目錄1.1 總則31.2 倒閘操作31.2.1 對倒閘操作的基本要求：31.2.2 主變中性點接地刀閘的操作：31.2.3 電容器的操作31.2.4 倒閘操作的“六要”：31.2.5 倒閘操作的“八個步驟”：31.2.6 高壓開關的狀態規定31.3 系統運行方式31.3.1 一般規定31.3.2 110kV系統運行方式31.3.3 35kV系統31.3.4 380V系統31.3.5絕緣電阻測量：32.1 主變壓器32.1.1 基本情況32.1.2 主變壓器的正常運行維護32.1.3 變壓器附件的運行維護：32.1.4 有載調壓分接開關32.1.5 主變壓器的并列和倒換操作32.1.6 變壓器的異常及事故處理32.2 110KV GIS部分32.2.1 GIS基本情況：32.2.2 GIS斷路器部分32.2.3 隔離開關32.2.4 共箱母線的正常運行維護32.2.5 互感器32.3 35kV系統32.3.1 35kV高壓斷路器32.3.2 母線32.3.3 35kV互感器32.3.5 電力電纜32.3.6 35kV動態無功補償系統32.4 機端變壓器32.4.1 美式箱式變壓器概述：32.4.2 主要技術參數32.4.3 美式箱式變壓器投運前的檢查32.4.4 美式箱式變壓器運行與維護:32.4.5 美式箱式變壓器異常運行及處理:32.5 過電壓保護與接地裝置32.5.1 防雷保護裝置的運行:32.5.2 避雷器的正常巡視項目：32.5.3 避雷器的異常及處理：32.6 直流系統32.6.1 裝置簡介32.6.2 操作使用說明32.6.3 蓄電池32.6.4 絕緣監察與故障處理32.7 站用電系統32.7.1概況32.7.2 站用電系統的運行與維護32.7.3 站用電的異常及事故處理3 1.1 總則1.1.1 電氣值班人員必須熟悉本廠電氣系統結構和設備名稱、結構、性能、編號及位置，必須熟悉電氣二次回路及其作用原理，熟練掌握各種運行方式及其事故處理方法，了解與本廠系統直接有關的電網接線。1.1.2 系統母線一般不得超過額定電壓的+5%，最低值不應低于額定電壓的90%。110kV母線：額定電壓115.5kV35kV母線： 額定電壓36.75kV400V 母線： 額定電壓399V各級母線電壓最低額定電壓不應低于：110kV母線： 104kV35kV母線： 33.3kV400V 場用電的電壓應經常保持在380400V之間，最高不得超過420V，最低不得低于360V。110kV母線電壓允許偏移范圍參照每季度省調下發的電壓曲線執行。電壓降低時，按電壓降低事故處理規定進行處理。電力系統電壓正常應按調度規定的電壓曲線進行調整，使其符合要求。電力系統監視控制點電壓偏差超過了電網調度規定的電壓曲線數值5%，且延續時間不得超過2h,或偏差超過10%，且延續時間不得超過1h,若超過定為一般電網事故。電力系統監視控制點電壓偏差超過了電網調度規定的電壓曲線數值5%，且延續時間不得超過1 h，或偏差超過10%，且延續時間不得超過30分鐘，若超過定為電網一類障礙。1.1.3 電力系統運行方式應滿足安全可靠供電的要求，在改變系統的運行方式時，應按下列原則考慮。1.1.3.1 潮流分布均勻，設備不過載，應使通過母聯斷路器的電流最小。1.1.3.2 系統接線簡單明了，滿足靈活性的要求，避免頻繁操作。1.1.3.3 場用電系統應有可靠的工作電源和備用電源。1.1.3.4 正常情況下，場用電應分段運行。1.1.3.5 滿足防雷保護的要求和繼電保護的正常配合。1.1.3.6 在保證安全的同時，力求系統經濟運行。1.1.3.7 保證電能質量，使周波、電壓在允許變動范圍內。1.1.4 本場電氣系統運行方式的調度權限。1.1.4.1 河北中調管轄調度的設備：我風場名稱為“黃驊風電場”1）#1-#66風力發電機組；2）電廠升壓站110kV并網線路（風南線）；3）與河北中調電網運行有關的繼電保護及安全自動裝置。1.1.4.2 滄州地調管轄調度的設備： 我風電場站升壓站命名為“黃驊風電升壓站”，簡稱“黃風站”。滄州地調調度設備：110kV風南線；滄州地調許可設備：黃驊風電升壓站121間隔，110kV母線；滄州地調和黃風站雙重調度設備：黃驊風電升壓站121-5刀閘。 黃風站121開關 110kV風南線 南排河站163開關1.1.4.3 黃驊風電場管轄的設備： 風電場升壓站及場內設備。1.1.4.4 調整主變分接頭運行方式，按值長命令執行，由值班人員負責調整，調整后值長應在變壓器分接頭記錄簿上作好紀錄，并向運行部經理說明。1.1.4.5 雷雨季節（每年3月1日至10月1日）所有避雷器和防雷器均應投入運行，每次雷雨后檢查避雷器、雷電指示器的動作情況，并記入值班日志，1.1.4.6 電氣系統繼電保護和自動裝置的運行方式及調整整定值按繼電保護及自動裝置運行規程規定執行。