变电站异常与故障处理(变电运维课件)

变电站异常及故障处理流程

一、事故处理的程序记录时间、停止音响，恢复开关位置闪光。检查、记录监控机报文、间隔菜单显示情况（保护及自动装置的动作情况）；电气量变化（电压、电流、有功电力等）及事故象征（开关跳闸情况）汇报调控值班员（简要汇报），及有关领导详细检查保护及自动装置动作情况，检查故障设备的情况（包括视频巡视）判断事故（异常）原因，判明隔离、停电的范围，限制事故的发展，解除对人身和设备的威胁汇报调控值班员（准确汇报）根据调控值班员命令，进行相关的倒闸操作，隔离故障设备，恢复无故障设备的送电做好检修设备的安全措施将处理情况报告调控值班员（回令）及有关领导，填写相关记录。电网发生事故时，事故单位的运维人员应汇报哪些内容？当发生电网事故时，事故有关单位必须立即向值班调控人员明确报告有关事故情况，主要包括：（1）事故发生的时间、现象、设备的名称和编号，断路器的动作情况等；（2）继电保护和自动装置动作情况；（3）频率、电压、负荷及潮流的变化情况；（4）保护测距；（5）监控系统报文主要显示情况；（6）有关事故的其他情况。

二、异常及事故处理的注意事项1.事故时保证站用电站用电是变电站操作、监控、通信的保证，特别是对于蓄电池放电容量达不到要求的变电站，站用电的地位更显重要。长时间失去站用电，可能导致失去操作电源、通信调度电源、变压器的冷却系统电源，将使得事故处理更困难，若在规定时间内站用电不能恢复，会使事故范围扩大，甚至损坏设备。因此，事故处理时，应设法保证站用电不失压，事故时尽快恢复站用电。

异常及事故处理的注意事项2.准确判断事故性质和影响范围(1)运维人员在处理故障时，应沉着、冷静、果断、有序地将故障现象、断路器动作、监控机显示（表计指示）、信号报警、保护及自动装置动作情况、处理过程做好记录，并及时与调度联系、向调控人员汇报。(2)充分利用保护和自动装置动作提供的信息对事故进行初判断。各站安装的继电保护装置已经充分考虑到

异常及事故处理的注意事项

变电站各位置发生故障时，保护均能正确切除故障。同时，主保护与后备保护协调配合，防止保护或断路器拒动导致故障不能正确切除。因此，从保护的动作行为和保护本身的工作原理和保护范围，运行人员可以迅速判断事故的可能范围和性质。(3)为全面了解保护和自动装置的动作情况，运维人员在记录保护信号时，应依此检查监控机和控保装置，监控机反映的信息应与控保装置反映的信息相吻合（防止监控机误报），监控机的信号要反映在历史库中，要仔

异常及事故处理的注意事项

细核对历史库记录，防止遗漏。

(4)发生故障时，如果自动装置应该动作而没有正确动作，运行人员可以手动执行一次，如果手动一次不成功，则不可再次强行动作。例如：当变压器故障导致跳闸时，所用电备用段断路器应动作合上，若备用电源自动投入装置没有动作，则可手动投入备用断路器一次；系统故障频率降低，低频减载装置应动作而未正确动作，判断清楚后可手动操作，将未跳

异常及事故处理的注意事项

断路器断开，降低负荷，使频率恢复。(5)为准确分析故障原因，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，以便于故障的查找（保护装置信号复归应征得保护人员同意，不复归信号不能操作的情况除外）3.限制事故的发展和扩大(1)故障初步判断后，运维人员应到相应的

异常及事故处理的注意事项设备处进行仔细地查找和检查，找出故障点和导致故障发生的直接原因。若出现冒、着火、持续异味、火灾及危及设备、人身安全的情况，应迅速进行处理，防止事故的进一步扩大。(2)事故紧急处理中的操作，应注意防止系统解列或非同期并列，对于联络线应经过并列装置合闸，确认线路无电时，方可将同期解除后合闸。(3)用控制开关操作合闸，若合闸不成功，不能简单地判断为合闸失灵，注意在合闸过程中监视装置反应，防止多次合闸引起故障反复接入系统，导致事故的扩大。

异常及事故处理的注意事项(4)确认故障点后，运维人员要对故障进行有效地隔离。然后在调控值班员的指令下进行恢复送电操作。(5)注意故障后电源、变压器的负荷能力，防止因故障致使负荷转移使其他设备负荷增大而使保护误动。加强负荷监视，及时联系调度消除过负荷。4.恢复送电防止误操作(1)恢复送电应在调控值班员的安排下进行，运维人员要根据调度的要求，考虑方式变化时本站保护、自动变电站异常及故障处理流程一、什么电力系统是事故？

所谓电力系统事故是指：电力系统中由于正常运行遭到破坏、设备全部或部分故障、工作人员工作失误等原因，而出现的稳定破坏、设备毁坏、影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。在电网运行中，由于各设备之间都有电或磁的联系。当某一设备发生故障时，在很短的瞬间就会影响到整个系统的其他部分，因此当系统发生故障和不正常工作等情况时，都可能引起电力系统事故。

二、电力系统事故是如何引起的？引起电力系统事故的原因如下:1）自然灾害、外力破坏。2）设备缺陷、管理维护不当、检修质量不好。3）运行方式不合理、继电保护误动作和工作人员失误等。4）运维人员操作不当。从根本上讲，减少事故的办法一方面是提高电网设备的设计、制造水平，加强维护检修，提高运行水平和工作质量，另一方面是当电网运行中发生不可避免的故障时，采取有力措施尽快将故障设备切除，从而保证无故障部分的正常运行，消除事故或使事故范围缩小。电气设备和电力系统，在运行中常常会发生各种异常现象或事故，正确及时地处理各种异常运行或事故，是变电站运维人员一项重要的基本职责。

三、什么是异常运行？

异常运行是指设备运行参数或运行状态超出正常范围；信号装置告警，但未发生断路器跳闸或远方跳闸、切机切负荷等供电中断的情况。例如:①设备或系统运行参数超出正常范围，如设备温度过高、过负荷、系统电压过高、频率下降等；②设备本身或其附属装置故障，发出告警信号，例如操作机构故障、开关闭锁、装置告警、直流接地，等等。

四、事故及异常发生的主要表现(1)出现事故及异常报警音响；监控机出现报文（光子牌）说明继电保护、自动装置动作或异常；推出画面、电气量显示（表计指示）异常。(2)控保装置告警（不能复归）液晶窗显示异常或事故报告(3)断路器自动跳闸。(4)电气设备出现异常运行声音或出现放电、爆炸声(5)电气设备出现形变、裂碎、变色、烧坏、烟火、喷油等异常现象。(6)常见信号多次出现也是异常的反映，如断路器长时间打压或频繁打压；收发讯机反复起动、不能复归；保护异常信号、振荡闭锁信号、振动闭锁信号不能复归等。变电站异常及故障处理流程

一、事故及异常处理的基本原则

当电网出现异常运行或发生事故发生时，各种信号装置会迅速动作，发出报警或事故信号。运维人员要严密监视运行状态，在发生异常运行、信号告警或发现运行参数超过规定限值时，迅速正确地判断信号性质和设备状态，及时向有关领导人员报告，及时正确处理，切不可延误时机。在发生事故时，要迅速正确查明情况并快速做出记录，汇报告调控值班员和有关负责人员，必须果断、慎重、判断准确，不应慌乱，以免因考虑不周造成事故扩大，并在值班调控人员的指挥下，遵循以下基本原则：

