供电事故预案汇编(2015年2月修订)(共52页)

1、电气厂事故应急预案汇编第 PAGE 53 页 共 NUMPAGES 53 页第一章(y zhn) 电气设备事故(shg)处理应急预案1 状态(zhungti)描述1.1 正常运行方式简述1.1.1 110KV系统及发电机组正常运行方式为：1.1.1.1正常情况下，总降110KV母线为单母分段并列运行，潞化线供电，闫化线热备；2#主变压器与1#发电机并列运行；3#主变压器与2#发电机并列运行；1#主变压器独立运行。1.1.1.2 正常情况下，22#变电所运行方式为：水I线带1#主变压器运行，水II线热备；180开关及两侧隔离刀闸冷备；2#主变压器冷备（该设备启用需经公司机动管理部同意后方可运行）

2、山上变压器运行方式如何管理1.1.2 6KV系统正常运行方式：1.1.2.1在正常情况下，01#变电所、02#变电所、22#变电所6KV母线为单母分段并列运行。1.1.2.2在正常情况下，01#变电所与02#变电所联络线热备（即621开关在运行状态，611开关热备状态）。 1.1.2.3在正常情况下，除上述变电所外，其余各变电所6KV母线均为单母分段分列式运行。1.1.2.4 在正常情况下，04#变电所的运行方式为：1#主变通过6016012开关带04#变II段负荷，01#变04#变联络线带04#变I段负荷，6011开关在热备状态。1.1.3 400V系统正常运行(ynxng)方式：在正常情况

3、下，各变电所400V母线均为单母分段分式运行(ynxng)。1.2 主要运行(ynxng)参数控制范围：1.2.1 正常运行情况下， 01#变电所、02#变电所、04#变电所母线电压控制在6.256.4KV之间。大功率电机启动时，将相应母线电压调整至6.46.6KV，启动完毕后，要及时恢复母线电压至正常范围。1.2.2 正常运行情况下，1#发电机、2#发电机功率因数控制在0.80.85之间（需要保持低无功运行的特殊情况除外）。1.2.3 正常运行情况下，系统功率因数控制在0.93以上。1.3 事故概述：短路、保护动作。1.4 异常运行概述1.4.1 2主变压器（或3主变压器）因计划退出运行时的

4、运行方式：01变02变联络线投运（即合611开关），1发电机、2发电机和3主变压器（或2主变压器）并列运行带01变和02变的全部负荷。1.4.2 1主变压器因计划退出(tuch)运行时的运行方式：视负荷情况，合上04变电所母联600开关，由0104变联络线带04变电所的部分(b fen)负荷(fh)(此时联络线负荷应控制在16000KW以下)。1.4.3 0104变联络线因计划退出运行时的运行方式：合上04变电所6011开关，由1主变压器带04变电所的全部负荷。1.4.4 潞化线因计划停运或检修时的运行方式：合上194开关，闫化线投入运行带全部负荷。1.4.5 1发电机因计划退出运行时的运行方

5、式：原则上由2主变压器带02变全部负荷；若出现长时间2主变压器过载运行，则将01变02变联络线投运，由2主变压器、3主变压器和2发电机并列运行带01变和02变的全部负荷。1.4.6 2发电机因计划退出运行时的运行方式：合上04变电所6011开关，断开01#变622开关，由1主变压器带04变电所的全部负荷，3主变压器带01变全部负荷。若2发电机突然因事故退出，此时的方式下，01变电所将自动减负荷运行，04#变I段母线失电。此时应迅速联系04#变合上6011开关，随后联系总调逐步恢复04#变I段负荷（西水负荷优先考虑恢复）及01#变减载负荷。若2发电机退出(tuch)运行后，3#主变出现(chxi

6、n)过载情况，应根据1发电机的运行情况以及2主变压器、3主变压器的负荷情况、温度等相关参数，来确定运行方式，在保证不影响02变电所正常供电(n din)的前提下（基本原则），可以考虑投运01变02变联络线，此方式下，两变一机带01、02变电所的全部负荷。1.4.6.1 当2发电机因事故退出运行时，01变电所将自动减负荷，其序位为：第一批减载设备：622（04变联络线）、6105（0#变电所）、 6102、6213（9#变I、II回）；第二批减载设备：6113 （17#变I回）、6211（17变II回）。需要修改现17#变I、II回基本没负荷，可考虑减钾盐变、5600#的部分高压电机 1.4.6

7、.2 当2发电机因计划退出运行时，合上04变电所6011开关，断开01#变622开关，01#变-04#变的联络线退出运行，由1主变压器带04变电所的全部负荷；必要时根据3主变压器的负荷情况对01变电所进行手动减负荷：6107、6209（5300变电所I、II回）不能考虑5300#的负荷、6105（0变电所，该变电所在计划停2发电机时必须手动减载）。特别注意严禁启动高压电动机。1.4.7 水I线因计划停运或检修时的运行方式：水II线投入运行带22变电站的全部负荷。1.4.8 22变电站的1变压器因计划退出(tuch)运行时，启用2变压器（启用时，原则上必须(bx)先征得公司机动部和地调的同意，事

8、故情况可先投后请示），程序如何执行？是否请示地调由2变压器带22变电站的全部(qunb)负荷。1.4.9 双回路供电的变电所，一条回路因计划退出运行时，由另一条回路带该变电所的全部负荷。2 方案描述2.1 本预案按照电压等级以及电气设备种类，分别编制。主要划分为十二种类型。2.2 本预案的前提系统方式均为正常运行方式。第一类 110KV潞化线（闫化线）事故跳闸处理预案1 110KV潞化线163-196（或闫化线150-194）事故跳闸判据：1.1 110KV潞化线（或闫化线）保护动作，196（或194）开关跳闸。1.2 110KV母线欠压保护动作。1.3 04#变II段母线、22#变系统失电。

