陕西主变烧损事故调查报告

第一篇：陕西主变烧损事故调查报告

陕西主变烧损事故调查报告：有可燃气体，发生闪爆

2016年6月18日凌晨，陕西西安330千伏南郊变（110千伏韦曲变）发生主变烧损事故。公司领导高度重视，舒印彪董事长作出重要批示，栾军副总经理作出工作部署。当日一早，公司安全副总监尹昌新、安质部主任张建功赶到现场。在初步了解事故情况后，公司决定成立以尹昌新安全副总监为组长，总部安质部、西北分部、陕西公司负责人为副组长，下设综合、电网、设备、电缆、直流、应急六个工作组的事故调查组（附件1），迅速开展事故调查工作，有关情况报告如下。

一、事故基本情况

（一）事故前运行方式

陕西电网全网负荷为1264万千瓦，西安地区负荷331万千瓦，各控制断面潮流均满足稳定限额要求。

330千伏南郊变主接线为3/2接线，共6回330千伏出线，3台容量为240兆伏安的主变（#

1、#

2、#3主变），110千伏主接线为双母线带旁母接线。共址建设的110千伏韦曲变有两台50兆伏安主变（#

4、#5主变）及一台31.5兆伏安移动车载变（#6主变），其中#

4、#5主变接于南郊变110千伏母线，#6主变接于南郊变110千伏旁母，#6主变10千伏母线与#

4、#5主变10千伏母线无电气连接。330千伏南郊变#

1、#

2、#3主变负荷分别为11万千瓦、11万千瓦、10万千瓦，110千伏韦曲变#

4、#

5、#6主变负荷分别为1.5万千瓦、1.5万千瓦、1.2万千瓦。

（二）事故发生经过

6月18日0时25分，西安市长安区凤栖路与北长安街十字路口（距330千伏南郊变约700米）电缆沟道井口发生爆炸；随即，110千伏韦曲变#

4、#5主变及330千伏南郊变#3主变相继起火；约2分钟后，330千伏南郊变6回出线（南寨I，南柞I、II，南上I、II、南城I）相继跳闸。

（三）事故处臵过程

0时28分，陕西电网调度自动化系统相继推出330千伏南寨I，南柞I、II，南上I、II、南城I线故障告警信息，同时监控系统报出上述线路跳闸信息。

0时29分，陕西省调通知省检修公司安排人员立即查找故障。

0时38分，330千伏南郊变现场人员确认全站失压，站用电失去，开关无法操作。

0时40分，西安地调汇报省调，110千伏锦业路变、文体变、瓦胡同变、长安西变、韦曲变、兰川变、葛牌变、尧柏变（用户变）共8座110千伏变电站失压。

0时55分-1时58分，西安地调陆续将除韦曲变外的7座失压变电站倒至其他330千伏变电站供电。韦曲变所供12000户用户陆续转带恢复，至12时，除700户不具备转带条件外的，其他全部恢复。

1时20分，站内明火全部扑灭，陕西省调要求现场拉开所有失压开关，并检查站内一二次设备情况。

2时55分，经检查确认，110千伏韦曲变#

4、#5主变烧损，330千伏南郊变#3主变烧损，#

1、#2主变喷油，均暂时无法恢复。

5时18分，330千伏南郊变#

1、#

2、#3主变故障隔离。6时34分-9时26分，南郊变330千伏6回出线及330千伏I、II母恢复正常运行方式。

（四）应急及抢修情况

0时35分，西安市长安区消防大队赶到现场，1时20分，站内明火全部扑灭。1时25分，陕西省公司主要领导到达事故现场。2时30分，西安市主要领导到达现场。2时46分，陕西公司值班室向国网总值班室报送信息。3时30分，陕西公司向国网安质部报送停电情况。1时16分、1时52分，陕西公司、西安公司值班室分别向陕西省和西安市政府总值班室报送信息。

陕西省公司成立了现场抢修指挥部和专业工作组，调集抢修人员、试验设备和物资，开展抢修恢复工作。18日14时，烧损的110千伏韦曲#5变拆除。17时59分，通过临时搭接110千伏引线，恢复韦曲#6变。19日11时40分，由西安中特变压器厂连夜改装的新变压器运抵现场，并在#5变基础就位，目前正在进行注油静臵，预计6月20日中午投运。110千伏韦曲变#4主变计划6月25日完成更换投运。330千伏南郊变#3变7月底前完成更换投运，#

