事故演习题

第一题

一、 运行方式

220KV：I母上运行：遵海I回203、鸭海I回205、海桐Ⅰ回207、1号主变220kV侧211、

220kVI母PT2514、

旁路270I母热备用；

II母上运行：鸭海II回204、遵海II回206、海桐Ⅱ回208、2号主变220kV侧212、

220kVII母PT2524；母联210联络I、II母运行；

110KV：I母上运行：海高Ⅰ回101、海新Ⅰ回103、海茅线105、海渔线107、1号主变110kV

侧111、1514PT

II母上运行：海高Ⅱ回102、海岩线104、海新Ⅱ回106、海红线108、2号主变110kV

侧112、1524PT；母联110运行。

10kV：1号主变011、2号主变012分别供I、II段，1号站用变013 I段、2号站用变014 II

段运行。

分段010热备用；全部电容器热备用。

站用电：1号站用变411运行、2号站用变412热备用；

中性点：1号主变2110、1110在合位。

二、 事故现象

音响：事故、预告铃响

表计指示为“0”： 海高Ⅰ回101、海新Ⅰ回103、海茅线105、海渔线107、1号主变110kV

侧111、110kVI母线电压、110kV母联110、1号站用变411

断路器位置信号：1号主变三侧断路器211、011，110kV母联110，1号站用变411红灯“熄”，绿灯“闪”

后台中央信号：海渔线107 SF6低禁止操作、海渔线107控制回路断线、海渔线107距离I

段及零序I段动作、1号主变中压侧零序方向过流I段动作，1、2号主变冷

却器电源I、II消失，整流电源消失，110kV I母电压消失。

三、 处理步骤

1、 记录中央信号，根据中央信号，检查保护动作情况（检查发现海渔线107保护为：距离I段及零序I段动作、操作箱指示灯“熄”，1号主变1号和2号保护屏均为中压侧零序方向过流I段动作、中压侧111开关跳闸出口压板未投，立即投入中压侧111开关跳闸出口压板，复归保护动作信号。）检查2号主变负荷正常。

2、 汇报相关调度：断路器跳闸、保护动作（讲明111、107未跳原因）、失压范围、2号主变负荷正常、站用电源消失。

3、 断开失压母线断路器：①断开110kV失压I母除1号主变中压侧111、两田线133断路器外的所有出线断路器（断开海高Ⅰ回101、海新Ⅰ回103、海茅线105断路器）。

4、 恢复站用系统供电：（①检查1号站用变411断路器在“分”位，②合2号站用变412断路器恢复站用电正常，③检查2号主变冷却器运行正常，直流系统正常。）

5、 检查保护动作及异常的一次设备：（①戴防毒面具到110kV开关场检查海渔线107断路器在“合”位，SF6压力为0.4MP，②检查1号主变111断路器在“合”位，手动打跳111断路器，主变本体及引线设备均正常，110KV母联110断路器在“分”位。③检查1号主变211、011断路器在“分”位，本体及引线设备均正常。

6、 转移主变中性点接地方式：（①合上2号主变220KV侧中性点2120接地刀闸，②合上2

号主变110KV侧中性点1120接地刀闸）

7、 隔离故障设备：（①检查海渔线107断路器线路无电，②拉开海渔线1073隔离开关，③

拉开海渔线1071隔离开关。）

8、 汇报调度：（①已恢复站用系统供电正常，2号主变冷却系统、直流系统正常。②已将2

号主变高中压侧中性点接地。③已将故障设备海渔线107断路器隔离。④已断开110KV失压I母所有断路器。

9、 恢复非故障设备运行：

①合上1号主变高压侧211、中压侧111、低压侧011对主变、110KV母线和10KV母线充电正常，检查1号主变冷却器运行正常。

②合上110KV母联110断路器恢复I、II母并列正常。

③停用海高Ⅰ回101、海新Ⅰ回103、海茅线105重合闸，分别恢复送电正常并投入重合闸。 ④拉开2号主变高、中压侧中性点接地刀闸。

事故处理小结：

海渔线107断路器SF6低禁止分合闸，同时线路故障造成越级跳1号主变，由于1号主变中压侧111跳闸出口压板未投，中压侧零序方向过流I段三时限跳主变三侧断路器，站用系统电源消失。处理时首先恢复站用系统电源，然后检查隔离故障设备，恢复非故障设备的运行。

第二篇：220kV变电站事故处理应急措施

前锋220kV变电站

事

故

应

急

处

理

预

案

20xx年08月28日

编 审 人 员 名 单

批 准： 郭宏志

审 核： 杨文惠 张旭

编 制： 韦明

前 言

前锋220kV变电站根据国家电网公司《输变电设备运行规范》、内蒙古电力(集团)有限责任公司《电力安全管理规定汇编》、内蒙古巴彦淖尔电业局变电所((SHEQ管理体系文件》，结合本站的工作实际，贯彻“安全第一，预防为主”的安全生产工作方针，防止和减少重特大生产安全事故及对社会有严重影响的事故发生，建立紧急情况下快速、有效的事故抢险、救援和应急处理机制，保证生产工作中工作人员的人身安全、国家财产安全，最大限度的减少事故造成的影响和损失，特制定前锋220kV变应急措施。前锋220kV变电站变电运行人员在学习、宣贯本措施过程中发现不足之处及建议，请及时提出，以便不断补充完善，持续改进。本措施中未涉及到的部分预案参照前锋220kV变事故处理应急预案执行。

