110KV变电站事故处理细则

城郊西风井110kV变电站

事故处理细则

（修订本）

2010年××月发布 2010年××月实施

河南煤化集团永煤公司供电处

城郊西风井110kV变电站

事故处理细则

（修订本）

编写： 初审： 审核： 批准：

2010年××月发布 2010年××月实施

河南煤化集团永煤公司供电处

目 录

第一章 总则 .................................................. 4 第三章 城郊西风井站异常及事故处理细则 ........................... 8 1、上级电源消失................................................ 8 2、110kV线路永久性故障（以风顺1为例）........................... 9 3、110kV线路瞬时性故障（以风顺1为例）.......................... 10 4、110kV母线故障（以110kVⅠ母为例） ............................ 11 5、110kV电流互感器故障 ........................................ 12 6、变压器保护动作（以1#主变为例） .............................. 13 7、变压器油温异常升高 ......................................... 16 8、6kV系统单相接地 ........................................... 17 9、6kV馈出线保护动作跳闸 ...................................... 19 10、站内低压交流系统故障....................................... 20 11、直流系统单相接地 .......................................... 21 12、隔离开关机构异常 .......................................... 23 13、无功补偿装置异常和事故跳闸 ................................. 24 14、UPS装置故障 .............................................. 25 15、110kVSF6开关压力异常（以风111开关为例） ..................... 26 16、断路器控制回路断线 ........................................ 27 17、电压互感器异常 ............................................ 29 18、断路器误跳 ............................................... 29 19、6kV馈线断路器拒跳 ......................................... 31 20、断路器非全相运行 .......................................... 33 21、一次设备过热 .............................................. 34 22、保护装置异常及故障处理细则 ................................. 35

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第一章 总则

1、事故处理的基本原则

1.1尽快事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备的威胁；

1.2尽可能保持对用户的连续供电；

1.3尽快对已停电的用户恢复供电，特别是重要用户； 1.4尽快恢复正常运行方式。

2、为了避免事故处理时延误时间造成扩大事故，下列情况允许先操作，但事后尽快向处调度汇报。 2.1直接威胁人身安全的设备停止运行； 2.2已损坏的设备进行隔离； 2.3处理人身触电事故； 2.4处理电气设备火灾事故；

2.5不立即停电将造成设备损坏的事故。 3、事故处理的职责划分

3.1重大事故时，值班负责人必须留在主控室，全面指挥处理，有必要离开控制室应指定值班长留守主控室。

3.2交发生事故时，由人员负责处理，人员协助处理。 3.3处理事故时，当班值班长有权指挥非当值人员，非当值人员应无

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条件服从指挥，非值班人员严禁进入主控室以免影响事故处理。 3.4如当值值班长处理困难时应迅速向站长及运行工区负责人报告，要求协助处理。

4、发生事故时，应指定专人全面检查继电保护、自动装置动作情况及一次设备状况，并立即向调度、站长、工区领导汇报，事故处理结束后认真填写有关记录。

5、发生事故时，如果通讯中断，值班人员必须保证手机正常开机；如果站长或技术员在站值班，站长或技术员为事故处理现场负责人，负责事故处理，其他当值值班人员必须听从指挥、安排。 6、处理异常及事故的注意事项 6.1 发生事故值班人员应做好下列工作

6.1.1根据综自后台仪表显示、所报异常信息及保护动作信息，以及汇总设备外部特征,初步判断事故原因、性质、地点和范围； 6.1.2迅速将事故征象汇报值班调度员；

6.1.3迅速、正确执行调度命令,尽可能保持完好设备继续运行； 6.1.4准确记录事故处理过程，为事故处理进行总结、分析提供依据； 6.1.5设备或系统发生事故后，应认真填写好各种记录。并将情况详细汇报主管领导（工区）；设备出现异常情况，除向调度员汇报外，还应及早报告主管领导（工区）。

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7、处理异常、事故的适用的基本程序

7.1发生事故或异常时，运行人员应首先从综自后台检查清楚母线（110kV、6kV母线）电压变化情况。

7.2迅速查清跳闸的所有开关（开关位置显示变绿且闪及本回路的电流变化情况）。

7.3迅速查清跳闸回路保护动作情况（保护跳闸、重合闸动作、差动动作、后备保护动作、故障录波动作情况及故障量）。 7.4查明现场保护装置的具体动作情况。

7.5掌握上述情况后迅速判明故障的范围、类型等，把上述情况迅速向调度简明扼要的汇报清楚。

7.6复归上述动作信号，做好简要的时间记录。

7.7检查站内的一次、二次所有设备的运行情况，重点检查动作跳闸回路一次、二次设备故障后的情况（对于跳闸设备应重点检查，检查清楚断路器及其机构是否存在问题）。

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第二章 城郊西风井站的正常运行方式

1、运行方式

Ⅰ迎风线、Ⅱ迎风线并列运行带110kVⅠⅡ段母线，ⅠⅡ段PT、新风线、风顺线、风110母联、1#（2#）主变运行，2#（1#）热备用；1#（2#）主变带6kVⅠⅡ段母线，6100母联、ⅠⅡ段PT运行。

