220kV变电站典型监控信息处置~

附件2

220kV变电站典型监控信息

处置手册

（征求意见稿）

国家电网公司

2012年12月

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目录

1. 断路器 .................................................................................................................... 1 1.1 SF6断路器 ........................................................................................................... 1 1.1.1 XX断路器SF6气压低告警 .............................................................................. 1 1.1.2 XX断路器SF6气压低闭锁 .............................................................................. 1 1.2 液压机构 .............................................................................................................. 2 1.2.1 XX断路器油压低分合闸总闭锁 ...................................................................... 2 1.2.2 XX断路器油压低合闸闭锁 .............................................................................. 3 1.2.3 XX断路器油压低重合闸闭锁 .......................................................................... 4 1.2.4 XX断路器油压低告警 ...................................................................................... 5 1.2.5 XX断路器N2泄漏告警 .................................................................................... 6 1.2.6 XX断路器N2泄漏闭锁 .................................................................................... 6 1.3 气动机构 .............................................................................................................. 7 1.3.1 XX断路器空气压力低分合闸总闭锁 .............................................................. 7 1.3.2 XX断路器空气压力低合闸闭锁 ...................................................................... 8 1.3.3 XX断路器空气压力低重合闸闭锁 .................................................................. 9 1.3.4 XX断路器空气压力低告警 ............................................................................ 10 1.4 弹簧机构 ............................................................................................................ 10 1.4.1 XX断路器弹簧未储能 .................................................................................... 10 1.5 机构通用信号 .................................................................................................... 11 1.5.1 XX断路器本体三相不一致出口 .................................................................... 11 1.5.2 XX断路器加热器故障 .................................................................................... 12 1.5.3 XX断路器储能电机故障 ................................................................................ 13 1.6 控制回路 ............................................................................................................ 13 1.6.1 XX断路器第一（二）组控制回路断线 ........................................................ 13 1.6.2 XX断路器第一（二）组控制电源消失 ........................................................ 14 2. GIS(HGIS) ............................................................................................................ 15 2.1 ××气室SF6气压低告警（指刀闸、母线TV、避雷器等气室） ............... 15 2.2 ××断路器汇控柜交流电源消失 .................................................................... 16 2.3 ××断路器汇控柜直流电源消失 .................................................................... 16 3. 隔离开关 .............................................................................................................. 17 3.1 XX隔离开关电机电源消失 ............................................................................... 17 3.2 XX隔离开关电机故障 ....................................................................................... 17 3.3 XX隔离开关加热器故障 ................................................................................... 18 4. 电流互感器、电压互感器 .................................................................................. 19 4.1 XX电流互感器SF6压力低告警 ....................................................................... 19

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4.2 XXTV保护二次电压空开跳开 ........................................................................... 20 4.3 XX母线TV并列 ................................................................................................. 20 5. 主变 ...................................................................................................................... 21 5.1 冷却器状态 ........................................................................................................ 21 5.1.1 XX主变冷却器电源消失 ................................................................................ 21 5.1.2 XX主变冷却器故障（强油风冷、水冷变压器） ........................................ 22 5.1.3 XX主变风扇故障（油浸风冷变压器） ........................................................ 23 5.1.4 XX主变冷却器全停延时出口 ........................................................................ 23 5.1.5 XX主变冷却器全停告警 ................................................................................ 24 5.2 本体信息 ............................................................................................................ 25 5.2.1 主变本体重瓦斯出口 ..................................................................................... 25 5.2.2 ××主变本体轻瓦斯告警 ............................................................................. 26 5.2.3 ××主变本体压力释放告警 ......................................................................... 27 5.2.4 ××主变本体压力突变告警 ......................................................................... 27 5.2.5 ××主变本体油温高告警2 .......................................................................... 28 5.2.6 ××主变本体油温高告警1 .......................................................................... 29 5.2.7 ××主变本体油位告警 ................................................................................. 29 5.3 有载调压 ............................................................................................................ 30 5.3.1 XX主变有载重瓦斯出口 ................................................................................ 30 5.3.2 XX主变有载轻瓦斯告警 ................................................................................ 30 5.3.3 XX主变有载压力释放告警 ............................................................................ 31 5.3.4 XX主变有载油位告警 .................................................................................... 31 6. 断路器保护 .......................................................................................................... 31 6.1 ××断路器重合闸出口 .................................................................................... 31 6.2 ××断路器保护装置异常 ................................................................................ 32 6.3 ××断路器保护装置故障 ................................................................................ 32 7. 主变保护 .............................................................................................................. 33 7.1 XX主变差动保护出口 ....................................................................................... 33 7.2 XX主变XX侧后备保护出口 ............................................................................. 34 7.3 XX主变XX侧过负荷告警 ................................................................................. 34 7.4 XX主变保护装置告警 ....................................................................................... 35 7.5 XX主变保护装置故障 ....................................................................................... 36 7.6 XX主变保护TV断线 ......................................................................................... 36 7.7 XX主变保护TA断线 ......................................................................................... 37 8. 线路保护 .............................................................................................................. 37 8.1 XX线路第一（二）套保护出口 ....................................................................... 37

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8.2 XX线路第一（二）套保护远跳就地判别出口 ............................................... 38 8.3 XX线路第一（二）套保护通道故障 ............................................................... 39 8.4 XX线路第一（二）套保护远跳发信 ............................................................... 39 8.5 XX线路第一（二）套保护远跳收信 ............................................................... 40 8.6 XX线路第一（二）套保护保护TA断线 ......................................................... 40 8.7 XX线路第一（二）套保护保护TV断线 ......................................................... 41 8.8 XX线路第一（二）套保护装置故障 ............................................................... 42 8.9 XX线路第一（二）套保护装置告警 ............................................................... 42 9. 220kV母差保护 ................................................................................................... 43 9.1 220kVXX母线第一（二）套母差保护出口 ..................................................... 43 9.2 220kVXX母线第一（二）套母差经失灵保护出口 ......................................... 44 9.3 220kVXX母线第一（二）套母差保护TA断线告警 ....................................... 45 9.4 220kVXX母线第一（二）套母差保护TV断线告警 ....................................... 45 9.5 220kVXX母线第一（二）套母差保护装置异常 ............................................. 46 9.6 220kVXX母线第一（二）套母差保护装置故障 ............................................. 47 10. 备自投 ................................................................................................................ 47 10.1 ××备自投装置动作 ...................................................................................... 47 10.2 ××备自投装置异常 ...................................................................................... 48 10.3 ××备自投装置故障 ...................................................................................... 49 11. 电容器、电抗器................................................................................................. 49 11.1 电容器/电抗器保护出口 ................................................................................ 49 11.2 电容器/电抗器保护装置异常 ........................................................................ 50 11.3 电容器/电抗器保护装置故障 ........................................................................ 50 12. 测控装置 ............................................................................................................ 51 12.1 ××测控装置异常 .......................................................................................... 51 12.2 ××测控装置通信中断 .................................................................................. 52 13. 直流系统 ............................................................................................................ 52 13.1 直流接地 .......................................................................................................... 52 13.2 直流系统异常 .................................................................................................. 53 13.3 直流系统故障 .................................................................................................. 53 14. 交流系统 ............................................................................................................ 54 14.1 站用电XX母线失电 ........................................................................................ 54 14.2 站用变自投动作 .............................................................................................. 54 14.3 交流逆变电源异常 .......................................................................................... 55 14.4 交流逆变电压故障 .......................................................................................... 55 15. 消防系统 ............................................................................................................ 56

