主变异常运行和事故处理

第一篇：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

第二篇：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。

第三篇：电厂发电机异常运行和事故处理

电厂发电机异常运行和事故处理

第一节 过负荷运行

5.1.1 发电机正常情况下，不允许过负荷运行，只有在事故情况下才允许定子短时过负荷运行.当发电机定子过负荷时，应汇报值长减负荷，在电压允许

允许范围内先减无功后减有功，直至定子电流在允许值之内。

5.1.2 发电机的转子电流正常应在额定值以内，当发生转子电流超限或过励限制器动作时，应适当减少无功，以降低转子电流，同时联系调度。

5.1.3 当发生发电机定子和转子过负荷时，应检查发电机的功率因数和电压，并注意过负荷时间不超过允许值。

5.1.4 发电机在过负荷运行时，应加强发电机定子绕组温度、主变绕组温度、及油温等监视。

第二节 发变组过激励

5.2.1 V/F超限多数发生在突然减去大量负荷或100℅甩负荷以及低周率运行时。

5.2.2 当励磁调节器V/F过激励报警时，若电压过高应适当降低发电机电压；若系统频率偏低应汇报调度，要求及时恢复频率至正常，并适当降低发电机电压。过激励过程中应注意主变有无异常情况发生。5.2.3 发电机并网时汽轮机升至额定转速后再投入励磁、升压，以防过励磁保护动作。

5.2.4 当V/F保护动作跳闸后，应检查主变、发电机、励磁回路有无异常现象，恢复时必须由检修确认，经总工批准，方可零起升压、并网。

第三节 发电机三相电流不平衡

5.3.1 发电机三相电流发生不平衡时，应检查厂用电系统、励磁系统有无异常，负序电流超过3℅时，应向调度询问并作相应处理。

5.3.2 当负序电流小于6%且最大相电流小于额定电流时，允许连续运行，瞬时负序电流允许(I2/IN)2t＜6运行。

5.3.3 发电机三相不平衡电流超过定值时，应立即减少有功和无功，尽力设法减少负序电流在许可值内，同时严密监视发电机各部件温度和振动。5.3.4 若发电机三相电流不平衡是由于系统故障引起的，应汇报调度，设法消除，并应在发电机带不平衡负荷运行的允许时间到达之前，拉开非全相运行的线路开关，以保证发电机继续运行。5.3.5 若发电机三相电流不平衡是由于机组内部故障产生的，则应灭磁停机处理。

第四节 发电机温度异常

5.4.1 发电机定子绕组温度异常

1.检查分析发电机运行工况是否有过负荷或三相电流不平衡现象。2.检查定冷水系统是否正常，若不正常及时调整。

3.运行中，若某一或几点线棒温度超温，则有可能是某一或几点线棒堵塞或接线松动引起，适当降低负荷使该点温度不继续上升，如定冷水系统及运行工况正常，则应联系热工核实温度测量装置是否正常，同时汇报领导。

4.加强对发电机运行监视，控制温度不超过规定值。5.4.2 发电机转子或定子铁芯、定子端部屏蔽板温度异常。

1.应检查氢气冷却器的工作情况，氢气的进出温度及氢压是否正常。若氢气冷却系统异常，应按有关规定处理。若有关的自动调节失灵时应改为手动，并尽快消除缺陷。2.发电机三相电流不平衡或过负荷，应及时调整到允许范围。3.发电机定子端部屏蔽板温度高，应适当降低发电机无功。

4.上述各温度异常时，应联系热工校核，并及时调整使温度维持在许可范围内。

第五节 发电机振荡

5.5.1 现象

1.发电机电压表指针摆动，通常是电压降低，照明忽明忽暗。2.发电机有功、无功表指针大幅度摆动。

3.发电机定子电流表指示大幅度摆动，可能超过正常值。4.发电机励磁电流在正常值附近摆动。

5.发电机发出有节奏的轰鸣声，并与上述表计摆动合拍。

6.若失磁引起振荡，则励磁电流可能接近于零，也可能异常升高。5.5.2 处理

若发电机保护没有动作跳闸，则应做如下处理: 1.不要干涉发电机自动装置的动作，必要时可以降低部分有功负荷，若励磁调节处于“手动”方式时可以手动增加励磁，以创造恢复同期的有利条件。

