110KV变电站事故预案.doc
110kV变电站的事故应急处理预案
110kV变电站的事故应急处理预案
事故处理的一般程序
15.1.事故处理任务:
15.1.1.迅速限制事故的发展，隔离事故，并解除对人身设备危险。
15.1.2.用一切可能的方法保持未受事故影响设备的继续运行，以保证对用户供电的连续性。 15.1.3.迅速对已停电的用户恢复供电。
15.1.4.设法保护站用电源，从而保护以上任务顺利完成。
15.2.事故处理的一般程序:
15.2.1.记录时间，解除音响，检查表计指示和保护、自动装置及信号动作情况;检查动作和失电设备情况。若站用电失去，夜间可合上事故照明。在检查设备损害情况时，需要触及设备的导体部分或虽不触及其导体部分，但安全距离不符合要求时，必须将设备改为检修状态后，方可进行。
15.2.2.根据表计指示、保护、信号的动作情况，以及设备的外部象征，判断事故性质，严重程度。
15.2.3.按第三条规定拉开某些开关。
15.2.4.记录动作信号，并一一复归。
15.2.5.及时、准确地向调度
汇报
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，并在其指挥下处理事故。
15.2.6.隔离故障点。
15.2.7.按调度命令，对停电设备恢复供电。
15.2.8.将故障设备改为检修后，汇报调度。
15.2.9.将上述情况分别记录在相应的记录薄上。
15.2.10.汇报上级及相关部门。
15.3.在某些情况下，为防止事故扩大，值班员可以先操作，后向调度汇报。下列几种情况适于此项规定:
15.3.1.对直接威胁人身和设备安全的设备停电。
15.3.2.将已损害的设备隔离。
15.3.3.拉开失电母线上所有开关。
15.3.4.复归信号(包括闪光、光字、掉牌等)
15.3.5.站用电倒换，信号熔丝更换等。
15.4.发生事故后，值班长应向调度汇报如下内容:
15.4.1.发生事故的时间及设备名称。
15.4.2.开关及事故设备，失电设备情况。
15.4.3.保护、自动装置、信号等动作情况。
15.4.4.负荷及正在运行设备情况。
15.5.开关必须严格按规定的事故跳闸次数运行。若已达到开关的允许事故跳闸次数或因开关跳闸次数不允许而退出重合闸时，均应立即通知调度及上级领导，以便组织抢修。 15.6.所有被迫停运的事故或异常设备，均应通知调度和上级，以便组织抢修。 15.7.在和调度失去联系时，应设法恢复，如果联系失效，按有关“通讯失灵时的调度处理办法”执行。
15.8.在事故处理的整个过程中，电话必须录音，以备事故调查之用。 15.9.事故处理中的其他规定:
15.9.1.在交接班发生事故，而交接手续尚未完成时，应由交班人员坚守岗位，处理事故，接班人员协助处理，在事故处理告一段落后，经调度同意方可办理交接手续。 15.9.2.站内发生事故，在站人员(包括在站休息的所有人员)听到事故报警后，必须立即奔赴主控室，等候当值值班长安排。
典型事故处理
16.1.系统低频跳闸
跳闸后，复归信号，退出跳闸线路重合闸，作好记录，监视周波和潮流变化情况，汇报调度。待系统周波恢复正常以后，在调度命令下，恢复各线路供电，并投入重合闸。 16.2.小电流接地系统单相接地事故
16.2.1.10KV、35KV为小接地系统，在发生单相接地时开关不跳闸，允许接地运行，但时间不超过两个小时。这时因为长时间接地运行，易引起过电压，造成绝缘击穿发展为相间故障，所以应尽快找出故障点加以隔离。
16.2.2.值班人员应准确区分单相接地，铁磁谐振，电压互感器熔丝熔断等几种情况，然后准确汇报。
16.2.3.当发生接地后，监测三相对地电压和线电压，根据表计指示和信号进行判断。值班员在检查站内设备时，应穿绝缘鞋，戴绝缘手套。若接地点在站外，应请示调度在其命令下试拉寻找，试拉时，至少应由两人以上进行。
16.2.4.在拉路时，应注意监视电压表的变化和光字变化，当在拉某一条线路时，光字消失，电压恢复正常，则说明接地点在该线路，否则继续进行拉路查找。
16.2.5.当发生接地时，值班人员应记录发现时间，接地相别，电压指示以及消除时间等。 16.3.站用变失电
16.3.1.站内发生事故，使站用电失电时，设法恢复。不能恢复汇报调度，申请从10KV倒送电。
16.3.2.若站用电失电影响到主变风扇电机的用电应向调度汇报，并压缩主变的负荷至允许范围。
16.4.2,主变的事故处理
16.4.1.变压器的严重异常现象及其
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16.4.1.1.变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音，是由于铁芯的夹件螺丝夹得不紧，使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。振动能破坏硅钢片间的绝缘层，并引起铁芯局部过热。至于变压器内部有“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线，造成铁芯对外壳感应而产生的高电压发生放电引起的，放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。
6.4.1.3.变压器在正常负荷和正常冷却方式下，如果变压器油温不断的升高，则说明本体内部有故障，如铁芯着火或绕组匝间短路。铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘
损坏造成的。此时，铁损增大，油温升高，使油老化速度加快，增加气体的排出量，所以在进行油的分析时，可以发现油中有大量的油泥沉淀，油色变暗，闪点降低等。而穿芯螺丝绝缘破坏后，会使穿芯螺丝短接硅钢片;这时便有很大的电流通过穿芯螺丝，使螺丝过热，并引起绝缘油的分解，油的闪光点降低，使其失掉绝缘性能。铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗，闪光点降低，这时由于靠近着火部分温度很快升高致使油温逐渐达到着火点，造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。在这种情况下，若不及时断开变压器，就可能发生火灾或爆炸事故。
16.4.1.4.油色变化过甚，在取油样进行分析时，可以发现油内含有碳柱和水份，油的酸价，闪光点降低，绝缘强度降低，这说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。
16.4.1.5.套管有严重的破损及放电炸裂现象，尤其在闪络时，会引起套管的击穿，因为这时发热很剧烈，套管表面膨胀不均，甚至会使套管爆炸。
16.4.1.6.变压器着火，此时则将变压器从电网切断后，用消防设备进行灭火。在灭火时，须遵守《电气消防规程》的有关规定。
对于上述故障，在一般情况下，变压器的保护装置会动作，将变压器三侧的断路器自动跳闸，如保护因故未动作，则应立即手动停用变压器，并
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调度及上级机关。 16.4.2.2,主变的事故处理
16.4.2.1.2,主变的油温过高
当变压器的油温升高至超过许可限度时，应做如下检查:
16.4.2.1.1.检查变压器的负荷及冷却介质的温度并与以往同负荷及冷却条件相比较。 16.4.2.1.2.检查温度计本身是否失灵。
