一矿变电站事故处理程序123解读

第一篇：一矿变电站事故处理程序123解读

一矿变电站事故处理程序

目录

一、植龙线故障，站内35KV南段母线失压

二、禹龙Ⅰ回线路故障，站内35KV北段段母线失压

三、禹龙Ⅰ回、禹龙Ⅱ回同时出现故障，站内35KV北段段母线失压

四、植龙线、禹龙Ⅰ回同时出现故障，站内35KV南段、35KV北段同时失压

五、植龙线、禹龙Ⅰ回、禹龙Ⅱ回同时出现故障，全站失压

六、主变温度异常检查处理

七、主变轻瓦斯动作检查处理（以1#主变为例）

八、主变重瓦斯动作检查处理（以1#主变为例）

九、主变差动动作检查处理（以1#主变为例）

十、变压器运行中异常情况的检查处理

十一、主变过负荷检查处理（以1#主变为例）

十二、35KV系统永久性接地检查处理

十三、6KV系统永久性接地检查处理

十四、直流系统接地故障的处理

十五、6KV出线柜跳闸事故处理（过流III段保护动作跳闸）

十六、35KV2#PT绝缘套管击穿接地

十七、35KV开关故障（以禹龙2开关为例）

一矿变电站应急预案

事故前运行方式：

两条35KV线路植龙线、禹龙Ⅰ回分列运行、两台主变分列运行，禹龙Ⅱ回热备

35KV南段：植龙线带电，植龙2甲刀闸、植龙2开关、龙351开关、1#主变、龙61开关、1#站用变柜、1#PT柜、避雷器 处于运行位置。

35KV北段：禹龙Ⅰ回线路带电，禹龙Ⅱ回线路带电，禹龙2甲刀闸、禹龙2开关、龙352开关、2#主变、龙62开关、2#站用变柜、2#PT柜、母联及避雷器柜处于运行位置

龙350开关在热备位置

龙60开关在热备位置 禹新3开关在热备位置

一、植龙线故障，站内35KV南段母线失压

事故后运行方式：35KV禹龙Ⅰ回带1#主变、2#主变运行 35KV南段：植龙线、植龙2开关处于停运位置。龙350、龙351开关、1#主变、龙61开关、1#站用变柜、1#PT柜、避雷器 处于运行位置。

35KV北段：禹龙Ⅰ回线路带电，禹龙Ⅱ回线路带电，禹龙2甲刀闸、禹龙2开关、龙352开关、2#主变、龙62开关、2#站用变柜、2#PT柜、母联及避雷器柜处于运行位置。龙350开关在运行状态 龙60开关在热备位置 禹新3开关在热备位置 事故象征：

1、线路失压装置告警

2、检查后台机，南段电容器柜开关分闸，35KV南段电压棒图消失，电压指示为零，植龙2开关电流指示为零

3、运行中的1#主变无声响 处理步骤：

1、解除音响

2、检查站内设备无异常，判断为植龙线故障，站内35KV南段母线失压

3、断开植龙2开关

4、确认6KV南段母线上各分柜无异常。

5、将龙350开关投运。

6、将事故情况汇报调度及车间领导

7、做好记录和录音工作

二、禹龙Ⅰ回线路故障，站内35KV北段母线失压

事故后运行方式：植龙线带35KV南段、禹龙Ⅱ回带35KV北段分列运行

35KV南段：植龙线带电，植龙2甲刀闸、植龙2开关、龙351开关、1#主变、龙61开关、1#站用变柜、1#PT柜、避雷器 处于运行 位置。

35KV北段：禹龙Ⅰ回线路停运，禹龙Ⅱ回线路带电，禹新3甲刀闸、禹新3开关、龙352开关、2#主变、龙62开关、2#站用变柜、2#PT柜、母联及避雷器柜处于运行位置，禹龙2甲刀闸、禹龙2开关处于停运位置 龙350开关在热备位置 龙60开关在热备位置 事故象征：

1、线路失压装置告警

2、检查后台机，北段电容器柜开关分闸，35KV北段电压棒图消失，电压指示为零，禹龙 2开关电流指示为零

3、运行中的2#主变无声响 处理步骤：

1、解除音响

2、检查站内设备无异常

3、用35KV验电器在禹新3甲刀闸线路侧验电，验明禹龙Ⅱ回线路带电，判断为禹龙Ⅰ回线路故障，站内35KV北段母线失压

4、断开禹龙2开关。

5、确认6KV北段母线上各分柜无异常

6、合上禹新3开关。

7、将事故情况汇报调度及车间领导

8、做好记录和录音工作

三、禹龙Ⅰ回、禹龙Ⅱ回同时出现故障，站内35KV北段段母线失压

事故后运行方式：植龙线带1#主变、2#主变运行

35KV南段：植龙线带电，植龙2甲刀闸、植龙2开关、龙350开关、龙351开关、1#主变、龙61开关、1#站用变柜、1#PT柜、避雷器 处于运行位置。

35KV北段：禹龙Ⅰ回线路停运，禹龙Ⅱ回线路停运，禹龙2甲刀闸、禹龙2开关、禹新3甲刀闸、禹新3开关处于停运位置。龙352开关、2#主变、龙62开关、2#站用变柜、2#PT柜、母联及避雷器柜处于运行位置。龙350开关在运行位置 龙60开关在热备位置 事故象征：

1、线路失压装置告警

2、检查后台机，北段电容器柜开关分闸，35KV北段电压棒图消失，电压指示为零，禹龙 2开关电流指示为零

3、运行中的2#主变无声响 处理步骤：

1、解除音响

2、检查站内设备无异常

3、用35KV验电器在禹新3甲刀闸线路侧验电，验明禹龙Ⅱ回线路不带电，判断为禹龙Ⅰ回、禹龙Ⅱ回线路同时出现故障，站 内35KV北段母线失压

4、断开禹龙2开关、确认禹新3开关在断开位置

5、确认6KV北段母线上各分柜无异常

6、合上龙350开关。

7、将事故情况汇报调度及车间领导

8、做好记录和录音工作

四、植龙线、禹龙Ⅰ回线同时出现故障，站内35KV南段、35KV北段同时失压

事故后运行方式：禹新线带1#主变、2#主变运行

35KV南段：植龙线、植龙2甲刀闸、植龙2开关处于停运状态龙，龙350开关、龙351开关、1#主变、龙61开关、1#站用变柜、1#PT柜、避雷器 处于运行位置。

35KV北段：禹龙Ⅰ回线、禹龙2甲刀闸、禹龙2开关处于停运状态，禹龙Ⅱ回线、禹新3甲刀闸、禹新3开关处于运行状态，龙352开关、2#主变、龙62开关、2#站用变柜、2#PT柜、母联及避雷器柜处于运行位置

龙350开关在运行位置 龙60开关在热备位置 事故象征：

1、线路失压装置告警

2、检查后台机，35KV南、北两段电压棒图消失，电压指示为 零，植龙2开关、禹龙2开关电流指示为零

3、运行中的1#主变、2#主变无声响 处理过程：

1、解除音响

2、检查站内设备无异常

3、用35KV验电器在禹新3甲刀闸线路侧验电，验明禹龙Ⅱ回线路带电

4、断开植龙2开关、断开禹龙2开关。

5、确认6KV南段、北段母线上各分柜无异常。

6、合上禹新3开关、合上龙350开关。

7、将事故情况汇报调度及车间领导

8、做好记录和录音工作

五、植龙线、禹龙Ⅰ回线、禹龙Ⅱ回线同时出现故障，全站失压

事故象征：

1、线路失压装置告警

2、检查后台机，35KV南、北两段电压棒图消失，电压指示为零，植龙2开关、禹龙2开关电流指示为零

3、运行中的1#主变、2#主变无声响

4、用35KV验电器在禹新3甲刀闸处验电，验明无电压 处理过程：

1、解除音响

2、检查站内设备无异常

3、立即断开龙351、龙352，并及时向公司调度中心和运行车间汇报，向矿井调度通报停电情况

4、等待公司调度通知进行下一步操作

六、主变温度异常检查处理

异常现象：

微机主变保护装置 告警红灯亮；检查发现变压器上层油温超出允许值（80℃），或相同运行条件下上层油温比平时升高10℃以上，或负荷不变但油温不断上升，则属变压器温度异常。

