主变异常运行和事故处理
1. 变压器发生异常运行（事故或信号）时应做到：
(1) 详细记录异常运行发生的时间、光字牌显示的信号、继电器保护动作情况和
电流、电压及各种表计的指示。查看打印机打印结果，初步判断故障性质，并报告值班调度员；
(2) 到现场对设备进行检查，记录温度和油面指示及设备其它异常情况；
(3) 通过故障现象进一步分析故障性质，按规程规定进行处理。
2. 变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行，事后报告当值调度员和主管领导：
(1) 变压器声音明显增大，很不正常，内部有爆裂声；
(2) 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；
(3) 套管有严重的破裂或放电现象；
(4) 变压器冒烟着火；
(5) 发生危及设备或人身安全（如触电）的故障，有关保护装置拒动时；
(6) 变压器附近的设备着火爆炸，或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。
3. 当变压器出现下列情况之一时，允许先报告上级，联系有关部门后将变压器停运：
(1) 变压器声音异常；
(2) 变压器盘根向外突出且漏油；
(3) 绝缘油严重变色；
(4) 套管裂纹且有放电现象；
(5) 轻瓦斯动作，气体可燃并不断发展。
4．变压器过负荷的处理方法
(1) 检查变压器的负荷电流是否超过整定值；
(2) 确认为过负荷后，立即联系调度，减少负荷到额定值以下，并按允许过负荷
规定时间执行；
(3) 若电网需要变压器在过负荷发生下运行，则按运行方式中的规定执行；
(4) 按过流、过压特巡项目巡视设备。
5．变压器自动跳闸处理
主变压器无论何种原因引起跳闸，一方面应尽快转移负载，改变运行方式, 另一方面查明何种保护动作。应立即停止潜油泵，检查保护动作有无不正常现象，跳
闸时变压器有无过载，输馈线路有无同时跳闸，除确认是误动作可以立即合闸外，应测量绝缘电阻并根据以下情况进行判断处理：
(1) 因过负载引起跳闸，在减少负载后将主变投入；
(2) 因输、馈电线路及其它设备故障影响越级跳闸时，若变压器绝缘电阻及外部
一切正常，瓦斯继电器又无气体，可切除故障线路（设备）后恢复变压器运行；
(3) 保护未掉牌并无动作过的迹象，系统又无短路，检查各方面正常，此时应检
查继电器保护二次回路及开关机构是否误动作，如果误动作，在消除缺陷后，可以恢复变压器运行。如果查不出原因，应测量变压器绝缘电阻和直流电阻，检查变压器油有无游离碳，再根据分析确定是否可以恢复运行。如果发现变压器有任何一种不正常现象时，均禁止将变压器投入运行。
6．变压器油温异常升高的处理方法
(1) 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正
常的温度核对；
(2) 核对测温装置动作是否正确；
(3) 检查变压器冷却装置，若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行
中无法修理时，应报告当值调度员，将变压器停运并报告变电分部领导；
(4) 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查确认温
度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即联系当值调度员将变压器停运；
(5) 变压器在各种超额定电流方式下运行时，若顶层油温超过105 ℃应立即降低负荷。
7．变压器瓦斯保护装置动作的处理
(1) 变压器轻瓦斯动作的处理方法
1) 检查轻瓦斯继电器内有无气体，记录气量、取气样，并检查气体颜色及是
否可燃。通知油化验班取油样分析。并报告有关领导；
2) 如瓦斯继电器内无气体，应检查二次回路有无问题；
3) 如气体为无色，不可燃，应加强监视，可以继续运行，可能的原因有：
①潜油泵负压侧有空气渗入；
②油位因故下降到瓦斯继电器以下。
4) 如气体可燃，油色谱分析异常则应立即报告调度，将变压器停电检查。
(2) 重瓦斯保护动作跳闸的事故处理
1) 记录跳闸后的电流、电压变动情况；
2) 检查压力释放装置释放动作有无喷油、冒烟等现象。油色和油位有无显著变化；
3) 检查瓦斯继电器有无气体，收集气样，检查是否可燃，观察颜色；
4) 检查二次回路是否有误动的可能；
5) 属于下列情况之一时，经请示有关领导批准并取得当值调度员同意后，许
可将重瓦斯保护作用于信号后，再受电一次，如无异常可带负荷运行：
①确无1)、2)、3)现象，确认是二次回路引起的；
②确无1)、2)现象，瓦斯继电器只有气体但无味、无色、不可燃。
6) 有1)、2)现象之一或瓦斯继电器的气体可燃或有色或有味时，在故障未查
明前禁止再次受电；
7) 通知油化验班取油样做色谱分析。
8．冷却系统故障的处理方法
(1) 全部冷却器故障，在设法恢复冷却器的同时必须记录冷却器全停的时间，监视
和记录顶层油温，本站将冷却器全停跳主变三侧开关时间整定为15分钟，必要时可向市调申请退出该压板。
(2) 个别冷却器故障，应把故障元件停运，并检查备用冷却器是否按规定自动投入
然后再处理故障冷却器。
(3) 冷却器故障，当一时不能排除故障，应使完好的部分冷却器恢复运行后，再处理故障。
(4) 记录故障起始时间，如超过冷却系统故障情况下负载能力规定的运行时间，应
请示当值调度员减负载或停止主变运行。
(5) 注意顶层油温和线圈温度的变化，不准超过运行正常条件的规定。
9．有载分接开关故障的处理方法
(1) 操作中发生连动或指示盘上出现第二个分接位置时，应立即切断控制电源，
用手动操作到适当的分接位置；
(2) 在电动切换过程中，开关未到位而失去操作电源，或在手动切换过程中，开
关未到位而发现切换错误时，应按原切换方向手动操作到位，方可进行下一次切换操作。不准在开关未到位情况下进行反方向切换；
(3) 用远方电动操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相
应变化，应立即切断操作电源，终止操作；
(4) 当发现分接开关发生拒动、误动；电压表及电流表变化异常；电动机构或传
动机构故障；分接位置指示不一致；内部切换有异声；过压力的保护装置动作；看不见油位或大量喷油危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中断操作；
(5) 运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应具有校验合格有效的测试
报告。若使用气体继电器替代油流控制继电器，运行中多次分接变换后动作发信应及时放气。若油流控制继电器或气体继电器动作跳闸，在未查明原因消除故障前不得将变压器及分接开关投入运行；
(6) 当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常（主要是乙炔和氢的
含量超标）或分接开关油位异常升高或降低，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报当值调度员，暂停分接开关变换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障；
(7) 运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压低于30kV时，应停止自动电压控
制器的使用。低于25kV时，应停止分接变换操作并及时处理。
10．差动保护动作跳闸的处理：
(1) 检查变压器油位、油色有无显著变化。压力释放器有无动作和喷油、冒烟现
象，油箱有无变形，套管有无闪烙，周围有无异味；
(2) 对差动保护范围内的所有一次设备进行检查，即变压器各侧设备、引线、电
流互感器、穿墙套管、避雷器等有无故障；
(3) 检查差动变流器的二次回路有无断线、短路现象；
(4) 无(1)、(2)现象，且确认是二次回路故障引起的可在故障消除后，报请当值调
度员同意，再受电一次；
(5) 无(1)～(3)现象，应对变压器进行绝缘电阻测定和导通试验。若绝缘电阻和停
运前的值换算到同温度，无明显变化，导通无异常时，可请示有关领导并报请当值调度员同意后可受电一次。无异常情况，可继续带负荷；
