推荐第1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35C
1、35C
2、35C
3、35C
4、35C
6、35D
1、35D
2、35D
4、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
推荐第2篇：变电站事故预想
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。 （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。
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09
1、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1
46、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。
推荐第3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
推荐第4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87
3、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，3
321、3320、8
1、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1
22、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3
322、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33
31、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，3
322、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3
322、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110KV8
8、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3
322、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8
2、8
4、8
5、9
1、9
2、9
4、
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8
2、8
4、8
5、
91、9
2、9
4、9
5、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8
22、8
52、8
42、9
12、9
22、9
42、9
52、982合上8
21、8
51、8
41、
9
11、9
21、9
41、9
51、981 刀闸，拉开80
1、802刀闸。
X时X分：依次合上8
2、8
4、8
5、9
1、9
2、9
4、9
5、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9
110、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0
11、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33
42、3340、8
2、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8
9、84负荷剧增，花红
一、二回8
6、83；花源
一、二回8
8、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33
42、3340、8
2、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8
9、84；花红
一、二回8
6、
83；花源
一、二回8
8、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。
推荐第5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、2
212、22
42、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：2
212、22
45、2202开关表计指示为零。
（4） 开关位置：2
212、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。
推荐第6篇：最新变电站事故预想
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， 应立即断开主变两侧侧开关，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。
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。
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。
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：由于电站高压设备较多，。因此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。
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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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推荐第8篇：西安南郊变电站事故调查总报告
陕西330千伏南郊变（110千伏韦曲变）
主变烧损事故调查报告
（2016.6.20） 国网事故调查组
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
1 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
2 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。
3 330千伏南郊变#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。
4 （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
5 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、
6 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
7 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
8 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。
附件：
1.事故调查组组成 2.电网组调查报告 3.设备组调查报告 4.直流组调查报告 5.电缆组调查报告 6.应急组调查报告
9
推荐第9篇：220kV变电站反事故演习
事故演习题
第一题
一、运行方式
220KV：I母上运行：遵海I回20
3、鸭海I回20
5、海桐Ⅰ回20
7、1号主变220kV侧
211、220kVI母PT2
514、
旁路270I母热备用；
II母上运行：鸭海II回20
4、遵海II回20
6、海桐Ⅱ回20
8、2号主变220kV侧
212、220kVII母PT2524；母联210联络I、II母运行；
110KV：I母上运行：海高Ⅰ回10
1、海新Ⅰ回10
3、海茅线10
5、海渔线10
7、1号主变110kV侧1
11、1514PT
II母上运行：海高Ⅱ回10
2、海岩线10
4、海新Ⅱ回10
6、海红线10
8、2号主变110kV侧1
12、1524PT；母联110运行。
10kV：1号主变0
11、2号主变012分别供I、II段，1号站用变013 I段、2号站用变014 II段运行。
分段010热备用；全部电容器热备用。
站用电：1号站用变411运行、2号站用变412热备用； 中性点：1号主变
2110、1110在合位。
二、事故现象 音响：事故、预告铃响 表计指示为“0”： 海高Ⅰ回10
1、海新Ⅰ回10
3、海茅线10
5、海渔线10
7、1号主变110kV侧1
11、110kVI母线电压、110kV母联
110、1号站用变411 断路器位置信号：1号主变三侧断路器
211、011，110kV母联110，1号站用变411红灯“熄”，绿灯“闪”
后台中央信号：海渔线107 SF6低禁止操作、海渔线107控制回路断线、海渔线107距离I段及零序I段动作、1号主变中压侧零序方向过流I段动作，
1、2号主变冷却器电源I、II消失，整流电源消失，110kV I母电压消失。
三、处理步骤
1、记录中央信号，根据中央信号，检查保护动作情况（检查发现海渔线107保护为：距离I段及零序I段动作、操作箱指示灯“熄”，1号主变1号和2号保护屏均为中压侧零序方向过流I段动作、中压侧111开关跳闸出口压板未投，立即投入中压侧111开关跳闸出口压板，复归保护动作信号。）检查2号主变负荷正常。
2、汇报相关调度：断路器跳闸、保护动作（讲明1
11、107未跳原因）、失压范围、2号主变负荷正常、站用电源消失。
3、断开失压母线断路器：①断开110kV失压I母除1号主变中压侧1
11、两田线133断路器外的所有出线断路器（断开海高Ⅰ回10
1、海新Ⅰ回10
3、海茅线105断路器）。
4、恢复站用系统供电：（①检查1号站用变411断路器在“分”位，②合2号站用变412断路器恢复站用电正常，③检查2号主变冷却器运行正常，直流系统正常。）
5、检查保护动作及异常的一次设备：（①戴防毒面具到110kV开关场检查海渔线107断路器在“合”位，SF6压力为0.4MP，②检查1号主变111断路器在“合”位，手动打跳111断路器，主变本体及引线设备均正常，110KV母联110断路器在“分”位。③检查1号主变
211、011断路器在“分”位，本体及引线设备均正常。
6、转移主变中性点接地方式：（①合上2号主变220KV侧中性点2120接地刀闸，②合上2号主变110KV侧中性点1120接地刀闸）
7、隔离故障设备：（①检查海渔线107断路器线路无电，②拉开海渔线1073隔离开关，③拉开海渔线1071隔离开关。）
8、汇报调度：（①已恢复站用系统供电正常，2号主变冷却系统、直流系统正常。②已将2号主变高中压侧中性点接地。③已将故障设备海渔线107断路器隔离。④已断开110KV失压I母所有断路器。
9、恢复非故障设备运行：
①合上1号主变高压侧
211、中压侧1
11、低压侧011对主变、110KV母线和10KV母线充电正常，检查1号主变冷却器运行正常。
