变电站现场运行通用规程智能设备部分.docx

1、变电站现场运行通用规程智能设备部分3.1智能变电站smartsubstation；采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全；3.2智能设备intelligentequipm；一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、；能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智；3.3隔离断路器disconnectingcir；触头处于分闸位置时，满足隔离开关要求的断路器；3.4电子式互感 3.1 智能变电站 smart substation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等

2、基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。3.2智能设备 intelligentequipment一次设备和智能组件的有机结合体， 具有测量数字化、 控制网络化、 状态可视化、 功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。3.3隔离断路器 disconnecting circuit-breaker触头处于分闸位置时，满足隔离开关要求的断路器。3.4电子式互感器 electronic instrument transformer一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，

3、以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.5电子式电流互感器electronic current transformer; ECT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。3.6电子式电压互感器electronic voltage transformer; EVT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。3.7电子式电流电压互感器electronic current & voltage transformer; ECVT一种电子式互感器，由电子式电

4、流互感器和电子式电压互感器组合而成。3.8智能组件intelligent component由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.9合并单元merging unit；MU用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元。3.10智能终端 smart terminal一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、隔离开关、

5、主变压器等）的测量、控制等功能。3.11智能电子设备 Intelligent Electronic Device；IED包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特定逻2辑接点行为且受制于其接口的装置。3.12交换机 switch一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。3.13 GOOSE Generic Object Oriented Substation EventGOOSE是一种面向通用对象的变电站事件。主要用于实现在多IED之间的信息

6、传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。3.14 SV Sampled value采样值。基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。3.15 就地安装保护 locally installed protection在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安装的继电保护设备。3.16站域控制 substation areacontrol通过对变电站内信息的分布协同利用或集中处理判断，实现站内自动控制功能的装置或系统。3.17 顺序控制 sequencecontrol发出整批指令， 由系统根据设备状态信息

7、变化情况判断每步操作是否到位， 确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。3.18 软压板通过装置的软件实现功能及出口等投退的压板3.19检修压板采用GOOSE出口技术的智能电子设备的检修压板，与常规站检修压板控制报文发送明显不同。在GOOSE报文中带装置“检修状态”位，接收GOOSE报文的智能电子设备检查报文与自身装置“检修状态”位的一致性，一致则动作，不一致则不动作。3.20设备状态监测 on-Line monitoringofequipment通过传感器、 计算机、 通信网络等技术， 获取设备的各种特征参量并结合专家系统分析，及早发现设备潜在故障。3.21状态检修 conditio

8、n-based maintenance状态检修是企业以安全、 可靠性、 环境、 成本为基础，通过设备状态评价、 风险评估，检修决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。34. 一次设备4.1 油浸式主变压器（电抗器）4.1.1 巡视与检查4.1.1.1变压器本体及调压开关油枕的油位应正常，符合油位与油温的关系曲线。4.1.1.2变压器本体油温、线圈温度及调压开关油温正常，温度计指示正确。4.1.1.3确保现场温度计指示温度、控制室温度显示装置、监控系统的温度三者基本保持一致，误差一般不得超过5。4.1.1.4本体、油枕、散热器、法兰、阀门、管路、瓦斯继电器等各部位无渗漏油、（水、气）

9、。4.1.1.5 套管油位、油色应正常，套管外部无破损、裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象、末屏接地线等连接正常。4.1.1.6变压器声音均匀，无异声。4.1.1.7变压器各连接引线、电缆、母线无异常，各连接点无发热现象、无搭挂异物。4.1.1.8瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间的连接阀门应打开。4.1.1.8呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，呼吸畅通（油中有气泡翻动）。对单一颜色硅胶，受潮变色硅胶不超过2/3。4.1.1.9压力释放装置完好，无喷油痕迹及动作指示。4.1.1.10有载分接开关的分接位置远方档位显示与机械指示一致，电源指示正常。4.1.1.11各冷却器散热片手感温

10、度应相近，风扇、油（水、气）泵运转正常，油（水、气）流继电器工作正常。4.1.1.12冷却器投入运行的冷却器组数恰当，与负荷及温度控制要求相适应。4.1.1.13冷却控制箱内各电源开关、切换开关投放位置正确，信号显示正确，无过热现象。4.1.1.14各控制箱和二次端子箱门应关严，封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置长期自动投入、运行正常。4.1.1.15户内变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常。4.1.1.16检查变压器各部件的接地应完好。4.1.1.17在下列情况下应增加对变压器进行特殊巡视检查：a)新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内。b)有严重缺陷时。c)变压器轻瓦斯

