河南某矿变电所变电站电气事故处理规程.doc

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1、河南煤化集团安化公司 电气事故处理规程2012年2月19日变电所、发电厂电气事故处理规程第一节 发电厂、变电所电气事故处理的一般原则电力系统中的事故可以分为电气设备事故和电力系统事故两大类。前者使一部分系统和用户受到影响，是局部性事故；而后者使电力系统解列成几个部分，破坏了整个系统稳定性，使大量用户受到影响的系统性事故。电气设备事故可能会发展成为系统性事故，影响整个系统的稳定性。而系统性事故又可能使某些电气设备损坏。根据运行经验及事故统计可知，在电力系统中容易发生的事故如下：1、主要电气设备的绝缘损坏，如发电机、变压器等因过热而使绝缘损坏；2、电气人员误操作；3、电缆头和绝缘套管的损坏；4、高

2、压断路器及其操作机构失灵，如跳闸后合不上或在故障时断路器跳不开；5、继电保护及其自动装置误动作；6、绝缘子损坏或脏污所引起的事故，如套管瓷瓶放电闪络等；7、雷害，如直接雷和间接雷的危害；8、倒杆及倒塔；9、架空线的断线；10、配电变压器事故，如因温升过高而烧坏、漏油、匝间短路事故等。事故的发生，往往是由于设计、安装、检修和运行等方面的缺陷引起的；其次是由于运行人员的责任心不强或技术不熟练、对设备的性能了解不够、不严格执行各种规章制度等造成的。一、发电厂、变电所事故处理的一般原则1、根据当时的运行方式、天气、工作情况、继电保护及自动装置的动作情况、出现的信号、表记指示和设备情况，判断事故的性质和

3、范围。迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁。要想正确、迅速地处理事故，首先必须作出正确的判断。这和医生给人治病一样，只有正确的诊断，才能对症下药。应准确判断事故的性质和范围，包括因事故影响的停电范围和故障可能发生的范围。明确了这些范围，处理时才不会扩大事故，才能及时恢复供电和系统正常运行。否则，向故障点合闸送电，会加重设备损坏，甚至扩大事故。2、用一切办法保持设备继续运行，保持对用户的供电。3、尽快恢复对已停电用户的供电，要优先恢复发电厂的厂用电、变电所的所用电，先恢复对重要用户的供电。事故处理中，运行人员要处理好排除设备的故障和恢复供电之间的关系。应当对具备送电条件的用

4、户先恢复供电，先恢复无故障设备的运行，再检查处理故障设备，以减小损失。否则，将扩大事故和延误恢复送电，造成不应有的损失。4、设备损坏，无法自行处理时，应立即汇报上级领导及有关部门。在检修人员到达现场之前，应先做好安全措施。5、调整系统运行方式，恢复正常运行。二、发电厂、变电所事故处理的一般程序1、及时检查记录继电保护及自动装置的动作信号及事故象征。2、迅速对故障范围内的设备进行外部检查，并将事故象征和检查情况向调度部门汇报。3、根据事故象征，分析判断故障范围和事故停电范围。4、采取措施，限制事故的发展，解除对人身和设备安全的威胁。5、优先恢复发电厂的厂用电、变电所的所用电。6、首先对无故障部分

5、恢复供电。7、对故障所在范围，迅速隔离或排除故障，恢复供电。8、对损坏的设备做好安全措施，向有关上级部门汇报，由专业人员检修故障设备。事故处理的一般程序，可以概括为；及时记录，迅速检查，简明汇报，认真分析，准确判断，限制发展，排除故障，恢复供电。当然也不是在任何情况下都生搬硬套，例如：设备发生故障，如果现场实际条件许可，就应首先经倒运行方式恢复供电，然后再检查处理设备的故障。三、有关注意事项1、事故处理时，应设法保证发电厂厂用电、变电所所用电不能失压。如果发生事故时已经失去厂用电、所用电，应首先设法恢复。在夜间，应考虑事故照明。发电厂厂用电、变电所所用电的地位很重要。对于没有蓄电池的变电所，所

6、用电的地位更为重要。失去所用电时，就可能失去操作电源，失去调度通讯电源，将给事故处理带来很大困难。对于强油风冷变压器，失去所用电时，将失去冷却电源，若在规定时间内所用电不能恢复，会使事故停电范围扩大。2、要尽快限制事故发展，判明故障范围和性质，将故障设备隔离，缩小影响范围，解除事故对人身和设备安全的威胁。3、要沉着、冷静、迅速果断，正确、有条不紊地将故障现象、表记指示变化、所发信号、保护及自动装置动作情况、处理过程中与调度的联系、调度命令、操作、时间等，作详细记录。全面掌握事故时的保护及自动装置动作情况，对于分析判断事故至关重要。为了全面掌握这些重要依据，检查、记录和恢复保护信号掉牌应同时进行

