变电站运维手册2014-09-19秦皇岛.doc

1.1.1 典型缺陷及异常处理1.1.1.1 声响异常的处理a) 若变压器声响增大、但是音响均匀1) 运维人员：应检查电网电压波动，确定是否为电网电压过高或者波动引起。n 中性点不接地系统，电网单相接地或者铁磁共振等，造成电网电压波动、变压器声响异常。n 变压器过负载、负载变化较大（大容量电动机、电弧炉启动等），造成电网电压波动、变压器声响异常。n 可能是电网谐波或者直流偏磁作用引起变压器声响增大。2) 变电检修人员：应及早与运维人员联系，了解情况；必要时现场确认异常音响成因，作出分析、判断和处理。b) 若变压器声响较大、而且伴有嘈杂音响1) 运维人员：如果仪表指示正常，变压器油温与油位也无变化；应根据音响分析判断变压器铁芯、夹件是否存在松动的问题；此时应按照流程汇报。2) 变电检修人员：应及早与运维人员联系，了解情况；现场确认异常音响成因，作出综合分析、判断和处理。经过检修试验专业人员检测，确认变压器铁芯、夹件松动引起变压器声响异常后，应报请将变压器停运，进一步检查。c) 若变压器运行声响夹有放电的“吱吱”声1) 运维人员：检查变压器套管或者器身是否发生表面局部放电。n 恶劣气候或者夜间，可见到电晕或者蓝色、紫色的小火花，是否属于套管外绝缘问题，清除套管表面的脏污，再重新喷涂RTV涂料或者更换套管。n 如果是变压器器身问题，把耳朵贴近变压器油箱，则可能听到变压器内部由于有局部放电或者电接触不良而发出的“吱吱”或者“噼啪”声；此时应停止变压器运行，检查铁芯接地或者进行吊罩检查。2) 变电检修部门：应及早与运维人员联系，了解情况；立即组织人员携带检测、试验仪器，现场检查确认放电声响原因，作出综合分析、判断和处理。d) 若变压器运行声响中夹有水的沸腾声1) 运维人员：检查识别变压器绕组是否存在较为严重的故障或者分接开关接触不良，引发局部严重过热缺陷。确认变压器故障后，应立即报请停止变压器的运行，申报停电检修。2) 变电检修部门：应及早与运维人员联系，了解情况；迅速组织设备停电抢修。e) 若变压器运行声响中夹杂有不均匀爆裂声时，既大又不均匀1) 运维人员：检查识别变压器的器身绝缘是否存在有限击穿现象。确认变压器器身绝缘故障后，应立即报请停止变压器的运行，申报停电检修。2) 变电检修部门：应及早与运维人员联系，了解情况；迅速组织设备停电抢修。f) 若变压器运行声响中夹有连续的、有规律的撞击或者摩擦声1) 运维人员：检查识别变压器的某些部件是否存在因铁芯振动，而造成机械接触。n 如果变压器箱壁上的油管或者电缆线路固定不牢引发撞击或者摩擦声。n 另外冷却风扇、油泵的轴承磨损等也发出机械摩擦的声音。2) 变电检修部门：应及早与运维人员联系，了解情况；现场检查确认撞击或者摩擦声响原因，作出综合分析、判断和处理。n 可以增加油管或者电缆线路与变压器箱壁之间的安装距离，或者增强油管或者电缆线路固定。n 冷却风扇、油泵的轴承磨损严重，发出机械摩擦异常音响时，应更换电动机。1.1.1.2 油温异常升高的处理a) 调控中心监控员：通过电网运行信息集中监控系统，发现变电站变压器油温异常升高告警信号后，应立即按照流程汇报，通报设备异常信息；告知运维人员现场检查确认、进行缺陷建档；跟踪异常及缺陷发展变化情况。b) 运维人员：到达现场比对安装在变压器上的几只温度计读数，充分考虑气温、负载的因素，判断是否为变压器温升异常。确认变压器油温异常升高，应完成如下工作：1) 检查变压器的负载和冷却介质的温度，与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；2) 核对变压器的测温装置准确度；3) 检查变压器冷却装置或者变压器室的通风设施；4) 检查变压器有关蝶阀开闭位置是否正确，检查变压器油位情况；新安装或者大修后的变压器投入运行后，油温异常升高应重点检查此项目；5) 检查变压器的气体继电器内是否积聚气体，瓦斯保护是否动作；c) 检修试验人员：1) 检查变压器的气体继电器内积聚的气体是否可燃；2) 检查系统运行情况，注意检测系统谐波电流情况；3) 进行油色谱试验；4) 必要时进行变压器诊断性试验。