（6）通知油化验班取油样做色谱分析。
11．发现变压器油枕内油位过高或过低，该如何处理？
油位过高，易引起溢油而造成浪费，油位过低，当低于上盖时，会使变压器引线部分暴露在空气中，降低绝缘强度，可能引起内部闪络，同时增大了油与空气的接触面积，使油的绝缘性能减弱，继续降低可能使轻瓦斯继电器动作。发现这种现象，如这台变压器为强油循环冷却，则从冷却器放水门放水，观察水中是否有油花，如有，则危及变压器的绝缘，应立即停运；如没有内部故障现象，运行人员应设法补油或排油。
12．在什么情况下容易出现缺油？对变压器有什么影响？临时可采取哪些有效措施？
（1）出现缺油的原因有：
1）因进行修试工作从变压器内放油后没补油；
2）变压器长期渗漏油或大量跑油；
3）气温过低而储油柜储油量又不足，或储油柜设计容积小不能满足运行要求等。
（2）缺油造成的影响有：
1）运行中的变压器油面下降过低，可能造成瓦斯保护误动作；
2）缺油严重使内部绕组暴露，可能造成绝缘损坏和击穿事故；
3）变压器处于停用状态时严重缺油使绕组暴露，则容易受潮，使绕组绝缘下降。
（3）应采取的临时措施：
1）如因天气突变温度下降造成缺油，可适当关闭散热器并及时补油；
2）若大量漏油跑油，可根据现场情况，采取相应措施。
13．变压器着火的处理
变压器着火时，首先应该断开其所有电源，包括风扇和油泵，立即向值班调度员报告。处理变压器着火，必须迅速果断，分秒必争。特别是初起的小火可以迅速而果断地将其扑灭。最好使用1211灭火器，变压器内部冒烟着火时，变压器的水喷雾系统会自动喷出，
在灭火时应遵守《电气设备典型消防规程》的有关规定。当火势蔓延迅速，用现场消防设施难以控制时，应打火警电话“119”报警，请求消防队协助灭火。
断路器异常运行和事故处理
1．断路器误掉闸有哪些原因？如何判断和处理？
断路器误掉闸及判断原则如下：
（1）断路器结构误动作：
判断依据：保护不动作，电网无故障造成的电流、电压波动。
（2）继电器保护误动作：
一般有定值不正确，保护错接线，电流互感器、电压互感器回路故障等原因造成。
（3）二次回路问题：
两点接地，直流系统绝缘监视装置动作，直流接地，电网无故障造成的电流、电压波动，另外还有二次线错接线。
（4）直流电源问题：
在电网中有故障或操作时，硅整流直流电源有时会出现电压波动、干扰脉冲等现象，使晶体管保护动作。
误跳闸处理原则是：
（1）查明误掉闸原因。
（2）设法排除故障，恢复断路器运行。
2．接触器保持有何现象？怎样处理？
接触器保持主合闸线圈长时间带电，很快会烧毁主合闸线圈，所以发现接触器保持时，应迅速断开操作保险或合闸电源，然后再查找原因。
接触器保持原因较多，主要有以下几种：
（1）接触器本身卡住或接点粘连。
（2）断路器合闸接点断不开。
（3）遥控拉闸时，重合闸辅助起动。
（4）防跳跃闭锁继电器失灵。
（5）点传保护时，时间过长。
（6）掉闸回路电源断不开。
（7）接触器回路电源断不开等。
当发现合闸线圈冒烟，不应再次进行操作，等温度下降后，测量线圈是否合格，否则不能继续使用。
3．液压开关在运行中液压降到零应如何处理？
液压开关在运行中由于某种故障液压会降到零。此时机构闭锁，不进行分合闸，也不进行自
动打压。处理时，首先应退出该开关的控制电源和油泵电源，用旁路开关代路运行。在并列的情况下，短时退出旁路开关控制电源，等电位拉开故障开关两侧刀闸，将该故障开关退出运行。
4．断路器越级跳闸应如何检查处理？
断路器越级跳闸后，应首先检查保护及断路器的动作情况。如果是保护动作断路器拒绝跳闸造成越级，应在拉开拒跳断路器两侧的隔离开关后，给其他非故障线路送电。如果是因为保护未动作造成越级，应将各线路断路器断开，合上越级跳闸的断路器，再逐条线路试送电（或其它方式），发现故障线路后，将该线路停电，拉开断路器两侧的隔离开关，再给其他非故障线路送电，最后查找断路器拒绝跳闸或保护拒动的原因。
5．断路器遇有哪些情形，应立即停电处理？
有以下情形之一时，应申请立即停电处理：
（1）套管有严重破损和放电现象。
（2）断路器内部有爆裂声。
（3）断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响。
（4）油断路器严重漏油，油位过低。
（5）SF6气室严重漏气，发出操作闭锁信号。
（6）真空断路器出现真空破坏的丝丝声。
（7）液压机构突然失压到零。
遇到上述情况，应立即通知值班调度员，并作如下处理：
(1)用旁路开关代路，切断故障开关及其隔离刀闸；
(2)如开关不能安全切断负载电流，应立即断开开关的直流电源，用旁路进行
代路，但当情况紧急来不及代路操作时，如灭弧室冒烟、有爆裂声等应立即做停电处理，联系相应调度用上一级开关切断负荷电流，并在操作把手上悬挂“不准拉闸”警告牌。6．断路器事故跳闸的处理方法：
(1) 断路器事故跳闸后，值班人员应立即记录故障发生时间、停止音响信号，
并立即进行“事故特巡”检查，判断断路器本身有无故障；
(2) 断路器在故障跳闸时发生拒动，造成越级跳闸，在恢复系统送电时，应
将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入运行；
（3）SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班人员接近设备时要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。
7．.断路器拒绝合闸时，首先应检查操作电源的电压，检查合闸回路的保险是否熔断和有无断线情况，检查操作机构有无故障以及信号灯指示有无错误，若一切正常可再合闸一次。８．操动机构常见异常、故障的处理
(1)断路器分合闸线圈冒烟
分合闸线圈由于进行分合闸操作或继电保护自动装置动作后，出现分合闸线圈严重过热，有焦味、冒烟，可能是分合闸线圈长时间带电所造成。
1) 合闸线圈烧毁的原因
①合闸接触器本身卡涩或触点粘连；
②操作把手的合闸触点断不开；
③防跳闭锁继电器失灵，或常闭触点粘连；
④断路器的常闭触点打不开，或合闸中机械原因铁芯卡住。
为了防止合闸线圈通电时间过长，在合闸操作中发现合闸接触器“保持”，应迅速拉开操作电源熔丝或退出合闸电源。但不得用手直接拉开合闸熔断器，以防止合闸电弧伤人。
2) 分闸线圈烧毁的原因
①分闸传动时间太长，分合闸次数多；
②断路器分闸后，机构的常开辅助触点打不开，或机械原因分闸铁
芯卡住，使分闸线圈长时间带电。
隔离开关异常运行和事故处理
1. 隔离开关接头过热和示温片熔化的处理：
(1) 用示温片复查或红外线检测仪测量接头的实际温度，若超过规定值（70℃）
时，应查明原因及时处理；
(2) 外表检查，导电部分若接触不良，刀口和接头变色，则应用相应电压等级的
绝缘棒进行推足，改善接触情况，但用力不能过猛，以防滑脱造成事故扩大，事后应观察其过热情况，加强监视；
(3) 确定不是过负荷引起的，而是隔离开关本身问题，应用旁路断路器代替该间隔运行。
2. 隔离开关瓷件损坏或严重闪烙的处理：
(1) 应立即报告当值调度员尽快处理，在停电处理前应加强监视；
(2) 用上一级断路器断开电源。
3. 隔离开关拒绝分、合的处理：
(1) 拒绝分闸。当隔离开关拉不开时，不要硬拉，特别是母线侧隔离开关，应查
明原因后再拉。如操作机构锈蚀、卡死，隔离开关动静触头熔焊变形以及瓷件破裂、断裂，电动操作机构的电动机失电或机构损坏或闭锁失灵等原因，在未查明之前不应强行拉开，以免造成损坏事故，应申请当值调度员改变运行方式，停电检修；
(2) 拒绝合闸。当隔离开关不能合闸时，应及时查明原因，首先检查闭锁回路及
操作顺序是否符合规定，再检查轴销是否脱落，锲栓是否退出或铸铁断裂等机械故障，对于电动机构应检查电动机是否失电等电气回路故障，在查明原因加以处理后方可操
作。
4. 电动隔离开关在分、合闸过程中自动停止的处理：
(1) 在分闸过程中自动停止时，应迅速手动将隔离开关拉开；
(2) 在合闸过程中自动停止时，若时间紧迫，必须操作的情况下，应迅速手动合上；若发生强烈的电弧，应迅速将隔离开关断开。
互感器异常运行和事故处理
1. 电压互感器
(1) 电压互感器有下列故障现象之一，应立即停用：
1) 高压保险连续熔断两次（指10kV电压互感器）；
2) 内部发热，温度过高；
3) 内部有放电“噼叭”声或其它噪声；
