第一篇：電力系統異常及事故處理

第四部分 電力系統異常及事故處理（40題）

1、何謂電力系統事故，引起事故的主要原因有哪些？

答：所謂電力系統事故，是指電力系統設備故障或人員工作失誤，影響電能供應數量或質量并超過規定范圍的事件。

引起電力系統事故的原因是多方面的，如自然災害、設備缺陷、管理維護不當、檢修質量不好、外力破壞、運行方式不合理、繼電保護誤動作和人員工作失誤等等。

2、從事故范圍角度出發，電力系統事故可分幾類？各類事故的含義是什么？ 答：電力系統事故依據事故范圍大小可分為兩大類，即局部事故和系統事故。局部事故是指系統中個別元件發生故障，使局部地區電壓發生變化，用戶用電受到影響的事件。

系統事故是指系統內主干聯絡線跳閘或失去大電源，引起全系統頻率、電壓急劇變化，造成供電電能數量或質量超過規定范圍，甚至造成系統瓦解或大面積停電的事件。

3、常見的電力系統事故有哪些？

答：（1）主要電氣設備的絕緣損壞，如由于絕緣損壞造成發電機、變壓器燒毀事故。嚴重時將擴大為系統失去穩定及大面積停電事故。

（2）電氣誤操作，如帶負荷拉閘刀、帶電合接地線、帶地線合閘等惡性事故。

（3）繼電保護及自動裝置拒動或誤動。

（4）自然災害，包括大霧、暴風、大雪、冰雹、雷電等惡劣天氣引起線路倒桿、斷線、引線放電等事故。

（5）絕緣子或絕緣套管損壞引起事故。

（6）高壓開關、閘刀機構問題引起高壓開關柜及閘刀帶負荷自分。（7）系統失穩，大面積停電。

（8）現場不能正確匯報造成事故或事故擴大。

4、電力系統事故預防措施有哪些？

答：（1）編制合理的系統運行方式（如電源平衡和結線方式）。（2）創造條件及時消除設備缺陷及系統的薄弱環節。

（3）利用狀態估計、DTS、靜態安全分析等高級應用軟件，加強培訓，提高調度運行人員處理事故的能力。

（4）嚴格貫徹執行各項規章制度。（5）提高電網調度系統技術裝備水平。

（6）加強事故預想和反事故演習，提高事故處理應變能力。

5、調度部門的哪些過失會造成事故？ 答：（1）電力系統運行方式安排不合理。（2）電力系統備用容量不足或分配不當。（3）設備檢修方式安排不當。

（4）繼電保護及系統安全自動裝置與系統運行方式不協調，包括定值誤整定（誤使用），系統安全自動裝置使用不當。

（5）調度員指揮系統操作時對系統運行情況和設備運行狀態不清或者違反規章制度而誤操作。

（6）調度員處理事故時，判斷錯誤，采用錯誤的處理方法而擴大事故。（7）各級運行人員工作不協調，拖延事故處理時間而擴大事故。（8）事故時通訊失靈，調度員無發指揮，至使事故擴大。

（9）事故時遠動設備遙信、遙測信號不正確，計算機監控系統失靈至使事故擴大。

6、事故處理的一般原則是什么？

答：電力系統發生事故時，各單位的運行人員在上級值班調度員的指揮下處理事故，并做到如下幾點：

（1）盡速限制事故的發展，消除事故的根源并解除對人身和設備安全的威脅，防止系統穩定破壞或瓦解；

（2）盡一切可能保護設備的連續運行，以保證對用戶連續供電，特別要采取果斷措施，保證周波，保證廠用電安全運行，對于正常運行的系統，也要特別注意周波、電壓的變化，以保證正常系統安全運行；（3）盡快對已停電的用戶特別是重要用戶保安電源恢復供電；（4）調整系統運行方式，使其恢復正常。

7、系統發生事故時，要求事故及有關單位運行人員必須立即向調度匯報的主要內容是什么？

答：系統發生異常或事故情況時，有關單位值班員應盡速正確地向有關調度做如下內容的匯報：

（1）異常現象，異常設備及其他有關情況；（2）事故跳閘的開關名稱、編號和跳閘時間；（3）繼電保護及安全自動裝置動作情況；（4）出力、電壓、頻率及主干線潮流變化情況；（5）人身安全及設備損壞情況；（6）故障錄波器的有關記錄。

8、事故單位可不待調度指令自行先處理后報告的事故有哪些？

答：（1）對人身和設備安全有嚴重威脅者，按現場規程立即采取措施；（2）確認無來電的可能時，將已損壞的設備隔離；（3）發電機組由于誤碰跳閘，應立即恢復并列；

（4）線路開關由于誤碰跳閘，應立即對聯絡開關鑒定同期后并列或合環；（5）對末端無電源線路或變壓器開關應立即恢復供電；（6）調度規程中已有明確規定可不待調度下令自行處理者。

9、事故處理告一段落后，調度值班人員應做些什么工作？

答：當事故處理告一段落后，調度值班人員應迅速向有關領導匯報事故情況，還應按有關規定及時報上級調度。對于線路故障跳閘（無論重合成功與否）處理完后，應通知維護管理部門查線。事故處理完畢后應詳細記錄事故情況和處理過程，并于72小時內填寫好事故報告。

10、何為頻率異常?華東電網頻率事故的標準是什么? 答：電力系統事故的頻率大幅度變化的動態過程稱為頻率異常。它不同于正常運行中的頻率波動，主要表現在變化幅度、速度快。當功率嚴重缺額時，往往會造成頻率崩潰。

華東電網頻率超出50±0.2赫茲為事故頻率。事故頻率的允許持續時間為：超出50±0.2赫茲，持續時間不得超過30分鐘；超出50±0.5赫茲，持續時間不得超過15分鐘。當安徽電力系統與華東電力系統解列運行時，解列地區容量不超過300萬千瓦時，超出50±0.5赫茲，持續時間不得超過30分鐘；超出50±1赫茲，持續時間不得超過15分鐘。

11、電網監視控制點電壓超出什么范圍、超出多少為電壓異常（障礙）？超出什么范圍、超出多少為事故？

答：（1）超出電力系統調度規定的電壓曲線數值的±5％，且延續時間超過１小時，或超出規定數值的±10％，且延續時間超過30分鐘為電壓異常；（2）超出電力系統調度規定的電壓曲線數值的±5％，并且延續時間超過2小時，或超出規定數值的±10％，并且延續時間超過1小時為電壓事故。

12、電網監視控制點電壓降低超過規定范圍時，值班調度員應采取哪些措施？

答：應采取如下措施：

（1）迅速增加發電機無功出力；（2）投無功補償電容器；

（3）設法改變系統無功潮流分布；

（4）條件允許降低發電機有功出力，增加無功出力；（5）必要時啟動備用機組調壓；（6）切除并聯電抗器；

（7）確無調壓能力時拉閘限電。

13、造成母線失壓的原因有哪些？ 答：造成母線失壓的原因主要有：

（1）母線設備（包括壓變、避雷器、刀閘、支持瓷瓶、引線、開關母線側套管等）本身故障或母線保護誤動作；

（2）出線線路故障（包括主變）開關拒動，失靈保護動作引起越級跳閘；（3）單電源變電所的受電線路或電源故障；

（4）發電廠內部事故，使聯絡線跳閘，引起全廠停電。或者由于系統聯絡線故障，引起全廠停電。

14、變電所母線停電，一般根據什么判斷是否母線故障？應注意什么？ 答：判別母線失壓的依據是應同時出現下列現象：（1）該母線的電壓表示指示消失；（2）該母線的各出線及變壓器電流消失；（3）該母線所供廠用電或所用失去（無備投）。

事故處理過程中應注意，切不可只憑所用電源全停或照明全停而誤認為是變電所全停電。

15、母線故障或失壓，值班調度員在接到現場值班人員的匯報后應做哪些工作？

答：（1）應立即了解失壓母線開關是否已全部跳開。若未跳開，則應立即令其拉開失壓母線上所有開關，發現故障點立即隔離，并對一、二次設備及保護動作情況進行詳細檢查；

（2）立即判斷故障范圍，首先處理系統失穩、解列、過負荷及對重要用戶恢復送電問題，防止事故擴大；

（3）了解現場詳細情況，確定處理方案，進行恢復操作。

16、當母線停電，并伴隨因故障引起的爆炸、火光等異常現象時，應如何處理？

答：當母線停電，并伴隨由于故障引起的爆炸、火光等異常現象時，現場應拉開故障母線上的所有開關，找到故障點并迅速隔離，請示值班調度員同意，方可對停電線母線送電。

17、線路跳閘后一般處理原則有哪些？

答：（1）系統聯絡線或環網線路（包括雙回和多回線路）中，某一回線開關跳閘時，調度員和有關單位值班員首先按本規程的有關規定處理由此引起的穩定破壞、系統解列、元件過負荷等異常狀態，然后再對跳閘線路進行事故處理。（2）當線路開關跳閘后，為加速事故處理，各級調度運行人員可以不待查明原因，按規定對故障跳閘的線路進行強送電。（3）各類線路開關跳閘后，經過強送電不成或已確認有明顯故障時，則可認為線路是永久性故障。值班調度員應下令將故障線路各端開關、閘刀拉開后并三相短路接地，通知有關單位進行事故搶修。通知時應說明保護動作情況，線路是否帶電；若線路無電，也應說明是否做好安全措施，找到故障點后，是否可以不經聯系即開始進行檢修工作。調度員應盡可能根據繼電保護提供的故障錄波器測距情況供查線單位參考。

（4）各類線路瞬時故障、開關跳閘后自動重合閘動作成功或強送成功者，線路雖在帶電運行，但值班調度員仍需通知線路所屬單位對該線路進行帶電查線，并告之繼電保護動作情況及故障測距，經帶電查線發現故障點應立即匯報調度員，未查出故障點也應報告調度。

18、線路跳閘，哪些情況不宜強送？ 答：下列情況線路跳閘后，不宜強送電：（1）空充電線路；（2）試運行線路；

（3）線路跳閘后，經備用電源自動投入已將負荷轉移到其它線路上，不影響供電；

（4）電纜線路；

（5）有帶電作業工作并申明不能強送電的線路；（6）線路變壓器組開關跳閘，重合不成功；（7）運行人員已發現明顯故障現象時；（8）線路開關有缺陷或遮斷容量不足的線路；

（9）已掌握有嚴重缺陷的線路（水淹、桿塔嚴重傾斜、導線嚴重斷股等）。

19、變壓器事故過負荷時，應采取哪些措施消除過負荷？ 答：應采取如下措施：（1）投入備用變壓器；（2）指令有關調度轉移負荷；（3）改變系統結線方式；（4）按有關規定進行拉閘限電。20、變壓器事故跳閘的處理原則是什么？ 答：（1）檢查相關設備有無過負荷問題；

（2）若主保護（瓦斯、差動等）動作，未查明原因消除故障前不得送電；（3）如只是過流保護（或低壓過流）動作，檢查主變無問題可以送電。（4）裝有重合閘的變壓器，跳閘后重合不成功，應檢查設備后再考慮送電；（5）有備用變壓器或備用電源自動投入的變電站，當運行變壓器跳閘時應先起用備用變壓器或備用電源，然后再檢查跳閘的變壓器；

（6）如因線路故障，保護越級動作引起變壓器跳閘，則故障線路開關斷開后，可立即恢復變壓器運行。

21、變壓器出現哪些情況時應立即停電處理？

答：變壓器有下列情況之一者，應立即停電進行處理：（1）內部音響很大，很不均勻，有爆裂聲；

（2）在正常負荷和冷卻條件下，變壓器溫度不正常且不斷上升；（3）油枕或防爆管噴油；

（4）漏油致使油面下降，低于油位指示計的指示限度；（5）油色變化過甚，油內出現碳質等；（6）套管有嚴重的破損和放電現象；（7）其他現場規程規定者。

22、高壓開關本身常見的故障有哪些？

答：高壓開關本身常見的故障有：拒絕合閘、拒絕跳閘、假合閘、假跳閘、三相不同期（觸頭不同時閉合或斷開）、操作機構損壞或壓力降低、切斷能力不夠造成的噴油或爆炸以及具有分相操作能力的開關不按指令的相別動作等等。

