第一篇：变压器异常及事故处理
变压器的异常运行及事故处理
1、异常现象及处理方法
1.1变压器在运行中，发生下列故障之一时，应立即将变压器停运，事后报告当值调度员和主管领导：
(1)变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆炸声; (2)严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计指示限度; (3)套管有严重的破损和放电现象; (4)变压器冒烟着火;
(5)当发生危及人身和设备安全的故障，而变压器的有关保护拒动时;
(6)当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。 1.2当变压器发生下列情况之一时，允许先报告当值调度员和上级领导联系有关部门后，将变压器停运： (1)变压器声音异常;
(2)变压器油箱严重变形且漏油; (3)绝缘油严重变色; (4)套管有裂纹且有放电现象;
(5)轻瓦斯动作，气体可燃并不断发展。
1.3变压器油温的升高超过报警值时，应按以下步骤检查处理：
(1)检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下正常的温度核对; (2)核对温度表; (3)检查变压器冷却装臵;
(4)若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且在运行中无法修复者，应将变压器停运修理;若不需停运修理时，则值班人员应申请调整变压器的负荷至允许运行温度下的相应容量。
(5)变压器在各种超额定电流方式下运行，若油温超过85℃，应立即申请降低负荷。
1.4 变压器自动跳闸处理：主变压器无论何种原因引起跳闸，一方面应尽快转移负载，改变运行方式。另一方面查明何种保护动作。检查保护动作有无不正常现象，跳闸时变压器有无过载，输馈线路有无同时跳闸，除确认是误动作可以立即合闸外，应测量绝缘电阻并根据以下情况进行判断处理： (1)因过负载引起跳闸，在减少负载后将主变投入;
(2)因输、馈电线路及其它设备故障影响越级跳闸时，若变压器绝缘电阻及外部一切正常，瓦斯继电器又无气体，可切除故障线路(设备)后恢复变压器运行; (3)保护未掉牌并无动作过的迹象，系统又无短路，检查各方面正常，此时应检查继电器保护二次回路及开关机构是否误动作，如果误动作，在消除缺陷后，可以恢复变压器运行。如果查不出原因，应测量变压器绝缘电阻和直流电阻，并取变压器油作色谱分析，再根据分析确定是否可以恢复运行。如果发现变压器有任何一种不正常现象时，均禁止将变压器投入运行。 1.5 变压器过负荷的处理方法
(1)检查变压器的负荷电流是否超过整定值;
(2)确认为过负荷后，立即联系调度，减少负荷到额定值以下，并按允许过负荷规定时间执行;
(3)按过流、过压特巡项目巡视设备。 1.6 变压器油温异常升高的处理方法
(1)检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对;
(2)核对测温装臵动作是否正确;
(3)检查变压器冷却装臵，若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理时，应报告当值调度员，将变压器停运并报告领导;
(4)在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查确认温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即联系当值调度员将变压器停运;
(5)变压器在各种超额定电流方式下运行时，若顶层油温超过105℃应立即降低负荷。
1.7 变压器轻瓦斯动作的处理方法
(1)检查轻瓦斯继电器内有无气体，记录气量、取气样(取气样前，应向调度申请退出重瓦斯保护)，并检查气体颜色及是否可燃。取油样进行分析，并报告有关领导;
(2)如瓦斯继电器内无气体，应检查二次回路有无问题; (3)如气体为无色，不可燃，应加强监视，可以继续运行;
(4)如气体可燃，油色谱分析异常则应立即报告调度，将变压器停电检查。 1.8 重瓦斯保护动作跳闸的事故处理 (1)记录跳闸后的电流、电压变动情况;
(2)检查压力释放装臵释放动作有无喷油、冒烟等现象。油色和油位有无显著变化;
(3)检查瓦斯继电器有无气体，收集气样，检查是否可燃，观察颜色; (4)检查变压器本体及有载分接开关油位情况。 (5)检查二次回路是否有误动的可能; (6)变压器跳闸后，应进行油色谱分析。 (7)应立即将情况向调度及有关部门汇报。 (8)应根据调度指令进行有关操作。
(9)现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。 1.9 冷却系统故障的处理方法
(1)全部冷却器故障，在设法恢复冷却器的同时必须记录冷却器全停的时间，监视和记录顶层油温，如油温未达到75℃则允许带额定负载运行30分钟，若30分钟后仍未恢复冷却器运行但顶层油温尚未达到75℃时，则允许上升到75℃，但这种状态下运行的最长时间不得超过1小时，到规定的时间和温度时应立即将变压器停止运行。
(2)个别冷却器故障，应把故障元件停运，并检查备用冷却器是否按规定自动投入然后再处理故障冷却器。
(3)冷却器故障，当短时不能排除故障，应使完好的部分冷却器恢复运行后，再处理故障。
(4)记录故障起始时间，如超过冷却系统故障情况下负载能力规定的运行时间，应请示当值调度员减负载或停止主变运行。 (5)注意顶层油温和线圈温度的变化。 1.10 有载分接开关故障的处理方法
(1)操作中发生连动或指示盘出现第二个分接位臵时，应立即切断控制电源，用手动操作到适当的分接位臵;
(2)在电动切换过程中，开关未到位而失去操作电源，或在手动切换过程中，开关未到位而发现切换错误时，应按原切换方向手动操作到位，方可进行下一次切换操作。不准在开关未到位情况下进行反方向切换;
(3)用远方电动操作时，计数器及分接位臵指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，终止操作;
(4)当出现分接开关发生拒动、误动;电压表及电流表变化异常;电动机构或传动机构故障;分接位臵指示不一致;内部切换有异声;过压力的保护装臵动作;看不见油位或大量喷油危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中断操作;
(5)运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应具有校验合格有效的测试报告。若使用气体继电器替代油流控制继电器，运行中多次分接变换后动作发信应及时放气。若油流控制继电器或气体继电器动作跳闸，在未查明原因消除故障前不得将变压器及分接开关投入运行;
(6)当分接开关油位异常升高或降低，且变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常(主要是乙炔和氢的含量超标)，应及时汇报当值调度员，暂停分接开关切换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障;
