第一篇：500kV变电站典型监控信息处置~
附件1
500kV变电站典型监控信息
处置手册
（征求意见稿）
国家电网公司
2012年12月
目录 断路器............................................................1 1.1 SF6断路器...................................................1 1.1.1 ××断路器SF6气压低告警..................................1 1.1.2 ××断路器SF6气压低闭锁..................................1 1.2 液压机构....................................................2 1.2.1 ××断路器油压低分合闸总闭锁..............................2 1.2.2 ××断路器油压低合闸闭锁..................................3 1.2.3 ××断路器油压低重合闸闭锁................................4 1.2.4 ××断路器油压低告警......................................5 1.2.5 ××断路器N2泄漏告警.....................................6 1.2.6 ××断路器N2泄漏闭锁.....................................7 1.3 气动机构....................................................8 1.3.1 ××断路器气压低分合闸总闭锁..............................8 1.3.2 ××断路器气压低合闸闭锁..................................8 1.3.3 ××断路器气压低重合闸闭锁................................9 1.3.4 ××断路器气压低告警.....................................10 1.4 弹簧机构...................................................11 1.4.1 ××断路器弹簧未储能.....................................11 1.5 机构通用信号...............................................12 1.5.1 ××断路器本体三相不一致出口.............................12 1.5.2 ××断路器加热器故障.....................................13 1.5.3 ××断路器储能电机故障...................................13 1.6 控制回路...................................................14 1.6.1 ××断路器第一
（二）组控制回路断线.......................14 1.6.2 ××断路器第一
（二）组控制电源消失.......................15 2 GIS(HGIS)........................................................16 2.1 ××气室SF6气压低告警（指刀闸、母线TV、避雷器等气室）.....16 2.2 ××断路器汇控柜交流电源消失...............................17 2.3 ××断路器汇控柜直流电源消失...............................17 3 隔离开关.........................................................18 3.1 ××隔离开关电机电源消失...................................18 3.2 ××隔离开关电机故障.......................................19 3.3 ××隔离开关加热器故障.....................................19 4 电压、电流互感器.................................................20 4.1 ××电流互感器SF6压力低告警...............................20 4.2 ××TV保护二次电压空开跳开.................................21 5 主变.............................................................21 5.1 冷却器.....................................................21 5.1.1 ××主变冷却器电源消失...................................21 5.1.2 ××主变冷却器故障.......................................22 5.1.3 ××主变冷却器全停延时出口...............................23 5.1.4 ××主变冷却器全停告警...................................24
5.2 本体信息...................................................25 5.2.1 ××主变本体重瓦斯出口...................................25 5.2.2 ××主变本体轻瓦斯告警...................................26 5.2.3 ××主变本体压力释放告警.................................27 5.2.4 ××主变本体压力突变告警.................................28 5.2.5 ××主变本体油温高告警2..................................28 5.2.6 ××主变本体油温高告警1..................................29 5.2.7 ××主变本体油位告警.....................................30 5.3 有载调压...................................................30 5.3.1 ××主变有载重瓦斯出口...................................30 5.3.2 ××主变有载轻瓦斯告警...................................31 5.3.3 ××主变有载压力释放告警.................................31 5.3.4 ××主变有载油位告警.....................................32 6 高抗.............................................................32 6.1 ××高抗本体重瓦斯出口.....................................32 6.2 ××高抗本体轻瓦斯告警.....................................33 6.3 ××高抗本体压力释放告警...................................34 6.4 ××高抗本体油温高告警2....................................35 6.5 ××高抗本体油温高告警1....................................35 6.6 ××高抗本体油位告警.......................................36 7 断路器保护.......................................................37 7.1 ××断路器失灵保护出口.....................................37 7.2 ××断路器重合闸出口.......................................37 7.3 ××断路器保护装置异常.....................................38 7.4 ××断路器保护装置故障.....................................39 8 主变保护.........................................................39 8.1 ××主变差动保护出口.......................................39 8.2 ××主变××侧后备保护出口.................................40 8.3 ××主变××侧过负荷出口...................................41 8.4 ××主变××侧过负荷告警...................................42 8.5 ××主变过励磁保护出口.....................................42 8.6 ××主变保护装置告警.......................................43 8.7 ××主变保护装置故障.......................................44 8.8 ××主变保护TV断线........................................44 8.9 ××主变保护TA断线........................................45 9 高抗保护.........................................................46 9.1 ××高抗主保护出口.........................................46 9.2 ××高抗保护TA异常告警....................................47 9.3 ××高抗保护TV异常告警....................................47 9.4 ××高抗保护装置故障.......................................48 9.5 ××高抗保护装置告警.......................................48 10 线路保护........................................................49 10.1 ××线路第一
（二）套保护出口..............................49 10.2 ××线路第一
（二）套保护远跳就地判别出口..................50
10.3 ××线路第一
（二）套保护通道异常..........................50 10.4 ××线路第一
（二）套保护远跳发信..........................51 10.5 ××线路第一
（二）套保护远跳收信..........................52 10.6 ××线路第一
（二）套保护保护TA断线.......................52 10.7 ××线路第一
（二）套保护保护TV断线.......................53 10.8 ××线路第一
（二）套保护装置故障..........................54 10.9 ××线路第一
（二）套保护装置告警..........................54 11 500kV母差保护..................................................55 11.1 ××母线第一
（二）套母差保护出口..........................55 11.2 ××母线第一
（二）套母差保护TA断线.......................56 11.3 ××母线第一
（二）套母差保护装置异常......................57 11.4 ××母线第一
（二）套母差保护装置故障......................57 12 220kV母差保护..................................................58 12.1 ××母线第一
（二）套母差保护出口..........................58 12.2 ××母线第一
（二）套失灵保护出口..........................59 12.3 ××母线第一
（二）套母差保护TA断线告警...................60 12.4 ××母线第一
（二）套母差保护TV断线告警...................60 12.5 ××母线第一
（二）套母差保护装置异常......................61 12.6 ××母线第一
