110kV变电站的事故应急处理预案
事故处理的一般程序
15.1.事故处理任务:
15.1.1.迅速限制事故的发展,隔离事故,并解除对人身设备危险。
15.1.2.用一切可能的方法保持未受事故影响设备的继续运行,以保证对用户供电的连续性。
15.1.3.迅速对已停电的用户恢复供电。
15.1.4.设法保护站用电源,从而保护以上任务顺利完成。
15.2.事故处理的一般程序:
15.2.1.记录时间,解除音响,检查表计指示和保护、自动装置及信号动作情况；检查动作和失电设备情况。若站用电失去,夜间可合上事故照明。在检查设备损害情况时,需要触及设备的导体部分或虽不触及其导体部分,但安全距离不符合要求,必须将设备改为检修状态后,方可进行。
15.2.2.根据表计指示、保护、信号的动作情况,以及设备的外部象征,判断事故性质,严重程度。
15.2.3.按第三条规定拉开某些开关。
15.2.4.记录动作信号,并一一复归。
15.2.5.及时、准确地向调度汇报,并在其指挥下处理事故。
15.2.6.隔离故障点。
15.2.7.按调度命令,对停电设备恢复供电。
15.2.8.将故障设备改为检修后,汇报调度。
15.2.9.将上述情况分别记录在相应的记录薄上。
15.2.10.汇报上级及相关部门。
15.3.在某些情况下,为防止事故扩大,值班员可以先操作,后向调度汇报。下列几种情况适于此项规定: 15.3.1.对直接威胁人身和设备安全的设备停电。
15.3.2.将已损害的设备隔离。
15.3.3.拉开失电母线上所有开关。
15.3.4.复归信号(包括闪光、光字、掉牌等)
15.3.5.站用电倒换,信号熔丝更换等。
15.4.发生事故后,值班长应向调度汇报如下内容:
15.4.1.发生事故的时间及设备名称。
15.4.2.开关及事故设备,失电设备情况。
15.4.3.保护、自动装置、信号等动作情况。
15.4.4.负荷及正在运行设备情况。
15.5.开关必须严格按规定的事故跳闸次数运行。若已达到开关的允许事故跳闸次数或因开关跳闸次数不允许而退出重合闸时,均应立即通知调度及上级领导,以便组织抢修。
第3楼
15.6.所有被迫停运的事故或异常设备,均应通知调度和上级,以便组织抢修。
15.7.在和调度失去联系时,应设法恢复,如果联系失效,按有关“通讯失灵时的调度处理办法”执行。15.8.在事故处理的整个过程中,电话必须录音,以备事故调查之用。
15.9.事故处理中的其他规定:
15.9.1.在交接班发生事故,而交接手续尚未完成时,应由交班人员坚守岗位,处理事故,接班人员协助处理,在事故处理告一段落后,经调度同意方可办理交接手续。
15.9.2.站内发生事故,在站人员(包括在站休息的所有人员)听到事故报警后,必须立即奔赴主控室,等候当值值班长安排。
典型事故处理
16.1.系统低频跳闸
跳闸后,复归信号,退出跳闸线路重合闸,作好记录,监视周波和潮流变化情况,汇报调度。待系统周波恢
复正常以后,在调度命令下,恢复各线路供电,并投入重合闸。
16.2.小电流接地系统单相接地事故
16.2.1.10KV、35KV为小接地系统,在发生单相接地时开关不跳闸,允许接地运行,但时间不超过两个小时。这时因为长时间接地运行,易引起过电压,造成绝缘击穿发展为相间故障,所以应尽快找出故障点加以隔离。
16.2.2.值班人员应准确区分单相接地,铁磁谐振,电压互感器熔丝熔断等几种情况,然后准确汇报。16.2.3.当发生接地后,监测三相对地电压和线电压,根据表计指示和信号进行判断。值班员在检查站内设备时,应穿绝缘鞋,戴绝缘手套。若接地点在站外,应请示调度在其命令下试拉寻找,试拉时,至少应由两人以上进行。
16.2.4.在拉路时,应注意监视电压表的变化和光字变化,当在拉某一条线路时,光字消失,电压恢复正常,则说明接地点在该线路,否则继续进行拉路查找。
16.2.5.当发生接地时,值班人员应记录发现时间,接地相别,电压指示以及消除时间等。
16.3.站用变失电
16.3.1.站内发生事故,使站用电失电时,设法恢复。不能恢复汇报调度,申请从10KV倒送电。
16.3.2.若站用电失电影响到主变风扇电机的用电应向调度汇报,并压缩主变的负荷至允许范围。16.4.2＃主变的事故处理
16.4.1.变压器的严重异常现象及其分析
16.4.1.1.变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音,是由于铁芯的夹件螺丝夹得不紧,使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。振动能破坏硅钢片间的绝缘层,并引起铁芯局部过热。至于变压器内部有“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电,或是铁芯接地线断线,造成铁芯对外壳感应而产生的高电压发生放电引起的,放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。
6.4.1.3.变压器在正常负荷和正常冷却方式下,如果变压器油温不断的升高,则说明本体内部有故障,如铁芯着火或绕组匝间短路。铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏造成的。此时,铁损增大,油温升高,使油老化速度加快,增加气体的排出量,所以在进行油的分析时,可以发现油中有大量的油泥沉淀,油色变暗,闪点降低等。而穿芯螺丝绝缘破坏后,会使穿芯螺丝短接硅钢片；这时便有很大的电流通过穿芯螺丝,使螺丝过热,并引起绝缘油的分解,油的闪光点降低,使其失掉绝缘性能。铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗,闪光点降低,这时由于靠近着火部分温度很快升高致使油温逐渐达到着火点,造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。在这种情况下,若不及时断开变压器,就可能发生火灾或爆炸事故。
16.4.1.4.油色变化过甚,在取油样进行分析时,可以发现油内含有碳柱和水份,油的酸价,闪光点降低,绝缘强度降低,这说明油质急剧下降,这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。
16.4.1.5.套管有严重的破损及放电炸裂现象,尤其在闪络时,会引起套管的击穿,因为这时发热很剧烈,套管表面膨胀不均,甚至会使套管爆炸。
16.4.1.6.变压器着火,此时则将变压器从电网切断后,用消防设备进行灭火。在灭火时,须遵守《电气消防规程》的有关规定。
对于上述故障,在一般情况下,变压器的保护装置会动作,将变压器各侧的断路器自动跳闸,如保护因故未动作,则应立即手动停用变压器,并报告调度及上级机关。
16.4.2主变的事故处理
16.4.2.1.主变的油温过高
当变压器的油温升高至超过许可限度时,应做如下检查:
16.4.2.1.1.检查变压器的负荷及冷却介质的温度并与以往同负荷及冷却条件相比较。
16.4.2.1.2.检查温度计本身是否失灵。
16.4.2.1.3.检查散热器阀门是否打开,冷却装置是否正常。若以上均正常,油温比以往同样条件下高10℃,且仍在继续上升时则可断定是变压器的内部故障,如铁芯着火或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致,或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触,或硅钢片间的绝缘破坏,此时,差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯着火逐渐发展引起油色逐渐变暗,并由于着火部分温度很快上升致使油的温度渐渐升高,并达到
着火点的温度,这时很危险的,若不及时切除变压器,就有可能发生火灾或爆炸事故,因此,应立即报告调度和上级,将变压器停下,并进行检查。
16.4.2.2.主变漏油和着火时
变压器大量漏油使油位迅速下降时,应立即汇报调度。禁止将重瓦斯保护改为作用于信号。因油面过低,低于顶盖,没有重瓦斯保护动作于跳闸,会损坏绝缘,有时变压器内部有“吱吱”的放电声,变压器顶盖下形成的空气层,就有很大危险,所以必须迅速采取措施,阻止漏油。
变压器着火时,应首先切断电源,若是顶盖上部着火,应立即打开事故放油阀,将油放至低于着火处,此时要用干式灭火器、四氯化碳灭火器或沙子灭火,严禁用水灭火,并注意油流方向,以防火灾扩大而引起其他设备着火。
16.4.2.3.主变有载分接开关的故障
16.4.2.3.1.过渡电阻在切换过程中被击穿烧断,在烧断处发生闪烙,引起触头间的电弧越拉越长,并发出异常声音。
16.4.2.3.2.分接开关由于密封不严而进水,造成相间闪烙。
16.4.2.3.3.由于分接开关滚轮卡住,使分接开关停在过渡位置上,造成相间短路而烧坏。
16.4.2.3.4.调压分接开关油箱不严密,造成油箱内与主变油箱内的油相连通,而使两相油位指示器的油位相同,这样,使分接开关的油位指示器出现假油位,造成分接开关油箱内缺油,危及分接开关的安全运行。所以,在大型有载调节的变压器油枕上,装有两个油位指示器,一个是指示有载分接开关油箱内油位,另一个是指示变压器油箱内的假油位,两个油箱是隔离的,所以这两个油位指示是不同的,在运行中应注意检查。
以上故障的处理,值班人员需监视变压器的运行情况,如电流、电压、温度、油色和声音的变化；试验人员应立即取油样进行气相色谱分析；鉴定故障的性质,值班人员应将分接开关切换到完好的另一档,此时变压器仍继续运行。