查找处理：

1、检查散热器是否正常。

2、检查冷却系统有无异常。

3、检查负荷、温度有无变化。

4、若以上检查无问题，则用红外线测温仪测量变压器本体温度与温度计指示、不同点的温度计是否一致。

检查上述四项无异常，则属于变压器内部有问题，应停电检查。

七、主变轻瓦斯动作检查处理（以1#主变为例）

故障象征：

1、后台机报警“轻瓦斯动作”。

2、保护装置“本体”灯亮，报出“轻瓦斯动作”。

处理步骤：

1、消除音响，检查瓦斯继电器内充满油且无气泡上冒则属误动作。汇报电调检查情况，依据调度命令查找误动作原因。

2、如果检查变压器有明显严重异常，汇报调度，依据调度命令进行处理，合上龙60，将1#主变解备。

3、如果检查变压器无明显故障现象，应汇报调度、车间，根据调度命令进行处理。

八、主变重瓦斯动作检查处理（以1#主变为例）

事故后运行方式 ：禹龙I回线带2#主变单独运行：

35KV南段：植龙线路带电，植龙 2甲刀闸、植龙2开关、1#站用变柜、1#PT柜、避雷器柜处于运行位置。龙351开关、1#主变、龙61开关在停运位置。

35KV北段：禹龙Ⅰ回、禹新线路带电，禹龙2甲刀闸、禹龙2开关、龙352开关、2#主变、龙62开关、2#站用变柜、2#PT柜、母联及避雷器柜处于运行位置。

禹新3开关在热备位置 龙350开关在热备位置。龙60在运行位置。

事故象征：

1、后台机告警，龙351、龙61开关分闸，6KV南段电压棒图消失，电压指示为零

2、主变保护屏上“主变重瓦斯指示灯亮” 3、1#主变无声响。

4.6KV1#电容器显示“低电压保护动作”跳闸 处理步骤：

1、消除音响

2、查看后台机电压棒图、潮流图中6KV南母各遥测值为0。

3、查看主变后备保护装置及龙351、龙61分闸，1# 主变“重瓦斯动作跳闸”，其他保护均未动作。

4、检查2#主变运行正常

5、检查龙61、龙351开关确在断开位置。

6、确认6KV 南段母线上各分柜无异常

7、合上龙60开关，注意监视2#主变过负荷情况。

8、汇报调度及车间领导，作好记录和录音工作。

9、对1#主变本体进行详细检查，将1#主变解备

九、主变差动动作检查处理（以1#主变为例）

事故后运行方式 ：禹龙I回线带2#主变单独运行：

35KV南段：植龙线路带电，植龙 2甲刀闸、植龙2开关、1#站用变柜、1#PT柜、避雷器柜处于运行位置。龙351开关、1#主变、龙61开关在停运位置。

35KV北段：禹龙Ⅰ回、禹新线带电，禹龙2甲刀闸、禹龙2开关、龙352开关、2#主变、龙62开关、2#站用变柜、2#PT柜、母联及避雷器柜处于运行位置。

禹新3开关在热备位置 龙350开关在热备位置。龙60开关在运行位置

事故象征：

1、后台机告警，龙351、龙61开关分闸，6KV南段电压棒图消失，电压指示为零

2、主变保护屏上“主变差动指示灯亮” 3、1#主变无声响。

4.6KV1#电容器显示“低电压保护动作”跳闸 处理步骤：

1、消除音响

2、查看后台机电压棒图、系统图中6KV南母各遥测值为0。

3、查看主变主保护、后备保护装置及龙351、龙61分闸，确认1#主变“差动动作跳闸”，其他保护均未动作。

4、检查2#主变运行正常

5、检查龙61、龙351开关确在断开位置

6、确认6KV 南段母线上各分柜无异常

7、合上龙60，注意监视2#主变过负荷情况。

8、将事故情况汇报调度及车间领导，作好记录和录音工作。

9、对1#主变两侧开关之间的设备进行详细检查，将1#主变解备。

十、变压器运行中异常情况的检查处理

发现变压器有下列严重异常运行情况之一者，应立即停运故障变压器，投入备用变压器和备用电源，做好事故预想：

1、内部响声大且不均匀，有放电爆裂声。

2、油枕、呼吸器、防爆管向外喷油。

3、正常负荷和冷却条件下，上层油温异常升温并持续上升。

4、严重漏油，油位计和瓦斯继电器内看不到油面。

5、油色变化过甚。

6、套管有严重破损放电闪络。

7、变压器着火。

变压器在运行中有异常声音，应正确判断声音性质、变化和发生部位，区分是内部问题，还是外部因素造成的。若有不均匀的异常声音，应向调度和有关上级汇报。

十一、主变过负荷检查处理（以1#主变为例）

事故象征：

1、后台机报警。

2、后台机报出“主变过负荷”

3、主变保护装置“告警”灯亮，显示“主变过负荷动作”。4、1#主变声响较大

处理步骤：

1、消除音响

2、查看后台机“系统图”1#主变负荷大小，通知用户调整负荷，并按照“紧急拉闸顺序表”压限负荷。

3、汇报调度，作好相关记录。

十二、35KV系统永久性接地检查处理

事故象征：

1、后台机报警。

2、微机保护装置与后台机显示“零序过压告警”，微机保护装置“告警”灯亮。

3、后台机电压棒图中，35KV系统接地相相电压为零（或近似为0），非接地相电压升高为线电压。处理步骤：

1、解除音响。

2、根据综自系统母线电压棒图遥测电压数值确定接地相，报出35KVⅠ段母线接地。

3、汇报调度35KV系统接地情况。

4、按调度命令进行处理，处理时值班人员需穿绝缘靴，接触设备时需戴绝缘手套。

5、复归信号，汇报调度。

6、根据综自系统相关数据作好统计分析及记录工作。

十三、6KV系统永久性接地检查处理

事故象征：

1、小电流接地选线装置音响报警，同时显示接地时间及接地回路。

2、后台机显示“XX线路接地”。

3、后台机电压棒图中，6KV系统接地相电压为零（或近似为0），非接地相电压升高为线电压。

处理步骤：

1、解除音响

2、根据综自系统“母线电压棒图”遥测电压数值确定接地相（6KV系统接地相电压为零或近似为0，非接地相电压升高为线电压）。

3、根据小电流接地选线装置所报信号确认接地回路

4、通知用户查找接地点，根据需要停运该回路。

5、复归信号，汇报调度。

6、根据综自系统及小电流接地装置相关数据作好统计分析及记录工作

十四、直流系统接地故障的处理

事故象征：

1、直流系统发出“告警”声，同时报“线路绝缘下降”。

2、警铃响，后台机报“直流***绝缘故障”。

3、“故障指示”灯亮

处理步骤：

1、用直流绝缘监视装置监控系统“绝缘检测（合母正对地、控母正对地、母线负对地）电压”判明接地极和接地回路。

2、断开接地回路，如接地未消失则按拉路寻找法进行。

3、采用拉路寻找的方法判明接地回路。拉路寻找时应遵循先拉次要直流回路，后拉重要回路的原则。在试拉控制、保护回路时，动作应迅速，拉开时间不应超过3秒，禁止把蓄电池未接地的一极接地，来查找接地点。

4、直流接地查找顺序： a.所用电（事故照明）b.微机电源 c.6KVI段HM d.6KVII段HM e.35KVI段HM f.35KVII段HM g.6KVI段BDM h.6KVII段BDM i.主变保护屏BDM j.6KVI段KM k.6KVII段KM L.主变保护屏KM

5、查出故障最小回路后，应进一步查找确定故障点。

6、当查找出故障点后，能自行解决的应立即处理，不能解决的应等待来人处理。

7、汇报调度及车间领导，作好相关记录。

十五、6KV出线柜跳闸事故处理（过流III段保护动作跳闸）事故象征：

1、后台机报警，显示“**线路保护装置过电流跳闸保护动作”，监控界面相应跳闸开关分闸。

2、跳闸出线柜微机保护装置“动作”灯亮，显示“过电流跳闸保护动作”。

处理步骤：

1、消除音响

2、查看后台机、线路微机保护装置保护动作情况，确认为过电流跳闸保护动作。

3、检查开关及盘内外无异常。

4、复归信号，汇报调度及车间。

5、通知用户事故情况，由用户查找故障原因。

6、根据综自系统相关数据作好统计分析及记录工作

十六、35KV2#PT绝缘套管击穿接地

事故后运行方式 ：植龙线带1#主变单独运行：

35KV南段：植龙线路带电，植龙2甲刀闸、植龙2开关、1#站用变柜、1#PT柜、避雷器柜处于运行位置。龙351开关、1#主变、龙61开关在运行位置。

35KV北段：禹龙Ⅰ回、禹新线带电，禹龙2甲刀闸、禹龙2开关、龙352开关、2#主变、龙62开关、2#站用变柜、2#PT柜、母联及避雷器柜处于停运位置。

禹新3开关在热备位置 龙350开关在解备位置。龙60在运行位置。事故象征：

1、后台机报警，报出“零序过压告警”主变微机保护装置“告警”灯亮

2、后台机电压棒图中35KVⅡ段母线A相电压近似为零，B、C 两相相电压升高为线电压。处理步骤:

1、解除音响

2、根据所报信息，对35KVII段母线所有设备进行检查，发现2#PT 绝缘套管击穿接地，其它设备无异常。

3、汇报调度。

4、根据调度命令，合上龙60，将2#主变停运解备

5、根据调度命令，断开龙350，断开禹龙2甲刀闸、断开禹新3甲刀闸，将35KVII段所有设备及龙350解备，拔出2#PT二次保险。检查操作时应穿绝缘靴，佩带绝缘手套。

6、复归信号，汇报调度、车间，等待来人处理，做好相关记录。

十七、35KV开关故障（以植龙2开关为例）

事故后运行方式：35KV禹龙Ⅰ回线带1#、2#主变运行

35KV南段：植龙线、植龙2开关处于停运位置。龙350、龙351开关、1#主变、龙61开关、1#站用变柜、1#PT柜、避雷器柜处于运行位置。

35KV北段：禹龙Ⅰ回、禹新线路带电，禹龙2甲刀闸、禹龙2开关、龙352开关、龙62开关、2#主变、2#站用变柜、2#PT柜、母联及避雷器柜处于运行位置。

禹新3开关在热备位置 龙60开关在热备位置。

事故象征：

1、线路失压装置告警

2、检查后台机，Ⅰ段电容器柜开关分闸，35KV南段电压棒图消失，电压指示为零，植龙 2开关分闸，电流指示为零

3、运行中的1#主变无声响 处理步骤：

1、解除音响

2、检查站内设备无异常，判断为植龙2开关故障分闸，站内35KV南段母线失压

3、检查植龙龙2开关确在分闸位置，将植龙2开关小车拉至试验位置，4、确认6KV南段母线上各分柜无异常

5、合上龙350开关

5、将事故情况汇报调度及车间领导

6、做好记录和录音工作

第二篇：变电站高级事故处理

高级事故处理

一．运行中2212-4刀闸接地闪络，220KV母差保护动作，如何处理?