事故及异常处理的基本原则保人身保电网保设备保供电变电站事故及异常的处理，必须严格遵守《电业安全工作规程》、调度规程、变电站运行规程、现场运行规程，以及各级技术管理部门有关规章制度、安全和反事故措施的规定。

事故及异常处理的基本原则尽快限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁。尽可能保持正常设备继续运行，保证对用户的供电。尽快对已停电的用户恢复供电，优先恢复重要用户的供电调整系统的运行方式，使其恢复正常运行在紧急情况下，上级调控值班员有权直接调度下级调度管辖范围内的设备，运维人员在执行该指令后，应立即汇报发令人及设备所属调度，并进行全过程录音和详细记录。事故处理可以不填写操作票，但必须至少由两人进行，并应严格执行监护制度，不得在无人监护下进行任何事故处理的操作；处理过程中必须考虑全局，积极主动地做到稳、准、快，同时非值班人员必须立即撤离现场，并严禁占用站内通信设备。为了防止事故扩大，在紧急情况下可不需等待调度命令而自行处理的项目有:1)将直接威胁人身或设备安全的设备停电2)将已损坏的设备隔离。3)当站用电停电时恢复其电源。4)电压互感器的空开跳闸或熔断器熔断时，将有关保护或自动装置停用，更换熔断器或试送空开恢复交流电压。5)断路器由于误碰跳闸(系统联络线断路器除外)，可将断路器立即合上，然后向调控人员汇报。6)当确认电网频率、电压等参数达到自动装置整定动作值而断路器未动作，应立即手动断开应跳的断路器。7)当母线失压时，将连接该母线上的断路器断开。8）不立即停电将会造成设备损坏的设备隔离工作。9）保护装置电源及插件发生异常故障，危及保护装置的运行时。10）与调度失去联系，又必须进行事故处理(系统并列除外)时，但应设法尽快与调度取得联系。11）各单位运行规程中所规定的可以采取措施的其他操作。

七、事故及异常处理的组织原则

(1)各级调控值班员是事故处理的指挥人，当值运维负责人是异常及事故处理的现场领导，全体运维人员服从当值运维负责人统一分配和指挥

(2)发生异常及事故时，运维人员应坚守岗位、各负其责，正确执行当班调控人员和值班负责人的命令，发现异常时应仔细查找并及时向调控值班员和运维负责人汇报。

(3)在交接班过程中发生事故时，应由交班人员负责处理事故，接班人员协助处理事故。

事故及异常处理的组织原则(4)事故处理时，非事故单位或其他非事故处理人员应立即离开主控室和事故现场，并不得占用通信电话。如果运维人员不能与值班调控人员取得联系，应按照有关规定进行处理，否则应尽可能地与调控值班员取得联系。(5)所谓不能与调控值班员取得联系是指各种通信设备均失效或调控值班员没有时间与运维人员联系。无人值班站发生事故时的处理原则：

无人值班站事故处理时除遵循电网事故处理原则外，还应注意以下事项:（1）当发现监控机发出事故语音报警信号、出现报警提示时，监控值班人员应立即调看故障信息画面（或查看弹出画面），先弄清楚发生异常情况的是哪个受控站、跳闸开关的编号、保护和自动装置的动作情况、负荷、电压、频率、潮流和通道运行情况。根据遥信、遥测和事件信息综合判断故障情况。（2）事故发生后，监控值班人员应向调度值班员汇报并记录如下内容:1）事故站的站名，事故发生的时间及开关跳闸情况；

2）监控机报出的保护、自动装置动作的详细信息；

3）负荷、电压、频率、潮流的变化和通道运行情况；

4）故障设备的遥视检查结果；

5）有关事故的其他遥信信息。（3）需要操作人员到现场进行检查和处理的，应立即通知运维人员。（4）具有遥视功能的受控站，通过切换镜头对故障设备进行远方检查，并将检查结果汇报调度。变电站异常及故障处理流程接受监控班指令根据监控值班员提供的信息，检查相应的一次设备，重点：设备状态，外观。发现危急情况存在时，立即报告调度及运维室，在清楚现场设备停、送电情况，在调度、运维室指挥下，可做应急处置（紧急隔离故障设备、灭火等）；否则，保持现场不变检查监控机报文、光字牌，记录向调度汇报，汇报内容：主要事故信息、设备状态检查保护、自动装置，抄录信号灯变化情况，调阅、打印装置信息检查故录信息，打印事故报告及录波图判断事故性质、原因详细检查事故涉及的所有设备向调度详细汇报接受调度指令，按照指令隔离故障设备、改变运行方式向调度回令，向运维室汇报如何检查、调阅、打印保护、故录信息如何根据保护、故录信息，结合设备状态，判断事故性质案例一保护动作过程分析：11:24:06，0ms，2213保护PSL-603GM距离零序起动，1ms，差动保护起动，31ms，PSL-603GM差动保护C跳出口动作跳闸,380ms，PSL-603GM综重重合闸起动，890ms，PSL-603GM综重重合闸出口，C相合闸从PSL-603GM装置波形图中看出，C相电流突然增大，伴随着母线C相电压迅速降低，同时出现了零序电流3I0及零序电压3U0，断路器C相跳闸后，综重重合闸起动，断路器重合后，C相电流、电压恢复正常。案例二保护动作过程分析：14:30:15，0ms，2214保护PSL-603GM综重电流起动，1ms，PSL-603GM距离零序起动、差动保护起动，10ms，RCS-931AM电流差动保护动作,16ms，PSL-603GM差动保护C跳出口动作跳闸,66ms，PSL-603GM综重重合闸起动，576ms，PSL-603GM综重重合闸出口C相合闸，658ms，RCS-931AM电流差动保护动作，664ms，PSL-603GM差动保护永跳出口动作，668ms，RCS-931AM距离加速动作，676ms，PSL-603GM综重沟通三跳动作（其中685ms得出的故障电流、故障测距为断路器重合后再次检测的结果），708ms，A相由合到分，709ms，变电站异常及故障处理流程运维专业主要工作事故处理倒闸操作设备维护设备巡视

《国家电网公司安全事故调查规程》适用系统内部安全监督和管理，其事故定义、调查程序、调查和统计结果、安全记录不作为处理和判定行政责任、民事责任的依据。时代背景

《电力安全事故应急处置的调查处理条例》规定，国务院电力监管机构、国务院能源主管部门和国务院其他有关部门，地方人民政府及有关部门按照国家规定的权限和程序，组织、协调、参与事故的应急处置工作。凡是发生人身伤害，设备损坏，人员工作失误、外力破坏造成电能供应在数量上或质量上超过规定的事件电力生产事故事故定义大风导致500kV线路倒塔山火导致500kV线路跳闸事故分类人身事故：有人身伤亡设备事故：有经济损失电网事故：有负荷减供信息事故：有数据外泄按主体分类恶劣天气：大风、雨雪设备原因：老化、损坏外力破坏：吊车、山火人为原因：误操作、误调度

按原因分类1运行管理单位人员人身事故定为运行管理单位的事故2电网及设备事故中，运行管理单位有责任的，定为运行管理单位的事故3电网及设备事故中，运行管理单位没有责任的，定为产权所有单位的事故++事故责任归属事故处理指导思想

