变电站典型案例分析
变电站火灾案例及分析报告总结
变电站火灾案例及分析报告总结概述：近年来，随着社会的发展和电力需求的增加，变电站作为重要的能源转换与分配装置，在供电系统中扮演着关键角色。
然而，鉴于其特殊性质，变电站火灾带来巨大的破坏和风险。
本文将通过对几起变电站火灾案例进行分析，并根据相关数据收集和经验成果总结出一些关键问题。
一、案例一：XX地区某高压变电站火灾情况描述：在XX地区某高压变电站发生了一起严重火灾事故。
起初，工作人员发现排烟系统有异常反应，并迅速报警。
不幸的是，在获得消防部门到场时间时，整个变电站已被大火吞噬。
原因分析：1. 设备故障：通过调查报告分析显示，该次火灾起始于一个过载保护开关出现意外断路导致局部温度升高。
由于未及时采取措施处理此类故障点，引发了进一步恶化。
2. 漏油泄露：调查结果表明，在事故前期，绝缘油系统发生了泄漏，导致变压器运行温度升高。
这种漏油现象使得绝缘性能降低，增加了局部火灾风险。
教训与经验：1. 设备维护：及时检查和保养设备是预防火灾的重要措施。
对于设备异常，需要及时采取补救措施，以避免进一步情况恶化。
2. 定期排查：定期检查各个关键部位，尤其是油系统密封件的磨损程度、电力线路的接触情况等问题。
当发现任何异常情况时，应立即报告并进行修复。
二、案例二：XX公司变电站火灾事故情况描述：在某个夏季炎热的日子里，由于过载使用空调和其他高耗电设备，XX公司自有变电站突然发生了火灾事故。
幸运的是，在机构积极配合下消防人员得以迅速扑灭火势，并无人员伤亡。
原因分析：1. 高负荷运行：尽管供电专家警告过企业不要超载使用电力设备，但出于利润追求和管理疏忽，XX公司变电站在高负荷运行时长达数周。
这种过度使用直接导致电路超载和设备损坏。
2. 自动断路器失效：调查发现，由于经常性的超负荷运行，自动断路器触发装置出现损耗等问题而无法正常工作。
缺乏有效的防护措施是事故发生的根本原因之一。
教训与经验：1. 安全管理：企业应建立严格的安全管理制度，并提供必要的培训与指导，以确保员工对供电安全和预防火灾有足够的认识和了解。
变电站火灾事故案例分析总结
变电站火灾事故案例分析总结火灾是一种非常严重的事故，而变电站作为电力系统中不可或缺的组成部分，其火灾事故更是具有特殊的危害性和隐患。
本文将通过对几起变电站火灾事故案例的分析总结，探讨火灾原因、防范措施及应急响应等方面的经验与教训。
一、案例一：某城市变电站爆炸火灾近年来，我国某城市发生了一起严重的变电站爆炸火灾事故。
据初步调查，该事故主要原因是设备老化以及人员操作失误所致。
首先，在设备维护保养方面存在疏忽，导致某些关键设备积累了大量隐患；其次，操作人员在日常运维过程中未能按照规定程序进行操作，增加了事故发生的风险。
针对这起案例，我们可以总结如下经验与教训：1. 加强设备维护保养：对于变电站内各类设备，特别是高压设备和密闭空间内的设备，在使用前要进行全面检查，并定期进行维修与保养工作，以确保其运行的可靠性与安全性。
2. 强化操作人员培训：操作人员是变电站安全运行的重要环节，他们需要具备良好的业务素质和专业技能。
因此，对于操作人员应定期进行相关知识与技能培训，并制定明确的操作规程和制度。
3. 加强现场管理与监控：通过建立严格的作业流程、完善检查机制以及利用监控设备等手段，实时监测变电站内各类设备和工作状态，提前发现潜在火灾隐患并采取相应措施消除。
二、案例二：某地农村变电站发生火灾另一起变电站火灾事故发生在某地农村。
事故原因主要是由于天气反常引起的外力影响导致线路短路并引发火灾。
首先，在设计阶段未考虑到当地气候条件不稳定造成的影响；其次，未能及时发现并处理线路绝缘损坏等问题。
从这起事故中我们可以得出以下经验与教训：1. 充分了解气象条件：在设计变电站时要充分了解所处地区气象条件，考虑到可能的天气变化带来的影响，并在设计中做好相应的防护措施。
