kV变电站事故处理应急.docx
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kV变电站事故处理应急.docx
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kV变电站事故处理应急
前锋220kV变电站
事
故
应
急
处
理
预
案
2009年08月28日
编审人员名单
批准:
郭宏志
审核:
杨文惠张旭
编制:
韦明
前言
前锋220kV变电站根据国家电网公司《输变电设备运行规范》、内蒙古电力(集团)有限责任公司《电力安全管理规定汇编》、内蒙古巴彦淖尔电业局变电所((SHEQ管理体系文件》,结合本站的工作实际,贯彻“安全第一,预防为主”的安全生产工作方针,防止和减少重特大生产安全事故及对社会有严重影响的事故发生,建立紧急情况下快速、有效的事故抢险、救援和应急处理机制,保证生产工作中工作人员的人身安全、国家财产安全,最大限度的减少事故造成的影响和损失,特制定前锋220kV变应急措施。
前锋220kV变电站变电运行人员在学习、宣贯本措施过程中发现不足之处及建议,请及时提出,以便不断补充完善,持续改进。
本措施中未涉及到的部分预案参照前锋220kV变事故处理应急预案执行。
前锋220kV变电站
2009年08月28日
一、1号主变差动保护动作(10kV负荷由2号主变低压侧带)
二、1号主变本体重瓦斯保护动作(10kV负荷由2号主变低压侧带)
三、1号主变(本体)轻瓦斯保护动作
四、220kV前隆线253断路器拒动,220kV失灵保护动作
五、220kVI段母线219电压互感器爆炸
六、110kVI段母线119电压互感器爆炸
七、220kV前锋变10kV线路故障
八、220kV前锋变电站直流接地
九、220kV前锋变电站10kV电压互感器
十、220kV前锋变电站10kV过流跳闸重合不成功
十一、220kV前锋变电站10kV低周动作
十二、220kV前锋变电站10kV系统接地
十三、220kV前锋变电站主变风冷系统故障
十四、220kV前锋变电站SF6断路器漏气故障
十五、220kV前锋变151断路器拒动
十六、220kV前锋变110kV断路器跳闸(155前佘线动作重合成功)
十七、220kV前锋变110kV断路器跳闸(158前西Ⅰ回线动作重合不成功)
十八、220kV前锋变220kV线路近处C相瞬时接地短路(256高前线)
十九、220kV前锋变220kV线路永久相间短路(253前隆线)
二十、220kV前锋变220kV线路A相断线(256高前线)
二十一、220kV前锋变220kV母线差动保护动作
本站运行方式:
220kV:
I、II段母线经母联212断路器并列运行;201、253、255、256、257断路器在I母;202、258断路器在II母;219、229电压互感器运行;254断路器在II母热备用。
110kV:
I、II段母线经母联112断路器并列运行;101、151、155、159断路器在I母;102、158断路器在II母;119、129电压互感器运行;153断路器在I母、152断路器在II母热备用
10kV:
I、II段母线经912断路器并列运行;952、953、954、955、957断路器、900甲站变、电容器942在I母运行;902断路器在II母运行;919、929电压互感器运行;901断路器、电容器941在I母热备用、电容器944在II母热备用、电容器943在I母冷备用。
站用变:
1号站用变、低压侧380V分段断路器运行带全站380V交流负荷;2号站用变10kV侧接于西山咀922镇西线,2号站用变空载运行。
一、1号主变差动保护动作(10kV负荷由2号主变低压侧带)
事故原因:
1)变压器及其套管引出线,各侧差动电流互感器以内的一次设备故障
2)保护二次回路问题引起保护误动作
3)差动电流互感器二次开路或短路
4)变压器内部故障
检查内容:
1)变压器套管有无损伤、闪络放电痕迹及变压器外部有无异常现象
2)变压器各侧套管至差动电流互感器以内的一次设备有无闪络放电痕迹,套管的瓷质部分是否完整
3)变压器及各侧断路器、隔离开关、避雷器、绝缘子有无接地短路现象,有无异物落在设备上。
4)差动电流互感器本身有无异常,瓷质部分是否完整、有无闪络放电痕迹,回路有无断线接地
5)保护动作情况及直流系统有无异常或两点接地
6)检查1号主变各侧断路器表计(电流、电压、有功、无功)并记录。
7)检查2号主变是否过负荷。
事故象征:
1)警铃、警笛响。
