第十二次课课件2变电站设备事故及异常运行处理.ppt

1、中高级变电站值班员培训中高级变电站值班员培训（第十二次课）（第十二次课）变电站设备事故（异常运行）处理变电站设备事故（异常运行）处理冯旺华冯旺华2016年年3月月27日日19:53变压器设备事故及异常运行处理2.5.2冷却装置缺陷的处理2.5.2.1变压器冷却装置异常，使油温升高超过制造厂规定或油浸式变压器顶层油温一般限制表（见表 1），应作进一步检查处理。2.5.2.2散热器出现渗漏油时，应采取堵漏油措施。如采用气焊或电焊，要求焊点准确，焊缝牢固，严禁将焊渣掉入散热器内。2.5.2.3当散热器表面油垢严重时，应清扫散热器表面，可用金属去污剂清洗，然后用水冲净晾干，清洗时管接头应可靠密封，防止

2、进水。2.5.2.4散热器密封胶垫出现渗漏油时，应及时更换密封胶垫，使密封良好，不渗漏。2.5.2.5风冷装置电机出现故障不能正常运转时，应检查电机电气回路及电机本体，必要时更换电机等有关附件。19:5319:53变压器设备事故及异常运行处理2.5.2.6强油风冷却器表面污垢严重时，应用高压水（或压缩空气）吹净管束间堵塞的杂物，若油垢严重可用金属刷洗净擦洗干净，要求冷却器管束间洁净，无杂物。2.5.2.7强油冷却系统全停时，应立即查明原因，紧急恢复冷却系统供电，同时注意变压器上层油温不得超过 75，并立即向上级汇报。2.5.2.8强油风冷变压器发生轻瓦斯频繁动作发信时，应注意检查强油冷却装置油

3、泵负压区渗漏。2.5.2.9强油冷却装置运行中出现过热、振动、杂音及严重渗漏油、漏气等现象时，应及时更换或检修，如发现油泵轴承或叶片磨损严重时，应对变压器进行吊罩检查，变压器内部要求用油冲洗，保证变压器内部干净。19:5319:53变压器设备事故及异常运行处理2.5.3异常声音的处理2.5.3.1变压器声响明显增大，内部有爆裂声时，应立即查明原因并采取相应措施，如对变压器进行电气、油色谱、绕组变形测试等试验检查。有条件者可进行变压器空载、负载试验，必要时还应对变压器进行吊罩检查。2.5.3.2若变压器响声比平常增大而均匀时，应检查电网电压情况，确定是否为电网电压过高引起，如中性点不接地电网单相

4、接地或铁磁共振等，另一种也可能是变压器过负荷、负载变化较大（如大电机、电弧炉等）、谐波或直流偏磁作用引起。19:5319:53变压器设备事故及异常运行处理2.5.3异常声音的处理2.5.3.6当响声中夹有爆裂声时，既大又不均匀，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。应立即停止变压器的运行，进行检修。2.5.3.7响声中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触。如果是箱壁上的油管或电线处，可增加距离或增强固定来解决。另外，冷却风扇、油泵的轴承磨损等也发出机械摩擦的声音，应确定后进行处理。19:5319:53变压器设备事故及异常运行处理2.5.4压力释放阀冒油

5、的处理2.5.4.1压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等电气保护未动作时，应立即取变压器本体油样进行色谱分析，如果色谱正常，则怀疑压力释放阀动作是其他原因引起。（1）检查变压器本体与储油柜连接阀是否已开启、吸湿器是否畅通、储油柜内气体是否排净，防止由于假油位引起压力释放阀动作。（2）检查压力释放阀的密封是否完好，必要时更换密封胶垫。（3）检查压力释放阀升高座是否设放气塞，如无应增设，防止积聚气体因气温变化发生误动。（4）如条件允许，可安排时间停电，对压力释放阀进行开启和关闭动作试验。2.5.4.2压力释放阀冒油，且瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因，故障未消除前不得将变压器投入运行。若

