水电站机电设备事故案例分析
目录
前言
一、防止水电站水力机械设备损坏事故
二、防止发电机组损坏事故
三、防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
四、防止开关设备事故
五、防止水电站水淹厂房事故
前言
中国电力工业的发展近年来取得了很大的成就，2010年我国装机容量达到9.2亿千瓦，居世界第二位。其中水电装机容量突破2亿千瓦，居世界第一。在“十一五”期间形成大水电、火电电源基地，强势推进着西电东送工程。由远距离交直流特高压输电线路和大机组构成的超大型电力系统初步形成。
中国政府已做出决定：到2020年，单位国内生产总值的二氧化碳排放将比2005年下降40—50%，使非化石能源占一次能源消费比重达15%左右。2020年我国电力装机总容量预计将超过17亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量超过5.5亿千瓦，占全国发电装机容量的1/3以上，其中水电装机约3.8亿千瓦，核电1亿千瓦，风电约1.5亿千瓦。由全国10.5亿千瓦的煤电装机仍占主导地位，推进煤电清洁、高效、集约发展将仍是主导方向。
我国水能资源十分丰富，总量居世界第一。根据最新复查数据，水能资源理论蕴藏量6.94亿千瓦，年发电量6.08万亿千瓦时；技术可开发量5.7亿千瓦，年发电量2.47万亿千瓦时；经济可开发量4.02亿千瓦，年发电量1.7万亿千瓦时。
至2010年底，我国水电装机规模达到2.11亿千瓦，其中小水电5800万千瓦左右，当年新增核准水电规模1322万千瓦，在建规模7700万千瓦。我国水电的开发程度，按国际惯例使用的发电量计算约为25%，按装机容量算的话，也只占到技术可开发量的37%左右，与发达国家60—70%的平均水平还有较大的差别，从1910年建设石龙坝水电站起，中国水电已走过光辉的百年历程。至今水电装机容量已突破2亿千瓦，成为世界最大的水电大国，已是名符其实的水电强国。已建和在建的30米以上的大坝有5200余座，其中坝高100米以上的大坝有140多座，已投产5万千瓦以上的大中型水电站430余座（含蓄能电站21座），30万千瓦以上的水电站100座，百万千瓦以上的水电站39座，机组制造业通过引进、消化、吸收及自主创新已能制造世界最大的70万千瓦、80万千瓦和100万千瓦的水轮发电机组。
至2010年底我国已运行抽水蓄能电站25座，但抽水蓄能装机2%远小于世界发达国家5%—10%的比重。按2020年规划风电大1.5亿瓦千万，核电1亿千瓦，抽水蓄能装机应达到5000—8000亿万千瓦。
下面从水电站机电设备来分析事故的预防措施和案例：一、防止水电站水力机械设备损坏事故
·水轮机安装和大修后要按规程检验合格，进行分部和整机试验合格后方可投入运行。新投产或调速器经过重大改
造后机组必须进行甩负荷试验。
·各种过速保护均应可靠投入运行，机组才能启动和运行。
·机组事故紧急停机保护必须在硬、软件均采用完全冗余，可靠确保机组安全。
·机组进水口事故门（阀）设备及其控制系统运行要安全可靠，手动和自动紧急关闭闸门要特别可靠。
·调速器的主配压阀，事故停机电磁阀液压元件动作正确可靠。
·设立可靠的水机振动监测系统。在各种运行工况下，水轮机各部件不应产生共振和振动值超标，当出现共振及振动值超标，要仔细分析原因并予以清除。机组运行经验表明凡是振动值超标，机组存在隐患，若不予以消除，必然造成重大事故。
·机组大修中重点对压力钢管、蜗壳段、尾水锥管，尾水肘管，蜗壳进人孔进行详细的检查处理。
·防止水轮发电机组轴瓦损坏，新投产或经大修后的机组必须经过整体盘车；轴线调整合格后，应复检推力轴承的受力情况。
·仔细检查瓦面的质量，应符合厂家及规程的标准，导轴瓦间隙调井应符合要求
·水轮发电机保证各轴承冷却水正常投入，确保轴承的
冷却效果。
·机组启动，停机和运行中要严密监视机组各轴承处的摆度，推力瓦温度，导轴承瓦温度，回油温度，油槽温度。
·停机时刹车装置动作可靠。
·水机系统的油位计，压力表，油温表、水温表及自动化元件。必须可靠运行，由于自动化元件故障引起机组停机，损失很大。
·水轮机组排水系统应非常可靠。
事故案例
1、苏联萨阳水电站事故分析：
·水轮机顶盖螺丝损坏，水轮机振动超标时间已很久，未引起运行人员的重视。
·西伯利亚总调多次调用水轮机有严重故障的2号机直至出现严重事故。
·进水口闸门未设手动紧急下闸装置，导致事故水淹厂房后几十分钟才关闭进水口闸门。
·进水口闸门值守的工人已全部撤除，处于无人值班的状态。
2、三峡电站3号机（VGS）生产的机组蜗壳进人口固定螺丝损坏事故：
2004年10月，三峡电站3号机蜗壳进人孔螺丝由于安装时大部分已损坏，运行人员检查时仅剩下1/5的螺栓未损
坏紧急停机未造成事故
3、某水电站1号机排水泵事故，水淹水轮机层。
4、三峡电站24#机水导瓦温跳变，越限造成机组解列，由于水导瓦温表内部接触不良所致，后改进为双接点出口跳闸。加强可靠性，消除事故。
5、三峡电站阿尔斯通生产的5号机组运行中推力瓦温升高至85℃，顶盖水压上升至0.25Mpa，发现水轮机上止漏环脱落事故。
6、三峡电站20号机逆动率保护误动停机，由于导叶主接力器互感器，滑块脱扣无法反映机组真实开度，导致逆动率保护误动。
7、三峡电站5#机推力轴承瓦烧损
机组运行突发机组摆度增加，振动加大，瓦温过高停机，发现推力瓦结构有问题。必须吊转子才能检修。
综上所述三峡电厂已运行26台70万千瓦的机组，共出现事故停机40余次（2003—2011），厂家设计事故占80%。所以把厂家机组质量抓好，可以大大提高水电站安全运行水平。
二、防止发电机组损坏事故
1、防止定子相间短路
防止定子绕组端部松动引起相间短路。
发电机在运行时绕组上要承受100Hz（2倍工频）的交变电磁力，由此产生100Hz的绕组振动，由于该交流电磁力与电流的平方或正比，故在容量越大的发电机中绕组承受的激磁振力就越大。由于定于绕组端部结构类似悬臂梁，难于像槽中线棒那样牢固固定，所以设计合理、工艺可靠能长期安全可靠运行，但设计不合理制造质量不良及大修后质量不合格使端部松动，进而是线棒绝缘磨损，若不及时处理可能发生灾难性的相间事故，具有突发性和难于简单修复。损失往往极为严重，应引起有关方面的特别重视。
2、防止定子水冷发电机漏水事故的发生
定子水内冷系统畅通无阻是保证发电机安全运行的基础，保证无泄漏点更重要。把发电机定子水冷的纯水系统维护好，保证定子冷却水畅通不泄漏，才能保证机组安全运行。
三峡电站3#机组是西门子公司生产的定子水内冷机组
转子的风冷系统的70万千瓦机组，2006年8月定子水冷接头开焊，发电机保护正确动作，最后烧损90多根上下层线棒，定子铁心未损坏，抢修三个月才投入运行。
为了防止发电机定子线棒层间测温元件的温差和出水