23、開關機構泄壓，一般指哪幾種情況？有何危害？

答：開關機構泄壓一般指開關機構的液壓，氣壓、油位等發生異常，導致開關閉鎖分、合閘，直接威脅電網安全運行。

24、開關在運行中出現閉鎖分合閘時應立即采取什么措施？ 答：應盡快將閉鎖開關從運行中隔離出來，可根據以下不同方情況采取措施：（1）凡有專用旁路開關或母聯兼旁路開關的變電站，需采用代路方式使故障開關脫離電網（注意停用并聯開關的直流操作電源）；

（2）用母聯開關串帶故障開關，然后拉開對側電源開關，使故障開關停電（需轉移負荷后）；

（3）對“π”型接線，合上線路外橋閘刀使“π”接改成“T”接，停用故障開關；

（4）對于母聯開關可將某一元件兩條母線閘刀同時合上，再斷開母聯開關的兩側閘刀；

（5）對于雙電源且無旁路開關的變電站線路開關泄壓，必要時可將該變電站改成一條電源線路供電的終端變的方式處理泄壓開關的操作機構。

（6）對于3/2接線母線的故障開關可用其兩側閘刀隔離。

25、開關出現非全相運行時如何處理？

答：根據開關發生不同的非全相運行情況，分別采取以下措施：（1）開關單相自動掉閘，造成兩相運行時，如斷相保護啟動的重合閘沒動作，可立即指令現場手動合閘一次，合閘不成功則應切開其余二相開關。

（2）如果開關是兩相斷開，應立即將開關拉開；

（3）如果非全相開關采取以上措施無法拉開或合入時，則馬上將線路對側開關拉開，然后到開關機構箱就地斷開開關；

（4）也可以用旁路開關與非全相開關并聯，用閘刀解開非全相開關或用母聯開關串聯非全相開關切斷非全相電流；

（5）如果發電機出口開關非全相運行，應迅速降低該發電機有功、無功出力至零，然后進行處理；

（6）母聯開關非全相運行時，應立即調整降低母聯開關電流，倒為單母線方式運行，必要時應將一條母線停電。

26、遇到非全相運行開關不能進行分、合閘操作時，應采取什么方法處理？ 答：（1）用旁路開關與非全相開關并聯，將旁路開關操作直流停用后，用刀閘解環，使非全相開關停電。（2）用母聯開關與非全相開關串聯，對側拉開線路開關，用母聯開關斷開負荷電流，線路及非全相開關停電，再拉開非全相開關的兩側閘刀，使非全相運行開關停電。

（3）如果非全相開關所帶元件（線路、變壓器等）有條件停電，則可先將對端開關拉開，再按上述方法將非全相運行開關停電。

（4）非全相開關所帶元件為發電機時，應迅速降低該發電機有功和無功出力至零，再按本條“１”、“２”項處理。

27、閘刀在運行中出現異常怎樣處理？ 答：應分別進行如下處理：

（1）對于閘刀過熱，應立即設法減少負荷；

（2）閘刀發熱嚴重時，應以適當的開關，利用倒母線或以備用開關倒旁路母線等方式，轉移負荷，使其退出運行。

（3）如停用發熱閘刀，可能引起停電并造成損失較大時，應采取帶電作業進行搶修。此時如仍未消除發熱，可以使用接短路線的方法，臨時將閘刀短接。（4）瓷瓶不嚴重的放電痕跡，表面龜裂掉釉等，可暫不停電，經過正式申請停電手續，再行處理。

（5）與母線連接的閘刀瓷瓶損傷，應盡可能停止使用。

（6）瓷瓶外傷嚴重，瓷瓶掉蓋，對地擊穿，瓷瓶爆炸，刀口熔焊等，應立即采取停電或帶電作業處理。

28、操作中發生帶負荷拉、合閘刀時如何處理？

答：（1）帶負荷合閘刀時，即使發現合錯，也不準將閘刀再拉開。因為帶負荷拉閘刀，將造成三相孤光短路事故。

（2）帶負荷錯拉閘刀時，在刀片剛離開固定觸頭時，便發生電弧，這時應立即合上，可以消除電弧，避免事故。但如閘刀已全部拉開，則不許將誤拉的閘刀再合上。

29、變電站全停電如何處理？

答：當發生變電站全停事故，變電站與調度間能保持通訊聯系時，則有由值班調度員下令處理事故恢復供電。變電站在全站停電后運行值班人員按照規程規定可自行將高壓母線母聯開關斷開并操作至每一條高壓母線上保留一電源線路斷路器，其他電源線路開關全部切斷。當變電站全停而又與調度失去聯系時，現場運行值班人員應將各電源線路輪流接入有電壓互感器的母線上，檢測是否來電。調度員在判明該變電站處于全停狀態時，可分別用一個或幾個電源向該變電站送電。變電站發現來電后即可按規程規定送出負荷。

30、二次設備常見的異常和事故有哪些？ 答：主要有：

（1）直流系統異常、故障；（2）二次接線異常、故障；（3）CT、PT等異常、故障；

（4）繼電保護及安全自動裝置異常、故障。

31、運行中的CT二次側為什么不容許開路？PT二次側為什么不容許短路？如果發生開路或短路分別應如何處理？

答：CT開路將造成二次感應出過電壓（峰值幾千伏），威脅人身安全、儀表、保護裝置運行，造成二次絕緣擊穿，并使CT磁路過飽和，鐵芯發熱，燒壞CT。處理時，可將二次負荷減小為零，停用有關保護和自動裝置。

PT二次側如果短路將造成PT電流急劇增大過負荷而損壞，并且絕緣擊穿使高壓串至二次側來，影響人身安全和設備安全。處理時，應先將二次負荷盡快切除和隔離。

32、二次系統的直流正、負極接地對運行有什么危害？

答：二次系統的直流正極接地有造成保護誤動的可能，因為一般跳閘線圈（如保護出口中間繼電器線圈和跳合閘線圈等）均接負極電源，若這些回路再發生接地或絕緣不良就會引起保護誤動作。直流負極接地與正極接地同一道理，如回路中再有一點接地就可能造成保護拒絕動作（越級擴大事故）。因為兩點接地將跳閘或合閘回路短路，這時還可能燒壞繼電器接點。

33、查找二次系統的直流接地的操作步驟和注意事項有哪些？

答：根據運行方式、操作情況、氣候影響進行判斷可能接地的處所，采取拉路分段尋找處理的方法，以先信號和照明部分后操作部分，先室外部分后室內部分為原則。在切斷各專用直流回路時，切斷時間應盡量短，不論回路接地與否均應合上。當發現某一專用直流回路有接地時，應及時找出接地點，盡快消除。

注意事項：

（1）當直流發生接地時禁止在二次回路上工作。（2）處理時不得造成直流短路和另一點接地。

（3）拉合直流電源前應采取必要措施防止直流失電可能引起保護、自動裝置誤動。

34、交流回路斷線主要影響哪些保護？

答：凡是接入交流回路的保護均受影響，主要有：距離保護，相差高頻保護，方向高頻保護，高頻閉鎖保護，母差保護，變壓器低阻抗保護，失磁保護，失靈保護，零序保護，電流速斷，過流保護，發電機，變壓器縱差保護，零序橫差保護等。

35、遇有哪幾種情況應同時退出線路兩側的高頻保護？ 答：遇有下列情況時應立即停用線路兩側高頻保護：（1）高頻保護裝置故障；（2）通道檢修或故障。

36、哪幾種情況應停用線路重合閘裝置？

答：遇有下列情況應立即停用有關線路重合閘裝置：（1）裝置不能正常工作時；

（2）不能滿足重合閘要求的檢查測量條件時；（3）可能造成非同期合閘時；（4）長期對線路充電時；

（5）開關遮斷容量不允許重合時；（6）線路上有帶電作業要求時；（7）系統有穩定要求時；（8）超過開關跳合閘次數時。

37、與電壓回路有關的安全自動裝置主要有哪幾類？遇什么情況應停用此類自動裝置？

答：與電壓回路有關的安全自動裝置主要有如下幾類：振蕩解列、高低頻解列、高低壓解列、低壓切負荷等。遇有下列情況可能失去電壓時應及時停用與電壓回路有關的安全自動裝置：（1）電壓互感器退出運行；（2）交流電壓回路斷線；（3）交流電流回路上有工作；（4）裝置直流電源故障。

38、當發生事故后發電廠、變電站與調度機構通訊中斷時應按什么原則處理？

答：發電廠、變電站運行人員在系統發生故障又與各級調度通訊中斷時，應按下列原則處理。

（1）允許發電廠按調度曲線自行調整出力，但應注意頻率、電壓變化及聯絡線潮流情況；

（2）一切已批準但未執行的檢修計劃及臨時操作應暫停執行；

（3）調度指令已下發，正在進行的操作應暫停，待通訊恢復后再繼續操作；（4）應加強頻率監視，發生低頻事故時，待頻率上升至49.80HZ以上時，視頻率情況逐步送出低頻減載所切線路。

（5）聯絡線路跳閘，具有“檢定線路無壓重合閘”的一側確認線路無壓后，可強送電一次，有“檢定同期重合閘的一側確認線路有電壓后，可以自行同期并列。

（6）通訊恢復后，有關廠、站運行值班人員應立即向值班調度員匯報通訊中斷期間的處理情況。

39、電力系統振蕩和短路的區別是什么？ 答：電力系統振蕩和短路的區別是：

振蕩時系統各點電壓和電流值均作往復性擺動，而短路時電流、電壓值是突變的。此時，振蕩時電流、電壓值的變化速度較慢，而短路時的電流、電壓值突然變化量很大。

振蕩時系統任何一點電流與電壓之間的相位都隨功角的變化而改變而短路時，電流和電壓之間的角度是基本不變的。

40、什么叫電網黑啟動？ 答：所謂黑啟動，是指整個系統因故障引起大面積停電或全部停電后，不依賴于別的網絡的幫助，通過系統中具備自啟動能力機組的啟動，帶動無自啟動能力的機組。逐漸擴大系統恢復范圍，最終實現整個系統的恢復。黑啟動是電力系統安全運行

第二篇：電力系統事故處理

電力系統異常及事故處理

一、原則。省調調規P35

電網各級調度機構值班調度員是電網異常及事故處理的指揮者，按調度管轄范圍劃分事故處理權限和責任，事故處理時，各級值班人員應做到；

1、迅速限制事故的發展、消除事故的根源，解除對人身設備和電網安全的威險。

2、用一切可能的辦法保持正常設備的運行和對重要用戶及廠用電的供電，迅速恢復系統各廠網、發電廠間的并列運行。

3、盡快恢復對已停電的地區或用戶供電。

4、調整系統運行方式，使其恢復正常

5、及時將事故和處理情況向有關領導匯報。

二、電力系統事故

1、及時準確收集各項故障信息：包括故障前運行方式，故障時繼電保護和自動裝置動作情況、開關變位情況。故障發生的時間和現象，各有關廠站故障前后頻率、電壓和負荷潮流變化情況及設備運行狀況。

2、根據所收集的各項故障信息判斷故障發生設備、停電范圍，判斷繼電保護和自動裝置動作是否正確、是否有越級跳閘等故障。

電力系統故障元件的處理方法

一、開關

1、開關分合閘閉鎖：開關出現“分、合閘閉鎖”是比較常見的開關故障現象，主要原因是液壓操作機構的壓力下降或升高超過規定值、開關本體滅弧室內滅弧介質壓力不足造成開關滅弧性能下降，處理的方法有：

A、開關因本體或機構異常出現“合閘閉鎖”而未出現“分閘閉鎖”時，值班調度員可根據情況下令用旁路開關代故障開關運行或直接拉開該開關，盡快處理。B、開關因本體或機構異常出現 “分閘閉鎖”時，應立即停用開關的操作電源，并按現場規程進行處理，仍無法消除故障，可采取以下措施