7、，并应直到“掉牌未复归”光字牌不亮为止。此光字牌熄灭，说明保护信号掉牌已全部恢复，保护的动作情况就掌握得较全面。“掉牌未复归”信号的作用，是提醒值班人员，全面地检查保护及自动装置的动作情况，而不致于遗漏，造成误判断。并可以避免保护重复动作（事故处理过程中，保护再次动作）时，使前后两次不能区分，以致误判断而扩大事故。4、发生事故时，对于装有自动装置的，如果自动装置应该动作，但因故而没有动作时，可以手动执行。例如系统中发生了事故，频率已经降低到“低频减载装置”的动作值，如果该装置应该动作而没有动作，值班人员应立即手动操作，将应跳闸而未跳闸的开关断开，降低负荷，使频率回升到正常值，促使系统尽快恢复正

8、常。但对于备用电源自投装置，如果应动作而未动作，应当按现场规程、规定执行。5、事故处理过程中，应及时将出现的情况、保护及自动装置动作信号、处理和操作情况汇报调度，听从调度的指挥。6、为了准确地分析事故，准确地分析设备的故障原因，在不影响事故处理且不影响停送电的情况下，应尽可能保留事故现场和故障设备的原状。例如：线路故障越级跳闸以后，为了查明开关不跳闸的原因，短时间不能恢复供电时，在停电情况下可将拒跳开关两侧刀闸拉开，先将无故障部分恢复送电正常以后，再分析检查故障原因。如果先人为地使不跳闸的开关动作，则某些故障可能会暂时性地消失，这将会找不到故障原因。7、用控制开关操作，电动合闸不成功时，对于线

9、路开关，不应只是简单地认为是合闸失灵。因为，某些线路（35kV及以下）的二次回路中，没有保护后加速动作信号。如果在合闸时，线路上有短路故障，保护后加速动作使开关跳闸，无任何保护信号发出。所以，必须注意区分原因，要求在合闸操作时，注意观察表记指示有无冲击，以便于判断。8、事故处理中的操作，应该注意防止误使系统解列或非同期并列。对于联络线，应尽量经并列装置合闸，确认线路无电时，方可将同期开关投于“手动”位置。无并列装置的，应确知线路上无电或无非同期并列的可能时方能合闸。9、恢复送电和调整运行方式的操作程序，应当考虑使不同电源的系统之间的并列操作方便。10、注意备用电源的负荷能力。事故处理时，某些设

10、备（如变压器）在一定条件下，允许过负荷运行，但要注意设备的允许运行条件。防止因负荷增大使保护误动作，同时加强监视并及时消除过负荷。11、因事故处理的需要改变运行方式时，应注意保护及自动装置的投退方式，应按现场规程规定作相应的改动，以适应新运行方式的要求（如母线保护、失灵保护、双回线横差保护、变压器后备保护的联跳回路等）。12、凡是做保护及开关传动试验时，必须注意退出其启动失灵保护的压板。防止传动时开关不跳闸，万一失灵保护误动，造成母线失压事故。13、处理好排除设备故障与恢复供电之间的关系。除灭火和解除对人身与设备安全的威胁外，应首先对无故障部分恢复供电，恢复系统间的联系，再检查故障设备问题。这

11、样，可以使系统尽快恢复正常，并减少了停电损失。一般情况下，发生事故时，故障点应该在已停电的范围之内。但是，在停电的范围内不一定每一方面都有故障。所以，处理事故的时候，应按一般原则，对于经判定无故障的部分，先恢复供电。对于故障点所在范围，应先隔离故障，然后恢复供电，再检查处理故障设备的问题。故障设备的故障排除之后，如果具备送电的条件，即可恢复供电。这样，才能使事故造成的损失降到最小。14、在某些紧急情况下，为防止事故扩大，解除事故对人身安全和设备安全的威胁，必须进行的操作，可以先执行，事后再向调度汇报。这些情况有：危及人身和设备安全的事故。将已损坏的设备隔离。母线失压时，按现场规程的规定，将失压

12、母线上所连接开关断开。厂用电、所用电全停或部分停止时，恢复厂用电、所用电的操作。事故处理规程中，有明文规定可以先执行然后汇报的操作。例如：与调度失去通讯联系时，或者调度授权自行处理时，可以按现场规程执行。结论：在实际生产中，会遇到各种各样的电力事故，如果掌握了电力事故的特点及处理原则，就能有针对性地处理好它，并将电力事故带来的损失降低到最小。1 事故处理规程11 事故处理原则1.1.1事故处理的任务：尽快限制事故的发展，解除对人身和设备安全的威胁，消除或隔离事故的根源，尽可能地保持设备的正常运行，迅速恢复重要用户的供电和所用电。1.1.2发生事故时，值班人员应迅速全面查明跳闸的开关、保护动作情

