变电运行转检修仿真实训报告Word格式文档下载.docx

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实训报告成绩（20%）

总成绩

（总分100分）

指导教师签名

备注

变电运行仿真实训目的及任务I

1.220kv仿真变电站软件简介

1.1软件简介

软件最主要的功能特点是实现了集控站监控和遥控变电站的功能。

该仿真系统精心设计了典型的标准倒闸操作题目、故障处理、异常处理题目。

本仿真软件以给定操作任务然后由运行人员完成这样一种方式，模拟出实际的操作过程，以此来加强运行人员的实际操作能力，判断、处理故障的能力。

如果在操作过程中发生误操作，软件系统会立刻给出故障现象及启动事故音响，在集控站的信息窗口会显示由于误操作所引起的保护动作，用户对误操作所产生的后果有一个直观的认识和学习过程。

通过使用本软件，用户可以提高对变电运行的认识和应付突发事件的能力。

二次回路图纸讲解部分讲述了常规型及微机型二次设备，对常用的继电保护装置和新型的微机综合自动化保护装置的图纸进行了详细的讲解.

1.2软件使用

本软件保留了原有110kV、220kV变电站多媒体仿真培训软件的倒闸操作、故障处理、二次回路讲解、系统维护等功能。

同时在性能上有了很大的提高，它可以实现以往仿真软件所不具备的两个重要功能，即：

1、主站对分站的监视；

2、主站对分站的遥控

若有多机通过网络互连，可进行多机操作。

多机操作的设置包括“集控站”和“变电站”两个选项。

若选择“集控站”则进入主站环境，若选择“变电站”则进入子站环境。

主站和子站配以适当的设置，即可在相互连机的不同微机之间实现上述的两个主要功能。

2.变电站的巡视

2.1变电站的日常巡视

。

1．主变日常巡视检查项目

（1）检查油色应淡黄透明。

（2）检查油位计在规定温度范围，无突变。

（3）检查油温变化应正常，油温应在（#1主变为75℃、#2主变为85℃）以下。

（4）检查有载调压装置正常，位置、动作情况均正常。

（5）检查各部应无渗漏油。

（6）检查声音应正常，无杂音，本体无渗漏油，吸潮器硅胶颜色正常，无受潮变色。

（7）检查引线接点应无发红、发热、氧化变色，无断股、松股。

（8）检查大小瓦斯继电器无气体，无渗漏油及瓦斯电缆引线无腐蚀现象。

（9）检查冷却器完好，满足散热要求，无漏油渗油现象。

（10）检查冷却器主分控制箱门关闭紧密，低压母线接触器、热继电器、保险接点无过热发红，冷却器控制开关与运行冷却器相对应。

（11）检查风扇潜油泵声音正常，无反转、过热漏油和擦壳现象，流速继电器运行正常，无漏油，连接电缆无腐蚀现象。

（12）检查外壳接地良好。

（13）检查套管油位、油色正常，无严重污染、无渗漏油、破损裂纹和放电痕迹。

（14）检查瓦斯继电器、冷却器上下阀门应开启

（15）检查主变滤油或加油前，应先将重瓦斯压板退出；

待主变运行24小时将油中空气排出后，再投入跳闸位置；

2、电流互感器的日常巡视检查项目

（1）电流互感器的接头应连接良好，无过热松动现象。

二次侧无开路。

（2）电流互感器在运行中，应无声音。

注意其内部有无异常放电声音，如果听到电流互感器发生铁芯振动的声音，或者听到类似小容量变压器充电后发出的声音时，应考虑电流互感器是否发生了二次开路、绝缘损坏放电、铁芯夹紧螺丝松动等。

