风力发电场升压站资料全

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1、风力发电场变电站培训资料版本：编制：审核：扌比准：天源科创风电技术有限责任公司前言为了加强风电场变电站值班人员理论知识的学习，以提高自身的运行维护水平 特编写本书。本书共分为四章。第一章主要讲述了变电站的各项运行制度及一些工作规；第 二章主要讲述了变电站倒闸操作的步骤、相关注意事项及事故处理的基本原则；第 三章主要讲述了变电站的一次设备的原理、运行维护及异常故障处理；第四章主要 讲述了变电站的二次设备的原理、运行维护及异常故障处理。容紧密结合现场设备 做了系统地介绍，融合了最新的技术，并注重了实用性。因编写时间较为仓促，加之编者水平有限，疏漏错误之处在所难免，敬请各位 能及时地提出，以便修订和

2、完善。目录第一章 变电站运行制度汇编 4第一节 各运行岗位职责及权限 4第二节 操作票制度 5第三节 工作票制度 6第四节 交接班制度 7第五节 巡回检查制度 7第六节 设备定期试验切换制度 8第二章 变电站倒闸操作及事故处理原则 9第一节 风电场升压站典型主接线方式 9第二节 电气设备状态描述 10第三节 倒闸操作的基本原则 10第四节 倒闸操作的步骤 11第五节 事故处理的一般规定基本原则 12第三章 一次系统设备 14第一节 风力发电场升压站一次系统示意图 14第二节 主变运行规程 14第三节 电压无功补偿装置运行规程 22第四节 高压断路器运行规程 25第五节 隔离开关运行规程 26第

3、六节 接地刀闸运行规程 27第七节 电压互感器运行规程 28第八节 电流互感器运行规程 29第九节 避雷器运行规程 30第十节 电力电缆运行规程 31第十一节 所用变运行规程 32第四章 二次系统介绍 34第一节 风电场升压站二次系统示意图 34第二节 变电站综合自动化系统 34第三节 电气设备主要保护介绍 36第四节 微机保护测控装置 43第五节 电压无功补偿控制装置 44第六节 故障录波装置 46第七节 直流系统 47第一章变电站运行制度汇编第一节 各运行岗位职责及权限1站长1.1岗位职责1.1.1 全面负责本站各项工作，是本站安全经济运行负责人。1.1.2 组织本站的技术、业务、政治学习

4、，作好政治思想工作和安全教育工作，不断提高本站人员的技术水平。1.1.3 经常查阅有关记录，了解生产运行情况。较为复杂的停送电操作，应组织做好准备工作并参加现场监督。1.1.4 做好技术资料管理工作。1.1.5 组织搞好全站设备维护、环境卫生和文明生产。1.2权限1.2.1 对本站生产管理和各项工作有工作指挥权。1.2.2 有权决定本站的人员分配和工作分配。1.2.3 对违反操作规程，不遵守劳动纪律，不服从分配的人员，有权批评制止和提出处理意见。2值长2.1 岗位职责2.1.1 协助站长完成变电站的各项工作。2.1.2 在值班期间，为安全生产第一责任人。2.1.3 负责与调度联系，进行负荷或运

5、行方式的调整。2.1.3 负责电气倒闸操作的监护工作。2.1.4 负责第一、第二种工作票的许可工作。2.1.5 风机故障时，及时派遣风机维护人员进行处理。2.2 权限2.2.1 对本值期间的各项工作有工作指挥权。2.2.3 对变电站值班员及风机维护人员有调遣权。3 值班员岗位职责3.1 岗位职责3.1.1 掌握电气设备及风机运行情况和负荷变化情况。3.1.2 正确进行倒闸操作和一般事故处理，根据要求做好安全措施。3.1.3 负责按时巡视设备、抄表、核算电量工作。3.1.4 及时填写各种记录、台帐。3.1.5 保管好各种工具、仪表。3.1.6 搞好环境卫生工作。3.2 权限3.2.1 对违章作业

6、有权制止，有权拒绝违章指挥。3.2.2 除事故处理外，无权进行单人倒闸操作。3.2.3 有权拒绝违章指挥并可越级反映。第二节 操作票制度1. 操作票的使用规定1.1 在正常情况下凡两项以上的操作均应填写操作票。1.2 紧急事故的处理时，两项以上的操作可不填写操作票，但事故后应在运行日志 中写明，并报告调度。2操作票的填写容2.1 应拉合的设备。2.2 拉合设备后检查设备的位置。2.3 验电及安装、拆除接地线，安装或拆除控制回路或电压互感器回路的熔断器，切换保护回路和自动化装置及检验是否确无电压。2.4 进行停送电操作时，在拉合隔离开关前，检查断路器确在分闸位置。2.5 在进行倒负荷或解、并列操

7、作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况。2.6 设备检修后合闸送电前，检查送电围接地刀闸已拉开，接地线已拆除。3操作票填写的注意事项3.1 操作票要用钢笔或圆珠笔填写，字迹要清晰，不得涂改。3.2 填写设备的双重编号（设备名称及编号）。3.3 每项（一个操作的程序号）只填写一个操作程序或一个检查项目。3.4 操作票填写完毕核对无误后，监护人和操作人分别签字，重要的操作还应由站 长或主值签名。4操作票的使用及保存4.1 同一变电站的操作票应事先连续编号，计算机生成的操作票应在正式出票前连续编号。4.2 操作票按编号顺序使用。4.3 作废的操作票，应注明“作废”字样4.4 未执行的应注明“未执行”

8、字样，4.5 已操作的应注明“已执行”字样。4.6 操作票应保存一年。第三节 工作票制度1在电气设备上的工作的几种形式1.1 填用第一种工作票1.2 填用第二种工作票1.3 口头或命令2填用第一种工作票的工作行为2.1 高压设备上工作需要全部停电或部分停电者。2.2 二次系统和照明等回路上的工作，需要将高压设备停电者或做安全措施者。2.3 高压电力电缆需停电的工作。2.4 其他工作需要将高压设备停电或要做安全措施者。 3填用第二种工作票的工作行为3.1 控制盘和低压配电盘、配电箱、电源干线上的工作。3.2 二次系统和照明等回路上的工作，无需将高压设备停电者或做安全措施者。3.3 非运行人员用绝

