第一篇：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。
第二篇：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
第三篇：电力系统异常及事故处理
第四部分 电力系统异常及事故处理（40题）
1、何谓电力系统事故，引起事故的主要原因有哪些？
答：所谓电力系统事故，是指电力系统设备故障或人员工作失误，影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。
引起电力系统事故的原因是多方面的，如自然灾害、设备缺陷、管理维护不当、检修质量不好、外力破坏、运行方式不合理、继电保护误动作和人员工作失误等等。
2、从事故范围角度出发，电力系统事故可分几类？各类事故的含义是什么？ 答：电力系统事故依据事故范围大小可分为两大类，即局部事故和系统事故。局部事故是指系统中个别元件发生故障，使局部地区电压发生变化，用户用电受到影响的事件。
系统事故是指系统内主干联络线跳闸或失去大电源，引起全系统频率、电压急剧变化，造成供电电能数量或质量超过规定范围，甚至造成系统瓦解或大面积停电的事件。
3、常见的电力系统事故有哪些？
答：（1）主要电气设备的绝缘损坏，如由于绝缘损坏造成发电机、变压器烧毁事故。严重时将扩大为系统失去稳定及大面积停电事故。
（2）电气误操作，如带负荷拉闸刀、带电合接地线、带地线合闸等恶性事故。
（3）继电保护及自动装置拒动或误动。
（4）自然灾害，包括大雾、暴风、大雪、冰雹、雷电等恶劣天气引起线路倒杆、断线、引线放电等事故。
（5）绝缘子或绝缘套管损坏引起事故。
（6）高压开关、闸刀机构问题引起高压开关柜及闸刀带负荷自分。（7）系统失稳，大面积停电。
（8）现场不能正确汇报造成事故或事故扩大。
4、电力系统事故预防措施有哪些？
答：（1）编制合理的系统运行方式（如电源平衡和结线方式）。（2）创造条件及时消除设备缺陷及系统的薄弱环节。
（3）利用状态估计、DTS、静态安全分析等高级应用软件，加强培训，提高调度运行人员处理事故的能力。
（4）严格贯彻执行各项规章制度。（5）提高电网调度系统技术装备水平。
（6）加强事故预想和反事故演习，提高事故处理应变能力。
5、调度部门的哪些过失会造成事故？ 答：（1）电力系统运行方式安排不合理。（2）电力系统备用容量不足或分配不当。（3）设备检修方式安排不当。
（4）继电保护及系统安全自动装置与系统运行方式不协调，包括定值误整定（误使用），系统安全自动装置使用不当。
（5）调度员指挥系统操作时对系统运行情况和设备运行状态不清或者违反规章制度而误操作。
（6）调度员处理事故时，判断错误，采用错误的处理方法而扩大事故。（7）各级运行人员工作不协调，拖延事故处理时间而扩大事故。（8）事故时通讯失灵，调度员无发指挥，至使事故扩大。
（9）事故时远动设备遥信、遥测信号不正确，计算机监控系统失灵至使事故扩大。
6、事故处理的一般原则是什么？
答：电力系统发生事故时，各单位的运行人员在上级值班调度员的指挥下处理事故，并做到如下几点：
（1）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安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解；
（2）尽一切可能保护设备的连续运行，以保证对用户连续供电，特别要采取果断措施，保证周波，保证厂用电安全运行，对于正常运行的系统，也要特别注意周波、电压的变化，以保证正常系统安全运行；（3）尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电；（4）调整系统运行方式，使其恢复正常。
7、系统发生事故时，要求事故及有关单位运行人员必须立即向调度汇报的主要内容是什么？
答：系统发生异常或事故情况时，有关单位值班员应尽速正确地向有关调度做如下内容的汇报：
（1）异常现象，异常设备及其他有关情况；（2）事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间；（3）继电保护及安全自动装置动作情况；（4）出力、电压、频率及主干线潮流变化情况；（5）人身安全及设备损坏情况；（6）故障录波器的有关记录。
8、事故单位可不待调度指令自行先处理后报告的事故有哪些？
答：（1）对人身和设备安全有严重威胁者，按现场规程立即采取措施；（2）确认无来电的可能时，将已损坏的设备隔离；（3）发电机组由于误碰跳闸，应立即恢复并列；
（4）线路开关由于误碰跳闸，应立即对联络开关鉴定同期后并列或合环；（5）对末端无电源线路或变压器开关应立即恢复供电；（6）调度规程中已有明确规定可不待调度下令自行处理者。
9、事故处理告一段落后，调度值班人员应做些什么工作？
答：当事故处理告一段落后，调度值班人员应迅速向有关领导汇报事故情况，还应按有关规定及时报上级调度。对于线路故障跳闸（无论重合成功与否）处理完后，应通知维护管理部门查线。事故处理完毕后应详细记录事故情况和处理过程，并于72小时内填写好事故报告。
10、何为频率异常?华东电网频率事故的标准是什么? 答：电力系统事故的频率大幅度变化的动态过程称为频率异常。它不同于正常运行中的频率波动，主要表现在变化幅度、速度快。当功率严重缺额时，往往会造成频率崩溃。
华东电网频率超出50±0.2赫兹为事故频率。事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。当安徽电力系统与华东电力系统解列运行时，解列地区容量不超过300万千瓦时，超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。
