35kv变电站投运方案（共13篇）
生产设备部审批： 调度中心审核： 运行单位审核： 施工单位审批： 施工单位审核： 施工单位编写：
钦州市新能电力工程有限公司 2016年01月20日
35kV贵台变电站10kV百美线拆分工程线路 投运方案
为了满足35kV贵台站10kV908百美线供电的需求，解决该片区供电安全可靠性低及后期的新增负荷用电问题，本工程将35kV贵台站原10kV908百美线拆分，需将35kV贵台变电站10kV百美线部分负荷转移。现需将35kV贵台变电站带10kV线路负荷运行。具体方案如下：
一、35kV贵台变电站10kV百美线电网供电现状
本方案在《35kV贵台变电站10kV百美线配网工程停电作业方案》施工完成后，各出线的开关、刀闸状态如下： 1、10kV百美线908开关在断开状态，退出重合闸及保护，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块。10kV百美线1号杆百美01刀闸在合闸状态。2、10kV爱国线903开关在断开状态，退出重合闸及保护，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块。10kV爱国线1号杆爱国01刀闸在合闸状态。3、10kV百美线与10kV贵台街线新街支4号杆联络令克新街01令克在拉开位置，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块
二、35kV贵台变电站10kV线路负荷接入后各线路负荷情况： 1）、35kV贵台变电站10kV908百美线带原10kV百美线23台配变，共1575kVA； 2）、35kV贵台变电站10kV903爱国线带原10kV百美线爱国支8台配变，共280kVA供电。
三、35kV贵台变电站10kV出线开关、刀闸投入顺序 1、10kV百美线：
合上10kV百美线1号杆百美01刀闸，投入10kV百美线908开关保护，合上10kV百美线908开关。2、10kV爱国线：
合上10kV爱国线1号杆爱国01刀闸，投入10kV爱国线903开关保护，合上10kV爱国线903开关。
四、启动试运行前准备
1、运行单位应准备好操作用品、用具。
2、所有启动试运行线路均按有关施工规程及相关规定要求进行验收，验收合格，并提交验收结果报告，确保线路具备试运行条件。
3、核对35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关、在断开状态，4、核对10kV百美线1号杆百美01刀闸、10kV爱国线1号杆爱国01刀闸、在合闸位置。
5、对35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路段再次要绝缘。
6、施工单位和运行单位双方协商安排操作，监护及值班员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报县调备案。
五、启动试运行项目范围
35kV贵台变电站10kV908百美线、10kV903爱国线。
六、启动试运行时间安排
计划于2016年月日时分至2016年月日时分
七、启动运行组织机构
为了此次启动运行的顺利进行，特成立35kV贵台变电站10kV线路负荷转移工程启动运行指挥小组，负责投运工作的整体协调，及在发生特殊情况时，及时做出正确的决定。35kV贵台变电站10kV线路负荷接入工程启动运行指挥组 启动运行组总指挥长：刘开彦*** 生产设备管理部：符相
*** 大寺供电所：张仕孟
*** 钦州市新能电力工程有限公司：刘文德 成员：李桂昌。
八、启动前现场准备和设备检查： 由启动试运指挥组长刘开彦下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。
1、一次设备检查
1）检查并确认启动范围内35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关在断开位置。
2）检查并确认启动范围内10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关小车在试验位置。3）检查并确认启动范围内10kV百美线90838地刀、10kV爱国线90338地刀在断开位置。线路有关接地线全部拆除。
2、二次设备检查和保护投退
1）投入10kV百美线908间隔开关、10kV爱国线903间隔开关的储能、控制、保护、信号电源，遥控出口压板及电压空开。
2）退出10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关重合闸。
3）按调度下达的定值单对10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关保护进行整定。
3、所有启动设备范围的继电保护装置调试完毕，已按调度下达的定值单整定正确，并经运行值班人员签字验收。
35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关所有待运行的开关、地刀均处于断开位置，所有控制、合闸电源、保护压板已接入；
4、所有现场有关本次启动线路的基建工作已完工，并验收合格，所有临时安全措施已经拆除，与带电设备之间的隔离措施已经做好，所有施工人员全部撤离施工现场，启动运行线路具备送电条件。3、35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路完好。4、35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路与原有35kV贵台变电站10kV线路相序不变。
九、启动试运行电网风险分析及措施（1）电网风险 1、35kV贵台变电站10kV双母线运行，若该1#母线跳闸，35kV贵台变电站10kV1#母线失压；若该2#母线跳闸，35kV贵台变电站10kV2#母线失压。（2）采取措施
1、现场做好安全措施，避免启动过程中因人为因素造成运行中的10kV母线跳闸。
十、启动试运行应具备的条件
1、新启动的站与地调之间的通信能满足调度运行要求，启动设备相关的远动信息能正常传送到地调。
2、所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。
3、所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离现场，现场具备送电条件。
4、运行单位已向地调报送启动申请。
5、启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关的运行规程规定。与启动有关的运行维护单位应根据启委会批准的启动方案，提前准备操作票。
