大路口变#1主变大修总结报告

第一篇：大路口变#1主变大修总结报告

大路口变#1主变大修总结报告

郑 杰

一、基本情况

辰溪电力公司大路口变建设于2001年，共有2台主变，#1主变型号SFS7-31500/110kV，是贵阳变压器厂1994年8月产品，于2002年5月投运，现已运行12年。在运行过程中，曾经历过两次短路故障冲击，由于负荷紧张，电网结构等原因，#1主变一直是高负荷、重载运行，不能开展吊罩大修。在辰溪电力公司7月份成功实施了城区负荷分配，转移了近4000kW负荷至110kV辰溪变后，才具备了#1主变实施吊罩大修的基础条件。

为确保供电的可靠性和安全性，对其大修是十分必要的，在经过认真准备，多方协调，请教市公司专家，并得到检修试验业务室积极支持，公司领导决定对#1主变进行大修。

二、检修目的

#1主变运行至今已经有12年，按规程要求在投运5年内或每间隔10年需开展大修1次，#1主变早已超过检修周期。而且#1主变存在以下缺陷：

渗漏油严重（1）

渗漏油严重（2）

35kV B相套管桩头滑丝、变形、渗油

玻璃管油位计脏污，不利于运行人员巡视，观察。

本次检修主要目的为更换全套密封件，消除35kV B相套管桩头滑丝、变形、渗油等缺陷，开展诊断性电气试验。通过吊罩检修消除隐蔽缺陷，确定设备电气性能、健康水平。避免因缺陷得不到消除，导致故障停运引起事故，提高设备安全性、可靠性、经济性。保证电网安全、设备安全。

三、组织管理

为保证大修的顺利完成，公司对此次大修任务高度重视。在大修前，进行了充分的准备。一方面按照变压器大修的要求，及中华人民共和国电力行业标准《电力变压器检修导则》（DL/T 573---95），结合大路口变电站#1主变的缺陷和可能会本次大修工作中出现的一些问题，认真组织编写了#1主变大修的《施工方案》，经公司生产领导审核，报市公司生产副总批准。认真按照标准化作业流程编写《工作票》、《工序质量卡》，组织管理、安监、调控、运行、施工等各个单位、部门召开检修前协调会，对本次大修吊罩任务作了详细的分工安排，让各单位了解工作安排、明确工作任务。做好开工准备；另一方面在厂家及兄弟单位的紧密配合下，积极组织大修所需材料、配件，例如滤油机、油罐、套管架等，保证主变大修工作的顺利开展。这次主变大修，严格按照标准化作业流程进行变电设备检修，检修中对人员及安全管理、检修工器具管理、现场布置等相关工作都按照标准化要求进行。

四、安全措施

安全工作始终是工作的重中之重，为了安全、优质的完成此次主变大修任务，辰溪公司坚持“安全第一，预防为主”的方针，在#1主变大修过程中，工作负责人每天开工前召开班前会，进行工作进度布置、危险点和质量控制点分析，在现场按照主变大修施工方案的要求组织工作，确保生产安全，控制检修质量，每天收工后召开班后会进行总结和安排；同时认真细致地做好个人安全防护措施、现场安全保护措施和各种安全隔离措施，实现了大修安全的能控、可控、在控。根据大修现场实际，制定切实可行的安全措施。

1、开工前，工作负责人对工作班成员开展“三交”，交待工作任务、停电范围及安全措施。细致做好安全防护措施。例如在＃1主变的工作区域四周设置硬质围栏，做到检修设备与运行设备的完全隔离；吊车接地时，接地线选用6mm²铜芯线，连接点严格按要求用螺丝拧紧，确保可靠接地等。

2、是指定专人为安全监察员。施工过程中，安全员随时排查现场施工安全隐患、检查现场违章行为，及时纠正和处理不安全的行为，并加强协调、督促整改。

3、公司领导始终坚持在检修现场，在施工过程中遇到困难时，积极协调，组织各方人员会商，拍板确定实施方案。无论是安全监督还是施工质量，均认真督促施工单位，按规程、规范及施工方案要求实施检修工作,。

五、质量管控

10月14日大路口变电站#1主变大修工作正式开始，本次大修工作共安排15名检修人员实施。工作一展开，大家各就各位，各司其职，各负其责，现场紧张繁忙而有序。14日按施工方案实施各项修前试验。试验过程中发现110kVB相直阻偏大，经各方商讨决定按计划实施吊罩工作。15日上午9点半开始了＃1主变110kV侧和35kV侧套管接线柱引线拆除，并进行器身检查、拆除主变控制回路及二次回路的电源线路等工作。并在起重人员和厂家技术人员的协同配合下，拆除了主变高、中压侧和中性点的套管以及油枕等附件；同时，抽出部份变压器油并进行处理。16日，在全部抽出变压器油并进行处理后，＃1主变吊罩检修开始，25吨的大型吊车开始吊罩，随着吊钩的缓缓升高，＃1主变的钟罩被成功吊起。

吊罩检修（1）

随后检修人员对变压铁芯、绕组和铁轭等常规件进行了详细的检查、清扫，并逐个对各个紧固螺丝紧固一遍，检查分接开关动作是否灵活可靠，有无损坏；对铁芯的绝缘进行检测，对油箱底部的铁屑及杂物进行清理；

吊罩检修（2）

110kVB相引线绝缘损伤 在吊罩检修中发现的110kVB相引线绝缘损伤，110kVB相导电杆有电弧灼伤，是导致直阻偏大的原因。现场决定对110kVB相引线绝缘损伤部分用皱纹纸和白纱带进行包扎修复。