1、#2变待进一步检查诊断后确定恢复方案。

二、事故损失及影响 1.负荷损失

事故造成330千伏南郊变及110千伏韦曲变、锦业路变、文体变、瓦胡同变、长安西变、兰川变、葛牌变、尧柏变（用户变）8座110千伏变电站失压，共计损失负荷24.3万千瓦，占西安地区总负荷的7.34%；停电用户8.65万户，占西安地区总用户数的4.32%。

2.设备损失

（1）330千伏南郊变 #

1、#2变喷油； #3变烧损；

#3变330千伏避雷器损坏； #3变35千伏开关C相触头烧损； 35千伏母线烧毁；

110千伏Ⅰ母管型母线受故障影响断裂，1104开关与刀闸两相引线断裂、1135南山Ⅰ间隔Ⅱ母刀闸与开关连接引线三相断裂，南山Ⅰ间隔Ⅰ母刀闸B相瓷瓶断裂，其余两相有不同程度损伤。

（2）110千伏韦曲变 #

4、#5变烧损；

35千伏Ⅱ母YH及刀闸、韦里Ⅱ、韦里Ⅲ开关及刀闸受损。（3）10千伏配网

10千伏县城线#1电缆分支箱受损。3.社会影响

凤栖路与北长安街十字路口西南角电缆井盖和相邻的通信井盖受爆炸气浪冲开，造成邻近商铺约6平方米门窗受损，附近5台车辆不同程度受损。

三、事故原因分析

（一）故障发展时序

事故中，330千伏南郊变、110千伏韦曲变保护及故障录波器等二次设备均未动作。通过调阅南郊变线路对侧相关变电站保护动作信息及故障录波数据，判定本次事故过程中故障发展时序为：18日0时25分10秒，韦曲变35千伏韦里III线发生故障；27秒后，故障发展至110千伏系统；132秒后，故障继续发展至南郊变330千伏系统；0时27分25秒故障切除，持续时间共计2分15秒。

（二）电缆故障分析

故障电缆沟道位于西安市长安区凤栖路，型号为1m×0.8m砖混结构，内敷9条电缆，其中35千伏3条，分别为韦里I、韦里II和韦里III（韦里II、韦里III为用户资产），10千伏6条（均为用户资产）。事故后，排查发现110千伏韦曲变35千伏韦里III间隔烧损严重，其敷设沟道在凤栖路与北长安街十字路口西南角路面沉降，柏油层损毁，沟道内壁断裂严重，有明显着火痕迹。开挖后确认韦里III电缆中间头爆裂，爆裂的电缆中间头位于十字路口以西约100米。

综上判定，韦里III电缆中间头爆炸为故障起始点，同时沟道内存在可燃气体，引发闪爆。该故障电缆型号为ZRYJV22-35kV-3*240，2009年投运。

（三）直流系统失压分析 1.站用直流系统基本情况

330千伏南郊变与110千伏韦曲变共用一套直流系统。南郊变#

1、#2站用电源分别取自韦曲变10千伏Ⅰ段和Ⅱ段母线，#0站用电源取自35千伏韦杜线。

330千伏南郊变原站用直流系统采用“两电两充”模式。生产厂家为西安派恩电气责任有限公司，1999年投运，蓄电池（沈阳东北）容量2*300AH-108节；改造设备生产厂家为珠海泰坦科技股份有限公司，蓄电池（江苏双登）容量2*500AH-104节。

2.直流系统改造情况

根据国网公司批复计划，陕西公司组织实施330千伏南郊变综自、直流系统改造工程，设计中标单位陕西省电力设计院，施工中标单位陕西送变电工程公司，施工监理中标单位西北电建监理公司。4月29日完成直流I段母线改造，6月1日开始改造直流Ⅱ段母线，6月17日完成两面充电屏和两组蓄电池安装投运。

3.直流母线失电分析：

（1）站用交流失压原因。由于330千伏南郊变（110千伏韦曲变）站外35千伏韦里III线故障，韦曲变35千伏、10千伏母线电压降低，#

1、#

2、#0站用变低压侧脱扣跳闸，直流系统失去交流电源。

（2）直流系统失电原因。改造更换后的两组新蓄电池未与直流母线导通，未导通原因为该两组蓄电池至两段母线之间的刀闸在断开位臵（该刀闸原用于均/浮充方式转换，改造过渡期用于新蓄电池连接直流母线），充电屏交流电源失去后，造成直流母线失压。

