1、220kV 仿真变电站现场运行规程华北电力大学2010 年 8 月220kV 仿真变电站现场运行规程目 录1 适用范围及规范性引用文件 .11.1 适用范围 .11.2 规范性引用文件 .12 设备概况 .12.1 变电站的性质、主设备接线方式、控制方式 12.2 主变压器及无功设备容量、进出线回路及在电网中的送受关系 12.3 保护及自动装置的配置 .22.4 主设备铭牌数据 73 调度范围的划分 .74 一次设备运行操作的注意事项 .84.1 一般规定 .84.2 变压器运行和操作的注意事项 .84.2.1 变压器的组成及作用 84.2.2 变压器巡视要求 84.2.3 变压器正常运行操作
2、注意事项 .124.3 断路器运行操作注意事项 144.3.1 断路器作用和组成 144.3.2 断路器的巡视检查项目 144.3.3 断路器正常运行操作注意事项 164.4 隔离开关运行操作的注意事项 .184.4.1 隔离开关的作用及组成 184.4.2 隔离开关的巡视要求 184.4.3 隔离开关正常运行操作注意事项 194.5 互感器运行操作注意事项 204.5.1 互感器的作用及组成 204.5.2 互感器的巡视要求 204.5.3 互感器运行规定 214.6 母线及导线的运行和操作注意事项 214.6.1 母线及导线的巡视要求 .214.6.2 母线及导线的运行操作注意事项 .22
3、4.7 电力电容器、电抗器的运行和操作注意事项 224.7.1 电容器、电抗器的作用及组成 .224.7.2 电容器、电抗器的巡视项目和标准 .224.7.3 电容器运行操作注意事项 244.7.4 电抗器运行规定 .244.8 消弧线圈的运行操作注意事项 244.8.1 消弧线圈的作用和原理 24220kV 仿真变电站现场运行规程4.8.2 消弧线圈的巡视检查项目 254.8.3 消弧线圈正常运行规定 254.9 避雷器等过电压保护设备的运行操作注意事项 264.9.1 避雷器、避雷针的作用及其组成 264.9.2 避雷器等过电压保护设备的巡视检查维护项目 264.9.3 避雷器等过电压保护
4、设备运行操作注意事项 274.9.4 JSH3 （ JSH5 ）型避雷器漏电流及动作计数器运行规定 274.10 电力电缆的运行、操作注意事项 .284.10.1 电力电缆的作用及组成 .284.10.2 电力电缆的日常巡视检查项目 .284.10.3 电力电缆的运行规定 .284.11 站用电系统的运行、操作注意事项 .284.11.1 站用电的作用及组成 .284.11.2 站用电的日常巡视检查项目 284.11.3 站用变的运行操作规定 294.12 耦合电容器、阻波器的运行 .294.12.1 阻波器、耦合电容器的作用 .294.12.2 耦合电容器的巡视检查 .304.12.3 阻波
5、器的巡视检查 .304.12.4 结合滤波器的巡视检查 .305 直流系统和不间断电源运行操作的注意事项 315.1 直流系统运行操作的注意事项 315.1.1 直流系统的作用和组成 315.1.2 直流系统的运行监视及维护项目和注意事项 315.1.3 特殊运行方式 325.2 电力不间断电源基本原理 326 继电保护及自动装置运行操作的注意事项 336.1 继电保护及自动装置运行通则 336.1.1 对运行人员的要求 336.1.2 继电保护及自动装置的巡视要求 336.1.3 继电保护及自动装置的运行注意事项 336.2 WBH801 （ WBH802）型微机保护 356.3 WBZ50
6、0 型变压器保护装置 .376.4 PST-1200 系列数字式变压器保护装置 .386.5 SGT-756 数字式变压器保护装置 396.6 WMZ-41B 型微机母线保护装置 .406.7 WMH-800 微机母线保护装置 .436.8 RCS931 超高压线路电流差动保护装置 44220kV 仿真变电站现场运行规程6.9 CSC103B 数字式超高压线路保护装置 .456.10 WXH802 数字式超高压线路保护装置 476.11 PSL603 微机线路保护装置 476.12 SF-600 收发讯机 .486.13 CSI-101C 数字式断路器保护控制装置 .486.14 CSL101
7、B 数字式线路保护装置 486.15 WXH-803A 微机线路保护装置 .496.16 PSL-603GM 数字式线路保护装置 496.17 110KV 线路保护装置 496.18 WXH-820 微机线路保护装置 506.19 WDR-820 微机电容器保护测控装置 506.20 故障录波器 .516.21 35KV 微机型小电流接地选线装置 .516.22 低频低压控制装置 .526.23 集控站计算机监控系统 .527 典型操作票 547.1 断路器停送电操作票 547.1.1 251 断路器由运行转检修 547.1.2 251 断路器由检修转运行 547.2 线路停送电操作 557.