11、、油温过高、油位异常、过负荷、冷却装置故障等告警发信时。d)气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。e)雷雨季节，特别是雷雨后应注意检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙的动作情况。f)高温季节、高峰负载期间。4.1.2 运行注意事项4.1.2.1主变上层油温及允许过负荷值规定a)除了变压器制造厂家另有规定外，油浸式变压器顶层油温一般不应超过下表规定。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。4b)油浸式变压器在不同负载状态下运行时，应按照下表所列数据，控制变压器负载电流在正常额定电压、额定电流条件下运行，变压器各部位的温升限值应符合厂家要求，未明确时应符合下列规定：1）顶层油温升限值

12、(用温度传感器测量)：55K。2）绕组平均温升限值(用电阻法测量)：65K，绕组热点78K。3）油箱壁表面温升：70K。4）对于铁芯、绕组外部的电气连接线及油箱中的其他结构件，不规定温升限值。但仍要求温升不能过高，通常不超过80K，以免使与其相邻的部件受到热损坏或者使油过度老化。4.1.2.2主变冷却装置运行及定期切换注意事项a)不允许在正常运行带有负荷的情况下将强油冷却器（非片扇）全停，以免产生过大的铜油温差，使线圈绝缘受损伤。b)新装的强油循环风冷变压器要启动全部冷却设备使油循环一小时，在停泵排除残留气体后方可带电运行。c)新装、大修、事故检修或换油、大量补充油后的变压器，在施加电压前静止

13、时间不应少于以下规定：1）110（66）kV变压器：24 h2）220kV变压器：48 h3）500（330）kV变压器：72h4）750kV变压器：96hd)强油循环风（水）冷的变压器应将冷却器自动投切回路电源投自动状态（试验位置）。 e)强油循环风（水）冷变压器冷却装置全停跳闸回路按照定值单投入。f)强油循环风（水）冷的变压器，在各种负荷情况下投入的冷却器台数，应按制造厂要求投运。若冷却装置自启动回路失灵时应按此原则人工投入冷却装置。g)冷却系统必须有两个独立的能自动切换的工作电源，并应定期进行切换试验。变压器5冷却装置的定期切换试验规定：1）具有两路冷却装置电源的，每半年进行一次电源切换

14、试验。2）强油循环的冷却装置，油（水、）泵及风扇每季度进行一次工作、辅助及备用组的调换运行。3）自循环风冷的冷却装置，每年迎峰度夏前进行一次风扇运行状况检查。4.1.2.3主变停送电操作、并解列操作过程中的一般要求a)主变充电前，所有保护按规定先投入。b)主变停电操作，应先停负荷侧、后停电源侧。送电顺序与此相反。c)在110kV及以上中性点有效接地系统中，投运或停运变压器的操作，中性点必须先接地。d) 并列运行的变压器，在倒换中性点接地隔离开关时，应先合上未接地的变压器中性点接地隔离开关，再拉开另一台变压器中性点接地隔离开关。e) 新安装变压器，在投运以前冲击合闸应全电压冲击5次，更换绕组后的

15、变压器投行前应冲击3次，正常后投入运行。f)变压器的并列运行应满足以下条件：1）每台变压器的联结组标号相同。（联结组标号旧称联接组别、接线组别等）2）每台变压器的电压比相同，差值不得超过0.5%。3）每台变压器的阻抗电压（百分值）偏差小于10%。（阻抗电压又称短路阻抗、百分阻抗）电压比不等或者阻抗电压不等的变压器，任何一台变压器除满足GB/T1094.7和制造厂规定外，其每台变压器并列运行绕组的环流应满足制造厂的要求。阻抗电压不同的变压器，可以适当提高短路阻抗百分较高的变压器的二次电压，使并列运行变压器的容量均能充分利用。4.1.2.4瓦斯保护操作规定a)运行中重瓦斯保护应接跳闸。当变压器差动

