变电站事故处理作业指导书

10.1总则

10.1.1电气设备因异常运行或故障跳闸而进行的操作，均称为事故处理。

运行信号分类：一般情况下运行信号可分为四类： a) 事故信号：断路器事故跳闸，保护、自动装置动作； b) 第一类告警信号：本站设备异常运行或故障；

c) 第二类告警信号：系统干扰，保护自动装置启动，参数越限； d) 第三类告警信号：正常运行信号。

10.1.2事故处理的主要任务

a) 迅速事故发展，消除事故根源，并解除对人身和设备安全的； b) 保持设备继续运行，保证或恢复站用电源； c) 用一切可能的方法保持电网稳定运行； d) 尽快对已停电的用户和设备恢复送电； e) 尽速使电网运行方式恢复正常。

10.1.3异常运行和事故处理一般规定

a) 发生异常信号时运行值班人员应分清楚信号类别进行处理。

b) 设备发生第一类告警或事故跳闸后,当值值班长必须迅速向相关调度员报告如下内容：

1.事故发生的时间2.断路器跳闸情况3.继电保护及自动装置动作情况包括：①何种保护，第几段动作跳闸②何种自动装置动作，何种保护动作，有什么信号③周波、电压、负荷变动情况4.有关事故的其他现象和情况

c) 第二、三类告警信号频繁发生或不能复归时，可能是设备故障的反映，应作为第一类告

警信号处理。

d) 参数越限告警时，值班人员应及时报告调度，越限期间要加强监视，记录越限起止时间、

最大越限值。

10.1.4 事故处理的组织指挥。发生事故时，参加事故处理人员必须服从当值值班长统一指

挥，不可混乱。处理事故时，当值值班长应留在主控室，指挥事故处理，并与调度保持联系；如有必要离开主控室应指定专人（值班员）负责电话联系。

10.1.5事故发生在交期间，由人员负责处理事故，直到事故处理完毕或告一段落，

方可继续交。在此期间人员应根据值班长的需要协助处理事故。

10.1.6发生事故时，站长或技术员可以对当班值班长发布指示，但其指示不得与上级调度

员的命令相抵触。

10.1.7事故处理完毕后，运行人员应按照要求填写故障跳闸报告，并依规定保存上报。 10.1.8发生事故跳闸后，值班人员应立即查明：

a) 哪些保护或自动装置动作。

b) 是单相（哪一相）还是三相跳闸，是否重合，重合是否成功。 c) 查清微机监控系统打印记录的内容。 d) 检查保护小室装置面板和信号显示。 e) 检查故障录波器是否动作。

f) 到现场检查相关设备有无异常，将检查结果详细汇报当值调度员。

10.1.9事故处理时，倒闸操作可不填写倒闸操作票，但应做好有关操作记录。转入正常操

作时，应按有关规定填写倒闸操作票。

10.1.10

下列紧急情况可以先操作后汇报：

a) 停下对人身和设备安全有直接威胁的电源。 b）隔离已损坏的设备。

c）电压互感器二次小开关掉闸或保险熔断时，将可能误动的有关继电保护和安全自动装置停用。

10.2设备的异常运行和故障处理

10.2.1主变的异常运行和事故处理

10.2.1.1 变压器异常处理

变压器在发生下列情况之一时,必须立即向调度汇报，按调度命令处理： 1) 变压器冒烟、着火、喷油。

2) 变压器内部发生剧烈的不规则噪音且明显增大，并伴有爆裂声。 3) 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。 4) 压力释放装置动作或向外喷油。 5) 严重漏油使油面降低，油位计指示为零。

6) 套管有严重的破损和放电现象。

7) 变压器附近着火、爆炸、对变压器构成严重威胁。 8) 确证变压器危及人身安全、设备安全。 10.2.1.2 变压器跳闸：

变压器跳闸应首先检查是哪些开关跳闸，是什么保护动作，检查故障录波器动作情况，判断故障性质，并立即到现场检查主变压器有无喷油、闪络、冒烟，压力释放阀是否动作及其它故障现象。如系大差动保护动作，还应检查大差动范围内全部配电装置有无短路、闪络、断线等故障。变压器主保护（差动、瓦斯）动作，在未查明原因并证实变压器内部确实无故障之前，不得将主变压器合闸送电。 10.2.1.3 冷却装置故障 10.2.1.3.1 装置故障处理原则：

监控系统发变压器冷却器故障时，运行人员应立即到现场检查备用冷却器是否已经自动启动，若未启动应手动投入备用冷却器，保证主变压器运行工况所需要的冷却器组数，然后进行相应检查处理。

10.2.1.3.2 故障类型及基本处理方法：

a. 如有个别风扇停转，应立即切换到另一组风扇运行，然后检查热继电器是否动作及动作原因。

b. 个别油泵停转，应立即投入全部风扇，然后检查油泵继电器是否正常，热继电器是否动作及原因。如查明是油泵电机故障，应紧急申请更换电机。 c. 一组风扇停转，可能时该组继电器发生故障，更换风扇继电器

d. 一组冷却设备停转，应立即检查该相冷控柜内电源设备和连线，空气小开关、接触器等是否完好，热继电器是否动作。

e. 三相冷却设备电源全部停转，应检查配电室电源。

f. 当一相或三相冷却设备停转时，在检查处理时，应立即向调度汇报。

g. 由于一相电源故障引起冷却设备停运的情况下，在电源恢复后，一般都要复归热继电器，才能使冷却设备重新启动。 h. 冷却器全停，处理见 10.2.1.3.3 10.2.1.3.3 冷却器全停处理

1) 检查变压器的负荷情况，密切注意变压器绕组温度、油温、油位情况

2）立即检查工作电源是否缺相，若冷却装置仍运行在缺相电源中，则应断开连接。

3）立即检查“主变动力电源箱”，“冷却控制箱”小空开、接触器、熔断器、热继电器等工作状态是否正常，若有问题，立即处理。具体处理如下：

a) 立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压是否正常，若正常，则迅速切换至该工作电源。

b) 站用电源至少有一路供电正常，而“主变动力电源箱内”电源小空开跳闸，可试合一次。如试合不成功，应检查小空开下口至风扇之间的短路点。或直接用电缆从动力箱引接电源至“冷却控制箱”或风扇控制箱。

c) 如果是接触器发生故障，可将接触器用短接线短接，将接触器隔离，使之正常运行。需准备短接线。

d) 如果是熔断器故障，应更换同样型号的熔断器。

e) 若冷却控制箱电源部分已不正常，则应检查所用电配电屏负荷断路器、接触器、熔断器，检查站用变压器高压熔断器等情况，对发现的问题作相应的处理。

f) 现场检查一组电源消失或故障，应手动投入备用电源不成功，应检查切换回路的继电器、电压继电器、交流接触器及常闭接点，找到原因后用短连线短接该接点或继电器。

g) 现场检查两组电源全部消失或故障，如果主变交流动力箱内小开关或380V配电室抽屉式开关全部跳开，可试合一次，再次跳开说明回路有故障，尽快用380V电缆轴在检修箱内接临时电源一组，使冷却器恢复运行，在接线时保证相序正确，防止电机反转或烧损，再继续查找出故障点进行处理。

