；使人民广播电台（一台、三台）、国际广播电台、北京音乐台、北京人民广播电台等从17:24—18:10中断播音46分钟；部分领导住所及办公地点和军事指挥机关（如空军司令部、北京军区待）也停了电；北京一线地铁停运2h多；部分无轨电车停运。第二热电厂机组全停造成其所供热负荷全部受到影响。
这次停电造成了较大的经济损失。据不完全统计，电力线路损坏的修复费约83万元；电网少受电量370MWh，损失约10万元；发电厂损失约67.4万元。对北京市社会产值的直接损失约175.66万元（按1995年平均产值4.74元/kWh计）。另外对某些商场等单位也造成了一定的经济损失。
4．暴露的问题及教训
这次事故发生的直接原因是由于汽车吊车司机违章操作，在未收回吊杆就移动吊车，使吊杆误碰石八双回线造成跳闸。事后从高井电厂侧的故障录波图可以看出，高君线高井侧负荷电流已达1520A，而110kV高君线是20世纪60年代投运的老线，其导线截面的控制电流只有445A，而在故障发生时的电流将近是它的4倍，因而在很短时间内引起#169杆（靠近老君堂侧）弓子线熔化断线，断点对横担放电造成接地跳闸。高井电厂110kV5母线，八里庄变电站、第二热电厂等厂、站小系统与主系统解列后低频减载装置动作切除负荷90MW，但功率缺额仍占小系统总负荷的40%，因此使小系统电压、频率急剧下降，造成频率、电压崩溃，高井、二热电厂无法维持运行，高井#1机因振动大而打闸停机，二热二台炉灭火，发电机断水保护动作3台机组全停。
事故过程中，电网继电保护动作正确，调度人员和现场运行人员对事故的处理及时，停电发生后15min内部快速完成了高井电厂145断路器合入、高井110kV#5母线送电和八里庄变电站110kV双母线送电，没有造成事故扩大，给用户快速恢复送电创造了条件。然而在后面的事故处理中，由于没有及时判明情况而延长了事故处理过程，延迟了全面恢复供电。
此次事故还暴露了下列问题：
（1）在第二热电厂全停后，该厂的远动通信系统仅靠UPS供电，但UPS的电源电池又失效而使全部远动遥测、遥信不能传到中调，遥测变为死数。该厂的网控调度总机微机显示屏也因未配置UPS电源而无法操作，只能靠外线电话联系，影响了值班调度员对于第二热电厂的运行情况做出正确判断和合高井电厂145断路器送电的时间。
（2）在220kV石八双回线相继跳闸后强送石景山侧2214、2215断路器均不成功。原因是断路器本体的合闸回路防跳继电器因剩磁而引起返回电压低，导致防跳继电器不能复归，断开了断路器合闸回路。
（3）小系统低频减载容量不足。
（4）城市高电压等级电源点不足，了供电容量，降低了供电的可靠性；220kV系统出现严重故障后，110kV系统无法起到足够的支撑作用；有的110kV虽然是双路供电，但电源均出自于同一地区或同一变电站，无法立即恢复供电。
（5）随着用电负荷的增加，中心地区电厂由过去的向外送电逐渐变为受电，一旦地区失去与主网的联络，这些地区电厂不仅无法满足本地区供电的要求，而且还会威胁到电厂的安全稳定运行。
（6）当前的城市电网在结构上存在不足，需要采取必要的手段增强电网的抗事故能力，防止发生大范围的停电事故，如必须要有足够的自动切负荷手段。
（7）从这次事故处理过程来看，运行人员处理是比较果断的，但从整个处理过程来看，处理复杂事故时要做到快速、准确，还有待于进一步努力。
四、湖北电网7.27瓦解事故
一九七二年七月二十七日十时零七分，湖北电网丹江电厂220千伏丹汉一回线丹55开关距离保护Ⅰ段误动作跳闸，突然甩掉18万千瓦负荷，造成湖北电网电压、频率崩溃和瓦解，全省大面积停电的重大事故。此次事故历时15小时15分钟。在这期间，湖北的青山、黄石电厂先后全停，系统解列为若干个部分，全省五个矿井水淹过膝、葛店化工厂八人氯气中毒，20列火车晚点，武钢冶钢等许多重要厂矿停电、减产，设备受到严重破坏，广播电台播音中断。在整个事故过程中，系统少发电407.1万度，全省共损失2430万元。
