变电站事故处理培训课件

1、一、事故处理的一般原则二、事故处理的一般步骤三、事故处理流程四、事故处理的注意事项及要求五、变电站常见异常及事故处理1、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；2、在处理事故时，应首先恢复站用电，尽量保证站用电的安全运行和正常供电；3、尽可能保持正常设备继续运行，尽量保证用户的正常供电；4、尽快对已停电的用户恢复供电，优先恢复重要用户的供电；5、调整系统的运行方式，使其恢复正常运行。 注意：先隔离，再送电1、记录时间、复归音响信号；2、在后台监控机上，检查表计、一次设备、继电保护和自动装置动作情况，做好记录，在监控机确认告警信号并复归信号；（后台监控机：检查并记录开关跳闸情

2、况及故障间隔和母线电流、电压、有功变化情况，事故告警窗内保护动作信息）3、迅速将检查情况初步汇报调度和主管部门负责人；（汇报跳闸的开关、保护和自动装置动作情况，事故的主要特征等）准确、简明扼要4、详细检查保护范围内的一、二次设备动作情况，根据保护反映的事故信息及设备外部现象特征正确分析和判断事故；（二次设备：检查保护测控装置保护动作信息，何种保护动作、保护动作时间、开关动作情况注含重合闸动作，调取、打印故障录波。一次设备；据保护动作情况，判断事故范围，对一次设备进行全面检查，查找站内故障点）5、再次向调度作详细汇报；（保护动作情况：判断事故范围，对一次设备进行全面检查，查找站内故障点）6、待令

3、；（将故障设备隔离，恢复无故障设备运行，对调度提出合理建议）7、处理完毕后，汇报现时运行方式。（将故障设备隔离，对调度提出合理建议） 事故发生后，值班负责人必须立即向调度汇报事故简况，在查明事故情况后，应尽快详细汇报；汇报内容包括：事故发生的时间与现象；断路器跳闸情况和一次设备状况；保护和自动装置的动作情况，以及保护报文；故障测距录波及电压、潮流的变化等。流程图及说明事故发生需按调度指令进行的事故处理收集简要事故信息汇报调度和主管部门负责人允许值班员自行处理的紧急情况1、事故时间2、复归音响信号3、开关跳闸情况、保护动作情况4、各级母线电压情况5、站用电消失情况 将事故简要信息汇报调度、主管部

4、门负责人、专工流程图及说明1、所有保护控制屏光字牌信号2、保护装置跳闸信号3、故障录波报告、打印4、经过检查确认后，复归信号5、检查一次设备跳闸后情况及设备受 损情况6、根据保护信息检查保护动作范围内 的设备情况，查找故障点收集全部事故信息判断事故发生的初步原因根据保护动作时间、类型和开关动作情况判断1、保护、开关正确动作2、保护或开关拒动造成越级3、保护或开关误动4、其他情况汇报调度将保护、重合闸动作情况、故障类型、故障测距及现场一次设备检查情况，故障点汇报调度隔离故障设备按调度命令隔离故障设备，拉开故障设备各侧刀闸流程图及说明按调度命令恢复送电汇报调度记录结束结合保护动作信息、故障录波图、

5、开关跳闸情况及设备受损情况将事故的经过恢复送电过程编写成报告，提供所有有关事故的保护报告、故障录波图 下列操作可不与调度联系，由值班人员先下列操作可不与调度联系，由值班人员先操作后汇报操作后汇报：1、将直接对人身安全有威胁的设备停电。2、将已损坏或受威胁的设备隔离。3、电气设备着火需立即切断电源。4、恢复站用电源。5、调度规程或现场规程中明确规定，可不待中调调度员指令自行处理的操作。 注意事项1、保证站用电及完好设备的正常运行，再进行其他处理；2、准确判断事故性质和影响范围；3、避免事故的发展和扩大，完全隔离故障点再送电，严防再次发生事故；4、恢复送电时防止误操作；5、做好危险点分析和预控。事

6、故处理时应注意的几个问题1、熟悉事故前站内运行方式；2、保护范围内的设备检查应全面到位；注意：1）变电站电源开关跳闸造成联动保护的检查，如220kV失灵及35kV及以下小电源解列、及低频低压装置动作情况检查；2）是否二次故障保护误动、拒动情况。3、主变中性点倒换、过负荷问题；4、站用电恢复；5、失压母线上的开关应断开；6、注意在断开开关时应检查开关是否确已断开；7、保护动作出口开关跳闸后，不管开关是否重合成功，就应立即对开关间隔进行外观仔细检查；8、事故时对危及人身及设备安全的设备隔离或停用后，方可恢复送电；9、根据事故处理原则，可自行对事故进行处理，进行必要的倒闸操作，可不用填写操作票，但必

7、须执行监护制度。除了可自行操作的项目外，所有的操作必须经调度同意。一）线路故障及处理 输电线路故障分为瞬时故障和永久性故障，其中瞬时性故障出现的概率最大，约为线路故障的70%-80%。线路发生不同性质的故障时保护和重合闸动作行为也有所不同。线路事故按性质可分为单相接地、两相接地、两相短路、三相短路。当输电线路发生永久性故障时，应停电检查处理。单相接地故障（中性点直接接地系统） 1）中性点直接接地系统单相接地时，故障相电流增大，电压降低（若为金属接地，故障相电压为0）。 2）非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。 3）出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大

