运维工区新进大学生智能站培训Word文档格式.docx
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设备编号
厂家及型号
接线组别
冷却方式
电压等级
额定电压
额定电流
工作档位
#1主变
南京立业电力变压器有限公司SZ11-50000/110
YNd11
ONAN
高压侧
121
238.6
2
低压侧
105
2749.3
#2主变
变压器主要部件
a）调压装置
两台主变均采用SHM-III型电动调压装置，工作电压为380V。
b）储油柜
#1、#2变压器采用胶囊储油柜。
主要有以下几个部分组成：
胶囊、集气室、油位计组成。
1）胶囊
储油柜时油浸式变压器油源补充，储蓄的容器，储油柜中变压器油质量的好坏直接影响变压器的使用寿命，变压器油的老化程度与其接触空气的时间有关，为了使储油柜中的变压器油不与空气接触，在储油柜内部设置了一个耐变压器油的胶囊，胶囊内腔的空气经过吸湿器与外界空气相通，用胶囊的膨胀和收缩来调节储油柜油面上面的空间，从而防止了变压器油与空气的接触。
2）集气室
为了避免储油柜注油时和变压器运行中产生的气体进入储油柜内，在储油柜的下部设置了一个集气室，当变压器油经此进入储油柜时，它能使夹杂在变压器油中的气体分离出来，被分离的气体积存在集气室的上部，气体量可以从小管式油表观察出来，当小管式油表的油面下降到中下部时，应从排气管路排除气体。
3）油位计
油位计的浮子漂浮在柜体内胶囊下面的油面上，它随着油面的变化而升降并带动摆杆摆动，摆杆通过齿轮副带动油位计的油侧磁钢转动，该磁钢的磁力带动表盘侧的磁钢转动，表盘侧磁钢又带动指针转动指示储油柜的油位并在最高油位和最低油位使干弹簧接点接通，发出油位报警信号。
c）瓦斯继电器及压力释放阀
1）#1、#2变压器瓦斯继电器采用沈阳四兴继电器制造有限公司生产的QJ4-80A-TH。
冷却系统
1、2号主变冷却方式（ONAN）为油浸自冷式。
为防止变压器内部线圈的绝缘迅速老化，上层油温不得超过85℃，最高油温不得超过95℃。
绕组温度不超过105℃。
顶层油温一般不宜经常超过85℃，温升不得超过55℃。
正常运行时变压器油温、绕组温度表计指示正常，温度与负荷情况、环境温度、冷却器的投入情况相对应。
运行注意事项
a）变压器的停送电操作
1）主变压器送电操作前，运维人员必须检查设备具备送电条件，变压器本体各连接阀门检查均已开启，冷却装置启动运行正常，油流继电器无抖动，且指示正确。
2）主变压器无载调压分接开关位置在送电操作前，必须检查所有变压器的分接开关位置相一致；
并注意外部无异物，临时接地线是否已拆除，中性点接地是否完好。
b）调压装置的运行操作
1）主变有载分接开关在调压时，正常情况下能实现远方调压，按“模式选择”按钮选择“远方”，“1-N”为升档，“N-1”为降档，调压必须逐档进行，每档间隔时间不得低于1分钟，两台并列运行变压器应逐台逐档调压，注意核实档位调节前后的电压、电流、档位显示变化是否正常。
调压装置不允许调档不到位运行。
到站巡视时应注意后台监控机档位显示和档位控制器、现场调压装置档位指示必须一致
2）主变本体智能控制柜内“远方/就地”转换开关必须置于“远方”。
3）主变压器分接头位置额定电压和允许电压见下表
主变压器各分接头下额定电压表
分接头位置
1
3
4
5
6
7
8
额定电压（kV）
119
118
116
115
114
112
111
c）中性点：
#1、#2变压器均采用中性点不接地接地方式。
异常及事故处理：
1常见故障处理
a）主变温度异常升高：
应检查负荷情况、散热情况、温度计是否以实际温度相符和，如其它情况正常切温度不断上升应将变压器转停用作检查。
b）变压器内部音响很大、不规则、有爆裂声；
应将变压器转停用作检查。
c）释压阀喷油或动作应将变压器转停用作检查。
d）油色变黑，应取油样检查。
e）套管破损或放电、接头发热应将变压器转停用作处。
f）严重漏油，从油位计以看不到油位将变压器转停用作处理。
2当运行中的主变压器发生下列情况之一时，运维人员应首先拉开主变各侧开关（如着火,再进行灭火处理等），然后立即汇报当值调度，听候或进行下一步处理。
a）主变压器喷油,着火而保护未动作时：
b）主变低压母线发生短路或"
火烧连营"
等明显故障,而相应母线保护及主变低压侧开关均未动作跳闸时.
c）主变套管严重炸裂,放电时.
d）主变压器同时发生下列情况而保护未动作时:
1）主变声音很不正常,非常不均匀,有爆裂声;
2）主变高压侧电流超过过电流保护定值;
3）主变温度异常升高,并且不断上升,超过上限值85度.
