变电运行仿真实训报告Word格式.docx
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同时在性能上有了很大的提高，它可以实现以往仿真软件所不具备的两个重要功能，即：
1、主站对分站的监视；
2、主站对分站的遥控；
在主站环境下可查看子站的操作人员对设备的操作情况以及引起的相关变化，也可在主站操作以遥控子站相应的设备，主站可同时监控十多个分站；
分站也可以独立地进行仿真培训。
使用本软件可进行单机操作，也可进行多机操作。
在单机操作条件下，可同时进入主站和子站环境（两种环境之间可进行切换）进行操作。
若有多机通过网络互连，可进行多机操作。
多机操作的设置包括“集控站”和“变电站”两个选项。
若选择“集控站”则进入主站环境，若选择“变电站”则进入子站环境。
主站和子站配以适当的设置，即可在相互连机的不同微机之间实现上述的两个主要功能。
总之，集控式变电所多媒体仿真培训软件有较强的综合性，通用性，完备性，针对性和较高的灵活性。
它采用多媒体和网络技术集声音、动画、图片、和文字于一体，能够让使用者在趣味盎然中得到系统的培训，从而达到提高变电运行人员操作技能和处理故障能力的目的。
2.变电站的巡视
1．主变日常巡视检查项目
（1）检查油色应淡黄透明。
（2）检查油位计在规定温度范围，无突变。
（3）检查油温变化应正常，油温应在（#1主变为75℃、#2主变为85℃）以下。
（4）检查有载调压装置正常，位置、动作情况均正常。
（5）检查各部应无渗漏油。
（6）检查声音应正常，无杂音，本体无渗漏油，吸潮器硅胶颜色正常，无受潮变色。
（7）检查引线接点应无发红、发热、氧化变色，无断股、松股。
（8）检查大小瓦斯继电器无气体，无渗漏油及瓦斯电缆引线无腐蚀现象。
（9）检查冷却器完好，满足散热要求，无漏油渗油现象。
（10）检查冷却器主分控制箱门关闭紧密，低压母线接触器、热继电器、保险接点无过热发红，冷却器控制开关与运行冷却器相对应。
（11）检查风扇潜油泵声音正常，无反转、过热漏油和擦壳现象，流速继电器运行正常，无漏油，连接电缆无腐蚀现象。
（12）检查外壳接地良好。
（13）检查套管油位、油色正常，无严重污染、无渗漏油、破损裂纹和放电痕迹。
（14）检查瓦斯继电器、冷却器上下阀门应开启
（15）检查主变滤油或加油前，应先将重瓦斯压板退出；
待主变运行24小时将油中空气排出后，再投入跳闸位置；
2、电流互感器的日常巡视检查项目
（1）电流互感器的接头应连接良好，无过热松动现象。
二次侧无开路。
（2）电流互感器在运行中，应无声音。
注意其内部有无异常放电声音，如果听到电流互感器发生铁芯振动的声音，或者听到类似小容量变压器充电后发出的声音时，应考虑电流互感器是否发生了二次开路、绝缘损坏放电、铁芯夹紧螺丝松动等。
（3）检查电流互感器的油位、油色应正常。
注意油质试验情况、有无渗漏油现象。
若油位看不清楚，或油位过低,应查明原因或及时加油。
电流互感器的吸湿器应正常。
硅胶若已变色应及时更换。
（4）检查电流互感器瓷质部分，应清洁完整，无破损及放电现象。
（5）检查电流互感器的电容末屏及二次侧接地线应良好、可靠、无松动断裂。
（6）注意三相电流表的平衡情况，有无过负荷。
3、电压互感器的日常巡视检查项目
连接在母线上的电压互感器，如发生故障，相当于母线故障，必须注意巡视。
（1）电压互感器绝缘子应清洁、完整、无损坏及裂纹，无放电现象。
（2）电压互感器外壳是否无漏油，油位指示是否正常，若油位看不清楚，应查明原因。
（3）电压互感器内部声音应正常。
膨胀器有无拉长。