6、变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。19:5319:53变压器设备事故及异常运行处理2.5.5油温异常升高的处理2.5.5.1变压器油温异常升高（1）应通过比较安装在变压器上的几只不同温度计读数，并充分考虑气温、负荷的因素，判断是否为变压器温升异常。（2）变压器油温异常升高应进行的检查工作：1)检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；2)核对测温装置准确度；3)检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况；4)检查变压器有关蝶阀开闭位置是否正确，检查变压器油位情况；5)检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体；6)检察系统运行情况，注意系统谐波电流情况

7、；7)进行油色谱试验；8)必要时进行变压器预防性试验。19:5319:53变压器设备事故及异常运行处理套管渗漏、油位异常和末屏有放电声的处理2.5.6.1套管严重渗漏或瓷套破裂时，变压器应立即停运。更换套管或消除放电现象，经电气试验合格后方可将变压器投入运行。2.5.6.2套管油位异常下降或升高，应检测油位，确认套管发生内漏（即套管油与变压器油已连通）时，应安排检修处理。当确认油位已漏至金属储油柜以下时，变压器应停止运行，进行处理。2.5.6.3套管末屏有放电声时，应将变压器停止运行，并对该套管做试验，确认没有引起套管绝缘故障，对末屏可靠接地后方可将变压器恢复运行。19:5319:53变压器设

8、备事故及异常运行处理2.5.7油位不正常的处理2.5.7.1当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。并采取措施。2.5.7.2当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常，需打开放气或放油阀时，应先将重瓦斯改接信号。2.5.7.3变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。2.5.7.4油位计带有小胶囊时，如发现油位不正常，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞处缓慢加油，将囊中空气全部排出，然后打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量（看到油表内油位即可），关上小胶

9、囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。19:5319:53变压器设备事故及异常运行处理2.5.8轻瓦斯动作的处理2.5.8.1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，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应取气样及油样做色谱分析，判断变压器的故障性质。若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。2.5.8.2如果轻瓦斯动作发信后经分析已判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时应最快将该变压器停运。19:5319:53变压器设备事故及异常运行处理2.5.

10、9有载分接开关缺陷的处理2.5.9.1有载分接开关与电动机构分接位置不一致时，故障原因一般为分接开关与电动机构连接错误、连杆松动或脱落，应查明原因并进行连接校验。2.5.9.2当全部分接位置的电动机构与远方控制分接位置指示不一致时，一般为电动机构内的位置转换器与分接开关的位置错位，排除方法为对电动机构的位置转换器与分接开关的实际位置进行校验，使远方控制分接位置与分接开关的实际位置相一致。19:5319:53变压器设备事故处理2.6.1差动保护动作处理预案2.6.1.1差动保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。2.6.1.2差动保护动作时，变电运行人员应进行的工作：（1）应进行

11、的检查工作：1)检查保护装置（包括气体继电器和压力释放阀）的动作信号情况和直流系统情况；2)察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；3)检查故障录波器的动作情况；4)检查现场一次设备（特别是变压器差动范围内设备）有无着火、爆炸、喷油、放电痕迹、导线断线、短路、小动物爬入引起短路等情况。（2）变压器跳闸后，应立即停油泵。（3）应立即将情况向调度及有关部门汇报。（4）应根据调度指令进行有关操作。（5）现场有明火等特殊情况时，应进行紧急处理。19:5319:53变压器设备事故处理2.6.2重瓦斯动作处理预案2.6.2.1重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。2.6.2.2重瓦斯

12、保护动作时，变电运行人员应进行的工作：（1）应进行的检查工作：1)检查其它保护装置动作信号情况、一/二次回路情况、直流系统情况；2)察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；3)检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况；4)检查气体继电器内有无气体积聚；5)检查变压器本体及有载分接开关油位情况。（2）变压器跳闸后，应立即停油泵，并进行油色谱分析。（3）应立即将情况向调度及有关部门汇报。（4）应根据调度指令进行有关操作。（5）现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。19:5319:53变压器设备事故处理2.6.3套管爆炸处理预案2.6.3.1套管发生爆炸时，变电运行值班人员应进行的工作：（1）首先

