雷雨天气事故预想
入夏后，雷雨天气也会频发，这对于变电站的安全运行是一个严峻的考验。为严格履行安全责任，落实事故防范措施，确保安全生产稳定和电网安全供电，应做到强化管理责任，周密安排部署。主要从以下方面着手做好变电站安全运行的防范工作。
一是加强线路、设备的巡视；做好巡视记录,在巡视中发现隐患能及时消除的应立即消除，对于存在重大安全隐患的要按照缺陷及时上报。将巡视责任落实到个人，对在巡视中存在弄虚作假瞒报漏报隐患的单位和个人将追究当事人的责任。
二是由生产技术部会同调度等相关单位制定雷雨季节变电站运行方式，明确各变电站的职责，通过紧急行动，减少的运行线路过电压水平，确保变电站设备及输配电线路安全。
三是做好应急抢险与值班工作，安排好应急抢险与生产值班，成立防暴雨洪水抢险小分队,实行24小时值班制度，由各单位负责人带班。防范暴雨洪水期间抢险小分队成员手机24小时开机，保证通讯畅通，提前做好事故应急方案，抢险备品备件应充足齐备。
四是对杆塔做好防范加固措施，在大风、强降雨、雷电期间停止施工作业，防止人身事故。
五是加强反雷电事故演习，做好各种突出事故预想和应对。当雷击事故发生后，则以最快的速度，隔离故障，尽快通过运行方式的切换、倒闸操作，最大限度的减少停电范围，维护电网，同时对事故点进行快速抢修，确保恢复供电。
雷雨天气主变遭雷击跳闸事故预想
当变压器自动跳闸后首先要检查是何种保护动作，在确保安全的情况下首先恢复线路送点当确实证明变压器各侧断路器不是由于内部故障引起的，而是由于过载、外部短路或保护装置二次回路勿动时，则变压器可不经内部检查重新投入运行。
1、变压器差动保护动作的处理
（1）向调度及上级汇报，并复归事故音响信号。对差动保护范围内所有一次、二次设备进行检查。检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。如果变压器差动保护范围内的一次设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障。直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，对变压器测量绝缘电阻，检查有无内部故障。（5）应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（6）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。
2、变压器轻瓦斯动作的处理
（1）应立即检查、记录保护动作信号，（2）报告调度及站负责人。（3）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，（4）并派人对变压器进行外部检查。（5）如果检查变压器有明显严重异常，应汇报调度停运故障变压器。若无明显故障迹象应汇报上级，（6）由专业人员取气分析及检查二次回路。
3、变压器重瓦斯动作的处理
（1）检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，（2）立即报告
调度及站负责人。（3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。（4）将检查结果报告调度及分局主管部门，（5）派人做气体分析急及二次回路检查。
4、电流速断保护动作时其处理过程与差动保护相同。
6、变压器后备保护动作的处理
（1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。（2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。（3）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常，检查失压母线连接的设备有无异常。（4）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。将检查结果报告调度及分局，并做好记录。
7、主变着火如何处理
（1）发现变压器着火后，应立即断开主变各侧开关，切断电源，停用冷却系统。（2）通知站长及在站人员、119灭火。（3）站长接到火警信号后，应迅速组织全站人员灭火，（4）灭火前站长必须询问了解主变电源是否确已断开。灭火时应沉着、冷静，用站35kg推车式干粉灭火器灭火，同时辅助其他型号的干粉灭火器灭火，（5）如果火势较大、着火点在主变顶盖上部，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处。防止变压器油乱流，防止火灾蔓延。（6）如果干粉灭火机一时难以将火扑灭，应迅速考虑用沙子进行灭火，严禁用水灭火。（7）火扑灭后，应迅速向调度及领导汇报主变着火情况及扑救情况。详细
检查了解着火原因，将发生的情况及处理情况做好详细记录。
架空线路遭雷击跳闸事故预想
雷雨天气条件下线路很容易受到雷击、强风容易使线路尤其是老化线路拉断，线路发生单相接地、相间及三相短路故障，致使主变开关跳闸。线路发生单相接地故障后，重合闸未投情况下，应向调度汇报听后处理。重合闸动作重合一次，若重合于永久性故障则跳三相开关,线路相间或三相故障跳闸后不重合。
如果线路发生单相故障后重合成功，则应根据保护动作情况和故障录波器的有关数据，通知相关地调进行事故带电查线。
线路发生单相故障重合不成功，或发生相间、三相短路，首先应及时汇报调度调整系统潮流，防止发生其他线路过负荷的情况。同时令现场检查开关状况，汇报保护动作情况。当开关检查无异常后，可根据系统实际情况对线路强送电一次，强送电时要正确选择强送端并保证有可靠的速动保护。强送电不成功，不再强送以上操作均应及时准确向调度汇报。
巡视设备应遵守的规定：雷雨天需要巡视户外设备时，应穿绝缘靴，不得接近避雷针和避雷器。高压设备发生接地时，室内不得接近故障点4米，室外不得靠近故障点8米以内，进入上述范围内人员必须穿绝缘靴，接触设备外壳或结构时应戴绝缘手套。
避雷器爆炸及阀片击穿或内部闪络事故的处理
1.运行人员的职责
运行人员到达现场后应在初步判断事故的类别，判断事故相别，
