变电站事故处理

变电站事故处理（精选12篇）

变电站事故处理 第1篇

在发生事故时, 当值人员要迅速正确查明情况并快速做出记录, 报告上级调度和有关负责人员, 迅速正确地执行调度命令及运行负责人的指示, 按照有关规程规定正确处理。

1.1 迅速限制事故发展, 消除事故根源, 并解除对人身和设备的威胁。

1.2 用一切可能的方法坚持设备继续运行, 以保持对用户和线路的供电正常。

1.3 尽快对停电的用户和线路恢复供电。

发生事故时, 只允许与事故处理有关的领导和工作人员留在控制室, 其余人员应自觉离开, 无关的工作班组暂停工作, 离开现场。其余留在控制室的人员尽量保持肃静, 以免妨碍值班人员处理事故。

处理事故时要保持头脑清醒, 在当值运行值班长的统一领导下进行。处理事故过程中, 应当与上级调度保持紧密联系, 随时执行调度的命令。当事故告一段落时, 应迅速向有关领导汇报。事故处理完毕后应详细记录事故情况及处理过程, 并保留所有电话录音备查。

变电所的技术人员应定期整理事故档案, 并集中讨论事故处理步骤的正确与否, 结合事故预想、反事故演习等培训工作, 对职工进行安全教育, 提高值班人员事故处理的素质。

根据工种特点划分职责, 使故障设备及时得到正确合理的安排处理, 严格记录故障的特性、处理的过程、结果、修复率。加强对设备的针对性巡视、维护、检修, 确保设备安全运行。

2 二次系统常见故障及处理程序

2.1 直流系统方面常见故障

2.1.1 直流母线接地即对地绝缘降低, 分正对地/负对地绝缘降低,

当正对地电压高于负对地电压时即负母线绝缘降低, 反之相反, 这种检查也是对绝缘监察装置良好的一个判断;当确认是直流母线接地时, 一般来说按照合闸、信号、控制电源 (退控制电源前可先报值班调度) , 低到高的顺序拉路来判别, 拉开后即进行观察并立即恢复, 不得长时间拉开造成保护电源消失。在判断出哪一回路接地后报值班调度及相关部门。当然保险起见可在发生本类故障现象后即值班调度, 由值班调度安排检修继保班处理。大家要注意的是主变电源要在试完其它所有回路, 且均没有效果时则是主变控制保护电源问题, 也不用再退出电源了, 天气不好时不得退出各路保护电源, 但可对合闸、信号电源进行试拉。

2.1.2 充电机故障。

高频开关电力操作电源是采用N1模块运行方式, 当其中一充电机模块有问题时, 退出故障模块后继续运行并报值班调度以及时处理并记入缺陷记录本中;当小故障可在咨询到处理方法来处理。值得注意的是蓄电池和电容储能均是用于电源消失时来供电的, 所以充电机在浮充时的总电流是供应各保护系统的所有供应电流, 浮充电流是相当小的, 不要存在认识上的误区。

2.1.3 电池/电池组电压偏低或偏高。

一般情况下浮充电压应在240-246V之间, 单个电池电压要参照说明书 (13.38-13.62V) , 当出现不平衡时, 第一次应征求值班调度或继保专职意见后来处理, 一般来说通过对电池组进行短时大电流充放电对电池性能恢复是有好处的。

2.2 中央信号屏或监控系统

2.2.1 中央信号装置由事故信号与预告信号组成, 当断路器发生事

故跳闸时起动事故信号, 而在发生其它故障及不正常情况时, 起动预告信号。每种信号装置都由灯光信号和音响信号两部分组成。音响信号为了提醒运行人员的注意, 灯光信号是为了便于判断发生故障的设备及故障性质 (包括了各路安装的光字牌及红绿灯回路) 。当然加上各路的表计并把这些集中在电脑显示器上时, 就形成监控系统, 当然功能强大的监控系统就更加完善了。二者均是与运行人员信息交流的设备, 旨在告诉运行人员现在发生了什么, 应该注意什么。客观地讲, 这些装置发生故障时一般不影响正在运行的各类保护系统的正确动作, 但是也无从判断保护装置是否没有故障, 且装置动作无法及时告诉运行人员延误了处理, 就相当于我们的眼睛、耳朵, 不得小视, 当发现有故障时要及时上报, 并加强监视运行。我们运行人员经常可以通过对现象分析判断是哪里发生了故障, 但是处理往往不能正确处理, 而且这也是继保人员的职责, 所以下来我们运行人员要以判断出故障类型或者故障部件, 及时上报由值班调度安排继保人员进行处理, 同时按照电网要求, 对保护进行处理要使用二次技术措施单, 并明确应归口管理, 因为一万次中的一次会带来很大隐患!我们要特别注意, 中央信号系统的音响报警由于设计上的差别, 有的站, 故障时告警声音可以经时间继电器延时自动复位, 而有的不会, 且由于使用的电铃及蜂呜器长时工作时极易损坏, 而驱动的冲击继电器或中间继电器也可能因长时过较大电流会使触点烧毁, 而对于没有装冲击继电器的, 则应及时复位开关手柄。

2.2.2 母线绝缘监察系统。

110KV系统是大电流接地, 即中性点接地系统, 有零序保护。35、10KV系统是不接地系统, 二相接地就是短路现象, 正常情况下线路应跳闸, 当某相接地是地电位升高, 该相对地电压降低, 全接时为接近为零, 其它二相升高接近到线电压, 开口三角电压接近为相电压 (在监控系统中有该电压显示) 。当保险熔断时, 该相电压异常, 而其它二相不变, 开口三角的电压基本不变或者略有升高。这也是与接地现象的差别。当保险熔断后而断口距离不够, 灭弧的石英沙没有, 而有断续的电弧, 此时因频率升高, 可能出现该相电压升高摇摆的现象。

2.3 主变压器保护装置

瓦斯保护、差动保护、复合电压起动过流保护, 零序电流保护, 温度报警及冷却系统。其中前二者是变压器内部保护, 动作后一定要经检修查明原因并解决问题后方可重新投入主变运行。而三和四是后备保护, 作为对前二者的补充, 动作后也应进行检查后方可投入运行, 温度及冷却系统在有故障时可请示后短时退出而不影响主变运行。

一般情况下, 主变跳闸, 不论是哪种保护动作 (不含线路故障引起明显的越级跳闸) 有备用变且容量足够时应改用备用变运行, 后报生产部及调度及主管生产领导考虑安排检查试验与否。在没有备用变时应报生产部门分析后向调度解释清楚并经调度命令投入运行。越级跳闸应经报生产部备案。

工区所有110KV主变失压, 何种原因, 站长 (站长不在由班长) 应在报调度后即报生产部, 以使对其它各站作出正确合理的安排, 同时站内电话要注意接听调度或生产部的命令, 减少无关的通话, 避免引起通讯占线、中断。

拥有二台主变的变电站, 要注意对主变进行轮换运行, 以确保急时之需。

2.4 110KV线路保护装置

距离保护、接地距离保护、零序电流保护, 由于目前我公司110KV均使用微机保护, 退出110KV母线PT时自动退出距离保护而投入过流保护, 所以不用在装置上退保护, 不必担心引起误动。因为设备更换系统会经常因运行方式的改变要求而要求更换定值区, 即将不同运行方式下的定值存在不同的定值存贮区, 运行定值区号为存贮当前运行的保护定值, 所以我们运行人员一定要认真细致执行定值区, 要实行监护制度, 正常情况下应由班长或站长监护, 切换后一定要检查显示的当前运行定值区是否正确, 特别要注意的是, 运行人员只有按调度要求更换定值区的权限, 不得进行定值数据的输入, 一定要由继保技术人员来执行。

我们知道微机型的距离保护动作后有测距的, 这对于线路故障检查是很有好处的, 可上报调度, 提供参考。

136、157、153、122、182动作停电后, 应报工区领导, 当线路故障能及时恢复的可事后再上报, 若是开关问题并且是要检修队协助处理的要及时上报工区领导, 确保及时快速检修恢复供电。

110KV线路合闸一般要检查同期或无压, 即检同期、检无压。检同期指当母线、线路均带电时, 通过母线电压与线路电压抽取装置的二次电压进行对比, 检查相位、幅值是否在允许范围内;检无压是当检测线路不带电则满足;这种方式的设置只有调度才有权更改的, 其主要是应用于重合闸时, 但是因为目前工区均没有投重合闸, 所以调度没有引起注意而造成在投入时存在差异, 是值得运行人员重视的问题。

摘要：电力设备和电力系统, 在运行中常常会发生各种异常现象或事故。正确及时地处理, 使故障设备及时得到正确合理的安排处理, 严格记录故障的特性、处理的过程、结果、修复率。加强对设备的针对性巡视、维护、检修, 确保设备安全运行。

500kV变电站事故处理资料 第2篇

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。

变电站事故处理 第3篇

【关键词】变压器；瓦斯保护；事故处理；措施细化

【中图分类号】TM772 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0318-01

前言

在电磁感应下，变压器效用得到了有效发挥，其系统的运行是在相同频率之下的相关互耦合的绕组回路之间进行。为了确保此系统的有效运行，需要利用气体瓦斯对其进行有效保护，以确保变压器内部故障的有效反映。当主变压器出现瓦斯保护环节时，它会影响该变电站的供电负荷，要对其进行妥当处理，有利于实现变电站系统的有效安全运行。

一、关于变压器及气体瓦斯保护的工作原理分析

变压的顺利使用，需要在电磁感应的前提下运行，在此环节下，结合该环节的其他环节，保障静止电器的有效进行。在日常工作中，变压器交流电能的实现，主要通过交流电压以及电流的相互变换。电压器是一种特殊的电气设备，它不需要具备具有运动功能的部件。在此环节中，要注重瓦斯保护的问题，一般来说开口杯、干簧触点共同组成了轻瓦斯继电器，它主要应用于信号系统，而重瓦斯继电器则应用于跳闸，它是由挡板、干簧触点以及弹簧等组成。

此工作环节正常运行时，干簧触点会发生断开，开头杯的位置会发生改变，气体继电器也会发生相应变化。我们判断变压器内部故障，可以通过以下部分进行识别，比如故障点环节的高热现象，变压器油鹏展现象，并且变压器油内有成形气泡上升，在这些情况下，瓦斯就在电弧作用下电离产生。如果故障的发生难度小，其瓦斯会进入气体继电器环节中，油面会出现下降的现象，在此情形下，开口杯会发生系列位移，其会进行方向转动，接通干簧触点，进行相关信号的发出。如果出现较为严重的变压器事故，就容易导致瓦斯的大量出现，增大变压器的内部压力，从而产生大量油流，这些油流撞击挡板，进而推动相关环节发展，最后实现干簧触点接通，跳闸现象因此发生。

