2号主变做措施
110kV某某变电站2主变停电施工方案
110kV某某变电站2主变停电施工方案
一、前言
本文旨在就某某变电站2主变停电施工方案进行详细说明，确保在停电施工过程中安全可控。
二、工作范围
1.确定施工范围为某某变电站2主变停电施工区域。
2.划分不同区域，确保施工过程中影响范围最小化。
三、施工准备
1.制定详细停电计划，包括停电时间、范围、影响设备等内容。
2.安排专业人员进行施工前检查，确保设备完好无损。
3.准备必要的施工工具和设备，确保施工顺利进行。
四、施工步骤
1.施工人员按照停电计划，在规定时间内完成停电操作。
2.切断2主变供电线路，确保施工安全进行。
3.对2主变设备进行检修和维护，确保设备运行稳定。
五、施工注意事项
1.施工期间严格遵守安全操作规程，确保人员和设备安全。
2.保持施工现场整洁，避免杂物堆放造成安全隐患。
3.随时关注气象变化，确保施工不受自然因素影响。
六、施工结束
1.完成2主变停电施工后，及时恢复供电。
2.对施工区域进行清理和整理，确保不留任何安全隐患。
结语
通过本文详细介绍了110kV某某变电站2主变停电施工方案，确保施工过程安全可控，最大限度减少影响范围，保障设备正常运行。
城中变电站2号主变轻瓦斯频繁动作原因 分析及处理
城中变电站2号主变轻瓦斯频繁动作原因分析及处理摘要：本文针对110kV城中变电站2号主变压器有载轻瓦斯频发告警，对主变压器的有载分接开关进行了进行了各部件的检查及排气工作，并对变压器调压开关进行吊芯检查及电气试验工作，并通过对有载分接开关的气体继电器引起轻瓦斯频繁动作的各类原因的分析，提出了相应处理方法，给出了处理建议，对以后的变压器检修工作提供了很好的参考依据。
关键词：变压器；有载分接开关；气体继电器1 引言2017年07月22日01时38分110kV城中变电站#2主变调压开关气体继电器轻瓦斯动作，次日上午检修人员去现场，停电检查发现中#2主变调压开关气体继电器内有气体，排气后复归；2017年01月29日09时58分，110kV城中变电站#2主变调压开关气体继电器轻瓦斯再次动作。
2 处理过程2.1 故障检查情况110kV城中变电站#2主变生产厂家为钱江电气集团杭州钱电输变电设备有限公司，型号为SZ11-50000/110，城#2主变分接开关型号为为ZMD,有载分接开关由切换开关与分接选择器组成，其分接开关由切换开关本体和切换开关油室组成。
操动机构为贵州长征电气有限公司生产MAE智能电动机构。
2.2 故障处理情况及调查随着有载分接开关的不断切换，当聚集在气体继电器内气体大于整定值(一般为250mL—300mL),气体继电器的信号接点接通,发生轻瓦斯保护动作,轻瓦斯保护动作后,只有将气体继电器内气体放出后才能复位。
2016年07月23日处理过程如下：（1）停电后，检查电压开关，无渗油点，油位正常（2）检查调压瓦斯继电器，内部有气体，经排气后，内部均充满油。
（3）检查瓦斯继电器接线，二次回路完好，复归信号操作正常，清理现场。
110kV城中变电站#2主变轻瓦斯动作，检修班人员做了如下调查：（1）分接开关从2016年07月02日至2017年01月29日共计调档切换184次；（2）分接开关各部件密封完好，不存在漏油渗油现象。
2号主变铁芯夹件接地故障处理方案
2号主变铁芯夹件接地故障处理技术方案批准：审定：复审:初审：浦占财编制：李远洋电气检修分场2005年6月16日2号主变压器铁芯夹件接地故障处理技术方案2005年6月16日在用兆欧表对2号主变进行修前铁芯及夹件绝缘测量时发现，2号主变铁芯夹件对地绝缘电阻为零，后用万用表测量铁芯夹件对地电阻为2.4欧姆，由此判断铁芯夹件存在明显接地点，为了确保2号主变以最短时间将故障点消除，我们征求了厂家意见，并根据2004年2号主变小修时铁芯夹件绝缘电阻数值(见表1),分析是由于夹件局部碰接至油箱壁造成,为此决定对主变铁芯夹件通以交流大电流，将接地点熔断，消除铁芯夹件的接地故障，特编制此方案。
一.准备工作1.人员准备1.1需变电班工作人员5名。
2.工器具准备2.1 交流电焊机一台电焊带20米铜电缆鼻子一个（100A）二.具体实施措施1.将主变铁芯夹件接地套管的接地扁铁拆除。
2.将电缆鼻子与电焊机的工作极引出焊带可靠连接。
3.将接有电缆鼻子的电焊机工作极引出焊带，与主变铁芯夹件接地引缆端子可靠连接。
4.将电焊机的接地极引出焊带与主变外壳可靠连接。
5.启动焊机，将焊机电流调整到60A，对变压器铁芯夹件通电20秒。
6.通电结束后，如接地点未消除，可再以80A、100A、120A、140A、150A、160A、170A、180A、190A、200A、210A、220A、为档，逐渐增加电流，通电时间不变，直到接地点消除为止。
7.通电结束，拆除各部连接的焊带，恢复主变铁芯夹件接地扁铁。
8.变压器静止48小时后，取油样，对油质进行色谱分析,与处理铁芯夹件绝缘之前作对比。
9.如果采取上述措施，未能消除铁芯夹件接地点，建议解除铁芯夹件的工作接地点，以故障接地点代替。
投入运行后，定期跟踪监测油中气体色谱。
三.注意事项1.高空作业，做好各种安全防护措施。
2.掌握好通电时间，防止损伤电焊机和铁芯夹件接地带。