（4）高压侧引线的接头连接应良好，不应过热，二次回路的电缆导线不应损伤，高低压熔断器（或低压侧空气开关）及其并联电容器应完好。
（5）电压互感器的二次侧和外壳接地良好。
二次出线的端子箱的门应关好。
4、油断路器日常巡视检查项目
（1）瓷套表面清洁无裂纹，无放电痕迹，内部无异常声音。
（2）SW6－220（110）型少油开关三角箱无渗油。
（3）油色透明无碳黑悬浮物，本体套管的油位在指示器下限以上。
（4）本体无渗漏油痕迹，放油阀门关闭无渗油。
（5）防雨帽无鸟窝。
（6）各连接点无松动、过热现象。
（7）开关分、合闸指示器应正确，与实际运行相符。
（8）排气装置应完好。
（9）接地引线应完好无锈蚀。
（10）设备附近无呆草或呆物。
5、隔离开关的日常巡视检查项目
（1）隔离开关的瓷绝缘应完整无裂纹和无放电现象，引线无断股，松股现象。
（2）隔离开关的操作机构，包括操作连杆及部件，应无开焊、变形、锈蚀和脱落形象，连接轴销子紧固螺母等应完好。
（3）闭锁装置应完好，销子应锁牢，辅助触头位置应正确且接触良好，机构外壳等接地应良好。
（4）接地刀闸三相接地刀口是否紧固，接地是否良好，接地体可见部分是否良好，有无断裂现象。
（5）隔离开关辅助接头动作良好，位置是否与实际相符，接触是否良好。
（6）三相是否在同一水平上，拉开角度或距离足够，并且三相操作同阴性良好。
（7）隔离开关合闸后触头应接触良好，在额定电流下，温度不应超过70℃。
6、避雷器（避雷针）的日常巡视检查项目
（1）瓷套表面是否清洁、完整，有无放电痕迹和裂纹。
（2）接地是否完整，有无放电痕迹和裂纹。
（3）均压环有无松动、锈蚀。
（4）放电记录器的指示数字有无变化，若发现缺陷作好记录。
（5）泄漏电流表指示正常。
（6）避雷针支架应无断裂、锈蚀、倾斜，基础牢固。
（7）避雷针接地引下线应连接牢固、无锈蚀。
2.2变电站的定期巡视
1、电流互感器的定期巡视
（1）电流互感器端子箱内有无异常端子，有无松脱异常。
（2）检查电流互感器的接头接点温度。
2、电压互感器的定期巡视
（1）电压互感器端子箱内有无异常，PT二次小开关有无跳闸。
（2）电压互感器端子箱内加热器是否按要求投入和整定。
（3）检查电压互感器接头的接点温度。
3、隔离开关的定期巡视
（1）检查操作机构箱内有无异常，热偶继电器有无动作，二次接线、端子接线是否完好，加热器是否完好。
（2）隔离开关和接地刀闸的操作传动连杆连接是否正常，齿轮，涡轮，蜗杆，限位杆，挡钉等零部件是否完好。
（3）检查控制回路导线，辅助开关，接触器，热继电器，按钮，行程开关等电器元件是否完好。
4、避雷器的定期巡视
定期巡视除完成日常巡视工作的内容外，还应记录避雷器的动作次数以及氧化锌避雷器运行中的泄露全电流值。
5、断路器的定期巡视
（1）LW6A\LW\10B型断路器液压机构箱内所有液压连接管道，阀体，连接头，液泵等处有无漏油象，LW15型断路器有无漏气现象。
（2）记录液压机构箱内断路器操作计数器和液泵启动次数计数器的数据。
（3）检查断路器接点的街头温度。
2.3变电站的特殊巡视
1、主变的特殊巡视检查项目
（1）过负荷：
监视负荷、油温和油位的变化，接头接触应良好，试温蜡片（贴有试温蜡片时）无熔化现象。
冷却系统应运行正常。
（2）大风天气：
引线摆动情况及有无搭杂物。
（3）雷雨天气：
瓷套管有无放电闪络现象，避雷器放电记录器有无动作情况。
（4）大雾天气：
瓷套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分。
（5）下雪天气：
根据积雪溶化情况检查接头发热部位及时处理冰棒。
（6）大短路故障后：