二、关于变压器轻瓦斯保护动作环节的分析

1.一般来说，在日常工作中，变压器轻瓦斯保护动作主要是由内部因素导致的，比如变压器内部的相关故障，变压器油箱壁发热、铁芯的局部发热等导致一系列气体的产生，相关气体充满变压器内部，这就导致了相关问题的产生。并且如果此设备发生漏油或者渗油现象就容易导致过低的油位，就不利于日常故障的排除，并且如果不能实行变压器绕组接头焊接的牢固性，就容易导致较大的接触电阻，进而引起发热现象，这些环节都是容易导致变压器故障的存在。

2.关于检查处理方法的分析

在察觉轻瓦斯保护程序时，相关人员要及时进行变压器系统的检查工作，确认其变压器内部油位、油色的正常，确保其气体继电器没有异味。并且要及时进行气体量与颜色的检查。避免变压器冷却系统以及其本体发生漏油状况。检查变压器的温度、声音，检查其负荷状况。通过变压器的外部检查，就可以解决掉一部分问题，在随后的环节里，可以进行变压器瓦斯气体的收集，并且及时进行化解，以利于故障类型的及时判断。

三、关于变压器重瓦斯保护动作环节的分析

关于变压器重瓦斯保护动作的分析，我们可以从变压器内部进行分析，采取各种措施判定变压器内部可能发生的问题故障， 及时进行相关问题故障的排除，在此过程中，我们要注重对瓦斯回路现象的分析，确认其瓦斯回路的源头因素，以方便我们进行故障排除。我们也要及时进行其他故障的排查工作，比如其变压器内部近区穿越性短路故障，分析其产生的原因，进行具体情节的判定。下面我们通过实例来进行有效分析。

某一变电站220KV利用双母线带旁路进行具体操作，其在正常运行方式的环节之下发生#1主变故障，在一母环节下进行220kV甲线、#1主变的运用，220kV旁路、#2主变、220kV乙线在二母运行，220kV母联开关需要保持在运行状态下。#1主变重瓦斯保护动作发生时，其#1主变变重瓦斯保护动作事故现象及处理过程为：#1主变变重瓦斯保护动作事故现象。后台电脑报警，有事故报文出现，非电量保护装置发出相关报警信号；2）主变重瓦斯保护动作跳#1主变三侧开关；220kV、66kV故障录波器启动。

#1主变重瓦斯保护动作处理过程的具体分析，后台机复归，进行后台电脑的事故报文具体分析；进行#1主变保护屏的保护动作环节的具体分析，事故时间和信息环节要做好及时记录，现场检查#1主变情况和查看三侧开关的状态，进行油位、油温、油色变化检验。进行#1主变外壳的具体检验分析；防爆管是否存在破裂喷油故障。如果整个检查过程，没有出现异常情况，那么我们就可以确定是二次回路故障引起的一系列误动作，在差动、过流保护投入前提下，进行重瓦斯保护的及时撤出，进行空载试送变压器设置以及加强相关监视。如果此重瓦斯动作是由变压器故障引起的，那么其压力释放阀肯定会出现爆裂现象，其喷射的油温也必定较高。进行主变冷却风扇电源的切除。后台电脑和测控屏检查220kV、66kV、10kV母线PT的电压是否正常；当#1主变三侧开关跳开后，220kV母线电压仍然正常，由#1主变供电的66kV母线可以由其它66kV变电站供电，电压正常，由#1主变供电的10kV母线可以因为10kV备自投合上10kV母联500开关改由#2主变10kV侧供电。监控三侧负荷运行情况，出现过负荷的，及时联系调度进行调整。联系调度，拉开三侧开关的隔离开关，形成明显断开点隔离故障#1主变。联系调度，申请将#1主变转为检修处理；瓦斯动作，是因主变内部故障引起，要取气做试验，处理事故过程中，杜绝各种干扰。

四、关于变压器检修与瓦斯保护的注意事项

1.在日常工作环节中，我们要注重检修程序的进行，确保其变压器本体的检修状态，并且及时做好相应的安全措施，进行故障主变环节断开点的确定，确定瓦斯继电器端盖处于可靠保护下，防止水分的侵入。保证新装变压器进行过滤油环节的操作，及时进行底部注油、强迫油循环装置等环节，确保其内部空气的清洁，及时进行重瓦斯环节的有效运行。变压器在冲击合闸或新装变压器在空载试运行期间，重瓦斯保护必须投入跳 闸；变压器运行中发现油面突然降低或突然升高时，应查明原因，在瓦斯跳闸连接片未改接至信号位置前，禁止打开各种放气放油阀门，以防误跳闸。继续监督运行或停运吊检处理。参加检修人员 要明确工作范围，对于带电部位要深刻了解，不得私自扩大工作范围，在防止误攀登的电气设备上悬挂“禁止攀登、高压危险！”。对主变进行高压试验时，试验场要用围栏或安全网围好。

2.在日常瓦斯气体收集过程中，需要两个人进行有效协作，一个人负责操作，另一个人负责保护。如果是无色、无臭的气体，就可以判定可能是空气漏入导致的或者是二次回路时发生的两点接地，从而出现了误发信号，在此环节中，如果出现黑色的可燃气体，就可以判定它是变压器故障导致的。一般是因放电引起油分解而造成的，此时应取油样进行化验分析。若气体是黄色不易燃的，则说明是变压器内部的木质材料故障，如木质支架故障等。若气体是灰白色的，有臭味、可燃，说明是变压器内部的绝缘故障。

五、结束语

变压器以及气体瓦斯保护工作原理是相对复杂的过程，在此过程中，为了保持日常工作的顺利运行，我们需要进行变压器相关保护工作的确定，并且确保瓦斯保护取气相关环节的注意事项，了解具体的变压器瓦斯保护动作方法。

参考文献：

变电站母线故障事故处理分析 第4篇

关键词：变电站,母线故障,事故处理

变电站中母线是重要的组成部分, 母线保护要求极高快速灵敏性, 通过电力互感器检测电流, 明确母线故障且定位故障, 直接断开故障母线上的断路器, 最大程度减少停电范围, 降低电力负荷损失, 保证企业经济效益。本文中主要分析母差保护在母线故障事故处理中的应用, 保证母线正常运行。

1 变电站母差保护原理

本文中笔者主要分析微机母线保护原理, 该保护通过整定调整系数设置TA系数, 提供相关数据判断母线保护与TA相关故障。结合差动保护原理, 实际运行中流入母线的电流与流出母线的电流向量和为零, 一旦母线出现短路故障, 向量和等于故障电流。当故障电流被保护装置检测到后, 选择性切除故障, 将与母线连接的所有电力设备提供保护。

目前110k V及以上电压等级系统均采用双母线方式, 采用大差回路与小差回路共同组成的母线保护方式, 直接反映出母线的单向故障与相间故障。母线的差动判据包括大差判据与小差判据, 其中前者通过检测母线上出国母联断路器与分段断路器之外的所有线路电流和, 小差判据则是检测母线上所有支路电流之和。大差判据主要用作启动元件;小差判据可以准确判断故障位置, 因此一般用于选择软件。

小差保护动作直接保护最先断开母联的断路器, 接着断开与故障母线相连的所有线路上的断路器;而大差保护动作则是第一时间跳开母线上的所有断路器, 但并不判断故障发生未知。基于最小影响考虑, 实际中通常采用小差保护投入, 判断故障母线未知。实际中为防止刀闸并列时出现环流出现误动作, 倒母采用大差保护方式。

母线保护装置主要包括逻辑处理、负压闭锁及管理三部分。逻辑处理通过采集系统分析相关数据逻辑后作出具体判断, 给出相应的信号实现故障点断开;负压闭锁部门对母线电压信号进行检测, 判断数据能否满足母线保护条件;最后管理部门则主要记录数据、人机交互等。

2 变电站母线故障概述

某220k V变电所采用双母线带旁路接线的主接线方式, 110k V母差保护采用上海继电器厂生产的PMH-8型固定联结式母差保护, 该装置的主要特点在于母线上所有元件均可倒。110k V主接线并没有设置专门的母联开关, 接线方式采用旁路开关兼母联开关, 具体操作过程中, 旁路开关兼开关运行方式采用正母、旁母跨条接线构成。在设计110k V母差保护时, 旁路兼母联开关TA二次回路采用如图1所示交流回路, 和主接线连接方式相反, 换句话来说母差保护原理存在缺陷, 当母联运行720开关后, 一旦母线出现故障, 直接造成另一母线的元件跳闸, 但故障母线上的元件却正常运行, 直接造成严重的后果, 因此需要重视该缺陷造成的危害, 及时采取措施进行完善。

3 变电站母线故障事故处理措施

3.1 母差保护改进要求

改变电所110k V母差保护720开关TA交流回路改动后需要满足以下要求:接线不易过于复杂, 应该保证改动接线变动最少;改进后的接线满足母差保护原理, 也就是720开关充分满足母联开关的要求且满足旁路开关的要求;改进后的接线操作简单;最后充分考虑专用母联开关新上时, 接线可以轻松改回母联开关与专用旁路开关的接线。

3.2 母线故障改进方法

变电站110k V母差保护原理缺陷是因为720开关作为母联开关运行时, 母差TA极性截然相反, 简单的调整母差端子箱就能满足要求吗?答案显然是不可能的, 而是应该考虑720开关作为母联开关或旁路开关运行时可以满足母差保护的额基本原理, 本次故障发生后技术人员提出三种改进措施。

3.2.1 一号改进方案

充分利用母差端子箱内的母联TA切换回路13SD和旁路TA切换回路14SD, 直接将端子排上的母联TA尾与旁路TA位置连接起来, 也就是D28连接D90, D29连接D91、D30连接D92。切换回路借用TA切换, 保证720开关运行过程中母差TA极性满足要求。

3.2.2 二号改进方案

与一号方案类似, 二号方案借用旁路TA切换回路14SD, 直接将720开关母差TA的尾改接至D90, D91, D92的端子上, 也可以满足相关要求, 至于13SD与14SD连片的运行操作和方案一类似, 这里笔者不在做赘述。

