云阳风电场运行规程7月31日

汝州二期110千伏变电站现站运行专用规程二一六年十一月目 录1 变电站基本情况11.1 变电站简要情况11.2 变电站规模12 系统运行12.1 调度管辖范围划分12.1.1 许昌地调调度设备12.1.2 本站自行调度设备12.2 运行方式12.2.1 正常运行方式22.2.2 特殊运行方式22.3 事故处理22.3.1 事故处理原则22.3.2 事故处理的注意事项32.3.3 全站失压处理32.3.4 变压器事故处理42.3.5 线路事故处理62.3.6 其他事故处理方法83 一次设备93.1 变压器93.1.1 基本情况93.1.2 运行注意事项113.1.3 故障及异常处理113.2 高压断路器133.2.1 基本情况133.2.2 运行注意事项143.2.3 故障及异常处理143.3 高压隔离开关163.3.1 基本情况163.3.2 运行注意事项163.3.3 故障及异常处理163.4 电压互感器173.4.1 基本情况173.4.2 运行注意事项173.4.3 故障及异常处理183.5 电流互感器183.5.1 基本情况183.5.2 运行注意事项183.5.3 故障及异常处理193.6 电抗器193.6.1 基本情况193.6.2 运行注意事项193.6.3 故障及异常处理193.7 电力电容器203.7.1 基本情况203.7.2 运行注意事项203.7.3 故障及异常处理203.8 防雷及接地装置213.8.1 基本配置213.8.2 运行注意事项213.8.3 异常运行及事故处理213.9 母线、构架、绝缘子213.9.1 基本情况213.9.2 运行注意事项213.9.3 故障及异常处理213.10 电力电缆213.10.1 基本情况213.10.2 运行注意事项213.10.3 故障及异常处理224 二次设备224.1 变压器保护224.1.1 基本情况224.1.2 主要功能及原理234.1.3 运行维护及装置故障诊断244.1.4 保护压板名称及作用264.2 110kV线路保护264.2.1 基本情况264.2.2 E3171保护装置现站运行规定264.3 微机故障录波装置285 交直流系统295.1 直流电源系统295.1.1 设备基本情况295.1.2 工作原理295.2 站用电系统315.2.1 基本情况315.2.2 运行方式315.2.3 运行注意事项315.2.4 故障及异常处理315.3 UPS电源系统325.3.1 基本情况325.3.2 运行方式325.3.3 运行注意事项335.3.4 故障及异常处理346 防误操作系统346.1 系统配置346.1.1 概述346.2 装置使用方法346.2.1 操作步骤346.2.2 操作及注意事项356.3 故障及异常处理357 辅助设施367.1 变电站消防系统367.1.1 系统配置367.1.2 装置使用方法377.2 变电站视频监控系统417.2.1 系统配置417.2.2 装置使用方法417.2.3 故障及异常处理427.3 变电站安全防汛排水系统427.3.1 系统配置427.4 变电站通风系统427.4.1 系统配置427.4.2 运行注意事项437.4.3 故障及异常处理43A.1 变电站一次系统主接线图44A.2 保护配置表451变压器保护功能配置451.1 主保护451.2 后备保护451.3 非电量保护452110kV线路保护功能配置452.1距离保护452.2零序保护472.3三相一次重合闸482.4不对称相继速动保护493故障录波器494站端自动化系统505时间同步系统功能配置52前 言为规范110千伏汝州二期变电站运行管理，本规程依据设备制造厂说明书、设计院资料以及集团公司、河南公司相关典型规程和标准，并结合安规、反措及本公司规章制度保证设备的安全运行，河南森源电农部组织编写了汝州二期110千伏变电站现站运行专用规程。本规程主要针对110千伏变电站系统运行，一、二次设备及辅助设施运行与操作注意事项，故障及异常处理，典型操作票等提出了专用要求，适用于110千伏变电站。本专用规程与通用规程共同组成110千伏变电站现站运行规程。本规程由河南森源电农部提出并负责解释。本规程起草单位：河南森源电农部本规程主要起草人：贾中立 孙伟涛 吴庆磊 下列人员必须掌握并严格执行本规程： 光伏电站站长、专工、值班长、值班员。 本规程2016年12月01日首次发布。汝州二期110千伏变电站现站运行专用规程1 变电站基本情况1.1 变电站简要情况1汝州市鑫泰太阳能电站项目位于河南省汝州市蟒川半西村，电站规划总装机容量20WMp。占地面积约1000亩，土地用途为未利用荒地。拟建站地属地山丘陵地形，地势平缓，地表植被稀少。站区地形开阔，站地条件优越。地理坐标为北纬33563420，东经1123111307。北靠嵩山，南依伏牛，西邻洛阳，东邻黄淮平原，北汝河自西向东贯穿全境。