11、电网监视控制点电压超出什么范围、超出多少为电压异常（障碍）？超出什么范围、超出多少为事故？
答：（1）超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±5％，且延续时间超过１小时，或超出规定数值的±10％，且延续时间超过30分钟为电压异常；（2）超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±5％，并且延续时间超过2小时，或超出规定数值的±10％，并且延续时间超过1小时为电压事故。
12、电网监视控制点电压降低超过规定范围时，值班调度员应采取哪些措施？
答：应采取如下措施：
（1）迅速增加发电机无功出力；（2）投无功补偿电容器；
（3）设法改变系统无功潮流分布；
（4）条件允许降低发电机有功出力，增加无功出力；（5）必要时启动备用机组调压；（6）切除并联电抗器；
（7）确无调压能力时拉闸限电。
13、造成母线失压的原因有哪些？ 答：造成母线失压的原因主要有：
（1）母线设备（包括压变、避雷器、刀闸、支持瓷瓶、引线、开关母线侧套管等）本身故障或母线保护误动作；
（2）出线线路故障（包括主变）开关拒动，失灵保护动作引起越级跳闸；（3）单电源变电所的受电线路或电源故障；
（4）发电厂内部事故，使联络线跳闸，引起全厂停电。或者由于系统联络线故障，引起全厂停电。
14、变电所母线停电，一般根据什么判断是否母线故障？应注意什么？ 答：判别母线失压的依据是应同时出现下列现象：（1）该母线的电压表示指示消失；（2）该母线的各出线及变压器电流消失；（3）该母线所供厂用电或所用失去（无备投）。
事故处理过程中应注意，切不可只凭所用电源全停或照明全停而误认为是变电所全停电。
15、母线故障或失压，值班调度员在接到现场值班人员的汇报后应做哪些工作？
答：（1）应立即了解失压母线开关是否已全部跳开。若未跳开，则应立即令其拉开失压母线上所有开关，发现故障点立即隔离，并对一、二次设备及保护动作情况进行详细检查；
（2）立即判断故障范围，首先处理系统失稳、解列、过负荷及对重要用户恢复送电问题，防止事故扩大；
（3）了解现场详细情况，确定处理方案，进行恢复操作。
16、当母线停电，并伴随因故障引起的爆炸、火光等异常现象时，应如何处理？
答：当母线停电，并伴随由于故障引起的爆炸、火光等异常现象时，现场应拉开故障母线上的所有开关，找到故障点并迅速隔离，请示值班调度员同意，方可对停电线母线送电。
17、线路跳闸后一般处理原则有哪些？
答：（1）系统联络线或环网线路（包括双回和多回线路）中，某一回线开关跳闸时，调度员和有关单位值班员首先按本规程的有关规定处理由此引起的稳定破坏、系统解列、元件过负荷等异常状态，然后再对跳闸线路进行事故处理。（2）当线路开关跳闸后，为加速事故处理，各级调度运行人员可以不待查明原因，按规定对故障跳闸的线路进行强送电。（3）各类线路开关跳闸后，经过强送电不成或已确认有明显故障时，则可认为线路是永久性故障。值班调度员应下令将故障线路各端开关、闸刀拉开后并三相短路接地，通知有关单位进行事故抢修。通知时应说明保护动作情况，线路是否带电；若线路无电，也应说明是否做好安全措施，找到故障点后，是否可以不经联系即开始进行检修工作。调度员应尽可能根据继电保护提供的故障录波器测距情况供查线单位参考。
（4）各类线路瞬时故障、开关跳闸后自动重合闸动作成功或强送成功者，线路虽在带电运行，但值班调度员仍需通知线路所属单位对该线路进行带电查线，并告之继电保护动作情况及故障测距，经带电查线发现故障点应立即汇报调度员，未查出故障点也应报告调度。
18、线路跳闸，哪些情况不宜强送？ 答：下列情况线路跳闸后，不宜强送电：（1）空充电线路；（2）试运行线路；
（3）线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电；
（4）电缆线路；
（5）有带电作业工作并申明不能强送电的线路；（6）线路变压器组开关跳闸，重合不成功；（7）运行人员已发现明显故障现象时；（8）线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路；
（9）已掌握有严重缺陷的线路（水淹、杆塔严重倾斜、导线严重断股等）。
19、变压器事故过负荷时，应采取哪些措施消除过负荷？ 答：应采取如下措施：（1）投入备用变压器；（2）指令有关调度转移负荷；（3）改变系统结线方式；（4）按有关规定进行拉闸限电。20、变压器事故跳闸的处理原则是什么？ 答：（1）检查相关设备有无过负荷问题；
（2）若主保护（瓦斯、差动等）动作，未查明原因消除故障前不得送电；（3）如只是过流保护（或低压过流）动作，检查主变无问题可以送电。（4）装有重合闸的变压器，跳闸后重合不成功，应检查设备后再考虑送电；（5）有备用变压器或备用电源自动投入的变电站，当运行变压器跳闸时应先起用备用变压器或备用电源，然后再检查跳闸的变压器；
（6）如因线路故障，保护越级动作引起变压器跳闸，则故障线路开关断开后，可立即恢复变压器运行。
21、变压器出现哪些情况时应立即停电处理？
答：变压器有下列情况之一者，应立即停电进行处理：（1）内部音响很大，很不均匀，有爆裂声；
（2）在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常且不断上升；（3）油枕或防爆管喷油；
（4）漏油致使油面下降，低于油位指示计的指示限度；（5）油色变化过甚，油内出现碳质等；（6）套管有严重的破损和放电现象；（7）其他现场规程规定者。
22、高压开关本身常见的故障有哪些？
