2026变电站应急处置及典型案例

变电站应急处置及典型案例

事件概况：2025年12

日12

日

01

时

59分

，330千伏玛玉Ⅰ线C相跳闸

，重合不成功；

02时49分，玛多变进行330千伏玛玉Ⅰ线试送时

，330千伏Ⅰ母母差失灵保护动作跳闸。课程导入

330千伏玛玉Ⅰ线、

玛多变330千伏Ⅰ母跳闸事件应急处置存在的问题事件调查结论：经调查

，该起事件是330千伏玛玉Ⅰ线#15塔C相避

雷器的计数器接线错误

，上侧避雷器被短接失效

，整体耐压水平下降

，在大风天气下导线与避雷器间隙不足

，导致避雷器被击穿

，造成330千伏玛玉Ⅰ线跳闸。在线路试送期间

，330千伏玛多变独立五防主机与后台监控主机发生通讯中断故障

，站内运维人员错误采取在3326开关汇控柜处就地合闸的方式进行操作

，由于线路大风天气持续、

故障点仍然存在

，合闸后保护无法跳开3326开关

，造成故障越级扩大

，330千伏Ⅰ母失灵保护动作跳闸。课程导入

330千伏玛玉Ⅰ线、

玛多变330千伏Ⅰ母跳闸事件应急处置存在的问题

事件教训：一是设备存在严重隐患。

五防系统防误功能不完善

，五防主机可靠性不高。二是故障应对处置违规。

变运维人员未掌握现场运行规程

“断路器远方就地切换开关在就地位置时

，断路器发控制回路断线

，不能远方操作

，保护也不能分、

合断路器”三是调度联系用语不严谨

，在与运维人员沟通时

，调度指令外的业务联系措辞不够规范。四是变电运维管理不到位。

规程编审不到位，玛多变现场运行规程对断路器就地操作等内容针对性不强五是事件信息报送不规范330千伏玛玉Ⅰ线、

玛多变330千伏Ⅰ母跳闸事件应急处置存在的问题课程导入讨论问题1：从技术上可以采取哪些措施？五防装置通讯中断实时报警就地操作增加防误闭锁逻辑问题2

：GIS在智能终端

“就地操作”有无问题。330千伏玛玉Ⅰ线、

玛多变330千伏Ⅰ母跳闸事件应急处置存在的问题课程导入如何正确快速的开展变电站异常、

事故应急处理？1、

守规程。基础三规：调规、

运规、

安规。

按要求开展规范化信息汇报。2、

强技能。技能知识（学习设备原理

，快速判断故障性质

，不扩大事故），运行经验（吸取各类事故经验教训）。330千伏玛玉Ⅰ线、

玛多变330千伏Ⅰ母跳闸事件应急处置存在的问题课程导入CONTENTS目录1

应急处置原则2

应急汇报要求3

开关故障处置4

线路故障处置5

变压器故障处置6

母线故障处置

6.2.1.1迅速限制故障发展

，消除故障根源

，解除对人身、

电网和设备安全的威胁。6.2.1.2调整并恢复正常电网运行方式

，安控切机后尽快恢复被切除的机组并网，电网解列后要尽快恢复并列运行。6.2.1.3尽可能保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电、