16.4.2.1.3.检查散热器阀门是否打开，冷却装置是否正常。若以上均正常，油温比以往同样条件下高10?，且仍在继续上升时则可断定是变压器的内部故障，如铁芯着火或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或硅钢片间的绝缘破坏，此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯着火逐渐发展引起油色逐渐变暗，并由于着火部分温度很快上升致使油的温度渐渐升高，并达到着火点的温度，这时很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故，因此，应立即报告调度和上级，将变压器停下，并进行检查。
16.4.2.2.2,主变漏油和着火时
变压器大量漏油使油位迅速下降时，应立即汇报调度。禁止将重瓦斯保护改为作用于信号。因油面过低，低于顶盖，没有重瓦斯保护动作于跳闸，会损坏绝缘，有时变压器内部有“吱吱”的放电声，变压器顶盖下形成的空气层，就有很大危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。
变压器着火时，应首先切断电源，若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，此时要用干式灭火器、四氯化碳灭火器或沙子灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其他设备着火。
16.4.2.3.2,主变有载分接开关的故障
16.4.2.3.1.过渡电阻在切换过程中被击穿烧断，在烧断处发生闪烙，引起触头间的电弧越拉越长，并发出异常声音。
16.4.2.3.2.分接开关由于密封不严而进水，造成相间闪烙。
16.4.2.3.3.由于分接开关滚轮卡住，使分接开关停在过渡位置上，造成相间短路而烧坏。
16.4.2.3.4.调压分接开关油箱不严密，造成油箱内与主变油箱内的油相连通，而使两相油位指示器的油位相同，这样，使分接开关的油位指示器出现假油位，造成分接开关油箱内缺油，危及分接开关的安全运行。所以，在大型有载调节的变压器油枕上，装有两个油位指示器，一个是指示有载分接开关油箱内油位，另一个是指示变压器油箱内的假油位，两个油箱是隔离的，所以这两个油位指示是不同的，在运行中应注意检查。
以上故障的处理，值班人员需监视变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油色和声音的变化;试验人员应立即取油样进行气相色谱分析;鉴定故障的性质，值班人员应将分接开关切换到完好的另一档，此时变压器仍继续运行。
16.4.2.4.主变主保护动作时的原因和处理
16.4.2.4.1.瓦斯保护动作时的处理:瓦斯保护根据事故性质的不同，其动作情况可分为两种:一种是动作于信号，并不跳闸;另一种是两者同时发生。
轻瓦斯保护动作，通常有下列原因:
A、因进行滤油，加油和启动强迫油循环装置而使空气进入变压器。
B、因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。
C、因变压器轻微故障而产生少量气体。
D、由于外部穿越性短路电流的影响。
引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离得太快，也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。
轻瓦斯保护动作时，首先应解除音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因，根据气体分析，进行处理，若是由于带电滤油，加油而引起的，则主变可继续运行。
16.4.2.4.2.差动保护动作时的处理
当变压器的差动保护动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部分进行检查。重点检查以下几点:
A、检查变压器的套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。 B、检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。
C、若检查结果没有上述现象，则应查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时，则不许将变压器合闸送电。有时差动保护在其保护范围外发生短路时，可能会发生误动，如果变压器没有损伤的象征时，有条件的可将变压器由零起升压试验后再送电，无条件时，则应检查差动保护的直流回路。若没有发现变压器有故障，就可空载合闸试送电，合闸后，经检查正常时，方可与其它线路接通。
若跳闸时一起都正常，则可能为保护装置误动作，此时应将各侧的断路器和隔离开关断开，由试验人员试验差动保护的整套装置。若为电流速断保护动作，其动作的处理可参照差动保护的处理。
16.4.2.4.3.定时限过电流保护动作时的处理
当变压器由于定时限过电流保护动作跳闸时，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查各出线线路保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩等现象。如查明是因为某路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出线断路器，将变压器投入，并恢复向其它各线路送电，如查不出是越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查中、低压侧母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障象征时，则变压器可在空载的条件下试投一次，正常后再逐路恢复送电;当在试送某一条出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用而将其余线路恢复供电。若检查发现中、低压侧母线有明显象征时，则可切除该故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障象征时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。
16.4.2.4.4.110KV装有零序保护而动作于跳闸时，一般均为系统发生单相接地故障所致，发生事故后，应汇报调度听候处理。
16.4.2.4.4.2.变压器自动跳闸:
在变压器自动跳闸时，如有备用变压器，应将备用变压器投入，然后停用工作变压器，以检查变压器跳闸的原因，若无备用变压器时，则须查明属何种保护动作及在变压器跳闸时有何种外部现象。若检查结果表明变压器跳闸不是由于内部故障所引起的，而是由于过负荷，外部短路或保护装置二次回路故障所造成的，则变压器可不经外部检查而重新投入运行，若检查时发现有内部故障现象，则应进行内部检查，待故障消除后，方可再投入运行。 注意:在主变恢复送电时，严禁引起非同期合上开关。
16.5.母线电压消失的事故处理
16.5.1.母线电压消失的原因有如下几点:
16.5.1.1.当靠近断路器的线路侧发生短路没有电抗器，而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。
16.5.1.2.当电源中断以及母线短路或因母线断路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重事故，应尽可能的迅速处理，使电压恢复。 16.5.2.母线电压消失的事故处理:
