电力系统事故处理原则及案例分析课件

电力系统事故处理原则及案例分析

一、总则加强运行人员的安全意识，提高各单位运行管理水平，确保电网安全、优质、经济运行

电力系统调度值班员负责所辖电网的安全稳定运行。近几年来，电网发展速度极快，电网越来越大，调度员所管辖设备也越来越多。而与此同时，随着“双可工程”的实施，广大电力用户对供电可靠性的要求也越来越高。如何确保电网安全，是各级调度必须面对和解决的一个课题。电力系统事故的原因是多方面的，如自然灾害、设备缺陷、管理维护不当、检修质量不好、外力破坏、运行方式不合理、继电保护和安全自动装置误动以及调度、运行人员的误操作等。二、电网事故的定义是指由于电力系统设备故障或人员失误，影响电能供应数量或质量并超过规定范围。关于事故的定性，在《事故调查规程》中有明确的界定三、事故处理原则每一个调度员都应当掌握一般事故的处理方法，只有这样才能确保电网安全。这也是调度员进行反事故演习的基础。事故是各种各样的，但处理的原则是一样的。限制事故的发展，消除事故根源，并解除人身和设备的威胁，防止稳定破坏、系统瓦解和大面积停电。用一切可能的方法保持设备继续运行，不中断或少中断重要用户的正常供电，首先保证发电厂厂用电及变电所所用电。尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电及时调整系统运行方式，并使其恢复正常五、事故的处理方法

开关事故

220KV开关有两种类型：少油开关和SF6开关。少油开关往往会出现液压机构漏油、液压到零、消弧室油位看不到等故障。一般的处理方法是用旁路开关代。注意在线路开关旁路代之前，要将两侧第二套高频保护改信号；开关已闭锁分合闸时旁路代要等电位操作。在开关闭锁分合闸且旁路开关不好或没有时则要另作考虑。若为线路开关，对出线不多的变电所，可以将另外正常线路拉停改作终端变处理。若有母联开关还可考虑空出一条母线，用母联开关串联来拉停。如果没有旁路母线，则只能考虑将该线路拉停。

压变事故

压变可分为线路压变和母线压变。线路压变一般会出现渗油、发出异常声、冒烟等故障。此时应先将线路对侧开关拉开，拉停线路处理。当母线压变发出异常声、冒烟时，要先看能否远控操作，切忌用近控方法操作。若无远控装置，且情况很严重，则应迅速拉开故障母线压变所在母线上的所有开关，以最快速度隔离故障点，防止压变爆炸。

耦容事故

线路耦合电容器事故的处理方法与线路压变的处理方法相同。注意要先将线路对侧拉开，以防止因分布电容而引起线路末端的电压升高。避雷器事故

避雷器一般会出现放电严重等故障。由于避雷器与母线压变共用一把闸刀，所以避雷器事故的处理方法与母线压变的事故处理方法相同。

线路事故

线路上的开关、压变、耦容事故都可以属于线路事故。但线路事故更多的是线路上单相接地故障、相间故障等。线路跳闸时，调度员应询问现场保护动作情况、开关油色油位（少油开关）、开关可跳次数及已跳次数、故障测距等情况。调度员可不查明原因立即进行一次强送。当开关已跳次数仅比可跳次数少一次时，要旁路代处理。线路跳闸后要关注相关线路的潮流情况。当变电所只有两回线时，一条线路跳闸，变电所将成为终端变。终端变保护按如下调整：220KV线路送终端负荷送电侧能使用“特殊重合闸”方式时，线路两侧高频保护改信号，送电侧距离零序保护投入并把灵敏段时限改为0.5秒跳闸，重合闸投“特殊重合闸”方式。受电侧保护改停用，重合闸停用。若送电侧无特重，则应将重合闸改停用。线路事故后应通知区调事故巡线。

