第一篇：35kV变电站事故预想与处理【2012版】
SHAANXI REGLONAL ELECTRIC POWER GROUP
延川县供电分公司35kV稍道河变电站
陕西省地方电力（集团）有限公司
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 2.4.2.2 预想题目：1号主变压器差动保护动作二次回路故障„„„„„„„„„„22 2.4.3 预想题目：主变后备保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„22 2.4.3.1 预想题目：1号主变压器过流保护范围设备故障„„„„„„„„„„„„23 2.4.3.2 预想题目：1号主变过流动作（第一种形式的配电线保护拒动）„„„„„23 2.4.3.3 预想题目：1号主变过流动作（第二种形式的配电线保护拒动）„„„„„24 2.4.3.4 预想题目：1号主变压器过流保护动作（二次回路故障）„„„„„„„„24 2.4.3.5 预想题目：1号主变压器过负荷保护动作„„„„„„„„„„„„„„„24 2.4.4 预想题目：1号主变压器轻瓦斯动作„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.4.5 预想题目：1号主变油温过高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.4.6 预想题目：1号主变套管严重跑油„„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.4.7 预想题目：1号主变着火„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„26 2.4.8 预想题目：1号主变压力释放保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„26 2.4.9 预想题目：1号主变保护动作，使全站失压„„„„„„„„„„„„„„26 第五节
电源线路故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.1 预想题目：35kV 系统故障造成所内电源全停„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.2 预想题目：正常10kV 配电线接地„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.3 预想题目：10kV 配电线同相两点接地„„„„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.4 预想题目：10kV 线路永久性故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„28 2.5.5 预想题目：10kV 线路瞬时故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„28 2.5.6 预想题目：10kV Ⅰ段母线单相接地的故障„„„„„„„„„„„„„„„29 2.5.7 预想题目：系统出现谐振过电压事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„29 第六节
站用电源本体故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„30 2.6.1 预想题目：10kV 站用变压器本体故障„„„„„„„„„„„„„„„„„30 2.6.2 预想题目：10kV 站用变压器一次熔断器熔断„„„„„„„„„„„„„„30 2.6.3 预想题目：站用低压配电箱烧坏起火„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 2.6.4 预想题目：1#站用变低压空气开关410跳闸„„„„„„„„„„„„„„„31 2.6.5 预想题目：全站失压„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 2.6.6 预想题目：站用变919开关故障跳闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 第七节
直流电源故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 2.7.1 预想题目：直流系统接地故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„32 2.7.2 预想题目：直流母线电压过低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„33 2.7.3 预想题目：单只电池开路处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„33 2.7.4 预想题目：蓄电池故障造成直流消失，一时不能将蓄电池投运„„„„„„„33 2.7.5 预想题目：蓄电池爆炸 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„34
2.7.6 预想题目：10KV 电压并列装置的使用„„„„„„„„„„„„„„„„„34
前 言
1、本书主要按母线（含开关、CT、PT）、主变、电源线路、站用电源、直流电源共五种典型故障类型进行编写。
2、本书是以实际接线情况进行预想编制的。并首先给出了事故处理的原则和预防事故的措施，请使用时请参照。
3、由于水平所限，书中难免存在一些不足和错误，如有发现请及时提出来，以便再次汇编时更正。
4、本书在使用时不可盲目照搬，实际情况可能有较大不同，谨记！
编 者 2011年05月01日
第一章 事故处理原则
第一节 总则
事故处理要坚持“保人身、保设备、保电网”的原则。应迅速限制事故的发展，解除对人身和设备的威胁，并尽快恢复对已停电用户的供电。事故处理必须按照调度指令进行；有危及人身、设备安全的事故时，应按有关规定进行处理。
一般程序
1、及时检查并记录保护及自动装置的动作信号。
2、迅速对故障范围内的一、二次设备进行外部检查，并将检查情况向调度及主管领导汇报。
3、根据调度指令采取措施，限制事故的发展，恢复对无故障部分的供电。隔离故障设备，排除故 障，尽快恢复供电。
4、将事故处理的全过程做好记录，并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况，电压及负荷变
化情况，设备异常情况，运行方式、天气情况等。
小结：原则九个字：“保人身、保设备、保电网”。程序八个字：“检查、记录、汇报、隔离”。
第二节 典型事故处理原则
1.2.1 系统事故的处理
一、变电站全停故的处理方法
1、夜间事故时，应先打开事故照明，检查以下项目，并汇报调度及领导 1）保护动作情况、信号、仪表指示、开关跳闸情况。
2）各母线、连接设备及变压器等有无异常，电源进线上有无电压。3）断开有保护动作信号的开关。
2、变电站全站失压，所有开关和保护均未动作者，不待调令即拉开失压母线上的电容器开关，立即将设备检查情况报告调度。
3、单电源变电站全站失压时，不得进行任何操作，应立即汇报调度。
4、有备用电源的变电站全站失压后，可自行拉开原供电电源开关、刀闸，检查本站设备无异常后，将热备用中的备用电源恢复供电，然后汇报调度。
5、多电源变电站全站失压后，应立即拉开母线上连接的所有开关和刀闸，检查所有设备正常时，按以下原则保留电源： 1）单母线运行只保留一个电源。
2）所有向用户供电的线路(指线路末端无电源的)，且其断路器保护并没有动作的不应断开其断路器。但另有规定者(如停电后需经联系送电的线路)除外。
二、系统谐振过电压事故的处理方法
1、发生谐振过电压时，应先检查以下项目，并汇报调度及领导
1）保护动作情况、后台电压参数、特别是 3UO 值、信号、仪表指示、开关跳闸情 况。
2）PT 柜上消谐装置记录情况。
2、处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件，值班人员应根据系统情况、操作情况做出正确判断，不经调度按以下方法处理，然后将处理结果汇报调度。
1）由于操作而产生的谐振过电压，一般可立即恢复到操作以前的运行状态。2）运行中发生的谐振过电压，可以试断开一条不重要负荷的线路，消除谐振。3）接地后发生的谐振，应立即断开接地线路。
1.2.2 母线故障处理原则
一、当母线本身无保护装置时，或其母线保护因故停用中，母线故障时，其所接之线路断路器不 会动作，而由对方之断路器跳闸，应经联系处理。
1、单母线运行时，经检查没有发现明显故障点，应即选择适当电源强送一次。不良时切换至备用 母线运行。
2、双母线运行时，应即断开母联断路器，经检查没发现明显故障点，应立即选择适当电源分别强 送一次，然后恢复强送良好的母线运行。
3、在处理母线事故过程要注意以下问题： 1)尽量不用母联断路器试送母线。
2)注意防止非同期合闸，对端有电源的线路必须联系调度处理。3)受端无电源的线路，可不经联系送出(另有规定者除外)。4)母线靠线路对端保护者，在试送电前应将对端的重合闸停用。
4、经判断是由于连接在该母线上的元件故障造成的，即将故障元件切除，然后恢复该母线送电。
5、母线故障，在电话末联系通时，运行人员要正确判断。根据上述原则，能自行处理的先自行处理;处理不了的应做好一切准备，并积极设法与调度联系。
二、高压断路器的事故处理
1、断路器有下列情形之一者，立即停电处理，并采取相应的防跳措施
套管有严重破损和放电现象；真空断路器突然出现真空损坏的现象；SF6 断路器严重漏气，发出闭 锁信号。
注意事项
1）断路器动作跳闸后，应立即对断路器及本站设备进行外部检查，检查断路器本身有无故障。
