第一篇：变压器异常及事故出来
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：变压器设备运行异常现象及处理方法
附录C： (资料性附录) 设备运行异常现象及处理方法
1.变压器设备
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)检查变压器强迫冷却装置;
附录C— 1 (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。应立即停止潜油泵，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)核对测温装置动作是否正确;
(3)检查变压器冷却装置，若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在
附录C—
2 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，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)检查压力释放装置释放动作有无喷油、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，应立即停油泵，并进行油色谱分析。 (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
附录C—
3 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置时，应立即切断控制电源，用手动操作到适当的分接位置;
(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，计数器及分接位置指示正常，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;分接位置指示不一致;内部切换有异声;过压力的保护装置动作;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
附录C—
4 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,同时关停风扇和潜油泵等相关设备电源，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. 互感器设备
2.1当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用(注意保护的投切)： (1)电压互感器高压熔断器连续熔断2-3次;
(2)高压套管有严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时; (3)互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火;
(4)SF6气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零;电容式电压互感器分压电容器出现漏油时;
(5)互感器本体或引线端子有严重过热时; (6)膨胀器永久性变形或漏油; (7)压力释放装置(防爆片)已冲破;
附录C— 5 (8)电流互感器末屏开路、二次开路;电压互感器接地端子N(X)开路、二次短路，不能消除时;
(9)树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电; 2.2电压互感器常见的异常判断与处理
2.2.1三相电压指示不平衡：一相降低(可为零)，另两相正常，线电压不正常，或伴有声、光信号，可能是互感器高压或低压熔断器熔断;
2.2.2中性点非有效接地系统，三相电压指示不平衡：一相降低(可为零)，另两相升高(可达线电压)，或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振;如三相电压同时升高，并超过线电压(指针可摆到头)，则可能是分频或高频谐振;
2.2.3高压熔断器多次熔断，可能内部绝缘严重损坏，如绕组层间或匝间短路故障;
2.2.4中性点有效接地系统，母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频摆动，一般为串联谐振现象;若无任何操作，突然出现相电压异常升高或降低，则可能是互感器内部绝缘损坏，如绝缘支架、绕组层间或匝间短路故障;
2.2.5中性点有效接地系统，电压互感器投运时出现电压表指示不稳定，可能是高压绕组N(X)端接地接触不良;
2.3电压互感器回路断线处理：
(1)根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作; (2)检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔熔断，应查明原因立即更换，当再次熔断时则应慎重处理;
(3)检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。
2.4电容式电压互感器常见的异常判断：
2.4.1二次电压波动：二次连接松动，分压器低压端子未接地或未接载波线圈;
2.4.2二次电压低：二次连接不良，电磁单元故障或电容单元C2损坏; 2.4.3电磁单元油位过高，下节电容单元漏油或电磁单元进水; 2.4.4二次电压高：电容单元C1损坏，分压电容接地端未接地;
附录C—
6 2.4.5投运时有异音，电磁单元中电抗器或中压变压器螺栓松 2.5电流互感器常见的异常判断及处理：
2.5.1电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷或二次开路; 2.5.2互感器产生异音，可能是铁芯或零部件松动，电场屏蔽不当，二次开路或电位悬浮，末屏开路及绝缘损坏放电;
2.5.3绝缘油溶解气体色谱分析异常，应按DL/T722-2000进行故障判断并追踪分析，若仅氢气含量超标，且无明显增加趋势，其他组份正常，可判断正常;
2.6电流互感器二次回路开路处理：
(1)立即报告集控值班员，按继电保护和自动装置有关规定退出有关保护; (2)查明故障点，在保证安全前提下，设法在开路处附近端子上将其短路，短路时不得使用熔丝，如不能消除开路，应考虑停电处理;
(3)互感器着火时，应立即切断电源，用灭火器材灭火;
(4)发生不明原因的保护动作，除核查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电流、电压互感器退出运行，进行电流复合误差、电压误差试验和二次回路压降测量。
3.阻波器、干式电抗器、消弧线圈