主变事故

如果是变压器冷却系统的故障，应尽快恢复，并按现场的有关规定处理。变压器开关跳闸时，调度员应根据变压器保护动作情况和事故当时的外部现象判断故障原因并进行处理：A、重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障前不得强送。B、差动保护动作跳闸，经外部检查无明显故障，变压器跳闸时系统又无冲击，如有条件可用发电机零升，如系统急需，经设备主管局、厂总工同意可试送一次。C、重瓦斯保护动作跳闸后，即使经外部检查和瓦斯气体检查无明显故障也不允许强送。除非已找到确切证明重瓦斯误动方可强送。如找不到确切原因，则应测量变压器线圈的直流电阻、进行油的色谱分析等补充试验，证明变压器良好，经设备主管局、厂总工同意才能强送。

二次事故高频保护线路高频保护在所有二次设备中发生故障次数是最多的。在实际运行中经常会发生收信裕度偏低或偏高，此时应将相应高频保护改信号。若收发讯机常发信不能复归，则应改停用处理。在线路事故中，有时相邻线路高频保护因为一侧没发闭锁信号而误动，此时应将该线路高频保护改信号。注意若线路两套高频保护都在信号状态时，应将线路两侧距离、零序保护灵敏段时限改为0.5＂线路微机保护

现浙江电网的微机保护类型主要有：ＷＸＢ－１１Ｃ型、ＬＦＰ－９０１Ａ型、ＬＦＰ－９０２Ａ型、ＣＳＬ－１０１Ａ型微机保护、ＬＦＰ－９３１Ａ型光纤保护、ＡＢＢ保护、ＧＥ保护等。当微机保护保护装置总告警灯亮，且不能复归时，应停用处理。现场运行中还会经常发生装置面板电源失去、保护液晶显示屏故障等缺陷，此时也应停保护处理。调度员应清楚各种类型保护具体原理、组成等。如ＣＳＬ－１０１Ａ型微机保护不包括重合闸，重合闸单独在ＣＳＩ－１０１Ａ中。ＷＸＢ－１１Ｃ型微机保护分为四个ＣＰＵ，其中ＣＰＵ１为高频保护、ＣＰＵ２为距离保护、ＣＰＵ３为零序保护、ＣＰＵ４为重合闸。单一ＣＰＵ故障时，只需停该ＣＰＵ，其他ＣＰＵ可继续运行。注意浙江省调规定线路不可无重合闸长时间运行，故线路微机保护重合闸失去时应旁路代处理。ＰＴ二次回路故障

当ＰＴ总的二次回路故障时，要求故障ＰＴ所在母线的出线相差高频保护正常投运，并改直跳方式。若出线没有相差保护或相差不能正常运行，应将该母线上没有相差保护的出线冷倒至另一条母线上运行，以防止出线故障时保护拒动而越级跳闸。当某间隔ＰＴ二次保护回路故障，则要求该线路相差高频保护正常投运并改直跳方式。若没有相差保护或相差不能正常运行，则应将该线路用旁路开关代。母差保护母差交流回路断线，将闭锁母差保护，此时应停用母差保护。母差电压回路断线，将使母差保护失去电压闭锁。

