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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：变压器运行维护及事故处理
变压器运行维护及事故处理
本升压站变压器采用的是山东泰开变压器有限公司生产的SZ11-50000/115型变压器。额定容量50000kVA，额定频率50Hz。
一、变压器日常运行巡检项目
1、各侧电流、电压、功率；
2、有载调压抽头位置的电气指示和机械指示；
3、绕组温度、上层油温及室温；
4、本体、有载调压、各套管油位及油色；
5、本体、有载调压瓦斯继电器、本体释压阀；
6、本体、有载调压呼吸器呼吸情况及油封油位和硅胶颜色；
7、有载调压机构及传动部分；
8、各套管、瓷瓶无破损和裂痕和爬电现象；
9、各部分无渗漏油；
10、各部分无锈蚀；
11、各接头无发热；
12、各部分无异声、异味及异常振动。
13、本体CT端子箱接线；
14、主变中性点接地刀闸；
15、外壳、铁芯及中性点接地刀闸接地情况；
16、基础无下沉。
二、特殊巡视项目
1、大风前：户外变压器周围无易吹起杂物，引线无松动；
2、大风后：户外变压器无杂物悬挂、引线接头无松动，器身、套管无渗漏油，瓷质器件无破损、裂痕和爬电现象；
3、天气骤冷：本体、有载调压油位无过低，器身、套管无渗漏油，引线无过紧；
4、气温高，挂黄色以上预警信号时： 1)绕组温度、上层油温及环境温度； 2)本体、有载调压、各套管油位及油色；
3)本体、有载调压油位无过高，器身、套管无渗漏油； 4)本体释压阀； 5)各接头无发热； 6)各散热片温度均匀；
5、暴雨前：户外变压器各端子箱、温度表的防水；
6、暴雨后：户外变压器各端子箱、温度表无进水，储油池无积水；
7、异常大雾潮湿天气：端子箱加热器的投入，端子箱、温度表（无）凝露，各套管、瓷瓶（无）爬电现象；
三、定期维护项目
1、呼吸器硅胶受潮部分超过2/3时相应瓦斯保护进行更换。
2、有载调压开关换档机械计数器动作统计（每年一次）。
四、变压器本体故障处理步骤
一、变压器内部异常声响
变压器发出异常声响可能有以下原因：
（1）严重过负荷，会使变压器内部发出沉重的〝嗡嗡〞声。
（2）由于内部接触不良或有击穿，发生放电，会使变压器内部发出〝吱吱〞声。
（3）由于变压器顶盖连接螺栓或个别零部件松动，变压器铁芯未夹紧，造成硅钢片振动，会发出强烈噪声。铁芯两侧硅钢片未被夹紧，也会发出异常声音。
（4）电网中有接地或短路故障时，绕组中流过很大电流，也会发出强烈的噪声。
（5）变压器有大型动力设备起动或能产生谐波电流的设备运行时，可能导致变压器发出〝哇哇〞声。
（6）由于铁磁谐振，变压器发出忽粗忽细的异常声音。（7）变压器原边电压过高或不平衡都会发出异常声音。
（8）由于过电压，绕组或引出线对外壳放电，或铁芯接地线断，致使铁芯对外壳放电，均使变压器发出放电声响。
当变压器发出异常声响时，应判断其可能的原因，变压器内部有击穿或零部件松动，应停电处理。
二、主变油温高、绕组温度高
信号：变压器本体绕组温度高或主变油温高 含义1：
负荷或环境温度上升使主变油温高或绕组温度高发信 建议处理：
1.检查主变各侧三相电流情况（作记录）；
2.检查主变油温、绕组温度及环温情况（作记录），有无上升趋势； 3.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致； 4.检查主变本体瓦斯继电器、油枕油色及油位是否正常； 5.检查本体释压阀是否正常；
6.35kV侧电容器组降低主变负荷；
7.如因主变负荷重而造成主变油位高报告相关调度降低主变负荷；
8.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否非电量保护误发信； 含义2：
主变内部故障使油温高或绕组温度高发信 建议处理：
按含义1处理的第1－5项进行检查如发现主变温度与负荷、环温值不对应（与历史同条件相比较，与其他运行中主变相比较）、温度有上升趋势、油色有变化时，按下列方法处理； 1.将情况报告相关调度及上级领导； 2.做好将主变负荷转电准备； 3.做好主变停电准备。
三、主变本体释压阀动作发信（动作投信号）信号：变压器压力释放 含义1：
主变本体内部故障，本体瓦斯继电器油管堵塞、阀门关闭或重瓦斯保护拒动使释压阀动作喷油
建议处理：
检查如伴有下列现象，应马上报告调度申请立即将主变停电： 1.释压阀持续喷油； 2.本体轻瓦斯动作； 3.本体内部有异声； 4.主变电流值有异常； 5.主变温度上升；
主变转检修后，如释压阀继续漏油，应关闭油枕与本体间的阀门。含义2：
主变本体油位过满、瓦斯继电器油管堵塞或阀门关闭，负荷、气温上升油膨胀使本体释压阀动作喷油。检查下列项目： 1.释压阀不断喷油； 2.本体轻重瓦斯无动作；
3.本体油位不随油温上升而上涨； 4.本体内部声音均匀； 5.主变各侧电流值正常；
建议处理：报告相关调度和上级领导申请将主变立即停电。含义3：
主变本体释压阀信号回路误动作 建议处理：
检查主变本体释压阀没喷油，温度、油位变化、各侧电流正常，本体内部声音均匀后，可在主变端子箱解开本体释压器信号回路，检查区分是哪一部分误发信。
四、主变本体轻瓦斯信号动作 光字牌：本体轻瓦斯发信 含义1：
主变内部故障造成瓦斯继电器积聚气体 建议处理：
1.检查主变瓦斯继电器是否积聚气体，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃；
2.检查主变本体瓦斯继电器、油枕的油色、油位是否正常； 3.检查主变本体释压阀是否正常；
4.检查主变油温、绕组温度是否正常（作记录包括环温），有无继续上升； 5.倾听主变音响是否均匀；
6.测量主变铁芯接地电流值是否正常（作记录）；
7.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值（中心点直接接地运行的还应检查零序电流）是否正常；
8.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否误发信； 9.将上述情况综合报告上级领导和相关调度； 10.做好将主变负荷转电准备； 11.做好将主变的停电准备。含义2：
主变轻瓦斯信号回路或保护装置误动作。建议处理：
1.按含义1处理的第1－7项检查确认是误发信后，还应确认是信号装置误发信抑或回路误发信（本体轻瓦斯正常应投信号）；
2.故障未消除前应继续按含义1处理的第1－7项内容对主变进行监视。
五、主变本体或有载调压油位异常发信 信号：变压器本体有载调压油位过高或过低 含义1：
主变负荷、环温升高造成本体或有载调压油位高发信 建议处理：
1.检查主变本体或有载调压油枕油色、油位情况，有无继续上升；
2.检查主变油温、绕组温度是否正常（作记录包括环温），有无继续上升； 3.倾听主变音响是否均匀；
