风能新能源电气设备典型故障处理程序作业手册

Q/XY10506.001—2013目  次1范围 12变电故障类型及处理原则 12.1简介 12.2电气故障类型 12.3故障处理的一般原则 13变压器典型故障的处理程序 23.1主变压器瓦斯保护动作的处理程序（含有载调压装置瓦斯保护动作） 23.2变压器差动保护动作的处理程序 43.3变压器后备保护动作的处理程序 53.4变压器运行中温度过高的处理程序 63.5变压器运行中缺油、压力释放动作(喷油)的处理程序 73.6变压器运行中油温、油位、油色不正常的处理程序 73.7变压器过负荷的处理程序 83.8变压器冷却系统故障的处理程序 83.9变压器着火的处理程序 103.10变压器有载调压开关故障的处理程序 114小电流接地系统单相接地故障的处理程序 124.1概述 124.2程序 124.3查找处理单相接地故障时的注意事项 145输电线路故障断路器跳闸的处理程序 145.1总要求 145.2线路故障断路器跳闸的处理方法 155.3线路发生断线的处理方法 175.4高压断路器自动跳闸的处理方法 175.5单电源线架空线路保护动作跳闸的处理注意事项 186母线故障的处理程序 186.1概述 186.2母线失压故障后的判断、处理方法 186.3母线失压事故的处理原则 197误操作的处理程序 207.1发生误断开关的处理方法 207.2发生误操作刀闸的处理方法 207.3发生带地线合闸的处理方法 207.4交流二次回路误操作的处理方法 208直流系统故障的处理程序 218.1直流母线电压过高或过低时的处理方法 218.2直流发生接地时的处理方法 218.3阀控铅酸蓄电池故障的处理方法 239站用系统故障的处理程序 2510并联电容器故障的处理程序 2610.1退出条件 2610.2并联电容器运行中出现故障的处理方法 2710.3处理故障并联电容器的安全注意事项 2811消弧线圈故障的处理程序 2811.1概述 2811.2消弧线圈故障的处理方法 2911.3消弧线圈运行和故障处理时的注意事项 3012避雷器故障的处理程序 3012.1避雷器的常见故障及异常现象 3012.2避雷器的常见故障与异常现象的处理方法 3113电流互感器故障的处理程序 3313.1电流互感器出现异常情况时的处理方法 3313.2电流互感器常见故障的处理方法 3313.3电流互感器定检中应注意事项 3514电压互感器故障的处理程序 3514.1电压互感器出现异常现象时的处理方法 3514.2电压互感器出现其他异常现象时的处理方法 3614.3电压互感器二次故障的查找方法 3815断路器及其操动机构故障的处理程序 3815.1断路器合闸失灵故障的处理方法 3815.2断路器分闸失灵故障的处理方法 4015.3断路器误跳闸故障的处理方法 4315.4断路器误合闸故障的处理方法 4515.5断路器运行中发热故障的处理方法 4515.6真空断路器运行中真空度下降故障的处理方法 4515.7SF6高压断路器液压操动机构故障的处理方法 4615.8SF6高压断路器（弹簧操动机构）故障的处理方法（以LW35-126型断路器为例） 4816隔离开关故障的处理程序 4916.1概述 4916.2高压隔离开关操作失灵故障的检查处理方法 4916.3高压隔离开关在运行中发热的处理方法 5116.4高压隔离开关常见故障的处理方法 5217二次回路故障的处理程序 5317.1断路器控制回路发生故障的处理方法 5317.2信号回路发生故障的处理方法 5417.3电压回路发生故障的处理方法 5517.4交流电流回路发生故障的处理方法 5617.5查找二次回路故障的方法 56电气设备典型故障处理程序作业手册范围本标准规定了XX新能源风能有限公司风电场电气设备典型故障处理，包括主变压器、小电流接地系统、输电线路、母线、误操作、直流系统、站用系统、并联电容器、消弧线圈、避雷器、电流互感器、电压互感器、断路器、隔离开关、二次回路等典型故障的处理。本标准适用于XX新能源风能有限公司（简称“公司”下同）所有风电场的电气设备典型故障处理程序作业要求变电故障类型及处理原则简介变电站发生的故障大致可分为两类：一是设备故障，如设备绝缘损坏，设备故障将造成变电站全站停电或局部停电；二是外力破坏造成变电站全站停电或局部停电的故障。运行人员在平时的日常运行维护工作中，要加强设备的巡视检查，以便及时发现设备隐患，及时消灭故障发生的源头,将故障消灭在萌芽状态。这就需要提高运行人员的故障处理能力和分析能力，以保证一旦发生故障，能迅速、正确地进行处理，避免故障的进一步扩大。电气故障类型变电故障误操作，保护误动、拒动，绝缘不良，站用电中断，直流中断，断路器故障、爆炸，短路，内部过电压，污闪，雷击等。系统故障稳定破坏，系统解列，低频率，低（高）电压，误调度，保护误动、拒动，通信失灵，远动故障等。故障处理的一般原则基本要求发生故障时，值班长是故障处理的关键人物，也是故障现场的负责人，其应对故障处理的正确与否负责。因此，值班长应在组织故障处理时，头脑应保持清醒，以正确命令唤起大家的迅速处理故障的意识，从而使大家各司其职，能迅速控制和降低故障的进一步扩大，缩短停电时间，减少发电损失。故障处理一般原则尽快限制故障的进一步发展，消除故障的根源并优先解除对人身和设备的危险。在安全的前提下调整变电站的运行方式，尽快恢复设备的正常运行（尽量缩小故障范围，必要时设法在未受到故障损害的设备上增加接入线路）。站内运行的变压器（强油循环）冷却器电源及通信电源应尽快恢复。变电站发生事故和异常情况时，变电站运行人员应迅速正确地向有关调度报告发生事故的变电站名称、时间、现象、设备名称及编号、跳闸断路器及继电保护动作情况。事故处理时，必须严格执行接令、汇报、复诵、录音以及记录制度，必须用统一调度术语、操作术语，汇报内容应简单明了。故障现场隔离后，可否试送电、断路器跳闸次数的限制，以及重合闸能否再用，应由调度运行人员提供可靠的依据，并应做好记录。强送电的断路器及其保护装置如果具备送电条件，是否强送电应由值班调度员确定。变电站全停的事故处理原则变电站全停，一般是母线故障、主变故障或断路器拒动造成，也可能是外部电源造成的。根据仪表指示、保护和自动装置动作情况，断路器信号及事故现象判断事故情况，迅速采取措施。单电源的变电站全停时，因立即检查全站设备，确认不是本站事故时不得将主变断路器断开，并加强监视。多电源的变电站全停时，应立即将各电源间可能联系的断路器断开。双母线应先断开母联断路器，防止突然来电造成非同期合闸。但每组母线上应保留一个电源线路断路器在投入状态。有备用电源的变电站全停时，已判明不是因为本站设备故障和不是因本站断路器拒动引起的，应立即启用备用电源。