d) 由于变压器冷却系统故障造成顶层温度升高、且运行中无法修复，应将变压器停运检修；若不能立即停运检修，则应按照现场运行规程规定，调整变压器的负载至允许运行温度的容量，并尽快安排处理。e) 由于变压器过负载引起顶层油温升高、超过105时，应立即向当值调度汇报采取降低负载措施。1.1.1.3 油位不正常的处理a) 调控中心监控员：通过电网运行信息集中监控系统，发现变电站变压器油位异常告警信号后，应立即按照流程汇报，通报设备异常信息；告知运维人员现场检查确认、进行缺陷建档；跟踪异常及缺陷发展变化情况。b) 运维人员发现变压器油位发生下列缺陷，应立即按照设备缺陷处理原则报告，然后查明原因。1) 发现变压器的油位与油温不对应、且油位显著降低，应检查储油部件是否存在严重渗漏缺陷。2) 发现呼吸系统不畅、油位异常升高，应做好防止重瓦斯保护误动措施。3) 发现温度上升可能超出油位计指示极限，应检查呼吸器是否不畅造成假高油位。4) 发现带有小胶囊油位计油位不正常，应检查油位计内是否缺油或者呼吸塞堵塞。c) 检修试验人员发现变压器油位发生下列缺陷，应立即按照设备缺陷处理原则完成消缺。1) 发现变压器的油位与油温不对应、且油位显著降低时，应查明原因、采取措施。2) 油位异常升高或者呼吸系统不畅，应先将重瓦斯改接信号，打开放气或者放油阀。3) 发现油位因温度上升可能高出油位指示极限，经查明不是假油位时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度。4) 带有小胶囊油位计油位异常，应先对油位计加油，将小胶囊中空气全部排出。1.1.1.4 冷却装置缺陷的处理a) 调控中心监控员：通过电网运行信息集中监控系统，发现变电站变压器冷却装置发出告警信号后，应立即按照流程汇报，通报设备异常信息；告知运维人员现场检查确认、进行缺陷建档；跟踪异常及缺陷发展变化情况。b) 运维人员：发现变压器冷却装置存在下列缺陷，应立即按照流程汇报，等候运维检修部门安排处理。在缺陷未消除前，加强设备巡视检查，适当缩短巡视周期，注意跟踪监测缺陷发展趋势，避免缺陷发展形成设备故障。1) 冷却装置异常，可能造成油浸式变压器顶层油温升高，超过制造厂家规定或者顶层油温在额定电压下的一般限值（见表8）。2) 变压器风冷装置电动机出现故障，不能正常运转时。3) 变压器强油风冷却器表面污垢严重，管束间堵塞的杂物难以清理时。.4) 变压器强油冷却装置运行中出现过热、振动、杂音及严重渗漏油、漏气等现象。5) 变压器强油冷却装置潜油泵轴承或者叶片磨损严重，需要吊罩检查变压器，使用油冲洗变压器内部。c) 变电检修部门：发现或者获知变压器冷却装置存在b）条中的1）至5）条缺陷时，应立即按照要求，进行全面状态评价，根据缺陷定性及处理时限要求，开展设备检修决策，及时安排缺陷处理等工作，确保设备缺陷按期处理。d) 变电检修人员处理以下渗漏类设备缺陷时，应注意以下事项：1) 变压器散热器出现渗漏油时，应采取除渗、堵漏措施。如果采用气焊或者电焊，要求焊点准确，焊缝牢固，严禁将焊渣落入散热器内。2) 散热器表面油垢严重，使用金属去污剂清洗散热器表面时，变压器各部位的管道接头应可靠密封，防止进水。3) 散热器密封胶垫出现渗漏油时，应及时更换密封胶垫，使密封良好。1.1.1.5 压力释放阀冒油的处理a) 变压器的气体继电器和差动保护未动作、压力释放阀发生冒油设备缺陷时，运维人员应做下列检查：1) 检查变压器本体与储油柜连接阀门是否已开启、呼吸器是否畅通、储油柜内气体是否排净，防止由于假油位引起压力释放阀动作。2) 检查压力释放阀的密封是否完好，必要时由检修人员更换密封胶垫。b) 检修试验人员应做下列处理：1) 检查压力释放阀升高座是否设置放气塞；如果没有安装则应增设放气塞，防止因气温变化压力释放阀内部积聚气体发生误动。