1号主变压器

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拉西瓦水电站1号主变C相高压侧GIB单相接地故障原因分析及处理方法

相式）７０ｋＩ，５ＶＧＳ采用韩国现代重工株式会社
生产的ｓＦ气体绝缘金属封闭开关设备，主接线
器差动保护动作，５０７１７１、１断路器跳闸，、５１２号
ｍｅｈｄｔ０
ｐｏｅｓｎｒｃｓｉｇ
１概述
拉西瓦水电站位于青海省贵德县与贵南县交
采用２串３２断路器和１串双断路器接线，／３回
主变压器进线和２回７０ｋ５Ｖ出线，级电压接入一
西北７０ｋ５Ｖ系统电网运行。
ｍｅａｕｒ．ｓｅｓ
Ｋｅｒｓ：ｍａｎｔａｓｏｍｅｉｈ－ｒｓｕｅｓｄ；ｓｎｌ－ｈｓｒｕｄｎａｌｒ；ｒａｏｎｙｉ；ｙｗｏｄｉｒｎｆｒｒｈ．ｐｅｓｒｉｅｉｇｅｐａｅｇｏｎｉｇｆｉｅｅｎａａｓｓｇｕｓｌ
－
ｐａｅｃａｇｎｎｏｔｒｅ— ｈｓ．ｒｅｐｐｒａａｙｅｈａｌｒｆＣ— ｈｓｉｈ－ｒｓｕｅｓｄＢｓｎｌｈｓｈｓｈｎｉｇｉｔｈｅｐａｅｈａｅｎｚｓｔｅｆｉｅｏｐａｅｈｇｐｅｓｒｉｅＧＩｉｇｅｐａｅｌｕ
ＺＨＡＮＧｉｎｆａｉａｈｄｏｏｅａｉｎｉｇｎｒｔｔｎｆｍｒｏｔｎｔｉｎ，ｉｓｌｎｂｔｔＭａｎｅｃｉｒｇｏｘｗｙｒｐｗｒｔｔｅｅａｒ—ｒｓｒｅｉｉｗｒｇｎｔｌｇａｅｒａｗｉＬｓｏｓｏａｏｊｎｕｉａｉ

1#主变压器

301总变设备档案设备名称：1#主变压器出厂编号： 2009T132-2出厂日期： 2009年12月使用日期： 2011年03月建档日期： 2011年02月2#主变压器名牌序号参数名称单位规格1 型号SZ10-40000/1102 产品代号ＺＴ１７１０Ａ０８４４.１3 标准代号GB1094.1-2-1996 GB1094.3-2003 GB1094.5-20084 绝缘水平h.v线路端子LI/AC480/220KV H.v中性点端子LI/AC325/220KV h.v线路端子LI/AC75/35KV5 设备类型户外式6 冷却方式ONAN7 额定频率Hz 508 相数3相9 海拔高度M 120010 额定容量KVA 400011 额定电压KV （110+8×1.25%）/10.512 联结组标号YNd1113 油面温升K 5014 短路阻抗12.60%15 空载电流0.09%16 空载损耗KW 24.1517 负载损耗KW 154.9018 上节油箱重Kg 435019 器身吊重Kg 3600020 油重Kg 17500Kg21 运输重（带油）Kg 5100022 总重Kg 6800023 出厂编号2009T132-224 制造年月2009年12月25 生产厂家西安西变中特电气有限公司电流互感器（续上表）序号型号电流比准确级次T1 LBR-110 100-200-300-400/5 5P20T2 LR-110 100-200-300-400/5 0.5T3 LR-110 300/5 0.5T4 LRB-60 50-100-150/5 10P20续上表名牌高压容量 KVA低压有载分接开关电压V电流A 电压V电流A开关位置接法40000 10500 2199.41AK - A + BK - B + CK - C +AK - A - BK - B - CK - C -X1 - Y1 - Z1 121000 190.9 2 X2 - Y2 - Z2 119625 193.1 3 X3 - Y3 - Z3 118250 195.3 4 X4 - Y4 - Z4 116875 197.6 5 X5 - Y5 - Z5 115500 200.0 6 X6 - Y6 - Z6 114125 202.4 7 X7 - Y7 - Z7 112750 204.8 8 X8 - Y8 - Z8 111375 207.4 9 X9 - Y9 - Z9 110000 210.0 10 AK - BK -CK 110000 210.0 11 X1 - Y1 - Z1 110000 210.0 12 X2 - Y2 - Z2 108625 212.6 13 X3 - Y3 - Z3 107250 215.3 14 X4 - Y4 - Z4 105875 218.1 15 X5 - Y5 - Z5 104500 221.0 16 X6 - Y6 - Z6 103125 223.9 17 X7 - Y7 - Z7 101750 227.0 18 X8 - Y8 - Z8 100375 230.1 19X9 - Y9 - Z999000233.3中性点接地保护装置序号参数名称单位规格1 型号TJZB-1102 系统电压kV 1103 避雷器型号Y1.5W-72/1864 间隙额定电压KV 805 电流互感器型号LZZB6-10 100/5A 5P20/5P20 30VA/30VA6 隔离开关型号GW13-72.5/6307 产品重量KG 3508 出厂编号10070599 出厂日期2010年7月10 生产厂家西安神电电器有限公司中性点接地保护装置-检测器序号参数名称单位数值1 型号JQ-CⅡ2 出厂编号100521223 生产厂家西安神电电器有限公司中性点接地保护装置-户外高压隔离开关1 型号GW13-72.5W2 Un KV 72.53 In A 6304 雷电冲击耐受电压KV 3255 工频耐压KV 1406 4S热稳定电流KA 207 出厂编号JY106438 出厂日期2010.89 生产厂家西安金叶电器有限公司金属氧化物避雷器1 型号Y1.5W-72/1862 持续运行电压KV 583 出厂编号2374 出厂日期10095 生产厂家西安神电电器有限公司电动机操动机构1 型号CJ62 重量Kg 803 主轴转角180°4 操作时间S 3.55 电机功率KW 0.66 电机电压V AC380V7 控制电压AC220V8 额定电流 A 1.29 出厂编号JY106110 出厂日期2010.711 生产厂家西安金叶电器有限公司有载分接开关在线滤油机1 型号ZXL Y-122 额定流量L/min 123 电机功率KW 0.44 电源380V/50Hz5 外形尺寸900×650×3006 整机重量Kg 807 出厂编号1738 出厂日期2009.129 生产厂家陕西鸿运变压器设备修配有限公司变压器用波纹储油柜吸湿器（两个）1 型号 1.0Kg2 型号 5.0Kg3 生产厂家河间市亚威电器制造有限公司放电计数器1 型号JSY2 数量3个3 编号2512、2477、25264 出厂日期2009.12变压器端子箱1 温湿度控制器型号DTCH-11A2 空开3个3 柜内照明灯1只4 行程开关1个温度指示控制器（两只）1 型号BWY-803ATH2 K1 55°3 K2 65°4 K3 80°5 开关容量AC220V 3A6 出厂编号09083106、0907978变压器绕组温控制1 型号BWE（WTYK）-042 出厂编号09099343 生产厂家杭州自动仪表有限公司消防柜1 氮气瓶两只（一大一小）2 按钮两个3 温湿度控制器型号WS-1GNB3 温湿度控制器厂家常州科大自动化技术有限公司4 ABB空气开关S262 C10 AC400S262UC C10 DC 220/4405 全系类开关电源型号ATT25-240016 全系类开关电源厂家山东凯华电源有限公司7 行程开关3个设备检修及缺陷处理记录检修人：检修时间：年月日设备检修及缺陷处理记录检修人：检修时间：年月日检修人：检修时间：年月日检修人：检修时间：年月日检修人：检修时间：年月日设备检修及缺陷处理记录检修人：检修时间：年月日检修人：检修时间：年月日设备检修及缺陷处理记录检修人：检修时间：年月日设备更换记录表序号设备名称规格型号数量更换日期123456789101112131415161718192021222324252627282930313233343536373839。