9、1.4 02#变电所102、602开关跳闸，1#发电机解列运行，02#变电所6KV系统频率、电压发生异常变化，02#变减载装置动作。1.5 01#变电所103、603开关跳闸，2#发电机解列运行，01#变电所6KV系统根据当时负荷情况(qngkung)有可能电压、频率发生异常变化，01#变减载装置动作。2 事故处理范围：全公司(n s)供电系统。3 事故处理(chl)标准：3.1 确保发电机解列正常，01#变电所、02#变电所减载装置动作正常。3.2确保发电机运行正常。3.3 确保02#变电所热动系统、合成系统重要负荷，01#变电所03#变电所负荷，及04变电所I段苯胺、西水负荷安全供电.3.

10、4 在1#发电机和2#发电机的电压、频率相平稳的状态下，应迅速恢复发电机与电网系统的并列运行，尽快恢复已停电设备的供电。4 1#发电机“过负荷”、“低周”减载设备：4.1 02#变电所第一批减载设备：VM501、VM502、VM-701、VM-702、PM1421B、PM1421R、PM1425A、VM-2001A/B、PM2241A、VM2261A/B/R、F1602A、F1602B、A/B炉静电除尘负荷不大，减载意义不大VM2262、VM1411AJ、VM1421AH4.2 02#变电所第二批减载设备：PM503A/R、PM505A/R、PM506/7A、PM506/7R5 2#发电机“过

11、负荷”、“低周”减载设备：5.1 01#变电所第一批减载设备(shbi)：6113（17变I回）、6105（0#变电所）、6102、6213（9#变I、II回）、 6101（钾盐变电所）、6114、6201（05#变电所I、II回）；5.2 01#变电所第二批减载设备(shbi)：6211（17变II回）、6103、6106、6202、6205（VM5601A/B/C/D）、6111、6206（VM5602A/B）6 事故(shg)处理程序6.1 各变电所值班员发现1.11.5所述现象时，应立即向调度汇报。6.2 电调根据各变电所（站）值班员汇报情况，特别是1#、2#发电机的“负荷”、“频率”

12、情况及04#变电所段母线、22#变电所全站停电情况，应立即判断为110KV网供电源线路事故跳闸。6.3 电调应立即命令总降值班员对4、5所列减载回路进行检查，确认相应的开关是否已跳闸，对未跳闸的开关必须立即手动跳闸。6.4 电调应立即向总调及有关领导汇报事故情况，申请总调启动“发电机解列事故处理预案”，并由总调全面指挥整个生产系统配合电调进行事故处理。总调应立即通知合成中控、压缩中控、1600#中控、热电中控及1400N/S控制室值班员“发电机独立运行”，“发电机负荷不可调，调整保持发电机额定转速”，“值班人员不得随意启动已减载设备”。 6.5 命令(mng lng)总降值班员监视1#、2#发

13、电机“电压(diny)”、“频率(pnl)”等运行参数，并调整发电机的调速（频率调节或有功调节）和调压（电压调节或无功调节）开关，使得发电机的频率和电压尽可能平稳。6.6 命令总降值班员检查确认101、102、103、194、196、195、197、601、602、603开关已断开，未断开时手动打跳。6.7 命令各已停电变电所值班员，检查该变电所进线、出线开关状态，将该变电所的所有出线立即手动断开，保持进线、母联开关状态不变，并要求其等候命令（期间严禁进行任何工作）。6.8请示地调同意后，恢复发电机同110KV备用线路闫化线（或潞化线）并网运行。6.8.1检查110KV备用线路闫化线（或潞化线

14、）电压正常。6.8.2 合上110KV备用线路闫化线194（或潞化线196）开关。 6.8.3合上102开关，并确认开关已合位，2#主变压器受电。6.8.4 通知总调“2#主变压器准备与1#发电机并列运行，保持发电机组的平稳运行，且保持工艺系统维持现状”6.8.5 同期合02#变电所602开关，恢复1#发电机与2#主变压器并列运行。6.8.6 检查(jinch)02#变电所6KV母线电压指示正常，1#发电机各参数指示正常。6.8.7 通知(tngzh)总调“可以启动(qdng)合成界区减载设备”。6.8.8 合上103开关，并确认开关已合位，3#主变压器受电。6.8.9 通知总调“3#主变压器

15、准备与2#发电机并列运行，保持发电机组的平稳运行，且保持工艺系统维持现状”6.8.10 同期合01#变电所603开关，恢复2#发电机与3#主变压器并列运行。6.8.11 检查01#变电所6KV母线电压指示正常，2#发电机各参数指示正常。6.9 通知总调，01#变、02#变系统恢复正常运行方式，可以启动01#变电所减载设备。恢复01#变减载回路供电。6.10 恢复水源系统供电6.10.1 命令22#变电所值班员检查183、184、180、681、682开关均在断开位置。6.10.2 命令总降值班员合195、197开关。6.10.3 命令22#变值班员合183开关、681开关。恢复22#变配出回路