尽可能不中断用户供电

确保不发生大面积停电

力求不出现重大设备损坏保用户保电网保设备事故事故处理主要任务解除安全威胁限制事故发展恢复正常方式隔离故障设备恢复用户供电消除事故根源减少事故损失电网稳定运行事故处理业务联系综合指挥中心变电运维班调控中心现场施工令倒闸操作事故运维人员调控监控人员调度员所了解的情况、关注的重点、采取的措施各不相同事故处理参与人员事故处理人员职责调度值班员调控中心变电运维检查现场设备上报事故信息接受事故处理操作命令指挥中心检查监控信息通知事故信息接受事故处理操作命令信息流转联系专业技术支持指挥中心事故处理相关规定第十六条指挥中心接到调控中心事故信息后，立即发布事故信息，做好记录。第十七条相关部门接到事故信息后，立即派出人员到事故变电站检查、核实、处理故障。第十八条相关人员到达现场检查设备后，将检查结果汇报指挥中心。第十九条变电运维人员进行事故处理时的倒闸操作，应有调度令，并与调控中心直接联系，操作完毕回令后，将操作结果汇报指挥中心。第二十条变电运维班在进行事故处理时，相关故障信息按照生产即时信息上报规定，分次报指挥中心。第二十一条指挥中心按照变电运维班现场人员上报故障信息，分次发布故障检查、处置信息。运维班事故处理相关规定第五十八条设备发生异常跳闸或损坏故障时，运维班应派人赶赴变电站现场进行详细检查；运维人员经现场检查、分析后，立即汇报指挥中心，由指挥中心汇报调控中心。第五十九条

发生哪些情况时可临时恢复有（少）人值守。第六十条对于变电站单一或多个间隔监控异常及退出时，运维人员应加强巡视，可视监控信息设备的重要程度和现场设备运行情况，决定是否临时恢复有（少）人值守。第六十一条变电站恢复和解除有（少）人值守，由运维检修部通知指挥中心，由指挥中心进行信息发布。人员到达现场后、撤离前，应告知指挥中心。1.设备发生重大异常、故障需要有人值守时；2.发生火灾、水灾、地震等自然灾害时；3.发生台风、雨雪冰冻、大雾等恶劣气候时；4.重要保供电任务时；5.综合自动化设备故障、通信设备中断造成变电站监控整体退出并短时无法恢复时；6、公司要求的其它情况。变电运维班汇报内容1.现场天气情况2.一次设备现场外观检查情况3.二次设备的动作、复归详细情况4.现场是否有人工作；5.站内相关设备有无越限或过载6.站用电安全是否受到威胁举例：昌平站2007年4月16日17时59分，昌怀一线B相故障，2224断路器跳闸，两套主保护动作，重合闸动作，重合不成功，故录测距21.98km，保护测距22.7km，一次设备检查无问题，天气：晴。事故处理流程综合指挥中心调控中心事故处理流程练习事故发起冀北检修公司变电运维班通知通知回复上报监控机事故信息事故初报调控中心通知内容事故详报事故处理流程序号项目流程内容节点说明责任班组1信息初报通知运维班1、站名、姓名2、时间3、断路器变位情况3分钟内（时间从断路器变位算起）指挥中心发布信息1、站名2、时间3、断路器变位情况4、保护动作信号5、重合闸动作信号5分钟内（时间从断路器变位算起）注意：按规定电话通知相关人员检查负荷电压检查负荷转移情况，将过负荷设备报调度10分钟内（时间从断路器变位算起）调取故录信息调取保护子站故录测距信息，报调度10分钟内（时间从断路器变位算起）事故处理流程注意：1、线路断路器跳闸后，记录相应信号后立即复归2、变压器、电容器、电抗器跳闸，母差、失灵保护动作后信号不复归1、按规定投退保护装置、安稳装置2、记录保护装置动作信息（1）元件动作情况（2）故障相别（3）故障测距3、记录操作箱显示的断路器三相位置4、记录故障录波器动作情况5、检查行波、小波测距动作情况检查保护自动装置信息运维班运维人员运维班运维人员注意：

1、做好人员分工2、停止一、二次工作3、工作人员撤离现场断路器变位情况保护动作信号重合闸动作信号检查负荷转移情况核实监控机事故信息现场检查2责任班组节点说明内容流程项目序号事故处理流程1、站名2、时间3、断路器变位情况4、保护动作信号5、重合闸动作信号6、故障相别、故障测距7、一、二次设备检查情况8、现场天气情况信息发布指挥中心接到变电站详细汇报后1、站名2、时间3、断路器变位情况4、保护动作信号5、重合闸动作信号6、故障相别、故障测距7、一、二次设备检查情况8、现场天气情况上报监控事故信息详报3责任班组节点说明内容流程项目序号事故处理流程事故处理告一段落后40分钟内故障设备间隔进行全面巡视检查（单相接地故障时对主变中性点进行检查）对过负荷设备进行测温检查通信机房电源汇集检查表，填写跳闸经过报告，参加事故分析会填写相关记录：运行日志、断路器跳闸记录、设备台账、可靠性软件、缺陷记录、巡视记录、设备定级表、避雷器动作记录设备特巡及记录填写审核工作票或事故抢修单对故障设备布置安全技术措施对有缺陷的设备布置安全技术措施布置安全措施1、接受调度令2、按照调度指令将故障设备转检修将故障设备转检修1、接受调度令2、按照调度指令恢复无故障设备恢复无故障设备运维班运维人员所有设备的隔离操作须按正常操作程序执行注意：调度直接向现场下令的，操作回令后，通知指挥中心1、接受调度令2、按调度令将故障设备隔离隔离故障设备试发后通知指挥中心按调度令试发断路器试发线路事故处置4责任班组节点说明内容流程项目序号线路故障跳闸举例现象：预告音响、事故音响，监控机事故推画面，某站线路一5012、5013断路器闪光，P546纵联差动保护动作、CSC-103A纵联差动保护动作、5012重合闸动作、5013重合闸动作、5012油泵运转动作、5013油泵运转动作、500KV1号故录动作。单相瞬时接地事故处理流程举例序号项目流程内容责任班组1信息初报通知运维班1、站名：某站，接收通知人姓名2、时间：**时**分3、断路器变位情况：某站线路一5012、5013跳闸指挥中心发布信息1、站名：某站2、时间：**是**分3、断路器变位情况：5012、5013断路器变位4、保护动作信号：P546纵联差动保护、CSC-103A纵联差动保护动作5、重合闸动作信号：5012重合闸动作、5013重合闸动作6、事故初报内容：**时**分，500kV某站线路一5012、5013跳闸，两套主保护动作，重合闸动作，重合成功。检查负荷电压检查负荷转移情况：检查线路一负荷460A调取故录信息调取保护子站故录测距信息：故录测距显示：A相，38kM事故处理流程举例1、按规定投退保护装置、安稳装置：无2、记录保护装置动作信息（1）元件动作情况：P546纵联差动保护、CSC-103A纵联差动保护动作（2）故障相别：A相（3）故障测距：38kM（保护测距）3、记录操作箱显示的断路器三相位置：合位4、记录故障录波器动作情况：A相，38kM5、检查行波、小波测距动作情况：无检查保护自动装置信息运维班运维人员运维班运维人员断路器变位情况：5012、5013在合位保护动作信号：P546纵联差动保护、CSC-103A纵联差动保护动作重合闸动作信号：5012、5013断路器重合闸动作检查负荷转移情况：线路负荷460A核实监控机事故信息现场检查2责任班组内容流程项目序号事故处理流程举例1、站名2、时间3、断路器变位情况4、保护动作信号5、重合闸动作信号6、故障相别、故障测距7、一、二次设备检查情况8、现场天气情况事故详报内容：**时**分，500kV某站线路一5012、5013跳闸，两套主保护动作，重合闸动作，重合成功，故障相别A相，故录测距38kM,P544测距37.6kM，RCS测距37.4kM，天气晴信息发布指挥中心1、站名2、时间3、断路器变位情况4、保护动作信号5、重合闸动作信号6、故障相别、故障测距7、一、二次设备检查情况8、现场天气情况事故详报内容：**时**分，500kV某站线路一5012、5013跳闸，两套主保护动作，重合闸动作，重合成功，故障相别A相，故录测距38kM,P544测距37.6kM，RCS测距37.4kM，天气晴上报监控事故信息详报3责任班组内容流程项目序号事故处理流程举例事故处理告一段落后40分钟内故障设备间隔进行全面巡视检查（单相接地故障时对主变中性点进行检查）对过负荷设备进行测温：无检查通信机房电源：无汇集检查表，填写跳闸经过报告，参加事故分析会填写相关记录：运行日志、断路器跳闸记录、设备台账、可靠性软件、缺陷记录、巡视记录、设备定级表、避雷器动作记录设备特巡及记录填写审核工作票或事故抢修单对故障设备布置安全技术措施：无对有缺陷的设备布置安全技术措施：无布置安全措施1、接受调度令：无2、按照调度指令将故障设备转检修：无将故障设备转检修1、接受调度令：无2、按照调度指令恢复无故障设备：无恢复无故障设备运维班运维人员所有设备的隔离操作须按正常操作程序执行注意：调度直接向现场下令的，操作回令后，通知指挥中心1、接受调度令：无2、按调度令将故障设备隔离：无隔离故障设备试发后通知指挥中心按调度令试发断路器：无试发线路事故处置4责任班组节点说明内容流程项目序号异常处理流程异常处理流程练习异常发起调控中心通知监控机异常信息综合指挥中心变电运维班通知调控中心通知内容回复上报严重及以上缺陷检查结果缺陷定性设备停电缺陷性质专业意见停电申请异常处理流程练习综合指挥中心发现异常信号缺陷信息调控中心异常处理流程序号项目流程内容节点说明责任班组1异常信息通知运维班1、时间2、异常信号内容1分钟内（时间从发现异常开始）指挥中心设备检查1、现场检查监控机信息，检查报警设备接到指挥中心通知变电站运维人员2、核实检修试验记录，现场检查设备接到检修试验班组通知3、巡视测温发现设备异常无报警信息异常处理流程2缺陷定性定性1、根据现场规程进行缺陷处置2、报运维班管理人员，进行定性审核3、报分管副主任4、填写记录时间从发现异常开始变电站运维人员通知班组将设备缺陷现象及处置措施通知专业班组时间从异常定性开始上报指挥中心1、严重及以上缺陷2、严重及以上缺陷根据规程处置情况时间从列缺陷开始序号项目流程内容节点说明责任班组异常处理流程序号项目流程内容节点说明责任班组3信息发布通知专业负责人1、站名2、时间3、异常现象4、现场采取的紧急措施5、根据生技处专工意见向调度申请将相关设备转检修6、发起缺陷闭环管理流程5分钟内（时间从接到变电站上报信息开始）指挥中心发布缺陷信息上报监控异常处理流程序号项目流程内容节点说明责任班组4缺陷处理设备验收1、设备检查传动、信号核对2、填写缺陷记录处缺工作结束后变电站值守人员消缺汇报将缺陷消除情况报指挥中心信息发布1、将严重及以上缺陷消除信息进行发布2、上报相关调度指挥中心5缺陷跟踪现场检查1、进行巡视及测温2、将巡视测温结果填写记录缺陷处理前变电站值守人员设备异常处理举例现象：预告音响，监控机告警窗显示，17时55分21秒，某站线路一“5013断路器油泵运转动作”信号，17时57分21秒“5013打压超时动作”监控机异常信号异常处理流程举例序号项目流程内容责任班组1异常信息通知运维班1、时间：17时57分21秒2、异常信号内容：某站线路一“5013打压超时动作”指挥中心设备检查1、现场检查监控机信息，检查报警设备：17时55分21秒，某站线路一“5013断路器油泵运转动作”信号，17时57分21秒“5013打压超时动作”变电站运维人员2、核实检修试验记录，现场检查设备：5013断路器机构无漏油，压力值在启泵至以下，未闭锁分合闸回路，现场检查压力值无明显下降,A相34.5Mpa、B相35Mpa、C相35Mpa