1991年以来，年平均气温14.3，年平均无霜期210天，年平均降水量551.9mm。 第一章 概述 1 项目简介 汝州市鑫泰太阳能电站工程位于河南省汝州市蟒川乡半西村。占地面积为1000余亩，土地用途为未利用荒地，地势未低山丘地形站地势开阔平缓，交通便利，运输方便。汝州市鑫泰太阳能电站总装机为120MWp，一期为20MWp分19个子方阵，采用260Wp多晶硅电池板76944块，安装方式为固定式。预计电站年平均发电量2192.31万kW.h。电站建设主要工程是发电单元建设和送出工程建设两部分。发电单元由19个1.MWp多晶硅电池方阵组成，每1个方阵设一座逆变器室和一台箱变。500kW逆变器19组，35kV升压箱变19台(1000kVA)，站用降压变压器1台(250kVA)，35kV SGIS系统高压柜7面，SVG静态无功补偿装置1套。太阳能电站以35kV电压等级接入蟒川变电站35kV侧。由河南省调和平顶山地调二级调度管理，光伏电站升压站采用少人值守方式运行。升压站计算机监控控制系统负责对110KV线路出线、110KV母线、主变压器、35KV线路、35KV动态无功补偿设备、35KV接地变兼站用变及公共设备的集中监控。风力发电机组计算机监控系统具备与升压站计算机监控系统之间的数据及相关信息的通信接口功能。升压站计算机监控系统设远动工作站，通过远动工作站向调度部门输送远动信息，并接受调度部门的远方“四遥”。电站系统主要包括GIS、主变、35kV配电装置、35kV线路、箱变及400V厂用段光伏区、汇集站及接入系统组成。光伏阵列区主要由太阳能电池板及其基础、汇流箱、箱式变压器、逆变器组成；汇集站包括综合楼、35KV综合配电室及变配电区域等；接入系统为对外输出线路，主要由线塔和高压电线组成。 光伏发电站电气二次设备：整个光伏电站安装一套计算机监控系统，本系统以智能化电气设备为基础，以串行通讯总线(现站总线)为通讯载体，将太阳电池组件、并网逆变器、站内0.315/35kV电气系统和辅助系统在线智能监测和监控设备等组成一个实时网络。通过网络内信息数据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测，以采集的数据为基础进行分析处理，建立实时数据库、历史数据库，完成报表制作、指标管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检修等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。电站计算机监控系统主要由电站光纤以太网、以太网交换机、后台集中控制计算机等设备组成。可实现全站的保护、控制、通信、测量等功能；实现光伏发电系统、 35kV 开关站的全功能计算机监控管理；实现光伏电站与地调端的遥测、遥信功能及发电公司的监测管理。光伏电站计算机监控系统包括变电站的控制、测量和信号、继电保护系统以及调度自动化系统。 2 汇集站主接线 本站是一个汇集站，共有两个电压等级，分别是35kV、10kV。35kV为单母， 35kV母线接一台SVG联变、10kV侧接SVG装置。35kV母线带一回集电线路，二回集电线路，SVG装置，接地变运行，最后经35kV出线送至35kV蟒川变电站。 目 录第二章 一次部分312.1 概述312.2 主变压器312.3 GIS组合电器432.4 35kV系统542.5 380V站用电运行规范632.6 站用变662.7 云风01备用变压器处理缺陷运行操作相关要求692.8 箱式变压器702.9 无功补偿装置762.10 SVG连接变压器822.11 互感器运行规范852.12 避雷器的运行规范872.13 电力电缆872.14 35KV集电线路89第三章 二次部分923.1 综合自动化系统923.2 保护装置的检查993.3 直流系统1103.4 防误操作装置121第四章 电气设备的巡视周期和检查项目1284.1 设备巡视周期1284.2 设备巡视项目1294.3 特殊巡视项目131第五章 事故处理1325.1 事故发生时的处理要点1325.2 风电机组事故处理1335.3 变压器事故处理1355.4 线路事故处理1365.5 避雷器事故处理1385.6 互感器故障处理1395.7 火灾事故的处理140附录1411.云阳风电站电气主接线图141 第二章 一次部分2.1 概述电站一次系统主要包括GIS、主变、35kV配电装置、35kV线路、SVG无功补偿装置、箱变及400V厂用段。该系统承载了光伏电站发电能的发、输、变、送及光伏电站自用电的功能，是光伏电站的重要组成部分。