110kVA相 抱箍线夹裂纹

110kVB相导电杆、35kVB相导电杆则需从厂家派焊接技术人员对导电杆重新更换焊接加工。吊回钟罩后按规定回装附件紧固螺栓，回装高、中压侧和中性点套管等，对所有放油阀进行密封；为免主变内部受潮，将变压器油加至高出变压器铁芯位置（110kVB相导电杆是检修中发现问题，需厂家调货，110kVB相套管无法及时回装）。17日，完成了主变散热片、油枕、净油器、主变风机辅助设备的回装工作。18日，完成110kVB相导电杆、35kVB相导电杆重新更换焊接加工，并在当天完成110kVB相套管、35KVB相套管回装，将变压器油加至油枕正常油位。19日，主变注油后静止，并对主变各密封件仔细检查，查看有无渗漏点，对变压器外壳清洗。20日，进行主变投运前各项电气试验、主变绝缘油检验等，各项试验数据指标都达到合格，当天进行冲击合闸试验，带负荷运行。＃1主变大修实现了安全优质高效。

六、检修效果

此次大修从10月14日开始，到10月20日，检修工程历时7天提前按照预定计划完工。由于事先准备充分、分工明确，提高了工作效率，吊罩大修后，大路口#1主变的健康水平有了进一步提高，尤其是在本次检修中发现的110kV侧B相导电杆电弧灼伤、引线有轻微局部放电，绝缘损伤等缺陷得到了及时、有效的处理。避免了因隐患发展导致故障检修停电的事件发生。确保了辰溪电网的可靠、安全运行。通过此次主变大修，锻炼了队伍，增强了协调作战精神，积累了宝贵的经验。

附：大修检查处理记录： 1、110kV侧B相导电杆有电弧灼伤（吊罩检查过程中发现）、35kVB相导电杆滑丝、变形，均重新更换焊接加工。2、110kV侧B相引线有轻微局部放电现象（吊罩检查过程中发现），对引线绝缘损伤部分用皱纹纸和白纱带进行包扎修复。

3、更换冷却风机1台，2个净油器内硅胶全部更换、更换净油器蝶阀4个。

4、铁芯螺栓紧固。

5、更换变压器全部密封件。

第二篇：主变大修报道

迫在眉睫——大修进行时

2010年最后的几个月内，托克托发电厂#3机组主变C相变压器油样检查出烃含量严重超标，并且烃含量呈逐渐上升趋势，变压器外壳底部一处发热。设备部电气点检，设备相关负责人及变压器厂家通过仔细商讨，于2011年一月做出决定，对#3机组主变C相进行吊罩大修。

一、兵马未动，粮草先行。

本次大修工作是由我们蓝巢项目部电气高压班以及陡河发电厂电气高压班在电气点检的领导下共同进行。前期准备工作由我们蓝巢电气高压班负责。

针对大修准备工作，班长师峰在大修前一周组织高压班全体员工开会。在会议上制定了大修准备工作项目。

1、凡参加大修的人员应熟悉变压器的工作原理及其结构，应了解变压器的运行情况及大修原因，并熟悉掌握本次大修的工作任务及其职责。

2、准备好本次大修的材料，备品并妥善保管。

3、联系好焊工、起重工、架子工、化学油处理人员，做好各工种的配合工作。

4、安装好检修现场的临时电源，装设照明灯具。

5、露天检修，做好防汛、防尘、防雨雪、防冻的工作。

6、检修现场配备足够的消防人员及器具，应使用二氧化碳或四氯化碳灭火器，严禁使用干粉及水灭火。

7、准备好大修用的各种盖板，支撑构架或垫块，校验起重吊具、钢绳。

8、准备好滤油设备及储油灌，以及大修所需工器具，安全防护用品等。

9、停电办理工作票，将变压器退出运行，拆除变压器外部连线及各附件，做好变压器吊罩（芯）前的一切准备工作。

10、变压器大修前应列出工具清单，工具交由专人保管，进入大修现场人员应着干净无附属物的工作服，不得携带金属小器械（硬币、打火机、钥匙）等进入现场，应登记领用工具，工具应系好白布带，谨防跌落至变压器本体内。

三、万事俱备，只欠东风。

大修前两天，各相关专业人员到位，工器具到位，吊车到位，等等各项准备工作完全到位。现场布置也全部完成。并对变压器再次的做了油样检测。

就在万事俱备的时候，相关负责人以及厂家负责人针对变压器目前的实际情况，到底是起吊返厂，还是吊罩检修做出了深刻讨论。讨论结果是对主变进行吊罩检查，如有现场无法解决的问题进行返厂检修。并做出了详细的检修方案。

随着检修方案的出台，主变大修总负责人对大修工作进行了最后的任务分配，各部门各专业紧锣密鼓的开始了对#3机组主变C相大修工作。

四、大修进行时

1、#3机组主变C相大修工艺流程

修前准备→办理工作票，拆除引线→电气、油备试验、绝缘判断→部分排油拆卸附件并检修→排尽油并处理，拆除分接开关连接件→吊钟罩（器身）器身检查，检修并测试绝缘→受潮则干燥处理→按规定注油方式注油→安装套管、冷却器等附件→密封试验→油位调整→电气、油务度验→结束

2、天气及作业现场要求 1）主变大修天气要求: 放附件油(油枕,散热器,连管等),放油至上夹件:天气状况良好(晴)主变吊罩(或器身):天气晴朗,器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定:相对温度≤65%为16h;相对温度≤75%为12h 2）主变大修作业现场要求:应选在无尘飞扬及其它无污染的晴天进行.使用的工器具,设备,材料按定制图摆放整齐,方便使用,随时保持现场清洁,卫生。

3、现场起重注意事项

1)起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号，起吊设备要根据变压器钟罩（或器身）的重量选择，并设专人监护。2)起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。

3)起吊铁芯或钟罩（器身）时，钢丝绳应挂在专用吊点上，钢丝绳的夹角不应大于60℃，否则应采用吊具或调整钢丝绳套。吊起离地100mm左右时应暂停，检查起吊情况，确认可靠后再继续进行。

4)起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，并在四角系缆绳，由专人扶持，使其平稳起降。高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙，以免碰伤器身。当钟罩（器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施。

5)吊装套管时，其倾斜角度应与套管升高座的倾斜角度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件。

五、缺陷确认

在变压器吊罩后，通过对绕组，引线等变压器内部的检查，我们很快的发现了导致烃含量超标的原因。

在本体外壳密封圈处发现有高温碳化现象，通过厂家以及专业人员分析，这种现象是本体内部形成涡流造成的。要想解决这种问题，必须保证变压器外壳上下之间保持一定距离或者完全接触。但是为了变压器的密封，让其保持一定距离肯定是不现实的，最后做出决定让外壳上下良好接触，从而避免涡流产生。