事故现象：

（1）预告、事故音响。

（2）监控系统计算机推控制图画面、报文框内显示“220KV母差保护动作、故障录波器

动作、2212、2242、2202开关分开后位置故障录波器动作、1号主变过负荷。

（3）表计指示：2212、2245、2202开关表计指示为零。

（4）开关位置：2212、2245分位，开关位置闪光。

事故处理：

（1）记录时间、停止音响、恢复开关位置闪光。

（2）记录保护装置及监控系统计算机光子牌动作、表计指示位置；复归保护信号。

（3）报告调度。

（4）检查220KV4母线母差保护范围内设备情况，发现2212-4刀闸接地闪络、220KV母

差保护动作。

（5）将检查情况报告调度及有关领导。

（6）根据调度命令，拉开2212-2-4刀闸，将220KV4母线转检修、将2212-4刀闸转检修。

（7）将2号主变由220KV5母线带出

（8）做好220KV4母线、2212-4刀闸检修的准备工作。

（9）填写相关记录。

二、运行中发现110KV母联145开关SF6气体泄漏，开关分合闸闭锁，如何处理？ 事故现象：

（1）预告音响；

（2）监控系统计算机报文框内显示“145开关SF6压力降低，145开关压力降闭锁”

（3）表计指示：正常。

事故处理：

（1）记录保护装置及监控系统计算机光子牌动作、表计指示情况，停止音响。

（2）现场检查145开关SF6及开关情况，发现145开关SF6压力已降低至闭锁值。

（3）将检查情况报告调度及有关领导。

（4）根据调度命令，投入110KV母差保护互联压板，拉开145控制开关SF6压力已降低

至闭锁值。

（5）做好停电检修的各项准备工作。

（6）填写相关记录。

第三篇：变电站值班员事故处理集锦

一、值班员在事故处理的过程中应注意哪些事项？

（1）除领导及有关人员外，其他外来人员均应退场。

（2）值班人员应将事故情况简单而准确地报告当值调度员及有关领导，并且在处理事故的过程中，应和调度人员保持密切联系，并迅速执行命令，做好记录。

（3）遇有触电、火灾和紧急设备的安全事故，值班员有权自行先处理事故，然后再将事故及处理过程作详细记录。

（4）在事故处理过程中，值班人员除认真处理事故外，应明确分工，将发生事故及处理过程作详细记录。

二、某一110KV变电站是用蓄电池作为直流电源的直该母线，当其电压出现过低时，运行人员应怎样处理？

（1）如果出现直流母线电压过低时，运行人员应先检查浮充电流是否正常；（2）直流负荷是否突然增加

（3）可适当调节蓄电池的调压三环触头，使直流母线电压保持在规定值内。

三、某110KV变电站在运行过程中，发生1#主变重瓦斯保护动作跳闸，请问：运行人员应对主变进行哪些项目的检查？

（1）油位、油温、油色情况。

（2）油枕、防爆管、呼吸器有无喷油和冒烟，防爆管隔膜是否冲破。（3）各法兰连接处，导油管处有无冒油。（4）盘根是否因油膨胀而变形、漏油。（5）外壳有无鼓起变形，套管有无破损裂纹。（6）瓦斯继电器内有无气体。（7）有无其它保护动作信号。

（8）压力释放阀（安全阀）动作与否（若动作应报信号）。（9）现场取气，检查分析瓦斯气体的性质。

四、假设一变电站发生主变差动保护动作跳闸，运行人员应从哪几方面去分析其原因？

（1）看主变及其套管引出线，各侧差动电流互感器以内的一次设备是否故障。（2）看是否保护二次回路问题有误动作。（3）看变压器内部是否有故障。

五、请分析使1#主变轻瓦斯保护动作的可能原因。

（1）变压器内部有轻微故障产生气体。

（2）变压器内部进入空气，如变压器加油、滤油等时进有空气。（3）外部发生穿越性短路故障。

（4）油位严重降低至瓦斯继电器以下，使瓦斯继电器动作。

（5）直流多点接地、二次回路短路，如瓦斯继电器接线盒进水，绝缘老化等。

（6）受强烈振动影响。

（7）瓦斯继电器本身问题，例如：轻瓦斯浮子进油，继电器机构失灵。六、一运行人员在巡视设备时发现主变有异响，请分析一下，主变发生异响的可能原因。

（1）过负荷。

（2）内部接触不良，放电打火。（3）个别零件松动。（4）系统中有接地或短路。

（5）大动力负荷起动使负荷变化较大。（6）铁磁谐振。

七、#1主变过负荷时，运行人员应如何处理？

（1）检查主变各侧的电流是否超标，并把过负荷数值报告调度员。（2）检查主变的油位、油温是否正常，把冷却器全部投入运行。（3）对过负荷数值及过负荷时间按现场规程中规定的掌握，并增加巡视检查次数。

八、怎样区别PT高压保险熔断和单相接地？

（1）如果母线监察表指示出两相对地电压不变化（不升高），一相对地电压降低（不为零）则认为其是PT高压保险熔断，需对其进行更换。

（2）如果出现两相对地电压升高，一相降低（或为零），则认为其是单相接地故障。

九、小电站接地系统中，10KV Ⅰ段母线发生单相接地故障时有什么现象？

（1）警铃响，“10KV Ⅰ段母线接地”光字牌亮。中性点经消弧线圈接地系统，还有“消弧线圈动作”光字牌。

（2）绝缘监察电压表指示：故障相降低（不完全接地）或为零（全接地），另两相高于相电压（不完全接地）或等于线电压（完全接地）。稳定性接地时，电压表指示无摆动；若批示不停地摆动则为间歇接地。

（3）中性点经消弧线圈接地系统，装有中性点位移电压表时，可看到有一定指示（不完全接地）或指示为相电压值（完全接地时）。

（4）消弧线圈的接地警告灯亮。

（5）发生弧光接地，产生过电压时，非故障相电压很高（表针打到头），电压互感器高压保险可能熔断，甚至能会烧坏电压互感器。

十、某110KV变电站，运行人员发现一10KV少油开关支持瓷瓶断裂一个后应如何处理？

（1）立即打开重合闸压板，防止开头跳闸后重合；并取下开关的操作电源。（2）尽快将负荷倒至旁路或备用开关。

（3）拉开故障开关前，应先将旁路或备用开关的操作电源了下，防止旁路或备用开关误动；然后拉开其两侧隔离刀闸，防止故障开关接地或发生相间短路。

十一、利用“瞬停法”查找接地故障的顺序为：

（1）空载线路。

（2）双回路用户，已转移负荷的线路。

（3）分支多，线路长，负荷小，不太重要用户的线路，发生故障机率高的线路。

（4）分支少，线路短，负荷较大，较重要用户的线路。

十二、某变电站发生了开关误跳的事故，请分析其误跳的可能原因？

（1）人员误动。（2）操作机构自行脱扣。（3）电气二次回路有问题。

十三、某站运行人员在倒闸操作中，当他合控制开关时，出现绿灯灭，但红灯不亮，控制开关返回到“合后”位置时，红、绿灯均不亮，且没有事故音响信号，但合闸电流表有摆动，根据这一现象运行人员应作哪些检查？

（1）应检查此开关是否已合上。（2）检查红灯灯泡、灯具是否良好。（3）检查操作保险是否良好。（4）线路有无负荷电流。

十四、值班员在操作刀闸时，出现刀闸合不到位时应怎样处理？

（1）应拉开重合，反复合几次。（2）操作动作应符要领，用力要适当。

（3）如果无法完全合到位，不能达到三相完全同期，应戴绝缘手套，使用绝缘棒，将刀闸的三相触头顶到位。

（4）汇报上级，安排计划检查。

十五、刀闸电动分、合闸操作中途自动停止时怎么办？

（1）拉刀闸时，出现中途停止，应迅速手动将刀闸拉开，汇报上级，由专业人员处理。

（2）合刀闸时，出现中途停止，若时间紧迫，必须操作，应迅速手动操作，合上刀闸，汇报上级，安排计划停电检修，若时间允许，应迅速将刀闸拉开，待故障排除后再操作。

十六、值班员在倒闸操作中，出现隔离开关拉不开时怎么办？

（1）用绝缘棒操作或用手动操作机构操作隔离开关拉不开时，不应强行拉开，应注意检查瓷瓶及机构的动作防止瓷瓶断裂。

（2）用电动操作机构操作时拉不开，应立即停止操作，检查电机及连杆。（3）用液压泵操作机构操作时拉不开应检查液压是否有油或油是否凝结，如果油压降低不能操作，应断开油泵电源，改用手动操作。