13、应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应手动拉开故障变压器各侧开关，并立即停油泵。（2）应进行的检查工作：1)检查保护装置动作情况；2)察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；3)检查变压器有无着火等情况，检查消防设施是否启动；4)检查套管爆炸引起其它设备的损坏情况。（3）现场有着火情况时，应先报警并隔离变压器，迅速采取灭火措施。处理事故时，首先应保证人身安全。注意油箱爆裂情况。（4）应立即将情况向调度及有关部门汇报。（5）应根据调度指令进行有关操作。（6）若检修人员不能立即到达现场，必要时在做好安全措施后，采取措施以避免雨水或杂物进入变压器内部。19:5319:53变压器设备事故处理19:532

14、.6.4变压器起火处理预案2.6.4.1变压器起火时，立即断开变压器各侧电源。2.6.4.2立即切除变压器所有二次控制电源。2.6.4.3立即向消防部门报警。2.6.4.4确保人身安全的情况下采取必要的灭火措施。2.6.4.5应立即将情况向调度及有关部门汇报。2.6.4.6变电运行值班人员应进行的工作：（1）变压器起火时，首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应立即手动拉开故障变压器各侧开关，立即停运冷却装置，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。必要时开启事故放油阀排油。处理事故时，首先应保证人身安全。（2）应进行的检查工作：1)检查保护装置动作信号情况；2)察看其它运行变压器及各线路的负荷情

15、况；3)检查变压器起火是否对周围其它设备有影响。变压器设备事故处理19:532.6.5冷却器全停故障处理预案2.6.5.1 冷却器全停变压器运行的一般规定：（1）油浸（自然循环）风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。（2）强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行 20min。如 20min 后顶层油温尚未达到 75，则允许上升到 75，但这种状态下运行的最长时间不得超过 1h。2.6.5.2发生冷却器全停时，变电运行值班人员应进行的检查和处理工作：（1）检查故障变压器的负荷情况，密切注意变压器绕组温度、上层油温情况。（2

16、）立即检查工作电源是否缺相，若冷却装置仍运行在缺相的电源中，则应断开连接。（3）立即检查冷却控制箱各负荷开关、接触器、熔断器、热继电器等工作状态是否正常，若有问题，立即处理。（4）立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压是否正常，若正常，则迅速切换至该工作电源。（5）若冷却控制箱电源部分已不正常，则应检查所用电屏负荷开关、接触器、熔断器，检查所用变高压熔断器等情况，对发现的问题作相应处理。（6）检查变压器油位情况。变压器设备事故处理19:532.6.5冷却器全停故障处理预案2.6.5.3变电运行值班人员应及时将情况向调度及有关部门汇报。2.6.5.4变电运行值班人员应根据调度指令进行有关操作。2.

17、6.5.5发生冷却器全停时，调度应及时了解故障变压器的运行情况及缺陷消除情况，合理安排运行方式，必要时转移或切除部分负荷，以降低故障变压器的温升，同时，做好退出该变压器运行的准备。2.6.5.6若变电运行值班人员不能消除缺陷，则应及时通知检修人员安排处理。2.6.5.7检修人员应根据具体情况检查控制箱内各元器件及控制回路、油泵及风扇情况、电源电缆连接情况、所用电屏各元器件及回路情况、所用变压器运行情况等。变压器设备事故处理19:532.6.6有载分接开关重瓦斯动作跳闸处理预案2.6.6.1有载分接开关重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。2.6.6.2有载分接开关重瓦斯

18、保护动作时，变电运行值班人员应进行的工作：（1）应进行的检查工作：1)检查各保护装置动作信号情况、直流系统情况、故障录波器动作情况；2)察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；3)检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况；4)检查有载分接开关及本体气体继电器内有无气体积聚；5)检查变压器本体及有载分接开关油位情况。（2）应立即将情况向调度及有关部门汇报。（3）应根据调度指令进行有关操作。（4）现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理变压器设备事故处理19:532.6.7.1本体严重漏油管理和处理要求：（1）变压器本体严重漏油，使油面下降到低于油位计的指示限度时，变压器应立即停运，检查变压器漏油点

