风力发电场110kV联北变电所应急预案.doc

江苏联能风力发电有限公司

110kV联北变电所应急预案
版本号[1.0]

编制： 张成元
审核： 高金锐
批准： 冯忠和

2006年7月15日实施
江苏联能风力发电有限公司
联北变电所应急预案

为保证本所内设备安全、可靠运行，值班员在发生异常或事故时能及时有效的加以处理，经对全所设备可能出现的典型事故或异常进行了分析，特制定本应急预案。各值班员应进一步熟悉设备情况及开展事故预想，对设备可能出现的异常及事故情况做到心中有数，切实保证设备的安全可靠运行。

一、主变
A、主变有下列现象之一：
1） 变压器声响较正常时明显增大，而且有极不均匀或沉闷，内部有爆裂的火花声；
2） 在正常负荷和冷却条件下，非油温计故障引起的上层油温指示异常升高，而且还在急剧上升；
3） 严重漏油，油面急剧下降且低于最低限值，并无法堵漏，油位还在继续下降；
4） 压力释放阀或防爆管喷油或变压器冒烟着火；
5） 套管有严重破损和放电现象。
处理方法：
立即汇报调度和主管领导，并申请将其停运
相关操作：
主变由运行改为检修
操作任务一：
1、#1主变由运行改为冷备用
操作内容：
（1） 合上#1主变7010接地刀闸查已合上
（2） 拉开#1主变301开关
（3） 拉开#1主变701开关
（4） 将#1主变控制保护屏301开关方式开关切至“就地”位置
（5） 查#1主变301开关已拉开
（6） 将#1主变301开关手车从“工作位置”摇至“试验位置”；
（7） 将#1主变701开关SK2方式开关切至“就地”位置
（8） 查#1主变701开关已拉开
（9） 拉开#1主变7013刀闸，查已拉开
（10） 拉开#1主变7011刀闸，查已拉开
（11） 拉开#1主变7010接地刀闸，查已拉开
操作任务二：
1、 2#主变由冷备用改检修
操作内容：
（1） 查2#主变7023刀闸在分位
（2） 查2#主变302手车在试验位置
（3） 在2#主变110KV侧分别验明三相无电后，装设三相短路接地线一组
（4） 在2#主变35KV侧分别验明三相无电后，装设三相短地接地线一组
（5） 断开2#主变7021、7023刀闸操作机构控制电源空气开关
（6） 退出2#主变联跳370开关压板
（7） 断开2#主变中性点7020接地刀闸操作电源空气开关
（8） 断开2#主变有载调压控制电源及操作电源空气开关
B、变压器温度升高超过铭牌规定或顶层油温超过85℃
处理方法：
1） 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；
2） 检查、核对温度测量装置正常；
3） 检查变压器冷却装置的情况。
4） 若变压器温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则值班人员应按规程要求调整变压器的负载（即停运部分风机）到允许运行温度下的相应容量；
5） 在正常负载下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运；
6） 变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过85℃时，应立即降低负载。

C、变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低
处理方法：查明原因。若需补油，补油时应将重瓦斯改为信号，禁止从变压器下部补油。

D、变压器油位因温度上升而高出油位指示极限
处理方法：经查明不是假油位所致，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。

E、主变着火
处理方法：
1） 变压器着火时，应立即断开各侧开关和冷却装置电源，使各侧至少有一个明显的断点，然后用灭火器进行扑救并迅速报告消防部门（电话119）及主管领导。
2） 油溢在变压器顶盖上着火时，则应打开下部油门放油至适当油位；如变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防主变发生严重爆炸。
3） 消防队前来灭火，必须指定专人监护，并指明带电部位及注意事项。

F、压力释放动作
检查及处理：
1） 查其是否喷油；
2） 查保护动作情况、瓦斯信号动作情况、瓦斯继电器气体情况；
3） 主变油温和绕组温度是否正常；
4） 是否是压力释放阀误动；
5） 未查明原因前不得试送。变压器释放压力值达到规定值后压力释放阀动作，指示杆突出报警，只能通过恢复指示杆人工解除。压力释放阀动作后应立即汇报调度及主管领导。

