变电站运行操作规程

UNIS-COM 监控站2监控站1五防站电度表110kv开关柜35kv开关柜主变保护10kv开关柜RS485以太网交换机主机调度UNIS-COM3.13.2监控系统简介：110KV变电站采用湖南紫光综合自动化系统，系统采用模块化、间隔测控装置完成站内所有遥测、遥信、遥控功能，并把信息送到站级通讯网，保护装置,其它信息经过转换送到站级通讯网，由站级网络送入站级计算机进行分析处理，同时还能够将数据送入数据库储存。3.13.3软件的运行环境硬件条件：CPU：P41.6GHz以上内存：大于等于128M，推荐256M硬盘：不小于20G显存：4M以上声卡：16位以上软驱：1.44M光驱：50X网卡：10M/100M显示器：高分辨率，1024×768以上在线式不间断电源（UPS）：至少1kVA。打印机：支持汉字及图形打印（例如LQ-1600K）。通讯介质：根据需要及具体情况选择。能够是光纤、网络双绞线、屏蔽双绞线、电力载波、电话交换网、高频无线电、微波等。每个通讯信道均可独立任选物理介质。通讯接口：取决于通讯介质的不同。软件条件：MicrosoftWindows操作系统MicrosoftSQLServer7.0数据库MicrosoftExcel3.13.4程序的运行：为保证整个DCAP3000变电站自动化系统安全可靠的运行，在操作时，要对用户及其权限进行验证。以遥控为例，用户在遥控操作前必须进行身份验证，如果身份验证失败，则无法进行遥控操作。系统可设置用户及用户组，并对所有用户的操作权限进行管理和控制。能够设置任意多个用户组，对每个用户组设置该用户组应有的权限。将用户设置到相应的用户组即可享有该用户组具有的权限，一个用户能够同时属于多个用户组，享有这些用户组所具有的所有权限3.13.5系统功能数据采集与我公司的DCAP3000系列的监控保护装置或其它厂家的智能电气设备（直流屏、模拟屏、电度表、主变温控器等）进行通讯，采集各类遥测量、遥信量、遥脉量等实时数据以及查看保护定值、保护投退的状态等。对变电站的运行状况进行集中监控。实时采集的各类数据的具体说明如下：遥测量：包括DCAP3000系列监控保护装置采集的各种遥测量（包括电压、电流、功率、温度、频率、功率因数、主变有载调压开关档位等）和其它厂家的智能设备能够传送的各类遥测量数据。除了采集到的各种遥测量以外，系统还能够根据采集到的遥测量计算一些相关的数据。各种实时的遥测量能够用列表、曲线或柱形图的方式来显示。遥信量：包括断路器位置信号、各隔离开关位置信号、常规保护动作信号、其它状态信号（包括弹簧操作机构储能状态、控制回路通断、控制电源有无等）。遥脉量：包括从DCAP3000系列监控保护装置采集到的遥脉量，脉冲输入可接入DCAP3000监控保护装置。保护定值和保护投退：是指DCAP3000系列的监控保护装置及其它厂家提供的支持保护定值上传的保护装置中各种保护的定值和投退的实时状况。2、数据处理采集来的数据写入到实时数据库中，根据数据类型的不同进行相应的分析、处理，并将需要存储的数据存储到历史数据库或者相应的文件中。3、遥控操作提供用户操作界面，能够对接入本系统的任何一个可遥控的对象进行合、分遥控。4、遥调操作在用户操作界面上可对主变分接头位置和各类补偿电容器、电抗器进行远方调节操作。5、故障和事件报警系统在以下情况时提供声光报警：遥信变位出现故障或预告信号遥测量越限装置异常或装置通讯故障当发生故障跳闸时，系统发出事故音响，同时切换到包含故障线路的主接线图，画面上的故障设备自动闪烁，并弹出一个信息窗口，显示故障发生的时间和具体的故障内容，包含故障时的电流、电压等信息，以帮助分析故障发生的具体原因。发生其它事件时，系统发出报警音响，同时弹出一个信息窗口，显示事件发生的时间和具体内容。6、人工置数能够经过操作命令，人工设置遥信点的状态和遥测量的值。在主接线图上可用不同颜色标识出人工置数的数据。7、远方定值整定和保护投退对DCAP3000系列监控保护装置中的保护定值进行远方整定，对保护进行远方投退。8、操作权限管理系统能够设置用户，并对用户设置相应的操作权限，包括：遥控、监护、修改保护定值和投退、修改系统参数等。只有经过相应的权限验证，才能够对系统进行操作，以确保系统的运行安全。9、强大的图形工具能够根据用户的要求绘制各种主接线图，修改电气元件图形符号。元件的图形符号可根据用户的具体要求及习惯自行定义。元件、图形、符号均可与实时数据或设备信息关联，显示实时状态。10、小电流接地选线适用于小电流接地系统，由间隔级监控单元采集各回路的零序电流（含五次谐波）和零序电压，并进行就地分析，将分析结果经过现场总线上传至后台系统，经后台系统软件综合判据，给出接地选线结果。11、电压无功自动控制（VQC）（选配功能）系统根据采集来的数据监视变电站的运行情况，并根据预先设置的策略经过调节主变档位或者投切电容器、电抗器的方式来对电压和无功进行调节，最终达到保证系统供电质量和降低系统损耗的目的。12、历史数据分析以不同的方式显示各类历史数据。a.事件列表以列表的方式显示变电站发生过的操作记录、历史事件、遥信变位、越限报警等信息。事件信息以时间的顺序排列，最近发生的事件显示在列表的最顶端。对于历史事件能够经过设置筛选条件筛选出具体的事件。所有事件信息能够打印。b.故障列表以列表的方式显示变电站发生过的故障记录信息。故障信息以时间的顺序排列，最近发生的故障显示在列表的最顶端。对于历史故障能够经过设置筛选条件筛选出具体的故障。故障信息中记录了故障发生时相关电流、电压等数据的值，同时还记录了故障录波曲线和事故追忆数据，并提供界面供用户查看、分析，以帮助分析故障产生的原因。所有故障信息能够打印。c.历史曲线以曲线的方式显示各个遥测量在过去某段时间内的波动情况，曲线能够打印。d.报表以报表的方式显示用户关心的遥测量、遥信量、遥脉量的历史信息。报表样式能够根据用户的要求设计。能够对各条线路按日、周、月、季、年或者特殊时间段进行统计，能够做日报表、周报表、月报表、季度报表、年报表、日志报表和特殊要求的报表。同时能够对报表进行定时打印、定时保存、召唤打印、召唤保存，并对生成的报表文件进行管理。