变电站做为电力系统中变换电压、接受和分配电能的重要电力设施，一旦设备发生事故,将直接威胁人身、电网和设备的安全性和系统运行的稳定性,将会造成大面积停电和严重的经济损失。
一 事故处理总体要求
1 事故处理的原则
1.1 尽快限制事故发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备安全的威胁；
1.2 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电；
1.3 尽快对已停电的用户恢复供电，对所用变及重要用户应优先恢复供电；
1.4 调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。
2 出现下列情况之一者，值班员可一面进行处理，一面作简要汇报，事后详细汇报调度及有关领导：
2.1 将直接对人员生命有危险的设备停电；
2.2 确知无来电的可能性，将已损坏的设备隔离；
2.3 线路开关由于误碰跳闸，立即恢复供电或合上开关合环；
2.4 设备严重缺陷需紧急停电者。
3 发生事故时，当值调度员是事故处理的指挥者，当值值班员是事故处理的执行者；值班员应做到汇报简明扼要，考虑全面周到，操作正确迅速。
4 当值调度员发布的调度操作指令，集控站或变电站值班人员必须立即执行；如值班员认为所接受的调度指令不正确时，应立即向发布该调度指令的调度员报告并说明理由，由调度决定调度指令的执行或撤消；如调度重复该调度指令时，值班员必须执行；若执行该调度指令将危及人身设备或电网安全时，值班员应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正调度指令内容的建议，报告发令的调度员及有关领导。
5 发生事故后，必须由当值值班员处理，除有关领导和技术人员外，其它人员必须迅速离开现场，当发现值班人员不能胜任时，有关领导有权指定其他人员进行处理。
6 事故处理时，向调度汇报要互报单位、姓名，严格执行发令、复诵、汇报、录音和记录制度，必须使用统一的调度术语和操作术语，调度指令必须由当值正值接受。汇报内容一般包括：
6.1 异常及事故发生的时间；
6.2 开关动作情况；
6.3 发生异常及事故时的继电保护及自动装置动作情况；
6.4 紧急异常事故自行处理情况。
7 对于事故发生后的各装置的动作信号，值班员应认真核对无误后做好记录方可复归。有些重大的事故信号应保留。
8 事故发生后，如通信失灵，值班员可按规定先自行进行处理，然后设法汇报调度及有关领导。
9 事故处理中，不得进行交接班；接班人员可在当值正值的要求下协助处理，待事故处理告一段落，征得调度的同意后方可接班。
二 主变压器异常及事故处理
1 变压器故障类别
1.1 铁芯故障。
1.2 相间接地故障。
1.3 匝间故障。
1.4 套管故障。
1.5 分接开关故障。
1.6 外部故障（指变压器外部的单相接地、两相短路接地、两相短路、三相短路等故障）。
2 立即停运主变压器
值班人员在主变有下列情况之一者时，应立即将主变停运。若有运用中的备用主变,应尽可能先将其投入运行。
2.1 主变声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；
2.2 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；
2.3 套管有严重的破损和放电现象；
2.4 主变冒烟着火；
2.5 当发生危及主变安全的故障，而主变的有关保护装置拒动时；
2.6 当主变附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对主变构成严重威胁时；
2.7 在正常负载和冷却条件下，主变温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为主变已发生内部故障；
2.8 油色变化过甚，油内出现碳质。
2.9 主变高压熔丝发生两相同时熔断；
3 值班人员发现主变运行中有下列情况之一者应立即汇报调度及有关领导，加强巡视和检查，判断原因，设法尽快消除缺陷。
3.1 主变内部有异常响声；
3.2 主变大量漏油，使油位迅速下降；
3.3 主变油枕油位过高或过低，发“油位异常”信号；
3.4 套管破损，有闪络放电痕迹；
3.5 顶层油温与历史相同条件相比过高，温升不正常；
3.6 主变轻瓦斯动作；
3.7 接头连接处严重发热；
3.8 引线断股严重。
4 主变保护动作处理
4.1 主变保护动作开关跳闸时，应首先根据继电保护动作和事故跳闸时的外部现象判断故障原因，并进行处理
