变电站事故应急预案

1#变电站事故预案 PAGEPAGE2日照钢铁有限公司能源管控中心供电车间供电车间事故预案日照钢铁有限公司能源管控中心供电车间日照钢铁有限公司能源管控中心供电车间事故应急预案汇编编写：徐保帅、王恒周洪生、邵衡审核：胡殿梅、杨瑛批准：孙明聪2013年01月实施日照钢铁有限公司能源管控中心供电车间事故预案 36-日照钢铁有限公司能源管控中心供电车间供电车间1#站运行方式运行方式：（本预案的运行方式如下，以下所有预案都是此运行方式下的事故预案，运行方式改变预案需重新修订）1#站：日钢II线带110kVI段母线带1#主变带10kVI段母线运行；110KV联络线带110kVII、III段母线带2#主变、3#主变运行，3#主变带10kVIII、IV段母线运行，2#主变带10kVII段母线运行；110kV桥联1002开关运行，桥联1001开关热备用，110kV备自投投入；4#站：制氧II线、2#主变、3＃主变运行在110kVII母线，日钢II线、制氧I线、水泥线、4#主变运行在110kVI母线，110kV联络线热备用于110kVII母，110kV母联100开关热备用，110kV母联备自投投入，1#主变冷备用，2#主变带10kVII、IV段母线运行，3#主变带10kVI、III段母线运行，4#主变带盈德6万制氧10kV配电室I、II、III段母线运行。日照钢铁有限公司能源管控中心供电车间目录一：110KV线路故障预案 -2-1、110kV联络线失电（备自投不动作） -2-2、110kV联络线线路保护动作跳闸（备自投不动作） -3-3、110kV联络线失电（备自投动作） -4-4、日钢II线线路失电（备自投动作） -5-5、日钢II线线路失电（备自投不动作） -6-6、日钢II线线路保护动作，101开关跳闸（备自投不动作） -7-7、日钢II线、110kV联络线线路失电 -8-二：1#变压器故障预案 -9-8、1#主变主保护（重瓦斯、差动）动作跳闸 -9-9、1#主变本体轻瓦斯报警，需将主变停电检查 -11-10、1#主变高后备动作、低后备动作 -13-11、1#主变高后备动作、低后备不动作 -15-12、1#主变低后备保护动作 -17-三：2#变压器故障预案 -18-13、2#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸 -18-14、2#主变主保护轻瓦斯报警，需将主变停电检查 -20-15、2#主变高后备动作、低后备动作 -22-16、2#主变高后备动作、低后备不动作 -23-17、2#主变低后备保护动作 -25-四：3#变压器故障预案 -26-18、3#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸 -26-19、3#主变油温异常上升，或其它异常情况需要将变压器停电处理 -28-20、3#主变高后备动作、低后备动作 -29-21、3#主变高后备动作、低后备不动作 -30-22、3#主变低后备保护动作 -31-五：接地事故预案 -32-23、铁厂II期主控楼II6205开关柜二次直流接地 -32-24、法液空6000制氧I6306线路弧光接地 -33-25、15000制氧I6102开关跳闸 -34-26、1#喷煤I6101开关弧光接地 -35-27、1#喷煤I6101开关金属性接地 -36-一：110KV线路故障预案1、110kV联络线失电（备自投不动作）事故原因：110kV联络线失电，（备自投不动作）事故象征：（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；（2）6204、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）2#、3#主变及10kVII、III、IV段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10kVII、III、IV段母线无压，110KV联络线线路无压；（4）2#、3#主变无声音。事故处理措施：（1）变电站值班人员立即检查并与2＃站联系确认110kV联络线线路失电（线路无电压、无电流），110kV备自投不动作，密切监视站内的工况运行情况；（检查确认故障时间7分钟）（2）立即启动变电站事故应急处理预案：日钢II线带1#、2#、3#主变a.拉开110kV联络线102开关；b.合上110kV桥联1001开关；c.检查2#、3#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。（恢复供电时间5分钟）（3）变电站值班人员向电调、领导汇报事故处理结果；并通知电调派人检查110kV备自投装置，查看联络线故障录波。（4）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；（5）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。2、110kV联络线线路保护动作跳闸（备自投不动作）事故原因：110kV联络线线路保护动作跳闸，（备自投不动作）事故象征：（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；（2）110kV联络线102开关由合到分，10KV电容器6204、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）2#、3#主变及10kVII、III、IV段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10kVII、III、IV段母线无压；（4）2#、3#主变无声音。事故处理措施：（1）变电站值班人员立即检查并与2＃站联系确认110kV联络线线路保护动作跳闸（线路无电压、无电流，102开关变位闪烁），110kV备自投不动作，密切监视站内的工况运行情况；（检查确认故障时间7分钟）（2）立即启动变电站事故应急处理预案：日钢II线带1#、2#、3#主变a.确认110kV联络线102开关确在拉开位置；b.合上110kV桥联1001开关；c.检查2#、3#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。（恢复供电时间5分钟）（3）变电站值班人员向电调、领导汇报事故处理结果；并通知电调派人检查110kV备自投装置，查看联络线故障录波。（4）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；（5）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。