19、并消除，补充油使之达到正常值后方可将变压器投入运行。（2）变压器本体严重漏油，油位尚处在正常范围内时，应检查油箱是结构性渗漏油还是密封性渗漏油。1）结构性渗漏油的处理方法一般是补焊。油箱上部渗漏时，只须排出少量油即可处理。油箱下部渗漏油时，可带油处理，但带油补焊应在漏油不显著的情况下进行，否则应采取抽真空或排油法去除油气混合物并在油箱内造成负压后补焊；2）密封性渗漏油的处理方法是更换质量合格的密封胶垫，密封胶垫的安装应符合工艺质量要求。2.6.7.2变压器内部故障压力升高引起渗漏油情况，此时应查明变压器内部故障的原因，待故障消除试验合格后变压器方可投入运行。高压断路器设备事故处理19:53断路

20、器跳闸处理断路器动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间，停止音响信号，并立即进行事故特巡，检查断路器本身有无故障。3.6.1.2对故障分闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。3.6.1.3断路器故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。3.6.1.4 SF6设备发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备要谨慎，对户外设备，尽量选择从上风接近设备，对户内设备应先通风，必要时要戴防毒面具、穿防护服。高压断路器设备事故处理19:533.6.2事故预案3.6.2.1断路器合闸失灵的检查

21、及处理（1）检查是否合闸操作时间太短。（2）合闸保险，控制保险是否松动或熔断，直流接触器接点、控制开关接点及开关辅助接点是否接触不良。对控制回路、合闸回路及直流电源进行检查处理。（3）检查是否直流电压过低，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。（4）检查是否有气压异常、油压异常、弹簧未储能等闭锁动作。（5）若为远方监控机操作，检查遥控压板是否投入。（6）检查是否有继电保护装置动作，发出跳闸脉冲。高压断路器设备事故处理19:533.6.2事故预案（7）若为检同期合闸，应检查同期开关位置是否合适，同期条件是否满足。（8）检查机构箱内“检修/运行”切换开关是否在“运行”位置；“远

22、方/就地”切换开关是否在“远方”位置。进行进一步的检查，确认断路器在停用状态时，可试行就地合闸试验（断路器在备用状态时不得做此试验）。（9）若为小车开关，检查小车是否推到位，二次插头是否松动（10）若值班人员现场无法消除时，按危急缺陷报值班调度员。高压断路器设备事故处理19:53断路器事故处理断路器分闸失灵的检查及处理（1）控制保险是否松动或熔断，分闸回路是否断线，控制开关接点或开关辅助接点是否接触不良。对控制回路、分闸回路进行检查处理。当发现断路器的跳闸回路有断线的信号或操作回路的操作电源消失时，应立即查明原因。（2）检查直流电压是否太低。若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规

23、定值。（3）检查是否操动机构故障；（4）若为远方监控机操作，检查遥控压板是否投入。（5）检查是否有气压异常、油压异常、弹簧未储能等闭锁动作。（6）检查断路器机构箱内“检修/运行”切换开关是否在“运行”位置，“远方/就地”切换开关是否在“远方”位置。若是，则可手动远方操作跳闸一次，若不成，请示调度，隔离故障开关。高压断路器设备事故处理19:53弹簧机构异常现象的处理：（1）弹簧储能机构异常，若断路器发弹簧闭锁信号且不能复归，值班人员应检查储能电机电源回路，紧急情况下可用手动方式储能，若仍不成功，应立即申请停电处理。（2）弹簧机构储能电机长时间运转不停，值班人员应立即拉开储能电机电源，并查明原因。

24、3.6.2.6断路器灭弧介质缺陷的处理高压断路器设备事故处理19:53（2）SF6断路器气体泄漏的处理1）运行中SF6气体压力降低，发出重合闸闭锁时，应向调度汇报，并通知专业人员进行处理。当发出分闸闭锁时，应立即断开操作电源，并根据调度命令，采取措施将故障开关隔离。2）接近设备时要谨慎，尽量选择从上风处接近设备，必要时要戴防毒面具或氧气呼吸器，穿防护服。事故处理后，应将所用的防护用品清洗干净。3）室内SF6气体开关泄漏时，除应采取紧急措施处理，还应开启风机通风15分钟后方可进入室内。高压断路器设备事故处理19:53故障跳闸处理（1）断路器跳闸后，值班员应立即记录事故发生的时间，恢复音响信号，有