支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监督，根据运行经验，定子线棒层间最高与最低温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，当定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任定子槽内层间测温元件温度
超过85℃，确认测温元件无误，应立即停机，北京伏安公司生产的智能温度仪可以测出任何一点的温差。
加强对定子线棒各层间及引水管出水间的温差监视，可以及时发现定子水冷回路堵塞的线棒，避免事故发生。
绝缘引水管是发电机内冷水回路中最易漏水的薄弱环节，因此必须详细检查，确保引水管无任何伤痕，引水管交叉和引水管间与端罩间应有足够的绝缘距离。
3、防子转子磁极短路及接地
防子发电机转子内遗留金属异物，尤其是新机组启动前和大修后对转子端部紧固情况仔细检查。
4、防止发电机非全相运行
当发电机变压器主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。
发电机的非全相运行主要是由于断路器一相未断开或未合上而造成不对称负荷，这时在定子绕组内有负序电流，它产生的磁场对于转子是以2倍频率旋转，这种旋转磁体在转子本体感应出2倍频率的负序电流，该电流在这些部件上和各部件的接触处产生很大的附件损耗和温升产生局部过热、负序电流过大将发电机转子烧坏。
5、防止发电机非同期并网
发电机非同期并网过程类似电网系统中短路故障，其后
果是非常严重的。发电机非同期并网产生的强大冲击电流不仅危及电网的安全稳定，而且对并网发电机组主变压器及发电机的轴系也将产生巨大的破坏作用。
为了避免发电机非同期并网事故发生，对于新投运机组、大修机组及同期回路进行过改动或设备更换的机组，第一次并网前应对同期回路进行全面细致的校核，倒送电或发电机变压带空载母线升压试验，校核同期电压检测二次回路的正确性；同期试验，断路器操作控制二次回路绝缘应满足要求，并核实发电机电压相序与系统相序一致。
6、防止定子单相接地故障
当发电机定子回路发生单相接地时，水轮发电机可以运行一段时间，但定子接地保护应报警。
7、防止转子一点接地
当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。由于水轮发电机均采用自并励静态励磁，所以励磁系统的绝缘包括在发电机转子回路中，应特别注意励磁回路的绝缘应良好。
事故案例：贵州构皮滩电厂的2号机，由于励磁柜天花板漏水引起励磁回路接地，后来消除漏水，故障亦消除。
8、防止励磁系统故障
有进相运行工况的发电机，其低励限制的定植应在制造
厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内应定期检验。
9、广东惠州抽水蓄能电站（8×30万千瓦）、山西西龙池抽水蓄能电站（4×30万千瓦）、河南宝泉抽水蓄能电站（4×30万千瓦）、湖北清江水布垭水电站（5×40万千瓦），在基建和试运行中均发生发电机损坏事故，损失严重，以上机组大多为国外进口机组。
励磁系统是维护发电机运行的核心，其作用不仅在于发电机正常运行时为发电机转子提供基本的磁场能量，当电力系统突然短路或突加负荷，甩负荷时自动对发电机进行强行励磁或强行减磁，以提高电力系统运行稳定性和可靠性，当发电机内部出现短路时，对发电机励磁系统进行灭磁，以避免事故的扩大。因此要求发电机运行时励磁调节器必须投入自动调节通道，不允许使用恒流电源或手动通道，否则可能导致事故的发生。
励磁系统故障主要是欠励（失励）、过励（转子过负荷）和过激磁（V/F），其对发电机危害较大。为此，在励磁系统的选型、调试、检修及运行维护中必须注意一下工作：1）新机或改造的励磁系统选型中除自动调节外，应具备欠励限制、过励限制、过激磁限制、无功补偿，PSS电压互感器断线保护等功能，在配置上采用数字控制、双自动通道、交直流双路电源，功率柜采用n+1方式，以提高励磁系统的可靠。
2）励磁系统低励限制的定值经过认真计算（包括静稳定极限和电网暂态稳定的核定，并留一定的稳定余度）和并网后，必须通过进相试验实际检验机组才可以进相运行。另外进相运行的机组应装设发电机功角仪，进相运行时发电机功角应控制在70°以内。
3）在计算和整定励磁调节器过励限制定值时，必须保证调节器过励限制，过励保护及发电机转子过负荷保护的阶梯关系。即过励时，首先是调节器过励限制动作，其次是过励保护，最后一道防线是发电机过励磁保护。
4）励磁调节器的过激磁限制定值小于发电机一变压器过励磁保护定值，确保在发电机电压升高或转速下降时，首先由励磁调节器的过激磁保护将发电机励磁电流限制在安全范围内，由于大部分的励磁系统在机组启动、停机、励磁手动方式备励运行及其它试验过程没有过激磁限制功能应完善发电机一变压器组过激磁保护，并且在计算定值时要考虑主变压器及变压厂用变压器的过激磁能力。
5）应加强对运行人员在发电机失磁，过励（误强励）及转速下降时处理方法的培训。
6）全静态励磁，励磁变压器配置过流保护，投入系统运行中应加设PSS以提高机组及网的正阻尼。
事故案例：三峡电站9号机励磁变相间短路，保护正确动作切除事故。
三、防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
1、加强变压器类设备的全过程管理
变压器类设备（包括电力变压器、电抗器、互感器等）是电力系统的重要设备应加强变压器类设备从设备选型、招标、制造、安装、验收到运行的全过程管理。同时在生产技术部门配置变压器专责人，明确其职责，并应使其参与变压器类设备造型、招标、监造、验收等全过程管理工作中，落实好各反事故措施，从而提高变压器设备运行管理水平。
2、出厂试验中对制造厂进行的突发短路试验和短路能力动态计算报告应计算出变压器的抗短路能力报告，出厂局放试验要合格，应进行高压下的介损试验。
3、变压器类设备的运行管理
对运行中的设备密封良好，潜油泵可靠运行，防止套管、引线、分接开关引起的事故。
特别注意变压器油的化学监督，确保油质量好。
保证变压器消防系统，重点防止变压器着火时的事故扩大。
四、防止开关设备事故
1、强化具有五防功能的开关才能进入系统运行。
2、核准5年内设备安装点的短路容量来配置开关。
3、充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，应做好新气管理，加强运行中SF6气体的检测，做好SF6的检漏、检测气体的含水量，保证安全运行。
五、防止水电厂水淹厂房事故
1、强化防汛抗洪责任制，做好大坝的安全检查、检测、维修及加固工作，确保大坝处于良好状态。
2、汛前应做好防止水淹厂房、泵房、变电所、进厂公路及其它生产、生活设施的可靠防范措施。
1980年9月贵州乌江渡水电站（3台22.5万千瓦机组），地下厂房仅安装一台机组，由于防汛不力，洪水漫入厂房，4小时后发电机淹没，八个月后才能恢复生产，是国内较大一次事故。
1987年某水电站（4×33万千瓦）防汛中措施不力，排水泵事故，水淹水轮机层。