十一、启动试运行内容及步骤 1、35kV贵台变电站10kV百美线908冲击受电。1）、投入10kV百美线908开关保护。2）、将10kV百美线908开关小车摇至工作位置 3）、合上10kV百美线908开关对10kV百美线出线间隔进行第一次受电冲击，冲击时应注意观察35kV贵台变电站10kV2#母线电压，继电保护装置及检查10kV百美线有无电流等，并记录冲击电流和时间。如有异常应立即断开35kV贵台变电站10kV百美线908开关，由施工单位查明原因后进行下一步试验。4）、如未出现异常，合闸后不再断开10kV百美线908开关。2、35kV贵台变电站10kV爱国线903冲击受电。1）、投入10kV爱国线903开关保护。2）、将10kV爱国线903开关小车摇至工作位置 3）、合上10kV爱国线903开关对10kV爱国线出线间隔进行第一次受电冲击，冲击时应注意观察35kV贵台变电站10kV1#母线电压，继电保护装置及检查10kV爱国线有无电流等，并记录冲击电流和时间。如有异常应立即断开35kV贵台变电站10kV爱国线903开关，由施工单位查明原因后进行下一步试验。4）、如未出现异常，合闸后不再断开10kV爱国线903开关。
3、本次启动试运行结束，施工部门安排工作人员进行设备夜间巡视及测温。新设备试运行24小时无异常后移交钦州城郊供电公司管理。
7、启动试运行工作有关运行方式安排
1.新设备24小时试运行结束后，送电负责人要把送电情况汇报调度。
十二、危险点分析及安全措施 误入其他间隔； 安全措施：
1、操作人及监护人熟识现场情况，并做好安全防护措施；
2、操作人在前，监护人在后，共同到达操作现场；
3、确认操作对象的设备名称、编号与操作相符；
4、监护人专职监护，操作人进行操作；
5、试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备。误操作 安全措施：
1、有参加启动运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》；
2、监护人持票发令，操作人复诵，严格做到监护人不动手，操作中必须进行三核对，严格按票面顺序操作；
3、每操作完一项检查无误后及时打“√”，不得事后补打；
4、执行一个操作任务不准中途换人；
5、操作前认真检查设备名称、编号是否与操作票相符，在开关停（复）电操作中，拉（合）刀闸前必须检查相关的断路器的位置；
5、试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作，每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常后方能进行下一个项目的工作；
6、所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任；
7、试验人员需要在一次设备及相关控制保护设备上装、拆接地线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。试运行期间发生突发情况 安全措施：
1、试运行期间发生设备故障处理及试验工作,须经启动委员会同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报；
2、指挥、调度、运行当值及操作监护人员应加强突发情况处理的能力，以便能安全、有效、快速处理紧急突发情况；
3、指挥、调度、运行当值及操作监护人员应提前了解安全通道，以便能在紧急情况下安全有序撤离危险区域。
十三、注意事项 1）、严格执行GB 26859-2011《电力安全工作规程》（电力线路部分）； 2）、执行Q/CSG中国南方电网《10kV~500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准》第8册：配网工程。3)、按国家标准《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》（GB50173-92）4）、在完成施工后，必须对新架设10kV线路接入原有10kV线路进行相位核相，确保新架设10kV线路接入原有10kV线路相序不变。5）、所有参加启动试运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》。6）、各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施，试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。7）、所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任。8）、试验人员需要在线路及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。9）、每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常后方能进行下一个项目的工作。10）、试运行期间发生的线路故障处理及试验工作,须经启动试运行指挥组长同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报。11）、试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。
十四、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，本次启动范围设备分别交由运行单位维护。
十五、有关厂站及电气主接线图。
在大庆油田, 通常情况下, 各3 5 k V/6 k V (10k V) 变电所都有2台及以上的额定电压为6k V的高压电动机, 由于电动机的启动电流很大 (一般为其额定电流的6~7倍) , 为了防止频繁启动电机引起主变压器过流保护和满足负荷的变化, 同时在主变压器检修时能够方便的转移负荷, 变电所的主变压器容量通常比实际负荷大, 采用单母分段的主接线方式, 两台双绕组变压器并列运行。
但是, 由于生产的需要使变电所不再带动电动机, 且常态负荷减小到单台主变压器的负载率不到3 0%时, 就要考虑只投运一台主变压器了。
2 变压器的效率分析
变压器的一次绕组从电源侧获得有功功率P1, 除了小部分消耗于内部损耗外, 全部转变为输出功率P2。变压器在运行中的内部损耗由变压器铁损和铜损两部分组成。
(1) 变压器的铁损。当一次侧加交变电压时, 铁芯中产生交变磁通, 从而在铁芯中产生磁滞与涡流损耗, 总称铁损。变压器的空载损耗基本上等于铁损。当电源电压一定时, 铁损基本是个恒定值, 而与负载电流大小和性质无关。
(2) 变压器的铜损。由于变压器一、二次绕组都有一定的电阻, 当电流流过时, 就要产生一定的功率和电能损耗, 这就是铜损。