2. 加强巡检与维护：对于变电站内线路和设备要进行定期巡查和维护工作，及时发现并修复损坏的绝缘材料以及其他潜在危险因素，从而减少火灾风险。
3. 健全应急预案：建立科学合理的应急预案，包括事故发生后紧急疏散、消防救援等方面的规定与流程，确保在事故发生时能够快速有效地采取措施避免人员伤亡和财产损失。
变电部分案例分析（5题）（精选5篇）
变电部分案例分析（5题）（精选5篇）第一篇：变电部分案例分析(5题)变电部分案例分析（5题）【1】变电站技改工作中人身触电死亡事故。
（安全情况通报2010年第4期）（一）事故经过2010年8月19日，一座220kV变电站进行技术改造工程，主要内容为全站综合自动化改造，其中包含更换10kV高压柜及其他部分一次设备。
涉及单位有供电公司（建设单位）、施工单位、设计单位、监理单位、设备生产厂家。
10kVⅠ段高压柜于2010年5月21日开始施工（当时10kVⅠ段电压互感器高压柜安装也是此班组施工），施工单位变电工程分公司于2010年5月27日向供电公司生产技术部提交了10kVⅠ段高压柜的竣工报告。
5月28日，生产技术部组织变电运行分公司、变电检修试验分公司、电力调度中心相关人员对变电站10kVⅠ段电压互感器进行了验收，当时发现电压互感器未按招标文件要求提供二次补偿绕组，后告知厂家，厂家答应重新发货（带二次补偿绕组电压互感器）。
由于该缺陷暂不影响运行，考虑到10kVⅠ段母线带有重要负荷，6月7日18时37分10kVⅠ段母线电压互感器投入运行。
在厂家发送带二次补偿绕组的电压互感器到货后，供电公司8月17日安排由施工单位变电工程分公司进行技改，8月19日对电压互感器进行更换。
8月18日20时，220kV变电站收到施工单位变电工程分公司检修班的一份变电第一种电子工作票，工作内容为“10kVⅠ段电压互感器更换”，工作票编号为“变电站201008015”，工作负责人为徐×，工作票签发人为彭×。
8月19日7时10分，变电站值班员汪×接到地调洪×关于10kVⅠ段母线电压互感器由运行转检修的指令，操作人徐×，监护人何×，填写并执行“变电站201008015号”操作票，于7时23分完成操作，将10kVⅠ段母线电压互感器由运行转检修。
变电站运行人员未认真审核工作票上所列安全措施内容，只按照工作票所填要求，拉出10kVⅠ段母线设备间隔9511小车至检修位置，断开电压互感器二次空开，在Ⅰ段母线电压互感器柜悬挂“在此工作”标示牌，在左右相邻柜门前后各挂红布幔和“止步，高压危险”警示牌，现场没有实施接地措施。
变电站火灾事故案例分析
变电站火灾事故案例分析变电站是电力系统的重要组成部分，起着电能传输、转换、分配和控制等重要的作用。
然而，变电站作为电力系统的核心设施，在运行过程中也存在着一些潜在的安全隐患。
其中，变电站火灾事故是常见的一种安全事故，对人员生命财产安全造成了极大的威胁。
本文将对近年来国内外发生的几起变电站火灾事故进行案例分析，以期帮助广大读者更好地了解变电站火灾事故的原因和防范措施。
一、案例一：鄂尔多斯太阳能变电站火灾时间：2019年6月26日地点：鄂尔多斯太阳能变电站伤亡情况：无人伤亡事故经过：2019年6月26日，鄂尔多斯太阳能变电站一楼机房内突然发生火灾。
事故发生后，工作人员立即报警并启动灭火系统。
火灾过程中，变电站的220KV开关柜受到了严重损坏，造成了一定的经济损失。
经初步调查，事故原因是变电站一楼机房内配电柜出现短路故障，导致火源直接引燃了柜内的绝缘材料。
分析：本次变电站火灾事故的主要原因是设备故障。
由于变电站开关柜处于电力系统的核心位置，一旦出现故障很容易引起火灾。
还有就是变电站内设备质量较差，绝缘材料容易老化或损坏，如果不及时更换或维修，也会增加火灾发生的风险。
二、案例二：南昌市变电站火灾时间：2018年12月12日地点：南昌市变电站伤亡情况：无人伤亡事故经过：2018年12月12日，南昌市变电站内发生火灾。
火灾发生时，变电站正处于运行状态，事故瞬间导致高压室内出现巨大的火花和烟雾。