1）若為3/2接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的母線環流（刀閘拉母線環流要經過試驗并有明確規定），解環前確認環內所有開關在合閘位置。

2）若有旁路開關的接線方式用旁路開關代故障開關，用刀閘解環，解環前停用旁路開關操作電源；

3）若沒有旁路開關的接線方式，雙母線接線的將故障開關所在母線上的其他開關倒至另外一條母線，然后用母聯開關斷開故障開關；單母線接線的將故障開關所在母線上的其他開關所帶負荷轉移后，用母聯開關斷開故障開關所在母線。4）雙母線接線的母聯開關，將該雙母線上任一開關的兩把刀閘合上后，用母聯刀閘解環；單母線接線的母聯開關，將任一母線上所有分路開關斷開后，用母聯刀閘將故障開關停電。

2、開關非全相運行：開關在操作時發生非全相運行，廠站運行值班人員應立即拉開該開關；開關運行中一相斷開，應試合該開關一次，試合該開關不成功應盡快采取措施將該開關拉開；當開關運行中出現兩相斷開時應立即將該開關斷開。

二、變壓器

i.變壓器過負荷：

變壓器過負荷標準：變壓器負荷電流大于額定電流，變壓器過負同時加強監視變壓器上層油溫，變壓器過負荷處理，調整變壓器中低壓側運行方式，增加發電出力，限電拉閘。

ii.變壓器的故障性質和處理

1、變壓器的主保護(重瓦斯保護或差動保護或分接頭瓦斯保護之一)動作跳閘，應對變壓器及保護進行全面檢查，未查明原因并消除故障前，不得對變壓器強送電。注意差動保護的保護范圍不止是變壓器本體；、變壓器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可對變壓器試送電一次，如有故障,在找到故障并有效隔離后，也可試送一次；、變壓器后備保護動作跳閘的同時，伴有明顯的故障現象(如電壓電流突變、系統有沖擊、弧光、聲響等)應對變壓器進行全面檢查，必要時應對變壓器進行絕緣測定檢查，如未發現異常可試送一次；

4、變壓器輕瓦斯保護動作跳閘，應立即取瓦斯或油樣進行分析，若為空氣，則排氣后繼續運行，若為其它氣體，則應將變壓器停電處理；

5、并列運行的變壓器事故跳閘后，應立即采取措施消除運行變壓器的過載情況，并按保護要求調整變壓器中性點接地方式。

三、頻率異常

1、頻率異常的確定：

容量在3000MW以上的系統,頻率偏差超過50±0.2HZ為頻率異常，其延續時間超過1小時為頻率事故，頻率偏差超過50±１HZ為事故頻率，延續時間超過１５分鐘為頻率事故。

容量在3000MW以下的系統，頻率偏差超過50±0.5HZ為頻率異常，其延續時間超過1小時為頻率事故；頻率偏差超過50±１HＺ為事故頻率，其延續時間不得超過１５分鐘為頻率事故。

2、頻率異常的處理，任何時候保持系統發供用電平衡是防止低頻率事故的主要措施，頻率降低的處理方法有：

1、調出旋轉備用；

2、迅速啟動備用機組；

3、聯網系統的事故支援；

4、必要時切除負荷（按事先制定的事故拉電序位表執行）。

頻率升高的處理方法有：

1、調整電源出力：對非棄水運行的水電機組優先減出力，直至停機備用。對火電機組減出力至允許最小技術出力；

2、啟動抽水蓄能機組抽水運行；

3、對棄水運行的水電機組減出力直至停機；

4、火電機組停機備用。防止頻率崩潰的措施

1、電力系統運行應保證有足夠的、合理分布的旋轉備用容量和事故備用容量；

2、水電機組采用低頻自啟動裝置和抽水蓄能機組裝設低頻切泵及低頻自動發電的裝置；

3、采用重要電源事故聯切負荷裝置；

4、電力系統應裝設并投入足夠容量的低頻率自動減負荷裝置；

5、制定保正發電廠廠用電及對近區重要負荷供電的措施；

6、制定系統事故拉電序位表，在需要時緊急手動切除負荷。

四、電壓異常

電壓異常的確定：

1、超出電力系統調度規定的電壓曲線數值的±５％，且延續時間超過１小時，或超出規定數值的±１０%，且延續時間超過３０分鐘為電壓異常；

2、超出電力系統調度規定的電壓曲線數值的±５％，并且延續時間超過２小時，或超出規定數值的±１０%，并且延續時間超過１小時為電壓事故。

電壓異常的處理：

電網監視控制點電壓降低超過規定范圍時，值班調度員應采取以下措施

1、迅速增加發電機無功出力；

2、投無功補償電容器；

3、設法改變系統無功潮流分布；

4、條件允許降低發電機有功出力，增加無功出力；

5、必要時啟動備用機組調壓；

6、切除并聯電抗器；

7、確無調壓能力時拉閘限電。

對于局部電網無功功率過剩，電壓偏高，值班調度員應采取以下措施

1、發電機高功率因數運行，盡量少發無功；

2、部分發電機進相運行，吸收系統無功；

3、切除并聯電容器；

4、投入并聯電抗器；

5、控制低壓電網無功電源上網；

6、必要且條件允許時改變運行方式。防止電壓崩潰的措施：

1、依照無功分層分區就地平衡的原則，安裝足夠容量的無功補償設備，這是做好電壓調整、防止電壓崩潰的基礎。

2、在正常運行中要備有一定的可以瞬時自動調出的無功功率備用容量，如新型無功發生器ASVG。

3、正確使用有載調壓變壓器

4、避免遠距離大容量的無功功率輸送

5、超高壓線路的充電功率不宜作補償容量使用，防止跳閘后電壓大幅波動。

6、高電壓、遠距離、大容量輸電系統在中途短路容量較小的受 電端，設置靜補調相機等作為電壓支撐。

7在必要的地區安裝低電壓自動減負荷裝置，配置低電壓自動聯切負荷裝置。

8建立電壓安全監視系統，向調度員提供電網中有關地區的電壓穩定裕度及應采取的措施等信息

五、母線

根據母線保護動作情況和故障現象判斷是否為母線故障，母線母差保護經常誤動，線路開關拒動越級。

母線故障的處理、當母線發生故障或失壓后，廠站運行值班人員應立即報告值班調度員，并同時將故障母線上的開關全部斷開，并迅速恢復受影響的廠站用電。、當母線故障停電后，廠站運行值班人員應立即對停電的母線進行檢查，并把檢查情況匯報值班調度員，值班調度員應按下述原則進行處理：)找到故障點并能迅速隔離的，在隔離故障后對停電母線恢復送電；

2)找到故障點但不能很快隔離的，將該母線轉為檢修。雙母線中的一條母線故障時，應確認故障母線上的元件無故障后，將其倒至運行母線并恢復送電（注意：一定要先拉開故障母線上的刀閘后再合正常母線上的刀閘）；)經過檢查不能找到故障點時，可對停電母線試送電一次。對停電母線進行試送，應盡可能用外來電源，試送開關必須完好，并有完備的繼電保護。有條件者可對故障母線進行零起升壓；

4)當母線保護動作跳閘，必須檢查母線保護，如確認系保護誤動，停用該誤動保護，恢復母線送電；

5)當開關失靈保護動作跳閘時，應盡快拉開已失靈開關兩側刀閘，恢復母線供電。3 廠站運行值班人員要根據儀表指示、保護動作、開關信號及事故現象，判明事故情況，切不可只憑廠站用電全停或照明全停而誤認為變電站全站失壓。母線無壓時，廠站運行值班人員應認為線路隨時有來電的可能，未經調度許可，嚴禁在設備上工作。

六、電力系統振蕩

電力系統振蕩分為異步振蕩和同步振蕩

電網振蕩事故處理 1 電網振蕩時的現象

發電機、變壓器、線路的功率表和電流表指針周期性劇烈擺動,發電機、變壓器有不正常的周期性轟鳴聲，失去同步的兩個電網的聯絡線的輸送功率往復擺動，整個系統內頻率變化，一般是送端頻率升高，受端頻率降低，并有擺動,振蕩中心處電壓表波動最大，并周期性地降低到零，偏離振蕩中心的地區，電壓也會波動,電燈忽明忽暗，靠近振蕩中心的發電機組強行勵磁裝置，一般都會動作。系統振蕩事故的處理

1)系統振蕩時，無論頻率升高或降低，各發電廠或有調相機、無功補償裝置的變電站，應不待調度指令，迅速提高無功出力，盡可能使電壓提高至允許最大值。必要時應 4 按發電機和調相機的事故過負荷能力提高電壓，除現場有規定者外，發電機和調相機的最高允許電壓為額定值的110％；

2)頻率降低的發電廠，應不待調度指令，充分利用機組的備用容量和事故過負荷能力，增加有功出力，提高頻率，必要時，值班調度員可直接在頻率降低地區（受端系統）按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，直至消除振蕩或頻率恢復到49.5Hz以上；

3)頻率升高的發電廠，應不待調度指令減少有功出力，降低頻率，直到振蕩消除。為了消除系統振蕩，頻率允許低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使聯絡線過負荷；

4)當系統發生振蕩，頻率降到49 Hz以下，各地調、廠站應不待調度指令，立即按“拉閘限電序位表”拉閘限電，提高頻率到49.5Hz以上；

5)運行的發電機或調相機因失磁引起系統振蕩時，發電廠、變電站值班人員應不待調度指令，立即將失磁機組解列；

6)采取上述措施后，如果在3分鐘內振蕩仍未消除時，省調值班調度員應按事先規定的解列點將系統解列；

7)振蕩時，除廠站事故處理規程規定者以外，發電廠值班人員不得自行解列機組。當頻率低到足以破壞廠用電系統正常運行時，發電廠值班人員應根據事先規定的保廠用電措施將廠用系統及部份負荷與主系統解列，嚴禁在發電機出口開關解列。當系統振蕩消除，頻率恢復正常時，應主動與主系統恢復并列。

七、電力系統單相接地

在中性點直接接地的電力系統中發生單相接地故障時，電力系統將產生很大的短路電流，這個短路電流將引起相關保護動作將故障設備切除。而在中性點非直接接地的電力系統中發生單相接地故障時，電力系統中沒有短路電流，只是三相對地電壓發生變化，接地相對地電壓等于或接近于零，非接地相對地電壓升高為線電壓，沒有保護動作跳閘。

電力系統中發生單相接地故障的判斷：當變電站發出“系統單相接地”信號時，要注意區分系統真正發生了單相接地故障，在系統中出現以下情況時，變電站也會發接地信號，也即“假接地”信號：

1、變電站母線PT單相保險熔斷，熔斷相對地電壓等于或接近于零，正常相對地電壓為相電壓；

2、系統發生電磁諧振，三相電壓同時升高或降低，數值不確定，且變化幅度大；

3、系統線路總長度過長，三相對地參數不平衡，引起中性點電壓偏移。

電力系統中發生單相接地故障時，接地相對地電壓等于或接近于零，非接地相對地電壓升高為線電壓，零序電壓等于線電壓，消弧線圈電流等于補償電流，系統中所有連接的廠站均發接地信號。