由于铜损, 因此变压器的铜损主要决定于负载电流的大小, 所以
式中:变压器在额定负载时的铜损, 其值近似为变压器的短路损耗, 可用短路试验测出。
变压器的一次、二次电流。
变压器的负载系数, 其值等于任I2I2e一负载下二次电流I2与二次额定电流I2e之比。
由上面公式可知, 变压器的铜损与负载系数的平方成正比, 因此变压器的铜损与负载的大小和性质有关。只要知道负载电流的大小, 就可以算出这一负载时变压器的铜损。
(3) 变压器的效率η。变压器的输出功率P2和输入功率P1的百分比, 称为变压器的效率η:
当负载的功率因数c o s为一定值时, 变压器的效率与负载系数的关系, 称为变压器的效率曲线, 如图1所示, 它表明了变压器的效率与负载大小的关系。
从图1可以看出, 当变压器的负载电流为零时, 效率也为零;负载电流增大时, 效率开始很快上升, 直到最大值, 然后又下降。这是因为变压器的铁损基本上不随负载变化, 当负载很小时, 这部分损耗占的比重大, 因而效率低。又因为铜损与负载电流的平方成正比, 当负载电流增大到一定程度后, 铜损增加很快, 使效率又降低。
因为 (单相) , 根据数学知识, 当二次侧电压U2和负载的功率因数cos为定值时, 可设η为I2的函数, 使η'=0的I2值, 可使变压器的效率η取得最大值。根据数学导数公式:
所以变压器效率最高时的负载系数
由此可以算出, 一般变压器的最高效率大致出现在负载系数的时候。
3 单台主变压器投运时机及优点
例如, 大庆油田第三采油厂某变电所, 两台主变压器 (35k V/6k V) 容量都为8000k VA, 二次侧为星形接法, 二次侧额定电流 (线电流) 都为734A, 原来有两台电动机, 经常运行一台, 2003年11月起不再带动电动机, 单台主变压器的负载电流经常为200A, 单台主变压器的有功功率经常为2000k W (6k V负荷侧) , 则单台主变压器的负载系数Kfz=200/7340.27, 根据变压器的效率曲线图 (见图1) , 主变压器的效率η约为0.89。若改为单台主变压器运行后, 单台主变压器的负载电流经常为400A, 单台主变压器的有功功率经常为4 0 0 0 k W, 则单台主变压器的负载系数Kf z=4 0 0/7 3 4 0.5 4, 主变压器的效率η约为0.9 9, 几乎达到了主变压器的最高效率。效率η提高了10%。则从该变电所主变压器高压35k V侧算, 每天可节约电量约为原用电量的:
每天可节约电量的具体数值为:
因此, 对于这样“没有电机、负载率又低于30%”的双主变压器油田变电所, 应该改为单主变压器运行。
推广开来, 若是不考虑起电机解过流保护等因素, 对于负载率低于30%的双主变压器油田变电所, 都应该改为单主变压器运行。这样的做的优点有:
(1) 节电10%左右;
(2) 节省主变压器每2至3年的大修费用, 节省主变压器高低压侧开关及刀闸的大修费用;
(3) 节省每年主变压器、主变压器高低压侧开关及刀闸、电压表、电流表、有功表、无功表, 功率因数表等各种主变压器附属仪表、继电器等设备的检修、维护甚至更换费用;
(4) 节省了一台主变压器及其相关设备。
参考文献
【关键词】继电保护；配置；整定
1 35kV变电站的继电保护配置方案探讨
1.1 变压器保护配置
（1） 瓦斯保护：作为变压器油箱内各种故障和油面降低的主保护，轻瓦斯动作于信号， 重瓦斯动作于跳闸。
（2）差动速断保护：是在比较严重的区内故障情况下，快速切除故障点。设置差动速断保护的原因是为防止在较高短路电流水平时，由于电流互感器饱和而产生的大量谐波，使得带二次谐波制动的比率差动保护拒动。
（3）比率制动式差动保护：作为变压器绕组、绝缘套管及引出线相间短路的主保护。在变压器的空载合闸或外部短路故障切除后、系统电压恢复时，会出现很大的励磁涌流，励磁涌流中含有大量的高次谐波，其中以二次谐波为主， 而内部故障时却很少有二次谐波，为避免励磁涌流对差动保护的影响，设置二次谐波闭锁的差动保护，即利用差电流中二次谐波所占的比率作为制动系数， 可以鉴别变压器空载合闸或外部短路故障时的励磁涌流， 从而有效防止变压器保护误动。
（4）过电流保护：作为变压器外部短路及瓦斯和差动保护的后备保护。在过电流保护不能满足灵敏度要求时，可以考虑装设复合电压闭锁或低电压闭锁功能。
（5）过负荷保护：是为了反应变压器在异常状态下的过负荷，动作后发告警信号。
1.2 35kV及以下线路的保护配置
（1）瞬时电流速断保护：瞬时电流速断保护的任务是在线路始端短路时能快速地切除故障，当线路故障时，瞬时电流速断保护动作。
（2）延时电流速断保护：瞬时电流速断保护最大的优点是动作迅速，但不能保护线路的全长，因此要求延时电流速断保护具有较短的动作时间，并且可保护线路全长，延时电流速断保护可作为被保护线路的主保护。
（3）定时限过电流保护：由于瞬时电流速断保护只能保护线路的一部分，延时电流速断保护能保护线路的全长，可作为本线路的主保护，但不能作为下一段线路的后备保护。因此，需配置定时限过电流保护。
1.3 6-10kV电容器的保护配置
（1）带时限过电流保护：当电容器发生相间短路时，保护电容器组，同时可作为电容器内部故障的后备保护。
（2）过电压保护：是防止母线电压过高时损坏电容器，而切除电容器的同时可以改变无功潮流从而降低母线电压。
（3）低电压保护：是防止在电源失去后、电容器放电完毕之前电容器重新投入时产生过电压，从而危及电容器的安全。
（4）零序电压保护：主要反应电容器内部故障，为电容器的主保护。
1.4 6-10kV母线的保护配置
母线本身发生故障的可能性较小，但一旦发生故障，将造成大面积停电的严重后果。对一般的变电站来说，6-10kV单母线一般不装设专用的母线保护，可利用供电元件的保护装置来切除母线上的故障。对出线较多、负荷性质又较重要的单母线分段母线，可考虑装设电流速断及过电流保护。
2 35kV变电站的继电保护整定方案探讨
2.1 运行方式选择
合理地选择运行方式是增强保护效果，充分发挥保护功能的关键。继电保护整定计算以常见的运行方式为依据，未能在正常定值计算中考虑的部分情况，作为特殊方式进行临时相关计算。
2.2 各种保护整定的基本原则
（1）只考虑简单故障，不计复故障。
（2）在满足选择性的条件下，尽量缩短动作时间，微机型保护配合的时间级差一般取0.3S，配合较困难的取0.2S，非微机型保护配合的时间级差一般取0.5S。
（3）选择性和灵敏性相矛盾时，一般保证灵敏度的要求，适当调整时间级差来尽量满足选择性要求，或用重合闸补救的原则来整定。
2.3 35kV主变保护整定
2.3.1 差动保护
（1）差动速断按躲避最大方式下穿越性故障引起的不平衡电流和变压器励磁涌流来整定，定值不宜低于4Ie。
（2）比例制动的差动保护，起动定值不宜低于0.4Ie，制动特性的拐点电流不宜高于Ie。
2.3.2 过流保护