2000年10月25日21:45分，安徽响洪甸蓄能电站因5号机消防水环管的手动操作阀，由于质量问题发生炸裂，运行人员未能及时关闭机组供水系统，排水泵容量不够，最终水淹到发电机层，所有设备被淹没。
2000年8月5日，青海李家峡水电站5万千瓦（小机组）供水管道上的自动阀门质量不好而破裂，导致水淹厂房。
综上所述，水电厂由于设备事故及防汛不力，出现水淹
厂房损失严重必须高度重视。
目前水电站建设是大容量、多机组，大多数是地下厂房，因此防止水淹厂房更为重要，往往一台机组事故影响全厂所有机组的安全，特别小心，做到杜绝水淹厂房事故。
附件1：2010年中国水电一百年，中国建设100个容量30
万千瓦以上的水电厂。（详细资料见附录）
附件2：2011年国际大坝委员会将在中国建立电厂运行专业委员会
附件3：个人简介
本人简介
文白瑜教授级高级工程师
现任：国务院长江三峡枢纽工程质量检查专家组成员
中国水力发电工程学会电力系统自动化专业委员会副秘书长
中国水力发电工程学会继电保护专业委员会秘书长
电话：（办）
（家）
（传真）
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典型案例分析 一起220kV线路保护异常跳闸的分析 一、事故简述： XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。 该220kV线路两侧保护配置为： 第一套保护包括：国电南自PSL602（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）；国电南自PSL631A（断路器失灵保护）。 第二套保护包括：南瑞继保RCS931（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保CZX-12R断路器操作箱。 甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值），线路全长9.14KM。931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式）。 XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸， 602保护装置报文显示： XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒 000000ms距离零序保护启动 000000ms综重电流启动 000001ms纵联保护启动
000027ms 综重沟通三跳 000038ms 故障类型和测距CA相间接地401.40Km 000039ms 测距阻抗值136.529+j136.529 Ω RCS931保护装置报文如下： 启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560 动作相 ABC 动作相对时间 00001MS 动作元件远方起动跳闸 故障测距结果 0000.0kM 602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。（见甲站侧931保护故障录波图） 此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是： （一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？ （二）为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？ （三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。 （四）为什么602保护综重沟通三跳出口？ 二、事故原因分析
变电站事故处理应急预 案编制导则 Document number：BGCG-0857-BTDO-0089-2022
变电站事故处理应急预案编制导则 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
电站事故预想汇总 欧阳光明（2021.03.07） 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
110KV总降事故预想 1、主变轻瓦斯动作的处理： （1）、应立即检查、记录保护动作信号； （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；（3）、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，应停运故障变压器，若无明显故障迹象应向公司汇报观察使用； （4）、由专业人员取气分析及检查二次回路； 2、主变重瓦斯动作的处理： （1）、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号； （2）、检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况； （3）、派人做气体分析急及二次回路检查； 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； （2）、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； （3）、经以上检查无异常后，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送；（4）、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； （5）、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）、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，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，需检查变压器本体； 5、变压器有载调压开关调压操作时滑档处理： 现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，10KV电压表不停地摆动变化。 处理：（1）、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，调到要求的档位； （3）、仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，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变压器厂家联系，并要求派人检修；6、有载调压操作输出电压不变化处理： 现象一：调压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。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。 现象二：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，此情况应联系专业人员处理。 现象三：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，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。