2)监控后台机:
201、101断路器变位,由红色变为绿色并闪烁,相应的电流、有功、无功指示为零;202、102断路器的电流、有功、无功指示增大。
3)监控机弹出:
“1号主变差动保护出口”、“主变故障录波器启动”、“1号主变风冷全停”、“2号主变过负荷”信号。
4)1号主变测控屏201、101断路器位置指示红灯熄灭,绿灯亮。
5)1号主变保护屏发“差动保护动作”“TA断线”“TV断线”信号。
6)主变故障录波器动作。
7)1号主变无声音,(2号主变可能过负荷)。
处理步骤:
1)恢复警铃,记录时间和保护动作情况,恢复保护和断路器的位置,根据保护动作情况,判断故障原因,检查一次设备,重点检查1号主变各侧套管、引流线及各侧电流互感器之间的一次设备,并将保护动作情况及检查结果汇报两级调度及站长、所部领导。
根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸,拉开1号主变中性点210、110接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,保证系统中性点保护。
2)检查2号主变负荷及上层油温,投入全部冷却装置,必要时申请调度减负荷。
3)保护范围内有明显故障可根据调度命令拉开主变各侧隔离开关,做好安全措施,等待检修人员处理,待故障检修实验合格后,按调度命令将1号主变投入运行。
并根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸,拉开2号主变中性点220、120接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,恢复系统中性点运行方式。
4)未发现明显故障和异常迹象,其它保护未动作,应汇报调度通知继保人员查明原因切除负荷后,立即试送一次,试送后又跳闸不得再送。
5)差动保护及重瓦斯保护同时动作使1号主变压器跳闸,必须经变压器内部检查实验无问题后方可送电。
6)若查明差动保护动作系二次回路故障及直流两点接地造成,应将差动保护退出运行,经局总工和调度同意后可将变压器试送,再处理二次回路故障及直流接地故障。
二、1号主变本体重瓦斯保护动作(10kV负荷由2号主变低压侧带)
事故原因:
1)变压器内部故障
2)二次回路误动作
3)外部发生穿越性短路故障
检查内容:
1)变压器各侧断路器是否跳闸
2)油温、油位、油色是否正常
3)变压器差动保护是否动作,压力释放是否动作
4)变压器外壳有无鼓起变形,焊缝是否开裂喷油;套管有无破损裂纹及变压器上部和外部是否着火
5)各阀兰连接处、导管等有无冒油现象
6)气体继电器内有无气体,或收集的气体是否可燃
7)检查故障录波器的录波情况
8)检查201、101断路器表计(电流、电压、有功、无功)
9)检查2号主变是否过负荷。
事故象征:
1)警铃、警笛响。
2)监控后台机:
201、101断路器变位,由红色变为绿色并闪烁,相应的电流、有功、无功指示为零,202、102断路器的电流、有功、无功指示增大。
3)1号主变测控屏201、101断路器红灯熄灭,绿灯亮。
4)监控机弹出“1号主变本体重瓦斯动作”、“主变故障录波器动作”、1号主变风冷全停、“2号主变过负荷”信号。
(2号主变可能过负荷)。
5)1号主变保护屏发“本体重瓦斯保护动作”信号。
6)201、101有、无功电度表指示不变。
7)1号主变无声音。
处理步骤:
1)复归音响,看清象征,记录时间,恢复保护信号
2)根据象征和保护动作情况,检查主变本体,油温、油位,油色等有无异常;检查二次回路和瓦斯继电器的接线柱及引线绝缘是否良好。
3)汇报两级调度及所部领导和站长。
4)并根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸并投入相应的保护,拉开1号主变中性点210、110接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,保证系统中性点保护。
5)恢复201、101断路器把手至跳闸后位置,监视2号主变负荷变化情况,投入全部冷却装置,必要时申请调度减负荷。
6)根据调度命令拉开1号主变各侧隔离开关,隔离故障设备,并按工作需要做好安全措施。
7)若判定为内部故障,未经内部检查和实验合格,变压器不得重新投入运行,防止事故扩大。
8)若外部无明显故障,同时变压器其它保护也未动作,可进行取气分析及油色谱化验,实验合格后经领导及调度同意后方可投入运行