事故现场的工作人员很快组织人员疏散，同时启动象限消防系统进行灭火。
最终，火灾被迅速扑灭，事故未造成人员伤亡。
分析：本次变电站火灾事故的主要原因是设备老化。
这说明变电站的设备有一定的使用寿命，并且需要定期维护和检修。
保持设备的良好状况和定期检测，能够有效地预防事故的发生。
另外，发生事故后，变电站工作人员能够迅速组织疏散和灭火，并及时报警，这也是防范变电站火灾的有效措施之一。
三、案例三：美国新泽西州变电站火灾时间：2019年6月6日地点：美国新泽西州变电站伤亡情况：无人伤亡事故经过：2019年6月6日，美国新泽西州一座变电站内突然发生火灾。
变电站事故案例警示教育(3篇)
第1篇一、引言变电站作为电力系统的重要组成部分，其安全稳定运行对保障我国电力供应具有重要意义。
然而，近年来，我国变电站事故频发，给人民群众生命财产安全和社会稳定带来了严重威胁。
为提高变电站安全管理水平，本文将以一起典型变电站事故案例为切入点，进行警示教育，以期引起广大电力工作者的重视。
二、事故案例某年某月，我国某地区一座110千伏变电站发生一起重大火灾事故。
事故原因为：变电站内一台油浸式变压器绝缘油泄漏，遇高温变压器油位计处发生爆炸，引发火灾。
事故造成变电站设备损坏，周边环境受到污染，直接经济损失数百万元。
三、事故原因分析1. 设备老化：该变电站投入使用已有20多年，设备老化严重，部分设备存在安全隐患。
2. 监控系统缺陷：变电站监控系统存在缺陷，未能及时发现变压器绝缘油泄漏问题。
3. 安全管理制度不完善：变电站安全管理规章制度不健全，现场操作人员安全意识淡薄。
4. 维护保养不到位：变压器绝缘油泄漏问题未能得到及时处理，维护保养工作不到位。
5. 应急预案不完善：事故发生后，应急预案启动不及时，应急响应能力不足。
四、警示教育1. 加强设备维护保养：对变电站设备进行全面检查，及时更换老化设备，确保设备安全稳定运行。
2. 完善监控系统：提高变电站监控系统的准确性和可靠性，及时发现并处理设备隐患。
3. 严格执行安全管理制度：加强现场操作人员安全教育培训，提高安全意识，严格执行安全操作规程。
4. 加强维护保养工作：定期对变电站设备进行维护保养，确保设备运行正常。
5. 完善应急预案：制定科学合理的应急预案，提高应急响应能力，确保事故发生后能够迅速有效地进行处理。
6. 建立健全安全管理体系：从组织、制度、技术、管理等各方面入手，建立健全安全管理体系，提高变电站安全管理水平。
五、结论变电站事故案例警示我们，电力系统安全稳定运行至关重要。
广大电力工作者要深刻吸取事故教训，加强安全管理，提高自身安全意识，确保电力系统安全稳定运行。
变电站火灾事故案例分析总结
变电站火灾事故案例分析总结变电站是电力系统中重要的组成部分，它起到了电能传输、电能分配和电能转换的作用。
但是，由于变电站中存在大量高压设备和导线，一旦发生火灾事故，将会给工作人员和周围居民造成严重的威胁。
本文将通过对变电站火灾事故案例的分析总结，探讨如何有效预防变电站火灾事故的发生。
一、案例分析1、南京一变电站火灾2019年3月，位于南京市玄武区的一座变电站发生火灾事故，导致该变电站非法用电业务被查处。
据了解，这座变电站长期非法向社会提供电力服务，已经被多次举报。
当局在调查中发现，该变电站管理混乱，安全设施不完备，易导致火灾事故发生。
2、几内亚旅游区变电站火灾2018年4月，几内亚旅游区的一座变电站发生大火，导致45人受伤，其中10人严重受伤。
事故原因是由于设备老化和过载导致变压器爆炸，从而引起火灾。
当时变电站内部没有安装灭火器材，救援困难，加上旅游区内游客众多，造成了严重的后果。
二、事故原因从上述案例可以看出，变电站火灾造成的后果严重，对于保障电力系统的安全运行产生了极大威胁。
那么，造成变电站火灾的原因有哪些呢？1、设备老旧和损坏随着时间的推移，变电站内的设备很容易出现老化和损坏，如果不及时进行维修和更换，就会导致设备故障甚至触电火灾事故的发生。