13、事故追忆有事故发生时，系统记录事故发生前后一段时间内相关遥测量的变化情况，可在事故后对事故进行追忆。事故追忆以曲线的方式显示，可查询、打印事故追忆记录。14、时间同步系统具有与GPS时钟对时的功能。15、设备管理提供管理工具对重要设备（如线路、变压器、电容器等）的相关信息（例如主变各个绕组的接线方式、变压器变比、三相额定容量、三相短路损耗等）进行录入和管理，在主接线图中弹出设备信息显示窗口。16、操作票管理根据客户的要求，灵活设置操作票的样式，针对操作对象设置操作任务，输入典型操作步骤，并进行管理。进行操作时，可选择操作任务，生成操作表，供用户查看和打印。17、软五防对于不同的遥控操作设置相应的闭锁条件，在进行遥控操作时系统会首先检查闭锁条件。如果存在有效的闭锁条件，则遥控操作自动被系统禁止，并给出错误信息。经过这种方式能够加强操作的安全性。3.13.6系统性能指标数据精度：后台系统显示的数据精度与采集数据的装置精度及数据传输协议有关，本系统处理时不损失数据精度系统平均无故障时间：MTBF>2万小时数据更新重要遥测更新周期<1.5s次要遥测更新周期<1.5s一般遥测更新周期<1.5s事故时遥信变位传送时间<1s事故推画面时间<2s遥信变位反应时间<1s遥控过程完成时间（不包括操作机构的动作时间）<6s画面调用实时响应时间1-3s画面实时数据刷新时间<2s遥测处理合格率100%遥信处理正确率100%遥控准确率100%事件发生至远传到通讯口的时间<=3s控制命令从生成到输出的时间<=3s工作站的CPU平均负荷率正常时（任意30min内）<20%电力系统故障时（10s内）<=35%现场工业实时网络平均负荷率（5min内）<=25%主、备机角色切换时间<30s双网之间切换时间<30s3.14直流系统运行规定3.14.1直流系统的一般规定：1）直流系统负荷应采用辐射式接线，操作回路和合闸回路不允许合环运行。2）加强直流系统空开（熔断器）的管理，应在直流系统图上标明空开（熔断器）的额定电流。3）直流回路熔断器必须采用正规厂家产品。4）对于经常浮充电的蓄电池应检查直流母线的负荷电流（断开充电电源时），调整浮充电电流稍高于负荷电流0.2-0.5A。3.15.2充电装置、蓄电池、直流网络的运行注意事项：1）充电装置的交流电源电压应符合要求，不超过+7%。2）充电装置的两个交流电源运行正常，切换良好，在倒换交流电源时不得并列。3）运行中的充电装置无异常信号发出，仪表指示正常，手动、自动等切换功能键灵活。4）充电装置发生异常信号时，值班员应该查明原因，报车间领导。5）运行记录内容：蓄电池浮充电压、充放电母线电压、蓄电池室温度。6）蓄电池表面应清洁、无发热现象，每月值班员定期清扫，并写入运行记录。7）站内两个独立的直流系统不得长期合环运行。两段直流母线如需交换运行，在合分段开关前，分别对地测量直流I段，II段电压，应尽量减小两侧电压差。禁止在直流系统存在接地故障下并列运行。8）在由一组充电机、一组蓄电池带全部复合的情况下，应将另一组（或故障组）的绝缘监测装置放置在“断开位置”，避免两点接地。9）不准从蓄电池组中抽取各级电压负荷。10）发生直流接地应按紧急缺陷处理。11）事故照明每月应定期检查。3.114.3直流系统运行方式及注意事项：1）正常运行方式：⑴本变电所直流系统为200AH免维护铅酸蓄电池四组，80A高频开关电源两套蓄电池以全浮充电式运行，不设端电池，直流母线采用单母线刀开关分段，两组蓄电池各接在一段母线上，正常时两组蓄电池分列运行，当均衡充电直流母线电压超出允许范围及一组蓄电池故障时，全部负荷可倒至另一组。⑵高频开关整流模块并联，n+1备份原则，任意模块故障，不影响整套装置，单模块额定电流20A，模块能根据直流系统运行状态，综合分析各种数据和信息，对整个系统实施控制和管理。软启动/软停止：对蓄电池充电能够实现温度补偿。两台高频开关经过集中监控器PSM-A对直流电源设备的测量、监视报警进行管理，并经过串口与微机监控进行通讯。高频开关整流模板式充电装置双路交流输入，双路交流电源互为备用，自动切换，并可任选一路为工作电源。⑶在直流系统中装设两套直流系统绝缘监测装置。该装置可数字显示被测母线电压及过压，欠压报警；自动巡视直流系统各支路对地绝缘状况；当直流系统接地后该装置可显示故障支路数，接地极性，接地阻值并给出相应告警。装置以串行口向集中监控器传送信息。⑷技术参数蓄电池型号FM—200蓄电池额定容量：200Ah适应温度：-15℃~45最佳使用温度：20℃25℃时电池的浮充电压为：2.23±0.02V/只电池设计使用寿命：（15）年开关电流参数：220V/104只 电池浮充电压（25℃）：229.84~234V2）电池的浮充使用：浮充运行是蓄电池的最佳运行条件，运行时电池一直处于满荷电状态，在此条件下运行电池将达到最长的使用寿命。浮充运行时，充电电压应随环境作适当调整，不同温度时电池的浮充电压值环境温度（℃）浮充电压（V/只±0.02V/只）0~102.2911~152.2616~252.2326~302.2131~352.2036~402.193）电池充电：电池放电后应及时充电。以0.1c10A的恒电流对电池组充电，到电池单位平均电压上升到2.35~2.40V，然后改用2.35~2.40V/单位进行恒压充电，直到充电结束。用上述方法进行充电，其充分电的标志，能够用以下两条中的任一条作为判断依据：不同放电深度，电池充分电的时间参考下表放电深度（%）恒流充电电流（A）恒流转恒压时间（h）恒压充电电压（V）充分电时间（h）200.1C101.62.35120.125C101.22.3510500.1C104.32.35180.125C103.32.3516800.1C106.82.35200.125C105.52.35181000.1C108.72.35240.125C106.82.3522电压恒定情况下，充电末期连续三小时充电电流值不变。在特殊情况下，电池组需尽快充分电，可采用快速充电方法：限流值≤0.15C10A，充电电压为2.35~2.40V/单体。4）电池放电：终止电压指电池放电时电压下降到不宜继续放电时的最低工作电压，10小时率的和3小时率的放电终止电压为1.80V，1小时率为1.75V。