8、。两相接地故障（中性点直接接地系统） 1）中性点直接接地系统两相接地短路时，故障相电流增大，电压降低。 2）非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。 3）出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大，且与正序分量相等。两相短路故障（中性点直接接地系统） 1）中性点直接接地系统两相短路时，故障相电流增大，电压降低。 2）非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。 3）出现负序电压、电流，且在短路点负序电压最高。未出现零序电压、电流。三相短路故障（中性点直接接地系统） 1）中性点直接接地系统三相短路时，电流增大，电压降低。 2）未出现负序、零序电

9、压、电流。小电流接地系统特点 1）单相接地时，故障相电压为0或降低（若为金属接地，故障相电压为0），有零序电压，有接地信号，两相正常相对地电压上升为线电压，无故障相相电压升高。 2）高压保险熔断时，故障相电压降低，但不为零，有零序电压，有接地信号。无故障相相电压不变。 3）低压保险熔断时，故障相电压降低，无故障相相电压不变，无零序电压，无接地信号（一次电压平衡）输电线路故障跳闸的原因很多，情况也比较复杂。如线路出现设备支撑绝缘、线路悬吊绝缘子闪络，大雾、大雪、雷雨等天气原因造成沿面放电，树枝、动物引起对地、相间短路等瞬时故障；设备缺陷、施工隐患、外物挂断线路、绝缘子破损等永久性故障，以及瞬时性

10、故障发展成为永久性故障，原因多样。 1、记录时间，在后台监控机上解除音响信号，确认跳闸开关位置信号，检查、记录光字信号,主接线显示故障线路间隔电流、母线电流数值，事故事件保护动作情况、跳闸开关保护信息，确认后复归信号； 2、立即汇报调度；（线路跳闸重合闸未动作或重合闸动作不成功时，现场应在事故后3min内向中调值班调度员汇报事故发生的时间、天气、跳闸设备等事故概况） 3、检查相关保护测控装置、记录跳闸开关保护动作信息、（含通道检测）监控信息，判断故障性质，并复归信号。调阅故障录波报告并打印； 4、现场对故障线路间隔开关、刀闸、CT、PT、引线设备状况进行全面检查；如跳闸的开关检查：包括SF6气

11、压、机构油压、合闸弹簧是否储能、瓷瓶是否完整，转动机构及相邻设备是否正常，站内设备有无短路迹象。记录开关跳闸的次数。（达到或超过次数的申请退重合闸） 5、将检查结果详细汇报相关调度；汇报内容前面已作叙述 6、根据调度指令调整运行方式（包括隔离故障设备）操作； 7、操作完毕，汇报调度。（含变电站现运行方式） 8、做好相应记录。 1、对于单电源直馈线开关跳闸，检查一、二次设备无异常且未见明显故障点和重合闸已投入而未动作，可以不待调度命令强送一次。（联络线路、电缆线路除外） 2、重合闸因低周保护、母线保护及远跳保护、失灵保护动作闭锁未动作，或重合闸动作重合不成功，不允许试送电。 3、凡因调度命令退出

12、的重合闸馈线，跳闸后不得试送电。 4、开关跳闸后，不论其重合成功或强送成功，值班员均应对开关及保护等相关设备进行检查。 5、重合闸因低周保护、母线保护及远跳保护、失灵保护动作闭锁未动作，或重合闸动作重合不成功，不允许试送电。 6、对于永久性故障线路，应停电处理，并对检测线路绝缘合格，消除故障后方可送电， 7、联络线自动跳闸后，不论重合闸动作与否均无调度指令时不得强送（防止非同期合闸）。调度令强送前，必须停用重合闸。 8、凡110kV及以下馈线线路故障，开关或保护拒动，会引起越级跳闸（母联或本侧开关）造成母线失压。 9、保护动作出口开关跳闸后，不管开关是否重合成功或试送电，也不论试送电成功与否，

13、均应立即对开关进行外观仔细检查。若有开关本体异常、气体泄漏或机构失灵时应汇报调度申请退出运行。220kV康密劳变电站正常运行方式220kV 系统：220kV大康线、#1主变、#2主变在220kV母运行，#2主变（或#1主变）220kV中性点接地。35kV 系统：35kV分段3201开关热备用，35kV、母分段运行；#1主变3106开关运行对35kV母供电；#2主变3205开关运行对35kV母供电。10kV 系统：10kV分段9101开关及10kV分段9201开关热备用；#1主变9109开关运行对10kV母供电，#1站用变运行；10kV分段9202开关运行，#2主变9204开关运行对10kV0母

14、、母供电，#0、#2站用变运行，10kV三街9002开关热备用（保安电源）。220kV康密劳变电站一次接线图一、220kV大康线（2051）线路单相瞬时接地事故处理 1、事故前，站内运行方式：220kV大康线、#1主变、#2主变在220kV母运行，#1主变（或#2主变）220kV中性点接地。2、事故现象及保护动作情况：1）后台监控机信号： 2051开关A相位置（红色）闪烁，开关在合闸位置；事故事件报文：年月日时分秒主一保护零序电流差动保护出口，A相跳闸，重合闸动作，重合成功；主二保护纵联零序方向保护出口，A相跳闸，重合闸动作，重合成功；220kV大康线三相电流、有功、无功显示正常，220kV母

15、线电压正常。2）220kV大康线保护柜：RCS-931主一保护跳A指示灯亮，重合闸指示灯亮，装置液晶显示年月日时分秒毫秒，零序电流差动保护动作，跳A，（故障测距：Km），重合闸动作信息；CZX-12G操作箱跳闸信号（跳闸信号）A相指示红灯亮，重合闸指示红灯亮，A（B、C）三相绿灯亮。RCS-902主二保护纵联零序方向保护跳A指示灯亮，重合闸指示灯亮，装置液晶显示年月日时分秒毫秒纵联零序方向保护动作，跳A，（故障测距：Km），重合闸动作指示灯亮。 3）跳闸情况：2051开关跳闸，重合成功。 4）一次设备检查情况：检查220kV大康线2051开关三相在合闸位置，开关、刀闸、CT、线路PT、连接引线

