变电站现场运行通用规程智能设备部分培训资料

1、3.1智能变电站 smartsubstation ；采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全；3.2智能设备 intelligentequipm ；一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、 ；能 一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智； 3.3 隔离断路器 disconnectingcir ；触 头处于分闸位置时，满足隔离开关要求的断路器； 3.4 电子式互感3.1智能变电站 smart substation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信 息共享标准化为基本要求， 自动完成信息采集、 测量、控制、保护、计量和监测等基本功

2、能， 并可根据需要支持电网实时自动控制、 智能调节、 在线分析决策、 协同互动等高级功能的变 电站。3.2智能设备 intelligentequipment一次设备和智能组件的有机结合体， 具有测量数字化、 控制网络化、 状态可视化、 功 能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。3.3隔离断路器 disconnecting circuit-breaker触头处于分闸位置时，满足隔离开关要求的断路器。3.4电子式互感器 electronic instrument transformer一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量

3、的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.5电子式电流互感器 electronic current transformer; ECT一种电子式互感器， 在正常适用条件下， 其二次转换器的输出实质上正比于一次电流， 且相 位差在联结方向正确时接近于已知相位角。3.6电子式电压互感器 electronic voltage transformer; EVT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差 在联结方向正确时接近于已知相位角。3.7电子式电流电压互感器 electronic current & voltage transformer; ECVT 一种

4、电子式互感器，由电子式电流互感器和电子式电压互感器组合而成。3.8智能组件 intelligent component 由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足 相关标准要求时， 智能组件还可承担相关计量、 保护等功能。 可包括测量、 控制、状态监测、 计量、保护等全部或部分装置。3.9合并单元 merging unit ； MU 用以对来自二次转换器的电流和 / 或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元 可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元。3.10智能终端 smart terminal 一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次

5、设备采用光纤连接，实 现对一次设备（如：断路器、隔离开关、主变压器等）的测量、控制等功能。3.11智能电子设备 Intelligent Electronic Device ； IED 包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的 装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特定逻2辑接点行为且受制于其接口的装置。3.12交换机 switch 一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器 连接而成。3.13 GOOSE Generic Object Oriented Substation Event G

6、OOSE是一种面向通用对象的变电站事件。主要用于实现在多IED 之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令） ，具有高传输成功概率。3.14 SV Sampled value 采样值。基于发布 / 订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以 及这些模型对象和服务到 ISO/IEC8802-3 帧之间的映射。3.15就地安装保护 locally installed protection 在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安装的继电保护设备。3.16站域控制 substation areacontrol 通过对变电站内信息的分布协同利用或集中处理判断，实现站内自动控制功能的装置或 系

7、统。3.17顺序控制 sequencecontrol发出整批指令， 由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位， 确认到位 后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。3.18软压板通过装置的软件实现功能及出口等投退的压板3.19检修压板采用 GOOSE出口技术的智能电子设备的检修压板，与常规站检修压板控制报文发送明显不同。在 GOOSE报文中带装置“检修状态”位，接收 GOOSE报文的智能电子设备检查报文 与自身装置“检修状态”位的一致性，一致则动作，不一致则不动作。3.20设备状态监测 on-Line monitoringofequipment通过传感器、 计算机、 通信网络等技术，

8、获取设备的各种特征参量并结合专家系统 分析，及早发现设备潜在故障。3.21状态检修 condition-based maintenance状态检修是企业以安全、 可靠性、 环境、 成本为基础，通过设备状态评价、 风险评 估，检修决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。4. 一次设备4.1油浸式主变压器（电抗器）4.1.1巡视与检查4.1.1.1变压器本体及调压开关油枕的油位应正常，符合油位与油温的关系曲线。4.1.1.2变压器本体油温、线圈温度及调压开关油温正常，温度计指示正确。4.1.1.3确保现场温度计指示温度、控制室温度显示装置、监控系统的温度三者基本保 持一致，误差一般不得

9、超过 5。4.1.1.4本体、油枕、散热器、 法兰、阀门、管路、瓦斯继电器等各部位无渗漏油、 （水、气）。4.1.1.5套管油位、油色应正常，套管外部无破损、裂纹、无严重油污、无放电痕迹及 其它异常现象、末屏接地线等连接正常。4.1.1.6变压器声音均匀，无异声。4.1.1.7变压器各连接引线、电缆、母线无异常，各连接点无发热现象、无搭挂异物。4.1.1.8瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间的连接阀门应打开。4.1.1.8呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，呼吸畅通（油中有气泡翻动）。对单一颜色硅胶，受潮变色硅胶不超过 2/3 。4.1.1.9压力释放装置完好，无喷油痕迹及动作指示。4.1.

10、1.10有载分接开关的分接位置远方档位显示与机械指示一致，电源指示正常。4.1.1.11各冷却器散热片手感温度应相近，风扇、油（水、气）泵运转正常，油（水、气） 流继电器工作正常。4.1.1.12冷却器投入运行的冷却器组数恰当，与负荷及温度控制要求相适应。4.1.1.13冷却控制箱内各电源开关、切换开关投放位置正确，信号显示正确，无过热 现象。4.1.1.14各控制箱和二次端子箱门应关严，封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置长 期自动投入、运行正常。4.1.1.15户内变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常。4.1.1.16检查变压器各部件的接地应完好。4.1.1.17在下列情况下应