2、运行方式的说明

2.1上面所列运行方式为城郊西风井变电站的正常运行方式，两台主变每3个月定期切换一次。

2.2主变在运行时，中地刀闸拉开；主变在冷备用、热备用及检修状态时，中地刀闸均在合位。（特别要求除外）

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第三章 城郊西风井站异常及事故处理细则

1、上级电源消失 1.1主要事故征象 1.1.1电铃、电笛响。

1.1.2后台报“110kV一、二母低电压保护动作”、“6kV一、二母低电压保护动作”、“Ⅰ、Ⅱ迎风线TV断线”、“新风线TV断线”、“风顺线TV断线”。

1.1.3后台潮流图显示所有的电压、电流、功率均指示为零。 1.1.4站用交流电消失，事故照明自动投入。

1.1.5Ⅰ、Ⅱ迎风线、新风线、风顺线保护装置液晶屏显示“TV断线”、装置面板上“TV断线”指示灯亮。

1.1.6 110kV电压监测装置液晶屏显示“一母低电压动作，二母低电压动作”，装置面板上“保护动作”指示灯亮；6 kV电压监测装置液晶屏显示“一母低电压动作，二母低电压动作”，装置面板上“保护动作”指示灯亮。 1.2事故原因

造成全站失压的原因有：上级电源消失。 1.3事故处理

1.3.1复归电铃、电笛信号。

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1.3.2询问处调度上级电源情况，同时对全站设备进行检查，检查站内设备有无其他异常。

1.3.3 确认上级电源出现故障后，根据调度指令拉开Ⅰ迎风2、Ⅱ迎风2开关，等待风顺线恢复供电。在上级电源没有恢复供电的情况下，不做任何操作，耐心等待。

1.3.4加强监视后台潮流图迎风线电压显示情况，若迎风线电压显示正常，立即向处调度汇报，并根据调度指令合上Ⅰ迎风2、Ⅱ迎风2开关。

2、110kV线路永久性故障（以风顺1为例） 2.1主要事故征象 2.1.1电笛、电铃响。

2.1.2后台报“风顺1开关差动动作、重合闸动作”、“重合闸后加速动作”、“故障相×及测距×kM”、“风顺线TV断线”。 2.1.3后台潮流图显示风顺线电压、电流、功率均指示为零。 2.1.4后台主接线图显示风顺1开关位置状态变绿且闪烁。 2.1.5风顺线保护装置液晶屏显示“风顺1开关差动动作、重合闸动作”、“重合闸后加速动作”故障相×及测距×kM”、“TV断线”，装置面板上“TV断线”“重合闸”“跳位”“跳闸”指示灯亮，开关控制回路指示灯红灯灭，绿灯亮。

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2.2事故原因

造成此类事故的原因：恶劣天气、外力破坏及线路设备本身出现接地短路等永久性故障。 2.3事故处理

2.3.1复归后台音响，记录故障时间，检查后台潮流变化和保护动作情况，同时检查站内一次设备情况，根据检查情况立即向调度汇报。 2.3.2 根据调度指令解备风顺1开关。 2.3.3做好各种记录。

3、110kV线路瞬时性故障（以风顺1为例） 3.1主要事故征象 3.1.1电笛、电铃响。

3.1.2后台报“风顺1开关差动动作、重合闸动作”、“故障相×及测距×kM”。

3.1.3后台潮流图显示风顺线电压、电流、功率均指示正常。 3.1.4后台主接线图显示风顺1开关位置状态变红且闪烁。 3.1.5风顺线保护装置液晶屏显示“风顺1开关差动动作、重合闸动作”、“故障相×及测距×kM”，装置面板上“重合闸”“ 跳闸”“ 合位”指示灯亮。 3.2事故原因

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造成跳闸的原因有：线路绝缘子，恶劣天气（大雾、大雪、雷雨等），树枝或动物等造成对地相间短路等瞬时性故障。 3.3事故处理

3.3.1 复归后台音响，记录故障时间，检查后台潮流变化和保护动作情况，确认后复归信号。

3.3.2 根据上述现象初步判断故障性质。 3.3.3 检查确认断路器实际位置。 3.3.4 汇报调度，做好记录。

4、110kV母线故障（以110kVⅠ母为例） 4.1 主要事故征象

4.1.1电笛、电铃响，后台报“110kV母联充电保护电流Ⅱ段保护动作”、“110kV一母低电压保护动作”、“ 6kV一、二母低电压保护动作”“Ⅰ迎风线TV断线”“风顺线TV断线”等信号。

4.1.2后台显示风110母联开关位置状态变绿且闪光，Ⅰ迎风线、风顺线电压、电流、有功功率、无功功率均指示为零，110kVⅠ段母线电压、6kVⅠ、Ⅱ段母线电压指示为零。