16、供电（命令22#变电所自行操作，操作完毕后回复命令执行情况）。6.11 恢复04#变II段系统(xtng)供电。6.11.1 命令(mng lng)04#变电所值班员检查601、6011、6012、600开关(kigun)在断开位置，所有出线开关均已断开。6.11.2 命令总降值班员合110KV 101开关， 1#主变压器受电。6.11.3 命令04#变值班员合601开关。6.11.4 命令04#变值班员合6012开关。6.11.5 令04#变电所检查其6KV II段母线电压正常后，恢复其配出系统供电（优先考虑送各变电所回路负荷）。6.12 令14#甲变电所检查6KV母线电压正常后，恢复其馈线

17、（变压器配出回路）配出回路供电。6.13 令13#变电所检查6KV母线电压正常后，恢复其馈线（变压器配出回路）配出回路供电。6.14 根据生产总调的命令，组织6KV高压电动机的开车。7 电调值班长应安排专人如实详细记录事故处理过程及保护动作情况等。8 事故处理流程图110KV闫化线（或潞化线）发生跳闸事故04#变、22#变停电情况当值调度员迅速正确判断事故情况，并及时向地调、总调和有关领导汇报详细记录事故处理过程及保护动作情况01#变电所减载情况01#变电所解列情况1#、2#发电机运行参数110KV开关动作情况调查事故性质及事故影响范围检查01#、02#变减载情况启动事故预案，指挥事故处理检查

18、1#、2#发电机运行情况通知总调发电机解列运行检查已停电变电所开关状态调整监视发电机正常运行恢复发电机同系统并网运行恢复水源系统供电恢复14#甲变供电组织6KV高压电动机开车恢复13#变供电向有关领导汇报事故情况通知总调可以启动减载设备恢复110KV备用线路供电恢复04#变段系统供电其它设备停电情况02#变电所减载情况02#变电所解列情况将事故处理结果汇报领导及上级调度第二类 主变压器事故(shg)跳闸处理预案（一）2#主变压器事故(shg)跳闸处理预案1 2#主变压器跳闸事故(shg)判据：1.1 2#主变压器“差动”、“瓦斯”等保护动作。1.2 102、602（JF-B）开关跳闸。 1.3

19、 1#发电机解列运行，02#变电所6KV系统“电压”、“频率”波动。1.4 02#变电所减载装置启动，减载设备同第一类4.1、4.2所列设备范围。2 事故处理范围：2#主变压器、1#发电机、02#变电所6KV系统。3 事故处理标准：3.1 确保1#发电机正常运行。3.2 调整运行方式，尽快恢复1#发电机同系统并网运行。3.3 调整运行方式，尽快启动减载设备。4 事故处理程序：4.1 总降值班员发现1.11.4所述现象时，应立即向调度汇报。4.2 调度根据总降值班员汇报情况，特别是1#发电机的“负荷”、“频率”情况，应立即判断为2#主变压器事故跳闸。4.3 调度立即命令总降值班员检查02#变电所

20、减载设备是否跳闸，未跳闸时手动跳闸。4.4 调度立即(lj)向总调及有关领导汇报事故情况，总调立即启动“1#发电机解列事故(shg)处理预案”，通知合成(hchng)中控、压缩中控、1600#中控及1400N/S控制室值班员“1#发电机独立运行”，“1#发电机负荷不可调，调整保持1#发电机额定转速”，“值班人员不得随意启动已减载设备”。4.5 命令总降值班员调整监视1#发电机“电压”、“频率”、“负荷”等运行参数。4.6 命令总降值班员检查2#主变压器有无明显异常情况，并详细记录2#主变压器保护动作情况，确认2#主变压器事故。4.7 调整运行方式，1#发电机同3#主变压器、2#发电机并列运行。

21、4.7.1 检查01#变电所621开关在合位。4.7.2 通知总调“1#发电机准备与3#主变压器并列运行，保持发电机组的平稳运行，且保持工艺系统维持现状”4.7.3 调整1#发电机“频率”、“电压”与3#主变压器“频率”、“电压”一致。4.7.4 同期合02#变电所611（JF-A）开关。4.7.5 检查01#、02#变电所6KV母线电压指示正常，1#、2#发电机各参数指示正常。4.7.6 通知(tngzh)总调，可以启动02#变电所减载设备，恢复02#变减载回路(hul)供电。4.8 命令总降值班员将2#主变压器操作(cozu)至检修状态。5 详细记录事故处理过程及保护动作情况等，并向上级调

22、度及领导汇报事故处理结果和故障设备情况。6 事故处理流程：根据“判据”判断2#主变压器发生事故跳闸02#变电所减载正常1#发电机解列正常调查事故性质及事故影响范围102、602开关动作情况2#主变保护动作情况1#发电机运行情况2#主变压器情况向有关领导汇报事故情况检查02#变减载情况指挥事故处理调整监视1#发电机运行参数通知总调1#发电机解列运行1#发电机同3#主变、2#发电机并网2#主变压器至检修状态详细记录事故处理过程及保护动作情况将事故处理结果汇报领导及上级调度(二) 3#主变压器事故跳闸(tio zh)处理预案1 3#主变压器跳闸(tio zh)事故判据：1.1 3#主变压器“差动”、

23、“瓦斯(w s)”等保护动作。1.2 103、603开关跳闸。1.3 2#发电机解列运行，01#变电所6KV系统“电压”、“频率”波动。1.4 满足01#变电所减载装置动作条件时，01#变减载装置启动，减载设备同第一类5.1、5.2所列设备范围。2 事故处理范围：3#主变压器、2#发电机、01#变电所6KV系统、04#变电所I段母线。3 事故(shg)处理标准：3.1 确保(qubo)2#发电机正常运行。3.2 调整(tiozhng)运行方式，尽快将2#发电机同2#主变并网运行，然后视负荷情况与1#主变并网，将04#变I段负荷倒至1#主变，再断开01#变04#变联络线。此种运行方式调整方案需要