9、缘棒和电压互感器定相或用钳型电流表测量高压回路的电流。3.4 高压电力电缆不需停电的工作。3.5 带电设备外壳上的工作以及无可能触及带电设备导电部分的工作。 4工作票中所列人员4.1 工作票签发人：由熟悉人员技术水平、熟悉设备情况、熟悉安全规程，并具有相 关工作经验的生产领导人、技术人员或经本单位主管生产领导批准的人员担任。4.2 工作负责人：由具有相关工作经验，熟悉设备情况、熟悉工作班人员工作能力 和安全规程，经生产领导书面批准的人员。4.3 工作班成员：由具有相关工作经验，熟悉设备情况和安全规程人员担任。4.4 工作许可人：一般为值班负责人担任。第四节 交接班制度1交接班注意事项1.1 交

10、班人员提前 20 分钟做好交班工作和室外卫生，接班人员提前 15 分钟到现场 进行交接班手续。1.2 在事故处理和倒闸操作期间不允许进行交接班。1.3 严禁在交接班人员互不见面的情况下利用或捎口信的方式进行交接班。1.4 交班完毕，双方在运行记录簿上签名后，交班人员才能离开现场。1.5 接班人员有一未到者则应由交班人员留下一人继续值班。2交接容2.1 交班人员向接班人员介绍变电站运行方式、设备状况、设备缺陷、事故发生处 理情况、上级指示、调度命令及有关记录情况。2.2 接班人员根据交班人员介绍的情况查看现场，核对记录。2.3 查看工作票及操作票记录。2.4 检查仪表、灯光、音响信号是否正常。2

11、.5 检查各种工具是否齐全。第五节 巡回检查制度1巡回检查周期1.1 接班前巡视一次。1.2 班中每两小时巡视一次。1.3 每月一日、十五日 1-2 点夜巡（闭灯）。2巡视路线2.1 线路最优，不重复。2.2 便于观察、不漏项。2.2 巡视检查的线路应保证巡视人员与带电设备的安全距离，防止发生触电事故。 3巡回检查时的安全注意事项3.1 巡视高压设备时不得从事其他工作，不得移开或越过遮拦。3.2 要保持与高压带电设备的安全距离。3.3 雷雨天气巡视高压设备时应穿绝缘靴，并不得靠近避雷针和避雷器。3.4 高压设备发生接地时，室不得靠近故障点4米以，室外不得接近故障点8 米以 进入上述围时应穿绝缘

12、靴，戴绝缘手套。第六节 设备定期试验切换制度1定期试验切换的目的 通过对设备的定期试验切换运行，以保证设备的完好性，保证在运行设备故障 时，备用设备能真正起到备用作用。2变电站定期试验切换项目2.1 所用变的两路电源切换2.2 设备停电时的绝缘摇测2.3 监控主机 UPS 电源试验2.4 事故照明2.5 蓄电池定期放电2.6 一、二次设备年检第二章 变电站倒闸操作及事故处理原则第一节 风电场典型电气主接线方式1单母线接线哇至变电站TFT升压变单母线接线方式适合小型风电场，其特点是结构简单，设备少，投资小。缺点 是当线路、母线检修或线路断路器及隔离开关检修时，必须将风电场停运。 2单母分段接线升

13、压娈1丄ynTQYFT升压变2FT单母线接线方式适合中型风电场，其特点是结构简单，两线路可互为备用。缺点是当母线检修时，必须将检修段母线所接风机停运。3双母线接线送至变电站送至变电站f?f110KV220WI 段 ；110KV或在Diy 段I1 (1 . 1升压娈1升压变2双母线接线方式适合大型风电场，其特点是任何一个断路器或隔离开关检修时 均不需将风机停运，可靠性高。缺点是所需设备较多，投资大。第二节 电气设备状态描述电气设备所处的状态有四种，即检修、冷备用、热备用、运行。1. 检修状态：是指检修设备各方面的电源及所有操作电源均已断开，并布置了与检 修有关的安全措施（如合接地刀闸或挂接地线、

14、悬挂标示牌、装设临时遮拦等）2. 冷备用状态：是指设备的检修工作已全部结束，有关检修临时安全措施已全部拆 除，恢复常设安全措施，其各方面的电源和所有操作电源仍断开，设备具备投入运 行的条件。3. 热备用状态：设备一经合闸便带电运行的状态。4. 运行状态：凡带电设备均为运行状态。第三节 倒闸操作的基本原则1送电操作原则1.1 拉、合隔离开关及小车断路器前，必须检查并确认断路器在断开位置。1.2 严禁带负荷拉、合隔离开关，所装电气和机械闭锁装置不能随意退出。1.3 停电时，先断开断路器，再拉开负荷侧隔离开关，最后拉开电源侧隔离开关； 送电时相反。1.4 在操作过程中，发现误合隔离开关时，不准把误合

15、的隔离开关再拉开；发现误 拉隔离开关时，不准把已拉开的隔离开关重新合上。2母线倒闸操作原则2.1 母线送电前，应先将该母线的电压互感器投入；母线停电前，应先将该母线上 的所有负荷转移完母线停运后，再将该母线电压互感器停止运行。2.2 母线充电时，必须用断路器进行，其充电保护必须投入。充电正常后停用充电 保护。3变压器操作原则3.1 变压器停送电操作顺序：送电时，先送电源侧，后送负荷侧；停电时相反。3.2 凡是中性点接地的变压器，变压器的投入或停用前，均应合上各侧中性点接地 隔离开关。原因如下：3.2.1 防止单相接地时产生的过电压或操作过电压，保护变压器中心点的绝缘。3.2.2 发生单相接地时