前锋220kV变电站

20xx年08月28日

目 录

一、1号主变差动保护动作 （10kV负荷由2号主变低压侧带）

二、1号主变本体重瓦斯保护动作（10kV负荷由2号主变低压侧带） 三、1号主变（本体）轻瓦斯保护动作

四、220kV前隆线253断路器拒动，220kV失灵保护动作

五、220kVI段母线219电压互感器爆炸

六、110kVI段母线119电压互感器爆炸

七、220kV前锋变10kV线路故障

八、220kV前锋变电站直流接地

九、220kV前锋变电站10kV 电压互感器

十、220kV前锋变电站10kV过流跳闸重合不成功

十一、220kV前锋变电站10kV低周动作

十二、220kV前锋变电站10kV系统接地

十三、220kV前锋变电站主变风冷系统故障

十四、220kV前锋变电站SF6断路器漏气故障

十五、220kV前锋变151断路器拒动

十六、220kV前锋变110kV断路器跳闸（155前佘线动作重合成功）

十七、220kV前锋变110kV断路器跳闸（158前西Ⅰ回线动作重合不成功） 十八、220kV前锋变220kV线路近处C相瞬时接地短路（256高前线） 十九、220kV前锋变220kV线路永久相间短路（253前隆线）

二十、220kV前锋变220kV线路A相断线（256高前线）

二十一、220kV前锋变220kV母线差动保护动作

本站运行方式：

220kV：I、II段母线经母联212断路器并列运行；201、253、255、256、257断

路器在I母；202、258断路器在II母；219、229电压互感器运行；254

断路器在II母热备用。

110kV：I、II段母线经母联112断路器并列运行；101、151、155、159断路器

在I母；102、158断路器在II母；119、129电压互感器运行；153断路器在I母、152断路器在II母热备用

10kV：I、II段母线经912断路器并列运行；952、953、954、955、957断路器、

900甲站变、电容器942在 I母运行；902断路器在II母运行；919、929电压互感器运行；901断路器、电容器941在I母热备用、电容器944在II母热备用、电容器943在I母冷备用。

站用变：1号站用变、低压侧380V分段断路器运行带全站380V交流负荷；2号

站用变10kV侧接于西山咀922镇西线，2号站用变空载运行。

一、1号主变差动保护动作 （10kV负荷由2号主变低压侧带）

事故原因：

1) 变压器及其套管引出线，各侧差动电流互感器以内的一次设备故障

2) 保护二次回路问题引起保护误动作

3) 差动电流互感器二次开路或短路

4) 变压器内部故障

检查内容：

1) 变压器套管有无损伤、闪络放电痕迹及变压器外部有无异常现象

2) 变压器各侧套管至差动电流互感器以内的一次设备有无闪络放电痕迹，套管的瓷质部分是否完整

3) 变压器及各侧断路器、隔离开关、避雷器、绝缘子有无接地短路现象，有无异物落在设备上。

4) 差动电流互感器本身有无异常，瓷质部分是否完整、有无闪络放电痕迹，回路有无断线接地

5) 保护动作情况及直流系统有无异常或两点接地

6) 检查1号主变各侧断路器表计（电流、电压、有功、无功）并记录。

7) 检查2号主变是否过负荷。

1

事故象征：

1) 警铃、警笛响。

2) 监控后台机：201、101断路器变位，由红色变为绿色并闪烁，相应的电流、有功、无功指示为零；202、102断路器的电流、有功、无功指示增大。

3) 监控机弹出：“1号主变差动保护出口”、“主变故障录波器启动”、“1号主变风冷全停” 、“2号主变过负荷”信号。

4) 1号主变测控屏201、101断路器位置指示红灯熄灭，绿灯亮。

5) 1号主变保护屏发“差动保护动作”“TA断线”“TV断线”信号 。

6) 主变故障录波器动作。

7) 1号主变无声音，（2号主变可能过负荷）。

处理步骤：

1) 恢复警铃，记录时间和保护动作情况，恢复保护和断路器的位置，根据保护动作情况，判断故障原因，检查一次设备，重点检查1号主变各侧套管、引流线及各侧电流互感器之间的一次设备，并将保护动作情况及检查结果汇报两级调度及站长、所部领导。根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸，拉开1号主变中性点210、110接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护，保证系统中性点保护。

2) 检查2号主变负荷及上层油温，投入全部冷却装置，必要时申请调度减负荷。

3) 保护范围内有明显故障可根据调度命令拉开主变各侧隔离开关，做好安全措施，等待检修人员处理，待故障检修试验合格后，按调度命令将1号主变投入运行。并根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸，拉开2号主变中性点220、120接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护，恢复系统中性点运行方式。