24、讨论3.3 尽快启动减载设备。4 事故处理程序：4.1 总降值班员发现1.11.4所述现象时，应立即向调度汇报。4.2 调度根据总降值班员汇报情况，特别是2#发电机的“负荷”、“频率”情况，应立即判断为3#主变压器事故跳闸。4.3 调度立即命令总降值班员检查01#变电所母线电压情况，2#发电机负荷、频率情况，2#发电机过负荷、欠频率，减载装置未启动时，应手动断开减载回路开关。4.4 调度立即向总调及有关领导汇报事故情况，总调立即通知热电中控值班员“2#发电机独立运行”，“2#发电机调整以额定转速为调整参数，不得以发电机负荷为调整参数”，通知热电、新空分系统、5600#值班人员“不得随意启动电气

25、设备”。4.5 命令(mng lng)总降值班员监视、调整2#发电机“电压(diny)”、“频率(pnl)”、“负荷”等运行参数。4.6 命令总降值班员检查3#主变压器有无明显异常情况，并详细记录3#主变压器保护动作情况，确认3#主变压器事故。4.7 调整运行方式，将2#发电机同2#主变压器、1#发电机并列运行，04#变I段负荷倒至1#主变，。4.7.1 令04#变电所检查确认6011开关在热备状态，合上6011开关。2#机独立运行时不能通过6011与1#主变直接并网；应先通过611开关与2#主变变并网，再通过6011与1#主变并网然后断622开关4.7.2 断开01#变622联络线开关。4.

26、7.3 检查01#变电所621开关在合位。4.7.4 通知总调“2#发电机准备与2#主变压器并列运行，保持发电机组的平稳运行，且保持工艺系统维持现状”4.7.5 调整2#发电机“频率”、“电压”与2#主变压器“频率”、“电压”一致。4.7.6 同期合02#变电所611（JF-A）开关。4.7.7 检查01#、02#变电所6KV母线电压指示正常，1#、2#发电机各参数指示正常。4.7.8 通知总调可以(ky)启动01#变电所减载设备(shbi)，恢复(huf)01#变减载回路供电。4.8 命令总降值班员将3#主变压器操作至检修状态。5 详细记录事故处理过程及保护动作情况等，并向上级调度及领导汇报

27、事故处理结果和故障设备情况。6 事故处理流程图根据“判据”判断3#主变压器发生事故跳闸01#变电所减载正常2#发电机解列正常调查事故性质及事故影响范围103、603开关动作情况3#主变保护动作情况2#发电机运行情况3#主变压器情况向有关领导汇报事故情况检查01#变减载情况指挥事故处理调整监视2#发电机运行参数通知总调2#发电机解列运行2#发电机同2#主变、1#发电机并网3#主变压器至检修状态详细记录事故处理过程及保护动作情况将事故处理结果汇报领导及上级调度(三) 1#主变压器事故跳闸(tio zh)处理预案1 1#主变压器事故(shg)跳闸判据：1.1 1#主变压器瓦斯(w s)、差动等保护动

28、作。1.2 04#变电所II段母线及配出系统失电。2 事故处理范围：101开关至601开关，04#变电所II段母线及配出的06#变II段、12#变II段、13#变II段、14#甲II段等。3 事故调查确认：3.1 无保护动作记录时，应检查确认是否因101、601开关误动跳闸引起。3.2 变压器差动保护动作，无瓦斯保护动作记录时，应检查是否因101开关、110KV引线、变压器、6KV母线及电缆短路引起，上述范围均正常时，应检查是否因差动保护装置故障误动而引起。3.3 变压器瓦斯保护动作，或瓦斯、差动保护同时动作，应判断为变压器内部故障。3.4 变压器后备过流保护(boh)动作，而无主保护动作时，

29、应重点检查04#变电所II段母线及配出6KV系统是否有短路故障发生。4 事故(shg)处理程序：4.1 判断(pndun)为3.1情况时，可对101、601开关进行检查处理后，立即将1#主变压器投入运行,注意变压器送电前应先合上其中地刀闸。4.2 判断为3.2、3.3情况时，可按下列程序进行事故处理：4.2.1 检查601开关、6012开关及04#变II段母线所有出线开关均已断开。4.2.2 核算3#主变压器以及01#变-04#变联络线负荷,必要时应采取限负荷措施,确保3#主变压器带04#变电所两段运行时的负荷满足要求。4.2.3 检查04#变母联开关600在断位,合600开关，并确认已合上。

30、4.2.4 检查04#变电所6KV母线电压指示正常，恢复04#变II段母线配出系统供电。注意监视3#主变压器以及01#变-04#变络线负荷、温度。4.2.5 如果判断确认为差动保护装置故障时，可退出差动保护，恢复1#主变压器送电。4.3 3.4情况，如果判断是6KV配出系统短路引起事故，可立即将1#主变压器送电，然后恢复04#变II母线配出系统非故障回路供电；如果检查确认为母线故障，须故障处理完毕后，恢复4#主变送电。根据“判据”判断1#主变压器发生事故跳闸5 事故(shg)处理流程图101、601开关动作情况1#主变及保护动作情况调查事故性质及事故影响范围04#变及配出系统情况向总调和有关领