电压事故电压是反映系统中无功平衡的指标。特点是分层分区、就地平衡。电压不同于频率，带有明显的区域性。电压的问题往往是其他事故的后续发展过程，表现为电压降低甚至崩溃。处理方法：解决无功平衡的问题。1、调整发电机、调相机的励磁电流2、投入无功补偿设备3、调整变压器分接头4、调整系统运行方式频率事故反映有功供需平衡；重要的电能质量指标；影响电网安全稳定运行的重要因素。变电所全停事故由于单母差保护方式下，母差保护动作；变压器、线路故障，保护动作，开关拒动引起失灵保护动作（单母线运行方式）；系统故障等原因都会引起变电所（发电厂）全停。在实际运行中终端变全停的事故还是时有发生。当一变电所或发电厂全停时，调度员应令现场仔细检查一次设备情况、二次保护动作情况，有故障点的要求其隔离。应当马上令区调送所（厂）用电。根据实际情况，尽快恢复供电。如系母线故障，按母线事故的方法进行处理。若非本所母线故障，则应令变电所拉开母联开关或母分开关并在每组母线上保留一个电源开关，其他电源开关全部拉开。尽快恢复母线供电。注意为防止对变压器冲击时的励磁涌流，冲击母线时应将母线上的变压器开关拉开。小系统事故在电网的薄弱环节，若同时发生线路事故，特别是有联络线在检修时，就可能会造成小系统事故。如解列开关两侧均有电压，并具备同期并列条件时，现场值班运行人员无需等待调度员指令，可自行恢复同期并列。否则，调度员应首先确定调频、调压电厂，并告知区调小系统情况。通过调整，使两个系统频率相差不超过0.5Hz、电压相差不超过20%，可进行同期并列。当小系统出力不够，必须进行拉限电时，可按小系统负荷数的2~3%一个周波，进行拉限电。注意恢复时两个系统之间要进行同期并列，并要尽可能对小系统冲击小。系统振荡事故

在实际中发生的概率很小。但事故的可能性还是有的，并且事故的危害性也比较大。调度员应掌握系统振荡时的现象、原因及处理方法。系统振荡的原因有：系统发生严重故障，切除时间过长，造成系统稳定破坏；大机组失磁，再同步失效，引起电压下降，导致邻近系统失去稳定；系统受端失去大电源或送端甩去大量负荷，引起联络线输送功率超过静稳定极限，造成的系统稳定破坏；环状网络或多回路线路中，一回线路故障跳闸后系统等值阻抗增大且其他线路输送功率大量增加，电流超过静稳定极限，造成的系统事故后稳定破坏；大容量机组跳闸，使系统等值阻抗增加，并使系统电压严重下降，造成联络线稳定限额极限下降，引起系统稳定破坏等。系统振荡的一般现象为发电机、变压器及联络线的电流、电压表周期性的剧烈摆动，发电机、变压器随表计的摆动发出有节奏的轰鸣声；振荡中心电压周期性的降至零，其附近电压摆动最大，随着离振荡中心距离增加，电压波动逐渐减少，电灯会随电压波动而忽明忽暗。调度员在处理时首先应利用人工方法进行再同步：提高各发电厂无功出力，尽可能使电压提高到允许最大值；频率升高的发电厂应立即自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降至49.8HZ为止;频率降低的发电厂应立即采取果断措施(包括使用事故过负荷和紧急拉限电)使频率提高,直至49.8HZ为止。采取人工再同步3~4分钟内不能恢复再同步运行，应自动或手动解列事先设置的解列点。若由于发电机失磁而引起系统振荡时，应立即将失磁的机组解列。六、案例分析浙江省调“12·31”误调度事故简介

1999年12月31日晚，浙江省调在屯上2319线屯山变侧线路C相耦容连线断股线路停役处理结束后的复役过程中，恰逢省调因Y2K而提前至21：45交接班。此时，220kV上虞变系通过上九2311线由九里变单线供电。屯上2319线线路已由屯山变侧充电结束，正由上虞变合环操作。21：55上虞变汇报省调刚接班的夜班调度员：屯上2319线同期装置故障，开关合不上。省调当值调度员考虑上虞变侧屯上2319线开关合不上，应改由对侧屯山变合环操作，但误打电话给九里变，并将九里变上九2311线（开关旁路代）误认为空充线路。22：05省调令九里变：220kV旁路开关由代上九2311线开关正母运行改为热备用。22：15220kV上虞变全所失电。省调发现问题后，于22：27发令给九里变：220kV旁路开关由热备用改为正母运行。22：32上虞变恢复送电。事故造成停电负荷70MW，停电17分钟，损失电量1.983万千瓦时