站用电的正常供电。6.2.1.4尽快恢复对已停电的用户和设备供电。《国家电网调度控制管理规程》（国家电网调〔2024〕459

号）一、

应急处置原则6.2.2.4为防止故障范围扩大

，值班监控员、

厂站运行值班人员及输变电设备运维人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作

，但事后应立即向相关调度机构

值班调度员汇报：（1）将对人身和设备安全有威胁的设备停电。（2）将故障停运已损坏的设备隔离。（3）厂（站）用电部分或全部停电时

，恢复其电源。（4）厂站规程中规定可以不待调度指令自行处置者。《国家电网调度控制管理规程》（国家电网调〔2024〕459

号）

一、

应急处置原则厂站规程中规定可以不待调度指令自行处置者。1、

当母线电压消失时

，拉开连接到该母线上的开关。2、

电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时

，将可能误动的保护及自动装置停用。3、

低频低压减载、

低频低压解列、

自动切机等装置应动作未动时手动代替的处理。4、

因保护或自动装置失去直流电源

，退出相关保护的处理。一、

应急处置原则在处理事故或倒闸操作时

，不得进行工作交接；工作交接时发生事故

，应停止交接

，

由交班人员处理

，接班人员在交班负责人指挥下协助工作。《国家电网有限公司变电运维管理规定》《华北电网调度控制管理规程》（华北调〔2025〕

263号）其他原则。故障处理或紧急操作

，相关单位值班员应在确保安全的前提下

，简化操作流程并迅速执行调度指令

，操作完成后及时汇报。《国调中心调控运行规定》（2023年）

一、

应急处置原则CONTENTS目录1

应急处置原则

2

应急汇报要求3

开关故障处置4

线路故障处置5

变压器故障处置6

母线故障处置故障初报：电网发生故障时

，值班监控员、

厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即将故障发生的时间、

设备名称及其状态等概况向相应调度机构值班调度员汇报

，经检查后再详细汇报相关内容。《国家电网调度控制管理规程》（国家电网调〔2024〕459

号）例如：XX时XX分

，XX站XX线XX开关跳闸

，XX开关当前在分位（合位）。

二、

应急汇报要求故障详报：详细汇报：（1）继电保护和安全自动装置动作情况；（2）故障测距；（3）设备外部有无明显故障特征；（4）天气；（5）并尽快明确故障停电设备是否具备试送条件或给出处置意见。《华北电网调度控制管理规程》（华北调〔2025〕

263号）故障详报：详细汇报内容包括但不限于：（1）开关的动作时间、

相别。（2）继电保护及安全自动装置的动作情况

，故障测距信息。（3）故障点及设备检查情况。（4）频率、

电压、

负荷的变化情况。（5）天气、

现场作业及其它情况。《河北南部电网调度控制管理规程》

（冀电调〔2025〕

31号）二、

应急汇报要求无人值班：10分钟内

，相关超高压公司值班监控员汇报保护、安控动作情况

，汇报线路故障类型、

开关跳闸及开关重合闸动作情况

，依据相关规程采取相关处理措施

，通知运维人员赶赴现场；20分钟内

，汇报站内全部保护动作情况、

线路故

障测距情况

，确认保护、

安控装置是否全部正确动作

，相关开关合闸电阻配备情况

，明确是否需要退出重合闸

，确认是否具备远方试送条件；运维人员到达现场后20分钟内

，汇报相关一、

二

次设备检查基本情况，若故障设备尚未恢复运行

，

由现场运维人员确认是否具备试送条件

，补充汇报站内全部保护动作情况，线路故障测距情况；按国调要求传送事件记录、

故障录波图、

故障情况报告、

现场照片等材料有人值班：5分钟内

，厂站运行值班人员汇报保护、

安

控动作情况

，汇报线路故障类型、

开关跳闸及开关重合闸动作情况

，依据相关规程采取相关处理措施；15分钟内

，汇报相关一、

二次设备检查基

本情况

，确认保护、

安控装置是否全部正确动作

，相关开关合闸电阻配备情况

，明确是否需要退出重合闸

，确认是否具备试送条件；30分钟内

，汇报站内全部保护动作情况，线路故障测距情况

，按国调要求传送事件记录、

故障录波图、

故障情况报告、

现场照片等材料《国调中心调控运行规定》（2023年）

《华北电网典型重大风险处置规范》2025年

二、

应急汇报要求站内异常及天气运行设备是/否正常（描述异常现象）

，是否存在XX设备越限情况

，天气大风是否开展工作故障时站内未开展任何检修调试工作

，线路无带电作业是否存在家族性是

，泰开隐患开关

，存在均压环脱落风险缺陷设备合闸电阻配置情况是

，30分钟内不得重合闸其他影情况开关压力低持续告警未复归

，不具备试送条件天气晴故障点行政区域XX省XX市XX县故障影响造成XX直流双极四换流器发生xx次换相失败/稳控装置切机XX万千瓦/负荷损失

XX万千瓦/新能源脱网XX万千瓦等；属于八类十八项/紧急或一般报告类事件线路跳闸信息汇报卡（示例）设备名称XXX电网XXX地区XXXkVAB线跳闸时间2025-04-2122:51:13:500故障相别X相重合闸情况重合成功保护动作情况开关状态

，线路差动/高抗保护动作情况

，串补旁路重投情况等；故障测距A侧XX.X公里；

B侧XX.X公里线路全长及类型XX.X公里；全线同杆并架/紧凑型

/常规型线路

，故障点处于同塔并架/三跨区段运维、

资产、

调度关系XX超高压公司运维

，XX调度

，XX公司资产故障电流A侧XX.X

kA；

B侧X.XXkA电压跌落最低降至XXkV(X.Xp.u.)