h) 如果为380V抽屉式开关故障，可更换同型号的备用开关试送电后，检查冷却器运 行正常。

i) 变电运行人员应及时将情况向调度及有关部门汇报。

在冷却设备部分或全部停运期间，必须对主变压器加强监视，密切注意其温度和负荷的变化。 10.2.1.4 油温高、油位异常

1) 油温升高的故障处理：

a. 变压器油温达到55℃时辅助冷却器未启动，则手动投入，注意监视油温变化。 b. 检查变压器就地及远方温度计实际指示是否一致，用手触摸比较其它相本体油温有

无明显差别；

c. 若因长期过负荷而引起变压器油温高，应向调度汇报，要求减负荷； d. 变压器声音是否正常，油位有无异常变化，有无其它故障迹象。

e. 若在正常负荷、环境和冷却器正常运行方式下变压器油温仍不断升高，则可能是变

压器内部有故障，应及时向调度汇报，征得调度同意后，将变压器退出运行，并做好记录；

f. 变压器油温达到75℃发报警信号，此时应按有关规定采取措施，当继续上升时，

应立即申请调度将变压器退出运行。 10.2.1.5 变压器油位异常的故障处理：

a. 油枕油位过高或过低时，均发“油枕油位异常”信号。运行人员应到现场检查设备

有无异常情况，同时，向上级调度汇报，并监视油位变化情况，通知专业人员进行必要的检查和分析。

b. 检查油箱呼吸器是否堵塞，有无漏油现象。查明原因汇报调度及有关领导。 c. 若油位异常降低是由主变漏油引起，则需迅速采取防止漏油措施，并立即通知有关

部门安排处理。如大量漏油使油位显著降低时，禁止将重瓦斯改信号。若变压器本体无渗漏，且有载调压油箱内油位正常，则可能是属于大修后补油不足。 d. 若主油箱油位异常低，而有载调压油箱油位异常高，可能是主油箱与有载调压油箱

之间密封损坏，造成主油箱的油向调压油箱内渗。

e. 若油位因温度上升而逐渐上升，最高油温下的油位可能高出油位指示（并经分析不

是假油位），则应放油至适当的高度以免溢出。应由检修单位处理。

10.2.1.6 轻瓦斯动作告警

1) 轻瓦斯动作可能有以下原因： a. 变压器内部有较轻微的故障气体产生； b. 由于检修或其它原因漏入空气；

c. 油位严重下降到瓦斯继电器顶盖以下，使气体继电器动作； d. 外部发生穿越性短路故障； e. 直流多点接地、二次回路短路； f. 轻瓦斯继电器本身故障误发信号。

2) 轻瓦斯告警时，应立即到现场检查变压器油位、油温、声响及外观是否正常。检查

瓦斯继电器内有无气体，若有气体由专业人员取气，并由专业人员进一步化验分析作出鉴定。

3) 如瓦斯继电器内无气体，可能是瓦斯继电器误动作，应进一步检查原因。如查明原

因是瓦斯继电器本身故障误动，可申请将该相瓦斯保护停用，以防重瓦斯误动跳闸。

10.2.1.8压力释放阀动作告警

1) 当压力释放阀动作告警时，运行人员应立即到现场，检查设备外观，温度和声响是否正常，有无喷油，冒烟，强烈噪音和震动以及温度异常升高等故障迹象，应特别注意压力释放阀是否恢复到关闭状态。

2) 当变压器压力释放阀动作时，发告警信号，其原因： a. 内部故障；

b. 变压器承受大的穿越性短路； c. 负荷较大，油位油温高；

d. 压力释放阀装置二次信号回路故障； e. 大修后变压器注油较满；

1） 压力释放阀动作应根据变压器本体保护或其它保护有无动作情况进行综合分析，若仅有压力释放阀动作，而无其它任何保护动作，则有可能是该装置误动，经专业人员认可后可以继续运行；若压力释放阀动作并伴随有其它保护（如瓦斯，差动等）动作，则说明有内部故障或大的穿越性短路，当确认为内部故障时，严禁送电。

2） 若压力释放阀喷油（或漏油）而无压力释放阀动作信号时，运行人员除检查负荷、温度、声响和其它保护动作情况外，还必须请专业人员来检查有关的信号回路是否正常。 3） 压力释放阀喷油时，运行人员应将现场检查情况（包括负荷、温度、声响其它保护动作情况和其它异常情况等）立即向上级调度汇报，同时，对变压器进行严密的监视并做好记录，待有关专业人员进行进一步的检查和处理。 10.2.1.9 变压器着火

1) 变压器着火时，应立即切断5022、5023、203、303断路器和380V冷却装置的电源，使各侧至少有一个明显的断开点，然后用灭火器灭火，并投入自动灭火装置，同时立即通知消防队。

2) 若油溢在主变顶盖上着火时，则应打开下部油门放油至适当油位；若主变内部故障引起着火时，则不能放油，以防主变发生严重爆炸。

消防队前来灭火，必须指定专人监护，并指明带电部位及注意事项。

10.2.2 断路器异常运行和事故处理

10.2.2.1 500kV断路器设备异常运行和事故处理 10.2.2.1.1 500kV断路器设备异常运行

1) 断路器在进行操作中发生非全相时，现场值班员应立即断开断路器并报告网调值班调度员；断路器在正常运行中发生两相断开时，现场值班人员不待网调命令直接断开该断路器；若发生一相断开时，现场值班人员可不待网调命令试合一次断路器，如合闸无效应立即报告网调值班调度员；断路器在运行中出现重大缺陷时，应立即向所辖调度员、局调及所领导汇报。

2) 当SF6气压低于0.45Mpa（20℃时）发出“告警”当SF6气压低于0.40Mpa时发出“闭锁”。

3) 压力降低禁止重合闸:在操动机构的压缩空气泄露，气压下降时由压力开关发出的。在断路器正常运行时的额定空气压力为1.5MPa，当气压下降到1.43Mpa时发出“压力降低禁止重合闸”，而当气压升到1.45Mpa时。解除闭锁。

4) 空气低气压闭锁:当空气压力≤1.20Mpa时，发出“空气低气压闭锁”。 原因：操作机构的压缩空气泄露，气压下降至1.20Mpa以下或空压机损坏； 10.2.2.1.2 故障处理

 不能电动分、合闸 检查项目：检查控制电压

检查线圈、压力开关及辅助开关，二次元件的接线是否断开，接线端子是否松动，若气压低，可将气压升至额定值并检查压力开关。 检查是否可手动分、合闸。

 SF6气压低 检查项目：寻找漏气点 检查密度控制器有无误动作；

 压缩空气压力低 检查项目：检查控制电压；

检查有无断线、端子松动、线圈、压力开关及辅助开关； 检查空压机及油位；

10.2.2.2 220kV断路器异常运行和事故处理

10.2.2.2.1 在运行中发现下列情况时，应立即申请调度进行紧急停电处理（同时采取相应的停电操作措施）。

a. 线路故障跳闸重合不成功或重合闸故障未重合时，应检查断路器（包括各种压力、电源等）及现场设备确无异常后，在得到调度许可后，可以试送电，但必须停用重合闸。

b. 当液压机构油压、气动机构气压降至零压闭锁或分、合闸闭锁。 c. 当SF6气体压力降至闭锁断路器压力值，造成分、合闸闭锁。 d. 瓷瓶严重损坏

e. 引线接点、接头及金具过热发红严重。

10.2.2.2.2 断路器弹簧机构未储能或不到位，致使分闸或合闸闭锁。应立即检查液压系统是否严重漏油，致使油泵不能维持油压，如果液压系统并无明显漏油现象时，运行人员应进行下列检查：

 LW15B—252Y型断路器压力表指示和微动开关位置，证实压力是否确已下降。  如果压力下降而油泵未启动，应检查油泵电源及控制回路是否完好，在油泵电源恢复后，油泵应能启动打压至正常值。

 如果控制回路电源或油泵不启动，应检查油泵有无问题。如油泵本身故障但未闭锁

时。

10.2.2.2.3 SF6压力低

SF6断路器的SF6压力降至0.55Mpa时，发“SF6压力降低”信号，运行人员应到现场检查断路器情况，通过检查SF6压力表判断相别并进行汇报，等待专业人员处理。SF6压力降至0.5Mpa以下时，则断路器分、合闸闭锁，并发闭锁信号，这时应按断路器故障的有关内容进行处理。当断路器出现压力降低，闭锁操作时，可用刀闸解开母线环流或用断路器串带的方式将压力异常的断路器停电。 10.2.2.2.4操动机构不能自动贮能

