瓦斯保护动作处理

第一篇：瓦斯保护动作处理

变压器轻瓦斯动作的处理

(1)应立即检查、记录保护动作信号，(2)报告调度及站负责人。(3)严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，(4)并派人对变压器进行外部检查。(5)如果检查变压器有明显严重异常，(6)应汇报调度停运故障变压器，(7)若无明显故障迹象应汇报上级，(8由专业人员取气分析及检查二次回路。 (2)变压器重瓦斯动作的处理

(3)(1)检查继电保护动作情况，(2)记录和复归各种信号，(3)立即报告调度及站负责人。(4)如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，(5)若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。(6)派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。(7)将检查结果报告调度及分局主管部门，(18)派人做气体分析急及二次回路检查。

(4)压器差动保护动作的处理

(5)(1)检查变压器本体有无异常，(2)检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。(3)如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，(4)直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，(5)应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。(6)如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。(7)差动保护及重瓦斯保护同时动作时，内部检查和试验，不得将变压器投入运行 (6)变压器后备保护动作的处理

(7)(1)根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。(2)断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。(3)断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。(4)检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常，(5)检查失压母线连接的设备有无异常。(6)如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。(7)将检查结果报告调度及分局，并做好记录。

(8)主变套管严重跑油如何处理?

(9)(1) 投入备(2) 用变压器转移负荷。(注意控制负荷)(3)断开跑油变压器中、低压侧开关。(4)断开跑油变压器高压侧开关。(4)将以上情况汇报调度及分局有关部门和领导，做好记录等待分局派人处理。

(10) SF6断路器SF低压力报警的判断处理

(11)SF6断路器SF6气体压力下降到第一报警值(5。2Mpa)时，密度继电器动作发出气体压力下降报警信号，运行人员应据此判断分析，并检查处理：

(12)(1) 及时检查密度继电器压力指(2) 示，(3)检查信号报出是否正确，(4) 是否漏气。(5)如果检查没有漏气现象，(6) 属于长时间动作中气压正常下降，(7)应汇报分局，(8) 派专业人员带电补气，(9)补气以后，(10)继续监视压力。(11) 如果检查没有漏气现象，(12)应立即汇报调度，(13) 申请转移负荷或倒动作方式，(14)将漏气开关停电检查处理。应当注意：运行中在同一温度下，相邻两次记录的压力值相差0.1—0.3Mpa时，可初步判断为有漏气。检查的时候，如感觉有刺激性气味，自感不适，人不应下蹲，且应立即离开

(13)SF6断路器SF6低压闭锁的判断处理

(14)SF6断路器SF6气体压力下降到第二报警值(5.0Mpa)时，密度继电器动作发出气体压力降低闭锁信号，此时气压下降较多，说明有漏气现象，开关跳合闸回路已被闭锁，一般情况下，发出闭锁信号之前，应先发出低压报警信号，发出此信号后运行人员应到开关处检查液压和气压值，判断是气压降低闭锁还是液压为零闭锁，气压降低闭锁的处理一般为：

1、取下SF6断路器控制电源保险，

2、 防止闭不

3、 可*，

4、 开关跳闸时不

5、能灭弧。

6、 使用专用的闭锁工具，

7、 将开关的传动机构卡死，

8、装上开关的控制电源保险，

9、以便线路有故障保护动作时，

10、开关的失灵启动回路能够动作。

11、汇报调度，

12、 立即转移负荷，

13、 用倒运行方式的方法，

14、将故障开关隔离处理漏气并补气。 (15)电流互感器二次开路，如何处理?

(16)1)发现电流互感器二次开路,应先分清故障属于哪一组电流回，开关的相别，对保护有无影响，汇报调度，解除可能误动的保护。 2)尽量减小一次负荷电流，若电流互感器严重损伤，应转移负荷，停电检查处理。3)尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点，短接的应使用良好的短接线，并按图纸进行。4)若短接时发现有火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可进一步查找。5)若短接没有火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以前的回路中，可逐点向前更换短接点，缩小范围。在故障范围内，应检查容易发生故障的端子及元件，检查回路有工作时触动过的部位。7)检查出的故障能自行处理的，如接线端子等外部元件松动，接触不良等，可立即处理，然后投入所退保护，若开路故障点在互感器本体的接线端子上，对于是110KV设备应停电处理。8)不能自行处理的故障(如继电器内部)或不能自行查明故障，应汇报上级派人检查处理(先9)将电流互感器二次短路)或经倒运行方式转移负荷，停电检查处理。理电流互感器二次开关时，应使用绝缘良好的工具，戴线手套并尽量站在绝缘垫上，防止开关产生的高电压伤人

(17)本站35KVPT二次保险熔断有哪此现象?如何处理? 现象：”电压回路断线”

(18)“Ⅰ段(或Ⅱ段)计量电压回路消失”光字牌亮,表计指示熔断相基本为零,其它两相指示不变,有功、无功功率表指示下降，电能表转慢。 处理1)据仪表指示判断熔断相，汇报调度。2)停用母线上的可能误动的出口压板(低频、低压保护)3)将PT切换把手置于退出位置。4)更换保险，恢复投运。5)若再次熔断，可能是二次回路有短路故障，应记录时间，负荷情况，为营抄人员提供依据。6)汇报分局，待来人处理。 (19)母线失压： 全站失压的判断处理：

(20)象征：事故照明灯亮，光字牌信号有：主变温度异常.电压回路断线等，交流全部消失。

(21)处理步骤：1)首先检查光字牌所发的信号情况及各开关位置指灯有 (22) (23) (24) (25) (26) (27) (28) (29) (30)

(31)无绿灯闪光，还要检查所有开关保护掉牌情况。分析是否由于站内所变及其它开关跳闸引起全站失压。2)如果是由于站110KV开关跳闸使站内失压，应检查后做好记录并迅速向调度及分局生技股汇报。

2、系统出现谐振过电压事故的处理：

(32)现象：对于小电流接地系统，可能报出接地信号，电压表指示超过线电压，表针会打到头。A：基波谐振时，一相电压低，但不为零，另两相电压高，超过线电压，表针打到头。或两相电压低，但不为零，一相电压高，表针打到头。B：分频谐振时，三相电压依次升高，并超过线电压，表针打到头，三相电压表针在同范围内低频摆动。C：高频谐振时，三相电压同时升高，超过线电压，表针打到头，也可能一相电压上升高于线电压，另两相电压下降。 (33)处理：发生谐振过电压时，值班人员应根据系统情况，操作情况作出判断。处理谐振过电压的关键：是破坏谐振的条件。

(34)由于操作后产生的谐振过电压，一般可以恢复到操作关前的运行方式，分析原因，汇报调度，采取措施，再重新操作;

(35)对母线充电时产生的谐振过电压，可立即送上一条线路，破坏谐振的条件，消除谐振。 (36)如果是运行中，突然发生谐振过电压。可以试断开一条不重要负荷的线路，改变参数，消除谐振。

(37)若谐振现象消失后，仍有接地信号，三相电压不平衡，一相电压降低，另两相电压升高为线电压，说明有谐振的同时，有单相接地或断线故障。应汇报调度。查找处理接地或断线故障

(38)1#主变保护动作，使全站失压，如何处理?

