变电运行仿真实训报告.doc

变电运行仿真实训报告3. 实训目的：通过一周时间的变电运行仿真实训，使学生掌握变电站巡视、倒闸操作、异常运行及事故处理的基本知识和基本技能。4. 实训任务：（1）熟悉变电站的主要设备、配电布置结构。（2）掌握变电站主要设备的日常巡视、定期巡视、特殊巡视的内容；（3）熟悉变电站倒闸操作的基本要求，会填写基本的操作票，并通过仿真实训，掌握变电站常见的倒闸操作流程和过程。（4）熟悉变电站异常运行、事故状态下的应急处理措施，并能进行紧急处理。5.实训考核：实训成绩组成：上机仿真倒闸操作60%，平时考勤成绩20%，实训报告成绩，20%。6实训成绩上机仿真操作成绩（60%）考勤成绩（20%）实训报告成绩（20%）总成绩（总分100分）指导教师签名备注 目录变电运行仿真实训目的及任务I1.220kv仿真变电站软件简介11.1 软件简介11.2 软件使用12.变电站的巡视12.1 变电站的日常巡视12.2变电站的定期巡视22.3 变电站的特殊巡视23.变电站电气设备的倒闸操作23.1变电站电气设备倒闸操作要求23.2变电站电气设备倒闸操作流程33.3变电站电气设备倒闸操作34.变电站电气设备的异常运行及事故处理34.1变电站电气设备的异常运行分类34.2变电站电气设备的异常运行处理44.3变电站电气设备的事故的分类44.4变电站电气设备的事故的处理45.变电站仿一回线路由运行转检修倒闸操作实训55.1 仿一回线路由运行转检修操作票55.2 仿一回线路由运行转检修倒闸操作过程56.实训心得体会61.220kv仿真变电站软件简介1.1 软件简介软件最主要的功能特点是实现了集控站监控和遥控变电站的功能。该仿真系统精心设计了典型的标准倒闸操作题目、故障处理、异常处理题目。本仿真软件以给定操作任务然后由运行人员完成这样一种方式，模拟出实际的操作过程，以此来加强运行人员的实际操作能力，判断、处理故障的能力。如果在操作过程中发生误操作，软件系统会立刻给出故障现象及启动事故音响，在集控站的信息窗口会显示由于误操作所引起的保护动作，用户对误操作所产生的后果有一个直观的认识和学习过程。通过使用本软件，用户可以提高对变电运行的认识和应付突发事件的能力。二次回路图纸讲解部分讲述了常规型及微机型二次设备，对常用的继电保护装置和新型的微机综合自动化保护装置的图纸进行了详细的讲解。 1.2 软件使用 本软件保留了原有110kV、220kV变电站多媒体仿真培训软件的倒闸操作、故障处理、二次回路讲解、系统维护等功能。同时在性能上有了很大的提高，它可以实现以往仿真软件所不具备的两个重要功能，即：1、主站对分站的监视；2、主站对分站的遥控；在主站环境下可查看子站的操作人员对设备的操作情况以及引起的相关变化，也可在主站操作以遥控子站相应的设备，主站可同时监控十多个分站；分站也可以独立地进行仿真培训。使用本软件可进行单机操作，也可进行多机操作。在单机操作条件下，可同时进入主站和子站环境（两种环境之间可进行切换）进行操作。若有多机通过网络互连，可进行多机操作。多机操作的设置包括“集控站”和“变电站”两个选项。若选择“集控站”则进入主站环境，若选择“变电站”则进入子站环境。主站和子站配以适当的设置，即可在相互连机的不同微机之间实现上述的两个主要功能。总之，集控式变电所多媒体仿真培训软件有较强的综合性，通用性，完备性，针对性和较高的灵活性。它采用多媒体和网络技术集声音、动画、图片、和文字于一体，能够让使用者在趣味盎然中得到系统的培训，从而达到提高变电运行人员操作技能和处理故障能力的目的。2.变电站的巡视1 主变日常巡视检查项目（1） 检查油色应淡黄透明。（2） 检查油位计在规定温度范围，无突变。（3） 检查油温变化应正常，油温应在（#1主变为75、#2主变为85）以下。（4） 检查有载调压装置正常，位置、动作情况均正常。（5） 检查各部应无渗漏油。（6） 检查声音应正常，无杂音，本体无渗漏油，吸潮器硅胶颜色正常，无受潮变色。（7） 检查引线接点应无发红、发热、氧化变色，无断股、松股。（8） 检查大小瓦斯继电器无气体，无渗漏油及瓦斯电缆引线无腐蚀现象。（9） 检查冷却器完好，满足散热要求，无漏油渗油现象。（10）检查冷却器主分控制箱门关闭紧密，低压母线接触器、热继电器、保险接点无过热发红，冷却器控制开关与运行冷却器相对应。