4.检查主变本体瓦斯继电器油色、油位是否正常； 5.检查主变瓦斯继电器无气体积聚； 6.检查主变本体释压阀是否正常； 7.测量主变铁芯接地电流值是否正常；
8.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值（中心点直接接地运行的还应检查零序电流）是否正常；
9.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致； 10.将上述情况综合报告上级领导和相关调度；
11.经上述检查分析如确认是负荷、环温上升造成，除加强对变压器的巡视外，还应该：35kV侧电容器组降低主变负荷；做好对主变本体运行中放油的准备（放油前应申请本体瓦斯保护）。含义2：
主变内部故障造成油位高发信 建议处理：
经含义1处理的第1－9项检查确认主变内部故障造成油位高发信时，应尽快对主变进行10kV转负荷操作和停电操作 注：检查主变瓦斯继电器有气体积聚，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃。含义3：
主变本体漏油造成油位低发信 建议处理：
1.检查主变各侧电流情况；
2.检查主变油温、绕组温度是否正常（作纪录包括环温）； 3.检查主变本体油枕油位情况； 4.检查主变释压阀有无漏压； 5.检查主变本体外表是否漏油；
6.如有漏油现象相关调度报告和上级领导申请将主变停电； 7.做好将主变负荷转电准备； 8.做好将主变停电的停电准备。
9.如因主变负荷及环境温度过低而造成油位低发信，可停用一部分冷却器。含义4：
主变调压箱油位低或信号装置误发信 建议处理：
1.检查主变调压箱油枕及调压瓦斯继电器油位是否正常； 2.检查主变调压箱释压阀是否正常； 3.倾听主变调压箱是否有异声； 4.检查主变调压箱有无漏油； 5.拉开主变调压装置电源；
6.如有漏油现象，应尽快将情况报告上级领导和相关调度申请对变压器停电； 7.做好将主变10kV负荷转电准备； 8.做好将主变停电的停电准备。
9.如没有漏油现象，应在主变端子箱解开“调压箱油位低”信号回路，进一步查清是否由于主变端子箱后的回路故障引起发信，并将情况报告上级领导和相关调度； 含义5：
主变本体、有载调压油位低装置误发信 建议处理：
按含义3的处理1－5进行检查确认是误发信后，还应：
1.在主变本体CT端子箱解开油位异常信号回路确认是信号装置误发信抑或回路误发信； 2.故障未消除前应继续按含义1的处理1－5项内容对主变进行监视。
六、主变调压过程中机构马达电源开关跳闸 含义：
调压装置机构卡阻、马达故障或控制回路使其电源开关跳闸 建议处理：
1、检查主变调压机构箱调压机械指示位置；
2、检查主变调压机构箱内机械部件有无变位、松脱、卡阻现象；
3、检查调压装置传动杆有无扭曲、卡阻；
4、检查主变调压控制电源是否断开；
5、检查主变调压机构箱内马达、二次接线有无过热、短路现象；
6、经检查如果是调压控制回路问题，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式尝试将调压抽头调到预定位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电；
7、经检查如果是马达故障引起电源开关跳闸，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式轻力摇回原来抽头位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电；
8、经检查如果马达及控制回路未发现问题或者发现是机构问题，则禁止进行调压操作，应将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电。
五、主变电动调压过程中不能自动停止（不是发一个操作命令调节一挡）含义：
调压装置控制回路故障或马达接触器卡死不能返回 建议处理：
1、断开调压装置的控制电源和马达电源；
2、检查机构箱机械部分和传动杆正常；
3、用手摇方式将调压抽头调到合适位置。
七、主变调压过程中传动杆扭曲、断裂 含义：
调压装置分接头内部机构卡死 建议处理：
1、断开调压装置的控制电源和马达电源；
2、立即向相关调度申请将主变停电。
第三篇：电厂发电机异常运行和事故处理
电厂发电机异常运行和事故处理
第一节 过负荷运行
5.1.1 发电机正常情况下，不允许过负荷运行，只有在事故情况下才允许定子短时过负荷运行.当发电机定子过负荷时，应汇报值长减负荷，在电压允许
允许范围内先减无功后减有功，直至定子电流在允许值之内。
5.1.2 发电机的转子电流正常应在额定值以内，当发生转子电流超限或过励限制器动作时，应适当减少无功，以降低转子电流，同时联系调度。
5.1.3 当发生发电机定子和转子过负荷时，应检查发电机的功率因数和电压，并注意过负荷时间不超过允许值。
5.1.4 发电机在过负荷运行时，应加强发电机定子绕组温度、主变绕组温度、及油温等监视。
第二节 发变组过激励
5.2.1 V/F超限多数发生在突然减去大量负荷或100℅甩负荷以及低周率运行时。
5.2.2 当励磁调节器V/F过激励报警时，若电压过高应适当降低发电机电压；若系统频率偏低应汇报调度，要求及时恢复频率至正常，并适当降低发电机电压。过激励过程中应注意主变有无异常情况发生。5.2.3 发电机并网时汽轮机升至额定转速后再投入励磁、升压，以防过励磁保护动作。
5.2.4 当V/F保护动作跳闸后，应检查主变、发电机、励磁回路有无异常现象，恢复时必须由检修确认，经总工批准，方可零起升压、并网。
第三节 发电机三相电流不平衡
5.3.1 发电机三相电流发生不平衡时，应检查厂用电系统、励磁系统有无异常，负序电流超过3℅时，应向调度询问并作相应处理。
5.3.2 当负序电流小于6%且最大相电流小于额定电流时，允许连续运行，瞬时负序电流允许(I2/IN)2t＜6运行。
5.3.3 发电机三相不平衡电流超过定值时，应立即减少有功和无功，尽力设法减少负序电流在许可值内，同时严密监视发电机各部件温度和振动。5.3.4 若发电机三相电流不平衡是由于系统故障引起的，应汇报调度，设法消除，并应在发电机带不平衡负荷运行的允许时间到达之前，拉开非全相运行的线路开关，以保证发电机继续运行。5.3.5 若发电机三相电流不平衡是由于机组内部故障产生的，则应灭磁停机处理。
第四节 发电机温度异常
5.4.1 发电机定子绕组温度异常
1.检查分析发电机运行工况是否有过负荷或三相电流不平衡现象。2.检查定冷水系统是否正常，若不正常及时调整。
3.运行中，若某一或几点线棒温度超温，则有可能是某一或几点线棒堵塞或接线松动引起，适当降低负荷使该点温度不继续上升，如定冷水系统及运行工况正常，则应联系热工核实温度测量装置是否正常，同时汇报领导。
4.加强对发电机运行监视，控制温度不超过规定值。5.4.2 发电机转子或定子铁芯、定子端部屏蔽板温度异常。