11、增加对变压器进行特殊巡视检查：a）新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h 内。b）有严重缺陷时。c）变压器轻瓦斯、油温过高、油位异常、过负荷、冷却装置故障等告警发信时。d）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。e）雷雨季节，特别是雷雨后应注意检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙的动作 情况。f）高温季节、高峰负载期间。4.1.2运行注意事项4.1.2.1主变上层油温及允许过负荷值规定a）除了变压器制造厂家另有规定外，油浸式变压器顶层油温一般不应超过下表规定。当 冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。4b）油浸式变压器在不同负载状态下运行时，应按照下表所列数据，控制变压器负载电

12、流 在正常额定电压、额定电流条件下运行，变压器各部位的温升限值应符合厂家要求， 未明确时应符合下列规定：1）顶层油温升限值 （用温度传感器测量 ）： 55K。2）绕组平均温升限值 （用电阻法测量 ）：65K，绕组热点 78K。3）油箱壁表面温升： 70K。4）对于铁芯、绕组外部的电气连接线及油箱中的其他结构件，不规定温升限值。但仍 要求温升不能过高， 通常不超过 80K，以免使与其相邻的部件受到热损坏或者使油过度老化。4.1.2.2主变冷却装置运行及定期切换注意事项a）不允许在正常运行带有负荷的情况下将强油冷却器（非片扇）全停，以免产生过大的 铜油温差，使线圈绝缘受损伤。b）新装的强油循环风冷

13、变压器要启动全部冷却设备使油循环一小时，在停泵排除残留气 体后方可带电运行。c）新装、大修、事故检修或换油、大量补充油后的变压器，在施加电压前静止时间不应 少于以下规定：1）110（66）kV 变压器： 24 h2）220kV 变压器： 48 h3）500（330）kV 变压器： 72h4）750kV 变压器： 96hd）强油循环风（水）冷的变压器应将冷却器自动投切回路电源投自动状态（试验位置）。 e）强油循环风（水）冷变压器冷却装置全停跳闸回路按照定值单投入。f）强油循环风（水）冷的变压器，在各种负荷情况下投入的冷却器台数，应按制造厂要 求投运。若冷却装置自启动回路失灵时应按此原则人工投入冷

14、却装置。g）冷却系统必须有两个独立的能自动切换的工作电源，并应定期进行切换试验。变压器5 冷却装置的定期切换试验规定：1）具有两路冷却装置电源的，每半年进行一次电源切换试验。2）强油循环的冷却装置，油（水、 ）泵及风扇每季度进行一次工作、辅助及备用组的调换运 行。3）自循环风冷的冷却装置，每年迎峰度夏前进行一次风扇运行状况检查。4.1.2.3主变停送电操作、并解列操作过程中的一般要求a）主变充电前，所有保护按规定先投入。b）主变停电操作，应先停负荷侧、后停电源侧。送电顺序与此相反。c）在 110kV 及以上中性点有效接地系统中，投运或停运变压器的操作，中性点必须先接地。d）并列运行的变压器，在

15、倒换中性点接地隔离开关时，应先合上未接地的变压器中性点接地隔离开关，再拉开另一台变压器中性点接地隔离开关。e）新安装变压器，在投运以前冲击合闸应全电压冲击 5 次，更换绕组后的变压器投行前应 冲击 3 次，正常后投入运行。f）变压器的并列运行应满足以下条件：1）每台变压器的联结组标号相同。 （联结组标号旧称联接组别、接线组别等）2）每台变压器的电压比相同，差值不得超过0.5%。3）每台变压器的阻抗电压（百分值）偏差小于10%。（阻抗电压又称短路阻抗、百分阻抗）电压比不等或者阻抗电压不等的变压器，任何一台变压器除满足 GB/T1094.7 和制造厂规定 外，其每台变压器并列运行绕组的环流应满足制

16、造厂的要求。阻抗电压不同的变压器， 可以适当提高短路阻抗百分较高的变压器的二次电压， 使并列运行 变压器的容量均能充分利用。4.1.2.4瓦斯保护操作规定a）运行中重瓦斯保护应接跳闸。 当变压器差动保护停用时， 不得将重瓦斯保护改接信号。 b） 运行中的变压器在进行下列工作时， 应先征得调度同意， 将本体重瓦斯改接信号， 才能许可 工作，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸：1）变压器本体进行滤油、加油或放油工作。2）变压器本体瓦斯继电器进行检查或二次回路检查。3）当变压器本体油位计指示的油面有异常升高等情况，4）打开放气或放油阀门等工作时。5）更换变压器潜油泵。6）更换变压器滤油器的吸附剂。7）在

17、进行更换呼吸器吸湿剂或拆动呼吸器检查等工作前应确认呼吸器畅通，否则也应将重 瓦斯改接信号。c）变压器运行中，有载调压开关进行下列工作时，应先征得调度同意，将有载调压重瓦斯改 接信号，才能许可工作，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸：1）有载开关进行加油、放油。2）滤油装置检修。3）瓦斯继电器进行检查或二次回路检查。4）当有载调压开关油位计指示的油面有异常升高等情况，为查明原因由必要打开放气或放 油阀门，检查呼吸器等工作时。4.1.3 检修后验收4.1.3.1检修和试验合格，有明确可以投运的结论。4.1.3.2检查变压器上无遗留物件、引线接头应； 4.1.3.3 检查主变本体及散热片是否冲洗， 是否

18、； 4.1.3.4 中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠； 4.1.3.5 变压器各部位阀门位置正确；4.1.3.6 变压器本体、有载、套管油位指示正常； 4.1.3.7 有载调压开关应在投运前操作一个 循环； 4.1.3.8 冷却装置主备电源切换正确，试验冷却； 4.1.3.9 瓦斯继电4.1.3.2检查变压器上无遗留物件、引线接头应紧固。4.1.3.3检查主变本体及散热片是否冲洗，是否清洁。4.1.3.4中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠。4.1.3.5变压器各部位阀门位置正确。4.1.3.6变压器本体、有载、套管油位指示正常。4.1.3.7有载调压开关应在投运前操作一个循环， 检查动作正常。

