35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理（6篇）
1.35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理 篇一
SHAANXI REGLONAL ELECTRIC POWER GROUP
延川县供电分公司35kV稍道河变电站
陕西省地方电力（集团）有限公司
事故预想及事故处理
二0一二年
35kV变电站 事故预想及事故处理
(2012版)
编制时间：二O一二年
目
录
前言„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„05 第一章
事故处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„06 第一节
总则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„06 第二节
典型事故处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„06 1.2.1 系统事故的处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„06 1.2.2 母线故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„07 1.2.3 主变压器故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„08 1.2.4 电源线路故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10 1.2.5 站用电源故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10 1.2.6 直流电源故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10 1.2.7 睡在、火灾事故的处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11 第三节
事故预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11 1.3.1 母线故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11 1.3.2 主变压器故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12 1.3.3 电源线路故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13 1.3.4 站用电源故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13 1.3.5 直流电源故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13 第二章
变电站事故预想„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14 第三节
母线故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14 2.3.1 预想题目：10kV电压互感器本体故障„„„„„„„„„„„„„„„14 2.3.2 预想题目：10kV电压互感器一次熔断器熔断„„„„„„„„„„„„15 2.3.3 预想题目：10kV电压互感器二次熔断器熔断„„„„„„„„„„„„15 2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障„„„„„„„„„„„„„„„„16 2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号„„„„„„„„„„„„16 2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地„„„„„„„„„„„„16 2.3.7 预想题目：电压互感器二次开路„„„„„„„„„„„„„„„„„„16 2.3.8 预想题目：10kV电容器保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„„17 2.3.9 预想题目：351开关液压机构压力降到零„„„„„„„„„„„„„„17 2.3.10 预想题目：SF6断路器SF6低压力报警„„„„„„„„„„„„„„„18 2.3.11 预想题目：SF6断路器SF6低压闭锁„„„„„„„„„„„„„„„„18 2.3.12 预想题目：SF6断路器液压机构打压超时故障„„„„„„„„„„„„18 2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红„„„„„„„„„„„„„„„„„„19 2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分、拒合„„„„„„„„„„„„„„19 2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„19 2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 第四节
主变压器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 2.4.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作„„„„„„„„„„„„„„„20 2.4.1.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障）„„„„„„„20 2.4.1.2 预想题目：1号主变压器内部故障、重瓦斯保护动作„„„„„„„„„„21 2.4.2 预想题目：1号主变差动保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„21 2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障„„„„„„„„„„„22 2.4.2.2 预想题目：1号主变压器差动保护动作二次回路故障„„„„„„„„„„22 2.4.3 预想题目：主变后备保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„22 2.4.3.1 预想题目：1号主变压器过流保护范围设备故障„„„„„„„„„„„„23 2.4.3.2 预想题目：1号主变过流动作（第一种形式的配电线保护拒动）„„„„„23 2.4.3.3 预想题目：1号主变过流动作（第二种形式的配电线保护拒动）„„„„„24 2.4.3.4 预想题目：1号主变压器过流保护动作（二次回路故障）„„„„„„„„24 2.4.3.5 预想题目：1号主变压器过负荷保护动作„„„„„„„„„„„„„„„24 2.4.4 预想题目：1号主变压器轻瓦斯动作„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.4.5 预想题目：1号主变油温过高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.4.6 预想题目：1号主变套管严重跑油„„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.4.7 预想题目：1号主变着火„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„26 2.4.8 预想题目：1号主变压力释放保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„26 2.4.9 预想题目：1号主变保护动作，使全站失压„„„„„„„„„„„„„„26 第五节
电源线路故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.1 预想题目：35kV 系统故障造成所内电源全停„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.2 预想题目：正常10kV 配电线接地„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.3 预想题目：10kV 配电线同相两点接地„„„„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.4 预想题目：10kV 线路永久性故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„28 2.5.5 预想题目：10kV 线路瞬时故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„28 2.5.6 预想题目：10kV Ⅰ段母线单相接地的故障„„„„„„„„„„„„„„„29 2.5.7 预想题目：系统出现谐振过电压事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„29 第六节
站用电源本体故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„30 2.6.1 预想题目：10kV 站用变压器本体故障„„„„„„„„„„„„„„„„„30 2.6.2 预想题目：10kV 站用变压器一次熔断器熔断„„„„„„„„„„„„„„30 2.6.3 预想题目：站用低压配电箱烧坏起火„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 2.6.4 预想题目：1#站用变低压空气开关410跳闸„„„„„„„„„„„„„„„31 2.6.5 预想题目：全站失压„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 2.6.6 预想题目：站用变919开关故障跳闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 第七节
直流电源故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 2.7.1 预想题目：直流系统接地故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„32 2.7.2 预想题目：直流母线电压过低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„33 2.7.3 预想题目：单只电池开路处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„33 2.7.4 预想题目：蓄电池故障造成直流消失，一时不能将蓄电池投运„„„„„„„33 2.7.5 预想题目：蓄电池爆炸 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„34
2.7.6 预想题目：10KV 电压并列装置的使用„„„„„„„„„„„„„„„„„34
前 言
1、本书主要按母线（含开关、CT、PT）、主变、电源线路、站用电源、直流电源共五种典型故障类型进行编写。
2、本书是以实际接线情况进行预想编制的。并首先给出了事故处理的原则和预防事故的措施，请使用时请参照。
3、由于水平所限，书中难免存在一些不足和错误，如有发现请及时提出来，以便再次汇编时更正。
4、本书在使用时不可盲目照搬，实际情况可能有较大不同，谨记！
编 者 2011年05月01日
第一章 事故处理原则
第一节 总则
事故处理要坚持“保人身、保设备、保电网”的原则。应迅速限制事故的发展，解除对人身和设备的威胁，并尽快恢复对已停电用户的供电。事故处理必须按照调度指令进行；有危及人身、设备安全的事故时，应按有关规定进行处理。
一般程序
1、及时检查并记录保护及自动装置的动作信号。
2、迅速对故障范围内的一、二次设备进行外部检查，并将检查情况向调度及主管领导汇报。
3、根据调度指令采取措施，限制事故的发展，恢复对无故障部分的供电。隔离故障设备，排除故 障，尽快恢复供电。
4、将事故处理的全过程做好记录，并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况，电压及负荷变
化情况，设备异常情况，运行方式、天气情况等。
小结：原则九个字：“保人身、保设备、保电网”。程序八个字：“检查、记录、汇报、隔离”。
第二节 典型事故处理原则
1.2.1 系统事故的处理
一、变电站全停故的处理方法
1、夜间事故时，应先打开事故照明，检查以下项目，并汇报调度及领导 1）保护动作情况、信号、仪表指示、开关跳闸情况。
2）各母线、连接设备及变压器等有无异常，电源进线上有无电压。3）断开有保护动作信号的开关。
2、变电站全站失压，所有开关和保护均未动作者，不待调令即拉开失压母线上的电容器开关，立即将设备检查情况报告调度。
3、单电源变电站全站失压时，不得进行任何操作，应立即汇报调度。
4、有备用电源的变电站全站失压后，可自行拉开原供电电源开关、刀闸，检查本站设备无异常后，将热备用中的备用电源恢复供电，然后汇报调度。
5、多电源变电站全站失压后，应立即拉开母线上连接的所有开关和刀闸，检查所有设备正常时，按以下原则保留电源： 1）单母线运行只保留一个电源。