巡视避雷器引流线、均压环、外绝缘、放电动作计数器及泄漏电流在线监测装置、接地引下线的状态后向上级主管部门汇报。对于粉碎性爆炸事故还应巡视事故避雷器临近的设备外绝缘的损伤状况。在事故调查人员到来前，严禁运行人员接触事故避雷器及其附件，对于粉碎性爆炸，运行人员不得擅自将碎片挪位或丢弃。
2.事故的处置
事故调查人员到达事故现场后在对事故避雷器做初步的检查试验并留下现场影像资料后，检修人员开始拆除事故避雷器的工作，事故避雷器拆除后应送试验室做进一步的分析。对于变电所内安装的避雷器，试验人员应按照预试规程对所内与事故避雷器有直接电气联系主变压器、TV、断路器、TA及非故障相避雷器进行试验检查。
3.恢复运行的要求
如存有与事故避雷器相同型号的经试验合格的备品，在备品安装完毕经验收合格后，对于线路用避雷器，即可恢复运行；变电所内与事故避雷器有直接电气联系的设备及非故障相避雷器经试验检查无异常时，可恢复运行。
汽机事故预想
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１汽轮机超速 １.1主要危害 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零,转速超过3０00ｒpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 ２)DEH电超速、OＰＣ超速、ＴSＩ电超速、机械超速保护动作、报警发出。 ３)机组发出异常声音、振动变化。 1.３原因 1）DEH系统控制失常。 2)发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4)汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1．4处理 １)汽机转速超过3330rpｍ而保护未动作应立即手动紧急停机,并确认主机高、中压主汽门,高、中压调门,各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严,应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象,且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）,且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验,并网后,还须进行危急遮断器升速动作试验,试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视,发现异常应停止启动。 ６)由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1．5防范措施 1)启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时,严禁启动。 2)机组启动前的试验应按规定严格执行。 ３) 机组主辅设备的保护装置必须正常投入,汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动,运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6)应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中,汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩,应将负荷减至0MW，锅炉熄火,汽轮机打闸，发电机解列。 9)加强汽、水、油品质监督,品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。
国能固镇生物发电有限公司 汽轮机专业事故 处理预想及处理方案 批准 审核 编写：宋民 生产部 二零一零年十二月十号
国能固镇生物发电有限公司 汽轮机专业事故预想及处理方案 一、油系统着火 油系统在运行时有漏油现象，漏油接触热体，透平油燃点约在240℃，当其接触表面温度高于240℃的热体时，就有可能引起火灾；应加强监视，及时处理，并汇报值长，漏出的油应及时擦干净，如无法处理而可能引起着火时，应紧急报告值长，采取果断措施。 1.汽轮机在运行时发现油系统着火时，应根据不同起火点，使用泡沫灭火器，或二氧化碳灭火器，或1211灭火器进行灭火，高温部件不宜使用二氧化碳或1211灭火器。如火势不能立即扑灭，危及安全运行，应按第一类故障紧急停机。 2.注意不使火势蔓延（如电缆失火），必要时应将设备周围附以沾湿的雨布，照顾机组的转动部分，用一切方法保护机组不受损坏。 3.油系统着火应紧急停机，应按下列步骤 1）按照紧急故障停机的操作进行停机。 2）解除电动油泵联锁开关。 3）启动直流电动油泵，维持油压在低限值。 4）采取灭火措施并向上级汇报。 根据下列情况，开足事故放油门。 1）火势危急油箱。 2) 机头及机头平台起火。 3）回油管中着火。 4）注：油系统着火应通知消防队。 4.失火时，汽机主值必须做到 1不得擅自离开岗位。 2加强监视运行中的机组。 3准备按照值长命令进行停机操作。 5.汽机运行值班人员应该知道在各种情况下的灭火方法。
1）未浸机油，汽油和其它油类的抹布及木制材料燃烧时可以用水、泡沫灭火和砂子灭火。 2）浸有机油、汽油和其他油类的抹布及木制材料燃烧时，应用泡沫灭火器和砂子灭火。 3）油箱和其它容器中的油着火时，应用灭火剂扑灭，或将油从事故排油管排走。4）带电的电动机线圈和电缆失火时，应在切断电源后进行灭火，电动机着火时不得使用砂子灭火器，如果电动机冒烟时应迅速停用。 6.预防油系统着火的主要措施 1、车间及设备周围应保持整齐清洁，不存放易燃物品； 2、设备检修后，渗漏在地面上的油及油棉纱等应及时处理干净，渗油严重的保温层应及时更换； 3、靠近蒸汽管道或其他高温设备的高压油管法兰应装设铁皮罩盒。油系统附近的高温设备和管道应有完整坚固的保温，并外包铁皮，必要时还应装防火隔层，保温层表面温度不应高于50℃；管道上部有无油浸破布等易燃物； 4、当调节系统发生大幅度串动或机组油管发生严重振动时，应及时检查油系统，发现漏油应及时处理，并将漏油及时擦净。经常检查汽轮机前、中轴承箱处及压力表活接是否有漏油，轴封是否摩擦产生火花； 5、汽轮机高、中压自动主汽门及油箱法兰是否有漏油；机头下部和油管道法兰是否漏油； 6、油系统安装完毕或大修后，应进行超压实验； 7、事故排油门的标志要醒目，操作把手与油箱或与密集的油管区间应有一定的距离； 8、现场应配备足够数量的消防器材，并经常处于完好的备用状态； 9、电缆进入控制室处和开关柜处应采取严密的封堵措施； 10、调速、润滑油管道和主油箱附近蒸汽管道保温和防火铁皮是否完整，油系统附近动火，必须按规定办理相应等级的动火证，严禁无证动火； 11、由于漏油引起油系统外部着火时，先用干粉或1211灭火器进行灭火，并做好隔离工作，以防火势蔓延。汇报领导，根据火势情况及时联系消防队，进行灭火；