九里变上虞变屯山变屯上2319线上九2311线要确保电网的安全、优质、经济运行，避免类似“跑错间隔”的误调度责任事故的发生，必须在调度发令、接令操作过程中，在严格执行各项规章制度的同时，调度员和接令值班员（下级调度员）都要严格执行发令、接令“三核对”，养成良好的操作习惯，降低发生差错的可能性，确保调度操作发令、接令的正确性、可靠性、安全性。所谓调度员和接令值班员（下级调度员）发令、接令“三核对”，就是在调度操作过程中，一核对单位姓名、二核对操作任务、三核对设备状态。养成“三核对”的良好的操作习惯，做到调度操作人员和现场操作人员相互监督、相互把关，就能在错综复杂的系统环境下，沉着、冷静、正确地完成操作任务，确保电网的安全运行。核对单位姓名在操作之前互相核对单位、姓名，确认操作厂站和接令人的一致性，确认接令人具有合格的接令资格，这样就能确保被操作对象接受双重核对，对防止调度员发生“跑错间隔”是有效的技术措施，具有重要的安全保障。核对操作任务省调“调度规程”规定，调度员不论采用何种发令形式，应使现场值班人员理解该项操作的目的和要求，必要时提出注意事项。这就要求调度员在工作联系和操作中均要保持清醒的头脑和良好的精神状态，实施操作时必须向现场说明操作意图，使现场明白上级调度操作目的，且应在对方明了的情况下才正式发令。当现场提出质疑时，必须认真听取，冷静思考，搞清对方提出问题的原因，确认无问题后方可继续操作。作为现场接令人员和下级调度员，在正确理解上级调度员的操作意图和目的的基础上，还要结合现场的系统实际运行状况和安全规定，通过分析和思考来接受操作任务，有问题有疑问要及时提出，防止盲目执行操作命令引发事故的后果的发生。核对设备状态在每次操作发令前，调度员必须首先核对调度模拟盘、CRT接线状态是否与现场实际接线状态相符，在问清楚现场设备状态和潮流情况后才能进行发令操作，操作完毕后应及时更改调度模拟盘、CRT接线。对任何设备的停役操作，在操作前，不但要询问清楚该设备的状态，还必须询问清楚该设备的潮流情况，确保系统安全后，才能发令操作。特别要注意单环网变电所的线路操作，严防变电所全停事故的发生。