G、瓦斯保护装置动作的检查和处理
1） 轻瓦斯动作发信，查看信号继电器掉牌情况，然后查看变压器本体油枕上的油位是否正常，瓦斯继电器的充气量，再将轻瓦斯动作情况及查看情况向调度汇报，并做好记录，最后复归信号。轻瓦斯频繁动作发信，应记录每次动作的间隔时间，汇报调度及主管领导，加强监视，并及时收集气样进行分析。
2） 变压器在运行中，发生重瓦斯动作跳闸，不准合闸送电，首先复归事故音响信号，检查断路器的位置及瓦斯继电器中是否充气，压力释放阀或防爆管是否喷油，然后将跳闸时间及检查情况向调度和主管领导汇报。
3） 气体继电器内有气体，应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质（如下表）。
气体颜色
可燃性
故障性质
无色
不可燃
变压器内有空气
黄色
不易燃
木质故障
淡灰色
可燃
纸及纸板绝缘材料故障
灰色、黑色
易燃
油故障
（1） 若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。
（2） 若气体是可燃的或油中熔解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
4） 瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作综合判断：
（1） 是否呼吸不畅或排气未尽；
（2） 保护及直流等二次回路是否正常；
（3） 变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；
（4） 气体继电器中积聚气体量，是否可燃；
（5） 气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；
（6） 电气试验结果；
（7） 变压器其他保护动作情况；
（8） 如重瓦斯动作，检查是可燃气体，则说明变压器内部有故障，必须将变压器停运处理，未在试验合格前不得再投入运行。

H、变压器差动保护动作
1） 查保护动作情况，作好记录，向调度和主管领导及时汇报，并复归事故音响；
2） 差动保护范围内所有连接的电气设备进行检查有无短路、闪络等明显故障现象；
3） 查变压器外部有无异常情况；
4） 查瓦斯继电器有无气体、压力释放阀是否动作、喷油；
5） 查变压器各侧套管及与之连接的导线有无破损及短路放电现象；
6） 查用于差动保护的流变桩头间有无短路放电现象，以及其次级回路有无开路或误接线；
7） 看直流系统有无接地现象；
8） 保护动作跳闸后，经查非变压器外部故障引起，又非保护误动，应申请变压器停用作进一步检查和试验；
9） 检查设备无明显故障现象，且故障录波器无故障信息，检查瓦斯气体，证明变压器内部无故障，如系统急需送电，可以试送一次；
10） 变压器试送必须经总工同意。
I、主变故障跳闸后，应作以下处理：
11） 根据保护的动作掉牌或信号、事件记录器及其它监测装置来显示或打印记录，判断是否变压器故障跳闸；
12） 检查变压器跳闸前的负荷、油位、油温、油色，变压器有无喷油、冒烟，瓷套有否闪络、破裂。压力释放阀是否动作或其它明显的故障迹象，作用于信号的气体继电器内有无气体等；
13） 分析故障录波的波形，确认故障性质；
14） 了解系统情况，如保护区内区外有无短路故障及其它故障等；
15） 若检查结果表明变压器跳闸不是变压器故障引起，则在外部故障排除后，变压器可重新投入运行；
若检查结果表明变压器瓦斯继电器中抽取的气体分析判断为可燃性气体；变压器有明显的内部故障特征，如外壳变形、油位异常、强烈喷油等；变压器套管有明显的闪络痕迹或破损、断裂等；差动、瓦斯、压力等继电保护装置有两套或两套以上动作。说明确有内部故障，故障未消除，变压器不得投入运行。

二、断路器
A、SF6气体压力异常：
1）SF6气体压力降低
处理方法：
当开关气室的SF6气体压力降低到0.52MPa时，将发出开关气室SF6压力降低信号，此时应汇报调度和本公司领导，可在设备运行中补加SF6气体；
2)SF6气体压力升高
处理方法：
当开关气室的SF6气体压力升高到0.65MPa时，将发出开关气室SF6压力过压信号，此时应汇报调度和本公司领导，应查明原因，听候处理；
3）SF6气体压力降低，有闭锁信号
处理方法：
2） 开关气室的SF6气体压力降低到0.5MPa时，将发出开关气室SF6压力降低闭锁信号，将闭锁断路器控制回路，此时应汇报调度和本公司领导，并不能进行开关的分合闸操作，此时，开关在运行中严禁到断路器机构箱内进行手动操作，得到调度和公司领导的批准后按要求进行操作；如果断路器发生SF6严重泄漏时，应立即汇报调度和主管领导申请隔离该断路器，但必须戴好防毒面具穿好防护服后才能进入现场处理
相关操作：
操作任务一：
北义754线路由运行改冷备用
操作内容：
1、拉开北义754开关
2、检查北义754开关在断开位置
3、拉开北义7543刀闸，查已拉开
4、拉开北义7541刀闸，查已拉开
5、断开北义754线路压变二次空气开关及取下保险丝；
操作任务二：
北义754线路由运行改检修
操作内容：
1． 拉开北义754开关
2．检查北义754开关在断开位置
3．拉开北义7543刀闸，查已拉开
4．拉开北义7541刀闸，查已拉开
5. 拉开北义754线路压变二次空气开关及取下保险丝
6. 检查北义754线路带电显示装置确无电压
7. 合上北义7544接地刀闸，查已合上
B、弹簧机构故障
处理方法：
1） 至现场检查弹簧储能指示是否正确；
2） 查储能电源或熔丝是否正常，如为熔丝熔断，更换熔丝后恢复储能；
3） 运行人员无法消除，应汇报调度和主管领导，要求派人处理。
4） 需进行手动弹簧储能，之前应断开储能电源，在断路器机构箱背面用操作手柄进行储能，恢复储能后将手柄复位。