在母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况，以及失压时的外部象征，来判断母线失压的故障性质。
16.5.2.1.若因线路断路器失灵而引起母线电压消失时，应将故障线路手动切断后，恢复其它线路送电。
16.5.2.2.若母线短路或有母线到断路器间的引线发生短路而引起母线电压消失时，其外部的象征除了配电屏表计有短路现象外(仪表剧烈摆动，母线电压表为零，光字亮)。在故障地点还会有爆炸声，冒烟或起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变的断路器及线路断路器跳闸，并出现闪光，喇叭响等现象，此时应切除故障母线，投入备用母线。 16.5.2.3.若母线失压的原因是由母差保护误动作引起的，则可强送一次，若不能迅速找出母线电压消失的原因而估计故障点可能在母线上时，则应投入备用母线;若判明故障在送电线路上，即将故障线路切除后还不能消除故障时，则应接到调度命令后，把一切变压器和终端送电线路的断路器断开，检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开，则应检查该断路器上有无电压，等有了电压后再进行合闸，将线路与母线连接。然后再连接其它各条出线。
16.5.2.4.若母线失压时本站一次设备和继电保护均无异常，此时应不等调度命令，自行作好以下处理:
◎如故障过程中松安152线无明显故障及特征，应保留152在合位，立即断开松大151和泸松153开关;
◎如故障过程中松安152线有明显故障及特征，而松大151和泸松153正常，则应保留153在合位，立即断开151和152开关;
◎如故障故障过程中松安152线和泸松153线均有明显故障及特征，而松大151正常，则应保留151在合位，立即断开152和153开关;
16.6.少油断路器的事故处理
运行中的断路器缺油的处理:
运行中的断路器是否缺油，要认真地进行判断，以防因气候的变化因油标看不见油位时，而作为缺油处理。只有断路器大量漏油而看不见油位时才确系断路器缺油。此时，油断路器已不能安全的灭弧切断电路了，为此必须立即拔掉该断路器的操作保险，并挂“不准分闸”的标示牌，尽一切办法停用断路器。如以旁路断路器代替。
16.7.全站失压的事故处理
16.7.1.对全站失压的原因判断:
16.7.1.1.对全站失压的判断不能仅仅依据站用电源的消失与否来断定，而应该进行综合判断分析;
16.7.1.2.先检查站用电源的消失的原因，是否为2#B跳闸引起，或是站用变本身高压保险熔断引起;
16.7.1.3.再检查110KV各出线的开关位置和负荷情况，判断清楚是否为110KV各出线的开关由于母差保护动作跳闸引起全站失压;
16.7.1.4.造成我站全站失压的另一原因是我局110KV系统崩溃时，此时我站110KV、35KV、10KV各出线的开关不会跳闸，而其负荷也将消失。
16.7.2.对全站失电时的处理
细则
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:
16.7.2.1.认真进行检查，核实停电时站内有无异常声、光来判断是否由于站内故障造成的全站失压。如是站内引起的失压，则请示调度或按现场规定处理。若不是站内故障，则应报告调度，听候处理。
16.7.2.2.西昌电网全网崩溃垮网造成我站全站失压时，我站110KV、35KV、10KV各出线的开关不会跳闸，而其负荷消失。
16.7.2.3.由于全站失压后站用电消失，我站开关操作、保护电源全依靠直流蓄电池供电，因此，我站在保证恢复全站供电安全的情况下，要尽量减少不必要的操作，以保证直流蓄电池电源在关键操作时能顶得上、靠得住。
16.7.2.4.当判明全站失压后，应首先断开各电源开关(包括110KV松大151、松安152、35KV松两353、10KV西河958)，110KV母线上只留下一主电源泸松153，以防多电源同时来电造成非同期并列引起事故。
16.7.2.5.所有线路保护和安全自动装置保持在投入位置。但应取下110KV1、3M，35KV3M，10KV3MPT二次保险，以防止恢复送电时产生的冲击。
16.7.2.6.上诉操作应根据地调命令进行。
16.7.3.在断开各电源开关以后，应尽量采取措施保障通信的畅通，同时密切监视直流系统电压和电池容量。
16.7.4.当全站失压时间过长引起蓄电池容量消耗过快或迫切需要照明时，可以经调度同意后，将10KV系统与2#主变隔离以后，用10KV西河958线暂时带站用变运行。 16.7.5.恢复送电时，在判明泸松153确有电后，应根据调度命令依次合上松安152、松大151开关，检查110KV1、3M充电正常后，插上110KV1、3M PT二次保险。然后检查2#主变充电是否正常。最后依次恢复35KV和10KV系统。在恢复所有系统后，还应检查各系统的负荷分配情况以及站用变运行和直流系统充电情况。
其它:
1、当发生全站失压时，值班人员首先要保持镇静和头脑清醒，认真分析失压原因，相互紧密配合进行处理;
2、认真做好各项相关记录，发现问题及时与调度联系协商，同时及时将情况向月城供电局生技科运行专责或主管生产副局长汇报。
16.8.线路断路器事故跳闸的处理
16.8.1.单电源的断路器跳闸时，重合闸动作未成功。
16.8.1.1.解除音响，检查是哪一套保护动作。
16.8.1.2.检查断路器及出线部分有无故障现象，汇报调度。
16.8.1.3.如无故障现象，可退出重合闸，在征得调度同意后，值班人员可试送一次。试送成功后，并通知继保人员对重合闸装置进行校验。可恢复重合闸，并报告调度，试送失败后通
知查线。
16.8.2.双电源的断路器跳闸时:
16.8.2.1.立即检查继电保护及重合闸装置的动作情况，报告调度，听候处理，值班人员不得任意试送。
16.8.2.2.如有同期或无压重合闸的断路器跳闸时在重合闸未动作前，值班人员不得任意操作其控制开关，而应报告调度听候处理。还应根据重合闸方式检查各出线情况，如重合闸投同期重合时，断路器跳闸后，应根据断路器两侧都要有电压时并符合同期条件时重合闸才能动作。如只有一侧有电压时只有等另一侧有电压后，重合闸才能动作。如投检无压重合闸时，应等线路电压消失或降低至低电压继电器动作值时，重合闸装置才能动作，如以上情况下，重合闸装置均未动作时，应通知继保人员对装置进行校验检查。
16.9.隔离刀闸的故障处理
16.9.1.隔离刀闸拉不开或合不上。
当隔离刀闸拉不开或合不上时，如因操作机构被卡涩，应对其进行轻轻的摇动，此时注意支持绝缘子及操作机构的每个部分，以便根据它们的变形和变位情况，找出抵抗的地点。 16.9.2.隔离刀闸接触部分发热
隔离刀闸接触部分发热是由于压紧的弹簧或螺栓松动表面氧化所致，通常发展很快。因为受热的影响接触部分表面更易氧化，使其电阻增加，温度升高，若不断的发展下去可能会发生电弧，进而变为接地短路。
16.9.2.1.双母线接线时，必须将发热隔离刀闸上负荷转移掉。即利用母联断路器进行负荷的转移工作，把发热隔离刀闸的负荷转移至备用母线侧的隔离刀闸上去，然后将发热隔离刀闸退出运行，进行处理。
16.9.2.2.线路隔离刀闸发热时，处理发热隔离刀闸，可继续运行但需加强监视，直到可以停电检修为止。如条件许可，应设法代路运行。
16.10.电压互感器的事故处理
16.10.1.电压互感器回路断线
电压互感器高、低压侧熔断，回路接头松动或断线，电压切换回路辅助接点及电压切换开关接触不良，均能造成电压互感器回路断线。当电压互感器回路断线时:“电压互感器回路断线”光字牌亮，警铃响，有功功率表指示异常，电压表指示为零或三相电压不一致，电度表停走或走慢，低电压继电器动作，同期鉴定继电器可能有响声。若是高压熔断器熔断，则可能还有(接地)信号发出，绝缘监视电压表较正常值偏低，而正常时监视电压表上的指示是正常的。