在下列情况下应立即申请停电处理： (1)瓷瓶严重破损，放电闪络; (2)内部声音异常或放电闪络;
(3)引线接头发热烧红或断股脱落，金具变形 (4)悬挂或支持瓷瓶断裂，金具脱落;
(5)阻波器结合滤波器引线松脱，引起电容式电压互感器保护间隙放电时; (6)接头、接点发热，温升超过70℃应立即申请当值调度员减负载，或将设备退出运行。
附录C— 7
第三篇：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。
第四篇：(中级工)事故及异常处理训
一、应知，题型分配《职业技能鉴定指导书》
1、选择类：单选 1分/35 多选 1分/10 判断 1分/35 绘图 2分/5
2、填空类：计算 2分/5
二、应会
(一)事故处理：
1、 初次检查，初次汇报。
主控屏上告警窗、潮流、开关变位及事故发生时间，光子牌
2、 详细检查，详细汇报调度。
时间、保护屏灯亮情况(“复归”操作前必须复归)及报文显示、保护屏(空格键)二次小开关提哦扎情况、现场检查(实际位置)、相别、故障类型
3、 简单事故分析。
找出具体接地点(找标示牌)
4、 以调度令形式提出处理方案。
尽快隔离故障，限制事故发展，非故障设备尽快回复供电。
5、 事故处理完毕后，值班人员填写运行日志、事故跳闸记录、开关分/合闸记录等，并根据开关跳闸情况，、保护及自动装置的动作情况、时间记录、故障录波、微机保护打印报告及处理情况，整理详细的事故经过。
(二)倒闸操作执行中的关键步骤及工作要点(《变电运行(220kV)》下P352)：
1、 接受操作任务，拟订操作方案(填操作票)。
(1)熟悉操作任务，明确操作目的，结合现场实际运行方式、设备运行状态和性能，确认操作任务正确、安全可行。
(2)根据操作任务，核对运行方式后，参详典型操作票，正确规范填写操作票。 (3)对于复杂操作任务，应认真拟订操作方案后，再填写操作票。
2、 审核、打印操作票。
(1)按照操作人、监护人、值班长进行逐级审核。审查操作票的正确性、安全性及合理性，重点审查一次设备操作相应的二次设备操作。
(2)经审查无误后，打印操作票，审票人分别在操作票指定地点签名。
3、 操作准备。
(1)正式操作前，操作人监护人进行模拟操作，再次对操作票的正确性进行核对，并进一步明确操作目的。
(2)值班长组织操作人员对整个操作过程中危险点进行分析和控制，做好有备无患。 (3)准备操作中要使用的工器具。检查工器具的完好性，并由辅助操作人员负责做好使用准备。
4、 接受操作指令。
(1)调度员发布正式操作命令时，应由当值值班负责人或正值班员接令，并录音和复诵，经双方复核无误后，由接令人将发令时间、发令人姓名填入操作票，然后交由监护人、操
1 作人操作。
(2)通过复诵和录音使得调度及变电站双方对操作任务再次核对正确性并留下依据。
5、 核对操作设备。
(1)操作人应站位正确，核对设备名称和编号，监护人检查并核对操作人所站位置及操作设备名称编号应正确无误，安全防护用具使用正确，然后高声唱票。
(2)核对设备的名称编号是防误操作的第一道关卡，可防止误入间隔。核对设备的状态是否与操作内容相符合，如有疑问应立即停止操作，并向调度或相关管理人员询问。
6、 唱票、复诵、监护、操作，检查确认。
(1)监护人高声唱票，操作人手指需操作的设备名称及编号，高声复诵。
(2)在二人一致明确无误后，监护人发出“对，执行”命令，操作人方可操作。
(3)每项操作完毕，操作人员应仔细检查一次设备是否操作到位，并与变电站控制室联系，检查相关二次部分如切换信号指示灯或遥信信息是否变位正确等。 (4)确认无误后应由监护人在操作票对应项上打钩。
7、 汇报调度。
(1)全部操作结束，监护人应检查票面上所有项目均已正确打钩，无遗漏项，在操作票上填写操作终了时间，加盖“已执行”章，并汇报值班负责人。
(2)由值班负责人或正值班员向调度汇报操作任务执行完毕。汇报时要汇报操作结束时间，表明操作正式结束，设备运行状态已根据调度命令变更。
8、 终结操作。
(1)检查
一、二次设备运行正常。
(2)校正显示屏标志，并检查微机防误模拟屏上设备状态已于现场一致。 (3)在运行日志或生产MIS系统上填写操作记录。
事故及异常处理
一、35kV I段母线压变高压侧熔丝熔断
1.现象并记录、清闪(光字牌)：
a.35kV I段母线所有出线保护告警、TV断线
b.35kV I段母线接地
c.监控后台35kV I段压变A相电压和3U0为100/3V
d.母差屏差动开放，失灵开放(差动复压闭锁元件动作)
2.处理方法：
a. 协陶35kV线保护由跳闸改信号：
退可能会误动的保护装置：例如距离保护，其中35kV协陶线配置距离保护，其他复压闭锁的保护不需要退出
b.35kV备用电源由跳闸改信号：
退35kV备自投，取下35kV备用电源合35kV母分开关出口压板4LP2;35kV备用电源闭锁切换开关从“退出”切至“投入”4QK
c.对于压变二次不并列的情况：
35kV I段母线压变由运行改为检修(不并列)
d.对于压变二次并列的情况(防止I段母线长期失压或熔丝再次熔断)：
1)1#主变35kV开关由运行改热备用(拉开1#主变35kV侧开关);
2)35kV母分开关由热备用改运行(合上35kV母分开关，有退备自投操作内容);
3)35kV I段母线压变由运行改检修：
A)拉开35kV I段压变二次侧熔丝和小开关;
B)合并35kV压变二次侧(投入I、II母线并列小开关);
C)拉开35kV I侧压变一次侧刀闸
二、半岭2P02线开关油压降低闭锁重合闸
开关压力降低：闭锁重合闸(30.8MPa)—闭锁合闸(27.3MPa)—总闭锁(25.3MPa)
1、现象并记录、清闪：
a.半岭2P02线开关监控屏提示
b.现场检查半岭2P02线开关油压表30.8MPa
2、处理：
a.半岭2P02线开关由运行改冷备用
b.半岭2P02线开关由冷备用改开关检修
三、半岭2P02线开关油压降低总闭锁
1、现象并记录、清闪：
a.半岭2P02线开关监控屏提示“开关油压闭锁”、“电源断线或控制回路断线”
b.半岭2P02线开关屏操作箱OP等灭
c.半岭2P02线测控屏红绿灯全部灭灯
d.现场检查半岭2P02线开关油压表22.3MPa
e.汇报调度
2、横岭站半岭2P02开关压力降低(现场油压22.3MPa)的处理步骤：
1)半岭2P02线开关改为非自动;
2)其他连接于副母运行的线路(例如岭铁2P08)由副母运行改为正母运行);
3)220kV母联开关由运行改热备用;
4)半岭2P02线由副母运行改冷备用(即手动拉半岭2P02线开关两侧刀闸);
5)220kV母联开关由热备用改运行;
6)其他连接于副母运行的线路(例如岭铁2P08)由正母运行改为副母运行;
7)半岭2P02线开关由冷备用改开关检修
四、半岭2P02线开关SF6泄露
1.对于不同操作机构的开关SF6压力：
