现场设备的异常运行及事故处理
1 主设备的异常运行及事故处理
1.1 变压器的异常运行及事故处理
1.1.1变压器运行中发现有任何不正常情况时（如漏油、油枕内油面高度不够、发热不正常、音响不正常），应迅速查明原因，用一切方法将其消除，并立即报告调度值班员以及公司主管部门，将经过情况记录在运行记录及缺陷记录簿内。
1.1.2变压器有下列情况之一时，应立即停止运行：
a.变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声；
b.油枕喷油或防爆管喷油；
c.变压器着火；
d.在正常负荷、正常冷却条件下，变压器温度异常，并不断上升，超过限额温度以上（应确定温度计正常）；
e.变压器严重漏油致使油位计看不到油位；
f.套管有严重破损和放电现象。
1.1.３变压器着火时，应立即断开各侧开关，开启事故放油阀,使油面低于着火点，断开各侧刀闸，采取一切灭火措施，确保变压器的安全。
1.1.4变压器严重过负荷，按过负荷的规定执行，并采取如下措施：
a.报告调度值班员，考虑是否减负荷；
b.投入所有的冷却风扇；
c.变压器温度（油温、绕组温度）超过允许值时，应按紧急减载顺序拉负荷；
d.加强对变压器的监视。
1.1.5变压器温度异常升高，上层油温超过75 0C或上层油的温升超过60 0C应做如下处理：
a.检查变压器是否过负荷；
b.检查各温度计指示是否正常；
c.检查冷却系统是否正常，各散热阀门是否开启，风扇工作是否正常；
d.检查变压器油色、油位、声音是否正常；
e.若上述情况均正常，应报告调度值班员及公司主管部门同意，将该变压器停止运行。
1.1.6 变压器油枕油位不正常升高时，为查明油位升高的原因，在未将重瓦斯保护压板改投至信号时，禁止打开放气或放油阀门，以防重瓦斯误动跳开关。
1.1.7轻瓦斯保护动作报信号，值班人员应解除音响信号，并做如下检查处理：
a.向调度及公司主管部门汇报，并复归事故音响信号。
b．检查变压器的油枕油位、上层油位是否正常，瓦斯继电器内是否有气体，如确系油位过低时应设法加油；
c．倾听变压器内部有无杂音；
d. 若外部检查无异状，可进行放气处理；
e. 若轻瓦斯连续动作，又无气体排出，应检查瓦斯继电器二次回路是否有故障；若有气排出，应检查瓦斯继电器内部气体的性质，判明故障的原因。
1.1.8 重瓦斯保护动作，使变压器从系统中断开，应做如下检查和处理：
a.向调度及公司主管部门汇报，并复归事故音响信号。
b.检查收集瓦斯继电器内的气体，判明颜色，是否可燃；
c.油枕及瓦斯继电器是否有油；
d.压力释放阀有否喷油；
e.变压器外壳是否有开裂和喷油；
f.检查变压器是否有异味。
1.1.9重瓦斯动作跳闸，经收集气体试验，不论气体可燃与否，必须经内部检查，故障未消除前，未经公司主管领导批准，不准将变压器投人运行。
1.1.10经检查确认为二次回路故障引起误动，经公司主管领导批准，在变压器差动保护、过流保护均投入的情况下，将重瓦斯停运，可投入变压器，并加强监视。
1.1.11如轻瓦斯发信号和重瓦斯跳闸同时出现，可认定是变压器内部发生故障。
1.1.12变压器差动保护动作跳闸，应做如下处理：
a.向调度及公司主管部门汇报，并复归事故音响信号。
b. 对差动保护范围内所有一、二次设备进行检查，即变压器各侧所有设备、引线、电流互感器、穿墙套管以及二次差动保护回路等有无异常和短路放电现象。
c.瓦斯继电器内是否有气体，发现有气体应收集气体，判明颜色，是否可燃；
d.差动保护二次接线是否正确，接触是否良好；
e.检查直流系统有无接地现象；
经过上述检查后，如判断确认差动保护是由于外部原因，如保护误动、保护范围内的其他设备故障等引起动作(瓦斯保护未动作)，则变压器可在报公司主管领导批准后，不经内部检查而重新投入运行。
如不能判断为外部原因时，则应对变压器作进一步的测量、检查分析，以确定故障性质及差动保护动作原因，必要时进行吊壳检查。
1.1.13如重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，则可认为是变压器内部发生故障，故障未消除前不得送电。
1.1.14变压器过流保护动作跳闸，应做如下处理：
a.向调度及公司主管领导汇报，并复归事故音响信号。
b.检查母线及母线上各设备有无短路；
c.母线失压后，立即拉开各分路开关，检查主变及母线有无故障，若无故障，即可对主变和母线强送。强送良好后，试送分路开关。如强送不成功，在未查明原因，不得将主变投人运行；
d.试送各分路开关时，再次引起主变开关跳闸，立即断开该故障线路，可再强送主变，恢复无故障线路的供电，该故障线路未查明原因不得再送。