4.1.3 110kV母联保护装置“跳闸”灯亮，液晶显示屏显示“电流Ⅱ段动作”，开关控制回路指示灯红灯灭，绿灯亮。

4.1.4 110kV电压监测装置液晶屏显示“一母低电压动作”，装置面

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板上“保护动作”指示灯亮；6 kV电压监测装置液晶屏显示“一母低电压动作，二母低电压动作”，装置面板上“保护动作”指示灯亮。 4.1.5Ⅰ迎风线、风顺线保护装置液晶屏显示“TV断线”、装置面板上“TV断线”指示灯亮。 4.2 事故原因

母线故障的原因有：漂浮物刮至母线上引起短路，设备绝缘损坏或闪络故障、二次回路出现故障、误操作及外力破坏引起的故障等。 4.3 事故处理

4.3.1 记录跳闸开关、保护动作情况，后台报警信息，保护动作情况，到现场检查故障母线上所有设备，根据检查情况及时汇报调度。 4.3.2 现场检查6kV设备无异常后，根据调度指令倒运行方式恢复对6kV设备供电。

4.3.3若现场能查看到明显的故障点，则根据调度指令，对故障点进行隔离，隔离故障点后，用风110母联开关（充电前投入充电保护压板）仅对110kVⅠ母充电，充电正常后恢复其他设备的供电；若故障点不能隔离时，则不允许对Ⅰ母进行充电。

注：110kVⅡ母出现类似故障时，可以参考上述处理方法。 5、110kV电流互感器故障 5.1主要事故征象

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5.1.1本体发出噪声或不均匀的震动声音；

5.1.2本体严重发热、严重漏油，有异味，变色，冒烟等情况； 5.1.3电流互感器二次回路端子，元件线头等有放电、打火现象。 5.2事故原因

电流互感器故障的原因有：二次回路开路、内部出现故障、互感器冒烟、着火，严重渗漏油等。 5.3事故处理

根据现场检查结果汇报调度，若电流互感器二次回路开路，则根据调度指令，将电流互感器二次端子进行短接、紧固；若电流互感器内部出现故障,则立即汇报调度转移负荷，并将该间隔停运、解备，由专业人员检修处理；若电流互感器冒烟、着火，则立即将该间隔停运、解备，并进行灭火，灭火后及时恢复用户供电。 6、变压器保护动作（以1#主变为例） 6.1 主要事故征象

6.1.1电笛、电铃响，后台报出“1#主变××保护动作”，后台潮流图显示1#主变两侧断路器风111、6101位置状态变绿且闪光（主变低后备动作跳主变低压侧和低压母联断路器），相应的电流、有功功率、无功功率指示为零，6kVⅠ、Ⅱ段母线电压指示为零。 6.1.2后台显示 “6kV一、二母低电压保护动作”，“1#主变××保护

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动作”，“ 风111、6101开关分”。

6.1.3 1#主变保护屏：三相操作箱风111、6101开关位置指示灯红灯灭、绿灯亮；风111、6101开关控制回路指示灯红灯灭，绿灯亮；保护装置液晶屏显示“××保护动作”，该装置面板上“跳闸”指示灯亮。

6.1.4 6 kV电压监测装置液晶屏显示“一母低电压动作，二母低电压动作”，装置面板上“保护动作”指示灯亮。

6.1.5会伴随其他相应的事故征象出现（如变压器喷油，绝缘子闪络、发黑等现象）和其他相应的保护报警信息。 6.2 事故原因

6.2.1主变差动保护跳闸的故障范围在主变高、低压侧的电流互感器之间。

6.2.2主变本体重瓦斯保护动作时应是变压器本体内部发生严重故障。

6.2.3主变低后备保护跳闸的故障点在变压器低压侧电流互感器的负荷侧以下。此保护动作原因有：

1）6kVⅠ、Ⅱ段母线故障或进线柜故障； 2）6kV某出线开关拒跳； 3）6kV某出线开关保护拒动。

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6.2.4主变高后备作为主变主保护和低后备的后备保护，其保护范围为变压器高压侧电流互感器以下部分。 6.3 事故处理

6.3.1记录跳闸开关、保护动作情况，检查后台潮流变化，检查主变异常情况，根据检查情况及时汇报调度。 6.3.2若1#主变差动、重瓦斯保护动作跳闸

1）投入2#变压器，恢复用户的供电。 2）将1#主变解备、作安措。 6.3.3主变低后备保护动作

1）6kVⅠ、Ⅱ段母线故障或进线柜故障时，检查确认故障点。若故障点在6kVⅡ段母线时，则解备6100母联开关，合上6101开关，恢复6kVⅠ段供电。若故障点在6kVⅠ段母线时，则解备6100母联开关，投运2#主变，恢复6kVⅡ段供电。若故障点在6101开关时，则解备6101开关，合上6100母联开关，投运2#主变，恢复6kVⅠ、Ⅱ段供电。