1#主变由运行转检修操作票

1#主变由运行转检修操作票倒闸操作票编号：2021000001接收时间：01:05，2022年1月27日接收机：启动时间：MM/DD/YYYY结束时间：MM/DD/YYYY操作任务：1×主变压器从运行到维护操作员√ 备注：顺序12345678910121314151617181920检查调度单检查1#2#主变负荷在一台允许范围内。

合上10kV#2主变931开关。

检查10kV#2主变931开关处于“合闸”位置。

打开10kV#1主变901开关。

检查10kV#1主变901开关处于“分闸”位置。

打开110kV#1主变101开关。

检查110kV#1主变101开关处于“分闸”位置。

打开220kV#1主变201开关，检查确认220kV#1主变201开关处于“分闸”位置，接通1013刀闸交流电源，打开110kv#1主变1013出线侧刀闸，检查110kv#1主变1013出线侧闸刀开关处于“分闸”位置，关闭1013闸刀开关交流电源，打开1014闸刀开关交流电源，关闭出线侧110kv#1主变1014闸刀开关交流电源，检查110kv#1主变1014出线侧闸刀开关处于“分闸”位置，断开1014开关交流电源，接通1011开关交流电源，断开110kv#1主变1011母线开关值班员值长操作项目第1页，共2页倒闸操作票编号：2021000001接收时间：2022年1月27日接收机01:05：启动时间：MM/DD/YYYY结束时间：MM/DD/YYYY操作任务：1×主变压器从运行到维护操作员√ 备注：顺序：2122232425627282930331323343536373839运行项目主管值班员检查110kv#1主变1011母线侧闸刀开关处于“分闸”位置断开1011开关交流电源，检查101电压回路切换正常，确认110kv母线差动开关位置，连接2022开关交流电源，打开220kV×1主变压器2022发电机变压器侧开关，检查220kV×1主变压器2022发电机变压器侧开关处于“开”位置断开2022隔离开关的交流电源，连接2022隔离开关的交流电源；在220kV×1主变压器2022母线侧打开隔离开关，检查220kV×1主变压器2022母线隔离开关处于“开”位置断开2022开关交流电源，检查201电压电路切换是否正常，确认220kV母线差动开关的位置；验证2022开关主变压器侧三相无电压，关闭220kV×1主变压器20223接地开关，检查220kV×1主变压器20223接地开关处于“合闸”位置，验证1013开关主变压器侧三相无电压；合上110kv#1主变10103接地开关共2页第2页倒闸操作票编号：2021000001接收时间：2022年1月27日接收机01:05：启动时间：MM/DD/YYYY结束时间：MM/DD/YYYY操作任务：1×主变压器从运行到维护操作员√ 备注：序列40414243444546474849505152535455565758值长值班负责交接班操作项目检查110kv#1主变10103接地刀闸“闭合”901开关主变侧三相无电压。

105-03 -1主变压器110kV中性点设备安装图

B6341S-D0105-03施工图220kV兰坪变电所#1主变压器110kV中性点设备安装图批准审核校核比例日期设计CAD制图图号设计阶工程段M 1:330202040402020~600540202585钢见1440x40x5 l=12001根工加件零~5202F12F111:20角序号名称型号及规范单位数量备注设备材料表11234套4M14M16x4004套螺双头螺栓片垫,,簧弹片垫母螺附R15050158158200R1501631635757174408765M 1:10隔离开关电动机CJ6B构与成根套关开离隔套1 2槽钢圆抱箍钢100x48x5.3, l=3409槽钢根2F16,l=900套2片垫,,簧弹片垫母螺附8001000257512675150F10R5~745M 1:10AF300M 1:2M16M 1:5M 1:10180125168163264-F161011121314151617181920电流互感器极角钢钢角操动机构垂直连杆扁钢钢扁钢板母接头搪锡锡,镀锌搪头接锡搪头接,2明说见附螺母垫片弹簧,,垫片螺栓4M16x50,套附螺母垫片弹簧,,垫片螺栓4M18x60,套310149167819664117198A向101002F144840093(71)2028214(258)050x50x5 l=120050x50x5, l=1400-40x6, l=720根根根根根根2212 l=150-40x6 l=2000-40x6 l=920d=6,350x200铜棒11块1附垫片150零件加工零件加工零件加工零件加工零件加工F14,矩形铜母线93(71) 1只16与主接地网连接22钢扁-40x6统计入防雷接地卷册处处处3101265334050502330240300焊接B4-%%c20122288410向B1631221511121315M12x60,螺栓4螺附,垫母,簧弹片片垫套1718224202180x43x5, l=440槽钢根1锡,镀锌处接头搪铜质32695180D0105-03.DWG21212380x43x5, l=11423钢槽根1212123焊接11462311111650160~165说明：1.110kV中性点间隙尺寸应按"云电生[2005]98"文件调整。2.零件22、13、12、5和柱子上的钢板之间均采用焊接，且焊缝面积不小于被焊件的截面积，以保证接地短路时的通流能力。3.所有零件（除铜电极外）均应镀锌。GW13-72.5GYW,72.5kVLJW1-10GYW,10kV重高江苏思源222220204.因厂家提供资料不详,设备到货后,核对安装尺寸再安装.620310铭牌铭牌B{%%P}10φDC665(重心)厂家配套提供审核批准校核设计CAD日期比例制图图号阶设计段工程2005,11B{%%P}10φDC665(重心)4000B