，xxxms后恢复二、

应急汇报要求

《华北电网典型重大风险处置规范》2025年

管理层面报送要求国家电网有限公司关于进一步加强安全生产重要信息报送工作的通知（国家电网安监〔2024〕

315

号）1、

报送范围全面梳理安全生产信息报送相关的法规制度25项（文件清单见附件1）

，结合公司实际

，明确安全生产重要信息报送范围共8类18项

二、

应急汇报要求2、

报送程序针对上述安全生产重要信息

，坚持

“快报事件、

慎报原因、

实事求是、

依法处置”原则

，严格执行首报、

二报、

续报、

终报等流程

，确保信息报送及时性、

规范性、

准确性。首报快！一旦发生上述事件

，相关单位必须在30分钟内电话报告至国家电网总部

，同时填写即时报告单。

先报

“六要素”（时间、

地点、

经过、

危害、

初步原因、

处置进展）

，信息不全也要报。二报准：首报后相关单位应立即组织核清核准事故事件基本情况、

具体原因、

影响范围、发展趋势、

处置情况和工作建议等信息

，在首报后60分钟内进行二报。续报：对重大事项执行首日每小时一报

，后续视发展情况逐步延长至早（6:00）

晚15:00）报、

日报等。

人员伤亡、

电网设备故障等情况发生变化时

，要立即报告。终报：事后总结分析。二、

应急汇报要求

二、

应急汇报要求CONTENTS目录1

应急处置原则2

应急汇报要求

3

开关故障处置4

线路故障处置5

变压器故障处置6

母线故障处置（一）

、

SF6压力降低。1.处理：立即汇报调度

，通知运维人员。

根据调度指令进行下一步处理。

对于3/2接线

，网调可能会直接下令拉开关。

做好事故预想。

思考：开关拉开后怎么办？2.可能原因：1）

断路器有SF6泄漏点

：气管连接处、

气管焊接头、

极柱法兰面等

，压力降低到告警值；2）

SF6气体压力表或密度继电器损坏；3）压力处于临界值时

，环境温度下降引起SF6压力值下降；4）

电缆芯绝缘降低

，导致信号误发。另外：

阳光强烈直射表计时

，过补偿造成；密度计未安装在与本体处于同一环境温度

，安装在机构箱

，过补偿。

三、

开关故障处置（二）

、

SF6压力闭锁。1.处理

：对信号进行分析

，是否有SF6压力低报警。

如没有压力低报警

，直接发闭锁

，有可能是二次回路问题。

有无控制回路断线信号报出。

两组都报还是一组。

即判断是否真的闭锁了控制回路。

立即汇报调度

，通知运维人员。根据调度指令进行下一步处理。十八项反措要求：

220kV及以上电压等级断路器的压力闭锁继电器应双重化配置

，防止其中一组操作电源失去时

，另一套保护和操作箱或智能终端无法跳闸出口。变电站端监控一般SF6压力闭锁信号是两个

，第一组、

第二组。

监控班可能存在信号合并

，体现不出来是那一组

，但可以结合控制回路断线来判断。

最新监控信息要求分开。三、

开关故障处置2.SF6压力闭锁案例。（1）

4月21日

，

500千伏某站后台报5061开关SF6气压低闭锁。

现场检查开关B相防爆膜破裂

，

SF6压力降至0Mpa（额定压力0.68MPa

，告警压力0.62MPa

，

闭锁压力0.60MPa）

，为避免设备故障申请紧急停运。（2）4月17日

，500千某站后台报5053开关C相SF6低气压报警

，

1分钟后报5053开关SF6气压低闭锁。现场检查5053断路器气室C相压力0.38Mpa（额定压力0.70MPa

，告警压力0.62MPa

，闭锁压力0.60MPa）

，断路器防爆膜已破裂

，为避免设备故障申请紧急停运。

三、

开关故障处置（三）

、

断路器机构压力异常。1.液压机构打压超时、

过流过时。处理：通知现场运维人员检查

，汇报调度。

打压超时后闭锁打压回路

，且自保持。

压力进一步降低报重合闸闭锁。

液压碟簧机构无压力表

，储能标尺不直观

，现场不好判断电机是否启动。

现场需要尽快处理。

监控人员做好监视

，做好预想。2.常见原因：1）

电机电源或上级电源跳闸

，无电。2）继电器故障。3）

电机碳刷脏污

，不打压。4）

电机故障

，热继电器动作等三、

开关故障处置（三）

、

断路器机构压力异常。2.N2泄露、

N2闭锁。处理：通知现场运维人员检查

，汇报调度。问题：

N2泄露现场压力表是高还低？

三、

开关故障处置（三）

、

断路器机构压力异常。N2泄露

：切断打压回路

，立即闭锁合闸回路。

如果开关在分位则报控制回路断线。

3小时后闭锁分闸回路

，报N2总闭锁。

信号可能与SF6、

油压闭锁共用一个信号

，现场注意区分。报出N2泄漏后

，如在3小时内不能处理

，可以提前申请拉开开关。

可以完成分闸。3、

报N2泄漏常见原因。1）打压继电器K15故障

，不能自动停止。2）压力开关故障。3）氮气储压筒泄漏可以从过油泵打压时间辅助判断原因三、

开关故障处置（四）开关闭锁后的处理6.2.8.1.2开关因本体或操作机构异常出现

“合闸闭锁”