(39)1)检查主变保护动作是否是由于区外穿越性故障引起保护误动，如果是，应先隔离区外故障后，迅速恢复主变送电。2)检查主变保护是否是由于主变中、低压侧母线或线路故障引起主变后备保护动作，如果是，应隔离故障间隔设备，然后恢复主变运行。3)如果是主变本身主保护动作，在确认三侧开关确已跳闸的情况下，复归三侧开关KK把手，加强监视2#主变负荷，防止其过载。并将以上情况记录汇报调度及分局领导和有关部门。

七、直流系统：

(40)1、中央信号盘“直流母线接地”光字牌亮如何处理? (41)在直流系统接地故障中，危害较大的是两点接地，可能构成接地短路，造成继电保护、信号、自动装置误动(正极两点接地)、拒动(负极两点接地)或电源保险熔断(正负极两点接地)保护及行动装置失去电源。因此在检查处理直流系统接地过程上，绝不允许造成两点接地。

(42)到直流系统绝缘监测仪前检查观察是1段还是2段，第几回分支线，正极或负极接地。 汇报调度及站负责人。 (43)根据天气变化、潮湿情况、二次回路是否有人工作是否与设备操作有关等分析故障原因。若站内二次回路有人工作或设备检修试验，应暂停止工作，拉开直流试验电源，看接地信号是否消失。

(44)在调度的指挥下，由二人以上配合进行查找。对于不太重要的直流负

(45)荷及不能转移的分路，利用“瞬停法”，查找分路所带回路中有无接地。

(46)对于重要的直流负荷，必须经地调同意，停用有关保护(如距离保护等)，才能进行查找。

(47)若经检查，故障点在某一线路的控制、信号回路中，应汇报调度的分局有关部门，要求由专业人员配合查找。

(48)若用瞬拔保险的方法检查(一般不超过3秒钟)所有设备的操作、信号保险，直流接地信号仍不消失，故障点可能在直流小母线上或在小母线与直流盘电缆线上，可进一步检查，直至恢复正常。另在查找过程中，无论回路有无故障点，接地信号是否消失，瞬拔保险均应及时投入。

(49)35KV单相接地的故障处理：

(50)现象：运行中“35KV1段母线接地“光字牌亮，警铃响，电压表A相为零，其它两相为线电压。

(51)分析：从故障现象来看，为35KV1段母线有永久性接地。电压互感器高压保险一相熔断，虽报出接地信号，但从表计可分析，接地故障时，故障相对地电压降低，另两相电压升高。而高压保险熔断一相时，对地电压一相降低，另两相不变。 处理：1)根据现场现象作好记录，汇报调度;

(52)2)根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断;3)对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施(穿绝缘靴，戴绝缘手套);4)若站内设备的问题，，则有可能是某线路接地故障，报地调，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止;5)做好安全措施，待来人处理

(53)变电站事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项

(54)事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项

一、事故处理的一般原则：

(55)1. 正确判断事故的性质和范围，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协;

(56)2. 用一切可能的方法保持无故障设备继续运行，以保证对用户的正常供电; 3. 尽快对已停电的用户恢复供电，并优先恢复站用电和重要用户的供电; 4. 调整电力系统的运行方式，使其恢复正常运行;

(57)5. 将损坏设备隔离，为检修工作做好安全措施，以便缩短抢修时间。

二、值班人员在事故情况下可进行紧急处理的项目：

(58)为防止事故扩大、损坏设备，值班人员在紧急情况下，可先行处理，然后报告值班调度员的操作项目：

(59)1. 将危及人身安全和可能扩大事故的设备立即停止运行; 2. 将已损坏的设备以及运行中有受损坏可能的设备进行隔离; 3. 母线电压消失后，将连接在该所有母线上的断路器拉开;

(60)4. 电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行; 5. 站用电和直流系统全部停电或部分停电，恢复其电源。

三、事故情况下的记录、汇报程序及注意事项： (61)

1、事故发生后，值班长立即复归音响，指派合格的值班员对以下内容进行准确记录： (62)1) 事故发生的时间; 2) 断路器位置变化情况指示;

(63)3) 主设备运行参数指示(电压、电流); 4) 操作员站全部光字牌;主要事故报文; (64)记录人将记录情况核对无误后，复归所有报文、光字，向值班长汇报。

2、值班长根据以上事故象征对事故性质进行综合判断，将事故简要情况汇报调度，汇报内容如下： 1) 事故发生的时间; 2) 掉闸线路、开关编号; (65)3) 继电保护与自动装置动作情况 (66)

一、事故处理原则

(67)

1.迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁，保证其它设备的正常运行;

(68)

2.尽快恢复对已停电的用户供电;

(69)

3.如果对人身和设备构成威胁时，应立即设法解除，必要时立即停止设备运行，如果未对人身和设备构成威胁时，应尽力保持或恢复设备的正常运行，应该特别注意对未直接受到损坏的设备的隔离，保证其正常运行。 (70)

二、事故处理的一般步骤

(71)

1.详细记录事故时间、光字、掉牌及有关负荷情况; (72)

2.向主管领导和部门汇报;

(73)

3.判断事故性质及按照预案进行事故处理; (74)

4.根据检查、试验情况，按调度指令恢复送电; (75)

5.详细记录事故处理经过。

(76)

三、编制各类事故处理预案的提纲 (77)

1.人身伤亡事故处理预案 (78)

1.1人身触电事故 (79)

