城郊110kV变电站事故处理细则

1、城郊 110kV 变电站 事故处理细则 目录 第一章 总则. 2 第二章 城郊站的正常运行方式 5 第三章 城郊站异常及事故处理细则 6 1、上级电源消失 . 6 2、城郊站主进线保护跳闸，重合闸动作不成功（以矿郊 2 为例） 7 3.110kV母或母母差保护动作（以 110kV母为例） . 9 4、变压器保护动作（以 3#主变为例） 10 5、变压器油温异常升高 13 6、6kV 系统单相接地 14 7、110kV 电流互感器故障 16 8、6kV 馈出线保护动作跳闸 17 9、6kV 风井架空线路瞬时性故障 18 10、6kV 风井架空线路永久性故障 19 11、站内交流系统故障 20 1

2、2、直流系统单相接地 21 13、电磁操作机构合不上闸 22 14、隔离开关机构异常 23 15、无功补偿电容器、滤波装置异常和事故跳闸 24 16、逆变电源故障，造成综自后台及五防电脑失电 25 17、110kVSF6 开关压力异常 26 18、断路器控制回路断线 28 19、电压互感器异常处理细则 29 20、断路器误跳的事故处理细则 30 21、断路器拒跳的事故处理细则 31 22、断路器非全相运行 34 23、一次设备过热 . 34 24、保护装置异常及故障处理细则 35 第一章 总则 1、事故处理的基本原则 1.1 尽快限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备的 威胁； 1

3、.2 尽可能保持对用户的连续供电； 1.3 尽快对已停电的用户恢复供电，特别是重要用户； 1.4 尽快恢复正常运行方式。 2、为了避免事故处理时延误时间造成扩大事故，下列情况允许先操 作，但事后尽快向处调度汇报。 2.1 直接威胁人身安全的设备停止运行； 2.2 已损坏的设备进行隔离； 2.3 母线失压超过 1 小时，将井下回路断开（按照城郊站大面积停电 时的有关规定， 只要停电时间不超过 1 小时，不需要将 6kV出线回路 开关断开）； 2.4 处理人身触电事故； 2.5 处理电气设备火灾事故； 2.6 不立即停电将造成设备损坏的事故 3、事故处理的职责划分 3.1 重大事故时，值班负责人必

4、须留在主控室，全面指挥处理，有必 要离开控制室应指定值班长留守主控室。 3.2 交接班发生事故时，由交班人员负责处理，接班人员协助处理。 3.3 处理事故时，当班值班长有权指挥非当值人员，非当值人员应无 条件服从指挥，非值班人员严禁进入主控室以免影响事故处理。 3.4 如当值值班长处理困难时应迅速向站长及运行工区负责人报告， 要求协助处理。 4、发生事故时，应指定专人全面检查继电保护、自动装置动作情况 及一次设备状况，并立即向调度、站长、工区领导汇报，事故处理结 束后认真填写有关记录。 5、发生事故时，如果通讯中断，值班人员必须保证手机正常开机； 如果站长或技术员在站值班，站长或技术员为事故处

5、理现场负责人， 负责事故处理，其他当值值班人员必须听从指挥、安排。 6、处理异常及事故的注意事项 6.1 发生事故值班人员应做好下列工作 : 6.1.1 根据综自后台仪表显示、所报异常信息及保护动作信息，以及 汇总设备外部特征 , 初步判断事故原因、性质、地点和范围； 6.1.2 迅速将事故征象汇报值班调度员； 6.1.3 迅速、正确执行调度命令 , 尽可能保持完好设备继续运行； 6.1.4 准确记录事故处理过程， 为事故处理进行总结、 分析提供依据； 6.1.5 设备或系统发生事故后，应认真填写好各种记录。并将情况详 细汇报主管领导（工区） ；设备出现异常情况，除向调度员汇报外， 还应及早报

6、告主管领导（工区） 。 7、处理异常、事故的适用的基本程序 7.1 发生事故或异常时，运行人员应首先从综自后台检查清楚母线 （110kV、 6kV母线）电压变化情况。 7.2 迅速查清跳闸的所有开关（开关位置显示变绿且闪及本回路的电 流变化情况）。 7.3 迅速查清跳闸回路保护动作情况（保护跳闸、重合闸动作、差动 动作、后备保护动作、故障录波动作情况及故障量） 。 7.4 查明现场保护装置的具体动作情况。 7.5 掌握上述情况后迅速判明故障的范围、类型等，把上述情况迅速 向调度简明扼要的汇报清楚。 7.6 复归上述动作信号，做好简要的时间记录。 7.7 检查站内的一次、二次所有设备的运行情况，

