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配电所事故处理王东军2011年10月电力事故是全社会的灾难，配电所连接千家万户，事故停电会影响社会的正常运行和政治稳定，而且往往会成为社会矛盾激化的爆发点和导火线。如何尽快判断事故发生的部位、发生原因、影响程度和尽快隔离事故根源、减少事故损失、恢复正常供电，是我们电力职工应尽的社会责任和需要研究、解决的永恒的课题。一.配电所事故处理的原则和步骤1.配电所事故处理的原则（1）尽快查出事故地点、故障部位和事故原因，消除事故根源，防止事故扩大。（2）采取措施防止无关人员接近故障点和设备，避免发生人身事故。（3）如果对人身和设备构成威胁时，应立即设法解除，必要时可立即停止有关设备运行，事后汇报调度。（4）尽量缩小事故停电范围，减少事故损失，应特别注意隔离未直接受到损坏的设备，以保证其正常运行。（5）对因受事故影响停电的客户，应尽快恢复供电。2.事故处理的一般步骤：（1）详细检查事故发生的时间、位置、仪器仪表显示及有关负荷情况。（2）判断事故发生部位、故障性质及按照预案进行事故处理。（3）向主管领导和调度部门汇报。（4）根据检查、试验结果，确定设备可以投运，按调度指令恢复送电。（5）在不影响事故处理的情况下，尽可能的保留事故证据。（6）详细记录事故情况及事故处理经过。二.配电所常见事故分类（1）主设备绝缘损坏或绝缘脏污引起电气闪络事故。（2）误操作事故。（3）高压断路器与操作机构损坏事故（4）变压器发生故障引起的事故（5）继电保护装置等自动化设备误动或拒动引起的事故（6）外力破坏引起的事故（7）火灾事故三.配电所典型故障现象及设备事故处理预案（一）变压器故障处理预案1.变压器跳闸时的处理预案现象：发掉闸信号、保护动作信号、事故信号等，变压器高、低压侧均无电压。检查处理步骤：（1）复归信号，确定跳闸变压器，将操作记录回到分闸位置，做好记录，通知调度。（2）判断跳闸性质。如速断动作，应将变压器退出运行，检查开关柜内、母线、变压器套管、电缆头等部位是否短路和闪络，特别注意小动物引起的短路。外部原因排除后应检查变压器内部有无问题，如排除内部原因或检修后，可按调度命令空载试送，试送5分钟正常后投入运行。（3）如过流保护动作，应拉开低压侧开关，排除低压故障或调整低压负荷后，按调度命令试送低压5分钟，确认无问题后投入正常运行。（4）如试送低压线路造成过流或越级掉闸，系低压出线短路故障。应拉开故障出线，按调度命令试送变压器，待故障低压线路检修后再投入正常运行。（5）没查清造成过流掉闸的原因不准试送。2.变压器漏油、油位降低时的处理预案现象：检查变压器油位降到下限或降至看不见，发现变压器漏油。检查处理步骤：（1）当发现变压器漏油时，应立即汇报调度或工区。（2）如油位已低于下限时，应立即停运，将漏油部位做好详细记录，有备用变压器时应先投入备用变压器后再停运故障设备，以保证连续供电。（3）油位如果降至看不到时，应立即报告调度，按调度值班员所下达的命令，将该主变停运。（4）变压器加油后，要增加巡视次数，密切注意油位变化。3.变压器油温过高、过负荷时处理预案现象：温度超过预定值（规定为85℃以下，温度极限为95℃，温升为55°K）。仪表显示电流超额定值。检查处理步骤（1）检查负荷情况，如确系负荷过大，应立即请示调度调整。（2）检查温度计本身是否正常，如系温度计原因，应汇报调度、检修更换。（3）检查散热装置是否正常。如散热装置运行不正常，应汇报调度安排检修。（4）变压器顶层油温最高允许温度95℃，当顶层油温超过85℃时，运行人员应报告调度调整负荷，当顶层油温超过95℃时，应立即停运该变压器。（5）变压器在正常负荷条件下，温度不正常并不断上升，温度计经检查正常时，应认定变压器内部有故障，应立即将该变压器停运，同时上报调度和工区。4.变压器着火时处理步骤（1）迅速切断起火变压器电源，使用干粉灭火器或沙子灭火。必要时报警，请消防人员协助灭火。（2）处理过程中，密切注意其他运行变压器的负荷情况和温度变化，防止火势蔓延和事故扩大。（3）如因变压器内部故障引起着火，不能放油。（4）处理时应采取必要安全措施，劝阻无关人员进入火场。尽力保护现场，为事故调查提供可靠依据。（5）汇报调度和上级领导。（6）处理过程做好详细记录.（二）断路器故障处理预案1.真空开关事故处理步骤（1）发现运行中的真空开关真空泡变色时，应立即断开跳闸回路电源。（2）通知调度拉开上一级开关后，再切除故障点。（3）跳闸后应拉开电源侧刀闸，做好安全措施后进行检修处理。2.油开关着火时的处理：（1）油开关着火时，应立即汇报调度要求上一级线路停运。（2）如着火不严重时，可以拉开该开关和两侧刀闸，用干粉、二氧化碳灭火器或干沙灭火。