1.1.15调压开关装有瓦斯保护，若保护动作，与本体一样处理。
1.2 高压断路器的异常运行及事故处理
1.2.1高压断路器拒绝合闸的原因：
a. 操作机构机械部分有故障；
b. 操作回路中无电压或电压过低，如保险熔断、接触不良、二次回路有断线、开关辅助接点接触不良；
c. 主合闸回路无电压或电压过低，如回路接触不良，保险熔断，合闸线圈烧坏或断线，操作次数过多线圈发热；
d. 液压机构压力低；
e．由于SF6开关气体压力低，造成合闸闭锁。
1.2.2高压开关拒绝合闸的处理：
a．将该开关停下检修；
b．操作回路或合闸回路有故障时，应详细检查直流回路，如检查保险回路接触不良等，应设法消除。
1.2.3高压开关拒绝分闸的原因：
a．操作机构的机械部分有故障；
b．操作回路有故障：如保险熔断；跳闸线圈烧坏或断线；辅助接点接触不良；控制开关接触不良；操作回路电压过低，容量
不足或直流多点接地等；
c．由于SF6开关气体压力低，造成跳闸闭锁。
d. 液压机构压力低闭锁；
1.2.4高压开关拒绝分闸的处理：
a．在紧急情况下且电气原因无法电动跳闸时允许手动跳闸；
b．应与调度联系设法减负荷后拉开刀闸(但必须符合刀闸开断的条件)，或切断上一级电源使开关断开电源后停下修理。
1.2.5.高压开关跳闸原因不明(误动作)时处理
a．开关自动跳闸，但保护装置未动作，系统中又未发现短路或接地现象时，可在经调度许可后，按操作步骤合闸送电；
b．如由于人员误动或由于工作震动造成跳闸时，可立即合闸送电；
c．如操作回路绝缘情况不良，应查明原因后在送电；
1.2.6操作机构的异常运行原因及处理：
a．拒分、拒合其原因为控制回路故障、机械卡涩操作电源电压过低等，应消除故障后，在开关不带电时试拉合正常后开关方可送电运行；
b．开关误动的原因，直流两点接地造成保护误动，人为误碰，机械故障等。应查明原因，消除故障再试送电；
c．分合闸线圈烧坏或冒烟，原因在于控制系统故障，造成线圈长时间通电而烧坏或冒烟，必须更换线圈及调试；
d．弹簧储能装置在运转过程中，因马达故障或马达电源中断，
及马达控制装置故障，造成储能不到位，如果开关未合，立即将该开关转检修进行处理；如果开关合上带负荷时，应将马达电源断开，取下电源熔丝，手摇使弹簧储能到位。
1.2.7 液压机构压力异常处理
a压力异常升高：其原因有微动断路器KP1失灵，时间继电器闭锁接点失灵，油泵接触器接点粘住，环境温度升高等，若油泵仍在运转，应立即切断油泵电源，查明原因并进行处理。
b压力异常降低：其原因有漏气或漏油，微动开关失灵，油泵电源中断，接触器断线等，若压力未降至跳闸闭锁时，可手动点压起泵进行初步判断后打压至正常值，再查找原因进行处理，若压力已降至跳闸闭锁值或打压时有喷涌现象，如果合闸运行的断路器应及时汇报电调和检修人员处理。
1.2.8 油泵打压异常的处理：
a油泵打压时间过长：正常时油泵打压一般不超过1.5分钟，当油泵打压时间超过3分钟即为打压时间过长，其原因多为油泵吸油不良，油泵逆止阀密封不好滤油器不够畅通等，汇报调度进行检修。
b油泵打不起压：除上述打压时间过长的缺陷外，还可能由放油阀未复位，油泵打压侧有空气，油泵电机过载、油泵电机与油泵连接键磨坏造成电机转油泵不转等原因引起，应将放油阀复位或进行检修。
c油泵起动频繁：油泵起动时间不到12小时的为油泵启动频
繁，此时则可认为液压泵系统密封已不好，汇报有关单位或主管领导派人检修。
1.2.9 断路器着火的事故处理：
a迅速将故障开关与带电部分隔离，切断着火断路器的各侧电源及控制电源、储能电机电源，然后进行灭火；
b若火势较大，应当把可能波及的设备、直接连接的设备与电源隔离，进行灭火并防止火势危及带电设备；
c对于火势波及不到的无故障部分恢复供电；
d及时向调度和上级有关部门汇报火灾情况，严重时应拨打119火警电话；
1.2.10六氟化硫断路器SF6气压降低的处理：
a报压力降低时，检查压力表指示，检查信号报出是否正确，是否漏气，检查时如嗅到有强烈刺激气味，自感不适时应立即离开现场10Ｍ以外，靠近设备时必须穿戴防护用具；
b如检查没有漏气现象，属于长时间运行中气压正常下降应汇报上级和有关单位，由专业人员带电补气，补气后应继续监视气压；
c）如检查有漏气现象，应立即汇报调度，及时转移负荷或倒换运行方式，将故障断路器停电检查（此时SF6气体尚可保证灭弧）；
d报压力降低闭锁操作信号时，先取下该断路器控制电源保险，以防万一闭锁不可靠断路器跳闸时不能灭弧。此时断路器只能在
不带电的情况下断开；
e SF6断路器发生意外爆炸或SF6气体大量漏气时,值班人员接近设备时应提前15分钟打开排风系统，必要时应戴防毒面具，穿防护服。运行人员在设备附近检查、操作和布置安全措施后，应将防护用具清洗干净，人员要洗手洗澡；进行上述工作、操作、检查和清洗防护用具时，必须有监护人在场。
