35kV三家村变电站全站失压事故应急预案

第一篇：35kV三家村变电站全站失压事故应急预案

35kV三家村变电站全站失压事故应急预案

35kV三家村变电站全站失压，将导致厂街乡大面积停电事故,可能造成重大的经济损失,可能导致电网不稳定运行造成解列，为了防止35kV三家村变电站失压，特制定本应急预案。并组织运行人员学习、了解全站失压事故应急预案；加强设备巡视，及时发现设备缺陷，并向有关部门反馈。

一、加强巡视管理

1、当变电站主变压器运行时，值班运行人员须加强对运行变压器的巡视与检查，重点监视变压器的负荷、温度、油位及冷却系统运行情况，如变压器发生异常(变压器过负荷、油温上升),应立即汇报调度并按有关规程进行处理。如发生危及变压器安全的重大缺陷，应立即汇报调度设法退出。

2、遇雷雨、大风等恶劣天气时应加强对设备的巡视与检查，及时发现运行设备的异常和故障，并及时向有关调度汇报，防止设备异常、故障的发生与扩大；做到“精心操作、勤看、勤想、勤调整”，使运行设备一直处于“一类设备”运行状态。

3、加强对变电站设备的管理，严格执行上级有关管理的规定，及时发现和与检修人员配合消除设备存在的缺陷。倒闸操作中，严格按操作票逐项“唱票复诵”执行。

4、倒闸操作中如遇雷雨天气禁止操作。

5、加强对重大节日、政冶保电等时期的安全运行工作，保证变电站全接线、全方式运行，且尽量不安排运行人员的倒闸操作、运行维护工作，站长应认真按上级的要求、规定安排好值班人员及节假日设备安全运行的重点检查、巡视内容、注意事项等，并随时保证与调度部门及安全保卫部门的联络畅通。

6、根据厂街乡电力负荷分部情况和用电类别、用电性质布局情况，限电序列依次为：三铜-瓦金线、岔路-七昌线、厂街线。根据保政府、通信、医院、银行、重要行政机关以及用户生活照明正常用电的原则，我站确定以确保厂街线为重心。

二、事故处理原则

1、发生事故后，值班运行人员应立即向值班调度员及主管领导汇报已发生事故，明确报告事故发生的时间、基本情况。当值调度员应迅速判断事故所引起后果，启动后备应急方案（改变运行方式），并根据情况及时上报上级调度部门，请求支援。

2、当班值长应组织运行人员分别检查一次、二次设备情况；合上事故照明电源，检查蓄电池运行状况，确保继续供电。

3、经检查后，值班运行人员应立即向值班调度员汇报，事故发生的时间、设备名称及设备有无明显缺陷，继电保护及自动装置的动作和外部设备检查情况，事故的主要象征等情况。

4、为防止事故扩大，事故单位在下列情况下应立即自行处理，并将情况向值班调度员简明扼要报告；

（1）对人身和设备的安全有威胁时，根据《变电站现场运行规程》采取相应措施。（2）变电站自用电源部分或全部停电时恢复其事故备用电源。（3）保持调度电话畅通，等待调度命令并做好事故处理的准备工作。(4)加强监视，防止事故蔓延。

(5)事故处理中严格执行《调度规程》《电业安全工作规程》的要求。(6)为防止变电站全站失压，应严格执行各《变电站防止全站失压事故措施》。

三、事故处理倒闸操作步骤

1、检查站用变电压正常后，合上交流输入开关，生活区电源开关、直流充电电源开关。

2、合上临时1号主变35kV 侧#351断路器合闸电源开关；

3、在临时1号主变保护测控装置遥控合上#351断路器。

4、合上10kV厂街线#002真空断路器（在10kV厂街线001#杆）；

5、合上10kV瓦金线-铜选厂线#001真空断路器（在10kV瓦金线001#杆）；

6、合上10kV七昌线-岔路线#003真空断路器（在10kV岔路线001#杆）；

厂街供电所 二0一二年八月一日

第二篇：全站失压的事故处理预案

110KV变电站全站失压事故的处理预案

一、对全站失压的事故处理 1.1对全站失压的原因判断：

对全站失压的判断不能仅仅依据站用电源的消失与否来判定，而应该进行综合判定与分析。

1.2先检查站用电源消失的原因，是否为主变跳闸引起或是站用变本身断路器跳闸引起。

1.3再检查110KV进线各开关位置与负荷情况，判断清楚是否为110KV各出线开关由母差保护动作跳闸引起全站失压。1.4造成我站全站失压的另一原因是我公司110KV系统崩溃时，此时，我站110KV、10KV各开关不会跳闸而其负荷消失。

二、对全站失压的处理细则

2.1发生事故后值班人员应立即向值班调度员及主管领导汇报已发生事故，明确报告事故发生的时间基本情况。

2.2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失压。如果是站内引起的失压，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。

2.3由于全站失压时，站用电消失，变电站开关操作，继电保护电源全依靠直流蓄电池供电。因此，变电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正常使用。

