#35kV变电站事故处理细则Word文件下载.docx
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7.3迅速查清跳闸回路保护动作情况<
电流I段、电流Ⅱ段、重合闸动作、过流加速动作、后备保护动作情况及故障量）。
7.4查明现场保护装置的具体动作情况。
7.5掌握上述情况后迅速判明故障的性质、范围、类型等，把上述情况迅速向调度简明扼要的汇报清楚。
7.6复归上述动作信号，做好简要的时间记录。
7.7检查站内的一次、二次所有设备的运行情况，重点检查动作跳闸回路一次、二次设备故障后的情况<
对于跳闸设备应重点检查，检查清楚断路器及其机构是否存在问题）。
第二章车集站的正常运行方式
1、正常运行方式
方式一：
I矿车线带1#主变运行供6kVⅠ、Ⅲ段母线；
Ⅱ矿车线带2#主变运行供6kVⅡ段母线；
3#主变热备用于Ⅰ矿车线，车3500开关、6100开关、6301开关、6230开关热备用。
6100母联备自投投入，6230母联备自投退出。
方式二：
I矿车线带3#主变运行供6kVⅠ、Ⅲ段母线；
1#主变热备用于Ⅰ矿车线，车3500开关、6100开关、6101开关、6230开关热备用。
6100母联备自投退出，6230母联备自投投入。
注：
a>
本站主变高压侧中性点不接地。
b>
本事故处理细则根据运行方式一情况下进行编写。
第三章车集站异常及事故处理细则
1、上级电源消失
1.1主要事故征象
1.1.1预告信号电铃、事故信号电笛响；
后台报出：
“1＃、2＃直流屏‘交流电源故障’”、电容及滤波回路‘欠电压’保护跳闸动作”、主变“风冷消失告警”。
1.1.2后台显示电容及滤波回路开关位置状态变绿且闪烁。
1.1.3后台显示所有的电压、电流、功率均指示为零。
1.1.4事故照明灯亮，事故照明屏“事故照明投入”灯亮。
1.1.51#、2＃主变后备保护装置“告警”灯亮，同时液晶显示屏显示“风冷消失告警”。
1.1.61＃、2＃直流屏微机直流监控装置液晶显示屏显示“交流电源故障”；
1.1.7电容及滤波回路保护装置“跳闸”灯亮，液晶显示屏显示“低电压保护动作”，同时以上各盘开关位置指示灯绿灯亮。
1.2事故原因
造成全站失压的原因有：
上级电源消失。
1.3事故处理
1.3.1复归电铃、电笛信号。
1.3.2全面检查站内设备及保护装置动作情况，确认站内设备有无其他异常。
1.3.3向调度汇报检查结果，并询问上级电源情况。
1.3.4确认因上级电源出现故障后，在上级电源没有恢复供电或调度没有下达操作指令的情况下，不做任何操作，耐心等待。
1.3.5向用户通报事故情况，并做好来电准备。
1.3.6电源恢复后，检查站内设备运行情况。
1.3.7用户负荷恢复后，请示调度恢复站内的滤波、电容装置。
1.3.8做好相关记录。
6211<
南翼采区1#变二回）、6313<
南翼采区1#变一回）、6110<
26#采区变电所三回）、6103<
主井绞车一回）、6203<
主井绞车二回）；
该五条回路增加了低电压保护，当大面积停电时间超过1分钟后，该五条回路会自动跳闸。
当上级电源恢复后按照规定的停送电联系程序进行送电。
2、两条电源进线其中一条故障跳闸造成部分停电事故<
以I矿车线失压为例）
2.1主要事故征象
2.1.1预告信号电铃、事故信号电笛响。
2.1.2后台报出“6100桥开关自投动作”，“6101开关跳闸”、“6115、6116、6117回路‘欠电压’保护跳闸动作”。
2.1.3后台主接线图6101、6115、6116、6117开关位置状态变绿且闪烁，6100开关位置状态变红并闪烁。
潮流图显示I矿车线、35kV一母、1#主变，电压、电流、功率为零。
2.1.41#主变保护屏6101开关位置指示灯绿灯亮。
2.1.56100I开关柜备自投装置显示“桥开关自投动作”，同时6100开关位置指示灯红灯亮。
2.1.66115、6116、6117、保护装置“跳闸”灯亮，液晶显示屏显示“低电压保护动作”，同时6115、6116、6117开关位置指示灯绿灯亮。
2.2事故原因
2.2.1I矿车线有故障，上级开关跳闸。
2.2.235kVI段母线故障，引起上级开关跳闸。
