变电运行巡视及故障处理

1、变电站运行巡视、异常分析及故障处理一、变电站巡视检查 变电所的巡视检查是确保设备正常安全运行的有效措施。1、设备巡视检查的作用对设备的巡视检查是随时掌握设备的运行情况、变化情况、发现设备异常情况、确保设备的连续安全运行的主要措施，值班人员必须认真执行。巡视中不得兼做其他工作，遇雷雨是应停止巡视。 2、设备巡视应注意事项 （1）遵守电业安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）中对高压设备巡视的有关规定。  （2）发现缺陷及时分析，做好记录并向值长汇报。 （3）巡视高压配电设备装置一般应有两人同行。经场长批准，允许单独巡视高压设备的人员可单

2、独巡视。 （4）巡视高压设备时，人体与带电体的安全距离不得小于工作规程的规定值，严防因误接近高压设备而引起的触电。 （5）进入高压室巡视时，应随手将门关好，以防小动物进入室内。 （6）设备巡视要做好巡视记录。 3、日常巡视检查内容 （1）充油设备有无漏油、滲油现象，油位、油压、油温是否正常。 （2）充油设备有无漏气，气压是否正常。 （3）设备接头有无发热、烧红现象，金具有无变形和螺丝有无断损和脱落。 （4）旋转设备运行声音有无异常（如冷却器风扇、油泵等）。 （5）设备吸潮装置是否已失效。 （6）

3、设备绝缘子、瓷套有无破损和灰尘污染是否严重。 （7）设备计数器、指示器动作和变化指示情况。 （8）有无异常放电声音。  （9）主控室有关运行记录本、图纸，绝缘工具室内接地线数目是否正确等。 （10）继电保护及自动装置的投退是否正常，运行情况是否正常，有无异常掉牌等。 4、哪些情况下需要特殊巡视？ （1）设备过负荷或负荷有明显增加。 （2）恶劣气候或天气突变。 （3）事故跳闸。 （4）设备异常运行或运行中有可疑的现象。 （5）设备经检修、改造或长期停用后重新投入系统运行。 （6

4、）阴雨天初晴后，对户外端子箱、机构箱、控制柜是否受潮结露进行检查巡视。 （7）新安装设备投入运行。 5、天气变化或突变时如何检查设备（1）天气暴热时，应检查各种设备的温度、油位、油压、气压等变化情况，检查油温、油位是否过高，冷却设备运行是否正常，油压和气压变化是否正常，检查导线、接点是否有过热现象。 （2）天气骤冷时，应重点检查充油设备的油位变化情况，油压和气压变化是否正常，加热设备运行情况，接头有无开裂、发热等现象，绝缘子有无积雪结冰，管道有无冻裂等现象。 （3）大风天气时，应注意临时设施牢固情况，导线舞动情况及有无杂物刮到设备上的可能性，接头有无异常

5、情况，室外设备箱门是否已关闭好。 （4）降雨、雪天气时，应注意室外设备接点触头等处及导线是否有发热和冒气现象，检查门窗是否关好，屋顶、墙壁有无漏水现象。(5）大雾潮湿天气时，应注意套管及绝缘部分是否有污闪和放电现象，必要时关灯检查。 （6）雷击后应检查绝缘子、套管有无闪络痕迹，检查避雷器是否动作。 （7）如果是设备过负荷或负荷明显增加时，应检查设备接头触头的温度变化情况，变压器严重过负荷时，应检查冷却器是否全投入运行，并严格监视变压器的油温和油位的变化。 （8）当事故跳闸时，运行人员应检查一次设备有无异常，如导线有无烧伤、断股，设备的油位、油色、油压是否

6、正常，有无喷油异常情况，绝缘子有无闪络、断裂等情况；二次设备应检查继电保护及自动装置的动作情况，事件记录及监控系统的信号情况，微机保护的事故报告打印情况，故障录波器录波情况；所用电系统的运行情况等。 6、巡视设备的基本方法 巡视工作主要采取传统的巡视方法即：看、听、嗅、摸和分析。 (1)目测检查法。所谓目测检查法就是用眼睛来检查看得见的设备部位，通过 设备外观的变化来发现异常情况。通过目测可以发现的异常现象综合如下：1）破裂、断线；2）变形（膨胀、收缩、弯曲）；3）松动；4）漏油、漏水、漏气；5）污秽； 6）腐蚀；7）磨损；8）变色（烧焦、硅胶变色、油变

7、黑）；9）冒烟，接头发热；10）产生火花；11）有杂质异物；12）表记指示不正常，油位指示不正常；13）不正常的动作等。 （2）耳听判断法。用耳朵或借助听音器械，判断设运行时发出的声音是否正常，有无异常声音。 （3）鼻嗅判断法。用鼻子辨别是否有电器设备的绝缘材料过热时产生的特殊气味。 （4）触试检查法。用手触试设备的非带电部分（如变压器的外壳、电机的外壳），检查设备的温度是否有异常升高。 （5）用仪器检测的方法。借助测温仪定期对设备进行检查，是发现设备过热最有效的方法。7、变压器巡视项目（1）变压器上层油温是否正常，是否接近或超过允许限额。 （