（11）检查风扇潜油泵声音正常，无反转、过热漏油和擦壳现象，流速继电器运行正常，无漏油，连接电缆无腐蚀现象。（12）检查外壳接地良好。（13）检查套管油位、油色正常，无严重污染、无渗漏油、破损裂纹和放电痕迹。（14）检查瓦斯继电器、冷却器上下阀门应开启（15）检查主变滤油或加油前，应先将重瓦斯压板退出；待主变运行24小时将油中空气排出后，再投入跳闸位置；2、电流互感器的日常巡视检查项目（1）电流互感器的接头应连接良好，无过热松动现象。二次侧无开路。（2）电流互感器在运行中，应无声音。注意其内部有无异常放电声音，如果听到电流互感器发生铁芯振动的声音，或者听到类似小容量变压器充电后发出的声音时，应考虑电流互感器是否发生了二次开路、绝缘损坏放电、铁芯夹紧螺丝松动等。（3）检查电流互感器的油位、油色应正常。注意油质试验情况、有无渗漏油现象。若油位看不清楚，或油位过低,应查明原因或及时加油。电流互感器的吸湿器应正常。硅胶若已变色应及时更换。（4）检查电流互感器瓷质部分，应清洁完整，无破损及放电现象。（5）检查电流互感器的电容末屏及二次侧接地线应良好、可靠、无松动断裂。（6）注意三相电流表的平衡情况，有无过负荷。3、电压互感器的日常巡视检查项目连接在母线上的电压互感器，如发生故障，相当于母线故障，必须注意巡视。（1）电压互感器绝缘子应清洁、完整、无损坏及裂纹，无放电现象。（2）电压互感器外壳是否无漏油，油位指示是否正常，若油位看不清楚，应查明原因。（3）电压互感器内部声音应正常。膨胀器有无拉长。（4）高压侧引线的接头连接应良好，不应过热，二次回路的电缆导线不应损伤，高低压熔断器（或低压侧空气开关）及其并联电容器应完好。（5） 电压互感器的二次侧和外壳接地良好。二次出线的端子箱的门应关好。4、油断路器日常巡视检查项目（1） 瓷套表面清洁无裂纹，无放电痕迹，内部无异常声音。 （2） SW6220（110）型少油开关三角箱无渗油。 （3） 油色透明无碳黑悬浮物，本体套管的油位在指示器下限以上。 （4） 本体无渗漏油痕迹，放油阀门关闭无渗油。 （5） 防雨帽无鸟窝。 （6） 各连接点无松动、过热现象。 （7） 开关分、合闸指示器应正确，与实际运行相符。 （8） 排气装置应完好。 （9） 接地引线应完好无锈蚀。（10） 设备附近无呆草或呆物。5、隔离开关的日常巡视检查项目（1） 隔离开关的瓷绝缘应完整无裂纹和无放电现象，引线无断股，松股现象。（2） 隔离开关的操作机构，包括操作连杆及部件，应无开焊、变形、锈蚀和脱落形象，连接轴销子紧固螺母等应完好。（3） 闭锁装置应完好，销子应锁牢，辅助触头位置应正确且接触良好，机构外壳等接地应良好。（4） 接地刀闸三相接地刀口是否紧固，接地是否良好，接地体可见部分是否良好，有无断裂现象。（5） 隔离开关辅助接头动作良好，位置是否与实际相符，接触是否良好。（6） 三相是否在同一水平上，拉开角度或距离足够，并且三相操作同阴性良好。（7） 隔离开关合闸后触头应接触良好，在额定电流下，温度不应超过70。6、 避雷器（避雷针）的日常巡视检查项目（1） 瓷套表面是否清洁、完整，有无放电痕迹和裂纹。（2） 接地是否完整，有无放电痕迹和裂纹。（3） 均压环有无松动、锈蚀。（4） 放电记录器的指示数字有无变化，若发现缺陷作好记录。（5） 泄漏电流表指示正常。（6） 避雷针支架应无断裂、锈蚀、倾斜，基础牢固。（7） 避雷针接地引下线应连接牢固、无锈蚀。2.2变电站的定期巡视 1、电流互感器的定期巡视（1） 电流互感器端子箱内有无异常端子，有无松脱异常。（2） 检查电流互感器的接头接点温度。2、电压互感器的定期巡视（1） 电压互感器端子箱内有无异常，PT二次小开关有无跳闸。（2） 电压互感器端子箱内加热器是否按要求投入和整定。（3） 检查电压互感器接头的接点温度。3、隔离开关的定期巡视（1） 检查操作机构箱内有无异常，热偶继电器有无动作，二次接线、端子接线是否完好，加热器是否完好。（2） 隔离开关和接地刀闸的操作传动连杆连接是否正常，齿轮，涡轮，蜗杆，限位杆，挡钉等零部件是否完好。（3） 检查控制回路导线，辅助开关，接触器，热继电器，按钮，行程开关等电器元件是否完好。