31、导汇报事故情况，并立即启动应急预案1#主变保护无动作情况瓦斯或差动保护动作后备过流保护动作确认101或601开关误动核算3#主变及联络线负荷母线故障配出线故障1#主变送电合04#变母联600开关1#主变送电处理故障4#主变及保护动作情况4#主变及保护动作情况恢复04#变段母线配出系统恢复04#变段母线非故障配出系统详细记录事故处理过程及保护动作情况将事故处理结果汇报领导及上级调度第三类 主变压器异常(ychng)运行处理预案(一) 2#主变压器异常(ychng)运行处理预案1 2#主变压器异常运行判据：1.1 声音：变压器运行中，内部接触不良或绝缘击穿，发出“噼啪”的放电声。1.2 温度(wn

32、d)：变压器正常冷却方式和正常负荷情况下，温度突然上升，温升超过55。1.3 油色：变压器运行中油质变坏(bin hui)，油色突然变暗。1.4 油位：变压器运行中，油位突然上升，或者防爆(fn bo)管喷油、压力释放阀动作。1.5 继电保护：轻瓦斯保护动作。1.6 表计：三相电压不平衡，电流波动较大。2 2#主变压器异常处理标准：2.1 异常情况判断准确、快速，异常情况处理果断。2.2 确认变压器异常后，将变压器安全退出运行。2.3 不中断02#变系统供电。3 2#主变压器异常处理程序：3.1 发现1.11.6所述现象，迅速做出正确判断。3.2 将2#主变压器异常情况及时向有关领导和总调汇报

33、。3.3 2#主变压器异常情况特别严重，随时可能发展为短路、着火、爆炸等事故，可不经请示，立即断开602、102开关，将变压器退出运行，并同时启动“2#主变压器跳闸事故处理预案”，确保1#发电机运行正常。3.4 2#主变压器异常情况较轻，有足够的时间进行倒负荷(fh)处理，可按下列操作程序进行故障处理：3.4.1 检查(jinch)01#变电所621开关在合位。3.4.2 通知(tngzh)总调“准备投01#变与02#变的611-621联络线”。3.4.3 同期合02#变电所611（JF-A）开关，并确认开关已合上。3.4.4 通知总调“2#主变压器准备退出运行”。3.4.5 断开602（JF

34、-B）开关并确认。3.4.6 断开102开关并确认。(二) 3#主变压器异常运行处理预案1 3#主变压器异常运行判据：1.1 声音：变压器运行中，内部接触不良或绝缘击穿，发出“噼啪”的放电声。1.2 温度：变压器正常冷却方式和正常负荷情况下，温度突然上升，温升超过55。1.3 油色：变压器运行中油质变坏，油色突然变暗。1.4 油位：变压器运行中，油位突然上升，或者防爆管喷油、压力释放阀动作。1.5 继电保护(j din bo h)：轻瓦斯保护动作。1.6 表计：三相电压不平衡(pnghng)，电流波动较大。2 3#主变压器异常(ychng)处理标准：2.1 异常情况判断准确、快速，异常情况处理

35、果断。2.2 确认变压器异常后，将变压器安全退出运行。2.3 不中断01#变系统供电。3 3#主变压器异常处理程序：3.1 发现1.11.6所述现象，迅速做出正确判断。3.2 将3#主变压器异常情况及时向有关领导和总调汇报。3.3 3#主变压器异常情况特别严重，随时可能发展为短路、着火、爆炸等事故，可不经请示，立即断开603、103开关，将变压器退出运行，并同时启动“3#主变压器跳闸事故处理预案”，确保2#发电机运行正常。3.4 3#主变压器异常情况较轻，有足够的时间进行倒负荷处理，可按下列操作程序进行故障处理：3.4.1 检查01#变电所621开关在合位。3.4.2 通知总调“准备投01#变

36、与02#变的611-621联络线”。3.4.3 同期合02#变电所611（JF-A）开关，并确认开关已合位。3.4.4 通知总调“3#主变压器准备退出运行”。3.4.5 断开603开关并确认。3.4.6 断开103开关并确认。(三) 1#主变压器异常运行(ynxng)处理预案1 1#主变压器异常(ychng)运行判据：1.1 声音：变压器运行(ynxng)中，内部接触不良或绝缘击穿，发出“噼啪”的放电声。1.2 温度：变压器正常冷却方式和正常负荷情况下，温度突然上升，温升超过55。1.3 油色：变压器运行中油质变坏，油色突然变暗。1.4 油位：变压器运行中，油位突然上升，或者防爆管喷油、压力释

37、放阀动作。1.5 继电保护：轻瓦斯保护动作。1.6 表计：三相电压不平衡，电流波动较大。2 1#主变压器异常处理标准：2.1 异常情况判断准确、快速，异常情况处理果断。2.2 确认变压器异常后，将变压器安全退出运行。2.3 非紧急情况下，不中断04#变系统供电。3 1#主变压器异常处理程序：3.1 发现1.11.6所述现象，迅速做出正确判断。3.2 将1#主变压器异常情况及时向有关领导和总调汇报。3.3 1#主变压器异常情况特别严重，随时可能(knng)发展为短路、着火、爆炸等事故，可不经请示，立即断开601、101开关，将变压器退出运行，并同时(tngsh)启动“1#主变压器跳闸事故(shg

38、)处理预案”。3.4 1#主变压器异常情况较轻，有足够的时间进行倒负荷处理，可按下列操作程序进行故障处理：3.4.1 核算3#主变压器以及01#变-04#变联络线负荷,必要时应采取限负荷措施,确保3#主变压器带04#变电所两段运行时的负荷满足要求。3.4.2 检查04#变母联开关600在断位,合600开关，并确认已合上。3.4.3 检查04#变电所6KV母线电压指示正常，恢复04#变II段母线配出系统供电。注意监视3#主变压器以及01#变-04#变络线负荷、温度。3.4.4 通知总调“1#主变压器准备退出运行”。3.4.5 令04#变电所断开6012、601开关，检查确认确已断开。3.4.6