2）所有向用户供电的线路(指线路末端无电源的)，且其断路器保护并没有动作的不应断开其断路器。但另有规定者(如停电后需经联系送电的线路)除外。
二、系统谐振过电压事故的处理方法
1、发生谐振过电压时，应先检查以下项目，并汇报调度及领导
1）保护动作情况、后台电压参数、特别是 3UO 值、信号、仪表指示、开关跳闸情 况。
2）PT 柜上消谐装置记录情况。
2、处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件，值班人员应根据系统情况、操作情况做出正确判断，不经调度按以下方法处理，然后将处理结果汇报调度。
1）由于操作而产生的谐振过电压，一般可立即恢复到操作以前的运行状态。2）运行中发生的谐振过电压，可以试断开一条不重要负荷的线路，消除谐振。3）接地后发生的谐振，应立即断开接地线路。
1.2.2 母线故障处理原则
一、当母线本身无保护装置时，或其母线保护因故停用中，母线故障时，其所接之线路断路器不 会动作，而由对方之断路器跳闸，应经联系处理。
1、单母线运行时，经检查没有发现明显故障点，应即选择适当电源强送一次。不良时切换至备用 母线运行。
2、双母线运行时，应即断开母联断路器，经检查没发现明显故障点，应立即选择适当电源分别强 送一次，然后恢复强送良好的母线运行。
3、在处理母线事故过程要注意以下问题： 1)尽量不用母联断路器试送母线。
2)注意防止非同期合闸，对端有电源的线路必须联系调度处理。3)受端无电源的线路，可不经联系送出(另有规定者除外)。4)母线靠线路对端保护者，在试送电前应将对端的重合闸停用。
4、经判断是由于连接在该母线上的元件故障造成的，即将故障元件切除，然后恢复该母线送电。
5、母线故障，在电话末联系通时，运行人员要正确判断。根据上述原则，能自行处理的先自行处理;处理不了的应做好一切准备，并积极设法与调度联系。
二、高压断路器的事故处理
1、断路器有下列情形之一者，立即停电处理，并采取相应的防跳措施
套管有严重破损和放电现象；真空断路器突然出现真空损坏的现象；SF6 断路器严重漏气，发出闭 锁信号。
注意事项
1）断路器动作跳闸后，应立即对断路器及本站设备进行外部检查，检查断路器本身有无故障。
2）对故障跳闸线路强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。3）SF6 断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班人员严禁接近故障断路器。操作机构故障的处理
1）检查二次回路，包括刀闸、保险、电极回路、继电器等是否正常。2）检查机械部分是否正常。
3）将检查情况汇报调度及领导，并做好记录。SF6 断路器气压降低的处理
1）当 SF6 断路器气体压力降低时，应加强监视，并检查压力指示及信号告警是否正确。
2）当压力闭锁时，应立即取下该开关的控制电源保险。3）将检查结果汇报调度及领导，由专业人员进行处理。
三、越级跳闸事故的处理
1、保护动作，开关拒跳造成越级跳闸事故的处理 1）检查保护动作信号，开关跳闸情况，汇报调度。
2）检查跳闸开关有无异常，将拒跳的开关与母线隔离；若跳闸开关无异常，将跳闸开关加入运行，恢复对其它用户的供电。
2、保护拒动造成越级跳闸事故的处理
1）检查保护动作信号，开关跳闸情况，汇报调度。
2）检查与停电母线所连接的所有设备有无故障。若无故障，将停电母线上连接的所有线路开关断 开。
3）若跳闸开关无异常，可试送一次。试送成功后，对线路逐条试送。
四、线路接地故障的处理
1、接地故障的判定
1）完全接地时，绝缘监察表三相指示不同，故障相对地电压为零或接近零，非故障相电压将升高3 倍，且持久不变。
2）不完全接地时，接地相电压降低，非故障相电压升高且持久不变。3）弧光接地时，非故障相电压可能升高到额定电压的 2.5-3 倍。
4）间隙性接地故障时，接地相电压时增时减，非故障相电压时增时减且正常。
2、接地故障的查找
接地故障持续 5 分钟不消失，首先检查站内设备有无明显接地放电现象，若无明显迹象，应对线路进行推拉试验，其推拉顺序如下：
1）备用空载线路。
2）双回线路或其他电源线路。
3）分支较多、线路较长、负荷轻和负荷较为次要的线路。4）分支较少、线路较短、负荷重和负荷较为重要的线路。
3、接地故障的处理
1）确定线路接地后，尽快汇报调度组织查线。
2）线路发生稳定性接地时，允许带接地运行 2 小时。若是不稳定接地时，可立即拉开线路。
3）接地故障如发生在雷雨期间，可立即拉开线路。
4）带接地运行时，要注意监视电压互感器声响和发热情况。
5）应能准确判断电压互感器熔断器熔断、谐振过电压与接地故障的区别。
1.2.3 主变压器故障处理原则
一、运行中的变压器发生下列现象之一者，可不经调度批准，立即停止运行，若有备用变压器，应先将备用变压器投入
1、变压器声音异常，有爆裂声。
2、在正常负荷和冷却条件下，变压器温度异常并不断上升。
3、储油柜、释压器或安全气道严重喷油。
4、套管严重破损和有放电现象。
5、严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。
6、油色变黑，油内出现碳质。
二、变压器油温异常升高的处理
变压器油温升高超过许可限度时，值班人员需进行下列工作：
1、检查负荷是否有突然增加。
2、核对温度表指示是否正常。
3、检查变压器冷却装置是否正常，散热器是否全部打开。
4、检查完毕后，应立即汇报调度及领导。
三、油位异常的处理
1、当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著升高或降低时，应立即上报调度和领导。
2、如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护撤出运行，应迅速采取停止漏油的措施，并立即汇报调度和领导。
四、重瓦斯保护动作的处理
1、重瓦斯保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查瓦斯继电器内有无气体。
2、检查油温、油位的情况。
3、检查油枕有无喷油和冒油，防爆膜是否冲破（释压器是否动作）。
4、检查各法兰连接处、导油管处有无冒油。
5、检查外壳有无鼓起变形，套管有无破损。
6、检查有无其它保护动作信号。
7、检查后应汇报调度及领导。
五、轻瓦斯打出信号后，对变压器工作情况进行判断，检查瓦斯继电器内有无气体，汇报调度。
六、主变差动保护动作的处理
1、差动保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送。检查以下内容，并将检查情况汇报调度
1）差动保护范围内的所有一次设备瓷质部分有无闪络放电痕迹、变压器各侧开关、刀闸、避雷器及引线等有无短路。
2）差动电流互感器本身有无异常，瓷质部分有无闪络放电痕迹，回路有无断线接地现象。
3）差动保护范围外有无短路故障（其它设备有无保护动作）。
4）差动保护回路是否有开路、接触不良，直流有无两点接地等现象。
七、主变过流保护动作的处理
过流保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查以下内容，并将检查情况汇报调度
1、检查母线开关及引线有无短路。
2、检查主变压器高、低压侧引线有无短路，瓷绝缘有无异常。
3、检查线路保护动作情况和开关跳闸情况。
1）变压器的断路器跳闸时，应首先根据继电保护的动作情况和跳闸时的外部现象，判明故障原因 后再进行处理。
a)若主保护(气体、差动等)动作，末查明原因消除故障前禁止送电。b)若只是过流或低压过流保护动作，不必检查即可送电。
c)当主变压器故障所代负荷需倒由其他电源供电或主变压器过流保护动作跳闸需恢复原方式供电 时，应先给母线充电，然后逐个送出各出口断路器。
d)有备用变压器或备用电源自动投入装置的变电站，当运行变压器跳闸时，应启用备用变压器或 备用电源，然后检查跳闸的变压器。
2)变压器一般不允许无保护运行，必要时应请示总工批准。
3)变压器事故过负荷时，应立即设法使变压器在规定时间内降低到额定负荷。其方法如下: a)投入备用变压器。
b)经联系将负荷转移到系统中别处去，如改变系统接线方式等。c)按规定的顺序限制负荷。
1.2.4 电源线路故障处理原则
一、单电源线路开关事故跳闸，应立即检查开关及保护动作情况。重合闸不成功或雷雨大风天气时不得强送，无重合闸或重合闸未动作的开关在无异常的情况下，可不经调度指令强送一次，并将结果及时汇报调度。
二、双电源线路开关事故跳闸，不得强送，应立即对开关进行外观检查做好记录，并汇报调度，按调度指令进行处理。
1、线路故障跳闸，重合不良，如无特殊规定，允许强送一次。若线路强送不良，一般不再强送。
2、有下列情况之一者禁止强送电
1)线路跳闸或重合不良的同时伴有明显的故障象征，如火光、爆炸声、系统振荡等。2)空充电线路。
3)有特殊要求的线路。
1.2.5 站用电源故障处理原则
一、当两台站用变压器一台运行一台备用时，应立即进行站用变压器切换，将故障变压器停电。
二、当两台站用变压器分代站用负荷时，应将故障站用变压器停电，合上站用电联络断路器，将所有负荷倒至良好的站用变压器运行。
三、站用变压器内部故障严禁用隔离开关停电，应用断路器将其停电。四、一台站用变压器故障后，要保证另一台站用变压器可靠运行。必要时报告调度。
1.2.6 直流电源故障处理原则
一、直流系统发生接地时，应立即查找处理，不允许直流系统长期接地运行。
二、发现直流接地在分析、判断基础上，用拉路查找分段处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外后室内部分为原则，直流系统接地故障查找的顺序
1、推拉直流事故照明回路。
2、将直流母线解环运行，充电设备停运，判断是正极还是负极接地，是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地。
3、推拉合闸回路。
4、推拉控制信号回路。
5、检查蓄电池本体。
6、查找直流接地的注意事项：
1)查找和处理直流接地故障时至少有两人进行。
2)在取下直流操作或保护熔断器时，应先将可能误动的保护退出，再操作。
3)接地选择取下或装上熔断器的顺序:先取正、后取负，先装负，后装正，防止产生寄生回路，造成断路器跳闸。
4)查找和处理直流一点接地时，严禁造成直流另一点接地或短路。5)当直流系统发生接地时，禁止在二次回路上工作。
6)用拉路的方法查找接地时，无论该回路有无接地，均应迅速将断开的直流熔断器装上。
1.2.7 水灾、火灾事故的处理
一、当变电站发生水灾，应尽快疏通水流。危及到设备运行安全时，应立即停电处理。
二、当变电站发生火灾时，使用灭火器或沙子阻断火势，防止火势蔓延。
三、充油设备着火时，应将设备停电后再灭火。
四、发生水、火灾时要马上上报调度、领导及报当地火警，并注意报告的时间空隙，不得因报告贻误最佳阻水、灭火时间。
第三节事故预防措施
1.3.1 母线故障预防措施
一、电压互感器在倒闸操作时应注意:
1、两组电压互感器的并联操作，必须是高压侧先并联，然后才允许二次并联;防止运行中的电压互感器由二次向不带电的电压互感器反充电，造成电压回路熔断器熔断。
2、双母线各有一组电压互感器，在母线元件倒闸操作时，保护装置站用的交流电压应与元件所在母线相一致。
3、双母线只有一组电压互感器，在母线元件倒闸操作时，电压互感器的隔离开关只有在双母线己并列的情况下才能操作，防止在电压互感器隔离开关切换中失压。
4、当二次电压回路使用中间继电器，由隔离开关辅助触点联动实现自动切换方式时，1)当两组电压切换继电器同时动作供给电压时应发信号，此时不允许操作母联断路器。
2)当电压自动切换回路发生不正常现象时，应先向省调提出申请，将涉及范围的保护停用或切换到另一组母线电压回路上，然后才能进行处理。
3)电压互感器隔离开关辅助触点维修工作应有明确的责任制，运行中的隔离开关不允许进行辅助触点维修工作。
5、电压断线信号表示后，应将下列保护装置停用: 1)距离保护和方何高频保护。2)零序电压、低电压保护和经电压元件(零序、负序、低电压元件等)控制的保护(有特殊规定的除外)。
3)经方向元件控制的保护，如方向过流、零序方向保护。4）振荡解列装置。5)故障录波器。
6)3/2 接线的检无压的重合闸。
7)然后将这些保护切换到另一组电压互感器上运行。1.3.2 主变压器故障预防措施
一、变压器正常巡视应达到以下要求:
1、变压器的油温和温度计指示应正常，储油柜的泊位指示应与环境温度相对应，各部位无渗漏油。
2、套管油位应正常，套管外部无破损裂纹，无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象。
3、变压器声音正常。
4、各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常。
5、吸湿器完好，吸附剂干燥。
6、引线接头、电缆母线应无发热迹象。
7、压力释放阀或安全气道防爆膜应完好无损，指示正确。
8、有载分接断路器的分接位置及电源指示正常。
9、气体继电器及集气盒内无积存气体。
10、各控制箱和二次端子箱应严密，无潮湿、进水、锈蚀、灰尘、杂物。
11、主变压器分接断路器的巡视项目
1）电压指示应在规定的电压偏差范围内。2）控制器电源指示灯显示正常。3）分接位置指示器应指示正确分接。
4）断路器储油柜的泊位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。5）分接断路器及其附件各部分应无渗漏油。
6）计数器动作正常，及时记录分接断路器的变换次数。
7）电动机构箱内部应清洁，润滑油油位正常，机构箱门关闭严密防潮、防尘、防小动物密封良好;分接断路器加热器应完好，并按要求及时投入。
二、特殊巡视项目与标准:
1、大风天，检查导线及悬挂设备摆动情况;端子无松动，摆动不过大，设备上无杂物，现场内无易被风刮起的物件。