根据运行方式，尽量使停电范围为最小的情况下运行人员与带电设备的隔离(包括

一、二次设备)，同时进行现场心肺复苏法、口对口人工呼吸等急救措施。 (80)

1.2人身中毒事故

(81)

通风排气，保证空气畅通，施救人员正确进行自身安全防护的前提下，将中毒人员与毒源隔离。若是食物中毒，注意留取可疑食物进行化验。 (82)

1.3人身遭物体打击事故

(83)

严格按急求原则进行正确的现场处理，并立即呼救。 (84)

1.4高空坠落事故

(85)

注：以上事故预案都必须首先保证救助人员自身的安全，且在施救的过程中，及时向120求救并向上级汇报。 (86)

2.电网事故处理预案 (87)

3.1误操作事故

(88)

误操作事故有可能引发人员伤亡及设备事故和电网事故，应分情况进行处理，误操作引起故障时若人员没有伤亡需立即通知主控室告知明确的人为故障点，使值班人员快速进行恢复操作;若发生人员伤亡，主控室应根据保护动作号及当时的工作安排，速派人查看现场，启动人员触电事故的处理预案进行施救。导致电网事故发生时应迅速将情况汇报调度，根据指令进行事故处理。

(89)

2.2全站主要进线电源失电(要考虑此时通讯也中断后的事故处理预案 (90)

按照调度规程有关规定进行处理。 (91)

2.3各级电压等级的母线全停事故

(92)

2.4双回并列运行的电源进线其中一回跳闸

(93)

2.5谐振引起变电站带母线电压突然大幅升高或降低事故 (94)

3.6母线故障

(95)

母线故障首先应根据保护动作情况判定，是母差动作还是变压器后备保护动作掉闸，随后认真检查母线所属设备(含支持绝缘子、母线pt等)是否有闪络等痕迹或搭落异物。根据母线是否能短期内投运决定方式调整，考虑与运行系统隔离后的恢复过程。 (96)

2.7线路接地故障

(97)

如中低压输电线路(系统)发生单相接地或异相接地、中性点不直接接地系统发生接地等，主要是接地时间的控制和接地点的查找。 (98)

3.8失灵保护动作

(99)

正确判断启动失灵的回路并将

一、二次异常告知相应调度，等候调度令恢复。 (100)

2.9线路故障引起的越级掉闸造成的母线失压 (101)

2.10低频、低压减载装置动作 (102)

正确汇报甩负荷情况及动作轮次。

(103)

重点检查强油循环的风冷回路及直流回路是否正常，当负荷不大、温度不高情况下，先退出跳主变压板，检查站用低压备投回路。其余调度指令进行。 (104)

3.设备事故处理预案

(105)

3.1变压器异常时的事故处理预案 (106)3.1.1主变紧急停运

(107)

按照省公司变压器管理规定的九项要求进行。 (108)

3.1.2变压器过负荷

(109)

3.1.3变压器保护动作(轻、重瓦斯动作、差动保护动作、过流及零序保护动作等) (110)

3.1.4主变冷却系统全停及温度异常 (111)

3.1.5主变有载调压机构故障 (112)

3.1.6主变严重漏油及油位异常 (113)

3.1.7主变各连接部位严重发热 (114)

3.1.8主变声音异常 (115)

3.1.9主变外部异常

(116)

3.1.10主变假油位及储油柜溢油

(117)

3.1.11并列运行两台主变其中一台掉闸 (118)

3.2开关类设备异常时的事故处理预案 (119)

3.2.1断路器机构(异常时的处理)

(120)

按机构类型进行，如气动机构漏气、泄压、液压机构泄压、氮气预压力异常的处理，弹簧机构不储能的处理，电磁机构卡涩的处理

(121)

3.2.2因出线、联络线断路器、主变断路器拒动引发的越级掉闸 (122)

3.2.3断路器、隔离开关发生支柱绝缘子断裂事故 (123)

3.2.4运行中油断路器严重缺油

(124)

3.2.5运行中操作断路器拒分、合闸(如机构合闸或控制回路故障)3.2.6运行中sf6断路器出现各类异常信号

(125)

3.2.7运行中真空断路器灭弧室内有持续放电声或有异常变色 (126)

3.2.8运行操作中隔离开关不能正常分、合等故障 (127)

3.2.9断路器、隔离开关等设备连接部位严重发热 (128)

3.2.10sf6设备发生严重漏气故障 (129)

3.3直流系统故障时的事故处理预案

(130)

3.3.1蓄电池故障(如蓄电池爆炸、内部开路等) (131)

3.3.2全站直流失电后的处理

(132)

如合、控回路总保险(开关)熔断(掉闸)，各种信号指示灯熄灭等。 (133)

3.3.3严重的直流接地故障

(134)

3.4二次设备故障时的事故处理预案

(135)

3.4.1运行中的保护及自动装置故障及异常的处理 (136)

3.4.2运行中指示仪表故障(如红灯、绿灯不亮) (137)

3.4.3中央信号回路故障(如电源保险熔断)

(138)

3.4.4集控中心无法对无人值班站进行远方遥控分合闸，监控数据不再刷新 (139)

3.4.5全站通讯中断

(140)

3.5组合电器发生故障的处理预案

(141)

3.5.1发生大量气体泄漏或压力异常升高的处理预案 (142)

3.5.2组合电器紧急停运 (143)

3.6防误闭锁装置故障

(144)

3.7电气设备因谐振、过负荷、闪络、绝缘击穿、短路等原因造成的爆炸事故 (145)

3.8火灾事故(如主变、开关柜、电缆沟、室着火) (146)

4.其他因素影响变电站安全稳定运行的事故处理预案

(147)

4.1变电站特殊运行方式和特殊操作中发生不可预见的事故

(148)

4.2各类小型作业引发事故(如施工时与带电设备安全距离不够，带金属物的工具、金属物误碰带电体，挖掘不当损坏接地网或电缆等) (149)

4.3自然灾害问题引发的事故(如地震)

(150)

4.4季节性因素影响站内设备安全的事故(如春季大风、夏季雷雨、秋季鸟害、冬季负荷大且污秽严重等) (151)