1.2 倒閘操作1.2.1 對倒閘操作的基本要求：1.2.1.1 倒閘操作必須嚴格遵守電業安全生產工作規程的有關規定。1.2.1.2 屬調度管轄設備的倒閘操作，必須有值班調度員的命令。1.2.1.3 倒閘操作前必須了解系統的運行方式，繼電保護及自動裝置等情況，并考慮保護及自動裝置是否適應新的運行方式的需要。1.2.1.4 電氣設備合閘送電之前，應收回有關工作票，拆除送電范圍內的所有接地線和臨時安全措施，測量檢修設備的絕緣，恢復常設遮欄及標示牌，并將設備門鎖好。1.2.1.5 交接班時，應盡量避免進行倒閘操作。雷電時，禁止進行戶外設備的倒閘操作。1.2.1.6 倒閘操作時，必須使用合格的安全工具，操作人員應對其進行詳細的檢查。1.2.1.7 倒閘操作必須根據值班調度員的命令，受令人復誦無誤后執行。發布命令應準確、清晰，使用正規操作術語和設備雙重名稱，即設備名稱和編號。發令人使用電話發布命令前，應先和受令人互報姓名。值班調度員發布命令（包括對方復誦命令）和接受命令的全過程，都要錄音并做好記錄。只有當值值班員有權接受當值調度員的正式操作令。1.2.1.8 停電拉閘操作必須按照斷路器（開關）負荷側隔離開關（刀閘）母線側隔離開關（刀閘）的順序依次操作，送電合閘操作應按上述相反的順序進行。嚴防帶負荷拉合刀閘。1.2.1.9 開始操作前，應先在模擬圖板上進行核對性模擬預演，無誤后，再進行設備操作。操作前應核對設備名稱、編號和位置，操作中應該認真執行監護復誦制。發布操作命令和復誦命令都應嚴肅認真，聲音洪亮清晰。必須按操作票填寫的順序嚴格操作。每操作完一次，應檢查無誤后劃一勾作記號，全部操作完畢后進行復查。1.2.1.10 操作必須有兩人進行，其中一人對設備較為熟悉者作監護人。特別重要和復雜的操作，由熟悉設備的值班員操作，值班負責人或值長監護。1.2.1.11 操作中發生疑問時，應立即停止操作并向值班調度員或值班負責人報告，弄清問題后，再進行操作。不準擅自更改操作票，不準隨意解除閉鎖裝置。1.2.1.12 倒閘操作過程若因故中斷，在恢復操作時運行人員必須重新進行“四核對”工作(即核對模擬圖板、核對設備名稱、核對設備編號、核對設備的實際位置及狀態)，確認操作設備、操作步驟正確無誤后方可進行操作。1.2.1.13 電氣設備停電后，即使是事故停電，在拉開有關隔離開關（刀閘）和做好安全措施前，不得觸及設備或進入遮欄，以防突然來電。1.2.1.14 接地線(包括接地刀閘）的裝、拆順序：裝設接地線（合接地刀閘）應在全部停電倒閘操作結束并驗明無電后進行；拆除接地線（拉接地刀閘）應在所有送電倒閘操作前進行。裝設接地線必須先接接地端，后接導體端， 接觸應良好。拆除的順序與之相反。1.2.1.15 發生人身觸電事故時，為了解救觸電人，可以不經許可，即行斷開有 關設備的電源，但事后必須立即報告上級，并做好相關記錄。1.2.1.16 開關合不上處理1)首先根據表計擺動和保護動作情況，判斷是否一次回路故障引起。2)檢查控制、合閘電源是否完好。3)檢查合閘時操作把手保持時間是否過短。4)檢查開關是否出現了閉鎖合閘的因素。5)檢查開關的機構是否卡澀。6)若為直流操作電壓過低，應調整母線電壓至正常值。7)檢查開關的聯鎖裝置投入是否正確。8)若經初步檢查沒有查明原因，應將開關操作把手切至“斷開”位，檢查一次設備及二次回路。1.2.1.17開關跳不開的處理1)在事故、異常情況下，開關跳不開時，應手動拉開事故設備的開關，如手動拉不掉時，則應拉開上一級開關。2)正常操作時，可以進行如下的檢查:A）控制電源是否良好。B）控制電壓是否過低。C）機構有無卡澀。D）開關有無閉鎖跳閘的因素。1.2.1.18當開關發生非全相時，立即斷開此開關，將其退出運行。 如經上述操作仍不能排除故障，則應手動就地打跳開關，但注意，開關有閉鎖掉閘的因素存在時，（如油壓、氣壓低等）嚴禁打跳。1.2.2 主變中性點接地刀閘的操作：1.2.2.1 正常情況下，中性點接地刀閘應拉開。1.2.2.2 在拉合主變110kV側開關前，均應合上該變壓器中性點接地刀閘。1.2.2.3 應保證運行主變中有一臺主變的接地刀閘在合閘位置，切換主變中性點接地刀閘時，應先合后拉。1.2.2.4 拉合刀閘前、后的檢查：拉合刀閘前，應檢查開關在分閘位置；手動合刀閘時必須迅速果斷，且操作后不得再拉開；手動分刀閘時應緩慢，在刀片與刀嘴即將脫離接觸時應迅速拉開；經操作后的刀閘必須檢查并確認其分、合位置正確。1.2.3 電容器的操作1.2.3.1 正常情況下，應根據線路上功率因數的高低和電壓的高低投入或退出并聯電容器。