 原因：电动机控制回路低压空气开关未合闸 电压过低 电动机出现故障 碳刷损坏

 处理方法：检查低压空气开关能否正常合闸 检查电源电压值 更换电动机 更换碳刷

10.2.2.2.5 电动机能运转但碟片弹簧不能贮能

 原因：压力释放阀在打开位置 油泵损坏

油位过低 过滤器阻塞

 处理方法：合上压力释放操作杆 更换油泵 充液压油 更换过滤器

10.2.2.2.6 操动机构不能分、合闸操作

 原因：操作电压过低 分、合闸线圈损坏 辅助开关动作失效

 处理方法：检查操作电压值 更换分合闸线圈 更换辅助开关

10.2.2.2.7 操动机构锈蚀

 原因：加热器回路低压空气开关未合闸 加热器回路电压过低 加热器损坏

 处理方法：检查低压空气开关 检查加热器回路电压值 更换加热器

10.2.2.2.8操动机构频繁打压。为了防止贮能电机过热而损坏，贮能电机启动每小时不能超过20次。

 原因：压力释放阀密封部位泄露 液压系统内部泄露

 处理方法：紧固压力释放阀螺钉

对机构多次进行手动分合闸操作后，机构贮能至额定压力，关闭电机控制开关24小时后碟片弹簧压缩量变化不得大于30mm，超过30mm表示有故障，需进行处理，如不能排除故障，需通知制造厂进行修理。

10.2.2.2.9超时打压故障：

 信号的来源：油泵电机热耦继电器动作；

油泵起动运转超过3分钟。

 产生的原因：油泵电机缺相起动； 电机损坏； 油泵故障； 管道严重漏油。

 故障的处理：立即到现场检查，注意电机是否仍然在运行； 立即断开油泵电机电源小开关；

检查油泵三相交流电源是否正常，如有缺相（如保险熔断，接触不良，端子松动等），立即进行更换或检修处理； 检查电机有无发热现象；

合上电源开关，这时油泵应起动打压恢复正常。如果三相电源正常，热继电器已复归，机构压力低需进行补充压力时而电机不起动或有发热、冒烟、焦臭等故障现象，则说明电机已故障损坏；如果电机起动打压不停止，电机无明显异常，液压机构或气动机构压力表无明显下降，可判明油泵故障或机构内有严重漏油现象，应立即断开电机电源。 发生电机和油泵故障或管道严重泄漏时，应报紧急缺陷申请检修并采取相应的措施 10.2.2.2.10断路器弹簧储能不能停止或不到位的处理：主要原因可能是限位错位，运行人员应立即断开电动机电源，使电机停止运转，并向调度汇报，通知专业人员来站处理； 10.2.2.2.11 合闸闭锁：

 原因：操动机构液压油的压力低； SF6压力低于0.5Mpa；

 检查和处理： 如果是保护动作引起合闸闭锁则应复归信号，若闭锁信号不能复归待查明原因后，按调度命令进行处理； 

如果是油压或气压低应检查电机电源及电机是否正常，控制回路是否正常。

 如果合闸闭锁故障造成断路器不能继续运行，则应申请调度将该断路器退出运行，等待专业人员检修。 10.2.2.2.12分闸闭锁：

 原因：SF6压力低于0.5Mpa；

机构压力下降

 检查和处理：检查SF6气体压力值是否正常

断开断路器机构箱内的跳闸电源小开关或停用跳该断路器的保护出口压板；

若出现分闸闭锁故障，运行人员不能处理时，则应申请调度根据设备异常处理的规定，采取相应的停电操作措施。对于220kV的断路器可以先倒母线，再用母联断路器串断，将断路器退出运行；

10.2.2.2.13 合闸直流电源消失：

 当断路器的合闸电源开关跳闸或断开时，发“合闸直流电源消失”信号。说明合闸回路有故障或合闸电源开关未合上。

 合闸直流电源消失的处理：运行人员应检查合闸回路有无异常（如合闸继电器、合闸线圈等）或合闸电源开关未合上的原因。如果未发现明显异常现象，运行人员可将合闸直流电源开关试合一次，如果未再次跳闸，说明已正常；如果再次跳闸，说明直流回路确有问题，应申请调度停用重合闸。并请专业人员来处理。 10.2.2.2.14断路器拒分、拒合：

 原因：控制电源失压；

断路器分、合闸闭锁（包括弹簧储能机构未储能）； 断路器操作控制选择小开关置于“就地”位置； 控制回路断线；

分、合闸回路电气元件故障（如操作控制把手、断路器的辅助接点、跳合闸线圈、防跳继电器、分合闸闭锁回路和同期回路等）。

 检查和处理：如果是控制电源失压，则运行人员可更换电源保险和试合电源开关一次，若不成功，说明回路有故障；

断路器机构故障则按机构故障有关内容进行处理。

若控制回路断线、跳合闸回路电气元件或控制电源回路故障，则必须由专业人员来进行处理。 当故障造成断路器不能继续运行时，应按断路器分闸和合闸闭锁的有关方法进行处理，将断路器退出运行。

当断路器发生爆炸时，运行人员应迅速断开故障断路器各侧的断路器及故障断路器两侧刀闸。若SF6断路器爆炸，在无防毒措施情况下，运行人员不得在其下风侧停留。 10.2.2.2.15 断路器在正常运行中发生两相断开时，现场值班人员经调命令直接拉开断路器。断路器在正常运行中发生一相断开时，现场值班人员经调命令试合一次断路器，如合闸无效则应立即报告值班调度员。值班调度员尽快将该设备停用。

10.2.3隔离开关异常运行及事故处理

10.2.3.1 隔离开关电控分、合闸操作失灵后，应检查：

 三相动力电源回路是否良好；

 电气闭锁条件是否满足，闭锁回路是否正常，小开关是否跳闸；  热耦继电器是否动作未复归；

 操作回路是否正常有无断线、端子松动或明显接线错误；  接触器或电动机是否正常；

 隔离开关机构箱门未关好或手动操作的闭锁开关未打开，造成电气闭锁。 10.2.3.2 当隔离开关电控操作失灵，运行人员无法处理时，但又必须操作隔离开关时，可经站领导或有关技术人员同意，方可允许现场进行手动操作处理。

10.2.3.3隔离开关带负荷误合刀闸，没有起弧时应停止操作,将误推隔离开关拉开,如已起弧，则应把这项操作进行到底；禁止把误推上的隔离开关再拉开； 10.2.3.4下列情况应立即申请停电处理:

1) 瓷瓶严重破损、放电(包括底座)； 2) 瓷瓶因放电爆炸； 3) 刀口过热熔焊； 4) 传动机构故障；

5) 当接头、接点部分过热时，需立即向调度和局里汇报，设法申请调度减少负荷，并

加强对设备的监视，必要时，应将隔离开关退出运行或用其他方法进行处理。

10.2.3.5隔离开关和接地刀闸不能机械操作

10.2.3.5.1 当隔离开关和接地刀闸不能机械操作时，运行人员应进行下列检查：

 主刀闸与地刀之间的机械闭锁是否未解除；

 机械传动部分的各元件有无明显的松脱、损坏、卡阻和变形等现象；  动、静触头是否变形卡阻。

10.2.3.5.2当隔离开关发生机械故障时，运行人员应尽可能将隔离开关恢复到操作前的运行状态，并通知专业人员尽快进行处理。

10.2.3.6刀闸严重不同期或合不到位，应拉开再次合闸，如确实三相无法同时合上或合不到位，应通知专业人员进行检修处理。 10.2.4 电压互感器异常运行和事故处理： 10.2.4.1出现下列情况应立即申请停电处理：

