最新变电站异常及事故处理讲解精品课件.ppt

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1、 纲要n变电站常见故障及其处理n变电站事故处理l开关拒动开关拒动u 开关拒分（开关拒分（）（1） 故障现象：红灯不亮；用SA分闸开关拒分。（2） 原因分析：跳闸回路断线。（3） 处理方式：1） 用万用表检测控制屏相关二次回路对地电位是否正常。2） 用万用表检测控制屏相关二次回路对地电位是否正常。u 开关拒分（开关拒分（）（1） 故障现象：红灯亮；用SA手动分闸，开关拒分。（2） 原因分析：1） 跳闸回路断线。2） 开关机械部分故障。（3） 处理方式：1） 用万用表检测：2） 检查开关机械部分故障。具体有：a分闸铁芯有无卡涩现象，并处理。b定位螺丝是否松动、变位，造成分闸连板中间轴过低，并调整。

2、c分闸电磁铁固定止钉是否松动，并处理。d分闸铁芯行程是否过大。l10kV10kV系统单相接地系统单相接地（1） 故障现象：故障电压为零，非故障相电压升高至线电压。（完全接地）故障相电压降低，非故障相电压升高。（不完全接地）（2） 原因分析：。1） 绝缘子损坏，击穿造成接地。2） 供电线路因自然力破坏造成接地。3） 人为事故造成接地。4） 小动物危害造成接地。（3） 处理方式：1） 记录接地时间。2） 转换绝缘监察开关，判断接地相别，并做好记录。3） 向调度汇报接地时间，接地相别。4） 根据运行方式，当两段母线10kV侧并列运行时，应先拉开分段开 关，判别接地母线。5） 检查本站10kV设备有无

3、接地现象。6） 做好拉合试验的准备工作。具体有：a根据重要用户的先后；先架空线，后电缆线，先长线路，后短线路的原则，制定拉合顺序。l母线电压异常u 10kV10kV母线电压过高母线电压过高（1） 故障现象：I母相电压为75kV，线电压108kV；母相电压为75kV， 线电压108kV；I、母相电压为75kV，I、母线电压108kV。（2） 原因分析：负荷降低；系统电压升高。（3） 处理方式：1） 检查10kV母线电压指示情况，上限为107kV。2） 检查110、220kV母线电压情况，若整个电压较高，可退出10kV无功补偿 装置。3） 调整变压器分接开关至适当位置。4） 向调度汇报，调整系统电

4、压。u 10kV10kV母线电过低母线电过低（1） 故障现象：I母 A 相电压为58kV，线电压97kV；母 A 相电压为 58kV，线电压97kV；I母 A 相 （母 A 相） 电压过低，相电压58kV，线 电压97kV。（2） 原因分析：负荷增加；系统电压降低。（3） 处理方式：1） 检查10kV母线电压指示情况，下限为100kV。2） 检查110、220kV母线电压情况，若整个电压较低，可投入10kV无功补偿 装置。3） 调整变压器分接开关至适当位置。4） 向调度汇报，调整系统电压。l开关液压机构异常油泵启动频繁油泵启动频繁（1） 故障现象：控制屏油泵启动光字亮，启动频 繁。（2） 原因

5、分析：1） 高压油路渗漏油。2） 液压机构内部故障。3） 油泵启动后不保持。（3） 处理方法有：1） 根据储压杆位置，判明油泵启动后是否不保持。2） 检查1SM常开接点及接触器KM保持接点是否接触不良，或引 线断线，并处理更换。3） 检查高压油路是否严重漏油。4） 检查液压机构内部故障。5） 通知专业班组进行检查处理。 l开关液压机构异常液压降低合闸闭锁液压降低合闸闭锁（1） 故障现象：控制屏打出 “油泵启动”；“油压低闭 锁合闸” 光字牌。（2） 原因分析：1） 压力降低，油泵未启动打压。2） 油泵虽启动，但漏油严重。3） 滤油器堵塞。（3） 处理方法有：1） 检查油泵是否启动打压。2） 若