8、2）变压器油枕上的油位是否正常。 （3）变压器运行的声响与以往比较有无异常。例如声响增大或有异常新的响声等。 （4）变压器各侧套管表面是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹；法兰应无生锈、裂纹，无因电场不均匀产生的放电声；套管末端接地应良好；充油套管的油位是否正常。 （5）变压器各侧接线端子或连接金具是否完整、紧固，有无过热痕迹。 （6）变压器油箱有无渗漏油现象，箱壳上的各种阀门的状态是否符合运行要求。 （7）冷却装置运行是否正常。如风扇是否按要求运行，风扇的运行声音是否正常，风向是否正确，整个冷却器有无异常振动；风冷控制箱内各把手、开关、信号指示

9、灯等是否正常，动力电缆是否有发热现象，箱内封堵是否良好，箱内有无受潮及杂物。 （8）检查调压分接头位置是否正确，调压控制箱内各把手、开关信号指示灯等是否正常，机构部件应无锈污现象，箱内封堵是否良好，箱内有无受潮及杂物。 （9）检查呼吸器中的硅胶是否变红；呼吸器小杯中的油位是否正常，呼吸器是否畅通。 （10）电控箱和机构箱内各种电器装置是否完好，位置和状态是否正确；箱壳密封是否良好。 （11）压力释放装置的指示导杆是否突出，有无喷油痕迹。 （12）检查变压器铁芯地线和外壳地线是否良好。（13）检查器体继电器与油枕间连接阀门是否打开，气体继电器内有

10、无气体，是否充满油。 8在下列情况下，应对变压器作特殊检查： （1）每次跳闸后，主变过负荷和过电压运行，应特别注意温度和过热情况以及振动、本体油位等情况，应每半小时检查一次，并做好记录。 （2）每次雷电、大风、冰雹、暴雨等恶劣天气后。 （3）变压器近区故障时。 （4）其他有必要时。 特殊巡视的项目有： （1）过负荷情况。监视负荷、油温和油位的变化，接头接触应良好，冷却系统应运行正常。 （2）大风天气引线摇动情况及是否有搭挂杂物。 （3）雷雨后，检查变压器各侧避雷器计数器动作情况，检查套管应无破损，裂纹及放

11、电痕迹。 （4）大雾、小雨、小雪天气时，应检查套管、瓷瓶有无电晕、放电打火和闪络现象，接头处有无冒热气现象，重点监视污秽瓷质部分。（5）大雪天气，应检查引线接头有无积雪，观察熔雪速度，以判断接头是否过热。检查变压器顶盖、油枕至套管出线间有无积雪、挂冰情况，有位计、温度计、气体继电器应无积雪覆盖现象。 （6）短路故障后检查有关设备、接头有无异常，变压器压力释放装置有无喷油现象。 （7）夜间时，要注意观察引线接头处、线卡，应无过热发红等现象。 9、新投入或大修后的变压器运行时应巡视的部位（1）变压器运行时发出的声响是否正常。 （2）试摸散热片温度是

12、否正常。 （3）油位、油温变化是否正常。 （4）监视负荷和导线接头有无发热现象。（5）检查瓷套管有无放电打火现象。 （6）气体继电器应充满油。 （7）压力释放阀（防爆管）装置应完好。 （8）各部件有无渗漏油情况。 （9）冷却装置运行是否良好。 10.电压互感器的巡视检查项目： （1）瓷套应清洁，完整，无损坏及裂纹，无放电痕迹及电晕声响。 （2）电压互感器油位正常，且无严重渗、漏油现象。 （3）在运行中，内部声响应正常，无放电声及剧烈振动声。 （4）电压表（监控系统显示）三相指示应正确。

13、 （5）二次短端子箱应密封良好，二次线圈接地线牢固良好。（6）检查一次保护间隙应清洁良好。  （7）互感器的标示牌及警告牌是否良好。 11.电流互感器巡视检查项目：（1）绝缘子有无裂纹、破损积及放电痕迹。 （2）有无渗油、漏油现象，外壳有无锈迹。 （3）油位是否正常，油色有无变化。 （4）有无异常音响和异常焦味。 （5）一次触电有无发热、发红现象，金具是否完整，连接螺栓是否齐全。 （6）互感器端子箱内有无异味，异常。 （7）检查一次保护间隙应清洁完好。 （8）定期检查电流互感器的绝缘情

14、况，对充油的电流互感器要定期放油，化验油质情况。 （10）检查电流表（或监控系统三相显示）三相指示值在允许范围内，不允许过负荷运行。 （11）检查电流互感器一、二次界限应牢固，二次线圈应该经常街接上仪表，防止二次测开路。 12.避雷器正常巡视和特殊巡视检查项目： （1）检查避雷器瓷套表面情况。当发现瓷套表面脏污时，必须及时清扫。 （2）检查避雷器引线及引下线有无烧伤痕迹和断股现象，放电记录器是否烧坏。 （3）检查避雷器引线上端引线处密封是否完好。因为密封不好进水受潮会引起故障。 （4）检查避雷器与被保护设备之间电气距离是否符

15、合要求。避雷器应尽量靠近保护电气设备，其距离应符合规程规定。 （5）泄露电流毫安表指示在正常范围内，并与历史记录比较应无明显变化。 （6）均压环无明显松动、歪斜。 （7）接地应良好，无松脱现象。 （8）动作次数有无变化，并分析动作原因。 特殊巡视检查项目有：（1）雷雨后应检查雷电记录器动作情况，避雷器表面有无放电闪络痕迹。 （2）避雷器引线及引下线是否松动。 （3）避雷器本体是否摆动。  13.SF6断路器巡视检查的项目：  （1）检查SF6气体压力应正常。其压力值为0.6MPa（20