2.根据GEB盘上发电机各表计变化情况，判断振荡为系统故障引起还是本机故障引起。3.本机故障引起振荡经上述处理仍不能恢复同期则应解列发电机，等处理正常后恢复并列。

4.系统故障引起振荡，系统电压降低，应监视发电机强励是否动作.如果动作，在强励动作时间内不应干预其动作，并且在强励动作后应对励磁回路进行检查。5.汇报调度，共同协调处理事故。

第六节 发电机逆功率运行

5.6.1 现象：

1.有功表指示零值以下； 2.无功表指示升高； 3.定子电流降低，电压升高。5.6.2 处理：

发电机发生逆功率运行时，逆功率保护应在规定的时间内动作跳发电机（汽机跳闸0.5秒动作，汽机未跳闸6秒动作），若在规定的时间没有动作跳闸，则应迅速手动解列发电机。

第七节 发电机主开关非全相运行

5.7.1 异常现象：

1.负序电流增大，负序保护动作报警，发变组保护出口可能动作跳闸。2.发电机出口开关发“三相不一致保护动作”报警。3.发电机热氢(转子)温度急剧上升。4.发电机振动增大，有时还伴有轰鸣声。

5.SCADA系统中有关的500kV开关有一相或两相电流为零。

6.发电机三相电流极不平衡，如主变出口开关有二相未断开，则发电机定子一相电流最大，另外二相电流较小且相等。如主变出口开关有一相未断开，则发电机定子有二相有电流且相等，另一相无电流，发电机定子三相电流的具体情况如下： 定子电流

500KV开关 A相 B相 C相 A相未断开（有电流）与C相相等 无（有电流）与A相相等

B相未断开（有电流）与B相相等（有电流）与A相相等 无

C相未断开 无（有电流）与C相相等（有电流）与B相相等

AB相未断开 最大（较小）与C相相等（较小）与B相相等

BC相未断开（较小）与C相相等 最大（较小）与A相相等

CA相未断开（较小）与B相相等（较小）与A相相等 最大

5.7.2 各种情况下的处理方法：

5.7.2.1 主变出口开关合环、解环时，一只开关有一相或二相未断开；或者在正常运行中主变出口有一只开关的一相或二相偷跳。此时，主变出口的另一只开关正常运行，发电机正常运行： 1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。2.请示调度，对非全相开关手动分闸一次。

3.若开关拒动，经确认若故障开关处在我厂500KV系统合环回路中，应请示调度解除闭锁，等电位拉开该开关两侧刀闸，联系检修处理；如果故障开关不在我厂500KV系统合环回路中，应汇报调度调整系统运行方式后隔离故障开关。

5.7.2.2 在合上主变出口刀闸后，应立即检查发电机定子三相电流和负序电流是否均为零，如果有二块表不为零则说明主变出口的两只开关虽然均处于热备用状态，但有一只开关的某一相主触头没有断开，应立即进行以下隔离操作：

1． 根据有关规定，此时汽轮机已冲转至3000转，应注意调整汽机系统维持3000转运行，使发电机有功功率近至零(为正值)，严禁将汽机打闸或降低转速。

2． 通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。

3． 对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应继续进行下列处理。

4． 请示调度：首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关（包括该母线上的所有开关）；若故障未消除，则拉开主变出口中间开关的相邻开关（包括线路对侧开关）。

5.7.2.3 发电机在并网过程中发生非全相运行

1.手动拉开并网开关(先解除手动解列闭锁)，若分闸无效应立即减少有功负荷近至零(为正值)、无功为零，禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸，再继续进行下列处理。

2.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。

3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开，如果能够明显确认故障开关为A相或B相未断开（其表计现象如上所述），并且汽轮机和励磁系统均未跳闸，则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则，应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。

4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开，如果汽轮机和励磁开关未跳闸，则应经同期合上另一只开关，否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。

