35kV变电站事故预想与处理【2012版】
SHAANXI REGLONAL ELECTRIC POWER GROUP
陕西省地方电力（集团）有限公司延川县供电分公司35kV稍道河变电站
事故预想及事故处理
二0一二年
35kV变电站
事故预想及事故处理
(2012版)
编制时间：二O一二年
目录
前言 (05)
第一章事故处理原则 (06)
第一节总则 (06)
第二节典型事故处理原则 (06)
1.2.1 系统事故的处理 (06)
1.2.2 母线故障处理原则 (07)
1.2.3 主变压器故障处理原则 (08)
1.2.4 电源线路故障处理原则 (10)
1.2.5 站用电源故障处理原则 (10)
1.2.6 直流电源故障处理原则 (10)
1.2.7 睡在、火灾事故的处理 (11)
第三节事故预防措施 (11)
1.3.1 母线故障预防措施 (11)
1.3.2 主变压器故障预防措施 (12)
1.3.3 电源线路故障预防措施 (13)
1.3.4 站用电源故障预防措施 (13)
1.3.5 直流电源故障预防措施 (13)
第二章变电站事故预想 (14)
第三节母线故障 (14)
2.3.1 预想题目：10kV电压互感器本体故障 (14)
2.3.2 预想题目：10kV电压互感器一次熔断器熔断 (15)
2.3.3 预想题目：10kV电压互感器二次熔断器熔断 (15)
2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障 (16)
2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号 (16)
2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地 (16)
2.3.7 预想题目：电压互感器二次开路 (16)
2.3.8 预想题目：10kV电容器保护动作 (17)
2.3.9 预想题目：351开关液压机构压力降到零 (17)
2.3.10 预想题目：SF6断路器SF6低压力报警 (18)
2.3.11 预想题目：SF6断路器SF6低压闭锁 (18)
2.3.12 预想题目：SF6断路器液压机构打压超时故障 (18)
2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红 (19)
2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分、拒合 (19)
2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸 (19)
2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸 (20)
2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障 (20)
第四节主变压器故障 (20)
2.4.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作 (20)
2.4.1.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障） (20)
2.4.1.2 预想题目：1号主变压器内部故障、重瓦斯保护动作 (21)
2.4.2 预想题目：1号主变差动保护动作 (21)
2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障 (22)
2.4.2.2 预想题目：1号主变压器差动保护动作二次回路故障 (22)
2.4.3 预想题目：主变后备保护动作 (22)
2.4.3.1 预想题目：1号主变压器过流保护范围设备故障 (23)
2.4.3.2 预想题目：1号主变过流动作（第一种形式的配电线保护拒动） (23)
2.4.3.3 预想题目：1号主变过流动作（第二种形式的配电线保护拒动） (24)
2.4.3.4 预想题目：1号主变压器过流保护动作（二次回路故障） (24)
2.4.3.5 预想题目：1号主变压器过负荷保护动作 (24)
2.4.4 预想题目：1号主变压器轻瓦斯动作 (25)
2.4.5 预想题目：1号主变油温过高 (25)
2.4.6 预想题目：1号主变套管严重跑油 (25)
2.4.7 预想题目：1号主变着火 (26)
2.4.8 预想题目：1号主变压力释放保护动作 (26)
2.4.9 预想题目：1号主变保护动作，使全站失压 (26)
第五节电源线路故障 (27)
2.5.1 预想题目：35kV 系统故障造成所内电源全停 (27)
2.5.2 预想题目：正常10kV 配电线接地 (27)
2.5.3 预想题目：10kV 配电线同相两点接地 (27)
2.5.4 预想题目：10kV 线路永久性故障 (28)
2.5.5 预想题目：10kV 线路瞬时故障 (28)
2.5.6 预想题目：10kV Ⅰ段母线单相接地的故障 (29)
2.5.7 预想题目：系统出现谐振过电压事故 (29)
第六节站用电源本体故障 (30)
2.6.1 预想题目：10kV 站用变压器本体故障 (30)
2.6.2 预想题目：10kV 站用变压器一次熔断器熔断 (30)
2.6.3 预想题目：站用低压配电箱烧坏起火 (31)
2.6.4 预想题目：1#站用变低压空气开关410跳闸 (31)
2.6.5 预想题目：全站失压 (31)
2.6.6 预想题目：站用变919开关故障跳闸 (31)
第七节直流电源故障 (31)
2.7.1 预想题目：直流系统接地故障 (32)
2.7.2 预想题目：直流母线电压过低 (33)
2.7.3 预想题目：单只电池开路处理 (33)
2.7.4 预想题目：蓄电池故障造成直流消失，一时不能将蓄电池投运 (33)
2.7.5 预想题目：蓄电池爆炸 (34)
2.7.6 预想题目：10KV 电压并列装置的使用 (34)
前言
1、本书主要按母线（含开关、CT、PT）、主变、电源线路、站用电源、直流电源共五种典型故障类型进行编写。
2、本书是以实际接线情况进行预想编制的。并首先给出了事故处理的原则和预防事故的措施，请使用时请参照。
3、由于水平所限，书中难免存在一些不足和错误，如有发现请及时提出来，以便再次汇编时更正。
4、本书在使用时不可盲目照搬，实际情况可能有较大不同，谨记！！
编者
2011年05月01日
第一章事故处理原则
第一节总则
事故处理要坚持“保人身、保设备、保电网”的原则。应迅速限制事故的发展，解除对人身和设备的威胁，并尽快恢复对已停电用户的供电。事故处理必须按照调度指令进行；有危及人身、设备安全的事故时，应按有关规定进行处理。
一般程序
1、及时检查并记录保护及自动装置的动作信号。
2、迅速对故障范围内的一、二次设备进行外部检查，并将检查情况向调度及主管领导汇报。
3、根据调度指令采取措施，限制事故的发展，恢复对无故障部分的供电。隔离故障设备，排除故
障，尽快恢复供电。
4、将事故处理的全过程做好记录，并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况，电压及负荷变
化情况，设备异常情况，运行方式、天气情况等。
小结：原则九个字：“保人身、保设备、保电网”。
程序八个字：“检查、记录、汇报、隔离”。
第二节典型事故处理原则
1.2.1 系统事故的处理
一、变电站全停故的处理方法
1、夜间事故时，应先打开事故照明，检查以下项目，并汇报调度及领导
1）保护动作情况、信号、仪表指示、开关跳闸情况。
2）各母线、连接设备及变压器等有无异常，电源进线上有无电压。
3）断开有保护动作信号的开关。
2、变电站全站失压，所有开关和保护均未动作者，不待调令即拉开失压母线上的电容器开关，立即将设备检查情况报告调度。
3、单电源变电站全站失压时，不得进行任何操作，应立即汇报调度。
4、有备用电源的变电站全站失压后，可自行拉开原供电电源开关、刀闸，检查本站设备无异常后，将热备用中的备用电源恢复供电，然后汇报调度。
5、多电源变电站全站失压后，应立即拉开母线上连接的所有开关和刀闸，检查所有设备正常时，按以下原则保留电源：
1）单母线运行只保留一个电源。
2）所有向用户供电的线路(指线路末端无电源的)，且其断路器保护并没有动作的不应断开其断路器。但另有规定者(如停电后需经联系送电的线路)除外。
二、系统谐振过电压事故的处理方法
1、发生谐振过电压时，应先检查以下项目，并汇报调度及领导
1）保护动作情况、后台电压参数、特别是 3UO 值、信号、仪表指示、开关跳闸情
况。
2）PT 柜上消谐装置记录情况。
2、处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件，值班人员应根据系统情况、操作情况做出正确判断，不经调度按以下方法处理，然后将处理结果汇报调度。
1）由于操作而产生的谐振过电压，一般可立即恢复到操作以前的运行状态。
2）运行中发生的谐振过电压，可以试断开一条不重要负荷的线路，消除谐振。
3）接地后发生的谐振，应立即断开接地线路。
1.2.2 母线故障处理原则