3AQ操作机构：0.7正常，0.64报警，0.62闭锁;
3AP操作机构：0.6正常，0.52报警，0.50闭锁
N2泄露在监控后台会表现油压降低 2.处理方法：
a.SF6泄露报警时，将开关改为非自动，带电补气;
b.SF6泄露闭锁时，与开关油压降低闭锁的处理方法相同。
一、35kV I段母线单相接地
1、现象并记录、清闪：
a、监控后台事件报警35kV I段母线接地动作; b、消弧线圈正在接地;
c、35kV I段母线压变间隔，Ua=0，Ub=Uc=35.20kV，3U0=100V，Uab=Ubc=Uca=35.19kV; d、35kV消弧线圈I控制屏(选故障线)，协陶3754线接地; e、汇报调度
2、处理方法：
a、从1#主变35kV侧套管沿着35kV I段母线开始检查外观，包括35kV I母线上所有出线间隔;
b、试拉线路，拉开协陶3754线，故障消除(先拉电容器回路，再拉协陶3754线，接着拉接地变，最后拉所用变)
1、35kV协陶3754线由运行改为热备用;
2、35kV协陶3754线由热备用改为冷备用;
3、35kV协陶3754线由冷备用改为检修;
二、主变轻瓦斯动作
1、现象并记录、清闪：
a、时间警告窗提示轻瓦斯动作;
b、主变监控后屏“本体轻瓦斯”光子，清闪; c、1#主变保护屏，压力释放阀灯亮，复归; d、汇报调度
2、处理方法：
a、检查油枕油位降低，瓦斯继电器有无气体，二次回路有无故障，直流回路有无接地、短接;
b、取瓦斯继电器气体分析，若为空气，且放气后不再发信，则主变可以继续运行;若再次发信，则停用主变;
4 c、取气分析后，不为空气，则停用主变 d、主变停用：
1、35kV母分开关由热备用转运行(含35kV母分开关备用电源由跳闸改信号);
2、1#主变由运行改主变检修
三、星桥1261线保护定值出错(110kV出线只装设一套保护)
1、现象并记录、清闪：
a、事件警告窗提示 星桥1261线RCS-941A装置异常动作; b、星桥1261线监控屏后台“装置报警闭锁及装置异常”;清闪 c、星桥1261线开关屏提示“定值出错”;复归 d、汇报调度
2、处理方法：
a、星桥1261线由运行改冷备用;
b、星桥1261线微机保护由跳闸改信号; c、星桥1261线微机保护由信号改停用; d、星桥1261线重合闸由跳闸改信号
四、横星1262线开关控制电源断线
1、现象并记录、清闪：
a、事件警告窗提示“110kV横星1262线开关控制电源断线”，“110kV横星1262线开关控制回路断线”
b、横星1262线监控屏后台“控制回路断线”;
c、横星1262线开关屏，分、合位灯熄灭，屏后操作电源小开关4K断开(试送一次，仍旧跳闸);
d、横星1262线测控屏，分、合灯(红、绿灯)均灭; e、汇报调度
2、处理方法：110kV横星1262线开关停电检修
a、110kV 外乔1700线、2#主变110kV线由副母运行改正母运行; b、110kV母联开关由运行改为热备用; c、横星1262线由副母运行改冷备用(手动操作闸刀，解锁操作，先线路侧，再母线侧); d、110kV母联开关由热备用改为运行;
e、110kV 外乔1700线、2#主变110kV线由正母运行改副母运行; f、横星1262线开关由冷备用改开关检修
五、协陶3754线AB相间故障
2、处理方法：汇报县调
a、协陶3754线由热备用改冷备用
b、协陶3754线由冷备用改线路检修
六、横港1267线CA相间永久性故障
2、处理方法：汇报地调
a、横港1267线由正母热备用改冷备用 b、横港1267线由冷备用改线路检修
七、2#主变110kV侧套管AC相瓷瓶闪络
2、处理方法：汇报地调
a、2#主变由热备用改冷备用 b、2#主变由冷备用改主变检修
c、35kV母分备用电源由跳闸改信号
八、1#主变内部故障
2、处理方法：汇报地调
a、1#主变由热备用改冷备用 b、1#主变由冷备用改主变检修
c、35kV母分备用电源由跳闸改信号
九、横港1267线A相故障开关拒动
2、处理方法：汇报地调
a、110kV正母运行上的开关由正母运行改热备用 b、横港1267线由正母运行改冷备用(手动拉闸刀) c、110kV母联充电保护由信号改跳闸 d、110kV母联开关由热备用改运行 e、110kV母联充电保护由跳闸改信号
f、1#主变110kV开关由热备用改正母运行
g、110kV正母运行上的开关由热备用改正母运行 h、横港1267线由冷备用改开关及线路检修
十、协陶3754线相间故障，保护装置异常
2、处理方法：汇报县调
a、35kV接地变、所用变由运行改热备用 b、协陶3754线由运行改冷备用
c、35kV母分开关充电保护由信号改跳闸 d、35kV母分开关由热备用改运行
e、35kV母分开关充电保护由跳闸改信号 f、1#主变35kV开关由热备用改运行 g、35kV母分开关由运行改热备用
h、35kV接地变、所用变由热备用改运行
i、协陶3754线由冷备用改线路检修 j、协陶3754线保护由跳闸改信号
十一、35kVII段母线故障
2、处理方法：汇报地调
a、35kV II段母线上的所有出线(除了压变和避雷器)由热备用改冷备用 b、35kV II段母线由冷备用改检修 B、铁路3625线开关(瓷瓶)故障：
a、铁路3625线由热备用改冷备用(手动拉闸刀) b、35kV母分开关充电保护由信号改跳闸 c、35kV母分开关由热备用改运行
d、35kV母分开关充电保护由跳闸改信号 e、2#主变35kV开关由热备用改运行 f、35kV母分开关由运行改热备用
g、35kV II段母线其他出线由热备用改运行 h、铁路3625线由冷备用改开关检修
十二、110kV茅山1260开关瓷瓶闪络故障
2、处理方法：汇报地调
a、茅山1260线由热备用改冷备用 b、110kV母联充电保护由信号改跳闸 c、110kV母联开关由热备用改运行 d、110kV母联充电保护由跳闸改信号 e、1#主变110kV开关由热备用改运行 f、110kV其他出线由热备用改正母运行 g、茅山1260线由冷备用改开关检修
第五篇：主变异常及事故处理(DOC)
主变异常处理
一.声音异常的处理：
1) 当变压器内部有“咕嘟咕嘟”水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障或分接开关接触不良而局部严重过热引起，应立即停止变压器的运行，进行检修。
2) 变压器声响明显增大，内部有爆裂声时，立即断开变压器断路器，将变压器转检修。
3) 当响声中夹有爆裂声时，既大又不均匀，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象，应立即停止变压器的运行，进行检修。
4) 响声中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触。如果是箱壁上的油管或电线处，可增加距离或增强固定来解决。另外，冷却风扇、油泵的轴承磨损等也发出机械摩擦的声音，应确定后进行处理