13、况，信号、仪表指示情况，判明事故的范围和性质，检查一次设备的情况，判明事故原因。1.1.3迅速向调度部门汇报事故情况，处理事故时，要服从调令，其他人员的命令与调令相抵触时，按调令执行，如执行调令会威胁人身和设备安全时，不得执行，将不执行的理由报告调度及工区领导。1.1.4事故处理的全过程均应做详细记录，电话应录音。1.1.5有不列情况之一者，值班员可以先处理事故再向有关领导和调度报告。1.1.5.1 将直接危害人身和设备安全的设备停电；1.1.5.2 将已损坏和受威胁的设备隔离；1.1.5.3 恢复重要用户的供电及所用电；1.1.5.4 无源线跳闸后的强送电，母线电压消失时的事故处理；1.1.

14、5.5 通讯中断时，现场规程中允许的事故处理。12 变压器事故处理1.2.1变压器轻瓦斯信号动作1.2.1.1 事故现象：微机监控报警响，报警区显示号主变轻瓦斯动作。1.2.1.2可能原因1.2.1.2.1 因滤油、加油，使空气进入变压器；1.2.1.2.2 因温度下降或漏油致使油面缓慢下；：1.2.1.2.3 因变压器内部轻微故障产生气体；1.2.1.2.4 轻瓦斯二次回路故障。1.2.1.3 处理方法1.2.1.3.1 检查主变的运行情况，瓦斯继电器内部是否有气体，温度油位正常。1.2.1.3.2 当发现瓦斯继电器内部有气体时（看见油面），（经调度同意后进行，下同）值班人员应将重瓦斯临时改

15、接信号，查明主变油位，油枕内是否有油，油枕通向主变连管的阀门是否打开的，如都正常，应查明瓦斯气体性质、根据气体的颜色、气体是否可燃来判明故障性质。1.2.1.3.3 经查如果是空气，变压器经放气后，仍可继续运行，但要加强监视。1.2.1.3.4 根据气体的性质，如果内部故障，应将瓦斯接跳闸位置，立即报告调度和工区，根据调度命令，调整负荷，停电处理。1.2.1.3.5 如果瓦斯继电器内无气体，则判为二次回路故障，将重瓦斯改接信号位置，查明原因报告调度和工区。1.2.1.3.6 经查油枕和主连管阀门未打开时，将重瓦斯临时接信号，打开瓦斯排气口，排气后，打开油枕阀门，使瓦斯继电器充油，正常后再投入重

16、瓦斯跳闸。1.2.1.3.7 瓦斯放气鉴定方法：在放气阀口45度角高5-6公分处点燃火柴后，缓慢放气，防止气体冲灭火柴，观看气体是否可燃、程度、颜色、味道等。1.2.1.3.8看到瓦斯继电器内有气体，而放不出气体时，应迅速关闭放气阀，不能倒吸气体，汇报调度，根据调令将重瓦斯改接信号位置，查明是否由于呼吸器堵塞等而造成负压。1.2.2变压器重瓦斯动作跳闸1.2.2.1 可能原因1.2.2.1.1 变压器内部故障；1.2.2.1.2 变压器大量漏油；1.2.2.1.3 剧烈振动；1.2.2.1.4 瓦斯继电器及二次回路有故障。1.2.2. 处理方法1.2.2.1 主变重瓦斯动作时，应先检查保护信号

17、动作情况，开关跳闸情况，系统有无冲击，有无穿越性故障等情况，报告调度，记录时间，恢复音响信号。1.2.2.2 检查运行变压器负荷情况，必要时先调整运行变压器负荷，使之正常。1.2.2.3 如瓦斯跳闸引起一段母线停电时，按照母线失压处理。1.2.2.4 判断瓦斯继电器动作是否正确，查看瓦斯继电器内有无气体，系统是否有冲击，有无震动。1.2.2.5 若变压器内部有故障，不允许对变压器强送、试送电，值班人员应对故障主变隔离，通知调度和工区检修。1.2.2.6 若二次回路故障造成误动，则退出瓦斯保护，将主变重新投入运行。1.2.2.7 若因穿越性故障引起误动，恢复信号，对主变试送一次，无问题后，可恢复