2.4电容补偿柜断路器会因电源失压保护而跳闸，在电源恢复送电后，不要立即送上电容补偿柜电源，等到负荷稳定后再送电容柜电源，防止电源电压过高损坏电容器。

2.5电源恢复送电后，应对全站设备进行一 次全面的检查，包括继电保护状态，各开关位置状态，消弧线圈设备，电容补偿柜和监控后台机系统。

2016年2月21日

第三篇：湖南电网220kV全站失压事故分析

湖南电网220kV全站失压事故分析

〔摘 要〕 对1992年以来湖南电网中220kV变电站(电厂)失压事故的情况进行初步的统计与分析，并提出了减少220kV变电站(电厂)失压事故及控制事故进一步发展的措施和意见。

〔关键词〕 电网；全站失压；电网稳定；安全

220 kV全站失压事故是电力系统中后果最为严重的事故种类之一。它的危害主要有：①影响对用户的正常供电。220 kV变电站失压将直接造成由其供电的低电压等级变电站以及该站馈供的220 kV变电站全停，继而电网的频率、局部电网电压都将受到影响，使电能质量受影响。②影响电网的安全稳定运行。1个或多个220 kV变电站同时失压，破坏了电网结构，继电保护可能失配；可能引起电厂解列或切机，电网失去大电源；电网中1条或数条线路可能超稳定极限运行，有可能引发系统稳定破坏的大事故；由于误操作引起的变电站失压，往往由短路造成，局部电压急剧降低可能引发局部的电压稳定问题，影响电力市场的正常运营。因此，为保证湖南电网安全稳定运行，应加强对220 kV全站失压事故的研究，以便找出原因，采取相应的防范措施，避免类似事故的发生。1 1992年以来湖南电网220kV全站失压典型事故

表1列出1992年以来湖南电网220 kV全站失压典型事故案例。2 1992年以来湖南电网220kV全站失压事故原因分析

1992年以来，湖南电网中220 kV变电站失压原因分类统计如表2所示。2.1 继电保护的误动、拒动

在湖南电网最近10年发生的25次220 kV全站失压事故中，由于保护的误动、拒动造成的占44%，其中1998年的3次全站失压事故都是由保护原因造成。1998-02-11，德山变606开关B相爆炸，母差保护拒动，线路对侧开关跳闸，造成德山变全站失压。2000-06-01，巴陵变电站事故中，220 kVⅡ母线B相接地，因接地电阻偏大，过电压经地网串入控制室，直流总保险及多个分保险熔断(快分开关跳开)，直流电源消失，保护及控制回路均失去作用，只有靠对侧保护跳闸；而其对侧华岳电厂岳巴Ⅰ线604CKF-1型方向高频保护因故障时信号插件TA一三极管损坏，保护误动出口跳闸，但604开关未跳开，由失灵保护跳Ⅰ母所有设备造成母线失压。2.2 设备故障

(1)一次设备故障如TA、TV爆炸或支持瓷瓶断裂等能直接引起母线接地等故障，导致事故的发生。如1999-09-25酃湖变失压事故，就是在母线倒闸过程中，母线支持瓷瓶爆炸，造成母线接地；1997-09-02，新市变在母线倒闸过程中，一母线侧悬式瓷瓶炸裂，引线掉在地上，造成母线故障。

(2)直流电源故障，造成保护的误动或拒动，使原本的单一元件故障扩大为全站失压事故。如1996-07-28，柘溪电站5G失磁，从系统中吸收大量无功，定子线圈温度升高导致绝缘损坏、短路，因直流电源消失，保护不能动作，无法切除故障，持续的大电流使低压线圈击穿，形成短路，最终由线路对侧开关保护动作跳闸，柘溪电站220 kV失压。2.3 人为误操作

(1)人员素质低，违章违纪，直接造成220 kV变电站(发电厂)全站失压事故。如2000-01-13，检修人员在白马垄变电站对220 kV旁母TV进行预试工作时，工作人员多处违规：一是现场围栏装设不满足安全措施要求，工作负责人没有履行职责到现场检查安全措施，也没有按规定进行“三交”；二是未正确使用梯子；三是检修人员午餐喝酒，精神状态不佳，最终误将梯子搭入带电间隔造成事故。

(2)安全管理不到位，间接引发220 kV变电站(发电厂)全站失压事故。1997-06-04，朗梨变电站事故发生前，直流电源消失超过1 h，期间虽有检修人员提醒，却没有引起值班人员的重视，由于保护无法正确动作，导致了事故升级。虽然事故直接原因是直流电源故障，但安全管理不力也是事故发生的重要原因。2000-03-10，朗梨变电站操作任务繁重，220，110 kV及调相机都有工作，而当值值长却被安排学习，由正值第一次代理值长。操作时值班人员为加快速度，本来2人的操作，仅1人进行，失去了操作监护，从而导致事故。朗梨变连续发生全站失压事故的根本原因是安全管理方面存在漏洞。

(3)习惯性违章带来的误操作直接引发220 kV变电站(发电厂)全站失压事故。2000-06-01，巴陵变电站事故就是因为事故责任人违反了《安规》关于倒闸的一系列规定：既未持2号主变停电的操作票，又未模拟操作，也未按调度指令操作，仅凭经验，主观认为220 kVⅡ母已经“停电”，想当然挂接地线，同值其他人员不但没有制止，而且参与操作，最后造成带电挂接地线的恶性误操作事故。3 防范措施

