330kV变电站事故报告[样例5]

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第一篇:330kV变电站事故报告

6月2日330kV升压站事故报告

一、事故概况(事故发生的时间、现象、负荷变化情况,机组运行情况等)

2011年6月2日12时04分03秒528毫秒,35C5开关跳闸;2011年6月2日12时04分04秒514毫秒,2#主变低压侧3502开关跳闸;2011年6月2日12时04分03秒824毫秒,35D5开关跳闸。

事故前运行方式和情况

1.线路运行方式:330kV***线运行正常。

2.母线运行方式:330kV母线单母线运行、35kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母线分段运行。

3.主变运行方式:1#、2#、3#主变运行正常。

4.无功补偿装置运行方式:1#、2#、3#SVC正常运行。

5.机组运行方式: ***二风场11回馈线运行,并网风机56台。所带负荷8万KW。

6.事故前平均风速、气温等天气情况:事故发生前平均风速为2.4m/s,气温25度。

二、事故现象及保护动作情况

2#小电流接地选线保护动作35C5开关跳闸,2#主变低压侧3502开关跳闸、35D5开关跳闸。2#SVC失压跳闸。

四、事故处理过程

值班员发现2#小电流接地选线保护动作35C5开关跳闸,2#主变低压侧3502开关跳闸、35D5开关跳闸后及时向省调及***二风场汇报跳闸情况。将35C1、35C2、35C3、35C4、35C6、35D1、35D2、35D4、35D6开关转热备用,进行事故分析。

五、原因分析

根据事故情况及现场录波数据,小电流选线装置虽然准确判断了接地线路,但跳闸处理存在问题。该部分软件需增加冗余判断。根据现场试验,小电流选线装置老的程序当接地线路正确跳闸后存在接地消失后不能及时判断的情况,导致之后的跳闸继续执行;原来的动作程序是选线装置的电压采集单元当检测到接地消失时主动上送接地消失命令,这种情况下可能出现通讯总线的竞争失败,出现此情况时就导致主机不能正确接地复归。

六、暴露的问题

小电流接地选线装置软件程序设计存在缺陷,厂家在改造时没有及时发现问题,导致了事故的发生。

七、整改措施

根据此情况,新的软件保留了电压采集单元的主动上送接地消失,另外在每次跳闸动作之前询问电压采集单元的零序电压值,如果零序电压已小于接地设定值则停止跳闸动作。

调整软件后经试验,跳闸动作情况正常,不会误动。

目前整改措施已实施完成。

***第二风电场

***330kV升压站2011.6.9

第二篇:西安变电站事爆炸事故报告

西安变电站事爆炸事故报告

2016年6月18日凌晨,陕西西安330千伏南郊变(110千伏韦曲变)发生主变烧损事故。公司领导高度重视,舒印彪董事长作出重要批示,栾军副总经理作出工作部署。当日一早,公司安全副总监尹昌新、安质部主任张建功赶到现场。在初步了解事故情况后,公司决定成立以尹昌新安全副总监为组长,总部安质部、西北分部、陕西公司负责人为副组长,下设综合、电网、设备、电缆、直流、应急六个工作组的事故调查组(附件1),迅速开展事故调查工作,有关情况报告如下。