当发生上述故障时，值班人员应作好下列处理:
1、将电压互感器所带的保护与自动装置停用，如停用110KV的距离保护，低电压闭锁，低周减载，由距离继电器实现的振荡解列装置，重合闸及自动投入装置，以防保护误动。 2、如果由于电压互感器低压电路发生故障而使指示仪表的指示值发生错误时，应尽可能根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并尽可能不改变原设备的运行方式，以避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的误判断，甚至造成不必要的停电事故。
3、详细检查高、低压熔断器是否熔断。如高压熔断器熔断时，应拉开电压互感器出口隔离刀闸，取下低压熔断器，并验明无电压后更换高压熔断器，同时检查在高压熔断器熔断前是否有不正常现象出现，并测量电压互感器绝缘，确认良好后，方可送电。如低压熔断器熔断时，应查明原因，及时处理，如一时处理不好，则应考虑调整有关设备的运行方式。在检查高、低熔断器时应作好安全措施，以保证人身安全，防止保护误动作。 4、如有备用设备，应立即投入运行，停用故障设备。
16.10.2.电压互感器低压电路短路
电压互感器由于低电路受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，便可能发展成两相接地短路，另外，电压互感器内部存在着金属性短路，也会造成电压互感器低压短路，在低压电路短路后，其阻抗减少，仅为副线圈的电阻，所以通过低压电路的电流增大，导致低压熔断器熔断，影响表计指示，引起保护误动作。此时，如熔断器容量选择不当，还极易烧坏电压互感器副线圈。
当电压互感器低压电路短路时，在一般情况下高压熔断器不会熔断，但此时电压互感器内部有异常声音，将低压熔断器取下后并不停止，其它现象则与断线情况相同。 当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理:
1、对双母线系统中的任一故障电压互感器，可利用母联断路器切断故障电压互感器，将其停用。
2、对其它电路中的电压互感器，当发生低压回路短路时，如果高压熔断器未熔断，则可拉开其出口隔离开关，将故障电压互感器停用，但要考虑在拉开隔离刀闸时所产生弧光和危害性。
16.10.3.电压互感器高压侧或低压侧一相保险熔断，对B相熔断，指示为0，不影响线电压。10KV线电压表接于VAC，不能切换，当A或C相熔断时，熔断相表计和线电压表串联后与未断相表计并联接于相电压(即未断相指示相电压，另两只表指示为1/2相电压)。总的来说，当高压表计指示要降低，未熔断相的电压表计指示不会升高。
当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理:
1、若低压侧熔断器一相熔断时，应立即更换，若再次熔断，则不应再更换，待查明原因后处理。
2、若高压侧熔断器一相熔断时，应立即拉开电压互感器隔离刀闸，取下低压侧熔断器，并做好安全措施，在保证人身安全和防止保护动作的情况下，再换熔断器。 主变，接线为单母线分段
事故予案一:10KV分路接地:
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:铃响 “10KV1、2 母线接地”、“掉牌未复归” 光字牌亮 10KV相电压表 A相降低至0， BC相升高至线电压。
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、 2、穿绝缘靴，到10KV高压室检查10KV1、2母线未见异常，汇报调度，已对站内设备进行检查，未见异常，申请试拉分路。
3、按拉路顺序，逐一拉开、合上(拉一路，信号或现象未消失，应立即合上)线路开关，直至接地信号消失及三相电压表恢复正常:
4、汇报调度，XX线路接地，
5、做好记录
事故予案二:10KV 1母线接地
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:铃响 “10KV1、2 母线接地”、“掉牌未复归” 光字牌亮 10KV相电压表 A相降低至0， BC相升高至线电压。10KV高压室异响。
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、
2、穿绝缘靴，到10KV高压室检查，发现1母线异常，此时严禁接处设备，汇报调度，申请1母线停运
3、拉开011、001开关，(“站变自投切换”光字牌亮)检查本站低压380V
母线电压指示正常，发现011—1刀闸X相瓷瓶击穿。
4、拉开031、035、037、039、036、034、032、030开关
5、投上2#主变低压侧母线充电非全相开入压板，合上012开关，检查10KV2母线充电正常，退出2#主变低压侧母线充电非全相开入压板。
6、检查2#主变不会超负荷，送出030、032、034、036开关
7、向调度汇报，已将10KV2母线倒至2#主变供电，030、032、034、036开关恢复运行
8、根据调度令，将10KV1母线由热备用转检修 ，并做好安全措施
9、汇报工区、 做好各种记录
事故予案三:331带地线合开关
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:合上331开关后，室外巨响，铃响，喇叭响，“掉牌未复归”“重合闸动作” 光字牌亮，
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、
2、检查保护动作情况，发现331速段保护动作，重合闸装置动作，信号掉牌 3、穿戴“三大件”检查331开关，发现331—5刀闸线侧有地线烧痕，
331开关喷油，
4、汇报调度:331速段保护动作，合闸装置动作331开关喷油
5、根据调度令将331开关及线路转检修，并做好安全措施。
6、汇报工区、 做好各种记录
事故予案四:10KV030开关拒动，越级001开关
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:铃响，喇叭响，“掉牌未复归” 10 KV PT回路断线，光字牌亮，10KV 2 母线电压表至0，001绿灯闪光，1#主变低后备保护动作，
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、恢复001开关把手
2、检查保护动作情况，1#主变低后备保护动作，030过流动作掉牌
3、穿戴“三大件”检查10KV 2 母线各设备，及各出线开关的保护动作情况，发现030过流动作掉牌，030红灯亮，检查030开关保护回路各压板的连接情况，未见异常，拉开032、034、036开关，检查001开关(无异常)
4、将模拟图板恢复:
5、检查开关掉闸记录(001开关掉闸次数未超标)
6、汇报调度:10KV 030开关过流动作，开关未动，1#主变低后备保护动作，001开关掉闸，申请调度拉开030两侧刀闸，试送2 母线及其他分路。
7、检查001 012开关确已断开后，拉开030—5—1刀闸。
8、根据调度令，投入001充电保护，合上001开关，检查2 母线充电正常，检查001开关合好。退出001充电保护。
9、合上032、034、036 开关。
10、向调度汇报 ，已将10KV 2 母线恢复运行。032、034、036 开关恢复运行。
11、汇报工区、 做好各种记录。
12、做好030开关检修的安全措施
事故予案五:10KV031保护拒动，越级011开关