2、设备过载变电站承担着大量的电能转换任务，因此在运行中极易出现设备过载的情况，从而引起各类故障、短路和火灾事故。
3、管理混乱和安全设施不完备变电站管理混乱和安全设施不完备是导致火灾事故发生的重要原因。
例如，没有有效的灭火装置、不合格的用电线路、非法用电等。
三、预防措施针对变电站火灾事故的风险，我们应该采取一系列的预防措施，以从根本上降低事故的发生概率。
1、加强设备维护和管理针对设备老化和损坏的风险，我们应该及时开展设备检修和维护工作，对不合格的设备进行及时更换和升级，从而保证设备的稳定运行。
2、避免设备过载为了降低设备过载的风险，我们应该根据变压器的容量合理安排负荷，定期检查设备运行状态，防止因过载而发生各种故障。
变电站火灾案例及分析总结
变电站火灾案例及分析总结引言：火灾是一种破坏力巨大的事故，对于变电站来说更是不能忽视的安全隐患。
本文将通过分析实际发生的变电站火灾案例，总结其中的经验教训，并探索预防和应对变电站火灾的有效方法。
一、案例分析：某城市变电站火灾1. 事故背景该城市位于人口密集区域，拥有数十个高压变电站，为当地供电系统提供稳定可靠的电能。
然而，在日常运行中出现了一起变电站火灾事故。
2. 事故过程据调查，这次火灾始于一台10kv开关柜处。
由于设备老化和维护不到位，导致局部放电产生了高温，进而点燃了周围的可燃材料。
在没有及时干预的情况下，火势蔓延至整个开关室，并迅速向相邻设备扩展。
3. 损失评估此次火灾造成了设备严重损毁，并对城市供电系统带来了严重影响。
停电时间长达数小时，给居民和企业带来了巨大的经济损失。
二、火灾原因分析1. 设备老化与维护不到位变电站设备经过长期的运行，会出现老化和磨损，容易导致局部放电等异常情况。
然而，在案例中发现了设备维护不到位的问题，未能及时识别和解决这些潜在危险。
2. 人为操作失误虽然起火点是由于设备老化引起的，但最初导致火势蔓延的是一次未经授权的维修工作。
工作人员没有按照规定程序进行操作，并且缺乏对紧急情况的判断能力和适当应对措施。
三、防范策略总结1. 定期维护检查为了确保设备处于良好状态，变电站应定期组织专业技术人员进行维护检查。
通过及时识别设备故障和潜在危险，采取预防性措施来避免火灾事故的发生。
2. 加强员工培训与意识教育培养员工正确的安全意识和紧急处理能力非常重要。
提供必要的培训，使每位员工了解操作规程和应急预案，并能够在紧急情况下迅速做出正确反应。
3. 安装火灾报警系统和自动灭火设备在变电站内部安装可靠的火灾报警系统和自动灭火设备，可以帮助及时发现异常情况并采取措施进行扑救。
这些设备的使用可以极大地减少火灾事故造成的损失。
4. 加强监测与预警机制利用先进的监测技术来实时监控变电站运行状态，提前发现问题并及时进行修复。
变电运行事故案例总结与分析
变电运行事故案例总结与分析变电运行事故是电力行业中比较常见的一种事故类型，因其涉及到大量的电压和电流，一旦发生事故，对整个电力系统和使用者来说都有着严重的影响。
本文将针对变电运行事故进行总结和分析，以期能够更好地避免此类事故的发生和减少事故带来的损失。
1.案例总结1.1.案例一：广西某变电站事故事故时间：2018年8月24日事故经过：当日下午4点左右，广西某变电站一直流变压器发生跳闸，工作人员对变台进行检查时，发现运行面板上显的水温异常偏高，水位偏低。
经过排查，发现是冷却水泵站出现故障，导致冷却水泵停运，引起变台过热。
最终，该事故造成的设备及停机损失大约为3万元。
1.2.案例二：山东某变电站事故事故时间：2019年1月10日事故经过：当日下午2点左右，山东某变电站一台500千伏变压器发生爆炸事故，事故现场引发火灾。
经过初步核查，发现该变压器过热导致绕组局部放电，最终引发了变压器爆炸。
该事故造成了设备和停机损失大约为200万元。
1.3.案例三：海南某变电站事故事故时间：2020年4月15日事故经过：当日下午5点左右，海南某变电站的一台电容器组突然短路，引发了火灾。