5）电池储存：所有铅酸蓄电池在开路状态下都会自放电，自放电的结果是电池的开路电压降低，从而引起电池容量的减少。电池在储存时应注意以下几点：⑴自放电率与电池的存储温度有关，温度低则自放电程度小，温度高则自放电程度大。电池存放环境要求0℃~35℃。存放地点应通风、干燥。⑵存放时的一个重要参数是开路电压，它与电解液浓度有关。为避免自放电对极板的永久性损伤，电池存放三个月应进行补充电⑶电池存放期间，若开路电压低于2.10V/单体，应进行补充电后才能进行使用。⑷因此准备储存的电池在存放前必须充分电。记下电池存放的时间，归入定期维修记录，并记下需再补充电的时间。6）电池的维护：为确保电池的使用寿命，应对电池进行正确的检查和维护。电池的维护保养方法：⑴月度保养：①保持电池房清洁卫生。②测量和记录电池房内环境温度。③逐个检查电池的清洁度、端子的损伤及发热痕迹、外壳及盖的损坏或过热痕迹。④测量和记录电池系统的总电压、浮充电流。⑵季度保养：①重复各项月度检查。②测量和记录各在线电池的浮充电压。若经过温度校正有两只以上电池电压低于2.18V，电池组需进行均衡充电，如问题依然存在，继续进行电池年检乃至三年维护中的项目检查。以上方法均无效，请与本公司用户服务中心联系。⑶年度保养：①重复每季度所有保养、检查。②每年检查连接部分是否有松动。③每年电池组以实际负荷进行一次核对性放电试验，放出额定容量的30%~40%。⑷三年保养：每三年进行一次容量试验，到使用6年后每年做一次。若该电池组实放容量低于额定容量的80%，则认为该电池组寿命终止。⑸使用维护注意事项：①进行电池使用和维护时，请用绝缘工具。电池上面不可放置金属工具。②请勿使用任何有机溶剂清洗电池。③切不可拆卸密封电池的安全阀或在电池中加入任何物质。④请勿在电池组附近吸烟或使用明火。⑤请勿使用异样电池。⑥所有的维护工作必须由专业人员进行。7）直流充电机操作a.合上交流输入空气开关b.合上充电机空气开关c.合上输出空气开关d.按下电源开关按钮e.合上四个充电模块开关3.14.4直流系统图直流系统图馈线编号起点终点电缆形式电缆截面ZL-101Z1#直流屏224P10kv线路测控屏202PZR-KVVP224*4ZL-102Z1#直流屏224P1#主变保护柜204PZR-KVVP224*4ZL-103Z1#直流屏224P2#主变保护柜206PZR-KVVP224*4ZL-104Z1#直流屏224P3#主变保护柜208PZR-KVVP224*4ZL-105Z1#直流屏224P110KV公用测控屏210PZR-KVVP224*4ZL-106Z1#直流屏224P1#主变测控屏柜203PZR-KVVP224*4ZL-107Z1#直流屏224P2#主变测控屏柜205PZR-KVVP224*4ZL-108Z1#直流屏224P3#主变测控屏柜207PZR-KVVP224*4ZL-109Z1#直流屏224P流动通讯柜209PZR-KVVP224*4ZL-115Z1#直流屏224PUPS电源柜211PZR-KVVP222*16ZL-118Z1#直流屏224P10kv2#开关柜顶ZR-KVVP224*4ZL-124Z1#直流屏224P10kv2#开关柜顶ZR-KVVP222*16ZL-125Z1#直流屏224P35kv1#开关柜顶ZR-KVVP222*16ZL-126Z1#直流屏224P110kv就地控制柜（至吕锈）ZR-KVVP222*16ZL-127Z1#直流屏224P110kv就地控制柜（至吕锈）ZR-KVVP224*4ZL-201Z2#直流屏221P10KV消弧线圈控制屏215PZR-KVVP224*4ZL-202Z2#直流屏221P35KV通讯管理机ZR-KVVP224*4ZL-203Z2#直流屏221P10KV通讯管理机ZR-KVVP224*4ZL-215Z2#直流屏221PUPS电源柜211PZR-KVVP222*16ZL-218Z2#直流屏221P10KV#27开关柜顶ZR-KVVP224*4ZL-220Z2#直流屏221P35KV#19开关柜顶ZR-KVVP224*4ZL-224Z2#直流屏221P10KV#27开关柜顶ZR-KVVP222*16ZL-225Z2#直流屏221P35KV#19开关柜顶ZR-KVVP222*16ZL-226Z2#直流屏221P110KV就地控制柜（3#主进）ZR-KVVP222*16ZL-227Z2#直流屏221P110KV就地控制柜（3#主进）ZR-KVVP224*4CD-01380V配电盘1DP继电器室充电整流屏222PZR-VV223*25+1*16CD-02380V配电盘2DP继电器室充电整流屏223PZR-VV224*6CD-03380V配电盘2DP继电器室充电整流屏222PZR-VV224*6CD-04380V配电盘6DP继电器室充电整流屏223PZR-VV223*25+1*16ZL-150Z#2直流馈线屏221P110KV公用测控柜210PZR-KVVP224*1.53.15典型操作票倒闸操作票编号№01北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务110站启动送电，118线路、119线路为1#、3#主变充电。35KV、10KV各侧核相。