4) 互感器内或引线出口处有严重喷油、漏油或流胶现象；
5) 内部发出焦臭味、冒烟、着火；
6) 套管严重破裂放电，套管、引线与外壳之间有火花放电；
7) 严重漏油至看不到油位。
(2) 发现电压互感器有上述严重故障，其处理程序和一般方法为：
1) 退出可能误动的保护及自动装置，断开故障电压互感器二次开关（或拔掉二次保险）。
2) 电压互感器三相或故障相的高压保险已熔断时，可以拉开隔离开关，隔离故障。
3) 高压保险未熔断，高压侧绝缘未损坏的故障（如漏油至看不到油面、内部
发热等故障），可以拉开隔离开关，隔离故障。
4) 高压保险未熔断，电压互感器故障严重，高压侧绝缘已损坏，禁止使用隔
离开关或取下熔断器来断开有故障的电压互感器，只能用断路器切除故障，然后在不带电情况下拉开隔离开关，恢复供电。
5) 故障隔离，一次母线并列后，合上电压互感器二次联络，重新投入所退出
的保护及自动装置。
6) 电压互感器着火，切断电源后，用1211灭火器灭火。
(3) 10kV电压互感器一次侧熔丝熔断的处理
1) 现象：熔断相的相电压降低或接近零，完好相电压不变或略有降低，有
功无功表指示降低。
2) 处理：拉开电压互感器隔离开关，取下低压熔丝，做好安全措施后，检查
外部无故障，更换同一规格的一次熔丝。若送电时发生连续熔断，此时可能互感
器内部有故障，应该将电压互感器停用。
(4) 10kV电压互感器二次侧熔丝熔断的处理
1) 现象
①电压互感器对应的电压回路断线信号表示，警铃响。
②故障相相电压指示为零或偏低，有功、无功表指示为零或偏低。
2) 处理方法：
①检查二次电压回路的保险器是否熔断或接触不良。
②如果不是保险器的问题，应立即报告值班调度员切换另一组电压互感器电压。
③检查电压回路有无接头松动或断线现象。
④如找不到原因，故障现象又不能消除，应立即进行停电检查。
(5) 110kV及以上电压互感器的事故处理
110kV及以上电压互感器一次侧无熔断器保护，二次侧用低压自动开关来断开二次回路的短路电流。
1) 现象：母线电压表、有功功率表、无功功率表降为零；
主变压器电压回路断线，母线电压回路断线信号，距离保护振荡闭锁；
2) 处理：立即报告调度；
退出该母线上的线路距离保护出口压板；
试送电压互感器二次侧自动开关，若不成功应及时报告上级领导；
不准将电压互感器在二次侧并列，以免扩大事故。
2. 电流互感器
(1) 电流互感器有下列故障现象时，应立即停用，但事后必须立即报告值班调度
员及有关人员：
1) 有过热现象；
2) 内部有臭味、冒烟；
3) 内部有严重的放电声；
4) 外绝缘破裂放电；
5) 严重漏油，看不到油位。
(2) 电流互感器二次开路故障的处理：
1) 现象
①电流互感器声音变大，二次开路处有放电现象。
②电流表、有功功率表和无功功率表指示为零或偏低，电度表不转或转速缓慢。
2) 处理方法
①立即把故障现象报告值班调度员。
②根据故障现象判断开路故障点。
③根据现象判断是测量回路还是保护回路。如怀疑是差动回路时，应立即停
运差动保护。
④在开路处进行连通或靠电流互感器侧进行短接，带有差动保护回路的，在
短接前应先停用差动保护。
⑤开路处不明显时，应根据接线图进行查找。若通过表面检查不出时，可以
分段短路电流互感器二次或分别测量电流回路各点的电压来判断。
⑥若无法带电短接时，应立即报请值班调度员停电处理。
⑦检查二次回路开路的工作，必须注意安全，使用合格的绝缘工具。
⑧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。
⑨对检查出的故障，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，然后投入所退出的保护。若开路故障点在互感器本体的接线端子
上，对于10kV及以下设备应停电处理。
⑩若是不能自行处理的故障（如互感器内部），或不能自行查明故障，应汇报上派人检查处理。
母线异常运行和事故处理
1.母线有下列情况之一，应立即向中调或市调申请停电处理：
(1) 引线接头、接点发热烧红，母线断脱或金具松脱；
(2) 瓷瓶严重破损，放电闪烙。
2. 母线故障的事故处理
(1) 在变电站的母线上，可能发生单相接地或多相短路故障，一般来说，母线故
障多为单相接地故障，而多相短路故障所占的比例很少。发生故障的原因有以下几个方面：
1) 母线绝缘子和断路器套管的闪烙；
2) 连接在母线上的电压互感器及装设在断路器和母线之间的电流互感器发生故障；
3) 连接在母线上的隔离开关或避雷器、绝缘子的损坏；
4) 二次回路故障引起的母差保护误动作或自动装置误动作使母线停电；
5) 由于人员误操作引起的母线故障。
(2) 事故现象和处理
母差保护范围内的电气设备发生故障，这时主控制室出现各种强烈冲击现象，并且警铃喇叭响。部分断路器的信号灯闪光，光字牌信号出现，另有各种引起的声光、冒烟等。巡维人员应根据现象判断各种性质，立即报告调度，并将各种母线上未跳开
断路器全部切开，然后检查寻找故障点。检查范围有：母线及其引线、所有母线隔离开关、母线上的断路器、电流互感器、电压互感器和避雷器等，并将检查情况报告调度，按以下原则进行处理：
1) 找到故障点，运行人员可根据实际情况自行隔离后报告调度，按其命令对
停电母线恢复送电。
2) 找到故障点，但不能隔离的，按调度命令将所有非故障设备倒向运行母线，
并恢复送电。
3) 若找不到故障点，不准将设备倒向运行母线，防止故障扩大至运行母线，应
按调度命令，由线路对侧电源对故障母线试送电。
3. 输电线路越级跳闸的处理
当线路发生事故后，由于某些原因，线路本身保护装置未动作，或断路器拒动，将引起母线后备保护动作（110kV以上）或跳主变（10kV）。故障发生后，运行人
员应检查线路的保护动作情况，按以下情况分别处理：
(1) 220kV线路故障断路器拒动，此时220kV失灵保护及故障线路保护同时动
作，失电母线上的其余断路器均跳闸，运行人员应将拒动的线路断路器切开，并检查失电母线上的所有断路器确以断开后，合上220kV母联开关，对母线充电。报告调度，按其正常运行方式恢复设备的运行。
(2) 10kV线路断路器拒动时，该线路的保护动作，主变的复合电压过流动作，
立即切开该母线上所有的断路器，检查主变无异常后，投入主变，对该母线充电，再依次合上未故障线路恢复送电。
4. 母线保护装置误动的处理
(1) 运行人员应立即报告调度，并迅速检查是否由于母差保护误动作引起的，对一
次设备进行检查。
(2) 如检查一次设备无异常，确属母差保护误动，则应拉开母线上所有的断路器，
并退出母差保护装置。
(3) 用母联断路器对母线充电，当充电成功后即可恢复下一步正常运行方式，并通
知继保人员检查母差保护装置。
(4) 如直流接地引起保护误动，应及时查明原因或切除有关保护，恢复送电。
5. 母线过热
(1) 母线过热的原因
1) 母线容量偏小；
2) 接头处连接螺丝松动或接触面氧化，使接触电阻增大；
3) 母线严重过负载；
4) 母线连接处接触不良，母线与引线接触不良。
母线是否过热，可用变色漆或示温腊片判别。若变色漆变黄、变黑，则说明母
线过热已经很严重。也可用红外线测温仪来测量母线的温度，以便更为方便准确判
断母线是否过热。运行人员发现母线过热时，应尽快报告调度，采取倒母线运行或
转移负载，直至停电检修的方法进行处理。
电容器异常运行和事故处理
1. 电容器断路器自动跳闸
电容器断路器跳闸故障一般为不平衡电流、速断、过流、过压、失压保护动作。
断路器跳闸后不得强送，此时首先应检查保护动作的情况及有关一次回路，如检查电容器有无爆炸、鼓肚、喷油。并对电容器的断路器、电流互感器、电压互感器、电力电缆等进行检查，判断故障性质。如无上述情况，而是外部故障造成母线电压波动而使断路器跳闸，经 15min后允许进行试合闸。
2. 电容器外壳膨胀
电容器油箱随温度变化膨胀和收缩是正常现象。但是，当内部发生局部放电，绝缘油将产生大量气体，而使箱壁变形明显。造成电容器的局部放电，主要是运行电压过高或断路器重燃引起的操作过电压以及电容器本身质量低。另外，造成电容器膨胀是因为周围温度超过40℃，特别是在夏季或负载重时，应采用强力通风以降低电容器温度，如果电容器发生群体变形应及时停用检查。
3. 电容器渗漏油
