风电场输变电设备典型故障及异常处理手册.doc

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1、风电场输变电设备典型故障及异常处理手册（第一版）前 言为进一步提升公司输变电运检管理水平，实现变电管理全公司、全过程、全方位标准化，公司资产运检部总结公司系统多年来变电设备运维检修管理经验，对典型故障案例进行提炼、整合、优化和标准化，编制了新能资产管理中心输变电设备典型故障及异常处理手册。经反复征求意见，于2018年7月正式发布，本手册适用于公司生产系统各级单位。本手册适用于新能投资有限公司生产管理的输变电设备。目 次前 言I第一章 变压器故障及异常处理01 变压器本体重瓦斯保护动作02 变压器差动保护动作13 变压器有载调压重瓦斯动作24 变压器后备保护动作35 变压器着火46 变压器套管炸

2、裂58 变压器铁芯运行异常711 变压器过负荷运行912 变压器声响异常913 变压器强油风冷冷却器全停1014 变压器油温异常升高1115 变压器油位异常告警1116 变压器套管渗漏、油位异常和末屏放电1217 变压器油色谱在线监测装置告警1218 干式变压器着火处理13第二章 断路器常见故障及异常处理141 路器灭弧室爆炸142 保护动作断路器拒分153 保护动作断路器拒分154 断路器偷跳（误跳）165 断路器SF6气体压力降低166 断路器控制回路断线177 断路器操动机构压力低闭锁分合闸188 断路器操动机构频繁打压189 断路器拒绝合闸1910 断路器液压机构油泵打压超时1911

3、断路器SF6气体水分值超标2012 断路器液压操动机构故障2013 SF6断路器本体严重漏气2114 断路器合闸直流电源消失2115 断路器非全相运行22第三章 GIS组合电器常见故障及异常处理231 GIS组合电器内部绝缘故障、击穿232 GIS组合电器SF6气体压力异常233 GIS组合电器声响异常244 GIS组合电器局部过热245 GIS组合电器分、合闸异常256 GIS组合电器发生故障气体外逸25第四章 隔离开关常见故障及异常处理261 隔离开关绝缘子断裂262 隔离开关拒分、拒合273 隔离开关合闸不到位284 隔离开关导电回路异常发热295 隔离开关绝缘子有破损或裂纹296 隔离

4、开关位置信号不正确29第五章 组合开关柜常见故障及异常处理301 开关柜绝缘击穿302 开关柜着火313 开关柜声响异常314 开关柜过热325 开关柜手车位置指示异常336 开关柜接地开关无法分、合闸337 开关柜电缆室门不能打开348 开关柜手车推入或拉出操作卡涩349 开关柜手车断路器不能分、合闸3510 充气式开关柜气压异常35第六章 电流互感器常见故障及异常处理361 电流互感器本体渗漏油362 电流互感器SF6气体压力降低报警363 电流互感器本体及引线接头发热374 电流互感器异常声响375 电流互感器末屏接地不良386 电流互感器冒烟着火387 电流互感器外绝缘放电398 电流

5、互感器二次回路开路39第七章 电压互感器常见故障及异常处理401 电压互感器本体渗漏油402 电压互感器SF6气体压力降低报警413 电压互感器本体发热414 电压互感器异常声响425 电压互感器冒烟着火436 电压互感器外绝缘放电437 电压互感器二次电压异常44第八章 避雷器故障及异常处理451 避雷器本体发热452 避雷器外绝缘破损453 避雷器泄漏电流指示值异常464 避雷器本体炸裂、引线脱落接地475 避雷器绝缘闪络47第九章 电容器故障及异常处理481 电容器故障跳闸482 电容器壳体破裂、漏油、膨胀变形493 电容器声音异常494 电容器瓷套异常505 电容器温度异常506 电容