在改变电源的倒闸操作中，严禁将两侧电源开关同时投入。变压器典型故障的处理程序主变压器瓦斯保护动作的处理程序（含有载调压装置瓦斯保护动作）主变压器轻瓦斯保护动作的处理程序轻瓦斯动作报出信号，不一定都是变压器内部有故障。处理的重点，运行人员应正确查找原因，并汇报调度及有关上级，检查变压器外部并取气进行分析，应根据检查和取气分析结果，采取相应的措施，见表1。主变压器轻瓦斯保护动作的处理程序表故障现象故障点处理方法主控室报“轻瓦斯动作”告警信号和“故障录波器动作”等信号1.变压器内部故障；2.变压器进入空气，如散热器、潜油泵、各接口阀门等密封不严；3.油位过低,变压器渗漏油；4.二次回路故障、气体继电器故障、震动过大、外部有穿越性短路或直流系统绝缘不良1.当轻瓦斯动作报警后，运行人员应立即汇报调度及有关人员。2.检查、记录保护动作信号后对变压器进行外部检查，外部检查的主要内容有电压、电流表指示情况；直流系统绝缘情况；有无其他保护动作信号；同时检查主变油温，油位及声音和二次线路检查。(1)若外部检查发现有故障和明显迹象，气体继电器内有气体。如果声音、油色异常，上层油温异常升高，变压器有明显故障的，就立即投入备用电源。并将故障变压器停电检查，取气分析；故障变压器不经检查试验合格，不能投入运行。(2)若外部检查未发现故障和明显异常迹象，取气检查气体可燃、有色、有味，说明内部故障。应汇报调度，投入备用电源，并将故障变压器停电检查。故障变压器不经检查试验合格，不能投入运行。(3)若外部检查未发现任何异常和故障迹象，取气检查为无色、无味、不可燃气体，可能属进入空气。气体放出后，检查有无可能进入空气的部位，如散热器、潜油泵、各接口阀门等有无密封不严进入空气之处，如有，则证明进入的确实是空气。若属进入空气，应及时排出，并监视记录每次轻瓦斯信号报出的时间间隔。并将监视情况汇报上级领导和调度，根据时间间隔的长短，采取措施，必要时，运行人员应申请调度将重瓦斯保护暂时改投信号。(4)若外部检查未发现任何异常和故障迹象，取气检查为不可燃、无味、颜色很淡，不能确定为空气，气体的性质不能明确。应立即汇报调度和有关上级，投入备用电源，变压器停电检查。若无备用电源，应按上级领导和调度的命令执行，运行中加强监视。是否立即停电，应由专业人员取气取油分析后作出决定。(5)若外部检查未发现任何异常和故障迹象，发现油枕油位已看不见，气体继电器内未充满油，取气检查为无色、无味、不可燃气体，这是油位过低所造成的。无备用电源时，可暂时维持运行，但应汇报调度及上级，并申请将重瓦斯保护改投于信号，由检修人员设法处理漏油及带电加油。有备用电源的，应投入备用电源，将故障变压器停电处理渗漏油并加油。(6)若外部检查未发现任何异常和故障迹象，气体继电器内充满油无气体，说明属于误动作。可能是二次回路问题；也可能是气体继电器本身问题；还有可能是震动过大或外部有穿越性短路。区分误动原因的依据是检查气体继电器上触点状态，检查直流系统绝缘情况，检查轻瓦斯信号能否复归。1.气体继电器接点故障；2.二次回路短路（气体继电器接线盒进水、端子排受潮，气体继电器的引出电缆受腐蚀严重而短路）；3.直流系统多点接地3.一般情况下，如果轻瓦斯信号不能复归，检查气体继电器的触点在闭合位置，并且直流系统绝缘良好，应该属于气体继电器本身故障，此时应汇报调度及上级，安排计划停电处理。如果轻瓦斯信号能复归，检查气体继电器的触点在打开位置，并且直流系统绝缘良好，可能是有较大震动或外部有穿越性短路造成的误动作。如果轻瓦斯信号不能复归，检查气体继电器的触点在打开位置，并且直流系统绝缘正常，则可能属于二次回路短路问题造成的误动作。运行人员此时应检查气体继电器接线盒有无进水、端子排有无受潮，还要检查气体继电器的引出电缆，看是否受腐蚀严重而短路等。如果轻瓦斯信号不能复归，检查气体继电器的触点在打开位置，并且直流系统对地绝缘不良，可能是直流系统多点接地造成的误动作，此时运行人员应查明接地故障点，并排除故障。主变压器重瓦斯保护动作的处理程序（含有载调压装置瓦斯保护动作）变压器重瓦斯保护动作跳闸后，应立即汇报调度及有关上级。可以先投入备用电源，恢复对变电站的供电，然后检查处理故障变压器的问题，见表2。主变压器重瓦斯保护动作的处理程序表故障现象故障点处理方法主控室报“重瓦斯保护动作”信号、“主变压器两侧断路器跳闸”信号和“故障录波器动作”等信号变压器内部故障1.当重瓦斯动作后，运行人员应立即汇报调度、公司运营部及有关人员。2.变压器跳闸后，运行人员应首先检查、记录保护动作信号，并解除跳闸断路器的预告信号、复归保护信号并汇报调度及相关人员。如果有备用电源的，此时应根据调令立即投入，恢复供电。1.进入空气太多、析出太快，变压器密封性不良；2.二次回路故障、气体继电器故障、震动过大、外部有穿越性短路或直流系统绝缘不良3.在复归信号的同时，运行人员应对变压器进行外部检查，外部检查的主要内容有电压、电流表指示情况；主变声音、油温，油位、油色情况；油枕、防爆管、呼吸器有无喷油和冒油，防爆管隔膜是否冲破；各法兰连接处、导油管等处有无冒油；盘根是否因油膨胀而变形、流油；外壳有无鼓起变形，套管有无破损裂纹；气体继电器内有无气体（如有气体，不论可否点燃，都要取气进行化验分析）；有无其他保护动作信号；压力释放阀动作与否、直流系统绝缘是否良好、二次线路检查等。(1)若外部检查无任何异常，取气分析为无色、无味、不可燃、气体纯净无杂质，同时检查发现变压器其他保护没有动作。此时，运行人员应检查以往记录，检查变压器跳闸前，轻瓦斯信号报出时，变压器的声音、油温，油位、油色情况，如无异常，则可能属进入空气太多、析出太快，应查明进气的部位并处理（如关闭进气的冷却器、潜油泵阀门、停用进气的冷却器组等）。无备用电源时，应根据调度和上级领导的命令，试送一次，严密监视运行情况，由检修人员处理密封性不良问题。(2)若外部检查未发现任何故障和异常迹象，变压器其他保护未动作，取气分析气体不可然、颜色很淡、无味，即气体的性质不易鉴别（可疑），无可靠的根据证明属变压器误动作。无备用电源时，根据调度和上级领导的命令执行。拉开变压器各侧的刀闸，摇测绝缘无问题，放出气体后试送一次，若不成功应做内部检查。有备用电源的，应由专业人员取油样进行化验，试验合格后方能投入运行。(3)若外部检查未发现任何异常和故障迹象，气体继电器内无气体，证明确属误动跳闸。若其他线路上有保护动作信号，重瓦斯信号能复归，可能属外部有穿越性短路或震动过大引起的误动跳闸，此时在故障线路隔离后，变压器可以投入运行。若其他线路上无保护动作信号，重瓦斯信号不能复归，并经检查当时直流系统对地绝缘良好，也没有直流接地信号，则可能属二次回路短路造成误动作跳闸。