3.1 加强电网的“三道防线”建设

加强继电保护和安全自动装置的管理，提高其动作正确率，能够显著提高电网抵御事故的能力。随着电网不断扩大，联系不断加强，故障的影响范围将越来越大，继电保护可靠而快速地切除故障对电网稳定有举足轻重的影响。并且，母差保护及高频保护等快速保护的可靠动作对电网稳定起着尤为重要的作用。因此应努力提高母差保护及高频保护的可靠性：重要的变电站应不允许母差拒动或无母差保护运行，为避免母差保护检修时无母差保护运行的情况，可以考虑为其配置双重母差保护；重要的线路应不允许高频保护的拒动和无高频保护运行，在电网结构较强，个别线路停电对电网稳定运行无大的影响情况下，当线路双高频保护同时退出时可以考虑将该线路停用，或将Ⅱ段保护时限调小，以提高故障切除的速度。3.2 提高设备的健康水平

(1)在建设新变电站时采用简洁的主接线方式，采用优良、先进的产品如GIS设备等，并加强对新建项目的验收把关，杜绝问题设备进入系统。

(2)提高检修水平，合理安排检修，发现问题，及时进行检修。同时充分利用现有的如红外测温、设备状态检修等新技术和管理方法，提高检修水平。3.3 加强培训，提高人员的素质

(1)要强化人员的安全意识

人为误操作造成的事故是多人多次违章的结果。在“3·10”朗梨变电站事故和“6·1”巴陵变电站事故中，就连《安全生产工作规定》中电气设备接地前必须验电的基本安全措施都没有实施。2000-01-13，白马垅变电站事故，工作前检修人员还饮酒，也未检查现场安措。这些事故说明在湖南电网中，仍有部分工作人员安全意识淡薄，某些地方安全管理不严不细不实。因此，应加大宣传和培训力度，让所有的人都牢固树立安全生产的思想，认真执行各项安全规程、规定。

(2)提高运行人员的基本技能

目前，随着电力系统减人增效和三改工作的推进，并且大量的变电站正在进行无人值班的改造，运行值班人员进一步减少，一般的运行操作尚能保证。但事故情况下，当出现母线失压尤其是全站失压事故时，还有可能失去站用电，现场情况十分混乱，在进行事故处理时，现场人员要检查设备情况并汇报电网值班调度，同时要恢复站用电，还要进行操作，这一切都要在很短的时间内进行，因此，必须提高运行人员基本技能，让每一名运行人员都具有独挡一面的能力，同时应灵活安排、合理搭配人手，提高值班人员工作效率。3.4 加强电网建设，提高负荷中心的电压稳定水平

湘中地区电压稳定水平低是湖南电网稳定运行的一个重大威胁，目前湖南电网中长、潭、株负荷中心占全网负荷的40%以上，是一个典型的受端系统，虽然湘中地区有湘潭新厂、株洲电厂、沙坪变电站、云田变电站等电源点，但随着系统负荷水平的不断提高，上述任一厂站附近发生三相永久性故障的大干扰后，电压连续低落，需要采用大量切除负荷的手段才能保障系统的稳定。为避免湘中地区电压崩溃事故发生，除了保证现有的稳定装置的正常投入外，最根本的办法是加强受端电源建设，提高电压稳定水平，以提高电网抵御事故的能力。

第四篇：110kv变电站全站停电应急预案1

110kv变电站全站停电应急预案 目的

为了加强对全站供电系统大面积停电事故的有效控制，提高处理突发事故的应变能力，及时、准确、高效地采取有效措施，以防停电事故和事态的进一步扩

大，最大限度地缩短停电时间,降低事故危害程度，保证安全供电，根据《中华人民共和国安全生产法》、《电力工作安全规程》，制定本应急预案。适用范围

本应急预案适用于110kv变电站供电系统重大停电事故恢复及变电所事故的应急处理，能够做到快速恢复供电，恢复直流系统的工作、母线电压的恢复。一类负荷的快速恢复运行的全过程。引用标准和文件

3.1《中华人民共和国安全生产法》。

3.2《电业安全工作规程》。

3.3《德江电力公司重、特大变电事故应急处理预案》。供电系统基本情况

4.1 供电概况：

110kv变电站采用的单回电源，110kv母线采用内桥接线，电源引自凤岗110KV 站，是遵义110kv网供电的末端电网，110KV/35KV/10kv 降压后供给德江电力公司所属的城区35kv站、煎茶35kv站、稳坪35kv站、高山35kv站、共和35kv站、闹水岩发电站，是德江电网的枢纽式变电站，在德江电网中起着至关重要的作用。