2）对故障跳闸线路强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。3）SF6 断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班人员严禁接近故障断路器。操作机构故障的处理
1）检查二次回路，包括刀闸、保险、电极回路、继电器等是否正常。2）检查机械部分是否正常。
3）将检查情况汇报调度及领导，并做好记录。SF6 断路器气压降低的处理
1）当 SF6 断路器气体压力降低时，应加强监视，并检查压力指示及信号告警是否正确。
2）当压力闭锁时，应立即取下该开关的控制电源保险。3）将检查结果汇报调度及领导，由专业人员进行处理。
三、越级跳闸事故的处理
1、保护动作，开关拒跳造成越级跳闸事故的处理 1）检查保护动作信号，开关跳闸情况，汇报调度。
2）检查跳闸开关有无异常，将拒跳的开关与母线隔离；若跳闸开关无异常，将跳闸开关加入运行，恢复对其它用户的供电。
2、保护拒动造成越级跳闸事故的处理
1）检查保护动作信号，开关跳闸情况，汇报调度。
2）检查与停电母线所连接的所有设备有无故障。若无故障，将停电母线上连接的所有线路开关断 开。
3）若跳闸开关无异常，可试送一次。试送成功后，对线路逐条试送。
四、线路接地故障的处理
1、接地故障的判定
1）完全接地时，绝缘监察表三相指示不同，故障相对地电压为零或接近零，非故障相电压将升高3 倍，且持久不变。
2）不完全接地时，接地相电压降低，非故障相电压升高且持久不变。3）弧光接地时，非故障相电压可能升高到额定电压的 2.5-3 倍。
4）间隙性接地故障时，接地相电压时增时减，非故障相电压时增时减且正常。
2、接地故障的查找
接地故障持续 5 分钟不消失，首先检查站内设备有无明显接地放电现象，若无明显迹象，应对线路进行推拉试验，其推拉顺序如下：
1）备用空载线路。
2）双回线路或其他电源线路。
3）分支较多、线路较长、负荷轻和负荷较为次要的线路。4）分支较少、线路较短、负荷重和负荷较为重要的线路。
3、接地故障的处理
1）确定线路接地后，尽快汇报调度组织查线。
2）线路发生稳定性接地时，允许带接地运行 2 小时。若是不稳定接地时，可立即拉开线路。
3）接地故障如发生在雷雨期间，可立即拉开线路。
4）带接地运行时，要注意监视电压互感器声响和发热情况。
5）应能准确判断电压互感器熔断器熔断、谐振过电压与接地故障的区别。
1.2.3 主变压器故障处理原则
一、运行中的变压器发生下列现象之一者，可不经调度批准，立即停止运行，若有备用变压器，应先将备用变压器投入
1、变压器声音异常，有爆裂声。
2、在正常负荷和冷却条件下，变压器温度异常并不断上升。
3、储油柜、释压器或安全气道严重喷油。
4、套管严重破损和有放电现象。
5、严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。
6、油色变黑，油内出现碳质。
二、变压器油温异常升高的处理
变压器油温升高超过许可限度时，值班人员需进行下列工作：
1、检查负荷是否有突然增加。
2、核对温度表指示是否正常。
3、检查变压器冷却装置是否正常，散热器是否全部打开。
4、检查完毕后，应立即汇报调度及领导。
三、油位异常的处理
1、当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著升高或降低时，应立即上报调度和领导。
2、如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护撤出运行，应迅速采取停止漏油的措施，并立即汇报调度和领导。
四、重瓦斯保护动作的处理
1、重瓦斯保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查瓦斯继电器内有无气体。
2、检查油温、油位的情况。
3、检查油枕有无喷油和冒油，防爆膜是否冲破（释压器是否动作）。
4、检查各法兰连接处、导油管处有无冒油。
5、检查外壳有无鼓起变形，套管有无破损。
6、检查有无其它保护动作信号。
7、检查后应汇报调度及领导。
五、轻瓦斯打出信号后，对变压器工作情况进行判断，检查瓦斯继电器内有无气体，汇报调度。
六、主变差动保护动作的处理
1、差动保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送。检查以下内容，并将检查情况汇报调度
1）差动保护范围内的所有一次设备瓷质部分有无闪络放电痕迹、变压器各侧开关、刀闸、避雷器及引线等有无短路。
2）差动电流互感器本身有无异常，瓷质部分有无闪络放电痕迹，回路有无断线接地现象。
3）差动保护范围外有无短路故障（其它设备有无保护动作）。
4）差动保护回路是否有开路、接触不良，直流有无两点接地等现象。
七、主变过流保护动作的处理
过流保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查以下内容，并将检查情况汇报调度
1、检查母线开关及引线有无短路。
2、检查主变压器高、低压侧引线有无短路，瓷绝缘有无异常。
3、检查线路保护动作情况和开关跳闸情况。
1）变压器的断路器跳闸时，应首先根据继电保护的动作情况和跳闸时的外部现象，判明故障原因 后再进行处理。
a)若主保护(气体、差动等)动作，末查明原因消除故障前禁止送电。b)若只是过流或低压过流保护动作，不必检查即可送电。
c)当主变压器故障所代负荷需倒由其他电源供电或主变压器过流保护动作跳闸需恢复原方式供电 时，应先给母线充电，然后逐个送出各出口断路器。
d)有备用变压器或备用电源自动投入装置的变电站，当运行变压器跳闸时，应启用备用变压器或 备用电源，然后检查跳闸的变压器。
2)变压器一般不允许无保护运行，必要时应请示总工批准。
3)变压器事故过负荷时，应立即设法使变压器在规定时间内降低到额定负荷。其方法如下: a)投入备用变压器。
b)经联系将负荷转移到系统中别处去，如改变系统接线方式等。c)按规定的顺序限制负荷。
1.2.4 电源线路故障处理原则
一、单电源线路开关事故跳闸，应立即检查开关及保护动作情况。重合闸不成功或雷雨大风天气时不得强送，无重合闸或重合闸未动作的开关在无异常的情况下，可不经调度指令强送一次，并将结果及时汇报调度。
二、双电源线路开关事故跳闸，不得强送，应立即对开关进行外观检查做好记录，并汇报调度，按调度指令进行处理。
1、线路故障跳闸，重合不良，如无特殊规定，允许强送一次。若线路强送不良，一般不再强送。
2、有下列情况之一者禁止强送电
1)线路跳闸或重合不良的同时伴有明显的故障象征，如火光、爆炸声、系统振荡等。2)空充电线路。
3)有特殊要求的线路。
1.2.5 站用电源故障处理原则
一、当两台站用变压器一台运行一台备用时，应立即进行站用变压器切换，将故障变压器停电。
二、当两台站用变压器分代站用负荷时，应将故障站用变压器停电，合上站用电联络断路器，将所有负荷倒至良好的站用变压器运行。
三、站用变压器内部故障严禁用隔离开关停电，应用断路器将其停电。四、一台站用变压器故障后，要保证另一台站用变压器可靠运行。必要时报告调度。
1.2.6 直流电源故障处理原则
一、直流系统发生接地时，应立即查找处理，不允许直流系统长期接地运行。
二、发现直流接地在分析、判断基础上，用拉路查找分段处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外后室内部分为原则，直流系统接地故障查找的顺序
1、推拉直流事故照明回路。
2、将直流母线解环运行，充电设备停运，判断是正极还是负极接地，是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地。
3、推拉合闸回路。
4、推拉控制信号回路。
5、检查蓄电池本体。
6、查找直流接地的注意事项：
1)查找和处理直流接地故障时至少有两人进行。
2)在取下直流操作或保护熔断器时，应先将可能误动的保护退出，再操作。
3)接地选择取下或装上熔断器的顺序:先取正、后取负，先装负，后装正，防止产生寄生回路，造成断路器跳闸。
4)查找和处理直流一点接地时，严禁造成直流另一点接地或短路。5)当直流系统发生接地时，禁止在二次回路上工作。
6)用拉路的方法查找接地时，无论该回路有无接地，均应迅速将断开的直流熔断器装上。
1.2.7 水灾、火灾事故的处理
一、当变电站发生水灾，应尽快疏通水流。危及到设备运行安全时，应立即停电处理。
二、当变电站发生火灾时，使用灭火器或沙子阻断火势，防止火势蔓延。
三、充油设备着火时，应将设备停电后再灭火。
四、发生水、火灾时要马上上报调度、领导及报当地火警，并注意报告的时间空隙，不得因报告贻误最佳阻水、灭火时间。
第三节事故预防措施
1.3.1 母线故障预防措施
一、电压互感器在倒闸操作时应注意:
1、两组电压互感器的并联操作，必须是高压侧先并联，然后才允许二次并联;防止运行中的电压互感器由二次向不带电的电压互感器反充电，造成电压回路熔断器熔断。
2、双母线各有一组电压互感器，在母线元件倒闸操作时，保护装置站用的交流电压应与元件所在母线相一致。
3、双母线只有一组电压互感器，在母线元件倒闸操作时，电压互感器的隔离开关只有在双母线己并列的情况下才能操作，防止在电压互感器隔离开关切换中失压。
4、当二次电压回路使用中间继电器，由隔离开关辅助触点联动实现自动切换方式时，1)当两组电压切换继电器同时动作供给电压时应发信号，此时不允许操作母联断路器。
2)当电压自动切换回路发生不正常现象时，应先向省调提出申请，将涉及范围的保护停用或切换到另一组母线电压回路上，然后才能进行处理。
3)电压互感器隔离开关辅助触点维修工作应有明确的责任制，运行中的隔离开关不允许进行辅助触点维修工作。
5、电压断线信号表示后，应将下列保护装置停用: 1)距离保护和方何高频保护。2)零序电压、低电压保护和经电压元件(零序、负序、低电压元件等)控制的保护(有特殊规定的除外)。
3)经方向元件控制的保护，如方向过流、零序方向保护。4）振荡解列装置。5)故障录波器。
6)3/2 接线的检无压的重合闸。
7)然后将这些保护切换到另一组电压互感器上运行。1.3.2 主变压器故障预防措施