16、）。 （2）检查断路器各部分通道有无异常（漏气声、振动声）及异味，通道接头是否正常。 （3）检查其绝缘套、瓷柱有无损伤、裂纹、放电闪络痕迹和脏污现象。 （4）检查断路器接点、接头处有无过热及变色发红现象。 （5）检查断路器分、合位置与机械、电气指示位置是否一致.（6）检查断路器的运行声音是否正常，断路器内有无噪声和放电声。 （7）检查控制、信号电源是否正常，断路器控制柜内的“远方-就地”选择开关是否在远方的位置。 （8）机构箱内的加热是否按规定投入或退出。 14.真空断路器巡视检查 （1）检查绝缘瓷柱有无破裂损坏、

17、放电痕迹和脏污现象。 （2）检查绝缘拉杆，应完整无裂纹现象，各连杆应无弯曲现象，断路器在合闸状态时，弹簧应在储能状态。（3）检查接头接触处有无过热现象，引线弛度是否适中。 （4）检查分、合闸位置指示是否正确，并与当时实际情况相符合。 15.断路器特殊巡视 （1）断路器操作或跳闸后。 （2）天气异常时。 （3）过负荷或过电压时。 （4）断路器异常运行时。 （5）新投运的断路器。 16.断路器在操作时应重点检查的项目 （1）根据电流、信号及现场机械指示检查断路器的位置。（2）有表计（实时监控）的断路

18、器应逐相检查电流、负荷和电压情况。 （3）检查动力机构是否正常。 （4）发现异常情况时，应立即通知运行人员，并进行有关的处理。 17.断路器切断故障电流跳闸后（包括重合闸）应进行哪些检查 （1）引线及接点有无烧伤和短路现象。 （2）磁套有无破损、裂纹或闪络。 （3）SF6气体压力是否正常。 （4）各连接处有无渗、漏油现象。 （5）分合闸电气和机械指示装置三相是否一致和正确。 （6）操作机构压力是否正常和有无渗漏油等异常情况。 （7）按重合闸装置方式动作，如果不正确，应查明原因。 （8）

19、断路器操作计数器动作是否正确。 （9）少油断路器断口有无喷油现象。18.隔离开关的巡检内容 （1）隔离开关的支持绝缘子应清洁完好，无放电声响或异常声响。 （2）触头、接点接触应良好，无螺丝断裂或松动现象，无严重发热和变形现象。 （3）引线应无松动、无严重摆动和烧伤断股现象。 （4）隔离开关本体、连杆和转动轴等机械部分应无变形，各部件连接良好，位置正确。 （5）隔离开关带电部分应无杂物。 （6）操动机构箱、端子箱和辅助接点盒应关闭且密封良好，能防雨防潮。 （7）操作机构箱、端子箱内部应无异常，熔断器、热耦继电器、二次

20、接线、端子连线、加热器等应完好。 （8）隔离开关的防误闭锁装置应良好，电磁锁、机器锁无损坏现象。 （9）定期用红外线测温仪检测隔离开关触头、接点的温度。 （10）操动机构包括操动连杆及部件，有无开焊、变形、锈蚀、松动、脱落，连接轴销子紧固螺母等是否完好。 （11）带有接地开关的隔离开关在接地时，三相接地开关是否接触良好。 （12）隔离开关合闸后，两触头是否完全进入刀嘴内，触头之间接触是否良好，在额定电流下，温度是否超过70。（13）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、静触头有无熔化现象。 19.隔

21、离开关在下列情况下需要特殊巡视 （1）设备异常运行或过负荷运行时。 （2）天气异常，雷雨后。 （3）下雪时，应重点检查接头、接点处的积雪情况。 （4）倒闸操作。 20.操动机构的正常巡视 （1）检查机构箱门，是否关好，断路器在分闸状态时绿灯应亮，在合闸状态时红灯应亮，断路器的实际位置与机械指示器及红绿灯指示应相符。电磁式操动机构还应检查合闸熔断器是否完好 （2）电磁式操动机构应检查直流合闸母线电压，其值应符合要求。当合闸线圈通电流时，其端子的电压应不低于额定电压的80%，最高不得高于额定电压的110%。分、合闸线圈及合闸接触

22、器线圈应完好，无冒烟和异味。（3）弹簧式操动机构应检查其弹簧状况。当其在分闸状态时，合闸弹簧储能。 （4）根据环境气温情况，投退机构箱中的加热器或干燥灯。 （5）机构箱内各电源小开关、熔断器、继电器应正常，合闸、跳闸及其它计数器计数应在规定的范围内。 （6）机构箱内二次接线及端子排应无松动和异常现象。 21.绝缘子巡视项目 （1）表面应清洁。 （2）磁质部分无破损和裂纹现象。（3）磁质部分是否有闪络现象。 （4）金具是否有生锈、所坏、缺少开口销和弹簧销的情况。 （5）检查支持绝缘子铁脚螺丝有无松动或丢失。 