5.7.2.4 发电机在正常停机解列过程中发生非全相运行

1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。

2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应立即调整有功负荷近至零(为正值)、无功为零，禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸，继续进行下列处理。3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开，如果能够明显确认是哪只开关发生A相或B相未断开（其表计现象如上所述），并且汽轮机和励磁系统均未跳闸，则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则，应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障，则应优先拉开母线侧开关的相邻开关，若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。

4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开，如果汽轮机和励磁开关未跳闸，则应经同期合上另一只开关，否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障，则应优先拉开母线侧开关的相邻开关，若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。

5.7.2.5 机组在运行中跳闸，主变出口开关发生非全相运行

1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。

2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应继续进行下列处理。

3.请示调度：首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关（包括该母线上的所有开关）；若故障未消除，则拉开主变出口中间开关的相邻开关（包括线路对侧开关）。

5.7.3 有关注意事项：

5.7.3.1 在发变组由冷备用转为热备用的操作中，不要将中压厂用母线的工作分支也同时转为热备用，应待机组并网后再将厂用工作分支由冷备用转为热备用；机组解列后，应及时将厂用工作分支由热备用转为冷备用。

5.7.3.2 发电机在未并网的情况下，如发生汽轮机的转速异常升高（包括汽轮机冲转过程中转速的异常升高），除了检查汽轮机的有关系统外，同时还应注意检查发电机定子三相电流、负序电流是否为零，如果这四块表至少有两块表不为零，则说明发电机已通过主变高压侧或厂高变低压侧与系统已连接，应立即确认并进行隔离处理。

5.7.3.3 在发变组由热备用转为运行的操作过程中，严禁提前合主变出口刀闸，应待汽轮机转速已达到3000转后再合刀闸，并且合之前一定要确认其两只开关三相均在断开状态，并确认无“三相不一致”报警信号，在合上主变出口刀闸后，应立即检查发电机定子三相电流、负序电流均为零，如果这四块表至少有两块表不为零，则有可能是主变出口开关虽然处于热备用状态但其触头没有断开，应立即确认并进行隔离处理。5.7.3.4 主变出口刀闸合上后一定要就地检查刀闸三相合闸的情况，除了检查刀闸连杆的位置外，还应认真检查刀闸的触头接触良好，不允许在远方了望或用监视镜头观察的方法代替就地检查刀闸合闸良好，以防止因刀闸触头接触不好而造成发电机非全相运行。由于机组热态启动时要求尽量缩短并列时间，因此在合出口刀闸之前应提前派人至现场等待检查出口刀闸的合闸情况。

5.7.3.5 机组正常停机应尽量采用手动与系统解列的方式（断开开关均跳和励磁连跳的压板，将有功减至近于零，无功保留5MVAR），以防止在汽机打闸、发电机联跳时发生了开关有一相或二相未跳闸的非全相运行情况，并且一旦发生此种情况发电机将会受到严重损害，因为此时汽轮机既不供汽，励磁系统也无励磁电流，其负序电流较大。所以在条件允许的情况下，应尽量创造发电机手动解列后汽轮机能够维持3000转的工况。

5.7.3.6 再次强调：①.在正常情况下，发电机并网或解列，均应使用母线侧开关进行(并网：用母线侧开关并网，中间开关合环。解列：用中间开关解环，母线侧开关解列)。

②.在并网操作中，开关的失灵压板一定要根据操作票的顺序要求在合出口刀闸之前投入(热态启动时，应适当提前此项操作)。

第八节 发电机主要表计失灵及压变回路故障

5.8.1 运行中的发电机定子或励磁回路表计，主变和厂高变回路表计指示突然消失或失常时，应按CRT上同一参数指示及其他相关表计监视其运行情况。若CRT指示也失常，则一般不应对发电机进行调整操作（特别是重要表计指示失常时）。同时应查明是表计本身故障还是二次回路故障，通知有关人员及时处理消除故障。记录仪表指示消失或异常经历的时间及仪表异常前发电机所带负荷，以便补算电量。5.8.2 发电机电压回路断线 5.8.2.1 现象：

