第一篇：變電站主變、斷路器巡視和異常處理

（一）1#主變巡視標準： 一）巡視標準 正常巡視檢查內(nèi)容： a.本體：

a.1 檢查運行中的油溫和環(huán)境溫度、負荷（電流、有功、無功）、電壓，檢查最高油溫指示，監(jiān)視運行溫度是否超過極限； a.2 監(jiān)視油枕的油位是否正常，根據(jù)主變本體上的主體儲油柜油位曲線（油溫與油位對應(yīng)關(guān)系），看本體油位是否正常；

a.3 變壓器運行的聲響與以往比較有無異常，例如聲響增大或有其他新的響聲等；

a.4 檢查有無漏油、滲油現(xiàn)象，箱殼上的各種閥門狀態(tài)是否符合運行要求，特別注意每個閥門、表計、法蘭連接處以及焊縫等；

a.5 硅膠呼吸器的硅膠的顏色變紅程度（2/3以上則需要更換），油封杯的油位、油色是否正常。b.套管：

b.1 檢查高、低以及中性點套管的油位并注意油位有無變化； b.2 檢查有無漏油和滲油現(xiàn)象； b.3 檢查瓷套有無破損、放電聲音； b.4 觀察套管上灰塵的污染及變化情況；

b.5 檢查接點有無異常和明顯發(fā)熱跡象，特別是雪天和雨天，接頭上有無熔化蒸汽的現(xiàn)象，金具有無變形，螺絲無松脫和連接線無斷股損傷。c.冷卻裝置：

c.1 冷卻器閥門、散熱器等處有無漏油和滲油；

c.2 變壓器冷卻箱信號指示燈、控制開關(guān)位置是否運行正常、電源是否正常； c.3 檢查變壓器冷卻器風(fēng)扇運行是否正常；

c.4 檢查釋壓（防爆）裝置有無漏油、漏氣和損壞等現(xiàn)象，信號指示器是否動作，注意有無噴油的痕跡。

c.5 檢查瓦斯繼電器有無漏油等異?，F(xiàn)象，內(nèi)部有無氣體。c.6 有載分接開關(guān)的分接位置指示應(yīng)正常。

c.7 冷控箱和機構(gòu)箱本體、轉(zhuǎn)接箱內(nèi)各種電器裝置是否完好，位置和狀態(tài)是否正確，箱殼密封是否完好。特殊巡視檢查項目及要求；

a.過負荷：監(jiān)視負荷、油溫和油位變化，接頭接觸良好，冷卻裝置運行正常。b.雷雨天氣，瓷套管有無放電閃絡(luò)現(xiàn)象，避雷器放電記錄器動作情況 c.大霧天氣，瓷套管有無放電現(xiàn)象，重點監(jiān)視污穢瓷質(zhì)部分。d.短路故障后：檢查有關(guān)設(shè)備及接頭有無異狀。e.大風(fēng)天氣，引線擺線情況及有無搭掛雜物。二)異常處理 聲音異常處理：

a.如發(fā)現(xiàn)內(nèi)部有較沉重的“嗡嗡”聲，短時的“哇哇”聲，內(nèi)部尖細的“哼哼”聲等異常情況，應(yīng)加強監(jiān)視，并根據(jù)負荷情況，表計指示，有無接地信號，或系統(tǒng)內(nèi)有無短路情況，判斷是否外部因素引起。

b.如發(fā)現(xiàn)內(nèi)部有“吱吱”或“劈啪”、“叮鐺”、“營營”等聲響，或不均勻噪聲時，應(yīng)根據(jù)表計變化，保護、信號是否同時動作，及對變壓器不同位置響聲，或不同天氣、時間和運行狀態(tài)進行比較，判斷是否變壓器內(nèi)部因素引起，并分別情況予以處理。2 油溫異常升高處理：

a.檢查變壓器負荷、環(huán)境溫度，并與同一負荷、同一環(huán)境下的油溫比較。b.核對現(xiàn)場與主變控制屏上的溫度計。

c.檢查變壓器冷卻裝置是否正常和投入組數(shù)是否足夠，否則，應(yīng)將備用冷卻器投入運行，若溫度上升的原因是由于冷卻系統(tǒng)故障，必須設(shè)法排除，恢復(fù)運行，若需要停運檢修，則立即匯報101、本局、所領(lǐng)導(dǎo)及檢修單位。

d.若發(fā)現(xiàn)變壓器油溫較平時同一負荷和冷卻溫度下高出10℃以上，或變壓器負荷不變，油溫不斷上升，而檢查冷卻裝置運行正常，溫度計正常，則可認為變壓器巳發(fā)生內(nèi)部故障如鐵芯嚴重短路，繞組匝間短路等，而保護裝置因故不起作用，則應(yīng)將變壓器停電修理。3 油位異常處理

a.運行中的主變壓器的油枕油位變化應(yīng)與油溫的變化相一致。

b.當油枕油位過高或過低時，均發(fā)預(yù)告信號，運行人員應(yīng)到現(xiàn)場檢查設(shè)備有無異常情況。同時向調(diào)度和有關(guān)領(lǐng)導(dǎo)匯報，并監(jiān)視油位變化情況，通知維修人員進行必要的檢查和分析。過負荷處理：加強監(jiān)視，將負荷情況作好詳細記錄，并立即匯報值班調(diào)度員，對影響變壓器安全的，應(yīng)申請轉(zhuǎn)移負荷。5 壓力釋放閥冒油處理：

a.若壓力釋放閥冒油（或漏油）而無壓力釋放裝置動作信號時，運行人員除檢查負荷、溫度、聲響其它保護動作情況外，還必須請維修人員來檢查有關(guān)的信號回路是否正常。

b.當壓力釋放閥冒油時，運行人員應(yīng)立即向調(diào)度和有關(guān)領(lǐng)導(dǎo)匯報，并到現(xiàn)場檢查情況（包括負荷、溫度、聲響、其它保護動作情況和其它異常情況等），同時，對變壓器進行嚴密的監(jiān)視并做好記錄，待有關(guān)維修人員來進行進一步檢查和處理。輕瓦斯動作的處理：當主變壓器輕瓦斯動作告警后，運行人員應(yīng)檢查油枕油位是否正常，瓦斯繼電器油位窗是否有氣體存在。若有氣體，立即向調(diào)度匯報，并通知維修人員進行取樣分析并處理，運行人員不得將氣體放出，同時，加強對主變壓器運行監(jiān)視。7 冷卻裝置故障或冷卻器全?；芈樊惓Ｌ幚恚?/p>

a.檢查故障變壓器的負荷情況，密切注意變壓器繞組溫度、上層油溫情況。

b.立即檢查工作電源是否缺相，若冷卻裝置仍運行在缺相的電源中，則應(yīng)斷開連接。

c.立即檢查冷卻控制箱各負荷開關(guān)、接觸器、熔斷器、熱繼電器等工作狀態(tài)是否正常，若有問題，立即處理。

d.立即檢查冷卻控制箱內(nèi)另一工作電源電壓是否正常，若正常則迅速切換至該工作電源。e.若冷卻控制箱電源部分已不正常，則應(yīng)檢查所用電屏負荷開關(guān)、接觸器、熔斷器，檢查所用變高壓熔斷器等情況，對發(fā)現(xiàn)的問題作相應(yīng)處理。f.檢查變壓器油位情況。

g.變電運行值班人員應(yīng)及時將情況向調(diào)度及有關(guān)部門匯報。h.變電運行值班人員應(yīng)根據(jù)調(diào)度指令進行有關(guān)操作。

i.發(fā)生冷卻器全停時，調(diào)度應(yīng)及時了解故障變壓器的運行情況及缺陷消除情況，合理安排運行方式，必要時轉(zhuǎn)移或切除部分負荷，以降低故障變壓器的溫升，同時，做好退出該變壓器運行的準備。

j.若變電運行值班人員不能消除缺陷，則應(yīng)及時通知檢修人員安排處理。8 調(diào)壓裝置異常處理：

當發(fā)生電氣回路故障（電源跳閘或缺相）或機械回路故障（連桿斷落，機械卡滯）時，立即匯報調(diào)度和修試部門。

（二）斷路器巡視

a.1.正常巡視檢查項目及要求

a.套管引線接頭有無發(fā)熱變色現(xiàn)象，引線有無斷股、散股、扭傷痕跡。

b.瓷套、支柱瓷瓶是否清潔，有無裂紋、破損、電暈和不正常的放電現(xiàn)象。c.斷路器內(nèi)有無放電及不正常聲音。d.斷路器的實際位置與機械及電氣指示位置是否符合。

e.液壓機構(gòu)的工作壓力是否在規(guī)定范圍內(nèi)，箱內(nèi)無滲、漏油。f.機械閉鎖是否與斷路器實際位置相符。

g.SF6斷路器壓力正常，各部分及管道無異常(漏氣聲、振動聲)和管道夾頭正常。h.SF6斷路器巡視檢查時，記錄SF6氣體壓力。i.斷路器及操作機構(gòu)接地是否牢固可靠。

j.防雨罩、機構(gòu)箱內(nèi)無小動物及雜物威脅安全。2.特殊巡視項目：

a.套管及引線接頭有無過熱、發(fā)紅，有無不正常放電的聲音及電暈。b.大風(fēng)時引線有無劇烈擺動，上部有無掛落物，周圍有無可能被卷到設(shè)備上的雜物。c.雷雨后套管有無閃絡(luò)，放電痕跡，有無破損。d.雨、霧天有無不正常放電、冒氣現(xiàn)象。

e.下雪天，套管接頭處的積雪有無明顯減少或冒熱氣，以判斷是否有放電、發(fā)熱現(xiàn)象。

f.大電流短路故障后檢查設(shè)備、接頭有無異狀，引下線有無斷股、散股、噴油、冒煙等現(xiàn)象。

3.斷路器合閘、分閘后應(yīng)檢查項目： a.斷路器合閘后應(yīng)檢查：

a.1 電流、無功功率、有功功率的指示是否正常。

a.2 機械指示及信號指示與實際相符，無非全相供電的現(xiàn)象。a.3 無內(nèi)外部異響放電現(xiàn)象。

a.4 瓷套管支柱和操作連桿、拐臂無損壞情況。a.5 液壓機構(gòu)打壓、儲能正常。

a.6 送電后，如發(fā)現(xiàn)相應(yīng)系統(tǒng)三相電壓不平衡，接地或出現(xiàn)間接接地現(xiàn)象時，應(yīng)立即檢查斷路器的三相合閘狀態(tài)。

b.斷路器分閘后的檢查：紅燈滅，綠燈亮，機械指示在分閘位置，表計指示為零。

b.異常處理

1.斷路器合閘失靈的分析與處理：

a 在操作中斷路器拒絕合閘，應(yīng)立即匯報調(diào)度，并按以下原則處理：

b 斷開斷路器兩側(cè)隔離刀閘，試合斷路器，根據(jù)合閘接觸器和合閘鐵芯的動作情況判別是電氣回路故障還是機械部分故障。

c 如果是電氣回路故障，應(yīng)檢查控制或合閘保險是否熔斷，合閘回路應(yīng)閉合的繼電器，接觸器的接點是否接觸良好，壓力閉鎖接點是否接通，查明故障原因，予以排除。