二.油温异常升高的处理：
(一)变压器油温异常升高的原因 1) 变压器冷却器运行不正常。 2) 运行电压过高。
3) 潜油泵故障或检修后电源的相序接反。 4) 散热器阀门没有打开。 5) 变压器长期过负荷。 6) 内部有故障。 7) 温度计损坏。 8) 冷却器全停。
(二)油温异常升高的检查
1) 检查变压器就地及远方温度计指示是否一致 2) 检查变压器是否过负荷。 3) 检查冷却设备运行是否正常。
4) 检查变压器声音是否正常，油温是否正常，有无故障迹象。 5) 检查变压器油位是否正常。
6) 检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体。 7) 必要时进行变压器预防性试验。
(三)油温异常升高的处理
1) 若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修复，应将变压器停运修理;若不能
立即停运修理，则应按现场规程规定调整变压器的负荷至允许运行温度的相应容量，并尽快安排处理;若冷却装置未完全投入或有故障，应立即处理，排除故障;若故障不能立即排除，则必须降低变压器运行负荷，按相应冷却装置冷却性能与负荷的对应值运行
2) 如果温度比平时同样负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷、冷却条件不变，而温度不断升高，温度表计又无问题，则认为变压器已发生内部故障(铁芯烧损、绕组层间短路等)，应投入备用变压器，停止故障变压器运行，联系检修人员进行处理。
3) 若经检查分析是变压器内部故障引起的温度异常，则立即停运变压器，尽快安排处理。 4) 若由变压器过负荷运行引起，在顶层油温超过105℃时，应立即降低负荷。
5) 若散热器阀门没有打开，应设法将阀门打开，一般变压器散热器阀门没有打开，在变压器送电带上负荷后温度上升很快。若本站有两台变压器，那么通过对两台变压器的温度进行比较就能判断出。
6) 如果三相变压器组中某一相油温升高，明显高于该相在过去同一负荷、同样冷却条件下的运行油温，而冷却装置、温度计均正常，则过热可能是由变压器内部的某种故障引起，应通知专业人员立即取油样做色谱分析，进一步查明故障。若色谱分析表明变压器存在内部故障，或变压器在负荷及冷却条件不变的情况下，油温不断上升，则应按现场规程规定将变压器退出运行。
三.油位异常的处理
(一)引起油位异常的主要原因有：
① 指针式油位计出现卡针等故障。②隔膜或胶囊下面蓄积有气体，使隔膜或胶囊高于实际油位。③吸湿器堵塞，使油位下降时空气不能进入，油位指示将偏高。④胶囊或隔膜破裂，使油进入胶囊或隔膜以上的空间，油位计指示可能偏低。⑤温度计指示不准确。⑥变压器漏油使油量减少
(二)油位异常的处理 1.油位过低的处理
油位过低或看不到油位，应视为油位不正常。当低到一定程度时，会造成轻瓦斯动作告警。严重缺油时，会使油箱内绝缘暴露受潮，降低绝缘性能，影响散热，甚至引起绝缘故障。
1)油位过低的原因：
(1) 变压器严重渗油或长期漏油。
(2) 设计制造不当，储油柜容量与变压器油箱容量配合不当。一旦气温过低，在低负荷时油位下降过低，则不能满足要求。
(3) 注油不当，未按标准温度曲线加油。
(4) 检修人员因临时工作多次放油后，而未及时补充。 2)油位过低的处理：
① 若变压器无渗漏油现象，油位明显低于当时温度下应有的油位(查温度～油位曲线)，应尽快补
油。
② 若变压器大量漏油造成油位迅速下降时，应立即采取措施制止漏油。若不能制止漏油，且低于油位计指示限度时，应立即将变压器停运。
③
对有载调压变压器，当主油箱油位逐渐降低，而调压油箱油位不断升高，以至从吸湿器中漏油，可能是主油箱与有载凋压油箱之间密封损坏，造成主油箱的油向调压油箱内渗。应申请将变压器停运，转检修。
2.油位过高的处理 1)油位过高的原因：
(1) 吸湿器堵塞，所指示的储油柜不能正常呼吸。 (2) 防爆管通气孔堵塞。
(3) 油标堵塞或油位表指针损坏、失灵。
(4) 全密封储油柜未按全密封方式加油，在胶囊袋与油面之间有空气(存在气压，造成假油位)。 2)变压器油位过高的处理：
① 如果变压器油位高出油位计的最高指示，且无其他异常时，为了防止变压器油溢出，则应放油到适当高度;同时应注意油位计、吸湿器和防爆管是否堵塞，避免因假油位造成误判断。放油时应先将重瓦斯改接信号。
② 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。
(三)渗漏油、油位异常和套管末屏放电的处理 1.运行中变压器造成渗漏油的原因有：
(1) 阀门系统、蝶阀胶垫材质不良、安装不良、放油阀精度不高，螺纹处渗漏。
(2) 高压套管基座电流互感器出线桩头胶垫处不密封或无弹性，造成接线桩头胶垫处渗漏。小绝缘子破裂，造成渗漏油。
(3) 胶垫不密封造成渗漏。 (4) 设计制造不良。 2.变压器渗漏油的处理: (1) 变压器本体渗漏油若不严重，并且油位正常，应加强监视。
(2) 变压器本体渗漏油严重，并且油位未低于下限，但一时又不能停电检修，应通知专业人员进行补油，并应加强监视，增加巡视的次数;若低于下限，则应将变压器停运。
3.套管渗漏、油位异常和套管末屏有放电声的处理: (1) 套管严重渗漏或瓷套破裂时，变压器应立即停运。更换套管或消除放电现象，经电气试验合格
后方可将变压器投入运行。
(2) 套管油位异常下降或升高，包括利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏;当确认油位已漏至金属储油柜以下时，变压器应停止运行，进行处理。
(3) 套管末屏有放电声时，应将变压器停止运行，并对该套管做试验。
(4) 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。此时应采取加强防止大气过电压和内部过电压措施。
(四)压力释放阀异常处理: (1) 压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等电气保护未动作时，应立即取变压器本体油样进行色谱分析，如果色谱正常，则怀疑压力释放阀动作是其他原因引起。
(2) 压力释放阀冒油，且瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因、故障未消除前不得将变压器投入运行。
(五)轻瓦斯动作的处理 1.变压器轻瓦斯报警的原因：
(1) 变压器内部有较轻微故障产生气体。 (2) 变压器内部进入空气。 (3) 外部发生穿越性短路故障。
(4) 油位严重降低至气体继电器以下，使气体继电器动作。 (5) 直流多点接地、二次回路短路。 (6) 受强烈振动影响。 (7) 气体继电器本身问题。 2.变压器轻瓦斯报警后的检查： (1) 检查是否因变压器漏油引起。