19、各相分接开关位置一致， 符 合调度要求，档位显示与机械指示相符。4.1.3.8冷却装置主备电源切换正确，试验冷却器运转良好、油流指示正确。4.1.3.9瓦斯继电器与油枕间的阀门在打开位置，继电器内充满油，二次小线无腐蚀、接地。4.1.3.10重瓦斯保护的传动跳闸试验不得采用搭接点方式，必须采用按探针方式。4.1.3.11有载调压开关应在投运前操作一个循环，检查动作正常。各相分接开关位置一致， 符合调度要求，档位显示与机械指示相符。4.1.3.12呼吸器内的矽胶无受潮变色，油封杯内油量适当，油色正常。4.1.3.13变压器就地及远方温度指示正确。4.1.3.14各控制箱和端子箱封堵完好，无进水受

20、潮，温控除湿装置自动投入。4.1.3.15无异常告警信号。4.1.3.16变压器新投运或经大修、滤油和换油后，投运前冷却器应全部运转一段时间，并提 醒检修人员放气。4.1.3.17新装或变动过内、外连接线以及改变过结线组别的变压器，在并列运行之前必须核 定相位。4.1.4 异常及故障处理4.1.4.1 声响异常的处理a）若变压器声响增大、但是音响均匀1）应检查电网电压波动，确定是否为电网电压过高或者波动引起。2）中性点不接地系统，电网单相接地或者铁磁共振等，可能造成电网电压波动。3）可能是变压器过负载、负载变化较大（大容量电动机、电弧炉启动等） ，可能造成电网电 压波动。4）可能是电网谐波或者

21、直流偏磁作用引起变压器声响增大。b）若变压器声响较大、而且伴有嘈杂音响 1）应检查变压器铁芯、夹件松动的问题2）此时仪表指示正常，变压器油温与油位也无变化。经过检修试验专业人员检测确认变压 器铁芯、夹件松动引起变压器声响异常后，应申请将变压器停运，进一步检查。c）若变压器运行声响夹有放电的“吱吱”声1）检查变压器套管或者器身是否发生表面局部放电。2）若是套管的问题，恶劣气候或者夜间，可见到电晕或者蓝色、紫色的小火花，应在清除 套管表面的脏污，再重新喷涂 RTV涂料或者更换套管。3）如果是变压器器身问题，把耳朵贴近变压器油箱，则可能听到变压器内部由于有局部放 电或者电接触不良而发出的“吱吱”或者

22、“噼啪”声。此时应停止变压器运行，检查铁芯接 地或者进行吊罩检查。d）若变压器运行声响中夹有水的沸腾声检查识别变压器绕组是否存在较为严重的故障或者分接开关接触不良， 引发局部严重过热缺 陷。确认变压器故障后，应立即申请停止变压器的运行，进行停电检修。e）若变压器运行声响中夹杂有不均匀爆裂声时，既大又不均匀7检查识别变压器的器身绝缘是否存在有击穿现象。 确认变压器器身绝缘故障后， 应立即申请 停止变压器的运行，进行停电检修。f）若变压器运行声响中夹有连续的、有规律的撞击或者摩擦声1）检查识别变压器的某些部件是否存在因铁芯振动，而造成机械接触。2）检查识别变压器箱壁上的油管或者电缆线路固定不牢引发

23、撞击或者摩擦声。3）检查冷却风扇、油（水）泵的轴承磨损等发出机械摩擦的声音。4.1.4.2 油温异常升高的处理a）发现变电站变压器油温异常升高告警信号后，立即到现场检查确认b）检查现场比对安装在变压器上的几只温度计读数，充分考虑气温、负载的因素，判断是否 为变压器温升异常。确认变压器油温异常升高，应完成如下工作：c）检查变压器的负载和冷却介质的温度，与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对 d）核对变压器的测温装置准确度。e）检查变压器冷却装置或者变压器室的通风设施f）检查变压器有关蝶阀开闭位置是否正确，检查变压器油位情况。新安装或者大修后的变 压器投入运行后，油温异常升高应重点检查此项目g

24、）检查变压器的气体继电器内是否积聚气体，瓦斯保护是否动作h）由于变压器冷却系统故障造成顶层温度升高、 且运行中无法修复， 应将变压器停运检修。 若不能立即停运检修， 则应按照变电站现场运维规程规定， 调整变压器的负载至允许运行温 度的容量，并尽快安排处理。i）由于变压器过负载引起顶层油温升高、 超过 105时， 应立即向当值调度汇报采取降低负 载措施。4.1.4.3油位不正常的处理发现变压器油位发生下列缺陷，应立即报告，然后查明原因。a）发现变压器的油位与油温不对应、且油位显著降低，应检查储油部件是否存在严重渗漏 缺陷。b）发现呼吸系统不畅、油位异常升高，应做好防止重瓦斯保护误动措施。c）发现

25、温度上升可能超出油位计指示极限，应检查呼吸器是否不畅造成假高油位。d）发现带有胶囊油位计油位不正常，应检查油位计内是否缺油或者呼吸塞堵塞。4.1.4.4冷却装置缺陷的处理发现变压器冷却装置存在下列缺陷， 应立即按照流程汇报， 等候运维检修部门安排处理。 在 缺陷未消除前， 加强设备巡视检查， 适当缩短巡视周期， 注意跟踪监测缺陷发展趋势， 避免 缺陷发展形成设备故障。a）冷却装置异常，可能造成油浸式变压器顶层油温升高，超过制造厂家规定或者顶层油温 在额定电压下的一般限值。b）变压器风冷装置电动机出现故障不能正常运转时， 应检查电动机电气回路、 电动机本体，及其电动机等有关附件。c）变压器强油