8、2.1 351 馈一线由运行转检修 557.2.2 351 馈一线由检修转运行 557.2.3 155 仿九线由运行转检修 .567.2.4 155 仿九线由检修转运行 .567.3 母线停送电操作票 577.3.1 220kV I 母由运行转检修 577.3.2 220kV I 母由检修转运行 597.3.3 35kV I 母由检修转运行 .607.3.4 35kV母由检修转运行 627.4 主变停送电操作票 647.4.1 1 号主变由运行转检修 647.4.2 1 号主变由检修转运行 667.5 电压互感器停送电操作 687.5.1 219 电压互感器由运行转检修 687.5.2 219
9、 电压互感器由检修转运行 687.5.3 319 电压互感器由运行转检修 .697.5.4 319 电压互感器由检修转运行 697.6 电容器停送电操作票 69220kV 仿真变电站现场运行规程7.6.1 355 电容器由运行转检修 697.6.2 355 电容器由检修转运行 707.7 站用变停送电操作票 .707.7.1 300 站用变由运行转检修 707.7.2 300 站用变由检修转运行 717.8 消弧线圈停送电操作 717.8.1 35kV 消弧线圈由运行转检修 .717.8.2 35kV 消弧线圈由运行转检修 718 现场设备的异常运行及事故处理 738.1 事故处理的一般规定
10、738.2 典型事故处理原则 738.2.1 母线故障处理原则 738.2.2 主变压器故障处理原则 748.2.3 断路器故障处理原则 758.2.4 隔离开关故障处理原则 768.2.5 线路故障处理原则 768.2.6 互感器故障处理原则 778.2.7 避雷器故障处理原则 788.2.8 电容器故障处理原则 788.2.9 消弧线圈故障处理原则 788.2.10 电力电缆故障处理原则 .798.2.11 站用电系统故障处理原则 .798.2.12 直流系统故障处理原则 .798.2.13 不接地系统接地故障的处理 .808.2.14 越级跳闸的处理原则 .808.3 251 仿一线线路
11、故障 .818.3.1 故障原因 818.3.2 系统运行方式 818.3.3 251 仿一线线路 60%单相瞬时故障 .818.3.4 251 仿一线 2516A 相隔离开关接地 828.3.5 220kV 251 仿一线线路故障，251 断路器拒动，220kV 失灵保护动作 .848.4 220KV母故障 .858.4.1 故障原因 858.4.2 系统运行方式 858.4.3 251 仿一线 2516A 相隔离开关有搭接物 858.5 35KV母故障 878.5.1 故障原因 878.5.2 系统运行方式 87220kV 仿真变电站现场运行规程8.5.3 35kV母故障 878.6 1
12、号主变压器故障 .888.6.1 故障原因 888.6.2 系统运行方式 888.6.3 2016 隔离开关 BC 相有搭接物 888.6.4 1 号主变本体故障 908.7 本站越级跳闸故障 918.7.1 系统运行方式 918.7.2 35kV 351 线路故障，351 断路器拒动，使 301 甲断路器动作跳闸 918.7.3 35kV 351 线路故障，351 线路保护拒动，使 301 甲断路器动作跳闸 92附表一 1 号主变及有载调压装置铭牌数据 94附表二 2 号主变及有载调压装置铭牌数据 95附表三 断路器铭牌数据 96附表四 隔离开关铭牌数据 96附表五 电流互感器铭牌数据 96
13、附表六 电压互感器铭牌数据 97附表七 电容器铭牌数据 97附表八 电容器用电抗器铭牌参数表 97附表九 避雷器铭牌数据 97附表十 站用变铭牌数据 98附表十一 消弧线圈铭牌数据表 98附表十二 消弧线圈有载分接开关铭牌数据表 98附图一 220KV 仿真站一次系统图 99附图二 220KV 仿真站站用系统图 .100附图三 220KV 仿真站直流系统图 .101220kV 仿真变电站现场运行规程第 1 页 1 适用范围及规范性引用文件1.1 适用范围本规程适用于 220kV 仿真变电站的现场操作、设备异常及事故处理、运行维护管理。1.2 规范性引用文件 本规程依据电业安全工作规程 、 电气