(7)运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压低于30kV时，应停止自动电压控制器的使用。低于25kV时，应停止分接变换操作并及时处理。 1.11 差动保护动作跳闸的处理：
(1)检查变压器油位、油色有无显著变化。压力释放器有无动作和喷油、冒烟现象，油箱有无变形，套管有无闪烙，周围有无异味;
(2)对差动保护范围内的所有一次设备进行检查，即变压器各侧设备、引线、电流互感器、穿墙套管、避雷器等有无故障;
(3)检查差动变流器的二次回路有无断线、短路现象; (4)应立即将情况向调度及有关部门汇报。 (5)应根据调度指令进行有关操作。
(6)当怀疑变压器内部故障时，取油样做色谱分析。 1.12 变压器着火的处理
变压器着火时，应立即向当值调度员报告，并立即将变压器停运,同时关停风扇等相关设备电源，启动水喷淋系统灭火、或使用干式灭火器灭火;若油溢在变压器顶上而着火时，则应打开下部油门放油到适当油位;若是变压器内部故障着火时，则不能放油，以防止变压器爆炸，在灭火时应遵守《电气设备典型消防规程》的有关规定。当火势蔓延迅速，用现场消防设施难以控制时，应打火警电话“119”报警，请求消防队协助灭火。
2、事故跳闸处理方法 2.1变压器自动跳闸处理：
主变压器无论何种原因引起跳闸，一方面应尽快转移负载，改变运行方式。另一方面查明何种保护动作。应检查保护动作有无不正常现象，跳闸时变压器有无过载，输馈线路有无同时跳闸，除确认是误动作可以立即合闸外，应测量绝缘电阻并根据以下情况进行判断处理：
2.1.1 因过负载引起跳闸，在减少负载后将主变投入;
2.1.2 因输、馈电线路及其它设备故障影响越级跳闸时，若变压器绝缘电阻及外部一切正常，瓦斯继电器又无气体，可切除故障线路(设备)后恢复变压器运行; 2.1.3 保护未掉牌并无动作过的迹象，系统又无短路，检查各方面正常，此时应检查继电器保护二次回路及开关机构是否误动作，如果误动作，在消除缺陷后，可恢复变压器运行。如果查不出原因，应测量变压器绝缘电阻和直流电阻，检查变压器油有无游离碳，并对绝缘油进行色谱分析，再根据分析确定是否可以恢复运行。如果发现变压器有任何一种不正常现象时，均禁止将变压器投入运行。 2.2 重瓦斯保护动作跳闸的事故处理; 2.2.1 记录跳闸后的电流、电压变动情况;
2.2.2 检查压力释放装臵释放动作有无喷油、冒烟等现象。油色和油位有无显著变化;
2.2.3 检查瓦斯继电器有无气体，收集气样，检查是否可燃，观察颜色;重瓦斯动作跳闸后应立即取气送检，此时不应退出重瓦斯保护压板。 2.2.4 检查二次回路是否有误动的可能;
2.2.5 属于下列情况之一时，经请示有关领导批准并取得当值调度员同意后，可将瓦斯保护投信号后，再受电一次，如无异常可带负荷运行： 2.2.5.1 确无2.2.1、2.2.
2、2.2.3现象，确认是二次回路引起的;
2.2.5.2 确无2.2.1、2.2.2现象，瓦斯继电器只有气体但无味、无色、不可燃。 2.2.6 有2.2.
1、2.2.2现象之一或瓦斯继电器的气体可燃或有色或有味时，在故障未查明前禁止再次受电; 2.2.7 取油样做色谱分析;
2.2.8 在瓦斯继电器内取气时应注意事项： 2.2.8.1 取气时应两人进行，一人监护，一人取气;
2.2.8.2 操作时须注意人与带电体之间的安全距离，并不得超越专设遮栏; 2.2.8.3 用针筒从瓦斯继电器内抽取气体，并不得泄漏，步骤如下： 2.2.8.3.1 把乳胶管的一头套在瓦斯取气阀上，另一端用皿管钳夹住; 2.2.8.3.2 慢慢放开放气阀，同时松开皿管钳，使乳胶管里的空气排出，然后再用皿管钳将乳胶管夹住;
2.2.8.3.3 用注射器针头插入乳胶管内，并慢慢抽入气体;
2.2.8.3.4 气体抽取完毕后，把针头从乳胶管中拔出，迅速把注射器针头插入硅橡胶中，并尽快送试验部门化验气体属性。
2.2.9 瓦斯经继电器内气体颜色、气味、可燃性与故障性质关系如下： 2.2.9.1 无色、无味、不可燃的气体是空气; 2.2.9.2 黄色、不可燃的是木质故障;
2.2.9.3 灰白色、有强烈臭味、可燃是纸质故障; 2.2.9.4 灰色、黑色、易燃是油质故障。 2.2.10 油流速度100cm/s时动作跳闸. 2.3 差动保护动作跳闸的处理： 2.3.1 停用冷却风扇;
2.3.2 检查变压器油位、油色有无显著变化。压力释放器有无动作和喷油、冒烟现象，油箱有无变无变形，套管有无闪烙，周围有无异味;
2.3.3 对差动保护范围内的所有一次设备进行检查，即变压器各侧设备、引线、电流互感器、穿墙套管、避雷器等有无故障;
2.3.4 检查差动变流器的二次回路有无断线、短路现象; 2.3.5 检查直流系统有无接地现象;
2.3.6 无2.2、2.3现象，且确认是二次设备回路故障引起的可在故障消除后，报请当值调度员同意，再受电一次;
2.3.7 无2.2～2.5现象，应对变压器进行绝缘电阻测定和导通试验。若绝缘电阻和停运前的值换算到同温度，无明显变化，导通无异常时，可请示有关领导并报当值调度员同意后可受电一次。无异常情况，可继续带负荷;
2.3.8 确定差动保护是由外部故障引起动作，且同时瓦斯无动作，则可不经内部检查，重新投入运行，否则应作详细检查后，才能重新投入运行;
2.3.9 差动与重瓦斯同时动作，则应认为是变压器内部有严重故障，故障未消除前不得送电;
2.3.10 取油样做色谱分析。
2.4 轻瓦斯动作后取气需退出相应重瓦斯保护压板。瓦斯继电器取气前，向调度申请退出重瓦斯保护。
注：集气盒：集、排气前，向调度申请退出本体重瓦斯跳闸压板;本体呼吸器：吸潮剂更换、疏通呼吸器前，向调度申请退出本体重瓦斯跳闸压板;呼吸器拆下，请及时封住管道口;调压箱呼吸器：吸潮剂更换、疏通呼吸器前，向调度申请退出载压重瓦斯跳闸压板;呼吸器拆下，请及时封住管道口。
第二篇：油浸变压器常见异常的分析判断及处理
王强
摘要：随着电力技术的不断进步，作为电力设备心脏部分的油浸变压器在电力系统、企事业单位及广大农村广泛地使用。本文通过作者多年的运行管理经验对有劲变压器运行中常见异常进行分析、判断，并提出解决的方法。
关键词：油浸变压器;常见异常;分析判断;事故处理
油浸变压器在运行中出现异常的情况时有发生，作为电气工作人员可以随意通过对声音、气味、颜色、温度及其他现象的变化来判断变压器的运行状态，分析事故可能发生的原因、部位及程度，从而根据所掌握的情况进行综合分析，并结合各种检测结果对变压器的各种异常现象做出最后处理。
一、直观判断
油浸变压器的常见故障主要通过声音、气味、颜色、温度变化及体表渗漏油等情况直接判断。
(一)声音
正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁芯里产生周期性交变磁通，引起电工硅钢片的磁滞伸缩，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用以及绕组的导线之间的电磁力作用引起振动，分出均匀的“嗡嗡”声。如果产生不均匀响声或其他响声，都属于不正常现象。
