配电设备事故应急处理预案.docx

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配电设备事故应急处理预案

CHRP－000－EE－OM－0001－2009

变配电设备事故应急处理规程

中海石油中捷石化有限公司

2009年02月29日发布2009年02月29日实施

变配电设备事故应急处理规程

1、概述

电气设备的异常现象是电气设备故障和事故的前兆。

运行人员的主要职责就是要及时发现和消除缺陷，把事故隐患消灭在萌芽状态，以确保安全供电。

严重的事故，不仅导致设备的损坏和用户长时间停电，而且可能造成人身伤亡。

电气设备主要事故有以下几种。

（1）主要电气设备的绝缘损坏事故。

（2）电气误操作事故。

（3）电缆头与绝缘套管的损坏事故。

（4）高压断路器与操作机构的损坏事故。

（5）继电保护及自动装置的误动作或因缺少必要的装置而造成的事故。

（6）由于绝缘子损坏或脏污所引起的闪络事故。

（7）由于雷击所引起的事故。

（8）导线及架空地线的断线事故。

（9）配电变压器事故。

（10）隔离开关接触不良或机构失灵引起的事故。

2、电气设备的正常、异常及事故状态

设备的正常工作状态是指在规定的外部环境条件（加额定电压、电流、介质、环境温度等）下，保证连续正常的达到额定工作能力的状态。

在正常工作状态下，由于环境和温度的影响，设备始终处于老化阶段。

随着时间的推移或外部环境的改变，设备即使在规定的外部条件下，部分或全部失去额定的工作能力，可认为该设备已进入异常状态，如设备不能承受额定电压、出力达不到铭牌要求、达不到规定的运行时间等。

设备发生轻微异常时还可继续运行，但发展成较为严重时，威胁安全或已造成设备部分损坏，引起系统运行异常，中止了对用户供电的状态，称为事故状态。

综上所述，变电站（所）内某一设备或全站（所）发生异常运行状态时，运行人员必须尽早作出判断，尽快予以处理。

3、电气设备事故处理的一般原则

电气设备发生事故时，运行人员必须沉着、迅速、准确地进行处理，不应慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免扩大事故。

3.1、事故处理具体措施

3.1.1尽快限制事故发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备的危害。

3.1.2用一切可能的方法保持未损坏设备继续运行，对重要用户应保证其不停电，对已停电的用户应迅速地恢复供电。

3.1.3及时向调度和上级主管部门汇报发生事故的原因、已采取的措施和变电所当时的运行方式。

在处理事故的过程中，要特别注意所用电的恢复。

3.2、事故处理对运行人员的要求

3.2.l、处理事故时除现场领导和运行人员外，其它外来工作人员应退出事故现场。

3.2.2、对解救触电人员、扑灭火灾、挽救危险设备，值班员有权先行处理，然后报告调度员。

3.2.3、在事故处理过程中，值班员除积极处理外，还应有明确地分工，要将事故发生情况及处理的过程，详细地记入设备操作记录薄内。

3.2.4、如交接班时发生事故，则应由交班人员处理，接班人员做助手，等恢复正常时，再交班。

但若一时恢复不了，则要经有关领导同意后方可交接班。

在判断事故原因时，应根据事故发生的部位（如配电室、户外构架、馈电出线）收集事故现场观察到的各种信息资料，整理出与事故有关的各种数据（如电流表摆动或电压表下降的幅度，电弧闪络或着火、喷油的部位等）。

这些原始资料，不仅可以提供有关事故部位的确切信息，而且对以后编写事故报告、分析事故原因也是不可少的。

3.3、正确判断事故地点和确定事故处理方案

变电所运行值班人员在判断事故点时，除了应根据现场发现故障现象外，还要根据控制盘上的灯光信号仪表指示，以及继电保护和自动装置的信号表示情况，迅速判断事故部位、故障性质，了解停电范围，确定事故处理方案。

在根据继电保护和自动装置的动作情况判断事故性质时，要考虑继电保护范围和灵敏度。

这时要注意是否存在非故障设备的越级跳闸和故障设备的拒动等情况。

如果在事故发生时出现一些互相矛盾的信号或事故波及的范围很大，以至值班人员不可能在很短的时间内摸清情况，一时无法采取有效措施，这时可把注意力集中在主要的问题上（例如消除对人员的人身威胁、扑灭火灾、恢复对重要用户的供电、制止事故蔓延等），并采取有针对性的措施。

在事故处理过程中，如果条件允许，应抽出时间及时向主管调度汇报发生的事故情况及事故处理过程。

在紧急情况下，值班员尚未弄清楚事故情况或值班员必须采取某种紧急措施，无法作详细汇报，则可以用简洁的语言通知调度（如我们这里发生了事故，情况正在查明等）。

变电所运行值班人员在处理事故时的独立操作，在技术上应严格遵循运行规程。

4、变压器声音异常及事故处理

现

象

1、变压器的声音连续均匀，但比平时增大；

2、声响中夹有杂音，而电流表无明显异常；

3、变压器连续的声响中夹有“噼啪”放电声；变压器发出很大且不均匀的响声，夹有爆裂声和“咕噜”声。

原

因

1、变压器过负荷；

2、内部夹件或压紧铁芯螺丝松动，使硅钢片振动增大；

3、变压器内部或外部发生局部放电；

4、变压器内部如局部（层间、匝间）绝缘击穿，引线对外壳，引线对铁芯，引线之间局部放电造成的。

由于分接开关接触不良引起打火。

处

理

方

法

1、联系调度降负荷；

2、运行中的变压器发生外部引线或套管放电，或内部发出不均匀的很大响声，绝缘局部击穿、部件间隙局部放电、分接开关接触不良打火放电，发出异常的“噼啪”爆裂声和“咕噜”声，将变压器停运、等候处理。