一、当母线本身无保护装置时，或其母线保护因故停用中，母线故障时，其所接之线路断路器不会动作，而由对方之断路器跳闸，应经联系处理。
1、单母线运行时，经检查没有发现明显故障点，应即选择适当电源强送一次。不良时切换至备用母线运行。
2、双母线运行时，应即断开母联断路器，经检查没发现明显故障点，应立即选择适当电源分别强送一次，然后恢复强送良好的母线运行。
3、在处理母线事故过程要注意以下问题：
1)尽量不用母联断路器试送母线。
2)注意防止非同期合闸，对端有电源的线路必须联系调度处理。
3)受端无电源的线路，可不经联系送出(另有规定者除外)。
4)母线靠线路对端保护者，在试送电前应将对端的重合闸停用。
4、经判断是由于连接在该母线上的元件故障造成的，即将故障元件切除，然后恢复该母线送电。
5、母线故障，在电话末联系通时，运行人员要正确判断。根据上述原则，能自行处理的先自行处理;处理不了的应做好一切准备，并积极设法与调度联系。
二、高压断路器的事故处理
1、断路器有下列情形之一者，立即停电处理，并采取相应的防跳措施
套管有严重破损和放电现象；真空断路器突然出现真空损坏的现象；SF6 断路器严重漏气，发出闭锁信号。
注意事项
1）断路器动作跳闸后，应立即对断路器及本站设备进行外部检查，检查断路器本身有无故障。
2）对故障跳闸线路强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。
3）SF6 断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班人员严禁接近故障断路器。
操作机构故障的处理
1）检查二次回路，包括刀闸、保险、电极回路、继电器等是否正常。
2）检查机械部分是否正常。
3）将检查情况汇报调度及领导，并做好记录。
SF6 断路器气压降低的处理
1）当 SF6 断路器气体压力降低时，应加强监视，并检查压力指示及信号告警是否正确。
2）当压力闭锁时，应立即取下该开关的控制电源保险。
3）将检查结果汇报调度及领导，由专业人员进行处理。
三、越级跳闸事故的处理
1、保护动作，开关拒跳造成越级跳闸事故的处理
1）检查保护动作信号，开关跳闸情况，汇报调度。
2）检查跳闸开关有无异常，将拒跳的开关与母线隔离；若跳闸开关无异常，将跳闸开关加入运行，恢复对其它用户的供电。
2、保护拒动造成越级跳闸事故的处理
1）检查保护动作信号，开关跳闸情况，汇报调度。
2）检查与停电母线所连接的所有设备有无故障。若无故障，将停电母线上连接的所有线路开关断开。
3）若跳闸开关无异常，可试送一次。试送成功后，对线路逐条试送。
四、线路接地故障的处理
1、接地故障的判定
1）完全接地时，绝缘监察表三相指示不同，故障相对地电压为零或接近零，非故障相电压将升高3 倍，且持久不变。
2）不完全接地时，接地相电压降低，非故障相电压升高且持久不变。
3）弧光接地时，非故障相电压可能升高到额定电压的 2.5-3 倍。
4）间隙性接地故障时，接地相电压时增时减，非故障相电压时增时减且正常。
2、接地故障的查找
接地故障持续 5 分钟不消失，首先检查站内设备有无明显接地放电现象，若无明显迹象，应对线路进行推拉试验，其推拉顺序如下：
1）备用空载线路。
2）双回线路或其他电源线路。
3）分支较多、线路较长、负荷轻和负荷较为次要的线路。
4）分支较少、线路较短、负荷重和负荷较为重要的线路。
3、接地故障的处理
1）确定线路接地后，尽快汇报调度组织查线。
2）线路发生稳定性接地时，允许带接地运行 2 小时。若是不稳定接地时，可立即拉开线路。
3）接地故障如发生在雷雨期间，可立即拉开线路。
4）带接地运行时，要注意监视电压互感器声响和发热情况。
5）应能准确判断电压互感器熔断器熔断、谐振过电压与接地故障的区别。
1.2.3 主变压器故障处理原则
一、运行中的变压器发生下列现象之一者，可不经调度批准，立即停止运行，若有备用变压器，应先将备用变压器投入
1、变压器声音异常，有爆裂声。
2、在正常负荷和冷却条件下，变压器温度异常并不断上升。
3、储油柜、释压器或安全气道严重喷油。
4、套管严重破损和有放电现象。
5、严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。
6、油色变黑，油内出现碳质。
二、变压器油温异常升高的处理
变压器油温升高超过许可限度时，值班人员需进行下列工作：
1、检查负荷是否有突然增加。
2、核对温度表指示是否正常。
3、检查变压器冷却装置是否正常，散热器是否全部打开。
4、检查完毕后，应立即汇报调度及领导。
三、油位异常的处理
1、当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著升高或降低时，应立即上报调度和领导。
2、如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护撤出运行，应迅速采取停止漏油的措施，并立即汇报调度和领导。
四、重瓦斯保护动作的处理
1、重瓦斯保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查瓦斯继电器内有无气体。
2、检查油温、油位的情况。
3、检查油枕有无喷油和冒油，防爆膜是否冲破（释压器是否动作）。
4、检查各法兰连接处、导油管处有无冒油。
5、检查外壳有无鼓起变形，套管有无破损。
6、检查有无其它保护动作信号。
7、检查后应汇报调度及领导。
五、轻瓦斯打出信号后，对变压器工作情况进行判断，检查瓦斯继电器内有无气体，汇报调度。
六、主变差动保护动作的处理
1、差动保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送。检查以下内容，并将检查情况汇报调度
1）差动保护范围内的所有一次设备瓷质部分有无闪络放电痕迹、变压器各侧开关、刀闸、避雷器及引线等有无短路。
2）差动电流互感器本身有无异常，瓷质部分有无闪络放电痕迹，回路有无断线接地现象。
3）差动保护范围外有无短路故障（其它设备有无保护动作）。
4）差动保护回路是否有开路、接触不良，直流有无两点接地等现象。
七、主变过流保护动作的处理
过流保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查以下内容，并将检查情况汇报调度
1、检查母线开关及引线有无短路。
2、检查主变压器高、低压侧引线有无短路，瓷绝缘有无异常。
3、检查线路保护动作情况和开关跳闸情况。
1）变压器的断路器跳闸时，应首先根据继电保护的动作情况和跳闸时的外部现象，判明故障原因后再进行处理。
a)若主保护 (气体、差动等)动作，末查明原因消除故障前禁止送电。
b)若只是过流或低压过流保护动作，不必检查即可送电。
c)当主变压器故障所代负荷需倒由其他电源供电或主变压器过流保护动作跳闸需
恢复原方式供电时，应先给母线充电，然后逐个送出各出口断路器。
d)有备用变压器或备用电源自动投入装置的变电站，当运行变压器跳闸时，应启用备用变压器或备用电源，然后检查跳闸的变压器。
2)变压器一般不允许无保护运行，必要时应请示总工批准。
3)变压器事故过负荷时，应立即设法使变压器在规定时间内降低到额定负荷。其方法如下:
a)投入备用变压器。
b)经联系将负荷转移到系统中别处去，如改变系统接线方式等。
c)按规定的顺序限制负荷。
1.2.4 电源线路故障处理原则
一、单电源线路开关事故跳闸，应立即检查开关及保护动作情况。重合闸不成功或雷雨大风天气时不得强送，无重合闸或重合闸未动作的开关在无异常的情况下，可不经调度指令强送一次，并将结果及时汇报调度。
二、双电源线路开关事故跳闸，不得强送，应立即对开关进行外观检查做好记录，并汇报调度，按调度指令进行处理。
1、线路故障跳闸，重合不良，如无特殊规定，允许强送一次。若线路强送不良，一般不再强送。
2、有下列情况之一者禁止强送电
1)线路跳闸或重合不良的同时伴有明显的故障象征，如火光、爆炸声、系统振荡等。
2)空充电线路。
3)有特殊要求的线路。
1.2.5 站用电源故障处理原则
一、当两台站用变压器一台运行一台备用时，应立即进行站用变压器切换，将故障变压器停电。
二、当两台站用变压器分代站用负荷时，应将故障站用变压器停电，合上站用电联络断路器，将所有负荷倒至良好的站用变压器运行。
三、站用变压器内部故障严禁用隔离开关停电，应用断路器将其停电。
四、一台站用变压器故障后，要保证另一台站用变压器可靠运行。必要时报告调度。
1.2.6 直流电源故障处理原则
一、直流系统发生接地时，应立即查找处理，不允许直流系统长期接地运行。
二、发现直流接地在分析、判断基础上，用拉路查找分段处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外后室内部分为原则，直流系统接地故障查找的顺序
1、推拉直流事故照明回路。
2、将直流母线解环运行，充电设备停运，判断是正极还是负极接地，是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地。
3、推拉合闸回路。
4、推拉控制信号回路。
5、检查蓄电池本体。
6、查找直流接地的注意事项：
1)查找和处理直流接地故障时至少有两人进行。
