屯兰110kv变电站现场运行规程

西山煤电（集团）发电分公司现场运行规程批准吴军编写蒋文周爱锋审核吴军编写日期2012年9月屯兰110KV变电站目录第一部分一次设备运行规程第一章变电站概况4第一节概述4第二节调度权及运行方式5第二章系统事故处理5第一节概述5第二节事故处理安全措施8第三节系统发生单相接地故障处理10第三章母线11第一节线路跳闸的母线处理11第二节母线异常及故障处理12第三节母线的正常运行维护14第四章主变压器15第一节概述15第二节变压器的巡视检查15第三节变压器的维护17第四节有载调压分接开关19第五节冷却装置22第六节变压器的异常分析25第七节变压器保护动作后的处理27第五章断路器30第一节概述30第二节SF6断路器31第三节真空断路器33第四节断路器的运行维护34第五节断路器的事故处理35第六章隔离开关37第一节概述37第二节隔离开关的运行和维护39第三节隔离开关的异常运行与事故处理40第七章互感器41第一节电压互感器41第二节电流互感器42第八章过电压保护与接地装置44第一节接地装置的正常运行与维护44第二节避雷器的异常运行与事故处理44第九章站用电系统46第1节站用电的运行与维护46第2节站用电的事故处理47第10章电力电容器47第一节电力电容器的正常运行维护47第二节电容器组的异常运行与事故处理49第三节耦合电容器及阻波器的正常运行维护49第四节耦合电容器及阻波器的异常运行与事故处理50第二部分二次部分第一章交直流系统51第一节直流的运行与维护51第二节直流系统的故障处理52第2章微机防误闭锁装置54第一节概述54第二节五防系统的使用55第三节防误闭锁的运行与维护56第四节防误闭锁管理规定58第3章ICS80000变电站综合自动化系统59第一节概述59第二节综合自动化系统的使用与维护61第三节微机继电保护装置的故障处理63第四节微机保护的配置63第4章故障录波器的使用64第一节概述64第二节面板说明66第三节故障分析67第四节故障录波装置异常处理70第三部分其它第一章倒闸操作70第二章安全用具71第三章变电站的措施72第四章电气火灾75第一节电气火灾的处理75第二节主变着火处理76第五章触电急救76第四部分制度78附表附表1主设备档案98附表3巡视路线图附表4消防配置图附表5站内平面图备注本规程自2012年10月1日起执行第一章变电站概况第一节概述屯兰110KV变电站位于屯兰矿与古交市屯村之间，占地面积约13000M2，担负着西山煤矿总公司古交矿区四矿五厂的生产和生活用电，于1990年12月投入运行，110KV两回电源全部来自古交220KV变电站，110KV系统又接有两个回路137、138线路，供马兰110KV变电站的电源，35KV系统带8回出线（屯兰矿407、408；东曲415、416；镇城底405、408；后风坪岭417、406，6KV系统带11回出线，主供屯兰矿风机房和两个运煤通道，目前两台63000KVA变压器大分列运行，变压器是太原变压器厂生产的SFPSZ763000KVA。2012年屯兰110KV站进行了改造，二次保护系统为许继电力股份公司生产的变电站微机综合自动化系统。110KV线路保护装置型号为WXH811A/P，35KV、6KV线路保护装置型号为WXH822A/P，屯兰矿线路保护装置型号为WXH823；110KV母线保护装置型号为WMH800A/P（主辅机）；母联测控装置为FCK801A/2，保护装置为WCH821A/P；备自投装置型号为WBT822A/P；主变差动保护，装置型号为WBH812，主变高后备保护装置为WBH818A/H，中、低压侧后备保护装置型号为WBH822，主变测控装置型号为FCK801A/P，非电量保护装置为WBH819A；电度表型号为DSSD566、DSSD670三相本线电子式多功能电能表；直流系统型号为GZDW42200/220/40E2，交流屏型号为JLP2200/400。所带负荷简介如下110KV系统运行的是2010年更换的阿海法公司生产的SF6断路器，共8台。其中137、138开关接供马兰110KV变电站。135、136137、138131、132130、140古屯1、2进线开关屯马1、2出线开关1、2主变开关母联35KV系统运行的是2007年更换的ZN85405真空断路器，共10台，417、418是2005年12月新增的两趟回路，是北京开关厂2005年11月生产的型号TD12405/1600真空开关。共8回出线。开关编号417、406407、408415、416405、418401、402410、420线路名称后风坪岭东、西屯兰矿12东曲矿1、2镇城底1、21、2主变进线35KV母联6KV系统主要负荷是屯兰矿两座风机房615、616、621、624，及两趟运煤通道，断路器是2003年12月至2004年6月更换的西安电站成套设备厂生产的V200012/125035型真空开关，进线、母联开关ZN28A12/3150。开关编号615、616621、624611607609线路名称石家河机房1、2梁庄风机房12屯兰运煤通道东曲运煤通道运煤通道1开关编号612619622601、602613、623线路名称水源线阀门厂运煤通道21、2主变进线35KV母联我站的主接线为单母线分段，主接线图见附表1设备参数见附表2第二节调度范围及运行方式一、调度范围划分屯兰110KV站值班员兼有古交电力调度调度员职责，对下级15个35KV变电站及配煤厂6KV变电站的进线、母联的断路器、隔离开关，接地刀闸有调度权。