26、（水 ）循环风冷却器表面污垢严重， 管束间堵塞的杂物运维人员不具备清理能力。d）变压器强油冷却装置运行中出现过热、振动、杂音及严重渗漏油、漏气等现象。e）变压器强油冷却装置潜油泵轴承或者叶片磨损严重， 需要吊罩检查变压器， 使用油冲洗变压器 内部。4.1.4.5变压器压力释放装置动作a）变压器的气体继电器和差动保护未动作、压力释放阀发生冒油设备缺陷时，变电运维8人员应做下列检查：1）检查变压器本体与储油柜连接阀门是否已开启、呼吸器是否畅通、储油柜内气体是否排 净，防止由于假油位引起压力释放阀动作。2）检查压力释放阀的密封是否完好，必要时由检修人员更换密封胶垫。b）变压器的重瓦斯保护动作跳闸、压

27、力释放阀发生冒油设备缺陷时，在未查明原因、故障未 消除前，不得将变压器投入运行。 若发现变压器内部具有明显故障象征时， 应作进一步检查。4.1.4.6套管渗漏、油位异常和末屏放电的处理a）变压器存在如下设备缺陷时，应立即按照规定申请停运，待设备缺陷消除并试验合格后方可重新投运变压器：1）套管严重渗漏或者瓷套破裂，需要更换套管、做电气试验时。2）套管油位异常下降或者升高，包括利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏（即 套管油与变压器油已连通） ，需要吊套管处理时。3）套管末屏有放电声，需要对该套管做试验或者重新进行末屏可靠接地时。4）大气过电压、内部过电压等引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电

28、痕迹时。4.1.4.7变压器铁芯缺陷的处理a）定期测试变压器铁芯接地电流， 当铁芯接地点的接地电流 100mA 时， 应列为设备缺陷进 行跟踪管理。b）如果变压器铁芯绝缘电阻降低短期不能处理， 不论铁芯接地点是否有接地电流， 均应在铁芯接地回路串入限流电阻， 防止环流损伤铁芯。 铁芯接地点有接地电流时， 应将电流限制在 100mA 以下。c）如果变压器的铁芯多点接地，尽管已经采取了限流反事故措施，仍应加强跟踪变压器本体 油的色谱监测，缩短色谱监测周期，监视变压器的运行情况。4.1.4.8变压器轻瓦斯动作的处理a）变电站变压器轻瓦斯保护动作发出告警信息后，还应检查有无其他信号发出，做好记录， 然

29、后按照流程汇报。同时通知运行人员到达现场检查设备。b）变压器轻瓦斯保护动作发出告警信号后， 并且发信时间间隔逐次缩短， 则说明变压器内部 故障正在发展。这时应向当值调度申请将变压器停运检查。c）变电运行人员应到现场检查变压器气体继电器内是否有气体并记录气体量，检查油枕油位判断变压器是否缺油， 做好记录。 查看现场有无施工、 检修作业等可能造成轻瓦斯保护误动 的因素。d）提前做好安全措施布置工作， 以便于检修试验人员到达现场后及早完成取气化学分析和提 取油样做气相色谱分析等检查试验工作。e）根据检修试验专业人员化学、 色谱分析结果和综合判断， 按照运维检修部门的安排向所辖 当值调度申请，将变压器

30、负载转移后停运检查试验。f）变压器轻瓦斯动作处理注意事项1）若气体继电器内无气体，应检查二次回路是否良好，现场是否存在造成轻瓦斯保护动作 的检修、试验工作。2）变压器的有载调压装置的轻瓦斯动作，如气体是空气，变压器可以继续运行，动作频繁 应分析原因。 如果排气后未经调压操作而轻瓦斯重复动作， 则禁止进行调压操作， 做进一步 检查分析。3）强油风冷变压器发生轻瓦斯频繁动作发信时，应注意检查强油冷却装置油泵负压区渗漏。4.1.4.9无须调度命令，即可停运变压器的故障9a）变压器声响明显增大，很不正常，内部有强烈的爆裂声。b）变压器严重漏油或者喷油，油面迅速下降，低于油位计的最低油位指示限度。c）变

31、压器套管有严重破损和放电现象。d）变压器冒烟着火。e）发生危及变压器安全的故障，变压器有关保护装置拒动时。f）变压器附近的设备着火、爆炸或者发生其他情况，严重威胁变压器时。g）变压器储油柜或者安全气道喷油。h）有载调电压互感器压器调压操作后， 有载调压装置的轻瓦斯保护动作发出信号， 同时发现 内部有打火放电声、冒烟等到情况。i）强油循环变压器冷却系统因故障全停，油温超过厂家规定温度和运行时间。j）停运变压器前，同时根据变压器故障部位、危急程度、变电站接线方式和当前负载等实际 情况，做出如下处理：1）安装有备用变压器时，应先投入备用变压器，立即切断故障变压器。2）变压器分列运行时，应设法合环将故

32、障变压器的负载转移至非故障变压器运行。当运行 变压器超负载时， 遵照事故过负载的规定进行处理， 必要时汇报调度依据调度命令采取限负 载措施。3）变压器并列运行时，应立即断开故障变压器。此时运行的变压器超负载时，遵照事故过 负载的规定行处理，必要时汇报调度依据调度命令采取限负荷措施。4）变压器起火初期，首先应检查变压器各侧断路器是否已跳闸。否则应立即拉开故障变压 器各侧断路器， 立即停运冷却装置， 并迅速采取灭火措施，防止火势继续蔓延。必要时开启 事故放油阀排油。5）处理设备故障的整个过程，应首先保证人身安全。4.1.4.10本体重瓦斯的动作处理a）运维人员立即到达变电站现场。检查变压器有无着火