答：高压开关本身常见的故障有：拒绝合闸、拒绝跳闸、假合闸、假跳闸、三相不同期（触头不同时闭合或断开）、操作机构损坏或压力降低、切断能力不够造成的喷油或爆炸以及具有分相操作能力的开关不按指令的相别动作等等。
23、开关机构泄压，一般指哪几种情况？有何危害？
答：开关机构泄压一般指开关机构的液压，气压、油位等发生异常，导致开关闭锁分、合闸，直接威胁电网安全运行。
24、开关在运行中出现闭锁分合闸时应立即采取什么措施？ 答：应尽快将闭锁开关从运行中隔离出来，可根据以下不同方情况采取措施：（1）凡有专用旁路开关或母联兼旁路开关的变电站，需采用代路方式使故障开关脱离电网（注意停用并联开关的直流操作电源）；
（2）用母联开关串带故障开关，然后拉开对侧电源开关，使故障开关停电（需转移负荷后）；
（3）对“π”型接线，合上线路外桥闸刀使“π”接改成“T”接，停用故障开关；
（4）对于母联开关可将某一元件两条母线闸刀同时合上，再断开母联开关的两侧闸刀；
（5）对于双电源且无旁路开关的变电站线路开关泄压，必要时可将该变电站改成一条电源线路供电的终端变的方式处理泄压开关的操作机构。
（6）对于3/2接线母线的故障开关可用其两侧闸刀隔离。
25、开关出现非全相运行时如何处理？
答：根据开关发生不同的非全相运行情况，分别采取以下措施：（1）开关单相自动掉闸，造成两相运行时，如断相保护启动的重合闸没动作，可立即指令现场手动合闸一次，合闸不成功则应切开其余二相开关。
（2）如果开关是两相断开，应立即将开关拉开；
（3）如果非全相开关采取以上措施无法拉开或合入时，则马上将线路对侧开关拉开，然后到开关机构箱就地断开开关；
（4）也可以用旁路开关与非全相开关并联，用闸刀解开非全相开关或用母联开关串联非全相开关切断非全相电流；
（5）如果发电机出口开关非全相运行，应迅速降低该发电机有功、无功出力至零，然后进行处理；
（6）母联开关非全相运行时，应立即调整降低母联开关电流，倒为单母线方式运行，必要时应将一条母线停电。
26、遇到非全相运行开关不能进行分、合闸操作时，应采取什么方法处理？ 答：（1）用旁路开关与非全相开关并联，将旁路开关操作直流停用后，用刀闸解环，使非全相开关停电。（2）用母联开关与非全相开关串联，对侧拉开线路开关，用母联开关断开负荷电流，线路及非全相开关停电，再拉开非全相开关的两侧闸刀，使非全相运行开关停电。
（3）如果非全相开关所带元件（线路、变压器等）有条件停电，则可先将对端开关拉开，再按上述方法将非全相运行开关停电。
（4）非全相开关所带元件为发电机时，应迅速降低该发电机有功和无功出力至零，再按本条“１”、“２”项处理。
27、闸刀在运行中出现异常怎样处理？ 答：应分别进行如下处理：
（1）对于闸刀过热，应立即设法减少负荷；
（2）闸刀发热严重时，应以适当的开关，利用倒母线或以备用开关倒旁路母线等方式，转移负荷，使其退出运行。
（3）如停用发热闸刀，可能引起停电并造成损失较大时，应采取带电作业进行抢修。此时如仍未消除发热，可以使用接短路线的方法，临时将闸刀短接。（4）瓷瓶不严重的放电痕迹，表面龟裂掉釉等，可暂不停电，经过正式申请停电手续，再行处理。
（5）与母线连接的闸刀瓷瓶损伤，应尽可能停止使用。
（6）瓷瓶外伤严重，瓷瓶掉盖，对地击穿，瓷瓶爆炸，刀口熔焊等，应立即采取停电或带电作业处理。
28、操作中发生带负荷拉、合闸刀时如何处理？
答：（1）带负荷合闸刀时，即使发现合错，也不准将闸刀再拉开。因为带负荷拉闸刀，将造成三相孤光短路事故。
（2）带负荷错拉闸刀时，在刀片刚离开固定触头时，便发生电弧，这时应立即合上，可以消除电弧，避免事故。但如闸刀已全部拉开，则不许将误拉的闸刀再合上。
29、变电站全停电如何处理？
答：当发生变电站全停事故，变电站与调度间能保持通讯联系时，则有由值班调度员下令处理事故恢复供电。变电站在全站停电后运行值班人员按照规程规定可自行将高压母线母联开关断开并操作至每一条高压母线上保留一电源线路断路器，其他电源线路开关全部切断。当变电站全停而又与调度失去联系时，现场运行值班人员应将各电源线路轮流接入有电压互感器的母线上，检测是否来电。调度员在判明该变电站处于全停状态时，可分别用一个或几个电源向该变电站送电。变电站发现来电后即可按规程规定送出负荷。
30、二次设备常见的异常和事故有哪些？ 答：主要有：
（1）直流系统异常、故障；（2）二次接线异常、故障；（3）CT、PT等异常、故障；
（4）继电保护及安全自动装置异常、故障。
31、运行中的CT二次侧为什么不容许开路？PT二次侧为什么不容许短路？如果发生开路或短路分别应如何处理？
答：CT开路将造成二次感应出过电压（峰值几千伏），威胁人身安全、仪表、保护装置运行，造成二次绝缘击穿，并使CT磁路过饱和，铁芯发热，烧坏CT。处理时，可将二次负荷减小为零，停用有关保护和自动装置。
PT二次侧如果短路将造成PT电流急剧增大过负荷而损坏，并且绝缘击穿使高压串至二次侧来，影响人身安全和设备安全。处理时，应先将二次负荷尽快切除和隔离。
32、二次系统的直流正、负极接地对运行有什么危害？
答：二次系统的直流正极接地有造成保护误动的可能，因为一般跳闸线圈（如保护出口中间继电器线圈和跳合闸线圈等）均接负极电源，若这些回路再发生接地或绝缘不良就会引起保护误动作。直流负极接地与正极接地同一道理，如回路中再有一点接地就可能造成保护拒绝动作（越级扩大事故）。因为两点接地将跳闸或合闸回路短路，这时还可能烧坏继电器接点。
33、查找二次系统的直流接地的操作步骤和注意事项有哪些？
答：根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地的处所，采取拉路分段寻找处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外部分后室内部分为原则。在切断各专用直流回路时，切断时间应尽量短，不论回路接地与否均应合上。当发现某一专用直流回路有接地时，应及时找出接地点，尽快消除。