屯兰110KV进线135、136开关，屯马1137、屯马2138开关归地调调度，35KV系统归电力调度和屯兰站调度，6KV系统615、616、621、624开关归屯兰矿调度。二、正常运行方式110KV系统两台主变分列运行，母联140开关常合，母联130开关热备。35KV系统I段、II段母线分列运行，母联420开关常合，母联410开关热备。6KV系统I段、II段母线分列运行，母联623开关常合，母联613开关热备。第二章系统事故处理第一节概述电力系统发生的每一次事故都有其一定的原因，如因设计、安装、检修和运行中存在问题或设备各方面的缺陷等都会引起事故的发生。除此之外，由于工作人员业务不熟练或违反规章制度也会造成事故。根据运行经验总结及事故统计可知，在电气方面比较严重的事故有以下几种（1）主要电气设备的绝缘损坏事故。（2）电气误操作事故。（3）电缆头与绝缘套管的损坏事故。（4）高压断路器与操作机构的损坏事故。（5）继电保护及自动装置的误动作或因缺少而造成的事故。（6）由于绝缘子损坏或脏污所引起的闪络事故。（7）由于雷害所引起的事故。（8）由于倒杆、倒塔、横担着火所引起的事故。（9）导线及架空地线的断线事故。（10）配电变压器事故。当异常运行和事故发生时，各种信号装置会迅速动作，发出告警和事故信号。运行值班员要严密监视运行状态，在发生异常运行、信号告警时，要迅速正确查明情况并快速记录，正确地判断信号性质和设备状态，报告上级和有关负责人员，迅速正确地执行调度命令及运行负责人指示，按照有关规程规定处理。二、发生事故时的现象和原因发生事故时的现象和原因有以下几方面（1）现象继电保护或自动装置动作、掉牌，光字信号及音响信号出现，部分断路器跳闸。原因该断路器所属设备或线路故障引起。（2）现象本站电气设备故障时，可能出现弧光、爆炸声及其他不正常声音。原因设备因绝缘不良或机械损伤等造成。（3）现象现场运行巡视检查可能发现电气设备出现烟火、烧损、碎裂、变形、移位、喷油等不正常现象。原因可能是由于电气设备绝缘不良出现内部过热、断路或因二次线老化，电压互感器短路或电流互感器开路等引起。三、事故处理的任务变电站事故处理的主要任务有（1）尽快限制事故发展，消除事故根源，解除事故对人身和设备的威胁。（2）设备发生事故时，应积极采取措施，以保证对用户的连续供电，争取缩小事故范围，避免发生事故。（3）对因事故停电的设备，应积极排除故障，以尽快地恢复对停电用户的供电。四、事故处理的一般原则处理事故的一般原则1发生事故时，值班员应该坚守工作岗位，密切监视设备运行状态，即使对仪表、信号、保护动作掉牌及设备的异常情况做好记录，对调度管辖的设备发生事故时，应立即汇报调度。2事故处理要沉着冷静，正确判断分析事故原因。本站所管辖的设备应在值班负责人领导下，按现场运行规程进行事故处理。对于调度管辖的设备事故，应在调度员的领导下进行处理。若通信中断时，变电站值班员可先按现场运行规程进行处理，待通信恢复后，再及时的将处理情况汇报调度。3变电站值班员应按调度命令执行操作任务，若认为调度命令不正确时，应向调度指出。如果调度坚持命令正确无误，值班员应立即无争辩地执行命令。如果命令危及设备和人身安全时，值班员应向调度说明不能执行的理由，对该错误命令可以拒绝执行，并迅速报告上级领导，同时做好记录。（1）根据表计的指示、信号指示和设备的外部征象分析判断事故的全面情况，如果对人身和设备有威胁，应立即设法解除危险。（2）对设备迅速进行检查和试验，判明故障性质、地点及其范围，对未受到损害的设备保持其继续运行。（3）对有故障设备，在判明故障部位和故障性质后进行必要的处理，如果值班人员无法对损害的设备进行处理，应立即报告上级要求派人处理。自行处理的情况五、下列情况变电站值班员应自行处理（1）将直接对人员有生命危险的设备停电。（2）将损坏的设备隔离。（3）运行的设备有损坏的危险时，需隔离。（4）当母线电压消失时，将连接到该母线的断路器拉开。（5）所用电消失，恢复电源。（6）调度规程和现场运行规程中已有明确规定的事故。六、事故处理的程序变电站事故处理的基本程序有以下几方面1解除事故和预告信号，记录事故时间。2检查光字牌、保护、自动装置、掉牌和保护装置显示及开关动作情况并做好记录。核对无误后恢复信号、保护掉牌或打印信息。3分闸断路器的灯光信号、仪表指示，核实断路器确已分闸后，方可恢复断路器的控制开关手柄到“分闸后”位置。4检查设备，具体的处理如下（1）线路故障检查跳闸开关（油色、油位）后汇报调度。（2）站内设备故障，检查保护范围内的所有设备。（3）保护动作情况按有关规定处理。（4）向调度汇报发生事故的时间，断路器和保护、自动装置的动作情况等。若设备发生损坏或异常情况，则应立即向主管领导汇报，以便及时组织检修人员进行事故检修。（5）调度管辖的设备在调度命令下进行处理，本站所管辖的设备由当值正值下令进行处理。对于调度下达的操作命令应做好记录并进行复诵，以保证倒闸操作命令的正确。（6）对全站设备全面详细进行巡视，严密监视事故设备投运后有无异常。七、事故处理的注意事项变电站事故处理时应注意以下事项（1）核实跳闸开关的实际位置后方可恢复跳闸开关的控制把手至“分闸后”位置。（2）记录保护动作信息，应经第二人复查无误后汇报调度。（3）隔离故障点等必须做好安全措施，并做好监护。（4）事故时交流失去，平时应准备好照明、解锁钥匙等，放在固定位置。