尚未出现

“分闸闭锁”时

，应立即拉开异常开关。6.2.8.1.3开关因本体或操作机构异常出现

“分闸闭锁”时

，值班调度员应尽快将闭锁开关从运行系统中隔离6.1.4.2刀闸操作6.1.4.2.1未经试验不允许使用刀闸向500千伏以上母线充电。6.1.4.2.2一般情况下

，不允许使用刀闸拉、

合空载线路、

并联电抗器和空载变

压器。6.1.4.2.3未经试验不允许用刀闸进行拉开母线环流或T接短线操作。《国家电网调度控制管理规程》（国家电网调〔2024〕459

号）

三、

开关故障处置（四）开关闭锁后的处理当出现开关压力异常时尽速采取对电网运行方式影响最小、

快捷易行的方案

，将异常开关从系统中隔离

，消除对系统运行的威胁。开关因压力降低或操作机构异常

，尚未出现

“分闸闭锁”时

，值班调度员可用旁路转带或直接拉开此开关；开关因压力降低或操作机构异常出现

“分闸闭锁”时

，应根据现场规程规定将开关可靠闭锁

，并按以下原则处理：1、

一个半开关接线可按规定拉开该开关的两侧刀闸（刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定）

，解环前确认环内所有开关在合闸位置；2、

双母线接线的线路开关可用母联开关串带、

旁路转带等方法将该开关停电。三、

开关故障处置（四）开关闭锁后的处理3、

双母接线方式母联开关压力异常如果母联开关闭锁

，应尽快将母联开关隔离

，严禁直接拉刀闸或造成母线分列运行

等情况的发生。a、

用刀闸跨接母线方式——用其他开关的母线侧刀闸跨接两排母线后

，拉开母联

开关两侧刀闸

，将母联开关隔离。

此方法操作简便易行

，注意操作期间母差保护方式应与一次方式相适应。

用刀闸解环操作时

，根据规程规定将开关可靠闭锁。b、

倒单母线后

，直接用母联开关两侧刀闸隔离。

其优点是通用性强

，但往往操作较多

，处理时间长。

三、

开关故障处置（五）

、

断路器非全相。1。

报非全相动作信号

，开关分闸。处理：

汇报调度

，通知现场运维人员检查。

未查明原因不试送。2.报非全相动作信号

，开关未分闸

，尽快查明原因。3.常见原因：1）操作开关时一相拒动；2）开关偷跳形成的非全相

，重合闸未动3）

非全相时间继电器问题

，时间离散性大

，一般在跳闸时先于重合闸动作4）二次回路问题误动或误发信号；三、

开关故障处置非全相保护配置要求：12.1.1非全相保护功能应由断路器本体机构实现。（《变压器、

高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》）非全相整定时间（河北）：500kV：

2.5s

220kV：

1.8s

，不需要重合闸的开关

：0.5s4.处理：

6.2.8.1.1开关操作时或运行中发生非全相运行

，值班监控员、

厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即拉开该开关

，并立即汇报值班调度员。《国家电网调度控制管理规程》（国家电网调〔2024〕459

号）

三、

开关故障处置案例：某站在进行合闸送电操作时