6、器冒烟着火51第十章 电抗器故障及异常处理521 电抗器故障造成跳闸522 电抗器包封冒烟、起火523 电抗器内部有鸟窝或异物534 电抗器声音异常535 外绝缘破损、包封开裂54第十一章 SVG设备故障及异常处理551 开关柜无法合闸552 SVG断路器跳闸553 开关柜合闸后立即跳闸564 投入后无电流575 柜内异常放电声音576 南瑞SVG设备常见故障与异常处理587 思源电气SVG设备故障及异常处理61第十二章 母线、套管、绝缘子故障及异常处理651 升压站母线短路失压652 母线支柱瓷绝缘子断裂663 母线接头（线夹）过热664 穿墙套管炸裂（断裂）675 穿墙套管过热676 穿墙

7、套管末屏放电68第十三章 电力电缆故障及异常处理691 电缆本体及附件起火、爆炸692 电缆终端过热703 电缆终端存在异响704 电缆中间接头过热715 电缆中间接头存在异响71第十四章 熔断器故障及异常处理721 电压互感器熔断器熔体熔断722 箱台变高压侧熔断器熔体熔断723 跌落熔断器熔体熔断734 熔断器过热735 熔断器本体故障746 熔断器元件接触不良74第十五章 中直装置故障及异常处理751 中性点电容隔直/电阻限流装置控制电源故障752 中性点电容隔直装置机械旁路开关拒动75第十六章 站用电源设备故障及异常处理761 接地引下线接地不良762 箱门或箱体变形763 端子箱受潮

8、774 油式站用变过流保护动作775 油式站用变着火786 干式站用变超温告警787 站用交流母线全部失压798 站用交流一段母线失压809 站用变低压断路器跳闸、熔断器熔断8010 备自投装置异常告警8111 站用交流不间断电源装置交流输入故障8212 站用电源自动转换开关自动投切失败8213 直流失电处理8314 直流系统接地处理8415 充电装置交流电源故障处理8516 充电模块故障处理8617 直流母线电压异常处理8618 蓄电池容量不合格处理8719 交流窜入直流处理87第十七章 站内构支架故障及异常处理881 站内构支架倒塌、断裂882 站内构支架存在异物883 站内构支架异常倾斜

9、894 站内构支架锈蚀、风化89第十八章 线路铁塔故障及异常处理901 线路铁塔倒塌、断裂902 线路铁塔存在异物903 线路铁塔异常倾斜914 线路铁塔锈蚀、风化915 送出线路主保护动作926 线路保护装置闭锁937 线路保护装置告警938 线路保护装置TV断线告警949 线路保护装置TA断线告警94第十九章 站内辅助设施故障及异常处理951 电子围栏主机发告警信号952 电子围栏主机不工作或无任何显示963 红外对射报警964 视频监控主机无图像显示，无视频信号975 视频监控云台、高速球无法控制、控制失灵976 站内排水沟堵塞，站内排水不通畅987 站内外护坡坍塌、开裂、围墙变形、开裂

10、、房屋渗漏等988 站内排风机不转999 空调、除湿机不工作9910 工作水泵停止工作10011 灯具、照明箱损坏10012 照明开关、电源开关损坏10113 避雷针本体倾斜10114 避雷针风致振动或涡激振动10215 避雷针倒塌10216 火灾报警控制系统动作10317 火灾报警控制系统故障10318 排油充氮灭火装置动作发信10419 排油充氮灭火装置压力低10420 水喷雾灭火系统蓄水池水泵不能正常工作10521 泡沫灭火装置压力异常10522 气体灭火装置贮存容器内的气体压力低10623 消防设备控制电源异常处理10624 建筑物室内渗漏水10725 升压站站围墙倾斜、倒塌10726

11、 电气设备基础下沉108第一章 变压器故障及异常处理故障及异常现象处理要点1 变压器本体重瓦斯保护动作1) 监控系统发出重瓦斯保护动作信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸，各侧电流、功率显示为零。2) 保护装置发出重瓦斯保护动作信息。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) 按照调度指令或风电场