一、事故基本情况

(一)事故前运行方式

陕西电网全网负荷为1264万千瓦,西安地区负荷331万千瓦,各控制断面潮流均满足稳定限额要求。

330千伏南郊变主接线为3/2接线,共6回330千伏出线,3台容量为240兆伏安的主变(#

1、#

2、#3主变),110千伏主接线为双母线带旁母接线。共址建设的110千伏韦曲变有两台50兆伏安主变(#

4、#5主变)及一台31.5兆伏安移动车载变(#6主变),其中#

4、#5主变接于南郊变110千伏母线,#6主变接于南郊变110千伏旁母,#6主变10千伏母线与#

4、#5主变10千伏母线无电气连接。

330千伏南郊变#

1、#

2、#3主变负荷分别为11万千瓦、11万千瓦、10万千瓦,110千伏韦曲变#

4、#

5、#6主变负荷分别为1.5万千瓦、1.5万千瓦、1.2万千瓦。

(二)事故发生经过

6月18日0时25分,西安市长安区凤栖路与北长安街十字路口(距330千伏南郊变约700米)电缆沟道井口发生爆炸;随即,110千伏韦曲变#

4、#5主变及330千伏南郊变#3主变相继起火;约2分钟后,330千伏南郊变6回出线(南寨I,南柞I、II,南上I、II、南城I)相继跳闸。

(三)事故处臵过程

0时28分,陕西电网调度自动化系统相继推出330千伏南寨I,南柞I、II,南上I、II、南城I线故障告警信息,同时监控系统报出上述线路跳闸信息。

0时29分,陕西省调通知省检修公司安排人员立即查找故障。0时38分,330千伏南郊变现场人员确认全站失压,站用电失去,开关无法操作。

0时40分,西安地调汇报省调,110千伏锦业路变、文体变、瓦胡同变、长安西变、韦曲变、兰川变、葛牌变、尧柏变(用户变)共8座110千伏变电站失压。

0时55分-1时58分,西安地调陆续将除韦曲变外的7座失压变电站倒至其他330千伏变电站供电。韦曲变所供12000户用户陆续转带恢复,至12时,除700户不具备转带条件外的,其他全部恢复。

1时20分,站内明火全部扑灭,陕西省调要求现场拉开所有失压开关,并检查站内一二次设备情况。

2时55分,经检查确认,110千伏韦曲变#

4、#5主变烧损,330千伏南郊变#3主变烧损,#

1、#2主变喷油,均暂时无法恢复

5时18分,330千伏南郊变#

1、#

2、#3主变故障隔离。

6时34分-9时26分,南郊变330千伏6回出线及330千伏I、II母恢复正常运行方式。

(四)应急及抢修情况

0时35分,西安市长安区消防大队赶到现场,1时20分,站内明火全部扑灭。1时25分,陕西省公司主要领导到达事故现场。2时30分,西安市主要领导到达现场。2时46分,陕西公司值班室向国网总值班室报送信息。3时30分,陕西公司向国网安质部报送停电情况。1时16分、1时52分,陕西公司、西安公司值班室分别向陕西省和西安市政府总值班室报送信息。

陕西省公司成立了现场抢修指挥部和专业工作组,调集抢修人员、试验设备和物资,开展抢修恢复工作。18日14时,烧损的110千伏韦曲#5变拆除。17时59分,通过临时搭接110千伏引线,恢复韦曲#6变。19日11时40分,由西安中特变压器厂连夜改装的新变压器运抵现场,并在#5变基础就位,目前正在进行注油静臵,预计6月20日中午投运。110千伏韦曲变#4主变计划6月25日完成更换投运。330千伏南郊变#3变7月底前完成更换投运,#

1、#2变待进一步检查诊断后确定恢复方案。

二、事故损失及影响 1.负荷损失

事故造成330千伏南郊变及110千伏韦曲变、锦业路变、文体变、瓦胡同变、长安西变、兰川变、葛牌变、尧柏变(用户变)8座110千伏变电站失压,共计损失负荷24.3万千瓦,占西安地区总负荷的7.34%;停电用户8.65万户,占西安地区总用户数的4.32%。

2.设备损失

(1)330千伏南郊变

#

1、#2变喷油; #3变烧损;

#3变330千伏避雷器损坏;

#3变35千伏开关C相触头烧损; 35千伏母线烧毁;

110千伏Ⅰ母管型母线受故障影响断裂,1104开关与刀闸两相引线断裂、1135南山Ⅰ间隔Ⅱ母刀闸与开关连接引线三相断裂,南山Ⅰ间隔Ⅰ母刀闸B相瓷瓶断裂,其余两相有不同程度损伤。

(2)110千伏韦曲变

#

4、#5变烧损;

35千伏Ⅱ母YH及刀闸、韦里Ⅱ、韦里Ⅲ开关及刀闸受损。(3)10千伏配网

10千伏县城线#1电缆分支箱受损。3.社会影响

凤栖路与北长安街十字路口西南角电缆井盖和相邻的通信井盖受爆炸气浪冲开,造成邻近商铺约6平方米门窗受损,附近5台车辆不同程度受损。

三、事故原因分析

(一)故障发展时序

事故中,330千伏南郊变、110千伏韦曲变保护及故障录波器等二次设备均未动作。通过调阅南郊变线路对侧相关变电站保护动作信息及故障录波数据,判定本次事故过程中故障发展时序为:18日0时25分10秒,韦曲变35千伏韦里III线发生故障;27秒后,故障发展至110千伏系统;132秒后,故障继续发展至南郊变330千伏系统;0时27分25秒故障切除,持续时间共计2分15秒。