1、事故前的运行概况
七月二十七日十时，湖北电网周波48.2周/秒，系统发电总出力68.6万千瓦，总负荷68.8万千瓦（出力不包括丹江送河南机组）。其中丹江电厂#5、6号机检修，其余4台机出力28.7万千瓦。鄂东地区的青山电厂20.9万千瓦，黄石电厂12万千瓦。当时系统按正常方式运行，丹江电厂通过丹胡线向武汉方向送电，其潮流为18+J11.5，占全网负荷的26.2%。此时，丹江母线电压为239千伏，胡08开关穿过的功率为15.6+7.5，马01开关受电13.5+4.5；二站母线电压分别为210kV、170kV。九时前由于系统周波低于48周/秒以下，低周减载第一轮动作切除负荷1.46万千瓦，拉闸限电2万千瓦，共限负荷3.46万千瓦。
2、事故经过及处理情况
十时零七分，丹55开关保护突然误动作跳闸，系统频率由48.2周/秒直线下降到45周/秒以下（表计已看不见），马口变220千伏母线电压下降到120千伏，青山厂由9kV下降到6kV，各厂发电机强励均动作，系统低周减载1-5轮动作，切除负荷6.85万千瓦，手拉闸限电5.5万千瓦，共计12.35万千瓦。此时，系统频率、电压仍继续下降，黄石厂205号机的离心油泵由于频率太低，油压下降，负荷一直降为0，最后主汽门来关闭信号而被迫停机。而这时厂用电低电压保护动作跳闸（备用电源也因电压低不能自动起动投入），厂用电中断，循环水也中断，206号机和东厂1、2、3号机真空到零，10:12分全厂被迫停电。这样，黄石地区全部负荷转由青山电厂供电。如此同时，青山电厂频率仍在45周/秒以下，01，02号机负荷降到零，而03、04号机离心泵油压低、汽机主汽门自动关闭，05、06号机循环水泵压力低导致真空破坏停机。10:13分全厂被迫停电。在系统周波下降时，青山厂62开关V事故发生后，中调调度员一方面命令丹江并网，另一方面打电话通知武汉、黄石等地调拉闸限电，富、陆、浠电厂开机提高发电出力。但由于电话不通，几个小水电站未能及时开机并网，武汉地调直至系统瓦解只切除2.5万千瓦负荷，黄石地调也仅切3万千瓦负荷。此间，武昌厂要求拉316开关、青山厂要求拉82.84开关，调度均未同意，最后中调才同意拉青66青98开关，至青山厂全停，才下令拉开青95、96开关。由于武昌厂果断拉316开关，迅速恢复厂用电才确保了武钢江心水泵站高炉用水，避免了武钢高炉毁坏的严重后果。
次日1:22分，最后一台机组并入系统。至此，系统全部恢复正常。
3、事故的原因及防止类似事故的措施
7.27事故的直接原因是丹江电厂丹55开关保护装置，Z0误动而跳闸。事故扩大的原因主要有：系统长期以来低周波（f=47.3周秒）低电压（青厂V=8.2kV，马口变V=161kV）运行；低周减载容量不够，同时调度通讯电话不灵，调度员调度不当，事故发生后，有关单位对事故做了分析研究、总结，提出了防范措施。
（1）严格计划用电、节约用电、严禁系统低电压运行，制定相应规定和措施，如系统周波、中枢点电压、负荷分配、事故拉闸顺序表等。
（2）重新调整低周减载装置使丹汉一、二回同时跳闸时切除足够容量，确保系统安全。
（3）在青山厂、黄石厂、珞变、铁变等处安装低周波或低电压解列装置，确保武钢冶钢和厂用电。
（4）落实有关稳定措施：电气制动、远方切机，丹汉一回高频保护和单相重合闸。
（5）提高通信质量，安装事故备用电源，加强三遥力量。
（6）严肃调度纪律，加强系统管理和集中指挥，修订调度管理和操作规程，进行安全教育和事故演习，提高处理事故能力。
五、1982年8月7日湖北电网主网稳定破坏事故
