35kV变电站事故处理细则

1、35kV 变电站 事故处理细则 目录 第一章总则 2 第二章车集站的正常运行方式 4 第三章车集站异常及事故处理细则 41、上级电源消失 42、两条电源进线其中一条故障跳闸造成部分停电事故以 I 矿车线失压为例） 63、变压器故障跳闸 84、变压器油温异常升高 145、6kV 单相接地故障 146、6kV母线故障 以6kVH段母线短路为例）167、电压互感器保险熔断 以 6202 PT B 相高压保险熔断为例） 178、电流互感器故障 189、6kV馈出线保护跳闸故障1910、站内交流系统故障 以 6216站用变） B 相高压保险熔断为例） 2011 、直流系统故障 2112、断路器控制回路断

2、线 2413、弹簧未储能 以车 3507开关为例） 2514、保护装置异常及故障 2515、电磁机构合不上闸 2716、隔离开关机构异常 2817、电磁机构不能分闸 2818、无功补偿装置异常和事故跳闸 2919、电压互感器着火 3020、 逆变电源故障，造成综自后台及五防电脑失电3121、车3507 SF6开关压力异常3222、断路器误跳 3323、断路器非全相运行 3424、一次设备过热 3525、6kV风井架空线路瞬时性故障3526、6kV风井架空线路永久性故障36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；1.2 尽可能保持对

3、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 处理人身触电事故；2.4 处理电气设备火灾事故；2.5 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，值班负责人必须留在主控室，全面指挥处理，有必要离开控 制室应指定相应的值班长留守主控室。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

4、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

5、，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35kV、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

6、况）。7.3迅速查清跳闸回路保护动作情况电流I段、电流H段、重合闸动作、过流加速动作、后备保护动作情况及故障量）。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性质、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，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 车集站的正常运行方式1、正常运行方式方式一：I矿车线带1#主变运行供6kVI、皿段母线；H矿车线带 2#主 变运行供6kVH段母线；

7、3#主变热备用于I矿车线，车 3500开关、6100开 关、 6301 开关、 6230 开关热备用。 6100 母联备自投投入， 6230 母联备自投退 出。方式二：I矿车线带3#主变运行供6kVI、皿段母线；H矿车线带 2#主 变运行供6kVH段母线；1#主变热备用于I矿车线，车 3500开关、6100开 关、 6101 开关、 6230 开关热备用。 6100 母联备自投退出， 6230 母联备自投投 入。注：a本站主变高压侧中性点不接地。b 本事故处理细则根据运行方式一情况下进行编写。第三章 车集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 预告信号电铃、事故信

8、号电笛响；后台报出：“1 、 2直流屏交流电源故障'”、电容及滤波回路欠电压'保护跳闸动作”、主变“风冷消失1.1.2 后台显示电容及滤波回路开关位置状态变绿且闪烁。1.1.3 后台显示所有的电压、电流、功率均指示为零。1.1.4 事故照明灯亮，事故照明屏“事故照明投入”灯亮。1.1.5 1# 、2主变后备保护装置“告警”灯亮，同时液晶显示屏显示“风冷失告警”1.1.61 、 2直流屏微机直流监控装置液晶显示屏显示“交流电源故障”；1.1.7 电容及滤波回路保护装置“跳闸”灯亮，液晶显示屏显示“低电压保护 动作”， 同时以上各盘开关位置指示灯绿灯亮。1.2 事故原因造成全站失压

9、的原因有：上级电源消失。1.3 事故处理1.3.1 复归电铃、电笛信号。1.3.2 全面检查站内设备及保护装置动作情况，确认站内设备有无其他异常。1.3.3 向调度汇报检查结果，并询问上级电源情况。1.3.4 确认因上级电源出现故障后，在上级电源没有恢复供电或调度没有下达 操作指令的情况下，不做任何操作，耐心等待。1.3.5 向用户通报事故情况，并做好来电准备。1.3.6 电源恢复后，检查站内设备运行情况。1.3.7 用户负荷恢复后，请示调度恢复站内的滤波、电容装置。1.3.8 做好相关记录。注： 6211南翼采区 1#变二回）、 6313南翼采区 1#变一回）、 611026#采区 变电所三

10、回）、 6103主井绞车一回）、 6203主井绞车二回）；该五条回路增加了低电压保护，当大面积停电时间超过 1 分钟后，该五条回路会自动跳闸 当上级电源恢复后按照规定的停送电联系程序进行送电。2、两条电源进线其中一条故障跳闸造成部分停电事故以 I 矿车线失压为例）2.1 主要事故征象2.1.1 预告信号电铃、事故信号电笛响。2.1.2 后台报出 “ 6100 桥开关自投动作”，“ 6101 开关跳闸”、“ 6115、 6116、6117 回路欠电压'保护跳闸动作”。2.1.3 后台主接线图 6101、6115、6116、6117 开关位置状态变绿且闪烁， 6100 开关位置状态变红并闪