（5）平时多思考事故现象，事故时做出正确判断，防止因自己业务不强造成误判断，导致误汇报、误操作。特别是各种不同的保护装置显示，应多思考各种事故时的信号表现。（6）保护说明书、异常信息报警和故障信息中的各种含义，平时应整理摘录好。（7）在处理雷击掉闸事故试送线路时，屯兰站值班人员要先调度下级站断开故障回路的进线开关。八、事故处理时的人员配合变电站事故处理时人员之间的配合应注意以下方面（1）事故处理当值人员均应在现场，正值记录时间，通过检查开关位置信号、保护动作信号、表计、光字，正确判断故障类型。对于微机保护，副值记录保护装置面板动作信息、故障录波信息、打印故障信息，正值核对无误后，再恢复光字。（2）正值根据保护动作信息及光字牌迅速正确的判断故障类型及时向上级调度及相关部门汇报。（3）在事故处理过程中，当正值和副值的意见发生矛盾时，以正值的判断和处理意见为主，副值应积极进行配合。（4）当值人员一起仔细检查保护范围内设备异常，确定故障部位及其他设备有无异常或按现场事故预案先行正确处理事故，隔离明显的故障点。正值正确详细汇报调度。（5）事故检修，当值人员应做好准备工作。（6）正值将事故情况详细记入运行工作记录，副值做好相关记录、报表。（7）对全站设备进行全面详细巡视，严密监视事故设备投运后有无异常。（8）交接班时做好班后会，对事故进行认真分析和讨论。九、35KV或6KV进线开关跳闸（1）记录时间、现象，汇报调度。（2）检查保护动作情况。（3）查明是由于出线故障还是由于母线故障引起跳闸。（4）找出故障点并切除，恢复进线开关送电。（5）如查不出是哪条出线或母线故障，则拉开所有出线开关并逐条试送。（6）当试送至某条线路又跳闸时，可切除该出线恢复送电。（7）如果拉开所有出线后仍送不上，则认为母线有故障，可拉开母联开关逐一试送母线直至找到故障母线并切除后恢复送电。第二节事故处理安全措施一、事故处理一般原则1、值长是事故处理的现场负责人，领导指挥全班人员进行事故处理，应对事故处理的正确和迅速负责。值长在组织事故处理时，应根据班内每个人的业务水平适当分工，分别负责事故现场的检查。2、事故处理时应做到（1）尽速限制事故的发展，消除事故的根源并优先解除对人身和设备的威胁。（2）用一切可能的方法保持对用户的正常供电。（3）尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户要优先恢复供电（倒母线或隔离故障点）。（4）调整系统的运行方式，使其恢复正常（尽量缩小故障范围，必要时应设法在未受到事故损害的设备上增加重要负荷）。（5）站内运行中的变压器冷却电源以及通信电源应尽快恢复。3、系统发生事故或异常情况时，值班人员应尽快向调度报告发生的时间、现象、设备名称及编号、跳闸断路器及继电保护动作情况。4、事故处理时，必须严格执行接令、汇报、复役、录音及记录制度，在对下级站进行调度时必须使用统一调度术语、操作术语，汇报内容应简明扼要。5、事故现场隔离后，可否试送电、断路器跳闸次数的限额以及重合闸能否再用，当班值长要做出准确判断，必要时可向电力调度和站领导汇报听取指示。6、强送电的断路器要完好，继电保护装置要完备。二、事故处理管理规定1、发生事故后，值班人员应迅速回到控制室进行事故处理，无关人员应自觉撤离控制室及事故现场，只允许与事故处理有关的领导以及工作人员留在控制室内。2、事故处理中不得进行交接班。交班时发生事故，应由交班人员负责处理，接班人员可在当值长的要求下协助处理，在事故处理告一段落后方可进行交接班。3、事故处理时，必须认真严格执行地调和电力调度的调度命令，并对操作正确性负责。发现调度员命令和指挥有错误时，有权向调度提出意见，对有明显错误的调度命令，值班人员可拒绝执行，按正确的程序处理事故，在处理完事故后应向上级领导进行汇报。4、发生任何大小事故，在事故处理告一段落后均应及时向工区、公司汇报，并应向有关上级调度汇报。5、在处理事故时，对系统运行方式有重大影响的操作，110KV系统的处理值班人员要在接到地调调度命令后按命令操作，35KV系统的值班人员要根据事故性质进行处理和对下级站的调度。下列操作各级值班人员可自行操作后再汇报。（1）直接对人员生命有威胁的设备停电。（2）将已损坏的设备隔离。（3）当母线停电时，除应保留调度事故处理规程规定的主电源断路器外，将该母线上馈线断路器拉开。（4）自切装置应动而未动，对停电部分恢复供电（尽快将自切回路启动）。（5）当站用电部分或全部停电时，恢复站用电源。（6）当系统频率降低时，按频率应动未动的断路器，应立即手动拉开该线路断路器。6、调整未直接受到损害系统及设备的运行方式时，应尽力保持其正常工作状况。7、如果发生火灾事故，应由正值负责救火工作及现场指挥（报火警119并说明火灾原因）。三、事故处理方法和顺序1、事故处理全部过程应有录音及记录，按调度发布命令处理时，也应做好录音及记录，并严格执行操作监护制度、复诵和汇报制度。（1）事故处理时可不填写操作票，但在事故处理完后要进行记录。（2）事故发生后如有二级调度同时发令时，值班人员可按重要性和迫切性或操作所需时间长短选择执行方案，也可向调度说明情况，由二级调度双方协商后作出决定。2、系统发生事故时，当值值班人员应根据表计变化、主要信号动作光字牌、红绿灯变化，特别应注意中央信号盘信号的变化（电压表指示），后台提供的数据，迅速正确判断事故性质，然后检查保护装置动作情况，分析判断事故的范围。