浅谈35kV变电站系统单相接地故障的分析及应急处理
摘要:针对电力系统接地的特点并结合晋煤集团所辖35kV变电站实际运行中出现过的系统单相接地故障现象进行分析、判断,最终得出处理、解决办法。
关键词:系统接地特点接地时的故障现象接地故障处理
1、电力系统接地的特点
电力系统按接地处理方式可分为大电流接地系统（包括直接接地,电抗接地和低阻接地）、小电流接地系统（包括高阻接地,消弧线圈接地和不接地）。晋煤集团所辖35kV变电站采用的都是中性点不接地或经消弧线圈接地的运行方式,即为小电流接地系统。
晋煤集团电力系统在运行过p查看后台信息,电压棒图显示电压三相指示值不同,接地相电压降低或为零,其它两相电压升高倍为线电压,此时为稳定性接地。如果电压棒图指示不停浮动,这种接地现象即为间歇性接地。
当发生弧光接地产生过电压时,非故障相电压很高,常伴有电压互感器高压一次侧熔断器熔断,甚至严重时可能会烧坏电压互感器。
完全接地。如果发生A相完全接地,则故障相的电压降到零,非故障相的电压升高倍到线电压,此时电压互感器开口三角处电压为100V,电压互感器保护测控装置采集到零序电压3U0越上上限,后台监控系统发出接地信号。
不完全接地。当某一相(如C相)不完全接地时,此时通过高电阻或电弧接地,中性点电位偏移,这时故障相的电压值降低,但不为零。非故障相的电压值升高,它们大于相电压,但达不到线电压。电压互感器开口三角处的电压达到整定告警值（上限值、上上限值）,后台监控系统发出接地信号。
电弧接地。如果发生一相完全接地,则故障相的电压降低,但不为零,非故障相的电压升高到线电压。此时电压互感器开口三角处出现100V电压,后台监控系统发出接地信号。
母线电压互感器一相二次熔断器熔断。故障现象为电笛响,后台监控系统弹出“电压互感器断线”的告警显示对话框,一相电压为零,另外两相电压正常。处理办法是退出低压等与该互感器有关的保护,更换二次熔断器。
电压互感器高压侧出现一相(A相)断线或一次熔断器熔断。此时故障相电压降低,但不为零,非故障相的电压并不高。这是由于此相电压表在二次回路中经互感器线圈和其他两相电压表形成串联回路,出现比较小的电压指示,但不是该相实际电压,非故障相仍为相电压。互感器开口三角处会出现35V左右电压值,并启动继电器,发出接地信号。处理办法是处理电压互感器高压侧断线故障或更换一次熔断器。
3、单相接地故障的处理步骤
3.1 6kV系统接地处理步骤
当6kV系统发生接地时,根据后台机母线电压棒图或装置内电压测量值确证为单相接地时,应按下列顺序寻找故障点:
查看小电流接地选线装置,小电流接地选线若只显示一个开关号,基本上可以判断故障就为此路,汇报电力调度部门并通知下级用户查找故障点;
若小电流接地选线显示二个开关号时,应看此两趟线路是否并联运行,若并联运行,应先用一路运行,仍有显示时,此路就为故障点;
若小电流接地选线显示多个开关号时,首先试拉经常发生接地的线路;其次试
35kV变电站消弧线圈常见故障及处理 发表时间：2019-01-14T11:03:42.360Z 来源：《防护工程》2018年第30期作者：李玉哲 [导读] 本文结合笔者多年的实践工作经验，就35kV变电系统常见的真空断路器故障、线路电缆故障 李玉哲 国网山东省电力公司菏泽市定陶区供电公司山东菏泽 271400 摘要：本文结合笔者多年的实践工作经验，就35kV变电系统常见的真空断路器故障、线路电缆故障、电压互感器故障以及消弧线圈等故障原因进行分析，对变电站日常检修维护过程中消弧线圈出现自身故障的技术处理措施进行了详细分析研究，提出了相应的解决办法，具有一定的参考价值。 关键词：35kV变电站；消弧线圈；故障及处理 引言：我国3kV、6kV、10kV、以及35kV等中低压配电网系统中，绝大多数是按小电流接地系统进行设计，即系统中性点是不接地系统。在进行35kV变电站系统设计时，通常按照中性点不接地系统进行，这种变电站运行方式，其在系统发生单相接地故障时，其电流值将大于系统允许安全运行值(对于3kV～10kV系统而言，其单相接地电流值应不大于30A)，此时故障电流产生的电弧将不能自行熄灭。为了降低电弧电流以满足系统安全运行需求，在工程中通常采用在中性点和大地间接入相应容量的消弧线圈，利用消弧线圈的补偿电流对系统进行动态补偿，这样就可以帮助系统熄灭故障接地点处故障电流产生的电弧，保证系统运行可靠性。 一、35kV变电站的常见故障 1.线路电缆故障分析 1.1接地点电阻值过高。通常情况下，为了避免感应过电压过高，交联电缆一般设有两个接地点，这样使得接地的电阻值小于规定的值，以起到保护电缆的作用。但是如果因为电缆的接头的金属屏蔽效果不好，导致接地的电阻值过高，超过标准值很多时候就会很容易产生更高的过电压，当电缆绝缘胶老化的时候，就很容易被烧穿。 1.2电缆长期负重导致出现故障。一般用在25℃的特定温度下的载流量来确认电缆是否负重运行，电缆在长期负重运行的情况下很容易出现故障，特别是在夏天由于本身的环境气温就高，长时间高温下负重运行导致电缆的绝缘层老化，增加了故障的几率。 1.3安装电缆不达标导致故障。在电缆的铺设和安装中，一般是通过往电缆沟里铺垫软土或者填水泥来保护电缆，但是如果没有忽略了这些措施，或者做的不到位的话就很容易导致电缆机械性的损伤，而这些损伤也常常是导致故障的隐患。 1.4厂家的质量问题。一些厂家制造的电缆间的连接接头不注意质量问题，导致连接头和终端头出现种种故障，还有劣质的电缆中会掺杂一些气体、液体和杂质等，这样就很容易导致杂质在高强度的电场下发生电离，使得电缆的绝缘层在老化的过程中提前被击穿而引发电缆故障。 2真空断路器故障分析 2.1真空泡的真空度降低。在35kV变电站的长期运行中，真空泡的真空度下降也是导致故障的常见原因，因为真空泡的真空度降低会使其使用寿命大大缩短，甚至严重到导致真空断路器的损坏和爆炸。 2.2真空断路器分闸失灵。真空断路器的分闸失灵会导致事故越级，事故范围波及广，常见的真空断路器失灵情况有遥控分闸不能自动断开分断路器、继电器保护动作失灵和人工分闸不能使用。 