23、;22.母线巡视 （1）检查导线有无损伤，是否光滑，接头有无过热现象。 （2）检查磁套有无破损及放电痕迹。 （3）在晴天，导线有无可见电晕。 （5）定期对接点、接头的温度进行一次检测。 （6）当母线及导线异常运行时，运行人员应针对异常情况进行特殊巡视。 （7）夜间闭灯检查有无可见电晕。 （8）导线上有无异物悬挂。 23.母线在下列情况下要特殊巡视 （1）在大风时，母线的摆动情况是否符合安全距离要求，有无异常飘落物。 （2）雷电后绝缘子有无放电闪络痕迹。 （3）雷雨天时接头处积雪是否迅速

24、熔化和发热冒烟。 （4）天气气候变化时母线有无弛张过大，或收缩过紧的现象。 （5）在雾天，绝缘子有无污闪。 24电力电缆的巡视检查项目 （1）检查电缆及终端盒有无渗、漏油，绝缘胶是否软化溢出。 （2）绝缘子是否清洁完整，是否有裂纹及闪络痕迹，引线接头是否完好，有无发热现象。 （3）外露电缆的外皮是否完整，支撑是否牢固。 （4）外皮接地是否良好。25.站用电系统运行中的检查（1）检查最高环境温度不超过40，最大相对湿度不超过90%。(2) 检查配电室无漏雨，无积水，照明充足。(3) 检查开关、刀闸、接触器等设备的运行状态与主控

25、画面指示一致。(4) 检查开关柜上就地/远方选择把手在远方位置。(5)检查开关、接触器等设备的电压、电流不超过额定值。(6) 检查各开关、接触器、刀闸、母线、PT、CT无振动和异音。(7) 检查配电装置各部位清洁，无放电闪络现象。(8) 检查装置外壳接地良好，无过热和放电现象。(9) 检查PT二次无短路，CT二次无开路。(10) 检查母线相间及相对地电压正常，380V母线电压维持在380V。(11) 检查无过负荷现象。(12) 检查380V低压开关控制单元无异常信号，显示屏数据正常。（13） 检查电气及机械闭锁装置完好。(14) 检查柜门是否关好26.二次回路及继电保护自动装置的巡视检查项目&

26、#160;（1）检查监控系统元件的位置指示是否与实际运行工况一致。 （2）检查中央信号是否正常 （3）检查控制屏（监控系统各运行参数）各仪表指示是否正常，有无过负荷现象；母线电压三相是否平衡、正常；系统频率是否在规定的范围内。 （4）检查控制屏各位置信号是否正常 （5）检查变压器远方测温指示和有载调压指示是否与现场一致。 （6）检查二次回路及继电保护各元件有无异常，接线是否紧固，有无过热、异味、冒烟现象。 （7）检查交流切换装置工作是否正常 （8）检查继电保护及自动装置的运行状态、运行监视是否正确 （9）继电保护及

27、自动装置屏上各小开关、把手的位置是否正确 （10）检查继电保护及自动装置有无异常信号 （11）核对继电保护及自动装置的投退情况是否符合调度命令要求 （12）检查高频通道测试数据是否正常（13）检查记录有关继电保护及自动装置计数的动作情况 （14）检查屏内TV、TA回路有无异常 （15）检查屏内照明和加热器是否完好和按要求投退 （16）检查主控室正常照明及事故照明是否正常 （17）微机保护的打印机运行是否正常，有无打印记录 （18）检查微机录波器的定值和时钟是否正常 27.风电机组巡视检查项目（1）在塔筒外

28、用望远镜或目测检查叶片、轮毂及机舱的外部状况。（2）认真倾听风机叶片旋转的声音，判断有无杂音及异常声响，以及风机叶片内腔有无螺栓等杂物撞击。（3）塔筒内控制箱的外部检查，各电气开关是否在工作位置，冷却或加热装置投运情况检查。（4）检查是否有油从机舱流下。（5）塔筒门密封及锁具是否完好。（6）风电机组巡视后，应认真填写风电机组巡视检查表。（7） 如巡视中发现异常现象，应立即分析其原因，并报告场长或专工，决定是否将设备停止运行。如设备继续运行，应填入设备异常记录薄，并加强监视。（8） 设备的巡视检查应合理安排时间，以便于检查不同风速下风机的运行情况。（9） 当气候异常（高温或低温），新设备投运以及

29、设备非正常运行时，应增加设备的特巡内容，具体巡视时间、项目及巡视周期。（10） 巡视检查过程中要根据设备近期的实际情况，有针对性地重点检查故障处理后重新投运的机组、启停频繁的机组及负荷重、温度偏高的机组和带“病”运行的机组、新投入运行的机组。若发现隐患则应及时报告处理，查明原因，做好记录。（11）当天气变化异常（如风速较高、天气恶劣等）时，若机组发生非正常运行，巡视检查的内容及次数由值长根据当时的情况分析确定，当天气条件不适宜户外巡视时，则应在中央监控室加强对机组的运行状况的监控。通过温度、出力、转速等的主要参数的对比，确立应对的措施。二、电力系统异常及事故处理1.电力系统事故，引起事故的主要

30、原因所谓电力系统事故，是指电力系统设备故障或人员工作失误，影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。 引起电力系统事故的原因是多方面的，如自然灾害、设备缺陷、管理维护不当、检修质量不好、外力破坏、运行方式不合理、继电保护误动作和人员工作失误等等。2.电力系统事故的分类 电力系统事故依据事故范围大小可分为两大类，即局部事故和系统事故。 局部事故是指系统中个别元件发生故障，使局部地区电压发生变化，用户用电受到影响的事件。 系统事故是指系统内主干联络线跳闸或失去大电源，引起全系统频率、电压急剧变化，造成供电电能数量或质量超过规定范围，甚至造成系统瓦解或大面积停电的事件。3.常见的电力系统事故（1）