16、保护停用时，不得将重瓦斯保护改接信号。 b)运行中的变压器在进行下列工作时，应先征得调度同意，将本体重瓦斯改接信号，才能许可工作，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸：1）变压器本体进行滤油、加油或放油工作。2）变压器本体瓦斯继电器进行检查或二次回路检查。3）当变压器本体油位计指示的油面有异常升高等情况，4）打开放气或放油阀门等工作时。5）更换变压器潜油泵。6）更换变压器滤油器的吸附剂。7）在进行更换呼吸器吸湿剂或拆动呼吸器检查等工作前应确认呼吸器畅通，否则也应将重瓦斯改接信号。c)变压器运行中，有载调压开关进行下列工作时，应先征得调度同意，将有载调压重瓦斯改接信号，才能许可工作，工作结束后应将重瓦

17、斯保护接跳闸：1）有载开关进行加油、放油。2）滤油装置检修。3）瓦斯继电器进行检查或二次回路检查。4）当有载调压开关油位计指示的油面有异常升高等情况，为查明原因由必要打开放气或放油阀门，检查呼吸器等工作时。4.1.3 检修后验收4.1.3.1检修和试验合格，有明确可以投运的结论。4.1.3.2检查变压器上无遗留物件、引线接头应；4.1.3.3检查主变本体及散热片是否冲洗，是否；4.1.3.4中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠；4.1.3.5变压器各部位阀门位置正确；4.1.3.6变压器本体、有载、套管油位指示正常；4.1.3.7有载调压开关应在投运前操作一个循环；4.1.3.8冷却装置主备电源切

18、换正确，试验冷却；4.1.3.9瓦斯继电 4.1.3.2检查变压器上无遗留物件、引线接头应紧固。4.1.3.3检查主变本体及散热片是否冲洗，是否清洁。4.1.3.4中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠。4.1.3.5变压器各部位阀门位置正确。4.1.3.6变压器本体、有载、套管油位指示正常。4.1.3.7有载调压开关应在投运前操作一个循环，检查动作正常。各相分接开关位置一致，符合调度要求，档位显示与机械指示相符。4.1.3.8冷却装置主备电源切换正确，试验冷却器运转良好、油流指示正确。4.1.3.9瓦斯继电器与油枕间的阀门在打开位置，继电器内充满油，二次小线无腐蚀、接地。4.1.3.10重瓦斯保护

19、的传动跳闸试验不得采用搭接点方式，必须采用按探针方式。4.1.3.11有载调压开关应在投运前操作一个循环，检查动作正常。各相分接开关位置一致，符合调度要求，档位显示与机械指示相符。4.1.3.12呼吸器内的矽胶无受潮变色，油封杯内油量适当，油色正常。4.1.3.13变压器就地及远方温度指示正确。4.1.3.14各控制箱和端子箱封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置自动投入。4.1.3.15无异常告警信号。4.1.3.16变压器新投运或经大修、滤油和换油后，投运前冷却器应全部运转一段时间，并提醒检修人员放气。4.1.3.17新装或变动过内、外连接线以及改变过结线组别的变压器，在并列运行之前必须核定相

20、位。4.1.4 异常及故障处理4.1.4.1声响异常的处理a)若变压器声响增大、但是音响均匀1）应检查电网电压波动，确定是否为电网电压过高或者波动引起。2）中性点不接地系统，电网单相接地或者铁磁共振等，可能造成电网电压波动。3）可能是变压器过负载、负载变化较大（大容量电动机、电弧炉启动等），可能造成电网电压波动。4）可能是电网谐波或者直流偏磁作用引起变压器声响增大。b)若变压器声响较大、而且伴有嘈杂音响1）应检查变压器铁芯、夹件松动的问题2）此时仪表指示正常，变压器油温与油位也无变化。经过检修试验专业人员检测确认变压器铁芯、夹件松动引起变压器声响异常后，应申请将变压器停运，进一步检查。c)若变

21、压器运行声响夹有放电的“吱吱”声1）检查变压器套管或者器身是否发生表面局部放电。2）若是套管的问题，恶劣气候或者夜间，可见到电晕或者蓝色、紫色的小火花，应在清除套管表面的脏污，再重新喷涂RTV涂料或者更换套管。3）如果是变压器器身问题，把耳朵贴近变压器油箱，则可能听到变压器内部由于有局部放电或者电接触不良而发出的“吱吱”或者“噼啪”声。此时应停止变压器运行，检查铁芯接地或者进行吊罩检查。d)若变压器运行声响中夹有水的沸腾声检查识别变压器绕组是否存在较为严重的故障或者分接开关接触不良，引发局部严重过热缺陷。确认变压器故障后，应立即申请停止变压器的运行，进行停电检修。e)若变压器运行声响中夹杂有不