检查有关设备、接头有无异状。
2、断路器的特殊巡视检查项目：
（1）新投运断路器的巡视检查周期应相对缩短，投运72小时以后转入正常巡视。
（2）夜间闭灯巡视，每日一次。
（3）气候突变，增加巡视。
（4）雷雨季节，雷击后应进行巡视检查。
（5）高温季节，高峰负荷期间应加强巡视。
（6）遇有重要保电任务时，应增加巡视次数。
（7）存在异常或障碍时，应增加巡视次数。
（8）断路器故障跳闸后，应着重检查灭弧介质有无异常，分、合闸位置指示是否正确，支持绝缘子有无损坏，各部件有无松脱现象。
3、隔离开关的特殊巡视检查项目
（1）隔离开关通过短路电流后，应检查隔离开关的绝缘子有无破损和放电痕迹，以及动静触头及接头有无熔化现象。
（2）下雪或冰冻天气，隔离开关接触处是否积雪立即熔化，瓷瓶是否有冻裂现象。
（3）大雾、阴雨天气的夜间，隔离开关上的瓷瓶是否有放电及电晕声音。
（4）大风时,注意引线有无摆动,有无落物,能否保持相间或对地距离.
（5）高峰负荷时，隔离开关接头及接触处是否有发热烧红现象。
4、电流互感器的特殊巡视检查项目
电流互感器在过负荷运行或故障电流通过之后，应检查其瓷质绝缘有无破损、裂纹、放电痕迹和接头熔化现象，油色，油位是否正常，是否喷过油，油色是否透明有无碳黑悬浮物。
5、电压互感器的特殊巡视检查项目
（1）发生事故时应检查电压互感器有无异味，引线接头是否有发热烧伤痕迹，瓷瓶是否有损伤或裂纹现象。
（2）雷雨天气，瓷瓶是否有放电闪络现象
（3）下雪或冰冻天气，户外电压互感器接头是否积雪熔化，瓷瓶是否有冻裂现象。
（4）大雾或阴雨天气，瓷瓶是否有放电打火及电晕声音。
（5）大风天气，互感器是否有杂物。
（6）高峰负荷时，引线接头是否有烧红，发热现象。
6、避雷器雷雨天气后的特殊巡视检查项目
引线是否松动、本体是否有摆动，均压环是否歪斜，瓷套管有无闪络、损伤、放电记数器的动作情况。
避雷针有无倾斜、摆动、接地线损伤等。
3.变电站电气设备的倒闸操作
3.1变电站电气设备倒闸操作要求
3.1.1必须有管辖该设备的当值调度员发布的命令；
3.1.2填写了倒闸操作票，并明确操作目的；
3.1.3正、副班对操作票进行核对，证明操作步骤正确；
3.1.4在五防机上进行模拟预演，证明无误。
3.2变电站电气设备倒闸操作流程
3.2.1接令。
倒闸操作必须根据当值调度员的命令进行，操作完毕后应立即向调度员汇报。
只有在危及人身安全和严重威胁设备安全紧急情况下，才可自行断开电源，但事后必须立即向有关调度和站领导汇报。
接受调度预发令应由当值正班接令。
接令时要记录清楚调度员所预发的任务，弄清操作目的、意图，将命令内容记入调度命令记录薄，然后接令人根据记录内容逐项向调度复诵核对无误。
接受调度命令时，应做好录音。
如果认为该命令不正确时，应向调度员报告，由调度员决定原调度命令是否执行。
但当执行该项命令将威胁人身、设备安全或直接造成停电事故，则必须拒绝执行，并将拒绝执行命令的理由，报告调度员和本单位领导。
3.2.2填写操作票。
当值正班接令后应向监护人和操作人布置操作任务。
操作人要核对模拟图、有关图纸资料和典型操作票等进行写票。
写票在五防机上进行。
3.2.3审票。
操作人写好操作票，先自己审核，正确无误后将其打印，并在操作人栏签名，记录填写操作票的时间，并在倒闸操作票最后一项下面左边平行盖“以下空白”章交监护人（正班）和值班负责人逐级审核签名。
对上一班预开的操作票在本班操作，各类人员必须重新审核签名。
3.2.4调度员正式发布操作命令。
调度员正式向当值正班发布操作命令。
当值正班按照接令规定，接受调度命令。
布置开票审票或者使用已经填写好的操作票转入操作程序。