按躲变压器额定电流整定，时间按与出线保护配合整定。使用复合电压或低电压闭锁功能时需注意在TV停运或断线时，应使保护变为纯过流保护，而不能退出。
2.3.3 过负荷保护，延时发信号
2.4 35kV及以下线路保护整定
（1）瞬时电流速断保护：按大于最大方式下本线路末端最大短路电流，同时对最小方式下本线路首端最小短路电流有一定灵敏度。
（2）延时电流速断保护：按与相邻线路限时速断保护配合，确保线末有1.5以上的灵敏度，并校验是否能躲过所带变压器低压侧故障，时间一般取0.3-0.6S。
（3）过电流保护：按躲过负荷电流整定，并躲最大一台设备起动时的冲击电流，与本站主变本侧后备保护、所带主变及下级线路保护配合。当因冲击负荷等影响造成电流保护灵敏度不足或大于本站主变本侧后备保护定值时，可经电压元件闭锁，电压闭锁值与本站主变本侧后备保护电压闭锁值配合，一般取70-80V。
2.5 母联充电保护整定
母联充电保护充母线时，按母线故障灵敏度不小于2整定，并躲可能通过的最大负荷电流，时间0S。
2.6 电容器保护整定
（1）延时速断保护：按电容器端部引线故障时有足够的灵敏系数整定，一般为3-5Ie，时间一般取0.1-0.2s。
（2）过电流保护：按躲过电容器组额定电流整定，一般为1.5-2 Ie，时间一般取0.3S。
（3）过电压保护：按电容器端电压不长期超过1.1倍额定电压整定，时间一般取7-10S。
（4）低电压保护：在电容器所接母线失压后可靠动作，母线电压恢复后可靠返回，整定为0.3-0.6Ue，时间与本侧出线保护时间配合。
3 结束语
电网能否安全运行， 关系到企业的经济效益和社会形象，继电保护水平高低直接影響电网安全运行， 应高度重视继电保护运行的可靠性，从而提高电网安全运行水平。
作者单位
2011年6月18日下午14时，由江苏省宏源电力建设监理有限公司监理的斗山变电站220kV配电装置改造工程启动投运，并且一次投运成功。
斗山变电站位于江苏省无锡市锡山区八士镇，是华东电网500kV输电工程的7座枢纽之一。本次启动投运的斗塘2532/2533、斗戴2535、斗芙4565/4566是220kV配电装置改造工程共14个间隔中的5个间隔，本次启动投运的成功对于下一步的工作有至关重要的意义，将为剩余9个间隔的成功投运开个好头，也为下一步的投运打下坚实的基础。
江苏省宏源电力建设监理有限公司在接到该工程项目的监理通知后，立即配备最优秀的总监和具有丰富监理经验的监理人员组成监理项目部，为本工程的建设提供监理支持。在整个工程的建设监理工作中，监理项目部严格按照“四控制两管理一协调”的制度执行，建立以总监为首的现场轮流巡查制度，保证施工现场一直有监理人员的身影，为施工过程中突发的情况提供帮助，确保了工程按期、保质、安全的完成。
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
一、安全操作规程
1.1、上岗前穿戴好劳动保护用品。
1.2、操作人员未经培训,不准独立操作和管理设备。
1.3、厂房内应保持清洁,禁止烟火。
1.4、当班人员不允许在班前,班中喝酒,不准擅自离岗和睡觉,做与工作无关的事。
1.5、当班时要认真准确地填写工作记录,及时发现问题,及时向上级领导汇报。
交接班时应把本班发生的事情和需要下班注意的事情在交接班记录中写清楚。
1.6、严格遵守《电业安全工作规程》。（发电厂和变电所电器部分）相关规定。
倒闸操作必须严格执行操作票制度，停送电必须严格执行“一识、二清、三记、四确认”的停送电联系确认制，检修必须按检修工作票严格执行。
1.7、防火用具必须经常保持完好,并放置于指定的位置。所有操作人员均应学习防火安全知识和学会使用防火器材。
1.8、设备运行中,绝对禁止修理和焊接工作。若此项工作必须进行,应停机后方
可进行。并由上级签发工作许可证。
1.9、本站禁止无关人员进入，因工作需要确需进入本站的人员，要对其进行安全监护。
1.10、在设备运转中,不准在转动部分或附近做清洁工作。
1.11、设备操作运行时做到：一人操作，一人监护，巡回检查按巡视线路定期
定点内容进行检查，确认设备运行符合规范要求，发现安全隐患及时汇报处理。
二、技术操作规程
2.1、倒闸操作必须根据值班调度员或值班负责人命令，受令人复诵无误后执行。
倒闸操作由操作人填写操作票。每张操作票只能填写一个操作任务。
2.2、停电拉闸操作必须按照开关、负荷侧倒闸、母线侧倒闸顺序依次操作，送
电合闸的顺序与此相反。严防带负荷拉闸。
2.3、操作前应核对设备名称、编号和位置，操作中应认真执行监护复诵制。必
须按操作顺序操作，每操作完一项，做一个记号“V”，全部操作完成后进行复查。
2.4、倒闸操作必须由两人执行，其中对设备较为熟悉的一人做监护。特别重要
和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作，值班负责人或班长监护。
2.5、用绝缘棒拉合倒闸或经传动机构拉合倒闸合开关，均应戴绝缘手套；雨天
操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地网不符合要求的晴天也应穿绝缘鞋。雷电时禁止进行倒闸操作。
2.6、装卸高压可熔保险器，应戴护目镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳，并
站在绝缘垫或绝缘台上。
2.7、电器设备停电后，即使是事故停电，在未拉开有关刀闸和做好安全措施以
前，不得触及设备或进入遮拦，以防突然来电。
2.8、在发生人身触电事故时，为了解救触电人可以不经许可，即行断开有关设
35KV变电站的应用范围主要是农村电网和工矿厂区, 原因是随着城网110KV线路环网的改造完成, 以及城市电网负荷密度的加大, 35KV变电站的辐射范围和供电能力不适合城市电网的发展。由于农网和工矿厂区的负荷主要表现为分散性大或者负荷小, 因此从长远发展和经济容量方面综合考虑, 一般35KV变电所配置均在3150KVA-8000KVA, 最大容量以不超过10000KVA到12000KVA。35KV变电站系统通常为从可靠性及运行灵活性考虑, 采用两台主变互为备用。35KV主回路通常采用单母线带分段的一次方案;10KV出线路数通常为10路以下, 10KV主回路一般为单母带分段结构, 也有少数双母带分段结构。因此35KV变电站的建站规模小, 容量小, 结构简单, 进而投资也比较少。
2 新型集中式数字化技术智能综合保护为核心的数字化技术变电站设计方案