6、油泵已启动打压，应检查高压油路有无漏油现象。3） 若油泵未启动打压，应立即检查油泵不启动的原因，排除故 障点，恢复打压。4） 检查滤油器是否堵塞，清除污物。5） 若故障暂不能恢复，应立即汇报工区，通知专业班组进行检 查处理。 u开关液压机构异常u 液压降低跳闸闭锁液压降低跳闸闭锁（1） 故障现象：控制屏打出 “油压降低合闸闭锁”、“油压降低跳闸闭锁” 光字牌。（2） 原因分析：1） 压力降低，油泵未启动打压。2） 油泵虽启动，但油压不上升。3） 滤油器堵塞。（3） 处理方法有：1） 取下控制保险。2） 用防开关慢分卡将开关卡死。3） 检查油泵是否启动打压。4） 检查高压油路是否严重漏油。5）

7、检查滤油器是否堵塞，清除污物。6） 若故障暂不能恢复，应立即汇报工区，通知专业技术处理。7） 向调度汇报异常情况。8） 检查或改旁路保护定值。9） 向调度申请用旁路代该开关方式。10） 若旁路已占用，应考虑改变母线运行方式，用母联开关代替该异常开关 切断负荷。l隔离开关异常隔离开关异常 在隔离开关中，有接触部分、连接部分、转动部分。其中接触部分主要为在隔离开关中，有接触部分、连接部分、转动部分。其中接触部分主要为触头，无论哪一种形式的隔离开关，在运行中，它的触头弹簧或弹簧片都会触头，无论哪一种形式的隔离开关，在运行中，它的触头弹簧或弹簧片都会因锈蚀或过热，使弹力降低；在操作过程中，电弧会烧坏触

8、头的接触面，加因锈蚀或过热，使弹力降低；在操作过程中，电弧会烧坏触头的接触面，加之每个联动部件也会发生磨损或变形，因而影响了接触面的接触；在操作过之每个联动部件也会发生磨损或变形，因而影响了接触面的接触；在操作过程中用力不当，还会使接触面位置不正，造成触头压力不足等。连接部分即程中用力不当，还会使接触面位置不正，造成触头压力不足等。连接部分即俗称接点，俗称接点， 即接线板与导线连接处，用螺丝做连接点。转动部分即旋转中的即接线板与导线连接处，用螺丝做连接点。转动部分即旋转中的运动部分，主要有水平拉杆、垂直拉杆。隔离开关发热，使其运行条件受到运动部分，主要有水平拉杆、垂直拉杆。隔离开关发热，使其运

9、行条件受到破坏，发热严重时，可能产生高温而使隔离开关损坏而引发事故。破坏，发热严重时，可能产生高温而使隔离开关损坏而引发事故。 运行中的隔离开关，运行中的隔离开关， 如果发生异常，发生拉不开的情况，不要硬拉，如果发生异常，发生拉不开的情况，不要硬拉， 应应查明原因后，采取相应措施，一般原因为：冰冻使隔离开关拉不开；操作机查明原因后，采取相应措施，一般原因为：冰冻使隔离开关拉不开；操作机构锈死，卡死转动部分使其无法工作拉不开；动静触头熔焊拉不开；瓷件破构锈死，卡死转动部分使其无法工作拉不开；动静触头熔焊拉不开；瓷件破裂、断裂而无法操作等。裂、断裂而无法操作等。根据拉不开的具体原因，结合变电站接线

10、方式，采用相应的方法根据拉不开的具体原因，结合变电站接线方式，采用相应的方法 l直流接地1 1直流接地现象直流接地现象中央信号盘中央信号盘 “ “直流接地直流接地” ” 光字牌亮，不可复归时。应用接地选择开关发现光字牌亮，不可复归时。应用接地选择开关发现 “ “” ” 或或“” ” 极对地电压表指示极对地电压表指示160160220V220V。2 2原因分析原因分析（1 1） 直流回路有工作人员。直流回路有工作人员。（2 2） 保护盘或控制盘中元件接地。保护盘或控制盘中元件接地。（3 3） 雨季户外端子箱、机构箱、隔离开关或断路器转换接点受潮造成。雨季户外端子箱、机构箱、隔离开关或断路器转换接