3.2.3 三号改进方案

直接改进13SD切换回路, 原理在于上面的左 (上) 部分为可到连片, 而右 (下) 部分则固定不可倒, 将其做成可倒也没有相应位置, 因此只要将13SD的14, 16, 18桩头改接至正母TA差电流回路, 使开关满足相关运行要求, 但不足的地方在于需要改动母差端子箱内部接线, 其余的与一号改进方案类似。

3.3 改进方案对比

这三种方案都可以解决母差交流二次回路与一次主接线方式不对应的问题, 充分解决110k V母差原理缺陷, 但三个方案各有优缺点。其中前两个方案借用720母差TA的14SD回路, 但方案一需要使用13SD与14SD切换回路, 整个切换过程较为复杂, 给运行管理工作造成不便;方案二则在方案一的基础上简化13SD与14SD回路, 一定程度上方便运行操作, 但依旧存在13SD与14SD不在一起的缺点;方案三需要对母差TA端子箱内部接线回路进行改动, 虽然可以统一使用13SD切换回路, 操作更为简化, 但也存在日后重接不便的问题, 实际中应该仔细斟酌, 选择最为合适的改进方案。

3.4 改进效果

通过改进后近一年的运行, 表明改进方案与建议具有可操作性, 改进后满足电网运行需求, 达成预期目标, 同时该方案还可以用在类似原理缺陷的110k V固定式母差保护改进上。

4 结语

总而言之, 变电站内最严重的故障就是母线故障, 直接影响到变电站的安全运行, 实际110k V及以上电压等级的变电站采用母线保护装置。实际运维管理中, 运维人员了解母线保护的原理, 同时正确调试母线保护装置, 全面彻底发挥母线保护装置的作用, 保证电力系统运行的安全及质量。

参考文献

[1]蒲晓明.浅谈变电站母线故障事故处理[J].企业技术开发, 2014 (12) :26.

[2]柯祖梁.一起10kV绝缘管形母线故障分析[J].机电信息, 2016 (27) :78.

变电站事故处理 第5篇

1、什么叫事故处理？事故处理常用的操作种类有哪些？

答：是指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式，以便迅速恢复正常运行的操作过程。种类：试送、强送、限电、拉闸限电、保安电、开放负荷。

2、断路器在哪些异常情况下应立即停电处理？

答：

1、套管有严重破损和放电现象；

2、多油开关内部有爆裂声；

3、少油开关灭弧室冒烟或内部有异常声响；

4、油开关严重漏油，看不到油位；

5、SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；

6、真空开关出现真空损坏的丝丝声；

7、液压机构突然失压到零；

8、设备外壳破裂或突然严重变形、过热、冒烟。

3、主变压器在那些异常情况下应立即停止运行？

答：

1、有强烈而不均匀的噪音或内部有爆裂的火花放电声；

2、上层温与平时记录比较，在同样负荷、气温和冷却条件下温度高出10℃以上，且油温不断上升时（确认温度表指示正常）；

3、油枕或防爆管破裂向外喷油（应鉴别呼吸器通道无闭塞）；

4、油色变化过甚，油内出现炭质；

5、套管破裂并有严重放电现象；

6、严重漏油致油枕及瓦斯继电器看不到油面；

7、变压器着火；

8、达到《红外测温工作标准》规定必须停电的条件。

4、互感器有哪些异常情况下应立即停止运行？

答：

1、内部有放电声；

2、有焦臭味或冒烟、喷油；

3、套管破裂、闪络放电；

4、温度升高并不断发展；

5、严重漏油。

5、液压机构的断路器在运行中液压降到零如何处理？

答：液压机构的断路器在运行中由于某种故障液压降到零，处理时，首先应用卡板将断路器卡死在合闸位置，然后断开控制电源的熔断器。１、如有旁路断路器则立即改变运行方式，带出负荷。将零压断路器两侧隔离开关拉开，然后查找原因。２、若无旁路断路器，又不允许停电的，可在开关机械闭锁的情况下带电处理。

5、液压机构的断路器发出“跳闸闭锁”信号时应如何处理？

答：液压机构的断路器发出“跳闸闭锁”信号时，运行人员应迅速检查液压的压力值，如果压力值确实已降到低于跳闸闭锁值，应断开油泵的电源，装上机构闭锁卡板，再打开有关的保护的连接片，向当值调度员报告，并做好倒负荷的准备。

6、避雷器在哪些异常情况下应立即停止运行？

答：

1、运行中发现避雷器本体有严重过热或节间温差较大，瓷质部分有明显裂纹；

2、运行中避雷器泄漏电流前后抄录数值间比较增大超过20%的，本次抄录相间数值比较差值达20%的。

7、变压器在运行时，出现油面过高或有油从油枕中溢出时，应当何处理？

答：应首先检查变压器的负荷和温度是否正常，如果负荷和温度均正常，则可以判断是因呼吸器或油标管堵塞造成的假油面。此时应经当值调度员同意后，将重瓦斯保护改接信号，然后疏通呼吸器或油标管．如因环境温度过高引起油枕溢油时，应放油处理．

8、当运行中变压器发出过负荷信号时，应如何检查处理？ 答：运行中的变压器发出过负荷信号时，值班人员应检查变压器的各侧电流是否超过规定值，并应将变压器过负荷数量报告站长，然后检查变压器的油位、油温是否正常，同时将冷却器全部投入运行，对过负荷数量值及时间按现场规程中规定的执行，并按规定时间巡视检查，必要时增加特巡。

9、断路器在运行中液压降到零如何处理？ 答：液压机构的断路器在运行中由于某种故障液压降到零，处理时，首先应用卡板将断路器卡死在合闸位置，然后断开控制电源的熔断器。１、如有旁路断路器则立即改变运行方式，带出负荷。将零压断路器两侧隔离开关拉开，然后查找原因。２、若无旁路断路器，又不允许停电的，可在开关机械闭锁的情况下带电处理。

10、一组冷却器全停应当如何处理？

答：(l）迅速投入备用冷却器（若风扇或潜油泵的热继电器动作使该组冷却器停运时，则自动启动备用冷却器运行）。(2）检查冷却器电源是否正常，有无缺相和故障。(3）若冷却器热藕开关自动跳闸，应检查冷却器回路有无明显故障。若无明显故障，运行人员可将热藕开关试合一次。若再跳闸，则将其退出运行，通知检修人员处理。(4）若一组冷却器运行，另一组冷却器故障退出运行，则运行人员应严格按照有关运行规程规定，监视主变压器的电流和油温不得超过规定数值。否则应立即向调度报告，采取相应的措施。(5）若一台风扇热继电器动作退出运行，则可按单台风扇异常运行进行处理。

11、断路器液压回路“机构故障”（超时打压）应当如何处理？

答：(l）信号的来源：①油泵电机热继电器动作；②油泵启动运转超过3分钟。(2）产生的原因：①油泵电机电源断线，使电机缺相运行；②电机内部故障；③油泵故障；④管道严重泄漏。(3）故障处理：①立即到现场检查，注意电机是否仍然在运行；②立即断开油泵电源开关或熔断器，并监视压力表指示；③检查油泵三相交流电源是否正常，如有缺相（如熔断器熔断，熔断器接触不良，端子松动等），立即进行更换或检修处理；④检查电机有无发热现象；⑤合上电源开关，这时油泵应启动打压恢复正常。如果三相电源正常，热继电器已复归，机构压力低需要进行补充压力而电机不启动或有发热、冒烟、焦臭等故障现象，则说明电机已故障损坏；如果电机启动打压不停止，电机无明显异常，液压机构压力表无明显下降，可判明油泵故障或机构油管内有严重漏油现象，应立即断开电机电源。当确定是电机或油泵故障时，可用手动泵进行打压；⑥发生电机和油泵故障或管道严重泄漏时，应报紧急缺陷申请检修，并采取相应的措施。

13、当断路器机构在运行中液压降低到零时应如何处理？

答：断路器机构的“零压”是指液压降低到与氮气预充压力相等的情况。这时机构压力表指示为零。断路器在运行中液压降到零，运行人员应当：(l）断开油泵电源熔断器和操作电源。(2）利用断路器上的机械闭锁装置，将断路器锁紧在合闸位置上。(3）根据调度命令，改变运行方式（用旁路断路器代运行，或3/2断路器接线开环运行），用隔离开关开环将断路器退出运行。拉开隔离开关时要短时断开已并联的旁路断路器的跳闸电源开关；500kV系统开环是否断开跳闸电源开关，可按调度命令执行。(4）申请紧急检修。

14、当发现避雷器瓷套裂纹和爆炸时应当如何处理？

答：运行中发现避雷器瓷套有裂纹时，根据情况决定处理方法：(l）如天气正常，应请示调度停下损伤相之避雷器，更换为合格的避雷器。一时无备件时，在考虑到不至于威胁安全运行的条件下，可在裂纹深处涂漆和环氧树脂防止受潮，并安排在短期内更换。(2）如天气不正常（雷雨），应尽可能不使避雷器退出运行，待雷雨后再处理。如果因瓷质裂纹已造成闪络，但未接地者，在可能条件下应将避雷器停用。避雷器爆炸的处理：(l）避雷器爆炸尚未造成接地时，在雷雨过后拉开相应隔离开关，停用、更换避雷器。(2）避雷器瓷套裂纹或爆炸已造成接地者，需停电更换，禁止用隔离开关停用故障的避雷器。

15、事故处理的主要任务是什么？

答：１.迅速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的威胁。２.用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证站用电及对用户供电正常。３.迅速对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电

16、直流接地点查找步骤是什么？ 答：在分析、判断的基础上，用拉路查找分段处理的力法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外后室内部分为原则，依次：

1、区分是控制系统还是信号系统接地。

2、信号和照明回路。

3、控制和保护回路。

4、取熔断器的顺序，正极接地时，先断（+），后断（-），恢复熔断器时，先投（-），后投（+）。

17、变压器跳闸后应如何进行检查？ 答：

根据断路器的跳闸情况、保护动作掉牌或信号、事件记录器（监控系统）及监测装置来显示或打印记录，判断是否为变压器故障跳闸，并向调度汇报。

检查变压器跳闸前的负荷、油位、油温、油色，变压器有无喷油、冒烟，瓷瓶有无闪络、破裂，压力释放阀是否动作或其他明显的故障迹象，作用于信号的气体继电器内有无气体等。检查所用电的切换是否正常，直流系统是否正常。