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15.1 火灾告警装置异常 .......................................................................................... 56 15.2 火灾告警装置动作 .......................................................................................... 56 16. 消弧线圈 ............................................................................................................ 56 16.1 XX消弧线圈交直流电源消失 ......................................................................... 56 16.2 XX母线接地（消弧线圈判断） ..................................................................... 57 16.3 XX消弧线圈装置异常 ..................................................................................... 57 16.4 XX消弧线圈装置拒动 ..................................................................................... 58

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220kV变电站典型监控信息处置手册

(讨论稿)

1. 断路器 1.1 SF6断路器

1.1.1 XX断路器SF6气压低告警

信息信息释义：监视断路器本体SF6数值，反映断路器绝缘情况。由于SF6密度降低，密度继电器动作。

原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到告警值；2）密度继电器损坏；3）二次回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。

造成后果：如果SF6压力继续降低，造成断路器分合闸闭锁。 处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解现场SF6压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。 2）如果检查没有漏气，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电补气。

3）如果有漏气现象，SF6压力未闭锁，应加强现场跟踪，根据现场事态发展确定进一步现场处置原则。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除缺陷。 1.1.2 XX断路器SF6气压低闭锁

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信息释义：监视断路器本体SF6数值，反映断路器绝缘情况。由于SF6压力降低，压力继电器动作。

原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。

造成后果：造成断路器分合闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动，断路器失灵保护出口，扩大事故范围。 处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解现场SF6压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。 2）如果有漏气现象，SF6压力低闭锁，应断开断路器控制电源的措施，并立即上报调度和监控，并根据调度指令设法将故障断路器隔离，做好相应的安全措施。

3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.2 液压机构

1.2.1 XX断路器油压低分合闸总闭锁

信息释义：监视断路器操作机构油压值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作，正常应伴有控制回路断线信号。

原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，

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温度变化时，油压值变化。

造成后果：如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动无法分合闸，后备保护出口，扩大事故范围。

处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解操作机构压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。 2）如果检查没有漏油痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果有漏油现象，操作机构压力低闭锁分闸，应断开断路器控制电源和电机电源的措施，并立即上报调度和监控，并根据调度指令设法将故障断路器隔离，做好相应的安全措施。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.2.2 XX断路器油压低合闸闭锁

信息释义：监视断路器操作机构油压值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作。

原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，温度变化时，油压值变化。 造成后果：造成断路器无法合闸。

处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

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2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解操作机构压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。 2）如果检查没有漏油痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果有漏油现象，操作机构压力低闭锁合闸，应立即上报调度，同时制定相关措施和方案，必要时向相关调度申请将断路器隔离。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.2.3 XX断路器油压低重合闸闭锁

信息释义：监视断路器操作机构油压值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作。

原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，温度变化时，油压值变化。

造成后果：造成断路器故障跳闸后不能重合。

处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解操作机构压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

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现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。 2）如果检查没有漏油痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果有漏油现象，操作机构压力低闭锁重合闸，应立即上报调度，同时制定相关措施和方案，必要时向相关调度申请将断路器隔离。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.2.4 XX断路器油压低告警

信息释义：断路器操作机构油压值低于告警值，压力继电器动作。 原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，温度变化时，油压值变化。

造成后果：如果压力继续降低，可能造成断路器重合闸闭锁、合闸闭锁、分闸闭锁。

处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解操作机构压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有泄漏。 2）如果压力确实降低至告警值时，判断是否可带电处理，如必须停电处理时，应立即上报相关调度，根据运维单位检查情况确定处置方案，但应采取措施避免出现分合闸闭锁情况。

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3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.2.5 XX断路器N2泄漏告警

信息释义：断路器操作机构N2压力值低于告警值，压力继电器动作。 原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，N2压力降低到报警值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据N2压力温度曲线，温度变化时，N2压力值变化。

造成后果：如果压力继续降低，可能造成断路器重合闸闭锁、闭锁合闸、闭锁分闸。

处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解N2压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场N2压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏N2。 2）如果检查没有漏N2，是由于温度变化等原因造成，检查油泵运转情况并由专业人员处理。

3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.2.6 XX断路器N2泄漏闭锁

信息释义：监视断路器液压操作机构活塞筒中氮气压力情况，由于压力降低至闭锁值时，将使作用在断路器操作传动杆上的力降低，影响断路器的分合闸。

原因分析：1）断路器机构有泄漏点，氮气压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；

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造成后果：造成断路器分合闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动，断路器失灵保护出口，扩大事故范围。 处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解N2压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有泄漏。 2）如果确实压力降低至闭锁分合闸，应拉开油泵电源闸、断开控制电源（装有失灵保护且控制保护电源未分开的除外）或停保护跳闸出口压板，立即报相关调度，同时制定隔离措施和方案。

3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.3 气动机构

1.3.1 XX断路器空气压力低分合闸总闭锁

信息释义：监视断路器操作机构空气压力值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作，正常应伴有控制回路断线信号。

原因分析：1）断路器操作机构气压回路有泄漏点，气压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据气压温度曲线，温度变化时，气压值变化。

造成后果：如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动无法分合闸，后备保护出口，扩大事故范围。

处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

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2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解空气压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气痕迹。 2）如果检查没有漏气痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果有漏气现象，操作机构压力低闭锁分闸，应断开断路器控制电源和电机电源的措施，并立即上报调度和监控，并根据调度指令设法将故障断路器隔离，做好相应的安全措施。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.3.2 XX断路器空气压力低合闸闭锁

信息释义：监视断路器操作机构空气压力值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构空气压力降低，压力继电器动作。

原因分析：1）断路器操作机构气压回路有泄漏点，气压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据气压温度曲线，温度变化时，气压值变化。 造成后果：造成断路器无法合闸。