4) 未发现明显故障和异常迹象，其它保护未动作，应汇报调度通知继保人员查明原因切除负荷后,立即试送一次，试送后又跳闸不得再送。

5) 差动保护及重瓦斯保护同时动作使1号主变压器跳闸，必须经变压器内部检查试验无问题后方可送电。

6) 若查明差动保护动作系二次回路故障及直流两点接地造成，应将差动保护退出运行，经局总工和调度同意后可将变压器试送，再处理二次回路故障及直流接地故障。

2

二、1号主变本体重瓦斯保护动作（10kV负荷由2号主变低压侧带）

事故原因：

1) 变压器内部故障

2) 二次回路误动作

3) 外部发生穿越性短路故障

检查内容 ：

1) 变压器各侧断路器是否跳闸

2) 油温、油位、油色是否正常

3) 变压器差动保护是否动作,压力释放是否动作

4) 变压器外壳有无鼓起变形，焊缝是否开裂喷油；套管有无破损裂纹及变压器上部和外部是否着火

5) 各阀兰连接处、导管等有无冒油现象

6) 气体继电器内有无气体，或收集的气体是否可燃

7) 检查故障录波器的录波情况

8) 检查201、101断路器表计（电流、电压、有功、无功）

9) 检查2号主变是否过负荷。

事故象征：

1) 警铃、警笛响。

2) 监控后台机：201、101断路器变位，由红色变为绿色并闪烁，相应的电流、有功、无功指示为零，202、102断路器的电流、有功、无功指示增大。

3) 1号主变测控屏201、101断路器红灯熄灭，绿灯亮。

4) 监控机弹出 “1号主变本体重瓦斯动作” 、“主变故障录波器动作”、 1号主变风冷全停、“2号主变过负荷”信号。（2号主变可能过负荷）。

5) 1号主变保护屏发“本体重瓦斯保护动作”信号。

6) 201、101有、无功电度表指示不变。

7) 1号主变无声音。

处理步骤：

1)复归音响，看清象征，记录时间，恢复保护信号

2)根据象征和保护动作情况，检查主变本体,油温、油位,油色等有无异常；检查

二次回路和瓦斯继电器的接线柱及引线绝缘是否良好。

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3)汇报两级调度及所部领导和站长。

4)并根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸并投入相应的保护，

拉开1号主变中性点210、110接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护， 保证系统中性点保护。

5)恢复201、101断路器把手至跳闸后位置，监视2号主变负荷变化情况，投入全

部冷却装置，必要时申请调度减负荷。

6)根据调度命令拉开1号主变各侧隔离开关，隔离故障设备，并按工作需要做好安

全措施。

7)若判定为内部故障，未经内部检查和试验合格，变压器不得重新投入运行，防止

事故扩大。

8)若外部无明显故障，同时变压器其它保护也未动作，可进行取气分析及油色谱

化验，试验合格后经领导及调度同意后方可投入运行

9)外部检查无任何故障迹象和异常，气体继电器内无气体，证明确属因二次回路故

障误动作跳闸，经调度同意可在差动、过流保护投入的情况下，将重瓦斯保护退出，送出1号主变，并加强巡视。

10)做好各种记录，核对跳闸动作记录。

11)全部恢复正常后，根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸，拉开

2号主变中性点220、120接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护，恢复系统中性点运行方式。

三、1号主变（本体）轻瓦斯保护动作

事故原因 ：

1) 变压器严重漏油,油位低于轻瓦斯保护动作值.

2) 变压器内部故障有轻微气体产生。

3) 变压器油箱内有空气

4) 瓦斯继电器或二次回路故障

5) 强烈振动或轻瓦斯继电器损坏误发。

检查内容：

1) 检查变压器瓦斯继电器内是否有气体

2) 主变本体有无漏油现象

3) 油色、油位及声音是否正常

4

4) 检查二次回路有无故障

事故象征：

1) 警铃响，

2) 监控机弹出“1号主变轻瓦斯保护动作”光字亮。

3) 上层油温在合格范围内。

4) 1号主变保护屏发“本体轻瓦斯动作” 信号，相应的信号指示灯亮。

5) 气体继电器内有气体。

处理步骤 ：

1) 记录时间和保护动作情况，复归保护信号，对1号主变进行全面检查并将检查结果汇报调度。

2) 检查瓦斯继电器内气体量的多少及气体颜色，初步分析故障原因。

3) 取气时应由两人进行，使用专用工具取气，一人取气，一人加强监护。

4) 取得气体分析时，无色、无味、不燃烧说明内部有空气存在。灰白色、有臭味、易燃烧说明内部绝缘材料有故障。黄色有臭味、不易燃烧说明木质故障，灰黑色、易燃烧说明绝缘油有故障。

5) 待查明原因，如果是空气放掉空气故障排除，信号恢复后正常。

6) 如果气体可燃、有色、有味，汇报调度，经调度同意将变压器停电，内部检查、试验、化验，合格后方可送电。

7) 做好有关记录。

四、220kV前隆线253断路器拒动，220kV失灵保护动作

事故原因：

1) 前隆线253线路故障

检查内容：

1) 故障母线及所带出线的所有设备是否有明显故障

2) 保护动作是否正确

3) 检查220k V I母保护及断路器动作情况

事故象征：

1) 警铃，警笛响。

2) 监控后台机：201、212、255、257断路器变位，由红色变为绿色并闪烁，253断路器为红色，相应的电流、有功、无功指示为零，220kVⅠ母电压指示为零。 5

3) 监控后台机发

a)

b)

c)

d)

e) 253四方高频距离、南瑞纵差保护动作。 失灵动作Ⅰ,失灵动作 220kV故障录波器动作 220kVⅠ段母线电压互感器断线 1号主变高压侧TV断线，

4) 253、255、257TV断线

5) 1号主变、212母联测控屏断路器位置指示红灯熄灭绿灯亮；220kV线路测控屏255、257断路器位置指示红灯熄灭绿灯亮；253断路器位置指示红灯亮

6) 220kV 212母联断路器，1号主变压器201断路器“分闸位置”指示灯亮，220kVI段母线255、257出线断路器分闸指示灯亮，合闸指示灯灭；机械指示位置为分闸位置，253出线断路器合闸指示灯亮，机械指示位置为合闸位置

7) 253保护屏两套保护分别给出报文：1、纵差保护动作 2、高频距离动作3、故障相别：C相

8) 220kV母差保护屏：“失灵动作Ⅰ”、“失灵开放Ⅰ”、“失灵动作”、 “TV断线”灯亮。 处理步骤：

1) 解除音响，记录时间和保护动作情况，根据象征判断故障原因，并检查相应范围内的一次设备。

2) 汇报两级调度，若需要根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸，拉开1号主变中性点210、110接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护，保证系统中性点保护。

3) 恢复断路器把手至跳闸后位置，根据调度令拉开253断路器两侧隔离开关（隔离故障）。

4) 根据调度命令将恢复无故障设备的送电。

5) 向调度汇报，申请事故抢修。

6) 事故处理完毕全部恢复正常后，根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸，拉开2号主变中性点220、120接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护，恢复系统中性点运行方式。

五、220kVI段母线219电压互感器爆炸

事故原因：

6

1) 电压互感器线圈内部短路接地,绝缘严重损坏等.