3变压器发生过负荷时,运维人员应进行下列工作
a）检查负荷电流超过额定电流程度.
b）检查变压器上层油温.
c）向调度汇报,采取压负荷或转移负荷等措施.
4变压器油温的升高超过许可限度时,运维人员要判明原因,采取办法使其降低,同时进行下列工作,并汇报值班调度员和监控人员.
a）检查变压器的负荷和冷却介质的温度,并与在同一负荷和冷却条件下应有的油温核对.
b）核对温度表.
c）检查变压器机械冷却装置.
d）若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上或变压器负荷不变,油温不断上升,而检查证实冷却装置,温度计确为正常,则为变压器发生内部故障（如铁芯严重短路,绕组闸间短路等）,而变压器的保护装置未反映.在这种情况下应立即将变压器停运.
5当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时,应立即加油.加油时应遵守本规程的规定.
a）如因大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将瓦斯保护改为只动作于信号,而必须迅速采取停止漏油的措施,并立即加油.
b）变压器的油位因温度升高而迅速升高时,若在最高油温时的油位可能高出指示计,则应放油,使油位降到适当的高度,以免溢油.
6主变差动保护动作跳闸时的处理
a）运维人员立即将跳闸具体情况汇报当值调度以及工区领导.
b）对现场相关的设备详细进行外观检查:
重点检查变压器附近有无油的气味,油色,油位有无突变,油箱有无膨胀变形,套管有无破损,裂纹及放电痕迹,瓦斯继电器内有无气体;
检查差动保护范围内的电流互感器,开关,连接导线有无故障;
检查主变端子箱,保护屏等二次回路有无故障等.
c）将现场设备检查情况详细汇报当值调度及和有关部门.
d）运维人员将事故具体情况和现场发现的明显故障或可疑现象工区领导。
e）对现场设备的外观检查未发现明显故障或可疑现象,变压器需重新投入运行时,必须征得公司总工程师（或生产副总经理）的同意,根据调度命令执行.
f）经检修单位检查试验,确认变压器整体及相关一次设备和差动保护二次回路无异常后,变压器需重新投入运行时必须征得公司总工程师（或生产副总经理）同意,根据调度命令执行.
g）经检修单位检查试验,确认变压器整体及相关一次设备无异常而系差动保护及其二次回路故障,需重新投入主变时,应征得公司总工程师（或生产副总经理）同意并根据调度命令退出差动保护,此时重瓦斯保护必须投入在跳闸位置.
7主变瓦斯保护动作跳闸时的处理:
a）轻瓦斯动作发信后的处理:
1）运维人员向当值调度汇报,同时进行现场检查.
2）是否因滤油加油引起.
3）是否因温度下降或漏油使油面缓慢下降.
4）变压器的油温有无异常升高.
5）变压器所带线路有无近距离短路故障.
6）瓦斯继电器内有无气体,如有气体则应用专门工具进行收集分析.
7）如经以上检查,未发现异状,则对瓦斯继电器二次回路进行检查.
b）重瓦斯保护动作跳闸后的处理:
1）运维人员立即将跳闸情况汇报当值调度和有关部门.
2）对现场设备详细进行外观检查:
重点检查主变整体有无喷油,漏油现象,压力释放器有无动作,油枕有无破裂,油位,油色有无变化,瓦斯继电器内有无气体,主变端子箱,保护屏等二次回路有无故障等.
3）将现场设备检查情况详细汇报当值调度,听候处理.
4）将事故具体情况和现场发现的明显故障或可疑现象汇报运行主管单位,检修单位,局生产技术职能部门,安全监察部门及总工程师（或生产副总经理）.
5）重瓦斯保护动作跳闸后,在未查明原因和排除故障前不得强送电.