（二）套母差保护装置故障......................62 13 电容器、电抗器..................................................62 13.1 ××电容器/电抗器保护出口.................................62 13.2 ××电容器/电抗器保护装置异常.............................63 13.3 ××电容器/电抗器保护装置故障.............................63 14 测控装置........................................................64 14.1 ××测控装置异常..........................................64 14.2 ××测控装置通信中断......................................65 15 直流系统........................................................65 15.1 直流接地..................................................65 15.2 直流系统异常..............................................66 15.3 直流系统故障..............................................67 16 交流系统........................................................67 16.1 站用电××母线失电........................................67 16.2 站用变备自投动作..........................................68 16.3 交流逆变电源异常..........................................68 16.4 交流逆变电压故障..........................................69 17 消防系统........................................................70 17.1 火灾告警装置异常..........................................70 17.2 火灾告警装置告警..........................................70
500kV变电站典型监控信息处置手册
（征求意见稿）断路器 1.1 SF6断路器
1.1.1××断路器SF6气压低告警
信息释义：监视断路器本体SF6压力数值。由于SF6压力降低，压力（密度）继电器动作。
原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到告警值；2）压力（密度）继电器损坏；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。
造成后果：如果SF6压力继续降低，造成断路器分合闸闭锁。处置原则：
1、调度员：核对电网运行方式，做好N-1事故预想。
2、监控值班员：通知运维单位，并根据相关运行规程处理。1）了解SF6压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则；3）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施，并及时向调度和监控人员汇报。现场运维一般处理原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果检查没有漏气，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电补气。
3）如果有漏气现象，SF6压力未闭锁，应加强现场跟踪，根据现场事态发展确定进一步处置原则。
4）如果是压力（密度）继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除缺陷。1.1.2××断路器SF6气压低闭锁
信息释义：断路器本体SF6压力数值低于闭锁值，压力（密度）继电器动作。
原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力（密度）继电器损坏；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。
造成后果：1）如果断路器分合闸闭锁，此时与本断路器有关设备故障，断路器拒动，断路器失灵保护出口，扩大事故范围。2）造成断路器内部故障。处置原则：
1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。主要采取的措施：1）了解SF6压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则；3）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力（密度）表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。
2）如果有漏气现象，SF6压力低闭锁，应断开断路器控制电源，并及时上报调度和监控并根据调度指令将故障断路器隔离，做好相应的安全措施。
3）如果是压力（密度）继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2 液压机构
1.2.1××断路器油压低分合闸总闭锁
信息释义：监视断路器操作机构油压值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作，正常应伴有控制回路断线信号。
原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，温度变化时，油压值变化。
造成后果：如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动无法分合闸，后备保护动作，扩大事故范围。处置原则：
1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。主要采取的措施：1）了解机构压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则；3）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。2）如果检查没有漏油痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。
3）如果有漏油现象，操作机构压力低闭锁分闸，应断开断路器控制电源和电机电源，并及时上报调度和监控并根据调度指令将故障断路器隔离，做好相应的安全措施。
4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2.2 ××断路器油压低合闸闭锁
信息释义：监视断路器操作机构油压值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作。
原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到合闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，温度变化时，油压值变化。造成后果：造成断路器无法合闸。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解操作机构压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。2）如果检查没有漏油痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。
3）如果有漏油现象，操作机构压力低闭锁合闸，并立即上报调度，同时制定相关措施和方案，必要时向相关调度申请将断路器隔离。
4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。
1.2.3 ××断路器油压低重合闸闭锁
信息释义：监视断路器操作机构油压值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作。
原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到重合闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲
线，温度变化时，油压值变化。
造成后果：造成故障时断路器无法重合闸。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解操作机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。2）如果检查没有漏油痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。
3）如果有漏油现象，操作机构压力低闭锁，应采取退出重合闸的措施，并立即上报调度，同时制定相关措施和方案，必要时向相关调度申请将断路器隔离。
4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2.4 ××断路器油压低告警
信息释义：断路器操作机构油压值低于告警值，压力继电器动作。原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到告警值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，温度变化时，油压值变化。
造成后果：如果压力继续降低，可能造成断路器重合闸闭锁、合闸闭锁、分闸闭锁。
处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解操作机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。2）如果检查没有漏油痕迹，是由于温度变化等原因造成，检查油泵运转情况并由专业人员处理。
3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2.5 ××断路器N2泄漏告警
信息释义：断路器操作机构N2压力值低于告警值，压力继电器动作。原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，N2压力降低到告警值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据N2压力温度曲线，温度变化时，N2压力值变化。
造成后果：如果压力继续降低，可能造成断路器重合闸闭锁、合闸闭锁、分闸闭锁。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解N2压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1
后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场N2压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏N2。2）如果检查没有漏N2，是由于温度变化等原因造成，检查油泵运转情况并由专业人员处理。
3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2.6 ××断路器N2泄漏闭锁
信息释义：断路器操作机构N2压力值低于闭锁值，压力继电器动作。原因分析：1）断路器操作机构N2压力回路有泄漏点，N2压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据N2压力温度曲线，温度变化时，N2压力值变化。
造成后果：造成断路器分闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动，断路器失灵保护动作，扩大事故范围。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解N2压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气痕迹。
2）如果检查没有漏气痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。
3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.3 气动机构
1.3.1××断路器气压低分合闸总闭锁
信息释义：断路器气动机构压力数值低于闭锁值，压力继电器动作。原因分析：1）气动回路有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：造成断路器分闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动，断路器失灵保护动作，扩大事故范围。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解气动机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。
3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.3.2××断路器气压低合闸闭锁
信息释义：断路器气动机构压力数值低于闭锁值，压力继电器动作，闭锁断路器合闸回路。
原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：造成断路器合闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，断路器只能分开，不能合闸。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解气动机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。
3）如果有漏气现象，操作机构压力低闭锁，应采取退出重合闸的措施，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。
4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。
1.3.3 ××断路器气压低重合闸闭锁
信息释义：断路器本体气动机构压力数值，压力继电器动作。原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。