经过现场勘查，发现该电容器组接线松动，引发电容器过热，最终导致短路事故。
2.案例分析在以上三起变电运行事故中，都存在一些普遍性的问题，可以从以下几个方面进行分析：2.1.设备维护不到位从上述案例中可以看出，变电运行事故的其中一个主要原因是设备的维护保养不到位。
这不仅会导致设备频繁出现故障，而且对于事故调查和处理也会造成很大的困难。
因此，对于变电设备的维护和保养工作必须要做到严格落实，及时发现和解决问题。
2.2.人员管理不当在变电站中，人员是设备运行和事故处理的关键。
若人员管理不当，就会给设备带来一定风险。
例如，在广西某变电站的事故中，排查故障的工作人员没有及时发现冷却水泵的故障，最终导致了变台过热。
因此，对于变电站的工作人员必须要重新加强岗位培训，提高故障排查和处理的能力。
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典型案例分析一起220kV线路保护异常跳闸的分析一、事故简述：XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站)的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。
该220kV线路两侧保护配置为：第一套保护包括：国电南自PSL602(允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）;国电南自PSL631A(断路器失灵保护）.第二套保护包括:南瑞继保RCS931(分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护)；南瑞继保CZX—12R断路器操作箱。
甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值）,线路全长9。
14KM。
931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式)。
XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸,602保护装置报文显示：XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒000000ms距离零序保护启动000000ms综重电流启动000001ms纵联保护启动000027ms 综重沟通三跳000038ms 故障类型和测距CA相间接地401.40Km000039ms 测距阻抗值 136。
529+j136。
529 ΩRCS931保护装置报文如下：启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14：560动作相 ABC动作相对时间 00001MS动作元件远方起动跳闸故障测距结果 0000.0kM602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。
931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。
断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC"灯亮.录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。
（见甲站侧931保护故障录波图)此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是：（一）为什么负荷电流情况下,甲站侧保护就地判别条件成立,保护会远跳出口？（二) 为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？（三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。
