变电站主变、断路器巡视和异常处理

第一篇：变电站主变、断路器巡视和异常处理

（一）1#主变巡视标准： 一）巡视标准 正常巡视检查内容： a.本体：

a.1 检查运行中的油温和环境温度、负荷（电流、有功、无功）、电压，检查最高油温指示，监视运行温度是否超过极限； a.2 监视油枕的油位是否正常，根据主变本体上的主体储油柜油位曲线（油温与油位对应关系），看本体油位是否正常；

a.3 变压器运行的声响与以往比较有无异常，例如声响增大或有其他新的响声等；

a.4 检查有无漏油、渗油现象，箱壳上的各种阀门状态是否符合运行要求，特别注意每个阀门、表计、法兰连接处以及焊缝等；

a.5 硅胶呼吸器的硅胶的颜色变红程度（2/3以上则需要更换），油封杯的油位、油色是否正常。b.套管：

b.1 检查高、低以及中性点套管的油位并注意油位有无变化； b.2 检查有无漏油和渗油现象； b.3 检查瓷套有无破损、放电声音； b.4 观察套管上灰尘的污染及变化情况；

b.5 检查接点有无异常和明显发热迹象，特别是雪天和雨天，接头上有无熔化蒸汽的现象，金具有无变形，螺丝无松脱和连接线无断股损伤。c.冷却装置：

c.1 冷却器阀门、散热器等处有无漏油和渗油；

c.2 变压器冷却箱信号指示灯、控制开关位置是否运行正常、电源是否正常； c.3 检查变压器冷却器风扇运行是否正常；

c.4 检查释压（防爆）装置有无漏油、漏气和损坏等现象，信号指示器是否动作，注意有无喷油的痕迹。

c.5 检查瓦斯继电器有无漏油等异常现象，内部有无气体。c.6 有载分接开关的分接位置指示应正常。

c.7 冷控箱和机构箱本体、转接箱内各种电器装置是否完好，位置和状态是否正确，箱壳密封是否完好。特殊巡视检查项目及要求；

a.过负荷：监视负荷、油温和油位变化，接头接触良好，冷却装置运行正常。b.雷雨天气，瓷套管有无放电闪络现象，避雷器放电记录器动作情况 c.大雾天气，瓷套管有无放电现象，重点监视污秽瓷质部分。d.短路故障后：检查有关设备及接头有无异状。e.大风天气，引线摆线情况及有无搭挂杂物。二)异常处理 声音异常处理：

a.如发现内部有较沉重的“嗡嗡”声，短时的“哇哇”声，内部尖细的“哼哼”声等异常情况，应加强监视，并根据负荷情况，表计指示，有无接地信号，或系统内有无短路情况，判断是否外部因素引起。

b.如发现内部有“吱吱”或“劈啪”、“叮铛”、“营营”等声响，或不均匀噪声时，应根据表计变化，保护、信号是否同时动作，及对变压器不同位置响声，或不同天气、时间和运行状态进行比较，判断是否变压器内部因素引起，并分别情况予以处理。2 油温异常升高处理：

a.检查变压器负荷、环境温度，并与同一负荷、同一环境下的油温比较。b.核对现场与主变控制屏上的温度计。

c.检查变压器冷却装置是否正常和投入组数是否足够，否则，应将备用冷却器投入运行，若温度上升的原因是由于冷却系统故障，必须设法排除，恢复运行，若需要停运检修，则立即汇报101、本局、所领导及检修单位。

d.若发现变压器油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查冷却装置运行正常，温度计正常，则可认为变压器巳发生内部故障如铁芯严重短路，绕组匝间短路等，而保护装置因故不起作用，则应将变压器停电修理。3 油位异常处理

a.运行中的主变压器的油枕油位变化应与油温的变化相一致。

b.当油枕油位过高或过低时，均发预告信号，运行人员应到现场检查设备有无异常情况。同时向调度和有关领导汇报，并监视油位变化情况，通知维修人员进行必要的检查和分析。过负荷处理：加强监视，将负荷情况作好详细记录，并立即汇报值班调度员，对影响变压器安全的，应申请转移负荷。5 压力释放阀冒油处理：