②合上110KV母联110断路器恢复I、II母并列正常。
③停用海高Ⅰ回10
1、海新Ⅰ回10
3、海茅线105重合闸，分别恢复送电正常并投入重合闸。④拉开2号主变高、中压侧中性点接地刀闸。
事故处理小结：
海渔线107断路器SF6低禁止分合闸，同时线路故障造成越级跳1号主变，由于1号主变中压侧111跳闸出口压板未投，中压侧零序方向过流I段三时限跳主变三侧断路器，站用系统电源消失。处理时首先恢复站用系统电源，然后检查隔离故障设备，恢复非故障设备的运行。
推荐第10篇：变电站电站事故应急预案
总
则
为认真贯彻落公司安全生产的精神，贯彻反事故措施中关于“防止变电站全部停电事故”的要求，保证公司变配电系统的安全、稳定、经济运行，建立健全电网事故应急处理机制，最大限度减少事故的影响和损失，特制定本预案。
一、事故处理原则
发生全站失压事故后，变电站值班人员应做到以下几点：
1、当班班长是事故处理的现场负责人，领导指挥本班人员进行事故处理，应对事故处理的正确和迅速负责。班长应在组织事故处理时，根据班内每个人的业务水平适当分工，分别负责事故现场的检查。
2、事故处理时应做到：
(1)尽快限制事故的发展，消除事故的根源并优先解除对人身和设备的威胁；
(2)用一切可能的方法保证重要设备的正常供电；
(3)尽速对己停电的工序恢复供电，对重要工序要优先恢复供电；
(4)尽快调整系统运行方式，使其恢复正常(尽量缩小故障范围，必要时应设法在未受到事故损害的设备上增加重要负荷)；
(5)变电站内运行设备的控制电源以及通信电源应尽快恢复；
3、系统发生事故或异常情况时，有关变电站值班人员应迅速正确地向公司调度及供电局有关调度报告发生的站名、时间、现象、
设备名称及编号、跳闸断路器及继电保护动作情况。
4、系统发生事故时，非事故单位不应在事故当时向调度询问事故情况，以免影响事故处理。
5、事故处理时，必须严格执行接令、汇报、复诵、录音及记录制度， 必须使用统一调度术语、操作术语，汇报内容应简明扼要。
6、强送电的断路器要完好，继电保护装置要完备。可否强行送电应由调度值班人员确定。
二、事故处理规定
1、发生事故后，值班人员应迅速回到控制室进行事故处理，无关人员应自觉撤离控制室及事故现场，只允许与事故处理有关的领导以及工作人员留在控制室内。
发生事故后第一时间汇报生产调度、总变站长、电仪中心领导，汇报内容包括时间、地点、事故现象。
2、事故处理中不得进行交接班。交接班时发生事故，应由交班人员负责处理，接班人员可在当值班长的要求下协助处理，在事故处理告一段落并征得调度同意后，方可进行交接班。
3、事故处理中，必要时高一级调度可越级发布调度操作命令。
4、事故处理时，必须认真严格执行调度命令，并对操作正确性负责。
值班人员发现调度员命令和指挥有错误时，有权向调度提出意见，但当值调度员坚持原命令时，值班人员应执行，后果由调
度负责，事后应向上级行政领导报告。若命令有威胁人身或设备安全时，则应拒绝执行，并报告上级领导。
5、在事故处理中，若故障设备和二级(个)调度有关，应先向影响停电的一级调度汇报，以便及时处理故障和减少停电影响。
6、发生任何大小事故，在事故处理告一段落后均应及时向主管部门汇报，并应向有关上级调度汇报。
7、事故发生后如有二级调度同时发令时，值班人员可按重要性和迫切性或操作所需时间长短选择执行方案，也可向调度说明情况，由二级调度双方协商后做出决定。
8、在处理事故时，对系统运行方式有重大影响的操作(改变电气接线方式等)，均应得到总变站长指令或许可后才能执行，下列操作各级值班人员可自行操作后再汇报。
1)直接对人员生命有威胁的设备停电；
2)将已损坏的设备隔离；
3)当站用电部分或全部停电时，恢复站用电源：
4)调整未直接受到损害系统及设备的运行方式时，应尽力保持其正常工作状况；
5)如果发生火灾事故，应由班长负责救火工作及现场指挥，及时拨打火警48681
19、4869119并说明火灾原因，请求救援。
三、事故处理方法和顺序
1、事故处理全部过程应有录音及记录。按调度发布的指令处理，也应做好录音及记录，并严格执行操作监护制度、复诵和汇报制
度。
2、录音及用途：确定操作的先后顺序，配合以后为事故调查所用。
3、事故发生后如有两级调度同时发令时，值班人员可按重要性和迫切性或操作所需时间长短选择执行方案，也可向调度说明情况，由两级调度双方协商后作出决定。
4、系统发生事故时，当值值班人员应根据后台监控机、微机保护装置的“故障记录”与设备的外部现象及信号变化等，迅速正确判断事故性质，然后检查保护装置动作情况，分析判断事故的范围。
5、如果对人身和设备的安全有威胁时，应设法解除这种威胁，必要时停止设备的运行，如对人身和设备的安全没有威胁时，则应尽可能的保持设备运行。
6、为防止事故扩大，从事故发生起，必须主动将事故处理的每一个阶段迅速准确的报告公司部门领导及有关人员。
7、发生事故时值班人员中务必有人记录各项操作的执行时间和事故的相关现象。事故处理时值班人员要做到准确迅速。
8、处理事故时值班人员受值班长指导，但如有变电站站长、部门领导、电气技术人员在场时应给予协助，并有权向值班员发出指示。
9、下列情况的各项操作均可不与调度沟通直接由值班人员自行执行，但执行完毕后必须第一时间通知调度及相关人员。
（1）直接对威胁人生命的设备停电；
（2）将已损坏的设备隔离或将运行中的设备有受损伤的威胁时隔离；
（3）当母线失电时，将此母线上各分柜开关拉开的操作； （4）当发生设备事故时的停电操作；
10、当发生故障，而又无法于部门领导及有关人员联系时，值班人员按本规定自行处理。在事后能联系上有关人员时，应履行告知程序。
四、变电站全站失压事故处理预案
1、本站概况
301总变变是具有两个电压等级的变电站。站内1#、2#主变电源由统万330KV变电站经1259统长
一、1260统长二双回电源供电。装有四台三相两绕组有载调压电力变压器，容量为4×75MVA，电压等级110/37kv。110kv进线2回，双母线接线；35kv出线最终31回，电缆出线；1#、2#主变组成一个负荷中心有3510母联开关，3#、4#主变组成一个负荷中心有3530母联开关；35kv采用单母线分段接线方式；35kv并联电容器四组，容量为4×6000kVar ２、系统运行方式
301总变四台主变投入运行，由两条110kV线路供电，110kVⅠ、Ⅱ段母联开关在合位，110kV双母合环运行；总变35kVⅠ、Ⅱ段3510母联开关和35kVⅢ、
Ⅳ段3530母联开关分别在热备位置；总变至热动力站四条联络线投入两条，另外两条热备；热动力站35kV母联开关热备；各个子站单母分段运行，母联开关处于热备。
3、全站失压的主要原因
（1）、110kV统长一12
59、统长二1260线路故障，开关跳闸。（2）、110kV I段母线、II段母线上同时产生母线故障，导致110kV I段母线、II段母线开关全切。 （3）、330kV统万变发生故障；
（4）、主变发生故障，造成110kV系统全切；
4、全站失压的主要特征 （1）、交流照明灯全部熄灭：
（2）、各母线电压、电流、功率等数值均指示为0； （3）、保护装置发出“交流电压回路断线”告警；
（4）、运行中的主变无声音等（仅低压侧开关跳闸时，主变为空载运行，此时主变有声音）；
5、失去站用电源等；
对全站失压事故，应根据情况综合判断，必须全面检查站内设备表计指示，当电压、电流、功率表均无指示，运行中的变压器无声音，且同时失去站用电源时，即同时具备以上几项条件时，才能判断为全站失压。
5、全站失压后的事故处理
（1）、变电站当值人员应首先解除事故音响；
（2）、变电站班长和技术员逐一对全站设备进行详细的检查(包括继电保
护、自动装置)，确认站内设备无异常情况；立即联系榆林地调汇报并确认事故情况。
（4）、当值班长立即联系榆林地调，确保我站保安电源的可靠性。 (3)、当值班长应立即向各级当值调度员汇报全站失压情况(包括继电保护、自动装置动作情况)及站内设备检查情况，了解造成全站失压的具体原因，并做好相应记录；
(4)、“变电站全站失压事故处理预案” 由总变站长下令启动，在总变站长下达启用“变电站全站失压事故处理预案”后，值班员应根据检查的情况按以下几种预定方案处理：
6、110KV站全站失压时，汇报站长同时立即按以下程序进行操作
6.1由当值班长立即拉开1101开关、1102开关、1003开关、1004开关、3501开关、3502开关、3503开关、3504开关将35KV各出线柜开关拉开。
6.2由当值技术员到UPS室，观察UPS运行情况，按柜上提示切除次要负荷，确保UPS供电时间。
6.3当停电时间较长时，联系调试班将服务器全部关闭，切除UPS全部负荷。
6.4检查直流电源，当停电时间较长时，联系调试班将，切除直流全部负荷
7、将全站失压事故处理预案执行情况及使用解锁钥匙的情况立即汇报各级当值调度，并做好记录；
8、待各级当值调度下令通过主网恢复本站供电，按各级当值调度命令，隔离本站故障点(假如故障点在本站内)，采用正常倒闸操作程序对所有线路和设备恢复送电；
9、将本站恢复送电情况汇报各级当值调度；
10、在处理事故完毕后，将启用解锁钥匙的情况向调度和主管生产领导汇报，并将解锁钥匙重新封存，并做好使用登记；
11、随时注意负荷变化，监视系统安全运行；
十一、若故障点在统长一1259线路上，立即按以下程序进行操作
由当值班长负责断开1259开关拉开1259统长Ⅰ线两侧隔离刀闸。隔离故障线路。系统运行方式改变为110KV单回线供电运行，1259统长一冷备用，1260统长二带110KVⅠ母、Ⅱ母并列运行。
十二、若故障点在1260统长二线路上，立即按以下程序进行操作
由当值班长负责断开1260开关，拉开1260统长Ⅱ线两侧隔离刀闸。隔离故障线路。系统运行方式改变为110KV单回线供电运行，1260统长二冷备用，1259统长一带110KVⅠ母、Ⅱ母并列运行。
十三、若故障点在2#主变上，立即按以下程序进行操作。
1、由当值班长负责将拉开3502开关35021隔离刀闸。
2、拉开1102断路器，拉开1102开关两侧隔离刀闸。将故障2#主变隔离。
十四、若故障点在110kVⅠ段母线上，立即按以下程序进行操作：
1、由当值班长负责拉开1100母联开关、断开Ⅰ段母线上所有设备，隔离故障母线段。
2系统运行方式改变为1259统长Ⅰ线冷备用，1260统长Ⅱ线二母运行单回线运行，110KV单母线运行。
十五、若故障点在110kVⅡ段母线上，立即按以下程序进行操作：
1、由当值班长负责拉开1100母联开关、断开Ⅰ段母线上所有设备，隔离故障母线段。
2、系统运行方式改变为1260统长Ⅱ线冷备用，1260统长Ⅰ线Ⅰ母运行单回线运行，110KV单母线运行。
十五、若1#热动力联络线故障，立即按以下程序进行操作：
1、由当值班长负责将拉开3521开关35211隔离刀闸。
2、同时通知热动力站运行人员拉开热动力侧3521开关及隔离刀闸隔离故障联络线。
3、通知热动力站运行人员合上热动力侧3522开关。
第11篇：110KV变电站值班员事故处理
110KV变电站值班员事故处理
一、值班员在事故处理的过程中应注意哪些事项？
（1）除领导及有关人员外，其他外来人员均应退场。
（2）值班人员应将事故情况简单而准确地报告当值调度员及有关领导，并且在处理事
故的过程中，应和调度人员保持密切联系，并迅速执行命令，做好记录。
（3）遇有触电、火灾和紧急设备的安全事故，值班员有权自行先处理事故，然后再将
事故及处理过程作详细记录。
（4）在事故处理过程中，值班人员除认真处理事故外，应明确分工，将发生事故及处