當功率因數低于0.99、電壓偏低時自動投入電容器組；當功率因數趨近于1且有超前趨勢、電壓偏高時自動退出電容器組。1.2.3.2 當運行參數異常，超出電容器的工作條件時，應退出電容器組。如果電容器三相電流明顯不平衡，也應退出運行，進行檢查。 發生下列故障情況之一時，電容器組應緊急退出運行： 1）連接點嚴重過熱甚至熔化； 2）瓷套管嚴重閃絡放電； 3）電容器外殼嚴重膨脹變形； 4）電容器或其放電裝置發出嚴重異常聲響； 5)電容器爆裂； 6）電容器起火、冒煙。1.2.3.3 電容器的操作應該注意以下幾點： 1）正常情況下全站停電操作時，應先拉開電容器的開關，后拉開各路出線的開關；正常情況下全站恢復送電時，應先合上各路出線的開關，后合上電容器線的開關。 2）全站事故停電后，應拉開電容器的開關。 3）電容器斷路器跳閘后不得強行送電；熔絲熔斷后，在查明原因之前不得更換熔絲送電。 4）不論是高壓電容器還是低壓電容器，都不允許在其帶有殘留電荷的情況下合閘。否則，可能產生很大的電流沖擊。電容器重新合閘前，至少應放電15分鐘。 5）為了修理檢查的需要，電容器斷開電源后、工作人員接近之前，不論該電容器是否裝有放電裝置，都必須用可攜帶的專門放電負載進行人工放電。1.2.4 倒閘操作的“六要”：1.2.4.1 要有考試合格并經上級領導批準公布的操作人員的名單。1.2.4.2 現場設備要有明顯標志，包括命名、編號、銘牌、轉動方向、切換位置的指示以及區別電氣相色的漆色。1.2.4.3 要有與現場設備標志和運行方式符合的一次系統模擬圖或CRT，應有完善“五防”裝置。1.2.4.4 要有確切的調度指令和合格的操作票。1.2.4.5 要有現場運行規程、典型操作票和統一的、確切的調度操作術語。1.2.4.6 要有合格的操作工具、安全用具和設施（包括對號放置接地線的專用裝置）。1.2.5 倒閘操作的“八個步驟”：1.2.5.1 操作人員按調度預先布置的操作任務正確填寫操作票。1.2.5.2 經審查并預演正確或經技術措施審查正確。1.2.5.3 操作前明確操作目的，做好危險點控制。1.2.5.4 調度正式發布操作指令及發令時間。1.2.5.5 操作人員檢查核對設備命名、編號和狀態。1.2.5.6 按操作票逐項唱票、復誦、監護、操作，確認設備狀態變化并勾票。1.2.5.7 向調度匯報操作結束及時間。1.2.5.8 做好記錄，簽銷操作票。1.2.6 高壓開關的狀態規定1.2.6.1 110kVGIS開關狀態規定1. 檢修狀態：開關處于分閘位置，控制保險已取下，與開關直接相連的刀閘已拉開，刀閘把手上懸掛“禁止合閘，有人工作”標示牌，對可能送電至開關的來路方向上、刀閘與開關之間的接地刀閘己合閘。2. 冷備用狀態：開關處于分閘位置，控制保險已取下，與開關直接相連的刀閘已拉開，但接地刀閘己分閘。3. 熱備用狀態：開關處于分閘位置，控制制保險已放上，綠燈指示正常，接地刀閘己分閘，與開關直接相連的刀閘，根據運行方式的需要已合上。4. 運行狀態：開關處于合閘位置，控制保險裝上，紅燈指示正常，與開關直接相連的刀閘根據運行方式的需要已合上。1.2.6.2 35kV真空小車開關的狀態1. 檢修狀態：開關處于分閘位，二次插頭已取下，手車已拉至“試驗位置”，已在小車開關間隔門上掛“禁止合閘，有人工作”標示牌，控制電源空開已拉開，控制保護插子已拔下，是否裝設接地線或合接地刀閘，視具體情況而定。2. 冷備用狀態：開關處于分閘位，小車拉至“試驗位置”，控制電源空開已拉開，控制保護插子已拔下。3. 熱備用狀態：開關已處于分閘狀態，小車推至“工作位置”， 位置指示器至“一次插頭插入”位置，控制電源空開已合好，綠色分閘指示正常。4. 運行狀態：開關處于合閘狀態，小車推至“工作位置”， 位置指示器至“一次插頭插入”位置，控制電源空開已合好，紅色合閘指示正常。1.3 系統運行方式1.3.1 一般規定1.3.1.1 正常情況下，不經值長同意，不得任意改變運行方式，在緊急情況下，如發生人身、設備事故或進行事故處理等情況時，可以先改變運行方式，然后匯報值長。1.3.1.2 當系統運行方式改變時，應按規程規定改變繼電保護和自動裝置運行方式1.3.1.3 設備檢修完畢后，檢修工作負責人必須向運行值班人員做書面交待，并有明確結論，投入運行前運行人員進行必要的測量和試驗。1.3.2 110kV系統運行方式1.3.2.1 正常運行方式 1. 黃驊風電場通過條110kV風南線并網于南排河變電站110kV#2母線，并經南南線連接于220kV南大港站的110kV母線，正常方式下黃驊風電升壓站121開關運行，110kV風南線、110kV南南線運行。另外南排河變電站110kV母線還與臨海站和徐莊站連接。