（3）监控系统未报警原因。蓄电池和直流母线未导通，监控系统未报警，原因为直流系统改造后，有4块充电（整流）模块接至直流母线，正常运行时由站用交流通过充电模块向直流母线供电。

综上所述，本次事故起因是35千伏韦里III电缆中间头爆炸，同时电缆沟道内存在可燃气体，发生闪爆。事故主要原因是330千伏南郊变#

1、#

2、#0站用变因低压脱扣全部失电，蓄电池未正常联接在直流母线，全站保护及控制回路失去直流电源，造成故障越级。

四、暴露问题 1.现场改造组织不力。330千伏南郊变直流系统改造准备工作不充分，现场勘察不细致，施工过渡方案不完善，施工、监理、运行、厂家等相关单位职责不明确，风险分析不到位，安全措施不完善。施工单位和运行单位协调配合不够，新投设备验收把关不严，运行注意事项未交代清楚。

2.直流专业管理薄弱。站用直流技术监督不到位，直流屏改造更换后，未进行蓄电池连续供电试验，未及时发现蓄电池脱离直流母线的重大隐患。未组织运行人员对新投设备开展针对性技术培训，未及时修订现场运行规程。

3.配电电缆需要清理规范。公司资产电缆与用户资产电缆同沟敷设，运维职责不清，日常维护不到位，缺乏有效的监测手段，设备健康状况偏低。

4.应急联动有待进一步加强。信息报告不够及时，内部协调不够顺畅，舆情应对和用户沟通解释工作不够到位，事故初期社会公众反响较大。

五、整改措施和建议

1.陕西公司要深刻吸取事故教训，认真开展事故反思，对各项制度、规定、措施进行全面排查、梳理、改进和完善，针对存在的问题和薄弱环节，逐一制定防范措施和整改计划，坚决堵塞安全漏洞，切实加强安全生产管理，按照“四不放过”原则，严肃追究责任，有关情况及时报国家电网公司。2.立即开展直流系统专项隐患排查，特别要针对各电压等级变电站直流系统改造工程，全面排查整治组织管理、施工方案、现场作业中的安全隐患和薄弱环节，坚决防止直流等二次系统设备问题导致事故扩大。针对本次事故可能对接地网、二次电缆、电缆屏蔽层等造成的隐性损伤，全面进行检测，排查消除事故隐患。

3.加强变电站改造施工安全管理，严格落实施工改造项目各方安全责任制，严格施工方案的编制、审查、批准和执行，做好施工安全技术交底。严把投产验收关，防止设备验收缺项漏项，杜绝改造工程遗留安全隐患。加强新设备技术培训，及时修订完善现场运行规程，确保符合实际，满足现场运行要求。

4.加强配网设备管理，尤其要对用户资产的设备，加强专业指导，督促严格执行国家相关技术标准规范，防止用户设备故障影响电网安全运行。

5.针对本次事故应急处臵组织开展后评估，举一反三，采取措施，全面加强应急实战能力建设，全面提升信息报送及时性、舆情应对针对性、社会联动有效性。

6.在确保安全的前提下，尽快完成南郊变设备抢修，恢复正常运行方式，确保迎峰度夏电力供应。

附件：事故图片

第二篇：27陕西330kV南郊变主变烧损事故学习心得体会(王旦)2016.06.23

陕西330kV南郊变主变烧损事故学习心得体会

王 旦

2016年6月18日凌晨，陕西西安330千伏南郊变（110千伏韦曲变）发生主变烧损事故，当天白天就见事故现场视屏在微信朋友圈中刷屏。当我看完该视屏后，事故发生的场景、后果给我带来了深深的触动，同时作为一名电气专业管理人员，我对事故发生的原因更为关心，6月20日在朋友圈里我终于找到了该事故的调查报告。

通过对该事故报告的学习，让我知道了该事故发生的经过、处理过程、详细的原因分析、暴露的问题、整改措施和建议。在仔细的、反复的阅读该事故报告后，自己也在不断的反思作为一名技术管理人员今后如何更好的开展工作避免类似的问题在身边发生。