在信息化的基础上, 通过对信息的集中处理, 实现了原先独立的保护控制单元无法实现的分布和集成式应用, 从而实现了智能化。随着计算机硬件和软件技术的快速发展, 独立装置具有的处理能力已经完全有能力对整个变电站的信息进行系统的处理, 尤其是针对35KV以下的变电站相对简单的系统, 集成式数字化技术智能综合保护装置完全有能力实现整个间隔层的功能。“以功能服务为承载、以构建信息模型为手段、以规范数据通信为途径, 这些内涵使得IEC61850标准不再是简单的通信协议, 更多的是系统的智能化功能建模方法, 它为变电站信息一体化建设提供了标准。”本方案采取双冗余的配置方式, 数据采集系统、控制单元、光纤以太网以及集成式数字化技术智能综合保护装置均采用双系统模式, 互相校验, 互为热备用。
结构精简但功能强大, 主要是:过程层选用合并单元 (MU) 和智能控制单元 (IU) 集成为一体的就地智能化装置, 由于35KV变电站均为开关柜结构, 断路器和互感器等一次设备距离较近, 为便于接线选用一体式就地智能化装置可以减少接线数量, 同时节省投资。间隔层采用集中式数字化技术智能综合保护装置, 处理所有过程层光纤上传的信息, 设置一主一备两台保护, 两台通讯网络交换机, 充分保证集中式数字化技术智能综合保护装置的可靠性, 集中式综合保护装置需要实现以前多台智能电子装置实现的功能, 包括接入更多的交流量, 完成更多的计算, 因此需要有更快的运算能力、高可靠的硬件结构和丰富的网络资源, 并基于此可以实现许多单台间隔层智能单元无法实现的功能, 完成了变电站的面向对象的建模, 实现了智能化。站控层连接比较简单, 从单台集中式数字化技术智能综合保护装置上通讯。
3 集中式数字化技术智能综合保护具有以下特点
3.1 集中式数字化技术智能综合保护采用多CPU构架, 性能大
幅度提升, 并且接线连接简单, 系统集成度高, 因此变电站智能化整体可靠性将明显提高。
3.2“不同间隔间信息的集成, 能够利用相邻元件间冗余广域信
息提高保护性能, 保证整个系统的安全稳定运行。”如可以实现小电流接地选线、低周低压减载、站域优化控制、站域系统保护等。
3.3“灵活快捷的内部数据交换与共享增加了装置的智能性、自适应性, 大幅度减少了网络流量。”
3.4 集成保护方案也是一种间隔内的信息集成和硬件集成, 突
破了间隔的限制, 简化硬件结构, 降低建设投资成本, 减少了现场运行维护工作量和难度。
3.5 替代了一个间隔层的设备, 成本得到大幅度下降, 有利于35KV数字化技术变电站在工矿和农网中推广。
过程层设备采用合并单元、智能终端、一二次设备状态监测一体化的智能装置实现, 直接安装在高压柜面板上。过程层网络的采样值采用DL/T860.92 (IEC61850-9-2) 通讯标准, 状态量采集与控制采用DL/T860.81的GOOSE服务, 采样值和GOOSE报文合并组网, 通讯介质采用光缆, 接口方式采用1310nm的ST方式。过程层网络双网冗余配置增加系统的可靠性。过程层设备配置原则。每个断路器配置一台智能设备, 每台变压器配置一台本体智能设备完成变压器温度、档位采集与控制、变压器本体保护等功能, 本体采用继电器重动方式, 与各侧开关连接采用电缆方式。间隔层保护测控功能在1台站域保护控制主机内完成, 为提高可靠性, 采用双机冗余配置, 在完成间隔保护测控的同时完成基于跨间隔的站域功能实现, 如小电流接地选线、低周低压减载、站域优化控制、站域系统保护等。站域保护控制主机与过程层设备接口采用“直采直跳”方式, 与站控层设备采用DL/T860.81的MMS服务实现数据交互。全站对时采用GPS或北斗作为时钟源, 配置1台对时服务器, 对时误差不超过1ms, 采用IRIG-B信号实现站内间隔层、过程层设备的对时与同步控制, 采用SNTP实现与站控层设备对时, 装置支持采用DL/T860.81的MMS服务实现与站控层设备信息交互。配置1台通讯管理装置实现与调度的数据交换和本地数据的采集, 完成通信管理机和远动服务器的功能, 支持4路以太网、10路RS232/485的物理接口, 规约支持IEC60870-5-101、IEC60870-5-104、部颁CDT等主流调度规约, 同时具有Modbus (主) 、IEC60870-5-103等本地设备接口实现站内直流屏等非DL/T860设备的规约接入。
4 结语
随着计算机硬件和软件技术的高速发展, 提供了更可靠、功能更强大的硬件基础和更加灵活的软件基础, 集中式方案就是在此基础上, 融合了传统数字化技术变电站的既有功能, 结合35KV变电站的结构特点, 在35KV变电站信息化的基础上实现了35KV变电站的智能化, 同时大大降低了建站成本, 本方案必然成为未来35KV
参考文献
[1]高晶晶, 赵玉林.电网无功补偿技术现状及发展趋势[M].东北农业大学学报.2004, 35 (5) :639-644.[1]高晶晶, 赵玉林.电网无功补偿技术现状及发展趋势[M].东北农业大学学报.2004, 35 (5) :639-644.
[2]查丛梅, 杨兆华, 秦忆.现代无功功率补偿技术发展研究[J].河南科学.2001 (3) :289-292.[2]查丛梅, 杨兆华, 秦忆.现代无功功率补偿技术发展研究[J].河南科学.2001 (3) :289-292.
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[5]魏民.智能型电力参数测试仪得研究与设计.武汉理工大学硕士学位论文.2003, 5.[5]魏民.智能型电力参数测试仪得研究与设计.武汉理工大学硕士学位论文.2003, 5.
[关键词]35KV；变电站；故障分析；对策
随着电力应用范围的不断扩大，社会公众对于35KV变电站运行工作的安全性，提出了更高的要求。由于35KV变电站运行工作的发展速度较快，在其运行的过程中，不可避免的存在一些问题。为了更好的促进35KV变电站平稳的运行下去，我们需要在35KV变电站运行的过程中，不断的总结35KV变电站发生的故障、故障产生的原因，以便可以更好的解决35KV变电站运行中常出现的故障，提高35KV变电站的运行效率，使之可以有效的满足社会公众对于电力的需求。
一、关于35KV变电站的相关分析
从电力系统的相关理论分析，变电站作为电力系统的重要组成部分，其运行的状态对于整个电力系统运行的平稳性，具有重要的影响。同时，变电站也是发电厂与用户之间联系的重要纽带，其发挥着变换、分配电能的作用。变电站的工作是通过将一些相关的电气设备有机的组装起来，用来进行切断、接通、调整电压等工作。相关技术人员通过变电站的线路以及承担的电量符合，合理的设计了35KV变电站的运行计划。因此，对于35KV变电站在运行中常见的故障，我们只有在不断的积累维修经验以及探索中，才能发现有效的解决对策，促进35KV变电站平稳运行目标成为现实。
二、关于35KV变电站常见的故障分析
1.真空断路器故障。通常情况下，35KV变电站发生真空断路器的故障时，会伴随着产生真空泡真空度进一步降低、真空断路器分闸失灵的情况。在此故障中，真空泡真空度的降低，会在一定程度上影响真空断路器对经过电流的控制能力。一旦有超负荷的电流流过，就会极大的损毁真空断路器的内部构造，使之使用寿命急剧下降。