电气汽机锅炉 欧阳光明（2021.03.07） 运行技术及事故预想处理方法 前言 为了给企业安全生产提供更好的帮助，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生, 特此编集了本运行技术及事故预想处理方法。 作为员工在工作期间及今后时期学习教材。教材收录了电气及汽机和锅炉系统发生事故时的操作方法。避免误操作对人员伤害和对设备损害等人为事故发生。严格遵守安全操作规程、认真执行“两票三制”制度。 通过学习运行技术及事故预想处理方法，我们可以更好更快的处理事故减少不必要的财产损失。坚决杜绝“违章事故发生”。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习广大员工要“反违章从我做起”，形成“关爱生命，关注安全”的良好氛围，不断提高全体员工的安全意识和综合素质。 公司全体员工要高度重视,认真组织学习讨论。要充分认识到安全、发展、希望的关系。为此，也希望得到全体员工的响应和支持。 电气运行技术及事故预想处理方法 1 PT刀闸辅助接点接触不良事故处理和防范措施？ 1、象征： （1）发电机PT断线信号发出； （2）有功表无功表指示降低； （3）发电机端电压指示降低。 2、处理： （1）监视其他参数，维持发电机运行； （2）停止调整有、无功负荷； （3）严密监视定子电流、转子电压、电流变化情况，不允许超过额定值。 3、措施： （1）结合春秋检及机组大小修对所有刀闸辅助接点进行全面检查；
(2) 确保三年内不再发生类似现象。 2 10kV B相线性接地象征及处理？ 1、象征： （1）10kV母线接地信号发出； （2）三相绝缘电压表中B相降为零； （3）A、C两相上升至线电压。 2、处理： （1）询问机炉是否有启动10KV动力设备，如有应停运； （2）联系机炉将10kV设备倒备用设备或逐一停运，找出接地点；（3）将10kVA段PT退出，若信号未消除，重新投入PT； （4）将发电机与系统解列； （5）10kVA段母线停电。 3 发电机失去励磁象征及处理？ 1、象征： ⑴转子电流为零或接近于零； ⑵定子电流显著升高并摆动； ⑶有功功率降低并摆动； ⑷机端电压显著下降，且随定子电流摆动； ⑸无功负值，进相运行。 2、处理： ⑴对于不允许无励磁运行的发电机应立即从电网上解列。 ⑵对于允许无励磁运行的发电机，迅速降低有功功率到允许值； ⑶迅速启动备用励磁机等恢复励磁； ⑷在规定时间内仍不能使机组恢复励磁，解列发电机系统。 4 发电机CT回路故障象征及处理？ 1、象征： （1）仪表用CT开路时，有无功指示降低，开路相电流到零；（2）开路CT有较大的电磁振动声时，开路点有火花和放电响声；（3）有关保护可能误动； （4）若是自动励磁调节器用CT断线时，励磁输出不正常。 2、处理： （1）对CT所带回路进行检查，并通知检修处理； （2）若CT内部开路或开路点靠近一次设备时，汇报值长停机处理； （3）处理CT开路，按照安规有关规定进行。 5 变压器差动保护动作象征及处理？ 1、象征： （1）变压器相关参数指示到零；
电气专业事故预想参考答案 1、发电机温升过高 现象：发电机定子线圈、转子线圈或铁芯温度超过规定值；发电机进出口风温温差增大。 处理方法： （1）定子线圈和进风温度正常，而转子线圈温度异常升高，这是转子温度表失灵或三相电流不平衡超过允许值引起的，应检查转子温度表或减少三相负荷不平衡。 （2）转子线圈和进风温度正常，而定子线圈温度异常升高，这是定子温度表失灵或定子测温元件在运行中增大或开路引起的，应检查定子温度表或由检修处理。（3）定子温度和进口温度都增高，是由于冷却水系统发生故障，应通知汽机检查空气冷却器是否断水或水压过小、水温升高。 （4）进风温度正常，而出风温度升高，这是通风系统异常，应调整风道挡板，必要时停机处理。 （5）经上述处理温度仍无法降低时，应降低发电机无功及有功负荷，直至温度降低至许可范围之内。 2、发电机变为同步调相机运行 现象： （1）主汽门关闭并报警； （2）发电机有功功率表指示为负值； （3）发电机无功功率表指示升高； （4）定子电流表指示可能稍低； （5）定子电压表及励磁回路的仪表指示正常。 处理方法： （1）若汽机未发报警信号则不应将发电机解列，而应报告值长，请汽机运行人员挂上保安器，增加有功负荷，恢复发电机的正常运行。 （2）汽机人员如在额定转速下无法挂上危机保安器时，则应降低无功负荷，将发电机与系统解列，降低转速，待挂上危机保安器后，重新并列带负荷，恢复发电机的正常运行。
3、发电机过负荷 现象： （1）“过负荷”报警； （2）定子、转子电流超过允许值； 处理方法： （1）发电机过负荷时，可首先降低励磁电流，减少发电机的无功负荷，但应保持发电机不能进相运行； （2）若降低发电机的无功负荷不能消除过负荷，则应根据值长命令，降低发电机有功负荷； （3）在系统事故情况下，联络线低周保护应使发电机解列单机运行，若该保护拒动，当频率低于49Hz时，可手动解列，待系统正常后再并列。这时应报告值长，按发电机过负荷参数表运行，并加强对发电机出口风温、定子温度的监视，对发电机进行全面检查，应无异常。 4、发电机升不起电压 现象： 发电机转速正常，升压时发电机定子电压升不起来。 处理方法： （1）检查励磁开关是否合上、起励电源开关是否合上。 （2）检查励磁回路、转子回路接线是否正确，有无断线和接触不良之处。（3）检查启励回路有无断线和接触不良之处。 5、发电机非同期振荡 现象： 1、定子电流表的指示剧烈的变化，且范围较大； 2、发电机和母线上各电压表的指示剧烈的变化； 3、有功功率表指示剧烈的变化； 4、转子电流表、电压表在正常运行值附近变化； 5、频率表的指示忽上忽下，发电机发出有节奏鸣音，鸣音的变化和仪表的变化一致； 6、发电机若装有强行励磁装置，可能间歇动作；