11、烁。潮流图显示I矿车线、35kV 母、1#主变，电压、电流、功率为零。2.1.4 1# 主变保护屏 6101 开关位置指示灯绿灯亮。2.1.5 6100I 开关柜备自投装置显示“桥开关自投动作”，同时 6100开关位置 指示灯红灯亮。2.1.6 6115 、 6116、 6117、保护装置“跳闸”灯亮，液晶显示屏显示“低电压 保护动作”，同时 6115、 6116、 6117 开关位置指示灯绿灯亮。2.2 事故原因2.2.1I 矿车线有故障，上级开关跳闸。2.2.2 35kVI 段母线故障，引起上级开关跳闸。2.2.3 车 3507 间隔有故障，引起上级开关跳闸。2.2.4 1# 主变故障引起

12、越级跳闸。2.3 事故处理2.3.1 复归电铃、电笛信号。2.3.2 检查站内相关设备情况，复归装置报警信号。向调度汇报设备检查结果，并询问上级电源情况。2.3.3 若故障点不在站内，则根据调度指令进行以下操作：1）拉开I矿车2开关；2）退出 6100 母联备自投装置，合上车 3500 开关；3）投入 1#主变运行；4）拉开 6100母联开关；5）投入 6100 母联备自投装置。2.3.4 若故障点在站内，则根据调度指令进行以下操作：2.34 1 35kV I母故障1 ）退出 6100 母联备自投装置；2）I矿车2开关停运、解备；3）解备 1#主变和车 3500 开关；4）待I矿车带电后，投入

13、3#主变；5）拉开 6100母联开关；5）投入 6230 联络备自投装置。2.3.4.2 车 3507间隔故障1）解备车 3507 开关；2）待I矿车带电后，投入1#主变，恢复正常运行。2.3.4.3 1# 主变故障引起越级跳闸1 ）退出 6100 母联备自投装置；2）解备 1#主变；3）待I矿车带电后，投入3#主变；4）拉开 6100母联开关；5）投入 6230 联络备自投装置2.3.5 电源恢复正常运行后，根据负荷情况及时向调度申请投入6115、 6116、6117 滤波、电容。2.3.6 做好相关记录，汇报调度和上级领导。注：应按调度指令及时正确投退母联备自投装置。3、变压器故障跳闸3.

14、1 变压器差动保护动作 以 2#主变为例）3.1.1 事故征象3.1.1.1 预告信号电铃、事故信号电笛响；后台报“ 1、 2主变风冷消失 告警'”、“ 2主变比率差动保护动作”或“ 2主变差动速断保护动作”、 “6217 欠电压保护动作”、“ 6100备自投桥开关动作”。3.1.1.2 后台主接线图车 3502、 6201、 6217 开关位置状态变绿且闪烁， 6100 开关位置状态变红且闪烁，潮流图显示 2主变电压、电流、功率为零。3.1.1.3 2 主变主保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“比 率差动保护动作”或“差动速断保护动作”。3.1.1.4 1 、 2主变后备

15、保护装置面板上“非电量”指示灯亮、液晶显示屏 显示“风冷消失”， 35kV 线路保护测控柜：车 3502 控制开关绿灯亮，车 3502 开关柜开关位置指示灯绿灯亮。3.1.1.5 主变保护测控柜 I ：6201 分闸指示灯绿灯亮； 6kVII 段母线进线柜 6201 开关分闸位置指示灯绿灯亮，合闸位置指示灯红灯灭， 6201 开关在分闸 位置。3.1.1.5 6217 保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“低电压保 护动作”，开关柜电流表指示为零、控制开关指示绿灯亮， 6217 开关在分闸位3.1.1.6 站用交流配电屏“副井变投入”指示灯亮，“站用变投入”指示灯灭。3.1.2 事故

16、原因3.1.2.1 主变差动保护范围在主变高、低压侧的电流互感器之间。3.1.2.2 主变及其套管引出线发生短路故障。3.1.2.3 保护二次线发生故障。3.1.2.4 主变高低压侧电流互感器故障。3.1.2.5 主变内部故障。3.1.3 事故处理3.1.3.1 复归电铃、电笛信号。3.1.3.2 根据后台信号、保护装置动作情况，判断事故性质，查找故障点，并 向处调度汇报。3.1.3.3 退出 6100 母联备自投装置。3.134 投运3#主变，拉开6130开关。暂用1#主变带6kVI、H段运行，3#主变带6kV皿段运行。3.1.3.5 投入站用变电源，退出副井变电源。3.1.3.6 解备 2