（3）检查电流互感器的油位、油色应正常。

注意油质试验情况、有无渗漏油现象。

若油位看不清楚，或油位过低,应查明原因或及时加油。

电流互感器的吸湿器应正常。

硅胶若已变色应及时更换。

（4）检查电流互感器瓷质部分，应清洁完整，无破损及放电现象。

（5）检查电流互感器的电容末屏及二次侧接地线应良好、可靠、无松动断裂。

（6）注意三相电流表的平衡情况，有无过负荷。

3、电压互感器的日常巡视检查项目

连接在母线上的电压互感器，如发生故障，相当于母线故障，必须注意巡视。

（1）电压互感器绝缘子应清洁、完整、无损坏及裂纹，无放电现象。

（2）电压互感器外壳是否无漏油，油位指示是否正常，若油位看不清楚，应查明原因。

（3）电压互感器内部声音应正常。

膨胀器有无拉长。

（4）高压侧引线的接头连接应良好，不应过热，二次回路的电缆导线不应损伤，高低压熔断器（或低压侧空气开关）及其并联电容器应完好。

（5）电压互感器的二次侧和外壳接地良好。

二次出线的端子箱的门应关好。

4、油断路器日常巡视检查项目

（1）瓷套表面清洁无裂纹，无放电痕迹，内部无异常声音。

（2）SW6－220（110）型少油开关三角箱无渗油。

（3）油色透明无碳黑悬浮物，本体套管的油位在指示器下限以上。

（4）本体无渗漏油痕迹，放油阀门关闭无渗油。

（5）防雨帽无鸟窝。

（6）各连接点无松动、过热现象。

（7）开关分、合闸指示器应正确，与实际运行相符。

（8）排气装置应完好。

（9）接地引线应完好无锈蚀。

（10）设备附近无呆草或呆物。

5、隔离开关的日常巡视检查项目

（1）隔离开关的瓷绝缘应完整无裂纹和无放电现象，引线无断股，松股现象。

（2）隔离开关的操作机构，包括操作连杆及部件，应无开焊、变形、锈蚀和脱落形象，连接轴销子紧固螺母等应完好。

（3）闭锁装置应完好，销子应锁牢，辅助触头位置应正确且接触良好，机构外壳等接地应良好。

（4）接地刀闸三相接地刀口是否紧固，接地是否良好，接地体可见部分是否良好，有无断裂现象。

（5）隔离开关辅助接头动作良好，位置是否与实际相符，接触是否良好。

（6）三相是否在同一水平上，拉开角度或距离足够，并且三相操作同阴性良好。

（7）隔离开关合闸后触头应接触良好，在额定电流下，温度不应超过70℃。

6、避雷器（避雷针）的日常巡视检查项目

（1）瓷套表面是否清洁、完整，有无放电痕迹和裂纹。

（2）接地是否完整，有无放电痕迹和裂纹。

（3）均压环有无松动、锈蚀。

（4）放电记录器的指示数字有无变化，若发现缺陷作好记录。

（5）泄漏电流表指示正常。

（6）避雷针支架应无断裂、锈蚀、倾斜，基础牢固。

（7）避雷针接地引下线应连接牢固、无锈蚀。

2.2变电站的定期巡视

1、电流互感器的定期巡视

（1）电流互感器端子箱内有无异常端子，有无松脱异常。

（2）检查电流互感器的接头接点温度。

2、电压互感器的定期巡视

（1）电压互感器端子箱内有无异常，PT二次小开关有无跳闸。

（2）电压互感器端子箱内加热器是否按要求投入和整定。

（3）检查电压互感器接头的接点温度。

3、隔离开关的定期巡视

（1）检查操作机构箱内有无异常，热偶继电器有无动作，二次接线、端子接线是否完好，加热器是否完好。

（2）隔离开关和接地刀闸的操作传动连杆连接是否正常，齿轮，涡轮，蜗杆，限位杆，挡钉等零部件是否完好。

（3）检查控制回路导线，辅助开关，接触器，热继电器，按钮，行程开关等电器元件是否完好。

4、避雷器的定期巡视

定期巡视除完成日常巡视工作的内容外，还应记录避雷器的动作次数以及氧化锌避雷器运行中的泄露全电流值。

5、断路器的定期巡视

（1）LW6A\LW\10B型断路器液压机构箱内所有液压连接管道，阀体，连接头，液泵等处有无漏油现象，LW15型断路器有无漏气现象。

（2）记录液压机构箱内断路器操作计数器和液泵启动次数计数器的数据。

（3）检查断路器接点的街头温度.