a.若压力释放阀冒油（或漏油）而无压力释放装置动作信号时，运行人员除检查负荷、温度、声响其它保护动作情况外，还必须请维修人员来检查有关的信号回路是否正常。

b.当压力释放阀冒油时，运行人员应立即向调度和有关领导汇报，并到现场检查情况（包括负荷、温度、声响、其它保护动作情况和其它异常情况等），同时，对变压器进行严密的监视并做好记录，待有关维修人员来进行进一步检查和处理。轻瓦斯动作的处理：当主变压器轻瓦斯动作告警后，运行人员应检查油枕油位是否正常，瓦斯继电器油位窗是否有气体存在。若有气体，立即向调度汇报，并通知维修人员进行取样分析并处理，运行人员不得将气体放出，同时，加强对主变压器运行监视。7 冷却装置故障或冷却器全停回路异常处理：

a.检查故障变压器的负荷情况，密切注意变压器绕组温度、上层油温情况。

b.立即检查工作电源是否缺相，若冷却装置仍运行在缺相的电源中，则应断开连接。

c.立即检查冷却控制箱各负荷开关、接触器、熔断器、热继电器等工作状态是否正常，若有问题，立即处理。

d.立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压是否正常，若正常则迅速切换至该工作电源。e.若冷却控制箱电源部分已不正常，则应检查所用电屏负荷开关、接触器、熔断器，检查所用变高压熔断器等情况，对发现的问题作相应处理。f.检查变压器油位情况。

g.变电运行值班人员应及时将情况向调度及有关部门汇报。h.变电运行值班人员应根据调度指令进行有关操作。

i.发生冷却器全停时，调度应及时了解故障变压器的运行情况及缺陷消除情况，合理安排运行方式，必要时转移或切除部分负荷，以降低故障变压器的温升，同时，做好退出该变压器运行的准备。

j.若变电运行值班人员不能消除缺陷，则应及时通知检修人员安排处理。8 调压装置异常处理：

当发生电气回路故障（电源跳闸或缺相）或机械回路故障（连杆断落，机械卡滞）时，立即汇报调度和修试部门。

（二）断路器巡视

a.1.正常巡视检查项目及要求

a.套管引线接头有无发热变色现象，引线有无断股、散股、扭伤痕迹。

b.瓷套、支柱瓷瓶是否清洁，有无裂纹、破损、电晕和不正常的放电现象。c.断路器内有无放电及不正常声音。d.断路器的实际位置与机械及电气指示位置是否符合。

e.液压机构的工作压力是否在规定范围内，箱内无渗、漏油。f.机械闭锁是否与断路器实际位置相符。

g.SF6断路器压力正常，各部分及管道无异常(漏气声、振动声)和管道夹头正常。h.SF6断路器巡视检查时，记录SF6气体压力。i.断路器及操作机构接地是否牢固可靠。

j.防雨罩、机构箱内无小动物及杂物威胁安全。2.特殊巡视项目：

a.套管及引线接头有无过热、发红，有无不正常放电的声音及电晕。b.大风时引线有无剧烈摆动，上部有无挂落物，周围有无可能被卷到设备上的杂物。c.雷雨后套管有无闪络，放电痕迹，有无破损。d.雨、雾天有无不正常放电、冒气现象。