2)在取下直流操作或保护熔断器时，应先将可能误动的保护退出，再操作。
3)接地选择取下或装上熔断器的顺序:先取正、后取负，先装负，后装正，防止产生寄生回路，造成断路器跳闸。
4)查找和处理直流一点接地时，严禁造成直流另一点接地或短路。
5)当直流系统发生接地时，禁止在二次回路上工作。
6)用拉路的方法查找接地时，无论该回路有无接地，均应迅速将断开的直流熔断器装上。
1.2.7 水灾、火灾事故的处理
一、当变电站发生水灾，应尽快疏通水流。危及到设备运行安全时，应立即停电处理。
二、当变电站发生火灾时，使用灭火器或沙子阻断火势，防止火势蔓延。
三、充油设备着火时，应将设备停电后再灭火。
四、发生水、火灾时要马上上报调度、领导及报当地火警，并注意报告的时间空隙，不得因报告贻误最佳阻水、灭火时间。
第三节事故预防措施
1.3.1 母线故障预防措施
一、电压互感器在倒闸操作时应注意:
1、两组电压互感器的并联操作，必须是高压侧先并联，然后才允许二次并联;防止运行中的电压互感器由二次向不带电的电压互感器反充电，造成电压回路熔断器熔断。
2、双母线各有一组电压互感器，在母线元件倒闸操作时，保护装置站用的交流电压应与元件所在母线相一致。
3、双母线只有一组电压互感器，在母线元件倒闸操作时，电压互感器的隔离开关只有在双母线己并列的情况下才能操作，防止在电压互感器隔离开关切换中失压。
4、当二次电压回路使用中间继电器，由隔离开关辅助触点联动实现自动切换方式时，
1)当两组电压切换继电器同时动作供给电压时应发信号，此时不允许操作母联断路器。
2)当电压自动切换回路发生不正常现象时，应先向省调提出申请，将涉及范围的保护停用或切换到另一组母线电压回路上，然后才能进行处理。
3)电压互感器隔离开关辅助触点维修工作应有明确的责任制，运行中的隔离开关不允许进行辅助触点维修工作。
5、电压断线信号表示后，应将下列保护装置停用:
1)距离保护和方何高频保护。
2)零序电压、低电压保护和经电压元件 (零序、负序、低电压元件等)控制的保护(有特殊规定的除外)。
3)经方向元件控制的保护，如方向过流、零序方向保护。
4）振荡解列装置。
5)故障录波器。
6)3/2 接线的检无压的重合闸。
7)然后将这些保护切换到另一组电压互感器上运行。
1.3.2 主变压器故障预防措施
一、变压器正常巡视应达到以下要求:
1、变压器的油温和温度计指示应正常，储油柜的泊位指示应与环境温度相对应，各部位无渗漏油。
2、套管油位应正常，套管外部无破损裂纹，无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象。
3、变压器声音正常。
4、各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常。
5、吸湿器完好，吸附剂干燥。
6、引线接头、电缆母线应无发热迹象。
7、压力释放阀或安全气道防爆膜应完好无损，指示正确。
8、有载分接断路器的分接位置及电源指示正常。
9、气体继电器及集气盒内无积存气体。
10、各控制箱和二次端子箱应严密，无潮湿、进水、锈蚀、灰尘、杂物。
11、主变压器分接断路器的巡视项目
1）电压指示应在规定的电压偏差范围内。
2）控制器电源指示灯显示正常。
3）分接位置指示器应指示正确分接。
4）断路器储油柜的泊位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。
5）分接断路器及其附件各部分应无渗漏油。
6）计数器动作正常，及时记录分接断路器的变换次数。
7）电动机构箱内部应清洁，润滑油油位正常，机构箱门关闭严密防潮、防尘、防小动物密封良好;分接断路器加热器应完好，并按要求及时投入。
二、特殊巡视项目与标准:
1、大风天，检查导线及悬挂设备摆动情况;端子无松动，摆动不过大，设备上无杂物，现场内无易被风刮起的物件。
2、雷电后，检查全部设备元放电烧伤痕迹，避雷针、避雷器无损伤变形，记录避雷器动作次数及泄漏电流值.
3、雾天、阴雨天检查绝缘子、瓷套表面无闪络放电现象。
4、霜雪天检查触点有无发热现象，检查绝缘子、瓷套是否积雪过多，有无特殊熔化或结冰串过长现象。
5、气温突变，检查导线、引线是否过紧、过松，泊位是否在标准线内，有无严重渗漏油。检查绝缘子、瓷套有无裂纹，液压机构断路器压力是否过高或过低。
6、设备在满载及过载时，检查触点及载流导体有无发热、发红、变色现象。
7、新装、备用、大修后的设备投入运行的特殊巡视检查项目与标准，按正常巡视检查项目和标准执行。
三、主变压器保护使用及主要操作:
1、主变压器主保护投人或退出须经调度同意。
2、主变压器正常运行时，其重瓦斯保护，差动保护必须投入，各侧后备保护相应投入，变压器中性点零序电流保护，随中性点接地方式而定。即中性点直接接地肘，中性点直接接地零序电流保护且1段投入，间隙接地零序电流保护、零序电压保护退出;中性点间隙接地运行时，直接接地零序电流保护2 段、间隙接地零序电流保护、零序电压保护均投人运行。
3、变压器不论由高压侧或低压侧充电，变压器中性点必须直接接地，充电完后该变压器中性点按规定方式接地，变压器的中性点零序电流保护、零序电压保护按正常方式下的保护使用规定投入；由高压侧充电时，则将母线其他中性点直接接地运行变压器的中性点直接接地零序电流保护一段、二段均退出，充电良好后恢复。
4、主变压器本身的重瓦斯保护和差动保护不准同时退出，特殊情况须经总工程师批准。
5、主变压器重瓦斯保护的使用规定: 当进行下列工作时，重瓦斯应由"跳闸位置"改到信号位置，工作结束后立即恢复。
1)变压器除采油祥和在气体继电器阀门处放气外，在其他所有地方打开放气、放油阀门以及开闭气体继电器连接管上的阀门时。
2)在气体保护及其二次回路上进行工作时。Y
3)确认气体保护回路发生直流接地。
6、当进行下列工作时，重瓦斯保护应由跳闸位置改接到信号位置，工作完毕后，经充分放尽油回路气体，无问题后将重瓦斯保护投入跳闸位置。
1)变压器酌呼吸器进行畅通工作或更换硅胶时。
2)变压器进行注泊 (补泊)和滤泊时。
3)变压器油路系统设备检修后投入时。
7、主变压器差动保护使用规定，
1)主变压器差动保护回路作业时差动保护退出。
2)差动回路作业结束后，在主变压器充电前投入差动保护，充电后退出。待测定相序正确、连接片两端无电压后再投入。
1.3.3 电源线路故障预防措施
电源线路正常巡视应达到以下要求：
1、三相电流值、三相电压值平衡。
2、保护装置按调度要求和保护使用有关规定正确投入。
3、一次设备运行正常，没有影响系统正常运行的缺陷。
1.3.4 站用电源故障预防措施
一、站用变压器正常巡视参照以上标准执行。
二、站用变压器启动投运前应检查项目参照以上标准执行。
三、特殊巡视项目与标准参照以上标准执行。
1.3.5 直流电源故障预防措施
一、直流系统及蓄电池运行维护:
1、每周检查一次单只电池浮充电压，并做好记录，如运行达 6 个月/浮充电压差超过 0.05V/单格，则应与厂家联系处理。
2、浮充总电压超出(2.23 士 0.01) *nV(当温度为 25C 时，n 为电池单个数，U 为单个电池的电压值) 范围内应进行调整，否则影响电池寿命。
3、每放电一次做好放电及充电记录，记录好时间、电压、电流及温度。
4、每天交接班应通过液晶显示屏检查输入电压、电池组电压、电流、控制母线电
压、电流、单只电池电压是否正常。
5、值班人员每日应检查屏内设备的运行状态，有无异味、异音、接线端子有无发热、断路器有无损坏及电池有无变形、漏液端子过热等现象。
6、值班人员每日应检查模拟图运行状况是否与实际相符，运行方式是否正确，有无异常指示。
7、值班人员每日应检查直流系统运行情况、各种表计、信号、显示屏是否正常，
8、在交接班及值班期间应检查直流系统绝缘检测仪运行情况;查看其各种信息，及时发现直流系统接地故障并进行处理。
9、当系统告警显示时，应根据故障现象及时准确处理，并及时向调度汇报。
二、直流系统及蓄电池运行注意事项
1、每年检查一次连接部分是否有松动现象，及时处理。
2、蓄电池最佳环境温度 15~25C。
3、蓄电池尽量避免产生过放电及过充电，且放电后应尽快进行充电。
4、不得使用有机溶剂而用肥皂水清洁蓄电池，避免用易产生静电的干布擦拭电池。
5、如果从电池中溢出硫酸溅到皮肤或眼睛上，应立即用大量的水冲洗，并找医生治疗。
6、微机直流系统的绝缘监察装置应处于良好的运行状态。直流系统发生接地时，应立即查找处理，不许直流系统长期接地运行。
7、不准用具有腐蚀性、摩擦性的清洗剂擦拭直流电源，应用湿布清洗，并立即擦干。要防止从通风孔或格栅进入水滴或其他物体。
8、不准用手或导电工具直接接触直流电源和电池的接线端子以及电池柜内设备。
9、直流电源在只断开启动断路器时，并不说明电源都关掉了，因为电池还在供电。
10、千万不要拆卸电池，电池申的硫酸溶液是有毒的，会对人的皮肤和眼睛造成伤害。
第二章变电站事故预想
第三节母线故障
2.3.1 预想题目：10KV 电压互感器本体故障
象征
1、后台微机显示Ｉ段 10kv 系统接地信号，信号报警。
2、现场警铃响，Ｉ段 10kv 系统接地，Ｉ段 PT 有异音并亦放电声或冒烟。
处理步骤
1、马上汇报调度，并记录故障时间及现象，穿绝缘靴戴绝缘手套查看消谐装置事件记录。如开始冒烟，立即将该段母线停电。