14、事故处理规程 、 调度管理规程 、 变电运行规程及部颁有关的反事故技术措施和其他专业规程，并结合本站实际情况制定。2 设备概况2.1 变电站的性质、主设备接线方式、控制方式（1）220kV 仿真变电站在电网上居重要地位，252 仿二线、253 仿三线与 220kV 输电网相连，255 仿五线和152 仿六线与风电场相连，在地区电网中属于负荷变电站。（2）本站安装有 180000kVA 主变压器 2 台，电压等级为 220/110/35kV（电气主接线见附图一） ，是具有“五遥”功能的综合自动化变电站。2.2 主变压器及无功设备容量、进出线回路及在电网中的送受关系（1）主变容量 2 180000
15、 kVA；（2）进出线名称、受送电关系及负荷性质进出线回数 进出线编号及名称 负荷性质 送受关系252 仿二线 综合用电 送受253 仿三线 综合用电 送受220kV 进出线 3 回255 仿五线 风力发电 送受251 仿一线 综合用电 送220kV 出线 2 回254 仿四线 综合用电 送152 仿六线 风力发电 送受110kV 进出线 2 回151 联络线 110kV 仿真变 送受153 仿七线 综合用电 送154 仿八线 综合用电 送110kV 出线 3 回155 仿九线 综合用电 送351 馈一线 工业用电 送352 馈二线 综合用电 送35kV 出线 8 回353 馈三线 工业用电
16、送220kV 仿真变电站现场运行规程第 2 页 354 馈四线 综合用电 送355 馈五线 工业用电 送356 馈六线 综合用电 送357 馈七线 工业用电 送358 馈八线 综合用电 送300 站用变 站用电 送（3）电气设备的正常运行方式220kV 双母线并列运行，212（母联）断路器合位；251、253、255、201、219 电压互感器上 I 母运行；252、254、202、229 电压互感器上 II 母运行。219、229 电压互感器互联转换开关在停用位置。1 号主变中性点 220kV、110kV 侧接地运行（210、110 接地刀闸在合位），2 号主变中性点220kV、110kV
17、侧间隙接地运行（220、120 接地刀闸在断开位置），35kV 侧经消弧线圈接地运行（310、320接地刀闸在合闸位置）。110kV 双母线并列运行，112（母联）断路器合位；151、153、155、101、119 电压互感器上母运行；152、154、102、129 电压互感器上母运行。119、129 电压互感器互联转换开关在停用位置。35kV 母线分支分段运行：301 甲、300、351、352、355、319 电压互感器上母运行；301 乙、356、357、360、329 电压互感器上母运行；302 甲、361、362、365、339 电压互感器上运行；302 乙、366、367、370、
18、349 电压互感器上运行。电压互感器互联转换开关全部在停用位置。35kV 300 所变运行，10kV 所变空载运行。直流系统整流装置供直流母线分段运行，两组蓄电池浮充状态。（4）控制方式为当地监控集控变电站。（5）无功设备容量无功设备总容量为 60000 kvar，其中单台全容量分别为 275000 kvar,共四组。出线编号分别为：355电容器 I 、360 电容器 II 、365 电容器 、370 电容器。2.3 保护及自动装置的配置（1）主变保护的配置1 号主变配置双套保护，许继 WBH-801（802）微机变压器保护装置和南自 WBZ-500H 微机变压器保护装置，保护类型有：主保护
19、差动保护；本体瓦斯保护； 有载调压瓦斯保护；压力释放保护；0s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）0s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）0s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）0s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）后备保护 （1）高压侧后备保护高压侧复压过流段延时 1；高压侧复压过流段延时 2；高压侧复压过流段延时 3；2.1s 跳母联（212）2.4s 跳本侧（201）2.7s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）220kV 仿真变电站现场运行规程第 3 页 高压侧方向零序段延时 1；高压侧方向零序段延时 2；高压侧方向