3.电焊机接引使用合格的漏电保护器，防止人身感电。
徐家庄2号主变风冷回路改造方案探讨
当某一组冷却器 控制回路 短路或接地 ， 不影响其他冷却器 。 缺点： 当 ＱＦ ｔ断开后无法 启动备用冷却器 。
冷却器 。 针 对 徐 家 庄 ２ 号主变 风 冷 系 统 的设 计 和
于Ｋ Ｍ １动 作 ，且 油 流 指 示 器 Ｋ Ｆ１ 动作 ， 所 以 转 换开 关 Ｓ Ａ１右 侧 的 启 动 备 用 风冷 的 回路 断 开 ，备 用 风 机 不 启 动 。 由 于某 些 原 因 ， 当接 触 器 Ｋ Ｍ １未 动 作 ， 或 该组 冷 却 器 的油 泵 未 工 作 时 ，Ｋ Ｍ １或 ＫＦ １ 的 常 闭 接 点 闭 合 ，通 过 转 换 把 手 的 １ １ — １ ２ 触 点 ， 启动 时 间继 电器 ＫＴ ２ ，Ｋ Ｔ ２ 动 作 后 ，继 电器 Ｋ ４启 动 ，此 时 ，Ａ 相 交 流 电通过 自动 开 关Ｑ Ｍ １及 继 电器 Ｋ ４ 的接 点 ，启 动 处 于 备用 冷 却 器 的 控 制 接 触器 Ｋ ＭＮ。 但是， 当１ 号冷却器 自动开关 Ｑ１断开时 ， 由于控制电源 消失，ＫＭ１不起动 ，ＫＴ ２也无
优点： 当Ｑ Ｎ 跳 开 时 ， 町 以启 动 备 用 冷 却 器 。
备用冷却 器启动会 向监控提供 “ 备用风 冷投 入”信号 ，监控人 员可 由此判 断有工作 风 冷 退 出运 行 。 自动 开 关 Ｑ Ｆ Ｎ 断 开 后 ， 町向监 控 报 送 信
号。
２ 、主变压器风冷回路原理说明：
触 点 的开 关 。
１ 、主变压器风冷 回路改造原 因：
110kV安定变2号主变绝缘下降缺陷分析
系 统 的一个 重 要课 题 ，而 变 压器 是 电网 中的重 要设 备 之 一 ，如果 变 压器 内部 存 在缺 陷 ，变 压器 在运 行 一 定
比，就会 发 生不 同程
【 摘 要 】 文章主要介 绍了一例变压器绝缘缺陷处理实例： 对定西供电公 司 １ＯＶ ｌｋ 安定变 ２ 号主变投运 １ 年后 试 验 中发 生 的 绝缘 整体 下 降缺 陷的分析 、处理 过程 进 行 了详 细介 绍 ，剖析 了运 行 中变压 器绝缘 缺 陷发 生 的原 因
并介 绍 了具 体 的处 理措施 和 效 果 ，希望 能 为相 关专业人 员提 供 一 些借 鉴 经验 。
有 功为 ２ ． ４ Ｗ 无功 为 ７ ２ Ｍ ａ ． ００Ｍ ， ． ６ ｖ ｒ 在此 期 间按照 技术 监 督要 求进 行 了红外 测温 、油色 谱 分析 、铁芯 接地 电
流 等监测 ，在 投运 后 ３天 、 １ 进行 油色 谱 分析报 告 ０天 时发现产 生 了乙炔 （ ０ ８年 １ 月 ３ 日试 验含 量 为 ２０ ２ ０
度 的变 化 ，如 果没 能及 时发现 绝 缘下 降等缺 陷 ，就会 由于缺 陷 的积 累效 应而 加 快缺 陷的发 展 ，如 果不 及 时
处理 ，那 么 在设 备运 行 中势 必 会造 成设 备 事 故 。因此
做 好 变压 器 运行 期 间 的技术 监 督 工作 ，及 时 发现 变压 器 存 在 的缺 陷 ，及 时处 理缺 陷 ，这 对 保证 变压 器 健康 运 行 、提 高供 电可靠 性有 着至 关 重要 的作 用 。
对 变 压 器 油 管路 进 行 焊 接 时 导致 变 压 器 油 中产 生 乙 炔） ，于 ６月 ２ １日对变 压器进 行 了滤油 ，以除去 油 中 乙炔 。 （ 体 数 据 见 表 一 具 、表 二 ，表 中数 据 已折 算 到
XX电厂2号主变保护动作报告(寄生回路)
XX电厂220kV#2主变保护动作分析报告一、事件简述XX年3月29日16:09，XX电厂220kV#2主变非电量保护“失灵联跳各侧”动作跳闸，#2主变变高2202开关、#2厂变812开关跳闸，#3、#4机组停机，损失负荷65MW。
经检查，#2主变误跳闸主要原因为主变失灵联跳各侧回路存在寄生回路，寄生回路导通导致主变失灵联跳各侧回路接通，“失灵联跳各侧”经非电量保护出口。
二、事故前运行方式1号、2号、3号、4号机组并网运行，总有功负荷130MW，1号主变、2号主变、220kV母线、110 kV母线、XX线运行。
三、保护动作过程3月29日16时09分32秒（后台监控时间，保护装置时间不准确），由于#2主变测温表误动作，导致相应接点短接，主变失灵联跳各侧回路导通，非电量保护误动作出口，将2202开关及803、804开关及厂变812开关跳开。
#2主变非电量保护为国电南自DGT801E，保护动作报告如下：四、事故原因查找#2主变跳闸后，电厂运维人员立即开展现场检查。
1、保护检查在2号主变保护屏上发现非电量保护装置报“失灵联跳各侧”动作。
在母差失灵保护屏检查，母差失灵保护装置无任何启动动作信号，确认母差失灵保护屏失灵联跳各侧没有开出。
怀疑主变失灵联跳回路存在问题。
2、回路检查（1）检查主变失灵联跳回路，在2号主变非电量保护屏端子排处，发现失灵联跳各侧回路的端子4X32处有两根接线：其中一根2B110:007为母差失灵保护屏开出的失灵联跳各侧回路，另一根007/2B135是主变油温过高开入，此接线不应接入失灵联跳各侧回路。
主变失灵联跳回路存在寄生回路。
