变（配）电设备异常运行与事故处理培训

变（配）电设备异常运行与事故处理培训勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01变（配）电设备异常与事故处理概述02设备异常运行处理的基本规定03变压器常见异常及处理04断路器常见异常及处理CONTENTS目录05其他关键设备异常及处理06变（配）电所全所失压事故处理07事故处理安全规范与防护措施08案例分析与预防措施01变（配）电设备异常与事故处理概述01变（配）电设备的重要性与事故影响保障电力系统稳定运行的核心环节变（配）电设备是电力系统电压转换、电能分配的关键设施，承担从输电到用户侧的电能输送与控制功能，直接关系电网安全与供电可靠性。02工业生产与社会生活的基础保障在工业领域，变（配）电设备为生产线提供稳定电力；在民用领域，保障医院、交通枢纽等关键场所供电，是社会正常运转的重要支撑。03设备异常导致的直接经济损失变压器故障、断路器拒动等事故可能引发生产中断，据统计，单起变电站全站失压事故平均造成企业经济损失超百万元，停电时间每延长1小时损失增加20%-30%。04事故对电网安全的连锁影响设备故障若处理不当，可能扩大为区域性停电，如2012年印度北部大面积停电事故，因变压器故障未及时处理导致数亿人受影响，凸显变（配）电设备稳定运行的重要性。异常运行的定义异常运行与事故的定义及分类

指变（配）电设备在运行过程中出现的偏离正常工作状态的现象，但未造成设备停运或严重损坏，如变压器油位异常、断路器SF6气体压力低等。事故的定义

指由于各种原因造成设备损坏、停电、人员伤亡或电网大面积停电等严重后果的事件，如变压器内部短路、母线故障导致全站失压等。按设备类型分类

包括变压器异常与事故、断路器异常与事故、互感器异常与事故、母线及绝缘子异常与事故、电缆异常与事故等。按严重程度分类

可分为一般异常、严重异常、一般事故、重大事故、特大事故，例如一般异常如隔离开关触头过热，重大事故如主变爆炸起火。事故处理的基本原则与目标安全第一原则处理事故时，首要确保人身安全，采取必要防护措施，如穿戴绝缘装备、设置警戒区，防止触电、电弧灼伤等次生伤害。迅速隔离故障原则立即切断故障设备电源，通过断路器、隔离开关实现物理隔离，防止事故扩大，如切断SF6泄漏设备气源并通风。保供优先原则优先恢复重要用户供电，通过备用电源切换、负荷转移等方式，保障医院、交通枢纽等关键负荷持续供电。快速响应目标接警后180秒内抵达现场，10分钟内完成故障初步定位，30分钟内启动备用电源，最大限度缩短停电时间。系统恢复目标故障排除后，通过分阶段重启、参数监测（电压波动率≤±5%），确保系统2小时内恢复稳定运行，无遗留隐患。02设备异常运行处理的基本规定汇报的基本原则异常处理的汇报与记录要求异常发生后，助理值班员应立即汇报值班员，值班员要马上召集人员进行处理。汇报内容需准确、简要扼要，包括事故发生的时间与现象、断路器跳闸状况、保护和自动装置动作状况等关键信息。汇报对象与流程根据异常情况，向值班调度员及领导进行汇报。初步判断结果形成后进行简要汇报，现场检查结果出来后进行详细汇报，整个过程需在值班员指挥下，按调度员命令或相关规程处理。记录的核心内容详细记录异常运行发生的时间，监控系统显示的信号，保护动作情况和电流、电压指示，认真查看数据测控系统的记录和故障录波器的数据。同时记录现场检查的设备相关数据及处理过程中的各项操作。记录的规范要求在做好详细记录并得到值班员许可之前，除音响信号外，暂不复归其他各种信号。事故处理全过程的详细记录需规范、准确，事故处理解除后编写现场事故报告，为后续分析和改进提供依据。现场检查与故障分析流程信号记录与初步判断发生异常后，立即记录时间、复归音响信号，检查监控系统显示的电流电压变化、保护动作情况及故障录波器数据，初步判断故障范围与性质。现场设备外观检查派人到现场对异常设备进行外观检查，查看有无渗漏油、变形、放电痕迹、异音异味等现象，记录设备相关数据，如油位、压力、温度等关键参数。保护与录波数据核查调取继电保护装置动作记录、故障录波器波形数据，分析电流电压突变特征、零序分量变化等，结合设备巡视情况确认故障类型及大致位置。故障隔离与安全措施根据分析结果，在值班员指挥下隔离故障设备，拉开相关断路器、隔离开关，装设接地线并悬挂标示牌，防止故障扩大及人身触电风险。多维度信息综合研判结合历史运行数据、设备检修记录及环境因素（如天气、负荷变化），综合判断故障根本原因，为后续处理及恢复供电提供依据，并向调度和上级领导详细汇报。