12、现场运行规程的规定，调整变压器中性点运行方式。e) 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，应汇报上级转移负荷。f) 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。g) 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。h) 记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。2 变压器差动保护动作1) 监控系统发出差动保护动作、差动速断保护动作信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸，各侧电流、功率显示为零。2) 保护装置发出差动保护动作、差动速断保护动作信息。a) 现场检查保护范围内一次设

13、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) 按照调度指令或风电场现场运行规程的规定，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，应汇报上级转移负荷。g) 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

14、有检修作业应立即停止工作。h) 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。i) 记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。3 变压器有载调压重瓦斯动作1) 监控系统发出有载调压重瓦斯保护动作信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸，各侧电流、功率显示为零。2) 保护装置发出变压器有载调压重瓦斯保护动作信息。a)现场检查调压开关有无喷油、漏油等，检查气体继电器内部有无气体积聚、干簧管是否破碎。b)认真检查核对有载调压重瓦斯保护动作信息，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。c)站用电系统全部失电应尽快恢复正常供电。d)

15、按照指令或风电场现场运行规程规定，调整变压器中性点运行方式。e)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，应汇报上级转移负荷。f)检查故障发生时滤油装置是否启动、现场是否存在检修作业，是否存在引起重瓦斯保护动作的可能因素。g)综合变压器各部位检查结果和继电保护装置动作信息，分析确认由于调压开关内部故障造成调压重瓦斯保护动作，快速隔离故障变压器。h)检查有载调压重瓦斯保护动作前，调压开关分接开关是否进行调整，统计调压开关近期动作次数及总次数。i)记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。j)确认调压开关内部故障造成瓦斯保护动作后，应提前布置故障变压器检修试验工作的

16、安全措施。k)确认变压器内部无故障后，查明有载调压重瓦斯保护是否误动及误动原因。4 变压器后备保护动作1) 监控系统发出复合电压闭锁过流保护、零序保护、间隙保护等信息，主画面显示主变相应断路器跳闸，电流、功率显示为零。2) 保护装置发出变压器后备保护动作信息。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。c)站用电系统全部失电应尽快恢复正常供电。d)按照调度指令或风电场现场规程的规定，调整变压器中性点运行方式

17、。e)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，应汇报上级转移负荷。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。g)检查故障发生时现场是否存在检修作业，是否存在引起变压器后备保护动作的可能因素，若有检修作业应立即停止工作。h)如果发现后备保护范围内有明显故障点，汇报上级，按照值班调控人员指令隔离故障点。i)确认断路器越级跳闸，在隔离故障点后，汇报上级，按照值班调控人员指令处理。m)检查站内无明显异常，查明后备保护是否误动及误动原因。n)记录后备保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。o)提前布置检修试验工作的安全措施。5 变压器着火1) 监控系统发出

18、重瓦斯保护动作、差动保护动作、灭火装置报警、消防总告警等信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸，各侧电流、功率显示为零。2) 保护装置发出变压器重瓦斯保护、差动保护动作信息。3) 变压器冒烟着火、排油充氮装置启动、自动喷淋系统启动。a)现场检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等。b)检查变压器各侧断路器是否断开，保护是否正确动作。检查变压器灭火装置启动情况。c)变压器保护未动作或者断路器未断开时，应立即拉开变压器各侧断路器及隔离开关和冷却器交流电源，迅速采取灭火措施，防止火灾蔓延。d)如油溢在变压器顶盖上着火时，则应打开下部阀门放油至适当油位；如变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生

19、严重爆炸。e)灭火后检查直流电源系统和站用电系统运行情况。f)按照调度指令或风电场现场规程的规定，调整变压器中性点运行方式。g)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，应汇报上级转移负荷。h)检查失电母线及各线路断路器，汇报上级，按照值班调控人员指令处理。i)检查故障发生时现场是否存在引起主变着火的检修作业。j)记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。k)变压器着火时应立即汇报上级管理部门，及时报警。6 变压器套管炸裂1) 监控系统发出差动保护动作信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸，各侧电流、功率显示为零。2) 保护装置发出变压器差动保护动作信息。3) 变压

