变电站事故处理预案10.docx

1、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

2、慈、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31 220KV胡变1#主变、2#主变220KV侧、110KV

3、侧并列运行，10KV负荷由1#主变带运行，320断路器热备用开环； 32 220KV零阳变1#主变运行； 33 110KV南变1#主变、2#主变110KV侧、10KV侧并列运行； 34 110KV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； 35 110KV江变、何变、黄变、1#主变运行，110KV城变2#主变运行；36 110KV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；3.7 110KV迎宾变1#主变、2#主变分列运行，母联500断路器热备用开环；

4、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522110KVII母：零慈II回线528、零新线514、茶零II回524110KV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

5、变502（504）、黄变502（506） 35KV备自投：江变410 406（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

6、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110KV I母所有断路器现象：胡变110KV I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110KV I段母线进行检查；C. 若胡变检查110KV I段母线无异常，可用胡变1#主变510断路器对110KV I母试送电，若试送成功，则操作胡变恢复正常双母

7、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、胡迎黄回518、鱼胡线504、胡慈杨官线508、胡珍回512、胡武线506冷倒置110KV母单母线运行，并操作胡变恢复到110KV母单母线运行方式；E. 操作110KV I母转检修状态待检修；2、有选择跳开110KV母所有断路器现象：胡变110KV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110KV母检查无异常，可用2#主变520断路器对110KV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

8、2#主变520、胡何线522、胡官杨线524、胡珍回516、胡迎黄回514冷倒置110KV母单母线运行，并操作胡变恢复到110KV母单母线运行方式；D. 操作110KV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

9、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。 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110KV I母出线。（此情况下鱼胡线鱼506、胡珍回珍516会跳闸隔离故障点，110KV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110KV I母出线保

10、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110KV I段母线上其他出线的正常运行；C. 若胡变检查110KV I母出线保护动作信息未发现有报告，则胡变拉开110KV I母上所有出线断路器，合上1#主变510断路器对110KV I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。 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110KV 母出线。（

11、此情况下胡何线何504、，胡迎黄回黄502会跳闸隔离故障点，胡变110KV II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110KV 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110KV 段母线上其他出线的正常运行；B. 若胡变检查110KV 母出线保护动作信息未发现有报告，则胡变拉开110KV母上所有出线断路器，合上2#主变520断路器对110KV 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

12、装置。（四）、零变220KV系统与省网解列1、零变220KV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110KV I母所有断路器（零江线526、零慈回5

13、06、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110KV I段母线无异常，可用1#主变510断路器对110KV I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110KV母单母线运行，并操作零变恢复到110KV母单母线运行方式；C. 操作110KV I母转为检修状态待检修。（2）有选择跳开110KV II母所有断路器 现象：慈变、江变、零变110KV I母未失压A. 零变检查110KV II 段母线无异常，可用母联500断路器（充电保

14、护投入，充电正常后退出）对110KV 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110KV I母单母线运行，并操作零变恢复到110KV母单母线运行方式；C. 操作110KV II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

15、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。 1#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110KV母出线。（零慈回慈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110KV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

16、则视情况拉开其两侧隔离开关后，合上500断路器恢复110KV 段母线上其他出线的正常运行；B. 若零变检查110KV 母出线保护动作信息未发现有报告，则拉开零变110KV 母上所有出线断路器，合上母联500断路器对110KV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。 1#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110KV母出线。（零慈回慈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35KV BZT动作成功将35KV母线转江索线供电；

17、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110KV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110KV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110KV 段母线上其他出线的正常运行；E. 若胡变检查110KV 母出线保护动作信息未发现有报告，则胡变拉开110KV 母上所有出线断路器，合上1#主变510断路器对110KV 母试送电；F. 试送成功后必须确

18、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. 110KV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

19、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

20、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，10KV II段母线转南中线运行A. 核实中变10KV备自投是否动作成功，10KV II段母线转南中线运行；B. 拉开310、320将中变10KV、段母线负荷分别转移到中大回经南大回及中大回线经南大回由南变带运行。（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

21、功转凤珍线运行；B. 若珍变备自投动作不成功，核实胡珍回珍516确已跳开后，立即合上珍变凤珍线506或胡珍回504断路器；C. 若合凤珍线珍506或胡珍回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

22、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

23、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；