第二篇：瓦斯超限追查处理规定

-

瓦斯超限追查处理规定

为进一步强化现场瓦斯管理，切实落实“一通三防”齐抓共管责任制，严格瓦斯超限追查处理制度，减少瓦斯超限次数，降低瓦斯超限浓度，集团公司特作如下规定。

一、瓦斯治理管理职责划分

(一)各单位的行政正职是瓦斯治理工作的第一责任者，对瓦斯治理工作负全面责任。定期检查本单位瓦斯治理工作进展情况，及时解决瓦斯治理工作所需人力、物力和资金，在开采层预抽和高位水平钻孔、采空区、浅孔抽放等瓦斯治理工作时间上给予充分保证。

(二)总工程师对本单位瓦斯治理工作负直接领导责任。负责组织编制、审批、实施、检查瓦斯治理工作规划、计划和措施。对瓦斯治理工作急需解决的问题，有权安排使用人力、物力和资金。

(三)主管生产、掘进、机电等工作的副职对涉及本战线的瓦斯治理工作负有直接领导责任。负责安排瓦斯治理工程所需时间和空间，平衡、解决瓦斯治理工作中的问题。

(四)主管安全的副职对瓦斯治理工作的执行情况负有监督检查责任。负责安排瓦斯治理的安全监督检查工作。

二、瓦斯超限追查处理规定

(一)瓦斯超限事故必须进行追查分析，制定防范措施，对责任单位和责任者进行处理。追查处理情况，由事故单位以书面材料报送集团公司安监局和通风管理中心。

(二)因管理不善，片帮、冒顶、无计划停电停风、设备故障等原因造成的计划外瓦斯超限，其浓度达到1.5%以上(含1.5%)者，由集团公司安监部门主持，有关业务处室、矿战线领导和有关人员参加，进行追查处理。浓度在1.5%以下者，由安全矿长 (或驻矿安监处长)主持，矿战线领导及有关人员参加，进行追查处理。

(三)生产过程中由于爆破(有措施的震动爆破除外)、割煤造成的瓦斯超限，其浓度达到1.5%以上(含1.5%)者，由集团公司安监部门主持，有关业务处室、矿总工程师及有关人员参加追查处理，制定防范措施。浓度在1.5%以下者，由矿总工程师主持，安监(检)部门及有关人员参加，分析追查处理，制定防范措施。

(四)有计划停电停风、掐接抽放管路或打排放钻孔等造成的瓦斯超限为计划内超限，不作为事故追查处理。停电停风、掐接管路等工作必须制定安全技术措施、瓦斯排放措施，提前2个小时向集团公司有关业务部门汇报。发生瓦斯超限及排放结束后，再分别向集团公司生产、安全和通风调度汇报。

(五)凡发生计划外瓦斯超限，或生产过程中瓦斯超限浓度在1.5%以上(含1.5%)的，每次对责任单位罚款1000元，并对责任者按责任大小分别处以罚款或行政处分。生产过程中瓦斯超限浓度在1.5%以下的，由矿进行追查处理，追查处理结果报集团公司安监局和通风管理中心。签订防止瓦斯超限责任书工作面或安全专项活动期间发生瓦斯超限，加倍处罚。

(六)发生瓦斯超限事故必须及时向集团公司汇报，隐瞒不报的，一经查出，加重处罚。

(七)加强瓦斯超限统计分析和重点瓦斯工作面隐患排查工作。各单位在每月26日前，把当月瓦斯超限月报和下个月重点瓦斯工作面情况上报集团公司有关部门。

三、生产过程中瓦斯超限责任划分

(一)高突采煤工作面连续2小时非作业情况下回风流瓦斯浓度达到0.5%以上，由矿总工程师和通风、防突科长负责采取增加风量或高位水平钻孔、采空区和浅孔抽放等综合抽放措施，将回风流瓦斯浓度降至0.5%以下，采煤队方能进行生产作业。采煤队施工作业造成瓦斯超限事故，由生产矿长、生产科长、采煤队长负全部责任。

(二)高突掘进工作面连续2小时非作业情况下回风流瓦斯浓度达到0.5%以上，由矿总工程师和通风、防突科长负责采取增加风量、边掘边抽等措施，把回风流瓦斯浓度降至0.5%以下，掘进队方能进行生产作业。掘进队施工作业造成瓦斯超限事故，由掘进矿长、掘进科长、掘进队长负全部责任。

(三)因供电管理、设备故障、爆破作业等造成的瓦斯超限事故，由主管矿长、业务科室科长和责任单位队长负全部责任。

三、其它要求

(一)建立瓦斯超限责任领导汇报制度。对瓦斯超限事故负有责任的主管矿长、业务科室科长和队长要于超限事故发生次日到集团公司汇报瓦斯超限事故经过、原因分析、防范措施和对责任人员处理意见等。

(二)严格按照河南煤矿安全监察局核定的通风能力组织生产，严禁超能力生产。否则，追究单位行政正职的责任。各单位根据风量合理安排采掘工作面个数和产量，配足采掘工作面风量。每个月按照主要通风机实际供风能力，依据风量计算细则，对矿井、采区、采掘工作面通风能力进行一次核定，核定结果上报集团公司安监局和通风管理中心。

(三)安全监控系统必须保持正常运行，传感器位置设置合理、灵敏可靠，其报警点、断电点及断电范围符合《规程》要求，数据传输准确。

(四)本规定自颁发之日起执行，以前下发的文件、规定，凡与本规定不符或抵触的，一律按本规定执行。 -瓦斯管理责任制

一、矿长是瓦斯治理工作中的第一责任人，每年组织有关部门、人员研究、落实全矿瓦斯治理方面的安全技措工程;每季组织安排瓦斯治理工作，确保资金投入;督促、落实瓦斯治理工作的规章制度和安全技术措施;指挥瓦斯事故处理工作。

二、矿总工程师对瓦斯治理负技术责任，负责组织制定治理瓦斯方案和安全技术措施，负责资金的安排使用;审批瓦斯治理计划。定期组织召开瓦斯治理专题会议，解决治理工作中的问题;督促检查治理工作的落实情况。

三、安全副矿长对瓦斯治理工作负监督检查责任。掌握全矿瓦斯治理工作的总体情况，经常带领专业人员深入现场，发现隐患及时督促处理;参加审查瓦斯治理计划和安全技术措施，监督治理资金的合理使用;督察技术装备的使用和人员配置情况;对瓦斯治理责任制、管理制度及安全措施的落实情况进行检查。