6）若经检修单位保护人员查明确为误动,且主变本体及相关设备检查试验正常,经总工程师同意,根据调度命令可以对主变进行试送,此时重瓦斯保护,差动保护均须可靠投入.
4高压断路器
4.1基本情况
本站断路器器基本配置
断路器型号
厂家
编号
110kV
SSCB02
上海思源高压开关有限公司
110kV所有开关编号
10kV
PGV1-12P
平高集团有限公司
10kV所有开关编号
4.2现场运行规定
a）断路器远方就地切换开关在“就地”位置时，断路器发控制回路断线，不能远方操作，保护也不能分、合断路器。
b）断路器正常运行时应密切观察其压力。
详见下表
型号
SF6气体额定压力（MPa）
SF6气体报警压力（MPa）
SF6气体闭锁压力（MPa）
合闸闭锁压力（MPa）
分闸闭锁压力（MPa）
重合闸闭锁压力（MPa）
机构额定压力（MPa）
0.58
0.53
0.50
/
110kV系统SSCB02型单断口六氟化硫断路器的运行规定
a）在正常情况下断路器不允许超过额定参数下长期运行。
b）SF6气体的正常压力值应随环境温度的变化而进行换算。
c）每次操作完断路器后，应检查弹簧操作机构储能正常，运维人员应对机构进行外观检查，如不能正常储能时应加强监视，并汇报有关部门。
d）断路器正常运行时，其操作机构控制箱中应干燥，驱潮装置应按要求加用。
4.3弹簧操作机构未储能故障
a）主要象征：
3.2.5.2后台显示：
110kV某断路器“断路器操作机构合闸弹簧未储能”或“断路器操作机构电机电源故障”信号。
b）分析处理
1）检查断路器机构箱内电机电源转换开关电压正常，则检查接触器是否卡涩，如卡涩则按接触器上的复归按钮，否则为电机回路故障，进行手动储能：
将电机电源开关由“合”切至“分”，摇把插入储能指示下方插孔，顺时针转动摇把进行手动储能，直到听见限位继电器动作响声，此时检查储能指示器已在储能位置（继续转动摇把不受力）。
2）检查断路器机构箱内电机电源转换开关电压不正常，依次检查断路器端子箱内操作电源空开电压是否正常，直流馈线屏电压空开是否正常。
3）检查后台机“弹簧未储能”信号已复归。
4.4SF6断路器气体压力异常
后台机发“断路器操作机构SF6压力降低报警”、如果SF6气压降至闭锁值发“断路器操作机构SF6压力降低闭锁”信号且断路器红、绿灯不亮。
1）现场检查断路器SF6压力表，排除误发告警信号，判断是哪一相发生了SF6泄露（检查人员应做好防护措施，从上风向接近设备，防止SF6气体中毒），压力值为多少（SF6断路器的SF6压力降至0.53MPa以下，发“SF6压力低”信号），如确认已降低，应监视SF6压力泄漏的发展情况。
2）汇报调控中心、上级领导和检修人员，立即进行检漏，视情况补气处理。
3）如果SF6断路器压力继续降低至0.53Mpa以下时，断路器压力还无法恢复，则应汇报调度及调控中心拉开断路器，联系检修人员处理。
4）如泄漏较大需停电处理，按调令改变运行方式，将断路器隔离。
4.5分合闸指示灯同时亮
测控装置断路器位置指示分合闸灯同时亮，无其它异常现象。
检查操作电源是否正常，操作箱电源OP指示灯、跳合位灯是否亮，未发控制回路断线时，则不影响运行，需联系检修人员及时处理。
5高压隔离开关
5.1基本情况
本站隔离开关型号配置表
刀闸型号
SSFES02
西安高压开关厂
1526、1516、1026、1016、128、118
SSDES02
1522、1511
GN24-12D-4P
仪征市电瓷电器有限责任公司
91C6、92C6、93C6、94C6
JN15-12
各开关柜柜内接地刀闸
5.2运行注意事项
110kVGIS隔离开关手动操作过程
a）电动操作前，确定挡板置于到对应的解锁槽中，（图中：
1、手动操作方向铭牌，2、挡板，3、塞子，4、接地侧指示牌，5、隔离侧指示牌，6、固定螺栓）