理过程作详细记录。
二、某一110KV变电站是用蓄电池作为直流电源的直该母线，当其电压出现过低时，运行人员应怎样处理？
（1）如果出现直流母线电压过低时，运行人员应先检查浮充电流是否正常；
（2）直流负荷是否突然增加；
（3）可适当调节蓄电池的调压三环触头，使直流母线电压保持在规定值内。
三、某110KV变电站在运行过程中，发生1#主变重瓦斯保护动作跳闸，请问：运行人员应对主变进行哪些项目的检查？
（1）油位、油温、油色情况。
（2）油枕、防爆管、呼吸器有无喷油和冒烟，防爆管隔膜是否冲破。
（3）各法兰连接处，导油管处有无冒油。
（4）盘根是否因油膨胀而变形、漏油。
（5）外壳有无鼓起变形，套管有无破损裂纹。
（6）瓦斯继电器内有无气体。
（7）有无其它保护动作信号。
（8）压力释放阀（安全阀）动作与否（若动作应报信号）。
（9）现场取气，检查分析瓦斯气体的性质。
四、假设一变电站发生主变差动保护动作跳闸，运行人员应从哪几方面去分析其原因？
（1）看主变及其套管引出线，各侧差动电流互感器以内的一次设备是否故障。
（2）看是否保护二次回路问题有误动作。
（3）看变压器内部是否有故障。
五、请分析使1#主变轻瓦斯保护动作的可能原因。
（1）变压器内部有轻微故障产生气体。
（2）变压器内部进入空气，如变压器加油、滤油等时进有空气。
（3）外部发生穿越性短路故障。
（4）油位严重降低至瓦斯继电器以下，使瓦斯继电器动作。
（5）直流多点接地、二次回路短路，如瓦斯继电器接线盒进水，绝缘老化等。
（6）受强烈振动影响。
（7）瓦斯继电器本身问题，例如：轻瓦斯浮子进油，继电器机构失灵。
六、一运行人员在巡视设备时发现主变有异响，请分析一下，主变发生异响的可能原因。
（1）过负荷。
（2）内部接触不良，放电打火。
（3）个别零件松动。
（4）系统中有接地或短路。
（5）大动力负荷起动使负荷变化较大。
（6）铁磁谐振。
七、#1主变过负荷时，运行人员应如何处理？
（1）检查主变各侧的电流是否超标，并把过负荷数值报告调度员。
（2）检查主变的油位、油温是否正常，把冷却器全部投入运行。
（3）对过负荷数值及过负荷时间按现场规程中规定的掌握，并增加巡视检查次数。
八、怎样区别PT高压保险熔断和单相接地？
1．如果母线监察表指示出两相对地电压不变化（不升高），一相对地电压降低（不为零）则认为其是PT高压保险熔断，需对其进行更换。
2．如果出现两相对地电压升高，一相降低（或为零），则认为其是单相接地故障。
九、小电站接地系统中，10KV Ⅰ段母线发生单相接地故障时有什么现象？
（1）警铃响，“10KV Ⅰ段母线接地”光字牌亮。中性点经消弧线圈接地系统，还有“消弧线圈动作”光字牌。
（2）绝缘监察电压表指示：故障相降低（不完全接地）或为零（全接地），另两相高于相电压（不完全接地）或等于线电压（完全接地）。稳定性接地时，电压表指示无摆动；若批示不停地摆动则为间歇接地。
（3）中性点经消弧线圈接地系统，装有中性点位移电压表时，可看到有一定指示（不完全接地）或指示为相电压值（完全接地时）。
（4）消弧线圈的接地警告灯亮。
（5）发生弧光接地，产生过电压时，非故障相电压很高（表针打到头），电压互感器高压保险可能熔断，甚至能会烧坏电压互感器。
十、某110KV变电站，运行人员发现一10KV少油开关支持瓷瓶断裂一个后应如何处理？
（1）立即打开重合闸压板，防止开头跳闸后重合；并取下开关的操作电源。
（2）尽快将负荷倒至旁路或备用开关。
（3）拉开故障开关前，应先将旁路或备用开关的操作电源了下，防止旁路或备用开关
误动；然后拉开其两侧隔离刀闸，防止故障开关接地或发生相间短路。
十一、利用“瞬停法”查找接地故障的顺序为：
（1）空载线路。
（2）双回路用户，已转移负荷的线路。
（3）分支多，线路长，负荷小，不太重要用户的线路，发生故障机率高的线路。
（4）分支少，线路短，负荷较大，较重要用户的线路。
十二、某变电站发生了开关误跳的事故，请分析其误跳的可能原因？
（1）人员误动。
（2）操作机构自行脱扣。
（3）电气二次回路有问题。
十三、某站运行人员在倒闸操作中，当他合控制开关时，出现绿灯灭，但红灯不亮，控制开关返回到“合后”位置时，红、绿灯均不亮，且没有事故音响信号，但合闸电流表有摆动，根据这一现象运行人员应作哪些检查？
（1）应检查此开关是否已合上。
（2）检查红灯灯泡、灯具是否良好。
（3）检查操作保险是否良好。
（4）线路有无负荷电流。
十四、值班员在操作刀闸时，出现刀闸合不到位时应怎样处理？
（1）应拉开重合，反复合几次。
（2）操作动作应符要领，用力要适当。
（3）如果无法完全合到位，不能达到三相完全同期，应戴绝缘手套，使用绝缘棒，将
刀闸的三相触头顶到位。
（4）汇报上级，安排计划检查。
十五、刀闸电动分、合闸操作中途自动停止时怎么办？
（1）拉刀闸时，出现中途停止，应迅速手动将刀闸拉开，汇报上级，由专业人员处理。
（2）合刀闸时，出现中途停止，若时间紧迫，必须操作，应迅速手动操作，合上刀闸，
汇报上级，安排计划停电检修，若时间允许，应迅速将刀闸拉开，待故障排除后
再操作。
十六、值班员在倒闸操作中，出现隔离开关拉不开时怎么办？
（1）用绝缘棒操作或用手动操作机构操作隔离开关拉不开时，不应强行拉开，应注意检查瓷瓶及机构的动作防止瓷瓶断裂。
（2）用电动操作机构操作时拉不开，应立即停止操作，检查电机及连杆。
（3）用液压泵操作机构操作时拉不开应检查液压是否有油或油是否凝结，如果油压降低不能操作，应断开油泵电源，改用手动操作。
（4）因隔离开关本身传动机械故障而不能操作的，应向当值调度员申请倒负荷后停电处理。
十七、运行人员在巡视检查中，发现电容器有哪些问题时，应立即退出运行？
（1）套管网络或严重放电。
（2）触点严重过热或熔化。
（3）外壳膨胀变形。
（4）内部有放电声及放电设备有异响。
十八、某站一单电源开关，其有自动重合闸装置，如果这一开关突然跳闸，但其自动重合闸装置未动作，试问运行人员应怎样处理？
（1）立即试送一次后向当值调度员报告，再对开关进行处部检查。
（2）对试送未成功的，则应对其进行，外部检查，同时报告调度。
十九、液压机构的断路器发生“跳闸闭锁”信号时如何处理？
当有以下情况发生时，运行人员应速来检查压力值：
（1）如果压力值确实已降低于跳闸闭锁值，应断开油泵电源，装上机构闭锁卡板，再
打开有关保护压板；
（2）向当值调度员汇报，并做好倒负荷的准备。
二
十、液压机构压力降到零时，有什么故障现象，值班员应怎样处理？
（1）报出的信号有：“压力降低”、“压力异常”。开关的位置反指示灯不亮机构压力表
指示为零，此时油泵启动回路已被闭锁，不再打压。
（2）处理方法：1）拔掉开关的操作保险，拉开其储能电源，用专用卡板将开关的传
动机构卡死，以防慢分闸。2）汇报上级派人检修，若断时间内不能检修好，有
旁母的先将负荷倒旁母带，将故障开关停止运行（用刀闸检无阻抗并联支路方法
将开关隔离）。也可将该开关倒至单独一段母线上，与母联开关串联运行（双母
线接线）。然后检修机构。可以停电检修时，尽量停电检修，不能停电时，带电
检修机构。3）不停电检修处理时，检修完毕，应先启动油泵打压至正常工作压
力，再进行一次合闸操作（可以用手打合闸铁芯顶杆），停机构阀系统处于合闸
保持状态，才能去掉卡板，装上操作保险，这样可以防止在油泵打压时，油压
上升过程中出现慢分闸，去掉卡板时，应先检修卡板不受力，这样说明机构已处
于合闸保持状态。
二十一、电力系统发生振荡有何现象？
（1）继电保护的振荡闭锁装置动作；
（2）变压器、线路、母线的电压、电流、功率表的指示有节拍地剧烈摆动；
（3）系统振荡中心的电压摆动最大，有周期的降至零；
（4）失去同步的电网之间，虽有电气联系，但有频率差，并略有摆动；
（5）运行中的变压器，内部发出异常声音（有节奏的鸣声）；
二十二、请问如果变电站出现全站失压时，有哪些主要现象？
（1）交流照明灯全部熄灭；
（2）各母线电压表、电流表、功率表均无指示；
（3）继电保护报出“交流电压回路断线”信号；
（4）运行中的变压器无声音；
二十三、某变电站#1主变绕组绝缘损坏，请问它是由哪些原因造成的？
（1）线路短路故障和负荷急剧变化；
（2）主变长期过负荷运行；
（3）绕组绝缘受潮；
（4）绕组接头、分接开关接头、接触不良；
（5）雷电波侵入使绕组因过压而损坏；
二十四、在处理冷却器全停故障时应注意哪些事项？
（1）及时汇报调度，密切注意变压器上层油温的变化；
（2）一般情况下，冷却器工作电源失去，电源切换不成功。处理时应尽量用备用冷却
电源，恢复冷却器工作，再检查处理原工作冷却电源的问题，若仍用原工作电源
恢复冷却器的工作，会因电源故障而不能短时恢复，拖延时间；
（3）回路中有短路故障，外部检查未发现明显异常，只能更换保险试送一次，防止多
次向故障点送电，使故障扩大，影响站用电的安全运行。
二十
五、某一变电站因母线短路造成母线电压消失，应怎样处理？
（1）将故障母线隔离；
（2）将母线上的线路尽快倒至备用母线或无故障母线上；
（3）恢复供电。
二十六、PT二次断线有哪些现象？如何处理？
（1）PT二次断线时，发预告和二次回路断线信号，同时低电压继电器动作；
（2）电压表指示也不正常，同期鉴定继电器有响声；
（3）处理时应先考虑电压互感器所带保护及自动装置，防止保护误动，再检查熔断器
是否熔断；
（4）如果熔断器熔断应立即更换，再次熔断，应查明原因，不得任意更换大容量的；
（5）如果熔断器未熔断，应检查二次回路有无断线、接头松动或切换回路接触不良的
现象，作以上检查时应先做好安全措施，保证人身安全并防止保护误动。
二十七、某变电站10KV侧为单母接线，发出10KV母线接地信号后，经逐条线路试
停电的办法查找，接地现象仍然存在，这是什么原因？
（1）两条线路的同名相各有一点同时接地；
（2）母线与母线隔离开关有单相接地；
（3）断路器一相接地；
（4）如线路开关是少油开关，且该开关绝缘油碳化严重，油质极差，绝缘极低，在其
此同时线路发生单相接地时。
二十八、强迫油循环变压器发出“冷却器全停”信号和“冷却器备用投入信号后，运行人员应如何处理？
（1）强迫油循环变压器发现“冷却器全停”值班人员应立即检查断电原因，尽快恢复
冷却装置的运行。
（2）对没有备用冷却器的变压器，值班人员应向当值调度员申请压负荷，否则应向调
度申请将变压器退出运行，防止变压器运行超过规定的无冷却运行时间，造成过
热损坏。
（3）在变压器发出“备用冷却器投入”信号时，应检查故障冷却器的故障原因，尽快
修复。
二十九、处理故障电容器时，应注意哪些安全事项？
（1）在处理故障前，应先拉开断路器及两侧刀闸，然后验电，装设接地线。
（2）由于故障电容器可能发生引线接触不良，内部断线或熔丝熔断等，因此有一部分
电荷有可能未放出来，所以在接触故障电容器前还应戴上绝缘手套，用短线将故
障电容器两极短接，方可动手拆卸；
（3）对双星形接线电容器组的电容组的中性点及多个电容器的串联线，还应单独放电。
三
十、断路器出现以下异常时应停电处理：
（1）严重漏油、油标管中已无油位；
（2）支持瓷瓶断裂或套管炸裂；
（3）连接处过热变色或烧红。
（4）瓷瓶严重放电；
（5）SF6断路器气体压力值低于闭锁值；
（6）液压机构的压力低于闭锁值；
（7）弹簧机构的弹簧拉力不够，闭锁信号不能复归；
（8）气动机构的气压低于闭锁值。
三十
一、如何查找指示断路器位置的红、绿灯不亮的原因？
（1）先检查批示灯灯丝是否烧断，检查控制回路熔断器是否熔断、松动或接触不良；