调度协调与操作规范调度指令执行原则事故处理期间，所有操作必须严格遵循调度指令，严禁擅自更改运行方式；紧急情况下，可先进行将直接对人身安全有威胁的设备停电等允许自行处理的操作，事后立即汇报调度。

信息汇报规范汇报内容需包含事故发生时间、故障设备、保护动作情况、现场检查结果及已采取措施，例如："2026年01月07日10:00，#1主变轻瓦斯动作，瓦斯继电器内有气体，已申请停运检查"。

倒闸操作防误规范严格执行"停电-验电-接地-挂牌"四步法，操作前核对设备双重编号，使用防误操作装置，复杂操作需双人监护并逐项复诵，例如：拉开212断路器前需确认其控制回路正常、SF6气体压力在合格范围。

跨部门协同机制建立与调度中心、检修班组、安全监督部门的实时通讯渠道，重大事故（如全站失压）需15分钟内联动消防、医疗单位，同步启动备用电源切换程序，确保信息传递无延迟。03变压器常见异常及处理

油位异常的判断与处理方法油位异常的判断依据对照油位-油温曲线，结合当前油温，判断油位是否处于正常范围。同时检查主变有无渗漏油现象，记录渗油速度。

油位缓慢下降的处理若主变油位下降缓慢，可尽快进行注油处理，禁止从下部补油，以防止变压器内绝缘受潮。

油位快速下降的处理若油位下降较快，必须立即汇报调度和上级有关部门，由相关部门决定是否将主变停运，以避免设备损坏。

油位过高的处理若因油温过高导致油位高出指示极限，经确认后应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，防止喷油。

冷却器全停故障的应急处置故障快速检查与初步恢复立即检查冷却器控制电源、保险及相关回路是否正常，争取尽快恢复冷却器运行；若为电源切换回路故障，两路电源无法切换时，可考虑直接将动力电源接至冷却器空开，优先启动冷却器。

运行参数严密监视在未恢复前必须密切监视主变温度变化情况和负荷情况，若短时不能处理好，应立即申请调度转移负荷，防止主变因过热损坏。

跳闸后的特殊处理如果冷却器全停导致跳闸时，应申请退出跳闸压板，并尽快按上述方法处理，恢复冷却器运行，确保主变安全。

油温异常升高的原因分析与控制01内部故障导致油温异常内部故障如线圈对尾屏树枝状放电、绕组匝间短路、潜油泵油流产生带电效应烧坏线圈，铁芯多点接地使涡流增大而过热等，会导致油温异常。此类情况一般会伴随差动保护或瓦斯保护动作，严重时可能使压力释放阀或防爆管喷油。

02冷却系统故障导致油温异常冷却器工作异常，如冷却电源故障、风扇或油泵损坏、散热器堵塞等，会使散热效果下降，导致油温升高。应检查冷却器控制电源、保险是否正常，将全部备用冷却器投入运行。

03过负荷运行导致油温异常变压器过负荷运行时，电流增大，损耗增加，导致油温升高。过负荷以电流进行判断，过负荷不宜超过1.2倍，此时应立即汇报调度转移负荷，并检查辅助冷却器是否按整定方案启动。