e.下雪天，套管接头处的积雪有无明显减少或冒热气，以判断是否有放电、发热现象。

f.大电流短路故障后检查设备、接头有无异状，引下线有无断股、散股、喷油、冒烟等现象。

3.断路器合闸、分闸后应检查项目： a.断路器合闸后应检查：

a.1 电流、无功功率、有功功率的指示是否正常。

a.2 机械指示及信号指示与实际相符，无非全相供电的现象。a.3 无内外部异响放电现象。

a.4 瓷套管支柱和操作连杆、拐臂无损坏情况。a.5 液压机构打压、储能正常。

a.6 送电后，如发现相应系统三相电压不平衡，接地或出现间接接地现象时，应立即检查断路器的三相合闸状态。

b.断路器分闸后的检查：红灯灭，绿灯亮，机械指示在分闸位置，表计指示为零。

b.异常处理

1.断路器合闸失灵的分析与处理：

a 在操作中断路器拒绝合闸，应立即汇报调度，并按以下原则处理：

b 断开断路器两侧隔离刀闸，试合断路器，根据合闸接触器和合闸铁芯的动作情况判别是电气回路故障还是机械部分故障。

c 如果是电气回路故障，应检查控制或合闸保险是否熔断，合闸回路应闭合的继电器，接触器的接点是否接触良好，压力闭锁接点是否接通，查明故障原因，予以排除。

d 如果是机械部分故障，检查传动连杆、拐臂及轴销有无卡滞、分闸搭扣是否牢固、机构是否过死点等，找出故障，进行处理。

e 检查操作机构电源电压，弹簧储能是否正常。

f 经以上查找的断路器故障和缺陷，现场无法处理时，则应立即汇报调度和有关领导，并倒换运行方式恢复供电，退出故障断路器，进行检修。2.断路器分闸失灵的分析与处理

a 试拉断路器，监视后台机仪表变化，位置指示灯（红灯），根据跳闸铁芯动作与否判明是电气回路还是机械部分故障；

b 机械部分故障，检查跳闸铁芯是否卡死，传动轴销是否脱落或过死点过低动作不到位及机构是否瓦解等；

c 电气回路故障，检查控制电源，跳闸回路的元件（KK接点、辅助接点等）是否接触良好，跳闸线圈是否烧坏、断线或接触不良；

d 检查分闸弹簧是否储能，有无松动及断裂现象。

e 运行中断路器位置指示灯（红灯）熄灭或直流电源消失，应立即检查灯泡是否烧坏，控制电源是否接触不良，若查不出原因，应立即汇报调度和修试单位，设法将该断路器退出，待进一步处理。

f 发生事故时断路器分闸失灵应根据有无保护动作信号掉牌，位置指示灯指示及出现的现象判断故障的范围和原因。

g 无保护动作信号掉牌，检查该断路器红灯亮，并能用KK把手（就地控制方式）分闸，可检查保护压板是否投入正确，如投入正确，可向调度申请断开两侧隔离开关，作保护传动试验，查明是否二次回路问题。

h 无保护动作信号掉牌，检查该断路器红灯不亮，不能用KK把手（就地控制方式）分闸，应检查控制电源是否接触不良，控制回路是否断线。

i 有保护动作信号掉牌，断路器红灯亮，用KK把手（就地控制方式）能分闸，应检查保护出口回路有无故障。

j 有保护动作及掉牌，用KK把手（就地控制方式）分闸失灵，如红灯不亮，应检查控制回路，红灯亮，应检查机构的机械是否有故障。

k 运行中，发现断路器位置指示红灯不亮，发现控制回路断线或直流回路断线信号及交流电压回路断线信号时，必须立即采取措施处理。

l 应保持失灵断路器现场，断开其两侧隔离开关，恢复其它设备和线路供电，并对其查明原因进行处理。

m 分闸失灵断路器，在未查出原因前，及处理后未进行整组传动，保护分、合试验和低电压分、合检查的，不准投入运行。

3.SF6断路器气体压力异常或本体严重漏气处理：

a 当断路器SF6气体压力降低报警时，应立即到现场检查SF6气体压力值，加强监视，并及时汇报调度，通知维修单位进行处理。

b 当SF6气体渗漏严重，压力下降较快且接近或降至闭锁值时，应向调度汇报申请停电处理；SF6气体压力低于闭锁值时，不得进行该断路器的操作。

c 当SF6气体压力降至分、合闸闭锁值告警时，应立即到现场检查SF6气体压力，如压力确降至闭锁值，应立即将该断路器控制电源拉开，使该断路器变为死断路器，并汇报调度申请停电处理，通知维修单位及时处理。

4.真空断路器灭弧室内有异常时处理：

真空断路器跳闸，真空泡破损，或检查断路器仍有电流指示，应穿绝缘鞋和戴好绝缘手套至现场检查设备真空确已损坏，汇报调度，拉开断路器电源，将故障设备停电后方允许将故障设备停电退出运行。不允许直接拖出故障断路器手车。

5.弹簧操作机构异常处理（发“弹簧未储能”信号时的处理等）：

a 弹簧操作机构发“弹簧未储能”信号时，值班人员应迅速去现场，检查交流回路是否有故障，电机有故障时，应用手动将弹簧拉紧，交流电机无故障而且弹簧已拉紧，应检查二次回路是否误发信。

b 如果是由于弹簧有故障不能恢复时，应向当值调度申请停电处理。

第二篇：石门变电站主变启动方案 2

卢龙县供电公司

石门110kV变电站1号主变启动方案

运维检修部（检修（建设）工区）

2014年06月

批准：

审核：编制：付栋

石门110kV变电站工程于2014年5月12日由福电变电安装分公司更换1号主变，其型号为SFSZ8-31500/110；接线组别为YN，yn0，D11；生产厂家为沈阳变压器有限责任公司。2014年6月5日安装调试完毕，所有试验数据合格，由卢龙县供电公司石门变电站负责运行。现已经具备试运行条件，为使该站顺利、安全投入运行特制定本方案。

