变频器跳闸或异常防范措施及处理

第一篇：变频器跳闸或异常防范措施及处理

变频器跳闸及异常防范措施及处理

1，变频器的巡视检查

(1)、认真监视并记录变频器人机界面上的各显示参数，发现异常应即时反映。(2)、认真监视并记录变频室的环境温度，环境温度应在-5℃～40℃之间。(3)、夏季温度较高时，应加强变频器安装场地的通风散热。确保周围空气中不含有过量的尘埃，酸、盐、腐蚀性及爆炸性气体。

(4)、夏季是多雨季节，应防止雨水进入变频器内部(例如雨水顺风道出风口进入)。(5)、变频器柜门上的过滤网通常每周应清扫一次;如工作环境灰尘较多，清扫间隔还应根据实际情况缩短

(6)、变频器正常运行中，一张标准厚度的A4纸应能牢固的吸附在柜门进风口过滤网上。

(7)、变频室必须保持干净整洁，应根据现场实际情况随时清扫。

（8）、变频室的通风、照明必须良好，通风散热设备(空调、通风扇等)能够正常运转

（9）、变频器有无过热，异常声音，气味，如有应及时汇报，如出现电压，电流波动情况应立即停运，启动备用电机或软启动旁路，变频器在未经检查时不能送电启动。应立即汇报，并通知检修处理。2.变频器跳闸时处理。

1.运行中发现变频器跳闸时，有备用设备的可先启动备用设备，电气运行人员检查变频器故障代码。根据故障代码提示进行处理。并进行汇报。联系检修人员处理

2.电源故障的处理：电源瞬时断电或电压低落出现“欠电压”显示或瞬时过电压出现“过电压”显示，都会引起变频器跳闸停机，待电源恢复正常后即可重新起动。

3.外部故障处理：如输入信号断路，输出线路开路、断相、短路、接地或绝缘电阻很低，电动机故障或过载等，变频器即显示“外部”故障而跳闸停机，经排除故障后，即可重新启用。

4.内部故障处理：如内部风扇断路或过热，熔断器断路，器件过热，存储器错误，CPU故障等，可切换至工频运行，或启动备用设备，不致影响生产，待内部故障排除后，即可恢复变频运行。变频装置一旦发生内部故障，在不经检查处理后，禁止启动。

5.当变频器跳闸时，连带电源开关跳闸时，禁止再次合闸送电，有备用先投运备用设备，变频器必须经检查确认原因后，故障排除后，方可送电启动。6.当变频器跳闸时，电源开关未跳闸，外部，内部，电源等都未发现明显故障时，且无连续故障报警时，可试启动1次，但应做好紧急停运的措施，如启动不成功，应立即停电，联系检修处理。

第二篇：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。

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：220kV线路事故跳闸动作分析及防范措施

220kV线路事故跳闸动作分析及防范措施

【摘要】通过对现场220kV线路事故跳闸详细动作情况，查找原因，找出问题所在，提出了防止以后类似事故再次发生应采取的防范措，供现场技术人员学习。

【关键词】线路故障；跳闸；保护动作；三次谐波；RCS 901B保护

前言

目前全国各省电网220kV输电线路综合自动化改造正在进行，根据现场工程实际经验，我们阐述220kV输电线路综合自动化改造中容易出现的问题及处理办法，供现场综合自动化改造工程人员学习参考。

1、220kV线路故障跳闸情况简述

1.1 某220kV双回线的乙线故障简述

某年某月某日下午，某220kV双回线的乙线A相发生接地故障，两侧变电站（用A和B表示）的乙线保护动作跳闸，其中A变电站切除220kV乙线开关，B侧因为是线路变压器组接线方式，没有主一次开关，所以只切除B侧的2号主变66kV主二次开关；A侧乙线故障鉴别重合闸动作，重合于永久性接地故障；紧接着A、B变两侧保护动作又将A变侧220kV乙线开关切除，乙线为正方向区内永久性单相接地故障，A、B变两侧保护动作行为正确，跳闸正确。

1.2 某220kV双回线的甲线故障简述

在A变侧乙线重合闸动作过程中，A变侧220kV甲线RCS-901B保护装置向对侧B变侧错误发信，B变侧220kV甲线RCS-901B保护装置收信后，经过逻辑判据，判定为区内正方向故障，纵联零序保护动作切除B变的1号主变66kV主二次开关，造成B变全站停电。A变侧的220kV甲线RCS-901B保护装置、RCS-931B保护装置都没动作，但却向B变侧错误发信，这是造成B变侧保护动作切除1号主变66kV主二次开关的直接原因。