 电压互感器内部有严重放电声和异常声响。  电压互感器爆炸着火，本体有过热现象。  电压互感器向外喷油。

10.2.4.2电压互感器着火时，应先断开电源，在采取了必要的安全措施后，可使用沙子或干式灭火器进行灭火。

10.2.4.3电压互感器二次小开关跳闸的故障处理：

 当电压互感器二次小开关跳闸时，会出现“PT断线 ”的告警信号，运行人员应查明是

哪个小开关跳闸，再根据该小开关所带的二次负荷情况进行处理。  保护回路电压互感器二次小开关跳闸，应申请将受到影响的保护装置停用。  同期回路电压互感器二次小开关跳闸，不得进行与该回路有关的开关的并列操作。  计量回路电压互感器二次小开关跳闸，应记录其起止时间，以便估计对电量的影响。  经外观检查未发现短路点，有关保护装置停用的条件下，允许将跳闸的电压互感器二次

小开关试合一次。如试合成功，然后投入相应的保护装置，如试合不成功，应报紧急缺陷，待专业人员处理。

10.2.4.4交流电压二次回路断线的处理：

10.2.4.4.1交流电压二次回路断线时，相应的继电保护和自动装置会发出告警信号（如保护装置故障信号），运行人员应立即对相应保护和自动装置所接的PT进行检查，并采取相应的处理措施。

10.2.4.4.2交流电压二次回路断线的处理：

 检查是否由PT小开关跳闸引起；  申请退出有关的保护；  检查有无明显的故障点；  通知专业人员来进行查找处理；

 故障处理完毕后，应申请投入有关的保护。

对于因故障退出的电压互感器，应进行必要的电气试验检查和处理。

10.2.5 电流互感器异常运行和事故处理 10.2.5.1出现下列情况应立即申请停电处理：  电流互感器内部有严重放电声和异常声响。  电流互感器爆炸着火，本体有过热现象。

 电流互感器向外喷油。

10.2.5.2 电流互感器二次回路开路的故障处理：

1) 电流互感器二次回路开路时，可能产生下列现象：

 相差、距离或由其他负序、零序电流启动的保护和自动装置频繁启动（如距离保护或故障录波器等），但不一定出口跳闸（还有其它条件闭锁），有些继电保护则可能自动闭锁（具有二次断线的闭锁功能）；

 有功、无功功率表显示不正常，三相电流显示不一致，电度表计量不正常；  电流互感器存在有嗡嗡的异常响声；

 开路处有火花放电声、冒烟和烧焦等现象，二次回路瞬间会出现异常的高电压。 2) 处理方法：

当电流互感器二次回路开路时，应查明开路位置并设法将开路处进行短接，如果不能进行短接处理时，可申请调度停电处理。在进行短接处理过程中，必须注意安全，应注意开路的二次回路带有异常高电压，应戴绝缘手套和护目眼睛，使用合格的绝缘工具，在严格监护下进行。

10.2.5.3对于故障退出的电流互感器，应进行必要的电气试验检查和处理。

10.2.6 避雷器异常运行和事故处理

10.2.6.1 发生下列情况，应申请调度停电处理： a) 避雷器爆炸。

b) 避雷器瓷套破裂或裂纹。

c) 避雷器在正常情况下（系统无内过电压和雷电过电压）计数器动作。 d) 引线断损或松脱。

e) 避雷器的泄漏全电流值相对初始值有明显变化，经有关专业人员认可后。 f) 运行中发现避雷器接地引下线松脱时，应立即进行处理。

10.2.7耦合电容器及阻波器异常运行和事故处理

10.2.7.1下列情况应立即申请停电处理：  瓷瓶严重破损，放电闪络；  耦合电容器内部声音异常、爆炸；

 引线接头发热严重、烧断；

 阻波器悬挂或支柱瓷瓶断裂，金具脱落。

10.2.7.2 当阻波器和接头、接点发热，温升超过70℃时，需立即设法申请调度减少负荷，并将设备退出运行。

10.2.7.3当发现耦合电容器接地引下线不良时，应立即向有关调度汇报，报缺陷，等待专业人员处理。

10.2.8 电容器故障异常运行和故障处理

10.2.8.1电容器一旦出现故障，应立即做好电流、电压、负荷、电容等记录并与厂家联系。在未查明原因并作出正确处理前不得投运。

10.2.8.2与电容器配套的干式空芯串联电抗器外部的最高允许温度为120℃，内部的最高允许温度为130℃。此温度设备可以长期运行。（参考厂家传真）

10.2.9 继电保护和自动装置异常运行和故障处理

10.2.9.1异常运行和故障处理规定

10.2.9.1.1继电保护装置故障包括装置内部元件故障、电压互感器断线、电流互感器断线、高频通道故障等异常现象。在操作过程或系统波动时，220kV线路某些保护有时会短时发生故障信号，这些信号如在几秒内自行消除，一般是保护启动及返回过程中产生的正常现象。但如在这些信号发生后经过复归不能消失，则表明保护装置故障，必须立即检查处理。 10.2.9.1.2对于继电保护和二次回路异常运行和故障的处理，必须遵守部颁《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》，遵守各项反事故措施和现场的有关规定。

10.2.9.1.3当继电保护及二次设备发生异常运行时，运行人员应及时向所领导及调度汇报，并对装置及外部接线进行检查，在力所能及和确保安全的前提下，查明和消除装置外部电源消失、交流二次断线、接地等外部回路故障。装置内部故障，由专业人员处理。未经特别允许并采取可靠安全措施，运行人员不得打开继电器盖子。

10.2.9.1.4工作时必须认真细致、严防误碰继电器、严防二次端子短路或接地。在有误跳闸危险的回路或设备上工作，应申请停用有关保护装置。

10.2.9.1.5在电流互感器二次回路上工作，必须严防电流互感器二次开路，防止不正常短路；在电压互感器二次回路上工作，必须严防电压互感器二次短路导致熔断器或小开关跳闸，防止电压互感器二次短路导致保护失去交流二次电压误跳闸。

10.2.9.1.6在专业人员工作过程中，如遇到异常（如直流系统接地等）或保护跳闸时，应立即通知专业人员马上停止工作，保持现状，查明是否与专业人员所进行的工作相关，待查出原因或确定与专业人员工作无关后，方可允许继续工作。 10.2.9.2继电保护电源故障

10.2.9.2.1保护装置的电源由直流系统供给，由保护装置内部的稳压电源装置转换为适合于装置电子电路工作的专用电源。在运行中，保护屏上所有电源部件面板上的电源指示灯（发光二极管）均应正常点亮。保护电源中断或其电源装置发生故障时，装置的电源正常指示灯熄灭，监视电源的信号继电器掉牌，微机监控系统发出“保护电源故障”告警信号。 10.2.9.2.2在运行中保护发电源故障信号时应立即检查保护装置所有电源指示灯是否正常发亮，装置电源故障信号是否掉牌，保护屏上电源小开关是否跳闸，直流分屏上小开关是否跳闸，并申请停用相应保护压板，及时通知专业人员处理。 10.2.9.3继电保护高频通道故障

10.2.9.3.1我站220kV及500kV线路均采用高频保护，在系统发生故障时，线路两端的保护装置通过高频通道自动快速交换信息，判断故障发生的范围，以达到本线路故障时实现全线速动的要求。高频通道的良好状况，是高频保护正确动作的必要条件。 10.2.9.3.2当高频通道发生故障时，由于保护不能收到对方保护发出的高频信号，如果系统发生短路或接地故障，将不能正确判断是区内故障还是区外故障，因而产生如下后果：

 闭锁式保护在区外故障时可能误动；

 允许跳闸式保护在区内故障时因收不到对方信号而拒动；

 允许加速式保护因收不到对方允许信号不能加速，在保护区内第二段延时跳闸。 10.2.9.3.3运行过程中发生高频通道或载波故障告警时，运行人员应按如下方法进行处理：

 立即向调度汇报；

 检查收发讯机或复用载波机电源是否正常，电源指示灯是否正常点亮；  高频收发讯机的“高频通道故障”由运行值班人员按保护现场规定处理；  对于各类保护发生高频通道故障时，相应高频保护的投退应根据继电保护规程，按