20、零序段延时 1；高压侧方向零序段延时 2；高压侧间隙零序过流、过压；（2）中压侧后备保护中压侧复压过流段延时 1；中压侧复压过流段延时 2；中压侧零序段延时 1；中压侧零序段延时 2；中压侧零序段延时 1；中压侧零序段延时 2；中压侧间隙零序过流、过压；（3）低压侧后备保护低压侧 A 分支复压过流段延时1；低压侧 A 分支复压过流段延时2；低压侧 A 分支速断； 低压侧 B 分支复压过流段延时1；低压侧 B 分支复压过流段延时2；低压侧 B 分支速断；（4）过负荷（5）温度保护0.5s 跳母联（212）1.0s 跳本侧（201）2.1s 跳母联（212）2.4s 跳三侧（201、101、301
21、 甲、301 乙）2.7s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）2.1s 跳母联（112）2.4s 跳本侧（101）0.5s 跳母联（112）1.0s 跳本侧（101）2.1s 跳母联（112）2.4s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）2.7s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）1.2s 跳本侧 A 分支（301 甲）1.5s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）0.3s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）1.2s 跳本侧 B 分支（301 乙）1.5s 跳三侧（201、101、301 甲、301 乙）0.3s 跳三侧（201
22、、101、301 甲、301 乙）发信号发信号2 号主变配置双套保护，南自 PST-1200 系列数字式变压器保护装置和南自 SGT-756 数字式变压器保护装置，保护类型与 1 号主变保护相同。（2）母线保护配置220kV 母线配置双套保护，许继 WMH-800 微机母线保护装置和南自 WMZ-41B 微机母线保护装置，保护类型有： 主保护 母线差动保护 0s 跳与故障母线相连的所有断路器后备保护 断路器失灵保护；过电流充电保护0.5s 跳与拒动断路器所在母线相连的所有断路器0.5s 跳母联（212）(正常不投)110kV 母线配置一套保护，南自 WMZ-41B 微机母线保护装置，保护类型:
23、 主保护 母线差动保护 0s 跳与故障母线相连的所有断路器220kV 仿真变电站现场运行规程第 4 页 后备保护 过电流充电保护断路器失灵保护0.5s 跳母联（212）(正常不投)(不投)35kV 母线不配保护。（3）220kV 线路保护及自动装置配置220kV 251 仿一线配置双套保护，四方 CSC-103B 数字式超高压线路保护装置和南瑞 RCS931 超高压线路电流差动保护装置，保护类型有：主保护 纵联距离保护光纤纵差保护0s 跳 2510s 跳 251后备保护 接地距离段；接地距离段；接地距离段； 相间距离段； 相间距离段；相间距离段；零序方向段；零序方向段；零序方向段；0s 跳 2
24、51(不投)(不投)0s 跳 2511.0s 跳 2513.0s 跳 2510s 跳 2511.0s 跳 2512.0s 跳 251其它 断路器失灵保护； 三相不一致保护；综合重合闸（投单重）0.5s 跳 251 所在母线上的所有断路器0.5s 跳 251 合闸相0.8s 合 251 跳闸相220kV 252 仿二线配置双套保护，南自 PSL-603 数字式电流差动保护装置和许继 WXH-802 微机线路保护装置，保护类型有：主保护 高频闭锁距离保护；高频闭锁零序保护0s 跳 2520s 跳 252后备保护 接地距离段；接地距离段；接地距离段； 相间距离段； 相间距离段；相间距离段；零序方向段
25、；零序方向段；零序方向段；0s 跳 252(不投)(不投)0s 跳 2521.0s 跳 2523.0s 跳 2520s 跳 2521.0s 跳 2522.0s 跳 252其它 断路器失灵保护； 三相不一致保护；综合重合闸（投单重）0.5s 跳 252 所在母线上的所有断路器0.5s 跳 252 合闸相0.8s 合 252 跳闸相220kV 253 仿三线配置双套保护，四方 CSL101B 数字式线路保护装置和南瑞 RCS931 超高压线路电流差动220kV 仿真变电站现场运行规程第 5 页 保护装置，保护类型有：主保护 高频闭锁距离保护； 高频闭锁零序保护； 光纤纵差保护0s 跳 2530s