1.3 母线、刀闸的异常运行及事故处理
1.3.1当母线、刀闸发热温度达到700C时，应报告调度值班员，并根据发热情况作如下处理：
a．考虑是否能转换运行方式，将负荷全部或部分转移后，可考虑停运处理；
b．如不能转移负荷者，可考虑是否减负荷，如减负荷仍无效时，应立即将设备停止运行进行处理；
1.3.2母差保护动作的处理：
当母差保护动作使母线电压消失时，先查明母线及其所连接的设备有无故障，如母线有故障应先隔离故障母线（或故障点），倒母恢复运行。如判明为二次回路故障引起母差保护误动，应立即停用母差保护，尽快恢复运行。
1.4 互感器的异常运行及处理
1.4.1运行中的互感器，发现下列征象之一时应立即停运；
a电压互感器的一次熔丝连续烧断两次(严禁为防止烧断而加大保险容量)；
b．互感器严重向外喷油；
c．内部有严重放电声爆裂声；
d．互感器发出异味、冒烟；
e.外壳破裂严重漏油。
1.4.2当发生下列情况时，应立即报告调度值班员，进行必要的倒闸操作，将互感器停运：
a.线圈与外壳之间或引线与外壳之间有间隙性放电及接地现象；
b.内部有异常音响，冒烟；
c.引线和接头严重烧损。
1.4.3当发生上述故障时，不可直接用刀闸切断故障PT。事故发展，有可能造成PT内部短路时，应通过断开上一级开关退出PT 。
1.4.4 PT一次保险熔断时，应立即停止有关保护装置，或切换至并联的另一组PT上，并报告调度拉开刀闸，然后进行下列检查：
a．有无放电痕迹；
b．外部有无其它异常现象；
c．如外部检查未发现故障征象，应做好安全措施，用摇表测PT一二次之间及对地绝缘电阻，如绝缘合格，可更换保险试投；
d.发现PT有故障应报告调度值班员和公司主管部门设法消除。
1.4.5 PT二次回路保险熔断及快速开关断开，应对二次回路进行检查。
1.4.6 CT二次回路断线的一般有下列征象：
a.串联在该回路中的仪表失常；
b.二次出现较高电压，并可能有火花；
c. CT有异常声响。
1.4.7 发现CT二次回路断线或开路时，应考虑切断该CT进行处理。
1.5、电容器的事故处理
1.5.1发生下列情况之一者应将电容器退出运行
a.电容器爆炸；
b.套管严重放电闪络；
c.电容器喷油或失火；
d.接头严重发热，汇报调度值班员将电容器退出运行；
e.系统接地，应汇报调度值班员将电容器退出运行。
1.5.2当电容器严重爆炸或起火时，应立即切断电容器电源、然后进行救火、对带电设备应使用干式灭火器，即二氧化碳或四氯化碳、1211灭火器、干粉灭火器，不得使用泡沫灭火器灭火。
1.5.3电容器开关跳闸后，应查明继电保护的动作情况，并对开关、刀闸、CT、PT、电缆及电容器进行外观检查分析，查明各部件无明显故障征象时，可对电容器组进行试送电，若试送电再跳闸，就必须对各部件进行试验检查，未查明故障原因不允许投
入运行。
1.6避雷器和避雷针的故障处理
1.6.1运行中的避雷器出现的异常情况主要有以下几种：
a.避雷器上引线或下引线松脱或折断。在运行中，一旦发现引线松脱，应尽快停电进行处理。
b.避雷器瓷套管破裂放电。当发现避雷器瓷套管发生破裂放电，应尽快停电进行处理。
c.避雷器内部有放电声。一旦发现此种情况，应立即将避雷器退出运行，并予以更换。
d.GIS装置中的避雷器在线检测仪中泄露电流超过警示值时，应尽快安排检修。
6.2 避雷针
避雷针最常见的异常情况是基础不均匀沉降，接地电阻不合格，接地引下线开焊，锈蚀使截面不符合要求等，一旦发生这些异常，应尽快处理。
2 本站越级跳闸的处理
常见的越级跳闸有三种：
2.1. 10KV（6KV）线路故障或10KV（6KV）母线故障未能及时切除，越级跳主变压器侧相应断路器，造成10KV（6KV）母线失电时，作如下处理。
2.1.1 检查失电母线上各线路保护信号动作情况，若有线路保护信号动作的，属线路故障。此时应拉开拒跳的线路断路器，
切除故障线路后，将变压器重新投入运行，恢复向其余线路送电。
2.1.2 经检查，若无线路保护动作信号，可能属线路故障，因保护未动作断路器不能跳闸造成的越级。则应拉开母线上所有的线路断路器，将变压器重新投入运行，再逐路试送各线路断路器，当合上某一线路断路器又引起主变压器跳闸时，则应将该线路断路器改冷备用后，再恢复变压器和其余线路的送电。
上述故障线路未经查明原因、在处理前不得送电。
2.1.3 检查10KV母线上各连接设备有无故障，若发现母线或所属母线设备有明显的故障特征，则该母线及该母线上各出线都必须退出运行。
2.1. 110KV（35KV）线路故障或110KV（35KV）母线故障未能及时切除，越级跳主变压器侧相应断路器，造成110KV（35KV）母线失电时，作如下处理。