4.2 运行方式：

4.2.1 110kv变电站运行方式：（目前二期工程尚未完工）

102断路器运行，1023隔离开关热备，母联运行；两台主变分列运行，35KV、10kv 系统分列运行，母联021 热备

4.2.2 城区35KV 变电站运行方式应急救援组织及职责

5.1 110kv变电站成立重大供电事故应急救援领导组，负责组织实施供电事故应急工作。组 长：站长

副组长：值班班长、值班员。

供电事故处理领导组、抢险队伍名单及联系电话见附表。

5.2 应急救援领导组职责：

重大停电事故发生后，领导组组长或委托副组长赶赴事故现场分析判断事

故，进行现场指挥，决定启动应急救援预案，批准现场救援方案，组织现场处理，协调各相关单位工作，确保迅速恢复供电。负责组织供电事故应急救援演练，监 督检查各系统及区队应急演练情况。

领导组组长：是处理供电事故的全权指挥者，在公司领导和副组长的指挥 下制定处理重大停电事故的作战计划和对突发供电事故进行决策。

副组长：是组长处理供电事故的助手，在组长的领导下，负责制定处理供电 事故作战计划。

成员：在组长或副组长的领导下，负责事故处理中一些具体工作的领导指挥，要做到在事故处理过程中，遇突发事件及时向领导组汇报，以便领导组正确决策。成员单位职责：

调度中心：承接事故报告，请示启动应急救援预案，召集指挥部成员，协调成员单位救援工作，并做好相关记录。

供电运行部：根据停电事故的严重程度配合总指挥协助处理现场事故，组织制定处理方案，并协助组织按停送电程序组织恢复送电和安装、抢修变配电设备。负责保证抢险救灾中所需的设备备件供应等。负责保证抢险救灾中所需的材料工具等，并将抢险材料工具运送到 指定地点。

安全监察部：负责监督应急救援中各项安全措施的落实。

调度中心：提供事故抢救过程中的通讯保证，并确保电力调度直通电话、各变电所、各变电站的通讯畅通。负责监测监控的恢复工作。

城区所线路班：通报停电范围的情况，及时掌握恢复送电线路、输电、配电故障情况，执行规程规定，协助供电事故处理领导组负责停送电期间线路检查把关。

根据供电事故处理领导组的命令依据先恢复母线带电原则和停送电程序组织恢复送电。应急预案程序

6.1 接警：当发生重大的停电事故，各变电站值班员按程序向公司电力调度所汇报，并向站领导汇报，说明停电事故的基本情况。调度所要负责记录事故时

间、地点、影响范围等详细情况，并立即向生产分管副局长汇报。报警电话：生产调度8531330（录音）。

6.2 响应级别确定：生产副局长根据110kv变电站重特大安全事故应急处理低限标准，决定启动应急救援预案。

6.3 应急启动：事故单位在应急人员到达前，首先启动本单位应急预案进行事故处理。调度所、供电运行部接到总指挥命令后，立即通知领导组成员和成员单位应急人员到达指定地点，参加事故处理，并保持和领导组的通讯联络。

6.4 事故处理：重大停电事故发生后，事故单位现场要首先开展事故自救，并对事故原因作出初步判断，制定现场处理初步方案和符合现场工作规程的各项安全技术措施，经站领导组批准后组织实施，备品备件、应急物资和车辆有关单位必须准备到位，专业工作人员到位后，按事故处理方案开展事故应急处理。事故处理过程要由调度统一调度操作。

6.4.1 若故障停电，执行反事故措施及停送电程序（见附件）。

6.4.2 若停电是由自然因素所造成，不可能按停送电程序恢复供电时，立即启动应急预案。

6.4.2.1 110kv变电站故障停电，系统送电在短时间内有一定难度时，应急指挥部联系闹水岩电站恢复发电，首先御掉各35kv煎茶变、共和35kv变、高山35kv变、稳坪35kv变负荷，御掉本站10kv负荷，御掉城区35kv变电站部分负荷解决保安供电电源。

6.4.2.2 根据制定事故抢险方案，经指挥部统一协调由专业抢险人员进行线路和设备抢修等，尽可能在较短时间内抢修完毕。

6.4.2.3 事故抢修结束按反事故措施及停送电程序，迅速恢复供电。

6.5 应急：当供电事故不能很快得到有效解决时，应急救援领导组应请求上级机关增援。

6.6 应急恢复：供电恢复，事故处理完毕后，由站事故救援领导组宣布应急 恢复。组织事故单位做好善后处理工作。并组织相关人员进行调查事故。

6.7 应急结束：重大停电事故彻底解决后，由应急救援领导组宣布应急响应结束。调度所、供电运行部、变电站、城区供电所线路班等联合按应急救援预案要求进行总结工作。应急保障准备