3.2.5核对性模拟预演。
操作前操作人和监护人应在主接线图前按照操作票所列顺序唱票预演，再次对操作票的正确性进行核对，无误后将信号传入电脑钥匙。
按照“三查”记录的规定逐项检查操作涉及的“安全措施、安全思想、安全工器具”是否合格。
核对完毕后打勾并签名。
3.2.6监护人填写倒闸操作开始时间后，操作人配带好安全工具，监护人携带操作票及电脑钥匙与操作人同到操作地点。
3.2.7现场实物核对：
操作人和监护人一起至被操作设备前进行三项核对，即核对设备名称、编号及位置。
3.2.8实际操作。
以上步骤完成后，记录操作开始时间，然后在操作设备前由监护人按操作票上顺序高声唱票，每次只准唱一步，操作人听到操作命令同时手指被操作设备，逐字高声复诵。
监护人看到并听到操作人复诵正确后，发出“对，执行”的命令，操作人方可进行操作。
设备上有五防装置者，应由监护人在发布“对，执行”命令后再开锁进行操作。
3.2.9逐项唱票。
每一步操作执行完毕后，监护人应在现场检查操作的正确性，然后由监护人用钢笔在操作票上已操作步骤的“检查栏”处打上“√”。
3.2.10查清疑问。
操作中发生疑问时，应立即停止操作，并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作。
不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。
由于设备原因不能操作时，应停止操作，检查原因，不能处理时应报告调度和生产管理部门。
禁止使用非正常方法强行操作设备。
在倒闸操作过程中防误闭锁装置出现异常时，必须停止操作，应重新核对操作步骤及设备编号的正确性，查明原因，确系装置故障且无法处理时，履行审批手续后方可解锁操作。
3.2.11所有操作项目执行完后，监护人记录操作完成时间。
3.2.12汇报。
操作告一段落，检查所有操作过的设备，确认符合操作要求，监护人在应立即在操作票最后一项下面右边平行盖“已执行”章（若出现操作因故中断的情况，“已执行”章仍然盖在整个操作票的最后一项下面右边位置处）。
若恰好填写完整页操作票，则“以下空白”章和“已执行”章应平行盖在“备注栏”的左边和右边位置处。
盖好章后监护人方能向变电站值班负责人汇报操作任务完成情况和操作结束时间，然后变电站值班负责人向调度值班员汇报操作任务完成情况和操作结束时间，并在值班记录上作记录。
3.2.13操作完毕，由当值人员填写相关记录。
3.3变电站电气设备倒闸操作
1、调度预发指令，应有副职及以上人员受令，发令人先互通单位姓名。
发、受操作指令应正确、清晰，并一律使用录音电话、普通话和正规的调度术语。
受令人应将调度指令内容用钢笔或圆珠笔写在运行记事薄内，在调度预发结束后，受令人必须复诵一遍，双方认为无误后，预发令即告结束。
通过传真和计算机网络远传的调度操作任务票也应进行复诵、核对，且受令人须在操作任务票上亲笔签名保存。
2、倒闸操作票任务及顺序栏均应填写双重名称，及设备名称和编号。
旁路、母联、分段开关应标注电压等级。
3、发令人对其发布的操作任务的安全性、正确性负责，受令人队操作任务的正确性富有审核把关责任，发现疑问应及时向发令人提出。
对直接威胁设备或人身安全的调度指令吗，值班员有权利拒绝执行，并应把拒绝执行指令的理由向发令人指出，油气决定调度指令的执行或撤销。
必要时可向发令人上一级领导报告。
4、填写操作票。
5、受令后，当值正、副值班员一起核对实际运行方式、一次系统模拟接线图，明确操作任务和操作目的，核对操作任务的安全性、必要性、可行性、及正确性，确认无误后，即可开始填写操作票。