33、、爆炸、喷油、漏油等，检查气体继 电器内部有无气体积聚，检查变压器本体油温、油位变化情况。b）确认变压器重瓦斯动作各侧断路器跳闸后，应立即停运强油风冷变压器的潜油泵。c）认真检查核对变压器重瓦斯保护动作信息， 同时检查其他设备保护动作信号、 一二次回路、 直 流电源系统和站用变系统运行情况。故障发生时现场是否存在检修、试验、施工作业人员， 是否存在引起重瓦斯保护动作的可能因素。d）记录重瓦斯保护动作时间及一、 二次设备检查结果， 按照流程简明扼要汇报初步检查结果。e）综合变压器各部位检查结果和继电保护装置动作信息， 综合分析判断、 确认变压器内部故障造成重瓦斯保护动作后，快速隔离故障变压器。f

34、）站用变系统全部失电应尽快恢复正常供电。站用变系统具备正常运行方式条件时，及时恢 复其正常运行方式。g）检查变压器所带负载母线侧母联备自投装置动作情况，随时关注运行变压器及其各侧线路负载情况。h）如果备自投装置正确动作，则退出母联断路器备用电源自投装置。i）如果备自投装置没有正确动作，退出备用电源自投装置后，立即合上备自投装置动作后所 作用的断路器，恢复失电母线所带负载。j）本站接线方式或者变压器容量等条件制约，不能及时恢复失电母线所带负载时，应汇报调 度转移故障变压器所带负载。k）调整变压器中性点运行方式。l）如确系重瓦斯保护误动，可在差动保护投入运行前提下、将重瓦斯改投信号，根据现10场情

35、况向调度申请试送电一次4.1.4.11差动保护或者速断保护动作的处理a）运行人员现场检查变压器及其差动保护范围内一次设备有无着火、爆炸喷油、闪络放电、 断线短路、小动物爬入和鸟害引起短路等故障情况。b）核对主变差动保护动作信息， 同时检查其他设备保护动作信号、 一二次回路和直流电源系 统、站用变系统运行情况。现场是否存在引起差动保护动作的可能因素。c）记录差动保护动作时间及一、二次设备检查结果，简明汇报现场初步检查结果。d）综合变压器各个部位检查结果和继电保护装置动作情况， 确认变压器差动保护范围内故障造成主 变差动保护动作后，应快速隔离故障变压器及其故障点。e）检查变压器所带负载母线侧母联备

36、自投装置动作情况，随时关注运行变压器及其各侧线路负载情况。 如果备自投装置正确动作， 则退出母联断路器备用电源自投装置。 如果备自投装 置没有正确动作，退出备用电源自投装置后，立即合上备自投装置动作后所作用的断路器， 恢复失电母线所带负载。f）本站接线方式或者变压器容量等条件制约，不能及时恢复失电母线所带负载时，应汇报调 度转移故障变压器所带负载。g）变压器差动保护动作断路器跳闸后，立即停运强油风冷变压器的潜油泵。h）调整变压器中性点运行方式。i）如确系差动保护误动，可在重瓦斯保护投入运行前提下，根据现场情况向调度申请试送变 压器一次。检查零序保护范围内设备及4.1.4.12复合电压闭锁过流保

37、护动作的处理a）检查变压器后备保护动作范围内及其母线，是否存在造成复合电压闭锁过流保护动作的故障。变电站现场是否存在造成保护误动的施工作业现场。简明按照流程汇报初步检查结果。b）三绕组变压器低压侧或者中压侧过流保护动作，首先拉开失电母线所带各线路断路器， 检查变压器该侧过流保护范围内设备及其母线有无异常。 查明故障点并进行隔离后， 向调度值 班员申请试送跳闸断路器给失压母线充电无异常后，逐路送出各路出线。c）检查确认三绕组变压器低压侧或者中压侧过流保护动作范围内设备及其母线无异常，按照断路器越级跳闸情况进行故障处理。d）三绕组变压器或者双绕组变压器的高压侧过流保护动作，首先检查变压器外部有无短

38、路引起的过电流。 如果检查发现明显故障点， 应迅速隔离故障点后报请调度试送变压器。 如果没 有发现外部短路故障点，经检查确认不是变压器内部故障，报请调度试送变压器。e）确认为变压器高压侧过流保护动作属于越级跳闸，按照断路器越级跳闸进行故障处理。 变压器高压侧过流保护动作短时间不能恢复变压器送电时， 及时调整变电站变压器中性点运行 方式。f）变压器低压侧过流保护动作短时间不能恢复失压母线送电时，如果站用变系统全部失电应 尽快恢复正常供电。站用变系统具备正常运行方式条件时，及时恢复其正常运行方式。4.1.4.13零序保护动作的处理a）运行人员到现场核对变压器的零序保护动作信号，检查直接接地系统侧零

39、序保护范围内的设备和母线是否存在单相接地故障。b）检查零序保护动作信号和变压器零序联切保护装置动作情况，断路器实际位置，判明故障性质和范围。c）核对主变零序保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路和直流电源系 统、站用变系统运行情况。变电站现场是否存在造成变压器零序保护误动的作业现场。d）完成以上三个项目检查后，做好记录并简明汇报初步检查结果。e）检查变压器及各侧母线等设备无明显故障迹象，经；4.1.4.14 冷却装置的异常及故障处理；a）自然循环油浸风冷和干式风冷变压器风扇停止工作；b）油浸风冷变压器的冷却系统故障全部风扇停止转动； c）变压器顶层油温升高超过设备制造厂规定的限