1）若主保护动作，未查明原因消除故障前不得送电；
2）如果只是过流保护动作，检查主变无问题即可送电；
3）主变主保护动作开关跳闸时应先起用备用主变压器，然后再检查开关跳闸的主变。
4.2 主变事故过负荷时，应立即汇报调度设法使主变在规定时间内降低负荷
1）投入备用变压器；
2）联系奈调当值调度员将负荷转移到系统中别处去；
3）按规定的顺序限制负荷；
4）主变事故过负荷的允许值应遵守制造厂的规定，无厂家规定应参照变压器运行规程执行。
4.3 主变瓦斯保护动作处理
4.3.1 瓦斯保护信号（轻瓦斯保护）动作时应立即对主变进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是主变内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。
若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则主变可继续运行，并及时消除进气缺陷。
若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定主变是否停运。
4.3.2 轻瓦斯保护动作发出信号时，禁止将重瓦斯改接信号，汇报调度及有关领导，如瓦斯继电器内有气体则应取气进行色谱分析。
气体鉴别对照表
| 气体性质 | 可燃性试验 | 故障性质 | 处理 |
| 无色无味 | 不可燃 | 空气 | 可以运行 |
| 黄色 | 不易燃 | 木质故障 | 汇报调度及领导 |
| 淡灰色强臭 | 可燃 | 纸或纸板故障 | 汇报调度及领导 |
| 灰色或黑色 | 易燃 | 油或铁芯故障 | 汇报调度及领导 |
4.3.3 瓦斯继电器内有气体使轻瓦斯动作发信号或重瓦斯动作跳闸，均应迅速取气分析，判别故障性质，鉴别要迅速，否则气体颜色会消失。
4.3.4 瓦斯保护动作跳闸（重瓦斯保护动作）时瓦斯保护动作跳闸后，立即投入备用主变并对跳闸主变进行如下检查：
1）油位表指示的油位；
2）变压器的油温及外温；
3）压力释放阀、呼吸器、套管有无破裂及喷油现象；
4）检查二次回路是否有异常；
5）收集瓦斯继电器内部气体进行鉴别。
4.3.5 瓦斯保护动作跳闸后，在查明原因消除故障前不得将主变投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：
1）是否呼吸不畅或排气未尽；
2）保护及直流等二次回路是否正常；
3）主变外观有无明显反映故障性质的异常现象；
4）气体继电器中积聚气体量，是否可燃；
5）气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；
6）必要的电气试验结果；
7）主变其它继电保护装置动作情况。
4.3.6 瓦斯保护动作后，立即检查瓦斯继电器集气情况，记录瓦斯继电器内气体量（瓦斯继电器玻璃窗口上有刻度）、气体颜色，进行气体可燃性鉴别，并保存100毫升气体用作色谱分析，汇报通调当值值班调度员。
4.4 主变重瓦斯动作后，值班员应先解除音响及位置灯光信号，然后记录各种保护动作信号，并等有关领导到场后方可复归。
4.5 主变重瓦斯保护动作跳闸，不论变压器有无故障，经外部检查未发现明显故障，不准投入运行。应查明动作原因，确证故障并非主变本体部分所引起，应汇报调度及有关领导，并尽快切除故障点，经局主管生产领导批准，调度发令后允许试送。
5 主变过流保护动作处理(主变二次复合电压闭锁过流保护动作)
5.1 检查10kV母线有无故障，若发现故障，应立即排除故障点，尽快恢复送电；
5.2 若发现10kV某台开关拒动造成越级，立即退出故障开关，恢复其它线路送电；
5.3 检查未发现问题，将10kV线路开关全部拉开恢复10kV母线送电，良好后逐条送出线路。
6 主变着火时，应立即自行拉开主变各侧开关及刀闸，使用灭火器材按“电气设备火灾事故处理”规定进行灭火。灭火应站在上风向，若主变油溢在顶盖上着火，则应打开主变下部放油阀门放油，使油面低于着火处；若是主变内部故障而引起着火，则不能放油以防变压器发生爆炸。
三 变电站开关异常及事故处理
1 变电站线路开关跳闸、开关异常及事故处理
1.1 10kV线路事故跳闸时的处理原则：
1.1.1 投重合闸的线路开关，跳闸后重合成功，现场值班人员应立即将动作情况汇报值班调度员。
1.1.2 远控操作装置失灵，允许开关就地操作，但应同时满足下列条件：
1）开关及操作机构应在良好状态；
2）允许对设备（线路、变压器、母线等）在空载状态下进行操作；
3）确认即将带电的设备（线路，变压器，母线等）应属于无故障状态。