造成后果：造成断路器重合闸回路闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器动作，断路器重合闸保护拒动，断路器直接三跳，扩大事故范围。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解气动机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。
3）如果有漏气现象，气动机构压力低闭锁重合闸，应采取退出重合闸的措施，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。
4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.3.4 ××断路器气压低告警
信息释义：断路器本体气动机构数值，压力继电器动作，发告警信号。原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低至告警值值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：如果断路器气动机构压力继续降低，就有可能闭锁合闸再低就会闭锁分闸回路，如果此时线路发生问题就又可能造成断路器拒动，扩大停电范围。
处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解气动机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。
3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障 1.4 弹簧机构
1.4.1××断路器弹簧未储能
信息释义：断路器弹簧未储能，造成断路器不能合闸。
原因分析：1）断路器储能电机损坏；2）储能电机继电器损坏；3）电机电源消失或控制回路故障；4）断路器机械故障。造成后果：造成断路器不能合闸。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场断路器储能机构储能是否正常。
2）如果检查断路器储能正常，由于继电器接点信号没有上传造成，则应对信号回路进行检查，更换相应的继电器。
3）如果是电气回路异常或机械回路卡涩造成断路器未储能，应尽快安排检修。1.5 机构通用信号
1.5.1××断路器本体三相不一致出口
信息释义：反映断路器三相位置不一致性，断路器三相跳开。
正电A相常开辅助接点A相常闭辅助接点47TXB相常开辅助接点B相常闭辅助接点C相常开辅助接点C相常闭辅助接点负电
三相不一致信号原因分析：1）断路器三相不一致，断路器一相或两相跳开；2）断路器位置继电器接点不好造成。造成后果：断路器跳闸。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：核实断路器跳闸情况并上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）现场检查确认断路器位置。
2）如断路器跳开且三相不一致保护动作，按事故流程处理。
3）如断路器未跳开处于非全相运行，需要汇报调度，听候处理（若两相断开时应立即拉开该断路器；若一相断开时应试合一次，如试合不成功则应尽快采取措施将该断路器拉开；同时汇报值班调度员）。
4）断路器操作造成非全相，应立即拉开该断路器，进行检查并汇报调度。
1.5.2××断路器加热器故障 信息释义：断路器加热器故障。
原因分析：1）断路器加热电源跳闸；2）电源辅助接点接触不良。造成后果：断路器加热器不热，容易形成凝露等异常，可能会造成二次回路短路或接地，甚至造成断路器拒动或误动。处置原则：
1、监控值班员：通知运维单位检查处理。
2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场加热电源是否正常。
2）如果电源跳开可试送一次，试送不成功向上级汇报，并由检修班组处理。
1.5.3××断路器储能电机故障 信息释义：断路器储能电机发生故障。
原因分析：1）断路器储能电机损坏； 2）电机电源回路故障；3）电机控制回路故障。
造成后果：操动机构无法储能，造成压力降低闭锁断路器操作。处置原则：
1、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解现场处置的基本情况和处置原则；2）加强断路器操作机构压力相关信号监视。
2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场断路器机构储能电源是否正常。
2）如果电源跳开可试送一次，试送不成功向上级汇报，并由检修班组处理。1.6 控制回路
1.6.1××断路器第一
（二）组控制回路断线
信息释义：控制电源消失或控制回路故障，造成断路器分合闸操作闭锁。
原因分析：1）二次回路接线松动；2）控制保险熔断或空气开关跳闸；3）断路器辅助接点接触不良，合闸或分闸位置继电器故障； 4）分合闸线圈损坏；5）断路器机构“远方/就地”切换开关损坏；6）弹簧机构未储能或断路器机构压力降至闭锁值、SF6气体压力降至闭锁值。
造成后果：不能进行分合闸操作及影响保护跳闸。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解断路器控制回路情况；了解现场处置的基本情况和处置原则，根据检查情
况上报调度。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）现场检查断路器，是否断路器位置灯熄灭，位置灯熄灭说明控制回路断线。
2）检查断路器控制回路开关是否跳开，是否可以立即恢复或找出断路点。
3）如控制回路断线且无法立即恢复时，应及时上报调度处理，隔离故障断路器。
4）如果是回路故障造成误发信号应对回路进行检查，及时消除故障。
1.6.2 ××断路器第一
（二）组控制电源消失 信息释义：控制电源小开关跳闸或控制直流消失。
原因分析：1）控制回路电源开关跳开；2）控制回路上级电源消失；3）信号继电器误发信号。
造成后果：不能进行分合闸操作及影响保护跳闸。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解断路器控制回路情况；了解现场处置的基本情况和处置原则，根据检查情况上报调度。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）现场检查断路器，是否开关位置灯熄灭，位置灯熄灭说明控制回路断线。
2）检查断路器控制回路开关是否跳开，是否可以立即恢复。3）如控制回路电源消失无法立即恢复时，应及时上报调度处理，隔离故障断路器。
4）如果是回路故障造成误发信号应对回路进行检查，及时消除故障。2 GIS(HGIS)2.1 ××气室SF6气压低告警（指刀闸、母线TV、避雷器等气室）信息释义：××气室SF6压力低于告警值，密度继电器动作发告警信号。
原因分析：1）气室有泄漏点，压力降低到告警值；2）密度继电器失灵；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。
造成后果：气室绝缘降低，影响正常倒闸操作。处置原则：
1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施：1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）加强相关信号监视。
3、运维单位：现场检查并采取措施进行处置。现场运维一般处理原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气，检
查前注意通风，防止SF6中毒；
2）如果检查没有漏气，是由于运行正常压力降低或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电补气；
3）如果有漏气现象，则应密切监视断路器SF6压力值，并立即上报调度，等候处理；
4)如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。2.2 ××断路器汇控柜交流电源消失
信息释义：××断路器汇控柜中各交流回路电源有消失情况。原因分析：1）汇控柜中任一交流电源小空开跳闸，或几个交流电源小空开跳闸；2）汇控柜中任一交流回路有故障，或几个交流回路有故障。
造成后果：无法进行相关操作。处置原则：
1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施：1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）加强相关信号监视。
3、运维单位：现场检查并采取措施进行处置。现场运维一般处理原则：
1）检查汇控柜内各交流电源小空开是否有跳闸、虚接等情况； 2）由相关专业人员检查各交流回路完好性，查找原因并处理。2.3 ××断路器汇控柜直流电源消失
信息释义：××断路器汇控柜中各直流回路电源有消失情况。
原因分析：1）汇控柜中任一直流电源小空开跳闸，或几个直流电源小空开跳闸；2）汇控柜中任一直流回路有故障，或几个直流回路有故障。
造成后果：无法进行相关操作或信号无法上送。处置原则：
1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施：1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）加强相关信号监视。
3、运维单位：现场检查并采取措施进行处置。现场运维一般处理原则：
1）检查汇控柜内各交流电源小空开是否有跳闸、虚接等情况； 2）由相关专业人员检查各交流回路完好性，查找原因并处理。3 隔离开关
3.1 ××隔离开关电机电源消失 信息释义：刀闸电机电源消失。
原因分析：1）刀闸电机电源空开跳开；2）回路故障，造成热耦继电器动作。
造成后果：造成刀闸无法分合闸。处置原则：
1、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，未处理前，不得进行遥控操作。采取相应的措施：如果需要紧急操作，可由现场值班员在现场进行操作。
2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场刀闸电机电源是否跳开，检查信号报出是否正确。2）如果检查刀闸电机电源跳开或上级失电，在检查没有明显故障点时，进行试送一次；如果开关再次跳开，不得再行试送。
3）如果是在操作过程中发生此种情况，应检查热耦继电器是否动作，如果动作应检查刀闸是否存在机械卡涩等情况，未发现可以复归热耦或恢复电源后，再行操作一次；如果操作依旧发生此情况，未查明原因前不得进行操作。3.2 ××隔离开关电机故障
信息释义：反映刀闸电机及电机控制回路的故障。
原因分析：1）回路或电机故障，造成热耦继电器动作；2）信号继电器误发信号。
造成后果：造成刀闸无法分合闸。处置原则：
1、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，未处理前，不得进行遥控操作。采取相应的措施：如果需要紧急操作，可由现场值班员在现场进行操作。
2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）如果是在操作过程中发生此种情况，应检查热耦继电器是否动作，如果动作应检查刀闸是否存在机械卡涩等情况，未发现可以复归热耦或恢复电源后，再行操作一次；
2）如果操作依旧发生此类情况，未查明原因前不得进行操作。3.3 ××隔离开关加热器故障 信息释义：反映刀闸加热器故障。
原因分析：1）刀闸加热电源跳闸；2）电源辅助接点接触不良。造成后果：刀闸加热器不热，容易形成凝露等异常。处置原则：
1、监控值班员：通知运维单位检查处理。
2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查现场加热电源是否正常。
2）如果电源跳开可试送一次，试送不成功向上级汇报，并由检修班组处理。4 电压、电流互感器
4.1 ××电流互感器SF6压力低告警
信息释义：电流互感器SF6压力值低于告警值，压力继电器动作。原因分析：1）有泄漏点，压力降低到告警值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。
造成后果：如果SF6压力进一步降低，有可能造成电流互感器绝缘击穿。处置原则：
1、调度员：根据现场检查情况确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果检查没有漏气，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电补气。
3）如果有漏气现象，上报调度申请停电处理。
4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。4.2 ××TV保护二次电压空开跳开 信息释义：TV二次小开关跳闸。
原因分析：1）空开老化跳闸；2）空开负载有短路等情况；3）误跳闸。
造成后果：保护拒动或误动。处置原则：
1、调度员：根据现场检查情况确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：通知运维单位，查看现场情况，采取相应的措施：1）了解空开跳闸原因。2）询问哪些保护装置需要退出或进行相应的TV失压处理。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查现场小开关是否跳闸，并测量TV电压值是否正常。2）保护失去TV二次电压时，逐级检查电压小开关，如开关跳开，可试送一次，再跳不得再送，报调度申请处理。
3）根据调度指令将可能误动的保护退出跳闸。5 主变 5.1 冷却器
5.1.1××主变冷却器电源消失
信息释义：主变冷却器装置工作电源或控制电源消失。
原因分析：1）装置的电源故障；2）二次回路问题误动作；3）上级电源消失。
造成后果：主变冷却器电源消失，将造成主变油温过高，危及主变安全运行。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）时刻监视主变油温值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）首先判明是哪一级自动开关或交流接触器跳闸。若未跳闸时应检查其接点接头松动、接触器犯卡、导线断线情况等。当冷却器全停或个别风扇停转以及潜油泵停运时，首先从电源查起，判明原因迅速处理。
2）若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不运转，则可按动热继电器复归按钮试送一次。