2) 系统发生谐振。

3) 瓷瓶严重污秽，破裂。

4) 系统内出现过电压现象

检查内容：

1) 检查站内表计及信号有无异常现象，互感器瓷质部分是否完好

2) 检查避雷器动作次数及泄漏电流值，

事故象征：

1) 警铃响，电笛响。

2) 监控后台机：253、212、201、255、257断路器变位，由红色变为绿色，并闪烁，电流、有功、无功指示为零，202、102断路器电流、有功、无功指示增大，220kVI母电压指示为零。

3) 监控机发“220kVⅠ母差动保护动作“信号，220kV母差保护跳母联212，母差保护跳201、253、255、257出口动作，发220kVI段母线电压回路断线”1号主变高压侧TV断线 、253、255、257断路器保护TV断线 ，220kV故障录波器动作。

4) 220kV两套母差保护屏：差动动作I 、差动开放I 、差动动作 TV断线灯亮

5) 201、253、255、257线路保护液晶显示TV断线，1号主变四方保护TV断线灯亮、南自保护液晶显示高压侧TV断线。

处理步骤：

1) 恢复音响，记录时间及保护动作信号，将断路器把手打至对应位置，检查母差范围内的一次设备无异常现象。

2) 汇报两级调度，简要说明事故发生时间、保护动作情况、系统及一次设备等有关情况。

3) 若需要根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸，拉开1号主变中性点210、110接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护，保证系统中性点保护。

4) 拉开电压互感器二次空气断路器，再拉开一次隔离开关。

5) 汇报调度，故障设备已隔离，请求将无故障设备送电。

6) 根据调度命令采用二次电压并列或将Ⅰ段母线负荷倒至Ⅱ段母线运行。

7) 汇报调度及有关领导，并通知有关人员抢修处理。

7

8) 全部恢复正常后，根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸，拉开2号主变中性点220、120接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护，恢复系统中性点运行方式。

六、110kVI段母线119电压互感器爆炸

事故原因：

1) 电压互感器线圈内部短路接地,绝缘严重损坏等.

2) 系统发生谐振。

3) 瓷瓶严重污秽，破裂。

4) 系统内出现过电压现象

检查内容：

1) 检查站内表计及信号有无异常现象，互感器瓷质部分是否完好

2) 检查避雷器动作次数及泄漏电流值，

事故象征：

1) 警铃响，电笛响。

2) 监控后台机：151、（153）、155、157、159、112、101断路器变位，由红色变为绿色，并闪烁，电流、有功、无功指示为零，202、102断路器电流、有功、无功指示增大，110kVI母电压指示为零。

3) 监控机发“110kVⅠ母差动保护动作“信号，110kV母差保护跳母联112，母差保护跳151、（153）、155、157、159、112、101出口动作，发110kVI段母线电压回路断线”1号主变高压侧TV断线 、151、（153）、155、157、159断路器保护TV断线 ，220kV故障录波器动作。

4) 220kV两套母差保护屏：差动动作I 、差动开放I 、差动动作TV断线灯亮

5) 151、（153）、155、157、159线路保护液晶显示TV断线，1号主变四方保护TV断线灯亮、南自保护液晶显示中压侧TV断线。

处理步骤：

1) 恢复音响，记录时间及保护动作信号，将断路器把手打至对应位置，检查母差范围内的一次设备无异常现象。

2) 汇报两级调度，简要说明事故发生时间、保护动作情况、系统及一次设备等有关情况。

3) 若需要根据调度命令合上2号主变中性点220、120接地刀闸，拉开1号主变中 8

性点210、110接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护，保证系统中性点保护。

4) 拉开电压互感器二次空气断路器，再拉开一次隔离开关。

5) 汇报调度，故障设备已隔离，请求将无故障设备送电。

6) 根据调度命令采用二次电压并列或将Ⅰ段母线负荷倒至Ⅱ段母线运行。

7) 汇报有关领导，并通知有关人员抢修处理。

8) 全部恢复正常后，根据调度命令合上1号主变中性点210、110接地刀闸，拉开2号主变中性点220、120接地刀闸，并投入或退出相应的间隙、零序保护，恢复系统中性点运行方式。

七、220kV前锋变10kV线路故障

一)：10kV出线952五业场线过流一段动作，断路器拒动，越级跳闸（10kV 负荷由2号主变低压侧带）。

事故原因：

1) 952线路故障，出线断路器拒动

检查内容：

1) 10kV母线及所带出线的所有设备是否有明显故障

2) 保护动作情况

3) 主变负荷、油位、温度情况。

事故象征：

1) 警铃，警笛响。

2) 监控后台机： 912、断路器变位，由红色变为绿色并闪烁， 952、953、954、955、957、900甲、941、942断路器在合闸位置，相应的电流、有功、无功指示为零，10kV I母电压指示为零。

3) 监控机发：“2号主变低后备保护动作” 、“10kV I母TV断线 ” 、“1号主变 风冷I、2电源故障 ”、“2号主变风冷I、2电源故障”、“1、2号主变风冷全停信号” 。