2、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)穿绝缘靴戴绝缘手套。
2)将 10kv 该段母线电容器断路器拉开。
3)将该 PT 退出运行至检修位置。
4)进行 PT 倒换，使得 10kv 两段母线共用 1 个 PT。
5)查找故障原因并处理。
2.3.2 预想题目：10KV 电压互感器一次熔断器熔断
象征
1、后台微机显示相电压一相降低，其他两相不变，线电压两相降低，一相不变，开口三角出现电压信号，信号报警。
2、现场警铃响，相电压一相降低，其他两相不变，线电压两相降低，一相不变，开口三角出现电压。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kV 电压互感器一次熔断器熔断。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)根据现象应判断一次熔断器熔断。
2)了解系统是否有波动情况。
3)拉开该段的电容器断路器。
4)将该 PT 退出运行至检修位置。
5)应用万用表对 PT 一次熔断器测量。
6)将熔断器更换。
7)对 PT 用兆欧表进行测试，测试前将 PT 接地点断开，合格后将 PT 投运。
2.3.3 预想题目：10KV 电压互感器二次熔断器熔断
第一种
(l)后台微机显示相电压一相为零，其他两相不变，线电压两相降低一相不变，信号报警。
(2)现场警铃响，相电压一相为零，其他两相不变，线电压两相降低一相不变。
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kV 电压互感器二次熔断器熔断。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)用万用表对二次熔断器熔断的 PT 二次电压进行测量并对该段电容器断路器进行检查，是否低电压保护动作，断路器跳闸。
2)确认二次熔断器熔断 (联系调度退出该段的主变压器过流保护）。
3)将熔断相熔断器更换。
4)投入主变压器过流保护。
5)如电容器低电压保护动作，可将保护信号复归后，将电容器送出。
第二种
现象：“电压回路断线”，“Ⅰ段（或Ⅱ段）计量电压回路消失”保护装置告警,表计指示熔断相基本为零,其它两相指示不变,有功、无功功率表指示下降，电能表转慢。
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，据仪表指示判断熔断相。
3、停用母线上的可能误动的出口压板（低压保护）。
4、将 PT 切换把手置于退出位置。
5、更换保险，恢复投运。
6、若再次熔断，可能是二次回路有短路故障，应记录时间，负荷情况。
7、派二次专业人员处理。
2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障
象征
预告音响和“电压回路断线“信号，同时低电压继电器动作，电压表指示也不正常。
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、记录处理时应考虑 PT 所带保护及自动装置防止其误动，再检查二次保险是否熔断（在二次保险两端分别测量相电压和线电压）
4、如果熔断应立即更换再次熔断应查明原因，不得任意更换大容量熔丝。
5、如果保险未熔断，应检查二次回路有无断线，接头有无松动及切换回路（PT 刀闸的辅助接点等）接触有无不良现象。
6、进行以上检查应先做好安全措施以保证人身安全并防止保护误动。
2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、停用与该电压互感器有关的保护和自动装置，防止误动作。
4、检查保险（一、二次）是否熔断，如一次保险熔断时，应查明原因进行更换。如二次保险熔断时，应立即更换。
5、再次熔断，且不可将保险容量增大，如保险完好时，可检查电压互感器回路接头有无松动，断头现象，切换回路有无接触不良现象。
6、如果电压互感器内部绝缘有损伤的象征，禁止再使用该电压互感器。
2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、取下 918PT 二次保险。
4、拉开 918 隔离刀闸。
5、将 928PT 二次切换把手打至并列位置。
6、插入 918PT 二次保险。
7、派人处理故障 PT。
2.3.7 预想题目：电流互感器二次开路
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、发现电流互感器二次开路,应先分清故障属于哪一组电流回，开关的相别，对保护有无影响，解除可能误动的保护。
4、尽量减小一次负荷电流，若电流互感器严重损伤，应转移负荷，停电检查处理。
5、尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点，短接的应使用良好的短接线，并按图纸进行。
6、短接时发现有火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可进一步查找。
7、若短接没有火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以前的回路中，可逐点向前更换短接点，缩小范围。在故障范围内，应检查容易发生故障的端子及元件，检查回路有工作时触动过的部位。
8、检查出的故障能自行处理的，如接线端子等外部元件松动，接触不良等，可立即处理，然后投入所退保护，若开路故障点在互感器本体的接线端子上，应停电处理。
9、不能自行处理的故障（如继电器内部）或不能自行查明故障，应派人检查处理。
10、处理电流互感器二次开路时，应使用绝缘良好的工具，戴线手套并尽量站在绝缘垫上，防止开关产生的高电压伤人。
2.3.8 预想题目：1OKV 电容器保护动作
象征
(1) 后台微机显示 10kv 电容器过流保护或过电压保护，低电压保护信号标示，电容器断路器在开位，电流指示零，信号报警。
(2) 现场警铃响、警报响，10kv 电容器过流保护或过电压保护，低电压保护信号标示，电容器断路器在开位，电流指示零。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 l0kv 电容器保护动作。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行
1)电容器过流保护动作应检查该电容器有无明显故障。
2)无明显故障时，做好安全措施通知相关人进行试验。
3)故障没有检查前不应对电容器送电。
4)过电压保护动作应检查系统电压是否过高引起动作。
5)如系统电压过高应联系调度对电压进行调整。
6) 低电压保护动作首先应对 PT 二次电压进行测量是否 PT 电压二次缺相或电压过低引起电压保护动作。
7) 如 PT 二次电压低或二次熔断器熔断引起动作在停 PT 处理时考虑到 1 号主
变压器负荷电压闭锁过流保护退出。
8）PT 二次电压处理结束投入 PT 将主变压器过流保护投入。
2.3.9 预想题目：351 开关液压机构压力降到零
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、取下开关的控制电源保险，拉开机构油泵打压电源。
4、用防慢分卡板将开关的传动机构卡死，防止慢分闸，卡死传动机构时，应注意将卡板固定牢固。
5、改变运行方式转移负荷，进行带电或停电检修。
6、不停电检修时，在检修完毕后，应先启动油泵打压到正常压力，再进行一次合闸操作，使机构阀系统处于合闸保持状态，才能去掉卡板，装上控制电源保险，去掉卡板时，应检查卡板不受力时则说明机构已处于合闸保持状态。
2.3.10 预想题目：SF6 断路器SF6 低压力报警
象征
SF6 断路器 SF6 气体压力下降到第一报警值（5.2Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力下降报警信号。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、及时检查密度继电器压力指示，检查信号报出是否正确，是否漏气。如果检查没有漏气现象，属于长时间动作中气压正常下降。
4、由专业人员带电补气，补气以后，继续监视压力。
5、如果检查有漏气现象，申请转移负荷或倒动作方式，将漏气开关停电检查处理。
注意事项
运行中在同一温度下，相邻两次记录的压力值相差 0.1—0.3Mpa 时，可初步判断为有漏气。检查的时候，如感觉有刺激性气味，自感不适，人不应下蹲，且应立即离开现场 10M 以外，接近调试必须穿戴防护用具。
2.3.11 预想题目：SF6 断路器SF6 低压闭锁
象征
SF6 断路器 SF6 气体压力下降到第二报警值（5.0Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力降低闭锁信号，此时气压下降较多，说明有漏气现象，开关跳合闸回路已被闭锁，一般情况下，发出闭锁信号之前，应先发出低压报警信号，发出此信号后运行人员应到开关处检查液压和气压值，判断是气压降低闭锁还是液压为零闭锁.