9)外部检查无任何故障迹象和异常,气体继电器内无气体,证明确属因二次回路故障误动作跳闸,经调度同意可在差动、过流保护投入的情况下,将重瓦斯保护退出,送出1号主变,并加强巡视。
10)做好各种记录,核对跳闸动作记录。
11)全部恢复正常后,根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸,拉开2号主变中性点220、120接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,恢复系统中性点运行方式。
三、1号主变(本体)轻瓦斯保护动作
事故原因:
1)变压器严重漏油,油位低于轻瓦斯保护动作值.
2)变压器内部故障有轻微气体产生。
3)变压器油箱内有空气
4)瓦斯继电器或二次回路故障
5)强烈振动或轻瓦斯继电器损坏误发。
检查内容:
1)检查变压器瓦斯继电器内是否有气体
2)主变本体有无漏油现象
3)油色、油位及声音是否正常
4)检查二次回路有无故障
事故象征:
1)警铃响,
2)监控机弹出“1号主变轻瓦斯保护动作”光字亮。
3)上层油温在合格范围内。
4)1号主变保护屏发“本体轻瓦斯动作”信号,相应的信号指示灯亮。
5)气体继电器内有气体。
处理步骤:
1)记录时间和保护动作情况,复归保护信号,对1号主变进行全面检查并将检查结果汇报调度。
2)检查瓦斯继电器内气体量的多少及气体颜色,初步分析故障原因。
3)取气时应由两人进行,使用专用工具取气,一人取气,一人加强监护。
4)取得气体分析时,无色、无味、不燃烧说明内部有空气存在。
灰白色、有臭味、易燃烧说明内部绝缘材料有故障。
黄色有臭味、不易燃烧说明木质故障,灰黑色、易燃烧说明绝缘油有故障。
5)待查明原因,如果是空气放掉空气故障排除,信号恢复后正常。
6)如果气体可燃、有色、有味,汇报调度,经调度同意将变压器停电,内部检查、实验、化验,合格后方可送电。
7)做好有关记录。
四、220kV前隆线253断路器拒动,220kV失灵保护动作
事故原因:
1)前隆线253线路故障
检查内容:
1)故障母线及所带出线的所有设备是否有明显故障
2)保护动作是否正确
3)检查220kVI母保护及断路器动作情况
事故象征:
1)警铃,警笛响。
2)监控后台机:
201、212、255、257断路器变位,由红色变为绿色并闪烁,253断路器为红色,相应的电流、有功、无功指示为零,220kVⅠ母电压指示为零。
3)监控后台机发
a)253四方高频距离、南瑞纵差保护动作。
b)失灵动作Ⅰ,失灵动作
c)220kV故障录波器动作
d)220kVⅠ段母线电压互感器断线
e)1号主变高压侧TV断线,
4)253、255、257TV断线
5)1号主变、212母联测控屏断路器位置指示红灯熄灭绿灯亮;220kV线路测控屏255、257断路器位置指示红灯熄灭绿灯亮;253断路器位置指示红灯亮
6)220kV212母联断路器,1号主变压器201断路器“分闸位置”指示灯亮,220kVI段母线255、257出线断路器分闸指示灯亮,合闸指示灯灭;机械指示位置为分闸位置,253出线断路器合闸指示灯亮,机械指示位置为合闸位置
7)253保护屏两套保护分别给出报文:
1、纵差保护动作2、高频距离动作3、故障相别:
C相
8)220kV母差保护屏:
“失灵动作Ⅰ”、“失灵开放Ⅰ”、“失灵动作”、“TV断线”灯亮。
处理步骤:
1)解除音响,记录时间和保护动作情况,根据象征判断故障原因,并检查相应范围内的一次设备。
2)汇报两级调度,若需要根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸,拉开1号主变中性点210、110接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,保证系统中性点保护。
3)恢复断路器把手至跳闸后位置,根据调度令拉开253断路器两侧隔离开关(隔离故障)。
4)根据调度命令将恢复无故障设备的送电。
5)向调度汇报,申请事故抢修。
6)事故处理完毕全部恢复正常后,根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸,拉开2号主变中性点220、120接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,恢复系统中性点运行方式。
五、220kVI段母线219电压互感器爆炸
事故原因:
1)电压互感器线圈内部短路接地,绝缘严重损坏等.