16、、端子箱无异常。 处理步骤 p1、在后台机复归音响信号，记录时间；p2、在后台机检查并记录220kV大康线开关位置，三相电流、有功、无功显示，220kV母线电压，检查并记录保护动作信息；p3、简要汇报中调事故情况；汇报内容：（互通姓名，您好！我是桂林220kV康密劳站王，您是？）年月日时分220kV大康线2051线路A相故障跳闸，重合闸动作，重合成功，天气阴天（晴、大雨、大风），具体情况待详细检查再向您汇报。p4、检查并记录220kV大康线主一、主二保护动作信息，开关状态，确认后，复归信号；p5、在220kV故障录波柜打印该次事故故障录波。p6、现场检查保护范围内一次设备；220kV大康线20

17、51开关三相在合闸位置，开关、刀闸、CT、线路PT、连接引线、端子箱等设备情况正常。p7、根据一、二次设备检查，再次向调度详细汇报。（互通姓名后）汇报内容：220kV大康线2051线路A相接地故障，主一保护纵联零序方向出口跳A相，重合闸动作，重合成功，测距kM；主二保护纵联零序方向保护出口跳A相，重合闸动作，重合成功，测距kM；录波测距kM，天气阴天。现场检查一、二次设备未见异常。 二、220kV大康线（2051）线路单相永久性（或两相、三相短路）接地事故处理 1、运行方式：省略。2、事故现象及保护动作情况：1）后台监控机信号： 2051开关ABC三相位置（绿色）闪烁，开关在分闸位置；事故事件

18、报文：年月日时分秒主一保护零序电流差动（或分相电流差动）出口，A相跳闸，重合闸动作，重合不成功；主二保护纵联零序方向（纵联距离）出口，A相跳闸，重合闸动作，重合不成功；220kV大康线、#1、#2主变三侧开关三相电流、有功、无功显示为零，220kV、35kV、10kV母线电压显示为零；低频低压装置动作，相应35kV、10kV线路开关跳闸，开关位置（绿色）闪烁。2）220kV大康线保护柜：RCS-931主一保护跳A、B、C指示灯亮，重合闸指示灯亮，装置液晶显示年月日时分秒毫秒，零序电流差动（或分相电流差动）保护动作， ABC三相跳闸，（故障测距：Km），重合闸动作信息；CZX-12G操作箱跳闸信

19、号（跳闸信号）ABC相指示红灯亮，重合闸指示红灯亮，ABC三相红灯亮。RCS-902主二保护纵联零序方向（或距离）保护跳ABC指示灯亮，重合闸指示灯亮，装置液晶显示年月日时分秒毫秒纵联零序方向保护动作，跳ABC，（故障测距：Km），重合闸动作指示灯亮。3）低频低压频率紧急控制柜：装置液晶显示年月日时分秒毫秒，动作低频低压切除35kV、10kV相应开关。4）跳闸情况：2051开关跳闸，重合不成功；低频低压切除35kV、10kV相应开关。5）一次设备检查情况：检查220kV大康线2051开关三相在分闸位置，开关、刀闸、CT、线路PT、连接引线、端子箱无异常，低频低压切除35kV、10kV相应开关间

20、隔设备无异常。处理步骤 p1、在后台机复归音响信号，记录时间；p2、在后台机检查并记录2051开关ABC三相位置，220kV大康线、#1、#2主变三侧开关三相电流、有功、无功显示为零，220kV、35kV、10kV母线电压显示为零；低频低压装置动作跳相应35kV、10kV线路开关位置。检查并记录保护动作信息；p3、简要汇报中调事故情况；汇报内容：年月日时分220kV大康线2051线路A相（两相、三相）故障跳闸，重合闸动作（注：重合闸投单重时相间故障，不动作），重合不成功，#1、#2主变三侧开关三相电流、有功、无功显示为零，220kV、35kV、10kV母线电压显示为零；低频低压装置动作跳相应3

21、5kV、10kV线路开关天气阴天（晴、大雨、大风），具体情况待详细检查再向您汇报。p4、检查并记录220kV大康线主一、主二保护及低频低压装置动作信息，相应动作开关状态，确认后，复归信号；p5、在220kV故障录波柜打印该次事故故障录波。p6、现场检查保护范围内一次设备；220kV大康线2051开关三相在合闸位置，开关、刀闸、CT、线路PT、连接引线、端子箱等设备情况正常；检查低频低压装置动作跳相应35kV（10kV）开关位置情况。p7、根据一、二次设备检查，再次向调度详细汇报。（互通姓名后）汇报内容：220kV大康线2051线路A相（两相、三相）接地故障，主一保护零序电流差动（或分相电流差动

22、）出口跳A相，重合闸动作，重合不成功，测距kM；主二保护纵联零序方向（或距离）保护出口跳A相，重合闸动作，重合成功，测距kM；录波测距kM，低频低压装置动作跳相应35kV 开关、10kV线路开关； 220kV母、35kV母、10kV母线失压。现场检查一、二次设备未见异常。8、 根据调度指令（或申请）：1）将220kV大康线2051开关由热备用转冷备用；2）在220kV大康线线路侧验明无电压，合上2051617接地刀闸；3）合上主变220kV中性点220（或210）接地刀闸，断开#1主变及#2主变三侧开关。（若35kV消弧线圈投入，应拉开3020刀闸），等待大康线线路故障修复。9、根据主管部门指