2.3变电站的特殊巡视

1、主变的特殊巡视检查项目

（1）过负荷：

监视负荷、油温和油位的变化，接头接触应良好，试温蜡片（贴有试温蜡片时）无熔化现象。

冷却系统应运行正常。

（2）大风天气：

引线摆动情况及有无搭杂物。

（3）雷雨天气：

瓷套管有无放电闪络现象，避雷器放电记录器有无动作情况。

（4）大雾天气：

瓷套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分。

（5）下雪天气：

根据积雪溶化情况检查接头发热部位及时处理冰棒。

（6）大短路故障后：

检查有关设备、接头有无异状。

2、断路器的特殊巡视检查项目：

（1）新投运断路器的巡视检查周期应相对缩短，投运72小时以后转入正常巡视。

（2）夜间闭灯巡视，每日一次。

（3）气候突变，增加巡视。

（4）雷雨季节，雷击后应进行巡视检查。

（5）高温季节，高峰负荷期间应加强巡视。

（6）遇有重要保电任务时，应增加巡视次数。

（7）存在异常或障碍时，应增加巡视次数。

（8）断路器故障跳闸后，应着重检查灭弧介质有无异常，分、合闸位置指示是否正确，支持绝缘子有无损坏，各部件有无松脱现象。

3、隔离开关的特殊巡视检查项目

（1）隔离开关通过短路电流后，应检查隔离开关的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。

（2）下雪或冰冻天气，隔离开关接触处是否积雪立即熔化，瓷瓶是否有冻裂现象。

（3）大雾、阴雨天气的夜间，隔离开关上的瓷瓶是否有放电及电晕声音。

（4）大风时,注意引线有无摆动,有无落物,能否保持相间或对地距离.

