水电站事故管理计划汇总.doc

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1、+一、发电机的异常运行及处理1、发电机过负荷运行中的发电机，当定子电流超过额定值1.1倍时，发电机的过负荷保护将动作发出报警信号。如果系统未发生故障，则应该首先减小励磁电流减小发电机发出的无功功率；如果系统电压较低又要保证发电机功率因数的要求，当减小励磁电流仍然不能使用定子电流降回来额定值时，则只有减小发电机有功负荷；如果系统发生故障时，允许发电机在短时间内过负荷运行，其允许值按制造厂家的规定运行。现象：（1）发电机定子电流超过额定值； （2）当定子电流超过额定值1.1倍时，发电机的过负荷保护将动作发出报警信号，警铃响，机旁发“发电机过负荷”信号，计算机有报警信号；（3）发电机有功、无功负荷及

2、转子电流超过额定值。处理：（1）注意监视电压、频率及电流大小，是否超过允许值；（2）如电压或频率升高，应立即降低无功或有功负荷使定子电流降至额定值，如调整无效时应迅速查明原因，采取有效措施消除过负荷；（3）如电压、频率正常或降低时应首先用减小励磁电流的方法，消除过负荷，但不得使母线电压降至事故极限值以下，同时将情况报告值长；（4）当母线电压已降到事故极限值，而发电机仍过负荷时，应根据过负荷多少，采取限负荷运行并联系调度起动备用机组等方法处理。注意：通过相量图可分析出：图（a）减少励磁电流，会降低定子电流I，功率因素cos增大；图（b）减少有功，会降低定子电流I，功率因素cos减小。2、发电机转

3、子一点接地发电机转子接地有一点接地和两点接地，转子接地还可分为瞬时接地、永久接地、断续接地等。发电机转子一点接地时，因一点接地不形成回路，故障点无电流通过，励磁系统仍能短时工作，但转子一点接地将改变转子正极对于地电压和负极对于地电压，可能引发转子两点接地故障；继而引起转子磁拉力不平衡，造成机组振动和引起转子发热。现象：（1）警铃响，机旁发“转子一点接地”信号；计算机有报警信号。（2）表记指示无异常。处理：（1）检查转子一点接地信号能否复归，若能复归，则为瞬时接地，若不能复归，并且转子一点接地保护正常，为永久接地；（2）利用转子电压表，测量转子正对地、负对地电压值；（如发现某极对地电压降至零，另

4、一极对地电压升至全电压，说明确实发生一点接地。）（3）检查励磁回路，判明接地性质和部位；（4）如系非金属性接地，应立即报告调度设法处理，同时作好停机准备；（5）如系金属性接地，应立即报告调度，启动备用机组，解列停机。注意：通常来说，检查处理时间大致为2小时，否则应停机处理。3、发电机转子回路两点接地发电机转子两点接地时，由于形成回路，故障点有电流通过。现象：（1）警铃响，机旁发“转子接地”信号，计算机有报警信号；（2）转子电流异常增大，转子电压降低；（3）无功功率表指示降低，功率因数可能进相，有功负荷可能降低；（4）由于磁场不平衡，机组有剧烈振动声。（5）严重时，失磁保护有可能动作处理：由于转

5、子两点接地时，由于转子电流增大，可能使励磁回路设备损坏；若接地发生在转子绕组内部，则转子绕组过热；机组剧烈振动损坏设备，因此立即紧急停机，并报告调度。4、发电机温度过高发电机在运行中，如果定子、转子或者铁心温度超过规定值，应该及时检查处理。引起发电机温度过高的原因一般有以下几种：（1）发电机过负荷运行时间超出了允许值。（2）发电机通风系统不良没，散热差。（3）定子铁心的绝缘部分损坏或短路，铁心涡流是发热增大。现象：（1）警铃响，机旁发“发电机温度升高”信号，计算机有报警信号；（2）发电机定子线圈、转子线圈、定子铁芯或冷、热风温度超过规定值。处理：（1）检查风洞有无异味及其它异常现象，判断是否个