16.4.2.4.主变主保护动作时的原因和处理
16.4.2.4.1.瓦斯保护动作时的处理:瓦斯保护根据事故性质的不同,其动作情况可分为两种:一种是动作于信号,并不跳闸；另一种是两者同时发生。
轻瓦斯保护动作,通常有下列原因:
A、因进行滤油,加油和启动强迫油循环装置而使空气进入变压器。
B、因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。
C、因变压器轻微故障而产生少量气体。
D、由于外部穿越性短路电流的影响。
引起重瓦斯保护动作跳闸的原因,可能是由于变压器内部发生严重故障,油面剧烈下降或保护装置二次回路故障,在某种情况下,如检修后油中空气分离得太快,也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。
轻瓦斯保护动作时,首先应解除音响信号,并检查瓦斯继电器动作的原因,根据气体分析,进行处理,若是由于带电滤油,加油而引起的,则主变可继续运行。
16.4.2.4.2.差动保护动作时的处理
当变压器的差动保护动作于跳闸时,如有备用变压器,应首先将备用变压器投入,然后对差动保护范围内的各部分进行检查。重点检查以下几点:
A、检查变压器的套管是否完整,连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。
B、检查电缆头是否损伤,电缆是否有移动现象。
C、若检查结果没有上述现象,则应查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时,则不许将变压器合闸送电。有时差动保护在其保护范围外发生短路时,可能会发生误动,如果变压器没有损伤的象征时,有条件的可将变压器由零起升压试验后再送电,无条件时,则应检查差动保护的直流回路。若没有发现变压器有故障,就可空载合闸试送电,合闸后,经检查正常时,方可与其它线路接通。
若跳闸时一切都正常,则可能为保护装置误动作,此时应将各侧的断路器和隔离开关断开,由试验人员试验差动保护的整套装置。若为电流速断保护动作,其动作的处理可参照差动保护的处理。
16.4.2.4.3.定时限过电流保护动作时的处理
当变压器由于定时限过电流保护动作跳闸时,首先应解除音响,然后详细检查有无越级跳闸的可能,即检查各出线线路保护装置的动作情况,各信号继电器有无掉牌,各操作机构有无卡涩等现象。如查明是因为某路出线故障引起的越级跳闸,则应拉开该出线断路器,将变压器投入,并恢复向其它各线路送电,如查不出是越级跳闸,则应将低压侧所有出线断路器全部拉开,并检查中、低压侧母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障象征时,则变压器可在空载的条件下试投一次,正常后再逐路恢复送电；当在试送某一条出线断路器时又引起越级跳闸时,则应将其停用而将其余线路恢复供电。若检查发现中、低压侧母线有明显象征时,则可切除该故障母线后,再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障象征时,则不可合闸送电,而应汇报上级,听候处理。
16.4.2.4.4.110KV装有零序保护而动作于跳闸时,一般均为系统发生单相接地故障所致,发生事故后,应汇报调度听候处理。
16.4.2.4.4.2.变压器自动跳闸:
在变压器自动跳闸时,如有备用变压器,应将备用变压器投入,然后停用工作变压器,以检查变压器跳闸的原因,若无备用变压器时,则须查明属何种保护动作及在变压器跳闸时有何种外部现象。若检查结果表明变压器跳闸不是由于内部故障所引起的,而是由于过负荷,外部短路或保护装置二次回路故障所造成的,则变压器可不经外部检查而重新投入运行,若检查时发现有内部故障现象,则应进行内部检查,待故障消除后,方可再投入运行。
注意:在主变恢复送电时,严禁引起非同期合上开关。
16.5.母线电压消失的事故处理
16.5.1.母线电压消失的原因有如下几点:
16.5.1.1.当靠近断路器的线路侧发生短路没有电抗器,而保护装置或断路器未能动作,以至不能切断短路电流时。
16.5.1.2.当电源中断以及母线短路或因母线断路器间引线上发生短路时,母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重事故,应尽可能的迅速处理,使电压恢复。
16.5.2.母线电压消失的事故处理:
在母线电压消失时,值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况,以及失压时的外部象征,来判断母线失压的故障性质。
16.5.2.1.若因线路断路器失灵而引起母线电压消失时,应将故障线路手动切断后,恢复其它线路送电。
16.5.2.2.若母线短路或有母线到断路器间的引线发生短路而引起母线电压消失时,其外部的象征除了配电屏表计有短路现象外(仪表剧烈摆动,母线电压表为零,光字亮)。在故障地点还会有爆炸声,冒烟或起火等现象,并可能使连接在故障母线上的主变的断路器及线路断路器跳闸,并出现闪光,喇叭响等现象,此时应切除故障母线,投入备用母线。
16.5.2.3.若母线失压的原因是由母差保护误动作引起的,则可强送一次,若不能迅速找出母线电压消失的原因而估计故障点可能在母线上时,则应投入备用母线；若判明故障在送电线路上,即将故障线路切除后还不能消除故障时,则应接到调度命令后,把一切变压器和终端送电线路的断路器断开,检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开,则应检查该断路器上有无电压,等有了电压后再进行合闸,将线路与母线连接。16.7.全站失压的事故处理
16.7.1.对全站失压的原因判断:
16.7.1.1.对全站失压的判断不能仅仅依据站用电源的消失与否来断定,而应该进行综合判断分析；16.7.1.2.先检查站用电源的消失的原因,是否为备用电源跳闸引起,或是站用变本身高压保险熔断引起；
16.7.1.3.再检查110KV各出线的开关位置和负荷情况,判断清楚是否为110KV各出线的开关由于母差保护动作跳闸引起全站失压；
16.7.2.对全站失电时的处理细则:
16.7.2.1.认真进行检查,核实停电时站内有无异常声、光来判断是否由于站内故障造成的全站失压。如是站内引起的失压,则请示调度或按现场规定处理。若不是站内故障,则应报告调度,听候处理。16.7.2.3.由于全站失压后站用电消失,我站开关操作、保护电源全依靠直流蓄电池供电,因此,我站在保
证恢复全站供电安全的情况下,要尽量减少不必要的操作,以保证直流蓄电池电源在关键操作时能顶得上、靠得住。
16.7.2.5.所有线路保护和安全自动装置保持在投入位置。但应取下110KV1、10KVPT二次保险,以防止恢复送电时产生的冲击。
16.7.2.6.上诉操作应根据地调命令进行。
16.7.3.在断开各电源开关以后,应尽量采取措施保障通信的畅通,同时密切监视直流系统电压和电池容量。
16.7.4.当全站失压时间过长引起蓄电池容量消耗过快或迫切需要照明时,应采取其他发电措施。
其它:
1、当发生全站失压时,值班人员首先要保持镇静和头脑清醒,认真分析失压原因,相互紧密配合进行处理；
2、认真做好各项相关记录,发现问题及时与调度联系协商,同时及时将情况向月城供电局生技科运行专责或主管生产副局长汇报。
16.8.线路断路器事故跳闸的处理
16.8.1.单电源的断路器跳闸时,重合闸动作未成功。
16.8.1.1.解除音响,检查是哪一套保护动作。
16.8.1.2.检查断路器及出线部分有无故障现象,汇报调度。
16.8.1.3.如无故障现象,可退出重合闸,在征得调度同意后,值班人员可试送一次。试送成功后,并通知继保人员对重合闸装置进行校验。可恢复重合闸,并报告调度,试送失败后通知查线。
16.8.2.双电源的断路器跳闸时:
16.8.2.1.立即检查继电保护及重合闸装置的动作情况,报告调度,听候处理,值班人员不得任意试送。16.8.2.2.如有同期或无压重合闸的断路器跳闸时在重合闸未动作前,值班人员不得任意操作其控制开关,而应报告调度听候处理。还应根据重合闸方式检查各出线情况,如重合闸投同期重合时,断路器跳闸后,应根据断路器两侧都要有电压时并符合同期条件时重合闸才能动作。如只有一侧有电压时只有等另一侧有电压后,重合闸才能动作。如投检无压重合闸时,应等线路电压消失或降低至低电压继电器动作值时,重合闸装置才能动作,如以上情况下,重合闸装置均未动作时,应通知继保人员对装置进行校验检查。
16.9.隔离刀闸的故障处理
16.9.1.隔离刀闸拉不开或合不上。
当隔离刀闸拉不开或合不上时,如因操作机构被卡涩,应对其进行轻轻的摇动,此时注意支持绝缘子及操作机构的每个部分,以便根据它们的变形和变位情况,找出抵抗的地点。
16.9.2.隔离刀闸接触部分发热
隔离刀闸接触部分发热是由于压紧的弹簧或螺栓松动表面氧化所致,通常发展很快。因为受热的影响接触部分表面更易氧化,使其电阻增加,温度升高,若不断的发展下去可能会发生电弧,进而变为接地短路。
16.9.2.1.双母线接线时,必须将发热隔离刀闸上负荷转移掉。即利用母联断路器进行负荷的转移工作,把发热隔离刀闸的负荷转移至备用母线侧的隔离刀闸上去,然后将发热隔离刀闸退出运行,进行处理。
16.9.2.2.线路隔离刀闸发热时,处理发热隔离刀闸,可继续运行但需加强监视,直到可以停电检修为止。如条件许可,应设法代路运行。
