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附件1
500kV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
目录断路器............................................................1 1.1 SF6断路器...................................................1 1.1.1 ××断路器SF6气压低告警..................................1 1.1.2 ××断路器SF6气压低闭锁..................................1 1.2 液压机构....................................................2 1.2.1 ××断路器油压低分合闸总闭锁..............................2 1.2.2 ××断路器油压低合闸闭锁..................................3 1.2.3 ××断路器油压低重合闸闭锁................................4 1.2.4 ××断路器油压低告警......................................5 1.2.5 ××断路器N2泄漏告警.....................................6 1.2.6 ××断路器N2泄漏闭锁.....................................7 1.3 气动机构....................................................8 1.3.1 ××断路器气压低分合闸总闭锁..............................8 1.3.2 ××断路器气压低合闸闭锁..................................8 1.3.3 ××断路器气压低重合闸闭锁................................9 1.3.4 ××断路器气压低告警.....................................10 1.4 弹簧机构...................................................11 1.4.1 ××断路器弹簧未储能.....................................11 1.5 机构通用信号...............................................12 1.5.1 ××断路器本体三相不一致出口.............................12 1.5.2 ××断路器加热器故障.....................................13 1.5.3 ××断路器储能电机故障...................................13 1.6 控制回路...................................................14 1.6.1 ××断路器第一
（二）组控制回路断线.......................14 1.6.2 ××断路器第一
（二）组控制电源消失.......................15 2 GIS(HGIS)........................................................16 2.1 ××气室SF6气压低告警（指刀闸、母线TV、避雷器等气室）.....16 2.2 ××断路器汇控柜交流电源消失...............................17 2.3 ××断路器汇控柜直流电源消失...............................17 3 隔离开关.........................................................18 3.1 ××隔离开关电机电源消失...................................18 3.2 ××隔离开关电机故障.......................................19 3.3 ××隔离开关加热器故障.....................................19 4 电压、电流互感器.................................................20 4.1 ××电流互感器SF6压力低告警...............................20 4.2 ××TV保护二次电压空开跳开.................................21 5 主变.............................................................21 5.1 冷却器.....................................................21 5.1.1 ××主变冷却器电源消失...................................21 5.1.2 ××主变冷却器故障.......................................22 5.1.3 ××主变冷却器全停延时出口...............................23 5.1.4 ××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.................................28 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.....................................30 5.3 有载调压...................................................30 5.3.1 ××主变有载重瓦斯出口...................................30 5.3.2 ××主变有载轻瓦斯告警...................................31 5.3.3 ××主变有载压力释放告警.................................31 5.3.4 ××主变有载油位告警.....................................32 6 高抗.............................................................32 6.1 ××高抗本体重瓦斯出口.....................................32 6.2 ××高抗本体轻瓦斯告警.....................................33 6.3 ××高抗本体压力释放告警...................................34 6.4 ××高抗本体油温高告警2....................................35 6.5 ××高抗本体油温高告警1....................................35 6.6 ××高抗本体油位告警.......................................36 7 断路器保护.......................................................37 7.1 ××断路器失灵保护出口.....................................37 7.2 ××断路器重合闸出口.......................................37 7.3 ××断路器保护装置异常.....................................38 7.4 ××断路器保护装置故障.....................................39 8 主变保护.........................................................39 8.1 ××主变差动保护出口.......................................39 8.2 ××主变××侧后备保护出口.................................40 8.3 ××主变××侧过负荷出口...................................41 8.4 ××主变××侧过负荷告警...................................42 8.5 ××主变过励磁保护出口.....................................42 8.6 ××主变保护装置告警.......................................43 8.7 ××主变保护装置故障.......................................44 8.8 ××主变保护TV断线........................................44 8.9 ××主变保护TA断线........................................45 9 高抗保护.........................................................46 9.1 ××高抗主保护出口.........................................46 9.2 ××高抗保护TA异常告警....................................47 9.3 ××高抗保护TV异常告警....................................47 9.4 ××高抗保护装置故障.......................................48 9.5 ××高抗保护装置告警.......................................48 10 线路保护........................................................49 10.1 ××线路第一