b）闭锁状态时挡板在闭锁槽中，（图中：
c）手动操作隔离开关步骤
1）断开刀闸操作电源
2）接地开关必须处于分闸位置。
否则，先执行接地开关的分闸操作；
3）取下固定螺栓
4）旋转隔离侧的挡板，取出塞子
5）插入操作手柄，确认其开口槽对接上内部弹出销
6）按手动操作方向铭牌指示方向，旋转操作手柄
7）当听到机构内有“咔咔”响声，停止转动，并反向旋转1圈
8）停止操作，检查刀闸分合指示是否正确
9）取出操作手柄
10）塞上塞子，还原挡板，安装固定螺栓，操作完毕
d）手动操作接地刀闸步骤
2）隔离开关必须处于分闸位置。
否则，先执行隔离开关的分闸操作；
5.3汇控柜面板操作说明
a）主接线图用于表示该间隔的主接线形式，显示相关附属设备的配置位置，如带电显示装置位置，避雷器位置信息
b）位置指示器：
用于表示开关，隔离开关，接地刀闸的分合位置指示，操作时检查其位置是否正确无误。
c）分合闸操作开关：
可就地电动控制设备进行分合闸，在就地进行开关、刀闸及地刀分合。
d）联锁解锁转换开关：
可解除联锁限制进行操作。
智能终端联锁解锁为智能终端内的五防逻辑联锁解锁，联锁位置时，智能终端的防误闭锁启用；
解锁位置时，智能终端防误闭锁停用。
汇控柜内联锁解锁转换开关是对汇控柜上面面板对设备进行就地操作时联锁解锁切换开关，当在联锁位置时，汇控柜内的五防闭锁启用，解锁位置时，汇控柜内防误闭锁停用。
e）远方/就地转换开关：
可选择进行远控操作、检修操作和就地操作
f）复位开关：
可对设备故障信息进行复位操作
5.4电动操作机构隔离开关操作拒动故障的处理：
就地电动操作时拒绝分合闸
b）原因
1）电气回路故障。
2）机械回路故障。
3）测控回路故障。
c）处理
1）当隔离开关拒绝分合闸时，应首先核对是否走错位置，检查所操作隔离开关是否符合操作条件；
检查操作电源是否正常；
隔离开关与接地刀闸之间的机械闭锁及电气闭锁是否未解除。
2）观察接触器动作与否，区分故障范围。
3）若接触器不动作，应查明回路中的不通点，处理正常后，继续操作；
若接触器已动作，问题可能是接触器卡涩或接触不良，也可能是电动机问题；
如果测量电动机接线端子上电压不正常，则证明接触器有问题；
反之，属于电动机问题。
4）若检查电动机转动，机构因机械卡涩合不上，应暂停操作，待处理后再继续操作。
5）检查机构箱门是否关好，隔离开关机构箱内手动操作的闭锁开关未打开，造成防误闭锁；
箱内“隔离开关远方/就地”切换开关操作把手应在相应运行位置，隔离开关电机电源开关与隔离开关控制电源开关是否确已合好。
6）如检查隔离开关机械无故障，可先行拉开电机电源、控制电源快分开关，手动操作隔离开关分合。
7）查明原因后，若不能自行消除缺陷，应立即汇报调度通知检修人员处理。
5．5合闸不到位或三相不同期处理
当隔离开关合闸不到位，应拉开后再次合上（宜采用远方操作方式），如确实合闸不到位或三相不同期时，应立即汇报调度退出运行，并通知检修人员进行处理。
1）电动分、合闸时中途自动停止处理
隔离开关在电动分、合闸过程中，发生故障自动停止时，运维人员应根据隔离开关的起弧情况将隔离开关尽可能恢复到操作前运行状态，并通知维修单位及时进行处理。
2）误拉、合隔离开关处理
a）误合隔离开关
误合隔离开关，在合闸时产生电弧也不准将隔离开关再拉开。
b）误拉隔离开关
误拉隔离开关在闸口刚脱开时，应立即合上隔离开关，避免事故扩大。
如果隔离开关已全部拉开，则不允许将误拉的隔离开关再合上。
3）瓷瓶断裂处理
a）当隔离开关瓷瓶损伤或放电现象严重，须立即汇报调度，申请停电处理。
b）瓷瓶炸裂或断裂后立即汇报调度停电处理，并告检修单位。
其损坏程度不严重时，可以继续运行，但是隔离开关瓷瓶有放电现象或者其损坏程度严重时，须将其停电。
注意：
该隔离开关在操作时，不要带电拉开，防止操作时瓷瓶断裂造成母线或线路事故。