6、别过热和温度表计不良，如表计不良联系检修处理；（2）检查定子三相电流是否平衡，如有明显不平衡现象，应立即设法消除或降低定子电流；（3）检查冷却水压是否降低或进行冷却水正、反冲切换操作；（4）如温度仍然过高，联系调度，降低该机组负荷，直至温度降至规定值为止。5、发电机转子回路断线现象：（1）警铃响，发“失磁保护动作”信号，计算机有报警信号；（2）发电机转子电流表指针向零方向摆动，励磁电压升高；（3）定子电流急剧降低，有功、无功降至零；（4）如磁极断线，则风洞内冒烟，有焦臭味，并有很响的哧哧声。处理：（1）立即停机，检查FMK动作情况，并报告调度；（2）如有着火现象，应立即进行灭火。6、发电机定子

7、接地发电机定子接地是指发电机定子绕组回路或与定子绕组回路直接相连的一次系统发生的单相接地短路。定子接地分为瞬时接地、永久接地、断续接地等。现象：（1）警铃响，机旁发“定子接地”信号，计算机有报警信号；（2）定子三相电压不平衡，定子接地电压表出现零序电压指示。处理：（1）检测、A、B、C三相对地电压；（真接地时，定子电压表指示接地相对地电压降低或等于零，非接地相对地电压升高，大于相电压小于线电压，且线电压仍平衡。假接地时，相对地电压不会升高，线电压不平衡。这是判断真、假接地关键）（2）经检查如系内部接地，报告调度，起动备用机组或转移负荷，尽快解列停机；（3）经检查如系外部接地，应查明原因，报告调

8、度，按调度的要求处理；（4）在选择接地期间，应监视发电机接地电压，发现消弧线圈故障应立即停机。7、发电机的非同期并列现象：发电机准同期并列不良或误并列，并发生强烈振动或较大冲击。处理：（1）如果能拉入同步，则可不解列，但应对发电机组本体进行一次外部检查，并加强对机组的运行情况的监视，待有机会停机再作详细检查；（2）如果发电机强烈摆动，无法拉入同步，则应立即手动解列停机，检查定子线圈端部情况，测量定子线圈绝缘电阻，并对主变进行外部检查，确认冲击电流对发变组未造成不良影响，同时查明造成非同期并列的原因，并加以消除后，方可开机升压并网。8、振荡或失步现象及处理注意：可从失步机组表记摆动较大、失步机组

9、有功功率表指针摆动方向与其它机组摆动方向相反、从发生振动前的操作原因或故障地点三个方面来判断失步机组。现象：（1）发电机、线路电流表周期性剧烈摆动（各并列电势间出现电势差且电势间夹角时大时小，导致环流也时大时小，因而电流表指针摆动），有功表、无功表周期性剧烈摆动，其它表计也周期性剧烈摆动，频率表指示偏高或偏低（振荡或失步时，发电机输出功率不断变化，作用在转子上的力矩也相应变化，因而转速随之变化）；（2）发电机发出轰鸣声，其节奏与表计摆动合拍。处理：如判断为非同期振荡时，则应：（1）检查自动励磁装置投入正常；（2）如频率表及转速表指示升高，应用开度限制限制机组有功出力，并在不致使低周减载装置动作

10、的情况下，尽量降低频率。同时增加无功出力，将电压提高到最大允许值（可提高发电机电势，增大发电机功率极限，使作用在转子上的阻力增加，使发电机容易在平衡点附近被拉入同步）；（3）如频率表及转速表指示降低，就增加有功、无功出力至最大值；（4）如因发电机失磁造成发电机本身强烈振荡失去同期时，应不待调度命令，立即将该机组与系统解列；二、变压器异常（一）、变压器声音不正常1.变压器运行时，应为均匀的嗡嗡声，如变压器产生不均匀声音或异音，都属于声音不正常。2.变压器过负荷：使变压器发出沉重的“嗡嗡声”。3.变压器负荷急剧变化：变压器发出较重的“哇哇声”或“咯咯”的突发间歇声4.系统短路：变压器发出很大的噪声