电气设备发生故障时，值班员根据当时运行情况和事故发生时出现的现象，对事故作出正确的判断很重要。值班人员正确分析异常，提高处理事故速度和限制事故的发展，是一项基本功。这是对实际能力的考验，也是对运行人员经验的考核。新进人员或事故遇到少的值班人员碰到事故后往往会出现临场慌乱，措手不及，检查不到位。这就需要加强学习，平时多做事故预想，提高应变能力。下列现象在事故时可能会部分出现。（1）在事故先兆时，有时会有电灯光闪耀，控制盘上电流、电压、有功、无功等表计指示强烈摆动，或者是频率表、电压表指示值下降，有异常声音、弧光等现象。发生事故时，出现事故警铃响，断路器跳闸或自动装置动作合闸（继电保护动作），信号指示灯变位。（2）若事故发生在本站，可能同时出现弧光、放电声、爆炸声等不正常声音。（3）在故障现场还可能有烟火、焦味、烧损、碎裂片、变形、移位、喷油、火灾等不正常的现象。第三节系统发生单相接地故障的处理中性点直接接地系统（110KV系统）发生单相接地时，就会形成单相接地短路，此时接地电流很大，会引起零序保护动作而断开故障设备或线路，并发出接地信号。对于中性点不接地系统（电容电流小于10A）和经消弧线圈接地的小电流接地系统（35KV及6KV系统）发生单相接地后，允许短时间的继续运行，一般不宜超过2小时，但必须及时找出接地点。在小电流接地系统中，若一相接地时，未接地相对地电压升高为相电压的倍，当间歇性电弧接地时，则未接地相对地电压升高2530倍。由于未接3地相产生过电压，可能使其中一相的绝缘被击穿，发展成为两点接地短路，由于在接地时产生电弧，电弧对相间绝缘有热作用，使接地故障可能发展成为两相接地短路，因电弧是活动的而且可能很长，若跳到其他相上，也能形成两相接地短路，单相接地运行时间越长，发生两相接地短路的可能性越大，发生两相接地短路故障将造成馈线断路器或主变压器断路器跳闸，使事故扩大。因此值班人员应以最短的时间找出接地点，并及时隔离故障点。系统接地时的现象（1）6KV系统选线装置发出接地讯号，接地光字牌亮，警铃响；35KV系统选线装置发出接地讯号，35KV系统绝缘监察光字牌亮。（2）发生完全接地故障时，绝缘监察电压表三相指示不同，接地相电压为零或接近零，非故障相电压升高3倍，且持久不变。（3）发生间歇接地故障时，接地相电压时减时增，非故障相电压时增时减，或有时正常。（4）发生弧光接地故障时，非故障相的相电压有可能升高到额定电压的253倍。发生接地的原因有（1）设备绝缘不良。如绝缘老化、受潮，绝缘子有裂纹、绝缘子表面太脏等，致使绝缘破坏，形成接地。（2）动物及鸟类引起接地。（3）线路上断线接地或线路倒杆等造成接地。（4）工作人员的过失。设备在检修后，未拆接地线，造成带地线合闸事故。处理接地故障时，应防止下列现象（1）电压互感器保险器熔断或隔离开关辅助接点接触不良。（2）由于一相断线或断路器、隔离开关一相未接通造成三相参数不对称。（3）空投母线时由于电压互感器引起的铁磁谐振。当发生接地时，值班员应根据当时的具体的情况穿上绝缘靴，详细检查站内设备，停止有关工作班组的工作，并及时向有关领导及电力调度员汇报。（4）线路接地故障，由于屯兰站的微机综合自动化系统没有对接地故障有报警装置，线路接地后，只能由消谐仪发出报警，值班人员要结合多方数据进行分析，在拉路处理时，要先考虑线路长，经常有接地故障发生的线路。6KV要先对水源线612进行排查，35KV线路要先考虑东曲415、416，后风坪岭406、417线路。第三章母线第一节线路跳闸的母线处理送电线路的故障多为瞬间故障，因此在跳闸之后，应停用重合闸，然后可以强送电一次。对于仅有单侧电源的线路，跳闸后，若重合闸不动作，一般可不与调度联系，现场值班人员在停用重合闸后即可强送电一次。若重合闸不成功，则必须检查断路器良好及停用重合闸后，根据调度员命令再强送一次。对于双侧均有电源的线路，一般需与调度联系或检验线路无电压后再强送电，以免造成非同期合闸事故。如线路上已有电压，则应经同期手续进行并列。双回路线路或环状网络中的一条线路跳闸后，由于不中断供电，故一般均应与调度联系后再确定如何恢复送电。有分支线路时，若强送一次不成功，则可根据保护动作的情况进行分析，分别强送。变电站母线故障影响很大，往往是整个变电站或整个地区系统全部停电，或者须将系统分成几个单独的部分运行。母线故障多数是运行人员误操作或操作时设备损坏而造成的，也有因线路断路器的继电保护拒绝动作而越级跳闸造成母线全部停电的，另外也有因外部原因而引起母线全部停电的。第二节母线的异常运行及事故处理一、母线的异常运行1、母线及接头长期允许工作温度不得超过70，每年应进行一次接头温度测量。运行中应加强监视，发现接头发热或发红后，应立即汇报调度，采取倒换母线，减负荷等降温措施。2、可能造成母线失压的原因（1）母线设备本身故障或母线保护误动作。（2）母线线路故障断路器拒动，引起越级跳闸。（3）变电站内部事故，使联络线跳闸，引起全站停电或系统联络线跳闸，引起全站停电。3、10KV母线失压的处理（1）检查失压母线及其设备有无明显故障，检查各分屏开关是否由于保护动作而开关拒跳，越级跳闸引起。（2）拉合各分屏开关，如属分屏开关拒跳越级跳闸引起，应拉开拒跳开关两侧倒闸等候处理，然后将母线及各分屏一一恢复送电。（3）如属母线及主变故障，应等待故障消除后再恢复送电。二、对于母线故障，一般装有按固定方式连接的母线差动保护，能有选择的切除故障母线，减少母线全部停电的机会，缩小事故范围。