六、回装

在确认了#3机组主变C相烃含量超标局部发热的主要原因并制定解决方案后，我们对变压器进行了回装，注油等待试用。

七、拭目以待

#3机组主变C相变压器的大修已告一段落。但对于参与了大修工作的所有人员都没有放松的心情。主变的试运将在年后进行，所有参与工作的人都是等待着试运结果。

第三篇：主变就位施工方案

主变就位施工方案

………………………………….2017年11月24日

主变就位施工方案

一、主变卸车方案

(一）使用设备如下：

液压泵站：2台 液压推进器：2台 重型钢轨6根 枕木、垫板若干 液压千斤顶：4台

（二）车辆进变电站过程

运输车辆进入变电站路口时，车辆以2km/h的速度转弯进变电站门口，在地面比较松软的地方铺设钢板。

（三）施工过程如下：

1、车辆进入变电站，将运输车停至平整完毕的变压器基础附近，靠近基础边缘。

2、主变下加添重轨，用液压推进器将主变平移至地面。

3、将变压器平移至变压器基础。

4、前后左右调整至主变精确就位。

5、将主变垂直顶升每次不得超过10cm，将主变水平推进每次不得超过50cm，在操作施工时，安保措施跟进。液压泵站由专人操作并有专人指挥，车底盘加固。

6、用千斤顶将变压器垂直顶起至与车板高度平齐（主变垂直顶升每次不得超过10cm），然后主变下加添重轨，用液压推进器将主变平移至车辆平台（主变水平推进每次不得超过50cm），前后左右调整至主变重心与车辆中心一致。在操作施工时，安保措施跟进。液压泵站由专人操作并有专人指挥，车底盘加固。

2、变压器就位安全技术措施

（1）变压器就位作业前要做好技术交底工作，施工人员必须做到五个明确，即工作任务明确，施工方法明确，施工作业步骤明确，自身职责明确，安全注意事项明确。

(2）变压器装卸就位作业由专人负责统一指挥，指挥信号应清晰、醒目、明确、及时、果断。

(3)作业中施工人员必须坚守岗位，做到思想集中，听从调配，严禁吵闹和谈笑。

(4)作业人员在工器具特别是钢轨、夹具等沉重件搬移、拆装时应注意协调，严防人体挤压和砸伤。

(5)作业时应有专人负责严密检查，确认各部分情况良好时才能继续作业，如有不妥之处应及时指出纠正，否则不允许继续作业。(6)变压器用千斤顶顶升、下降时只允许在两侧分次交替进行，其高度每次不超过10cm，严禁在四点同时顶空或越层升降，顶升时同侧千斤顶应保持同步，在顶升过程中应做好防止变压器倾倒或滑移的保险措施，保险垫木与变压器底部净空高度保持在 2cm以下。(7)开液压泵人员应密切注意油压大小，发现异常应及时报告，查明原因，排除故障后方可继续顶升、推进。

(8)变压器顶推作业时应严格控制两只油缸顶推量，防止变压器中心偏移及滑出轨道，给准确就位带来不便。变压器顶推时需在变压器与基础间同步设置四点以上保险硬木垫，其空隙保持在5cm以内。(9)变压器顶推至基础位置后，采用四台100t千斤顶（千斤顶要

求顶在变压器设备的专用千斤顶座点上）分次顶高变压器，抽出钢轨和滑板，继续交替顶升抽出枕木将变压器安全落在基础上。

(10)对变压器作细微调整，使变压器位置符合安装要求，就位结束。

第四篇：主变在线监测操作规程

主变在线监测操作规程

本操作规程根据厂家提供的产品说明书编制，危险源和风险预控按《风险管理手册》管理标准和管理措施执行。

一、软件使用说明 1.登录

打开Firefox火狐浏览器，在地址栏中输入访问地址： http://localhost:8080/MDS4000-DIANDAIGOU(最后的大写拼音为站名全拼，不同的站，只需更改最后的站名即可)进入系统登录界面。

登录名：admin 密码：123456 点击【登录】按钮，进入系统主界面。2.查看数据

进入系统主界面，左侧菜单显示该变电站下的设备类别，点击该设备名称能分别跳转至该设备的主界面中，如点击【1#主变】链接跳转至1#变压器主界面。

点击页面上方的【设备健康状态图】按钮，进入该变电所下所有监测设备以及各类IED的设备状态及装臵状态。

(1)在该设备健康状态图下方用不同颜色图标分别标识当前监测设备的装臵、设备状态。(设备状态：正常、一级报警、二级报警、装臵停运、装臵故障、装臵未接)。(2)点击某一个智能单元状态图，即可进入该子IED的实时监控界面

3.页面现实的数据为最新的上传数据，要想查看历史数据的话，点击页面的历史数据，可以查看近期的历史数据。

(1)数据项有三种运行状态：正常(绿)、一级报警(黄)、二级报警(红)；

(2)设备图下方为设备状态评估信息显示，包括设备的工作状态、风险度等；

(3)当监测气体数据状态异常时，点击异常数据进入诊断方法页面。

(4)点击【设备状态评估】进入该设备实时状态评估界面；

4.服务器断电后重新启动，登录用户：选择“其他”，用户名：root，密码：mga2000。

二、巡检重点部位、内容及异常情况的处理

（一）巡检变压器智能组件柜时，注意观察各IED运行状态，正常情况电源灯常亮，运行灯闪烁，报警灯常灭。

异常情况：

1.电源灯正常，运行等常亮，报警灯常亮，设备可能有故障。可将设备电源切断，待一分钟左右再重新上电，查看报警灯是否还是处于常亮状态，如果报警灯依然常亮则说明设备有问题，需要检查设备并咨询专业技术人员。2.电源灯灭，查看各IED电源情况。