d 如果是機械部分故障，檢查傳動連桿、拐臂及軸銷有無卡滯、分閘搭扣是否牢固、機構(gòu)是否過死點等，找出故障，進行處理。

e 檢查操作機構(gòu)電源電壓，彈簧儲能是否正常。

f 經(jīng)以上查找的斷路器故障和缺陷，現(xiàn)場無法處理時，則應(yīng)立即匯報調(diào)度和有關(guān)領(lǐng)導(dǎo)，并倒換運行方式恢復(fù)供電，退出故障斷路器，進行檢修。2.斷路器分閘失靈的分析與處理

a 試拉斷路器，監(jiān)視后臺機儀表變化，位置指示燈（紅燈），根據(jù)跳閘鐵芯動作與否判明是電氣回路還是機械部分故障；

b 機械部分故障，檢查跳閘鐵芯是否卡死，傳動軸銷是否脫落或過死點過低動作不到位及機構(gòu)是否瓦解等；

c 電氣回路故障，檢查控制電源，跳閘回路的元件（KK接點、輔助接點等）是否接觸良好，跳閘線圈是否燒壞、斷線或接觸不良；

d 檢查分閘彈簧是否儲能，有無松動及斷裂現(xiàn)象。

e 運行中斷路器位置指示燈（紅燈）熄滅或直流電源消失，應(yīng)立即檢查燈泡是否燒壞，控制電源是否接觸不良，若查不出原因，應(yīng)立即匯報調(diào)度和修試單位，設(shè)法將該斷路器退出，待進一步處理。

f 發(fā)生事故時斷路器分閘失靈應(yīng)根據(jù)有無保護動作信號掉牌，位置指示燈指示及出現(xiàn)的現(xiàn)象判斷故障的范圍和原因。

g 無保護動作信號掉牌，檢查該斷路器紅燈亮，并能用KK把手（就地控制方式）分閘，可檢查保護壓板是否投入正確，如投入正確，可向調(diào)度申請斷開兩側(cè)隔離開關(guān)，作保護傳動試驗，查明是否二次回路問題。

h 無保護動作信號掉牌，檢查該斷路器紅燈不亮，不能用KK把手（就地控制方式）分閘，應(yīng)檢查控制電源是否接觸不良，控制回路是否斷線。

i 有保護動作信號掉牌，斷路器紅燈亮，用KK把手（就地控制方式）能分閘，應(yīng)檢查保護出口回路有無故障。

j 有保護動作及掉牌，用KK把手（就地控制方式）分閘失靈，如紅燈不亮，應(yīng)檢查控制回路，紅燈亮，應(yīng)檢查機構(gòu)的機械是否有故障。

k 運行中，發(fā)現(xiàn)斷路器位置指示紅燈不亮，發(fā)現(xiàn)控制回路斷線或直流回路斷線信號及交流電壓回路斷線信號時，必須立即采取措施處理。

l 應(yīng)保持失靈斷路器現(xiàn)場，斷開其兩側(cè)隔離開關(guān)，恢復(fù)其它設(shè)備和線路供電，并對其查明原因進行處理。

m 分閘失靈斷路器，在未查出原因前，及處理后未進行整組傳動，保護分、合試驗和低電壓分、合檢查的，不準投入運行。

3.SF6斷路器氣體壓力異?；虮倔w嚴重漏氣處理：

a 當斷路器SF6氣體壓力降低報警時，應(yīng)立即到現(xiàn)場檢查SF6氣體壓力值，加強監(jiān)視，并及時匯報調(diào)度，通知維修單位進行處理。

b 當SF6氣體滲漏嚴重，壓力下降較快且接近或降至閉鎖值時，應(yīng)向調(diào)度匯報申請停電處理；SF6氣體壓力低于閉鎖值時，不得進行該斷路器的操作。

c 當SF6氣體壓力降至分、合閘閉鎖值告警時，應(yīng)立即到現(xiàn)場檢查SF6氣體壓力，如壓力確降至閉鎖值，應(yīng)立即將該斷路器控制電源拉開，使該斷路器變?yōu)樗罃嗦菲?，并匯報調(diào)度申請停電處理，通知維修單位及時處理。

4.真空斷路器滅弧室內(nèi)有異常時處理：

真空斷路器跳閘，真空泡破損，或檢查斷路器仍有電流指示，應(yīng)穿絕緣鞋和戴好絕緣手套至現(xiàn)場檢查設(shè)備真空確已損壞，匯報調(diào)度，拉開斷路器電源，將故障設(shè)備停電后方允許將故障設(shè)備停電退出運行。不允許直接拖出故障斷路器手車。

5.彈簧操作機構(gòu)異常處理（發(fā)“彈簧未儲能”信號時的處理等）：

a 彈簧操作機構(gòu)發(fā)“彈簧未儲能”信號時，值班人員應(yīng)迅速去現(xiàn)場，檢查交流回路是否有故障，電機有故障時，應(yīng)用手動將彈簧拉緊，交流電機無故障而且彈簧已拉緊，應(yīng)檢查二次回路是否誤發(fā)信。

b 如果是由于彈簧有故障不能恢復(fù)時，應(yīng)向當值調(diào)度申請停電處理。

第二篇：石門變電站主變啟動方案 2

盧龍縣供電公司

石門110kV變電站1號主變啟動方案

運維檢修部（檢修（建設(shè)）工區(qū)）

2014年06月

批準：

審核：編制：付棟

石門110kV變電站工程于2014年5月12日由福電變電安裝分公司更換1號主變，其型號為SFSZ8-31500/110；接線組別為YN，yn0，D11；生產(chǎn)廠家為沈陽變壓器有限責(zé)任公司。2014年6月5日安裝調(diào)試完畢，所有試驗數(shù)據(jù)合格，由盧龍縣供電公司石門變電站負責(zé)運行?，F(xiàn)已經(jīng)具備試運行條件，為使該站順利、安全投入運行特制定本方案。

一、成立啟動工作領(lǐng)導(dǎo)小組： 組

長：牛福臣

副組長：沈立新、李繼明、賈會利

成員：王靜波、李洪杰、付棟、俞學(xué)文、喬玉偉、高峰、姚炳影以及施工單位負責(zé)人 各級人員的職責(zé)：

組

長：整個啟動工作總指揮，下達啟動開始命令。

副組長：協(xié)助組長進行啟動工作，負責(zé)指揮各參加啟動單位的具體啟動工作事宜。

成員職責(zé)：

運維檢修部：負責(zé)石門變電站1號主變啟動方案編制，設(shè)備驗收及試驗資料的收集匯總；負責(zé)啟動過程中事故處理的協(xié)調(diào)，現(xiàn)場倒閘操作的監(jiān)護，監(jiān)督啟動工作程序的執(zhí)行。

安全監(jiān)察質(zhì)量部（保衛(wèi)部）：參與設(shè)備驗收及負責(zé)啟動過程中的安全監(jiān)督及保衛(wèi)工作。

電力調(diào)度控制分中心：參與設(shè)備驗收，現(xiàn)場核對保護使用變比、定值數(shù)值等參數(shù)。

調(diào)控班：負責(zé)調(diào)度工作，向變電站運行人員下達操作命令，是啟動工作的具體指揮者。

變電檢修班：負責(zé)啟動過程中一、二次故障的處理與核相工作。石門變電站：負責(zé)向縣調(diào)接受設(shè)備停送電命令，站內(nèi)倒閘操作，運行監(jiān)控等全部運行工作。

運維檢修部楊利葉：負責(zé)監(jiān)視遠動、通信設(shè)備運行情況。調(diào)度控制分中心毛鵬：負責(zé)監(jiān)視主站信息情況 綜合服務(wù)二班姚炳影：負責(zé)啟動工作中車輛調(diào)配工作。胡澤剛：負責(zé)宣傳報道工作。

二、啟動試運行應(yīng)具備的條件及準備工作

1、運行單位應(yīng)準備好安全工器具等操作用品、用具，消防器材配備齊全并到位。

2、所有啟動試運行范圍內(nèi)的設(shè)備均按有關(guān)施工規(guī)程、規(guī)定要求進行安裝調(diào)試，且經(jīng)運維主管部門驗收合格，并且圖紙、試驗報告、設(shè)備說明書、安裝施工記錄齊全，經(jīng)主管部門批準已具備試運行條件。

5、福電變電安裝分公司相關(guān)人員全部到位。

三、啟動時間

以批準啟動時間為準：2014年06月6日

四、啟動要求

1、參加啟動單位提前30分鐘到達工作崗位，根據(jù)各自工作內(nèi)容提前做好物資、材料等各項準備工作；

2、嚴格按照《盧龍地區(qū)電網(wǎng)調(diào)度規(guī)程》、《國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程（變電部分）》、《變電站運行規(guī)程》等要求進行工作，杜絕違章作業(yè)、違章操作現(xiàn)象發(fā)生。

五、通訊方式

縣調(diào)：7111427、2645956 石門站：7025878

六、說明：

1、本次新投設(shè)備接線方式及調(diào)度編號見附圖。2、1號主變具備送電條件后，拆除各種安全措施（地刀、地線、短路線），拉開110kV111、145開關(guān)，35kV301開關(guān)，10kV501開關(guān)、拉開110kV111-

4、101-

4、145-4，35kV301-

3、301-4，10kV501-

3、501-4刀閘，退出1號主變所有保護壓板。

七、試運行注意事項：

1、所有參加啟動試運行的人員必須遵守《國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程》。

2、各分項操作、核相須提前向調(diào)度部門申請，同意后方可實施。

3、操作、核相人員應(yīng)嚴格按照試運行指揮系統(tǒng)的命令進行工作。

4、所有倒閘操作均應(yīng)填寫操作票，操作票填寫及現(xiàn)場操作由操作隊負責(zé)，嚴格執(zhí)行操作監(jiān)護制度以及設(shè)備操作后的檢查。

5、每個項目完成后，應(yīng)得到各方的報告，確認運行系統(tǒng)正常后方能進行下一個項目的工作。

6、試運行期間發(fā)生的設(shè)備故障處理工作,須經(jīng)啟動領(lǐng)導(dǎo)小組同意后方可實施；試運行過程中如果正在運行設(shè)備發(fā)生事故或出現(xiàn)故障，應(yīng)暫停試運行并向啟動領(lǐng)導(dǎo)小組匯報。

7、試運行期間，非指揮、調(diào)度、運行當值及操作監(jiān)護人員不得隨意進入試運行設(shè)備區(qū)域，任何人不得亂動設(shè)備，以確保人身和設(shè)備安全。