7、重点检查动作跳闸 回路一次、二次设备故障后的情况（对于跳闸设备应重点检查，检查 清楚断路器及其机构是否存在问题） 第二章 城郊站的正常运行方式 1、运行方式 矿郊 2、城新 1、母 PT、1#主变带 6kV、段运行于 110kV 母；矿郊 2、城新 1、母 PT、 3#主变带 6kV、段运行于 110kV母；郊 110 母联开关热备用； 2#主变热备用于 110kV母或 母； 1#、2#低压变分列运行。 2、运行方式的说明 2.1 若没有主变的定期切换或特殊要求，上面所列运行方式为城 郊变电站的正常运行方式。 2.2 主变在运行时，中地刀闸拉开；主变在冷备用、热备用及检 修状态时，中地刀闸均在

8、合位。 （特别要求除外） 第三章 城郊站异常及事故处理细则 1、上级电源消失 1.1 主要事故征象 1.1.1 后台音响响。 1.1.2 后台报“110kV、母 PT 断线”、“开关低电压保护动作” 、 “110kV、母保护电压、计量电压消失” 、“ 6kV、段 保护电压消失”、“1#、2#、3#主变风机故障”、“、矿郊线 PT 断 线”、“、城新线 PT 断线”。 1.1.3 后台显示所有的电压、电流、功率均指示为零。 1.1.4 后台显示电容器开关位置状态变绿且闪烁。 1.1.5 站用交流电消失，事故照明自动投入。 1.1.6 母线保护装置“ PT断线”“闭锁开放”指示灯亮。 1.1.7

9、电容器保护装置液晶屏显示“低电压动作” ，装置面板“跳闸” 指示灯亮。 1.1.8 、矿郊线、城新线保护装置液晶屏显示“ TV断线”、 装置面板上“ TV 断线”指示灯亮 1.2 事故原因 造成全站失压的原因有：上级电源消失。 1.3 事故处理 1.3.1 询问上级电源情况，同时对全站设备进行检查，看站内设备有 无其他异常。 1.3.2 确认上级电源出现故障后，根据调度指令，断开、矿郊 2 开关，等待新桥站向城郊站恢复供电。 在上级电源没有恢复供电的情 况下，不做任何操作，耐心等待，但是当全站失压接近 1 小时时，应 立即汇报调度员，依次拉开井下回路。 1.3.3 若调度告知矿区中心站可迅速恢

10、复供电时， 城郊站将不做任何 操作，等待上级电源的恢复。 1.3.4 用户负荷恢复后，请示调度恢复站内的滤波、电容装置。 2、城郊站主进线保护跳闸，重合闸动作不成功（以矿郊 2 为例） 2.1 主要事故征象 2.1.1 后台音响响。 2.1.2 后台报“矿郊 2 开关差动动作、重合闸动作、故障相及测 距 kM”“110kV母 PT断线”、“开关低电压保护动作” 、“110kV 母保护电压、计量电压消失” 、“ 6kV、段保护电压消失” 、“ 1# 主变风机故障”、“矿郊线 PT 断线”、“城新线 PT断线”。 2.1.3 后台显示 6kV、段电压、电流、功率均指示为零 2.1.4 后台显示 6

11、kV、段所连接电容器开关位置状态变绿且闪烁。 2.1.5 母线保护装置“ PT断线”指示灯亮。 2.1.6 跳闸电容器保护装置液晶屏显示 “低电压动作”，装置面板“跳 闸”指示灯亮。 2.1.7 矿郊线保护装置液晶屏显示“ TV断线”、装置面板上“ TV断 线”“重合闸”“跳位”“跳闸”指示灯亮，城新线保护装置液晶屏 显示“ TV断线”、装置面板上“ TV断线”指示灯亮。 2.2 事故原因 造成此类事故的原因： 恶劣天气、 外力破坏及线路设备本身出现 接地短路故障。 2.3 事故处理 2.3.1 复归后台音响，记录故障时间， 检查表计指示和保护动作情况， 同时检查站内一次设备情况，根据检查情况

12、立即向调度汇报。 2.3.2 根据调度指令，进行以下操作： 1）退出母差保护分列运行压板； 2）合上郊 110 母联开关，检查 110kV母运行正常； 3）对矿郊 2 开关进行解备。 2.3.3 根据负荷情况，向调度申请投入电容器。 2.3.4 整理并做好各种记录 注：矿郊 2开关出现类似情况及 110kV某一母线失压时， 参考上述 处理方法。 3.110kV 母或母母差保护动作（以 110kV母为例） 3.1 主要事故征象 3.1.1 后台音响响，后台报“ 110kV母母差动作”、“ 110kV母 PT 断线”、“6310、6407 开关低电压保护动作” 、“ 110kV母保护电压、 计量电

13、压消失”、“6kV、段保护电压消失” 、“矿郊线 PT断线”、 “城新线 PT 断线”等信号。 3.1.2 后台显示运行于 110kV母母线上的断路器位置状态变绿且闪 光，对应回路电流、有功功率、无功功率均指示为零，110kV母母 线电压、 6kV、段电压指示为零。 3.1.3 母线保护装置“闭锁开放” 、“跳母”灯亮，液晶显示屏显示 “母差动”信号灯亮，对应跳闸回路开关指示灯亮。 3.1.4 电容器开关 6310、6407 保护装置液晶屏显示“低电压”保护 动作，装置面板上“跳闸”指示灯亮；开关柜面板上开关位置指示灯 绿灯亮，红灯灭。 3.1.5 矿郊线、城新线保护装置 RCS-943液晶屏