处理步骤
1、汇报调度。
1、取下 SF6 断路器控制电源保险；防止开关跳闸时不能灭弧。
2、使用专用的闭锁工具，将开关的传动机构卡死，装上开关的控制电源保险，以便线路有故障保护动作时，开关的失灵启动回路能够动作。
3、汇报调度，立即转移负荷，用倒运行方式的方法，将故障开关隔离处理漏气并补气。
2.3.12 预想题目：SF6 断路器液压机构打压超时故障
处理步骤：
1、汇报调度。
“电机超时运转”信号发出后，说明油泵打压运转时间超过整定时限（180 秒），此时应作如下检查判断：
1、检查液压机构压力值，若超过额定压力值，说明液压机构打压不能自动停止，应稍释放压力至正常工作压力；
2、检查 5W 微动开关，是否返回卡涩，必要时更换 5W 微动开关；
3、检查液压机构压力值，若未达到额定压力值，说明液压机构打压，压力不上升，此时应检查机构有无严重渗漏；
4、高压放油阀是否关严，油泵是否有故障，若液压机构在严重渗漏和油泵故障，应汇报分局派个检修，同时密切注意压力下降情况，若压力下降至分，合闭锁或零压，同时密切注意压力下降情况，应按“压力降至零”的方法处理。
2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红
处理步骤：
1、汇报调度。
2、对刀闸发红，要停下相应刀闸上一级并做好安全措施后进行检修。
3、对负荷侧刀闸只要对该间隔停电并做好安全措施后进行检修。在调度暂没有下达停电命令前，应要求调度减小负荷，并派专人监视刀闸发红变化情况，
4、对于箱式变内发红刀闸，在没有停电前还应采用通风降温措施。
2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分，拒合
处理步骤：
1、汇报调度。
2、核对设备编号及操作程序是否有误,检查开关是否在断开（合上）位置。
3、若为合闸操作,应检查地刀是否完全拉开到位,将地刀拉开到位后,可继续操作。
4、无上述问题时,可反复晃动操作把手,检查机械卡涩,抗劲部位，如属于机构不灵活，缺少润滑，可加注机油，多转动几次，合上刀闸。若问题在传动部位，刀闸的接触部位等，无法自行处理，对合闸操作，可利用倒运行方式的方法恢复供电。
2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸
处理步骤：
1、汇报调度。
2、用万用表检查合闸电源是否正常、合闸保险是否熔断.
3、检查合闸线圈是否完好。
4、检查直流合闸接触器是否动作。
5、检查 DL 辅助接点是否到位、完好。
6、检查连杆、拐臂是否卡涩、扭曲。
7、以上疑点排除后，在试合一次开关。
2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸
处理步骤：
1、汇报调度。
2、应先动手切断真空开关.
3、如开关红灯亮，应检查跳闸线圈是否烧坏，铁芯是否卡死。
4、检查 KK 把手接触点是否良好。
5、检查操作机构有无卡死。
6、检查开关辅助接点是否良好。
7、检查防跳继电器电流线圈是否断开。
8、做好相关记录。
2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障
处理步骤：
1、汇报调度。
2、若天气正常时，发现避雷器瓷套有裂纹，则向调度申请停电，将故障相避雷器退出运行更换合格的避雷器，如没有备品更换，又在短时间内不致威胁安全运行，可在裂纹处涂漆或环氧树脂以防受潮，然后再安排更换合格的避雷器。
3、若在雷雨中发现有裂纹而造成闪络，但未引起系统接地者在可能条件下应将其停用。
4、若发现避雷器内部有异常音响或套管有炸裂现象并引起系统接地故障时，应避免接近，此时可用开关或人工接地转移的方法断开故障避雷器。
5、若在运行中突然爆炸，但未造成系统永久性接地时，可在雷雨后拉开故障相的刀闸将其停用并及时更换合格的。若爆炸后已引起系统永久性接地，则禁止使用刀闸来操作停用故障避雷器。
6、如发现避雷动作指示器内部烧黑或烧毁，经及接地引下线连接点上有烧痕或烧断现象时，可能存在阀片电阻失效，火花间隙灭弧特性变坏等内部缺陷，引起工频电流增大，应及时对其进行电气试验或解体检查。
第四节主变压器故障
2.4.1 预想题目：1 号主变压器重瓦斯保护动作
处理步骤：
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。
3、立即断开 351、901 开关（是否已跳闸），要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。
4、派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。
5、派人做气体分析及二次回路检查。
2.4.1.1 预想题目：1 号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障）
象征
警报响、警铃响，监控申心微机显示 1 号主变保护显示重瓦斯保护动作，1 号主变压器无声音，主变压器无喷油，气体继电器无气体无动作现象，10kv 各配电线路断
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
实用文档之最新变电站事故预想
实用文档之"电站事故预想汇总" 1、变压器轻瓦斯动作的处理 （1）应立即检查、记录保护动作信号，报告调度及站负责人。 （2）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。（3）如果检查变压器有明显严重异常，应汇报调度停运故障变压器， 若无明显故障迹象应汇报上级，由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、变压器重瓦斯动作的处理 （1）检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，立即报告调度及站负责人。 （2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。（3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。 将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。
3、变压器差动保护动作的处理 （1）检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。 （2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。 （3）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。 （4）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。 4、变压器后备保护动作的处理 （1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。 （2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。（3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。（4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。 （5）检查失压母线连接的设备有无异常。 （6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同
2021年最新变电站事故预想
电站事故预想汇总 欧阳光明（2021.03.07） 1、变压器轻瓦斯动作的处理（1）应立即检查、记录保护动作信号，报告调度及站负责人。（2）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。（3）如果检查变压器有明显严重异常，应汇报调度停运故障变压器，若无明显故障迹象应汇报上级，由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、变压器重瓦斯动作的处理（1）检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，立即报告调度及站负责人。（2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。（3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理（1）检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。（2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（3）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。（4）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将
变压器投入运行。4、变压器后备保护动作的处理（1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。（2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。（3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。（4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。（5）检查失压母线连接的设备有无异常。（6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。（7）将检查结果报告调度及安技科，并做好记录。5、变压器压力释放保护动作的处理（1）检查保护动作情况，记录所有动作信号。（2）报告调度及分局有关部门和领导。（3）对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，将检查结果报告调度和分局有关部门。（4）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保护动作正确。6、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理？现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，35KV及10KV电压表不停地摆动变化。（1）应立即按下“紧急分闸”按钮，断开调压电动机的电源。（2）使用操作手柄进行手摇调压操作，调到调度要求的档位。（3）手动调压后，应仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，应立即向调度及分局有关部门汇报，看是否立即将主变停电检修。（4）若手调后正常，应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，并要求派人检修。（5）将处理情况做好记录。7、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？（1）操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关档位指示也不变化。属电动
变电站事故处理应急预案编制导则
变电站事故处理应急预 案编制导则 Document number：BGCG-0857-BTDO-0089-2022
变电站事故处理应急预案编制导则 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
变电站事故预想(修改)