2)系统发生谐振。
3)瓷瓶严重污秽,破裂。
4)系统内出现过电压现象
检查内容:
1)检查站内表计及信号有无异常现象,互感器瓷质部分是否完好
2)检查避雷器动作次数及泄漏电流值,
事故象征:
1)警铃响,电笛响。
2)监控后台机:
253、212、201、255、257断路器变位,由红色变为绿色,并闪烁,电流、有功、无功指示为零,202、102断路器电流、有功、无功指示增大,220kVI母电压指示为零。
3)监控机发“220kVⅠ母差动保护动作“信号,220kV母差保护跳母联212,母差保护跳201、253、255、257出口动作,发220kVI段母线电压回路断线”1号主变高压侧TV断线、253、255、257断路器保护TV断线,220kV故障录波器动作。
4)220kV两套母差保护屏:
差动动作I、差动开放I、差动动作TV断线灯亮
5)201、253、255、257线路保护液晶显示TV断线,1号主变四方保护TV断线灯亮、南自保护液晶显示高压侧TV断线。
处理步骤:
1)恢复音响,记录时间及保护动作信号,将断路器把手打至对应位置,检查母差范围内的一次设备无异常现象。
2)汇报两级调度,简要说明事故发生时间、保护动作情况、系统及一次设备等有关情况。
3)若需要根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸,拉开1号主变中性点210、110接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,保证系统中性点保护。
4)拉开电压互感器二次空气断路器,再拉开一次隔离开关。
5)汇报调度,故障设备已隔离,请求将无故障设备送电。
6)根据调度命令采用二次电压并列或将Ⅰ段母线负荷倒至Ⅱ段母线运行。
7)汇报调度及有关领导,并通知有关人员抢修处理。
8)全部恢复正常后,根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸,拉开2号主变中性点220、120接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,恢复系统中性点运行方式。
六、110kVI段母线119电压互感器爆炸
事故原因:
1)电压互感器线圈内部短路接地,绝缘严重损坏等.