電力系統中發生單相接地故障的處理：

1、裝有接地選線裝置的廠站，先拉開接地選線裝置所選的線路；

2、可以分段的廠站，用分網的方法把網絡分成幾個獨立網，縮小尋找范圍；

3、拉帶電備用線路；

4、拉有并網電源的線路；

5、拉分支最多，線路最長，負荷最輕和最不重要的線路；

6、拉分支較少，線路較短，負荷較輕和較重要的線路；

7、檢查母線配電裝置；

8、檢查電源（變壓器和發電機）

9、用倒換備用母線的方法檢查母線系統。

電力系統中發生單相接地故障的時，允許帶接地故障運行的時間一般規定為2小時。

第三篇：(中級工)事故及異常處理訓

一、應知，題型分配《職業技能鑒定指導書》

1、選擇類：單選 1分/35 多選 1分/10 判斷 1分/35 繪圖 2分/5

2、填空類：計算 2分/5

二、應會

（一）事故處理：

1、初次檢查，初次匯報。

主控屏上告警窗、潮流、開關變位及事故發生時間，光子牌

2、詳細檢查，詳細匯報調度。

時間、保護屏燈亮情況（“復歸”操作前必須復歸）及報文顯示、保護屏（空格鍵）二次小開關提哦扎情況、現場檢查（實際位置）、相別、故障類型

3、簡單事故分析。

找出具體接地點（找標示牌）

4、以調度令形式提出處理方案。

盡快隔離故障，限制事故發展，非故障設備盡快回復供電。

5、事故處理完畢后，值班人員填寫運行日志、事故跳閘記錄、開關分/合閘記錄等，并根據開關跳閘情況，、保護及自動裝置的動作情況、時間記錄、故障錄波、微機保護打印報告及處理情況，整理詳細的事故經過。

（二）倒閘操作執行中的關鍵步驟及工作要點（《變電運行（220kV）》下P352）：

1、接受操作任務，擬訂操作方案（填操作票）。

（1）熟悉操作任務，明確操作目的，結合現場實際運行方式、設備運行狀態和性能，確認操作任務正確、安全可行。

（2）根據操作任務，核對運行方式后，參詳典型操作票，正確規范填寫操作票。（3）對于復雜操作任務，應認真擬訂操作方案后，再填寫操作票。

2、審核、打印操作票。

（1）按照操作人、監護人、值班長進行逐級審核。審查操作票的正確性、安全性及合理性，重點審查一次設備操作相應的二次設備操作。

（2）經審查無誤后，打印操作票，審票人分別在操作票指定地點簽名。

3、操作準備。

（1）正式操作前，操作人監護人進行模擬操作，再次對操作票的正確性進行核對，并進一步明確操作目的。

（2）值班長組織操作人員對整個操作過程中危險點進行分析和控制，做好有備無患。（3）準備操作中要使用的工器具。檢查工器具的完好性，并由輔助操作人員負責做好使用準備。

4、接受操作指令。

（1）調度員發布正式操作命令時，應由當值值班負責人或正值班員接令，并錄音和復誦，經雙方復核無誤后，由接令人將發令時間、發令人姓名填入操作票，然后交由監護人、操 作人操作。

（2）通過復誦和錄音使得調度及變電站雙方對操作任務再次核對正確性并留下依據。

5、核對操作設備。

（1）操作人應站位正確，核對設備名稱和編號，監護人檢查并核對操作人所站位置及操作設備名稱編號應正確無誤，安全防護用具使用正確，然后高聲唱票。

（2）核對設備的名稱編號是防誤操作的第一道關卡，可防止誤入間隔。核對設備的狀態是否與操作內容相符合，如有疑問應立即停止操作，并向調度或相關管理人員詢問。

6、唱票、復誦、監護、操作，檢查確認。

（1）監護人高聲唱票，操作人手指需操作的設備名稱及編號，高聲復誦。

（2）在二人一致明確無誤后，監護人發出“對，執行”命令，操作人方可操作。

（3）每項操作完畢，操作人員應仔細檢查一次設備是否操作到位，并與變電站控制室聯系，檢查相關二次部分如切換信號指示燈或遙信信息是否變位正確等。（4）確認無誤后應由監護人在操作票對應項上打鉤。

7、匯報調度。

（1）全部操作結束，監護人應檢查票面上所有項目均已正確打鉤，無遺漏項，在操作票上填寫操作終了時間，加蓋“已執行”章，并匯報值班負責人。

（2）由值班負責人或正值班員向調度匯報操作任務執行完畢。匯報時要匯報操作結束時間，表明操作正式結束，設備運行狀態已根據調度命令變更。

8、終結操作。

（1）檢查一、二次設備運行正常。

（2）校正顯示屏標志，并檢查微機防誤模擬屏上設備狀態已于現場一致。（3）在運行日志或生產MIS系統上填寫操作記錄。

事故及異常處理

一、35kV I段母線壓變高壓側熔絲熔斷

1.現象并記錄、清閃（光字牌）：

a.35kV I段母線所有出線保護告警、TV斷線

b.35kV I段母線接地

c.監控后臺35kV I段壓變A相電壓和3U0為100/3V

d.母差屏差動開放，失靈開放（差動復壓閉鎖元件動作）

2.處理方法：

a.協陶35kV線保護由跳閘改信號：

退可能會誤動的保護裝置：例如距離保護，其中35kV協陶線配置距離保護，其他復壓閉鎖的保護不需要退出

b.35kV備用電源由跳閘改信號：

退35kV備自投，取下35kV備用電源合35kV母分開關出口壓板4LP2；35kV備用電源閉鎖切換開關從“退出”切至“投入”4QK

c.對于壓變二次不并列的情況：

35kV I段母線壓變由運行改為檢修（不并列）

d.對于壓變二次并列的情況（防止I段母線長期失壓或熔絲再次熔斷）：

1）1#主變35kV開關由運行改熱備用（拉開1#主變35kV側開關）；

2）35kV母分開關由熱備用改運行（合上35kV母分開關，有退備自投操作內容）；

3）35kV I段母線壓變由運行改檢修：

A）拉開35kV I段壓變二次側熔絲和小開關；

B）合并35kV壓變二次側（投入I、II母線并列小開關）；

C）拉開35kV I側壓變一次側刀閘

二、半嶺2P02線開關油壓降低閉鎖重合閘

開關壓力降低：閉鎖重合閘（30.8MPa）—閉鎖合閘（27.3MPa）—總閉鎖（25.3MPa）

1、現象并記錄、清閃：

a.半嶺2P02線開關監控屏提示

b.現場檢查半嶺2P02線開關油壓表30.8MPa

2、處理：

a.半嶺2P02線開關由運行改冷備用

b.半嶺2P02線開關由冷備用改開關檢修

三、半嶺2P02線開關油壓降低總閉鎖

1、現象并記錄、清閃：

a.半嶺2P02線開關監控屏提示“開關油壓閉鎖”、“電源斷線或控制回路斷線”

b.半嶺2P02線開關屏操作箱OP等滅

c.半嶺2P02線測控屏紅綠燈全部滅燈

d.現場檢查半嶺2P02線開關油壓表22.3MPa

e.匯報調度

2、橫嶺站半嶺2P02開關壓力降低（現場油壓22.3MPa）的處理步驟：

1）半嶺2P02線開關改為非自動；

2）其他連接于副母運行的線路（例如嶺鐵2P08）由副母運行改為正母運行）；

3）220kV母聯開關由運行改熱備用；

4）半嶺2P02線由副母運行改冷備用（即手動拉半嶺2P02線開關兩側刀閘）；

5）220kV母聯開關由熱備用改運行；

6）其他連接于副母運行的線路（例如嶺鐵2P08）由正母運行改為副母運行；

7）半嶺2P02線開關由冷備用改開關檢修

四、半嶺2P02線開關SF6泄露

1.對于不同操作機構的開關SF6壓力：

3AQ操作機構：0.7正常，0.64報警，0.62閉鎖；

3AP操作機構：0.6正常，0.52報警，0.50閉鎖

N2泄露在監控后臺會表現油壓降低 2.處理方法：

a.SF6泄露報警時，將開關改為非自動，帶電補氣；

b.SF6泄露閉鎖時，與開關油壓降低閉鎖的處理方法相同。

一、35kV I段母線單相接地

1、現象并記錄、清閃：

a、監控后臺事件報警35kV I段母線接地動作； b、消弧線圈正在接地；

c、35kV I段母線壓變間隔，Ua=0，Ub=Uc=35.20kV，3U0=100V，Uab=Ubc=Uca=35.19kV； d、35kV消弧線圈I控制屏（選故障線），協陶3754線接地； e、匯報調度

2、處理方法：

a、從1#主變35kV側套管沿著35kV I段母線開始檢查外觀，包括35kV I母線上所有出線間隔；

b、試拉線路，拉開協陶3754線，故障消除（先拉電容器回路，再拉協陶3754線，接著拉接地變，最后拉所用變）1、35kV協陶3754線由運行改為熱備用；

2、35kV協陶3754線由熱備用改為冷備用； 3、35kV協陶3754線由冷備用改為檢修；

二、主變輕瓦斯動作

1、現象并記錄、清閃：

a、時間警告窗提示輕瓦斯動作；

b、主變監控后屏“本體輕瓦斯”光子，清閃； c、1#主變保護屏，壓力釋放閥燈亮，復歸； d、匯報調度

2、處理方法：

a、檢查油枕油位降低，瓦斯繼電器有無氣體，二次回路有無故障，直流回路有無接地、短接；

b、取瓦斯繼電器氣體分析，若為空氣，且放氣后不再發信，則主變可以繼續運行；若再次發信，則停用主變； c、取氣分析后，不為空氣，則停用主變 d、主變停用： 1、35kV母分開關由熱備用轉運行（含35kV母分開關備用電源由跳閘改信號）；

2、1#主變由運行改主變檢修

三、星橋1261線保護定值出錯（110kV出線只裝設一套保護）

1、現象并記錄、清閃：

a、事件警告窗提示 星橋1261線RCS-941A裝置異常動作； b、星橋1261線監控屏后臺“裝置報警閉鎖及裝置異常”；清閃 c、星橋1261線開關屏提示“定值出錯”；復歸 d、匯報調度

2、處理方法：

a、星橋1261線由運行改冷備用；

b、星橋1261線微機保護由跳閘改信號； c、星橋1261線微機保護由信號改停用； d、星橋1261線重合閘由跳閘改信號

四、橫星1262線開關控制電源斷線

1、現象并記錄、清閃：

a、事件警告窗提示“110kV橫星1262線開關控制電源斷線”，“110kV橫星1262線開關控制回路斷線”

b、橫星1262線監控屏后臺“控制回路斷線”；

c、橫星1262線開關屏，分、合位燈熄滅，屏后操作電源小開關4K斷開（試送一次，仍舊跳閘）；

d、橫星1262線測控屏，分、合燈（紅、綠燈）均滅； e、匯報調度

2、處理方法：110kV橫星1262線開關停電檢修

a、110kV 外喬1700線、2#主變110kV線由副母運行改正母運行； b、110kV母聯開關由運行改為熱備用； c、橫星1262線由副母運行改冷備用（手動操作閘刀，解鎖操作，先線路側，再母線側）； d、110kV母聯開關由熱備用改為運行；

e、110kV 外喬1700線、2#主變110kV線由正母運行改副母運行； f、橫星1262線開關由冷備用改開關檢修

五、協陶3754線AB相間故障

2、處理方法：匯報縣調

a、協陶3754線由熱備用改冷備用

b、協陶3754線由冷備用改線路檢修

六、橫港1267線CA相間永久性故障

2、處理方法：匯報地調

a、橫港1267線由正母熱備用改冷備用 b、橫港1267線由冷備用改線路檢修

七、2#主變110kV側套管AC相瓷瓶閃絡

2、處理方法：匯報地調

a、2#主變由熱備用改冷備用 b、2#主變由冷備用改主變檢修

c、35kV母分備用電源由跳閘改信號

八、1#主變內部故障

2、處理方法：匯報地調

a、1#主變由熱備用改冷備用 b、1#主變由冷備用改主變檢修

c、35kV母分備用電源由跳閘改信號

九、橫港1267線A相故障開關拒動

2、處理方法：匯報地調

a、110kV正母運行上的開關由正母運行改熱備用 b、橫港1267線由正母運行改冷備用（手動拉閘刀）c、110kV母聯充電保護由信號改跳閘 d、110kV母聯開關由熱備用改運行 e、110kV母聯充電保護由跳閘改信號

f、1#主變110kV開關由熱備用改正母運行

g、110kV正母運行上的開關由熱備用改正母運行 h、橫港1267線由冷備用改開關及線路檢修

十、協陶3754線相間故障，保護裝置異常

2、處理方法：匯報縣調

a、35kV接地變、所用變由運行改熱備用 b、協陶3754線由運行改冷備用

c、35kV母分開關充電保護由信號改跳閘 d、35kV母分開關由熱備用改運行

e、35kV母分開關充電保護由跳閘改信號 f、1#主變35kV開關由熱備用改運行 g、35kV母分開關由運行改熱備用

h、35kV接地變、所用變由熱備用改運行

i、協陶3754線由冷備用改線路檢修 j、協陶3754線保護由跳閘改信號

十一、35kVII段母線故障

2、處理方法：匯報地調

a、35kV II段母線上的所有出線（除了壓變和避雷器）由熱備用改冷備用 b、35kV II段母線由冷備用改檢修 B、鐵路3625線開關（瓷瓶）故障：

a、鐵路3625線由熱備用改冷備用（手動拉閘刀）b、35kV母分開關充電保護由信號改跳閘 c、35kV母分開關由熱備用改運行

d、35kV母分開關充電保護由跳閘改信號 e、2#主變35kV開關由熱備用改運行 f、35kV母分開關由運行改熱備用

g、35kV II段母線其他出線由熱備用改運行 h、鐵路3625線由冷備用改開關檢修

十二、110kV茅山1260開關瓷瓶閃絡故障

2、處理方法：匯報地調

a、茅山1260線由熱備用改冷備用 b、110kV母聯充電保護由信號改跳閘 c、110kV母聯開關由熱備用改運行 d、110kV母聯充電保護由跳閘改信號 e、1#主變110kV開關由熱備用改運行 f、110kV其他出線由熱備用改正母運行 g、茅山1260線由冷備用改開關檢修