16.10.电压互感器的事故处理
16.10.1.电压互感器回路断线
电压互感器高、低压侧熔断,回路接头松动或断线,电压切换回路辅助接点及电压切换开关接触不良,均能造成电压互感器回路断线。当电压互感器回路断线时:“电压互感器回路断线”光字牌亮,警铃响,有功功率表指示异常,电压表指示为零或三相电压不一致,电度表停走或走慢,低电压继电器动作,同期鉴定继电器可能有响声。若是高压熔断器熔断,则可能还有(接地)信号发出,绝缘监视电压表较正常值偏低,而正常时监视电压表上的指示是正常的。
当发生上述故障时,值班人员应作好下列处理:
1、将电压互感器所带的保护与自动装置停用,如停用110KV的距离保护,低电压闭锁,低周减载,由距离继电器实现的振荡解列装置,重合闸及自动投入装置,以防保护误动。
2、如果由于电压互感器低压电路发生故障而使指示仪表的指示值发生错误时,应尽可能根据其它仪表的指示,对设备进行监视,并尽可能不改变原设备的运行方式,以避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的误判断,甚至造成不必要的停电事故。
3、详细检查高、低压熔断器是否熔断。如高压熔断器熔断时,应拉开电压互感器出口隔离刀闸,取下低压熔断器,并验明无电压后更换高压熔断器,同时检查在高压熔断器熔断前是否有不正常现象出现,并测量电压互感器绝缘,确认良好后,方可送电。如低压熔断器熔断时,应查明原因,及时处理,如一时处理不好,则应考虑调整有关设备的运行方式。在检查高、低熔断器时应作好安全措施,以保证人身安全,防止保护误动作。
4、如有备用设备,应立即投入运行,停用故障设备。
16.10.2.电压互感器低压电路短路
电压互感器由于低电路受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地,便可能发展成两相接地短路,另外,电压互感器内部存在着金属性短路,也会造成电压互感器低压短路,在低压电路短路后,其阻抗减少,仅为副线圈的电阻,所以通过低压电路的电流增大,导致低压熔断器熔断,影响表计指示,引起保护误动作。此时,如熔断器容量选择不当,还极易烧坏电压互感器副线圈。
当电压互感器低压电路短路时,在一般情况下高压熔断器不会熔断,但此时电压互感器内部有异常声音,将低压熔断器取下后并不停止,其它现象则与断线情况相同。
当发生上述故障时,值班人员应进行如下处理:
1、对双母线系统中的任一故障电压互感器,可利用母联断路器切断故障电压互感器,将其停用。
2、对其它电路中的电压互感器,当发生低压回路短路时,如果高压熔断器未熔断,则可拉开其出口隔离开关,将故障电压互感器停用,但要考虑在拉开隔离刀闸时所产生弧光和危害性。
当发生上述故障时,值班人员应进行如下处理:
1、若低压侧熔断器一相熔断时,应立即更换,若再次熔断,则不应再更换,待查明原因后处理。
2、若高压侧熔断器一相熔断时,应立即拉开电压互感器隔离刀闸,取下低压侧熔断器,并做好安全措施,在保证人身安全和防止保护动作的情况下,再换熔断器。
主变,接线为单母线分段
第8楼
事故予案一:10KV分路接地:
运行方式:110KV:901 运行、951运行、952运行953运行954运行1#主变带10KV1母线及出线站变运行,电容器
事故现象:铃响“10KV1、2 母线接地”、“掉牌未复归” 光字牌亮10KV相电压表A相降低至0, BC 相升高至线电压。
处理方法:1、记录时间(X点X分),召集人员,恢复音响。检查光字及表记指示、
2、穿绝缘靴,到10KV高压室检查10KV1线未见异常,汇报调度,已对站内设备进行检查,未见异常,申请试拉分路。
3、按拉路顺序,逐一拉开、合上(拉一路,信号或现象未消失,应立即合上)线路开关,直至接地信号消失及三相电压表恢复正常:
4、检查小电流接地选线装置,看是否有接地记录。
4、汇报调度,XX线路接地,
5、做好记录
事故予案二:954带地线合开关
运行方式:110KV:901 运行、952、953运行、954热备用1#主变带10KV1 母线及出线。2#主变带35KV1 2母线及出线10KV、35KV站变运行,电容器951、952热备用
事故现象:合上954开关后,室外巨响,铃响,喇叭响,“掉牌未复归”“重合闸动作” 光字牌亮,
处理方法:1、记录时间(X点X分),召集人员,恢复音响。检查光字及表记指示、
2、检查保护动作情况,发现954速段保护动作,监控机报故障信号。
3、穿戴“三大件”检查954开关,发现95411刀闸线侧有地线烧痕,
4、汇报调度:954速段保护动作。
5、根据调度令将954开关及线路转检修,并做好安全措施。
6、汇报工区、做好各种记录
事故予案三:10KV955开关拒动,越级901开关
运行方式:110KV:901、955运行、用1#主变带10KV1母线及出线。电容器951、952热备用
事故现象:铃响,喇叭响,“掉牌未复归” 10 KV PT回路断线,光字牌亮, 1#主变低后备保护动作,901开关保护跳闸。10KV955保护测控装置动作,955运行。
处理方法:1、记录时间(X点X分),召集人员,恢复音响。检查光字及表记指示、恢复001开关把手
2、检查保护动作情况,1#主变低后备保护动作,过流动作事件。
3、穿戴“三大件”检查10KV 1 母线各设备,及各出线开关的保护动作情况,发现955测控保护装置过流动作掉牌,检查955开关保护回路各压板的连接情况,未见异常,拉开其他运行开关,未见异常。
4、将模拟图板恢复:
5、检查开关掉闸记录(001开关掉闸次数未超标)
6、汇报调度:10KV 955开关过流动作,开关未动,1#主变低后备保护动作,901开关掉闸,申请调度拉开955隔离小车,试送1 母线及其他分路。
7、检查955隔离小车确已断开后。
8、根据调度令,投入901充电保护,合上901开关,检查1 母线充电正常,检查901开关合好。退出901充电保护。
9、合上其他供电线路开关。
10、向调度汇报,已将10KV 1母线恢复运行。其他运行开关恢复运行。
11、汇报工区、做好各种记录。
12、做好955开关检修的安全措施
事故予案四:10KV1#PT一次保险熔断,
运行方式:110KV:901运行,957 运行、956运行,1#主变带10KV1母线及出线。
事故现象:铃响,“掉牌未复归” 10 KV PT回路断线,光字牌亮,10KV 1 母线相电压表A相很多,B C相正常。
处理方法: 1、记录时间(X点X分),召集人员,恢复音响。检查光字及表记指示、
2、投入10KV PT二次并列开关,检查10KV电压切换光字牌亮。
3、汇报调度:10KV1#PT断线,申请停运
4、断开10KV 1#PT二次保险,检查10KV 1 母线电压指示正常。
5、拉开PT隔离小车,做好安全措施,检查10KV 1# PT 一次保险熔断并更换。
6、将10KV1#PT由检修转运行,断开10KV PT二次并列开关,检查10KV 1母线电压正常。
7、汇报调度及工区、做好各种记录。
事故予案五:10KV母线桥BLQ爆炸,1#变差动保护动作
运行方式:110KV:901 运行、953运行,1#主变带10KV1母线及出线。
事故现象:室外巨响,铃响,喇叭响,“掉牌未复归” 10 KV PT回路断线,1#变差动保护动作,光字牌亮,10KV 1 母线电压表至0。
处理方法:
2、检查保护动作情况,1#变差动保护动作掉牌,三相操作箱“跳闸”灯亮。
3、穿戴“三大件”到室外检查1#变差动CT间的所有设备,发现10KV侧出口BLQ爆炸引起相间短路,烧伤母线桥
4、汇报调度:1#变差动保护动作901、101 跳闸,10KV侧出口BLQ爆炸引起相间短路,烧伤母线桥
5、拉开1011刀闸
6、拉开10KV 1 母线各出线开关, 。
10、逐一10KV线路开关
11、汇报工区、调度、做好各种记录。
12、做好1#主变检修的安全措施
事故予案六:110KV 1#变中压侧套管闪络放电,1#变差动保护动作
运行方式:110KV:901 运行、955运行、957 运行。1#主变带10KV1母线及出线。
事故现象:铃响,喇叭响,“掉牌未复归” “站变自投切换”光字牌亮,1#主变差动保护动作,10KV 1 母线电压表至0。
处理方法:1、记录时间(X点X分),召集人员,恢复音响。检查光字及表记指示、恢复111、011开关把手
2、检查保护动作情况,1#变差动保护动作掉牌,三相操作箱“跳闸”灯亮。
3、穿戴“三大件”到室外检查1#变差动CT间的所有设备,发现1#变中压侧套管有放电痕迹,
4、汇报调度:1#变差动保护动作901、101 跳闸,1#变中压侧套管有放电痕迹。
5、拉开1011刀闸
6、拉开10KV 1母线各出线开关,
7、汇报调度:申请停掉1#变带10KV负荷
8、做好1#主变检修的安全措施。
事故予案七:110KV1#PT严重漏油
运行方式:110KV:901 运行、953 运行、954 运行,1#主变带10KV1 2母线及出线。
事故现象:巡视设备时,发现110KV1#PT严重漏油。
处理方法:1、记录时间(X点X分),召集人员,
2、汇报调度及工区。
3、申请调度,退出110KV备自投及低周减载装置
4、投入110KV PT二次并列开关。断开110KV 1# PT二次保险。
检查110KV PT二次切换正常。
5、将备自投及低周减载装置电压切换至110KV 2# PT
6、投入备自投及低周减载装置。
7、将110KV 1# PT转检修。
8、汇报调度及工区,做好各种记录。
事故予案八: 110KV 1#变过负荷