例如，其回路的母线侧隔离开关瓷瓶严重损坏，应将其所在母线停电，断开该回路断路器和线路侧隔离开关，最后拉开该隔离开关。
6电压互感器
6.1基本情况
本站电压互感器配置情况如下表：
电压互感器型号
JSQXFH-110
江苏思源赫兹互感器有限公司
110kVI、II母PT，151、152线路PT
JDZX9-10G
大连华亿电力电器有限公司
10kVI、II母PT
6.2电压互感器二次电压异常
a）主要象征
监控后台：
发出“110kVⅠ母计量电压低”或“110kVⅡ母计量电压低”、“110kVⅠ母保护电压低”或“110kVⅡ母保护电压低”、“110kV故障录波器装置异常”信号；
保护装置“装置告警”灯亮、保护装置“PT断线”告警灯亮。
1）如系统电压波动引起TV二次电压异常，检查无异常后复归。
2）检查电压互感器二次快分开关是否跳闸，如检查无明显故障可试合一次，试合不成功时，通知检修人员处理。
3）10kV高压熔断器一相熔断时，对地电压一相降低，另两相不会升高，线电压指示则会降低,同时有“母线接地”信号，汇报调度将TV转检修或将外接线路转检修更换高压熔断器，如再次熔断，应分析原因停电处理。
4）如TV失压不能及时恢复，汇报调度将失压可能误动的保护及自动装置停用，如主变各侧TV失压，应退出相应侧电压投入压板，如：
高压侧电压投入压板、低压侧电压投入压板。
6.5PT二次侧并列、解列操作：
a）110kVPT并列操作时，应先在后台监控机处检查110kVⅠ母、Ⅱ母电压正常，然后将110kV并列装置并列切换开关由“0”位置切换至“Ⅰ-Ⅱ”或“Ⅱ-Ⅰ”位置，分别表示并列于Ⅰ母或并列于Ⅱ，同时检查110kV母线电压并列“I母电压已并列”指示灯亮或“Ⅱ母电压已并列”指示灯亮，后台监控机显示110kVⅠ母、Ⅱ母电压正常，同时发出“110kVPT并列”信号，然后拉开停用PT的端子箱内的二次侧空气开关，再拉开要停用的PT一次侧刀闸。
b）110kVPT解列操作时，应先合上停用PT一次侧刀闸，在PT端子箱测量PT二次侧空气开关上端的PT二次相、线电压正常后，才能合上停用PT的二次侧快速小开关，然后将并列切换开关由“Ⅰ-Ⅱ”或“Ⅱ-Ⅰ”位置切换至“0”位置，最后检查母线电压并列“I母电压已并列”指示灯熄或“Ⅱ母电压已并列”指示灯熄，后台监控机显示Ⅰ母、Ⅱ母电压正常，同时“110kVPT并列”信号消除。
110kV母线电压切换开关（并列解列转换开关）
c）10kVPT并列操作时，应先在后台监控机处检查10kVⅠ母、Ⅱ母电压正常，检查10kVⅡ母PT柜上柜门电压切换装置上Ⅰ母电压灯亮、Ⅱ母电压灯亮，再将10kVⅡ母PT柜上柜门上的PT并列解列转换开关从“解列”位置切制“并列”位置，同时检查电压切换装置上Ⅰ母电压灯亮、Ⅱ母电压灯亮、电压并列灯亮，然后拉开停用PT的端子箱内的二次侧空气开关，再将要停用的PT小车开关由工作位置拉至试验位置或检修位置。
d）10kVPT解列操作时，应先将停用的PT小车开关由试验位置或检修位置推至工作位置，然后合上停用PT的端子箱内的二次侧空气开关，再将10kVⅡ母PT柜上柜门上的PT并列解列转换开关从“并列”位置切制“解列”位置，同时检查电压切换装置上电压并列灯灭，Ⅰ母电压灯亮、Ⅱ母电压灯亮。
10kVPT并列解列转换开关
7电流互感器
7.1基本情况
本站电流互感器配置情况如下表：
电流互感器型号
SSTA02
110kV所有间隔CT设备
LZZBJ9-10
10kV所有间隔CT设备
7.2电流互感器二次回路开路
后台显示“XX装置异常”，三相电流显示不一致；
母线保护装置“CT断线”灯亮；
变压器保护装置“CT断线”灯亮，线路保护装置“装置告警”灯亮、线路保护装置“CT断线”告警灯亮；
现场
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