1.应检查氢气冷却器的工作情况，氢气的进出温度及氢压是否正常。若氢气冷却系统异常，应按有关规定处理。若有关的自动调节失灵时应改为手动，并尽快消除缺陷。2.发电机三相电流不平衡或过负荷，应及时调整到允许范围。3.发电机定子端部屏蔽板温度高，应适当降低发电机无功。
4.上述各温度异常时，应联系热工校核，并及时调整使温度维持在许可范围内。
第五节 发电机振荡
5.5.1 现象
1.发电机电压表指针摆动，通常是电压降低，照明忽明忽暗。2.发电机有功、无功表指针大幅度摆动。
3.发电机定子电流表指示大幅度摆动，可能超过正常值。4.发电机励磁电流在正常值附近摆动。
5.发电机发出有节奏的轰鸣声，并与上述表计摆动合拍。
6.若失磁引起振荡，则励磁电流可能接近于零，也可能异常升高。5.5.2 处理
若发电机保护没有动作跳闸，则应做如下处理: 1.不要干涉发电机自动装置的动作，必要时可以降低部分有功负荷，若励磁调节处于“手动”方式时可以手动增加励磁，以创造恢复同期的有利条件。
2.根据GEB盘上发电机各表计变化情况，判断振荡为系统故障引起还是本机故障引起。3.本机故障引起振荡经上述处理仍不能恢复同期则应解列发电机，等处理正常后恢复并列。
4.系统故障引起振荡，系统电压降低，应监视发电机强励是否动作.如果动作，在强励动作时间内不应干预其动作，并且在强励动作后应对励磁回路进行检查。5.汇报调度，共同协调处理事故。
第六节 发电机逆功率运行
5.6.1 现象：
1.有功表指示零值以下； 2.无功表指示升高； 3.定子电流降低，电压升高。5.6.2 处理：
发电机发生逆功率运行时，逆功率保护应在规定的时间内动作跳发电机（汽机跳闸0.5秒动作，汽机未跳闸6秒动作），若在规定的时间没有动作跳闸，则应迅速手动解列发电机。
第七节 发电机主开关非全相运行
5.7.1 异常现象：
1.负序电流增大，负序保护动作报警，发变组保护出口可能动作跳闸。2.发电机出口开关发“三相不一致保护动作”报警。3.发电机热氢(转子)温度急剧上升。4.发电机振动增大，有时还伴有轰鸣声。
5.SCADA系统中有关的500kV开关有一相或两相电流为零。
6.发电机三相电流极不平衡，如主变出口开关有二相未断开，则发电机定子一相电流最大，另外二相电流较小且相等。如主变出口开关有一相未断开，则发电机定子有二相有电流且相等，另一相无电流，发电机定子三相电流的具体情况如下： 定子电流
500KV开关 A相 B相 C相 A相未断开（有电流）与C相相等 无（有电流）与A相相等
B相未断开（有电流）与B相相等（有电流）与A相相等 无
C相未断开 无（有电流）与C相相等（有电流）与B相相等
AB相未断开 最大（较小）与C相相等（较小）与B相相等
BC相未断开（较小）与C相相等 最大（较小）与A相相等
CA相未断开（较小）与B相相等（较小）与A相相等 最大
5.7.2 各种情况下的处理方法：
5.7.2.1 主变出口开关合环、解环时，一只开关有一相或二相未断开；或者在正常运行中主变出口有一只开关的一相或二相偷跳。此时，主变出口的另一只开关正常运行，发电机正常运行： 1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。2.请示调度，对非全相开关手动分闸一次。
3.若开关拒动，经确认若故障开关处在我厂500KV系统合环回路中，应请示调度解除闭锁，等电位拉开该开关两侧刀闸，联系检修处理；如果故障开关不在我厂500KV系统合环回路中，应汇报调度调整系统运行方式后隔离故障开关。
5.7.2.2 在合上主变出口刀闸后，应立即检查发电机定子三相电流和负序电流是否均为零，如果有二块表不为零则说明主变出口的两只开关虽然均处于热备用状态，但有一只开关的某一相主触头没有断开，应立即进行以下隔离操作：
1． 根据有关规定，此时汽轮机已冲转至3000转，应注意调整汽机系统维持3000转运行，使发电机有功功率近至零(为正值)，严禁将汽机打闸或降低转速。
2． 通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。
3． 对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应继续进行下列处理。
4． 请示调度：首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关（包括该母线上的所有开关）；若故障未消除，则拉开主变出口中间开关的相邻开关（包括线路对侧开关）。
5.7.2.3 发电机在并网过程中发生非全相运行
1.手动拉开并网开关(先解除手动解列闭锁)，若分闸无效应立即减少有功负荷近至零(为正值)、无功为零，禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸，再继续进行下列处理。
2.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。
3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开，如果能够明显确认故障开关为A相或B相未断开（其表计现象如上所述），并且汽轮机和励磁系统均未跳闸，则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则，应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。
4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开，如果汽轮机和励磁开关未跳闸，则应经同期合上另一只开关，否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。
5.7.2.4 发电机在正常停机解列过程中发生非全相运行
1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。
2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应立即调整有功负荷近至零(为正值)、无功为零，禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸，继续进行下列处理。3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开，如果能够明显确认是哪只开关发生A相或B相未断开（其表计现象如上所述），并且汽轮机和励磁系统均未跳闸，则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则，应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障，则应优先拉开母线侧开关的相邻开关，若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。