四、安检科长对全矿瓦斯治理工作的业务、技术管理具体安排实施、检查汇报;组织编制治理计划和安全技术措施;监督检查瓦斯治理工作质量和瓦斯管理制度的落实情况;预测瓦斯事故 的发生，并采取相应的防范措施，对治理业务 、技术管理要有布置、落实、检查、分析和总结;抓好全矿瓦斯管理方面的质量标准化工作。

五、安检科其他人员要协助科长抓好全矿瓦斯治理技术、业务管理工作，经常深入现场了解瓦斯治理工作情况，掌握到动态，做好记录，积累资料，提出具体方案，编制安全技术措施，并督促落实。

六、区队长是本采区瓦斯治理工作第一责任人，具体落实瓦斯治理制度和安全技术措施，负责安排布置瓦斯治理工作，了解进度、检查质量，确保人力、物力的投入。

七、通风技术员负责管辖区域内瓦斯治理技术、业务工作，实施编制治理工作计划和安全技术措施;监督检查治理工作质量;掌握第一手资料，及时绘制、填写各种图牌板、记录、报表，对存在问题及时提出合理的解决办法。负责本队职工的技术、业务培训，传达贯彻有关文件和规章制度。

第三篇：煤矿瓦斯超限处理程序

第一步：停电撤人，设置警戒。

第二步：汇报矿长、总工、安全矿长：5分钟内赶到调度室指挥。

第三步：查明原因向监控中心、安监站、公司调度汇报。 第四步：根据现场实际的制定安全措施，调度员调度主扇房、瓦斯泵房、变电所各岗位人员到位接受命令。

第五步：按措施进行瓦斯排放，确保混合风流瓦斯不超过1-1.5%。

第六步：根据监控显示T1 T2 T3调降至0.8%以下及通知现场瓦检员检查瓦斯后方可和电工一起恢复送电撤除警戒。 第七步：处理完毕向上级部门汇报。

第八步：组织进行分析，找出原因制定防范措施。

第四篇：瓦斯保护可以保护变压器的何种故障？

瓦斯保护可以保护变压器的内部故障有：1.变压器内部的多相短路，2.匝间短路，绕组与铁芯或与外壳短路，3.铁芯故障，4.油面下降或严重漏油，5.分接开关接触不良或导线焊接不

良牢固。

配电变压器故障原因及对策

摘要：针对配电变压器故障率高的现象，着重分析了配电变压器故障的几种类型及主要原因，提出了一些具体的防范措施，为防止和减少配电变压器故障提供借鉴。

关键词：配电变压器;故障;绝缘

在电力系统中，配电变压器占据着非常重要的地位，一旦故障，将直接或间接地给工农业生产和人民的正常生活带来损失。本文总结和分析了我公司自第一批电网改造以来配电变压器故障的类型和原因，并提出一些预防措施，供今后在配电变压器的运行管理中参考。

1 故障原因分析

1.1 绕组故障

1.1.1 变压器电流激增

由于部分农村低压线路维护不到位，经常发生过负荷和短路，发生短路时变压器的电流超过额定电流几倍甚至几十倍，线圈温度迅速升高，导致绝缘老化，同时绕组受到较大电磁力矩作用，发生移位或变形，绝缘材料形成碎片状脱落，使线体裸露而造成匝间短路。

1.1.2 绕组绝缘受潮

绕组绝缘受潮主要因为绝缘油质不佳或油面降低导致，主要有以下几种原因：

•配电变压器在未投入前，处于潮湿场所或多雨地区，湿度过高，潮汽侵入使绝缘受

潮。

•在储存、运输、运行过程中维护不当，水分、杂质或其他油污混入变压器油中，使

绝缘强度大幅降低。

•制造过程中，绕组内层浸漆不透，干燥不彻底，绕组引线接头焊接不良等绝缘不完整导致匝间、层间短路。在达到或接近使用年限时，绝缘自然枯焦变黑，绝缘特性下降，是

老旧变压器故障的主要原因。

•某些年久失修的老变压器，因各种原因致使油面降低，绝缘油与空气大面积、长时间接触，空气中水分大量进入绝缘油，降低绝缘强度。

1.2 无载分接开关故障

1.2.1 分接开关裸露受潮

由于将军帽、套管、分接开关、端盖、油阀等处渗漏油，使分接开关长期裸露在空气中，又因为配电变压器的油标指示设在油枕中部，变压器在运行中产生的碳化物受热后又产生油焦等物质，容易将油标呼吸孔堵塞，少量的变压器油留在油标内，在负荷、环境温度变化时，油标管内的油位不变化，所以不容易被及时发现。裸露在空气中的分接开关绝缘受潮一段时

间后性能下降，导致放电短路。

1.2.2 高温过热

正常运行中的变压器分接开关，长期浸在高于常温的油中，会引起分接开关触头出现碳膜和油垢，引起触头发热，触头发热后又使弹簧压力降低或出现零件变形等情况，又加剧了触头

发热，从而引起电弧短路，烧坏变压器。

1.2.3 本身缺陷

分接开关的质量差，存在结构不合理、压力不够、接触不可靠、外部字轮位置与内部实际位置不完全一致等问题，引起动、静触头不完全接触，错位的动、静触头使两抽头之间的绝缘

距离变小，引发相间短路或对地放电。

1.2.4 人为原因

有的电工对无载调压开关的原理不清楚，经常调压不正确或不到位，导致动、静触头部分接

触或错位。

1.3 铁芯故障

1.3.1 铁芯多点接地

•铁芯夹板穿心螺栓套管损坏后与铁芯接触，形成多点接地，造成铁芯局部过热而损

坏线圈绝缘。

•铁芯与夹板之间有金属异物或金属粉末，在电磁力的作用下形成“金属桥”，引起

多点接地。

•铁芯与夹板之间的绝缘受潮或多处损伤，导致铁芯与夹板有多点出现低电阻接地。

1.3.2 铁芯硅钢片短路

虽然硅钢片之间涂有绝缘漆，但其绝缘电阻小，只能隔断涡流，当硅钢片表面上的绝缘漆因运行年久，绝缘自然老化或损伤后，将产生很大的涡流损耗，铁芯局部发热，造成变压器绕

组绝缘击穿短路而烧毁。

1.4 套管闪络

•套管闪络放电也是变压器常见异常之一。造成此种异常的原因有：

•胶珠老化渗油后，将空气中的导电尘埃吸附在套管表面，在大雾或小雨时造成污闪，

使变压器高压侧单相接地或相间短路;