16、，有接地故障电流流过变压器，使变压器差动、零序电流保 护动作，切除故障点。3.2.3 两台变压器并联运行，在倒换中性点隔离开关时，应先合上中性点未接地的 接地隔离开关，再拉开另一个中性点接地隔离开关，并将零序保护切换到中性点接 地的变压器上。3.2.4 变压器分接开关的切换（有载、无载）。用欧姆表测量分接开关接触电阻合格 后方可送电。第四节 倒闸操作的步骤倒闸操作的步骤1接受任务 系统调度员下达操作任务时，预先用将操作项目及原因下达给值长。值长接受 操作任务时，应将下达的任务复诵一遍。值长向电气值班长下达操作任务时，要说 明操作目的、操作项目、设备状态。接受任务者接到操作任务后，复诵一遍，并记

17、 入操作记录本中。2填写操作票值班长接受操作任务后，立即指定操作人填写操作票。3审核操作票3.1 自审由写票人（操作人）自己审查。3.2 初审由监护人负责审查。3.3 复审由（值班长、值长）审查。各审票人应认真检查操作票的填写是否有漏项，操作顺序是否正确，容是否简 单明了，各审核人审核无误后在操作票上签字，操作票经值班负责人签字后生效。 正式操作待系统调度或值长下令后执行。4接受操作命令正式操作必须有系统调度员或值长发布的操作命令。系统调度员发布操作命令 时，监护人、操作人同时受令，并由监护人按照填写的操作票向发令人复诵，经双 方核对无误后，在操作票上填写发令人、受令人及发令时间。值长发布操作

18、命令时 操作人、监护人同时受令，监护人、操作人接到操作命令后，值长、监护人、操作 人均在操作票上签字，并记录发令时间。5模拟操作正式操作之前，监护人、操作人应先在模拟图板上按照操作票上所列项目和顺 序进行模拟操作，监护人按操作票的项目顺序唱票，操作人复诵后在模拟图板上进 行操作，最后一次核对检查操作票的正确性。6正式操作 操作时，必须执行唱票、复诵制度。每进行一项操作，其程序是：唱票对号复诵一核对一下令一操作一复查一做执行记号“丿“。监护人按照操作票项目先 唱票，然后操作人按照唱票项目的容，查对设备名称，自己所处的位置，操作方向 （四对照）确定无误后，手指所要操作的设备（对号），复诵操作命令。

19、监护人听到 操作人复诵操作命令后，再次核对设备名称、编号无误后，最后下令“对，执行”。操作人听到监护人下令后方可进行操作。操作完一项后，复查该项，检查该项操作 结果和正确性，如断路器实际分、合位置，机械指示、信号指示灯、表计变化情况 等，并在操作该项编号前做一个记号“V”重要步骤要记下该项操作时的时间。7复查设备操作完毕后，操作人、监护人应全面复查一遍，检查操作过的设备是否正常， 仪表指示、信号指示、联锁装置等是否正常。8操作汇报操作结束后，监护人立即向发令人汇报操作情况、操作起始时间和终结时间， 经发令人认可后，由操作人在操作票上盖“已执行”印章。9操作记录 监护人将操作任务、起始时间和终结

20、时间记入操作记录本中。第五节 事故处理的一般规定及基本原则1事故处理的一般规定1.1 发生事故和处理事故时，值班员不得擅自离开岗位，应正确执行调度、值长的 命令处理事故。1.2 在交接班手续未办完而发生事故时，应由交班人员处理，接班人员协助、配合 在系统未恢复稳定状态或值班负责人不同意交接班之前，不得进行交接班。只有在 事故处理告一段落或值班负责人同意交班后，方可进行交接班。1.3 处理事故时，系统值班员是系统事故处理的领导和组织者，值长是变电站事故 处理的领导和组织者。值长应受系统调度员指挥。1.4 处理事故时，各级值班员必须严格执行发令、复诵、汇报、录音和记录制度。 发令人发出事故处理的命

21、令后，要求受令人复诵自己的命令，受令人应将事故处理 的命令向发令人复诵一遍。如果受令人未听懂，应向发令人问清楚。命令执行后， 应向发令人汇报。为便于分析事故，处理事故时应录音。事故处理后，应记录事故 现象和处理情况。1.5 事故处理中，若下一个命令需要根据前一个命令执行情况来确定，则发令人必 须等待命令执行人亲自汇报后再定。不能经第三者传达，不准根据表计的指示信号 判断命令的执行情况。1.6 发生事故时，各装置的动作信号不要急于复归，以便查核，便于事故的正确分 析和处理。2事故处理基本原则2.1 迅速限制事故的发展，清除事故的根源，解除对人身和设备安全的威胁。2.2 注意所用电的安全，设法保持

22、所用电源正常。2.3 事故发生后，根据表计、保护、信号及自动装置动作情况进行综合分析、判断 做出处理方案，处理中应防非同期并列和系统事故扩大。2.4 在不影响人身及设备安全的情况下，尽一切可能使设备继续运行。2.5 在事故已被限制并趋于正常稳定状态时，应设法调整系统运行方式，使之合理 让系统恢复正常。2.6 尽快对已停电的用户恢复供电。2.7 做好主要操作及操作时间记录，及时将事故处理情况报告有关领导和系统调度 员。第二章 一次系统设备第一节 风力发电场升压站一次系统示意图风力发电场升压站一次系统示意图一般如下：谴至变电站UOKM22OKVH升压娈凤力发电机凤力发电机 无功补偿装置 所用变风力

23、发电机发出的电压经塔底的箱变升至10KV或35KV,分组并到架空线路上, 接至10KV或35KV开关室。再经升压变至110KV或220KV,送至变电站进行电能分配。10KV或35KV的母线上并有电容器组，用以补偿系统的无功。第二节 主变运行规程1工作原理变压器是一种按电磁感应原理工作的电气设备，当一次线圈加上电压，流过交 流电流时，在铁心中就产生交变磁通。在交变磁通的作用下，两侧的线圈分别产生 感应电势，电势的大小与匝数成正比。变压器的原、副线圈匝数不同，这样就起到 了变压作用。2功能用以电能传输前的升压，减少线路损耗，达到远距离送电目的。 3主变压器的投运3.1 主变压器投运前的检查项目如表