（5）高峰负荷时，隔离开关接头及接触处是否有发热烧红现象。

4、电流互感器的特殊巡视检查项目

电流互感器在过负荷运行或故障电流通过之后，应检查其瓷质绝缘有无破损、裂纹、放电痕迹和接头熔化现象，油色，油位是否正常，是否喷过油，油色是否透明有无碳黑悬浮物。

5、电压互感器的特殊巡视检查项目

（1）发生事故时应检查电压互感器有无异味，引线接头是否有发热烧伤痕迹，瓷瓶是否有损伤或裂纹现象。

（2）雷雨天气，瓷瓶是否有放电闪络现象

（3）下雪或冰冻天气，户外电压互感器接头是否积雪熔化，瓷瓶是否有冻裂现象。

（4）大雾或阴雨天气，瓷瓶是否有放电打火及电晕声音。

（5）大风天气，互感器是否有杂物。

（6）高峰负荷时，引线接头是否有烧红，发热现象。

6、避雷器雷雨天气后的特殊巡视检查项目

引线是否松动、本体是否有摆动，均压环是否歪斜，瓷套管有无闪络、损伤、放电记数器的动作情况。

避雷针有无倾斜、摆动、接地线损伤等。

3.变电站电气设备的倒闸操作

3.1变电站电气设备倒闸操作要求

1、调度操作指令要由有权发布指令的调度值班员（所属调度单位发文公布）发布；

操作人和监护人必须由上级部门批准并公布的合格人员担任。

2、现场一次、二次设备要有明显标志，包括设备命名、编号、铭牌、操作转动方向、切换位置的指示以及区别电气相色的标色。

3、变电所、中心集控站、发电厂电气控制室或集控室要有与现场设备实际接线一致、运行状况相符的模拟操作图，二次回路原理和展开图。

一次模拟图上应能表明主要电气设备的命名编号、实际状况和接地线的装设位置。

4、倒闸操作要有明确、合格的操作依据（调度下达或根据工作票要求）。

5、要有统一的、确切的调度术语和操作术语，并使用普通话。

6、要有合格的操作工具、安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置、专用的接地线装设地点）。

一次设备应设有可靠的电气防误装置。

3.2变电站电气设备倒闸操作流程

1、调度办法操作任务，值班员接受并复诵无误；

2、操作人查对模拟图版，填写操作票；

3、申票人申票，发现错误应由操作人重新填写；

4、监护人与操作人相互考问和预想；

5、调度正式发布操作指令，并复诵无误；

6、按操作步骤逐项操作模拟图，核对操作步骤的正确性；

7、准备必要的安全工具、用具、钥匙，并检查绝缘板、绝缘靴、令克棒、验电棒等；

8、监护人逐项唱票，操作人复诵，并核对设备名称编号相符；

9、监护人确认无误后，发出允许操作的命令“对，执行”；

操作人正式操作，监护人逐项勾票；

10、对操作后设备进行全面检查；

11、向调度汇报操作任务完成并做好记录，盖“已执行”章；

12、复查、评价、总结经验。

3.3变电站电气设备倒闸操作

3.3.1接令。

倒闸操作必须根据当值调度员的命令进行，操作完毕后应立即向调度员汇报。

只有在危及人身安全和严重威胁设备安全紧急情况下，才可自行断开电源，但事后必须立即向有关调度和站领导汇报。

接受调度预发令应由当值正班接令。

接令时要记录清楚调度员所预发的任务，弄清操作目的、意图，将命令内容记入调度命令记录薄，然后接令人根据记录内容逐项向调度复诵核对无误。

接受调度命令时，应做好录音。

如果认为该命令不正确时，应向调度员报告，由调度员决定原调度命令是否执行。

但当执行该项命令将威胁人身、设备安全或直接造成停电事故，则必须拒绝执行，并将拒绝执行命令的理由，报告调度员和本单位领导。

3.3.2填写操作票。

当值正班接令后应向监护人和操作人布置操作任务。

操作人要核对模拟图、有关图纸资料和典型操作票等进行写票。

写票在五防机上进行。

3.3.3审票。

操作人写好操作票，先自己审核，正确无误后将其打印，并在操作人栏签名，记录填写操作票的时间，并在倒闸操作票最后一项下面左边平行盖“以下空白”章交监护人（正班）和值班负责人逐级审核签名。

对上一班预开的操作票在本班操作，各类人员必须重新审核签名。

3.3.4调度员正式发布操作命令。

调度员正式向当值正班发布操作命令。

当值正班按照接令规定，接受调度命令。

布置开票审票或者使用已经填写好的操作票转入操作程序。

3.3.5核对性模拟预演。

操作前操作人和监护人应在主接线图前按照操作票所列顺序唱票预演，再次对操作票的正确性进行核对，无误后将信号传入电脑钥匙。

按照“三查”记录的规定逐项检查操作涉及的“安全措施、安全思想、安全工器具”是否合格。

核对完毕后打勾并签名。

3.3.6监护人填写倒闸操作开始时间后，操作人配带好安全工具，监护人携带操作票及电脑钥匙与操作人同到操作地点。

3.3.7现场实物核对：

操作人和监护人一起至被操作设备前进行三项核对，即核对设备名称、编号及位置。

3.3.8实际操作。

以上步骤完成后，记录操作开始时间，然后在操作设备前由监护人按操作票上顺序高声唱票，每次只准唱一步，操作人听到操作命令同时手指被操作设备，逐字高声复诵。

监护人看到并听到操作人复诵正确后，发出“对，执行”的命令，操作人方可进行操作。

设备上有五防装置者，应由监护人在发布“对，执行”命令后再开锁进行操作。

3.3.9逐项唱票。

每一步操作执行完毕后，监护人应在现场检查操作的正确性，然后由监护人用钢笔在操作票上已操作步骤的“检查栏”处打上“√”。

3.3.10查清疑问。

操作中发生疑问时，应立即停止操作，并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作。

不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。

由于设备原因不能操作时，应停止操作，检查原因，不能处理时应报告调度和生产管理部门。

禁止使用非正常方法强行操作设备。

在倒闸操作过程中防误闭锁装置出现异常时，必须停止操作，应重新核对操作步骤及设备编号的正确性，查明原因，确系装置故障且无法处理时，履行审批手续后方可解锁操作。

3.3.11所有操作项目执行完后，监护人记录操作完成时间。

3.3.12汇报。

操作告一段落，检查所有操作过的设备，确认符合操作要求，监护人在应立即在操作票最后一项下面右边平行盖“已执行”章（若出现操作因故中断的情况，“已执行”章仍然盖在整个操作票的最后一项下面右边位置处）。