4) 2号主变两套保护给出报文：低后备保护动作，低压侧TV断线，相应的指示灯亮。

5) 952保护装置发：952过流一段保护动作信号。

6) 10kV配电室：10kV I段母线所有出线及900甲站变断路器在合闸位置，红灯亮，电度表指示不变。

9

处理步骤 ：

1) 解除音响，记录时间，保护动作情况并复归信号，根据保护动作情况判断故障原因，检查一次设备。

2) 汇报调度及所部领导（2号主变后备保护动作），将912断路器把手打至跳闸后位置。

3) 监视主变负荷及温度，迅速断开1号站变低压侧。合上2号站变低压侧断路器，恢复主变强油风冷电源的正常运行。

4) 如确因952断路器拒动引起越级跳闸时，手动打跳断路器，隔离故障点，检查站内其余设备无故障时，汇报调度要求试送电。

5) 根据调度命令摇出952小车开关，拉开953、954、955、957断路器后，试送912断路器。

6) 试送10kV I段母线正常后，将无故障线路恢复送电，恢复900甲站变低压侧正常运行、检查主变风冷电源运行正常。

7) 根据调度命令投入或退出941、942电容器

8) 汇报调度及有关领导，做好952断路器检修安全措施，配合检修人员处理952断路器拒动故障。

9) 做好各种记录，核对跳闸动作记录。

二)：10kV出线953点力线线路永久性故障，保护拒动，越级跳闸（10kV负荷由2号主

变低压侧带）。

事故原因：

1) 953线路故障，断路器保护拒动

检查内容：

1) 10kV母线及所带出线的所有设备是否有明显故障

2) 有关保护动作情况

3) 主变负荷、油位、温度情况。

事故象征：

1) 警铃，警笛响。

2) 监控后台机： 912、（941）、942断路器变位，由红色变为绿色并闪烁，952、953、954、955、957、900甲、941、942断路器在合闸位置，相应的电流、有功、无 10

功指示为零，10kV I母电压指示为零。

3) 监控机发：“1号主变低后备保护动作” 、“10kV I母TV断线 ” 、“1号主变 风冷1、2电源故障 ”、“2号主变风冷1、2电源故障”、“1、2号主变风冷全停信号”。

4) 2号主变两套保护给出报文：低后备保护动作，低压侧TV断线，相应的指示灯亮。

5) 10kV配电室：10kV I段母线所有出线及900甲站变断路器在合闸位置，红灯亮，电度表指示不变。

6) 处理步骤 ：

7) 解除音响，记录时间，保护动作情况并复归信号，根据保护动作情况判断故障原因，检查一次设备。

8) 汇报两级调度（2号主变后备保护动作），恢复912、（941）、942断路器把手至跳闸后位置，

9) 监视主变负荷及温度，通知站长及所部领导，迅速断开1号站变低压侧。合上2号站变低压侧断路器，恢复主变强油风冷电源。

10) 根据调度令拉开952、953、954、955、957、941、942断路器，合上912断路器，试送10kV I段母线正常后，试送各线路，当送到953出线时出现以上同样象征，这时应做出事故原因判断：953保护拒动，越级跳闸。

11) 根据调度命令拉开953断路器，摇出953小车开关，拉开952、954、955、957断路器后，再合上912断路器。

12) 10kV I段母线正常后，将无故障线路恢复送电，恢复900甲站变低压侧正常运行、检查主变风冷电源运行正常。

13) 根据调度命令投退电容器

14) 汇报调度及有关领导，通知专业人员处理953保护拒动故障。

15) 做好各种记录，核对跳闸动作记录。

八、220kV前锋变电站直流接地

事故原因：

1) 人为原因，如接线有误、工具使用不当等。

2) 设备回路绝缘材料不合格、老化、或绝缘受损引起直流接地。

3) 设备回路严重污秽、受潮，接线盒、端子箱、机构箱进水绝缘下降或接地。

4) 小动物爬入或异物跌落造成直流接地或直流系统运行方式不当造成直流假接地现象。

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检查内容：

1) 检查直流绝缘监测装置判明是“正极”、还是“负极”接地

2) 二次回路是否有工作或设备相关操作。若有应立即停止，检查接地现象是否消失。

3) 检查直流绝缘装置是否异常

事故象征：

1) 蜂鸣器响，直流馈线监控装置报警红灯亮,绝缘监测装置液晶屏显示:正母线或负母线异常,接地及对地电压、电阻有数据显示。

处理步骤：

1) 解除音响，记录时间、现象。

2) 查看绝缘监测装置液晶显示屏当前告警选项，显示某路正极或负极接地（如负极全接地，负极指示电压为零；如正极全接地，正极指示电压为零）。

3) 应对直流进行瞬间拉合法选择。

4) 在直流馈线屏上拉开直流空开，应先次要后主要的原则进行。

5) 当拉到某回路时接地瞬间消除，则是该回路接地。

6) 对该回路下级空开拉合，拉到该回路末端空开。

7) 对有110kV、220kV线路距离、高频保护时应向调度申请退出保护跳闸压板后再瞬时切除其控制电源。（时间不超过3秒，不论接地象征是否消除）

8) 对接地回路，用外观检查及万用表测量进行。

9) 查出后，汇报上级有关部门及专业班组处理。

10) 检查中禁止在二次回路上工作。

九、220kV前锋变电站10kV 电压互感器

事故原因：

1) 铁磁谐振

2) 系统发生单相间隙电弧接地

3) TV本身内部有单相接地或相间短路故障

4) 二次侧发生短路而二次侧熔断器未熔断时，也可能造成一次侧熔断器熔断。 检查内容：

1) 检查二次空气断路器是否跳开

2) 10kV母线电压指示是否正常

3) 二次回路有无接线松动、接触不良现象。

12 (919电压互感器A相一次保险熔断)