22、均匀爆裂声时，既大又不均匀7检查识别变压器的器身绝缘是否存在有击穿现象。确认变压器器身绝缘故障后，应立即申请停止变压器的运行，进行停电检修。f)若变压器运行声响中夹有连续的、有规律的撞击或者摩擦声1）检查识别变压器的某些部件是否存在因铁芯振动，而造成机械接触。2）检查识别变压器箱壁上的油管或者电缆线路固定不牢引发撞击或者摩擦声。3）检查冷却风扇、油（水）泵的轴承磨损等发出机械摩擦的声音。4.1.4.2油温异常升高的处理a）发现变电站变压器油温异常升高告警信号后，立即到现场检查确认b)检查现场比对安装在变压器上的几只温度计读数，充分考虑气温、负载的因素，判断是否为变压器温升异常。确认变压器油温异

23、常升高，应完成如下工作：c）检查变压器的负载和冷却介质的温度，与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对d）核对变压器的测温装置准确度。e）检查变压器冷却装置或者变压器室的通风设施f）检查变压器有关蝶阀开闭位置是否正确，检查变压器油位情况。新安装或者大修后的变压器投入运行后，油温异常升高应重点检查此项目g）检查变压器的气体继电器内是否积聚气体，瓦斯保护是否动作h）由于变压器冷却系统故障造成顶层温度升高、且运行中无法修复，应将变压器停运检修。若不能立即停运检修，则应按照变电站现场运维规程规定，调整变压器的负载至允许运行温度的容量，并尽快安排处理。i）由于变压器过负载引起顶层油温升高、超过105时

24、，应立即向当值调度汇报采取降低负载措施。4.1.4.3油位不正常的处理发现变压器油位发生下列缺陷，应立即报告，然后查明原因。a）发现变压器的油位与油温不对应、且油位显著降低，应检查储油部件是否存在严重渗漏缺陷。b）发现呼吸系统不畅、油位异常升高，应做好防止重瓦斯保护误动措施。c）发现温度上升可能超出油位计指示极限，应检查呼吸器是否不畅造成假高油位。 d）发现带有胶囊油位计油位不正常，应检查油位计内是否缺油或者呼吸塞堵塞。4.1.4.4冷却装置缺陷的处理发现变压器冷却装置存在下列缺陷，应立即按照流程汇报，等候运维检修部门安排处理。在缺陷未消除前，加强设备巡视检查，适当缩短巡视周期，注意跟踪监测缺

25、陷发展趋势，避免缺陷发展形成设备故障。a）冷却装置异常，可能造成油浸式变压器顶层油温升高，超过制造厂家规定或者顶层油温在额定电压下的一般限值。b）变压器风冷装置电动机出现故障不能正常运转时，应检查电动机电气回路、电动机本体，及其电动机等有关附件。c）变压器强油(水)循环风冷却器表面污垢严重，管束间堵塞的杂物运维人员不具备清理能力。d）变压器强油冷却装置运行中出现过热、振动、杂音及严重渗漏油、漏气等现象。 e）变压器强油冷却装置潜油泵轴承或者叶片磨损严重，需要吊罩检查变压器，使用油冲洗变压器内部。4.1.4.5变压器压力释放装置动作a)变压器的气体继电器和差动保护未动作、压力释放阀发生冒油设备缺

26、陷时，变电运维8人员应做下列检查：1）检查变压器本体与储油柜连接阀门是否已开启、呼吸器是否畅通、储油柜内气体是否排净，防止由于假油位引起压力释放阀动作。2）检查压力释放阀的密封是否完好，必要时由检修人员更换密封胶垫。b)变压器的重瓦斯保护动作跳闸、压力释放阀发生冒油设备缺陷时，在未查明原因、故障未消除前，不得将变压器投入运行。若发现变压器内部具有明显故障象征时，应作进一步检查。4.1.4.6套管渗漏、油位异常和末屏放电的处理a)变压器存在如下设备缺陷时，应立即按照规定申请停运，待设备缺陷消除并试验合格后方可重新投运变压器：1）套管严重渗漏或者瓷套破裂，需要更换套管、做电气试验时。2）套管油位异