当电容器发生渗漏油时，应减轻负载或降低周围环境温度，但不宜长期运行。若运行时间过长，则外界空气和潮气将渗入电容器内部使绝缘降低，将使电容器绝缘击穿。值班人员发现电容器严重漏油时，应汇报并停用检查处理。
4. 电容器的电压过高
电容器在正常运行中，由于电网负载的变化会受到电压过低或过高的作用，当负载大时，则电网电压会降低，此时应投入电容器，以补偿无功的不足；当电网负载小时，则电网电压升高，但电压超过电容器额定电压1.1 倍时应将电容器退出运行。
另外电容器操作也可能会引起操作过电压，此时如发现过电压信号报警，应将电容器拉开，查明原因。
5. 电容器过电流
电容器运行中，应维持在额定电流下工作，但由于运行电压的升高和电流电压波形的畸变，会引起电容器的电流过大。当电流增大到额定电流的1.3倍时，应将电容器退出运行，因为电流过大，将造成电容器的烧坏事故。
6. 变电站全站停电时电容器的处理
变电站发生全站停电的事故时，或接有电容器的母线失压时，应先拉开该母线上的电容器断路器，再拉开出线断路器，否则电容器接在母线上，当变电站恢复供电后，母线成为空载运行，故有较高的电压向电容器充电，电容器充电后，向电网输出大量的无功功率，致使母线电压更高。此时即使将各线路断路器合闸送电，母线电压仍会
持续一段时间很高，致使当空载变压器投入运行时，其充电电流的三次谐波电流可能达到电容器额定电流2～5倍，持续时间约1～30S，可能引起过电流保护动作。因此，当变电站停电或停用主变压器前应拉开电容器断路器，以防发生损坏电容器事故。当变电站或空载母线恢复送电时，应先合上出线断路器，再根据母线电压的高低决定是否投入电容器。
7.电容器遇到下列故障之一时，应停用电容器组：
(1) 电容器发生爆炸；
(2) 接头严重过热或电容器外壳示温片熔化；
(3) 电容器套管发生破裂并有闪烙放电；
(4) 电容器严重喷油或起火；
(5) 电容器外壳有明显膨胀，有油质流出或三相电流不平衡超过5％以上，以
及电容器内部有异常声响；
（6）当电容器外壳温度超过55℃，或室温超过40℃时。
典型案例分析 一起220kV线路保护异常跳闸的分析 一、事故简述： XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。 该220kV线路两侧保护配置为： 第一套保护包括：国电南自PSL602（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）；国电南自PSL631A（断路器失灵保护）。 第二套保护包括：南瑞继保RCS931（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保CZX-12R断路器操作箱。 甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值），线路全长9.14KM。931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式）。 XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸， 602保护装置报文显示： XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒 000000ms距离零序保护启动 000000ms综重电流启动 000001ms纵联保护启动
000027ms 综重沟通三跳 000038ms 故障类型和测距CA相间接地401.40Km 000039ms 测距阻抗值136.529+j136.529 Ω RCS931保护装置报文如下： 启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560 动作相 ABC 动作相对时间 00001MS 动作元件远方起动跳闸 故障测距结果 0000.0kM 602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。（见甲站侧931保护故障录波图） 此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是： （一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？ （二）为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？ （三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。 （四）为什么602保护综重沟通三跳出口？ 二、事故原因分析
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
变电站异常与事故处理方法 一、事故处理规定 1、事故处理的原则 1) 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胁。 2）及时隔离故障设备。 3）尽一切可能保持或立即恢复站用电及重要线路的供电。 4）尽快对已停电的线路、用户恢复供电，并恢复原运行方式。 (2、尽一切可能保持电网稳定运行；3、调整系统运行方式，使其恢复正常；) 2、变电站发生事故时，当值值班员必须做到： 1)发生事故时，运行值班人员应坚守岗位，加强与值班调度员的联系，随时听候调度指挥。 2）发生事故时无关的人员应退出现场，与处理事故的无关的电话一律停止。发生事故时应通知现场工作人员停止一切工作，撤离工作现场，待事故处理完毕或告一段落后方可进行工作。如与调度失去联系暂时无法恢复通信时，应按通信中断的方法处理。 3）事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，汇报工作应由变电站当值值班负责人担任。 4)应立即检查并记录开关的位置、电流、母线电压的指示、监控机显示的信息，检查保护装置信号灯指示情况及故障信息，打印故障报告和录波图。 5）迅速对设备进行检查，判明故障性质、地点和范围。 6)对事故处理的每一阶段，应及时地将情况向值班调度员汇报。 3、系统运行出现异常时，如系统振荡、较大的潮流突变、设备过负荷、发现设备紧急缺陷及其它影响电网的安全稳定运行情况等，值班员应立即汇报调度并加强监视。如果系统发生振荡，应将振荡发生的时间、母线电压、开关电流及功率变化情况在运行日志上记录。 4、为了防止事故的扩大，下列情况允许先操作设备，事后尽快向值班调度员和管理所领导汇报
主变异常处理 一．声音异常的处理： 1) 当变压器内部有“咕嘟咕嘟”水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障或分接开关接触不良而局部严重过热引起，应立即停止变压器的运行，进行检修。 2) 变压器声响明显增大，内部有爆裂声时，立即断开变压器断路器，将变压器转检修。 3) 当响声中夹有爆裂声时，既大又不均匀，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象，应立即停止变压器的运行，进行检修。 4) 响声中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触。如果是箱壁上的油管或电线处，可增加距离或增强固定来解决。另外，冷却风扇、油泵的轴承磨损等也发出机械摩擦的声音，应确定后进行处理 二．油温异常升高的处理： （一）变压器油温异常升高的原因 1) 变压器冷却器运行不正常。 2) 运行电压过高。 3) 潜油泵故障或检修后电源的相序接反。 4) 散热器阀门没有打开。 5) 变压器长期过负荷。 6) 内部有故障。 7) 温度计损坏。 8) 冷却器全停。 （二）油温异常升高的检查 1) 检查变压器就地及远方温度计指示是否一致 2) 检查变压器是否过负荷。 3) 检查冷却设备运行是否正常。 4) 检查变压器声音是否正常，油温是否正常，有无故障迹象。 5) 检查变压器油位是否正常。 6) 检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体。 7) 必要时进行变压器预防性试验。 （三）油温异常升高的处理 1) 若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修复，应将变压器停运修理；若不能