2.2.3车3507间隔有故障，引起上级开关跳闸。
2.2.41#主变故障引起越级跳闸。
2.3事故处理
2.3.1复归电铃、电笛信号。
2.3.2检查站内相关设备情况，复归装置报警信号。
向调度汇报设备检查结果，并询问上级电源情况。
2.3.3若故障点不在站内，则根据调度指令进行以下操作：
1）拉开Ⅰ矿车2开关；
2）退出6100母联备自投装置，合上车3500开关；
3）投入1#主变运行；
4）拉开6100母联开关；
5）投入6100母联备自投装置。
2.3.4若故障点在站内，则根据调度指令进行以下操作：
2.3.4.135kVⅠ母故障
1）退出6100母联备自投装置；
2）Ⅰ矿车2开关停运、解备；
3）解备1#主变和车3500开关；
4）待Ⅰ矿车带电后，投入3#主变；
5）拉开6100母联开关；
5）投入6230联络备自投装置。
2.3.4.2车3507间隔故障
1）解备车3507开关；
2）待Ⅰ矿车带电后，投入1#主变，恢复正常运行。
2.3.4.31#主变故障引起越级跳闸
2）解备1#主变；
3）待Ⅰ矿车带电后，投入3#主变；
2.3.5电源恢复正常运行后，根据负荷情况及时向调度申请投入6115、6116、6117滤波、电容。
2.3.6做好相关记录，汇报调度和上级领导。
应按调度指令及时正确投退母联备自投装置。
3、变压器故障跳闸
3.1变压器差动保护动作<
以2#主变为例）
3.1.1事故征象
3.1.1.1预告信号电铃、事故信号电笛响；
后台报“1＃、2＃主变‘风冷消失告警’”、“2＃主变比率差动保护动作”或“2＃主变差动速断保护动作”、“6217欠电压保护动作”、“6100备自投桥开关动作”。
3.1.1.2后台主接线图车3502、6201、6217开关位置状态变绿且闪烁，6100开关位置状态变红且闪烁，潮流图显示2＃主变电压、电流、功率为零。
3.1.1.32＃主变主保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“比率差动保护动作”或“差动速断保护动作”。
3.1.1.41＃、2＃主变后备保护装置面板上“非电量”指示灯亮、液晶显示屏显示“风冷消失”，35kV线路保护测控柜：
车3502控制开关绿灯亮，车3502开关柜开关位置指示灯绿灯亮。
3.1.1.5主变保护测控柜I：
6201分闸指示灯绿灯亮；
6kVII段母线进线柜6201开关分闸位置指示灯绿灯亮，合闸位置指示灯红灯灭，6201开关在分闸位置。
3.1.1.56217保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“低电压保护动作”，开关柜电流表指示为零、控制开关指示绿灯亮，6217开关在分闸位置。
3.1.1.6站用交流配电屏“副井变投入”指示灯亮，“站用变投入”指示灯灭。
3.1.2事故原因
3.1.2.1主变差动保护范围在主变高、低压侧的电流互感器之间。
3.1.2.2主变及其套管引出线发生短路故障。
3.1.2.3保护二次线发生故障。
3.1.2.4主变高低压侧电流互感器故障。
3.1.2.5主变内部故障。
3.1.3事故处理
3.1.3.1复归电铃、电笛信号。
3.1.3.2根据后台信号、保护装置动作情况，判断事故性质，查找故障点，并向处调度汇报。
3.1.3.3退出6100母联备自投装置。
3.1.3.4投运3#主变，拉开6130开关。
暂用1#主变带6kVⅠ、Ⅱ段运行，3#主变带6kVⅢ段运行。
3.1.3.5投入站用变电源，退出副井变电源。
3.1.3.6解备2＃主变，等待检修。
3.1.3.7根据情况向调度申请投入滤波回路。
3.1.3.8做好相关记录，加强设备巡视，汇报调度和上级领导。
3.2变压器瓦斯保护动作<
以2＃主变为例）
3.2.1事故征象
3.2.1.1预告信号电铃、事故信号电笛响；
“1＃、2＃主变‘风冷消失告警’”、“2＃主变重瓦斯保护动作”或“2＃主变轻瓦斯保护动作”<
主变轻瓦斯动作只报告警信号不会跳闸）、“6217欠电压保护动作”、“6100备自投桥开关动作”。
3.2.1.2后台主接线图车3502、6201、6217开关位置状态变绿且闪烁，6100开关位置状态变红且闪烁，潮流图显示2＃主变电压、电流、功率为零。