24、 1表 1 主变压器投运前的检查项目序号检查项目要求1变压器 间隔(1)本体及周围环境清洁。(2)高、低压套管完好。(3)接线紧固、无过热现象。(4)油位、油色正常。(5)呼吸器的吸湿剂正常，油位正常。(6)防爆管及防爆膜完好。(7)瓦斯继电器中无空气。(8)温度计齐全，信号接点定位正确。(9)通向油枕和散热器的蝴蝶阀在开通位置。(10)油箱、散热器和油枕等无渗漏现象。(11)分接头位置正确，三相一致，有载调压装置调节 正常。(12 )通风系统正常。(13)灭火器材配备齐全、完好。(14)本体及构架可靠接地。(15 )主变栅栏、门完整并加锁。2开关室压 器回路备 和即将运 的母线设备(1)有关

25、电压互感器无渗油，互感器油位正常。 一、二次熔断器完好并投入。(2)电流互感器及电缆紧固。(3)刀闸断开操作机构灵活，闭锁装置可靠。(4)开关断开，位置指示准确，合闸电源正常。(5)母线绝缘合格。3主控室配 电室二回 路(1)继电保护正常投入。(2)仪表齐全、准确。(3) 控制回路完好、指示灯正常。(4)二次回路正常。4公用系统(1)综合自动化系统正常。(2)直流系统正常。(3)必须的交直流照明系统完好。(4)通讯系统完好。5其它方面变压器及其运行围一、二次回路的工作票均已收回， 短路接地线已拆除。3.2 主变压器投运前绝缘的摇测3.2.1 测量前应将瓷套管清扫干净，拆除全部接地线(或中性线)

26、。3.2.2使用合格的1000V2500V摇表，摇测时摇表放平。当转速达到120转/分， 测R15、R60 (加压时间分别为15S、60S时所测绝缘电阻值)。吸收比R60/R15 般 应不低于1.3, R60的绝缘电阻值应不低于上次测量值的50%。3.2.3 测量项目：一次对地；二次对地；一、二次之间的绝缘电阻。3.2.4 不准在摇测时用手摸本体或接触摇表线,测量前后应将变压器线圈放电。3.3 投运时的注意事项3.3.1 主变压器的冲击应当在装有保护装置的高压侧进行。3.3.2 新安装的变压器应进行 5 次额定电压的冲击合闸试验，大修后的变压器应进 行3次额定电压的冲击合闸试验，用以检查变压器

27、的绝缘是否正常及差动保护是否 会误动作。3.3.3 主变压器的投入运行应先投电源侧，后投负荷侧。4主变压器的允许运行方式4.1变压器在环境温度下不超过35C的条件下，可按铭牌规运行。4.2 变压器运行中的允许温度，应按上层油温来检查。变压器上层油温最高不超过95C，变压器上层油温升不超过55C。为防止变压器油劣化过速，上层油温一般不 宜经常超过85C。4.3 变压器外加一次电压可以较额定电压高，但不得超过各分接头额定电压的 105，不论电压分接头在任何位置，如果所加一次电压不超过其相应额定值的 5 时，变压器的二次侧可输出额定电流。4.4 主变在遇到下列情况之一者，则需开冷却风扇运行。4.4.

28、1 变压器的负荷超过额定值的 66.7。4.4.2变压器上层油温已超过55C。4.5 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常使 用，事故过负荷只允许在事故情况下（如：运行中的若干台变压器中有一台损坏， 而又无备用时，则其余变压器允许按事故过负荷运行使用。变压器存在较大的缺陷 （如：冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等）时不准过负荷运行。4.6 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相负荷不超过额定值。4.7 变压器的并列运行应满足以下条件：4.7.1 电压变比相等。4.7.2 阻抗电压相等。4.7.3 绕组联接组别相同。4.7.4 变压器经大修或第一次投用须检查

29、相位相同。4.8 新装或变动过、外接线以及改变过接线组别的变压器，并列运行前必须核定相 位。4.9为防止断路器的非同期性引起的操作过电压危及变压器的绝缘，110KV及以上电压等级主变在停电或送电前必须将变压器中性点接地刀闸合上。5运行中巡视项目5.1 检查变压器上层油温、油位正常，油色透明。5.2 变压器无异音，各部分无漏油、渗油现象。5.3 检查变压器本体及套管外部应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹，变压器本体无 杂物。5.4 检查吸湿器应完好，硅胶无变色。5.5 检查变压器的压力释放阀完好。5.6 检查变压器的冷却系统运行正常，冷却系统电源正常。5.7 变压器各侧接线端子无过热痕迹。5.8 检

30、查调压分接头位置正确。5.9 检查变压器铁芯地线和外壳地线是否良好。6变压器运行的特殊巡视项目6.1 大风、雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况、有无断股、设备上有无其他杂物， 瓷瓶套管有无放电痕迹及破裂现象。6.2 气温骤变时，检查储油柜和瓷套管油位是否有明显的下降，各侧连接引线是否 有过紧或断股的变化。6.3 各接头在小雨中或落雪后，不应有水蒸汽或立即融化，否则表示该接头运行温 度比较高，应用红外测温仪进一步检查。6.4 在瓦斯继电器发出信号时，应对变压器进行外部检查。6.5 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 的声音是否正常；检查接头是否过热；冷却器投入数量是

31、否足够；防爆膜、压力释 放器是否动作。6.6 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、瓷瓶绝缘有无破裂，接地引下线有 无烧断现象。7变压器瓦斯保护的运行7.1 变压器在正常运行时，重瓦斯保护应投“跳闸”位置，有载调压装置瓦斯保护 应投“跳闸”位置，未经总工批准不得将其退出运行。7.2 变压器进行下列工作时，重瓦斯保护改投“信号”位置，工作结束后，待变压 器中空气排尽，再将重瓦斯保护投入“跳闸”位置。7.2.1 在瓦斯继电器及其二次回路上有工作时。7.2.2 变压器在运行中加油、滤油、油箱底部放油及更换净油器的吸附剂时。7.