110kV 变电所典型事故案列
第一章110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方 式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离 开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 、单母分段接线: I 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线:
■—- □ d n 点。 优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。
第二章110kV 变电所主要的保护配置 一、 线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障， 以保证非故障设备的正常运行。 1、 10kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、 35kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、 主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还 要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性， 因此必须根据变压器的容量和重要程度 装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路 ?绕 组的匝间短路和单相接地短路。 发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅 会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气 体，还可能引起变压器油箱的爆炸。 变压器的引出线故障， 主要是引出线上绝缘套管的 故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。 以下接合主接线图， 分析一下主变 保护的保护范围及动作情况： 1、 主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。 正常 保护范围为主变三侧差动 CT 之间。 2、 主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过 流保护。 （1）复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件 HOkVI nokvn JrHU± （负序及相间电
变电站事故预想 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，（2）报告调度及站负责人。（3）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，（4）并派人对变压器进行外部检查。（5）如果检查变压器有明显严重异常，（6）应汇报调度停运故障变压器，（7）若无明显故障迹象应汇报上级，（8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，（2）记录和复归各种信号，（3）立即报告调度及站负责人。（4）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，（5）若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。（6）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。（7）将检查结果报告调度及分局主管部门，（18）派人做气体分析急及二次回路检查。 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，（2）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。（3）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，（4）直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，（5）应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（6）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。（7）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。 6、变压器压力释放保护动作的处理 （1）检查保护动作情况，（2）记录所有动作信号。（3）报告调度及分局有关部门和领导。（4）对变压器外部进行全面检查，（5）重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，（6）将检查结果报告调度和分局有关部门。 （7）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，（8）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。（1）应立即按下“紧急分闸”按钮，（2）断开调压电动机的电源。 （3）使用操作手柄进行手摇调压操作，（4）调到调度要求的档位。（5）手动调压后，（6）应仔细倾听调压装置内部有无异音，（7）若有异常声音，（8）应立即向调度及分局有关部门汇报，（9）看是否立即将主变停电检修。 （10）若手调后正常，（11）应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，（12）并要求派人检修。（13）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？ （1）操作时，（2）变压器输出电压不（3）变化，（4）调压指（5）示灯亮，（6）分接开关档位指（7）示也不（8）变化。属电动机空转，而（9）操作机构未动作。处理：此情况多发生在检修工作后，（10）检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，（11）使电动机空转。或因频繁调压操作，（12）导致传动部分连接插销脱落，（13）将连接套或插销装好即可继续操作。（14）操作时，（15）变压器输出电压不（16）变化，（17）调压指（18）示灯不（19）亮，（20）分接