18、正常运行。1.2.3 变压器差动保护动作跳闸1.2.3.1 事故现象：微机监控报警响，报警区显示X号主变差动动作，高、低压两侧开关跳闸，主变电流值为0。1.2.3.2可能原因1.2.3.2.1 变压器内部有故障；1.2.3.2.2主变两侧差动CT间的设备故障；1.2.3.2.3二次回路故障，差动保护误动；1.2.3.2.3 穿越性故障引起差动保护误动。1.2.3.3 处理方法1.2.3.3.1 检查备保护动作情况；1.2.3.3.2 记录时间，检查跳闸主变电流和功率值，检查保护动作情况；1.2.3.3.3 汇报调度；1.2.3.3.4检查瓦斯保护是否同时动作，瓦斯继电器是否有气体，如有气体，参

19、照瓦斯动作处理方法；1.2.3.3.5 检查故障主变差动CT范围内设备有无明显故障，如发现故障，汇报调度，对故障主变进行隔离；1.2.3.3.6 经以上检查未发现问题，可能是二次回路故障或穿越性故障引起差动保护误动亦可请示调度停用差动保护进行试送（瓦斯保护必须投入）。1.2.4 复合电压闭锁过流动作跳闸1.2.4.1 事故现象：微机监控报警响，报警区显示X号主变复合闭锁过流动作高、低压两侧开关跳闸，主变电流值为0。1.2.4.2 可能原因1.2.4.2.1 相应母线、线路上故障越级跳闸，或二次回路故障。1.2.4.2.2 变压器两侧CT范围内故障差动拒动。1.2.4.3 处理方法1.2.4.3

20、.1记时恢复音响，检查保护动作情况，做好记录，检查主变外部及差动保护范围有无明显故障，如果有明显故障点时，汇报调度，对设备进行隔离。1.2.4.3.2 如瓦斯、差动、过流其中两种保护同时动作跳闸，不经全面检查、试验鉴定，不能将该主变送电。1.2.4.3.3 检查失电母线上所有设备，如母线设备无异常，线路保护动作，但开关拒动，属越极跳闸，则拉开拒动开关，切除故障线路，将变压器投入，同时恢复其余线路送电。1.2.4.3.4 经检查无线路保护动作信号，可能属线路故障，因保护未动开关不能跳闸造成越级，则应拉开母线上所有线路开关，将变压器重新投入运行，再逐路试送各线路开关，当合某一线路开关又引起主变开关

21、跳闸时，则将该线路拉开，再恢复变压器和其余线路的送电。1.2.4.3.5 如所有线路均正常送电，则可能是保护误动，报告调度退出此保护。1.2.5变压器着火1.2.5.1 拉开着火变压器各侧开关刀闸，停用冷却器。1.2.5.2 立即组织灭火。1.2.5.3 通知消防队，但必须做好安全措施。1.2.5.4 如变压器加装有远离本体的事故放油阀时，应打开排油阀门。13 线路开关跳闸事故处理1.3.1 110kV线路开关跳闸事故处理（正常运行方式下）1.3.1.1事故现象：微机监控报警响，报警区显示110kV线路跳闸，I、II茶化进线显示电流值、有功值、无功值均为零。1.3.1.2 可能原因1.3.1.

22、2.1 I、II茶化进线线路故障或出线刀闸、线路PT、PB、穿墙套管及引线故障引起开关跳闸；1.3.1.2.2 I、II茶化进线对侧电源消失；1.3.1.2.3 I、II茶化进线本侧保护误动作跳闸或开关误动；1.3.1.3 处理方法1.3.1.3.1 I、II茶化进线保护动作情况；1.3.1.3.2 检查站内设备有无异常，做好记录向调度汇报；1.3.1.3.3 检查I、II茶化进线无明显故障点，将故障点隔离；若无明显故障点，汇报调度，根据调度命令恢复送电；1.3.2 10kV线路开关跳闸时的处理1.3.2.1 事故现象：微机报警区内显示10kV开关跳闸，其电流值为零，有功值为零，报警。1.3.

23、2.2 处理方法1.3.2.2.1 无源架空线路跳闸时，未装设重合闸或重合闸未动作，可以强送电一次，然后报告电力调度，根据调度值班员的命令，对重要用户可以强送一次，强送电时和试送电前，保护掉牌必须恢复，检查开关状态良好，跳闸次数未超过规定。1.3.2.2.2 线路的长度大部分为电缆时，不强送电，根据负荷的重要程度和开关状况，经值班员同意可以试送电一次。1.3.2.2.3 试送电不成功者，一般不再送电。1.3.2.2.5 电容器开关跳闸后，不得进行强送电和试送电。*：本规程所说的强送电指开关跳闸后不对开关做外观检查，立即合闸送电的操作。试送电是指开关跳闸后，对开关进行外观检查，对开关合闸送电操作