31、主要电气设备的绝缘损坏，如由于绝缘损坏造成发电机、变压器烧毁事故。严重时将扩大为系统失去稳定及大面积停电事故。 （2）电气误操作，如带负荷拉闸刀、带电合接地线、带地线合闸等恶性事故。 （3）继电保护及自动装置拒动或误动。 （4）自然灾害，包括大雾、暴风、大雪、冰雹、雷电等恶劣天气引起线路倒杆、断线、引线放电等事故。 （5）绝缘子或绝缘套管损坏引起事故。 （6）高压开关、闸刀机构问题引起高压开关柜及闸刀带负荷自分。 （7）系统失稳，大面积停电。 4.异常处理的基本原则（1）及时发现各种异常情况，判断异常的性质，如异常可能迅速发展为事故，则应将立即汇报、立即处理。（2）值班员应详细检查异常部位、异

32、常回路，分析造成异常的原因，将详细情况汇报有关调度及有关领导。（3）值班员应在职责范围内尽自己最大努力尽快消除异常。（4）发生异常时值班员应作好事故预想。5.220kV母线及线路事故处理1.220kV段母线故障现象：A.事故音响发出。B.段母线所接开关跳闸，集控室监控后台保护动作报警。C.段母线电压指示到零。D. 220kV故障录波器动作。E. 可能出现弧光，并伴有响声。处理：A.及时汇报场长，场长在事故处理同时立即汇报调度值班员。B.若故障母线上有未跳闸的开关，应将其手动拉开，然后汇报场长。C.检查风力发电机停运情况。D.对故障母线及跳闸开关进行现场检查，寻找故障点。E.倒换站用变，确保站用

33、电运行正常。F.对保护和自动装置的动作情况进行详细检查。G.场长根据地调令进行恢复操作。H.查明故障点时，应及时汇报场长，以便根据故障性质确定是否进行试送或隔离母线操作。I. 如系母线故障，查明故障母线上开关全部跳闸，通知运行人员处理。J. 若因故障元件拒动，失灵保护动作引起母线失电，尽快查明原因，隔离故障元件，根据调度令恢复母线运行。K. 做好记录，复归各种信号。2.220kV线路故障现象：A.事故音响发出。B.251开关跳闸，集控室监控后台保护动作报警，同时有保护动作（出线开关跳闸、四方线路保护A柜通道告警、非全相报警、南瑞线路保护B柜控制回路断线、四方线路保护A柜出口跳闸、四方线路保护A

34、柜保护动作、四方线路保护A柜装置告警、断路器弹簧未储能、南瑞保护B柜保护动作）、线路电压、电流、有无功指示到零。C“线路保护动作”信号发出。D.220kV故障录波器动作，线路保护柜上有关保护动作信号灯亮。E.风力发电机停运。F.重合闸可能会动作。处理：A.及时汇报场长，值班员检查风电机组停机情况。B.根据事故现象及信号，判断故障性质，停用251开关重合闸。C.对跳闸开关进行检查。D.如线路故障无法消除，根据调度命令对故障线路进行隔离操作。E.作好各种记录，复归各种信号。F.线路送电时，按调度命令执行。6. 220kV设备异常及事故处理6.1 开关拒绝合闸进行以下检查：（1）合闸控制回路电源是否

35、正常，控制电源开关是否跳闸。（2）控制开关接点接触是否良好。（3）“远方”“就地”方式选择开关位置是否正确。（4）接触器失灵或机构失灵。（5）是否因SF6气压降至闭锁压力。（6）合闸闭锁继电器接点接触是否良好。（7）合闸继电器、合闸线圈是否断线、卡涩或接点接触不良。6.2 开关拒绝跳闸进行以下检查：（1）跳闸回路是否有电源，回路有无断线，控制电源开关是否跳闸。（2）控制开关接点接触是否良好。（3）“远方”“就地”方式选择开关位置是否正确。（4）辅助接点是否接触良好，机构是否损坏或卡住。（5）是否因SF6气压降至闭锁压力。（6）闭锁继电器是否动作、接点接触是否良好。（7）跳闸继电器、跳闸线圈是否

36、断线、烧伤、卡涩或接点接触不良。6.3 开关拒绝跳闸无法消除时的处理（1）220kV系统应及时联系调度申请拉开上一级电源或采取其它可行办法。（2）凡拒绝跳闸的开关在未处理之前，严禁重新投入运行。6.4 开关在运行中发生下列现象时，应立即申请停运处理（1）不停电不能解救的人身或设备事故。（2）操作机构、SF6气压降低或低至自动闭锁，且无法带电修复时。（3）SF6气体泄漏严重时。（4）套管有严重的破损和放电现象。（5）开关引线严重放电或熔化。（6）冒烟着火或受灾害威胁者。6.5 开关在运行中发生下列现象时，应申请停运处理（1）连接部分松动引起过热和变色。（2）套管裂纹。（3）二次设备故障，影响开关