第四篇：調度員設備異常及事故處理

調度員設備異常及事故處理 線路事故處理

1.1 線路跳閘后，重合不成功，廠站運行值班員應立即匯報值班調度員，同時對故障跳閘線路的有關一二次設備進行外部檢查，并將檢查結果匯報值班調度員。值班調度員在得到現場“站內一二次設備檢查無異常，可以送電”的匯報，并核實線路確無電壓后，可以對線路強送一次。如強送不成功，需再次強送，必須經總工或主管生產的中心領導同意。如有條件，可以采用零起升壓方式。

1.2 線路發生故障后，省調值班調度員應及時將可能的故障區段和級別通知有關地調值班調度員，再由地調值班調度員通知有關部門進行事故巡線，地調值班調度員應及時將巡線結果報告省調值班調度員。事故巡線時，若未得到省調值班調度員“XX線路停電巡線”指令，則應始終認為該線路帶電。

1.3 線路一側開關跳閘后，應迅速用檢同期方式合環。如無法迅速合環時，值班調度員應命令拉開引起末端電壓過高的另一側線路開關。

1.4 線路故障跳閘后，強送前應考慮: 1.4.1 應正確選擇強送端，使電網穩定不致遭到破壞。在強送前，要檢查重要線路的輸送功率在規定的限額之內，必要時應降低有關線路的輸送功率或采取提高電網穩定的措施；盡量避免用發電廠或重要變電站側開關強送；

1.4.2 強送的開關必須完好，且具有完備的繼電保護,無閉鎖重合閘裝置的,應將重合閘停用；

1.4.3 若事故時伴隨有明顯的事故象征，如火花、爆炸聲、電網振蕩等, 待查明原因后再考慮能否強送。1.4.4 強送前應調整強送端電壓，使強送后首端和末端電壓不超過允許值

1.4.5 線路故障跳閘，開關切除故障次數已到規定的次數，由廠站運行值班員根據廠站規定，向有關調度提出要求。

1.4.6 當線路保護和線路高抗保護同時動作跳閘時，應按線路和高抗同時故障來考慮事故處理。在未查明高抗保護動作原因和消除故障之前不得進行強送，在線路允許不帶電抗器運行時，如電網需對故障線路送電，在強送前應將高抗退出后才能對線路強送。

1.4.7 500KV線路故障跳閘至強送的間隔時間為15分鐘或以上，1.4.8 線路有帶電作業，明確要求停用線路重合閘故障, 事故跳閘后不得強送者，在未查明原因且工作人員確已撤離現場之前不得強送.1.4.9 試運行線路和電纜線路事故跳閘后不應強送；

1.4.10 強送端變壓器中性點必須接地,如帶有終端變壓器的220千伏線路強送,終端變壓器的中性點必須接地;2 發電機事故處理

發電機跳閘或異常情況均按發電廠規程進行處理；

當發電機進相運行或功率因數較高，引起失步時，應不待調度指令，立即減少發電機有功，增加勵磁，使機組恢復同步運行。如果處理無效，應將機組與系統解列，并盡快將機組再次并入系統。3 變壓器事故處理

3.1 變壓器的主保護(重瓦斯保護或差動保護或分接頭瓦斯保護之一)動作跳閘，應對變壓器及保護進行全面檢查，未查明原因并消除故障前，不得對變壓器強送電。如檢查變壓器外部無明顯故障，檢查瓦斯氣體和故障錄波器動作情況，確認變壓器內部無故障者，由變壓器所屬電業局或電廠總工同意,可以試送一次，有條件時應進行零起升壓；

3.2 變壓器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可對變壓器試送電一次。如有故障,在找到故障并有效隔離后，也可試送一次；

3.3 變壓器后備保護動作跳閘的同時，伴有明顯的故障現象(如電壓、電流突變，系統有沖擊，弧光，聲響等)應對變壓器進行全面檢查，必要時應對變壓器進行絕緣測定檢查，如未發現異常可試送一次。3.4 變壓器輕瓦斯保護動作跳閘，應立即取瓦斯或油樣進行分析，若為空氣，則排氣后繼續運行，若為其它氣體，則應將變壓器停電處理。

3.5 并列運行的變壓器事故跳閘后，應立即采取措施消除運行變壓器的過載情況，并按保護要求調整變壓器中性點接地方式。

3.6 變壓器有下列情況之一時，應立即停電處理：

3.6.1 變壓器聲音明顯不正常或變壓器內部有放電聲、炸裂聲。3.6.2 在正常負荷和冷卻條件下，變壓器溫度不正常并不斷上升。3.6.3 嚴重漏油或噴油使油面低于油位指示計的限度。3.6.4 壓力釋放裝置動作，安全膜破裂，向外噴油等。3.6.5 導管有嚴重破損和放電現象。3.6.6 變壓器冒煙、著火。

3.6.7 變壓器鄰近設備著火、爆炸或發生對變壓器構成嚴重威脅的情況時。

3.7 變壓器過勵磁保護動作跳閘后，應檢查變壓器有無其他保護動作，并檢查變壓器油箱溫度有無異常。如無異常，其他保護也未動作，可將變壓器恢復運行，退出勵磁保護進行檢查。4 母線事故處理

4.1 當母線發生故障或失壓后，廠站運行值班員應立即報告值班調度員，并同時將故障母線上的開關全部斷開，迅速恢復受影響的廠站用電。4.2 當母線故障停電后，運行值班員應立即對停電的母線進行外部檢查，并把檢查情況匯報值班調度員，調度員應按下述原則進行處理：

4.1 找到故障點并能迅速隔離的，在隔離故障后對停電母線恢復送電；

4.2 找到故障點但不能很快隔離的，將該母線轉為檢修；雙母線中的一條母線故障時，應確認故障母線上的元件無故障后，將其冷倒至運行母線并恢復送電（注意：一定要先拉開故障母線上的刀閘后再合正常母線上的刀閘）。

4.3 經過檢查，母線無明顯故障點時，可對停電母線試送電一次。對停電母線進行試送，應盡可能用外來電源；試送開關必須完好，并有完備的繼電保護。有條件者可對故障母線進行零起升壓。

4.4 當母線保護動作跳閘，必須檢查母線保護，如確認系保護誤動，停用該誤動保護，恢復母線送電。4.5 當開關失靈保護動作跳閘時，應立即拉開已失靈開關的兩側刀閘，恢復母線供電。

4.3 廠站值班人員要根據儀表指示、保護動作、開關信號及事故現象，正確判明事故情況，切不可只憑站用電全停或照明全停而誤認為變電站全站失壓。調度員也應與廠站值班人員核對現狀，切不可只憑220KV母線失電而誤認為變電站全站失壓。

4.4 母線無壓時，廠、站值班人員應認為線路隨時有來電的可能，未經調度許可，嚴禁在設備上工作。5 開關故障處理

5.1 開關操作時，發生非全相運行，廠站運行值班人員應立即拉開該開關；開關運行中一相斷開，應試合該開關一次，試合不成功應盡快采取措施并將該開關拉開；當開關運行中兩相斷開時，應立即將該開關拉開；

5.2 開關因本體或操作機構異常出現“合閘閉鎖”尚未出現“分閘閉鎖”時，值班調度員可根據情況下令用旁路開關代故障開關運行或直接拉開此開關，盡快處理；

5.3 開關因本體或操作機構異常出現“分閘閉鎖”時，應停用開關的操作電源，并按現場規程進行處理，仍無法消除故障，可采取以下措施：

5.3.1若為3/2接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的母線環流（刀閘拉母線環流要經過試驗并有明確規定），解環前確認環內所有開關在合閘位置；

5.3.2其它接線方式用旁路開關代故障開關，用刀閘解環，解環前停用旁路開關操作電源；無法用旁路開關代故障開關時，將故障開關所在母線上的其它開關倒至另一條母線后，用母聯開關斷開故障開關；無法倒母線或用旁路開關代路時，可根據情況斷開該母線上其余開關使故障開關停電。6 系統振蕩事故處理 6.1 系統振蕩時的現象

6.1.1 發電機、變壓器、線路的功率表和電流表指針周期性劇烈擺動,發電機、變壓器有不正常的周期性轟鳴聲；

6.1.2 失去同步的兩個電網的聯絡線的輸送功率往復擺動；

6.1.3 振蕩中心處電壓最低，偏離振蕩中心的地區，電壓也會波動，電燈忽明忽暗； 6.1.4 靠近振蕩中心的發電機組強行勵磁裝置，一般都會動作；

6.1.5 整個系統內頻率變化，一般是送端頻率升高，受端頻率降低，并有擺動。6.2 系統振蕩事故的處理

6.1 系統振蕩時，無論頻率升高或降低，各發電廠或有調相機、無功補償裝置的變電站，應不待調度指令，迅速提高無功出力，盡可能使電壓提高至允許最大值。必要時應按發電機和調相機的事故過負荷能力提高電壓，除現場有規定者外，發電機和調相機的最高允許電壓為額定值的110％；

6.2 頻率降低的發電廠，應不待調度指令，充分利用機組的備用容量和事故過負荷能力，增加有功出力，力爭恢復正常頻率。必要時，值班調度員可直接在頻率降低地區（受端系統）按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，直至消除振蕩和聯絡線過載或超穩定限額，且頻率恢復到49.5Hz以上；

6.3 頻率升高的發電廠，應不待調度指令減少有功出力，降低頻率，直到振蕩消除。為了消除系統振蕩，頻率允許低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使聯絡線過負荷；

6.4 當系統發生振蕩，頻率降到49 Hz以下，各地調、廠站應不待調度指令，立即按“拉閘限電序位表”拉閘限電，提高頻率到49.5Hz以上；

6.5 運行的發電機或調相機因失磁引起系統振蕩時，發電廠、變電站值班人員應不待調度指令，立即將失磁機組解列；

6.6 采取上述措施后，如果在3分鐘內振蕩仍未消除時，省調值班調度員應按事先規定的解列點將系統解列；

6.7 振蕩時，除廠站事故處理規程規定者以外，發電廠值班人員不得自行解列機組。當頻率低到足以破壞廠用電系統正常運行時，發電廠值班人員應根據事先規定的保廠用電措施將廠用系統及部份負荷與主系統解列，嚴禁在發電機出口開關解列。當系統振蕩消除，頻率恢復正常時，應主動與主系統恢復并列。7 電網頻率異常處理

