变电站事故处理预案10.docx
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变电站事故处理预案10
变电站事故处理预案
一、本预案的适用范围
为切实提高维操人员的事故处理能力,加快事故处理速度,特编写如下事故处理预案,本预案均设定张家界电网在正常方式下运行,未考虑有设备检修,如遇重大检修或方式变更,另行制定事故处理预案。
二、事故处理的基本原则
1事故处理应始终坚持把保证电网安全放在第一位的原则。
2当保证电网安全与保重要客户供电相矛盾时,应以保证电网安全为首要任务。
3事故处理的运行安排尽量向正常运行方式靠拢。
三、正常运行方式
1、电网开环点
张家界电网正常运行方式为220KV合环运行,即江胡线、江零线、胡零线环网运行;
110KV分两片运行,即:
零变片供慈变、江变;慈变由零慈Ⅰ、Ⅱ回线合环供电,慈变110KVBZT退出运行。
胡变片供珍变、南变、武变、何变、黄变;胡迎黄I回、鱼黄线、鱼胡线合环运行。
110KV电网开环点:
珍变506、武变502、珍变504、南变504、胡变508、新关变508、慈变508、黄变506。
35KV开环点:
江408。
10KV开环点:
胡320、茅302、高308、中326、火312。
2、110KV中性点接地方式
零变1#T、胡变、珍变、南变、慈变、运行中的一台主变中性点接地,武变、江变、黄变、何变主变中性点不接地,但热备用的主变压器中性点接地刀闸均在合上位置。
3、主变的正常运行方式
3.1220KV胡变1#主变、2#主变220KV侧、110KV侧并列运行,10KV负荷由1#主变带运行,320断路器热备用开环;
3.2220KV零阳变1#主变运行;
3.3110KV南变1#主变、2#主变110KV侧、10KV侧并列运行;
3.4110KV珍变1#主变、2#主变110KV侧、35KV侧并列运行,10KV分段运行,母联300断路器热备用开环;
3.5110KV江变、何变、黄变、1#主变运行,110KV城变2#主变运行;
3.6110KV慈变、正常情况下一台主变运行,当两台主变运行时110KV侧、35KV侧并列运行,10KV侧分段运行,母联300断路器热备用开环;
3.7110KV迎宾变1#主变、2#主变分列运行,母联500断路器热备用开环;母联300断路器冷备用,10KV分段运行,
4、胡变110KV母线运行方式
110KVI母:
1#主变510、鱼胡线504、胡慈杨官线508、胡迎黄II回线518、胡武线506、胡珍I回线512。
110KVII母:
2#主变520、胡珍II回线516、胡何线522、胡迎黄I回线514、胡官杨线524。
110KV母联500在合上位置
5、零阳变110KV母线运行方式
110KVI母:
零慈I回线506、零江线526、1#主变510茶零I回522
110KVII母:
零慈II回线528、零新线514、茶零II回524
110KV母联500在合上位置
6、系统备自投分布
110KV备自投:
珍变516(506)、南变502(504)、黄变502(506)
35KV备自投:
江变410406(408)
三、事故预想及处理措施
(一)胡变220KV系统与省网解列事故处理
若发生胡变220KV系统与省网解列的事故,维操一队值班人员快速赶往胡变、珍变。
1、胡变小电网直接失压
A.检查胡变、珍变设备及保护动作情况并汇报001和511,核实备自投动作珍变转凤珍线、南变转珍南线供电,若BZT未动作,则按511令操作转移负荷。
黄变BZT不会动作,胡变、黄变、何变失压。
B.接511令立即将黄变转黄南线供电(防止凤珍线过载),
C.接511令拉开胡变1#主变510、2#主变520断路器;
D.接511令合上胡珍I回珍516断路器,胡变110KV负荷转凤珍线带运行,根据潮流,逐步恢复胡变片电网到凤珍线供电的方式;
E.保护定值按相应特运方式卡调整;
F.根据001令恢复胡变220KV系统供电,根据511令恢复对胡变1#主变、2#主变送电并操作110KV母线恢复正常运行方式。
(二)胡变110KV母差保护动作
1、有选择跳开110KVI母所有断路器
现象:
胡变110KVI母失压。
A.核实珍变BZT动作转凤珍线,若BZT动作不成功则操作转移负荷;