变电站事故预想 1、变压器轻瓦斯动作的处理 2、变压器重瓦斯动作的处理 3、变压器差动保护动作的处理 4、变压器后备保护动作的处理 6、变压器压力释放保护动作的处理 7、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理 8、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？ 11、主变着火如何处理？ 12、主变套管严重跑油如何处理？？ 13、运行中发现液压机构压力降到零如何处理？ 14、检查中发现液压机构储压筒或工作缸、高压油管向外喷油，如何处理？ 16、液压机构油泵打压不能停止如何处理？ 18、液压机构发出“油泵运转”、“压力降低”、“压力异常”预告信号，如何处理？ 20、 35KV开关电磁机构合闸操作时，合闸接触器保持，如何处理？？ 23、油开关严重漏油，看不见油位，如何处理？ 27、 SF6断路器SF6低压力报警的判断处理 28、 SF6断路器SF6低压闭锁的判断处理 29、 SF6开关液压机构打压超时故障的判断处理
1、巡视检查中发现刀闸刀口发热、发红怎样处理？ 2、手动操作机构刀闸拒分，拒合怎样处理？ 1、电流互感器二次开路，如何处理？ 2、浠1#、2#主变并列运行中若浠互31PT有一相套管严重破裂放电接地，如何处理？ 3、本站35KVPT二次保险熔断有哪此现象？如何处理？ 4．巡视检查发现浠互02PT严重漏油看不见油位如何处理？ 5、巡视发现浠互30PT严重渗油，如何处理？ 6、浠互01PT二次回路故障如何处理？ 7、阀型避雷器故障如何分析判断处理 8、运行中发现浠互02避雷器瓷瓶有裂纹时怎样处理？ 10．浠03开关出线耦合电容器A相爆炸怎样处理？ 浠2＃所变高压侧浠38开关故障跳闸，如何处理？ 1、全站失压的判断处理 2、系统出现谐振过电压事故的处理 3、在进行１１０ＫＶ母线送电的操作中，当推上某一开关的两侧刀闸后，突然出现谐振现象，应如何判断处理？ １＃主变保护动作，使全站失压，如何处理？ １、中央信号盘“直流母线接地”光字牌亮如何处理？ ２、本站１＃整流屏出现故障后怎样处理？ ３、３５ＫＶ单相接地的故障处理
1.发电机转子一点接地的现象及处理？应注意哪些事项？ 答：当发电机接地时，发电机保护“转子一点接地”光字牌亮。转换1AC电气控制柜“发电机转励磁回路绝缘检查”转换开关，打至“+”“-”对地，接地相为零或接近于零，另一相等于或接近于发电机转子电压。将发电机保护屏内发电机转子两点接地保护投入，测量保护出口压板两端无电压并将保护压板投入。发电机出项转子一点接地后，禁止在发电机转子回路工作和更换发电机碳刷。 2.10KV母线单相接地的现象及处理？应注意哪些事项？ 答：当10KV母线出现单相接地时，10KV母线相电压表接地相为零或接近于零，另两相升高√3 倍或升高。首先告知调度对侧是否有接地现象，如无接地现象，电站就按正常停机程序停机。如10KV母线还存在接地现象，把厂用电切换至保安电检查电站母线及至电站联络线是否有接地现象。接地现象出现后连续运行不得超过两小时。 3.更换发电机碳刷时的顺序？应注意哪些事项？ 答：当发电机碳刷冒火花或磨损至2/3时，应进行更换碳刷，1.取下碳刷上的压簧，2.拧松碳刷辫螺丝，
3.取出碳刷。安装时与之相反。更换碳刷时应单手操作，不许人体另一点接触发电机。 4.备用变压器正在检修，工作变压器事故跳闸时的事故处理？ 答：全厂停电，停用所有电机，检查保安电是否自动投入，如无手动强送，再按停机程序处理。 5.如何从10KV母线相电压表来判断是单相接地还是电压互感器低压熔丝熔断？ 答：10KV母线相电压表接地相为零，另外两相升高√3倍，则为10KV母线单相接地。10KV母线相电压表接地相为零，另外两相电压不变。则为10KV母线电压互感器低压侧熔丝熔断。 6.并网的条件有哪些? 答：1.频率与系统频率一致。2.电压与系统电压相等。 3.相位与系统相位一致。 7.我们站有几个同期点？ 答：我们电站有两个同期点，发电机的同期点和联络线的同期点。 8.发电机进出风温是如何规定的，为什么？ 答：发电机进风温度在20℃----40℃之间，如果进风温度过高容易引起绝缘老化脱落，降低绝缘。如果进风温度过低容易结露，绝缘降低。进出风温差不得大
《安全事故心得体会》 安全事故心得体会（一）： 事故已然发生，伤者正在理解着痛苦的治疗，这次事故又一次给我们敲响了警钟，让我们从事故对当事人所造成严重深切感受到它的无情和残酷，他的人生因此而改变，他今后的路不知该如何的走下去。 透过事故的学习，我在为他感到惋惜和同情的同时不仅仅在想，造成事故的原因是什么，我们该吸取什么教训，从而避免重蹈他的覆辙呢?从本次及历次事故来看，事故现象虽有不一样，但导致事故都与当事人的主观因素有着较大联系，说白了，就是三大敌人在做怪。纵观人们的实际工作中，违章、麻痹、不负职责现象确实存在，当上级来检查或是要求严格些，下边就收敛些，否则，风头一过就又放松了警惕。些次事故主观上即当事人安全意识淡泊，麻痹大意所致;客观的原因诸如：工作负责人不负责、许可人许可随意，监护不到位，危险点分析不足等等。 保证安全，首先就是要严格遵守各项规章制度，这是保证安全的首要前提，如果我们的每一项工作都做到有章可循，有章可依的话，事故发生几率必然会大大减小，如在一项具体工作中，工作前，认真进行危险点的分析，办理工作票，做好安全措施，开好班前会，将各项制度履行到位，也就是把环境的不确定因素、物的不安全状态、人的不安全行为造成事故的可能性隆到最低。 其次要提高思想意识，这是保证安全的根本。此事故中当事人的工作经验不可谓不丰富，技术水平不可谓不高(听说是位高级技师)，但还是出了问题，就是正因他思想上有了松懈，才犯了这样的低级错误，阴沟翻船。提高思想意识，即：开展形式多样的安全思想教育，牢固树立安全第一，预防为主的思想，把三不伤害确实贯彻到工作当中，变要我安全为我要安全，使安全深入人心，平时工作提高警惕，多注意观察员工的精神状态，发现不利因素及时调整。 另外，加强对规章制度及业务知识的学习，发奋提高业务技能，这是安全的重要保证，《安规》、《两票三制》这些都是保障我们工作安全顺利开展的法宝，对此无论是管理者，还是我们员工自身都应自觉的认真学习，掌握。业务知识的重要性，不言而喻，没有它，我们工作就好比初生的孩子不会走路，难免碰壁、摔倒。为了使我们的工作更得心应手，不致于盲人摸象，我们务必不断的学习，以适应变化更快的知识需求。 还有就是营造良好的工作氛围。工作中相互关心、相互帮忙，人人为工作着想，为安全把关。 总之，我们就应把各自好的想法落实下去，不应只流于形式，停留在口头上。 安全事故心得体会（二）：