4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开，如果汽轮机和励磁开关未跳闸，则应经同期合上另一只开关，否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障，则应优先拉开母线侧开关的相邻开关，若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。
5.7.2.5 机组在运行中跳闸，主变出口开关发生非全相运行
1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。
2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应继续进行下列处理。
3.请示调度：首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关（包括该母线上的所有开关）；若故障未消除，则拉开主变出口中间开关的相邻开关（包括线路对侧开关）。
5.7.3 有关注意事项：
5.7.3.1 在发变组由冷备用转为热备用的操作中，不要将中压厂用母线的工作分支也同时转为热备用，应待机组并网后再将厂用工作分支由冷备用转为热备用；机组解列后，应及时将厂用工作分支由热备用转为冷备用。
5.7.3.2 发电机在未并网的情况下，如发生汽轮机的转速异常升高（包括汽轮机冲转过程中转速的异常升高），除了检查汽轮机的有关系统外，同时还应注意检查发电机定子三相电流、负序电流是否为零，如果这四块表至少有两块表不为零，则说明发电机已通过主变高压侧或厂高变低压侧与系统已连接，应立即确认并进行隔离处理。
5.7.3.3 在发变组由热备用转为运行的操作过程中，严禁提前合主变出口刀闸，应待汽轮机转速已达到3000转后再合刀闸，并且合之前一定要确认其两只开关三相均在断开状态，并确认无“三相不一致”报警信号，在合上主变出口刀闸后，应立即检查发电机定子三相电流、负序电流均为零，如果这四块表至少有两块表不为零，则有可能是主变出口开关虽然处于热备用状态但其触头没有断开，应立即确认并进行隔离处理。5.7.3.4 主变出口刀闸合上后一定要就地检查刀闸三相合闸的情况，除了检查刀闸连杆的位置外，还应认真检查刀闸的触头接触良好，不允许在远方了望或用监视镜头观察的方法代替就地检查刀闸合闸良好，以防止因刀闸触头接触不好而造成发电机非全相运行。由于机组热态启动时要求尽量缩短并列时间，因此在合出口刀闸之前应提前派人至现场等待检查出口刀闸的合闸情况。
5.7.3.5 机组正常停机应尽量采用手动与系统解列的方式（断开开关均跳和励磁连跳的压板，将有功减至近于零，无功保留5MVAR），以防止在汽机打闸、发电机联跳时发生了开关有一相或二相未跳闸的非全相运行情况，并且一旦发生此种情况发电机将会受到严重损害，因为此时汽轮机既不供汽，励磁系统也无励磁电流，其负序电流较大。所以在条件允许的情况下，应尽量创造发电机手动解列后汽轮机能够维持3000转的工况。
5.7.3.6 再次强调：①.在正常情况下，发电机并网或解列，均应使用母线侧开关进行(并网：用母线侧开关并网，中间开关合环。解列：用中间开关解环，母线侧开关解列)。
②.在并网操作中，开关的失灵压板一定要根据操作票的顺序要求在合出口刀闸之前投入(热态启动时，应适当提前此项操作)。
第八节 发电机主要表计失灵及压变回路故障
5.8.1 运行中的发电机定子或励磁回路表计，主变和厂高变回路表计指示突然消失或失常时，应按CRT上同一参数指示及其他相关表计监视其运行情况。若CRT指示也失常，则一般不应对发电机进行调整操作（特别是重要表计指示失常时）。同时应查明是表计本身故障还是二次回路故障，通知有关人员及时处理消除故障。记录仪表指示消失或异常经历的时间及仪表异常前发电机所带负荷，以便补算电量。5.8.2 发电机电压回路断线 5.8.2.1 现象：
1.发电机电压回路失压报警。2.与断线相电压有关保护被闭锁。3.励磁调节器可能发生自动切换。4.有功、无功指示减小。
5.三相电压明显不对称，与断线相电压相关的两线电压指示值大大下降，与断相线无关的一线电压指示正常。
5.8.2.2 处理：
1.根据相关表计监视发电机的运行工况，暂停对发电机的调整操作。2.若为次级熔丝熔断，则应立即更换，同时联系检修人员检查处理。
3.若为电压互感器初级熔断器熔断，检查与更换工作应由检修人员担任，处理前应做好必要的技术、安全措施，电压互感器重新投运前必须确认绝缘合格。
第九节 发变组保护动作跳闸
5.9.1 现象：
发变组出口二只主开关跳闸，励磁开关跳闸，10KV、3KV厂用中压母线工作电源开关跳闸，其对应的备用电源开关自投，有关的保护、出口继电器有报警及掉牌等现象。5.9.2 处理：
1.确认发变组出口二只主开关跳闸，励磁开关跳闸，汽机跳闸。
2.确认10KV、3KV母线备用电源开关自投成功。如未自投，确认备用进线开关无报警时，强送备用电源一次。
3.立即查明保护动作情况，作好记录，并对发变组系统的所有设备进行详细的外部检查，查明有无外在的故障现象，并做好安全措施，测量绝缘，以判明发电机、变压器等有关设备有无损坏，将上述情况汇报有关领导。
4.分析并查明事故原因，排除故障。若系外部故障引起发变组的后备保护动作，则经外部检查无异常及系统故障已消除后，经有关领导同意，可将机组重新启动并网。如有必要，在机组并网前进行零起升压试验。若系人为或保护误动（在排除了保护的故障后），可立即重新启动机组。
第四篇：主变异常运行和事故处理
主变异常运行和事故处理
1.变压器发生异常运行（事故或信号）时应做到：
(1)详细记录异常运行发生的时间、光字牌显示的信号、继电器保护动作情况和电流、电压及各种表计的指示。查看打印机打印结果，初步判断故障性质，并报告值班调度员；
(2)到现场对设备进行检查，记录温度和油面指示及设备其它异常情况；(3)通过故障现象进一步分析故障性质，按规程规定进行处理。
2.变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行，事后报告当值调度员和主管领导：
(1)变压器声音明显增大，很不正常，内部有爆裂声；(2)严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；(3)套管有严重的破裂或放电现象；(4)变压器冒烟着火；
(5)发生危及设备或人身安全（如触电）的故障，有关保护装置拒动时；(6)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。3.当变压器出现下列情况之一时，允许先报告上级，联系有关部门后将变压器停运：
(1)变压器声音异常；
(2)变压器盘根向外突出且漏油；
(3)绝缘油严重变色；
(4)套管裂纹且有放电现象；
(5)轻瓦斯动作，气体可燃并不断发展。
4．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)若电网需要变压器在过负荷发生下运行，则按运行方式中的规定执行；