2)系统发生谐振。
3)瓷瓶严重污秽,破裂。
4)系统内出现过电压现象
检查内容:
1)检查站内表计及信号有无异常现象,互感器瓷质部分是否完好
2)检查避雷器动作次数及泄漏电流值,
事故象征:
1)警铃响,电笛响。
2)监控后台机:
151、(153)、155、157、159、112、101断路器变位,由红色变为绿色,并闪烁,电流、有功、无功指示为零,202、102断路器电流、有功、无功指示增大,110kVI母电压指示为零。
3)监控机发“110kVⅠ母差动保护动作“信号,110kV母差保护跳母联112,母差保护跳151、(153)、155、157、159、112、101出口动作,发110kVI段母线电压回路断线”1号主变高压侧TV断线、151、(153)、155、157、159断路器保护TV断线,220kV故障录波器动作。
4)220kV两套母差保护屏:
差动动作I、差动开放I、差动动作TV断线灯亮
5)151、(153)、155、157、159线路保护液晶显示TV断线,1号主变四方保护TV断线灯亮、南自保护液晶显示中压侧TV断线。
处理步骤:
1)恢复音响,记录时间及保护动作信号,将断路器把手打至对应位置,检查母差范围内的一次设备无异常现象。
2)汇报两级调度,简要说明事故发生时间、保护动作情况、系统及一次设备等有关情况。
3)若需要根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸,拉开1号主变中性点210、110接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,保证系统中性点保护。
4)拉开电压互感器二次空气断路器,再拉开一次隔离开关。
5)汇报调度,故障设备已隔离,请求将无故障设备送电。
6)根据调度命令采用二次电压并列或将Ⅰ段母线负荷倒至Ⅱ段母线运行。
7)汇报有关领导,并通知有关人员抢修处理。
8)全部恢复正常后,根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸,拉开2号主变中性点220、120接地刀闸,并投入或退出相应的间隙、零序保护,恢复系统中性点运行方式。
七、220kV前锋变10kV线路故障
一):
10kV出线952五业场线过流一段动作,断路器拒动,越级跳闸(10kV
负荷由2号主变低压侧带)。
事故原因:
1)952线路故障,出线断路器拒动
检查内容:
1)10kV母线及所带出线的所有设备是否有明显故障
2)保护动作情况
3)主变负荷、油位、温度情况。
事故象征:
1)警铃,警笛响。
2)监控后台机:
912、断路器变位,由红色变为绿色并闪烁,952、953、954、955、957、900甲、941、942断路器在合闸位置,相应的电流、有功、无功指示为零,10kVI母电压指示为零。
3)监控机发:
“2号主变低后备保护动作”、“10kVI母TV断线”、“1号主变风冷I、2电源故障”、“2号主变风冷I、2电源故障”、“1、2号主变风冷全停信号”。
4)2号主变两套保护给出报文:
低后备保护动作,低压侧TV断线,相应的指示灯亮。
5)952保护装置发:
952过流一段保护动作信号。
6)10kV配电室:
10kVI段母线所有出线及900甲站变断路器在合闸位置,红灯亮,电度表指示不变。
处理步骤:
1)解除音响,记录时间,保护动作情况并复归信号,根据保护动作情况判断故障原因,检查一次设备。
2)汇报调度及所部领导(2号主变后备保护动作),将912断路器把手打至跳闸后位置。
3)监视主变负荷及温度,迅速断开1号站变低压侧。
合上2号站变低压侧断路器,恢复主变强油风冷电源的正常运行。
4)如确因952断路器拒动引起越级跳闸时,手动打跳断路器,隔离故障点,检查站内其余设备无故障时,汇报调度要求试送电。
5)根据调度命令摇出952小车开关,拉开953、954、955、957断路器后,试送912断路器。
6)试送10kVI段母线正常后,将无故障线路恢复送电,恢复900甲站变低压侧正常运行、检查主变风冷电源运行正常。
7)根据调度命令投入或退出941、942电容器
8)汇报调度及有关领导,做好952断路器检修安全措施,配合检修人员处理952断路器拒动故障。
9)做好各种记录,核对跳闸动作记录。
二):