2.1.1 检查失电母线上各线路保护信号动作情况，若有线路保护信号动作的，属线路故障。此时应拉开拒跳的线路断路器，切除故障线路后，将变压器重新投入运行，恢复向其余线路送电。
2.1.2 经检查，若无线路保护动作信号，可能属线路故障，因保护未动作断路器不能跳闸造成的越级。则应拉开母线上所有的线路断路器，将变压器重新投入运行，再逐路试送各线路断路器，当合上某一线路断路器又引起主变压器跳闸时，则应将该线路断路器改冷备用后，再恢复变压器和其余线路的送电。
上述故障线路未经查明原因、在处理前不得送电。
2.1.3 检查110KV母线上各连接设备有无故障，若发现母线或所属母线设备有明显的故障特征，则该母线及该母线上各出线都必须转为备用母线运行。
2.3. 主变故障或110KV母线故障，未能及时切除，越级跳进线断路器造成全站失压。
2.3.1检查主变保护信号动作情况，若有主变保护信号动作的，属主变故障。此时应拉开拒跳的主变两侧断路器，切除故障主变后，再恢复送电。
2.3.2经检查，主变保护均无动作信号，但主变明显有异常的，应拉开异常主变两侧开关及刀闸，110KV负荷由各联络线转送。
3 直流系统接地故障处理
3.1当直流系统发生接地时，绝缘监视装置应可靠动作，发出直流失地信号，此时应作如下处理：
3.1.1停止音响；
3.1.2检查直流绝缘监查装置，确定接地极；
3.1.3查明回路上是否有人工作而引起的；
3.1.4采用断合各专用直流回路的方法进行寻找接地段：首先检查照明、通讯回路，先户外后户内，先合闸回路后控制回路，先蓄电池组后直流母线。以上操作应经调度员同意，禁止在雷雨风暴期间进行；
3.1.5对控制回路寻找接地点，应按各电气单元分别断合空气开关，在断合控制及保护电源时，有可能引起保护误动时，一定
要经调度员同意后，将该保护压板先解除后再进行拉合保险的检查，检查完后应立即将压板立即投入；
3.1.6找到接地段后，应再拉合下属分支路确定失地点；
3.1.7找到接地点应及时消除故障，如不能马上消除，应报告调度值班员，必要时将该设备退出运行进行处理。
3.1.8处理注意事项：
a.瞬拔操作、信号开关时，应经调度同意。断开电源的时间一般不应超过3秒钟，不论回路中有无故障、接地信号是否消失，均应及时投入；
b.尽量避免在高峰负荷时进行
c.禁止使用灯泡查找接地故障；
d.处理时不得造成直流短路和另一点接地；
e.检查用的仪表内阻不低于2000欧／伏；
f.查找故障，必须由二人及以上进行。防止人身触电，做好安全监护；
g.防止保护误动作，在瞬断操作电源前，解除可能误动的保护。操作电源给上后再投入保护。
h.当直流接地时，禁止在二次回路工作；
3.2直流系统接地点确定在蓄电池组上及充电设备上时，应作如下处理。
3.2.1查明是否有人工作而引起；
3.2.2依次断开高频模块，检查接地是否消除，如确在高频模
块时，拉开该设备进行检查处理。
3.2.3断开高频模块接地未消除，汇报调度值班员并征的同意后断开蓄电池组，短时间用高频模块供电，停下蓄电池组进行检查处理。
4事故处理的其他规定
发生事故时值班人员处理事故的主要任务
4.1.1尽快限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁，减轻损失程度；
4.1.2尽快恢复站用变和重要用户的供电，在夜间应启用事故照明；
4.1.3尽快查明事故原因和设备损坏情况并立即报告中调值班调度员及上级领导；在检修人员到达现场之前，应先做好安全措施；
4.1.4尽可能保持正常设备继续运行，尽快恢复系统的正常运行方式；
4.1.5事故处理每一阶段，值班员应如实地向中调值班调度员报告事故因和处理情况，迅速执行中调值班调度员所发布的命令，并将中调值班调度员下达的命令进行电话录音和做好记录；
4.1.6当设备发生火灾时，应迅速切断该设备所有高、低压电源并进行灭火。必要时拨打119火警电话，通知消防部门和给予现场配合；
4.2事故处理的程序：
4.2.1记录仪表指示变化和发生时间；
4.2.2停止音响信号，检查继电保护动作情况；
4.2.3将事故情况初步报告值班调度员；
4.2.4对有关设备进行外观检查，判断事故的性质和范围，并迅速汇报调度值班员，听取操作命令(作记录并复诵，但不开票)
4.2.5按调度命令迅速执行处理后汇报；
4.2.6处理结束后，整理做好各种记录，报告上级有关领导；
4.2.7通知继电保护班，检查故障录波的动作情况。
4.3事故处理时，各级值班人员及各级领导的关系：
4.3.1值班调度员是处理事故的指挥人，变电站值班员应迅速准确地将设备异常、事故及处理情况及时报告值班调度员，当值人员可以提出自己的分析、判断和处理意见，但应以调度值班员的命令处理；