(4)按过流、过压特巡项目巡视设备。
5．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，检查变压器油有无游离碳，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。
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变电分部领导；
(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。
7．变压器瓦斯保护装置动作的处理
(1)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。通知油化验班取油样分析。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，可能的原因有：
① 潜油泵负压侧有空气渗入；
② 油位因故下降到瓦斯继电器以下。
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。
(2)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)检查二次回路是否有误动的可能；
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，许可将重瓦斯保护作用于信号后，再受电一次，如无异常可带负荷运行：
① 确无1)、2)、3)现象，确认是二次回路引起的；
② 确无1)、2)现象，瓦斯继电器只有气体但无味、无色、不可燃。
6)有1)、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；
7)通知油化验班取油样做色谱分析。
8．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，本站将冷却器全停跳主变三侧开关时间整定为15分钟，必要时可向市调申请退出该压板。
(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，当一时不能排除故障，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，不准超过运行正常条件的规定。
9． 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上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)当发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)当有载调压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）或分接开关油位异常升高或降低，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报当值调度员，暂停分接开关变换操作，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。
10． 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)无(1)、(2)现象，且确认是二次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；
(5)无(1)～(3)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请当值调度员同意后可受电一次。无异常情况，可继续带负荷；（6）通知油化验班取油样做色谱分析。
11．发现变压器油枕内油位过高或过低，该如何处理？
油位过高，易引起溢油而造成浪费，油位过低，当低于上盖时，会使变压器引线部分暴露在空气中，降低绝缘强度，可能引起内部闪络，同时增大了油与空气的接触面积，使油的绝缘性能减弱，继续降低可能使轻瓦斯继电器动作。发现这种现象，如这台变压器为强油循环冷却，则从冷却器放水门放水，观察水中是否有油花，如有，则危及变压器的绝缘，应立即停运；如没有内部故障现象，运行人员应设法补油或排油。
12．在什么情况下容易出现缺油？对变压器有什么影响？临时可采取哪些有效措施？
（1）出现缺油的原因有：
1）因进行修试工作从变压器内放油后没补油；
2）变压器长期渗漏油或大量跑油；
3）气温过低而储油柜储油量又不足，或储油柜设计容积小不能满足运行要求等。
（2）缺油造成的影响有：
1）运行中的变压器油面下降过低，可能造成瓦斯保护误动作；
2）缺油严重使内部绕组暴露，可能造成绝缘损坏和击穿事故；
3）变压器处于停用状态时严重缺油使绕组暴露，则容易受潮，使绕组绝缘下降。
（3）应采取的临时措施：
1）如因天气突变温度下降造成缺油，可适当关闭散热器并及时补油；
2）若大量漏油跑油，可根据现场情况，采取相应措施。13． 变压器着火的处理
变压器着火时，首先应该断开其所有电源，包括风扇和油泵，立即向值班调度员报告。处理变压器着火，必须迅速果断，分秒必争。特别是初起的小火可以迅速而果断地将其扑灭。最好使用1211灭火器，变压器内部冒烟着火时，变压器的水喷雾系统会自动喷出，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。
断路器异常运行和事故处理
1．断路器误掉闸有哪些原因？如何判断和处理？
断路器误掉闸及判断原则如下：
（1）断路器结构误动作：
判断依据：保护不动作，电网无故障造成的电流、电压波动。（2）继电器保护误动作：
一般有定值不正确，保护错接线，电流互感器、电压互感器回路故障等原因造成。
（3）二次回路问题：
两点接地，直流系统绝缘监视装置动作，直流接地，电网无故障造成的电流、电压波动，另外还有二次线错接线。
（4）直流电源问题：
在电网中有故障或操作时，硅整流直流电源有时会出现电压波动、干扰脉冲等现象，使晶体管保护动作。
误跳闸处理原则是：
（1）查明误掉闸原因。
（2）设法排除故障，恢复断路器运行。
2．接触器保持有何现象？怎样处理？
接触器保持主合闸线圈长时间带电，很快会烧毁主合闸线圈，所以发现接触器保持时，应迅速断开操作保险或合闸电源，然后再查找原因。
接触器保持原因较多，主要有以下几种：
（1）接触器本身卡住或接点粘连。（2）断路器合闸接点断不开。（3）遥控拉闸时，重合闸辅助起动。（4）防跳跃闭锁继电器失灵。（5）点传保护时，时间过长。（6）掉闸回路电源断不开。（7）接触器回路电源断不开等。
当发现合闸线圈冒烟，不应再次进行操作，等温度下降后，测量线圈是否合格，否则不能继续使用。
3．液压开关在运行中液压降到零应如何处理？