1、若声音比平常增大而均匀时，则一种可能是电网发生过电压，另一种可能是变压器过负荷。此时，可参考电压与电流表的指示，即可判断故障的性质。然后，根据具体情况，改变电网的运行方式或减少变压器的负荷。
2、声音较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题，这是应当停止变压器的运行并进行检查。
3、声音中夹有放电的“吱吱”声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。此时，要停止变压器运行并进行检查。
4、声音中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热。此时，此时立即停止变压器的运行并进行检修。
5、声音中夹有爆炸声，而且声音大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。此时，应立即停止变压器的运行并进行检修。
(二)气味和颜色
变压器内部故障及各部件过热将引起一系列的气味、颜色的变化。
1、瓷套管端子的紧固部件松动，表面接触面过热氧化，会引起变色和异常的气味。
2、瓷套管污损产生电晕、闪络会发出奇臭味、冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味。
3、变压器漏磁的断磁能力不好或磁场分布不均，产生涡流，也会使油箱各部分的局部过热引起油漆变色。
4、吸湿剂变色是吸潮过度，垫圈损坏进入油室的水量太多等原因造成的，应当及时处理。
(三)体表
变压器故障时都会伴随着体表的变化，主要有：
1、防爆膜龟裂、破损。当呼吸口不灵，不能正常呼吸时，会使内部压力升高引起防爆膜破损。当瓦斯继电器、压力继电器、差动继电器等有动作时，可推测是内部故障引起的。
2、大气过电压、内部过电压的呢过，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。
3、因温度、适度或周围的空气中所含酸、盐等，会引起箱体表面漆膜龟裂、起泡、剥离、脱落。
(四)渗漏油
变压器运行中渗漏油的现象是比较普遍的，其主要原因是油箱与零部件连接处的密封不良，焊接或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等。
1、变压器外表闪闪发光或粘着黑色的液体，有可能是漏油，严重时应停止运行并进行检修。
2、变压器负荷突增并持续过负荷，内部故障使油温身高，会引起油的体积膨胀，发生漏油，有时会发生喷油。此时应立即停止运行并进行检修。
(五)温度
变压器的很多故障都伴随有急剧的温升。
1.运行中的变压器常因为套管各个端子与母线或电缆的链接不良造成局部发热。 2.过负荷、环境温度超过规定值，冷却风扇系统和输油泵出现故障，漏油引起油量不足，变压器内部故障等会使温度计的读数超出运行标准中规定的允许温度。
以上所述的依据对声音、气味、颜色、温度及其他现象对变压器事故的判断，只能作为运行直观的初步判断。因此变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。因此，必须进行测量并做综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的处理方法。
二、进行中的检查 加强运行管理，严格执行巡回检查制度，对及时发现变压器存在的隐患并做出科学合理的解决办法是至关重要的。
(一)运行中应检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节的不同，所以运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次测得油温相比较。
如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否被破坏等，来判断变压器内部是否故障。
(二)检查油质。油应为透明、微带黄色。检查油的颜色可以判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线。如油面过低应检查变电器是否漏油等;油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。
(三)应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。工作、备用电源及油泵应符合运行系统等。
(四)应检查变压器的声音是否正常。正常运行时一般有均匀的“嗡嗡”的电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并通知有关技术人员进行分析处理。
(五)天气有变化是，应重点进行特殊检查。大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、碍子引线应无杂物;大雪天，各部出点落雪后，不应立即熔化或有放电现象;大雾天，各部有无火花放电现象等。
三、事故处理
为了正确处理事故，应掌握下列情况：
(1)系统运行方式、负荷状态、负荷种类。 (2)何种保护动作、事故现象等。 (3)系统有无操作。 (4)运行人员有无操作。 (5)事故发生时天气情况。
(6)变压器周围有无检修及其他工作。 (7)变压器上层油温、温升与电压情况。
变压器在运行中常见的故障是线圈、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其他附件的故障较少。
(一)线圈故障
主要有匝间短路、线圈接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：
1、在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。
2、在运行中因散热不良或长期过载，线圈内有杂物落人，使温度过高绝缘老化。
3、线圈受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。
4、制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经住短路冲击，使线圈变形、绝缘损坏。
5、绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面过大，使油的酸价过高、绝缘水平下降，或油面太低，部分线圈露在空气中未能及时处理。
由于上述种种原因，在运行中一旦发生绝缘击穿，就会造成线圈的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热，油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有“吱吱”声和“咕噜咕噜”的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作，严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作，发现匝间短路应及时处理，因为线圈匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。