40、值或；1 ）检查变压器负载和冷却介质温度，与同一负载和冷；2）核对、分析变压器的顶层油温测量装置各元器件是； 3）检查变压器冷却e）检查变压器及各侧母线等设备无明显故障迹象，经查确认不是变压器及站内母线故障报请调度后可试送变压器。4.1.4.14冷却装置的异常及故障处理a）自然循环油浸风冷和干式风冷变压器风扇停止工作时，允许的负载和运行时间应按照设备制造厂的规定执行。b）油浸风冷变压器的冷却系统故障全部风扇停止转动后，本体油箱的顶层油温温升不超过65K 时，允许变压器带额定负载运行。 顶层油温温升不超过 65K 时而风扇不能恢复正常工作 时，应立即按照流程汇报， 提请调度采取限制温度继续升高的

41、限制负荷电流、 转移负载措施。c）变压器顶层油温升高超过设备制造厂规定的限值或者超过顶层油温在额定电压下的一般 限值时，变电运维人员应按照以下步骤检查处理：1）检查变压器负载和冷却介质温度，与同一负载和冷却介质温度正常运行状态下变压器的 指示温度进行比对分析。2）核对、分析变压器的顶层油温测量装置各元器件是否工作正常。3）检查变压器冷却装置或者变压器室的通风装置工作情况。如果温度升高原因是冷却系统 故障引发， 且在运行中无法修复时， 应将变压器停运检修。如果不能立即停运检修，则调整 变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。d）正常负载和冷却装置正常工作条件下， 变压器顶层温度不断上升， 且经过

42、检查证明温度指 示正确，则认为变压器内部已经发生故障，应立即向调度申请停运变压器。e）同时具有多种冷却方式（例如 ONAN、ONAF 或者 OFAF）的变压器，应按照设备制造厂家 规定执行。f）严寒低温条件下， 变压器中的绝缘油可能因低温而发生凝滞。此时变压器无需投入冷却器，同时密切监视变压器油箱顶层油温、 逐步增加负载， 直至投入相应数量冷却器将变压器转入 正常运行。4.1.4.15强油风冷装置的非全停故障处理a）强油风冷变压器的冷却器故障跳闸、 备用冷却器组自动投入后，应及时将该备用冷却器改 投“工作”位置，再选取一组投入“备用” 。b）禁止擅自人员自行改动热偶继电器定值或者短接油流继电器

43、接点， 试送故障跳闸的冷却器。c）现场检查冷却器电源是否工作正常，交流电源有无缺相和故障。d）如果冷却器热偶开关自动跳闸，应检查冷却器回路有无明显故障。若无明显故障，现场运 行人员可以试合热偶开关一次。如果再次跳闸，则将其退出运行。4.1.4.16强油风冷变压器冷却器全停故障处理a）强油风冷变压器“冷却器全停”事故后，应立即到现场检查风冷工作电源是否缺相。如果 检查发现冷却装置运行在缺相的电源中， 则应断开电源。 检查冷却控制箱内另一工作电源电 压是否正常。如果正常，则迅速切换至该工作电源工作。b）现场检查变压器冷却控制箱各负载开关、 接触器、 熔断器和热继电器等工作状态是否正常。 如果发现冷

44、却控制箱内电源存在问题， 则立即检查站用电低压配电屏负载开关、 接触器、 熔 断器和站用变压器高压侧熔断器。c）综合判定确认冷却器系统已失去全部交流电源时，变压器继续运行接近规定允许时间，在 主变被迫停运前，应将负载倒至另一台变压器转带。d）必要时报请调度同意按照预定紧急拉路顺序， 采取限电措施。 做好退出该变压器运行的准备。e）强油循环风冷变压器因为冷却系统故障切除全部冷却器时，变压器允许所带负载和继12续运行时间应该按照设备生产厂家提供的使用技术说明书规定执行。4.1.4.17有载调压装置电动调压过程发生故障处理a）变压器的有载调压装置电动调压过程中，发现有载调压装置连续动作应立即断开电动

45、机交流电源。b）如果有载调压分头指示位置停在过渡状态，可以瞬时合上电源开关， 观察分头的指针对正某个档位的分头位置时， 立即断开电源。 然后使用手动摇把将有载调压分头操作至变压器正 常运行分头位置。4.2组合电器4.2.1巡视与检查4.2.1.1开关、 隔离开关、 接地隔离开关的位置指示是否正确， 快速接地隔离开关的储能是否 正常，并与当时实际运行工况相符。各种指示灯、信号灯和带电监测装置的指示是否正常， 控制开关的位置是否对应。4.2.1.2检查开关的动作计数器指示是否正常。4.2.1.3各种压力表和油位计的指示值是否正常。4.2.1.4避雷器的动作计数器指示值是否正常，在线检测泄漏电流指示

46、值是否正常。4.2.1.5外壳、支架等有无锈蚀、损坏，瓷套有无裂纹、破损或污秽情况。外壳漆膜是否有局 部颜色加深或烧焦、起皮现象。可见的绝缘件有无老化、剥落，有无裂纹。4.2.1.6各类管道及阀门有无损伤、 锈蚀， 阀门的开闭位置是否正确， 管道的绝缘法兰与绝缘 支架是否良好。4.2.1.7有无异常声音。4.2.1.8设备有无漏气（ SF6气体、压缩空气） 、漏油（液压油、电缆油） 。4.2.1.9压力释放装置有无异常，其释放出口有无障碍物。4.2.1.10接地端子有无发热现象，接触应完好。金属外壳的温度是否超过规定值。4.2.1.11控制柜内加热器的工作状态是否按规定投入或切除。4.2.1.