液压开关在运行中由于某种故障液压会降到零。此时机构闭锁，不进行分合闸，也不进行自动打压。处理时，首先应退出该开关的控制电源和油泵电源，用旁路开关代路运行。在并列的情况下，短时退出旁路开关控制电源，等电位拉开故障开关两侧刀闸，将该故障开关退出运行。
4．断路器越级跳闸应如何检查处理？
断路器越级跳闸后，应首先检查保护及断路器的动作情况。如果是保护动作断路器拒绝跳闸造成越级，应在拉开拒跳断路器两侧的隔离开关后，给其他非故障线路送电。如果是因为保护未动作造成越级，应将各线路断路器断开，合上越级跳闸的断路器，再逐条线路试送电（或其它方式），发现故障线路后，将该线路停电，拉开断路器两侧的隔离开关，再给其他非故障线路送电，最后查找断路器拒绝跳闸或保护拒动的原因。5．断路器遇有哪些情形，应立即停电处理？
有以下情形之一时，应申请立即停电处理：
（1）套管有严重破损和放电现象。
（2）断路器内部有爆裂声。
（3）断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响。
（4）油断路器严重漏油，油位过低。
（5）SF6气室严重漏气，发出操作闭锁信号。
（6）真空断路器出现真空破坏的丝丝声。
（7）液压机构突然失压到零。
遇到上述情况，应立即通知值班调度员，并作如下处理：
(1)用旁路开关代路，切断故障开关及其隔离刀闸；
(2)如开关不能安全切断负载电流，应立即断开开关的直流电源，用旁路进行代路，但当情况紧急来不及代路操作时，如灭弧室冒烟、有爆裂声等应立即做停电处理，联系相应调度用上一级开关切断负荷电流，并在操作把手上悬挂“不准拉闸”警告牌。6．断路器事故跳闸的处理方法：
(1)断路器事故跳闸后，值班人员应立即记录故障发生时间、停止音响信号，并立即进行“事故特巡”检查，判断断路器本身有无故障；
(2)断路器在故障跳闸时发生拒动，造成越级跳闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入运行；
（3）SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班人员接近设备时要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。
7．.断路器拒绝合闸时，首先应检查操作电源的电压，检查合闸回路的保险是否熔断和有无断线情况，检查操作机构有无故障以及信号灯指示有无错误，若一切正常可再合闸一次。８．操动机构常见异常、故障的处理
(1)断路器分合闸线圈冒烟 分合闸线圈由于进行分合闸操作或继电保护自动装置动作后，出现分合闸线圈严重过热，有焦味、冒烟，可能是分合闸线圈长时间带电所造成。
1)合闸线圈烧毁的原因
① 合闸接触器本身卡涩或触点粘连；
② 操作把手的合闸触点断不开；
③ 防跳闭锁继电器失灵，或常闭触点粘连；
④ 断路器的常闭触点打不开，或合闸中机械原因铁芯卡住。
为了防止合闸线圈通电时间过长，在合闸操作中发现合闸接触器“保持”，应迅速拉开操作电源熔丝或退出合闸电源。但不得用手直接拉开合闸熔断器，以防止合闸电弧伤人。
2)分闸线圈烧毁的原因
① 分闸传动时间太长，分合闸次数多；
② 断路器分闸后，机构的常开辅助触点打不开，或机械原因分闸铁芯卡住，使分闸线圈长时间带电。
隔离开关异常运行和事故处理
1.隔离开关接头过热和示温片熔化的处理：
(1)用示温片复查或红外线检测仪测量接头的实际温度，若超过规定值（70℃）时，应查明原因及时处理；
(2)外表检查，导电部分若接触不良，刀口和接头变色，则应用相应电压等级的绝缘棒进行推足，改善接触情况，但用力不能过猛，以防滑脱造成事故扩大，事后应观察其过热情况，加强监视；
(3)确定不是过负荷引起的，而是隔离开关本身问题，应用旁路断路器代替该间隔运行。
2.隔离开关瓷件损坏或严重闪烙的处理：
(1)应立即报告当值调度员尽快处理，在停电处理前应加强监视；(2)用上一级断路器断开电源。3.隔离开关拒绝分、合的处理：
(1)拒绝分闸。当隔离开关拉不开时，不要硬拉，特别是母线侧隔离开关，应查明原因后再拉。如操作机构锈蚀、卡死，隔离开关动静触头熔焊变形以及瓷件破裂、断裂，电动操作机构的电动机失电或机构损坏或闭锁失灵等原因，在未查明之前不应强行拉开，以免造成损坏事故，应申请当值调度员改变运行方式，停电检修；
(2)拒绝合闸。当隔离开关不能合闸时，应及时查明原因，首先检查闭锁回路及操作顺序是否符合规定，再检查轴销是否脱落，锲栓是否退出或铸铁断裂等机械故障，对于电动机构应检查电动机是否失电等电气回路故障，在查明原因加以处理后方可操作。
4.电动隔离开关在分、合闸过程中自动停止的处理：(1)在分闸过程中自动停止时，应迅速手动将隔离开关拉开；
(2)在合闸过程中自动停止时，若时间紧迫，必须操作的情况下，应迅速手动合上；若发生强烈的电弧，应迅速将隔离开关断开。
互感器异常运行和事故处理
1.电压互感器
(1)电压互感器有下列故障现象之一，应立即停用： 1)高压保险连续熔断两次（指10kV电压互感器）； 2)内部发热，温度过高；
3)内部有放电“噼叭”声或其它噪声；
4)互感器内或引线出口处有严重喷油、漏油或流胶现象； 5)内部发出焦臭味、冒烟、着火；
6)套管严重破裂放电，套管、引线与外壳之间有火花放电； 7)严重漏油至看不到油位。
(2)发现电压互感器有上述严重故障，其处理程序和一般方法为：
1)退出可能误动的保护及自动装置，断开故障电压互感器二次开关（或拔掉二次保险）。
2)电压互感器三相或故障相的高压保险已熔断时，可以拉开隔离开关，隔离故障。
3)高压保险未熔断，高压侧绝缘未损坏的故障（如漏油至看不到油面、内部发热等故障），可以拉开隔离开关，隔离故障。
4)高压保险未熔断，电压互感器故障严重，高压侧绝缘已损坏，禁止使用隔离开关或取下熔断器来断开有故障的电压互感器，只能用断路器切除故障，然后在不带电情况下拉开隔离开关，恢复供电。
5)故障隔离，一次母线并列后，合上电压互感器二次联络，重新投入所退出的保护及自动装置。
6)电压互感器着火，切断电源后，用1211灭火器灭火。(3)10kV电压互感器一次侧熔丝熔断的处理
1)现象：熔断相的相电压降低或接近零，完好相电压不变或略有降低，有功无功表指示降低。
2)处理：拉开电压互感器隔离开关，取下低压熔丝，做好安全措施后，检查外部无故障，更换同一规格的一次熔丝。若送电时发生连续熔断，此时可能互感器内部有故障，应该将电压互感器停用。(4)10kV电压互感器二次侧熔丝熔断的处理 1)现象
① 电压互感器对应的电压回路断线信号表示，警铃响。
② 故障相相电压指示为零或偏低，有功、无功表指示为零或偏低。2)处理方法：
① 检查二次电压回路的保险器是否熔断或接触不良。
② 如果不是保险器的问题，应立即报告值班调度员切换另一组电压互感器电压。
③ 检查电压回路有无接头松动或断线现象。
④ 如找不到原因，故障现象又不能消除，应立即进行停电检查。(5)110kV及以上电压互感器的事故处理
110kV及以上电压互感器一次侧无熔断器保护，二次侧用低压自动开关来断开二次回路的短路电流。
1)现象：母线电压表、有功功率表、无功功率表降为零；