事故象征：

1) 警铃响。

2) 监控后台机：10kV母线电压 A相指示为零或指示降低，B、C相为相电压6kV。

3) 监控机发出“1号主变低压侧TV断线”“装置闭锁”“10kVⅠ母线接地“信号。

4) 1号主变保护装置发出：1号主变低压侧TV断线， TV断线告警灯亮。

处理步骤：

1) 记录时间、现象。

2) 汇报调度

3) 检查919电压互感器二次空气开关在合位

4) 根据调度令：将10kV电压互感器二次并列开关切换至投入位置。

5) 根据调度令：919电压互感器由运行转检修（将小车拉至检修位置）

6) 取下919电压互感器一次保险，用万用表测试，找出熔断保险，更换相同规格的一次保险。

7) 对919电压互感器进行处部检查。

8) 用2500V摇表摇测一次.二次之间,一次对地.二次对地的绝缘电阻合格。

9) 将919电压互感器由检修转运行，试送一次正常。

10) 汇报调度919电压互感器试送正常。将10kV电压互感器二次并列开关切换至停用位置。

11) 做好各种记录。

十、220kV前锋变电站10kV过流跳闸重合不成功（954水源线过流跳闸重合不成功） 事故原因：

1) 10kV出线故障

检查内容：

1) 保护动作信号，断路器红、绿灯情况

2) 跳闸断路器的电流、有功、无功指示

3) 分合闸位置指示是否正确，断路器本体有无异常

事故象征：

1) 警铃、警笛响。

2) 监控后台机：954断路器变位，由红色变为绿色并闪烁，相应的电流、有功、无功指示为零。

13

3) 10kV配电室954保护动作，保护装置发“过流I段动作”重合闸动作“信号。954断路器分、合指示器在“分”的位置，红灯灭，绿灯亮。

4) 监控机发954“过流I段动作”“重合闸动作” “TWJ继电器动作” “HWJ继电器动作”信号。

5) 处理步骤：

6) 记录时间、信号，恢复断路器把手到跳闸后位置，恢复信号，检查954断路器及通过短路电流的一二次设备。

7) 汇报调度，简要说明事故发生的时间、跳闸的断路器，现在断路器的位置，保护及自动装置动作情况及其他一、二次设备是否有异常。

8) 根据现象，初步判断为954出线故障，过流I段动作，重合不成功，线路发生永久性故障。汇报调度。

9) 做好有关记录，核对断路器跳闸记录，若跳闸次数达到检修次数应通知调度及所部。

10) 做好线路停电检修的准备工作。

11) 检修完毕后，根据调度命令送出954线路。

12) 做好有关记录备查。

十一、220kV前锋变电站10kV低周减载动作

事故原因：

1) 系统频率降低

2) 低周误动

检查内容：

1) 低周动作是否正确（频率是否降到动作值）

2) 投低周减载的线路是否动作

3) 检查断路器本体有无异常，核对断路器跳闸次数

事故象征：

1) 警铃、警笛响。

2) 监控后台机：952、953、954、955、957断路器变位，由红色变为绿色并闪烁，相应的电流、有功、无功指示为零。

3) 监控机发“低周动作”信号。

4) 频率下降到48.5Hz时。954、955、957断路器红灯灭绿灯亮，电度表指示不变化。 14

5) 当频率继续下降到48.25Hz时，952、953断路器跳闸，现象于上述相同。

6) 保护装置凡投低周保护的各断路器，发“低周动作”信号。

处理步骤：

1) 记录时间、恢复信号

2) 将所跳断路器的各把手打到跳闸后位置。

3) 拉开10kVⅠ、Ⅱ段母线所带电容器断路器。

4) 汇报调度听候处理。

5) 仔细检查跳闸后的断路器设备有无异常。

6) 等待调度下令投所跳线路。

7) 做好有关记录备查。

十二、220kV前锋变电站10kV系统接地(10kV系统I段母线A相接地。10kV负荷由2号主变低压侧带）

事故原因：

1) 10kV出线单相接地

检查内容：

1) 10kV（A、B、C）相电压、线电压， 10kV系统所属设备无异常

2) 保护动作情况

3) 事故象征：

4) 警铃响。

5) 监控机发出“10kV I段母线接地”、 “10kV Ⅱ段母线接地”信号。

6) 3、10kV A相电压为零，其它两相升高到线电压，母线电压指示正常。

7) 小电流接地选线装置动作,电压互感器开口消谐装置动作。

处理步骤：

1) 记录时间及信号动作情况，并认真监盘，根据现象判断故障原因。

2) 穿绝缘鞋，戴绝缘手套到10kV配电室进行检查，站内设备无明显故障时，汇报调度申请进行拉路选择，同时监视监控后台电压变化。

3) 查出接地线路后，根据调度命令停下该线路，汇报调度。

4) 通知线路人员巡线处理故障，待故障排除后方可送电。

5) 做好记录备查。

十三、220kV前锋变电站主变风冷系统故障

15

一）事故类型：1号、2号主变冷却器全停

事故原因 ：

1) 站用电源消失

检查内容 ：

1) 900甲断路器及1号站用变运行是否正常

2) 低压配电室Ⅰ、Ⅱ号交流电源是否正常

事故象征：

1) 警铃、警笛响。

2) 监控后台机：900甲断路器变位，由红色变为绿色并闪烁，相应的电流、有功、无功指示为零。

3) 监控机发出“900甲过流I段动作” “1、2号主变工作电源Ⅰ”、“1、2号主变工作电源Ⅱ”故障，发“1号、2号主变冷却器全停” 信号

4) 10kV配电室：900甲保护装置发“过流I段动作”信号。900甲断路器分、合指示器在“分”的位置，红灯灭，绿灯亮。

5) 1号站变无声音

6) 监视主变冷却器运行的指示信号灯、Ⅰ、Ⅱ工作电源指示灯熄灭，风机、潜油泵停转

7) 1号、2号主变油温上升速度加快。

处理步骤：

1) 记录时间、恢复信号

2) 将900甲断路器的把手打到跳闸后位置。

3) 应立即汇报调度同时密切注意主变上层油温的变化。迅速将站用负荷倒至2号站用变运行（冷却器全停时间应控制在20分钟之内防止变压器跳闸），保证风冷系统冷却器的正常运行，通知检修人员检查失电原因并处理。