立即停运修理，则应按现场规程规定调整变压器的负荷至允许运行温度的相应容量，并尽快安排处理；若冷却装置未完全投入或有故障，应立即处理，排除故障；若故障不能立即排除，则必须降低变压器运行负荷，按相应冷却装置冷却性能与负荷的对应值运行 2) 如果温度比平时同样负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷、冷却条件不变，而温度不断升高，温度表计又无问题，则认为变压器已发生内部故障（铁芯烧损、绕组层间短路等），应投入备用变压器，停止故障变压器运行，联系检修人员进行处理。 3) 若经检查分析是变压器内部故障引起的温度异常，则立即停运变压器，尽快安排处理。 4) 若由变压器过负荷运行引起，在顶层油温超过105℃时，应立即降低负荷。 5) 若散热器阀门没有打开，应设法将阀门打开，一般变压器散热器阀门没有打开，在变压器送电带上负荷后温度上升很快。若本站有两台变压器，那么通过对两台变压器的温度进行比较就能判断出。 6) 如果三相变压器组中某一相油温升高，明显高于该相在过去同一负荷、同样冷却条件下的运行油温，而冷却装置、温度计均正常，则过热可能是由变压器内部的某种故障引起，应通知专业人员立即取油样做色谱分析，进一步查明故障。若色谱分析表明变压器存在内部故障，或变压器在负荷及冷却条件不变的情况下，油温不断上升，则应按现场规程规定将变压器退出运行。 三．油位异常的处理 （一）引起油位异常的主要原因有： ①指针式油位计出现卡针等故障。②隔膜或胶囊下面蓄积有气体，使隔膜或胶囊高于实际油位。 ③吸湿器堵塞，使油位下降时空气不能进入，油位指示将偏高。④胶囊或隔膜破裂，使油进入胶囊或隔膜以上的空间，油位计指示可能偏低。⑤温度计指示不准确。⑥变压器漏油使油量减少（二）油位异常的处理 1.油位过低的处理 油位过低或看不到油位，应视为油位不正常。当低到一定程度时，会造成轻瓦斯动作告警。严重缺油时，会使油箱内绝缘暴露受潮，降低绝缘性能，影响散热，甚至引起绝缘故障。 1）油位过低的原因： (1) 变压器严重渗油或长期漏油。 (2) 设计制造不当，储油柜容量与变压器油箱容量配合不当。一旦气温过低，在低负荷时油位下降过低，则不能满足要求。 (3) 注油不当，未按标准温度曲线加油。 (4) 检修人员因临时工作多次放油后，而未及时补充。 2）油位过低的处理： ①若变压器无渗漏油现象，油位明显低于当时温度下应有的油位（查温度～油位曲线），应尽快补
110kV 变电所典型事故案列
第一章110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方 式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离 开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 、单母分段接线: I 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线:
■—- □ d n 点。 优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。
第二章110kV 变电所主要的保护配置 一、 线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障， 以保证非故障设备的正常运行。 1、 10kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、 35kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、 主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还 要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性， 因此必须根据变压器的容量和重要程度 装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路 ?绕 组的匝间短路和单相接地短路。 发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅 会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气 体，还可能引起变压器油箱的爆炸。 变压器的引出线故障， 主要是引出线上绝缘套管的 故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。 以下接合主接线图， 分析一下主变 保护的保护范围及动作情况： 1、 主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。 正常 保护范围为主变三侧差动 CT 之间。 2、 主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过 流保护。 （1）复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件 HOkVI nokvn JrHU± （负序及相间电
变电站事故处理的一般 原则 公司内部档案编码：[OPPTR-OPPT28-OPPTL98-OPPNN08]
变电站事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项 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： 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； 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； 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： 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： 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； 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： 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： 1) 事故发生的时间； 2) 断路器位置变化情况指示； 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； 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)
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。
变电站值班员——异常运行及事故处理 1、什么叫事故处理？事故处理常用的操作种类有哪些？ 答： 是指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式，以便迅速恢复正常运行的操作过程。种类： 试送、强送、限电、拉闸限电、保安电、开放负荷。 2、断路器在哪些异常情况下应立即停电处理？ 答： 1、"套管有严重破损和放电现象； 2、"多油开关内部有爆裂声； 3、"少油开关灭弧室冒烟或内部有异常声响； 4、"油开关严重漏油，看不到油位； 5、"SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号； 6、"真空开关出现真空损坏的丝丝声； 7、"液压机构突然失压到零； 8、"设备外壳破裂或突然严重变形、过热、冒烟。 3、主变压器在那些异常情况下应立即停止运行？ 答： 1、"有强烈而不均匀的噪音或内部有爆裂的火花放电声； 2、"上层温与平时记录比较，在同样负荷、气温和冷却条件下温度高出10℃以上，且油温不断上升时（确认温度表指示正常）；