3电压互感器故障分析 在35kV电力系统中存在着很多储能元件，比如线性电容和非线性的铁心线圈。如果铁心的饱和引起电感量发生变化，那么当线路对地容抗XC与铁心感抗XL十分接近或者相等时，就会引发并联铁磁谐振，而电路中的非线性电感元件是产生铁磁共振的必要条件，所以在发生铁磁谐振的时候，电压互感器承受了更多的过电压，铁心的磁通就会成倍的增加，铁心迅速达到了饱和状态，频率的降低将导致绕组过热而烧毁甚至爆炸。 4消弧线圈故障分析 35kV变电站通常具有一种自动保护的功能叫做消弧线圈，而这种保护功能在消弧线圈发生故障时会自动启动。如果消弧线圈自身的中性点位移电压值和补偿电流偏大的时候就会产生警报，如果不能及时发现排除警报就很容易导致故障。 二、消弧线圈自身故障处理 1铁心故障处理 消弧线圈是一个具有铁心的电感线圈，其自身电感电流与系统故障电容电流间进行补偿，从而降低变电站系统发生单相接地故障电流值。虽然消弧线圈自身电阻很小，但其电抗值却相当大。消耗线圈的铁心与线圈等均浸在变压器油中。从外观看，消弧线圈的外部结构与单相变压器极为相似，但消弧线圈内部结构却不是简单的单相变压器。在设计制造过程中，为了避免消弧线圈内部铁心快速饱和，通常在消弧线圈内部铁心柱上留很多间歇，并在间隙中用绝缘纸板进行完善填充，这样可以让消耗线圈拥有一个较为稳定的电抗值，使消弧线圈所产生的补偿电流能够与系统电压间存在稳定的比例特性，进而使消弧线圈能够根据变电站故障实际情况需求，合理选择调解线圈以期获得一个较为理想的感性电流值，从而与变电站系统故障时的电容电流值进行抵消，达到明显的消弧作用。但是在日常运行过程中，也会发现有消弧线圈烧损事故发生，大多数是由产品制造、运输不当、以及调试合理等引起。因此，为了提高35kV变电站运行可靠性，对消弧线圈的运行维护和预防性试验工作就显得十分重要。结合大量文献资料和实际工作经验，对提高消弧线圈运行可靠性常见检修维护措施归纳总结如下建议。 1.1严格检测电缆。要通过使用专业的检测仪器对电缆和接头的定期检测及时分析出接地电阻的变化规律。然后根据变化的趋势判断如果接地的电阻值高于设计的标准值，那么一方面可能是电缆和地面连接不稳定，另一方面则有可能是因为接头处被氧化了。 1.2确保安装电缆全过程的质量。对于电缆的质量监控就要从工厂、材料、工人施工等多方面进行把关，要严格要求技术工人的技术素质，技术要精细以保证电缆的制作质量。采用达到IEC标准的新型硅橡胶预置式接头以克服热缩电缆头的缺点。
110千伏高压电缆异常的分析及处理 发表时间：2019-12-27T16:39:25.243Z 来源：《中国电业》2019年18期作者：何义良 [导读] 高压电缆制作、连接、施工等过程中，会受到多种因素的影响而产生故障 摘要：高压电缆制作、连接、施工等过程中，会受到多种因素的影响而产生故障，直接威胁到高压电缆的正常运行。本文根据某高压电缆工程展开分析，针对引起高压电缆异常情况的原因进行分析，采用局部放电试验进行验证，并提出了电缆故障的处理，并提出了高压电缆常见故障处理措施。 关键词：高压电缆；110kV；故障处理 高压电力电缆有着较高的安全性，施工起来比较便捷，已经被广泛应用到电力工程施工当中。随着城市规模的不断变大，要求高压电力电缆不要占用太多的空间，交联聚乙烯电缆有着很好的安全性，不会占用太多的面积。但电力电缆在实际运行过程中经常会存在异常现象，很多故障都是由电缆终端或中间连接部位而导致的，电缆连接终端制作工艺水平与能否安全应用有着直接关系，本文对某变电所110kV 高压电缆应用前的试验过程中发生异常现象进行分析，并制定了切实有效的解决措施，要求工作人员在高压电缆终端制作工艺提高重视，避免应用过程中产生运行故障。 1 110kV高压电缆工程基本情况 某变电所位于市区范围内，110kV高压线路进线采用交联聚乙烯绝缘保护材料，应用无缝铝护套进行防护，电缆长度为150米，采用交联户外油浸终端。按照电力工程施工计划，三根电缆施工完成后进入到试验环节。对外防护套、绝缘性能测试都达到合格标准，工频耐压测试应用串联谐振加压处理方法。采用的试验电压为2Ue，则试验电压为128kV。查找电缆资料可以得知，该高压电缆电容值每公里 0.162uF，然后按照串联谐振频率值进行计算：，电流值则为，公式当中的f则为谐振频率，I为试验样品电流值，则是试验样品电容，是分压器具备的电容值，L是电抗器具备的电感值，U是试验电压值。从试验加压曲线可以得知，A和B相电缆都通过了耐压性能试验，电流值设置在2A。C相电缆试验过程中，把电压提升到额定值，发现试验样品电流值为2.35A，已经超过计算数据1.936A，但还在正常区间。采用额定电压持续加压13分钟，户外电缆终端设备出现了轻微的放电声音，试验运行电流也呈现出变大的趋势。由于放电声音的不断变大，试验运行电流也呈现出变大趋势，如果试验电流上升到保护电流上限数值5A，保护装置会自动把电源完全切除掉，试验则会迫终止。对该高压电缆外观进行仔细地观察，没有发现该电缆存在着较为明显的放电痕迹。对该电缆再次进行加压测试时，试验电压只保持5分钟左右时间，再次出现试验电流超过保护上限值而出现的电源被切断问题，使得高压电缆耐压实验无法继续开展。 2 110kV高压电缆异常情况分析 2.1电缆绝缘或终端密封材料老化而导致的绝缘性能降低 按照以往的电缆测试经验，如果高压电缆运行时间比较长，或者存在绝缘材料局部发电现象，电缆具备的绝缘性能会出现下降问题。油浸电缆终端密封材料出现老化，环境水分进入也会导致电缆绝缘性能降低。由于该电缆为新建设变电所电源进线，还没有正式投入使用。对电缆生产厂家试验报告进行分析，发现每个电缆主绝缘电阻的实际测量值和出厂试验值并没有太大的差别，可以有效地排除掉高压电缆绝缘性能降低使得耐压试验无法继续完成的可能。高压电缆终端密封材料出厂时期只达到了一个月，还没有出现密封材料安装不当或者受损问题。 2.2电缆保护层被损坏而导致的绝缘性能下降 110kV电缆在施工作业过程中，受到异物刺伤而出现绝缘层受损。