母差保护动作后应进行如下处理（1）母线故障的迹象是母线保护（母差）动作，断路器跳闸，有故障引起的声音（弧光）、信号等，该母线上的电源断路器跳闸。当母线发生故障停电后，值班人员应立即报告值班调度员，并自行将故障母线上的断路器全部拉开，且应确保在故障后15分钟内执行完毕。有自切装置的应及时停用。（2）当母线发生故障停电后，值班人员应对停电母线进行外部检查。检查范围为故障母线上所有设备，包括避雷器、电压互感器、所用变压器、主变压器断路器、电流互感器、母线隔离开关、母线上所有支持绝缘子，母联分段电流互感器以及所有出线的母线侧隔离开关、断路器、电流互感器、所有出线，以及主变压器另一侧母线隔离开关（拉开隔离开关）支持绝缘子的检查。（3）找到故障点后，对能迅速隔离的进行隔离。（4）找到故障点后，对不能很快隔离的，应将故障母线上的各出线切换至运行母线恢复送电。（5）经过检查仍不能找到故障点时，可用外来电源对故障母线进行试送。（6）如用本站主变压器或母联试送时，试送断路器必须完好，继电保护装置应完好，一般须用有充电保护的断路器充电。（7）当母线因后备保护动作而跳闸时，应该判明故障元件并切除故障点后，再恢复母线送电。（8）当母线故障后重合闸动作但重合不成功时，应立即倒换至备用母线供电，无备用母线的应检查母线。（9）跳闸前母线上有人工作时，更应对母线进行详细检查，以防止误送电威胁人身与设备的安全。三、母线失电事故处理1母线失电是指母线本身无故障而失去电源。一般是由于系统故障、线路故障、线路保护或断路器拒动、变压器故障、母线拒动、上一级电源失却等原因，造成母线失电。判别母线失电的依据有以下条件（1）该母线的电压表指示为零。（2）失电母线的出线及主变压器负荷电流、有功、无功表指示为零。（3）该母线上的所用变压器电源失却。（4）失电母线上可伴有低电压保护动作、光字牌断线闭锁动作、母线失压等，主变压器冷却电源可能失却等。（5）无设备故障引起的声、光等现象，母线保护未动作。2使母线电压恢复正常的措施为了正确反映电力系统的运行电压，在母线上装设电压表进行监视，正常运行情况下，母线电压超出允许的变动范围时，可采取下列措施使母线电压恢复正常（1）改变带负荷调压变压器的分接头位置。（2）投入或退出安装在站内的补偿电容器。（3）临时改变系统的运行方式，以达到潮流分布的改变，而使电压改变。（4）在上述方法都不能满足要求时，则应减少系统的负荷。3母线电压消失的原因有以下几点（1）当靠近断路器的线路侧发生短路（无电抗器），而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。（2）当电源中以及母线短路或由母线到断路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是电力系统中最严重的事故，应尽可能地迅速处理，使之电压恢复。4母线电压消失的故障处理在母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况，以及失压时的外部征象，来判明母线失压的故障性质。若因线路短路断路器失灵未跳闸而引起母线电压消失时，应将故障线路手动切断后，恢复向其它线路送电。若由母线短路或由母线到断路器间的引线段发生短路而引起母线电压消失时，其外部的征象除了配电屏表计有短路现象外（仪表剧烈摆动力、母线电压表指示为零、光字牌亮），在故障点还会有爆炸声、冒烟或起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变压器的断路器及线路断路器跳闸，并出现闪光、喇叭响等信号。此时，应切除故障母线，投入备用母线。若不能迅速找出母线电压消失的原因而估计故障点可能在母线上时，则应投入备用母线；若判明故障在送电线路上，而将故障线路切除后还不能消除故障时，则应在接到调度员命令后，把一切变压器和终端送电线路的断路器断开，检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开，则应检查该断路器上有无电压，等有了电压后再进行合闸，将线路与母线连接，然后再顺序连接其它各条出线。若母线失压时，断路器、继电保护、各电气设备均无异常，则不必进行任何处理及操作，可等候来电。当变电站失压时，值班人员应注意保持正常的直流电压，并应保证通讯畅通。四、全站停电事故处理在出现全站停电事故时，值班人员要保持冷静，认真观察后台系统提供的报文和数据进行事故分析，确定事故性质，如果为110KV系统两回路都失压，而我站无任何异常，既可判定为上级站故障，值班人员应认真监盘，等候上级站恢复送电，当出现110KV系统单回路失压，而我站无故障时，值班人员应利用母联恢复另一回路的供电，在操作完后，要及时向地调和电力调度汇报。110KV母线失压的处理（1）母线失压，检查失压母线设备有无故障，立即拉开连接在该母线上的全部开关，然后汇报值班调度等候处理。（2）开关未跳，母线失压，检查失压母线设备有无异状，保护是否拒动，并立即汇报值班调度等候处理。（3）母差动作开关跳闸，母线失压，检查失压母线设备有无异状和母差无异常后，必须立即汇报有关领导和值班调度等候处理。（4）开关失灵保护动作，母线失压，立即拉开拒动开关，检查拒动原因，汇报调度等候处理。（5）开关跳闸，母线失压，汇报值班调度等候处理，并检查母线设备有无异状。（6）母线失压后向母线试送电的方法投入母联开关保护，用母联开关向母线冲击合闸。