一、成立启动工作领导小组： 组

长：牛福臣

副组长：沈立新、李继明、贾会利

成员：王静波、李洪杰、付栋、俞学文、乔玉伟、高峰、姚炳影以及施工单位负责人 各级人员的职责：

组

长：整个启动工作总指挥，下达启动开始命令。

副组长：协助组长进行启动工作，负责指挥各参加启动单位的具体启动工作事宜。

成员职责：

运维检修部：负责石门变电站1号主变启动方案编制，设备验收及试验资料的收集汇总；负责启动过程中事故处理的协调，现场倒闸操作的监护，监督启动工作程序的执行。

安全监察质量部（保卫部）：参与设备验收及负责启动过程中的安全监督及保卫工作。

电力调度控制分中心：参与设备验收，现场核对保护使用变比、定值数值等参数。

调控班：负责调度工作，向变电站运行人员下达操作命令，是启动工作的具体指挥者。

变电检修班：负责启动过程中一、二次故障的处理与核相工作。石门变电站：负责向县调接受设备停送电命令，站内倒闸操作，运行监控等全部运行工作。

运维检修部杨利叶：负责监视远动、通信设备运行情况。调度控制分中心毛鹏：负责监视主站信息情况 综合服务二班姚炳影：负责启动工作中车辆调配工作。胡泽刚：负责宣传报道工作。

二、启动试运行应具备的条件及准备工作

1、运行单位应准备好安全工器具等操作用品、用具，消防器材配备齐全并到位。

2、所有启动试运行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经运维主管部门验收合格，并且图纸、试验报告、设备说明书、安装施工记录齐全，经主管部门批准已具备试运行条件。

5、福电变电安装分公司相关人员全部到位。

三、启动时间

以批准启动时间为准：2014年06月6日

四、启动要求

1、参加启动单位提前30分钟到达工作岗位，根据各自工作内容提前做好物资、材料等各项准备工作；

2、严格按照《卢龙地区电网调度规程》、《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》、《变电站运行规程》等要求进行工作，杜绝违章作业、违章操作现象发生。

五、通讯方式

县调：7111427、2645956 石门站：7025878

六、说明：

1、本次新投设备接线方式及调度编号见附图。2、1号主变具备送电条件后，拆除各种安全措施（地刀、地线、短路线），拉开110kV111、145开关，35kV301开关，10kV501开关、拉开110kV111-

4、101-

4、145-4，35kV301-

3、301-4，10kV501-

3、501-4刀闸，退出1号主变所有保护压板。

七、试运行注意事项：

1、所有参加启动试运行的人员必须遵守《国家电网公司电力安全工作规程》。

2、各分项操作、核相须提前向调度部门申请，同意后方可实施。

3、操作、核相人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。

4、所有倒闸操作均应填写操作票，操作票填写及现场操作由操作队负责，严格执行操作监护制度以及设备操作后的检查。

5、每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统正常后方能进行下一个项目的工作。

6、试运行期间发生的设备故障处理工作,须经启动领导小组同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动领导小组汇报。

7、试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。

八、启动步骤

（一）冲击石门站1号主变（5月6日）

1、县调令石门站：

（1）检查1号主变有载调压档位为5。

（2）投入1号主变所有保护装置电源，按定值单核实并投入1号主变的所有保护。

（3）合上111-

2、111-

4、101-4，145-4，1号主变1-7刀闸。

2、石门站向区调申请：

（1）用111开关对1号主变全电压冲击合闸五次，第一次与第二次间隔10分钟，以后每次间隔5分钟，最后一次不拉开，空载运行24小时以上。

（2）拉开1号主变1-7刀闸。

（二）做110kV对35kV差动保护向量（5月7日）县调令石门站：（1）合上301-3刀闸

（2）合上301开关，在301-4刀闸两侧进行高压核相，核相无误后，拉开301开关。

（3）退出1号主变差动保护。

（4）合上301-4刀闸，合上301开关，确定1号主变确已带负荷后，做110kV对35kV差动保护向量。

（5）拉开301开关，转为热备用。（6）投入1号主变差动保护

（二）做110kV对10kV差动保护向量（5月8日）县调令石门站：（1）退出1号主变差动保护。

（2）将501小车推入运行位置，合上501开关。

（3）确定1号主变确已带负荷后，做110kV对10kV差动保护向量。

（4）投入1号主变差动保护。

九、正常运行方式 1、111武石一线带110kV4母线、1号主变运行，112武石二线，2号主变运行，145开关热备用，备自投投入。2、2号主变35kV302开关带35kV母线，301开关热备用。2、10kV母联545开关热备用，由1号主变带10kV4母线负荷，2号主变带10kV5母线负荷，备自投投入。