20、器套管炸裂、严重漏油（无油位）。a)检查变压器套管炸裂情况。b)确认变压器各侧断路器跳闸后，应检查强油风冷变压器的风机及潜油泵已停止运行。c)认真检查核对变压器差动保护动作信息，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)按照调度指令或风电场现场运行规程的规定，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，应汇报上级转移负荷。g)快速隔离故障变压器。h)记录变压器保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。i)提前布置故障变压器检修试验工作的安全措施。7 变压器压

21、力释放动作1) 监控系统发出压力释放动作告警信息。2) 保护装置发出压力释放动作告警信息。a) 现场检查变压器本体及附件，重点检查压力释放阀有无喷油、漏油，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) 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、直流电源系统运行情况。c) 记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。d) 压力释放阀冒油，且变压器主保护动作跳闸时，在未查明原因、消除故障前，不得将变压器投入运行。e) 压力释放阀冒油而重瓦斯保护、差动保护未动作时，应检查变压器油温、油位、运行声音是否正常，检查主

22、变是否过负荷和冷却器投入情况、检查变压器本体与储油柜连接阀门是否开启、吸湿器是否畅通。并立即联系专业专业检修人员进行色谱分析。如果色谱正常，应查明压力释放阀是否误动及误动原因。f) 现场检查未发现渗油、冒油，应联系专业专业检修人员检查二次回路。8 变压器铁芯运行异常1) 铁心中性点接地电流升高，2) 变压器铁芯绝缘电阻降低a)压器铁芯绝缘电阻与历史数据相比较低时，先要区别是否应受潮引起。如果排除受潮，则一般为变压器铁芯周围存在悬浮游丝。在变压器未放油的情况下，可考虑采取低压电容放电的形式对变压器铁芯进行放电，将铁芯周围悬浮游丝烧断，恢复变压器铁芯绝缘。b)如果变压器铁芯绝缘电阻低的问题一时难以

23、处理，不论铁芯接地点是否存在电流，均应串入电阻，防止环流损伤铁芯；有电流时，宜将电流限制在100mA以下。c)变压器铁芯多点接地，并采取了限流措施，仍应加强对变压器本体油的色谱跟踪，缩短色谱监测周期，监视变压器的运行情况。9 变变压器油流故障1) 变压器油温不断上升。2) 风扇运行正常，变压器油流指示器指在停止的位置。3) 如果是管路堵塞，将会发油流故障信号，油泵热继电器将动作。a)检查油路阀门位置是否正常。b)检查油路有无异常，油泵和油流指示器是否完好，c)检查冷却装置回路是否运行正常，交流电源是否正常，并进行相应的处理。d)严格监视变压器的运行状况，发现问题及时汇报。e)若是设备故障，通知

24、有关专业人员来检查处理。10 变压器轻瓦斯动作1) 监控系统发出变压器轻瓦斯保护告警信息。2) 保护装置发出变压器轻瓦斯保护告警信息。3) 变压器气体继电器内部有气体积聚。a)轻瓦斯动作发信时，应立即对变压器进行检查，查明动作原因。（1）检查是否因变压器漏油引起。（2）检查变压器油位、绕组温度、声音是否正常。（3）检查变压器负荷特别是电流是否正常，并对三相负荷进行比较。（4）检查气体继电器内有无气体，若存在气体，应取气体进行分析。（5）检查二次回路有无故障。（6）检查储油柜、压力释放装置有无喷油、冒油，盘根和塞垫有无凸出变形。b)新投运变压器运行一段时间后缓慢产生的气体，如产生的气体不是特别多