4、避雷器的定期巡视定期巡视除完成日常巡视工作的内容外，还应记录避雷器的动作次数以及氧化锌避雷器运行中的泄露全电流值。5、断路器的定期巡视（1） LW6ALW10B型断路器液压机构箱内所有液压连接管道，阀体，连接头，液泵等处有无漏油象，LW15型断路器有无漏气现象。（2） 记录液压机构箱内断路器操作计数器和液泵启动次数计数器的数据。（3） 检查断路器接点的街头温度。2.3 变电站的特殊巡视 1、主变的特殊巡视检查项目（1） 过负荷：监视负荷、油温和油位的变化，接头接触应良好，试温蜡片（贴有试温蜡片时）无熔化现象。冷却系统应运行正常。（2） 大风天气：引线摆动情况及有无搭杂物。（3） 雷雨天气：瓷套管有无放电闪络现象，避雷器放电记录器有无动作情况。（4） 大雾天气：瓷套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分。（5） 下雪天气：根据积雪溶化情况检查接头发热部位及时处理冰棒。（6） 大短路故障后：检查有关设备、接头有无异状。2、断路器的特殊巡视检查项目：（1） 新投运断路器的巡视检查周期应相对缩短，投运72小时以后转入正常巡视。（2） 夜间闭灯巡视，每日一次。（3） 气候突变，增加巡视。（4） 雷雨季节，雷击后应进行巡视检查。（5） 高温季节，高峰负荷期间应加强巡视。（6） 遇有重要保电任务时，应增加巡视次数。（7） 存在异常或障碍时，应增加巡视次数。（8） 断路器故障跳闸后，应着重检查灭弧介质有无异常，分、合闸位置指示是否正确，支持绝缘子有无损坏，各部件有无松脱现象。3、 隔离开关的特殊巡视检查项目（1） 隔离开关通过短路电流后，应检查隔离开关的绝缘子有无破损和放电痕迹，以及动静触头及接头有无熔化现象。（2） 下雪或冰冻天气，隔离开关接触处是否积雪立即熔化，瓷瓶是否有冻裂现象。（3） 大雾、阴雨天气的夜间，隔离开关上的瓷瓶是否有放电及电晕声音。（4） 大风时,注意引线有无摆动,有无落物,能否保持相间或对地距离.（5） 高峰负荷时，隔离开关接头及接触处是否有发热烧红现象。4、 电流互感器的特殊巡视检查项目电流互感器在过负荷运行或故障电流通过之后，应检查其瓷质绝缘有无破损、裂纹、放电痕迹和接头熔化现象，油色，油位是否正常，是否喷过油，油色是否透明有无碳黑悬浮物。5、 电压互感器的特殊巡视检查项目（1） 发生事故时应检查电压互感器有无异味，引线接头是否有发热烧伤痕迹，瓷瓶是否有损伤或裂纹现象。（2） 雷雨天气，瓷瓶是否有放电闪络现象（3） 下雪或冰冻天气，户外电压互感器接头是否积雪熔化，瓷瓶是否有冻裂现象。（4） 大雾或阴雨天气，瓷瓶是否有放电打火及电晕声音。（5） 大风天气，互感器是否有杂物。（6） 高峰负荷时，引线接头是否有烧红，发热现象。6、 避雷器雷雨天气后的特殊巡视检查项目引线是否松动、本体是否有摆动，均压环是否歪斜，瓷套管有无闪络、损伤、放电记数器的动作情况。避雷针有无倾斜、摆动、接地线损伤等。3.变电站电气设备的倒闸操作3.1变电站电气设备倒闸操作要求3.1.1必须有管辖该设备的当值调度员发布的命令；3.1.2 填写了倒闸操作票，并明确操作目的；3.1.3正、副班对操作票进行核对，证明操作步骤正确；3.1.4在五防机上进行模拟预演，证明无误。3.2变电站电气设备倒闸操作流程3.2.1 接令。倒闸操作必须根据当值调度员的命令进行，操作完毕后应立即向调度员汇报。只有在危及人身安全和严重威胁设备安全紧急情况下，才可自行断开电源，但事后必须立即向有关调度和站领导汇报。接受调度预发令应由当值正班接令。接令时要记录清楚调度员所预发的任务，弄清操作目的、意图，将命令内容记入调度命令记录薄，然后接令人根据记录内容逐项向调度复诵核对无误。接受调度命令时，应做好录音。如果认为该命令不正确时，应向调度员报告，由调度员决定原调度命令是否执行。但当执行该项命令将威胁人身、设备安全或直接造成停电事故，则必须拒绝执行，并将拒绝执行命令的理由，报告调度员和本单位领导。3.2.2填写操作票。当值正班接令后应向监护人和操作人布置操作任务。操作人要核对模拟图、有关图纸资料和典型操作票等进行写票。写票在五防机上进行。3.2.3 审票。操作人写好操作票，先自己审核，正确无误后将其打印，并在操作人栏签名，记录填写操作票的时间，并在倒闸操作票最后一项下面左边平行盖“以下空白”章交监护人（正班）和值班负责人逐级审核签名。