B.胡变对110KVI段母线进行检查;
C.若胡变检查110KVI段母线无异常,可用胡变1#主变510断路器对110KVI母试送电,若试送成功,则操作胡变恢复正常双母线运行方式。
D.若有明显故障点或试送不成功,则将1#主变510、胡迎黄Ⅱ回518、鱼胡线504、胡慈杨官线508、胡珍Ⅰ回512、胡武线506冷倒置110KVⅡ母单母线运行,并操作胡变恢复到110KVⅡ母单母线运行方式;
E.操作110KVI母转检修状态待检修;
2、有选择跳开110KVⅡ母所有断路器
现象:
胡变110KVⅡ母失压。
何变是否失压取决于贺龙电站、桑梓火电厂的开机方式,电铁胡官杨线失压,黄变、南变由鱼胡线带运行,不会失压。
A.对胡变110KVⅡ母检查无异常,可用2#主变520断路器对110KVⅡ母试送电一次;
B.试送电成功则操作胡变恢复正常双母线运行方式;
C.若有明显故障点或试送不成功,则将2#主变520、胡何线522、胡官杨线524、胡珍Ⅱ回516、胡迎黄Ⅰ回514冷倒置110KVⅠ母单母线运行,并操作胡变恢复到110KVⅠ母单母线运行方式;
D.操作110KVⅡ母转为检修状态待检修。
(三)胡变主变保护跳闸事故处理预案
1、胡1#主变差动保护或瓦斯保护动作跳三侧断路器,胡变站用电消失;
A.立即合上2#主变320断路器恢复胡变站用电;
B.特别注意2#主变冷却器是否全停以及2#主变不过载;
C.胡变1#主变试送必须经局总工程师批准。
2、胡2#主变差动保护或瓦斯保护动作跳620、520断路器
A.胡变2#主变试送必须经局总工程师批准;
3、胡变主变110KV侧后备保护动作跳闸
110KV复合电压方向过流(零序方向过流)保护动作(方向指向110KV母线)反应110KV母线上的出线故障,而出线断路器或保护拒动造成先跳500、故障未切除则跳510或520。
相应T1跳500、T2跳510或520、T3跳1#主变三侧或2#主变三侧。
⑴若1#主变、2#主变110KV复合电压方向过流保护T1动作跳开500、1#主变110KV复合电压方向过流保护T2动作跳开510,则故障在110KVI母出线。
(此情况下鱼胡线鱼506、胡珍Ⅰ回珍516会跳闸隔离故障点,110KVⅠ母失压)
A.核实珍变BZT动作成功转凤珍线运行、武变BZT动作成功转武江线运行,若不成功则操作转移负荷;
B.胡变检查110KVI母出线保护信息,若某线路保护有动作信息而断路器未跳闸,则立即拉开该线路断路器,若由于断路器无法拉开则视情况拉开其两侧隔离开关后,恢复110KVI段母线上其他出线的正常运行;
C.若胡变检查110KVI母出线保护动作信息未发现有报告,则胡变拉开110KVI母上所有出线断路器,合上1#主变510断路器对110KVI母试送电。
D.试送成功后必须确认线路无故障后方可将线路投运,确认线路无故障的办法见后附件(三),立即通知专业人员检修保护装置。
⑵若1#主变、2#主变110KV复合电压方向过流保护T1动作跳开500、2#主变110KV复合电压方向过流保护T2动作跳开520,则故障在110KVⅡ母出线。
(此情况下胡何线何504、,胡迎黄Ⅰ回黄502会跳闸隔离故障点,胡变110KVII母失压。
何变负荷是否失压,取决于贺龙电厂和桑梓电厂稳网能力。
)
A.胡变检查110KVⅡ母出线保护信息,若某线路保护有动作信息而断路器未跳闸,则立即拉开该线路断路器,若由于断路器无法拉开则视情况拉开其两侧隔离开关后,恢复110KVⅡ段母线上其他出线的正常运行;
B.若胡变检查110KVⅡ母出线保护动作信息未发现有报告,则胡变拉开110KVⅡ母上所有出线断路器,合上2#主变520断路器对110KVⅡ母试送电。
C.试送成功后必须确认线路无故障后方可将线路投运,确认线路无故障的办法见后附件(三),立即通知专业人员检修保护装置。
(四)、零变220KV系统与省网解列
1、零变220KVⅠ母失压
现象:
零变、慈变、江变失压(高周切机、低周减载动作)。
A.核实江变35KVBZT动作成功将35KV母线转江索线408带运行,保证海军供电;
B.拉开零变1#主变510断路器,合上明慈线慈508(操作前与201联系)或胡慈杨官线胡508,则慈变、零变110KV母线、江变恢复供电;
C.江变110KV恢复供电后将江变恢复正常运行方式;