若经检查当时直流系统对地绝缘不良，有直流接地信号，则可能属直流多点接地而造成误动作跳闸。运行人员此时应检查气体继电器接线盒有无进水、端子箱内二次线有无受潮，检查气体继电器引出电缆有无被油严重腐蚀。变压器差动保护动作的处理程序变压器差动保护的保护范围，是变压器各侧差动电流互感器之间的一次电气部分，主要反映以下故障：变压器引出线及内部线圈的相间短路；严重的线圈层间短路故障；大电流接地系统中，线圈及引出线的接地故障。变压器差动保护动作处理程序见表3。变压器差动保护动作处理程序表故障现象故障点处理方法主控室报“差动保护动作”信号、“主变压器两侧断路器跳闸”信号和“故障录波器动作”等信号1.当差动保护动作后，运行人员应立即汇报调度、公司运营部及有关人员。变压器内部故障2.变压器跳闸后，运行人员应先检查、记录保护动作信号，解除跳闸断路器的预告信号、复归保护信号，并根据保护动作情况和运行方式，判断事故停电范围和故障范围，并汇报调度员及相关人员。如果有备用电源，应根据调令立即投入，恢复供电。1.变压器引出线、内部线圈的相间短路；2.严重的线圈层间短路；3.线圈、引出线的接地故障3.在复归信号的同时，运行人员应对变压器及差动范围内的一次设备进行详细的外部检查。外部检查的主要内容包括：主变差动保护区的套管、导线、接头等有无放电和烧伤痕迹；主变本体油温、油位、油色有无因内部故障引起的异常状况；以及差动保护范围外有无外部短路故障等。4.若检查出的故障明显可见，发现变压器本身有明显的异常和故障迹象，差动保护范围内一次设备上有明显故障迹象，应立即停电检查处理故障，检修试验合格后才能投运。5.若检查后没有发现明显异常和故障迹象，但同时有瓦斯保护动作，即使只报出轻瓦斯信号，属于变压器内部故障的可能性极大，也必须经内部检查并试验合格后方能投运。保护误动作；回路接线错误6.若检查后未发现变压器有明显异常和故障迹象，并且变压器的其他保护未动作。差动保护范围外有接地、短路故障，即其他设备或线路有保护动作信号告警。此时，运行人员应立即将外部故障隔离后，拉开变压器各侧隔离开关，测量变压器绝缘无问题后，可根据调度命令试送一次。试送成功后，检查保护误动作原因，可根据调令退出差动保护，由继保人员测量差动电流回路相位关系，检验装置动作特性有无异常及回路有无接线错误。1.二次回路有人工作，“三误”引起保护误动作；2.差动电流回路断线；3.装置动作特性异常；4.回路短路、接地7.若检查变压器及差动保护范围内的一次设备，没有发生故障的异常和迹象；且变压器瓦斯保护未动作，其他设备和线路无保护动作信号。此时运行人员应检查变电站内二次回路是否有人工作，如有，应令其立即停止工作；无备用电源时，应根据调度命令，拉开变压器各侧刀闸，测量变压器绝缘无问题后，可根据调令试送一次。若变电站内二次回路上无人工作，应汇报上级安排继保人员检查差动电流回路有无断线、装置动作特性有无异常或回路有无短路、接地；如果查出是CT电流回路或跳闸回路问题，应及时排除故障，恢复变压器运行；如果查出是保护装置本身故障，应尽快联系备品更换；如果未查出回路问题，变压器做试验检查无问题，可再按调令投入运行。1.直流系统多点接地；2.二次回路短路8.若检查变压器及差动保护范围内的一次设备，没有发生故障的异常和迹象；并且差动保护范围外无故障，变压器其他保护未动作，其他设备和线路无保护动作信号。此时，如果有直流系统对地绝缘不良，有“直流接地”信号，则属直流多点接地造成误动跳闸；如果直流系统对地绝缘正常，则可能是二次回路短路造成。无备用电源时，可根据调令，退出差动保护（务必保证瓦斯保护及其他保护在投入状态，且差动保护必须在24h内重新投入），将变压器投入运行，恢复供电后再检查二次回路问题。变压器后备保护动作的处理程序概述变压器过流等后备保护动作跳闸，而主保护未动作，一般应视为变压器外部故障，即母线故障或线路故障越级使变压器后备保护动作跳闸。变压器本体发生故障，由过流保护动作跳闸的几率很小。变压器过流等后备保护动作跳闸，要正确判断故障范围和停电范围，因此，运行人员应熟知变压器后备保护的动作范围，及动作时应跳哪些断路器。变压器过流等后备保护动作处理程序变压器过流等后备保护动作处理程序见表4。变压器过流等后备保护动作处理程序表故障现象故障点处理方法主控室报“某后备保护动作”信号、“主变压器两侧断路器跳闸”信号和“故障录波器动作”等信号1.当后备保护（主要是变压器低压侧母线及集电线路的后备保护）动作后，运行人员应立即汇报调度及有关人员。变压器外部故障2.运行人员应根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围，检查各集电线路有无保护动作信号，如果站用电失去时，可优先恢复站用电，夜间时，应投入事故照明。变压器低压侧母线故障集电线路故障3.运行人员应检查各集电线路情况，如果发现集电线路上有保护动作信号，而断路器在合闸状态，则说明是当线路上发生故障时，保护动作，断路器拒绝跳闸。运行人员应将断路器拒动的原始状态保留，以便检修人员查找故障点，同时应在断路器两侧验明无电压后，拉开其两侧隔离开关(如无其他隔离点)，将故障点隔离。然后断开失压的母线上其他集电线路断路器，并检查确已断开，再断开失压母线上所带的电容器组断路器。最后，检查母线及变压器跳闸断路器无问题后，合上变压器侧跳闸断路器，对失压母线充电正常后，逐步恢复其余各集电线路的供电，最后检查故障线路断路器拒跳的原因。母线及连接故障；集电线路故障（保护拒动）4.若运行人员在检查各集电线路情况时，没有发现各集电线路上有保护动作信号，应检查失压母线及连接上有无故障迹象及异常，根据检查结果，采取相应的措施：(1)若发现有故障现象，故障点可以隔离时，应立即拉开刀闸隔离。检查变压器及跳闸断路器无问题后，合上变压器侧跳闸断路器，对失压母线充电正常后，逐步恢复其余各集电线路的供电。若因隔离故障点使母线PT停电时，可以合上母联断路器，合上PT二次并列开关，以便使保护不失去电压量。(2)若发现母线上有故障，故障点不能用开关或刀闸隔离时，应停电尽快检修处理。(3)检查失压母线及连接设备上无任何故障迹象和异常，可以在各集电线路断路器全部断开的情况下，根据调令，合上变压器跳闸侧断路器，对母线试充电正常后，依次逐条分路试送，查明保护拒动的线路。试合各集电线路断路器时，应严密监视注意线路的表计指示，如果有短路冲击现象，应立即断开断路器。无故障集电线路恢复供电后，检查未跳闸断路器保护拒动的原因。变压器高压侧母线及线路的后备保护动作跳闸处理程序保护变压器高压侧母线及线路的变压器后备保护有：高压侧零序、方向零序保护、高压侧方向过流保护等。