√顺序操作项目1合上112-2刀闸2检查112-2刀闸确已合好3合上112-4刀闸4检查112-4刀闸确已合好5合上4-9刀闸6检查4-9刀闸确已合好7合上112开关8检查112开关确已合好9合上145-4刀闸10检查145-4刀闸确已合好11合上145-5刀闸12检查145-5刀闸确已合好13合上5-9刀闸14检查5-9刀闸确已合好15合上145开关操作人：监护人：备注转下页 检查人倒闸操作票编号№02北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务√顺序操作项目16检查145开关确已合好17拉开145开关18检查145开关确已拉开19拉开145-5刀闸20检查145-5开关确已拉开21合上111-2刀闸22检查111-2刀闸确已合好23合上111-5刀闸24检查111-5刀闸确已合好25合上111开关26检查111开关确已合好27合上145-5刀闸28检查145-5刀闸确已合好29合上145开关30检查145刀闸确已合好操作人：监护人：备注承上页转下页 检查人倒闸操作票编号№03北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务√顺序31拉开145开关32检查145开关确已拉开33合上7-1中性点接地刀闸34检查7-1中性点接地刀闸确已合好35合上7-3中性点接地刀闸36检查7-3中性点接地刀闸确已合好37合上101-4刀闸38检查101-4刀闸确已合好39合上101-3刀闸40检查101-3刀闸确已合好41合上101开关42检查101开关确已合好43合上103-5刀轧44检查103-5刀闸确已合好45合上103-3刀闸操作人：监护人：备注承上页转下页 检查人倒闸操作票编号№04北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务√顺序操作项目46检查103-3刀闸确已合好47合上103开关48检查103开关确已合好49将10KV4-9PT手车摇至运行位50检查10KV4-9PT手车确已摇至运行位51将10KV6-9PT手车摇至运行位52检查10KV6-9PT手车确已摇至运行位53将501手车摇至运行位54检查501手车确已摇至运行位55合上501开关56检查501开关确已合好57将545-4开关手车摇至运行位58检查545-4开关确已摇至运行位59将545开关手车摇至运行位60检查545开关确已摇至运行位操作人：监护人：备注承上页检查人倒闸操作票编号№05北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务√顺序操作项目61合上545开关62检查545开关确已合好63将556-5开关手车摇至运行位64检查556-5开关确已摇至运行位65将556开关手车摇至运行位66检查556开关确已摇至运行位67合上556开关68检查556开关确已合好69将556开关手车摇至实验位70检查556开关确已摇至实验位71将503手车摇至运行位72检查503手车确已摇至运行位73合上503开关74检查503开关确已合好75拉开7-1、7-3操作人：监护人：备注转下页 检查人倒闸操作票编号№06北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务√顺序操作项目76检查7-1、7-3确已拉开7778798081828384858687888990操作人：监护人：备注承上页转下页 检查人倒闸操作票编号№01北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务√顺序操作项目123456789101112131415操作人：监护人：备注承上页检查人倒闸操作票编号№02北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务√顺序操作项目123456789101112131415操作人：监护人：备注转下页 检查人倒闸操作票编号№03北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务√顺序操作项目123456789101112131415操作人：监护人：备注承上页转下页 检查人倒闸操作票编号№04北110KV变电站操作开始时间：年月日时分终了时间时分操作任务√顺序操作项目123456789101112131415操作人：监护人：备注承上页转下页 检查人第四章异常运行及事故处理制度4.1、一般规定4.1.1、当系统或设备发生故障和异常时:值班员应准确记录,并由两人核对无误后复归信号,并对保护动作所涉及到的设备进行检查,然后将保护动作及设备情况报告调度.4.1.2、记录内容如下1）发生事故和异常的时间。2）哪种保护动作跳闸。3）哪些开关跳闸。4）哪些自动装置动作。5）哪些保护动作于信号。6）电压、电流、功率表的波动情况。7）一、二次设备事故或异常后的情况。4.1.3、遇下列情况可不经调度自行处理：1）将直接对人身有害的设备停电。2）对运行中的设备有危害，如主变风冷全停超过规定时间或虽未超过时间，但上层油温已超过75℃时。3）将已损坏的设备断开：⑴主变着火。⑵确定主变本身故障而保护拒动。⑶变压器严重漏油，油面严重下降，而当时无法处理。4.1.4、设备异常运行时，应加强监视以便随时向调度报告。4.1.5、开关故障跳闸值班员应核对该开关是否已达到规定掉闸次数，如已达到规定的次数时应停用重合闸（申请调度并经批准）不得强送，及时通知车间及专业班组处理，全电缆线路开关跳闸后，不得强送，待查明故障原因后，根据调令送电。4.2、异常运行的处理4.2.1、1#主变风冷全停1）现象⑴语音告警，推出简报。⑵“1#主变冷却器电源故障”“1#主变冷却器交流进线1电源故障”“1#主变冷却器交流进线2电源故障”“1#主变风冷全停”光字牌亮。2）处理方法⑴记录时间，将异常及负荷情况报告调度。⑵检查电源中断的原因及低压电源情况，检查1#主变风冷控制箱内有无电压，有无明显故障点。⑶将风冷控制箱内所有空气开关拉开检查，如无问题，将风冷逐个投入运行，如因某一个冷却器开关不能跳闸引起，应将该冷却器停用，其余投入运行。⑷若短时间内不能恢复风冷运行，在进行上述处理的同时，应派人对主变温度进行监视。⑸主变在额定负荷的情况下风冷全停时，按《变电站运行规程》规定，可运行20分钟，上层油温未达到75℃时，允许上升到75℃，但在这种状态下的最长运行时间不得超过1小时。（按调令执行）⑹将处理情况报调度及车间。4.2.2、1#主变轻瓦斯动作1）现象⑴电笛告警，推出简报。⑵1#主变“变压器轻瓦斯动作”光条亮。2）处理方法⑴记录时间，报告调度。⑵迅速利用专用工具在本体瓦斯继电器收集气体。⑶气体有色时值班员不做点燃试验，留专业班组处理，并立即报告调度按调令处理。⑷若轻瓦斯频繁动作，但采气又无气体，应加强监视，做好记录。