一九八二年八月七日十三时十六分，湖北220千伏荆胡线（荆门—胡集）62—63号杆间A相导线对树枝放电，荆电侧另序二段，胡集侧距离二段及另序二段动作跳闸因荆胡线高频保护及单相自动重合闸未投胡集侧远方切机装置发生故障，临时退出运行，使丹汉线输送功率超过动稳极限，发展成为稳定破坏，系统振荡，湖北地区大面积停电的重大事故。在振荡过程中，减少发电出力.5万千瓦（未考虑同时间率）。
1、事故前的运行概况
八月七日十三时，电网周波49.76周/秒。全网发电出力315.1万千瓦。其中湖北电网发电出力162.6万千瓦，河南电网发电出力152.5万千瓦。
事故前，葛洲坝电厂只开了3号机（容量12.5万千瓦）；又因燃料不够，电网受端三个火电厂（青山、黄石、武昌）虽开机10台，容量53.7万千瓦，出力仅35.1万千瓦；加上三个水电厂（白莲、富水、陆水）开机8台，容量10.万千瓦，出力9.9万千瓦，受端发电出力共45万千瓦。
丹江至武汉的四回线及沿线的220千伏变电站和500千伏的双凤线及双河、凤凰山变电站全部并网运行。
13点，河南通过两回220千伏线路向湖北送2.5万千瓦，丹汉四回线输送功率76.5万，当时湖北实际负荷162.1万千瓦。武钢新三轧和老三轧及冶钢等重要用户都在生产。
2、事情经过及处理情况
13点前后，丹汉线输送功率已达76.5万千瓦，超过了动稳极限，网调调度员通知湖北省中调调度员限电处理。中调通过了受端青山电厂和送端黄龙两厂分别加减出力。青山厂增加了3万千瓦，黄龙减了6万千瓦，丹汉四回线输送功率下降到73万千瓦。在事故前瞬间，丹汉线输送功率由73万千瓦上升到80—82万千瓦。网调再次通知中调，立即拉闸限电处理，中调认为青山厂已增加了出力，黄龙厂已减少了出力，要求网调压低丹江电厂出力（丹江水电厂由网调调度），以保持电网稳定。为此，双方进行了争执。中调在争执后，再次令青山厂加至最大负荷（实际上由于给水泵出力未能增加负荷），并通知各地区限电。正在通话联系时，（13点16分）荆胡线单相接地故障跳闸，系统发生振荡，持续时间约一分钟。
在振荡过程中青山电厂11号机因自动励磁装置有缺陷未能投入自动，振荡时失磁保护光字牌亮，静子电流到头，无功表在6以下，有功表在0—30万千瓦之间摆动，电气值班人员手动增加励磁无效，于13点17分解列发电机。荆门电厂值班员未经过系统振汇事故考验缺乏处理系统振荡的经验，又无予定的措施，自行手动停机（在振荡时3号机的380伏的静子冷却水泵低电压跳闸，联动未成功，手动强送和备用泵多次启动均不成功，静子冷却水中断，按规程规定30秒需停机）。
丹江电厂在振荡时因电话不通，按现场事故处理规程将4、5、6号机减至空载，全厂出力由85万千瓦减至42万千瓦，振荡消失后约3分钟内，因周波高又将2号机减至空载，全厂出力减至27万千瓦。
黄龙滩电厂也将全厂出力由10.7万千瓦减至5万千瓦。葛洲坝水电厂处在电网受端，但在事故时，值班人员将发电机出力由9.2万千瓦减至4万千瓦。湖北全省低周波减载装置动作切16线路计23.8万千瓦负荷。
系统振荡时，丹江与河南周波由49.76周/秒上升到50.67周/秒下降至46.1周/秒。各发电厂和几个220千伏变电站普遍出现电压下降，锅顶山变5号主变（12万+9万千伏安并联）因冷却器全停，变压器开关跳闸，2号调相机低周波动作跳闸。武钢变因380伏所用变跳闸，使该站1号调相机断油保护动作跳闸。500千伏双河变压器220千伏侧过励磁及低电压延时保护动作跳了500千伏，220千伏及20千伏三侧开关，双河变与系统解环。凤凰山变2号静补1号固定电容低电压保护动作跳闸。事故时，系统中有11台故障录波器动作，但丹江、青山、荆门等主要电厂和双河变的故障录波器未动。