注意事项：
（1）当直流发生接地时禁止在二次回路上工作。（2）处理时不得造成直流短路和另一点接地。
（3）拉合直流电源前应采取必要措施防止直流失电可能引起保护、自动装置误动。
34、交流回路断线主要影响哪些保护？
答：凡是接入交流回路的保护均受影响，主要有：距离保护，相差高频保护，方向高频保护，高频闭锁保护，母差保护，变压器低阻抗保护，失磁保护，失灵保护，零序保护，电流速断，过流保护，发电机，变压器纵差保护，零序横差保护等。
35、遇有哪几种情况应同时退出线路两侧的高频保护？ 答：遇有下列情况时应立即停用线路两侧高频保护：（1）高频保护装置故障；（2）通道检修或故障。
36、哪几种情况应停用线路重合闸装置？
答：遇有下列情况应立即停用有关线路重合闸装置：（1）装置不能正常工作时；
（2）不能满足重合闸要求的检查测量条件时；（3）可能造成非同期合闸时；（4）长期对线路充电时；
（5）开关遮断容量不允许重合时；（6）线路上有带电作业要求时；（7）系统有稳定要求时；（8）超过开关跳合闸次数时。
37、与电压回路有关的安全自动装置主要有哪几类？遇什么情况应停用此类自动装置？
答：与电压回路有关的安全自动装置主要有如下几类：振荡解列、高低频解列、高低压解列、低压切负荷等。遇有下列情况可能失去电压时应及时停用与电压回路有关的安全自动装置：（1）电压互感器退出运行；（2）交流电压回路断线；（3）交流电流回路上有工作；（4）装置直流电源故障。
38、当发生事故后发电厂、变电站与调度机构通讯中断时应按什么原则处理？
答：发电厂、变电站运行人员在系统发生故障又与各级调度通讯中断时，应按下列原则处理。
（1）允许发电厂按调度曲线自行调整出力，但应注意频率、电压变化及联络线潮流情况；
（2）一切已批准但未执行的检修计划及临时操作应暂停执行；
（3）调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作；（4）应加强频率监视，发生低频事故时，待频率上升至49.80HZ以上时，视频率情况逐步送出低频减载所切线路。
（5）联络线路跳闸，具有“检定线路无压重合闸”的一侧确认线路无压后，可强送电一次，有“检定同期重合闸的一侧确认线路有电压后，可以自行同期并列。
（6）通讯恢复后，有关厂、站运行值班人员应立即向值班调度员汇报通讯中断期间的处理情况。
39、电力系统振荡和短路的区别是什么？ 答：电力系统振荡和短路的区别是：
振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，而短路时电流、电压值是突变的。此时，振荡时电流、电压值的变化速度较慢，而短路时的电流、电压值突然变化量很大。
振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位都随功角的变化而改变而短路时，电流和电压之间的角度是基本不变的。
40、什么叫电网黑启动？ 答：所谓黑启动，是指整个系统因故障引起大面积停电或全部停电后，不依赖于别的网络的帮助，通过系统中具备自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组。逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。黑启动是电力系统安全运行
第四篇：(中级工)事故及异常处理训
一、应知，题型分配《职业技能鉴定指导书》
1、选择类：单选 1分/35 多选 1分/10 判断 1分/35 绘图 2分/5
2、填空类：计算 2分/5
二、应会
（一）事故处理：
1、初次检查，初次汇报。
主控屏上告警窗、潮流、开关变位及事故发生时间，光子牌
2、详细检查，详细汇报调度。
时间、保护屏灯亮情况（“复归”操作前必须复归）及报文显示、保护屏（空格键）二次小开关提哦扎情况、现场检查（实际位置）、相别、故障类型
3、简单事故分析。
找出具体接地点（找标示牌）
4、以调度令形式提出处理方案。
尽快隔离故障，限制事故发展，非故障设备尽快回复供电。
5、事故处理完毕后，值班人员填写运行日志、事故跳闸记录、开关分/合闸记录等，并根据开关跳闸情况，、保护及自动装置的动作情况、时间记录、故障录波、微机保护打印报告及处理情况，整理详细的事故经过。
（二）倒闸操作执行中的关键步骤及工作要点（《变电运行（220kV）》下P352）：
1、接受操作任务，拟订操作方案（填操作票）。
（1）熟悉操作任务，明确操作目的，结合现场实际运行方式、设备运行状态和性能，确认操作任务正确、安全可行。
（2）根据操作任务，核对运行方式后，参详典型操作票，正确规范填写操作票。（3）对于复杂操作任务，应认真拟订操作方案后，再填写操作票。
2、审核、打印操作票。
（1）按照操作人、监护人、值班长进行逐级审核。审查操作票的正确性、安全性及合理性，重点审查一次设备操作相应的二次设备操作。
（2）经审查无误后，打印操作票，审票人分别在操作票指定地点签名。
3、操作准备。
（1）正式操作前，操作人监护人进行模拟操作，再次对操作票的正确性进行核对，并进一步明确操作目的。
（2）值班长组织操作人员对整个操作过程中危险点进行分析和控制，做好有备无患。（3）准备操作中要使用的工器具。检查工器具的完好性，并由辅助操作人员负责做好使用准备。
4、接受操作指令。
（1）调度员发布正式操作命令时，应由当值值班负责人或正值班员接令，并录音和复诵，经双方复核无误后，由接令人将发令时间、发令人姓名填入操作票，然后交由监护人、操 作人操作。
（2）通过复诵和录音使得调度及变电站双方对操作任务再次核对正确性并留下依据。