处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解空气压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

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现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气痕迹。 2）如果检查没有漏气痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果有漏气现象，操作机构压力低闭锁合闸，应立即上报调度，同时制定相关措施和方案，必要时向相关调度申请将断路器隔离。 4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.3.3 XX断路器空气压力低重合闸闭锁

信息释义：监视断路器操作机构气压数值，反映断路器操作机构能量情况。由于操作机构空气压力降低，压力继电器动作。

原因分析：1）断路器操作机构气压回路有泄漏点，气压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据气压温度曲线，温度变化时，气压值变化。

造成后果：造成断路器故障跳闸后不能重合。

处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解空气压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气痕迹。 2）如果检查没有漏气痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果有漏气现象，操作机构压力低闭锁重合闸，应立即上报调度，同时制定相关措施和方案，必要时向相关调度申请将断路器隔

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离。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.3.4 XX断路器空气压力低告警

信息释义：断路器操作机构空气压力值低于告警值，压力继电器动作。 原因分析：1）断路器操作机构气压回路有泄漏点，气压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据气压温度曲线，温度变化时，气压值变化。

造成后果：如果压力继续降低，可能造成断路器重合闸闭锁、合闸闭锁、分闸闭锁。

处置原则：

1、调度员：根据运维单位检查结果确定是否需要拟定调度令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解空气压力值；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有泄漏。 2）如果压力确实降低至告警值时，判断是否可带电处理，如必须停电处理时，应立即上报相关调度，根据运维单位检查情况确定处置方案，但应采取措施避免出现分合闸闭锁情况。

3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 1.4 弹簧机构

1.4.1 XX断路器弹簧未储能

信息释义：断路器弹簧未储能，造成断路器不能合闸。

原因分析：1）断路器储能电机损坏；2）储能电机继电器损坏；3）

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电机电源消失或控制回路故障；4）断路器机械故障。 造成后果：造成断路器不能合闸

处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果，下达处置调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位，根据相关规程处理。1）了解断路器储能情况；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场机构弹簧储能情况，检查信号报出是否正确，是否有断路器未储能情况。

2）如果检查断路器储能正常，由于继电器接点信号没有上传造成，则应对信号回路进行检查，更换相应的继电器。

3）如果是电气回路异常或机械回路卡涩造成断路器未储能，应尽快安排检修。 1.5 机构通用信号

1.5.1 XX断路器本体三相不一致出口

信息释义：反映断路器三相位置不一致性，断路器三相跳开。

器位置继电器接点不好造成。 造成后果：断路器三相跳闸。

处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果，下达处置调度指令。

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正电A相常开辅助接点A相常闭辅助接点47TXB相常开辅助接点B相常闭辅助接点C相常开辅助接点C相常闭辅助接点负电三相不一致信号原因分析：1）断路器三相不一致，断路器一相或两相跳开；2）断路

2、监控值班员：核实断路器跳闸情况上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）现场检查确认断路器位置。

2）如果断路器跳开且三相不一致保护出口，按事故流程处理。 3）如断路器未跳开处于非全相运行，需要汇报调度，听候处理（若两相断开时应立即拉开该断路器，若一相断开时应试合一次，如试合不成功则应尽快采取措施将该断路器拉开，同时汇报值班调度员）。

4）断路器操作造成非全相，应立即拉开该断路器，进行检查并汇报调度。

1.5.2 XX断路器加热器故障 信息释义：断路器加热器故障。

原因分析：1）断路器加热电源跳闸；2）电源辅助接点接触不良。 造成后果：当断路器加热器故障时，特别是雨雪天气会造成机构内出现冷凝水，可能会造成二次回路短路或接地，甚至造成断路器拒动或误动 处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）根据环境温度，分析温控器运行是否正常； 2）检查加热器电源是否正常，小开关是否跳开； 3）检查温控器、加热模块及加热回路是否正常； 4）根据检查情况，由相关专业人员进行处理。

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1.5.3 XX断路器储能电机故障

信息释义：监视断路器储能电机运行情况

原因分析：1）电机电源断线或熔断器熔断（空气小开关跳开）；2）电机电源回路故障；3）电机控制回路故障。

造成后果：断路器操作机构无法储能，造成压力降低闭锁断路器操作。 处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位通知运维单位。采取相应的措施： 通知运维单位。加强断路器操作机构压力相关信号监视。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查电机电源及控制回路是否断线、短路；

2）检查电机电源及控制电源空气开关是否跳开，若跳开，经检查无其他异常情况，试合一次；

3）根据检查情况，由相关专业人员进行处理。 1.6 控制回路

1.6.1 XX断路器第一（二）组控制回路断线

信息释义：控制电源消失或控制回路故障，造成断路器分合闸操作闭锁。

原因分析：1）二次回路接线松动；2）控制保险熔断或空气开关跳闸；3）断路器辅助接点接触不良，合闸或分闸位置继电器故障；4）分合闸线圈损坏；5）断路器机构“远方/就地”切换开关损坏；6）弹簧机构未储能或断路器机构压力降至闭锁值、SF6气体压力降至闭锁值。

造成后果：不能进行分合闸操作及影响保护跳闸。 处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。 2、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解断路器控制回路情况；了解现场处置的基本情况和处置原则，根据检查

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情况上报调度。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）现场检查断路器，是否断路器位置灯熄灭，位置灯熄灭说明控制回路断线。

2）检查断路器控制回路开关是否跳开，是否可以立即恢复或找出断路点。

3）如控制回路断线且无法立即恢复时，应及时上报调度处理，隔离故障断路器。

4）如果是回路故障造成误发信号应对回路进行检查，及时消除故障。

1.6.2 XX断路器第一（二）组控制电源消失 信息释义：控制电源小开关跳闸或控制直流消失

原因分析：1）控制回路空开跳闸；2）控制回路上级电源消失；3）误发信号；

造成后果：不能进行分合闸操作及影响保护跳闸。 处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。 2、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解断路器控制回路情况；了解现场处置的基本情况和处置原则，根据检查情况上报调度。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）现场检查断路器，是否断路器位置灯熄灭，位置灯熄灭说明控制回路断线。

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2）检查断路器控制回路开关是否跳开，是否可以立即恢复。 3）如控制回路断线且无法立即恢复时，应及时上报调度处理，隔离故障断路器。

4）如果是回路故障造成误发信号应对回路进行检查，及时消除故障。 2. GIS(HGIS)

2.1 ××气室SF6气压低告警（指刀闸、母线TV、避雷器等气室） 信息释义：××气室SF6压力低于告警值，密度继电器动作发告警信号。

原因分析：1）气室有泄漏点，压力降低到告警值；2）密度继电器失灵；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。