八、啟動步驟

（一）沖擊石門站1號主變（5月6日）

1、縣調(diào)令石門站：

（1）檢查1號主變有載調(diào)壓檔位為5。

（2）投入1號主變所有保護裝置電源，按定值單核實并投入1號主變的所有保護。

（3）合上111-

2、111-

4、101-4，145-4，1號主變1-7刀閘。

2、石門站向區(qū)調(diào)申請：

（1）用111開關(guān)對1號主變?nèi)妷簺_擊合閘五次，第一次與第二次間隔10分鐘，以后每次間隔5分鐘，最后一次不拉開，空載運行24小時以上。

（2）拉開1號主變1-7刀閘。

（二）做110kV對35kV差動保護向量（5月7日）縣調(diào)令石門站：（1）合上301-3刀閘

（2）合上301開關(guān)，在301-4刀閘兩側(cè)進行高壓核相，核相無誤后，拉開301開關(guān)。

（3）退出1號主變差動保護。

（4）合上301-4刀閘，合上301開關(guān)，確定1號主變確已帶負荷后，做110kV對35kV差動保護向量。

（5）拉開301開關(guān)，轉(zhuǎn)為熱備用。（6）投入1號主變差動保護

（二）做110kV對10kV差動保護向量（5月8日）縣調(diào)令石門站：（1）退出1號主變差動保護。

（2）將501小車推入運行位置，合上501開關(guān)。

（3）確定1號主變確已帶負荷后，做110kV對10kV差動保護向量。

（4）投入1號主變差動保護。

九、正常運行方式 1、111武石一線帶110kV4母線、1號主變運行，112武石二線，2號主變運行，145開關(guān)熱備用，備自投投入。2、2號主變35kV302開關(guān)帶35kV母線，301開關(guān)熱備用。2、10kV母聯(lián)545開關(guān)熱備用，由1號主變帶10kV4母線負荷，2號主變帶10kV5母線負荷，備自投投入。

注意：根據(jù)無功潮流和電壓情況隨時掌握電容器停投和主變分頭調(diào)整。

附圖：本次啟動設(shè)備一次接線圖。

第三篇：主變異常及事故處理(DOC)

主變異常處理

一．聲音異常的處理：

1)當變壓器內(nèi)部有“咕嘟咕嘟”水的沸騰聲時，可能是繞組有較嚴重的故障或分接開關(guān)接觸不良而局部嚴重過熱引起，應(yīng)立即停止變壓器的運行，進行檢修。

2)變壓器聲響明顯增大，內(nèi)部有爆裂聲時，立即斷開變壓器斷路器，將變壓器轉(zhuǎn)檢修。

3)當響聲中夾有爆裂聲時，既大又不均勻，可能是變壓器的器身絕緣有擊穿現(xiàn)象，應(yīng)立即停止變壓器的運行，進行檢修。

4)響聲中夾有連續(xù)的、有規(guī)律的撞擊或摩擦聲時，可能是變壓器的某些部件因鐵芯振動而造成機械接觸。如果是箱壁上的油管或電線處，可增加距離或增強固定來解決。另外，冷卻風(fēng)扇、油泵的軸承磨損等也發(fā)出機械摩擦的聲音，應(yīng)確定后進行處理

二．油溫異常升高的處理：

（一）變壓器油溫異常升高的原因 1)變壓器冷卻器運行不正常。2)運行電壓過高。

3)潛油泵故障或檢修后電源的相序接反。4)散熱器閥門沒有打開。5)變壓器長期過負荷。6)內(nèi)部有故障。7)溫度計損壞。8)冷卻器全停。

（二）油溫異常升高的檢查

1)檢查變壓器就地及遠方溫度計指示是否一致 2)檢查變壓器是否過負荷。3)檢查冷卻設(shè)備運行是否正常。

4)檢查變壓器聲音是否正常，油溫是否正常，有無故障跡象。5)檢查變壓器油位是否正常。

6)檢查變壓器的氣體繼電器內(nèi)是否積聚了可燃氣體。7)必要時進行變壓器預(yù)防性試驗。

（三）油溫異常升高的處理

1)若溫度升高的原因是由于冷卻系統(tǒng)的故障，且在運行中無法修復(fù)，應(yīng)將變壓器停運修理；若不能

立即停運修理，則應(yīng)按現(xiàn)場規(guī)程規(guī)定調(diào)整變壓器的負荷至允許運行溫度的相應(yīng)容量，并盡快安排處理；若冷卻裝置未完全投入或有故障，應(yīng)立即處理，排除故障；若故障不能立即排除，則必須降低變壓器運行負荷，按相應(yīng)冷卻裝置冷卻性能與負荷的對應(yīng)值運行

2)如果溫度比平時同樣負荷和冷卻溫度下高出10℃以上，或變壓器負荷、冷卻條件不變，而溫度不斷升高，溫度表計又無問題，則認為變壓器已發(fā)生內(nèi)部故障（鐵芯燒損、繞組層間短路等），應(yīng)投入備用變壓器，停止故障變壓器運行，聯(lián)系檢修人員進行處理。

3)若經(jīng)檢查分析是變壓器內(nèi)部故障引起的溫度異常，則立即停運變壓器，盡快安排處理。4)若由變壓器過負荷運行引起，在頂層油溫超過105℃時，應(yīng)立即降低負荷。

5)若散熱器閥門沒有打開，應(yīng)設(shè)法將閥門打開，一般變壓器散熱器閥門沒有打開，在變壓器送電帶上負荷后溫度上升很快。若本站有兩臺變壓器，那么通過對兩臺變壓器的溫度進行比較就能判斷出。

6)如果三相變壓器組中某一相油溫升高，明顯高于該相在過去同一負荷、同樣冷卻條件下的運行油溫，而冷卻裝置、溫度計均正常，則過熱可能是由變壓器內(nèi)部的某種故障引起，應(yīng)通知專業(yè)人員立即取油樣做色譜分析，進一步查明故障。若色譜分析表明變壓器存在內(nèi)部故障，或變壓器在負荷及冷卻條件不變的情況下，油溫不斷上升，則應(yīng)按現(xiàn)場規(guī)程規(guī)定將變壓器退出運行。

三．油位異常的處理

（一）引起油位異常的主要原因有：

① 指針式油位計出現(xiàn)卡針等故障。②隔膜或膠囊下面蓄積有氣體，使隔膜或膠囊高于實際油位。③吸濕器堵塞，使油位下降時空氣不能進入，油位指示將偏高。④膠囊或隔膜破裂，使油進入膠囊或隔膜以上的空間，油位計指示可能偏低。⑤溫度計指示不準確。⑥變壓器漏油使油量減少

（二）油位異常的處理 1.油位過低的處理

油位過低或看不到油位，應(yīng)視為油位不正常。當?shù)偷揭欢ǔ潭葧r，會造成輕瓦斯動作告警。嚴重缺油時，會使油箱內(nèi)絕緣暴露受潮，降低絕緣性能，影響散熱，甚至引起絕緣故障。

1）油位過低的原因：

(1)變壓器嚴重滲油或長期漏油。

(2)設(shè)計制造不當，儲油柜容量與變壓器油箱容量配合不當。一旦氣溫過低，在低負荷時油位下降過低，則不能滿足要求。

(3)注油不當，未按標準溫度曲線加油。

(4)檢修人員因臨時工作多次放油后，而未及時補充。2）油位過低的處理：

① 若變壓器無滲漏油現(xiàn)象，油位明顯低于當時溫度下應(yīng)有的油位（查溫度～油位曲線），應(yīng)盡快補

油。

② 若變壓器大量漏油造成油位迅速下降時，應(yīng)立即采取措施制止漏油。若不能制止漏油，且低于油位計指示限度時，應(yīng)立即將變壓器停運。

③

對有載調(diào)壓變壓器，當主油箱油位逐漸降低，而調(diào)壓油箱油位不斷升高，以至從吸濕器中漏油，可能是主油箱與有載凋壓油箱之間密封損壞，造成主油箱的油向調(diào)壓油箱內(nèi)滲。應(yīng)申請將變壓器停運，轉(zhuǎn)檢修。

2.油位過高的處理 1）油位過高的原因：

(1)吸濕器堵塞，所指示的儲油柜不能正常呼吸。(2)防爆管通氣孔堵塞。

(3)油標堵塞或油位表指針損壞、失靈。

(4)全密封儲油柜未按全密封方式加油，在膠囊袋與油面之間有空氣（存在氣壓，造成假油位）。2）變壓器油位過高的處理：

① 如果變壓器油位高出油位計的最高指示，且無其他異常時，為了防止變壓器油溢出，則應(yīng)放油到適當高度；同時應(yīng)注意油位計、吸濕器和防爆管是否堵塞，避免因假油位造成誤判斷。放油時應(yīng)先將重瓦斯改接信號。

② 變壓器油位因溫度上升有可能高出油位指示極限，經(jīng)查明不是假油位所致時，則應(yīng)放油，使油位降至與當時油溫相對應(yīng)的高度，以免溢油。

（三）滲漏油、油位異常和套管末屏放電的處理 1．運行中變壓器造成滲漏油的原因有：

(1)閥門系統(tǒng)、蝶閥膠墊材質(zhì)不良、安裝不良、放油閥精度不高，螺紋處滲漏。

(2)高壓套管基座電流互感器出線樁頭膠墊處不密封或無彈性，造成接線樁頭膠墊處滲漏。小絕緣子破裂，造成滲漏油。

(3)膠墊不密封造成滲漏。(4)設(shè)計制造不良。2.變壓器滲漏油的處理:(1)變壓器本體滲漏油若不嚴重，并且油位正常，應(yīng)加強監(jiān)視。

(2)變壓器本體滲漏油嚴重，并且油位未低于下限，但一時又不能停電檢修，應(yīng)通知專業(yè)人員進行補油，并應(yīng)加強監(jiān)視，增加巡視的次數(shù)；若低于下限，則應(yīng)將變壓器停運。

3.套管滲漏、油位異常和套管末屏有放電聲的處理:(1)套管嚴重滲漏或瓷套破裂時，變壓器應(yīng)立即停運。更換套管或消除放電現(xiàn)象，經(jīng)電氣試驗合格

后方可將變壓器投入運行。

(2)套管油位異常下降或升高，包括利用紅外測溫裝置檢測油位，確認套管發(fā)生內(nèi)漏；當確認油位已漏至金屬儲油柜以下時，變壓器應(yīng)停止運行，進行處理。

(3)套管末屏有放電聲時，應(yīng)將變壓器停止運行，并對該套管做試驗。

(4)大氣過電壓、內(nèi)部過電壓等，會引起瓷件、瓷套管表面龜裂，并有放電痕跡。此時應(yīng)采取加強防止大氣過電壓和內(nèi)部過電壓措施。

（四）壓力釋放閥異常處理:(1)壓力釋放閥冒油而變壓器的氣體繼電器和差動保護等電氣保護未動作時，應(yīng)立即取變壓器本體油樣進行色譜分析，如果色譜正常，則懷疑壓力釋放閥動作是其他原因引起。

(2)壓力釋放閥冒油，且瓦斯保護動作跳閘時，在未查明原因、故障未消除前不得將變壓器投入運行。

（五）輕瓦斯動作的處理 1.變壓器輕瓦斯報警的原因：

(1)變壓器內(nèi)部有較輕微故障產(chǎn)生氣體。(2)變壓器內(nèi)部進入空氣。(3)外部發(fā)生穿越性短路故障。

(4)油位嚴重降低至氣體繼電器以下，使氣體繼電器動作。(5)直流多點接地、二次回路短路。(6)受強烈振動影響。(7)氣體繼電器本身問題。2.變壓器輕瓦斯報警后的檢查：(1)檢查是否因變壓器漏油引起。