若本站有两组（两台）主变压器，应检查另一组（台）变压器冷却器是否正常并严格监视其负荷情况。

分析故障录波图的波形和微机保护打印报告。

了解系统情况，如保护区内外有无短路故障及其他故障等。

18、单母接线的10kV系统发生单相接地后，经逐条线路试停电查找，接地现象仍不消失是什么原因？

答：

1、两条线路同名相接地；

2、站内母线设备接地。

19、事故处理的一般原则是什么？

答：电力系统发生事故时，各单位运行人员在上级值班调度员的指挥下处理事故，并做到如下几点：

变电站事故和异常处理，必须严格遵守电业安全工作规程、调度规程、现场运行规程及有关安全工作规定，服从调度指挥，正确执行调度命令。

如果对人身和设备安全没有构成威胁时，应尽力设法保持其设备运行，一般情况下，不得轻易停运设备；如果对人身和设备的安全构成威胁时，应尽力设法解除这种威胁；如果危及到人身和设备的安全是，应立即停止设备运行。

事故处理过程中，应根据现场规程和有关规程规定启动备用设备运行，采取必要措施，对为造成事故的设备进行必要的安全隔离，保证其正常运行，防止事故扩大。在事故处理过程中，首先应保证所用电的安全运行和正常供电，当系统或有关设备事故和异常运行造成所用电停电事故时，首先处理和恢复所用电的运行，以确保其供电。

事故处理时，值班员应根据当时的运行方式、天气、工作情况、继电保护及自动装置动作情况、光字牌信号、事件打印、表针指示和设备情况，及时判断事故的性质和范围。尽快对已停用的用户特别是重要用户保安电源恢复供电。

当设备损坏无法自行处理时，应立即向上级汇报，在检修人员到达现场之前，应先做好安全措施。

为了防止事故扩大，在事故处理过程中，变电站值班员应与调度员保持联系，主动将事故处理的进展情况汇报调度员。

每次事故处理后，都要做好详细的记录，并根据要求，登记在运行日志、事故障碍及断路器跳闸记录本上。当值值长要组织有经验的值班员整理好现场事故处理报告。

10）当事故未查明，需要检修人员进一步试验或检查时，运行人员不得将继电保护屏的掉牌信号复归，以便专业人员进一步分析。20、电容器在运行中应注意哪些问题？

答：(1）运行时电压应不超过电容器额定电压的10 %，不平衡电流应不超过电容器额定电流的5 ％。(2）发现电容器外壳膨胀、严重漏油，内部有噪声或外部有火花时，应立即停止运行。(3）电容器室内的温度不应超过40 ℃。(4）当保护装置动作时，不准强送。(5）电容器在合闸投入前必须放电完毕。(6）电容器外壳接地要良好，每月要检查放电回路及放电电阻完好。理。

23、电容器断路器跳闸后应如何处理？

某变电站地基沉降处理 第6篇

摘要：某变电站建成约3个月后，电缆沟、主变室、10kV室以及局部散水等发生沉降。其中配电室电缆沟沉降最为严重，沉降在200～300mm，1-4轴与C-A轴之间形成水流冲切通道，局部产生塌陷；主变部分沉降较轻，平均沉降约为100mm，沉降差约为30mm。变电站地基沉降分析及加固处理是众多问题中的核心问题，本文对地基沉降的治理措施谈谈自己的看法。

关键词：变电站；沉降处理；分层夯实；高压注浆

1、主变基础承载力复核及沉降计算

1.1计算参数选取

主变基础基本尺寸为5.5mX4.0m的独立基础，厚度为0.7m埋深为-1.5m，下覆分层压实填土。主变基础混凝土体积约为19m3，重量约为42吨；主变重约57吨，基础及主变荷载合计为99吨，计算时取100吨。填土厚度取2.5-1.5=1.0m，压缩模型取为5MPa（一般分层压实的粘性土层压缩模量约为6.0～7.0MPa），承载力取为100kPa，其余土层见地勘报告（主变下覆地基土层剖面近似取为图1）。地基的承载力和沉降计算结果如下：

图1 主变地基土层剖面

1.2计算结果

根据《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011

上部荷载及承台重引起压应力P上= 45.45kPa（面积22.00m*m）

承台底土本身压应力P土 = 1.20kPa

承台底平均附加应力 P0 =44.25kPa

基底深度HP=1.56，水头深度 HW = 20.06，平均容重AVEGAM=20.00

压缩深度 Z = 7.800（m）

压缩深度处：厚度DZ=0.60（m），模量Es=7000.（kPa），压缩量=0.605（mm）

∑S =27.05（mm）

沉降修正，地基规范GB50007-2011

N= 1.06 S=28.54

规范经验系数 ψs=1.0551

计算经验系数 ψ=1.0000

修正后沉降量 S= 28.54（mm）

1.3结论

基底压力44.25kPa<100kPa，承载力满足要求；地基土层压缩厚度取为7.8m，沉降量约为29mm。地基压缩变形较小，原设计满足工程要求。

2、原因分析

发生沉降的原因在于电缆沟及设备基础等埋置于未经分层夯实处理的回填土层上，近日降雨较多，场地排水措施尚未完善，导致雨水浸入地基，发生沉降。具体如下：

2.1地基受雨水浸泡发生软化而导致沉降

变电站自建成后，并未发生沉降，场地保持稳定，地基承载力满足要求，见基底压力计算（基础压力并未超过地基承载力，否则建成时即发生破坏）。近日来普降暴雨，场地四处积水，渗入基础，导致地基软化，产生沉降。

2.2施工质量存在问题

根据现场情况，在基本不存在荷载的电缆沟、散水等设施处，地面下陷，电缆沟、散水等开裂严重（见图2、图3）。其原因在于施工单位认为该部分不存在荷载，填土随意施工，没有严格进行分层夯实，设备基础及电缆沟处于未经分层夯实处理的回填土层上，导致土体受浸后在自重下即产生沉降。

经调查，沉降严重的电缆沟回填土深度约为4.5m，沉降较轻的主变正下方回填土深度约为1.0m，四周约为4.5m。回填土主要为杂填土，其中粘性土所占比例最大。

图2：靠近墙壁处开裂的电缆沟

图3：墙边倾斜的检修箱

2.3监理工作存在漏洞

根据地勘报告，该处存在一定厚度的回填土，平均厚度约为2m～3m，考虑到该土层厚度仅为钻探孔点处真实情况，远离钻探孔点的地方，由于原始地形的不确定性，填土厚度可能发生极大变化，因此需要监理根据实际开挖情况，认真记录并反馈给设计和地勘，验槽后方可浇筑基础。但主变基础施工时，并未通知设计进行验槽，也没有相关验槽记录、分层压实记录和相关检测记录。

3、主要处理措施及相关要求

针对本工程特点及现场情况，采取内外处理双重措施。外部处理措施为隔断地表水，切断沉降诱因；内部处理措施为充填、加固回填土体，降低其渗透性，防止土体自身压缩沉降。

3.1外部措施及要求

外部措施用于场地内-综合楼外侧的范围内，要点如下：

（1）重新分层夯实原场地内填土，控制压实系数不低于0.90；房屋散水及有沟道处为重点夯实区，压实系数不得低于0.94。夯实时应控制填土含水率，可根据现场情况及施工条件掺入一定比例的碎石，分层厚度为20-30cm一层。

（2）原场地土夯实检验合格后，重新修复室外的电缆沟道等设施。电缆沟底采用100mm厚C20钢筋混凝土，配筋为沟纵向：φ8@200，沟横向：φ6@200；沟底垫层为60mm厚C10素混凝土，垫层每边比沟底宽100mm。沟壁采用MU10免烧砖和M5水泥砂浆砌筑，沟壁厚240mm。沟盖板及过水渡槽板按原设计图纸。电缆沟每隔10m分段设沉降缝，缝宽10mm，缝内用沥青麻丝填塞。

（3）散水外围由于基坑开挖回填土未进行分层夯实，形成地表水下渗通道，并向室内贯通形成泄水通道，应及时采用粘土分层夯实进行有效封堵。

（4）施工单位按设计图纸设置、完善场地排水设施，局部排水坡度可根据现场情况进行适当调整，但应保证排水畅通。

（5）在保證以上措施有效执行，回填土密实度达到前述第一条要求的前提下，将道路与综合楼四周的空地全部采用100mm厚C20混凝土硬化，混凝土与综合楼应用油毡隔开。

3.2.内部措施及要求

内部措施用于综合楼内部及散水范围内，要点如下：

（1）对配电室已有电器设备及相关电缆采取切实有效的保护措施，清理电缆沟道及其他沉降部位；拆除主变室中性点接地设备及其支柱、电缆桥架支柱、检修箱等设备，对主变压器采取切实有效的保护措施。

（2）上述工作完成后，在发生沉降的区域浇筑C15混凝土作为地面封堵层。封堵层低于原设计标高100mm，封堵层厚度不小于100mm，局部开裂变形的地坪应进行拆除后再进行封堵，以保证封堵效果。封堵区域包括配电室、主变室及电缆沟道等。

（3）封堵完成后，对地基进行灌浆处理。灌孔按梅花形布置，间距1.2m。浆体采用普通硅酸盐水泥（强度等级不得低于32.5级）制备，水灰比控制在0.60～1.00之间，配电室地基灌浆时，浆体可根据现场情况添加水泥投量30%的粉煤灰进行适当调整。灌浆次序：把射管一次沉入整个深度后自下而上分段连续灌浆，直至孔口为止。灌浆压力控制在0.6MPa～1.5MPa之间，灌浆宜间隔跳灌进行，全面灌浆前应抽取4个相邻的灌浆孔进行试灌，若孔内发生串浆，可适当加大灌浆孔距离。正式灌浆时，应密切注意地面跑浆现象，并及时采取有效措施，防止浆液渗透进入电缆沟道，淹埋电缆管线，避免影响线缆等设备设施。应优先对配电室北面散水部位进行灌浆处理，该处为水流冲切源头。单位灌浆量取0.28～0.35m3，在规定的灌浆压力下，孔段吸浆量小于0.6L/min，延续30min 即可结束灌浆，或孔段单位吸浆量大于理论估算值时也可结束灌浆。

（4）灌浆完成后，应检验灌浆效果，休止至少7天，并连续监测地基沉降情况。将监测结果报予设计，如结果理想，方可进行下一步工作，否则应重新采取处理措施，直至满足要求为止。

4、结论

经过处理，改变电站地基沉降得到有效控制。在随后的2年里，现场沉降观测表明该场地地基处于稳定状态，分层夯实回填配合高压灌浆适用于地基沉降处理，具有良好的可行性和经济性。