1 事故处理的主要任务 1)及时发现事故，尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源，迅速解除事故对人身和设备的威胁。 2)尽一切可能确保设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 3)密切与调度员联系，尽快恢复对已停用户供电，特别是要尽可能确保重要用户的供电。 4)调整电网运行方式，使其恢复正常。 2 处理事故的一般原则 1)电网发生事故或异常情况时，运行值班员必须冷静、沉着、正确判断事故情况，不可慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免造成事故的发展和扩大。 2)迅速、准确地向当值调度员汇报如下情况： ①异常现象、异常设备及其它有关情况； ②事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间； ③保护装置的动作情况； ④频率、电压及潮流的变化情况； ⑤人身安全及设备损坏情况； ⑥若未能及时全面了解情况，可先做简单汇报，待详细检查清楚后，再做具体汇报。 3)处理事故，凡涉及到设备操作，必须得到所辖调度的命令或同意。 4)处理事故时，值长、主值、副值均应坚守岗位，不可擅自离开，
随时保持通讯联系。 5)处理事故时，地调向运行人员发命令时，运行人员应立即执行，并将执行结果同时汇报地调。 6)处理事故时，除领导和有关人员外，其它无关工作人员均应退出事故现场。 7)处理事故时，值班员应迅速执行当值调度员一切指令。若值班员认为当值调度员有错误时，应予指出，当值班员仍确定自己的指令是正确的，值班员应立即执行。但直接威胁人身和设备安全的指令，任何情况下均不得执行，并将拒绝理由汇报当值调度员和上级领导。 8）处理事故时，当值班员对当值调度员的指令不了解或有疑问时，应询问明白后再执行。 9）事故处理中出现下列情况，值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报当值调度员： ①运行中设备受损伤威胁，应加以隔离； ②直接对人身有严重威胁的设备停电； ③确认无来电的可能，将已损坏的设备隔离。 10）交接班时发生事故，且交接班后的签字手续尚未完成，仍由交班者负责处理，接班者协助处理。事故处理告一段落或已结束，才允许交接班。 11）处理事故中，值班员必须集中精力。事故处理结束后，应详细记录事故发生原因、现象以及处理经过，并将上述情况汇报调度。
SHAANXI REGLONAL ELECTRIC POWER GROUP 陕西省地方电力（集团）有限公司延川县供电分公司35kV稍道河变电站 事故预想及事故处理 二0一二年
35kV变电站 事故预想及事故处理 (2012版) 编制时间：二O一二年
目录 前言 (05) 第一章事故处理原则 (06) 第一节总则 (06) 第二节典型事故处理原则 (06) 1.2.1 系统事故的处理 (06) 1.2.2 母线故障处理原则 (07) 1.2.3 主变压器故障处理原则 (08) 1.2.4 电源线路故障处理原则 (10) 1.2.5 站用电源故障处理原则 (10) 1.2.6 直流电源故障处理原则 (10) 1.2.7 睡在、火灾事故的处理 (11) 第三节事故预防措施 (11) 1.3.1 母线故障预防措施 (11) 1.3.2 主变压器故障预防措施 (12) 1.3.3 电源线路故障预防措施 (13) 1.3.4 站用电源故障预防措施 (13) 1.3.5 直流电源故障预防措施 (13) 第二章变电站事故预想 (14) 第三节母线故障 (14) 2.3.1 预想题目：10kV电压互感器本体故障 (14) 2.3.2 预想题目：10kV电压互感器一次熔断器熔断 (15) 2.3.3 预想题目：10kV电压互感器二次熔断器熔断 (15) 2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障 (16) 2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号 (16) 2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地 (16) 2.3.7 预想题目：电压互感器二次开路 (16) 2.3.8 预想题目：10kV电容器保护动作 (17) 2.3.9 预想题目：351开关液压机构压力降到零 (17) 2.3.10 预想题目：SF6断路器SF6低压力报警 (18) 2.3.11 预想题目：SF6断路器SF6低压闭锁 (18) 2.3.12 预想题目：SF6断路器液压机构打压超时故障 (18) 2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红 (19) 2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分、拒合 (19) 2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸 (19) 2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸 (20) 2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障 (20) 第四节主变压器故障 (20) 2.4.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作 (20) 2.4.1.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障） (20) 2.4.1.2 预想题目：1号主变压器内部故障、重瓦斯保护动作 (21) 2.4.2 预想题目：1号主变差动保护动作 (21) 2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障 (22)
变电站事故处理的一般 原则 公司内部档案编码：[OPPTR-OPPT28-OPPTL98-OPPNN08]