11、点受潮造成。3 3直流接地查找直流接地查找（1 1） 复归信号复归按钮，如为瞬时接地，则可复归复归信号复归按钮，如为瞬时接地，则可复归 “ “直流接地直流接地” ” 光字牌。光字牌。（2 2） 如无法复归，用接地极性选择开关选出接地极。如无法复归，用接地极性选择开关选出接地极。（3 3） 停止二次侧工作。停止二次侧工作。（4 4） 瞬停不重要的直流回路。如信号回路、照明回路、直流合闸动力回路。通过瞬间拉瞬停不重要的直流回路。如信号回路、照明回路、直流合闸动力回路。通过瞬间拉 开该回路的操作直流保险查找接地点。开该回路的操作直流保险查找接地点。（5 5） 雨天重点检查端子箱、机构箱端子排、断路器

12、及隔离开关的转换接点是否受潮。雨天重点检查端子箱、机构箱端子排、断路器及隔离开关的转换接点是否受潮。（6 6） 以上未查找出接地点，可顺序选择蓄电池、充电设备、直流母线查找。但应停用保以上未查找出接地点，可顺序选择蓄电池、充电设备、直流母线查找。但应停用保 护使充电电流为零。或根据规程掌握执行。护使充电电流为零。或根据规程掌握执行。（7 7） 如直流接地仍存在，应通知继电保护和直流专业人员查找。如直流接地仍存在，应通知继电保护和直流专业人员查找。 4 4注意事项注意事项（1 1） 直流接地时，禁止在二次回路工作。直流接地时，禁止在二次回路工作。（2 2） 查找直流接地时应防止发生两点接地，造成

13、直流短路。查找直流接地时应防止发生两点接地，造成直流短路。（3 3） 查找直流接地，必须两人以上进行。查找直流接地，必须两人以上进行。n变电站事故处理l 事故处理一般原则l 常见事故处理l 重大事故处理及分析l事故处理一般原则u各级调度机构负责其调管范围内的电网事故处理。u中调值班调度员是中调调管范围内电网事故处理的指挥员。中调调管电网发生事故时，各级调度及有关厂站运行值班人员应在中调值班调度员统一指挥下正确、迅速处理事故。u在处理事故时应做到：迅速限制事故的发展，消除事故根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂及枢纽变电站的自

14、用电源。尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电。调整系统运行方式，使系统满足安全稳定运行的要求。l事故处理一般原则u 系统发生事故时，事故单位的运行值班人员应立即简明扼要地将事故发生时间、开关跳闸情况、潮流异常变化情况，报告值班调度员，然后迅速查明继电保护及自动装置动作情况，对跳闸开关及有关间隔进行外部检查，及时报告值班调度员，并按照调度指令进行处理。对无需等待调度指令即可自行处理的事件，现场运行值班人员应按现场规定立即处理，然后报告值班调度员。u 非事故单位，应加强运行监视，做好防止事故扩大的预想。不要急于询问事故情况和占用调度电话，以免影响事故处理。如发现异常情况应及时报告中调值

15、班调度员。l事故处理一般原则u 为了防止事故扩大、减少事故危害和损失，下列情况可不待中调值班调度员指令，事故单位立即自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：危及人身或设备安全时，根据现场规程采取措施。发电厂、变电站的自用电全部或部分停电时，用其他电源恢复自用电。系统频率降低至规定值时，各发电厂增加机组出力和开出备用水轮发电机组并入系统。系统事故造成频率升高至规定值时，各发电厂降低机组出力。系统频率低至低频率减载装置、低频率解列装置应动作的定值，而该装置未动作时，在确认无误后应立即断开相应开关。当母线电压消失时，将连接在该母线上的所有开关断开。调度规程或现场规程中明确规定的其他情况。 l常见事故处