47、12设备的操动机构和控制箱等的防护门、盖是否关严。4.2.1.13所有设备是否清洁，标志清晰、完善。4.2.1.14定期对气动操作机构的压缩空气系统进行排水（或排污） 。4.2.1.15用红外测温仪检测汇控柜三相交流电源回路 （含电缆及相关联接端子） 的发热情况， 当有发热现象时还应检查电源负载是否对称。4.2.1.16 GIS室内的照明、通风和防火系统及各种监测装置是否正常、完好。4.2.2运行注意事项4.2.2.1在 GIS 操作时，应停止在设备外壳上工作，并离开设备直到操作结束为止，手动操作 隔离开关及接地隔离开关时，操作人员应戴绝缘手套并与外壳保持一定距离。4.2.2.2 GIS 室必

48、须安装强力通风装置，排风口应设置在室内底部。运行人员经常出入的GIS室，每次进入前需开启通风（ l5min ）。对工作人员不经常出入的室内场所，应定期开启通风 设施。4.2.2.3正常运行时，手动 / 远方转换开关打至”远方”位置，拉合开关应远方操作。就地操 作隔离开关、接地隔离开关时， ”远方 / 就地”转换开关打至”就地” 。在后台执行开关和隔 离开关遥控操作后应将汇控柜的控制小开关对位。4.2.2.4操作接地隔离开关， 需检查有关隔离开关分闸位置， 手动操作时， 为防止接触电势的 危害，应戴好绝缘手套，尽量与设备外壳保持一定距离。4.2.2.5断路器、 隔离开关、 接地隔离开关之间应有完

49、整的电气闭锁。 进行倒闸操作时， 如发 现操作被闭锁，应停止操作，查明原因并立即汇报。4.2.2.6正常操作时，禁止在设备外壳上工作。手动操作隔离开关或接地隔离开关时应 13 戴绝缘手套。4.2.2.7每个间隔进行母线倒排操作前后应分别检查对比母联开关三相电流平衡情况，防止隔离开关三相不一致。4.2.3检修后验收4.2.3.1 GIS密度继电器、空气含氧量或 SF6气体浓度检测报警装置以及 GIS内部放电故障诊 断在线监测装置的校验周期和项目是否齐全，是否符合规定标准。4.2.3.2外观验收：a）绝缘子表面应清洁，无裂纹、破损、焊接残留斑点等缺陷，瓷铁粘合应牢固，外观着色统 一，相色分明，金属

50、部件无锈蚀。b）安装符合设计，应无缺件、倾斜，螺栓紧固，油漆严密，相色齐全，接地良好。接地隔离开关垂直连杆上涂以黑色油漆。c）终端套管均压环安装牢固、垂直。d）各气室外壳之间的接地连接线应连接牢固。e）接地端连接牢固，焊接部位和接地部分符合规范要求。4.2.3.3传动验收a）操动机构的所有固定连接部件应紧固。b）电动操作前，应现进行多次手动分、合闸操作，机构动作应正常。c）电动机的转向应正确，机构的分、合闸指示应与设备的实际分、合闸位置相符。d）机构操作灵活，动作应平稳，无卡阻、冲击等异常情况。e）限位装置应准确可靠，到达规定的分、合极限位置时，应可靠地切除电源。f）操动机构箱密封圈应完整。g

51、）接触器、辅助开关、限位开关、继电器动作灵活、准确，并接触良好，熔断保险完好。4.2.4 异常及故障处理4.2.4.1断路器合闸失灵处理a）电气回路1）直流电压太低。2）闭锁回路是否正常。3）合闸电源消失或合闸控制电源空开跳闸4）辅助开关切换不良或触点接触不良。5）合闸接触器线圈烧坏或主接点接触不良。b）机械回路1）传动系统故障。2）机构调整不当，发卡或顶翻。3）液压、气动机构压力太低。c）电磁操动机构，发现断路器拒合闸时，应再次电动合闸一次，并观察判断是电气部分故障 还是机械部分故障。4.2.4.2断路器分闸失灵处理a）电气回路1）分闸电源消失或分闸控制电源空开跳闸2）辅助开关切换不良或触点

52、接触不良。3）检查分闸回路是否有明显的接触不良或断线。b）机械回路 1）机构发卡或传动销子脱落。2）液压、气动机构压力太低。14c）如断路器拒分闸，则应采用旁带、串带或断开上一级断路器的方法，将拒分断路器退出运 行，机构保持原状。4.2.4.3液压机构压力异常处理a）压力过高1）捡查机构的油压是否确实异常，微动开关是否失灵。2）检查启动接触器是否失灵，压力表是否失灵。3）如系接触器或温度异常所致，可将泄压阀向下拧放压，恢复正常油压。b）压力过低1）检查电机电源是否投入和正常，保险和接触器是否完好。2）听液压机构常压油箱内是否有泄压音响。3）检查贮压筒行程杆是否在正常位置上，确定贮压筒是否漏气。

53、4）启动油泵电机的微动开关失灵。4.2.4.4液压机构突然失压处理a）加装机械闭锁，拉开断路器控制回路电源、电机电源，严禁人为启动油泵打压。b）若不能及时处理，汇报所属调度等候处理4.2.4.5气室 SF6气体严重泄漏处理a）GIS设备发生故障有 SF6 气体严重泄漏时，全体人员立即撤离现场，并立即投入全部通风 设备。b）在事故发生后 15min 之内，只准抢修人员进入 GIS室内。 4 h 内任何人进入 GIS室，必须 穿防护服、戴防护手套及防毒面具。 4 h 后进入 GIS室内虽可不用上述措施，但清扫设备时 仍需采用上述安全措施。c）应将 SF6气体回收加以净化处理，严禁直接排放到大气中。