变电站事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项 事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项 一、事故处理的一般原则： 1. 正确判断事故的性质和范围，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协； 2. 用一切可能的方法保持无故障设备继续运行，以保证对用户的正常供电； 3. 尽快对已停电的用户恢复供电，并优先恢复站用电和重要用户的供电； 4. 调整电力系统的运行方式，使其恢复正常运行； 5. 将损坏设备隔离，为检修工作做好安全措施，以便缩短抢修时间。二、值班人员在事故情况下可进行紧急处理的项目： 为防止事故扩大、损坏设备，值班人员在紧急情况下，可先行处理，然后报告值班调度员的操作项目： 1. 将危及人身安全和可能扩大事故的设备立即停止运行； 2. 将已损坏的设备以及运行中有受损坏可能的设备进行隔离；
3. 母线电压消失后，将连接在该所有母线上的断路器拉开； 4. 电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行； 5. 站用电和直流系统全部停电或部分停电，恢复其电源。 三、事故情况下的记录、汇报程序及注意事项： 1、事故发生后，值班长立即复归音响，指派合格的值班员对以下内容进行准确记录： 1) 事故发生的时间； 2) 断路器位置变化情况指示； 3) 主设备运行参数指示（电压、电流）； 4) 操作员站全部光字牌；主要事故报文； 记录人将记录情况核对无误后，复归所有报文、光字，向值班长汇报。 2、值班长根据以上事故象征对事故性质进行综合判断，将事故简要情况汇报调度，汇报内容如下： 1)
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。
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析 [摘要] 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。 [关键词]大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析 我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。 为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。 说明，此案例分析以FHS变电站为主。 本案例分析的知识点： （1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。 （2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。 （3）单相瞬时性接地故障的处理方法。 （4）保护动作信号分析。 （5）单相重合闸分析。 （6）单相重合闸动作时限选择分析。 （7）录波图信息分析。 （8）微机打印报告信息分析。 一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念 在我国，电力系统中性点接地方式有三种： （1）中性点直接接地方式。 （2）中性点经消弧线圈接地方式。 （3）中性点不接地方式。 110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。 中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。 大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。 我国规定：凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则属于小接地电流系统。事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。
水电站事故预想 一、发电机过负荷： 1.现象： 1) 定子电流和转子电流指示可能超过额定值。 2) 有、无功表指示超过额定值。 3) 定子温度有所上升，系统频率、电压可能降低。 2.处理方法： 1) 系统故障（系统频率、电压降低），按本机事故过负荷的能力掌握时间，监视发电机各部分温度不超限，定子电流为额定值。 2) 系统无故障，单机过负荷，系统电压正常： A. 减少无功，使定子电流降到额定值以内，但功率因数不超过0.95，定子电压不低于0.95倍额定电压。注意定子电流达到允许值所经过的时间，不允许超过规定值。 B. 若减少无功不能满足要求，则请示值长降低有功。 C. 若AC励磁调节器通道故障引起定子过负荷，应将AC调节器切至DC调节器运行。 D. 加强对发电机端部、滑环和整流子的检查。如有可能加强冷却：降低发电机入口风温，发电机、变压器组增开油泵、风扇等。 E. 过负荷运行时，应密切监视定子线圈，空冷器前后的冷、热风温度、机组振动摆度，不准超过允许值，并作好详细的记录。 F. 检查调速器功率闭环控制或集中监控系统是否正常，必要时退出本机参加AGC、AVC运行。
二、发电机三相电流不平衡： 1.现象： 1) 定子三相电流指示互不相等，三相电流差较大，负序电流指示值也增大。 2) 当不平衡超限且超过规定运行时间时，负序信号装置发“发电机不对称过负荷”信号。 3) 造成转子的振动和发热。 2.处理方法： 当发电机三相电流不平衡超限运行时，若判明不是表计回路故障引起，应立即降低机组的负荷，使不平衡电流降到允许值以下，然后向系统调度汇报。等三相电流平衡后，再根据调度命令增加机组负荷。水轮发电机的三相电流之差，不得超过额定电流的20%，同时任何一相的电流，不得大于其额定值。水轮发电机允许担负的负序电流，不得大于额定电流的12%。 三、发电机温度异常： 1.现象：发电机绕组或铁心温度比正常值明显升高或超限，发电机各轴承温度比正常值明显升高或超限。 2.处理： 1) 判断是否为表计或测点故障，是则通知维护处理，并将故障测点退出，密切监视其它测点的温度正常。 2) 若表计或测点指示正确，温度又在急剧上升，则减负荷使温度降到额定值以内。否则停机处理。
事故处理预案 一事故处理预案通则 二发电机甩负荷处理预案 三发电机进相运行事故处理预案 四发电机超负荷运行处理预案 五发电机非同期并列事故处理预案 六发电机碳刷故障处理预案 七励磁调节器故障或整流柜故障事故处理预案 八机组受电网冲击事故处理预案 九发电机出口PT断线或掉闸事故处理预案 十厂用电失电事故处理预案 十一直流母线接地事故处理预案 十二直流系统失电事故处理预案 十三发电机着火事故处理预案 十四变压器着火事故处理预案 十五电缆着火应急预案 十六油系统着火处理预案 十七机组过速时,保护未能动作处理预案 十八剪断销剪断时，球阀未能动作处理预案 十九调速器拒动事故处理预案 二十球阀拒动事故处理预案 二十一轴瓦温度升高处理预案 一事故处理预案通则 一、事故分级办法： 为便于事故处理预案启动和分级管理，将事故分为三类。