1.发电机电压回路失压报警。2.与断线相电压有关保护被闭锁。3.励磁调节器可能发生自动切换。4.有功、无功指示减小。

5.三相电压明显不对称，与断线相电压相关的两线电压指示值大大下降，与断相线无关的一线电压指示正常。

5.8.2.2 处理：

1.根据相关表计监视发电机的运行工况，暂停对发电机的调整操作。2.若为次级熔丝熔断，则应立即更换，同时联系检修人员检查处理。

3.若为电压互感器初级熔断器熔断，检查与更换工作应由检修人员担任，处理前应做好必要的技术、安全措施，电压互感器重新投运前必须确认绝缘合格。

第九节 发变组保护动作跳闸

5.9.1 现象：

发变组出口二只主开关跳闸，励磁开关跳闸，10KV、3KV厂用中压母线工作电源开关跳闸，其对应的备用电源开关自投，有关的保护、出口继电器有报警及掉牌等现象。5.9.2 处理：

1.确认发变组出口二只主开关跳闸，励磁开关跳闸，汽机跳闸。

2.确认10KV、3KV母线备用电源开关自投成功。如未自投，确认备用进线开关无报警时，强送备用电源一次。

3.立即查明保护动作情况，作好记录，并对发变组系统的所有设备进行详细的外部检查，查明有无外在的故障现象，并做好安全措施，测量绝缘，以判明发电机、变压器等有关设备有无损坏，将上述情况汇报有关领导。

4.分析并查明事故原因，排除故障。若系外部故障引起发变组的后备保护动作，则经外部检查无异常及系统故障已消除后，经有关领导同意，可将机组重新启动并网。如有必要，在机组并网前进行零起升压试验。若系人为或保护误动（在排除了保护的故障后），可立即重新启动机组。

第四篇：污水处理厂运行异常事故应急处理方法

污水处理厂运行异常事故应急处理方法

一、水量不足

当水量不足时，工艺控制如下：

1.提升泵房尽量保持水泵平稳进水，但需避免水泵低液位运行。

2.水量在设计水量的50%以下，污水处理系统单组运行(双组系统)或间歇运行(单组系统)，注意监控生化系统运行参数(DO、pH、MLSS等)，及时调整工艺。

3.回流比控制在50-100%。

4.二沉池投入一半。

二、水量超过设计负荷

当水量超过设计负荷时，工艺控制如下：

1.提升泵房满负荷生产，但不超过设计负荷的变化系数。

2.粗、细格栅现场连续开启，并及时清除栅渣。

3.水量突增初期，污水处理系统曝气设备全开，注意监控生化系统运行参数(DO、pH、MLSS等)，及时调整工艺。

4.加大生化池上清液、二沉池出水及总出水的抽检频次。

5.二沉池全部投入使用。

6.随着生化系统逐渐稳定，DO上升，系统氨氮较低，可考虑减少曝气设备的开启台数及开启频率。

三、污泥膨胀

当出现污泥膨胀时，值班人员应马上向生产主管汇报，通知化验室立刻采集水样，对水样BOD、COD、MLSS、DO、PH、SV进行测定和进行生物镜检，再根据现场情况初步分析污泥决定采取下列何种措施。污泥膨胀最突出的表现是污泥沉降性能指标SVI大于150%。污水中如碳水化合物较多，溶解氧不足，缺乏氮、磷等养料，水温高或pH值较低情况下，均易引起污泥膨胀。此外，超负荷、污泥龄过长或有机物浓度梯度小等，也会引起污泥膨胀。排泥不畅则引起结合水性污泥膨胀。

针对引起膨胀的原因工艺调整如下：

1.缺氧、水温高等加大曝气量，或降低水温，减轻负荷，或适当降低MLSS值，使需氧量减少等;

2.污泥负荷率过高，可适当提高MLSS值，以调整负荷，必要时还要停止进水“闷曝”一段时间;

3.缺氮、磷等养料，可投加硝化污泥或氮、磷等成分;

4.pH值过低，可投加石灰等调节pH(6-8);