如果高压侧母线失压，可能是发生了系统事故，事故处理应在调度统一指挥下进行：首先断开有保护信号动作的分路断路器，并优先恢复站用电。汇报调度及上级领导，若变压器低压侧母线失压，应将该变压器各侧断路器断开。检查处理高压侧母线失压事故，其方法和3、4项基本相同。变压器运行中温度过高的处理程序变压器若在负荷不变的情况下，油温比平时高出10°C以上或温度还在不断上升时，说明变压器内部有故障。一旦发现变压器在运行中温度过高，运行人员首先应根据温度表计指示、变压器声音、油位、油色以及保护动作等情况来进行分析处理，见表5。变压器运行中温度过高的处理程序故障现象故障点处理方法1.油温比平时高出10°C以上或温度还在不断上升；2.变压器内部有异常声音；3.轻瓦斯保护频繁动作发出信号绕组匝间短路1.绕组匝间短路的判断及处理：运行人员应通过变压器内部是否有异常声音和轻瓦斯保护频繁动作发出信号和测量绕组的直流电阻等方法来确定是否为绕组匝间短路故障。一旦确定为绕组匝间短路，运行人员应马上上报缺陷进行处理，不严重者重新处理绕组间的绝缘，严重者应返厂处理。分接开关接触不良2.分接开关接触不良往往可以从轻瓦斯保护频繁动作来判断。(1)取油样进行化验。(2)测量绕组的直流电阻。如果出现分接开关接触不良，油闪点迅速下降，绕组直流电阻增大，可以判定为分接开关接点接触不良故障。铁芯硅钢片间短路3.铁芯硅钢片间短路会导致轻瓦斯保护频繁动作和变压器声音异常，如取油样进行化验后发现油闪点下降，变压器铁芯硅钢片短路的可能性很大，变压器应大修。变压器缺油；散热管堵塞4.如果变压器缺油，运行人员应先查出缺油的原因进行处理，加入合格的同型号变压器油（做耐压试验合格后）至合适位置；如果排查后散热管堵塞的可能性很大，则需对变压器进行检修。冷却系统故障5.如果是变压器冷却循环系统故障，运行人员应及时查找原因，进行处理，消除故障。进出风口堵塞或有积尘6.如果是变压器进出风口堵塞或有积尘，运行人员应将其清理干净。变压器运行中缺油、压力释放动作(喷油)的处理程序变压器运行中如缺油或油面过低将使变压器的绕组暴露在空气中受潮，绕组的绝缘强度下降而造成事故。所以变压器在运行中应保持有足够的油量，保持油位在规定高位，见表6。变压器运行中缺油、压力释放动作(喷油)的处理程序故障现象故障点处理方法1.油面过低;2.压力释放动作(喷油)1.阀门关闭不严漏油；2.防油胶垫老化变形而渗漏油；3.散热管焊接部位渗漏油；4.油位计堵塞、呼吸器堵塞、防暴管堵塞、通风孔堵塞1.变压器缺油的处理程序：(1)如发现阀门关闭不严漏油，应关紧放油阀门使其无渗漏油。(2)如因做油耐压试验取油样后未及时补油，则选择同型号的变压器油，做耐压试验合格后加入变压器至合适位置。(3)如因变压器各处防油胶垫老化变形而渗漏油，则应放油，更换老化的防油胶垫，更换完毕，检查有无渗油迹象，正常后投入运行。(4)如因变压器散热管焊接部位渗漏油，则应放油，检修变压器，吊出器身将漏油散热器与箱体连接处重新焊接。(5)如发现因油位计堵塞、呼吸器堵塞、防暴管堵塞、通风孔堵塞等原因而造成的假油位，未及时发现缺油，应疏通油位计堵塞处、呼吸器堵塞处、防暴管堵塞处、通风孔堵塞处使其畅通无假油面。1.变压器二次出口线短路；2变压器内部一次、二次绕组放电造成短路.；3.变压器出气孔堵塞2.变压器喷油的处理程序(1)如因变压器二次出口线短路，而一次侧保护未动作造成变压器一、二次绕组电流过大，发热使油温过高，油迅速膨胀使变压器内压力增大而喷油，此时应迅速隔离变压器，检修好二次出口线短路故障后，更换拒动保护装置或调整过流保护整定值。(2)如因变压器内部一次、二次绕组放电造成短路，产生电弧和很大的电动力使变压器油严重过热而分解气体，造成变压器内压力增大而喷油，此时应迅速隔离变压器，安排对变压器进行检修。(3)如发现变压器出气孔堵塞，影响变压器运行中的呼吸作用，当变压器重载运行时绕组电流大、油温度升高而膨胀造成喷油，此时应疏通堵塞的出气孔。变压器运行中油温、油位、油色不正常的处理程序为了保证变压器的正常运行，运行人员应在平时的日常巡视中，重点检查变压器的油温、油位、油色，并记录环境温度，与以前的数据对照，以判断变压器是否正常运行，见表7。变压器运行中油温、油位、油色不正常的处理程序故障现象故障点处理方法1.油温不断上升；2.变压器出现油面过高或有油从油枕中溢出；3.变压器油位过低，已看不到油位；4.变压器油色异常（变暗，严重时可能呈棕色）1.变压器内部发生故障；2.冷却装置故障；⒊测温故障；4.油位计堵塞、呼吸器堵塞、防暴管堵塞、通风孔堵塞变压器运行中油温、油位不正常的处理程序(1)在正常负荷和正常冷却条件下，油温不断上升，如果检查结果证明冷却装置完好，温度计指示正确时，则可以判断为变压器内部已发生故障，此时运行人员应将变压器退出运行，以防变压器事故扩大。(2)如发现变压器出现油面过高或有油从油枕中溢出时，运行人员应首先检查变压器的负荷和温度是否正常，如负荷和温度均正常，则可能是油位计堵塞、呼吸器堵塞、防暴管堵塞、通风孔堵塞等原因造成的假油位。此时，应经值班调度员同意，将重瓦斯保护改接信号，并进行疏通处理。如果因环境温度过高，油枕溢油时，运行人员应放油处理。(3)如发现变压器油位过低，已看不到油位时，如果检查没有发现渗漏点，且油温正常，则有可能是油位计堵塞、呼吸器堵塞、防暴管堵塞、通风孔堵塞等原因造成的假油位。此时，运行人员应认真检查，如果是假油位，运行人员应经值班调度员同意，将重瓦斯保护改接信号，进行疏通处理；如果不是，运行人员应设法加油。如果缺油不太严重，在夜间看不到油位，而白天能看到油位时，则可能与环境温度的变化有关，此时，运行人员应加强监视，经观察后再做处理。运行时老化2.变压器运行中油色不正常的处理程序正常情况下，变压器油通常是亮黄色或天蓝色透明的；而运行中的油由于在老化时形成的沥青和污物的影响，油色会变暗，严重时可能呈棕色。如果发现油位计中油的颜色发生变化时，应上报缺陷，申请取油样进行化验分析。当化验后如发现油内含有碳粒和水分，酸价增高，闪点降低，绝缘强度降低时，说明油质已急剧下降，变压器内很容易发生绕组和外壳间击穿事故，此时，运行人员应汇报调度，申请将故障变压器停用。如运行中变压器油色恶化，油内出现碳质并伴有其他不正常现象时，应立即停电并进行检查处理。变压器过负荷的处理程序如果发现变压器电流指示超过额定值，有功功率、无功功率表计指示增大等过负荷信号时，运行人员应立即检查变压器各侧电流值是否超过规定值、变压器油位、油温是否正常，同时将冷却器全部投入运行，并将检查情况汇报给值班调度员。根据正常过负荷的倍数确定允许运行时间，加强监视油温、油位不得超过允许值，如果超过时间，则应立即减少负荷。