，检查油泵电源正常。3、巡视测温发现设备异常：无异常处理流程举例2缺陷定性定性1、根据现场规程进行缺陷处置：拉开油泵电源2、报运维班管理人员，进行定性审核：定性为严重缺陷3、报分管副主任：汇报4、填写记录：缺陷记录、运行日志变电站运维人员通知班组将设备缺陷现象及处置措施通知专业班组：通知开关班，专业人员意见：带电处理上报指挥中心1、严重及以上缺陷：17时57分21秒发“5013打压超时动作”信号，目前压力A相34.5Mpa、B相35Mpa、C相35Mpa，检查油泵电源正常。2、严重及以上缺陷根据规程处置情况：现场拉开油泵电源序号项目流程内容责任班组异常处理流程举例序号项目流程内容责任班组3信息发布通知专业负责人1、站名2、时间3、异常现象4、现场采取的紧急措施5、根据生技处专工意见向调度申请将相关设备转检修6、发起缺陷闭环管理流程缺陷短信：某运维班报：17：57，某站列严重缺陷，线路一5013断路器打压超时，现场检查A相断路器压力值为34.5Mpa，B相35Mpa、C相35Mpa，断路器外观检查无问题，油泵电源正常。指挥中心发布缺陷信息上报监控异常处理流程举例序号项目流程内容责任班组4缺陷处理设备验收1、设备检查传动、信号核对：消缺后，信号返回，压力正常2、填写缺陷记录：消缺变电站值守人员消缺汇报将缺陷消除情况报指挥中心：19时57分消除某站线路一5013断路器打压超时严重缺陷，更换电机碳刷信息发布1、将严重及以上缺陷消除信息进行发布：某运维班报：19：57，某站消除严重缺陷，线路一5013断路器打压超时，现场检查A相断路器压力值为34.5Mpa，B相35Mpa、C相35Mpa，断路器外观检查无问题，油泵电源正常。处理过程：更换油泵电机碳刷。2、上报相关调度：无指挥中心5缺陷跟踪现场检查1、进行巡视及测温：增加对“5013A相断路器压力值”监视特巡2、将巡视测温结果填写记录：填写特巡记录变电站值守人员异常事故处理信息初报现场检查事故详报事故处置事故处理异常信息缺陷定性信息发布缺陷处理缺陷跟踪异常处理整理资料恢复供电排除故障限制发展隔离故障详细上报准确判断认真分析简明汇报迅速检查及时记录一般程序概括设备故障类型母线：500kV、220kV、35kV（66kV）0.4kV母线故障变压器系统：本体、差动CT保护范围内、所用变系统故障线路：单相瞬间、单相永久、相间、双回线同时故障无功补偿装置：电容器、干式电抗、充油电抗故障线路故障跳闸单相故障单相跳闸经重合闸整定时间单相重合系统恢复正常