7.1 電網頻率超出50±0.2Hz持續時間不允許超過30分鐘，超出50±0．5Hz持續時間不允許超過15分鐘。7.2 當電網頻率降低至49．8Hz以下，且無備用容量，各級調度、發電廠、變電站運行值班人員應按下述原則進行處理，并注意在處理過程中保證各重要聯絡線不超過穩定限額：

7.1 49.8Hz以下時，省調值班調度員應命令各地調值班調度員按要求的數量進行拉閘限電，地調值班調度員應立即執行,必要時省調值班調度員可直接對各地區按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，使頻率低于49.8Hz持續時間不超過30分鐘； 7.2 49.5Hz以下時，省調值班調度員可立即對各地區按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，使頻率低于49.5Hz持續時間不超過15分鐘；

7.3 48.5Hz以下時，各發電廠和變電站運行值班人員應不待調度命令按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，省調和地調值班調度員可不受“拉閘限電序位表”的限制，直接拉停變壓器或整個變電站，使頻率迅速恢復至49.5Hz以上；

7.4 為了保證必保用戶和電廠廠用電，在采取上述措施仍未解除威脅時，發電廠可按規定解列單機或部份機組帶廠用電和部份必保用戶用電，解列頻率的規定值，對廠用電和必保用戶的供電方式以及解列的辦法，應事先會同省調研究確定，并報省公司批準；

7.5 當頻率恢復至49.8Hz及以上時，各地區電網出力的改變，恢復送電，均應得到省調值班調度員的同意。

7.3 當系統頻率高于50.2Hz時，調頻廠應首先降低出力，使頻率恢復到50.2Hz以下，如已降低至最小技術出力而頻率仍高于50.2Hz時應立即報告省調，省調值班調度員應采取措施，降低系統中其余發電廠的出力，必要時可緊急解列部份發電機組。

第五篇：主變異常及事故處理(DOC)

主變異常處理

一．聲音異常的處理：

1)當變壓器內部有“咕嘟咕嘟”水的沸騰聲時，可能是繞組有較嚴重的故障或分接開關接觸不良而局部嚴重過熱引起，應立即停止變壓器的運行，進行檢修。

2)變壓器聲響明顯增大，內部有爆裂聲時，立即斷開變壓器斷路器，將變壓器轉檢修。

3)當響聲中夾有爆裂聲時，既大又不均勻，可能是變壓器的器身絕緣有擊穿現象，應立即停止變壓器的運行，進行檢修。

4)響聲中夾有連續的、有規律的撞擊或摩擦聲時，可能是變壓器的某些部件因鐵芯振動而造成機械接觸。如果是箱壁上的油管或電線處，可增加距離或增強固定來解決。另外，冷卻風扇、油泵的軸承磨損等也發出機械摩擦的聲音，應確定后進行處理

二．油溫異常升高的處理：

（一）變壓器油溫異常升高的原因 1)變壓器冷卻器運行不正常。2)運行電壓過高。

3)潛油泵故障或檢修后電源的相序接反。4)散熱器閥門沒有打開。5)變壓器長期過負荷。6)內部有故障。7)溫度計損壞。8)冷卻器全停。

（二）油溫異常升高的檢查

1)檢查變壓器就地及遠方溫度計指示是否一致 2)檢查變壓器是否過負荷。3)檢查冷卻設備運行是否正常。

4)檢查變壓器聲音是否正常，油溫是否正常，有無故障跡象。5)檢查變壓器油位是否正常。

6)檢查變壓器的氣體繼電器內是否積聚了可燃氣體。7)必要時進行變壓器預防性試驗。

（三）油溫異常升高的處理

1)若溫度升高的原因是由于冷卻系統的故障，且在運行中無法修復，應將變壓器停運修理；若不能

立即停運修理，則應按現場規程規定調整變壓器的負荷至允許運行溫度的相應容量，并盡快安排處理；若冷卻裝置未完全投入或有故障，應立即處理，排除故障；若故障不能立即排除，則必須降低變壓器運行負荷，按相應冷卻裝置冷卻性能與負荷的對應值運行

2)如果溫度比平時同樣負荷和冷卻溫度下高出10℃以上，或變壓器負荷、冷卻條件不變，而溫度不斷升高，溫度表計又無問題，則認為變壓器已發生內部故障（鐵芯燒損、繞組層間短路等），應投入備用變壓器，停止故障變壓器運行，聯系檢修人員進行處理。

3)若經檢查分析是變壓器內部故障引起的溫度異常，則立即停運變壓器，盡快安排處理。4)若由變壓器過負荷運行引起，在頂層油溫超過105℃時，應立即降低負荷。

5)若散熱器閥門沒有打開，應設法將閥門打開，一般變壓器散熱器閥門沒有打開，在變壓器送電帶上負荷后溫度上升很快。若本站有兩臺變壓器，那么通過對兩臺變壓器的溫度進行比較就能判斷出。

6)如果三相變壓器組中某一相油溫升高，明顯高于該相在過去同一負荷、同樣冷卻條件下的運行油溫，而冷卻裝置、溫度計均正常，則過熱可能是由變壓器內部的某種故障引起，應通知專業人員立即取油樣做色譜分析，進一步查明故障。若色譜分析表明變壓器存在內部故障，或變壓器在負荷及冷卻條件不變的情況下，油溫不斷上升，則應按現場規程規定將變壓器退出運行。

三．油位異常的處理

（一）引起油位異常的主要原因有：

① 指針式油位計出現卡針等故障。②隔膜或膠囊下面蓄積有氣體，使隔膜或膠囊高于實際油位。③吸濕器堵塞，使油位下降時空氣不能進入，油位指示將偏高。④膠囊或隔膜破裂，使油進入膠囊或隔膜以上的空間，油位計指示可能偏低。⑤溫度計指示不準確。⑥變壓器漏油使油量減少

（二）油位異常的處理 1.油位過低的處理

油位過低或看不到油位，應視為油位不正常。當低到一定程度時，會造成輕瓦斯動作告警。嚴重缺油時，會使油箱內絕緣暴露受潮，降低絕緣性能，影響散熱，甚至引起絕緣故障。

1）油位過低的原因：

(1)變壓器嚴重滲油或長期漏油。

(2)設計制造不當，儲油柜容量與變壓器油箱容量配合不當。一旦氣溫過低，在低負荷時油位下降過低，則不能滿足要求。

(3)注油不當，未按標準溫度曲線加油。

(4)檢修人員因臨時工作多次放油后，而未及時補充。2）油位過低的處理：

① 若變壓器無滲漏油現象，油位明顯低于當時溫度下應有的油位（查溫度～油位曲線），應盡快補

油。

② 若變壓器大量漏油造成油位迅速下降時，應立即采取措施制止漏油。若不能制止漏油，且低于油位計指示限度時，應立即將變壓器停運。

③

對有載調壓變壓器，當主油箱油位逐漸降低，而調壓油箱油位不斷升高，以至從吸濕器中漏油，可能是主油箱與有載凋壓油箱之間密封損壞，造成主油箱的油向調壓油箱內滲。應申請將變壓器停運，轉檢修。

2.油位過高的處理 1）油位過高的原因：

(1)吸濕器堵塞，所指示的儲油柜不能正常呼吸。(2)防爆管通氣孔堵塞。

(3)油標堵塞或油位表指針損壞、失靈。

(4)全密封儲油柜未按全密封方式加油，在膠囊袋與油面之間有空氣（存在氣壓，造成假油位）。2）變壓器油位過高的處理：

① 如果變壓器油位高出油位計的最高指示，且無其他異常時，為了防止變壓器油溢出，則應放油到適當高度；同時應注意油位計、吸濕器和防爆管是否堵塞，避免因假油位造成誤判斷。放油時應先將重瓦斯改接信號。

② 變壓器油位因溫度上升有可能高出油位指示極限，經查明不是假油位所致時，則應放油，使油位降至與當時油溫相對應的高度，以免溢油。

（三）滲漏油、油位異常和套管末屏放電的處理 1．運行中變壓器造成滲漏油的原因有：

(1)閥門系統、蝶閥膠墊材質不良、安裝不良、放油閥精度不高，螺紋處滲漏。

(2)高壓套管基座電流互感器出線樁頭膠墊處不密封或無彈性，造成接線樁頭膠墊處滲漏。小絕緣子破裂，造成滲漏油。

(3)膠墊不密封造成滲漏。(4)設計制造不良。2.變壓器滲漏油的處理:(1)變壓器本體滲漏油若不嚴重，并且油位正常，應加強監視。

(2)變壓器本體滲漏油嚴重，并且油位未低于下限，但一時又不能停電檢修，應通知專業人員進行補油，并應加強監視，增加巡視的次數；若低于下限，則應將變壓器停運。

3.套管滲漏、油位異常和套管末屏有放電聲的處理:(1)套管嚴重滲漏或瓷套破裂時，變壓器應立即停運。更換套管或消除放電現象，經電氣試驗合格

后方可將變壓器投入運行。

(2)套管油位異常下降或升高，包括利用紅外測溫裝置檢測油位，確認套管發生內漏；當確認油位已漏至金屬儲油柜以下時，變壓器應停止運行，進行處理。

(3)套管末屏有放電聲時，應將變壓器停止運行，并對該套管做試驗。

(4)大氣過電壓、內部過電壓等，會引起瓷件、瓷套管表面龜裂，并有放電痕跡。此時應采取加強防止大氣過電壓和內部過電壓措施。

（四）壓力釋放閥異常處理:(1)壓力釋放閥冒油而變壓器的氣體繼電器和差動保護等電氣保護未動作時，應立即取變壓器本體油樣進行色譜分析，如果色譜正常，則懷疑壓力釋放閥動作是其他原因引起。

(2)壓力釋放閥冒油，且瓦斯保護動作跳閘時，在未查明原因、故障未消除前不得將變壓器投入運行。

（五）輕瓦斯動作的處理 1.變壓器輕瓦斯報警的原因：

(1)變壓器內部有較輕微故障產生氣體。(2)變壓器內部進入空氣。(3)外部發生穿越性短路故障。

(4)油位嚴重降低至氣體繼電器以下，使氣體繼電器動作。(5)直流多點接地、二次回路短路。(6)受強烈振動影響。(7)氣體繼電器本身問題。2.變壓器輕瓦斯報警后的檢查：(1)檢查是否因變壓器漏油引起。

(2)檢查變壓器油位、溫度、聲音是否正常。

(3)檢查氣體繼電器內有無氣體，若存在氣體，應取氣體進行分析。(4)檢查二次回路有無故障。

(5)檢查儲油柜、壓力釋放裝置有無噴油、冒油，盤根和塞墊有無凸出變形。3.變壓器輕瓦斯報警后的處理：

(1)如氣體繼電器內有氣體，則應記錄氣體量，觀察氣體的顏色及試驗是否可燃，并取氣樣及油樣做色譜分析，根據有關規程和導則判斷變壓器的故障性質。

(2)輕瓦斯動作發信后，如一時不能對氣體繼電器內的氣體進行色譜分析，則可按顏色、氣味、是否可燃進行鑒別。

(3)如果輕瓦斯動作發信后，經分析已判為變壓器內部存在故障，且發信間隔時間逐次縮短，則說明故障正在發展，這時應盡快將該變壓器停運

（六）油色譜異常的處理

根據油色譜含量情況，結合變壓器歷年的試驗（如繞組直流電阻、空載特性試驗、絕緣試驗、局部放電測量和微水測量等）的結果，并結合變壓器的結構、運行、檢修等情況進行綜合分析，判斷故障的性質及部位。根據具體情況對設備采取不同的處理措施（如縮短試驗周期、加強監視、限制負荷、近期安排內部檢查或立即停止運行等）。