11、，值班员应对变压器加强监视。5.电网发生过电压：变压器发出时粗时细的噪声，值班员可结合电压表指示综合判断。6.变压器铁芯夹紧件松动：变压器发出“叮当叮当”和“呼呼呼”等锤击和类似大风的声音，此时变压器油位、油温和油色均正常。7.变压器内部故障放电打火：使变压器发出“哧哧”或“劈啪”放电声此时应停电处理并做绝缘油的色普分析。8.绝缘击穿或匝间短路：变压器声音中夹杂不均匀的爆裂声和“咕噜咕噜”的沸腾声，应停电处理并做绝缘油的色普分析。9.外部气候引起的放电：套管处有蓝色的电晕或火花发出“嘶嘶”或“嗤嗤”的声音，说明瓷件污秽严重或设备线卡接触不良，应加强监视，待机停电处理。（二）.变压器油温异常1.

12、在正常负荷和正常冷却条件下，变压器上层油温较平时高出10以上，或变压器负荷不变而油温不断上升，则应认为变压器温度异常。2.变压器内部故障：如匝间短路或层间短路、绕组对围屏放电、内部引线接头发热、铁芯多点接地使涡流增加而过热等产生的热量，使油温升高，这时变压器应停电处理。3.冷却器运行不正常：散热器阀门未打开等。此时，在变压器不停电的状态下，可对冷却器部分缺陷行修处理，或按规程规定，调整风力机出力，至使油温降至正常运行值。（三）、变压器油色不正常1.变压器油呈透明微黄色，发现变压器油的颜色发生变化，应及时取油样分析化验。2.若运行中变压器油色骤然发生变化，油内出现积碳并伴有其他不正常现象时，应立

13、即停止该变压运行。（四）、变压器油位不正常1、油位过高：如不是因为冷却器的原因，而油温基本正常，油位高出上限，放出部分油至适当高度。2、油位过低：当变压器油位较当时油温对应的油位显著下降，至最低限以下，要及时查明油位下降的原因，加以消除。油位过低可造成轻瓦斯动作。如果没有明显的漏油点，应及时补油至正常油位。如大量漏油，应立即停用该变压器。3、假油位：如负荷、气温、油温均正常，油位不变化或变化异常，可视为假油位，应立即查找出假油位的原因，加以消除。若因胶囊设计不合理或胶囊破裂造成的假油位，处理时先将重瓦斯保护解除。4、运行中的变压器补油时，应注意下列事项（1）、应补入同型号的变压器油，新油经化验

14、和混油试验合格后方可补入。（2）、补油前应将重瓦斯保护改投信号位置，防止误跳（3）、补油后要检查气体继电器，及时放出气体。24h后无问题将重瓦斯保护投入。（4）、补油要适量，油位与变压器当时油温相适应。（5）、禁止从变压器下部截门补油，以防止将变压器底部沉淀物冲进线圈，影响变压器绝缘和散热。（五）、变压器过负荷运行中的变压器过负荷时，警铃响，发出“过负荷”和“温度高”信号,有功、无功指示增大，电流指示超出额定值，运行人员发现上述情况，按以下原则处理：a)复归音响报警，汇报值长、班长，并做好记录。b)及时调整运行方式，调整负荷分配。c)按过负荷倍数确定过负荷允许时间，若超出允许运行时间，应立即减

15、负荷，并加强对变压器油温的监视。d)过负荷运行时间内，应对变压器及其相关系统进行全面检查，发现异常应立即处理。（六）、变压器不对称运行a)三相负荷不一致，造成变压器不对称运行。b)变压器二相运行。如果变压器一相绕组故障，断路器一相断开分接头不良等。c)变压器出现不对称运行，应分析引起的原因尽快消除。（七）、变压器散热器故障散热器渗漏油，温差大，应查明原因及时处理。（八）、变压器轻瓦斯保护动作报警1、轻瓦斯保护动作的可能原因是：变压器内部轻微故障；空气浸入变压器内（滤油、加油的原因）；变压器油位降低并低于瓦斯继电器；二次回路故障。2、运行中的变压器发出轻瓦斯报警时，值班人员应立即通知值长、复归信