比如，铁钉、刀片等对电缆绝缘进行了破坏，会使电缆绝缘出现异常。通过对电缆绝缘性测验可以发现，没有存在绝缘受损的现象，具有较好的外绝缘保性性能，绝缘电阻值可以达到1万兆欧左右，表明电缆外绝缘保护层保存完好，在外保护内部的绝缘不会存在受到损坏的可能性，可以排除高压电缆主绝缘受损的可能。 3.3电缆终端制作工艺不合理导致的主绝缘性能降低 随着电缆故障的逐渐排除，把电缆故障的可能性转移到电缆接头制作上来，尤其是户外电缆终端制作时存在的问题，对施工作业人员进行沟通发现，在进行户外电缆终端接头制作过程中，存在着天气影响因素。对制作记录中可以发现，高压电缆终端接头制作前一天有阴雨，制作当天气温降低，气温最低达到了3度，而且空气湿度比较大。对电缆终端接头加入的为聚丁烯油，该绝缘物质可以有效地填充到电缆终端每个部位的间隙中，从而更好地保护电缆内部的绝缘。该绝缘油有着较高的粘稠度，会随着外界温度的减小而变大。该绝缘油在环境温度为5度时，呈现出较高的粘稠度，内部会夹杂着气泡。高压电缆终端接产学研制作厂家对填加的聚丁烯油过程中的温度有着较高的要求，如果环境温度低于20度，应该采用加热措施来减小绝缘油粘度，然后方可以把其注入到电缆终端，但电力工程施工作业现场的人员却没有对环境温度影响因素提高重视，缺少了加热处理工艺。 从上面的分析中可以看出，可以初步确定高压电缆缺陷是由于在户外电缆终端接头加工过程中，外界环境温度不高、空气湿度大而导致的，没有采取合理的加热处理措施，使得绝缘油中存在着气泡，混入了大量的湿度较大的空气。对高压电缆施加2倍额定电压进行性能试验时，绝缘油中存在着水分和气泡，会在高电压作用下形成游离态的气体分子，使得绝缘油中产生数量较多的带电粒子，会在气泡部位出现局部放电。释放出更多的气体会使得气泡体积不断变大，会产生更为明显的局部放电问题，使得试验电流不断变大，当大于设定保护值之后会自动退出试验。在该种条件下，高压电缆投入应用会存在着较大的安全隐患，较长时间的绝缘油内部放电会使得终端接头部位的绝缘性性能减小，最后会使电缆内部被击穿，使得电缆终端接头出现故障，严重情况下会引起爆炸问题。 3局部放电试验对电缆故障的验证 采用三相电缆分别进行局部放电试验，对每相电缆放电性能进行分析来验证，也就是在相同的试验电压和试验方法情况下，比较性能正常的A、B相和具备故障的C相高压电缆局部放电数据，对放电初始电压、熄灭电压和放电波形等进行对比分析，可以进一步证明C相电缆中存在着明显的局部放电现象，可以对故障原因进行证实，可以为后续的处理提供数据支持。 按着相关的标准，可以在环境温度条件下对每相电缆进行局部放电试验，采取的试验方法是先把试验运行电压逐步提高到1.75Ue，然后在该电压条件下保持10秒钟，再缓慢减小到1.5Ue。在该电压值下，如果放电量不超过5pC则达到合格标准。三相高压电缆在相同的性能试验条件下，获取到的试验结果有着较大的不同，从试验数据统计表1中可以看出，C相高压电缆有着较大幅度的局部放电，但该电缆在出厂性能试验中的局部放电量都达到了合格标准，也就是不超过2pC。A、B两相高压电缆在施工现场完成终端接头的制作和安装，电缆具备
1 事故处理的主要任务 1)及时发现事故，尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源，迅速解除事故对人身和设备的威胁。 2)尽一切可能确保设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 3)密切与调度员联系，尽快恢复对已停用户供电，特别是要尽可能确保重要用户的供电。 4)调整电网运行方式，使其恢复正常。 2 处理事故的一般原则 1)电网发生事故或异常情况时，运行值班员必须冷静、沉着、正确判断事故情况，不可慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免造成事故的发展和扩大。 2)迅速、准确地向当值调度员汇报如下情况： ①异常现象、异常设备及其它有关情况； ②事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间； ③保护装置的动作情况； ④频率、电压及潮流的变化情况； ⑤人身安全及设备损坏情况； ⑥若未能及时全面了解情况，可先做简单汇报，待详细检查清楚后，再做具体汇报。 3)处理事故，凡涉及到设备操作，必须得到所辖调度的命令或同意。 4)处理事故时，值长、主值、副值均应坚守岗位，不可擅自离开，
随时保持通讯联系。 5)处理事故时，地调向运行人员发命令时，运行人员应立即执行，并将执行结果同时汇报地调。 6)处理事故时，除领导和有关人员外，其它无关工作人员均应退出事故现场。 7)处理事故时，值班员应迅速执行当值调度员一切指令。若值班员认为当值调度员有错误时，应予指出，当值班员仍确定自己的指令是正确的，值班员应立即执行。但直接威胁人身和设备安全的指令，任何情况下均不得执行，并将拒绝理由汇报当值调度员和上级领导。 8）处理事故时，当值班员对当值调度员的指令不了解或有疑问时，应询问明白后再执行。 9）事故处理中出现下列情况，值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报当值调度员： ①运行中设备受损伤威胁，应加以隔离； ②直接对人身有严重威胁的设备停电； ③确认无来电的可能，将已损坏的设备隔离。 10）交接班时发生事故，且交接班后的签字手续尚未完成，仍由交班者负责处理，接班者协助处理。事故处理告一段落或已结束，才允许交接班。 11）处理事故中，值班员必须集中精力。事故处理结束后，应详细记录事故发生原因、现象以及处理经过，并将上述情况汇报调度。
JAQB4变电站工程监理项目部专项现场应急处置方案 XXXXX110kV输变电工程监理项目部 专项现场应急处置方案 XXXXX110kV输变电工程监理项目部 2014年02月18日
批准：年月日审核：年月日编写：年月日