运行方式单相瞬间故障过程单相故障单相跳闸经重合闸整定时间单相重合重合于故障三相跳闸单相永久故障过程线路故障跳闸处置原则1、500kV线路断路器跳闸，不准试发，报调度听候处理2、220kV单电源（指对端无电源）的线路断路器跳闸，重合闸动作未出报调度听候处理；重合闸未动，可试发一次3、220kV双电源（指对端有电源）或环路的线路断路器跳闸，无论重合与否均不许试发，报调度听候处理；若调度下有单代令时，按单电源跳闸处理4、220kV双回线路跳一路或两路，均不试发，报调度听候处理。若双回路中一路停电，只剩一路运行，该断路器跳闸时，如果是单电源按单电源跳闸处理线路故障跳闸线路跳闸不宜强送1、充电运行的输电线路2、试运行线路3、线路跳闸后，经备用电源自投符合转移4、全线电缆线路5、线路有带电作业6、断路器遮断容量不够、事故跳闸累计次数超过规定值7、运维人员已经发现明显故障现象（如压力降低）8、已掌握有严重缺陷的线路跳闸（如杆塔倾斜）9、低频减载、远方切机保护动作变压器故障跳闸处置原则1、差动（或速断）保护、瓦斯保护动作，经查明确系主变故障（或保护范围内故障）不允许试发2、当差动（或速断）保护、瓦斯保护动作，经检查主变和保护范围内无明显故障，此时应通知有关单位对主变进行检查并分析保护动作原因，在现场查明确系保护误动，应取得领导同意，经调度批准再进行试发3、强油风冷变压器冷却器全停跳闸，冷却器为恢复前不允许试发4、变压器过流及零序保护动作，检查主变等设备无明显故障迹象，应按越级跳闸处理变压器故障跳闸越级处理原则1、线路保护动作断路器未跳，应拉开该断路器；如断路器拉不开时应拉开该断路器的两侧隔离断路器，报调度听候处理2、线路保护无动作表示时，应检查站内是否有故障，并报调度听候处理3、出线断路器与主变断路器同时跳闸时，检查主变保护范围内设备无问题，应拉开该断路器；如断路器拉不开时应拉开该断路器的两侧隔离断路器，合上主断路器，报调度听候处理

断路器异常非全相处置1、手动合断路器时发生非全相，应立即拉开该断路器，断开直流电源，并将结果报调度听候处理2、手动拉断路器时发生非全相，应瞬间断该断路器直流电源，并试拉一次，如仍无法拉开时，应断该断路器直流电源，并采用机械脱扣方法将断路器退出运行3、运行中发生非全相运行时，应立即报调度，经调度同意：①运行中断路器断开两相时应立即将断路器拉开；②运行中断路器断开一相时，可手动试合断路器一次，试合不成功，再将断路器拉开（拉不开按闭锁处理）断路器异常分合闸闭锁停保护跳闸出口压板，立即报调度及有关部门

1、500kV断路器闭锁，可拉开两侧隔离断路器，将闭锁断路器退出运行2、220kV断路器闭锁，用旁路与闭锁断路器并联，退出保护掉闸出口压板，用隔离断路器解开环路，使闭锁断路器退出运行3、220kV断路器闭锁，用母联断路器与闭锁断路器串联，用母联断路器断开负荷电流，再用闭锁断路器两侧隔离断路器使闭锁断路器退出运行；隔离开关异常处置原则1、隔离开关绝缘瓷瓶有裂纹、破损，可以继续运行，但是当有放电现象或者损坏程度严重时，应将其停电。2、母线侧隔离开关接触部分发热，双母线接线方式，可进行到母线操作，将该回路倒至另一组母线运行，然后拉开发热的隔离开关。单母线接线方式，可汇报调度，若有旁路断路器，应用旁路断路器代路，若无旁路断路器，向调度申请减轻负荷。若发热情况严重，应按事故处理拉开其断路器。3、线路侧隔离开关发热应汇报调度，若有旁路断路器，应用旁路断路器代路，若无旁路断路器，向调度申请减轻负荷，加强监视。若发热情况严重，应按事故处理拉开其断路器。

变压器异常油位异常处置原则1、检查油位与温度曲线是否相符，不符应立即按缺陷流程上报2、检查上层油温，判断是否是由于温度过高或过低造成的油位异常，可适当增加或减少运行冷却器的组数若因温度3、如因油位过低引起的异常，应立即上报，如需补油应停瓦斯保护，禁止从变压器底部补油4、如油位异常是变压器漏油引起的，应迅速采取制止跑油的措施并汇报调度，必要时拉开变压器各侧开关，将该主变转检修

5、变压器油位异常因温度上升高出油位指示极限，经查不是假油位所致，应上报有关部门，进行放油处理，降到与温度线相符的高度，以免溢油变压器异常风冷全停处置原则1、立即报调度，记录时间，并做好倒负荷准备；

2、在查找故障的同时，监视变压器的油温上升情况

3、冷却器全停跳闸装置正常时，运行人员不得擅自退出该装置掉闸压板

4、强油风冷变压器切除全部冷却器时，变压器允许带额定负载运行20分钟；20分钟以后故障没有消除，顶层油温超过75℃或运行时间超过一小时，且保护装置未动作，应立即拉开变压器各侧开关，并报调度。变电站常见异常处理一、一次异常处理

1.主变风冷电源一故障：（当SA1至Ⅰ“工”Ⅱ“备”方式时）现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变风冷电源一故障”“2号风冷电源二工作”。2）2号主变公用遥信栏中“主变风冷电源一故障”“主变风冷电源二投入”红灯闪。3）2号主变风冷控制箱接触器1失磁，接触器2投入。处理：1）记录时间，检查主变1号风冷电源空开是否正常，若无电，应检查10KV风冷电源空开是否跳开，立即处理，并恢复Ⅰ“工”Ⅱ“备”方式;2）检查主变风机是否停转，主变风冷电源二是否互投成功，风冷电源电压是否正常，若无电，应检查风冷控制电源、交流风冷电源开关一是否跳开，主变风冷电一回路发现有明显故障点应立即处理。3）不能处理时汇报站长及主管领导，作好记录。

2.主变风冷电源二故障现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变风冷电源二故障”“2号风冷电源一工作”。2）2号主变公用遥信栏中“主变风冷电源二故障”“主变风冷电源一投入”红灯闪。处理：1）记录时间，检查主变风机是否停转，主变风冷电源一是否互投成功，风冷电源电压否正常，若无电，应检查风冷控制电源、交流风冷电源开关二是否跳开，主变风冷电源回路发现有明显故障点应立即处理。2）不能处理时汇报站长及主管领导，作好记录。

3.风冷电机故障现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变风冷电机故障”，主变风冷控制箱内电机故障报警指示灯HL亮。2）2号主变公用遥信栏中“主变风冷电机故障”红灯闪。处理：1）记录时间，检查哪组冷却器故障，其交流电源空开跳闸，并检查该故障冷却器回路是否有短路接地现象，热耦是否动作并复归，故障点可以隔离的应立即隔离，如无明显故障点的情况，可将该交流电源空开试送。

2）如不成功汇报站长及主管领导，作好记录。

4.电机控制电源故障：现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变冷却器控制电源故障信号”“电机全停”信号。2）2号主变公用遥信栏中“主变冷却器控制电源故障”红灯闪。3）2号主变保护盘上“冷控故障”红灯亮。处理：1)拉开所有风机电源空开，检查主变风冷控制箱内空开、220kV直流分电屏上空开是否跳开，如跳开应立即试送，成功后恢复风机运行，如发现风机控制回路为永久性故障，不能恢复，应汇报调度。2)汇报站长及主管领导，作好记录。

5.主变过负荷：现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变过负荷信号”2）2号主变保护盘I屏幕显示“I侧过负荷I段”“II侧过负荷I段”处理：1）记录时间，检查主变负荷及主变上层油温和绕组温度，油位、油色、接头、声音和冷却系统运行情况，开启全部冷却器，有条件投入备用变压器。2）计算过负荷倍数，按变压器运行规程执行，必要时汇报调度减负荷或转移负荷3）每半小时抄表一次，加强监视并测温，应将过负荷的大小和持续时间及油温情况等做详细记录4）汇报站长和主管领导，做好各种记录

6.2号主变有载调压异常现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变有载调压异常”信号。2）2号主变公用遥信栏中“2号主变有载调压异常”红灯闪。处理：1）检查2号主变有载调压电源回路是否失电,油位是否正常,分头位置是否停留在过渡位置。2）发现有明显故障点应汇报调度并立即处理。3）不能处理时汇报站长及主管领导，作好记录。