注意：根据无功潮流和电压情况随时掌握电容器停投和主变分头调整。

附图：本次启动设备一次接线图。

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：220kV变电站主变改造工程启动会汇报材料

220kV**站主变增容扩建工程

3号主变启动会汇报材料

*********工程公司

220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

2015年05月26日

220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

3号主变启动会汇报材料

尊敬的各位领导及专家：

在此我代表220kV**站主变增容扩建工程施工项目部，向各位领导、专家莅临监督检查指导表示衷心的感谢！下面就我项目部在工程中的管理和施工质量情况，向大家做个汇报。

一、工程规模

1、电气安装部分：

2.1、3号主变压器系统设备安装工程（1台主变）； 2.2、控制保护及自动化屏安装工程（7面屏柜）；

2.3、封闭式组合电气安装工程（3号主变220kV进线侧通管）； 2.4、35kV配电装置安装工程（3号接地变及电阻装置1套）； 2.5、电容器系统设备安装工程（电容器及消弧线圈）； 2.6、二次电缆施工及动力电缆； 2.7、接地装置安装工程。

二、主要参建单位（建设、设计、施工、监理）项目法人：国网**市电力公司 建设管理单位：** 设计单位：** 监理单位： ** 施工单位（电气安装）：** 施工单位（土建工程）：** 运行单位：** 220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

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三、质量体系及运行效果

1、组织体系

为确保能安全、优质、顺利的完成建设目标，达到创优要求，成立项目管理组织机构，充分发挥项目组织和项目管理的优势，代表公司对本工程实行全面管理。

华东送变电工程公司**变电站工程施工项目部，由多名从事变电工程经验丰富的管理人员组成。成立一次施工班组、二次施工班组、高压试验班组及保护调试班组。

2、制度保证

施工项目部根据国家电网公司《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》、《输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施》、《国家电网公司输变电工程标准工艺》等纲领性文件要求，相应编制了220kV**站主变增容扩建工程电气安装《强制性条文执行计划》、《质量通病防治措施》、《标准工艺实施细则》、《创优实施细则》等，落实责任主体、明确创优目标、制定详细措施，确保工程最终实现创优目标。

3、技术保证

在工程开工前，由项目总工组织本工程技术、质量、安全等管理部门，对施工图纸进行认真审查，并提出修改意见，由设计交底时确认。由项目经理组织各管理部门人员进行施工组织设计、创优实施细则、安全文明二次策划、质量保证计划等纲领性文件的编制，并严格按照编制的方案执行。

各单体工程开工前，项目部组织技术、质量、安全等部门，按照施220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

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工方案内容，针对本工程特点，就相关作业内容和工作要求对其交底。

4、物资保证 1）机具设备的管理

所有施工检测工具在进入本工地前，均经法定检测单位鉴定合格并在有效期范围内使用，其精度均符合相关规定要求。并建立台帐，实施动态管理。

主要机具设备进入工地前，项目总工组织技术、设备、安全部对其进行检查验收，进行必要的检验和试验，确保性能良好，标识清晰，完好率 100%。2)材料管理

原材料在使用前，由项目部取样员取样（采样时通知监理到场见证）并且送到相应资质的试验单位进行检验，合格后方可使用。

施工过程中，根据原材料用量，严格按照规定做相应批次的试验。

5、强制性条文执行情况

工程开工前，我施工单位根据《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》(Q/GDW248-2008)，编制《220kV**站主变增容扩建工程强制性条文执行计划》,经内部审批后，报监理单位审核批准后执行，保证工程项目执行强制性条文的完整性。

施工中根据工程进展分项工程据实记录、填写《输变电工程施工强制性条文执行记录表》，并报监理审核。依据分项、分部、单位工程划分范围，形成系统的管理体系，与工程质量检查、验收工作协调一致，同步实施，加强了强条的实施计划，强化了事前、事中过程控制，完善220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

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了执行的事后控制，尽可能的避免在执行中发生偏差、遗漏和违反强制性条文的情况，提高了我们的施工管理水平。

通过执行强制性条文，确保了工程质量目标的实现，所有分部、分项工程全部验收合格，单位工程质量等级为优良。

本工程电气工程产生强制性条文执行记录27份，涉及强制性条文27条，强条执行率100%。

6、质量通病防治措施执行情况

6.1、项目部认真贯彻业主项目部下发《质量通病防治任务书》内容，以《质量通病防治任务书》为指导，组织编写《220kV**站主变增容扩建工程质量通病防治方案和措施》，经监理单位审查、建设单位批准后实施。6.2、做好原材料、半成品的第三方试验检测工作，未经复试或复试不合格的原材料、半成品等不用于工程施工。试验检测应执行见证取样制度，试品、试件均送达经电力建设工程质量监督机构认证的第三方试验室进行检测或经监理单位审核认可并报质监机构备案的第三方试验室进行检测。采用新材料时，除应有产品合格证、有效的新材料鉴定证书外，还进行了必要检测。