目录 一、编制依据 二、编制目的及使用范围 三、应急组织机构及其职责 四、危急事件的预防 五、应急预案的启动 六、应急救援措施 七、演练计划
1.编制依据 （1）安全生产法、劳动法、建筑法、消防法、环境保护法、道路安全交通法等国家有关法律。 （2）建设工程安全生产管理条例，中华人民共和国工程建设标准强制性条文、《建设工程监理规范》、《职业健康安全管理体系规范》、《环境管理体系规范及使用指南》。 （3）本工程的《监理合同》。 （4）本工程项目法人与承包商的工程建设合同。 （5）本工程的监理规划。 （6）《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》、《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准》、《国家电网公司安全生产工作奖惩规定》、《电力建设安全健康与环境管理工作规定》、《电力建设安全健康环境评价标准》、《国家电网公司输变电工程施工危险点辨识及预控措施》等国家电网公司有关的安全生产工作规定。 （7）项目法人及建设管理单位有关工程建设安全工作规定。2.编制目的及适应范围 为应对监理活动中环境、职业健康安全方面发生的突发事件，特制定本预案，本应急准备及响应方案适用于本工程监理活动。 3．应急组织机构及其职责 3.1 应急指挥机构及其职责 3.1.1应急救援小组 组长：XXXXX
副组长：XXXX 成员：XXXXXXXXX 3.1.2应急联络电话 XXXXX：1862ＸＸ98X74 XXX：1862781XXX 火警：119 交警：122 急救：120 匪警：110 3.2应急救援组长（副组长）职责： 3.2.1事故发生后，成立现场指挥部，批准现场救援方案，组织现场抢救。按事故的性质程度，负责向公司领导、地方政府及上级主管部门报告事故情况和事故处理情况。 3.2.2负责组织定期进行事故应急救援演练。 4. 危急事件的预防 4.1触电事件的预防 4.1.1产生的原因分析 1）高压设备发生接地时，接触设备的外壳和构架时，与接地点的安全距离（活动范围）。 2）电气设备停电后，即使是事故停电，在未拉开有关隔离开关和做好安全措施以前，可能突然来电。 3）设备进行高压试验时。 4）在带电的电流互感器和电压互感器二次侧工作时。 5）现场在使用携带型火炉或喷灯时，未注意火焰与带电部分的距离。
变电站事故处理应急预 案编制导则 Document number：BGCG-0857-BTDO-0089-2022
变电站事故处理应急预案编制导则 一、事故处理原则 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； 2. 尽快恢复对已停电的用户供电； 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。 二、事故处理的一般步骤 1．详细记录事故时间、光字、掉牌及有关负荷情况； 2．向主管领导和部门汇报； 3．判断事故性质及按照预案进行事故处理； 4．根据检查、试验情况，按调度指令恢复送电；
5．详细记录事故处理经过。 三、编制各类事故处理预案的提纲 1．人身伤亡事故处理预案 1．1人身触电事故 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。 1． 2人身中毒事故 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。 1． 3人身遭物体打击事故 严格按急求原则进行正确的现场处理，并立即呼救。 1． 4高空坠落事故
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。 2．电网事故处理预案 3． 1误操作事故 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。 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 按照调度规程有关规定进行处理。 2．3各级电压等级的母线全停事故 2．4双回并列运行的电源进线其中一回跳闸 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
变电站常见故障分析及处理方法 变电所常见故障的分析及处理方法一、仪用互感器的故障处理当互感器及其二次回路存在故障时，表针指示将不准确，值班员容易发生误判断甚至误操作，因而要及时处理。 1、电压互感器的故障处理。电压互感器常见的故障现象如下：（1）一次侧或二次侧的保险连续熔断两次。（2）冒烟、发出焦臭味。（3）内部有放电声，引线与外壳之间有火花放电。（4）外壳严重漏油。发现以上现象时，应立即停用，并进行检查处理。 1、电压互感器一次侧或二次侧保险熔断的现象与处理。（1）当一次侧或二次侧保险熔断一相时，熔断相的接地指示灯熄灭，其他两相的指示灯略暗。此时，熔断相的接地电压为零，其他两相正常略低；电压回路断线信号动作；功率表、电度表读数不准确；用电压切换开关切换时，三相电压不平衡；拉地信号动作（电压互感器的开口三角形线圈有电压33v）。当电压互感器一交侧保险熔断时，一般作如下处理：拉开电压互感器的隔离开关，详细检查其外部有元故障现象，同时检查二次保险。若无故障征象，则换好保险后再投入。如合上隔离开关后保险又熔断，则应拉开隔离开关进行详细检查，并报告上级机关。若切除故障的电压互感器后，影响电压速断电流闭锁及过流，方向低电压等保护装置的运行时，应汇报高度，并根据继电保护运行规程的要求，将该保护装置退出运行，待电压互感器检修好后再投入运行。当电压互感器一次侧保险熔断两相时，需经过内部测量检查，确定设备正常后，方可换好保险将其投入。（2）当二次保险熔断一相时，熔断相的接地电压表指示为零，接地指示灯熄灭；其他两相电压表的数值不变，灯泡亮度不变，电压断线信号回路动作；功率表，电度表读数不准确电压切换开关切换时，三相电压不平衡。