，合上某开关后

，非全相保护动作，开关跳闸。故障录波如下：三、

开关故障处置（六）

、

保护动作

，断路器拒动a）检查监控系统断路器跳闸情况及光字牌、

告警等信息。b）结合保护装置动作情况

，核对断路器的实际位置

，确定拒动断路器。c）检查断路器保护出口压板是否按规定投入、

控制电源是否正常、

控制回路接线有无松动、

直流回路绝缘是否良好、

气动、

液压操动机构压力是否正常、

弹簧操动机构储能是否正常、

SF6气体压力是否在合格范围内、

汇控柜或机构箱内远方/就地把手是否在“远方”位置

，分闸线圈是否有烧损痕迹。d）

向值班调控人员汇报一、

二次设备检查结果

，按照值班调控人员指令隔离故障点及拒动断路器

，并将非故障设备恢复运行。国家电网有限公司变电运维管理规定

第2分册

断路器运维细则

三、

开关故障处置CONTENTS目录1

应急处置原则2

应急汇报要求3

开关故障处置

4

线路故障处置5

变压器故障处置6

母线故障处置线路故障跳闸后

，一般允许试送一次。

如试送不成功

，再次试送线路应依据相关规定处理。

电缆线路故障

，未查明原因前不得试送线路保护和高抗保护同时动作跳闸时

，应按线路和高抗同时故障考虑

，在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行试送。

线路允许不带高抗运行时

，如需对故障线路送电

，在试送前应将高抗退出。《国家电网调度控制管理规程》（国家电网调〔2024〕459

号）四、

线路故障处置1、

汇报、

收集信息。线路故障跳闸后

，值班监控员、

厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即收集故障相关信息并汇报值班调度员

，

由值班调度员综合考虑跳闸线路的有关设备信息并确定是否试送。

若有明显的故障现象或特征

，应查明原因后再考虑是否试送。。《国家电网调度控制管理规程》（国家电网调〔2024〕459

号）四、

线路故障处置

2、

判断是否具备远方试送条件。(1)线路主保护正确动作、

信息清晰完整

，且无母线差动、

开关失灵等保护动作；(2)对于带高抗、

串补运行的线路

，高抗、

串补保护未动作

，且没有未复归的反映高抗、

串补故障的告警信息；(3)具备工业视频条件的

，通过工业视频未发现故障线路间隔设备有明显漏油、

冒烟、

放电等现象；(4)没有未复归的影响故障线路间隔一、

二次设备正常运行的异常告警信息；(5)集中监控功能（系统）不存在影响故障线路间隔远方操作的缺陷或异常信息。国家电网公司故障停运线路远方试送管理规范（调调〔2016〕

104号）

四、

线路故障处置(1)监控员汇报站内设备不具备远方试送操作条件;(2)输变电设备运维人员已汇报由于严重自然灾害、外力破坏等导致出现断线、

倒塔、

异物搭接等明显故障点,

线路不具备恢复送电条件;(3)故障可能发生在电缆段范围内;(4)故障可能发生在站内;(5)线路有带电作业且未经相关工作人员确认具备送电条件;文中明确了调度员不允许远方试送的情况四、