23、令断开10kV、35kV所有（除低频低压跳开的开关）。10、合上10kV三街9002开关，恢复#0母线供电及#0站用变供电。11、根据主管部门指令恢复#1、#2站用变供电（通过10kV分段开关）。220kV大康线线路事故处理完毕线路（220kV母线）恢复送电操作步骤1：拉开220kV大康线线路侧2051617接地刀闸步骤2：将220kV大康线2051开关由冷备用转热备用 1、检查220kV大康线主一、主二保护及自动装置正常，保护投退正确 2、检查220kV大康线2051开关在分闸位置 3、合上220kV大康线母线侧20511刀闸 4、合上220kV大康线线路侧20516刀闸步骤3：将220kV

24、大康线2051开关由热备用转运行 1、合上220kV大康线2051开关 2、检查220kV大康线2051开关在合闸位置 3、检查22kV母送电正常（后台监控机显示母线电压正常）#2主变及220kV2001开关由热备用转运行操作（#1主变参考）1、检查#2主变高中低压三侧无接地线，主变无异常2、投入#2主变风冷控制电源2、检查#2主变220kV中性点220接地刀闸在合上位置3、检查#2主变35kV中性点3020接地刀闸在断开位置4、检查#2主变2002开关在分闸位置5、检查#2主变20021刀闸在合上位置6、检查#2主变20026刀闸在合上位置7、检查#2主变3205开关在分闸位置8、检查#2主

25、变3205手车在工作位置9、检查#2主变9204开关在分闸位置10、检查#2主变9204手车在工作位置11、检查#2主变第一套保护柜内各装置正常，连接片投入正确12、检查#2主变第二套保护柜内各装置正常，连接片投入正确13、合上#2主变2002开关14、检查#2主变2002开关在合闸位置15、检查#2主变运行正常16、操作完毕，汇报调度1、记录时间，复归信号：记录事故发生的时间，复归事故音响2、初步检查、汇报：检查后台机上开关位置指示、#1主变三侧表计指示、母线电压指示、保护动作信息、#2主变有无过负荷。3、详细检查一二次设备情况：检查主变差动保护范围内的一次设备情况（即主变三侧开关CT之间的

26、设备）；检查开关确在分位，开关无异常；检查记录继电保护及自动装置的信号，确认后复归信号，打印事故报告及录波图。4、判断故障范围详细汇报调度：主变差动保护动作跳#1主变三侧开关，现场检查#1主变三侧开关均在分位，开关本体有无异常，当时天气情况。5、隔离故障设备，恢复无故障设备运行：投退零序电压及间隙保护，合上主变中性点，从低压侧到高压侧，依次将三侧开关转为冷备用。6、汇报调度：将上述#1主变隔离情况及中性点切换情况汇报调度，由调度决定布置安全措施。7、将事故情况汇报站长及相关领导1、记录时间，复归信号。2、检查并记录后台机上主变各侧开关位置指示、故障主变三侧电流、有功、无功指示、各电压等级母线电

27、压指示、调阅保护动作信息、检查无故障主变有无过负荷情况。3、将初步检查结果汇报调度。4、详细检查一、二次设备情况: 1）检查主变本体外壳有无变形、喷油、冒烟起火等现象；检查瓦斯继电器有无气体、压力释放阀有无动作、油温、绕组温度等情况； 2）检查开关确在分位，开关无异常等。3）检查并记录主变保护动作的信号（注意有无差动保护动作信息），确认后复归信号，打印事故报告及录波图；3）若上述检查均正常，则应检查直流系统是否有接地，二次回路是否有故障，判断保护是否误动。5、将检查情况详细汇报调度，报站长及主管领导。6、根据调度指令将故障主变隔离；1）确认各侧开关断开，拉开各侧隔离开关，形成明显断开的隔离故障

28、主变；2）退高压侧间隙保护，合上主变中性点接地刀闸。7、向调度汇报操作情况。8、将事故隔离情况汇报班站长及主管领导。1、记录时间、复归音响信号；2、检查并密切监视后台监控机主变电流、电压和温度变化情况；3、立即到现场对主变外观检查（查看瓦斯继电器内有无气体，检查变压器本体有无渗漏油及温度、声响、油位情况）；4、将检查情况汇报调度及主管领导；5、若瓦斯继电器内有气体应联系高压试验人员取气，验明气体性质，取油样做色谱分析，判断故障性质及严重程度，根据分析结论采取继续监视运行或停运处理。6、若因环境温度剧降，导致变压器油位下降而造成轻瓦斯动作，应适当减少冷却器运行组数使油温上升，待变压器油位上升后，

29、经调度同意将重瓦斯改投信号，对瓦斯继电器进行放气，并报相关专业检修人员补油处理；7、若瓦斯继电器内无气体，判断为二次回路故障时，报调度及主管领导，安排继电保护人员检查处理；8、上述情况作好详细记录并报调度及上级主管部门。 注意：变压器重瓦斯改投信号，应取得调度同意。1、记录时间，复归信号。2、检查后台监控机主变三侧开关保护动作情况，跳闸主变各侧母线电压及主变各侧电流有功、无功及负荷变化情况。3、初步向调度汇报。4、详细检查一、二次设备情况: 1）检查并记录主变保护动作的信号（属高、中、低后备何种后备保护），确认后复归信号，打印事故报告及录波图；2）主变高后备保护跳三侧断路器时，应检查变压器及各