造成后果：气室绝缘降低，影响正常倒闸操作。 处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施： 1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）加强相关信号监视。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气，检查前注意通风，防止SF6中毒；

2）如果检查没有漏气，是由于运行正常压力降低或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电补气；

3）如果有漏气现象，则应密切监视断路器SF6压力值，并立即上报调度，等候处理；

4)如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。

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2.2 ××断路器汇控柜交流电源消失

信息释义：××断路器汇控柜中各交流回路电源有消失情况。 原因分析：1）汇控柜中任一交流电源小空开跳闸，或几个交流电源小空开跳闸；2）汇控柜中任一交流回路有故障，或几个交流回路有故障

造成后果：无法进行相关操作。 处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施： 1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）加强相关信号监视。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查汇控柜内各交流电源小空开是否有跳闸、虚接等情况； 2）由相关专业人员检查各交流回路完好性，查找原因并处理。 2.3 ××断路器汇控柜直流电源消失

信息释义：××断路器汇控柜中各直流回路电源有消失情况。 原因分析：1）汇控柜中任一直流电源小空开跳闸，或几个直流电源小空开跳闸；2）汇控柜中任一直流回路有故障，或几个直流回路有故障

造成后果：无法进行相关操作或信号无法上送。 处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施： 1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）加强相关信号监视。

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3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查汇控柜内各交流电源小空开是否有跳闸、虚接等情况； 2）由相关专业人员检查各交流回路完好性，查找原因并处理。 3. 隔离开关

3.1 XX隔离开关电机电源消失

信息释义：监视隔离开关操作电源，反映隔离开关电机电源情况。由于隔离开关电机电源消失，继电器动作发出信号。

原因分析：1）隔离开关电机电源开关跳闸；2）继电器损坏，误发；3）回路故障，误发。

造成后果：造成隔离开关无法正常电动拉合，如果有工作或故障，无法隔离相关设备。

处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解异常对相关设备的影响；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握处缺进度。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场设备，信号报出是否正确，确认电源是否消失。 2）如果电源消失，应尽快查明原因，如运维人员能处理尽快处理，使异常设备恢复正常，如自行无法处理应尽快报专业班组解决。

3）如果是继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除异常。 3.2 XX隔离开关电机故障

信息释义：监视隔离开关电机运行，反映隔离开关电机运行情况。由于隔离开关电机故障，继电器动作发出信号。

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原因分析：1）隔离开关电机本身发生故障（如运转超时，电机过温等）；2）继电器损坏，误发；3）回路故障，误发；

造成后果：造成隔离开关无法正常电动拉合，如果有工作或故障，无法隔离相关设备。

处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解异常对相关设备的影响；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握处缺进度。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1) 2) 3)

检查现场设备，信号报出是否正确，确认电机是否故障。 如果电机故障，应尽快查明原因，如运维人员能处理尽快如果是继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器

处理，使异常设备恢复正常，如自行无法处理应尽快报专业班组解决。 进行检查，及时消除异常。 3.3 XX隔离开关加热器故障

信息释义：监视隔离开关加热器运行，反映隔离开关加热器运行情况。由于隔离开关加热器故障，继电器动作发出信号。

原因分析：1）隔离开关加热器本身发生故障；2）继电器损坏，误发；3）回路故障，误发；

造成后果：造成隔离开关机构箱温度过低或潮湿，易造成隔离开关操作箱内二次设备接地或损坏。

处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解异常对相关设备的影响；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握处缺进度。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监

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控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场设备，信号报出是否正确，确认加热器是否故障。 2）如果加热器故障，应尽快查明原因，如运维人员能处理尽快处理，使异常设备恢复正常，如自行无法处理应尽快报专业班组解决。

3）如果是继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除异常。 4. 电流互感器、电压互感器 4.1 XX电流互感器SF6压力低告警

信息释义：电流互感器SF6数值，反映断路器绝缘情况。由于SF6压力降低，继电器动作。

原因分析：1）SF6电流互感器密封不严，有泄漏点；2）SF6压力表计或压力继电器损坏；3）由于环境温度变化引起SF6电流互感器内部SF6压力变化，一般多发生于室外设备和环境温度较低时。 造成后果：如果SF6压力进一步降低，有可能造成电流互感器绝缘击穿。

处置原则：

1、调度员：根据运维单位现场检查结果确定是否需要拟定调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。 2）如果检查没有漏气，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则有专业人员带电补气。

3）如果漏气现象严重，需要停电时，应立即上报调度，同时制

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定隔离措施和方案。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 4.2 XXTV保护二次电压空开跳开

信息释义：监视TV保护二次电压空开运行情况。

原因分析：1）空开老化跳闸；2）空开负载有短路等情况；3）误跳闸。

造成后果：造成正常运行的母线、变压器等相关保护失去电压值，使相关保护可靠性将低，对自投装置产生影响。

处置原则：

1、调度员：根据运维单位现场检查结果确定是否需要拟定调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解异常对相关设备的影响；了解现场处置的基本情况和现场处置原则，根据检查情况上报调度。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握处缺进度。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）现场检查信号报出是否正确，TV保护二次电压空开是否跳开。 2）如果检查TV回路没有异常，可能属于空开误跳，可立即将TV保护二次电压空开合上。

3）如果有问题，应采取防止相关保护及自动装置误动的措施，并立即上报调度。

4）如果是继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 4.3 XX母线TV并列

信息释义：主要监视双母线方式下，正常情况或倒母线过程中刀闸是否合到位。

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原因分析：1）两条母线刀闸都合上时由保护装置的电压切换发出此信号；2）继电器损坏，误发；3）回路故障，误发；

造成后果：造成两条母线TV并列运行，影响保护装置的正确动作。 处置原则：

1、调度员：根据运维单位现场检查结果确定是否需要拟定调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解异常对相关设备的影响；了解现场处置的基本情况和现场处置原则，根据检查情况上报调度。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握处缺进度。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场设备是否属于正常倒闸操作信号。

2）如果刀闸操作时，此信号未能正确反映刀闸位置，应检查相应刀闸切换继电器是否有卡制等异常造成此现象

3）如果站内无刀闸操作，应确认是否因继电器或回路故障造成误发信号，应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。 5. 主变 5.1 冷却器状态

5.1.1 XX主变冷却器电源电源消失 信息释义：主变冷却器装置失去工作电源

原因分析：1）冷却器控制回路或交流电源回路有短路现象，造成电源空气开关跳开；2）监视继电器故障。

造成后果：影响变压器冷却系统正常运行，导致变压器不能正常散热。对于强油风冷(水冷)变压器，当两路电源全部失去时，造成变压器停电。 处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位。到现场检查。了解变压器的温