若恰好填写完整页操作票，则“以下空白”章和“已执行”章应平行盖在“备注栏”的左边和右边位置处。

盖好章后监护人方能向变电站值班负责人汇报操作任务完成情况和操作结束时间，然后变电站值班负责人向调度值班员汇报操作任务完成情况和操作结束时间，并在值班记录上作记录。

3.3.13操作完毕，由当值人员填写相关记录。

4.变电站电气设备的异常运行及事故处理

4.1变电站电气设备的异常运行分类

4.1.1变压器有下列情况之一者应立即停运。

（若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行。

）

4.1.1变压器声响明显增大，很不正常，内部有暴裂声。

4.1.2严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。

4.1.3套管有严重的破损和放电现象。

4.1.4变压器冒烟着火。

4.1.5当发生危急变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。

4.1.6变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。

2瓦斯保护装置动作的检查处理

瓦斯保护动作时，会发出主变各侧跳闸信号，及“瓦斯保护动作”告警信息，主变各侧表计为零的现象。

此时值班人员首先解除开关的变位信号，并报告调度，同时应立即对变压器进行外部检查，注意有无喷油、冒烟、漏油、并观察主变的油位、油色及油温的变化情况；

并将主变改检修，做好安全措施，以便检修人员进行检查。

3差动保护动作的检查处理

差动保护动作时，会发出主变各侧跳闸信号，及“差动保护动作”告警信息，主变各侧表计为零的现象。

此时值班人员首先解除开关的变位信号和复归保护信号，并报告调度；

同时应立即对主变差动保护区的套管、导线、流变、开关、闸刀、接头等有无放电和烧伤痕迹，主变、流变、开关的油位、油色、油温有无异常情况等；

找到并隔离故障点，做好安全措施，以便检修人员进行检查。

4瓦斯、差动保护同时动作的检查处理

瓦斯、差动保护同时动作时，一般主变一定有故障，应对主变压器进行全面检查，检查方法按主变瓦斯和主变差动保护动作时的方法。

5压力释放动作处理；

主变压力释放动作重点检查无喷油、油色、油温有无异常情况等。

6主变本体着火的处理

4.6.1将主变改为冷备用；

4.6.2停用冷却器；

4.6.3手动开启主变消防报警系统。

手动/自动按钮严禁操作，正常应在手动位置（手动指示灯亮），可实现对1号主变本体（1号地址、2号地址）和2号主变本体（4号地址、5号地址）的温度进行检测，只要温度达到105℃时，即发出报警。

其中3号地址为1号主变手动报警按钮、6号地址为2号主变手动报警按钮、7号地址为SP室手动报警按钮。

接到火警后，应先根据报警地址号确认几号主变有火警,然后按1号、2号主变动力阀启动按钮,再按1号主变启动阀启动按钮（启动1号主变泡沫释放阀）或者2号主变启动阀启动按钮（启动2号主变泡沫释放阀），即可实现对1号主变本体或者2号主变本体的喷淋；

如果装置打在自动位置，自动选择打开加压阀和泡沫释放阀，完成对1号主变本体或者2号主变本体的喷淋。

操作箱内有一个交流电源开关、备用电源（直流电源）开关，正常时都送上，面板上“交流指示”“直流指示”灯亮，任何一路电源消失，面板上“交流故障”或“直流故障”灯亮。

4.6.4消防报警系统的操作注意事项：

1本变电所火灾报警控制系统具有自动和手动功能，但鉴于消防误喷对带电运行的变压器伤害较大，甚至会引起主变故障，所以运行时均采用火灾自动报警，人工确认后手动打开相应的控制阀进行泡沫喷淋灭火。