3、110kV联络线失电（备自投动作）事故原因：110kV联络线失电，（备自投动作）事故象征：（1）监控微机发出保护动作事故音响报警。（2）联络线102开关跳闸，110kv桥联1001开关合上，2＃电容器6204、3＃电容器6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）2#、3#主变及10kVII、III、IV段母线所带出线开关负荷降低，电压升高：（4）2#、3#主变有明显充电声音。事故处理措施：（1）变电站值班人员立即检查，并和2#站共同确认110kV联络线线路失电，110kV备自投动作，密切监视站内的工况运行情况；并检查各装置报文、数据、故障滤波及影响范围。（检查确认故障时间5分钟）（2）变电站值班人员向电调、领导汇报事故经过及处理结果；（3）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；（4）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。4、日钢II线线路失电（备自投动作）事故原因：日钢II线线路失电，（备自投动作）事故象征：（1）监控微机发出保护动作事故音响报警。交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警：交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；（2）日钢II线101开关跳闸，110kv桥联1001开关合上，1＃电容器6105开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）1#主变及10kVI段母线所带出线开关负荷降低；（4）1#主变有明显充电声音。事故处理措施：（1）变电站值班人员立即检查确认日钢II线线路失电，110kV备自投动作，密切监视站内的工况运行情况；并检查各装置报文、数据、故障滤波及影响范围。（检查确认故障时间5分钟）（2）变电站值班人员向电调汇报事故经过及处理结果；（3）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；（4）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。5、日钢II线线路失电（备自投不动作）事故原因：日钢II线线路失电，（备自投不动作）事故象征：（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警：交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；（2）6105开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）1#主变及10kVI段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10kVI段母线无压，110KV日钢II线线路无压；（4）1#主变无声音。事故处理措施：（1）变电站值班人员立即检查并结合4＃站装置信息（故障录波）确认日钢II线线路失电，110kV备自投不动作，密切监视站内的工况运行情况；（检查确认故障时间7分钟）（2）立即启动变电站事故应急处理预案：联络线带1#、2#、3#主变a.拉开日钢II线101开关；b.合上110kV桥联1001开关；c.检查1#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。（恢复供电时间5分钟）（3）变电站值班人员向电调、领导汇报事故处理结果；并通知电调派人检查110kV备自投装置。（4）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；（5）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。6、日钢II线线路保护动作，101开关跳闸（备自投不动作）事故原因：日钢II线线路保护动作跳闸，（备自投不动作）事故征象：（1）监控微机发出”保护动作”事故音响报警，交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警：交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；（2）日钢II线101开关由合到分、6105开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）1#主变及10kVI段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10kVI段母线无压。（4）1#主变无声音。事故处理措施：变电站值班员立即检查并结合4＃站装置信息（故障录波）确认日钢II线线路保护动作跳闸，110kV备自投不动作。（检查确认故障时间7分钟）立即启动变电站事故异常处理预案：110KV联络线带1#、2#、3#主变。1、确认日钢II线101开关跳闸；2、合上桥联1001开关；3、检查1＃主变充电正常，10kV母线带负荷正确。（恢复供电时间5分钟）向电调、领导汇报事故处理结果，并通知电调各分厂可以恢复正常生产，并通知电调安排检修人员检查110kV备自投装置；按照电调命令调整110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化。对事故处理过程检查确认并做好记录，并以书面形式上报电调。7、日钢II线、110kV联络线线路失电事故原因：110KV日钢II线、110KV联络线故障同时失电，导致1#站日钢II线、110kV联络线线路失电事故象征：（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；（2）6105、6204、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）1＃、2#、3#主变及10kVI、II、III、IV段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10KvI、II、III、IV段母线无压；（4）1＃、2#、3#主变无声音。（5）全站失电，站内应急灯亮。事故处理措施：（1）变电站值班人员立即检查，并和2#站联系及结合4＃站装置信息（故障录波）确认日钢II线、110kV联络线线路失电，密切监视站内的工况运行情况；（2）变电站值班人员立即向电调、领导进行简要汇报（事故象征、现运行方式、预处理方案）；此项按照事故处理原则可灵活掌握；（检查确认故障及汇报时间10分钟）（3）按照电调命令，立即启动变电站事故应急处理预案：用2＃站通过联络线带1#、2#、3#主变首先确认2#站已对1#站110KV联络线送电，1#站2#、3#主变充电正常后，执行以下的操作：a.