参考文献：

[1]徐林海. 软弱地基变电站沉降问题的分析与处理[J].浙江电力.2006（05）

变电站异常及事故处理问题探讨 第7篇

变电站做为汇集和分配电能的场所, 为了更好的为客户服务, 应建立健全电网事故应急处理的组织措施和技术措施, 有针对性地开展反事故演习, 不断提高运行人员处理事故的实际能力和效率。应设置监控计算机, 用于自动化系统的调试、运行、维护, 实现对站内设备的监视与控制, 实现信息的分类、分流归并处理以及运行维护信息的分析管理。在没有配置专门的电压无功控制装置的站, 此功能可由监控计算机实现。

2 故障情况

某110KV变电站10kV母线经常发生接地现象, 引发此类事故的主要原因是10kV母线和各出线运行时间长远, 使得线路老化或者接触点生锈、积污等, 造成母线瓷瓶绝缘性能降低和漏电, 导致母线接地。

2.1 事故处理原则

1) 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, 防止事故进一步扩大, 在未经检查和修复前, 不得操作事故及异常设备。

2) 尽量保证对用户的正常供电, 尽快将已停电的设备恢复运行。

3) 调整运行方式, 恢复正常运行对重大异常和事故应迅速汇报主管部门及调度。

4) 调度管辖范围内设备发生事故, 调度值班员为处理事故的指挥人, 通过值班负责人指挥现场事故处理, 不属调度管辖的设备发生事故, 由当值自行处理。

5) 对有关设备状况、保护及自动装置动作情况进行检查, 将事故发生时间、事故现象、设备情况、保护及自动装置、故障录波器的动作情况, 记录分析判断事故的范围及性质记录下来。

6) 不能随便操作故障录波器, 严禁复位录波器而使故障资料消失。在确实弄清并做好记录后, 方可将保护、自动装置及故障录波器的信号复归。事故处理后, 必须有详细的事故处理记录。

2.2 事故处理程序

1) 将直接威胁人身安全的设备停电;将已损坏的设备隔离;将因误动而造成事故的保护装置退出;事故后投入备用容量变压器。

2) 单电源负荷线路跳闸重合不成功, 退出重合闸后的强送电一次。

3) 多电源或有备用电源的变电所确非本所设备故障引起的全所停电时, 拉开无电电源侧进线开关, 再合一路有电电源进线开关或倒至备用电源开关上供电;

4) 配电线路故障保护出口开关跳闸重合不成功, 退出重合闸后3分钟之内强送电一次。

5) 记录事故发生的时间;巡视检查所内母线电压、频率指示是否正常并记录事故发生的信号;复归事故发生的光字、闪光信号、保护及自动装置出口信号;

6) 汇报事故发生的时间、设备频率、电压、过负荷情况, 各保护出口 (动作于跳开关) 信号及自动装置动作情况;保护及自动装置出口动作于跳开关相应的开关位置。

7) 根据所掌握的故障信息对现场设备进行巡视明确故障点, 结合系统运行方式进行必要的处理操作。

3 结束语

变电站报警信息和事故处理流程优化 第8篇

1 事故处理现状及分析

1.1 事故发生

在我国出现过由于雷阵雨发生的电路跳闸的现象, 这种500kv的变电站的跳闸现象主要是一些电压、电流的不稳造成的。

1.2 事故处理过程及使用时间

1.2.1 在事故发生的同时, 值班人员需要做好监控工作, 特别是

进行光子牌等信息的判断工作, 并及时的向上级进行汇报, 如发生具体时间和天气状况等。一般来说都是电流和电压的问题造成的。

1.2.2 电话通知值班班长后, 班长将信息反馈到主控制室, 这个过程需要2分钟的时间。

1.2.3 所有的工作人员进入到控制室之后, 由班长安排进行事

故的处理, 一般来说, 设备的处理主要是进行排查, 一到两个人一组, 进行故障录波、行波测距等方面的检测, 这个过程需要5分钟。

1.2.4 在检测的过程中, 检测人员需要配备一定的安全防护用具, 包括雨衣等, 一般来说, 需要将检测的结果汇报给值班的班长。

1.2.5 在一次检测完成之后, 需要进行二次的保护, 检查人员在

到达现场的同时, 对现场的基本情况进行分析, 这个过程需要15分钟。

1.2.6 二次保护完成后, 检测人员给班长汇报第二次的检测结果, 用时5分钟左右。

1.2.7 在主控制室的工作人员进行排查之后, 需要对故障的性

质进行处理, 同时对线路的情况进行再一次的预测, 取得科学准确的结果, 并将这个结果汇报单位的主要领导。

1.2.8 值班的班长要定时对情况进行汇报, 对于存在的问题及时的进行沟通处理。

1.2.9 调度的过程需要在两侧的保护下进行, 一般的测距需要

严格的控制, 同时保证强送线路的成功, 这个过程需要10分钟的时间。

1.2.1 0 对侧强送成功后调度下令由本侧5033、5032开关进行合环, 线路恢复送电, 用时10min。

1.2.1 1 汇报相关领导、整理传真故障报告等后续工作时间不计。

2 影响事故处理速度的原因

2.1 运行值班人员的准备情况

(1) 根据系统的不同条件, 变电站设备有多种运行方式运行值班人员应根据不同情况做好事故预想, 如果发生的事故类型是运行值班人员已经进行过预想的, 那么在进行事故处理是就可以做到心中有数, 处变不惊, 可以大大提高处理的速度, 反之, 则会减慢事故处理的速度;

(2) 经常进行反事故演习, 提高运行值班人员的整体素质, 做到人人对事故处理步骤心中有数;

(3) 现场应保证各种规程的正确性和可操作性特别是现场运行规程和事故处理预案应符和现场实际并具备较强的可操作性对于现场运行规程和事故处理预案应按照正常、特殊运行方式下现场的实际情况来制定, 并根据总结的经验教训和工作中积累的运行经验不断的进行修编和完善使其能够在运行值班人员进行事故处理中真正起到指导性的作用并通过对规程的不断学习, 使运行值班人员熟悉各种方式下事故处理的原则规范和汇报程序。

2.2 一、二次设备的检查汇报方法直接决定事故处理的速度

(1) 一次设备检查人员不能按照不同的事故类型有侧重点的进行检查, 则会造成检查过程冗长, 而不能真正检查到重点设备, 检查完毕汇报值长后值长有再次要求对重点部位检查浪费了时间;

(2) 二次保护设备检查一直按照保护信息一套一套保护进行抄录, 抄录完毕再通过电话向值长汇报, 严重浪费时间。

3 提高事故处理速度的改进措施

3.1 提前做好准备

3.1.1 根据当值的运行方式、天气情况、负荷情况和目前存在的

缺陷及危险点提前做好事故预想, 对可能发生的事故做好事故处理的准备, 一旦发生易于出现事故的雷雨大风等恶劣天气, 所有运行人员应尽量集中到主控室, 随时做好事故处理的准备。

3.1.2 提前做好事故处理的人员分工, 一般值长为事故总处理,

一人检查一次设备, 一人检查二次设备, 一人协助值长进行处理。在接班之初即对每个人员进行好事故处理的分工, 一旦发生事故可以节省值长安排工作的时间。

3.2 事故处理过程的优化

3.2.1 事故发生后当值运行值班人员要逐一通知其他运行人员

到主控室参加事故处理, 这一过程浪费2min的宝贵时间, 可以升级改造变电站的通讯系统, 发生事故时由主控室一键通知所有房间电话报警, 通知所有人员到主控室。

3.2.2 一次设备检查人员要了解不同故障的检查重点, 不必每一

设备都一视同仁, 而是要根据不同故障确定不同的检查方法。如本次举例中的故障, 因是发生在雷雨天气, 而且保护及行波测距均显示距离变电站距离较近, 则应重点检查线路避雷器、CVT、CT、高抗套管、对应的开关等设备的外观及油位、气体压力等, 其它设备只要没有明显故障现象可不详细检查。如果发生在晴朗天气的故障, 则检查重点又有所不同。

3.2.3 二次保护检查可以根据现代微机保护的特点进行检查抄

录保护信息, 如500k V贺州变电站的线路保护均配置有主一、主二、主三三套主保护和一套独立后备保护, 开关保护则是按照开关配置。其中除主二保护及独立后备保护外均为国产微机保护, 中文菜单显示并配置有打印机。则发生事故时二次保护检查人员进入保护小室可以先在主一、主三保护屏及开关保护屏上分别按“打印”按钮, 最近一次故障信息开始打印, 此时再进行主二及独立后备保护信息的抄录, 当主二及独立后备保护抄录完毕后, 其它保护动作信息也已打印完毕, 立即撕下即可送往主控室给值班长进行汇报, 这样可以节约大约10min的时间。

3.2.4 向调度员汇报信息的简化。按照多年的事故处理经验及

南网总调的要求, 汇报保护动作信息时只需要回报主要动作元件的动作情况及故障测距等情况, 对非关键信息可以省略。

4 结论

总而言之, 在我国随着电力系统的不断发展, 高压的等级逐渐提高, 而做好电力工作, 保证安全是电力系统的重要方面, 需要各单位的工作人员付出更多的努力。

摘要：我国是高压电路普遍存在的国家, 其中的超高压输电已经成为我国输送电力的重要方面, 通常500kv的变电站是主要的环节, 而这种变电站造成的安全事故比其他的安全事故要多, 这不仅给经济的发展带来了损失, 同时给人民的生活造成了危害, 严重的将会危及生命, 因此做好变电站输送电力工作, 以及当危险发生时做好超高压电的输送工作十分重要。本文从这个角度入手, 以具体的实例出发, 重点阐述了当500kv高压电发生安全事故时, 需要进行的防护措施和处理的方法, 其中, 加强人工的操作, 进行高压电路安全事故的预防工作是必不可少的。

变电站事故处理 第9篇

随着大电网的发展和调控一体化的实现,将变站电监控、运行维护分离,全面实现电网调度与变电站监控一体化,由运维站人员负责所辖变电站日常维护、设备巡视操作及事故处理。这种新的管理模式显著提高了电网故障的处理效率和日常操作效率,使电网安全运行更直观、更主动、更快速。同时,也给调控人员和运维人员提出了新的挑战,尤其是当发生事故时,监控、调度、运维人员三方的配合及运维人员现场事故应急处理能力直接影响着事故处理的正确性和电网的安全稳定。本文从事故发生的原因、分类入手,论述了系统发生事故时的现象、处理事故的一般原则和一般顺序,着重阐述在调控一体化模式下变电站事故处理的注意事项。