2）6kV馈出线保护正常动作，而断路器拒跳，从而使上一级断路器保护动作跳闸。

a)立即用机械脱扣方法断开该断路器，将手车拉至试验位置或盘外隔离故障点。

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b)检查母线确无异常后，合上6101、6100开关恢复用户供电。 3）若确定是6kV系统保护拒动，从而使上一级断路器保护动作跳闸。

a)将6kVⅠ、Ⅱ段母线所连接的断路器全部断开。 b)用6101对6kVⅠ、Ⅱ段母线充电。

c)对母线充电正常后，联系用户根据实际情况进行逐个回路试送电，当试送到某个回路，再次出现跳闸时，则将该开关停运、解备，隔离故障点。

d)再次用6101对6kVⅠ、Ⅱ段母线充电，继续对其余的回路恢复供电。

注意：如果变压器着火，应及时停运变压器进行灭火。 7、变压器油温异常升高 7.1 主要征象

后台报出“×#主变油温高”，潮流图中显示主变温度异常升高。 7.2油温异常升高的原因

造成油温异常升高的原因有：1、变压器负荷增大；2、冷却设备运行不正常；3、变压器内部故障；4、温度计显示错误。 7.3油温异常升高的处理

当发现变压器油温升高异常，运行人员应使用红外测温仪对变压

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器辅助测温，立即判明原因并设法降低油温，具体内容如下。 7.3.1恢复各组冷却器正常工作。

7.3.2当判明温度升高的原因后，应立即采取措施降低温度或申请减负荷运行，如果未查出原因则怀疑内部故障，应立即汇报调度，申请投入备用变压器，将变压器退出运行，等待检修。 8、6kV系统单相接地 8.1 主要异常征象

8.1.1电铃响，后台报出 “6kV×段母线接地”、“ ××线路接地”。 8.1.2 检查母线电压一相降低，另两相升高（金属性接地时，接地相电压指示为零，另两相升高为线电压）。

8.1.3小电流接地选线装置面板上该接地母线红灯亮，液晶面显示“××母线故障，××线路接地”。 8.2异常原因

报单相接地的原因有：电压互感器一次保险熔断；小动物爬到电缆室造成接地短路、电缆及以下设备单相绝缘降低击穿造成的接地等。

8.3异常判断及处理

8.3.1发生单相接地时应立即检查6kV母线电压，根据电压可以判断为：

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1）一相电压降低，另两相电压不变，又报接地信号，可能是电压互感器一次保险熔断。

2）一相电压为零，另两相电压升高，且报接地信号，可判断为单相接地。 8.3.2异常处理

1)初步判断是真接地还是假接地。

2)若是真接地，检查站内接地母线所接的所有设备绝缘有无异常情况，并根据小电流接地选线装置报出的信息，判断接地地点是在站内还是在站外。

a）如果是站内设备接地，应迅速汇报调度做相应处理。 b）如是站外设备接地，小电流接地选线装置选出接地回路，应迅速与用户联系，告知哪条回路接地。要求其尽快查找接地点并隔离，否则1小时后对该回路停电处理。在接地期间严密监视设备运行情况，重点对接地母线上电压互感器进行巡视，出现异常立即停电处理。 注意：关键在于选线是否选准：要与用户结合确认是否选准，选不准要按以下程序进行拉路寻找。

c）若小电流接地选线未选出，但接地现象仍存在。则迅速与用户联系，说明可能是哪几条回路存在接地的可能，要求用户在1小时内处理好，否则1小时后将拉路寻找，拉路方法：停1条回路观察接地信号

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是否消失，不消失送上，继续拉第2条回路，直到接地信号消失为止。若均不消失，将该母线上的设备全停后，一路一路试送，送上哪条回路出现信号，将该条回路停下来，其他的回路依次送完。 注意：在接地1小时20分钟时，要汇报相关领导，准备拉路寻找。

3)若是假接地，则判明是否为一次保险熔断。 若为一次保险熔断:

a）根据调度指令，退出相关设备的与电压有关保护，将一次保险熔断的电压互感器停运、解备、作安措。

b）将电压互感器熔断相保险取下，更换同规格、同型号的保险。 c）将更换后一次保险的电压互感器投运。

d）若投运后保险再次熔断，则将该互感器退出运行，并切换电压并列装置。

9、6kV馈出线保护动作跳闸 9.1 主要事故征象

9.1.1电笛、电铃响，后台报“××开关电流×段动作跳闸”，潮流图显示跳闸开关位置状态变绿且闪光，跳闸开关电流、功率为零。 9.1.2跳闸断路器机械位置指示在分位。

9.1.3跳闸断路器的保护装置液晶屏显示“电流×段动作”，装置上“告警、跳闸”指示灯亮。

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9.2 事故原因

9.2.1电流Ⅰ段动作时，故障应是在主供电缆上的短路及用户井下变电所内开关、母线或站内故障等所致。

9.2.2电流Ⅱ段动作时，故障点应是用户变电所或井下变电所的出线上的故障。 9.3 事故处理

9.3.1复归后台音响、保护动作信号，复归跳闸开关操作把手。 9.3.2向调度汇报“××时××分，××开关电流×段动作跳闸”。 9.3.3解备跳闸回路的开关，检查跳闸开关有无异常情况，将检查情况汇报调度。