运行方式:110KV:901 运行、954 运行、955运行1#主变带10KV1 2母线及出线。
事故现象:铃响,“1#变过负荷“光字牌亮,主变高压侧超额定电流300A
1、观察负荷变化情况,及主变油温情况,主变油温应稳定。观察负荷稳定,可继续运行半小时,进行观察。
2、风速继续增加,负荷继续增大时,切掉适当风机。保证变压器在负荷不操作额定负荷5%运行两小时。
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401.40Km 000039ms 测距阻抗值136.529+j136.529 Ω RCS931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 0000.0kM 602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
1 事故处理的主要任务 1)及时发现事故，尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源，迅速解除事故对人身和设备的威胁。 2)尽一切可能确保设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 3)密切与调度员联系，尽快恢复对已停用户供电，特别是要尽可能确保重要用户的供电。 4)调整电网运行方式，使其恢复正常。 2 处理事故的一般原则 1)电网发生事故或异常情况时，运行值班员必须冷静、沉着、正确判断事故情况，不可慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免造成事故的发展和扩大。 2)迅速、准确地向当值调度员汇报如下情况： ①异常现象、异常设备及其它有关情况； ②事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间； ③保护装置的动作情况； ④频率、电压及潮流的变化情况； ⑤人身安全及设备损坏情况； ⑥若未能及时全面了解情况，可先做简单汇报，待详细检查清楚后，再做具体汇报。 3)处理事故，凡涉及到设备操作，必须得到所辖调度的命令或同意。
4)处理事故时，值长、主值、副值均应坚守岗位，不可擅自离开，随时保持通讯联系。 5)处理事故时，地调向运行人员发命令时，运行人员应立即执行，并将执行结果同时汇报地调。 6)处理事故时，除领导和有关人员外，其它无关工作人员均应退出事故现场。 7)处理事故时，值班员应迅速执行当值调度员一切指令。若值班员认为当值调度员有错误时，应予指出，当值班员仍确定自己的指令是正确的，值班员应立即执行。但直接威胁人身和设备安全的指令，任何情况下均不得执行，并将拒绝理由汇报当值调度员和上级领导。 8）处理事故时，当值班员对当值调度员的指令不了解或有疑问时，应询问明白后再执行。 9）事故处理中出现下列情况，值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报当值调度员： ①运行中设备受损伤威胁，应加以隔离； ②直接对人身有严重威胁的设备停电； ③确认无来电的可能，将已损坏的设备隔离。 10）交接班时发生事故，且交接班后的签字手续尚未完成，仍由交班者负责处理，接班者协助处理。事故处理告一段落或已结束，才允许交接班。 11）处理事故中，值班员必须集中精力。事故处理结束后，应详细记录事故发生原因、现象以及处理经过，并将上述情况汇报调度。
电站事故预想汇总 欧阳光明（2021.03.07） 1、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，报告调度及站负责人。（2）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，并派人对变压器进行外部检查。（3）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，由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、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，立即报告调度及站负责人。（2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。（3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理（1）检查变压器本体有无异常，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。（2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，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，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（3）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。（4）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。4、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。（3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。（4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。（5）检查失压母线连接的设备有无异常。（6）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。（7）将检查结果报告调度及安技科，并做好记录。5、变压器压力释放保护动作的处理（1）检查保护动作情况，记录所有动作信号。（2）报告调度及分局有关部门和领导。（3）对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，将检查结果报告调度和分局有关部门。（4）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保护动作正确。6、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理？现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，35KV及10KV电压表不停地摆动变化。（1）应立即按下“紧急分闸”按钮，断开调压电动机的电源。（2）使用操作手柄进行手摇调压操作，调到调度要求的档位。（3）手动调压后，应仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，应立即向调度及分局有关部门汇报，看是否立即将主变停电检修。（4）若手调后正常，应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，并要求派人检修。（5）将处理情况做好记录。7、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？（1）操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关档位指示也不变化。属电动
变电站异常与事故处理方法 一、事故处理规定 1、事故处理的原则 1) 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁。 2）及时隔离故障设备。 3）尽一切可能保持或立即恢复站用电及重要线路的供电。 4）尽快对已停电的线路、用户恢复供电，并恢复原运行方式。 (2、尽一切可能保持电网稳定运行；3、调整系统运行方式，使其恢复正常；) 2、变电站发生事故时，当值值班员必须做到： 1)发生事故时，运行值班人员应坚守岗位，加强与值班调度员的联系，随时听候调度指挥。 2）发生事故时无关的人员应退出现场，与处理事故的无关的电话一律停止。发生事故时应通知现场工作人员停止一切工作，撤离工作现场，待事故处理完毕或告一段落后方可进行工作。如与调度失去联系暂时无法恢复通信时，应按通信中断的方法处理。 3）事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，汇报工作应由变电站当值值班负责人担任。 4)应立即检查并记录开关的位置、电流、母线电压的指示、监控机显示的信息，检查保护装置信号灯指示情况及故障信息，打印故障报告和录波图。 5）迅速对设备进行检查，判明故障性质、地点和范围。 6)对事故处理的每一阶段，应及时地将情况向值班调度员汇报。 3、系统运行出现异常时，如系统振荡、较大的潮流突变、设备过负荷、发现设备紧急缺陷及其它影响电网的安全稳定运行情况等，值班员应立即汇报调度并加强监视。如果系统发生振荡，应将振荡发生的时间、母线电压、开关电流及功率变化情况在运行日志上记录。 4、为了防止事故的扩大，下列情况允许先操作设备，事后尽快向值班调度员和管理所领导汇报
变电站事故处理应急预 案编制导则 Document number：BGCG-0857-BTDO-0089-2022