调度命令执行。

10.2.9.4保护装置故障

10.2.9.4.1当发“保护装置故障”告警信号时，运行人员应立即对保护装置进行外部检查，结合相应异常信号指示灯、电源指示灯和各种正常运行指示灯的状态、各种仪表指示、微机

打印内容进行具体分析，并注意保护装置有无异常音响、焦臭气味、冒烟、冒火花或其它异常现象。根据故障现象，按照不同保护装置的图纸、说明书及现场运行规程的规定，判断故障性质。

10.2.9.4.2保护装置故障不能复归时，应申请停用保护装置，然后检查处理。停用保护装置，除断开其出口跳闸压板外，还必须同时停用该保护装置启动断路器失灵保护的回路、启动远方切机切负荷的回路、启动远方跳闸发讯的回路以及高频闭锁装置的出口回路压板。输电线路的闭锁式高频保护装置停用时，向调度申请同时停用两侧高频保护。 对于保护装置内部故障，及时通知专业人员检查处理。

10.2.10 线路及断路器跳闸的处理

10.2.10.1 若查明重合闸重合成功，且本侧录波器确有故障波形存在，确认是本线路内瞬时故障后，运行人员应做好记录，复归所有信号，并向调度汇报。

10.2.10.2若本侧断路器跳闸且重合闸未动作或重合不成功，但无故障波形，且对侧断路器未跳闸，则可能是本侧保护误动或断路器偷跳。经详细检查证实是保护误动后，可申请将误动的保护退出运行，根据调度命令试送电；若查明是断路器偷跳，在查明偷跳及偷跳未重合原因和确认断路器可以试送后，申请调度试送。若断路器及机构存在故障不能继续运行时，则应通知专业人员进行抢修。

10.2.10.3若线路断路器跳闸，重合闸未投入运行，待查明非本站设备故障或判明非本线路故障引起后，可向调度汇报，按照调度命令试送一次，如查明是本站设备故障或判明本线路故障引起跳闸，应立即报请处理。

10.2.10.4若线路断路器跳闸，重合闸重合未成功，首先应查明本站的设备是否有故障，如查明确非本站设备故障，则可能是线路故障引起，应向调度报告，听候调度命令处理。 10.2.10.5若本侧线路保护有工作（线路未停电），断路器跳闸，又无故障录波，且对侧断路器未跳，则应立即终止保护人员工作，查明原因向调度汇报，采取相应的措施后申请试送（此时可能是漏退或误碰造成）。

10.2.10.6断路器强送电前，应查明该断路器切断故障电流次数，超过允许次数而未进行大修，强送电时应停用该断路器重合闸。

10.2.11 断路器分、合闸闭锁异常运行时的倒闸操作

10.2.11.1当断路器因机构故障或SF6压力低而造成断路器分、合闸闭锁时，应将其断路器退出运行，其方法如下：

1) 合闸闭锁: 运行人员应申请调度停用该断路器重合闸装置，如果需退出运行

时，可采取直接断开故障断路器并拉开断路器两侧隔离开关.

2) 分闸闭锁: 运行人员应针对不同的情况，采取非常方式强行将故障断路器退出运

行，在500kV断路器合环运行方式下，可采用强行拉开断路器两侧隔离开关的办法，但必须征得本局总工程师和所属调度员的同意。

10.2.11.2 500kV断路器在合环运行方式下分闸闭锁异常运行时的倒闸操作：

1) 在500kV断路器合环运行方式下（如果开环运行方式时，则不能采取此操

作方法），在征得有关调度的同意后断开其环网内其他非故障断路器的跳闸电源；500kV断路器为多环运行方式，可只断开故障断路器及该串断路器的控制电源。

2) 断开故障断路器的两套操作电源；

3) 强行解除故障断路器两侧隔离开关的电气闭锁条件；

4) 在远方操作强行拉开故障断路器两侧隔离开关（解环），禁止现场操作隔离

开关解环；

10.2.11.3 220kV断路器分闸闭锁异常运行时的倒闸操作 10.2.11.3.1 220kV线路断路器分闸闭锁时，处理步骤如下：

1) 断开故障断路器的控制电源。

2) 按正常倒母线操作将故障断路器所接入的母线上其它单元间隔倒换至另一条母线上

运行；

3) 拉开母联断路器。 4) 拉开故障断路器两侧刀闸。 5) 将200kV母线恢复为标准运行方式。

10.2.11.3.2 220kV母联断路器分闸故障时，处理步骤如下：

1） 断开母联断路器的控制电源。

2） 按正常倒母线操作将一条母线上所有运行单元间隔倒换至另一条母线上运行 3） 用隔离开关拉开空母线

4） 隔离母联断路器进行检修，检修完毕后恢复正常运行方式。

10.2.12 220kV母线故障处理

10.2.12.1发现母线有下列情况之一时立即报告调度员和领导；  母线断股；

 瓷质部纹破损严重放电等；  各接触部分过热已超出允许值；

10.2.12.2母线发生故障致使母差保护动作应进行如下处理：

检查220kV母差范围内的所有设备；

10.2.12.2.1检查母线范围内的一次设备无明显异常，可判断是否为母差误动；检查故障时是否有人在母差回路工作，检查母差装置外观有无异常，有无人员误碰可能，将检查结果汇报调度，听候调令；

10.2.12.2.2经检查发现与母线直接相连设备故障接地或有明显短路现象，母线不可送电；

 将检查结果汇报调度；

 与调度联系将故障母线所带断路器倒至正常母线，一一送电；  将母联断路器两侧刀闸断开，对故障母线进行隔离；  将处理步骤一一记录；

10.2.12.2.3经检查发现与母线间接相连设备故障（母线可送电）

 将检查结果,汇报调度；

 将故障设备进行隔离；

 与调度联系将母线正常断路器送电；  做好故障设备的安全措施；  将处理步骤一一记录；

10.3.13系统事故的处理

10.3.13.1若系统发生事故，运行人员则应当检查：  远切装置是否已动作，动作是否正确。

 站内继电保护、自动装置的动作（启动）和收发讯情况。

 检查有无断路器跳闸，相关设备有无异常（如无功补偿装置、所用电等）。

 查看系统的运行参数（如电压、频率、无功和有功等）有无异常；如果是系统振荡，则

有可能是运行参数发生周期性波动。

10.3.13..2 如果系统发生近距离接地短路,站内有电压低信号（如220kV电压低）时，则应立即检查主变和所用电系统等设备的冷却风扇、油泵、充电机（包括48V

通信蓄电池充电机）、UPS不间断电源和交、直流配电屏有无异常，各保护小室空调、主控计算机室空调运行正常以及相应设备有无切换和停运等异常现象，并做好相应的处理。

10.3.13.3 操作时的事故处理

10.3.13.3.1误合断路器时，应立即将其断开，并检查其断路器和充电设备有无异常，然后立即向调度报告；

10.3.13.3.2 误断开断路器时，应立即向调度汇报，然后根据调度命令进行操作； 10.3.13.3.3 带负荷误拉隔离开关，如在开始阶段发现错误，应立即向相反方向操作，将隔离开关重新合上；如隔离开关已拉开，不得重新合上。这时如电弧未熄灭，应迅速断开该回路断路器；

10.3.13.3.4 带负荷误合隔离开关，在任何情况下，均不得将隔离开关重新拉开，以免再次错误使事故扩大。只有在断开断路器后，方能拉开。

10.3.14 火灾事故的处理

10.3.14.1 发生火灾事故时，主控制室当值运行值班人员必须坚守岗位，不得擅自离开。值班长必须立即向所里报告，迅速派出其他值班人员到现场,了解设备着火情况，并采取必要的安全措施。站里应立即组织有关人员参加灭火工作。必要时，可拨打“119”报警求救电话。