5、核对操作设备。
（1）操作人应站位正确，核对设备名称和编号，监护人检查并核对操作人所站位置及操作设备名称编号应正确无误，安全防护用具使用正确，然后高声唱票。
（2）核对设备的名称编号是防误操作的第一道关卡，可防止误入间隔。核对设备的状态是否与操作内容相符合，如有疑问应立即停止操作，并向调度或相关管理人员询问。
6、唱票、复诵、监护、操作，检查确认。
（1）监护人高声唱票，操作人手指需操作的设备名称及编号，高声复诵。
（2）在二人一致明确无误后，监护人发出“对，执行”命令，操作人方可操作。
（3）每项操作完毕，操作人员应仔细检查一次设备是否操作到位，并与变电站控制室联系，检查相关二次部分如切换信号指示灯或遥信信息是否变位正确等。（4）确认无误后应由监护人在操作票对应项上打钩。
7、汇报调度。
（1）全部操作结束，监护人应检查票面上所有项目均已正确打钩，无遗漏项，在操作票上填写操作终了时间，加盖“已执行”章，并汇报值班负责人。
（2）由值班负责人或正值班员向调度汇报操作任务执行完毕。汇报时要汇报操作结束时间，表明操作正式结束，设备运行状态已根据调度命令变更。
8、终结操作。
（1）检查一、二次设备运行正常。
（2）校正显示屏标志，并检查微机防误模拟屏上设备状态已于现场一致。（3）在运行日志或生产MIS系统上填写操作记录。
事故及异常处理
一、35kV I段母线压变高压侧熔丝熔断
1.现象并记录、清闪（光字牌）：
a.35kV I段母线所有出线保护告警、TV断线
b.35kV I段母线接地
c.监控后台35kV I段压变A相电压和3U0为100/3V
d.母差屏差动开放，失灵开放（差动复压闭锁元件动作）
2.处理方法：
a.协陶35kV线保护由跳闸改信号：
退可能会误动的保护装置：例如距离保护，其中35kV协陶线配置距离保护，其他复压闭锁的保护不需要退出
b.35kV备用电源由跳闸改信号：
退35kV备自投，取下35kV备用电源合35kV母分开关出口压板4LP2；35kV备用电源闭锁切换开关从“退出”切至“投入”4QK
c.对于压变二次不并列的情况：
35kV I段母线压变由运行改为检修（不并列）
d.对于压变二次并列的情况（防止I段母线长期失压或熔丝再次熔断）：
1）1#主变35kV开关由运行改热备用（拉开1#主变35kV侧开关）；
2）35kV母分开关由热备用改运行（合上35kV母分开关，有退备自投操作内容）；
3）35kV I段母线压变由运行改检修：
A）拉开35kV I段压变二次侧熔丝和小开关；
B）合并35kV压变二次侧（投入I、II母线并列小开关）；
C）拉开35kV I侧压变一次侧刀闸
二、半岭2P02线开关油压降低闭锁重合闸
开关压力降低：闭锁重合闸（30.8MPa）—闭锁合闸（27.3MPa）—总闭锁（25.3MPa）
1、现象并记录、清闪：
a.半岭2P02线开关监控屏提示
b.现场检查半岭2P02线开关油压表30.8MPa
2、处理：
a.半岭2P02线开关由运行改冷备用
b.半岭2P02线开关由冷备用改开关检修
三、半岭2P02线开关油压降低总闭锁
1、现象并记录、清闪：
a.半岭2P02线开关监控屏提示“开关油压闭锁”、“电源断线或控制回路断线”
b.半岭2P02线开关屏操作箱OP等灭
c.半岭2P02线测控屏红绿灯全部灭灯
d.现场检查半岭2P02线开关油压表22.3MPa
e.汇报调度
2、横岭站半岭2P02开关压力降低（现场油压22.3MPa）的处理步骤：
1）半岭2P02线开关改为非自动；
2）其他连接于副母运行的线路（例如岭铁2P08）由副母运行改为正母运行）；
3）220kV母联开关由运行改热备用；
4）半岭2P02线由副母运行改冷备用（即手动拉半岭2P02线开关两侧刀闸）；
5）220kV母联开关由热备用改运行；
6）其他连接于副母运行的线路（例如岭铁2P08）由正母运行改为副母运行；
7）半岭2P02线开关由冷备用改开关检修
四、半岭2P02线开关SF6泄露
1.对于不同操作机构的开关SF6压力：
3AQ操作机构：0.7正常，0.64报警，0.62闭锁；
3AP操作机构：0.6正常，0.52报警，0.50闭锁
N2泄露在监控后台会表现油压降低 2.处理方法：
a.SF6泄露报警时，将开关改为非自动，带电补气；
b.SF6泄露闭锁时，与开关油压降低闭锁的处理方法相同。
一、35kV I段母线单相接地
1、现象并记录、清闪：
a、监控后台事件报警35kV I段母线接地动作； b、消弧线圈正在接地；
c、35kV I段母线压变间隔，Ua=0，Ub=Uc=35.20kV，3U0=100V，Uab=Ubc=Uca=35.19kV； d、35kV消弧线圈I控制屏（选故障线），协陶3754线接地； e、汇报调度
2、处理方法：
a、从1#主变35kV侧套管沿着35kV I段母线开始检查外观，包括35kV I母线上所有出线间隔；
b、试拉线路，拉开协陶3754线，故障消除（先拉电容器回路，再拉协陶3754线，接着拉接地变，最后拉所用变）1、35kV协陶3754线由运行改为热备用；
2、35kV协陶3754线由热备用改为冷备用； 3、35kV协陶3754线由冷备用改为检修；
二、主变轻瓦斯动作
1、现象并记录、清闪：
a、时间警告窗提示轻瓦斯动作；
b、主变监控后屏“本体轻瓦斯”光子，清闪； c、1#主变保护屏，压力释放阀灯亮，复归； d、汇报调度
2、处理方法：
a、检查油枕油位降低，瓦斯继电器有无气体，二次回路有无故障，直流回路有无接地、短接；
b、取瓦斯继电器气体分析，若为空气，且放气后不再发信，则主变可以继续运行；若再次发信，则停用主变； c、取气分析后，不为空气，则停用主变 d、主变停用： 1、35kV母分开关由热备用转运行（含35kV母分开关备用电源由跳闸改信号）；