25、，一般可将气体放空即可，有条件时可做一次气体分析。c)若检测气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。d)若检测气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器内部故障，应申请将变压器停运。11 变压器过负荷运行变压器运行电流超过额定值a) 运行中发现变压器负荷达到相应调压分接头额定值90%及以上，作好记录。b) 根据变压器允许过负荷情况，及时作好记录，并派专人监视变压器的负荷及上层油温和绕组温度。c) 采取措施压降负荷。查对应型号变压器过负荷运行限值表，并按相应数据对长期急救周期性负荷运行和短期急救负荷运行的幅度和时间进行

26、监视和控制。d) 按照变压器特殊巡视的要求及巡视项目，对变压器进行特殊巡视。e) 过负荷运行期间，变压器的冷却装置应全部投入运行。f) 过负荷运行结束后，并记录过负荷运行结束时间。g) 对带有载调压装置的变压器，在过负荷运行程度较大时，应尽量避免使用有载调压装置调节分接头。12 变压器声响异常变压器声音与正常运行时对比有明显增大且伴有各种噪音。a)伴有电火花、爆裂声时，立即向值班调控人员申请停运处理。b)伴有放电的“啪啪”声时，检查变压器内部是否存在局部放电。c)声响比平常增大而均匀时，检查是否为过电压、过负荷、铁磁共振、谐波或直流偏磁作用引起。d)伴有放电的“吱吱”声时，检查器身或套管外表面

27、是否有局部放电或电晕。e)伴有水的沸腾声时，检查轻瓦斯保护是否报警、充氮灭火装置是否漏气。f)伴有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，检查冷却器、风扇等附件是否存在不平衡引起的振动。13 变压器强油风冷冷却器全停1) 监控系统发出冷却器全停告警信息。2) 保护装置发出冷却器全停告警信息。3) 强油循环风冷变压器冷却系统全停。a)检查风冷系统及两组冷却电源工作情况。b)密切监视变压器绕组和上层油温温度情况。c)如一组电源消失或故障，另一组备用电源自投不成功，则应检查备用电源是否正常，如正常，应立即手动将备用电源开关合上。d)若两组电源均消失或故障，则应立即设法恢复电源供电。e)现场检查变压器冷却装置

28、控制箱各负载开关、接触器、熔断器和热继电器等工作状态是否正常。f)如果发现冷却装置控制箱内电源存在问题，则立即检查站用电低压配电屏负载开关、接触器、熔断器和站用变压器高压侧熔断器或断路器。g)故障排除后，将各冷却器选择开关置于“停止”位置，再试送冷却器电源。若成功，再逐路恢复冷却器运行。h)若冷却器全停故障短时间内无法排除，应立即汇报上级，申请转移负荷或将变压器停运。i)变压器冷却器全停的运行时间不应超过规定。14 变压器油温异常升高1) 监控系统发出变压器油温高告警信息。2) 保护装置发出变压器油温高告警信息。3) 变压器油温与正常运行时对比有明显升高。a)检查温度计指示，判明温度是否确实升

29、高。b)检查冷却器、变压器室通风装置是否正常。c)检查变压器的负荷情况和环境温度，并与以往相同情况做比较。d)温度计或测温回路故障、散热阀门没有打开。e)若温度升高是由于冷却器工作不正常造成，应立即排除故障。f)检查是否由于过负荷引起，按变压器过负荷规定处理。g)必要时，进行油中溶解气体分析。15 变压器油位异常告警1) 监控系统发变压器油位异常告警信息。2) 保护装置发出变压器油位异常告警信息。3) 变压器油位与油温不对应、有明显升高或降低。a)检查变压器是否存在严重渗漏缺陷。b)利用红外测温装置检测储油柜油位。c)检查吸湿器呼吸是否畅通及油标管是否堵塞，注意做好防止重瓦斯保护误动措施。d)