1.1.3 若开关远控和就地方法均拉不开时，应由调度发令切断该线路的上侧开关，使线路或主变处于停电状态（负荷转移后停电），使该开关在无电情况下拉开其两侧刀闸；
1.3.2 单电源单回线的10kV线路故障跳闸重合不良（包括重合闸未投），可不待奈调当值调度员指令，三分钟强送一次，强送成功与否汇报奈调当值调度员。所内发现明显故障不得强送电，按奈调当值调度员命令处理。
1.3.3 有下列情况之一者，开关禁止强送电，必须联系奈调当值调度员，并通知有关专业负责人：
1）充电线路跳闸；
2）带电作业线路开关跳闸（无论是否要求停用重合闸）；
3）线路作业或限电结束恢复送电开关跳闸；
4）线路开关跳闸，保护无信号；
5）有特殊要求不允许强送的线路开关跳闸；
6）开关达到规定的跳闸次数或开断电流累计达到规定值。
1.3.4 线路故障开关跳闸，不论重合闸成功与否，均应查明保护及自动装置动作情况，做好记录，汇报调度。
1.3.5 运行中发现SF6气体压力低至不能分闸等严重缺陷，应将开关改为非自动并汇报调度，汇报有关领导等待处理。没有旁路开关的，按调度使线路无负荷或停电后拉开故障开关两侧刀闸。
1.3.6 发生误拉、合开关按下列原则处理：
1.3.6.1 误拉开关，应立即自行合上后再汇报。
1.3.6.2 误合备用中的设备开关，汇报调度按调度指令处理。
1.3.6.3 若造成主变开关跳闸停电，应立即拉开误拉、合的开关，合上跳闸主变开关，恢复负荷供电后汇报调度。
1.3.6.4 若造成变电所66kV母线失电，立即汇报调度按调度指令执行。通讯失灵时，拉开误合的开关，恢复该所主变供电，其他线路开关须在与调度取得联系后按调度指令拉、合。
1.3.6.5 误操作或误碰保护接线引起有关开关误动作按上述要要求处理。
1.3.7 开关拒合的处理：
1.3.7.1 开关合闸不成，若无保护动作，且合闸时表计无指示，可以重合一次，若有继电保护动作，应查明原因，汇报调度，在调度未许可前不得再次合闸。
1.3.7.2 当开关送电操作或重合闸动作发生拒动，应立即汇报调度，开关改为冷备用后进行检查，若一时无法查明原因，而又急需送电时，如跳闸回路正常，压力正常，则可远方或手动合闸一次。
1.3.8 开关拒分的处理：
1.3.8.1 当操作控制开关至分闸位置而未分闸，应立即汇报调度，并对开关及机构进行检查，若正常可再进行一次分闸操作，仍分不开立即断开该开关操作电源，如压力正常可就地分闸。如压力不允许分闸，应汇报调度，将上一级电源停电后在退出开关检修。
1.3.8.2 保护动作而开关拒动，使上一级保护动作引起越级跳闸，应立即汇报调度，查明原因，并按越级跳闸的有关规定处理；拒跳开关必须转检修后才能查明原因，故障未消除，禁止投入运行。
1.3.9 联系调度处理的线路开关跳闸：
1.3.9.1 记录跳闸时间、检查继电保护及自动装置动作情况后汇报调度，并作好记录。
1.3.9.2 检查跳闸开关有无异常现象。
1.3.9.3 机构指示是否与实际对应，机构弹簧是否储能，气压回路是否正常。
1.3.9.4 各部分瓷件是否良好，其他设备有无异常情况。
1.3.10 SF6开关的异常运行和事故：
当运行中的开关发出"SF6低压力报警"信号时，值班人员应到现场检查有无明显异况并同时汇报调度及生产部，派人员处理。
1.3.11 开关有下列情形之一者，立即汇报调度及生产领导，监视其发展情况并随时汇报或按有关规定处理。
1.3.11.1 瓷套有严重破损和放电现象；
1.3.11.2 气压机构严重泄漏发出压力异常信号；
1.3.11.3 接线端子过热熔化，形成两相运行时；
1.3.11.4 开关内部有爆裂声；
1.3.11.5 开关内部有异常声响；
1.3.11.6 真空开关出现真空损坏的丝丝声；
1.3.13.7 气压机构突然失压到零。
1.3.12 开关事故处理
1.3.12.1 开关动作分闸后，值班员应立即记录故障发生时间、恢复音响警报信号，并立即进行“事故特巡”检查，判断所内设备及开关本身有无故障；
1.3.12.2 开关对故障分闸线路实施强送后，无论成功与否，均应对开关外观进行仔细检查；
1.3.12.3 开关故障分闸时发生拒动，造成越级跳闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的开关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；
1.3.13 运行中的不正常现象
1.3.13.1 值班人员在开关运行中发现任何不正常现象，应及时予以消除，不能及时消除的报告上级领导，并记入运行和设备缺陷记录簿内.