2.2 主变压器2.2.1 主变压器技术参数型 号SZ11-50000/110冷却方式自然油循环自冷却型额定容量50MVA 接线组别YN，d11额定电压11581.25/38.5kV 接线方式Y/短路阻抗10.25% 分接级数17空载电流0.39%最高运行电压126/40.5 kV空载损耗40.6kW 负载损耗183kW额定频率50HZ 允许温升60K额定电压115/38.5kV绝缘耐热等级A额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值（kV）480短时工频耐受电压有效值（kV）200低压侧雷电冲击耐受电压峰值（kV）200短时工频耐受电压有效值（kV）85中性点雷电冲击耐受电压峰值（kV）325短时工频耐受电压有效值（kV）1402.2.2 主变压器运行管理规定一般运行规定1、主变压器投运和停役必须用断路器进行,严禁用隔离开关拉合任何一台空载变压器。2、变压器投运时，先合高压侧断路器，后合低压侧断路器,停电时与此相反。3、变压器在检修时若变动过一、二次回路，投运前应核对其相序正确。4、新安装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前变压器静置时间不少于24小时。5、严禁变压器瓦斯保护和差动保护同时退出运行。6、运行中的变压器遇如下列工作或情况时,由值班人员向调度申请,将重瓦斯保护跳闸压板退出，确认信号压板在投入位置。带电滤油或加油；变压器油路处理缺陷；为查找油面异常升高的原因必须打开有关放油阀；气体继电器进行检查试验及在其保护回路上进行工作，或该回路有直流接地故障；7、因向量测试等原因需要将主变差动保护退出时，应按启动方案制定相关安全措施。8、变压器储油柜油位、分接开关油位低于下限位置或见不到油位时,应及时汇报，并判断故障原因。9、变压器压力释放阀应投信号位置。10、变压器油温及绕组温度高跳闸应投信号。11、变压器的运行电压一般不高于该运行分接额定电压的105%。特殊使用情况(例如变压器的有功功率可以在任何方向流通)，允许在不超过110%的额定电压下运行。12、正常运行方式下，主变依调度令中性点接地运行。13、当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘薄弱点时,不宜超额定电流运行。14、当冷却系统温度下降时，变压器最高上层油温相应下降。主变压器在运行中监视其上层油温和绕组温度。上层油温95报警，105跳闸，绕组温度105报警，120跳闸。15、变压器三相负载不平衡时，监视三相最大一相的电流。16、环境温度异常升高或变压器过负荷时,必须缩短巡视周期,发现异常及时上报。最高环境温度下的允许温升见下表：设备名称主变冷却方式自然油循环自冷却型允许温升顶层油55 k绕组65 k铁芯80 k油箱70 k注：温升限值不允许有正偏差，温升限值适用于每个分接。17、变压器在正常巡视中的注意事项：值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象（如漏油、油位变换过高或过低、温度异常、声音不正常及冷却系统不正常）应设法消除，并报告上级领导，应在交接班记录上将异常情况记录，并上报缺陷。18、主变现地温度计、主变测控装置温度显示,监控系统的温度三者基本保持一致,误差一般不超过5。变压器的投运和停运规定1、变压器投运前应进行下列工作和检查：变压器投入运行前检查有关工作票全部终结，要有检修工作负责人的详细书面交待，拆除安全措施，恢复常设遮拦及警示牌。所有为配合检修工作所做的临时措施均已恢复，临时接地线或接地刀闸已全部拆除或拉开。变压器检修完工运行人员应了解变压器检修情况，了解检修完成了哪些改进、处理了哪些缺陷、发现了哪些问题以及投运后还需运行人员注意的事项。检查变压器各接头无松动现象，外壳接地良好，铁芯接地引出线可靠接地。核对变压器分接开关位置是否正确，三相是否一致。检查快速机构、操动箱及远程显示器，动作数据是否一致。检查变压器油枕油位指示正常，变压器无漏油、压力释放器无喷油现象。检查呼吸器内硅胶无变色现象。检查变压器温度计完好，指示正确。检查变压器中性点接地是否已可靠接地（冲击时应直接接地）。检查铁芯接地，必须保证一点接地，不能形成回路。2、 新安装或大修后的变压器投入运行前,应在额定电压下做空载全电压冲击合闸试验,加压前应将主变全部保护投入,新变压器冲击5次,大修后的变压器冲击3次。3、变压器充电时,重瓦斯保护应投跳闸。4、变压器投入操作,保护应正确投入,然后将变压器转到热备用,合高压侧断路器,检查变压器一切正常后,再合低压侧断路器。5、变压器投入运行操作步骤：检查变压器、GIS具备送电条件，检修工作票已结束。测量变压器高、低压侧绝缘正常。确认主变高、低压侧的接地刀闸（地线）都已断开，母地刀闸、甲地刀闸和、地刀闸。合上变压器中性点接地刀闸，中地刀闸。依次合上变压器高压侧隔离刀闸，云111母刀闸和云111甲刀闸。合上变压器高压侧开关，云111开关。6、变压器停运具体步骤如下：检查光汇开关 确已停运。检查厂用电已切换至备用变带电。检查云站351开关在断开位置。