3）若电源难以及时恢复，且主变负荷又很大时，尽快采用临时电源使冷却装置恢复运行。同时报告调度且加强监视主变温度和负荷的变化。
4）冷却器全停超过规定的温度和时间，应申请调度降低负荷或将主变停运。
5.1.2 ××主变冷却器故障 信息释义：反映主变冷却器故障。
原因分析：冷却控制的各分支系统（指风扇或油泵输出控制回路）故障，由风控箱内热继电器或电机开关辅助接点启动告警信号。造成后果：造成主变油温过高，危及主变安全运行。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）时刻监视主变油温值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）首先考虑冷却器故障后能否满足主变正常运行需要，若不满足，立即汇报调度申请降负荷或停电处理。若满足运行条件，则进一步检查现场主变风冷系统情况，是风扇故障还是油泵故障，对应的热耦继电器是否动作。
2）如果热耦继电器动作，风扇或油泵外观检查未见异常，可手动复归热耦继电器恢复冷却器正常运行。若复归热耦继电器失败，则进一步检查风扇或油泵故障，应采取断开风扇或油泵控制电源措施，并立即上报调度，同时制定更换措施和方案。
3）如果是热耦继电器或电机开关辅助接点故障造成误发信号应对热耦继电器或电机开关辅助接点进行检查，及时消除故障。5.1.3 ××主变冷却器全停延时出口
信息释义：主变冷却器全停后，将延时跳闸（河北只发信号不跳闸）。原因分析：
1、装置的电源故障。
2、所有冷却装置内部同时故障造成冷却器全停。
3、主变冷却器电源切换试验造成短时间主变冷却器全停。
造成后果：造成主变油温过高，危及主变安全运行。
处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）时刻监视主变油温值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）立即投入备用变压器或备用电源，切换站用变，恢复站用变。2）若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不运转，则可按动热继电器复归按钮试送一次。
3）若电源一时来不及恢复，且主变负荷又很大时，尽快采用临时电源使冷却装置恢复运行。同时报告调度和公司主管领导以及运行工区且加强监视主变温度和负荷的变化。
4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理。
5）通知现场运维人员在主变冷却器电源切换试验后及时复归该信号。
5.1.4 ××主变冷却器全停告警
信息释义：主变冷却器全停后，发告警信号。原因分析：
1、装置的电源故障。
2、二次回路问题；
造成后果：造成主变油温过高，如果运行时间过长，将危及主变安全运行、缩短寿命、甚至损坏，造成事故。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做
好相关操作准备。采取相应的措施：1）时刻监视主变油温值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）首先判明是那一级自动开关或交流接触器告警。应检查其接点接头松动、接触器犯卡、导线断线情况等。当冷却器全停或个别风扇停转以及潜油泵停运时，首先从电源查起，判明原因迅速处理。
2）若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不运转，则可按动热继电器复归按钮试送一次。
3）若电源一时来不及恢复，且主变负荷又很大时，尽快采用临时电源使冷却装置恢复运行。同时报告调度和公司主管领导以及运行工区且加强监视主变温度和负荷的变化。
4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时安排处理。5.2 本体信息
5.2.1××主变本体重瓦斯出口 信息释义：反映主变本体内部故障。
原因分析：1）主变内部发生严重故障；2）二次回路问题误动作；3）油枕内胶囊安装不良，造成呼吸器堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动造成继电器误动跳闸；4）主变附近有较强烈的震动；5）瓦斯继电器误动。造成后果：造成主变跳闸。处置原则：
1、调度员：事故处理，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，25 加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变重瓦斯动作原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。
2）对主变进行外观检查。若主变无明显异常和故障迹象，取气进行检查分析；若有明显故障迹象则不必取气即可确定为内部故障。
3）根据保护动作情况、外部检查结果、气体继电器气体性质进行综合分析，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。
4）如果是二次回路、附近强烈震动或重瓦斯保护误动等引起，在差动和后备保护投入的情况下，退出重瓦斯保护，根据调度指令进行恢复送电。
5.2.2 ××主变本体轻瓦斯告警 信息释义：反映主变本体内部异常。
原因分析：1）主变内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或震动引起；4）油枕空气不畅通；5）直流回路绝缘破坏；6）瓦斯继电器本身有缺陷等；7）二次回路误动作。
造成后果：发轻瓦斯保护告警信号。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果决定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变轻瓦斯告警原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）若瓦斯继电器内无气体或有气体经检验确认为空气而造成轻瓦斯保护动作时，主变压器可继续运行，同时进行相应的处理。
2）将空气放尽后，如果继续动作，且信号动作间隔时间逐次缩短，应报告调度，同时查明原因并尽快消除。
3）轻瓦斯动作，继电器内有气体，应对气体进行化验，由公司主管领导根据化验结果，确定主变压器是否退出运行。
4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理。5.2.3 ××主变本体压力释放告警
信息释义：主变本体压力释放阀门启动，当主变内部压力值超过设定值时，压力释放阀开始泄压，当压力恢复正常时压力释放阀自动恢复原状态。
原因分析：1）变压器内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）变压器运行温度过高，内部压力升高；4）变压器补充油时操作不当。造成后果：本体压力释放阀喷油。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果决定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变压力释放原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查呼吸器是否堵塞，更换呼吸器时应暂时停用本体重瓦斯，待更换完毕后再重新将本体重瓦斯恢复。
2）检查储油柜的油位是否正常。
3）检查现场是否有工作人员给变压器补充油时操作不当。4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时安排处理。
5.2.4××主变本体压力突变告警
信息释义：监视主变本体油流、油压变化，压力变化率超过告警值。原因分析：1）变压器内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）油压速动继电器误发。
造成后果：有进一步造成瓦斯继电器或压力释放阀动作的危险。处置原则：
1、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变压力突变原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查呼吸器是否堵塞，如堵塞则更换呼吸器。2）检查储油柜的油位是否正常。
3）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时安排处理。
5.2.5××主变本体油温高告警2 信息释义：监视主变本体油温数值，反映主变运行情况。油温高于超温跳闸限值时，非电量保护跳主变各侧断路器；现场一般仅投信号。原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常。
造成后果：可能引起主变停运。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变油温高原因；了解现场处置的基本情况和处置原则；2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查分析比较三相主变的负荷情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示、温度计、散热器等有无异常或不一致性。
2）将温度异常和检查结果向调度汇报，必要时向调度申请降负荷、停运。
5.2.6 ××主变本体油温高告警1 信息释义：主变本体油温高时发跳闸信号但不做用于跳闸。原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常。
造成后果：主变本体油温高于告警值，影响主变绝缘。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变油温高原因；了解现场处置的基本情况和处置原则；2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查分析比较三相主变的负荷情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示、温度计、散热器等有无异常或不一致性。
2）将温度异常和检查结果向调度汇报。5.2.7
××主变本体油位告警
信息释义：主变本体油位偏高或偏低时告警。
原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常；4）变压器漏油造成的油位低；5）环境温度变化造成油位异常。
造成后果：主变本体油位偏高可能造成油压过高，有导致主变本体压力释放阀动作的危险；主变本体油位偏低可能影响主变绝缘。处置原则：
1、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变油位异常原因，了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1)检查分析比较三相主变的负荷情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示、温度计、散热器等有无异常或不一致性。
2)油位低时补油。5.3 有载调压
5.3.1××主变有载重瓦斯出口
信息释义：反映主变有载调压装置内部故障。
原因分析：1）主变有载调压装置内部发生严重故障；2）二次回路问
题误动作；3）有载调压油枕内胶囊安装不良，造成呼吸器堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动造成继电器误动跳闸；4）主变附近有较强烈的震动；5）瓦斯继电器误动。造成后果：造成主变跳闸。处置原则：（参见主变本体重瓦斯）
现场运维一般处置原则：（参见主变本体重瓦斯）5.3.2××主变有载轻瓦斯告警
信息释义：反映主变有载油温、油位升高或降低，瓦斯继电器内有气体等。
原因分析：1）主变有载内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或地震引起；4）油枕空气不畅通；5）直流回路绝缘破坏；6）瓦斯继电器本身有缺陷等；7）二次回路误动作。
造成后果：发有载轻瓦斯告警信号。处置原则：（参见主变本体轻瓦斯）
现场运维一般处置原则：（参见主变本体轻瓦斯）5.3.3××主变有载压力释放告警
信息释义：主变有载压力释放阀门启动，当主变内部压力值超过设定值时，压力释放阀开始泄压，当压力恢复正常时压力释放阀自动恢复原状态。
原因分析：1）变压器有载内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）变压器运行温度过高，内部压力升高；4）变压器补充油时操作不当。造成后果：发主变有载释放告警信号，严重时可能引起压力释放阀喷油。
处置原则：（参见主变本体压力释放）
现场运维一般处置原则：（参见主变本体压力释放）5.3.4××主变有载油位告警 信息释义：主变有载调压油枕油位异常。
原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常；4）变压器漏油造成的油位低；5）环境温度变化造成油位异常。
造成后果：主变有载调压油枕油位偏高可能造成油压过高，有导致主变有载压力释放阀动作的危险；油位偏低可能影响主变绝缘。处置原则：（参见主变本体油位告警）
现场运维一般处置原则：（参见主变本体油位告警）6 高抗
6.1 ××高抗本体重瓦斯出口 信息释义：反映高抗本体内部故障。
原因分析：1）高抗内部发生严重故障；2）二次回路问题误动作；3）油枕内胶囊安装不良，造成呼吸器堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动造成继电器误动跳闸；4）高抗附近有较强烈的震动；5）瓦斯继电器误动。造成后果：造成线路停运。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗重瓦斯动作原因；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）对高抗进行外观检查。若高抗无明显异常和故障迹象，取气进行检查分析；若有明显故障迹象则不必取气即可确定为内部故障。
2）根据保护动作情况、外部检查结果、气体继电器气体性质进行综合分析，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。