6、填票人应根据操作任务对照一次系统模拟图及二次保护及设备等方面的资料，认真细心，全面周到，逐项填写操作步骤，填写完毕应自行对照审核，在填票人栏内亲笔签名后校正值审核。
7、倒闸操作票票面字迹应清洁、整洁。
签名栏必须由值班员本人亲自签名，不得代签或漏签。
4.变电站电气设备的异常运行及事故处理
4.1变电站电气设备的异常运行分类
1事故及异常情况处理
4.1.1变压器有下列情况之一者应立即停运。
（若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行。
）
4.1.1变压器声响明显增大，很不正常，内部有暴裂声。
4.1.2严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。
4.1.3套管有严重的破损和放电现象。
4.1.4变压器冒烟着火。
4.1.5当发生危急变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。
4.1.6变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。
2瓦斯保护装置动作的检查处理
瓦斯保护动作时，会发出主变各侧跳闸信号，及“瓦斯保护动作”告警信息，主变各侧表计为零的现象。
此时值班人员首先解除开关的变位信号，并报告调度，同时应立即对变压器进行外部检查，注意有无喷油、冒烟、漏油、并观察主变的油位、油色及油温的变化情况；
并将主变改检修，做好安全措施，以便检修人员进行检查。
3差动保护动作的检查处理
差动保护动作时，会发出主变各侧跳闸信号，及“差动保护动作”告警信息，主变各侧表计为零的现象。
此时值班人员首先解除开关的变位信号和复归保护信号，并报告调度；
同时应立即对主变差动保护区的套管、导线、流变、开关、闸刀、接头等有无放电和烧伤痕迹，主变、流变、开关的油位、油色、油温有无异常情况等；
找到并隔离故障点，做好安全措施，以便检修人员进行检查。
4瓦斯、差动保护同时动作的检查处理
瓦斯、差动保护同时动作时，一般主变一定有故障，应对主变压器进行全面检查，检查方法按主变瓦斯和主变差动保护动作时的方法。
5压力释放动作处理；
主变压力释放动作重点检查无喷油、油色、油温有无异常情况等。
6主变本体着火的处理
4.6.1将主变改为冷备用；
4.6.2停用冷却器；
4.6.3手动开启主变消防报警系统。
手动/自动按钮严禁操作，正常应在手动位置（手动指示灯亮），可实现对1号主变本体（1号地址、2号地址）和2号主变本体（4号地址、5号地址）的温度进行检测，只要温度达到105℃时，即发出报警。
其中3号地址为1号主变手动报警按钮、6号地址为2号主变手动报警按钮、7号地址为SP室手动报警按钮。
接到火警后，应先根据报警地址号确认几号主变有火警,然后按1号、2号主变动力阀启动按钮,再按1号主变启动阀启动按钮（启动1号主变泡沫释放阀）或者2号主变启动阀启动按钮（启动2号主变泡沫释放阀），即可实现对1号主变本体或者2号主变本体的喷淋；
如果装置打在自动位置，自动选择打开加压阀和泡沫释放阀，完成对1号主变本体或者2号主变本体的喷淋。
操作箱内有一个交流电源开关、备用电源（直流电源）开关，正常时都送上，面板上“交流指示”“直流指示”灯亮，任何一路电源消失，面板上“交流故障”或“直流故障”灯亮。
6.4消防报警系统的操作注意事项：
1本变电所火灾报警控制系统具有自动和手动功能，但鉴于消防误喷对带电运行的变压器伤害较大，甚至会引起主变故障，所以运行时均采用火灾自动报警，人工确认后手动打开相应的控制阀进行泡沫喷淋灭火。
2在一般情况下，联动主机应处在手动状况下，防止误报警产生误动作。