17、主变，等待检修。3.1.3.7 根据情况向调度申请投入滤波回路。3.1.3.8 做好相关记录，加强设备巡视，汇报调度和上级领导。3.2 变压器瓦斯保护动作 以 2主变为例）3.2.1 事故征象3.2.1.1 预告信号电铃、事故信号电笛响；后台报出：“ 1、 2主变风冷消失告警'”、“ 2主变重瓦斯保护动作”或“ 2主变轻瓦斯保护动作”主变轻瓦斯动作只报告警信号不会跳闸）、6217 欠电压保护动作”、“6100 备自投桥开关动作”。3.2.1.2 后台主接线图车 3502、 6201、 6217 开关位置状态变绿且闪烁， 6100 开关位置状态变红且闪烁，潮流图显示 2主变电压、电流、功

18、率为零。3.2.1.3 2 主变后备保护装置面板上“跳闸”或“告警”指示灯亮，液晶显 示屏显示“重瓦斯保护动作”或“轻瓦斯保护动作”。3.2.1.4 1 、 2主变后备保护装置面板上“非电量”指示灯亮、液晶显示屏 显示“风冷消失”； 35kV 线路保护测控柜：车 3502 控制开关绿灯亮；车 3502 开关柜上开关位置指示灯绿灯亮、红灯灭。3.2.1.5 6kVII 段母线进线柜 6201开关分闸位置指示灯绿灯亮，合闸位置指示 灯红灯灭， 6201 开关处于分闸位置。3.2.1.6 6217 保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“低电压保 护动作”。开关柜电流表指示为零、控制开关上红

19、灭绿灯亮， 6217 开关处于分 闸位置。3.2.1.7 站用交流配电屏“副井变投入”红灯亮，“站用变投入”红灯灭。3.2.2 事故原因3.2.2.1 轻瓦斯动作的可能原因：1）变压器异常运行时导致内部油位变化或者有轻微气体产生。2）空气进入变压器内部，在变压器新安装或大修时空气排放不净或密封 不严。3）穿越性短路故障而产生少量气体。4）油位降低导致轻瓦斯动作。5）直流出现两点接地或多点接地，二次回路短路。6）强烈的振动或者轻瓦斯继电器损坏误动作。3.2.2.2 重瓦斯动作的可能原因：1）变压器内部发生严重故障。2）瓦斯保护回路有故障。3）近区穿越性短路故障。4）油面严重降低。3.2.3 事故

20、处理3.2.3.1 复归电铃、电笛信号。3.2.3.2 根据综自后台信号、保护装置动作情况，判断事故性质，查找故障原 因，汇报调度。3.2.3.3 退出 6100 母联备自投装置。323.4 投运3#主变，断开6130开关。暂用1#主变带6kVI、H段运行，3# 主变带6kV皿段运行。3.2.3.5 投入站用变电源，退出副井变电源。3.2.3.6 解备 2主变，等待检修。3.2.3.7 根据情况向调度申请投入滤波回路。3.2.3.8 做好相关记录，加强设备巡视，汇报调度和上级领导。3.3 、 变压器后备保护动作3.3.1 事故征象3.3.1.1 预告信号电铃、事故信号电笛响；“ 1主变低压侧过

21、流 I 段保护动 作”低后备跳母联、跳低压侧进线）或“ 1主变高压侧过流 I 段保护动作” 高后备跳主变高低压侧开关）、“ 6115、 6116、 6117 欠电压保护动作”。3.3.1.2 后台主接线图 6101车 3501、 6101）开关位置状态变绿且闪烁； 1#主 变、6kVI、皿段母线电压、电流指示为零3.3.1.31 主变后备保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“低压侧过流I段保护动作”或“高压侧过流I段保护动作”、6101车3501、6101）开关红灭绿灯亮。3.3.2 事故原因3.3.2.1 主变低后备保护范围在变压器低压侧电流互感器的负荷侧以下。主变高后备作为主变主

22、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。故此保护动作原因有：1）6kVI、皿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。3.3.3 事故处理3.3.3.1 复归电铃、电笛信号。3.3.3.2 根据综自后台信号、保护装置动作情况，判断事故性质，查找故障原 因，汇报调度。3.3.3.3 若 1#主变高后备保护动作1 ）、根据保护动作情况检查1#主变及6kVI、皿段设备有无明显故障点，检查结果汇报处调度。 故障点在 6101 开关上侧）2 ）、退出 6 1 00联络备自投装置。3 ）、投入 3#主变及 6230联络备自投装置。4 ）、将