32、2.3 当油位计上指示的油面有异常升高或油路有异常现象时，为查明原因，需要 打开各个放气阀门或放油塞子或进行其他工作时。7.2.4 更换吸湿器硅胶，检查畅通呼吸器时。7.2.5 开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。7.3 因大量漏油而使变压器油位迅速下降时，禁止只将瓦斯保护改投信号，而必须 迅速采取消除漏油的措施，必要时立即加油，禁止从变压器下部加油。7.4 变压器重瓦斯与差动保护禁止同时退出运行。7.5 在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的抗震性能来确定将 重瓦斯保护投入跳闸或信号。8主变压器有载分接调压装置的运行8.1 主变分接头的切换，应根据系统电压需要来决定，切换分接头位置

33、应有上级调 度的命令。8.2 操作机构的机械传动部分应保持良好的润滑，定期检查油杯中是否缺油，使润 滑油脂充分侵入。8.3分接开关中的油每年应有检修负责更换一次，油耐压值不低于20KV，油位在油 表 2/3 处。8.4 运行 6 个月至 1 年后，应有检修负责检查分接开关一次，以后可根据情况定期 检查。8.5 在运行或切换操作中，若发生电压、电流指示连续摆动，可能因切换开关或切 换电阻烧伤引起，此时应停止变压器运行，通知检修处理。8.6 分接开关操作过程中,须待当前挡位操作完成后方可进行下一挡位的操作8.7 禁止在变压器过负荷情况下进行操作。8.8 长期不调的分接开关，存在长期不用的分接位置的

34、分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。8.9 操作机构门应关闭严密，以防止雨雪尘土的侵入。9异常及事故处理9.1 主变压器有下列情况之一者，应立即汇报并通知检修处理9.1.1 在正常负荷及冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。9.1.2 变压器漏油，油枕油面低于允许值以下。9.1.3 变压器防爆膜或压力释放阀打开。9.1.4 变压器油色显著变化。9.1.5 变压器套管有裂纹。9.1.6 变压器接头发热、变色。9.1.7 变压器冷却系统故障。9.1.8 变压器部声音不正常。9.2 变压器有下列情况之一者，应立即停止变压器运行9.2.1 变压器部声音很不正常，有爆裂声。9.

35、2.2 变压器油枕或安全阀向外喷油。9.2.3 变压器的套管爆炸或破损严重，放电严重。9.2.4 变压器大量漏油，油位急剧下降且至瓦斯继电器以下。9.2.5 变压器套管端头发热熔化。9.2.6 变压器着火、冒烟。9.2.7 变压器外壳破裂。9.2.8 变压器轻瓦斯信号发出，放气检查为可燃性气体。9.2.9 变压器外部发生严重故障或者变压器本身故障，而相关保护或开关拒动。9.3 变压器油温异常升高的处理9.3.1 检查温度计指示是否准确、测温装置是否正常，外壳温度是否也有所升高， 油位有无异常的升高。9.3.2 检查冷却系统工作是否正常。9.3.3 检查变压器是否过负荷，若为过负荷所致，则立即减

36、负荷。9.3.4 检查变压器的三相电流是否平衡，如有不平衡现象，应进行调整，使之设法 保持基本平衡。9.3.5若发现上层油温比平时同样负荷，同样冷却介质时的温度高出10C以上，变 压器负荷不变且冷却系统正常，而油温不断上升，则可认为变压器部故障（如：绕 组匝间短路）。若变压器的保护拒动，应立即汇报，停运变压器进行检修。9.4 变压器部声音异常处理9.4.1 声音较大而吵杂，强烈而不均匀的“噪声”可能是铁芯的穿心螺丝未夹紧， 铁芯松动而造成的。个别零件的松动，会发出“叮当”声。某些离开叠层的硅胶钢 片端部振动，有“营营”声。停运检查。9.4.2 变压器部发出“吱吱”或“劈啪”的放电声，这是因为部

37、接触不良或有绝缘 击穿。停运检查。9.4.3 声音中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严 重发热；也可能是分接开关的接触不良，而局部点严重过热。停运检查。9.4.4 声音中夹有暴烈声，既大又不均匀时，可能是变压器器身绝缘有击穿现象。 停运检查。9.4.5 如检查发现部有放电声或不正常的声音时，应立即停运检查。9.4.6 变压器发出很高而沉重的“嗡嗡”声，这是由于过负荷引起的，可以从电流 表指示判断，立即减负荷。9.4.7 由于铁磁谐振，使变压器声音变为“嗡嗡”声和“哼哼”声，声音忽而变粗 忽而变细，电压表指示摆动较大，一般是系统低频率的谐振所致。若是因操作引起 则立即用

38、断路器来停用刚才操作的设备。9.4.8 变压器如带有大动力设备（如大型轧钢机、电弧炉等）负荷变化较大，由于 五次谐波分量大，变压器瞬间发出“哇哇”声，应密切监视电压、电流表指示，汇 报调度，可采用改变电网运行方式的方法来改变、处理。9.5 变压器油位异常处理9.5.1 如因冷却效果低使油温上升导致溢油，应增开冷却装置，同时适当降低负荷9.5.2 如因本身油位太高造成溢油，可适当放油。9.5.3 若因温度升高而使油位过度升高时，应适当放油。9.5.4 若因温度降低或漏油而使油位过度降低时，应适当补油或采取堵漏措施。补 时严禁从变压器下部进行。如漏油无法停止，禁止将重瓦斯保护投信号。同时应迅 速将