16、理u线路事故处理 u发电机事故处理 u变压器事故处理 u开关异常处理 u母线事故处理 u系统振荡事故处理 u系统低频振荡事故处理 u通信中断的处理 u中调EMS失灵的处理 l重大事故处理及分析 变电站内发生的事故，影响最大的一般为母线失压、母线本体故障、主变压器损坏等，其诱发原因有电源线路故障造成受电变电站失压，有母线因绝缘子闪络、短路而故障，有因断路器拒动、保护装置动、误动造成事故扩大至母线，有设备内部故障而发生的变压器损坏，特别在系统枢纽变或大型变电站发生母线或主变压器事故时，将波及系统运行安全，甚至发生系统事故，作为运行人员，则应正确处理事故，将影响限制在最小程度，尽快恢复系统的正常运行

17、。u变压器事故处理 变压器跳闸后引起其他变压器过负荷时，应按如下方式处理：按现场规定过负荷运行，但应设法在规定时间内降低负荷。投入备用变压器。调整潮流或转移负荷。按事故限电要求限制负荷。变压器故障跳闸后，应根据继电保护动作情况及外部现象判断故障原因，并进行处理：变压器的差动和瓦斯保护同时动作，在查明原因并消除故障之前，不得送电。变压器差动和重瓦斯保护之一动作，则在对保护范围内设备进行外部检查无明显故障，检查瓦斯继电器气体颜色和可燃性，证明变压器内部无明显故障时，可用发电机对变压器零起升压，如升压无异常，可将变压器恢复运行。若无条件用发电机对变压器零起升压，则取油样及气样进行分析检查，证实变压器

18、内部无故障，经设备主管单位总工程师同意，才能试送电。变压器后备保护动作，经检查变压器外部无异常，可以试送电。如因其他设备故障，保护越级动作引起变压器跳闸，故障消除后，将变压器恢复运行。若保护属于不正确动作，应退出该保护，再恢复变压器运行。若由于人员过失，造成变压器跳闸，值班调度员可同意将该变压器恢复运行。变压器轻瓦斯保护信号动作时，应查明信号动作原因，如瓦斯继电器内的气体是无色无臭而不可燃的，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。有备用变压器或备用电源自动投入的变压器，当运行的变压器跳闸时应先投入备用变压器或备用电源，然后检查跳闸的变压器。 u母线事故处理 发电厂、变电站母线电压消失时，现场

19、运行值班人员应立即将故障报告中调值班调度员，并不待中调值班调度员指令迅速断开该母线上所有开关，设法恢复失去的厂用、站用电，并将故障处理操作和保护动作情况报告中调值班调度员。中调值班调度员在确认失压母线上所有开关断开后可按下列情况分别指令现场处理：母线电压消失，母差保护动作，应对该母线及其相连设备和母差保护进行检查，查出故障原因，并消除或隔离故障点后，可对母线试送电。如有条件，应用发电机向失压母线零起升压。 若找到故障原因，但失压母线不能马上恢复运行，应将无故障的设备倒换至正常母线运行。倒换母线时，开关母线侧刀闸应采取“先拉后合”的原则。 若未能找到故障原因，而系统需要将挂于该母线的设备倒换至正

20、常母线运行，应以外部电源对设备开关与母线侧刀闸之间的T区试送电，证明无故障后才能倒换母线。 GIS母线由于母差保护动作而失压，在故障查明并作有关试验以前母线不得送电。 对失压母线试送电时，应尽量使用外部电源充电，且外部电源必须具备快速灵敏切除充电母线故障的保护；不具备此条件时，可用母联开关充电，母联开关充电保护必须投入。u母线事故处理母线电压消失，母差保护未动作，连接于该母线上的开关没有跳闸，判断为外部电源中断所致，检查母线及其相连设备和母差保护无异常后，可对母线试送电。开关失灵保护动作使母线失压时，应在查出拒动开关，并将故障开关隔离后才可恢复母线送电。若母线故障使电网解列，在事故处理中应特别注意防止非同期合闸而扩大事故。 26 结束语结束语