安全事故预想 “安全第一，预防为主”是安全生产的方针。让事故隐患提前曝光，将事故打了提前量预想，而且让事故隐患无处藏身，从根源上堵塞了意外事故的漏洞。 选煤厂的建设是一个复杂的过程，为确保施工队安全施工，制定以下要求： 桩机人员 事故：选煤厂施工场地中，桩机不能正常工作，导致工期延误。 防范：为了确保各桩机的正常工作，要定期维护和保养，以保证正常施工。 配电工 事故：未挂牌作业输、送电造成人员伤害。 防范：作业挂牌，作业前与送电部门交涉，防止事故发生。 事故：供电电缆接头裸露，导致人员伤害。 防范：现场所有电气设备和线路的绝缘必须良好，接头不得裸露。 事故：施工现场供电电缆摆放凌乱，导致施工过程中人员伤害。 防范：供电电缆应地埋1m或摆放整齐。 装载司机 事故：装载机司机不听指挥，导致施工现场秩序混乱。 防止：施工场地内的车辆必须有秩序的行使，以防止现场秩序混乱，影响正常施工。
消防人员 事故：消防人员对易发生火灾地点的消防器具疏于管理维护，导致火灾发生时，不能及时应对，造成重大损失。 防范：消防人员应在施工场地易发生火灾地点安放消防器材，并定期维护、保养，以及时应对火灾。 高空作业人员 事故：高空作业人员未按规定穿戴防护器具，导致坠落，造成人员伤害。 防范：凡高空作业的工作人员必须带好防护措施，以防止坠落。 材料员 事故：施工用料随意堆放导致施工现场秩序混乱。 防范：施工用料必须堆放整齐，不得随意堆放。 电焊工 事故：无证上岗者，未穿工作服，未带工作面罩，导致人员伤害。 防范：电焊工必须经过专业技术培训持证上岗，工作前必须穿好工作服并扣好钮扣，工作时带面罩。 起重机司机 事故:操作起重机前未检查配置及主要零件，导致事故发生。 防范：起重机司机必须持证上岗，操作起重机前对其配置及主要零件认真检查，并严格遵守“十吊十不准”。 凡进入施工场地的工作人员，必须穿戴防护器具防止高空坠物、地面钉扎，保证安全。
1汽轮机超速 1.1主要危害 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 2）DEH电超速、OPC超速、TSI电超速、机械超速保护动作、报警发出。 3）机组发出异常声音、振动变化。 1.3原因 1）DEH系统控制失常。 2）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4）汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1.4处理 1）汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认主机高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严，应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象，且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整），且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验，并网后，还须进行危急遮断器升速动作试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。 6）由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1.5防范措施 1）启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时，严禁启动。 2）机组启动前的试验应按规定严格执行。 3）机组主辅设备的保护装置必须正常投入，汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动，运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应将负荷减至0MW，锅炉熄火，汽轮机打闸，发电机解列。 9）加强汽、水、油品质监督，品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。
输煤系统事故预想 一、设备启动出错 启错的可能原因有： 1、作人员系统不熟悉，马虎大意，技术水平低。 2。、现场电气接线或者就地挂牌与程控不一致。 采取措施： 1、现场人员不可触碰任何有可能转动的设备。 2、加强操作人员培训熟悉系统，提高技术水平，专心操作。 3、确认现场电气接线或者就地挂牌与程控一致。 二、皮带断裂或撕裂 皮带断裂的原因有： 1、皮带接口质量不好。 2、皮带上有“三块”未及时发现清理，卡在导料槽内或滚筒间。 3、拉紧装置卡住，上下移动不灵活。 4、皮带过负荷。 5、滚筒不转，与皮带摩擦过大。 采取措施： 1、巡检人员只能在皮带巡检专用道上巡检。 2、根据皮带机启动检查卡认真检查。 3、加强皮带机现场巡检，及时发现故障隐患。 4、认真监视皮带运行状况，及时调整皮带煤流量，禁止带负荷启、停皮带。 三、机械人身轻伤事故
机械人身轻伤事故的原因有： 1、调试运行期间最易发生转动设备在没有警示情况下，有人误启动。 2、转动设备在运行时有异物甩出来，如除铁器除出的铁块甩出伤人，碎煤 机检查门未关紧，煤块甩出伤人。 3、有人不听指挥,自已乱动设备，。 4、运行中清理滚筒粘煤或者用手清理卫生。 5、有人不走跨越廊桥而爬过输煤皮带。 采取措施： 1、听从指挥，不许站在转动设备的惯性线内。 2、不允许运行中对转动设备进行任何检修或清理工作。 3、启动前认真检查设备的转动部分，有异物及时报告主值。 4、集控室操作人员和现场巡检员配备对讲机保持相互之间的通讯畅通。 四、高空坠落 高空坠落的原因有： 1、在设备未验收情况下，楼梯的护栏未必牢固（如碎煤机室）； 2、现场指挥混乱，安全组织措施不全。 3、运行人员安全意识不强。 采取措施： １、现场组织层层负责，加强安全学习。 五、电气事故 电气事故的原因有： 1、带负荷拉合闸；