•变压器箱盖上落异物，如大风将树枝吹落在箱盖上，引起套管放电或相间短路;

•变压器套管因外力冲撞或机械应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。

1.5 二次侧短路

当变压器发生二次侧短路、接地等故障时，二次侧将产生高于额定电流20～30倍的短路电流，变压器一次侧必然要产生很大的电流来抵消二次侧短路电流的消磁作用，大电流在线圈内部产生很大的机械应力，致使线圈压缩，绝缘衬垫、垫板松动，铁芯夹板螺丝松弛，高压

线圈畸变或崩裂，导致变压器发生故障。

1.6 过电压引发的故障

1.6.1 雷击过电压

农村配电变压器的高低压线路大多采用架空线路，在山区、林地、平原受雷击的几率较高，线路遭雷击时，在变压器绕组上产生高于额定电压几十倍以上的冲击电压，若安装在配电变压器高低压出线的避雷器不能起到有效的保护作用或本身存在某些隐患，如避雷器没有同期投入运行、避雷器接地不良或接地电阻超标等，则配电变压器遭雷击损坏将难以避免。

1.6.2 系统发生铁磁谐振

在10 kV配电系统中，小型变压器、电焊机、调速机较多，使系统的等值电感和电容有可能相等或接近，导致系统出现谐振。谐振时，除变压器电流激增熔断器熔断外，还将产生过电

压，引起变压器套管发生闪络或爆炸。

1.7 熔体选择不当

电力变压器固体绝缘故障的诊断方法

引言

为了使设备的外形尺寸保持在可以接受的水平，现代变压器的设计采用了更为紧凑的绝缘方式，在运行中其内部各组件间的绝缘所需承受的热和电应力水平显著升高。110kV及以上等级的大型电力变压器主要采用油纸绝缘结构，主要的绝缘材料是绝缘油和绝缘纸、纸板。

当变压器内部故障涉及固体绝缘时，无论故障的性质如何，通常认为是相当严重的。因为一旦固体材料的绝缘性能受到破坏，很可能进一步发展成主绝缘或纵绝缘的击穿事故。所以纤维材料劣化引起的影响在故障诊断中格外受到重视。而且，如能确定变压器发生异常或故障时是否涉及固体绝缘，也就初步确定了故障的部位，对设备检修工作很有帮助。

本文通过研究在故障涉及固体绝缘时，其它特征气体组分与CO、CO2间的伴生增长情况，提出了一种动态分析变压器绝缘故障的方法。并着手建立故障气体的增长模式，为预测故障的发展提供了新的判据。

1、判断固体绝缘故障的常规方法

CO、CO2是纤维材料的老化产物，一般在非故障情况下也有大量积累，往往很难判断经分析所得的CO、CO2含量是因纤维材料正常老化产生的，还是故障的分解产物。

月岗淑郎[1]研究了使用变压器单位纸重分解并溶于油中的碳的氧化物总量，即(CO+CO2)mL/g(纸)来诊断固体绝缘故障。但是，已投运的变压器的绝缘结构、选用材料和油纸比例随电压等级、容量、型号及生产工艺的不同而差别很大，不可能逐一计算每台变压器中绝缘纸的合计质量，该方法因实际操作困难，难以应用;并且，考虑全部纸重在分析整体老化时是比较合理的，如故障点仅涉及固体绝缘很小的一部分时，使用这种方法也很难比单独考虑CO、CO2含量更有效。 IEC599[2]推荐以CO/CO2的比值作为判据，来确定故障与固体绝缘间的关系。认为CO/CO2>0.33或<0.09时表示可能有纤维绝缘分解故障，在实践中这种方法也有相当大的局限性[3]。本文对59例过热性故障和69例放电性故障进行了统计。结果表明，应用CO/CO2比例的方法正判率仅为49.2%，这种方法对悬浮放电故障的识别正确率较高，可达74.5%;但对围屏放电的正判率仅为23.1%.

2、固体绝缘故障的动态分析方法

新的预防性试验规程规定，运行中330kV及以上等级变压器每隔3个月进行一次油中溶解气体分析，但目前很多电业局为保证这些重要设备的安全，有的已将该时间间隔缩短为1个月。也有部分电业局已开展了油色谱在线监测的尝试，这为实现故障的连续追踪，提供了良好的技术基础。

电力变压器内部涉及固体绝缘的故障包括：围屏放电、匝间短路、过负荷或冷却不良引起的绕组过热、绝缘浸渍不良等引起的局部放电等。无论是电性故障或过热故障，当故障点涉及固体绝缘时，在故障点释放能量的作用下，油纸绝缘将发生裂解，释放出CO和CO2.但它们的产生不是孤立的，必然因绝缘油的分解产生各种低分子烃和氢气，并能通过分析各特征气体与CO和CO2间的伴生增长情况，来判断故障原因。

判断故障的各特征气体与CO和CO2含量间是否是伴随增长的，需要一个定量的标准。本文通过对变压器连续色谱监测的结果进行相关性分析，来获得对这一标准的统计性描述。这样可以克服溶解气体累积效应的影响，消除测量的随机误差干扰。

本文采用Pearson积矩相关来衡量变量间的关联程度，被测变量序列对(xi，yi)，i=1，„，相关系数γ的显著性选择两种检验水平：以α=1%作为变量是否显著相关的标准，而以α=5%作为变量间是否具有相关性的标准。即：当相关系数γ>γ0.01时，认为变量间是显著相关的;γ<γ0.05时，二者没有明确的关联。γ0.0

1、γ0.05的取值与抽样个数N有关，可通过查相关系数检验表获得。 由于CO为纤维素劣化的中间产物，更能反映故障的发展过程，故通过对故障的主要特征气体与CO的连续监测值进行相关性分析可进一步判断故障是否涉及固体绝缘。当通过其它分析方法确定设备内部存在放电性故障时，可以CO与H2的相关程度作为判断电性故障是否与固体绝缘有关的标准;而过热性故障则以CO与CH4的相关性作为判断标准。通过对59例过热性故障和69例放电性故障实例的分析。

这种方法在一定程度上可以反映故障的严重程度，在过热性故障的情况下，如果CO不仅与CH4有较强的相关性，还与C2H4相关，表明故障点的温度较高;而在发生放电性故障时，如果CO与H2和C2H2都有较强的相关性，说明故障的性质可能是火花放电或电弧放电。