假如“12·31”事故的当值调度员和现场接令人员，能做好以上“三核对”中的一项或者全部，就能完全避免事故的发生。

2004年5月6日绍兴因山林大火引起钱清小系统事故在500KV涌潮输变电工程投产前，钱清电厂、中纺变、凤凰变和宁围变通过中纺变两回220KV线路兰纺2455线和亭纺2458线与兰亭变（即大系统）联络。2004年5月6日傍晚，兰亭变外2KM处发生山林大火，兰纺2455线和亭纺2458线两线相继跳闸，钱清电厂、中纺变、凤凰变和宁围变与大网解列成小系统，报告周波49.5HZ。重点确保小系统的稳定运行，采取各种措施防止小系统崩溃导致事故的扩大，第一时间通知钱清电厂负责小系统调频调压，再根据事故前钱清电厂出力26万、大系统通过兰纺2455线和亭纺2458线向小系统送电18万的运行方式推断出小系统总负荷44万左右，根据3％负荷周波原则果断地实施紧急拉电1.2万，并留出一定的电厂调频空间，使小系统周波迅速回升至50HZ，保证了小系统的稳定运行。随着山火局部扑灭的汇报，48分钟后小系统通过兰纺2455线同期并列成功，而后亭纺2458线合环。小系统并列后，山火仍未控制继续严重威胁兰纺2455线和亭纺2458线线路通道，为灭火安全，小系统并入大系统1小时后我们根据省公司领导和现场灭火指挥部的要求，再次拉停兰纺2455线和亭纺2458线，钱清电厂、中纺变、凤凰变和宁围变再次成为小系统，经过努力小系统周波稳定在49.9～50.00HZ。山火扑灭后，小系统再次同期并列成功，随后低频减载切除负荷送出。因小系统事故，绍兴地区损失负荷85MW，电量25.5万度；杭州地区损失负荷85MW，电量20万度。兰亭变中纺变兰纺2455凤凰变钱清厂瓜沥变亭纺2458火灾事故造成影响：绍兴地区因兰纺2455线、亭纺2458线跳闸（当时线路潮流为每条90MW），中纺变下属110KV加林变、凤林变低周切负荷装置动作（49HZ、0.5秒级动作，48.5HZ级未动），共跳10KV线路33条（10KV母线未停），负荷约50MW；因小系统周波仍只有49.5HZ，区调在中纺片紧急限荷10KV线路9条，负荷35MW。绍兴地区损失负荷总计85MW（包括2MW省调紧急事故拉电），损失电量25.5万度。杭州地区因兰纺2455线、亭纺2458线跳闸，小系统内低周减载动作，杭州地区损失负荷75MW，紧急事故拉电10MW；因拉停兰瓜2455线、亭沥2457线导致合兴变全停,损失负荷110MW。共计损失电量20万度。省电力试验研究所继保人员误碰保护端子造成500kV双龙变开关跳闸的事故2004年11月2日,省电力试验研究所在500kV双龙变进行#1主变5031、5032开关保护及自动化校验工作中，当继保人员在做5032开关失灵保护整组回路试验时，由于误碰失灵启动母差回路，造成500kVⅡ母母差保护动作跳开500kVⅡ母上所有运行开关。11月2日，省电试所继保人员对5032开关失灵保护进行整组回路试验，工作人员蔡××在5032开关保护屏前观察保护动作信号，工作班人员王×负责试验测试设备的操作，工作人员程××在保护屏后端子排处用万用表进行保护接点回路检查，11:03时，发生了500kVⅡ段母线运行开关跳闸，即：双瓯5463线5063开关、福双5906线5052开关、凤双5459线5023开关、#2主变5013开关、#3主变5003开关跳闸，导致#2主变负荷短时升至主变满负荷运行。省调值班调度员立即开启水电机组，使#2主变负荷迅速降低至正常负荷运行。此次事故虽未造成对系统的拉限电，但事故教训深刻，必须引起系统各单位的高度重视双龙变部分主接线图工作人员程××在保护屏后端子排处用万用表进行保护接点回路检查时，需要在保护屏CI11、CI12端子内侧进行测量，因此取下覆盖在该端子上的黑胶布，结果误量至保护屏CI11、CI12端子的外侧时，由于万用表与失灵启动母差回路构成通路，导致失灵启动500kVII母B组母差保护总出口，由500kVⅡ母B组母差保护直跳500kVⅡ母上所有开关。回路见下图。CI11CI125032开关保护屏500kVⅡ母母差保护屏5032开关失灵启动接点至母差出口回路正电源5032开关保护屏端子排连接片开关失灵启动压板宁波电业局220kV屯山变电所误合闸刀事故2004年9月17日，根据220kV屯山变综合自动化改造计划，由施工单位宁波电业局送变电建设有限公司对#2主变及其三侧、四个110KV间隔、35KVII段母线及馈线保护等进行第一阶段工作预验收。在验收过程发生了误合#2主变220KV付母闸刀事故。

当日，屯山变220kV正、副母并列运行，#2主变及其三侧开关检修状态，#1主变220kV正母运行，110kV正母线运行；110kV付母线及四条110kV线路检修状态。上午开始，施工单位进行计算机监控系统验收工作，下午做110kV检修线路付母闸刀辅助接点对位，结束后进行#2主变闸刀辅助接点对位14点03分，当进行至#2主变220kV付母闸刀接点对位时，由于工作负责人的疏忽，想当然地认为220kV付母线与110kV付母线同样处于检修状态，在#2主变110kV付母闸刀辅助接点采用就地合闸方式对位后，认为可以采用同样方式对#2主变220kV付母闸刀辅助接点进行对位，在未告知运行值班人员的情况下，即擅自指派工作人员解除五防闭锁，放上闸刀操作电源熔丝，并进行#2主变220kV付母闸刀的合闸操作，导致220kV副母差动作出口跳开220kV母联开关、220kV旁路开关、姆屯4P75线开关、桑屯2454线开关，220kV副母线失电。15点40分220kV系统恢复至故障前运行状态屯山变220kV主接线图温州电业局220kV飞云变误操作事故2004年10月13日,温州电业局220kV飞云变运行人员在操作“110kV旁路开关由付母对旁母充电改为代2＃主变110kV开关付母运行、2＃主变110kV开关由付母运行改为开关检修”的过程中，发生了一起由于漏项操作，造成2#主变差动保护动作三侧开关跳闸的误操作事故。