04环境因素与假油位影响环境温度过高或通风不良会使油温升高。此外，全密封油枕未按全封闭方式加油等原因可能导致假油位，需注意区分实际油位与温度的对应关系。

05油温异常的控制与处理措施现场通过温度计检查主变温度，核对温度表；检查冷却系统，投入备用冷却器；检查负荷情况，必要时申请调度转移负荷；密切注视温度变化，保持与调度联系。若温度升高原因是冷却系统故障且无法修复，应将变压器停运修理。瓦斯保护动作的处理流程瓦斯保护动作后的初步检查瓦斯保护动作后，值班人员应立即检查瓦斯继电器内是否有气体聚集，同时观察主变油位是否出现异常降低情况，为故障判断提供初步依据。气体与油样的采集分析若瓦斯继电器内存在气体，需及时抽取气体及变压器油样进行成分分析。若气体为空气，需检查冷却系统是否存在吸入空气的问题；若气体可燃或油样异常，应进一步排查内部故障。轻瓦斯频繁动作的处理措施当轻瓦斯保护频繁告警且原因未明确时，值班人员应立即向有关部门汇报，必要时申请将主变退出运行，防止故障扩大。重瓦斯动作的紧急处理重瓦斯动作跳闸后，严禁强行送电。需全面检查主变本体有无喷油、变形等明显故障迹象，经综合判断确认无内部故障后，方可按规程处理。

压力释放装置动作的应对措施现场检查与确认立即到现场检查压力释放阀是否确已动作，有无喷油现象；检查压力释放阀是否已完全关闭，喷油是否已经停止。

关联设备状态检查检查油枕油位是否正常，分析是否因油位过高引起动作；检查主变温度是否正常；检查呼吸器管道有无堵塞情况。

紧急处理与汇报若喷油不止，应及时汇报调度和上级有关部门，并立即申请退出主变运行；采取安全的方法复位压力释放阀信号。过负荷运行的限制与负荷转移

过负荷的判断标准主变过负荷以电流进行判断，过负荷不宜超过1.2倍额定电流。

过负荷运行的限制措施过负荷情况下不能调节有载调压装置，需密切监视主变温度及辅助冷却器是否按整定方案启动。

负荷转移的操作原则立即汇报调度转移负荷，在未恢复前必须密切监视主变温度变化情况和负荷情况，短时不能处理好的，应申请调度转移负荷。内部声响与振动异常变压器紧急停运的判定条件变压器内部出现特别大且不均匀的声响，或伴有爆裂声，表明内部可能发生绕组短路、绝缘击穿等严重故障，需立即停运检查。油位与渗漏油故障严重漏油或喷油导致油面下降至低于油位计指示限度，或油枕、压力释放阀喷油，可能引发绝缘失效或火灾风险，应紧急停运。套管与外部绝缘损坏套管出现严重破损、放电现象或看不到油位，绝缘性能丧失，可能导致相间短路或接地故障，必须立即停运处理。油温异常升高与过热在正常冷却条件下，非因油温计故障导致油温异常且持续上升，或伴随油色显著变黑、有焦臭味，提示内部过热故障，需紧急停运。冒烟着火及危及安全情况变压器本体冒烟着火，或发生危及人身、设备安全的故障且保护拒动，以及附近设备着火爆炸对其构成严重威胁时，应立即停运并切断电源。04断路器常见异常及处理

SF6气体压力低的故障处理

故障原因初步判断对比巡视时的气温，如气温差别不大，可能存在泄漏。

现场检查安全注意事项确认是SF6气体泄漏时，到现场检查气压需要从上风口接近，必要时戴上防毒面具。

数据记录与汇报流程记录现场数据及外观检查情况，如低至闭锁值，查明原因后，应尽快采取措施，进行补气。

紧急处置措施如果SF6气体泄漏速度快，到了闭锁分、合闸压力后，应立即汇报调度，同时将断路器的分、合闸电源断开，以防故障发生。

液压机构压力异常的排查与处理压力低的初步检查与手动干预立即现场检查打压装置是否正常工作，若未动作，应尝试手动启动打压装置。检查装置电源是否正常，进行电源故障处理。