拉开日钢II线101开关；b.合上110kV桥联1001开关；c.密切观察2＃站给110KV联络线送电情况。d.检查1＃、2#、3#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。（恢复供电时间10分钟）（4）变电站值班人员向电调汇报事故处理结果；（5）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整；（6）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。二：1#变压器故障预案8、1#主变主保护（重瓦斯、差动）动作跳闸事故原因：1#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸。事故征象：（1）交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警：交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；（2）监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出1#主变瓦斯（差动）保护动作；（3）日钢II线101开关、1#主变61开关、1#电容器6105开关分位，界面上相应的开关变位闪烁。（4）1#主变及10KVI段母线所带出线开关负荷、电流为零，10kVI段母线失压。（5）1#主变无声音。事故处理措施：（1）检查1#主变及监控数据，确认1#主变主保护动作跳闸；（检查确认故障时间7分钟）（2）启动变电站事故应急预案：先恢复1#站10KVI段母线保安电源，然后将4#站1#主变由冷备用转为运行，4#站1#主变带10KVI段母线，3#主变带10KVIII段母线及1#站10KVI段母线，2#主变带10KVII、IV段母线运行，最后将1#站1#主变转为检修。1、检查1#站101、1001、61开关确在分位，合上1#站1#分段6100开关。2、合上4#站1#主变11-2刀闸3、合上4#站1#主变11-3刀闸4、合上4#站1#主变11开关5、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸6、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板7、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置8、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）9、拉开4#站10KV1#分段6001开关（1#3#主变解列）10、合上4#站10KV1#联络线6306开关（4#站3#主变与1#站3#主变并列，日钢III\IV线合环）11、拉开1#站1#分段6001开关（4#站3#主变与1#站3#主变解列）12、拉出1#站1#主变61小车开关至试验位置；13、拉开1#主变11-1刀闸；14、合上1＃主变11－D3接地刀闸；（恢复供电时间5分钟）（3）向电调、领导汇报事故处理过程，并通知动力厂电调安排检修人员检查1#主变，按照电调命令执行以后的操作，监视各主变及10KV联络I线负荷情况，加强测温；（4）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。9、1#主变本体轻瓦斯报警，需将主变停电检查事故原因：1#主变轻瓦斯保护报警动作(或其他异常现象),需要将1#主变停电隔离。事故象征：后台报1#主变本体轻瓦斯保护报警动作，现场查看瓦斯继电器内有气体（或伴有异常声音）事故处理措施：(1)值班员检查1#主变现场及监控显示，确认主变异常情况属实，需要把1#主变停电处理；（2）首先向电力调度申汇报事故现象，汇报相关领导。（3）变电站值班员根据调度命令执行以下操作：根据实际情况考虑投入4#站1#主变，4#站3#主变带4#站10KVIII段及1#站1#主变负荷，4#站1#主变带10KVI段母线运行，4#站2#主变带10KVII、IV段母线运行，然后把1#站1#主变停电隔离。1、拉开1#站分段6001开关2、合上1#站分段6100开关3、合上4#站1#主变11-2刀闸4、合上4#站1#主变11-3刀闸5、合上4#站1#主变11开关6、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸7、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板8、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置9、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）10、拉开4#站10KV1#分段6001开关（4#站1#3#主变解列）11、合上4#站110KV母联100开关（日钢III、IV线合环）12、合上4#站10KV1#联络线6306开关（4#站3#主变与1#站1#主变并列，检查档位一致）13、拉开1#站1#主变61开关（4#站3#主变与1#站1#主变解列）13、拉出1#站1#主变61小车开关至试验位置；14、拉开1#主变11-1刀闸；15、合上1＃主变11－D3接地刀闸；（4）密切注意主变及10KV联络I线负荷情况；（5）汇报电力调度事故处理过程，并通知厂电调安排检修人员进一步检查1#主变，并根据命令调整110KV侧运行方式。（6）对事故处理过程检查确认并做好记录，以书面形式上报电调。10、1#主变高后备动作、低后备动作事故原因：1#主变高后备动作、低后备动作事故象征：（1）交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警；交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；（2）监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出1#主变低后备保护动作；1#主变高后备保护动作；（3）日钢II线101开关、1#主变61开关、1#电容器6105开关分位，界面上相应的开关变位闪烁。（4）1#主变及10KVI段母线所带出线开关负荷、电流为零，10kVI段母线失压。（5）1#主变无声音。事故处理措施：（1）检查1#主变现场及监控数据，确认1#主变低后备、高后备保护动作跳闸；（2）检查1#站主变高压侧至10KV室I段母线、PT柜、所有出线开关有无故障点，有无异音及异味。