14、显示“ TV 断线”、 装置面板上“ TV 断线”指示灯亮 3.2 事故原因 造成母线差动保护动作的原因有： 母线连接电流互感器之间出现 设备绝缘损坏或闪络故障、 二次回路出现故障、 误操作及外力破坏引 起的故障等。 3.3 事故处理 3.3.1 记录跳闸开关、保护动作情况，检查仪表指示状况，到现场检 查故障母线上所有设备，根据检查情况及时汇报调度。 3.3.2 若现场能查看到明显的故障点， 则根据调度指令， 对故障点进 行隔离，隔离故障点后，用矿郊 2（城郊站重合闸退出）或矿郊 1（矿区中心站保护定值时限改为零，重合闸退出）开关对110kV 母充电，充电正常后恢复其他设备的供电；若故障点不能

15、隔离时，则 不允许对母进行充电，需要用倒负荷的方法尽快恢复 6kV设备 供电。 3.3.3 若现场检查不出来明显的故障点， 根据调度指令进行倒负荷恢 复 6kV设备供电，不允许对 110kV母进行充电。 注：110kV母出现类似故障时，可以参考上述处理方法。 4、变压器保护动作（以 3#主变为例） 4.1 主要事故征象 4.1.1 后台音响响，后台报出“ 3#主变保护动作” ，后台显示 3# 主变两侧断路器郊 113、6401 位置状态变绿且闪光 （主变低后备动作 跳主变低压侧和低压母联断路器） ，相应的电流、有功功率、无功功 率指示为零， 6kV、段母线电压为零。 4.1.2 后台显示 “

16、6310、6407 开关低电压”保护动作， “6kV、 段保护电压消失”。 4.1.3 3# 主变非电量保护装置郊 113、6401 开关位置指示灯红灯灭、 绿灯亮； 3#主变保护装置液晶屏显示“保护动作” ，该装置面板 上“跳闸”指示灯亮。 4.1.4 电容器开关 6310、6407 保护装置液晶屏显示“低电压”保护 动作，装置面板上“跳闸”指示灯亮；开关柜面板上开关位置指示灯 绿灯亮，红灯灭。 4.1.5 会伴随其他相应的事故征象出现（如声音异常，变压器喷油， 绝缘子闪络、发黑等现象）和其他相应的保护报警信息。 4.2 事故原因 4.2.1 主变差动保护跳闸的故障范围在主变高、 低压侧的电

17、流互感器 之间。 4.2.2 主变低后备保护跳闸的故障点在变压器低压侧电流互感器的 负荷侧以下。故此保护动作原因有： 1）6kV、段母线故障或进线柜故障； 2）6kV某出线开关拒跳； 3）6kV某出线开关保护拒动。 4.2.3 主变本体重瓦斯保护动作时应是变压器本体内部发生严重故 障。 4.2.4 主变高后备作为主变主保护和低后备的后备保护，其保护范围 为变压器高压侧电流互感器以下部分。 4.3 事故处理 4.3.1 记录跳闸开关、保护动作情况，检查仪表指示状况，检查主变 异常情况，根据检查情况及时汇报调度。 4.3.2 若 3#主变差动、重瓦斯及高后备保护动作跳闸 1）投入 2#变压器，恢复

18、矿井的供电。 2）将 3#主变解备、作安措。 3）根据负荷情况及时向调度申请投入 6310、6407 电容器。 4.3.3 主变低后备保护动作 1）保护正常动作，而断路器拒分，从而使上一级断路器保护动 作跳闸。 a）立即断开该断路器，将手车拉至试验位置或盘外隔离故障点 （手动无法断开，则卸掉手车开关前面板，摘除手车闭锁 , 再将其拉 至盘外） b）检查母线确无异常后，合上 6401（或 6301）、6300 开关恢复 用户供电。 c）根据负荷情况及时向调度申请投入 6310、6407 电容器。 2）若确定是保护拒动，从而使上一级断路器保护动作跳闸。 a）将、段母线所连接的断路器全部断开。 b）

19、用 6401（6301）对、段母线充电。 c）对母线充电正常后， 联系矿方根据实际情况进行逐个回路试送 电，当试送到某个回路，再次出现跳闸时，则将该开关停运、解备， 隔离故障点。 d）再次用 6401（6301）对、段母线及所送过的负荷回路充 电，继续对其余的回路恢复供电。 e）根据负荷情况及时向调度申请投入 6310、6407 电容器。 注意：如果变压器着火，应及时停运变压器进行灭火。 5、变压器油温异常升高 5.1 主要征象 后台报出“ #主变油温高”，后台显示主变温度异常升高 5.2 油温异常升高的原因 造成油温异常升高的原因有： 1、变压器负荷增大； 2、冷却设备 运行不正常； 3、变