7.1 对各变电站、电力线路的运行应准备有充足的备品备件，确保在应急救援预案处理过程中的所需材料。

7.2 各单位要制定重大停电事故应急预案。

8．其它

8.1、在雷雨季节，城区供电所线路班要加强线路设备的检查维护，城区内公变的巡视到人，特别是雷电、大雨、大风过后，要安排一次巡检，要有记录。

8.2、雷电特别天气有停电危险时，由调度值班人员通知各站值班人员安排加强岗位职责，防止事故越级引起110kv变电站断路器跳闸。

8.3、调度所必须确保通讯录音电话的畅通。

8.4、变电站要准备充足的变配电事故抢险用的备品、备件及各种材料，做到有计划、有安排、设备材料型号一致，确保处理故障迅速。

8.5、为了确保抢险队伍召之即来，来之能战，供电事故处理领导组负责组织供电停电事故应急救援演练，监督检查各单位应急演练。附件：

安全组织技术措施

1.1 要牢固树立“安全第一,预防为主”的安全思想意识,认识供电安全的重要性和必要性，要有高度的责任心。

1.2 认真执行《电业安全工作规程》、《电力系统调度规程》和调度规章制度，确保两票合格率达100%。

1.3 要自觉遵章作业,一切按规章制度办事,交接班记录要口头交清楚,接班后要试电话是否畅通。重温系统状况,完成各项工作.1.4 按交接班制度执行,加强调度值班,调度员要保证做到不脱岗、不空岗、不串岗,•坚守工作岗位。记录要清晰整齐。

1.5 事故情况下,要了解清楚继电保护装置动作情况,并认真做好记录,•排除点,做到准确无误迅速操作,缩短故障时间。

1.6 值班调度员要严格坚持不查清原因、不排除故障、不采取措施、不得随意送电的原则。

1.7 值班调度员要熟悉公司供电系统的配置,了解变电所、设备运行情况，做到心中有数,•掌握全系统各环节中发生各类事故后的处理程序与反事故措施,•提高指挥能力。

1.8 凡是有雷雨或大风来临,立即通知各变电所值班人员，加强监视,•调度做好处理事故的准备。

1.9 学习事故案例,做到举一反三,提高处理事故应变能力。

1.10 值班人员接班后如系统正常,应考虑出现各种事故后,能迅速有效地处理事故的方法和步骤.•做到无事故时开展事故预想,知道怎么处理事故;有事故后能迅速、正确处理事故.1.11 事故发生按规定程序汇报领导,重大事故要及时汇报。

1.12 发生供电事故，有关单位主要负责人应当按所制定的应急救援预案，立即组织救援，并向调度汇报，及时通知相关单位、部门立即赶赴现场。

1.13 事故类别及处置原则：

110kv变电站停电事故，主要分为110KV 站内事故，35KV 系统事故及10KV 系统大面积停电事故，导致事故的主要原因分为：人为操作失误、设备缺陷和自然事故等。针对事故不同类型，应采取不同的处置措施，按照所制定的应急预案，以最快的速度恢复重要用户的供电，并及时各条线路的供电。

1.14 处理事故的方法步骤: 1.14.1 弄清系统掉闸开关与继电保护动作情况以及电压、频率变化情况,汇报有关单位、领导。

1.14.2 分析判断故障原因。

1.14.3 迅速拟定事故后的运行方式恢复供电。

1.14.4 排除故障点。

1.14.5 汇报。事故设想及处理程序

2.1 110KV 站系统故障

2.1.1 运行中的110kv电源故障，将电站与系统解列，启动闹水岩电站和其他电源单带站用电，进线（102）开关有电，主变保护、线路保护、等自动装置工作供电正常，未造成全站停电时，处理程序如下：

2.1.1.1 值班人员及时了解事故处理及能否短时间恢复等情况，做好事故记录，及时向调度值班人员汇报，由调度值班人员向事故处理领导组、分管领导汇报情况。： 2.2、110KV 站102 开关跳闸，全站停电。

处理程序如下：

2.2.1 变电站及时按程序汇报。

2.2.2 查明故障原因，恢复供电，具体如下：

A、若其他35kv 系统母线范围故障，请示调度所倒闹水岩电站电源。

具体操作：断开3#、3#、3#、3#，合313#，断开011#，断021母联，恢复110kv变站用电。B、35KV 线路城306回故障，具体操作：断开525#（或526#）、533#（或534#）电源，恢复并联运行。变电所供电。