(2) 检查变压器油位、温度、声音是否正常。
(3) 检查气体继电器内有无气体，若存在气体，应取气体进行分析。 (4) 检查二次回路有无故障。
(5) 检查储油柜、压力释放装置有无喷油、冒油，盘根和塞垫有无凸出变形。 3.变压器轻瓦斯报警后的处理：
(1) 如气体继电器内有气体，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。
(2) 轻瓦斯动作发信后，如一时不能对气体继电器内的气体进行色谱分析，则可按颜色、气味、是否可燃进行鉴别。
(3) 如果轻瓦斯动作发信后，经分析已判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时应尽快将该变压器停运
(六)油色谱异常的处理
根据油色谱含量情况，结合变压器历年的试验(如绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电测量和微水测量等)的结果，并结合变压器的结构、运行、检修等情况进行综合分析，判断故障的性质及部位。根据具体情况对设备采取不同的处理措施(如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查或立即停止运行等)。
(七)内部放电性的处理
若经色谱分析判断变压器故障类型为电弧放电兼过热，一般故障表现为绕组匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、绕组熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对接地体放电等。对于这类放电，一般应立即安排变压器停运，进行其他检测和处理。
(八)变压器铁芯运行异常的处理
(1) 变压器铁芯绝缘电阻与历史数据相比较低时，首先应区别是否应受潮引起。
(2) 如果变压器铁芯绝缘电阻低的问题一时难以处理，不论铁芯接地点是否存在电流，均应串入电阻，防止环流损伤铁芯。有电流时，宜将电流限制在100mA以下。
(3) 变压器铁芯多点接地，并采取了限流措施，仍应加强对变压器本体油的色谱跟踪，缩短色谱监测周期，监视变压器的运行情况。
(九)变压器油流故障的处理 1.变压器油流故障的现象：
(1) 变压器油流故障时，变压器油温不断上升。
(2) 风扇运行正常，变压器油流指示器指在停止的位置。
(3) 如果是管路堵塞(油循环管路阀门未打开)，将会发油流故障信号，油泵热继电器将动作。 2.变压器油流故障产生的原因： (1) 油流回路堵塞。
(2) 油路阀门未打开，造成油路不通。 (3) 油泵故障。
(4) 变压器检修后油泵交流电源相序接错，造成油泵电动机反转。 (5) 油流指示器故障(变压器温度正常)。 (6) 交流电源失压。 3.处理方法：
油流故障告警后，运行人员应检查油路阀门位置是否正常，油路有无异常，油泵和油流指示器是否
完好，冷却器回路是否运行正常，交流电源是否正常，并进行相应的处理。同时，严格监视变压器的运行状况，发现问题及时汇报，按调度的命令进行处理。若是设备故障，则应立即向调度报告，通知有关专业人员来检查处理。
(十)变压器过负荷的处理
(1) 运行中发现变压器负荷达到相应调压分接头额定值的90%及以上，应立即向调度汇报，并做好记录。
(2) 根据变压器允许过负荷情况，及时做好记录，并派专人监视主变压器的负荷及上层油温和绕组温度。
(3) 按照变压器特殊巡视的要求及巡视项目，对变压器进行特殊巡视。 (4) 过负荷期间，变压器的冷却器应全部投入运行。
(5) 过负荷结束后，应及时向调度汇报，并记录过负荷结束时间。
(十一)冷却装置故障的处理 1.冷却器故障的原因：
(1) 冷却器的风扇或油泵电动机过载，热继电器动作。 (2) 风扇、油泵本身故障(轴承损坏，摩擦过大等)。 (3) 电动机故障(缺相或断线)。
(4) 热继电器整定值过小或在运行中发生变化。 (5) 控制回路继电器故障。
(6) 回路绝缘损坏，冷却器组空气开关跳闸。 (7) 冷却器动力电源消失。 (8) 冷却器控制回路电源消失。
(9) 一组冷却器故障后，备用冷却器由于自动切换回路问题而不能自动投入。 2.冷却器故障的处理： (1) 冷却装置电源故障。
(2) 机械故障。包括电动机轴承损坏、电动机绕组损坏、风扇扇叶变形等。这时需要尽快更换或检修。
(3) 控制回路故障。控制回路中的各元件损坏，引线接触不良或断线，触点接触不良时，应查明原因迅速理。
(4) 散热器出现渗漏油时，应采取堵漏油措施。 (5) 当散热器表面油垢严重时，应清扫散热器表面。
(6) 散热器密封胶垫出现渗漏油时，应及时更换密封胶垫，使密封良好，不渗漏。
主变事故处理
第1条 主变保护原理
1.1差动保护：检测主变同相各侧之间电流矢量和(正常值约为零)达到或大于整定值时，保护动作迅速跳开主变各侧开关，以切断故障电流。
iA+ia+ia′≧icd 1.2 瓦斯保护：检测流过瓦斯继电器的气体或油流达到设定的状态时，保护动作迅速跳开主变各侧开关，以切断故障电流。
1.3 压力释放保护：主变内部故障产生高温使油气急剧膨胀，产生的压力促使压力释放装置动作，保护跳闸接点动作于跳三侧开关。
1.4 冷控失电保护：对于大容量主变对主变散热程度要求很高，通常有强迫油循环风冷系统，该系统电源消失将无法工作，主变在高温下运行绝缘很容易损坏。目前，冷控失电保护回路中通常串有一温度接点，当冷却系统电源消失后温度升到设定值，保护将动作跳开主变各侧开关，以防止主变绕组过热损坏。
1.5 主变零序保护：有中性点接地的接地零序保护和中性点不接地的间隙零序保护两
种，接地零序可取外接零序电流或自产零序电流进行检测，当达到或超过零序电流定值时保护动作跳相应开关。间隙零序取间隙CT和零序电压进行检测，当达到或超过定值时保护动作跳相应开关。
1.6 复合电压闭锁过流保护：取负序电压或低电压作为闭锁过电流保护动作的条件，故障时满足负序电压或低电压条件，才能开放过电流保护动作，保证保护的可靠性和灵敏性。
第2条 主变保护配置及范围
每台主变配置两套变压器保护，构成电气量保护双主双后的配置，配有RCS-97
8、四方CST-231B、PST1204C型、PST1203A型4种电气量保护。RCS-974G和PST-12型作为非电气量保护接口。
2.1 #1主变保护
#1主变A柜配RCS-978H和RCS-974G，保护电流取自三侧开关CT，当主变高压侧或中压侧开关被旁代时，保护电流切至旁路开关的CT回路，#1主变B柜配CST-231B保护，CZX-22R、CZX-12A操作箱，YQX21J/JSQ11J电压切换及失灵箱，保护电流取自主变三侧套管CT。
2.1.1 RCS-978H装置组成和保护范围：
——主变差动保护：比率差动、差动速断、工频变化量比率差动保护构成。保护范围：