（4）因隔离开关本身传动机械故障而不能操作的，应向当值调度员申请倒负荷后停电处理。

十七、运行人员在巡视检查中，发现电容器有哪些问题时，应立即退出运行？

（1）套管网络或严重放电。（2）触点严重过热或熔化。（3）外壳膨胀变形。

（4）内部有放电声及放电设备有异响。

十八、某站一单电源开关，其有自动重合闸装置，如果这一开关突然跳闸，但其自动重合闸装置未动作，试问运行人员应怎样处理？

（1）立即试送一次后向当值调度员报告，再对开关进行处部检查。（2）对试送未成功的，则应对其进行，外部检查，同时报告调度。

十九、液压机构的断路器发生“跳闸闭锁”信号时如何处理？

当有以下情况发生时，运行人员应速来检查压力值：

（1）如果压力值确实已降低于跳闸闭锁值，应断开油泵电源，装上机构闭锁卡板，再打开有关保护压板；

（2）向当值调度员汇报，并做好倒负荷的准备。

二十、液压机构压力降到零时，有什么故障现象，值班员应怎样处理？

（1）报出的信号有：“压力降低”、“压力异常”。开关的位置反指示灯不亮机构压力表指示为零，此时油泵启动回路已被闭锁，不再打压。

（2）处理方法：1）拔掉开关的操作保险，拉开其储能电源，用专用卡板将开关的传动机构卡死，以防慢分闸。2）汇报上级派人检修，若断时间内不能检修好，有旁母的先将负荷倒旁母带，将故障开关停止运行（用刀闸检无阻抗并联支路方法将开关隔离）。也可将该开关倒至单独一段母线上，与母联开关串联运行（双母线接线）。然后检修机构。可以停电检修时，尽量停电检修，不能停电时，带电检修机构。3）不停电检修处理时，检修完毕，应先启动油泵打压至正常工作压力，再进行一次合闸操作（可以用手打合闸铁芯顶杆），停机构阀系统处于合闸保持状态，才能去掉卡板，装上操作保险，这样可以防止在油泵打压时，油压上升过程中出现慢分闸，去掉卡板时，应先检修卡板不受力，这样说明机构已处于合闸保持状态。

二十一、电力系统发生振荡有何现象？

（1）继电保护的振荡闭锁装置动作；

（2）变压器、线路、母线的电压、电流、功率表的指示有节拍地剧烈摆动；（3）系统振荡中心的电压摆动最大，有周期的降至零；（4）失去同步的电网之间，虽有电气联系，但有频率差，并略有摆动；（5）运行中的变压器，内部发出异常声音（有节奏的鸣声）；

二

十二、请问如果变电站出现全站失压时，有哪些主要现象？

（1）交流照明灯全部熄灭；

（2）各母线电压表、电流表、功率表均无指示；（3）继电保护报出“交流电压回路断线”信号；（4）运行中的变压器无声音；

二十三、某变电站#1主变绕组绝缘损坏，请问它是由哪些原因造成的？

（1）线路短路故障和负荷急剧变化；（2）主变长期过负荷运行；（3）绕组绝缘受潮；

（4）绕组接头、分接开关接头、接触不良；（5）雷电波侵入使绕组因过压而损坏；

二

十四、在处理冷却器全停故障时应注意哪些事项？

（1）及时汇报调度，密切注意变压器上层油温的变化；

（2）一般情况下，冷却器工作电源失去，电源切换不成功。处理时应尽量用备用冷却电源，恢复冷却器工作，再检查处理原工作冷却电源的问题，若仍用原工作电源恢复冷却器的工作，会因电源故障而不能短时恢复，拖延时间；

（3）回路中有短路故障，外部检查未发现明显异常，只能更换保险试送一次，防止多次向故障点送电，使故障扩大，影响站用电的安全运行。

二

十五、某一变电站因母线短路造成母线电压消失，应怎样处理？

（1）将故障母线隔离；

（2）将母线上的线路尽快倒至备用母线或无故障母线上；（3）恢复供电。

二十六、PT二次断线有哪些现象？如何处理？

（1）PT二次断线时，发预告和二次回路断线信号，同时低电压继电器动作；（2）电压表指示也不正常，同期鉴定继电器有响声；

（3）处理时应先考虑电压互感器所带保护及自动装置，防止保护误动，再检查熔断器是否熔断；（4）如果熔断器熔断应立即更换，再次熔断，应查明原因，不得任意更换大容量的；

（5）如果熔断器未熔断，应检查二次回路有无断线、接头松动或切换回路接触不良的现象，作以上检查时应先做好安全措施，保证人身安全并防止保护误动。

二十七、某变电站10KV侧为单母接线，发出10KV母线接地信号后，经逐条线路试停电的办法查找，接地现象仍然存在，这是什么原因？

（1）两条线路的同名相各有一点同时接地；（2）母线与母线隔离开关有单相接地；（3）断路器一相接地；

（4）如线路开关是少油开关，且该开关绝缘油碳化严重，油质极差，绝缘极低，在其此同时线路发生单相接地时。

二十八、强迫油循环变压器发出“冷却器全停”信号和“冷却器备用投入信号后，运行人员应如何处理？

（1）强迫油循环变压器发现“冷却器全停”值班人员应立即检查断电原因，尽快恢复冷却装置的运行。

（2）对没有备用冷却器的变压器，值班人员应向当值调度员申请压负荷，否则应向调度申请将变压器退出运行，防止变压器运行超过规定的无冷却运行时间，造成过热损坏。

（3）在变压器发出“备用冷却器投入”信号时，应检查故障冷却器的故障原因，尽快修复。

二十九、处理故障电容器时，应注意哪些安全事项？

（1）在处理故障前，应先拉开断路器及两侧刀闸，然后验电，装设接地线。（2）由于故障电容器可能发生引线接触不良，内部断线或熔丝熔断等，因此有一部分电荷有可能未放出来，所以在接触故障电容器前还应戴上绝缘手套，用短线将故障电容器两极短接，方可动手拆卸；

（3）对双星形接线电容器组的电容组的中性点及多个电容器的串联线，还应单独放电。

三

十、断路器出现以下异常时应停电处理：（1）严重漏油、油标管中已无油位；（2）支持瓷瓶断裂或套管炸裂；（3）连接处过热变色或烧红。（4）瓷瓶严重放电；

（5）SF6断路器气体压力值低于闭锁值；（6）液压机构的压力低于闭锁值；

（7）弹簧机构的弹簧拉力不够，闭锁信号不能复归；（8）气动机构的气压低于闭锁值。

三

十一、如何查找指示断路器位置的红、绿灯不亮的原因？

（1）先检查批示灯灯丝是否烧断，检查控制回路熔断器是否熔断、松动或接触不良；

（2）检查灯具和附加电阻是否接触良好；（3）检查操作回路各触点的接触情况；

（4）检查跳闸线圈、合闸接触器线圈是否断线，防跳继电器电流线圈是否断线。

三

十二、断路器发出 “三相位置不一致”信号应如何处理？

（1）当可进行单相操作的断路器发出“三相位置不一致”信号时，运行人员应立即检查三相断路器拉开；

（2）若是跳开两相，应立即将断路器拉开；

（3）如果断路器“三相位置不一致”信号不复归，应继续检查断路器的位置中间继电器是否滞卡、触点是否接触不良及断路器辅助触点的转换是否正常。

三

十三、运行中隔离开关刀口过热、触头发生熔化粘连时应如何处理？

（1）立即向当值调度员申请将负荷倒出后，停电处理，如果不能倒负荷则应设法压负荷，并加强监视；

（2）如果是双母线侧隔离开关发生熔化粘连，应该用倒母线的方法将负荷倒出，然后停电处理。

三

十四、母线电压消失应如何处理？

（1）发生母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号、掉牌、继电保护及自动装置的动作情况，来判断母线电压消失的原因；（2）若因线路故障引起越级跳闸，使母线电压消失时，应按断路器机构失灵和保护拒动引起的越级跳闸分别处理；

（3）若因母线短路或由母线到断路器间的引线发生短路引起母线电压消失时，值班人员应将故障母线隔离，将线路尽快倒至备用母线或无故障母线，恢复供电；

（4）若母线失压是因母差保护误动引起的，则在检查设备无任何异常后，可用母联断路器向停电母线充电；

（5）若单电源变电站电源无电，而本站的断路器、继电保护、电气设备均无异常时，不必进行任何处理及操作，在通知当值调度员后，可等候来电。值班人员应使直流电压保持正常。

三

十五、查找直流接地时应注意哪些事项？

（1）发生直流接地时，禁止在二次回路上工作；（2）查找和处理必须由两进行；

（3）处理时不得造成直流短路和另一点接地；（4）禁止使用灯泡查找；

（5）用仪表查找时，应用高内阻仪表；

（6）拉路前应采取必要措施，防止直流失电可能引起的保护及自动装置的误动。

三

十六、怎样根据电流互感器响声来判别其运行状况？

（1）若电流互感器有较小的均匀的“嗡嗡”声，说明互感器运行正常；（2）若“嗡嗡”声较大时，可能是铁芯穿心螺栓不紧，硅钢片松驰，随着铁心量高变磁通的变化，硅钢片振动幅度增大而引起；