（二）色谱微水监测

1.色谱微水监测单元每天采集一组数据并上传到主控室后台MDS4000状态评估系统中，评估系统根据上传的数据判定各气体组分浓度是否正常，并会给出一个风险评估报告。值班人员要每日按正常巡视时间查看后台数据，看是否有数据告警提示及数据的异常变化。如果有告警提示，相应气体组分浓度前的运行状态颜色会发生变化，正常位绿色逗点，一级报警为黄色逗点，二级报警为红色逗点。如果数据异常，查看最近历史数据比较某一组分气体浓度是否有明显上升趋势。根据具体情况由专门技术人员作出相应处理。

2.值班人员每日按正常巡视时间查看变压器取油和回油法兰有无渗漏油现象，变压器智能组件柜内部色谱监测单元与油管对接处是否有渗漏油现象。若有渗漏，可根据具体渗漏点，把连接处的螺丝拧紧，擦干净，过段时间观察是否正常。值班人员在巡检时如发现与iMGA2020色谱微水监测IED的两根油管严重漏油或油管等处破裂,请及时关闭在变压器上两个阀门并切断数据采集器电源，通知相关负责人员。

3.色谱监测单元除了在采样期间，会每隔40分钟左右定期进行油样的循环，以使采集到的油样更具代表性，所以，色谱监测单元上电投运以后，必须保持主变部位进油和回油法兰的常开状态，不能关闭，因为设备在进行数据采集时内 部安装的油泵会运行，如果进出口法兰关闭会使油泵工作电流增大而烧毁。如遇到检修或其他情况需要关闭法兰开关的，必须先把色谱监测单元装臵断电停运。待重新打开法兰连接处的阀门后再把设备投入运行。

4.值班人员在巡检时注意观查气瓶上减压阀压力表的变化，正常情况下减压阀低压侧输出压力应为0.4～0.45Mpa，非相关人员禁止擅自更改低压侧输出压力。高压侧压力指示的是当前气瓶内压力，此压力如果逐渐慢慢的下降到2～3MPa时请与相关负责人联系；如气瓶内压力突然下降的很快则有可能是某处漏气，也请及时通知相关负责人员；如气瓶内压力表指示低于1Mpa，请关闭数据采集器电源，通知相关负责人员更换载气。玻璃干燥管内蓝色颗粒超过2/3变为米白色时需更换干燥管。

（三）套管绝缘监测

1.变压器套管绝缘监测传感器包括套管末屏泄漏电流检测传感器和母线PT信号采集传感器，全部采用穿心式小电流互感器。安装位臵：变压器套管绝缘监测电流传感器安装于套管末屏附近，末屏接地线通过穿心式电流传感器后接地。

2.值班人员巡检时，应注意末屏电流传感器有无松动迹象，接地线有无松动及老化迹象。

3.母线PT信号采集传感器位于主控室计量屏下部，母 线二次侧参考电压信号先经过一个4匹空开，再进入到PT信号采集传感器，空开要长期处于闭合状态，如果没有参考电压信号，套管绝缘监测单元是采集不到泄露电流，介损，电容等数据的。

（四）工况信息

1.iOCM2020工况信息监测智能组件采用两个穿心式CT，以及一个环境监测传感器组成。穿心式CT安装于铁心夹件接地线上，铁心夹件接地线保持连续一致的通流能力。环境监测传感器，直接固定于柜内支架上，主要监测环境的温度和湿度。

2.值班人员巡检时，注意观察固定穿心CT的支架是否牢固，通讯线航空插头是否有松动迹象，变压器铁芯接地扁铁下端接地是否牢靠。

三、使用注意事项

（一）IED运行维护注意事项：

1.在系统的使用过程中，不得随意拆卸设备； 2.在进行电源切换时应及时检查系统工作是否正常； 3.各监测单元软件中的参数设臵完成后不得轻易修改，以防误报警或报警失效；

4.应定期对系统数据进行备份；

5.更换电流互感器时，应断电操作，因为CT不能开路； 6.当离线数据与监测数据相差较大时，考虑校准传感 器，当超出检测范围时则需更换传感器；正常情况下，一次设备更换时，应更换相应的传感器。

7.请勿在系统数据服务器上安装不相关应用软件或游戏，不要随意改动网络、计算机名等相关设臵。

（二）色谱微水监测IED运行维护注意事项

1.检查设备电源，确保设备正常通电；（电源指示灯亮）2.变压器上的进出油口阀门必须处于完全打开状态，严禁关闭！需要关闭时候，首先将色谱监测单元装臵断电停运，投入时待重新打开法兰阀门后再把设备投入运行。

3.观察设备减压阀压力表的变化情况。如果大表压力下降过快说明有漏气现象（连续两天压力值相差0.5MPa视为漏气，一瓶载气正常使用时间为一年），请及时查找原因（用检漏液或肥皂水涂于各接头处），如果查找不到原因就及时关闭设备总开关电源，再关闭载气瓶阀门；

4.注意检查主变本体的下部和中部取样阀(即仪器的进出油阀)及接头是否渗漏油。如果管路接头有渗漏油现象，请用扳手及时处理；如果处理后还是渗油，请关闭设备电源，再关闭与变压器本体相连的阀门；

第五篇：主变异常及事故处理(DOC)

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

油。

② 若变压器大量漏油造成油位迅速下降时，应立即采取措施制止漏油。若不能制止漏油，且低于油位计指示限度时，应立即将变压器停运。

③

对有载调压变压器，当主油箱油位逐渐降低，而调压油箱油位不断升高，以至从吸湿器中漏油，可能是主油箱与有载凋压油箱之间密封损坏，造成主油箱的油向调压油箱内渗。应申请将变压器停运，转检修。

2.油位过高的处理 1）油位过高的原因：

(1)吸湿器堵塞，所指示的储油柜不能正常呼吸。(2)防爆管通气孔堵塞。

(3)油标堵塞或油位表指针损坏、失灵。

(4)全密封储油柜未按全密封方式加油，在胶囊袋与油面之间有空气（存在气压，造成假油位）。2）变压器油位过高的处理：

① 如果变压器油位高出油位计的最高指示，且无其他异常时，为了防止变压器油溢出，则应放油到适当高度；同时应注意油位计、吸湿器和防爆管是否堵塞，避免因假油位造成误判断。放油时应先将重瓦斯改接信号。