2. 110kV系統正常運行方式為單母運行，母線PT投入，母線相應的聯接組件有：1#主變110kV側斷路器111、2#主變110kV側斷路器112、風南線及線路斷路器121。3. 電氣設備由運行轉熱備用時，應盡量使通過電氣設備的電流接近為零。4. 110kV系統操作原則 送電：聯系滄州地調，用南排河變電站163開關給110kV風南線充電； 110kV母線11PT投入運行，視線路電壓正常（檢查主控后臺機監視畫面線路電壓顯示），用線路斷路器121給110kV母線充電；視母線電壓正常； 停電：確認1#、2#主變已停止運行，拉開線路開關121，視110kV母線電壓為0V； 聯系滄州地調，拉開南排河變電站163開關，視110kV風南線電壓為0V； 如需檢修，根據需要做好安全措施。1.3.2.2 特殊運行方式 正常運行時，如果110kV風南線線路電壓突然消失，值班員不得搶送電。檢查121開關是否跳閘，如果未跳閘，立即拉開121開關；如果已跳閘，進行確認復歸。騰空110kV、35kV、380V母線后，聯系地調、省調，按照110kV線路事故處理規定，做好110kV線路及母線重新受電的準備。1.3.3 35kV系統1.3.3.1 正常運行方式1. 35kV系統正常運行方式： 35kV系統為單母分段系統，I、II段母線PT母線投入運行。I段母線聯結組件有：1#主變低壓側斷路器、35kV I段母線電壓互感器、35kV集電線路斷路器(381、382、383)、#1場用變、35kV I母動補系統（1號磁控電抗器321開關10000KVar、1號電容器322開關6000KVar）、35kV I段消弧消諧、母分隔離手車；II段母線聯結組建有：2#主變低壓側斷路器、35kV II母線電壓互感器、35kV集電線路斷路器（384、385、386）、#2場用變、35kV II母動補系統323開關（2號磁控電抗器10000KVar，2號電容器4000KVar）、35kV II段消弧消諧,母分斷路器。2. 正常運行時，35kVI段母線向1#主變輸電，35kV II段母線向2#主變輸電，35kV母線分段運行。3. 35 kV系統操作原則送電：35kV一期設備送電：l 35kVI段母線送電 35kVI段母線31PT投入運行。視110kV母線電壓正常，用111開關給#1主變充電后，再用311開關給35kV I段母線主充電，檢查35kV I段母線電壓正常。l 集電線路送電 首先，確認本集電線路所帶11臺箱變的35kV側負荷開關已全部拉開；其次，合上本集電線路開關給本集電線路充電；最后，逐臺給箱變送電及啟動相應的風電機組。l 電容器投運 35kV I段母線所聯結其它組件全部投運后，根據電網無功的需要，投入35kV I母動補系統。35kV二期設備送電：l 35kVII段母線送電 35kVII段母線32PT投入運行。視110kV母線電壓正常，用112開關給#2主變充電后，再用312開關給35kV II段母線主充電，檢查35kV II段母線電壓正常。l 集電線路送電 首先，確認本集電線路所帶11臺箱變的35kV側負荷開關已全部拉開；其次，合上本集電線路開關給本集電線路充電；最后，逐臺給箱變送電及啟動相應的風電機組。l 電容器投運 35kV II段母線所聯結其它組件全部投運后，根據電網無功的需要，投入35kV II母動補系統。停電：35kV一期設備停電：l 電容器停電 35kV I段母線停電，首先停用35kV I母動補系統。l 集電線路停電 首先，逐臺停運本集電線路所帶風電機組；其次，視本集電線路電流為0A，拉開本集電線路開關；最后，拉開各臺箱變的35kV側負荷開關。l 35kV I段母線停電 35kV段母線聯結組件全部停運（35kV母線31PT除外）后，拉開#1主變35kV側311開關，視母線電壓為0V；拉開#1主變110kV側111開關；根據需要將35kV母線31PT停電。35kV二期設備停電：l 電容器停電 35kV II段母線停電，首先停用35kV II母動補系統。l 集電線路停電 首先，逐臺停運本集電線路所帶風電機組；其次，視本集電線路電流為0A，拉開本集電線路開關；最后，拉開各臺箱變的35kV側負荷開關。l 35kV II段母線停電 35kV II段母線聯結組件全部停運（35kV母線32PT除外）后，拉開#2主變35kV側312開關，視母線電壓為0V；拉開#2主變110kV側112開關；根據需要將35kV母線32PT停電。1.3.3.2 特殊運行方式：1.運行中，如遇35kV I、II段母線電壓突然消失，即電網故障或1#、2#主變故障時，應首先退出35kV I母動補系統和35kV II母動補系統。