（2）检查灯具和附加电阻是否接触良好；
（3）检查操作回路各触点的接触情况；
（4）检查跳闸线圈、合闸接触器线圈是否断线，防跳继电器电流线圈是否断线。
三十
二、断路器发出 “三相位置不一致”信号应如何处理？
（1）当可进行单相操作的断路器发出“三相位置不一致”信号时，运行人员应立即检
查三相断路器拉开；
（2）若是跳开两相，应立即将断路器拉开；
（3）如果断路器“三相位置不一致”信号不复归，应继续检查断路器的位置中间继电
器是否滞卡、触点是否接触不良及断路器辅助触点的转换是否正常。
三十
三、运行中隔离开关刀口过热、触头发生熔化粘连时应如何处理？
（1）立即向当值调度员申请将负荷倒出后，停电处理，如果不能倒负荷则应设法压负
荷，并加强监视；
（2）如果是双母线侧隔离开关发生熔化粘连，应该用倒母线的方法将负荷倒出，然后
停电处理。
三十
四、母线电压消失应如何处理？
（1）发生母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号、掉牌、继电保护及自动
装置的动作情况，来判断母线电压消失的原因；
（2）若因线路故障引起越级跳闸，使母线电压消失时，应按断路器机构失灵和保护拒
动引起的越级跳闸分别处理；
（3）若因母线短路或由母线到断路器间的引线发生短路引起母线电压消失时，值班人
员应将故障母线隔离，将线路尽快倒至备用母线或无故障母线，恢复供电；
（4）若母线失压是因母差保护误动引起的，则在检查设备无任何异常后，可用母联断
路器向停电母线充电；
（5）若单电源变电站电源无电，而本站的断路器、继电保护、电气设备均无异常时，
不必进行任何处理及操作，在通知当值调度员后，可等候来电。值班人员应使直
流电压保持正常。
三十
五、查找直流接地时应注意哪些事项？
（1）发生直流接地时，禁止在二次回路上工作；
（2）查找和处理必须由两进行；
（3）处理时不得造成直流短路和另一点接地；
（4）禁止使用灯泡查找；
（5）用仪表查找时，应用高内阻仪表；
（6）拉路前应采取必要措施，防止直流失电可能引起的保护及自动装置的误动。
三十
六、怎样根据电流互感器响声来判别其运行状况？
（1）若电流互感器有较小的均匀的“嗡嗡”声，说明互感器运行正常；
（2）若“嗡嗡”声较大时，可能是铁芯穿心螺栓不紧，硅钢片松驰，随着铁心量高变
磁通的变化，硅钢片振动幅度增大而引起；
（3）若“嗡嗡”声很大，也可能是二次回路开路引起；
（4）若电流互感器有较大的“噼啪”放电声，可能是线圈故障。
三十
七、哪些原因会使高压断路器分闸失灵？
（1）直流母线电压过低或失去电源；
（2）操作熔断或接触不良；
（3）KK操作开关接点、断路器辅助接点接触不良；
（4）跳闸线圈断线、防跳继电器线圈断线；
（5）KK操作开关操作中未扭到位，返回过早；
（6）操作机构有故障，跳闸铁心卡涩、脱落，液压机构油压低；
（7）电磁机构的足闸三连板三点过低，部件变形，断路器传动机构有故障。
三十
八、主变变低侧母线穿墙套管爆炸后应如何处理？
（1）主变变低侧母线穿墙套管爆炸后，必然引起主变差动保护动作，将故障变压器切
除；
（2）若波及另一台主变，应立即将故障点切除，尽快恢复完好变压器送电，然后对故
障处理，尽快能恢复全部送电。
（3）若变电站内只有一台主变压器时，应尽快将故障点处理，或甩开故障点恢复主变
压器其他侧的送电；
（4）同时应将事故发生情况、处理过程汇报调度和有关领导，并做好记录。
三十
九、哪些原因能引起电容器爆破：
（1）电容器内部元件击穿，起因是内部电场分布不均或制造中卷绕及压叠时受到损伤；
（2）电容器内部对外壳绝缘损坏，起因一般是制造厂在封盖时由于转角处焊接不好，
烧焊时间太长，将内部绝缘烧伤所致；
（3）密封不良，引起渗漏油、油位下降、散热条件恶化，同时，潮气和水份进入，内
部绝缘进一步变坏；
（4）外壳鼓胀和内部游离；
（5）除上述原因，运行环境温度过高、过电压等都可能造成电容器爆破故障。 四
十、防止运行中电容器爆破有哪些措施？
（1）加强温度、膨胀和渗漏油缺陷的监视；
（2）采取限制过电压的措施；
（3）定期进行预防试验。
四十
一、变压器在运行时，若出现油面过高或油从油枕中溢出，应如何判断和处理？
（1）首先应检查变压器的负荷和温度是否正常；
（2）如果负荷和油位均正常，则可能是因呼吸器或油标管堵塞造成的假油面。此时应
经当值调度同间后，将重瓦斯保护改接信号，然后疏通呼吸器或油标管；
（3）如因环境温度高引起油枕溢油时，应作放油处理。
四十
二、当SF6断路器发出“压力闭锁”信号时，应如何处理？
（1）当断路器发出“压力闭锁”信号时，首先应检查SF6气体的压力表，如果由于温
度变化而引起压力下降，则应采取措施补气；
（2）如果由于漏气而引起压力下降，则应采取倒负荷或代路的方法将负荷转移后，再
停电处理。
四十
三、怎样判断断路器是否误跳闸？
（1）保护未动作，电网中无故障造成的电流、电压波动，可判为断路器操作机构误动
作；
（2）保护定值不正确或保护错接线、电流互感器或电压互感器回故障等原因会造成保
护误动作，可从所有的现象进行综合分析；
（3）直流系统绝缘监视装置动作，发直流接地信号，且电网中无故障造成的电流电压
波动，可判断为直流丙点接地；
（4）如果是直流电源有问题，则在电网中有故障或操作时，硅整流直流电源有时会出
现电压波动、干扰脉冲等现象，使晶体管保护误动作。
四十
四、单电源线路的断路器跳闸后应如何处理？
（1）没有自动重合闸装置的断路器跳闸，如果遮断容量能满足要求，值班人员应立即
将断路器试送一次，然后报告当值调度员并对断路器进行外部检查。如果断路器
的遮断容量不能满足要求，应先进行外部检查，未发现异常的可试送一次，然后
向当值调度员报告并再次对断路器进行外部检查；
（2）有自动重合闸装置的断路器跳闸，如果重合闸未动作，可立即试送一次后向当值
调度员报告，再对断路器进行外部检查。对重合闸未成功或试送未成功的，应对
断路器进行外部检查，同时向当值调度员报告，听从处理。
第12篇：变电站事故紧急抢修单
Q/GDW 1799.1—2013
变电站（发电厂）带电作业工作票
单位 编号
1.抢修工作负责人（监护人） 班组 2.抢修班人员（不包括抢修工作负责人）
共 人 3.抢修任务（抢修地点和抢修内容） 4.安全措施
5.抢修地点保留带电部分或注意事项 6.确认本工作票1～5项由抢修工作负责人 根据抢修任务布置人 的布置填写。
7.经现场勘察需补充下列安全措施
Q/GDW 1799.1—2013
经许可人（调控/运维人员） 同意（ 月 日 时 分）后，已执行。 8.许可抢修时间 年 月 日 时 分
许可人（调控/运维人员） 9.抢修结束汇报
本抢修工作于 年 月 日 时 分结束
现场设备状况及保留安全措施
抢修班人员已全部撤离，材料工具已清理完毕，事故紧急抢修单已终结。
抢修工作负责人 许可人（调控/运维人员） 填写时间 年 月 日 时 分
第13篇：110kv变电站事故处理制度
110kv变电站事故处理制度
（试行）
第一章 总则
第一条 为了保证XX110kv变电站事故处理的安全有效进行,加强事故处理的管理力度和效率，避免在事故处理中出现设备及人身伤害事故。特制定电站事故处理制度。
第二条 本制度适用于XX110kv变电站(以下简称：电站)
第二章 事故发生后如何处理
第三条 值班调度员为供电系统处理事故的指挥者，并对事故处理的正确性和迅速性负责。
第四条 处理事故的主要任务是：
（一）迅速限制事故发展，消除事故根源,解除对人身和设备安全的威胁。
（二）尽快用一切可能的方法对已停电的设备恢复供电。
（三）调整供电系统的运行方式，保持电网运行的稳定性和供电的可靠性。
（四）将事故情况向主管部门报告。
第五条 供电系统发生事故时，事故运行单位值班人员应立即将事故情况清楚、准确、简明地报告给值班调度员，如跳闸开关、继电保护和自动装置的动作情况等，按值班调度员的命令进行处理。
第六条 供电系统发生事故时，值班调度员应了解清楚继电保护、自动装置动作情况，做好记录，并参考遥测、遥信屏幕显示等手
段判断事故，确定事故处理办法。当事故波及主网时，公司电力调度员应立即向区调值班调度员汇报。凡对主网运行有重大影响的操作，应依照区调值班调度员的命令或经其同意后进行。
第七条 供电系统发生事故时，值班调度员有权要求在调度室内参观、学习的外单位人员或与处理事故无关的人员离开调度室，也有权邀请有关人员到调度室解决有关处理事故的问题。
第八条 为了防止事故扩大，变电站（所）值班人员在紧急情况下，无须等待值班调度员的命令，自行处理，但事故处理完毕后应向值班调度员作详细汇报。可自行处理的内容规定如下：
（一）将直接威胁人身和设备安全的设备断电。
（二）将已损坏的设备隔离。
（三）电压互感器的保险熔断时，将有关的保护停用。
（四）将不涉及本规程，而现场规程有规定的设备恢复供电。第九条 值班调度员在处理事故过程中，下达的一切调度命令和谈话双方均应录音，事故处理完毕后，应详细记录有关事故的处理情况，录音应保留三个月。
第三章 电网频率异常的处理
第十条 凡是低频减载装置动作切除的负荷，未经区调允许不得自行发出。
第四章 线路开关掉闸的处理
第十一条 线路掉闸或接地时，应通知有关单位查线。不论线路发生瞬间故障或是永久性故障，查线人员均应视线路带电。
第十二条 双路电源一工一备运行的变电所，当工作电源无电时,在确知故障不是由本所设备引起的情况下,应严格按照先拉开无电的工作电源进线开关,再合上备用电源进线开关，迅速恢复供电(装有自投装置的如装置失灵时亦按此操作),并及时报告电力调度员。
第十三条 双路电源母线分段运行的变电所当一路电源无电时,在确知故障不是由本所设备引起的情况下,应严格按照先拉开无电的进线电源开关,再合上分段开关，迅速恢复供电(装有自投装置的如装置失灵时亦按此操作),并及时报告电力调度员。
第十四条 全线为电缆的线路不投入重合闸掉闸时，值班人员不做试送，应报告电力调度员。
第十五条 合环运行的双电源线路开关掉闸，值班人员应判明线路无电后才可试送，否则需同期并列。
第五章 变压器事故的处理
第十六条 变压器故障，值班调度员应根据变压器保护动作情况分别进行处理：
（一）当变压器开关掉闸时，如有备用变压器，应迅速将备用变压器投入运行，然后再检查开关掉闸原因。
（二）变压器主保护动作开关掉闸，变电站值班人员应迅速检查变压器，若有明显的事故现象(如爆炸声、火光、冒烟等)不得送电。在查明原因故障消除后,或无故障迹象，报告值班调度员可试送一次。
（三）变压器重瓦斯保护动作掉闸，变电站值班人员一面检查变压器有无异常和重瓦斯动作原因，一面报告值班调度员，检查判明
确是重瓦斯保护误动时，可试发一次。若检查确定是变压器内部故障应停下待查。
（四）变压器开关掉闸而无任何保护信号动作时，值班人员应一面检查一面报告值班调度员，并对变压器进行外观检查，如现场查找不出开关掉闸原因且外观无异状时，可试发一次。
（五）变压器轻瓦斯信号动作，应查明动作原因和加强监视，注意下次动作时间，若发现有色及可燃气体，立即报告值班调度员进行停电检查试验。
（六）变压器差动保护动作时，查明原因前不得试发。
（七）变压器开关掉闸，若因过流保护动作时，经检查变压器外部无异常,值班调度员可根据现场申请情况试送一次。如在试送过程中发现问题，应立即停下，重新检查。
第十七条 变压器过负荷运行时，按生产厂家规定和有关规程执行。
第六章 接地故障的处理