20、压器内部故障； 4、温度计显示错误。 5.3 油温异常升高的处理 当发现变压器油温升高异常， 运行人员应使用红外测温仪对变压 器辅助测温，立即判明原因并设法降低油温，具体内容如下。 5.3.1 恢复各组冷却器正常工作。 5.3.2 当判明温度升高的原因后，应立即采取措施降低温度或申请减 负荷运行，如果未查出原因则怀疑内部故障，应马上汇报调度，申请 投入备用变压器，将变压器退出运行，进行检修。 6、6kV系统单相接地 6.1 主要事故征象 6.1.1 综自后台音响响，后台报出“ 6kV段母线谐振接地”、 “ 6kV 段母线接地”。 6.1.2 检查母线电压一相降低，另两相升高（金属性接地时，接地

21、相 电压指示为零，另两相升高为线电压） 。 6.1.3 检查小电流选线装置报“ 6kV母接地”和报出“开关接 地”信号。 6.2 事故原因 造成单相接地的原因有：一次保险熔断；主供电缆及以下设备单 相绝缘降低。 6.3 事故判断及处理 6.3.1 发生单相接地时应立即检查母线电压，根据电压可以判断为： 1）一相电压降低，另两相电压不变，又有报接地信号，可能是 电压互感器一次保险熔断。 2）一相电压为零，另两相电压升高，可判断为单相接地。 6.3.2 事故处理 1）初步判断是真接地还是假接地。 2）若是真接地，检查站内接地母线所接的所有设备绝缘有无异常 情况，并根据小电流接地选线装置报出的信息，

22、 判断接地地点是在站 内还是在站外。 a）如果是站内设备接地，应迅速汇报调度做相应处理。 b）如是站外设备接地，小电流接地选线装置选出接地回路，应迅 速与矿方联系，告知是哪条回路接地。要求其尽快查找接地点并隔离， 否则1小时后对该回路停电处理。在接地期间严密监视设备运行情况， 重点对接地母线上电压互感器进行巡视，出现异常立即停电处理。 注意：关键在于选线是否选准：要与矿方结合确认是否选准，选不准 要按以下程序进行拉路寻找 。 c）若小电流接地选线未选出或者选出的回路已停电，但接地现象 仍存在。则迅速与矿方联系，说明可能是哪几条回路存在接地的可能， 要求矿方在 1小时内处理好，否则 1小时后将拉

23、路寻找，拉路方法：停 1 条回路观察接地信号是否消失，不消失送上拉第 2条回路，直到接地信 号消失为止。拉一遍均不消失，准备拉第二轮，即该母线全停，一路 一路试送，送上哪条回路出现信号，将哪条回路停下来，依次送完。 注意：在接地 1小时 20分钟时，要汇报相关领导，准备拉路寻找。 3）若是假接地，则判明是否一次保险熔断。 若为一次保险熔断 : a）根据调度指令，退出相关设备的电压保护压板（主变的复压启 动和电容器的低电压压板） ，将一次保险熔断的电压互感器停运、 解备、 作安措（手车式 PT柜在手车拉至盘外，就是作安措） 。 b）将电压互感器熔断相保险取下，更换同规格、同型号的保险。 c）将更

24、换后一次保险的电压互感器投运。 d）若投运后保险再次熔断，则将该互感器退出运行，并切换电压 并列装置。 7、110kV电流互感器故障 7.1 主要事故征象 7.1.1 回路仪表指示异常； 7.1.2 本体发出噪声或不均匀的震动声音； 7.1.3 本体严重发热、 严重漏油或漏气， 有异味， 变色，冒烟等情况； 7.1.4 电流互感器二次回路端子，元件线头等有放电、打火现象。 7.2 事故原因 电流互感器故障的原因有：二次回路开路、内部出现故障、 SF6 气体压力降低等。 7.3 事故处理 根据现场检查结果汇报调度， 根据调度指令， 将二次端子进行短 接、紧固，或将设备停运，再进行处理。 8、6k

25、V馈出线保护动作跳闸 8.1 主要事故征象 8.1.1 后台音响响，后台报“开关电流段动作跳闸” ，后台显 示跳闸开关位置状态变绿且闪光， 后台显示跳闸开关电流、 功率为零。 8.1.2 跳闸断路器分合闸灯指示：绿灯亮、红灯灭，开关在分位。 8.1.3 保护装置上液晶屏显示“电流段动作、动作时间、故障相 及故障相电流” 及装置上跳闸指示灯亮。 8.2 事故原因 8.2.1 电流段动作时，故障应是在主供电缆上的短路及用户井下变 电所内开关、母线或站内故障等所致。 8.2.2 电流、段动作时，故障点应是用户变电所或井下变电所的 出线上的故障。 8.3 事故处理 8.3.1 复归后台音响、保护动作信