变压器线圈接地，这种故障在大电流接地系统中，对变压器损坏较严重，在小电流接地系统中，损坏较小，易修复。线圈接地绝大部分可以用摇表测量出来。
变压器相间短路，如发生在油箱内部，一般多由其它故障(如匝间短路或线圈接地)扩大引起。相间短路时，电流猛烈增大，同时短路电流的电弧将引起有气化膨胀，可能造成安全气道(防爆筒)爆炸，出现喷油现象，瓦斯保护、差动保护、过电流保护均将动作并给出事故音响。
线圈断线多是由于焊接不良、过热而熔断或因匝间短路而烧断，以及短路应力造成线圈折断。这种故障往往发生电弧，使油分解、气化，有时造成相间短路。
(二)分接开关故障
分接开关接触不良或位置不准，触头表面熔化或灼伤及相间触头放电或各分接头放电，都会使其接触电阻增大。在过电流的情况下，会使其发热烧坏。此时瓦斯继电器动作，有时差动保护与过电流保护装置亦动作，防爆管喷油。其原因是：
1、开关结构上与装配上存在缺陷，如：接触不可靠，制造工艺不好，弹簧压力不够，接触不良。
2、短路时触点过热，灼伤、过电压击穿。
3、带负荷调整装置不良和调整不当，分接触点不到位。
4、分接头绝缘板绝缘不良。
5、变压器内有异物，油的酸价过高，使分接开关触头污脏，接触面被腐蚀。
因此，在改变分接头转置后，应使开关来回转动几次，除去氧化膜或油污的影响，使其接触良好，并且还要测量直流电阻，与出厂值或以往的数值比较应无较大的差异。
(三)套管故障
这种故障常见的是炸毁、闪络和漏油，其原因有：
1、变压器套管表面污秽及大雾、下雨、阴天时会产生电晕放电而发出“吱吱”声，闪络会引起奇臭味。
2、套管出现连接松动，表面接触而过热氧化都会引起变色和异常气味。
3、密封垫老化，造成密封不良，绝缘受潮劣化。
4、由于渗油使之积灰脏污，喷水冷却的影响等。
(四)铁芯故障
铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能是穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。
(五)瓦斯保护故障
瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。瓦斯保护动作的原因及处理方法如下：
1、轻瓦斯保护动作后发出信号，其原因是：变压器内部有轻微故障，变压器内部存在空气，二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。根据气体的性质和颜色判明故障原因：无色无臭，不能燃烧的气体，则为内部空气;黄色不易燃烧的气体，可能本质有故障，灰色或黑色易燃气体，则为油内曾发生闪络或因过热分解;白色带强烈气体(臭味)不能燃烧的气体，则为绝缘材料有损伤。
2、瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器(有备用变压器时)然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形，最后检查气体的可燃性。
总之，本文是在总结多年运行管理经验的基础上，从实际的角度论述的，目的是帮助电气运行检修人员正确处理油浸变压器运行、检修中出现的常见问题，减小事故发生面，降低人为造成的损失。
第三篇：变压器有载调压开关异常的分析和处理
有载分接开关可以在变压器带有负载的运行状态下改变分接位置，达到不停电改变变压比调整运行电压的目的。它由分头选择器和切换开关两部分组成，由统一的电动操作机构控制和协调工作。分头选择器的作用是先在无载状态下变换选择分头，然后由切换开关进行有负载的切换。
有载分接开关异常运行或故障的处理
1、调压开关拒动
发生拒动时应检查以下内容：
(1)操作是否正确。
不正确的操作有：
①操作方式选择开关(如远方或就地操作选择开关，手动或自动选择开关等)位置不正确，应将它们置于正确位置上;
②操作超越极限位置(已在最高位继续调增.或已在最低位继续调减)，应向发令人报告，改正错误。
(2)操作回路直流电源是否正常。
如不正常应处理恢复电源。
(3)操作机构交流电源是否正常。
不正常的情况可能有：
①机构动力电源三相或两相无电压(断路器未合或熔断器断开)，
电动机不能启动;
②操作动力电源有一相无电压，电动机两相受电引起过电流使电
源接触器跳闸;
③机构交流控制电源无电压，控制回路不能动作;
④操作交流电源三相相序错误，使电动机反向旋转，有关保护动作使电源接触器跳闸。如属这种情况，将三相电源中两相互换，调正电源相序即可重新操作。如属①②③情况应排除电源故障，然后再启动调
压;
⑤控制回路是否闭锁。
闭锁的可能原因：交流失压，三相失步，调整时间过长或其它，根据直流控制回路的设计而定。应根据设计回路图及出现的信号，查明
并排除引起闭锁的原因。
2、有载分接开关机械故障。
有载分接开关机械故障包括切换开关或分头选择器故障、操作机构机械故障在内，是一种严重故障，可能产生以下情况：
(1)分头选择器带负荷转换。这种情况与带负荷分合隔离开关相似，将使变压器本体主瓦斯继电器动作跳闸。
(2)切换开关拒动或切换不到位。如果切换开关在切换中途长时间停止在某一中间位置，会使过渡电阻因长期通电而过热，可能使切换开关瓦斯继电器动作，将变压器跳闸.
(3)切换开关或分头选择器触头接触不良过热。
发生以上类似情况时，应及时申请将变压器退出运行，进行检修。
3、有载分接开关失步。
变压器有载分接开关三相应在同一位置。所谓“失步”，是指调压中由于某种原因，使三相分头位置不一致。在这种状态下，由于次级电压三相不平衡，会产生零序电压和零序电流。在变压器调压过程中，短时不一致是可能的，如果长时间不一致，可能使变压器过热或者跳闸。
有载分接开关失步的原因，可能是其中一相或两相由于电气或机械故障而拒动(原因见上面分析)，或启动后中途停止。
发生有载分接开关失步故障时，运行人员应立即到现场，检查变压器三相分接开关的实际位置，查明拒动原因，予以处理，使三相恢复同步.为了避免变压器长期在失步状态下运行，可将已动作的相先调回原位(现场电动或手动)，然后检查拒动相拒动的原因。如因机械故障不能使变压器恢复同步，应按现场规程的规定申请将变压器退出运行。
第四篇：变压器常见异常的分析及判断
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变压器常见异常的分析及判断
------专业技术工作总结之二
变压器是否异常运行直接关系电网的安全。通过近几年的工作实践，感受到电气工作人员在对设备进行巡视时，可以随时通过对声音、振动、气味、变色、温度及其他现象的变化来判断变压器的运行状态，分析事故发生的原因、部位及程度。从而根据所掌握的情况进行综合分析，结合各种测试结果对变压器的运行状态做出综合判断。总的来所对变压器的异常运行及判断总结如下：