然后，檢查66臺風電機組是否全部停機，否則立即停機，分別拉開六條集電線路開關；最后，將1#、2#場用變停電。2.運行中，35kV I（或II）段母線電壓互感器需要檢修，則合上母分斷路器301，35kV 、II段母線共用一個電壓互感器運行。1.3.3.3 母分隔離柜的操作，為防止母分隔離柜301-1帶負荷操作，在301-1與301加入了電磁鎖閉鎖，只有在母線分段開關301在分位的時候，才允許把母分隔離柜搖入工作位置。1.3.4 380V系統1.3.4.1 正常運行方式 380V系統正常運行方式為單母分段運行，母聯斷路器處于分閘位置，I段母線聯結組件有：380V I段母線電源進線461開關、380V I 、II段母線聯絡401開關、低壓配電柜；400VII段母線聯結組件有：380V II段母線電源進線462開關、380V 場用電備用電源463開關、低壓配電柜。正常運行時，380V I段母線由380V I段母線電源進線461開關供電，380V II段母線由380V II段母線電源進線462開關供電。1.3.4.2 特殊運行方式全場失電時，拉開380V I段母線電源進線461開關和380V II段母線電源進線462開關，視380V I、II段母線電壓為0V后，緊急合上場用備用電源463開關(原10kV施工電源)或啟動柴油發電機，將母聯斷路器合上，由場用備用電源或柴油發電機向380VI、II段母線供電。注意事項：倒場用電時，一定要注意，電源不能合環運行，1#場用變310開關必須冷備用。1.3.5絕緣電阻測量：1、 主變壓器、箱變繞組絕緣電阻測量：使用2500V兆歐表，絕緣電阻與上次試驗結果相比應無明顯變化，一般不低于上次值的70%（大于10000M以上不考慮）。在10-30范圍內，吸收比一般不低于1.3；極化指數不低于1.5.切記，測量變壓器絕緣前被試繞組應充分放電；測量時，非被試相、外殼均應短接后接地，確保人員、設備安全；測量后要及時進行放電。高壓側高低壓間低壓側相對地M相間高壓A相高壓B相高壓C相相對地M相間ABCM對低壓側對低壓側對低壓側abcM2、 交流電動機繞組絕緣電阻測量：3KV以下的電動機使用1000V兆歐表，在室溫下定子絕緣電阻不應低于0.5M，轉子繞組不應低于0.5M。靜子繞組相對地MR60R15吸收比R60/R15轉子繞組相對地M相間相間ABCMABCM3、 場用變繞組絕緣電阻測量：使用2500V兆歐表，測量前被試繞組應充分放電，絕緣電阻換算至同一溫度下，與上一次試驗結果相比應無明顯變化。高壓側高低壓間低壓側相對地M相間高壓A相高壓B相高壓C相相對地M相間ABCM對低壓側對低壓側對低壓側abcM4、 電流互感器、電壓互感器絕緣電阻測量：使用2500V兆歐表，測量時非被試繞組、外殼應接地。繞組絕緣電阻不應低于出廠值或初始值的60%，且不宜低于1000 M。5、 35KV開關絕緣電阻測量：使用2500V兆歐表，與上一次試驗結果相比應無明顯變化。開關上口開關下口開關上下口間相對地M相間M相對地M相間MMABCABBCACABCABBCACAABBCC6、 電力電纜線路絕緣電阻測量：對電纜的主絕緣測量絕緣電阻或做耐壓試驗 時，應分別在每一相上進行，其它兩相導體、電纜兩端的金屬屏蔽或金屬護套和鎧裝層接地（裝有護層過電壓保護器時，必須將護層過電壓保護器短接接地）。1KV以下的電纜使用1000V兆歐表，1KV及以上使用2500V兆歐表。阻值每千伏不低于10兆歐。相對地M相間MABCABBCAC2.1 主變壓器2.1.1 基本情況本站采用1#、2#兩臺變壓器分裂運行，一期主變采用山東泰開變壓器有限公司生產的型號為：SZ10-50000/110的變壓器，本變壓器是電壓等級為110kV，容量為50000kVA的油浸式、三相、銅繞組、自冷卻型、有載調壓升壓電力變壓器，其額定電壓11581.25%/35 kV,額定電流251/785.5 A，聯結組別：YNd11，冷卻方式：ONAN。二期主變采用江蘇華鵬變壓器有限公司生產的型號為：SZ11-50000/110的變壓器，本變壓器是電壓等級為110kV，容量為50000kVA的油浸式、三相、銅繞組、自冷卻型、有載調壓升壓電力變壓器，其額定電壓12181.25%/35 kV,額定電流238/824 A，聯結組別：YNd11，冷卻方式：ONAN。2.1.1.1性能數據(保證值)及允許偏差：1、1#主變壓器項 目性能數據允許偏差 短路阻抗（）10.48空載電流 0.3+30最高運行電壓（KV）126短路阻抗 10.57.52、2#主變壓器項 目性能數據允許偏差 短路阻抗（）10.48空載電流 0.2+0%最高運行電壓（KV）126短路阻抗 10.510%2.1.1.2過負荷能力 變壓器過負荷能力滿足IEC354油浸變壓器負載導則的有關規定，制造廠提供過負荷容量時間曲線。