26、号；复归跳闸开关操作把手。 8.3.2 向调度汇报“时分，开关电流段动作跳闸” 8.3.3 解备跳闸回路的开关，检查跳闸开关有无异常情况，将检查情 况汇报调度。 8.3.4 检查设备以后，确认故障点不在本站时，应及时通知用户转移 负荷并查找故障点进行隔离。 8.3.5 待用户查明原因并隔离后，由用户授权的停送电联系人员办理 送电手续，恢复供电。 8.3.6 整理并做好各种记录。 9、6kV风井架空线路瞬时性故障 9.1 主要事故征象 9.1.1 后台音响响，后台报“开关电流段动作跳闸、重合闸动 作”，后台显示跳闸开关位置状态变红且闪光，后台显示跳闸开关电 流、功率指示正常。 9.1.2 跳闸断

27、路器分合闸灯指示，红灯亮、绿灯灭，开关在合位。 9.1.3 保护装置上液晶屏显示“电流段动作、重合闸动作、动作时 间、故障相及故障相电流” 及装置上“跳闸、重合”指示灯亮。 9.2 事故原因 造成跳闸的原因有：设备支撑绝缘、线路悬吊绝缘子，恶劣天气 （大雾、大雪、雷雨等） ，树枝或动物等造成对地相间短路等瞬时性 故障。 9.3 事故处理 9.3.1 复归后台音响，记录故障时间， 检查表计指示和保护动作情况， 确认后复归信号。 9.3.2 根据上述现象初步判断故障性质。 9.3.3 检查断路器实际位置及跳闸断路器开关柜内有无短路、 接地等 故障，有无闪络和发黑现象。 9.3.4 汇报调度，做好记

28、录。 10、6kV 风井架空线路永久性故障 10.1 主要事故征象 10.1.1 后台音响响，后台报“开关电流段动作跳闸、重合闸、 电流加速动作”，后台显示跳闸开关位置状态变绿且闪光，后台显示 跳闸开关电流、功率显示为零。 10.1.2 跳闸断路器分合闸灯指示，绿灯亮、红灯灭，开关在分位。 10.1.3 保护装置上液晶屏显示“电流段动作、重合闸、电流加速 动作、动作时间、故障相及故障相电流” 及装置上“跳闸、重合” 指示灯亮。 10.2 事故原因 造成跳闸的原因有：恶劣天气、外力破坏及线路绝缘降低、断线 造成短路等永久性故障。 10.3 事故处理 10.3.1 复归后台音响、保护动作信号；复归

29、跳闸开关操作把手。 10.3.2 向调度汇报“时分，开关电流段动作跳闸， 重合闸动作未成功” 。 10.3.3 解备跳闸回路的开关，检查跳闸开关有无异常情况，将检查 情况汇报调度。 10.3.4 检查设备以后，确认故障点不在本站时，应及时汇报调度。 10.3.5 待查明原因并隔离后，由用户授权的停送电联系人员办理送 电手续，恢复供电。 10.3.6 整理并做好各种记录。 11、站内交流系统故障 11.1 主要事故征象 11.1.1 后台音响响，后台显示“6308或 6410开关电流段动作跳闸” ， 后台显示跳闸开关位置状态变绿且闪光， 后台显示跳闸开关电流、 功 率为零；全站照明消失或部分照明

30、消失，事故照明自动投入。 11.1.2 跳闸断路器分合闸灯指示：绿灯亮、红灯灭，开关在分位。 11.1.3 保护装置上液晶屏显示“电流段动作、动作时间、故障相 及故障相电流” 及装置上跳闸指示灯亮 11.2 事故原因 造成交流系统故障的原因有： 开关电流互感器以下电缆出现短路 或变压器内部有故障等。 11.3 事故处理 11.3.1 当出现一台低压变跳闸时，可以根据调度指令断开低压 401 或 402 开关，合上低压母联 400 开关，用一台低压变带全站低压负荷， 值班人员需要密切关注负荷变化情况。 11.3.2 当出现两台低压变跳闸时，站内逆变电源可以正常工作，维 持主控室事故照明， 应立即

31、汇报调度，及时对低压变进行抢修等工作。 12、直流系统单相接地 12.1 主要事故征象 后台告警铃声响， 直流屏上直流测控装置发出报警声并显示母 线接地，直流在线绝缘监察装置显示条回路接地，接地指示灯亮。 12.2 事故原因 雨天或雾天造成室外直流电缆绝缘降低、直流系统绝缘老化、人 员失误或外力破坏等。 12.3 事故处理 12.3.1 直流系统接地后，应立即查明原因，查看直流接地选检装置 所报信息， 直流接地必须进行复验， 确定接地回路， 再进行重点查找 根据接地选线装置指示或当日工作情况、天气和直流系统绝缘情况， 找出接地故障点，并尽快消除； 12.3.2 使用拉路法查找直流接地时，至少应