(2)檢查變壓器油位、溫度、聲音是否正常。

(3)檢查氣體繼電器內(nèi)有無氣體，若存在氣體，應(yīng)取氣體進行分析。(4)檢查二次回路有無故障。

(5)檢查儲油柜、壓力釋放裝置有無噴油、冒油，盤根和塞墊有無凸出變形。3.變壓器輕瓦斯報警后的處理：

(1)如氣體繼電器內(nèi)有氣體，則應(yīng)記錄氣體量，觀察氣體的顏色及試驗是否可燃，并取氣樣及油樣做色譜分析，根據(jù)有關(guān)規(guī)程和導(dǎo)則判斷變壓器的故障性質(zhì)。

(2)輕瓦斯動作發(fā)信后，如一時不能對氣體繼電器內(nèi)的氣體進行色譜分析，則可按顏色、氣味、是否可燃進行鑒別。

(3)如果輕瓦斯動作發(fā)信后，經(jīng)分析已判為變壓器內(nèi)部存在故障，且發(fā)信間隔時間逐次縮短，則說明故障正在發(fā)展，這時應(yīng)盡快將該變壓器停運

（六）油色譜異常的處理

根據(jù)油色譜含量情況，結(jié)合變壓器歷年的試驗（如繞組直流電阻、空載特性試驗、絕緣試驗、局部放電測量和微水測量等）的結(jié)果，并結(jié)合變壓器的結(jié)構(gòu)、運行、檢修等情況進行綜合分析，判斷故障的性質(zhì)及部位。根據(jù)具體情況對設(shè)備采取不同的處理措施（如縮短試驗周期、加強監(jiān)視、限制負荷、近期安排內(nèi)部檢查或立即停止運行等）。

（七）內(nèi)部放電性的處理

若經(jīng)色譜分析判斷變壓器故障類型為電弧放電兼過熱，一般故障表現(xiàn)為繞組匝間、層間短路，相間閃絡(luò)、分接頭引線間油隙閃絡(luò)、引線對箱殼放電、繞組熔斷、分接開關(guān)飛弧、因環(huán)路電流引起電弧、引線對接地體放電等。對于這類放電，一般應(yīng)立即安排變壓器停運，進行其他檢測和處理。

（八）變壓器鐵芯運行異常的處理

(1)變壓器鐵芯絕緣電阻與歷史數(shù)據(jù)相比較低時，首先應(yīng)區(qū)別是否應(yīng)受潮引起。

(2)如果變壓器鐵芯絕緣電阻低的問題一時難以處理，不論鐵芯接地點是否存在電流，均應(yīng)串入電阻，防止環(huán)流損傷鐵芯。有電流時，宜將電流限制在100mA以下。

(3)變壓器鐵芯多點接地，并采取了限流措施，仍應(yīng)加強對變壓器本體油的色譜跟蹤，縮短色譜監(jiān)測周期，監(jiān)視變壓器的運行情況。

（九）變壓器油流故障的處理 1.變壓器油流故障的現(xiàn)象：

(1)變壓器油流故障時，變壓器油溫不斷上升。

(2)風(fēng)扇運行正常，變壓器油流指示器指在停止的位置。

(3)如果是管路堵塞（油循環(huán)管路閥門未打開），將會發(fā)油流故障信號，油泵熱繼電器將動作。2.變壓器油流故障產(chǎn)生的原因：(1)油流回路堵塞。

(2)油路閥門未打開，造成油路不通。(3)油泵故障。

(4)變壓器檢修后油泵交流電源相序接錯，造成油泵電動機反轉(zhuǎn)。(5)油流指示器故障（變壓器溫度正常）。(6)交流電源失壓。3.處理方法：

油流故障告警后，運行人員應(yīng)檢查油路閥門位置是否正常，油路有無異常，油泵和油流指示器是否

完好，冷卻器回路是否運行正常，交流電源是否正常，并進行相應(yīng)的處理。同時，嚴格監(jiān)視變壓器的運行狀況，發(fā)現(xiàn)問題及時匯報，按調(diào)度的命令進行處理。若是設(shè)備故障，則應(yīng)立即向調(diào)度報告，通知有關(guān)專業(yè)人員來檢查處理。

（十）變壓器過負荷的處理

(1)運行中發(fā)現(xiàn)變壓器負荷達到相應(yīng)調(diào)壓分接頭額定值的90%及以上，應(yīng)立即向調(diào)度匯報，并做好記錄。

(2)根據(jù)變壓器允許過負荷情況，及時做好記錄，并派專人監(jiān)視主變壓器的負荷及上層油溫和繞組溫度。

(3)按照變壓器特殊巡視的要求及巡視項目，對變壓器進行特殊巡視。(4)過負荷期間，變壓器的冷卻器應(yīng)全部投入運行。

(5)過負荷結(jié)束后，應(yīng)及時向調(diào)度匯報，并記錄過負荷結(jié)束時間。

（十一）冷卻裝置故障的處理 1.冷卻器故障的原因：

(1)冷卻器的風(fēng)扇或油泵電動機過載，熱繼電器動作。(2)風(fēng)扇、油泵本身故障（軸承損壞，摩擦過大等）。(3)電動機故障（缺相或斷線）。

(4)熱繼電器整定值過小或在運行中發(fā)生變化。(5)控制回路繼電器故障。

(6)回路絕緣損壞，冷卻器組空氣開關(guān)跳閘。(7)冷卻器動力電源消失。(8)冷卻器控制回路電源消失。

(9)一組冷卻器故障后，備用冷卻器由于自動切換回路問題而不能自動投入。2.冷卻器故障的處理：(1)冷卻裝置電源故障。

(2)機械故障。包括電動機軸承損壞、電動機繞組損壞、風(fēng)扇扇葉變形等。這時需要盡快更換或檢修。

(3)控制回路故障?？刂苹芈分械母髟p壞，引線接觸不良或斷線，觸點接觸不良時，應(yīng)查明原因迅速理。

(4)散熱器出現(xiàn)滲漏油時，應(yīng)采取堵漏油措施。(5)當散熱器表面油垢嚴重時，應(yīng)清掃散熱器表面。

(6)散熱器密封膠墊出現(xiàn)滲漏油時，應(yīng)及時更換密封膠墊，使密封良好，不滲漏。

主變事故處理

第1條 主變保護原理

1.1差動保護：檢測主變同相各側(cè)之間電流矢量和（正常值約為零）達到或大于整定值時，保護動作迅速跳開主變各側(cè)開關(guān)，以切斷故障電流。

iA+ia+ia′≧icd 1.2 瓦斯保護：檢測流過瓦斯繼電器的氣體或油流達到設(shè)定的狀態(tài)時，保護動作迅速跳開主變各側(cè)開關(guān)，以切斷故障電流。

1.3 壓力釋放保護：主變內(nèi)部故障產(chǎn)生高溫使油氣急劇膨脹，產(chǎn)生的壓力促使壓力釋放裝置動作，保護跳閘接點動作于跳三側(cè)開關(guān)。

1.4 冷控失電保護：對于大容量主變對主變散熱程度要求很高，通常有強迫油循環(huán)風(fēng)冷系統(tǒng)，該系統(tǒng)電源消失將無法工作，主變在高溫下運行絕緣很容易損壞。目前，冷控失電保護回路中通常串有一溫度接點，當冷卻系統(tǒng)電源消失后溫度升到設(shè)定值，保護將動作跳開主變各側(cè)開關(guān)，以防止主變繞組過熱損壞。

1.5 主變零序保護：有中性點接地的接地零序保護和中性點不接地的間隙零序保護兩

種，接地零序可取外接零序電流或自產(chǎn)零序電流進行檢測，當達到或超過零序電流定值時保護動作跳相應(yīng)開關(guān)。間隙零序取間隙CT和零序電壓進行檢測，當達到或超過定值時保護動作跳相應(yīng)開關(guān)。

1.6 復(fù)合電壓閉鎖過流保護：取負序電壓或低電壓作為閉鎖過電流保護動作的條件，故障時滿足負序電壓或低電壓條件，才能開放過電流保護動作，保證保護的可靠性和靈敏性。

第2條 主變保護配置及范圍

每臺主變配置兩套變壓器保護，構(gòu)成電氣量保護雙主雙后的配置，配有RCS-978、四方CST-231B、PST1204C型、PST1203A型4種電氣量保護。RCS-974G和PST-12型作為非電氣量保護接口。

2.1 #1主變保護

#1主變A柜配RCS-978H和RCS-974G，保護電流取自三側(cè)開關(guān)CT，當主變高壓側(cè)或中壓側(cè)開關(guān)被旁代時，保護電流切至旁路開關(guān)的CT回路，#1主變B柜配CST-231B保護，CZX-22R、CZX-12A操作箱，YQX21J/JSQ11J電壓切換及失靈箱，保護電流取自主變?nèi)齻?cè)套管CT。

2.1.1 RCS-978H裝置組成和保護范圍：

——主變差動保護：比率差動、差動速斷、工頻變化量比率差動保護構(gòu)成。保護范圍：

#1主變?nèi)齻?cè)開關(guān)CT范圍之內(nèi)的的短路故障，包括主變內(nèi)部繞組相間短路、嚴重匝間短路、主變外部套管及引出線相間短路、CT本身故障、110kV和220kV側(cè)繞組和引出線上的單相接地短路。

——后備保護：由復(fù)合電壓閉鎖方向過流保護（Ⅰ、Ⅱ段）+零序方向過流保護（Ⅰ、Ⅱ段）+零序電壓保護+間隙零序過流保護構(gòu)成。保護范圍：作為主變差動的后備保護防止差動保護拒動失去保護，又作為相鄰母線或線路的后備保護。

2.1.2 RCS－974G裝置組成和保護范圍：

非電量保護-----裝置設(shè)有7路非電量信號接口，5路非電量直接跳閘接口，3路非電量延時跳閘接口。所有的非電量信號均可通過RS-485通信接口傳送給上位機。主要包括瓦斯、溫度、壓力釋放、冷控失電保護上傳的信息。保護范圍：主變內(nèi)部故障。

非全相保護-----可整定選擇經(jīng)過零序、負序電流閉鎖，可整定是否經(jīng)發(fā)變器動作接點閉鎖，可整定選擇使用兩組TA。保護范圍：防止高壓側(cè)開關(guān)在運行狀態(tài)下出現(xiàn)三相位置不一致。

失靈保護-----可整定選擇經(jīng)過零序、負序電流閉鎖，可整定是否經(jīng)變壓器動作接點、斷路器不一致接點閉鎖，可整定選擇使用兩組TA。保護范圍：防止高壓側(cè)開關(guān)在事故情況下拒動時擴大事故，失靈保護動作跳開該母線上的所有開關(guān)。