30、若变压器渗漏油造成油位下降，应立即采取措施制止漏油。若不能制止漏油，且油位计指示低于下限时，应立即向值班调控人员申请停运处理。e)若变压器无渗漏油现象，油温和油位偏差超过标准曲线，或油位超过极限位置上下限，联系专业专业检修人员处理。f)若假油位导致油位异常，应联系专业专业检修人员处理。16 变压器套管渗漏、油位异常和末屏放电1) 套管表面渗漏有油渍。2) 套管油位异常下降或者升高。3) 末屏接地处有放电声音、电火花。a）套管严重渗漏或者瓷套破裂，需要更换时，向值班调控人员申请停运处理。b)套管油位异常时，应利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏需要吊套管处理时，申请停运处理。c)套管末屏有

31、放电声，需要对该套管做试验或者检查处理时，立即向值班调控人员申请停运处理。d)现场无法判断时，联系专业专业专业检修人员处理。17 变压器油色谱在线监测装置告警变压器本体油色谱在线监测装置发出告警信号。a)检查监控系统或输变电在线监测系统数据是否正常，是否有告警信息，必要时取油样进行离线油色谱分析。b)对装置电源、在线监测油回路阀门、气压、加热、驱潮、排风等装置进行检查，如确定为在线监测装置故障，将在线监测装置退出运行后，及时处理故障。c)在确认在线监测装置运行正常时，将油色谱在线监测周期改为最短（2小时及以下），继续监视。d)如特征气体增长速率较快，应立即取油样进行离线油色谱分析。e)如特征气

32、体增长速率较慢或趋于稳定，应继续监视运行，并汇报上级管理部门，进行综合分析。f)根据综合分析结果进行缺陷定性及处理。18 干式变压器着火处理a)事故音响启动。b)监控系统发出接地变压器速断保护动作、过流保护动作、零序过流保护动作，零序过压保护动作信息，主画面显示断路器跳闸。c)保护装置发出接地变压器速断保护动作、过流保护动作、零序过流保护动作，零序过压保护动作信息。d)接地变压器冒烟着火。e)火灾消防装置报警。a)现场检查消弧线圈、接地变压器冒烟着火。b)检查断路器是否断开，保护是否正确动作。c)保护未动作或者断路器未断开时，应立即采取措施隔离故障接地变压器，迅速采取灭火措施，防止火灾蔓延。d

33、)记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。第二章 断路器常见故障及异常处理故障及异常现象处理要点1 路器灭弧室爆炸1) 保护动作，相应断路器在分位，故障断路器电流、功率显示为零。2) 现场检查发现断路器灭弧室炸裂，绝缘介质逸出。a）检查监控系统断路器跳闸情况及光字、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，确定故障区域，查找故障点；c）找出故障点后，对故障间隔及关联设备进行全面检查，重点检查爆炸断路器相邻设备有无受损，引线有无受力拉伤、损坏的现象。d）汇报一、二次设备检查结果。e）若爆炸现场引起火灾，应立即对火灾点进行隔离，然后进行扑救，必要时联系消防部门。f）若相邻设

34、备受损，无法继续安全运行时，应立即申请停运。g）隔离故障断路器，按照指令将非故障设备恢复运行。h）现场检查时，检查人员应按规定使用安全防护用品。i）检查时如需进入室内，应开启所有排风机进行强制排风15分钟，并用检漏仪测量SF6气体合格，用仪器检测含氧量合格；室外SF6断路器检查时，应从上风侧接近断路器进行检查。2 保护动作断路器拒分1) 故障间隔保护动作，断路器拒分。后备保护动作切除故障，相应断路器跳闸。2) 拒分断路器在合位，电流、功率显示为零。a）检查监控系统断路器跳闸情况及光字、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

35、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）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。3 保护动作断路器拒分1) 故障间隔保护动作，断路器拒分。后备保护动作切除故障，相应断路器跳闸。2) 拒分断路器在合位，电流、功率显示为零。a）检查监控系统断路器跳闸情况及光字、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

