事故处理规程.docx

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事故处理规程

1事故处理规程　　

1.1事故处理原则　　

1.1.1事故处理的任务：

尽快限制事故的发展，解除对人身和设备安全的威胁，消除或隔离事故的根源，尽可能地保持设备的正常运行，迅速恢复重要用户的供电和所用电。

1.1.2发生事故时，值班人员应迅速全面查明跳闸的开关、保护动作情况，信号、仪表指示情况，判明事故的范围和性质，检查一次设备的情况，判明事故原因。

1.1.3迅速向调度部门汇报事故情况，处理事故时，要服从调令，其他人员的命令与调令相抵触时，按调令执行，如执行调令会威胁人身和设备安全时，不得执行，将不执行的理由报告调度及工区领导。

1.1.4事故处理的全过程均应做详细记录，电话应录音。

1.1.5有不列情况之一者，值班员可以先处理事故再向有关领导和调度报告。

1.1.5.1将直接危害人身和设备安全的设备停电；　　

1.1.5.2将已损坏和受威胁的设备隔离；　　

1.1.5.3恢复重要用户的供电及所用电；　　

1.1.5.4无源线跳闸后的强送电，母线电压消失时的事故处理；　　

1.1.5.5通讯中断时，现场规程中允许的事故处理。

1.2变压器事故处理　　

1.2.1变压器轻瓦斯信号动作　　

1.2.1.1事故现象：

微机监控报警响，报警区显示х号主变轻瓦斯动作。

1.2.1.2可能原因　　

1.2.1.2.1因滤油、加油，使空气进入变压器；　　

1.2.1.2.2因温度下降或漏油致使油面缓慢下；：

1.2.1.2.3因变压器内部轻微故障产生气体；　　

1.2.1.2.4轻瓦斯二次回路故障。

气体、性质　　

 故障种类　　

无色、无味、不燃　　

微黄色、不燃　　

浅灰色、可燃、强烈臭味　　

灰黑色易燃　　

 空气　　

木质绝缘损坏　　

纸和纸板故障　　

绝缘油故障　　

1.2.1.3处理方法　　

1.2.1.3.1检查主变的运行情况，瓦斯继电器内部是否有气体，温度油位正常。

1.2.1.3.2当发现瓦斯继电器内部有气体时（看见油面），（经调度同意后进行，下同）值班人员应将重瓦斯临时改接信号，查明主变油位，油枕内是否有油，油枕通向主变连管的阀门是否打开的，如都正常，应查明瓦斯气体性质、根据气体的颜色、气体是否可燃来判明故障性质。

1.2.1.3.3经查如果是空气，变压器经放气后，仍可继续运行，但要加强监视。

1.2.1.3.4根据气体的性质，如果内部故障，应将瓦斯接跳闸位置，立即报告调度和工区，根据调度命令，调整负荷，停电处理。

1.2.1.3.5如果瓦斯继电器内无气体，则判为二次回路故障，将重瓦斯改接信号位置，查明原因报告调度和工区。

1.2.1.3.6经查油枕和主连管阀门未打开时，将重瓦斯临时接信号，打开瓦斯排气口，排气后，打开油枕阀门，使瓦斯继电器充油，正常后再投入重瓦斯跳闸。

1.2.1.3.7瓦斯放气鉴定方法：

在放气阀口45度角高5--6公分处点燃火柴后，缓慢放气，防止气体冲灭火柴，观看气体是否可燃、程度、颜色、味道等。

1.2.1.3.8看到瓦斯继电器内有气体，而放不出气体时，应迅速关闭放气阀，不能倒吸气体，汇报调度，根据调令将重瓦斯改接信号位置，查明是否由于呼吸器堵塞等而造成负压。

