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。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。16.4.2.2.2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，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