36、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）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。4 断路器偷跳（误跳）1) 无系统故障特征。2) 无保护动作信号，监控系统有断路器变位信息。a）检查监控系统断路器跳闸情况及光字、告警等信息。b）结合现场工作情况及天气状况分析判断。c）对由于人员误碰、断路器受机械外力振动，保护屏受外力振动、二次回

37、路故障等原因引起的偷跳（误跳），应查明原因，排除故障后，恢复送电。d）对由于其他电气或机械部分故障，无法立即恢复送电的，将偷跳（误跳）断路器隔离后进行处理。e）恢复送电时，应根据调令及现场运行方式使用同期装置，防止非同期合闸。5 断路器SF6气体压力降低1) 监控系统或保护装置发出SF6气体压力低告警、压力低闭锁信号，压力低闭锁时同时伴随控制回路断线信号。2) 现场检查发现SF6密度继电器（压力表）指示异常。a）检查SF6密度继电器（压力表）指示是否正常，气体管路阀门是否正确开启。b）严寒地区检查断路器本体保温措施是否完好。c）若SF6气体压力降至告警值，但未降至压力闭锁值，在保证安全的前提下

38、进行补气，必要时对断路器本体及管路进行检漏。d）若运行中SF6气体压力降至闭锁值以下，立即汇报上级人员，断开断路器操作电源，按照值班调控人员指令隔离该断路器。e）检查人员应按规定使用防护用品；若需进入室内，应开启所有排风机进行强制排风15分钟，并用检漏仪测量SF6气体合格，用仪器检测含氧量合格；室外应从上风侧接近断路器进行检查。6 断路器控制回路断线1) 监控系统及保护装置发出控制回路断线告警信号。2) 监视断路器控制回路完整性的信号灯熄灭。(1)应先检查以下内容：a）上一级直流电源是否消失；b）断路器控制电源空开有无跳闸；c）机构箱或汇控柜“远方/就地把手”位置是否正确；d）弹簧储能机构储能

39、是否正常；e）液压、气动操动机构是否压力降低至闭锁值；f）SF6气体压力是否降低至闭锁值；g）分、合闸线圈是否断线、烧损；h）控制回路是否存在接线松动或接触不良。(2)若控制电源空开跳闸或上一级直流电源跳闸，检查无明显异常，可试送一次。无法合上或再次跳开，未查明原因前不得再次送电。(3)若机构箱、汇控柜远方/就地把手位置在“就地”位置，应将其切至“远方”位置，检查告警信号是否复归。(4)若断路器SF6气体压力或储能操动机构压力降低至闭锁值、弹簧机构未储能、控制回路接线松动、断线或分合闸线圈烧损，无法及时处理时，汇报上级，按照值班调控人员指令隔离该断路器 。(5)若断路器为两套控制回路时，其中一

40、套控制回路断线时，在不影响保护可靠跳闸的情况下，该断路器可以继续运行。7 断路器操动机构压力低闭锁分合闸1) 监控系统或保护装置发出操动机构油（气）压力低告警、闭锁重合闸、闭锁合闸、闭锁分闸、控制回路断线等告警信息，并可能伴随油泵运转超时等告警信息。2) 现场检查发现油（气）压力表指示异常。a）现场检查设备压力表指示是否正常。b）检查断路器储能操动机构电源是否正常、机构箱内二次元件有无过热烧损现象、油泵（空压机）运转是否正常。c）检查储能操动机构手动释压阀是否关闭到位，液压操动机构油位是否正常，有无严重漏油，气动操动机构有无漏气现象、排水阀、气水分离器电磁排污阀是否关闭严密。d）运行中储能操动