一、变压器正常巡视应达到以下要求:
1、变压器的油温和温度计指示应正常，储油柜的泊位指示应与环境温度相对应，各部位无渗漏油。
2、套管油位应正常，套管外部无破损裂纹，无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象。
3、变压器声音正常。
4、各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常。
5、吸湿器完好，吸附剂干燥。
6、引线接头、电缆母线应无发热迹象。
7、压力释放阀或安全气道防爆膜应完好无损，指示正确。
8、有载分接断路器的分接位置及电源指示正常。
9、气体继电器及集气盒内无积存气体。
10、各控制箱和二次端子箱应严密，无潮湿、进水、锈蚀、灰尘、杂物。
11、主变压器分接断路器的巡视项目
1）电压指示应在规定的电压偏差范围内。2）控制器电源指示灯显示正常。3）分接位置指示器应指示正确分接。
4）断路器储油柜的泊位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。5）分接断路器及其附件各部分应无渗漏油。
6）计数器动作正常，及时记录分接断路器的变换次数。
7）电动机构箱内部应清洁，润滑油油位正常，机构箱门关闭严密防潮、防尘、防小动物密封良好;分接断路器加热器应完好，并按要求及时投入。
二、特殊巡视项目与标准:
1、大风天，检查导线及悬挂设备摆动情况;端子无松动，摆动不过大，设备上无杂物，现场内无易被风刮起的物件。
2、雷电后，检查全部设备元放电烧伤痕迹，避雷针、避雷器无损伤变形，记录避雷器动作次数及泄漏电流值.3、雾天、阴雨天检查绝缘子、瓷套表面无闪络放电现象。
4、霜雪天检查触点有无发热现象，检查绝缘子、瓷套是否积雪过多，有无特殊熔化或结冰串过长现象。
5、气温突变，检查导线、引线是否过紧、过松，泊位是否在标准线内，有无严重渗漏油。检查绝缘子、瓷套有无裂纹，液压机构断路器压力是否过高或过低。
6、设备在满载及过载时，检查触点及载流导体有无发热、发红、变色现象。
7、新装、备用、大修后的设备投入运行的特殊巡视检查项目与标准，按正常巡视检查项目和标准执行。
三、主变压器保护使用及主要操作:
1、主变压器主保护投人或退出须经调度同意。
2、主变压器正常运行时，其重瓦斯保护，差动保护必须投入，各侧后备保护相应投入，变压器中性点零序电流保护，随中性点接地方式而定。即中性点直接接地肘，中性点直接接地零序电流保护且1段投入，间隙接地零序电流保护、零序电压保护退出;中性点间隙接地运行时，直接接地零序电流保护2 段、间隙接地零序电流保护、零序电压保护均投人运行。
3、变压器不论由高压侧或低压侧充电，变压器中性点必须直接接地，充电完后该变压器中性点按规定方式接地，变压器的中性点零序电流保护、零序电压保护按正常方式下的保护使用规定投入；由高压侧充电时，则将母线其他中性点直接接地运行变压器的中性点直接接地零序电流保护一段、二段均退出，充电良好后恢复。
4、主变压器本身的重瓦斯保护和差动保护不准同时退出，特殊情况须经总工程师批准。
5、主变压器重瓦斯保护的使用规定: 当进行下列工作时，重瓦斯应由“跳闸位置”改到信号位置，工作结束后立即恢复。
1)变压器除采油祥和在气体继电器阀门处放气外，在其他所有地方打开放气、放油阀门以及开闭气体继电器连接管上的阀门时。
2)在气体保护及其二次回路上进行工作时。Y 3)确认气体保护回路发生直流接地。
6、当进行下列工作时，重瓦斯保护应由跳闸位置改接到信号位置，工作完毕后，经充分放尽油回路气体，无问题后将重瓦斯保护投入跳闸位置。
1)变压器酌呼吸器进行畅通工作或更换硅胶时。2)变压器进行注泊(补泊)和滤泊时。3)变压器油路系统设备检修后投入时。
7、主变压器差动保护使用规定，1)主变压器差动保护回路作业时差动保护退出。
2)差动回路作业结束后，在主变压器充电前投入差动保护，充电后退出。待测定相序正确、连接片两端无电压后再投入。
1.3.3 电源线路故障预防措施
电源线路正常巡视应达到以下要求：
1、三相电流值、三相电压值平衡。
2、保护装置按调度要求和保护使用有关规定正确投入。
3、一次设备运行正常，没有影响系统正常运行的缺陷。
1.3.4 站用电源故障预防措施
一、站用变压器正常巡视参照以上标准执行。
二、站用变压器启动投运前应检查项目参照以上标准执行。
三、特殊巡视项目与标准参照以上标准执行。
1.3.5 直流电源故障预防措施
一、直流系统及蓄电池运行维护:
1、每周检查一次单只电池浮充电压，并做好记录，如运行达 6 个月/浮充电压差超过 0.05V/单格，则应与厂家联系处理。
2、浮充总电压超出(2.23 士 0.01)*nV(当温度为 25C 时，n 为电池单个数，U 为单个电池的电压值)范围内应进行调整，否则影响电池寿命。
3、每放电一次做好放电及充电记录，记录好时间、电压、电流及温度。
4、每天交接班应通过液晶显示屏检查输入电压、电池组电压、电流、控制母线电 压、电流、单只电池电压是否正常。
5、值班人员每日应检查屏内设备的运行状态，有无异味、异音、接线端子有无发热、断路器有无损坏及电池有无变形、漏液 端子过热等现象。
6、值班人员每日应检查模拟图运行状况是否与实际相符，运行方式是否正确，有无异常指示。
7、值班人员每日应检查直流系统运行情况、各种表计、信号、显示屏是否正常，8、在交接班及值班期间应检查直流系统绝缘检测仪运行情况;查看其各种信息，及时发现直流系统接地故障并进行处理。
9、当系统告警显示时，应根据故障现象及时准确处理，并及时向调度汇报。
二、直流系统及蓄电池运行注意事项
1、每年检查一次连接部分是否有松动现象，及时处理。
2、蓄电池最佳环境温度 15~25C。
3、蓄电池尽量避免产生过放电及过充电，且放电后应尽快进行充电。
4、不得使用有机溶剂而用肥皂水清洁蓄电池，避免用易产生静电的干布擦拭电池。
5、如果从电池中溢出硫酸溅到皮肤或眼睛上，应立即用大量的水冲洗，并找医生治疗。
6、微机直流系统的绝缘监察装置应处于良好的运行状态。直流系统发生接地时，应立即查找处理，不许直流系统长期接地运行。
7、不准用具有腐蚀性、摩擦性的清洗剂擦拭直流电源，应用湿布清洗，并立即擦干。要防止从通风孔或格栅进入水滴或其他物体。
8、不准用手或导电工具直接接触直流电源和电池的接线端子以及电池柜内设备。
9、直流电源在只断开启动断路器时，并不说明电源都关掉了，因为电池还在供电。
10、千万不要拆卸电池，电池申的硫酸溶液是有毒的，会对人的皮肤和眼睛造成伤害。
第二章 变电站事故预想
第三节 母线故障
2.3.1 预想题目：10KV 电压互感器本体故障
象征
1、后台微机显示Ｉ段 10kv 系统接地信号，信号报警。
2、现场警铃响，Ｉ段 10kv 系统接地，Ｉ段 PT 有异音并亦放电声或冒烟。
处理步骤
1、马上汇报调度，并记录故障时间及现象，穿绝缘靴戴绝缘手套查看消谐装置事件记录。如开始冒烟，立即将该段母线停电。
2、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)穿绝缘靴戴绝缘手套。
2)将 10kv 该段母线电容器断路器拉开。3)将该 PT 退出运行至检修位置。
4)进行 PT 倒换，使得 10kv 两段母线共用 1 个 PT。
5)查找故障原因并处理。2.3.2 预想题目：10KV 电压互感器一次熔断器熔断
象征
1、后台微机显示相电压一相降低，其他两相不变，线电压两相降低，一相不变，开口三角出现电压信号，信号报警。
2、现场警铃响，相电压一相降低，其他两相不变，线电压两相降低，一相不变，开口三角出现电压。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kV 电压互感器一次熔断器熔断。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)根据现象应判断一次熔断器熔断。2)了解系统是否有波动情况。3)拉开该段的电容器断路器。4)将该 PT 退出运行至检修位置。5)应用万用表对 PT 一次熔断器测量。6)将熔断器更换。
7)对 PT 用兆欧表进行测试，测试前将 PT 接地点断开，合格后将 PT 投运。
2.3.3 预想题目：10KV 电压互感器二次熔断器熔断
第一种
(l)后台微机显示相电压一相为零，其他两相不变，线电压两相降低一相不变，信号报警。
(2)现场警铃响，相电压一相为零，其他两相不变，线电压两相降低一相不变。处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kV 电压互感器二次熔断器熔断。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)用万用表对二次熔断器熔断的 PT 二次电压进行测量并对该段电容器断路器进行检查，是否低电压保护动作，断路器跳闸。
2)确认二次熔断器熔断(联系调度退出该段的主变压器过流保护）。3)将熔断相熔断器更换。4)投入主变压器过流保护。
5)如电容器低电压保护动作，可将保护信号复归后，将电容器送出。第二种 现象：“电压回路断线”，“Ⅰ段（或Ⅱ段）计量电压回路消失”保护装置告警,表计指示熔断相基本为零,其它两相指示不变,有功、无功功率表指示下降，电能表转慢。
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，据仪表指示判断熔断相。
3、停用母线上的可能误动的出口压板（低压保护）。
4、将 PT 切换把手置于退出位置。
5、更换保险，恢复投运。
6、若再次熔断，可能是二次回路有短路故障，应记录时间，负荷情况。
7、派二次专业人员处理。
2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障
象征
预告音响和“电压回路断线“信号，同时低电压继电器动作，电压表指示也不正常。处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、记录处理时应考虑 PT 所带保护及自动装置防止其误动，再检查二次保险是否熔断（在二次保险两端分别测量相电压和线电压）