32、由两人进行，断开直流 时间不得超过 3s。需停用继电保护、自动装置时，应经调度同意； 12.3.3 拉路检查应先推拉容易接地的回路， 如 1#直流系统发生接地， 依次拉合公用柜控制与保护电源及 110kV 南合母（一般该开关在分 位）、逆变电源， 如接地仍未消失， 可经调度和工区同意依次拉合 6kV 段控制电源、 6kV段控制电源、 6kV段保护电源、 6kV段保护 电源、 6kV段西合母、 6kV段西合母、 3#主变保护电源、 3# 主变控制电源；如 2#直流系统发生接地且未选出接地回路的话，依 次拉合 SVG控制电源、光端机电源、事故照明屏，如接地仍未消失， 可经调度和工区同意依次拉合矿郊

33、控制电源、矿郊保护电源、6kV 段控制电源、 6kV段控制电源、 6kV段保护电源、 6kV段保护电 源、 6kV段东合母、 6kV段东合母、 110kV北合母。 13、电磁操作机构合不上闸 13.1 主要事故征象 此类现象可以分为以下情况： 1）机构故障：开关合上后，马上分开； 2）合闸继电器触点粘连、合闸线圈烧坏；后台报出“控制回路 断线”信号。 13.2 事故原因 造成电磁操作机构合不上闸的原因有：合闸回路有故障、合闸保 险熔断、操作机构机械故障。 13.3 事故处理 13.3.1 若确认是电气回路的故障，则主要对合闸保险、合闸线圈、 合闸电源、控制回路进行检查。 13.3.2 若确认是

34、机械方面的故障时，应先将故障断路器解备，换上 备用手车，备用手车需要在试验位置时进行合分试验，试验正常后， 恢复该回路的正常操作， 若备用手车再次出现合不上闸的情况， 则需 要重点检查紧急分闸按钮连杆距离。 14、隔离开关机构异常 14.1 隔离开关机构异常征象 14.1.1 隔离开关拒动 （拒分、 拒合），动、静触头接触不好， 错位等。 14.1.2 辅助开关卡死，接点接触不良。 14.2 隔离开关机构异常的处理 14.2.1 隔离开关拒动时，还应检查其操动机构是否正常、传动机构 各部分元件有无明显卡阻现象 14.2.2 检查传动部件有无脱落、断开、万向接头等部件是否变形、 断损。 14.2

35、.3 静触头是否有卡阻现象。 14.2.4 若是隔离开关机构故障不能操作时，应汇报调度，申请采用 倒换运行方式方法将故障隔离开关停电检修。 15、无功补偿电容器、滤波装置异常和事故跳闸 15.1 主要事故征象 15.1.1 后台音响响，后台报“电流段保护动作”或“低 （过）电压保护动作”信号，后台显示跳闸断路器位置状态变绿且闪 烁。 15.1.2 保护装置液晶屏显示“电流段保护动作”或“低（过） 电压保护动作”；装置面板“跳闸、跳位”指示灯亮。 15.2 事故原因 15.2.1 电容器喷油、着火、爆炸；绝缘子闪络短路等。 15.2.2 母线失压或者系统电压过高时。 15.2.3 系统震荡、有短

36、路时使母线电压降低。 15.2.4 电压互感器二次保险熔断。 15.3 事故处理 15.3.1 当电容跳闸后应立即汇报调度，复归所有信号，检查是电容 器本身问题，应解备该电容器， 对电容器逐个放电后， 才能进行检修 15.3.2 当发现电容器外壳鼓肚膨胀或渗漏油、套管破裂或闪络放电 痕迹、外壳温度过高（超过 55）异常现象时，应立即汇报，进行 拆除或更换电容器。 15.3.3 当发现电容器熔断器熔断后，应向调度员汇报，待取得同意 后更换熔断器，更换熔断器前，应对其充分放电，做好安全措施后对 其更换。如送电后此熔断器再次熔断，则应退出该只电容器。 15.3.4 电容器开关故障跳闸后应检查断路器、

37、电流互感器、电力电 缆及电容器外部情况，未查明原因之前不得试送。 注意：电容器跳闸后，要对电容进行充分放电，约 35 分钟后，才 可以将电容器重新投入运行。 16、逆变电源故障，造成综自后台及五防电脑失电 16.1 主要事故征象 逆变装置显示“ F”故障代码，告警灯亮；一台综自后台和微 机五防电脑自动停机。 16.2 事故原因 逆变装置内部出现故障，自动停机。 16.3 事故处理 16.3.1 现场检查逆变装置实际状态，确认逆变装置出现故障，自动 停机；断开逆变装置本体输入、输出开关。 16.3.2 从外部引入单相交流电源至事故照明屏，恢复综自后台、微 机五防电脑及光端机视频电源。 17、11