四 变电站母线异常及事故处理
1 母线故障及失电处理
1.1 66kV母线故障的现象：66kV母线电压消失，全所停电；主变二次过流保护动作，10kV母线电压消失，以及故障引起的声、光、信号等；
1.2 母线故障后，值班员应对故障母线进行外部检查，把检查的结果迅速汇报调度。其处理原则：
1.2.1 不允许对故障母线未经检查即强行送电，以防事故扩大；
1.2.2 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后应迅速报告调度，并根据调度指令对停电母线恢复送电，有条件时应考虑用外来电源对停电母线送电，双电源线路要按调度指令执行；
1.2.3 经检查找不到故障点的，应用外来电源对故障母线进行试送电，如用本所的66kV电源开关对母线充电，用主变二次开关对母线试充电，以上操作，应经调度同意。
1.3 母线失电是指母线本身无故障而失去电源，判断母线失电依据是同时出现下列现象：
1.3.1 该母线电压表指示消失；
1.3.2 该母线所有出线开关仍在运行状态；
1.3.3 主变及该母线的各出线负荷消失（电流、功率指示为零）；
1.4 对于各所66kV母线失电的处理原则：
应根据调度的要求，保留来电开关，并迅速将事故现象及处理情况汇报调度，等候处理。
1.5 10kV母线失电时的处理原则：
1.5.1 检查所变及直流系统在运行状态；
1.5.2 联系调度同意拉开10kV所有出线开关；
1.5.3 若失电使开关拒动，如分不开，应拉开其两侧刀闸隔离故障点；
1.5.4 汇报调度，将事故现象及自行处理情况作简要说明，等候处理。
1.6 母线电压消失事故处理：
1.6.1 变电所全停，一般是因母线故障或线路开关、保护拒动造成的，亦可能因外部电源全停造成的。要根据仪表指示，保护和自动装置动作情况，开关信号及事故现象（如火光、爆炸声等），判断事故情况，立即报告调度并迅速采取措施，切不可只凭所用变电源全停或照明全停而误认为是变电所全停。
1.6.2 当母线电压消失，并伴随由于故障引起的爆炸、火光等异常声响时，现场值班人员应立即汇报调度，并自行拉开故障段母线上的所有开关。找到故障点并迅速隔离后联系调度同意方可对停电母线送电。
五 变电站10kV系统接地故障处理
1 10kV系统单相接地事故处理
1.1 10kV系统发生单相接地时的现象：
10kV母线电压表一相降低，另外两相升高或升高为线电压，“10kV 母线接地”信号告警。
1.2 10kV系统发生单相接地后值班员应做好记录，先对所内10kV系统进行一次外观检查，将检查情况及时汇报调度。
1.3 不得将下列情况误判断为接地故障：
1.3.1 电压互感器一、二次熔丝熔断或电压互感器二次回路断线引起的三相电压指示不平衡；（一相电压降低，另两相电压不变，并有接地信号发出为熔丝熔断引起）。
1.3.2 空载母线充电时造成的电压不平衡并发出接地信号。
1.3.3 10kV发生单相接地时，可继续运行，但运行时间10kV系统不得超过2小时。
1.4 10kV系统发生单相接地时的处理原则：
1.4.1 先对本所内系统进行检查，看有无明显接地点。
1.4.2 接地选择（包括用按钮进行）时注意事项：
1）必须两人进行，一人操作，另一人监视信号变化。
2）操作前应得到调度同意，并检查重合闸是否启用。
3）开关跳开后，如重合闸未动作，应迅速将其合上。
1.5 10kV系统接地
1.5.1 10kV系统发生接地时，值班员要记录时间、信号及表计指示。值班长应将接地情况报告调度，同时派人检查所内设备，检查人员应遵守“安规”的规定；
1.5.2 按接地选择顺位表进行接地选择时,所选线路无论接地与否均应将接地线路合上，并检查零相及三相电压表指示并记录数值；
1.5.3 接地点不在所内时由调度指挥按规定的选择顺位进行选择；
11.5.5.4 接地点在所内时请示调度利用和解环方法解除接地点并报告生产及工区处理，发生10kV母线及以上接地应按调度指令处理；
1.5.5 选出接地线路线路不停电，线路带接地点继续运行。
六 变电站其他配电装置异常及事故处理
1 刀闸异常运行
1.1 操作刀闸失灵时，不应强行拉合，注意检查瓷柱及机构的动作情况，防止瓷柱断裂，如因刀闸本身传动机械故障而不能操作时，汇报调度及生产领导，通知检修人员。
1.2 瓷柱有严重的放电痕迹，表面龟裂掉釉等，将情况汇报调度及相关领导。
1.3 刀闸过热超过允许温度75℃时，应加强监视，汇报相关领导。
2 互感器异常及事故处理
2.1 电流互感器、电压互感器立即停用：
1）电压互感器高压熔断器连续熔断2—3次。
2）电流互感器、电压互感器高压套管严重裂纹、破损，有严重放电，已威胁安全运行时。
3）电流互感器、电压互感器内部有严重异音、异味。