6.3、记录、收集和整理质量通病防治的施工措施、技术交底和隐蔽验收等相关资料均真实可考。

6.4根据经批准的《220kV**站主变增容扩建工程质量通病防治措施》，对施工人员进行技术交底，并确保措施落实到位。

在整个过程中电气工程涉及质量通病防治措施8条，执行8条，执行率100%。220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

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7、标准工艺执行情况

项目部认真组织编写了《220kV**站主变增容扩建工程标准工艺实施细则》，在施工过程中，严格按照标准工艺施工，电气工程共涉及标准工艺46项，应用率100%。

四、施工时间节点

1、电气工程

2014年12月01日电气安装工程开工；

2014年12月05日首批电气设备进场（接地变及接地电阻箱）； 2014年12月07日35kV电容器到货就位； 2014年12月08日35kV电抗器附件安装； 2014年12月10日主变压器本体就位； 2014年12月15日主变附件安装； 2015年01月25日电缆施工；

2015年03月03日220kV GIS部分通管到货； 2015年05月7日220kV GIS试验通管到货安装； 2015年05月11日主变本体局放试验完成； 2015年05月16日220kV GIS通管耐压试验完成；

2015年05月26日3号主变与35千伏母差、35千伏自切保护搭接完成。

本期工程基本施工完毕。220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

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五、工程验收情况及实体质量状况

220kV**站主变增容扩建工程的三级验收于2015年05月06开始，2015年05月10日全部消缺完成；监理初检验收于2015年05月11日开始，共14条消缺项目，完成14条；质监站与2015年05月14日验收，共提出15条消缺问题，完成15条；检修公司已于2015年05月18日开始验收，提出问题并现场立即整改。

涉及220kV**站主变增容扩建工程本期完成电气共3单位工程，12个分部工程，30个分项工程。

单位工程优良率100%；分部工程、分项工程合格率100%；

六、后续计划

1、相关二次回路搭接，根据调度停电许可，2015年05月27日与220千伏母差保护回路搭接。

*****工程公司

220kV**站主变增容扩建工程

2015年05月26日

第五篇：35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理

2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理

[内容摘要]35kV宁清变电站2号主变35kV侧3502断路器跳闸，运行人员试送不成功，检修人员对一次、二次设备进行检查后送电，送电过程中初步判断为1号升压变故障，遂退出一号升压变。3502断路器再次跳闸后，经过仔细检查研究发现为直流蓄电池故障，导致控母、合母电压异常，在导闸操作过程中造成装置异常，产生误动。[关键词]升压变；蓄电池；控母 1 前言

35kV石清线带35kV宁清变，35kV宁清变35kV2号主变运行，35kV2号主变10kV侧1002断路器连接在10kV宁清水电站10kV母线上，10kV清牧线、10kV清团线、10kV清塔线在10kV宁清水电站10kV母线上运行，10kV清团线连接团结水电站，10kV宁清水电站1号、2号发电机组通过400V变10kV升压变压器连接于10kV宁清水电站10kV母线上，厂用电和35kV宁清变站用电源连接在宁清水电站升压变压器400V侧。2 设备基本概况

35kV宁清变电站于1982年投入运行。35kV2号主变3502断路器保护装置型号为华电生产的WKT-F2型线路微机保护装置，投运日期为2003年12月。2009年2月9日配电工区曾与生技部协调，35kV 2号主变后备保护更改为3502断路器保护装置，CT变比为75/5，1002断路器无保护运行。3 发现故障及原因分析

2009年9月19日接到局生技部通知，9月19日12：41分35kV宁清变35kV 2号主变3502断路器跳闸。配电工区保护班于9月19日17：402012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

到达35kV宁清变电站进行停电检查。

3.2 初步检查情况 1、35kV宁清变电站于1982年投入运行。35kV 2号主变3502断路器保护装置，型号为华电生产的WKT-F2型线路微机保护装置，投运日期为2003年12月。保护装置动作信号灯点亮，且装置报文如下：

装置时间 10：27：40.641 10：28：56.521 11：38：12.269 11：40：45.337

装置报文 过流跳闸 开关分闸 过流跳闸 开关分闸

（保护装置动作时间确认：根据9月19日保护班工作人员在35kV宁清变所做试验时记录的报文时间和实际时间（保护报文时间为05：15，实际时间为13：19）推测，报文时间滞后实际时间9小时）。