110KV总降事故预想 1、主变轻瓦斯动作的处理： （1）、应立即检查、记录保护动作信号； （2）、严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况；（3）、派人对变压器进行外部检查，如果检查变压器有明显严重异常，应停运故障变压器，若无明显故障迹象应向公司汇报观察使用； （4）、由专业人员取气分析及检查二次回路； 2、主变重瓦斯动作的处理： （1）、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号； （2）、检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况； （3）、派人做气体分析急及二次回路检查； 3、变压器差动保护动作的处理： （1）、检查变压器本体有无异常； （2）、检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路；如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地； （3）、经以上检查无异常后，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送；（4）、如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障； （5）、差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行； 4、变压器压力释放保护动作的处理： （1）、检查保护动作情况，记录所有动作信号； （2）、对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保护动作正确，需检查变压器本体； 5、变压器有载调压开关调压操作时滑档处理： 现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，10KV电压表不停地摆动变化。 处理：（1）、立即按下“紧急分闸”按钮，断开调压电动机的电源； （2）、使用操作手柄进行手摇调压操作，调到要求的档位； （3）、仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，立即将主变停电检修；若手调后正常，应将有载调压电动操作机构的故障情况向变压器厂家联系，并要求派人检修；6、有载调压操作输出电压不变化处理： 现象一：调压操作时变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关档位指示也不变化，属电动机空转，而操作机构未动作。此情况多发生在检修工作后，检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，使电动机空转；或因频繁调压操作，导致传动部分连接插销脱落，将连接套或插销装好即可继续操作。 现象二：操作时变压器输出电压不变化，调压指示灯不亮，分接开关的档位指示也不变化情况，属于无操作电源或控制回路不通。处理：a、检查调压操作保险是否熔断或接触不良，如有问题处理后可继续调压操作；b、无上述问题，应再次操作，观察接触器动作与否，区分故障；c、若接触器动作，电动机不转，可能是接触器接触不良、卡涩，也可能是电动机问题，测量电动机接线端子上的电压若不正常，属接触器的问题，反之，属电动机有问题，此情况应联系专业人员处理。 现象三：操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关的档位指示已变化，说明操作机构已动作，可能属快速机构问题，选择开关已动作，但是切换开关未动作。此时应切记！千万不可再次按下调压按钮，否则，选择开关会因拉弧而烧坏。处理：应迅速手动用手柄操作，将机构先恢复到原来的档位上，同时应仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常，应将故障变压器退出运行进行检修。若无异常，应由专业人员取油样做色谱分析。
110kV变电所典型事故案例
110kV 变电所典型事故案列
第一章110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方 式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离 开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 、单母分段接线: I 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线:
■—- □ d n 点。 优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。
第二章110kV 变电所主要的保护配置 一、 线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障， 以保证非故障设备的正常运行。 1、 10kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、 35kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、 主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还 要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性， 因此必须根据变压器的容量和重要程度 装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路 ?绕 组的匝间短路和单相接地短路。 发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅 会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气 体，还可能引起变压器油箱的爆炸。 变压器的引出线故障， 主要是引出线上绝缘套管的 故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。 以下接合主接线图， 分析一下主变 保护的保护范围及动作情况： 1、 主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。 正常 保护范围为主变三侧差动 CT 之间。 2、 主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过 流保护。 （1）复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件 HOkVI nokvn JrHU± （负序及相间电
变电站事故预想
变电站事故预想 1、变压器轻瓦斯动作的处理 （1）应立即检查、记录保护动作信号，（2）报告调度及站负责人。（3）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，（4）并派人对变压器进行外部检查。（5）如果检查变压器有明显严重异常，（6）应汇报调度停运故障变压器，（7）若无明显故障迹象应汇报上级，（8由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、变压器重瓦斯动作的处理 （1）检查继电保护动作情况，（2）记录和复归各种信号，（3）立即报告调度及站负责人。（4）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，（5）若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。（6）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。（7）将检查结果报告调度及分局主管部门，（18）派人做气体分析急及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理 （1）检查变压器本体有无异常，（2）检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。（3）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，（4）直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，（5）应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（6）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。（7）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。 4、变压器后备保护动作的处理 （1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。（2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。（3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。（4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常，（5）检查失压母线连接的设备有无异常。（6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。（7）将检查结果报告调度及分局，并做好记录。 6、变压器压力释放保护动作的处理 （1）检查保护动作情况，（2）记录所有动作信号。（3）报告调度及分局有关部门和领导。（4）对变压器外部进行全面检查，（5）重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，（6）将检查结果报告调度和分局有关部门。 （7）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，（8）就说明压力释放保护动作正确。 7、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理？ 现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，35KV及10KV电压表不停地摆动变化。（1）应立即按下“紧急分闸”按钮，（2）断开调压电动机的电源。 （3）使用操作手柄进行手摇调压操作，（4）调到调度要求的档位。（5）手动调压后，（6）应仔细倾听调压装置内部有无异音，（7）若有异常声音，（8）应立即向调度及分局有关部门汇报，（9）看是否立即将主变停电检修。 （10）若手调后正常，（11）应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，（12）并要求派人检修。（13）将处理情况做好记录。 8、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？ （1）操作时，（2）变压器输出电压不（3）变化，（4）调压指（5）示灯亮，（6）分接开关档位指（7）示也不（8）变化。属电动机空转，而（9）操作机构未动作。处理：此情况多发生在检修工作后，（10）检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，（11）使电动机空转。或因频繁调压操作，（12）导致传动部分连接插销脱落，（13）将连接套或插销装好即可继续操作。（14）操作时，（15）变压器输出电压不（16）变化，（17）调压指（18）示灯不（19）亮，（20）分接
变电站事故分析及处理
1 事故处理的主要任务 1)及时发现事故，尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源，迅速解除事故对人身和设备的威胁。 2)尽一切可能确保设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 3)密切与调度员联系，尽快恢复对已停用户供电，特别是要尽可能确保重要用户的供电。 4)调整电网运行方式，使其恢复正常。 2 处理事故的一般原则 1)电网发生事故或异常情况时，运行值班员必须冷静、沉着、正确判断事故情况，不可慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免造成事故的发展和扩大。 2)迅速、准确地向当值调度员汇报如下情况： ①异常现象、异常设备及其它有关情况； ②事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间； ③保护装置的动作情况； ④频率、电压及潮流的变化情况； ⑤人身安全及设备损坏情况； ⑥若未能及时全面了解情况，可先做简单汇报，待详细检查清楚后，再做具体汇报。 3)处理事故，凡涉及到设备操作，必须得到所辖调度的命令或同意。 4)处理事故时，值长、主值、副值均应坚守岗位，不可擅自离开，
随时保持通讯联系。 5)处理事故时，地调向运行人员发命令时，运行人员应立即执行，并将执行结果同时汇报地调。 6)处理事故时，除领导和有关人员外，其它无关工作人员均应退出事故现场。 7)处理事故时，值班员应迅速执行当值调度员一切指令。若值班员认为当值调度员有错误时，应予指出，当值班员仍确定自己的指令是正确的，值班员应立即执行。但直接威胁人身和设备安全的指令，任何情况下均不得执行，并将拒绝理由汇报当值调度员和上级领导。 8）处理事故时，当值班员对当值调度员的指令不了解或有疑问时，应询问明白后再执行。 9）事故处理中出现下列情况，值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报当值调度员： ①运行中设备受损伤威胁，应加以隔离； ②直接对人身有严重威胁的设备停电； ③确认无来电的可能，将已损坏的设备隔离。 10）交接班时发生事故，且交接班后的签字手续尚未完成，仍由交班者负责处理，接班者协助处理。事故处理告一段落或已结束，才允许交接班。 11）处理事故中，值班员必须集中精力。事故处理结束后，应详细记录事故发生原因、现象以及处理经过，并将上述情况汇报调度。