(二)电缆故障分析 故障电缆沟道位于西安市长安区凤栖路,型号为1m×0.8m砖混结构,内敷9条电缆,其中35千伏3条,分别为韦里I、韦里II和韦里III(韦里II、韦里III为用户资产),10千伏6条(均为用户资产)。

事故后,排查发现110千伏韦曲变35千伏韦里III间隔烧损严重,其敷设沟道在凤栖路与北长安街十字路口西南角路面沉降,柏油层损毁,沟道内壁断裂严重,有明显着火痕迹。开挖后确认韦里III电缆中间头爆裂,爆裂的电缆中间头位于十字路口以西约100米。

综上判定,韦里III电缆中间头爆炸为故障起始点,同时沟道内存在可燃气体,引发闪爆。该故障电缆型号为ZRYJV22-35kV-3*240,2009年投运。

(三)直流系统失压分析 1.站用直流系统基本情况

330千伏南郊变与110千伏韦曲变共用一套直流系统。南郊变#

1、#2站用电源分别取自韦曲变10千伏Ⅰ段和Ⅱ段母线,#0站用电源取自35千伏韦杜线。

330千伏南郊变原站用直流系统采用“两电两充”模式。生产厂家为西安派恩电气责任有限公司,1999年投运,蓄电池(沈阳东北)容量2*300AH-108节;改造设备生产厂家为珠海泰坦科技股份有限公司,蓄电池(江苏双登)容量2*500AH-104节。

2.直流系统改造情况

根据国网公司批复计划,陕西公司组织实施330千伏南郊变综自、直流系统改造工程,设计中标单位陕西省电力设计院,施工中标单位陕西送变电工程公司,施工监理中标单位西北电建监理公司。4月29日完成直流I段母线改造,6月1日开始改造直流Ⅱ段母线,6月17日完成两面充电屏和两组蓄电池安装投运。

3.直流母线失电分析:

(1)站用交流失压原因。由于330千伏南郊变(110千伏韦曲变)站外35千伏韦里III线故障,韦曲变35千伏、10千伏母线电压降低,#

1、#

2、#0站用变低压侧脱扣跳闸,直流系统失去交流电源。

(2)直流系统失电原因。改造更换后的两组新蓄电池未与直流母线导通,未导通原因为该两组蓄电池至两段母线之间的刀闸在断开位臵(该刀闸原用于均/浮充方式转换,改造过渡期用于新蓄电池连接直流母线),充电屏交流电源失去后,造成直流母线失压。(3)监控系统未报警原因。蓄电池和直流母线未导通,监控系统未报警,原因为直流系统改造后,有4块充电(整流)模块接至直流母线,正常运行时由站用交流通过充电模块向直流母线供电。

综上所述,本次事故起因是35千伏韦里III电缆中间头爆炸,同时电缆沟道内存在可燃气体,发生闪爆。事故主要原因是330千伏南郊变#

1、#

2、#0站用变因低压脱扣全部失电,蓄电池未正常联接在直流母线,全站保护及控制回路失去直流电源,造成故障越级。

四、暴露问题

1.现场改造组织不力。330千伏南郊变直流系统改造准备工作不充分,现场勘察不细致,施工过渡方案不完善,施工、监理、运行、厂家等相关单位职责不明确,风险分析不到位,安全措施不完善。施工单位和运行单位协调配合不够,新投设备验收把关不严,运行注意事项未交代清楚。

2.直流专业管理薄弱。站用直流技术监督不到位,直流屏改造更换后,未进行蓄电池连续供电试验,未及时发现蓄电池脱离直流母线的重大隐患。未组织运行人员对新投设备开展针对性技术培训,未及时修订现场运行规程。

3.配电电缆需要清理规范。公司资产电缆与用户资产电缆同沟敷设,运维职责不清,日常维护不到位,缺乏有效的监测手段,设备健康状况偏低。

4.应急联动有待进一步加强。信息报告不够及时,内部协调不够顺畅,舆情应对和用户沟通解释工作不够到位,事故初期社会公众反响较大。

五、整改措施和建议

1.陕西公司要深刻吸取事故教训,认真开展事故反思,对各项制度、规定、措施进行全面排查、梳理、改进和完善,针对存在的问题和薄弱环节,逐一制定防范措施和整改计划,坚决堵塞安全漏洞,切实加强安全生产管理,按照“四不放过”原则,严肃追究责任,有关情况及时报国家电网公司。