⑸将以上详细情况报告调度及车间。4.2.3、CT开路的处理：1）仪表回路CT开路⑴现象①监控系统电流表无指示或指示减小、电度表不转或转速减慢。②开路CT有异响及异常震动。③将发生的问题及处理情况报调度及车间。2）保护回路CT开路现象：开路CT有异响，开路处有打火现象。3）处理方法⑴记录时间、报告调度、退出相关保护，申请停电处理。⑵将发生的问题及处理情况报告调度及车间。4.2.4、110KV电压断线1）现象⑴语音告警，推出简报。⑵在故障PT母线上运行的开关“PT断线”、“保护装置异常”、“110KV4#或5#母线PT断线”光条亮。⑶故障PT的母线运行的开关电力表无指示或降低、电度表停转或慢转，故障母线电压表无指示或降低。4.2.5、35KV、10KV电压断线1）现象⑴语音告警，推出简报。⑵“35KVPT或10KVPT断线”光条亮。⑶故障PT的母线电压表无指示或指示降低。⑷在故障PT母线上运行的开关电度表停转或慢转。⑸电压监测表指示不正常。2）处理方法⑴记录时间，报告调度。⑵根据凋令退出相关保护。⑶检查35KVPT或10KVPT二次开关，判断是否高压保险熔断，若确为PT高压保险熔断，将以上检查判断情况报调度，并申请PT停电。⑷检查35KVPT或10KVPT高压保险是否熔断更换同容量保险，如高压保险连续熔断报调度及车间听候处理。⑸处理完毕将PT及保护恢复运行，将以上检查处理情况报调度及车间。⑹根据停运时间计算损失电度。4.2.6、110KV开关SF6压力降低闭锁跳合闸1）现象⑴语音告警，推出简报。⑵“XXX断路器SF6压力降低、“XXX断路器SF6闭锁”、光条亮。⑶SF6密度监视表压力值低。2）处理⑴记录时间，记录异常现象报告调度。⑵到开关处检查，SF6压力确实降低。⑶接调令退出相关保护，将异常开关控制电源开关拉开。⑷将上述情况报告调度及车间。⑸如需停电处理，向调度申请，将开关转检修。4.2.7、110KV电动机构不能操作1）现象⑴语音告警，推出简报。⑵刀闸拒控。2）处理方法⑴记录时间，报告调度。⑵检查机构电源是否正常，若机构电源断开则给上电源，若给上电源后，电源开关跳开，则需要停电处理。⑶将情况报告调度及车间。4.2.8、系统震荡的处理1）现象⑴监控系统潮流图极不稳定。⑵站内电流电压电力表摆动过大。⑶低压照明忽明忽暗。2）处理方法⑴记录时间。⑵将电流电压电力表摆动值报调度。⑶加强设备的监视检查设备有无异常。⑷根据调度命令进行处理。⑸将情况报告车间。4.2.9、主变压器过负荷1）现象⑴语音报警，推出简报。⑵表针指示超过额定值。⑶“主变过负荷”光条亮。2）处理⑴记录时间、报告调度。⑵监视主变电流、电力及温度（包括外温）做好记录。⑶加强对变压器、设备接头的监视，投入备用冷却器。⑷过负荷电流数值及过负荷时间应按部颁[变压器运行规程]规定执行并应及时汇报调度。⑸将上述情况报告车间。0.5小时事故过负荷的负荷系数表：变压器类型过负荷前的系数环境温度℃403020100-10-20大型变压器强油风冷0.71.51.51.51.51.51.51.50.81.51.51.51.51.51.51.50.91.481.51.51.51.51.51.51.01.421.51.51.51.51.51.54.2.10、35KV、10KV系统单相接地1）现象⑴语音告警、推出简报。⑵35KV、10KV小电流接地选线系统显示相应接地线路号。⑶接地相电压表指示减少为零，未接地相电压表指示升高或为线电压。⑷若电压值超过线电压则视为谐振。2）处理方法⑴记录时间、报告调度。⑵检查本站35KV、10KV设备有无接地。⑶检查本站35KV、10KV设备无问题后，报告调度，根据调令进行拉路查找。⑷找出接地线路后不再送出报告调度。⑸接地消除后记录时间、报告调度。⑹若为谐振，可立即拉合一次较长线路，报告调度。4.2.12、直流系统接地1）现象⑴电笛告警、推出简报。⑵“Ⅰ、Ⅱ段直流系统接地”“光条亮。⑶直流接地检测装置报警显示接地回路。⑷直流正或负对地绝缘降低。2）处理方法⑴记录时间，报告调度。⑵根据监控信息及接地检测信息，判断哪一路接地，正极还是负极接地。⑶找出接地极和接地数值。⑷把接地情况报调度。⑸查找接地点顺序：①先照明、信号、合闸、操作回路。②先一次设备区后二次设备区。③先控制后保护，先低压后高压。④注意：在查找保护回路之前经调度批准退出相关保护。⑹控制回路、信号回路不得超过3秒，但保护回路应在断开直流保险10秒后投入。⑺将接地位置和处理情况报调度。⑻接地点如属继电保护组管辖报车间听候处理。4.3、事故处理4.3.1、1#主变差动保护动作1）现象⑴语音告警，推出简报。⑵监控系统101、301、501开关闪烁。⑶1#主变“差动保护动作”、“1#主变风冷交流进线电源I故障”光字牌亮，““35KV、10KVPT断线”光条亮。⑷101、301、501电流表无指示，电度表不转。⑸1#主变无音响。⑹35KV、10KV母线电压无指示。⑺1#充电模块交流电源互投装置动作。⑻电容器失压动作掉闸。⑼1#所变电源失压动作掉闸。2）处理方法⑴记录时间，复归报警。⑵将站内低压倒Ⅳ#所变带，检查主变风冷运转正常，检查1#充电机UPS运行正常。⑶检查保护动作情况，并由两人记录。⑷将101、301、501开关清闪，将35KV、10KV母线所有开关断开。⑸检查差动保护范围内主变侧设备有无问题。⑹根据检查情况报告调度，然后按调令进行处理。⑺将事故情况报告车间及有关领导。4.3.2、1#主变重瓦斯动作（101、301、501掉闸）1）现象⑴电笛告警，推出简报。⑵1#主变“变压器重瓦斯动作”、“3#主变风冷交流进线电源I故障”、“35KV、10KVPT断线”、“35KV、10KVPT断线”光条亮。⑶监控系统101、301、501开关绿色闪。⑷101、301、501电流表无指示，电度表不转。⑸1#主变无音响。⑹35KV、10KV母线电压无指示。⑺1#充电模块交流电源互投装置动作。⑻电容器失压动作掉闸。⑼1#所变电源失压动作掉闸。2）处理方法⑴记录时间，复归报警。⑵将站内低压倒2#所变带，检查主变风冷运转正常，检查1#充电机UPS运行正常。⑶检查保护动作情况，并由两人记录。