1、一类事故：公司发生的人员伤亡事故、重大火灾事故、重大水灾事故、全厂停电事故、系统解列或瓦解事故、发电机、主变压器损坏事故为一类事故。 2、二类事故：公司发生的一般机组停运、解列、厂用电母线失电事故为二类事故。 3、三类事故：公司发生的不属于一、二类事故的其他生产事故异常为三类事故。 二、事故处理组织机构及各级人员、部门的职责 1事故处理组织机构 2各级组织机构的职责 3各级人员的职责 三、事故处理的基本原则 1 、事故情况下，要沉着冷静、有条不紊，及时汇报、及时联系，统一指挥、协调一致，做好防止人身伤害、设备损坏的技术措施，树立保设备观念，坚决执行紧停规定。 2、根据表计指示、光字信号和各种象征，正确判断故障范围及故障点； 3 、尽快切除故障点，消除事故根源，限制事故的发展，解除对人身及设备的安全威胁； 4 、调整未直接受到损坏的系统及设备的运行方式，尽量维持其在正常运行状态； 5、立即向有关领导和上级部门汇报，并通知有关部门； 6 、迅速消除缺陷，恢复机组运行； 7 、尽可能维持机组负荷 四、事故处理的程序及要求
110KV 光伏变电站事故预想与事故处理变压器故障 一、预想题目 1号主变压器内部故障,气体保护动作, 1号主变压器二次主断路器跳闸、龙光 I 线断路器跳闸。 二、系统运行方式: 110KV 龙光 I 线带 1号主变压器运行,龙光 II 线断路器备自投, 1号主变压器中性点间隙接地运行。 10KV :10KV 单母线分段并列运行,分段无选择、母联运行, 1号主变压器二次主送电 10KV 母线 I 段, 热氢化 06、热氢化 05、 #1氢化炉整流变压器、 #2氢化炉整流变压器、 #1~#4还原炉整流变压器、 #9~#14还原变、大负荷 05、公用变电站#1号进线、工艺变电站 #1进线在 10KV 母线 I 段运行,热氢化 07、热氢化 08、热氢化 09、热氢化 10、 #3氢化炉整流变压器、 #4氢化炉整流变压器、 #15~#18还原炉整流变压器、 #5~#8还原变、大负荷 06、公用变电站 #2号进线、工艺变电站#2进线、在 10KV 母线 II 段运行 ,10KV 分段备自投停用。 #1~2号电容器在 10KV 母线 I 段热备用。 #1号站用变在 10KV 母线 I 段运行, #2号站用变在 10KV 母线 II 段热备用。 (2保护及自动装置变更情况:110KV 、 10KV 分段备自投保护运行正常, 10KV 分段保护无选择,其他线路保护及自动装置正常。三、事故现象 警报鸣动,警铃响。龙光 1线、 1号主变压器二次主断路器红灯灭、 绿灯闪光,电流表计指零。主变压器保护 1、 2屏“运行”绿灯灭, “跳闸”红灯亮,龙光 I 线运行“ L1”灯灭,龙光 1线断路器跳闸“ TJ1”灯亮、 1号主变压器二次主断路器跳闸“ TJ2”灯亮, 1号主变压器二次主断路器跳闸位置“ TWJ ”灯亮, 1号主变压器二次主断路器合闸位置“ HWJ1”灯灭, 1号主变压器保护 1、 2屏液晶面显示“差动保护动作,出口跳闸” 。 10KV 备自投保护屏、分段断路器合闸信号继电器掉牌,
变电站的各类事故处理 一、线路故障跳闸的现象及处理 1、永久性故障跳闸，重合闸动作未成功 （1）现象 1) 警铃响、喇叭叫，跳闸开关指示灯出现红灯灭、绿灯闪光，电流表、有、无功功率表指示为0 2) 控制屏光字牌“保护动作”、“重合闸动作”、“收发讯机动作”等；中央信号屏“掉牌未复归”、“故障录波器动作”等亮 3) 保护屏故障线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作掉牌，微机保护显示出故障报告，指示保护动作情况及故障相别的动作情况 4) 现场检查该开关三相均在分闸位置 （2）处理 1) 记录故障时间，复归音响，检查光字信号，表计指示，检查并记录保护动作情况，确认后复归信号 2) 根据上述现象初步判断故障性质、范围、并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度简要汇报 3) 现场检查开关的实际位置和动作开关电流互感器靠线路侧的一次设备有无短路、接地等故障，跳闸开关油色是否变黑，有无喷油现象等；若开关机构为液压操动机构，检查液压机构各部分及压力是否正常；若开关机构为弹簧操动机构，检查压力、有无漏气；对保护动作情况进行检查分析，确定开关进行过一次重合 4) 如线路保护动作两次并且重合闸动作，可判断线路上发生了永久性短路故障 5) 将检查分析情况汇报调度，根据调令将故障线路停电，转冷备用 6) 上述各项内容记录在运行记录、开关事故跳闸记录中 二、母线故障跳闸的现象及处理 1、母线故障跳闸的现象 （1）警铃、喇叭响，故障母线上所接开关跳闸，对应红灯灭，绿灯闪光，相应回路电流、有、无功功率表指示为0 （2）中央信号屏“母差动作”、“掉牌未复归”、“电压回路断线”等光字亮，故障母线电压表指示为0 （3）母线保护屏保护动作信号灯亮 （4）检查现场母线及所连设备、接头、绝缘支撑等有放电、拉弧及短路等异常情况出现 （5）如果是低压母线或未专设母线保护的母线发生故障，则由主变后备保护断开主变（电源侧）相应开关 2、母线故障跳闸原因 （1）母线绝缘子和断路器靠母线侧套管绝缘损坏或发生闪络故障
1、球阀常见故障事故及其处理： (2) 1.1）球阀开启时无法平压 (2) 1.2）手动开关球阀不动作 (2) 1.3）自动开关球阀不动作 (2) 2、调速器机械液压常见故障及处理 (3) 2.1）调速器主配压阀发卡 (3) 2.2）调速器反馈钢绳断 (3) 2.3）调速器抽动 (3) 2.4）接力器跑油 (3) 3、水轮机常见事故、故障及其处理 (4) 3.1）机组轴承瓦温升高、过高 (4) 3.2）机组过速事故及其处理 (4) 3.3）机组异常振动 (4) 3.4）高转速制动 (5) 3.5）抬机、水击事故 (5) 3.6）剪断销剪断 (5) 3.7）顶盖水位升高 (5) 4、油系统常见故障及其处理 (6) 4.1）事故低油压 (6) 4.2）备用泵启动 (6) 4.3）油泵启动频繁 (6) 4.4）轴承油位异常 (7) 5、水系统常见故障及其处理 (7) 5.1）离心泵不上水或上水小 (7) 5.2）冷却水管路堵塞 (7) 5.3）集水井水位升高 (7) 5.4）主轴密封水压过低 (8) 6、气系统常见故障及其处理 (8) 6.1）储气罐压力异常、安全阀动作 (8) 6.2）气机启动以后不上气或上气量小 (8) 7、水机事故案例 (8) 7.1）天龙湖电站3F事故过程 (8) 7.2）某站1F机组烧瓦事故 (8) 7.3）某站推力瓦烧毁事故 (9)