10.3.14.2 电气设备着火，应立即切断有关设备电源，然后进行灭火。电气设备灭火时，应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器等灭火，不得用水和泡沫灭火器。对注油设备用干粉灭火器灭火，不能扑灭时再用泡沫灭火器灭火，不得已时可用干砂灭火。地面上绝缘油着火，可用干砂或泡沫灭火器扑灭。

10.3.14.3 电缆沟起火,除进行灭火外,应将着火区两端未堵死的防火墙完全堵死,防止火势蔓延。

10.3.14.4 火势严重时，应及时向当地有关部门或单位求救。灭火时，应服从站领导或当值运行值班长的统一指挥。

10.3.15 本站越级跳闸处理程序

10.3.15.1 首先确认是否越级跳闸； 10.3.15.2 恢复信号、记录时间；

10.3.15.3 把故障线路的断路器拉开； 10.3.15.4 依次将主变及正常线路送电；

10.3.15.5 对故障线路造成越级跳闸的原因进行全面检查； 10.3.15.6 查不出原因不准送电。

10.3.16 直流系统接地故障处理程序

10.3.16.1 发生直流接地的危害

当直流系统发生一点接地时，监视装置会发出报警信号；发生两点接地时，有可能造成保护装置误动或拒动；当交、直流回路混接引起直流接地，往往会使某些装置误动作。微机保护对交流电侵入直流系统所受到的干扰特别敏感，尤其值得注意。 10.3.16.2 发生接地的可能原因

1) 户外端子箱、操作机构箱、电磁锁等设备密封不严，漏入雨水或小动物进入。 2) 户外端子箱、操作机构箱、电磁锁等设备内部结露潮湿，绝缘受潮。 3) 控制电缆或接线端子绝缘损坏。 4) 继电保护元件或二次绝缘损坏。 5) 人为引起接地或短路。 10.3.16.3发生直流接地的处理

1) 发生直流接地告警时，运行人员首先通过微机直流监测装置检测正、负极对地电压判断接地情况，作好详细记录，找出故障支路。

2) 对该支路中绝缘可能受潮的二次设备进行特殊巡视，检查户外设备箱门是否关好，有无漏雨雪现象，端子排是否清洁干燥，有无接地短路情况，并作相应的干燥处理。

3) 若为保护直流接地，则首先应将被查保护停用，向调度汇报，并申请专业人员及时处理。

4) 通知正在二次回路工作的专业人员,检查接地是否由他们的工作引起，必要时应停止其工作。

5) 运行人员查找直流接地的职责是：确定直流主、分屏上哪个小开关所在支路接地，具体故障点的查找由专业人员进行。运行人员在查找故障支路时若需断开直流电源小开关，应谨慎进行对于重要电源(如保护电源、操作电源等)的投退应特别注意。

6) 在直流接地故障及查找的整个过程中，运行值班长应指定专人严密监视各种信号，

监视直流系统绝缘状况，若在查找过程中出现继电保护、自动装置及二次回路异常时，应立即停止工作，查明原因，确认没有跳闸危险后，方可继续进行查找工作。 10.3.16.4 直流接地的预防

1) 加强维护管理，保证设备清洁干燥完好。

2) 针对薄弱环节，采取预防改进措施，户外端子箱做好防潮防霉工作，并保持密封良好。

3) 日常巡视时,注意检查户外箱门是否关好，雨雪天气要重点检查，并注意室内是否漏水。

4) 对于室外设备机构箱内驱潮器，有自动投入方式应置于“自动”位置，无自动方式则应根据季节和气候情况，及时投退，以保证箱体干燥。每月设备定期巡视应注意检查驱潮器的工作情况。

10.3.16.5 直流回路断线：

1) 直流回路断线的危害及处理：

可能导致保护电源消失、控制回路断线、操作电源失压、信号及监视装置失灵，导致设备失去保护不能跳闸，操作不能进行或运行失去监视，严重威胁安全运行。

发生直流断线时，应申请停用相应保护压板，及时通知专业人员处理； 2) 直流母线电压异常的危害及处理：

直流母线电压过高会使长期带电的电气设备过热损坏，或可能使继电保护、自动装置误动；若电压过低会造成继电保护及自动装置动作不可靠。

当出现母线电压过高的信号时，可采用电压调整或用另一台充电器代运行，使母线电压恢复正常。

若发现母线电压过低的信号时值班员应做如下检查和处理：

 如属于浮充电流不正常，检查充电模块是否正常，若有异常，需用另一组充电机代

运行。

 如属于直流负荷突然增大，需及时查明原因。  如属于蓄电池异常，将蓄电池退出运行。

一、实训目的

掌握事故处理原则与方法，并能进行变电所的各种简单故障处理。

二、系统事故处理一般原则

（一）地调调度员是地区电力系统事故处理的指挥人，对系统事故处理的正确和迅速负责。处理事故时应做到：

1、迅速事故的发展，尽快消除事故的根源，解除对人身和设备安全的威胁,保持正常设备的继续运行。

2、用一切可能的办法，保持对用户的正常供电。

3、尽快恢复系统的正常运行方式，尽早对已停电的用户恢复供电。

（二）系统发生事故或异常情况，有关单位值班员应立即向地调调度员简要报告开关动作情况，继电保护及重合闸动作情况，待情况查清楚后再详细报告以下内容：事故现象、继电保护及重合闸动作情况、故障录波动作情况、开关跳闸状态及跳闸次数、重合闸动作后的高压断路器的外观情况、其他安全自动装置动作情况，以及出力、潮流、频率、电压等的变化情况，同时还应汇报所辖范围内设备事故处理情况。

事故处理期间，发生事故的单位的值长或值班长应留在中(主)控室进行全面指挥，并与地调值班调度员保持联系。如确有必要离开时应指定适当的值班人员顶替。

非事故单位除向地调报告发现的异常情况外，不应在事故当时向地调调度员询问事故情况或占用调度电话，以免妨碍事故处理，而应密切监视频率、电压、潮流变化情况，防止事故的扩大。

对属于省调许可设备的故障，地调调度员应尽快将设备故障简要情况汇报省调调度员，待事故处理完毕后详细汇报事故及处理情况。

（三）系统发生事故或异常情况，调度员在进行事故处理前必须做到：

1、查看调度自动化SCADA事项，并与事故单位简要的报告内容进行核对，以有效收集开关、保护动作的信息，对事故作出判断。

2、启动事故处理预案，根据当时运行方式，拟定处理方案。

（四）事故处理期间，各单位值班人员均应服从地调当值调度员的指挥。凡涉及地调管辖范围的操作，均应得到值班调度员的指令或许可。但下列操作无须等待地调值班调度员的指令，可以执行后再详细报告：

1、将直接对人身安全有威胁的设备停电；

2、将已损坏的设备隔离；

3、系统频率低至49.6Hz，将备用机组或已解列机组恢复同期并列；

4、双电源的线路开关跳闸后，开关两侧有电压时恢复同期并列；

5、已知线路故障而开关拒动时，应将开关断开;

6、电压互感器保险熔丝熔断时将有关保护停用；

7、当确认母线电压消失时，将母线上的开关断开(除指定保留的开关外)

8、在本规程或现场规程中明确规定，可不待地调调度员指令自行处理的操作。

（五）事故处理过程中，不得进行交，直到事故处理告一段落后者能够工作时，才允许交。

（六）在事故处理过程中，各级调度、现场运行人员必须严格执行发令、复诵、记录、录音和汇报制度，必须使用统一的规范用语，指令应正确无误，汇报应简明扼要。事故处理的详细记录可在事故处理告一段落后根据记录和SCADA信息整理完成。调度日志记录、调度员汇报（包括：开关、保护动作动作及异常、故障发信和系统的运行参数异常变化的情况和时间）应主要根据SCADA的报文信息和具体时间，并与现场运行值班人员核实后进行。