⑷将101、301、501开关清闪，将35KV、10KV母线所有开关断开。⑸使用瓦斯集气瓶收集气体，将详细情况报调度听候处理。⑹将事故情况报告车间及有关领导。4.3.3、35KV、10KV开关拒动的处理1）现象⑴电笛告警，推出简报。⑵监控机绿色闪光。⑶主变后备保护I、II动作，拒动开关“保护动作”、“35KV母线PT断线”光字牌亮，红色不灭。（如保护拒动无保护动作信号）⑷35KV、10KV母线电压表无指示。⑸301、501或303、503电流表无指示，电度表停转。2）处理方法⑴记录时间，检查保护动作情况，并由两人记录，报告调度。⑵将301、501或303、503开关清闪。⑶检查35KV、10KV设备有无异常，如保护有信号开关未动，可确定开关拒动，将详细情况报告调度。⑷根据调令，拉开拒动开关两侧刀闸，拉开35KV、10KVPT二次开关、刀闸。⑸根据调令，将方式恢复正常。⑹将上述情况尽快报告车间及有关领导。4.3.4、35KV、10KV出线开关动作跳闸1）现象⑴声音告警，推出简报。⑵监控系统掉闸开关闪烁。⑶掉闸开关电流表无显示。2）处理方法⑴复归警告，记录时间。⑵检查保护动作情况，并由两人记录，并检查一次设备，恢复信号。⑶报告调度，听候处理。⑷将事故及处理情况报告车间。4.3.5所变速断掉闸1）现象⑴语音告警，推出简报。⑵监控系统所变闪光。⑶1、3号主变“冷却器电源故障”、“主变风冷交流进线电源II故障”光条亮。⑷充电模块电源互投动作。2）处理方法⑴记录时间，复归警告。⑵将站内负荷倒另一台所变带。⑶检查1、3号主变风冷、充电机、UPS及通风装置运行正常。⑷检查保护动作情况，并由两人记录，检查无误复归信号，报告调度。⑸将所变开关停闪。⑹检查所变开关以下设备有无故障点。⑺如所变有问题，将有问题所变转检修。⑻将事故及处理情况报告车间及调度。4.3.6、通讯消失的处理1）在计划停电或停电的倒闸操作前，虽然调度员已下达操作命令，但变电站值班员还未向调度员重复此命令或已向调度重复此命令未经调度员同意执行操做前，失去通讯联系，则此操作命令不得执行；若已经调度员同意执行的操作，则可将此操作命令全部执行完毕。2）调度员在下达操作命令后未接到变电站值班员回令时，失去通讯联系则仍应认为该操作命令正在执行中。3）与调度失去联系的变电站及调度员应采取一切办法尽快恢复通讯畅通。4）失去通讯联系时的通讯处理，各站可根据事故情况，继电保护和自动装置动作情况，电压、电流周波变化情况，慎重分析后按现场规程自行处理，对于涉及两个电源的操作必须与调度联系后方准操作，110KV及以上变电站可经过区调与厂调联系或厂调与区调联系，防止非同期合闸。5）失去通讯联系时的异常及事故处理后，变电站值班人员应利用一切通讯手段尽快向调度员详细报告。4.3.7、电容器事故处理：1）电容器爆炸起火，应立即切断开关进行必要的保安措施，同时用砂子和四硫化碳灭火。2）接头熔断，套管及支持瓷瓶炸裂。3）温度及电压、电流超过容许值。4）电容器外壳漏油。5）电容器声音极不正常情况严重者。6）母线失压后应立即断开。7）套管发生严重放电闪络。8）电容器严重鼓肚。以上条款停电处理后立即报告调度。以下条款经与调度联系后处理的事故：1）电容器组单相接地。2）三相电压平衡最大与最小相差超过5%。3）电容器套管及母线绝缘子，有尘垢杂物，可能危及安全，非停电不能去掉。电容器发现套管漏油及鼓肚情况时应与调度联系停电摘除。5）属于以上各条待情况变更适于运转，经调度允许后投入运行，应以调整后力率为准。第五章110KV变电站事故预案为加强我车间的供电系统安全管理，减少电气设备事故，减轻事故所造成的损失，特制订本应急预案。5.1报告制度及应急指挥机构5.1.⒈事故的报告制度对于一级的电气设备事故,事故单位必须立即通告公司电力调度中心、公司主管设备的副总经理、设备部、厂调、动调及上级供电部门。对于二级的电气设备事故,事故单位必须立即通告公司电力调度中心、设备部、厂调、动调。对于三级电气设备事故,岗位工必须立即通告动调和车间主任。5.1.⒉电气设备事故的的应急指挥机构一级电气设备事故指挥机构公司设备主管经理公司设备主管经理电力调度中心厂调主管动力调度上级供电部门设备部事故单位抢修单位主管其它停电停产单位主管设备部事故单位主管及应急处理人设备部事故单位主管及应急处理人员长抢修单位主管三级电气设备事故指挥机构事故单位设备部长事故单位设备部长事故单位设备主任及技术员检修车间主管5.1.3事故时的应急行动⒈当事故发生时,岗位值班人员应根据报警信号状况对开关状况进行确认,立即向调度通告,同时按应急操作步骤开始操作。操作完后作出详细的事故记录备查等待命令。⒉事故单位主管得到通知后，按事故的等级立即通知公司应急指挥机构，同时按应急方案按排本单位生产工艺设备的救护。⒊应急指挥机构指挥人员得到通知后立即赶到事故现场，由应急指挥部负责人组织开展以下工作：⑴听取事故单位负责人报告事故的经过,了解事故所造成的后果。⑵组织、协调各厂生产工艺设备的救护。⑶制定临时供电方案并立即组织实施。⑷向上级领导汇报事故情况。⒋对于一级电气设备事故,供电系统的倒闸操作由公司电力调度中心系统负荷调度按应急指挥部制定的临时供电方案统一下令操作；对于二、三级电气设备事故,由本单位部长下令倒闸操作；倒闸操作完后立即向应急指挥部汇报。⒌本单位生产工艺设备的救护工作由主管部长负责，救护情况及结果及时向应急指挥部汇报。5.1.4事故处理基本要求电力系统发生的每一次事故都有其一定的原因，如因设计、安装、检修和运行中存在问题或设备各方面的缺陷都会引起事故的发生。除此以外，由于工作人员业务不熟练或违反规章制度也会造成事故。1）根据运行经验总结及事故统计可知，在电气方面比较严重的事故有以下几种：⑴主要电气设备的绝缘损坏事故。⑵电气误操作事故。⑶电缆头与绝缘套管的损坏事故。⑷高压断路器与操作机构的损坏事故。⑸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。⑹由于绝缘子损坏或脏污所引起的闪络事故。⑺由于雷害所引起的事故。⑻由于倒杆、倒塔、横担着火所引起的事故。⑼导线及架空地线的断线事故。⑽配电变压器事故。2）正确处理变电设备事故是控制事故扩大和减少危害的基本措施。