2、雷电后，检查全部设备元放电烧伤痕迹，避雷针、避雷器无损伤变形，记录避雷器动作次数及泄漏电流值.3、雾天、阴雨天检查绝缘子、瓷套表面无闪络放电现象。
4、霜雪天检查触点有无发热现象，检查绝缘子、瓷套是否积雪过多，有无特殊熔化或结冰串过长现象。
5、气温突变，检查导线、引线是否过紧、过松，泊位是否在标准线内，有无严重渗漏油。检查绝缘子、瓷套有无裂纹，液压机构断路器压力是否过高或过低。
6、设备在满载及过载时，检查触点及载流导体有无发热、发红、变色现象。
7、新装、备用、大修后的设备投入运行的特殊巡视检查项目与标准，按正常巡视检查项目和标准执行。
三、主变压器保护使用及主要操作:
1、主变压器主保护投人或退出须经调度同意。
2、主变压器正常运行时，其重瓦斯保护，差动保护必须投入，各侧后备保护相应投入，变压器中性点零序电流保护，随中性点接地方式而定。即中性点直接接地肘，中性点直接接地零序电流保护且1段投入，间隙接地零序电流保护、零序电压保护退出;中性点间隙接地运行时，直接接地零序电流保护2 段、间隙接地零序电流保护、零序电压保护均投人运行。
3、变压器不论由高压侧或低压侧充电，变压器中性点必须直接接地，充电完后该变压器中性点按规定方式接地，变压器的中性点零序电流保护、零序电压保护按正常方式下的保护使用规定投入；由高压侧充电时，则将母线其他中性点直接接地运行变压器的中性点直接接地零序电流保护一段、二段均退出，充电良好后恢复。
4、主变压器本身的重瓦斯保护和差动保护不准同时退出，特殊情况须经总工程师批准。
5、主变压器重瓦斯保护的使用规定: 当进行下列工作时，重瓦斯应由“跳闸位置”改到信号位置，工作结束后立即恢复。
1)变压器除采油祥和在气体继电器阀门处放气外，在其他所有地方打开放气、放油阀门以及开闭气体继电器连接管上的阀门时。
2)在气体保护及其二次回路上进行工作时。Y 3)确认气体保护回路发生直流接地。
6、当进行下列工作时，重瓦斯保护应由跳闸位置改接到信号位置，工作完毕后，经充分放尽油回路气体，无问题后将重瓦斯保护投入跳闸位置。
1)变压器酌呼吸器进行畅通工作或更换硅胶时。2)变压器进行注泊(补泊)和滤泊时。3)变压器油路系统设备检修后投入时。
7、主变压器差动保护使用规定，1)主变压器差动保护回路作业时差动保护退出。
2)差动回路作业结束后，在主变压器充电前投入差动保护，充电后退出。待测定相序正确、连接片两端无电压后再投入。
1.3.3 电源线路故障预防措施
电源线路正常巡视应达到以下要求：
1、三相电流值、三相电压值平衡。
2、保护装置按调度要求和保护使用有关规定正确投入。
3、一次设备运行正常，没有影响系统正常运行的缺陷。
1.3.4 站用电源故障预防措施
一、站用变压器正常巡视参照以上标准执行。
二、站用变压器启动投运前应检查项目参照以上标准执行。
三、特殊巡视项目与标准参照以上标准执行。
1.3.5 直流电源故障预防措施
一、直流系统及蓄电池运行维护:
1、每周检查一次单只电池浮充电压，并做好记录，如运行达 6 个月/浮充电压差超过 0.05V/单格，则应与厂家联系处理。
2、浮充总电压超出(2.23 士 0.01)*nV(当温度为 25C 时，n 为电池单个数，U 为单个电池的电压值)范围内应进行调整，否则影响电池寿命。
3、每放电一次做好放电及充电记录，记录好时间、电压、电流及温度。
4、每天交接班应通过液晶显示屏检查输入电压、电池组电压、电流、控制母线电 压、电流、单只电池电压是否正常。
5、值班人员每日应检查屏内设备的运行状态，有无异味、异音、接线端子有无发热、断路器有无损坏及电池有无变形、漏液 端子过热等现象。
6、值班人员每日应检查模拟图运行状况是否与实际相符，运行方式是否正确，有无异常指示。
7、值班人员每日应检查直流系统运行情况、各种表计、信号、显示屏是否正常，8、在交接班及值班期间应检查直流系统绝缘检测仪运行情况;查看其各种信息，及时发现直流系统接地故障并进行处理。
9、当系统告警显示时，应根据故障现象及时准确处理，并及时向调度汇报。
二、直流系统及蓄电池运行注意事项
1、每年检查一次连接部分是否有松动现象，及时处理。
2、蓄电池最佳环境温度 15~25C。
3、蓄电池尽量避免产生过放电及过充电，且放电后应尽快进行充电。
4、不得使用有机溶剂而用肥皂水清洁蓄电池，避免用易产生静电的干布擦拭电池。
5、如果从电池中溢出硫酸溅到皮肤或眼睛上，应立即用大量的水冲洗，并找医生治疗。
6、微机直流系统的绝缘监察装置应处于良好的运行状态。直流系统发生接地时，应立即查找处理，不许直流系统长期接地运行。
7、不准用具有腐蚀性、摩擦性的清洗剂擦拭直流电源，应用湿布清洗，并立即擦干。要防止从通风孔或格栅进入水滴或其他物体。
8、不准用手或导电工具直接接触直流电源和电池的接线端子以及电池柜内设备。
9、直流电源在只断开启动断路器时，并不说明电源都关掉了，因为电池还在供电。
10、千万不要拆卸电池，电池申的硫酸溶液是有毒的，会对人的皮肤和眼睛造成伤害。
第二章 变电站事故预想
第三节 母线故障
2.3.1 预想题目：10KV 电压互感器本体故障
象征
1、后台微机显示Ｉ段 10kv 系统接地信号，信号报警。
2、现场警铃响，Ｉ段 10kv 系统接地，Ｉ段 PT 有异音并亦放电声或冒烟。
处理步骤
1、马上汇报调度，并记录故障时间及现象，穿绝缘靴戴绝缘手套查看消谐装置事件记录。如开始冒烟，立即将该段母线停电。
2、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)穿绝缘靴戴绝缘手套。
2)将 10kv 该段母线电容器断路器拉开。3)将该 PT 退出运行至检修位置。
4)进行 PT 倒换，使得 10kv 两段母线共用 1 个 PT。
5)查找故障原因并处理。2.3.2 预想题目：10KV 电压互感器一次熔断器熔断
象征
1、后台微机显示相电压一相降低，其他两相不变，线电压两相降低，一相不变，开口三角出现电压信号，信号报警。
2、现场警铃响，相电压一相降低，其他两相不变，线电压两相降低，一相不变，开口三角出现电压。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kV 电压互感器一次熔断器熔断。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)根据现象应判断一次熔断器熔断。2)了解系统是否有波动情况。3)拉开该段的电容器断路器。4)将该 PT 退出运行至检修位置。5)应用万用表对 PT 一次熔断器测量。6)将熔断器更换。
7)对 PT 用兆欧表进行测试，测试前将 PT 接地点断开，合格后将 PT 投运。
2.3.3 预想题目：10KV 电压互感器二次熔断器熔断
第一种
(l)后台微机显示相电压一相为零，其他两相不变，线电压两相降低一相不变，信号报警。
(2)现场警铃响，相电压一相为零，其他两相不变，线电压两相降低一相不变。处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kV 电压互感器二次熔断器熔断。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)用万用表对二次熔断器熔断的 PT 二次电压进行测量并对该段电容器断路器进行检查，是否低电压保护动作，断路器跳闸。
2)确认二次熔断器熔断(联系调度退出该段的主变压器过流保护）。3)将熔断相熔断器更换。4)投入主变压器过流保护。
5)如电容器低电压保护动作，可将保护信号复归后，将电容器送出。第二种 现象：“电压回路断线”，“Ⅰ段（或Ⅱ段）计量电压回路消失”保护装置告警,表计指示熔断相基本为零,其它两相指示不变,有功、无功功率表指示下降，电能表转慢。
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，据仪表指示判断熔断相。
3、停用母线上的可能误动的出口压板（低压保护）。
4、将 PT 切换把手置于退出位置。
5、更换保险，恢复投运。
6、若再次熔断，可能是二次回路有短路故障，应记录时间，负荷情况。
7、派二次专业人员处理。
2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障
象征
预告音响和“电压回路断线“信号，同时低电压继电器动作，电压表指示也不正常。处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、记录处理时应考虑 PT 所带保护及自动装置防止其误动，再检查二次保险是否熔断（在二次保险两端分别测量相电压和线电压）
4、如果熔断应立即更换再次熔断应查明原因，不得任意更换大容量熔丝。
5、如果保险未熔断，应检查二次回路有无断线，接头有无松动及切换回路（PT 刀闸的辅助接点等）接触有无不良现象。
6、进行以上检查应先做好安全措施以保证人身安全并防止保护误动。
2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、停用与该电压互感器有关的保护和自动装置，防止误动作。
4、检查保险（一、二次）是否熔断，如一次保险熔断时，应查明原因进行更换。如二次保险熔断时，应立即更换。
5、再次熔断，且不可将保险容量增大，如保险完好时，可检查电压互感器回路接头有无松动，断头现象，切换回路有无接触不良现象。
6、如果电压互感器内部绝缘有损伤的象征，禁止再使用该电压互感器。
2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、取下 918PT 二次保险。
4、拉开 918 隔离刀闸。
5、将 928PT 二次切换把手打至并列位置。
6、插入 918PT 二次保险。
7、派人处理故障 PT。
2.3.7 预想题目：电流互感器二次开路
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、发现电流互感器二次开路,应先分清故障属于哪一组电流回，开关的相别，对保护有无影响，解除可能误动的保护。
4、尽量减小一次负荷电流，若电流互感器严重损伤，应转移负荷，停电检查处理。
5、尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点，短接的应使用良好的短接线，并按图纸进行。
6、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。
7、若短接没有火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以前的回路中，可逐点向前更换短接点，缩小范围。在故障范围内，应检查容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，然后投入所退保护，若开路故障点在互感器本体的接线端子上，应停电处理。
9、不能自行处理的故障（如继电器内部）或不能自行查明故障，应派人检查处理。
10、处理电流互感器二次开路时，应使用绝缘良好的工具，戴线手套并尽量站在绝缘垫上，防止开关产生的高电压伤人。
2.3.8 预想题目：1OKV 电容器保护动作
象征
(1)后台微机显示 10kv 电容器过流保护或过电压保护，低电压保护信号标示，电容器断路器在开位，电流指示零，信号报警。
(2)现场警铃响、警报响，10kv 电容器过流保护或过电压保护，低电压保护信号标示，电容器断路器在开位，电流指示零。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 l0kv 电容器保护动作。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行
1)电容器过流保护动作应检查该电容器有无明显故障。2)无明显故障时，做好安全措施通知相关人进行试验。3)故障没有检查前不应对电容器送电。
4)过电压保护动作应检查系统电压是否过高引起动作。5)如系统电压过高应联系调度对电压进行调整。
6)低电压保护动作首先应对 PT 二次电压进行测量是否 PT 电压二次缺相或电压过低引起电压保护动作。
7)如 PT 二次电压低或二次熔断器熔断引起动作在停 PT 处理时考虑到 1 号主变压器负荷电压闭锁过流保护退出。
8）PT 二次电压处理结束投入 PT 将主变压器过流保护投入。
2.3.9 预想题目：351 开关液压机构压力降到零
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、取下开关的控制电源保险，拉开机构油泵打压电源。
4、用防慢分卡板将开关的传动机构卡死，防止慢分闸，卡死传动机构时，应注意将卡板固定牢固。
5、改变运行方式转移负荷，进行带电或停电检修。
6、不停电检修时，在检修完毕后，应先启动油泵打压到正常压力，再进行一次合闸操作，使机构阀系统处于合闸保持状态，才能去掉卡板，装上控制电源保险，去掉卡板时，应检查卡板不受力时则说明机构已处于合闸保持状态。
2.3.10 预想题目：SF6 断路器SF6 低压力报警
象征
SF6 断路器 SF6 气体压力下降到第一报警值（5.2Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力下降报警信号。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、及时检查密度继电器压力指示，检查信号报出是否正确，是否漏气。如果检查没有漏气现象，属于长时间动作中气压正常下降。
4、由专业人员带电补气，补气以后，继续监视压力。
5、如果检查有漏气现象，申请转移负荷或倒动作方式，将漏气开关停电检查处理。注意事项
运行中在同一温度下，相邻两次记录的压力值相差 0.1—0.3Mpa 时，可初步判断为有漏气。检查的时候，如感觉有刺激性气味，自感不适，人不应下蹲，且应立即离开现场 10M 以外，接近调试必须穿戴防护用具。
2.3.11 预想题目：SF6 断路器SF6 低压闭锁
象征