（二）套保护出口..............................49 10.2 ××线路第一
（二）套保护远跳就地判别出口..................50 10.3 ××线路第一
（二）套保护通道异常..........................50 10.4 ××线路第一
（二）套保护远跳发信..........................51 10.5 ××线路第一
（二）套保护远跳收信..........................52 10.6 ××线路第一
（二）套保护保护TA断线.......................52 10.7 ××线路第一
（二）套保护保护TV断线.......................53 10.8 ××线路第一
（二）套保护装置故障..........................54 10.9 ××线路第一
（二）套保护装置告警..........................54 11 500kV母差保护..................................................55 11.1 ××母线第一
（二）套母差保护出口..........................55 11.2 ××母线第一
（二）套母差保护TA断线.......................56 11.3 ××母线第一
（二）套母差保护装置异常......................57 11.4 ××母线第一
（二）套母差保护装置故障......................57 12 220kV母差保护..................................................58 12.1 ××母线第一
（二）套母差保护出口..........................58 12.2 ××母线第一
（二）套失灵保护出口..........................59 12.3 ××母线第一
（二）套母差保护TA断线告警...................60 12.4 ××母线第一
（二）套母差保护TV断线告警...................60 12.5 ××母线第一
（二）套母差保护装置异常......................61 12.6 ××母线第一
（二）套母差保护装置故障......................62 13 电容器、电抗器..................................................62 13.1 ××电容器/电抗器保护出口.................................62 13.2 ××电容器/电抗器保护装置异常.............................63 13.3 ××电容器/电抗器保护装置故障.............................63 14 测控装置........................................................64 14.1 ××测控装置异常..........................................64 14.2 ××测控装置通信中断......................................65 15 直流系统........................................................65 15.1 直流接地..................................................65 15.2 直流系统异常..............................................66 15.3 直流系统故障..............................................67 16 交流系统........................................................67 16.1 站用电××母线失电........................................67 16.2 站用变备自投动作..........................................68 16.3 交流逆变电源异常..........................................68 16.4 交流逆变电压故障..........................................69 17 消防系统........................................................70 17.1 火灾告警装置异常..........................................70 17.2 火灾告警装置告警..........................................70500kV变电站典型监控信息处置手册
（征求意见稿）断路器 1.1 SF6断路器
1.1.1××断路器SF6气压低告警
信息释义：监视断路器本体SF6压力数值。由于SF6压力降低，压力（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）压力（密度）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：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：核对电网运行方式，做好N-1事故预想。
2、监控值班员：通知运维单位，并根据相关运行规程处理。1）了解SF6压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则；3）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处置原则。
4）如果是压力（密度）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××断路器SF6气压低闭锁信息释义：断路器本体SF6压力数值低于闭锁值，压力（密度）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（密度）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：1）如果断路器分合闸闭锁，此时与本断路器有关设备故障，断路器拒动，断路器失灵保护出口，扩大事故范围。2）造成断路器内部故障。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，加强运行监控，做好相关操作准备。主要采取的措施：1）了解SF6压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则；3）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。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力（密度）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，并及时上报调度和监控并根据调度指令将故障断路器隔离，做好相应的安全措施。
3）如果是压力（密度）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××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，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，后备保护动作，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：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。主要采取的措施：1）了解机构压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则；3）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。
现场运维一般处置原则：
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，并及时上报调度和监控并根据调度指令将故障断路器隔离，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 ××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，油压降低到合闸闭锁值；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：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：1）了解操作机构压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则。
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。
现场运维一般处置原则：
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，并立即上报调度，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 ××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，油压降低到重合闸闭锁值；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：造成故障时断路器无法重合闸。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：1）了解操作机构压力值；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。
现场运维一般处置原则：