39、变压器停运，并采取防火措施，排除变压器周围积油。9.6 变压器轻瓦斯保护动作9.6.1 检查是否因空气侵入变压器。9.6.2 检查变压器油位、油色有无明显变化。9.6.3 检查是否因漏油导致油位降低。9.6.4 检查是否由于二次回路故障或二次回路有人工作所致。9.6.5 如检查发现部有放电声或不正常的声音时，应立即停运检查。9.6.6 经外部检查未能查出不正常象征，若瓦斯继电器有气体时，应记录含量，立 即取出瓦斯继电器积聚的气体鉴定气体性质，并进行分析，根据分析结果按表 2 处 理。表 2 瓦斯继电器气体性质与故障性质的关系及处理方法气体性质故障性质处理方法无色、无味、不可燃空气侵入放气后继续

40、运行黄色、不易燃木质故障停止运行淡黄色、强烈臭味、可燃绝缘材料故障停止运行灰色、黑色、易燃油故障停止运行9.7 变压器重瓦斯保护跳闸9.7.1 变压器部故障，应对变压器进行外部检查，检查瓦斯保护动作是否正确，并 采油样和气体进行分析。9.7.2 检查变压器大量是否漏油、油面下降太快，或二次回路故障。9.7.3 检修后油中空气分离太快，也可能使保护动作。9.7.4 摇测变压器的各侧绝缘，测试线圈的直流电阻。9.7.5 在未查明原因，确认变压器部无故障或消除故障前，变压器不可投入运行。9.8 变压器差动保护动作9.8.1 进行外部检查，检查保护围有无明显的故障点。9.8.2 摇测变压器各侧的绝缘电

41、阻，测试线圈的直流电阻。9.8.3 检查差动保护围外的设备，是否发生过短路而使差动保护误动及是否为保护 装置二次回路所造成差动保护动作，若为上述原因造成差动保护动作则变压器可重 新投入运行，将误动的差动保护暂停运行（此时瓦斯保护必须投入跳闸位置）。9.8.4 若为变压器部故障，在故障未消除前不可将其投入运行。9.9 变压器着火9.9.1 若瓦斯或差动保护未动作，应立即断开各侧断路器及隔离开关，通知消防队 启动该变压器的消防装置进行灭火，汇报有关领导。9.9.2 停止变压器的冷却系统。9.9.3 变压器顶盖上着火时，应打开下部放油门放油，使油面低于着火处。9.9.4 若变压器部着火冒烟时，压力释

42、放阀不返回或动作频繁，向外喷油冒烟着火 不许放油，以防变压器发生爆炸。9.9.5 当火势较大时应采取必要的隔离措施。9.9.6 发生着火后应采取与其它设备隔离的措施，防止火灾漫延，受火灾威胁或影 响灭火的带电设备应停电。9.9.7 使用灭火器和干砂迅速将火扑灭，不能使用泡沫灭火器。第三节 电压无功补偿装置运行规程S48/750 风力发电机为异步发电机，运行时需要吸收系统的无功进行励磁。为防 止系统因无功不足引起电压的下降，选用无功补偿装置来中和系统中的感性负载， 抬高系统功率因数。变电站无功补偿装置由电压调节变压器、串联电抗器、并联电容器组三部分组 成。1电压调节变压器1.1 工作原理同有载调

43、压变压器原理。1.2 功能通过调节变压器的分接变比来调节加在电容器组的的电压，从而调节电容器组 的输出容量。1.3 运行及事故处理同主变。2电抗器2.1 功能电抗器是一个不带铁芯的线性电感线圈，串接在高压回路中。故障时可以限制 短路电流，抬高母线残压；限制电容器组投入时的涌流和高频率谐波；抑制电容器 组连接回路中产生高次谐波的谐振；减少电网中谐波源对电容器过负荷的影响；减 少电容器组断路器两相重燃时的涌流，以利灭弧。2.2 运行中正常巡视项目2.2.1 电抗器接头应接触良好，无发热现象。2.2.2 检查电抗器噪音和振动无异常，无放电声及焦臭味。2.2.3 电抗器本体及周围应清洁无磁性杂物。2.

44、2.4 电抗器线圈无变形；支持瓷瓶清洁，安装牢靠，无裂纹及破损。2.2.5 垂直分布的电抗器应无倾斜，地面完好无开裂下沉。2.3 异常及事故处理2.3.1 电抗器局部过热巡视时，若发现电抗器有局部过热现象，则应减少电抗器的负荷，并加强通风 必要时可采用临时措施，采用强力风扇，待有机会停电时，再进行处理。2.3.2 电抗器支持瓷瓶破裂现象：电抗器水泥支柱损伤，支持瓷瓶有裂纹，线圈凸出或接地。 处理：停用电抗器或断开线路开关，将故障电抗器停用。2.3.3 电抗器烧坏现象：电抗器水泥支柱和引线支持瓷瓶断裂，电抗器部分线圈烧坏。处理：检查继电保护是否动作，若拒动，应立即手动断开电抗器电源，停用故 障电

45、抗器。3电容器组3.1 功能并联电容器组并接在母线上，类似于系统上的一个容性负载，它吸收系统的容 性无功功率，相当于向系统输送感性无功。可以提高系统运行的功率因数，提高受 电端母线的电压水平，同时，它减少了线路上感性无功的输送，减少线路上电压和 功率的损耗。3.2 运行中正常巡视项目3.2.1 检查电容器所在母线电压，应不超过额定电压的 110%。3.2.2 检查通过电容器的三相电流应平衡，通过电容器的电流不超过 130%，否则应 停用电容器。3.2.3 检查外壳、不应有胀鼓、渗漏油等现象。3.2.4 检查声音，电容器部无放电声或其它异常声音。3.2.5 检查绝缘子和瓷套管应清洁、完好、无损伤