（3）若“嗡嗡”声很大，也可能是二次回路开路引起；

（4）若电流互感器有较大的“噼啪”放电声，可能是线圈故障。

三

十七、哪些原因会使高压断路器分闸失灵？

（1）直流母线电压过低或失去电源；（2）操作熔断或接触不良；

（3）KK操作开关接点、断路器辅助接点接触不良；（4）跳闸线圈断线、防跳继电器线圈断线；（5）KK操作开关操作中未扭到位，返回过早；

（6）操作机构有故障，跳闸铁心卡涩、脱落，液压机构油压低；

（7）电磁机构的足闸三连板三点过低，部件变形，断路器传动机构有故障。

三

十八、主变变低侧母线穿墙套管爆炸后应如何处理？

（1）主变变低侧母线穿墙套管爆炸后，必然引起主变差动保护动作，将故障变压器切除；

（2）若波及另一台主变，应立即将故障点切除，尽快恢复完好变压器送电，然后对故障处理，尽快能恢复全部送电。

（3）若变电站内只有一台主变压器时，应尽快将故障点处理，或甩开故障点恢复主变压器其他侧的送电；

（4）同时应将事故发生情况、处理过程汇报调度和有关领导，并做好记录。

三

十九、哪些原因能引起电容器爆破：

（1）电容器内部元件击穿，起因是内部电场分布不均或制造中卷绕及压叠时受到损伤；

（2）电容器内部对外壳绝缘损坏，起因一般是制造厂在封盖时由于转角处焊接不好，烧焊时间太长，将内部绝缘烧伤所致；

（3）密封不良，引起渗漏油、油位下降、散热条件恶化，同时，潮气和水份进入，内部绝缘进一步变坏；

（4）外壳鼓胀和内部游离；

（5）除上述原因，运行环境温度过高、过电压等都可能造成电容器爆破故障。

四

十、防止运行中电容器爆破有哪些措施？

（1）加强温度、膨胀和渗漏油缺陷的监视；（2）采取限制过电压的措施；（3）定期进行预防试验。

四

十一、变压器在运行时，若出现油面过高或油从油枕中溢出，应如何判断和处理？

（1）首先应检查变压器的负荷和温度是否正常；（2）如果负荷和油位均正常，则可能是因呼吸器或油标管堵塞造成的假油面。此时应经当值调度同间后，将重瓦斯保护改接信号，然后疏通呼吸器或油标管；

（3）如因环境温度高引起油枕溢油时，应作放油处理。

四

十二、当SF6断路器发出“压力闭锁”信号时，应如何处理？

（1）当断路器发出“压力闭锁”信号时，首先应检查SF6气体的压力表，如果由于温度变化而引起压力下降，则应采取措施补气；

（2）如果由于漏气而引起压力下降，则应采取倒负荷或代路的方法将负荷转移后，再停电处理。

四

十三、怎样判断断路器是否误跳闸？

（1）保护未动作，电网中无故障造成的电流、电压波动，可判为断路器操作机构误动作；

（2）保护定值不正确或保护错接线、电流互感器或电压互感器回故障等原因会造成保护误动作，可从所有的现象进行综合分析；

（3）直流系统绝缘监视装置动作，发直流接地信号，且电网中无故障造成的电流电压波动，可判断为直流丙点接地；

（4）如果是直流电源有问题，则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，使晶体管保护误动作。

四

十四、单电源线路的断路器跳闸后应如何处理？

（1）没有自动重合闸装置的断路器跳闸，如果遮断容量能满足要求，值班人员应立即将断路器试送一次，然后报告当值调度员并对断路器进行外部检查。如果断路器的遮断容量不能满足要求，应先进行外部检查，未发现异常的可试送一次，然后向当值调度员报告并再次对断路器进行外部检查；

（2）有自动重合闸装置的断路器跳闸，如果重合闸未动作，可立即试送一次后向当值调度员报告，再对断路器进行外部检查。对重合闸未成功或试送未成功的，应对断路器进行外部检查，同时向当值调度员报告，听从处理。

第四篇：事故处理程序

事故处理程序

发生工伤事故后，必须立即向班长、车间主任、安全办、生产部经理报告。安全办接到报告后，立即组织救治工作，车间管理人员及其他相关人员负责现场事故调查，发生设备事故及严重工伤的必须立即保护事故现场。

伤员救治：原则上，手足伤及其他外伤送往公司的定点医院治疗，比较严重的内伤可就近抢救或者送往专门医院治疗。

事故报告：发生的部门必须在2小时内报告安全办，伤情较重的事故要报告总经理。《事故报告表》必须在48小时内上报安全办。工伤部门对工伤事故隐瞒不报的，依据相关规章制度从严处分相关责任人员。个人隐瞒工伤在24小时内不向上级报告的，从严处分，并自负后果。

工伤费用：凡是工伤人员，不论轻重，所产生的医疗费用（发票），必须经安全办同意才予以报销。原则上不准当事人或他人先支付医疗费用，必须有安全办工作人员随同治疗（特殊情况下须经安全办同意）。

停工休息期间，需要复诊或检查的，经安全办负责并在指定医院就医。未经安全办批准而发生的不符合国家有关规定的费用，一概不予报销。

设备事故：因设备故障引发的事故，造成人员伤亡的按照上述程序执行，车间相关人员负责现场保护工作，安全办负责现场调查取证并会同机电人员对设备故障原因进行分析，得出相关结论报告生产部及安全办。

对因设备及其部件因质量问题引发的设备事故，属于设备保修年限的，有生产部机电设备工程师告知供应部并通知相关生产厂商，明确相关责任，降低事故损失。

因产品质量争议导致责任不明确的，有安全办负责组织对设备进行产品质量鉴定，根据质量监督部门出具的检验报告追究相关责任。

对因设备年久失修、超期使用、未及时进行检修更换或者缺乏安全防护措施而导致事故的，由安全办会同生产部根据具体情况对相关责任人进行严肃处理。

事故处理：安全办接到报告后，负责调查取证，并及时跟踪员工治疗进程，必要时，安全办可召开事故分析会和现场教育会。

安全办及时通报工伤事故，会同机电人员落实整改措施，并在30日内按“四不放过”原则，对全部责任人作出处理决定，并予以通报。

安全办负责治疗方案及工休时间的确定以及工伤事故当事人的后期处理工作。工伤医疗完成后，安全办下达《复工通知书》给工伤职工，安排到杂工班作为适当的过渡期工作，并落实复工安全教育。

第五篇：500kV变电站事故处理资料

500千伏变电所的事故及异常处理 第一节 变电所事故及异常概述

由于电网的运行特点及人员、设备、管理、环境等诸多方面的原因，电力生产存在许多不安全因素，这些现存的或潜伏的危险因素在以一定概率，随机出现的“激发条件”（引发事故的这样一组或那样一组危险因素同时出现的条件）下形成事故及异常情况。正确、及时地处理各种事故及异常情况，是变电所运行值班人员的一项重要职责。

在变电所的日常运行工作中，异常情况的发生概率要比事故高得多，实际上，异常情况的复杂性，判断和处理的难度甚至高于一般的事故，其频繁、多发、随机的特点成为变电所运行人员能力、素质、技术水平的真正挑战。

处理事故及异常的快速反应和正确处理，不但要有专业知识的掌握和运用、现场规程的熟悉和理解、设备及回路的熟悉和了解、还需要有丰富的经验积累和良好的心理素质，是一个运维人员技术业务素质和能力的综合反映。

第二节 事故处理的一般原则与步骤

1、事故处理的主要任务

⑴、尽速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的威胁。⑵、用一切可能的方法保持设备继续运行，保证对用户的正常供电。⑶、尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电。⑷、调整系统的运行方式，使其恢复正常。

以上是对所有事故处理所涉及单位、部门和人员进行事故处理总的原则，但由于上述各部门工作性质、工作内容的不同和在事故处理过程中所起的作用不同，会有不同的具体任务和要求，就变电所值班人员而言，其在事故处理中担负的主要任务有：

⑴、记录、收集、掌握与事故有关的尽可能齐全的各种信息，为电网调度员及有关领导进行事故处理决策以及事后的事故分析提供准确可靠的现场第一手资料。

⑵、迅速准确地执行电网调度员实施事故处理指挥的各项指令，在通讯失灵的特殊情况下按现场运行规程规定独立地进行以限制事故范围、隔离故障设备为目的事故处理操作。

⑶、为检修部门进行抢修创造条件和提供必要的信息。

⑷、严密监视非事故设备的运行情况，确保它们正常运行和尽力限制、消除事故对它们的影响。

2、事故处理的一般步骤

⑴、事故发生后，立即将事故发生时间，跳闸断路器及异常情况向有关调度作简报。⑵、迅速进行以下工作：       检查、记录仪表指示情况。

检查、记录继电保护及自动装置动作情况，继电器掉牌情况。

检查、判读站内自动化、故障录波器的打印内容和故障录波器输出的波形。记录重合闸记数器，断路器动作计数器数值。组织对跳闸设备进行巡视和外部检查。

组织对因事故而引起的过负荷，超温等异常的其它设备进行检查和监视。

⑶、根据表计指示，保护动作情况，设备外部症状，判断事故的全面情况，向有关调度作详细汇报，汇报内容应正确、全面、简明扼要。

⑷、如果对人身和设备有威胁时，应立即设法解除威胁，在必要时可停止设备运行，并努力保持无故障设备的正常工作。

⑸、按照调度命令和现场运行规程对故障线路或设备进行强送，试送或将故障设备，线路从系统中隔离。

⑹、恢复停电设备和各用户的供电或启用备用设备。

⑺、将事故情况和处理结果向各级领导汇报，并通知检修人员前来抢修。

3、事故处理的一般要求

事故发生时，除断路器跳闸、声、光信号动作外还有可能出现爆炸、燃烧、浓烟甚至人员伤亡等恶劣情况，值班人员平时要有足够的思想准备和必要的反事故演练，一旦事故发生时，要求值班员要做到以下几点：