35kV变电站事故预想与处理【2012版】
SHAANXI REGLONAL ELECTRIC POWER GROUP 陕西省地方电力（集团）有限公司延川县供电分公司35kV稍道河变电站 事故预想及事故处理 二0一二年
35kV变电站 事故预想及事故处理 (2012版) 编制时间：二O一二年
目录 前言 (05) 第一章事故处理原则 (06) 第一节总则 (06) 第二节典型事故处理原则 (06) 1.2.1 系统事故的处理 (06) 1.2.2 母线故障处理原则 (07) 1.2.3 主变压器故障处理原则 (08) 1.2.4 电源线路故障处理原则 (10) 1.2.5 站用电源故障处理原则 (10) 1.2.6 直流电源故障处理原则 (10) 1.2.7 睡在、火灾事故的处理 (11) 第三节事故预防措施 (11) 1.3.1 母线故障预防措施 (11) 1.3.2 主变压器故障预防措施 (12) 1.3.3 电源线路故障预防措施 (13) 1.3.4 站用电源故障预防措施 (13) 1.3.5 直流电源故障预防措施 (13) 第二章变电站事故预想 (14) 第三节母线故障 (14) 2.3.1 预想题目：10kV电压互感器本体故障 (14) 2.3.2 预想题目：10kV电压互感器一次熔断器熔断 (15) 2.3.3 预想题目：10kV电压互感器二次熔断器熔断 (15) 2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障 (16) 2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号 (16) 2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地 (16) 2.3.7 预想题目：电压互感器二次开路 (16) 2.3.8 预想题目：10kV电容器保护动作 (17) 2.3.9 预想题目：351开关液压机构压力降到零 (17) 2.3.10 预想题目：SF6断路器SF6低压力报警 (18) 2.3.11 预想题目：SF6断路器SF6低压闭锁 (18) 2.3.12 预想题目：SF6断路器液压机构打压超时故障 (18) 2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红 (19) 2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分、拒合 (19) 2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸 (19) 2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸 (20) 2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障 (20) 第四节主变压器故障 (20) 2.4.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作 (20) 2.4.1.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障） (20) 2.4.1.2 预想题目：1号主变压器内部故障、重瓦斯保护动作 (21) 2.4.2 预想题目：1号主变差动保护动作 (21) 2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障 (22)
变电站事故预想
电站事故预想汇总 1、变压器轻瓦斯动作的处理 （1）应立即检查、记录保护动作信号，报告调度及站负责人。（2）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。 （3）如果检查变压器有明显严重异常，应汇报调度停运故障变压器， 若无明显故障迹象应汇报上级，由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、变压器重瓦斯动作的处理 （1）检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，立即报告调度及站负责人。 （2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。 （3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理 （1）检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。 （2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。经以上检查
无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（3）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。 （4）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。 4、变压器后备保护动作的处理 （1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。 （2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。 （3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。 （4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。 （5）检查失压母线连接的设备有无异常。 （6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。 （7）将检查结果报告调度及安技科，并做好记录。 5、变压器压力释放保护动作的处理 （1）检查保护动作情况，记录所有动作信号。 （2）报告调度及分局有关部门和领导。 （3）对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，将检查结果报告调度和分局有关部门。 （4）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保
最新变电站事故预想汇总
最新变电站事故预想汇总 1、变压器轻瓦斯动作的处理 （1）应立即检查、记录保护动作信号，报告调度及站负责人。 （2）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。 （3）如果检查变压器有明显严重异常，应汇报调度停运故障变压器， 若无明显故障迹象应汇报上级，由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、变压器重瓦斯动作的处理 （1）检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，立即报告调度及站负责人。 （2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。 （3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。 将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理 （1）检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。（2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。 （3）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。 （4）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。 4、变压器后备保护动作的处理 （1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。 （2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。 （3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。 （4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。 （5）检查失压母线连接的设备有无异常。 （6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析(扫描版)
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析 [摘要] 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。 [关键词]大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析 我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。 为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。 说明，此案例分析以FHS变电站为主。 本案例分析的知识点： （1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。 （2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。 （3）单相瞬时性接地故障的处理方法。 （4）保护动作信号分析。 （5）单相重合闸分析。 （6）单相重合闸动作时限选择分析。 （7）录波图信息分析。 （8）微机打印报告信息分析。 一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念 在我国，电力系统中性点接地方式有三种： （1）中性点直接接地方式。 （2）中性点经消弧线圈接地方式。 （3）中性点不接地方式。 110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。 中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。 大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。 我国规定：凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则属于小接地电流系统。事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。
水电站事故预想
水电站事故预想 一、发电机过负荷： 1.现象： 1) 定子电流和转子电流指示可能超过额定值。 2) 有、无功表指示超过额定值。 3) 定子温度有所上升，系统频率、电压可能降低。 2.处理方法： 1) 系统故障（系统频率、电压降低），按本机事故过负荷的能力掌握时间，监视发电机各部分温度不超限，定子电流为额定值。 2) 系统无故障，单机过负荷，系统电压正常： A. 减少无功，使定子电流降到额定值以内，但功率因数不超过0.95，定子电压不低于0.95倍额定电压。注意定子电流达到允许值所经过的时间，不允许超过规定值。 B. 若减少无功不能满足要求，则请示值长降低有功。 C. 若AC励磁调节器通道故障引起定子过负荷，应将AC调节器切至DC调节器运行。 D. 加强对发电机端部、滑环和整流子的检查。如有可能加强冷却：降低发电机入口风温，发电机、变压器组增开油泵、风扇等。 E. 过负荷运行时，应密切监视定子线圈，空冷器前后的冷、热风温度、机组振动摆度，不准超过允许值，并作好详细的记录。 F. 检查调速器功率闭环控制或集中监控系统是否正常，必要时退出本机参加AGC、AVC运行。
二、发电机三相电流不平衡： 1.现象： 1) 定子三相电流指示互不相等，三相电流差较大，负序电流指示值也增大。 2) 当不平衡超限且超过规定运行时间时，负序信号装置发“发电机不对称过负荷”信号。 3) 造成转子的振动和发热。 2.处理方法： 当发电机三相电流不平衡超限运行时，若判明不是表计回路故障引起，应立即降低机组的负荷，使不平衡电流降到允许值以下，然后向系统调度汇报。等三相电流平衡后，再根据调度命令增加机组负荷。水轮发电机的三相电流之差，不得超过额定电流的20%，同时任何一相的电流，不得大于其额定值。水轮发电机允许担负的负序电流，不得大于额定电流的12%。 三、发电机温度异常： 1.现象：发电机绕组或铁心温度比正常值明显升高或超限，发电机各轴承温度比正常值明显升高或超限。 2.处理： 1) 判断是否为表计或测点故障，是则通知维护处理，并将故障测点退出，密切监视其它测点的温度正常。 2) 若表计或测点指示正确，温度又在急剧上升，则减负荷使温度降到额定值以内。否则停机处理。
110KV光伏变电站事故预想与事故处理.