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度及负荷情况；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查现场监控机是否发此信号，检查变压器运行情况，冷却系统运行是否正常。

2）检查变压器温度及负荷情况。

3）如果现场监控机未发此信号，冷却系统运行正常。变压器温度及负荷情况正常，属于误发信号，应进行上报，让专业班组进行处理。

4）如果冷却系统运行电源有问题，造成一路或两路电源失电，应采检查电源回路，能否立即恢复，如果未发现明显故障或不能立即恢复，运维单位应进行上报，让专业班组进行处理。 5.1.2 XX主变冷却器故障（强油风冷、水冷变压器） 信息释义：强油风冷、水冷变压器冷却器故障，发此信号。 原因分析： 1）冷却器装置电机过载、热继电器、油流继电器动作；2）冷却器电机、油泵故障；3）冷却器交流电源或控制电源消失 造成后果：影响变压器冷却系统正常运行，导致变压器不能正常散热。 处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位。到现场检查。了解变压器的温度、负荷以及备用冷却器投入情况；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查变压器温度及负荷情况。将故障冷却器切至停止位置，检查备用冷却器有无自动投入，必要时手动投入；

2）如果冷却器故障（风扇、油泵故障电源故障，热耦继电器动作，二次回路断线、短路等），应采检查冷却器回路，能否立即恢复，

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如果未发现明显故障或不能立即恢复，应进行上报，让专业班组进行处理。

3）如果现场监控机未发此信号，冷却系统运行正常。变压器温度及负荷情况正常，属于误发信号，应进行上报，让专业班组进行处理。

5.1.3 XX主变风扇故障（油浸风冷变压器） 信息释义：油浸风冷变压器冷却器故障，发此信号。 原因分析： 1）风扇电机故障2）风扇电源消失

造成后果：影响变压器冷却系统正常运行，导致变压器不能正常散热。 处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位。到现场检查。了解变压器的温度和负荷情况；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查变压器温度及负荷情况，检查故障风扇情况，将故障风扇手把改为停止；

2）如果风扇故障，应查看是能否立即恢复，如果未发现明显故障或不能立即恢复，应进行上报，让专业班组进行处理。

3）如果现场监控机未发此信号，风扇运行正常。变压器温度及负荷情况正常，属于误发信号，应进行上报，让专业班组进行处理。 5.1.4 XX主变冷却器全停延时出口

信息释义：强油风冷（水冷）变压器冷却器系统电源全部消失，延时跳闸。

原因分析： 1）两组冷却器电源消失；2）一组冷却器电源消失后，自动切换回路故障，造成另一组电源不能投入；3）冷却器控制回路或交流电源回路有短路现象，造成两组电源空气开关跳开；； 造成后果：变压器三侧断路器跳闸。 处置原则：

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1、调度员：核对电网运行方式，下达处置调度指令。

2、监控值班员：报调度，通知运维单位。采取相应的措施：1）确定是否变压器冷却器全停。2）了解变压器的温度及负荷情况；了解现场处置的基本情况和现场处置原则。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）主变断路器跳闸后，应监视其他运行主变及相关线路的负荷情况，检查另一台主变冷却装置运行是否正常，必要时增加特巡，发现异常及时上报调度。

2）如站用电消失，及时切换或恢复。

3）检查主变非电量保护装置动作信息及运行情况，检查冷却器故障原因，将检查情况上报调度，按照调度指令处理。 5.1.5 XX主变冷却器全停告警

信息释义：监视变压器冷却器行状态。变压器冷却器系统电源故障，发此信号。强油风冷（水冷）变压器冷却器系统电源全部消失，延时跳闸。

原因分析：1）两组冷却器电源消失；2）一组冷却器电源消失后，自动切换回路故障，造成另一组电源不能投入；3）冷却器控制回路或交流电源回路有短路现象，造成两组电源空气开关跳开。

造成后果：影响风冷（水冷）变压器冷却器系统正常运行，导致变压器不能正常散热，到达时间后变压器三侧断路器跳闸。 处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达处置调度指令。

2、监控值班员：报调度，通知运维单位。采取相应的措施：1）了解变压器的温度及负荷情况，做好倒负荷的准备；。2）了解现场处置的基本情况和现场处置原则。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

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现场运维一般处理原则：

1）检查变压器温度及负荷情况，密切跟踪变压器温度变化情况，根据规程处理。

2）如果冷却器系统电源故障，应检查冷却器电源回路，能否立即恢复，查找故障原因并及时排除故障，恢复冷却装置的正常运行。如果不能立即恢复，应进行上报，让专业班组进行处理。

3）如果现场监控机未发此信号，冷却系统运行正常。变压器温度及负荷情况正常，属于误发信号，应进行上报，让专业班组进行处理。 5.2 本体信息

5.2.1 主变本体重瓦斯出口

信息释义：反映主变本体内部故障。

原因分析：1）主变内部发生严重故障；2）二次回路问题误动作；3）油枕内胶囊安装不良，造成呼吸器堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动造成继电器误动跳闸；4）主变附近有较强烈的震动；5）瓦斯继电器误动。 造成后果：造成主变跳闸。 处置原则：

1、调度员：事故处理，下达调度指令。

2、监控值班员：核实断路器跳闸情况并上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变重瓦斯出口原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。

2）对主变进行外观检查。若主变无明显异常和故障迹象，取气进行检查分析；若有明显故障迹象则不必取气即可确定为内部故障。

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3）根据保护动作情况、外部检查结果、气体继电器气体性质进行综合分析，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。

4）如果是二次回路、附近强烈震动或重瓦斯保护误动等引起，在差动和后备保护投入的情况下，退出重瓦斯保护，根据调度指令进行恢复送电。

5.2.2 ××主变本体轻瓦斯告警 信息释义：反映主变本体内部异常。

原因分析：1）主变内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或震动引起；4）油枕空气不畅通；5）直流回路绝缘破坏；6）瓦斯继电器本身有缺陷等；7）二次回路误动作。

造成后果：发轻瓦斯保护动作信号。 处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果决定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变轻瓦斯动作原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）若瓦斯继电器内无气体或有气体经检验确认为空气而造成轻瓦斯保护动作时，主变压器可继续运行，同时进行相应的处理。