4、如果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熔丝。
5、如果保险未熔断，应检查二次回路有无断线，接头有无松动及切换回路（PT 刀闸的辅助接点等）接触有无不良现象。
6、进行以上检查应先做好安全措施以保证人身安全并防止保护误动。
2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、停用与该电压互感器有关的保护和自动装置，防止误动作。
4、检查保险（一、二次）是否熔断，如一次保险熔断时，应查明原因进行更换。如二次保险熔断时，应立即更换。
5、再次熔断，且不可将保险容量增大，如保险完好时，可检查电压互感器回路接头有无松动，断头现象，切换回路有无接触不良现象。
6、如果电压互感器内部绝缘有损伤的象征，禁止再使用该电压互感器。
2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、取下 918PT 二次保险。
4、拉开 918 隔离刀闸。
5、将 928PT 二次切换把手打至并列位置。
6、插入 918PT 二次保险。
7、派人处理故障 PT。
2.3.7 预想题目：电流互感器二次开路
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、发现电流互感器二次开路,应先分清故障属于哪一组电流回，开关的相别，对保护有无影响，解除可能误动的保护。
4、尽量减小一次负荷电流，若电流互感器严重损伤，应转移负荷，停电检查处理。
5、尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点，短接的应使用良好的短接线，并按图纸进行。
6、短接时发现有火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可进一步查找。
7、若短接没有火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以前的回路中，可逐点向前更换短接点，缩小范围。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。
8、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，然后投入所退保护，若开路故障点在互感器本体的接线端子上，应停电处理。
9、不能自行处理的故障（如继电器内部）或不能自行查明故障，应派人检查处理。
10、处理电流互感器二次开路时，应使用绝缘良好的工具，戴线手套并尽量站在绝缘垫上，防止开关产生的高电压伤人。
2.3.8 预想题目：1OKV 电容器保护动作
象征
(1)后台微机显示 10kv 电容器过流保护或过电压保护，低电压保护信号标示，电容器断路器在开位，电流指示零，信号报警。
(2)现场警铃响、警报响，10kv 电容器过流保护或过电压保护，低电压保护信号标示，电容器断路器在开位，电流指示零。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 l0kv 电容器保护动作。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行
1)电容器过流保护动作应检查该电容器有无明显故障。2)无明显故障时，做好安全措施通知相关人进行试验。3)故障没有检查前不应对电容器送电。
4)过电压保护动作应检查系统电压是否过高引起动作。5)如系统电压过高应联系调度对电压进行调整。
6)低电压保护动作首先应对 PT 二次电压进行测量是否 PT 电压二次缺相或电压过低引起电压保护动作。
7)如 PT 二次电压低或二次熔断器熔断引起动作在停 PT 处理时考虑到 1 号主变压器负荷电压闭锁过流保护退出。
8）PT 二次电压处理结束投入 PT 将主变压器过流保护投入。
2.3.9 预想题目：351 开关液压机构压力降到零
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、取下开关的控制电源保险，拉开机构油泵打压电源。
4、用防慢分卡板将开关的传动机构卡死，防止慢分闸，卡死传动机构时，应注意将卡板固定牢固。
5、改变运行方式转移负荷，进行带电或停电检修。
6、不停电检修时，在检修完毕后，应先启动油泵打压到正常压力，再进行一次合闸操作，使机构阀系统处于合闸保持状态，才能去掉卡板，装上控制电源保险，去掉卡板时，应检查卡板不受力时则说明机构已处于合闸保持状态。
2.3.10 预想题目：SF6 断路器SF6 低压力报警
象征
SF6 断路器 SF6 气体压力下降到第一报警值（5.2Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力下降报警信号。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、及时检查密度继电器压力指示，检查信号报出是否正确，是否漏气。如果检查没有漏气现象，属于长时间动作中气压正常下降。
4、由专业人员带电补气，补气以后，继续监视压力。
5、如果检查有漏气现象，申请转移负荷或倒动作方式，将漏气开关停电检查处理。注意事项
运行中在同一温度下，相邻两次记录的压力值相差 0.1—0.3Mpa 时，可初步判断为有漏气。检查的时候，如感觉有刺激性气味，自感不适，人不应下蹲，且应立即离开现场 10M 以外，接近调试必须穿戴防护用具。
2.3.11 预想题目：SF6 断路器SF6 低压闭锁
象征
SF6 断路器 SF6 气体压力下降到第二报警值（5.0Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力降低闭锁信号，此时气压下降较多，说明有漏气现象，开关跳合闸回路已被闭锁，一般情况下，发出闭锁信号之前，应先发出低压报警信号，发出此信号后运行人员应到开关处检查液压和气压值，判断是气压降低闭锁还是液压为零闭锁.处理步骤
1、汇报调度。
1、取下 SF6 断路器控制电源保险；防止开关跳闸时不能灭弧。
2、使用专用的闭锁工具，将开关的传动机构卡死，装上开关的控制电源保险，以便线路有故障保护动作时，开关的失灵启动回路能够动作。
3、汇报调度，立即转移负荷，用倒运行方式的方法，将故障开关隔离处理漏气并补气。
2.3.12 预想题目：SF6 断路器液压机构打压超时故障
处理步骤：
1、汇报调度。“电机超时运转”信号发出后，说明油泵打压运转时间超过整定时限（180 秒），此时应作如下检查判断：
1、检查液压机构压力值，若超过额定压力值，说明液压机构打压不能自动停止，应稍释放压力至正常工作压力；
2、检查 5W 微动开关，是否返回卡涩，必要时更换 5W 微动开关；
3、检查液压机构压力值，若未达到额定压力值，说明液压机构打压，压力不上升，此时应检查机构有无严重渗漏；
4、高压放油阀是否关严，油泵是否有故障，若液压机构在严重渗漏和油泵故障，应汇报分局派个检修，同时密切注意压力下降情况，若压力下降至分，合闭锁或零压，同时密切注意压力下降情况，应按“压力降至零”的方法处理。
2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红
处理步骤：
1、汇报调度。
2、对刀闸发红，要停下相应刀闸上一级并做好安全措施后进行检修。
3、对负荷侧刀闸只要对该间隔停电并做好安全措施后进行检修。在调度暂没有下达停电命令前，应要求调度减小负荷，并派专人监视刀闸发红变化情况，4、对于箱式变内发红刀闸，在没有停电前还应采用通风降温措施。
2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分，拒合
处理步骤：
1、汇报调度。
2、核对设备编号及操作程序是否有误,检查开关是否在断开（合上）位置。
3、若为合闸操作,应检查地刀是否完全拉开到位,将地刀拉开到位后,可继续操作。
4、无上述问题时,可反复晃动操作把手,检查机械卡涩,抗劲部位，如属于机构不灵活，缺少润滑，可加注机油，多转动几次，合上刀闸。若问题在传动部位，刀闸的接触部位等，无法自行处理，对合闸操作，可利用倒运行方式的方法恢复供电。
2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸
处理步骤：
1、汇报调度。
2、用万用表检查合闸电源是否正常、合闸保险是否熔断.3、检查合闸线圈是否完好。
4、检查直流合闸接触器是否动作。
5、检查 DL 辅助接点是否到位、完好。
6、检查连杆、拐臂是否卡涩、扭曲。
7、以上疑点排除后，在试合一次开关。
2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸
处理步骤：
1、汇报调度。
2、应先动手切断真空开关.3、如开关红灯亮，应检查跳闸线圈是否烧坏，铁芯是否卡死。
4、检查 KK 把手接触点是否良好。
5、检查操作机构有无卡死。
6、检查开关辅助接点是否良好。
7、检查防跳继电器电流线圈是否断开。
8、做好相关记录。
2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障
处理步骤：
1、汇报调度。
2、若天气正常时，发现避雷器瓷套有裂纹，则向调度申请停电，将故障相避雷器退出运行更换合格的避雷器，如没有备品更换，又在短时间内不致威胁安全运行，可在裂纹处涂漆或环氧树脂以防受潮，然后再安排更换合格的避雷器。
3、若在雷雨中发现有裂纹而造成闪络，但未引起系统接地者在可能条件下应将其停用。
4、若发现避雷器内部有异常音响或套管有炸裂现象并引起系统接地故障时，应避免接近，此时可用开关或人工接地转移的方法断开故障避雷器。
5、若在运行中突然爆炸，但未造成系统永久性接地时，可在雷雨后拉开故障相的刀闸将其停用并及时更换合格的。若爆炸后已引起系统永久性接地，则禁止使用刀闸来操作停用故障避雷器。