2.电压互感器烧损。在35KV变电站常见的故障中，电压互感器烧损故障也是其中一种。在35KV变电站的运行部件中，存在着很多的储能元件，当铁心的饱和引起电量发生巨大的变化时，就有可能引起发并联铁磁谐振。铁磁谐振会加大电压互感器的承受电压，电压增高的同时频率降低，继而增加互感器绕组电流超过规定的流通能力，最终导致绕组构件过热，甚至产生炸裂或者烧毁的危害状况。
三、关于解决35KV变电站常见故障的对策分析
1.进一步加强对35KV变电站故障的检测工作
在实际工作中，解决35KV变电站运行中常见的故障，需要进一步加强对35KV变电站故障的检测工作。在对35KV变电站运行故障进行检测时，可以充分利用现代的科技力量，借助专业的仪器对电缆接头的接地情况进行进一步的检测。同时，采用红外线测温仪对35KV变电站的重要电缆线进行一定的温度检测，根据其温度的变化判断其是否存在故障，工作人员在检测的过程中也要及时做好记录。除此之外，相关的工作人员还需根据35KV变电站运行的实际状况，合理的制定检测的周期，以便可以及时的发现、维修35KV变电站运行中存在的故障。
2.解决真空断路器故障的对策。现阶段，真空断路器在35KV变电站运行中的应用是变电站发展的一种必然。因此，综合分析35KV变电站真空断路器故障的原因，解决35KV变电站运行中的真空断路器故障非常重要。通过大电流对触头处理、气体老炼等措施，通过改变弧后耐压水平，提高真空断路器断开的稳定性能，对于35KV变电站运行中经常发生的真空断路器故障具有显著的作用。在实际工作中，我们更加提倡在35KV变电站运行中，选择新型的防熔焊材料的触头，进一步改善触头的静态耐压水平，从而减少35KV变电站运行中的真空断路器发生的故障。
3.解决电压互感器烧损的对策。在实际工作中，我们可以通过加强消弧线圈的管理、完善小电流选线装置、提高运行人员的职业素质等措施，进一步降低电压互感器烧损事故发生的几率。在35Kv变电站的运行过程中，消弧线圈的自动调整设置工作，必须在依据一定的电力理论进行精确的计算，同时要注意根据实际的电流值进行合理的调整。改善消弧线圈欠补偿而形成谐振过电压产生的负作用，影响变电站的正常运行的状况。同时尽量选择小电流接地选线的装置，避免电线相间发生短路的问题。另外在发生电力事故时，运行人员的职业素质也是非常重要的。运行人员能否在发生事故时，以最快的速度采取有效的措施，避免变电站事故影响的进一步扩大，对于减少35Kv变电站事故经济损失很关键。
四、要重视人的因素
1.提高责任意识，对变电站操作人员，要提高他们的专业技能，以及树立正确的职业道德教育，提高他们的工作热情和责任感。此外，根据机械设备的具体性能操作员站操作自己去完成自己的业务工作。变电站相关部门应定期或不定期地组织专业素质的技术人员的培训，使专业技术人员的变电设备内操作，并掌握处理的具体方法。在变电站运行，使全体员工在年底的工作或工作时间的转移，以及工作人员的即将到来的约会，解释变电站运行什么样的实时状态，并出现在变电站的过程当然运行的问题了交流和探讨，以促进更好地解决工作中遇到的问题。
2.对于一般故障的处理方法，相关工作人员要认真检查总线和连接设备，变压器，无异常，并看到一些关于瓷器的设备没有损坏，没有点闪络放的，没有小动物或外部损伤。经过检查站设备，没有发现任何异常情况，这可能会发生在断层线和接地保护失效。这一次瞬时停止，尽快找出故障线路。如果你想确定保险丝是否烧断，有必要检测次级电压，从而判断是否为高压保险丝。以确定该谐振，工作人员通过消除共振的时刻改变设备的操作模式。如果确定要断行应调整迅速报告，并及时安排检查线路。通过适当地处理一般故障，这使得变电站运行的工作可以正常进行。此外，相关人员定期运行变电站故障的发现过程在解决员工的故障的过程中有责任确保检验工作的质量。与此同时，以消除一些旧的变电设备，引进新设备，促进电力工业的健康发展。
五、总结
综上所述，35KV变电站产生故障的原因主要有电缆、真空断路器以及变电站系统消弧线圈产生故障等。35KV变电站运行操作时一项技术要求相对较高的工作，需要工作人员具备一定的操作技能，才能胜任此项工作。在实际工作中，我们必须在明确35KV变电站发生故障的具体原因的基础之上，才能及时的采取有效的对策解决出现的问题。在解决35KV变电站产生的相关故障时，需要重视每一项的操作，并且必须严格按照相关的操作标准进行。
参考文献：
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停 电 应 急 预 案
汤原县东风山矿业有限公司
二〇一四年四月
35KV变电站事故应急预案 事故类型和危害程度分析 1.1事故类型按事故性质分为: 1.1.1 地面变电站35KV供电电源----上级110KV变电站发生停电事故或两路电源线路上的“T”接负荷发生事故，都会造成全矿井停电事故。
1.1.2变压器事故
变压器是电力系统中改变电压和传递能量的主要设备，运行一般比较稳定，但有时其各部件接线头发热，变压器油面下降变质，使变压器引线暴露在空气中，绝缘降低，引起内部闪络，过电压等原因，致使变压器发生故障或损坏，会造成矿井全部或部分停电。
1.1.3供电系统设施事故
35KV系统的供电设施由于线路设施老化，关键设备、系统故障或接地速断导致高压供电设施线路存在不安全隐患，会造成矿井全部或部分停电。
1.1.4雷电的形成与危害
当不同的电荷雷云对架空线路及地面供电设施放电接触一定程度时，会产生激烈放电闪络。由于放电温度高达2万度以上时空气受热剧烈膨胀，产生雷击电流，可达数百千安，雷电放电时间短，电压高，具有很大的破坏力，会造成矿井全部停电。
1.1.5电缆着火事故
动力电缆积尘过厚、长期高温过负荷、绝缘老化。击穿引燃，电
缆在运行中受到机械损伤，运行中的电缆接头氧化，电缆接头绝缘物质灌注存有空隙，裂纹侵入空气，使绝缘击穿，爆炸起火，电缆接头瓷套管破裂及引出线相间距离小导致闪络起火，会造成系统停电。
1.1.6人为误操作造成事故
操作人员违章操作，操作思路不清造成误操作，未严格执行操作票制度及一人操作一人监护制度造成弧光短路等事故。
1.2事故危害程度分析
矿井发生停电事故，其后果相当严重，根据停电范围不同，会造成主扇停风，井下瓦斯积聚，井下空气成分恶化，含氧量降低；随着矿井水的不断涌出而不能将矿井水排至地面，会造成淹井；提人设备因无电而无法正常运转，致使井下工作人员无法快速上井，会造成人员的伤亡。应急处臵基本原则
全站人员接到通知后，应立即赶到站内事故现场，协助事故抢救，事故现场有关人员根据可能发生的事故类别及现场情况及时向本单位值班人员及调度室汇报，并根据事态发展情况，启动相应应急预案。组织机构和职责： 3.1组织机构 组 长：初元海 副组长：尚德连 王春雷
成 员：安立伟 邵长春 田密伟 韩明月 3.2职责