主变压器电压回路断线，母线电压回路断线信号，距离保护振荡闭锁；
2)处理：立即报告调度；
退出该母线上的线路距离保护出口压板；
试送电压互感器二次侧自动开关，若不成功应及时报告上级领导；
不准将电压互感器在二次侧并列，以免扩大事故。2.电流互感器
(1)电流互感器有下列故障现象时，应立即停用，但事后必须立即报告值班调度员及有关人员： 1)有过热现象； 2)内部有臭味、冒烟； 3)内部有严重的放电声； 4)外绝缘破裂放电； 5)严重漏油，看不到油位。(2)电流互感器二次开路故障的处理： 1)现象
① 电流互感器声音变大，二次开路处有放电现象。
② 电流表、有功功率表和无功功率表指示为零或偏低，电度表不转或转速缓慢。
2)处理方法
① 立即把故障现象报告值班调度员。② 根据故障现象判断开路故障点。
③ 根据现象判断是测量回路还是保护回路。如怀疑是差动回路时，应立即停运差动保护。
④ 在开路处进行连通或靠电流互感器侧进行短接，带有差动保护回路的，在短接前应先停用差动保护。
⑤ 开路处不明显时，应根据接线图进行查找。若通过表面检查不出时，可以分段短路电流互感器二次或分别测量电流回路各点的电压来判断。
⑥ 若无法带电短接时，应立即报请值班调度员停电处理。
⑦ 检查二次回路开路的工作，必须注意安全，使用合格的绝缘工具。
⑧ 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。
⑨ 对检查出的故障，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，然后投入所退出的保护。若开路故障点在互感器本体的接线端子上，对于10kV及以下设备应停电处理。
⑩ 若是不能自行处理的故障（如互感器内部），或不能自行查明故障，应汇报上派人检查处理。
母线异常运行和事故处理
1.母线有下列情况之一，应立即向中调或市调申请停电处理：(1)引线接头、接点发热烧红，母线断脱或金具松脱；(2)瓷瓶严重破损，放电闪烙。2.母线故障的事故处理
(1)在变电站的母线上，可能发生单相接地或多相短路故障，一般来说，母线故障多为单相接地故障，而多相短路故障所占的比例很少。发生故障的原因有以下几个方面：
1)母线绝缘子和断路器套管的闪烙；
2)连接在母线上的电压互感器及装设在断路器和母线之间的电流互感器发生故障；
3)连接在母线上的隔离开关或避雷器、绝缘子的损坏；
4)二次回路故障引起的母差保护误动作或自动装置误动作使母线停电； 5)由于人员误操作引起的母线故障。(2)事故现象和处理
母差保护范围内的电气设备发生故障，这时主控制室出现各种强烈冲击现象，并且警铃喇叭响。部分断路器的信号灯闪光，光字牌信号出现，另有各种引起的声光、冒烟等。巡维人员应根据现象判断各种性质，立即报告调度，并将各种母线上未跳开断路器全部切开，然后检查寻找故障点。检查范围有：母线及其引线、所有母线隔离开关、母线上的断路器、电流互感器、电压互感器和避雷器等，并将检查情况报告调度，按以下原则进行处理：
1)找到故障点，运行人员可根据实际情况自行隔离后报告调度，按其命令对停电母线恢复送电。
2)找到故障点，但不能隔离的，按调度命令将所有非故障设备倒向运行母线，并恢复送电。
3)若找不到故障点，不准将设备倒向运行母线，防止故障扩大至运行母线，应按调度命令，由线路对侧电源对故障母线试送电。3.输电线路越级跳闸的处理
当线路发生事故后，由于某些原因，线路本身保护装置未动作，或断路器拒动，将引起母线后备保护动作（110kV以上）或跳主变（10kV）。故障发生后，运行人员应检查线路的保护动作情况，按以下情况分别处理：
(1)220kV线路故障断路器拒动，此时220kV失灵保护及故障线路保护同时动作，失电母线上的其余断路器均跳闸，运行人员应将拒动的线路断路器切开，并检查失电母线上的所有断路器确以断开后，合上220kV母联开关，对母线充电。报告调度，按其正常运行方式恢复设备的运行。
(2)10kV线路断路器拒动时，该线路的保护动作，主变的复合电压过流动作，立即切开该母线上所有的断路器，检查主变无异常后，投入主变，对该母线充电，再依次合上未故障线路恢复送电。4.母线保护装置误动的处理
(1)运行人员应立即报告调度，并迅速检查是否由于母差保护误动作引起的，对一次设备进行检查。
(2)如检查一次设备无异常，确属母差保护误动，则应拉开母线上所有的断路器，并退出母差保护装置。
(3)用母联断路器对母线充电，当充电成功后即可恢复下一步正常运行方式，并通知继保人员检查母差保护装置。
(4)如直流接地引起保护误动，应及时查明原因或切除有关保护，恢复送电。5.母线过热(1)母线过热的原因 1)母线容量偏小；
2)接头处连接螺丝松动或接触面氧化，使接触电阻增大； 3)母线严重过负载；
4)母线连接处接触不良，母线与引线接触不良。
母线是否过热，可用变色漆或示温腊片判别。若变色漆变黄、变黑，则说明母线过热已经很严重。也可用红外线测温仪来测量母线的温度，以便更为方便准确判断母线是否过热。运行人员发现母线过热时，应尽快报告调度，采取倒母线运行或转移负载，直至停电检修的方法进行处理。
电容器异常运行和事故处理
1.电容器断路器自动跳闸
电容器断路器跳闸故障一般为不平衡电流、速断、过流、过压、失压保护动作。断路器跳闸后不得强送，此时首先应检查保护动作的情况及有关一次回路，如检查电容器有无爆炸、鼓肚、喷油。并对电容器的断路器、电流互感器、电压互感器、电力电缆等进行检查，判断故障性质。如无上述情况，而是外部故障造成母线电压波动而使断路器跳闸，经 15min后允许进行试合闸。2.电容器外壳膨胀
电容器油箱随温度变化膨胀和收缩是正常现象。但是，当内部发生局部放电，绝缘油将产生大量气体，而使箱壁变形明显。造成电容器的局部放电，主要是运行电压过高或断路器重燃引起的操作过电压以及电容器本身质量低。另外，造成电容器膨胀是因为周围温度超过40℃，特别是在夏季或负载重时，应采用强力通风以降低电容器温度，如果电容器发生群体变形应及时停用检查。3.电容器渗漏油
当电容器发生渗漏油时，应减轻负载或降低周围环境温度，但不宜长期运行。若运行时间过长，则外界空气和潮气将渗入电容器内部使绝缘降低，将使电容器绝缘击穿。值班人员发现电容器严重漏油时，应汇报并停用检查处理。4.电容器的电压过高
电容器在正常运行中，由于电网负载的变化会受到电压过低或过高的作用，当负载大时，则电网电压会降低，此时应投入电容器，以补偿无功的不足；当电网负载小时，则电网电压升高，但电压超过电容器额定电压1.1 倍时应将电容器退出运行。另外电容器操作也可能会引起操作过电压，此时如发现过电压信号报警，应将电容器拉开，查明原因。5.电容器过电流
电容器运行中，应维持在额定电流下工作，但由于运行电压的升高和电流电压波形的畸变，会引起电容器的电流过大。当电流增大到额定电流的1.3倍时，应将电容器退出运行，因为电流过大，将造成电容器的烧坏事故。6.变电站全站停电时电容器的处理