当日上午,为处理飞云变2#主变110kV开关母线侧接地闸刀合闸不到位缺陷，9点29分温州地调正令：“110kV旁路开关由付母对旁母充电改为代2＃主变110kV开关付母运行、2＃主变110kV开关由付母运行改为开关检修”。9点37分，监护人许×、操作人陈××开始操作，当操作第19步“放上2＃主变110kV纵差CT短接片，取下连接片”时，监护人许×在唱票后操作前即将此步打勾，在操作人陈××操作完第19步，监护人许×核对后，又误将第20步“将110kV旁路保护屏上纵差CT切换片由短接切至代2＃主变”打勾，于是直接跳步操作第21步“检查2＃主变差动保护差流显示正常”。在检查时，操作人陈××发现差流为1.89A，立即提出疑问：“差流为什么这么大？是否正常？”但没有引起监护人许×的注意，两人也没核对保护屏上差流检查提示（要求差流在0.33A以下）和保护信号指示灯。9点49分，当操作第22步“放上2＃主变差动保护投入压板2XB”时，2＃主变差动保护动作，跳开2＃主变220kV开关、35kV开关、110kV旁路开关，造成35kV付母线停电。10点05分2＃主变由热备用改为运行，10点15分恢复正常飞云变220kV主接线图镇海厂220KV副母II段母差动作

2003年5月12日上午10：37，浙江镇海电厂220KV副母II段母差保护动作，跳开副母II段上所有开关，在副母II段上运行的5、6、8、9号发电机与系统解列（当时4台机总出力为550MW），造成华东电网频率低于49。90HZ，时间约20秒，最低49。88HZ，天一变＃3主变最大潮流达到770MW，由于天一变主变和相关220KV线路过载，调度发令对宁波地区拉电200MW，对绍兴地区拉电40MW。在调度与电厂运行人员的努力下，镇海电厂220KV副母II段于11：05恢复送电至下午15：06跳闸的4台发电机相继并网恢复运行。飞云变220kV主接线图事故原因为：03号高压厂备变正母闸刀更换工作（正母II段为检修，母线布置为双层布置，上层为正母，下层为副母），焊工准备利用镇新2305线间隔的焊机电焊线与03号高压厂备变间隔的原电焊线连接使用，由于电焊线长度不够，在拉动原有电焊线时，水泥构架立柱上绑扎电焊线的绳索松动，致使电焊线与镇湾2327线A相副母闸刀与开关之间引线因距离过近而产生对地放电，220KV副母II段母差保护动作跳闸。类似的：2002年5月15日，九里变施工人员在进行220KV副母闸刀场地二次电缆长度测量工作，在收皮尺时，由于没有抓紧皮尺头，被风刮下天桥，引起220KV＃1主变C相导线与天桥栏放电，造成220KV正母差动动作。

2004年5月7日，紧水滩电厂大坝检修平台有人员正在工作，由于工作人员的疏忽，在拖动电缆时，该电缆掉到＃2主变220KVB相引线上（主变至主变闸刀侧），引起#2主变差动保护动作跳闸,同时#3机跳闸。华东电力调度所误调度事故