38、0kVSF6开关压力异常 17.1 异常主要征象（后附有郊 111断路器 SF6压力闭锁的事故处理） 后台音响响，后台报“开关压力低” 、“开关压力闭锁” 、 “开关控制回路断线”信号。 17.2 异常处理： 17.2.1 检查核实综自后台所报信号，并记录。 17.2.2 复归音响后，检查该断路器所带负荷情况。 17.2.3 进入楼上配电室前必须先通风至少 15 分钟，并戴防毒面具。 17.2.4 当只报出“压力低”信号时，说明此时开关 SF6 有泄漏 现象（此处排除二次回路故障） ，压力在 0.4 0.45Mpa之间, 此时可 以进行正常的操作，应立即向调度室汇报，申请立即处理或补气，必 要

39、时可以送上备用变压器和倒换运行方式， 停运该断路器，等待处理。 17.2.5 报出“开关压力闭锁”信号时，说明此时开关 SF6 气体 泄漏严重（此处排除二次回路故障） ，压力低于 0.4Mpa, 此时已不能 进行正常的操作，电气操作回路已被闭锁，此开关应立即停运，但必 须用上级开关或郊 110开关使其退出运行， 将该断路器解备、作安措， 等候检修人员进行处理。 附：郊 111 断路器 SF6压力闭锁的事故处理方案 首先拉开郊 111 开关控制电源空开（真实情况时已出现控制回路 断线，从电气方面来说，已不可能使开关跳闸） 方案一：投运 2#主变带 6kV、段运行，用郊 110 开关停运 1#主变

40、。 合上郊 112开关合上 6201 开关查 2#主变、 1#主变确并列运 行于 110kV母带 6kV、段运行拉开 6101开关将 6101 开关 拉至试验位置郊 110 开关投运将母母线上连接设备倒至母 母线上郊 110 开关作为郊 111 开关上级断路器，使郊 111开关停运。 方案二：用郊 110 母联串带郊 111 开关（此种情况适合于 2#主 变无法投运）。 退出分列运行压板合上郊 110 母联开关拉开郊 110母联开关 控制电源空开将矿郊 2、城新 1 开关倒至 110kV母合上郊 110母联开关控制电源空开投母联过流保护压板。 方案三：用矿郊 2 开关带郊 111开关。 退出分

41、列运行压板合上郊 110 母联开关拉开郊 110母联控制 回路空开将 110kV母负荷转至 110kV母（矿郊 2 除外）合 上郊 110 母联控制电源空开拉开郊 110 母联开关投入分列运行压 板，退出矿郊 1 开关重合闸压板。 18、断路器控制回路断线 18.1 主要事故征象 后台音响响，后台报“开关控制回路断线”信号，对应的保 护装置液晶屏显示“控制回路断线” ，装置上“告警”指示灯亮。 18.2 事故原因 当运行中的断路器红灯熄灭， 表示跳闸回路有故障， 绿灯熄灭表 示合闸回路有故障。造成控制回路断线的主要原因有： 18.2.1 分、合闸回路断线，接线端子松动、断线等。 18.2.2

42、分闸或合闸（ 6kV 合闸接触器）线圈断线。 18.2.3 断路器辅助接点接触不良。 18.2.4 分闸位置或合闸位置继电器线圈烧断。 18.2.5 控制电源空开跳闸或接线松动。 18.2.6 SF6 断路器压力降低，闭锁分合闸回路。 18.2.7 弹簧未储能。 18.3 事故处理 18.3.1 开关处于合位时的处理方法： 18.3.1.1 复归音响，记录相关信号，检查保护装置有无异常； 18.3.1.2 检查开关状态，若 SF6 断路器是因为气压闭锁引起的控制 回路断线，应进行如下操作： 1）立即拉开该断路器的控制空开。 2）用其他断路器转移该断路器所带的负荷， 在不带电压的情况下 断开该断

43、路器或拉开两侧的隔离刀闸。 18.3.1.3 检查断路器的控制回路，按 正常程序 处理并汇报调度，根 据调度指令做出相应处理。 18.3.2 开关处于分位时的处理方法： 18.3.2.1 断路器在分闸位置时，不能将其投入运行。检查断路器的 控制回路，按正常程序 处理并汇报调度，根据调度指令做出相应处理。 19、电压互感器异常处理细则 19.1 异常征象 后台音响响， 后台报“6kV母谐振接地”、“6kV母接地”信号 对应母线电压指示异常。 19.2 异常处理 19.2.1 记录事故发生的时间及所报信息情况。 19.2.2 复归音响后，向处调度汇报异常情况。 19.2.3 对 6kV 相对应母线