3、"油枕或防爆管破裂向外喷油（应鉴别呼吸器通道无闭塞）； 4、"油色变化过甚，油内出现炭质； 5、"套管破裂并有严重放电现象； 6、"严重漏油致油枕及瓦斯继电器看不到油面； 7、"变压器着火； 8、"达到《红外测温工作标准》规定必须停电的条件。 4、互感器有哪些异常情况下应立即停止运行？ 答： 1、"内部有放电声； 2、"有焦臭味或冒烟、喷油； 3、"套管破裂、闪络放电； 4、"温度升高并不断发展； 5、"严重漏油。 5、液压机构的断路器在运行中液压降到零如何处理？ 答： 液压机构的断路器在运行中由于某种故障液压降到零，处理时，首先应用卡板将断路器卡死在合闸位置，然后断开控制电源的熔断器。１、如有旁路断路器则立即改变运行方式，带出负荷。将零压断路器两侧隔离开关拉开，然后查找原因。２、若无旁路断路器，又不允许停电的，可在开关机械闭锁的情况下带电处理。 5、液压机构的断路器发出“跳闸闭锁”信号时应如何处理？ 答：
工作日志 一、工作计划 10月19日下午1#主变低压侧穿墙套管两相发生短路故障，导致穿墙套管外部击穿，1#主变做了停机处理，将1、2段母线并列运行。为了尽快恢复1#主变运行，工作计划如下：1、10月21日进行更换35kV低压穿墙套管和主变停运前段试验工作；2、从低压配电室引出动力电源至检修库房，完成电缆埋设工作和电缆头制作工作。 低压穿墙套管的更换工作由风场运维人员自行完成，主变试验由有高压试验资质的“科高”公司完成，主变试验有“绝缘电阻试验”，“直流电阻试验”和“介质损耗及电容量”。主变绝缘油已经完成取样送检工作，正在等待结果。 如果主变各项试验结果符合相关规程要求，满足主变运行条件，同时低压套高更换工作完成，则进行主变投运工作。 二、准备工作 1、及时掌握低压套管供货情况，协调司机接货。厂家于9月21日中午3时将货物发出。 2、做好极端天气预防工作，如作业中遇恶劣天气采取的措施等等。 3、检查安全工器具的状态，确认其良好。 4、低压套管、主变高低压侧引线处螺栓若干，螺栓应表面镀锌。 5、对讲机为1频道，带电充足； 6、对借用工具做好记录。 7、确认工作人员精神面貌良好，无带病工作情况。 8、为节省工作时间，安排更换低压穿墙套管工作与主变试验工作同时进行。 三、保证安全的组织措施 1、由贾经理做为作业负责人，带领运维人员更换低压套管，并负责与“科高”公司的协调工作； 2、风电场计划于9月21日上午进行主变间隔倒闸操作，已经电话通知调度于今晚10点送电。贾经理要求严格执行“两票三制”，确定了倒闸操作人员、工作监护人员。开出变电站第一种工作票，操作票已经过审核通过。 3、做好防触电的应急预案工作； 4、对于“科高”公司人员做好安全交底工作，对于在主变上的高空作业时，应佩戴好安全带，拆卸线夹螺栓时，不要随意丢弃螺栓，不要随意抛甩工具。 5、对于进场培训人员，遵守化德风电场相关制度，在升压站学习时，未经允许勿触碰设备，在设备区时，与带电设备保持距离，谨防误入间隔。 6、试验结束后，应对试验场地进行卫生清洁并检查是否有工具遗漏。 四、保证安全的技术措施 1、保持与设备带电部分的安全距离； 2、进入升压站应佩戴安全帽； 3、设备操作前要停电、验电、接地、悬挂标示牌和装设围栏； 4、使用单梯时，必须有人扶持和监护，且保证倾斜角度。使用人字梯时，注意限位装置可靠工作。 5、拆卸和安装穿墙套管时，注意防止人员和套管跌落以造成二次伤害，应使用
1#变电站事故预案 日照钢铁有限公司动力厂 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110kV I段母线带1#主变带10kV I段母线运行；110KV新电I线带110kV II、III段母线带2#主变、3#主变运行，3#主变带10kV III、IV段母线运行， 2#主变带10kV II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110kV II母线，日钢II线、制氧I线、建材II线、4#主变运行在110kV I母线，110KV新电I线热备用于110kV II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10kV II、IV段母线运行，3#主变带10kV I、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，液空制氧主变带法液空制氧10kV配电室I、II段母线运行。
目录 1#变电站主变事故预案： 二：1#变压器故障预案...................................................... - 3 - 8、1#主变主保护（重瓦斯、差动）动作跳闸 ................................................................................ - 3 - 9、1#主变本体轻瓦斯报警，需将主变停电检查............................................................................ - 5 - 10、1#主变高后备动作、低后备动作 ................................................................................................ - 7 - 11、1#主变高后备动作、低后备不动作 ........................................................................................... - 9 - 12、1#主变低后备保护动作 ................................................................................................................ - 11 - 三：2#变压器故障预案..................................................... - 12 - 13、2#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸................................................................... - 12 - 14、2#主变主保护轻瓦斯报警，需将主变停电检查................................................................... - 14 - 15、2#主变高后备动作、低后备动作 .............................................................................................. - 16 - 16、2#主变高后备动作、低后备不动作 ......................................................................................... - 17 - 17、2#主变低后备保护动作 ................................................................................................................ - 19 - 四：3#变压器故障预案..................................................... - 20 - 18、3#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸................................................................... - 20 - 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................................... - 22 - 20、3#主变高后备动作、低后备动作 .............................................................................................. - 23 - 21、3#主变高后备动作、低后备不动作 ......................................................................................... - 24 - 22、3#主变低后备保护动作 ................................................................................................................ - 26 - 4#变电站主变事故预案： 三：2#变压器故障预案..................................................... - 28 - 7、2#主变低后备保护动作 ......................................................................................................................... - 28 - 8、2#主变高后备动作、低后备动作 ......................................................................................................... - 29 - 9、2#主变高后备动作、低后备不动作 ..................................................................................................... - 29 - 10、2#主变轻瓦斯报警动作(或其他异常现象)......................................................................................... - 31 - 11、2#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸................................................................................ - 32 - 四：3#变压器故障预案..................................................... - 33 - 12、3#主变低后备保护动作 ....................................................................................................................... - 34 - 13、3#主变高后备动作、低后备动作 ....................................................................................................... - 35 - 14、3#主变高后备动作、低后备不动作 ................................................................................................... - 36 - 15、3#主变轻瓦斯保护报警(或其他异常现象)....................................................................................... - 38 - 16、3#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸................................................................................ - 39 - 五：4#变压器故障预案..................................................... - 40 - 17、4#主变轻瓦斯报警动作(或其他异常现象)......................................................................................... - 41 - 18、4#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸................................................................................ - 41 - 19、4#主变高后备动作 ............................................................................................................................... - 42 - 六、液空6万制氧变压器故障预案........................................... - 44 - 20、液空6万制氧主变轻瓦斯报警动作(或其他异常现象)..................................................................... - 45 -
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析 [摘要] 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。 [关键词]大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析 我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。 为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。 说明，此案例分析以FHS变电站为主。 本案例分析的知识点： （1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。 （2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。 （3）单相瞬时性接地故障的处理方法。 （4）保护动作信号分析。 （5）单相重合闸分析。 （6）单相重合闸动作时限选择分析。 （7）录波图信息分析。 （8）微机打印报告信息分析。 一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念 在我国，电力系统中性点接地方式有三种： （1）中性点直接接地方式。 （2）中性点经消弧线圈接地方式。 （3）中性点不接地方式。 110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。 中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。 大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。 我国规定：凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则属于小接地电流系统。事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。