对上一班预开的操作票在本班操作，各类人员必须重新审核签名。3.2.4调度员正式发布操作命令。调度员正式向当值正班发布操作命令。当值正班按照接令规定，接受调度命令。布置开票审票或者使用已经填写好的操作票转入操作程序。3.2.5 核对性模拟预演。操作前操作人和监护人应在主接线图前按照操作票所列顺序唱票预演，再次对操作票的正确性进行核对，无误后将信号传入电脑钥匙。按照“三查”记录的规定逐项检查操作涉及的“安全措施、安全思想、安全工器具”是否合格。核对完毕后打勾并签名。3.2.6 监护人填写倒闸操作开始时间后，操作人配带好安全工具，监护人携带操作票及电脑钥匙与操作人同到操作地点。3.2.7现场实物核对：操作人和监护人一起至被操作设备前进行三项核对，即核对设备名称、编号及位置。3.2.8实际操作。以上步骤完成后，记录操作开始时间，然后在操作设备前由监护人按操作票上顺序高声唱票，每次只准唱一步，操作人听到操作命令同时手指被操作设备，逐字高声复诵。监护人看到并听到操作人复诵正确后，发出“对，执行”的命令，操作人方可进行操作。设备上有五防装置者，应由监护人在发布“对，执行”命令后再开锁进行操作。3.2.9 逐项唱票。每一步操作执行完毕后，监护人应在现场检查操作的正确性，然后由监护人用钢笔在操作票上已操作步骤的“检查栏”处打上“”。3.2.10查清疑问。操作中发生疑问时，应立即停止操作，并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。由于设备原因不能操作时，应停止操作，检查原因，不能处理时应报告调度和生产管理部门。禁止使用非正常方法强行操作设备。在倒闸操作过程中防误闭锁装置出现异常时，必须停止操作，应重新核对操作步骤及设备编号的正确性，查明原因，确系装置故障且无法处理时，履行审批手续后方可解锁操作。3.2.11 所有操作项目执行完后，监护人记录操作完成时间。3.2.12汇报。操作告一段落，检查所有操作过的设备，确认符合操作要求，监护人在应立即在操作票最后一项下面右边平行盖“已执行”章（若出现操作因故中断的情况，“已执行”章仍然盖在整个操作票的最后一项下面右边位置处）。若恰好填写完整页操作票，则“以下空白”章和“已执行”章应平行盖在“备注栏”的左边和右边位置处。盖好章后监护人方能向变电站值班负责人汇报操作任务完成情况和操作结束时间，然后变电站值班负责人向调度值班员汇报操作任务完成情况和操作结束时间，并在值班记录上作记录。3.2.13 操作完毕，由当值人员填写相关记录。3.3变电站电气设备倒闸操作1、调度预发指令，应有副职及以上人员受令，发令人先互通单位姓名。发、受操作指令应正确、清晰，并一律使用录音电话、普通话和正规的调度术语。受令人应将调度指令内容用钢笔或圆珠笔写在运行记事薄内，在调度预发结束后，受令人必须复诵一遍，双方认为无误后，预发令即告结束。通过传真和计算机网络远传的调度操作任务票也应进行复诵、核对，且受令人须在操作任务票上亲笔签名保存。2、倒闸操作票任务及顺序栏均应填写双重名称，及设备名称和编号。旁路、母联、分段开关应标注电压等级。3、发令人对其发布的操作任务的安全性、正确性负责，受令人队操作任务的正确性富有审核把关责任，发现疑问应及时向发令人提出。对直接威胁设备或人身安全的调度指令吗，值班员有权利拒绝执行，并应把拒绝执行指令的理由向发令人指出，油气决定调度指令的执行或撤销。必要时可向发令人上一级领导报告。4、填写操作票。5、受令后，当值正、副值班员一起核对实际运行方式、一次系统模拟接线图，明确操作任务和操作目的，核对操作任务的安全性、必要性、可行性、及正确性，确认无误后，即可开始填写操作票。6、填票人应根据操作任务对照一次系统模拟图及二次保护及设备等方面的资料，认真细心，全面周到，逐项填写操作步骤，填写完毕应自行对照审核，在填票人栏内亲笔签名后校正值审核。7、倒闸操作票票面字迹应清洁、整洁。签名栏必须由值班员本人亲自签名，不得代签或漏签。4. 变电站电气设备的异常运行及事故处理4.1变电站电气设备的异常运行分类1 事故及异常情况处理4.1.1 变压器有下列情况之一者应立即停运。（若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行。）