（七）內部放電性的處理

若經色譜分析判斷變壓器故障類型為電弧放電兼過熱，一般故障表現為繞組匝間、層間短路，相間閃絡、分接頭引線間油隙閃絡、引線對箱殼放電、繞組熔斷、分接開關飛弧、因環路電流引起電弧、引線對接地體放電等。對于這類放電，一般應立即安排變壓器停運，進行其他檢測和處理。

（八）變壓器鐵芯運行異常的處理

(1)變壓器鐵芯絕緣電阻與歷史數據相比較低時，首先應區別是否應受潮引起。

(2)如果變壓器鐵芯絕緣電阻低的問題一時難以處理，不論鐵芯接地點是否存在電流，均應串入電阻，防止環流損傷鐵芯。有電流時，宜將電流限制在100mA以下。

(3)變壓器鐵芯多點接地，并采取了限流措施，仍應加強對變壓器本體油的色譜跟蹤，縮短色譜監測周期，監視變壓器的運行情況。

（九）變壓器油流故障的處理 1.變壓器油流故障的現象：

(1)變壓器油流故障時，變壓器油溫不斷上升。

(2)風扇運行正常，變壓器油流指示器指在停止的位置。

(3)如果是管路堵塞（油循環管路閥門未打開），將會發油流故障信號，油泵熱繼電器將動作。2.變壓器油流故障產生的原因：(1)油流回路堵塞。

(2)油路閥門未打開，造成油路不通。(3)油泵故障。

(4)變壓器檢修后油泵交流電源相序接錯，造成油泵電動機反轉。(5)油流指示器故障（變壓器溫度正常）。(6)交流電源失壓。3.處理方法：

油流故障告警后，運行人員應檢查油路閥門位置是否正常，油路有無異常，油泵和油流指示器是否

完好，冷卻器回路是否運行正常，交流電源是否正常，并進行相應的處理。同時，嚴格監視變壓器的運行狀況，發現問題及時匯報，按調度的命令進行處理。若是設備故障，則應立即向調度報告，通知有關專業人員來檢查處理。

（十）變壓器過負荷的處理

(1)運行中發現變壓器負荷達到相應調壓分接頭額定值的90%及以上，應立即向調度匯報，并做好記錄。

(2)根據變壓器允許過負荷情況，及時做好記錄，并派專人監視主變壓器的負荷及上層油溫和繞組溫度。

(3)按照變壓器特殊巡視的要求及巡視項目，對變壓器進行特殊巡視。(4)過負荷期間，變壓器的冷卻器應全部投入運行。

(5)過負荷結束后，應及時向調度匯報，并記錄過負荷結束時間。

（十一）冷卻裝置故障的處理 1.冷卻器故障的原因：

(1)冷卻器的風扇或油泵電動機過載，熱繼電器動作。(2)風扇、油泵本身故障（軸承損壞，摩擦過大等）。(3)電動機故障（缺相或斷線）。

(4)熱繼電器整定值過小或在運行中發生變化。(5)控制回路繼電器故障。

(6)回路絕緣損壞，冷卻器組空氣開關跳閘。(7)冷卻器動力電源消失。(8)冷卻器控制回路電源消失。

(9)一組冷卻器故障后，備用冷卻器由于自動切換回路問題而不能自動投入。2.冷卻器故障的處理：(1)冷卻裝置電源故障。

(2)機械故障。包括電動機軸承損壞、電動機繞組損壞、風扇扇葉變形等。這時需要盡快更換或檢修。

(3)控制回路故障。控制回路中的各元件損壞，引線接觸不良或斷線，觸點接觸不良時，應查明原因迅速理。

(4)散熱器出現滲漏油時，應采取堵漏油措施。(5)當散熱器表面油垢嚴重時，應清掃散熱器表面。

(6)散熱器密封膠墊出現滲漏油時，應及時更換密封膠墊，使密封良好，不滲漏。

主變事故處理

第1條 主變保護原理

1.1差動保護：檢測主變同相各側之間電流矢量和（正常值約為零）達到或大于整定值時，保護動作迅速跳開主變各側開關，以切斷故障電流。

iA+ia+ia′≧icd 1.2 瓦斯保護：檢測流過瓦斯繼電器的氣體或油流達到設定的狀態時，保護動作迅速跳開主變各側開關，以切斷故障電流。

1.3 壓力釋放保護：主變內部故障產生高溫使油氣急劇膨脹，產生的壓力促使壓力釋放裝置動作，保護跳閘接點動作于跳三側開關。

1.4 冷控失電保護：對于大容量主變對主變散熱程度要求很高，通常有強迫油循環風冷系統，該系統電源消失將無法工作，主變在高溫下運行絕緣很容易損壞。目前，冷控失電保護回路中通常串有一溫度接點，當冷卻系統電源消失后溫度升到設定值，保護將動作跳開主變各側開關，以防止主變繞組過熱損壞。

1.5 主變零序保護：有中性點接地的接地零序保護和中性點不接地的間隙零序保護兩

種，接地零序可取外接零序電流或自產零序電流進行檢測，當達到或超過零序電流定值時保護動作跳相應開關。間隙零序取間隙CT和零序電壓進行檢測，當達到或超過定值時保護動作跳相應開關。

1.6 復合電壓閉鎖過流保護：取負序電壓或低電壓作為閉鎖過電流保護動作的條件，故障時滿足負序電壓或低電壓條件，才能開放過電流保護動作，保證保護的可靠性和靈敏性。

第2條 主變保護配置及范圍

每臺主變配置兩套變壓器保護，構成電氣量保護雙主雙后的配置，配有RCS-978、四方CST-231B、PST1204C型、PST1203A型4種電氣量保護。RCS-974G和PST-12型作為非電氣量保護接口。

2.1 #1主變保護

#1主變A柜配RCS-978H和RCS-974G，保護電流取自三側開關CT，當主變高壓側或中壓側開關被旁代時，保護電流切至旁路開關的CT回路，#1主變B柜配CST-231B保護，CZX-22R、CZX-12A操作箱，YQX21J/JSQ11J電壓切換及失靈箱，保護電流取自主變三側套管CT。

2.1.1 RCS-978H裝置組成和保護范圍：

——主變差動保護：比率差動、差動速斷、工頻變化量比率差動保護構成。保護范圍：

#1主變三側開關CT范圍之內的的短路故障，包括主變內部繞組相間短路、嚴重匝間短路、主變外部套管及引出線相間短路、CT本身故障、110kV和220kV側繞組和引出線上的單相接地短路。

——后備保護：由復合電壓閉鎖方向過流保護（Ⅰ、Ⅱ段）+零序方向過流保護（Ⅰ、Ⅱ段）+零序電壓保護+間隙零序過流保護構成。保護范圍：作為主變差動的后備保護防止差動保護拒動失去保護，又作為相鄰母線或線路的后備保護。

2.1.2 RCS－974G裝置組成和保護范圍：

非電量保護-----裝置設有7路非電量信號接口，5路非電量直接跳閘接口，3路非電量延時跳閘接口。所有的非電量信號均可通過RS-485通信接口傳送給上位機。主要包括瓦斯、溫度、壓力釋放、冷控失電保護上傳的信息。保護范圍：主變內部故障。

非全相保護-----可整定選擇經過零序、負序電流閉鎖，可整定是否經發變器動作接點閉鎖，可整定選擇使用兩組TA。保護范圍：防止高壓側開關在運行狀態下出現三相位置不一致。

失靈保護-----可整定選擇經過零序、負序電流閉鎖，可整定是否經變壓器動作接點、斷路器不一致接點閉鎖，可整定選擇使用兩組TA。保護范圍：防止高壓側開關在事故情況下拒動時擴大事故，失靈保護動作跳開該母線上的所有開關。

2.1.3 #1主變保護B屏CST231B保護功能：

1）主保護主要配有：差動速斷和比率差動保護和CT二次回路斷線檢測。保護范圍：#1主變三側套管CT之間的短路故障，包括主變內部短路故障。

2）后備保護主要有：高（中）壓側：復壓閉鎖（方向）過流，零壓閉鎖零序方向過流，零序過流保護，間隙零流零壓保護；低壓側復壓閉鎖過流，零序過電壓保護等。保護范圍：作為主變差動的后備保護防止差動保護拒動失去保護，又作為相鄰母線或線路的后備保護。

2.2 #2主變保護

#2主變保護A柜配有PST1203A型、PST1204B型保護，保護電流取自三側開關CT。PST-12型操作箱及本體保護。#2主變保護B柜配有CSR 22A本體保護、YQX21J/JSQ11J電壓切換及失靈箱、CST-231B保護，保護電流取自主變三側套管CT。

2.2.1 PST-1203A主保護功能

包括差動保護1（SOFT-CD1）。主要包括二次諧波制動元件、比率制動元件、差動速斷過流元件、差動元件和TA斷線判別元件等。同時還包括變壓器各側過負荷元件、變壓器過負荷啟動風冷元件、變壓器過負荷閉鎖調壓元件等。

二次諧波制動元件：防止勵磁涌流引起差動保護誤動。

差動速斷過流元件：在變壓器區內嚴重故障時快速跳開變壓器各側開關。

TA斷線判別元件：為了變壓器在正常運行時TA回路狀況，發現異常情況發告警信號，并可由控制字投退來決定是否閉鎖差動保護。

過負荷元件：反應變壓器的負荷情況，僅監測變壓器各側的三相電流。

過負荷啟動風冷元件：反應變壓器的負荷情況，監測變壓器高壓側和中壓側三相電流。過負荷閉鎖調壓元件：反應變壓器的負荷情況，僅監測變壓器高壓側電流。2.2.2 PST-1204B后備保護功能

包括高壓側后備保護（SOFT-HB3）、中壓側后備保護（SOFT-HB3）、低壓側后備保護（SOFT-HB4），三側后備保護共用出口回路、信號回路、直流電源回路等。SOFT-HB3保護程序主要配置：復合電壓閉鎖（方向）過流保護；零序（方向）過流保護；間隙零序保護；非全相保護。SOFT-HB4保護主要程序主要配置：復合電壓閉鎖過流保護。

復合電壓閉鎖方向過流保護：反應相間短路故障，可作為變壓器后備保護，本側TV斷線時，本保護的方向元件閉鎖或開放由控制字選擇，TV斷線后若電壓恢復正常，本保護也隨之恢復正常。

零序方向過流保護：反應單相接地故障，可作為變壓器的后備保護，電壓、電流取自本側的TA、TV斷線時，本保護的方向元件退出。TV斷線后若電壓恢復正常，本保護也隨之恢復正常。

間隙零序保護：反應變壓器間隙電壓和間隙擊穿的零序電流。

非全相保護：本保護檢測斷路器位置節點，同時判斷零序電流，保護動作出口僅跳本側開關或變壓器各側開關。本保護僅適用于分相跳閘的斷路器。

2.2.3 #2主變保護B屏CST231B保護功能

1）主保護主要配有：差動速斷和比率差動保護和CT二次回路斷線檢測。保護范圍：#1主變三側開關CT之間的短路故障，包括主變內部短路故障及外部引出線的短路故障。

2）后備保護主要有：

1、高（中）壓側:復壓閉鎖（方向）過流，零壓閉鎖零序方向過流，零序過流保護，間隙零流零壓保護；低壓側復壓閉鎖過流，零序過電壓保護等。保護范圍：作為主變差動的后備保護防止差動保護拒動失去保護，又作為相鄰母線或線路的后備保護。

2.2.4 #2主變保護B柜CSR 22A本體保護

1）、重瓦斯引入接點，由本裝置發出信號或跳三側開關；

2）、冷卻失電、壓力釋放保護引入接點，動作于信號或延時動作于跳三側開關；

3）、輕瓦斯、溫度引入接點，動作于信號。

第3條 主變事故處理基本原則

（1）保障另一臺主變能在最大運行方式下運行。

（2）快速確定有無人為因素的誤動，以迅速恢復主變運行。（3）及時隔離故障點，恢復正常設備的運行。3.1 主變常見事故分析

3.1.1 主變外部故障：套管損壞短路、引出線之間短路、CT故障、主變10kV側引入10kV室內至CT間的小動物事故或多相支柱瓷瓶絕緣擊穿。現象：主變差動保護動作，三側開關跳閘，外部損壞故