一丶给煤机故障: 原因: ①给煤机中混入较大的杂物卡住； ②联轴器销子折断； ③变频电机故障； ④电动机损坏; 处理： ①两台给煤机损坏时,停止该给煤机运行,加大另一台给煤机给煤量(在设计煤质情况下一台给煤机可供满负荷)； ②若三台给煤机同时损坏,立即停炉压火； ③通知检修抢修,恢复正常后启动; 二、屏式过热器泄露 现象： ①床温明显升高,炉膛上下、左右温差不正常变大,上部温度不正常上下波动且偏低; ②炉膛差压明显降低,含氧量降低,带负荷能力明显下降; ③给水流量差变大,减温水用量增加,蒸汽温度难以控制； ④一二次风机电流变化不大,引风机电流明显增大； ⑤过热器泄露处有蒸汽喷出的声音,严重时蒸汽压力下降； 原因: 1)飞灰磨损； 2)防磨浇注料脱落; 3)锅炉启动期间疏水不够； 4)形成水塞使局部管束超温; 5)运行中汽包满水,发生水冲击,造成过热器局部受损。 处理: 1)若泄露不严重,适当降压、降负荷短时间内运行,解列给水自动,汇报领导； 2)注意损坏情况是否迅速扩大,并做好启动备用炉的准备; 3)尽快投入备用炉,停止该炉运行,以免漏点扩大; 4)严重爆管时,立即联系邻炉及相关专业调配负荷该炉停炉; 5)关闭电动主汽门,保留引风机运行; 6)通知相关专业,该炉停运,并汇报领导； 7)其他操作按正常停炉处理,维持水位正常,待炉内、烟道内蒸汽基本消除,停止引风机； 三、省煤器泄露 现象: 1)给水流量不正常的大于蒸汽流量; 2)泄漏处有异音烟道不严密处有冒汽、冒水现象; 3)引风机调节挡板不正常的开大引风机电流增加; 4)泄漏侧烟温降低,两侧烟温差值增大； 5)严重爆管时,水位下降；6)烟道下部有滴水现象,除尘设备故 障。 原因： 1)给水品质不合格,使管内腐蚀结垢； 2)给水流量、温度经常大幅度波动; 3)管材不合格,焊接质量差; 4)管外壁飞灰磨损严重 5)启、停炉时,省煤器再循环门使用 不当; 6)省煤器附近发生二次燃烧,使局部 管壁超温。 处理： 1)轻微泄露时,加大给水量,维持汽 包水位,适当降压、降负荷运行,汇报 领导； 2)泄漏严重无法维持正常水位时,立 即停炉并联系邻炉及相关专业调配 负荷; 3)维持一台引风机运行,排除烟道内 蒸汽； 4)泄露严重时严禁锅炉上水和开启 省煤器再循环门； 5)停炉后,通知电除尘停止各电场运 行; 6停炉后,尽快将电除尘、空预器下部 放灰门打开放水; 7)其余操作,按正常停炉进行。 四、空气预热器泄露 现象： 1.床温偏高,上部温度偏低,带负荷 困难; 2.严重时风机出力不足,一、二次风 机、引风机电流明显偏大； 3.排烟温度降低,尾部烟压偏小,两 侧烟压压差明显,氧量偏高； 4.一次风泄露时(总风量明显大于风 室风量),流化不良,炉膛差压下降建 立不起来； 原因: 1.飞灰磨损、堵塞; 2.长期运行,未检修; 3.煤中硫分高,排烟温度接近露点, 形成腐蚀、结垢、堵塞; 4.省煤器泄漏造成积灰堵塞腐蚀; 5.安装检修质量不良,造成漏风。 处理及措施: 1.轻者,对出力影响不大,应报告值 班长做好记录,可在适当的时间停炉 处理； 2.重者,应降低负荷,并请示停炉处 理； 3.提高排烟温度,加强检修质量; 4.选用低硫煤,采用搪瓷管以及增加 防磨措施; 5.空预器前后各安装风量仪,以便运 行分析。 五．返料器堵塞 现象: 1.炉膛床温不正常上升,料层差压不 正常下降； 2.烟气氧量波动大,炉膛出口负压波 动大； 3.堵侧的返料温度降低,不堵侧返料 温度上升； 4.堵侧返料风室风量降低,风压升高, 旋风筒出口烟温上升,料退上部压力 由负值突然变正且停止波动;不堵侧 返料风室风量升高,风压降低,旋风 筒出口烟温趋于下降。 5.锅炉带负荷能力大幅度降低。 原因: 1)看盘不认真,出现运行异常时未 能及时发现和做出相应的正确处理, 使返料器堵灰; 2)返料器风室风量或风压不足,小 风室严重漏风; 3)返料器风帽堵塞,旋风筒保温、防 磨材料脱落,松动风口有异物堵塞; 4)煤种变化,灰熔点低在料腿内结 焦; 5)煤中灰分大或颗粒过细循环灰太 多,负荷或风煤用量增加、煤种变化, 返料器超负荷。 6)在长期停运二次风后炉膛内积存 的循环灰过多,启动后又未及时排放, 造成返料器超负荷而堵塞; 7)运行时返料温度瞬时超限,造成 小焦块堵塞； 8)启动过程中细灰比例较大、返料 风量过小或未投入,返料器大量漏灰 积堵塞有未及时放净,返料风无法进 入而不返料; 9)返料风用一次风机供给时,料层 保持太薄,使返料风量偏小造成返料 器不返料; 10)二次风偏斜、两侧返料器返料风 量偏差大、返料器料位较低等,造成 一侧吹空一侧堵塞。 处理： 1）130吨和260吨的锅炉可增大返料 风机开度,增大小风室风量、风压,且 通过调整使两侧返料器风量、风压均 衡,来平衡两侧料位;必要时可开两 台返料风机; 2)若小风室放掉小风室、风管积灰； 3)处理完毕,适当调节配风及煤种, 适当调节飞灰回量,保证合适安全的 飞灰量及配风,安全平稳运行; 若发现床温迅速上升,立即开大返料 风开度、,并立即采取足够、得当的 减少给煤量,使床温有下降趋势,控 制床温稳定在800℃到1000℃之间, 保证不使炉膛及返料器结焦或灭火， 才能保证有足够的时间处理堵灰; 1)在保证炉温可以控制后,降低一二 次风量使炉外循环转换为炉内循环, 维持床温正常,邻炉来调整负荷 2适当降低锅炉负荷,降低一、二次风 风量尽量转外循环为内循环 3放掉部分返料灰,放灰时注意返料 器料位,且通过调整使两侧返料器风 量、风压均衡,来平衡两侧料位； 4)若短时间不能处理,前提条件是通 过调整保证锅炉不结焦不灭火,必要