39、断开101开关，检查确认确已断开。第四类 6KV母联开关事故跳闸预案 (一)690母联开关事故(shg)跳闸预案1 01#变电所690开关(kigun)跳闸事故判据：1.1 01#变电所I段母线电压突然(trn)升高，超过允许值。1.2 2#发电机负荷突然降低，频率异常增高。2 事故处理范围：2#发电机、01#变6KVI段母线。3 事故处理标准：3.1 及时、正确调整2#发电机“频率”、“电压”，确保01#变电所6KVI段母线不停电。3.2 尽快恢复2#发电机同系统（1#主变）并网运行。此种情况无法并网，应考虑立即停01#变I段母线，然后调整运行方式1#主变带04#变全部和01#变I段负荷，并

40、视690开关故障情况考虑是否开2#机与1#主变并网运行4 事故处理程序：4.1 迅速调查事故情况，正确判断事故性质。4.2 调整降低2#发电机频率、电压，保证发电机安全运行。4.3 及时向总调汇报690开关跳闸事故情况，启动2#发电机独立运行事故处理预案。4.4 令04#变检查6011开关在热备状态，合上6011开关。4.5 检查690开关事故情况，及时向领导汇报。4.6 组织690开关检查、检修。4.7 690开关恢复正常后，经总调同意后，合上690开关。4.8 令04#变断开6011开关。(二) 790（JF-C）开关事故(shg)跳闸预案1 02#变电所790（JF-C）开关跳闸(tio

41、 zh)事故判据：1.1 02#变电所I段母线电压突然升高(shn o)，超过允许值。1.2 1#发电机负荷突然降低，频率(pnl)异常增高。2 事故处理范围：1#发电机、02#变6KV I段母线。3 事故处理标准：3.1 及时、正确调整1#发电机“频率”、“电压”，确保02#变电所6KV I段母线不停电。3.2 尽快恢复1#发电机同系统并网运行。4 事故处理程序：4.1 迅速调查事故情况，正确判断事故性质。4.2 调整降低1#发电机频率、电压，保证发电机安全运行。4.3 及时向总调汇报790开关跳闸事故情况，启动1#发电机独立运行事故处理预案。4.4 检查621开关在合位。4.5 启动611

42、（JF-A）开关同期装置，同期合JF-A开关。4.6 检查790开关事故情况，及时向领导汇报。4.7 组织790开关检查、检修。4.8 790开关恢复正常后，经总调同意后，手动同期合上790开关。4.9 断开611（JF-A）开关。第五类 6KV母线(mxin)短路、火灾事故（保护(boh)拒动）预案1 6KV母线(mxin)短路、接地、火灾事故判据：1.1 母线电压波动、进线电流(dinli)剧烈波动。1.2 对于01#变电所还存在，2#发电机无功、电压、电流(dinli)剧烈波动；对于02#变电所还存在，1#发电机无功、电压、电流剧烈波动。1.3 变电所内发出“噼啪”爆裂声。2 事故处理原

43、则：尽快隔离电源，缩小停电范围，迅速报告火警，积极组织救火。第六类 异常运行方式下变电所失电事故预案 (一) 02变电所异常运行方式下失电事故处理预案1 事故前异常运行方式：1发电机停车，2主变独立带02变全部负荷，01变电所02变电所联络线在热备状态（621开关在合位，611开关热备）。2 事故现象的确认：2.1 后台机出现“102开关事故跳闸”、“602开关事故跳闸”报警信号；2.2 2主变保护动作。2.3 控制室照明灯熄灭(xmi)，事故应急灯亮。2.4 综合(zngh)以上信息，应立即判断为2主变压器跳闸，而导致02变电所失电事故。3 事故影响范围：2主变压器、02变电所6KV系统（包

44、括MCC、合成(hchng)界区、热动界区等重要负荷）。4 事故处理程序：4.1 值班调度根据后台机的报警信号及保护动作情况，立即判断为2主变跳闸事故。4.2 检查02变电所各电气设备有无异常现象及气味，查阅并记录各开关保护装置故障报警等信息，确认02变电所内部没有故障。4.3 值班调度立即向总调、车间领导、分厂领导及地调汇报事故情况。4.4 检查02变电所所有出线开关状态（是否断开）及保护动作情况，保持变压器回路开关状态不变，对未断开的高压电动机开关，必须手动将其全部断开，并做好相关记录。4.5 检查确认102、602开关应在断开位置（利用开关的机械位置进行判断），如未断开，应手动将102、

45、602开关打至断开位置，并做好记录。4.6 检查(jinch)确认01变电所02变电所联络线在热备状态(zhungti)，合611开关并确认(qurn)，02变电所6KV母线及各配出的变压器受电，并检查确认，没有任何异常。此时应先快速恢复02#变供电，然后调整01#变电所、04#变电所的运行方式为1#主变带04#变全部负荷，2#发电机与3#主变并列运行带01#变和02#变全部负荷4.7 通知合成、水汽电工班值班电工检查MCC01、MCC02、MCC03以及1、2#、3#变电所的受电情况，且等待命令准备恢复供电。4.8 通知总调可以恢复锅炉重要负荷，不允许同时开启大功率电气设备。4.9 整个过程