4.1.1 变压器声响明显增大，很不正常，内部有暴裂声。4.1.2 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。4.1.3 套管有严重的破损和放电现象。4.1.4 变压器冒烟着火。4.1.5 当发生危急变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。4.1.6 变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。2 瓦斯保护装置动作的检查处理瓦斯保护动作时，会发出主变各侧跳闸信号，及“瓦斯保护动作”告警信息，主变各侧表计为零的现象。此时值班人员首先解除开关的变位信号，并报告调度，同时应立即对变压器进行外部检查，注意有无喷油、冒烟、漏油、并观察主变的油位、油色及油温的变化情况；并将主变改检修，做好安全措施，以便检修人员进行检查。3 差动保护动作的检查处理差动保护动作时，会发出主变各侧跳闸信号，及“差动保护动作”告警信息，主变各侧表计为零的现象。此时值班人员首先解除开关的变位信号和复归保护信号，并报告调度；同时应立即对主变差动保护区的套管、导线、流变、开关、闸刀、接头等有无放电和烧伤痕迹，主变、流变、开关的油位、油色、油温有无异常情况等；找到并隔离故障点，做好安全措施，以便检修人员进行检查。4 瓦斯、差动保护同时动作的检查处理瓦斯、差动保护同时动作时，一般主变一定有故障，应对主变压器进行全面检查，检查方法按主变瓦斯和主变差动保护动作时的方法。5 压力释放动作处理；主变压力释放动作重点检查无喷油、油色、油温有无异常情况等。6 主变本体着火的处理4.6.1 将主变改为冷备用；4.6.2 停用冷却器；4.6.3 手动开启主变消防报警系统。手动/自动按钮严禁操作，正常应在手动位置（手动指示灯亮），可实现对1号主变本体（1号地址、2号地址）和2号主变本体（4号地址、5号地址）的温度进行检测，只要温度达到105时，即发出报警。其中3号地址为1号主变手动报警按钮、6号地址为2号主变手动报警按钮、7号地址为SP室手动报警按钮。接到火警后，应先根据报警地址号确认几号主变有火警,然后按1号、2号主变动力阀启动按钮,再按1号主变启动阀启动按钮（启动1号主变泡沫释放阀）或者2号主变启动阀启动按钮（启动2号主变泡沫释放阀），即可实现对1号主变本体或者2号主变本体的喷淋；如果装置打在自动位置，自动选择打开加压阀和泡沫释放阀，完成对1号主变本体或者2号主变本体的喷淋。操作箱内有一个交流电源开关、备用电源（直流电源）开关，正常时都送上，面板上“交流指示”“直流指示”灯亮，任何一路电源消失，面板上“交流故障”或“直流故障”灯亮。6.4 消防报警系统的操作注意事项：1 本变电所火灾报警控制系统具有自动和手动功能，但鉴于消防误喷对带电运行的变压器伤害较大，甚至会引起主变故障，所以运行时均采用火灾自动报警，人工确认后手动打开相应的控制阀进行泡沫喷淋灭火。2 在一般情况下，联动主机应处在手动状况下，防止误报警产生误动作。3 所有报警、联动设备平时应处于正常工作状态，不得随意关闭。4 火警报警后，经检查无火警时，应确认喷淋系统在手动位置才能按复位键。5 在交流电源失去、直流电源供电情况下，喷淋装置运行最多不能超过2小时。6.5 消防设备的正常检查项目：1 储液罐液位正常2 动力源、启动源正常。3 电磁阀门正常。4.2变电站电气设备的异常运行处理1、变压器声音异常变压器发出异常响声。若变压器的声音连续均匀，但比平时增大，而且变压器上层油温也有所上升，应查看变压器控制屏电流表、功率表（一般是过负荷）。电网发生单相接地或产生谐振过电压时，变压器声音也会增大。如声响中夹有杂音，而电流表无明显异常，则可能是内部夹件或压紧铁芯螺丝松动，使硅钢片震动增大。若变压器连续的声响中夹有“劈啪”放电声，这可能是因变压器内部或外部发生局部放电所致。当运行中的变压器发出很大切不均匀的响声，夹有爆裂声和“咕噜”声，这是由于变压器内部如局部（层间、匝间）绝缘击穿，引线对外壳，引线对铁芯，引线之间局部放电造成的。由于分接开关接触不良引起打火，也会发出类似声音。