1.2.2变压器重瓦斯动作跳闸　　

1.2.2.1事故现象：

微机监控报警，报警区显示×号主变重瓦斯动作，10kV备自投动作，该主变高、低压两侧开关动作跳闸，1050开关合闸，该主变电流值为0，故障录波器动作。

1.2.2.2可能原因　　

1.2.2.2.1变压器内部故障；　　

1.2.2.2.2变压器大量漏油；　　

1.2.2.2.3剧烈振动；　　

1.2.2.2.4瓦斯继电器及二次回路有故障。

1.2.2.3处理方法　　

1.2.2.3.1检查备自投动作情况（10kV备自投动作情况处理9.5）。

1.2.2.3.2主变重瓦斯动作时，应先检查保护信号动作情况，开关跳闸情况，系统有无冲击，有无穿越性故障等情况，报告调度，记录时间，恢复音响信号。

1.2.2.3.3检查运行变压器负荷情况，必要时先调整运行变压器负荷，使之正常。

1.2.2.3.4如瓦斯跳闸引起一段母线停电时，按照母线失压处理。

1.2.2.3.5判断瓦斯继电器动作是否正确，查看瓦斯继电器内有无气体，系统是否有冲击，有无震动。

1.2.2.3.6若变压器内部有故障，不允许对变压器强送、试送电，值班人员应对故障主变隔离，通知调度和工区检修。

1.2.2.3.7若二次回路故障造成误动，则退出瓦斯保护，将主变重新投入运行。

1.2.2.3.8若因穿越性故障引起误动，恢复信号，对主变试送一次，无问题后，可恢复正常运行。

1.2.3变压器差动保护动作跳闸　　

1.2.3.1事故现象：

微机监控报警响，报警区显示X号主变差动动作，高、低压两侧开关跳闸，主变电流值为0，故障录波器动作，10kV备自投动作，1050开关合闸。

1.2.3.2可能原因　　

1.2.3.2.1变压器内部有故障；　　

1.2.3.2.2主变两侧差动CT间的设备故障；　　

1.2.3.2.3二次回路故障，差动保护误动；　　

1.2.3.2.3穿越性故障引起差动保护误动。

1.2.3.3处理方法　　

1.2.3.3.1检查备自投动作情况（10kV备自投动作情况处理见1.5）；　　

1.2.3.3.2记录时间，检查跳闸主变电流和功率值，检查保护动作情况；　　

1.2.3.3.3汇报调度；　　

1.2.3.3.4检查瓦斯保护是否同时动作，瓦斯继电器是否有气体，如有气体，参照瓦斯动作处理方法；　　

1.2.3.3.5检查故障主变差动CT范围内设备有无明显故障，如发现故障，汇报调度，对故障主变进行隔离；　　

1.2.3.3.6经以上检查未发现问题，可能是二次回路故障或穿越性故障引起差动保护误动亦可请示调度停用差动保护进行试送（瓦斯保护必须投入）。

1.2.4复合电压闭锁过流动作跳闸　　

1.2.4.1事故现象：

微机监控报警响，报警区显示X号主变复合闭锁过流动作，10kV一段电压回路断线，高、低压两侧开关跳闸，主变电流值为0，故障录波器动作。

1.2.4.2可能原因　　

1.2.4.2.1相应母线、线路上故障越级跳闸，或二次回路故障。

1.2.4.2.2变压器两侧CT范围内故障差动拒动。

1.2.4.3处理方法　　

1.2.4.3.1记时恢复音响，检查保护动作情况，做好记录，检查主变外部及差动保护范围有无明显故障，如果有明显故障点时，汇报调度，对设备进行隔离。

1.2.4.3.2如瓦斯、差动、过流其中两种保护同时动作跳闸，不经全面检查、试验鉴定，不能将该主变送电。

1.2.4.3.3检查失电母线上所有设备，如母线设备无异常，线路保护动作，但开关拒动，属越极跳闸，则拉开拒动开关，切除故障线路，将变压器投入，同时恢复其余线路送电。

1.2.4.3.4经检查无线路保护动作信号，可能属线路故障，因保护未动开关不能跳闸造成越级，则应拉开母线上所有线路开关，将变压器重新投入运行，再逐路试送各线路开关，当合某一线路开关又引起主变开关跳闸时，则将该线路拉开，再恢复变压器和其余线路的送电。

1.2.4.3.5如所有线路均正常送电，则可能是保护误动，报告调度退出此保护。

1.2.5变压器零序过流保护动作跳闸　　

1.2.5.1事故现象：

微机监控报警响，报警区显示号主变零序过流动作，10kV一段电压回路断线，高、低压两侧开关跳闸，主变电流值为0，故障录波动作，10kV备自投动作，1050开关合闸。