一起主变压器差动保护动作原因分析及处理

测试部位
ＬｌＬＬ～２．３及地
绝缘电阻，Ｍｎ
２ｏＯ０
０．５２００Ｏ
表１１Ｖ主进电缆绝缘电阻测试数据一Ｌ－，３及地０ｋ２Ｌ１Ｌ
Ｌ￣２。３ＬＬ１及地
测试部位
Ｌ￣２Ｉ【
持ａｎ后，１号主变压过电缆故障探测仪更加准确地探测装置记录发现：２相差动电流为５３响声。续大约２ｒｉＬ．
Ａ。Ｌ１及
事利Ｌ相分别为０．６３０３Ａ和器比率差动保护动作，故信号依然到故障点，用现代技术手段进行故
的管道等金属体末端的电阻值小于等于５Ｑ时，等电
４２的直流或交流电源，试时的电流应大于等于－４Ｖ测
位联结就算合格。
２１—６１０００—０收稿
明 ∞ 省嚣曩霎质
’们。年
工作人员要密切配合；做道检修时，由电气人员在应在管道断开前先用导线跨接，以保证等电位联结的导通。
（０）电位联结完Ｔ后应进行检测，用电源为１等所
０２Ａ。总的要求是：测得的等电位联结电阻Ｒ规．所和定时间内引起保护装置自动分断的电流，两者的乘积小于等于５０Ｖ。一般认为测得端子板与等电位联结

1号主变定值计算书

1号主变定值计算书摘要：本文针对型号为PRS-778的1#主变差动定值计算展开了精准的分析，其中计算导则中的有关规定包括：比率差动启动电流、比率差动制动系数K2、二次谐波制动系数、差动速断电流计算。

还分析了型号为ISA-388G的1#主变高压侧后备保护部分定值计算(300/5)，其中包括：相电流越限电流定值计算、复合电压过流保护计算、零序过流保护计算，希望为更多的业内人士提供有价值的借鉴与参考。

关键词：定值计算；计算导则；电流计算一、1#主变差动定值计算：（型号PRS-778）按现1#主变差动运行情况。

现高压侧分接开关位置在3档，电压121000V，容量：50000KVA,电压121000V，高压侧CT变比300/5，以高压侧为基准侧。

高压侧额定电流：50000/[121×1.732×（300/5）]=3.976A参照厂家保护装置说明书相关规定及DL/T684-2012大型发电机变压器保护整定计算导则中相关规定。

1.1比率差动启动电流最小动作电流整定原则为：按躲过正常变压器额定负载时的最大不平衡电流整定，即：Icdqd=Krel×（Ker+ΔU+Δm）Ie式中Icdqd---为差动保护最小动作电流；Ie-----变压器基准侧二次额定电流；（高压侧二次额定电流：3.976A）Krel---可靠系数，取1.3-1.5；（取1.5）Ker---电流互感器的比误差，(10P型取0.03×2,5P型和TP型取0.01×2)；（取0.03×2）ΔU---为变压器调差引起的误差，取调差范围中偏离额定值的最大值（百分值）（2×2.5%，取0.05）；Δm---由于电流互感器变比未完全匹配产生的误差，取0.05；（取0.05）Icdqd=1.5×（0.03×2+0.05+0.05）×3.976=0.95A按保护装置说明书注明：由于Y→△转换原因，在定值整定计算时，所有的差动电流及制动电流定值均需乘以1.732.0.95×1.732=1.65A比率差动启动电流定值：1.65A。

1号主变压器中性点放电间隙改水平布置技术方案

1号主变压器中性点放电间隙改为水平布置技术方案批准：康龙审定：任义明复审：陆永辉初审：浦占财编制：徐丽宏国电双辽发电有限公司2006年07月03日1号主变压器中性点放电间隙改为水平布置技术方案1改造的必要性：1.1根据DL/T620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》要求，不接地的主变压器中性点必须安装间隙保护，因接地故障形成局部不接地系统并存在单相接地时，间隙应能正确动作，保护避雷器和主变压器中性点绝缘。

1.2安全性评价要求，为防止垂直布置的间隙在下雨时形成连续水流或在冬季结冰而改变放电间隙的距离，造成间隙误动作，应将垂直布置的放电间隙改成水平布置，这样可以有效改变间隙放电电压值的稳定性。

2主变中性点间隙距离选择原则2.1当系统发生单相接地故障及开关单相重合闸过程中水平棒间隙不应放电动作；只有当系统接地，且出现系统非全相运行或谐振故障时，水平棒间隙可靠动作。

2.2要满足上述要求，放电间隙距离应根据棒顶端球径的大小，进行加压试验来测量不同间隙距离的放电电压值，以确定最大和最小间隙距离，而目前我们无条件进行试验，因此利用现有间隙直接进行改造。

2.3经电科院过电压专责对改造方案进行审核后，要求1号主变压器放电间隙距离由目前250mm增至280mm。

3改造时应具备的条件：此项工作应在1号主变压器A级检修时进行。

4改造步骤：4.1精确测量原间隙两球间的距离，并做好记录。

4.2拆除原间隙。

4.3施工过程应按下图布置方式进行连接，然后将拆下的圆球间隙按下图所示尺寸进行焊接，形成水平布置的放电间隙。

40*4镀锌扁钢5安全注意事项：5.1安装过程中应做好防止高空坠落的各项安全措施，防止高空坠落。

5.2在使用电焊时，应请专职焊工，以保证焊接质量，并做好防护措施。

5.3在施工过程中，应注意防止碰伤接地刀闸套管。

6组织措施：6.1施工负责人：变电班人员担任6.2安全负责人：刘会英秦洪程6.3技术负责人：徐丽宏7预算：材料费：880元。

1号主变由“运行”转“检修”_1

操作前认真核对操作对象的设备名称、双重名称与操作票相符。
误操作
1、严格执行操作程序，进入操作地点时，认真核对防止走错间隔；
2、操作前认真核对操作对象的设备名称、双重名称与操作票相符；
3、操作时按照操作票顺序，严格执行唱票制度；
4、严禁跳项和并项操作；
操作前后到现场检查核对实际位置
触电
与带电设备保持足够的安全距离，10KV及以下的安全距离是0.7米，35kV的安全距离是1米，正确使用合格的工器具
20.
检查1号主变高压侧3511隔离开关在“合闸”位
21.
在1号主变高压侧3511隔离开关机械锁处除锁
22.
断开1号主变高压侧3511隔离开关
23.
检查1号主变高压侧3511隔离开关分闸到位
24.
在1号主变高压侧3511隔离开关机械锁处上锁
25.
在1号主变高压侧3511隔离开关操作把手处挂上“禁止合闸有人工作XAB-”标示牌
50.
在1号主变压器周围装设临时围栏
51.
在1号主变压器处临时围栏处挂上“当心触电”标示牌
52.
在1号主变压器处临时围栏处挂上“在此工作”标示牌
53.
在1号主变压器处临时围栏处挂上“未经许可，不得入内”标示牌
54.
在1号主变压器处临时围栏处挂上“检修设备”标示牌
55.
全面检查一遍以上操作无误
备注：
操作人监护人值班负责人
第2 页共2页
电气倒闸操作后应完成的工作表
操作任务：1号主变由“运行”转“检修”操作票编号：
序号
内容
落实情况
备注
1
登记地线卡
已完成（）无地线（）
2
登记绝缘值