（检查确认故障时间7分钟）（3）若同时伴有出线开关跳闸、拒动或保护启动等信息，确认是出线故障造成越级跳闸，检查主变无问题可试送主变。（4）发现故障点在母线上以后，启动变电站事故预案：1.通知10KVI段所带各分厂进行倒负荷（分厂拉开相应进线开关，合上母联开关）2．向电调汇报已恢复供电；严密监视主变负荷情况，可考虑先由4#站3#主变通过10KV联络II线与1#站2#3#主变并列带1#站全部出线负荷，然后调整1#站10KV各段负荷分配，必要时要求各分厂执行紧急限电预案；1、合上1#站10KV2#分段6002开关（1#站2#3#主变并列，注意1#站2#3#主变负荷变化）2、合上4#站1#主变11-2刀闸3、合上4#站1#主变11-3刀闸4、合上4#站1#主变11开关5、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸6、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板7、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置8、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）9、拉开4#站3#主变63A开关（4#站1#3#主变解列）10、合上4#站3#主变63B开关（4#站2#3#主变并列）11、拉开4#站10KV2#分段6002开关（4#站2#3#主变解列）12、合上4#站10KV联络II线6402开关（日钢III\IV线合环，4#站3#主变与1#站2#3#主变并列）13、拉出1#站1#主变61小车开关至试验位置；14、拉出10KV1#分段6100小车开关至试验位置；15、将1#站10KVI段所有出线开关转为检修；（5）向电调、领导汇报事故处理过程，并通知电调安排检修人员检查10KVI段母线及1#主变高后备装置，按照电调命令执行以后的操作：根据主变负荷情况，调整10kV侧运行方式等；（6）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。11、1#主变高后备动作、低后备不动作事故原因：1#主变高后备动作、低后备不动作事故象征：（1）交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警；交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；（2）监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出1#主变高后备保护动作；（3）日钢II线101开关、1#主变61开关、1#电容器6105开关，界面上相应的开关变位闪烁。（4）1#主变及10KVI段母线所带出线开关负荷指示全为零；电流为零，10kVI段母线确无电压。（5）1#主变无声音。事故处理措施：（1）检查1#主变及监控数据，确认1#主变高后备复压过流保护动作跳闸；（2）检查1#站10KV室61开关至 主变高压侧区间内有无故障点，有无异音及异味。（3）检查1#主变高后备保护装置有无误动情况，主变差动、瓦斯保护是否正常；（检查确认故障时间7分钟）（4）发现故障点在110KV进线侧（差动、重瓦斯等主保护拒动）保护动作正确以后，启动变电站事故预案，根据主变负荷情况，执行以下操作；1、检查1#站101、1001、61开关确在分位，合上1#站1#分段6100开关。2、合上4#站1#主变11-2刀闸3、合上4#站1#主变11-3刀闸4、合上4#站1#主变11开关5、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸6、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板7、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置8、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）9、拉开4#站10KV1#分段6001开关（1#3#主变解列）10、合上4#站110KV母联100开关（日钢II\IV线合环）11、合上4#站10KV联络I线6306开关（4#站3#主变与1#站3#主变并列，检查档位一致）12、拉开1#站1#分段6001开关（4#站3#主变与1#站3#主变解列）13、拉出1#站1#主变61小车开关至试验位置；14、拉开1#主变11-1刀闸；15、合上1＃主变11－D3接地刀闸；（5）向电调、领导汇报事故处理过程，并通知电调安排检修人员处理故障点，按照电调命令行以后的操作：根据主变负荷情况，调整10kV侧运行方式等；（6）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调12、1#主变低后备保护动作故原因：母线故障或越级跳闸造成1#主变低后备动作事故象征：1、监控微机发出“保护动作”事故音响，1#主变低后备保护复压过流保护动作。2、1#主变61开关分，开关变位闪烁，1#电容器6105开关变位闪烁。3、1#主变所带的10KVI段无压无流，所带负荷指示为零4、1电容器低电压保护动作跳闸5、1#主变保护测控柜主变低后备保护CSC-326GL装置报复压过流保护动作事故处理措施：1、根据事故现象，现场检查确认1#主变61开关低后备保护动作跳闸。（检查确认故障时间7分钟）2、简要汇报相关领导及电调事故情况3、检查10KVI段开关柜无明显异常现象，若10KVI段出线柜有保护跳闸（或者拒动）告警，则手动隔离故障线路，合上1#主变61开关，恢复分厂供电。4、若检查10KVI段母线室有明显故障点，故障在10KV母线段，则立即通知分厂让其拉开1#进线合上母联开关，将61开关转为冷备用。根据实际情况可考虑由4#站1#主变通过10KV联络II线与1#站2#3#主变并列带1#站全部出线负荷，并将1#站10KVI段出线柜转冷备用，待检修确认将故障点隔离后，合上61开关，恢复原方式。5、向电调汇报事故处理过程及现运行方式。6、做好记录，保护现场，待检修人员处理。三：2#变压器故障预案13、2#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸事故原因：2#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸。事故象征：（1）监控微机发出”保护动作”事故音响，事件列表报出2#主变重瓦斯(差动)保护动作，（2）102、1002、62、6204、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）2#主变及10kVII、III、IV段母线所带出线开关负荷指示全为零，电流为零，10kVII、III、IV段母线无压；（4）2#、3＃主变无声音。