5、变压器温度异常及事故处理

现

象

运行中变压器最高温升超过55℃

原

因

1、变压器负荷；

2、散热器的阀门未打开；

3、温度计本身失灵。

处

理

方

法

1、检查变压器的负荷及冷却介质的温度；并与以往同样负荷及冷却介质相比较；

2、打开散热器的阀门；

3、更换温度计；

4、若以上三项正常，油温比同样条件下高出10℃，且还在继续上升时，则可断定为变压器内部故障，如铁芯发热或匝间短路等。

铁芯发热可能是涡流所致，变压器内部有异常热源，应立即停变压器，等候处理。

6、变压器油位异常、油色异常处理

现

象

1、油位异常有假油位和油面过低两种；

2、油色变化过甚，油内出现明显强烈的碳质。

原

因

1、假油位现象为防爆管通气管堵塞、油标管堵塞、油枕呼吸器堵塞等故障。

油面过低一般是由变压器严重渗漏或大量跑油，多次放油后未作补充，原来油量不足又遇温度骤降等原因造成；

2、油质下降，内部绝缘损坏。

处

理

方

法

1、根据变压器油枕的油位表-20℃、+20℃、+40℃三条线，加油或放油。

2、报告调度，要求立即停运处理。

7、变压器外表异常及事故处理

现

象

1、渗油、漏油；2、套管闪络放电；3、防爆管玻璃破损。

原

因

1、胶垫老化龟裂，螺丝松动或放油阀门关闭不严，制造时有沙眼或焊接质量差；

2、套管制造中有隐伤或安装中发生轻微碰伤，表面落有导电尘埃；

3、变压器内部发生短路故障。

更换防爆管玻璃时螺丝拧得太紧、法兰盘表面不平整、呼吸器堵塞等原因造成。

处

理

方

法

对上述几种外表异常，汇报主管部门及调度，加强监视；严重者应请示停用变压器，等候处理。

8、变压器瓦斯保护动作的处理

现

象

1、轻瓦斯动作发出信号；

2、重瓦斯保护发出信号，同时主变压器各侧断路器自动跳闸。

原

因

1、进行滤油、加油而使空气进入变压器，轻微故障而产生少量气体；

2、运行变压器发生局部发热和绝缘损坏。

处

理

方

法

1、轻瓦斯动作发出信号后，值班人员应首先停止音响信号，并检查瓦斯继电器里气体的性质，从颜色、气味、可燃性判断是否发生故障；

2、立即汇报上级。

确认为变压器内部故障时，应将变压器退出运行，并进行必要的检查。

9、变压器差动保护动作后的处理

现

象

差动保护动作跳开变压器各侧断路器。

监控后台报警，保护器面板报警。

原

因

变压器套管损坏，连接变压器的母线闪络。

变压器内部有故障

处

理

方

法

检查：

1.变压器套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪络的痕迹。

2.保护范围内的所有一次设备进行检查，即变压器高压侧及低压侧断路器之间的所有设备、引线、铝线等，以便发现在差动保护区内有无异常。

3.当变压器内部有损伤时，则不允许将变压器送电。

10、变压器后备保护动作后的处理

现

象

保护动作跳闸，事故音响响，继电器掉牌。

原

因

1、越级动作跳闸；

2、低压母线与变压器本体异常；

处

理

方

法

试送某一出线断路器时又引起越级跳闸，则应停送该线，而将其余线路恢复送电；

发现低压母线有明显的故障现象，而变压器本体无明显故障现象时，应待母线故障消除后再试合闸送电。

若检查发现变压器本体有明显的故障现象时，则不可合闸送电。

汇报上级听候处理。

11、变电站、发电机互感器的异常运行及事故处理

现

象

1、一次接头接头处过热；

2、声响特大或有放电声；

3、有异昧或焦糊味；

原

因

1、安装质量差，或者是紧固螺丝松动。

端子排螺丝不紧或者是在剥线头做小圈时铜线严重受伤；

2、绝缘局部击穿、螺丝松动或者是电流互感器二次开路；

3、互感器内部铁芯或线圈过热。

处理

方法

汇报上级领导、调度听候处理。

12变电站消弧线圈的异常运行及事故处理

现

象

1、油位异常油面过低或看不见油位；

2、油温过高；

3、套管闪络放电或本体内部有放电声。

原

因

1、由于渗漏油和修试放油后未作补充；

2、消弧线圈内部发生故障，如匝间短路、铁芯多点接地、分接开关接触不良等；

3、套管污秽较重、表面绝缘降低而形成。

处

理

方

法

1、补充油；

2、停运接地线路，待处理好后再投入；

3、应立即汇报上级领导、调度，使消弧线圈退出运行。