SF6 断路器 SF6 气体压力下降到第二报警值（5.0Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力降低闭锁信号，此时气压下降较多，说明有漏气现象，开关跳合闸回路已被闭锁，一般情况下，发出闭锁信号之前，应先发出低压报警信号，发出此信号后运行人员应到开关处检查液压和气压值，判断是气压降低闭锁还是液压为零闭锁.处理步骤
1、汇报调度。
1、取下 SF6 断路器控制电源保险；防止开关跳闸时不能灭弧。
2、使用专用的闭锁工具，将开关的传动机构卡死，装上开关的控制电源保险，以便线路有故障保护动作时，开关的失灵启动回路能够动作。
3、汇报调度，立即转移负荷，用倒运行方式的方法，将故障开关隔离处理漏气并补气。
2.3.12 预想题目：SF6 断路器液压机构打压超时故障
处理步骤：
1、汇报调度。“电机超时运转”信号发出后，说明油泵打压运转时间超过整定时限（180 秒），此时应作如下检查判断：
1、检查液压机构压力值，若超过额定压力值，说明液压机构打压不能自动停止，应稍释放压力至正常工作压力；
2、检查 5W 微动开关，是否返回卡涩，必要时更换 5W 微动开关；
3、检查液压机构压力值，若未达到额定压力值，说明液压机构打压，压力不上升，此时应检查机构有无严重渗漏；
4、高压放油阀是否关严，油泵是否有故障，若液压机构在严重渗漏和油泵故障，应汇报分局派个检修，同时密切注意压力下降情况，若压力下降至分，合闭锁或零压，同时密切注意压力下降情况，应按“压力降至零”的方法处理。
2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红
处理步骤：
1、汇报调度。
2、对刀闸发红，要停下相应刀闸上一级并做好安全措施后进行检修。
3、对负荷侧刀闸只要对该间隔停电并做好安全措施后进行检修。在调度暂没有下达停电命令前，应要求调度减小负荷，并派专人监视刀闸发红变化情况，4、对于箱式变内发红刀闸，在没有停电前还应采用通风降温措施。
2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分，拒合
处理步骤：
1、汇报调度。
2、核对设备编号及操作程序是否有误,检查开关是否在断开（合上）位置。
3、若为合闸操作,应检查地刀是否完全拉开到位,将地刀拉开到位后,可继续操作。
4、无上述问题时,可反复晃动操作把手,检查机械卡涩,抗劲部位，如属于机构不灵活，缺少润滑，可加注机油，多转动几次，合上刀闸。若问题在传动部位，刀闸的接触部位等，无法自行处理，对合闸操作，可利用倒运行方式的方法恢复供电。
2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸
处理步骤：
1、汇报调度。
2、用万用表检查合闸电源是否正常、合闸保险是否熔断.3、检查合闸线圈是否完好。
4、检查直流合闸接触器是否动作。
5、检查 DL 辅助接点是否到位、完好。
6、检查连杆、拐臂是否卡涩、扭曲。
7、以上疑点排除后，在试合一次开关。
2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸
处理步骤：
1、汇报调度。
2、应先动手切断真空开关.3、如开关红灯亮，应检查跳闸线圈是否烧坏，铁芯是否卡死。
4、检查 KK 把手接触点是否良好。
5、检查操作机构有无卡死。
6、检查开关辅助接点是否良好。
7、检查防跳继电器电流线圈是否断开。
8、做好相关记录。
2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障
处理步骤：
1、汇报调度。
2、若天气正常时，发现避雷器瓷套有裂纹，则向调度申请停电，将故障相避雷器退出运行更换合格的避雷器，如没有备品更换，又在短时间内不致威胁安全运行，可在裂纹处涂漆或环氧树脂以防受潮，然后再安排更换合格的避雷器。
3、若在雷雨中发现有裂纹而造成闪络，但未引起系统接地者在可能条件下应将其停用。
4、若发现避雷器内部有异常音响或套管有炸裂现象并引起系统接地故障时，应避免接近，此时可用开关或人工接地转移的方法断开故障避雷器。
5、若在运行中突然爆炸，但未造成系统永久性接地时，可在雷雨后拉开故障相的刀闸将其停用并及时更换合格的。若爆炸后已引起系统永久性接地，则禁止使用刀闸来操作停用故障避雷器。
6、如发现避雷动作指示器内部烧黑或烧毁，经及接地引下线连接点上有烧痕或烧断现象时，可能存在阀片电阻失效，火花间隙灭弧特性变坏等内部缺陷，引起工频电流增大，应及时对其进行电气试验或解体检查。
第四节 主变压器故障
2.4.1 预想题目：1 号主变压器重瓦斯保护动作
处理步骤：
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。
3、立即断开 351、901 开关（是否已跳闸），要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。
4、派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。
5、派人做气体分析及二次回路检查。
2.4.1.1 预想题目：1 号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障）
象征
警报响、警铃响，监控申心微机显示 1 号主变保护显示重瓦斯保护动作，1 号主变压器无声音，主变压器无喷油，气体继电器无气体无动作现象，10kv 各配电线路断 路器在合位、电流表指示零值，直流正极接地显示。
处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。
3、立即断开 351、901 开关（是否已跳闸），要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。
4、派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。
5、派人做气体分析及二次回路检查。
6、经判断是二次回路故障，直流两点接地造成的，将直流电缆线正极接地处绝缘重新处理，端子排处脏污处理结束，用 2500V 兆欧表摇测 1 号主变压器-、二次绝缘及对地绝缘在 3000M 欧以上，说明1号主变压器内部无间题，没有查明原因不能将 1 号主变压器送电。
2.4.1.2 预想题目：1 号主变压器内部故障，重瓦斯保护动作
象征
后台报警，后台微机显示 1 号主变重瓦斯保护动作，1 号主变压器无声音，10kV 各配电线断路器在合位，无电流显示，1 号主变压器本体着火。10kv 各配电线电流表指示零。
处理步骤
1、汇报调度。
2、立即断开主变两侧开关（是否已跳闸），迅速向在站人员发出火警信号，通知在站人员和 119灭火。
3、灭火前再次核实主变两侧电源是否确已断开。
4、灭火时应沉着、冷静，用 35kg 推车式干粉灭火器灭火，同时辅助其他型号的干粉灭火器灭火，如果火势较大、着火点在主变顶盖上部，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处。
5、如果干粉灭火机一时难以将火扑灭，应迅速考虑用沙子进行灭火，严禁用水灭火。
6、详细检查了解着火原因，将发生的情况及处理情况做好详细记录，等待处理。
2.4.2 预想题目：1 号主变差动保护动作
处理步骤（综述）
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。
3、检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。
4、如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。
5、如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。
6、差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。
2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障
象征
1、后台微机报警，主变压器差动动作，主变压器一次主断路器、二次主断路器变位，主变压器一、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线电流、有功、无功指示值为零。
2、现场主变压器保护显示差动保护动作，主变压器一次主断路器、二次主断路器在开位，绿灯闪光，l0kV 各配电断路器在合位，主变压器一次主 CT 至主变压器二次主 CT 间设备有明显故障(二次配电线 A 相端子过热熔化造成对地绝缘不良放电引起的)。
处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为主变压器差动保护动作。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行，发现二次配电线 A 相端子过热熔化造成对地绝缘不良放电引起的。
2.4.2.2 预想题目：1 号主变压器差动保护动作二次回路故障
象征
1、后台微机报警，1 号主变压器差动动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器一、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线电流、有功、无功指示值为零。
2、现场 1 号主变压器保护指示差动动作，1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器在开位，绿灯闪光，10kv 各配电线断路器在合位、电流表计指示零，I 号主变压器一次主 CT 至 I 号主变压器二次主 CT 间设备无明显故障。
处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为 1 号主变压器差动保护动作。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行，发现，1 号主变压器二次主 CT 差动 A 相 CT 端子没拧紧或断线，造成 1 号主变压器差动保护动作。
2.4.3 预想题目：主变后备保护动作
处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。
3、根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围,检查 10kV 出线侧有无保护动作信号掉牌。
4、断开失压的母线上出线开关，并检查确已断开。
5、断开出线开关上有保护动作、信号掉牌的线路开关。
6、检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。
7、检查失压母线连接的设备有无异常。
8、如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。
2.4.3.1 预想题目：1 号主变压器过流保护范围设备故障
象征（综述）(1)后台微机报警，1 号主变压器过流保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器-、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10KV 配电线电流、有功、无功指示值为零。
(2)现场 1 号主变压器保护指示过流保护动作，1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器在开位，绿灯闪光，10KV 各配电线断路器在合位、电流表计指示零。
处理步骤（综述）
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为 1 号主变压器过流保护范围内设备的故障。
3、立即组织人员进行查找;查找时应两人进行。1)检查过流母线及断路器设备损坏情况。2）如发现明显情况，派专人进行抢修。
2.4.3.2 预想题目：1 号主变过流动作（第一种形式的配电线保护拒动）
象征
1、后台微机报警，1 号主变压器过流保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器-;二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线断路器在合位;电流、有功、无功指示值为零。
2、现场 1 号主变压器保护指示过流保护动作。
3、l 号主变压器及所属 10KV 设备无明显故障。处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为配电线保护拒动造成 1 号主变压器过流保护动作跳闸。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)将所属 10KV 各配电线断路器拉开。检查保护范围内的设备无问题。
2)将 I 号主变压器送电，良好后联系调度 1 号主变压器二次主断路器送电，良好后按调度令送出其他配电线路。
3)当送到某条线路时，1 号主变压器过流保护动作。判断出为该条线路断路器故障。
2.4.3.3 预想题目：1 号主变过流动作(第二种形式的配电线保护拒动)象征
1、后台微机报警，1 号主变压器过梳保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器-、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线电流、有功;无功指示值为零。