整个事故历时48分钟。事故影响武钢三轧全停。事故时，新老三轧正在轧钢，因低周、低压热轧厂的粗轧、精轧各夹住了一块钢板时停电。经10小时左右，武钢全部恢复正常，影响产值150万元。冶钢3350立米制氧机可控硅烧坏，100吨钢水报废，并将车皮轨道铸死。钢录山矿选厂一对园磨机卡死，停用4小时，矿浆失近100吨。其他用户尚未发现重大损失。
3、事故原因分析
荆胡线62—63号杆间A相导线对树放电，引起开关跳闸，是发生事故的直接原因。由于荆胡线高频保护，单相重合闸装置均未投入运行，致使单相瞬时故障导致三相跳闸。再加上荆胡线远方切机（切丹江机组）的稳定装置在事故前因故障退出运行，岱山变的切负荷装置未投入，从而降低了丹汉线的动稳极限。在当时电网结构不十分完善，系统大发水电，鄂东受端因缺燃料而发电出力低的情况下，丹汉线常在稳定极限边缘运行。又对武钢冲击负荷考虑不周所以最终导致系统稳定破坏，发生振荡，扩大了事故。事故后核算表明，这次荆胡线故障，在缺少上述措施的情况下，丹汉四回线送76.7万千瓦，是不能保持稳定的。
4、事故暴露的问题
（1）电网技术管理工作薄弱
①主干线路走廊下有的地方树障仍然存在，导线对树放电事故今年多次发生，清理工作抓得不紧。
②稳定计算尚未按全国电网稳定会议和“电力系统安全稳定导则”的要求计算出在各种条件下丹汉线输送功率的数据及其相应的稳定措施。因此在丹江电站丰水满发时，丹江线的输送功率如何根据运行条件变化而变化，没有相应的系统运行规程规定。
③鄂、豫两省并网后，系统复杂，没有修编出符合电网实际的调度运行规程来指导全网调度工作，且调度管理不统一，纪律不严明，网调和省调之间职责不清，分工不合理。事故前，当丹汉线输送功率超过稳定极限时，网调和省调仍因处理意见不同而在电话中争执，使调度命令不能迅速执行。
（2）稳定装置失效和考虑不完善
①荆胡线高频保护及单相自动重合闸装置未投，使事故不能快速切除和自动重合，因而扩大了事故。
②荆胡线远方切机装置在事故前退出运行，事故时，未能使丹江切机。
远方切荷数量不够，岱变的切负荷装置也未投入。（按：保证系统稳定的一些自动装置，长期以来管理不落实，有了毛病不能及时处理，拖延这些装置的恢复时间，对一些重要继电保护和自动装置投入，认识不足，如荆门电厂、胡集、锅顶山变电站的母差保护尚未投入）。③曾经起过作用的丹江振荡减载和极限功率减载装置，由于系统情况变化，已长期退出运行，但也未采用新的措施代替，在事故时延长了处理时间。
（3）事故时，受端的青山电厂的11号机和荆门电厂的3号机与系统解列，葛洲坝电厂减少了出力，加之受端的锅变、武钢变的各一台调相机、凤凰山变的静补，双河变的变压器在事故中跳闸，使受端有功和无功出力都相应的减少，系统情况进一步恶化，扩大了事故。（按：葛洲坝电厂缺乏经验，在发生系统振荡事故时，本应增加出力，却减少出力，青山电厂11号机长期未投自动励磁调节器和强行励磁装置，并且事故前该机功率因数在0.9以上运行，对电网稳定是不利的。荆门电厂3号水冷发电机的冷却水泵采用电磁开关低电压跳闸的方式，振荡中不能坚持运行。双河变电所的主变压器在振荡中解列是非常不利的，应研究解决过励磁保护的整定问题。凤凰山变电所的静止补偿器，锅顶山、武钢变电所的调相机振荡中跳闸，造成不良后果，都需研究改进，这些问题说明人员水平，设备技术状态和技术管理工作都不适应当前华中电网安全
稳定运行的要求。）
（4）电网结构不完善
虽然经过多年努力，对电网的结构有所加强，但随着电网的发展又出现了新的不平衡。与这次事故有直接关系的是：220千伏胡双线没有建成，使荆胡线成为220千伏和500千伏之间的咽喉要道。500千伏姚双线未投运行，降低了电网稳定水平。如果姚双线或胡双线任何一条线路投入运行，则这次事故是可以避免的。
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