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，应采取退出重合闸的措施，并立即上报调度，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 ××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，油压降低到告警值；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：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，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解操作机构压力值；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。
现场运维一般处置原则：
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。1.2.5 ××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压力降低到告警值；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、合闸闭锁、分闸闭锁。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，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解N2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。
现场运维一般处置原则：
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 ××断路器N2泄漏闭锁
信息释义：断路器操作机构N2压力值低于闭锁值，压力继电器动作。原因分析：1）断路器操作机构N2压力回路有泄漏点，N2压力降低到闭锁值；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：造成断路器分闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动，断路器失灵保护动作，扩大事故范围。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：1）了解N2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。
现场运维一般处置原则：
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××断路器气压低分合闸总闭锁
信息释义：断路器气动机构压力数值低于闭锁值，压力继电器动作。原因分析：1）气动回路有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：造成断路器分闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动，断路器失灵保护动作，扩大事故范围。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：1）了解气动机构压力值；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。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。
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。1.3.2××断路器气压低合闸闭锁信息释义：断路器气动机构压力数值低于闭锁值，压力继电器动作，闭锁断路器合闸回路。
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）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：造成断路器合闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，断路器只能分开，不能合闸。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：1）了解气动机构压力值；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。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。
3）如果有漏气现象，操作机构压力低闭锁，应采取退出重合闸的措施，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。
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。
1.3.3 ××断路器气压低重合闸闭锁
信息释义：断路器本体气动机构压力数值，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）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：造成断路器重合闸回路闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器动作，断路器重合闸保护拒动，断路器直接三跳，扩大事故范围。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：1）了解气动机构压力值；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。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。
3）如果有漏气现象，气动机构压力低闭锁重合闸，应采取退出重合闸的措施，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。
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。1.3.4 ××断路器气压低告警
信息释义：断路器本体气动机构数值，压力继电器动作，发告警信号。原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低至告警值值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：如果断路器气动机构压力继续降低，就有可能闭锁合闸再低就会闭锁分闸回路，如果此时线路发生问题就又可能造成断路器拒动，扩大停电范围。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，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解气动机构压力值；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。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。
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××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）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：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：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。现场运维一般处置原则：
1）检查现场断路器储能机构储能是否正常。
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××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。
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）断路器位置继电器接点不好造成。造成后果：断路器跳闸。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：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。
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。
现场运维一般处置原则：
1）现场检查确认断路器位置。
2）如断路器跳开且三相不一致保护动作，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××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：断路器加热器不热，容易形成凝露等异常，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：通知运维单位检查处理。
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。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场加热电源是否正常。
2）如果电源跳开可试送一次，试送不成功向上级汇报，并由检修班组处理。
1.5.3××断路器储能电机故障 信息释义：断路器储能电机发生故障。
原因分析：1）断路器储能电机损坏； 2）电机电源回路故障；3）电机控制回路故障。
造成后果：操动机构无法储能，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。采取相应的措施：1）了解现场处置的基本情况和处置原则；2）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调度和监控人员汇报。
现场运维一般处置原则：
1）检查现场断路器机构储能电源是否正常。