第十八条 110kV系统应根据接地指示器、绝缘监察和消弧线圈动作情况判断是否接地。当接地情况发生时，变电站值班人员应根据母线的线电压、相电压、消弧线圈的电压、电流等情况判明是否真实接地，并报告电力调度员。因电压互感器断保险造成电压异常应更换保险；因操作引起的补偿偏差过大应调整消弧线圈分头解决。
第十九条 系统发生连续性接地时，应迅速寻找接地点，各变电站（所）发现故障点时要尽快向电力调度员报告。
第二十条 接地线路找出后，立即将故障线路切除以保证系统安全运行。
第二十一条 当线路接地时，带电运行时间不超过二小时。 第二十二条 110kV电网单相接地的主要现象：
（一）故障相电压为零，非故障相电压升高为线电压。非金属性接地或断线时，表现为三相电压不平衡。非金属性接地故障相电压不到零，断线故障相电压根据情况略有升高。
（二）消弧电抗器动作信号发出，消弧电抗器检流表、检压表显示电流、电压。
第二十三条 接地故障处理的顺序：
（一）带电检查站内设备；
（二）如能倒出负荷可倒空负荷试找；
（三）利用变电站倒母线的方法试找；
（四）在解列操作或试拉线路时，调度员必须注意消弧线圈的整定情况，使之不出现系统谐振。
（五）当有接地选检装置时，应尽快查出接地线路并报告电力调度员。
（六）按调度命令顺序查找。
第二十四条 接地发生后，电力调度员应通知变电站（所）对设备进行检查，各单位发现接地点要迅速报电力调度员。
第二十五条 接地线路找出后，如果马上停电会给生产造成重大损失时，可根据消弧电抗器允许运行时间带接地故障运行，此时应立
即通知生产部门迅速做好停电准备，如超过消弧电抗器运行时间，或上层油温达到85℃时,立即将故障线路切除以保证系统安全运行。
第二十六条 有下列情况之一者，可以在接地情况下继续运行（110kV电压互感器有要求者除外）：
（一）有消弧电抗器的按消弧电抗器允许时间运行。
（二）无消弧电抗器的110kV线路电容电流在额定值以下。
（三）其它中性点不接地系统，其接地运行的时间一般不超过两小时。
第二十七条 若线路带接地故障运行发现对人身和重要设备有严重危害时，应立即断开。
第二十八条为避免扩大事故，发生接地故障的电网不允许与正常电网进行一次合环。
第七章 失去通信时的调度管理和事故处理
第二十九条 变电站（所）与调度失去通信联系时，应积极主动采取措施尽快恢复联系。
第三十条 与调度失去联系的运行单位，应尽可能保持电气接线方式不变运行。
第三十一条 当值班调度员下达操作命令后，现场未重复命令而失去通信联系时,则该操作命令不得执行。若已经重复命令得到同意执行操作者，应将此项操作执行完毕。
第三十二条 值班调度员在发布了操作命令后，而未接到完成操作命令的报告前,与受令单位失去联系时，应认为该项命令在执行中。
第三十三条 与调度失去联系的运行单位，在通信恢复后应立即向值班调度员报告在失去联系时间内所发生的一切事项。
第三十四条 凡不涉及安全或时间性问题，没有特殊要求的调度业务联系，在失去联系后不应自行处理。
第三十五条 与调度失去通信联系时自行进行了事故处理的运行单位，事后应向值班调度员详细报告。
第八章 附则
第三十六条 标准与重要文件引用： 《中电投沙洼110kv变电站运行管理制度》 《中电投沙洼110kv变电站检修管理制度》
第三十七条 本规定由中电投沙洼110kv变电站负责解释。
第14篇：500kV变电站事故处理资料
500千伏变电所的事故及异常处理 第一节 变电所事故及异常概述
由于电网的运行特点及人员、设备、管理、环境等诸多方面的原因，电力生产存在许多不安全因素，这些现存的或潜伏的危险因素在以一定概率，随机出现的“激发条件”（引发事故的这样一组或那样一组危险因素同时出现的条件）下形成事故及异常情况。正确、及时地处理各种事故及异常情况，是变电所运行值班人员的一项重要职责。
在变电所的日常运行工作中，异常情况的发生概率要比事故高得多，实际上，异常情况的复杂性，判断和处理的难度甚至高于一般的事故，其频繁、多发、随机的特点成为变电所运行人员能力、素质、技术水平的真正挑战。
处理事故及异常的快速反应和正确处理，不但要有专业知识的掌握和运用、现场规程的熟悉和理解、设备及回路的熟悉和了解、还需要有丰富的经验积累和良好的心理素质，是一个运维人员技术业务素质和能力的综合反映。
第二节 事故处理的一般原则与步骤
1、事故处理的主要任务
⑴、尽速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的威胁。 ⑵、用一切可能的方法保持设备继续运行，保证对用户的正常供电。 ⑶、尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电。 ⑷、调整系统的运行方式，使其恢复正常。
以上是对所有事故处理所涉及单位、部门和人员进行事故处理总的原则，但由于上述各部门工作性质、工作内容的不同和在事故处理过程中所起的作用不同，会有不同的具体任务和要求，就变电所值班人员而言，其在事故处理中担负的主要任务有：
⑴、记录、收集、掌握与事故有关的尽可能齐全的各种信息，为电网调度员及有关领导进行事故处理决策以及事后的事故分析提供准确可靠的现场第一手资料。
⑵、迅速准确地执行电网调度员实施事故处理指挥的各项指令，在通讯失灵的特殊情况下按现场运行规程规定独立地进行以限制事故范围、隔离故障设备为目的事故处理操作。
⑶、为检修部门进行抢修创造条件和提供必要的信息。
⑷、严密监视非事故设备的运行情况，确保它们正常运行和尽力限制、消除事故对它们的影响。
2、事故处理的一般步骤
⑴、事故发生后，立即将事故发生时间，跳闸断路器及异常情况向有关调度作简报。 ⑵、迅速进行以下工作： 检查、记录仪表指示情况。
检查、记录继电保护及自动装置动作情况，继电器掉牌情况。
检查、判读站内自动化、故障录波器的打印内容和故障录波器输出的波形。 记录重合闸记数器，断路器动作计数器数值。 组织对跳闸设备进行巡视和外部检查。
组织对因事故而引起的过负荷，超温等异常的其它设备进行检查和监视。
⑶、根据表计指示，保护动作情况，设备外部症状，判断事故的全面情况，向有关调度作详细汇报，汇报内容应正确、全面、简明扼要。
⑷、如果对人身和设备有威胁时，应立即设法解除威胁，在必要时可停止设备运行，并努力保持无故障设备的正常工作。
⑸、按照调度命令和现场运行规程对故障线路或设备进行强送，试送或将故障设备，线路从系统中隔离。
⑹、恢复停电设备和各用户的供电或启用备用设备。
⑺、将事故情况和处理结果向各级领导汇报，并通知检修人员前来抢修。
3、事故处理的一般要求
事故发生时，除断路器跳闸、声、光信号动作外还有可能出现爆炸、燃烧、浓烟甚至人员伤亡等恶劣情况，值班人员平时要有足够的思想准备和必要的反事故演练，一旦事故发生时，要求值班员要做到以下几点：
⑴、头脑冷静、沉着应对
处理事故时应头脑冷静、沉着果断，切忌惊慌失措，应在当值值班负责人的统一指挥下进行，必要时可要求非当值值班人员协助进行。
⑵、快速反应、熟练处理
事故情况下，应能迅速正确地查明情况，判断事故的性质。快速、熟练的处理在很多情况下可以减少事故停电时间，降低事故损失程度。
⑶、事故信息，准确全面
在事故情况下，现场值班人员全面、详尽的事故信息，客观、准确的情况描述对于电网调度和有关领导的事故处理决策与指挥是十分重要的。
⑷、保障通讯，密切联系
在事故处理过程中，变电所值班人员必须想尽一切办法保持与调度及上级有关部门的联系，迅速正确地执行它们的指令和有关指示。
⑸、严格执章，安全第一
无论事故多么严重，情况多么紧迫，在处理过程中都必须遵守《安规》和其他保证安全的规章制度，保证人身安全，操作要有严格监护，抢修要有安全措施。
4、事故处理预案
由于输变电事故发生的突然性、成因的复杂性，后果的严重性和处理的紧迫性往往使变电所值班人员难以真正做到冷静判断、沉着应对和始终采取正确有效的处理步骤和措施。稍有不慎还有可能造成新的问题。因此，深入研究、预想各种事故时可能发生的各种情况及其原因，制订相应的防范措施及处理预案并进行必要的演练。对于提高运行人员应对复杂情况的能力，确保处理的步骤、方法、措施正确高效从而保证电网安全具有重要意义。
事故处理预案一般应包含以下内容： 事故可能的成因和危险因素。 事故的预防措施。
事故的一般现象和主要判据。 事故处理的步骤与方法。
造成事故的许多危险因素是可以预见的，因此，我们可以针对这些危险因素采取必要的反事故措施，遏制或消除这些危险因素，从而避免事故的发生或有效降低其发生的概率，即使发生了，我们也可以按预先编制的预案有条不紊地加以处理，但对于由一些不可预见因素造成事故则因无法预先采取有效对应措施而具有更高的相对概率，一旦发生还会因为无预案可循而大大增加难度。因此，根据事故处理的一般原则和某类事故的共性现象，按事故类型与性质制订几个在大多数情况下普遍适用的一般原则是十分必要的。
第三节 事故处理要点
1、线路事故
输电线路因其面广量大，以及受环境、气候等外部影响大等因素的存在，因而具有很
高的故障概率，线路跳闸事故是变电所发生率最高的输变电事故。线路故障一般有单相接地、相间短路、两相接地短路等多种形态，其中以单相接地最为频繁，有统计表明该类故障占全部线路故障的95%以上。
连接于线路上的设备如线路压变、流变、避雷器、阻波器等的故障，按其性质、影响、保护反映等因素考虑，也应归属为线路故障。
线路故障跳闸事故的处理，重点在于掌握以下几点： ⑴、判明故障的类型与性质
线路故障的类型与性质是电网值班调度员进行事故处理决策的重要依据，变电所值班人员应在故障发生后的最短时间内从大量的事故信息中过滤、筛选出能为故障判断提供支持的关键信息，这些关键信息主要有故障线路的主保护动作信号、启动信号、出口信号及屏幕显示、录波图等。后备保护信号及相邻线路/元件的信号仅能提供旁证和佐证，在故障发生后的第一时间甚至可以不予理会。向调度报告时应清楚地提出对故障的判断和相关的关键证据。
⑵、掌握故障测距信息
准确的故障测距信息能帮助巡线人员在最短时间内查到故障点加以排除，使故障线路迅速恢复供电，是事故处理中最重要的信息之一。值班人员应力争在线路跳闸后的第一时间内获得这一信息，迅速提供给值班调度员。
⑶、查明所内线路设备有无损坏
由于电网的不断扩大，线路故障时短路容量增大，强大的短路电流有可能使线路设备损坏或引发异常，甚至有可能故障就在变电所内，因此，线路跳闸后，值班人员应对故障线路有关回路及设备包括断路器、闸刀、流变、压变、耦合电容器、阻波器、避雷器等进行详尽细致的外部检查，并将检查结果迅速报告有关调度。
⑷、确认强送条件是否具备
强送是基于故障点或故障原因有可能在故障存续期间的热效应或机械效应作用下自行消除的考虑而采取的试探性送电，它常常是以线路设备再承受一次冲击为代价的，特别要求承担强送的断路器具备良好的技术状态，能在强送于故障时可靠跳闸，以免扩大事故，因此要求变电所值班员必须确认用以强送线路的断路器符合下列条件：
断路器本身回路完好，操作机构工作正常，气压或液压在额定值。 断路器故障跳闸次数在允许范围内。 继电保护完好。
另外，为提高强送的成功率，故障与强送之间应有一定的时间间隔以利于故障点的绝缘恢复。
采用二分之三接线方式的变电所，线路故障后强送的操作应用母线侧断路器进行，若采用中间断路器强送，当强送的断路器失灵保护拒动时，相应的失灵保护动作跳开同一串的另外一台断路器，同时将同一串的相邻线路或主变切除，造成事故扩大。而采用母线侧断路器强送，万一断路器失灵或保护拒动，至多停一条母线，而不影响相邻线路或元件的运行。
⑸、重视故障录波图的判读