1 电力系统事故的概念及原因

1.1 电力系统事故,是指电力系统设备故障或人员工作失误,影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。

1.2 引起电力系统事故的原因有以下几个方面:自然灾害、设备缺陷、管理维护不当、检修质量不好、外力破坏、运行方式不合理、继电保护误动作和人员工作失误等。

2 电力系统事故分类及关系

电力系统事故,可以分为电气设备事故和电力系统事故两大类。前者是指系统中个别元件发生故障,使局部地区电压发生变化,用户用电受到影响的事件;而后者是指系统内主干联络线跳闸或失去大电源,引起系统频率、电压急剧变化,造成供电电能数量或质量并超过规定范围,甚至造成系统瓦解或大面积停电的事件。电气设备事故,可能会发展为系统性事故,影响整个系统的稳定性。而系统性事故,又可能使电气设备损坏。

3 发生事故时的现象

(1)系统冲击,电流、电压、功率、频率等发生明显变化。(2)发电机及同步电动机的强行励磁装置可能动作。(3)发电厂(变电所)用电部分负荷可能因低电压而动作跳闸。(4)监控机报出故障变电站的开关事故跳闸、保护动作、遥测越限、电流、电压、频率等故障信息。(5)当变电站电气设备发生故障时,可能出现弧光、爆炸声及其它不正常的声音。(6)运维人员到现场检查可能发现有烟火、烧损、裂碎、变形、移位、喷油等不正常的现象。

4 事故处理的一般原则

4.1 根据当时网内运行方式、天气、工作情况、继电保护及自动装置的动作情况、监控机报出的各种信号、现场设备情况,判明事故的性质和范围。迅速限制事故的发展,解除对人身和设备的威胁,防止系统稳定破坏或瓦解。

4.2 用一切可能的办法保持设备继续运行,保持对用户的供电。

4.3 尽快恢复对已停电用户的供电,要优先恢复站用电,先恢复对重要用户的供电。

4.4 设备损坏,无法自行处理时,应立即汇报上级。在检修人员到达现场之前,应先做好安全措施。

4.5 调整系统运行方式,恢复正常运行。

5 事故处理的一般程序

5.1 监控人员根据监控机事故信息迅速判别故障情况,包括故障站站名、开关变位、保护动作情况、故障对站内设备以及运行方式可能产生的影响、故障所涉及的调度范围等,并将上述情况立即上报当值调度员并通知相关运维站站长及值班长。

5.2 当值调度员应根据运行方式,拟定处理方案、安排监控人员密切监视故障发展和电网运行情况,根据审核正确的事故处理方案,向运维站人员下达故障处理调度指令;紧急情况下,经批准后由监控人员进行故障隔离、方式调整等操作指令(例如当电网频率降低,变电站低频减载装置未动作,可立即进行遥控切负荷)。

5.3 运维站人员迅速安排人员和车辆,及时到达事故变电站,对故障范围内的设备及相关保护、自动装置进行检查,并将事故现象和检查情况汇报调度员,调度员应立即将现场情况通报监控员。

5.4 根据现场事故现象,分析判断故障范围和事故停电范围。

5.5 运维人员根据调度指令,采取措施,隔离故障点,限制事故的发展,解除对人身和设备安全的威胁。(由监控、调度进行的紧急故障隔离、方式调整等操作结束后,调度员应与运维人员核对目前电网、设备、故障隔离情况和运行方式。)

5.6 首先对无故障部分恢复供电。

5.7 对故障所在范围,迅速隔离或排除故障,恢复供电。

5.8 对损坏的设备做好安全措施,向有关上级汇报,由专业人员检修故障设备。

5.9 事故处理完毕后,调控中心监控人员应与运维站现场人员核对相关信号、确认已复归。监控、调度、运维人员做好相关记录。

6 调控一体化模式下事故处理的有关注意事项

6.1 事故处理时,应优先考虑站用电。如果发生事故时已经失去了站用电,应首先设法恢复站用电。在夜间,应考虑事故照明。目前变电站正常运行时两台所用变均在运行,互为备用(暗备用),低压侧备自投在投。当一台所用变失压时,备自投应动作。

6.2 调度、监控人员要根据故障信息,采取措施,尽快限制事故发展。

6.3 发生电网事故,需进行事故紧急拉闸限电时,由当值调度根据批准的序位表发布拉闸限电命令。一般情况下由调度员下达调度操作指令给监控员进行远方遥控操作,遥控操作完成后调度员要及时通知相关运维人员前往现场检查设备。(电网事故需进行大范围采取限电措施、不影响调度事故安全处理的情况下,当值调度员应开启并行遥控权限,必要时,可以由调度员直接向运维站下达拉闸限电调度指令。限电措施执行完毕后,由当值调度员汇报上级调度。)

6.4 当现场发生危及人身、设备安全的设备异常时,运维人员可不待调度令,按现场运行规程及有关应急预案采取必要的措施隔离故障点,事后尽快向调度员汇报简要情况,由调度员通知相关单位进行检查处理。

6.5 发生事故时,对于装有自动装置的,如果自动装置拒动,可以手动执行。(例如系统中发生了事故,频率已经降低到“低频减载装置”的动作值,如果该装置应该动作而没有动作,监控人员应遥控操作切除负荷,使频率回升到正常值,促使系统尽快恢复正常)

6.6 事故处理过程中,运维人员、监控、调度应密切配合,运维人员要及时将出现的情况、保护及自动装置动作信号、处理和操作情况汇报调度,听从当值调度的指挥。

6.7 为了准确地分析事故和设备的故障原因,在不影响事故处理且不影响停送电的情况下,应尽可能保留事故现场和故障设备的原状。例如线路故障越级跳闸以后,首先要确认是开关拒动还是保护拒动。如果开关拒动,短时间不能恢复供电时,在停电情况下可将拒动开关两侧刀闸拉开,先将无故障部分恢复送电正常以后,再分析检查拒动开关故障原因。

6.8 事故处理中的操作,应该注意防止造成系统解列或非同期并列。当满足下列条件或偏差不大时,合上电源间开关进行准同期并列。(1)并列开关两侧的电压相等,最大允许相差20%以内;(2)并列开关两侧电源的频率相同,一般规定频率相差0.5Hz即可进行并列;(3)并列开关两侧电压的相位角相同;(4)并列开关两侧的相序相同。

6.9 注意变压器的过负荷能力。事故处理时,变压器在一定条件下,允许过负荷运行,但要注意变压器的允许运行条件。防止因负荷增大使保护误动作,同时监控人员加强监视。变压器的事故过负荷倍数及时间,按现场运行规程执行,如现场无规定时,可按部颁标准的表1规定控制。

注:当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、局部过热、油气化验分析结果异常等)或绝缘有弱点时,不准超额定电流运行.

6.1 0 因事故处理的需要改变运行方式时,应注意保护及自动装置的投退方式,按现场运行规程规定作相应的改动,以适应新运行方式的要求(如母差保护、失灵保护、差动保护、变压器后备保护的联跳回路等)。

6.1 1 做保护及开关传动试验时,必须退出其启动失灵保护的压板。防止传动试验时开关未跳闸,引起失灵保护误动作,造成母线失压事故。

6.1 2 处理好排除设备故障与恢复供电之间的关系。除灭火和解除对人身与设备安全的威胁外,应首先对无故障部分恢复供电,恢复系统间的联系,再检查故障设备问题。这样,可以使系统尽快恢复正常,并减少了停电损失。

一般情况下,发生事故时,故障点应该在已停电的范围之内。但是,在停电的范围内不一定每一方面都有故障。所以,处理事故的时候,应按一般原则,对于经判定无故障的部分,先恢复供电。对于故障点所在范围,应先隔离故障,然后恢复供电,再检查处理故障设备的问题。故障设备的故障排除之后,如果具备送电的条件,即可恢复供电。这样,才能使事故造成的损失最小。

6.1 3 某些紧急情况下,为了防止事故扩大,解除事故对人身安全和设备安全的威胁,必须进行的操作,可以先执行,再向调度汇报。这些情况有:(1)直接对人身安全有威胁的设备停电;紧急情况下由监控人员进行遥控操作;(2)将已损坏的设备隔离;紧急情况下由监控人员进行遥控操作;(3)已知线路故障而开关拒动时,将拒动的开关断开;(4)电压互感器高压熔断器熔丝熔断时,将有关的保护停用,并立即更换一、二次保险熔丝;(5)当确认母线失压时,断开失压母线上的开关;(6)恢复站用电;(7)调度规程和变电站现场运行规程中明确规定可以先执行然后汇报的操作。

6.1 4 当监控人员发现所监控的变电站有异常信号、遥测遥信数据中断、遥测数据不刷新或误差较大、遥控操作超时或失败等异常时,当判明异常对电网、设备安全运行有潜在的威胁时,要及时通知运维人员到现场检查并汇报调度。当值调度接到监控上报的异常信息及分析、判断结果,做好异常处理的准备,对上级管辖设备发生异常时当值调度人员还必须汇报上级调度。运维站接到调控中心监控人员的异常检查通知后,应尽快到现场检查异常设备,检查异常设备前应做好安全措施和危险点分析预控措施。

6.1 5 运维站人员在事故、异常的检查处理前后,均应将现场情况汇报当值调度员,并与监控员核对现场运行方式及监控信号,并做好录音。

7 结束语

总之、在当前的调控一体化模式下,为了确保电网安全稳定运行,在事故发生时反映迅速、有较强的应急处置能力,需要监控、调度、运维人员三方密切配合,判断准确、处理迅速并及时汇报。同时,监控、调度、运维站都应有完善的事故预案及应急处置预案,并定期进行电网联合反事故演习。运维站值班长要熟悉所辖变电站的运行方式、一、二次设备、保护及自动装置的配置,所用系统和直流系统的运行方式。在发生事故时,迅速及时配合调度、监控,共同完成变电站事故处理,将事故发生的损失减到最小,确保电网安全稳定运行。

参考文献

[1]电力安全工作规程,2005年2月.

[2]石嘴山供电局惠农变电站现场运行规程2011年、石嘴山地区电网调度管理规程2011年、石嘴山供电局调控一体化管理规定2011年.