2004年6月3日华东电力调度通信中心发生了一起带工作接地线合闸的恶性误调度事故。由于无锡工业新区新建两条公路，要求220KV望胶2248相应进行拆旧建新的工程。（工程总计新建25基铁塔及相应线路）。5月31日起为满足公路施工要求，望胶2248线路停电。在望胶2248线路停电期间，望亭电厂突然针对望胶2248线路厂内部分设备提出了工作申请，并经网调批准同意。6月3日网调调度员仅根据望亭电厂的工作申请单，对望胶2248线进行了复役操作票拟票，遗漏了望胶2248线路施工的工作申请单。有关调度员在审核望胶2248线复役操作票时，也未经仔细核对和检查，即将操作票内容分别预发给望亭电厂和220KV胶山变电站。下午15时30分望亭电厂汇报望胶2248线工作结束，具备复役条件。调度员还是未能仔细进行核对和检查，且疏忽了调度模拟屏上望胶2248线路“有人工作”的警示标志。在望胶2248线路热备用后，17：03分发令合望胶2248线路望亭侧开关，导致望胶2248线路望亭侧开关带线路工作接地线合闸，幸未造成人员伤亡。近来省调处理的事故：最近发生的事故有几个特点：天灾（台风、鸟害）、人祸（山火）、设备意想不到的故障（号称很NB的SF6开关爆炸）。事故范围大，涉及线路多，且同时性强，这是对电网、对省调值班调度员严峻的考验。天灾：2004.8.12云娜台风惨痛经历让人记忆犹新，500kV天海5471线（台风期间该线跳闸10次），220kV：全停变电站9座（台州7座，温州2座），220kV线路跳闸191条次；110kV：全停变电站45座（台州32座，温州13座），重灾的台州地区仅剩220kV国清变维持供电，负荷从台风前的964MW减少到接近零（7MW）温州地区用电负荷由2057MW减少到638MW，全省用电负荷由14541MW减少到10255MW。2005年7月19日，台风“海棠”在福建连江黄岐登陆，受其影响，全省每日最高负荷从18日的1843万千瓦跌至19日的1660万千瓦，下跌184万千瓦；温州地区的负荷从正常时的230万千瓦下跌至1.8万千瓦(网供，地区实际负荷31.9万千瓦)。台州地区的负荷从正常时的130万千瓦，下跌至37.2万千瓦。500KV线路（塘瓯5471线、双瓯5463线）跳闸7条次。220KV线路跳闸31条次，另外，飞云变＃1、＃2主变差动保护动作跳闸，引起飞云变所用电失去。珊溪电厂（装机4X50MW）220KV全停，仅＃1、＃3机自保厂用电。台风“麦莎”2005年8月6日凌晨3时40分在浙江玉环干江镇登陆，当晚22时15分离浙入皖，台风穿越浙江内陆，对全省电网造成不同程度的灾害影响，受损较大的是温州、台州、宁波、嘉兴电网。

据统计，截至8月7日8时，台风“麦莎”共造成浙江电网500千伏线路故障1条，220千伏线路故障14条，110千伏线路故障57条，35千伏线路故障89条，10千伏线路故障1257条；220千伏变电所2座停电，110千伏变电所9座停电，35千伏变电所32座停电。

8月4日5:00负荷（MW)8月6日5:00负荷（MW)损失负荷（MW）负荷下跌％8月4日10:00负荷（MW)8月6日10:00负荷（MW)损失负荷（MW）负荷下跌％台州10277695192.601472212126085.60温州1750654109662.6324101170124051.45宁波23741164121050.9731681876129240.78杭州3144218496030.5338582811104727.14绍兴157589068543.491943150543822.54金华1620114447629.381872155132117.15嘉兴1422106335925.251808148832017.70湖州87755532236.72100774626125.92衢州4463549220.6352139812323.61丽水243-35278114.4097-171268276.29舟山176849252.2731711420364.04全省154618964649742.021932812480684835.433）鸟害，仅05年3月以来，金华局组织的处理鸟窝小分队就处理300多只。但往往今天才处理，二天后新鸟窝又筑起。4月上旬6起障碍有4起是鸟害。其他局情况也是大同小异。以下是金华鸟害