一、直观判断
1、声音
正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁心里产生周期性的交变磁通，引起变压器铁心钢片的振动，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用以及绕组得导线之间的电磁力作用引起振动，发出平均的“嗡嗡”声。如果产生不均匀的响声或其他响声，都属不正常现象。
(1)若音响比平常增大而均匀时，则一种可能是电网发生过电压，例如中性点不解地电网有单相接地或铁磁共振时;另一种可能是变压器过负荷，在大动力设备(如大型电动机、电弧炉等)，负载变化较大，因五次谐波作用，变压器瞬间发生“哇哇”声。此时，再参考电压表与电流表的指示，即可判断故障的性质。然而，根据具体情况，改变电网的运行方式与减少变压器的负荷，或停止变压器的运行等。
(2)声音较大而噪杂时，可能是变压器的铁芯的问题。如加件或压紧铁芯的螺丝松动时，仪表的指示一般正常，绝缘油的颜色，温度与油位也无大变化，这时应停止变压器的运行进行检查。
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3、体表
变压器故障时都伴随着体表的变化。主要有
(1)防爆膜龟裂、破损。当呼吸口不灵，不能正常呼吸时，会使内 部压力升高引起防爆膜破损。当气体继电器、压力继电器、差动继电器等有动作时，可推测是内部故障引起的。
(2)因温度、湿度、紫外线或周围的空气中所含酸、盐等，会引起箱体表面漆膜龟裂、起泡、剥离。
(3)大气过电压、内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。
4、渗漏油
变压器运行中渗漏油的现象是比较普遍的，其中主要原因是油箱与零部件联接处的密封处不良，焊件或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等。 (1)变压器外面闪闪发光或粘着黑色的液体有可能是漏油。小型变压器装在配电柜中，因为漏出的油流入配电柜下部的坑内而流不到外面来，所以易以及时发现。
(2)内部故障使油温升高，会引起油的体积膨胀，发生漏油，有时会发生喷油。若油位计大大下降，而没有发生以上现象，则可能是油位计损坏。
5、温度
变压器的很多故障都伴随有急剧的温升。
(1)对运行中的变压器，应经常检查套管各个端子和母线或电缆的连接是否紧密，有无发热迹象。
(2)过负载、环境温度超过规定值，冷却风扇和输油泵出现故障，散热器
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2、铁芯接地片断裂
变压器运行中，其内部金属部件会因感应产生悬浮电位。如果接地不良或接地片断开，就会产生断续的放电。当电压升高时，内部可能发生轻微劈啪声。严重时会使瓦斯继电器动作，油色谱分析结果为不合格。其原因可能是接地片没有插紧，对此可进行吊芯检查接地片，更换已损坏的接地片。
3、绕组匝间短路
在短路的匝间内将有很大的短路电流，但电网输入变压器的电流却增加不多。变压器的温度比正常运行时高，无瓦斯继电器的变压器换能听到其内部油的窜动声音。匝间短路时，一般气体继电器的气体呈灰白色或蓝色，跳闸回路动作。故障严重时，差动继电保护动作。，高压熔断器熔断。匝间短路如不能及时发现，会使融化的铜(铅)粒四射，波及邻近的绕组。绕组匝间短路故障用摇表测绝缘电阻的方法不易发现的。一般可用测量绕组直流电阻与以往的数值作比较的方法发现。发生绕组匝间短路时，空载电流与空载损耗会显著增加。因此，可测空载电流和空载损耗，并测绕组的直流电阻和进行油的色谱分析来综合判断。查找故障点时，应将变压器身吊出检查。如不易找到，可对绕组施加10%～20%的额定电压(在空气中)，这时匝间短路处会发生冒烟现象。产生绕组匝间短路的原因是：散热不良或长期过负荷使匝间绝缘损坏;由于变压器出口短路，或其他故障使绕组受短路电流冲击而产生振动与变形而损害咋间绝缘;油面降低使绕组露出油面，匝间绝缘击穿;雷击时大气过电压浸入损坏匝间绝缘;绕组绕制时未发现的缺陷(到现有毛刺、导线焊接不良和导线绝缘不完整)或匝间排列与换位、绕组压装不正确等，使匝间绝缘受到破坏。
4、绕组对地部分短路
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好。并且还要测量直流电阻，与出厂值或以往的数值比较应无较大差异。
8、套管碎裂或出线连接松动
变压器套管表面污秽及大雾、下雨、阴天时会造成电晕放电而发出“吱吱”声，套管污损产生电晕，闪络会引起奇臭味;套管出线连接松动、表面接触面过热氧化都会引起变色和异味。
9、气体继电器
当气体继电器动作且其中聚集有气体时，并不能证明是变压器有故障，例如，绝缘油脱气不彻底、非真空注油、冷却系统不严密等，都会使空气进入气体继电器，并使其动作，发出信号，这些空气排出后，变压器仍能继续运行。但是当变压器内部发生故障时，情况便不一样了，此时气体继电器内也聚集气体，但并不是普通的空气，所以应把这些气体聚集起来，对其数量、可燃性、颜色与化学成分进行分析，判断出故障的性质。在一时不能做色谱分析时可大致按如下方法初步判断：无色、不可燃的是空气;黄色、可燃的是木质故障产生的气体;淡灰色、易燃的是铁质故障使绝缘油分解产生的气体。变压器内部故障产生的可燃性气体大多是氢气、一氧化碳与烃类化合物。当气体内的可燃成分达到10%～15%时，即会燃烧。由于在故障发展初期，产生的气体与溶解在油中的气体混合，并通过油层进入气体继电器，一般不能燃烧，而且颜色也不明显。因此，单是从气体的有无颜色与可燃与否来判断变压器故障性质也不是十分准确可靠的，必须进行色谱分析，分析化学成分。此外，如果气体继电器的信号动作间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时最好投备用变压器，以便停下检修。
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第五篇：电力系统异常及事故处理
第四部分 电力系统异常及事故处理(40题)
1、何谓电力系统事故，引起事故的主要原因有哪些?
答：所谓电力系统事故，是指电力系统设备故障或人员工作失误，影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。
引起电力系统事故的原因是多方面的，如自然灾害、设备缺陷、管理维护不当、检修质量不好、外力破坏、运行方式不合理、继电保护误动作和人员工作失误等等。
2、从事故范围角度出发，电力系统事故可分几类?各类事故的含义是什么? 答：电力系统事故依据事故范围大小可分为两大类，即局部事故和系统事故。 局部事故是指系统中个别元件发生故障，使局部地区电压发生变化，用户用电受到影响的事件。
系统事故是指系统内主干联络线跳闸或失去大电源，引起全系统频率、电压急剧变化，造成供电电能数量或质量超过规定范围，甚至造成系统瓦解或大面积停电的事件。
3、常见的电力系统事故有哪些?