2) 如果条件允许，可以安排时间停电，对压力释放阀进行开启和关闭动作试验。3) 应立即取变压器本体油样进行色谱分析。如果油样色谱分析正常，则可以断定压力释放阀动作可能是其他原因引起。c) 变压器的重瓦斯保护动作跳闸、压力释放阀发生冒油设备缺陷时，在未查明原因、故障未消除前，不得将变压器投入运行。若发现变压器内部具有明显故障象征时，应作进一步检查。1.1.1.6 套管渗漏、油位异常和末屏放电的处理a) 运维人员：发现及获知变压器存在如下设备缺陷时，应立即按照规定提请停运。待设备缺陷消除并试验合格后，方可重新投运变压器：1) 套管严重渗漏或者瓷套破裂，需要更换套管、做电气试验时。2) 套管油位异常下降或者升高，包括利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏（即套管油与变压器油已连通），需要吊套管处理时。3) 套管末屏有放电声，需要对该套管做试验或者重新进行末屏可靠接地时。4) 大气过电压、内部过电压等引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹时。b) 检修试验人员发现及获知变压器存在4.1.4.6，a）所列的设备缺陷时，应及时组织设备停电抢修。1.1.1.7 变压器铁芯缺陷的处理a) 运维人员定期测试变压器铁芯接地电流，当铁芯接地点的接地电流100mA时，应列为设备缺陷进行跟踪管理。b) 如果变压器铁芯绝缘电阻降低短期不能处理，不论铁芯接地点是否有接地电流，均应在铁芯接地回路串入限流电阻，防止环流损伤铁芯。铁芯接地点有接地电流时，应将电流限制在100mA以下。c) 如果变压器的铁芯多点接地，尽管已经采取了限流反事故措施，仍然应加强跟踪变压器本体油的色谱，缩短色谱监测周期，监视变压器的运行情况。1.1.1.8 变压器轻瓦斯动作的处理a) 调控中心监控员1) 变电站变压器轻瓦斯保护动作发出告警信息后，监控员还应检查有无其他信号发出，做好记录，然后按照流程汇报；同时还应通知变电运维班到达现场检查设备。2) 变压器轻瓦斯保护动作发出告警信号后，并且发信时间间隔逐次缩短，则说明变压器内部故障正在发展。这时应向当值调度申请将变压器停运检查。b) 变电运维班1) 变电运维班接到监控员变压器轻瓦斯保护动作的通知后，应到现场检查变压器气体继电器内是否有气体并记录气体量，检查油枕油位判断变压器是否缺油，做好记录。查看现场有无施工、检修作业等可能造成轻瓦斯保护误动的因素。2) 提前做好安全措施布置工作，以便于检修试验人员到达现场后及早完成取气化学分析和提取油样做气相色谱分析等检查试验工作。3) 根据检修试验专业人员化学、色谱分析结果和综合判断，按照运维检修部门的安排向所辖当值调度申请，将变压器负载转移后停运检查试验。如果变压器停运影响用户供电，应在运维检修部门主管生产领导同意后执行。c) 检修试验人员1) 接到故障通知后，立即到达现场取气，进行化学分析和提取油样做气相色谱分析。2) 经过现场检查判断因为缺油引起轻瓦斯保护动作，如果气体是空气可继续运行。但应设法采取排气、补油措施，消除进气缺陷。3) 经现场检查判断轻瓦斯保护动作非缺油因素引起，应取气进行化学分析和提取油样进行气相色谱分析；根据化学、色谱分析结果，综合判断变压器是否需要停运处理。d) 变压器轻瓦斯动作处理注意事项1) 若气体继电器内无气体，应检查二次回路是否良好。现场是否存在造成轻瓦斯保护动作的检修试验工作。2) 变压器的有载调压装置的轻瓦斯动作，如气体是空气变压器可以继续运行，动作频繁应分析原因；如果排气后未经调压操作而轻瓦斯重复动作，则禁止进行调压操作，做进一步检查分析。3) 强油风冷变压器发生轻瓦斯频繁动作发信时，应注意检查强油冷却装置油泵负压区渗漏。1.1.1.9 油色谱在线监测装置告警的处理a) 运维人员发现及获知变压器本体油色谱在线监测装置告警信号发出时，应及时查明告警的原因，设法排除装置误告警；告警信号不能恢复时，应报请专业检修人员到达现场处理。