（七）各并网县(市)属发电厂、变电站设备发生事故影响到地区主系统时，事故单位值班人员应一边迅速处理事故，一边将事故情况报告地调值班调度员。

（八）厂、站内发生主设备故障跳闸，送电前现场必须书面报告地调该设备检查结论，并经分管领导签字。事后再将故障录波和详细分析报告传真到地调。

（九）发生下列事故，地调调度员应及时将事故情况向地调领导报告：

1、地区电网瓦解、地区电网被迫大面积停电；

2、220千伏变电站主变故障停运或由于220千伏母线、线路故障引起220千伏主变被迫停运；

3、未执行拉荷限电指令被省调直拉地区负荷而违反调度纪律;

4、地区电网内发生误调度、误操作事故

5、220千伏变电站中、低压母线故障；

6、局属110千伏变电站全站停电、主变或母线故障；

7、突然出现狂风、暴雨等恶劣天气，地区电网安全运行遭受考验；

8、局属变电站110千伏进线跳闸但负荷仍由备用线路供电；

9、发生县网110千伏线路故障造成变电站失压；

10、局属多条10千伏线路发生跳闸。

（十）发生下列事故时，地调领导应尽快将事故情况向局领导汇报。

1、110千伏及以上主设备(含主变、线路)跳闸。

2、地区电网内发生误调度、误操作事故。

（十一）当电网设备的缺陷涉及110千伏及以上主设备安全、缺陷处理涉及电网重大运行方式改变、缺陷处理及障碍影响重要用户供电可靠性，值班调度人员必须及时汇报地调领导。

（十二）值班调度员得知设备紧急缺陷后，根据电网运行情况，应立即汇报运行方式专责、地调领导，根据设备缺陷及抢修恢复情况及时调整运行方式。

（十三）地区发生下列事故或异常情况时，地调当班调度员应及时报告省调调度员，包括事故原因、后果及事故处理简要情况：

1、省调许可地调管辖设备故障跳闸。

2、地调调度员发生误调度、误操作事故。

3、110千伏变电站母线故障跳闸或变电站全停事故。

4、因台风、暴雨、污闪等自然灾害造成的供电馈线跳闸频繁而对供电影响较大。

5、地区电网发生事故引起地区减供负荷达10%。

（十四）无人值班变电站发生事故时，巡检站(集控站)人员应立即收集监控信息(开关变位情况、保护动作信息)，有条件的还应与现场单人值班员核对信息，并将确定信息汇报地调值班调度员，并按照当值调度员的指令前往事故单位进行检查和处理。

（十五）一般情况下，为确保事故处理的迅速性，在安排检修方式时，应保留一定的事故备用通道和负荷备用容量。其中事故备用通道至少处在热备用状态，负荷备用容量是指非重要负荷在10分钟内调度部门通过负荷控制系统、直接拉荷等手段直接调度控制的负荷总量。

三、事故处理过程

（一）、单侧电源溃线跳闸的事故处理过程

1、线路开关跳闸，重合成功

（1）查断路器确已重合成功。

（2）立即向调度报告故障的简要情况（跳闸开关及保护、重合闸等）。

（3）记录光字牌信号。

（4）进入保护屏，记录（打印）指示灯信号、保护、自动装置动作信号（含录波），并逐一复归。

（5）检查断路器及本间隔一次设备情况。

（6）向调度报告故障情况，主要内容有：故障现象、保护及重合闸动作情况、开关跳闸次数、重合闸动作后的断路器外观及本间隔其它一次设备情况和其它安全自动装置动作情况等。

（7）按调度命令处理，并在运行日志上作完整记录。

注意：与调度联系时，双方均要互报姓名并详细记录和录音。

2、线路开关跳闸，重合闸未装或未动作

（1）查断路器确已跳闸，将控制开关复位至“跳后”位置。

（2）立即向调度报告故障的简要情况（跳闸开关及保护、重合闸等）。

（3）记录光字牌信号。

（4）进入保护屏，记录（打印）指示灯信号、保护、自动装置动作信号（含录波），并逐一复归。

（5）检查断路器及本间隔一次设备没问题后，按非同期方式立即组织强送电一次。

（6）强送电不成功时，重复（3）、（4）项且再检查断路器及本间隔一次设备。

（7）向调度报告故障情况，主要内容有：故障现象、保护及重合闸动作情况、强送电情况、开关跳闸状态及次数、断路器外观及本间隔其它一次设备情况和其它安全自动装置动作情况等。

（8）按调度命令处理，并在运行日志上作完整记录。

3、线路开关跳闸，重合闸动作，但重合失败

（1）查断路器确已跳闸，将控制开关复位至“跳后”位置。

（2）立即向调度报告故障的简要情况（跳闸开关及保护、重合闸等）。

（3）记录光字牌信号。

（4）进入保护屏，记录（打印）指示灯信号、保护、自动装置动作信号（含录波），并逐一复归。

（5）检查断路器及本间隔一次设备情况。

（6）向调度报告故障情况，主要内容有：故障现象、保护及重合闸动作情况、开关跳闸状态及次数、断路器外观及本间隔其它一次设备情况和其它安全自动装置动作情况等。

（7）若调度命令“强送电”，则，按非同期方式立即组织强送电一次。

（8）向调度报告强送电情况及当前设备情况。

（9）按调度命令处理，并在运行日志上作完整记录。

（二）、双侧电源溃线跳闸的事故处理过程

1、线路开关跳闸，重合成功

（1）查断路器确已重合成功。

（2）立即向调度报告故障的简要情况（跳闸开关及保护、重合闸等）。

（3）记录光字牌信号。

（4）进入保护屏，记录（打印）指示灯信号、保护、自动装置动作信号（含录波），并逐一复归。

（5）检查断路器及本间隔一次设备情况。

（6）向调度报告故障情况，主要内容有：故障现象、保护及重合闸动作情况、开关跳闸次数、重合闸动作后的断路器外观及本间隔其它一次设备情况和其它安全自动装置动作情况等。

（7）按调度命令处理，并在运行日志上作完整记录。

2、线路开关跳闸，重合闸推出或未动作或重合闸动作，但重合失败

（1）查断路器确已跳闸，将控制开关复位至“跳后”位置。

（2）立即向调度报告故障的简要情况（跳闸开关及保护、重合闸等）。

（3）记录光字牌信号。

（4）进入保护屏，记录（打印）指示灯信号、保护、自动装置动作信号（含录波），并逐一复归。

（5）检查断路器及本间隔一次设备情况。

（6）向调度报告故障情况，主要内容有：故障现象、保护及重合闸动作情况、开关跳闸状态及次数、断路器外观及本间隔其它一次设备情况和其它安全自动装置动作情况等。

（7）若调度命令“强送电”，则，按非同期方式立即组织强送电一次。

（8）向调度报告强送电情况及当前设备情况。

（9）按调度命令处理，并在运行日志上作完整记录。

（三）、强送电操作过程

1、非同期方式强送电

（1）打开被操作断路器的电子锁。

（2）将公用屏上的同期检查开关STK置“解除”位置。

（3）操作断路器在控制屏上的控制开关，将断路器合上。

（4）锁上电子锁，并将同期检查开关STK置“投入”位置。

2、同期方式强送电

（1）打开被操作断路器的电子锁。

（2）将被操作断路器的同期开关TK置“投入”位置。

（3）检查公用屏上的同期检查开关STK置“投入”位置。

（4）将公用屏上的预备同期开关1STK置“粗调”位置。

（5）当公用屏上的同步表转动速度适合于准同期时，将预备同期开关1STK置“细调”位置。

（6）在同步表指示很接近同期时，按动公用屏上的同期合闸按钮将被操作断路器合闸。

（7）在控制屏上将被操作断路器控制开关复位到“合后”位置，锁上电子锁并将同期开关TK置“解除”位置。将公用屏上的预备同期开关1STK置“断”位置。

变电所事故处理的基本方法

2006-12-22 9:57:23 国际电力网 网友评论

电力设备和电力系统，在运行中常常会发生各种异常现象或事故。正确及时地处理，是变电所运行值班人员一项重要的基本职责和技能。1一般原则

在发生事故时，当值人员要迅速正确查明情况并快速做出记录，报告上级调度和有关负责人员，迅速正确地执行调度命令及运行负责人的指示，按照有关规程规定正确处理。①迅速事故发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的威胁；