检查云联3501、云联3502、云联3503、云补3501开关在断开位置。断开变压器低压侧开关，云351开关，检查母线PT柜电压无指示。断开变压器高压侧开关，云111开关，依次拉开云111甲、云111母刀闸，合上变压器高压侧接地刀闸，云111母地刀闸。在綜自画面变压器高压侧开关云111开关上挂“禁止合闸，有人工作”标识牌。注意：任何情况下变压器跳闸都不可以直接送电。2.2.3 空载冲击合闸1、检查110kV侧中性点是否已可靠接地。2、母线保护断路器合闸时，三相同步时差不应大于0.01s。3、主变第一次投运前，差动保护退出，应在额定电压下冲击合闸5次，第一次受电后持续时间应不小于10分钟，每次间隔大于5分钟；大修后主变应冲击3次。4、如果具备条件有必要进行耐压试验时，建议试验电压值为出厂值的85。5、试验结束后，将气体继电器在信号接点接回报警及跳闸回路，调整过流保护限值。2.2.4 变压器的巡视检查2.2.4.1变压器的日常巡视检查项目：1、值班人员应根据主变的参数监视其运行，对于安装在变压器上的温度计，每班巡视检查时应进行记录。2、每班接班时由值班员对变电站主变压器进行一次外部检查。检查项目如下：油浸式变压器的油温和温度计指示正常，储油柜的油位与变压器的油温、油位曲线相对应。变压器声响均匀、正常。呼吸器完好，油封应正常，呼吸应畅通，硅胶变色受潮部分不超过2/3，油封油位正常，在上下标线内。压力释放阀、安全气道无渗漏油等异常现象，防爆膜应完好无损。 有载分接开关的分接位置及电源指示应正常。操作机构中机械指示器与控制室内分接开关位置指示应一致。瓦斯继电器内应无气体。各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，电缆孔洞封堵完好，温控和加热除湿装置工作正常。检查变压器各部件的接地应完好。检查灭火装置状态应正常，消防设施应完善。2.2.4.2 变压器的特殊检查项目：系统发生短路或天气突然发生变化时（大风、大雨、大雪及气温骤冷骤热等），值班人员应对变压器及其附属设备进行重点检查。其项目如下：a)气温骤变时，检查储油柜油位是否有明显变化，各密封处是否有渗漏油现象。b)雷雨天气（检查应在雷雨过后）有无放电闪络现象，避雷器放电计数器动作情况。c)过负荷时，检查油温和油位是否正常，各引线接头是否良好，试温蜡片有无融化，冷却系统是否正常。d)当系统发生短路故障或变压器故障跳闸后，应检查变压器系统有无爆裂、断脱、移位、变形、焦味、烧伤、闪络、烟火及喷油等现象。2.2.4.3 变压器异常情况下的巡视项目在变压器运行中发现下列不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级部门并做好记录。a)系统发生外部短路故障后时，应加强监视变压器的状况；b)变压器顶层油温异常升高，超过95，应按以下步骤检查处理：检查变压器的负载和散热器的温度，并与在同一负载和散热器温度下正常的温度核对；核对温度测量装置指示是否正常。检查变压器散热器。c)若温度升高的原因是由于散热器的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运；d)变压器渗油应根据不同的部位来判断；e)气体继电器中有气体，应密切观察气体的增量为判断变压器产生气体的原因，必要时，取瓦斯气体和变压器本体油送检，综合判断；f)变压器发生短路故障时，应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断，接地引下线等有无烧断及绕组是否变形。2.2.5 变压器过负荷2.2.5.1 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下的运行变压器正常情况下的过负荷运行，其允许值根据变压器的负荷曲线，冷却介质温度以及过负荷前变压器所带的负荷等确定，一般情况下，油浸式变压器正常过负荷的最大值为额定负荷的1.3倍。变压器存在较大的缺陷（如冷却系统严重漏油、有局部过热现象等）或绝缘有薄弱点时不准过负荷运行。 油浸式变压器正常过负荷运行遵循下述规定：全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行；变压器过负荷值对油浸自冷变压器不应超过变压器额定容量的30%；油浸变压器事故过负荷允许值，按照不同的冷却方式和环境温度，参照下表的规定运行。2.2.6 变压器绝缘电阻测量2.2.7.1使用2500V兆欧表测量主变绝缘电阻，其值不低于1M/kV； 2.2.7.2当变压器绝缘电阻值降低到上次测量值（换算到同等条件下）的1/31/5时，应通知检修人员处理。处理好后，方可允许投入运行。2.2.7.3 绝缘电阻值与厂家试验值对照时，应在同一温度下对照否则应将测量值Rt按下表将其折算到同一温度进行比较，折算到20的绝缘电阻（R20=K*Rt）或厂家给定的换算系数进行换算。