2、动作情况简要分析

2.1 220kV乙线

220kV乙线在A、B变电站之间发生永久性单相接地故障，两侧保护的动作行为正确，即单相接地保护出口跳闸，接着重合闸动作出口，但重合于故障线路，紧接着保护后加速动作快速切除开关。

2.2 220kV甲线

220kV甲线在220kV乙线重合于单相接地故障时，对A变侧甲线来说是反方向的区外故障，保护装置会因乙线故障电流的冲击而启动，但在逻辑功能上进行判据时不会动作，也不会错误发信，可是由于B变为线路变压器组接线方式，重合于故障线路造成对两台主变的瞬时冲击，造成电压畸变非常严重，造成电压相角发生偏移，使保护装置错误的判定为区内正方向故障，大约10ms时间向B变发送允许信号，此时B变这侧甲线RCS-901B保护逻辑判定为区内正方向故障，且瞬时收到对侧A变发来的允许跳闸信号，且接地零序电流满足保护纵联零序保护定值，所以保护纵联零序动作跳开B变侧的1号主变主二次开关。

2.3 动作原因

本次故障中，A侧变电站的甲线RCS-901B装置反方向故障时零序功率方向误判为正方向，从而直接导致了甲线B侧区外故障时动作异常。故障中，A侧甲线RCS-901B的相电压和零序电压明显异常，含较高三次谐波。当TV中性线异常时，TV励磁电流中的三次谐波电流没有流通回路，导致绕组电压发生畸变出现相电压含三次谐波现象。本次故障中，相电压和零序电压中有明显三次谐波与TV二次中性线异常的特征相似。当TV二次中性线异常时，系统发生接地故障时，有可能使TV二次中性点电压偏移，采用三相电压相加求的零序电压可能出现偏转，导致系统发生接地故障时，采用自产3U0计算的零序功率方向可能发生误判。

2.4 动作结果

综合上述分析，重合于故障后，B侧和A侧的甲线RCS-901B 纵联保护均判为正向，B变侧RCS-901B 的纵联变化量方向/纵联零序方向跳闸出口跳闸，而A侧 RCS-901B 保护因延时不满足条件，未能动作。两侧RCS-901B保护动作行为符合保护设计原理，本次故障应是TV二次中性线异常，导致区外故障时纵联保护动作跳闸。

3、现场调查A变的TV二次中性线接线情况

对A变的220kV甲线RCS-901B保护装置进行查线，发现甲线RCS-901B保护装置电压回路A730、B730、C730、N600为四颗黑色线，其中A730、B730、C730三颗黑线为辅助操作屏切换出来的电压，但RCS-901B保护装置电压回路N600并未与操作屏的N600相连接。后经查线发现，RCS-901B保护装置电压回路N600接到了RCS-901B保护屏顶小母线的N600，此小母线N600接地点已拆除。原来与甲线RCS-901B保护屏相邻的是乙线RCS-931B保护屏，分析原因为220kV甲线综自改造工程时，因为保护装置不更换，RCS-901B保护装置N600没更换接线，依然接在了甲线RCS-901B保护屏顶N600小母线上。后相邻屏220kV乙线综自改造时将屏顶N600小母线接地点拆除，甲线RCS-901B保护屏N600恰恰接在这段N600小母线上，致使220kV甲线RCS9-01B保护装置N600失去接地点造成悬浮。这是此次事件的直接原因。

4、整改措施

（1）甲线RCS-901B保护装置N600现已更改正确，从现场打印的波形图来看，已恢复正常波形。（2）对其他变电站进行自查N600接地情况，如有类似情况，立即改正，并正确接地。（3）对变电站综自改造过程中的TV二次回路接线必须高度重视，保证接线的正确性，防止继电保护装置不正确动作的发生。

参考文献

[1]RCS 901B保护装置保护装置说明书.[2]200kV系统继电保护和自动装置现场运行规程.作者简介

李字芹，女，1966.02.27，研究生硕士学位，副教授，国家职业技能鉴定高级考评员，研究方向发电厂及电力系统专业.

第五篇：(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