（2）在主变保护屏对2B110:007、2B110:001回路（母差至主变保护的失灵联跳回路）进行绝缘检查正常（摇表测得无穷大）。
母差至#2主变保护的失灵联跳回路绝缘良好，母差保护也无任何启动动作信息。
（3）现场检查主变测温回路：主变本体装有两块（左、右各一块）测温表，左侧测温表接入监控，右侧测温表接入保护装置（只发信号，不跳闸）。
2号主变低压套管更换三措
2号主变A相低压套管更换组织、安全和技术措施批准：复审：初审：编写：神华国华惠电二〇一一年三月2号主变A相低压套管更换组织、安全和技术措施1、编写目的2010年10月4日至10月22日，我公司2号机组C级检修期间，发现#2主变A相低压套管瓷瓶上部两片伞群的边沿存在破损现象，为彻底消除设备安全隐患，提高2号主变运行可靠性，计划于此次#2机组检查性修理期间，安排对该缺陷套管进行更换。
为保证整个施工项目安全、有序和高效进行，特拟定针对本施工项目的组织、安全和技术措施。
#2主变基本参数主变低压套管基本参数2、适用范围适用于神华国华惠州热电分公司本次#2主变A相低压套管更换工作。
3、引用标准神华国华惠州热电分公司《330MW电气一次检修规程》常州东芝变压器有限公司《变压器安装运行保养使用说明书》4、组织措施4.1组织机构项目负责人：袁孝敏现场技术指导：薛丰、董卫星、主变厂家（常州东芝变压器有限公司）赴现场技术支持人员1人、离相封母厂家（北京电力设备总厂）赴现场技术支持人员2人运行负责人：汤永庆工作负责人：施工单位指定安全负责人：施工单位指定工作班成员：施工单位指定（变电检修工6—10人，汽车吊司机1人，起重司索1人）4.2成员职责4.2.1项目负责人（1）负责对#2主变A相低压套管更换项目的组织、前期准备、实施、启动、总结验收和后评价工作进行总体控制及协调；（2）监督本项目的检修安全、质量、进度计划目标的有效贯彻实施，协调人力和物资采购、到货验收等检修资源；（3）负责项目施工方案的编制；（3）对检修中发现的设备重大缺陷、安全隐患等问题组织研究、解决；（4）对参加检修的各施工单位的工作进行监督和指导。
4.2.2现场技术指导（1）负责项目施工方案的审核；（2）负责现场施工安健环、作业流程、工艺质量及进度的监督与指导，确保施工过程安全、有序、高效；（3）对检修中发现的问题提供技术指导。
4.2.3 运行负责人（1）负责项目施工方案的审核；（2）负责督促、指导、验收检修工作票中所需安全和技术措施的实施与落实；（3）负责项目施工过程中需配合进行的运行操作；4.2.4工作负责人（1）项目过程施工的组织者，负责本项目的施工质量、安全检查与监督工作；（2）负责施工进度并保证施工过程中的设备和人身安全，检查施工现场安全措施的落实并向本班组全体作业人员进行安全技术交底；（3）监督作业人员遵守劳动纪律、严格按安全操作规程施工，结合实际进行安全思想教育，及时汇报施工中出现的问题等。
变压器冷却风扇自动投入故障的分析及改进措施
变压器冷却风扇自动投入故障的分析及改进措施一、情况简介：凤台变电站110KV2号主变为油浸风冷变压器（型号：SFSZ8-40000/110 1999年4月投运），配备山东凯莱电气设备有限公司生产的冷控柜（型号：KL-21）。
8月上旬，凤台地区持续高温天气，8月3日，中午13：10分运行人员在对本站2号主变进行巡视时发现，变压器油温度计显示为56℃，当时2号主变负荷为40MW，室外环境温度为38℃，已达到自动启动冷却风扇的整定值（风扇启动整定值为55℃，返回值为45℃），但风扇并未启动。
二、现场情况分析：运行人员为搞清故障原因，对2号主变冷控柜进行了仔细检查，1）检查风扇转换开关位置，发现主变风扇转换开关在自动位置（本转换开关共有自动、停止、手动三个位置），排除因转换开关位置错误造成风扇不能启动的可能；2）检查电源，因主电源指示与主电源工作指示灯亮，并使用万用表对QF上下接线柱电压进行测量，三相电压均正常，从而排除电源故障可能。
3）电压继电器检查，打开冷控箱内部发现主电源交流接触器未吸合，并能听到电压继电器有异常的放电声，线圈触点处有烧灼的痕迹。
于是运行人员将现场情况向调度进行了汇报，并将情况反馈给本生产技术部检修人员。
下午14：00分检修人员到达现场，对2号主变冷控回路作进一步排查，通过对控制保险RD1、RD2两端电位进行测量，判断两只保险均完好。
再对电压继电器线圈两端电位及其常开触点两端的3和5端子电位进行测量，最终确定为电压继电器其常开触点可能因容量不足，在运行过程中烧毁导致风扇控制回路不通所致。
更换相同型号电压继电器后2号主变冷却风扇恢复正常工作。
主变风机原理图如图所示：三、改进措施：(见下图)将原电压继电器更换为断相与相序保护继电器，其常开触点及常闭触点仍串在原回路里，这种继电器不仅当有一相熔断器开路或供电线路缺相时，可以切断主回路电源，起到保护电机作用，而且可以在相序发生错接线时，同样可以起到保护设备的目的。
2号主变压器铁芯夹件接地故障处理技术方案(050617)
2号主变压器铁芯夹件接地故障处理技术方案6月16日在用兆欧表对2号主变进行铁芯绝缘测量时发现，2号主变铁芯夹件对地绝缘电阻为零，后用万用表测量铁芯夹件对地电阻为2.4欧姆，由此判断铁芯夹件存在明显接地点。
为了消除铁芯夹件的接地点，我们对主变铁芯夹件通以直流大电流，拟将接地点熔断，未能奏效。