16、号，进行分析和现场检查，进行气体继电器放空气和气体取样，分析结果，做出相应的处理。（1）、检查变压器油位，设法消除低油位，恢复正常油位。（2）、检查变压器本体和冷却系统是否漏油。（3）、检查变压器的负荷、温度和声音的变化，判明内部是否有轻微故障。（4）、如气体继电器内无气体，则考虑二次回路故障造成误报警，此时应将重瓦斯保护压板退出。检查二次回路，正常后将重瓦斯保护压板投入。（5）、检查气体继电器，如因继电器内气体聚集引起时，应记录气体数量和报警时间，并收集气体进行化验鉴定，根据气体鉴定结果，做出如下相应处理：a)气体无色、无味不可燃者为空气。应放出空气，并注意下次发出信号的时间间隔，若间隔逐渐

17、缩短，应尽快找出原因，如短期内找不出原因，应停用该变压器。b)气体为不可燃，且色谱分析不正常时，说明变压器内部有故障应停用该变压器。c)气体为淡灰色，有强烈的臭味且可燃，说明变压器内绝缘材料故障，既纸或纸板烧损，应停用该变压器。d)气体为黑色，易燃烧，为油故障（可能是铁芯烧坏或内部发生闪络引起油分解），应停用该变压器。e)气体为淡黄色，且燃烧困难，可能为变压器内木质材料故障，应停用该变压器。f)如果在调节变压器有载调压分接头过程中，伴随轻瓦斯保护报警，可能是有载调压分接头的连接开关平衡电阻烧坏应停止调节，待机停用该变压器。根据上述分析，对运行中的变压器应注意以下事项：a)变压器在运行中进行加油

18、、放油及充氮时，应先将重瓦斯保护解除，工作结束后，应检查变压器油位正常，气体继电器内无气体且充满油后，方可将重瓦斯保护投入。b)变压器运行中带电滤油、更换硅胶、在油阀门或回路上进行工作，均应事先将重瓦斯保护退出，工作结束后，待24h后无气体产生时，方可投入。c)遇有特殊情况（如地震），可考虑暂时将重瓦斯保护退出。d)收集气体继电器气体时，应注意人身安全，并清楚气体继电器的试验按钮与放气按钮的区别，以免错误操作使瓦斯保护误动作。在收集气体过程中不可将火种靠近气体继电器顶端，以免造成火灾。变压器的事故处理（一）、变压器常见的故障部位1、绕组的主绝缘和匝间绝缘故障：如绝缘老化龟裂；受多次短路冲击、油

19、中进水；散热不好；防雷设施不完善；大气过电压。2、引线绝缘故障，如：套管上端帽罩封闭不严进；、变压器严重缺油，引线暴露在空气中，造成内部闪络。3、铁芯绝缘故障，如：硅钢片紧固不好漆膜破坏，产生涡流而发生局部过热；变压器内残留有铁屑、焊渣，使铁芯两点或多点接地。4、变压器套管闪络和爆炸，如：套管瓷质不良；电容芯子有缺陷，、内部有游离放电、漏油、套管积垢严重等。5、分接头故障，如油箱严重漏油；分接开关切换中发生短路；运行中应分别监视两个油箱油位。6、分接开关机构故障有：卡塞；分接开关调整不到位，造成分接开关烧坏；渗水、漏油，使油质老化；脏污绝缘下降，造成故障；分接开关切换机构调整不好，触头烧毛，甚