#1主变三侧开关CT范围之内的的短路故障，包括主变内部绕组相间短路、严重匝间短路、主变外部套管及引出线相间短路、CT本身故障、110kV和220kV侧绕组和引出线上的单相接地短路。
——后备保护：由复合电压闭锁方向过流保护(Ⅰ、Ⅱ段)+零序方向过流保护(Ⅰ、Ⅱ段)+零序电压保护+间隙零序过流保护构成。保护范围：作为主变差动的后备保护防止差动保护拒动失去保护，又作为相邻母线或线路的后备保护。
2.1.2 RCS-974G装置组成和保护范围：
非电量保护-----装置设有7路非电量信号接口，5路非电量直接跳闸接口，3路非电量延时跳闸接口。所有的非电量信号均可通过RS-485通信接口传送给上位机。主要包括瓦斯、温度、压力释放、冷控失电保护上传的信息。保护范围：主变内部故障。
非全相保护-----可整定选择经过零序、负序电流闭锁，可整定是否经发变器动作接点闭锁，可整定选择使用两组TA。保护范围：防止高压侧开关在运行状态下出现三相位置不一致。
失灵保护-----可整定选择经过零序、负序电流闭锁，可整定是否经变压器动作接点、断路器不一致接点闭锁，可整定选择使用两组TA。保护范围：防止高压侧开关在事故情况下拒动时扩大事故，失灵保护动作跳开该母线上的所有开关。
2.1.3 #1主变保护B屏CST231B保护功能：
1)主保护主要配有：差动速断和比率差动保护和CT二次回路断线检测。保护范围：#1主变三侧套管CT之间的短路故障，包括主变内部短路故障。
2)后备保护主要有：高(中)压侧：复压闭锁(方向)过流，零压闭锁零序方向过流，零序过流保护，间隙零流零压保护;低压侧复压闭锁过流，零序过电压保护等。保护范围：作为主变差动的后备保护防止差动保护拒动失去保护，又作为相邻母线或线路的后备保护。
2.2 #2主变保护
#2主变保护A柜配有PST1203A型、PST1204B型保护，保护电流取自三侧开关CT。PST-12型操作箱及本体保护。#2主变保护B柜配有CSR 22A本体保护、YQX21J/JSQ11J电压切换及失灵箱、CST-231B保护，保护电流取自主变三侧套管CT。
2.2.1 PST-1203A主保护功能
包括差动保护1(SOFT-CD1)。主要包括二次谐波制动元件、比率制动元件、差动速断过流元件、差动元件和TA断线判别元件等。同时还包括变压器各侧过负荷元件、变压器过负荷启动风冷元件、变压器过负荷闭锁调压元件等。
二次谐波制动元件：防止励磁涌流引起差动保护误动。
差动速断过流元件：在变压器区内严重故障时快速跳开变压器各侧开关。
TA断线判别元件：为了变压器在正常运行时TA回路状况，发现异常情况发告警信号，并可由控制字投退来决定是否闭锁差动保护。
过负荷元件：反应变压器的负荷情况，仅监测变压器各侧的三相电流。
过负荷启动风冷元件：反应变压器的负荷情况，监测变压器高压侧和中压侧三相电流。 过负荷闭锁调压元件：反应变压器的负荷情况，仅监测变压器高压侧电流。 2.2.2 PST-1204B后备保护功能
包括高压侧后备保护(SOFT-HB3)、中压侧后备保护(SOFT-HB3)、低压侧后备保护(SOFT-HB4)，三侧后备保护共用出口回路、信号回路、直流电源回路等。SOFT-HB3保护程序主要配置：复合电压闭锁(方向)过流保护;零序(方向)过流保护;间隙零序保护;非全相保护。SOFT-HB4保护主要程序主要配置：复合电压闭锁过流保护。
复合电压闭锁方向过流保护：反应相间短路故障，可作为变压器后备保护，本侧TV断线时，本保护的方向元件闭锁或开放由控制字选择，TV断线后若电压恢复正常，本保护也随之恢复正常。
零序方向过流保护：反应单相接地故障，可作为变压器的后备保护，电压、电流取自本侧的TA、TV断线时，本保护的方向元件退出。TV断线后若电压恢复正常，本保护也随之恢复正常。
间隙零序保护：反应变压器间隙电压和间隙击穿的零序电流。
非全相保护：本保护检测断路器位置节点，同时判断零序电流，保护动作出口仅跳本侧开关或变压器各侧开关。本保护仅适用于分相跳闸的断路器。
2.2.3 #2主变保护B屏CST231B保护功能
1)主保护主要配有：差动速断和比率差动保护和CT二次回路断线检测。保护范围：#1主变三侧开关CT之间的短路故障，包括主变内部短路故障及外部引出线的短路故障。
2)后备保护主要有：
1、高(中)压侧:复压闭锁(方向)过流，零压闭锁零序方向过流，零序过流保护，间隙零流零压保护;低压侧复压闭锁过流，零序过电压保护等。保护范围：作为主变差动的后备保护防止差动保护拒动失去保护，又作为相邻母线或线路的后备保护。
2.2.4 #2主变保护B柜CSR 22A本体保护
1)、重瓦斯引入接点，由本装置发出信号或跳三侧开关;
2)、冷却失电、压力释放保护引入接点，动作于信号或延时动作于跳三侧开关;
3)、轻瓦斯、温度引入接点，动作于信号。
第3条 主变事故处理基本原则
(1)保障另一台主变能在最大运行方式下运行。
(2)快速确定有无人为因素的误动，以迅速恢复主变运行。 (3)及时隔离故障点，恢复正常设备的运行。 3.1 主变常见事故分析
3.1.1 主变外部故障：套管损坏短路、引出线之间短路、CT故障、主变10kV侧引入10kV室内至CT间的小动物事故或多相支柱瓷瓶绝缘击穿。现象：主变差动保护动作，三侧开关跳闸，外部损坏故
障明显，如果出在10kV高压室内则焦臭味明显，查故障录波有差流突变。
3.1.2 主变内部故障：内部绕组绝缘损坏发生匝间或相间短路、分接开关接点故障。现
象：瓦斯保护动作或伴有差动保护动作，三侧开关跳闸。外部只能从温度表、瓦斯继电器气体或油色及释压阀有无喷油来检查，一般故障现象不明显。
3.1.3 主变保护误动：差动电流回路极性接反或绝缘损坏出现分流，端子排绝缘损坏有短路;瓦斯接点接通或被短接，人为误碰等，通常事故报文无故障电流。
3.2 主变保护动作处理 3.2.1差动保护动作：
1)复归事故音响，记录事故时间。
2) 值班负责人在后台机上检查事故主变三侧开关的电流、有功、无功已为0，检查另
一台主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3)正、副值班员应迅速到10kV高压室内检查主变低压侧开关处有无异常，然后再去
户外检查差动电流互感器范围内有无异常，检查主变端子箱内有无异常。 4)查看保护保护信息，打印事故报告，以判断是否误动。 5)向调度详细汇报检查结果。
6)关注另一主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。 7)如果发现有明显故障现象，应及时将故障点进行隔离。
8)如果故障现象不明显，不能确定是否误动，将主变转为冷备用或检修状态。 9)记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。 3.2.2 瓦斯保护动作：
1)复归事故音响，记录事故时间。