套管、分接頭和其它輔助設備適應變壓器過負荷運行。2.1.2 主變壓器的正常運行維護2.1.2.1一般要求1) 本站主變壓器為裝有瓦斯繼電器的油浸式變壓器，在安裝時應使頂蓋沿瓦斯繼電器向有1%-1.5%的升高坡度，由變壓器頂蓋的最高處通向儲油柜的油管，以及從套管升高座等引入瓦斯繼電器的管道均應有2%-4%（以變壓器頂蓋為準）的升高坡度，以便瓦斯繼電器能正確動作。2) 從瓦斯繼電器和油溫表到端子排的一段導線，必須采用防油腐蝕的導線。3) 應有在運行情況下能檢查瓦斯繼電器的固定梯子，并應有防止運行人員因安全距離不夠而)誤觸電的可靠措施，在梯子上應懸掛“禁止攀登，高壓危險”的標示牌。4) 變壓器和冷卻裝置應有明顯的編號。5) 變壓器油枕與壓力釋放閥上部連通。6) 變壓器總裝配后注油時,套管的放氣塞應開啟放氣,至有油冒出來為止,以保證瓷套內部充滿變壓器油.2.1.2.2 運行中的要求 1) 正常情況下，變壓器不允許超過銘牌規定范圍或變更冷卻方式運行。2) 變壓器運行允許上層溫度不宜超過85，最高不得超過95，如超過，將變壓器停運。各側油溫測量儀表指示互差不大于2。3) 運行中的變壓器電壓允許在分接頭額定值的95%-105%范圍內，其額定容量不變。4）變壓器外加的一次電壓可以較額定電壓高，但不得超過相應分接頭額定電壓值 的105%。2.1.2.3 變壓器試運行時應按下列規定進行檢查：1) 進行沖擊合閘時，其中性點必須接地。2) 變壓器第一次投入時，可全電壓沖擊合閘，沖擊合閘時，變壓器由高壓側投入。3) 變壓器應進行五次空載全電壓沖擊合閘，均無異常情況。第一次受電后持續時間不應少于10min；勵磁電流不應引起保護裝置的誤動。4) 幾臺有載調壓的變壓器一般不考慮并聯運行。若倒負荷需臨時并聯，則變壓器并列前，應核對相位，檢查接線組別，分接開關在相同位置且壓差在規定范圍內。5) 帶電后，檢查本體及附件所有焊縫和連接面，不應有滲油現象。2.1.2.4 變壓器的投運和停運操作應遵守下列各項規定1) 變壓器投入運行時，應選擇保護完備和勵磁涌流較小的電源側進行充電，先投高壓電源側，后投低壓負荷側。停電時，先停低壓側，后停高壓側。投運時應觀察勵磁涌流的沖擊情況，若發生異常，應立即拉閘，使變壓器脫離電源。2) 拉合空載變壓器時，進行操作側（高壓側）的中性點必須接地。3) 變壓器的投運和停運，必須使用斷路器進行。變壓器充電時，重瓦斯保護及差動保護必須投入跳閘位置，4) 新建或大修改造后的變壓器，應核相無誤后才能與其他變壓器并列運行。5) 倒換變壓器時，應檢查投入變壓器確已帶上負荷后，才允許退出需停運變壓器。2.1.2.5 變壓器的投運l1) 變壓器并列運行應滿足以下條件：（A）接線組別相同。（B）相序、相位相同（C）電壓比相等（允許相差5%）。（D）短路電壓相等（允許相差10%）。2)運行人員在投運變壓器之前，應做如下檢查，并確定變壓器在完好狀態，且具備帶電運行條件。首先檢查工作票結束，拆除所有接地短路線和臨時安全措施，恢復常設遮欄和標 示牌。(A) 變壓器本體無缺陷，外觀整潔無遺物。(B) 油位、油色正常，無滲油、漏油現象。(C) 變壓器電器試驗應有記錄，并合格。(D) 冷卻裝置正常，油管通道閥門均應打開。(E) 套管清潔，無裂紋，油位、油色正常，引線無松動現象。(F) 各種螺絲應緊固，變壓器外殼應有可靠接地，接地電阻應合格。(G) 瓦斯繼電器內無充氣、卡澀現象。(H) 有載調壓分接開關位置指示正確，手動、電動調壓無卡澀現象。(I) 熱虹吸不應吸潮，正常應為天藍色（不能采用白色硅膠），管道閥門應 打開，無堵塞現象。(J) 壓力釋放器試驗應符合安規要求。(K) 繼電保護定值及壓板位置應符合要求。3）新安裝或檢修后的及停運15天以上的變壓器投運前均應測量其繞組的絕緣電阻，測量內容為： 高壓側繞組-地 低壓側繞組-地 高壓側繞組-低壓側繞組。測得的結果應記錄在專用的記錄本內。變壓器的絕緣電阻R60應不低于出廠值的85%，吸收比R60/R151.3。當連電纜及封閉母線一起測量時，用2500V搖表必須滿足1M/kV的要求。測量內容為： 高壓側繞組-地，低壓側繞組-地，高壓側繞組-低壓側繞組。4）遇有下列情況，需經定相并出具報告后，方可正式投運A）新安裝的或大修后變壓器。B）變壓器的接線變更后。C）與變壓器連接的電壓互感器檢修后。D)新換電纜或重做電纜頭后。E）其它可能使相序變動的工作。2.1.2.6 變壓器的運行及維護1) 投入運行變壓器經過空載試運行后,未發現有異常現象。變壓器便可以正式投入運行。變壓器換油后，在施加電壓前，靜置時間不應少于24小時。