2、现场 1 号主变压器保护指示过流保护动作，配电线保护屏显示某线过流保护动作，断路器未跳闸。3、1 号主变压器及所属 10kv 设备无明显故障。处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为配电线保护拒动造成 1 号主变压器过流保护动作跳闸。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)将所属各配电线断路器拉开，将配电线保护屏显示过流保护动作的断路器跳闸连接片取下并将断路器拉至检修位置。
2)将 1 号主变压器送电，良好后联系调度 1 号主变压器二次主断路器送电，良好后按调度令送出其他配电线路。
3)当送到某条线路时，1 号主变压器过流保护动作。判断出为该条线路保护拒动。
2.4.3.4 预想题目：1 号主变压器过流保护动作（二次回路故障）
象征
1、后台微机报警，1 号主变压器过流保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位;1 号主变压器-、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10KV 配电线电流、有功、无功指示值为零。
2、现场 1 号主变压器保护屏过流保护动作显示。3、1 号主变压器及所属 10kV 设备无明显故障。处理步骤
1、汇报调度。
2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为二次回路故障造成 1 号主变压器过流保护回路亦直流两点接地、继电人员工作误碰或亦寄生跳闸回路、误碰过流保护）。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行 1)检查过流保护范围内设备无明显故障点。
2)停止继电人员工作，查找直流系统接地正极并处理，3)如有寄生跳闸回路，或二次回路误动误碰，应通如继电人员进行处理。4)故障判断有处理结束后，联系调度进行送电，配出各线路。
2.4.3.5 预想题目：1 号主变压器过负荷保护动作
象征
1、后台微机显示，1 号主变压器过负荷显示，信号报警。
2、现场 1 号主变压器温度升高，电流超过 1 号主变压器额定电流。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，记录好时间，环境温度、上层油温，油位，并按主变压器过负荷曲线表掌握 1 号主变压器运行时间，1 号主变运行温度不许超过 85C
3、初步判断为1 号主变压器过负荷。
4、按调度令进行减载，加强巡视，增加次数。严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。
2.4.4 预想题目：1 号主变压器轻瓦斯动作
象征
1、微机显示，1 号主变压器轻瓦斯动作，信号报警。2、1 号主变压器气体继电器内部有气体。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 1 号主变压器内部有轻微故障。
3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)检查 1 号主变压器本体温度、泊位、气体继电器等，如果气体继电器有气体，应二人进行气体取气(注意保持安全距离)，判断气体性质并及时送验。
2)如气体有异味(如臭味)，应判明产生的原因，如轻瓦斯连续功作，且间隔肘间逐渐缩短。则说明 1 号主变压器内部有故障，必要时进行停电检查处理。
3)严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。
4）若无明显故障迹象，由专业人员取气分析及检查二次回路。
2.4.5 预想题目：1 号主变油温过高
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、加强监视，查明原因，采取措施使其降低。
4、检查温度计是否正常；
5、检查变压器散热及冷却风机是否正常，若有问题，应立即查明原因，进行处理。
6、若气温高，且负荷已超过额定值，则报告调度要求降低负荷。
7、若发现油温较平时同样负荷和冷却温度高出 10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升而检
查证明以上几项无问题时，则认为变压器发生内部故障，保护装置拒动，在此情况下应严密监视并报告调度及上级领导，申请将变压器停电处理。
2.4.6 预想题目：1 号主变套管严重跑油
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、立即断开主变高压侧 351 开关和 3511 隔离刀闸。
4、立即断开主变低压侧 901 开关。
5、要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。（注意控制负荷）
6、将以上情况汇报值班调度，做好记录等待处理。
2.4.7 预想题目：1 号主变着火
处理步骤
1、汇报调度。
2、立即断开主变两侧开关，迅速向在站人员发出火警信号，通知站长及在站人员、119 灭火。
3、灭火前再次核实主变两侧电源是否确已断开。
4、灭火时应沉着、冷静，用 35kg 推车式干粉灭火器灭火，同时辅助其他型号的干粉灭火器灭火，如果火势较大、着火点在主变顶盖上部，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处。
5、如果干粉灭火机一时难以将火扑灭，应迅速考虑用沙子进行灭火，严禁用水灭火。
6、详细检查了解着火原因，将发生的情况及处理情况做好详细记录，等待处理。
2.4.8 预想题目：1 号主变压力释放保护动作
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，将检查结果报告值班调度。
4、若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保护动作正确。
2.4.9 预想题目：１号主变保护动作，使全站失压
象征
事故照明灯亮，电脑由 UPS 电池供电，后台信号出现，１号主变保护动作。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象。
3、检查主变保护动作是否是由于区外穿越性故障引起保护误动，如果是，应先隔离区外故障后，迅速恢复主变送电。
4、检查主变保护是否是由于主变低压侧母线或线路故障引起主变后备保护动作，如果是，应隔离故障间隔设备，然后恢复主变运行。
5、如果是主变本身主保护动作，在确认两侧开关确已跳闸的情况下，要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变，防止其过载。
第五节 电源线路故障
2.5.1 预想题目：35KV 系统故障造成所内电源全停 象征
1、事故照明灯亮，电脑由 UPS 电池供电。
2、后台微机显示所受电源的 1 号主变压器，一、二次电流、电压指示零，所有配电线无电流，各断路器均在合位，保护无动作指示，信号报警。
3、现场所受电源的 1 号主变压器，一、二次电流、电压指示零，所有配电线无电流;各断路器均在合位;保护无动作指示。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“35kV 系统故障造成所内电源全停”。
3、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断。
4、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）。
5、如站内设备无明显问题，与电业局联系核实系统供电运行情况。
6、结合信息反馈情况，考虑试送可能或倒换运行方式。
2.5.2 预想题目：正常1OKV 配电线接地
象征
1、后台微机显示 10kv 相电压-相指示为 0，其他两相升高到 3 倍，信号报警。2)现场警铃响，10kv 相电压一相指示为 0，其他两相升高到 3 倍，PT 柜上微机消谐装置置显示接地。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“单相接地故障”。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，则有可能是某线路接地故障，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止。
7、PT 停运前联系调度将该 1 号主变压器过流保护退出正在运行的电容器。
8、以上整个处理时间必须控制在 40 分钟之内。
2.5.3 预想题目：10KV 配电线同相两点接地
象征
1、监控申心微机显示 10kv 相电压二相指示为 0，其他两相升高到 3 倍，信号报警。
2、现场警铃响，10kv 相电压一相指示为巴其他两相升高到 3 倍。消谐装置显示接地，开口三角为100v 左右。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“单相接地故障”。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，则有可能是某线路接地故障，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止。
7、PT 停运前联系调度将该 1 号主变压器过流保护退出正在运行的电容器。
8、以上整个处理时间必须控制在 40 分钟之内。注意事项
1、当将该段 10kv 各配电线路选择后，接地没瞬间消除，在确认所内无接地情况下，应确认两条配电线接地。
2、联系调度，将该段配电线停电方式进行选择。
3、按调度令将配电线逐条停电到消除为止。
4、按调度令对停电线路送电，当送到某条线路，接地出现时将该线路断路器切开，接地消除，对其他线路继续送电。当送到某条线路接地出现时，切开该线路断路器;说明以上两条线路接地，将其余线路送电。
2.5.4 预想题目：I0KV 线路永久性故障
象征
1、后台微机报警，10kv 配电线路过流保护动作;断路器变位，10kv 配电线直流、有功、无功指示值为零。保护盒显示保护动作的情况下，重合闸动作重合不良。
2、现场警报响、警铃响，10kv 配电线路过流保护动作,断路器在开位，配电线电流、有功、无功指示值为零，绿灯闪光。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kv 配电线路过流保护动作。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，进行分析。
7、该故障线路是否强送应按调度令执行，如强送保护再次动作断路器跳闸，说明线路永久故障。
8、第一次强送不成功，用电单位自身的原因没有查清楚，严禁第二次强送。
2.5.5 预想题目：10KV 线路瞬时故障
象征
1、后台微机报警，10kv 配电线路过流保护动作，配电线电流，有功、无功指示值正常。
2、现场警报响、警铃响，10kv 配电线路过流保护动作，断路器在合位，配电线电 流、有功、无功指示值正常。
处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kv 配电线路过流保护动作。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，进行分析。
7、该故障线路是否强送应按调度令执行，如强送成功，说明为线路瞬时故障。
2.5.6 预想题目 ：10KVI 段母线单相接地的故障
象征：运行中“10kVI 段母线接地”后台报警，1#主变低后备接地告警，电压表 A 相为零，其它两相为线电压。
分析：从故障现象来看，为 10kVI 段母线有永久性接地。电压互感器高压保险一相熔断，虽报出接地信号，但从表计可分析，接地故障时，故障相对地电压降低，另两相电压升高。而高压保险熔断一相时，对地电压一相降低，另两相不变。
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“单相接地故障”。
3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。
4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；
5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；
6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，则有可能是某线路接地故障，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止。
7、以上整个处理时间必须控制在 40 分钟之内。
2.5.7 预想题目 ：系统出现谐振过电压事故
象征：对于小电流接地系统，可能报出接地信号，电压表指示超过线电压，表针会打到头。
A：基波谐振时，一相电压低，但不为零，另两相电压高，超过线电压，表针打到头。或两相电压低，但不为零，一相电压高，表针打到头。
B：分频谐振时，三相电压依次升高，并超过线电压，表针打到头，三相电压表针在同范围内低频摆动。
C：高频谐振时，三相电压同时升高，超过线电压，表针打到头，也可能一相电压上升高于线电压，另两相电压下降。
处理步骤：
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“谐振过电压故障”。
3、发生谐振过电压时，应根据系统情况，操作情况作出判断。处理谐振过电压的关键：是破坏谐振的条件。
4、由于操作后产生的谐振过电压，一般可以恢复到操作关前的运行方式，分析原因，汇报调度，采取措施，再重新操作；对母线充电时产生的谐振过电压，可立即送上一条线路，破坏谐振的条件，消除谐振。如果是运行中，突然发生谐振过电压。可以试断开一条不重要负荷的线路，改变参数，消除谐振。
6、若谐振现象消失后，仍有接地信号，三相电压不平衡，一相电压降低，另两相电压升高为线电压，说明有谐振的同时，有单相接地或断线故障。查找处理接地或断线故障。