2、1#主变由运行改主变检修
三、星桥1261线保护定值出错（110kV出线只装设一套保护）
1、现象并记录、清闪：
a、事件警告窗提示 星桥1261线RCS-941A装置异常动作； b、星桥1261线监控屏后台“装置报警闭锁及装置异常”；清闪 c、星桥1261线开关屏提示“定值出错”；复归 d、汇报调度
2、处理方法：
a、星桥1261线由运行改冷备用；
b、星桥1261线微机保护由跳闸改信号； c、星桥1261线微机保护由信号改停用； d、星桥1261线重合闸由跳闸改信号
四、横星1262线开关控制电源断线
1、现象并记录、清闪：
a、事件警告窗提示“110kV横星1262线开关控制电源断线”，“110kV横星1262线开关控制回路断线”
b、横星1262线监控屏后台“控制回路断线”；
c、横星1262线开关屏，分、合位灯熄灭，屏后操作电源小开关4K断开（试送一次，仍旧跳闸）；
d、横星1262线测控屏，分、合灯（红、绿灯）均灭； e、汇报调度
2、处理方法：110kV横星1262线开关停电检修
a、110kV 外乔1700线、2#主变110kV线由副母运行改正母运行； b、110kV母联开关由运行改为热备用； c、横星1262线由副母运行改冷备用（手动操作闸刀，解锁操作，先线路侧，再母线侧）； d、110kV母联开关由热备用改为运行；
e、110kV 外乔1700线、2#主变110kV线由正母运行改副母运行； f、横星1262线开关由冷备用改开关检修
五、协陶3754线AB相间故障
2、处理方法：汇报县调
a、协陶3754线由热备用改冷备用
b、协陶3754线由冷备用改线路检修
六、横港1267线CA相间永久性故障
2、处理方法：汇报地调
a、横港1267线由正母热备用改冷备用 b、横港1267线由冷备用改线路检修
七、2#主变110kV侧套管AC相瓷瓶闪络
2、处理方法：汇报地调
a、2#主变由热备用改冷备用 b、2#主变由冷备用改主变检修
c、35kV母分备用电源由跳闸改信号
八、1#主变内部故障
2、处理方法：汇报地调
a、1#主变由热备用改冷备用 b、1#主变由冷备用改主变检修
c、35kV母分备用电源由跳闸改信号
九、横港1267线A相故障开关拒动
2、处理方法：汇报地调
a、110kV正母运行上的开关由正母运行改热备用 b、横港1267线由正母运行改冷备用（手动拉闸刀）c、110kV母联充电保护由信号改跳闸 d、110kV母联开关由热备用改运行 e、110kV母联充电保护由跳闸改信号
f、1#主变110kV开关由热备用改正母运行
g、110kV正母运行上的开关由热备用改正母运行 h、横港1267线由冷备用改开关及线路检修
十、协陶3754线相间故障，保护装置异常
2、处理方法：汇报县调
a、35kV接地变、所用变由运行改热备用 b、协陶3754线由运行改冷备用
c、35kV母分开关充电保护由信号改跳闸 d、35kV母分开关由热备用改运行
e、35kV母分开关充电保护由跳闸改信号 f、1#主变35kV开关由热备用改运行 g、35kV母分开关由运行改热备用
h、35kV接地变、所用变由热备用改运行
i、协陶3754线由冷备用改线路检修 j、协陶3754线保护由跳闸改信号
十一、35kVII段母线故障
2、处理方法：汇报地调
a、35kV II段母线上的所有出线（除了压变和避雷器）由热备用改冷备用 b、35kV II段母线由冷备用改检修 B、铁路3625线开关（瓷瓶）故障：
a、铁路3625线由热备用改冷备用（手动拉闸刀）b、35kV母分开关充电保护由信号改跳闸 c、35kV母分开关由热备用改运行
d、35kV母分开关充电保护由跳闸改信号 e、2#主变35kV开关由热备用改运行 f、35kV母分开关由运行改热备用
g、35kV II段母线其他出线由热备用改运行 h、铁路3625线由冷备用改开关检修
十二、110kV茅山1260开关瓷瓶闪络故障
2、处理方法：汇报地调
a、茅山1260线由热备用改冷备用 b、110kV母联充电保护由信号改跳闸 c、110kV母联开关由热备用改运行 d、110kV母联充电保护由跳闸改信号 e、1#主变110kV开关由热备用改运行 f、110kV其他出线由热备用改正母运行 g、茅山1260线由冷备用改开关检修
第五篇：调度员设备异常及事故处理
调度员设备异常及事故处理 线路事故处理
1.1 线路跳闸后，重合不成功，厂站运行值班员应立即汇报值班调度员，同时对故障跳闸线路的有关一二次设备进行外部检查，并将检查结果汇报值班调度员。值班调度员在得到现场“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报，并核实线路确无电压后，可以对线路强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经总工或主管生产的中心领导同意。如有条件，可以采用零起升压方式。
1.2 线路发生故障后，省调值班调度员应及时将可能的故障区段和级别通知有关地调值班调度员，再由地调值班调度员通知有关部门进行事故巡线，地调值班调度员应及时将巡线结果报告省调值班调度员。事故巡线时，若未得到省调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。
1.3 线路一侧开关跳闸后，应迅速用检同期方式合环。如无法迅速合环时，值班调度员应命令拉开引起末端电压过高的另一侧线路开关。
1.4 线路故障跳闸后，强送前应考虑: 1.4.1 应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施；尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送；