2.立即开展直流系统专项隐患排查,特别要针对各电压等级变电站直流系统改造工程,全面排查整治组织管理、施工方案、现场作业中的安全隐患和薄弱环节,坚决防止直流等二次系统设备问题导致事故扩大。针对本次事故可能对接地网、二次电缆、电缆屏蔽层等造成的隐性损伤,全面进行检测,排查消除事故隐患。

3.加强变电站改造施工安全管理,严格落实施工改造项目各方安全责任制,严格施工方案的编制、审查、批准和执行,做好施工安全技术交底。严把投产验收关,防止设备验收缺项漏项,杜绝改造工程遗留安全隐患。加强新设备技术培训,及时修订完善现场运行规程,确保符合实际,满足现场运行要求。

4.加强配网设备管理,尤其要对用户资产的设备,加强专业指导,督促严格执行国家相关技术标准规范,防止用户设备故障影响电网安全运行。

5.针对本次事故应急处臵组织开展后评估,举一反三,采取措施,全面加强应急实战能力建设,全面提升信息报送及时性、舆情应对针对性、社会联动有效性。

6.在确保安全的前提下,尽快完成南郊变设备抢修,恢复正常运行方式,确保迎峰度夏电力供应

第三篇:变电站事故处置措施

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

3.6母线故障

母线故障首先应根据保护动作情况判定,是母差动作还是变压器后备保护动作掉闸,随后认真检查母线所属设备(含支持绝缘子、母线pT等)是否有闪络等痕迹或搭落异物。根据母线是否能短期内投运决定方式调整,考虑与运行系统隔离后的恢复过程。

2.7线路接地故障

如中低压输电线路(系统)发生单相接地或异相接地、中性点不直接接地系统发生接地等,主要是接地时间的控制和接地点的查找。

3.8失灵保护动作

正确判断启动失灵的回路并将一、二次异常告知相应调度,等候调度令恢复。

2.9线路故障引起的越级掉闸造成的母线失压

2.10低频、低压减载装置动作

正确汇报甩负荷情况及动作轮次。

重点检查强油循环的风冷回路及直流回路是否正常,当负荷不大、温度不高情况下,先退出跳主变压板,检查站用低压备投回路。其余调度指令进行。

3.设备事故处理预案

3.1变压器异常时的事故处理预案

3.1.1主变紧急停运

按照省公司变压器管理规定的九项要求进行。

3.1.3变压器保护动作(轻、重瓦斯动作、差动保护动作、过流及零序保护动作等)

3.1.4主变冷却系统全停及温度异常

3.1.5主变有载调压机构故障

3.1.6主变严重漏油及油位异常

3.1.7主变各连接部位严重发热

3.1.8主变声音异常

3.1.9主变外部异常

3.1.10主变假油位及储油柜溢油

3.1.11并列运行两台主变其中一台掉闸

3.2开关类设备异常时的事故处理预案

3.2.1断路器机构(异常时的处理)

按机构类型进行,如气动机构漏气、泄压、液压机构泄压、氮气预压力异常的处理,弹簧机构不储能的处理,电磁机构卡涩的处理

3.2.2因出线、联络线断路器、主变断路器拒动引发的越级掉闸

3.2.3断路器、隔离开关发生支柱绝缘子断裂事故

3.2.4运行中油断路器严重缺油

3.2.5运行中操作断路器拒分、合闸(如机构合闸或控制回路故障)3.2.6运行中SF6断路器出现各类异常信号

3.2.7运行中真空断路器灭弧室内有持续放电声或有异常变色

3.2.8运行操作中隔离开关不能正常分、合等故障

3.2.9断路器、隔离开关等设备连接部位严重发热

3.2.10SF6设备发生严重漏气故障

3.3直流系统故障时的事故处理预案

3.3.1蓄电池故障(如蓄电池爆炸、内部开路等)