2.2.7 变压器其它附件运行操作2.2.8 故障处理主变压器异常、故障的分析处理变压器运行中发现有任何不正常情况时(如漏油、油枕内油面高度不够、发热不正常、音响不正常)，应迅速查明原因，用一切方法将其消除，并立即报告相关领导及调度值班员，将经过情况记录在运行记录及缺陷记录簿内。1、变压器有下列情况之一时，应立即停止运行，进行器身检查。变压器油温升超出允许限值时； 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度； 变压器内部声音不正常、不均匀，有爆裂声时； 在正常冷却，正常负荷下，油温不正常上升时；压力释放阀、储油柜、防爆膜破裂喷油时；油色变化严重，油内出现碳质时；套管严重损坏，油放电时；色谱分析，有可燃性气体，总烃增长速率快时。当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁或发生危及变压器安全的故障而变压器的有关保护装置拒动时，应立即将变压器停运。2、变压器温度异常升高，应按以下步骤检查处理：a）检查变压器的负载和环境温度，并与在同一负载和环境温度下正常的温度核对；b）检查变压器油位状况。若经检查分析是变压器内部故障引起的温度异常，则立即汇报相关领导及调度，停运变压器，尽快安排处理。3、变压器油位不正常的处理 变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应分析原因并立即汇报相关领导。如因大量漏油使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改投信号。变压器本体严重漏油，使油面下降到低于油位计的指示限度时，变压器应立即停运。变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，应查明是否为假油位，并立即汇报。当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放油或放气阀门时，应先将重瓦斯改投“信号”位置。有载调压油位异常与正常比较明显降低，应分析原因，立即汇报调度，并通知设备管理责任人处理。4、有载调压开关发生下列异常情况时应作如下处理：a)无法远方电气操作时,应检查远方就地切换开关位置是否正确,调压机构电机电源是否正常,是否有过负荷闭锁调压的信号出现并进行处理。在确认远方电气控制失灵且必要时可使用就地电动或手动调压。b)无法就地电气操作时,应检查远方就地切换开关位置是否正确,调压机构电机电源是否正常,是否有过负荷闭锁调压的信号出现并进行处理。c)有载分接开关远方位置显示与电动机构分接位置不一致时,应以现站指示为准,并通知设备管理负责人进行处理。d)有载分接开关电机电源空开跳闸或过载保护动作时,应检查是否存在短路故障和机构卡涩,不可强行操作,应通知设备管理负责人进行处理。f)如出现滑档可按下紧急停止按钮，并切断调压电机电源后用手动摇到适当的分接位置，通知设备管理负责人处理。5、压力释放阀动作时处理压力释放阀喷油且瓦斯保护动作跳闸时,在未查明原因,故障未消除前不得将变压器投入运行。若变压器有内部故障的征象时,应作进一步检查。按瓦斯保护动作进行处理。6、瓦斯保护装置动作a)瓦斯保护信号发出时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明发信的原因。若瓦斯继电器内存在气体时，应收集该气体，鉴定气体的颜色及是否可燃，并取气体和油样作色谱分析，进一步判断故障性质。b)若瓦斯继电器内的气体为无色、无臭而不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。值班人员应放出气体，并记录动作间隔时间，若信号动作是因油中剩余空气溢出而动作，而且信号动作间隔时间逐次缩短，可能造成跳闸时，汇报相关领导经同意后将重瓦斯改投“信号”位置。同时应立即查明原因加以消除。c)若气体是可燃的，色谱分析后其含量超过正常值，经常规试验综合判断，如说明变压器内部已有故障，必须将变压器停运，以便分析动作原因和进行检查、试验。d)瓦斯保护信号与跳闸同时动作，并经检查是可燃性气体，则变压器未经检查和试验合格前不允许投入运行。7、重瓦斯动作跳闸时，应按下述原则处理：立即检查变压器瓦斯继电器中气体性质，取气样、油样作色谱分析及常规试验；检查变压器防爆门是否喷油，油箱、套管等有无变形、渗漏油；检查瓦斯继电器及二次回路是否可靠，若是瓦斯继电器误动作，必须将误动作的故障消除后，方能投入运行；故障消除之前，不能将变压器投运。瓦斯继电器中气体及故障性质气体颜色故障性质黄色不可燃木质故障浅灰色带强烈臭味，可燃纸或纸板故障灰色或黑色可燃油中放电故障无色无臭不可燃空气注：气体颜色的判断应立即进行，以防沉淀使颜色消失。检查和判断瓦斯继电器内气体的颜色燃烧与否，应两人进行，同时应注意高空坠落及与带电设备的安全距离。