4.3.2如果值班人员认为值班调度员的命令有错误时，应予指出，并作简单的解释，如果值班调度员确定自己的命令是正确时，值班人员应立即执行；
4.3.3如果值班调度员的命令直接威胁人身和设备的安全，则无论在任何情况下均不得执行，当值班人员接到此类命令时，应该把拒绝执行命令的理由报告公司主管领导，并记载在调度命令记录簿中，然后按公司主管领导的指示行动；
4.3.4变电站值长是变电站事故处理的直接负责人，应对事故的正确处理负责，其他值班人员在运行中发现一切不正常现象，
都首先要报告变电站值长；
4.3.5发生事故时，当值人员有权召集在站的非当值人员，非当值人员必须服从当值值长的指挥，协助进行事故处理；
4.3.6变电站站长在事故时，应注意值班人员的动作，必要时协助处理，站长在发生事故时，也可以对值班人员发出指示，但这些指示无论如何也不得与值班调度员的命令相抵触，在发出涉及调度权限的指示时，应将该指示向调度值班员汇报并转化成调度命令的形式下达给值班人尽，在发现值班人员不能胜任时，可解除值班人员的职务，临时指定人员代替，或自己直接领导处理；
4.3.7下列人员有权对值班人员发出指示：变电站该站站长，公司主管部门工程师。但这些指示不得与值班调度员的命令相抵触，在发出涉及调度权限的指示和操作时，应将该指示向调度值班员汇报并转化成调度命令的形式下达给值班人员；
4.3.8下列人员有权对值班人员发出命令：生产副总工、总工、公司经理。值班人员在接到命令后必须立即执行。
4.4在以下情况，为防止事故扩大，可不待值班调度员的命令，可由变电站值班人员径自执行，但应尽快报告值班调度员：
4.4.1将直接对人员生命有威胁的设备停电；
4.4.2将已损坏的设备隔离；
4.4.3运行中的设备有受损坏的威胁时，根据具体设备将开关断开或使用隔离刀闸断开故障的设备；
4.4.4当母线电压消失时，将连接到该母线上的开关断开
4.4.5当站用电全停或部分停电时，恢复其电源。
4.5 本站电压互感器高压熔丝熔断的处理规定：
4.5.1．征象：绝缘监察电压表一相或两相降低或降低至零，另两相或一相电压保持正常不升高，同时报接地信号；
4.5.2．检查电压互感器的高低压保险，并确定是高压熔断器熔断；
4.5.3．断开电压互感器的高压刀闸并做好安全措施；
4.5.4．对备用高压熔断器进行外观和测量检查，确认备用熔断器完好；
4.5.5．在监护下进行高压熔断器的更换：
4.6 线路保护动作跳闸的处理规定
4.6.1 一般要求：
a.线路保护动作跳闸时，运行值班人员应认真检查保护及自动装置动作情况，检查故障录波器动作情况。分析保护及自动装置的动作行为。
b.及时向调度汇报，便于调度及时、全面地掌握情况，结合系统情况，进行分析判断。
c.线路保护动作跳闸，无论重合闸装置是否动作或重合成功与否，均应对开关进行外部检查。主要检查开关的三相位置、本体有无异常情况。
d.凡线路保护动作跳闸，应检查开关所连接设备、出线部分有无故障现象。
e.充电运行的输配电线路，跳闸后一律不试送电。
f.全电缆线路(或电缆较长的线路)保护动作跳闸以后，未查明原因不能试送电。
g.开关遮断容量不够、事故跳闸次数累计超过规定，重合闸装置退出运行，保护动作跳闸后，一般不能试送电，
h.低频减裁装置、事故联切装置和远切装置，是保证电力系统安全、稳定的重要保护装置。线路开关由上述装置动作跳闸，说明系统中发生了事故，必须向上级凋度汇报。虽然被切除的线路上、没有接地或短路故障，但系统还没有恢复正常，没有得到上级调度的命今，不准合闸送电。
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
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
电站事故预想汇总 欧阳光明（2021.03.07） 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安技科，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
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