1.4.2 强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护,无闭锁重合闸装置的,应将重合闸停用；
1.4.3 若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等, 待查明原因后再考虑能否强送。1.4.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值
1.4.5 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有关调度提出要求。
1.4.6 当线路保护和线路高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带电抗器运行时，如电网需对故障线路送电，在强送前应将高抗退出后才能对线路强送。
1.4.7 500KV线路故障跳闸至强送的间隔时间为15分钟或以上，1.4.8 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸故障, 事故跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送.1.4.9 试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送；
1.4.10 强送端变压器中性点必须接地,如带有终端变压器的220千伏线路强送,终端变压器的中性点必须接地;2 发电机事故处理
发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；
当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，并尽快将机组再次并入系统。3 变压器事故处理
3.1 变压器的主保护(重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护之一)动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电。如检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认变压器内部无故障者，由变压器所属电业局或电厂总工同意,可以试送一次，有条件时应进行零起升压；
3.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次。如有故障,在找到故障并有效隔离后，也可试送一次；
3.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象(如电压、电流突变，系统有冲击，弧光，声响等)应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常可试送一次。3.4 变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理。
3.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。
3.6 变压器有下列情况之一时，应立即停电处理：
3.6.1 变压器声音明显不正常或变压器内部有放电声、炸裂声。3.6.2 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。3.6.3 严重漏油或喷油使油面低于油位指示计的限度。3.6.4 压力释放装置动作，安全膜破裂，向外喷油等。3.6.5 导管有严重破损和放电现象。3.6.6 变压器冒烟、着火。
3.6.7 变压器邻近设备着火、爆炸或发生对变压器构成严重威胁的情况时。
3.7 变压器过励磁保护动作跳闸后，应检查变压器有无其他保护动作，并检查变压器油箱温度有无异常。如无异常，其他保护也未动作，可将变压器恢复运行，退出励磁保护进行检查。4 母线事故处理
4.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开，迅速恢复受影响的厂站用电。4.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班调度员，调度员应按下述原则进行处理：
4.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；
4.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修；双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其冷倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）。
4.3 经过检查，母线无明显故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源；试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。
4.4 当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电。4.5 当开关失灵保护动作跳闸时，应立即拉开已失灵开关的两侧刀闸，恢复母线供电。
4.3 厂站值班人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，正确判明事故情况，切不可只凭站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。调度员也应与厂站值班人员核对现状，切不可只凭220KV母线失电而误认为变电站全站失压。