2.1.3 #1主變保護B屏CST231B保護功能：

1）主保護主要配有：差動速斷和比率差動保護和CT二次回路斷線檢測。保護范圍：#1主變?nèi)齻?cè)套管CT之間的短路故障，包括主變內(nèi)部短路故障。

2）后備保護主要有：高（中）壓側(cè)：復(fù)壓閉鎖（方向）過流，零壓閉鎖零序方向過流，零序過流保護，間隙零流零壓保護；低壓側(cè)復(fù)壓閉鎖過流，零序過電壓保護等。保護范圍：作為主變差動的后備保護防止差動保護拒動失去保護，又作為相鄰母線或線路的后備保護。

2.2 #2主變保護

#2主變保護A柜配有PST1203A型、PST1204B型保護，保護電流取自三側(cè)開關(guān)CT。PST-12型操作箱及本體保護。#2主變保護B柜配有CSR 22A本體保護、YQX21J/JSQ11J電壓切換及失靈箱、CST-231B保護，保護電流取自主變?nèi)齻?cè)套管CT。

2.2.1 PST-1203A主保護功能

包括差動保護1（SOFT-CD1）。主要包括二次諧波制動元件、比率制動元件、差動速斷過流元件、差動元件和TA斷線判別元件等。同時還包括變壓器各側(cè)過負荷元件、變壓器過負荷啟動風(fēng)冷元件、變壓器過負荷閉鎖調(diào)壓元件等。

二次諧波制動元件：防止勵磁涌流引起差動保護誤動。

差動速斷過流元件：在變壓器區(qū)內(nèi)嚴重故障時快速跳開變壓器各側(cè)開關(guān)。

TA斷線判別元件：為了變壓器在正常運行時TA回路狀況，發(fā)現(xiàn)異常情況發(fā)告警信號，并可由控制字投退來決定是否閉鎖差動保護。

過負荷元件：反應(yīng)變壓器的負荷情況，僅監(jiān)測變壓器各側(cè)的三相電流。

過負荷啟動風(fēng)冷元件：反應(yīng)變壓器的負荷情況，監(jiān)測變壓器高壓側(cè)和中壓側(cè)三相電流。過負荷閉鎖調(diào)壓元件：反應(yīng)變壓器的負荷情況，僅監(jiān)測變壓器高壓側(cè)電流。2.2.2 PST-1204B后備保護功能

包括高壓側(cè)后備保護（SOFT-HB3）、中壓側(cè)后備保護（SOFT-HB3）、低壓側(cè)后備保護（SOFT-HB4），三側(cè)后備保護共用出口回路、信號回路、直流電源回路等。SOFT-HB3保護程序主要配置：復(fù)合電壓閉鎖（方向）過流保護；零序（方向）過流保護；間隙零序保護；非全相保護。SOFT-HB4保護主要程序主要配置：復(fù)合電壓閉鎖過流保護。

復(fù)合電壓閉鎖方向過流保護：反應(yīng)相間短路故障，可作為變壓器后備保護，本側(cè)TV斷線時，本保護的方向元件閉鎖或開放由控制字選擇，TV斷線后若電壓恢復(fù)正常，本保護也隨之恢復(fù)正常。

零序方向過流保護：反應(yīng)單相接地故障，可作為變壓器的后備保護，電壓、電流取自本側(cè)的TA、TV斷線時，本保護的方向元件退出。TV斷線后若電壓恢復(fù)正常，本保護也隨之恢復(fù)正常。

間隙零序保護：反應(yīng)變壓器間隙電壓和間隙擊穿的零序電流。

非全相保護：本保護檢測斷路器位置節(jié)點，同時判斷零序電流，保護動作出口僅跳本側(cè)開關(guān)或變壓器各側(cè)開關(guān)。本保護僅適用于分相跳閘的斷路器。

2.2.3 #2主變保護B屏CST231B保護功能

1）主保護主要配有：差動速斷和比率差動保護和CT二次回路斷線檢測。保護范圍：#1主變?nèi)齻?cè)開關(guān)CT之間的短路故障，包括主變內(nèi)部短路故障及外部引出線的短路故障。

2）后備保護主要有：

1、高（中）壓側(cè):復(fù)壓閉鎖（方向）過流，零壓閉鎖零序方向過流，零序過流保護，間隙零流零壓保護；低壓側(cè)復(fù)壓閉鎖過流，零序過電壓保護等。保護范圍：作為主變差動的后備保護防止差動保護拒動失去保護，又作為相鄰母線或線路的后備保護。

2.2.4 #2主變保護B柜CSR 22A本體保護

1）、重瓦斯引入接點，由本裝置發(fā)出信號或跳三側(cè)開關(guān)；

2）、冷卻失電、壓力釋放保護引入接點，動作于信號或延時動作于跳三側(cè)開關(guān)；

3）、輕瓦斯、溫度引入接點，動作于信號。

第3條 主變事故處理基本原則

（1）保障另一臺主變能在最大運行方式下運行。

（2）快速確定有無人為因素的誤動，以迅速恢復(fù)主變運行。（3）及時隔離故障點，恢復(fù)正常設(shè)備的運行。3.1 主變常見事故分析

3.1.1 主變外部故障：套管損壞短路、引出線之間短路、CT故障、主變10kV側(cè)引入10kV室內(nèi)至CT間的小動物事故或多相支柱瓷瓶絕緣擊穿?，F(xiàn)象：主變差動保護動作，三側(cè)開關(guān)跳閘，外部損壞故

障明顯，如果出在10kV高壓室內(nèi)則焦臭味明顯，查故障錄波有差流突變。

3.1.2 主變內(nèi)部故障：內(nèi)部繞組絕緣損壞發(fā)生匝間或相間短路、分接開關(guān)接點故障。現(xiàn)

象：瓦斯保護動作或伴有差動保護動作，三側(cè)開關(guān)跳閘。外部只能從溫度表、瓦斯繼電器氣體或油色及釋壓閥有無噴油來檢查，一般故障現(xiàn)象不明顯。

3.1.3 主變保護誤動：差動電流回路極性接反或絕緣損壞出現(xiàn)分流，端子排絕緣損壞有短路；瓦斯接點接通或被短接，人為誤碰等，通常事故報文無故障電流。

3.2 主變保護動作處理 3.2.1差動保護動作：

1）復(fù)歸事故音響，記錄事故時間。

2）值班負責(zé)人在后臺機上檢查事故主變?nèi)齻?cè)開關(guān)的電流、有功、無功已為0，檢查另

一臺主變是否過負荷后向調(diào)度簡要匯報。同時正值班員查看現(xiàn)場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現(xiàn)場。

3）正、副值班員應(yīng)迅速到10kV高壓室內(nèi)檢查主變低壓側(cè)開關(guān)處有無異常，然后再去

戶外檢查差動電流互感器范圍內(nèi)有無異常，檢查主變端子箱內(nèi)有無異常。4）查看保護保護信息，打印事故報告，以判斷是否誤動。5）向調(diào)度詳細匯報檢查結(jié)果。

6）關(guān)注另一主變負荷變化并相應(yīng)啟動備用風(fēng)冷，根據(jù)調(diào)度指令調(diào)整負荷。7）如果發(fā)現(xiàn)有明顯故障現(xiàn)象，應(yīng)及時將故障點進行隔離。

8）如果故障現(xiàn)象不明顯，不能確定是否誤動，將主變轉(zhuǎn)為冷備用或檢修狀態(tài)。9）記錄事故現(xiàn)象和處理情況，并向調(diào)度和變電所領(lǐng)導(dǎo)匯報。3.2.2 瓦斯保護動作：

1）復(fù)歸事故音響，記錄事故時間。

2）值班負責(zé)人在后臺機上檢查事故主變?nèi)齻?cè)開關(guān)的電流、有功、無功已為0，檢查另一臺主變是否過負荷后向調(diào)度簡要匯報。同時正值班員查看現(xiàn)場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現(xiàn)場。3）正、副值班員應(yīng)迅速到檢查主變本體外觀有無異常、瓦斯繼電器氣體情況，檢查主

變端子箱內(nèi)有無異常。

4）查看保護保護信息，打印事故報告，以判斷是否誤動。5）向調(diào)度詳細匯報檢查結(jié)果。

6）關(guān)注另一主變負荷變化并相應(yīng)啟動備用風(fēng)冷，根據(jù)調(diào)度指令調(diào)整負荷。7）如果發(fā)現(xiàn)有明顯故障現(xiàn)象，應(yīng)及時將主變轉(zhuǎn)為檢修狀態(tài)。

8）如果故障現(xiàn)象不明顯，不能確定是否誤動，將主變轉(zhuǎn)為冷備用或檢修狀態(tài)。

9）

記錄事故現(xiàn)象和處理情況，并向調(diào)度和變電所領(lǐng)導(dǎo)匯報。3.2.3 主變后備保護動作：

1、復(fù)歸事故音響，記錄事故時間。

2、值班負責(zé)人在后臺機上檢查事故主變?nèi)齻?cè)開關(guān)的電流、有功、無功變化情況，確定是哪一側(cè)的后備保護動作。檢查另一臺主變是否過負荷后向調(diào)度簡要匯報。同時正值班員查看現(xiàn)場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現(xiàn)場。

3、正、副值班員應(yīng)檢查后備保護動作側(cè)的出線有無保護動作，有無開關(guān)拒動，是否屬越級跳閘，相應(yīng)母線是否有異常，檢查主變有無異常。4、5、6、7、8、9、查看保護保護信息，打印事故報告，以判斷是否誤動。向調(diào)度詳細匯報檢查結(jié)果。

關(guān)注另一主變負荷變化并相應(yīng)啟動備用風(fēng)冷，根據(jù)調(diào)度指令調(diào)整負荷。

如果能確定是線路故障越級跳閘，則隔離拒跳開關(guān)，按指令恢復(fù)主變及其他線路開關(guān)送電。主變有異常時將主變轉(zhuǎn)為冷備用或檢修。

記錄事故現(xiàn)象和處理情況，并向調(diào)度和變電所領(lǐng)導(dǎo)匯報。

3.3.4 冷控失電信號發(fā)出：

1、記錄時間，復(fù)歸音響，檢查主變溫度不超過規(guī)定值。

2、檢查400V室風(fēng)冷電源是否消失，空氣開關(guān)有無跳閘。

3、檢查主變風(fēng)冷控制箱電源是否消失，空氣開關(guān)有無跳閘，有無異味。

4、檢查無異常后斷開風(fēng)冷所有支路開關(guān)，從400電源端開始依級送電，遇有再次跳空氣開關(guān)的則不再送該支路，恢復(fù)其他風(fēng)冷支路供電。

5、若屬于400V電源端故障，則設(shè)法隔離切換站用電源。

6、上述情況在超過10分鐘仍不能恢復(fù)風(fēng)冷電源，應(yīng)匯報調(diào)度，申請退出冷控失電跳閘出口壓板，并密切監(jiān)視主變溫度。運行時間按廠家說明不能超過規(guī)定時間（變壓器規(guī)程為2小時）。