13、变电站电力电容器的异常运行及事故处理

现

象

1、渗漏油；

2、温度过高；

3、电力电容器喷油、爆炸着火。

原

因

1、密封不严；

2、环境温度升高及电力电容器过负荷。

3、由于系统内、外过电压，电容器内部严重故障所引起的。

处

理

方

法

1、立即退出运行；

2、加强通风、降温。

3、立即切断电源，然后对故障电容器进行拆除和更换。

14、变电站、发电机高压断路器的异常运行及事故处理

现

象

1、断路器的声音异常；

2、少油断路器油位异常；

3、断路器内部有放电声或其他异常声音、瓷套严重放电；

4、断路器跳合闸线圈冒烟；

5、断路器着火。

原

因

1、断路器内部绝缘损坏，造成带电部分对外壳放电，断路器内与带电部分等电位的绝缘部分连接松脱，形成悬浮电位放电，断路器静触头接触不良，形成主电流回路跳火，使油在电弧作用下受热翻滚；

2、放油阀门胶垫龟裂或关闭不严而渗漏油，油标玻璃裂纹或破损漏油，检修试验人员多次放油后未作补充，气候影响且原来油量不足；

3、跳合闸线圈是按短时通电设计的。

4、断路器外部套管污秽或受潮，而造成对地闪络及断路器内部闪络，断路器分闸时动作缓慢或遮断容量不足，断路器内油面上的缓冲空间不足。

处

理

方

法

1、停用处理。

2、断开该电路，并将断路器两侧的隔离开关拉开，使其与电源及可能波及到的运行设备分开，最后用干式CO2灭火器灭火。

15、变电站、发电机隔离开关的异常运行及事故处理

现

象

1、接触部分过热；

2、带负荷误拉、合隔离开关；

3、隔离开关支持绝缘子破损，闪络放电。

原

因

1、由于压紧的弹簧、螺栓松动和表面氧化所致；

2、运行人员因跑错间隔、违反倒闸操作规定；

3、环境污染或安装过程中碰伤

处

理

方

法

应报告上级领导、调度，待其退出运行后再进行处理。

16、变电站避雷针、避雷器的事故及处理

现

象

避雷针基础下沉不均匀，接地引下线脱焊、锈蚀、截面小于规定标准，接地电阻不合格等；避雷器上下引线松脱或折断，连接引线严重烧伤或烧断，避雷器绝缘子破损或爆炸。

原

因

1、施工质量差；

2、雷击放电。

处

理

方

法

汇报调度和设备主管部门听候处理。

17、变电站、发电机母线、绝缘子的异常运行及事故处理

现

象

1、母线过热；2、硬母线变形；3、母线绝缘子破损；4、绝缘子表面闪络和击穿。

原

因

1、母线与隔离开关连接处如接触不良；

2、由于外力造成机械损伤，由于母线通过较大的短路冲击电流所产生电动力的作用；3、绝缘子表面有裂纹；

处

理

方

法

应尽快汇报调度及设备主管部门请求处理；尽可能找出变形原因，以利于消除缺陷。

18、发电机事故及处理方法

现

象

1、合上待并发电机断路器的瞬间，定子电流突然升高，系统电压降低，发电机本体发出“吼”声；定子电流剧烈摆动；

2、发电机在额定负荷下或接近额定负荷下运行，定子线圈或铁芯温度超过规定极限值；转子电流超过极限值，转子温度过高；

3、运行中发电机断路器和励磁开关突然自动跳闸，发电机回路中的指示表计全指零；发电机内部或风道中冒烟或冒火星，并有绝缘烧焦臭味；

4、在发电机端盖上的窥视孔内以及出风道中和其他地方发现烟气、火星或烧焦的气味等；

5、发电机励磁机着火。

原

因

1、发电机非同期并列；2、空气冷却系统未开；3、发电机内部绝缘故障；4、绝缘损坏；5、励磁线圈或换向磁极线圈层间短路，引出线弧光短路，以及电枢与磁极强烈摩擦而着火。

处

理

方

法

1、立即断开发电机的断路器和灭磁开关，解列停机。

待发电机停止转动后，检查并测量定子线圈绝缘电阻，查明发电机却未受损后，可再次启动；

2、检查空气冷却系统，检查空气冷却水的出入口阀门是否全开；降低发电机的有功及无功负荷；

3、把励磁机励磁变阻器调到最大位置，将发电机断路器及励磁开关控制开关打到断开位置，使发电机停止运行进行检查；

4、发电机与系统解列，断开灭磁开关，同时关闭冷却通风系统出入口挡板，停止通风。

还应将发电机转速降低，维持在每分钟200－300转，防止发电机轴受热不均匀而弯曲。

然后开启水灭火装置；不可用沙子灭火。

火灾熄灭后，开启冷却通风系统出入口挡板，进行通风，使发电机降温。

但还要定期盘车；

5、处理方法与发电机内部着火处理一样。