1、球阀常见故障事故及其处理： 1.1）球阀开启时无法平压 水轮机的主阀球阀（蝶阀、快速闸门），为了减少开启时的震动和操作力以及满足机组平稳启动的要求，必须平压静水开启，但很多时候却无法对主阀进行平压。 原因： 1、导叶漏水大，未关严、间隙增大； 2、蜗壳排水阀未关严； 3、旁通管路不畅通堵塞、手动阀为开、液压阀卡塞 对策： 1、在球阀全关的情况下活动导叶，去除导叶间杂物，重新全关导叶； 2、检查蜗壳排水阀、旁通管各阀门位置是否正确； 3、根据情况，判断球阀止漏盖（环）确已缩回，活门处于自由状态时，可以手动开启球阀。 1.2）手动开关球阀不动作 原因： 1、操作油压不足； 2、操作电磁阀、液压阀卡塞； 3、操作油短路：包括受油器串油、接力器活塞内漏、液压集成块内漏。当出现油路短路时，表现为压油装置压力持续下降，但是球阀不动作； 对策： 1、检查油路阀门位置是否正确； 2、往返操作电磁阀，如仍然无法开启时，应停止操作，通知检修； 3、如油路短路，应复归操作，通知检修； 4、球阀关闭失灵时、应通过导叶切断水流停机，未处理好不得启动机组 1.3）自动开关球阀不动作 原因 1、含手动开关球阀不动作的所有原因； 2、操作电源回路断线熔断器熔断、空气开关跳闸、电磁阀线圈烧毁、接线端子接触不牢； 3、由于压力开关、行程开关等无输入造成开关条件不具备； 对策 1、检查熔断器容量是否符合，更换同型号的熔断器或试合空气开关一次； 2、检查压力开关阀门是否开启，行程开关是否有变位； 3、在导叶全关的情况下，试验手动开关球阀是否正常。
110KV变电站异常运行和事故处理
异常运行及事故处理 一。一般规定： 1. 事故处理的原则： ①限制事故发展，缩小事故范围，解除对人身和设备的威胁。 ②保持正常设备的继续运行，并与故障设备迅速隔离。 ③对停电设备尽快恢复送电。 2. 发生事故时应做到： ①记录时间，停止音响信号。 ②记录仪表变化，并分别将光子牌信号与保护动作情况记录清楚，（此工作至少两人进行），核对无误后再恢复信号。 ③将事故报告市调，厂调及有关领导（只将市调调度范围内设备的事故情况报告市调）。 3. 发生下列故障时应先处理，后报领导和调度。 ①将直接对人身有威胁的设备停电。 ②对受到严重威胁的设备停电。 ③将已受损的设备隔离。 ④站用电系统的恢复。 二．事故处理：
（一）．韩白T接线失压自投成功 1 警铃响喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“137跳闸101自投”亮，“110KV I段电压断线”亮，观察101开关电流有指示，137开关跳闸。 2观察10KV各出线开关均未跳闸，10KV I II 段电压指示正常，自投成功。3将情况详细记录并报告市调和厂调。 （二）．韩白T接线失压自投不成功 1警铃响，喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“110KV I 段电压断线” 亮，“10KV I 段电压断线”“10KV II 段电压断线”亮，“10KV I 段故障”“10KV II 段故障”亮，“137 跳闸101自投”光子牌未亮，观察137开关未跳闸，101开关未合，观察138带电，电压指示正常，10KV出线各开关均未跳闸，用验电笔验110KV I 段无电压，验110KV II 段有电压。 2将情况详细记录并报告市调和厂调。 3 将101自投小开关1BZT转至手动位置，拉开137开关，断开1号主变保 护屏内的5LP 6LP 压板，合上1号主变中性点地刀111—9。 4 合上101开关冲1号主变，然后拉开1号主变中性点地刀111—9。 5 接通1号主变保护屏内5LP 6LP 压板，观察10KV I II 段电压指示正常， 手动投入成功。 （三）。1#主变本体重瓦斯动作： 1. 事故前运行方式，1#主变带全厂负荷，2#主变停电，138开关作为137开关的热备用。 2. 分析：1#主变重瓦斯动作，闭锁101自投，137，511开关掉闸，故
预想题目: 倒闸操作过程中检查母差保护屏显示11022 刀闸合位指示灯不亮处理步骤 1、现场检查11022刀闸一次触头是否合到位，检查结果：11022 刀闸触头已合到位； 2、重新拉合11022刀闸，检查母差保护屏位置指示，仍显示11022 刀闸未合到位，初步判断11022 刀闸辅助节点转换不到位，辅助节点接触不良所致； 3、将检查情况汇报调度及变电处，打开11022 刀闸辅助节点的防尘罩，用电位法测量辅助节点两侧电压判断节点是否接通，稍微活动辅助节点看节点是否能够切换正常，若不能切换正常则更换一对备用节点。 4、经现场检查处理，11022 刀闸辅助接点恢复正常； 5、合上11022刀闸，拉开11021 刀闸，母差保护屏显示正常。 预想题目: 运行过程中发现1101开关SF6压力降至0.45Mpa，开关报警（开关绝缘降低） 处理步骤：1）首先到现场检查SF6气体压力情况，检查发现1101开关SF6气体压力降至0.45Mpa，将该情况汇报调度及变电处； 2）查阅1101开关SF6气体压力历史数据，绘制压力变化曲线，结合天气情况，初步判断开关SF6气体压力低是由于a）气温骤变引起，b）还是缓慢漏气引起，c）有突发性较大泄漏引起。 3）若1101开关SF6气体压力原来就较低，属于气温骤变引起压力降低报 警，应汇报变电处联系检修人员进行带电补气； 4）若属于缓慢漏气引起，应立即汇报变电处联系检修人员进行带电补气，并寻找漏气点进行消除； 5）若属于突发性较大泄漏引起，且泄漏情况较严重，应立即向调度申请将1101开关转检修，避免SF6气体继续泄漏引起开关操作闭锁。
预想题目:2 号主变瓦斯保护动作 处理步骤:1,记录时间、开关跳闸情况、保护动作情况光字牌亮情况，复归音响和控制开关，详细检查现场一次设备有无异常和故障，汇报调度. 2. 若轻重瓦斯都动作，则变压器内部故障，将其停用报检修。 3. 若轻瓦斯动作发信号，处理：观察瓦斯继电器动作次数，间隔时间长短，气 量多少，检查油位油温。若变压器外部引起的动作，变压器可继续运行。若是 变压器内部故障产生气体，则停运。 4. 若重瓦斯动作，检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波动作情况，根据气体性质区分故障，若五明显故障，可试送一次；有故障将其停用报检修。 预想题目:1#主变保护动作跳闸 处理步骤:1）检查主变过流保护动作，监视2#主变油位、油温，是否过负荷2）检查母线（过流保护范围内）及母线上的设备是否有短路；变压器及各侧设备是否有短路； 3）检查中、低压侧保护是否动作，各条线路的保护有无动作； 4）若无明显故障也无馈路保护掉牌，应拉掉该母线上所有馈路抢送主变，试送成功后逐一试送馈路开关； 5）如系母线故障，应视该站母线设置情况，用倒母线或转带负荷的方法处理；6）若有馈路保护掉牌，应拉掉该馈路的两侧刀闸（小车开关除外），保留开关现状，以便分析越级原因，与当值调度员联系试投变压器或母线； 预想题目：110KVI母元件倒II母后报警（刚进行过I母YH冷备用转运行操作）处理步骤: 1、检查信号和光字显示"装置异常""110KV I母YH回路断线". 2、检查110KVI、II 母电压，发现I 母电压为0。