b) 检修试验人员发现及获知变压器本体油色谱在线监测装置告警信号发出时，应及时查明告警的原因，指导运维人员设法排除装置误告警信号；经过分析判断，装置告警不属于误告警，检修试验人员应完成以下工作：1) 尽快离线提取油样进行油的色谱分析比较，判别变压器本体是否存在缺陷。2) 若线监测装置与提取油样二者所获得的油色谱基本一致，应调阅在线监测装置历史数据，查清何时发生气体含量增长，增长速率是多少；综合分析二者所获得监测数据，作出变压器设备缺陷形成原因及其处理策略。c) 变压器本体在线监测装置告警并通过油色谱分析比较，判定变压器内部存在缺陷时，应根据气体成份作出不同处理。1) 变压器本体油中气体色谱分析超过注意值时，应缩短跟踪周期，进行跟踪分析。根据各特征气体和总烃含量数据及增长趋势，结合产气速率，综合判断。2) 变压器本体不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体，详见表10所示：表1 变压器不同故障类型产生的气体故障类型主要气体组份次要气体组份故障类型主要气体组份次要气体组份油过热CH4，C2H4H2，C2H6油中火花放电H2，C2H2油和纸过热CH4，C2H4，CO，CO2H2，C2H6油中电弧H2，C2H2CH4，C2H4，C2H6油纸绝缘中局部放电H2，CH4，COC2H2，C2H6，CO2油中纸中电弧H2，C2H2，CO，CO2CH4，C2H4，C2H6注：进水受潮或者油中气泡可能使氢含量升高。d) 变压器内部油的产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体从油中析出进入气体继电器或者储油柜中。变压器的气体继电器内进入气体时，分析其中的气体成分，同样有助于对设备的状况做出判断。e) 分析溶解于变压器油中的气体，能够及时发现变压器内部存在的潜伏性故障，并随时监视故障的发展状况。分析油色谱数据超出注意值时，还应注意考虑以下外界因素的影响：1) 排除变压器有载调压装置的切换开关油室内油，渗漏到变压器本体油箱；2) 有载调压装置的选择开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；3) 设备曾经发生故障，而故障排除后绝缘油末经彻底脱气，部分残余气体仍滞留在油中；4) 设备油箱曾经带油补焊；5) 原注入的变压器的油中，含有某些气体等可能性。1.1.2 典型故障处理1.1.2.1 无须调度命令，即可停运变压器的故障a) 发现变压器下列情况之一，可以不经调度命令，立即停运，然后按照流程汇报。1) 变压器声响明显增大，很不正常，内部有强烈的爆裂声。2) 变压器严重漏油或者喷油，油面迅速下降，低于油位计的最低油位指示限度。3) 变压器套管有严重破损和放电现象。4) 变压器冒烟着火。5) 发生危及变压器安全的故障，变压器有关保护装置拒动时。6) 变压器附近的设备着火、爆炸或者发生其他情况，严重威胁变压器时。【编制说明】以上a）至d）条，引自DL/T572-2010，电力变压器运行规程6.1.2、6.13、6.14条。7) 变压器储油柜或者安全气道喷油。8) 有载调压变压器调压操作后，有载调压装置的轻瓦斯保护动作发出信号，同时发现内部有打火放电声、冒烟等到情况。9) 强油循环变压器冷却系统因故障全停，油温超过厂家规定温度和运行时间。b) 停运变压器前，同时根据变压器故障部位、危急程度、变电站接线方式和当前负载等实际情况，做出如下处理：1) 安装有备用变压器时，应先投入备用变压器，立即切断故障变压器。2) 变压器分列运行时，应设法合环将故障变压器的负载转移至非故障变压器运行；当运行变压器超负载时，遵照事故过负载的规定进行处理，必要时汇报调度依据调度命令采取限负载措施。3) 变压器并列运行时，应立即断开故障变压器；此时运行的变压器超负载时，遵照事故过负载的规定处理，必要时汇报调度依据调度命令采取限荷措施。