线路故障处置国调制度能不会再发。

通过故障录波启动报文、

开关变位等综合判断。（2）连续跳闸连续送电要注意开关切断故障电流次数是否达到规定值。

以220kV西门子开关为例

，

50kA下可开断故障20次。国调：

开关的故障切除次数已达到规定次数

，厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应根据规定向相关调度机构提出运行建议。3、

试送时注意事项：（1）合闸于故障后开关再次跳开

，合闸时保护动作、间隔事故总等信息处于未复归状态

，保护动作信息可

四、

线路故障处置3、

试送时注意事项：（3）带合闸电阻断路器送电按国网文件执行。案例：神头电厂开关事故带合闸电阻开关送电规定（4）

同塔双回线路一回跳闸后如故障点在站内

，线路应尽快转检修。国网文件（5）雷雨天气开关减少热备用时间

，如不试送

，拉开线路刀闸崇州事故案例四、

线路故障处置

四、

线路故障处置问题1：送电前线路未带电前间隔是否有PT断线信号？是否有保护异常信号？问题2：河南6.24事件

，送电时该线路间隔有无异常信号？4、

其他：正常送电时注意事项（1）送电前检查间隔无异常信息。四、

线路故障处置PT断线判据

：以PCS931为例使用母线电压：

三相电压向量和小于8伏

，但正序电压小于

33.3V时

，若采用母线PT则延时1.25秒发PT断线异常信号；若采用线路

PT

，则当任一相有流元件动作或TWJ不动作时,延时

1.25秒发

PT断线异常信号。四、

线路故障处置4、

其他：正常送电时注意事项（2）送电后检查有无异常光字

，伴生信号均已复归

，各项遥测值无异常。问题：

3/2接线

，送电后三相电流不平衡什么原因？四、

线路故障处置CONTENTS目录1

应急处置原则2

应急汇报要求3

开关故障处置4

线路故障处置

5

变压器故障处置6

母线故障处置

变压器异常及故障处置。6.2.8.3.1变压器、

高压电抗器的瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸

，一般不进行

试送。

经检查确认内、

外部无故障者

，可试送一次

，有条件时应进行零起升压。6.2.8.3.2变压器、

高压电抗器后备保护动作跳闸

，确定本体及引线无故障后

，可

试送一次。《国家电网调度控制管理规程》（国家电网调〔2024〕459

号）6.2.9.4.4变压器存在过负荷风险时

，值班监控（集控）

员、

厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应将变压器允许过负荷时间报告值班调度员。《华北电网调度控制管理规程》（华北调〔2025〕

263号

）

五、

变压器故障处置变压器异常及故障处置。1.1.3变压器承受近区短路冲击后

，应确定流经变压器各侧套管的短路电流峰值、

短路电流持续时间。《国家电网有限公司变电运维管理规定》220kV及以上电压等级变压器受到近区短路冲击未跳闸时

，应立即进行油中溶解气体组分分析

，并加强跟踪

，

同时注意油中溶解气体组分数据的变化趋势

，若发现异常

，应进行局部放电带电检测

，必要时安排停电检查。变压器受到近区短路冲击跳闸后

，应开展油中溶解气体组分分析、

直流电阻、

绕组变形及其他诊断性试验

，综合判断无异常后方可投入运行。《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》

五、

变压器故障处置（一）

、

轻瓦斯动作处理a)轻瓦斯动作发信时

，应立即对变压器（电抗器）进行检查

，查明动作原因

，是否因聚集气体、

油位降低、

二次回路故障或是变压器（电抗器）内部故障造成。c)如气体继电器内有气体

，应立即取气并进行气体成分分析；

同时应立即启动在线油色谱装置分析或就近送油样进行分析。d)若检测气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常

，应立即申请将变压器（电抗器）停运。e)若检测气体继电器内的气体为无色、

无臭且不可燃

，且油色谱分析正常

，则变压器（电抗器）可继续运行

，并及时消除进气缺陷f)在取气及油色谱分析过程中

，应高度注意人身安全

，严防设备突发故障。《国家电网有限公司变电运维管理规定》五、

变压器故障处置（一）

、

轻瓦斯动作处理1.1.9当气体继电器内有气体聚集时

，应先判断设备无突发故障风险

，不会危及人身安全后

，方可开展取气

，并及时

联系试验。《国家电网有限公司变电运维管理规定》当变压器一天内连续发生两次轻瓦斯报警时

，应立即申请停电检查；

非强迫油循环结构且未装排油注氮装置的变压器

（电抗器）本体轻瓦斯报警

，应立即申请停电检查。《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》

五、

变压器故障处置排油注氮存在氮气泄露到变压器中

，造成轻瓦斯动作。

油气隔离装置组件非常重要。在线监测装置回油管路可能带入气体。投运前排气不彻底

，投运后随着油温、

充分循环

，造成轻瓦斯动作。五、

变压器故障处置轻瓦斯动作的其他原因：

五、

变压器故障处置五、

变压器故障处置不宜从运行中的变压器气体继电器取气阀直接取气；未安装气体继电器采气盒的

，宜结合变压器停电检修加装采气盒

，采气盒应安装在便于取气的位置。《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》瓦斯继电器放（取）气3.4.1应记录放气时间、