7.主变轻瓦斯动作现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变本体轻瓦斯动作”；2号主变公用遥信“2号主变本体轻瓦斯动作”红灯闪2）2号主变保护屏“轻瓦斯动作”红灯亮处理：1）记录时间，检查主变瓦斯继电器是否有气体，如有气体检查有无颜色，按《变压器运行规程》判断，汇报调度2）对变压器油色、油位、油温、声音及外观、直流系统绝缘情况进行检查，将检查结果汇报调度如是油位低造成的，应补油；如是大修或更换硅胶后轻瓦斯动作，可能是混入空气，放气后，加强运行监视。（放气注意：两人进行，一人放气，一人监护，注意与临近带电设备保持足够安全距离，防止高摔，防止误碰探针，）汇报管理处必要时应做试验3）汇报站长和主管领导，做好各种记录

8.主变油位异常现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变本体油位异常”；2号主变公用遥信“2号主变本体油位异常”红灯闪2）2号主变保护盘“主变本体油位异常”红灯亮处理：1）记录时间，检查主变本体油位，如缺油，应汇报调度和管理处，停用有载调压电源，将本体重瓦斯改信号，为变压器加油;2）如为变压器严重漏油，应汇报调度，拉开变压器各侧开关，将该主变转检修，并作好防火准备3）如主变油位过高，应检查环境温度，主变温度，负荷情况，是否出现假油位，必要时投入全部冷却器，如判断为假油位，应汇报调度，将本体重瓦斯由跳闸改投信号，处理完毕后2小时，无问题，在调度令下将重瓦斯由信号改投跳闸。4）汇报站长和主管领导，做好各种记录

9.主变绕组温度异常现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变绕组温度异常”；2号主变公用遥信“2号主变主变绕组温度异常”红灯闪2）2号主变保护屏“绕组超温”红灯亮，处理：1）记录时间，恢复音响;2）检查监控机该主变上层油温、主变绕组温度，检查该主变现场的上层油温、主变绕组温度，检查主变负荷情况，风冷装置运行情况，环境温度，温度传感装置是否正常。并对该主变进行测温3）如为主变过负荷，应开启全部冷却器，汇报调度4）如负荷不变而温度持续上升，或相同条件下比平时高10度以上，应汇报调度，必要时将该主变转检修。5）汇报站长和主管领导，做好各种记录

10.主变油位异常现象：1）警铃响，监控机弹出报文“2号主变本体油位异常”；2号主变公用遥信“2号主变本体油位异常”红灯闪2）2号主变保护盘“主变本体油位异常”红灯亮处理：1)记录时间，检查主变本体油位是否缺油，应汇报调度和管理处，停用有载调压电源，将本体重瓦斯改信号，为变压器加油2）如为变压器严重漏油，应汇报调度，拉开变压器各侧开关，将该主变转检修，并作好防火准备3)如主变油位过高，应检查环境温度，主变温度，负荷情况，是否出现假油位，必要时投入全部冷却器，如判断为假油位，应汇报调度，将本体重瓦斯由跳闸改投信号，处理完毕后2小时，无问题，在调度令下将重瓦斯由信号改投跳闸。4)汇报站长和主管领导，做好各种记录

11.主变压力释放动作：现象：1)警铃响，监控机弹出报文：时间-2号主变本体压力释放动作，2)遥信：“本体压力释放动作“红灯闪；3)主变保护盘处：2号主变保护盘“压力释放”灯亮；5)设备现场：2号主变本体压力释放器动作喷油处理：1)停止音响，记录时间及监控信号并清闪，记录保护动作情况恢复保护信号，汇报调度，检查记录监控信号，保护动作情况，并恢复，汇报调度。

2)在调度命令下，拉开分路和主变三侧开关，

3)退出站用变自投，检查直流,注意保持主变中性点

4)检查主变本体有无异常，温度是否正常，主变外壳是否有膨胀变形、漏油

5)检查瓦斯继电器内气体，检查有无颜色，按《变压器运行规程》判断执行；

6)经气体试验内部有故障，应在调度令下将该主变转检修

7)如内部无故障，可能为保护误动，向调度申请，试送主变

8)汇报站长和主管领导，做好各种记录

12.开关弹簧机构故障：12.1榆工一回111合闸弹簧未储能现象：警铃响监控机发“榆工一回111弹簧未储能”信号处理：1)记录时间，记录信号2)对现场111开关机构进行检查，检查该开关是否正在储能，记录储能时间；储能电源空开是否掉闸，如空开掉闸，应立即将空开合上，将机构储能。3)如机构故障不能立即处理，应汇报调度，在调度令下，通过倒方式，用146代路,111转检修4)汇报站长和主管领导，做好各种记录

12.2弹簧电机储能超时现象：警铃响,监控机发“榆工一回111弹簧储能超时”信号，111机构箱内储能超时灯灭。处理：1)记录时间，到现场检查111弹簧电机是否超时运转，机构储能是否完毕，如确实储能不停，应立即拉开111储能电源开关，防止烧毁电机。2)如弹簧已储能，应汇报调度和管理处，安排检修。3)如弹簧未储能，应立即汇报调度，通过倒方式，将111开关停电检修处理。4)汇报站长和主管领导，做好各种记录

12.3电机电源故障报警：现象：警铃响，监控机发“111电机电源短路故障报警”信号。处理：1)记录时间，恢复信号。2)到现场检查111储能电机电源空开是否跳闸，失电，储能电机回路是否有明显短路、断路现象。3)如无明显故障，可将该空开试送一次。4)如有明显故障点而不能处理时，汇报调度和管理处，通过倒方式，将111开关停电检修处理。5)汇报站长和主管领导，做好各种记录

12.4开关加热驱潮回路异常现象：警铃响，监控机发“111开关加热驱潮回路异常”信号。处理：1)记录时间，恢复信号。2)到现场检查111加热驱潮电源空开是否跳闸，失电，该回路是否有明显短路、断路现象。3)如无明显故障，可将该空开试送一次。4)如有明显故障点而不能处理时，汇报调度。5)汇报站长和主管领导，做好各种记录

12.5开关机构打压频繁现象:警铃响,监控机发“榆河一线2213开关储能”信号,2213开关C相机构打压频繁处理:1)记录每次打压时间，恢复音响和信号2)到现场检查异常开关的压力,汇报调度和管理处3)如该开关压力在打压停止时间内在正常范围中,可以在调度令下拉开该开关,并将该开关转检修;如该开关已机构压力闭锁,则应在调度令下通过倒方式,将该开关隔离后检修.4）汇报站长和主管领导，做好各种记录

12.62202开关机构油压低闭锁分闸现象：警铃响监控机发“2202开关机构低油压分闸闭锁”信号处理：1）记录时间，恢复音响2）对2202开关进行检查，发现压力低于闭锁值时，立即拉开2202开关的控制空开报调度，在调度令下通过2245带路方式将2202开关转检修.3）汇报站长和管理处，作好各种记录。

13.电压互感器有下列故障的，应立即汇报调度，将其停用：1）电压互感器温度过高或冒烟起火2）电压互感器内部有奇异响声3）电压互感器严重喷油或漏油4）瓷套碎裂或箱壳膨胀5）注意：电压互感器发生上述故障，应通过倒方式用母联将该电压互感器停电，而不能用刀闸切故障电压互感器；在接触停电的110kV和220kV电压互感器时，必须经过多次放电，直到无放电生，并立即验电封地。