7、若谐振现象消失后，三相电压仍不平衡，一相降低，另两相不变，则可能是谐振过电压同时，使高压保险熔断，检查电压互感器有无异常后，更换保险试送一次。
第六节 站用电源本体故障
2.6.1 预想题目：10KV 站用变压器本体故障
象征
1)监控申心微机无报警，10kv 站用变压器二次电压电流有波动。2)现场 10kV 站用变压器有异音及放电声，二次电压电流有波动。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“10kv 站用变压器本体故障”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)发现以上现象，立即拉开故障站用变压器断路器及二次总隔离开关。2)进行站用变倒换。3)原因查明进行处理。
2.6.2 预想题目：10KV 站用变压器一次熔断器熔断
象征
(1)后台微机无报警，10kV 站用变压器二次电压电流有波动、电压不平衡。(2)现场 10kv 站用变压器有异音及放电声，二次电压电流有波动、电压不平衡。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“站用变压器一次熔断器熔断”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)发现以上现象，立即拉开故障站用变压器断路器及二次总隔离开关。2)进行站用变倒换。
3)原因查明处理完后，更换一次熔断器。
2.6.3 预想题目：站用低压配电箱烧坏起火
处理步骤：
1、汇报调度。
2、断开 410 断路器。
3、用灭火器进行灭火；
4、采取好安全措施，检查配电柜烧坏原因；
5、向值班调度和领导汇报；
6、更换配电箱，恢复送电；
7、做好相关记录。
2.6.4 预想题目：1＃站变低压空气开关410 跳闸
处理步骤：
此种现象说明 1＃站变低压回路存在故障：
1、汇报调度，记录故障时间及现象。
2、立即断开 1＃站用变低压回路所有负荷。
3、试送 401 空气开关，如不成功，说明 1＃站用变低压柜内低压回路有故障，应尽快查找处理故障。
4、试送 401 空气开关成功后，逐一试送各分路负荷，当试送至某一分路负荷时，空气开关再次跳闸，说明该分路存在故障，此时应断开该分路负荷，合上 1K 空气开关，恢复其它低压回路负荷，处理故障分路故障点。
2.6.5 预想题目：全站失压
象征：事故照明灯亮，后台系统失压报警：主变温度异常，电压回路断线等，交流全部消失。
处理步骤：
1、汇报调度，记录故障时间及现象。
2、首先检查后台系统所发的信号情况及各开关位置指灯有无绿灯闪光，还要检查所有开关保护掉牌情况。分析是否由于站内站用变及其它开关跳闸引起全站失压。
3、如果是由于 35kV 开关跳闸使站内失压，应检查后做好记录并迅速向调度及领导汇报。
2.6.6 预想题目：站用变919 开关故障跳闸
处理步骤：
1、汇报调度，记录故障时间及现象。
2、迅速手动断开路 1＃站用变低压空气开关 410，拉开 919 隔离刀闸，断开低压联络空气开关。
3、将 4201 双电源开关由“IN 主供电源”转换至“IR 备用电源”，合上 2#站用变联络空气开关。
第七节 直流电源故障
2.7.1 预想题目 ：直流系统接地故障
象征：运行中“直流母线接地”后台系统报警，直流系统保护装置告警未复归。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“直流系统接地”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)到现场首先对直流绝缘监视进行切换。
2)如负极全接地，监视切换到负极时表计指示电压为零。3)如正极全接地，监视切换到正极时表计指示电压为零。4)应对直流进行瞬间拉合法选择。
5)在直流屏上拉开直流断路器或熔断器，应先次要后主要的原则进行。6)当拉到某回路时接地瞬间消除，则是该回路接地。7)对该回路下级断路器拉合，拉到该回路末端断路器。8)对接地回路，用外观检查及万用表测量进行。
9)如接地处理需要将高压设备停电时，应联系有关人员。10)防止两点接地造成断路器误跳误合。11)查找应抓紧时间，接地超过 2h 为障碍。注意事项
因为直流系统关系到整个变电站及电力系统的安全运行，所以应及时汇报调度。查找直流接地故障的一般顺序和方法是：
1、分清接地故障的极性，粗略分析一下故障发生的原因。
2、查找之前，先在直流盘上用直流绝缘监测转换开关判明接地故障的极性，然后分析接地故障是否与天气变化有关，长时阴雨天气，会使直流系统绝缘受潮，室外端子箱、机构箱、接线盒等可能因密封不良进水，是否与设备操作有关。
3、进一步查出故障回路，用瞬拔直流操作保险、信号保险的方法，查明故障所在回路。
4、查找直流系统接地故障，应随时与调度联系，并由二人及以上配合进行，其中一人操作，一人监护，并监视表计指示及信号的变化。
5、在直流系统接地故障中，危害较大的是两点接地，可能构成接地短路，造成继电保护、信号、自动装置误动（正极两点接地）、拒动（负极两点接地）或电源保险熔断（正负极两点接地）保护及行动装置失去电源。
6、在检查处理直流系统接地过程上，绝不允许造成两点接地。到直流系统绝缘监测仪前检查观察是第几回分支线，正极或负极接地。汇报调度及负责人。
7、在调度的指挥下，由二人以上配合进行查找。利用“瞬停法”，查找分路所带回路中有无接地。若经检查，故障点在某一线路的控制、信号回路中，应汇报调度，由专业人员配合查找。
8、若用瞬拔保险的方法检查（一般不超过３秒钟）所有设备的操作、信号保险，直流接地信号仍不消失，故障点可能在直流小母线上或在小母线与直流盘电缆线上，可进一步检查，直至恢复正常。
9、在查找过程中，无论回路有无故障点，接地信号是否消失，瞬拔保险均应及时投入。
2.7.2 预想题目：直流母线电压过低
象征
后台微机报警，“直流母线电压过低”信号标示。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为“直流母线电压过低”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)用万用表测母线电压数值是否与电压表指示一致。2)测量数值正常，认为电压表指示不准，通知处理。3)电压数值与电压表指示一致。4)检查浮充机是否正常。5)检查浮充电流是否正常。
6)如浮充机停运重新启动，如浮充电流小则调高。
2.7.3 预想题目：单只电池开路处理
象征：
后台，浮充机停运时，“直流母线无电压”信号标示，微机报警。处理步骤
1、汇报调度。
2、记录故障时间及现象，初步判断为 “单只电池开路”。
3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。
1)用万用表测母线电压数值是否与电压表指示一致。2)测母线电压数值为零。
3)用万用表对电池组进行分段快速测量。4)当测到某段电池时没有电压认为是故障。
5)当测到单只电池两端出现电池组全电压时认为该电池开路。6)应用连接线将该电池跨接良好，将电池拆除。
2.7.4 预想题目：蓄电池故障造成直流消失，一时不能将蓄电池投运
象征：直流母线电压表无电压，“蓄电池有明显故障”。处理步骤
1、发现直流母线电压表无电压，直流消失。经检查发现蓄电池有较大故障后，应迅速向调度汇报。
2、退出硅整流。
3、将直流屏上的充电闸刀向上倒向母线侧。
4、起动硅整流。
5、拉开蓄电池与直流母线上的连接闸刀。
6、取下蓄电池进入直流屏母线上的正、负极保险。
7、将充电屏上的电位器调节到母线电压为 220V 为止。
8、退出所有开关的重合闸压板。
9、拉开直流屏上所有合闸电源开关。
10、派人对蓄电池检修。
2.7.5 预想题目：蓄电池爆炸
处理步骤
1、汇报调度。
2、发现蓄电池爆炸首先断开充电电源，检查哪组电瓶爆炸并迅速停掉该组蓄电池充电，拉开该组电池充电开关。
3、进行灭火处理，灭火时戴好防毒和安全用具，没有防毒罩用湿手帕捂住口鼻防止中毒，并防止继续爆炸。
4、隔离故障电池组拆除爆炸电瓶
2.7.6 预想题目：10KV 电压并列装置的使用
1）当 10kvⅠ段Ⅱ段母线分别运行，当 10kvⅠ段Ⅱ段电压互感器在投入位置时，将电压切换把 手切置停用位置，此时电压使用所对应母线 PT 的电压。
2）当 10kvⅠ段Ⅱ段需要退出其中一段电压互感器，且所退出电压互感器所在在母线所属设备需 要电压时，可根据需要将 10kvⅠ段Ⅱ段母线并列。只有在 10kv 母联断路器合上后，才允许将两段电压 互感器二次并列，并列时将电压切换把手切置投入位置，此时“Ⅰ母”灯亮，即可实现 10kvⅠ、Ⅱ段 母线电压并列。可保证保护及计量二次电压回路不中断供电。
3)10kv 一条母线停电时，电压并列装置把手置退出。
2.35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理 篇二
关键词：合闸原理,控制电路,案例分析,处理方法
断路器应用于电力系统自动装置比较普遍, 但也是经常发生故障的器件, 这里就几种故障及处理实例加以介绍。
1 辅助开关分合不到位故障
辅助开关的一对常开接点接入分闸回路, 将一对常闭接点接入合闸回路。当开关处于分闸位置时, 断路器辅助开关常闭接点闭合, 为合闸做准备;当断路器处于合闸状态时, 辅助开关常开触点闭合, 常闭触点断开, 为分闸做好准备。当辅助开关分、合不到位时, 要观察辅助开关旁边的转动指针, 通过调节其角度, 来使分合到位, 实现定位功能。
处理方法:断路器处于分位, 遥控断路器不能够合闸, 断开综合测控装置操作电源、控制电源开关, 用万用表测量合闸回路辅助开关常闭接点两侧电阻, 若电阻显示为零, 证明常闭接点接触良好, 若万用表显示电阻为无穷大, 常闭接点断开, 造成断路器不能够合闸。更换辅助开关或通过观察辅助开关右侧的转动指针, 对辅助开关进行适当调整。
故障描述:端子箱储能总电源开关烧焦虚接、中间继电器线圈烧毁某变电站, 调度反映遥控断路器拒绝合闸。变电运维人员检查现场设备:断路器在分闸位置, 断路器合闸凸轮在未储能位置, 现场检查储能开关在接通位置, 综合测控装置显示控制回路断线, 无烧焦气味。
处理方法:根据现场检查设备情况, 综合测控反映控制回路断线, 开关拒合可能发生在控制电路。但是储能控制开关接通, 断路器确未储能, 按下中间继电器按钮, 仍不能储能;此时, 测量中间继电器线圈接线两端直流电压, 显示220V, 推断中间继电器线圈烧毁;更换继电器完毕, 但开关仍不能储能, 检查端子箱储能电源总开关在合闸位置, 用万用表检查储能电源总开关上侧有电, 但储能电源总开关下侧仍无电压, 仔细检查发现开关出线接线烧焦, 线路虚接, 对储能电源总开关出线进行重新接线, 断路器储能。遥合断路器实现合闸, 综合测控装置“控制回路断线”故障消失。
2 五防锁改造接线导致控制回路断接故障
调度反映, 110k V线路断路器不能遥合。现场检查设备, 开关储能良好, 无任何异常信号产生。
处理方法:办理变电站第二种工作票完毕, 做好各项安全措施, 要求调度遥控合闸, 发现遥控命令已到达综合测控保护装置, 用万用表测量综合测控装置合闸出口, 继电器动作, 万用表二极管瞬间导通;用万用表测量跳闸出口, 继电器动作, 万用表二极管瞬间导通;因此推断综合测控装置良好, 故障原因可能发生综合测控出口以下的接线问题。查线发现, 出口以下控制线经过一个转换开关, 转换开关经过五防锁改造接线, 推断原因可能在五防接线。经查线发现五防闭锁接线存在问题。远方遥控不能够形成回路。
3 合闸线圈烧毁故障
某变电站, 遥控不能合闸。综合测控装置显示控制回路断线, 现场检查设备良好。
处理方法:综合测控屏装置显示控制回路断线, 推断故障原因发生在控制回路。现场检查设备继电器良好, 储能控制开关在合闸位置, 储能良好, 遥控合闸拒绝合闸, 推断合闸线圈烧毁。断开综合测控装置控制电源和操作电源, 用万用表测量合闸线圈电阻, 若合闸线圈电阻为0, 证明线圈完整良好;若合闸线圈电阻为无穷大, 证明合闸线圈烧毁, 需要更换合闸线圈。
4 合闸挚子不回位, 合闸半轴不到位卡涩故障
检查断路器各方面良好, 遥控拒绝合闸。
故障现状:冬季天气干燥, 合闸挚子不润滑, 因连锁装置等原因而使合闸半轴扣接量改变, 造成机构分合失常, 机构损坏。调节合闸挚子和合闸半轴的扣接量达到最优化。
5 拒绝合闸的综合处理方法
当断路器遥控拒绝合闸时, 按下列顺序依次排查: (1) 检查断路器合闸凸轮指示是否在储能位置或储能弹簧是否拉伸, 若断路器未储能, 则应首先检查储能控制开关是否合上, 若储能控制开关未合上, 合上储能开关, 检查断路器是否储能; (2) 解决上述问题后, 机构仍然不储能, 则应该检查控制回路中间继电器, 机构未储能, 因储能行程开关接点闭合, 用万用表测量中间继电器线圈两端直流电压, 若万用表指示电压为0V, 证明线圈良好, 若万用表指示电压为220V, 证明线圈烧毁, 立即更换中间继电器, 消除故障; (3) 在进行上述检查完毕后, 开关依然不能储能, 则应检查端子箱储能电源总开关是否良好; (4) 在断路器储能良好, 但遥控操作, 程序操作, 就地综合测控屏操作, 断路器依然不能合闸, 则应检查控制屏显示, 若控制屏显示“控制回路断线”, 应重点检查合闸线圈, 断开综合测控装置操作电源和合闸电源, 用万用表测量合闸线圈电阻, 若指示为0, 证明线圈良好, 若指示无穷大, 线圈烧毁, 需要更换。
6 结束语
文章主要阐述电气控制回路故障的分析与处理, 断路器遥控拒绝合闸故障, 不容忽视, 要引起足够重视。电气回路故障的查找要从回路接线和机构动作原理角度出发, 根据回路接线依次排查, 将故障排除, 发现问题及时消缺, 实现电网可靠运行。
参考文献
[1]张全元.变电站现场事故处理及典型案例分析[M].中国电力出版社教材中心, 2014.
[2]国家电网公司.国家电网公司电力安全工作规程 (变电部分) [M].中国电力出版社, 2013.