23、 1#主变解备、作安措，等待检修。5）、根据负荷情况及时向调度申请投入 6115、 6116、 6117 滤波、电容回路。3.3.3.4 若 1#主变低后备保护动作1、保护正常动作，而断路器拒分，致使上一级断路器保护动作跳闸a） 退出6100联络备自投装置，检查 6kVI、皿段所有开关有无异常及保 护动作现象。b）发现有保护动作而机械位置仍在合位的开关，应立即将该开关手动断 开，并及时解备、隔离故障点。c）检查母线确无异常后，合上 6101开关，恢复6kVI、皿段母线供电。d） 根据负荷情况及时向调度申请投入6115、6116、6117滤波、电容回 路。2、若确定是保护拒动，从而使上一级断路器

24、保护动作跳闸。a若检查6kVI、皿段开关无保护动作异常信号，而母线又无故障，则应能判定为6kVI、皿段某一开关保护拒动引起越级跳闸。b 退出 6100 联络备自投装置，拉开 6130、 6310 开关，投运 3#主变。说明：1#主变带6kVI、皿段、2#主变带6kVH段运行方式下，低后备保护动 作跳6101开关，可判断故障点应在 6kVI段上，6130、6310开关采用的是线 路保护配置电流I段，时限0.6S，故障点在 6kV皿时联络开关才会动作跳闸。）c 3#主变投运成功后，拉开6kV I段上所有开关。d用1#主变对6kV I段母线进行充电。e母线充电正常后，对 6kV I段逐个回路试送电，

25、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。f再次用6101对6kVI段母线及所送过的负荷回路充电，恢复其余回路的供电。g> 合上 6130、6310 开关，停运 3#主变，投入 6100 联络备自投装置，恢 复正常运行方式。h> 根据负荷情况及时向调度申请投入6115、 6116、 6117 滤波、电容回路。4、变压器油温异常升高4.1主要征象 预告信号电铃响；后台报：“主变温度告警”，后台显示主变温度异常升4.2温度异常升高原因 造成油温异常升高的原因有： 1、变压器负荷增大； 2、主变风扇交流电源 故障或风扇故障不能自投； 3、变压器内部故障； 4、温

26、度计显示错误。4.3 温度异常升高处理 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：4.3.1 恢复各组冷却器正常工作。4.3.2 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。5、6kV单相接地故障5.1 主要事故征象预告信号电铃响；后台报：“ 6kVX段谐振接地告警”、“X母接地”、“X母TV二次断线”。5.1.2 检查母线电压一相降低，另两相升高<金属性接地时，接地相电压指示为 零，另两相升高为线电压

27、）。监测装置液晶显示屏显示“X母 TV二次断线”、“ X母接地”，该装 置“告警”、“保护动作”灯亮；消谐装置显示“X母谐振接地”、“X母接 地”指示灯亮。微机小电流接地选线装置“X母线接地”、“跳闸”指示灯亮，液晶显示屏显示“ 6XXX”接地。5.1.5 母线 PT 声音异常；对应母线所带的消谐柜接地相接触器动作指示灯 亮。5.2 事故原因风井线路导线断线；风井线路导线在绝缘子中绑扎或固定不牢，脱落到横 担或地上；风井线路导线因风力过大，与建筑物、树木距离过近；风井线路避 雷器绝缘击穿；井下回路电缆接头氧化发热绝缘损坏；井下回路电缆受到撞击 或者挤压造成接地。5.3 事故判断及处理5.3.1

28、 发生单相接地时应立即检查母线电压，根据电压进行判断：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。5.3.2 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，判断接地回路。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，应迅速与用户联系，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

29、 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：要与用户结合确认是否选准，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。则迅速与用户联系，说明可能是哪几条回路存在接地的可能，要求用户在 1小时内处理好，否则 1小时后将拉路寻找，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：在处理接地故障时应穿戴个人防护用具，在接地1小时 20分钟时，要汇报相关领导，

30、准备拉路寻找，处理时间控制在 2小时之内。6、6kV母线故障 以6kVH段母线短路为例）6.1 事故征象6.1.1 预告信号电铃、事故信号电笛响；后台报：“ 2主变低压侧过流 I 段保护动作” 跳 6201）、“1、 2主变风冷消失告警'”， “6217 欠电压保护动作”。综自后台主接线图6201、6217开关状态符号变绿且闪烁；6kVH段母线 电压、电流指示为零。6.1.3 2 主变后备保护装置面板上“跳闸”指示灯亮，液晶显示屏显示“低 压侧过流 I 段保护动作”， 6201 控制开关红灯灭绿灯亮，开关柜上 6201 开关 指示灯绿灯亮， 6201 开关在分闸位置。6.2 事故原因