2）如果电源跳开可试送一次，试送不成功向上级汇报，并由检修班组处理。1.6 控制回路
1.6.1××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。
现场运维一般处置原则：
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 ××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）控制回路电源开关跳开；2）控制回路上级电源消失；3）信号继电器误发信号。
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。
现场运维一般处置原则：
1）现场检查断路器，是否开关位置灯熄灭，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。3）如控制回路电源消失无法立即恢复时，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：现场检查并采取措施进行处置。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。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：现场检查并采取措施进行处置。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。
3、运维单位：现场检查并采取措施进行处置。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 ××隔离开关电机电源消失 信息释义：刀闸电机电源消失。
原因分析：1）刀闸电机电源空开跳开；2）回路故障，造成热耦继电器动作。
造成后果：造成刀闸无法分合闸。处置原则：
1、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，未处理前，不得进行遥控操作。采取相应的措施：如果需要紧急操作，可由现场值班员在现场进行操作。
2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查现场刀闸电机电源是否跳开，检查信号报出是否正确。2）如果检查刀闸电机电源跳开或上级失电，在检查没有明显故障点时，进行试送一次；如果开关再次跳开，不得再行试送。
3）如果是在操作过程中发生此种情况，应检查热耦继电器是否动作，如果动作应检查刀闸是否存在机械卡涩等情况，未发现可以复归热耦或恢复电源后，再行操作一次；如果操作依旧发生此情况，未查明原因前不得进行操作。3.2 ××隔离开关电机故障
信息释义：反映刀闸电机及电机控制回路的故障。
原因分析：1）回路或电机故障，造成热耦继电器动作；2）信号继电器误发信号。
造成后果：造成刀闸无法分合闸。处置原则：
1、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，未处理前，不得进行遥控操作。采取相应的措施：如果需要紧急操作，可由现场值班员在现场进行操作。
2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）如果是在操作过程中发生此种情况，应检查热耦继电器是否动作，如果动作应检查刀闸是否存在机械卡涩等情况，未发现可以复归热耦或恢复电源后，再行操作一次；
2）如果操作依旧发生此类情况，未查明原因前不得进行操作。3.3 ××隔离开关加热器故障 信息释义：反映刀闸加热器故障。原因分析：1）刀闸加热电源跳闸；2）电源辅助接点接触不良。造成后果：刀闸加热器不热，容易形成凝露等异常。处置原则：
1、监控值班员：通知运维单位检查处理。
2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查现场加热电源是否正常。
2）如果电源跳开可试送一次，试送不成功向上级汇报，并由检修班组处理。4 电压、电流互感器
4.1 ××电流互感器SF6压力低告警
信息释义：电流互感器SF6压力值低于告警值，压力继电器动作。原因分析：1）有泄漏点，压力降低到告警值；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：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：根据现场检查情况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，做好相关操作准备。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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：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，上报调度申请停电处理。
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。4.2 ××TV保护二次电压空开跳开 信息释义：TV二次小开关跳闸。
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：保护拒动或误动。处置原则：
1、调度员：根据现场检查情况确定是否拟定调度指令。
2、监控值班员：通知运维单位，查看现场情况，采取相应的措施：1）了解空开跳闸原因。2）询问哪些保护装置需要退出或进行相应的TV失压处理。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查现场小开关是否跳闸，并测量TV电压值是否正常。2）保护失去TV二次电压时，逐级检查电压小开关，如开关跳开，可试送一次，再跳不得再送，报调度申请处理。
3）根据调度指令将可能误动的保护退出跳闸。5 主变 5.1 冷却器
5.1.1××主变冷却器电源消失信息释义：主变冷却器装置工作电源或控制电源消失。
原因分析：1）装置的电源故障；2）二次回路问题误动作；3）上级电源消失。
造成后果：主变冷却器电源消失，将造成主变油温过高，危及主变安全运行。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：1）时刻监视主变油温值；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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）首先判明是哪一级自动开关或交流接触器跳闸。若未跳闸时应检查其接点接头松动、接触器犯卡、导线断线情况等。当冷却器全停或个别风扇停转以及潜油泵停运时，首先从电源查起，判明原因迅速处理。
2）若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不运转，则可按动热继电器复归按钮试送一次。
3）若电源难以及时恢复，且主变负荷又很大时，尽快采用临时电源使冷却装置恢复运行。同时报告调度且加强监视主变温度和负荷的变化。
4）冷却器全停超过规定的温度和时间，应申请调度降低负荷或将主变停运。
5.1.2 ××主变冷却器故障 信息释义：反映主变冷却器故障。原因分析：冷却控制的各分支系统（指风扇或油泵输出控制回路）故障，由风控箱内热继电器或电机开关辅助接点启动告警信号。造成后果：造成主变油温过高，危及主变安全运行。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：1）时刻监视主变油温值；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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）首先考虑冷却器故障后能否满足主变正常运行需要，若不满足，立即汇报调度申请降负荷或停电处理。若满足运行条件，则进一步检查现场主变风冷系统情况，是风扇故障还是油泵故障，对应的热耦继电器是否动作。
2）如果热耦继电器动作，风扇或油泵外观检查未见异常，可手动复归热耦继电器恢复冷却器正常运行。若复归热耦继电器失败，则进一步检查风扇或油泵故障，应采取断开风扇或油泵控制电源措施，并立即上报调度，同时制定更换措施和方案。
3）如果是热耦继电器或电机开关辅助接点故障造成误发信号应对热耦继电器或电机开关辅助接点进行检查，及时消除故障。5.1.3 ××主变冷却器全停延时出口
信息释义：主变冷却器全停后，将延时跳闸（河北只发信号不跳闸）。原因分析：
1、装置的电源故障。
2、所有冷却装置内部同时故障造成冷却器全停。
3、主变冷却器电源切换试验造成短时间主变冷却器全停。
造成后果：造成主变油温过高，危及主变安全运行。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：1）时刻监视主变油温值；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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）立即投入备用变压器或备用电源，切换站用变，恢复站用变。2）若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不运转，则可按动热继电器复归按钮试送一次。
3）若电源一时来不及恢复，且主变负荷又很大时，尽快采用临时电源使冷却装置恢复运行。同时报告调度和公司主管领导以及运行工区且加强监视主变温度和负荷的变化。
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。
5）通知现场运维人员在主变冷却器电源切换试验后及时复归该信号。
5.1.4 ××主变冷却器全停告警
信息释义：主变冷却器全停后，发告警信号。原因分析：
1、装置的电源故障。
2、二次回路问题；
造成后果：造成主变油温过高，如果运行时间过长，将危及主变安全运行、缩短寿命、甚至损坏，造成事故。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：1）时刻监视主变油温值；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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）首先判明是那一级自动开关或交流接触器告警。应检查其接点接头松动、接触器犯卡、导线断线情况等。当冷却器全停或个别风扇停转以及潜油泵停运时，首先从电源查起，判明原因迅速处理。
