2025年电力设备事故应急演练方案

2025年电力设备事故应急演练方案2025年6月15日9:0012:30，模拟某220kV变电站因1号主变（型号SFP240000/220）内部绝缘击穿引发本体漏油、局部放电，进而导致高压套管闪络起火的事故场景，开展电力设备事故应急演练。本次演练以检验《220kV变电站主变火灾事故专项应急预案》可操作性、提升多部门协同处置能力、强化一线人员应急技能为目标，重点验证事故初期响应速度、设备隔离有效性、消防与医疗联动效率及次生环境风险防控水平。参与人员包括：应急指挥部（总指挥由公司分管生产副总担任，成员含安全监察部、设备管理部、调度控制中心负责人）、变电站运维班（10人）、市消防支队特勤二中队（8人）、市急救中心（2名医护+1辆救护车）、设备厂家技术支持（2人）、环境监测站（2人）、新闻联络组（1人）。各角色提前3日完成预案学习及桌面推演，明确职责：运维班负责设备状态确认、一次设备隔离操作；消防中队承担灭火、冷却及现场警戒；医疗组负责伤员急救转运；调度中心协调电网负荷转供；厂家配合分析故障原因；环境监测组实时监测大气及水体污染物。演练前3日完成物资准备：变电站现场配备8kgABC干粉灭火器20具、35kg推车式干粉灭火器5具、泡沫灭火器10具、消防水带800米、消防泵2台、防火沙2吨、绝缘挡板10块、警戒带500米；医疗物资包括急救箱（含止血带、绷带、烧伤药膏）、担架2副、除颤仪1台；通讯设备为30部防爆对讲机（频率450470MHz）、应急卫星电话2部；技术资料准备主变出厂试验报告、近期红外测温图谱、油色谱分析数据及全站一次接线图。演练前1日由安全监察部检查消防设施（消防栓压力≥0.8MPa）、监控系统（主变区域摄像头清晰度≥1080P）、应急照明（照度≥500lux）状态，确认主变基础油坑挡油墙高度（0.3米）及排油阀（DN150）完好，清除主变周边3米内易燃物（杂草、废纸箱）。9:00演练正式启动。9:02，运维人员王某巡检至1号主变区域，发现本体下部（距地面1.2米处）法兰密封垫破损漏油（油速约2L/min），同时听到"噼啪"放电声，立即通过对讲机报告值班长："1号主变B相本体漏油，伴随异常声响，请求确认。"9:03，主控室监控系统触发"主变差动保护动作"、"本体温度85℃（超温报警值75℃）"、"油位下降至20%（正常40%80%）"三级报警，光字牌闪烁，后台机显示1号主变高压侧220kV101开关、低压侧10kV1011开关未跳闸。值班长张某核实报警信息后，9:04启动现场处置方案，命令运维员李某、陈某穿戴绝缘手套（10kV级）、护目镜，使用万用表检测主变外壳接地电阻（实测0.8Ω，符合≤4Ω要求），确认无跨步电压风险后，靠近观察到高压套管（A相）表面有电弧（长度约0.5米），9:05向应急指挥部"1号主变因内部故障引发套管闪络，存在起火风险，请求启动专项应急预案。"9:06，总指挥宣布启动应急响应，指挥部成员5分钟内（9:11前）集结至变电站综合楼3楼应急指挥室，通过视频监控（调取主变区域4个摄像头画面）实时掌握现场情况。9:07，调度控制中心确认系统负荷（当前地区电网负荷2800MW），制定转供方案：将1号主变所带10kVI段母线（带负荷450MW）负荷通过10kV母联100开关转至2号主变，9:08下达调度指令，运维班9:10完成1011、101开关分闸操作（操作票编号2025061501），10kVI段母线9:12恢复供电，负荷转供率100%。9:13，主变高压套管闪络引发绝缘油（燃点280℃）泄漏起火，火焰高度约3米，现场烟感探测器触发，火灾报警系统（型号海湾GST5000）9:14发出声光报警。运维班立即使用现场8kg干粉灭火器（距火源5米处）进行初期扑救，但因火势蔓延（9:15火焰高度升至5米）未能控制，9:15向消防中队"220kV变电站1号主变火灾，坐标北纬30°15′22″、东经120°08′17″，燃烧物质为变压器油，无人员被困，请求支援。"9:18消防中队抵达现场，铺设2条DN65消防水带（总长200米）连接变电站消防栓，出2支开花水枪对主变本体（重点冷却套管及油枕）进行降温（水压0.6MPa，流量5L/s），同时使用1台泡沫消防车（型号豪士科ST1000）出泡沫枪（泡沫混合比3%，流量4L/s）覆盖火源。9:20，运维班配合消防人员设置警戒区域（半径50米），使用绝缘挡板（高度2米）隔离相邻2号主变（间距8米，符合≥7米安全距离），防止火势蔓延。9:22，医疗组抵达现场，发现1名运维人员（李某）因近距离观察火势被热辐射灼伤（双臂二度烧伤面积15%），立即用大量清水冲洗（15分钟），涂抹烧伤药膏（磺胺嘧啶银乳膏），使用无菌纱布包扎，9:25转运至市人民医院（车程10分钟）。9:30火势得到控制（火焰熄灭，余烟消散），消防中队持续冷却主变本体（温度降至60℃），9:35确认无复燃风险后撤离。环境监测组9:35开始采样，在主变上风侧（10米）、下风侧（50米）设置2个大气监测点，检测非甲烷总烃（限值4mg/m³）、苯系物（限值0.1mg/m³）；在站外排水口（距主变30米）设置1个水质监测点，检测石油类（限值5mg/L）、COD（限值50mg/L），9:45出具初步大气非甲烷总烃1.2mg/m³（达标），水质石油类3.5mg/L（达标）。9:45应急指挥部组织故障调查，运维班调取主变保护动作记录（差动保护动作时间9:03:12，电流12kA，超过整定值8kA），厂家技术人员检查本体油样（色谱分析显示氢气含量1200μL/L，甲烷200μL/L，乙炔50μL/L，均超注意值），初步判断为绕组匝间短路引发绝缘击穿。9:50启动恢复供电程序，运维班对2号主变（负载率由40%升至70%，未超额定容量80%）进行红外测温（最高温度65℃，正常），检查10kV母线设备（绝缘电阻≥1000MΩ），9:55向调度申请送电，10:0010kVI段母线恢复全接线运行。10:3012:00为总结评估阶段，各小组提交记录：运维班记录操作时间（开关分闸3分钟）、灭火器使用量（8kg灭火器5具）；消防中队记录出水时间（抵达后5分钟）、泡沫使用量（150L）；医疗组记录伤员处置时间（现场急救12分钟）；调度中心记录负荷转供时间（8分钟）。