答：(1)主要电气设备的绝缘损坏，如由于绝缘损坏造成发电机、变压器烧毁事故。严重时将扩大为系统失去稳定及大面积停电事故。
(2)电气误操作，如带负荷拉闸刀、带电合接地线、带地线合闸等恶性事故。
(3)继电保护及自动装置拒动或误动。
(4)自然灾害，包括大雾、暴风、大雪、冰雹、雷电等恶劣天气引起线路倒杆、断线、引线放电等事故。
(5)绝缘子或绝缘套管损坏引起事故。
(6)高压开关、闸刀机构问题引起高压开关柜及闸刀带负荷自分。 (7)系统失稳，大面积停电。
(8)现场不能正确汇报造成事故或事故扩大。
4、电力系统事故预防措施有哪些?
答：(1)编制合理的系统运行方式(如电源平衡和结线方式)。 (2)创造条件及时消除设备缺陷及系统的薄弱环节。
(3)利用状态估计、DTS、静态安全分析等高级应用软件，加强培训，提高调度运行人员处理事故的能力。
(4)严格贯彻执行各项规章制度。 (5)提高电网调度系统技术装备水平。
(6)加强事故预想和反事故演习，提高事故处理应变能力。
5、调度部门的哪些过失会造成事故? 答：(1)电力系统运行方式安排不合理。 (2)电力系统备用容量不足或分配不当。 (3)设备检修方式安排不当。
(4)继电保护及系统安全自动装置与系统运行方式不协调，包括定值误整定(误使用)，系统安全自动装置使用不当。
(5)调度员指挥系统操作时对系统运行情况和设备运行状态不清或者违反规章制度而误操作。
(6)调度员处理事故时，判断错误，采用错误的处理方法而扩大事故。 (7)各级运行人员工作不协调，拖延事故处理时间而扩大事故。 (8)事故时通讯失灵，调度员无发指挥，至使事故扩大。
(9)事故时远动设备遥信、遥测信号不正确，计算机监控系统失灵至使事故扩大。
6、事故处理的一般原则是什么?
答：电力系统发生事故时，各单位的运行人员在上级值班调度员的指挥下处理事故，并做到如下几点：
(1)尽速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解;
(2)尽一切可能保护设备的连续运行，以保证对用户连续供电，特别要采取果断措施，保证周波，保证厂用电安全运行，对于正常运行的系统，也要特别注意周波、电压的变化，以保证正常系统安全运行; (3)尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电; (4)调整系统运行方式，使其恢复正常。
7、系统发生事故时，要求事故及有关单位运行人员必须立即向调度汇报的主要内容是什么?
答：系统发生异常或事故情况时，有关单位值班员应尽速正确地向有关调度做如下内容的汇报：
(1)异常现象，异常设备及其他有关情况; (2)事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间; (3)继电保护及安全自动装置动作情况; (4)出力、电压、频率及主干线潮流变化情况; (5)人身安全及设备损坏情况; (6)故障录波器的有关记录。
8、事故单位可不待调度指令自行先处理后报告的事故有哪些?
答：(1)对人身和设备安全有严重威胁者，按现场规程立即采取措施; (2)确认无来电的可能时，将已损坏的设备隔离; (3)发电机组由于误碰跳闸，应立即恢复并列;
(4)线路开关由于误碰跳闸，应立即对联络开关鉴定同期后并列或合环; (5)对末端无电源线路或变压器开关应立即恢复供电; (6)调度规程中已有明确规定可不待调度下令自行处理者。
9、事故处理告一段落后，调度值班人员应做些什么工作?
答：当事故处理告一段落后，调度值班人员应迅速向有关领导汇报事故情况，还应按有关规定及时报上级调度。对于线路故障跳闸(无论重合成功与否)处理完后，应通知维护管理部门查线。事故处理完毕后应详细记录事故情况和处理过程，并于72小时内填写好事故报告。
10、何为频率异常?华东电网频率事故的标准是什么? 答：电力系统事故的频率大幅度变化的动态过程称为频率异常。它不同于正常运行中的频率波动，主要表现在变化幅度、速度快。当功率严重缺额时，往往会造成频率崩溃。
华东电网频率超出50±0.2赫兹为事故频率。事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟;超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。当安徽电力系统与华东电力系统解列运行时，解列地区容量不超过300万千瓦时，超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟;超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。
11、电网监视控制点电压超出什么范围、超出多少为电压异常(障碍)?超出什么范围、超出多少为事故?
答：(1)超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±5%，且延续时间超过1小时，或超出规定数值的±10%，且延续时间超过30分钟为电压异常; (2)超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±5%，并且延续时间超过2小时，或超出规定数值的±10%，并且延续时间超过1小时为电压事故。
12、电网监视控制点电压降低超过规定范围时，值班调度员应采取哪些措施?
答：应采取如下措施：
(1)迅速增加发电机无功出力; (2)投无功补偿电容器;
(3)设法改变系统无功潮流分布;
(4)条件允许降低发电机有功出力，增加无功出力; (5)必要时启动备用机组调压; (6)切除并联电抗器;
(7)确无调压能力时拉闸限电。
13、造成母线失压的原因有哪些? 答：造成母线失压的原因主要有：
(1)母线设备(包括压变、避雷器、刀闸、支持瓷瓶、引线、开关母线侧套管等)本身故障或母线保护误动作;
(2)出线线路故障(包括主变)开关拒动，失灵保护动作引起越级跳闸; (3)单电源变电所的受电线路或电源故障;
(4)发电厂内部事故，使联络线跳闸，引起全厂停电。或者由于系统联络线故障，引起全厂停电。
14、变电所母线停电，一般根据什么判断是否母线故障?应注意什么? 答：判别母线失压的依据是应同时出现下列现象： (1)该母线的电压表示指示消失; (2)该母线的各出线及变压器电流消失; (3)该母线所供厂用电或所用失去(无备投)。
事故处理过程中应注意，切不可只凭所用电源全停或照明全停而误认为是变电所全停电。
15、母线故障或失压，值班调度员在接到现场值班人员的汇报后应做哪些工作?
答：(1)应立即了解失压母线开关是否已全部跳开。若未跳开，则应立即令其拉开失压母线上所有开关，发现故障点立即隔离，并对
一、二次设备及保护动作情况进行详细检查;
(2)立即判断故障范围，首先处理系统失稳、解列、过负荷及对重要用户恢复送电问题，防止事故扩大;
(3)了解现场详细情况，确定处理方案，进行恢复操作。
16、当母线停电，并伴随因故障引起的爆炸、火光等异常现象时，应如何处理?