25、人值班变电站应立即进行特巡，检查断路器本身有无故障汇报调度，等候调度命令再进行合闸，合闸后又跳闸亦应报告调度员，并检查断路器；（2）系统故障造成越级跳闸时，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器与系统隔离，并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入运行；（3）下列情况不得强送：1）线路带电作业时；2）断路器已达允许故障跳闸次数；3）断路器失去灭弧能力；4）系统并列的断路器跳闸；5）低周减载装置动作断路器跳闸高压断路器设备事故处理19:53误拉断路器的处理（1）若误拉需检同期合闸的断路器，禁止将该断路器直接合上。应该检同期合上该断路器，或者在调度的指挥下进行操作。（2）若误拉直馈线路的断路器

26、，为了减小损失，允许立即合上该断路器；但若用户要求该线路断路器跳闸后间隔一定时间才允许合上时，则应遵守其规定。3.6.2.9断路器有下列情况之一时，应立即申请停电处理：（1）套管严重破损或有放电现象；（4）油断路器严重漏油，看不见油位；（5）SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；（6）真空断路器出现真空损坏的“丝丝”声；（7）液压、气动机构突然失压到零；（8）SF6气压异常升高。（此时所有人员应远离开关）过电压保护设备事故处理19:535.6.1 避雷器爆炸及阀片击穿或内部闪络运行人员应初步判断事故的类别，判断事故相别，巡视避雷器引流线、均压环、外绝缘、放电动作计数器及泄漏电流在线监测装置、接地

27、引下线的状态后向上级主管部门汇报。对于粉碎性爆炸事故还应巡视事故避雷器临近的设备外绝缘的损伤状况。在事故调查人员到来前，严禁运行人员接触事故避雷器及其附件，对于粉碎性爆炸，运行人员不得擅自将碎片挪位或丢弃。过电压保护设备事故处理19:535.6.2 避雷器外绝缘套的污闪或冰闪运行人员应初步判断事故的类别，判断事故相别，巡视避雷器引流线、均压环、外绝缘、放电动作计数器及泄漏电流在线监测装置、接地引下线的状态后向上级主管部门汇报。在事故调查人员到来前，严禁运行人员清擦事故避雷器绝缘外套。5.6.3 避雷器断裂运行人员应初步判断事故的类别，判断事故相别后向上级主管部门汇报，在确认已不带电并做好相应的

28、安全措施后对避雷器的损伤情况进行巡视。在事故调查人员到来前，严禁运行人员挪动事故避雷器的断裂部分，也不得对断口部分做进一步的损伤。过电压保护设备事故处理19:535.6.4 引线脱落故障运行人员应初步判断事故的类别，判断事故相别向上级主管部门汇报，在确认引线已不带电并做好相应的安全措施后对引线连接端部、均压环的状况进行巡视并检查故障避雷器周围的设备是否有放电点或损伤。在事故调查人员到来前，严禁运行人员接触引线的连接端部，也不得攀爬避雷器或构架检查连接端子。互感器事故处理19:53电磁式电压互感器发生谐振A 故障现象:当具有开关断口电容的空母线进行操作时，出现电压表指示异常升高。B 故障处理:当

29、具有开关断口电容的空母线进行操作时，容易发生开关断口电容与电磁式电压互感器的谐振。操作前应有防谐振预想，准备好消除谐振的措施。操作过程中，如发生电压互感器谐振，采取措施破坏谐振条件以达到消除谐振的目的。7.5.6.2 电磁式电压互感器二次电压降低A 故障现象：二次电压明显降低，可能是下节绝缘支架放电击穿或下节一次线圈匝间短路。B 故障处理：这是互感器的严重故障，从发现二次电压降低，到互感器爆炸时间很短，应尽快汇报调度，采取停电措施。这期间，不得靠近异常互感器。互感器事故处理19:537.5.6.3 电容式电压互感器二次电压异常A 二次电压波动：引起的主要原因可能为，二次连接松动；分压器低压端子

30、未接地或未接载波线圈；电容单元可能被间断击穿的；铁磁谐振引起。B 二次电压低：引起的主要原因可能为，二次连接不良；电磁单元故障或电容单元 C2 损坏。C二次电压高：引起的主要原因可能为，电容单元 C1 损坏；分压电容接地端未接地。D开口三角形电压异常升高：引起的主要原因可能为，某相互感器的电容单元故障。互感器事故处理19:537.5.6.4 电流互感器过热A 故障现象：电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷，二次开路，或绝缘介损升高。B故障处理：应报告调度和上级部门，要求处理。7.5.6.5电流互感器产生异常声响A 故障现象：产生异常声响,可能是铁芯或零件松动，电场屏蔽不当，二次开路