为了彻底消除铁芯夹件的接地故障，我们准备对2号主变进行吊钟罩大修检查，特编制此方案。
一．准备工作1．技术准备1.1查阅台帐及上次的大修记录，了解变压器的运行状况。
1.2检修前应检查变压器的漏泄部位并作好记录。
1.3检修前应统计变压器修前缺陷。
1.4对变压器油进行色谱及全分析，并把结果记录好。
1.5编制大修技术方案，并绘制施工网络图及定置图。
1.6所有参与检修人员进行修前技术培训，达到每个检修人员都熟悉大修的程序步骤和检修工艺标准。
1.7所有参与检修人员进行滤油机使用方法及注意事项培训，达到每个检修人员熟练操作滤油机和能处理滤油机突发异常故障。
1.8所有参与检修人员进行修前安全培训，达到每个检修人员都知道大修过程中的危险点及预防措施。
1.9编制好检修记录表，以备监视时间、温度、湿度、真空度等。
1.10编制好器身检查人员及携带工器具记录表。
2.物资准备2.1备品备件准备：所有拆卸部位密封垫特殊漏泄部位密封垫针对检修前设备缺陷需要更换的蝶门、潜油泵用元器件等其余器身检查发现问题所用材料吊钟罩前与厂家联系好,准备到位.2.2工器具准备：真空滤油机一台及备用滤芯真空泵一台活扳手及梅花扳手足够长度的Ф50滤油管路Ф16滤油管路精密真空表一块流量计一块温度、湿度表红外线点温计一个大容量电源盘和稳定可靠的电源容量足够的电源线变压器放油、补油用管接头油罐放油管接头抽真空接头高低压侧套管、中性点套管堵板 150蝶门、80蝶门、40蝶门堵板自制硅胶罐一个 25吨合格油罐2个废油罐1个 50吨、16吨吊车各一台随用随到供检修和人员值班用检修柜一个高压套管架子一个其余起重用工器具由专用起重工提出并准备2.3消耗性材料准备破布白布白面塑料布白布带尼龙绳 8号线生料带相位彩带防水胶布硅胶变压器常用螺丝低压胶布记号笔锯条连体工作服塑料工作服枕木架杆跳板篷布3.设施准备3.1应在对应主变中心位置予埋地锚，以供向外牵引变压器时使用。
2号主变充电电气倒闸操作票
2号主变充电电气倒闸操作票操作单位：_________________________操作日期：_________________________操作人员：_________________________操作联系人：_______________________一、倒闸前准备1. 操作人员在进行任何操作前，必须熟悉电气设备的相关操作规程和安全操作流程。
2. 确保操作人员佩戴完善的个人防护装备，包括绝缘手套、绝缘靴、安全帽等。
3. 核对电气设备名称、型号和线路图，确保操作的准确性。
4. 检查操作场所的环境安全状况，清除杂物，保持地面整洁。
二、操作步骤1. 关掉电源供应，切断主变与电源的连接。
2. 确保主变的载流开关处于切断状态，在断路器上加锁，并用标识牌标明已加锁状态。
3. 检查主变的电流是否为零，使用电流表进行测量，确保电气设备处于安全状态。
4. 与运维人员确认主变电压降为零，并采用电压表进行验证。
5. 向控制中心提交请求倒闸的申请，并等待控制中心的正式操作许可。
6. 收到控制中心的操作许可后，执行倒闸操作。
打开倒闸开关，与此同时注意观察电压、电流变化情况。
7. 完成倒闸操作后，向控制中心报告操作结果，并确保电气设备的正常运行。
三、安全措施1. 操作人员必须经过培训，并持有合格的操作证书。
2. 操作人员在操作期间必须全神贯注，禁止与其他人交谈或分散注意力。
3. 严禁在操作场所吸烟、使用明火、使用手机等可能引发火灾的行为。
4. 若在操作过程中发现任何异常情况，应立即停止操作，并向上级汇报。
5. 完成操作后，必须将操作记录进行归档，以备后续查询和复核。
四、操作总结本次操作经过严格遵守操作规程和安全操作流程，顺利完成了对2号主变充电电气倒闸的操作。
在操作过程中，所有操作人员严格遵循安全措施，没有发生任何意外事件。
通过此次操作，我们进一步巩固了对电气设备操作的理解，并提高了操作的熟练度。
操作人员签名：_____________________日期：_____________________________（注：此操作票仅供参考，具体操作应根据实际情况进行调整和完善）。
二次工作安全措施票(主变)
将主变保护A屏外部电压回路：750kV电压端子排（ ）、220kV电压端子排（ ）、66kV电压端子排（ ）用红色绝缘胶布封住；
30
投入保护装置“检修状态“压板。
执行人： 监护人： 恢复人: 监护人：
二次安全措施票
单位：新疆电力公司检修公司编号：
被试设备名称
主变保护B （SG T756）
工作负责人
断开2号主变保护A屏后NR1126A GOOSE板（ 口）光纤（跳2250断路器直跳口：光配 层 口），断开前核对标示正确，清晰；
15
以上光纤断开后，相关间隔智能终端、相关公共保护装置会告警，加强监视。
16
在主变保护A屏端子排断开电流连片（高:
）；
17
在主变保护A屏端子排断开电流连片（中：
）；
18
在主变保护A屏端子排断开电流连片（低套管： ）；
15
以上光纤断开后，相关间隔智能终端、相关公共保护装置会告警，加强监视。
16
在主变保护A屏端子排断开电流连片（高:
）；
17
在主变保护A屏端子排断开电流连片（中：
）；