② 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。

（三）渗漏油、油位异常和套管末屏放电的处理 1．运行中变压器造成渗漏油的原因有：

(1)阀门系统、蝶阀胶垫材质不良、安装不良、放油阀精度不高，螺纹处渗漏。

(2)高压套管基座电流互感器出线桩头胶垫处不密封或无弹性，造成接线桩头胶垫处渗漏。小绝缘子破裂，造成渗漏油。

(3)胶垫不密封造成渗漏。(4)设计制造不良。2.变压器渗漏油的处理:(1)变压器本体渗漏油若不严重，并且油位正常，应加强监视。

(2)变压器本体渗漏油严重，并且油位未低于下限，但一时又不能停电检修，应通知专业人员进行补油，并应加强监视，增加巡视的次数；若低于下限，则应将变压器停运。

3.套管渗漏、油位异常和套管末屏有放电声的处理:(1)套管严重渗漏或瓷套破裂时，变压器应立即停运。更换套管或消除放电现象，经电气试验合格

后方可将变压器投入运行。

(2)套管油位异常下降或升高，包括利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏；当确认油位已漏至金属储油柜以下时，变压器应停止运行，进行处理。

(3)套管末屏有放电声时，应将变压器停止运行，并对该套管做试验。

(4)大气过电压、内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。此时应采取加强防止大气过电压和内部过电压措施。

（四）压力释放阀异常处理:(1)压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等电气保护未动作时，应立即取变压器本体油样进行色谱分析，如果色谱正常，则怀疑压力释放阀动作是其他原因引起。

(2)压力释放阀冒油，且瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因、故障未消除前不得将变压器投入运行。

（五）轻瓦斯动作的处理 1.变压器轻瓦斯报警的原因：

(1)变压器内部有较轻微故障产生气体。(2)变压器内部进入空气。(3)外部发生穿越性短路故障。

(4)油位严重降低至气体继电器以下，使气体继电器动作。(5)直流多点接地、二次回路短路。(6)受强烈振动影响。(7)气体继电器本身问题。2.变压器轻瓦斯报警后的检查：(1)检查是否因变压器漏油引起。

(2)检查变压器油位、温度、声音是否正常。

(3)检查气体继电器内有无气体，若存在气体，应取气体进行分析。(4)检查二次回路有无故障。

(5)检查储油柜、压力释放装置有无喷油、冒油，盘根和塞垫有无凸出变形。3.变压器轻瓦斯报警后的处理：

(1)如气体继电器内有气体，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。

(2)轻瓦斯动作发信后，如一时不能对气体继电器内的气体进行色谱分析，则可按颜色、气味、是否可燃进行鉴别。

(3)如果轻瓦斯动作发信后，经分析已判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时应尽快将该变压器停运

（六）油色谱异常的处理

根据油色谱含量情况，结合变压器历年的试验（如绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电测量和微水测量等）的结果，并结合变压器的结构、运行、检修等情况进行综合分析，判断故障的性质及部位。根据具体情况对设备采取不同的处理措施（如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查或立即停止运行等）。

（七）内部放电性的处理

若经色谱分析判断变压器故障类型为电弧放电兼过热，一般故障表现为绕组匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、绕组熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对接地体放电等。对于这类放电，一般应立即安排变压器停运，进行其他检测和处理。

（八）变压器铁芯运行异常的处理

(1)变压器铁芯绝缘电阻与历史数据相比较低时，首先应区别是否应受潮引起。

(2)如果变压器铁芯绝缘电阻低的问题一时难以处理，不论铁芯接地点是否存在电流，均应串入电阻，防止环流损伤铁芯。有电流时，宜将电流限制在100mA以下。

(3)变压器铁芯多点接地，并采取了限流措施，仍应加强对变压器本体油的色谱跟踪，缩短色谱监测周期，监视变压器的运行情况。

（九）变压器油流故障的处理 1.变压器油流故障的现象：

(1)变压器油流故障时，变压器油温不断上升。

(2)风扇运行正常，变压器油流指示器指在停止的位置。

(3)如果是管路堵塞（油循环管路阀门未打开），将会发油流故障信号，油泵热继电器将动作。2.变压器油流故障产生的原因：(1)油流回路堵塞。

(2)油路阀门未打开，造成油路不通。(3)油泵故障。

(4)变压器检修后油泵交流电源相序接错，造成油泵电动机反转。(5)油流指示器故障（变压器温度正常）。(6)交流电源失压。3.处理方法：

油流故障告警后，运行人员应检查油路阀门位置是否正常，油路有无异常，油泵和油流指示器是否

完好，冷却器回路是否运行正常，交流电源是否正常，并进行相应的处理。同时，严格监视变压器的运行状况，发现问题及时汇报，按调度的命令进行处理。若是设备故障，则应立即向调度报告，通知有关专业人员来检查处理。