2在一般情况下，联动主机应处在手动状况下，防止误报警产生误动作。

3所有报警、联动设备平时应处于正常工作状态，不得随意关闭。

4火警报警后，经检查无火警时，应确认喷淋系统在手动位置才能按复位键。

5在交流电源失去、直流电源供电情况下，喷淋装置运行最多不能超过2小时。

4.6.5消防设备的正常检查项目：

1储液罐液位正常。

2动力源、启动源正常。

3电磁阀门正常。

4.2变电站电气设备的异常运行处理

1、发生事故时，值班员应该坚守岗位，密切监视设备运行状态，及时对仪表、信号、保护动作掉牌及设备的异常情况并做好记录,对调度管辖的设备发生事故时,应立即汇报调度。

2、事故处理要沉着冷静,正确判断分析事故原因。

3、变电站值班员应该按调度命令执行操作任务,若认为调度命令不正确时,应向调度指出。

如果调度坚持命令正确无误,值班员应立即无争辩地执行命令。

4.3变电站电气设备的事故的分类

1、主要电气设备的绝缘损坏事故；

2、电气误操作事故；

3、电缆头与绝缘套管的损坏事故；

4、高压断路器与操作机构的损坏事故；

5、继电保护及自动装置的误动作或因缺少这些必要的装置而造成的事故；

6、由于绝缘子损坏或脏污所引起的闪络事故；

7、由于雷害所引起的事故；

8、由于倒杆、倒塔所引起的事故；

9、导线及架空地线的断线事故；

10、配电变压器事故；

11、隔离开关接触不良或机构失灵引起的事故。

4.4变电站电气设备的事故的处理

事故是指整个系统或其中一部分的正常工作遭到破坏，以致造成对用户少送电、停止送电或电能质量降低到不能允许的地步，甚至造成设备损坏和人身伤亡。

在电力系统中为了提高供电可靠性，防止造成严重后果，一旦发生故障，必须迅速并有选择性地切除故障元件。

1、变压器着火事故

将变压器从系统中隔离，并立即采取正确的防火措施。

如果是油溢在变压器顶盖上着火，则应打开变压器下部的房油阀放油，并将油引入储油柜内，采取措施防止再燃，应使用1211泡沫灭火剂以及干粉等不导电的灭火剂。

为防止从变压器流出的油着火，变压器油坑内应放卵石，起到降温散热的作用。

2、电压互感器（PT）的事故处理

当PT发生下列严重事故时，应立即停用，并向上级汇报。

注意在停用P时严禁用取高压熔断器的办法，应使用PT本身的隔离开关使PT退出运行。

1、PT一次熔断器连续熔断。

2、PT漏油、漏胶、瓷套管破碎、外部放电。

3、PT着火、冒烟、有糊焦味。

3、电流互感器（CT）的事故处理

当CT发现下列故障时，应立即汇报上级，并切断电源进行处理。

1、内部发出异味或冒烟、着火；

2、内部有放电现象，声音异常或引线与外壳间有火花放电现象；

3、主绝缘发生击穿，造成单相接地故障，4、充油式CT漏油、漏胶。

4、电力电容器的事故处理

常见故障有：

1、电容器外壳膨胀鼓肚或渗油；

2、电容器套管破裂，发生闪络有火花；

3、电容器内部短路、声音异常或喷油起火；

4、电容器外壳温度高于55℃以上，示温蜡片熔化。

事故的处理方法有：

1、电容器喷油、爆炸起火时，应立即断开电源，并用沙子或干式灭火器灭火。

此类事故多是由于系统内、外过电压，电容器内部严重故障所引起的。

电容器不得使用重合闸，跳闸后不得强送。

2、开关跳闸，而分路熔断器未断，应对电容器放电3分钟后，在检查断路器、CT、电缆及电容器外部等情况。

若还找不到问题，则应进行检查试验。

3、当熔断器熔断时，应向调度汇报，待取得同意后，在拉开电容器开关。

在切断电源并对其放电后，先进行外部检查，如套管的外部有无闪络痕迹、外壳是否变形、漏油及接地装置有无短路等，后用绝缘摇表摇测极间及极对地的绝缘电阻值。

如未发现故障痕迹