事故发生后，运行人员处理事故的主要任务是：⑴尽速限制事故发展，判明和消除事故的根源并解除对人身和设备的危险。⑵用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的供电。⑶尽快对已停电的用户恢复供电。⑷调整系统的运行方式，使其恢复正常。3）发生事故时，值班员必须沉着、迅速、准确地进行处理，不应慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免扩大事故。为了完成上述任务，运行人员应遵循如下规则进行事故处理：⑴处理事故时，除领导和有关人员外，其它外来的工作人员应退出事故现场。⑵发生事故时，值班员应将事故情况简单而准确地报告调度，并听从调度的命令进行处理。在处理事故的过程中，应与调度员保持联系，并迅速执行命令，作好记录。⑶根据表计、信号指示及当时的其它现象正确判断事故的性质。⑷限制事故发展，消除事故根源，并迅速切除对人身和设备安全有严重威胁的设备。⑸迅速切除故障，对继电保护和自动装置未动作的设备，应立即手动执行。⑹调整未直接接受到影响的系统及设备的运行方式，尽力保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。⑺检查保护掉牌、光字信号、微机报警信号动作情况，并做好文字记录，而后恢复信号，进一步判断事故的范围及性质。⑻对无故障象征，属于保护装置误动、人为误碰跳闸的设备，在向调度汇报后，按调度命令进行倒闸送电。⑼尽快恢复所用电和因故停电的重要用户的供电。在整个事故处理过程中，应确保所用电的安全可靠运行。⑽检查故障设备，判明故障点及其故障程度。⑾将故障设备停电，并通知检修人员进行恢复。⑿恢复系统的正常运行方式及设备的额定运行工况。⒀对有关设备全面系统地进行检查，详细记录事故发生的现象及处理的过程。⒁如逢交班时发生事故，则应有交班人员处理，接班人员做助手。待恢复正常时，再交接班。5.2事故处理技术要求5.2.11）母线电压消失的原因正常运行情况下，母线电压超出允许的变动范围时，可采取下列措施使母线电压恢复正常：⑴改变调压变压器的分接头位置。⑵投入或退出安装在变电站内的静电电容器。母线电压消失的原因有以下几点：⑴当靠近断路器的线路侧发生短路，而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。⑵当电源中断以及母线短路或由母线到短路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重的事故，应尽可能地迅速处理，使之电压恢复。2）母线电压消失的事故处理正常运行方式：雷庄118线路经111开关带110KV5#母线、101开关、1#主变、35KV4#母线、10KV4#母线；雷庄119线路经112开关带110KV4#母线、103开关、3#主变、35KV6#母线、10KV6#母线；110KV4#母线、110KV5#母线联络145开关断开；35KV分段运行，母联开关356、345断开；10KV分段运行，母联开关545、556断开；雷庄118线路、雷庄119线路分带全站总负荷。⑴雷庄118线路事故停电时，110KV5#母线、1#主变、35KV4#母线、10KV4#母线失电。调整系统运行方式，由雷庄119线路经母线联络145开关带110KV5#母线、1#主变供电，35KV、10KV运行方式不变，119线路带全站总负荷。⑵雷庄119线路事故停电时，110KV4#母线、2#主变、35KV6#母线、10KV6#母线失电。调整系统运行方式，由雷庄118线路经母线联络145开关带110KV4#母线、1#主变供电，35KV、10KV运行方式不变，118线路带全站总负荷。⑶变电站1#主变故障停电时，1#主变、35KV4#母线、10KV4#母线失电。调整系统运行方式，雷庄119线路经110KV4#母线、103开关带3#主变供电；35KV单段运行，母联开关356、345合；10KV单段运行，母联开关545、556合；119线路带全站总负荷。⑷变电站3#主变故障停电时，3#主变、35KV6#母线、10KV6#母线失电。调整系统运行方式，由雷庄118线路经110KV5#母线、101开关带1#主变供电；35KV单段运行，母联开关356、345合；10KV单段运行，母联开关545、556合；118线路带全站总负荷。5.2对中性点不接地或经消弧线圈接地的小电流接地系统发生单相接地后，允许短时间继续运行。1）接地时的现象⑴接地光字牌亮或微机显示报警，警铃响。⑵发生完全接地故障，绝缘监察电压表三相指示不同，接地相电压为零或接近零，非故障电压升高√3倍，且持久不变。⑶发生间歇接地故障时，接地相电压时减、时增，非故障相电压时增、时减，或有时正常。⑷发生弧光接地故障时，非故障相的相电压有可能升高到额定电压的2.5~3倍。2）在处理接地故障时，应防止把下列现象当作接地故障来处理：⑴电压互感器保险熔断或隔离开关辅助接点接触不良。⑵由于一相断线或断路器、隔离开关一相未接通。⑶空投母线时，由于电压互感器引起的铁磁谐振现象。3）接地时的故障处理⑴发生接地故障时，值班人员应迅速查看小电流接地选线仪并判断接地地段及线路号，及时向调度汇报。⑵当发生接地时，值班人员应根据当时的具体情况穿上绝缘靴，详细检查站内设备，停止有关工作班组的工作，令工作人员离开现场。⑶接地点查出后，在调度指令下，用户停电后，切除该线路，进行检修处理。5.1）主变压器的事故情况当主变压器发生异常情况时，如漏油、油位降低、油色变化、声音比较大、声音异常、瓷套管有裂纹、渗油以及塞垫和盘根向外凸出时，应设法消除，并报告调度及上级部门。在某些严重情况下，应立即投入备用变压器，将故障变压器切除，并报告调度。如：⑴变压器内部有强烈而不均匀的噪音，有爆裂的火花放电声音。⑵油枕或防爆筒喷油。⑶漏油现象严重，致使油面降低至油位指示计的最低限度，且一时无法堵住时。⑷套管有严重的破损及放电炸裂现象，已不能持续运行时。2）主变压器的事故处理⑴主变压器油温过高时①检查变压器的负荷及冷却介质的温度，并与以往同样负荷及冷却条件相比较。