3所有报警、联动设备平时应处于正常工作状态，不得随意关闭。
4火警报警后，经检查无火警时，应确认喷淋系统在手动位置才能按复位键。
5在交流电源失去、直流电源供电情况下，喷淋装置运行最多不能超过2小时。
6.5消防设备的正常检查项目：
1储液罐液位正常
2动力源、启动源正常。
3电磁阀门正常。
4.2变电站电气设备的异常运行处理
1、变压器声音异常
变压器发出异常响声。
若变压器的声音连续均匀，但比平时增大，而且变压器上层油温也有所上升，应查看变压器控制屏电流表、功率表（一般是过负荷）。
电网发生单相接地或产生谐振过电压时，变压器声音也会增大。
如声响中夹有杂音，而电流表无明显异常，则可能是内部夹件或压紧铁芯螺丝松动，使硅钢片震动增大。
若变压器连续的声响中夹有“劈啪”放电声，这可能是因变压器内部或外部发生局部放电所致。
当运行中的变压器发出很大切不均匀的响声，夹有爆裂声和“咕噜”声，这是由于变压器内部如局部（层间、匝间）绝缘击穿，引线对外壳，引线对铁芯，引线之间局部放电造成的。
由于分接开关接触不良引起打火，也会发出类似声音。
2、变压器温度异常
运行中的变压器内部的铁损和铜损转化为热量，铁损是基本不变的，铜损随负荷变化而变化。
运行中变压器最高温升不的超过55℃，加环境温度不的超过95℃，绕组极限温度为105℃，运行中的绕组温度比油面温度一般约高10~15℃，如油面温度为85℃，则绕组温度将达到95~100℃。
油（变压器顶部）的最高温升为55℃（95℃），绕组的最高温升为65℃（105℃），铁芯的最高温升为70℃（110℃）
3、变压器油位异常
运行中的变压器如发生防爆管通气管堵塞、油标管堵塞、油枕呼吸器堵塞等故障，则在负荷温度变化正常时油标管内的油位就会变化不正常或不变，这些现象称假油位。
油面过低一般是由变压器严重渗漏或大量跑油等，如严重缺油时，内部的铁芯、线圈就可能暴露在空气中使绝缘受潮，同时露在空气中的部分线圈因无油循环散热导致散热不良而引起损坏事故。
处理：
无论因渗漏油、放油未补充、气温急剧下降等诸因素造成油位指示器看不到油位，都应退出变压器。
4、变压器外表异常
1、防爆玻璃破碎向外喷油：
应立即停运变压器，（原因主要是内部有急剧发出大量热量的部位，如绕组短路击穿，分接开关严重接触不良，起弧发热，使变压器油受热急剧分解出大量气体一起的。
2、套管严重破裂、放电：
套管发生严重破损并引起放电，则认为它已丧失正常运行的功能，应停运运。
5、变压器自动跳闸
（1）瓦斯保护动作后的处理
1、轻瓦斯动作后的处理：
轻瓦斯动作于信号，首先应停止音响信号，并检查瓦斯继电器里气体的性质，从颜色、气味、可燃性判断是否发生故障。
非故障原因：
因进行滤油、加油而进入空气；
因温度下降或漏油使油面缓慢低落，因外部穿越性短路电流的影响，因直流回路绝缘破坏或触点劣化等引起的误动作。
复归信号后，可继续运行。
轻微故障而产生少量气体：
复归信号后立即汇报上级。
确认为内部故障时，应将其停运，并进行必要的检查。
2、重瓦斯保护动作后的处理：
原因可能是油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，也可能是检修后充油速度快、静止时间短，油中空气分离后，使其跳闸。
发生瓦斯信号后，首先应停止音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因。
如果不是上诉原因造成，则应收集瓦斯继电器内的气体，并根
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