2)值班负责人在后台机上检查事故主变三侧开关的电流、有功、无功已为0，检查另一台主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。 3)正、副值班员应迅速到检查主变本体外观有无异常、瓦斯继电器气体情况，检查主
变端子箱内有无异常。
4) 查看保护保护信息，打印事故报告，以判断是否误动。 5) 向调度详细汇报检查结果。
6) 关注另一主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。 7) 如果发现有明显故障现象，应及时将主变转为检修状态。
8) 如果故障现象不明显，不能确定是否误动，将主变转为冷备用或检修状态。
9)
记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。 3.2.3 主变后备保护动作：
1、复归事故音响，记录事故时间。
2、值班负责人在后台机上检查事故主变三侧开关的电流、有功、无功变化情况，确定是哪一侧的后备保护动作。检查另一台主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3、 正、副值班员应检查后备保护动作侧的出线有无保护动作，有无开关拒动，是否属越级跳闸，相应母线是否有异常，检查主变有无异常。
4、
5、
6、
7、
8、
9、 查看保护保护信息，打印事故报告，以判断是否误动。 向调度详细汇报检查结果。
关注另一主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
如果能确定是线路故障越级跳闸，则隔离拒跳开关，按指令恢复主变及其他线路开关送电。 主变有异常时将主变转为冷备用或检修。
记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。
3.3.4 冷控失电信号发出：
1、记录时间，复归音响，检查主变温度不超过规定值。
2、 检查400V室风冷电源是否消失，空气开关有无跳闸。
3、 检查主变风冷控制箱电源是否消失，空气开关有无跳闸，有无异味。
4、 检查无异常后断开风冷所有支路开关，从400电源端开始依级送电，遇有再次跳空气开关的则不再送该支路，恢复其他风冷支路供电。
5、 若属于400V电源端故障，则设法隔离切换站用电源。
6、 上述情况在超过10分钟仍不能恢复风冷电源，应汇报调度，申请退出冷控失电跳闸出口压板，并密切监视主变温度。运行时间按厂家说明不能超过规定时间(变压器规程为2小时)。
7、 做好记录，汇报变电所领导。 第4条
主变事故处理实例
4.1 事故处理实例(1)
一、题目：#1主变中压侧套管B相瓷瓶污闪击穿故障
二、处理过程
1、运行方式：220kV系统的线路
1、线路
3、线路
5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路
6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用;110kV系统的线路
1、线路
3、线路
5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路
6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用;10kV
母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。20
10、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入 a) b) 监控系统信号：#1主变保护差动速断、比率差动、工频变化量差动动作。
光字牌及表计情况：差动保护、事故跳闸光字牌亮，#1主变三侧开关电流、有功、 无功为0。 c) d) 跳闸情况：20
1、10
1、901开关跳闸
保护屏信息：RCS-978:差动速断B、比率差动B、工频变化量差动B动作;
CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差动跳闸出口。操作箱高、中、低跳闸灯亮。 e) f) 一次设备检查情况：#1主变中压侧套管B相瓷瓶损坏，20
1、10
1、901开关在分闸位置
处理步骤：
1)、 复归事故音响，记录事故时间。
2)、 值班负责人在后台机上检查#1主变20
1、10
1、901开关的电流、有功、无功已为0，检查#2主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3)、正、副值班员应迅速到10kV高压室内检查主变低压侧开关处有无异常，然后再去户外检查差动电流互感器范围内有无异常，经检查#1主变中压侧套管B相瓷瓶损坏。 4)、查看记录#1主变保护A、B柜信息，打印事故报告。 5)、向调度详细汇报检查结果。
6)、关注#2主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
7)、复归信号,将#1主变转为检修状态。退出#1主变后备保护跳中压母联、低压侧分段开关压板。 8)、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。 4.2 事故处理实例(2)
一、题目：#2主变内部分接开关故障(只有调压瓦斯保护动作)
二、处理过程
1、 运行方式：220kV系统的线路
1、线路
3、线路
5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路
6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用;110kV系统的线路
1、线路
3、线路
5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路
6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用;10kV母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。20
10、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入
2、
3、 监控系统信号：#2主变保护有载重瓦斯动作。
光字牌及表计情况：分接开关轻瓦斯、分接开关重瓦斯、事故跳闸光字牌亮，#2主变三侧开关电流、有功、无功为0。
4、
跳闸情况：20
2、10
2、902开关跳闸
5、
6、 保护屏信息：PST-12:调压重瓦斯、调压轻瓦斯灯亮，高、中、低跳闸指示灯亮。
一次设备检查情况：#2主变有载调压瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，20