27、常下降或者升高，包括利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏（即套管油与变压器油已连通），需要吊套管处理时。3）套管末屏有放电声，需要对该套管做试验或者重新进行末屏可靠接地时。4）大气过电压、内部过电压等引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹时。4.1.4.7变压器铁芯缺陷的处理a)定期测试变压器铁芯接地电流，当铁芯接地点的接地电流100mA时，应列为设备缺陷进行跟踪管理。b)如果变压器铁芯绝缘电阻降低短期不能处理，不论铁芯接地点是否有接地电流，均应在铁芯接地回路串入限流电阻，防止环流损伤铁芯。铁芯接地点有接地电流时，应将电流限制在100mA以下。c)如果变压器的铁芯多点接地，尽管已经采取了

28、限流反事故措施，仍应加强跟踪变压器本体油的色谱监测，缩短色谱监测周期，监视变压器的运行情况。4.1.4.8变压器轻瓦斯动作的处理a)变电站变压器轻瓦斯保护动作发出告警信息后，还应检查有无其他信号发出，做好记录，然后按照流程汇报。同时通知运行人员到达现场检查设备。b)变压器轻瓦斯保护动作发出告警信号后，并且发信时间间隔逐次缩短，则说明变压器内部故障正在发展。这时应向当值调度申请将变压器停运检查。c)变电运行人员应到现场检查变压器气体继电器内是否有气体并记录气体量，检查油枕油位判断变压器是否缺油，做好记录。查看现场有无施工、检修作业等可能造成轻瓦斯保护误动的因素。d)提前做好安全措施布置工作，以便

29、于检修试验人员到达现场后及早完成取气化学分析和提取油样做气相色谱分析等检查试验工作。e)根据检修试验专业人员化学、色谱分析结果和综合判断，按照运维检修部门的安排向所辖当值调度申请，将变压器负载转移后停运检查试验。f)变压器轻瓦斯动作处理注意事项1）若气体继电器内无气体，应检查二次回路是否良好，现场是否存在造成轻瓦斯保护动作的检修、试验工作。2）变压器的有载调压装置的轻瓦斯动作，如气体是空气，变压器可以继续运行，动作频繁应分析原因。如果排气后未经调压操作而轻瓦斯重复动作，则禁止进行调压操作，做进一步检查分析。3）强油风冷变压器发生轻瓦斯频繁动作发信时，应注意检查强油冷却装置油泵负压区渗漏。4.1

30、.4.9无须调度命令，即可停运变压器的故障9a)变压器声响明显增大，很不正常，内部有强烈的爆裂声。b)变压器严重漏油或者喷油，油面迅速下降，低于油位计的最低油位指示限度。c)变压器套管有严重破损和放电现象。d)变压器冒烟着火。e)发生危及变压器安全的故障，变压器有关保护装置拒动时。f)变压器附近的设备着火、爆炸或者发生其他情况，严重威胁变压器时。g)变压器储油柜或者安全气道喷油。h)有载调电压互感器压器调压操作后，有载调压装置的轻瓦斯保护动作发出信号，同时发现内部有打火放电声、冒烟等到情况。i)强油循环变压器冷却系统因故障全停，油温超过厂家规定温度和运行时间。j)停运变压器前，同时根据变压器故

31、障部位、危急程度、变电站接线方式和当前负载等实际情况，做出如下处理：1）安装有备用变压器时，应先投入备用变压器，立即切断故障变压器。2）变压器分列运行时，应设法合环将故障变压器的负载转移至非故障变压器运行。当运行变压器超负载时，遵照事故过负载的规定进行处理，必要时汇报调度依据调度命令采取限负载措施。3）变压器并列运行时，应立即断开故障变压器。此时运行的变压器超负载时，遵照事故过负载的规定行处理，必要时汇报调度依据调度命令采取限负荷措施。4）变压器起火初期，首先应检查变压器各侧断路器是否已跳闸。否则应立即拉开故障变压器各侧断路器，立即停运冷却装置，并迅速采取灭火措施，防止火势继续蔓延。必要时开启事故放油阀排油。5）处理设备故障的整个过程，应首先保证人身安全。4.1.4.10本体重瓦斯的动作处理a)运维人员立即到达变电站现场。检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等，检查气体继电器内部有无气体积聚，检查变压器本体油温、油位变化情况。b)确认变压器重瓦斯动作各侧断路器跳闸后，应立即停运强油风冷变压器的潜油泵。 c)认真检查