主变压器故障分析与处理之过负荷

主变压器故障分析与处理1、2号主变压器过负荷。

一、故障现象中央信号控制屏警铃响。

1号主变压器控制屏“过负荷”灯窗标示，电流表计指示值快速增长。

1号主变压器保护屏“过负荷”信号灯亮，液晶屏显示:“低压侧过负荷告警”、“高压侧过负荷告警”信息。

2号主变压器控制屏“过负荷”灯窗标示，电流表计指示值快速增长2号主变压器保护屏“过负荷”信号灯亮，液晶屏显示:“低压侧过负荷告警”、“高压侧过负荷告警”信息。

二、针对故障现象分析1.变压器过负荷保护基本原理变压器过负荷电流三相对称，过负荷保护装置只采用一个电流继电器接于一相电流回路中，经过较长的延时后发出信号。

对于三绕组变压器，三侧都装有过负荷启动元件，对于双绕组变压器，过负荷保护一般装于电源侧。

过负荷保护的整定计算:过负荷保护的动作电流按躲过变压器的额定电流进行整定过负荷保护的延时应比变压器过电流保护时限长一个时限阶段，一般取10s。

2.“过负荷”信号发出的原因分析(1)变压器220kV侧出现过负荷超过变压器过负荷保护整定动作值。

(2)变压器66kV侧出现过负荷超过变压器过负荷保护整定动作值。

(3)变压器过负荷保护时间继电器KT触点误发信。

(4)系统事故引起变压器过负荷。

3.“过负荷”信号发出后的处理(1)运行值班人员检査变压器三侧负荷指示情况，如果是变压器过负荷，应开启变压器全部冷却器，汇报调度申请调度调整过负荷变压器的负荷。

如果变电站有备用变压器，应立即投入备用变压器将过负荷变压器的部分负荷转移到新投入运行的备用变压器上，尽快使过负荷变压器恢复正常。

(2)在变压器过负荷期间，运行值班人员应对变压器油温及设备接头等电气设备进行重点巡视监视、增加对变压器的巡视次数，并按照变压器运行规定的过负荷时间严格控制，确保变压器上层油温不超过最高允许值。

三、处理步骤(1)分两组人员对室内外设备进行检査，即室内组和室外组(每组不少于两人)。

(2)室内组人员检查本站内二次设备运行工况，主要检査2号主变压器控制屏、保护屏，1号主变压器控制屏、保护屏，中央信号控制屏和中央信号保护屏。

变电站主接线图设备命名规则

变电站主接线图设备命名规则(2) 双母线分段，分别称1号、2号母线、3号、4号母线(＃1M、＃2M、＃3M、＃4M)。

旁路母线，称5号母线(＃5M)。

(假设旁路母线为两段，则称为＃5M1、＃5M2)。

3.4 断路器编号：断路器编号用四位数字表示，前两位数码“50”代表500kV电压等级，后两位数码依结线方式做以下规定：完全一个半断路器结线开关编号：完全一个半断路器结线设备按矩阵排列编号，如第一串的三个断路器，分别为5011(靠＃1M)、5012(中间)、5013(靠＃2M)，第二串为5021(靠＃1M)、5022(中间)、5023(靠＃2M)(参见附图3)。

串序自固定端向扩建端依序排列。

不完全一个半断路器结线开关编号：.1 如图1所示不完全一个半断路器结线方式，不完整串当一完整串处理，照完全一个半断路器结线的编号法编号。

.2 图2所示一个半断路器结线方式，变压器高压侧开关按主变压器开关编号。

母联断路器及旁路断路器编号：母联断路器及旁路断路器划分为(1)母联断路器、(2)旁路断路器、(3)母联兼旁路断路器(如图3接线)、(4)旁路兼母联断路器(如图4接线)四种。

其中母联兼旁路断路器按母联断路器编号，旁路兼母联断路器按旁路断路器编号。

母联断路器用被联结的二条母线编号组成，小数在前，大数在后。

例如：1、2号母线间的联络断路器为5012。

3、4号母线间的联络断路器为5034。

4号母线与5号旁路母线间断路器为5045。

出线断路器编号：出线断路器从5051起，按出线间隔顺序编号。

如：从固定端起第一个出线间隔的断路器为5051，从固定端起第二个出线间隔断路器为5052，……。

主变压器断路器编号：按主变压器序号，其高压侧断路器相应编号为5001～5010。

主变压器中、低压侧断路器按1.3编号。

3.4.6 500kV的高压备用厂用变压器高压侧的断路器编号为5000。

3.4.7 500kV联络变压器断路器编号：对双绕组500kV联络变压器序号确定和断路器编号问题可按以下原则之一处理：a.按全厂、站主变压器序号统一编号。

变压器着火应急预案演练方案

1号主变压器着火应急演练方案一、演习目的：1、为了有效做好变压器着火事故的应急处理，保证机组的安全稳定运行，并对变压器着火的异常情况能够做出最快应急响应。

2、在主变压器着火时，保证机组的安全停运，最大限度地减少故障引起的设备损坏、资产损失和社会影响，锻炼人员快速应急反应能力，防止因变压器着火造成人员伤亡。

3、通过1号主变压器着火事故应急演练，提高整体协调指挥、处理事故能力，并进一步发现处置方案是否存在问题，并对《变压器着火处置方案》有针对性的进行修定。

4、通过演习，了解运行人员的技术业务动态情况，及时发现薄弱环节和存在问题，引导运行人员进行深入分析、研究；制定整改措施、制定培训计划，采取针对性的培训和管理。

二、演习安排1、演习时间：2015年8月15日14:30分2、演习地点：电子间、330KV升压站、1号主变处、1号机组区域3、演习当天14：30分所有参演人员在集控会议室集合，了解反事故演习的目的和设备运行状态。

演习值长在值长台就座，演习机组长、主值、副值在集控室1号机DCS画面前按照分工在操作员站前入座,调阅相关画面模拟演练；灰硫、化水运行人员在各自控制室进行模拟演练；4、所有参与演习人员进入现场就绪后，由总指挥下令反事故演习开始。

5、演习结束后，所有参与演习人员在集控会议室进行反事故演习总结、评价。

三、演习组织机构及职责1、1号主变压器着火应急演练指挥部：组长：生产副厂长副组长：总工程师成员：厂长办公室、发电部、设备部、大唐检修运营维护部、甘谷检修公司、安监部、保卫部、物资部的第一负责人。