当发现二次保险熔断时，必须经检查处理好后才可投入。如有击穿保险装置，而B相保险恢复不上，则说明击穿保险已击穿，应进行处理。 2、电流互感器的故障处理。电流互感器常见的故障现象有：（1）有过热现象（2）内部发出臭味或冒烟（3）内部有放电现象，声音异常或引线与外壳间有火花放电现象（4）主绝缘发生击穿，并造成单相接地故障（5）一次或二次线圈的匝间或层间发生短路（6）充油式电流互感器漏油（7）二次回路发生断线故障当发现上述故障时，应汇报上级，并切断电源进行处理。当发现电流互感器的二次回路接头发热或断开，应设法拧紧或用安全工具在电流互感器附近的端子上将其短路；如不能处理，则应汇报上级将电流互感器停用后进行处理。二、直流系统接地故障处理直流回路发生接地时，首先要检查是哪一极接地，并分析接地的性质，判断其发生原因，一般可按下列步骤进行处理：首先停止直流回路上的工作，并对其进行检查，检查时，应避开用电高峰时间，并根据气候、现场工作的实际情况进行回路的分、合试验，一般分、合顺如下：事故照明、信号回路、充电回路、户外合闸回路、户内合闸回路、载波备用电源6－10KV的控制回路，35KV以上的主要控制回路、直流母线、蓄电池以上顺应根据具体情况灵活掌握，凡分、合时涉及到调度管辖范围内的设备时，应先取得调度的同意。确定了接地回路应在这一路再分别分、合保险或拆线，逐步缩小范围。有条件时，凡能将直流系统分割成两部分运行的应尽量分开。在寻找直流接地时，应尽量不要使设备脱离保护。为保证个人身和设备的安全，在寻找直流接地时，必须由两人进行，一人寻找，另一人监护和看信号。如果是220V直流电源，则用试电笔最易判断接地是否消除。否认是哪极接地，在拔下运行设备的直流保险时，应先正极、后负极，恢复时应相反，以免由于寄生回路的影响而造成误动作。三、避雷器的故障处理发现避雷器有下列征象时，
变电所常见故障应急处理方案 35kV GIS 开关柜： 1、断路器拒动 1.1应急处理 当远动操作失灵时，应立即安排巡检员到达现场。现场人员检查是否有拒动开关的故障信息。如果没有，可按电调命令在所内监控盘上进行操作，若操作失败，可在开关本体上当地电动操作，如果操作不成功，立即汇报电调，并通知车间生产调度。故障开关在非运营时间处理。 1.2、处理程序、方法及注意事项： 1.2.1 检查是否有SF6 气体泄漏，气压低于下限值，有无气室压力报警信号。 1.2.2 检查直流电源（控制、电机）的电压是否正常。若不正常，从直流盘馈出到断路器端子箱顺序查找。操作机构的检修必须先将合闸弹簧和分闸弹簧的能量释放掉。 1.2.3 检查控制、电机回路的空气开关有无烧损或接触不良。更换空气开关。 1.2.4 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。 1.2.5 检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。调整或更换辅助开关、限位开关。 1.2.6 检查分合闸线圈是否烧毁，有异味，用万用表测量线圈电阻。更换分合闸线圈。 1.2.7 检查断路器是否已储能，电机是否烧毁，有异味，用万用表测量电机电阻。更换电机。 1.2.8 检查二次接线是否错误（新安装或检修变更二次接线后，首次投入时出现）。改正错误接线。 1.2.9 检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞点。 1.2.10 检查操作机构各轴连接销子是否脱落。安装连接销子。 2、断路器跳闸 2.1、应急处理 2.1.1 如发生进线开关跳闸, 故障开关退出运行，母联开关合闸，母线由一路电源供电。如引起所内一台35/0.4kV 的变压器故障或400V 母线失压时，自动切除该变电所供电区域内的三级负荷，400V 母联自投，若400V 母联自投不成功，由电调当值供电调度员通过SCADA 倒闸操作或现场变电所值班员采用手动倒闸操作，改变供电系统运行方式，由该变电所内另一台35/0.4kV 变压器承担该变电所供电区域内的一、二级负荷供电。 2.1.2 如发生环网出线开关跳闸，听从电调指挥，将故障位置隔离。待非运营时间处理故障。 2.2、程序、方法及注意事项： 2.2.1 进、出线断路器跳闸： 在控制信号盘上查看故障信息，判断保护类型。 1）差动保护跳闸。检查保护环网电缆，对保护装置进行试验、检查。 2）过流、零序跳闸。检查所内35kV 设备及电缆是否有绝缘不良，闪络情况，如果绝缘不良地点不在母排上，需要检查是否有越级跳闸等现象。并对保护装置进行检查、试验。 2.2.2 馈线断路器跳闸： 1）断开变电所跳闸馈出线环网隔离开关，检查差动保护二次回路是否有故障，如：直流回路是否短路，流互二次是否开路，接线是否正确。对二次回路进行检修。 2）对馈线电缆进行检查试验，如果是电缆故障，参考电缆故障预案进行处理。 3）对跳闸断路器进行相关的保护试验。检查保护插件。如果是插件故障，更换插件。 4）若是35kV 整流机组\动力变馈线开关跳闸还应检查变压器。 2.2.3 如果是断路器本体故障，参照断路器拒动进行处理。 3、三位置开关、接地开关拒动 3.1、应急处理