2、变压器温度异常运行中的变压器内部的铁损和铜损转化为热量，铁损是基本不变的，铜损随负荷变化而变化。运行中变压器最高温升不的超过55，加环境温度不的超过95，绕组极限温度为105，运行中的绕组温度比油面温度一般约高1015，如油面温度为85，则绕组温度将达到95100。油（变压器顶部）的最高温升为55（95），绕组的最高温升为65（105），铁芯的最高温升为70（110）3、变压器油位异常运行中的变压器如发生防爆管通气管堵塞、油标管堵塞、油枕呼吸器堵塞等故障，则在负荷温度变化正常时油标管内的油位就会变化不正常或不变，这些现象称假油位。油面过低一般是由变压器严重渗漏或大量跑油等，如严重缺油时，内部的铁芯、线圈就可能暴露在空气中使绝缘受潮，同时露在空气中的部分线圈因无油循环散热导致散热不良而引起损坏事故。处理：无论因渗漏油、放油未补充、气温急剧下降等诸因素造成油位指示器看不到油位，都应退出变压器。4、变压器外表异常1、防爆玻璃破碎向外喷油：应立即停运变压器，（原因主要是内部有急剧发出大量热量的部位，如绕组短路击穿，分接开关严重接触不良，起弧发热，使变压器油受热急剧分解出大量气体一起的。）2、套管严重破裂、放电：套管发生严重破损并引起放电，则认为它已丧失正常运行的功能，应停运运。5、变压器自动跳闸（1）瓦斯保护动作后的处理1、轻瓦斯动作后的处理：轻瓦斯动作于信号，首先应停止音响信号，并检查瓦斯继电器里气体的性质，从颜色、气味、可燃性判断是否发生故障。非故障原因：因进行滤油、加油而进入空气；因温度下降或漏油使油面缓慢低落，因外部穿越性短路电流的影响，因直流回路绝缘破坏或触点劣化等引起的误动作。复归信号后，可继续运行。轻微故障而产生少量气体：复归信号后立即汇报上级。确认为内部故障时，应将其停运，并进行必要的检查。2、重瓦斯保护动作后的处理：原因可能是油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，也可能是检修后充油速度快、静止时间短，油中空气分离后，使其跳闸。处理：发生瓦斯信号后，首先应停止音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因。如果不是上诉原因造成，则应收集瓦斯继电器内的气体，并根据气体多少、颜色、气味可燃性等来判断起性质。序号气体性质故障性质1无色、无味、不燃空气2黄色、不易燃木质故障3灰白色、有强烈臭味、可燃纸质或纸板故障4灰色、黑色、易燃油质故障重瓦斯动作后，不经过详细检查、测量，原因不明者，不得投入运行。（2）差动保护动作后的处理差动保护是按照循环电流原理设计的，在变压器故障时，纵联差动和瓦斯都能反映出来，当差动保护动作后，运行人员拉开主变两侧隔离开关后，应重点注意：1）变压器套管是否完整，连接主变的母线上是否有闪络的痕迹；2）对主变差动保护区范围内的所有一次设备进行检查，以便发现在差动保护区有无异常。若上述检查没有结果，在排除误碰情况下进一步检查内部是否有故障。纵联差动保护在其保护范围外发生短路时，也可能发生误动作。（3）后备保护动作后的处理当主变由于定时限过电流保护动作跳闸时，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，各信号继电器有否掉牌，各操作机构有无卡死等现象。如不是越级跳闸，则应将低压侧所有断路器全部拉开，检查低压母线与主变本体有无异常情况，若查不出有明显故障现象时，则将主变空载情况下试送一次，正常后线路逐路恢复送电。若在检查中发现低压母线有明显的故障现象，而主变本体无明显故障现象时，应待母线故障消除后再试送。若检查发现主变本体有明显的故障现象时，则不可合闸送电，汇报上级听候处理。6、互感器的异常（1）互感器的异常分析1、一、二次接头接触不良：一次接头不良引起接头处过热（安装质量差或螺丝松动），二次接头不良将易造成CT二次开路或PT二次失压（端子排螺丝不紧或者是在剥线头做小圈时铜线严重受伤）。2、互感器突然声音异常：正常声音类似于“嗡嗡”声但很细微。如发现正常声音特大或有放电声，就可能是绝缘局部击穿、螺丝松动或者CT二次开路。3、气味：正常时无气味，如有异味或焦糊味，则可能是内部铁芯或线圈过热。（2）电压互感器的异常处理1、PT熔断器熔断或二次回路断线当中央信号屏发出“TV电压回路断线”的预告信号，同时光字牌亮，警铃响。