组长职责：全面掌握事故情况，协调公司人力、物力、财力，领导有关人员处理事故，发出必要的指令并组织实施。
成员职责：了解清楚事故真实情况，如实向有关部门、领导汇报，积极参加事故应急救援。预防与预警 4.1危险源监控
4.1.1在变电站电器设备上工作，必须执行《电力安全工作规程》中有关规定，严禁违章指挥操作。
4.1.2在变电站内外搬动梯子、管子等金属长物，应两人放倒搬运，并与带电部分保持足够的安全距离。
4.1.3工作地点应有足够的照明。
4.1.4进入高空作业现场，应带安全帽，高空作业人员必须使用安全带，高处工作传递物件不得上、下抛掷。
4.1.5遇到电器设备着火时，应立即将有关的电源切断，然后进行救火，对带电设备应使用干式灭火器，不得使用泡沫灭火器，断电后对有油类设备应使用泡沫灭火器或干燥的砂子灭火。
4.2预警行动
4.2.1作业人员、事故发现者应立即向调度室汇报，明确事故发生具体位臵地点、设备状况和受伤人员情况；
4.2.2接警人员应根据现场汇报情况，立即向应急组长及相关领导汇报事故情况。
4.2.3值班调度主任根据报告情况，迅速确定应急响应级别，并
根据确定的响应级别展开应急行动。信息报告程序
5.1事故发生后，立即启动预警行动程序。5.2报警方式为电话报警。
5.3调度室24小时值班，随时接听报警电话。
5.4调度室值班人员要掌握清楚事故情况，并将具体情况向应急组长及相关领导汇报。应急处臵 6.1响应分级
6.1.1发生全矿井停电事故和电缆着火事故时，响应级别为四级； 6.1.2发生供电系统设施事故和变压器事故时，响应级别为三级。6.1.3人为误操作造成人员受伤事故时，响应级别为二级。6.2响应程序
根据事故响应级别，启动相应的响应程序 6.3处臵措施 应急物资与装备保障
7.1运行单位应有救援事故备品、抢修工具、照明设施及必要的通讯用具。事故备品一般不许它用，抢修使用后，应立即清点补充。
7.2变电站应有事故备品：灭火砂箱、纸质砂袋、木把铁钩、绝缘手套、绝缘靴、验电器、接地线。
根据安排，我于2011年6月19日至29日学习了光传输设备日常维护知识及常见故障的处理。主要学习了系统操作和常见故障的判断、处理等。
系统操作有三方面：
1、安全管理：主要是完成SDH网元NCP安全日志的查询。2：NCP数据管理、主要包括数据库下载、上载、上载比较和自动上载比较4项操作。
3、报表管理：在客户端操作窗口的报表菜单中完成，以报表的形式统计当前所选网元的配置、告警、性能信息、便于打印或保存。主要包括配置报表、当前告警性能报表、历史告警性能报表等操作。
关键词：变电站；防误操作；变电设施；运行
中图分类号：TM411 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 04-0000-01
随着我们社会经济的发展，各种电子设施，计算机水平，电子网络不断的发展，同时也带动了电气设备的运行，35kV变电站的运行是极为复杂的，它的一次设备，二次保护系统等都需要很高的技术操作水平，不只是技术水平的问题，工作人员的工作态度也同样占着一个不可忽视的作用。为了安全和发展问题，对这一工作的操作和防误分析就显得极为重要。
一、35kV变电站误操作的原因
变电站误操作的原因有很多，例如，工作疏忽，工作安排比到位，线路的故障，设备的老化，检查的不仔细，没及时发现问题等。只有找到误操作的原因，才能为防范措施做好工作，下面就先从管理方面说一下：
（一）管理方案方面的问题
任何工作想要做得好，就必须要有相关的规章制度以制约其的发展。目前关于变电站的管理方面的法律条文还太少，关于在变电站相关工作人员的工作条约还不够完善。在实际工作执行的过程中，没有严格按照一些法律规定如（电业安全工作规程）来操作。还有档案管理方面不够规范，一些资料收集的不够全面，数据整理的不够有条理，施工的图纸不够清楚明了等等都是目前所存在的严重问题。
（二）设备方面的问题
电是危险的东西，尤其是在变电站工作的人员，更应该注意安全的问题。目前我们在变电站设施这方面还存在很大的问题，例如，一些器械的命令按钮不符合标准以致工作的时候不能按照正常的程序，致使工作出现很大的失误，又例如，有些设备不够先进，有些落后导致我们人员工作的时候得到的数据不够精准，又如，有些设备用的时间已经比较长了却没有及时更换，这样就是的不安全的隐患存在，才会有不安全的事情发生。
（三）工作人员自身的问题
现在没有条文的制约，一些工作人员处于懒散状态。对于工作没有热情，只是把工作当成负担，缺少责任意识。在工作的期间抱怨，这样的人员在工作时难免会开小差，会不注意，这样就可能发生危险的事情，因为电是一个容不得忽视的东西，工作人员的松懈会造成严重的后果。所以工作人员自身也是个不容忽视的问题。
二、一些防误措施极其重要性
做什么事难免有误，但要知道在变电站误操作可能带来严重的后果，要明白它的重要性还要从工作人员做起，为人们做好榜样，带领人们做好防误工作。
（一）防误措施的重要性
因为在变电站工作是有很大危险性的，电是人们不可缺少的东西，是工业发展，国家进步都离不开的东西。自从电这一东西出现以后，我们人类就围绕着它生活，发展，在朝夕相处的情况下更要注意安全措施的问题。
（二）从教育方面开展
目前，想要让人们真正的了解防范的措施就要从认识的领域开始抓起，要从课堂上开始教学生们一些基本的防误措施，让他们从小就知道了解如何防范保护自己，而且国民的素质问题也要提高上来，要加大宣传力度，力争用一个方式让宣传得到最有效最广泛的结果。要经常访问居民对防电措施的了解程度以及时的对其进行评估和针对其结果进行下一步的任务。还要注意对变电站工作人员定期进行培训，加强他们的工作意识，增强其责任心，改变他们都在工作中的态度问题。还要尽量给他们传授一些先进的方法以有利于他们工作的进行。另外，要把它融入但案例当中，要选一些典型的，有代表性的案例，不能只是纯理论性的领导。还要按照相关规定对工作人员进行变电调控方法的考核，对于其中的不正确的操作应给出严厉的批评以加深其印象。
（三）先进完整的设备
从国内外的对比中我们可以看到，先进的设备是推动我们前进的有力工具。只有拥有最完备的工具，才能确保工作中的科学，精确，安全。才能拥有最可靠的数据，对工作中问题的分析才能更加到位。我们更要注意在工作中的细节问题，要尽我们最大的力量把这一问题解决好。
（四）制约的力量
说到底，最有效最快速的方法就是我们国家能建立一套完整的关于变电站防误的法律条文。只有这样，才能引起人们足够的重视，才能让工作人员不敢疏忽，才能让防误工作进行的更加顺利。而且，如果有谁违反这一规定，应按其给与应有的严厉的处罚。以告诫其他人严格遵守。
（五）工作的安排
像在路边的一些变电站设施由于长期在外面暴露，经过风吹雨打，有些甚至已经出现了腐蚀现象，这是很大的安全隐患。所以相关部门应该定期安排有关人员对其进行检查，对发现有隐患的东西应该及时进行更换，以免对人们造成伤害。还有就是，有些检查路线不标准的问题。有时再进行施工时，有些工作人员进行了路线的改变或因某些原因进行了变化，却没有向有关人员及时的汇报，导致工作人员检查时出现了很多的障碍。所以，一旦有路线的改动应向有关人员汇报。