18
在主变保护A屏端子排断开电流连片（低套管： ）；
19
在主变保护A屏端子排断开电流连片（低开关： ）；
20
在主变保护A屏端子排断开电流连片（公共绕组： ）；
二次安全措施票
单位：新疆电力公司检修压公司编号：
被试设备名称
主变保护A屏（PCS-978）
工作负责人
工作时间
月 日
签发人
工作内容：伊犁2好主变保护A屏PCS-978主变保护定检
安全措施：包括应打开及恢复的压板、直流线、交流线、信号线、联锁线和连锁开关等，按工作顺序用安全措施
2号主变冲击试验方案
2号主变冲击试验方案2号主变是变电站的关键设备，其正常运行对电网的稳定运行起着至关重要的作用。
为了确保主变在发生外部冲击时能够正常运行，必须对主变进行冲击试验，以验证其耐受外部冲击的能力。
冲击试验主要是通过模拟不同类型的外部冲击，如雷击、地震等，来检验主变的机械、电气性能是否符合要求。
下面是2号主变冲击试验方案的详细描述：1.试验目的验证2号主变在发生外部冲击时的稳定运行能力，检验其是否符合设计要求，确保其可靠性和安全性。
2.试验对象2号主变及其相关设备，包括绝缘材料、接地装置等。
3.试验环境试验设施应具备良好的排水和通风条件，确保试验过程中不会受到外界环境的干扰。
试验设备要求符合国家标准和相关规定。
4.试验方案4.1雷击试验模拟雷击对主变设备的影响，通过设备接地和避雷装置来验证其对雷击的抵抗能力。
测试主要包括雷击持续时间、雷击强度等参数。
4.2地震试验模拟地震对主变设备的影响，通过振动台或模拟地震波来验证其对地震的抵抗能力。
测试主要包括地震强度、频率、加速度等参数。
4.3强电磁干扰试验模拟强电磁干扰对主变设备的影响，通过施加不同频率和强度的电磁场来验证其对电磁干扰的抵抗能力。
测试主要包括电磁场强度、频率、持续时间等参数。
5.试验步骤5.1检查设备确保试验设备和周围环境符合试验要求，对主变进行全面检查，确保其状态良好。
5.2设置试验参数根据试验方案确定各项试验参数，包括试验时间、试验条件等。
5.3进行试验按照试验步骤，逐步进行各项试验，记录实验数据和实验过程。
5.4试验结束试验结束后，对试验数据进行分析，评估主变的耐受外部冲击能力，制定相应的改进措施。
6.试验结果分析根据试验数据和实验过程，评估2号主变的耐受外部冲击能力，对试验结果进行分析，评估主变的安全性和可靠性。
7.结论及建议根据试验结果，对2号主变的性能和安全性提出建议，指导进一步的改进和优化工作。
刘庄变电站2号主变绕组断股分析及处理
一
、
绕组 断 股 的测试 分 析
该变 压 器 型 号 为 Ｓ Ｚ Ｆ ７—３ ５ ０ １ ０ 接 线 组 别 为 ＹＮ ｄ ｌ 额 定 电 压 组 合 ： １ １ ０ ／ ， １ ，１； １ ０±３×２ ５ ． ％／ １ ．ｋ 保定 变 压器 厂 １ ９ ０ ５ Ｖ， ９ ０年 ８ 出厂 ， 月 出厂 序号 ： ９ Ａ ０—８ ０ —１ ８２ 。
９１ ．
７． ２ １ ４ ６ ４ ３
用 三 比值 法 计 算其 故 障编 码 为 １ ０ ２ 说 明 内部存 在 高 能 量 放 电 故 障 。试 验 人 员 更 换 了 直 阻 ・・，
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仪 ， 试结 果 依 然不 变 ， 除 了仪器 本 身故 障 因素 。随后 打 开 １ ｋ 测 排 Ｏ Ｖ侧 手 孔 门 ， 发现 异 常 ， 除线 未 拆 圈与 套 管连 接部 分 （ 引线 为铜 排螺 栓连 接 ， 同相 首 尾 同连 于一 套 管 上 ） 直 阻 ， 果 不 变 ， 除 该 不 测 结 排 了引线 与套 管 连接 不 良所 引起 的故 障 。初 步判 定 为手 孔 门 以下 引 线 或 线 圈 部 分 问题 。ｒ 远 大 于 ｌ ｒ 、 ａｒ 与 近似相 等 （ 对 误 差 在 规 定 范 围之 内 ） ｒ 应 为异 常结 果 ， Ｃ相 为 故 障 相 。造 成 Ｃ ａ ｒ ，ａ ｂｃ ｈ 相 ，ｂ ｃ 即 相 电阻 增 大 ： 、 一 引线铜 排 与 Ｃ相 绕组 引 出线连 接 不 良 ， 开焊 情 况 ； 、 组 本 身 有 断 股 。据 厂 家 有 二 绕 提供 ， 绕组 引 出点 与 铜排 连接 为磷 铜焊 接 ， 曾发 生过 第一 类故 障。 由于线 圈 为 ２ 未 ４根扁 铜 线并 绕 ， 根据 系 统短 路情 况 ， 结合 直 阻测量 结 果 的分 析 和计 算 ， 明 ｌ ｋ 相 绕 组 断 了两 股 。计 算 分 析 如 判 Ｏ ＶＣ
察尔森水库电厂2号主变故障处理
２ ２号 主变 故 障
两 台 主 变 压 器 从 １８ 发 电 投 运 以来 运 行 ９９年
一
直 比较稳定 ，０ ２ ２０ 年冬 ，因为该年水库蓄水 量
较 少 ， 以 ２０ 所 ０ ２年 １ １月－ ０３年 ４月 ， 厂 没 有 ２０ 电
２０ 年 年末时 发现 Ｂ相分 接头漏 油 ．后 经 过 紧 ０２
固 ， 测 试 结 果 来 看 Ｂ相 阻 值 偏 大 ， 紧 固 时 有 从 在
【 作者简介】 高光 军 （ ９０ ） 男 ， １７ 一 ， 内蒙古乌 兰浩 特市人 。 高级工 ， 主要从 事发 电 厂电 气设 备检 修 管理 工作 。