4) 变压器起火初期，首先应检查变压器各侧断路器是否已跳闸；否则应立即拉开故障变压器各侧断路器，立即停运冷却装置，并迅速采取灭火措施，防止火势继续蔓延。必要时开启事故放油阀排油。c) 处理设备故障的整个过程，应首先保证人身安全。1.1.2.2 需要调度命令，方可停运变压器的故障a) 发现变压器有下列情况之一者，应立即汇报调度，按照调度命令处理；故障消除前，应加强监视，做好转移负载准备。1) 变压器正常负载和冷却条件下，变压器顶层油温异常并不断上升，必要时应立即将变压器停运。2) 变压器的负载达到额定容量的90及以上，并继续增长、存在过载趋势。3) 变压器漏油致使油箱内的油面显著降低，短时间内运维人员不能控制、排除。4) 变压器轻瓦斯保护动作，信号频繁发出，需要停运检测试验。5) 变压器内部有异常响声，但是响声均匀，需要停运检测试验。6) 变压器套管有轻微裂纹、局部损坏及放电现象，需要停运处理。7) 变压器引出线的接头松动过热，远红外测温显示温度达到严重发热程度，需要停运处理。8) 强油循环风冷和强油循环水冷变压器，运行中冷却系统故障冷却器全停，油面温度没有达到75。b) 安装有备用变压器时，应将异常变压器负载倒至备用变压器或者转移负载。1.1.2.3 变压器本体重瓦斯的动作处理a) 变压器本体重瓦斯动作现象：1) 常规变电站中央信号启动告警，发出“号主变本体重瓦斯保护动作”光字牌，本体重瓦斯信号继电器动作掉牌，重瓦斯动作压板投跳闸位置时主变各侧断路器跳闸、位置信号灯变位、各侧指示仪表指示为零等。根据一次接线方式和备用电源自投装置的配置情况，可能发出“备用电源自投装置动作”、“电压互感器断线动作”等信号。2) 综合自动化变电站事故告警装置启动告警，现场与自动化远端监控计算机发出保护动作告警信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸、图形符号闪烁变位、各侧负载电流、功率遥测值显示为零等。主变微机型继电保护装置发出“变压器本体重瓦斯保护动作”信息、相应保护动作信号指示灯点亮。根据一次接线方式和备自投装置的配置情况，发出“备自投装置动作”、“电压互感器断线动作”信号。变电站故障录波装置启动。3) 该类型设备故障现象，详见现场运行规程。b) 调控中心监控员处理：1) 变压器重瓦斯保护动作发出告警信息后，监控员首先应按照流程进行简明扼要汇报。同时通知变电运维班到现场检查设备。在查明原因消除故障前，禁止将变压器投入运行。2) 认真核对变压器重瓦斯保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信息，特别是直流电源系统有无接地动作情况；做好记录。3) 检查变压器所带负载母线侧母联备自投装置动作情况，随时关注其他运行变压器及其各侧线路负载情况；采用远方拉合断路器的方法，第一时间采取恢复或者转移故障变压器所带负载。c) 运维人员处理：1) 接到监控员变压器重瓦斯保护动作的通知后，立即到达现场；检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等，检查气体继电器内部有无气体积聚，检查变压器本体油温、油位变化情况。2) 确认变压器重瓦斯动作各侧断路器跳闸后，应立即停运强油风冷变压器的潜油泵。3) 认真检查核对变压器重瓦斯保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路、直流电源系统和站用变系统运行情况；故障发生时现场是否存在检修、试验、施工作业人员，是否存在引起重瓦斯保护动作的可能因素。4) 记录重瓦斯保护动作时间及一、二次设备检查结果，按照流程简明扼要汇报初步检查结果。5) 综合变压器各部位检查结果和继电保护装置动作信息，综合分析判断、确认变压器内部故障造成重瓦斯保护动作后，快速隔离故障变压器。6) 站用变系统全部失电应尽快恢复正常供电；站用变系统具备正常运行方式条件时，及时恢复其正常运行方式。