10kV出线953点力线线路永久性故障,保护拒动,越级跳闸(10kV负荷由2号主变低压侧带)。
事故原因:
1)953线路故障,断路器保护拒动
检查内容:
1)10kV母线及所带出线的所有设备是否有明显故障
2)有关保护动作情况
3)主变负荷、油位、温度情况。
事故象征:
1)警铃,警笛响。
2)监控后台机:
912、(941)、942断路器变位,由红色变为绿色并闪烁,952、953、954、955、957、900甲、941、942断路器在合闸位置,相应的电流、有功、无功指示为零,10kVI母电压指示为零。
3)监控机发:
“1号主变低后备保护动作”、“10kVI母TV断线”、“1号主变风冷1、2电源故障”、“2号主变风冷1、2电源故障”、“1、2号主变风冷全停信号”。
4)2号主变两套保护给出报文:
低后备保护动作,低压侧TV断线,相应的指示灯亮。
5)10kV配电室:
10kVI段母线所有出线及900甲站变断路器在合闸位置,红灯亮,电度表指示不变。
6)处理步骤:
7)解除音响,记录时间,保护动作情况并复归信号,根据保护动作情况判断故障原因,检查一次设备。
8)汇报两级调度(2号主变后备保护动作),恢复912、(941)、942断路器把手至跳闸后位置,
9)监视主变负荷及温度,通知站长及所部领导,迅速断开1号站变低压侧。
合上2号站变低压侧断路器,恢复主变强油风冷电源。
10)根据调度令拉开952、953、954、955、957、941、942断路器,合上912断路器,试送10kVI段母线正常后,试送各线路,当送到953出线时出现以上同样象征,这时应做出事故原因判断:
953保护拒动,越级跳闸。
11)根据调度命令拉开953断路器,摇出953小车开关,拉开952、954、955、957断路器后,再合上912断路器。
12)10kVI段母线正常后,将无故障线路恢复送电,恢复900甲站变低压侧正常运行、检查主变风冷电源运行正常。
13)根据调度命令投退电容器
14)汇报调度及有关领导,通知专业人员处理953保护拒动故障。
15)做好各种记录,核对跳闸动作记录。
八、220kV前锋变电站直流接地
事故原因:
1)人为原因,如接线有误、工具使用不当等。
2)设备回路绝缘材料不合格、老化、或绝缘受损引起直流接地。
3)设备回路严重污秽、受潮,接线盒、端子箱、机构箱进水绝缘下降或接地。
4)小动物爬入或异物跌落造成直流接地或直流系统运行方式不当造成直流假接地现象。
检查内容:
1)检查直流绝缘监测装置判明是“正极”、还是“负极”接地
2)二次回路是否有工作或设备相关操作。
若有应立即停止,检查接地现象是否消失。
3)检查直流绝缘装置是否异常
事故象征:
1)蜂鸣器响,直流馈线监控装置报警红灯亮,绝缘监测装置液晶屏显示:
正母线或负母线异常,接地及对地电压、电阻有数据显示。
处理步骤:
1)解除音响,记录时间、现象。
2)查看绝缘监测装置液晶显示屏当前告警选项,显示某路正极或负极接地(如负极全接地,负极指示电压为零;如正极全接地,正极指示电压为零)。
3)应对直流进行瞬间拉合法选择。
4)在直流馈线屏上拉开直流空开,应先次要后主要的原则进行。
5)当拉到某回路时接地瞬间消除,则是该回路接地。
6)对该回路下级空开拉合,拉到该回路末端空开。
7)对有110kV、220kV线路距离、高频保护时应向调度申请退出保护跳闸压板后再瞬时切除其控制电源。
(时间不超过3秒,不论接地象征是否消除)
8)对接地回路,用外观检查及万用表测量进行。
9)查出后,汇报上级有关部门及专业班组处理。
10)检查中禁止在二次回路上工作。
九、220kV前锋变电站10kV电压互感器(919电压互感器A相一次保险熔断)
事故原因:
1)铁磁谐振
2)系统发生单相间隙电弧接地
3)TV本身内部有单相接地或相间短路故障
4)二次侧发生短路而二次侧熔断器未熔断时,也可能造成一次侧熔断器熔断。
检查内容:
1)检查二次空气断路器是否跳开
2)10kV母线电压指示是否正常
3)二次回路有无接线松动、接触不良现象。
事故象征:
1)警铃响。
2)监控后台机:
10kV母线电压A相指示为零或指示降低,B、C相为相电压6kV。
3)监控机发出“1号主变低压侧TV断线”“装置闭锁”“10kVⅠ母线接地“信号。
4)1号主变保护装置发
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