D.根据001调令恢复零变220KV系统恢复后,接511令将零变、慈变、江变恢复正常运行方式。
(五)、零变110KV母差保护动作
(1)有选择跳开110KVI母所有断路器(零江线526、零慈Ⅰ回506、1#主变510、母联500)
现象:
慈变、江变与系统解列,零变110KV母线失压;
A.零变检查110KVI段母线无异常,可用1#主变510断路器对110KVI母试送电一次,试送成功则操作零变110KV母线恢复正常运行方式;
B.若有明显故障点或试送不成功,则将1#T510、零慈I回506、零江线526冷倒置110KVⅡ母单母线运行,并操作零变恢复到110KVⅡ母单母线运行方式;
C.操作110KVI母转为检修状态待检修。
(2)有选择跳开110KVII母所有断路器
现象:
慈变、江变、零变110KVI母未失压
A.零变检查110KVII段母线无异常,可用母联500断路器(充电保护投入,充电正常后退出)对110KVⅡ母试送电一次,试送成功则操作零变110KV母线恢复正常运行方式;
B.若有明显故障点或试送不成功,将零慈II回528、零新线514冷倒置110KVI母单母线运行,并操作零变恢复到110KVⅠ母单母线运行方式;
C.操作110KVII母转检修状态待检修。
(六)、零变主变跳闸事故处理
1、零变1#主变差动或瓦斯保护动作跳闸
现象:
慈变、江变失压、相关低周减载(高周切机)动作。
A.核实江变35KVBZT动作成功将35KV母线转江索线408带运行,保证海军供电;
B.合上明慈线慈508(操作前与201联系)或胡慈杨官线胡508,则慈变、零变110KV母线、江变恢复供电;
C.零变220KV主变处理办法同胡变。
2、零变1#主变110KV侧后备保护动作跳闸
110KV复合电压方向过流(零序方向过流)保护动作(方向指向110KV母线)反应110KV母线上的出线故障,而出线断路器或保护拒动造成先跳500、故障未切除则跳510。
相应T1跳500、T2跳510、T3跳1#主变三侧。
⑴1#主变110KV复合电压方向过流保护只跳开500就切除故障,未跳510,则故障在110KVⅡ母出线。
(零慈Ⅱ回慈514断路器动作跳闸隔离故障,但不会造成负荷损失。
)
A.零变检查110KVⅡ母出线保护信息,若某线路保护有动作信息而断路器未跳闸,则立即拉开该线路断路器,若由于断路器无法拉开则视情况拉开其两侧隔离开关后,合上500断路器恢复110KVⅡ段母线上其他出线的正常运行;
B.若零变检查110KVⅡ母出线保护动作信息未发现有报告,则拉开零变110KVⅡ母上所有出线断路器,合上母联500断路器对110KVⅡ母试送电;
C.试送成功则必须确认线路无故障后方可将线路投运,确认线路无故障的方法见附件(三),立即通知专业人员检修保护装置。
⑵1#主变110KV复合电压方向过流保护动作先跳开500,后跳510,则故障在110KVⅠ母出线。
(零慈Ⅰ回慈506断路器动作跳闸隔离故障,零江线江506断路器动作跳闸隔离故障。
)
A.江变失压核实江变35KVBZT动作成功将35KV母线转江索线供电;
B.慈变失压,合上明慈线慈508(操作前与201联系)或胡慈杨官线胡508,恢复零变110KVⅡ母、慈变供电(注意先隔离零慈I回线);
C.核实零江线江506确已跳开后,合上武变武江线502断路器则江变恢复;
D.零变检查110KVⅠ母出线保护信息,若某线路保护有动作信息而断路器未跳闸,则立即拉开该线路断路器,若由于断路器无法拉开则视情况拉开其两侧隔离开关后,合上1#主变510断路器恢复110KVⅠ段母线上其他出线的正常运行;
E.若胡变检查110KVⅠ母出线保护动作信息未发现有报告,则胡变拉开110KVⅠ母上所有出线断路器,合上1#主变510断路器对110KVⅠ母试送电;
F.试送成功后必须确认线路无故障后方可将线路投运,确认线路无故障的方法见附件(三),立即通知专业人员检修保护装置;
G.110KVⅠ母恢复正常送电后,用500断路器进行合环操作;
H.将零变、江变、慈变恢复正常运行方式。
(七)、慈变失压启动送电方案
慈变主供线路跳闸不会造成慈变失压,因慈变由零慈I、II回双回线路供电,在因零变与220KV省网解列或零变1#主变跳闸时会引起慈变失压。
方案
(1):
转明慈线供电
A.与201联系,合上慈变明慈线508断路器;慈变恢复。