44、电压互感器进行全面检查，同时亦比较与 该段母线并列的另一段母线电压互感器的运行情况， 以便做出正确的 判断 19.2.4 当电压互感器过热冒烟时，说明其内部已发生了严重故障， 这时不允许用隔离开关直接切断故障电压互感器， 应使用上一级断路 器将其退出运行。 注：110kV电压互感器出现异常时，参考上述处理方法并退出与电压 相关的保护。 20、断路器误跳的事故处理细则 20.1 事故征象 后台报出 “开关由合到分” 语音，后台变位开关位置状态 变绿且闪光，后台显示变位开关电流、功率显示为零。 20.2 事故原因 20.2.1 人员误碰、误动有关的二次元件，误碰设备分闸机构等。 20.2.2 在二

45、次回路上工作，安全措施不完善、不可靠导致断路器误 跳闸。 20.2.3 操作机构自行脱扣或机构故障导致断路器误跳闸。 20.2.4 直流多点接地、二次回路元件损坏、短路等造成断路器误跳 闸。 20.2.5 保护装置出口继电器触点误接通等造成断路器误跳闸。 20.3 事故处理 20.3.1 若是人为误动、误碰造成断路器跳闸的，可立即合上该断路 器恢复正常运行（除电容器外） ；若属二次回路上有人工作造成的， 应立即停止二次回路上工作，恢复供电，并检查安全措施，在确认做 好安全措施后，才能进行二次回路上的工作。 20.3.2 若操作机构自动脱扣或机构其他异常所致，检查断路器机构 异常情况，汇报调度，

46、根据调度指令做出相应处理。 20.3.3 若二次回路故障，如直流两点接地、二次回路短路、元件损 坏等原因引起，应及时汇报调度，根据调度指令做出相应处理，在查 找到明显故障点并处理完毕后，才能恢复正常运行。 21、6kV 馈线断路器拒跳的事故处理细则 21.1 主要事故征象（以 6kV、段为例） 21.1.1 后台音响响 21.1.2 后台报“开关电流段、开关电流段动作，主 变（ 2#或 3#主变）低压侧过流段（跳联络 6300）、低压侧过流段 （跳低压侧）”保护动作等信号 21.1.3 后台、段母线所连接的进线断路器 6301 或 6401 跳闸； 、段联络开关 6300 跳闸；、段母线上的电

47、容器开关 6310、 6407 低电压保护动作跳闸。、段母线电压、馈出线开关电流显 示为零。 21.1.4 后台显示拒跳断路器仍保持在合闸状态，但该回路保护正常 动作，如后台报“开关电流段、开关电流段动作跳闸” 等信号，同时后台会报出该断路器“控制回路断线”信号。 21.1.5 后台显示“ 6kV、段保护电压消失” 。 21.1.6 主变保护测控屏（ 2#或 3#）低后备保护装置液晶屏显示复压 过流、段保护动作、故障相及故障量， “跳闸”指示灯亮；非电 量保护装置上 6301或 6401开关位置指示灯由红变绿。 21.1.7 电容器开关 6310、6407 保护装置液晶屏显示“低电压”保护 动

48、作，装置面板上“跳闸”指示灯亮；开关柜面板上开关位置指示灯 绿灯亮，红灯灭。 21.1.8 拒动开关柜保护装置液晶显示“电流段、电流段”动作， 装置面板上“跳闸”指示灯亮。开关柜面板上开关位置指示灯没有变 化。 21.2 事故原因 21.2.1 断路器拒动主要有以下几方面的原因： 21.2.1.1 机构本身故障。 21.2.1.2 保护装置出口回路故障。 21.2.1.3 控制回路断线。 21.2.1.4 控制电源消失或电压不合格。 21.2.1.5 跳闸回路故障 21.3 事故处理 21.3.1 复归信号及音响。 21.3.2 若确定断路器的保护正常动作，而断路器拒分，从而使上一 级断路器保

49、护动作跳闸。 21.3.2.1 手动断开该断路器，将手车拉至试验位置或盘外隔离故障 点。（若手动无法断开，则卸掉手车开关前面板，摘除手车闭锁。 ） 21.3.2.2 检查母线确无异常后，合上 6401（或 6301）、6300 开关恢 复用户供电。 21.3.2.3 根据负荷情况及时向调度申请投入 6310、6407 电容器。 注：当因为保护拒动导致断路器拒跳时， 事故征象除该断路器无保护 动作信号外，与上述征象一致，处理方法如下： 当确定是保护拒动，从而使上一级断路器保护动作跳闸。 1）将、段母线所连接的断路器全部断开。 2）用 6401（ 6301）对、段母线充电。 3）对母线充电正常后，联系矿方根据实际情况进行逐个回路试 送电，当试送到某个回路， 再次出现跳闸时， 则将该开关停运、 解备， 隔离故障点。 4）再次用 6401（6301）对、段母线及所送过的负荷回路充 电，继续对其余的回路恢复供电。 5）根据负荷情况及时向调度申请投入 6310、6407 电容器。 22、断路器非全相运行 22.1 主要征象（以 6401 开关为例） 后台音响响，报出“ 6kV母接地”（馈线缺相运行时则报不出此 信号），母线电压显示一相降低，另两相不变；开关柜上带电显示装 置缺少相指