新投或大修后的變壓器，在投運的最初八小時，應每兩小時檢查一次，以后按正常要求進行檢查。2）變壓器分接開關的運行A)主變壓器分接頭的切換，應根據系統電壓需要來決定，切換操作應有上級領導 的命令，其他的廠用變壓器的分接頭則是根據我廠用電電壓情況而決定的。B）無載調壓變壓器調整分接頭時，須將變壓器停電并做好安全措施后方可進行。調整時應多次轉動分接頭，消除氧化膜。調整后，應測量其接觸電阻符合要求，并作 好分接頭調整的記錄。C)有載調壓變壓器的分接頭調整時，無須將設備停電，正常情況下采用遠方電動 操作，當遠方操作失靈后，也可就地電動操作，當電動操作回路故障時，則可就地手動操作。D）有載調壓變壓器停運6個月以上，要重新投入運行時，對有載調壓裝置應手動機械方式，對整個調節范圍往返兩次試驗。E）調整有載調壓分接頭時，應點動逐級調壓，同時監視分接位置及電壓電 流的 變化。F）在調節有載調壓分接頭時，如果出現分頭連續動作的情況，應立即斷開操作電源，而后用手動方式將分頭調至合適的位置。G)當系統發生短路或變壓器過載時，禁止調節變壓器的有載調壓分頭。3)變壓器瓦斯保護裝置的運行A）變壓器正常運行時，重瓦斯保護及差動保護應投跳閘位置，有載調壓分接開關的瓦斯保護應投跳閘位置，未經總工批準不得將其退出運行。B）運行中的變壓器進行濾油、加油或瓦斯保護回路有工作以及繼電器本身存在缺陷時，應將重瓦斯保護改投信號位置，工作結束待空氣放盡后，方可恢復。C）當油位計上指示的油面有異常升高，油路系統有異常現象時，為查明原因，需要打開各個放氣或放油塞子、閥門，檢查吸濕器或進行其它工作時，必須先將重瓦斯保護改投信號位，然后才能工作，以防瓦斯保護誤動跳閘。D）在大量漏油而使油位迅速下降時，禁止將重瓦斯保護改投信號位置。E）在更換呼吸器硅膠時，無需將重瓦斯保護投信號。F）變壓器的重瓦斯保護與差動保護不能同時退出運行。G）在地震預報期間，應根據變壓器的具體情況和氣體繼電器的抗震性能，確定重瓦斯保護的運行方式。地震引起重瓦斯保護動作停運的變壓器，在投運前應對變壓器及瓦斯保護進行檢查試驗，確認無異常后方可投入。4) 變壓器的維護（A）變壓器運行的第一個月,每周取油樣進行耐壓擊穿試驗,若油的耐壓值比出廠試驗值下降15-20%時,此時,油應進行過濾；若油的耐壓值低于35kV/2.2mm,變壓器須立即停止運行。在濾油過程中，若濾紙表面滯留有黑色的碳化物，必須進行器身檢查，檢查的要求與程序和驗收器身檢查一樣。找出故障點，及時排除。（B）對運行中的變壓器，取油樣進行色氣色譜分析。分析油中氣體的成分及含量，由此來判斷變壓器有無故障及故障性質。若從油中氣體含量來判斷暫不會危險變壓器的安全運行時，變壓器可繼續運行，但必須隨時加強監視。若故障嚴重時必須采取措施，作出處理決定。5) 變壓器油箱頂蓋有鐵芯接地套管，可用接地套管進行器身絕緣監視，將接地套管的接地線打開進行測量，測量時應注意避免瞬間開路。6) 事故放油 變壓器下節油箱上裝有玻璃板的事故放油閥，此玻璃板平時作閘閥密封蓋板用。若發生事故必緊急放油時，立即砸碎玻璃板便可迅速將油箱內的變壓器油放出。7）更換呼吸器，當呼吸器藍色硅膠有2/3變白時，就應及時更換，首先拆下呼吸器，拿出墊圈，倒出硅膠，擦拭干凈瓶壁，放入新的硅膠，墊好膠圈，注意要墊平，不能漏氣，然后上好呼吸器。2.1.2.7 主變壓器的巡視1) 主變壓器的正常巡視檢查項目：（A） 變壓器的音響均應正常。（B） 油枕、套管的油位、油色正常，無滲漏油現象。（C） 呼吸器的硅膠是否變色。（D） 套管應無破損，裂紋及放電痕跡。（E） 套管各引線接頭接觸良好，無發熱現象。（F） 瓦斯繼電器充滿油，無氣體。（G） 變壓器測量表計應指示正確，無異常現象。（H） 調壓裝置正常，指示正確，二次回路良好，驅潮電阻正常。（I） 主變端子箱是否密封嚴密，是否干燥、干凈。（J） 主變兩側油溫測量表溫差必須在2之內。2) 主變壓器的特殊巡視 ：出現下列情況之一，運行人員應對變壓器進行特殊巡視，增加巡視次數。（A）根據現場具體情況（塵土、污穢、大霧、結冰等），應增加檢查次數。大風天氣：檢查引線及有無搭掛雜物。大霧天氣：檢查瓷套管有無放電現象。下雪天氣：根據積雪溶化情況，檢查接頭是否發熱，并及時處理冰柱。大風天氣，應檢查室外變壓器的接頭引線有無擺動和松動，導電體及絕緣 瓶、冷卻器有無搭掛雜物。l（B）雷雨后，檢查套管有無放電現象，檢查避雷器及保護間隙的動作情況。l（C）在氣候激變時（冷、熱）應對變壓器的油面進行額外的檢查。l（D）瓦斯繼電器發出信號時，進行WSJ、本體油位及外部檢查。（E）過負荷時，應增加巡視次數。重點監視負荷、油溫和油位的變化、引線接頭接觸良好無發熱現象及冷卻系統運行情況。