9.3.4检查设备以后，确认故障点不在本站时，应及时通知查找故障点并进行隔离。

9.3.5待用户查明原因并隔离后，由用户授权的停送电联系人员办理送电手续，恢复供电。 9.3.6整理并做好各种记录。 10、站内低压交流系统故障 10.1主要事故征象

10.1.1电笛、电铃响，后台显示“6113或6212开关电流×段动作跳闸”，后台显示跳闸开关位置状态变绿且闪光，后台显示跳闸开关电

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流、功率为零；全站照明消失，事故照明自动投入。 10.1.2跳闸断路器机械位置指示在分位。

10.1.3保护装置上液晶屏显示“电流×段动作”及装置上“告警、跳闸”指示灯亮。 10.2事故原因

造成交流系统故障的原因有：开关电流互感器以下电缆出现短路或变压器温度过高（130℃）或内部故障等。 10.3事故处理

10.3.1当出现站用变跳闸时，可以根据调度指令断开低压401或402开关，检查低压馈线柜内设备无异常后，用另一台站用变带全部低压负荷。

10.3.2如果是低压馈出线跳闸，应对跳闸回路进行初步检查，没有发现明显故障，可以试送该开关，再次送电不成功，必须进行详细的检查，一般不再进行再次送电。 11、直流系统单相接地 11.1主要事故征象

电铃响，直流屏上集中监控器发出报警声并显示“×母线接地”，直流绝缘监测装置显示“×段母线绝缘降低，×段母线欠压，支路接地”，并显示接地母线绝缘电阻、电压值和馈线回路编号。

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11.2事故原因

雨天或雾天造成室外直流电缆绝缘降低、直流系统绝缘老化、人员失误或外力破坏等。 11.3事故处理

11.3.1直流系统接地后，应立即查明原因，查看直流绝缘监测装置所报信息，直流接地必须进行复验，确定接地回路，再进行重点查找。根据绝缘监测仪指示或当日工作情况、天气和直流系统绝缘情况，，找出接地故障点，并尽快消除；

11.3.2使用拉路法查找直流接地时，至少应由两人进行，断开直流时间不得超过3s。需停用继电保护、自动装置时，应经调度同意； 11.3.3拉路检查应先拉合容易接地的回路，如1#直流系统发生接地且未选出接地回路的话，依次拉合至I段电容器直流、UPS电源，如接地仍未消失，可经调度和工区同意依次拉合至1#主变端子箱、至I迎风2间隔端子箱、至6kV6209柜HM、至6kV6209柜KM、至同期柜顶KM、至6kV6209柜BDM、至同期柜顶BDM；如2#直流系统发生接地，依次推拉至Ⅱ段电容器直流、光端机电源、如接地仍未消失，可经调度和工区同意依次推拉至2#主变端子箱、至风112端子箱、至6kV6201柜HM、至6kV6201柜KM、至2#主变保护柜顶KM、至6kV6201柜BDM、至2#主变保护柜顶BDM。

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12、隔离开关机构异常 12.1 隔离开关机构异常征象

12.1.1 隔离开关拒动（拒分、拒合），触头接触不良，错位等。 12.1.2 辅助开关卡死，接点接触不良。 12.1.3分合闸操作中途停止故障。 12.2 隔离开关机构异常的处理

12.2.1检查操作电源及电机电源是否正常，电源空开是否在合位，如果是电源问题，应查找原因，恢复正常电源，继续操作。 12.2.2若接触器已动作，问题可能是接触器卡滞或接触不良，也可能是电动机的问题。进一步检查电动机接线端子上的电压，如果其电压不正常，则证明是接触器的问题，反之是电动机的问题。出现以上问题时，应断开操作电源及电机电源，改用手动操作。

12.2.3若五防锁码正确，芯片损坏，应断开操作电源及电机电源，改用手动操作。

12.2.4刀闸在电动操作中，若出现中途自动停止故障，如果触头之间距离较小，会长时间拉弧放电。原因多是操作回路过早打开，回路中有接触不良之处引起。

12.2.5在操作时操作人应随身携带隔离开关操作手柄，若出现中途停止，操作人应立即断开控制电源和电机电源开关，用操作手柄手动

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将隔离开关操作到位。如果时间允许，应待故障排除后再操作。 12.2.5若是隔离开关机构故障不能操作时，应汇报调度，申请采用倒换运行方式方法将故障隔离开关停电检修。 13、无功补偿装置异常和事故跳闸 13.1 主要事故征象