37、正常运行。（4）开关SF6气体泄漏无法处理时。6.6 开关SF6气体压力低的处理（1）因SF6气体泄漏，压力降低至0.53MPa时，发出“开关低气压报警”信号，但并不闭锁分合闸回路，此时应通知有关人员到场对SF6气体压力低的开关进行补气，并做好记录。（2）当压力低至0.5MPa时，开关的分合闸回路均被闭锁，同时发出“开关低气压闭锁”信号，此时开关不能进行分合闸，应立即汇报场长，将低气压闭锁的开关的控制电源断开，如果不能很快将压力补充到正常值时，应汇报场长，申请调度用上一级开关停电，然后进行处理。（3）SF6气体泄漏严重时，人员到开关处进行检查应采取防止中毒的措施，否则不得接近开关5米以内，并应

38、站在上风侧。（4）开关发生上述情况的处理如故障开关为线路开关，应断开线路开关的控制电源，倒换站用变压器，停止所有风机运行，并汇报地调，申请拉开对侧开关将线路停电，拉开故障开关两侧刀闸将其隔离，并通知运行人员迅速处理。6.7 母线与刀闸过热的处理（1）当母线与刀闸温度超过70时，如能倒换备用设备应倒换备用设备后停止运行。（2）如无备用设备时，应立即减小负荷，使其温度降至70以下。（3）采取临时降温措施，待负荷允许时，申请停电处理。6.8刀闸带负荷拉合闸的处理（1）带负荷或带地线合刀闸后，不允许将已合上的刀闸再拉开，只有用开关拉开其回路后，才允许将误合的刀闸拉开。（2）带负荷拉刀闸后，禁止再将刀闸

39、合上。6.9 电动拉合刀闸不灵（1）原因：电机电源是否正常，继电器是否动作。开关或刀闸的辅助接点接触是否良好，限位接点及各闭锁回路接点是否良好，位置是否正确。操作机构失灵。操作回路断线。“远方”、“就地”位置是否对应。（2）处理：检查机构是否良好，位置是否正确。刀闸辅助接点、闭锁回路接点、控制回路是否良好。短时间不能消除缺陷，可通知运行人员处理，220kV系统严禁手动拉合刀闸。6.10 刀闸电动操作失灵时应检查下列项目：（1）电机电源是否正常，电源是否接触不良，电机电源开关是否投入。（2）控制电源是否正常，控制电源开关是否投入。（3）控制箱内选择、控制小开关是否对应。（4）继电器是否动作未复归

40、。（5）紧急操作手柄是否在正常位置。（6）开关辅助、限位接点及闭锁回路接点是否闭合良好。（7）各电气元件是否有损坏。6.11 电压互感器二次电压消失现象及处理（1）现象：“电压互感器断线”信号发出。相应的电压表指示到零，电度表电压报警。相应的有功、无功指示降低或到零。有关保护装置的闭锁信号发出。故障录波器动作。（2）处理：判明故障电压互感器和故障相别，并以电流表监视设备运行。停用可能误动的保护及自动装置，处理好后恢复。对异常电压互感器二次回路进行检查，有无短路、松动、断线等现象，相应的二次开关是否跳闸。二次开关跳闸可试送一次，不成功应查明原因，并通知运行人员处理。6.12 电压互感器本体故障时

41、的现象与处理（1）现象：本体有过热现象。内部有放电声和不正常的噪音。二次开关跳闸。二次电压可能升高或降低，接地信号可能发出。（2）处理：立即申请停电处理。切除故障电压互感器，只能用开关来完成。若电压互感器着火，应立即拉开电源。6.13 电流互感器二次回路开路的现象与处理（1）现象：本体发出嗡嗡声音。开路处发生火花放电。相应的电流表、有功无功指示到零。相应的保护CT二次回路断线信号发出。（2）处理：停用有关的保护，通知继电保护人员。根据现象对电流互感器二次回路进行检查，寻找开路处。若开路处很明显时，应将开路处连通或在开路前端子处短接。处理时，应穿绝缘靴、戴绝缘手套。电流互感器二次开路不能带电进行

42、处理时，应停电处理。短路后本体仍有“嗡嗡”声，说明内部开路，应停电处理。检查电流互感器回路的工作，必须注意安全，使用合格的绝缘工具。若电流互感器二次开路引起火灾时，应立即切断电源进行灭火。6.14 互感器着火的处理 设法用开关切断电源，并迅速用干粉灭火器、二氧化碳灭火器灭火。立即采取防止火灾蔓的措施。7.变压器异常及事故处理7.1 变压器跳闸现象：（1）集控室监控后台保护动作报警，同时可能出现的保护动作（主变保护A柜告警、主变保护A柜差动保护动作、主变保护A柜TA断线、主变保护A柜后备保护动作、主变保护B柜告警、主变保护B柜差动保护动作、主变保护B柜TA断线、主变保护B柜后备保护动作、主变保护

43、C柜装置异常告警、有载调压控制器欠压闭锁、低压侧断路器弹簧未储能、低压侧控制回路断线，主变故障录波启动）、跳闸开关闪烁。（2）保护柜有保护动作指示。原因：（1）变压器内部或外部发生故障。（2）保护或控制回路故障，引起误动。（3）变压器外部短路冲击。（4）出现短时冲击负荷。处理：（1）汇报场长。（2）根据报警信息和保护动作指示及故障现象判断跳闸原因。（2）对跳闸变压器进行详细的外部检查。（3）站用变压器，立即手动投入备用变压器。（4）未发现系统故障（电压下降、系统冲击），应检查继电保护装置，若为保护误动可不经检查，再次将变压器投入运行。（5）若判明为保护越级动作时，可在故障点切除后再次合闸。（6