C、 断路器拒合
1） 发生断路器拒合时，作以下项目的检查：
（1） 断路器直流控制电源和交流操作电源是否有故障
（2） 各“远方/就地”切换开关位置是否正确
（3） 本体SF6压力、油压是否过低而闭锁，弹簧储能是否正常
（4） 控制回路断线
（5） 合闸线圈断线
（6） 防误闭锁是否正确
（7） 分、合闸命令同时存在，防跳跃继电器动作或接点粘连。
2） 以上故障如值班人员能够处理则进行相应调整，排除故障后继续操作。如无法处理或查不清原因的可将详细情况汇报调度和主管领导，等待派员处理。
D、 断路器拒分
E、 发生断路器拒分时，作以下项目的检查：
（1） 控制电源是否正常，直流屏上电源开关是否合上
（2） “远方/就地”切换开关位置是否正确
（3） 控制回路断线
（4） 分闸线圈断线
（5） SF6压力、液压系统压力或弹簧操作机构压力降低闭锁分闸
F、 以上故障如值班人员能够处理则进行相应调整，排除故障后继续操作。如无法处理或查不清原因的可将详细情况汇报调度和主管领导，等待派员处理。

三、压变
A、35KvⅠ(Ⅱ)段母线压变空开跳开
现象：
1. 35KV三相线电压为零；
2. 控制回路断线信号动作；
处理：
1. 汇报调度；
2. 在调度的许可下，停用有关保护及自动装置；
3. 停用压变后，检查外部无故障，若试送不成，应停用压变并汇报调度及主管领导，听候处理。
B、35kVⅠ(Ⅱ)段母线压变次级熔丝熔断
现象：
1. 熔断相电压下降，三相线电压不等；
2. 有关有功、无功数值降低，电度表走慢；
处理：
1. 汇报调度；
2. 在调度的许可下，停用有关保护及自动装置；
3. 试送熔丝，若不成，汇报调度及主管领导，听候处理。

C、110kV母线压变低压空气开关跳开
现象：
1、 110kV母线电压、有功、无功为零；
2、 相应保护电压回路断线信号发出。
处理：
1. 汇报调度；
2. 在调度的许可下，停用有关保护及自动装置；
3. 试送该开关，若不成，汇报调度及主管领导，听候处理。

四、所用电
A、35kVⅠ(Ⅱ)段所用变发生故障
处理方法：当任一段母线失压，进线断路器断开时，备自投装置检测另一段母线有压时装置动作，投入联络断路器。备自投装置具有一次自投闭锁功能。两进线断路器只有在外来进线断路器在分闸位置时方可投入运行。当1#与2#所用变均失电时，必须断开1#与2#所用变低压侧，手动合上#3所用变，通过联络开关向各馈线送电。
相关操作：
操作任务：
1、35KVⅠ段母线所用变由运行改检修
操作内容
1）拉开35KVⅠ段母线所用变401开关
2）查35KVⅠ段母线所用变470开关在合位
3）查35KVⅠ段母线所用变系统运行正常
4）查35KVⅠ段母线所用变401开关在分位
5）将35KVⅠ段母线所用变401开关推至试验位置
6）拉开35KVⅠ段母线311开关
7）将35KVⅠ段母线311开关控制切换开关由远方位置打到就地位置
8）查35KVⅠ段母线311开关确已分开
9）将35KVⅠ段母线311手车开关由工作位置摇至试验位置
10）35KVⅠ段母线所用变高压侧三相分别无电后装设接地线一付
11）35KVⅠ段母线所用变低压侧三相分别无电后装设接地线一付
2、园区线线路所用变403开关改运行
操作内容
1） 检查35KVⅡ段母线所用变402开关在断位
2） 检查35KVⅠ段母线所用变401开关在断位
3） 合上35KVⅠ、Ⅱ段母线所用变联络470开关
4） 查35KVⅠ、Ⅱ段母线所用变联络470开关在合位
5） 查园区线403开关在分位
6） 将园区线403开关由试验位置摇至工作位置
7） 合上园区线403开关
8） 查园区线403开关在合位

五、交直流系统
A、 直流系统接地信号发讯
处理方法：
应检查“+对地”、“—对地”的绝缘情况，并及时向调度汇报检查情况，在征经调度同意后，按下列步骤寻找接地点：
1） 若有人在直流系统或二次回路工作，应先询问，并停止其工作；
2） 蓄电池在充电中，先将充电机或整流器解列；
3） 切断直流事故照明；
4） 切断合闸电源；
5） 切断信号电源；
6） 切断操作和保护电源（依次对各分路检查）试拉时间越短越好；
7） 不论哪一极接地，在拔除运行设备的直流熔丝时应先拔正极后拔负极，恢复时相反。

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