3.3.2全站直流失电后的处理

如合、控回路总保险(开关)熔断(掉闸),各种信号指示灯熄灭等。

3.3.3严重的直流接地故障

3.4二次设备故障时的事故处理预案

3.4.1运行中的保护及自动装置故障及异常的处理

3.4.2运行中指示仪表故障(如红灯、绿灯不亮)

3.4.3中央信号回路故障(如电源保险熔断)

3.4.4集控中心无法对无人值班站进行远方遥控分合闸,监控数据不再刷新

3.4.5全站通讯中断

3.5组合电器发生故障的处理预案

3.5.1发生大量气体泄漏或压力异常升高的处理预案

3.5.2组合电器紧急停运

3.6防误闭锁装置故障

3.7电气设备因谐振、过负荷、闪络、绝缘击穿、短路等原因造成的爆炸事故

3.8火灾事故(如主变、开关柜、电缆沟、室着火)

4.其他因素影响变电站安全稳定运行的事故处理预案

4.1变电站特殊运行方式和特殊操作中发生不可预见的事故

4.2各类小型作业引发事故(如施工时与带电设备安全距离不够,带金属物的工具、金属物误碰带电体,挖掘不当损坏接地网或电缆等)

4.3自然灾害问题引发的事故(如地震)

4.4季节性因素影响站内设备安全的事故(如春季大风、夏季雷雨、秋季鸟害、冬季负荷大且污秽严重等)

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第四篇:变电站高级事故处理

高级事故处理

一.运行中2212-4刀闸接地闪络,220KV母差保护动作,如何处理?

事故现象:

(1)预告、事故音响。

(2)监控系统计算机推控制图画面、报文框内显示“220KV母差保护动作、故障录波器

动作、2212、2242、2202开关分开后位置故障录波器动作、1号主变过负荷。

(3)表计指示:2212、2245、2202开关表计指示为零。

(4)开关位置:2212、2245分位,开关位置闪光。

事故处理:

(1)记录时间、停止音响、恢复开关位置闪光。

(2)记录保护装置及监控系统计算机光子牌动作、表计指示位置;复归保护信号。

(3)报告调度。

(4)检查220KV4母线母差保护范围内设备情况,发现2212-4刀闸接地闪络、220KV母

差保护动作。

(5)将检查情况报告调度及有关领导。

(6)根据调度命令,拉开2212-2-4刀闸,将220KV4母线转检修、将2212-4刀闸转检修。

(7)将2号主变由220KV5母线带出

(8)做好220KV4母线、2212-4刀闸检修的准备工作。

(9)填写相关记录。

二、运行中发现110KV母联145开关SF6气体泄漏,开关分合闸闭锁,如何处理? 事故现象:

(1)预告音响;

(2)监控系统计算机报文框内显示“145开关SF6压力降低,145开关压力降闭锁”

(3)表计指示:正常。

事故处理:

(1)记录保护装置及监控系统计算机光子牌动作、表计指示情况,停止音响。

(2)现场检查145开关SF6及开关情况,发现145开关SF6压力已降低至闭锁值。

(3)将检查情况报告调度及有关领导。

(4)根据调度命令,投入110KV母差保护互联压板,拉开145控制开关SF6压力已降低

至闭锁值。

(5)做好停电检修的各项准备工作。

(6)填写相关记录。

第五篇:330KV变电站事故预案

花 园 变 事 故 预 案1、110KV花钢线87开关机构箱高压油管爆裂

运行方式:330KVI、II母及1、2、3、4串运行,1#、2#主变高中压侧并列运行,110KV

双母线固定连结并列运行,1#、2#、3#所用变运行,3#所用变空载。事故现象:X时X分:主控警铃响,87开关红灯不亮,并打出“预压力异常”光字

牌,室外110KV设备区花钢线87开关机构高压油管喷油。

处理过程:X时X分:立既派人检查87开关机构发现,机构箱高压油管爆裂喷油,压

力值降到零。

X时X分:立即将上述情况汇报中调XXX、地调XXX、工区XXX,同时采取措施。

1、取下87开关控制保险。

2、放防慢分卡。

3、在开关把手上悬挂“禁止分闸”警告牌。

4、断开87开关机构箱内油泵及加热电源。

X时X分:建议中调用旁路90开关代花钢线87开关负荷

X时X分:将90开关定值改代87开关,与中调XXX核对定值正确。

X时X分:合上90开关带87开关负荷正常后,拉开873、871刀闸,隔离87开关,等待专业人员处理。

X时X分:汇报中调XXX、地调XXX、工区XXX。

2、1#主变保护误动跳闸事故处理

运行方式:330KVI、II母及1、2、3、4串运行,1#、2#主变高中压侧并列运行,110KV

双母固定连接并列运行,1#、2#、3#所用变运行,3#所用变空载。

事故现象:X时X分:主控喇叭、警铃响,3321、3320、81、01开关跳闸绿灯闪光,打出“PT断线”、1#、2#主变“I段工作电源故障”“装置异常”光字牌。2#主变过负荷、系统无冲击。