变电站事故处理 第10篇

随着国民经济的迅速发展, 用电量的增加, 电网的经济运行日益受到重视。节能降耗, 提高生产力, 已成为电力行业的工作重点。电力系统无功补偿可以减少电网无功功率的传输, 降低设备上的电能损耗, 是一项经济效益与社会效益俱佳的技术措施。

电容器组作为无功补偿的基本元件, 在电力系统中得到了广泛应用。在变电站内, 电容器组根据其结构主要分为两类:一类是由电容器单元组成电容器组, 进而组成电容器装置 (也称为散装式电容器装置或框架式电容器装置) ;另一类是由集合式电容器组成的补偿装置, 通常由多个带小铁壳的单元电容器按设计要求并联和串联起来, 并固定在支架上, 装入大油箱, 注入绝缘油后组成。与散装式电容器组相比, 集合式电容器组具有占地面积小、安装维护方便、运行费用低等特点。然而, 集合式电容器组内部故障时, 大多需返厂修理, 周期长, 对用户影响很大, 因此对电容器组运行可靠性要求较高的场合, 通常会选择散装式电容器组。

电容器组现场检修包括定期停电检修预试和电容器组临时发生故障缺陷导致跳闸停运时的抢修。通常, 在定期停电检修试验中, 为了精确判断电容器组内部所有单只电容器的电容量参数, 需要对所有电容器进行电容量测试。由于电容器组内部单只电容器数量较多, 因此测量耗时较多, 测量一遍往往要耗费2~3h。在电容器组因不明原因临时发生故障而跳闸停运时, 需在短时间内找出故障电容器并进行更换, 以使电容器组尽快投运, 不影响电网电压及无功功率调节的灵活性。因此, 本文结合35kV并联电容器组缺陷跳闸事故处理实例, 探讨一种电容器组缺陷快速查找方法的优劣, 并给出具有普遍适用性的现场电容器组事故处理可行方法。

1 设备描述

某变电站35kV设备区321电容器组间隔, 其电容器组围栏内含有6排共192只单只电容器, 每排各32只, 电容器组共3相, 每相两排并联。此电容器组总容量为64 128kvar, 额定电压为35kV;电容器元件型号为BAM12/2-334-1W, 单只电容量为334kvar, 额定电压为12/2kV, 内部采用14并4串接线方式, 元件串接内熔丝。以A相为例, 其第1排、第2排的电容器安装位置编号分别为A1~A32、A33~A64, 其余两相类同。每排含有2个放电线圈, 放电线圈抽头由3个套管引出。3个套管分别为A1、A、A2套管, 即A1与A间及A2与A间分别为2个放电线圈的一次绕组, 放电线圈的变比为120/1。该电容器组内部A相接线方式如图1所示。

对于该电容器组与外部的连接, 一次进线由#1母线经321-1隔离开关、321断路器与电容器组内每排放电线圈中的A2套管引出线相连;而每排中的A1套管引出线与中性点相连。A相外部接线单线图如图2所示。

该电容器组配置TBB35-64128/334BCW型差电压保护装置, 差电压保护的整定值换算到放电线圈二次侧为1.6V。该保护逻辑中差电压值比较共有6次, 即对于每相每排32只电容器, 位于放电线圈A2A和AA1间的2个整组电容在运行中进行差电压值比较。

2 现场缺陷处理

某日, 该电容器组因不明原因造成差电压保护动作而退运。断路器动作时, 后台监测到三相差电压最大值为3.1V, 超过了保护定值。

电容器组故障跳闸后, 检修人员突破“抢修电容器组时需测量其内部所有单只电容器电容量”的常规思维, 采取整组测试方法, 即测量组内每排电容器中与2组放电线圈相关联的2个整组电容量 (总共测量12个整组电容量) 来判断缺陷电容器的位置。

测量前, 需对组内电容器放电 (放电过程中, A相第2排有明显的放电声响) , 拆除放电线圈首末端套管引线。整组电容量测试结果见表1。

由表1可知, 与A相第2排2个放电线圈对应的整组电容量A33-A48与A49-A64间差别较大, 为1μF, 因而怀疑缺陷电容器位于该排内。逐只测量第2排电容器, 发现电容量超过试验规程注意值 (并联电容器的实际测量值与铭牌值间的差别应在-3%~5%) 的有3只 (见表2) , 分析认为这3只缺陷电容器是造成差压保护动作的主要原因。整个测试过程共耗时45min, 测量所耗时间仅为全部测量的1/5~1/6, 总体测量时间大幅缩短。

此方法为一种试探性的缺陷查找方法, 为了检验其可行性与有效性, 对组内其余电容器进行了测量, 结果显示电容量偏差最大的电容器也为这3只。更换缺陷电容器后, 考虑到电容量参数的变化裕度, 将组内电容量偏差小于铭牌值-2.5%的电容器也进行了更换。更换后的电容器组整组电容量的测量结果见表3。

由表3可知, 更换后的电容器组的整组电容量已基本达到平衡。经过缺陷处理的电容器组重新投运后, 保护室内对应的差电压保护屏上显示的放电线圈差电压值见表4, 差电压最大值只有0.42V, 缺陷顺利消除。

3 处理方法讨论

在该起跳闸事故中采用电容器缺陷查找方法, 节省了总体测量时间, 提高了缺陷检出效率。然而, 由于不对组内电容器进行逐只测量, 因此该方法无法确定组内缺陷电容器的数量。另外, 该方法在应用中还存在一定的局限性:倘若整组电容器内, 单只电容量与铭牌值相比, 既有正偏差超标的缺陷电容器, 又有负偏差超标的缺陷电容器, 且正负偏差相互平衡, 那么整组电容量将变化不大, 此方法必然失效;倘若用于比较的2个整组电容量因组内缺陷电容器而存在均正偏差或负偏差, 即用于比较的整组电容量变化趋势相同, 之间的差别不大, 此方法也同样失效。由此可知, 在电容器组故障跳闸时, 应以精确定位组内缺陷电容器数量和位置为首要任务, 测量组内所有单只电容器是不可避免的。鉴于此, 推荐一种较为可行的现场缺陷处理方法。

(1) 采用单只测量方式, 一次测得缺陷电容器组内部所有单只电容器的电容量, 以精确定位故障电容器的数量和位置。

(2) 如果故障电容器数很少, 仅一两只, 那么一般用铭牌电容量类似的备件进行更换后即可认为缺陷处理结束。

(3) 如果待更换的故障电容器数较多, 那么需利用库存的电容器备件, 通过将整组电容器的电容量配置平衡来确定更换方案。平衡前, 应先绘制电容器组内单只电容器接线方式图。

(4) 获得整组电容量值。各整组电容量值可通过直接测量获得, 也可通过测得的单只电容量计算得到。由于测量整组电容量时需拆除放电线圈首末端套管的引线, 拆除和恢复都会增加工作量, 且有可能对套管造成损坏, 因此建议采用计算方法, 即根据电容器组内元件的接线图, 利用之前的单只测量结果, 按照电容量串并联公式计算出整组电容量。

(5) 整组电容量的配平。配平整组电容量时, 缺陷电容器位置的电容量应以库存备件的实测电容值来代替。配平的原则是各整组电容量间的差别最小, 最终的更换方案就以此原则来确定。最优方案可通过编制专用程序, 经计算来确定;也可利用Excel表格进行简单计算来确定, 但所得到的更换方案只是近似最优, 在对配平精度要求不高时可采用。

(6) 更换缺陷电容器, 至此缺陷处理结束。

4 结束语

目前, 变电站内电容器组发生故障跳闸现象已非常普遍, 应引起运检部门的高度重视。通过制定较合理的检修方案来进行缺陷处理, 可顺利地完成缺陷处理任务, 及时保障电容器组的可靠投运。

摘要：电容器组运行中出现故障时, 需在短时间内迅速查明其原因并排除。结合一起电容器组缺陷跳闸处理实例, 探讨一种快速的电容器组缺陷查找方法, 并针对该方法的不足, 给出电容器组事故处理较为可行的方法。

关键词：变电站,无功补偿,电容器组,缺陷跳闸

参考文献

[1]陈文彬.电力系统无功优化与电压调整[M].沈阳:辽宁科学技术出版社, 2003

[2]王凌谊, 等.电力系统无功优化与无功补偿[J].电气应用, 2006, 25 (10) :12

[3]刘传铨, 张焰.电力系统无功补偿点及其补偿容量的确定[J].电网技术, 2007, 31 (12) :78~81

[4]王耀, 贾申龙.集合式电容器在我国中心枢纽变电站的应用[J].电力设备, 2004, 9 (5) :14~17

[5]高颂九.集合式并联电容器在箱式变电所的应用[J].浙江电力, 2002 (2) :60~62

[6]李正吾, 赵文瑜.新电工手册[M].合肥:安徽科学技术出版社, 2000

[7]王建华.电气工程师手册[M].北京:机械工业出版社, 2008

变电站事故处理 第11篇

关键词：变电运行；故障分析；排除措施

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 20-0000-02

作为电力系统的骨架，变电运行一旦发生故障，轻则会损害电力运行设施，影响到用户的正常工作和学习；重则会影响整个电力系统的安全运行，造成大面积停电事故，从而给人民的生命财产和国民经济带来巨大的损失。在电力发挥无可替代的重要作用的今天，重视变电安全，加强变电管理，预防故障，及时处理故障对电力的可靠供应乃至人民的生活和社会经济的发展都起到十分重要的作用。变电运行只要发生故障，不论故障大小，一定会有或多多或少的损失。我们一定要牢固掌握变电运行中常见故障及其处理方法，保证电力持续安全供应。

一、变电站的作用分析

在电力系统中，变电站起着对电能进行变换和分配的作用，通过对变电站进行电压调整、控制潮流以及对电线路和电工设备进行保护，从而达到保证电能的质量和电器设备的目的。变电站的组成部分包括：主接线、主变压器、高低压配置装置、继电保护和控制系统、所用电和直流系统，远动和通信系统，必要的无功功率补偿装置和主控制室等。其中，主接线是变电站中主要的组成部分，对变电站的功能、运行状况、维护及可靠性都起着关键作用。主变压器是变电站中最重要的部分，它直接关系到变电站的性能与可靠性。