现场总指挥：生产副厂长现场副总指挥：总工程师2、1号主变压器着火演练指挥地点：集控室3、参演部门：安监部、发电部、设备部、大唐运营维护部、甘谷检修公司、思政部、保卫部、消防队3.1、设备抢修应急保障组：组长：曹雷年副组长：骆明明贺天爱成员：蒙东明、贾向林、薛军红，张志雄赵鹏宇张定祖职责：负责组织人力进行汽轮机、锅炉空预器的手动盘车，组织故障设备的抢修工作，对设备采取相应的保护措施。

1 主变安装记录

附录A：1号主变压器系统设备安装工程施工记录及质量验评表主变压器系统设备安装单位工程资料核查项目表Q/ CSG表2-1.0.1变压器运输冲击记录Q/ CSG表2-1.0.2 变压器破压前气体压力检查记录Q/ CSG表2-1.0.3 变压器绝缘油试验记录工程编号： 1 Q/ CSG表2-1.0.3Q/ CSG表2-1.0.4 变压器气体继电器检验记录工程编号：Q/ CSG表2-1.0.4Q/ CSG表2-1.0.5 主变压器器身检查隐蔽前签证记录工程编号： 1 Q/ CSG表2-1.0.5Q/ CSG表2-1.0.6 主变压器冷却器密封试验签证记录工程编号： 1 Q/ CSG表2-1.0.6Q/ CSG表2-1.0.7 变压器真空注油及密封试验签证记录工程编号： 1 Q/ CSG表2-1.0.7施工日期：2012年10 月11 日 Q/CSG表2-1.0.8工程编号： Q/CSG表2-1.0.9Q/ CSG表2-1 1号主变压器系统设备安装单位（子单位）工程质量验收与评定记录表工程编号：1 Q/ CSG表2-1备注：1.检查意见栏填写要求：符合要求的检查项打“√”，不符合要求的检查项打“×”，未检查项打“/”；2.验收结论栏填写“合格”或“不合格”；3.单位工程质量验收是由业主项目部组织监理、设计、施工单位等单位参加的验收，验收合格后，移交给启委会验收组组织相关单位进行投产前的启动验收；Q/CSG表2-1.1主变压器安装分部工程质量验收记录表【S011】Q/CSG表2-1.1.1主变压器本体安装分项工程质量验收记录表工程编号： 1.1.1 Q/CSG表2-1.1.1Q/CSG表2-1.1.2主变压器器身检查分项工程质量验收记录表工程编号： 1.1.2 Q/CSG表2-1.1.2【W013】Q/CSG表2-1.1.3主变压器附件安装分项工程质量验收记录表工程编号：1.1.3 Q/CSG表2-1.1.3Q/CSG 表2-1.1.3（续）Q/CSG表2-1.1.4主变压器注油及密封试验分项工程质量验收记录表Q/CSG表2-1.1.5主变压器整体检查分项工程质量验收记录表工程编号：1.2 Q/CSG表2-1.2【W022】Q/CSG表2-1.2.1中性点隔离开关安装分项工程质量验收记录表Q/CSG表2-1.2.2中性点电流互感器安装分项工程质量验收记录表工程编号：1.2.2 Q/CSG表2-1.2.2Q/CSG表2-1.2.8二次回路检查及接线分项工程质量验收记录表Q/CSG表1.2.8(续)。

66KV 1号主变压器由检修转运行操作票

23
摇66KV1号主变压器低压侧301开关小车至工作位置
24
摇35KVⅠ段母线电压互感器小车刀闸至工作位置。
25
检查合35KVⅠ段母线电压互感器小车刀闸确在工作位置
26
合上35KVⅠ段母线电压互感器二次电压开关
27
检查35KV1号无功补偿装置SVG312开关在开位
28
检查35KV1号集电线路313开关在开位
29
检查35KV2号集电线路314开关在开位
30
检查35KV3号集电线路315开关在开位
31
检查35KV1号所用变压器高压侧311开关在开位
32
投入1号主变压器保护压板
33
合上66KV1号主变压器低压侧301开关控制直流开关
34
合上66KV1号主变压器高压侧1861开关控制直流开关
35
得调令，合上66KV1号主变压器高压侧1861开关，给1号主变压器充电
10
测66KV1号主变压器高、低压侧绝缘良好
11
测35KVⅠ段母线绝缘良好
12
合上66KV三电1号线线路侧电压互感器二次电压开关
13
检查66KV1号主变压器高压侧1861开关三相在开位
14
检查66KV1号主变压器高压侧1863刀闸三相在开位
15
合上66KV1号主变压器高压侧1863刀闸
16
检查66KV1号主变压器高压侧1863刀闸三相合入良好
17
检查66KV1号主变压器高压侧1865刀闸三相在开位
18
合上66KV1号主变压器高压侧1865刀闸
19
检查66KV1号主变压器高压侧1865刀闸三相合入良好
20
检查66KV1号主变压器低压侧301开关在开位

1号主变中性点接地刀闸操作指南

1、2号主变压器中性点接地刀闸操作指南1 主变压器中性点接地刀闸现地电手动分闸操作1.1检查电机电源正常;1.1 将主变压器中性点控制箱控制方式由“远方”切至“就地”；1.2 操作控制箱内的“分闸”按钮，即拉开主变压器中性点接地刀闸；1.3 确认主变中性点接地刀闸已拉开, 操作控制箱内的“停止”按钮;1.4 再将主变压器中性点控制箱控制方式由“就地”切至“远方”。

2 主变压器中性点接地刀闸现地纯手动分闸操作2.1 将操作把手操作孔套在接地刀闸操作装置上;2.2 逆时针旋转操作把手至接地刀闸完全分开.1 主变压器中性点接地刀闸现地电手动合闸操作1.1检查电机电源正常;1.1 将主变压器中性点控制箱控制方式由“远方”切至“就地”；1.2 操作控制箱内的“合闸”按钮，即合上主变压器中性点接地刀闸；1.3 确认主变中性点接地刀闸已合上, 操作控制箱内的“停止”按钮;1.4 再将主变压器中性点控制箱控制方式由“就地”切至“远方”。

2 主变压器中性点接地刀闸现地纯手动合闸操作2.1 将操作把手操作孔套在接地刀闸操作装置上;2.2 顺时针旋转操作把手至接地刀闸完全合上.2 注意事项2.1 变压器停、送电操作前均应将变压器中性点接地；2.2 变压器中性点进行倒换时，应先合上另一台主变压器中性点接地刀闸，然后拉开原来的变压器中性点接地刀闸；2.3 拉合主变中性点接地刀闸后，应以主变中性点实际机械位置为准；2.4 主变压器中性点接地方式发生变化时，其保护应作相应切换；2.4.1 当中性点直接接地时，保护压板投入零序过流保护；2.4.2 当中性点不接地时，保护压板投入零序电流电压保护；2.6 手动拉开主变中性点接地刀闸后，应在主变中性点控制箱上悬挂标示牌。