46、和放电痕迹。3.2.6检查电容器的环境温度，最高为40C，外壳温升不超过15-20C，即外壳最 高温度不应超过55-60C。在正常情况下，室外电容器最低环境温度不低于-40C, 否则停用电容器。3.2.7 检查各电气接头，应接触良好，无发热现象。3.2.8 检查放电线圈等保护设备完好。3.3 电容器摇测绝缘3.3.1 摇测前，应先将电容器对地放电。3.3.2 测极间绝缘时，应先将兆欧表转到规定转速后，将引线接到两极（注意高压 电击），直到指针稳定才能读数，并在拆下引线后，才能停转兆欧表。3.3.3 测试完毕，对地进行放电。3.4 异常及事故处理3.4.1 电容器本体出现下列情况之一时，应立即停

47、用3.4.1.1 喷油、鼓肚、爆炸、起火。3.4.1.2 瓷瓶发生严重放电闪络现象。3.4.1.3 接头过热或熔化。3.4.1.4 部有放电声及放电设备异音。3.4.1.5外壳温度超过55C，或环境温度超过40C。3.4.1.6 三相不平衡电流超过5%以上。3.4.1.7 渗漏油严重。3.4.2 电容器开关跳闸3.4.2.1 检查动作保护类型，一般为过流、过压、失压。3.4.2.2 过流保护动作时，检查电容器有无爆炸、喷油、鼓肚现象。3.4.2.4 过压、失压保护动作时，检查系统电压。3.4.2.5 检查开关本体。3.4.2.6 以上均无异常，可试送电一次。4无功补偿装置投切原则4.1 无功补

48、偿装置的投切，一般应按就地补偿无功功率，无功不倒送系统为原则进 行。4.2 电压在规定围时，而无功过多或不足，应切除或投入无功补偿装置。4.3 电压超上限，当无功不足时，应先调整主变压器分接头，再投入无功补偿装置 当无功合适时，只调节主变压器分接头；当无功过多时，应先切除电容器，再调节 主变压器分接头。4.4 电压超下限时，当无功不足时，应先投入电容器，再调整主变压器分接头；当 无功合适时，只调主变压器分接头；当无功过多时，应先调整主变压器分接头，再 切除电容器。第四节 高压断路器运行规程1功能高压断路器有灭弧装置，不仅可以切断和接通正常电路中的空载电流和负荷电 流，还可以在系统发生故障时与保

49、护装置及自动装置相配合，迅速的切除故障，防 止事故的扩大，保证系统的安全运行。根据灭弧介质的不同可分为真空断路器、SF6 断路器、少油断路器等。2运行中巡视项目2.1 断路器分闸、合闸、储能位置与机械、电气指示位置一致。2.2 开关外壳接地线接地良好。2.3 套管、瓷瓶无裂痕，无放电痕迹和电晕。2.4 引线的连接部位接触良好，无过热现象。2.5 断路器的运行声音正常，断路器无噪声和放电声。2.6 SF6断路器应检查SF6气体压力应正常。其压力值040.6MPa (20C)。 3异常及事故处理3.1开关发生下列故障之一者，应立即停电，切断开关各侧电源3.1.1 套管有严重损坏、爆炸或放电现象。3

50、.1.2 不停电不能解救的人身触电。3.1.3 接点或进、出线引线接头熔化。3.1.4 冒烟着火或受灾害威胁必须停电者。3.1.5 油开关严重漏油，油位不见或部有异常声响。3.1.6 真空开关出现真空损坏的丝丝声。3.1.7 SF6开关严重漏气发出操作闭锁信号。3.2开关拒绝合闸处理3.2.1 检查操作机构是否已储能。3.2.2 检查开关操作回路切换开关位置是否正确。3.2.3 检查控制电源是否正常投入，操作、合闸保险是否熔断。3.2.4 就地机械合闸一次，检查开关操作机构有无故障。3.2.5 检查合闸回路是否良好，合闸线圈、辅助接点是否良好。 3.3开关拒绝分闸处理3.3.1 检查开关操作回

51、路切换开关是否位置正确。3.3.2 检查控制电源是否正常投入，操作、分闸保险是否熔断。3.3.3 就地机械分闸一次，检查开关操作机构有无故障。3.3.4 检查分闸回路是否良好，分闸线圈、辅助接点是否良好。3.3.5 汇报值长，转移负荷，设法用上一级开关先断开，再处理本开关。3.3.6 对于操作机构失灵拒绝跳闸的开关，未处理好时禁止再次投入运行 3.4开关自动跳闸处理3.4.1 若为保护装置正确动作，则按有关规定处理。3.4.2 若系保护或人员误动作引起，查明原因后，重新合闸。第五节 隔离开关运行规程1功能 在设备检修时，拉开隔离开关，将所在回路形成明显的断开点。2运行中巡视项目2.1 隔离开关

52、的瓷绝缘应完整无裂纹或无放电现象。2.2 操作机构包括连杆及部件，应无开焊、变形、锈蚀、松动和脱落现象，连接轴 销子紧固螺母等应完好。2.3 闭锁装置应完好：电磁锁或机械锁无损坏，其辅助触点位置正确，接触良好， 机构外壳等接地应良好。2.4 隔离开关合闸后触头应完全进入刀嘴，触头之间应接触良好，在额定电流下运 行温度不超过70C。超过70C时，应降低其负荷电流。2.5 隔离开关通过短路电流后，应检查绝缘子有无破损和放电痕迹，以及动静触头 及接头有无熔化现象。3回路中未装设开关时，可使用隔离开关进行下列操作3.1 拉合电压互感器和避雷器。3.2拉合厂用变压器的空载电流和电容电流不超过5A的空载线

53、路。4操作注意事项4.1 操作隔离开关必须遵守电业安全操作规程，使用合格的安全用具。隔离开关 合闸后，必须检查接触良好。4.2 隔离开关拉不开，不可冲击强拉、应查明原因、消除缺陷后，再进行拉闸。4.3 严禁带负荷拉、合隔离开关。禁止解除隔离开关与相应开关的联锁装置，以防 误操作。4.4 若误合上隔离开关发生接地或短路，不许拉开该隔离开关。只有用开关切断电 流后，才能再将隔离开关拉开。4.5 若误拉开隔离开关，禁止再合上，只有用开关将电路切断后，才能再将隔离开 关合上。如系蜗轮传动操作的闸刀，误拉分开 12mm 时即能发现弧光，此时应迅速 向相反方向合上。4.6 送电时，先合电源侧隔离开关，后合