变电站事故处理应急预案编制导则 一、事故处理原则 1．迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁，保证其它设备的正常运行； 2. 尽快恢复对已停电的用户供电； 3．如果对人身和设备构成威胁时，应立即设法解除，必要时立即停止设备运行，如果未对人身和设备构成威胁时，应尽力保持或恢复设备的正常运行，应该特别注意对未直接受到损坏的设备的隔离，保证其正常运行。 二、事故处理的一般步骤 1．详细记录事故时间、光字、掉牌及有关负荷情况； 2．向主管领导和部门汇报； 3．判断事故性质及按照预案进行事故处理； 4．根据检查、试验情况，按调度指令恢复送电；
5．详细记录事故处理经过。 三、编制各类事故处理预案的提纲 1．人身伤亡事故处理预案 1．1人身触电事故 根据运行方式，尽量使停电范围为最小的情况下运行人员与带电设备的隔离（包括一、二次设备），同时进行现场心肺复苏法、口对口人工呼吸等急救措施。 1． 2人身中毒事故 通风排气，保证空气畅通，施救人员正确进行自身安全防护的前提下，将中毒人员与毒源隔离。若是食物中毒，注意留取可疑食物进行化验。 1． 3人身遭物体打击事故 严格按急求原则进行正确的现场处理，并立即呼救。 1． 4高空坠落事故
注：以上事故预案都必须首先保证救助人员自身的安全，且在施救的过程中，及时向120求救并向上级汇报。 2．电网事故处理预案 3． 1误操作事故 误操作事故有可能引发人员伤亡及设备事故和电网事故，应分情况进行处理，误操作引起故障时若人员没有伤亡需立即通知主控室告知明确的人为故障点，使值班人员快速进行恢复操作；若发生人员伤亡，主控室应根据保护动作号及当时的工作安排，速派人查看现场，启动人员触电事故的处理预案进行施救。导致电网事故发生时应迅速将情况汇报调度，根据指令进行事故处理。 2．2全站主要进线电源失电（要考虑此时通讯也中断后的事故处理预案 按照调度规程有关规定进行处理。 2．3各级电压等级的母线全停事故 2．4双回并列运行的电源进线其中一回跳闸 2． 5谐振引起变电站带母线电压突然大幅升高或降低事故
110KV总降事故预想 1、主变轻瓦斯动作的处理： （1）、应立即检查、记录保护动作信号； （2）、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；（3）、派人对变压器进行外部检查，如果检查变压器有明显严重异常，应停运故障变压器，若无明显故障迹象应向公司汇报观察使用； （4）、由专业人员取气分析及检查二次回路； 2、主变重瓦斯动作的处理： （1）、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号； （2）、检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况； （3）、派人做气体分析急及二次回路检查； 3、变压器差动保护动作的处理： （1）、检查变压器本体有无异常； （2）、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； （3）、经以上检查无异常后，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送；（4）、如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障； （5）、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； 4、变压器压力释放保护动作的处理： （1）、检查保护动作情况，记录所有动作信号； （2）、对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保护动作正确，需检查变压器本体； 5、变压器有载调压开关调压操作时滑档处理： 现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，10KV电压表不停地摆动变化。 处理：（1）、立即按下“紧急分闸”按钮，断开调压电动机的电源； （2）、使用操作手柄进行手摇调压操作，调到要求的档位； （3）、仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，立即将主变停电检修；若手调后正常，应将有载调压电动操作机构的故障情况向变压器厂家联系，并要求派人检修；6、有载调压操作输出电压不变化处理： 现象一：调压操作时变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关档位指示也不变化，属电动机空转，而操作机构未动作。此情况多发生在检修工作后，检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，使电动机空转；或因频繁调压操作，导致传动部分连接插销脱落，将连接套或插销装好即可继续操作。 现象二：操作时变压器输出电压不变化，调压指示灯不亮，分接开关的档位指示也不变化情况，属于无操作电源或控制回路不通。处理：a、检查调压操作保险是否熔断或接触不良，如有问题处理后可继续调压操作；b、无上述问题，应再次操作，观察接触器动作与否，区分故障；c、若接触器动作，电动机不转，可能是接触器接触不良、卡涩，也可能是电动机问题，测量电动机接线端子上的电压若不正常，属接触器的问题，反之，属电动机有问题，此情况应联系专业人员处理。 现象三：操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关的档位指示已变化，说明操作机构已动作，可能属快速机构问题，选择开关已动作，但是切换开关未动作。此时应切记！千万不可再次按下调压按钮，否则，选择开关会因拉弧而烧坏。处理：应迅速手动用手柄操作，将机构先恢复到原来的档位上，同时应仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常，应将故障变压器退出运行进行检修。若无异常，应由专业人员取油样做色谱分析。
110kV 变电所典型事故案列
第一章110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方 式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离 开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 、单母分段接线: I 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线:
■—- □ d n 点。 优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。
第二章110kV 变电所主要的保护配置 一、 线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障， 以保证非故障设备的正常运行。 1、 10kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、 35kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、 主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还 要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性， 因此必须根据变压器的容量和重要程度 装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路 ?绕 组的匝间短路和单相接地短路。 发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅 会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气 体，还可能引起变压器油箱的爆炸。 变压器的引出线故障， 主要是引出线上绝缘套管的 故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。 以下接合主接线图， 分析一下主变 保护的保护范围及动作情况： 1、 主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。 正常 保护范围为主变三侧差动 CT 之间。 2、 主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过 流保护。 （1）复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件 HOkVI nokvn JrHU± （负序及相间电