44、）过流保护动作时，检查变压器回路上有无明显故障现象，应对该回路详查，消除故障后方可投入。（7）检查差动保护范围内各部有无闪络喷油，套管爆炸等故障痕迹。（8）如有明显故障，应将变压器两侧开关断开，拉开主变高压侧刀闸进行绝缘测定。（9）在未查明原因，未确认变压器内部无故障之前，不许将变压器投运。7.2 变压器轻瓦斯保护动作 现象：（1）主控画面变压器“#1主变保护C屏本体轻瓦斯”信号报警。原因：（1）变压器内部有故障。（2）变压器加油或冷却系统不严密，致使空气进入变压器。（3）变压器因漏油、渗油、温度下降，引起油位降低。（4）保护装置二次回路故障。处理：（1）检查变压器油位是否正常，是否有漏油现象

45、。（2）检查变压器是否有放电声和异常声音。（3）查瓦斯继电器内是否有气体，应收集气体进行分析。 （4）如瓦斯继电器内聚集的是空气，变压器仍可继续运行。当放气后瓦斯继电器内气体仍不断产生，且频繁发信号时，不准将运行变压器的重瓦斯保护改投信号位，迅速汇报场长，查明原因加以消除。（5）如不是空气，而是其它颜色的气体，则应立即汇报场长，并停用该变压器进行检查处理。（6）如动作原因不是空气浸入变压器所引起，则需采油样进行色谱分析，判明变压器内部故障后停用处理。7.3 变压器温度高报警现象：（1）主控画面“#1主变压器保护C屏油温高”或“#1主变压器保护C屏绕组温度高”信号发出。原因：（1）变压器冷却器系

46、统故障。（2）变压器过负荷或环境温度高。（3）变压器内部故障。 处理：（1）就地检查油温及绕组温度，核对信号是否正确。（2）检查冷却系统运行情况，若冷却系统阀门未开启，应立即开启。（3）若变压器冷却系统正常，而变压器过载或环境温度高，应降低变压器的负荷。（4）若冷却系统运行正常，温度计完好，而变压器温度比相同工况下高出10且不断上升时，则认为变压器已发生内部故障，应请示停运该变压器。（5）室内变压器开启通风，并检查风道畅通。7.4 变压器压力释放阀动作现象：（1）主控画面“变压器压力释放”发出信号。（2）就地压力释放装置可能有喷油痕迹。（3）主变压器本体保护可能动作，变压器两侧开关跳闸。 原因

47、：（1）变压器内部出现故障或发生短路。（2）变压器内部呼吸不畅。 处理：（1）压力释放阀动作应根据变压器本体保护或其它保护有无动作情况进行综合分析，若仅有压力释放阀动作，而无其它任何保护动作，则有可能是该装置误动，经专业人员认可后可以继续运行；若压力释放阀动作并伴随有其它保护（如瓦斯、差动等）动作，则说明有内部故障或大的穿越性短路，当确认为内部故障时，严禁送电，通知运行人员取油样化验和进行常规试验，根据试验，判断变压器故障性质。（2）当压力释放阀动作告警时，值班人员应立即到现场，检查主变压器本体，有无喷油，冒烟，强烈噪音和震动以及温度异常升高等故障迹象，应特别注意压力释放阀是否恢复到关闭状态。

48、（3）若压力释放阀喷油（或漏油）而无压力释放阀动作时，值班人员除检查负荷、温度、声音和其它保护动作情况外，还必须请专业人员来检查有关的信号回路是否正常。（4）当压力释放阀喷油时，值班人员应将现场检查情况（包括负荷、温度、声音、其它保护动作情况和其它异常情况等）立即向调度及上级汇报，同时，对变压器进行严密的监视并做好记录，待有关专业人员进行进一步的检查和处理。7.5 变压器着火 原因：变压器内部故障，产生弧光过电压，使油温达到燃点，油箱超压破裂氧气进入引起火灾。处理：（1）应立即切断电源，迅速采用干粉灭火器灭火。（2）若油溢在变压器顶盖上面着火时，则应打开变压器下部事故放油阀放油，使变压器油位低

49、于着火处。（3）油溢到地上，可以用干沙扑灭。（4）若变压器内部故障引起着火时，防止变压器发生爆炸伤人。8.35kV系统异常及事故处理8.1 35kV开关的故障处理（1）手车不能摇进摇出原因：1.开关处于合闸状态2.摇进手柄未完全插入进孔3.摇进机构未完全到试验位置，致使舌板不能与柜体解锁4.柜体接地未解开处理：1.断开开关2.将手柄安全插入孔内3.将手车退回，重新就位4.通知维护人员处理5.检查接地刀闸是否在合位（2）不能电动储能原因：1.储能限位开关损坏2.储能电机烧坏3.储能电源消失处理：检查储能直流空开是否损坏，如损坏立即更换（3）电动合闸拒合，合闸脱扣器不动作原因：1.开关处于未储能状