5.污泥大量流失，可投加5-10mg/L氯化铁，促进凝聚，刺激菌胶团生长，也可投加漂白粉或液氯(按干污泥的0.3%-0.6%投加)，抑制丝状繁殖，特别能控制结合水污泥膨胀。此外，投加石棉粉末、硅藻土、粘土等物质也有一定效果。

四、污泥解体

当出现污泥解体现象时，表现现象为：处理水质浑浊、污泥絮凝体微细化，处理效果变坏等。

工艺应如下调整：

1.对进水水质进行化验分析，确定是污水中混入有毒物质时，应考虑这是新的工业废水混入的结果，应减少进水水量加大曝气量，尽快使生化系统恢复活性。

2.调整进水量。

3.调整回流污泥量控制MLSS。

4.调整曝气量，控制溶解氧在2.0mg/L左右。

5.调整排泥量。

五、污泥脱氮效果差

污泥在二沉池呈块状上浮的现象，并不是由于腐败所造成的，而是由于在曝气池内污泥龄过长，硝化过程进行充分，在沉淀池内产生反硝化，硝酸盐的氧被利用，氮即呈气体脱出附于污泥上，从而比重降低，整块上浮。所谓反硝化是指硝酸盐被反硝化菌还原成氨或氮的作用。反硝化作用一般溶解氧低于0.5mg/L时发生。

试验表明，如果让硝酸盐含量高的混合液静止沉淀，在开始的30-90mm左右污泥可以沉淀得很好，但不久就可以看到，由于反硝化作用所产生的氮气，在泥中形成小气泡，使污泥整块地浮至水面。在做污泥沉降比试验，只检查污泥30mm的沉降性能。

因此，往往会忽视污泥的反硝化作用。这是在活性污泥法的运行中应当注意的现象，为防止这一异常现象的发生，应采取增加污泥回流量或及时排除剩余污泥，或降低混合液污泥浓度，缩短污泥龄和降低溶解氧浓度等措施，使之不进行到硝化阶段。

六、沉淀池异常

6.1

出水带有大量悬浮颗粒

1.原因

水力负荷冲击或长期超负荷，因短流而减少了停留时间，以至絮体在沉降前即流出出水堰。

2.解决办法

均匀分配水力负荷;调整进水、出水设施不均匀，减轻冲击负荷影响，有利于克服短流;投加絮凝剂，改善某些难沉淀悬浮物的沉降性能，如胶体或乳化油颗粒的絮凝;调整进入初沉池的剩余污泥的负荷。

6.2

出水堰脏且出水不均

1.原因

污泥粘附、藻类长在堰上，或浮渣等物体卡在堰口上，导致出水堰脏，甚至某些堰口堵塞导致出水不均。

2.解决办法

经常清除出水堰口卡住的污物;适当加药消毒阻止污泥、藻类在堰口的生长积累。

6.3

污泥上浮

1.原因

污泥停留时间过长，有机质腐败。

2.解决办法

一是保持及时排泥，不使污泥在二沉池内停留时间太长;检查排泥设备故障;清除沉淀池内壁，部件或某些死角的污泥。二是在曝气池末端增加供氧，使进入二沉池的混合液内有足够的溶解氧，保持污泥不处理于反硝化状态。对于反硝化造成的污泥上浮，还可以增大剩余污泥的排放，降低SRT，控制硝化，以达到控制反硝化的目的。

6.4

浮渣溢流

1.原因

浮渣去除装置位置不当或去除频次过低，浮渣停留时间长。

2.解决办法

维修浮渣刮除装置;调整浮渣刮除频率;严格控制浮渣的产生量。

6.5

污泥管道或设备堵塞

1.原因

二沉池污泥中易沉淀物含量高，而管道或设备口径太小，又不经常工作造成的。

2.解决办法

设置清通措施;增加污泥设备操作频率;改进污泥管道或设备。

6.6

刮泥机故障

1.原因

刮泥机因承受过高负荷等原因停止运行。

2.解决办法

缩短贮泥时间，降低存泥量;检查刮板是否被砖石、工具或松动的零件卡住;及时更换损坏的连环、刮泥板等部件;防止沉淀池表面积冰;调慢刮泥机的转速。

七、生化池泡沫问题

在污水处理厂的运行管理中，当发现生化池中产生大量泡沫时。立刻向生产主管汇报，根据现场情况决定采取何种措施消除泡沫。一般可以采取以下三种措施：第一，用自来水或处理后的出水喷洒生化池水面。第二，投加消泡剂，如柴油，煤油。第三，加大回流污泥量，增加生化池中活性污泥的浓度。