31、或接触不良，末屏开路及绝缘损坏放电。B 故障处理：应报告调度和上级部门，要求处理。7.5.6.6电流互感器二次回路开路(或末屏开路)A 故障现象：产生高电压，故障点端子排会击穿冒烟或产生火花。B 故障处理：运行人员应立即申请停电处理。互感器事故处理19:537.5.6.7 电压互感器二次回路短路A 故障现象：电压表指示降低或为0，三相电压表熔断相指示降低或为0，互感器有异常声音B 故障处理：在退出二次熔断器（空开）后，仍有异常声音，说明其内部故障，必须用开关对其停电申请处理，。7.5.6.8 SF6互感器故障跳闸A 设备故障跳闸后，先使用 SF6分解气体快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确

32、定内部有无放电。B故障设备解体检查前，也应先进行SF6 分解气体检测，以确认内部是否放电，由于气体分解后有毒性应做好防护措施。对初步判定没有内部放电的设备，则先进行工频耐压试验或局部放电测量，然后再解体；对已查明存在放电的设备，则直接解体检查，不必进行耐压试验，以免再次放电影响正确分析。互感器事故处理19:537.5.6.15互感器内部有异味、冒烟应立即报告调度，申请停用互感器。7.5.6.16互感器内部有冒烟或着火立即切断电源，做好措施，避免危及其它设备，并用灭火器材灭火，尽快报告调度。7.5.6.17电压互感器的高压熔断器连续熔断2-3次应立即报告调度，申请停用互感器。7.5.6.18资套

33、表面出现裂纹或破损应立即报告调度，申请停用互感器。7.5.6.19树脂浇注互感器出现表面裂纹、放电应立即报告调度，申请停用互感器。电力电容器事故处理19:53.6.1 电力电容器的常见故障：8.6.1.1 外壳鼓肚变形8.6.1.2 严重渗漏油8.6.1.3 温度过高，内部有异常音响8.6.1.4 爆炸、着火8.6.1.5 单台熔丝熔断8.6.1.6 套管闪络或严重放电8.6.1.7 触点严重过热或熔化电容器事故处理19:538.6.2电容器故障产生的原因及处理方法：故障现象产生原因处理方法外壳鼓肚变形1.介质内产生局部放电，使介质分解而析出气体。2.部分元件击穿或极对外壳击穿，使介质析出气体

34、。严重时将其退出运行。大量渗漏油1.搬运时提拿瓷套，使法兰焊接出裂缝。2.接线时拧螺丝过紧，瓷套焊接出损伤。3.产品制造缺陷。4.温度急剧变化。5.漆层脱落，外壳锈蚀。将其退出运行。温度过高1.环境温度过高，电容器布置过密。2.高次谐波电流影响。3.频繁切合电容器，反复受过电压的作用 1.介质老化，tg不断增大。1.改善通风条件，增大电容器间隙。2.加装串联电抗器。3.采取措施，限制操作过电压及涌流。4.停止使用及时更换。爆炸着火内部发生极间或机壳间击穿而又无适当保护时，与之并联的电容器组对它放电，因能量大爆炸着火1.立即断开电源。2.用沙子或干式灭火器灭火。干式电抗器事故处理19:5310.

35、6.1 干式电抗器本体出现冒烟、起火、沿面放电等情况：10.6.1.1 立即断开电抗器；10.6.1.2 拉开干式电抗器隔离开关（串联电抗器必须合上电容器侧接地刀闸）；10.6.1.3 灭火。10.6.2 干式电抗器因保护跳闸停运，在没有查明跳闸原因之前，不得强送电。10.6.3 干式电抗器因故障跳闸，其处理原则步骤是：10.6.3.1检查干式电抗器断路器的位置信号、表计指示，以及检查系统电压有无变化等连锁反应，若有应立即汇报调度。10.6.3.2详细检查干式电抗器本体、相间情况，找出故障点。10.6.3.3 检查干式电抗器保护动作情况。10.6.3.4 检查断路器实际位置及本体、机构的情况，