7) 检查变压器所带负载母线侧母联备自投装置动作情况，随时关注运行变压器及其各侧线路负载情况；8) 如果备自投装置正确动作，则退出母联断路器备用电源自投装置；9) 如果备自投装置没有正确动作，退出备用电源自投装置后，立即合上备自投装置动作后所作用的断路器，恢复失电母线所带负载；10) 本站接线方式或者变压器容量等条件制约，不能及时恢复失电母线所带负载时，应汇报调度转移故障变压器所带负载。11) 按照现场运行规程的规定，调整变压器中性点运行方式。12) 如确系重瓦斯保护误动，可在差动保护投入运行前提下、将重瓦斯改投信号，根据现场情况向调度申请试送电一次；重瓦斯保护投入信号位置的变压器运行期间，应执行现场值班。13) 确认变压器内部故障造成瓦斯保护动作后，应提前布置故障变压器检修试验工作的安全措施，以便于检修试验人员到达现场及早开展检修试验工作。d) 检修试验人员处理：1) 接到故障通知后，立即到达现场收集气体继电器内气体，完成化学分析；提取变压器油样做气相色谱分析。2) 根据气体化学分析和油样的气相色谱分析结果，做出专业班组分析结论。根据气体化学、气相色谱分析结果，综合判断变压器是否发生故障及故障原因，提出变压器停运处理意见。3) 经过现场检查、分析判断引起重瓦斯保护动作原因后，应组织设法排出故障。4) 检查变电站直流电源系统是否存在接地故障，是否存在造成重瓦斯保护误动因素。5) 检查变电站二次回路是否有施工作业，是否存在造成重瓦斯保护误动的可能。1.1.2.4 差动保护或者速断保护动作的处理：a) 差动保护或者速断保护动作现象要点：1) 常规变电站中央信号保护屏启动告警，发出“号主变差动保护动作”光字牌，差动保护信号继电器动作掉牌，主变各侧断路器跳闸、信号灯变位、各侧仪表指示为零等。根据接线方式和备自投装置的配置情况，可能发出“备自投装置动作”、“电压互感器断线动作”等光字牌。2) 综合自动化变电站事故告警装置启动告警，现场与自动化远端监控计算机发出差动保护动作告警信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸、图形符号闪烁变位、各侧电流功率遥测值显示为零等等。变压器微机型继电保护装置液晶显示屏发出差动保护动作字符，保护装置动作信号灯点亮。根据变电站一次接线方式和备自投装置的配置情况，可能发出“备自投装置动作”、“电压互感器断线动作”等其他信号。变电站故障录波装置启动。3) 该类型设备故障现象，详见变电站现场运行规程。b) 调控中心监控员的处理：1) 发现变压器差动保护动作，应迅速简明按照流程汇报初步检查结果；同时通知变电运维班到达现场检查差动保护范围内的设备。在查明原因消除故障前，禁止将变压器投入运行。2) 采用远方拉合断路器的方法，第一时间采取恢复或者转移故障变压器所带负载。c) 运维人员的处理：接到监控员关于变压器差动保护动作、断路器跳闸的通知后，应在现场进行如下检查：1) 检查变压器及其差动保护范围内一次设备有无着火、爆炸喷油、闪络放电、断线短路、小动物爬入和鸟害引起短路等故障情况。2) 核对主变差动保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路和直流电源系统、站用变系统运行情况；现场是否存在引起差动保护动作的可能因素。3) 记录差动保护动作时间及一、二次设备检查结果，简明汇报现场初步检查结果。4) 综合变压器各个部位检查结果和继电保护装置动作情况，确认变压器差动保护范围内故障造成主变差动保护动作后，应快速隔离故障变压器及其故障点。5) 检查变压器所带负载母线侧母联备自投装置动作情况，随时关注运行变压器及其各侧线路负载情况；如果备自投装置正确动作，则退出母联断路器备用电源自投装置；如果备自投装置没有正确动作，退出备用电源自投装置后，立即合上备自投装置动作后所作用的断路器，恢复失电母线所带负载；6) 本站接线方式或者变压器容量等条件制约，不能及时恢复失电母线所带负载时，应汇报调度转移故障变压器所带负载；7) 变压器差动保护动作断路器跳闸后，立即停运强油风冷变压器的潜油泵。