54、d）处理 GIS 设备气体严重泄漏时，在 GIS室工作后工作人员工作结束后应立即洗手、洗脸及 人体外露部分。e）下列物品应作有毒物处理：真空吸尘器的过滤器及清洗袋、防毒面具的过滤、全部抹布及 纸，断路器或故障气室内的吸附剂、 气体回收装置中使用过的吸附剂等， 严重污染的防护服 也视为有毒废物。 处理方法： 所有上述物品不能在现场加热或焚烧， 必须用 20%浓度的氢氧 化钠溶液浸泡 10h 以上，然后装入塑料袋内深埋。f）防毒面具、塑料手套、橡皮靴及其他防护用品必须用肥皂洗涤后晾干，并应定期进行检查 试验，使其经常处于备用状态。4.2.4.6误拉断路器处理a）若误拉需检同期合闸的断路器，禁止将该

55、开关直接合上。应用检同期合上该开关，或者在 调度的指挥下进行操作。b）若误拉馈线的断路器，为了减小损失，允许立即合上该开关。但若调度有特殊要求的则应 遵守其规定执行。4.2.4.7断路器非全相运行处理a）在处理断路器非全相进行分合操作时应采用”远方”方式，严禁在开关操作机构箱进行” 就地”操作。b）有条件时应请示调度降低通过非全相断路器开关的潮流。c）分相操作的断路器一相合上其它两相开关断开状态时，应立即拉开合上的一相开关，而不 准合上在断开状态的两相开关。d）分相操作的系统联络断路器一相断开其它两相开关合上状态时，应将断开状态的一相开关再合一次，若不成即拉开合上状态的两相开关。e）分相操作的

56、馈线断路器两相运行，如无法恢复三相运行，在不影响系统及主设备安全15的情况下，允许采取转移负荷、旁路代供及母联串供等方式隔离该开关。f）三相机构联动的断路器在操作或动作后发生非全相状态时严禁再操作该断路器，必须拉开 上一级开关后再将该开关隔离。4.2.4.8隔离开关操作失灵处理a）隔离开关电动操作失灵时， 首先应该核对设备名称编号， 检查相应断路器及隔离开关状态， 判断隔离开关操作条件是否满足， 严禁不经检查即进行解锁操作。 在确认操作正确后， 检查 操作电源、 电机电源是否正常， 电机热继电器是否动作， 电源缺相保护继电器是否失电。并 设法恢复， 如故障无法消除或未发现异常，立即汇报调度及工

57、区， 进行处理。必要时可以申 请解锁操作，包括手动操作。b）运行中的隔离开关如发生重大缺陷不能操作需紧急停用时，应采用调度停电的方式隔离。4.3断路器4.3.1巡视与检查4.3.1.1套管清洁、无破损裂纹及闪络发电现象。4.3.1.2内部无异声（漏气、振动、放电声） ，无异味。4.3.1.3壳体整洁无锈蚀，外壳接地良好。4.3.1.4连接部分无过热、变色现象。4.3.1.5断路器分、合闸位置指示（包括灯光、机械指示）正确，与当时运行工况相符。4.3.1.6断路器操作机构完好。4.3.1.7检查断路器 SF6 气体密度指示正常。4.3.1.8真空断路器的透明真空泡内应无辉光放电现象。4.3.1.

58、9液压操动机构巡视与检查：a）机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。b）计数器动作正确并记录动作次数。c）储能电源开关位置正确。d）机构储能压力正常。e）油箱油位在上下限之间，无渗（漏）油。f）油管及接头无渗油。g）油泵正常、无渗漏。h）行程开关无卡涩、变形。i）活塞杆、工作缸无渗漏。j）加热器（除潮器）是否按规定投退，加热是否正常。4.3.1.10弹簧机构巡视与检查：a）机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。b）储能电源开关位置正确。c）弹簧储能状态完好，储能指示器指示正常，储能电机运转正常。d）行程开关无卡涩、变形。e）分、合闸线圈无冒烟、异味、变色

59、。f）二次接线压接良好，无过热变色、断股现象。g）加热器（除潮器）是否按规定投退，加热是否正常。4.3.1.11电磁操动机构巡视与检查：a）机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。b）合闸电源开关位置正确。c）合闸保险检查完好，规格符合标准；d）分、合闸线圈无冒烟、异味、变色；e）合闸接触器无异味、变色； f） 直流电源回路端子无松动、锈蚀；g）二次接线压接良好，无过热变色、断股现象； h）加热器（除潮器）是否按规定投退，加热是否正常；4.3.1.12 气动机构巡视与检查和标准； a）机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异；b）压力表指示正常，并记录实际值； c）贮 c

60、）合闸保险检查完好，规格符合标准。d）分、合闸线圈无冒烟、异味、变色。e）合闸接触器无异味、变色。f）直流电源回路端子无松动、锈蚀。g）二次接线压接良好，无过热变色、断股现象。h）加热器（除潮器）是否按规定投退，加热是否正常。4.3.1.12气动机构巡视与检查和标准a）机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味。b）压力表指示正常，并记录实际值。c）贮气罐无漏气，按规定定期放水。d）接头、管路、阀门无漏气现象。e）空压机运转正常，油位正常。计数器动作正常并记录次数。f）加热器（除潮器）是否按规定投退，加热是否正常。4.3.2运行注意事项4.3.2.1按规定开放的断路器遥控执行回路压板正常应