变电站发生全站停电的事故时，或接有电容器的母线失压时，应先拉开该母线上的电容器断路器，再拉开出线断路器，否则电容器接在母线上，当变电站恢复供电后，母线成为空载运行，故有较高的电压向电容器充电，电容器充电后，向电网输出大量的无功功率，致使母线电压更高。此时即使将各线路断路器合闸送电，母线电压仍会持续一段时间很高，致使当空载变压器投入运行时，其充电电流的三次谐波电流可能达到电容器额定电流2～5倍，持续时间约1～30S，可能引起过电流保护动作。因此，当变电站停电或停用主变压器前应拉开电容器断路器，以防发生损坏电容器事故。当变电站或空载母线恢复送电时，应先合上出线断路器，再根据母线电压的高低决定是否投入电容器。
7.电容器遇到下列故障之一时，应停用电容器组：(1)电容器发生爆炸；
(2)接头严重过热或电容器外壳示温片熔化；(3)电容器套管发生破裂并有闪烙放电；(4)电容器严重喷油或起火；
(5)电容器外壳有明显膨胀，有油质流出或三相电流不平衡超过5％以上，及电容器内部有异常声响；
（6）当电容器外壳温度超过55℃，或室温超过40℃时。
以
第五篇：浅谈变压器的运行维护和事故处理
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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、冷却条件及季节不同，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的油温比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。变压器运行中出现的不正常现象
1.1变压器运行中如漏油、油位过高或过低，温度异常，音响不正常及冷却系统不正常等，应设法尽快消除。
1.2当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。
1.3变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。
1.4当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显着降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。
1.5变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。变压器运行中的检查
2.1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、冷却条件及季节不同，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的油温比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。
2.2检查油质 应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。
2.3变压器的声音应正常 正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班调度员并请检修单位处理。
2.4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要求等等。
2.5天气有变化时，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、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，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等。
www.teniu.cc 变压器的事故处理
为了正确的处理事故，应掌握下列情况：①系统运行方式，负荷状态，负荷种类；②变压器上层油温，温升与电压情况；③事故发生时天气情况；④变压器周围有无检修及其它工作；⑤运行人员有无操作；⑥系统有无操作；⑦何种保护动作，事故现象情况等。
变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下：
3.1绕组故障
主要有匝间短路、绕组接地、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，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。
由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。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嘟咕嘟的冒泡声。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，因为绕组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。
3.2套管故障
这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有：①密封不良，绝缘受潮劣比。②呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。
3.3分接开关故障
常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有：①连接螺丝松动。②带负荷调整装置不良和调整不当。③分接头绝缘板绝缘不良。④接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足。⑤油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。
3.4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，其后果可能使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。
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运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。
3.5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。下面 分析 瓦斯保护动作的原因及处理方法：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。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，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。