故障录波图能完整、准确地记录和显示故障形成、发展和切除的波形与过程，是事故处理与分析的重要信息资源，但由于故障录波器一般都比较灵敏，其记录的大量一般的系统波动信息往往把事故的重要信息淹没其中，查找、调阅与事故有关的报告，对于一般的值班人员来说并非易事，有的故障录波器其信息靠打印输出，因此，许多值班人员还是习惯于通过中央信号和保护信号进行事故判断和处理，故障录波图这一宝贵的信息资源在事故处理中还未能得到普遍和充分利用。
由于传统的光字牌信号和掉牌信号只能反映继电保护及自动装置动作的最终结果而难以反映其动作过程。因而在某些线路故障呈现复杂形态的情况下难以作出准确全面地分析和判断，有时甚至会造成误判断而影响电网调度员的决策和指挥。如某500kV变电所的一次线路故障，主保护和采用相同原理的后备保护作出了完全不同的反映，主保护反映为单相故障并启动重合闸，而后备保护反映为相间故障并闭锁重合闸，致使现场值班人员难以作出准确的判断，调度员无法进行果断处理，后经有关技术人员解读故障录波图才判定为单相故障、后备保护误动的事实。又有一次，某变电所500kV线路断路器跳闸，重合闸不成功，光字牌和掉牌单元反映为第
一、第二套高频距离和后备距离同时动作，A相、B相启动。值班员据此判断为相间故障并向总调值班员作了汇报，但重合闸动作信号却令值班员颇感疑惑，判为重合闸误动觉得依据不足。后经站内值班的技术人员指导对故障录波器的打印信息进行判读发现，该线路先是发生A相接地故障，保护A相启动，55毫秒后断路器跳闸，800毫秒后断路器A相重合，重合后140毫秒以后发生B相故障，保护B相启动，此时由于重合闸动作后尚未返回便三相跳闸重合闸未再启动。实际上是间隔时间很短的两次不同相的单相故障。于是值班人员迅速向调度进行补充汇报，并对先前的报告作了更正。
由此可见，故障录波器及事件记录的判读，对于事故处理过程的分析判断是极其重要的。结合光字牌和保护掉牌信号，能立体地反映一个故障的发展过程和保护动作行为与后果。从而使现场值班人员能准确地判断故障的性质与形态。
2、主变器事故
主变压器及其附属设备在长期运行过程中会受到电、热、机械、化学和环境等诸多因素影响与作用，这些影响的积累效应会使变压器健康状况逐渐变差，当其健康状况下降到一定程度，或在某个外部条件触发下，就会发生故障，引发事故。
主变压器故障分为内部故障和外部故障，内部故障是指变压器本体内部绝缘或绕组、有载调压开关等部分发生的各类故障。外部故障通常指主变的外部绝缘、套管流变、引出线等部件的故障。另外，与主变构成固定电气连接或同在主变保护范围内的辅助设备（如压变、避雷器、低抗等）故障，一般也归入主变压器外部故障的范畴。
由于主变压器是变电所的核心设备，其作用和地位十分重要，是各种安全措施的主要着力点，在运行中受到最为严密的保护和监测，因而其故障的发生率很低，一旦发生，后果也特别严重。发生率低使变电所值班员不易形成足够的认识和必要的经验积累，严重的后果又会使处理时的情况成为最复杂的情况之一。
主变压器事故处理必须掌握以下几点：
⑴、主变压器差动或瓦斯保护动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送和试送。
由于大型变压器的造价昂贵，其绝缘与机械结构相对薄弱，故障跳闸后对其进行强送和试送的相对成本过高，而且，一旦故障发生在其内部，其自行消除的可能性微乎其微，使强送失去意义。因此，主变压器故障跳闸后一般不考虑通过强送的方法尽快恢复送电，只有在完全排除主变内部故障的可能，外部检查找不到任何疑点或确认主变属非故障跳闸且情况紧急的情况下，方可对主变进行试送，但这种情况需要由现场值班人员或具有足够权威和资质的人员（如总工程师）加以确切的认定。
变电所值班人员能予以确认的非故障跳闸情况如下： 由工作人员误碰导致的跳闸。 由值班人员误操作因素导致的跳闸。
无保护动作，且现场检查无任何异常的不明原因跳闸（此情况可先送电，再由调度安排方式停役检查）。
其他经公司主管技术领导认定可以送电的非故障跳闸。
另外还有一种情况，主变故障跳闸后，一时难以查明原因，而系统又急需恢复运行时，可考虑用采取零起升压的方法对变压器试送电，以最大限度地减少对主变的冲击。但这需要由电网调度对系统的方式作出较大地调整，有电厂等部门的多方配合方能实现。一般这种情
况很少出现。
⑵、抓住主要矛盾，分清轻重缓急
主变压器故障跳闸，特别是承担大量负荷的大型变压器突然跳闸，会引起系统内的一系列连锁反应，严重时甚至系统失稳。在变电所，最常见的连锁反应或并发情况就是相邻主变压器的严重过负荷。恶劣情况下主变压器事故还会引发火灾，此时，变电所值班人员因为需要应对多个异常情况而容易产生顾此失彼的情况，因此值班人员必须沉着冷静，抓住主要矛盾，分清轻重缓急，主动与调度员协商，确定处理的优先顺序。并参照以下原则进行处理。
一台主变跳闸后，值班人员除应按常规的事故处理规定迅速向所属值班调度员报告跳闸时间、跳闸开关等信息外，还应报告未跳闸的另一台主变的潮流及过负荷情况，以及象征系统异常的电压、频率等明显变化的信息。
未跳闸的主变在过负荷情况下，在按规程规定对跳闸主变
一、二次回路进行检查时，如能确认主变属非故障或查明故障点在变压器回路之外时，应立即提请值班调度员对跳闸主变进行试送，以迅速缓解另一台主变过载之急。
如主变属故障跳闸或无法确认主变属非故障跳闸时，应同时进行主变跳闸处理和未跳闸主变的过负荷处理。过负荷情况比较严重时应优先进行未跳闸主变的过负荷处理。
如主变故障跳闸引发系统失稳等重大异常情况时，应优先配合调度进行电网事故处理，同时按短期急救性负荷的规定对过载主变进行监控。
一旦主变因故障着火时，灭火及防止事故扩大便成为最紧迫的首要任务。此时应迅速实施断开电源、关停风扇和油泵、启动灭火装置、召唤消防人员、视需要打开放油阀门等一系列处理措施，火情得以控制后，再迅速进行其他异常的处理。
⑶、根据保护动作情况判断主变故障性质
主变压器是保护配置最复杂、最完善的设备，由多种不同原理构成的主变保护对不同类型的故障往往呈现不同的灵敏度和动作行为，因此，通过保护动作情况和动作行为分析，结合现场检查情况和必要的油、气试验，一般情况可以对主变故障的性质、范围作出基本排除的判断。在进行故障分析与判断时，应优先考虑下列情况，以设法排除内部故障的可能，为尽快恢复供电提供前提条件和争取时间。
是否存在区外故障越级的可能。
是否存在保护误动或误碰的可能（瓦斯、压力保护二次线受潮短路，差动回路断线，阻抗保护失压等）。
是否存在误操作的可能。
主变回路中辅助设备故障的可能。
如果发现有下列情况之一时，应认为主变存在内部故障： 瓦斯继电器采集的气体可燃。
变压器有明显的内部故障征象，如外壳变形，防爆管喷油，冒烟火等情况。 差动、瓦斯、压力等主保护中有两套或两套以上动作。 故障录波图存在表示内部故障的特征。
一旦认为主变存在内部故障，必须进一步查明原因，排除故障。并经电气试验，油、气分析，证明故障已经排除时，方可重新投入运行。
⑷、一旦查明故障在主变外部，必须尽一切努力隔离故障，恢复主变运行。 一般情况下，主变停运会对变电所的供电和电网的运行造成严重的影响，因此一旦查明故障在主变外部或其它辅助设备上，应迅速采取隔离、拆除、抢修等措施排除故障，恢复主变的运行，然后对已隔离的设备进行检查处理。
3、母线事故与母线失电
母线事故通常是指在母差保护测量范围内的所有设备包括与母线连接的断路器、闸刀、压变等设备发生故障，使母差保护动作跳闸而引发的事故。不同的主接线方式下，母线事故的影响和严重程度是不同的。在二分之三接线方式下，母线事故除削弱系统的联系，可靠性降低外，基本上不会影响电能的传输，而在单母线或双母线接线方式下，母线事故将会造成多个线路/元件供电中断，甚至造成大面积停电的严重事态，具有影响范围广，短路电流大的特点，是变电所各类事故中最为严重的情况之一。
母线失电一般是指变电所失去全部电源的一种严重情况，其主要特征为母线和线路电压指示为零，但无保护动作和断路器跳闸信号发出。
母线故障与失电的处理要点如下（以双母线接线为例）： ⑴、排除母差保护误动及非故障跳闸的可能
母线故障时，故障电流很大，在母差保护动作的同时，相邻线路/元件的都会启动或发信，故障录波器因其具有更高的灵敏度而必然启动，如果相邻线路/元件保护不启动或很少启动，故障录波图上没有明显的故障波形，则可认为母差保护有误动可能或因其它原因造成非故障跳闸。此时，值班人员可在停用母差保护、排除非故障原因并确认该母线上所有断路器均已跳闸后，要求调度选择合适的电源并提高保护灵敏度后对停电母线进行试送，试送成功后，逐一送出停电线路。
⑵、查到故障点并加以隔离，力求迅速恢复母线供电
当某一段母线故障，相应母差保护动作跳闸时，值班人员应在确认该母线上的断路器全部跳开后对故障母线及对故障母线及连接于母线上的设备进行认真检查，努力寻找故障点并设法排除。切不可在故障点尚未查明的情况下贸然将停电线路冷倒至健全母线，以防止扩大故障。只有在故障点已经隔离，并确认停电母线无问题后，方可对已停电的母线恢复供电。
⑶、如母差保护动作后，故障母线上留有未跳断路器时，应自行拉开该断路器，并充分考虑该断路器所属线路、设备故障而断路器拒动造成越级跳闸的可能。
⑷、若找到故障点但无法隔离时，应迅速对故障母线上的各元件进行检查，确认无故障后，冷倒至运行母线并恢复供电（与系统联络线要经同期并列或合环）。
⑸、发现母线失电现象时，首先应排除PT次级断路器跳闸或熔丝熔断，表计指示失灵等情况，为防止各电源突然来电引起非同期并列，值班员应按规定在失电母线上各保留一路主电源线的情况下，迅速拉开该母线上其他所有断路器，等候来电，并与有关调度保持联系。
若经检查发现母线失电系本站断路器拒跳或保护拒动所致时，则应在15分钟内自行将失电母线上的拒动断路器与所有电源线断路器拉开，并报告值班调度员。然后利用主变或母联断路器对失电母线充电。
母线恢复来电后，按调度指令逐路送出或确认线路有电的情况下自行通过同期合环或并列。
4、系统振荡
系统事故是指系统因某处或多处发生严重故障，造成系统失去稳定（振荡）甚至解列成几个独立电网而形成的事故，这是电力系统最为严重的事态。变电所值班员必须竭尽全力协助电网调度人员进行处理。最大限度地限制其发展和影响。
系统发生振荡时，变电所的各种电气量指示仪表的指示会出现不同程度的周期性摆动。如变电所处于振荡中心（失去同步的电源之间联络线的电气中心）附近时，这种摆动尤为剧烈，电压指示将周期性地降到接近于零，联络线潮流往复变化，距离保护的振荡闭锁纷纷动作，主变发出周期性的响声。
振荡发生时，变电所值班人员应将有关情况与现象迅速向调度报告，同时密切监视各种电气量指示的变化随时准备执行调度下达的各项指令。
在系统失稳情况下，变电所可能采取的措施主要有： 拉停某些线路甚至主变。
投切无功补偿装置，调整或保持系统电压。
通过同期装置进行系统并列操作。
在通信失灵的极端情况下，值班人员如发现线路有电，切符合并列条件时可不必等候调度命令，迅速利用同期装置进行并列操作。
5、误操作事故
误操作事故是变电所各种电气事故中最为特殊的一类事故，它是由操作人员的错误和过失引发的，尽管其后果未必会比其他类型的事故更为严重，但因为可能涉及到诸如失责、违章等敏感因素而历来被视作性质最为严重的一类事故。
误操作事故一旦发生便成为不可更改的事实，惊慌、懊悔都是无济与事的，当事人及其他值班员唯一能做的，就是尽快冷静下来，迅速查明事故造成的停电和设备损坏情况，实事求是地向调度和有关领导报告情况，并采取正确的处理措施，尽力避免和减轻可能的损失和危害。