36、并联避雷器有无动作等。10.6.3.5 将检查情况详细汇报调度，申请将干式电抗器转为冷备用或检修状态，以做处理。10.6.4因总断路器跳闸使母线失压后，应手动拉开各组并联电抗器。正常操作中不得用总断路器对并联电抗器进行投切。保护系统运行及异常处理保护系统运行及异常处理19:53保护系统班中检查：15.2.1.3.1各种保护的投入、退出应正确。15.2.1.3.2信号继电器掉牌或动作灯应在恢复位置。15.2.1.3.3检查并核对上一班改过的整定值、操作过的压板和转换开关的位置应符合要求。15.2.1.3.4用直流绝缘监察装置检查直流绝缘应正常。15.2.1.3.5反应开关分、合的红、绿灯应与开关

37、实际位置相符。15.2.1.3.6保护装置和监控装置的电源指示、时间显示、各信号指示灯应正确。通讯、巡检应正常，液晶显示应与实际相符。15.2.1.3.7观察继电器可见接点状态应正常，装置内部无异常声响。15.2.1.3.7.1反应高值动作的过电流、过电压继电器常开接点应断开，低电压继电器常闭接点应断开。15.2.1.3.7.2同期继电器当两侧电压同期时常闭接点应闭合，不同期时常闭接点应断开。保护系统运行及异常处理保护系统运行及异常处理19:5315.2.4.保护异常时的处理：15.2.4.1当低压信号或电压回路断线信号发出时，应检查PT熔断器及空气开关并设法处理，及时向当值调度员汇报，经处理

38、后，如仍无法恢复时，该保护是否退出根据调度命令执行，并及时通知保护专业人员进行处理。15.2.4.2继电保护和安全自动装置异常信号发出，应查明原因设法处理，及时向当值调度员汇报，经处理后，如仍无法消除时，该保护是否退出应根据调度命令执行，并及时通知保护专业人员进行处理。15.2.4.3当继电保护和安全自动装置发生误动或拒动时，应保持保护装置当时的状态，及时通知相关部门及继电保护专业人员进行检查，同时详细作好记录并向当值调度员汇报。保护系统运行及异常处理保护系统运行及异常处理19:5315.2.5 电压回路并列及倒闸操作15.2.5.1两组母线电压互感器二次侧的并联开关（或继电器）平时应在断开位

39、置，在双母线运行时，两组电压互感器的二次侧一般应分开运行。在进行母线倒闸操作时应对电压切换开关进行相应操作。15.2.5.2当停用一组电压互感器时，双母线结线宜采用单母线运行将电压并列开关倒至并列运行，在特殊情况下，如采用人字线1、2号母线刀闸硬连运行时二次电压切换应作如下处理：15.2.5.2.1用组合开关切换电压的回路，应将停用的电压互感器二次侧负荷切换到运行的电压互感器。15.2.5.2.2用刀闸辅助接点切换电压的回路，不必单独进行二次电压并列操作。15.2.5.2.3严禁在一次并列前进行二次电压并列操作。15.2.5.2.4严禁在PT熔断器及空气开关无法恢复时进行二次电压并列操作。15

40、.2.5.3 单母线分段或桥式结线，停用一组母线电压互感器时，应先将一次并列再二次并列。保护系统运行及异常处理保护系统运行及异常处理19:5315.3.13 遇下列情况之一时，经调度员同意可短时停用保护：15.3.13.1 保护作带负荷检查。15.3.13.2 在保护交流回路进行影响保护装置安全运行的工作。15.3.13.3 运行中的保护装置更改定值。15.3.13.4 其它需要短时停用保护的工作。15.3.15 变压器瓦斯保护投退一般规定15.3.15.1运行中变压器的瓦斯、差动保护不得同时停用。15.3.15.2 运行中变压器的瓦斯保护当进行下列工作时，重瓦斯应投信号位置。15.3.15.