（F）大短路故障后，重點檢查有關設備接點有無異狀。2.1.2.8變壓器的投運試驗1) 變壓器的交接試驗項目：(A) 測量線圈連同套管一起的直流電阻。(B) 檢查所有分接頭的變壓比。(C) 檢查接線組別。(D) 檢查線圈連同套管一起的絕緣電阻和吸收比。(E) 測量線圈連同套管一起的介質損失正切值tg。(F) 測量線圈連同套管一起的直流泄露電流。(G) 線圈連同套管一起的交流耐壓試驗。(H) 油箱中絕緣油試驗。(I) 有載調壓切換裝置的檢查和試驗。(J) 額定電壓下的沖擊合閘試驗。(K) 檢查相位。（L）變壓器各側開關的聯鎖試驗。(M) 新安裝或二次回路工作過的變壓器，應做保護傳動試驗。除以上項目外，在交接時尚應提出變壓器的空載電流、空載損耗、短路阻抗和短路損耗的出廠試驗記錄。2.1.2.9 變壓器的允許運行方式1) 額定運行方式：(A) 變壓器在額定使用條件下，全年可按額定容量運行。(B) 變壓器最高上層油溫可按附表1-1的規定進行（以溫度計測）。附表1-1冷卻方式冷卻介質最高溫度()最高上層油溫()油浸自冷循環6595不應以額定負荷上層油溫低于附表1-1規定作為該變壓器過負荷運行的依據。l為了使兩繞組變壓器的各繞組溫度不超過允許值，應按下列條件運行：(A) 每一繞組負荷不得超過其額定值(B) 兩側損耗不得大于額定總損耗變壓器的外加一次電壓可以較額定電壓為高，但一般不得超過相應分頭電壓值的5%，最理想的是分接開關位置電壓與系統實際運行電壓相吻合。不論電壓分頭在什么位置，如果所加一次電壓不超過其額定電壓的5%，則變壓器的二次側可帶額定電流。根據變壓器的結構特點（鐵芯飽和程度等），經過試驗或經制造廠認可，加在變壓器一次側的電壓允許比該分頭電壓增高10%。此時，允許的電流值應遵守制造廠的規定或根據試驗確定。l有載調壓變壓器各分頭的額定容量，應遵守制造廠規定。2) 允許的過負荷運行方式：l 變壓器可以在正常過負荷和在事故過負荷的情況下運行。正常過負荷可以經常使用，其允許值根據變壓器的負荷曲線、冷卻介質溫度以及過負荷前變壓器所帶負荷等來確定。事故過負荷只允許在事故情況下使用。變壓器存在較大缺陷（如冷卻系統不正常、嚴重漏油、有局部過熱現象、色譜分析異常等）時不準過負荷運行。l油浸式變壓器正常過負荷運行可參照下述規定：(A) 全天滿負荷運行的變壓器不宜過負荷運行。(B) 變壓器在低負荷期間，負荷系數小于1時，在高峰負荷期間變壓器不允許超過負荷1.3倍數和持續時間不超過120min。(C) 在夏季，根據變壓器的典型負荷曲線，其最高負荷低于變壓器的額定容量時，每低1%可允許冬季過負荷1%，但以過負荷15%為限。(D) 上述B、C兩相過負荷可以相加，但總過負荷值對自然循環風冷的變壓器不應超過30%。(E) 變壓器在過負荷運行前，應加強運行監視變壓器經過事故過負荷以后，應將事故過負荷的大小值和持續時間記入運行記錄簿及變壓器的技術檔案內，并匯報調度和有關領導。變壓器發生過負荷后，運行人員必須每隔20分鐘抄表一次，包括變壓器各側負荷電流，上層油溫及環境溫度，并加強監視，匯報值長，盡量盡快轉移負荷，將有關內容記入運行記錄簿。3) 允許的短路電流：變壓器的允許短路電流應根據變壓器的阻抗與系統阻抗來確定，但不應超過線圈額定電流的25倍，當超過25倍時，應采取限制短路電流的措施。短路電流的持續時間不得超過附表1-3的規定。 附表1-3：短路電流倍數20以上20-1515以下持續時間（S）2342.1.3 變壓器附件的運行維護：2.1.3.1 變壓器總裝配后注油時，套管的放氣塞應開啟放氣，至有油冒出來為止，以保證瓷套內部充滿變壓器油。2.1.3.2 變壓器采用針式油樣閥，取油樣時，擰開閥套，用注射器插入針芯嘴處，抽取油樣。能排除外界空氣中的水分及其他氣體成份的干擾，確保試驗數據準確。2.1.3.3 YSF9-55/130KJ及YSF8-55/130KJTH壓力釋放閥型壓力釋放閥1) 運行中的壓力釋放閥動作后，應將釋放閥的機械電氣信號手動復位。2) 壓力釋放閥有滲漏油現象，應采取措施解決，滲漏油的主要原因大致有：由于某種原因，油箱內壓力偏高，已超過釋放閥的密封壓力，但尚未達到開啟壓力，造成滲漏。排除壓力增高的因素即可。l閥內三種密封圈有的已老化失效，應及時更換失效的膠圈。l密封面有異物應及時清除，無需調整。3) 利用電氣設備每次停電檢修的機會對壓力釋放閥進行下列檢修：(A) 開啟動作是否靈敏，如有卡堵現象應排除。(B) 清除閥內異物。(C) 密封膠圈是否已老化、變形或損壞。(D) 零部件是否銹蝕、變形或損壞。(E) 信號開關動作是否靈活。4) 壓力釋放閥的膠圈自出廠之日算起，每十年必須更換一次以免因膠圈老化后導致釋放閥漏油甚至失效。2.1.3.4