8、本体轻瓦斯保护信号动作时应作如下检查处理：检查气体继电器内有无气体，若有，判断气体性质，取气样、油样作色谱分析及常规试验检查其他保护装置动作信号情况，二次回路及直流系统情况汇报领导和相关部门进行处理9、主变差动保护动作的处理现象1：主变重大冲击声，监控出现声音报警和事故信息，语音告示事故“主变高压跳闸”、“主变低压跳闸”、“差动保护动作”。主变保护屏相应信号指示灯亮。故障录波器启动，监控主机显示主变高低压侧断路器云111、云351开关位置指示由红变绿，主变所带站用电失去，所带风机全停。可能原因：变压器内部故障：严重匝间短路。差动保护范围内相间故障，或高、低压侧接地故障或套管引出线故障。差动保护二次回路引起误动作。穿越性故障引起的误动作。处理：通知设备管理负责人，并汇报站长、安全生产管理部主任、生产副总经理及地调当值调度员等。 检查记录保护动作信号，经风站值班负责人同意后复归（复归信号必须两人进行）。检查变压器本体、压力释放阀有无喷油、冒烟。 检查主变压器各侧保护范围内的设备、瓷瓶、套管有无短路闪络及破裂痕迹，引线是否有短路。 检查本体有无异常，变压器油面、油色、温度是否正常。根据所有保护动作信息及故障录波信息，检查保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地； 差动保护动作必须查明原因，并对主变进行检查、试验并对主变进行绝缘电阻测量，用2500 V摇表测量变压器绝缘电阻，高、低压侧分别不低于110M、35M，在得到发电部批准方可恢复送电；10、主变零序过流保护动作跳闸处理现象1：主变重大冲击声，监控出现声音报警和事故信息，语音告示事故“主变高压跳闸”、“主变低压跳闸”、“ 主变零序过流保护动作”。主变保护屏相应信号指示灯亮。故障录波器启动，监控主机显示主变高低压侧断路器云111、云351开关位置指示由红变绿，主变所带站用电失去，所带风机全停。处理：值班员立即将保护动作开关跳闸情况汇报当值调度。对站内设备详细进行外观检查：重点检查主变本体有无异常，瓦斯继电器内有无气体，油位、油色有无突变，开关、刀闸、避雷器、互感器等有无故障，主变端子箱、保护屏有无异常，主变高、低压侧所有出线附近区有无短路故障，检查有无出线开关保护动作而开关拒跳情况等。与地调联系，判明是否由系统事故引起，若是，可待系统正常后，恢复主变运行。检查是否站内集电线路故障，线路主保护拒动或开关拒动引起，若是则拉开故障线路断路器，切除故障点，恢复主变运行。若是主变故障，则处理步骤参考差动保护动作处理过程。将事故情况汇报生产副总经理、风站站长和安全生产管理部主任。11、主变不接地时零序过压保护动作跳闸处理现象1：主变重大冲击声，监控出现声音报警和事故信息，语音告示事故“主变高压跳闸”、“主变低压跳闸”、“主变不接地时零序过压保护动作”。主变保护屏相应信号指示灯亮。故障录波器启动，监控主机显示主变高低压侧断路器云111、云351开关位置指示由红变绿，主变所带站用电失去，所带风机全停。处理:值班员立即将保护动作开关跳闸情况汇报当值调度。对站内设备详细进行外观检查：重点检查主变本体有无异常，套管有无破损及放电痕迹，瓦斯继电器内有无气体，油位、油色有无突变，开关、刀闸、避雷器、互感器等有无故障，主变端子箱、保护屏有无异常，主变中、低压侧所有出线附近区有无短路故障，检查有无出线开关保护动作而开关拒跳情况等。 与地调联系，判明是否由系统事故引起，若是，可待系统正常后，恢复主变运行。检查是否站内集电线路故障，线路主保护拒动或开关拒动引起，若是则拉开故障线路断路器，切除故障点，恢复主变运行。将事故情况汇报生产副总经理、风站站长和安全生产管理部主任。12、主变间隙零序过流保护动作跳闸处理现象1：主变重大冲击声，监控出现声音报警和事故信息，语音告示事故“主变高压跳闸”、“主变低压跳闸”、“主变间隙零序过流保护动作”。主变保护屏相应信号指示灯亮。故障录波器启动，监控主机显示主变高低压侧断路器云111、云351开关位置指示由红变绿，主变所带站用电失去，所带风机全停。处理：对站内设备详细进行外观检查：主变高低压断路器是否全部跳闸。 检查主变高低压断路器分合闸回路是否正常，断路器机械分闸指示是否在分闸位置。将主变转冷备用，对断路器进行分合闸试验。如果操作机构存在故障，将主变转检修处理。值班员将保护动作开关跳闸情况汇报生产副总经理、风站站长、当值调度和安全生产管理部主任，通知设备管理责任人。13、主变复合电压过电流保护动作跳闸处理：现象1：主变重大冲击声，监控出现声音报警和事故信息，语音告示事故“主变高压跳闸”、“主变低压跳闸”、“ 复压电压过电流保护动作”。主变保护屏相应信号指示灯亮。故障录波器启动，监控主机显示主变高低压侧断路器云111、云351开关位置指示由红变绿，主变所带站用电失去，所带风机全停。