（十）变压器过负荷的处理

(1)运行中发现变压器负荷达到相应调压分接头额定值的90%及以上，应立即向调度汇报，并做好记录。

(2)根据变压器允许过负荷情况，及时做好记录，并派专人监视主变压器的负荷及上层油温和绕组温度。

(3)按照变压器特殊巡视的要求及巡视项目，对变压器进行特殊巡视。(4)过负荷期间，变压器的冷却器应全部投入运行。

(5)过负荷结束后，应及时向调度汇报，并记录过负荷结束时间。

（十一）冷却装置故障的处理 1.冷却器故障的原因：

(1)冷却器的风扇或油泵电动机过载，热继电器动作。(2)风扇、油泵本身故障（轴承损坏，摩擦过大等）。(3)电动机故障（缺相或断线）。

(4)热继电器整定值过小或在运行中发生变化。(5)控制回路继电器故障。

(6)回路绝缘损坏，冷却器组空气开关跳闸。(7)冷却器动力电源消失。(8)冷却器控制回路电源消失。

(9)一组冷却器故障后，备用冷却器由于自动切换回路问题而不能自动投入。2.冷却器故障的处理：(1)冷却装置电源故障。

(2)机械故障。包括电动机轴承损坏、电动机绕组损坏、风扇扇叶变形等。这时需要尽快更换或检修。

(3)控制回路故障。控制回路中的各元件损坏，引线接触不良或断线，触点接触不良时，应查明原因迅速理。

(4)散热器出现渗漏油时，应采取堵漏油措施。(5)当散热器表面油垢严重时，应清扫散热器表面。

(6)散热器密封胶垫出现渗漏油时，应及时更换密封胶垫，使密封良好，不渗漏。

主变事故处理

第1条 主变保护原理

1.1差动保护：检测主变同相各侧之间电流矢量和（正常值约为零）达到或大于整定值时，保护动作迅速跳开主变各侧开关，以切断故障电流。

iA+ia+ia′≧icd 1.2 瓦斯保护：检测流过瓦斯继电器的气体或油流达到设定的状态时，保护动作迅速跳开主变各侧开关，以切断故障电流。

1.3 压力释放保护：主变内部故障产生高温使油气急剧膨胀，产生的压力促使压力释放装置动作，保护跳闸接点动作于跳三侧开关。

1.4 冷控失电保护：对于大容量主变对主变散热程度要求很高，通常有强迫油循环风冷系统，该系统电源消失将无法工作，主变在高温下运行绝缘很容易损坏。目前，冷控失电保护回路中通常串有一温度接点，当冷却系统电源消失后温度升到设定值，保护将动作跳开主变各侧开关，以防止主变绕组过热损坏。

1.5 主变零序保护：有中性点接地的接地零序保护和中性点不接地的间隙零序保护两

种，接地零序可取外接零序电流或自产零序电流进行检测，当达到或超过零序电流定值时保护动作跳相应开关。间隙零序取间隙CT和零序电压进行检测，当达到或超过定值时保护动作跳相应开关。

1.6 复合电压闭锁过流保护：取负序电压或低电压作为闭锁过电流保护动作的条件，故障时满足负序电压或低电压条件，才能开放过电流保护动作，保证保护的可靠性和灵敏性。

第2条 主变保护配置及范围

每台主变配置两套变压器保护，构成电气量保护双主双后的配置，配有RCS-978、四方CST-231B、PST1204C型、PST1203A型4种电气量保护。RCS-974G和PST-12型作为非电气量保护接口。

2.1 #1主变保护

#1主变A柜配RCS-978H和RCS-974G，保护电流取自三侧开关CT，当主变高压侧或中压侧开关被旁代时，保护电流切至旁路开关的CT回路，#1主变B柜配CST-231B保护，CZX-22R、CZX-12A操作箱，YQX21J/JSQ11J电压切换及失灵箱，保护电流取自主变三侧套管CT。

2.1.1 RCS-978H装置组成和保护范围：

——主变差动保护：比率差动、差动速断、工频变化量比率差动保护构成。保护范围：

#1主变三侧开关CT范围之内的的短路故障，包括主变内部绕组相间短路、严重匝间短路、主变外部套管及引出线相间短路、CT本身故障、110kV和220kV侧绕组和引出线上的单相接地短路。

——后备保护：由复合电压闭锁方向过流保护（Ⅰ、Ⅱ段）+零序方向过流保护（Ⅰ、Ⅱ段）+零序电压保护+间隙零序过流保护构成。保护范围：作为主变差动的后备保护防止差动保护拒动失去保护，又作为相邻母线或线路的后备保护。

2.1.2 RCS－974G装置组成和保护范围：

非电量保护-----装置设有7路非电量信号接口，5路非电量直接跳闸接口，3路非电量延时跳闸接口。所有的非电量信号均可通过RS-485通信接口传送给上位机。主要包括瓦斯、温度、压力释放、冷控失电保护上传的信息。保护范围：主变内部故障。

非全相保护-----可整定选择经过零序、负序电流闭锁，可整定是否经发变器动作接点闭锁，可整定选择使用两组TA。保护范围：防止高压侧开关在运行状态下出现三相位置不一致。

失灵保护-----可整定选择经过零序、负序电流闭锁，可整定是否经变压器动作接点、断路器不一致接点闭锁，可整定选择使用两组TA。保护范围：防止高压侧开关在事故情况下拒动时扩大事故，失灵保护动作跳开该母线上的所有开关。

2.1.3 #1主变保护B屏CST231B保护功能：

1）主保护主要配有：差动速断和比率差动保护和CT二次回路断线检测。保护范围：#1主变三侧套管CT之间的短路故障，包括主变内部短路故障。

2）后备保护主要有：高（中）压侧：复压闭锁（方向）过流，零压闭锁零序方向过流，零序过流保护，间隙零流零压保护；低压侧复压闭锁过流，零序过电压保护等。保护范围：作为主变差动的后备保护防止差动保护拒动失去保护，又作为相邻母线或线路的后备保护。

2.2 #2主变保护

#2主变保护A柜配有PST1203A型、PST1204B型保护，保护电流取自三侧开关CT。PST-12型操作箱及本体保护。#2主变保护B柜配有CSR 22A本体保护、YQX21J/JSQ11J电压切换及失灵箱、CST-231B保护，保护电流取自主变三侧套管CT。

2.2.1 PST-1203A主保护功能

包括差动保护1（SOFT-CD1）。主要包括二次谐波制动元件、比率制动元件、差动速断过流元件、差动元件和TA断线判别元件等。同时还包括变压器各侧过负荷元件、变压器过负荷启动风冷元件、变压器过负荷闭锁调压元件等。

二次谐波制动元件：防止励磁涌流引起差动保护误动。

差动速断过流元件：在变压器区内严重故障时快速跳开变压器各侧开关。

TA断线判别元件：为了变压器在正常运行时TA回路状况，发现异常情况发告警信号，并可由控制字投退来决定是否闭锁差动保护。

过负荷元件：反应变压器的负荷情况，仅监测变压器各侧的三相电流。

过负荷启动风冷元件：反应变压器的负荷情况，监测变压器高压侧和中压侧三相电流。过负荷闭锁调压元件：反应变压器的负荷情况，仅监测变压器高压侧电流。2.2.2 PST-1204B后备保护功能