110KV总降事故预想 1、主变轻瓦斯动作的处理： （1）、应立即检查、记录保护动作信号； （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；（3）、派人对变压器进行外部检查，如果检查变压器有明显严重异常，应停运故障变压器，若无明显故障迹象应向公司汇报观察使用； （4）、由专业人员取气分析及检查二次回路； 2、主变重瓦斯动作的处理： （1）、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号； （2）、检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况； （3）、派人做气体分析急及二次回路检查； 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； （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；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； （3）、经以上检查无异常后，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送；（4）、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； （5）、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）、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，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，需检查变压器本体； 5、变压器有载调压开关调压操作时滑档处理： 现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，10KV电压表不停地摆动变化。 处理：（1）、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，调到要求的档位； （3）、仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，立即将主变停电检修；若手调后正常，应将有载调压电动操作机构的故障情况向变压器厂家联系，并要求派人检修；6、有载调压操作输出电压不变化处理： 现象一：调压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。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。 现象二：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。处理：a、检查调压操作保险是否熔断或接触不良，如有问题处理后可继续调压操作；b、无上述问题，应再次操作，观察接触器动作与否，区分故障；c、若接触器动作，电动机不转，可能是接触器接触不良、卡涩，也可能是电动机问题，测量电动机接线端子上的电压若不正常，属接触器的问题，反之，属电动机有问题，此情况应联系专业人员处理。 现象三：操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关的档位指示已变化，说明操作机构已动作，可能属快速机构问题，选择开关已动作，但是切换开关未动作。此时应切记！千万不可再次按下调压按钮，否则，选择开关会因拉弧而烧坏。处理：应迅速手动用手柄操作，将机构先恢复到原来的档位上，同时应仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常，应将故障变压器退出运行进行检修。若无异常，应由专业人员取油样做色谱分析。
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
变电站事故预想 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，（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 （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。 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，（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，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。 6、变压器压力释放保护动作的处理 （1）检查保护动作情况，（2）记录所有动作信号。（3）报告调度及分局有关部门和领导。