3 故障的发展趋势

确认故障类型后，如能进一步了解故障的发展趋势，将有助于维修计划的合理安排。而产气速率作为判断充油设备中产气性故障危害程度的重要参数，对分析故障性质和发展程度(包括故障源的功率、温度和面积等)都很有价值[4]。

通过回归分析，可将这3种典型模式归纳为：

(a)正二次型：总烃随时间的变化规律大致为Ci=a.t2+b.t+c(a>0)，即产气速率γ=a.t+b不断增大，与时间成正比。这常与突发性故障相对应，故障功率及所涉及的面积不断变大，这种故障增长模式往往非常危险。

(b)负二次型：总烃和产

电力变压器的匝间短路故障分析

作者：佚名 文章来源：不详 点击数：

42 更新时间：2008-9-26 20:21:53

摘 要：在电力系统中电力变压器匝间短路是最常见故障之一，通过对变压器匝间短路计算分析来合理整定变压器差动保护的定值，以避免因变压器内部故障严重烧毁，提高变压器安全运行水平、本文的目的就在于分析变压器匝间故障的计算方法，探讨整定值的合理性。

主题词：变压器;匝间短路;故障分析;整定计算

0 引言

电力变压器主要内部故障形式为匝间短路，历年来，匝间短路故障一般占变压器内部故障的50%以上。因此，分析匝间短路故障，采用灵敏而可靠的保护方式是提高变压器安全运行水平的重要手段之一。但是，我厂部分变压器保护仍采用BCH-

1、BCH-2电磁型差动保护，其动作电流大于变压器的额定电流，致使变压器在发生内部故障时烧损严重。作者依此提出电力变压器匝间故障的计算方法，来探讨整定值的合理性，从而提高变压器差动保护的灵敏性。

1 匝间短路的分析和计算方法

通过以上分析说明：Y a接线变压器绕组匝间短路时，常用的差动保护接线有两相继电器流过相间的故障电流，其最小值一般为(0.4-1)倍变压器额定电流。变压器瓦斯保护可以在一定程度上保护匝间短路，但其动作速度慢。为了迅速切除匝间短路，减少变压器的烧损程度，对于不带负荷调压的变压器，整定差动保护的动作电流小于或等于0.3倍变压器额定电流是必要的、合理的。对于带负荷调压的变压器，可根据躲过区外故障的要求，适当增大整定值。

2 分析结论

(1)变压器相间匝间短路看作自耦变压器低压侧单相接地后，可以简化分析及计算。

(2)为可靠地保护匝间短路，变压器保护应将电磁型更换为微机或集成电路型保护装置。使其变压器差动保护的动作电流应不大于0.3倍额定电流值。

主变压器内部故障的处理实例

摘要：通过状态监测，发现主变压器内部故障，并进行及时处理的实例，提出了电气设备检修，从以时间为基础的定期维修逐渐向以状态为基础的检修的实践，其关键在于对电气设备

的状态监测。

关键词：主变压器;状态监测;状态检修

中国类分号：TM41 文献标志码：B 文章编号：

1003-0867(2007)04-0021-01 监测主变压器绝缘油中微量气体是监测变压器设备状态的主要手段，通过对主变压器绝缘油中微量气体，特别是氢气、甲烷、乙炔和总烃含量的变化趋势的分析比较，可直接反映变压器内部故障的类型和严重程度，因此也是主变压器状态监测的主要手段。

1 通过状态监测发现主变内部故障的实例

江苏省涟水县供电公司某110 kV变电所1#主变压器型号为SZ9-31500/110， 2001年04月30日投入运行。2005年5月12日，涟水县供电公司检修工区试验油务班根椐工作计划安排，对该1#主变压器本体进行周期性色谱分析，发现氢气含量超过标准值(实测值325.72,标准值为150)，其余气体均符合规程要求。为此，试验人员对引北变1#主变进行跟踪测量，5月19日下午试验人员复取油样进行色谱分析，从分析数据看，氢气含量有明显升高，并有乙炔含量(0.18)。为了确保试验结果的准确性，当日将油样送往淮安供电公司再次进行色谱分析，结果同样是氢气超标，乙炔含量为(0.9)。涟水县供电公司迅速与制造厂取得联系，经双方技术人员分析讨论，初步判断为#1主变压器有载分接开关油串入本体，不影响

主变压器运行，同时继续加强监测。

5月22日、24日涟水公司再次对1#主变压器本体进行取油样色谱分析，结果氢气、乙炔仍在继续上升，5月27日再次取油样送往地区公司复测。复测结论：编码110电弧放电、氢

气产气量超出150。

5月28日，及时对110 kV变压器10 kV负荷进行了调整，将1#主变压器停运。首先检查是否存在本体与有载分接开关串油，检修人员先从有载分接开关注油孔放油，直至有载开关油枕放不出油，有载开关油位表指示仍没有变化，分析可能是有载分接开关油位表损坏，接着对有载开关分接头做了直流电阻试验，结查试验数值正常。为此检修人员又将有载开关吊出，放尽有载开关油桶内的油，过一段时间后，检查桶内无油渗出，排除了本体与有载分接开关

串油的可能，并更换了有载开关油位计。

5月29日，供电公司和制造厂相关技术负责人，就1#主变压器色谱分析异常重新确定了处理方案，决定对1#主变压器进行放油，打开主变压器本体人孔，进入本体内部进行检查。5月30日，经对本体放油后，检修人员打开人孔，进入本体内，经检查发现，有载调压3档B相分接头与本体连接处有明显放电现象，并有焦味，同时发现该螺丝有松动，连接处不平滑。其它内部检查均正常。现场对3档分接头用砂纸打磨，除去放电痕迹，拧紧螺丝，并对其它螺丝进行检查、紧固，对主变本体油进行滤油脱气处理。

6月1日对主变本体直流电阻(高、低压)、泄漏电流、介质损(含套管)、有载开关等试验，数值正常，同日下午恢复运行。投运前对本体进行色谱取样作为原始值，并在投运后四天内色谱跟踪监视，无数值变化后又适当延长周期，一个月内无变化后恢复了正常周期。

2 故障分析及启示

从对110 kV引北变1#主变压器本体内检查发现，有载调压3档B相分接头处有明显放电现象，并有放电气味。主要原因是该处螺丝松动且接触面不太平滑，接触电阻增大，引起放电，导致主变本体绝缘油中氢气含量超标并有乙炔气体。