水电站事故预想 一、发电机过负荷 1.现象 1)定子电流和转子电流指示可能超过额定值。 2)有、无功表指示超过额定值。 3)定子温度有所上升，系统频率、电压可能降低。 2.处理方法 1)系统故障（系统频率、电压降低），按本机事故过负荷的能力掌握时间，监视发电机各部分温度不超限，定子电流为额定值。 2)系统无故障，单机过负荷，系统电压正常： A.减少无功，使定子电流降到额定值以内，但功率因数不超过0.95，定子电压不低于0.95倍额定电压。注意定子电流达到允许值所经过的时间，不允许超过规定值。 B.若减少无功不能满足要求 则请示值长降低有功。 C.若AC励磁调节器通道故障引起定子过负荷，应将AC调节器切至DC调节器运行。 D.加强对发电机端部、滑环和整流子的检查。如有可能加强冷却：降低发电机入口风温，发电机、变压器组增开油泵、风扇等。 E.过负荷运行时，应密切监视定子线圈，空冷器前后的冷、热风温度、机组振动摆度，不准超过允许值，并作好详细的
记录。 F.检查调速器功率闭环控制或集中监控系统是否正常，必要时退出本机参加AGC、AVC运行。 二、发电机三相电流不平衡 1.现象 1)定子三相电流指示互不相等，三相电流差较大，负序电流指示值也增大。 2)当不平衡超限且超过规定运行时间时，负序信号装置发“发电机不对称过负荷”信号。 3)造成转子的振动和发热。 2.处理方法 当发电机三相电流不平衡超限运行时，若判明不是表计回路故障引起，应立即降低机组的负荷，使不平衡电流降到允许值以下，然后向系统调度汇报。等三相电流平衡后，再根据调度命令增加机组负荷。水轮发电机的三相电流之差，不得超过额定电流的20%，同时任何一相的电流，不得大于其额定值。水轮发电机允许担负的负序电流 不得大于额定电流的12%。 三、发电机温度异常 1.现象 发电机绕组或铁心温度比正常值明显升高或超限，发电机各轴承温度比正常值明显升高或超限。
关于后台监控主变绕组温度显示异常的事故预想 一、预想题目： 后台监控主变绕组温度显示异常，在分析、判断不当或处理过程中误操作极易造成事故跳闸，扩大事故范围。 二、运行方式： 110Kv 1114金粤线、1#主变110 Kv侧出线1101、35KV侧进线3501 、1#SVG无功补偿3516、3511—3515光伏馈线、35KV站用变3517、10KV站用变1017均为运行状态、站内50MW光伏发电单元全部投入运行。 三、主变主要参数（含部件） 四、预想事故现象： 后台监控显示绕组温度显示异常，存在波动现象，需要根据故障情况分析、判断，合理改变设备的运行方式，正确快速的消除故障，防止不安全事件的发生。 五、处理过程： 此预想题目分三种情况进行分析处理 第一种情况：就地检查绕组温控器指示与后台监控显示情况相吻合，同时就地检查主变声音异常，且油面温度有持续升高迹象，同时后台监控显示主变高、低侧三相电流不平衡。 绕组温度过高分析：出现上述现象，一般为主变本体内部故障，当出现这种情况时一般都较为严重。
此情况的处理情况如下： 若为上述情况应及时调整降低负荷，观察绕组温度的变化情况，当绕组温度与油面温度同步变化，且温度仍上升较为明显，变压器声音持续异常，监控显示主变高、低侧三相电流不平衡时应立即向调度申请停电检查。 第二种情况：就地检查绕组温控器指示与后台监控显示情况相吻合，就地绕组温控器指示针会出现上下波动、不稳定的情况，但就地检查主变声音无异常，且油面温度未有升高迹象，主变运行正常，同时后台监控显示主变高、低侧三相电流平衡、无异常。 1、绕组温控器的原理：采用热模拟方法间接测量变压器绕组温度的专用仪表.绕组温控器TR（TR=TY+K1TΔ）是在变压器顶层油温TY 的基础上叠加一个附加温升K1TΔ而获得变压器平均温度.其中TΔ是热模拟装置提供的附加温升,K1为与冷却结构有关的系数.绕组对油的温升.TΔ决定于变压器绕组电流.当变压器工作时,电流经变压器电流互感器经仪表的变流器调整后,到绕组温控器弹性元件内的电热元件产生热量使弹性元件位移,从而产生的比油温高一个温度的平均指示值。绕组温控器在指示绕组变压器温度的同时，可以提供四组温度设定开关，分别用于分级控制变压器冷却装置，超温报警和超温跳闸（即上图的K1—K4）。 2、故障分析： 1）、主变本体CT故障， 2）、回路接线松动 3）、变流器问题 4）、弹性元件损坏
有关事故预想的总结 六．母线失压： 全站失压的判断处理： 象征：事故照明灯亮，光字牌信号有：主变温度异常．电压回路断线等，交流全部消失。 处理步骤： 1）首先检查光字牌所发的信号情况及各开关位置指灯有无绿灯闪光，还要检查所有开关保护掉牌情况。分析是否由于站内所变及其它开关跳闸引起全站失压。 2）如果是由于站110KV开关跳闸使站内失压，应检查后做好记录并迅速向调度及分局生技股汇报。 2、系统出现谐振过电压事故的处理： 现象：对于小电流接地系统，可能报出接地信号，电压表指示超过线电压，表针会打到头。 A：基波谐振时，一相电压低，但不为零，另两相电压高，超过线电压，表针打到头。或两相电压低，但不为零，一相电压高，表针打到头。 B：分频谐振时，三相电压依次升高，并超过线电压，表针打到头，三相电压表针在同范围内低频摆动。C：高频谐振时，三相电压同时升高，超过线电压，表针打到头，也可能一相电压上升高于线电压，另两相电压下降。 处理：发生谐振过电压时，值班人员应根据系统情况，操作情况作出判断。处理谐振过电压的关键：是破坏谐振的条件。 由于操作后产生的谐振过电压，一般可以恢复到操作关前的运行方式，分析原因，汇报调度，采取措施，再重新操作； 对母线充电时产生的谐振过电压，可立即送上一条线路，破坏谐振的条件，消除谐振。 如果是运行中，突然发生谐振过电压。可以试断开一条不重要负荷的线路，改变参数，消除谐振。 若谐振现象消失后，仍有接地信号，三相电压不平衡，一相电压降低，另两相电压升高为线电压，说明有谐振的同时，有单相接地或断线故障。应汇报调度。查找处理接地或断线故障。 若谐振现象消失后，三相电压仍不平衡，一相降低，另两相不变，则可能是谐振过电压同时，使高压保险熔断，检查电压互感器有无异常后，更换保险试送一次。 如果在开关断口上，有并联电容器。当母线停电操作时，母线开关断开电源后，母线电压请有很高的读数，表计指针有抖动，发生谐振过电压。可迅速合上电源开关，先将电压互感器的二次断开，拉开一次刀闸，再停母线开关。当母线恢复送电操作时，可先母线带电，再合电压互感器。 3、在进行１１０ＫＶ母线送电的操作中，当推上某一开关的两侧刀闸后，突然出现谐振现象，应如何判断处理？ 现象：在１１０ＫＶ设备区刀闸及瓷瓶发出比平时都大许多的“磁磁“的响声，同时电压互感器有非常大的“嗡嗡“声，主控室１１０ＫＶ三相电压表至少有一只电压表满偏，线电压表满偏。 处理：１）在操作中，如果听到刀闸及瓷瓶突然发出“磁磁“的响声，且电压互感器也突然有较大的“嗡嗡“声，应马上判断可能有谐振现象出现。 ２）应快速跑到主控室检查１１０ＫＶ三相表计及线电压表计，发现三相表计可能有一相、二相或三相满偏，线电压表满偏，可判定１１０ＫＶ母线出现谐振过电压。 ３）发现谐振后，针对刚刚操作的情况，应立即合上该开关，破坏谐振条件，即可消除谐振。 ４）对任何操作产生的谐振，只要立即断开或送出一条不重要的出线开关，即可将谐振消除。 4、１＃主变保护动作，使全站失压，如何处理？ 1）检查主变保护动作是否是由于区外穿越性故障引起保护误动，如果是，应先隔离区外故障后，迅速恢复主变送电。