1号主变压器重瓦斯动作

密监视负荷，不发生过负荷现象，同时查看站内其他设备运行情况。
4、对变压器外部进行全面检查，判断瓦斯继电器动作是否正确，查看瓦斯继电器内有无
气体，系统是否有冲击，有无震动。
1）检查油位、油温、油色有无变化，变压器外壳有无变形，焊缝是否开裂喷油。
2）套管油位是否正常，套管外部有无破损裂纹、严重油污、、放电痕迹及其它异常现象。
3）呼吸器是否完好。
4）引线接头、电缆、母线有无发热迹象。
5）压力释放器、安全气道及防爆膜是否完好无损。
6）对变压器分接开关进行检查，检查动静触头间接触是否良好，检查触头分接线是否紧
固，检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形。
5、若发现以上检查项目有明显问题后，针对发生的问题进行处理。
6、如果经检查引起变压器重瓦斯保护动作的原因为变压器内部故障时，例如引起的原
事故预想记录
预想时间
2015.2.15
班组
一值
预想人
姬敬南
预想题目
1号主变压器重瓦斯动作
事故预想现象
后台1号主变压器重瓦斯动作，故障录波器启动，2201,301开关跳闸
预想处理过程：
一、1号主变重瓦斯动作可能产生的原因：
1、变压器内部故障。
2、油位严重下降或漏油。
3、剧烈振动；
4、瓦斯继电器及二次回路有故障。
9、若经以上检查，未发现问题，可对变压器进行零起升压试验,若良好可投入运行。
10、1号主变恢复运行后，严密监视运行参数变化情况。
风电场评价：
评价人：
安全生产部评价台报警，查看故障滤波器波形，记录继电保护动作情况。
2、报告风场值长、场长。
3、值长安排人员查看备用变是否投入，保证站用电恢复，做好安全措施后就地检查2201、

操作票500kV 1号主变压器由运行转检修

500kV 1号主变压器由运行转检修检查311断路器确在断开位置检查313断路器确在断开位置检查361断路器确在断开位置确认1号主变低压侧间隔设备监控画面已调出拉开301断路器确认301断路器监控分合指示确已变位检查301断路器确在断开位置检查301断路器电流指示为零确认1号主变中压侧间隔设备监控画面已调出拉开201断路器确认201断路器监控分合指示确已变位检查201断路器A相确在断开位置检查201断路器B相确在断开位置检查201断路器C相确在断开位置检查201断路器电流指示为零确认1号主变高压侧间隔设备监控画面已调出拉开5012断路器确认5012断路器监控分合指示确已变位检查5012断路器A相确在断开位置检查5012断路器B相确在断开位置检查5012断路器C相确在断开位置检查5012断路器电流指示为零拉开5011断路器确认5011断路器监控分合指示确已变位检查5011断路器A相确在断开位置检查5011断路器B相确在断开位置检查5011断路器C相确在断开位置检查5011断路器电流指示为零在500kV 1号交流动力电源箱内合上1号主变5011隔离开关动力电源小开关拉开5011-2隔离开关确认5011-2隔离开关监控分合指示确已变位检查5011-2隔离开关A相确在断开位置检查5011-2隔离开关B相确在断开位置检查5011-2隔离开关C相确在断开位置拉开5011-1隔离开关确认5011-1隔离开关监控分合指示确已变位检查5011-1隔离开关A相确在断开位置检查5011-1隔离开关B相确在断开位置检查5011-1隔离开关C相确在断开位置在500kV 1号交流动力电源箱内合上1号主变5012隔离开关动力电源小开关拉开5012-1隔离开关确认5012-1隔离开关监控分合指示确已变位检查5012-1隔离开关A相确在断开位置检查5012-1隔离开关B相确在断开位置检查5012-1隔离开关C相确在断开位置拉开5012-2隔离开关确认5012-2隔离开关监控分合指示确已变位检查5012-2隔离开关A相确在断开位置检查5012-2隔离开关B相确在断开位置检查5012-2隔离开关C相确在断开位置在500kV 1号交流动力电源箱内断开1号主变5012隔离开关动力电源小开关在500kV 1号保护小室5011、5012、5013断路器测控屏上将500千伏5011断路器远方/就地切换把手由“远方”改投“就地”位置在500kV 1号保护小室5011、5012、5013断路器测控屏上将500千伏5012断路器远方/就地切换把手由“远方”改投“就地”位置在500kV 1号保护小室500kV 5011断路器保护屏后断开4DK1 5011操作电源1小开关在500kV 1号保护小室500kV 5011断路器保护屏后断开4DK2 5011操作电源2小开关在500kV 1号保护小室500kV 5012断路器保护屏后断开4DK1 5012操作电源1小开关在500kV 1号保护小室500kV 5012断路器保护屏后断开4DK2 5012操作电源2小开关在220kV 3号交流动力箱内合上1号主变220千伏侧201隔离开关动力电源小开关确认1号主变中压侧间隔设备监控画面已调出拉开2016隔离开关确认2016隔离开关监控分合指示确已变位检查2016隔离开关A相确在断开位置检查2016隔离开关B相确在断开位置检查2016隔离开关C相确在断开位置拉开2012隔离开关确认2012隔离开关监控分合指示确已变位检查2012隔离开关A相确在断开位置检查2012隔离开关B相确在断开位置检查2012隔离开关C相确在断开位置在220kV 3号交流动力箱内断开1号主变220千伏侧201隔离开关动力电源小开关在35kV 2号交流动力箱内合上1号主变3016隔离开关动力电源小开关确认1号主变低压侧间隔设备监控画面已调出拉开3016隔离开关确认3016隔离开关监控分合指示确已变位检查3016隔离开关A相确在断开位置检查3016隔离开关B相确在断开位置检查3016隔离开关C相确在断开位置在35kV 2号交流动力箱内断开1号主变3016隔离开关动力电源小开关在主变无功小室主变测控屏上将Ⅲ-9WFS 201断路器远方/就地切换把手由“远方”改投“就地”位置在主变无功小室主变测控屏上将Ⅳ-9WFS 301断路器远方/就地切换把手由“远方”改投“就地“位置在主变无功小室1号主变压器保护屏C后断开1-4K1 201操作电源1小开关在主变无功小室1号主变压器保护屏C后断开1-4K2 201操作电源2小开关在主变无功小室1号主变压器保护屏C后断开2-4K1 301操作电源小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内验明确无电压在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开1XDL1主变保护1 A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开1XDL2主变保护1 B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开1XDL3主变保护1 C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开2XDL1主变保护2 A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开2XDL2主变保护2 B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开2XDL3主变保护2 C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开3XDL1测量A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开3XDL2测量B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开3XDL3测量C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开4XDL1 电量计费A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开4XDL2 电量计费B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开4XDL3 电量计费C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开5XDL1 主变故录A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开5XDL2 主变故录B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开5XDL3 主变故录C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开XDL 抽取电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开1ZK 保护电压刀开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开2ZK 测量电压刀开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开3ZK 计量电压刀开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开4ZK 开口电压刀开关确认1号主变高压侧间隔设备监控画面已调出在5011-2隔离开关1号主变压器侧验明A相无电在5011-2隔离开关1号主变压器侧验明B相无电在5011-2隔离开关1号主变压器侧验明C相无电合上5011-67接地刀闸确认5011-67接地刀闸监控分合指示确已变位检查5011-67接地刀闸A相确在合好位置检查5011-67接地刀闸B相确在合好位置检查5011-67接地刀闸C相确在合好位置在500kV 1号交流动力电源箱内断开1号主变5011隔离开关动力电源小开关确认1号主变中压侧间隔设备监控画面已调出在2016隔离开关主变压器侧验明A相确无电压在2016隔离开关主变压器侧验明B相确无电压在2016隔离开关主变压器侧验明C相确无电压合上201617接地刀闸确认201617接地刀闸监控分合指示确已变位检查201617接地刀闸A相确在合好位置检查201617接地刀闸B相确在合好位置检查201617接地刀闸C相确在合好位置确认1号主变低压侧间隔设备监控画面已调出在3016隔离开关主变压器侧验明A相确无电压在3016隔离开关主变压器侧验明B相确无电压在3016隔离开关主变压器侧验明C相确无电压合上301617接地刀闸确认301617接地刀闸监控分合指示确已变位检查301617接地刀闸A相确在合好位置检查301617接地刀闸B相确在合好位置检查301617接地刀闸C相确在合好位置将500kV 1号主变A相第1组风冷切换把手由“工作”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变A相第2组风冷切换把手由“辅助”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变A相第3组风冷切换把手由“备用”位置改投“停用”位置将1号主变压器A相风冷汇控箱内风冷电源切换把手由“II段”改投“停止”位置检查500kV 1号主变A相风冷确已退出运行将500kV 1号主变B相第1组风冷切换把手由“工作”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变B相第2组风冷切换把手由“辅助”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变B相第3组风冷切换把手由“备用”位置改投“停用”位置将1号主变压器B相风冷汇控箱内风冷电源切换把手由“II段”改投“停止”位置检查500kV 1号主变B相风冷确已退出运行将500kV 1号主变C相第1组风冷切换把手由“工作”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变C相第2组风冷切换把手由“辅助”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变C相第3组风冷切换把手由“备用”位置改投“停用”位置将1号主变压器C相风冷汇控箱内风冷电源切换把手由“II段”改投“停止”位置检查500kV 1号主变C相风冷确已退出运行。