二）事故类型 1号主变冷却器全停

事故原因 ：

1) 冷却器电源消失或故障

2) 冷却器电源缺相

3) 冷控箱内电缆头熔断

4) 站用电配电室冷却器电源保险熔断，电缆头烧断。

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5) 备用电源切换回路故障

检查内容：

1) 冷控箱内电源指示灯是否熄灭，判断冷却器电源是否消失或故障。

2) 冷控箱内各小开关的位置是否正常，判断热继电是否动作。

3) 冷控箱内电缆头有无异常，检查动力电源是否缺相。

4) 站用电配电室冷却器电源保险是否熔断，电缆头是否烧断

事故象征：

1) 警铃响。

2) 监控机发出 “1号主变工作电源Ⅰ”、“1号主变工作电源Ⅱ”故障，发“1号主变冷却器全停” 信号

3) 1号主变油温上升速度加快

4) 监视主变冷却器运行的指示信号灯、Ⅰ、Ⅱ工作电源指示灯熄灭

5) 处理步骤：

6) 及时汇报调度，密切注意变压器上层油温的变化。

7) 若两组电源均消失或故障，应立即合上事故紧急电源（旁路）开关。

8) 若工作电源消失或故障，另一组备用电源自投不成功，则应检查备用电源是否正常，如果正常，应立即到现场手动将备用电源切至工作位置。

9) 当发生电缆头熔断故障而造成冷却器停运时，可直接在低压配电室将故障电源开关拉开。若备用电源自投不成功，可到现场手动将备用电源切至工作位置。

10) 若是直流馈线屏冷却器控制电源空开跳闸造成冷却器全停，可试送一次，若再跳闸，应立即合上事故紧急电源开关。

11)若故障难以在短时间内查清并排除，如果上层油温未达到75℃，可根据调度命令，暂时解除冷却器全停跳闸压板，继续处理问题，使冷却装置恢复工作，同时，密切注视上层油温变化。若主变上层油温超过75℃或虽未超过75℃但全停时间已达1小时未能处理好，应汇报调度将变压器停运（监视2号主变负荷情况，必要时要求减负荷）。

十四、10kV前锋变电站SF6断路器漏气故障(151断路器SF6漏气，造成压力闭锁) 事故原因 ：

1) 断路器SF6漏气

检查内容 ：

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1) SF6断路器压力表指示是否正常，是否低于额定压力。

事故象征：

1) 警铃响。

2) 监控后台机：151断路器显示红色，其电流、有功、无功指示正常。

3) 监控机发出报文： 151断路器SF6气压低闭锁 、151断路器控制回路断线。

4) 测控屏151断路器位置指示及现场151断路器位置指示红灯灭

处理步骤：

1) 记录时间、象征

2) 检查151断路器状况。

3) 检查151保护屏状况。

4) 将检查的结果汇报调度及有关领导

5) 根据调度令将101、（153）155、159断路器倒110kV Ⅱ母运行。用母联112断路器串带151断路器运行。断开151断路器控制电源空气开关。

6) 汇报调度，通知检修专业人员处理。

7) 做好各种记录。等待检修人员到现场进行检修，检修完毕后，根据调度命令恢复站内正常运行方式。

十五、220kV前锋变151断路器拒动

事故原因

1、出线断路器拒动越级跳闸

检查内容

1、保护动作是否正确

2、断路器机构是否犯卡

3、密度继电器压力是否正常

4、控制电源空开是否掉闸

事故象征

1、警铃，警笛响。

2、监控机弹出“110kV I段母线PT断线”信号。

3、监控机弹出151断路器保护动作出口而151断路器未动作。

4、151断路器保护屏跳闸信号指示灯亮。

5、保护屏110kV 151、155.159. 断路器把手红灯亮，绿灯灭。

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6、1号主变后备保护动作，即中压侧复合电压过流保护动作，112、101断路器跳闸；

断路器红灯灭，绿灯闪光。

7、110kVI段母线及出线电流、电压、有功、无功指示为零，电度表停转。 8、110kV故障录波器动作

处理步骤

1、记录时间，看清象征，并作好记录。

2、汇报调度（1号主变后备保护动作），恢复开关把手至跳闸后位置

3、监视主变负荷及温度，通知站长及所部领导

4、检查全站保护动作情况，恢复全站保护动作信号。

5、检查站内设备无异常，汇报调度及所部领导。

6、根据调度命令拉开151断路器两侧刀闸，合上112断路器给110kV I母充电，

7、充电正常后，将1、2号主变用母联101断路器并列运行

8、并列运行正常后，根据调度命令送出155、159断路器。

9、查明151断路器拒动原因后，送出151线路。

10、 打印故障报告，做好各种记录，核对跳闸动作记录。

十六、220kV前锋变110kV断路器跳闸（155前佘线动作重合成功）

事故原因

1、110kV 155出线故障

检查内容

1、保护动作信号，开关红、绿灯情况

2、跳闸断路器的电流、有功、无功、电度表

3、断路器外部及站内引线

4、155保护装置保护动作指示灯亮

事故象征

1、警铃、警笛响

2、监控机弹出155前佘线距离或零序保护动作，重合成功

3、155前佘线线路的电流、有功、无功指示正常

4、断路器指示在合闸位置，红灯亮，绿灯灭

5、装置保护动作灯亮，出口动作灯亮（单相A、B、C或相间）

6、重合闸动作，重合成功

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7、故障录波器动作

处理步骤

1、解除音响，记录时间

2、检查动作断路器及相关设备有无异常

3、汇报调度，有关保护动作情况及测距

4、恢复保护及自动装置信号

5、做好有关记录，核对开关跳闸记录，若跳闸次数达到检修次数应通知调度及所部 十七、220kV前锋变110kV断路器跳闸 （158前西Ⅰ回线动作重合不成功） 事故原因