41、2.1 变压器进行注油和滤油。15.3.15.2.2 呼吸器进行畅通工作或更换硅胶可能引起瓦斯保护误动作。15.3.15.2.3除采油样和瓦斯继电器放气阀门放气外，在其它地方打开阀门放气、放油、进油。15.3.15.2.4 开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门。15.3.15.2.5 在瓦斯保护及二次回路上进行工作。15.3.15.2.6 对于充氮变压器油枕抽真空或补充氮气保护系统运行及异常处理保护系统运行及异常处理19:5315.3.17 重合闸投退一般规定15.3.17.1 线路重合闸均应按规定方式投入运行。15.3.17.3 下列情况应停用重合闸：15.3.17.3.1 对线路充电时。15.3

42、.17.3.2 线路带电作业时。15.3.17.3.3可能造成非同期重合闸时。15.3.17.3.4开关遮断容量不足，设备缺陷，以及用户具有不得自启动的设备等。15.3.17.3.5电缆线路。15.3.18 母线PT失压时有关保护的一般规定15.3.18.1 主变正常运行时必须保留一套主保护及作为中低压侧母线及出线开关拒动的后备保护，当主变后备复闭保护失压前要做好安全措施，并进行电压二次切换操作，分段开关必须合上。15.3.18.2主变后备复闭保护失压如不能进行电压二次切换操作，则按以下原则处理：15.3.18.2.1 控制主变最大负荷电流不超过该主变额定电流。15.3.18.2.2主变正常运

43、行时必须保留一套后备保护，如只有一套常规带方向的后备保护应将方向元件短接。直流系统运行及异常处理直流系统运行及异常处理19:5317.9.1.2 阀控蓄电池故障及处理(1)阀控蓄电池壳体变形，一般造成的原因有充电电流过大、充电电压超过了 2.4VN、内部有短路或局部放电、温升超标、安全阀动作失灵等原因造成内部压力升高。处理方法是减小充电电流，降低充电电压，检查安全阀是否堵死。(2)运行中浮充电压正常，但一放电，电压很快下降到终止电压值，一般原因是蓄电池内部失水干涸、电解物质变质，处理方法是更换蓄电池。17.9.3 直流系统故障和事故处理预案17.9.3.1 220V 直流系统两极对地电压绝对值

44、差超过 40V 或绝缘降低到 25K以下，48V 直流系统任一极对地电压有明显变化时，应视为直流系统接地。17.9.3.2 直流系统接地后，应立即查明原因，按17.6.2.3条进行处理。17.9.3.3 蓄电池组熔断器熔断后，应立即检查处理，并采取相应措施，防止直流母线失电。17.9.3.4 直流储能装置电容器击穿或容量不足时，必须及时进行更换。17.9.3.5 当直流充电装置内部故障跳闸时,应及时启动备用充电装置代替故障充电装置运行,并及时调整好运行参数。直流系统运行及异常处理直流系统运行及异常处理19:5317.9.3 直流系统故障和事故处理预案17.9.3.6 直流电源系统设备发生短路、

45、交流或直流失压时，应迅速查明原因，消除故障，投入备用设备或采取其他措施尽快恢复直流系统正常运行。17.9.3.7 蓄电池组发生爆炸、开路时，应迅速将蓄电池总熔断器或空气断路器断开，投入备用设备或采取其他措施及时消除故障，恢复正常运行方式。如无备用蓄电池组，在事故处理期间只能利用充电装置带直流系统负荷运行，且充电装置不满足断路器合闸容量要求时，应临时断开合闸回路电源，待事故处理后及时恢复其运行。直流系统运行及异常处理直流系统运行及异常处理19:5317.9.4 直流电源系统检修与故障和事故处理的安全要求17.9.4.1 进入蓄电池室前，必须开启通风。17.9.4.2 在直流电源设备和回路上的一切有关作业，应遵守电业安全工作规程的有关规定。17.9.4.3 在整流装置发生故障时，应严格按照制造厂的要求操作，以防造成设备损坏。17.9.4.4 查找和处理直流接地时工作人员应戴线手套、穿长袖工作服。应使用内阻大于 2000/V 的高内阻电压表，工具应绝缘良好。防止在查找和处理过程中造成新的接地。17.9.4.5 检查和更换蓄电池时，必须注意核对极性，防止发生直流失压、短路、接地。工作时工作人员应戴耐酸、耐碱手套、穿着必要的防护服等。