1、110kV变电站的事故应急处理预案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
2、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
3、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
4、知调度及上级领导，以便组织抢修。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
5、.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
6、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
7、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
8、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
9、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，将变压器三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。16.4.2.2主变的事故处理 16.4.2.1.2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
10、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。
11、16.4.2.2.2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。 16.4.2.3.2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
12、，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
13、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。
14、 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
15、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。 若跳闸时一起都正常，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
16、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
17、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
18、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
19、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
20、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。然后再连接其它各条出线。 16.5.2.4.若母线失压时本站一次设备和继电保护均无异常，此时应不等调度命令，自行作好以下处理： 如故障过程中松安152线无明显故障及特征，应保留152在合位，立即断开松大151和泸松153开关； 如故障过程中松安152线有明显故障及特征，而松大151和泸松153正常，则应保留153在合位，立即断开151和152开关；
21、如故障故障过程中松安152线和泸松153线均有明显故障及特征，而松大151正常，则应保留151在合位，立即断开152和153开关；16.6.少油断路器的事故处理 运行中的断路器缺油的处理： 运行中的断路器是否缺油，要认真地进行判断，以防因气候的变化因油标看不见油位时，而作为缺油处理。只有断路器大量漏油而看不见油位时才确系断路器缺油。此时，油断路器已不能安全的灭弧切断电路了，为此必须立即拔掉该断路器的操作保险，并挂“不准分闸”的标示牌，尽一切办法停用断路器。如以旁路断路器代替。 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
22、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2#B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； 16.7.1.4.造成我站全站失压的另一原因是我局110KV系统崩溃时，此时我站110KV、35KV、10KV各出线的开关不会跳闸，而其负荷也将消失。 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
23、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。 16.7.2.2.西昌电网全网崩溃垮网造成我站全站失压时，我站110KV、35KV、10KV各出线的开关不会跳闸，而其负荷消失。 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。 16.7.2.4.当判明全站失压后，应首先断开各电源开关（包括110KV松大151、松安152、35KV松两353、10KV西河958），110KV母线上只留下一主电源泸松153，以防多电源同时来电造
24、成非同期并列引起事故。 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、3M，35KV3M，10KV3MPT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，可以经调度同意后，将10KV系统与2#主变隔离以后，用10KV西河958线暂时带站用变运行。 16.7.5.恢复送电时，在判明泸松153确有电后，应根据调度命令依次合上松安152、松大151开关，
25、检查110KV1、3M充电正常后，插上110KV1、3M PT二次保险。然后检查2#主变充电是否正常。最后依次恢复35KV和10KV系统。在恢复所有系统后，还应检查各系统的负荷分配情况以及站用变运行和直流系统充电情况。 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
26、.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
27、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
28、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
29、。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
30、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
31、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
32、。 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。 16.10.3.电压互感器高压侧或低压侧一相保险熔断，对B相熔断，指示为0，不影响线电压。10KV线电压表接于VAC，不能切换，当A或C相熔断时，熔断相表计和线电压表串联后与未断相表计并联接于相电压（即未断相指示相电压，另两只表指示为1/2相电压）。总的来说，当高压表计指示要降低，未熔断相的电压表计指示不会升高。 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，