检查电压表可发现：未熔断相电压指示不变，熔断相指示降低或指示为零，与该相有关的线电压指示为相电压值，与此电压无关的表记指示正常。处理方法：1、退出PT所带保护与自动装置，防止保护误动作。2、检查PT二次熔断器是否熔断。3、如PT二次回路正常，则应检查一次熔断器是否熔断。2、PT高压熔断器熔断原因分析（1）电力系统发生单相间歇性电弧接地。（2）电力系统产生铁磁谐振。（3）PT本身内部出现单相接地或相间短路故障。（4）PT二次侧发生短路而二次侧熔断器未熔断，也可能造成高压熔断器熔断。（3）电流互感器的异常1、电流互感器二次开路的处理运行中的CT,当发出噪音或怪音,电流型仪表指示摆动或为零时,则说明此CT二次可能开路。开路后的CT,其二次侧会感应出危险的高电压，危及设备和人身的安全，此时运行人员应做如下处理：1、在靠近CT最近的端子排上将其二次回路短接，在短接时一定要穿绝缘靴，戴绝缘手套和带绝缘把手的工具，在监护人监护下开展工作。2、若短路后，开路现象仍未消除，则可能是互感器本身接线端子或内部开路，此时应立即报告调度，将该CT退出运行后方可进行修理。7、电力电容器的异常运行电力电容器是一种静止的无功补偿设备，主要作用是向电力系统提供无功功率。采用就地补偿无功，可减少输电线路输送电流，起到减少线路损耗、改善电能质量和提高设备利用率的重要作用。（1）电容器的异常运行分析及处理异常分析。 过电压：电容器可允许在超过额定电压5%的范围内继续运行，且允许在1.1倍额定电压下短期运行，长时间过电压运行，会使电容器发热，加速绝缘老化。应避免电容器同时在最高电压和最高温度下运行。过电流：可允许在不超过1.3倍额定电流下继续运行，但应设法消除线路中长期出现的过电压和高次谐波。渗漏油：密封不严，则空气、水分等杂质都可能进入内部，造成内部绝缘降低。在运行中发现电力电容器外壳、焊缝等处渗漏油，应立即退出运行，以确保电容器组的安全。温度：空气温度在40时，电力电容器外壳温度不得超过55，8、开关的异常运行（1）开关的异常运行分析（开关油的颜色显浅黄色）1、开关的声音异常：运行中或刚合闸后的开关内部有较规律的劈啪声，可能是开关内部绝缘损坏，造成带电部分对外壳的放电；如果是不规则的放电声，则可能是开关内与带电部分等电位的绝缘部分连接松脱，形成悬浮电位放电，形成悬浮电位放电；如有开水似的“咕噜”声，则可能是开关静触头接触不良，形成主电流回路跳火，使油在电弧作用下受热翻滚。（处理：一般用上一级开关先将所在电路断开，再将该开关拉开，然后拉开其两侧刀闸，转为冷备用后认真进行内部检查和油的分析化验，以确定故障的性质。）2、油位异常：油面过高会使开关内部缓冲空间减小，当遮断较大的故障电流时，所产生的电弧先将油气化并生成很高的压力，此时由于缓冲空间太小，会使开关喷油。若开关严重缺油，此时，开关已不能安全地灭弧切断电路，为此必须立即取下该开关的控制熔断器，并挂“不准分闸”的标示牌，设法把该开关的负荷转移后，停下该开关进行检修加油，如无可可能转移负荷，则应立即退出该开关所有的保护，同时申请上一级开关断开电路。4.3变电站电气设备的事故的分类1、主要电气设备的绝缘损坏事故；2、电气误操作事故；3、电缆头与绝缘套管的损坏事故；4、高压断路器与操作机构的损坏事故；5、继电保护及自动装置的误动作或因缺少这些必要的装置而造成的事故；6、由于绝缘子损坏或脏污所引起的闪络事故；7、由于雷害所引起的事故；8、由于倒杆、倒塔所引起的事故；9、导线及架空地线的断线事故；10、配电变压器事故；11、隔离开关接触不良或机构失灵引起的事故。4.4变电站电气设备的事故的处理事故是指整个系统或其中一部分的正常工作遭到破坏，以致造成对用户少送电、停止送电或电能质量降低到不能允许的地步，甚至造成设备损坏和人身伤亡。在电力系统中为了提高供电可靠性，防止造成严重后果，一旦发生故障，必须迅速并有选择性地切除故障元件。1、变压器着火事故将变压器从系统中隔离，并立即采取正确的防火措施。如果是油溢在变压器顶盖上着火，则应打开变压器下部的房油阀放油，并将油引入储油柜内，采取措施防止再燃，应使用1211泡沫灭火剂以及干粉等不导电的灭火剂。为防止从变压器流出的油着火，变压器油坑内应放卵石，起到降温散热的作用。