2、10
2、902开关在分闸位置
7、 处理步骤：
1)、复归事故音响，记录事故时间。
2)、值班负责人在后台机上检查#2主变20
2、10
2、902开关的电流、有功、无功已为0，检查#1主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3)、正、副值班员应迅速到#2主变处检查，经检查#2主变有载调压瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，#2主变端子箱无异常，20
2、10
2、902开关在分闸位置
4)、查看记录#2主变保护A、B柜信息。 5)、向调度详细汇报检查结果。
6)、关注#1主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
7)、复归信号,将#2主变转为检修状态。退出#2主变后备保护跳中压母联、低压侧分段开关压板。 8)、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。 4.3 事故处理实例(3)
一、题目：#1主变本体内部故障
二、处理过程
1、 运行方式：220kV系统的线路
1、线路
3、线路
5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路
6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用;110kV系统的线路
1、线路
3、线路
5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路
6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用;10kV母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。20
10、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入
2、 监控系统信号：#1主变保护比率差动、工频变化量差动动作，#1主变本体重瓦斯动作、本体轻瓦斯动作。
3、 光字牌及表计情况：#1主变重瓦斯、#1主变轻瓦斯、差动保护、事故跳闸光字牌亮，#1主变三侧开关电流、有功、无功为0。
4、
5、 跳闸情况：20
1、10
1、901开关跳闸
保护屏信息：RCS-978:差动速断BC、比率差动BC、工频变化量差动BC动作; RCS-974C本体重瓦斯动作、本体轻瓦斯动作;CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差动跳闸出口。操作箱高、中、低跳闸灯亮。
6、 一次设备检查情况：#1主变本体瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，20
1、10
1、901开关在分闸位置 。
7、 处理步骤：
1)、复归事故音响，记录事故时间。
2)、值班负责人在后台机上检查#1主变20
1、10
1、901开关的电流、有功、无功已为0，检查#2主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3)、正、副值班员应迅速到#1主变处检查，经检查#1主变本体瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，#1主变端子箱无异常，20
1、10
1、901开关在分闸位置 。
4)、查看记录#1主变保护A、B柜信息，打印事故报告。 5)、向调度详细汇报检查结果。
6)、关注#2主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
7)、复归信号,将#1主变转为检修状态。退出#1主变后备保护跳中压母联、低压侧分段开关压板。
8)、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。 4.4 事故处理实例(4)
一、题目：#2主变低压侧高压室内老鼠短路故障
二、处理过程
1、运行方式：220kV系统的线路
1、线路
3、线路
5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路
6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用;110kV系统的线路
1、线路
3、
线路
5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路
6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用;10kV母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。20
10、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入
2、监控系统信号：#2主变比率差动保护动作。
3、光字牌及表计情况：#2主变差动保护、事故跳闸光字牌亮，#2主变三侧开关电流、有功、无功为0。
4、跳闸情况：20
2、10
2、902开关跳闸
5、保护屏信息：PST-1203A: 保护动作指示灯亮，差动保护出口; CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差动跳闸出口。操作箱高、中、低跳闸灯亮。
6、一次设备检查情况：#2主变902开关柜玻璃孔处烧穿，有明显烧焦气味，20
2、10
2、902开关在分闸位置
7、处理步骤：
1)、复归事故音响，记录事故时间。
2)、值班负责人在后台机上检查#2主变20
2、10
2、902开关的电流、有功、无功已为0，检查#1主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。 3)、正、副值班员应迅速到10kV高压室内检查#2主变低压侧开关处检查，然后再去户外检查差动电流互感器范围内设备有无异常，经检查#2主变902开关柜玻璃孔处烧穿，有明显烧焦气味。 4)、查看记录#2主变保护A、B柜信息，打印事故报告。 5)、向调度详细汇报检查结果。
6)、关注#1主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
7)、复归信号,将#2主变和902开关转为检修状态。退出#2主变后备保护跳中压母
联、低压侧分段开关压板。
8)、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。