方案
(2):
转胡慈杨官线供电
A.合上胡慈杨官线胡508断路器;慈变恢复。
方案(3):
零变的110KV系统恢复则慈变恢复供电。
(八)、江变主供线路跳闸,江变启动送电方案
方案
(1):
转武江线供电
A.核实江变35KV备自投是否动作成功,35KV母线转江索线运行;
B.拉开零江线江506断路器,合上武江线武502断路器,江变可复电;
C.根据特运方式卡,调整江变及武变定值。
方案
(2):
110KV系统无法恢复,转35KV江索线供电
A.若江变从110KV系统无法恢复,则合上1#主变5X16中性点刀闸,拉开江变1#主变510,合上江变江索线408,将江变10KV母线负荷转移到江索线经1#主变由武变带运行,并按特运方式卡,调整相关保护定值;
(九)、何变主供线路跳闸,何变失压启动送电方案
A.核实何变确已失压;
B.通知桑植电力公司自行组网;
C.拉开1#主变410断路器,在桑植电力公司网络稳定后从何中线恢复何变35KV母线供电。
(危险点:
注意何变35KV、10KV站用变的倒换)
(十)、中变主供线路跳闸,中变启动送电方案
方案
(1):
转黄中线供电;
A.拉开珍中线中406断路器,合上黄中线中404断路器,中变可复电;
方案
(2):
35KV系统无法恢复,10KVII段母线转南中线运行
A.核实中变10KV备自投是否动作成功,10KVII段母线转南中线运行;
B.拉开310、320将中变10KVⅠ、Ⅱ段母线负荷分别转移到中大Ⅰ回经南大Ⅰ回及中大Ⅱ回线经南大Ⅱ回由南变带运行。
(十一)、110KV联络线跳闸事故处理
1、胡珍I回线线路故障跳闸
A.核对珍变备自投动作成功转凤珍线运行;
B.若珍变备自投动作不成功,核实胡珍Ⅰ回珍516确已跳开后,立即合上珍变凤珍线506或胡珍Ⅱ回504断路器;
C.若合凤珍线珍506或胡珍Ⅱ回504均不成功,立即合上珍南线南504,珍变恢复;
D.若合凤珍线珍506、胡珍Ⅱ回珍504、珍南线南504均不成功,立即用胡珍I回胡512对胡珍I回线强送电一次,强送成功马上合上珍516;
E.接511令赶往珍变现场处理,其间应转移中变到黄中线带运行。
2、胡黄I回线路动作跳闸
A.黄家阁变由鱼黄线带运行,不会失压;
B.合上胡迎黄II回黄506,黄变转胡黄Ⅱ回供电;
C.用胡迎黄I回胡514对胡黄I回线路强送电一次,若成功,则立即合上胡迎黄I回黄502,则黄变恢复。
3、黄南线线路故障跳闸
D.核对南变备自投已动作成功转珍南线运行;
E.若备自投动作不成功,核实黄南线南502确已跳开和木龙潭电站确已解列后,立即合上珍南线南504,南变恢复;
F.若合南变珍南线504不成功,立即用黄南线黄504对黄南线强送电一次,强送成功马上合上黄南线南502;
G.若南变110KV系统无法恢复,立即拉开南变1#主变310、2#主变320,控制负荷不会导致中变设备过载,合上中变南中线326,南变10KV母线带电;
H.南变10KV母线带电后,通知木龙滩电站可开机并网,木龙潭并网后可视其出力情况恢复所限负荷;
I.
按相关特运方式卡调整保护定值,注意控制中变主变负荷及南中线潮流;
4、零江线线路故障跳闸
A.核实江变35KV备自投是否动作成功,35KV母线转江索线运行;
B.江变失压,立即用零变零江线526断路器对零江线线路强送电一次;
C.强送零江线不成功,则立即拉开零江线江506断路器,合上武江线武502断路器,江变可复电;
D.若江变未失压,立即拉开范江线江406断路器,合上武变502断路器,江变可复电;
E.若江变从110KV系统无法恢复,则将江变10KV母线负荷转移到江索线经1#主变由武变带运行;
(十二)、重要变电站直流完全消失事故处理预案
A.若天气恶劣,如检修人员短时间无法恢复,立即向001或511申请转移负荷,将变电站退出运行,若该变电站实在无法退出运行,向001或511申请将主设备和主变退出运行,防止火烧连营事故发生,对未退出运行的设备,立即通知继电保护专责对远后备保护进行灵敏度校核;
B.若天气晴好,则立即联系检修专业人员进行处理,经局总工批准可以坚持运行,则通知继电保护专责对保护定值做适当修改,保证远后备保护有足够的灵敏度;
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