6、如发现避雷动作指示器内部烧黑或烧毁，经及接地引下线连接点上有烧痕或烧断现象时，可能存在阀片电阻失效，火花间隙灭弧特性变坏等内部缺陷，引起工频电流增大，应及时对其进行电气试验或解体检查。
第四节 主变压器故障
2.4.1 预想题目：1 号主变压器重瓦斯保护动作
处理步骤：
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。
3、立即断开 351、901 开关（是否已跳闸），要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。
4、派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。
5、派人做气体分析及二次回路检查。
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）
象征
警报响、警铃响，监控申心微机显示 1 号主变保护显示重瓦斯保护动作，1 号主变压器无声音，主变压器无喷油，气体继电器无气体无动作现象，10kv 各配电线路断 路器在合位、电流表指示零值，直流正极接地显示。
处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。
3、立即断开 351、901 开关（是否已跳闸），要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。
4、派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。
5、派人做气体分析及二次回路检查。
6、经判断是二次回路故障，直流两点接地造成的，将直流电缆线正极接地处绝缘重新处理，端子排处脏污处理结束，用 2500V 兆欧表摇测 1 号主变压器-、二次绝缘及对地绝缘在 3000M 欧以上，说明1号主变压器内部无间题，没有查明原因不能将 1 号主变压器送电。
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
象征
后台报警，后台微机显示 1 号主变重瓦斯保护动作，1 号主变压器无声音，10kV 各配电线断路器在合位，无电流显示，1 号主变压器本体着火。10kv 各配电线电流表指示零。
处理步骤
1、汇报调度。
2、立即断开主变两侧开关（是否已跳闸），迅速向在站人员发出火警信号，通知在站人员和 119灭火。
3、灭火前再次核实主变两侧电源是否确已断开。
4、灭火时应沉着、冷静，用 35kg 推车式干粉灭火器灭火，同时辅助其他型号的干粉灭火器灭火，如果火势较大、着火点在主变顶盖上部，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处。
5、如果干粉灭火机一时难以将火扑灭，应迅速考虑用沙子进行灭火，严禁用水灭火。
6、详细检查了解着火原因，将发生的情况及处理情况做好详细记录，等待处理。
2.4.2 预想题目：1 号主变差动保护动作
处理步骤（综述）
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。
3、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。
4、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。
5、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。
6、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。
2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障
象征
1、后台微机报警，主变压器差动动作，主变压器一次主断路器、二次主断路器变位，主变压器一、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线电流、有功、无功指示值为零。
2、现场主变压器保护显示差动保护动作，主变压器一次主断路器、二次主断路器在开位，绿灯闪光，l0kV 各配电断路器在合位，主变压器一次主 CT 至主变压器二次主 CT 间设备有明显故障(二次配电线 A 相端子过热熔化造成对地绝缘不良放电引起的)。
处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为主变压器差动保护动作。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行，发现二次配电线 A 相端子过热熔化造成对地绝缘不良放电引起的。
2.4.2.2 预想题目：1 号主变压器差动保护动作二次回路故障
象征
1、后台微机报警，1 号主变压器差动动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器一、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线电流、有功、无功指示值为零。
2、现场 1 号主变压器保护指示差动动作，1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器在开位，绿灯闪光，10kv 各配电线断路器在合位、电流表计指示零，I 号主变压器一次主 CT 至 I 号主变压器二次主 CT 间设备无明显故障。
处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为 1 号主变压器差动保护动作。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行，发现，1 号主变压器二次主 CT 差动 A 相 CT 端子没拧紧或断线，造成 1 号主变压器差动保护动作。
2.4.3 预想题目：主变后备保护动作
处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。
3、根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围,检查 10kV 出线侧有无保护动作信号掉牌。
4、断开失压的母线上出线开关，并检查确已断开。
5、断开出线开关上有保护动作、信号掉牌的线路开关。
6、检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。
7、检查失压母线连接的设备有无异常。
8、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。
2.4.3.1 预想题目：1 号主变压器过流保护范围设备故障
象征（综述）(1)后台微机报警，1 号主变压器过流保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器-、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10KV 配电线电流、有功、无功指示值为零。
(2)现场 1 号主变压器保护指示过流保护动作，1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器在开位，绿灯闪光，10KV 各配电线断路器在合位、电流表计指示零。
处理步骤（综述）
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为 1 号主变压器过流保护范围内设备的故障。
3、立即组织人员进行查找;查找时应两人进行。1)检查过流母线及断路器设备损坏情况。2）如发现明显情况，派专人进行抢修。
2.4.3.2 预想题目：1 号主变过流动作（第一种形式的配电线保护拒动）
象征
1、后台微机报警，1 号主变压器过流保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器-;二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线断路器在合位;电流、有功、无功指示值为零。
2、现场 1 号主变压器保护指示过流保护动作。
3、l 号主变压器及所属 10KV 设备无明显故障。处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为配电线保护拒动造成 1 号主变压器过流保护动作跳闸。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)将所属 10KV 各配电线断路器拉开。检查保护范围内的设备无问题。
2)将 I 号主变压器送电，良好后联系调度 1 号主变压器二次主断路器送电，良好后按调度令送出其他配电线路。
3)当送到某条线路时，1 号主变压器过流保护动作。判断出为该条线路断路器故障。
2.4.3.3 预想题目：1 号主变过流动作(第二种形式的配电线保护拒动)象征
1、后台微机报警，1 号主变压器过梳保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器-、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线电流、有功;无功指示值为零。
2、现场 1 号主变压器保护指示过流保护动作，配电线保护屏显示某线过流保护动作，断路器未跳闸。3、1 号主变压器及所属 10kv 设备无明显故障。处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为配电线保护拒动造成 1 号主变压器过流保护动作跳闸。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)将所属各配电线断路器拉开，将配电线保护屏显示过流保护动作的断路器跳闸连接片取下并将断路器拉至检修位置。
2)将 1 号主变压器送电，良好后联系调度 1 号主变压器二次主断路器送电，良好后按调度令送出其他配电线路。