同时应对变压器及其相关系统进行全面检查，如发现异常，应汇报处理。变压器冷却系统故障的处理程序当强油风冷变压器发生冷却器全停故障时，根据《电力变压器运行规程》DL/T572-1995的规定，在额定容量的负荷下，允许运行时间为20min。若运行时间达20min时，且变压器的上层油温未达到75°C，允许变压器继续运行至油温上升到75°C，但时间最长不得超过1h。处理程序见表8。变压器冷却系统故障的处理程序故障现象故障点处理方法1.“备用”冷却器组自动投入，报出“冷却器故障”和“备用冷却器投入”信号；2.变压器在运行中冷却器全停，报出“冷却器全停”信号1.电动机过载、缺相）；2.环境温度过高或热继电器接点因振动或污垢而产生接触不良；3.冷却器回路中有短路故障；4.潜油泵或风扇电动机故障；5.控制回路熔断器熔断或接触不良；6.热继电器损坏1.变压器运行中冷却器组跳闸的处理程序：变压器在运行中，如果某一组冷却器跳闸，在“备用”位置的冷却器组就会自动投入，报出“备用冷却器投入”信号。此时，运行人员应查明原因，才能重新投入。(1)当某一组冷却器跳闸后，在“备用”位置的冷却器组自动投入，此时，运行人员应首先将自动投入的备用冷却器组改投到“运行”位置。再检查冷却器组跳闸的情况，是热继电器动作还是空气断路器动作跳闸，根据故障情况判明故障性质。一般情况下，热继电器用作电动机的过载、缺相保护，但其接点会因振动或污垢而产生接触不良，造成发热误动；空气断路器用作短路故障保护。(2)如果是空气断路器动作跳闸，运行人员应检查冷却器回路中有无短路故障点。应重点检查控制箱内各元件及电动机有无异常。如果试投时再次跳闸，故障不能消除，不能再次投入。(3)如果是热继电器动作，使冷却器组跳闸，可以在复位热继电器时，分清是油泵电动机还是某一个风扇电动机过载或缺相运行。运行人员可再次短时间投入冷却器组，观察过载的风扇、油泵电动机有无异常情况，倾听其声音，判别故障，分别做如下处理：如果潜油泵声音异常，冷却器组不能再投入，应汇报上级领导，安排检修处理。如果个别风扇电动机声音异常、摩擦严重、风叶卡壳、卡涩、转不动等，可在冷却器组控制箱内将故障风扇电机的接线端子拆下，复位热继电器。试投入运行正常后，可将该组冷却器投入运行或备用位置，并汇报上级领导，由检修人员检修电机后再将冷却器组投入正常运行。如果个别风扇电机不启动或整组冷却器组启动困难，运行人员应检查三相电压情况，有无缺相运行情况，控制回路熔断器是否熔断或接触不良。如果油泵及风扇均无异常情况，天气酷热时，可能为环境温度过高，阳光直接照射影响导致热继电器误动。此时，运行人员应将控制箱门打开通风后，便可将热继电器投入。如果气温不高，阳光不强烈，则应检查热继电器的接点接通情况。如果冷却器组过载，热继电器动作跳闸。应稍停片刻，再复位热继电器。在重新投入冷却器组后，如果再次跳闸，不得加大热继电器的动作电流，以免电机故障时不能动作而烧毁设备。如果确属热继电器损坏时，应由专业人员更换。1.冷却电源及电源切换回路故障；2.电源熔断器熔断；3.电源主接触器等元件有短路、接地故障；4.空气断路器故障拒动2.变压器运行中冷却器全停的处理程序变压器在运行中，如果冷却器全停，报出“冷却器全停”信号。故障多属于冷却电源及电源切换回路故障引起，冷却器全部停止工作，如果不及时处理，恢复冷却器的运行，则可能在全停时间超过20min时，变压器自动跳闸，造成变电站停电事故。因此，运行人员在报出“冷却器全停”信号时，可以根据冷却器控制回路所报出的其他信号、冷却器电源的电压监视继电器的接点位置、冷却器电源主接触器的工作位置等来判断故障。(1)当冷却器全停时，运行人员应及时汇报调度，并密切监视变压器上层油温的变化，在冷却器全停的时间接近规定的20min时，如果经检查上层油温未达到75°C时，可根据调令，暂时退出冷却器全停跳闸出口压板，继续处理故障，使冷却装置尽快恢复运行，但同时必须监测变压器上层油温的变化。在冷却器全停跳闸回路中，如果有温度闭锁75°C跳闸接点的，不能退出冷却器全停跳闸出口压板。如果变压器上层油温不断升高，超过75°C时或虽未超过75°C，但全停时间已达1h还不能处理好的，故障变压器必须停止运行。a.运行人员应首先检查冷却器电源熔断器是否熔断，如果熔断，应立即更换。同时检查冷却装置总控制箱内电源主接触器等各个元件是否有短路、接地故障。b.如果未发现故障，运行人员应将冷却器组的空气断路器断开，将各个冷却器电源控制开关扭到退出位置。然后试送冷却器电源，如果试送成功，则说明冷却器电源回路正常，应检查各个冷却器组回路。逐组试投各冷却器组，可先投入原来备用或辅助的冷却器组(未运行的冷却器组一般不会有短路故障)，先使变压器恢复部分冷却或油循环能力。再逐组检查原来在运行位置的冷却器组有无短路、接地现象，再试投入，找出有故障的冷却器组，汇报上级领导，等待处理。c.如果检查发现总控制箱内有短路、接地故障，例如小动物、导线头搭壳相碰、脏污潮湿、绝缘损坏等故障，运行人员应立即消除隔离。消除隔离故障点后，应恢复冷却器电源。如果正常，应重新投入各冷却器组。d.对于故障冷却器组，运行人员除要查明故障点外，如空气断路器拒动，还要检查其不跳闸的原因。e.对于经检查发现的故障，运行人员应根据缺陷处理流程，上报上级领导，由专业人员检修处理故障。变压器着火的处理程序变压器发生火灾，多数是带电燃烧，所以火势蔓延迅速。如果运行人员扑救不当，可能会引起触电事故，扩大火灾范围。因此，运行人员应掌握灭火程序及要领，当发生火灾事故时，能及时处理，避免火灾损失的进一步扩大。变压器的着火事故大多是由于本体电气故障引起，处理程序见表9。变压器着火的处理程序故障现象故障点处理方法变压器发生火灾，火灾报警系统动作和主控室报“某保护动作”信号等变压器的着火事故大多由于本体电气故障引起1.变压器着火的处理程序:处理变压器着火，必须分秒必争，特别是如果刚开始火势不大，应尽可能迅速而果断将火扑灭，防止火势蔓延扩大。(1)变压器着火时，运行人员首先应先检查变压器各侧断路器是否已跳闸，如果没有，应立即断开故障变压器的各侧断路器，使各侧至少有一个明显的断开点，并将变压器冷却装置停运，断开变压器的所有二次控制电源。(2)当值值班长应视火警情况，决定是否向消防部门报警，切记不要见火就报警，火灾报警是要在站内无法控制火势发展的情况下进行的。(3)运行人员要在保证人身安全的情况下进行灭火，并将现场情况汇报调度员及上级领导。灭火时，运行人员应认真分析、判断情况、果断处理。对装设有充氮灭火装置的变压器，应立即启动充氮灭火装置进行灭火。对装设有水自动灭火装置的变压器，应先启动高压水泵，待将水压提高到0.7～0.9MPa时，再打开电动喷雾阀门喷雾灭火。