30、侧设备是否明显的故障点，若有高中（或低）后备保护同时动作，则应检查主变中（或低）压侧开关是否拒动造成越级；3）主变中（或低）后备保护动作，则应检查相应电压等级母线有无故障（高压室内故障往往伴随异常声光、烟雾信息），若为母线或母线连接设备故障，则应断开该母线上所有馈路开关；4）检查失压母线上有无线路保护有动作信号，若为某线路保护动作而开关拒动造成越级跳闸，则应拉开拒动开关两侧刀闸（或手车），将故障设备隔离。6、向调度详细汇报保护动作及现场检查情况；7、根据调度指令操作；8、将操作情况及当前运行方式汇报调度及部门领导。1、记录时间，复归信号。记录主变的保护动作情况，检查主变高压侧电流是否超过额定值

31、，是否继续在增加。2、将主变负荷情况及过负荷时间迅速汇报调度。 3、检查主变及三侧设备有无因过负荷而发热、冒烟、变形等不正常清况。4、检查主变油温有无过热，油位、油色是否正常；5、如有备用变压器，投入备用变压器；6、检查变压器冷却器正常投入7、如果调度认为当时系统需要，变压器可以过负荷运行，但必须按照过负荷限额规定，且监视主变的上层油温及绕组温度不超过规定值，并记录过负荷倍数及时间； 8、按过流、过压特殊巡视项目巡视设备，并进行红外测温，及时跟踪主变发热情况。 1、记录时间、复归音响；2、检查并记录后台监控机信号，#1、#2主变三侧开关三相电流、有功、无功显示为零，220kV、35kV、10k

32、V母线电压显示为零；低频低压装置动作，相应35kV、10kV线路开关跳闸，开关位置（绿色）闪烁。3、将事故情况初步汇报调度。4、检查并记录两套母线差动保护动作信息。5、检查故障录波动作情况，并打印录波报告。6、现场母线差动保护范围内所有跳闸开关、失压母线及相关设备，发现失压母线某处故障，其他设备无异常；7、将一、二次设备检查情况详细报调度，复归保护信号。8、经调度许可，确认220kV母线上所有开关跳闸，拉开连接失压母线的刀闸，PT高低压侧均应断开。9、将失压母线所带的主变和线路倒至运行母线上（按调度要求先送主变后送线路）；6、做好记录，报调度及有关领导，做好失压母线检修的准备工作。谢谢！一、事

33、故处理的一般原则二、事故处理的一般步骤三、事故处理流程四、事故处理的注意事项及要求五、变电站常见异常及事故处理1、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；2、在处理事故时，应首先恢复站用电，尽量保证站用电的安全运行和正常供电；3、尽可能保持正常设备继续运行，尽量保证用户的正常供电；4、尽快对已停电的用户恢复供电，优先恢复重要用户的供电；5、调整系统的运行方式，使其恢复正常运行。 注意：先隔离，再送电1、记录时间、复归音响信号；2、在后台监控机上，检查表计、一次设备、继电保护和自动装置动作情况，做好记录，在监控机确认告警信号并复归信号；（后台监控机：检查并记录开关跳闸情况及故

34、障间隔和母线电流、电压、有功变化情况，事故告警窗内保护动作信息）3、迅速将检查情况初步汇报调度和主管部门负责人；（汇报跳闸的开关、保护和自动装置动作情况，事故的主要特征等）准确、简明扼要4、详细检查保护范围内的一、二次设备动作情况，根据保护反映的事故信息及设备外部现象特征正确分析和判断事故；（二次设备：检查保护测控装置保护动作信息，何种保护动作、保护动作时间、开关动作情况注含重合闸动作，调取、打印故障录波。一次设备；据保护动作情况，判断事故范围，对一次设备进行全面检查，查找站内故障点） 5、再次向调度作详细汇报；（保护动作情况：判断事故范围，对一次设备进行全面检查，查找站内故障点） 6、待令；

35、（将故障设备隔离，恢复无故障设备运行，对调度提出合理建议） 7、处理完毕后，汇报现时运行方式。（将故障设备隔离，对调度提出合理建议） 事故发生后，值班负责人必须立即向调度汇报事故简况，在查明事故情况后，应尽快详细汇报；汇报内容包括：事故发生的时间与现象；断路器跳闸情况和一次设备状况；保护和自动装置的动作情况，以及保护报文；故障测距录波及电压、潮流的变化等。流程图及说明事故发生需按调度指令进行的事故处理收集简要事故信息汇报调度和主管部门负责人允许值班员自行处理的紧急情况1、事故时间2、复归音响信号3、开关跳闸情况、保护动作情况4、各级母线电压情况5、站用电消失情况 将事故简要信息汇报调度、主管部

36、门负责人、专工流程图及说明1、所有保护控制屏光字牌信号2、保护装置跳闸信号3、故障录波报告、打印4、经过检查确认后，复归信号5、检查一次设备跳闸后情况及设备受 损情况6、根据保护信息检查保护动作范围内 的设备情况，查找故障点收集全部事故信息判断事故发生的初步原因根据保护动作时间、类型和开关动作情况判断1、保护、开关正确动作2、保护或开关拒动造成越级3、保护或开关误动4、其他情况汇报调度将保护、重合闸动作情况、故障类型、故障测距及现场一次设备检查情况，故障点汇报调度隔离故障设备按调度命令隔离故障设备，拉开故障设备各侧刀闸流程图及说明按调度命令恢复送电汇报调度记录结束结合保护动作信息、故障录波图、