26、跳 2530s 跳 253后备保护 接地距离段；接地距离段；接地距离段； 相间距离段； 相间距离段；相间距离段；零序方向段；零序方向段；零序方向段；0s 跳 253(不投)(不投)0s 跳 2531.0s 跳 2533.0s 跳 2530s 跳 2531.0s 跳 2532.0s 跳 253其它 断路器失灵保护； 三相不一致保护；综合重合闸（投单重）0.5s 跳 253 所在母线上的所有断路器0.5s 跳 253 合闸相0.8s 合 253 跳闸相220kV 254 仿四线配置双套保护，许继 WXH-803A 微机线路保护装置和南自 PSL-603GM 数字式线路保护装置，保护类型有：主保护
27、光纤纵差保护 0s 跳 254后备保护 接地距离段；接地距离段；接地距离段； 相间距离段； 相间距离段；相间距离段；零序方向段；零序方向段；零序方向段；0s 跳 254(不投)(不投)0s 跳 2541.0s 跳 2543.0s 跳 2540s 跳 2541.0s 跳 2542.0s 跳 254其它 断路器失灵保护； 三相不一致保护；综合重合闸（投单重）0.5s 跳 254 所在母线上的所有断路器0.5s 跳 254 合闸相0.8s 合 254 跳闸相220kV 255 仿五线配置双套保护，四方 CSC-103B 数字式超高压线路保护装置和南瑞 RCS-931 超高压线路电流差动保护装置，保护
28、配置与 220kV 251 仿一线保护相同。（4）110kV 线路保护及自动装置的配置110kV 151 联络线、152 仿六线、153 仿七线、154 仿八线、155 仿九线都配置一套保护，分别是许继WXH-811 微机线路保护装置、许继 WXH-803 微机线路保护装置、南瑞 RCS-941 高压线路成套保护装置、许继WXH-811 微机线路保护装置、南瑞 RCS-943 高压线路成套保护装置，保护类型有：220kV 仿真变电站现场运行规程第 6 页 接地距离段；接地距离段；接地距离段； 相间距离段； 相间距离段；相间距离段；零序方向段；零序方向段；零序方向段；0s 跳本线路断路器(不投)
29、(不投)0s 跳本线路断路器0.5s 跳本线路断路器1.8s 跳本线路断路器0s 跳本线路断路器0.5s 跳本线路断路器1.7s 跳本线路断路器重合闸（三重） 0.8s 合本线路断路器（5）35kV 线路、电容器、所变保护的配置35kV 351 馈一线、352 馈二线、356 馈三线、357 馈四线、361 馈五线、362 馈六线、366 馈七线、367馈八线都配置一套保护，许继 WXH-822 微机线路保护测控装置，保护类型有： 速断保护；过流保护；过负荷0s 跳本线路断路器0.5s 跳本线路断路器发信号重合闸（三重） 0.8s 合本线路断路器低周低压35KV 低周低压配置：第一轮 系统频率
30、: 48.75 49 0.2s 跳 351、352第二轮 系统频率: 48.5 48.75 0.2s 跳 356第三轮 系统频率: 48.25 48.5 0.2s 跳 357第四轮 系统频率: 48 48.25 0.2s 跳 361第五轮 系统频率: =48 0.2s 跳 362特一轮 系统频率: =49.25 10s 跳 366特二轮 系统频率: =49.25 15s 跳 36735kV 355、360 、365、370 电容器都配置一套保护，许继 WDR-823 微机电容器保护测控装置，保护类型有： 电流 I 段电流 II 段过电压保护；欠电压保护0s 跳本电容器断路器0.5s 跳本电容器
31、断路器0.2s 跳本电容器断路器0.2s 跳本电容器断路器35kV 300 所变都配置一套保护，许继 WCB-821 微机厂用变保护测控装置，保护类型有： 速断保护重瓦斯过流保护过负荷0s 跳 3000s 跳 3000.5s 跳 300发信号220kV 仿真变电站现场运行规程第 7 页 2.4 主设备铭牌数据 见附表一： 1 号主变铭牌见附表二： 2 号主变铭牌见附表三： 断路器铭牌数据见附表四： 隔离开关铭牌数据见附表五； 电流互感器铭牌数据见附表六： 电压互感器铭牌数据见附表七: 电容器铭牌数据见附表八: 电容器用电抗器铭牌数据见附表九： 避雷器铭牌数据见附表十: 站用变铭牌数据见附表十一
32、: 消弧线圈铭牌数据见附表十二: 消弧线圈有载分接开关铭牌数据3 调度范围的划分（1）中调调度设备 251仿一线、252仿二线、253仿三线、254仿四线、255仿五线间隔所有一次设备、二次设备、保护及自动装置和220kV故障录波器； 220kV母及所连接的一、二次设备，其中包括212母联断路器间隔设备和219、229电压互感器； 2011、2012、2021、2022隔离开关；（2）地调调度设备 1号主变（除2011、2012隔离开关外） 、2号主变（除2021、2022隔离开关外）及其间隔的一、二次设备； 110kV母线、110kV所有线路、35kV母线、35kV所有线路、所变、电力电容器