3）如果是二次回路、附近强烈震动或重瓦斯保护误动等引起，在差动和后备保护投入的情况下，退出重瓦斯保护，根据调度指令进行恢复送电。
6.2 ××高抗本体轻瓦斯告警
信息释义：反映高抗油温、油位升高或降低，瓦斯继电器内有气体等。原因分析：1）高抗内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或地震引起；4）油枕空气不畅通；5）直流回路绝缘破坏；6）瓦斯继电器本身有缺陷等；7）二次回路误动作。
造成后果：发轻瓦斯告警信号。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗轻瓦斯告警原因；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）若瓦斯继电器内无气体或有气体经检验确认为空气而造成轻瓦斯动作时，高抗可继续运行，同时进行相应的处理。
2）将空气放尽后，如果继续动作，且信号动作间隔时间逐次缩短，应报告调度，同时查明原因并尽快消除。
3）轻瓦斯动作，继电器内有气体，应对气体进行化验，由公司主管领导根据化验结果，确定高抗是否退出运行。
4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理 6.3 ××高抗本体压力释放告警
信息释义：高抗本体压力释放阀门启动，当高抗内部压力值超过设定值时，压力释放阀开始泄压，当压力恢复正常时压力释放阀自动恢复原状态。
原因分析：1）高抗内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）高抗运行温度过高，内部压力升高；4）高抗补充油时操作不当。
造成后果：发高抗本体压力释放动作信号，高抗本体压力释放动作。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗压力释放动作原因；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）检查呼吸器是否堵塞，更换呼吸器时应暂时停用本体重瓦斯，待更换完毕后再重新将本体重瓦斯恢复。
2）检查储油柜的油位是否正常。
3）检查现场是否有工作人员给变压器补充油时操作不当。
4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理。6.4 ××高抗本体油温高告警2 信息释义：高抗本体油温高时发跳闸信号但不做用于跳闸。原因分析：1）高抗内部故障；2）高抗冷却器故障或异常。造成后果：高抗本体油温高发跳闸信号。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗油温高原因；监视高抗油温值；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查分析比较三相高抗的运行情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示等有无异常或不一致性。
2）将温度异常和检查结果向上级部门汇报，必要时向调度申请设备停运。
6.5 ××高抗本体油温高告警1 信息释义：高抗本体油温高于告警限值。
原因分析：1）高抗内部故障；2）高抗冷却器故障或异常。造成后果：造成高抗本体温度较高，威胁高抗安全运行。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗油温高原因；监视高抗油温值；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查分析比较三相高抗的运行情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示等有无异常或不一致性。
2）如确实存在油温高，则检查各散热器是否正常，散热器阀门是否全部打开，散热器管路之间是否脏污影响散热，造成冷却效果不能满足要求。如存在以上情况，则采取措施进行带电处理。
3）将温度异常和检查结果向上级部门汇报。6.6 ××高抗本体油位告警
信息释义：高抗油枕油位异常时告警。
原因分析：1）高抗内部故障；2）高抗冷却器故障或异常；3）高抗漏油造成的油位低；4）环境温度变化造成油位异常。造成后果：影响高抗正常运行。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗油位高原因； 2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）现场检查是否存在渗漏油点； 2）及时进行补油；
3）如果是二次回路保护误动等引起，经确认无问题后，高抗可以继续运行。7 断路器保护
7.1 ××断路器失灵保护出口
信息释义：事故时断路器拒动，断路器失灵保护动作，跳相邻断路器、启母差失灵、远跳线路对侧。
原因分析：1）保护动作，一次断路器拒动；2）死区故障；3）失灵保护误动。
造成后果：扩大事故停电范围。处置原则：
1、调度员：事故处理，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。1）了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）检查故障断路器是否跳开，根据调度指令隔离故障断路器。2）恢复无故障设备运行。
3）如一次设备检查无问题，则安排二次回路检查处理。7.2 ××断路器重合闸出口
信息释义：带重合闸功能的线路发生故障跳闸后，断路器自动重合。原因分析：1）线路故障后断路器跳闸；2）断路器偷跳；3）保护装
置误发重合闸信号。造成后果：线路断路器重合。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。1）了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）现场检查动作设备是否正常。
2）如相应保护装置无动作报告，且断路器有实际变位发生，则判断断路器发生偷跳行为，根据调度指令处理。
3）如相应保护装置无动作报告，且断路器无实际变位发生，只有断路器重合闸信号，立即安排处理。7.3 ××断路器保护装置异常
信息释义：装置自检、巡检发生错误，不闭锁保护，但部分保护功能可能会受到影响。
原因分析：1）TA断线；2）TV断线；3）内部通讯出错；4）CPU检测到长期启动等。
造成后果：断路器保护装置部分功能处于不可用状态。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。1）了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查断路器保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。2）检查装置自检报告和开入变位报告，并结合其它装置进行综合判断。
3）立即报调度并通知运维单位处理。7.4 ××断路器保护装置故障
信息释义：装置自检、巡检发生严重错误，装置闭锁所有保护功能。原因分析：1）断路器保护装置内存出错、定值区出错等硬件本身故障。2）断路器保护装置失电。
造成后果：断路器保护装置处于不可用状态。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）根据处置方式制定相应的监控措施，2）及时掌握设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查断路器保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。2）检查装置电源、自检报告和开入变位报告，并结合其它装置进行综合判断。
3）根据检查结果汇报调度，停运相应的保护装置。8 主变保护
8.1 ××主变差动保护出口
信息释义：差动保护动作，跳开主变三侧开关。
原因分析：1）变压器差动保护范围内的一次设备故障；2）变压器内部故障；3）电流互感器二次开路或短路；4）保护误动。
造成后果：主变三侧开关跳闸，可能造成其他运行变压器过负荷；如果自投不成功，可能造成负荷损失。处置原则：
1、调度员：处理事故，下达调度指令。
2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。
2）详细检查差动保护范围内的设备：变压器本体有无变形和异状，套管是否损坏，连接变压器的引线是否有短路烧伤痕迹，引线支持瓷瓶是否异常，差动范围内的避雷器是否正常。
3）差动保护跳闸后，如不是保护误动，在检查外部无明显故障，检修人员瓦斯气体检查（必要时要进行色谱分析和测直流电阻）证明变压器内部无明显故障后，根据调度指令可以试送一次。8.2 ××主变××侧后备保护出口
信息释义：后备保护动作，跳开相应的开关。
原因分析：1）变压器后备保护范围内的一次设备故障，相应设备主保护未动作；2）保护误动。
造成后果：1）如果母联分段跳闸，造成母线分列；2）如果主变三侧开关跳闸，可能造成其他运行变压器过负荷；3）保护误动造成负荷损失；4）相邻一次设备保护拒动造成故障范围扩大。处置原则：
1、调度员：处理事故，下达调度指令。
2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。
2）详细检查站内后备保护范围内的设备：变压器本体有无变形和异状，套管是否损坏，连接变压器的引线是否有短路烧伤痕迹，引线支持瓷瓶是否异常。
3）检查主变保护范围内是否有故障点，确认是否因主变主保护拒动造成主变后备保护动作。
4）检查相邻一次设备保护装置动作情况，确认是否因相邻一次设备保护拒动造成主变后备保护动作。8.3 ××主变××侧过负荷出口
信息释义：主变××侧电流高于过负荷动作定值。原因分析：变压器过载运行或事故过负荷。造成后果：主变跳三侧开关。处置原则：
1、调度员：处理事故，下达调度指令。
2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。
2）检查主变保护装置内电流采样值记录，并与主变保护过负荷定值核对。
3）检查主变冷却系统情况。8.4 ××主变××侧过负荷告警
信息释义：主变××侧电流高于过负荷告警定值。原因分析：变压器过载运行或事故过负荷。
造成后果：主变发热甚至烧毁，加速绝缘老化，影响主变寿命。处置原则：
1、调度员：核对电网运行方式，做好N-1事故预想及转移负荷准备。
2、监控值班员：加强运行监控，通知运维单位，做好相关记录，加强主变负荷监视。采取相应的措施：1）了解主变过负荷原因，了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。
3、运维单位：加强运行监控，采取相应的措施。现场运维一般处置原则：
1）手动投入所有冷却器。
2）加强运行监控，超过规定值时及时向调度汇报，必要时申请降低负荷或将主变停运。8.5 ××主变过励磁保护出口
信息释义：过励磁保护动作，跳开主变三侧开关。
原因分析：1）系统频率过低；2）变压器高压侧电压升高；3）保护误动。
造成后果：1）主变三侧开关跳闸，可能造成其他运行变压器过负荷；2）保护误动造成负荷损失。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。
2）检查保护动作时母线电压曲线是否异常升高，频率是否降低。3）检查其他保护装置内电压采样情况，判断电压升高为系统原因还是二次回路原因。8.6 ××主变保护装置告警
信息释义：主变保护装置处于异常运行状态。
原因分析：1）TA断线；2）TV断线；3）内部通讯出错；4）CPU检测到电流、电压采样异常，5）装置长期启动。造成后果：1）主变保护装置部分功能不可用。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）检查主变保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。2）检查装置自检报告报告，并结合其它装置进行综合判断。3）立即报调度并通知运维单位处理。8.7 ××主变保护装置故障
信息释义：装置自检、巡检发生严重错误，装置闭锁所有保护功能。原因分析：1）保护装置内存出错、定值区出错等硬件本身故障。2）装置失电。
造成后果：1）主变保护装置处于不可用状态。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）检查主变保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。2）检查装置电源、自检报告，并结合其它装置进行综合判断。3）根据检查结果汇报调度，停运相应的保护装置。8.8 ××主变保护TV断线
信息释义：主变保护装置检测到某一侧电压消失或三相不平衡。原因分析：1）主变保护装置采样插件损坏；2）TV二次接线松动；3）TV二次空开跳开；4）TV一次异常。
造成后果：1）主变保护装置阻抗保护功能闭锁；2）主变保护装置方
向元件不可用。处置原则：
1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）现场检查各级TV电压小开关处于合位状态。2）检查装置采样及TV二次回路。8.9 ××主变保护TA断线
信息释义：主变保护装置检测到某一侧电流互感器二次回路开路或采样值异常等原因造成差动不平衡电流超过定值延时发TA断线信号。原因分析：1）主变保护装置采样插件损坏；2）TA二次接线松动；3）电流互感器损坏。
造成后果：1）主变保护装置差动保护功能闭锁；2）主变保护装置过流元件不可用；3）可能造成保护误动作。处置原则：
1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）现场检查端子箱、保护装置电流接线端子连片紧固情况。
2）检查装置面板采样，确定TA采样异常相别。3）检查装置TA采样插件，是否有异常气味。4）检查设备区电流互感器有无异常声响。5）向调度申请退出可能误动的保护。6）根据调度指令停运一次设备。9 高抗保护
9.1 ××高抗主保护出口
信息释义：高抗保护动作，跳开相应开关。
原因分析：1）高抗差动保护范围内的一次设备故障；2）高抗内部故障；3）电流互感器二次开路或短路；4）保护误动。造成后果：造成高抗退出运行，线路失去补偿功能。处置原则：
1、调度员：处理事故，下达调度指令。
2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。