变电站的各类事故处理 2011年07月22日星期五16:55 变电站的各类事故处理 一、线路故障跳闸的现象及处理 1、永久性故障跳闸，重合闸动作未成功 （1）现象 1) 警铃响、喇叭叫，跳闸开关指示灯出现红灯灭、绿灯闪光，电流表、有、无功功率表指示为0 2) 控制屏光字牌“保护动作”、“重合闸动作”、“收发讯机动作”等；中央信号屏“掉牌未复归”、“故障录波器动作”等亮 3) 保护屏故障线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作掉牌，微机保护显示出故障报告，指示保护动作情况及故障相别的动作情况 4) 现场检查该开关三相均在分闸位置 （2）处理 1) 记录故障时间，复归音响，检查光字信号，表计指示，检查并记录保护动作情况，确认后复归信号 2) 根据上述现象初步判断故障性质、范围、并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度简要汇报 3) 现场检查开关的实际位置和动作开关电流互感器靠线路侧的一次设备有无短路、接地等故障，跳闸开关油色是否变黑，有无喷油现象等；若开关机构为液压操动机构，检查液压机构各部分及压力是否正常；若开关机构为弹簧操动机构，检查压力、有无漏气；对保护动作情况进行检查分析，确定开关进行过一次重合 4) 如线路保护动作两次并且重合闸动作，可判断线路上发生了永久性短路故障 5) 将检查分析情况汇报调度，根据调令将故障线路停电，转冷备用 6) 上述各项内容记录在运行记录、开关事故跳闸记录中 二、母线故障跳闸的现象及处理 1、母线故障跳闸的现象 （1）警铃、喇叭响，故障母线上所接开关跳闸，对应红灯灭，绿灯闪光，相应回路电流、有、无功功率表指示为0 （2）中央信号屏“母差动作”、“掉牌未复归”、“电压回路断线”等光字亮，故障母线电压表指示为0 （3）母线保护屏保护动作信号灯亮 （4）检查现场母线及所连设备、接头、绝缘支撑等有放电、拉弧及短路等异常情况出现 （5）如果是低压母线或未专设母线保护的母线发生故障，则由主变后备保护断开主变（电源侧）相应开关 2、母线故障跳闸原因 （1）母线绝缘子和断路器靠母线侧套管绝缘损坏或发生闪络故障（2）母线上所接电压互感器故障 （3）各出线电流互感器之间的断路器绝缘子发生闪络故障 （4）连接在母线上的隔离开关绝缘损坏或发生闪络故障
变电站异常与事故处理 方法 WTD standardization office【WTD 5AB- WTDK 08- WTD 2C】
变电站异常与事故处理方法 一、事故处理规定 1、事故处理的原则 1) 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胁。 2）及时隔离故障设备。 3）尽一切可能保持或立即恢复站用电及重要线路的供电。 4）尽快对已停电的线路、用户恢复供电，并恢复原运行方式。 (2、尽一切可能保持电网稳定运行；3、调整系统运行方式，使其恢复正常；) 2、变电站发生事故时，当值值班员必须做到： 1)发生事故时，运行值班人员应坚守岗位，加强与值班调度员的联系，随时听候调度指挥。 2）发生事故时无关的人员应退出现场，与处理事故的无关的电话一律停止。发生事故时应通知现场工作人员停止一切工作，撤离工作现场，待事故处理完毕或告一段落后方可进行工作。如与调度失去联系暂时无法恢复通信时，应按通信中断的方法处理。 3）事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，汇报工作应由变电站当值值班负责人担任。 4)应立即检查并记录开关的位置、电流、母线电压的指示、监控机显示的信息，检查保护装置信号灯指示情况及故障信息，打印故障报告和录波图。 5）迅速对设备进行检查，判明故障性质、地点和范围。 6)对事故处理的每一阶段，应及时地将情况向值班调度员汇报。 3、系统运行出现异常时，如系统振荡、较大的潮流突变、设备过负荷、发现设备紧急缺陷及其它影响电网的安全稳定运行情况等，值班员应立即汇报调度并加强监
110KV变电站异常运行和事故处理
异常运行及事故处理 一。一般规定： 1. 事故处理的原则： ①限制事故发展，缩小事故范围，解除对人身和设备的威胁。 ②保持正常设备的继续运行，并与故障设备迅速隔离。 ③对停电设备尽快恢复送电。 2. 发生事故时应做到： ①记录时间，停止音响信号。 ②记录仪表变化，并分别将光子牌信号与保护动作情况记录清楚，（此工作至少两人进行），核对无误后再恢复信号。 ③将事故报告市调，厂调及有关领导（只将市调调度范围内设备的事故情况报告市调）。 3. 发生下列故障时应先处理，后报领导和调度。 ①将直接对人身有威胁的设备停电。 ②对受到严重威胁的设备停电。 ③将已受损的设备隔离。 ④站用电系统的恢复。 二．事故处理：
（一）．韩白T接线失压自投成功 1 警铃响喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“137跳闸101自投”亮，“110KV I段电压断线”亮，观察101开关电流有指示，137开关跳闸。 2观察10KV各出线开关均未跳闸，10KV I II 段电压指示正常，自投成功。3将情况详细记录并报告市调和厂调。 （二）．韩白T接线失压自投不成功 1警铃响，喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“110KV I 段电压断线” 亮，“10KV I 段电压断线”“10KV II 段电压断线”亮，“10KV I 段故障”“10KV II 段故障”亮，“137 跳闸101自投”光子牌未亮，观察137开关未跳闸，101开关未合，观察138带电，电压指示正常，10KV出线各开关均未跳闸，用验电笔验110KV I 段无电压，验110KV II 段有电压。 2将情况详细记录并报告市调和厂调。 3 将101自投小开关1BZT转至手动位置，拉开137开关，断开1号主变保 护屏内的5LP 6LP 压板，合上1号主变中性点地刀111—9。 4 合上101开关冲1号主变，然后拉开1号主变中性点地刀111—9。 5 接通1号主变保护屏内5LP 6LP 压板，观察10KV I II 段电压指示正常， 手动投入成功。 （三）。1#主变本体重瓦斯动作： 1. 事故前运行方式，1#主变带全厂负荷，2#主变停电，138开关作为137开关的热备用。 2. 分析：1#主变重瓦斯动作，闭锁101自投，137，511开关掉闸，故
变电站的各类事故处理 一、线路故障跳闸的现象及处理 1、永久性故障跳闸，重合闸动作未成功 （1）现象 1) 警铃响、喇叭叫，跳闸开关指示灯出现红灯灭、绿灯闪光，电流表、有、无功功率表指示为0 2) 控制屏光字牌“保护动作”、“重合闸动作”、“收发讯机动作”等；中央信号屏“掉牌未复归”、“故障录波器动作”等亮 3) 保护屏故障线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作掉牌，微机保护显示出故障报告，指示保护动作情况及故障相别的动作情况 4) 现场检查该开关三相均在分闸位置 （2）处理 1) 记录故障时间，复归音响，检查光字信号，表计指示，检查并记录保护动作情况，确认后复归信号 2) 根据上述现象初步判断故障性质、范围、并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度简要汇报 3) 现场检查开关的实际位置和动作开关电流互感器靠线路侧的一次设备有无短路、接地等故障，跳闸开关油色是否变黑，有无喷油现象等；若开关机构为液压操动机构，检查液压机构各部分及压力是否正常；若开关机构为弹簧操动机构，检查压力、有无漏气；对保护动作情况进行检查分析，确定开关进行过一次重合 4) 如线路保护动作两次并且重合闸动作，可判断线路上发生了永久性短路故障 5) 将检查分析情况汇报调度，根据调令将故障线路停电，转冷备用 6) 上述各项内容记录在运行记录、开关事故跳闸记录中 二、母线故障跳闸的现象及处理 1、母线故障跳闸的现象 （1）警铃、喇叭响，故障母线上所接开关跳闸，对应红灯灭，绿灯闪光，相应回路电流、有、无功功率表指示为0 （2）中央信号屏“母差动作”、“掉牌未复归”、“电压回路断线”等光字亮，故障母线电压表指示为0 （3）母线保护屏保护动作信号灯亮 （4）检查现场母线及所连设备、接头、绝缘支撑等有放电、拉弧及短路等异常情况出现 （5）如果是低压母线或未专设母线保护的母线发生故障，则由主变后备保护断开主变（电源侧）相应开关 2、母线故障跳闸原因 （1）母线绝缘子和断路器靠母线侧套管绝缘损坏或发生闪络故障