7、做好記錄，匯報變電所領(lǐng)導(dǎo)。第4條

主變事故處理實例

4.1 事故處理實例（1）

一、題目：#1主變中壓側(cè)套管B相瓷瓶污閃擊穿故障

二、處理過程

1、運行方式：220kV系統(tǒng)的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯(lián)在運行，旁母刀閘均在冷備用；110kV系統(tǒng)的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯(lián)在運行，旁路在冷備用；10kV

母線分段運行，分段在熱備用，其余開關(guān)均運行。2010、1010地刀在合上，所有設(shè)備的保護在投入 a)b)監(jiān)控系統(tǒng)信號：#1主變保護差動速斷、比率差動、工頻變化量差動動作。

光字牌及表計情況：差動保護、事故跳閘光字牌亮，#1主變?nèi)齻?cè)開關(guān)電流、有功、無功為0。c)d)跳閘情況：201、101、901開關(guān)跳閘

保護屏信息：RCS-978:差動速斷B、比率差動B、工頻變化量差動B動作;

CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差動跳閘出口。操作箱高、中、低跳閘燈亮。e)f)一次設(shè)備檢查情況：#1主變中壓側(cè)套管B相瓷瓶損壞，201、101、901開關(guān)在分閘位置

處理步驟：

1）、復(fù)歸事故音響，記錄事故時間。

2）、值班負責(zé)人在后臺機上檢查#1主變201、101、901開關(guān)的電流、有功、無功已為0，檢查#2主變是否過負荷后向調(diào)度簡要匯報。同時正值班員查看現(xiàn)場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現(xiàn)場。

3）、正、副值班員應(yīng)迅速到10kV高壓室內(nèi)檢查主變低壓側(cè)開關(guān)處有無異常，然后再去戶外檢查差動電流互感器范圍內(nèi)有無異常，經(jīng)檢查#1主變中壓側(cè)套管B相瓷瓶損壞。4）、查看記錄#1主變保護A、B柜信息，打印事故報告。5）、向調(diào)度詳細匯報檢查結(jié)果。

6）、關(guān)注#2主變負荷變化并相應(yīng)啟動備用風(fēng)冷，根據(jù)調(diào)度指令調(diào)整負荷。

7）、復(fù)歸信號,將#1主變轉(zhuǎn)為檢修狀態(tài)。退出#1主變后備保護跳中壓母聯(lián)、低壓側(cè)分段開關(guān)壓板。8）、記錄事故現(xiàn)象和處理情況，并向調(diào)度和變電所領(lǐng)導(dǎo)匯報。4.2 事故處理實例（2）

一、題目：#2主變內(nèi)部分接開關(guān)故障(只有調(diào)壓瓦斯保護動作)

二、處理過程

1、運行方式：220kV系統(tǒng)的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯(lián)在運行，旁母刀閘均在冷備用；110kV系統(tǒng)的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯(lián)在運行，旁路在冷備用；10kV母線分段運行，分段在熱備用，其余開關(guān)均運行。2010、1010地刀在合上，所有設(shè)備的保護在投入2、3、監(jiān)控系統(tǒng)信號：#2主變保護有載重瓦斯動作。

光字牌及表計情況：分接開關(guān)輕瓦斯、分接開關(guān)重瓦斯、事故跳閘光字牌亮，#2主變?nèi)齻?cè)開關(guān)電流、有功、無功為0。

4、跳閘情況：202、102、902開關(guān)跳閘5、6、保護屏信息：PST-12:調(diào)壓重瓦斯、調(diào)壓輕瓦斯燈亮，高、中、低跳閘指示燈亮。

一次設(shè)備檢查情況：#2主變有載調(diào)壓瓦斯繼電器內(nèi)有氣體、油色變渾濁，202、102、902開關(guān)在分閘位置

7、處理步驟：

1）、復(fù)歸事故音響，記錄事故時間。

2）、值班負責(zé)人在后臺機上檢查#2主變202、102、902開關(guān)的電流、有功、無功已為0，檢查#1主變是否過負荷后向調(diào)度簡要匯報。同時正值班員查看現(xiàn)場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現(xiàn)場。

3）、正、副值班員應(yīng)迅速到#2主變處檢查，經(jīng)檢查#2主變有載調(diào)壓瓦斯繼電器內(nèi)有氣體、油色變渾濁，#2主變端子箱無異常，202、102、902開關(guān)在分閘位置

4）、查看記錄#2主變保護A、B柜信息。5）、向調(diào)度詳細匯報檢查結(jié)果。

6）、關(guān)注#1主變負荷變化并相應(yīng)啟動備用風(fēng)冷，根據(jù)調(diào)度指令調(diào)整負荷。

7）、復(fù)歸信號,將#2主變轉(zhuǎn)為檢修狀態(tài)。退出#2主變后備保護跳中壓母聯(lián)、低壓側(cè)分段開關(guān)壓板。8）、記錄事故現(xiàn)象和處理情況，并向調(diào)度和變電所領(lǐng)導(dǎo)匯報。4.3 事故處理實例（3）

一、題目：#1主變本體內(nèi)部故障

二、處理過程

1、運行方式：220kV系統(tǒng)的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯(lián)在運行，旁母刀閘均在冷備用；110kV系統(tǒng)的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯(lián)在運行，旁路在冷備用；10kV母線分段運行，分段在熱備用，其余開關(guān)均運行。2010、1010地刀在合上，所有設(shè)備的保護在投入

2、監(jiān)控系統(tǒng)信號：#1主變保護比率差動、工頻變化量差動動作，#1主變本體重瓦斯動作、本體輕瓦斯動作。

3、光字牌及表計情況：#1主變重瓦斯、#1主變輕瓦斯、差動保護、事故跳閘光字牌亮，#1主變?nèi)齻?cè)開關(guān)電流、有功、無功為0。

4、5、跳閘情況：201、101、901開關(guān)跳閘

保護屏信息：RCS-978:差動速斷BC、比率差動BC、工頻變化量差動BC動作;RCS-974C本體重瓦斯動作、本體輕瓦斯動作；CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差動跳閘出口。操作箱高、中、低跳閘燈亮。

6、一次設(shè)備檢查情況：#1主變本體瓦斯繼電器內(nèi)有氣體、油色變渾濁，201、101、901開關(guān)在分閘位置。

7、處理步驟：

1）、復(fù)歸事故音響，記錄事故時間。

2）、值班負責(zé)人在后臺機上檢查#1主變201、101、901開關(guān)的電流、有功、無功已為0，檢查#2主變是否過負荷后向調(diào)度簡要匯報。同時正值班員查看現(xiàn)場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現(xiàn)場。

3）、正、副值班員應(yīng)迅速到#1主變處檢查，經(jīng)檢查#1主變本體瓦斯繼電器內(nèi)有氣體、油色變渾濁，#1主變端子箱無異常，201、101、901開關(guān)在分閘位置。

4）、查看記錄#1主變保護A、B柜信息，打印事故報告。5）、向調(diào)度詳細匯報檢查結(jié)果。

6）、關(guān)注#2主變負荷變化并相應(yīng)啟動備用風(fēng)冷，根據(jù)調(diào)度指令調(diào)整負荷。

7）、復(fù)歸信號,將#1主變轉(zhuǎn)為檢修狀態(tài)。退出#1主變后備保護跳中壓母聯(lián)、低壓側(cè)分段開關(guān)壓板。

8）、記錄事故現(xiàn)象和處理情況，并向調(diào)度和變電所領(lǐng)導(dǎo)匯報。4.4 事故處理實例（4）

一、題目：#2主變低壓側(cè)高壓室內(nèi)老鼠短路故障

二、處理過程

1、運行方式：220kV系統(tǒng)的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯(lián)在運行，旁母刀閘均在冷備用；110kV系統(tǒng)的線路

1、線路

3、線路5、1號主變在Ⅰ母運行，線路

2、線路

4、線路6、2號主變在Ⅱ母運行，母聯(lián)在運行，旁路在冷備用；10kV母線分段運行，分段在熱備用，其余開關(guān)均運行。2010、1010地刀在合上，所有設(shè)備的保護在投入

2、監(jiān)控系統(tǒng)信號：#2主變比率差動保護動作。

3、光字牌及表計情況：#2主變差動保護、事故跳閘光字牌亮，#2主變?nèi)齻?cè)開關(guān)電流、有功、無功為0。

4、跳閘情況：202、102、902開關(guān)跳閘

5、保護屏信息：PST-1203A: 保護動作指示燈亮，差動保護出口;CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差動跳閘出口。操作箱高、中、低跳閘燈亮。

6、一次設(shè)備檢查情況：#2主變902開關(guān)柜玻璃孔處燒穿，有明顯燒焦氣味，202、102、902開關(guān)在分閘位置

7、處理步驟：

1）、復(fù)歸事故音響，記錄事故時間。

2）、值班負責(zé)人在后臺機上檢查#2主變202、102、902開關(guān)的電流、有功、無功已為0，檢查#1主變是否過負荷后向調(diào)度簡要匯報。同時正值班員查看現(xiàn)場是否有人工作，有馬上令其停止工作并退出現(xiàn)場。3）、正、副值班員應(yīng)迅速到10kV高壓室內(nèi)檢查#2主變低壓側(cè)開關(guān)處檢查，然后再去戶外檢查差動電流互感器范圍內(nèi)設(shè)備有無異常，經(jīng)檢查#2主變902開關(guān)柜玻璃孔處燒穿，有明顯燒焦氣味。4）、查看記錄#2主變保護A、B柜信息，打印事故報告。5）、向調(diào)度詳細匯報檢查結(jié)果。

6）、關(guān)注#1主變負荷變化并相應(yīng)啟動備用風(fēng)冷，根據(jù)調(diào)度指令調(diào)整負荷。

7）、復(fù)歸信號,將#2主變和902開關(guān)轉(zhuǎn)為檢修狀態(tài)。退出#2主變后備保護跳中壓母

聯(lián)、低壓側(cè)分段開關(guān)壓板。

8）、記錄事故現(xiàn)象和處理情況，并向調(diào)度和變電所領(lǐng)導(dǎo)匯報。

第四篇：220kV變電站主變改造工程啟動會匯報材料

220kV**站主變增容擴建工程

3號主變啟動會匯報材料

*********工程公司

220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

2015年05月26日

220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

3號主變啟動會匯報材料

尊敬的各位領(lǐng)導(dǎo)及專家：

在此我代表220kV**站主變增容擴建工程施工項目部，向各位領(lǐng)導(dǎo)、專家蒞臨監(jiān)督檢查指導(dǎo)表示衷心的感謝！下面就我項目部在工程中的管理和施工質(zhì)量情況，向大家做個匯報。

一、工程規(guī)模

1、電氣安裝部分：

2.1、3號主變壓器系統(tǒng)設(shè)備安裝工程（1臺主變）； 2.2、控制保護及自動化屏安裝工程（7面屏柜）；

2.3、封閉式組合電氣安裝工程（3號主變220kV進線側(cè)通管）； 2.4、35kV配電裝置安裝工程（3號接地變及電阻裝置1套）； 2.5、電容器系統(tǒng)設(shè)備安裝工程（電容器及消弧線圈）； 2.6、二次電纜施工及動力電纜； 2.7、接地裝置安裝工程。