（4）对变压器外部进行全面检查，（5）重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，（6）将检查结果报告调度和分局有关部门。 （7）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，（8）就说明压力释放保护动作正确。 7、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，（2）断开调压电动机的电源。 （3）使用操作手柄进行手摇调压操作，（4）调到调度要求的档位。（5）手动调压后，（6）应仔细倾听调压装置内部有无异音，（7）若有异常声音，（8）应立即向调度及分局有关部门汇报，（9）看是否立即将主变停电检修。 （10）若手调后正常，（11）应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，（12）并要求派人检修。（13）将处理情况做好记录。 8、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？ （1）操作时，（2）变压器输出电压不（3）变化，（4）调压指（5）示灯亮，（6）分接开关档位指（7）示也不（8）变化。属电动机空转，而（9）操作机构未动作。处理：此情况多发生在检修工作后，（10）检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，（11）使电动机空转。或因频繁调压操作，（12）导致传动部分连接插销脱落，（13）将连接套或插销装好即可继续操作。（14）操作时，（15）变压器输出电压不（16）变化，（17）调压指（18）示灯不（19）亮，（20）分接
电站事故预想汇总 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安技科，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
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：
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)
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
SHAANXI REGLONAL ELECTRIC POWER GROUP 陕西省地方电力（集团）有限公司延川县供电分公司35kV稍道河变电站 事故预想及事故处理 二0一二年
35kV变电站 事故预想及事故处理 (2012版) 编制时间：二O一二年
目录 前言 (05) 第一章事故处理原则 (06) 第一节总则 (06) 第二节典型事故处理原则 (06) 1.2.1 系统事故的处理 (06) 1.2.2 母线故障处理原则 (07) 1.2.3 主变压器故障处理原则 (08) 1.2.4 电源线路故障处理原则 (10) 1.2.5 站用电源故障处理原则 (10) 1.2.6 直流电源故障处理原则 (10) 1.2.7 睡在、火灾事故的处理 (11) 第三节事故预防措施 (11) 1.3.1 母线故障预防措施 (11) 1.3.2 主变压器故障预防措施 (12) 1.3.3 电源线路故障预防措施 (13) 1.3.4 站用电源故障预防措施 (13) 1.3.5 直流电源故障预防措施 (13) 第二章变电站事故预想 (14) 第三节母线故障 (14) 2.3.1 预想题目：10kV电压互感器本体故障 (14) 2.3.2 预想题目：10kV电压互感器一次熔断器熔断 (15) 2.3.3 预想题目：10kV电压互感器二次熔断器熔断 (15) 2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障 (16) 2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号 (16) 2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地 (16) 2.3.7 预想题目：电压互感器二次开路 (16) 2.3.8 预想题目：10kV电容器保护动作 (17) 2.3.9 预想题目：351开关液压机构压力降到零 (17) 2.3.10 预想题目：SF6断路器SF6低压力报警 (18) 2.3.11 预想题目：SF6断路器SF6低压闭锁 (18) 2.3.12 预想题目：SF6断路器液压机构打压超时故障 (18) 2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红 (19) 2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分、拒合 (19) 2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸 (19) 2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸 (20) 2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障 (20) 第四节主变压器故障 (20) 2.4.