54、负荷侧隔离开关，最后合开关；停电时顺 序相反。第六节 接地刀闸运行规程1功能 有接地刀闸的设备在检修时，将接地刀闸合上，可防止设备在检修突然来电的 危险，以保证人员的安全。2操作注意事项2.1 对于户外式接地刀闸，一定要验明三相确无电压方可合上；对于手车开关自带 的封闭式接地刀闸，操作时不要走错间隔。2.2 在操作时，如遇闭锁装置闭锁，查明是否因操作顺序错误或走错间隔所致。判 明确为闭锁装置本身故障时，得到总工批准后，方能解除闭锁装置。2.3 在送电操作前，一定要查看相关接地刀闸所处状态，防止带地刀合闸恶性事件 的发生。第七节 电压互感器运行规程1工作原理电压互感器两个线圈绕在一个闭合的铁芯上

55、，一次绕组匝数很多，二次绕组匝 数很少，为降压变压器。一次侧并联地接在电力系统中，一次绕组的额定电压与所 接系统的母线额定电压相同。二次侧并联接仪表、保护及自动装置的电压绕组等负 载，由于这些负荷的阻抗很大，通过的电流很小，工作状态相当于变压器的空载情 况。电压互感器可以做成单相的，也可以做成三相的。2功能将一次侧的高电压按变比转换成二次侧的低电压，并将高压系统与二次回路进 行隔离，连接到仪表、保护及自动装置，保证了人身及设备的安全。 3电压互感器的运行3.1 在运行中，电压互感器二次侧不得短路。3.2 允许工作电压在不超过额定值 10%的情况下长期运行。3.3 互感器每组二次回路均应有一处可

56、靠接地。3.4 当互感器或二次回路发生故障而仪表指示不准时，应尽可能根据其它仪表的指 示对设备进行监视，避免由于仪表指示错误而引起对设备运行情况的错误判断。 4运行中巡视项目4.1 有无放电、电晕及异常噪音。4.2 有无渗油、异常发热（示温片不熔化、变色漆不指示过热）冒烟及焦味。4.3 瓷套管或环氧树脂外壳是否完整，有无闪络放电现象。5异常及事故处理5.1 电压互感器有下列故障现象之一者，应立即停止运行5.1.1 发热、冒烟、有异味。5.1.2 套管闪络、线圈部有放电声，引线与外壳之间有放电火花。5.1.3 油箱漏油严重。5.1.4 高压熔丝连续熔断三次。5.2 电压互感器熔丝熔断处理5.2.

57、1 现象5.2.1.1综合自动化装置弹出“PT断线”报警信息并发出警铃声报警。5.2.1.2 熔断相相关的电压表计指示归零或降低。5.2.1.3保护装置显示“PT断线”。5.2.2 处理步骤5.2.2.1 根据其它正常表计监视运行。5.2.2.2 首先用万用表交流电压档测试二次熔丝的入口及出口电压，判断熔断熔丝 为高压熔丝还是低压熔丝。5.2.2.3 若为低压熔丝熔断，直接更换熔断相。5.2.2.4若为高压熔丝熔断，停用与该电压互感器相关的保护及自动装置。将PT手 车拉出，将PT线圈对地放电。工作人员戴上绝缘手套更换。5.2.2.5 电压互感器正常后，应根据故障时间对电能表追加电量。第八节 电

58、流互感器运行规程1工作原理电流互感器有两个或多个绝缘的线圈，套在一个闭合的铁芯上，原线圈匝数少 副线圈匝数较多。电流互感器为恒流源，二次回路所串负载的阻抗很小，正常运行 情况相当二次侧短路的变压器状态。2功能将大电流按变比转换为小电流，连接到仪表、继电保护及自动装置，并将二次 系统和高压系统隔离。它不仅保证了人身和设备的安全，也使仪表和继电保护的制 造简单化、标准化。3电流互感器的运行3.1 在运行中，电流互感器二次侧不得开路。3.2 允许工作电流在不超过额定值 10%的情况下长期运行。3.3 互感器每组二次回路均应有一处可靠接地。3.4 当互感器或二次回路发生故障而仪表指示不准时，应尽可能根

59、据其它仪表的指 示对设备进行监视，避免由于仪表指示错误而引起对设备运行情况的错误判断。 4运行中巡视项目4.1 有无放电、电晕及异常噪音。4.2 有无渗油、异常发热（示温片不熔化、变色漆不指示过热）冒烟及焦味。4.3 瓷套管或环氧树脂外壳是否完整，有无闪络放电现象。 5异常及事故处理5.1 电流互感器有下列故障现象之一者，应立即停止运行5.1.1 发热、冒烟、有异味。5.1.2 套管闪络、线圈部有放电声，引线与外壳之间有放电火花。5.1.3 油箱漏油严重。5.2 电流互感器二次开路处理5.2.1 现象5.2.1.1综合自动化装置弹出“CT断线”报警信息并发出警铃声报警。5.2.1.2 断线相相

60、关的电流表计指示归零。5.2.1.3保护装置显示“CT断线”。5.2.2 处理步骤5.2.2.1 根据其它正常表计监视运行。5.2.2.2 设法降低运行电流值。5.2.2.3 应设法尽快在该电流互感器附近的端子上将其短路（穿上绝缘鞋和戴好绝 缘手套）。5.2.2.4 查找电流回路断开点。5.2.2.5 电流互感器正常后，应根据故障时间对电能表追加电量。第九节 氧化锌避雷器运行规程1工作原理氧化锌掺以微量的氧化锰、氧化钴等添加剂制成避雷器的阀片，具有及其优异 的非线性特性，即在正常工作电压下，其阻值很大，通过的泄漏电流很小，而在过 电压的情况下，阻值会急剧变小。氧化锌避雷器就是利用氧化锌的这一特性。 2功能