24、。16全站失压1.6.1事故现象：微机监控报警，报警区显示交流回路断线，所用电压为零，所有电压、电流、功率值为零，10kV电容器保护动作跳闸，直流屏告警，就地UPS报警。1.6.2可能原因1.6.2.1 I、II茶化线路故障或保护误动，同时跳闸；1.6.2.2 110kVI母或II母有短路故障，母差保护误动或拒动；1.6.2.3 系统故障，引起I、II茶化线路对侧电源消失。1.6.3处理方法1.6.3.1 投入事故照明，检查I、II茶化线路保护是否动作，母差保护是否动作，110kV分段开关是否断开的；1.6.3.2检查站内设备有无异常，若本侧或对侧110kV线路开关均跳闸，应重点检查线路开关、

25、CT、线刀闸、线路PT、PB等设备；若母差保护动作，应重点检查母线设备有无异常，并报告中、地调。1.6.3.3如110kV线路开关同时跳闸或对侧电源消失，且本站设备无异常，则根据调度命令，恢复送电；通讯中断时，等待来电；也可根据线路PT电压指示是否有压，恢复送电。1.6.3.4 如站内设备有故障，母差保护误动或拒动造成全所失压，则隔离故障设备，迅速恢复送电。1.6.3.5 做好各种纪录。17 110kV一段母线失压事故处理1.7.1事故现象：微机监控报警，报警区显示110kV正常方式，该段所有电压、电流、功率值为零。1.7.2可能原因1.7.2.1 I、II茶化线路因本侧或对侧开关跳闸以及对侧

26、电源消失，备自投未动或动作不成功；1.7.2.2 110kVI母线或II母设备故障母差保护动作；1.7.2.3 母差保护误动。1.7.3处理方法1.7.3.1检查保护、开关及信号动作情况，检查110kV、6kV动作情况，检查主变负荷正常。检查站内设备有无故障，汇报调度。1.7.3.2 如本侧线路开关跳闸或对侧电源消失，110kV备自投未动作，则根据调度命令退出备自投，断开该段110kV线路开关，合上110kV分段开关，恢复送电；如备自投动作不成功，且经检查该段站内设备无异常，则按上述方法送电。1.7.3.3 如母差保护动作，应认真检查该段母线设备有无异常，若有故障，迅速隔离故障点，汇报调度，根

27、据调度命令恢复其他设备送电；若无任何异常，则为母差保护误动，根据调度命令，退出母差保护，恢复送电。18 6kV母线失压事故处理1.8.1事故现象：报警区显示某号主变跳闸，保护动作，语音报警，该母线电压显示为零，各出线电流显示也全部为零。1.8.2可能原因1.8.2.1 母线故障，引起主变过流动作，相应开关跳闸；1.8.2.2 出线故障，该出线保护或开关拒动越级，引起主变开关跳闸；1.8.2.3 主变开关误跳闸或电源消失；1.8.2.4 主变瓦斯、差动、零序保护动作，开关跳闸。1.8.3处理方法1.8.3.1 如主变差动、瓦斯、零序保护动作开关跳闸，或电源消失，则断开主变低压开关，合上开关，强送

28、母线，汇报调度，作好记录。1.8.3.2 如主变后备保护动作，应全面检查该母线有无明显故障点，各出线保护动作情况，开关跳闸情况，做好记录。1.8.3.3 如母线上无明显故障点，各出线保护均无保护动作情况，则拉开所有出线开关，恢复主变保护信息，合上6kV分段开关或合上主变6kV开关，对母线试送电，逐一合上出线开关，对线路试送电，当试送到某一线路再次引起母线失压时，则拉开该开关及两侧刀闸，重新对母线试送，恢复其他线路送电。1.8.3.4 如检查出某线路保护掉牌，开关拒动，则拉开该开关及两侧刀闸，按上述顺序送电。1.8.3.5 如母线上有故障点，能隔离和消除时，将故障点消除和隔离，对母线和线路逐一送

29、电。19 10kV系统接地（分段运行） 6kV系统的单相接地，分为瞬时接地和永久性接地。1.9.1现象：微机监控警报响，报警区显示I或II母接地，小电流接地选线装置动作，电压棒图接地相指示降低或为零，其它两相指示升高或为线电压。1.9.2处理方法1.9.2.1停止音响报警声，记时，记录信号动作情况，电流指示情况，利用电压棒图判定接地相别，汇报调度；1.9.2.2 检查小电流接地选线装置动作情况，根据装置反映出的接地相别和所选出的线路，断开相应的开关。1.9.2.3 如接地未消除检查变压器6kV侧及6kV站内有无异常（应穿绝缘靴，戴绝缘手套）；1.9.2.4如小电流接地选线装置因故未投或拒发信号