障明顯，如果出在10kV高壓室內則焦臭味明顯，查故障錄波有差流突變。

3.1.2 主變內部故障：內部繞組絕緣損壞發生匝間或相間短路、分接開關接點故障。現

象：瓦斯保護動作或伴有差動保護動作，三側開關跳閘。外部只能從溫度表、瓦斯繼電器氣體或油色及釋壓閥有無噴油來檢查，一般故障現象不明顯。

3.1.3 主變保護誤動：差動電流回路極性接反或絕緣損壞出現分流，端子排絕緣損壞有短路；瓦斯接點接通或被短接，人為誤碰等，通常事故報文無故障電流。

3.2 主變保護動作處理 3.2.1差動保護動作：

1）復歸事故音響，記錄事故時間。

2）值班負責人在后臺機上檢查事故主變三側開關的電流、有功、無功已為0，檢查另

一臺主變是否過負荷后向調度簡要匯報。同時正值班員查看現場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現場。

3）正、副值班員應迅速到10kV高壓室內檢查主變低壓側開關處有無異常，然后再去

戶外檢查差動電流互感器范圍內有無異常，檢查主變端子箱內有無異常。4）查看保護保護信息，打印事故報告，以判斷是否誤動。5）向調度詳細匯報檢查結果。

6）關注另一主變負荷變化并相應啟動備用風冷，根據調度指令調整負荷。7）如果發現有明顯故障現象，應及時將故障點進行隔離。

8）如果故障現象不明顯，不能確定是否誤動，將主變轉為冷備用或檢修狀態。9）記錄事故現象和處理情況，并向調度和變電所領導匯報。3.2.2 瓦斯保護動作：

1）復歸事故音響，記錄事故時間。

2）值班負責人在后臺機上檢查事故主變三側開關的電流、有功、無功已為0，檢查另一臺主變是否過負荷后向調度簡要匯報。同時正值班員查看現場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現場。3）正、副值班員應迅速到檢查主變本體外觀有無異常、瓦斯繼電器氣體情況，檢查主

變端子箱內有無異常。

4）查看保護保護信息，打印事故報告，以判斷是否誤動。5）向調度詳細匯報檢查結果。

6）關注另一主變負荷變化并相應啟動備用風冷，根據調度指令調整負荷。7）如果發現有明顯故障現象，應及時將主變轉為檢修狀態。

8）如果故障現象不明顯，不能確定是否誤動，將主變轉為冷備用或檢修狀態。

9）

記錄事故現象和處理情況，并向調度和變電所領導匯報。3.2.3 主變后備保護動作：

1、復歸事故音響，記錄事故時間。

2、值班負責人在后臺機上檢查事故主變三側開關的電流、有功、無功變化情況，確定是哪一側的后備保護動作。檢查另一臺主變是否過負荷后向調度簡要匯報。同時正值班員查看現場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現場。

3、正、副值班員應檢查后備保護動作側的出線有無保護動作，有無開關拒動，是否屬越級跳閘，相應母線是否有異常，檢查主變有無異常。4、5、6、7、8、9、查看保護保護信息，打印事故報告，以判斷是否誤動。向調度詳細匯報檢查結果。

關注另一主變負荷變化并相應啟動備用風冷，根據調度指令調整負荷。

如果能確定是線路故障越級跳閘，則隔離拒跳開關，按指令恢復主變及其他線路開關送電。主變有異常時將主變轉為冷備用或檢修。

記錄事故現象和處理情況，并向調度和變電所領導匯報。

3.3.4 冷控失電信號發出：

1、記錄時間，復歸音響，檢查主變溫度不超過規定值。

2、檢查400V室風冷電源是否消失，空氣開關有無跳閘。

3、檢查主變風冷控制箱電源是否消失，空氣開關有無跳閘，有無異味。

4、檢查無異常后斷開風冷所有支路開關，從400電源端開始依級送電，遇有再次跳空氣開關的則不再送該支路，恢復其他風冷支路供電。

5、若屬于400V電源端故障，則設法隔離切換站用電源。

6、上述情況在超過10分鐘仍不能恢復風冷電源，應匯報調度，申請退出冷控失電跳閘出口壓板，并密切監視主變溫度。運行時間按廠家說明不能超過規定時間（變壓器規程為2小時）。

7、做好記錄，匯報變電所領導。第4條

主變事故處理實例

4.1 事故處理實例（1）

一、題目：#1主變中壓側套管B相瓷瓶污閃擊穿故障

二、處理過程

1、運行方式：220kV系統的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯在運行，旁母刀閘均在冷備用；110kV系統的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯在運行，旁路在冷備用；10kV

母線分段運行，分段在熱備用，其余開關均運行。2010、1010地刀在合上，所有設備的保護在投入 a)b)監控系統信號：#1主變保護差動速斷、比率差動、工頻變化量差動動作。

光字牌及表計情況：差動保護、事故跳閘光字牌亮，#1主變三側開關電流、有功、無功為0。c)d)跳閘情況：201、101、901開關跳閘

保護屏信息：RCS-978:差動速斷B、比率差動B、工頻變化量差動B動作;

CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差動跳閘出口。操作箱高、中、低跳閘燈亮。e)f)一次設備檢查情況：#1主變中壓側套管B相瓷瓶損壞，201、101、901開關在分閘位置

處理步驟：

1）、復歸事故音響，記錄事故時間。

2）、值班負責人在后臺機上檢查#1主變201、101、901開關的電流、有功、無功已為0，檢查#2主變是否過負荷后向調度簡要匯報。同時正值班員查看現場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現場。

3）、正、副值班員應迅速到10kV高壓室內檢查主變低壓側開關處有無異常，然后再去戶外檢查差動電流互感器范圍內有無異常，經檢查#1主變中壓側套管B相瓷瓶損壞。4）、查看記錄#1主變保護A、B柜信息，打印事故報告。5）、向調度詳細匯報檢查結果。

6）、關注#2主變負荷變化并相應啟動備用風冷，根據調度指令調整負荷。

7）、復歸信號,將#1主變轉為檢修狀態。退出#1主變后備保護跳中壓母聯、低壓側分段開關壓板。8）、記錄事故現象和處理情況，并向調度和變電所領導匯報。4.2 事故處理實例（2）

一、題目：#2主變內部分接開關故障(只有調壓瓦斯保護動作)

二、處理過程

1、運行方式：220kV系統的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯在運行，旁母刀閘均在冷備用；110kV系統的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯在運行，旁路在冷備用；10kV母線分段運行，分段在熱備用，其余開關均運行。2010、1010地刀在合上，所有設備的保護在投入2、3、監控系統信號：#2主變保護有載重瓦斯動作。

光字牌及表計情況：分接開關輕瓦斯、分接開關重瓦斯、事故跳閘光字牌亮，#2主變三側開關電流、有功、無功為0。

4、跳閘情況：202、102、902開關跳閘5、6、保護屏信息：PST-12:調壓重瓦斯、調壓輕瓦斯燈亮，高、中、低跳閘指示燈亮。

一次設備檢查情況：#2主變有載調壓瓦斯繼電器內有氣體、油色變渾濁，202、102、902開關在分閘位置

7、處理步驟：

1）、復歸事故音響，記錄事故時間。

2）、值班負責人在后臺機上檢查#2主變202、102、902開關的電流、有功、無功已為0，檢查#1主變是否過負荷后向調度簡要匯報。同時正值班員查看現場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現場。

3）、正、副值班員應迅速到#2主變處檢查，經檢查#2主變有載調壓瓦斯繼電器內有氣體、油色變渾濁，#2主變端子箱無異常，202、102、902開關在分閘位置

4）、查看記錄#2主變保護A、B柜信息。5）、向調度詳細匯報檢查結果。

6）、關注#1主變負荷變化并相應啟動備用風冷，根據調度指令調整負荷。

7）、復歸信號,將#2主變轉為檢修狀態。退出#2主變后備保護跳中壓母聯、低壓側分段開關壓板。8）、記錄事故現象和處理情況，并向調度和變電所領導匯報。4.3 事故處理實例（3）

一、題目：#1主變本體內部故障

二、處理過程

1、運行方式：220kV系統的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯在運行，旁母刀閘均在冷備用；110kV系統的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯在運行，旁路在冷備用；10kV母線分段運行，分段在熱備用，其余開關均運行。2010、1010地刀在合上，所有設備的保護在投入

2、監控系統信號：#1主變保護比率差動、工頻變化量差動動作，#1主變本體重瓦斯動作、本體輕瓦斯動作。

3、光字牌及表計情況：#1主變重瓦斯、#1主變輕瓦斯、差動保護、事故跳閘光字牌亮，#1主變三側開關電流、有功、無功為0。

4、5、跳閘情況：201、101、901開關跳閘

保護屏信息：RCS-978:差動速斷BC、比率差動BC、工頻變化量差動BC動作;RCS-974C本體重瓦斯動作、本體輕瓦斯動作；CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差動跳閘出口。操作箱高、中、低跳閘燈亮。

6、一次設備檢查情況：#1主變本體瓦斯繼電器內有氣體、油色變渾濁，201、101、901開關在分閘位置。

7、處理步驟：

1）、復歸事故音響，記錄事故時間。

2）、值班負責人在后臺機上檢查#1主變201、101、901開關的電流、有功、無功已為0，檢查#2主變是否過負荷后向調度簡要匯報。同時正值班員查看現場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現場。

3）、正、副值班員應迅速到#1主變處檢查，經檢查#1主變本體瓦斯繼電器內有氣體、油色變渾濁，#1主變端子箱無異常，201、101、901開關在分閘位置。

4）、查看記錄#1主變保護A、B柜信息，打印事故報告。5）、向調度詳細匯報檢查結果。

6）、關注#2主變負荷變化并相應啟動備用風冷，根據調度指令調整負荷。

7）、復歸信號,將#1主變轉為檢修狀態。退出#1主變后備保護跳中壓母聯、低壓側分段開關壓板。

8）、記錄事故現象和處理情況，并向調度和變電所領導匯報。4.4 事故處理實例（4）

一、題目：#2主變低壓側高壓室內老鼠短路故障

二、處理過程

1、運行方式：220kV系統的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯在運行，旁母刀閘均在冷備用；110kV系統的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯在運行，旁路在冷備用；10kV母線分段運行，分段在熱備用，其余開關均運行。2010、1010地刀在合上，所有設備的保護在投入

2、監控系統信號：#2主變比率差動保護動作。

3、光字牌及表計情況：#2主變差動保護、事故跳閘光字牌亮，#2主變三側開關電流、有功、無功為0。

4、跳閘情況：202、102、902開關跳閘

5、保護屏信息：PST-1203A: 保護動作指示燈亮，差動保護出口;CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差動跳閘出口。操作箱高、中、低跳閘燈亮。

6、一次設備檢查情況：#2主變902開關柜玻璃孔處燒穿，有明顯燒焦氣味，202、102、902開關在分閘位置

7、處理步驟：

1）、復歸事故音響，記錄事故時間。

2）、值班負責人在后臺機上檢查#2主變202、102、902開關的電流、有功、無功已為0，檢查#1主變是否過負荷后向調度簡要匯報。同時正值班員查看現場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現場。3）、正、副值班員應迅速到10kV高壓室內檢查#2主變低壓側開關處檢查，然后再去戶外檢查差動電流互感器范圍內設備有無異常，經檢查#2主變902開關柜玻璃孔處燒穿，有明顯燒焦氣味。4）、查看記錄#2主變保護A、B柜信息，打印事故報告。5）、向調度詳細匯報檢查結果。

6）、關注#1主變負荷變化并相應啟動備用風冷，根據調度指令調整負荷。

7）、復歸信號,將#2主變和902開關轉為檢修狀態。退出#2主變后備保護跳中壓母

聯、低壓側分段開關壓板。

8）、記錄事故現象和處理情況，并向調度和變電所領導匯報。