变电站事故应急预案 1、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，报告调度及站负责人。 （2）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，并派人对变压器进行外部检查。 （3）如果检查变压器有明显严重异常，应汇报调度停运故障变压器， 若无明显故障迹象应汇报上级，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 （1）检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，立即报告调度及站负责人。（2）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，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。 （3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。 将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理 （1）检查变压器本体有无异常，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。 （2）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，直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。 （3）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。 （4）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。 4、变压器后备保护动作的处理 （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。 5、变压器压力释放保护动作的处理 （1）检查保护动作情况，记录所有动作信号。 （2）报告调度及分局有关部门和领导。 （3）对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，将检查结果报告调度和分局有关部门。 （4）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保护动作正确。 6、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理？ 现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，35KV及10KV电压表不停地摆动变化。 （1）应立即按下“紧急分闸”按钮，断开调压电动机的电源。 （2）使用操作手柄进行手摇调压操作，调到调度要求的档位。 （3）手动调压后，应仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，应立即向调度及分局有关部门汇报，看是否立即将主变停电检修。 （4）若手调后正常，应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，并要求派人检修。 （5）将处理情况做好记录。 7、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？ （1）操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关档位指示也不变化。属电动机空转，而操作机构未动作。 处理：此情况多发生在检修工作后，检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，使电动机空转。或因频繁调压操作，导致传动部分连接插销脱落，将连接套或插销装好即可继续操作。 （2）操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯不亮，分接开关的档位指示也不变化情况属于无操作电源或控制回路不通
变电站运行常见故障成因分析及解决办法张跃鹏 发表时间：2019-12-06T12:09:09.070Z 来源：《电力设备》2019年第16期作者：张跃鹏 [导读] 摘要：随着电力系统的不断升级，变电站的运行程序也越来越复杂，很多都涉及多个设备联合运行，若某一环节出现失误，将会牵连更多的设备，导致变电站出现故障，进而造成巨大的经济损失。 （国网山西省电力公司天镇县供电公司山西大同 038200） 摘要：随着电力系统的不断升级，变电站的运行程序也越来越复杂，很多都涉及多个设备联合运行，若某一环节出现失误，将会牵连更多的设备，导致变电站出现故障，进而造成巨大的经济损失。因此，了解变电站运行故障原因是非常必要的，在此基础上才能找到出现故障的源头，做好变电站运行的日常维护工作。 关键词：变电站运行；常见故障；成因分析；解决办法 1变电站运行常见故障成因分析 1.1电压互感器 在电压互感器的使用中，一次侧保险和二次侧保险熔断问题经常发生。如果电压互感器出现断线故障，则警报系统会发出警报信息，监视面板上的控制灯熄灭，仪表指数出现异常。在面对电压互感器的断线故障时，要先暂停电压互感器的自动保护设备，防止系统出现误操作，再利用高压验电器进行验电。如果是一次侧保险熔断，可以直接更换；如果是二次侧保险熔断，则需要检查人员先查明故障原因，再进行更换处理，避免直接更换保险可能带来的严重事故。 1.2真空断路器 真空断路器储能电机的连转或不转故障的主要原因为：变电站设备大都长期连续运行，在使用过程中，由于部分机械结构的磨损导致内部变形位移、储能电机开关凸轮脱落，此外还存在出点拉弧烧坏的问题，因此造成开关触点熔断，无法断开电机电源。针对此故障，应当及时更换新的行程开关，采取合适的电容器添加方法，以解决开关可能烧毁的问题。 1.3变压器故障 从故障的类型上来看，变压器的故障可以分为2个类型，分别是内部故障以及外部故障，在内部故障上包括了绕组故障、分接开关故障等，这些内部故障多发生于变压器油箱内部；而外部的故障大多发生于变压器的油箱套管上以及引线上，多表现为铁芯故障的形式。在绕组故障当中最为常见的故障类型是设备长期高负荷状态运行，并且整体散热条件不足，加上设备应用时间已经很长，因此变压器的绝缘会由于老化而脆裂，而出现短路问题。