处理过程:X时X分:将#1主变跳闸情况简单汇报中调,建议中调XXX将110KV系

统负荷转移一部分,保证#2主变安全运行。若#2主变严重过负荷(超过30%),可不待调令,立即按拉开110KV98开关,减负荷必须在7.5分钟完成,保证2#主变正常运行。

X时X分:再根据负荷情况和调令,将一部分负荷转移。

X时 X 分: 立即派人检查1#主变保护动作情况及一次设备情况。发现1#主变WBZ

—1201变压器差动保护

(二)动作,信号灯亮,2#主变过负荷信号灯亮。X时X分:记录保护动作信号,恢复开关把手及信号,检查#1主变差动作保护范围

无异常,同时指派专人监视2#主变负荷及温度情况,电流XXXA,同时将2#主变冷却器全部投入。

X时X分:将1#主变开关及保护动作情况汇报:总调、中调、地调、工区。X时 X 分:迅速将380V第三电源投入I段运行。

X时X分:经专业人员及生技部门检查确定为保护误动,退出WBZ—1201变压器差动

保护

(二)压板。

X时X分:经局总工同意,中调XXX下令#1主变供电。

X时X分:1#主变恢复运行,相继将(所拉负荷)所倒负荷原倒回。

3、2#所用变10KV电缆头爆炸事故处理

运行方式:330KVI、II母及1、2、3、4串运行,1#、2#主变高压侧并列运行,110KV

双母固定连接并列运行,1#、2#、3#所用变运行,3#空载。

现象:X时X分:主控喇叭及警铃响,11开关绿灯闪光,2#总开关绿灯闪光,2#主变打出“PT断线” 1#、2#主变“II段工作电源消失”“装置故障”“信号掉牌未复归”“2#所用变速断保护动作”等光字牌,同时伴有爆炸声。处理:X时X分:派专人检查记录保护动作信号及一次设备动作故障情况,并复

归开关把手。

X时X分:检查设备及保护动作情况,发现2#主变WBZ-500型微机保护10KV侧过流

保护动作,2#所用变过流速断保护动作,2#所用变10KV 侧电缆头爆炸,12开关拒动造成了2#主变10KV侧11开关越级跳闸。

X时X分:立即汇报中调XXX、地调XXX、工区XXX并根据调令退出2#主变22XB复

压过流I段T2压板,拉开380VII段总刀闸,用3#所用变加入380VII段,并检查2#主变冷却器运行正常。

X时X分:拉开122、121刀闸,合上11开关,投入22XB压板。

X时X分:将上述情况汇报地调XXX、工区XXX。

X时X分:在122刀闸与电缆头之间,2#所用变低压桩头与380V低压引线之间各装

设接地线 一组,等待专业人员处理。

4、330KV源花线3322、3320线路故障跳闸处理

运行方式:330KVI、II母及1、2、4串运行,花龙二回3331、3330开关停用1#、2#主变高中压侧并列运行,110KV双母固定连接并列运行,1#、2#、3#所用变运行,3#空载。

现象:X时X分:主控室喇叭及警铃响,3322、3320开关绿灯闪光,屏前打出

“110KV、330KV故障录波器动作”;源花线“101保护动作”“101高频动作”“102保护动作”“102高频动作”“重合闸动作”及330KV线路冲击信号 处理:X时X分;将330KV源花线3322、3320开关跳闸情况简单汇报总调、中

调、地调、工区。待保护动作情况、一次设备情况检查后再详细汇报。

X时X分:立即派专人监视110KV88、95开关负荷情况,防止过负荷。检查一次设备,记录保护动作信号,检查保护动作情况,恢复3322、3320开关把手。

X时X分:经检查源花线CSL101A、CSL102A两套微机高频保护屏显示A、B、C三相,永久跳闸,告警灯亮保护动作,操作箱屏显示重合闸动作,B相跳闸,打出信息为高频闭锁零序I段、高频方向零序I段动作,微机故障录波器显示为单相接地故障。