（四）为什么602保护综重沟通三跳出口？二、事故原因分析甲站220 kV线路931保护收到远跳信号的原因为：乙站220kV付母电压回路,因TV端子箱内电压切换回路二次线腐蚀断落，造成TV二次失压，乙站602保护TV断线相过流保护动作，后备三相跳闸。
TV断线失压相过流保护定值整定950A，当时负荷电流约1040A、峰值约1470A，TV断线相过流保护动作行为正确。
乙站保护三跳后启动操作箱内三跳继电器TJQ，该继电器一接点跳乙站线路断路器;另一接点开入回602保护装置，602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号；还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令。
根据调度定值控制字设置要求，甲站侧931保护装置收到远跳令后需进行就地判别。
判据为：保护是否启动,如果保护启动同时有远跳信号则出口跳闸。
乙站侧断路器跳闸为负荷电流情况的TV断线过流保护动作所致,系统无实际故障,正常情况下甲站侧保护不应启动，远跳不会出口.但根据甲站侧保护录波图显示,在三相负荷电流消失的瞬间有短时零序电流，有效值495A左右(峰值700A左右），线路电压在三相电流消失后继续存在25mS，说明此零序电流系乙站侧断路器跳闸不同期所致.也就是说乙站侧断路器在TV断线过流保护动作后，断路器三相跳闸时存在非同期,造成短时间线路非全相运行，在负荷电流下使得甲站侧保护装置感受到了零流突变，而931保护电流变化量启动定值为200A（一次值)、零序启动电流定值200A，符合保护启动条件，所以甲站侧931保护远方跳闸出口,跳开甲站侧三相断路器。
931保护装置三跳动作同时通过本屏上“至重合闸”压板向602保护发三跳启动信号。
602保护重合闸正常投单重方式，收到外部三跳启动信号后即闭锁重合，同时沟通本保护三跳回路,综重直接发三相跳闸令即为“综重沟通三跳"。
甲站侧虽然两套保护都三跳出口，但录波图显示931保护先于602保护动作27ms，故虽然两套保护都动作,操作箱上只有931第一套保护出口时作用于第一组跳闸线圈的“TA、TB、TC”信号.602保护再动作时断路器已基本跳开，故操作箱上第二组跳闸线圈无跳闸信号。
由于此次保护动作为非全相引起的零序启动后的远跳，931保护装置因母线电压没有突变,距离保护未动作,故无测距.又由于不同保护的软件差异，602保护装置显示“距离零序保护启动，故障类型CA相间接地”,根据故障分析，负荷线路B相断线有CA相间接地故障性质，可初步判断B相为乙站断路器不同期较前相。
测距401.4kM反应的是C、A 相负载阻抗测量值。
由于此次602纵联保护中距离正方向元件只启动而未动作，所以602纵联保护虽然在本侧启动前27ms就收到允许信号但本侧正方向元件未动作，故602纵联保护未出口。
通过上述分析,乙站侧TV断线过流动作只跳乙站侧断路器比较合适，远跳原因为重负荷情况下乙站断路器三相分闸不同期引起.三、经验教训和措施、建议1)可考虑远跳回路中就地判别适当增加延时，躲过开关分闸不同期所导致的保护误启动。
2）目前较多220kV线路保护中“分相电流差动保护的远跳”和“光纤纵联保护的其它保护允许发信”都由操作箱中的TJQ和TJR(永跳继电器）继电器接点并联后启动。
建议改为只有TJR启动，以减少断路器在事故中不必要的多动或误动,对事故的判别和处理都是有利的.3)应提高对分相断路器的同期性要求。
附: RCS931和PSL602保护装置故障录波图，该继电器一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置,602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号；还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令。