8) 按照现场运行规程的规定，调整变压器中性点运行方式；9) 如确系差动保护误动，可在重瓦斯保护投入运行前提下，根据现场情况向调度申请试送变压器一次；10) 确认主变差动保护范围故障造成差动保护动作后，提前布置故障变压器检修试验工作的安全措施，以便于检修试验人员达到现场及早开展检修试验工作。d) 检修试验人员的处理：1) 检查变压器及差动保护范围的一次设备是否存在异常及故障迹象，判断引起主变差动保护动作原因，设法排出故障。2) 停电检查试验差动保护动作后的变压器，综合分析试验结果，确定变压器是否合格、可以继续投运。3) 检查变电站直流电源系统是否存在造成差动保护误动的接地故障。4) 检查变电站二次回路是否存在造成差动保护误动的可能。1.1.2.5 变压器复合电压闭锁过流保护动作的处理：HOUBEIa) 变压器复合电压闭锁过流保护动作现象要点：1) 常规变电站中央信号启动告警，发出“号主变过流保护动作”光字牌，过流保护信号继电器动作掉牌，三绕组变压器跳闸侧断路器的信号灯变位、仪表指示为零、母线电压失压等。双绕组变压器高、低压侧的断路器信号灯变位、仪表指示为零，主变停电，母线失压。2) 综合自动化变电站事故告警启动，现场与自动化远端监控计算机发出复合电压闭锁过流保护动作告警信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸、信号闪烁变位、各侧电流功率显示为零等。主变微机型继电保护装置发出过流保护动作信息。3) 该类型设备故障现象详见现场运行规程。b) 监控员的处理：1) 监控员发现主变复压过流保护动作、断路器跳闸后，应按照流程简明汇报；2) 通知变电运维班到现场检查复压过流保护范围内的一次设备及其母线。3) 在查明原因消除故障前，禁止将变压器或者跳闸断路器投入运行。c) 运维人员的处理：接到监控员关于变压器后备保护动作、断路器跳闸的通知后，变电运维班应在现场进行如下处理：1) 检查变压器后备保护动作范围内及其母线，是否存在造成复合电压闭锁过流保护动作的故障；现场是否存在造成保护误动的施工作业现场；简明按照流程汇报初步检查结果。2) 三绕组变压器低压侧或者中压侧过流保护动作，首先拉开失电母线所带各线路断路器，检查变压器该侧过流保护范围内设备及其母线有无异常。查明故障点并进行隔离后，向调度值班员申请试送跳闸断路器给失压母线充电无异常后，逐路送出各路出线。3) 检查确认三绕组变压器低压侧或者中压侧过流保护动作范围内设备及其母线无异常，按照断路器越级跳闸情况进行故障处理。4) 三绕组变压器或者双绕组变压器的高压侧过流保护动作，首先检查变压器外部有无短路引起的过电流。如果检查发现明显故障点，应迅速隔离故障点后报请调度试送变压器；如果没有发现外部短路故障点，经检查确认不是变压器内部故障，报请调度试送变压器。5) 确认为变压器高压侧过流保护动作属于越级跳闸，按照断路器越级跳闸进行故障处理。变压器高压侧过流保护动作短时间不能恢复变压器送电时，应考虑按照现场运行规程的规定，及时调整变电站变压器中性点运行方式。6) 变压器低压侧过流保护动作短时间不能恢复失压母线送电时，如果站用变系统全部失电应尽快恢复正常供电；站用变系统具备正常运行方式条件时，及时恢复其正常运行方式。d) 检修试验人员的处理：1) 检查变压器后备保护范围的一次设备是否存在异常及故障迹象，判断引起主变后备保护动作原因，设法排出故障。2) 检查变电站直流电源系统是否存在造成后备保护误动的接地故障。3) 检查变电站二次回路是否存在造成后备保护误动的可能。1.1.2.6 变压器的零序保护动作的处理：a) 该类型故障现象，详见现场运行规程。b) 变压器的零序保护动作原因：1) 110kV及以上中性点直接接地系统中，运行中的变压器中性点直接接地侧或者该侧母线发生单相接地故障；2) 变压器零序联切保护装置动作；3) 输电线路零序保护拒动或者断路器失灵，造成变压器的零序保护动作、越级跳闸。