41、机构压力值降至闭锁值以下时，应立即断开储能操动电机电源，汇报上级人员，断开断路器操作电源，按照值班调控人员指令隔离该断路器。8 断路器操动机构频繁打压1) 监控系统频繁发出油泵（空压机）运转动作、复归告警信息。2) 现场检查油泵（空压机）运转频次超出厂家规定值。a）现场检查油泵（空压机）运转情况。b）检查液压操动机构油位是否正常，有无渗漏油，手动释压阀是否关闭到位；气动操动机构有无漏气现象、排水阀、气水分离器电磁排污阀是否关闭严密。c）现场检查油泵（空压机）启、停值设定是否符合厂家规定。d）低温季节时检查加热驱潮装置是否正常工作。e）必要时联系厂家专业检修人员处理。9 断路器拒绝合闸发出合闸指

42、令，断路器拒绝合闸。a) 若是合闸电源消失，可更换合闸回路熔断器或试投小开关。b) 若就地电控柜内合闸电源小开关在“断开”位置，应试合断路器直流电源小开关。c) 将合闸闭锁信号复归，若不能复归则应通知专业人员进行检查。d) 若就地电控柜内“远方/就地”小开关在“就地”位置，应将其打至“远方”位置。e) 若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值。f) 当故障造成断路器不能投运时，应按断路器合闸闭锁的方法进行处理。g) 检查SF6气体压力、液压压力是否正常；弹簧操动机构是否储能。10 断路器液压机构油泵打压超时监控系统发出液压机构油泵打压超时告警信息。a）检查压力是否正常，检查油位

43、是否正常，有无渗漏油现象，手动释压阀是否关闭到位。b）检查油泵电源是否正常，如空开跳闸可试送一次，再次跳闸应查明原因。c）如热继电器动作，可手动复归，并检查打压回路是否存在接触不良、元器件损坏及过热现象等。d）检查延时继电器整定值是否正常。e）解除油泵打压超时自保持后，若电动机运转正常，压力表指示无明显上升，应立即断开电机电源，联系专业专业专业检修人员处理。f）若无法及时处理时，汇报上级，停电处理。11 断路器SF6气体水分值超标SF6断路器中SF6气体水分值超标a) 抽真空，充高纯氮气，干燥SF6气体；b) 外挂吸附罐；c) 解体大修。12 断路器液压操动机构故障1) 油泵电机热继电器动作报

44、警。2) 油泵启动运转超过整定时间。a) 立即到现场检查，检查时应注意电机是否仍然在运行。b) 立即断开油泵电源开关或熔断器，并监视压力表指示。c) 检查油泵三相交流电源是否正常，如有缺相(如熔断器熔断、熔断器接触不良、端子松动等)，立即进行更换或检修处理。d) 检查电机有无发热现象。e) 合上电源开关，这时油泵应启动打压恢复正常。如果三相电源正常，热继电器已复归，机构压力低需要进行补充压力时而电机不启动或有发热、冒烟、焦臭等故障现象，则说明电机已故障损坏；如果电机启动打压不停止，电机无明显异常，液压操动机构压力表无明显下降，则可判明油泵故障或机构油管内有严重漏油现象，应立即断开电机电源。当确

45、定是电机或油泵故障时，可用手动泵进行打压。f) 发生电机和油泵故障或管道严重泄漏时，应报紧急缺陷申请检修，并采取相应的措施。13 SF6断路器本体严重漏气1) SF6气体压力降低报警2) SF6气体检测仪报警a) 应立即断开该断路器的操作电源，在手动操作把手上挂禁止操作的标示牌。b) 在接近设备时要谨慎，尽量选择从上风接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。c) 室内SF6断路器泄露时，除应采取紧急措施处理外，还应开启风机通风15mm后方可进入室内。d) 可能原因：瓷套与法兰胶合处胶合不良。瓷套胶垫连接处的胶垫老化或位置未放正。滑动密封处密封圈损伤或滑动杆光洁度不够。管接头处及自动封阀处固定不紧或有杂物。压力表特别是接头处密封垫损伤。14 断路器合闸直流电源消失1) 中控发出直流电源消失告警2) 开