二、主要參建單位（建設(shè)、設(shè)計、施工、監(jiān)理）項目法人：國網(wǎng)**市電力公司 建設(shè)管理單位：** 設(shè)計單位：** 監(jiān)理單位： ** 施工單位（電氣安裝）：** 施工單位（土建工程）：** 運行單位：** 220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

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三、質(zhì)量體系及運行效果

1、組織體系

為確保能安全、優(yōu)質(zhì)、順利的完成建設(shè)目標，達到創(chuàng)優(yōu)要求，成立項目管理組織機構(gòu)，充分發(fā)揮項目組織和項目管理的優(yōu)勢，代表公司對本工程實行全面管理。

華東送變電工程公司**變電站工程施工項目部，由多名從事變電工程經(jīng)驗豐富的管理人員組成。成立一次施工班組、二次施工班組、高壓試驗班組及保護調(diào)試班組。

2、制度保證

施工項目部根據(jù)國家電網(wǎng)公司《輸變電工程建設(shè)標準強制性條文實施管理規(guī)程》、《輸變電工程質(zhì)量通病防治工作要求及技術(shù)措施》、《國家電網(wǎng)公司輸變電工程標準工藝》等綱領(lǐng)性文件要求，相應(yīng)編制了220kV**站主變增容擴建工程電氣安裝《強制性條文執(zhí)行計劃》、《質(zhì)量通病防治措施》、《標準工藝實施細則》、《創(chuàng)優(yōu)實施細則》等，落實責(zé)任主體、明確創(chuàng)優(yōu)目標、制定詳細措施，確保工程最終實現(xiàn)創(chuàng)優(yōu)目標。

3、技術(shù)保證

在工程開工前，由項目總工組織本工程技術(shù)、質(zhì)量、安全等管理部門，對施工圖紙進行認真審查，并提出修改意見，由設(shè)計交底時確認。由項目經(jīng)理組織各管理部門人員進行施工組織設(shè)計、創(chuàng)優(yōu)實施細則、安全文明二次策劃、質(zhì)量保證計劃等綱領(lǐng)性文件的編制，并嚴格按照編制的方案執(zhí)行。

各單體工程開工前，項目部組織技術(shù)、質(zhì)量、安全等部門，按照施220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

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工方案內(nèi)容，針對本工程特點，就相關(guān)作業(yè)內(nèi)容和工作要求對其交底。

4、物資保證 1）機具設(shè)備的管理

所有施工檢測工具在進入本工地前，均經(jīng)法定檢測單位鑒定合格并在有效期范圍內(nèi)使用，其精度均符合相關(guān)規(guī)定要求。并建立臺帳，實施動態(tài)管理。

主要機具設(shè)備進入工地前，項目總工組織技術(shù)、設(shè)備、安全部對其進行檢查驗收，進行必要的檢驗和試驗，確保性能良好，標識清晰，完好率 100%。2)材料管理

原材料在使用前，由項目部取樣員取樣（采樣時通知監(jiān)理到場見證）并且送到相應(yīng)資質(zhì)的試驗單位進行檢驗，合格后方可使用。

施工過程中，根據(jù)原材料用量，嚴格按照規(guī)定做相應(yīng)批次的試驗。

5、強制性條文執(zhí)行情況

工程開工前，我施工單位根據(jù)《輸變電工程建設(shè)標準強制性條文實施管理規(guī)程》(Q/GDW248-2008)，編制《220kV**站主變增容擴建工程強制性條文執(zhí)行計劃》,經(jīng)內(nèi)部審批后，報監(jiān)理單位審核批準后執(zhí)行，保證工程項目執(zhí)行強制性條文的完整性。

施工中根據(jù)工程進展分項工程據(jù)實記錄、填寫《輸變電工程施工強制性條文執(zhí)行記錄表》，并報監(jiān)理審核。依據(jù)分項、分部、單位工程劃分范圍，形成系統(tǒng)的管理體系，與工程質(zhì)量檢查、驗收工作協(xié)調(diào)一致，同步實施，加強了強條的實施計劃，強化了事前、事中過程控制，完善220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

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了執(zhí)行的事后控制，盡可能的避免在執(zhí)行中發(fā)生偏差、遺漏和違反強制性條文的情況，提高了我們的施工管理水平。

通過執(zhí)行強制性條文，確保了工程質(zhì)量目標的實現(xiàn)，所有分部、分項工程全部驗收合格，單位工程質(zhì)量等級為優(yōu)良。

本工程電氣工程產(chǎn)生強制性條文執(zhí)行記錄27份，涉及強制性條文27條，強條執(zhí)行率100%。

6、質(zhì)量通病防治措施執(zhí)行情況

6.1、項目部認真貫徹業(yè)主項目部下發(fā)《質(zhì)量通病防治任務(wù)書》內(nèi)容，以《質(zhì)量通病防治任務(wù)書》為指導(dǎo)，組織編寫《220kV**站主變增容擴建工程質(zhì)量通病防治方案和措施》，經(jīng)監(jiān)理單位審查、建設(shè)單位批準后實施。6.2、做好原材料、半成品的第三方試驗檢測工作，未經(jīng)復(fù)試或復(fù)試不合格的原材料、半成品等不用于工程施工。試驗檢測應(yīng)執(zhí)行見證取樣制度，試品、試件均送達經(jīng)電力建設(shè)工程質(zhì)量監(jiān)督機構(gòu)認證的第三方試驗室進行檢測或經(jīng)監(jiān)理單位審核認可并報質(zhì)監(jiān)機構(gòu)備案的第三方試驗室進行檢測。采用新材料時，除應(yīng)有產(chǎn)品合格證、有效的新材料鑒定證書外，還進行了必要檢測。

6.3、記錄、收集和整理質(zhì)量通病防治的施工措施、技術(shù)交底和隱蔽驗收等相關(guān)資料均真實可考。

6.4根據(jù)經(jīng)批準的《220kV**站主變增容擴建工程質(zhì)量通病防治措施》，對施工人員進行技術(shù)交底，并確保措施落實到位。

在整個過程中電氣工程涉及質(zhì)量通病防治措施8條，執(zhí)行8條，執(zhí)行率100%。220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

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7、標準工藝執(zhí)行情況

項目部認真組織編寫了《220kV**站主變增容擴建工程標準工藝實施細則》，在施工過程中，嚴格按照標準工藝施工，電氣工程共涉及標準工藝46項，應(yīng)用率100%。

四、施工時間節(jié)點

1、電氣工程

2014年12月01日電氣安裝工程開工；

2014年12月05日首批電氣設(shè)備進場（接地變及接地電阻箱）； 2014年12月07日35kV電容器到貨就位； 2014年12月08日35kV電抗器附件安裝； 2014年12月10日主變壓器本體就位； 2014年12月15日主變附件安裝； 2015年01月25日電纜施工；

2015年03月03日220kV GIS部分通管到貨； 2015年05月7日220kV GIS試驗通管到貨安裝； 2015年05月11日主變本體局放試驗完成； 2015年05月16日220kV GIS通管耐壓試驗完成；

2015年05月26日3號主變與35千伏母差、35千伏自切保護搭接完成。

本期工程基本施工完畢。220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

3號主變啟動會匯報材料

五、工程驗收情況及實體質(zhì)量狀況

220kV**站主變增容擴建工程的三級驗收于2015年05月06開始，2015年05月10日全部消缺完成；監(jiān)理初檢驗收于2015年05月11日開始，共14條消缺項目，完成14條；質(zhì)監(jiān)站與2015年05月14日驗收，共提出15條消缺問題，完成15條；檢修公司已于2015年05月18日開始驗收，提出問題并現(xiàn)場立即整改。

涉及220kV**站主變增容擴建工程本期完成電氣共3單位工程，12個分部工程，30個分項工程。

單位工程優(yōu)良率100%；分部工程、分項工程合格率100%；

六、后續(xù)計劃

1、相關(guān)二次回路搭接，根據(jù)調(diào)度停電許可，2015年05月27日與220千伏母差保護回路搭接。

*****工程公司

220kV**站主變增容擴建工程

2015年05月26日

第五篇：35kV變電站斷路器跳閘異常分析與處理

2012年新疆電力行業(yè)專業(yè)技術(shù)監(jiān)督工作會議論文

35kV變電站斷路器跳閘異常分析與處理

[內(nèi)容摘要]35kV寧清變電站2號主變35kV側(cè)3502斷路器跳閘，運行人員試送不成功，檢修人員對一次、二次設(shè)備進行檢查后送電，送電過程中初步判斷為1號升壓變故障，遂退出一號升壓變。3502斷路器再次跳閘后，經(jīng)過仔細檢查研究發(fā)現(xiàn)為直流蓄電池故障，導(dǎo)致控母、合母電壓異常，在導(dǎo)閘操作過程中造成裝置異常，產(chǎn)生誤動。[關(guān)鍵詞]升壓變；蓄電池；控母 1 前言

35kV石清線帶35kV寧清變，35kV寧清變35kV2號主變運行，35kV2號主變10kV側(cè)1002斷路器連接在10kV寧清水電站10kV母線上，10kV清牧線、10kV清團線、10kV清塔線在10kV寧清水電站10kV母線上運行，10kV清團線連接團結(jié)水電站，10kV寧清水電站1號、2號發(fā)電機組通過400V變10kV升壓變壓器連接于10kV寧清水電站10kV母線上，廠用電和35kV寧清變站用電源連接在寧清水電站升壓變壓器400V側(cè)。2 設(shè)備基本概況

35kV寧清變電站于1982年投入運行。35kV2號主變3502斷路器保護裝置型號為華電生產(chǎn)的WKT-F2型線路微機保護裝置，投運日期為2003年12月。2009年2月9日配電工區(qū)曾與生技部協(xié)調(diào)，35kV 2號主變后備保護更改為3502斷路器保護裝置，CT變比為75/5，1002斷路器無保護運行。3 發(fā)現(xiàn)故障及原因分析

2009年9月19日接到局生技部通知，9月19日12：41分35kV寧清變35kV 2號主變3502斷路器跳閘。配電工區(qū)保護班于9月19日17：402012年新疆電力行業(yè)專業(yè)技術(shù)監(jiān)督工作會議論文

到達35kV寧清變電站進行停電檢查。

3.2 初步檢查情況 1、35kV寧清變電站于1982年投入運行。35kV 2號主變3502斷路器保護裝置，型號為華電生產(chǎn)的WKT-F2型線路微機保護裝置，投運日期為2003年12月。保護裝置動作信號燈點亮，且裝置報文如下：

裝置時間 10：27：40.641 10：28：56.521 11：38：12.269 11：40：45.337

裝置報文 過流跳閘 開關(guān)分閘 過流跳閘 開關(guān)分閘

（保護裝置動作時間確認：根據(jù)9月19日保護班工作人員在35kV寧清變所做試驗時記錄的報文時間和實際時間（保護報文時間為05：15，實際時間為13：19）推測，報文時間滯后實際時間9小時）。