33、等一、二次设备、保护及自动装置；110kV系统故障录波器；（3）调通中心、地调调度的设备在检修，试验，停送电操作时，均应经调通中心或地调调度员许可后进行。（4）站内自行调度的设备：站用变、低压配电装置、不间断电源。（5）站内出现异常情况汇报两级调度值班员。220kV 仿真变电站现场运行规程第 8 页 4 一次设备运行操作的注意事项4.1 一般规定（1）本站所用电系统正常时由 35kV300 所变运行，10kV 所变空载状态。35kV300 所变和 10kV 所变互为热备用。倒所变时应先停后送，允许瞬间失电。（2）母线倒闸操作前，先断开母联断路器的控制空气开关，投入母差保护屏“母联互投”及“倒闸
34、操作过程中”压板。（3）倒母线操作时，隔离开关拉开或合上后，均应检查该隔离开关辅助接点对应的母差保护屏上指示灯及该隔离开关对应的保护屏上电压切换灯均与实际运行状态相符，即拉开时灯灭，合上时灯亮。（4）一次设备，继电保护及自动装置的操作均应在值班调度员的命令下进行，但在危及人身、设备安全或有可能扩大事故的情况下，可先操作，事后立即报告当值调度员。（5）运行中的带电设备不允许无保护运行，检修后的设备充电时应投入全部保护，运行中设备被迫退出主保护时应保留后备保护或接入临时保护。4.2 变压器运行和操作的注意事项4.2.1 变压器的组成及作用（1）变压器的作用：改变交流电压，传输电能（2）变压器的组成
35、：由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管、冷却器、净油器、储油柜、压力释放器、瓦斯继电器、有载调压等附件组成。（3）主变压器的配置：1号主变压器采用SFPSZ9- 180000 / 220沈阳变压器集团有限公司生产；2号主变压器采用SFPSZ9-180000/220正泰电气股份有限公司生产。4.2.2 变压器巡视要求 （1）变压器日常巡视项目和要求表 2-1 变压器的巡视要求设备名称 序号 巡 视 内 容 巡 视 标 准主变本体 1 上层油温1变压器本体温度计完好、无破损。2记录变压器上层油温数值，上层油温限值 75、温升限值：45。3主控室远方测温数值正确，与主变本体温度指示数值相符。将变压器各部位所
36、装温度计的指示相互对照、比较，防止误判断，不能只以油温不超过规定为标准，应根据当时的负荷、环境温度以及冷却装置投入情况及历史数据进行综合判断。4. 相同运行条件下，上层油温比平时高 10及以上，或负荷不变但油温不断上升，均为异常。220kV 仿真变电站现场运行规程第 9 页 设备名称 序号 巡 视 内 容 巡 视 标 准2油枕、油位、油色1.变压器的油位指示，应和油枕上的环境温度标志线相对应、无大偏差。指针式油位计指示，应与制造厂规定的温度曲线相对应。2. 正常油色应为透明的淡黄色。3. 油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢。3变压器本体、附件及各连接处无渗漏油1检查有无渗漏油，要记
37、录清楚渗漏的部位、程度。应重点检查变压器的油泵、压力释放阀、套管接线柱、各阀门、隔膜式储油柜等无渗油、漏油。2设备本体附着有油、灰的部位，必要时进行清擦；可以利用多次巡视机会检查现象，鉴别是否渗油缺陷。3渗漏油的部位，1min 超过 1 滴，属于漏油。4. 储油池和排油设施应保持良好状态。事故储油坑的卵石层厚度应符合要求，保持储油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。4变压器变本体及调压瓦斯继电器1.瓦斯继电器内应充满油，无气体（泡） ，油色应为淡黄色透明，无渗漏油。2.瓦斯继电器防雨措施完好、防雨罩牢固。3.瓦斯继电器的引出二次电缆应无油迹和腐蚀现象，无松脱。5运行中的声音变压器正常应
38、为均匀的嗡嗡声音，无放电等异音6压力释放装置压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损。压力释放阀的指示杆未突出，无喷油痕迹，二次电缆及护管无破损或被油腐蚀。7 呼吸器1. 硅胶颜色无受潮变色。如硅胶变为红色，且变色部分超过 1/3，应更换硅胶。运行中如发现上部吸附剂发生变色，应注意检查吸湿器上部密封是否受潮。2. 呼吸器外部无油迹。油杯完好，油位正常。1 油位1油位，应在上、下油位标志线之间。2油位计内油位不容易看清楚时，可采用以下方法：多角度观察两个温差较大的时刻所观察的现象相比较与其它设备的同类油位计相比较比较油位计不同亮度下的底板颜色3. 油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢。2