20、至部分融化，产生电弧，引起故障。（二）、重瓦斯保护动作的处理1、变压器内部发生故障或二次回路故障，引起重瓦斯保护动作，使断路器跳闸，事故音响发声，表记指示为零，“重瓦斯动作”发出信号。2、变压器两侧开关绿灯闪光，此时值班人员对变压器进行如下检查和处理：（1）、检查油温、油位、油色有无变化；压力释放阀是否喷油；呼吸器、套管有无异常；变压器外壳有无变形。（2）、立即取瓦斯继电器内的空气样油样做色谱分析。（3）、根据变压器跳闸时的现象：如有无系统冲击、电压有无波动、外部检查及色谱分析结果，判断故障性质，找出原因。重瓦斯保护动作原因未查清之前，不得合闸送电。（4）、如果经检查确未发现任何异常，而确系二

21、次回路故障引起误动作，可将差动及过流保护投入，重瓦斯保护退出，试送电一次，并加强监视。（三）、变压器自动跳闸的处理1.当变压器两侧开关自动跳闸后，记录时间，现象，保护动作情况。现场检查有无明显故障点。了解系统有无故障及故障性质。查明原因，汇报调度和上级领导。做好记录。2.根据调度指令或上级领导命令进行处理。3.如属差动保护、重瓦斯或电流速断等主保护动作，故障时有冲击现象，则需对变压器及其系统进行详细检查，停电并测量绝缘，在未查清原因之前，禁止将变压器投入运行。必须指出，绝对不许强送变压器。（四）、变压器着火变压器运行时由于变压器套管的破坏或闪络，油流到上盖上并燃烧；变压器内部故障，使油燃烧并使

22、外壳破裂等。变压器着火，应迅速做出如下处理：1.解列所有风机，拉开变压器各侧断路器，切断各侧电源，做好安全措施。2.若变压器上盖着火，应打开下部事故放油阀放油至大盖以下；若变压器内部故障引起着火，则不能放油，以防变压器发生爆炸。3.迅速用灭火装置及器材灭火，必要时通知消防队。4.汇报公司领导，做好记录（五）变压器差动保护动作后的处理与瓦斯保护不同之处在于，瓦斯保护主要由内部过热引起油气分离的发展（大量气体或油气冲动）反映变压器故障的，而差动保护则是由纵差范围内(包括变压器内部和套管引线间)短路的电气故障反映变压器的内部故障。因此，凡差动保护动作，则变压器各侧的断路器同时跳闸。运行中的变压器，如

23、果差动保护动作引起断路器跳闸，运行人员应采取如下措施：向调度及上级主管领导汇报，并复归事故音响、信号。拉开变压器跳闸各侧隔离开关，检查变压器外部(如油温、油色、防爆玻璃、绝缘套管等)有无异常情况。(3)对变压器差动保护范围内所有一次设备进行检查，即观察变压器高、中、低压侧所有设备、引线、母线、穿墙套管等有无异常及短路放电现象，以便发现差动保护区范围内故障点。(4)对变压器差动保护回路进行检查，观察用于差动保护的电流互感器桩头有无短路放电、击穿现象，二次回路有无开路，有无误碰，误接线等情况。(5)测量变压器绝缘电阻，检查有无内部绝缘故障。(6)检查直流系统有无接地现象。经过上述检查后，如判断确认

24、差动保护是由于非内部故障原因(如保护误碰、穿越性故障)引起误动，则变压器可在瓦斯保护投跳闸位置情况下试投。如不能判断为非内部故障原因时，则应对变压器进行进一步的测量、检查分析(如测量直流电阻、油的简化分析或油的色谱分析)，以确定故障性质及差动保护动作原因。如果发现有内部故障的特征，则须进行吊壳或返厂进行检查处理。（六）重瓦斯与差动保护同时动作后的处理重瓦斯与差动保护同时动作跳闸后，应立即向调度汇报，不得强送，待查处理。电流速断保护动作跳闸时，其处理过程参照差动保护动作处理（七）定时限过流保护动作跳闸后的处理当变压器由于定时限过流保护动作跳闸时，应先复归事故音响，然后检查判断有无越级跳闸的可能，