4）电流互感器、电压互感器本体或引线端子有严重过热时。
5）膨胀器永久性变形。
6）电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、二次短路，不能消除时。
7）树脂浇注电流互感器、电压互感器出现表面严重裂纹、放电。
2.2 电压互感器异常判断
1）三相电压指示不平衡：一相降低，另两相正常，线电压不正常，或伴有声、光信号，可能是互感器高压或低压熔断器熔断。
2）三相电压指示不平衡：一相降低，另两相升高（可达线电压），或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振；如三相电压同时升高，并超过线电压（指针可摆到头），则可能是分频或高频谐振。
3）高压熔断器多次熔断，可能是内部绝缘损坏，如绕组层间或匝间短路故障。
2.3 电压互感器回路断线处理
1）根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作。
2）检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔断，应查明原因立即更换，当再次熔断时则应慎重处理。
3）检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。
2.4 电流互感器异常判断
1）电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷或二次开路。
2）电流互感器产生异音，可能是铁芯或零件松动，电场屏蔽不当，二次开路或电位悬浮，末屏开路及绝缘损坏放电。
3）绝缘油溶解气体色谱分析异常，应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》进行故障判断并追踪分析。若仅氢气含量超标，且无明显增加趋势，其他成份正常，可判断为正常。
2.5 电流互感器二次回路开路处理
1）立即报告调度,按继电保护和自动装置有关规定退出有关保护；
2）查明故障点，在保证安全前提下，设法在开路处附近端子上将其短路，短路时不得使用熔丝。如不能消除开路，应考虑停电处理。
2.6 电压互感器失压的判断及处理
1）判断
A:在出现同一电压等级各分路光字牌均亮，相应的电压表无指示或三相不一致，有功、无功表指示不正常。应检查相应母线电压互感器熔丝是否熔断或空气开关是否跳开。
B:如仅某一分路"交流电压回路断线"光字牌亮，则可能是该分路交流电压回路发生故障。
2）处理
A:立即汇报调度及有关领导。
B:如此时已确知由检修人员或运行人员过失引起故障，可立即恢复。
C:如检查有明显异常可退出有关保护，汇报调度及有关领导。
D:未发现有明显异常，可按原规格熔丝放上，或合上已跳开的空气开关。若试送不成，先退有关保护，再汇报调度及有关领导，等候处理。
E:涉及计量回路要记录时间、电能表底数以便计算电量。
3 避雷器异常处理
3.1 避雷器故障现象
1）外部瓷套有裂纹。
2）引线接地线接触不良或有异声。
3）发生异常放电现象。
3.2 处理
立即汇报调度及有关领导，根据调度指令退出故障避雷器，如暂无办法消除故障，应加强检查监视。
3.3 避雷器的异常及事故处理
1）运行中如发现避雷器瓷套有裂纹时，应及时汇报通调当值调度员和生产领导。
2）避雷器爆炸时，立即按调度指令将故障避雷器脱离电源。汇报生产领导，通知检修。
4 所用变故障处理
所用变有下列情况时应立即停用，并汇报调度及有关领导等候处理。
4.1 所变内部有爆裂声。
4.2 所变着火。
5 电容器故障处理
5.1 电容器开关跳闸后，应根据保护动作情况对电容器及有关回路进行外观检查，在未找出跳闸原因之前不得重新投入该电容器。
5.2 电容器开关拉开后，应经三分钟后才能再合闸.(因而在操作时若发生开关合不上或越级等现象，不可连续进行合闸)
七 变电站设备火灾事故处理
1 电气设备着火，值班人员应立即断开电源，并对受威胁的设备进行隔离，应立即汇报调度。
2 在断开电源后，方可对着火设备进行灭火，严禁在带电情况下对设备进行灭火。
3 变压器、电容器、互感器等注油设备应用1211灭火器灭火，溢在地面上的油层可用砂子灭火。
4 灭火时应注意与带电设备保持足够的安全距离。
5 扑救电缆火灾时，扑救人员应戴正压式呼吸器并穿绝缘靴，戴绝缘手套，禁止用手直接接触电缆，也可用黄砂覆盖等窒息方法。
6 火灾发生后，应迅速打电话119，向消防部门求援，并配合做好安全措施，严密监视外来人员，及时提醒或阻止不安全行为。
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