50、态2.开关已经处于合闸状态3.开关未完全进入工作位置或试验位置4.合闸闭锁装置辅助电源未接通5.二次线松动或二次回路接线不正确处理：1.检查开关的储能回路2.断开开关3.核对位置指示灯的指示，将手车准确就位4.检查开关的控制回路电压5.检查二次接线回路（4）指示灯异常原因：1.指示灯损坏或相应的辅助接点损坏2.指示灯与当时的运行方式不同处理：1.检查指示灯是否损坏，辅助接点是否良好2.检查是否有寄生回路导致指示灯异常（5）接地开关断开后舌片无法弹回原位原因：1.接地开关驱动轴未到位2.闭锁电磁铁失电处理：1.插入操作曲柄，逆时针旋转曲柄至极限位置，拔出曲柄后表示断开的机械指示应处于操作孔的正下

51、方2.检查接地开关的闭锁电磁铁回路是否正常9.站用电系统异常处理方法9.1站用电部分或全部失电异常处理方法站用交流部分失电，运行人员应先做好人身绝缘措施，用万用表、绝缘电阻表对失电设备进行检查，查找故障点。进一步检查失电分支交流熔断器是否熔断，或自动空气开关是否跳开，可试送电一次，若送电正常，则可判断该分支无明显故障点；若送电不成功，则拉开分支两侧开关，用绝缘电阻表测量分支绝缘，查明故障点。站用交流全部失去时，事故照明应自动切换，运行人员应首先分清失压是由于本站电源进线失电导致的全站停电，还是因为站内站用交流故障引起的全站停电。若是本站电源进线失电导致的全站停电，应投入备用变压器，；若是因为站

52、内站用交流故障引起的全站停电，应迅速查找故障点。查找站内故障点应采用分段查找方式进行检查，根据各种现象判断故障点可能的范围。在分段隔离后，用绝缘电阻表测量绝缘电阻，逐步缩小范围，直至找到故障点。摇测绝缘时，可先将绕组接地端拆开，测量后再恢复。必要时采用分段送各路负载的办法。先切除所连母线上的所有负载开关将母线送电，后逐个送各路负载的办法查找，10.站用直流系统异常及事故处理10.1 直流母线电压高报警 现象：直流监控单元“母线超压”报警。 处理：检查母线电压、充电柜电流，以判断电压高的原因，如为充电柜输出太大引起，应降低其输出，使母线电压恢复正常。若为充电柜故障造成，则将工作充电柜停用，将直流

53、母线并列运行。10.2 直流母线欠电压报警现象：直流监控单元“母线欠压”报警。处理：检查母线电压，充电柜输出电流及蓄电池电流，以判断异常的原因，如由于负荷过大引起，应提高充电柜输出，维持母线电压正常。若系充电柜故障，至使蓄电池放电，导致直流母线电压严重降低时，则应迅速恢复充电柜电源，或者停用故障充电柜，将直流母线并列运行。10.3 直流系统接地故障处理现象：直流段接地发出信号，监控装置报警。处理：查明何极接地，母线绝缘电阻及接地支路。不允许长时间接地运行。在监控装置显示接地支路后，在场长同意后，退出相应保护，可对接地支路进行试拉，以确定该回路是否真正接地。当两段母线并列运行，仅有一台接地检测仪

54、投运情况下，如检测仪指示为联络支路接地，则将无法判别已停用接地检测仪的母线上何支路接地，此时需调换另一台接地检测仪，继续巡检，直至检测到接地支路。10.4 充电柜异常现象：监控模块报充电柜输出过流或电池熔断器断故障。 处理：观察充电柜各模块报警指示灯，检查监控器的信号指示，判断报警原因。如是充电柜输出过流报警，应检查电流数值是否超限，若报警消失，则允许继续运行。若报警未消失，应停用该充电模块。10.5 阀控蓄电池壳体异常原因：（1）浮充电电流过大，充电电压超过了2.35×N。（2）内部有短路或局部放电、温升超标、阀控失灵。（3）均衡充电电流过大，充电电压超过了2.40×N。

55、（4）放电后的充电初期充电电流过大，超过0.2C10。处理：减少充电电流，降低充电电压。10.6 直流配电故障处理（1）直流分路故障如果熔断器或开关输入端有电压，而另一端无，仔细检查熔断器或开关是否完好合上，否则为已损坏。如果一切正常，但监控单元持续报警，则可能是检测线断开。（2）蓄电池常见故障及消除方法序号故 障故障现象消除方法1浮充运行电压太高(大于2.30V)耗水量大,温度升高，电池漏液，寿命缩短调整电压控制值，或更换有毛病电压控制元件2均衡充电或补充电时电压控制太高（大于2.40V）结果同上相似，但更厉害一些调整电压控制值3浮充运行电压太低（小于2.20V）硫酸盐化，容量降低调整电压控制值，均衡充电4充电电流过大（大于0.2CA）耗水量大，温度升高，电池变形，甚至爆裂，寿命减少降低充电电流，停电修理设备5平均环境温度过高由于蒸发，水损增大，浮充电流增大，腐蚀加速加强环境通风或采用空调6充电不能按时断开耗水量增大，温度升高，长期可能导致电池组损坏停电修理设备7充电长期（不足）中断硫酸盐化，电池组放电加快，有深放电，电压不均立即进行必要的充电，人工进行均衡充电8出厂后电池长期未能使用自放电，硫酸盐化，电压不均充电，