变电站事故预想 1、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，（6）应汇报调度停运故障变压器，（7）若无明显故障迹象应汇报上级，（8由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、变压器重瓦斯动作的处理 （1）检查继电保护动作情况，（2）记录和复归各种信号，（3）立即报告调度及站负责人。（4）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，（5）若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。（6）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。（7）将检查结果报告调度及分局主管部门，（18）派人做气体分析急及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理 （1）检查变压器本体有无异常，（2）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。（3）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，（4）直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，（5）应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（6）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。（7）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。 4、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。（3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。（4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常，（5）检查失压母线连接的设备有无异常。（6）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。（7）将检查结果报告调度及分局，并做好记录。 6、变压器压力释放保护动作的处理 （1）检查保护动作情况，（2）记录所有动作信号。（3）报告调度及分局有关部门和领导。（4）对变压器外部进行全面检查，（5）重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，（6）将检查结果报告调度和分局有关部门。 （7）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，（8）就说明压力释放保护动作正确。 7、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理？ 现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，35KV及10KV电压表不停地摆动变化。（1）应立即按下“紧急分闸”按钮，（2）断开调压电动机的电源。 （3）使用操作手柄进行手摇调压操作，（4）调到调度要求的档位。（5）手动调压后，（6）应仔细倾听调压装置内部有无异音，（7）若有异常声音，（8）应立即向调度及分局有关部门汇报，（9）看是否立即将主变停电检修。 （10）若手调后正常，（11）应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，（12）并要求派人检修。（13）将处理情况做好记录。 8、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？ （1）操作时，（2）变压器输出电压不（3）变化，（4）调压指（5）示灯亮，（6）分接开关档位指（7）示也不（8）变化。属电动机空转，而（9）操作机构未动作。处理：此情况多发生在检修工作后，（10）检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，（11）使电动机空转。或因频繁调压操作，（12）导致传动部分连接插销脱落，（13）将连接套或插销装好即可继续操作。（14）操作时，（15）变压器输出电压不（16）变化，（17）调压指（18）示灯不（19）亮，（20）分接
电站事故预想汇总 1、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，报告调度及站负责人。（2）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，并派人对变压器进行外部检查。 （3）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，由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、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，立即报告调度及站负责人。 （2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。 （3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理 （1）检查变压器本体有无异常，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。 （2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，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，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（3）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。 （4）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。 4、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。 （3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。 （4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。 （5）检查失压母线连接的设备有无异常。 （6）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。 （7）将检查结果报告调度及安技科，并做好记录。 5、变压器压力释放保护动作的处理 （1）检查保护动作情况，记录所有动作信号。 （2）报告调度及分局有关部门和领导。 （3）对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，将检查结果报告调度和分局有关部门。 （4）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保
变电站的各类事故处理 2011年07月22日星期五16:55 变电站的各类事故处理 一、线路故障跳闸的现象及处理 1、永久性故障跳闸，重合闸动作未成功 （1）现象 1) 警铃响、喇叭叫，跳闸开关指示灯出现红灯灭、绿灯闪光，电流表、有、无功功率表指示为0 2) 控制屏光字牌“保护动作”、“重合闸动作”、“收发讯机动作”等；中央信号屏“掉牌未复归”、“故障录波器动作”等亮 3) 保护屏故障线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作掉牌，微机保护显示出故障报告，指示保护动作情况及故障相别的动作情况 4) 现场检查该开关三相均在分闸位置 （2）处理 1) 记录故障时间，复归音响，检查光字信号，表计指示，检查并记录保护动作情况，确认后复归信号 2) 根据上述现象初步判断故障性质、范围、并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度简要汇报 3) 现场检查开关的实际位置和动作开关电流互感器靠线路侧的一次设备有无短路、接地等故障，跳闸开关油色是否变黑，有无喷油现象等；若开关机构为液压操动机构，检查液压机构各部分及压力是否正常；若开关机构为弹簧操动机构，检查压力、有无漏气；对保护动作情况进行检查分析，确定开关进行过一次重合 4) 如线路保护动作两次并且重合闸动作，可判断线路上发生了永久性短路故障 5) 将检查分析情况汇报调度，根据调令将故障线路停电，转冷备用 6) 上述各项内容记录在运行记录、开关事故跳闸记录中 二、母线故障跳闸的现象及处理 1、母线故障跳闸的现象 （1）警铃、喇叭响，故障母线上所接开关跳闸，对应红灯灭，绿灯闪光，相应回路电流、有、无功功率表指示为0 （2）中央信号屏“母差动作”、“掉牌未复归”、“电压回路断线”等光字亮，故障母线电压表指示为0 （3）母线保护屏保护动作信号灯亮 （4）检查现场母线及所连设备、接头、绝缘支撑等有放电、拉弧及短路等异常情况出现 （5）如果是低压母线或未专设母线保护的母线发生故障，则由主变后备保护断开主变（电源侧）相应开关 2、母线故障跳闸原因 （1）母线绝缘子和断路器靠母线侧套管绝缘损坏或发生闪络故障（2）母线上所接电压互感器故障 （3）各出线电流互感器之间的断路器绝缘子发生闪络故障 （4）连接在母线上的隔离开关绝缘损坏或发生闪络故障