13.1.1电笛、电铃响，后台报“××电流×段保护动作”或“××低（过）电压保护动作”信号，后台显示跳闸断路器位置状态变绿且闪烁。

13.1.2保护装置液晶屏显示“电流×段保护动作”或“××低（过）电压保护动作”；装置面板“告警、跳闸”指示灯亮。 13.2 事故原因

13.2.1 电容器喷油、着火、爆炸；绝缘子闪络短路等。 13.2.2 母线失压或者系统电压过高时。 13.2.3 系统震荡、有短路时使母线电压降低。 13.3 事故处理

13.3.1 当电容跳闸后应立即汇报调度，复归所有信号，检查是电容器本身问题，应解备该电容器，对电容器逐个放电后，才能进行检修。 13.3.2当发现电容器外壳鼓肚或渗漏油、套管破裂或闪络放电痕迹、外壳温度过高（超过55℃）异常现象时，应立即汇报，进行拆除或

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更换电容器。

13.3.3当发现电容器熔断器熔断后，应向调度员汇报，待取得同意后更换熔断器，更换熔断器前，应对其充分放电，做好安全措施后对其更换。如送电后此熔断器再次熔断，则应退出该只电容器。 13.3.4电容器开关故障跳闸后应检查断路器、电流互感器、电力电缆及电容器外部情况，未查明原因之前不得试送。

注意：电容器跳闸后，要等待电容器放电约3—5分钟后，才可以将电容器重新投入运行。 14、UPS装置故障 14.1 UPS逆变部件故障 14.1.1主要事故征象

逆变装置“报警”灯亮，“逆变”灯灭，“旁路”灯亮，并连续鸣叫，装置上显示“旁路供电”。 14.1.2事故原因

逆变装置逆变器出现故障内部温度过高。 14.1.3事故处理

14.1.3.1当UPS逆变部件故障时，由UPS内部静态开关自动切换至由旁路供电，现场检查UPS实际运行状态，确认确认逆变器出现故障并已自动转为旁路供电，且旁路输出正常。

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14.1.3.2当逆变装置转为旁路供电后，此时逆变装置的负荷均由站用交流电供给，应立即汇报调度，等待检修。 14.2 UPS故障 14.2.1主要事故征象

UPS逆变装置连续鸣叫，UPS装置面板上“报警”灯亮。一台综自后台和微机五防电脑自动关机。 14.2.2事故原因

UPS故障，内部冒烟、着火等严重故障。 14.2.3事故处理

14.2.3.1现场检查UPS实际运行状态，向调度汇报事故情况，断开其“交流进线开关”、“直流进线开关”、“UPS输出开关”，若有冒烟着火情况时使用二氧化碳灭火器进行灭火。

14.2.3.2合上UPS柜后“维修旁路开关”，恢复综自后台、微机五防电脑及光端机视频电源。

15、110kVSF6开关压力异常（以风111开关为例） 15.1 异常主要征象

电铃响，后台报“风111开关压力异常告警”、“风111开关压力闭锁”、“风111开关控制回路断线”信号。 15.2 异常处理

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15.2.1 检查核实综自后台所报信号，并记录。 15.2.2复归音响后，检查该断路器所带负荷情况。 15.2.3检查异常断路器时应站在上风侧。

15.2.4 当只报出“风111开关压力异常告警”信号时，说明此时开关SF6有泄漏现象（此处排除二次回路故障），压力在0.43—0.45Mpa之间,此时可以进行正常的操作，应立即向调度室汇报，申请立即处理或补气，必要时可以送上备用变压器和倒换运行方式，停运该断路器，等待处理。

15.2.5 报出“风111开关压力闭锁”信号时，说明此时开关SF6气体泄漏严重（此处排除二次回路故障），压力低于0.43Mpa,此时已不能进行正常的操作，电气操作回路已被闭锁，应将此开关控制电源空开断开并应立即停运，但必须用上级开关或倒换运行方式使其退出运行，将该断路器解备、作安措，等候检修人员进行处理。 16、断路器控制回路断线 16.1主要事故征象

电铃响，后台报“××开关控制回路断线”信号，对应的保护装置液晶屏显示“控制回路断线”，装置上“告警”指示灯亮。 16.2 事故原因

当运行中的断路器红灯熄灭，表示跳闸回路有故障，绿灯熄灭表

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示合闸回路有故障。造成控制回路断线的主要原因有： 16.2.1 分、合闸回路断线，接线端子松动、断线等。 16.2.2 分闸或合闸线圈断线。 16.2.3 断路器辅助接点接触不良。