2）将空气放尽后，如果继续动作，且信号动作间隔时间逐次缩短，应报告调度，同时查明原因并尽快消除。

3）轻瓦斯动作，继电器内有气体，应对气体进行化验，由公司主管领导根据化验结果，确定主变压器是否退出运行。

4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理。

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5.2.3 ××主变本体压力释放告警

信息释义：主变本体压力释放阀门启动，当主变内部压力值超过设定值时，压力释放阀动作开始泄压，当压力恢复正常时压力释放阀自动恢复原状态。

原因分析：1）变压器内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）变压器运行温度过高，内部压力升高；4）变压器补充油时操作不当。 造成后果：本体压力释放阀喷油。 处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果决定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变压力释放动作原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查呼吸器是否堵塞，更换呼吸器时应暂时停用本体重瓦斯，待更换完毕后再重新将本体重瓦斯恢复；

2）检查储油柜的油位是否正常；

3）检查现场是否有工作人员给变压器补充油时操作不当； 4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时安排处理。

5.2.4 ××主变本体压力突变告警

信息释义：监视主变本体油流、油压变化，压力变化率超过告警值。 原因分析：1）变压器内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）油压速动继电器误发。

造成后果：有进一步造成瓦斯继电器或压力释放阀动作的危险。 处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果决定是否拟定调度指令。

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2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变压力突变动作原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查呼吸器是否堵塞，如堵塞则更换呼吸器； 2）检查储油柜的油位是否正常；

3）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时安排处理。

5.2.5 ××主变本体油温高告警2

信息释义：监视主变本体油温数值，反映主变运行情况。油温高于超温跳闸限值时，非电量保护跳主变各侧断路器；现场一般仅投信号。 原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常。

造成后果：可能引起主变停运。 处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果决定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变油温高原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查分析比较三相主变的负荷情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示、温度计、散热器等有无异常或不一致性；

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2）将温度异常和检查结果向调度汇报，必要时向调度申请降负荷、停运。

5.2.6 ××主变本体油温高告警1

信息释义：主变本体油温高时发跳闸信号但不做用于跳闸。 原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常。

造成后果：主变本体油温高于告警值，影响主变绝缘。 处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果决定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变油温高原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处理原则：

1）检查分析比较三相主变的负荷情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示、温度计、散热器等有无异常或不一致性；

2）将温度异常和检查结果向调度汇报。 5.2.7 ××主变本体油位告警

信息释义：主变本体油位偏高或偏低时告警。

原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常；4）变压器漏油造成的油位低；5）环境温度变化造成油位异常。

造成后果：主变本体油位偏高可能造成油压过高，有导致主变本体压力释放阀动作的危险；主变本体油位偏低可能影响主变绝缘。 处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作

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准备。采取相应的措施：1）了解主变油位异常原因，了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。 现场运维一般处理原则：

1）检查分析比较三相主变的负荷情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示、温度计、散热器等有无异常或不一致性；

2）油位低时补油。 5.3 有载调压

5.3.1 XX主变有载重瓦斯出口

信息释义：反映变压器有载调压箱内部有故障。

原因分析：1）主变有载调压装置内部发生严重故障；2）二次回路问题误动作；3）有载调压油枕内胶囊安装不良，造成呼吸器堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动造成继电器误动跳闸；4）主变附近有较强烈的震动；5）瓦斯继电器误动。 造成后果：造成主变跳闸。 处置原则：（同主变重瓦斯出口）

现场运维一般处理原则：（同主变重瓦斯出口） 5.3.2 XX主变有载轻瓦斯告警

信息释义：反映变压器有载调压箱内部有异常。

原因分析：1）调压箱内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或震动引起；4）油枕空气不畅通；5）直流回路绝缘破坏；6）瓦斯继电器本身有缺陷等；7）二次回路误动作。

造成后果：发有载轻瓦斯保护动作信号 处置原则：（同主变轻瓦斯告警）

现场运维一般处理原则：（同主变轻瓦斯告警）

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5.3.3 XX主变有载压力释放告警

信息释义：调压箱压力释放阀门启动，当主变内部压力值超过设定值时，压力释放阀动作开始泄压，当压力恢复正常时压力释放阀自动恢复原状态。

原因分析：1）有载调压箱内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）变压器运行温度过高，内部压力升高；4）变压器补充油时操作不当。 造成后果：有载调压压力释放阀喷油。 处置原则：（同主变本体压力释放告警）

现场运维一般处理原则：（同主变本体压力释放告警） 5.3.4 XX主变有载油位告警

信息释义：主变有载调压箱油位偏高或偏低时告警。

原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常；4）变压器漏油造成的油位低；5）环境温度变化造成油位异常。

造成后果：主变调压箱油位偏高可能造成油压过高，有导致主变调压箱压力释放阀动作的危险；主变调压箱油位偏低可能影响主变绝缘。 处置原则：（同主变本体油位告警）

现场运维一般处理原则：（同主变本体油位告警） 6. 断路器保护

6.1 ××断路器重合闸出口

信息释义：带重合闸功能的线路发生故障跳闸后，断路器自动重合。 原因分析：1）线路故障后断路器跳闸；2）断路器偷跳；3）保护装置误发重合闸信号。 造成后果：线路断路器重合。

处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。1）了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

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3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）现场检查动作设备是否正常。

2）如相应保护装置无动作报告，且断路器有实际变位发生，则判断断路器发生偷跳行为，根据调度指令处理。

3）如相应保护装置无动作报告，且断路器无实际变位发生，只有断路器重合闸信号，立即安排处理。 6.2 ××断路器保护装置异常

信息释义：断路器保护装置处于异常运行状态。

原因分析：1）TA断线；2）TV断线；3）内部通讯出错；4）CPU检测到长期启动等。

造成后果：断路器保护装置部分功能处于不可用状态。 处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。1）了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。 现场运维一般处理原则：

1）检查断路器保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。 2）检查装置自检报告和开入变位报告，并结合其它装置进行综合判断。

3）立即报调度并通知运维单位处理。 6.3 ××断路器保护装置故障 信息释义：断路器保护装置故障。

原因分析：1）断路器保护装置内存出错、定值区出错等硬件本身故障。2）断路器保护装置失电。

造成后果：断路器保护装置处于不可用状态。

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处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）根据处置方式制定相应的监控措施，2）及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。 现场运维一般处理原则：

1）检查断路器保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。 2）检查装置电源、自检报告和开入变位报告，并结合其它装置进行综合判断。

3）根据检查结果汇报调度，停运相应的保护装置。 7. 主变保护

7.1 XX主变差动保护出口

信息释义：差动保护出口，跳开主变三侧断路器。

原因分析：1）变压器差动保护范围内的一次设备故障；2）变压器内部故障；3）电流互感器二次开路或短路；4）保护误动。

造成后果：主变三侧断路器跳闸，可能造成其他运行变压器过负荷；如果自投不成功，可能造成负荷损失。 处置原则：

1、调度员：处理事故，下达调度指令。

2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。

2）详细检查差动保护范围内的设备：变压器本体有无变形和异状，套管是否损坏，连接变压器的引线是否有短路烧伤痕迹，引线支持瓷瓶是否异常，差动范围内的避雷器是否正常。

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3）差动保护跳闸后，如不是保护误动，在检查外部无明显故障，检修人员瓦斯气体检查（必要时要进行色谱分析和测直流电阻）证明变压器内部无明显故障后，根据调度指令可以试送一次。 7.2 XX主变XX侧后备保护出口