八、生物除磷效果差

厌氧区应保持严格厌氧状态，即溶解氧低于0.2mg/L，此时聚磷菌才能进行磷的有效释放，以保证后续处理效果。而好氧区的溶解氧需保持在2.0mg/L以上，聚磷菌才能有效吸磷。因此，当出水出现总磷不达标时(>1

mg/L)，则视具体情况可通过调整鼓风机的充氧量和调节回流污泥量使得溶解氧在厌氧区控制低于0.2mg/L，好氧区控制在2

mg/L以上。

第五篇：变压器的异常运行及事故处理（推荐）

变压器的异常运行及事故处理

1、异常现象及处理方法

1.1变压器在运行中，发生下列故障之一时，应立即将变压器停运，事后报告当值调度员和主管领导：

(1)变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆炸声；(2)严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计指示限度；(3)套管有严重的破损和放电现象；(4)变压器冒烟着火；

(5)当发生危及人身和设备安全的故障，而变压器的有关保护拒动时；

(6)当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。1.2当变压器发生下列情况之一时，允许先报告当值调度员和上级领导联系有关部门后，将变压器停运：(1)变压器声音异常；

(2)变压器油箱严重变形且漏油；(3)绝缘油严重变色；(4)套管有裂纹且有放电现象；

(5)轻瓦斯动作，气体可燃并不断发展。

1.3变压器油温的升高超过报警值时，应按以下步骤检查处理：

(1)检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下正常的温度核对；(2)核对温度表；(3)检查变压器冷却装臵；

(4)若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且在运行中无法修复者，应将变压器停运修理；若不需停运修理时，则值班人员应申请调整变压器的负荷至允许运行温度下的相应容量。

(5)变压器在各种超额定电流方式下运行，若油温超过85℃，应立即申请降低负荷。

1.4 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。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，并取变压器油作色谱分析，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。1.5 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)按过流、过压特巡项目巡视设备。1.6 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)核对测温装臵动作是否正确；

(3)检查变压器冷却装臵，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。

1.7 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（取气样前，应向调度申请退出重瓦斯保护），并检查气体颜色及是否可燃。取油样进行分析，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；

(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。1.8 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)检查压力释放装臵释放动作有无喷油、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)检查变压器本体及有载分接开关油位情况。(5)检查二次回路是否有误动的可能；(6)变压器跳闸后，应进行油色谱分析。(7)应立即将情况向调度及有关部门汇报。(8)应根据调度指令进行有关操作。

(9)现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。1.9 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，如油温未达到75℃则允许带额定负载运行30分钟，若30分钟后仍未恢复冷却器运行但顶层油温尚未达到75℃时，则允许上升到75℃，但这种状态下运行的最长时间不得超过1小时，到规定的时间和温度时应立即将变压器停止运行。

(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，当短时不能排除故障，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。1.10 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出现第二个分接位臵时，应立即切断控制电源，用手动操作到适当的分接位臵；

(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，计数器及分接位臵指示正常，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)当出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；分接位臵指示不一致；内部切换有异声；过压力的保护装臵动作；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)当分接开关油位异常升高或降低，且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)，应及时汇报当值调度员，暂停分接开关切换操作，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。1.11 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)应立即将情况向调度及有关部门汇报。(5)应根据调度指令进行有关操作。