2.3.2 停主变高压侧开关531(或532)，停东风井35KV 进线开关533(或534)。

2.3.3迅速向调度所汇报，由值班调度向有关公司领导汇报。

2.3.4 由公司调度所及时通知有关单位处理。

2.4、110kv变电站主变故障

处理程序如下：

2.4.1 主变开关跳闸，I 段或II 段停电，值班人员立即汇报公司值班调度员。

2.4.2 检查保护报警或保护柜主变保护单元为何种原因跳闸。

2.4.3 若是过电流动作：

A 立即通知调度并拉开故障电源进线。

B 汇报公司值班调度、各变电所严禁合母联，以免造成事故扩大。

C 由公司调度所通知各相关单位进行处理。

D 通知用户停相应进线开关，有关单位排除故障。

2.4.4 若是差动或重瓦斯动作：

A 汇报公司值班调度。

B 由公司值班调度向有关领导汇报。

C 断开主变两侧开关。

D 由公司调度所通知有关单位检查恢复处理。

E 排除故障。

2.4.5 轻瓦斯动作于信号，不跳闸。

2.4.6 如温度超过65 度时检查开启风扇。

2.5 10KV 母线段故障

2.5.1 10KV 母线分段内故障，且该母线段短时间不能恢复运行。

处理程序如下：

2.5.1.1 及时按程序汇报。

2.5.1.2 变电站迅速断开故障段电源进线、断开母联、断开故障段所有分支。

2.5.1.3 10KV 母线分段内故障，故障点在某范围内可立即恢复另一母线段运行。处理程序如下：

2.5.2.1 立即断开故障范围，恢复另一母线段运行。

2.5.2.2 由公司调度所通知有关部门及时检查恢复供电。

2.5.2.3 检查保护报警窗口或保护柜上，是何原因跳闸，汇报公司调度所。

2.5.2.4 若过电流、速断动作，首先通知负荷单位，拉开其相应的开关刀闸，并记录被通知人姓名，然后拉开跳闸盘上下隔离，验电、放电摇测线路对地、相间绝缘，合格后与公司调度所联系送电；不合格时，通知值班干部，同时汇报调度室，2.5.2.5 填写停送电记录，事故跳闸分析记录。

第五篇：变电站事故应急预案(资料)

变电站事故应急预案

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分局，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。属电动机空转，而操作机构未动作。

处理：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。

（2）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，此情况应上报分局有关部门派人处理。

（3）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，并将情况汇报调度和分局有关部门，按照调度和主管领导的命令执行。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。

8、主变着火如何处理？

发现变压器着火后，应立即断开主变三侧开关，然后迅速向全站人员发出火警信号，通知站长及在站人员、119灭火。站长接到火警信号后，应迅速组织全站人员灭火，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，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。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。火扑灭后，应迅速向调度及分局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，等待分局派人处理。

9、主变套管严重跑油如何处理？

（1）投入备用变压器转移负荷。（注意控制负荷）（2）断开跑油变压器中、低压侧开关。（3）断开跑油变压器高压侧开关。

（4）将以上情况汇报调度及分局有关部门和领导，做好记录等待分局派人处理。

10、运行中发现液压机构压力降到零如何处理？

（1）取下开关的控制电源保险，拉开机构油泵打压电源。

（2）用防慢分卡板将开关的传动机构卡死，防止慢分闸，卡死传动机构时，应注意将卡板固定牢固。

（3）汇报调度及分局，根据调度命令，改变运行方式转移负荷，进行带电或停电检修。

（4）不停电检修时，在检修完毕后，应先启动油泵打压到正常压力，再进行一次合闸操作，使机构阀系统处于合闸保持状态，才能去掉卡板，装上控制电源保险，去掉卡板时，应检查卡板不受力时则说明机构已处于合闸保持状态。

11、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？

立即拉开该机构油泵打压电源。因为机构高压油泵向外喷油，压力最终会降到零，此时应按照液压机构压力降低到零的处理方法处理。处理时，将开关传动机构卡死后，立即将油压释放到零。

12、液压机构油泵打压不能停止如何处理？

（1）如果油泵长时间打压只发出“油泵运转”信号，说明油泵打压时，压力不上升；如果“油泵运转”信号发出，经一定时间又发出“压力异常”信号，说明属于油泵不能自动停止打压引起的。

（2）出现上述现象时，可以迅速在直流屏拉开油泵打压电源，然后重新合上油泵打压总电源。根据判断，如果是油泵打压，压力不（15）上升，应先检查高压放油阀是否关严，再检查油泵，若属油泵或高低压回路问题，应立即汇报分局派人检修，同时密切注意压力下降情况，视压力降低情况按相应处理规定处理。根据判断；如果属于油泵不能自动停泵，应稍释放压力至正常值，（28）然后检查更换用于自停泵的行程开关。

13、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？

断开油泵打压电源，如果“油泵运转”光字牌未熄灭，应立即到直流盘拉开油泵总电源，然后到该液压机构断开该机构油泵电源，再恢复总的油泵电源，如果“油

泵运转”光字牌已熄灭，只需到该机构断开机构油泵电源即可。该现象可能为打压接触器接点粘连，汇报调度及分局派人处理。检查液压机构储压筒活塞位置，如果高于油泵打压和油泵停车行程开关位置，则判断为打压行程开关或停车行程开关粘连卡涩，此时应检查处理两行程开关。检查液压机构储压筒活塞杆位置正常而 机构压力过高，一般为机构预压力过高，如果为高温季节，应打开机构箱门通风并报分局要求检查机构预压力。判断故障前，应检查机构压力过高电接点在整定位置，判断清楚故障后，应将压力缓慢释放至正常数值。

14、35KV开关电磁机构合闸操作时，合闸接触器保持，如何处理？

电磁机构开关合闸时，监护人应监视合闸电流表的返回情况，如果发现指针不返回，仍有较大电流指 示，应迅速拉开直流屏上35KV合闸电源刀闸，取下该开关电源保险。推上直流屏上35KV合闸电源刀闸。检查处理合闸接触器保持问题。做好记录向调度汇报，向分局有关部门汇报，如果不 能处理请分局派人处理。如果合闸线圈冒烟应停止操作，将控制，合闸电源断开，待温度下降后，再检查合闸线圈是否烧坏。