集气盒气体体积

，不宜从运行中的变压器气体继电器取气阀直接取气。3.4.2放气后应及时关闭排气阀

，确保关闭紧密

，无渗漏油。3.4.3如需取气进行气体检测时

，应装设专用接头及进出口测量管路

，接头及管路应连接可靠无漏气。3.4.4严禁在取、

放气口处以及变压器周围、

充油充气设备周围进行气体点火检测。3.4.5无气体地面采集装置时

，若需将气体继电器集气室的气体排出时

，为防止误碰探针

，造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为信号方式；排气结束后

，应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式。（《国家电网有限公司变电运维管理规定》）

五、

变压器故障处置（二）

、

重瓦斯动作（电量保护未动作）处理1、

本体漏油。

变压器大量漏油

，造成油位低于瓦斯继电器下浮球位置。

结合监控信息

，有无报出油位异常、

轻瓦斯信号。案例：某站1号主变跳闸分析报告2、

电动力作用。

绕组受较大电动力后

，引起油流涌动造成重瓦斯误动。某站2号主变跳闸故障分析报告3、

二次回路。瓦斯继电器二次接线盒密封不严进水、

端子箱重瓦斯二次回路进水等。某站3号主变压器重瓦斯跳闸故障分析报告五、

变压器故障处置

五、

变压器故障处置（三）

、

变压器差动（重瓦斯）保护动作。

处理原则：a)现场检查保护范围内一次设备

，重点检查变压器有无喷油、

漏油等

，检查气体继电器内部有无气体积聚

，检查油色谱在线监测装置数据

，检查变压器本体油温、

油位变化情况。b)确认变压器各侧断路器跳闸后

，应立即停运强油风冷变压器的潜油泵。c)认真检查核对变压器保护动作信息

，

同时检查其他设备保护动作信号、

一二次回路、直流电源系统和站用电系统运行情况。d)站用电系统全部失电应尽快恢复正常供电。e)按照调度指令或《变电站现场运行专用规程》的规定

，调整变压器中性点运行方式。f)检查运行变压器是否过负荷

，根据负荷情况投入冷却器。

若变压器过负荷运行

，应汇报值班调控人员转移负荷。《国家电网有限公司变电运维管理规定》五、

变压器故障处置（三）

、

变压器差动（重瓦斯）保护动作。

处理原则：g)检查备自投装置动作情况。

如果备自投装置正确动作

，则根据调度指令退出该备自投装置。

如果备自投装置没有正确动作

，检查备自投装置作用断路器具备条件时

，根据调度指令退出备用电源自投装置后

，立即合上备自投装置动作后所作用的断路器

，恢复失电母线所带负载。h)检查故障发生时现场是否存在检修作业

，是否存在引起保护动作的可能因素

，若有检修作业应立即停止工作。i)综合变压器各部位检查结果和继电保护装置动作信息

，分析确认故障设备

，快速隔离故障设备。j)记录保护动作时间及一、

二次设备检查结果并汇报。k)确认故障设备后

，应提前布置检修试验工作的安全措施。l)确认保护范围内无故障后

，应查明保护是否误动及误动原因。

《国家电网有限公司变电运维管理规定》五、

变压器故障处置五、

变压器故障处置（四）

、

变压器后备保护动作。

处理原则：a)检查变压器后备保护动作范围内是否存在造成保护动作的故障

，检查故障录波器有无短路引起的故障电流

，检查是否存在越级跳闸现象。b)认真检查核对后备保护动作信息

，

同时检查其他设备保护动作信号、

一二次回路、

直流电源系统和站用电系统运行情况。f)检查失电母线及各线路断路器

，根据调控人员命令转移负荷。i)确认