37、开关跳闸情况及设备受损情况将事故的经过恢复送电过程编写成报告，提供所有有关事故的保护报告、故障录波图 下列操作可不与调度联系，由值班人员先下列操作可不与调度联系，由值班人员先操作后汇报操作后汇报：1、将直接对人身安全有威胁的设备停电。2、将已损坏或受威胁的设备隔离。3、电气设备着火需立即切断电源。4、恢复站用电源。5、调度规程或现场规程中明确规定，可不待中调调度员指令自行处理的操作。 注意事项1、保证站用电及完好设备的正常运行，再进行其他处理；2、准确判断事故性质和影响范围；3、避免事故的发展和扩大，完全隔离故障点再送电，严防再次发生事故；4、恢复送电时防止误操作；5、做好危险点分析和预控。事

38、故处理时应注意的几个问题1、熟悉事故前站内运行方式；2、保护范围内的设备检查应全面到位；注意：1）变电站电源开关跳闸造成联动保护的检查，如220kV失灵及35kV及以下小电源解列、及低频低压装置动作情况检查；2）是否二次故障保护误动、拒动情况。3、主变中性点倒换、过负荷问题；4、站用电恢复；5、失压母线上的开关应断开；6、注意在断开开关时应检查开关是否确已断开；7、保护动作出口开关跳闸后，不管开关是否重合成功，就应立即对开关间隔进行外观仔细检查；8、事故时对危及人身及设备安全的设备隔离或停用后，方可恢复送电；9、根据事故处理原则，可自行对事故进行处理，进行必要的倒闸操作，可不用填写操作票，但必

39、须执行监护制度。除了可自行操作的项目外，所有的操作必须经调度同意。一）线路故障及处理 输电线路故障分为瞬时故障和永久性故障，其中瞬时性故障出现的概率最大，约为线路故障的70%-80%。线路发生不同性质的故障时保护和重合闸动作行为也有所不同。线路事故按性质可分为单相接地、两相接地、两相短路、三相短路。当输电线路发生永久性故障时，应停电检查处理。单相接地故障（中性点直接接地系统） 1）中性点直接接地系统单相接地时，故障相电流增大，电压降低（若为金属接地，故障相电压为0）。 2）非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。 3）出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大

40、。两相接地故障（中性点直接接地系统） 1）中性点直接接地系统两相接地短路时，故障相电流增大，电压降低。 2）非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。 3）出现负序、零序电压、电流，且在短路点负序、零序电压最大，且与正序分量相等。两相短路故障（中性点直接接地系统） 1）中性点直接接地系统两相短路时，故障相电流增大，电压降低。 2）非故障相电压升高，电流随着该电压升高，作用于不同负荷略有变化。 3）出现负序电压、电流，且在短路点负序电压最高。未出现零序电压、电流。三相短路故障（中性点直接接地系统） 1）中性点直接接地系统三相短路时，电流增大，电压降低。 2）未出现负序、零序电

41、压、电流。小电流接地系统特点 1）单相接地时，故障相电压为0或降低（若为金属接地，故障相电压为0），有零序电压，有接地信号，两相正常相对地电压上升为线电压，无故障相相电压升高。 2）高压保险熔断时，故障相电压降低，但不为零，有零序电压，有接地信号。无故障相相电压不变。 3）低压保险熔断时，故障相电压降低，无故障相相电压不变，无零序电压，无接地信号（一次电压平衡）输电线路故障跳闸的原因很多，情况也比较复杂。如线路出现设备支撑绝缘、线路悬吊绝缘子闪络，大雾、大雪、雷雨等天气原因造成沿面放电，树枝、动物引起对地、相间短路等瞬时故障；设备缺陷、施工隐患、外物挂断线路、绝缘子破损等永久性故障，以及瞬时性

42、故障发展成为永久性故障，原因多样。 1、记录时间，在后台监控机上解除音响信号，确认跳闸开关位置信号，检查、记录光字信号,主接线显示故障线路间隔电流、母线电流数值，事故事件保护动作情况、跳闸开关保护信息，确认后复归信号； 2、立即汇报调度；（线路跳闸重合闸未动作或重合闸动作不成功时，现场应在事故后3min内向中调值班调度员汇报事故发生的时间、天气、跳闸设备等事故概况） 3、检查相关保护测控装置、记录跳闸开关保护动作信息、（含通道检测）监控信息，判断故障性质，并复归信号。调阅故障录波报告并打印； 4、现场对故障线路间隔开关、刀闸、CT、PT、引线设备状况进行全面检查；如跳闸的开关检查：包括SF6气

43、压、机构油压、合闸弹簧是否储能、瓷瓶是否完整，转动机构及相邻设备是否正常，站内设备有无短路迹象。记录开关跳闸的次数。（达到或超过次数的申请退重合闸） 5、将检查结果详细汇报相关调度；汇报内容前面已作叙述 6、根据调度指令调整运行方式（包括隔离故障设备）操作； 7、操作完毕，汇报调度。（含变电站现运行方式） 8、做好相应记录。 1、对于单电源直馈线开关跳闸，检查一、二次设备无异常且未见明显故障点和重合闸已投入而未动作，可以不待调度命令强送一次。（联络线路、电缆线路除外） 2、重合闸因低周保护、母线保护及远跳保护、失灵保护动作闭锁未动作，或重合闸动作重合不成功，不允许试送电。 3、凡因调度命令退出