31、母线绝缘破损有短路或两相接地短路现象；有杂物搭在母线上；小动物进 入柜顶。6.3 事故处理6.3.1 复归电铃、电笛信号。632退出相应的联络备自投装置，检查6kVH段母线上所有馈出线开关有无保护动作情况及母线异常情况。6.3.3 母线有异常情况 无法排除），则将该母线停运、解备，将该母线上负荷 转移。6.3.4 汇报处调度，等待检修。7、电压互感器保险熔断 以 6202 PT B 相高压保险熔断为例）7.1 事故征象预告信号电铃响；后台报：“ 6kVH段谐振接地告警”、“ H母 TV二次 断线”、“ H母接地”。主潮流图显示6kVH段母线电压 B相降低或接近零，A C两相电压不 变。、620

32、2电压互感器监测装置液晶显示屏显示“H母 TV二次断线”、 “H母接地”，该装置“告警”、“保护动作”灯亮。7.1.4 6102柜上消谐装置显示“H母谐振接地”，“ H母接地”指示灯亮。7.2 事故原因PT 内部发生单相接地或匝间短路故障；供电系统发生单相间歇电弧/ 弧光接地，产生过电压；因为 PT铁磁饱和发生系统谐振过电压和大电流；PT二次回路发生短路二次电压空气开关未跳开，从而造成高压侧熔断器熔断。7.3 事故处理7.3.1 复归电铃信号。7.3.2 穿戴人身防护用具，检查设备运行情况，将结果汇报调度。733根据调度指令退出备自投装置、 6kVH段母线上所带回路的低电压保护 <621

33、1、 6203、 6217）、 2#主变低压侧复压开出、 2#主变低压侧过流投退等保 护压板。断开PT二次空开，拉开PT柜甲刀闸。7.3.5 更换同型号、同规格的合格熔断器。恢复PT正常运行 <若保险再次出现熔断，则汇报调度安排处理）。7.3.7 投入所退出的相关保护压板。7.3.8 做好有关记录，汇报调度及相关领导。 注意：停运电压互感器时，应记录好停运和投运时间，以便估算电度量。8、电流互感器故障8.1 事故征象8.1.1 回路仪表指示异常；电流互感器二次开路时，电流无指示，功率表表值 降低。8.1.2 本体发出噪声或不均匀的震动声音。8.1.3 本体严重发热，有异味，变色，冒烟等情

34、况；8.1.4 电流互感器二次回路上有很高电压，元件线头等有放电、打火现象。8.2 事故原因电流互感器二次回路开路；内部出现故障；温度过高；互感器冒烟、着火 可能造成此类事故。8.3 事故处理将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、紧固或待用户负荷转移之后，可以对该间隔停运、解备，由专业人员来检修处理。9、6kV馈出线保护跳闸故障9.1 事故征象预告信号电铃、事故信号电笛响；后台报：“6XXX开关电流x段保护跳闸动作”。综自后台主接线图6XXX开关位置状态变绿且闪光，潮流图显示跳闸 开关电流、功率为零。跳闸开关保护装置面板上“跳闸”指示灯亮、液晶显示屏显示“电流X段保护动作”

35、。9.1.4 跳闸断路器分合闸灯指示：绿灯亮、红灯灭，开关在分位。9.2 事故原因电流I段保护动作时，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。电流H段保护动作时，故障点应是用户变电所或井下变电所的出线上的 故障。9.3 事故处理9.3.1 复归电铃、电笛信号。向调度汇报“XX时XX分，xx开关电流X段动作跳闸”。9.3.3 解备跳闸回路的开关，检查跳闸开关有无异常情况，将检查结果汇报调度。9.3.4 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。9.3.5 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

36、复供电。9.3.6 整理并做好各种记录。10、站内交流系统故障 以 6216站用变） B 相高压保险熔断为例）10.1 主要事故征象10.1.1 预告信号电铃响；后台报：“ 1、 2直流屏交流电源故障'”。10.1.2 1 、 2直流屏微机直流监控装置液晶显示屏显示“交流电源故 障”。10.1.3 站用交流配电屏“电压切换开关”打到 AB、BC 位置时，电压较低，打 到CA位置时电压410V正常。10.2 事故原因 高压保险熔断。站用变电源消失的原因：低压侧空气开关跳闸，交流配电 屏馈线空气开关跳闸。10.3 事故处理10.3.1 若出现站用变 B 相高压保险熔断时，站用交流电源屏进线