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析 [摘要] 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。 [关键词]大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析 我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。 为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。 说明，此案例分析以FHS变电站为主。 本案例分析的知识点： （1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。 （2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。 （3）单相瞬时性接地故障的处理方法。 （4）保护动作信号分析。 （5）单相重合闸分析。 （6）单相重合闸动作时限选择分析。 （7）录波图信息分析。 （8）微机打印报告信息分析。 一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念 在我国，电力系统中性点接地方式有三种： （1）中性点直接接地方式。 （2）中性点经消弧线圈接地方式。 （3）中性点不接地方式。 110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。 中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。 大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。 我国规定：凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则属于小接地电流系统。事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。
变电站事故处理的一般 原则 公司内部档案编码：[OPPTR-OPPT28-OPPTL98-OPPNN08]
变电站事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项 事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项 一、事故处理的一般原则： 1. 正确判断事故的性质和范围，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协； 2. 用一切可能的方法保持无故障设备继续运行，以保证对用户的正常供电； 3. 尽快对已停电的用户恢复供电，并优先恢复站用电和重要用户的供电； 4. 调整电力系统的运行方式，使其恢复正常运行； 5. 将损坏设备隔离，为检修工作做好安全措施，以便缩短抢修时间。二、值班人员在事故情况下可进行紧急处理的项目： 为防止事故扩大、损坏设备，值班人员在紧急情况下，可先行处理，然后报告值班调度员的操作项目： 1. 将危及人身安全和可能扩大事故的设备立即停止运行； 2. 将已损坏的设备以及运行中有受损坏可能的设备进行隔离；
3. 母线电压消失后，将连接在该所有母线上的断路器拉开； 4. 电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行； 5. 站用电和直流系统全部停电或部分停电，恢复其电源。 三、事故情况下的记录、汇报程序及注意事项： 1、事故发生后，值班长立即复归音响，指派合格的值班员对以下内容进行准确记录： 1) 事故发生的时间； 2) 断路器位置变化情况指示； 3) 主设备运行参数指示（电压、电流）； 4) 操作员站全部光字牌；主要事故报文； 记录人将记录情况核对无误后，复归所有报文、光字，向值班长汇报。 2、值班长根据以上事故象征对事故性质进行综合判断，将事故简要情况汇报调度，汇报内容如下： 1)
SHAANXI REGLONAL ELECTRIC POWER GROUP 陕西省地方电力（集团）有限公司延川县供电分公司35kV稍道河变电站 事故预想及事故处理 二0一二年
35kV变电站 事故预想及事故处理 (2012版) 编制时间：二O一二年
目录 前言 (05) 第一章事故处理原则 (06) 第一节总则 (06) 第二节典型事故处理原则 (06) 1.2.1 系统事故的处理 (06) 1.2.2 母线故障处理原则 (07) 1.2.3 主变压器故障处理原则 (08) 1.2.4 电源线路故障处理原则 (10) 1.2.5 站用电源故障处理原则 (10) 1.2.6 直流电源故障处理原则 (10) 1.2.7 睡在、火灾事故的处理 (11) 第三节事故预防措施 (11) 1.3.1 母线故障预防措施 (11) 1.3.2 主变压器故障预防措施 (12) 1.3.3 电源线路故障预防措施 (13) 1.3.4 站用电源故障预防措施 (13) 1.3.5 直流电源故障预防措施 (13) 第二章变电站事故预想 (14) 第三节母线故障 (14) 2.3.1 预想题目：10kV电压互感器本体故障 (14) 2.3.2 预想题目：10kV电压互感器一次熔断器熔断 (15) 2.3.3 预想题目：10kV电压互感器二次熔断器熔断 (15) 2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障 (16) 2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号 (16) 2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地 (16) 2.3.7 预想题目：电压互感器二次开路 (16) 2.3.8 预想题目：10kV电容器保护动作 (17) 2.3.9 预想题目：351开关液压机构压力降到零 (17) 2.3.10 预想题目：SF6断路器SF6低压力报警 (18) 2.3.11 预想题目：SF6断路器SF6低压闭锁 (18) 2.3.12 预想题目：SF6断路器液压机构打压超时故障 (18) 2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红 (19) 2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分、拒合 (19) 2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸 (19) 2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸 (20) 2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障 (20) 第四节主变压器故障 (20) 2.4.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作 (20) 2.4.1.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障） (20) 2.4.1.2 预想题目：1号主变压器内部故障、重瓦斯保护动作 (21) 2.4.2 预想题目：1号主变差动保护动作 (21) 2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障 (22)
K V变电站事故应急处理 预案培训 Document number：BGCG-0857-BTDO-0089-2022
110kV变电站的事故应急处理预案 事故处理的一般程序 .事故处理任务： 15.1.1.迅速限制事故的发展，隔离事故，并解除对人身设备危险。 用一切可能的方法保持未受事故影响设备的继续运行，以保证对用户供电的连续性。 迅速对已停电的用户恢复供电。 设法保护站用电源，从而保护以上任务顺利完成。 .事故处理的一般程序： 记录时间，解除音响，检查表计指示和保护、自动装置及信号动作情况；检查动作和失电设备情况。若站用电失去，夜间可合上事故照明。在检查设备损害情况时，需要触及设备的导体部分或虽不触及其导体部分，但安全距离不符合要求，必须将设备改为检修状态后，方可进行。15.2.2.根据表计指示、保护、信号的动作情况，以及设备的外部象征，判断事故性质，严重程度。 按第三条规定拉开某些开关。 记录动作信号，并一一复归。 及时、准确地向调度汇报，并在其指挥下处理事故。 隔离故障点。 按调度命令，对停电设备恢复供电。 将故障设备改为检修后，汇报调度。 将上述情况分别记录在相应的记录薄上。
汇报上级及相关部门。 .在某些情况下，为防止事故扩大，值班员可以先操作，后向调度汇报。下列几种情况适于此项规定： 对直接威胁人身和设备安全的设备停电。 将已损害的设备隔离。 拉开失电母线上所有开关。 复归信号（包括闪光、光字、掉牌等） 站用电倒换，信号熔丝更换等。 .发生事故后，值班长应向调度汇报如下内容： 发生事故的时间及设备名称。 开关及事故设备，失电设备情况。 保护、自动装置、信号等动作情况。 负荷及正在运行设备情况。 .开关必须严格按规定的事故跳闸次数运行。若已达到开关的允许事故跳闸次数或因开关跳闸次数不允许而退出重合闸时，均应立即通知调度及上级领导，以便组织抢修。 第3楼 .所有被迫停运的事故或异常设备，均应通知调度和上级，以便组织抢修。 .在和调度失去联系时，应设法恢复，如果联系失效，按有关“通讯失灵时的调度处理办法”执行。 .在事故处理的整个过程中，电话必须录音，以备事故调查之用。 .事故处理中的其他规定：