39、 油色 正常油色应为透明的淡黄色。3 套管应清洁，无破损、裂纹、无严重油污、无打火放电现象、无放电痕迹及其他异常现象。4 法兰 应无裂纹和严重锈蚀。主变三侧套管5110220kV套管末端 接地良好。主变外部主导流部位1主导流接触部位是否接触良好、有无发热现象1引线线夹压接牢固、接触良好，无变色、变形，铜铝过渡部位无裂纹。2. 主导流接触部位，看有无变色、有无氧化加剧、有无热气流上升、示温片或变色漆有无融化变色现象、夜间有无发红等。3雨雪天气，检查主导流接触部位，看有无积雪融化、水蒸气现象。4. 以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测。接头接触处温升不应超过 70K。220kV 仿真变
40、电站现场运行规程第 10 页 设备名称 序号 巡 视 内 容 巡 视 标 准2引线有无断股、线夹有无损伤、接触是否良好1引线无断股、无烧伤痕迹。2发现引线若有散股现象，应仔细辨认有无损伤、断股。3检查母线、导线弧垂变化是否明显，有无挂落异物。1 风扇 变压器风扇运转正常，无异常声音，风叶应无抖动、碰壳。2 潜油泵运转方向正确，油泵运转应正常，无异常声音，无渗漏油，运行中的冷却器的油流继电器应指示在“流动”位置，无颤动现象。3 散热器散热装置清洁，散热片不应有过多的积灰等附着脏物，各冷却器手感温度应相近。主变风冷系统4风冷系统运行方式冷却器投入、辅助、备用组数应符合制造厂和现场运行规程的规定，位
41、置正确，相应位置指示灯指示正确。1中性点接地刀闸位置符合电网运行要求，与变压器有关保护投退方式相对应。正常 210、110 在合闸位置，220、120 在拉开位置。2中性点电流互感器1套管无破损、裂纹，引线连接良好。2无渗漏油现象。3 接地装置 完好、无松脱及脱焊。主变中性点设备4避雷器 1. 清洁无损、无放电现象，法兰无裂纹锈蚀现象。2内部应无响声，本体无倾斜。3放电计数器是否完好，记录动作次数。4检查泄漏电流值应在正常允许范围。5引线完好，接触牢靠，线夹无裂纹。1运行状态指示 有载调压装置电源指示正确，并投入 “远控”位置。2有载调压装置1.正常油色为浅黄透明。2.各部位无渗漏油。主变有载
42、调压装置3有载调压机构1.驱潮器投入正常。2.档位指示与控制屏、后台机一致，且与实际档位相符。1 管路阀门 开、闭位置正确。2自动滤油装置按规定投入运行1.正常应投“自动定时”滤油位置。2.有载分接开关调压后一般应启动在线滤油装置。有载分接开关长期无操作，也应半年进行一次带电滤油。3运行状态指示 电源指示正确，压力表指示正常。带电滤油装置4工作状态检查 若正在滤油工作，检查油中无气泡。主变端子箱、风冷控制箱1 箱体、箱门 箱门关闭严密，箱内清洁，无受潮。220kV 仿真变电站现场运行规程第 11 页 设备名称 序号 巡 视 内 容 巡 视 标 准2 内部1.检查、段电压指示灯亮，各运行冷却器指
43、示灯亮，无其他异常光字牌。2.接触器 1C、2C、C 接触良好，1ZK-5ZK 空气开关正常投入，无发热现象和异常响声。3.电源投入开关 KK 正常应投“、运行”位置。4.箱内各继电器运行正常。5.箱内加热器、照明均正常。6.箱内接线无松动、无脱落、无发热痕迹。7.电缆孔洞封堵严密。其它定期巡视和检查的要求： 检查变压器各部件的接地应完好； 外壳和箱沿应无异常发热；用红外测温仪检查运行中套管引出线联板的发热情况及本体油位、储油柜、套管等其他部位； 在线监测装置（若有）应保持良好状态，并及时对数据进行分析、比较； 各种标志应齐全明显； 各种保护装置应齐全、良好； 检查灭火装置状态应正常，消防设施
44、应完善。（2）变压器的特殊巡视需要对变压器进行特殊巡视的情况： 大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视； 设备变动后的巡视； 设备新投入运行后的巡视； 设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视； 异常情况下的巡视。主要是指过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视； 设备缺陷近期有发展时、法定休假日、上级通知有重要供电任务时，应加强巡视； 站长应每月进行一次巡视。特殊巡视情况及其巡视要求特殊情况 巡视要求新投入或经过大修的变压器1.变压器声音应正常，如发现响声特大，不均匀或有放电声，应认为内部有故障。2.油位变化应正常，应随温度