（只有在确认母线本身无故障时才能进行）第三节母线的正常运行维护一、母线装置检修后的验收1、所有螺栓，螺母，垫圈，销子齐全。2、瓷件完整，清洁；铁件和瓷件胶合处完整无损。3、相色正确，清晰。4、连接正确，螺栓紧固，接触可靠，接触电阻符合要求，相间及对地电气距离符合要求。二、母线的巡视检查1、母线的定期巡视（1）母线支持绝缘子是否清洁，完整，有无放电痕迹和裂纹。（2）天气过热过冷时，矩形及管形母线接缝处应有恰当的伸缩缝隙。（3）固定支座牢固。软母线无松股断股，线夹是否松动，接头有无发热发红现象。（4）母线上有无异音，导线无断股及烧伤痕迹。（5）母线接缝处伸缩器是否良好。2、母线的特殊巡视（1）母线每次通过短路电流后，检查瓷瓶无断裂，穿墙套管有无损伤，母线有无弯曲，变形。（2）过负荷时，增加巡视次数，检查有无发热现象。（3）降雪时，母线各接头及导线导电部分有无发热，冒气现象。（4）阴雨时，大雾天气，瓷瓶应无严重电晕及放电现象。（5）雷雨后，重点检查瓷瓶应无破损及闪络痕迹。（6）大风天气，检查导线摆动情况及有无搭挂杂物。第四节母线、线路倒闸操作一、母线的倒闸操作1、母线倒闸操作必须考虑母差保护的运行方式。2、母线停电或母线TV停电时，必须防止TV反送电和继电保护及自动装置的误动。3、由运行母线倒换部分或全部元件至备用母线时，一般应先用母联开关向备用母线充电，充电时应投入充电保护。倒换母线时必须在依次合上母联刀闸，开关和断开母联开关的操作电源后进行。二、线路操作的一般规定1、线路停电的操作顺序为拉开开关，线路侧刀闸，母线侧刀闸，拉开可能向该线路反送电设备刀闸或取下其保险。复电时，操作顺序相反。2只有在线路可能受电的各侧都有明显断开点，才容许将线路转为检修状态。3、线路停、送电时，送、受侧操作顺序110KV及以下线路停电时，一般先停受电侧，后停送电侧。复电时，操作顺序相反。第四章主变压器第一节概述本站两台主变均采用太原变压器厂生产的型为SFPSZ763000/110/35/63的变压器。本变压器是电压等级为110KV，容量为63000KVA的三相三绕组有载调压电力变压器。其额定电压110KV/35KV/6KV，额定电流188A，有载调压分接头档位共7档。变压器是一种静止的电气设备，其构造比较简单，运行条件较好，因此运行的可靠性较高。变压器的运行方式有三种变压器的允许运行方式，变压器并列运行，变压器的经济运行。变压器运行时绕组的温度最高，其次是铁芯，最后是变压器油。自然循环变压器油的上层油温一般不宜超过85。在一般情况下，自然油循环的变压器，其油顶层温度较油的平均温升高11，所以允许油顶层的温升极限为55。变压器并列运行要满足下列条件（1）接线组别相同；（2）变压器的变比要相等，即并列的各台变压器的一次额定电压和二次额定电压分别相等；（3）阻抗电压应相等。屯兰110KV站的1、2主变全部是强油风冷，在运行时，冷却系统停止不能超过15分钟，每次进行倒主变操作后，要对运行主变的冷却系统进行全面检查。停用每台所用变时，也要对运行主变的冷却系统进行全面检查，确保冷却系统投入正常。在夏季高峰负荷时，值班人员根据负荷变化情况加投风扇，必要时全部投入运行，在全部投入后要增加巡视的次数。第二节变压器的巡视检查一、正常运行中的巡视检查（1）变压器的油温和温度计指示应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油。（2）套管油位应正常，外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象。（3）变压器声音正常，为均匀的“嗡嗡”声，本体无异味。（4）各冷却器手感温度应相近，且在正常范围内。（5）呼吸器完好，吸附剂干燥为白色或蓝色。（6）引线接头、电缆、母线应无发热现象。（7）压力释放器应完好无损、事故喷油口无油渍。（8）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常，并与实际相符。（9）气体继电器及导气盒内应无气体，继电器防雨盖完好。（10）控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。防潮装置按规定投入。（11）冷却装置按规定投入，风扇运行平稳、无异音、异味。（12）放油器各连接法兰，阀门等无渗漏油。（13）变压器本体及端子箱接地良好。（14）辅助设施应齐全、完好。（15）变压器的基础完好，无下沉、裂纹。二、特殊巡视重点（1）过负荷时监视负荷、油温和油位的变化，声音是否正常，接头接触是否良好，示温蜡片有无熔化现象，冷却系统应运行正常且投入足够，防爆膜、压力释放器是否动作。（2）大风天气监视引线摆动情况，有无断股及有无搭挂杂物。（3）雷雨天气监视瓷套管有无放电闪络现象，避雷器的放电记录器动作情况。（4）大雾天气监视瓷套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分。（5）下雪天气根据积雪融化情况检查接头发热部位，及时处理冰棒。（6）故障跳闸、短路故障或穿越性故障后检查有关设备，接头有无异状。防爆膜，安全气道是否完好，释压器是否动作，气体继电器内是否有气体。油色有无变黑，油温是否正常，接地引下线等有无烧断。（7）气温骤变时检查油枕油位和瓷套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否有断股或接头发热现象。