预想题目: 倒闸操作过程中检查母差保护屏显示11022 刀闸合位指示灯不亮处理步骤 1、现场检查11022刀闸一次触头是否合到位，检查结果：11022 刀闸触头已合到位； 2、重新拉合11022刀闸，检查母差保护屏位置指示，仍显示11022 刀闸未合到位，初步判断11022 刀闸辅助节点转换不到位，辅助节点接触不良所致； 3、将检查情况汇报调度及变电处，打开11022 刀闸辅助节点的防尘罩，用电位法测量辅助节点两侧电压判断节点是否接通，稍微活动辅助节点看节点是否能够切换正常，若不能切换正常则更换一对备用节点。 4、经现场检查处理，11022 刀闸辅助接点恢复正常； 5、合上11022刀闸，拉开11021 刀闸，母差保护屏显示正常。 预想题目: 运行过程中发现1101开关SF6压力降至0.45Mpa，开关报警（开关绝缘降低） 处理步骤：1）首先到现场检查SF6气体压力情况，检查发现1101开关SF6气体压力降至0.45Mpa，将该情况汇报调度及变电处； 2）查阅1101开关SF6气体压力历史数据，绘制压力变化曲线，结合天气情况，初步判断开关SF6气体压力低是由于a）气温骤变引起，b）还是缓慢漏气引起，c）有突发性较大泄漏引起。 3）若1101开关SF6气体压力原来就较低，属于气温骤变引起压力降低报 警，应汇报变电处联系检修人员进行带电补气； 4）若属于缓慢漏气引起，应立即汇报变电处联系检修人员进行带电补气，并寻找漏气点进行消除； 5）若属于突发性较大泄漏引起，且泄漏情况较严重，应立即向调度申请将1101开关转检修，避免SF6气体继续泄漏引起开关操作闭锁。
预想题目:2 号主变瓦斯保护动作 处理步骤:1,记录时间、开关跳闸情况、保护动作情况光字牌亮情况，复归音响和控制开关，详细检查现场一次设备有无异常和故障，汇报调度. 2. 若轻重瓦斯都动作，则变压器内部故障，将其停用报检修。 3. 若轻瓦斯动作发信号，处理：观察瓦斯继电器动作次数，间隔时间长短，气 量多少，检查油位油温。若变压器外部引起的动作，变压器可继续运行。若是 变压器内部故障产生气体，则停运。 4. 若重瓦斯动作，检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波动作情况，根据气体性质区分故障，若五明显故障，可试送一次；有故障将其停用报检修。 预想题目:1#主变保护动作跳闸 处理步骤:1）检查主变过流保护动作，监视2#主变油位、油温，是否过负荷2）检查母线（过流保护范围内）及母线上的设备是否有短路；变压器及各侧设备是否有短路； 3）检查中、低压侧保护是否动作，各条线路的保护有无动作； 4）若无明显故障也无馈路保护掉牌，应拉掉该母线上所有馈路抢送主变，试送成功后逐一试送馈路开关； 5）如系母线故障，应视该站母线设置情况，用倒母线或转带负荷的方法处理；6）若有馈路保护掉牌，应拉掉该馈路的两侧刀闸（小车开关除外），保留开关现状，以便分析越级原因，与当值调度员联系试投变压器或母线； 预想题目：110KVI母元件倒II母后报警（刚进行过I母YH冷备用转运行操作）处理步骤: 1、检查信号和光字显示"装置异常""110KV I母YH回路断线". 2、检查110KVI、II 母电压，发现I 母电压为0。
【为了防止继电保护事故】继电保护事故预想 为了防止继电保护事故，应认真贯彻《继电保护和安全自动装 置技术规程》（GB/T14285-2006）、《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587-2007）、《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995-2006）、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》（水电生字 -1982-11）、《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》 （Q/GDW 267-2009）、《3kV ～110kV 电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T584-2007）、《220kV ～750kV 电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T 559-2007）、《电力系统继电保护技术监督规定（试行）》（电 77 安生-1997-356）、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》（电安生(1994)191 号）、《电力系统继电保护及安全自动装置运 行评价规程》（DL/T623-2010）、《大型发电机变压器继电保护整定计 算导则》（DL/T684-1999）、《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441-2010）、《线路保护及辅助装置标准化设计规范》（Q/GDW 161-2007）、《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》（Q/GDW175-2008）、《国家电网继电保护整定计算技术规范》（Q/GDW 422-2010）等有关标准和规程、规定，并提出以下要求： 15.1 规划阶段应注意的问题 15.1.1 涉及电网安全、稳定运行的发、输、配及重要用电设 备的继电保护装置应纳入电网统一规划、设计、运行、管理和技术监督。在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。