信息释义：后备保护出口，跳开相应的断路器。

原因分析：1）变压器后备保护范围内的一次设备故障，相应设备主保护未动作；2）保护误动。

造成后果：1）如果母联分段跳闸，造成母线分列；2）如果主变三侧断路器跳闸，可能造成其他运行变压器过负荷；3）保护误动造成负荷损失；4）相邻一次设备保护拒动造成故障范围扩大。 处置原则：

1、调度员：处理事故，下达调度指令。

2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。

2）详细检查站内后备保护范围内的设备：变压器本体有无变形和异状，套管是否损坏，连接变压器的引线是否有短路烧伤痕迹，引线支持瓷瓶是否异常。

3）检查主变保护范围内是否有故障点，确认是否因主变主保护拒动造成主变后备保护出口。

4）检查相邻一次设备保护装置动作情况，确认是否因相邻一次设备保护拒动造成主变后备保护出口。

7.3 XX主变XX侧过负荷告警

信息释义：主变××侧电流高于过负荷告警定值。 原因分析：变压器过载运行或事故过负荷。

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造成后果：主变发热甚至烧毁，加速绝缘老化，影响主变寿命。 处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，做好N-1事故预想及转移负荷准备。

2、监控值班员：加强运行监控，通知运维单位，做好相关记录，加强主变负荷监视。采取相应的措施：1）了解主变过负荷原因，了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。 3、运维单位：加强运行监控，采取相应的措施。 现场运维一般处理原则：

1）手动投入所有冷却器。

2）加强运行监控，超过规定值时及时向调度汇报，必要时申请降低负荷或将主变停运。

7.4 XX主变保护装置告警

信息释义：主变保护装置处于异常运行状态。

原因分析：1）TA断线；2）TV断线；3）内部通讯出错；4）CPU检测到电流、电压采样异常，5）装置长期启动。 造成后果：1）主变保护装置部分功能不可用。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）检查主变保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。

2）检查装置自检报告报告，并结合其它装置进行综合判断。 3）立即报调度并通知运维单位处理。

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7.5 XX主变保护装置故障

信息释义：监视主变各侧保护装置的状况，由于装置本身原因，造成主变保护装置故障告警

原因分析：1）主变保护装置本身问题；

造成后果：可能造成失去保护，致使故障时保护拒动

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）及时上报调度，做好倒负荷的准备；

2）做好设备监视工作，现场运维人员查明故障原因，及时排除，不能及时处理的故障应通知专业班组到现场处理。 7.6 XX主变保护TV断线

信息释义：监视主变各侧TV及主变保护电压输入量的状况，由于主变各侧TV异常及TV二次断路器跳闸或者TV二次接线松动，造成主变保护电压输入量异常，经过延时后发出主变TV断线信号。 原因分析：1）任意一侧TV二次小断路器跳闸或者熔断器熔断；2）任意一侧主变TV二次回路接线有松动异常；3）主变任一侧TV损坏； 造成后果：可能造成主变对应各侧复合电压闭锁过流保护复压判别元件退出，使合电压闭锁过流保护变成纯过流保护，同时所有距离元件、负序方向元件、带方向的零序保护也闭锁，退出运行。 处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

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3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）及时上报调度，做好倒负荷的准备；

2）做好设备监视工作，现场运维人员查明故障原因，及时排除，不能及时处理的故障应通知专业班组到现场处理。 7.7 XX主变保护TA断线

信息释义：监视主变各侧TA及主变保护电流输入量的状况，由于主变各侧TA异常或者TA二次接线松动、开路，造成主变保护电流输入量异常，经过延时后发出主变TA断线信号。

原因分析：1）任意一侧TA损坏、异常；2）任意一侧主变TA二次回路接线有松动异常或者开路现象；

造成后果：在TA二次产生高压，闭锁有关差动保护。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）立即上报调度，停用变压器差动保护，并上报；

2）做好设备监视工作，现场运维人员查明故障原因，及时排除，不能及时处理的故障应通知专业班组到现场处理。 8. 线路保护

8.1 XX线路第一（二）套保护出口

信息释义：线路保护出口，跳开对应断路器。

原因分析：1）保护范围内的一次设备故障；2）保护误动。 造成后果：线路本侧断路器跳闸。

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处置原则：

1、调度员：处理事故，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）检查断路器跳闸位置及间隔设备是否存在故障。

2）检查保护装置故障报告，结合录波器和其他保护动作启动情况，综合分析初步判断故障原因。

3）若系保护装置误动，根据调度指令退出异常保护装置。 8.2 XX线路第一（二）套保护远跳就地判别出口

信息释义：收到远方跳闸令，就地判据满足后跳开本侧开关。 原因分析：1）对侧过电压、失灵、或高抗保护出口；2）保护误动。 造成后果：本侧开关跳闸。

处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令，安排电网运行方式。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）检查断路器跳闸位置及间隔设备情况。

2）检查保护装置出口信息及运行情况，检查故障录波器出口情况。

3）若保护装置误动，根据调度指令退出异常保护装置。

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8.3 XX线路第一（二）套保护通道故障

信息释义：保护通道通讯中断，两侧保护无法交换信息。

原因分析：光纤通道:1）保护装置内部元件故障；2）尾纤连接松动或损坏、法兰头损坏；3）光电转换装置故障；4）通信设备故障或光纤通道问题。高频通道：1）收发信机故障；2）结合滤波器、耦合电容器、阻波器、高频电缆等设备故障；3）误合结合滤波器接地刀闸；4）天气或湿度变化。

造成后果：1）差动保护或纵联距离（方向）保护无法动作；2）高频保护可能误动或拒动。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）检查保护装置运行情况，检查光电转换装置运行情况；

2）如果通道故障短时复归，应做好记录加强监视；

3）如果无法复归或短时间内频繁出现，根据调度指令退出相关保护。

8.4 XX线路第一（二）套保护远跳发信

信息释义：保护向线路对侧保护发跳闸令，远跳线路对侧开关。 原因分析：1）过电压、失灵、高抗保护出口，保护装置发远跳令；2）220kV母差保护出口；3）二次回路故障。 造成后果：远跳对侧开关。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