14.10kV开关弹簧未储能：现象：1）警铃，监控机发“弹簧未储能”信号2）该开关储能指示为”未触能”处理：1）记录时间，监控信号2）检查该开关是否正在储能，应记录储能时间；储能空开是否跳闸或失电，电机回路有无明显断路、短路或接地现象3）若无明显短路或接地现象，应试送触能开关，再次跳开不能再送;4）汇报调度、站长和主管领导，做好各种记录

15.刀闸发热现象：1）用测温仪发现设备温度超过85度2）专业班组用红外测温检测发现异常3）雨雪天气发热接头雨雪特殊融化或蒸发4）夜间发现刀闸发红处理：1）测温并汇报调度，申请调度减负荷或倒方式将该刀闸停电2）汇报站长和主管领导，做好各种记录16.主变冷却器全停的异常处理现象：1）警铃响，“A段和B段工作电源故障”光字牌亮。2）主变温度逐渐升高。3）主变冷却器无转动声音。4）主变冷却器全停。处理：1）记录时间，检查主变表计、温度并做好记录。2）检查2号主变电源控制箱内A、B段工作电源无电压。3）将2号主变电源控制箱内A、B段工作电源切换开关拧至“停”位置。4）将2号主变电源控制箱内冷却器各分路小开关拧至“停’位置。5）检查低压配电室内2号主变风冷A、B段电源已跳开，将2号主变风冷A、B段电源检查无问题后逐路合闸送电。6）检查2号主变电源控制箱A、B段工作电源已有电压，将电源开关拧至“A”或者“B”运行，将各分路冷却器小开关逐路送出。7）在处理过程中监视2号主变负荷变化、2号主变温度的变化，在额定情况下允许的运行时间为20分钟，如果变压器油温超过75度最长不得超过1小时，否则向调度申请降低负荷。8）如果2号变压器的风冷装置或连接导线烧毁，确实无法恢复，可向调度采取倒负荷将变压器停用。9）将上述检查和处理结果汇报调度及管理处领导。变电站常见异常处理一、二次异常处理

1.电压互感器的异常处理：

1.1

6-35kV电压互感器二次断线现象：警铃响，监控机发“6-35kV4号（5号）电压互感器断线”信号处理：1）记录时间，检查电压互感器二次断线信号，汇报调度，2）检查电压互感器二次保险是否熔断，哪一组哪一相保险熔断，更换同容量同型号的保险，若再熔断，应检查电压互感器二次回路是否有接地短路情况。3）若电压互感器二次保险没有熔断，汇报调度，在调度命令下，拉开电压互感器一次刀闸，检查一次保险是否熔断，如果熔断，更换同容量同型号的保险。合上电压互感器一次刀闸，若再熔断，应将故障电压互感器转检修。合上电压互感器二次并列开关。通知专业班组对故障电压互感器试验。4）若电压互感器本身出现放电声或冒烟现象，应将故障电压互感器转检修，合上电压互感器二次并列开关，做好更换电压互感器准备。5）汇报站长及主管领导,作好各种记录。1.2

110kV电压互感器二次断线现象：警铃响，监控机发“110kV4号（5号）电压互感器断线”信号处理：1）记录时间，检查电压互感器二次断线信号，汇报调度。2）检查电压互感器二次开关是否失电，二次回路有无断线或短路，如能处理的立即处理或更换3）如电压互感器本身有故障，将故障电压互感器转检修。如果是双母线接线，应倒母线处理。如果是单母线分段接线，应合上电压互感器二次并列开关。4）汇报站长及主管领导,作好各种记录。1.3

220kV电压互感器二次断线现象：警铃响，监控机发“220kV4号（5号）电压互感器断线”“失灵保护4母（5母）电压开放”“第一套母差保护4母（5母）电压开放”信号，220kV4号（5号）母线电压指示为零处理：记录时间，检查信号动作情况，汇报调度，检查电压互感器二次开关是否失电，如能处理的立即处理或更换，并试送该小开关`3）检查电压互感器回路有无断线或短路5）如电压互感器故障严重，可在调度令下，将220kV改为单母线运行后，将故障电压互感器转检修处理完毕恢复电压互感器及相应保护运行注意：电压互感器发生上述故障，应通过倒方式用母联将该电压互感器停电，而不能用刀闸切故障电压互感器；在接触停电的110kV和220kV电压互感器时，必须经过多次放电，直到无放电生，并立即验电封地。汇报站长及主管领导,做好记录。

2.电流互感器二次开路：现象：警铃响1）电流表指示为零或摆动2）功率表指示减小或为零3）电度表无指示4）CT有异响或开路点有打火放电现象处理：1）记录时间2）CT二次开路时，应分清故障属于那一组电流回路、开路的相别，对保护有无影响，汇报调度，解除可能误动的保护。3）尽量减小一次负荷电流，若CT严重损伤，应转移负荷，停电处理。4）尽快在开路点的上一级端子牌试验端子上将CT二次短路，短接时应使用专用的短接线，按图纸进行。5）若短接时发现有火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可进一步查找。6）若短接无火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以上回路中，可以逐点向前变换短接点，缩小范围。

2.电流互感器二次开路：现象：警铃响1）电流表指示为零或摆动2）功率表指示减小或为零3）电度表无指示4）CT有异响或开路点有打火放电现象处理：1）记录时间2）CT二次开路时，应分清故障属于那一组电流回路、开路的相别，对保护有无影响，汇报调度，解除可能误动的保护。3）尽量减小一次负荷电流，若CT严重损伤，应转移负荷，停电处理。4）尽快在开路点的上一级端子牌试验端子上将CT二次短路，短接时应使用专用的短接线，按图纸进行。5）若短接时发现有火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可进一步查找。6）若短接无火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以上回路中，可以逐点向前变换短接点，缩小范围。7）在故障范围内，应检查易发生故障的端子及元件，检查回路有工作时触动过的部位。8）检查处理CT二次开路故障应注意安全，必须由两人进行，尽量减小一次负荷电流或在开路点的上一级端子牌试验端子上将CT二次短路，以降低二次回路的电压，方可处理，处理时应穿绝缘鞋，带线手套，使用绝缘良好的工具，尽量站在绝缘垫上，同时应注意使用符合实际的图纸，认准接线位置。9）对查出的故障能自行处理的，如接线端子等外部元件松动、接触不良等可立即处理，然后投入所退出的保护。若开路故障点在电流互感器本体的接线端子上或开路故障点上一级端子牌试验端子无法短接，应设法将负荷倒出停电处理，对无法倒出的及10KV以下设备应停电处理。若不能自行处理的故障（如继电器内部）或不能查明故障应汇报上级派专业班组处理（先将电流互感器二次短路）或经倒运行方式转移负荷停电检查处理（防止长时间失去保护）。10）做好记录，汇报站长和上级主管领导。3.直流系统接地故障的处理直流接地：I段直流母线接地现象：1）警铃响，监控机发“直流接地信号”；2）直流选线装置动作为：“信号指示”红灯闪，“绝缘报警”“支路瞬时报警”红灯常亮，屏幕上“支路检测栏”滚动显示各支路电阻值、“接地报警栏”显示接地路名和接地电阻值；3）直流盘上警铃响，“I段控制母线接地”光字牌亮，处理：1）记录时间，复归音响报告调度。2）检查检测仪上的接地支路号和该路电阻值，根据监控信息、接地选线信息，判断接地极，并判断发生在哪一条馈线3）查找顺序为先室外后室内，先控制后保护，先低压后高压的顺序，停相应保护电源前应退出该保护出口压板，确定接地范围后，通知生产调度及相关班组进行处理。4）查找直流接地时，应由两人进行穿绝缘靴，戴绝缘手套禁止造成直流多点接地。5）查找出接地点后处理时，做好安全防护措施。6）做好记录，汇报站长和上级主管领导。