三、变压器定期检查变压器应定期检查以下内容（）外壳及箱沿应无异常发热。（）各部位的接地应完好，必要时应测量铁芯和夹件的接地电流。（）冷却装置的自动切换试验。（）有载调压装置的动作情况应正常。（）各种标志应齐全明显。（）各种保护装置信号应正常。（）温度计应在检定周期内，超温信号应动作正确。（）消防设施应齐全完好。（）储油池和排油设施应保持良好状态。第三节变压器的维护一、变压器的小修项目变压器的小修至少每年一次。变压器的小修项目主要有以下方面（）维护绝缘瓷件、外壳、散热器的清洁，进行补漆。绝缘瓷件破损应及时更换。（）要拧紧本体引出线的接头，如发现烧伤应用砂布擦光后接好。（）消除巡视中发现的一切缺陷。（）检查变压器的接地是否完好，地线腐蚀严重时应更换。（）缺油时应补油，清除油枕的水和污垢。（）检查气体继电器工作情况，它的引出回路是否完好。（）检查散热器有无渗漏，油泵、风扇电机是否完好，油泵、风扇应解体检修。（）对有载分接头开关，取出有载分接头开关切换装置后，应检查引出线焊接质量、绝缘有无损伤、螺栓是否松动、开关动静触头是否烧毛及导电是否良好。分接头开关在空气中暴露时间不宜过长，应及时装回调试。二、变压器的大修项目变压器投入运行第五年内要大修一次，以后每510年大修一次。变压器的大修项目有（）对于运行时间较长的变压器在吊芯时，检查铁芯有无放电及烧伤痕迹；接地片是否良好。检查绕组外观及绝缘状况、压紧程度、有无变形；撑条、垫块、油道是否正常。（）引线检查绝缘外观有无断裂，焊接头是否良好，绝缘距离是否合格，支架是否牢固。（）检查分接开关的绝缘外观及固定状况，转动是否灵活，动静触头表面光洁度及弹簧弹性，外部位置指示是否与分接位置相符。（）检查并紧固全部螺钉和紧固件。（）对器身各部位进行清扫，必要时用油冲洗。（）对绕组、引线及磁屏蔽装置进行检修。（）对油箱、套管、散热器、安全气道和储油柜等进行检修。（）对变压器油的保护装置进行检修。三、主变压器大修后投入运行前,修试部门应向运行单位移交下列图纸及技术文件（1）变压器及其附属设备的检修记录。（2）变压器及其附属设备瓦斯继电器,套管等的试验记录。（3）变压器的干燥记录如进行干燥时。（4）变压器油质化验记录,加油及滤油记录。四、每台变压器应有下述内容的技术记录（1）变压器履历卡片。（2）变压器制造安装图纸,说明书及出厂试验记录。（3）交接试验记录及预防性试验记录。（4）历次干燥记录。（5）滤油，加油记录,油质化验及色谱分析试验记录。（6）装在变压器上的测量装置的试验记录。（7）大修记录及验收报告。（8）其他试验记录及检修记录。（9）变压器控制回路及保护竣工图。（10）变压器事故及异常运行情况如超温，瓦斯继电器动作及出口短路，事故过负荷等记录。五、变压器试运行时应按下列规定进行检查（1）进行冲击合闸时，其中性点必须接地。（2）变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸,如有条件时应从零起升压冲击合闸时，变压器由高压侧投入（3）变压器应进行五次空载全电压冲击合闸，均无异常情况。第一次受电后持续时间不应少于10MIN；励磁电流不应引起保护装置的误动。（4）几台有载调压的变压器一般不考虑并联运行。若倒负荷需临时并联,则变压器并列前,应核对相位,检查接线组别,分接开关在相同位置且压差在规定范围内。（5）带电后,检查本体及附件所有焊缝和连接面,不应有渗油现象。（6）强油循环风冷变压器试运行前,应启动全部冷却装置,进行循环4H以上,放尽残留空气。六、变压器的投运和停运操作应遵守下列各项规定（1）变压器投入运行时，应选择保护完备和励磁涌流较小的电源侧进行充电。停电时，先停低，中压侧，后停高压侧。（2）拉合空载变压器时，进行操作侧高压侧的中性点必须接地。（3）变压器的投运和停运，必须使用断路器进行。（4）大电流接地系统中两台变压器中性点接地方式互换时，应先合上待接地变压器的中性点接地刀闸，再拉开原来接地变压器的中性点接地刀闸。（5）新建或大修改造后的变压器，应核相无误后才能与其他变压器并列运行。（6）倒换变压器时，应检查投入变压器确已带上负荷后，才允许退出需停运变压器。（7）强油循环风冷变压器，投运之前应先开启其冷却装置运行30分钟，停运后应维持冷却器运行30分钟。七、变压器的投运1、变压器并联运行应满足以下条件（1）接线组别相同。（2）电压比相等允许相差5。（3）短路电压相等允许相差10。若电压比或短路电压不相同，在任何一台变压器不过载的情况下可以并联运行。有载调压变压器临时并列千万要慎重。2、运行人员在投运变压器之前，应做如下检查，并确定变压器在完好状态，且具备带电运行条件。（1）变压器本体无缺陷，外观整洁无遗物。（2）油位、油色正常，无渗油，漏油现象。（3）变压器电器试验应有记录，并合格。（4）冷却装置正常，油管通道阀门均应打开。（5）套管清洁，无裂纹，油位，油色正常，引线无松动现象。（6）各种螺丝应紧固，变压器外壳应有可靠接地，接地电阻应合格。（7）瓦斯继电器内无充气，卡温现象。（8）有载调压分接开关位置指示正确，手动，电动调压无卡涩现象。（9）热虹吸不应吸潮，正常时为天蓝色不能采用白色硅胶，管道阀门应打开，无堵塞现象。（10）压力释放器试验应符合安规要求。（11）继电保护定值及压板位置应符合要求。第四节有载调压分接开关一、运行维护1、新安装或大修后的有载调压变压器在投运前，运行人员应与施工人员共同进行下列检查（1）审查施工单位的检查，调试和处理报告。