需 求 ， 费 了珍 贵 的 水 资 源 ， 济 损 失 严 重 。 浪 经
根据 《 电气设备预防性试 验规程》规定 ： ． １６
ＭＶ 以上 变 压 器 ．各 相 绕 组 电 阻 相 互 间 的差 别 Ａ
入东北 电网 ； 二是察 尔森～ 尔施线 ， 伊 主要 为阿尔 山市供 电； 三是察尔 森～ 呼尔勒 线 ． 主要 为扎赉特 旗 呼尔 勒镇供 电。一 台地 区变压 器 ． 容量为 ４００ ０
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２０ 年第 ｌ 期 （ ２ 卷 ２ ７ ） ０６ Ｏ 第 ４ ６期
［ 文章编 号 】０ ２ ０ ２ （ ０ ６）０ ０ ５ ２ １０ － ６ ４ ２０ １一ｏ ４ —０
东北水利水电
４ ５
察尔森水库 电厂 ２ 号主变故障处理
高光 军 ， 武建 洁 ， 军 赵
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东北水利水电 可能造 成触头位置改 变 ： 取变压器油样 进行 色谱
分析 。 发现总烃含量过高。 没 （ ） 主 变故 障可 能 造 成 的危 害 。 ２ ２号 变压 器 分
2号风机主变跳闸事故分析与处理
2号风机主变跳闸事故分析与处理作者：齐丽梅杨顺江来源：《科技创新导报》 2014年第12期齐丽梅杨顺江（河北钢铁邯钢集团邯宝能源中心河北邯郸 056000）摘要：该文主要针对线路——变压器组供电的大型同步电动机在运行过程中主变两次误跳闸事故原因、处理措施及效果等方面进行分析，拿出相关改进措施，有效解决电子式互感器在线变组专线供电中软硬件的设计、实施问题。
关键词：电子式互感器误跳闸反措措施中图分类号：TM772文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2014)04(c)-0073-01邯钢西区高炉鼓风机站有三台44MW的电动鼓风机，因供电电源点距离鼓风机站较远，均采用了线路——变压器组供电，由110kV输电线路直接送鼓风机站的三台50MVA降压变压器带电动风机运行，线路—变压器保护是选用当时技术虽说先进，但还不太成熟的电子式互感器，配备PST 1200变压器双主双备的保护装置，自2007年投运以来，鼓风机启动时曾发生保护误跳闸事故4次，鼓风机运行过程中误跳闸2次。
该文从运行中的两次跳闸事故原因、处理措施及效果等方面进行分析。
1 第一次事故跳闸事故现象：2011年10月23日上午125开关跳闸，经检查，保护A柜差动保护动作，保护B柜没有动作。
事故原因分析：设备厂家到现场调取装置内录波，经过分析研究，初步认为高压侧和低压侧回路和保护装置本身没有任何问题。
低压侧为电子式互感器，互感器二次输出的采样为微分小电压信号，通过智能单元的硬件积分回路处理后送给保护，当冲降压变时可能会有多次谐波干扰，加上硬件积分回路存在时滞问题，此时智能单元会造成采样点值突然放大（叠加很大的直流分量），从而导致现场保护装置跳闸。
处理方法：对现场低压智能单元采样回路进行反措，主要是去除硬件积分回路，信号积分通过智能单元CPU的FPGA部分处理，即利用软件积分较好的滤除直流分量。
试验方法：由于只更改低压侧采样回路，其他跳闸部分未动。
2号主变检修工作票
电气第一种工作票
□有限空间□A、B类设备□外包工程
No. 编号：
1、工作负责人：工作监护人（工作协调人）：班组：附页：张
2、工作班成员：共人
3、工作地点及主要设备名称：升压站2号主变处
4、工作内容：升压站2号主变检修
5、计划工作时间：自年月日时分至年月日时分
7、安全措施：
8、批准工作结束时间：年月日时分值长：
9、许可工作开始工作：年月日时分工作许可人：工作负责人：
10、检修设备试运：
11、工作负责人变更：原工作负责人离去，变更为工作负责人。
变更时间年月日时分。
工作票签发人：工作许可人：
12、工作班成员情况（工作负责人填写变更人员姓名、日期及时间）：
13、工作票延期，有效期延长到年月日时分。
工作负责人：值长：
14、工作终结，工作人员已全部撤离，现场已清理完毕。
全部工作于年月日时分结束。
工作负责人：工作许可人：
接地线（刀闸）共组，已拆除（拉开）组，未拆除（拉开）组，未拆除或未拆开的接地线（刀闸）的编号
值班负责人
15、备注：。
2号主变冲击试验方案
2号主变冲击试验方案一、试验目的与要求二、试验装置和设备1.主变电压2号主变电压为XX千伏，额定容量为XX兆瓦。
2.试验装置试验装置主要由电源装置、脉冲发生器、测量仪器以及保护系统组成。
其中，电源装置为电源输入，脉冲发生器用于模拟电网故障时的脉冲冲击，测量仪器用于记录主变在试验过程中的相关参数，保护系统用于监测主变运行状态。
三、试验步骤1.准备工作（1）检查试验装置和设备是否正常运行，保证其安全可靠。
（2）对主变进行预试验，确保其基本功能正常。
（3）安排试验时间和人员，确保试验的顺利进行。
2.试验准备（1）将主变与试验装置连接，确保连接牢固、接触良好。
（2）设置试验条件，包括电源输入和脉冲发生器的参数设定。
（3）对测量仪器进行校准和调试，确保其记录准确可靠。