3)当送到某条线路时，1 号主变压器过流保护动作。判断出为该条线路保护拒动。
2.4.3.4 预想题目：1 号主变压器过流保护动作（二次回路故障）
象征
1、后台微机报警，1 号主变压器过流保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位;1 号主变压器-、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10KV 配电线电流、有功、无功指示值为零。
2、现场 1 号主变压器保护屏过流保护动作显示。3、1 号主变压器及所属 10kV 设备无明显故障。处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为二次回路故障造成 1 号主变压器过流保护回路亦直流两点接地、继电人员工作误碰或亦寄生跳闸回路、误碰过流保护）。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行 1)检查过流保护范围内设备无明显故障点。
2)停止继电人员工作，查找直流系统接地正极并处理，3)如有寄生跳闸回路，或二次回路误动误碰，应通如继电人员进行处理。4)故障判断有处理结束后，联系调度进行送电，配出各线路。
2.4.3.5 预想题目：1 号主变压器过负荷保护动作
象征
1、后台微机显示，1 号主变压器过负荷显示，信号报警。
2、现场 1 号主变压器温度升高，电流超过 1 号主变压器额定电流。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，记录好时间，环境温度、上层油温，油位，并按主变压器过负荷曲线表掌握 1 号主变压器运行时间，1 号主变运行温度不许超过 85C
3、初步判断为1 号主变压器过负荷。
4、按调度令进行减载，加强巡视，增加次数。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。
2.4.4 预想题目：1 号主变压器轻瓦斯动作
象征
1、微机显示，1 号主变压器轻瓦斯动作，信号报警。2、1 号主变压器气体继电器内部有气体。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 1 号主变压器内部有轻微故障。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)检查 1 号主变压器本体温度、泊位、气体继电器等，如果气体继电器有气体，应二人进行气体取气(注意保持安全距离)，判断气体性质并及时送验。
2)如气体有异味(如臭味)，应判明产生的原因，如轻瓦斯连续功作，且间隔肘间逐渐缩短。则说明 1 号主变压器内部有故障，必要时进行停电检查处理。
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，并派人对变压器进行外部检查。
4）若无明显故障迹象，由专业人员取气分析及检查二次回路。
2.4.5 预想题目：1 号主变油温过高
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、加强监视，查明原因，采取措施使其降低。
4、检查温度计是否正常；
5、检查变压器散热及冷却风机是否正常，若有问题，应立即查明原因，进行处理。
6、若气温高，且负荷已超过额定值，则报告调度要求降低负荷。
7、若发现油温较平时同样负荷和冷却温度高出 10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升而检
查证明以上几项无问题时，则认为变压器发生内部故障，保护装置拒动，在此情况下应严密监视并报告调度及上级领导，申请将变压器停电处理。
2.4.6 预想题目：1 号主变套管严重跑油
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、立即断开主变高压侧 351 开关和 3511 隔离刀闸。
4、立即断开主变低压侧 901 开关。
5、要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。（注意控制负荷）
6、将以上情况汇报值班调度，做好记录等待处理。
2.4.7 预想题目：1 号主变着火
处理步骤
1、汇报调度。
2、立即断开主变两侧开关，迅速向在站人员发出火警信号，通知站长及在站人员、119 灭火。
3、灭火前再次核实主变两侧电源是否确已断开。
4、灭火时应沉着、冷静，用 35kg 推车式干粉灭火器灭火，同时辅助其他型号的干粉灭火器灭火，如果火势较大、着火点在主变顶盖上部，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处。
5、如果干粉灭火机一时难以将火扑灭，应迅速考虑用沙子进行灭火，严禁用水灭火。
6、详细检查了解着火原因，将发生的情况及处理情况做好详细记录，等待处理。
2.4.8 预想题目：1 号主变压力释放保护动作
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
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，将检查结果报告值班调度。
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。
2.4.9 预想题目：１号主变保护动作，使全站失压
象征
事故照明灯亮，电脑由 UPS 电池供电，后台信号出现，１号主变保护动作。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、检查主变保护动作是否是由于区外穿越性故障引起保护误动，如果是，应先隔离区外故障后，迅速恢复主变送电。
4、检查主变保护是否是由于主变低压侧母线或线路故障引起主变后备保护动作，如果是，应隔离故障间隔设备，然后恢复主变运行。
5、如果是主变本身主保护动作，在确认两侧开关确已跳闸的情况下，要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变，防止其过载。
第五节 电源线路故障
2.5.1 预想题目：35KV 系统故障造成所内电源全停 象征
1、事故照明灯亮，电脑由 UPS 电池供电。
2、后台微机显示所受电源的 1 号主变压器，一、二次电流、电压指示零，所有配电线无电流，各断路器均在合位，保护无动作指示，信号报警。
3、现场所受电源的 1 号主变压器，一、二次电流、电压指示零，所有配电线无电流;各断路器均在合位;保护无动作指示。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“35kV 系统故障造成所内电源全停”。
3、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断。
4、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）。
5、如站内设备无明显问题，与电业局联系核实系统供电运行情况。
6、结合信息反馈情况，考虑试送可能或倒换运行方式。
2.5.2 预想题目：正常1OKV 配电线接地
象征
1、后台微机显示 10kv 相电压-相指示为 0，其他两相升高到 3 倍，信号报警。2)现场警铃响，10kv 相电压一相指示为 0，其他两相升高到 3 倍，PT 柜上微机消谐装置置显示接地。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“单相接地故障”。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，则有可能是某线路接地故障，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止。
7、PT 停运前联系调度将该 1 号主变压器过流保护退出正在运行的电容器。
8、以上整个处理时间必须控制在 40 分钟之内。
2.5.3 预想题目：10KV 配电线同相两点接地
象征
1、监控申心微机显示 10kv 相电压二相指示为 0，其他两相升高到 3 倍，信号报警。
2、现场警铃响，10kv 相电压一相指示为巴其他两相升高到 3 倍。消谐装置显示接地，开口三角为100v 左右。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“单相接地故障”。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，则有可能是某线路接地故障，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止。
7、PT 停运前联系调度将该 1 号主变压器过流保护退出正在运行的电容器。
8、以上整个处理时间必须控制在 40 分钟之内。注意事项
1、当将该段 10kv 各配电线路选择后，接地没瞬间消除，在确认所内无接地情况下，应确认两条配电线接地。
2、联系调度，将该段配电线停电方式进行选择。
3、按调度令将配电线逐条停电到消除为止。
4、按调度令对停电线路送电，当送到某条线路，接地出现时将该线路断路器切开，接地消除，对其他线路继续送电。当送到某条线路接地出现时，切开该线路断路器;说明以上两条线路接地，将其余线路送电。
2.5.4 预想题目：I0KV 线路永久性故障
象征
1、后台微机报警，10kv 配电线路过流保护动作;断路器变位，10kv 配电线直流、有功、无功指示值为零。保护盒显示保护动作的情况下，重合闸动作重合不良。
2、现场警报响、警铃响，10kv 配电线路过流保护动作,断路器在开位，配电线电流、有功、无功指示值为零，绿灯闪光。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kv 配电线路过流保护动作。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，进行分析。