②检查温度计本身是否失灵。③检查散热器是否打开，冷却装置是否正常。若以上均正常，油温比以往同样条件下高出10℃，且还在继续上升时，则可断定变压器内部有故障，如铁芯发火或匝间短路等。铁芯发火可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或矽钢片间的绝缘破坏。此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯发火逐渐发展引起油色逐渐变暗，并由于发火部分温度很快的上升致使油的温度渐渐升高时，就有可能发生火灾或爆炸事故。因此，应立即报告上级，将变压器停下，并进行检修。⑵主变压器漏油和着火时①当变压器大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改为只作用于信号。因油面过低（低于顶盖）没有重瓦斯保护动作于跳闸，会损坏引线绝缘。有时变压器内部有咝咝的放电声，且变压器顶盖下形成了空气层，因此必须迅速采取措施，将变压器停下，进行检修，阻止漏油。②变压器着火时，应首先切断电源。若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，同时进行灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其它设备着火。⑶主变压器保护动作时①瓦斯保护动作时的处理：轻瓦斯保护动作，一般有下列原因：1．因进行滤油、加油和启动强油循环装置而使空气进入变压器。2．因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。3．因变压器轻微故障而产生少量气体。4．由于外部穿越性短路电流的影响。5．因直流回路绝缘破坏或接点劣化引起的误动作。引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障。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。立即收集瓦斯继电器内的气体，并根据气体的多少、颜色、是否可燃等，来判断其故障性质，可参照下表：序号气体性质故障性质1234无色、无味、不燃黄色、不易燃淡灰色、有强烈臭味、可燃灰色、黑色、易燃变压器内有空气木质故障纸质或纸板故障油质故障检查气体是否可燃时，可打开继电器顶盖上的放气栓，放出气体进行试验。可燃时，有明亮的火焰，须注意火柴应距栓口5~6公分上述操作应由两人进行，并做好记录。重瓦斯保护动作时，若判明是内部故障应报告上级，并取油样化验，进行色谱分析，检查油的闪点。若油的闪点比过去降低5℃以上，则说明变压器内部有故障，必须检修。若内部无故障，系瓦斯保护误动作，则可在排除故障后送电。轻瓦斯保护动作时，根据气体分析，若属内部故障，应汇报上级，将变压器撤出运行，进行处理。若是由于带电滤油、加油而引起的，则主变可继续运行。②差动保护动作时的处理：当变压器的差动保护动作于跳闸时，应对差动保护范围内的各部分进行检查。以下是检查重点：1．检查变压器套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。2．检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。3．若检查结果没有上述现象，则应查明变压器内部是否有故障，当变压器内部有损伤时，对变压器进行检修。当在差动保护范围外发生短路造成误动作，检查变压器没有损伤的征象，则应检查差动保护的直流电路。若没有发现变压器有故障，就可空载合闸试送电；合闸后，经检查正常时，方可与其它线路接通。4．由试验人员试验差动保护的整套装置，若差动保护动作正确，则必须将故障找出、并消除后，方许可将变压器投入运行。若为电流速断保护，其动作跳闸的处理可参照差动保护动作的处理。③定时限过电流保护动作时的处理：1．当变压器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，即检查各出线断路器保护装置的动作情况，各操作机构有否卡死等现象。如查明是因某路出线故障引起的越级跳闸，则应断开该出线断路器，将变压器投入，并恢复其余各线路供电；2．如查不出是否是越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部断开，并检查中、低压侧的母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障征象时，则变压器可在空载的情况下试投一次，正常后再逐路恢复送电；当在试送某一出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用，而将其余线路恢复供电。3．若检查发现中、低压侧母线或变压器本体有明显故障征象，则应立即进行检修。5.1）运行中油断路器缺油的处理，断路器因大量漏油而看不到油位时，断路器缺油。此时，油断路器已不能安全的灭弧切断电路了，为此必须立即拔掉该断路器的操作保险，并挂“不准分闸”的标示牌。通知用户停电，在不带负荷的情况下，切开断路器。2）断路器的温度过高，可能的原因是触头导电部分接触不良，应加强监视，如果温度是继续上升的趋势，则停止其运行，并进行检查。3）断路器在运行中，如果内部有放电声或其它异常响声时，可能是触头接触不良、或绝缘性能下降，此时应加强监视。如有发展，断路器应退出运行，进行处理。4）油断路器着火而尚未自动跳闸时，应立即远方操作切断断路器，并将断路器两侧的隔离开关拉开，并用干式灭火器或泡沫灭火器灭火。5.1）电容器的常见故障当发现电容器有下列情况之一时应立即切断电源：⑴电容器外壳膨胀或漏油。⑵套管破裂，发生闪络有火花时。⑶电容器内部声音异常。⑷外壳温升高于55℃以上。2）电容器的故障处理⑴当电容器爆炸着火时，应立即断开电源。并用沙子或干式灭火器灭火。⑵当电容器的保险熔断时，切断电源对其进行放电后，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、漏油现象等，并摇测极间及极对