3.2.1.32＃主变后备保护装置面板上“跳闸”或“告警”指示灯亮，液晶显示屏显示“重瓦斯保护动作”或“轻瓦斯保护动作”。
3.2.1.41＃、2＃主变后备保护装置面板上“非电量”指示灯亮、液晶显示屏显示“风冷消失”；
35kV线路保护测控柜：
车3502控制开关绿灯亮；
车3502开关柜上开关位置指示灯绿灯亮、红灯灭。
3.2.1.56kVII段母线进线柜6201开关分闸位置指示灯绿灯亮，合闸位置指示灯红灯灭，6201开关处于分闸位置。
3.2.1.66217保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“低电压保护动作”。
开关柜电流表指示为零、控制开关上红灭绿灯亮，6217开关处于分闸位置。
3.2.1.7站用交流配电屏“副井变投入”红灯亮，“站用变投入”红灯灭。
3.2.2事故原因
3.2.2.1轻瓦斯动作的可能原因：
1）变压器异常运行时导致内部油位变化或者有轻微气体产生。
2）空气进入变压器内部，在变压器新安装或大修时空气排放不净或密封不严。
3）穿越性短路故障而产生少量气体。
4）油位降低导致轻瓦斯动作。
5）直流出现两点接地或多点接地，二次回路短路。
6）强烈的振动或者轻瓦斯继电器损坏误动作。
3.2.2.2重瓦斯动作的可能原因：
1）变压器内部发生严重故障。
2）瓦斯保护回路有故障。
3）近区穿越性短路故障。
4）油面严重降低。
3.2.3事故处理
3.2.3.1复归电铃、电笛信号。
3.2.3.2根据综自后台信号、保护装置动作情况，判断事故性质，查找故障原因，汇报调度。
3.2.3.3退出6100母联备自投装置。
3.2.3.4投运3#主变，断开6130开关。
3.2.3.5投入站用变电源，退出副井变电源。
3.2.3.6解备2＃主变，等待检修。
3.2.3.7根据情况向调度申请投入滤波回路。
3.2.3.8做好相关记录，加强设备巡视，汇报调度和上级领导。
3.3、变压器后备保护动作
3.3.1事故征象
3.3.1.1预告信号电铃、事故信号电笛响；
“1＃主变低压侧过流I段保护动作”<
低后备跳母联、跳低压侧进线）或“1＃主变高压侧过流I段保护动作”<
高后备跳主变高低压侧开关）、“6115、6116、6117欠电压保护动作”。
3.3.1.2后台主接线图6101<
车3501、6101）开关位置状态变绿且闪烁；
1#主变、6kVⅠ、Ⅲ段母线电压、电流指示为零。
3.3.1.31＃主变后备保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“低压侧过流Ⅰ段保护动作”或“高压侧过流I段保护动作”、6101<
车3501、6101）开关红灭绿灯亮。
3.3.2事故原因
3.3.2.1主变低后备保护范围在变压器低压侧电流互感器的负荷侧以下。
主变高后备作为主变主保护和低后备的后备保护，其保护范围为变压器高压侧电流互感器以下部分。
故此保护动作原因有：
1）6kVⅠ、Ⅲ段母线故障或进线柜故障。
2）6kV某出线开关拒跳。
3）6kV某出线开关保护拒动。
3.3.3事故处理
3.3.3.1复归电铃、电笛信号。
3.3.3.2根据综自后台信号、保护装置动作情况，判断事故性质，查找故障原因，汇报调度。
3.3.3.3若1#主变高后备保护动作
1）、根据保护动作情况检查1#主变及6kVⅠ、Ⅲ段设备有无明显故障点，检查结果汇报处调度。
<
故障点在6101开关上侧）
2）、退出6100联络备自投装置。
3）、投入3#主变及6230联络备自投装置。
4）、将1#主变解备、作安措，等待检修。
5）、根据负荷情况及时向调度申请投入6115、6116、6117滤波、电容回路。
3.3.3.4若1#主变低后备保护动作
1>
、保护正常动作，而断路器拒分，致使上一级断路器保护动作跳闸
a）退出6100联络备自投装置，检查6kVⅠ、Ⅲ段所有开关有无异常及保护动作现象。
b）发现有保护动作而机械位置仍在合位的开关，应立即将该开关手动断开，并及时解备、隔离故障点。
c）检查母线确无异常后，合上6101开关，恢复6kVⅠ、Ⅲ段母线供电。