最新变电站事故预想汇总 1、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，报告调度及站负责人。 （2）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，并派人对变压器进行外部检查。 （3）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，由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、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，立即报告调度及站负责人。 （2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。 （3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。 将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理 （1）检查变压器本体有无异常，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。（2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，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，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。 （3）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。 （4）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。 4、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。 （3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。 （4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。 （5）检查失压母线连接的设备有无异常。 （6）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。
变电站的各类事故处理 一、线路故障跳闸的现象及处理 1、永久性故障跳闸，重合闸动作未成功 （1）现象 1) 警铃响、喇叭叫，跳闸开关指示灯出现红灯灭、绿灯闪光，电流表、有、无功功率表指示为0 2) 控制屏光字牌“保护动作”、“重合闸动作”、“收发讯机动作”等；中央信号屏“掉牌未复归”、“故障录波器动作”等亮 3) 保护屏故障线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作掉牌，微机保护显示出故障报告，指示保护动作情况及故障相别的动作情况 4) 现场检查该开关三相均在分闸位置 （2）处理 1) 记录故障时间，复归音响，检查光字信号，表计指示，检查并记录保护动作情况，确认后复归信号 2) 根据上述现象初步判断故障性质、范围、并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度简要汇报 3) 现场检查开关的实际位置和动作开关电流互感器靠线路侧的一次设备有无短路、接地等故障，跳闸开关油色是否变黑，有无喷油现象等；若开关机构为液压操动机构，检查液压机构各部分及压力是否正常；若开关机构为弹簧操动机构，检查压力、有无漏气；对保护动作情况进行检查分析，确定开关进行过一次重合 4) 如线路保护动作两次并且重合闸动作，可判断线路上发生了永久性短路故障 5) 将检查分析情况汇报调度，根据调令将故障线路停电，转冷备用 6) 上述各项内容记录在运行记录、开关事故跳闸记录中 二、母线故障跳闸的现象及处理 1、母线故障跳闸的现象 （1）警铃、喇叭响，故障母线上所接开关跳闸，对应红灯灭，绿灯闪光，相应回路电流、有、无功功率表指示为0 （2）中央信号屏“母差动作”、“掉牌未复归”、“电压回路断线”等光字亮，故障母线电压表指示为0 （3）母线保护屏保护动作信号灯亮 （4）检查现场母线及所连设备、接头、绝缘支撑等有放电、拉弧及短路等异常情况出现 （5）如果是低压母线或未专设母线保护的母线发生故障，则由主变后备保护断开主变（电源侧）相应开关 2、母线故障跳闸原因 （1）母线绝缘子和断路器靠母线侧套管绝缘损坏或发生闪络故障
操作规程编号：YTO-FS-PD195 变电所事故处理的基本方法通用版 In Order T o Standardize The Management Of Daily Behavior, The Activities And T asks Are Controlled By The Determined Terms, So As T o Achieve The Effect Of Safe Production And Reduce Hidden Dangers. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
编写人：xxxxx 审核人：xxxxx 变电所事故处理的基本方法通用版 使用提示：本操作规程文件可用于工作中为规范日常行为与作业运行过程的管理，通过对确定的条款对活动和任务实施控制,使活动和任务在受控状态，从而达到安全生产和减少隐患的效果。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 电力设备和电力系统，在运行中常常会发生各种异常现象或事故。正确及时地处理，是变电所运行值班人员一项重要的基本职责和技能。 1、一般原则 在发生事故时，当值人员要迅速正确查明情况并快速做出记录，报告上级调度和有关负责人员，迅速正确地执行调度命令及运行负责人的指示，按照有关规程规定正确处理。 ①迅速限制事故发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的威胁； ②用一切可能的方法坚持设备继续运行，以保持对用户和线路的供电正常； ③尽快对停电的用户和线路恢复供电。 发生事故时，只允许与事故处理有关的领导和工作人员留在控制室，其余人员应自觉离开，无关的工作班组暂停工作，离开现场。其余留在控制室的人员尽量保持肃静，以免妨碍值班人员处理事故。
110KV变电站异常运行和事故处理
异常运行及事故处理 一。一般规定： 1. 事故处理的原则： ①限制事故发展，缩小事故范围，解除对人身和设备的威胁。 ②保持正常设备的继续运行，并与故障设备迅速隔离。 ③对停电设备尽快恢复送电。 2. 发生事故时应做到： ①记录时间，停止音响信号。 ②记录仪表变化，并分别将光子牌信号与保护动作情况记录清楚，（此工作至少两人进行），核对无误后再恢复信号。 ③将事故报告市调，厂调及有关领导（只将市调调度范围内设备的事故情况报告市调）。 3. 发生下列故障时应先处理，后报领导和调度。 ①将直接对人身有威胁的设备停电。 ②对受到严重威胁的设备停电。 ③将已受损的设备隔离。 ④站用电系统的恢复。 二．事故处理：
（一）．韩白T接线失压自投成功 1 警铃响喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“137跳闸101自投”亮，“110KV I段电压断线”亮，观察101开关电流有指示，137开关跳闸。 2观察10KV各出线开关均未跳闸，10KV I II 段电压指示正常，自投成功。3将情况详细记录并报告市调和厂调。 （二）．韩白T接线失压自投不成功 1警铃响，喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“110KV I 段电压断线” 亮，“10KV I 段电压断线”“10KV II 段电压断线”亮，“10KV I 段故障”“10KV II 段故障”亮，“137 跳闸101自投”光子牌未亮，观察137开关未跳闸，101开关未合，观察138带电，电压指示正常，10KV出线各开关均未跳闸，用验电笔验110KV I 段无电压，验110KV II 段有电压。 2将情况详细记录并报告市调和厂调。 3 将101自投小开关1BZT转至手动位置，拉开137开关，断开1号主变保 护屏内的5LP 6LP 压板，合上1号主变中性点地刀111—9。 4 合上101开关冲1号主变，然后拉开1号主变中性点地刀111—9。 5 接通1号主变保护屏内5LP 6LP 压板，观察10KV I II 段电压指示正常， 手动投入成功。 （三）。1#主变本体重瓦斯动作： 1. 事故前运行方式，1#主变带全厂负荷，2#主变停电，138开关作为137开关的热备用。 2. 分析：1#主变重瓦斯动作，闭锁101自投，137，511开关掉闸，故