110kV158出线故障

检查内容

1、保护动作信号，断路器红、绿灯情况

2、跳闸断路器的电流、有功、无功、电度表

3、断路器外部及站内引线

4、158保护装置保护动作指示灯亮

事故象征

1、警铃、警笛响

2、监控机弹出158前西Ⅰ回线距离或零序保护动作，重合不成功

3、158前西Ⅰ回线线路电流、有功、无功、指示为零，红灯灭，绿灯闪光

4、保护装置保护动作灯亮，出口动作灯亮（单相A、B、C或相间）

5、重合闸动作灯亮，重合闸出口，重合不成功

6、故障录波器动作

处理步骤

1、解除音响，记录时间

2、恢复断路器把手位置

3、检查动作开关及相关设备有无异常

4、汇报调度，有关保护动作情况及测距。

5、恢复保护及自动装置信号。调取故障报告

6、做好有关记录，核对开关跳闸记录，若跳闸次数达到检修次数应通知调度及所部。

7、等待调度下令试送断路器

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十八、220kV前锋变220kV线路近处C相瞬时接地短路 （256高前线线路近处C相瞬时接地短路）

事故原因

1、220kV线路近处C相瞬时接地短路

2、鸟害

检查内容

1、检查断路器动作情况

2、检查保护动作情况

3、检查故障录波器动作情况

4、检查监控机弹出的报文

事故象征

1、警铃、警笛响

2、监控机弹出256高前线高频，光纤电流保护动作，重合成功。

3、256高前线线路电流、有功、无功指示正常，红灯亮，绿灯闪又灭

4、装置保护动作灯亮，出口动作灯亮（单相A、B、C）

5、重合闸动作，重合成功

6、障录波器动作

处理步骤

1、解除音响，记录时间。

2、检查动作断路器及相关设备有无异常

3、打印动作报告

4、汇报调度，有关保护动作情况及测距。

5、恢复保护及自动装置信号。

6、做好有关记录，核对断路器跳闸记录，若跳闸次数达到检修次数应通知调度及所部。 十九、220kV前锋变220kV线路永久性相间短路 （253前隆线线路永久性相间短路） 事故原因

1、污闪

2、鸟害

3、金属物体跨接

检查内容

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1、检查断路器动作情况

2、检查保护动作情况

3、检查故障录波器动作情况

4、检查监控机弹出的报文

事故象征

1、警铃、警笛响

2、监控机弹出253前隆线高频或光纤电流保护启动动作

3、监控机弹出253前隆线电流、有功、无功指示为零，红灯灭，绿灯闪光。

4、断路器机械指示在“分”的位置

5、装置保护动作灯亮，出口动作灯亮（跳A、B、C）

6、障录波器动作

处理步骤

1、解除音响，记录时间。

2、恢复断路器把手

3、检查动作断路器及相关设备有无异常

4、汇报调度，有关保护动作情况及测距。

5、恢复保护及自动装置信号。

6、做好有关记录，核对开关跳闸记录，若跳闸次数达到检修次数应通知调度及所部。

7、等待调度下令试送开关

二十、220kV前锋变220kV线路A相断线 （256高前线线路A相断线）

事故原因

1、接触不良发热烧断

2、因质量问题断线

3、外力破坏

检查内容

1、检查电流互感器二次回路，作好安全措施，防止电流互感器二次开路伤人

2、检查A相电流

3、站内引线有无断裂

事故象征

1、监控机指示256高前线三相电流三相不平衡，A相无指示，B、C相指示正常 22

2、监控机未弹出任何信号，各保护均无动作

3、站内其它设备运行正常

处理步骤

1、检查256高前线电流互感器二次回路

2、检查256高前线A相电流是否有指示

3、检查256高前线站内引线各部分运行正常

4、汇报调度，本站无问题，一切正常

5、等候调度下令，进行操作

二十一、220kV前锋变220kV母线差动保护动作

事故原因

1、避雷器爆炸接地

2、电压互感器炸裂接地

3、母线接地或短路

4、母线及支持瓷瓶闪络

5、母差误动或母差电流回路开路

检查内容

1、检查母差保护范围内的一次设备是否有明显的故障点

2、检查母差电压互感器二次回路是否有人工作

3、检查母线保护装置有无故障

事故象征

1、警铃、警笛响

2、220kV I（II）段母线上所有的断路器跳闸，红灯灭，绿灯闪光；母联断路器跳闸，

红灯灭，绿灯闪光。上述断路器电流无指示。

3、220kV I（II）段母线电压回路断线

4、若220kV II段母线故障，将造成10kV I、II母线失电

5、220kVI（II）段母差保护出口动作，母联出口动作有信号

6、220kV故障录波器动作

7、监控机弹出母差保护动作信号

处理步骤

1、解除音响，记录时间。

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2、向调度汇报保护动作情况

3、恢复断路器把手和保护动作信号

4、将故障点隔离

5、若故障造成10kV I、II母线失电，应监视直流系统电压并及时投入2#站用变

6、汇报调度，送出无故障线路

7、汇报所部，通知专业班组进行处理

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