与此同时，油温会异常升高，电流增大，并且出现冒泡声音，导致瓦斯保护误动作；而绕组相间短路问题的出现大多是由于其中有杂物落入，而导致绕组内部的温度过高，从而导致绝缘老化；绕组出现断线问题导致故障，套管之上的端帽封闭松动，因此进水，绝缘受潮，也可能由于变压器上缺油，因此油箱内部的线材被直接暴露在空气当中。对于分接开关来说，其主要的类型为变压器表现为分接头放电；铁芯故障也较为常见，其由于铁芯和螺杆接触环节上的绝缘损坏，从而导致铁芯烧毁。 2变电站运行故障进行分析的重要性 我国人口基数世界第一，因此对于居民生活而言，电力的供应必不可少，要想保持社会的正常运转和居民的正常生活，必须对电力供应系统进行及时维护，同时需要确保电力供应系统的正常运转。根据实际工作数据显示，导致电力供应系统出现运行故障的重要原因之一就是变电站运行故障，因此加强对变电站运行过程的监督管理，加强对变电站运行故障的研究，进而提出解决运行故障的有效措施对于变电站的正常运行具有重要意义，同时对电力供应系统的正常运转具有重要作用。此外，除了生活用电之外，我国工农业以及第三产业的发展都需要电力支持，因此保障电力系统的正常运行对于国民经济的正常运行也有重要意义。 3变电站运行故障的解决办法 3.1建立健全安全管理制度，注重变电站的日常管理 为了维护变电站的正常运行，首先，要建立健全变电站的安全管理制度，结合变电站的实际运行情况，可以从值班制度、交接班制度、交接班标准化制度、接班检查标准、倒闸操作制度以及设备维护制度等方面建立健全制度，从而使变电站设备管理人员在日常巡视过程中能够有制可依，将每一个步骤都做到精准化，及早地发现变电站设备存在的隐患或者薄弱环节。与此同时，还需要加强对变电站电力设备的日常管理和巡视检查，安排相应的值班人员。根据变电站的气候环境、电力系统运行方式以及电力设备的负荷情况，选择适宜的管理方式和巡查内容，以便于变电站的正常维护。因此，根据变电站设备运行的实际情况，不断地完善其安全管理制度，注重变电站的日常管理，减少设备故障的发生率。 3.2网络系统建设 在变电站各类设备运行中，出现故障时运行参数会发生变化，为了能够实现对各类设备运行状态的精确检测，可以通过建成检测网络的方式达成这一目的。检测网络设计中，首先需要完成对各类传感器的选型工作，要根据线路发挥的功能选择正确的传感器，例如对于配电箱柜来说，选用的传感器包括温度传感器、烟雾传感器及核心设备的运行参数传感器；对于变压器的配电端，应用传感器为电压传感器，这类传感器将信号传回到数据分析系统。其次为通信系统的建设，考虑到变电站中的电磁干扰效果较为明显，所以可以应用光纤通信技术完成通信，防止电磁干扰对通信系统带来的负面影响。最后为控制系统的构建，控制系统可发挥两项功能，其一为对系统中各类参数的比较和分析，当发现测量的参数与设定的标准值差距过大时，可确定相关线路出现故障，一方面该系统通过对相关开关运行状态的控制，隔离故障电路，另一方面在控制系统中显示故障信息，及时发出警报。 3.3具体故障的解决 3.3.1电压互感器故障解决措施 电压互感器发生的故障基本在设备内部，需要采用经验法和仪器检查法相结合对实际状况进行排查。设备质量问题是首要关心问题，应先检查每个设备单元各组件的合格情况。其次电压互感器引线是否破损，如果破损互感器内电压会持续上升导致电压失衡。再次检查防雷措施是否得当，避免出现避雷设备被击穿，造成损坏。最后还应考虑防潮散热维护工作是否到位。工作人员结合以往经验排除干扰因素后，确定大体故障位置应使用红外热成像仪详细了解设备内部受损元件情况及位置，以便对其进行准确维修。 3.3.2真空断路器故障解决措施 根据上文的论述可以得知，之所以真空断路器故障造成的危害比较大的一个因素就是在变电站当中难以及时对真空断路器进行有效的
变电站常见故障的分析及处理方法 一、仪用互感器的故障处理： 当互感器及其二次回路存在故障时，表针指示将不准确，值班员容易发生误判断甚至误操作，因而要及时处理。 1、电压互感器的故障处理。 电压互感器常见的故障现象如下： （1）一次侧或二次侧的保险连续熔断两次。（2）冒烟、发出焦臭味。（3）内部有放电声，引线与外壳之间有火花放电。（4）外壳严重漏油。 发现以上现象时，应立即停用，并进行检查处理。 1、电压互感器一次侧或二次侧保险熔断的现象与处理。 （1）当一次侧或二次侧保险熔断一相时，熔断相的接地指示灯熄灭，其他两相的指示灯略暗。此时，熔断相的接地电压为零，其他两相正常略低；电压回路断线信号动作；功率表、电度表 读数不准确；用电压切换开关切换时，三相电压不平衡；拉地信号动作（电压互感器的开口 三角形线圈有电压33v）。当电压互感器一交侧保险熔断时，一般作如下处理：拉开电压互 感器的隔离开关，详细检查其外部有元故障现象，同时检查二次保险。若无故障征象，则换 好保险后再投入。如合上隔离开关后保险又熔断，则应拉开隔离开关进行详细检查，并报告 上级机关。若切除故障的电压互感器后，影响电压速断电流闭锁及过流，方向低电压等保护 装置的运行时，应汇报高度，并根据继电保护运行规程的要求，将该保护装置退出运行，待 电压互感器检修好后再投入运行。当电压互感器一次侧保险熔断两相时，需经过内部测量检 查，确定设备正常后，方可换好保险将其投入。 （2）当二次保险熔断一相时，熔断相的接地电压表指示为零，接地指示灯熄灭；其他两相电压表的数值不变，灯泡亮度不变，电压断线信号回路动作；功率表，电度表读数不准确电压切换 开关切换时，三相电压不平衡。当发现二次保险熔断时，必须经检查处理好后才可投入。如 有击穿保险装置，而B相保险恢复不上，则说明击穿保险已击穿，应进行处理。 2、电流互感器的故障处理。 电流互感器常见的故障现象有： （1）有过热现象（2）内部发出臭味或冒烟（3）内部有放电现象，声音异常或引线与外壳间有 火花放电现象（4）主绝缘发生击穿，并造成单相接地故障（5）一次或二次线圈的匝间或层间发 生短路（6）充油式电流互感器漏油（7）二次回路发生断线故障。当发现上述故障时，应汇报上 级，并切断电源进行处理。当发现电流互感器的二次回路接头发热或断开，应设法拧紧或用安全 工具在电流互感器附近的端子上将其短路；如不能处理，则应汇报上级将电流互感器停用后进行 处理。 