3.35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理 篇三
摘 要 500kV变电站电容器组故障问题是常见问题，其中异常声响也是故障问题之一，本文结合某地区500kV变电站电容器组异常声响的实例，分析了声响产生的原因并提出了科学的解决对策。
关键词 500kV变电站；电容器组；异常声响；原因；对策
中图分类号 TM6 文献标识码 A 文章编号 1674-6708（2016）164-0194-02
异常响声概况
某地区500kV变电站为枢纽变电站，低压端最新配置了一对电容器组，然而，该对电容器组刚工作几个小时，就忽然发出非正常声响，该声响略接近变压器噪音，达到80.6dB，超出了规定标准，影响了变电站系统的安全工作。500kV变电站电容器组异常响声的原因分析
500kV变电站电容器组异常声音的检测与原因查找应该重点从2方面出发，一方面要立足于客观理论，另一方面则要深入实践，从理论与实践双方入手，进行全方位地勘察、分析。
2.1 理论角度切入
1）电容器连接。根据电气设备相关的技术规程、标准规定，软连接通常用于电容器及其横联线中间，而且接头要通过铜质材料进行压接，规定电容器必须选择双套管构造，其接线模式为：先串联、再并联，规定各相路的并联容量也要在控制在3？900kVar范围内，确保电容器组的各个部件牢固联系、没有任何变松现象。
2）母线材质选择。优选铜质母线，把握好其截面大小，通过的电流大小需大于回路的1.5倍，而且当发生三相短路故障时，该母线依然能够安然无恙，要达到一定的热等级。
3）连接线。主要是指位于电容器与母线中间的线路，要确保其常规能够承受一定程度的电流，具体的电流大小应该达到单台电容器额定电流的1.5倍以上。优选软质的铜材质做连接线，这样才能有效抵御外部热力、温度等的不良影响。
4）绝缘防护要求。所谓的绝缘防护指的是电容器组、隔离开关以及避雷器等连接处的绝缘防护，具体可以选择热缩绝缘套管，达到安全绝缘的目的。
5）不平衡电流的测量。通常情况下，电容器组可能出现电流大小不
一、不平衡等问题，对此就要做好电流测量工作，具体测量数值应该在特定范围内，控制在规定的安全范围内。
当发现变电站电容器组出现异常声响时，第一步要考虑到以上理论因素，从理论角度分析声音异常的原因，深入现场检查各项设备能否达到规定的技术要求。按照相关的技术规定进行逐项排查，确保及时消除故障。
例如，现场实测电容器将是否采用了软连接，相关的连接处有无松动现象，如果出现松动就容易出现异常声音。同时，检查绝缘子能否达标，绝缘子质量不合格同样会造成声响问题。具体见表1。
2.2 实践检测分析异常声响的原因
2.2.1 红外测温
红外测温是常见的电容器运行监测方法，一般来说应该采用跟踪测温的方式，反复测量，通常要连续跟踪4回进行测温。此次异常声音出现后，对电容器进行测温，发现其中一次测温>100℃，其他3次<60℃。
2.2.2 背景噪音测量
当出现非正常声响时，用普通的耳朵试探，感觉到声音大致出现在电抗器和电容器二者中间，在此处引入噪声监测设备进行检查、监测，测出电容器背景噪音，得出如下结果：1-1C？A相，噪音达到80.6dB，超出规定值，1-2C？C相噪声达到87.7dB，也超出了规定值。
2.2.3 电容器外观检查
电容器外观检查也是异常声音检查的一项重要环节，具体的外观检查方法为：对电容器每组内的单个电容器来核查，查看有无异常问题，经检查一切正常，没有油体泄漏现象，也无设备起鼓问题，未曾有部件不牢、螺丝连接松动等问题。同时，为了判断该异常声响是否来自于设备共振，先切断电源，再深入检查各相支柱瓷瓶概况，查看有无破损现象，经检查瓷瓶一切正常。
2.2.4 电容量测量
在断电状态下，深入检查各个电容器单元的电容量，本次事故后对电容器INXS测量，发现没有任何异常现象，其容量也处于标准合格状态，单体电容器也未曾出现油体渗漏、变形等问题，各个部件间连接紧密，没有任何松动问题。对此可以断定出问题并非来自于部件连接不紧密，同时，也证实电容器自身并无任何故障问题，这样就排除这两大故障原因。经多次分析、判断得出：电抗器和电容器之间的链接线质量低下，并未选择软连接，从而导致了电容器组异常声响。
2.3 其他故障原因
导致电容器组异常声音其他故障还有很多，例如：断路器故障、操作机构压力异常、操作回路发生异常问题、交流储能电源故障等，各个电气元件如果未能科学设计，实际使用中都可能对电容器的运转带来影响，导致异常声音的出现。
电容器组实际工作过程中，如果出现过热、温度过高等现象时，主要热源一般来自于导电连接处，所以，必须加大对导电连接部位的检查与维护，防止其出现过热问题。电容器组异常声响的解决对策
3.1 全新排查、检修
电容器异常声响出现后，首先应做好故障排查与检修工作，先锁定电容器组内铝排链接位置，深入加工与处理，并做下细致的分析。对于特殊的故障，需要先切断电源，围绕电容器组展开全面的检修。
对于此次异常声响故障，经检查发现故障来自于电容器和电抗器间连接故障，而且个别连接部位出现了些许松动，从而导致了振动现象，对此可以选择增设垫片来控制声响，以此来提高电容器组的工作效率，同时，确保电力系统的电压质量。电容器组一旦投入使用，就必须对噪声实施动态监控，做好相关的测温等工作，及时总结经验，减少故障问题的出现。
3.2 选择高质量电容器组
电容器组自身的质量会直接影响工作运转，优选高质量电容器组。例如，提高铝箔极板质量，优选凸箔结构的铝箔板。电容器外部各个部件应该选择自动化的氩弧焊焊接，而且也要优选高质量、现代化的真空注油工艺。提高熔丝产品质量，确保其工艺合格，未有任何漏洞问题，要经常检查外熔丝，确保其质量。
同时，也要注意电容器组型号的选择，常见的型号为：片架式、集合式。通常来说，2种电容器在运行安全性、投运时间方面存在着一定的差异，一方面要结合实践经验，不断总结不同型号电容器组的功能和作用；另一方面则应查看变电站的具体情况，对应优选合适的型号。
3.3 增设内外熔丝保护
变电站电容器组需要熔丝的保护作用，这其中需要内、外熔丝的双向保护、双向支持。然而，因为外熔丝所处环境较为复杂，容易受到外部环境、温度、安装质量等的影响，起保护性能会受到影响，从而提高其故障率。所以，也要附加内部熔丝保护，能够维持电容单元持久工作。如果选择了外熔丝保护模式，就要参照系统运转状况来把握好外熔丝的额定电流，通常应该选择标准规定上限值1.6倍额定电流，而且要积极控制由于过热导致的熔丝烧断现象，对此可以采用高端、升级版的双熔芯熔丝，从而控制发热问题的出现。结论
变电站电容器在正式使用前，必须严格根据国家的相关制度规定，做好质检工作，确保其各项功能、性能等合格，在此基础上加强其运行过程中的监管，其中要注重在电抗器和电容器间选择软连接，以此来控制电容器组出现异常声响，提高电容器组的使用效率。
参考文献
4.35KV变电站技术参数 篇四
变压器
SFZ11-8000/35有载调压变压器
高压：36570V
电流：125.7A
额定容量：8000KVA 低压：6300V 电流：733.4
额定电压：35+3*25%/6.3KV
额定电流：132/733.14A
相数：3
额定频率：50Hz
冷却方式：ONAN/ONAN（70%/100%）
绝缘耐热等级：A 使用条件：户外
联结组标号：Ynd11 绝缘水平：LI200AC85/LI65AC25 油箱及储油柜的真空耐受能力50Kpa 空载损耗：7278W 负载损耗：44385W 空载电流：0.22%
短接阻接：7.36%
标准代号：GB1094.1-2-1996
GB1094.3.5-2003 出厂序号：200806045
江苏中电输配电设备有限公司 开关参数
XGN17A-40.5箱型固定式金属封闭开关柜 额定电压：40.5KV
执行标准:GB3906-91 额定电流:50A-100A
防护等级:IP2X
开断电流:2.5KA 重量:1800Kg 山东泰开电气有限公司 电流互感器
型号：LCZ-350型电流互感器 电压：35kV
额定电流比：300/5 额定绝缘水平：40.5/95/185V 厂家：江苏靖江互感器厂 电压互感器
型号：JDZX9-35型电压互感器 额定绝缘水平：40.5/95/200KV 额定电压比：3500/厂家江苏镇江互感器厂 电容器
型号：TVQC2-7.2/2000-4N 额定容量：2000kvar 额定电流：175A 额定电压：7.2kV 容量：500kvar 电抗器
型号：CKSG-30/6.6-6 额定容量：30kvar 额定电流：43.79A 额定电压：6kV
35kV线路技术参数
5.35KV变电站安装工程合同 篇五
中 华 人 民 共 和 国 建 设 部 国家工商行政管理局 一九九九年十二月
合 同 书
第一部分 协 议 书
发包人：XXXX矿业有限责任公司
承包人：XXXX建设（集团）有限责任公司
依照《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》及其有他有关法律、行政法规、遵循平等、自愿、公平和诚实信用的原则，双方就本建设工程施工事项协商一致，订立本合同。
一、工程概况
工程名称：XXXX矿业有限责任公司北阳庄矿井35KV变电站安装工程。工程地点：XX矿业有限责任公司。工程内容：35KV变电站安装工程。资金来源：自 筹。
二、工程承包范围
承包范围： 35KV开关柜15台;6KV开关柜35台；低压开关柜9台；变压器SF9-10000／35 10000KVA 3台；变压器SCB9-800／6 800KVA干式电力变压器2台；消弧线圈及小电流接地选线装置2套；无功补偿装置2套；交流电源屏1台；直流屏1套；继电保护为综合自动化，详见招标文件及设计图纸。
三、合同工期
1、开工日期：以具备开工条件发包人书面开工令为准；
2、竣工工期：收到开工令后40天完工。
总日历天数：40 天
四、质量标准
工程质量标准：符合国家及行业现行的施工质量验收规范，质量优良。
五、合同价款
金额（大写）： 壹佰伍拾万元（人民币）。￥:1500000元。
六、组成合同的文件
组成本合同的文件包括：
1、本合同协议书；
2、本合同专用条款；
3、本合同通用条款；
4、标准、规范及有关技术文件；
5、图纸；
6、工程报价单或预算书。
7、招标文件、投标文件、答疑书及承诺书。
8、中标通知书
双方有关工程的洽谈、变更等书面协议或文件视为本合同的组成部分。
七、本协议书有关词语含义与《通用条款》中分别赋予它们的定义相同。
八、承包人向发包人承诺按照合同约定进行施工、竣工并在质量保修期内承担工程质量保修责任。
九、发包人向承包人承诺按照合同约定的期限和方式支付合同价款及其它应当支付的款项。
十、合同生效
合同订立时间： 年 月 日。合同订立地点： 河北蔚县 本合同双方约定 签字盖章 后生效。
发包人：XXXX蔚州矿业 承包人：XXXX建设（集团）
有限责任公司 有限责任公司
法定代表人: 法定代表人： 委托代理人： 委托代理人： 电 话： 电 话： 传 真： 传 真： 开 户银 行： 开户 银 行： 账 号： 账 号： 邮政 编 码： 邮 政 编 码： 第二部分 通 用 条 款
本合同所称《通用条款》指一九九九年十二月由中华人民共和国建设部和国家工商行政管理局制定的（GF-1999-0201）《建设工程施工合同》示范文本中的第二部分《通用条款》。详细内容（略）
第三部分 专 用 条 款
一、词语定义及合同文件：
2、合同文件及解释顺序
合同文件组成及解释顺序：执行《通用条款》。
3、语言文字和适用法律、标准及规范
3.1 本合同除使用 汉语 外，不使用其他 语言文字。3.2 适用法律和法规
需要明示的法律、行政法规：《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》、《建设工程质量管理条例》、《建设工程安全生产管理条例》。3.3 适用标准、规范
使用标准、规范的名称：执行国家最新标准及规范。发包人提供标准、规范的时间：不采用。国内没有相应标准、规范时的约定：无。
4、图纸
4.1 发包人向承包人提供图纸日期和套数：开工前15日，提供设计图纸4套。
发包人对图纸的保密要求：不采用。
使用国外图纸的要求及费用承担：不采用。
二、双方一般权利和义务
5、工程师
5.2 监理单位委派的工程师
姓名：
职务：监理工程师。发包人委托的职权：见《监理合同》。
需要取得发包人批准才能行使的职权：见《监理合同》。5.3 发包人派驻的工程师
姓名：
职务：高级工程师。
职权：全权代表发包人行使发包人的权利和义务。5.6 不实行监理的，工程师的职权：执行5.3款
7、项目经理
姓名： 职务： 项目经理
8、发包人工作
8.1 发包人应按约定的时间和要求完成以下工作：
（1）施工场地具备施工条件的要求及完成的时间：开工前3日内；
（2）将施工所需的水、电接至施工场地的时间、地点和供应要求：开工前3日内；（3）施工场地与公共道路的通道开通时间和要求：开工前3日内；（4）工程地质和地下管线资料的提供时间：开工前3日内；