三、结束语
35kV变电站是电网中的重要组成部分，但由于其设备比较麻烦，技术要求比较高，所以误操作事故发生的比较多。这就对我们提出了很高的要求，我们要提高我们的认识，通过学习更多的有关防误的知识来保护自身的安全。这也要求相关部门做好自己的工作，尤其是数据的管理和人员的综合培训，一定要确保数据的可实性，能准确及时的让工作人员找到其位置以避免事情发生时得不到及时的救援。要及时地进行暗器的检查更换，确保安全问题万无一失。再就是提高变电站设施的可靠性，确保变电站工作的安全、高效的运行。
参考文献：
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1 测量原理
DRY-2型配网电容电流测试仪是从PT开口三角侧来测量配网的电容电流的。其测量测量原理如图1所示。
在图1中, 从PT开口三角注入一个异频的电流 (非50Hz的交流电流, 目的为了消除工频电压的干扰) , 这样在PT高压侧就感应出一个按变比减小的电流, 此电流为零序电流, 即其在三相的大小和方向相同, 因此它在电源和负荷侧均不能流通, 只能通过PT和对地电容形成回路, 所以图1又可简化为图3。
根据图2的物理模型就可建立相应的数学模型, 通过检测测量信号就可以测量出三相对地电容值3C0, 再根据公式I=3ωC0 Uφ (Uφ为被测系统的相电压) 计算出配网系统的电容电流。
2 测试仪器对系统接线的要求
(1) 断开母线PT开口三角端子与其它设备 (如开口三角连接的消弧线圈、各种消谐装置和电压继电器等, 注:消弧线圈需退出运行) 连接。
(2) 对于母线PT一次侧中性点直接接地的系统, 将仪器的两只“信号输出”端子 (不分极性) 分别与母线PT开口三角的两只端子可靠连接。
(3) 对于母线PT一次侧中性点经消谐器、消谐管道接地的系统, 还应将母线PT一次侧中性点直接接地。
(4) 对于母线PT一次侧中性点串联单相PT接地的系统, 还应将母线PT一次侧中性点直接接地或将单相PT二次绕组短接, 也可将仪器“信号输出”与单相PT二次绕组连接。
3 现场测量
对现场测量涉及到以下问题:
(1) 安全风险控制问题。按照目前供电企业常用的方法是通过PT二次侧注入异频信号的方式来测量, 为了满足测试仪器要求对电容电流的测试的要求, 仍然涉及到多次操作, 改变电气接线的操作, 这就需要试验人员和运行人员的密切配合, 测试电流本来是一个几分钟的工作, 由于调度的问题, 使这一过程变得十分漫长、繁琐, 极大地降低了工作的效率。同时由于电气试验人员对二次设备知识欠缺, 还需要继保人员的配合, 过程当中同样存在配合问题。
(2) 设备运行状况及现场测试遇到的情况。测试了部分110k V变电站, 满足测试仪器对系统要求2的系统, 可以轻松测出电流值;部分220k V变电站35k V由于消弧线圈投入运行, 不满足测试仪器对系统接线的要求, 所以不能测出电容电流, 需要将消弧线圈退出运行方可测试;部分220k V变电站开口三角形两端电压值为10V-22V, 也测不出电容电流值。
4 解决办法
针对以上遇到的问题可以归纳为两类:一个是管理问题, 一个是技术问题。
(1) 管理问题。怎么有效的为电容电流测试提供便利, 系统操作涉及到停电申请、停电审批、停送电操作, 并且在工作的过程当中还涉及到多张工作票办理, 按照现在的工作程序开展, 是非常繁琐的, 关于停送电相关规程规定, 调度部门及局有关技术部门是否可以通过采用更加便捷的方式来应对这种短时间停送电的工作, 比如说采用综合令, 或者变电站内自行采取相关办法解决, 当然前提是必须符合相关规程的规定。同时在工作票的办理上, 如果按以前的方式, 对于需要将PT停电、一次中性点接地的工作需要一张一种工作票, 操作回复之后, 一张测试电容电流的二种工作票, 然后需要将PT恢复到原始状态, 任然需要一张一种票, 这就需要三张工作票, 建议办理一种二种工作票, 把操作PT及PT一次中性点接地作为工作票一次设备的要求, 当然这需要相关文件的支持;至于操作票, 也就不再赘述。
(2) 技术问题。供电企业常用的方法是通过PT二次侧注入异频信号的方式来测量, 该方法较之传统测试方法安全、方便、快捷。本身本方法没有什么问题, 在测试的过程中, 还是需要注意以下问题:a:如果拆除开口三角型两个端子, 在恢复过程中要避免产生寄生回路, 防止短路;b:由于PT在测试过程中一次中性点直接接地, 恢复时一定要注意恢复到原始状态;c:多测几遍电流数据, 进行对比, 方能得出比较可靠地数据, 并记录好。d:雪、雨、雾时不宜使用, 因系统对地的漏电流较大而不能保证测量结果的正确性。
5 数据分析
下面是一组某电网部分变电站电容电流的数据, 见表1。
分析:其中4、9变电站电容电流只有6A、12A, 数据都偏小, 当然两个变电站均处于负荷不太大的地区, 出线基本上都是架空线, 电流小也可能, 至于数据是否合理, 要根据理论计算数据进行对比, 综合考虑。其他站点数据当中5、6变电站皆处于城市中心地带, 10k V系统都使用大量长距离电缆接线, 而且出线比较多, 所以电容电流达到100+A也趋于合理, 当然工作的主要目的是根据测试数据, 综合分析系统的各种影响因素, 以电容电流作为参考, 判断系统是否需要投入/装设消弧线圈来补偿电容电流, 从而进行技术改造以及改变运行方式。如果按照我国的电力规程规定当10k V和35k V系统电容电流分别大于30A和10A时, 大多数变电站低压系统都需要投入/装设消弧线圈。剩下的一部分变电站的电容电流测试工作需要继续开展, 当中存在各种技术问题、管理问题需要测试人员和相关单位一一解决, 保障数据的可靠性。
摘要：随着电网规模的不断扩大, 测试电容电流是否超过标准显得十分重要, 本文探讨了电容电流的测试方法及原理, 通过对现场测试所遇到的问题和困难, 提出了相应的解决措施, 并分析了部分变电站电容电流的数据, 为进一步的电容电流数据的测试指明了方向。
关键词：电容电流,开口三角形,异频信号
参考文献
[1]冉启鹏, 胡之荣, 字美荣, 等.配电网电容电流测试研究[J].南方电网技术, 2011 (11) :81-85.
[2]电力设备预防性试验规程[S].中国南方电网有限责任公司.
[3]电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分[S].中国国家标准化管理委员会.
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。
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