30、，站内设备无异常，则根据调度命令进行拉路检查，根据空载线路、双回路、长线路轻负荷，重要用户线路的顺序进行拉路，查出故障线路后，将故障线路开关断开；1.9.2.5 接地持续2小时后，两组母线的电压互感器轮换运行；1.9.2.6 接地信号误动作及电压棒图指示异常的判断和处理：1.9.2.6.1 电压互感器高压保险一相熔断，有接地信号出现，监控机电压棒图显示一相降低，其它两相指示相电压，“电压回路断线”发信号，母线电压值发生变化，有关功率值遥测指示降低，可判断为电压互感器高压保险熔断。处理：取下PT二次保险后，将PT退出运行更换高压保险，试送若再次熔断，应将PT退出运行。测量电压互感器高压线圈完整，

31、外形有无变形，烧焦、过热现象，中性点接地良好，对地绝缘良好，必要时，报工区处理。1.9.2.6.2 电压互感器低压保险熔断或二次回路断线，电压棒图显示一相指示降低其它两相为相电压，“电压回路断线”发信号，有关功率遥测指示降低，可判定为电压互感器二次回路断线。处理：应检查电压互感器二次保险，如有熔断或接触不良，予以更换处理。如因刀闸辅助接点接触不良引起，能自行处理的，应及时处理，不能处理的，及时报有关部门。必要时，测量二次回路绝缘电阻。1.9.2.6.3 当空载母线和电压互感器同时投入时，由于母线对地电容的不平衡，引起中性点位移，出现接地信号，相电压遥测指示异常。处理：应尽量避免带电压互感器投入

32、空载母线，必要时，可带一条线路投运，或先投入一条线路后，再投电压互感器。1.9.2.6.4 由于电压互感器一次励磁电流和线路电容电流引起的铁磁谐振，相电压遥测值均升高，发接地信号。处理：拉开电压互感器重新投入，改变运行方式或操作方法，即退出某条线路或投入某些线路，或改变线路的操作顺序。110& 所用变跳闸事故处理1.10.1事故现象：微机监控警报响，报警区显示X号所用变保护动作，开关动作。所用某段所带负荷失电。1.10.2可能原因1.10.2.1所用变及高、低压引线故障；1.10.2.2所用低压X段母线故障或出线故障越级。1.10.2.3开关机构误动；1.10.3处理方法1.10.3.1 检查

33、开关保护动作情况，报地调调度。1.10.3.2 拉开所用低压X段所有出线空开。1.10.3.3 经检查所用变及高、低压引线有无异常，检查所用低压母线有无异常，如无异常，可对所用变试送电。充电正常后，逐条恢复所用X段出线，若再次跳闸，拉开该出线空开，再进行送电。1.10.3.4 若系所用变或高、低压引线故障，可将故障点隔离，合上所用低压分段开关，由另一台所用变带全部负荷运行，将故障情况报有关部门处理。1.10.3.5 若所用低压母线故障且暂时无法消除时，应隔离故障点，将该段重要负荷倒至另一段运行。1.10.3.6若因开关机构误动，试送不成功，将开关隔离处理，所用负荷由另一台所用变带。一、变压器有

34、载调压分接开关事故处理1 一次调压操作时而进行连续的档位调压处理：1）迅速断开调压电动电源2）使用操作手柄手力调压，调在合适档位；3）通知检修人员处理；4）调压装置内部有异音，应投入备用变压器，再进行处理。2调压操作时，变压器输出电压不变化，分接开关档位指示不变化。处理：1）先检查调压操作保险是否熔断或接触不良。若有问题，更换处理后可继续调压操作。2）无上述问题，应再次操作，观察接触器动作与否，区分故障；3）若接触器动作，电动机不转，可能是接触器接触不良，卡滞，也可能是电动机问题，测量电动机接线端子上的电压若不正常，属接触器的问题，反之，属电动机问题。这种情况下若不能自行处理，应报有关上级进行

35、处理。4）若接触器不动作，属回路不通，应汇报有关上级进行处理；3调压装置操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关的档位已变化；处理：应迅速手动用手柄操作，将机构先恢复到原来的档位上，并汇报调度和上级主管部门，按调度和上级领导命令执行，应投入备用变压器或备用电源，将故障变压器停电检修。若无异常，应由专业人员取油样，作色谱分析。第二节 高压断路器事故处理4.3.1断路器常见故障的处理断路器有异常音响的检查处理：检查声音发出的部位，判断故障性质，并立即汇报地调值班员和变运管理所，加强对故障开关的巡视检查。4.3.1.1 SF6断路器操作机构，不能自动贮能的处理：1) 在检查端子箱内用万用