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3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）检查保护装置动作情况。

2）检查装置故障报告，综合分析初步判断故障原因。 3）若保护装置误动，根据调度指令退出相关保护。 8.5 XX线路第一（二）套保护远跳收信 信息释义：收线路对侧远跳信号。 原因分析：对侧保护装置发远跳令。

造成后果：根据控制字无条件跳本侧开关，或需本侧保护启动才跳本侧开关。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）检查保护装置动作情况。

8.6 XX线路第一（二）套保护保护TA断线 信息释义：线路保护装置检测到电流互感器二次回路开路或采样值异常等原因造成差动不平衡电流超过定值延时发TA断线信号。 原因分析：1）保护装置采样插件损坏；2）TA二次接线松动；3）电流互感器损坏

造成后果：1）线路保护装置差动保护功能闭锁；2）线路保护装置过流元件不可用；3）可能造成保护误动作。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

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2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）现场检查端子箱、保护装置电流接线端子连片紧固情况。

2）观察装置面板采样，确定TA采样异常相别。 3）观察装置TA采样插件，无异常气味。 4）观察设备区电流互感器有无异常声响。 5）向调度申请退出可能误动的保护。 6）根据调度指令停运一次设备。

8.7 XX线路第一（二）套保护保护TV断线

信息释义：线路保护装置检测到电压消失或三相不平衡。

原因分析：1）保护装置采样插件损坏；2）TV二次接线松动；3)TV二次空开跳开；4）TV一次异常。

造成后果：1）保护装置距离保护功能闭锁；2）保护装置方向元件不可用。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）现场检查各级TV电压小开关处于合位状态。

2）观察装置面板采样，确定TV采样异常相别。 3）观察装置TV采样插件，无异常气味。 4）检查电压切换是否正常。

5）视缺陷处理需要，向调度申请退出本套保护。

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8.8 XX线路第一（二）套保护装置故障

信息释义：装置自检、巡检发生严重错误，装置闭锁所有保护功能。 原因分析：1）保护装置内存出错、定值区出错等硬件本身故障。2）装置失电。

造成后果：1）保护装置处于不可用状态。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）检查保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。

2）检查装置电源、自检报告，并结合其它装置进行综合判断。 3）根据检查结果汇报调度，停运相应的保护装置。 8.9 XX线路第一（二）套保护装置告警 信息释义：保护装置处于异常运行状态。

原因分析：1）TA断线；2）TV断线； 3）CPU检测到电流、电压采样异常，4）内部通讯出错；5）装置长期启动。6）保护装置插件或部分功能异常；7）通道异常。

造成后果：1）保护装置部分功能不可用。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

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1）检查线路保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。 2）检查装置自检报告和开入变位报告，并结合其它装置进行综合判断。

3）立即报调度并通知运维单位处理。 4）视消缺需要，向调度申请退出本套保护。 9. 220kV母差保护

9.1 220kVXX母线第一（二）套母差保护出口

信息释义：本套保护动作跳开母联及连接在本母线上的断路器。 原因分析：1）母线故障；2）本套保护内部故障造成保护误动；3）人员工作失误造成保护误动；4）保护接线错误造成区外故障时保护误动。

造成后果：如母线故障保护正确动作切除故障母线所带断路器及母联断路器；如因各种误动造成的母线跳闸将造成母线无故障停运，此时可根据现场实际情况将误动保护退出运行将无故障母线恢复。 处置原则：

1、调度员：事故处理，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）根据故障录波器是否动作、另一套母差保护是否动作判断是否为误动。

2）如为保护误动应立即报告母线及线路所属调度，并通知运维单位现场检查保护误动原因。

3）如为母线故障造成保护动作，应立即检查监控界面中断路器位置情况，三相电流情况，保护及自投动作情况、变压器中性点方式并将检查结果报告所属调度，通知运维单位现场检查一次设备情况。

4）通过视频监视系统、保护信息子站等辅助手段进一步判断故

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障情况，检查相关设备有无重载情况。

5）运维人员到现场后向现场详细询问一次设备情况、保护动作情况、故障相别、故障电流等相关信息并做好记录。 9.2 220kVXX母线第一（二）套母差经失灵保护出口

信息释义：母差保护出口但因其它原因造成故障母线断路器未跳开，母差保护启动失灵保护出口再次跳开故障母线所带断路器。 原因分析：1）母线故障断路器未跳；2）本套保护内部故障造成保护误动；3）人员工作失误造成保护误动；4）保护接线错误造成区外故障时保护误动；5）断路器因其它原因闭锁。

造成后果：如母线故障保护正确动作切除故障母线所带断路器及母联断路器而有断路器未动，将启动失灵跳开相应断路器；如因各种误动造成的母线跳闸将造成母线无故障停运，此时可根据现场实际情况将误动保护退出运行将无故障母线恢复。

处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达处置调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施：1）区分保护是因母线故障而正确动作还是因其它原因造成保护误动。2）根据处置方式制定相应的监控措施，检查分区内设备有无重载情况。 3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）根据故障录波器是否动作、另一套母差保护是否动作判断是否为误动。

2）如为保护误动应立即报告母线及线路所属调度，并通知运维单位现场检查保护误动原因。

3）如为母线故障造成保护动作，应立即检查监控界面中断路器位置情况，尤其是失灵断路器位置情况，三相电流情况，保护及自投动作情况、变压器中性点方式并将检查结果报告所属调度，通知运维

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单位现场检查一次设备情况。

4）通过视频监视系统、保护信息子站等辅助手段进一步判断故障情况，检查相关设备有无重载情况。

5）运维人员到现场后向现场详细询问一次设备情况、保护动作情况、故障相别、故障电流等相关信息并做好记录。 9.3 220kVXX母线第一（二）套母差保护TA断线告警 信息释义：母差保护TA回路断线。

原因分析：TA二次回路断线、接点松动、接点虚接、保护装置内部异常等原因。

造成后果：在TA二次产生高压，闭锁母线差动保护。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。 2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处理原则：

1）检查本母线另一套母差保护是否发TA断线信号，如另一套母差保护也发断线信号应立即检查本母线各间隔的三相电流值是否正常，并立即报告所属调度及运维单位。

2）如本母线另一套母差保护未发TA断线信号说明异常发生在本套装置内部，应立即报告所属调度及运维单位。

3）运维单位人员到站检查后需上报详细检查结果及处理意见，如需停用保护应向相关调度申请。

9.4 220kVXX母线第一（二）套母差保护TV断线告警 信息释义：母线保护TV回路断线。

原因分析：TV二次回路小断路器跳闸、保险熔断、断线、接点松动、接点虚接、保护装置内部异常等原因。

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