4.4 母线无压时，厂、站值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。5 开关故障处理
5.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该开关拉开；
5.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关，尽快处理；
5.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施：
5.3.1若为3/2接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置；
5.3.2其它接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前停用旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。6 系统振荡事故处理 6.1 系统振荡时的现象
6.1.1 发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声；
6.1.2 失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动；
6.1.3 振荡中心处电压最低，偏离振荡中心的地区，电压也会波动，电灯忽明忽暗； 6.1.4 靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作；
6.1.5 整个系统内频率变化，一般是送端频率升高，受端频率降低，并有摆动。6.2 系统振荡事故的处理
6.1 系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机、无功补偿装置的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110％；
6.2 频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，力争恢复正常频率。必要时，值班调度员可直接在频率降低地区（受端系统）按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡和联络线过载或超稳定限额，且频率恢复到49.5Hz以上；
6.3 频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使联络线过负荷；
6.4 当系统发生振荡，频率降到49 Hz以下，各地调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到49.5Hz以上；
6.5 运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列；
6.6 采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，省调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；
6.7 振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主系统恢复并列。7 电网频率异常处理
7.1 电网频率超出50±0.2Hz持续时间不允许超过30分钟，超出50±0．5Hz持续时间不允许超过15分钟。7.2 当电网频率降低至49．8Hz以下，且无备用容量，各级调度、发电厂、变电站运行值班人员应按下述原则进行处理，并注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：
7.1 49.8Hz以下时，省调值班调度员应命令各地调值班调度员按要求的数量进行拉闸限电，地调值班调度员应立即执行,必要时省调值班调度员可直接对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.8Hz持续时间不超过30分钟； 7.2 49.5Hz以下时，省调值班调度员可立即对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.5Hz持续时间不超过15分钟；
7.3 48.5Hz以下时，各发电厂和变电站运行值班人员应不待调度命令按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，省调和地调值班调度员可不受“拉闸限电序位表”的限制，直接拉停变压器或整个变电站，使频率迅速恢复至49.5Hz以上；
7.4 为了保证必保用户和电厂厂用电，在采取上述措施仍未解除威胁时，发电厂可按规定解列单机或部份机组带厂用电和部份必保用户用电，解列频率的规定值，对厂用电和必保用户的供电方式以及解列的办法，应事先会同省调研究确定，并报省公司批准；
7.5 当频率恢复至49.8Hz及以上时，各地区电网出力的改变，恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。
7.3 当系统频率高于50.2Hz时，调频厂应首先降低出力，使频率恢复到50.2Hz以下，如已降低至最小技术出力而频率仍高于50.2Hz时应立即报告省调，省调值班调度员应采取措施，降低系统中其余发电厂的出力，必要时可紧急解列部份发电机组。
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