事故处理措施：（1）检查2#、3＃主变及监控数据，确认2#主变主保护动作跳闸，确认102、62开关已跳闸，桥联1001未动作；（检查确认故障时间7分钟）（2）启动变电站事故预案：用1#3#主变带10kVI、II、III、IV段母线负荷，将2#主变隔离。1.合上110KV桥联1001开关（检查3#主变带负荷正常）2.合上10kV1#分段6100开关3.合上10kV2#分段6002开关4．向电调汇报已恢复供电；监视主变负荷情况，必要时投入4#站1#主变；5、检查1#站102、1002、62开关确在分位。6、合上4#站1#主变11-1刀闸7、合上4#站1#主变11-3刀闸8、合上4#站1#主变11开关9、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸10、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板11、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置12、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）13、拉开4#站10KV1#分段6001开关（1#3#主变解列）14、合上4#站110KV母联100开关（日钢II\IV线合环）15、合上4#站10KV联络I线6306开关（4#站3#主变与1#站1#3#主变并列，检查主变档位一致）16、拉出1#站2#主变62小车开关至试验位置；（戴绝缘手套）17、拉开2#主变12-2刀闸；18、合上2＃主变12－D3接地刀闸；19、合上1#站110KV联络线102开关（根据调度指令执行）（3）向电调、领导汇报事故处理过程，并通知厂电调安排检修人员检查2#主变，按照电调命令执行以后的操作：根据主变负荷情况，调整10kV侧运行方式等；（4）对事故处理过程检查确认并做好记录，以书面形式上报电调。14、2#主变主保护轻瓦斯报警，需将主变停电检查事故原因：2#主变轻瓦斯保护报警动作(或其他异常现象),需要将2#主变停电隔离。事故象征：后台报2#主变轻瓦斯保护报警动作，现场查看瓦斯继电器内有气体（或伴有异常声音）事故处理措施：(1)检查2#主变瓦斯继电器，确认主变异常情况属实，需要把2#主变停电处理；（2）首先向电力调度汇报事故现象，汇报相关领导。（3）启动变电站事故异常倒负荷预案：4#站3#主变通过10KV联络II线带1#站2#主变全部负荷，把2#主变停电隔离。1、拉开10kv2#分段6200开关2、合上10kv2#提升6002开关。3、投入4#站1#主变：4、检查1#站1002开关确在分位。5、合上4#站1#主变11-2刀闸6、合上4#站1#主变11-3刀闸7、合上4#站1#主变11开关8、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸9、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板10、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置11、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）12．调整运行方式：4#站1#主变带4#站10KVI、III段母线，3#主变带10KVIV段母线，2#主变带10KVII段母线运行。13、拉开4#站3#主变63A开关14、合上4#站3#主变63B开关（4#站2#3#主变并列）15、拉开4#站2#分段6002开关。16、合上4#站与1#站联络II线6402开关。（4#站3#主变与1#站2#主变并列运行。日钢III、IV线合环）17.拉开1#站2#主变62开关。18.2#主变保护屏退出投高压间隙保护压板，投入投高压零流保护压板。19.合上2#主变中性点2-D10接地刀闸；（穿绝缘靴戴绝缘手套）20.拉开联络线102开关21.拉开2#主变12-2刀闸；22.拉出2#主变62小车开关至试验位置；(戴绝缘手套）23.合上2#主变12－D3接地刀闸24.合上1#站110KV联络线102开关（根据调度指令执行）（4）汇报电力调度事故处理过程，并通知厂电调安排检修人员进一步检查2#主变，并根据命令调整110KV侧运行方式。（5）对事故处理过程检查确认并做好记录，以书面形式上报电调。15、2#主变高后备动作、低后备动作事故原因：2#主变高后备动作、低后备动作事故象征：1、监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出2#主变低后备保护动作；2#主变高后备保护动作；2#主变高后备保护复压动作。2、2#、3#主变数据为零，10KVII、III、IV段无压无流，所带负荷指示为零。2#、3#电容器低电压保护动作跳闸，开关由合到分。3、2#主变62开关、110KV联络线102开关、桥联1002开关以及2#电容器6204开关、3#电容器6405开关由合到分，开关变位闪烁。4、2#、3#主变停运，无声音5、2#主变保护测控柜主变高后备保护CSC-326GH装置报复压过流保护动作、2#主变保护测控柜主变低后备保护CSC-326GL装置报复压过流保护动作事故处理措施：1、根据事故现象，现场检查确认2#主变62开关、110KV联络线102开关、桥联1002开关由于主变高后备动作跳闸。（检查确认故障时间5分钟）2、简要汇报相关领导及电调事故情况3、检查2#主变及监控数据，2#主变保护测控柜主变高后备保护CSC-326GH装置报复压过流保护动作、2#主变保护测控柜主变低后备保护CSC-326GL装置报复压过流保护动作，3#主变无报文，其它装置正常，各出线装置无异常，确认2#主变低后备、高后备保护动作跳闸；立即合上110KV桥联1001开关，检查3#主变送电正常。（7分钟）4、若同时伴有出线开关跳闸，确认是出线故障造成越级跳闸，检查站内无问题可恢复送电。5、检查1#站10KV室II段母线及开关有无故障点，有无异音及异味。6、发现故障点在10KV母线上以后，启动变电站事故预案：1.通知10KVII段所带各分厂进行倒负荷（拉开2#进线开关，合上母联开关）2.向电调汇报已恢复供电；根据主变负荷情况，必要时要求各分厂执行紧急限电预案；3.拉出62小车开关至试验位置（戴绝缘手套）；4.拉出10KV2#分段6002小车开关至试验位置（戴绝缘手套）；7、向电调、领导汇报事故处理过程，并通知电调安排检修人员检查10KVII段母线及2#主变后备保护装置，按照电调命令调整10kV侧运行方式，可考虑投入4#站1#主变；8、变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。