d）根据负荷情况及时向调度申请投入6115、6116、6117滤波、电容回路。
2>
、若确定是保护拒动，从而使上一级断路器保护动作跳闸。
若检查6kVⅠ、Ⅲ段开关无保护动作异常信号，而母线又无故障，则应能判定为6kVⅠ、Ⅲ段某一开关保护拒动引起越级跳闸。
b>
退出6100联络备自投装置，拉开6130、6310开关，投运3#主变。
说明：
1#主变带6kVⅠ、Ⅲ段、2#主变带6kVⅡ段运行方式下，低后备保护动作跳6101开关，可判断故障点应在6kVⅠ段上，6130、6310开关采用的是线路保护配置电流Ⅰ段，时限0.6S，故障点在6kVⅢ时联络开关才会动作跳闸。
）
c>
3#主变投运成功后，拉开6kVⅠ段上所有开关。
d>
用1#主变对6kVⅠ段母线进行充电。
e>
母线充电正常后，对6kVⅠ段逐个回路试送电，当试送到某个回路，再次出现跳闸时，则将该开关停运、解备，隔离故障点。
f>
再次用6101对6kVⅠ段母线及所送过的负荷回路充电，恢复其余回路的供电。
g>
合上6130、6310开关，停运3#主变，投入6100联络备自投装置，恢复正常运行方式。
h>
根据负荷情况及时向调度申请投入6115、6116、6117滤波、电容回路。
4、变压器油温异常升高
4.1主要征象
预告信号电铃响；
后台报：
“主变温度告警”，后台显示主变温度异常升高。
4.2温度异常升高原因
造成油温异常升高的原因有：
1、变压器负荷增大；
2、主变风扇交流电源故障或风扇故障不能自投；
3、变压器内部故障；
4、温度计显示错误。
4.3温度异常升高处理
当发现变压器油温升高异常，运行人员应使用红外测温仪对变压器辅助测温，立即判明原因并设法降低油温，具体内容如下：
4.3.1恢复各组冷却器正常工作。
4.3.2当判明温度升高的原因后，应立即采取措施降低温度或申请减负荷运行，如果未查出原因则怀疑内部故障，应马上汇报调度，申请投入备用变压器，将变压器退出运行，进行检修。
5、6kV单相接地故障
5.1主要事故征象
5.1.1预告信号电铃响；
“6kV×
段谐振接地告警”、“×
母接地”、“×
母TV二次断线”。
5.1.2检查母线电压一相降低，另两相升高<
金属性接地时，接地相电压指示为零，另两相升高为线电压）。
5.1.3PT监测装置液晶显示屏显示“×
母TV二次断线”、“×
母接地”，该装置“告警”、“保护动作”灯亮；
消谐装置显示“×
母谐振接地”、“×
母接地”指示灯亮。
5.1.4MLX-198G微机小电流接地选线装置“×
母线接地”、“跳闸”指示灯亮，液晶显示屏显示“6×
×
”接地。
5.1.5母线PT声音异常；
对应母线所带的消谐柜接地相接触器动作指示灯亮。
5.2事故原因
风井线路导线断线；
风井线路导线在绝缘子中绑扎或固定不牢，脱落到横担或地上；
风井线路导线因风力过大，与建筑物、树木距离过近；
风井线路避雷器绝缘击穿；
井下回路电缆接头氧化发热绝缘损坏；
井下回路电缆受到撞击或者挤压造成接地。
5.3事故判断及处理
5.3.1发生单相接地时应立即检查母线电压，根据电压进行判断：
1）一相电压降低，另两相电压不变，又有报接地信号，可能是电压互感器一次保险熔断。
2）一相电压为零，另两相电压升高，可判断为单相接地。
5.3.2事故处理
初步判断是真接地还是假接地。
若是真接地，检查站内接地母线所接的所有设备绝缘有无异常情况，并根据小电流接地选线装置报出的信息，判断接地回路。
a）如果是站内设备接地，应迅速汇报调度做相应处理。
b）如是站外设备接地，小电流接地选线装置选出接地回路，应迅速与用户联系，告知是哪条回路接地。
要求其尽快查找接地点并隔离，否则1小时后对该回路停电处理。
在接地期间严密监视设备运行情况，重点对接地母线上电压互感器进行巡视，出现异常立即停电处理。
注意：
关键在于选线是否选准：
要与用户结合确认是否选准，选不准要按以下程序进行拉路寻找。
c）若小电流接地选线未选出或者选出的回路已停电，但接地现象仍存在。
则迅速与用户联系，说明可能是哪几条回路存在接地的可能，要求用户在1小时内处理好，否则1小时后将拉路寻找，拉路方法：
停1条回路观察接地信号是否消失，不消失送上拉第2条回路，直到接地信号消失为止。