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:铃响，喇叭响，“掉牌未复归” 10 KV PT回路断线，光字牌亮，10KV 1 2 母线电压表至0，001、011绿灯闪光，1#主变低后备保护动作，
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、恢复001 011开关把手。
2、检查保护动作情况，1#主变低后备保护动作。
3、汇报调度:1#主变低后备保护动作，001、011开关掉闸。
4、穿戴“三大件”检查10KV 1 2 母线各设备，及各出线开关的保护动作情况，未见异常，
5、汇报调度:10KV母线设备及各出线开关的保护动作情况，未见异常，怀疑出线开关保护拒动引起越级，
6、逐一全部传动各出线保护(短接过流继电器接点)，使开关跳闸并发掉牌，若某线路开关不跳闸，既为故障线路，检查011 012开关确已断开后，然后拉开故障线路两侧刀闸。
7、汇报调度:10KV031保护拒动，越级001 011开关
要求试送10KV 1 2 母线，
8、投上1#主变低压侧母线充电非全相开入压板，合上011开关，检查10KV1母线充电正常，退出1#主变低压侧母线充电非全相开入压板。
9、投入001充电保护，合上001开关，检查2 母线充电正常，检查001开关合好。退出001充电保护。
10、逐一10KV无故障线路开关
11、汇报工区、 做好各种记录。
12、做好031开关检修的安全措施
事故予案六:10KV1#PT一次保险熔断，
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:铃响，“掉牌未复归” 10 KV PT回路断线，光字牌亮，10KV 1 母线相电压表A相很多，B C相正常。
处理方法: 1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、
2、投入10KV PT二次并列开关，检查10KV电压切换 光字牌亮。
3、汇报调度:10KV1#PT断线，申请停运
4、断开10KV 1#PT二次保险，检查10KV 1 母线电压指示正常。
5、拉开01—7刀闸，做好安全措施，检查10KV 1# PT 一次保险熔断并更换。
6、将10KV1#PT由检修转运行，断开10KV PT二次并列开关，检查10KV 1母线电压正常。
7、汇报调度 及工区、 做好各种记录。
事故予案七:10KV母线桥BLQ爆炸，1#变差动保护动作
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1
2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:室外巨响，铃响，喇叭响，“掉牌未复归” 10 KV PT回路断线，1#变差动保护动作，光字牌亮，10KV 1 2 母线电压表至0，111、011绿灯闪光，
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、恢复111、011开关把手
2、检查保护动作情况，1#变差动保护动作掉牌，三相操作箱“跳闸”灯亮。
3、穿戴“三大件”到室外检查1#变差动CT间的所有设备，发现10KV侧出口BLQ爆炸引起相间短路，烧伤母线桥
4、汇报调度:1#变差动保护动作 111、011 跳闸，10KV侧出口BLQ爆炸引起相间短路，烧伤母线桥
5、拉开011—1—4，311—1—4、111—1—4刀闸
6、拉开10KV 1 2 母线各出线开关，
7、汇报调度:申请2#变带10KV负荷
8、投上2#主变低压侧母线充电非全相开入压板，合上012开关，检查10KV2母线充电正常，退出2#主变低压侧母线充电非全相开入压板。
9、投入001充电保护，合上001开关，检查1 母线充电正常，检查001开关合好。退出001充电保护。
10、逐一10KV线路开关
11、汇报工区、 调度、做好各种记录。
12、做好1#主变检修的安全措施
事故予案八:337开关掉闸，重合不成功
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:铃响，喇叭响，“掉牌未复归” “重合闸动作” 光字牌亮，337绿灯闪光
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、
2、检查保护动作情况，337速断保护动作掉牌，
3、汇报调度:337“重合闸动作” 重合不成功。速断保护动作掉牌
4、穿戴“三大件”，现场检查337开关无异常。
5、检查开关掉闸记录(337开关掉闸次数未超标，油色无异常)
6、汇报调度:根据调度令拉开337—5—1刀闸，
7、汇报调度 及工区、 做好各种记录。
事故予案九:331保护拒动，越级301开关
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:铃响，喇叭响，“掉牌未复归” 35 KV 1# PT回路断线，光字牌亮，35KV 1 母线电压表至0，301绿灯闪光，1#主变中后备保护动作。
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、恢复301开关把手
2、检查保护动作情况，1#主变中后备保护动作，301开关掉闸。
3、汇报调度:1#主变中后备保护动作，301开关掉闸。
4、穿戴“三大件”检查35KV 1 母线各设备，及各出线开关的保护动作情况，
未见异常，
5、汇报调度:35KV母线设备及各出线开关的保护动作，未见异常，怀疑出线开关保护拒动引起越级，
6、逐一全部传动各出线保护(短接过流继电器接点)，使开关跳闸并发掉牌，若某线路开关不跳闸，既为故障线路，检查301、 311开关确已断开后，然后拉开故障线路两侧刀闸。
7、汇报调度:35KV331保护拒动，越级301 开关
要求试送35KV 1 母线，
8、投入301充电保护，合上301开关，检查1 母线充电正常，检查301开关合好。退出301充电保护。
9、逐一35KV 1 母线无故障线路开关
10、汇报调度及工区、 做好各种记录。
11、做好331开关检修的安全措施。
事故予案十:338开关拒动，越级301、312开关
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:铃响，喇叭响，“掉牌未复归” 35 KV 1#2# PT回路断线，光字牌亮，35KV 1 2母线电压表至0，301、312绿灯闪光，1#主变中后备保护动作。
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、恢复301、312开关把手。
2、检查保护动作情况，2#主变中后备保护动作。338过流保护动作。
3、穿戴“三大件”检查35KV 1 2 母线设备，及各出线开关的保护动作情况，发现338过流动作掉牌，338红灯亮，检查338开关保护回路各压板的连接情况，未见异常，拉开331、333、335、337、336开关，检查301、312开关(无异常)
4、将模拟图板恢复:
5、检查开关掉闸记录(301、312开关掉闸次数未超标)
6、汇报调度:35KV 338开关过流动作，开关未动，2#主变中后备保护动作，301、312开关掉闸，申请调度拉开338两侧刀闸，试送35KV 1 2 母线及其他分路。
7、投上2#主变中压侧母线充电非全相开入压板，合上312开关，检查35KV2母线充电正常，退出2#主变低压侧母线充电非全相开入压板。
8、投入301充电保护，合上301开关，检查1 母线充电正常，检查301开关合好。退出301充电保护。
10、逐一35KV无故障线路开关
11、汇报工区、 做好各种记录。