1.2.5.2可能原因　　

1.2.5.2.1110kV线路上接地故障越级跳闸或二次回路故障。

1.2.5.2.2变压器110kV侧CT范围内接地故障。

1.2.5.3处理方法　　

1.2.5.3.1备自投动作事故处理见1.5。

1.2.5.3.2参照复合电压闭锁过流保护动作跳闸处理方法。

1.2.6变压器着火　　

1.2.6.1如有备用变压器应立即投入备用变压器转移负荷。

1.2.6.2拉开着火变压器各侧开关刀闸，停用冷却器。

1.2.6.3立即组织灭火。

1.2.6.4通知消防队，但必须做好安全措施。

1.2.6.5如变压器加装有远离本体的事故放油阀时，应打开排油阀门。

1.3线路开关跳闸事故处理　　

1.3.1110kV线路开关跳闸（满开一、二线、开北线、三开线单独线路）事故处理（正常运行方式下）　　

1.3.1.1 事故现象：

微机监控报警响，报警区显示110kV线路满开一线跳闸，满开一线开关闪烁，显示电流值、有功值、无功值均为零。

1.3.1.2可能原因　　

1.3.1.2.1满开一线线路故障或出线刀闸、线路PT、PB、穿墙套管及引线故障引起开关跳闸；　　

1.3.1.2.2满开一线对侧电源消失；　　

1.3.1.2.3满开一线本侧保护误动作跳闸或开关误动；　　

1.3.1.3处理方法　　

1.3.1.3.1检查满开一线保护动作情况；　　

1.3.1.3.2检查站内设备有无异常，做好记录向调度汇报；　　

1.3.1.3.3检查满开一线无明显故障点,将故障点隔离;若无明显故障点,汇报调度,根据调度命令恢复送电;　　

1.3.210kV线路开关跳闸时的处理　　

1.3.2.1事故现象：

微机报警区内显示10kVхх开关跳闸，该开关闪烁，并同时上该开关保护及重合闸动作情况，其电流值为零，有功值为零，报“хх开关事故跳闸语音”。

1.3.2.2处理方法　　

1.3.2.2.1无源架空线路跳闸时，未装设重合闸或重合闸未动作，可以强送电一次，然后报告地调值班员，根据调度值班员的命令，对重要用户可以强送一次，强送电时和试送电前，保护掉牌必须恢复，检查开关状态良好，跳闸次数未超过规定。

1.3.2.2.2线路的长度大部分为电缆时，不强送电，根据负荷的重要程度和开关状况，经地调值班员同意可以试送电一次，对重合不成功的线路，不强送电，经调度值班员同意后，可以试送电一次。

1.3.2.2.3试送电不成功者，一般不再送电。

1.3.2.2.4线路有带电作业，低周保护动作，发现有故障象征，不得进行强送电和试送电，必须查明原因。

1.3.2.2.5电容器开关跳闸后，不得进行强送电和试送电。

*：

本规程所说的强送电指开关跳闸后不对开关做外观检查，立即合闸送电的操作。

试送电是指开关跳闸后，对开关进行外观检查，对开关合闸送电操作。

1.3.3低周减载装置动作时的处理　　

1.3.3.1事故现象：

微机报警区显示10kVхх开关跳闸，低周动作，报事故语音。

1.3.3.2处理方法：

检查保护动作情况，检查开关是否正确动作，确定动作轮次，当发现该跳闸的开关未跳闸时，值班员应立即手动将该开关跳闸，做好记录，汇报调度，听侯处理，值班人员不得擅自将跳闸的开关合闸送电。

由于二次误操作、误碰等引起低周误动时，值班人员应立即将跳闸开关合闸送电，并做好记录，汇报调度及工区领导。

1.4110kV备自投事故处理（正常运行方式）　　

1.4.1当110kVI段母线失压后，立即查明备自投动作情况和母差保护，开关动作情况　　

1.4.2当母差保护动作开关跳闸后，备自投被闭锁，不能动作，此时，10kV备自投应动作，合上1050开关（非主变过流保护动作）；　　

1.4.3110kV线路I段或II段上所有线路开关跳闸或对侧电源消失后，备自投未动作或动作不成功，110kV分段开关未合上，立即退出备自投压板，确认失压线路开关已断开，合上1150分段开关，如分段开关拒合，则迅速查明原因，使之合上。

1.4.4强送分断开关时应注意检查失压母线上所有出线开关均已断开。

1.4.5如备自投动作后，备自投保护动作再次跳闸，则不得强送，立即查明失压母线设备是否有故障，报告调度，根据调度命令恢复送电。

1.4.6无论备自投动作成功与否，均应检查站内设备，查明失压线路故障原因，向调度汇报。

1.510kV备自投的事故处理（10kV系统分段运行）　　

1.5.1当10kVⅠ段母线失压后，立即查明备自投动作情况和主变保护、开关动作情况，为避免事故，应在3分钟内恢复母线带电。

1.5.2 当主变过流保护动作，开关跳闸后，备自投装置被闭锁不能动作，此时立即退出备自投压板，按主变过流保护动作的事故处理方法处理。

1.5.3非主变过流保护动作，开关跳闸后，备自投装置未动作或动作不成功，分段开关未合上时，立即退出备自投压板，合上10kV分段开关，当分段开关拒合时，迅速查明原因，使之合上。