⑴、头脑冷静、沉着应对

处理事故时应头脑冷静、沉着果断，切忌惊慌失措，应在当值值班负责人的统一指挥下进行，必要时可要求非当值值班人员协助进行。

⑵、快速反应、熟练处理

事故情况下，应能迅速正确地查明情况，判断事故的性质。快速、熟练的处理在很多情况下可以减少事故停电时间，降低事故损失程度。

⑶、事故信息，准确全面

在事故情况下，现场值班人员全面、详尽的事故信息，客观、准确的情况描述对于电网调度和有关领导的事故处理决策与指挥是十分重要的。

⑷、保障通讯，密切联系

在事故处理过程中，变电所值班人员必须想尽一切办法保持与调度及上级有关部门的联系，迅速正确地执行它们的指令和有关指示。

⑸、严格执章，安全第一

无论事故多么严重，情况多么紧迫，在处理过程中都必须遵守《安规》和其他保证安全的规章制度，保证人身安全，操作要有严格监护，抢修要有安全措施。

4、事故处理预案

由于输变电事故发生的突然性、成因的复杂性，后果的严重性和处理的紧迫性往往使变电所值班人员难以真正做到冷静判断、沉着应对和始终采取正确有效的处理步骤和措施。稍有不慎还有可能造成新的问题。因此，深入研究、预想各种事故时可能发生的各种情况及其原因，制订相应的防范措施及处理预案并进行必要的演练。对于提高运行人员应对复杂情况的能力，确保处理的步骤、方法、措施正确高效从而保证电网安全具有重要意义。

事故处理预案一般应包含以下内容：  事故可能的成因和危险因素。 事故的预防措施。

 事故的一般现象和主要判据。 事故处理的步骤与方法。

造成事故的许多危险因素是可以预见的，因此，我们可以针对这些危险因素采取必要的反事故措施，遏制或消除这些危险因素，从而避免事故的发生或有效降低其发生的概率，即使发生了，我们也可以按预先编制的预案有条不紊地加以处理，但对于由一些不可预见因素造成事故则因无法预先采取有效对应措施而具有更高的相对概率，一旦发生还会因为无预案可循而大大增加难度。因此，根据事故处理的一般原则和某类事故的共性现象，按事故类型与性质制订几个在大多数情况下普遍适用的一般原则是十分必要的。

第三节 事故处理要点

1、线路事故

输电线路因其面广量大，以及受环境、气候等外部影响大等因素的存在，因而具有很

高的故障概率，线路跳闸事故是变电所发生率最高的输变电事故。线路故障一般有单相接地、相间短路、两相接地短路等多种形态，其中以单相接地最为频繁，有统计表明该类故障占全部线路故障的95%以上。

连接于线路上的设备如线路压变、流变、避雷器、阻波器等的故障，按其性质、影响、保护反映等因素考虑，也应归属为线路故障。

线路故障跳闸事故的处理，重点在于掌握以下几点： ⑴、判明故障的类型与性质

线路故障的类型与性质是电网值班调度员进行事故处理决策的重要依据，变电所值班人员应在故障发生后的最短时间内从大量的事故信息中过滤、筛选出能为故障判断提供支持的关键信息，这些关键信息主要有故障线路的主保护动作信号、启动信号、出口信号及屏幕显示、录波图等。后备保护信号及相邻线路/元件的信号仅能提供旁证和佐证，在故障发生后的第一时间甚至可以不予理会。向调度报告时应清楚地提出对故障的判断和相关的关键证据。

⑵、掌握故障测距信息

准确的故障测距信息能帮助巡线人员在最短时间内查到故障点加以排除，使故障线路迅速恢复供电，是事故处理中最重要的信息之一。值班人员应力争在线路跳闸后的第一时间内获得这一信息，迅速提供给值班调度员。

⑶、查明所内线路设备有无损坏

由于电网的不断扩大，线路故障时短路容量增大，强大的短路电流有可能使线路设备损坏或引发异常，甚至有可能故障就在变电所内，因此，线路跳闸后，值班人员应对故障线路有关回路及设备包括断路器、闸刀、流变、压变、耦合电容器、阻波器、避雷器等进行详尽细致的外部检查，并将检查结果迅速报告有关调度。

⑷、确认强送条件是否具备

强送是基于故障点或故障原因有可能在故障存续期间的热效应或机械效应作用下自行消除的考虑而采取的试探性送电，它常常是以线路设备再承受一次冲击为代价的，特别要求承担强送的断路器具备良好的技术状态，能在强送于故障时可靠跳闸，以免扩大事故，因此要求变电所值班员必须确认用以强送线路的断路器符合下列条件：

 断路器本身回路完好，操作机构工作正常，气压或液压在额定值。 断路器故障跳闸次数在允许范围内。 继电保护完好。

另外，为提高强送的成功率，故障与强送之间应有一定的时间间隔以利于故障点的绝缘恢复。

采用二分之三接线方式的变电所，线路故障后强送的操作应用母线侧断路器进行，若采用中间断路器强送，当强送的断路器失灵保护拒动时，相应的失灵保护动作跳开同一串的另外一台断路器，同时将同一串的相邻线路或主变切除，造成事故扩大。而采用母线侧断路器强送，万一断路器失灵或保护拒动，至多停一条母线，而不影响相邻线路或元件的运行。

⑸、重视故障录波图的判读

故障录波图能完整、准确地记录和显示故障形成、发展和切除的波形与过程，是事故处理与分析的重要信息资源，但由于故障录波器一般都比较灵敏，其记录的大量一般的系统波动信息往往把事故的重要信息淹没其中，查找、调阅与事故有关的报告，对于一般的值班人员来说并非易事，有的故障录波器其信息靠打印输出，因此，许多值班人员还是习惯于通过中央信号和保护信号进行事故判断和处理，故障录波图这一宝贵的信息资源在事故处理中还未能得到普遍和充分利用。

由于传统的光字牌信号和掉牌信号只能反映继电保护及自动装置动作的最终结果而难以反映其动作过程。因而在某些线路故障呈现复杂形态的情况下难以作出准确全面地分析和判断，有时甚至会造成误判断而影响电网调度员的决策和指挥。如某500kV变电所的一次线路故障，主保护和采用相同原理的后备保护作出了完全不同的反映，主保护反映为单相故障并启动重合闸，而后备保护反映为相间故障并闭锁重合闸，致使现场值班人员难以作出准确的判断，调度员无法进行果断处理，后经有关技术人员解读故障录波图才判定为单相故障、后备保护误动的事实。又有一次，某变电所500kV线路断路器跳闸，重合闸不成功，光字牌和掉牌单元反映为第一、第二套高频距离和后备距离同时动作，A相、B相启动。值班员据此判断为相间故障并向总调值班员作了汇报，但重合闸动作信号却令值班员颇感疑惑，判为重合闸误动觉得依据不足。后经站内值班的技术人员指导对故障录波器的打印信息进行判读发现，该线路先是发生A相接地故障，保护A相启动，55毫秒后断路器跳闸，800毫秒后断路器A相重合，重合后140毫秒以后发生B相故障，保护B相启动，此时由于重合闸动作后尚未返回便三相跳闸重合闸未再启动。实际上是间隔时间很短的两次不同相的单相故障。于是值班人员迅速向调度进行补充汇报，并对先前的报告作了更正。

由此可见，故障录波器及事件记录的判读，对于事故处理过程的分析判断是极其重要的。结合光字牌和保护掉牌信号，能立体地反映一个故障的发展过程和保护动作行为与后果。从而使现场值班人员能准确地判断故障的性质与形态。

2、主变器事故

主变压器及其附属设备在长期运行过程中会受到电、热、机械、化学和环境等诸多因素影响与作用，这些影响的积累效应会使变压器健康状况逐渐变差，当其健康状况下降到一定程度，或在某个外部条件触发下，就会发生故障，引发事故。

主变压器故障分为内部故障和外部故障，内部故障是指变压器本体内部绝缘或绕组、有载调压开关等部分发生的各类故障。外部故障通常指主变的外部绝缘、套管流变、引出线等部件的故障。另外，与主变构成固定电气连接或同在主变保护范围内的辅助设备（如压变、避雷器、低抗等）故障，一般也归入主变压器外部故障的范畴。

由于主变压器是变电所的核心设备，其作用和地位十分重要，是各种安全措施的主要着力点，在运行中受到最为严密的保护和监测，因而其故障的发生率很低，一旦发生，后果也特别严重。发生率低使变电所值班员不易形成足够的认识和必要的经验积累，严重的后果又会使处理时的情况成为最复杂的情况之一。