答：当母线停电，并伴随由于故障引起的爆炸、火光等异常现象时，现场应拉开故障母线上的所有开关，找到故障点并迅速隔离，请示值班调度员同意，方可对停电线母线送电。
17、线路跳闸后一般处理原则有哪些?
答：(1)系统联络线或环网线路(包括双回和多回线路)中，某一回线开关跳闸时，调度员和有关单位值班员首先按本规程的有关规定处理由此引起的稳定破坏、系统解列、元件过负荷等异常状态，然后再对跳闸线路进行事故处理。 (2)当线路开关跳闸后，为加速事故处理，各级调度运行人员可以不待查明原因，按规定对故障跳闸的线路进行强送电。 (3)各类线路开关跳闸后，经过强送电不成或已确认有明显故障时，则可认为线路是永久性故障。值班调度员应下令将故障线路各端开关、闸刀拉开后并三相短路接地，通知有关单位进行事故抢修。通知时应说明保护动作情况，线路是否带电;若线路无电，也应说明是否做好安全措施，找到故障点后，是否可以不经联系即开始进行检修工作。调度员应尽可能根据继电保护提供的故障录波器测距情况供查线单位参考。
(4)各类线路瞬时故障、开关跳闸后自动重合闸动作成功或强送成功者，线路虽在带电运行，但值班调度员仍需通知线路所属单位对该线路进行带电查线，并告之继电保护动作情况及故障测距，经带电查线发现故障点应立即汇报调度员，未查出故障点也应报告调度。
18、线路跳闸，哪些情况不宜强送? 答：下列情况线路跳闸后，不宜强送电： (1)空充电线路; (2)试运行线路;
(3)线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电;
(4)电缆线路;
(5)有带电作业工作并申明不能强送电的线路; (6)线路变压器组开关跳闸，重合不成功; (7)运行人员已发现明显故障现象时; (8)线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路;
(9)已掌握有严重缺陷的线路(水淹、杆塔严重倾斜、导线严重断股等)。
19、变压器事故过负荷时，应采取哪些措施消除过负荷? 答：应采取如下措施： (1)投入备用变压器; (2)指令有关调度转移负荷; (3)改变系统结线方式; (4)按有关规定进行拉闸限电。 20、变压器事故跳闸的处理原则是什么? 答：(1)检查相关设备有无过负荷问题;
(2)若主保护(瓦斯、差动等)动作，未查明原因消除故障前不得送电; (3)如只是过流保护(或低压过流)动作，检查主变无问题可以送电。 (4)装有重合闸的变压器，跳闸后重合不成功，应检查设备后再考虑送电; (5)有备用变压器或备用电源自动投入的变电站，当运行变压器跳闸时应先起用备用变压器或备用电源，然后再检查跳闸的变压器;
(6)如因线路故障，保护越级动作引起变压器跳闸，则故障线路开关断开后，可立即恢复变压器运行。
21、变压器出现哪些情况时应立即停电处理?
答：变压器有下列情况之一者，应立即停电进行处理： (1)内部音响很大，很不均匀，有爆裂声;
(2)在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常且不断上升; (3)油枕或防爆管喷油;
(4)漏油致使油面下降，低于油位指示计的指示限度; (5)油色变化过甚，油内出现碳质等; (6)套管有严重的破损和放电现象; (7)其他现场规程规定者。
22、高压开关本身常见的故障有哪些?
答：高压开关本身常见的故障有：拒绝合闸、拒绝跳闸、假合闸、假跳闸、三相不同期(触头不同时闭合或断开)、操作机构损坏或压力降低、切断能力不够造成的喷油或爆炸以及具有分相操作能力的开关不按指令的相别动作等等。
23、开关机构泄压，一般指哪几种情况?有何危害?
答：开关机构泄压一般指开关机构的液压，气压、油位等发生异常，导致开关闭锁分、合闸，直接威胁电网安全运行。
24、开关在运行中出现闭锁分合闸时应立即采取什么措施? 答：应尽快将闭锁开关从运行中隔离出来，可根据以下不同方情况采取措施： (1)凡有专用旁路开关或母联兼旁路开关的变电站，需采用代路方式使故障开关脱离电网(注意停用并联开关的直流操作电源);
(2)用母联开关串带故障开关，然后拉开对侧电源开关，使故障开关停电(需转移负荷后);
(3)对“π”型接线，合上线路外桥闸刀使“π”接改成“T”接，停用故障开关;
(4)对于母联开关可将某一元件两条母线闸刀同时合上，再断开母联开关的两侧闸刀;
(5)对于双电源且无旁路开关的变电站线路开关泄压，必要时可将该变电站改成一条电源线路供电的终端变的方式处理泄压开关的操作机构。
(6)对于3/2接线母线的故障开关可用其两侧闸刀隔离。
25、开关出现非全相运行时如何处理?
答：根据开关发生不同的非全相运行情况，分别采取以下措施： (1)开关单相自动掉闸，造成两相运行时，如断相保护启动的重合闸没动作，可立即指令现场手动合闸一次，合闸不成功则应切开其余二相开关。
(2)如果开关是两相断开，应立即将开关拉开;
(3)如果非全相开关采取以上措施无法拉开或合入时，则马上将线路对侧开关拉开，然后到开关机构箱就地断开开关;
(4)也可以用旁路开关与非全相开关并联，用闸刀解开非全相开关或用母联开关串联非全相开关切断非全相电流;
(5)如果发电机出口开关非全相运行，应迅速降低该发电机有功、无功出力至零，然后进行处理;
(6)母联开关非全相运行时，应立即调整降低母联开关电流，倒为单母线方式运行，必要时应将一条母线停电。
26、遇到非全相运行开关不能进行分、合闸操作时，应采取什么方法处理? 答：(1)用旁路开关与非全相开关并联，将旁路开关操作直流停用后，用刀闸解环，使非全相开关停电。 (2)用母联开关与非全相开关串联，对侧拉开线路开关，用母联开关断开负荷电流，线路及非全相开关停电，再拉开非全相开关的两侧闸刀，使非全相运行开关停电。
(3)如果非全相开关所带元件(线路、变压器等)有条件停电，则可先将对端开关拉开，再按上述方法将非全相运行开关停电。
(4)非全相开关所带元件为发电机时，应迅速降低该发电机有功和无功出力至零，再按本条“1”、“2”项处理。
27、闸刀在运行中出现异常怎样处理? 答：应分别进行如下处理：
(1)对于闸刀过热，应立即设法减少负荷;
(2)闸刀发热严重时，应以适当的开关，利用倒母线或以备用开关倒旁路母线等方式，转移负荷，使其退出运行。
(3)如停用发热闸刀，可能引起停电并造成损失较大时，应采取带电作业进行抢修。此时如仍未消除发热，可以使用接短路线的方法，临时将闸刀短接。 (4)瓷瓶不严重的放电痕迹，表面龟裂掉釉等，可暂不停电，经过正式申请停电手续，再行处理。
(5)与母线连接的闸刀瓷瓶损伤，应尽可能停止使用。
(6)瓷瓶外伤严重，瓷瓶掉盖，对地击穿，瓷瓶爆炸，刀口熔焊等，应立即采取停电或带电作业处理。
28、操作中发生带负荷拉、合闸刀时如何处理?