1.5.4当失压主变开关未跳开时，先拉开失压主变开关，再合上10kV分段开关。

1.5.5若备自投动作成功，10kV分段合上后，由运行主变过流联跳后，立即退出备自投压板，拉开失压母线上所有出线开关，检查失压母线无故障现象后，再合上10kV分段开关，逐一送上出线开关；若母线有故障，主变保护或备自投装置误动，则应隔离故障设备，汇报调度，恢复其他设备送电。

1.5.6当备自投动作成功后，查明运行主变负荷情况，必要时和调度联系，限去部分负荷。

1.5.7当送电正常后，再查明故障主变情况，并汇报调度将故障主变隔离，做好安全措施，汇报有关部门处理。

1.6 全站失压　　

1.6.1 事故现象：

微机监控报警，报警区显示交流回路断线，所用电压为零，所有电压、电流、功率值为零，10kV电容器保护动作跳闸，直流屏告警，就地UPS报警。

1.6.2可能原因　　

1.6.2.1三开线、开北线、满开一、满开二线因线路故障或保护误动，同时跳闸；　　

1.6.2.2110kVI母或II母有短路故障,母差保护误动或拒动；　　

1.6.2.3系统故障，引起满开一线、满开二线.、三开线、开北线对侧电源消失。

1.6.3处理方法　　

1.6.3.1投入事故照明,检查三开线、开北线、满开一线、满开二线保护是否动作，母差保护是否动作，110kV分段开关是否断开的；　　

1.6.3.2 检查站内设备有无异常,若本侧或对侧110kV线路开关均跳闸,应重点检查线路开关、CT、线刀闸、线路PT、PB等设备；若母差保护动作，应重点检查母线设备有无异常，并报告中、地调。

1.6.3.3 如110kV线路开关同时跳闸或对侧电源消失，且本站设备无异常，则根据调度命令，恢复送电；通讯中断时,可断开110kV分段开关,每段母线保留一条线路，等待来电；也可根据线路PT电压指示是否有压，恢复送电。

1.6.3.4如站内设备有故障，母差保护误动或拒动造成全所失压，则隔离故障设备，迅速恢复送电。

1.6.3.5做好各种纪录。

1.7110kV一段母线失压事故处理　　

1.7.1事故现象：

微机监控报警，报警区显示110kV正常方式，该段所有电压、电流、功率值为零，10kV备自投动作。

1.7.2可能原因　　

1.7.2.1三北线、开北线或满开一线、满开二线因本侧或对侧开关跳闸以及对侧电源消失，备自投未动或动作不成功；　　

1.7.2.2110kVI母线或II母设备故障母差保护动作；　　

1.7.2.3母差保护误动。

1.7.3处理方法　　

1.7.3.1检查保护、开关及信号动作情况，检查110kV、10kV备自投动作情况，检查主变负荷正常。

检查站内设备有无故障，汇报调度。

1.7.3.2如本侧线路开关跳闸或对侧电源消失，110kV备自投未动作，则根据调度命令退出备自投，断开该段110kV线路开关，合上110kV分段开关，恢复送电；如备自投动作不成功，且经检查该段站内设备无异常，则按上述方法送电。

1.7.3.3如母差保护动作，应认真检查该段母线设备有无异常，若有故障，迅速隔离故障点，汇报调度，根据调度命令恢复其他设备送电；若无任何异常，则为母差保护误动，根据调度命令，退出母差保护，恢复送电。

1.810kV母线失压事故处理　　

1.8.1事故现象：

报警区显示某号主变跳闸，保护动作，语音报警，该母线电压显示为零，各出线电流显示也全部为零。

1.8.2可能原因　　

1.8.2.1母线故障，引起主变过流动作，相应开关跳闸；　　

1.8.2.2出线故障，该出线保护或开关拒动越级，引起主变开关跳闸；　　

1.8.2.3主变开关误跳闸或电源消失，10kV备自投未动作；　　

1.8.2.4主变瓦斯、差动、零序保护动作，开关跳闸，10kV备自投未动作。

1.8.3处理方法　　

1.8.3.1如主变差动、瓦斯、零序保护动作开关跳闸，或电源消失，而10kV备自投未动作，则断开主变低压开关，合上1050开关，强送母线，汇报调度，作好记录。

1.8.3.2如主变后备保护动作，应全面检查该母线有无明显故障点，各出线保护动作情况，开关跳闸情况，做好记录。

1.8.3.3如母线上无明显故障点，各出线保护均无保护动作情况，则拉开所有出线开关，恢复主变保护信息，，投入10kV分段充电保护，合上10kV分段开关或合上主变10kV开关，对母线试送电，逐一合上出线开关，对线路试送电，当试送到某一线路再次引起母线失压时，则拉开该开关及两侧刀闸，重新对母线试送，恢复其他线路送电。