对于误操作事故发生后的处理，调度规程和现场运行规程一般都有相关规定，必须按规程执行。但这些规定比较原则和笼统，因此处理中必须掌握以下几点：
⑴、误合断路器时应立即将其拉开。 断路器在分开状态一般有以下原因： 所属线路/元件或本身在检修中。 所属线路/元件或本身在备用中。
本身或所在回路存在无法使其正常运行缺陷。
⑵、误拉断路器后切不能贸然将其合上。
许多人在猛然意识到拉错断路器时，往往会产生一种类似于生理反射的本能反应而立即将误拉的断路器合上，但这是十分危险的，一旦发生非同期合闸将有可能进一步扩大事故，造成错上加错。因此，必须努力克制这种冲动，进行冷静的考虑，只有在以下情况下方可立即合上误拉的断路器：
确认被误拉的线路为终端线路。
确认断路器拉开后线路仍然有电，同期或合环条件满足，可通过同期装置合闸。
以上两种情况对缩短停电时间，减少事故损失具有实际意义而又不造成事故扩大，故立即合上误拉的断路器可能更为有利。除此之外，即使合闸不会发生危险（一又二分之一接线，有两串以上合环运行时）也必须获得调度指令后方可进行。
⑶、误拉误合隔离刀闸，误合接地闸刀时，不得自行恢复。
误拉误合隔离刀闸，误合接地闸刀时，往往可能造成断路器或设备损坏，须进行检查
和评估，故无论是否造成断路器跳闸或设备损坏，均不能自行将其恢复。只有误拉、误拆接地闸刀和接地线时，为确保接地范围内工作人员的安全，必须立即合上和复装。
⑷、二次回路误操作引发事故，情况许可时可保持现状，等待认定。
由于二次回路误操作造成的事故一般比较复杂，在情况许可并得到调度同意的情况下，应尽量保持现状等待有关专业人员到场进行检查认定。但一旦涉及倒送电或系统需要，值班人员不得以任何理由延误或拒绝执行调度要求送电的指令。
5、异常处理
变电所设备及电力系统的异常运行是变电所工作可能遇到的最为频繁情况，由于这些设备品种多样，类型各异，技术性能、工作环境及维护质量等储多因素的影响，其异常运行的发生频率、形态、原因具有很大的随机性，囊括所有异常情况或为这些异常情况处理制定一个不变的定式显然是不现实的，因此在这里只能就一些常见的异常情况的分析思路、判断方法及处理作一个交流。
（1） 主变压器过励磁
主变压器过励磁运行会使变压器的铁芯产生饱和现象，导致励磁电流激增，铁芯温度升高，损耗增加，波形岐变。严重时会造成变压器局部过热危及绝缘甚至引发故障。主变压器的过励磁是由于铁芯的非线性磁感应特性造成的，与变压器的工作和频率有关，由于电力系统的频率相对稳定，可近似地视作与系统的电压升高有关。一般500kV变压器当其运行电压超过额定电压5%时便认为已进入过励磁运行状态。
主变压器过励磁运行时，值班人员必须及时向调度报告并记录发生时间和过励磁倍数，并按现场运行规程中有关限值与允许时间规定进行严密监控，逾值时应及时向调度汇报，提请调度采取降低系统电压的措施或按调度指令进行处理。与此同时严密监视主变的油温、线温的升高情况和变化速率，当发现其变化速率很高时，即使未达到主变的温度限值也必须提请调度立即采取降低系统电压的措施。
（2） 冷却系统故障
发现冷却系统故障或发出冷却系统故障信号时，变电所值班人员必须迅速作出反应。首先应判明是冷却器故障还是整个冷却系统故障。
若是一组或二组冷却系统故障，则无论是风扇电机故障还是油泵故障均立即将该组冷却器停用。并视不同情况调整剩余冷却器的工作状态，确保有一组工作于常用状态。然后对故障冷却器进行检查处理或报修。在一组或二组冷却器停运期间，值班人员必须按现场运行规程中规定的相应允许负荷率对主变的负荷进行监控。
冷却器全停时，应由值班负责人指定专人监视、记录主变压器的电流与温度，并立即向调度汇报，同时以最快的速度分析有关信号查找原因并设法恢复冷却器运行。若系所用电失去所致，则所用电失电按有关规定处理；若是冷却系统备用电源自投回路失灵，则立即手动合上备用电源。若是直流控制电源失去则冷却器控制改为手动方式后恢复冷却器运行。
如果一时无法恢复冷却器运行时应在无冷却器允许运行时间到达前报告调度要求停用主变。而不管上层油温或线温是否已超过限值，因为在潜油泵停转的情况下，热传导过程极为缓慢，在温度上升的过程中，绕组和铁芯的温度上升速度远远高于油温上升速度，此时的油温指示已不能正确反映主变内部的温度升高情况，只能通过负荷与时间来进行控制，以避免主变温度升高的危险的程度。
（3） 断路器操作回路闭锁
当压缩空气压力、油压低于分合闸闭锁压力，或SF6低于闭锁时，断路器操作回路将被闭锁，同时发出“SF6及空气低气压”或“分合闸闭锁”、“失压闭锁”等信号，此时，断路器已不能操作，在断路器合闸的情况下，由于防误闭锁回路的作用，两侧闸刀的操作回路也被闭锁而不能操作。一旦出现这种情况时可按以下原则进行处理：
①、如断路器在分闸位置，则立即向调度提出申请将该断路器改为冷备用。 ②、如断路器在合闸位置，500kV系统允许在天气正常情况下（即无雷电，无雾）可解除故障断路器两侧闸刀的防误闭锁回路，用闸刀切开母线环流，将故障断路器从系统中隔离。这时本串及相邻串断路器均应在合闸状态，确保至少有三个环路，但不改非自动，闸刀的操作必须按遥控方式进行。
③、断路器在合闸情况下220kV断路器可选择以下操作方案：
A、用旁路断路器与故障断路器并联后解除故障断路器的防误闭锁回路，用闸刀将故障断器隔离。闸刀操作时应尽可能采用遥控操作方式，同时将旁路断路器改为非自动。
B、将故障断路器所在母线的其它元件倒至另一母线后用两台相关母联或分段断路器将故障断路器负荷电流切断，然后解除防误闭锁回路或就地手动操作闸刀，将故障断路器隔离。
上述操作方案的执行由调度根据系统及天气情况作出决定并发令操作。 （4） 互感器的异常运行
A、电压互感器二次电压异常升降在排除一次电压异常波动的情况下，常常与压变内部故障有关，电磁式压变有可能是
一、二次绕组匝间短路，电容式、压变极有可能是局部电容击穿、失效或电磁单元故障，从华东电网的几次500kV CVT故障情况中可以发现CVT故
障时，其二次电压的异常升降是一个较显著的现象和症状。因此，一旦发现二次电压异常升降，应对其发展情况进行密切监视，同时对压变外观进行检查，并将检查与监测情况迅速向调度及有关领导报告，设法将压变停役检查。
B、电流互感器二次侧开路会使铁芯产生严重饱和现象，磁通的波形发生岐变，并在二次侧感应出很高的电压。因此当发现TA油箱内出现明显的电磁振动声或振动声明显增强时，应考虑其二次回路有开路的可能，并对相应端子箱及有关二次回路进行检查，如发现开路点应立即汇报调度和有关领导，通知有关专业人员前来处理。
（5） 避雷器的异常运行
氧化锌避雷器实际上由一组非线性电阻串、并联而成的，在工作电压的作用下会有一定的电流流过，值班人员可从装设于避雷器接地端的泄漏电流表观测到这个电流的量值。避雷器的泄漏电流含有三个分量：一是避雷器在工频电压作用下的电容电流，它是施加于避雷器上的工作电压的函数；二是磁绝缘表面泄漏电流，它与环境及瓷绝缘表面的污秽程度有关，但其数值很小，一般可忽略不计；三是流过避雷器阀片的电阻性电流，它是工作电压（或电场强度）、阀片温度（对可能劣化阀片，还将与电压作用时间有关）的函数。这部分电流是对避雷器进行监测的重要物理量。正常条件下，避雷器工作在额定条件下其泄漏电流值在一很小的范围内波动，一旦阀片由于劣化或受潮，其电阻电流的增加将导致阀片发热。热效应又导致阀片进一步劣化。一旦热平衡破坏，将会出现一个持续升温的过程，直至避雷器爆炸。根据运行经验和一般分析，导致氧化锌避雷器阀片泄漏电流异常增加，一般有以下原因：
①端部压板断裂，密封破坏，潮气和水分渗入，使阀片受潮绝缘下降。
②阀片局部击穿。使未击穿的阀片承受的电压增加，工作点偏离线性段而进入非线性区域，引起电流剧增。
③阀片材质劣化。
当发现避雷器泄漏电流出现明显增长时，应及时报告有关领导和技术人员，会同进行分析确认，并报告有关部门，请求进行带电测试，情况严重时，应提请调度将避雷器停电检查。
综上所述，现场运行人员只有对设备的状况了如指掌，熟练掌握各类故障的判断手段、异常的应对措施，掌握500千伏变电所事故及异常处理的规范，对于事故及异常状况有防范和应急措施才能从容应对，迅速准确判断故障，快速有效进行隔离，确保系统稳定运行。
第15篇：变电站防止暴风雪事故预案
乌海变电站强降雪降温天气 安全事故应急救援预案
乌海变电站
乌海变电站强降雪降温天气 安全事故应急救援预案
为了做好强降雪降温天气的应对，防止电力设施、设备履冰、雪闪、舞动及相关组织工作，有效地减轻重大事故及灾害造成的损失，积极应对，高效、有序地组织开展抢险救援工作，保证正常的社会秩序和工作秩序，现结合内蒙古超高压供电局应急预案和我站实际运行状况，制定《重大暴风雪安全事故应急救援预案》。
一、应急救援工作原则
总结我局以往抗击暴风雪所取得的行之有效的工作经验，以构建“统一指挥、分级管理，属地化为主，公众参与”的长效管理与应急处理机制为根本。坚持“早部署，早行动”的工作原则，提高快速反应和处理能力。并把抗击暴风雪、强降温工作作为一项重要工作，予以高度重视，以科学的手段和有效的措施，维护500千伏电网安全稳定运行及财产安全。
二、预案适用范围：
本预案适用于500千伏乌海变电站因暴风雪、强降温所发生的重大安全事故的应急救援工作。
本预案所称安全事故包括：
（一）我站因暴风雪、强降温而造成重大安全事故。
（二）其他重大安全事故。
三、应急救援指挥机构的建立：
2
（一）重大暴风雪安全事故应急救援工作应在运行所统一领导下，我站各值人员分工合作、各司其职、密切配合、迅速、高效、有序地开展救援工作。
（二）为了使应急救援工作紧张有序地进行，成立乌海变电站重大暴风雪、强降温安全事故应急救援组，负责我站变电设备突发性重大暴风雪事故的抢险救援工作。
组长：王欣 副组长：于俊杰
成 员：牛永进、苏明洲、赵小强、格日勒、刘洋、魏志强、吕光伟、常立其、李鹏云、杨倩倩
1、应急救援组职责：
1）及时了解事故发生的原因及经过，及时向上级和当地有关领导及部门汇报，做好抢修准备；
2）根据救援指挥部的命令进行事故处理工作，防止事故扩大蔓延，努力减少事故灾害损失；
3）初步分析发生事故的原因，提出事故处理的有效方案，提交救援指挥部审批后实施；
4）根据事故现场的特点，及时向总指挥提供科学的处理技术方案和技术支持，有效地进行应急救援工作；
5）协调组织做好恢复送电工作，对受损设备进行检查、维修及恢复使用，参加事故调查处理工作。
（三）预防预警机制
预防重大暴风雪安全事故应急救援组实行预防预警机制，对一周
3
内的天气预报进行灾害预测分析，对本市及全区造成的影响进行及时传报。按照早发现，早报告，早处置的原则，明确影响范围。
四、应急救援及保电预案的启动程序：
（一）500千伏变电站发生事故时应急救援预案的启动：
1、我站发生事故时，变电站站长或当值值班员应迅速采取有效措施，并第一时间通知应急救援指挥部办公室。
2、指挥部办公室立即通知相关人员前往事故变电站进行应急抢修指挥。
3、由局应急指挥部及时上报内蒙古电力公司生产处、安监处和内蒙古电力公司紧急救援指挥部。
4、必要时请求电力公司紧急救援指挥部协助进行事故处理。
五、暴风雪气候条件下输变电设备采取的防范措施。
1、在重大暴风雪安全事故应急救援组的领导下，各值在暴风雪来临前对变电站各类设备、设施进行详细检查，同时休班人员做好应急救援准备。
2、如在检查中发现有存在因暴风雪冻害可能的设备设施，要及时进行处理；对于不能及时处理的安全隐患和设备缺陷，要立即上报事故应急救援办公室，协调解决。
3、变电设备的检查重点应为：变电站露天设备、互感器、避雷器、套管等密封设备、高压断路器液压或气动操动机构、瓷质支柱绝缘、房屋建筑的供暖系统、保温设施、通信线路等。