（4）确认保护系统能正常监测主变的运行状态。
3.试验过程（1）开始试验前，确保主变处于正常工作状态。
（2）根据设定的试验条件，触发脉冲发生器，模拟电网故障造成的冲击。
（3）记录主变在试验过程中的电压、电流、温度和振动等相关参数。
（4）保护系统实时监测主变的运行状态，确保其在试验过程中不发生故障。
（5）观察主变的运行状况，记录任何异常情况。
4.试验结果分析（1）根据试验记录和保护系统的报警信息，分析主变在试验过程中的响应情况。
（2）结合试验要求和标准，评估主变的抗冲击性能。
（3）如果发现任何故障或异常情况，及时停止试验并进行维修或调整。
四、试验安全措施1.人员必须熟悉试验装置和设备的操作规程，严格按照规定进行操作。
2.试验过程中，必须保持周围环境安静，并严格禁止闲杂人员进入试验区域。
3.试验装置和设备必须通过安全检查，并确保其正常运行。
4.试验过程中，应有专人监控主变的运行情况，并及时采取措施处理异常情况。
五、试验总结与结论试验结束后，根据试验结果和分析，对主变的抗冲击性能进行评估，并提出相应的改进建议。
同时，总结试验过程中的经验和教训，为今后类似试验提供参考。
变电站双母线设备检修倒闸操作及安全措施的布置
变电站双母线设备检修倒闸操作及安全措施的布置发布时间：2021-11-17T07:02:48.699Z 来源：《新型城镇化》2021年21期作者：张帅[导读] 每年春秋两季，我单位都会组织对变电站电气设备进行清扫检修。
一般情况下，春季以电气设备预防性试验为主，秋季以设备的消缺为主。
国网山西省电力公司检修分公司 030000摘要：每年春秋两季，我单位都会组织对变电站电气设备进行清扫检修。
一般情况下，春季以电气设备预防性试验为主，秋季以设备的消缺为主。
我单位110kV变电站110kV、35kV母线系统大多为双母线双分段接线方式，设备清扫检修时，倒闸操作工作量大、检修安全措施布置繁杂，而且检修任务重、时间紧，检修作业安全风险比较高。
因此，设备倒闸操作是否合理高效、设备检修安全措施的布置是否齐全完备，成为变电设备检修质量与安全的重要一环。
本文总结了一种变电站双母线设备检修倒闸操作及安全措施布置的方法，供同行参考。
关键词：变电站；双母线；设备检修；倒闸操作；安全措施1供配电系统简介某110kV变电站有4台主变供电35kV母线系统，35kV系统采用双母线双分段接线方式，共有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线。
变电站正供电运行情况：1号主变通过3501断路器带35kVⅠ段母线及各馈出线路，2号主变通过3502断路器带35kVⅡ段母线及各馈出线路，3号主变通过3503带35kVⅢ段母线及各馈出线路，4号主变通过3504断路器带35kVⅣ段母线及各馈出线路；Ⅰ段TV(电压互感器)接于35kVⅠ段母线，Ⅱ段TV 接于35kVⅡ段母线，1号站用变通过其高压侧隔离开关分别接于35kVⅠ、Ⅱ段母线；Ⅲ段TV接于35kVⅢ段母线，Ⅳ段TV接于35kVⅣ段母线，2号站用变通过其高压侧隔离开关分别接于35kVⅢ、Ⅳ段母线；35kVⅠ、Ⅲ分段3500E，35kVⅡ、Ⅳ分段3500F，35kVⅠ、Ⅱ段母联3500A，35kVⅢ、Ⅳ段母联3500B热备用。
继电保护安全措施票_1
1X-14(B451)
（15）
1X-15(C451)
（16）
1X-16(N451)
（17）
1X-17( N451)
（18）
1X-18( N451)
2
打开电压端子：
（1）
2X-1(A641)
（1）
（1R-Aa1）
（2）
2X-3(B641)
（3）
（1R-Ab1）
（4）
2X-5(C641)
（5）
（1R-Aa2）
执行人：
监护人：
备注：
1X-3(C431)
（4）
1X-4(N431)
（5）
1X-5( N431)
（6）
1X-6( N431)
（7）
1X-7(A461)
（8）
1X-8(B461)
（9）
1X-9(C461)
（10）
1( N431)
（12）
1X-12( N431)
（13）
1X-13(A451)
龙兴电厂继电保护安全措施票
No. 工作票编号:BH—
工作内容
2号主变保护装置校验
被试设备及保护名称
2号主变保护装置
工作负责人：
工作票签发人：
计划工作时间
自年月日时分 至年月日时分
工 作 条 件
相关一次设备运行情况
2号主变2T已在停电检修态
被试保护作用的断路器
已断开2号主变高压侧龙301断路器
工作盘柜上的运行设备
（6）
2X-7(N640)
（7）
（1R-Ab2）
（8）
2X-9(L640)
（9）
（1R-Aa3）
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电气操作票
尼尔基发电厂发电部年月日NO：
模拟预演下令时间调度指令号下令人：受令人：
操作时间年月日时分终了时间：年月日时分操作任务2号主变做措施
V V 顺序指令操作项目时分
1.检查4号机出口13411刀闸三相在“分”位
2.检查3号机出口1331开关在“分”位
3.拉开3号机出口13311刀闸
4.检查3号机出口13311刀闸三相在“分”位
5.拉开3号机出口13311刀闸操作直流ZKK1小开关