25、即检查各出线开关保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩现象。如查明是因某一出线故障引起的越级跳闸，则应拉开故障出线的断路器，再将变压器投入运行，并恢复向其余各线路送电。如果查不出是否属越级跳闸，则应将所有出线的断路器全部拉开，并检查变压器其他侧母线及本体有无异常情况，若查不出明显故障时，则变压器可以在空载下试投送一次，试投正常后再逐条恢复线路送电。当在合某一路出线断路器时又出现越级跳变压器断路器时，则应将该出线停用，恢复变压器和其余出线的供电。若检查中发现某侧母线有明显故障征象或主变压器本体有明显的故障征象时，则不许可合闸送电，应进一步检查处理。（八）零序保护动作零序保护

26、动作，一般讲是中性点直接接地的三相系统中发生单相接地故障而引起的。事故发生后，应立即与调度联系、汇报，听候处理。（九）变压器事故处理一般原则（1）检查相关设备有无过负荷问题。（2）若主保护（瓦斯、差动）动作，未查明原因消除故障前不得送电。（3）如只是过流保护（或低压过流）动作，检查主变压器无问题可以送电。 （4）装有重合闸的变压器，跳闸后重合不成功，应检查设备后再考虑送电。（5）有备用变压器或备用电源自动投入的变电站，当运行变压器跳闸时应先起用备用变压器或备用电源，然后再检查跳闸的变压器。三、线路跳闸时的处理方法（一）线路瞬时性故障跳闸且重合闸动作成功1现象（1）事故警报响，断路器先跳后合，对

27、应的电流表、有功功率表和无功功率表等摆动，继而恢复正常，跳闸断路器指示灯短时出现红灯灭、绿灯闪光，然后恢复正常状态。（2）“重合闸动作”、“故障录波器动作”、“出口跳闸”、“保护动作”或“收发讯机动作”等信号发出。（3）故障线路保护柜保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作，指示故障性质及故障相别，微机保护打印出详细的报告。2处理（l）复归音响，记录故障时间，查看光字信号、表计指示、保护动作情况，记录并复归动作信号。根据上述现象初步判断故障性质、范围，并将故障线路名称、时间、重合闸及保护动作情况、故障录波器及保护装置提供的信息等向调度汇报。（2）现场检查断路器位置三相均在合闸位置。（3）对厂内与故

28、障线路有关的回路和电气设备，如断路器、隔离开关、互感器、电缆头、耦合电容器和阻波器等进行详细的检查，例如检查跳闸断路器的外观有无异常和损伤，导线有无烧损或变形，油断路器的油色、油位是否正常，有无喷油现象，断路器的操动机构是否正常等。（4）如本厂断路器跳闸或重合闸动作重合成功，但无故障波形，且对侧未跳，可能是本侧保护误动或断路器误跳，经详细检查证实是保护误动，可申请将误动的保护退出运行，根据调度命令试送电；若查明是断路器误跳，则待查明误跳原因和确认断路器可以试送后，才能向调度申请试送，但若断路器机构故障，则通知专业人员进行处理。（5）将一次设备检查结果及分析情况详细汇报调度及有关生产部门，做好断

29、路器跳闸记录，核对断路器跳闸次数，若至临检次数，应汇报上级及有关部门通知检修人员临检。若断路器遮断容量不足（例如油断路器油色严重发黑、气压低于额定值，断路器事故跳闸次数超过规定标准）时，应向调度申请退出重合闸。（二）线路永久性故障跳闸且重合闸动作未成功1现象（1）事故警报响，断路器先跳后合，最后又跳闸，对应的电流表、有功功率表和无功功率表等随之摆动，最后均指示为零，跳闸断路器指示灯短时出现红灯灭、绿灯闪光，然后恢复正常，继而又立即转为红灯灭、绿灯闪光。（2）“重合闸动作”、“故障录波器动作”、“出口跳闸”、“保护动作”或“收发讯机动作”等信号发出。（3）故障线路保护柜保护及重合闸动作信号灯亮或