37、空开不会自动 备投，此时应手动退出站用变交流进线空开，副井变电源会自动投切带全站交 流负荷。然后进行以下操作；1 ）拉开站用变低压侧空气开关。2）拉开站用变 62 1 6甲刀闸、打开 62 1 6后柜门。3）更换同型号的合格熔断器。4）关闭 62 1 6后柜门、合上站用变 62 1 6甲刀闸。5）合上站用变低压侧空气开关6）投入站用变电源，退出副井变电源10.3.2 若出现站用变失压或故障停电时，站用交流电源屏进线空开会自动备 投，副井变电源带全站交流负荷。若站用变故障则将6216站用变）解备，汇报调度，等待检修。10.3.3 若出现全站失压或站用变和副井变电源同时故障站用交流电源消失时， 站

38、内逆变电源和事故照明屏可以正常工作，此时应立即汇报调度，及时对低压 变进行抢修等工作。注：当副井变电源带全站交流负荷时，应避免启动较大低压交流负荷。启动站 内逆变电源和事故照明屏时，也应减少不必要的照明负荷。11、直流系统故障11.1 直流接地故障 以 2直流屏支路 13 为例）11.1.1 故障征象11.1.1.1 预告信号电铃响；后台报：“ 2直流屏直流母线接地'”。11.1.1.2 2 直流屏微机直流监控装置液晶显示屏显示“直流母线接地”； 2#直流屏微机直流绝缘监察装置报出：“支路 13正对地XX kQ、负对地XX kQ （25k Q以下报警”，同时该装置上“告警”灯亮。11.

39、1.2 故障原因 直流母线有接地现象；直流分支路出现绝缘破损，导致接地现象；环境 潮湿使直流系统绝缘下降；支路有人工作，因操作不当，导致直流线路接地。11.1.3 故障处理 当发生直流接地时，值班人员应迅速检查绝缘监察装置。按确定键进入主菜单t支路电阻t告警支路，或者进入主菜单后t历史记录，找出接地回 路）向处调度汇报；查找方法可以按照先室外，后室内，先找有工作人员工作过的设备，再找其他回路的办法查找直流接地点，最大限度限制故障扩大。等 待专业人员到现场进行处理，一定要做好记录，把具体现象和情况向专业人员 说清。具体步骤；1）复归电铃信号。2）汇报处调度。3）根据调度指令，拉开支路 13<

40、;6kVH段合闸电源进线空气开关，在6100H柜内），查看 2#直流屏微机直流绝缘监察装置“接地告警信息”是否消 失。a、 若不消失，则接地点在支路13< H段合闸电源）出线空气开关与6100H柜内的电源进线空气开关之间，此时合上6kVI、H段合闸电源联络<此联络在6100H盘内），等待处理。b、若消失，则接地点在 6100H柜内合闸电源进线空气开关以下。此时检查6kVH段各盘间合闸小母线及合闸接触器是否有潮湿或者明显接地。若 有，则进行相应处理 <潮湿者则用吹风机吹干，有明显接地者，处理并用绝缘 胶布包扎）。处理结束后，合上 6100H柜内6kVH段合闸电源进线空气开关，

41、检查绝缘是否正常。若无，则向处调度汇报，等待检修人员处理。4）做好相关记录。11.1.4 处理直流接地故障的一般要求11.1.4.1 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。11.1.4.2 使用拉路法查找直流接地时，至少应由两人进行，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。11.1.4.3 推拉检查应先推拉容易接地的回路；如1#直流系统发生接地，依次推拉35kV储能电源（1、光端机电源、6kVI段

42、合闸电源、6kV皿段合闸电源 （1，如接地仍未消失，可经调度和工区同意依次推拉6kV I段控制电源、6kV皿段控制电源（1、测控柜控制电源（1、6kV I段保护电源、6kV皿段保护 （1、测控柜保护电源 （1。如 2#直流系统发生接地且未选出接地回路的话，依次推拉35kV 储能电源（2、6kVH段合闸电源、6kV皿段合闸电源2）、事故照明，如接地仍未消 失，可经调度和工区同意依次推拉 SVG控制柜直流、6kVH段控制电源、6kV皿 段控制（2、测控柜控制电源（2、6kVH段保护电源、6kV皿段保护2）、测控 柜保护电源 （2、逆变器直流电源。11.2 蓄电池着火11.2.1 事故征象11.2.