2）若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不运转，则可按动热继电器复归按钮试送一次。
3）若电源一时来不及恢复，且主变负荷又很大时，尽快采用临时电源使冷却装置恢复运行。同时报告调度和公司主管领导以及运行工区且加强监视主变温度和负荷的变化。
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 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，安排电网运行方式，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，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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
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。
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：发轻瓦斯保护告警信号。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）了解主变轻瓦斯告警原因；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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
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。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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
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、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。现场运维一般处置原则：
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：根据现场检查结果确定是否下达调度指令。
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）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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
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，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：根据现场检查结果确定是否下达调度指令。
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）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，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：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。现场运维一般处置原则：
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××主变有载重瓦斯出口
信息释义：反映主变有载调压装置内部故障。
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：（参见主变本体重瓦斯）
现场运维一般处置原则：（参见主变本体重瓦斯）5.3.2××主变有载轻瓦斯告警
信息释义：反映主变有载油温、油位升高或降低，瓦斯继电器内有气体等。
原因分析：1）主变有载内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或地震引起；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：发有载轻瓦斯告警信号。处置原则：（参见主变本体轻瓦斯）
现场运维一般处置原则：（参见主变本体轻瓦斯）5.3.3××主变有载压力释放告警
信息释义：主变有载压力释放阀门启动，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）变压器有载内部故障；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：发主变有载释放告警信号，严重时可能引起压力释放阀喷油。
处置原则：（参见主变本体压力释放）
现场运维一般处置原则：（参见主变本体压力释放）5.3.4××主变有载油位告警 信息释义：主变有载调压油枕油位异常。
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：主变有载调压油枕油位偏高可能造成油压过高，有导致主变有载压力释放阀动作的危险；油位偏低可能影响主变绝缘。处置原则：（参见主变本体油位告警）
现场运维一般处置原则：（参见主变本体油位告警）6 高抗
6.1 ××高抗本体重瓦斯出口 信息释义：反映高抗本体内部故障。
原因分析：1）高抗内部发生严重故障；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）高抗附近有较强烈的震动；5）瓦斯继电器误动。造成后果：造成线路停运。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：1)了解高抗重瓦斯动作原因；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
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。
现场运维一般处置原则：
1）对高抗进行外观检查。若高抗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。
2）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。
3）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。
6.2 ××高抗本体轻瓦斯告警
信息释义：反映高抗油温、油位升高或降低，瓦斯继电器内有气体等。原因分析：1）高抗内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或地震引起；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：发轻瓦斯告警信号。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：1)了解高抗轻瓦斯告警原因；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
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。
现场运维一般处置原则：
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动作时，高抗可继续运行，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，确定高抗是否退出运行。
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 6.3 ××高抗本体压力释放告警
信息释义：高抗本体压力释放阀门启动，当高抗内部压力值超过设定值时，压力释放阀开始泄压，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）高抗内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）高抗运行温度过高，内部压力升高；4）高抗补充油时操作不当。
造成后果：发高抗本体压力释放动作信号，高抗本体压力释放动作。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。
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)了解高抗压力释放动作原因；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
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。
现场运维一般处置原则：
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，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理。6.4 ××高抗本体油温高告警2 信息释义：高抗本体油温高时发跳闸信号但不做用于跳闸。原因分析：1）高抗内部故障；2）高抗冷却器故障或异常。造成后果：高抗本体油温高发跳闸信号。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：1)了解高抗油温高原因；监视高抗油温值；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查分析比较三相高抗的运行情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示等有无异常或不一致性。
2）将温度异常和检查结果向上级部门汇报，必要时向调度申请设备停运。
6.5 ××高抗本体油温高告警1 信息释义：高抗本体油温高于告警限值。