X时X分;将上述情况汇报总调XXX、中调XXX、地调XXX、工区XXX。

X时X分:派专人监视330KV其它出线负荷(根据330KV系统潮流及负荷变化),并

做好大负荷设备的测温工作。

X时X分:对站内设备详细检查,并汇报总调XXX。

X时X分;线路故障排除后,根据调令恢复其供电。

5、主控二次CT回路开路异常处理

运行方式:330KVI、II母及1、2、3、4串运行,110KV双母固定连接并列运行,90

及旁母备用,1#、2#、3#所用变运行,3#空载。

现象:X时X分:监盘人员抄表时发现110KV花钢线87开关电流表三相指示为

零,有功及无功表指示偏低。

处理:X时X分:报告当值班长,立即派人检查87开关一次设备,端子箱,由

班长及另一值班员同时检查保护室二次设备。

X时X分:检查结果发现一次设备CT有异常响声,花钢线87开关控制屏后有放电打

火现象,其电流回路有开路现象,为端子脱落接触不良造成,端子箱内正常。X时X分:将CT开路情况立即汇报中调XXX,工区XXX。

X时X分:经调度、工区同意,由当值值班长立即组织人员穿绝缘靴,戴绝缘手套,用绝缘包扎良好的螺丝刀等工具,先用短接线跨接良好后,将接触不良 端子拧好。

X时X分:控制屏后放电消失,一次设备CT异音消失。

X时X分:汇报中调XXX、工区XXX。

6、110KV花小线91开关912刀闸靠母线侧支持瓷瓶闪络

运行方式:330KVI、II母及1、2、3、4串运行,#1#2主变高中压侧并列运行,110KV

双母固定联结并列运行,旁母及90备用,#1#2#3所用变运行 #3空载。现象:X时X分:主控室喇叭及警铃响,110KV II母82、84、85、91、92、94、95、98开关及母联80开关跳闸,绿灯闪光,330KV、110KV微机录波器动作,并同时打出“母差保护动作”“信号掉牌未复归”、“收发讯机动作”等冲击信号

处理;X时X分;将110KVII母全部失压汇报中调XXX,待详细检查后再汇报。X时X分:立即派人检查记录保护动作信号及一次设备情况,监视1#主变81开关负

荷,恢复II母跳闸开关把手,退出其重合闸装置

X时X分:检查保护动作信号发现110KV母差保护屏母联跳闸、II母跳闸灯亮母差

保护动作,同时对一次设备详细检查发现为II母912靠母线侧支持瓷瓶闪络。X时X分:将上述情况详细汇报中调XXX,地调XXX,工区XXX。

X时X分:根据调令拉开110KVII母PT 827刀闸,将110KVII母所带82、84、85、91、92、94、95、98 开关倒至I母(同时将电度表切换开关打至I)

X时X分:拉开822、852、842、912、922、942、952、982合上821、851、841、911、921、941、951、981 刀闸,拉开801、802刀闸。