16、2#主变高后备动作、低后备不动作事故原因：2#主变高后备动作、低后备不动作事故象征：1、监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出2#主变高后备保护动作；2#主变高后备保护复压动作。2、2#、3#主变数据为零，10KVII、III、IV段无压无流，所带负荷指示为零。2#、3#电容器低电压保护动作跳闸，开关由合到分。3、2#主变62开关、110KV联络线102开关、桥联1002开关以及2#电容器6204开关、3#电容器6405开关由合到分，开关变位闪烁。4、2#、3#主变停运，无声音5、2#主变保护测控柜主变高后备保护CSC-326GH装置报复压过流保护动作。事故处理措施：1、现场检查确认2#主变62开关、110KV联络线102开关、桥联1002开关分位2、检查2#主变及监控数据，2#主变保护测控柜主变高后备保护CSC-326GH装置报复压过流保护动作，3#主变无报文，其它装置正常，各出线装置无异常，确认2#主变高后备保护动作跳闸；（7分钟）3、简要汇报相关领导及电调事故情况；4、检查2#主变本体、高压侧至10KV室II段母线及所有出线开关有无故障点，有无异音异味。5、发现故障点在2#主变高压侧至进线柜之间后，启动变电站事故预案：1.合上110KV桥联1001开关，检查3#主变送电正常2．合上10KV分段6002开关4、投入4#站1#主变：5、检查1#站1002开关确在分位。6、合上4#站1#主变11-1刀闸7、合上4#站1#主变11-3刀闸8、合上4#站1#主变11开关9、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸10、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板11、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置12、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）13．调整运行方式：4#站1#主变带4#站10KVI、III段母线，3#主变带10KVIV段母线，2#主变带10KVII段母线运行。14、拉开4#站3#主变63A开关15、合上4#站3#主变63B开关（4#站2#3#主变并列）16、拉开4#站2#分段6002开关。17、合上4#站110KV母联100开关（日钢II\IV线合环）18、合上4#站与1#站联络II线6402开关。（4#站3#主变与1#站3#主变并列运行，检查主变档位一致）。19、拉开1#站2#分段6200开关（4#站3#主变与1#站3#主变解列运行）20、拉开2#主变12-2刀闸21、拉出62小车开关至试验位置（戴绝缘手套）；22、向电调汇报已恢复供电；根据主变负荷情况，必要时要求各分厂执行紧急限电预案；23、合上2#主变12-D3接地刀闸。6、向电调、领导汇报事故处理过程，并通知电调安排检修人员检查10KVII段母线及2#主变低后备装置，按照电调命令执行以后的操作：根据主变负荷情况，调整10kV侧运行方式等；7、变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。17、2#主变低后备保护动作事故原因：2#主变低后备动作事故象征：1、监控微机发出“保护动作”事故音响，2#主变低后备复压过流保护动作。2、2#主变62、2#电容器6204开关分，开关变位闪烁。3、2#主变所带的10KVII段无压无流，所带负荷指示为零4、2#电容器低电压保护动作跳闸5、2#主变保护测控柜主变低后备保护CSC-326GL装置报复压过流保护动作事故处理措施：1、现场检查确认2#主变低后备复压过流保护动作，10KVII段母线无明显异常现象，10KVII段出线柜一路出线开关有保护跳闸（或拒动）告警信息；（检查确认故障时间7分钟）2、简要汇报相关领导及电调事故情况3、马上隔离故障线路，合上2#主变62开关，恢复分厂供电；4、若检查10KVII段母线室有明显故障点，则立即将62开关转为冷备用。将10KVII段出线柜转冷备用；联系分厂倒负荷（待检修确认将故障点隔离后，合上62开关，恢复原方式。）5、向电调汇报事故处理过程及现运行方式。6、做好记录，保护现场，待检修人员处理。四：3#变压器故障预案18、3#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸事故原因：3#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸。事故象征：（1）监控微机发出”保护动作”事故音响，事件列表报出3#主变重瓦斯(差动)保护动作；（2）1002、63、64、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）3#主变及10kVIII、IV段母线所带出线开关负荷指示全为零，电流为零，10kVIII、IV段母线无压；（4）3＃主变无声音。事故处理措施：（1）检查3＃主变及监控数据，确认3#主变主保护动作跳闸；（检查确认故障时间5分钟）（2）确认故障点在3#主变13-3刀闸至60开关之间，启动变电站事故预案：用4#站3#主变带4#站10KVIII段及1#站3#主变负荷运行，将1#站3#主变隔离。1、拉开1#站3#主变60开关2、合上1#站10KV2＃分段6002开关3、合上1#站3#主变63、64开关4、将4#站1#主变由冷备用转为运行，具体操作步骤如下：a、合上4#站1#主变11-2刀闸b、合上4#站1#主变11-3刀闸c、合上4#站1#主变11开关d、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸e、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板f、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置5、调整运行方式：4#站1#主变带10KVI段，4#站2#主变带10KVII、IV段，4#站3#主变带10KVIII段母线及1#站III、IV段母线运行a、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）b、拉开4#站1#分段6001开关c、合上4#站10KV联络I线6306开关（日钢III\IV线合环，4#站3#主变与1#站2#主变并列，检查档位一致）d、拉开1#站2#分段6002开关（4#站3#主变与1#站2#主变解环）e、拉出60小车开关至试验位置（戴绝缘手套）f、拉开1#站3#主变13-3刀闸g、合上3#主变13－D3接地刀闸h、向电调汇报操作情况；监视主变负荷情况，必要时要求各分厂执行紧急限电预案（3）向电调、领导汇报事故处理过程，并通知厂电调安排检修人员检查3#主变。