12、做好338开关检修的安全措施
事故予案十一:35KV1#PT内部异响，严重漏油
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用
事故现象:巡视设备时，发现35KV1#PT内部异响，严重漏油
处理方法: 1、记录时间(X点X分)，召集人员， 2、汇报调度及工区。
3、根据调度令拉开331、333、335、337开关
4、将35KV 1 母线转热备用
5、将35KV1#PT转检修，
6、投入301充电保护，合上301开关，合上35KV PT二次并列开关，检查1 母线电压正常，检查1 母线充电正常，检查301开关合好。退出301充电保护。
7、逐一35KV线路开关
8、汇报调度及工区、 做好各种记录。
9、做好35KV1#PT 的安全措施
事故予案十二:35KV2#PT BLQ爆炸
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用。
事故现象:室外巨响，铃响，喇叭响，“掉牌未复归” 35 KV PT回路断线，2#变中后备保护动作，光字牌亮，35KV 1 2 母线电压表至0，301、312绿灯闪光，
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、恢复301、312开关把手
2、检查保护动作情况，2#变中后备保护动作掉牌，三相操作箱“跳闸”灯亮。
3、穿戴“三大件”到室外检查35KV母线的所有设备，发现35KV2#PT BLQ爆炸引起相间短路，
4、汇报调度:2#变中后备保护动作、 312、301 跳闸，35KV2#PT BLQ爆炸引起相间短路。
5、拉开331、333、335、337、336、338开关，
6、将35KV2#PT转停电。
7、投上1#主变中压侧母线充电非全相开入压板，合上311开关，检查35KV1母线充电正常，退出1#主变低压侧母线充电非全相开入压板。
8、投入301充电保护，合上301开关，合上35KV PT二次并列开关，检查2母线电压正常，检查2母线充电正常，检查301开关合好。退出301充电保护
9、合上312开关，拉开311开关
10、7、逐一35KV线路开关
11、汇报调度及工区、 做好各种记录。
12、做好35KV1#PT检修的安全措施。
事故予案十三:35KV母联301油箱进水 爆炸，起火，
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用。
事故现象:室外巨响，铃响，喇叭响，“掉牌未复归” 2#主变中后备保护动作，35KV 1 2 母线电压表至0，312绿灯闪光，
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，组织灭火，(CO2灭火器)
2、检查光字及表记指示、恢复312开关把手恢复音响。
3、检查保护动作情况，2#变中后备保护动作掉牌，三相操作箱“跳闸”灯亮。
4、汇报调度及工区、2#主变中后备保护动作、35KV母联301 爆炸，起火。现已扑灭。
5、拉开301-1-2刀闸，室外检查35KV母线其他所有设备，无异常。
6、根据调度令投入2#主变中压侧母线充电非全相开入压板，合上312开
关，检查35KV2母线充电正常，退出2#主变低压侧母线充电非全相开入压板。送出35KV2母线各出线开关
7、检查1#变不会超负荷，投入1#主变中压侧母线充电非全相开入压板，合上311开关，检查35KV1母线充电正常，退出1#主变低压侧母线充电非全相开入压板。送出35KV1母线各出线开关。
8、汇报调度及工区、 做好各种记录。
9、做好301开关检修的安全措施。
事故予案十四:110KV 1#变中压侧套管闪络放电，1#变差动保护动作
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用。
事故现象:铃响，喇叭响，“掉牌未复归” “站变自投切换”光字牌亮，1#主变差动保护动作，10KV 1 2 母线电压表至0，111、011绿灯闪光。
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、恢复111、011开关把手
2、检查保护动作情况，2#变差动保护动作掉牌，三相操作箱“跳闸”灯亮。
3、穿戴“三大件”到室外检查1#变差动CT间的所有设备，发现1#变中压侧套管有放电痕迹，
4、汇报调度:1#变差动保护动作 111、011 跳闸，1#变中压侧套管有放电痕迹。
5、拉开011—1—4，311—1—4、111—1—4刀闸
6、拉开10KV 1 2 母线各出线开关，
7、汇报调度:申请2#变带10KV负荷
8、投上2#主变低压侧母线充电非全相开入压板，合上012开关，检查10KV2母线充电正常，退出2#主变低压侧母线充电非全相开入压板。
9、投入001充电保护，合上001开关，检查1 母线充电正常，检
查001开关合好。退出001充电保护。
10、逐一10KV线路开关
11、汇报工区、 调度、做好各种记录。
12、做好1#主变检修的安全措施。
事故予案十五:110KV2#变瓦斯保护动作，(匝间短路)
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用。 事故现象:铃响，喇叭响，“掉牌未复归” 光字牌亮，2#主变瓦斯保护动作，35KV 1 2 母线电压表至0，112、312绿灯闪光。
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，恢复音响。检查光字及表记指示、恢复112、312开关把手
2、检查保护动作情况，2#变瓦斯保护动作，三相操作箱“跳闸”灯亮。
3、检查2#主变差动保护未动作。
4、汇报调度:2#变瓦斯保护动作 112、312 跳闸，
5、穿戴“三大件”到室外检查1#变本体及三侧开关，发现防暴管喷油，主变温度异常升高。瓦斯继电器内有气体。
6、汇报调度及工区，申请将2#变转冷备用。
7、拉开35KV 1 2 母线各出线开关
8、根据调度令投入2#主变中压侧母线充电非全相开入压板，合上312开关，检查35KV2母线充电正常，退出2#主变低压侧母线充电非全相开入压板。
9、投入301充电保护，合上301开关，检查1 母线充电正常，检查301开关合好。退出301充电保护。
10、检查1#变不会超负荷，
11、逐一送出35KV线路开关。
12、汇报工区、 调度、做好各种记录。
13、做好2#主变检修的安全措施。
事故予案十六:110KV1#变风冷箱着火
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用。
事故现象:铃响，1#变“通风故障”光字牌亮，1#变风冷箱着火，有浓烟，异味，风机停转。
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员。
2、在10KV站变盘切断1#变通风电源，进行灭火(干式)
3、监视1#变温度在正常范围内，
4、汇报调度、调减负荷。
5、检查风冷箱烧毁情况，发现总接触器及其引线烧毁，汇报修试所。
6、根据主变温升情况，将负荷倒至2#变 7、做好各种记录。
事故予案十七:110KV1#PT严重漏油
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1 2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用。
事故现象:巡视设备时，发现110KV1#PT严重漏油。
处理方法:1、记录时间(X点X分)，召集人员，
2、汇报调度及工区。