1.8.3.4如检查出某线路保护掉牌，开关拒动，则拉开该开关及两侧刀闸，按上述顺序送电。

1.8.3.5如母线上有故障点，能隔离和消除时，将故障点消除和隔离，对母线和线路逐一送电。

1.910kV系统接地（分段运行）　　

10kV系统的单相接地，分为瞬时接地和永久性接地。

1.9.1现象：

微机监控警报响，报警区显示I或II母接地，小电流接地选线装置动作，电压棒图接地相指示降低或为零，其它两相指示升高或为线电压。

1.9.2处理方法　　

1.9.2.1停止音响报警声，记时，记录信号动作情况，电流指示情况，利用电压棒图判定接地相别，汇报调度；　　

1.9.2.2检查小电流接地选线装置动作情况，根据装置反映出的接地相别和所选出的线路，断开相应的开关。

1.9.2.3如接地未消除检查变压器10kV侧及10kV站内有无异常（应穿绝缘靴，戴绝缘手套）；　　

1.9.2.4 如小电流接地选线装置因故未投或拒发信号，站内设备无异常，则根据调度命令进行拉路检查，根据空载线路、双回路、长线路轻负荷，重要用户线路的顺序进行拉路，查出故障线路后，将故障线路开关断开；　　

1.9.2.5接地持续2小时后，两组母线的电压互感器轮换运行；　　

1.9.2.6接地信号误动作及电压棒图指示异常的判断和处理：

1.9.2.6.1电压互感器高压保险一相熔断，有接地信号出现，监控机电压棒图显示一相降低，其它两相指示相电压，“电压回路断线”发信号，母线电压值发生变化，有关功率值遥测指示降低，可判断为电压互感器高压保险熔断。

处理：

取下PT二次保险后，将PT退出运行更换高压保险，试送若再次熔断，应将PT退出运行。

测量电压互感器高压线圈完整，外形有无变形，烧焦、过热现象，中性点接地良好，对地绝缘良好，必要时，报工区处理。

1.9.2.6.2电压互感器低压保险熔断或二次回路断线，电压棒图显示一相指示降低其它两相为相电压，“电压回路断线”发信号，有关功率遥测指示降低，可判定为电压互感器二次回路断线。

处理：

应检查电压互感器二次保险，如有熔断或接触不良，予以更换处理。

如因刀闸辅助接点接触不良引起，能自行处理的，应及时处理，不能处理的，及时报有关部门。

必要时，测量二次回路绝缘电阻。

1.9.2.6.3当空载母线和电压互感器同时投入时，由于母线对地电容的不平衡，引起中性点位移，出现接地信号，相电压遥测指示异常。

处理：

应尽量避免带电压互感器投入空载母线，必要时，可带一条线路投运，或先投入一条线路后，再投电压互感器。

1.9.2.6.4由于电压互感器一次励磁电流和线路电容电流引起的铁磁谐振，相电压遥测值均升高，发接地信号。

处理：

拉开电压互感器重新投入，改变运行方式或操作方法，即退出某条线路或投入某些线路，或改变线路的操作顺序。

1.10&

所用变跳闸事故处理　　

1.10.1事故现象：

微机监控警报响，报警区显示X号所用变保护动作，开关动作。

所用某段所带负荷失电。

1.10.2可能原因　　

1.10.2.1所用变及高、低压引线故障；　　

1.10.2.2所用低压X段母线故障或出线故障越级。

1.10.2.3开关机构误动；　　

1.10.3处理方法　　

1.10.3.1检查开关保护动作情况，报地调调度。

1.10.3.2拉开所用低压X段所有出线空开。

1.10.3.3经检查所用变及高、低压引线有无异常，检查所用低压母线有无异常，如无异常，可对所用变试送电。

充电正常后，逐条恢复所用X段出线，若再次跳闸，拉开该出线空开，再进行送电。

1.10.3.4若系所用变或高、低压引线故障，可将故障点隔离，合上所用低压分段开关，由另一台所用变带全部负荷运行，将故障情况报有关部门处理。

1.10.3.5若所用低压母线故障且暂时无法消除时，应隔离故障点，将该段重要负荷倒至另一段运行。

1.10.3.6若因开关机构误动，试送不成功，将开关隔离处理，所用负荷由另一台所用变带。