二、变电运行中常见故障分析

直流接地、断线、PT保险熔丝熔断、谐振等都属于一般故障。此时，三相电压已经不再处于平衡状态，即便是出现上述的故障时，中央信号一般都会立刻发布“10（35kV）系统接地”的报文，但仅仅靠报文根本不能知道具体是那部分出了故障，要想确定出现故障的种类应当根据实际情况分析。若其中的一相或者两相电压为零，剩余的两相或一相为相电压时，是PT保险丝熔断。处理该故障时，首先应当把检测二次电压作为基础，在此基础上，进一步判断PT保险丝熔断的等级，确定是不是高压保险熔断。若其中的一相电压为零，剩余的两相超过相电压但是不高于线电压时，是接地故障。该故障检查的重点在于要对电力设备进行全面细致的检查，需要检查母线和连接设备以及变压器是否出现了一场情况，要仔细查看设备上的瓷质部分是否已经损坏，检查是否有小动物等外力破坏，要仔细检查避雷器是否损坏等等。若经过了全面的检查并没有发现设备的异常，这个时候就很有可能是某条线路出现了故障，同时其接地故障的保护失灵。这个时候，工作人员想要迅速找出故障的那条线路只能用瞬停的办法。若其中的一相电压降低，剩余的两相达到线电压并且有摆动，则为谐振。消除谐振的方法有不少，常用的是改变设备运行方式。具体来说可以用解列或瞬时并列、瞬时拉合空载线路开关等一系列方法。若其中的一相电压升高，剩余的两相降低，则是线路断线。对于这种故障，要及时汇报，及时调度，安排相关人员对线路进行一次全面检查，杜绝相同问题再次发生。

三、变电运行安全问题应对方法

（一）提高技术人员的素质

操作员的操作规范程度和细致程度直接影响变电运行的正常工作和安全，提高相关人员的自身素质，使他们能够按要求规范操作，时刻保持安全意识，工作细致，思想集中，不放松不懈怠，提高技术水平和知识容量，能够最直接地预防安全事故发生。只要工作人员认真做好每项工作，履行规章制度，不违规操作，有责任意识，能够熟练应用处理临时事故的方法，及时上报及时阻止故障的发生，把损失降低到最小，如果企业能够把每位员工培养指导成功，那么事故的发生将会降低再最小的几率。

（二）消除过电压的影响

变压器的高压侧为进线，多采用架空线路引入，容易受到雷击的影响。另外，由于断路器的非正常操作、系统设备故障等原因会导致变压器参数改变，引起内部电磁能量异常，造成异常高压的出现，进而影响变压器内部的绝缘，导致其烧毁。因此，在日常维护中应在高压侧装置避雷器，并在雷雨季节加强巡视。如果变压器发生短路或者接地故障，形成的短路电流很大，会导致绕组变形或油质改变，因此应安装短路保护装置，即在高低压侧均安装断路器，并配合相应的保护，保证在变压器内部短路或低压侧短路过载时能及时跳开开关。如果线路发生接地故障，非故障相的电压将升高，尤其会产生弧光接地过电压，威胁断路器、电压互感器、避雷器等设备的安全运行，严重时会造成设备烧毁。

（三）防止母联开关的误跳

在倒闸过程中，母线倒闸操作前应先投入母差保护的非选择压板，再拉开母联开关的控制电源，最后将PT解列开关切换至并列位置。投入母差保护的非选择压板是为了在出现故障时，母差动作的2条母线可以同时跳开；拉开控制电源是为了防止因误动而产生母联开关误跳，如果2条母线电压不平衡，在合闸时会出现较大的电流，可能造成光弧短路故障；并列压变二次是为了防止倒闸辅助接点烧坏。直流系统运行中若发生一点接地故障，虽然可以保持运行，但是这种故障必须及时处理，否则一旦另一点接地就会造成系统信号、控制系统、保护回路等出现连锁反应。

（四）落实安全管理的规章制度

科学合理的电力管理制度有利于减少变电运行事故的发生，这主要是因为好的管理制度能够对工作人员的日常工作范围与规范、所需要承担个人责任以及有可能受到的奖励作出清楚的规定，有利于制度的贯彻与执行和电力部门对员工的管制与激励。除要必须关注电力工作的人事管理问题，管理制度中也必须明确对设备的管理，同时也要对电力工作其它方面的操作规则作出清楚阐述，促进变电运行工作整体的系统性和连贯性。

四、结束语

变电运行是电力企业的重要部门，始终要把安全生产放在首位。电力从业人员要紧绷安全这根弦，注意培养安全的观念，提升自身的专业技能，在发生事故时能做好科学有效的处理工作。只有这样，才能保证电力系统安全运行，从源头上杜绝事故的发生。

参考文献：

[1]范来富.变电设备状态检修中的若干问题[J].科技与企业，2013

变电站事故处理 第12篇

1 事故前设备运行方式（220kV及110kV均为双母线带旁路母线的接线方式）

220k VI母检修、220kVI母线上所有元件倒至220 k VII母单母线运行。10k V1号站用变运行带站用电负荷;10k V2号站用变空载运行。

2 全站失压的可能原因及处理方法

2.1 事故原因

导致本站全站失压的可能原因：1) 220k VII母母线故障或一出线线路故障开关拒动失灵保护动作，所有220kV开关跳闸，1、2号主变失压，1、2号站用电也失压。此时全站唯一的110k V电源点隆树线不能承载隆王线、隆崇线、隆康线、隆田线负荷而停电，从而造成隆兴变电站全站失压。2)系统发生事故，造成全站失压。

2.2 事故现象

1)监控机发出事故音响信号，交流照明灯全部熄灭;直流事故照明灯亮;2)各电压表、电流表、功率表等均无指示。

2.3 处理方法

1)组织措施：当出现上述情况时，值班长应立即将收集到的最初事故现象汇报省调、地调及相关领导，详细记录监控系统所发出的事故信号、光字牌内容等，然后复归监控系统音响信号，打印报文内容。

当值值班长应马上安排一名正班和一名副班各穿上绝缘靴到现场检查所有一次设备实际情况，另安排一名正班和一名副班各穿上绝缘靴到各小室检查二次设备和小室内的情况。检查人员应带上纸、笔和对讲机(如果是晚上，带上应急灯)，详细记录各设备的状况以及保护装置所发出的各种事故信号。在事故处理和调查人员未进行调查处理前，不得复归有关事故信号。若在检查过程中发现一次设备有接地点，巡视人员应与之保持相应安全距离(室外8.0米，室内4.0米)。

在收集完所有事故现象和信号后，汇总并初步分析事故原因，然后将详细情况再次分别向省调、地凋、管理人员汇报。

2)技术措施：如果检查站内设备有故障，则应迅速隔离故障点(按照调度命令拉开故障设备对应的开关及两侧刀闸，合上故障开关两侧接地刀闸)，汇报调度和上级，并通知成都电业局修试所及继电保护专业人员对故障点进行事故抢修。按照调度命令拉开站内220k V、110k V、10k V母线上所有失压为分闸的开关;根据调度命令，尽快恢复一条220k V线路、一组220k V母线、一台主变和10k V一段母线，恢复一台站用变，确保站用电源。站用电恢复后，应保证主变风冷系统和变电站直流系统的供电，并检查其运行正常。如果在短时间内无法由站内提供站用电源，则请求供电局安排专业班组使用发电机提供站用电源。但必须断开站用变高、低压侧开关。注意防止倒送电到10k V母线。在有站用电的情况下，根据省调、地调命令和现场运行规程，逐步恢复无故障设备的运行。应加强对刚恢复设备的运行监视和巡视检查，防止事故再次发生。每一步事故处理过程都应做好详细记录。在所有无故障设备恢复运行后，接收工作票或事故抢修单，根据其要求做好安全措施后，许可开工。

3)事故处理过程中的注意事项：值班长应合理安排人员开展巡视检查和事故处理;所有工作必须不少于两人进行;事故后的巡视检查必须认真仔细，详细记录所有事故现象，在事故调查组调查前，不得随意复归事故信号;事故处理应严格按照调度命令执行，并做好详细记录;事故处理过程中应密切配合，合理使用对讲机的工具，有效提高操作效率，缩短事故处理时间;事故处理过程中(特别是事故后的初次巡视检查)，应特别注意防止触碰掉落地上的断线引发触电事故;夜间巡视巡视检查应带好应急灯。

2.4 预防措施

1)对于目前我站站用电系统的运行方式，如果遇到1、2号主变或220k V1、2号母线之一检修时，应制定详细周全的保站用电方案;2)加强对直流系统设备的巡视和检查维护，平时巡视的时候：注意检查充电模块是否运行正常，直流屏是否有异常物体或者有短路的可能。在设备定期维护标准要配合专业车间做好直流系统的维护，我们自己要做好标示电池的测电压和全组蓄电池的电压。巡视各小室的时候要注意定期登高观察各小母线的运行情况，以保证在任何情况下直流都不能消失。3)对站上的设备，要加强设备的运行管理维护。

3 日常工作中应注意的问题

以上列举的全站失压尽管概率比较小，但是我们应该看到，一旦出现，后果不堪设想，所以我们要高度重视。在生产实际中还有可能因为保护误动、人员的误操作等也可能造成全站失压。为了防止这些情况的出现，我们在日常工作中，除了以上预防措施提到的内容外，还应做好以下几方面的工作：

3.1 一次设备方面

1)新设备投运时，要加强验收把关，杜绝问题设备进入系统。

2)严格按照设备维护标准，做好设备的定期试验和轮换。

3)做好设备的的巡视检查和红外测温。

4)重视接地网的工作。

3.2 保护及自动装置方面

1)在交接班和日常巡视中，都应认真检查保护装置压板投退位置和装置的信号指示灯，确保装置运行正常。进行倒闸操作后应对压板进行认真的核对检查，防止错投、漏投压板，特别是我站在操作失灵保护的时候，一定不能多退或者少退压板。2)认真对继电保护定值进行管理，作废的定值单不能放在主控制室里面。每次涉及到定值的操作，要求监护人、操作人在操作保护定值后立即确认签字。每个月应全面进行定值的核对和保护压板投退情况的检查，并且做好相关的记录。3)认真进行监盘工作，除了定期切换画面、光字牌，严密监视信号，防止漏看信号而引发事故。

3.3 直流系统方面

1)确保蓄电池状态良好，直流电源可靠供电。

2)加强对直流系统的学习，掌握直流系统故障处理的方法和步骤。

4 结语

总而言之，全站失压造成的后果非常严重，我们在平时的工作中应该想尽一切办法防止此类事件的发生，同时，如果全站失压一旦发生，应立即启动应急预案，以最快的速度恢复供电。

摘要：针对220kV隆兴变电站的接线方式, 提出全站失压的最佳处理方法和预防全站失压的措施, 在平时工作中防止全站失压的发生, 如果发生, 也要将其损失降至最低。

关键词：全站失压,220kV隆兴变电站,事故处理,预防措施

参考文献

[1]国家电网公司电力安全工作规程.