原因分析：1）高抗内部故障；2）高抗冷却器故障或异常。造成后果：造成高抗本体温度较高，威胁高抗安全运行。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：1)了解高抗油温高原因；监视高抗油温值；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）检查分析比较三相高抗的运行情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示等有无异常或不一致性。
2）如确实存在油温高，则检查各散热器是否正常，散热器阀门是否全部打开，散热器管路之间是否脏污影响散热，造成冷却效果不能满足要求。如存在以上情况，则采取措施进行带电处理。
3）将温度异常和检查结果向上级部门汇报。6.6 ××高抗本体油位告警
信息释义：高抗油枕油位异常时告警。
原因分析：1）高抗内部故障；2）高抗冷却器故障或异常；3）高抗漏油造成的油位低；4）环境温度变化造成油位异常。造成后果：影响高抗正常运行。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：1)了解高抗油位高原因； 2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。
3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
1）现场检查是否存在渗漏油点； 2）及时进行补油；
3）如果是二次回路保护误动等引起，经确认无问题后，高抗可以继续运行。7 断路器保护
7.1 ××断路器失灵保护出口
信息释义：事故时断路器拒动，断路器失灵保护动作，跳相邻断路器、启母差失灵、远跳线路对侧。
原因分析：1）保护动作，一次断路器拒动；2）死区故障；3）失灵保护误动。
造成后果：扩大事故停电范围。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。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，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。
现场运维一般处置原则：
1）检查故障断路器是否跳开，根据调度指令隔离故障断路器。2）恢复无故障设备运行。
3）如一次设备检查无问题，则安排二次回路检查处理。7.2 ××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。
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。
现场运维一般处置原则：
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。7.3 ××断路器保护装置异常
信息释义：装置自检、巡检发生错误，不闭锁保护，但部分保护功能可能会受到影响。
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。
383、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：
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。7.4 ××断路器保护装置故障
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）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。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。现场运维一般处置原则：
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。8 主变保护
8.1 ××主变差动保护出口
信息释义：差动保护动作，跳开主变三侧开关。
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：主变三侧开关跳闸，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。
现场运维一般处置原则：
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。
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。8.2 ××主变××侧后备保护出口
信息释义：后备保护动作，跳开相应的开关。
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）如果主变三侧开关跳闸，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：
401、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。
现场运维一般处置原则：
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动作。
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动作。8.3 ××主变××侧过负荷出口
信息释义：主变××侧电流高于过负荷动作定值。原因分析：变压器过载运行或事故过负荷。造成后果：主变跳三侧开关。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。
现场运维一般处置原则：
1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。
2）检查主变保护装置内电流采样值记录，并与主变保护过负荷定值核对。
3）检查主变冷却系统情况。8.4 ××主变××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。
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。现场运维一般处置原则：
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。8.5 ××主变过励磁保护出口
信息释义：过励磁保护动作，跳开主变三侧开关。
原因分析：1）系统频率过低；2）变压器高压侧电压升高；3）保护误动。
造成后果：1）主变三侧开关跳闸，可能造成其他运行变压器过负荷；2）保护误动造成负荷损失。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：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。
现场运维一般处置原则：
1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。
2）检查保护动作时母线电压曲线是否异常升高，频率是否降低。3）检查其他保护装置内电压采样情况，判断电压升高为系统原因还是二次回路原因。8.6 ××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。
现场运维一般处置原则：
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。8.7 ××主变保护装置故障
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）主变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。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。
现场运维一般处置原则：
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。8.8 ××主变保护TV断线
信息释义：主变保护装置检测到某一侧电压消失或三相不平衡。原因分析：1）主变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）主变保护装置阻抗保护功能闭锁；2）主变保护装置方
向元件不可用。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。
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。
现场运维一般处置原则：
1）现场检查各级TV电压小开关处于合位状态。2）检查装置采样及TV二次回路。8.9 ××主变保护TA断线
信息释义：主变保护装置检测到某一侧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）主变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）主变保护装置差动保护功能闭锁；2）主变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。
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。
现场运维一般处置原则：
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）检查装置面板采样，确定TA采样异常相别。3）检查装置TA采样插件，是否有异常气味。4）检查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。9 高抗保护
9.1 ××高抗主保护出口
信息释义：高抗保护动作，跳开相应开关。
原因分析：1）高抗差动保护范围内的一次设备故障；2）高抗内部故障；3）电流互感器二次开路或短路；4）保护误动。造成后果：造成高抗退出运行，线路失去补偿功能。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。
现场运维一般处置原则：
1）详细检查高抗设备：高抗本体有无变形和异状，套管是否损坏，连接引线是否有短路烧伤痕迹，引线支持瓷瓶是否异常。
2）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，经设备主管单位总工程师同意，可以试送一次。
3）检查高抗保护装置，打印故障报告，由运维单位分析。