首先，结合前期气温高、负荷高时制定的《电气设备发热监督检查措施》继续认真的对全厂电气设备进行远红外测温，提前发现发隐患，避免设备发热引起火灾事故，同时将远红外测温工作列为长期持续执行的工作；其次，加强对现场电缆夹层、电缆桥架的检查，对粉尘较大地方的电缆桥架如炉侧、燃料电缆桥架应进行定期清理，避免煤粉堆积自燃导致火灾事故发生；第三，加强对直流系统的技术监督管理，避免事情情况下直流系统消失导致事故的扩大；第四，加强对柴发系统的日常运行维护，确保事故情况下应急电源能够正常供给；第五，针对奇台公司目前正处于设备治理阶段，加强对设备治理过程中的安全管理，严把投产验收关，防止设备验收缺项漏项，杜绝改造工程遗留安全隐患，加强新设备技术培训，及时修订完善现场运行规程，确保符合实际，满足现场运行要求；第六，继续做好技术监督自查工作，尽快完成新疆电科院技术监督组专家组对我公司提出的相关隐患、存在问题的整改工作；最后，继续学习电力行业标准、规范，根据相关标准、规范对各项制度、规定、措施进行全面排查、梳理、改进和完善，针对存在的问题和薄弱环节，逐一制定防范措施和整改计划，坚决堵塞安全漏洞，切实加强安全生产管理。

奇台公司运行部

2016年6月23日

第三篇：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。

第四篇：主变异常运行和事故处理

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，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。

以

第五篇：10.16主皮带运输事故调查报告

松树滩煤矿关于10.16主输送机皮带

撕裂事故的调查处理通报

各科（室）队：

2014年10月16日中班班，我矿发生一起严重的违章操作导致损坏设备事件，现将违章经过及处理决定通报如下：

一、违章经过：

10月16日中班16时，在我松树滩煤矿一号主井进行主运输皮带运输作业时，我矿皮带机巡查员陶恒智对主井皮带运输机进行运行前的巡查后下达开车命令，皮带机司机郭海英接到开机命令启动皮带运输机，在开机运行5分钟后皮带机巡查员陶恒智发现皮带输送机在接近皮带机尾位置因为皮带上煤时水太大导致煤矸下滑，大块煤矸将一个压滚架顶坏，压滚架磨损皮带并有皮带撕裂现象发生，皮带机巡查员陶恒智立即打信号进行停车，因为现场声音嘈杂皮带机司机郭海英没有听清楚信号，没有做到立即停车只是将输送机减速后打电话询问打铃发送的是什么信号以及原因，当 问明原因后进行停车，此时已导致挂在压滚架上撕裂长约400m宽4cm，造成重大事故，直至17日15时才将运输皮带恢复。

二：事故原因及防范措施：

1、由于皮带机房声音嘈杂电铃声音不是很响亮，导致皮带司机没有听清楚操作信号，要求机电科在机房安装声光信号，确保信号准确清晰；

2、皮带司机安全意识差，听到不明信号没有按正常程序进行停车，只是将运行速度降低导致皮带撕裂，要求机电科对皮带司机、皮带机巡查及相关人员进行专项的《操作规程》业务学习要求每一个员工熟知《操作规程》，操作时必须按照《操作规程》进行，防止其他事故的发生；

3、皮带输送机沿边急停保护不全，皮带巡查员不能进行紧急停车也是造成此次事故的主要原因之一，要求立即恢复皮带运输机的沿边急停等其他保护，保证皮带运输机的安全运行；

4、建议在井下对原煤进行初级分选防止有大块煤矸顶坏皮带运输机压滚架现象发生；

5、施工队控制水冲煤的用水量，防止皮带上煤时因为水大发生煤矸下滑现象造成设备坏。

三：处理决定：

1、松树滩煤矿机电科安全管理松懈，在人员培训上存在严重问题导致事故发生，在此给予通报批评并对机电科长马光忠处以考核2分的处理决定并通报批评，同时按规定对副科长进行科室内部考核处理并通报批评；

2、松树滩煤矿机电科没有及时安装皮带输送机综合保护的事情安监科、机电科将组织人员进行彻底检查在此给予通报批评；

3、皮带运输机司机郭海英安全意识差，在此次事件中因为工作疏忽，安全意识差在此给予通报批评并处以考核10分的处理决定并通报批评；

此次严重的违章操作事件险些造成更大的严重后果，对此各安全、生产管理部门要高度重视杜绝此类事件的再次发生。

望其他科室队工作人员认真吸取此次事件的教训，加强对员工的安全教育，做到熟知“三大规程”按章操作、遵章守纪，避免类似事件的再次发生。

松树滩煤矿安监科

二〇一四年十月十七日