15、油开关严重漏油，看不见油位，如何处理？

油开关严重漏油已使油开关失去灭弧能力，应做以下处理：

（1）立即取下缺油开关的控制电源保险，汇报调度和分局有关部门。（2）设备条件允许带电处理漏油部位和加油的，可进行带电处理。

（3）不能带电处理、加油的，在调度值班员的指挥下，可以利用倒运行方式的方法，将漏油开关停电处理、加油。对本站110KV线路开关采用的是单母分段带旁路的接线方式，可经倒闸操作，使缺油的开关与旁母开关并列运行时，拔下旁母开关的操作保险，用拉无阻抗并联电流的方法，拉开缺油开关两侧刀闸，停电处理漏油并加油。对本站35KV线路开关而言就只有采取停上一级开关，退出漏油开关后，再进行处理。

16、SF6断路器SF低压力报警的判断处理

SF6断路器SF6气体压力下降到第一报警值（5。2Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力下降报警信号，运行人员应据此判断分析，并检查处理：

及时检查密度继电器压力指示，检查信号报出是否正确，是否漏气。如果检查没有漏气现象，属于长时间动作中气压正常下降，应汇报分局，派专业人员带

电补气，补气以后，继续监视压力。如果检查没有漏气现象，应立即汇报调度，申请转移负荷或倒动作方式，将漏气开关停电检查处理。应当注意：运行中在同一温度下，相邻两次记录的压力值相差0.1—0.3Mpa时，可初步判断为有漏气。检查的时候，如感觉有刺激性气味，自感不适，人不应下蹲，且应立即离开现场10M以外，接近调试必须穿戴防护用具。

17、SF6断路器SF6低压闭锁的判断处理

SF6断路器SF6气体压力下降到第二报警值（5.0Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力降低闭锁信号，此时气压下降较多，说明有漏气现象，开关跳合闸回路已被闭锁，一般情况下，发出闭锁信号之前，应先发出低压报警信号，发出此信号后运行人员应到开关处检查液压和气压值，判断是气压降低闭锁还是液压为零闭锁，气压降低闭锁的处理一般为：

1、取下SF6断路器控制电源保险，2、防止闭不

3、可*，4、开关跳闸时不

5、能灭弧。

6、使用专用的闭锁工具，7、将开关的传动机构卡死，8、装上开关的控制电源保险，9、以便线路有故障保护动作时，10、开关的失灵启动回路能够动作。

11、汇报调度，12、立即转移负荷，13、用倒运行方式的方法，14、将故障开关隔离处理漏气并补气。

18、SF6开关液压机构打压超时故障的判断处理：

“电机超时运转”信号发出后，说明油泵打压运转时间超过整定时限（180秒），此时应作如下检查判断：（1）检查液压机构压力值，若超过额定压力值，说明液压机构打压不能自动停止，应稍释放压力至正常工作压力，（2）检查5W微动开关，是否返回卡涩，必要时更换5W微动开关。（3）检查液压机构压力值，若未达到额定压力值，说明液压机构打压，压力不上升，此时应检查机构有无严重渗漏，（4）高压放油阀是否关严，油泵是否有故障，若液压机构在严重渗漏和油泵故障，应汇报分局派个检修，同时密切注意压力下降情况，若压力下降至分，合闭锁或零压，同时密切注意压力下降情况，应按“压力降至零”的方法处理。

10、操作中，当合上某05开关后，如果合闸接触器接点自保持，你如何判断处理象征：发现合闸电流表指针不返回，仍有较大电流指示。合某05开关时，监护人应监视合闸电流表的返回情况。如果发现指针不返回，仍有较大电流指示，应迅速拉开110KV合闸电源闸刀，退出110KV合闸电源。然后向调度汇报退出

110KV合闸电源的情况。取下某05开关合闸电源保险，并检查开关的位置。推上110KV合闸电源闸刀，恢复110KV合闸电源。向调度汇报110KV合闸电源已恢复，同时已退出某05开关合闸电源。检查开关合闸线圈是否烧坏。对某05开关合接触器进行检查，看接点是否粘连、卡涩不能返回，如果有问题应迅速处理。如果接触器接点没有问题，应对控制回路进行检查，这时需申请调度退出某05开关控制电源保险，并主要检查开关的辅助接点及控制把手的转换接点是否切换过来，直到查出问题为止。查出问题后，如果不能处理，应向调度及生技科汇报，要求生技科派人处理，如果合闸电圈烧坏，应通知生技科更换。对故障情况及处理情况作好记录。

11、某05开关严重漏油而看不到油位，浠05开关在带电运行，你如何处理？ 象征：地面有大量的油，开关看不到油位。

立即取下某05开关控制电源小保险，并在某05开关控制把手上悬挂“禁止分闸”标示牌。

向调度汇报某05开关漏油情况及退出控制电源情况。在调度的许可下倒换浠05开关负荷，用旁路浠09开关带。

分别推上某091、097刀闸，合上某09开关对旁线充电，再断开某09开关 推上某057刀闸，合上某09开关，检查浠05开关负荷确已转移到某09开关。取下某09开关控制电源小保险。