43、1.1 预告信号电铃响；后台报：“蓄电池温度越限”。11.2.1.2 微机直流测控装置：“电池”指示灯亮。11.2.1.3 蓄电池有着火冒烟迹象。11.2.2 事故原因蓄电池温度过高或内部出现短路。11.2.3 事故处理11.2.3.1 把着火电池的负荷转移到正常电池上。11.2.3.2 断开着火蓄电池的电源开关。11.2.3.3 用二氧化碳灭火器进行灭火 。11.2.3.4 将处理结果汇报处调度11.2.3.5 做好各种记录11.2.3.6 等待专业人员进行检修。12、断路器控制回路断线12.1 主要事故征象后台音响响，后台报“XX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

44、断线”，装置上“告警”指示灯亮。12.2 事故原因12.2.1 分、合闸回路断线，接线端子松动、断线等。1222分闸或合闸6kV合闸接触器）线圈断线。12.2.3 断路器辅助接点接触不良。12.2.4 分闸位置或合闸位置继电器线圈烧断。12.2.5 控制电源空开跳闸或接线松动。12.2.6 SF6 断路器压力降低，闭锁分合闸回路。12.2.7 弹簧未储能。12.3 事故处理12.3.1 当开关处于合位时的处理方法：12.3.1.1 复归音响，记录相关信号，检查保护装置有无异常。12.3.1.2 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

45、断路器的控制空开。2）倒换运行方式转移负荷，用上级断路器切断电源，解备该断路器。12.3.1.3 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。12.3.2 开关处于分位时的处理方法：12.3.2.1 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。13、弹簧未储能 以车 3507 开关为例）13.1 事故征象13.1.1 预告信号电铃响；后台报出“ 3主变后备保护装置高压侧断路器弹 簧未储能'、控制回路断线'”。13.1.2 3# 主变后备保护装置“告警”灯亮，液晶显示屏显示

46、高压侧断路器 “弹簧未储能”、控制回路断线'。13.2 事故原因 储能电动机有故障；储能电动机电源有故障；储能限位开关有问题可能造 成此类故障。13.3 事故处理13.3.1 复归电铃信号。13.3.2 去现场查看弹簧是否在储能状态。a、若弹簧在储能状态，则是“储能告警”限位开关常闭触点未断开，人 为手动断开即可。b、若弹簧未在储能状态，检查储能电机电源是否正常，储能电机是否烧 坏，手动进行储能；若现场不能处理，汇报处调度，等待检修人员检修。13.3.3 做好相关记录，汇报调度。14、保护装置异常及故障14.1 装置闭锁，装置故障14.1.1 现象后台信息：1）预告信号电铃响；2）“x

47、x保护装置故障”、“XX保护装置闭锁”或XX装置失电告警等。保护装置、控制屏 配电柜）显示信息： 1）保护装置“告警”灯亮。 2）液晶显示屏显示“装置故障”。14.1.2 主要原因发生这种情况是指保护装置闭锁了跳闸出口，该保护装置所保护的回路无 论发生什么事故都不会出现保护动作的开关跳闸现象。主要原因是保护装置硬 件本身发生了故障，或者装置失去了直流电源。14.1.3 处理方法复归音响；去现场检查确认，汇报调度；与用电单位联系，要求快速转移 负荷，将该回路停运、解备；等待专业人员进行处理。14.2 装置异常14.2.1 现象后台信息：1）音响响；2）“xx保护装置异常告警”、“XX保护装置异常

48、'”等。保护装置、控制屏 配电柜）显示信息： 1）保护装置“告警”灯亮。 2）保护装置液晶屏显示“装置异常”。14.2.2 主要原因发生装置异常的主要原因：装置插件故障、电压断线、电流断线、TWJ异常、直流控制电源消失。装置的保护功能齐全，装置可正常使用。要到保护装 置上看清异常的主要原因。14.2.3 处理方法复归信号、音响；去现场检查确认，汇报调度；与用电单位联系，要求转移负荷，根据调度指令将该回路停运、解备；等待专业人员进行处理。14.3 显示屏不显示保护装置显示屏不显示，看运行灯是否灭，如果运行灯灭后台有报警信息），按I类缺陷处理；汇报调度，与用电单位联系，要求转移负荷，根据调

49、 度指令将该回路停运、解备，等专业人员处理；如果运行灯正常亮，说明装置 能运行正常，只是显示屏存在问题，按皿类缺陷汇报，等专业人员进行处理。14.4 通讯异常14.4.1 现象后台信息：1 ）音响响；2 ）报出“XX保护装置通讯异常 中 断）'”。保护装置、控制屏 配电柜）显示信息1）xx保护装置“告警”灯亮。 2）液晶显示屏显示“装置通讯异常 中断）”。14.4.2 主要原因通信异常是指保护装置通信通道发生了故障，通俗的说就是通讯线、通讯 线的接头发生了断线，接触不好，通讯错码或者说通讯协议在运行中出错等情 况。14.4.3 处理方法复归信号、音响；向调度汇报，等待专业人员处理；值班