②用一切可能的方法坚持设备继续运行，以保持对用户和线路的供电正常；③尽快对停电的用户和线路恢复供电。

发生事故时，只允许与事故处理有关的领导和工作人员留在控制室，其余人员应自觉离开，无关的工作班组暂停工作，离开现场。其余留在控制室的人员尽量保持肃静，以免妨碍值班人员处理事故。

处理事故时要保持头脑清醒，在当值运行值班长的统一领导下进行。处理事故过程中，应当与上级调度保持紧密联系，随时执行调度的命令。当事故告一段落时，应迅速向有关领导汇报。事故处理完毕后应详细记录事故情况及处理过程，并保留所有电话录音备查。

变电所的技术人员应定期整理事故档案，并集中讨论事故处理步骤的正确与否，结合事故预想、反事故演习等培训工作，对职工进行安全教育，提高值班人员事故处理的素质。2事故处理

(1)线路事故处理：

①线路跳闸，运行人员应立即把详细情况查明，报告上级调度和运行负责人，包括：断路器是否重合、线路是否有电压、动作的继电保护及自动装置等；

②详细检查本所有关线路的一次设备有无明显的故障迹象；

③如断路器三相跳闸后，线路仍有电压，则要注意防止长线路引起的末端电压升高，必要时申请调度断开对侧断路器。

④两端跳闸重合不成功的试送电操作，应按调度员的命令执行。试送时应停用重合闸。(2)变压器事故处理：

①变压器跳闸后若引起其他变压器超负荷时，应尽快投入备用变压器或在规定时间内降低负荷；

②根据继电保护的动作情况及外部现象判断故障原因，在未查明原因并消除故障之前，不得送电；

③当发现变压器运行状态异常，例如：内部有爆裂声、温度不正常且不断上升、油枕或防爆管喷油、油位严重下降、油化验严重超标、套管有严重破损和放电现象等时，应申请停电进行处理。(3)电气误操作事故处理：

③

①万一发生了错误操作，必须保持冷静，尽快抢救人员和恢复设备的正常运行；

②错误合上断路器，应立即将其断开，错误断开的断路器，应按实际情况重新合上或按调度命令合上；在相连的断路器断开前，不得重新合上。④误合接地刀闸，应立即重新拉开。(4)所用交、直流电源故障处理：

带负荷误合隔离开关，严禁重新拉开，必须先断开与此隔离开关直接相连的断路器；带负荷误拉隔离开关，

①若交、直流电源发生故障全部中断时，要尽快投入备用电源，并注意首先恢复重要的负荷，以免过大的电流冲击；若在晚上则要投入必要的事故照明；

②处理过程中，要注意交、直流电源对设备运行状态的影响，要对设备进行详细检修，恢复一些不能自动恢复的状态。

③直流接地点的查找必须严格按现场规程进行，不得造成另一点接地或直流短路；④迅速查明故障原因并尽快消除。3结束语

熟悉电气设备事故处理的方法对值班人员来说十分重要，因为这不仅是靠经验积累而成，还需要不断学习有关规程，了解电气设备的技术性能。值班人员应经常开展事故预想、安全活动讨论等多种形式的活动，增强对事故处理方法的认识，使真正发生事故时做到头脑清晰，有条不紊，提高事故处理的效率。

变电站事故处理应急预案编制导则 2008-06-03 10:01 P.M. 一、 事故处理原则

1．迅速事故的发展，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。

3．1．2变压器过负荷

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

3．2．10 SF6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）

4．5变电站遭外力破坏

母线\\开关\\PT\\CT\\刀闸\\避雷器\\阻波器\\地刀,加上保护,自动装置等

首先,确定了解变电站的功能,进出线回数,变压器台数,交换功率大小,然后确定母线型式,最后配置保护,自动装置 1 目的

220KV及以上变电站全站失压，将可能导致对社会大面积停电事故,将可能造成重大的经济损失,可能导致电网不稳定运行造成解列，为了防止主网220kV及以上变电站失压，特制定本应急方案。 2 适用范围

本应急方案适用于变电管理所、调度管理所、醴陵电力局、攸县电力局。 3 职责

3.1生产技术部：

3.1.1 审核本局生产单位的变电专业技术、组织措施计划和总结变电运行现场工作经验；

3.1.2 负责制定变电运行管理工作的计划，参加、制定本局变电专业的反事故技术措施，做好变电运行工作的年度总结；

3.1.3 制定本局变电设备大修、预防性试验、更新改造计划，审查生产单位的生产计划和新建、扩建、改建的设计； 3.2 调度管理所：

3.2.1 协助有关单位制定株洲电业局220kV及以上变电站防止全站失压事故措施；

3.2.2 协助有关部门对220kV及以上变电运行人员和有关调度人员进行220kV及以上变电站全站失压事故应急预案的考试、考核； 3.2.3 组织调度运行人员学习、了解株洲电业局220kV及以上变电站失压事故应急预案。

3.3 安全监察部：

3.3.1 牵头组织有关部门对220kV及以上变电运行人员和调度人员进行变电站

全站失压事故应急方案的考试、考核； 3.3.2 负责督促、检查有关部门和单位制定和落实株洲电业局220kV及以上变电站防止全站失压事故措施；

3.4 人力资源部组织变电运行人员和调度运行人员进行业务学习，并协助有关部门对上述人员进行考试、考核。

3.5 全局220kV及以上变电站所属单位：

3.5.1 制定本单位220kV及以上变电站防止全站失压事故措施； 3.5.2 组织运行人员学习、了解株洲电业局220kV及以上变电站失压事故应急预案；

3.5.3 加强设备巡视，及时发现设备缺陷，并向有关部门反馈。 4 应急预案

4.1 发生事故后，值班运行人员应立即向值班调度员及主管领导汇报已发生事故，明确报告事故发生的时间、基本情况。当值调度员应迅速判断事故所引起后果，启动后备应急方案（改变运行方式），并根据情况及时上报上级调度部门，请求支援。

4.2 当值负责人应组织运行人员分别检查一次、二次设备情况；合上事故照明电源，检查蓄电池运行状况，确保继续供电。

4.3经检查后，值班运行人员再向值班室调度员汇报的内容； 4.3.1事故发生的时间、设备名称及设备有无明显缺陷。 4.3.1继电保护及自动装置的动作和外部设备检查情况 4.3.3事故的主要象征。

4.4为防止事故扩大，事故单位在下列情况下应立即自行处理，并将情况向值班调度员简明扼要报告；

4.4.1 对人身和设备的安全有威胁时，根据《变电站现场运行规程》采取相应措施。

4.4.2变电站自用电源部分或全部停电时恢复其电源。

4.4.3安全自动装置达到启动条件而未动作，手动启动部分或全部所控制的断路器和设备。

4.5事故变电站不得占用调度电话，保持调度电话畅通，等待调度命令并做好事故处理的准备工作。

4.6非事故变电站应加强监视，防止事故蔓延，不得占用调度电话询问事故情况。 4.7事故处理中严格执行《调度规程》《电业安全工作规程》的要求。 4.9 预防措施

各变电站为防止变电站全站失压，应严格执行各《变电站防止全站失压事故措施

变电站事故处理应急预案

更新时间：2010-06-22 来源：免费范文 浏览：

一、事故处理原则

1．迅速事故的发展，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；

81 次

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。 3．1．2变压器过负荷

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）

4．5变电站遭外力破坏