2、电压互感器（PT）的事故处理当PT发生下列严重事故时，应立即停用，并向上级汇报。注意在停用P时严禁用取高压熔断器的办法，应使用PT本身的隔离开关使PT退出运行。1、PT一次熔断器连续熔断。2、PT漏油、漏胶、瓷套管破碎、外部放电。3、PT着火、冒烟、有糊焦味。3、电流互感器（CT）的事故处理当CT发现下列故障时，应立即汇报上级，并切断电源进行处理。1、内部发出异味或冒烟、着火；2、内部有放电现象，声音异常或引线与外壳间有火花放电现象；3、主绝缘发生击穿，造成单相接地故障，4、充油式CT漏油、漏胶。4、电力电容器的事故处理常见故障有：1、电容器外壳膨胀鼓肚或渗油；2、电容器套管破裂，发生闪络有火花；3、电容器内部短路、声音异常或喷油起火；4、电容器外壳温度高于55以上，示温蜡片熔化。事故的处理方法有：1、电容器喷油、爆炸起火时，应立即断开电源，并用沙子或干式灭火器灭火。此类事故多是由于系统内、外过电压，电容器内部严重故障所引起的。电容器不得使用重合闸，跳闸后不得强送。2、开关跳闸，而分路熔断器未断，应对电容器放电3分钟后，在检查断路器、CT、电缆及电容器外部等情况。若还找不到问题，则应进行检查试验。3、当熔断器熔断时，应向调度汇报，待取得同意后，在拉开电容器开关。在切断电源并对其放电后，先进行外部检查，如套管的外部有无闪络痕迹、外壳是否变形、漏油及接地装置有无短路等，后用绝缘摇表摇测极间及极对地的绝缘电阻值。如未发现故障痕迹，可换好熔断器后投入运行，如送电后还熔断，则应退出故障电容器，并恢复对其余部分的送电运行。处理故障时的需要注意的安全事项：拉开开关和刀闸后应对电容器放电，电容器经放电绕组放电后，还应该进行一次人工放电。放电时，先将接地线的接地端接好，在用接地棒多次对电容器放电，直至无放电火花及放电声为止，然后将接地端固定好。由于故障电容器可能发生引线接触不良、内部断线或熔断器熔断等现象，这样仍可能有部分电荷未放尽，所以在接触故障电容器之前，检修人员还应戴上绝缘手套，先用短路线将故障电容器两极短接放电，然后方可进行拆卸。5、开关的事故处理当开关拒绝合闸时，应从电气和机械两方面查找原因。（开关正处在分闸位置）电气回路故障：先检查电源的电压值，如与规定值不符，先调整，在从检查指示灯入手寻找故障，当控制开关SA的把手置与合闸位置而指示灯不亮，应认为合闸回路没有电压，可能是合闸回路断线或熔断器熔断；指示“跳闸位置”的绿灯已熄，而“合闸后位置”红灯不亮，应检查红灯的灯泡是否完好；绿灯熄灭后又重新点亮，可能是电压太低，以致操作机构未能将开关的提升杆正常地提起，或是操作机构部分有毛病和调整不正确；绿灯已熄，红灯亮后但立刻又熄灭，绿灯闪光，则说明开关曾合上过，但因机械上的故障，维持机构未能拖住（操作电源电压过高也可能出现类似情况）。当合闸接触器K不起动时，其原因可能是正、负控制母线的熔断器熔断（绿灯不亮）；控制开关SA触点接触不良；防跳继电器K1.2触点接触不良；开关辅助触点Q1接触不良或未接通；合闸接触器K或合闸线圈Y1线圈断线或二次回路断线等。合闸接触器起动时，而开关未动作。可能是正、负合闸母线熔丝熔断；合闸接触器K触点接触不良，合闸接触器触点被消弧罩卡住；合闸线圈断线，合闸整流器交流熔丝熔断等。当合闸接触器K起动时，开关动作但未合上。除机械原因外，还可能是由于直流母线电压太低，二次回路混线（不应接通却接通了）把跳闸回路接通，或操作不当及SA把手返回太早等原因造成的。此外，可能出现的机械故障有：1、由于调整不当，跳闸后机械传动装置的各轴不能复归原位。2、合闸铁芯钢套卡涩，铁芯顶杆太低冲力不足，铁芯顶杆太长合闸终期吸力不足等。3、开关提升机械有卡涩扭动现象。4、开关辅助触点打开过早。5.变电站仿一回线路由运行转检修倒闸操作实训5.1 仿一回线路由运行转检修操作票调度命令已断开仿一回线路对侧电源 【进入调度命令界面，断开仿QF21对侧断路器】 1、得令 （如图1） 图1 断开仿21对策电源2、检查仿一回QF21、QS216、QS211三相均在合闸位置； 【进入设备区界面，分别点击QF21、QS216、QS211操作箱，检查开关的合闸状态】 图2 图3 图4 A相断路器操作箱 B相断路器操作箱 C相断路器操作箱 图5 QS216操作箱 图6 QS211操作箱