此次发生的异常，主要原因为主变压器本体3档与有载开关连接处螺丝松动及平面不光滑所致，而其它相螺丝检查都不松动，因此出厂时未拧紧可能性很大，由于出厂未紧固，运行中有载调压操作时振动，导致该处螺丝进一步松动，最终导致放电。

从近年来连续出现主变内部故障来看，由于对大型设备采取集中招投标政策，部分大型变压器制造厂中标的设备数量远超过其实际生产能力，在供货期相对较紧的情况下，放松了产品制造质量的要求，导致产品出厂就存在缺陷，在设备运行过程逐步暴露出来。因此设备运行单位在设备制造过程中，要加强对变压器的监造工作，同时加强相关专业人才的培训，在制

造过程中能够全过程参与监造与验收。

状态监测发现设备故障对设备管理提出了更高的要求，要有长期的设备运行、检修和试验资料的积累，主变压器本体油色谱分析固然重要，但数据分析不能仅局限于与规程比较。从这次故障可以看出，与历史数据的比较也是非常重要。

第五篇：瓦斯超限事故分析处理规定

第一章总则

为切实做好防治瓦斯工作，把瓦斯超限作为事故，认真按照“三不放过”原则追查处理，杜绝重大瓦斯、煤尘事故的发生，特制定本规定。 第二章 瓦斯管理部门的职责

总工程师是瓦斯超限事故处理的第一责任者，分管领导、通风副总工程师是瓦斯超限事故处理的直接责任者。

通风科为瓦斯管理的职能部门，安监处为瓦斯管理的监督检查部门，通风区是瓦斯超限事故的责任部门。

瓦斯超限的预防

采区设计和阶段设计必须由总工程师组织并有“一通三防”业务部门参加集体会审。设计必须充分考虑瓦斯防治，为“一通三防”现场管理创造良好的外部条件。

坚持“不抽不采(掘)、边抽边采(掘)”原则，对高突工作面必须由矿统一组织验收，瓦斯抽排和通风系统不健全的，坚决不准投入生产。 所有采掘工作面必须严格按照作业规程和安全技术措施组织施工，保证通风系统稳定可靠，采掘作业面风量充足，监测探头的数量、安设位置、断电值、灵敏程度符合规程要求，安全可靠。

地测科收集整理抽排区的打钻资料，及时准确地预报地质构造，以便有关单位及时采取针对性的措施，防止瓦斯异常涌出。

施工单位班长队长、测气员，发现迎头地质构造异常(遇断层、煤层突然变厚、变薄时)要及时向矿调度所汇报。 加强采掘工作面的顶板管理和上隅角瓦斯管理。

生产单位和施工单位要采取行之有效的措施，严防大面积冒顶事故的发生;加强回采工作面上隅角的瓦斯管理，加强上下隅角的充填，杜绝局部瓦斯积聚现象的发生。

加强 瓦斯抽放工作。拙排区要确保打钻质量和瓦斯抽放效果，杜绝炮后瓦斯超限现象的发生。

加强电气设备的管理和维护，确保局扇的正常运转，杜绝因局扇无计划停电、停风造成瓦斯超限、排放瓦斯现象的发生。

加强局部通风管理，要确保掘进工作面风量充足，迎头严禁空风筒，瓦斯探头、便携仪在挂在距迎头5m以内的位置，否则，要追究头班队和测气员(放炮员)的责任。

凡井下局扇停电、停抽(影响抽放效果)、更换风筒必须提前编制安全技术措施，经会审后执行。

通风科和通风区要对采掘面通风系统和各种监测仪器仪表定期检查和校核，并做好检测记录。

第四章 瓦斯超限的现场处理

第十五条 瓦斯超限必须立即停止工作，撤出人员，切断电源并向调度所汇报。瓦斯是否超限以探头监测值和测气员现场测定值中较高值为准。高突采掘面生产单位每小班由队长以上干部跟班指挥，通风区要安设专职测气员随时检查现场瓦斯情况，严禁测大报小和检测不到位等弄虚作假行为。 瓦斯超限事故的追查

第十六条 井下发生瓦斯超时，调度所要立即通知矿总工程师和矿总值班，矿总值班要及时组织通风、安监、地测、调度、生产技术、机电等部门以及现场施工班队长、当班测气员、放炮员、安监员进行追查分析，找出超限原因，查明超限事故的责任者和责任单位，提出对责任者的处理意见，并将追查情况向总工程师汇报，由总工程师负责制定消除超限的措施。 第六章 瓦斯超限事故的排除 第十七条 瓦斯正好限后必须及时排除事故，恢复生产。通风科负责牵头组织通风、安监、调度、生技、机电等部门及现场生产单位人员及时落实整改措施，直到瓦斯超限事故排除。现场生产条件符合规程及有关安全技术措施要求后，方可恢复生产。 第七章 对瓦斯超限事故责任者的处理

第十八条 对于造成瓦斯正好限事故的责任单位和个人给予从重处理。 因局扇运转不正常造成瓦斯超限的，给予责任单位罚款500元处理。 因巷道断面不畅影响通风造成瓦斯超限的，给予责任单位罚款500元处理。 因支护不良，挤压风筒造成瓦斯超好的，给予责任单位罚款500元处理。 因通风系统管理不善，风量分配不合理造成瓦斯超限的，给予通风区罚款500元处理。

因风筒出风口至迎头的距离超过规定而造成瓦斯超限的，给予当班测气员、放炮员行政降一级工资处分。

因风筒人为脱节造成瓦斯超限的给予责任者行政降一级工资处分。 因风门打开不关造成风流短路引起瓦斯超限的，给予责任制行政降一级处分。

不按作业规程作业，装药爆破多、割煤多造成瓦斯超限的，给予当班班长、跟班队长行政降一级工资处分。

对于不执行瓦斯超限排除措施，违章蛮干，超限作业者，一经发现，工人按下岗处理，干部按撤职处理，并从严追究单位主要领导的责任。

第八章 建立瓦斯超限事故追查处理汇报制度

第十九条 调度所和通风科要建立瓦斯正好限事故追查记录台帐。每次超限事故追查会，调度所要安排专人记录追查会内容及处理情况并将追随查处理情况及时向集团公司调度室汇报。