3、申请调度，退出110KV备自投及低周减载装置
4、投入110KV PT二次并列开关。断开110KV 1# PT二次保险。
检查110KV PT二次切换正常。
5、将备自投及低周减载装置电压切换至110KV 2# PT
6、投入备自投及低周减载装置。
7、将110KV 1# PT转检修。
8、汇报调度及工区，做好各种记录。
事故予案十八: 110KV 1#变过负荷
运行方式:110KV:131 运行、134热备用 1#主变带10KV1 2母线及出线。2#主变带 35KV1
2母线及出线 10KV、35KV站变运行，电容器 033、038热备用。
事故现象:铃响，“1#变过负荷“光字牌亮，主变高压侧超额定电流50A
1 目的
为了加强对全站供电系统大面积停电事故的有效控制，提高处理突发事故的应变能力，及时、准确、高效地采取有效措施，以防停电事故和事态的进一步扩
大，最大限度地缩短停电时间,降低事故危害程度，保证安全供电，根据《中华人民共和国安全生产法》、《电力工作安全规程》，制定本应急预案。
2 适用范围
本应急预案适用于110kv变电站供电系统重大停电事故恢复及变电所事故的应急处理，能够做到快速恢复供电，恢复直流系统的工作、母线电压的恢复。一类负荷的快速恢复运行的全过程。
3 引用
标准
excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载
和文件
3.1《中华人民共和国安全生产法》。
3.2《电业安全工作规程》。
3.3《德江电力公司重、特大变电事故应急处理预案》。
4 供电系统基本情况
4.1 供电概况:
110kv变电站采用的单回电源，110kv母线采用内桥接线，电源引自凤岗110KV 站，是遵义110kv网供电的末端电网，110KV/35KV/10kv 降压后供给德江电力公司所属的城区35kv站、煎茶35kv站、稳坪35kv站、高山35kv站、共和35kv站、闹水岩发电站，是德江电网的枢纽式变电站，在德江电网中起着至关重要的作用。
4.2 运行方式:
4.2.1 110kv变电站运行方式:(目前二期工程尚未完工)
102断路器运行，1023隔离开关热备，母联运行;两台主变分列运行，35KV、10kv 系统分列运行，母联021 热备
4.2.2 城区35KV 变电站运行方式
5 应急救援组织及职责
5.1 110kv变电站成立重大供电事故应急救援领导组，负责组织实施供电事故应急工作。 组 长:站长
副组长:值班班长、值班员。
供电事故处理领导组、抢险队伍名单及联系电话见附表。
5.2 应急救援领导组职责:
重大停电事故发生后，领导组组长或委托副组长赶赴事故现场分析判断事
故，进行现场指挥，决定启动应急救援预案，批准现场救援方案，组织现场处理， 协调各相关单位工作，确保迅速恢复供电。负责组织供电事故应急救援演练，监 督检查各系统及区队应急演练情况。
领导组组长:是处理供电事故的全权指挥者，在公司领导和副组长的指挥
下制定处理重大停电事故的作战计划和对突发供电事故进行决策。
副组长:是组长处理供电事故的助手，在组长的领导下，负责制定处理供电 事故作战计划。
成员:在组长或副组长的领导下，负责事故处理中一些具体工作的领导指挥， 要做到在事故处理过程中，遇突发事件及时向领导组汇报，以便领导组正确决策。 成员单位职责:
调度中心:承接事故报告，请示启动应急救援预案，召集指挥部成员，协调成员单位救援工作，并做好相关记录。
供电运行部:根据停电事故的严重程度配合总指挥协助处理现场事故，组织制定处理方案，并协助组织按停送电程序组织恢复送电和安装、抢修变配电设备。负责保证抢险救灾中所需的设备备
件供应等。负责保证抢险救灾中所需的材料工具等，并将抢险材料工具运送到 指定地点。
安全监察部:负责监督应急救援中各项安全措施的落实。
调度中心:提供事故抢救过程中的通讯保证，并确保电力调度直通电话、各变电所、各变电站的通讯畅通。负责监测监控的恢复工作。
城区所线路班:通报停电范围的情况，及时掌握恢复送电线路、输电、配电故障情况，执行规程规定，协助供电事故处理领导组负责停送电期间线路检查把关。
根据供电事故处理领导组的命令依据先恢复母线带电原则和停送电程序组织恢复送电。
6 应急预案程序
6.1 接警:当发生重大的停电事故，各变电站值班员按程序向公司电力调度所汇报，并向站领导汇报，说明停电事故的基本情况。调度所要负责记录事故时
间、地点、影响范围等详细情况，并立即向生产分管副局长汇报。
报警电话:生产调度8531330(录音)。
6.2 响应级别确定:生产副局长根据110kv变电站重特大安全事故应急处理低限标准，决定启动应急救援预案。
6.3 应急启动:事故单位在应急人员到达前，首先启动本单位应急预案进行事故处理。调度所、供电运行部接到总指挥命令后，立即通知领导组成员和成员单位应急人员到达指定地点，参加事故处理，并保持和领导组的通讯联络。
6.4 事故处理:重大停电事故发生后，事故单位现场要首先开展事故自救，并对事故原因作出初步判断，制定现场处理初步方案和符合现场工作规程的各项安全技术措施，经站领导组批准后组织实施，备品备件、应急物资和车辆有关单位必须准备到位，专业工作人员到位后，按事故处理方案开展事故应急处理。
事故处理过程要由调度统一调度操作。
6.4.1 若故障停电，执行反事故措施及停送电程序(见附件)。
6.4.2 若停电是由自然因素所造成，不可能按停送电程序恢复供电时，立即启动应急预案。
6.4.2.1 110kv变电站故障停电，系统送电在短时间内有一定难度时，应急指挥部联系闹水岩电站恢复发电，首先御掉各35kv煎茶变、共和35kv变、高山35kv变、稳坪35kv变负荷，御掉本站10kv负荷，御掉城区35kv变电站部分负荷解决保安供电电源。
6.4.2.2 根据制定事故抢险方案，经指挥部统一协调由专业抢险人员进行线路和设备抢修等，尽可能在较短时间内抢修完毕。
6.4.2.3 事故抢修结束按反事故措施及停送电程序，迅速恢复供电。
6.5 应急:当供电事故不能很快得到有效解决时，应急救援领导组应请求上级机关增援。
6.6 应急恢复:供电恢复，事故处理完毕后，由站事故救援领导组宣布应急 恢复。组织事故单位做好善后处理工作。并组织相关人员进行调查事故。
6.7 应急结束:重大停电事故彻底解决后，由应急救援领导组宣布应急响应结束。调度所、供电运行部、变电站、城区供电所线路班等联合按应急救援预案要求进行总结工作。
7 应急保障准备
7.1 对各变电站、电力线路的运行应准备有充足的备品备件，确保在应急救援预案处理过程中的所需材料。
7.2 各单位要制定重大停电事故应急预案。
8(其它
8.1、在雷雨季节，城区供电所线路班要加强线路设备的检查维护，城区内公变的巡视到人，特别是雷电、大雨、大风过后，要安排一次巡检，要有记录。
8.2、雷电特别天气有停电危险时，由调度值班人员通知各站值班人员安排加强岗位职责，
防止事故越级引起110kv变电站断路器跳闸。
8.3、调度所必须确保通讯录音电话的畅通。
8.4、变电站要准备充足的变配电事故抢险用的备品、备件及各种材料，做到有计划、有安排、设备材料型号一致，确保处理故障迅速。
8.5、为了确保抢险队伍召之即来，来之能战，供电事故处理领导组负责组织供电停电事故应急救援演练，监督检查各单位应急演练。
附件:
安全组织技术措施
1.1 要牢固树立“安全第一,预防为主”的安全思想意识,认识供电安全的重要性和必要性，要有高度的责任心。
1.2 认真执行《电业安全工作规程》、《电力系统调度规程》和调度规章制度，确保两票合格率达100%。
1.3 要自觉遵章作业,一切按规章制度办事,交接班记录要口头交清楚,接班后要试电话是否畅通。重温系统状况,完成各项工作.