50、人员做好记录。15、电磁机构合不上闸15.1 主要事故征象预告信号电铃响；后台报：“XX保护装置控制回路断线 异常）'”。15.1.2 保护装置告警指示灯亮，液晶屏显示：“控制回路断线异常）15.2 事故原因 合闸线圈损坏、断路器故障、控制回路、合闸回路故障、操作机构机械故 障可能造成此类故障。15.3 事故处理遇到此种情况立即检查该回路开关柜，找出原因：a、机械故障，应立即断开控制回路和合闸回路电源空开，防止合闸线圈 烧毁，汇报调度，等待来人检修。b、控制回路断线，应检查控制回路电压是否正常，二次线有没有松脱现 象。c、合闸回路故障，应检查合闸回路电压是否正常，二次线有无异常，合 闸

51、线圈是否烧毁。d、找不出原因，汇报调度，等待相关部门检修。16、隔离开关机构异常16.1 隔离开关机构异常征象16.1.1 隔离开关拒动 拒分、拒合），动、静触头接触不好，错位等。16.2 隔离开关机构异常的处理16.2.1 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。16.2.2 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。16.2.3 静触头是否有卡阻现象。16.2.4 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。17、电磁机构不能分闸17.1 事故征象预告信号电铃响；后台报：“XX保护装

52、置控制回路断线 异常）”。17.1.2 保护装置告警指示灯亮，液晶屏显示：“控制回路断线 异常）”。17.2 事故原因 分闸线圈损坏、断路器机械故障、控制回路、分闸回路故障可能造成此类故障。17.3 事故处理 遇到此种情况立即检查该回路开关柜，找出原因：a、机械故障，应立即断开控制回路，防止分闸线圈烧毁，汇报调度，等 待来人检修；不是机械故障可手动分闸。b、控制回路断线，应检查控制回路电压是否正常，二次线有没有松脱现象。c、分闸回路故障，应检查分闸回路电压是否正常，二次线有无异常，分 闸线圈是否烧毁。d、找不出原因，汇报调度，等待相关部门检修。18、无功补偿装置异常和事故跳闸18.1 主要事故

53、征象预告信号电铃、事故信号电笛响；后台报“XX开关电流X段保护动 作”或“XX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。保护装置液晶屏显示“电流X段保护动作”或“XX低 过）电压保护 动作”；装置面板“跳闸”指示灯亮。18.2 事故原因18.2.1 电容器喷油、着火、爆炸；绝缘子闪络短路等。18.2.2 母线失压或者系统电压过高时，三相电流不平衡，过负荷。18.2.3 系统振荡、有短路时使母线电压降低。18.2.4 电压互感器二次保险熔断。18.3 事故处理18.3.1 当电容跳闸后应立即汇报调度，复归所有信号，根据报警信息，判断 事故原因。18.3.2 若非系统电压

54、原因，应检查是电容器本身问题，解备该电容器，对电容 器逐个放电后，才能进行检修。18.3.3 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55C）异常现象时，应立即汇报，进行拆除或更换电容器。18.3.4 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。18.3.5 电容器开关故障跳闸后，未判明具体原因之前，应检查断路器、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。18.3.6 若发现电容器着火时，应立即切断上级电源，使用

55、灭火器进行灭火。 注意：电容器跳闸后，要对电容进行充分放电，约 5 分钟后，才可以将电容器 重新投入运行。19、电压互感器着火19.1 事故征象后台有信号报出或未有信号报出；若有信号报出，则后台报：“XX段 谐振接地告警”、“ XX母 TV二次断线”、“母线接地”。19.1.2 内部有放电声或其它噪声；套管严重破裂放电，套管、引线与外壳之间 有火花放电。内部发出焦嗅味、冒烟或着火。19.2 事故原因 匝间短路、设备发热、严重放电、单相接地时间过长可能造成此类事故。19.3 事故处理19.3.1 根据调度指令退出与电压相关保护压板。19.3.2 拉开上级断路器，切断电源。1933断开PT二次侧空开。1934拉开PT甲刀闸。19.3.5 用灭火器进行灭火。19.3.6 合上上级断路器，恢复该段母线供电。20、逆变电源故障，造成综自后台及五防电脑失电20.1 主要事故征象事故照明屏逆变器“告警”灯亮；后台备用 UPS电源自动投入。一台综 自后台和微机五防电脑自动停机。20.2 事故原因事故照明屏逆变器装置故障可能会引起此事故。20.3 事故处理20.3.1 迅速到现场检查逆变装置实际状态，确认逆变装置出现故障原因。关闭 逆变器电源开关。拉开逆变装置本体输入、输出开关。20.3.2 若逆变器已冒烟着火，则