其他保護裝置并無任何報文，初步判斷為3502斷路器后備保護裝置動作跳閘。

2、根據(jù)運行值班人員所述，35kV 2號主變跳閘，匯報調(diào)度后重新試投依然不成功，將2號主變及10kV線路轉(zhuǎn)換為冷備狀態(tài)。

3、此次事故為35kV2號主變跳閘，辦理事故搶修單后保護班對2號主變低壓側(cè)、高壓側(cè)二次回路及高壓側(cè)保護裝置進行初步檢查，試驗班對一次設(shè)備進行了直阻、及絕緣測試，檢修班對二側(cè)斷路器機構(gòu)進行了檢查。

4、檢查繼電保護調(diào)試記錄，2月9日配電工區(qū)曾與生技部協(xié)調(diào)，35kV 2號主變后備保護更改為3502斷路器保護裝置,CT變比為75/5，1002斷路器無保護運行,主變本體銘牌為高壓側(cè)最大短路電流為30A，低壓側(cè)為109.9A，35kV2號主變后備保護裝置定值為：速斷：32A，時間0S；過流：3.3A，時間0.3S，判斷2號主變高壓側(cè)斷路器跳閘，低壓側(cè)不跳為正確動2012年新疆電力行業(yè)專業(yè)技術(shù)監(jiān)督工作會議論文

作。5、10kV清塔線CT變比50/5，定值為54A；10kV清團線CT變比200/5，定值為140A； 10kV清牧線CT變比200/5，定值為170A。

6、用鉗型電流表測量3502斷路器保護裝置電流，A相為0.02A，C相為0.03A，B相電流回路在斷路器機構(gòu)箱處被短接；初步檢查電流回路二次接線正確。7、3502斷路器機構(gòu)箱密封嚴實，跳合閘回路二次電位正確，外觀檢查良好。8、3502斷路器保護裝置過流脫扣保護于2008年9月進行過定檢，向運行人員協(xié)調(diào)要對斷路器進行傳動試驗，運行人員匯報調(diào)度不同意因此并未對斷路器進行傳動試驗。

9、對35kV2號主變3502斷路器保護裝置進行校驗，從端子排處A421通入1A電流，保護裝置顯示A相保護電流為1A，測量電流顯示為15A；從端子排處C421通入1A電流，保護裝置顯示C相二次電流為1A，測量電流顯示為15A；驗證了保護裝置采樣正確。

10、按35kV 2號主變保護定值單：（昌電繼字第2-2006471號）進行保護裝置定值核對并驗證裝置試驗：

速斷：Idz=32A/0S 由于試驗儀器通入電流較大，因此將速斷值更改為11A后裝置實際動作值為11.2 A/0S 過流：Idz=3.3A/0S

裝置實際動作值為3.5A 重合閘退出

CT變比75/5 2012年新疆電力行業(yè)專業(yè)技術(shù)監(jiān)督工作會議論文

11、因35kV 2號主變施工圖紙并未移交于配電工區(qū)，因此保護班人員在對保護裝置二次回路檢查時只能與保護裝置背板進行核對檢查，經(jīng)檢查判斷二次回路正確無誤。

12、對保護裝置進行定值試驗、二次回路、及一次設(shè)備檢查無誤后由運行人員向調(diào)度匯報要求再次送電，在送電過程中，根據(jù)調(diào)度要求將2號主變低壓側(cè)10021隔離開關(guān)斷開對2號主變送電，9月19日12：35分2號主變送電正常，后調(diào)度要求將1002斷路器拉開，合上10021隔離開關(guān)，最后合上1002斷路器，12：57分送電正常。

13、運行人員匯報調(diào)度后要求將10kV1號升壓變并網(wǎng)，在運行人員對10kV1號升壓變送電至高壓側(cè)時，35kV 2號主變再次跳閘，保護班人員在檢查保護裝置報文時發(fā)現(xiàn)2號主變后備保護裝置不能顯示，復(fù)位裝置后現(xiàn)象依然存在，將保護裝置電源拉開后給上正常。

14、初步判斷為1號升壓變故障，在重新辦理事故搶修單并做好安全措施后由試驗班對1號升壓變本體及電纜進行絕緣測試，檢查均正常。

15、與生技部協(xié)調(diào)后并告知調(diào)度要求運行人員不投入10kV1號升壓變，運行人員根據(jù)調(diào)度命令再次投入35kV 2號主變后正常。16、2009年9月20日35kV寧清變電站35kV 2#主變再次跳閘，其原因為：1）13：45分寧清變電站站內(nèi)切割機電源為低壓廠用電源（直接從所變低壓側(cè)接取，未經(jīng)過空開），切割機電源有短路情況，值班員在查找故障時因拉開低壓廠用屏、斷開3502斷路器二次保護電源時造成3502跳閘；2）14：14分，第一次對35kV 2號主變試送：寧清變電站2#主變3502斷路器在合位，值班人員在合第二條10kV清牧線時（第一條出線10kV清塔線已2012年新疆電力行業(yè)專業(yè)技術(shù)監(jiān)督工作會議論文

合好），使35kV 2號主變3502斷路器再次跳閘；3）15：15分，第二次試送：寧清變電站35kV 2號主變3502斷路器在合位時，合1002斷路器正常后，合10kV電壓互感器時，35kV 2號主變3502斷路器又一次跳閘。

17、配電工區(qū)于18：58分到達35kV寧清變電站，由于35kV2號主變已投入運行，協(xié)調(diào)調(diào)度與生技部不能將2號主變退出。詢問運行人員告知為：2號主變主保護中保護動作燈點亮，保護報文為重瓦斯動作，運行人員根據(jù)調(diào)度命令斷開主保護裝置電源，退出35kV2號主變保護分閘壓板。

18、保護班人員檢查報文時發(fā)現(xiàn)3502斷路器保護裝置測量電流A相為40.6A，C相沒有電流，確認裝置采樣不正確。

19、配電工區(qū)對1號升壓變及10kV電壓互感器進行絕緣、直阻、耐壓測試，試驗數(shù)據(jù)正常，于2009年9月21日凌晨12：47分結(jié)束工作。

20、接配電工區(qū)領(lǐng)導(dǎo)電話于2009年9月21日早晨11：08分再次到達35kV寧清變電站對變電站內(nèi)二次回路進行檢查。

21、檢查35kV 2號主變3502斷路器機構(gòu)箱、主變本體端子箱、1002斷路器端子箱、保護屏二次回路、壓板二次接線，回路正確。

22、對站內(nèi)直流系統(tǒng)進行檢查時發(fā)現(xiàn)：蓄電池型號為NP65-12 12V

65Ah 蓄電池屏有17節(jié)電池，電池有鼓肚及漏液現(xiàn)象，測量控制電源：271V，合閘電源：302V，正對地：+166V，負對地：-134V，測量單節(jié)電池電壓：

（1）13.6V

2）13.7V

3）13.6V

4）13.7V

5）13.7V

6）13.6V

7）13.68V

8）80.0V

9）12.3V

10）13.6V

11）13.6V

12）13.7V

13）13.7V

14）13.6V 15）13.6V

16）13.5V

17）13.6V 2012年新疆電力行業(yè)專業(yè)技術(shù)監(jiān)督工作會議論文

第八節(jié)電池已壞，由此也可判斷蓄電池電壓過高，造成控制電源過高，在裝置上對斷路器進行操作時控制電源對裝置沖擊，長期運行使得保護裝置運行不穩(wěn)定，造成保護裝置采樣不準確，保護裝置有誤動的可能性。

23、與生技部協(xié)調(diào)后，退出35kV2號主變保護壓板（軟壓板、硬壓板）運行，再將10kV1號升壓變并網(wǎng)運行。

24、在將1號升壓變投入運行前操作廠用變低壓側(cè)勵磁開關(guān)時，發(fā)現(xiàn)3502斷路器保護裝置報文顯示為“開關(guān)分閘”，保護裝置未發(fā)保護出口信號。

3.2 缺陷及處理

（1）根據(jù)保護裝置的報文判斷，9月19日3502斷路器跳閘是因為故障造成的；保護裝置正確動作。

（2）由于該變電站直流系統(tǒng)與保護裝置長時間無人維護，蓄電池投運至今從未進行過蓄電池電壓測試，造成直流系統(tǒng)的崩潰。電池電壓過高（控制274V）造成保護裝置采樣不準確，CPU板損壞，值班員在倒閘操作時系統(tǒng)有一點波動就造成保護裝置出口。

（3）35kV寧清變10kV三條線路保護均為過流脫扣保護，而主變3502斷路器有保護裝置，動作靈敏度遠遠大于過流脫扣保護的動作靈敏度。9月19日保護裝置過流動作值3.3A換算為一次值是49.5A（CT變比75/5），已經(jīng)遠大于10kV線路保護的定值。判斷為10kV線路故障越級造成3502斷路器保護裝置動作跳開了3502斷路器，過流脫扣時間和動作值無法準確驗證。

（4）而運行人員在操作10kV1#升壓變時1001斷路器沒有跳開原因是2009年3月份將原1001斷路器被換下,而現(xiàn)在的1001斷路器保護是否為過2012年新疆電力行業(yè)專業(yè)技術(shù)監(jiān)督工作會議論文

流脫扣,而實際變比是多少并不知道,而此次并沒有先動作,可判斷此斷路器定值、時間均大于線路及3502斷路器保護裝置定值。

（5）35kV 3502斷路器保護裝置為線路保護裝置且嚴重老化不滿足主變保護裝置要求，對3條10kV線路保護均為過流脫扣，無法與3502斷路器進行時限配合。

（6）系統(tǒng)電池損壞造成電壓長期運行過高，保護裝置運行不可靠,有誤動的可能性。

（7）站和升壓站一次系統(tǒng)接線不規(guī)范，容易造成低壓簡單故障越級，擴大事故范圍。4 防范措施

（1）對該站直流系統(tǒng)與3502斷路器保護裝置進行更換。

（2）對保護裝置二次線進行整理，并進行標記，嚴防產(chǎn)生寄生回路。（3）配合10月11號停電對3502斷路器進行傳動試驗并進行小修。（4）對1002斷路器加裝保護裝置，以實現(xiàn)和10kV三條線路的保護配合。

（5）盡快協(xié)調(diào)進一步完善對35kV寧清變電站和35kV寧清發(fā)電站的運維職責(zé)劃分。

（6）對值班員進行保護裝置的基礎(chǔ)培訓(xùn)；加大水電管理和設(shè)備巡視、維護力度。

（7）通過技改、大修項目上報，全面整治35kV寧清變一次、二次設(shè)備，提高運行可靠性。5 結(jié)束語 2012年新疆電力行業(yè)專業(yè)技術(shù)監(jiān)督工作會議論文

在電網(wǎng)安全運行中，保護裝置的性能與運行維護起著決定性的作用，因此工作人員務(wù)必要時刻關(guān)注保護裝置的運行性能并加強運行維護，使保護裝置的運行性能提到到最大限度，使電網(wǎng)運行在讓社會最放心的狀態(tài)下。