44、的重合闸馈线，跳闸后不得试送电。 4、开关跳闸后，不论其重合成功或强送成功，值班员均应对开关及保护等相关设备进行检查。 5、重合闸因低周保护、母线保护及远跳保护、失灵保护动作闭锁未动作，或重合闸动作重合不成功，不允许试送电。 6、对于永久性故障线路，应停电处理，并对检测线路绝缘合格，消除故障后方可送电， 7、联络线自动跳闸后，不论重合闸动作与否均无调度指令时不得强送（防止非同期合闸）。调度令强送前，必须停用重合闸。 8、凡110kV及以下馈线线路故障，开关或保护拒动，会引起越级跳闸（母联或本侧开关）造成母线失压。 9、保护动作出口开关跳闸后，不管开关是否重合成功或试送电，也不论试送电成功与否，

45、均应立即对开关进行外观仔细检查。若有开关本体异常、气体泄漏或机构失灵时应汇报调度申请退出运行。220kV康密劳变电站正常运行方式220kV 系统：220kV大康线、#1主变、#2主变在220kV母运行，#2主变（或#1主变）220kV中性点接地。35kV 系统：35kV分段3201开关热备用，35kV、母分段运行；#1主变3106开关运行对35kV母供电；#2主变3205开关运行对35kV母供电。10kV 系统：10kV分段9101开关及10kV分段9201开关热备用；#1主变9109开关运行对10kV母供电，#1站用变运行；10kV分段9202开关运行，#2主变9204开关运行对10kV0母

46、、母供电，#0、#2站用变运行，10kV三街9002开关热备用（保安电源）。220kV康密劳变电站一次接线图一、220kV大康线（2051）线路单相瞬时接地事故处理 1、事故前，站内运行方式：220kV大康线、#1主变、#2主变在220kV母运行，#1主变（或#2主变）220kV中性点接地。2、事故现象及保护动作情况：1）后台监控机信号： 2051开关A相位置（红色）闪烁，开关在合闸位置；事故事件报文：年月日时分秒主一保护零序电流差动保护出口，A相跳闸，重合闸动作，重合成功；主二保护纵联零序方向保护出口，A相跳闸，重合闸动作，重合成功；220kV大康线三相电流、有功、无功显示正常，220kV母

47、线电压正常。2）220kV大康线保护柜：RCS-931主一保护跳A指示灯亮，重合闸指示灯亮，装置液晶显示年月日时分秒毫秒，零序电流差动保护动作，跳A，（故障测距：Km），重合闸动作信息；CZX-12G操作箱跳闸信号（跳闸信号）A相指示红灯亮，重合闸指示红灯亮，A（B、C）三相绿灯亮。RCS-902主二保护纵联零序方向保护跳A指示灯亮，重合闸指示灯亮，装置液晶显示年月日时分秒毫秒纵联零序方向保护动作，跳A，（故障测距：Km），重合闸动作指示灯亮。 3）跳闸情况：2051开关跳闸，重合成功。 4）一次设备检查情况：检查220kV大康线2051开关三相在合闸位置，开关、刀闸、CT、线路PT、连接引线

48、、端子箱无异常。 处理步骤 p1、在后台机复归音响信号，记录时间；p2、在后台机检查并记录220kV大康线开关位置，三相电流、有功、无功显示，220kV母线电压，检查并记录保护动作信息；p3、简要汇报中调事故情况；汇报内容：（互通姓名，您好！我是桂林220kV康密劳站王，您是？）年月日时分220kV大康线2051线路A相故障跳闸，重合闸动作，重合成功，天气阴天（晴、大雨、大风），具体情况待详细检查再向您汇报。p4、检查并记录220kV大康线主一、主二保护动作信息，开关状态，确认后，复归信号；p5、在220kV故障录波柜打印该次事故故障录波。p6、现场检查保护范围内一次设备；220kV大康线20

49、51开关三相在合闸位置，开关、刀闸、CT、线路PT、连接引线、端子箱等设备情况正常。p7、根据一、二次设备检查，再次向调度详细汇报。（互通姓名后）汇报内容：220kV大康线2051线路A相接地故障，主一保护纵联零序方向出口跳A相，重合闸动作，重合成功，测距kM；主二保护纵联零序方向保护出口跳A相，重合闸动作，重合成功，测距kM；录波测距kM，天气阴天。现场检查一、二次设备未见异常。 二、220kV大康线（2051）线路单相永久性（或两相、三相短路）接地事故处理 1、运行方式：省略。2、事故现象及保护动作情况：1）后台监控机信号： 2051开关ABC三相位置（绿色）闪烁，开关在分闸位置；事故事件

50、报文：年月日时分秒主一保护零序电流差动（或分相电流差动）出口，A相跳闸，重合闸动作，重合不成功；主二保护纵联零序方向（纵联距离）出口，A相跳闸，重合闸动作，重合不成功；220kV大康线、#1、#2主变三侧开关三相电流、有功、无功显示为零，220kV、35kV、10kV母线电压显示为零；低频低压装置动作，相应35kV、10kV线路开关跳闸，开关位置（绿色）闪烁。2）220kV大康线保护柜：RCS-931主一保护跳A、B、C指示灯亮，重合闸指示灯亮，装置液晶显示年月日时分秒毫秒，零序电流差动（或分相电流差动）保护动作， ABC三相跳闸，（故障测距：Km），重合闸动作信息；CZX-12G操作箱跳闸信