主变压器事故处理必须掌握以下几点：

⑴、主变压器差动或瓦斯保护动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送和试送。

由于大型变压器的造价昂贵，其绝缘与机械结构相对薄弱，故障跳闸后对其进行强送和试送的相对成本过高，而且，一旦故障发生在其内部，其自行消除的可能性微乎其微，使强送失去意义。因此，主变压器故障跳闸后一般不考虑通过强送的方法尽快恢复送电，只有在完全排除主变内部故障的可能，外部检查找不到任何疑点或确认主变属非故障跳闸且情况紧急的情况下，方可对主变进行试送，但这种情况需要由现场值班人员或具有足够权威和资质的人员（如总工程师）加以确切的认定。

变电所值班人员能予以确认的非故障跳闸情况如下：  由工作人员误碰导致的跳闸。 由值班人员误操作因素导致的跳闸。

 无保护动作，且现场检查无任何异常的不明原因跳闸（此情况可先送电，再由调度安排方式停役检查）。

 其他经公司主管技术领导认定可以送电的非故障跳闸。

另外还有一种情况，主变故障跳闸后，一时难以查明原因，而系统又急需恢复运行时，可考虑用采取零起升压的方法对变压器试送电，以最大限度地减少对主变的冲击。但这需要由电网调度对系统的方式作出较大地调整，有电厂等部门的多方配合方能实现。一般这种情

况很少出现。

⑵、抓住主要矛盾，分清轻重缓急

主变压器故障跳闸，特别是承担大量负荷的大型变压器突然跳闸，会引起系统内的一系列连锁反应，严重时甚至系统失稳。在变电所，最常见的连锁反应或并发情况就是相邻主变压器的严重过负荷。恶劣情况下主变压器事故还会引发火灾，此时，变电所值班人员因为需要应对多个异常情况而容易产生顾此失彼的情况，因此值班人员必须沉着冷静，抓住主要矛盾，分清轻重缓急，主动与调度员协商，确定处理的优先顺序。并参照以下原则进行处理。

 一台主变跳闸后，值班人员除应按常规的事故处理规定迅速向所属值班调度员报告跳闸时间、跳闸开关等信息外，还应报告未跳闸的另一台主变的潮流及过负荷情况，以及象征系统异常的电压、频率等明显变化的信息。

 未跳闸的主变在过负荷情况下，在按规程规定对跳闸主变一、二次回路进行检查时，如能确认主变属非故障或查明故障点在变压器回路之外时，应立即提请值班调度员对跳闸主变进行试送，以迅速缓解另一台主变过载之急。

 如主变属故障跳闸或无法确认主变属非故障跳闸时，应同时进行主变跳闸处理和未跳闸主变的过负荷处理。过负荷情况比较严重时应优先进行未跳闸主变的过负荷处理。

 如主变故障跳闸引发系统失稳等重大异常情况时，应优先配合调度进行电网事故处理，同时按短期急救性负荷的规定对过载主变进行监控。

 一旦主变因故障着火时，灭火及防止事故扩大便成为最紧迫的首要任务。此时应迅速实施断开电源、关停风扇和油泵、启动灭火装置、召唤消防人员、视需要打开放油阀门等一系列处理措施，火情得以控制后，再迅速进行其他异常的处理。

⑶、根据保护动作情况判断主变故障性质

主变压器是保护配置最复杂、最完善的设备，由多种不同原理构成的主变保护对不同类型的故障往往呈现不同的灵敏度和动作行为，因此，通过保护动作情况和动作行为分析，结合现场检查情况和必要的油、气试验，一般情况可以对主变故障的性质、范围作出基本排除的判断。在进行故障分析与判断时，应优先考虑下列情况，以设法排除内部故障的可能，为尽快恢复供电提供前提条件和争取时间。

 是否存在区外故障越级的可能。

 是否存在保护误动或误碰的可能（瓦斯、压力保护二次线受潮短路，差动回路断线，阻抗保护失压等）。

 是否存在误操作的可能。

 主变回路中辅助设备故障的可能。

如果发现有下列情况之一时，应认为主变存在内部故障：  瓦斯继电器采集的气体可燃。

 变压器有明显的内部故障征象，如外壳变形，防爆管喷油，冒烟火等情况。 差动、瓦斯、压力等主保护中有两套或两套以上动作。 故障录波图存在表示内部故障的特征。

一旦认为主变存在内部故障，必须进一步查明原因，排除故障。并经电气试验，油、气分析，证明故障已经排除时，方可重新投入运行。

⑷、一旦查明故障在主变外部，必须尽一切努力隔离故障，恢复主变运行。一般情况下，主变停运会对变电所的供电和电网的运行造成严重的影响，因此一旦查明故障在主变外部或其它辅助设备上，应迅速采取隔离、拆除、抢修等措施排除故障，恢复主变的运行，然后对已隔离的设备进行检查处理。

3、母线事故与母线失电

母线事故通常是指在母差保护测量范围内的所有设备包括与母线连接的断路器、闸刀、压变等设备发生故障，使母差保护动作跳闸而引发的事故。不同的主接线方式下，母线事故的影响和严重程度是不同的。在二分之三接线方式下，母线事故除削弱系统的联系，可靠性降低外，基本上不会影响电能的传输，而在单母线或双母线接线方式下，母线事故将会造成多个线路/元件供电中断，甚至造成大面积停电的严重事态，具有影响范围广，短路电流大的特点，是变电所各类事故中最为严重的情况之一。

母线失电一般是指变电所失去全部电源的一种严重情况，其主要特征为母线和线路电压指示为零，但无保护动作和断路器跳闸信号发出。

母线故障与失电的处理要点如下（以双母线接线为例）： ⑴、排除母差保护误动及非故障跳闸的可能

母线故障时，故障电流很大，在母差保护动作的同时，相邻线路/元件的都会启动或发信，故障录波器因其具有更高的灵敏度而必然启动，如果相邻线路/元件保护不启动或很少启动，故障录波图上没有明显的故障波形，则可认为母差保护有误动可能或因其它原因造成非故障跳闸。此时，值班人员可在停用母差保护、排除非故障原因并确认该母线上所有断路器均已跳闸后，要求调度选择合适的电源并提高保护灵敏度后对停电母线进行试送，试送成功后，逐一送出停电线路。

⑵、查到故障点并加以隔离，力求迅速恢复母线供电

当某一段母线故障，相应母差保护动作跳闸时，值班人员应在确认该母线上的断路器全部跳开后对故障母线及对故障母线及连接于母线上的设备进行认真检查，努力寻找故障点并设法排除。切不可在故障点尚未查明的情况下贸然将停电线路冷倒至健全母线，以防止扩大故障。只有在故障点已经隔离，并确认停电母线无问题后，方可对已停电的母线恢复供电。

⑶、如母差保护动作后，故障母线上留有未跳断路器时，应自行拉开该断路器，并充分考虑该断路器所属线路、设备故障而断路器拒动造成越级跳闸的可能。

⑷、若找到故障点但无法隔离时，应迅速对故障母线上的各元件进行检查，确认无故障后，冷倒至运行母线并恢复供电（与系统联络线要经同期并列或合环）。

⑸、发现母线失电现象时，首先应排除PT次级断路器跳闸或熔丝熔断，表计指示失灵等情况，为防止各电源突然来电引起非同期并列，值班员应按规定在失电母线上各保留一路主电源线的情况下，迅速拉开该母线上其他所有断路器，等候来电，并与有关调度保持联系。

若经检查发现母线失电系本站断路器拒跳或保护拒动所致时，则应在15分钟内自行将失电母线上的拒动断路器与所有电源线断路器拉开，并报告值班调度员。然后利用主变或母联断路器对失电母线充电。

母线恢复来电后，按调度指令逐路送出或确认线路有电的情况下自行通过同期合环或并列。

4、系统振荡

系统事故是指系统因某处或多处发生严重故障，造成系统失去稳定（振荡）甚至解列成几个独立电网而形成的事故，这是电力系统最为严重的事态。变电所值班员必须竭尽全力协助电网调度人员进行处理。最大限度地限制其发展和影响。

系统发生振荡时，变电所的各种电气量指示仪表的指示会出现不同程度的周期性摆动。如变电所处于振荡中心（失去同步的电源之间联络线的电气中心）附近时，这种摆动尤为剧烈，电压指示将周期性地降到接近于零，联络线潮流往复变化，距离保护的振荡闭锁纷纷动作，主变发出周期性的响声。

振荡发生时，变电所值班人员应将有关情况与现象迅速向调度报告，同时密切监视各种电气量指示的变化随时准备执行调度下达的各项指令。

在系统失稳情况下，变电所可能采取的措施主要有：  拉停某些线路甚至主变。

 投切无功补偿装置，调整或保持系统电压。

 通过同期装置进行系统并列操作。

在通信失灵的极端情况下，值班人员如发现线路有电，切符合并列条件时可不必等候调度命令，迅速利用同期装置进行并列操作。

5、误操作事故

误操作事故是变电所各种电气事故中最为特殊的一类事故，它是由操作人员的错误和过失引发的，尽管其后果未必会比其他类型的事故更为严重，但因为可能涉及到诸如失责、违章等敏感因素而历来被视作性质最为严重的一类事故。

误操作事故一旦发生便成为不可更改的事实，惊慌、懊悔都是无济与事的，当事人及其他值班员唯一能做的，就是尽快冷静下来，迅速查明事故造成的停电和设备损坏情况，实事求是地向调度和有关领导报告情况，并采取正确的处理措施，尽力避免和减轻可能的损失和危害。