3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）详细检查高抗设备：高抗本体有无变形和异状，套管是否损坏，连接引线是否有短路烧伤痕迹，引线支持瓷瓶是否异常。
2）保护跳闸后，如不是保护误动，在检查外部无明显故障，检修人员瓦斯气体检查（必要时要进行色谱分析和测直流电阻）证明变压器内部无明显故障后，经设备主管单位总工程师同意，可以试送一次。
3）检查高抗保护装置，打印故障报告，由运维单位分析。
第二篇：变电站事故处置措施
一、事故处理原则
1．迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁，保证其它设备的正常运行；
2.尽快恢复对已停电的用户供电；
3．如果对人身和设备构成威胁时，应立即设法解除，必要时立即停止设备运行，如果未对人身和设备构成威胁时，应尽力保持或恢复设备的正常运行，应该特别注意对未直接受到损坏的设备的隔离，保证其正常运行。
二、事故处理的一般步骤
1．详细记录事故时间、光字、掉牌及有关负荷情况；
2．向主管领导和部门汇报；
3．判断事故性质及按照预案进行事故处理；
4．根据检查、试验情况，按调度指令恢复送电；
5．详细记录事故处理经过。
三、编制各类事故处理预案的提纲
1．人身伤亡事故处理预案
1．1人身触电事故
根据运行方式，尽量使停电范围为最小的情况下运行人员与带电设备的隔离（包括一、二次设备），同时进行现场心肺复苏法、口对口人工呼吸等急救措施。
1．2人身中毒事故
通风排气，保证空气畅通，施救人员正确进行自身安全防护的前提下，将中毒人员与毒源隔离。若是食物中毒，注意留取可疑食物进行化验。
1．3人身遭物体打击事故
严格按急求原则进行正确的现场处理，并立即呼救。
1．4高空坠落事故
注：以上事故预案都必须首先保证救助人员自身的安全，且在施救的过程中，及时向120求救并向上级汇报。
2．电网事故处理预案
3．1误操作事故
误操作事故有可能引发人员伤亡及设备事故和电网事故，应分情况进行处理，误操作引起故障时若人员没有伤亡需立即通知主控室告知明确的人为故障点，使值班人员快速进行恢复操作；若发生人员伤亡，主控室应根据保护动作号及当时的工作安排，速派人查看现场，启动人员触电事故的处理预案进行施救。导致电网事故发生时应迅速将情况汇报调度，根据指令进行事故处理。
2．2全站主要进线电源失电（要考虑此时通讯也中断后的事故处理预案
按照调度规程有关规定进行处理。
2．3各级电压等级的母线全停事故
2．4双回并列运行的电源进线其中一回跳闸
2．5谐振引起变电站带母线电压突然大幅升高或降低事故
3．6母线故障
母线故障首先应根据保护动作情况判定，是母差动作还是变压器后备保护动作掉闸，随后认真检查母线所属设备（含支持绝缘子、母线pT等）是否有闪络等痕迹或搭落异物。根据母线是否能短期内投运决定方式调整，考虑与运行系统隔离后的恢复过程。
2．7线路接地故障
如中低压输电线路（系统）发生单相接地或异相接地、中性点不直接接地系统发生接地等，主要是接地时间的控制和接地点的查找。
3．8失灵保护动作
正确判断启动失灵的回路并将一、二次异常告知相应调度，等候调度令恢复。
2．9线路故障引起的越级掉闸造成的母线失压
2．10低频、低压减载装置动作
正确汇报甩负荷情况及动作轮次。
重点检查强油循环的风冷回路及直流回路是否正常，当负荷不大、温度不高情况下，先退出跳主变压板，检查站用低压备投回路。其余调度指令进行。
3．设备事故处理预案
3．1变压器异常时的事故处理预案
3．1．1主变紧急停运
按照省公司变压器管理规定的九项要求进行。
3．1．3变压器保护动作（轻、重瓦斯动作、差动保护动作、过流及零序保护动作等）
3．1．4主变冷却系统全停及温度异常
3．1．5主变有载调压机构故障
3．1．6主变严重漏油及油位异常
3．1．7主变各连接部位严重发热
3．1．8主变声音异常
3．1．9主变外部异常
3．1．10主变假油位及储油柜溢油
3．1．11并列运行两台主变其中一台掉闸
3．2开关类设备异常时的事故处理预案
3．2．1断路器机构（异常时的处理）
按机构类型进行，如气动机构漏气、泄压、液压机构泄压、氮气预压力异常的处理，弹簧机构不储能的处理，电磁机构卡涩的处理
3．2．2因出线、联络线断路器、主变断路器拒动引发的越级掉闸
3．2．3断路器、隔离开关发生支柱绝缘子断裂事故
3．2．4运行中油断路器严重缺油
3．2．5运行中操作断路器拒分、合闸（如机构合闸或控制回路故障）3．2．6运行中SF6断路器出现各类异常信号
3．2．7运行中真空断路器灭弧室内有持续放电声或有异常变色
3．2．8运行操作中隔离开关不能正常分、合等故障
3．2．9断路器、隔离开关等设备连接部位严重发热
3．2．10SF6设备发生严重漏气故障
3．3直流系统故障时的事故处理预案
3．3．1蓄电池故障（如蓄电池爆炸、内部开路等）
3．3．2全站直流失电后的处理
如合、控回路总保险（开关）熔断（掉闸），各种信号指示灯熄灭等。
3．3．3严重的直流接地故障
3．4二次设备故障时的事故处理预案
3．4．1运行中的保护及自动装置故障及异常的处理
3．4．2运行中指示仪表故障（如红灯、绿灯不亮）
3．4．3中央信号回路故障（如电源保险熔断）
3．4．4集控中心无法对无人值班站进行远方遥控分合闸，监控数据不再刷新
3．4．5全站通讯中断
3．5组合电器发生故障的处理预案
3．5．1发生大量气体泄漏或压力异常升高的处理预案
3．5．2组合电器紧急停运
3．6防误闭锁装置故障
3．7电气设备因谐振、过负荷、闪络、绝缘击穿、短路等原因造成的爆炸事故
3．8火灾事故（如主变、开关柜、电缆沟、室着火）
4．其他因素影响变电站安全稳定运行的事故处理预案
4．1变电站特殊运行方式和特殊操作中发生不可预见的事故
4．2各类小型作业引发事故（如施工时与带电设备安全距离不够，带金属物的工具、金属物误碰带电体，挖掘不当损坏接地网或电缆等）
4．3自然灾害问题引发的事故（如地震）
4．4季节性因素影响站内设备安全的事故（如春季大风、夏季雷雨、秋季鸟害、冬季负荷大且污秽严重等）
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第三篇：10 kV配电柜典型设备风险及防范措施
kV配电柜典型设备风险及防范措施
摘 要：针对10 kV配电柜（下面简称“配电柜”）的运行需求，结合其结构组成、运行和管理环境对其生命周期中的风险进行了分析，并提出了一些故障防范措施。通过对配电柜关键危害因素的控制，达到预防设备故障，提高运行过程中的安全稳定性，并在发生故障时，能够快速查找并修复的目的。最后提出了设备智能运行和管理的新方向。
关键词：10 kV配电柜；生命周期；设备风险；防范措施
中图分类号：TM642 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.03.077
现状
随着城市用地紧张，承包商成本、负荷的逐年递增和人们安全用电需求等客观因素的影响，10 kV配电线路设备的运行环境逐步由开放向封闭环境转变。在设备生产环节，配电设备逐步向大容量、高分断、小型化、精密化、拓展功能多样化发展。在运行环节，配电设备的运行环境劣化，突发问题与安全可靠运行需求之间的矛盾日益突出。配电柜作为10 kV线路的重要组成部分，承担着正常线路的投入、退出以及故障的排除等功能，对线路起着保护作用，目前也面临着类似的处境，所以要综合控制关键因素，加强对设备风险的分析，提高故障排查和防范能力。10 kV配电柜常见危害与风险 kV配电柜主要由柜体（包括柜体、母排、接地）、开关操作机构、二次线路和监控机构三大部分构成。配电柜种类分为固定式和抽出式两种。根据设备生命周期的定义，配电柜的生命周期主要经历设计、制造、运输、安装、运行、报废六个阶段。造成配电柜危害主要有设计安装不当、绝缘损坏、操作机构失灵、安全净距离不足、散热不足、过负荷、二次线路损坏、雷击或者过电压、人为操作不当等原因。以下就设备本身、外环境造成的较为典型的几类故障进行风险分析。
2.1 柜体结构风险
目前，配电柜柜体普遍由冷轧钢板制成，厚度在1.5 mm以上。有效保障配电柜的强度，在柜体表面进行喷漆处理，有助于保护配电柜不被腐蚀。内部利用导轨来安装电气元件，保证接线端子与金属外壳之间有足够的距离。安装母排时，应用阻燃液等绝缘材料对其进行固定，以满足耐火耐热要求。在设计和制造阶段，设计和制造商出于降低制造成本和节约空间考虑，柜内空间往往偏小，限制了电气元件安装、运行的空间，安全净距离小，所以柜体本身存在的故障风险相对较低，但也留下了较大的安全隐患。
2.2 操作机构和电气元件风险
在配电柜中，各级真空断路器是进出线的主开关，起着分合负荷的作用。一些小型的断路器具有短路或保护其他用电器的作用，漏电断路器可以对漏电设备进行保护，配电柜中的内装元件一般选用符合国家相关规定的元件，以尽量减少故障的发生。操作机构和电气元件风险主要有：①在配电柜运行的初期阶段，最容易发生故障的就是前后级保护特性协调环节。其次，在制造阶段，配电柜大多是中置式，但在安装以后，箱体处于密封状态，散热性不是很好。另外，如果安装电气元件时采用的是并排模式，那么就与正常情况下所要求的条件不符。②在运行阶段，由于运行时间过长、操作频繁等原因，操作机构失效、元件和绝缘老化（例如开关失灵、触点松脱、开关等元件老化）往往是造成配电柜故障的主要原因。③在运行阶段，由于积尘、潮湿、腐蚀等原因，也会造成故障。④避雷器、电缆头等附件，由于制作质量、施工质量问题，造成故障的概率也非常大，所以操作机构和电气元件存在的故障风险较高。
2.3 导体连接风险
一方面，配电柜内部的一次和二次连接导体本身要有足够的机械和电气强度、绝缘性；另一方面，设置接地的导体对每一个回路中的保护接地线来说，都要连接到汇流排中，并做好相应的标志。断路器的发热与导体之间有着紧密联系，由于配电柜中的封闭性较高，导致散热性能不好，所以在工作过程中温升就比较快，从而难以确保导体正常的工作环境。在运行阶段，长期受高温运行环境和电冲击等因素的影响，容易造成绝缘损坏，最终造成故障，所以导体连接存在的故障风险也不容忽视。
2.4 外环境风险
对于配电柜，外环境存在着雷击和操作过电压（内部过电压）危害，操作过电压一般是由电气事故或者电气误操作所引起的，其中，操作过电压可升高到正常相电压的2～5倍，雷击或其感应电压可达上百万伏，虽然有接地保护，但一旦配电柜中绝缘性能较差的部位遭受瞬间过电压，也很容易造成故障。配电柜接地系统一般是固定的，很少出现损坏并引发故障。配电网系统中经常会出现人为的电气误操作事故，所以预防电气误操作，需要系统性地规范配电柜的安装设置、运行、操作管理。10 kV配电柜故障防范措施
3.1 提高10 kV配电柜绝缘性能
首先，配电柜必须进行电气试验，在竣工验收合格后，才能正式投运。其次，有时候配电柜中所安装的电气元件与电网中需要的参数不相符，既不利于组合，还有可能降低绝缘性能，因此在各级开关的选用上，要注意其过流能力，防止过流跳闸或者长期工作烧毁。另外，对于绝缘体的设计，除了要满足工作过程中应承受的强度要求之外，还需要承受得住工作过程中的电压。
3.2 优化运行环境
在设计阶段，考虑到空间小、散热不足等环境危害因素的影响，要在条件允许的情况下，优先选用空间足够大的配电柜。虽然柜体、元件都是耐火耐热材料，但在长期高温、高电压的工作环境下，材料容易发生疲劳和老化，所以及时散热非常重要，尽量优先选用具备散热功能的配电柜。在运行阶段，由于积尘会影响设备散热、造成绝缘层腐蚀，所以在线路停电检修期间，要及时对配电柜进行除尘，使用酒精重点将母排、操作机构等部位擦拭干净。
3.3 实施风险评估与利用工程改造
由于在配电网设备中，配电柜的造价、维护成本相对较高，更新换代也相对较慢，所以目前配电网中不同厂家、不同类型的配电柜都有，质量参差不齐，这是配电网安全运行的薄弱环节之一。在运行阶段，除对旧配电柜每年开展常态设备状态评价外，在高温高负荷、保供电等特殊时期，有必要对其开展有针对性的风险评估工作，配套开展测温、测负荷、局部放电测试等检查工作。对于设备风险级别较高的，要采取适当的临时措施，并制订更换计划。另外，定检预试工作往往容易被忽略，根据规定，配电柜试验周期为母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余每6年1次。
3.4 完善防误操作装置
为防止电气误操作，现在所使用的配电柜中安装了各种各样的防误装置，防误操作装置的设置与管理要始终贯穿配电柜的整个生命周期。对规范防止电气误操作闭锁装置的现场运行管理，防误操作装置的管理措施包括：防误装置维护，防误装置验收、投运和停运，防误装置台账及技术档案，现场运行的巡视管理，正常操作解锁、特殊情况下解除防误闭锁装置的报告和许可。
3.5 实现设备与操作的规范化
配电柜作为配电网的重要组成部分，在设备设置、管理与操作上有着严格的要求。一方面，在设备的安装、运行阶段，要满足安全、健康与环境的规范化要求，实现设备安装位置、接线方式、标识、档案资料、巡视、维护、消缺、改造的规范化；另一方面，在运行阶段，电气操作要严格遵守规章制度，完善防止误操作的各项规章制，提高操作人员的敬业精神、技术能力和心理素质。结束语
随着智能配电网的建设，10 kV配电柜在制造材料、结构、功能、运行环境、管理水平方面日益得到完善，有效降低了配电柜设备风险，但预防设备故障和快速排查故障依然是降低配电柜故障损失的一种重要手段。
参考文献
[1]刘理.关于配电房高低压配电柜的优化选择[J].科技风，2011（19）：84-85.〔编辑：王霞〕
第四篇：典型监控方案
随着科技的日新月异，数字化已经成为全球安防系统发展的主要方向，其中DVR的发展更是代表了电视图像监控系统的发展。新民政商场电视监控系统就采用了广州炫纬计算机科技有限公司数字监控网络视频硬盘录像系统。
1、概述
新民政整个商场建筑面积达到10万平方米，商场一共十层，上面一至7层已有布控点，现需要整改布控，根据新民政商场管理要求，结合商场招标书并经实地勘测的基础上，我公司在广泛比较国内外大型安防监控系统的基础上，选择了以广州炫纬计算机科技有限公司为主的设备，并结合我们多年的专业经验，为用户设计了一套体现目前国内高技术水平和高智能化程度的安防系统。
由于商场是一个大型综合性商场，人员来往复杂、流动性比较大，因此必须装备先进的、现代化的监控报警联动系统，通过科学化、综合化的集中管理，提高商场内的自身防范能力。本公司现按广东省公安厅安全技术防范设施的要求，对商场的电视监控及报警联动系统进行设计。
2、系统设计标准
《智能建筑设计标准》GB/T590314-2000；