1.4 按交接班制度执行,加强调度值班,调度员要保证做到不脱岗、不空岗、不串岗,•坚守工作岗位。记录要清晰整齐。
1.5 事故情况下,要了解清楚继电保护装置动作情况,并认真做好记录,•排除点,做到准确无误迅速操作,缩短故障时间。
1.6 值班调度员要严格坚持不查清原因、不排除故障、不采取措施、不得随意送电的原则。
1.7 值班调度员要熟悉公司供电系统的配置,了解变电所、设备运行情况，做到心中有数,•掌握全系统各环节中发生各类事故后的处理程序与反事故措施,•提高指挥能力。
1.8 凡是有雷雨或大风来临,立即通知各变电所值班人员，加强监视,•调度做好处理事故的准备。
1.9 学习事故案例,做到举一反三,提高处理事故应变能力。
1.10 值班人员接班后如系统正常,应考虑出现各种事故后,能迅速有效地处理事故的方法和步骤.•做到无事故时开展事故预想,知道怎么处理事故;有事故后能迅速、正确处理事故.
1.11 事故发生按规定程序汇报领导,重大事故要及时汇报。
1.12 发生供电事故，有关单位主要负责人应当按所制定的应急救援预案， 立即组织救援，并向调度汇报，及时通知相关单位、部门立即赶赴现场。
1.13 事故类别及处置原则:
110kv变电站停电事故，主要分为110KV 站内事故，35KV 系统事故及10KV 系统大面积停电事故，导致事故的主要原因分为:人为操作失误、设备缺陷和自然事故等。针对事故不同类型，应采取不同的处置措施，按照所制定的应急预案，以最快的速度恢复重要用户的供电，并及时各条线路的供电。
1.14 处理事故的方法步骤:
1.14.1 弄清系统掉闸开关与继电保护动作情况以及电压、频率变化情况,汇报有关单位、领导。
1.14.2 分析判断故障原因。
1.14.3 迅速拟定事故后的运行方式恢复供电。
1.14.4 排除故障点。
1.14.5 汇报。
2 事故设想及处理程序
2.1 110KV 站系统故障
2.1.1 运行中的110kv电源故障，将电站与系统解列，启动闹水岩电站和其他电源单带站
用电，进线(102)开关有电，主变保护、线路保护、等自动装置工作供电正常，未造成全站停电时，处理程序如下:
2.1.1.1 值班人员及时了解事故处理及能否短时间恢复等情况，做好事故记录，及时向调度值班人员汇报，由调度值班人员向事故处理领导组、分管领导汇报情况。: 2.2、110KV 站102 开关跳闸，全站停电。
处理程序如下:
2.2.1 变电站及时按程序汇报。
2.2.2 查明故障原因，恢复供电，具体如下:
A、若其他35kv 系统母线范围故障，请示调度所倒闹水岩电站电源。 具体操作:断开3#、3#、3#、3#，合313#，断开011#，断021母联，恢复110kv变站用电。
B、35KV 线路城306回故障，具体操作:断开525#(或526#)、533#(或534#) 电源，恢复并联运行。
变电所供电。
2.3.2 停主变高压侧开关531(或532)，停东风井35KV 进线开关533(或534)。
2.3.3迅速向调度所汇报，由值班调度向有关公司领导汇报。
2.3.4 由公司调度所及时通知有关单位处理。
2.4、110kv变电站主变故障
处理程序如下:
2.4.1 主变开关跳闸，I 段或II 段停电，值班人员立即汇报公司值班调度员。
2.4.2 检查保护报警或保护柜主变保护单元为何种原因跳闸。
2.4.3 若是过电流动作:
A 立即通知调度并拉开故障电源进线。
B 汇报公司值班调度、各变电所严禁合母联，以免造成事故扩大。
C 由公司调度所通知各相关单位进行处理。
D 通知用户停相应进线开关，有关单位排除故障。
2.4.4 若是差动或重瓦斯动作:
A 汇报公司值班调度。
B 由公司值班调度向有关领导汇报。
C 断开主变两侧开关。
D 由公司调度所通知有关单位检查恢复处理。
E 排除故障。
2.4.5 轻瓦斯动作于信号，不跳闸。
2.4.6 如温度超过65 度时检查开启风扇。
2.5 10KV 母线段故障
2.5.1 10KV 母线分段内故障，且该母线段短时间不能恢复运行。
处理程序如下:
2.5.1.1 及时按程序汇报。
2.5.1.2 变电站迅速断开故障段电源进线、断开母联、断开故障段所有分支。
2.5.1.3 10KV 母线分段内故障，故障点在某范围内可立即恢复另一母线段运行。处理程序如下:
2.5.2.1 立即断开故障范围，恢复另一母线段运行。
2.5.2.2 由公司调度所通知有关部门及时检查恢复供电。
2.5.2.3 检查保护报警窗口或保护柜上，是何原因跳闸，汇报公司调度所。
2.5.2.4 若过电流、速断动作，首先通知负荷单位，拉开其相应的开关刀闸，并记录被通知人姓名，然后拉开跳闸盘上下隔离，验电、放电摇测线路对地、相间绝缘，合格后与公司调度所联系送电;不合格时，通知值班干部，同时汇报调度室，
2.5.2.5 填写停送电记录，事故跳闸分析记录。
浙公网安备 33021202002483