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作 (20) 2.4.1.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障） (20) 2.4.1.2 预想题目：1号主变压器内部故障、重瓦斯保护动作 (21) 2.4.2 预想题目：1号主变差动保护动作 (21) 2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障 (22)
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
1 智能变电站二次设备典型缺陷处理方法 1.1 虚端子异常 智能变电站装置之间交互的SV、GOOSE虚端子在调试过程中已确定于SCD中，並下装至装置内部，在不更改SCD的情况下，虚端子连接不发生变化，因此，在已运行智能变电站中，虚端子异常较少出现。 1.2 光纤回路异常 智能变电站中光纤回路代替常规电缆回路的作用，其重要性不言而喻。光纤回路主要有以下两种异常： 1.2.1 光纤中断 异常影响：该光纤中二次设备之间交互的数据中断，造成变电站结构发生断裂，失去对一次设备的监控及保护。 异常表现：监控后台显示相关间隔数据断链。 处理方法：由监控后台显示的报文以及SCD文件分析光纤异常位置，在退出相关二次设备后，用光功率计、光衰耗计检查该光纤回路的完好性，若确实发生中断，更换备用光纤芯。 1.2.2 光纤衰耗过大 异常影响：该光纤中二次设备之间交互的数据不定时、不定期发生中断，造成变电站结构发生断裂，失去对一次设备的监控及保护。 异常表现：监控后台显示相关间隔数据断链，一定时间后复归，可能会重复出现。 处理方法：由监控后台显示的报文以及SCD文件分析光纤异常位置，在退出相关二次设备后，用光功率计、光衰耗计检查该光纤回路的是否衰耗过大，采用酒精棉对光纤接头进行擦拭，再次用光功率计、光衰耗计进行测量，若不能改善，则更换备用光纤芯。 1.3 数据断链异常 1.3.1 异常原因 数据断链异常是智能变电站最常见的异常之一，也是危害最大的异常之一。造成数据断链的原因很多，以下为常见原因： （1）物理回路异常
物理回路异常主要指光纤回路异常，包括光纤终端，光纤衰耗过大等。处理方法见4.2。 （2）物理端口异常 物理端口异常主要指二次设备光端口在长期运行的情况下，出现端口过热，物理松动等原因造成的数据发送问题，与装置的运行环境，产品质量有关。 （3）软件运行异常 软件运行异常主要指二次设备在长时间运行时，程序软件出现运行异常，逻辑BUG等造成的数据发送问题。 （4）网络风暴 网络风暴主要指在变电站拓扑中，交换机配置、运行出现问题，或网络拓扑结构异常造成的大量数据在网络交互，导致正常数据无法进行处理的异常现象。 1.3.2 处理方法 在发生数据断链异常时，运维人员应及时向有关部门汇报，並保存现场监控报文，查询网路报文分析仪在该时刻记录的报文并予以保存。数据断链异常处理过程大致如下： （1）读取监控报文，详细记录报文内容，异常发生的准确时间； （2）判断是否由于其他原因造成的数据断链，如装置失电等； （2）由报文内容判断断链发生的位置、断链回路类型（点对点/组网），或根据监控过程层网络结构图判断断链发生的装置、回路类型； （3）根据监控报文时间，在网络报文分析仪上找到该时间的网络报文，并做好记录工作； （4）检查订阅端装置自检告警，确认断链回路； （5）检查该回路光纤连接是否完好； （6）检查网络报文分析仪上，该断链回路的发送端是否正常发送，是否存在丢帧，是否存在帧离散度过大的现象；（网络报文分析仪会以红色字体显示异常发生的时刻，以及异常名称）；
最新变电站事故预想汇总 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。
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