（2）进行外观检查（包括油位，密封，防尘，防雨，温度控制，机构传动装置，气体继电器，防爆装置，电器控制回路等）。（3）手动操作一个循环（由1N和由N1）。由施工人员做示范，并向值班人员交待每档切换操作转数，检查位置继电器，行程指示器，计数器的指示正确无误；极限位置的机械闭锁，手摇和电动的联锁应可靠。（4）电动操作两个循环。先在现场就地操作一个循环，然后在控制室操作一个循环。检查电器回路各部端子接触良好，接触器动作可靠，各部指示及极限位置的电器闭锁均应正确可靠。（5）有载开关气体继电器经检验合格（流速在14/S10动作），其重瓦斯接点应投入跳闸，轻瓦斯接点接信号。检查气体继电器的脱扣功能，按动脱扣试验按钮，应能切断变压器的电源。（6）检查变压器各接头位置的老化，直流电阻合格；检查有载开关绝缘油应符合标准。2、有载分接开关安装调试完毕，施工单位应向运行单位提交下列资料。（1）产品出厂试验合格证和安装使用说明书。（2）制造厂提供的专用工具和备品备件。（3）全套技术图纸各项调试报告（包括绝缘油电气和化学试验，分离角圆图，切换开关在油中的切换示范图，切换开关的接触电阻，接触压力，限流电阻测定值，完成每档调压正反操作的圈数，到位，脱开和操作的时间）。（4）新安装或大修后的有载调压变压器，并网时在完成冲击合闸后，应在空载和带负荷情况下，分别在控制室进行电动操作正负各三档以调度下达的分接位置为基准，无异常后再调到运行位置，带负荷运行。3、有载调压装置的调压操作（1）有载开关的调压操作应由值班人员根据调度命令或该部门确定的电压曲线进行。每切换一分接位置记为调节一次，一般应尽可能调节次数不超过5次条件下，把母线电压控制在合格水平。（2）正常运行时，调压操作通过电动机构进行。每按按钮一次，只许调节一个分接头。操作时应注意电压表和电流表指示，应核对位置指示器与动作计数器的变化。（3）有载开关每操作一档后，应间隔一分钟以上时间，才能进行下一档操作。（4）每次操作完毕后，值班人员应到现场进行外观检查和分接位置的复查，并填写“有载调压开关调整记录”。（5）有载调压装置在过负荷情况下禁止进行切换操作。（6）有载调压开关通常不宜运行在极限档位，当运行在极限位置上，若再进行调压，应特别注意调压方向。（7）操作必须两人以上,应有专人监护（8）两台主变并列运行时,应保证两台主变的有载调压开关在同一位置4、有载调压开关的巡视检查（1）有载调压开关的巡视检查应与变压器的巡视检查同时进行，项目如下（2）电压指示应在规定范围内。（3）装置指示器应与分接开关位置一致。（4）切换开关有管油位，油色及吸潮器均应正常。（5）开关箱，气体继电器无渗漏油。5、驱动控制箱的检查（1）运行人员应每月检查一次控制箱密封情况，大雨后应及时检查是否进水，驱动电机变速盒内和扇形齿轮的润滑油应保持在油面线上，不得渗漏。（2）驱动控制箱内，运行人员应每月清扫一次最好使用吸尘器，重点检查，处理交流接触器，端子排的重点部分。（3）有载调压装置控制箱在春，冬季应投入驱潮电阻。6、有载调压开关操作异常情况的处理（1）不应连动的档位出现连动时，应按紧急脱扣按钮，断开操作电源后，立即用手柄手动摇至邻近档位分接位置，然后向值班调度及主管领导汇报，并通知修试单位派人处理。（2）当计数器，位置指示器动作正常，而电压不随升动与降动相应变化时，值班人员可在现场电动或手动操作一档位，并注意听切换开关的动作声响。若无声响，则为传动机构故障，此时应断开操作电源，停止切换操作，向值班调度及主管领导汇报，通知检修单位派人检修。（3）在电动操作过程中，出现操作电压失压时，运行人员应现场操作到邻近档的正确分接位置。（4）当有载调压开关瓦斯继电器动作跳闸，运行人员应按变压器事故处理程序进行操作检查，及时报告调度和主管领导，并通知修试单位，未查明原因严禁强送。7、下列情况下不许调整变压器有载调压装置的分接开关（1）变压器过负荷运行时；（2）有载调压装置轻瓦斯保护频繁出现信号时；（3）有载调压装置的油标无油时；（4）调压次数超过规定；（5）调压装置发生异常时。8、有载调压开关的检修、试验（1）有载开关每累计操作1000次后或每六个月应取油样做试验。若低于标准时应换油或过滤。当运行时间满一年或变换次数达4000次时应换油。（2）有载开关小修每年一次，配合变压器小修，预试同时进行。小修项目包括A传动机构检查，加油。B驱动控制箱内元件检查，清扫。C各部密封检查。D气体继电器检查。E主控盘监控元件及二次回路检查。（3）有载开关的大修有载开关的切换操作累计达5000次后需要大修，有载开关工作五年后，即使操作次数未达到也需要进行大修。有载开关的大修项目如下A换开关吊芯检查，调试，更换元件。B选择开关检查，调试，更换元件。C传动机构检修。D油枕及附件检修。E气体继电器检修（跳闸接点整定在油速为14M/S10动作）。F绝缘油处理，更换。G驱动控制箱及内部元件检查，调试，更换。H密封系统及防爆装置检查，更换，切换开关油箱加压检验。I主控盘监控元件及二次回路检查，元件更换。J按规定项目进行调试和整组传动试验。二、变压器分接开关的故障及处理1无载分接开关的故障及处理（1）故障的现象。值班人员在检查变压器时，如发现变压器油箱内上部有“吱吱”的放电声，电流表随着响声发生摆动，瓦斯保护可能发出信号，油的闪光点急剧下降，此时可初步判断为分接开关故障。若故障继续发展下去，则分接开关可能会被烧坏，造成非三相