处理： 立即汇报地调当值调度员生产副总经理、风站站长和安全生产管理部主任，通知设备管理责任人。检查是否由于变压器本体故障引起的。检查所有与其相连一次设备（CT、PT、避雷器、刀闸、开关、套管等）是否有故障。对主变进行检查、试验并对主变进行绝缘电阻测量，用2500 V摇表测量变压器绝缘电阻，高、低压侧分别不低于110M、35M，在得到生产副总经理批准方可恢复送电；2.3 GIS组合电器2.3.1 GIS设备概况2.3.1.1 110kV侧采用单母线接线，共有4个间隔，分别为：F1#1主变间隔；F2线路出线间隔；F3 110kV母线PT间隔；F4F2#2主变间隔；。GIS的主变侧出线连接为主变高压套管铝绞线连接。 ZFW-126气体绝缘金属封闭开关设备（简称GIS）,由河南森源集团有限公司供货，采用自能灭弧的共箱式三相交流50Hz输变电设备组成，使用电动、弹簧操动机构。用以开合系统故障电流、隔离线路、过电压保护和电压、电流测量等。由以下元件组成：断路器、电流互感器、隔离开关、接地开关、出线套管、母线、电压互感器、避雷器、就地控制柜。2.3.1.2 本GIS系统为三相共箱式结构，共计为个4隔位。其中进线主变2间隔；出线1间隔；测保1间隔。2.3.1.3 110kVGIS设备的技术参数#1主变进线柜ZFW-126型SF6气体绝缘金属封闭开关设备额定电压126KV额定电流2000A额定频率50HZ母线额定电流2000A外壳设计压力0.6MPa雷电冲击耐受电压550KV工频耐受电压230KV额定短时耐受电流40KA额定峰值耐受电流100KASF6额定/补气压力（20）0.55/0.5MPa隔离开关弹簧/电动机构电源AC220V接地开关弹簧/电动机构电源AC220V出厂编号ZFW-126型SF6断路器额定电压126KV额定电流2000A额定频率50HZ执行标准GB1984外壳设计压力1.0MPa雷电冲击耐受电压550KV工频耐受电压230KV额定短时耐受电流40KA额定峰值耐受电流100KASF6额定/补气/最低功能压力（20）0.6/0.52/0.50MPa断路器弹簧机构电源AC220V出厂编号2012 8267 #2主变进线柜ZF12-126(L)型SF6气体绝缘金属封闭开关设备额定电压126KV额定电流2000A额定频率50HZ母线额定电流2000A外壳设计压力0.7MPa雷电冲击耐受电压550KV工频耐受电压230KV额定短时耐受电流40KA额定峰值耐受电流100KASF6额定/补气压力（20）0.4/0.35MPa隔离开关弹簧/电动机构电源AC220V接地开关弹簧/电动机构电源AC220V出厂编号2012 8268ZFW-126型SF6断路器额定电压126KV额定电流2000A额定频率50HZ执行标准GB1984外壳设计压力1.0MPa雷电冲击耐受电压550KV工频耐受电压230KV额定短时耐受电流40KA额定峰值耐受电流100KASF6额定/补气/最低功能压力（20）0.6/0.52/0.50MPa断路器弹簧机构电源AC220V出厂编号2012 8268110kV母线PT柜ZFW-126型SF6气体绝缘金属封闭开关设备额定电压126KV额定电流2000A额定频率50HZ母线额定电流2000A外壳设计压力0.7MPa雷电冲击耐受电压550KV工频耐受电压230KV额定短时耐受电流40KA额定峰值耐受电流100KASF6额定/补气压力（20）0.4/0.35MPa隔离开关弹簧/电动机构电源AC220V接地开关弹簧/电动机构电源AC220V出厂编号2012 8269线路出线柜ZFW-126型SF6气体绝缘金属封闭开关设备额定电压126KV额定电流2000A额定频率50HZ母线额定电流2000A外壳设计压力0.7MPa雷电冲击耐受电压550KV工频耐受电压230KV额定短时耐受电流40KA额定峰值耐受电流100KASF6额定/补气压力（20）0.4/0.35MPa隔离开关弹簧/电动机构电源AC220V接地开关弹簧/电动机构电源AC220V出厂编号2012 8270ZFW-126型SF6断路器额定电压126KV额定电流2000A额定频率50HZ执行标准GB1984外壳设计压力1.0MPa雷电冲击耐受电压550KV工频耐受电压230KV额定短时耐受电流40KA额定峰值耐受电流100KASF6额定/补气/最低功能压力（20）0.6/0.52/0.50MPa断路器弹簧机构电源AC220V出厂编号2012 8270母线：型式三相共箱式额定电压 110kV最高工作电压126kV额定电流主母线 2000A分支母线 2000A额定热稳定电流40kA(r.m.s) 额定动稳定电流 80kA(peak)额定耐受电压雷电冲击电压 550kV(peak)1分钟交流工频耐受电压 230kV(r.m.s)壳体材料 铝合金导体材料 铝电流互感器： 型式环型铁芯、环氧树脂或纸膜绝缘额定电压110kV额定电流比1800/5A（出线间隔）1400/5A（主变间隔）精度 