（4）对事故处理过程检查确认并做好记录，以书面形式上报电调。19、3#主变油温异常上升，或其它异常情况需要将变压器停电处理事故原因：3#主变轻瓦斯保护报警动作(或其他异常现象),需要将3#主变停电隔离。事故处理措施：（1）值班员检查3#主变及监控显示，确认主变异常情况属实，需要把3#主变停电处理；（2）启动变电站事故预案：用4#站3#主变带4#站10KVIII段及1#站3#主变负荷运行，将1#站3#主变隔离。1.将4#站1#主变由冷备用转为运行，具体操作步骤如下：1）合上4#站1#主变11-2刀闸2）合上4#站1#主变11-3刀闸3）合上4#站1#主变11开关4）拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸5）退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板2.调整运行方式：4#站1#主变带10KVI段，4#站2#主变带10KVII、IV段，4#站3#主变带10KVIII段母线及1#站3#主变负荷运行1）推入4#站1#主变61小车开关至运行位置2）合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）3）拉开4#站1#分段6001开关4）合上4#站10KV联络I线6306开关（日钢III\IV线合环，4#站3#主变与1#站3#主变并列，检查主变档位一致）5）拉开1#站3#主变60开关（4#站3#主变与1#站3#主变解环）6）拉出60小车开关至试验位置（戴绝缘手套）7）退出3#主变保护屏投间隙保护压板，投入投零流保护压板8）合上3#主变3-D10中性点刀闸9）拉开桥联1002开关，确认桥联1001在拉开位置10）拉开1#站3#主变13-3刀闸11）合上3#主变13－D3接地刀闸12）向电调汇报操作情况；监视主变负荷情况，必要时要求各分厂执行紧急限电预案（3）汇报电力调度事故处理过程，并通知厂电调安排检修人员进一步检查3#主变，并根据命令调整110KV侧运行方式。（4）对事故处理过程检查确认并做好记录，以书面形式上报电调。20、3#主变高后备动作、低后备动作事故原因：3#主变高后备动作、低后备动作事故象征：1、监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出3#主变低后备保护动作；3#主变高后备保护动作；3#主变三侧数据为零，10KVIII、IV段无压无流，所带负荷指示为零。3#电容器低电压保护动作跳闸，开关由合到分。3#主变63、64开关、110KV桥联1002开关、3#电容器6405开关由合到分，开关变位闪烁。3#主变停运,无声音3#主变保护测控柜主变低后备保护CSC-326GL装置报复压过流保护动作，3#主变保护测控柜主变高后备保护CSC-326GH装置报复压过流保护动作处理步骤：1、根据事故现象，确认3#主变63、64开关、110KV桥联1002开关因高后备保护动作跳闸。2、检查3#主变保护测控柜主变低后备保护CSC-326GL装置报复压过流保护动作，3#主变保护测控柜主变高后备保护CSC-326GH装置报复压过流保护动作，其它装置正常，各出线装置无异常；（检查确认故障时间5分钟）3、简要汇报相关领导及电调事故情况；4．检查3#主变、10KV室III、IV段母线及开关有无故障点，有无异音及异味。（用时7分钟）5、发现故障点在母线上以后，启动变电站事故预案：1.通知10KVIII、IV段所带各分厂进行倒负荷（10KVIII、IV母线所对应的进线开关拉开，合上母联开关）2.向电调汇报已恢复供电；根据主变负荷情况，必要时要求各分厂执行紧急限电预案；3.拉出60小车开关至试验位置（戴绝缘手套）；4.拉出10KV1#分段6001、2#分段6200小车开关至试验位置（戴绝缘手套）；5.拉开3#主变13-3刀闸。6、向电调、领导汇报事故处理过程，并通知电调安排检修人员检查10KVIII、IV段母线及3#主变低后备装置，按照电调命令执行以后的操作：根据主变负荷情况，调整10kV侧运行方式等；7、变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。21、3#主变高后备动作、低后备不动作事故原因：3#主变高后备动作、低后备不动作事故象征：1、监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出：3#主变高后备复压过流保护动作；2、3#主变三侧数据为零，10KVIII、IV段无压无流，所带负荷指示为零。3#电容器低电压保护动作跳闸，开关由合到分。3、3#主变63、64开关、110KV桥联1002开关、3#电容器6405开关由合到分，开关变位闪烁。4、3#主变停运,无声音5、3#主变保护测控柜主变高后备保护CSC-326GH装置报复压过流保护动作。处理步骤：1、根据事故现象，确认3#主变63、64开关、110KV桥联1002开关因高后备保护动作跳闸；2、检查3#主变保护测控柜主变高后备保护CSC-326GH装置报复压过流保护动作，其它装置正常，各出线装置无异常；3、检查3#主变、10KV室III、IV段母线及所有出线开关有无故障点，有无异音及异味，检查主变差动保护是否正常。（用时7分钟）4、简要汇报相关领导及电调事故情况；5、发现故障点在3#主变至进线柜之间以后，启动变电站事故预案：1.合上10KV分段6100及6002开关2.向电调汇报已恢复供电；根据主变负荷情况，必要时要求各分厂执行紧急限电预案；3.拉出63及64小车开关至试验位置（戴绝缘手套）；4.拉开3#主变13-3刀闸。5.合上3#主变13-D3接地刀闸。6、向电调、领导汇报事故处理过程，并通知电调安排检修人员检查10KVIII、IV段母线及3#主变低后备装置，按照电调命令执行以后的操作：根据主变负荷情况，调整10kV侧运行方式等；7、变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。22、3#主变低后备保护动作事故原因：3#主变低后备动作事故象征：1、监控微机发出“保护动作”事故音响，3#主变低后备保护复压动作，3#主变低后备保护复压过流保护动作。2、3#主变63、64开关、3#电容器6405开关由合到分，开关变位闪烁。3、3#主变停运,无声音。4、3#主变保护测控柜主变低后备保护CSC-326GL装置报复压过流保护动作。