答：(1)带负荷合闸刀时，即使发现合错，也不准将闸刀再拉开。因为带负荷拉闸刀，将造成三相孤光短路事故。
(2)带负荷错拉闸刀时，在刀片刚离开固定触头时，便发生电弧，这时应立即合上，可以消除电弧，避免事故。但如闸刀已全部拉开，则不许将误拉的闸刀再合上。
29、变电站全停电如何处理?
答：当发生变电站全停事故，变电站与调度间能保持通讯联系时，则有由值班调度员下令处理事故恢复供电。变电站在全站停电后运行值班人员按照规程规定可自行将高压母线母联开关断开并操作至每一条高压母线上保留一电源线路断路器，其他电源线路开关全部切断。 当变电站全停而又与调度失去联系时，现场运行值班人员应将各电源线路轮流接入有电压互感器的母线上，检测是否来电。调度员在判明该变电站处于全停状态时，可分别用一个或几个电源向该变电站送电。变电站发现来电后即可按规程规定送出负荷。
30、二次设备常见的异常和事故有哪些? 答：主要有：
(1)直流系统异常、故障; (2)二次接线异常、故障; (3)CT、PT等异常、故障;
(4)继电保护及安全自动装置异常、故障。
31、运行中的CT二次侧为什么不容许开路?PT二次侧为什么不容许短路?如果发生开路或短路分别应如何处理?
答：CT开路将造成二次感应出过电压(峰值几千伏)，威胁人身安全、仪表、保护装置运行，造成二次绝缘击穿，并使CT磁路过饱和，铁芯发热，烧坏CT。处理时，可将二次负荷减小为零，停用有关保护和自动装置。
PT二次侧如果短路将造成PT电流急剧增大过负荷而损坏，并且绝缘击穿使高压串至二次侧来，影响人身安全和设备安全。处理时，应先将二次负荷尽快切除和隔离。
32、二次系统的直流正、负极接地对运行有什么危害?
答：二次系统的直流正极接地有造成保护误动的可能，因为一般跳闸线圈(如保护出口中间继电器线圈和跳合闸线圈等)均接负极电源，若这些回路再发生接地或绝缘不良就会引起保护误动作。直流负极接地与正极接地同一道理，如回路中再有一点接地就可能造成保护拒绝动作(越级扩大事故)。因为两点接地将跳闸或合闸回路短路，这时还可能烧坏继电器接点。
33、查找二次系统的直流接地的操作步骤和注意事项有哪些?
答：根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地的处所，采取拉路分段寻找处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外部分后室内部分为原则。在切断各专用直流回路时，切断时间应尽量短，不论回路接地与否均应合上。当发现某一专用直流回路有接地时，应及时找出接地点，尽快消除。
注意事项：
(1)当直流发生接地时禁止在二次回路上工作。 (2)处理时不得造成直流短路和另一点接地。
(3)拉合直流电源前应采取必要措施防止直流失电可能引起保护、自动装置误动。
34、交流回路断线主要影响哪些保护?
答：凡是接入交流回路的保护均受影响，主要有：距离保护，相差高频保护，方向高频保护，高频闭锁保护，母差保护，变压器低阻抗保护，失磁保护，失灵保护，零序保护，电流速断，过流保护，发电机，变压器纵差保护，零序横差保护等。
35、遇有哪几种情况应同时退出线路两侧的高频保护? 答：遇有下列情况时应立即停用线路两侧高频保护： (1)高频保护装置故障; (2)通道检修或故障。
36、哪几种情况应停用线路重合闸装置?
答：遇有下列情况应立即停用有关线路重合闸装置： (1)装置不能正常工作时;
(2)不能满足重合闸要求的检查测量条件时; (3)可能造成非同期合闸时; (4)长期对线路充电时;
(5)开关遮断容量不允许重合时; (6)线路上有带电作业要求时; (7)系统有稳定要求时; (8)超过开关跳合闸次数时。
37、与电压回路有关的安全自动装置主要有哪几类?遇什么情况应停用此类自动装置?
答：与电压回路有关的安全自动装置主要有如下几类：振荡解列、高低频解列、高低压解列、低压切负荷等。 遇有下列情况可能失去电压时应及时停用与电压回路有关的安全自动装置： (1)电压互感器退出运行; (2)交流电压回路断线; (3)交流电流回路上有工作; (4)装置直流电源故障。
38、当发生事故后发电厂、变电站与调度机构通讯中断时应按什么原则处理?
答：发电厂、变电站运行人员在系统发生故障又与各级调度通讯中断时，应按下列原则处理。
(1)允许发电厂按调度曲线自行调整出力，但应注意频率、电压变化及联络线潮流情况;
(2)一切已批准但未执行的检修计划及临时操作应暂停执行;
(3)调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作; (4)应加强频率监视，发生低频事故时，待频率上升至49.80HZ以上时，视频率情况逐步送出低频减载所切线路。
(5)联络线路跳闸，具有“检定线路无压重合闸”的一侧确认线路无压后，可强送电一次，有“检定同期重合闸的一侧确认线路有电压后，可以自行同期并列。
(6)通讯恢复后，有关厂、站运行值班人员应立即向值班调度员汇报通讯中断期间的处理情况。
39、电力系统振荡和短路的区别是什么? 答：电力系统振荡和短路的区别是：
振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，而短路时电流、电压值是突变的。此时，振荡时电流、电压值的变化速度较慢，而短路时的电流、电压值突然变化量很大。
振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位都随功角的变化而改变而短路时，电流和电压之间的角度是基本不变的。
40、什么叫电网黑启动? 答：所谓黑启动，是指整个系统因故障引起大面积停电或全部停电后，不依赖于别的网络的帮助，通过系统中具备自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组。逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。黑启动是电力系统安全运行