6.检查2号厂用变高压侧13021刀闸在“分”位
7.检查2号主变同期切换方式SAS开关在“切除”位
8.退出2号机主变高压侧2202开关自动准同期合闸2XB保护压板
9.合上1号主变中性点接地22012刀闸
10.检查1号主变中性点接地22012刀闸在“合”位
11.检查2号主变中性点接地22022刀闸在“合”位
12.检查2号主变高压侧2202开关电流表指示正确 A
13.同意：拉开2号主变高压侧2202开关
14.拉开13.8KV母线II段电压互感器2次侧QA1、QA2小开关
15.拉开13.8KV母线II段电压互感器220V直流电源监视小开关
16.拉开13.8KV母线II段电压互感器13092三相刀闸
17.检查2号主变高压侧2202开关在“分”位
18.拉开2号主变高压侧22021刀闸
19.检查2号主变高压侧22021刀闸三相在“分”位
20.拉开2号主变中性点22022刀闸
21.检查2号主变中性点接地22022刀闸在“分”位
22.2号主变风冷电源切换SS把手切至“停用”位置
23.拉开2号主变风冷盘后F5、F6、F7、F8熔断器四只
备注：
操作人：监护人：值班负责人：值长：
电气操作票
尼尔基发电厂发电部年月日NO：
模拟预演下令时间调度指令号下令人：受令人：
操作时间年月日时分终了时间：年月日时分操作任务2号主变做措施
V V 顺序指令操作项目时分
24.在2号主变高压侧至2202开关间三相验电确无电压
25.在2号主变低压侧至13.8kv母线间三相验电确无电压
26.2号主变测绝缘：高压－地 MΩ T= ℃
低压－地 MΩ T= ℃
27.在2号主变高压侧2202开关至22021刀闸间三相验电确无电压
28.合上2号主变高压侧接地220217刀闸
29.在2号主变低压侧母线至电压互感器13092间三相验电确无电压
30.在2号主变低压侧母线至电压互感器13092间装设号接地线1组
31.拉开3号机旁动力盘2号主变风冷动力电源3409DK开关
32.检查3号机旁动力盘2号主变风冷动力电源3409DK开关在“分”位
33.拉开3号机旁动力盘2号主变风冷动力电源3409DK刀闸
34.拉开4号机旁动力盘2号主变风冷动力电源4409DK开关
35.检查4号机旁动力盘2号主变风冷动力电源4409DK开关在“分”位
36.拉开4号机旁动力盘2号主变风冷动力电源4409DK刀闸
37.退出2号主变第1套保护3、4、5、6、7软压板
38.退出2号主变第2套保护3、4、5、6、7软压板
39.检查2号主变第1套保护1XB、2XB、16XB、25XB、26XB在退出
40.退出2号主变第1套保护3XB、4XB、5XB、6XB、7XB、8XB、9XB、11XB、
12XB、13XB、14XB、17XB、19XB、22XB、23XB、27XB、28XB、30XB、
31XB保护压板
41.检查2号主变第2套保护1XB、2XB、12XB在退出
42.退出2号主变第2套保护3XB、4XB、5XB、6XB、7XB、8XB、9XB、11XB、
备注：
操作人：监护人：值班负责人：值长：
电气操作票
尼尔基发电厂发电部年月日NO：
模拟预演下令时间调度指令号下令人：受令人：
操作时间年月日时分终了时间：年月日时分操作任务2号主变做措施
V V 顺序指令操作项目时分
13XB、14XB保护压板
43.拉开2号主变第1套保护1CPU开入量电源1QF开关
44.拉开2号主变第1套保护主变本体保护电源1DK开关
45.拉开2号主变第1套保护1CPUA电源2QF开关
46.拉开2号主变第1套保护1CPUB电源3QF开关
47.拉开2号主变第1套保护双跳操作箱电源S1、S2开关
48.拉开2号主变第2套保护1CPU开入量电源QF小开关
49.拉开2号主变第2套保护1CPUA电源1QF小开关
50.拉开2号主变第2套保护1CPUB电源2QF小开关
51.拉开2号主变第2套保护打印机电源3QF小开关
52.拉开220V直流负荷B2屏2号主变1套保护工作电源开关
53.拉开220V直流负荷B2屏2号主变2套保护工作电源开关
54.拉开220V直流负荷B2屏2号主变本体保护工作电源开关
55.拉开220V直流负荷B4屏2号主变1套保护工作电源开关
56.拉开220V直流负荷B4屏2号主变2套保护工作电源开关
57.拉开全厂220V交流B7屏2号主变1套保护电源开关
58.拉开全厂220V交流B7屏2号主变2套保护电源开关
59.检查4号机保护跳1号主变高压侧开关5XB、6XB保护压板在退出
60.退出3号机保护跳1号主变高压侧开关5XB、6XB保护压板
61.退出母差保护跳2号主变高压侧开关2T1、2T2保护压板
62.检查失步振荡解列切4号机4XB压板在退出
63.退出失步振荡解列切3号机3XB压板
备注：
操作人：监护人：值班负责人：值长：
电气操作票
尼尔基发电厂发电部年月日NO：
模拟预演下令时间调度指令号下令人：受令人：
操作时间年月日时分终了时间：年月日时分操作任务1号主变做措施
V V 顺序指令操作项目时分
64.拉开2号主变24V信号直流1SKN刀闸
65.拉开2号主变24V试灯回路直流2SKN刀闸
备注：
操作人：监护人：值班负责人：值长：。