(6)当怀疑变压器内部故障时，取油样做色谱分析。1.12 变压器着火的处理

变压器着火时，应立即向当值调度员报告，并立即将变压器停运,同时关停风扇等相关设备电源，启动水喷淋系统灭火、或使用干式灭火器灭火；若油溢在变压器顶上而着火时，则应打开下部油门放油到适当油位；若是变压器内部故障着火时，则不能放油，以防止变压器爆炸，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。

2、事故跳闸处理方法 2.1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：

2.1.1 因过负载引起跳闸，在减少负载后将主变投入；

2.1.2 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； 2.1.3 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，并对绝缘油进行色谱分析，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。2.2 重瓦斯保护动作跳闸的事故处理； 2.2.1 记录跳闸后的电流、电压变动情况；

2.2.2 检查压力释放装臵释放动作有无喷油、冒烟等现象。油色和油位有无显著变化；

2.2.3 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；重瓦斯动作跳闸后应立即取气送检，此时不应退出重瓦斯保护压板。2.2.4 检查二次回路是否有误动的可能；

2.2.5 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，可将瓦斯保护投信号后，再受电一次，如无异常可带负荷运行： 2.2.5.1 确无2.2.1、2.2.2、2.2.3现象，确认是二次回路引起的；

2.2.5.2 确无2.2.1、2.2.2现象，瓦斯继电器只有气体但无味、无色、不可燃。2.2.6 有2.2.1、2.2.2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； 2.2.7 取油样做色谱分析；

2.2.8 在瓦斯继电器内取气时应注意事项： 2.2.8.1 取气时应两人进行，一人监护，一人取气；

2.2.8.2 操作时须注意人与带电体之间的安全距离，并不得超越专设遮栏； 2.2.8.3 用针筒从瓦斯继电器内抽取气体，并不得泄漏，步骤如下： 2.2.8.3.1 把乳胶管的一头套在瓦斯取气阀上，另一端用皿管钳夹住； 2.2.8.3.2 慢慢放开放气阀，同时松开皿管钳，使乳胶管里的空气排出，然后再用皿管钳将乳胶管夹住；

2.2.8.3.3 用注射器针头插入乳胶管内，并慢慢抽入气体；

2.2.8.3.4 气体抽取完毕后，把针头从乳胶管中拔出，迅速把注射器针头插入硅橡胶中，并尽快送试验部门化验气体属性。

2.2.9 瓦斯经继电器内气体颜色、气味、可燃性与故障性质关系如下： 2.2.9.1 无色、无味、不可燃的气体是空气； 2.2.9.2 黄色、不可燃的是木质故障；

2.2.9.3 灰白色、有强烈臭味、可燃是纸质故障； 2.2.9.4 灰色、黑色、易燃是油质故障。2.2.10 油流速度100cm/s时动作跳闸.2.3 差动保护动作跳闸的处理： 2.3.1 停用冷却风扇；

2.3.2 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，油箱有无变无变形，套管有无闪烙，周围有无异味；

2.3.3 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；

2.3.4 检查差动变流器的二次回路有无断线、短路现象； 2.3.5 检查直流系统有无接地现象；

2.3.6 无2.2、2.3现象，且确认是二次设备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；

2.3.7 无2.2～2.5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当值调度员同意后可受电一次。无异常情况，可继续带负荷；

2.3.8 确定差动保护是由外部故障引起动作，且同时瓦斯无动作，则可不经内部检查，重新投入运行，否则应作详细检查后，才能重新投入运行；

2.3.9 差动与重瓦斯同时动作，则应认为是变压器内部有严重故障，故障未消除前不得送电；

2.3.10 取油样做色谱分析。

2.4 轻瓦斯动作后取气需退出相应重瓦斯保护压板。瓦斯继电器取气前，向调度申请退出重瓦斯保护。

注：集气盒：集、排气前，向调度申请退出本体重瓦斯跳闸压板；本体呼吸器：吸潮剂更换、疏通呼吸器前，向调度申请退出本体重瓦斯跳闸压板；呼吸器拆下，请及时封住管道口；调压箱呼吸器：吸潮剂更换、疏通呼吸器前，向调度申请退出载压重瓦斯跳闸压板；呼吸器拆下，请及时封住管道口。