（3）如着火严重，严禁拉开该开关。应立即疏散人群，防止开关爆炸造成人身伤害。3.油开关看不见油位时的处理：（1）油开关油位降低时，应停下开关，拉开刀闸，检查原因，加油处理后即可试送。（2）油面看不见时，应立即取下控制保险，并通知调度断开上级电源后，手动拉开开关，拉开两侧刀闸后，进行检修。（3）严禁在油位看不见时拉（送）油开关，以免因弧光发热形成高温，导致开关爆炸。（三）隔离开关（负荷开关）事故处理预案1.隔离开关（负荷开关）支持瓷瓶断裂时的处理预案：（1）日常巡视检查中，应检查瓷质部分是否断裂、错位、倾斜。（2）操作前检查外观无异常后，方可进行操作。（3）操作时，操作人站位要正确，监护人要位于设备外侧，能全面观察三相动作情况处，防止瓷瓶断裂伤及人员。（4）操作过程中，要注意刀闸动作情况，防止操作不到位、过位情况出现。（5）隔离开关（负荷开关）如发生断裂，要立即停止操作，从未断裂侧逃生，并立即报告调度。（6）如隔离开关（负荷开关）断裂已造成接地短路掉闸，应将现场情况汇报调度，按调度命令处理。（四）电压互感器故障处理预案1.高压保险熔断时现象（1）绝缘监视信号告警（2）仪表显示接地（3）断保险相电压接近零，另两相正常或略低，但变化不大。处理：更换保险，更换后应加强巡视，观察PT外观、电压指示等。更换后再断则禁止更换，应检查PT内部是否有故障。高压保险熔断时现象与线路缺相和单相接地时的显示易混淆，它们的区别是：（1）线路缺相时，电度表、功率表读数不准和另两相电压正常或偏低，而高压保险熔断时另两相电压基本正常。（2）单相接地后另两相电压升高很多（倍），电度表、功率表正常。2.低压保险熔断时的现象：（1）无预告信号（2）电压表指示不正常、断相电压为零，另两相指示不变。（3）电度表、功率表、功率因数指示不正常。处理：更换保险如再断，汇报调度准备检修。在缺相情况下如需运行应经调度和有关部门同意，但应抄记电流并将时间、电度表表底记入日志中。（五）电容器事故处理预案电容器组是电网无功功率就地补充的装置。因其为密封结构，应加强巡视检查，当发现下列情况时应立即停运：（1）电容器外壳膨胀或漏油。（2）套管破裂，发生闪络有火花时。（3）内部有异常声音。（4）外壳温升高于55°K以上和试温片脱落。发生过流跳闸后不许试送，应立即拉开上侧刀闸，3分钟后方可进行外观检查，以免爆炸造成人身伤害。如确系外部原因造成，故障排除后方可试送，没查清原因不得试送。可汇报调度和上级安排检修，检修前应按规定放电。如需用手触及电容器时，应戴绝缘手套。（六）母线失压故障处理预案母线失压时，仪表将显示无电压、发事故信号和和报警等信号。应尽快根据仪表指示，信号牌，以及外部巡视的故障特征判明母线失压的原因。一般原因有：（1）进线侧在离开关不远处短路，开关不掉闸。（2）进线电源中断。（3）母线、引线断开。母线失压故障的处理：（1）拉开出线开关。（2）拉开电容器开关。（3）如故障仍不能排除，应切除主变进行检查。（4）汇报调度作好记录（七）10kV系统接地故障的处理预案1.发生接地故障时的现象：（1）发出告警信号及“母线接地”、“电压回路断线”等信号。（2）绝缘监测装置显示一相电压降低，另两相电压升高。（3）接地相电压稳定显示为零，其余两相电压升高倍，则可判定为金属性单相接地。（4）接地相电压在零与额定电压间反复变动，可判断为不稳定接地或拉弧接地。（5）接地相电压稳定显示在零与额定电压之间，可判定为经电阻接地。2.发生接地故障时的查找：（1）根据仪表显示情况判定接地相及大致接地性质，汇报调度。（2）迅速检查站内设备有无接地，如有应及时处理。（3）如站内设备无问题，可判定故障点在线路，汇报调度安排查找故障线路。（4）按调度指挥，采用配合线路重合闸逐条瞬间拉合断路器的方法查找故障线路。在某条线路断路器断开的瞬间，若母线电压恢复正常，即可判定故障在该线路上。（5）在间歇性接地因接地时间短而无法判断时，应加强监视并汇报调度。四、配电所事故处理的危险点分析及预控措施（1）在设备事故情况下，设备外壳有可能带电、故障点附近可能有跨步电压。如果在进行故障点查找和事故处理操作时接触设备，有触电的危险。故在进行事故巡视和事故处理操作时，应穿绝缘靴、戴绝缘手套接触设备。（2）巡查设备时应由二个人进行，防止意外情况发生。（3）对直接威胁人身和设备安全的设备要立即停电，可事后汇报调度。（4）全站无电时，应先恢复站用电和操作电源.（5）母线失压时，应断开连接该母线的断路器。（6）处理事故时，所有无关人员应立即退出现场，以免影响事故处理。（7）当火灾现场有油料泄露时，应用泡沫灭火，以免火势沿电缆沟蔓延。（8）只有已停电的设备方可用水灭火，人员不得与水流接触。