包括高压侧后备保护（SOFT-HB3）、中压侧后备保护（SOFT-HB3）、低压侧后备保护（SOFT-HB4），三侧后备保护共用出口回路、信号回路、直流电源回路等。SOFT-HB3保护程序主要配置：复合电压闭锁（方向）过流保护；零序（方向）过流保护；间隙零序保护；非全相保护。SOFT-HB4保护主要程序主要配置：复合电压闭锁过流保护。

复合电压闭锁方向过流保护：反应相间短路故障，可作为变压器后备保护，本侧TV断线时，本保护的方向元件闭锁或开放由控制字选择，TV断线后若电压恢复正常，本保护也随之恢复正常。

零序方向过流保护：反应单相接地故障，可作为变压器的后备保护，电压、电流取自本侧的TA、TV断线时，本保护的方向元件退出。TV断线后若电压恢复正常，本保护也随之恢复正常。

间隙零序保护：反应变压器间隙电压和间隙击穿的零序电流。

非全相保护：本保护检测断路器位置节点，同时判断零序电流，保护动作出口仅跳本侧开关或变压器各侧开关。本保护仅适用于分相跳闸的断路器。

2.2.3 #2主变保护B屏CST231B保护功能

1）主保护主要配有：差动速断和比率差动保护和CT二次回路断线检测。保护范围：#1主变三侧开关CT之间的短路故障，包括主变内部短路故障及外部引出线的短路故障。

2）后备保护主要有：

1、高（中）压侧:复压闭锁（方向）过流，零压闭锁零序方向过流，零序过流保护，间隙零流零压保护；低压侧复压闭锁过流，零序过电压保护等。保护范围：作为主变差动的后备保护防止差动保护拒动失去保护，又作为相邻母线或线路的后备保护。

2.2.4 #2主变保护B柜CSR 22A本体保护

1）、重瓦斯引入接点，由本装置发出信号或跳三侧开关；

2）、冷却失电、压力释放保护引入接点，动作于信号或延时动作于跳三侧开关；

3）、轻瓦斯、温度引入接点，动作于信号。

第3条 主变事故处理基本原则

（1）保障另一台主变能在最大运行方式下运行。

（2）快速确定有无人为因素的误动，以迅速恢复主变运行。（3）及时隔离故障点，恢复正常设备的运行。3.1 主变常见事故分析

3.1.1 主变外部故障：套管损坏短路、引出线之间短路、CT故障、主变10kV侧引入10kV室内至CT间的小动物事故或多相支柱瓷瓶绝缘击穿。现象：主变差动保护动作，三侧开关跳闸，外部损坏故

障明显，如果出在10kV高压室内则焦臭味明显，查故障录波有差流突变。

3.1.2 主变内部故障：内部绕组绝缘损坏发生匝间或相间短路、分接开关接点故障。现

象：瓦斯保护动作或伴有差动保护动作，三侧开关跳闸。外部只能从温度表、瓦斯继电器气体或油色及释压阀有无喷油来检查，一般故障现象不明显。

3.1.3 主变保护误动：差动电流回路极性接反或绝缘损坏出现分流，端子排绝缘损坏有短路；瓦斯接点接通或被短接，人为误碰等，通常事故报文无故障电流。

3.2 主变保护动作处理 3.2.1差动保护动作：

1）复归事故音响，记录事故时间。

2）值班负责人在后台机上检查事故主变三侧开关的电流、有功、无功已为0，检查另

一台主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。

3）正、副值班员应迅速到10kV高压室内检查主变低压侧开关处有无异常，然后再去

户外检查差动电流互感器范围内有无异常，检查主变端子箱内有无异常。4）查看保护保护信息，打印事故报告，以判断是否误动。5）向调度详细汇报检查结果。

6）关注另一主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。7）如果发现有明显故障现象，应及时将故障点进行隔离。

8）如果故障现象不明显，不能确定是否误动，将主变转为冷备用或检修状态。9）记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。3.2.2 瓦斯保护动作：

1）复归事故音响，记录事故时间。

2）值班负责人在后台机上检查事故主变三侧开关的电流、有功、无功已为0，检查另一台主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。3）正、副值班员应迅速到检查主变本体外观有无异常、瓦斯继电器气体情况，检查主

变端子箱内有无异常。

4）查看保护保护信息，打印事故报告，以判断是否误动。5）向调度详细汇报检查结果。

6）关注另一主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。7）如果发现有明显故障现象，应及时将主变转为检修状态。

8）如果故障现象不明显，不能确定是否误动，将主变转为冷备用或检修状态。

9）

记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。3.2.3 主变后备保护动作：

1、复归事故音响，记录事故时间。

2、值班负责人在后台机上检查事故主变三侧开关的电流、有功、无功变化情况，确定是哪一侧的后备保护动作。检查另一台主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。

3、正、副值班员应检查后备保护动作侧的出线有无保护动作，有无开关拒动，是否属越级跳闸，相应母线是否有异常，检查主变有无异常。4、5、6、7、8、9、查看保护保护信息，打印事故报告，以判断是否误动。向调度详细汇报检查结果。

关注另一主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。

如果能确定是线路故障越级跳闸，则隔离拒跳开关，按指令恢复主变及其他线路开关送电。主变有异常时将主变转为冷备用或检修。

记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。

3.3.4 冷控失电信号发出：

1、记录时间，复归音响，检查主变温度不超过规定值。

2、检查400V室风冷电源是否消失，空气开关有无跳闸。

3、检查主变风冷控制箱电源是否消失，空气开关有无跳闸，有无异味。

4、检查无异常后断开风冷所有支路开关，从400电源端开始依级送电，遇有再次跳空气开关的则不再送该支路，恢复其他风冷支路供电。

5、若属于400V电源端故障，则设法隔离切换站用电源。

6、上述情况在超过10分钟仍不能恢复风冷电源，应汇报调度，申请退出冷控失电跳闸出口压板，并密切监视主变温度。运行时间按厂家说明不能超过规定时间（变压器规程为2小时）。