处理步骤1、现场检查确认3#主变3#主变低后备保护复压过流保护动作，63、64开关分位；（检查确认故障时间7分钟）2、简要汇报相关领导及电调事故情况3、若10KVIII、IV段开关柜无明显异常现象，同时10KVIII、IV段出线柜有保护跳闸告警，则手动隔离故障线路，合上3#主变63、64开关，恢复分厂供电；4、若检查10KVIII、IV段母线室有明显故障点，则立即将63、64开关转为冷备用。将10KVIII、IV段出线柜转冷备用；联系分厂倒负荷将10KVIII、IV母线所对应的进线开关拉开，合上母联开关。（待检修确认将故障点隔离后，合上63、64开关，恢复原方式）5、向电调汇报事故处理过程及现运行方式。6、做好记录，保护现场，待检修人员处理。五：接地事故预案23、铁厂II期主控楼II6205开关柜二次直流接地事故原因：加热器或接地刀闸线被柜内铁板刮伤放电事故象征：主控室1＃充电装置屏报警，报警内容为直流绝缘故障，复归装置后再次报出直流绝缘故障，初步判定为直流接地。事故处理措施：1、立即汇报电力调度，要求派人协助处理。2、站内值班人员立即检查1＃充电装置屏及10kV开关柜有无异常3、查看装置绝缘检测内显示为第六路接地，用万用表对直流屏进行测量，确认直流系统接地，根据直流溃电屏所带负荷判定为10kV室43＃柜，立即对10KV东侧开关柜逐个进行检查，发现铁厂II期主控楼II6205开关柜有糊味，确认故障点出现在6205开关柜上。4、向调度申请将铁厂II期主控楼II6205倒电转为检修。5、将故障点包扎处理后向调度申请将铁厂II期主控楼II6205倒电转为运行。6、整理记录，做事故报告。24、法液空6000制氧I6306线路弧光接地事故原因：法液空6000制氧空压机C相电缆头拉弧放电事故象征：（1）后台机报：3#接地变6304过负荷告警，后台界面显示10KVI段A相相电压为0，另两相升为线电压，3＃主变CSC-326GL2时限过负荷闭锁有载调压动作。（2）小电流选线装置报6306线路接地，消弧装置显示C相接触器动作。（3）后台电压A、B相为：10.36KV。C相为0。事故处理措施：（1）查看站内后台电压等监控数据及各种报警信息，确认法液空6000制氧I6306接地；（检查确认故障时间3分钟）（2）立即通知法液空6000制氧值班员，让其查找故障点。向电调汇报：6000制氧I线报接地，让外线班巡线并通知10KVIII、IV段相关分厂也查找故障点。（3）变电站值班人员进行站内设备巡视，要两人进行。（穿戴好安全防护器具）（4）60分钟后仍未查到故障点通知法液空6000制氧电工：准备给6000制氧I线路停电，并汇报调度。（5）6000制氧将氧压机、氮压机、空压机以及变压器停电后，将6000制氧1#进线11开关转为冷备用。（6）将6000制氧I线6306开关转冷备用，由检修人员分段查找故障点。（7）隔离故障点后汇报调度，并恢复正常供电。25、15000制氧I6102开关跳闸事故原因：15000制氧I6102开关过流速断保护动作事故征象：（1）监控微机发出”保护动作”事故音响报警，报1＃主变CSC-326GL1＃主变2时限过负荷闭锁有载调压动作，小电流选线装置打印机打印，选出烧结厂15000制氧I6102线路接地（接地电流为XX）。（2）15000制氧I6102开关由合到分，界面上开关变位闪烁；（3）15000制氧I6102开关负荷指示为零事故处理措施：（4）变电站值班员立即确认15000制氧I6102开关保护动作跳闸。并迅速到10kV开关室查询6102综保装置跳闸原因及动作电流值。查看消弧及过电压保护装置是否正常，值班员检查6102开关柜电缆是否有异常。（检查确认故障时间3分钟）立即向电调、领导进行简要汇报。并联系15000制氧变电所值班员：①如分厂确认进线开关跳闸，则让其值班员检查所内设备且将故障点迅速隔离，分厂将故障点隔离后，如申请线路送电，则立即将6102开关由热备用转运行，恢复送电。②如分厂进线开关没跳闸，则让其值班员检查所内设备，同时汇报电调让外线班巡线。经检查确认故障点在分厂和变电站之间。则给分厂下即时命令：A:拉开1#进线11开关；B:将2#进线21开关由冷备用转运行。C:将6102开关由热备用转冷备用，线路转检修。向电调汇报事故处理结果。对事故处理过程检查确认并做好记录，并以书面形式上报电调。26、1#喷煤I6101开关弧光接地事故原因：1#喷煤变电所1＃中速磨煤机A相弧光接地事故征象：（1）监控微机发出“1#喷煤I6101线路接地动作”事故音响报警；后台界面显示10KVI段A相相电压为0，另两相升为线电压，1＃主变CSC-326GL2时限过负荷闭锁有载调压动作。（2）10KVI段小电流选线装置打印动作，选出1#喷煤I6101线路接地（接地电流为0.35A）；（3）10KVI段消弧及过电压控制器报弧光接地动作，A相接触器动作；事故处理措施：1、变电站值班员立即查看确认小电流选线装置、消弧装置动作信息（所选线路，接地电流等）、并迅速检查站内设备有无异常。（检查确认故障时间3分钟）2、立即向电调、领导进行汇报，并通知相应分厂电气值班员检查有无接地现象（60分钟内），要求外线班人员配合巡线。3、分厂值班员汇报某某设备A相接地，变电站值班员要求将接地设备停电隔离。4、变电站值班员复归1＃消弧装置，电压显示正常，接地现象消失。5、对事故处理过程检查确认并做好记录，以书面形式上报电调。27、1#喷煤I6101开关金属性接地事故原因：1#喷煤变电所1＃进线A相金属性接地事故征象：（1）监控微机发出”接地保护动作”事故音响报警；界面显示10KVI段A相相电压为0，另两相升为线电压，1＃主变CSC-326GL2时限过负荷闭锁有载调压动作。（2）10KVI段小电流选线装置打印动作，选出1#喷煤I6101线路接地（接地电流为0.35A）；（3）10KVI段消弧及过电压控制器报金属性接地动作；事故处理措施：1、变电站值班员立即查看确认小电流选线装置、消弧装置动作信息（所选线路，接地电流等）、并迅速检查站内设备有无异常。2、立即通知分厂5分钟内将对1＃喷煤I线线路停电，并向电调、领导进行汇报；3、接电调命令后将1＃喷煤I线线路停电，10KV电压正常。4、电调通知故障点在进线电缆上。5、立即通知1＃喷煤值班员确认其进线开关在拉开位置后，合上分段开关，恢复送电。6、对事故处理过程检查确认并做好记录，以书面形式上报电调。目录第1章 总论 31.1. 项目背景与概况 31.2. 主要技术经济指标 71.3. 问题与建议 8第2章 项目投资环境与市场研究 92.1. 投资环境分析 92.2. 区域房地产市场分析 112.3. 销售预测 152.4. 营销策略 19第3章 建设规模与项目开发条件 213.1. 建设规模 213.2. 项目概况现状 213.3. 项目建设条件 22第4章 建筑方案 264.1. 设计依据 264.2. 项目设计主题和开发理念 264.3. 项目总体规划方案 274.4. 建筑设计 284.5. 结构设计 294.6. 给排水设计 30第5章 节能节水措施 325.1. 设计依据 325