X时X分:依次合上82、84、85、91、92、94、95、98开关,恢复供电,投入除98

外各出线重合闸装置。

X时X分:根据调令,将91开关转检修,拉开 913,合上9110、820、9702接地刀

闸,做好安措,等待专业人员前来处理。

7、110KV花堡II回89开关线路故障跳闸处理

运行方式:330KVI、II母及1、2、3、4串运行,#1#2主变高中压侧并列运行,110KV

双母固定联结并列运行,84开关停运,90备用,#1#2#3所用变运行,#3空载。

现象:X时X分:主控室喇叭警铃响,89开关绿灯闪光,同时打出“110KV微

机故障录波器动”“装置异常”等光字牌。

处理:X时X分:派专人检查记录保护动作信号及一次设备动作情况,并恢复开

关把手。

X时X分:经检查89开关WXB-11型微机保护零序II段动作,重合闸未动。X时X分:检查室外一次设备情况,未发现异常。

X时X分:将以上情况汇报中调XXX,地调XXX,工区XXX。

X时X分:调度通知知89开关对方跳闸,重合闸也未动(由于我方投无压对方投同期,我方不动,对方同期无法正确动作)。

X时X 分:89开关线路故障排除,根据调令用89开关向线路充电,正常后汇报中调

XXX,地调XXX,工区XXX。

X时X分:中调XXX命令:将90开关保护定值改代89开关定值。

X时X分:中调XXX命令:用90开关代89开关负荷运行,89开关停电检验。X时X分:根据调令,拉开89开关两侧刀闸,做好89开关安措。等待专业人员事故

鉴定重合闸不动原因。

8、保护室及电缆夹层着火处理

运行方式:330KV、110KV、10KV、所用变设备全部处于正常运行状态。

现象:X时X分:主控室内散发出胶皮味。

处理:X时X分:立即分头查找着火来源,X时X分:进入保护室发现内有浓烟及火苗,判断为电缆短路或过载发热引起电缆着

火。

X时X分:立即组织人员进行灭火,同时拨打“119”汇报消防部门,详细说明单位

地点以及火情情况,详细地址“西川南路12。6公理不过桥向左转1.5公里处”并派民警一人到路口迎接,另一人汇报中调、总调,要求作好事故预想,尽可能多转移出负荷。

X时X分:根据火情使用1211各公斤级灭火器,并将75公斤1211灭火器,搬到保

护室灭火。

X时X分:若确知着火电缆沟,将其它方面电源断开。若无法判断时,可征求调度及

上级部门领导意见,能否将一次设备停电,以防止开关不能正常跳闸而扩大事故。

X时X分:灭火人员应采取防毒措施,以全力尽可以能缩小火势对设备人身的威胁。

9、10KV I段串抗室屋顶漏雨处理

运行方式:330KV I、II母及1、2、3、4串运行,#1#2主变高中压侧并列运行,110KV

双母固定联结并列运行,旁母及90备用,10KV I、II段运行,#1#2#3所用

变运行,#3 空载。

现象:X时X分:由于连续下雨(雪)我站10KV I段串抗室屋顶漏雨严重,如果

情况进一步发 展,有可能造成#1主变10KV出口处(串抗室内)三相短路。漏雨已对#1主变的安全运行造成威胁。

处理;X时X分:将以上情况汇报中调XXX,工区XXX。

X时X分:同时组织人员进行防雨准备,在10KV串抗室屋顶漏雨处铺设防雨材料。X时X分:经上级领导及中调XXX同意,退出主变10KV侧复压过流保护压板,拉开

01 开关,拉开011、012刀闸进行处理(停前必须将#1所用变负荷倒至#3带)。

10、1#主变检修短期里不能供电,2#主变故障跳闸,主变不能试送预案

运行方式:330KVI、II母及1、2、3、4串运行,110KV双母线固定联结并列运行,1#主变检修,2#主变运行,2#、3#所用变运行,90开关备用,91开关热备用。现象:X时X分;主控室警铃喇叭响,2#主变三侧开关3342、3340、82、11开

关跳闸绿灯闪光,主变打出“装置异常”“II段工作电源故障”“PT断线”“故障录波器动作”等及系统冲击信号,110KV母线电压表指示下降,110KV花堡一、二回89、84负荷剧增,花红一、二回86、83;花源一、二回88、95负荷倒送电。

处理;X时X分:立即将2#主变跳闸情况简单汇报中调XXX、总调XXX、地调XXX,工区XXX。

X时X分:派专人监视110KV各出线负荷,将线路过负荷情况尽快汇报调度,减负荷,并及时派人对其测温,X时X分:检查记录保护动作信号及一次设备情况,停止保护室及室外工作人员工作,恢复2#主变三侧开关把手。

X时X分:经检查2#主变WBZ-500型主变差动

(一)保护动作,一次设备2#主变110KV

侧套管闪络,属设备事故,2#主变无法投运汇报中调、总调、地调、工区。同时立即派人将3#所用变380VI、II段全部负荷运行。

X时X分:按调令,检查3342、3340、82、11开关确在断开位置,根据调令:拉开

110KVI、II母上部分出线开关

X时X分:检查我站110KVI、II母及110KV花堡一、二回89、84;花红一、二回86、83;花源一、二回88、95及其他线路开关无过负荷情况。

X时X分:立即终结1#主变回路所有工作票,拆除安全措施。

X时X分:根据调度命令恢复1#主变供电,将2#主变隔离检修。

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