《建筑智能化系统工程设计标准》DB32/191-1998（参照执行）； 《城市住宅建筑综合布线系统工程设计规范》CECS119：2000； 《建筑与建筑群综合面线系统工程设计规范》GB/T50311-2000； 《民用闭路监视电视系统工程技术规范》GB50198-94； 《安全防范工程程序与要求》GA/T75-94； 《民用建筑电气设计规范》JGJ/T16-92； 《安全检查防范系统通作图形符号》GA/74-94； 《系统接地的型式及安全技术要求》GB14050-93； 《安全防范工程验收规则》GA/T308-2001；
3、设计指导思想
☆ 性能、功能先进
设备选型要保证技术领先，性能可靠，操作简便、实用，维护简单，性能价格比最优，并留有扩展余地。设备均采用目前领先技术和生产工艺制造。
☆ 操作简单实用
实行人防、技防相结合，采用高科技手段，进行智能化设计，尽量减少系统操作的复杂性。☆ 外观效果美观
前端装置安装均考虑安全性、隐蔽性及美观性。
4、系统方案设计
4.1系统基本要求
* 前端摄像机选用性能好，稳定可靠实用，有较高知名度和较好的性能价格比的产品；
* 要求全部摄像机的图像使用高质量的数字硬盘录像监控主机记录，并保证图像回放质量的实时性及清晰度；
* 数字硬盘录像主机应保留至少一个月天30天的录像。可在不同的时段根据不同的需要设定不同的录像方式；如按时间表定时录像、视频移动报警录像、探头输入报警录像、手动录像；
* 数字硬盘录像监控主机带有分控接口，客户端可通过局域网访问主机，浏览图像；可通过局域网传输，可通过ADSL进行传输，网络用户可以观看或回放图像；远端可控制云镜；
* 数字硬盘录像监控主机可通过文件刻录或储存等方式进行备份，获得取证资料。根据上述要求，本系统中采用的矩阵主机是广州炫纬计算机科技有限公司的普通型全字符输出矩阵主机系统，数字硬盘录像主机是台湾海盟电子有限公司原装的MPEG4压缩方式的ZTX00X，彩色摄像机采用的是广州炫纬计算机科技有限公司的480C（枪式）和480CQX（半球），彩色27倍变焦摄像机采用的是广州炫纬计算机科技有限公司的2710A。
4.2系统设计 4.2.1前端系统 l 选择摄像机的基本原则是性能好，稳定可靠实用，有较高知名度和较好的性能价格比。为此，本系统中取用台湾海盟电子有限公司的彩色摄像机，其特点是分辨力高、灵敏度高、信噪比高，具有AGC，白平衡、逆光补偿，电子快门等自动功能，确保获得正常优质的图像。根据甲方要求作如下配置： 1F：彩色固定摄像机 28只（其中公共区域18只，收银6只，夹层区域4只）彩色旋转摄像机 7只（其中公共区域2只，商铺5只）彩色半球摄像机 8只（电梯用）2F：彩色固定摄像机 66只（其中公共区域18只，收银41只，通道区域7只）3F：彩色固定摄像机 18只 4F：彩色固定摄像机 18只停车场：彩色固定摄像机 9只3.2.2传输系统传输系统承担视频信号、电源与控制信号的传送。本系统中图像信号采用视频电缆，电源与控制信号采用非屏蔽护套软电缆传输。考虑到本系统布线虽然较为分散，但信号的传输路程一般在300米以内。因此，采用了较为可靠又廉价的线缆，即用同轴电缆传送视频信号，采用传输损耗较小的SYV-75-3和SYV-75-5视频同轴电缆。非屏蔽护套软电缆传送控制信号和电源（220VAC或者12VDC电源）。电梯内视频及电源电缆采用电梯专用软电缆。
4.2.3 安防监控的基本特征就是要求监控的实时性，为给监控人员提供一个良好的监控环境，系统在监控中心设置大屏幕电视墙来显示监控画面，每个画面用一台22寸监视器来显示，同时大屏中心还设一台80寸以上的DLP大屏，可以随时将需要重点监控的画面切换到背投彩电上显示，通过对摄像机云台和镜头的操作，可以非常方便的对监控目标进行近距离监控和跟踪，极大的方面了监控人员的操作，提高了效率
全字符视频矩阵切换控制系统采用了先进的矩阵切换技术和计算机技术，可以给用户提供卓越的整体性能。它具有完备的矩阵切换能力，可以在任意监视器上显示任意摄像机的图像，而且这种控制可以通过手动操作和自动切换方式来实现，用户可使用一个功能完备，按人机工程学原理设计的键盘对系统进行操作和编程。系统中最多可以使用16个键盘或多媒体终端。系统可分区：明确规定了键盘、监视器、摄像机之间的通道，进一步增强了系统的安全性。
系统划分包括：
● 键盘对监视器的通道：防止被选中的键盘访问被选中的监视器； ● 监视器对摄像机的通道：防止被选中的监视器显示被选中的摄像机图案； ● 键盘对摄像机视频的通道：防止被选中键盘收看被选中的摄像机；
● 键盘对摄像机控制设备的通道： 防止被选中键盘访问被选中的摄像机的遥控功能。
分配到10台级联的ZTX00X数字硬盘录像主机上的图像，用一台分控电脑通过多媒体软件将所有154路的图像分组实时的存储在硬盘主机中，并可将所有图像在分控电脑的19’’显示器上进行图像的切换显示、录像时间、录像方式。将视频信号传输到数字硬盘录像主机上的目的是使系统能收看和记录重点部分信号，避免信号的丢失，将所有视频图像全部记录下来。主机可分别设置每路录像速度、录像质量，在规定时间段中自动录像。可实现定时连续录像、动态报警录像、传感器报警录像三种。具有视频动态报警功能，可随意设置视频报警布防区域。数字硬盘录像主机的控制软件中提供有多种模块功能：电子地图模块；视频报警模块。适用于任何现有网络，可扩展多级分控。可随时打印抓拍的图像，以便备份。屏幕分割：1、4、9、16监视模式。按照日期、时间、监控点进行检索。采取密码授权的方式保护系统设置，防止无授权者修改系统可在每路视频上叠加监控点文字信息，方便监看。人机界面友好非常适合现代化安全防范管理的需要。
矩阵主机系统选用了有扩容余地的160路主机，这样可有6个监控点的冗余扩容。另外由于监控点数较多，因此主机系统中每路输出均含有四位年份、时间、日期、英文编号、任意中文字符或图形叠加的功能非常必要，这样，在图像显示时可清楚的各点的位置。在发生情况时可清楚的知道是什么地方出现情况。矩阵主机中含主控键盘1套和分体分控键盘2套，以便于在主控机房以外的显示器上对图像的切换进行控制。
录像存储数据时间计算方法：图象质量清晰，每小时硬盘空间占有量为10M/小时-120M/小时，通常情况下为100M/小时，甚至更低（相当于MPEG1方式300M/小时-500M/小时的画面质量）。每幅静态图像采用MEPG4硬压缩方式存储容量：每小时容量约为80M左右，1G=1024M，报价中每台数字硬盘录像主机有三块硬盘，容量合计240G（245760M）。根据商都录像时间为七天的要求，我们计算所需的容量：80M*16路*24小时*7天=215040M=210G，系统中有足够的容量存储所需的图像资料。
4.2.4显示系统鉴于有154个监控点，在图像显示系统的设计中，我公司建议采用大屏幕墙的方式，虽然造价较高，但对保安人员的工作有很大的帮助，系统配置3套屏幕墙,每套屏幕墙有9孔，其中8孔为19”监视器，1孔为50”电视机。154路视频输出在显示时可插入日期、时间、摄像机号码、摄像机标题和监视器报警状态。日期格式为年／月／日，屏幕显示使用带黑框的白色字符，以增加光照变化时的读出效果。文字控制包括水平和垂直定位。
4.3系统设备介绍
4、系统设计图纸（附图A01-A-07略）A01：系统结构示意图
A02：机房设计图 A03：一层安防系统图.A04：二层安防系统图 A05：三层安防系统图 A06：四层安防系统图 A07：四层安防系统图„„
5、机房设计
5.1 机房设计布局监控系统的机房位于商场的一层，层高约xx米，机房面积约xx平方米。根据商场土建平面结构和用户要求，我们在本着“实用、大方、美观”原则和“合理分布工作空间，缩短工艺流程，降低劳动强度，提高工作效率，确保机房内设备及工作人员安全”的指导思想。在有效的机房区合理地放置设备，缩短设备之间的连线，减少相互之间的干扰，降低信号的衰减，为中心机房中枢设备可靠运行提供保障。缩短工作人员流动路线，提高机房工作人员的工作效率，扩大了工作人员的视野，使人机对话更加便捷，更加符合21世纪信息时代的工作环境和节奏，更能体现现代智能化机房的优势和特点。为保证在紧急情况及突发事件下进行管理和控制，监控中心的机房应配置紧急广播呼叫话筒和直线电话，以便能即刻通过广播系统和电话与外界进行联络;在机房需配有接地端子,需保持恒温。机房面积约xx平方米，地面光滑、平整。门宽≥0.9M，门高≥2.1M，且环境噪声较小。机房内敷设防静电活动地板，并使地板保持光滑、平整、不起尘、室内温度应控制在24 ±2oC，相对湿度宜为30～75。线缆在室内宜置地槽或槽板内室内设备的排列，应便于维护和操作。控制台正面与墙净距1.2M，侧面与墙或其它设备的净距，在主要走道上1.5M，次要走道上0.8M，并满足安全和消防的规定要求。室内宜均匀布置照明灯具，灯光频闪效应不得直接影响观察显示屏。使观察显示屏光线柔和，平均照度150Lux。控制台装机容量应根据工程需要留扩展余地。摄像机的供电采用主控中心分布式供电方式。另外设计放置显示器和1个设备操作控制台，留有充足的设备安装和系统维护空间，满足使用要求。室内布局还应符合消防要求。5.2 机房吊顶部分机房吊顶具有的作用：吊顶上的空间可敷设监控的各类管线；可安装固定各类设备如照明设备、监控安防设备等；增强机房内的装饰效果、洁净度的要求。
面部分监控机房活动地板是一个很重要的组成部分，已成为现代化机房内必不可少的设施之一，利用它可在机房内组成一个地下空间，地板上可安装一些计算机设备，地板下的空间可用来敷设联接设备的各种电源和信号管线。另外将设备之间的连线均设在活动地板下这样既增加了机房内的整齐、美观，又便于工作人员的通行，给人以舒适的感觉。
5.3机房配电部分机房的供配电系统是一个综合性配电系统，这个系统不仅要网络设备间网络设备间监控机柜主要放置DVR、交换机、配线架等，要求有UPS供电，具体使用网络设备系统的UPS电源。为保证DVR设备的正常工作，需配置相应的空调系统。
5.3.1供电
根据系统设计，系统配电必须满足系统运行的要求，并有一定的余量。监控中心采用机房配电柜来对系统可靠、安全、合理供配电。需要配备在线式UPS电源，使系统在紧急情况停电时系统处于受控状态，备用电源容量至少能保证系统正常工作时间2小时以上。
机房供电功率要求不小于10KW，配置有5KW的2小时UPS。
前端摄像机供电统一由机房提供，以保证在市电断电时有UPS供电。
5.3.2防雷、接地
系统按照3级防雷标准进行防雷。整体设计系统防雷接地，系统各组成部分防雷接地及安全防护设计符合现行国家标准及要求。
安装在室外的立杆、各式摄像机等单元采取防雷接地措施，设电源避雷器、信号线防雷器专用防雷装置，用铜包钢接地棒做成独立接地网，在其底部有良好的防雷接地线，接地母线应采用铜质线，不得与强电的电网零线短接或混接，接地电阻不超过4欧姆。
设备监控室配电柜应安装电源浪涌抑制器，保护负载和设备的运行安全。同时机房应有专门的接地，设备接地和机架接地分开，系统接地电阻不超过4欧姆。采用联合接地网时，其接地电阻不超过1欧姆。
第五篇：变电站典型案例分析
典型案例分析
一起220kV线路保护异常跳闸的分析
一、事故简述：
XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。该220kV线路两侧保护配置为：
第一套保护包括：国电南自PSL602（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）；国电南自PSL631A（断路器失灵保护）。
第二套保护包括：南瑞继保RCS931（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保CZX-12R断路器操作箱。
甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值），线路全长9.14KM。931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式）。
XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸，602保护装置报文显示：
XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒 000000ms距离零序保护启动 000000ms综重电流启动 000001ms纵联保护启动 000027ms 综重沟通三跳
000038ms 故障类型和测距
CA相间接地 401.40Km 000039ms 测距阻抗值
136.529+j136.529 Ω RCS931保护装置报文如下：
启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560 动作相
ABC 动作相对时间 00001MS 动作元件
远方起动跳闸 故障测距结果 0000.0kM 602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。（见甲站侧931保护故障录波图）
此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是：
（一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？
（二）为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？
（三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。
（四）为什么602保护综重沟通三跳出口？
二、事故原因分析 甲站220
kV线路931保护收到远跳信号的原因为：乙站 220kV付母电压回路，因TV端子箱内电压切换回路二次线腐蚀断落，造成TV二次失压，乙站602保护TV断线相过流保护动作，后备三相跳闸。TV断线失压相过流保护定值整定950A，当时负荷电流约1040A、峰值约1470A，TV断线相过流保护动作行为正确。
乙站保护三跳后启动操作箱内三跳继电器TJQ，该继电器一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置，602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号；还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令。
根据调度定值控制字设置要求，甲站侧931保护装置收到远跳令后需进行就地判别。判据为：保护是否启动，如果保护启动同时有远跳信号则出口跳闸。乙站侧断路器跳闸为负荷电流情况的TV断线过流保护动作所致，系统无实际故障，正常情况下甲站侧保护不应启动，远跳不会出口。