110KV 光伏变电站事故预想与事故处理变压器故障 一、预想题目 1号主变压器内部故障,气体保护动作, 1号主变压器二次主断路器跳闸、龙光 I 线断路器跳闸。 二、系统运行方式: 110KV 龙光 I 线带 1号主变压器运行,龙光 II 线断路器备自投, 1号主变压器中性点间隙接地运行。 10KV :10KV 单母线分段并列运行,分段无选择、母联运行, 1号主变压器二次主送电 10KV 母线 I 段, 热氢化 06、热氢化 05、 #1氢化炉整流变压器、 #2氢化炉整流变压器、 #1~#4还原炉整流变压器、 #9~#14还原变、大负荷 05、公用变电站#1号进线、工艺变电站 #1进线在 10KV 母线 I 段运行,热氢化 07、热氢化 08、热氢化 09、热氢化 10、 #3氢化炉整流变压器、 #4氢化炉整流变压器、 #15~#18还原炉整流变压器、 #5~#8还原变、大负荷 06、公用变电站 #2号进线、工艺变电站#2进线、在 10KV 母线 II 段运行 ,10KV 分段备自投停用。 #1~2号电容器在 10KV 母线 I 段热备用。 #1号站用变在 10KV 母线 I 段运行, #2号站用变在 10KV 母线 II 段热备用。 (2保护及自动装置变更情况:110KV 、 10KV 分段备自投保护运行正常, 10KV 分段保护无选择,其他线路保护及自动装置正常。三、事故现象 警报鸣动,警铃响。龙光 1线、 1号主变压器二次主断路器红灯灭、 绿灯闪光,电流表计指零。主变压器保护 1、 2屏“运行”绿灯灭, “跳闸”红灯亮,龙光 I 线运行“ L1”灯灭,龙光 1线断路器跳闸“ TJ1”灯亮、 1号主变压器二次主断路器跳闸“ TJ2”灯亮, 1号主变压器二次主断路器跳闸位置“ TWJ ”灯亮, 1号主变压器二次主断路器合闸位置“ HWJ1”灯灭, 1号主变压器保护 1、 2屏液晶面显示“差动保护动作,出口跳闸” 。 10KV 备自投保护屏、分段断路器合闸信号继电器掉牌,
箱式变电站的常见事故处理规范
变电站的各类事故处理 一、线路故障跳闸的现象及处理 1、永久性故障跳闸，重合闸动作未成功 （1）现象 1) 警铃响、喇叭叫，跳闸开关指示灯出现红灯灭、绿灯闪光，电流表、有、无功功率表指示为0 2) 控制屏光字牌“保护动作”、“重合闸动作”、“收发讯机动作”等；中央信号屏“掉牌未复归”、“故障录波器动作”等亮 3) 保护屏故障线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作掉牌，微机保护显示出故障报告，指示保护动作情况及故障相别的动作情况 4) 现场检查该开关三相均在分闸位置 （2）处理 1) 记录故障时间，复归音响，检查光字信号，表计指示，检查并记录保护动作情况，确认后复归信号 2) 根据上述现象初步判断故障性质、范围、并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度简要汇报 3) 现场检查开关的实际位置和动作开关电流互感器靠线路侧的一次设备有无短路、接地等故障，跳闸开关油色是否变黑，有无喷油现象等；若开关机构为液压操动机构，检查液压机构各部分及压力是否正常；若开关机构为弹簧操动机构，检查压力、有无漏气；对保护动作情况进行检查分析，确定开关进行过一次重合 4) 如线路保护动作两次并且重合闸动作，可判断线路上发生了永久性短路故障 5) 将检查分析情况汇报调度，根据调令将故障线路停电，转冷备用 6) 上述各项内容记录在运行记录、开关事故跳闸记录中 二、母线故障跳闸的现象及处理 1、母线故障跳闸的现象 （1）警铃、喇叭响，故障母线上所接开关跳闸，对应红灯灭，绿灯闪光，相应回路电流、有、无功功率表指示为0 （2）中央信号屏“母差动作”、“掉牌未复归”、“电压回路断线”等光字亮，故障母线电压表指示为0 （3）母线保护屏保护动作信号灯亮 （4）检查现场母线及所连设备、接头、绝缘支撑等有放电、拉弧及短路等异常情况出现 （5）如果是低压母线或未专设母线保护的母线发生故障，则由主变后备保护断开主变（电源侧）相应开关 2、母线故障跳闸原因 （1）母线绝缘子和断路器靠母线侧套管绝缘损坏或发生闪络故障
110KV变电站异常运行和事故处理
110KV变电站异常运行和事故处理
异常运行及事故处理 一。一般规定： 1. 事故处理的原则： ①限制事故发展，缩小事故范围，解除对人身和设备的威胁。 ②保持正常设备的继续运行，并与故障设备迅速隔离。 ③对停电设备尽快恢复送电。 2. 发生事故时应做到： ①记录时间，停止音响信号。 ②记录仪表变化，并分别将光子牌信号与保护动作情况记录清楚，（此工作至少两人进行），核对无误后再恢复信号。 ③将事故报告市调，厂调及有关领导（只将市调调度范围内设备的事故情况报告市调）。 3. 发生下列故障时应先处理，后报领导和调度。 ①将直接对人身有威胁的设备停电。 ②对受到严重威胁的设备停电。 ③将已受损的设备隔离。 ④站用电系统的恢复。 二．事故处理：
（一）．韩白T接线失压自投成功 1 警铃响喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“137跳闸101自投”亮，“110KV I段电压断线”亮，观察101开关电流有指示，137开关跳闸。 2观察10KV各出线开关均未跳闸，10KV I II 段电压指示正常，自投成功。3将情况详细记录并报告市调和厂调。 （二）．韩白T接线失压自投不成功 1警铃响，喇叭响报警，首先恢复音响，观察光子牌，“110KV I 段电压断线” 亮，“10KV I 段电压断线”“10KV II 段电压断线”亮，“10KV I 段故障”“10KV II 段故障”亮，“137 跳闸101自投”光子牌未亮，观察137开关未跳闸，101开关未合，观察138带电，电压指示正常，10KV出线各开关均未跳闸，用验电笔验110KV I 段无电压，验110KV II 段有电压。 2将情况详细记录并报告市调和厂调。 3 将101自投小开关1BZT转至手动位置，拉开137开关，断开1号主变保 护屏内的5LP 6LP 压板，合上1号主变中性点地刀111—9。 4 合上101开关冲1号主变，然后拉开1号主变中性点地刀111—9。 5 接通1号主变保护屏内5LP 6LP 压板，观察10KV I II 段电压指示正常， 手动投入成功。 （三）。1#主变本体重瓦斯动作： 1. 事故前运行方式，1#主变带全厂负荷，2#主变停电，138开关作为137开关的热备用。 2. 分析：1#主变重瓦斯动作，闭锁101自投，137，511开关掉闸，故
110kV变电站,事故预想总汇
预想题目: 倒闸操作过程中检查母差保护屏显示11022 刀闸合位指示灯不亮处理步骤 1、现场检查11022刀闸一次触头是否合到位，检查结果：11022 刀闸触头已合到位； 2、重新拉合11022刀闸，检查母差保护屏位置指示，仍显示11022 刀闸未合到位，初步判断11022 刀闸辅助节点转换不到位，辅助节点接触不良所致； 3、将检查情况汇报调度及变电处，打开11022 刀闸辅助节点的防尘罩，用电位法测量辅助节点两侧电压判断节点是否接通，稍微活动辅助节点看节点是否能够切换正常，若不能切换正常则更换一对备用节点。 4、经现场检查处理，11022 刀闸辅助接点恢复正常； 5、合上11022刀闸，拉开11021 刀闸，母差保护屏显示正常。 预想题目: 运行过程中发现1101开关SF6压力降至0.45Mpa，开关报警（开关绝缘降低） 处理步骤：1）首先到现场检查SF6气体压力情况，检查发现1101开关SF6气体压力降至0.45Mpa，将该情况汇报调度及变电处； 2）查阅1101开关SF6气体压力历史数据，绘制压力变化曲线，结合天气情况，初步判断开关SF6气体压力低是由于a）气温骤变引起，b）还是缓慢漏气引起，c）有突发性较大泄漏引起。 3）若1101开关SF6气体压力原来就较低，属于气温骤变引起压力降低报 警，应汇报变电处联系检修人员进行带电补气； 4）若属于缓慢漏气引起，应立即汇报变电处联系检修人员进行带电补气，并寻找漏气点进行消除； 5）若属于突发性较大泄漏引起，且泄漏情况较严重，应立即向调度申请将1101开关转检修，避免SF6气体继续泄漏引起开关操作闭锁。
预想题目:2 号主变瓦斯保护动作 处理步骤:1,记录时间、开关跳闸情况、保护动作情况光字牌亮情况，复归音响和控制开关，详细检查现场一次设备有无异常和故障，汇报调度. 2. 若轻重瓦斯都动作，则变压器内部故障，将其停用报检修。 3. 若轻瓦斯动作发信号，处理：观察瓦斯继电器动作次数，间隔时间长短，气 量多少，检查油位油温。若变压器外部引起的动作，变压器可继续运行。若是 变压器内部故障产生气体，则停运。 4. 若重瓦斯动作，检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波动作情况，根据气体性质区分故障，若五明显故障，可试送一次；有故障将其停用报检修。 预想题目:1#主变保护动作跳闸 处理步骤:1）检查主变过流保护动作，监视2#主变油位、油温，是否过负荷2）检查母线（过流保护范围内）及母线上的设备是否有短路；变压器及各侧设备是否有短路； 3）检查中、低压侧保护是否动作，各条线路的保护有无动作； 4）若无明显故障也无馈路保护掉牌，应拉掉该母线上所有馈路抢送主变，试送成功后逐一试送馈路开关； 5）如系母线故障，应视该站母线设置情况，用倒母线或转带负荷的方法处理；6）若有馈路保护掉牌，应拉掉该馈路的两侧刀闸（小车开关除外），保留开关现状，以便分析越级原因，与当值调度员联系试投变压器或母线； 预想题目：110KVI母元件倒II母后报警（刚进行过I母YH冷备用转运行操作）处理步骤: 1、检查信号和光字显示"装置异常""110KV I母YH回路断线". 2、检查110KVI、II 母电压，发现I 母电压为0。