51、号（跳闸信号）ABC相指示红灯亮，重合闸指示红灯亮，ABC三相红灯亮。RCS-902主二保护纵联零序方向（或距离）保护跳ABC指示灯亮，重合闸指示灯亮，装置液晶显示年月日时分秒毫秒纵联零序方向保护动作，跳ABC，（故障测距：Km），重合闸动作指示灯亮。3）低频低压频率紧急控制柜：装置液晶显示年月日时分秒毫秒，动作低频低压切除35kV、10kV相应开关。4）跳闸情况：2051开关跳闸，重合不成功；低频低压切除35kV、10kV相应开关。5）一次设备检查情况：检查220kV大康线2051开关三相在分闸位置，开关、刀闸、CT、线路PT、连接引线、端子箱无异常，低频低压切除35kV、10kV相应开关间

52、隔设备无异常。处理步骤 p1、在后台机复归音响信号，记录时间；p2、在后台机检查并记录2051开关ABC三相位置，220kV大康线、#1、#2主变三侧开关三相电流、有功、无功显示为零，220kV、35kV、10kV母线电压显示为零；低频低压装置动作跳相应35kV、10kV线路开关位置。检查并记录保护动作信息；p3、简要汇报中调事故情况；汇报内容：年月日时分220kV大康线2051线路A相（两相、三相）故障跳闸，重合闸动作（注：重合闸投单重时相间故障，不动作），重合不成功，#1、#2主变三侧开关三相电流、有功、无功显示为零，220kV、35kV、10kV母线电压显示为零；低频低压装置动作跳相应3

53、5kV、10kV线路开关天气阴天（晴、大雨、大风），具体情况待详细检查再向您汇报。p4、检查并记录220kV大康线主一、主二保护及低频低压装置动作信息，相应动作开关状态，确认后，复归信号；p5、在220kV故障录波柜打印该次事故故障录波。p6、现场检查保护范围内一次设备；220kV大康线2051开关三相在合闸位置，开关、刀闸、CT、线路PT、连接引线、端子箱等设备情况正常；检查低频低压装置动作跳相应35kV（10kV）开关位置情况。p7、根据一、二次设备检查，再次向调度详细汇报。（互通姓名后）汇报内容：220kV大康线2051线路A相（两相、三相）接地故障，主一保护零序电流差动（或分相电流差动

54、）出口跳A相，重合闸动作，重合不成功，测距kM；主二保护纵联零序方向（或距离）保护出口跳A相，重合闸动作，重合成功，测距kM；录波测距kM，低频低压装置动作跳相应35kV 开关、10kV线路开关； 220kV母、35kV母、10kV母线失压。现场检查一、二次设备未见异常。8、 根据调度指令（或申请）：1）将220kV大康线2051开关由热备用转冷备用；2）在220kV大康线线路侧验明无电压，合上2051617接地刀闸；3）合上主变220kV中性点220（或210）接地刀闸，断开#1主变及#2主变三侧开关。（若35kV消弧线圈投入，应拉开3020刀闸），等待大康线线路故障修复。9、根据主管部门指

55、令断开10kV、35kV所有（除低频低压跳开的开关）。10、合上10kV三街9002开关，恢复#0母线供电及#0站用变供电。11、根据主管部门指令恢复#1、#2站用变供电（通过10kV分段开关）。220kV大康线线路事故处理完毕线路（220kV母线）恢复送电操作步骤1：拉开220kV大康线线路侧2051617接地刀闸步骤2：将220kV大康线2051开关由冷备用转热备用 1、检查220kV大康线主一、主二保护及自动装置正常，保护投退正确 2、检查220kV大康线2051开关在分闸位置 3、合上220kV大康线母线侧20511刀闸 4、合上220kV大康线线路侧20516刀闸步骤3：将220kV

56、大康线2051开关由热备用转运行 1、合上220kV大康线2051开关 2、检查220kV大康线2051开关在合闸位置 3、检查22kV母送电正常（后台监控机显示母线电压正常）#2主变及220kV2001开关由热备用转运行操作（#1主变参考）1、检查#2主变高中低压三侧无接地线，主变无异常2、投入#2主变风冷控制电源2、检查#2主变220kV中性点220接地刀闸在合上位置3、检查#2主变35kV中性点3020接地刀闸在断开位置4、检查#2主变2002开关在分闸位置5、检查#2主变20021刀闸在合上位置6、检查#2主变20026刀闸在合上位置7、检查#2主变3205开关在分闸位置8、检查#2主

57、变3205手车在工作位置9、检查#2主变9204开关在分闸位置10、检查#2主变9204手车在工作位置11、检查#2主变第一套保护柜内各装置正常，连接片投入正确12、检查#2主变第二套保护柜内各装置正常，连接片投入正确13、合上#2主变2002开关14、检查#2主变2002开关在合闸位置15、检查#2主变运行正常16、操作完毕，汇报调度1、记录时间，复归信号：记录事故发生的时间，复归事故音响2、初步检查、汇报：检查后台机上开关位置指示、#1主变三侧表计指示、母线电压指示、保护动作信息、#2主变有无过负荷。3、详细检查一二次设备情况：检查主变差动保护范围内的一次设备情况（即主变三侧开关CT之间的设备）；检查开关确在分位，开关无异常；检查记录继电保护及自动装置的信号，确认后复归信号，打印事故报告及录波图。4、判断故障范围详细汇报调度：主变差动保护动作跳#1主变三侧开关，现场检查#1主变三侧开关均在分位，开关本体有无异常，当时天气情况。5、隔离故障设备，恢复无故障设备运行：投退零序电压及间隙保护，合上主变中性点，从低压侧到高压侧，依次将三侧开关转为