45、的增加略有上升，如发现假油面应及时查明原因。3.用手触及每一组冷却器，温度应正常，以证实冷却器的有关阀门已打开。4.油温变化应正常，变压器带负荷后，油温应缓慢上升。5.应对新投运变压器进行红外测温。异常天气 1.气温骤变时，检查储油柜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处发红现象。各密封处有否渗漏油现象。220kV 仿真变电站现场运行规程第 12 页 2.雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其他杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象，避雷器放电记录仪动作情况。3.浓雾、毛毛雨时，检查瓷套管有无沿表面闪络和放电，大雾天气重点监视污秽瓷质部分。各接头在小雨中和下
46、雪后不应有水蒸气上升或立即融化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。4.下雪天气应根据积雪融化情况检查接头发热部位。检查引线积雪情况，为防止套管因过度受力引起套管破裂和渗漏油等现象，应及时处理引线过多的积雪和冰柱。5.高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。必要时，可启动备用冷却器。6.大风天气检查导引线风摆情况，确认外部无异物，是否可能悬挂杂物，如有杂物应及时清理。异常情况 在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级部门和做好记录。1.系统发生外部短路故障后，或中性点不接地系统发生单相接地时，应加强监视变压器的状况。2.运行中变
47、压器冷却系统发生故障，切除全部冷却器时，应迅速汇报有关人员，尽快查明原因。在许可时间内采取措施恢复冷却器正常运行。3.变压器顶层油温异常升高，超过制造厂规定或 75，应按以下步骤检查处理：(1)检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；(2)核对温度测量装置； (3)检查变压器冷却装置。4.若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理。若不能立即停运修理，则应将变压器的负载调整至规程规定的允许运行温度下的相应容量。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
48、即将变压器停运。5.变压器渗油应根据不同的部位来判断。6.瓦斯继电器中有气体，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进行色谱分析，综合判断。7.变压器发生短路故障或穿越性故障时，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，瓷质外绝缘有无破裂，接地引下线等有无烧断及绕组是否变形。8.不接地系统发生单相接地故障运行时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。过载 1.变压器的负荷超过允许的正常负荷时，值班人员应及时汇报调度。2.变压器过负荷运行时，应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器声音是否正常、
49、接头是否发热、冷却装置投入量是否足够、运行是否正常，防爆膜、压力释放器是否动作过。3.当有载调压变压器过载 1.2 倍运行时，禁止分接开关变换操作应闭锁。4.2.3 变压器正常运行操作注意事项(1)主变压器送电操作前，应将变压器中性点接地刀闸合上，送电结束后，根据运行方式，保留或断开该中性接地点。(2)变压器送电时,先送电源侧,后送负荷侧,停电时操作顺序相反。220kV 仿真变电站现场运行规程第 13 页 (3)操作中切除轻载变压器时，应先切除电容器，投入时应先投变压器，再投电容器组，禁止变压器和电容器同时投切或回路中接有电容器组时投切变压器。(4)强油风冷变压器投入运行前，应先启动冷却装置，正常后方可投入变压器。(5)主变风冷却器投入的数量应按照厂规定和现场条件确定，在冬季上层油温过低时，允许停止部分冷却器的运行，但至少应有两组运行，每侧各一组。变压器温升超过 55时，应