其他保护装置并无任何报文，初步判断为3502断路器后备保护装置动作跳闸。

2、根据运行值班人员所述，35kV 2号主变跳闸，汇报调度后重新试投依然不成功，将2号主变及10kV线路转换为冷备状态。

3、此次事故为35kV2号主变跳闸，办理事故抢修单后保护班对2号主变低压侧、高压侧二次回路及高压侧保护装置进行初步检查，试验班对一次设备进行了直阻、及绝缘测试，检修班对二侧断路器机构进行了检查。

4、检查继电保护调试记录，2月9日配电工区曾与生技部协调，35kV 2号主变后备保护更改为3502断路器保护装置,CT变比为75/5，1002断路器无保护运行,主变本体铭牌为高压侧最大短路电流为30A，低压侧为109.9A，35kV2号主变后备保护装置定值为：速断：32A，时间0S；过流：3.3A，时间0.3S，判断2号主变高压侧断路器跳闸，低压侧不跳为正确动2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

作。5、10kV清塔线CT变比50/5，定值为54A；10kV清团线CT变比200/5，定值为140A； 10kV清牧线CT变比200/5，定值为170A。

6、用钳型电流表测量3502断路器保护装置电流，A相为0.02A，C相为0.03A，B相电流回路在断路器机构箱处被短接；初步检查电流回路二次接线正确。7、3502断路器机构箱密封严实，跳合闸回路二次电位正确，外观检查良好。8、3502断路器保护装置过流脱扣保护于2008年9月进行过定检，向运行人员协调要对断路器进行传动试验，运行人员汇报调度不同意因此并未对断路器进行传动试验。

9、对35kV2号主变3502断路器保护装置进行校验，从端子排处A421通入1A电流，保护装置显示A相保护电流为1A，测量电流显示为15A；从端子排处C421通入1A电流，保护装置显示C相二次电流为1A，测量电流显示为15A；验证了保护装置采样正确。

10、按35kV 2号主变保护定值单：（昌电继字第2-2006471号）进行保护装置定值核对并验证装置试验：

速断：Idz=32A/0S 由于试验仪器通入电流较大，因此将速断值更改为11A后装置实际动作值为11.2 A/0S 过流：Idz=3.3A/0S

装置实际动作值为3.5A 重合闸退出

CT变比75/5 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

11、因35kV 2号主变施工图纸并未移交于配电工区，因此保护班人员在对保护装置二次回路检查时只能与保护装置背板进行核对检查，经检查判断二次回路正确无误。

12、对保护装置进行定值试验、二次回路、及一次设备检查无误后由运行人员向调度汇报要求再次送电，在送电过程中，根据调度要求将2号主变低压侧10021隔离开关断开对2号主变送电，9月19日12：35分2号主变送电正常，后调度要求将1002断路器拉开，合上10021隔离开关，最后合上1002断路器，12：57分送电正常。

13、运行人员汇报调度后要求将10kV1号升压变并网，在运行人员对10kV1号升压变送电至高压侧时，35kV 2号主变再次跳闸，保护班人员在检查保护装置报文时发现2号主变后备保护装置不能显示，复位装置后现象依然存在，将保护装置电源拉开后给上正常。

14、初步判断为1号升压变故障，在重新办理事故抢修单并做好安全措施后由试验班对1号升压变本体及电缆进行绝缘测试，检查均正常。

15、与生技部协调后并告知调度要求运行人员不投入10kV1号升压变，运行人员根据调度命令再次投入35kV 2号主变后正常。16、2009年9月20日35kV宁清变电站35kV 2#主变再次跳闸，其原因为：1）13：45分宁清变电站站内切割机电源为低压厂用电源（直接从所变低压侧接取，未经过空开），切割机电源有短路情况，值班员在查找故障时因拉开低压厂用屏、断开3502断路器二次保护电源时造成3502跳闸；2）14：14分，第一次对35kV 2号主变试送：宁清变电站2#主变3502断路器在合位，值班人员在合第二条10kV清牧线时（第一条出线10kV清塔线已2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

合好），使35kV 2号主变3502断路器再次跳闸；3）15：15分，第二次试送：宁清变电站35kV 2号主变3502断路器在合位时，合1002断路器正常后，合10kV电压互感器时，35kV 2号主变3502断路器又一次跳闸。