c) 调控中心监控员的处理：1) 发现变压器零序保护动作，应按照流程简明汇报；2) 通知变电运维班到达现场检查零序保护动作范围内的设备。d) 变电运维班人员的处理：1) 接到监控员通知关于变压器零序保护动作的通知后，立即达到现场核对变压器的零序保护动作信号，检查直接接地系统侧零序保护范围内的设备和母线是否存在单相接地故障。2) 检查零序保护动作信号和变压器零序联切保护装置动作情况，检查零序保护范围内设备及断路器实际位置，判明故障性质和范围。3) 核对主变零序保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路和直流电源系统、站用变系统运行情况；现场是否存在造成变压器零序保护误动的作业现场。4) 完成以上三个项目检查后，做好记录并简明汇报初步检查结果。5) 检查变压器及各侧母线等设备无明显故障迹象，经查确认不是变压器及站内母线故障报请调度后可试送变压器。e) 检修试验人员的处理：1) 检查变压器零序保护范围的一次设备是否存在异常及故障迹象，判断引起主变零序保护动作原因，设法排出故障。2) 检查变电站直流电源系统是否存在造成主变零序保护误动的接地故障。3) 检查变电站二次回路是否存在造成主变零序保护误动的可能。1.1.2.7 冷却装置的异常及故障处理a) 自然循环油浸风冷和干式风冷变压器风扇停止工作时，允许的负载和运行时间应按照设备制造厂的规定执行；因为不同厂家生产的变压器允许负载和运行时间规定不同，具体规定应列入现场运行规程。b) 油浸风冷变压器的冷却系统故障全部风扇停止转动后，本体油箱的顶层油温不超过65时，允许变压器带额定负载运行。顶层油温不超过65时而风扇不能恢复正常工作时，应立即按照流程汇报，提请调度采取限制温度继续升高的限制负荷电流、转移负载措施。c) 变压器顶层油温升高超过设备制造厂规定的限值或者超过顶层油温在额定电压下的一般限值（见表8）时，运维人员应按照以下步骤检查处理： 1) 检查变压器负载和冷却介质温度，与同一负载和冷却介质温度正常运行状态下变压器的指示温度进行比对分析； 2) 核对、分析变压器的顶层油温测量装置各元器件是否工作正常； 3) 检查变压器冷却装置或者变压器室的通风装置工作情况。如果温度升高原因是冷却系统故障引发，且在运行中无法修复时，应将变压器停运检修；如果不能立即停运检修，则运维人员应按照现场运行规程的规定，调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。 d) 正常负载和冷却装置正常工作条件下，变压器顶层温度不断上升，且经过检查证明温度指示正确，则认为变压器内部已经发生故障，应立即向调度申请停运变压器。e) 同时具有多种冷却方式（例如ONAN、ONAF或者OFAF）的变压器，应按照设备制造厂家规定执行；设备制造厂家的具体要求与数据应必须详细列入现场运行规程。f) 严寒低温条件下，变压器中的绝缘油可能因低温而发生凝滞；此时变压器无需投入冷却器，同时密切监视变压器油箱顶层油温、逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器将变压器转入正常运行。1.1.2.8 强油风冷装置的非全停故障处理：a) 调控中心监控员1) 远方监控过程，发现变电站强油风冷变压器存在故障冷却器时，应及时按照流程汇报；故障排除前，密切监视变压器顶层油温与负载变化。2) 同时通知运维人员到达现场检查变压器的强油风冷系统，故障信号发出原因。b) 冷却系统其中一台风扇故障或者异响、热偶继电器未动作跳闸时，运维人员到达现场处理：1) 如果本台变压器安装N组冷却器，则立即手动启动备用冷却器，停用异常冷却器，断开异常冷却器交流电源开关。2) 如果本台变压器安装2组冷却器，则需要断开故障风扇交流电源，复归热偶继电器，重新合上交流电源开关、重新投入2组冷却器运行。3) 继续查找其中一台风扇故障原因；运维人员不能查明设