7、该故障线路是否强送应按调度令执行，如强送保护再次动作断路器跳闸，说明线路永久故障。
8、第一次强送不成功，用电单位自身的原因没有查清楚，严禁第二次强送。
2.5.5 预想题目：10KV 线路瞬时故障
象征
1、后台微机报警，10kv 配电线路过流保护动作，配电线电流，有功、无功指示值正常。
2、现场警报响、警铃响，10kv 配电线路过流保护动作，断路器在合位，配电线电 流、有功、无功指示值正常。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kv 配电线路过流保护动作。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，进行分析。
7、该故障线路是否强送应按调度令执行，如强送成功，说明为线路瞬时故障。
2.5.6 预想题目 ：10KVI 段母线单相接地的故障
象征：运行中“10kVI 段母线接地”后台报警，1#主变低后备接地告警，电压表 A 相为零，其它两相为线电压。
分析：从故障现象来看，为 10kVI 段母线有永久性接地。电压互感器高压保险一相熔断，虽报出接地信号，但从表计可分析，接地故障时，故障相对地电压降低，另两相电压升高。而高压保险熔断一相时，对地电压一相降低，另两相不变。
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“单相接地故障”。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，则有可能是某线路接地故障，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止。
7、以上整个处理时间必须控制在 40 分钟之内。
2.5.7 预想题目 ：系统出现谐振过电压事故
象征：对于小电流接地系统，可能报出接地信号，电压表指示超过线电压，表针会打到头。
A：基波谐振时，一相电压低，但不为零，另两相电压高，超过线电压，表针打到头。或两相电压低，但不为零，一相电压高，表针打到头。
B：分频谐振时，三相电压依次升高，并超过线电压，表针打到头，三相电压表针在同范围内低频摆动。
C：高频谐振时，三相电压同时升高，超过线电压，表针打到头，也可能一相电压上升高于线电压，另两相电压下降。
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“谐振过电压故障”。
3、发生谐振过电压时，应根据系统情况，操作情况作出判断。处理谐振过电压的关键：是破坏谐振的条件。
4、由于操作后产生的谐振过电压，一般可以恢复到操作关前的运行方式，分析原因，汇报调度，采取措施，再重新操作；对母线充电时产生的谐振过电压，可立即送上一条线路，破坏谐振的条件，消除谐振。如果是运行中，突然发生谐振过电压。可以试断开一条不重要负荷的线路，改变参数，消除谐振。
6、若谐振现象消失后，仍有接地信号，三相电压不平衡，一相电压降低，另两相电压升高为线电压，说明有谐振的同时，有单相接地或断线故障。查找处理接地或断线故障。
7、若谐振现象消失后，三相电压仍不平衡，一相降低，另两相不变，则可能是谐振过电压同时，使高压保险熔断，检查电压互感器有无异常后，更换保险试送一次。
第六节 站用电源本体故障
2.6.1 预想题目：10KV 站用变压器本体故障
象征
1)监控申心微机无报警，10kv 站用变压器二次电压电流有波动。2)现场 10kV 站用变压器有异音及放电声，二次电压电流有波动。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“10kv 站用变压器本体故障”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)发现以上现象，立即拉开故障站用变压器断路器及二次总隔离开关。2)进行站用变倒换。3)原因查明进行处理。
2.6.2 预想题目：10KV 站用变压器一次熔断器熔断
象征
(1)后台微机无报警，10kV 站用变压器二次电压电流有波动、电压不平衡。(2)现场 10kv 站用变压器有异音及放电声，二次电压电流有波动、电压不平衡。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“站用变压器一次熔断器熔断”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)发现以上现象，立即拉开故障站用变压器断路器及二次总隔离开关。2)进行站用变倒换。
3)原因查明处理完后，更换一次熔断器。
2.6.3 预想题目：站用低压配电箱烧坏起火
处理步骤：
1、汇报调度。
2、断开 410 断路器。
3、用灭火器进行灭火；
4、采取好安全措施，检查配电柜烧坏原因；
5、向值班调度和领导汇报；
6、更换配电箱，恢复送电；
7、做好相关记录。
2.6.4 预想题目：1＃站变低压空气开关410 跳闸
处理步骤：
此种现象说明 1＃站变低压回路存在故障：
1、汇报调度，记录故障时间及现象。
2、立即断开 1＃站用变低压回路所有负荷。
3、试送 401 空气开关，如不成功，说明 1＃站用变低压柜内低压回路有故障，应尽快查找处理故障。
4、试送 401 空气开关成功后，逐一试送各分路负荷，当试送至某一分路负荷时，空气开关再次跳闸，说明该分路存在故障，此时应断开该分路负荷，合上 1K 空气开关，恢复其它低压回路负荷，处理故障分路故障点。
2.6.5 预想题目：全站失压
象征：事故照明灯亮，后台系统失压报警：主变温度异常，电压回路断线等，交流全部消失。
处理步骤：
1、汇报调度，记录故障时间及现象。
2、首先检查后台系统所发的信号情况及各开关位置指灯有无绿灯闪光，还要检查所有开关保护掉牌情况。分析是否由于站内站用变及其它开关跳闸引起全站失压。
3、如果是由于 35kV 开关跳闸使站内失压，应检查后做好记录并迅速向调度及领导汇报。
2.6.6 预想题目：站用变919 开关故障跳闸
处理步骤：
1、汇报调度，记录故障时间及现象。
2、迅速手动断开路 1＃站用变低压空气开关 410，拉开 919 隔离刀闸，断开低压联络空气开关。
3、将 4201 双电源开关由“IN 主供电源”转换至“IR 备用电源”，合上 2#站用变联络空气开关。
第七节 直流电源故障
2.7.1 预想题目 ：直流系统接地故障
象征：运行中“直流母线接地”后台系统报警，直流系统保护装置告警未复归。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“直流系统接地”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)到现场首先对直流绝缘监视进行切换。
2)如负极全接地，监视切换到负极时表计指示电压为零。3)如正极全接地，监视切换到正极时表计指示电压为零。4)应对直流进行瞬间拉合法选择。
5)在直流屏上拉开直流断路器或熔断器，应先次要后主要的原则进行。6)当拉到某回路时接地瞬间消除，则是该回路接地。7)对该回路下级断路器拉合，拉到该回路末端断路器。8)对接地回路，用外观检查及万用表测量进行。
9)如接地处理需要将高压设备停电时，应联系有关人员。10)防止两点接地造成断路器误跳误合。11)查找应抓紧时间，接地超过 2h 为障碍。注意事项
因为直流系统关系到整个变电站及电力系统的安全运行，所以应及时汇报调度。查找直流接地故障的一般顺序和方法是：
1、分清接地故障的极性，粗略分析一下故障发生的原因。
2、查找之前，先在直流盘上用直流绝缘监测转换开关判明接地故障的极性，然后分析接地故障是否与天气变化有关，长时阴雨天气，会使直流系统绝缘受潮，室外端子箱、机构箱、接线盒等可能因密封不良进水，是否与设备操作有关。
3、进一步查出故障回路，用瞬拔直流操作保险、信号保险的方法，查明故障所在回路。
4、查找直流系统接地故障，应随时与调度联系，并由二人及以上配合进行，其中一人操作，一人监护，并监视表计指示及信号的变化。
5、在直流系统接地故障中，危害较大的是两点接地，可能构成接地短路，造成继电保护、信号、自动装置误动（正极两点接地）、拒动（负极两点接地）或电源保险熔断（正负极两点接地）保护及行动装置失去电源。
6、在检查处理直流系统接地过程上，绝不允许造成两点接地。到直流系统绝缘监测仪前检查观察是第几回分支线，正极或负极接地。汇报调度及负责人。
7、在调度的指挥下，由二人以上配合进行查找。利用“瞬停法”，查找分路所带回路中有无接地。若经检查，故障点在某一线路的控制、信号回路中，应汇报调度，由专业人员配合查找。
8、若用瞬拔保险的方法检查（一般不超过３秒钟）所有设备的操作、信号保险，直流接地信号仍不消失，故障点可能在直流小母线上或在小母线与直流盘电缆线上，可进一步检查，直至恢复正常。
9、在查找过程中，无论回路有无故障点，接地信号是否消失，瞬拔保险均应及时投入。
2.7.2 预想题目：直流母线电压过低
象征
后台微机报警，“直流母线电压过低”信号标示。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“直流母线电压过低”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)用万用表测母线电压数值是否与电压表指示一致。2)测量数值正常，认为电压表指示不准，通知处理。3)电压数值与电压表指示一致。4)检查浮充机是否正常。5)检查浮充电流是否正常。
6)如浮充机停运重新启动，如浮充电流小则调高。
2.7.3 预想题目：单只电池开路处理
象征：
后台，浮充机停运时，“直流母线无电压”信号标示，微机报警。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 “单只电池开路”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)用万用表测母线电压数值是否与电压表指示一致。2)测母线电压数值为零。