17、配电工区于18：58分到达35kV宁清变电站，由于35kV2号主变已投入运行，协调调度与生技部不能将2号主变退出。询问运行人员告知为：2号主变主保护中保护动作灯点亮，保护报文为重瓦斯动作，运行人员根据调度命令断开主保护装置电源，退出35kV2号主变保护分闸压板。

18、保护班人员检查报文时发现3502断路器保护装置测量电流A相为40.6A，C相没有电流，确认装置采样不正确。

19、配电工区对1号升压变及10kV电压互感器进行绝缘、直阻、耐压测试，试验数据正常，于2009年9月21日凌晨12：47分结束工作。

20、接配电工区领导电话于2009年9月21日早晨11：08分再次到达35kV宁清变电站对变电站内二次回路进行检查。

21、检查35kV 2号主变3502断路器机构箱、主变本体端子箱、1002断路器端子箱、保护屏二次回路、压板二次接线，回路正确。

22、对站内直流系统进行检查时发现：蓄电池型号为NP65-12 12V

65Ah 蓄电池屏有17节电池，电池有鼓肚及漏液现象，测量控制电源：271V，合闸电源：302V，正对地：+166V，负对地：-134V，测量单节电池电压：

（1）13.6V

2）13.7V

3）13.6V

4）13.7V

5）13.7V

6）13.6V

7）13.68V

8）80.0V

9）12.3V

10）13.6V

11）13.6V

12）13.7V

13）13.7V

14）13.6V 15）13.6V

16）13.5V

17）13.6V 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

第八节电池已坏，由此也可判断蓄电池电压过高，造成控制电源过高，在装置上对断路器进行操作时控制电源对装置冲击，长期运行使得保护装置运行不稳定，造成保护装置采样不准确，保护装置有误动的可能性。

23、与生技部协调后，退出35kV2号主变保护压板（软压板、硬压板）运行，再将10kV1号升压变并网运行。

24、在将1号升压变投入运行前操作厂用变低压侧励磁开关时，发现3502断路器保护装置报文显示为“开关分闸”，保护装置未发保护出口信号。

3.2 缺陷及处理

（1）根据保护装置的报文判断，9月19日3502断路器跳闸是因为故障造成的；保护装置正确动作。

（2）由于该变电站直流系统与保护装置长时间无人维护，蓄电池投运至今从未进行过蓄电池电压测试，造成直流系统的崩溃。电池电压过高（控制274V）造成保护装置采样不准确，CPU板损坏，值班员在倒闸操作时系统有一点波动就造成保护装置出口。

（3）35kV宁清变10kV三条线路保护均为过流脱扣保护，而主变3502断路器有保护装置，动作灵敏度远远大于过流脱扣保护的动作灵敏度。9月19日保护装置过流动作值3.3A换算为一次值是49.5A（CT变比75/5），已经远大于10kV线路保护的定值。判断为10kV线路故障越级造成3502断路器保护装置动作跳开了3502断路器，过流脱扣时间和动作值无法准确验证。

（4）而运行人员在操作10kV1#升压变时1001断路器没有跳开原因是2009年3月份将原1001断路器被换下,而现在的1001断路器保护是否为过2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

流脱扣,而实际变比是多少并不知道,而此次并没有先动作,可判断此断路器定值、时间均大于线路及3502断路器保护装置定值。

（5）35kV 3502断路器保护装置为线路保护装置且严重老化不满足主变保护装置要求，对3条10kV线路保护均为过流脱扣，无法与3502断路器进行时限配合。

（6）系统电池损坏造成电压长期运行过高，保护装置运行不可靠,有误动的可能性。

（7）站和升压站一次系统接线不规范，容易造成低压简单故障越级，扩大事故范围。4 防范措施

（1）对该站直流系统与3502断路器保护装置进行更换。

（2）对保护装置二次线进行整理，并进行标记，严防产生寄生回路。（3）配合10月11号停电对3502断路器进行传动试验并进行小修。（4）对1002断路器加装保护装置，以实现和10kV三条线路的保护配合。

（5）尽快协调进一步完善对35kV宁清变电站和35kV宁清发电站的运维职责划分。

（6）对值班员进行保护装置的基础培训；加大水电管理和设备巡视、维护力度。

（7）通过技改、大修项目上报，全面整治35kV宁清变一次、二次设备，提高运行可靠性。5 结束语 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

在电网安全运行中，保护装置的性能与运行维护起着决定性的作用，因此工作人员务必要时刻关注保护装置的运行性能并加强运行维护，使保护装置的运行性能提到到最大限度，使电网运行在让社会最放心的状态下。