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这个配置合理吗?)你们站都没有主保护发远跳令，都是主保护判差流后动作本侧而已.这个配置合理福建省超高压输变电局500kV福州变1号联变的零序保护动作跳三侧开关.2006年1月13日11时11分，500kV福州变1号联变RCS—978保护的220kV 侧零序过流保护动作跳开1号联变三侧开关。
经检查一次设备正常,1号联变于当日17时41分恢复运行。
经检查分析，主变跳闸时，继保人员正在检查1号联变ABB保护过负荷继电器告警缺陷，过负荷回路所在CT二次回路后级尚接有RCS-978保护的220kV 侧零序过流保护，试验前将该CT进过负荷保护的电流回路(X211：30与X211：30A，X211：31与X211：31A,X211:32与X211：32A之间)短接，并将其经过负荷回路的试验连接片（X211:30A，X211:31A，X211：32A）断开.试验从A 过负荷继电器（RAVK3)背板加入试验电流。
因B相电流试验联片中间固定螺杆断裂，连接片X211:31A外层联片目测已断开，但内层没有脱开，造成此端子上的B472与X211:31A上下端子间未完全隔离。
试验电流通过连接片内层导通而引入到B472后级的RCS-978保护回路，造成#1联变RCS—978保护的220kV侧零序过流保护动作.暴露问题：ABB保护屏内电流端子中间连接片联动固定螺杆存在机械故障隐患，联接片设计不合理，未能形成明显的开断点。
安徽省合肥供电公司220kV东北郊变电站2号主变110kV侧零序过流保护动作跳开主变三侧开关。
东北郊变运行方式：220kV1号主变空载运行，101开关热备用；2号主变运行，102开关运行于110kV Ⅱ母线;100开关并列110kV双母线运行,141、142、143、144、145、146运行110kVⅡ母线。
事故经过:2006年10月12日17点50分，东北郊变220kV2号主变110KV侧零序过流保护动作，跳开2号主变三侧开关，220kV2号主变保护盘跳A 跳B 跳C灯均亮.检查#2主变本体及三侧开关无异常。
因110kV系统环网运行,141、142、144、145线路所带的110kV变电站备自投正确动作，35kV侧仅带站用变及电容器运行，143、146线路少送电量1。
5万千瓦时。
18点10分，恢复东北郊变正常运行方式。
跳闸原因:10月12日下午,220kV东北郊变电站110kVⅡPT更换后,自动化所保护二班进行2号主变带负荷测110kV侧零序方向保护、复合电压方向向量工作.由于2号主变110kV侧零序过流保护未停用，且它与零序方向保护接于同一绕组，17时50分,保护二班在测零序方向向量,短接电流回路时,由于当时负荷电流较大（二次电流达到2。
72A),而零序过流保护定值为1.5A，2S，因此造成110kV侧零序过流保护动作跳开三侧开关.暴露问题：1、生产管理不规范，工作申请把关不严,自动化所在报2号主变带负荷测向量工作前，未认真组织对工作内容进行分析讨论，不清楚2号主变110kV侧零序过流保护与零序方向过流保护接于CT同一电流绕组。
2、现场工作前准备不充分,在工作前没有对要检验的2号主变保护设备运行状况及保护图纸进行核对，危险点分析不认真，对测向量工作中引起设备安全运行的关键环节危险点,没能分析到位并采取控制措施。
3、现场作业指导书不规范，作业指导书工作流程简单,关键步骤没有制定详细的工作流程.4、现场二次工作安全措施票执行不严，安全措施未按操作步骤详细填写.5、自动化所对员工的安全技能培训不够，近几年保护人员流动性大,现场工作负责人上岗时间不长，现场工作经验缺乏。
福建省南平电业局测控装置故障造成220kV九越变马越线223开关跳闸故障前运行方式：220kV马越线223开关、1号主变22A开关接220kV Ⅰ段运行，水越Ⅰ线229开关接220kVⅡ段运行,220kV母联22K开关运行。