7、做好记录，汇报变电所领导。第4条

主变事故处理实例

4.1 事故处理实例（1）

一、题目：#1主变中压侧套管B相瓷瓶污闪击穿故障

二、处理过程

1、运行方式：220kV系统的线路

1、线路

3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路

2、线路

4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用；110kV系统的线路

1、线路

3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路

2、线路

4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用；10kV

母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。2010、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入 a)b)监控系统信号：#1主变保护差动速断、比率差动、工频变化量差动动作。

光字牌及表计情况：差动保护、事故跳闸光字牌亮，#1主变三侧开关电流、有功、无功为0。c)d)跳闸情况：201、101、901开关跳闸

保护屏信息：RCS-978:差动速断B、比率差动B、工频变化量差动B动作;

CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差动跳闸出口。操作箱高、中、低跳闸灯亮。e)f)一次设备检查情况：#1主变中压侧套管B相瓷瓶损坏，201、101、901开关在分闸位置

处理步骤：

1）、复归事故音响，记录事故时间。

2）、值班负责人在后台机上检查#1主变201、101、901开关的电流、有功、无功已为0，检查#2主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。

3）、正、副值班员应迅速到10kV高压室内检查主变低压侧开关处有无异常，然后再去户外检查差动电流互感器范围内有无异常，经检查#1主变中压侧套管B相瓷瓶损坏。4）、查看记录#1主变保护A、B柜信息，打印事故报告。5）、向调度详细汇报检查结果。

6）、关注#2主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。

7）、复归信号,将#1主变转为检修状态。退出#1主变后备保护跳中压母联、低压侧分段开关压板。8）、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。4.2 事故处理实例（2）

一、题目：#2主变内部分接开关故障(只有调压瓦斯保护动作)

二、处理过程

1、运行方式：220kV系统的线路

1、线路

3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路

2、线路

4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用；110kV系统的线路

1、线路

3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路

2、线路

4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用；10kV母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。2010、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入2、3、监控系统信号：#2主变保护有载重瓦斯动作。

光字牌及表计情况：分接开关轻瓦斯、分接开关重瓦斯、事故跳闸光字牌亮，#2主变三侧开关电流、有功、无功为0。

4、跳闸情况：202、102、902开关跳闸5、6、保护屏信息：PST-12:调压重瓦斯、调压轻瓦斯灯亮，高、中、低跳闸指示灯亮。

一次设备检查情况：#2主变有载调压瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，202、102、902开关在分闸位置

7、处理步骤：

1）、复归事故音响，记录事故时间。

2）、值班负责人在后台机上检查#2主变202、102、902开关的电流、有功、无功已为0，检查#1主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。

3）、正、副值班员应迅速到#2主变处检查，经检查#2主变有载调压瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，#2主变端子箱无异常，202、102、902开关在分闸位置

4）、查看记录#2主变保护A、B柜信息。5）、向调度详细汇报检查结果。

6）、关注#1主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。

7）、复归信号,将#2主变转为检修状态。退出#2主变后备保护跳中压母联、低压侧分段开关压板。8）、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。4.3 事故处理实例（3）

一、题目：#1主变本体内部故障

二、处理过程

1、运行方式：220kV系统的线路

1、线路

3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路

2、线路

4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用；110kV系统的线路

1、线路

3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路

2、线路

4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用；10kV母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。2010、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入

2、监控系统信号：#1主变保护比率差动、工频变化量差动动作，#1主变本体重瓦斯动作、本体轻瓦斯动作。

3、光字牌及表计情况：#1主变重瓦斯、#1主变轻瓦斯、差动保护、事故跳闸光字牌亮，#1主变三侧开关电流、有功、无功为0。

4、5、跳闸情况：201、101、901开关跳闸

保护屏信息：RCS-978:差动速断BC、比率差动BC、工频变化量差动BC动作;RCS-974C本体重瓦斯动作、本体轻瓦斯动作；CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差动跳闸出口。操作箱高、中、低跳闸灯亮。

6、一次设备检查情况：#1主变本体瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，201、101、901开关在分闸位置。

7、处理步骤：

1）、复归事故音响，记录事故时间。

2）、值班负责人在后台机上检查#1主变201、101、901开关的电流、有功、无功已为0，检查#2主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。

3）、正、副值班员应迅速到#1主变处检查，经检查#1主变本体瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，#1主变端子箱无异常，201、101、901开关在分闸位置。

4）、查看记录#1主变保护A、B柜信息，打印事故报告。5）、向调度详细汇报检查结果。

6）、关注#2主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。

7）、复归信号,将#1主变转为检修状态。退出#1主变后备保护跳中压母联、低压侧分段开关压板。

8）、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。4.4 事故处理实例（4）

一、题目：#2主变低压侧高压室内老鼠短路故障

二、处理过程

1、运行方式：220kV系统的线路

1、线路

3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路

2、线路

4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用；110kV系统的线路

1、线路

3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路

2、线路

4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用；10kV母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。2010、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入

2、监控系统信号：#2主变比率差动保护动作。

3、光字牌及表计情况：#2主变差动保护、事故跳闸光字牌亮，#2主变三侧开关电流、有功、无功为0。

4、跳闸情况：202、102、902开关跳闸

5、保护屏信息：PST-1203A: 保护动作指示灯亮，差动保护出口;CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差动跳闸出口。操作箱高、中、低跳闸灯亮。

6、一次设备检查情况：#2主变902开关柜玻璃孔处烧穿，有明显烧焦气味，202、102、902开关在分闸位置

7、处理步骤：

1）、复归事故音响，记录事故时间。

2）、值班负责人在后台机上检查#2主变202、102、902开关的电流、有功、无功已为0，检查#1主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。3）、正、副值班员应迅速到10kV高压室内检查#2主变低压侧开关处检查，然后再去户外检查差动电流互感器范围内设备有无异常，经检查#2主变902开关柜玻璃孔处烧穿，有明显烧焦气味。4）、查看记录#2主变保护A、B柜信息，打印事故报告。5）、向调度详细汇报检查结果。

6）、关注#1主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。

7）、复归信号,将#2主变和902开关转为检修状态。退出#2主变后备保护跳中压母

联、低压侧分段开关压板。

8）、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。