35kV1号主变压器 (2)

35kV1号主变压器预防性试验报告七、结论：合格断路器预防性试验报告六、分、合闸电磁铁的动作电压十、结论：合格1号主变35kV侧3011隔离开关预防性试验报告六、结论：合格35kV#1主变301电流互感器预防性试验报告一、试验环境：五、结论：合格35kV1#主变压器10kV侧001真空断路器预防性试验报告六、分、合闸电磁铁的动作电压十、结论：合格35kV主变低压侧001断路器电流互感器预防性试验报告五、结论：合格1#主变压器10kV侧001断路器避雷器预防性试验报告六、结论：351断路器预防性试验报告六、分、合闸电磁铁的动作电压十、结论：合格线路侧3516隔离开关预防性试验报告五、交流耐压试验六、结论：合格母线侧3511隔离开关性试验报告五、交流耐压试验六、结论：合格电流互感器预防性试验报告五、结论：合格线路TV预防性试验告四、结论：合格线路避雷器预防性试验报告六、结论：合格352断路器预防性试验报告使用仪器：HLC5001回路电阻测试仪十、结论：合格线路侧3526隔离开关预防性试验报告五、交流耐压试验六、结论：合格母线侧3521隔离开关预防性试验报告六、结论：合格电流互感器预防性试验报告五、结论：合格线路TV预防性试验报告四、结论：合格线路避雷器预防性试验报告六、结论：合格断路器预防性试验报告六、分、合闸电磁铁的动作电压十、结论：合格六、结论：合格五、交流耐压试验六、结论：合格电流互感器预防性试验报告五、结论：合格线路TV预防性试验报告四、结论：合格35kV大邦线路避雷器预防性试验报告五、结论：合格35kV仟信河电站线354断路器预防性试验报告十、结论：微水不合格建议采用其他设备进行微水检测并分析试验结果.离开关预防性试验报告五、交流耐压试验六、结论：离开关预防性试验报告五、交流耐压试验六、结论：合格35kV仟信河电站线354断路器电流互感器互感器预防性试验报告一、试验环境：五、结论：合格35kV仟信河电站线线路TV预防性试验报告四、结论：合格35kV仟信河电站线线路避雷器预防性试验报告五、结论：35kV母联312断路器预防性试验报告十、结论：合格试验报告六、结论：合格试验报告六、结论：合格.35kV母联312断路器电流互感器互感器预防性试验报告一、试验环境：五、结论：合格35kVⅠ段母线TV3901隔离开关预防性试验报告五、交流耐压试验六、结论：合格35kVⅠ段母线TV预防性试验报告四、结论：合格35kVⅠ段母线TV间隔避雷器预防性试验报告六、结论：合格35kVⅡ段母线TV3902隔离开关预防性试验报告五、交流耐压试验六、结论：合格35kVⅡ段母线TV预防性试验报告四、结论：合格35kVⅡ段母线TV间隔避雷器预防性试验报告六、结论：合格35kV1号站用主变压器预防性试验报告四、绕组直流电阻。