0.2S0.5S10P3010P3010P3010P30容量30VA30VA30VA30VA30VA30VA额定动稳定电流80kA(peak)额定热稳定电流 40kA(r.m.s)电压互感器：型号JDQX3-126 126/230/550KV1.2Un 连续 1.5Un 30s绝缘耐热等级 E一次绕组 /国内使用标准GB1207-2006二次绕组1二次绕组2二次绕组3剩余绕组1a-1n2a-2n3a-3nDa-dn电压110/V110/V100V输出75VA75VA100VA准确级0.20.53P110KVGIS罐用式氧化锌避雷器：型式 氧化锌型型号Y10WF4-102/266ABC标称放电电流(10kA)101010避雷器额定电压（kV）102102102直流1mA参考电压（kV）148148148持续运行电压下持续电流阻性电流（A）3003003000.75U1mA下漏电流（A）5050508/20s 10KA残压（kV）266266266持续运行电压（kV）79.679.679.6SF6气体年泄漏率（%/年）0.5SF6气体水分允许含量（L/L）150(验收)250（运行）2.3.2 110kV系统运行方式2.3.2.1 110kV系统采用变、线组接线，即变压器-GIS-线路组。2.3.2.2 110KV母线送电前检查：1、确认110kV母线无检修工作，所有相关工作票已终结2、确认110kV母线所带负荷开关已全部断开3、经测量确认母线绝缘符合规定4、检查110kV母线无妨碍送电物2.3.2.3 110kV母线送电：1、检查110kV母线有关保护已全部投运2、确认母线两侧接地刀闸已断开3、确认110母地刀闸已断开4、将110kV母线PT投入运行，合上110母表5、依次合上1母隔离开关、1甲刀闸6、合上断路器开关检查110kV 母线电压正常 2.3.2.4 110kV母线停电：1、将站用变切至站备变带电，断开站411开关2、断开站进线断路器开关3、将35kV母线所接全部汇流线路断开4、断开3501、3502、3503、3501开关5、依次断开351、111开关,将35kV母线电源、负荷开关全部停电解备6、检查35kV母线PT柜无电压指示7、断开1开关，将110kV母线电源、负荷开关全部停电解备8、检查110KV母线PT柜无电压指示2.3.3 110KV GIS系统运行规定2.3.3.1凡涉及到地调调度设备的操作，由当班值（班）长向地调调度员申请并征得同意后才允许操作。电站并网后属电力调度机构直接调度的范围如下：(1) #1-#4汇流线路并网开关(2) 一次设备：110kV出线、110kV断路器、110kV 刀闸、#1主变、#2主变、中性点接地刀闸及无功补偿装置。（3）与电网运行有关的继电保护、与一次设备对应的继电保护及故障录波装置。(4) 与调度业务有关的调度自动化和通信设施：中调调度电话；远动装置；电量计费系统；调度管理系统。2.3.3.2 所有110KV开关的操作，正常情况下必须在控制室内利用计算机进行远方操作，只有在远方控制出现故障或其他原因不能进行远方操作的，应征得站长的同意，做好安全措施后才能到现站就地控制柜上进行操作。操作前，应确认无人在GIS设备外壳上工作，如发现有人在GIS 现站，则应通知其离开外壳后方可进行操作。操作完后，应到GIS开关站检查现站设备的位置指示是否正常，检查是否达到“三对应”，即现站控制柜模拟、操作机构和计算机监控系统画面三指示对应，位置指示以操作机构上的指示为准。2.3.3.3 GIS的开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸除电动操作外，还有手动操作的功能，一般情况下禁止手动操作，只有在检修、调试时经值班长联系风电站站长、安全生产管理部主任、生产副总经理同意方能使用手动操作，操作时必须有有关专业人员在现站进行指导。2.3.3.4 需在现站就地控制柜上进行操作GIS设备时，首先要看清楚各设备的实际位置，确定要操作某一设备时，在控制柜上将操作方式选择开关打至“就地”，联锁方式选择开关仍在“联锁”位置（特殊情况下经站长同意后才用“解锁”方式），然后操作该开关的分（合）闸按钮。操作完后，要把控制方式选择开关打至“远方”，联锁方式选择开关在“联锁”位置。最后查看设备的位置指示是否正确。操作前，需认真看清和选择好设备名称及相应的编号。2.3.3.5 当GIS设备某一间隔发出“闭锁”或“隔离”信号时，此间隔上任何设备禁止操作，应迅速向地调汇报情况，并汇报安全生产安全专责，根据调度指令决定是否停电并做好相应的安全措施。2.3.3.6 凡GIS设备的维修或调试，需要拉合相应的接地刀闸时，均使用现站就地控制方式操作。操作前，首先联系调度并检查该接地刀闸两侧相应的隔离刀闸、开关确已在分闸位置，然后才能操作。2.3.3.7 110kV GIS与出线间隔巡视时，应穿绝缘鞋、工作服，戴安全