36、表250V直流电压档测量QF空气开关电源侧是否有220V电压；2) 检查机构箱内F1LA、F1LB、F1LC电动机电源开关是否跳开，如果合不上，应检查电动机回路是否有短路现象(包括打开电动机接线盒检查内部有无短路)，F1LA、F1LB、F1LC电动机电源开关是否已损坏；3) 如果F1LA、F1LB、F1LC空气开关在合闸位置，用万用表直流电压档检查F1LA、F1LB、F1LC空气开关两侧电压是否均为220V；4) 检查电动机是否有烧焦痕迹、碳刷与换相器之间是否接触良好，用万用表电阻档检查电动机是否有断线现象。4.3.1.2 少油断路器油位异常的检查处理：1) 检查断路器油位表是否还能看见油位；

37、2) 检查断路器是否有严重漏油；3) 如果能看到油位，且有渗油但不严重，应记入设备缺陷记录本，并汇报变运管理所；4) 如果能看到油位，但漏油不止，应立即汇报地调值班员和变运管理所；5) 如果断路器看不到油位，但原来能看到油位，且未发现渗漏油，应记入设备缺陷记录本并汇报地调值班员和变运管理所，等待检修人员进行加油；6) 如果断路器看不到油位，且发现严重漏油，应立即退出断路器的控制保险，并汇报调度值班员和变运管理所。4.3.1.3 断路器着火的检查处理：1) 断路器着火时,应果断断开该开关，拉开着火开关两侧的隔离刀闸，用干粉灭火器对断路器进行灭火，并汇报调度值班员及变运管理所；2) 如果火势较大值

38、班员不能扑灭时，还应拨打119火警电话求助；3) 10kV高压室内断路器着火时，应根据天气及现场情况决定是否打开门窗通风，如果火势很猛或燃烧后产生大量的炭化物时，应暂时不打开门窗，防止空气助燃火势更猛或燃烧后的杂质飘至室外带电部分引起短路；4) 10kV高压室内断路器爆炸持续未止时，禁止人员进入高压室；5) 在进行救火的时候，应注意人身安全，必须穿绝缘靴，穿棉质衣裤，戴防毒面具或用湿毛巾捂住口、鼻，防止救火人员窒息或烧伤；6) 救火过程中应特别注意防止火势由控制电缆向主控室或相邻的设备蔓延；7) 及时将火情汇报调度值班员及变运管理所，按照调度值班员命令进行操作。4.3.1.4 断路器拒绝合闸的

39、检查处理远控操作SF6断路器时，断路器合闸不成功的处理：1) 将拒合开关KK把手打回到分闸位置。检查控制屏上是否有保护动作信号发出，如果有应立即汇报调度及变运管理所。检查是否有控制回路断线信号发出，如果有应检查控制保险是否完好。检查是否有SF6压力降低总闭锁的信号，开关是否有弹簧未贮能信号，如果有则到现场进行检查；2) 在机构箱内检查操作方式控制开关所是否打到“REMOTE”位置。3）参照4.3.1.5检查处理方法。4.3.1.5 SW6系列开关拒绝合闸检查处理：1) 将拒合开关KK把手打回到分闸位置；2) 在合闸操作时，注意观察开关的电流表有无较大冲击电流。如果有较大冲击电流应立即停止操作，

40、检查有无保护动作信号，将情况汇报调度。如果无较大冲击电流，检查有无直流接地信号，无直流接地信号，继续执行下面检查；3) 检查拒合开关位置指示绿灯是否亮平光而红灯灭；4) 如果拒合开关位置指示绿灯亮平光而红灯灭，作以下检查：检查操作开关合闸时，KK把手是否打到位；操作刀闸后电脑钥匙是否回传至综合模拟屏； 经同期回路合闸的开关，应检查TSK、1STK、STK把手是否按操作要求打到相应位置；检查没有操作不当，按日常巡视检查项目现场检查开关有无异常现象；检查TSK、1STK、STK把手接线有无松脱，接点是否接触良好；可以看见的电磁型手合继电器SHJ，应检查其线圈有无变黑或焦味。查不出原因时立即汇报调度