二、直流系统接地故障处理 直流回路发生接地时，首先要检查是哪一极接地，并分析接地的性质，判断其发生原因，一般可按下列步骤进行处理：首先停止直流回路上的工作，并对其进行检查，检查时，应避开用电高峰时间，并根据气候、现场工作的实际情况进行回路的分、合试验，一般分、合顺如下：事故照明、信号回路、充电回路、户外合闸回路、户内合闸回路、载波备用电源6－10KV的控制回路，35KV以上的主要控制回路、直流母线、蓄电池以上顺应根据具体情况灵活掌握，凡分、合时涉及到调度管辖范围内的设备时，应先取得调度的同意。确定了接地回路应在这一路再分别分、合保险或拆线，逐步缩小范围。有条件时，凡能将直流系统分割成两部分运行的应尽量分开。在寻找直流接地时，应尽量不要使设备脱离保护。为保证个人身和设备的安全，在寻找直流接地时，必须由两人进行，一人寻找，另一人监护和看信号。如果是220V直流电源，则用试电笔最易判断接地是否消除。否认是哪极接地，在拔下运行设备的直流保险时，应先正极、后负极，恢复时应相反，以免由于寄生回路的影响而造成误动作。 三、避雷器的故障处理 发现避雷器有下列征象时，应将避雷器与电源断开。（1）避雷器瓷瓶、套管破裂或爆炸（2）雷击放电后，连接引线严重烧伤或烧断，切断故障避雷器前，应检查有无接地现象，若有接地现象则不得隔离开关断开避
电缆故障着火事故调查报告 事故发生时间：2006年4月21日凌晨 事故地点：主井井口 事故经过：2006年4月21日凌晨主井口着火，2:20分发现火情时,西面塔衣中部有1.5m见方着火面,因气候干燥、风力大、塔衣又属易燃化纤物，所以很快引起西侧塔衣的全面燃烧及围墙外电缆大面积着火。 电缆着火后引起开关跳闸，吊泵断电停运。潜水泵电源开关跳闸。 施工单位立即组织灭火。6:45分水泵恢复排水。 早7:00通知工程部, 工程部人员赶到现场时。施工单位在做现场清理工作。围墙根部电缆绝缘均已烧毁，堆积部分电缆未发现短路迹象,电缆芯线无过载痕迹。 事故原因分析： 当时下井电缆有三根。 一．吊泵电源：电缆标注型号：VV-3×70+1×35 电缆长度720m，其中井下120m，地面600m盘8字堆放，8字长
4m、宽1m。电压等级660V,井下吊泵功率150kw，额定 电流163A,电流表显示150A。吊泵已连续运转20小时， 运转正常。事故发生后对电缆线径实测，线径不足 50mm2。灭火后将原VV-3×70+1×35电缆复用一部分 给吊泵供电，吊泵正常运转，说明吊泵是好的。 存在问题有： 1、电缆线径不足，容易过载发热； 2、电缆选型不合适，用不阻燃VV型普通电力电缆代替矿用电缆； 3、VV型普通电力电缆电缆不适用于移动电器设备，在抢险时电缆过度弯曲会造成内部绝缘损伤，塑料绝缘破坏，出现局部弧光放电现象； 4、电缆堆放不合适，会产生涡流发热、或因散热不良造成局部发热。 5、部分电缆被塔衣覆盖，散热不良。 二、潜水泵电源：电缆型号：U－3×25+1×16，电压等级380V,负荷7.5kw潜水泵，电缆截面足够，发热量不大。 三、信号电缆：不带负荷，属空载状态。 四、不排除外因火的可能性。 事故教训：本次火灾事故造成VV型电力电缆600m、信号电缆、部分矿用电缆严重损毁，虽未造成人员伤害，但事故的性质很严重。根据事故处理“四不放过”原则，要求施工单位就此事故引以为戒，结合安监局的检查时所提出的问题，制定整改措施，强化安全管理。
变电所常见故障应急处理方案
变电所常见故障应急处理方案 35kV GIS 开关柜： 1、断路器拒动 1.1应急处理 当远动操作失灵时，应立即安排巡检员到达现场。现场人员检查是否有拒动开关的故障信息。如果没有，可按电调命令在所内监控盘上进行操作，若操作失败，可在开关本体上当地电动操作，如果操作不成功，立即汇报电调，并通知车间生产调度。故障开关在非运营时间处理。 1.2、处理程序、方法及注意事项： 1.2.1 检查是否有SF6 气体泄漏，气压低于下限值，有无气室压力报警信号。 1.2.2 检查直流电源（控制、电机）的电压是否正常。若不正常，从直流盘馈出到断路器端子箱顺序查找。操作机构的检修必须先将合闸弹簧和分闸弹簧的能量释放掉。 1.2.3 检查控制、电机回路的空气开关有无烧损或接触不良。更换空气开关。 1.2.4 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。 1.2.5 检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。调整或更换辅助开关、限位开关。 1.2.6 检查分合闸线圈是否烧毁，有异味，用万用表测量线圈电
阻。更换分合闸线圈。 1.2.7 检查断路器是否已储能，电机是否烧毁，有异味，用万用表测量电机电阻。更换电机。 1.2.8 检查二次接线是否错误（新安装或检修变更二次接线后，首次投入时出现）。改正错误接线。 1.2.9 检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞点。 1.2.10 检查操作机构各轴连接销子是否脱落。安装连接销子。 2、断路器跳闸 2.1、应急处理 2.1.1 如发生进线开关跳闸, 故障开关退出运行，母联开关合闸，母线由一路电源供电。如引起所内一台35/0.4kV 的变压器故障或400V 母线失压时，自动切除该变电所供电区域内的三级负荷，400V 母联自投，若400V 母联自投不成功，由电调当值供电调度员经过SCADA 倒闸操作或现场变电所值班员采用手动倒闸操作，改变供电系统运行方式，由该变电所内另一台35/0.4kV 变压器承担该变电所供电区域内的一、二级负荷供电。 2.1.2 如发生环网出线开关跳闸，听从电调指挥，将故障位置隔离。待非运营时间处理故障。 2.2、程序、方法及注意事项： 2.2.1 进、出线断路器跳闸： 在控制信号盘上查看故障信息，判断保护类型。 1）差动保护跳闸。检查保护环网电缆，对保护装置进行试验、检