4、对断路器机构加热器进行检查，对电缆沟、室外配电盘柜密封进行堵漏，同时，对需要保温的设备进行修补和处理。
4
5、组织人员检查电缆沟，封堵控制室电缆，并做好电缆桥架清扫、缆沟敷设干稻草确保电缆的保温。
6、做好站内及周围的悬浮物的清理工作，同时组织人员做好红外测温工作，重点是载流接头及充油设备的油位测试工作。
7、在暴风雪天气过后，系统恢复正常运行，及时对变电设备、进行巡视，检查设备及架构是否存在悬浮物，进行红外测温工作，检查充油设备的油位情况，及时清理设备区积雪。同时对变电设备覆冰情况进行检查。如果设备及导线的覆冰严重则上报上级主管部门申请支援。
8、站内要储备好线路的必备物资以及碘钨灯、绝缘拉闸杆、合格的绝缘靴和绝缘手套、万用表、导线、事故应急灯等防护措施，一旦发生暴风雪而造成的冻害要保证能立即对通信设备进行可靠防护，避免设备遭受侵害。
9、设备如遭受侵害，救援组应积极准备抢修材料。若是救援人员在作业时受伤，应立即通知当地医院迅速赶往现场及时抢救治疗。
六、紧急事故抢修材料的调配：
在节假日必须将事故备品材料库房钥匙保存在值班负责人手中，一旦发生事故应迅速根据事故现场所需材料领取，备用材料要充足。
第16篇：变电站反事故演习总结
变电站反事故演习总结
2011年7月29日，中铝公司铜板带组织了30多人在110kV总变电站进行了一次大规模的反事故演习和灭火器使用演练。这次反事故演习由本公司分管安全的XXX副总经理担任现场总指挥，演练人员为调度当值人员、变电站班长、值长、变电站当值人员，参与事故演习的观摩人员有各部门主任及分管安全副主任、变电站正副站长等。
为了贯彻落实国家安全生产的有关规定，深刻吸取国内外电网大面积停电的事故教训，针对公司电网运行方式变化、面临的新问题和存在的薄弱环节等状况而举行了这次反事故演习。这次反事故演习的内容 是：110kV变电站内10kV线路开关柜内电缆头着火，开关只发过流速断信号但拒跳，导致10kV母联开关越级跳闸，10kV母线Ⅰ段失压。在演习中，演习人员以实战的状态投入，认真按照要求完成每一个操作程序，快速完成了每一项演习任务。
这次演习检验了中铝公司铜板带事故应急指挥中心应对电网紧急时的快速反应、操作和处理事故的能力，同时亦检验了调度人员和各级运行值班人员在电网发生异常及事故时的心理素质和应急应变能力，提高其分析、判断、处理事故的实际工作能力及综合能力，以进一步确保公司电网安全、稳定运行和电力有序供应。同时，演习人员根据事故现象，准确判断，沉着应对，迅速向调度汇报事故现象和处理情况。在调度人员和演习人员的默契配合下，通过分析判断，正确的操作，快速隔离故障点，限制了事故发展，故障一个一个被排除，恢复了“电网正常运行状态”。针对复杂的事故，参演人员思路清晰、反应迅速，处理方法得当，语言表述简明、准确。整个演习历时两个小时，事故演习顺利完成。
演习结束后，XXX副总经理对整个演习做了总结，充分肯定了演习的故障设置、演习的组织及各参演单位的表现，同时对演习中所暴露出的问题提出了改进要求。为今后在实际工作中正确、快捷处理事故提供了思路，对今后组织开展更大规模的联合反事故演习积累了宝贵经验。
第17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09
1、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1
46、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。
第18篇：最新变电站事故预想汇总
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。 （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。
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。
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1
46、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。
第19篇：变电站信息系统雷击事故调查分析
摘要
2008年8月21日14时许，**县城北变电站因遭受雷电的影响，致使该站内多套电子电器设备受到不同程度的损坏。经**县防雷中心技术人员现场实地调查、分析，认为这次事故是由于雷电电磁脉冲对这些设备的精密元器件造成了一定程度的损坏，对该站的防雷设施提出了整改意见。
引言
近年来，随着高层建筑
的不断兴建和信息处理技术的日益普及，加上各种先进的电子电气设备普遍存在着绝缘强度低、过电压和过电流耐受能力差、对电磁干扰敏感等弱点，一旦建筑物受到直击雷或其附近区域发生雷击，雷电过电压、过电流和脉冲电磁场将通过各种途径入侵室内，威胁各种电子设备的正常工作和安全运行，严重时可能造成人员伤亡。
2008年8月21日**县城北变电站遭受雷击电磁脉冲的影响，致使该站设备损坏，造成该站供电范围内所有用户停电，后经启动后备设备恢复正常供电。经检查，发现网通电话不通、主变电器有胶味、网通ups电源未启动，计算机内一自动录音语音数据卡损坏、主变测温模块损坏、cdd-t20b一号主变后备保护模块损坏和机房网通机柜内设备损坏不同程度损坏，造成该站直接经济损失约5万元。
一、变电站住宿楼、值班室和损坏设备的基本概况
**县城北变电站位于江口镇信义开发区中段。住宿楼高约14米，长约30米，宽约8米；值班室高约5米，长约20米，宽约8米；两幢楼间距约12米。大楼的接地装置利用基础地网内的钢筋；接闪器为明敷避雷带，锈蚀严重；网通信号线路缠绕在住宿楼避雷带上。值班室未采取防直击雷措施，值班室中心位置的总控室机柜作了均压连接和接地处理。
该变电站主变测温模块损坏、cdd-t20b一号主变后备保护模块位于总控室内；网通机柜位于住宿楼顶梯帽内，信号线路经缠绕固定在避雷带上后进入网通机柜；自动录音计算机位于值班室西面一约10平方米的房间内单独放置，该计算机后与总控室内设备相连；其自动录音计算机网线经网通机柜输出并缠绕固定在避雷带上后架空进入值班 室接入该计算机，此线起到了不是引下线而胜似引下线的作用。该站在强电方面作了完善的电源防雷保护，但在信号上均未采取 任何防雷保护。
二、事故原因分析
经现场检查放置在住宿楼顶梯帽内网通机柜后，发现机柜内设备不同程度损坏，并通过架空网线接入自动录音计算机语音卡，造成该卡输入和输出端均有明显的损坏痕迹，致使后续设备主变测温模块损坏、cdd-t20b一号主变后备保护模块损坏。
由于雷击现场没有发现住宿楼天面及其接闪器部分遭受过直接雷击的痕迹和现象，因此确认本次雷击中所损坏的电子设备均属雷击电磁脉冲所致，网通ups可能是由于电磁场干扰造成电压波动而未能启动，并致使后续设备主变测温模块和cdd-t20b一号主变后备保护模块损坏。
首先，发生闪电时，强大的雷电流的主要通道周围产生一定强度的电磁场，置于该磁场内的所有电器、电子设备、金属管道均会产生瞬态感应过电压，并寻找环流出路以求电能释放，环路通道一旦形成则产生瞬态脉冲电流，当电流超过元器件承受能力时，就会造成设备损坏。其次，雷击电磁场能够在回路中和线路上感应出一定强度的瞬态过电压，而感应电流从建筑物防雷装置流过时将在建筑内部空间产生脉冲瞬态磁场，这种快速变化的磁场交链这些回路后，也将会在回路中感应出瞬态过电压，危及这些回路端接的电子设备或者电子元件。而一般的电子元器件的工作电压非常微弱（其工作电压，一般情况下为5-12v）。
三、对该站防雷措施提出的整改意见
经过对雷击现场的实地勘察分析后，发现该站在防雷措施方面存在着一定的缺陷，因此对该站的防雷设施方面提出几点整改意见：
（1）所有信号线路均应远离避雷带，更不应缠绕在避雷带上。
（2）根据相关的规范标准要求，应对弱电设备进行多级的电源防雷保护；网通机柜应作接地处理。
（3）所有输入信号设备应有信号电涌保护器。弱电设备因其抗感应能力较弱，应放置于屏蔽效果较好的橱柜内，其金属构件应进行等电位连接。
（4）各种电子电气设备应与墙体特别是作为引下线的柱子保持一定的距离，以防止大楼遭直击雷或附近遭雷击时产生的感应雷电流沿外墙泄流入地的引下线周围产生较强的电磁场而损坏微电子设备。
第20篇：OPGW接入变电站反事故措施
OPGW接入变电站构架的反事故措施（修改版）
一、OPGW接入变电站构架出现事故的现象和原因
1、220千伏鹏龙甲线OPGW接地线在鹏城站构架连接点出现电弧烧伤现象；220千伏马坪乙线OPGW接地线在坪山站构架连接点出现严重电弧烧伤现象。
2、220千伏鹏龙甲线OPGW接入鹏城站构架侧的引下部分OPGW外体在与变电站构架金属构件接触处发生高温发热现象，造成OPGW外层绞线熔断4股。
3、220千伏马坪乙线OPGW接入坪山站构架侧的引下部分OPGW外体在与变电站构架金属构件接触处发生多次严重电弧烧伤现象，导致OPGW外层绞线逐渐熔化断股，最终损伤内层不锈钢管和光纤芯，造成运行中的通信业务中断。
4、产生故障的原因
从对两个站故障点的资料进行分析，在OPGW接入变电站构架时，存在着OPGW没有与变电站构架接地网连接、OPGW与变电站构架接地网连接的连接面积过小和接触不良、OPGW从构架顶部引下时其外体与构架金属构件有非固定性接触的现象。运行中的OPGW存在着较强的感应电流和感应电压，在释放电荷能量到变电站接地网的过程中，由于存在上述OPGW接地线线耳有效接触面积过小，线耳材质与构架材质不同，构架接触面不够平整光滑，以及连接不够牢固等等因素，造成OPGW接地线线耳与变电站接地网连接处出现感应放电烧伤的情况。当OPGW接地线因放电烧伤线
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4、出现电弧烧伤现象的接地线线耳的有效接触面积不到1400mm2，在目前尚没有方法精确地计算到合适线耳有效接触面积的数据时，应尽量采用大有效接触面积的线耳或多个线耳并用方式，推荐OPGW与变电站接地网两处连接的总有效接触面积不少于5000mm2。
5、保证引下OPGW外体与构架所有金属体之间不存在非安装性固定接触点，消除OPGW外体与构架所有金属体之间存在的间隙放电隐患。推荐采用从变电站构架顶端引下的OPGW使用带绝缘胶垫固定线夹进行固定，引下部分OPGW外体与构架的构件之间至少保持20mm以上的距离。
6、OPGW对应一侧线路架空地线必须与变电站构架接地网连接点之间用接地线进行可靠连接。
三、OPGW接入变电站构架的反事故技术管理措施
按照“OPGW接入变电站构架的技术要求”原则，相关单位在设计方案、工程建设、运行管理的具体工作中落实OPGW接入变电站构架的反事故技术管理措施：
1、设计方案阶段：各设计单位必须严格按照“OPGW接入变电站构架的技术要求” 原则，在新建项目的初步设计、施工图设计工作进行具体的设计工作。各项目建设单位按照“OPGW接入变电站构架的技术要求”对项目进行审查。
2、在建工程阶段：各项目建设单位按照“OPGW接入变电站构架的技术要求”对在建工程项目逐项进行清理，对没有按照“OPGW接入变电站构架的技术要求”进行建设的项目，要按照“OPGW接入变电站构架的技术要求”修改工程设计，并在项目投产前改造完毕。
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