41、。5) 如果拒合开关位置指示绿灯、红灯均熄灭，作下列检查：检查控制保险是否熔断，保险两端接触是否良好，如果保险熔断则更换同型号完好保险，经调度命令即可操作；检查有无液压降低光字牌发出，如果有液压降低光字牌发出，到现场打开液压机构箱，检查压力表指示情况，是压力降低，在压力还没有降到闭锁分闸之前，按直流接触器手动建立正常压力。不是压力降低，检查机构箱端子排端子接线有无接地、短路现象，检查开关辅助接点是否切换到位，合闸线圈端子接线有无松脱；6) 当检查出故障为液压降低无法建立正常压力或已经闭锁分闸时，汇报调度及变运管理所，根据调度命令，操作旁专开关带路运行；7) 当上述检查均无法找到原因，汇报调度及

42、变运管理所。4.3.1.6 SN10-10型开关拒绝合闸的检查处理：1) 将拒合开关KK把手打到分闸位置；2) 在合闸操作时，注意开关的电流表有无较大冲击电流使之摆动，如果有较大冲击电流应立即停止操作，检查有无保护动作信号，将情况汇报调度。如果无较大冲击电流，检查有无直流接地信号，无直流接地信号，继续执行下面检查；3) 操作刀闸后电脑钥匙是否回传至综合模拟屏；4) 检查开关控制保险是否熔断或接触不良；5) 检查开关合闸保险有无熔断或接触不良，直流接触器线圈有无变黑；6) 检查直流系统电压是否过低；7) 按开关日常巡视检查项目，检查开关有无异常；8) 检查出的故障能消除的立即消除，不能消除或找不

43、出原因的，立即汇报调度及变运管理所。4.3.1.7 ZN型系列真空开关拒绝合闸检查处理：1) 将拒合开关KK把手打到分闸位置；2) 在合闸操作时，注意开关的电流表有无较大冲击电流使之摆动，如果有较大冲击电流应立即停止操作，检查有无保护动作信号，将情况汇报调度。如果无较大冲击电流，检查有无直流接地信号，无直流接地信号，继续执行下面检查；3) 操作刀闸后电脑钥匙是否回传至综合模拟屏；4) 检查开关控制保险是否熔断或接触不良；5) 检查开关柜上“已储能”监视灯是否亮；6) 检查出故障如保险熔断，更换同型号完好的保险，不能消除的故障或查找不出故障原因的，立即汇报调度及变运管理所；4.3.1.8 断路器

44、拒绝分闸的检查处理4.3.1.8.1 远控操作SF6断路器时，断路器拒绝分闸的处理：1) 检查是否有控制回路断线信号发出，如果有应检查控制保险是否完好。检查是否有SF6压力降低总闭锁信号，开关是否有弹簧未贮能信号，如果有则到现场进行检查；2) 在机构箱内检查操作方式控制开关所是否打到“REMOTE”位置；3）参照4.3.1.8.2相关处理方法处理。4.3.1.9 SN10-10型开关拒绝分闸检查处理：1) 检查操作开关分闸时，KK把手是否打到位；2) 检查是否在综合操作屏上模拟或模拟后未按“操作”键；3) 没有操作不当，将开关KK把手打到合闸位置，立即将开关拒绝分闸的情况汇报调度；4) 检查拒

45、分开关控制保险有无熔断，保险两端接触是否良好；5) 检查有无直流接地信号；6) 按开关日常巡视检查项目，检查开关有无异常；7) 检查出保险熔断，更换同型号完好的保险；8) 以上检查不出原因，立即汇报调度及变运管理所。4.3.1.10 断路器压力异常的检查处理：液压机构压力降到闭锁分闸的防慢分处理：a) 立即将液压机构压力降到零的故障汇报调度，将出现的信号作好记录；b) 根据调度命令，退出该开关的控制保险（主变开关除外）；c) 根据调度命令，用专用卡板将开关的传动机构卡死；d) 根据调度命令和当时运行方式，操作旁专开关对旁路母线充电正常；e) 操作旁专开关与液压机构故障的开关并列运行；f) 退出

46、旁专开关控制保险；i) 根据调度命令，用专用卡板将旁专开关的传动机构卡死；j) 断开液压机构故障开关两侧刀闸；k) 拆除旁路开关传动机构专用卡板；l) 投入旁专开关控制保险；m) 将液压机构故障开关转为检修状态；n) 当线路可停电或旁专开关无法使用时，根据调度命令执行下列操作：1) 按倒母线的操作步骤将液压机构故障开关所接母线上的其它开关倒至另一母线上运行；2) 操作断开母联开关及母联开关的两侧刀闸；3) 断开液压机构故障开关的两侧刀闸；4) 将液压机构故障开关转为检修状态。o) 当液压机构故障开关为母联开关时，根据调度命令执行下列操作：1) 退出母联开关控制保险；2) 将母差屏母线运行方式把手QK打到“单母”；3) 用专用卡板将母联开关的传动机构卡死；4) 将某一运行线路开关的母线侧另一刀闸合上；5) 取下卡板