但根据甲站侧保护录波图显示，在三相负荷电流消失的瞬间有短时零序电流，有效值495A左右（峰值700A左右），线路电压在三相电流消失后继续存在25mS，说明此零序电流系乙站侧断路器跳闸不同期所致。
也就是说乙站侧断路器在TV断线过流保护动作后，断路器三相跳闸时存在非同期，造成短时间线路非全相运行，在负荷电流下使得甲站侧保护装置感受到了零流突变，而931保护电流变化量启动定值为200A（一次值）、零序启动电流定值200A，符合保护启动条件，所以甲站侧931保护远方跳闸出口，跳开甲站侧三相断路器。
931保护装置三跳动作同时通过本屏上“至重合闸”压板向602保护发三跳启动信号。602保护重合闸正常投单重方式，收到外部三跳启动信号后即闭锁重合，同时沟通本保护三跳回路，综重直接发三相跳闸令即为“综重沟通三跳”。甲站侧虽然两套保护都三跳出口，但录波图显示931保护先于602保护动作27ms，故虽然两套保护都动作，操作箱上只有931第一套保护出口时作用于第一组跳闸线圈的“TA、TB、TC”信号。602保护再动作时断路器已基本跳开，故操作箱上第二组跳闸线圈无跳闸信号。
由于此次保护动作为非全相引起的零序启动后的远跳，931保护装置因母线电压没有突变，距离保护未动作，故无测距。
又由于不同保护的软件差异，602保护装置显示“距离零序保护启动，故障类型CA相间接地”，根据故障分析，负荷线路B相断线有CA相间接地故障性质，可初步判断B相为乙站断路器不同期较前相。测距401.4kM反应的是C、A相负载阻抗测量值。由于此次602纵联保护中距离正方向元件只启动而未动作，所以602纵联保护虽然在本侧启动前27ms就收到允许信号但本侧正方向元件未动作，故602纵联保护未出口。
通过上述分析，乙站侧TV断线过流动作只跳乙站侧断路器比较合适，远跳原因为重负荷情况下乙站断路器三相分闸不同期引起。
三、经验教训和措施、建议
1）可考虑远跳回路中就地判别适当增加延时，躲过开关分闸不同期所导致的保护误启动。
2）目前较多220kV线路保护中“分相电流差动保护的远跳”和“光纤纵联保护的其它保护允许发信”都由操作箱中的TJQ和TJR（永跳继电器）继电器接点并联后启动。建议改为只有TJR启动，以减少断路器在事故中不必要的多动或误动，对事故的判别和处理都是有利的。3）应提高对分相断路器的同期性要求。
附：
RCS931和PSL602保护装置故障录波图，该继电器一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置，602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号；还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令。
------------意思是不是继电器有两接点？（一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置）
如果是的话：还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令（这个“还有一接点”是不是指602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号以后，602另外开入931的接点呢？怎么接的那么多环节呀？我们站好像都没有主保护发远跳令呢，都是主保护判差流后动作本侧而已。这个配置合理吗？）
你们站都没有主保护发远跳令，都是主保护判差流后动作本侧而已。这个配置合理
福建省超高压输变电局500kV福州变1号联变的零序保护动作跳三侧开关。2006年1月13日11时11分，500kV福州变1号联变RCS-978保护的220kV侧零序过流保护动作跳开1号联变三侧开关。经检查一次设备正常，1号联变于当日17时41分恢复运行。
经检查分析，主变跳闸时，继保人员正在检查1号联变ABB保护过负荷继电器告警缺陷，过负荷回路所在CT二次回路后级尚接有RCS-978保护的220kV侧零序过流保护，试验前将该CT进过负荷保护的电流回路（X211:30与X211:30A,X211:31与X211:31A,X211:32与X211:32A之间）短接，并将其经过负荷回路的试验连接片（X211:30A，X211:31A, X211:32A）断开。试验从A过负荷继电器（RAVK3）背板加入试验电流。因B相电流试验联片中间固定螺杆断裂，连接片X211:31A外层联片目测已断开，但内层没有脱开，造成此端子上的B472与X211:31A上下端子间未完全隔离。试验电流通过连接片内层导通而引入到B472后级的RCS-978保护回路，造成#1联变RCS-978保护的220kV侧零序过流保护动作。
暴露问题：ABB保护屏内电流端子中间连接片联动固定螺杆存在机械故障隐患，联接片设计不合理，未能形成明显的开断点。
安徽省合肥供电公司220kV东北郊变电站2号主变110kV侧零序过流保护动作跳开主变三侧开关。
东北郊变运行方式：220kV1号主变空载运行，101开关热备用；2号主变运行，102开关运行于110kV Ⅱ母线；100开关并列110kV双母线运行，141、142、143、144、145、146运行110kVⅡ母线。
事故经过：2006年10月12日17点50分，东北郊变220kV2号主变110KV侧零序过流保护动作，跳开2号主变三侧开关，220kV2号主变保护盘 跳A 跳B 跳C灯均亮。检查#2主变本体及三侧开关无异常。因110kV系统环网运行，141、142、144、145线路所带的110kV变电站备自投正确动作，35kV侧仅带站用变及电容器运行，143、146线路少送电量1.5万千瓦时。18点10分，恢复东北郊变正常运行方式。
跳闸原因：10月12日下午，220kV东北郊变电站110kVⅡPT更换后，自动化所保护二班进行2号主变带负荷测110kV侧零序方向保护、复合电压方向向量工作。由于2号主变110kV侧零序过流保护未停用，且它与零序方向保护接于同一绕组，17时50分，保护二班在测零序方向向量，短接电流回路时，由于当时负荷电流较大(二次电流达到2.72A)，而零序过流保护定值为1.5A，2S，因此造成110kV侧零序过流保护动作跳开三侧开关。
暴露问题：
1、生产管理不规范，工作申请把关不严，自动化所在报2号主变带负荷测向量工作前，未认真组织对工作内容进行分析讨论，不清楚2号主变110kV侧零序过流保护与零序方向过流保护接于CT同一电流绕组。
2、现场工作前准备不充分，在工作前没有对要检验的2号主变保护设备运行状况及保护图纸进行核对，危险点分析不认真，对测向量工作中引起设备安全运行的关键环节危险点，没能分析到位并采取控制措施。
3、现场作业指导书不规范，作业指导书工作流程简单，关键步骤没有制定详细的工作流程。
4、现场二次工作安全措施票执行不严，安全措施未按操作步骤详细填写。
5、自动化所对员工的安全技能培训不够，近几年保护人员流动性大，现场工作负责人上岗时间不长，现场工作经验缺乏。
福建省南平电业局测控装置故障造成220kV九越变马越线223开关跳闸
故障前运行方式：220kV马越线223开关、1号主变22A开关接220kVⅠ段运行，水越Ⅰ线229开关接220kVⅡ段运行，220kV母联22K开关运行。
事故经过：2006年7月12日10时32分，九越变220kV马越线223开关跳闸，保护未发任何信号，运行人员到保护小室和开关场地进行巡视检查均未发现异常情况，10时45分汇报中调，于10时48分恢复九越变220kV马越线223开关运行。因220kV系统环网运行未造成少送电。
故障原因检查：11时继电保护人员到现场检查保护设备、测控设备、开关设备运行情况，13时打开220kV马越线223开关测控装置面板，闻到焦味，随后向调度申请退出测控装置进行检查，发现220kV马越线223开关测控装置内部开出板S3继电器（跳闸出口）的印刷电路有烧焦痕迹，用手触摸印刷电路板温度较高，判断为测控装置内部开出板在运行过程中温度过高，造成S3继电器损坏。同时对外回路进行检查，发现S4继电器（跳闸出口）背板接线端子6、8处因多股铜导线压接工艺不良造成金属丝短路。暴露问题：经综合分析确认本次220kV马越线223开关跳闸的原因是测控装置在运行过程中温度过高，使得装置内部开邮板S3继电器损坏造成接点接通，且测控装置S4继电器接点在背板接线端子6、8原已短接，造成跳闸回路连通，直接将开关跳闸。事后继电保护班利用备用开出板更换已损坏的插件，并对其他背板端子进行全面检查，未发现其他异常情况，测控装置已正常运行。
花石线光纤纵差保护误动
事故分析
事故经过
2006年12月1日12时21分，因现场施工吊车误碰青海330kV湟源变330kV I母C相致其故障，母差保护正确动作跳闸。与此同时，330kV花石线CSC-103A纵差保护发生区外故障误动，线路C相开关跳闸，重合闸动作并且
重合成功。事故分析
经查，保护误动原因是因330kV花石线花园变侧户外端子箱内3331开关LH与3330开关LH的N回路间短接线断裂（见附图1），3330开关LH的N回路与CSC－103A保护电流N回路脱离，造成电流回路缺陷，当花石线区外故障时，差流增大，引起光纤差动保护误动作。
而导致“和电流”两组LH二次N线间短接线断裂的原因是设备安装施工剥线时造成该线损伤，在长期的户外运行条件下，损伤处经长时间氧化和多次运行检修检查，造成连接面越来越小，最后导致短接线损伤处断裂。I母发生故障时，对于线路保护来说是属于区外故障，不考虑负荷电流，IC1和IC2大小相等，方向相反。流过线路保护的电流ILC=IC1+IC2，由于3330CT的N相短接线断线，IC2=0，因此ILC=IC1，线路保护因此误动。
结论
CSC-103A纵差保护属区外故障误动。不正确动作责任为运行部门继电保
护运行维护不良。
整改措施
1、提高工程施工质量，尤其应重视工程遗留问题的处理。
2、加强人员责任心，提高运行维护水平。花石线跳闸后，检查发现花石线LH端子箱内其“和电流”的两组LH的N回路间短接线明显已断裂，但是在最近一次保护检验及年内的春季和秋季安全大检查中均未被发现，这就充
分说明了人员的责任心亟待加强。
3、改变在继电保护验收、定期检验中存在“重装置、轻回路”的意识。不能把大部分时间花于检查装置的功能试验上，而对继电保护二次回路检验粗枝大叶，造成二次回路缺陷无法及时发现。
评分人数
渭北Ⅰ线路PSL-602A高频保护误动
1.经过: 2007年8月19日9时9分，330千伏北蒲Ⅰ线故障跳闸。同时，北渭Ⅰ线渭南变侧PSL-602A高频保护动作，开关重合闸成功。
2.原因
经检查，误动原因为北郊变侧北渭Ⅰ线PSL-602A装置软件使用错误，应使用3/2接线方式的软件，实际使用双母接线方式的软件。由于两种软件对开入量端子定义不同，在北蒲Ⅰ线故障开关跳闸后，该开关位置开入量被北渭Ⅰ线PSL-602A装置错误地识别为“跳闸反馈”，使北郊侧高频保护误停信，导致对侧高频保护误动。
江苏省常州供电公司因保护闭锁原理设计性缺陷，500千伏武南站220千伏ＰＴ电压失去，引起2号主变后备保护误动，开关跳闸。
事故经过：2006年3月1日11时39分，500千伏武南站因220千伏Ⅲ、Ⅳ段母线压变控制直流消失，造成3号主变220千伏侧后备距离保护动作，3号主变三侧5011开关、5012开关、4503开关、3530开关跳闸。经回路分析和现场实物查勘，发现220千伏Ⅲ、Ⅳ段母线压变直流控制回路熔断器为螺旋式ＲＬ１－15（6Ａ），运行过程中氧化，引起接触不良，使220千伏Ⅲ、Ⅳ段母线交流电压各次级同时失去。3号主变220千伏侧距离保护为ＡＢＢ公司的ＲＥＬ511（1．2版本）装置，保护动作闭锁原理存在设计性缺陷，当母线交流电压均失去时，该装置无法实现距离保护的可靠闭锁，以致跳闸。12时07分，总调发令停用３号主变220千伏侧距离保护，12时20分，总调发令３号主变送电，14时30分，总调发令启用３号主变220千伏侧距离保护。
暴露问题：ＡＢＢ公司３号主变ＲＥＬ511保护（1．2版本）220千伏侧后备距离保护在正常电流下，母线交流电压失去时，防误功能缺损，无法实现距离保护的可靠闭锁，会造成误动作。
继电保护动作的一个案例分析
本来打算把它放在继电保护“典型案例分析”贴中，不过不能上传压缩文件，比较郁闷！
图片也截不下来！唉！
XXXX年X月X日XX分，XXX变220kV甲线和乙线开关跳闸，乙线开关B相跳闸后重合成功，甲线开关三相跳闸不重合。故障前乙线的潮流为38.6万千瓦，甲线线路为本侧向对侧充电状态。甲线和乙线开关保护配置均为南瑞的RCS931和南自的PSL602数字式线路保护。当时，甲线开关保护的主保护和重合闸停用，其余保护投入运行，乙线开关保护均在投入状态。故障发生后，保护信号统计如下：（1）甲线
保护装置
动作信息
PSL602保护
接地距离Ⅰ段动作，B相故障保护三跳出口，故障测距8.61km PSL631A失灵保护
失灵重跳B相，失灵重跳三相 CZX操作箱
“TA”，“TB”，“TC”灯亮 GXC-01光纤信号传输装置
无 RCS931保护
无
SCADA系统光字牌
PSL602装置保护动作，PSL631A装置失灵重跳，第一组出口跳闸，第二组出口跳闸（2）乙线
保护装置
动作信息
PSL602保护
纵联保护B跳出口，重合闸动作，B相跳闸重合成功，故障测距-290.54km, PSL631A失灵保护
失灵重跳B相 CZX操作箱
“TB”，“CH”灯亮
GXC-01光纤信号传输装置
发信“KA”，收信“KA”灯亮 RCS931保护
无
SCADA系统光字牌
PSL602装置保护动作，GXC-01装置动作，PSL602重合闸动作，PSL631A装置失灵重跳，第一组出口跳闸，第二组出口跳闸 所有故障录波器启动，所有220kV线路收发信机启动。现场一次设备检查正常。
甲线：故障时，B相电压由正常的57V下降为19V，A,C相电压正常，3U0在B相电压下降的同时产生，大小为33V，方向与B相电压相反。B相电流由充电电流0.1A左右突变为48A，一次故障电流约为24kA左右，A,C相电流没有过大的变化。
乙线，正常负荷电流是1.5A左右，故障时，A相电压为55.8V，B相电压59V，C相电压56V左右，3U0电压10V、相角-141°，A相电流0.8A、相角174°, B相电流1.98A、相角6.5°，C相电流1.55A、相角-64°，3I0电流为2.45A、相角-60°，此时，3I0超前3U0为77°。
经确认，甲线保护动作正确，为区内B相接地故障，乙线区内无故障，试分析乙线误动作原因。
附件中包括波形图以及乙线误动原因分析，不看后悔哦！
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