拉一遍均不消失，准备拉第二轮，即该母线全停，一路一路试送，送上哪条回路出现信号，将哪条回路停下来，依次送完。
在处理接地故障时应穿戴个人防护用具，在接地1小时20分钟时，要汇报相关领导，准备拉路寻找，处理时间控制在2小时之内。
6、6kV母线故障<
以6kVⅡ段母线短路为例）
6.1事故征象
6.1.1预告信号电铃、事故信号电笛响；
“2＃主变低压侧过流I段保护动作”<
跳6201）、“1＃、2＃主变‘风冷消失告警’”，“6217欠电压保护动作”。
6.1.2综自后台主接线图6201、6217开关状态符号变绿且闪烁；
6kVⅡ段母线电压、电流指示为零。
6.1.32＃主变后备保护装置面板上“跳闸”指示灯亮，液晶显示屏显示“低压侧过流I段保护动作”，6201控制开关红灯灭绿灯亮，开关柜上6201开关指示灯绿灯亮，6201开关在分闸位置。
6.2事故原因
母线绝缘破损有短路或两相接地短路现象；
有杂物搭在母线上；
小动物进入柜顶。
6.3事故处理
6.3.1复归电铃、电笛信号。
6.3.2退出相应的联络备自投装置，检查6kVⅡ段母线上所有馈出线开关有无保护动作情况及母线异常情况。
6.3.3母线有异常情况<
无法排除），则将该母线停运、解备，将该母线上负荷转移。
6.3.4汇报处调度，等待检修。
7、电压互感器保险熔断<
以6202PTB相高压保险熔断为例）
7.1事故征象
7.1.1预告信号电铃响；
“6kVⅡ段谐振接地告警”、“Ⅱ母TV二次断线”、“Ⅱ母接地”。
7.1.2主潮流图显示6kVⅡ段母线电压B相降低或接近零，A、C两相电压不变。
7.1.36102、6202电压互感器监测装置液晶显示屏显示“Ⅱ母TV二次断线”、“Ⅱ母接地”，该装置“告警”、“保护动作”灯亮。
7.1.46102柜上消谐装置显示“Ⅱ母谐振接地”，“Ⅱ母接地”指示灯亮。
7.2事故原因
PT内部发生单相接地或匝间短路故障；
供电系统发生单相间歇电弧/弧光接地，产生过电压；
因为PT铁磁饱和发生系统谐振过电压和大电流；
PT二次回路发生短路二次电压空气开关未跳开，从而造成高压侧熔断器熔断。
7.3事故处理
7.3.1复归电铃信号。
7.3.2穿戴人身防护用具，检查设备运行情况，将结果汇报调度。
7.3.3根据调度指令退出备自投装置、6kVⅡ段母线上所带回路的低电压保护<
6211、6203、6217）、2#主变低压侧复压开出、2#主变低压侧过流投退等保护压板。
7.3.4断开PT二次空开，拉开PT柜甲刀闸。
7.3.5更换同型号、同规格的合格熔断器。
7.3.6恢复PT正常运行<
若保险再次出现熔断，则汇报调度安排处理）。
7.3.7投入所退出的相关保护压板。
7.3.8做好有关记录，汇报调度及相关领导。
停运电压互感器时，应记录好停运和投运时间，以便估算电度量。
8、电流互感器故障
8.1事故征象
8.1.1回路仪表指示异常；
电流互感器二次开路时，电流无指示，功率表表值降低。
8.1.2本体发出噪声或不均匀的震动声音。
8.1.3本体严重发热，有异味，变色，冒烟等情况；
8.1.4电流互感器二次回路上有很高电压，元件线头等有放电、打火现象。
8.2事故原因
电流互感器二次回路开路；
内部出现故障；
温度过高；
互感器冒烟、着火可能造成此类事故。
8.3事故处理
将现场检查结果汇报调度，根据调度指令，将二次端子进行短接、紧固或待用户负荷转移之后，可以对该间隔停运、解备，由专业人员来检修处理。
9、6kV馈出线保护跳闸故障
9.1事故征象
9.1.1预告信号电铃、事故信号电笛响；
“6×
开关电流×
段保护跳闸动作”。
9.1.2综自后台主接线图6×
开关位置状态变绿且闪光，潮流图显示跳闸开关电流、功率为零。
9.1.3跳闸开关保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“电流×
段保护动作”。
9.1.4跳闸断路器分合闸灯指示：
绿灯亮、红灯灭，开关在分位。
9.2事故原因
9.2.1电流Ⅰ段保护动作时，故障应是在主供电缆上的短路及用户井下变电所内开关、母线或站内故障
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