变压器着火时，运行人员最好使用1211灭火器，其次是使用二氧化碳、四氯化碳、干粉灭火器及干燥的沙子进行灭火。如果变压器溢出的油也着了火，运行人员则要用泡沫灭火器，必要时应报火警。如果变压器油溢出并在变压器箱盖上着火，则应打开变压器下部的油阀放油，使油面低于着火处，并向变压器的外壳浇水，使油冷却而不易燃烧。如果变压器外壳炸裂并着火时，必须将变压器内所有油排放到储油坑或储油槽中。如果是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸。如果消防队前来灭火，必须指定专人到路口引路和现场监护，并指明带电部分及注意事项。(4)在灭火过程中，运行人员应检查的项目：保护装置动作情况。其他变压器及各线路负荷情况。变压器着火是否对周围其他设备产生影响。2.变压器灭火的报警程序：拨打电话119并向上级领导、调度汇报。着火单位：起火时间：详细地址：着火部位：如×号变压器被烧物质的性质：带电注油设备（变压器）着火面积：约××平方米，火势较大，请求派员前来扑救（若电气注油设备着火还应特别讲明不能用水灭火）报告人：×××变电站×××现场灭火器的配置和适用范围：干粉式灭火器（充氮灭火装置）等。3.变压器灭火的安全注意事项：设备必须在停电状态下，当值运行人员在现场方能进行灭火。主控室坚守人员要做好事故预想方案,防止发生重复性爆炸伤人和事故蔓延扩大。在电缆沟、电缆竖井和SF6设备等部位灭火时，必须先戴好防毒面具。对带电设备不允许用泡沫灭火器、水直接灭火，计算机等精密仪器设备应用干式灭火器和二氧化碳灭火器灭火。火灾扑灭后，除现场保护人员外，其他人员应立即撤离现场。变压器有载调压开关故障的处理程序如运行人员发现主变压器有载调压开关发生故障，应及时汇报调度及上级领导，联系维护单位的专业人员处理，见表10。变压器有载调压开关故障的处理程序故障现象故障点处理方法1.有载调压开关操作失灵；2.有载调压开关油箱缺油有载调压开关接点接触不良1.判断变压器有载调压开关接点接触不良的方法可根据变压器的三相电压、电流、异常声音来判断（如有载调压开关辅助触头的过渡电阻在切换过程中被击穿烧断，在电阻的断口处产生闪络放电造成触头间的电弧拉长，电弧的高温将绝缘油剧烈分散发出“吱吱”的异常声音），再测量变压器一次绕组的直流电阻，并与上次测量值相比较，结合对变压器油进行化验等方法来进一步确认分接开关是否故障。有载调压开关的机械传动部分损坏，滚轮卡阻2.如有载调压开关的机械传动部分损坏，滚轮卡阻，切换挡位时不到位（切换在过渡的位置上），造成相间短路烧毁分接开关的触头。此时应由厂家专业维修人员进行修复。1.有载调压开关箱体密封不严进水或油老化；2.调压开关油箱缺油3.如有载调压开关由于箱体密封不严进水及油老化造成绝缘强度下降等原因，造成相间闪络放电，烧毁引线及触点、接点。或因有载调压开关油箱缺油，造成分接开关相间闪络放电或相间短路烧毁分接开关的引线及接点。此时应由厂家专业维修人员进场处理，化验不合格的变压器油，更换油号相符，经试验合格的变压器油，并加到合适位置。有载调压开关密封不严4.紧固有载调压分接开关的密封部位，判断是否是假油位造成有载调压分接开关缺油，如果是，应查找原因，并将分接开关与变压器油箱连接部分紧固牢靠，杜绝连通防止造成分接开关假油位。小电流接地系统单相接地故障的处理程序概述当10～66kV中性点不接地或经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时，由于线电压的大小和相位不变（仍对称），并且系统的绝缘是按线电压设计的，故规程允许短时间运行而不必立即切除故障点，但允许带接地故障运行时间不得超过2h。由于发生单相接地故障时，非故障相对地电压升高（完全接地时升至线电压值），系统中的绝缘薄弱点可能击穿，造成短路故障。如短路点产生电弧，将会烧坏设备并可能发展成相间短路故障。故障点产生间歇性电弧时，还可能诱发谐振过电压，其值可达相电压的2.5～3倍，对系统绝缘危害极大。因此，运行人员必须尽快查找并隔离故障点，以防单相接地故障发展为相间短路故障。程序小电流接地系统发生单相接地故障的处理程序见表11。小电流接地系统发生单相接地故障的处理程序故障现象故障点处理方法1.主控室报“××kV×段母线接地”信号；2.主控室报“消弧线圈动作”信号（中性点经消弧线圈接地的系统），消弧线圈接地告警灯亮；3.绝缘监察电压表三相指示值不同；4.接地检测装置动作并发出信号小电流接地系统发生单相接地故障时，运行人员应立即汇报调度员和值班长、场长，并将发生的故障现象做好记录，根据信号、仪表指示、天气情况、运行方式、系统操作等情况，进行分析，判断故障。1.运行人员应尽快停用可疑的设备，如新投入运行就出现系统接地信号的设备及有明显焦臭味的设备。1.集电线路故障；2.母线及连接设备故障2.对于装设有小电流接地选线装置的变电站，如果装置正常投入，故障范围就较易区分。如果报出母线接地信号的同时，某一线路也有接地信号，则故障点多在该线路上；如果只报出母线接地信号，则故障点可能在母线及连接设备上。所以在出现接地信号时，运行人员检查处理时应注意以下几个方面：(1)如果母线和某一线路都报出接地信号，运行人员应立即检查故障线路的站内设备有无问题；如经过检查，确认站内设备没有问题，则有可能是线路有故障，此时，应立即将疑似故障线路停电检查。(2)如果只有母线报出接地信号，运行人员应立即检查母线及连接设备、变压器有无异常。如经过检查，确认站内设备没有问题，则有可能是某一线路有故障，而其接地选线装置失灵。此时，运行人员应用瞬时停电的方法，查找故障线路。1.设备瓷质部分损坏；2设备上有异物、外力破坏.；3.引线断线、接地；4.互感器、避雷器、电缆头击穿3.对于没有装设小电流接地选线装置的变电站，运行人员应对故障范围以内的站内一次设备进行全面细致的检查。此时母线PT会发出沉重的嗡嗡声，同时主要检查各设备瓷质部分有无损坏、有无放电闪络痕迹；检查设备上有无异物、小动物及外力破坏现象；检查各引线有无断线和接地现象；检查互感器、避雷器、电缆头有无击穿损坏等。1.CT、出线避雷器、电缆头、线路侧刀闸等设备故障；2.母线故障4.如果经检查发现站内设备有故障，其处理方法如下：(1)如果故障点在CT、出线避雷器、电缆头、线路侧刀闸等在断路器出线侧的设备故障，则可以用断路器隔离，断开断路器隔离故障，把故障设备各侧刀闸拉开，并汇报上级领导，安排检修人员修理故障设备。(2)如果经检查发现故障点只能用刀闸隔离。在这种情况下运行人员必须注意，切记不可用刀闸拉开接地故障和线路负荷电流。此时，运行人员应立即将检查结果汇报调度和上级领导，申请用上一级断路器隔离故障点。