500kV 1号主变、5021及5022、2201、301开关由检修转运行

500kV 1号主变、5021及5022、2201、301开关由检修转运行第一步：将变压器检修转运行操作任务：1号主变压器由检修转运行1、合上1号主变风冷电源开关2、拉开2201-27接地刀闸3、检查2201-27接地刀闸已拉开4、拉开5021-617接地刀闸5、检查5021-617接地刀闸已拉开6、合上1号变500kV侧CVT端子箱二次小刀闸7、拆301-2主变侧挂X号地线8、检查301-2主变侧X号地线已拆除9、检查待恢复送电范围内接地线、短路线已拆除10、检查301开关已拉开11、合上301-2刀闸12、检查301-2刀闸已合好13、检查2201开关已拉开14、合上2201-2刀闸15、检查2201-2刀闸已合好16、检查5021开关已拉开17、合上5021-6刀闸18、检查5021-6刀闸已合好19、合上5021开关20、检查5021开关已合好21、合上5022开关22、检查5022开关已合好23、将安二线保护屏5022、5023检修切换把手由5022开关检修切至正常位置24、合上2201开关25、检查1号变、2号变负荷分配26、检查2201开关已合好27、合上301开关28、检查301开关已合好第一步：将变压器及三侧开关由检修转运行操作任务：1号主变压器及及5021、5022、2201、301开关由检修转运行29、合上1号主变风冷电源开关30、合上5022控制电源开关Ⅰ31、合上5022控制电源开关Ⅱ32、合上5021控制电源开关Ⅰ33、合上5021控制电源开关Ⅱ34、合上301控制电源开关Ⅰ35、合上301控制电源开关Ⅱ36、合上2201控制电源开关Ⅰ37、合上2201控制电源开关Ⅱ38、拉开2201-47接地刀闸39、检查2201-47接地刀闸已拉开40、拉开2201-17接地刀闸41、检查2201-17接地刀闸已拉开42、拉开2201-27接地刀闸43、检查2201-27接地刀闸已拉开44、拉开5022-17接地刀闸45、检查5022-17接地刀闸已拉开46、拉开5022-27接地刀闸47、检查5022-27接地刀闸已拉开48、拉开5021-27接地刀闸49、检查5021-27接地刀闸已拉开50、拉开5021-17接地刀闸51、检查5021-17接地刀闸已拉开52、拉开5021-617接地刀闸53、检查5021-617接地刀闸已拉开54、拆301开关母线侧X号地线55、检查301开关母线侧X号地线已拆除56、拆301-2主变侧挂X号地线57、检查301-2主变侧X号地线已拆除58、检查待恢复送电范围内接地线、短路线已拆除59、合上1号变500kV侧CVT端子箱二次小刀闸60、合上35kV4号母线PT端子箱二次刀闸61、合上35kV 4-9刀闸62、检查35kV 4-9刀闸已合好63、检查301开关已拉开64、合上301-2刀闸65、检查301-2刀闸已合好66、检查311开关已拉开67、合上311-4刀闸68、检查311-4刀闸已合好69、检查312开关已拉开70、合上312-4刀闸71、检查312-4刀闸已合好72、检查313开关已拉开73、合上313-4刀闸74、检查313-4刀闸已合好75、检查314开关已拉开76、合上314-4刀闸77、检查314-4刀闸已合好78、检查315开关已拉开79、合上315-4刀闸80、检查315-4刀闸已合好81、检查2201开关已拉开82、合上2201-5刀闸83、检查2201-5刀闸已合好84、检查220kV母线保护屏刀闸指示灯正常85、按220kV母线保护屏刀闸位置确认按钮86、合上2201-2刀闸87、检查2201-2刀闸已合好88、检查5021开关已拉开89、合上5021-1刀闸90、检查5021-1刀闸已合好91、合上5021-2刀闸92、检查5021-2刀闸已合好93、检查5022开关已拉开94、合上5022-1刀闸95、检查5022-1刀闸已合好96、合上5022-2刀闸97、检查5022-2刀闸已合好98、合上5021-6刀闸99、检查5021-6刀闸已合好100、合上5021开关101、检查5021开关已合好102、合上5022开关103、检查5022开关已合好104、将安二线保护屏5022、5023检修切换把手由5022开关检修切至正常位置105、合上2201开关106、检查1号变、2号变负荷分配107、检查2201开关已合好108、合上301开关109、检查301开关已合好第二步：投入35kV4号母线AVC装置1、投入监控机311、312电容器组A VC压板2、投入监控机313、314电抗器组A VC压板第三步：先将0号站内变负荷倒至1号站用变，将315开关、1号所内变由热备用转运行1、合上315开关2、检查315开关已合好3、拉开412开关4、检查412开关已拉开5、将401小车推至运行位置6、合上401开关7、检查401开关已合好8、检查0.4kV1号母线电压指示已正常9、投入1号所内变401、412自投。

330kV河寨变1号主变压器故障诊断及处理

制造厂：西安西电变压器股份有
限公司
从电阻值分析，低压绕组电阻值ｊ相平衡，高压绕组首末端
电阻值ｊ相平衡．中压绕组Ｂ相
电阻明显偏大。因该变压器为 Nhomakorabea 障造成重瓦斯保护动作。故障后通过对油化色谱及电气试验数据的分析确定了故障的部位和原因。
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３０ｋ３ｖ坷泰爻１号主爻压器改障诊新＆处理
刘富元高鹏马江泓，小平，，姚
（．１西安供电局，西西安陕
摘
７０３；．电网有限公司，１０２２西北陕西西安
７０３）１０２
要：型电力变压器是输变电系统的重要设备，大对其出现的故障进行及时、正确的诊断，关系到整个电网的
斯动作，主变三侧开关跳闸。它其
０引言
３０ｋ河寨变位于西安市西３Ｖ
保护均未动作，３Ｖ、１Ｖ３０ｋ１０ｋ故障录波未启动。障ＨＩ２主变故￣、号并列运行，共带３万ｋ４Ｗ负荷。河寨变１主变参数如下：号
中一：２５低２．１联接组别：ｏｄ１ＹＮａｌ
司投运前试验项目齐全、格，合
投运后每月定期进行的油化试验
均合格。０７月３日２０年３１进行预防性试验，各项试验指标均合格。
２０年６５号主变因内部故０７月２日１
表 ’ 故障前后油化色谱数据
情况一切正常。但在２０年６０７月２日０：２２号主变本体轻瓦５８２：２１斯动作打出信号，８２：８瓦０：２３重

220kV平泉一次变电所1号主变压器故障分析

２２初步判断此故障类型为低能放电。决定马上将１，该１号主变停运，行故障处理。进
２００５年１１月９日上午，主变本体油进行色对
谱试验（据见表１，现１号主变数据异常：数）发氢
气、乙炔、总烃体积分数均超出设备运行中气体组分体积比的注意值。［主变运行中９Ｈ）１ＯＬＬ，（ ≤ ５／９ＣＨ ≤ ５ＬＬ，Ｃ气体代号Ｃ，，（）／设Ｈ。ＣＨ６ＣＨ和ＣＨ３种气体代号Ｃ，（＋Ｃ）１Ｏ／］９Ｃ。 ≤ ５ＬＬ，且乙炔体积比相当大，已经成为总烃气体中的主体
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２００６年１Ｏ月
吉林电力
ＪｌｅｔｉＰｏｒｉｎＥｌｃｒｃｗｅｉ
Ｏｃ．２０ｔ０６
第３４卷第５期（第１６期）总８
Ｖｏ．４Ｎｏ５（ｅ．．８）１３．ＳｒＮｏ１６
成分。１主变季检数据不仅与２０号０５年８月相比差异很大，而且与２号主变本次季检数据相比差异也
很大。
收稿日期：０６０ —２２０，８０
２故障的初步分析
在３月时间内主变本体油中溶解气体变化很个大，对产气速率达到４５／运行中密封变压绝．５ｍＬｈ（器总烃绝对产气速率不大于０５ｍＬ／）若真是设．ｈ，备内部故障，不及时停运和处理将会发生灾难性的后果。根据表１我们得出初步结论。，