4.不接地系统接地异常的处理

4.16-35kV母线谐振：现象：警铃响，6-35kV4号（5号）母线电压表指使不正常，有的相电压可能超过线电压，谐振母线发出不间断的震动声，电压互感器发出不正常声音处理：1）记录时间，记录6-35kV4号（5号）母线电压各表记指示，判断为谐振时应汇报调度2）对谐振母线检查时应穿工作服、穿绝缘靴、戴绝缘手套、安全帽3）在调度令下拉合线路或停投站变或投入消弧线圈的方法破坏谐振条件4）做好记录，汇报站长和上级主管领导

4.26-35kV母线接地（A相接地）：现象：1）监控机警铃响，弹出“接地信号”报文；2）6-35kV4号（5号）母线电压A相为0，B、C相电压升至线电压，

3）6-35kV4号（5号）母线所有开关柜上带电显示装置A相灯灭，其他两相正常。处理：1）记录时间2）汇报调度，在调度命令下试拉接地母线各分路开关，同时监视该母线各相电压，查出接地线路3）如果试拉各分路开关接地信号未消失，应穿绝缘靴、戴绝缘手套，对站内接地母线及所带设备进行检查，检查上述范围内设备有无放电、闪烙接地，发现接地点汇报调度，在调度命令下处理。4）做好记录，将查找情况汇报站长和上级主管领导5.故障录波器异常现象：1）警铃响，监控机弹出“故障录波器告警”报文2）故障录波器屏处：“告警”灯亮处理：记录时间，检查故障录波器告警信号，检查故障录波器交直流电源无问题，告警灯不熄灭时汇报主管设备部门及时处理。6.通讯异常情况现象：警铃响，监控机弹出“装置网络中断”报文处理：

1）记录时间2）当某个装置报网络中断（其中一个网络中断）时，运行人员要检查对应装置的网线的接触情况，3）当报整个网络中断（其中一个网络中断）时，运行人员要检查后台监控计算机接入的两根网线是否松动，在正常运行的情况下，接入计算机的网口有两个灯，其中一个为不断闪烁另一个为常亮，如果灯的显示正常但仍无法通讯（或灯的显示不正常），运行人员要马上上报，由专业的工作人员进行处理；4）当某个装置报网络中断（两个网络全部中断）时，运行人员要先检查对应装置网线的接触情况，然后检查对应装置的运行情况和装置的工作电源是否正确，如果网线接触良好，装置运行正常，工作电源提供正常，但仍然报网络中断，运行人员要马上上报由专业的工作人员进行处理。5）当监控机报整个网络中断（两个网络全部中断）时，运行人员要检查监控机两根网线的接触情况，如果接触良好要马上上报由专业的工作人员进行处理。6）做好记录，汇报站长和上级主管领导。7.线路自投装置异常现象:1）警铃响，监控机弹出“自投装置异常”报文2）自投装置盘处：“告警”灯亮处理：1）停止音响，记录时间、告警信号，汇报调度，2）检查自投装置交直流电源无问题，检查母线电压，如发现母线电压消失汇报调度，在调度令下退出自投4）做好记录，通知专业班组，汇报站长和上级主管领导

8.稳控装置异常处理1）装置异常灯为黄色，当装置发生异常时点亮。报警灯为黄色，当装置发生异常时点亮。2）当系统故障时，根据判断出的故障类型（包括远方送来的故障信息）、事故前电网的运行方式及主要送电断面的潮流，查找存放在装置内的预先经离线稳定分析制定的控制策略表，确定应采取的措施及控制量，如切机、切负荷、解列、直流功率调制、快减机组出力等；3）当系统发生频率稳定、电压稳定、设备过载等与系统运行方式无关的事故时，根据预定的处理逻辑，实时地采取控制措施；装置异常信息含义及处理序号自检出错信息含义处理1存储器出错RAM芯片损坏，闭锁保护通知厂家处理2程序出错FLASH内容被破坏，闭锁保护通知厂家处理3CPU定值出错定值区内容被破坏，闭锁保护通知厂家处理4DSP1出错DSP1开入回路损坏，闭锁保护通知厂家处理变电站常见异常处理

变压器介绍变压器异常表现变压器异常处理1.什么是变压器变压器是利用电磁互感应变换交流电压、电流和阻抗的器件，当初级线圈中通有交流电流时，铁芯（或磁芯）中便产生交流磁通，使次级线圈中感应出电压（或电流）。变压器由铁芯（或磁芯）和线圈组成，线圈有两个或两个以上的绕组，其中接电源的绕组叫初级线圈，其余的绕组叫次级线圈。一、变压器介绍2.变压器的主要功能变压器的功能主要有：电压变换；阻抗变换；隔离；变压器常用的铁心形状一般有E型和C型铁心。一、变压器介绍3.变压器分类按冷却方式分类：干式（自冷）变压器、油浸（自冷、风冷、水冷、强迫油循环风冷）变压器等。ONAN/ONAF/ODAF按电源相数分类：单相变压器、三相变压器。按用途分类：配电变压器、电力变压器等。按绕组形式分：双绕组变压器、三绕组变压器、自耦变电器一、变压器介绍4.变压器的主要部件有：(1)器身：包括铁心、绕组、绝缘部件及引线。(2)调压装置：即分接开关，分为无载调压和有载调压(3)油箱及冷却装置。(4)保护装置：包括储油柜、安全气道、吸湿器、气体继电器、净油器和测温装置等。(5)绝缘套管。一、变压器介绍变压器异常运行主要表现在：1.声音不正常变压器运行时，应为均匀的“嗡嗡”声。这是因为交流电流通过变压器绕组时，在铁芯中产生周期性变化的交变磁通，随着磁通的变化，引起铁芯的振动而发出均匀的“嗡嗡”声。如果变压器产生不均匀声音或其他异音，都属于变压器声音不正常。二、变压器异常表现2.油温异常在正常负荷和正常冷却条件下，变压器上层油温较平时高出10℃以上，或变压器负荷不变而油温不断上升，则应认为变压器温度异常。3.油位不正常变压器运行时，正常情况下，变压器的油位随变压器油温度的变化而变化，而油温取决于变压器所带负荷的多少、周围环境稳定和冷却系统运行情况。异常表现为油位过高、过低，或假油位。二、变压器异常表现4.变压器过负荷运行中的变压器过负荷时，警铃响，出现“过负荷”和“温度高”光字牌信号，可能出现电流表指示超过额定值，有功、无功指示增大。5.变压器冷却装置故障变压器冷却装置的常见故障有：冷却装置工作电源全部中断、部分冷却装置电源中断、潜油泵故障或风扇故障使部分冷却装置停运、变压器冷却水中断。二、变压器异常表现6.轻瓦斯保护动作报警瓦斯保护是变压器内部故障的主要保护元件，对变压器匝间和层间短路、铁芯故障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏动作。轻瓦斯保护动作于信号；重瓦斯保护动作于跳闸，是变压器的主保护之一。二、变压器异常表现7.变压器套管闪络套管表面过脏，如粉尘、污秽等；高压套管制造不良；系统出现内部或外部过电压，套管内存在隐患而导致击穿，都会导致套管闪络发生。8.有载调压装置故障有载分接开关可以在变压器带有负载的运行状态下改变分接位置，达到不停电改变变压比调整运行电压的目的。故障表现为操作失灵、有载开关机械故障、失步。二、变压器异常表现当出现以上异常现象时，应按运行规程规定，采取措施将其消除，并将处理经过记录在异常记录簿上。二、变压器异常表现1.