46、必须同时严密监视2#发电机、3#和4#主变压器以及01变02变联络线（621611）的负荷情况，当联络线电流超过1200A，负荷超过14000KW，通知总调不允许再启动任何设备。一旦3主变压器出现过负荷迹象时，通知总调调整后半部分（氨加工部分）的负荷。4.10 送复肥事故电源TR-NH3。4.11 及时检查直流室直流系统运行情况，记录出现的信号，监视各项参数。4.12 查找2主变跳闸原因，故障排除后，联系地调和总调同意，合102开关，2主变受电后，同期合602开关，2主变同3主变、2发电机并列运行。4.13 断开611开关，恢复02变电所为正常运行方式。 (二) 01变电所异常(ychng)运

47、行方式下失电事故处理(chl)预案1 事故前异常(ychng)运行方式：2发电机停车，3主变独立带01变全部负荷，01变电所02变电所联络线在热备状态（621开关在合位，611开关热备）。2 事故现象的确认：2.1 后台机出现“103开关事故跳闸”、“603开关事故跳闸”报警信号；2.2 3主变保护动作情况。2.3 综合以上信息，应立即判断为3主变压器跳闸，而导致01变电所失电事故。3 事故影响范围：3主变压器、01变电所6KV系统。4 事故处理程序：4.1 值班调度根据后台机的报警信号及保护动作情况，立即判断为3主变跳闸事故。4.2 检查01变电所各电气设备有无异常现象及气味，查阅并记录各开

48、关保护装置故障报警等信息，确认01变电所内部没有故障。4.3 值班调度立即向总调、车间领导、分厂领导及地调汇报事故情况。4.4 检查01变电所所有出线开关(kigun)状态（是否断开）及保护动作情况，保持变压器开关状态不变，对未断开(dun ki)的高压电动机开关，必须手动将其全部断开(dun ki)，并做好相关记录。4.5 检查确认103、603开关应在断开位置（利用开关的机械位置进行判断），如未断开，应手动将103、603开关打至断开位置，并做好记录。4.6 检查确认01变电所02变电所联络线在热备状态，合611开关并确认，01变电所6KV母线受电，并检查确认，没有任何异常。4.7 通知0

49、3变、05变值班电工检查各自受电情况，且等待命令准备恢复供电。4.8 通知总调可以恢复锅炉、合成等重要负荷，但不允许同时开启电气设备。4.9 整个过程必须同时严密监视1#发电机、2#主变压器以及01变02变联络线（621611）的负荷情况，当联络线电流超过1200A，负荷超过14000KW，通知总调不允许再启动任何设备。一旦2主变压器出现过负荷迹象时，通知总调调整后半部分（氨加工部分）的负荷。根据3#主变的故障原因及处理所需要的时间，可考虑01#变分段运行4.10 查找3主变跳闸原因，故障(gzhng)排除后，联系地调同意，合103开关，3主变受电后，同期合603开关，3主变同2主变、1发电机

50、并列运行。4.11 断开611开关(kigun)，恢复01变电所事故前运行方式。注意事项：1.值班调度员在事故发生后，应全面了解系统运行情况，并进行综合分析，在指挥事故处理的同时，应及时向有关领导及总调汇报(hubo)事故处理进度。2.应指派专人负责记录事故发生时出现的各种报警信号，以及联系、汇报、操作等工作的详细过程。3.必要时，应根据电力调度规程的相关规定，采取限负荷措施，优先保证重要负荷的供电。4.事故处理时可不填写操作票，但必须详细做好记录。5.事故处理操作过程中劳保着装必须穿戴齐全，摇测绝缘必须先验电并戴绝缘手套。第七类 6KV变电所联络线事故预案01变04变联络线事故(shg)跳闸

51、处理预案1. 01变04变联络线（622624）发生(fshng)事故跳闸，应迅速(xn s)令04#变合上6011开关，由1主变带04变全部负荷。2. 分别将622、624开关操作至冷备状态。3. 01变04变联络线跳闸原因，故障排除后，将联络线投运。4. 令04#变断开6011开关，恢复联络线事故前运行方式。第八类 6KV变压器失电事故处理预案（以TR-5A为例，其它类同）TR5A开关事故跳闸处理预案1. 事故调查确认：1.1 后台机出现“TR5A开关事故跳闸发生”、“MCC05A段进线开关分闸”、“MCC05母联开关合闸”等报警信号；1.2 02变电所TR5A开关分闸指示灯亮，NSP78

52、4保护装置记录有TR5A开关事故跳闸信息；2. 事故影响范围：02变电所、MCC05A段。3. 事故处理程序：3.1 到02变电所检查(jinch)并记录TR5A开关及NSP784保护装置信号，联系合成(hchng)电工班检查MCC05的信号及现象。3.2 检查(jinch)确认TR5A开关确已分闸。3.3 联系合成电工班，确认MCC05A段低压进线开关（RF05A）已自动断开，确认MCC05低压母联开关（RF05C）已自动闭合 (如没有闭合，应根据生产情况，令其尽快手动闭合)。备自投没有投，应该为：确认MCC05低压母联开关位置，并手动闭合3.4 向总调、车间领导汇报TR5A开关跳闸事故发生

53、。3.5 将TR5A开关小车拉出。3.6 联系合成电工班拉出MCC05A段低压进线开关（RF05A）抽屉。3.7 摇测TR5A开关出线电缆绝缘，记录摇测值。注意事项：1.各变电所值班人员发现所辖6KV变压器跳闸时，应立即将有关的进线、母联等开关运行情况向电调汇报，并按照电调调度员的命令进行操作。2.应指派专人负责记录事故发生时出现的各种报警信号，以及联系、汇报、操作等工作的详细过程。3.电调应及时向领导及总调汇报事故处理进度。附图：第九类6KV及400V变电所失电事故(shg)处理预案1 6KV系统(xtng)失电1.1 6KV系统(xtng)两段同时失电 首先，值班员要向电调汇报，同时询问上