(3)如果经检查发现故障点在母线上，无法隔离，运行人员可根据调令将有故障母线停电检修。集电线路接地5.如果经检查未发现站内设备有故障，此时，运行人员应立即将检查结果汇报调度员，应用瞬时停电的方法，查找有故障的线路。运行人员依次断开故障所在母线上各分路断路器时，如果接地信号消失（信号可以复位）、绝缘监察电压表的指示均恢复正常，则可证明所瞬时停电的线路上有接地故障。6.小电流接地系统接地故障的判断：在某些情况下，系统的绝缘没有损坏，而是由于其他原因，会产生某些不对称状态，可能发出接地信号，且线电压或相电压多少有些变化，往往容易造成运行人员误判断。甄别方法如下：(1)电压互感器一相高压熔断器熔断，可能会报出接地信号。区分依据：当系统发生接地故障时，故障相对地电压降低，另两相电压升高，线电压不变。而高压熔断器一相熔断时，接地电压一相降低，另两相电压不会升高，线电压指示值则会降低。(2)电压互感器二次熔断器熔断或二次接线发生断线现象，也可能会报出接地信号。(3)用变压器对空载母线充电时，由于断路器三相合闸不同期，造成三相对地电容不平衡，使中性点位移，三相电压不对称，因此可能报出接地信号。区分依据：这种情况是在操作时发生的，运行人员只要检查母线及连接设备无异常，就可以判定没有发生单相接地故障。通常只要投入一条线路或投入一台站用变压器，接地信号就可以消失。(4)系统中三相参数不对称，消弧线圈的补偿度调整不当，当有倒运行方式操作时，也可能会报出接地信号。区分依据：这种情况多发生在倒运行方式操作时。必要时，运行人员可将消弧线圈停电调分接头，然后投入消弧线圈，重新倒运行方式，接地信号就可以消失。(5)在合空载母线时，可能会激发铁磁谐振过电压，报出接地信号，此时母线PT声音异常。区分依据：这种情况也发生在有倒闸操作时。谐振过电压时电压表指示会超过线电压，表针会打到头。而接地故障时，非故障相对地电压最高等于线电压值，而线电压则不变。查找处理单相接地故障时的注意事项包括以下内容：在发生单相接地时，运行人员如果检查站内设备或寻找接地点的倒闸操作时，必须由两人执行，并穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架时，应戴绝缘手套。寻找接地点的每一项操作之后，运行人员必须注意观察绝缘监察信号、表计指示的变化及转移情况。如果在寻找接地点时，发现消弧线圈有故障，运行人员应申请调度停用变压器。将运行变压器停电后，拉开消弧线圈隔离开关，或先切除故障线路，再拉开消弧线圈隔离开关。严禁在有接地故障时，拉合消弧线圈隔离开关。系统带接地故障运行时间一般不得超过2h。带接地故障运行期间，运行人员应严密监视电压互感器的运行状态，防止其过热严重而烧坏，并注意高压熔断器是否熔断。如发现电压互感器、消弧线圈故障或严重异常，应立即断开故障线路。当报接地信号过程中发生谐振过电压时，应立即汇报调度员，必要时将母线PT停用处理。输电线路故障断路器跳闸的处理程序总要求当线路保护动作造成断路器跳闸后，现场运行人员应立即汇报调度员，并听从调度员的指挥。线路故障断路器跳闸的处理方法线路发生单相瞬时性和永久性故障断路器跳闸的处理方法线路断路器跳闸，一般有两种情况：一是线路发生单相瞬时性故障；二是线路发生单相永久性接地故障。处理方法见表12。线路发生单相瞬时性和永久性故障断路器跳闸的处理方法故障现象故障点处理方法1.保护动作告警；2.故障线路电流、功率指示为零；3.系统中其他线路有冲击现象；4.线路重合闸可能有动作信号；5.故障录波器动作告警等信号1.绝缘子表面闪络；2.大风引起的短时碰线；3.线路对树枝放电；4.通过鸟类身体的放电；5.树枝等异物掉落在导线上引起的短路；5.绝缘子表面污染；6.断路器所连接设备、出线部分短路、接地、放电闪络、断线1.线路发生单相瞬时性故障造成线路断路器跳闸的处理方法：可能是本线路发生故障，如由于雷电过电压引起的绝缘子表面闪络，大风引起的短时碰线，线路对树枝放电，通过鸟类身体的放电，树枝等异物掉落在导线上引起的短路以及绝缘子表面污染等原因引起的线路瞬时性故障。运行人员应牢记线路发生单相瞬时性故障的过程为：①线路发生单相瞬时性故障；②断路器单相跳闸（投单相重合闸功能时）；③经重合闸整定时间t；④单相重合；⑤系统恢复正常运行。(1)当线路保护动作，断路器跳闸后，现场运行人员应对故障跳闸后发生的现象认真检查。并根据表计指示、保护及自动装置的动作情况、重合闸是否重合成功、断路器跳闸情况、故障录波器的动作情况，分析和判断保护及自动装置的动作行为。(2)将现场检查情况及时向调度员汇报。(3)线路保护动作跳闸，无论重合闸装置是否动作或重合成功与否，均应对跳闸断路器进行外观检查，主要检查断路器的三相位置、油位、油色、有无喷油现象，SF6断路器有无漏气现象、压力是否正常等。另外，还要检查断路器所连接设备、出线部分有无短路、接地、放电闪络、断线等异常情况。(4)如果经检查站内设备无任何异常迹象，并证实断路器重合成功，且本站录波器正确动作，确认线路发生单相瞬时性故障，此时应立即汇报调度员。(5)做好相关记录，如记录保护及自动装置屏上的所有信号，并检查重合闸充电灯是否点亮，记录完毕后，打印故障报告，复归信号，并汇报上级有关领导。(6)故障处理完毕后，运行值班长还应详细填写故障跳闸记录、整理故障报告，并将整个处理过程记入运行日志。1.过电压污闪；2.线路倒杆、断线；3.绝缘子击穿或损坏；4.断路器所连接设备、出线部分短路、接地、放电闪络、断线2.线路发生单相永久性接地故障造成线路断路器跳闸的处理方法：可能是本线路发生故障，如由于过电压污闪、线路倒杆、断线、绝缘子击穿或损坏引起的永久性故障。运行人员应牢记线路发生单相永久性故障的过程为：①线路发生单相永久性故障；②断路器单相跳闸（投单相重合闸功能时）；③经重合闸整定时间t；④单相重合；⑤重合于故障线路；⑥断路器三相跳闸。(1)当线路保护动作，断路器跳闸后，运行人员应对故障跳闸后发生的现象认真检查。并根据表计指示、保护及自动装置的动作情况、重合闸是否重合成功、断路器跳闸情况、故障录波器的动作情况，分析和判断保护及自动装置的动作行为。(2)将现场检查情况及时向调度员汇报。(3)线路保护动作跳闸，无论重合闸装置是否动作或重合成功与否，均应对跳闸断路器进行外观检查，主要检查断路器的三相位置、油位、油色、有无喷油现象，SF6断路器有无漏气现象、压力是否正常等。另外，还要检查断路器所连接设备、出线部分有无短路、接地、放电闪络、断线等异常情况。(4)检查站内其他设备有无异常迹象，记录保护及自动装置屏上的所有信号，记录跳闸前后本站相关设备的负荷情况，打印故障报告，复归信号。(5)如果经检查证实断路器重合不成功，且本站录波器动作正确，确认线路发生单相永久性接地故障，此时应立即汇报调度及上级有关领导。