3)用万用表对电池组进行分段快速测量。4)当测到某段电池时没有电压认为是故障。
5)当测到单只电池两端出现电池组全电压时认为该电池开路。6)应用连接线将该电池跨接良好，将电池拆除。
2.7.4 预想题目：蓄电池故障造成直流消失，一时不能将蓄电池投运
象征：直流母线电压表无电压，“蓄电池有明显故障”。处理步骤
1、发现直流母线电压表无电压，直流消失。经检查发现蓄电池有较大故障后，应迅速向调度汇报。
2、退出硅整流。
3、将直流屏上的充电闸刀向上倒向母线侧。
4、起动硅整流。
5、拉开蓄电池与直流母线上的连接闸刀。
6、取下蓄电池进入直流屏母线上的正、负极保险。
7、将充电屏上的电位器调节到母线电压为 220V 为止。
8、退出所有开关的重合闸压板。
9、拉开直流屏上所有合闸电源开关。
10、派人对蓄电池检修。
2.7.5 预想题目：蓄电池爆炸
处理步骤
1、汇报调度。
2、发现蓄电池爆炸首先断开充电电源，检查哪组电瓶爆炸并迅速停掉该组蓄电池充电，拉开该组电池充电开关。
3、进行灭火处理，灭火时戴好防毒和安全用具，没有防毒罩用湿手帕捂住口鼻防止中毒，并防止继续爆炸。
4、隔离故障电池组拆除爆炸电瓶
2.7.6 预想题目：10KV 电压并列装置的使用
1）当 10kvⅠ段Ⅱ段母线分别运行，当 10kvⅠ段Ⅱ段电压互感器在投入位置时，将电压切换把 手切置停用位置，此时电压使用所对应母线 PT 的电压。
2）当 10kvⅠ段Ⅱ段需要退出其中一段电压互感器，且所退出电压互感器所在在母线所属设备需 要电压时，可根据需要将 10kvⅠ段Ⅱ段母线并列。只有在 10kv 母联断路器合上后，才允许将两段电压 互感器二次并列，并列时将电压切换把手切置投入位置，此时“Ⅰ母”灯亮，即可实现 10kvⅠ、Ⅱ段 母线电压并列。可保证保护及计量二次电压回路不中断供电。
3)10kv 一条母线停电时，电压并列装置把手置退出。
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：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。
第五篇：110kv变电站事故处理制度（本站推荐）
110kv变电站事故处理制度
（试行）
第一章 总则
第一条 为了保证XX110kv变电站事故处理的安全有效进行,加强事故处理的管理力度和效率，避免在事故处理中出现设备及人身伤害事故。特制定电站事故处理制度。
第二条 本制度适用于XX110kv变电站(以下简称：电站)
第二章 事故发生后如何处理
第三条 值班调度员为供电系统处理事故的指挥者，并对事故处理的正确性和迅速性负责。
第四条 处理事故的主要任务是：
（一）迅速限制事故发展，消除事故根源,解除对人身和设备安全的威胁。
（二）尽快用一切可能的方法对已停电的设备恢复供电。
（三）调整供电系统的运行方式，保持电网运行的稳定性和供电的可靠性。
（四）将事故情况向主管部门报告。
第五条 供电系统发生事故时，事故运行单位值班人员应立即将事故情况清楚、准确、简明地报告给值班调度员，如跳闸开关、继电保护和自动装置的动作情况等，按值班调度员的命令进行处理。
第六条 供电系统发生事故时，值班调度员应了解清楚继电保护、自动装置动作情况，做好记录，并参考遥测、遥信屏幕显示等手
段判断事故，确定事故处理办法。当事故波及主网时，公司电力调度员应立即向区调值班调度员汇报。凡对主网运行有重大影响的操作，应依照区调值班调度员的命令或经其同意后进行。
第七条 供电系统发生事故时，值班调度员有权要求在调度室内参观、学习的外单位人员或与处理事故无关的人员离开调度室，也有权邀请有关人员到调度室解决有关处理事故的问题。
第八条 为了防止事故扩大，变电站（所）值班人员在紧急情况下，无须等待值班调度员的命令，自行处理，但事故处理完毕后应向值班调度员作详细汇报。可自行处理的内容规定如下：
（一）将直接威胁人身和设备安全的设备断电。
（二）将已损坏的设备隔离。
（三）电压互感器的保险熔断时，将有关的保护停用。
（四）将不涉及本规程，而现场规程有规定的设备恢复供电。第九条 值班调度员在处理事故过程中，下达的一切调度命令和谈话双方均应录音，事故处理完毕后，应详细记录有关事故的处理情况，录音应保留三个月。
第三章 电网频率异常的处理
第十条 凡是低频减载装置动作切除的负荷，未经区调允许不得自行发出。
第四章 线路开关掉闸的处理
第十一条 线路掉闸或接地时，应通知有关单位查线。不论线路发生瞬间故障或是永久性故障，查线人员均应视线路带电。
第十二条 双路电源一工一备运行的变电所，当工作电源无电时,在确知故障不是由本所设备引起的情况下,应严格按照先拉开无电的工作电源进线开关,再合上备用电源进线开关，迅速恢复供电(装有自投装置的如装置失灵时亦按此操作),并及时报告电力调度员。
第十三条 双路电源母线分段运行的变电所当一路电源无电时,在确知故障不是由本所设备引起的情况下,应严格按照先拉开无电的进线电源开关,再合上分段开关，迅速恢复供电(装有自投装置的如装置失灵时亦按此操作),并及时报告电力调度员。
第十四条 全线为电缆的线路不投入重合闸掉闸时，值班人员不做试送，应报告电力调度员。
第十五条 合环运行的双电源线路开关掉闸，值班人员应判明线路无电后才可试送，否则需同期并列。
第五章 变压器事故的处理
第十六条 变压器故障，值班调度员应根据变压器保护动作情况分别进行处理：
（一）当变压器开关掉闸时，如有备用变压器，应迅速将备用变压器投入运行，然后再检查开关掉闸原因。
（二）变压器主保护动作开关掉闸，变电站值班人员应迅速检查变压器，若有明显的事故现象(如爆炸声、火光、冒烟等)不得送电。在查明原因故障消除后,或无故障迹象，报告值班调度员可试送一次。
（三）变压器重瓦斯保护动作掉闸，变电站值班人员一面检查变压器有无异常和重瓦斯动作原因，一面报告值班调度员，检查判明
确是重瓦斯保护误动时，可试发一次。若检查确定是变压器内部故障应停下待查。
（四）变压器开关掉闸而无任何保护信号动作时，值班人员应一面检查一面报告值班调度员，并对变压器进行外观检查，如现场查找不出开关掉闸原因且外观无异状时，可试发一次。
（五）变压器轻瓦斯信号动作，应查明动作原因和加强监视，注意下次动作时间，若发现有色及可燃气体，立即报告值班调度员进行停电检查试验。
（六）变压器差动保护动作时，查明原因前不得试发。
（七）变压器开关掉闸，若因过流保护动作时，经检查变压器外部无异常,值班调度员可根据现场申请情况试送一次。如在试送过程中发现问题，应立即停下，重新检查。
第十七条 变压器过负荷运行时，按生产厂家规定和有关规程执行。
第六章 接地故障的处理
第十八条 110kV系统应根据接地指示器、绝缘监察和消弧线圈动作情况判断是否接地。当接地情况发生时，变电站值班人员应根据母线的线电压、相电压、消弧线圈的电压、电流等情况判明是否真实接地，并报告电力调度员。因电压互感器断保险造成电压异常应更换保险；因操作引起的补偿偏差过大应调整消弧线圈分头解决。
第十九条 系统发生连续性接地时，应迅速寻找接地点，各变电站（所）发现故障点时要尽快向电力调度员报告。
第二十条 接地线路找出后，立即将故障线路切除以保证系统安全运行。
第二十一条 当线路接地时，带电运行时间不超过二小时。第二十二条 110kV电网单相接地的主要现象：
（一）故障相电压为零，非故障相电压升高为线电压。非金属性接地或断线时，表现为三相电压不平衡。非金属性接地故障相电压不到零，断线故障相电压根据情况略有升高。
（二）消弧电抗器动作信号发出，消弧电抗器检流表、检压表显示电流、电压。
第二十三条 接地故障处理的顺序：
（一）带电检查站内设备；
（二）如能倒出负荷可倒空负荷试找；
（三）利用变电站倒母线的方法试找；
（四）在解列操作或试拉线路时，调度员必须注意消弧线圈的整定情况，使之不出现系统谐振。
（五）当有接地选检装置时，应尽快查出接地线路并报告电力调度员。
（六）按调度命令顺序查找。
第二十四条 接地发生后，电力调度员应通知变电站（所）对设备进行检查，各单位发现接地点要迅速报电力调度员。
第二十五条 接地线路找出后，如果马上停电会给生产造成重大损失时，可根据消弧电抗器允许运行时间带接地故障运行，此时应立
即通知生产部门迅速做好停电准备，如超过消弧电抗器运行时间，或上层油温达到85℃时,立即将故障线路切除以保证系统安全运行。
第二十六条 有下列情况之一者，可以在接地情况下继续运行（110kV电压互感器有要求者除外）：
（一）有消弧电抗器的按消弧电抗器允许时间运行。
（二）无消弧电抗器的110kV线路电容电流在额定值以下。
（三）其它中性点不接地系统，其接地运行的时间一般不超过两小时。
第二十七条 若线路带接地故障运行发现对人身和重要设备有严重危害时，应立即断开。
第二十八条为避免扩大事故，发生接地故障的电网不允许与正常电网进行一次合环。
第七章 失去通信时的调度管理和事故处理
第二十九条 变电站（所）与调度失去通信联系时，应积极主动采取措施尽快恢复联系。
第三十条 与调度失去联系的运行单位，应尽可能保持电气接线方式不变运行。
第三十一条 当值班调度员下达操作命令后，现场未重复命令而失去通信联系时,则该操作命令不得执行。若已经重复命令得到同意执行操作者，应将此项操作执行完毕。
第三十二条 值班调度员在发布了操作命令后，而未接到完成操作命令的报告前,与受令单位失去联系时，应认为该项命令在执行中。
第三十三条 与调度失去联系的运行单位，在通信恢复后应立即向值班调度员报告在失去联系时间内所发生的一切事项。
第三十四条 凡不涉及安全或时间性问题，没有特殊要求的调度业务联系，在失去联系后不应自行处理。
第三十五条 与调度失去通信联系时自行进行了事故处理的运行单位，事后应向值班调度员详细报告。
第八章 附则
第三十六条 标准与重要文件引用： 《中电投沙洼110kv变电站运行管理制度》 《中电投沙洼110kv变电站检修管理制度》
第三十七条 本规定由中电投沙洼110kv变电站负责解释。
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