（5）由发包人办理的施工所需证件、批件的名称和完成时间：开工前3日内完成。（6）水准点与坐标控制点交验要求：开工前3日内以书面形式交水准点及坐标控制点，并进行现场复验。
（7）图纸会审和设计交底时间：开工前15日；
（8）协调处理施工场地周围地下管线和邻近建筑物、构筑物（含文物保护建筑）、古树名木的保护工作：执行《通用条款》。（9）有权对工程的变更进行签证并签字盖章有效。（10）双方约定发包人应做的其他工作：无。8.2、发包人委托承包人办理的工作：无。
9、承包人工作
9.1、承包人应按约定时间和要求，完成以下工作：
（1）需由设计资质等级和业务范围允许的承包人完成的设计文件提交时间：不采用；（2）应提供计划、报表的名称及完成时间：每月20日前向发包人提供本月实际完成进度报表及下月作业计划；
（3）承担施工安全保卫工作及非夜间施工照明的责任和要求：承包人自行负责；（4）向发包人提供的办公和生活房屋及设施的要求：无；
（5）需承包人办理的有关施工场地交通、环卫和施工噪音管理等手续:无；（6）已完工程成品保护的特殊要求及费用承担：执行《通用条款》 ；
（7）施工场地周围地下管线和邻近建筑物、构筑物（含文物保护建筑）、古树名木的保护要求及费用承担：执行《通用条款》 ；
（8）施工场地清洁卫生的要求：保持场地清洁卫生，符合环境卫生和文明施工；（9）双方约定承包人应做的其它工作：无 ；（10）有权拒绝非发包人对工程的变更签证。9.2 遵守发包人的各项管理制度。
三、施工组织设计和工期
10、进度计划
10.1、承包人提供施工组织设计（施工方案）和进度计划的时间：开工前3日内提供。
工程师确认的时间：收到后3日内。10.2、群体工程中有关进度计划的要求：无。
13、工期延误
13.1、双方约定工期顺延的其它情况：执行《通用条款》。
四、质量与验收
17、隐蔽工程和中间验收
17.1、双方约定中间验收部位：另行协商。
19、工程试车
19.5、试车费用的承担：执行《通用条款》。
五、安全施工：执行《通用条款》及双方签订《安全施工协议》。
六、合同价款与支付
23、合同价款及调整
23.2、本合同价款采用 固定价格 方式确定。
采取固定价格合同，合同价款中包括风险范围：承包范围内工程的风险。23.3、双方约定合同价款的其它调整因素：无。
24、工程预付款
发包人向承包人预付工程款的时间和金额或占合同价款总额的比例：合同生效后7日内预付合同价款的 20%。
扣回预付工程款的时间、比例：工程进度款支付到合同总额的40%时，按比例逐月 扣回工程预付款。
25、工程量确认
25.1、承包人向工程师提交已完工程量报告的时间：每月20日前提交当月已完成工程量报表，3日内经发包人审批后生效。
26、工程款（进度款）支付
双方约定的工程款（进度款）支付的方式和时间：次月10日内发包人按签批的进度拨付工程款，拨款比例按85％拨付，竣工结算后10日内拨付至总价款的95%，余5%待项目审计后10日内付清。
七、材料设备供应
27、发包人供应材料设备：发包人负责提供本工程设备、设备厂家随机配套高低压柜母线。
28、承包人采购材料：
28.1、承包人采购材料的约定：本工程全部材料由承包人负责采购，采购的材料应满足设计和有关规范、标准要求，保证质量，资料齐全。
八、工程变更：
九、竣工验收与结算：执行《通用条款》。
32、竣工验收
32.1、承包人提供竣工图的约定：工程竣工验收合格后，15日内向发包人提供完整的竣工图纸四套和竣工资料四套，质保期一年，从实际竣工之日起算。
32.6、中间交工工程的范围和竣工时间：另行协商。
十、违约、索赔和争议
35、违 约
35.1、本合同中关于发包人违约的具体责任如下：
本合同通用条款第24条约定发包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。本合同通用条款第26.4条约定发包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。本合同通用条款第33.3条约定发包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。双方约定的发包人其它违约责任：执行《通用条款》。
35.2、本合同中关于承包人违约的具体责任如下：执行《通用条款》。
本合同通用条款第14.2条约定承包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。本合同通用条款第15.1条约定承包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。双方约定的承包人其它违约责任：执行《通用条款》。
37、争 议
37.1、双方约定，在履行合同过程中产生争议时：
本合同在履行过程中发生的争议，由双方当事人协商解决，协商不成的按以下条款执行
（1）依法向工程所在地人民法院提起诉讼。
十一、其 它
38、工程分包
38.1、本工程发包人同意承包人分包的工程：无。
分包施工单位为：无。
39、不可抗力
39.1、双方关于不可抗力的约定：执行《通用条款》及风、洪水、地震等自然灾害。40、保 险
40.6、本工程双方约定投保内容如下： ⑴、发包人投保内容：不采用。
发包人委托承包人办理的保险事项：不采用。
⑵、承包人投保内容：不采用。
41、担保
41.3、本工程双方约定担保事项如下：
（1）发包人向承包人提供履约担保，担保方式为：不采用 担保合同作为本合同附件。（2）承包人向发包人提供履约担保，担保方式为：不采用 担保合同作为本合同附件。（3）双方约定的其它担保事项：无。
46、合同份数
46.1、双方约定合同副本份数：正本两份，双方各持一份；副本共八份，双方各持四份。
47、补充条款
6.35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理 篇六
随着特高压电网的建设和智能电网的发展, 开关设备得到了广泛的应用。断路器作为开关设备的重要组成部分, 由于其具有高效的灭弧装置, 能在负载、无载及各种短路工况下完成预设的分断或关合功能, 故在电网中具有重要地位[1]。本文结合工作实际, 详细介绍了500 k V敞开式变电站中断路器液压机构常见的几种故障异常及处理方法, 并提出了相应的预防和检修策略, 从而确保了断路器的安全稳定运行, 提高了电力系统供电的稳定性。
1 断路器液压机构压力异常分析及预防措施
在现代电力系统中, 110 k V及以上高压断路器广泛采用液压操作机构[2]。液压机构是影响断路器分合性能的重要因素, 压力低会造成分合闸速度变慢, 而压力高易导致压力管道泄漏, 严重时还会对断路器造成损坏。因此, 液压操作机构的压力正常是保证断路器性能的重要因素之一。
1.1 液压操作机构压力变化的影响因素
目前, 500 k V敞开式变电站的大部分断路器都安装于室外, 四季温度变化会引起断路器的压力变化, 另外, 运行和检修过程中漏油和氮气泄漏等, 也会引起断路器操作机构压力变化。常见的影响断路器液压机构压力的因素有:
1.1.1 温度
敞开式变电站的断路器安装在室外, 运行环境恶劣, 夏季高温时节的温度与寒冬时节相比, 会有十几度甚至二十几度的温差, 物体的热胀冷缩效应在温度发生变化时会有明显体现, 即断路器压力跟随设备温度发生明显的变化。
1.1.2 储压筒体积
在静态情况下及整体储能过程中, 液压操作机构的压力与储压筒中气体体积存在反比例关系, 即在预充压力跟储能开始时工作缸容积一定的情况下, 储压筒中气体体积越小, 断路器液压操作机构压力越大。但在设备运营的过程中, 可能会由于某种原因, 如储压筒的活塞胶圈磨损, 在液压和气压的作用下, 液压油进入储压筒等, 引起断路器液压机构压力异常升高, 给断路器的安全稳定运行带来隐患。通常我们将断路器液压油进入储压筒中的情况俗称混氮, 出现这种情况时, 断路器液压机构压力即会上升, 只有通过停电检修的手段将储压筒中的液压油排出, 才能使断路器液压机构压力恢复正常。
1.1.3 预压力
断路器操作机构的预压力是指当储压筒内部活塞处于最低位置时预先装入储压筒内的氮气的压力。对于大多数厂家来说, 20 ℃时的压力值即为设备的预压力。若储压筒在注入氮气时的温度不是20 ℃, 我们就需要对预压力进行修正。
1.1.4 检修工艺
由于断路器液压机构储压筒是一个密封结构, 因此其初始时注入的氮气是不会损失的, 但存在投运后检修工艺不当, 造成储压筒漏气, 导致储压筒内部压力降低的情况。若此时再次测量预压力, 测量值也会降低。
1.2 防止液压机构压力异常的措施
为保证断路器的液压机构能够稳定运行, 提高电网的供电可靠性, 我们通常采取以下措施:
(1) 防止温度变化对机构压力的影响。大多数厂家为确保断路器液压机构压力在合格范围内, 常在设备内部装设电加热器, 电加热器一般在0 ℃时投入, 10 ℃时退出, 且具有自动投切功能, 这就确保了机构箱内温度变化更小。夏季前后, 阳光照射较为强烈, 处于室外环境中的机构箱温度剧烈升高, 我们可以通过在机构箱顶部加装排风扇来适当降低机构箱内的温度。
(2) 严格按厂家规定的预压力值对储压筒进行充气。设备投运前, 我们通常会保证储压筒充气压力达到预压力值的最高限值, 以防止气体泄漏造成储压筒压力下降。其次, 加强液压油的管理也是保证断路器正常工作的重要措施。清洁的液压油能减少储压筒及工作缸的磨损, 减少混氮缺陷的发生。因此, 要认真清理新投运设备的储压筒及工作缸, 仔细过滤要使用的液压油。
(3) 注意断路器液压机构的密封性。要严密监视由于储压筒密封不良而导致的漏氮、压力降低等故障。
2 断路器液压机构渗漏油分析判断及处理
在运行中, 断路器液压机构的渗漏油现象是不可避免的。液压机构在额定表压下 (分闸状态或合闸状态) 24 h补压超过2次的可视为出现渗漏;反之, 则表明液压机构正常。
液压机构渗漏通常分为两类, 即外漏和内漏。其中, 内漏又可分为:合闸渗漏, 分闸不渗漏;分闸渗漏, 合闸不渗漏;分、合闸均渗漏, 因此导致设备频繁打压。
2.1 液压机构外漏原因及处理方法
500 k V变电站中发生断路器液压机构外漏现象的主要原因有:
(1) 安装时管接头拧紧力不够, 长时间运行后出现接头松动现象;
(2) 接头卡套处出现毛刺、破裂等损坏;
(3) 液压机构密封圈、垫片长期运行发生老化、变形;
(4) 安装过程中用力不均, 致使接头受力不均匀, 出现变形损坏。
通常, 我们通过拧紧接头、更换密封圈、垫片或者卡套的方法来解决断路器液压机构外漏现象。
2.2 液压机构内漏原因及处理方法
500 k V变电站中发生断路器液压机构内漏现象的主要原因有:
(1) 液压机构内部元件的动、静密封圈, 垫片在长期运行过程中出现损坏、老化;
(2) 液压机构锥阀及阀座密封损坏, 球阀及阀线损坏, 阀线宽度大于0.2 mm;
(3) 液压机构元件内部接头出现松动, 影响了内部良好的密封性能。
当断路器液压机构发生内漏后, 我们首先应该判断可能发生渗油的部位有哪些。对于合闸漏、分闸不漏的情况, 其主要原因有控制阀的二级阀自保持空腔球阀及阀线密封不良、锥阀的滑动组合密封及锥阀的阀线密封不良、三级阀的排油阀及三级阀锥阀的滑动组合密封以及供排油的排油阀密封不良, 控制阀的静组合密封不严等。当内漏现象表现为分闸漏、合闸不漏时, 其主要原因为控制阀二级阀的供油阀密封不严或三级阀的供油阀及供排油的供油阀密封不良。若内漏现象为合、分闸均漏, 则很有可能是常高压系统渗漏、放油阀渗漏或安全阀关闭不严。
在我们通过“摸”、“听”、“看”的手段找到渗漏点以后, 处理起来就容易了。如果是动、静密封圈, 垫片损坏或老化, 我们可通过更换密封圈、垫片的方式来解决内漏问题;如是阀线损坏, 可用400~600号研磨膏对其进行研磨;如是球阀出现损坏, 可以通过更换合格的球阀, 重新敲打密封线来解决。但在液压元件装配环节, 一定要注意装配前工件的清洁程度和装配时的工艺水平, 以确保装配元件安装后无泄漏。
3 结语
本文从实际工作入手, 结合不同厂家各种类型断路器的运行特点, 探讨了500 k V变电站几种断路器液压机构常见的故障及异常, 给出了一些行之有效的检修办法和异常处理措施, 对断路器能够可靠动作、保证电网安全运行具有一定的参考价值。
摘要：断路器具有高效的灭弧装置, 能在负载、无载以及各种短路工况下完成预设的分断或关合功能, 在电力系统中具有重要的地位。现分析500 kV变电站中断路器液压机构常见的几种故障异常及处理方法, 并提出了相应的预防和检修策略, 从而保证了断路器设备的安全可靠运行, 确保了电力系统持续稳定供电。
关键词：断路器,液压机构,故障,异常,处理
参考文献
[1]林莘.现代高压电器技术[M].北京:机械工业出版社, 2004.
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