压力无法建立的原因分析与处理若打压装置工作正常但无法建立压力，可能是油路存在气体，需通知检修班组进行排气处理，排气后再启动打压。

严重漏油导致失压的紧急处理当液压机构出现严重漏油导致压力降至0时，应立即汇报调度，断开分、合闸电源，并通过转移负荷将开关退出运行。

压力低闭锁分合闸的通用措施任何情况下导致液压低闭锁分、合闸时，均应断开分合闸电源，并及时汇报调度，等待进一步指令。控制与操作回路检查拒绝合闸的检查与处理步骤

使用万用表分段检测合闸控制回路和操作回路电压，确认是否存在断线、接触不良等异常，及时修复回路故障。操动机构压力与气体压力检查

检查液压机构压力、弹簧储能状态及SF6气体压力是否正常，确认是否因压力异常导致合闸闭锁，查明闭锁原因并处理。继电器与辅助开关检查

检查防跳跃继电器串联触点、刀闸闭锁继电器触点及辅助开关接触情况，若触点烧坏或接触不良，应更换继电器或调正辅助开关。合闸线圈与机械系统检查

检查合闸线圈的完整性和绝缘状况，若断线或烧毁需更换；检查合闸电磁铁机械部分有无卡死，调正机械结构至灵活状态。"五防"及机械防跳机构检查

按"五防"机提示信息处理闭锁问题；检查操动机构机械防跳机构是否返回初始状态，若机械系统瓦解应汇报调度并通知检修单位处理。

拒绝跳闸的故障分析与解决方法控制与操作回路异常排查用万用表分段检查跳闸控制回路和操作回路电压，判断是否存在断线、接触不良或电源故障等问题，并进行针对性处理。

操动机构压力闭锁处理检查油压、弹簧储能和SF6气体压力是否正常，观察压力数值及闭锁信号，查明闭锁原因并恢复压力至正常范围。

辅助开关及跳闸线圈故障处理调正辅助开关使其触点接触良好；检查跳闸线圈的完整性，若线圈断线或烧毁应及时更换。

"五防"及其他异常处理按"五防"机提示信息排查操作程序问题；检查操动机构机械系统是否瓦解，若存在则汇报调度并通知检修单位处理。

操动机构常见异常及维护01液压机构压力异常现象：打压装置不动作、压力无法建立或骤降。处理：检查电源及手动打压装置，若油路进气需排气，严重漏油时断开分合闸电源并汇报调度停运处理。

02弹簧机构储能故障现象：电机不启动、储能不到位或储能后释能异常。处理：检查辅助电源、电机及行程开关，机械卡涩时需检修调整，严禁强行操作。

03分合闸线圈故障现象：线圈烧毁、控制回路断线导致拒动。处理：测量线圈绝缘及直流电阻，更换损坏线圈，检查控制回路电压及辅助开关触点接触情况。

04机械传动部件卡涩现象：操作时机构异响、分合闸不到位。维护：定期润滑传动部件，检查连杆、销钉有无松动变形，确保防跳跃机构及“五防”闭锁装置正常。

05日常维护要点定期检查机构压力、油位及气体泄漏情况，每月进行1次分合闸操作试验，每年开展机械特性测试及绝缘检测，确保机构动作可靠。05其他关键设备异常及处理母线与隔离开关发热故障处理

故障征象识别通过试温片熔化、变色漆变色或红外测温超过规定值等现象，可判断母线或隔离开关存在发热故障。母线发热处理措施立即采取冷却措施，调整母线负荷以减少流经发热点的电流，并加强对发热母线的监视。隔离开关发热处理措施调整负荷限制出力，尽快申请停电处理，处理前需加强对发热隔离开关的运行监视。处理原则与安全注意事项处理过程中需严格遵守安全规程，优先保障人身安全，防止事故扩大，必要时隔离故障设备并汇报调度。

电流互感器二次开路的应急措施紧急处置步骤立即停用电流互感器所带的继电保护及自动装置，防止保护误动作或拒动。若开路点明确且安全距离足够，可使用绝缘工具将二次回路短接；若无法短接，应迅速申请停运相关设备。

现场安全防护工作人员需穿戴绝缘手套、绝缘靴，使用绝缘工具进行操作。检查时应与故障设备保持安全距离，避免靠近开路点产生的高电压区域。若互感器冒烟着火，应立即断开电源，使用二氧化碳或干粉灭火器灭火。

故障隔离与汇报迅速将故障电流互感器与系统隔离，断开相关断路器和隔离开关。立即向值班调度员及上级领导汇报故障情况，包括开路发生时间、现象、已采取措施及设备状态，等待进一步指令。电压互感器故障的判断与处理电压互感器常见故障现象电压互感器故障现象主要包括内部有严重放电声、严重漏油流胶且发出焦臭味、冒烟着火，以及回路发生不停电不可挽救的人身触电事故等。电压互感器故障判断方法通过观察电压表指示是否异常，如电压骤降或为零；检查是否有异响、异味、漏油等外观现象；结合保护装置动作情况，如熔断器熔断等进行综合判断。电压互感器故障处理原则发生严重放电声、冒烟着火等危及设备和人身安全的故障时，应立即拉开电压互感器开关，停用故障设备。对于轻微故障，应加强监视并及时汇报调度安排处理。电压互感器着火处理措施电压互感器着火时，应立即拉开其开关，使用二氧化碳或沙子灭火，严禁使用泡沫灭火器，以防发生触电危险和扩大事故。