(6)根据调度命令进行操作：①如果调度要求强送，运行人员应将所有信号复归，并将重合闸装置退出，然后进行试送，试送成功后，再投入重合闸装置；如试送不成功，应汇报调度，听候处理。②如果调度确认线路发生永久性故障，应根据调令，将故障线路由运行转检修，并做好现场安全措施。(7)故障处理完毕后，运行值班长还应详细填写故障跳闸记录、整理故障报告，并将整个处理过程记入运行日志。线路断路器跳闸后，下列情况不宜强送包括以下要求：充电运行的输配电线路，跳闸后一律不得试送电。电缆线路（或电缆较长的线路），保护动作跳闸后，未查明原因前不得试送电。断路器遮断容量不够、故障跳闸次数累计超过规定值，重合闸装置退出运行，保护动作跳闸后，一般不能试送电。如低频减载装置、事故联切装置或远切装置动作跳开线路断路器，说明系统中发生了故障，应立即向上级调度员汇报。虽然被切除的线路上没有短路故障，但系统还没有恢复正常，在没有得到上级调度员的命令时，不得将跳闸线路合闸送电。线路带电作业时，不得强送电。线路变压器组断路器跳闸，重合不成功时，不得强送电。运行人员已发现有明显故障迹象的线路不得强送电。线路断路器有缺陷时，不得强送电。线路发生其他故障断路器跳闸的处理方法线路发生其他故障断路器跳闸的处理方法见表13。线路发生其他故障断路器跳闸的处理方法故障现象故障点处理方法1.保护动作告警；2.故障线路电流、功率指示为零；3.系统中其他线路有冲击现象；4.故障录波器动作告警等信号1.当线路保护动作，断路器跳闸后，运行人员应对故障跳闸后发生的现象认真检查。并根据表计指示、保护及自动装置的动作情况、重合闸是否重合成功、断路器跳闸情况、故障录波器的动作情况，分析和判断保护及自动装置的动作行为。2.将现场检查情况及时向调度员汇报。1.本侧保护误动或断路器误跳；2.断路器机构故障3.如果经检查发现本站断路器跳闸，重合闸动作并且重合成功，但故障录波器无录波波形，且对侧断路器未跳闸，则可能是本侧保护误动或断路器误跳。此时，运行人员应详细检查，如果确实是保护误动，则可申请调度将误动的保护退出运行，并根据调令试送电；如果经检查证实确实是断路器误跳，应查明断路器误跳的原因后，再确认断路器可以试送电时，方能申请调度试送电；如果是断路器机构故障造成的误跳，则应汇报上级领导，安排专业人员抢修。1.重合闸没有投入运行；2.本站设备故障4.如果经检查线路断路器跳闸，没有重合的原因是重合闸没有投入运行。运行人员应认真检查本站设备，如未发现异常，可汇报调度，根据调令强送一次；如经检查是本站设备故障引起的跳闸，则应汇报上级领导，安排专业人员抢修。线路故障5.如果经检查线路断路器跳闸，重合不成功，本站设备未发现明显异常，应汇报调度，可能是线路故障引起，听候调度处理。线路保护二次回路上有人工作造成误跳6.如果本线路保护二次回路上有人工作（线路未停电），断路器跳闸，没有故障录波，且对侧断路器未跳闸，则应立即停止保护人员的工作，待查明原因后，向调度汇报，并采取相应措施后，向调度申请试送电。线路相间、或三相短路故障7.如果线路故障是相间、两相接地短路故障或三相故障，则应听从调度员的命令进行处理。临近线路故障引起越级跳闸8.如果查明本线路断路器跳闸的原因是由于临近线路故障引起，则属于越级跳闸，可以申请调度对线路进行试送。线路故障9.发生多条线路同时跳闸，运行人员应及时打印故障报告，认真分析故障发生在哪条线路上，然后根据调令对无故障的线路进行试送。线路发生断线的处理方法当输电线路发生断线时，该线路的一相电流表指示为零；如果是双回平行线路其中一回断线时，正常运行线路对应的那一相电流表指示将增大一倍。线路发生断线的处理方法为：首先请示调度，申请停用双回平行线路电流平衡或反向横差保护跳另一回正常线路断路器的跳闸压板和有关线路断路器零序保护跳闸压板。检查本站输电回路有无断线现象。汇报调度及上级有关领导，等候处理。高压断路器自动跳闸的处理方法高压断路器自动跳闸的处理方法见表14。高压断路器自动跳闸的处理方法故障现象故障点处理方法1.主控室报“保护动作”告警信号；2.电流、功率指示为零；3.故障录波器动作告警等信号1.高压断路器自动跳闸后，运行人员应根据断路器保护、高频(光纤)通道检测及自动装置的动作情况、仪器仪表指示，判断故障发生的性质，记录故障发生的时间及现象，复归保护信号及解除断路器的闪光信号。断路器所连接设备、出线部分短路、接地、放电闪络、断线2.对跳闸断路器的外观进行全面检查，主要检查断路器的三相位置、油位、油色、有无喷油现象以及瓷件完整情况，SF6断路器有无漏气现象、压力是否正常等。另外，还要检查断路器所连接设备、出线部分有无短路、接地、放电闪络、断线等；断路器的传动机构是否正常，以及相邻设备有无异常等。3.立即将上述检查结果汇报调度及上级有关领导。4.凡经调度命令退出重合闸的输电线路，不得试送电。5.输电线路跳闸后，不论其重合或强送电是否成功，运行人员都应对断路器及相关设备进行详细检查，并将断路器跳闸情况和对设备的检查情况及时汇报值班调度员，等候调令处理。对于断路器遮断容量不足（例如油色发黑和故障跳闸次数累计超过规程规定标准）时，应向值班调度员申请，退出重合闸出口压板。线路永久性故障6.对于发生永久性故障的线路，应进行停电检查，对输电线路的有关塔杆及线路绝缘检测合格，消除故障后方可送电。单电源线架空线路保护动作跳闸的处理注意事项单电源线架空线路保护动作跳闸的处理注意事项见表15。单电源线架空线路保护动作跳闸的处理注意事项故障现象故障点处理方法1.保护动作告警；2.故障线路电流、功率指示为零；3.故障录波器可能动作告警等信号1.35kV及以上线路保护动作造成断路器跳闸，现场运行人员应对故障跳闸后发生的现象认真检查。并根据表计指示、保护及自动装置的动作情况，重合闸是否重合成功、断路器跳闸情况、故障录波器的动作情况，分析和判断保护及自动装置的动作行为。2.将现场检查情况及时向调度员汇报。线路故障3.35kV及以上线路保护动作跳闸，重合闸动作重合不成功者，在未查明原因前，一律不得试送电（特别是I段保护动作时），但应汇报调度员。如果遇到特殊情况，例如雷雨天气或属II、III段保护动作，运行人员检查站内设备无异常，并经上级有关领导批准，根据现场运行规程和调度命令，将线路对侧断路器断开后可试送一次。可能是线路瞬时性故障4.35kV及以上线路后备保护动作造成断路器跳闸，如果此时重合闸装置没有投入，现场运行人员应在检查站内设备和跳闸断路器无异常后，根据调令，可以试送一次。线路故障5.对于有明显缺陷的线路，重合闸装置应退出运行。保护动作跳闸后，不得试送电。母线故障的处理程序概述运行经验表明，大多数