16.2.4 分闸位置或合闸位置继电器线圈烧断。 16.2.5 控制电源空开跳闸或接线松动。 16.2.6 SF断路器压力降低，闭锁分合闸回路。

6

16.2.7弹簧未储能。 16.3 事故处理

16.3.1 开关处于合位时的处理方法：

16.3.1.1 复归音响，记录相关信号，检查保护装置有无异常； 16.3.1.2 检查开关状态，若SF断路器是因为气压闭锁引起的控制回

6

路断线，应进行如下操作：

1）立即拉开该断路器的控制空开。

2）用其他断路器转移该断路器所带的负荷，在不带电压的情况下断开该断路器或拉开两侧的隔离刀闸。

16.3.1.3检查断路器的控制回路，按正常程序处理并汇报调度，根据调度指令做出相应处理。

16.3.2 开关处于分位时的处理方法：

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16.3.2.1 断路器在分闸位置时，不能将其投入运行。检查断路器的控制回路，按正常程序处理并汇报调度，根据调度指令做出相应处理。 17、电压互感器异常 17.1 异常征象

电铃响，后台报“6kV×母接地”信号，对应母线电压指示异常。 17.2 异常处理

17.2.1记录事故发生的时间及所报信息情况。 17.2.2 复归音响后，向处调度汇报异常情况。

17.2.3对6kV相对应母线电压互感器进行全面检查，同时比较与该段母线并列的另一段母线电压互感器的运行情况，以便做出正确的判断。

17.2.4 当电压互感器过热冒烟时，说明其内部已发生了严重故障，这时不允许用隔离开关直接切断故障电压互感器，应使用上一级断路器将其退出运行。

注：110kV电压互感器出现异常时，参考上述处理方法并退出与电压相关的保护。 18、断路器误跳 18.1 事故征象

电铃、电笛响，后台报出 “开关分” 语音，后台变位开关位置

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状态变绿且闪烁，后台显示变位开关电流、功率显示为零。 18.2 事故原因

18.2.1 人员误碰、误动有关的二次元件，误碰设备分闸机构等。 18.2.2 在二次回路上工作，安全措施不完善、不可靠导致断路器误跳闸。

18.2.3 操作机构自行脱扣或机构故障导致断路器误跳闸。 18.2.4 直流多点接地、二次回路元件损坏、短路等造成断路器误跳闸。

18.2.5保护装置出口继电器触点误接通等造成断路器误跳闸。 18.3 事故处理

18.3.1 若是人为误动、误碰造成断路器跳闸的，可立即合上该断路器恢复正常运行；若属二次回路上有人工作造成的，应立即停止二次回路上工作，恢复供电，并检查安全措施，在确认做好安全措施后，才能进行二次回路上的工作。

18.3.2 若操作机构自动脱扣或机构其他异常所致，检查断路器机构异常情况，汇报调度，根据调度指令做出相应处理。

18.3.3 若二次回路故障，如直流两点接地、二次回路短路、元件损坏等原因引起，应及时汇报调度，根据调度指令做出相应处理，在查找到明显故障点并处理完毕后，才能恢复正常运行。

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19、6kV馈线断路器拒跳 19.1 主要事故征象 19.1.1电笛、电铃响

19.1.2后台报“××开关电流Ⅰ段、××开关电流Ⅱ段动作， 1#（或2#）主变低压侧过流Ⅰ段t1（跳联络6100）、低压侧过流Ⅰ段t2（跳低压侧）”保护动作等信号

19.1.3后台主接线图显示6kVⅠ、Ⅱ段母线所连接的进线断路器6101（6201）跳闸；联络开关6100跳闸。潮流图显示6kVⅠ、Ⅱ段母线电压、馈出线开关电流显示为零。

19.1.4后台显示拒跳断路器仍保持在合闸状态，但该回路保护正常动作，如后台报“××开关电流Ⅰ段t1、××开关电流Ⅰ段t2动作跳闸”等信号，同时后台报出该断路器“控制回路断线”信号。 19.1.5 后台显示“6kV一、二母低电压保护动作”。

19.1.6主变保护屏（1#或2#）：三相操作箱风111、6101开关位置指示灯绿灯亮；风111、6101开关控制回路指示灯红灯灭，绿灯亮；低后备保护装置液晶屏显示复压过流Ⅰ段t1、t2保护动作、故障相及故障量，该装置面板上“跳闸”指示灯亮。

19.1.7拒动开关柜保护装置显示“电流Ⅰ段、电流Ⅱ段”动作，装置面板上“跳闸”指示灯亮。开关柜面板上开关位置指示灯无变化。

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19.2 事故原因

19.2.1 断路器拒动主要有以下几方面的原因： 19.2.1.1机构本身故障。 19.2.1.2保护装置出口回路故障。 19.2.1.3控制回路断线。

19.2.1.4控制电源消失或电压不合格。 19.2.1.5跳闸回路故障。 19.3 事故处理

19.3.1复归信号及音响。

19.3.2若确定断路器的保护正常动作，而断路器拒分，越级使上一级断路器保护动作跳闸。

19.3.2.1用机械脱扣方法断开该断路器，将手车拉至试验位置或盘外隔离故障点。

19.3.2.2检查母线确无异常后，合上6101（6201）、6100开关恢复用户供电。

19.3.3当确定保护拒动导致断路器拒跳时，事故征象除该断路器无保护动作信号外，与上述征象一致，处理方法如下：

1）将Ⅰ、Ⅱ段母线所连接的断路器全部断开。 2）用6101（6201）对Ⅰ、Ⅱ段母线充电。

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3）对母线充电正常后，联系用户根据实际情况进行逐个回路试送电，当试送到某个回路，再次出现跳闸时，则将该开关停运、解备，隔离故障点。