30、继电器动作，指示故障性质及故障相别，并有后加速指示灯亮或掉牌，微机保护打印出详细的报告。2处理（1）复归音响，记录故障时间，查看光字信号、表计指示、断路器跳闸情况，检查保护动作情况，记录并复归动作信号，如果控制盘台上有断路器控制开关，则复归跳闸断路器开关把手。根据上述现象初步判断故障性质、范围，并将跳闸线路名称、时间、重合闸及保护动作情况、故障录波器及保护装置提供的信息等向调度汇报。（2）现场检查该断路器三相均在分闸位置。（3）对厂内与故障线路有关的回路和电气设备，如断路器、隔离开关、互感器、电缆头、耦合电容器和阻波器等进行详细的检查，检查它们有无异常及故障现象。例如对跳闸断路器检查各部分有无

31、机械损伤，油箱或储气罐是否破裂或位移、变形，套管、绝缘子是否碎裂，导线是否烧断或变形，油断路器的油色、油位是否正常，有无喷油现象，液压操动机构各部分及压力等参数是否正常或电磁操动机构的合闸动力保险是否完好等。（4）结合对保护动作情况的检查分析，确定断路器是否确实进行过一次重合闸过程，排除重合闸动作信号发出，而断路器因操动机构等原因合不上而造成断路器重合闸不成功的情况。（5）如果线路保护动作两次并且重合闸动作，一般可判晰线路上发生了永久性短路故障，重合闸不成功，原则上应排除故障后再送电。若经检查设备无问题，继电保护完好，断路器本身回路完好，操动机构工作正常，气压或液压在额定值，断路器故障跳闸次数

32、在允许范围内，应汇报调度，根据天气、保护动作情况等，严格按照调度或现场规程规定，判断是否可试送一次。（6）将检查分析情况汇报调度及有关部门，根据调度命令将故障线路停电，并在线路上挂设接地线或合上接地刀闸，做好安全措施，待故障排除后再根据调度命令送电。（三）线路跳闸重合闸未动作1现象（1）事故警报响，断路器跳闸，跳闸断路器红灯熄灭、绿灯闪光，对应的电流表、有功功率表和无功功率表均指示为零。（2）“故障录波器动作”、“出口跳闸”、“保护动作”或“收发讯机动作”等信号发出。（3）故障线路保护柜保护信号灯亮或继电器动作，微机保护打印出详细的报告。2处理（1）复归音响，记录故障时间。查看光字信号、表计指

33、示、断路器跳闸情况，检查保护动作情况，记录并复归保护信号，如果控制盘台上有断路器控制开关，则复归跳闸断路器开关把手。根据上述现象初步判断故障性质、范围，并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况、故障录波器及保护装置提供的信息等向调度汇报。（2）现场检查该断路器三相均在分闸位置。（3）对于厂内与故障线路有关的回路和电气设备，如断路器、隔离开关、互感器、电缆头、耦合电容器和阻波器等进行详细的检查，检查它们有无异常及故障现象。（4）若检查未发现明显的故障现象，继电保护完好，断路器本身回路及操动机构等未有异常，操动机构气压或液压在额定值，断路器故障跳闸次效在允许范围内，当确定重合闸正常投入而未动作时，按调度规程和现场规程规定可以强送一次的，根据具体情况，可手动强送一次。（5）若线路断路器跳闸，重合闸未投入运行，待查明非本厂设备的故障后，可向调度汇报，按照调度命令试送一次。如查明是本厂设备故障引起跳闸，应立即报请专业人员抢修。（6）若线路故障跳闸，重合闸正常投入而重合闸拒动，运行入员应汇报调度及上级有关部门，根据实际情况，结合故障录波图进行分析，查找拒动的原因。例如检查自动重合闸装置是否确已投入，连接片接触是否良好，检查重合闸方式选择与保护动作情况是否对应；