54、级变电所6KV系统是否正常，如上级变电所6KV系统故障，则等待电调通知后恢复系统供电；如非上级变电所6KV系统故障，则应检查本变电所两段进线开关保护动作情况及两段开关及母联开关的联锁是否正常。拉出所有小车开关、分别测量两段母线是否合格，再对各配出线检查，测量绝缘电阻直至检出故障点。如故障点不在母线上，应先联系电调恢复母线受电。如属于进线开关保护及母联的连锁故障，应先处理故障再联系电调恢复送电。1.2 6KV系统单段失电 同样也要向电调汇报并询问上级变电所的送电(sn din)开关是否动作，检查失电段的进线开关的保护动作情况，根据实际情况拉出该段母线的所有配出线开关，检查母线绝缘及进线开关，如合

55、格正常，可向电调汇报申请该段母线受电；完毕后，再逐台检查配出线回路。为保证设备能及时开车，检查正常一台热备一台，直到查出故障设备为止。2 400V系统(xtng)失电事故2.1 400V变电所两段母线(mxin)同时失电 各班组值班员接到通知后应立即到变电所内，同时向电调汇报，检查两段进线开关及母联的位置、保护动作情况，同时了解与该母线相对应的6KV开关的情况。如非6KV系统故障应检查该变电所的开关保护及联锁是否正常，同时对该变电所内的配电柜逐个检查。找出故障点后尽快对非故障段母线供电，再处理故障点或将故障点退出运行后及时恢复母线的供电。2.2 400V母线单段母线失电 值班员接到通知后，要立

56、即赶到现场，并通知有关人员，检查该段进线的保护动作情况，同时向电调询问该段的6KV开关情况，如非6KV系统故障应检查该段母线上的所有开关。及时找出故障点处理完毕后，测量母线绝缘合格后尽快恢复供电。第十类 发电机事故预案（一）1#发电机跳闸(tio zh)事故(shg)预案1. 事故调查(dio ch)确认：1.1 后台机出现“701开关跳闸”、“1发电机解列”等报警信号；1.2 主控室1发电机励磁屏701开关、励磁开关分闸指示灯亮。2. 事故影响范围：02变电所。3.事故处理程序：3.1 1发电机事故跳闸时，原则上由2主变独立带02变全部负荷。此时应重点监视2主变负荷、温度等情况。3.2 若2

57、主变出现长时间过载运行的情况，则应将0102变联络线投运，由2主变、3主变和2机并列运行带01变、02变全部负荷。（二）2#发电机跳闸事故预案1. 事故调查确认：1.1 后台机出现“702开关跳闸”、“2发电机解列”、“3主变过负荷”等报警信号；1.2 主控室2发电机励磁屏702开关、励磁开关分闸指示灯亮。2. 事故影响范围：01变电所、04变电所。3.事故处理程序：3.1 2发电机事故跳闸(tio zh)时，01变电所、04变电所将自动减负荷运行：第一批减载设备(shbi)：622（04变联络线）、6105（0#变电所）、 6102、6213（9#变I、II回）；第二批减载设备(shbi)：

58、6113 （17#变I回）、6211（17变II回）。需要修改现17#变I、II回基本没负荷，可考虑减钾盐变、5600#的部分高压电机3.2 检查确认以上减载设备开关是否断开，未断开的手动打跳。3.3 将04#变I段负荷倒至1#主变运行：3.3.1 令04#变电所检查确认6011开关在热备状态，合上6011开关。3.3.2 断开01#变622联络线开关。 第十一类 水源线路事故预案水I线（195183）失电事故预案1. 22变正常运行方式：195水I线带22变1主变运行，6KV为单母分段并列运行方式（母联680开关在合位）。2. 事故调查确认：2.1 后台机出现“195开关跳闸”等报警信号；2

59、.2 主控室195保护屏195开关分闸指示灯亮，195保护装置可能出现过流、速断、零序等报警信号。3. 事故影响范围：22变电所。4.事故(shg)处理程序：通过197水II线带22变1主变运行(ynxng)，操作程序如下：4.1 检查(jinch)确认197开关在合位，各参数正常，具备带负荷条件。4.2 令22#变电工检查180开关、184开关、681开关以及1801、1802、1841、1843隔离刀闸均在断开位置。4.3 令22变电工合上1841、1843隔离刀闸.4.4 令22变电工合上184开关。4.5 令22变电工合上1802、1801隔离刀闸。4.6 令22变电工合上180母联开

60、关。4.7令22变电工合上681开关。4.8令22变电工恢复其配出系统供电。第十二类 22#变电所主变压器事故预案（一）22变1主变跳闸事故预案（正常运行方式）1. 事故发生前，22变运行方式：195水I线带22变1主变运行，6KV为单母分段并列运行方式（母联680开关在合位）。2. 事故确认及汇报：2.1 总降后台机195水I线负荷显示为零；2.2 22变值班电工发现1主变跳闸(tio zh)后，应立即向电调汇报，并按照电调命令进行操作。2.3 电调在接到22变报告后，应及时(jsh)向总调及相关领导汇报。3. 事故影响(yngxing)范围：22变电所。4.事故处理程序：通过195水I线带