4）再次用6101（6201）对Ⅰ、Ⅱ段母线及所送过的负荷回路充电，继续对其余的回路恢复供电。 20、断路器非全相运行

20.1主要征象（以6101开关为例）

后台音响响，报出“6kVⅠ、Ⅱ母接地”（馈线缺相运行时则报不出此信号），母线电压显示一相降低，另两相不变；开关柜上带电显示装置缺少相指示灯不亮或微亮。 20.2事故原因

传动机构连接部分脱销，连接松动；断路器本体故障（如动静触头松动，接触不好，行程调整不好等）。 20.3事故处理

20.3.1现场检查设备实际状态，确认断路器非全相运行； 20.3.2汇报调度“6101开关非全相运行”，根据调度指令，投入2#主变，将1#主变停运。

注：6kV馈线开关发生非全相运行时，应先将此开关停运，更换备用断路器恢复供电。

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21、一次设备过热

21.1一次设备接点过热的常见现象 21.1.1 测温纸变色。

21.1.2 夜间巡视检查发现有发红、冒火现象。 21.1.3小雨或浓雾时有水汽蒸发现象。 21.1.4下雪时无积雪。

21.1.5晴天有明显的热气流上升现象。

21.1.6用测温仪（红外线）测量接头温度，有发热现象。 21.2 一次设备接点过热的原因

21.2.1 一次设备连接处螺丝松动，接触面电阻增大引起过热。 21.2.2 隔离开关触头接触不良，操作时未完全合好引起发热。 21.2.3 负荷增大超过其额定容量会引起发热。 21.3 一次设备接头过热的处理

21.3.1 若接头属轻微过热，应报告站长和变运工区并加强巡视，在高峰负荷时监测温度，严密监视接头过热是否在发展，做好记录。 21.3.2 若接头严重过热，应立即汇报调度，申请转移负荷并尽快检修，若接头已发红变形，负荷不能马上转移，应立即停电。 21.3.3 隔离开关触头过热，可用绝缘拉杆轻轻调整接触面，继续观察其发热是否减弱，对室内隔离开关，还应加强通风及降温措施。

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21.3.4 接头过热，还可根据本站接线方式采用倒负荷代替运行，以及采取降低负荷等方法进行应急处理。 22、保护装置异常及故障处理细则 22.1 装置闭锁，装置故障

发生这种情况是指保护装置闭锁了跳闸出口，该保护装置所保护的回路无论发生什么事故都不会出现保护动作的开关跳闸现象。主要原因是保护装置硬件本身发生了故障，或者装置失去了直流电源。 22.1.1 现象

后台信息：1）电铃响；2）“××保护装置‘××故障’”、 “××保护装置‘闭锁’”等；

保护装置、控制屏显示信息：1）保护装置“告警”灯亮。2）液晶显示屏显示“自检：××故障”。 22.1.2 处理方法

复归音响；现场检查确认，汇报调度；与用电单位联系，要求快速转移负荷，将该回路停运、解备；等待专业人员进行处理。 22.2 装置异常

发生装置异常的主要原因：装置插件故障、电压断线、电流断线、TWJ异常、直流控制电源消失。装置的保护功能齐全，装置可正常使用。要到保护装置上看清异常的主要原因。

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22.2.1 现象

后台信息：1）电铃响；2）“××保护装置‘××异常’”等。 保护装置、控制屏显示信息：1）保护装置“告警”灯亮。2）保护装置“告警”灯亮。3）保护装置液晶屏显示“××异常”。 22.2.2 处理方法

复归信号、音响；现场检查确认，汇报调度；与用电单位联系，要求转移负荷，根据调度指令将该回路停运、解备；等待专业人员进行处理。

22.3 显示屏不显示

保护装置显示屏不显示，看运行灯是否灭，如果运行灯灭（后台有报警信息），按Ⅰ类缺陷处理；汇报调度，与用电单位联系，要求转移负荷，根据调度指令将该回路停运、解备，等专业人员处理；如果运行灯正常亮，说明装置能运行正常，只是显示屏存在问题，按Ⅲ类缺陷汇报，等专业人员进行处理。 22.4 通讯异常

通信异常是指保护装置通信通道发生了故障，即通讯线、通讯线的接头发生了断线，接触不好，通讯错码或者说通讯协议在运行中出错等情况。 22.4.1 现象

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后台信息：1）电铃响；2）报出“××保护装置通讯中断”。 保护装置、控制屏显示信息1）××保护装置“告警”灯亮。2）液晶显示屏显示“装置通讯异常”。 22.4.2 处理方法

复归信号、音响；向调度汇报，等待专业人员处理；值班人员做好记录。

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