对于误操作事故发生后的处理，调度规程和现场运行规程一般都有相关规定，必须按规程执行。但这些规定比较原则和笼统，因此处理中必须掌握以下几点：

⑴、误合断路器时应立即将其拉开。断路器在分开状态一般有以下原因：    所属线路/元件或本身在检修中。所属线路/元件或本身在备用中。

本身或所在回路存在无法使其正常运行缺陷。

⑵、误拉断路器后切不能贸然将其合上。

许多人在猛然意识到拉错断路器时，往往会产生一种类似于生理反射的本能反应而立即将误拉的断路器合上，但这是十分危险的，一旦发生非同期合闸将有可能进一步扩大事故，造成错上加错。因此，必须努力克制这种冲动，进行冷静的考虑，只有在以下情况下方可立即合上误拉的断路器：

  确认被误拉的线路为终端线路。

确认断路器拉开后线路仍然有电，同期或合环条件满足，可通过同期装置合闸。

以上两种情况对缩短停电时间，减少事故损失具有实际意义而又不造成事故扩大，故立即合上误拉的断路器可能更为有利。除此之外，即使合闸不会发生危险（一又二分之一接线，有两串以上合环运行时）也必须获得调度指令后方可进行。

⑶、误拉误合隔离刀闸，误合接地闸刀时，不得自行恢复。

误拉误合隔离刀闸，误合接地闸刀时，往往可能造成断路器或设备损坏，须进行检查

和评估，故无论是否造成断路器跳闸或设备损坏，均不能自行将其恢复。只有误拉、误拆接地闸刀和接地线时，为确保接地范围内工作人员的安全，必须立即合上和复装。

⑷、二次回路误操作引发事故，情况许可时可保持现状，等待认定。

由于二次回路误操作造成的事故一般比较复杂，在情况许可并得到调度同意的情况下，应尽量保持现状等待有关专业人员到场进行检查认定。但一旦涉及倒送电或系统需要，值班人员不得以任何理由延误或拒绝执行调度要求送电的指令。

5、异常处理

变电所设备及电力系统的异常运行是变电所工作可能遇到的最为频繁情况，由于这些设备品种多样，类型各异，技术性能、工作环境及维护质量等储多因素的影响，其异常运行的发生频率、形态、原因具有很大的随机性，囊括所有异常情况或为这些异常情况处理制定一个不变的定式显然是不现实的，因此在这里只能就一些常见的异常情况的分析思路、判断方法及处理作一个交流。

（1）主变压器过励磁

主变压器过励磁运行会使变压器的铁芯产生饱和现象，导致励磁电流激增，铁芯温度升高，损耗增加，波形岐变。严重时会造成变压器局部过热危及绝缘甚至引发故障。主变压器的过励磁是由于铁芯的非线性磁感应特性造成的，与变压器的工作和频率有关，由于电力系统的频率相对稳定，可近似地视作与系统的电压升高有关。一般500kV变压器当其运行电压超过额定电压5%时便认为已进入过励磁运行状态。

主变压器过励磁运行时，值班人员必须及时向调度报告并记录发生时间和过励磁倍数，并按现场运行规程中有关限值与允许时间规定进行严密监控，逾值时应及时向调度汇报，提请调度采取降低系统电压的措施或按调度指令进行处理。与此同时严密监视主变的油温、线温的升高情况和变化速率，当发现其变化速率很高时，即使未达到主变的温度限值也必须提请调度立即采取降低系统电压的措施。

（2）冷却系统故障

发现冷却系统故障或发出冷却系统故障信号时，变电所值班人员必须迅速作出反应。首先应判明是冷却器故障还是整个冷却系统故障。

若是一组或二组冷却系统故障，则无论是风扇电机故障还是油泵故障均立即将该组冷却器停用。并视不同情况调整剩余冷却器的工作状态，确保有一组工作于常用状态。然后对故障冷却器进行检查处理或报修。在一组或二组冷却器停运期间，值班人员必须按现场运行规程中规定的相应允许负荷率对主变的负荷进行监控。

冷却器全停时，应由值班负责人指定专人监视、记录主变压器的电流与温度，并立即向调度汇报，同时以最快的速度分析有关信号查找原因并设法恢复冷却器运行。若系所用电失去所致，则所用电失电按有关规定处理；若是冷却系统备用电源自投回路失灵，则立即手动合上备用电源。若是直流控制电源失去则冷却器控制改为手动方式后恢复冷却器运行。

如果一时无法恢复冷却器运行时应在无冷却器允许运行时间到达前报告调度要求停用主变。而不管上层油温或线温是否已超过限值，因为在潜油泵停转的情况下，热传导过程极为缓慢，在温度上升的过程中，绕组和铁芯的温度上升速度远远高于油温上升速度，此时的油温指示已不能正确反映主变内部的温度升高情况，只能通过负荷与时间来进行控制，以避免主变温度升高的危险的程度。

（3）断路器操作回路闭锁

当压缩空气压力、油压低于分合闸闭锁压力，或SF6低于闭锁时，断路器操作回路将被闭锁，同时发出“SF6及空气低气压”或“分合闸闭锁”、“失压闭锁”等信号，此时，断路器已不能操作，在断路器合闸的情况下，由于防误闭锁回路的作用，两侧闸刀的操作回路也被闭锁而不能操作。一旦出现这种情况时可按以下原则进行处理：

①、如断路器在分闸位置，则立即向调度提出申请将该断路器改为冷备用。②、如断路器在合闸位置，500kV系统允许在天气正常情况下（即无雷电，无雾）可解除故障断路器两侧闸刀的防误闭锁回路，用闸刀切开母线环流，将故障断路器从系统中隔离。这时本串及相邻串断路器均应在合闸状态，确保至少有三个环路，但不改非自动，闸刀的操作必须按遥控方式进行。

③、断路器在合闸情况下220kV断路器可选择以下操作方案：

A、用旁路断路器与故障断路器并联后解除故障断路器的防误闭锁回路，用闸刀将故障断器隔离。闸刀操作时应尽可能采用遥控操作方式，同时将旁路断路器改为非自动。

B、将故障断路器所在母线的其它元件倒至另一母线后用两台相关母联或分段断路器将故障断路器负荷电流切断，然后解除防误闭锁回路或就地手动操作闸刀，将故障断路器隔离。

上述操作方案的执行由调度根据系统及天气情况作出决定并发令操作。（4）互感器的异常运行

A、电压互感器二次电压异常升降在排除一次电压异常波动的情况下，常常与压变内部故障有关，电磁式压变有可能是一、二次绕组匝间短路，电容式、压变极有可能是局部电容击穿、失效或电磁单元故障，从华东电网的几次500kV CVT故障情况中可以发现CVT故

障时，其二次电压的异常升降是一个较显著的现象和症状。因此，一旦发现二次电压异常升降，应对其发展情况进行密切监视，同时对压变外观进行检查，并将检查与监测情况迅速向调度及有关领导报告，设法将压变停役检查。

B、电流互感器二次侧开路会使铁芯产生严重饱和现象，磁通的波形发生岐变，并在二次侧感应出很高的电压。因此当发现TA油箱内出现明显的电磁振动声或振动声明显增强时，应考虑其二次回路有开路的可能，并对相应端子箱及有关二次回路进行检查，如发现开路点应立即汇报调度和有关领导，通知有关专业人员前来处理。

（5）避雷器的异常运行

氧化锌避雷器实际上由一组非线性电阻串、并联而成的，在工作电压的作用下会有一定的电流流过，值班人员可从装设于避雷器接地端的泄漏电流表观测到这个电流的量值。避雷器的泄漏电流含有三个分量：一是避雷器在工频电压作用下的电容电流，它是施加于避雷器上的工作电压的函数；二是磁绝缘表面泄漏电流，它与环境及瓷绝缘表面的污秽程度有关，但其数值很小，一般可忽略不计；三是流过避雷器阀片的电阻性电流，它是工作电压（或电场强度）、阀片温度（对可能劣化阀片，还将与电压作用时间有关）的函数。这部分电流是对避雷器进行监测的重要物理量。正常条件下，避雷器工作在额定条件下其泄漏电流值在一很小的范围内波动，一旦阀片由于劣化或受潮，其电阻电流的增加将导致阀片发热。热效应又导致阀片进一步劣化。一旦热平衡破坏，将会出现一个持续升温的过程，直至避雷器爆炸。根据运行经验和一般分析，导致氧化锌避雷器阀片泄漏电流异常增加，一般有以下原因：

①端部压板断裂，密封破坏，潮气和水分渗入，使阀片受潮绝缘下降。

②阀片局部击穿。使未击穿的阀片承受的电压增加，工作点偏离线性段而进入非线性区域，引起电流剧增。

③阀片材质劣化。

当发现避雷器泄漏电流出现明显增长时，应及时报告有关领导和技术人员，会同进行分析确认，并报告有关部门，请求进行带电测试，情况严重时，应提请调度将避雷器停电检查。

综上所述，现场运行人员只有对设备的状况了如指掌，熟练掌握各类故障的判断手段、异常的应对措施，掌握500千伏变电所事故及异常处理的规范，对于事故及异常状况有防范和应急措施才能从容应对，迅速准确判断故障，快速有效进行隔离，确保系统稳定运行。