避雷器与电缆故障的处置要点避雷器故障的紧急停运条件当避雷器出现瓷套管破裂或爆炸、冒烟着火、套管破裂且严重放电或因绝缘损坏造成接地、连接线松动、内部有轻微放电声等情况时，应立即用开关切断避雷器。

电缆故障的紧急停电情形电缆发生爆炸冒烟着火、绝缘击穿接地放电、明显严重的机械损伤或存在危及电缆完整的灾害时，必须立即停电处理。

电缆着火的应急处理措施电缆着火后，应立即断开电源并通知消防人员，使用干粉、二氧化碳或沙子灭火，严禁使用泡沫灭火器或水。灭火人员须佩戴氧气防毒面具、胶皮手套，穿绝缘鞋，并适当增加电缆接地点。06变（配）电所全所失压事故处理失压事故的原因分析与判断内部设备故障原因变压器故障（如短路、过负荷）、开关设备故障（断路器、隔离开关、接地刀异常）等内部设备损坏或功能失效，会直接导致变电站失压。外部电源故障原因输电线路因大风、雷击等自然灾害或人为破坏发生故障，以及上级电源系统故障，均可能造成变电站失压。人为操作与维护原因操作人员操作失误（如误操作开关）、维修人员维修质量不达标、未定期维护导致设备隐患未及时排除等人为因素，也会引发失压事故。失压事故判断方法根据监控系统电压电流指示、保护动作信号、现场设备检查（如有无漏油、异响、电弧痕迹）及天气情况等，综合判断失压范围、原因及影响程度。应急处理流程与负荷转移策略

应急处理基本流程事故发生后，值班人员应立即记录时间、复归音响信号，检查跳闸断路器、保护动作情况及母线电压电流变化，初步判断后向调度汇报；随后详细检查一、二次设备，隔离故障点，按调度指令恢复供电。故障隔离关键步骤通过断开故障设备各侧断路器、隔离开关实现物理隔离，悬挂"禁止合闸，有人工作"标示牌；对SF6设备泄漏等情况，需从上风口接近并佩戴防护装备，防止次生灾害。负荷转移基本原则优先转移重要用户负荷，如医院、交通枢纽等；通过倒闸操作将负荷切换至备用电源或相邻母线，转移过程中需防止过负荷，主变过负荷不宜超过1.2倍额定电流。典型负荷转移操作当某段母线失压时，先断开该母线段所有出线开关，合上母联开关，逐步恢复非故障线路供电；若主变故障，投入备用变压器，调整分接头确保电压稳定后恢复负荷。

恢复供电的操作步骤与注意事项故障隔离确认与安全措施检查确认故障设备已可靠隔离，检查接地线、安全围栏等安全措施完备，防止送电时发生短路或触电事故。

分阶段恢复供电顺序按照先电源侧后负荷侧、先重要负荷后一般负荷的顺序恢复，优先恢复站用电及重要用户供电，避免系统冲击。

设备状态检查与功能测试对恢复供电的设备进行绝缘测试、保护装置校验及机械特性试验，确保断路器、变压器等设备动作正常。

负荷转移与系统电压监控通过倒闸操作转移负荷，实时监测母线电压、电流及频率，确保恢复过程中系统参数在正常范围。

紧急情况应急处理预案若恢复过程中出现电压异常、保护动作等情况，立即停止操作并隔离故障点，汇报调度后再行处理。07事故处理安全规范与防护措施个人防护装备的使用要求

基本防护装备配置标准作业人员必须配备绝缘手套、绝缘靴、安全帽、防护面罩等基础防护装备，所有装备需符合国家标准并定期进行耐压测试和外观检查，确保无破损、老化或受潮现象。

绝缘防护装备使用规范使用绝缘手套前需检查有无破损，充气试验合格后方可使用；绝缘靴在雨天、雷电活动中设备巡视或操作时