利用等电位拉无阻抗环路的方法拉开某051刀闸，再拉开某056刀闸。装上某05开关控制电源小保险（断开浠05开关）装上某09开关控制电源小保险。在某05开关两侧验电接地。向调度汇报操作情况。

向分局生技科及有关领导汇报开关漏油情况及处理情况。将处理过程作好记录。

12、浠14开关速断保护动作掉牌，浠14开关拒动越级跳10KV分段10开关及浠1#主变10KV侧浠11开关如何处理？

记录故障时间、信号、跳闸开关并汇报调度值班员检查10KV设备有无异常。复归开关闪光信号。

断开10KV浠12、16、50开关，拉开互11、181刀闸（浠14开关不能断开，留作故障拒动分析）。

使用解钥匙拉开浠146、142刀闸。合上浠10、11开关。

合上浠12、16、50开关，推上浠互11及181刀闸。作好安全措施汇报分局派人来处理浠14开关拒动故障。

三、刀闸类：

1、巡视检查中发现刀闸刀口发热、发红怎样处理？

对我站母线刀闸发红，要停下相应母线并做好安全措施后进行检修。对负荷侧刀闸只要对该间隔停电并做好安全措施后进行检修。在调度暂没有下达停电命令前，应要求调度减小负荷，并派专人监视刀闸发红变化情况，对于高压室内发红刀闸，在没有停电前还应采用通风降温措施。

2、手动操作机构刀闸拒分，拒合怎样处理？

1）首先核对设备编号及操作程序是否有误,检查开关是否在断开（合上）位置。2）若为合闸操作,应检查地刀是否完全拉开到们,将地刀拉开到位后,可继续操作。

3）无上述问题时,可反复晃动操作把手,检查机械卡涩,抗劲部位，如属于机构不灵活，缺少润滑，可加注机油，多转动几次，合上刀闸。若问题在传动部位，刀闸的接触部位等，无法自行处理，对合闸操作，可利用倒运行方式的方法恢复供电，汇报分局，安排刀闸停电检修，对分闸操作应立即汇报分局安排停电处理。

1、电流互感器二次开路，如何处理？

1）发现电流互感器二次开路,应先分清故障属于哪一组电流回，开关的相别，对保护有无影响，汇报调度，解除可能误动的保护。

2）尽量减小一次负荷电流，若电流互感器严重损伤，应转移负荷，停电检查处理。3）尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点，短接的应使用良好的短接线，并按图纸进行。4）若短接时发现有火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可进一步查找。5）若短接没有火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以前的回路中，可逐点向前更换短接点，缩小范围。在故障范围内，应检查容易发生故障的端子及元件，检查回

变电站事故预想指导书

㈠、人身伤亡事故：在变电站大多数的人身伤亡都是由于人为的因素引起。当发生人为事故时，特别引起人身伤亡时。首先，要在现场采取紧急救护并根据伤情，迅速联系医疗部门救治；（拨打120急救电话），然后及时向上级有关部门汇报事故的情况及影响范围。

㈡、设备事故：由于我区各站高压设备较多，不是老化较严重就是由农网招标进入我局电网的产品，质量不稳定。因此本指导书将针对三个电压等级的相关设备、直流系统、中央信号系统等方面中较常在我工区出现的故障进行现象及处理意见进行说明。

变压器

1、变压器轻瓦斯动作的处理（一般情况下主变仍在运行）应立即检查、记录保护动作信号；检查有、无误发信号，报告调度及相关领导。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。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（一般情况下主变应已跳闸退出运行，不得不经检查即重新投入运行，如开关拒跳应手动切开开关，退出主变的运行）

检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，立即报告调度及相关领导。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。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分局主管部门，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（一般情况下主变应已跳闸退出运行，不得不经检查即重新投入运行，如开关拒跳应手动切开开关，退出主变的运行）

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。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。报告调度及相关领导，经以上检查无异常，应在切除负荷后可试送一次，（关键用户应迅速）试送不成功不得再送。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。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

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。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。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。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工区，并做好记录。

6、变压器压力释放保护动作的处理

检查保护动作情况，记录所有动作信号。报告调度及工区有关领导。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局有关部门。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。

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。应立即按下“紧急分闸”按钮，断开调压电动机的电源。使用操作手柄进行手摇调压操作，调到调度要求的档位。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，应立即向调度及工区有关领导汇报，看是否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有关部门汇报，并要求派人检修。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？

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。处理：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。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，此情况应上报分局有关部门派人处理。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，并将情况汇报调度和相关领导，按照调度和主管领导的命令执行。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。

11、主变着火如何处理？

发现变压器着火后，应立即断开主变三侧开关，然后迅速向全站人员发出火警信号，通知站长及在站人员、报告火警119及相关领导灭火。站长接到火警信号后，应迅速组织全站人员灭火，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，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。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。火扑灭后，应迅速向调度及分局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，等待相关领导派人处理。

12、主变套管严重跑油如何处理？

投入备用变压器转移负荷（注意控制负荷）。断开跑油变压器中、低压侧开关。断开跑油变压器高压侧开关。将以上情况汇报调度及相关领导，做好记录等待相关领导派人处理。