DLT 969变电站运行导则.docx

1、DLT 969变电站运行导则变电站运行导则1范围 本导则规定了变电运行值班人员及相关专业人员进行设备运行、操作、异常及故障处理的行为准则。本导则适用于交流35kV及以上电压等级的变电站（含发电厂升压站）及监控中心。2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 DL 408 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DLfF572I995 电力变压器运行规程 DL/T596I996 电力

2、设备预防性试验规程 DL/T7242000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程3术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。3.1 拉开、合上（拉、合） Switch off/Switch on 指对断路器、隔离开关及控制电源的操作。3.2试停Try to de-energize 寻找故障时，将断路器逐一停运。3.3试送Try to energize 寻找故障过程中用断路器给线路送电。3.4连接片Link board 继电保护及安全稳定自动装置二次回路使用的连接板。3.5投入、退出（投、退） Connect/Disconnect 指保护连接片的投入、退出。3.6特巡Special pat

3、rol 正常巡视以外的巡视。3.7 过热 Over-heat 超过规定的高温限值。3.8 受总Load-side circuit breaker 与变压器直接相连的断路器。3.9接头Linkage head 设备与设备之间连接处的接线板或压接点。3.10就地Local 指在需要操作的设备处。3.11 Z形变压器（曲折变压器） Zshape transformer 在主变压器蔓角形接线侧，提供一个中性点。其三相绕组接成曲折形，形如“Z”。3.12 监控中心Inspection and control center 对无人值班或少人值守变电站监视、控制的场所。4系统运行4.1一般规定4.1.1值班

4、人员应经岗位培训且考试合格后方能上岗。应掌握变电站的一次设备、二次设备、直流设备、站用电系统、防误闭锁装置、消防等设备性能及相关线路、系统情况。掌握各级调度管辖范围、调度术语和调度指令。4.1.2值班人员应严格执行调度指令，并根据变电站现场运行规程的规定进行相应的操作。4.1.3新建、改（扩）建的变电站投入运行前应有设备试验报告、调试报告、交接验收报告及竣工图等，设备验收合格并经系统调试合格后方可投入运行。新建变电站投入运行三个月后、改（扩）建的变电站投入运行一个月后，应有经过审批的变电站现场运行规程。投运前，可用经过审批的临时变电站现场运行规程代替。4.1.4新投入运行的主变压器、线路加压后

5、应进行定相，无误后方可带负载或进行并（解）列操作。由于检修或更换设备引起接线变动时，应进行核相。4.1.5值班人员在正常倒闸操作和事故处理中，应严格按照调度管辖范围执行指令。值班人员对调度指令产生疑问时，应及时向调度提出，确认无误后再进行操作。4,1.6运行设备发生异常或故障时，值班人员应立即报告调度。若发生人身触电、设备爆炸起火时值班人员可先切断电源进行抢救和处理，然后报告调度。4,1.7 lOkV小电阻接地系统的运行4.1.7.1 小电阻接地系统不允许退出接地电阻运行。4.1.7.2 当lOkV母线分段运行时，每条母线应有一组接地电阻投入运行。4.1.7.3 当lOkV母联断路器在合闸位置

6、时，而其中一条母线的受总断路器在分闸位置时，应投入运行的受总断路器所对应的接地电阻，不允许两组接地电阻长时间并列运行。4.1.7.4 接地电阻开关的过流、零序保护应投入运行，接地电阻零序保护联跳对应的变压器lOkV侧的受总断路器保护办应投入运行。4.1.7.5变压器lOkV侧受总断路器联跳对应接地电阻的保护连接片应投入运行。lOkV母线上运行设备的零序保护均应投入运行。4.1.8低频减载装置按调度指令投入运行。4.2系统操作要求4.2.1 系统并（解）列操作 变电站并（解）列操作应按调度指令进行。在自动并列装置失灵时，经调度同意可手动并列。4.2.2有效接地系统变压器中性点接地的操作4.2.2

7、.1 主变压器中性点接地方式应根据调度要求确定，主变压器中性点接地的操作必须按照调度指令进行。4.2.2.2主变压器中性点保护的配置必须满足变压器中性点接地方式的要求，操作时应核对变压器零序保护投运情况。4.2.2.3在有效接地系统中，对于中性点不接地运行的变压器，在投入或退出操作前，应将主变压器中性点接地并考虑中性点保护的投入、退出。4.2.2.4有效接地系统中，装有自投装置的备用变雎器，应将其中性点隔离开关合上。4.2.3无功补偿装置的操作4.2.3.1 并联补偿装置的操作应按照调度指令或无功电压调整原则进行操作。4.2.3.2操作并联补偿装置时，不允许并联电抗器与并联电容器同时投入运行。

8、4.2.3.3电压和无功调整： a)当母线电压超出允许范围或无功缺乏时，应进行电压和无功的调整； b)当母线电压合格而容性无功缺乏时，应投入电容器组，感性无功缺乏时，应投入电抗器；当无功满足要求而电压未达到要求时，应调整变压器有载调压分接开关； c)当变电站无功和母线电压都达不到要求时，应保证母线电压在合格范围。4.3异常及故障处理4.3.1值班人员发现系统异常，如系统振荡、较大的潮流变化或安全稳定自动装置动作时，应报告调度并加强监视。4.3.2值班人员发现负载超出设备允许范围时，应报告调度并加强监视。4.3.3非全相运行4.3.3.1 发生非全相运行时，应立即报告调度，经调度同意进行处理：

9、a)运行中断路器断开两相时应立即将断路器拉开； b)运行中断路器断开一相时，可手动试合断路器一次，试合不成功，应将断路器拉开。4.3.3.2非全相断路器不能拉开或合上时，可考虑采用旁路断路器与非全相断路器并联、母联断路器与非全相断路器串联及拉开对端断路器等方法，使非全相断路器退出运行。4.3.3.3断路器非全相运行的处理方法及注意事项应列入变电站现场运行规程。4.3.4非有效接地系统的谐振4.3.4.1确认发生谐振后，应报告调度，以改变网络参数为原则，可选择下列方法处理： a)变压器带空载母线时，可给配电线路送电； b)拉、合电容器组断路器； c)拉、合母联断路器； d)停运充电线路。4.3.

10、4.2过电压未消除前禁止靠近避雷器、消弧线圈和电压互感器。4.3.5非有效接地系统接地故障4.3.5.1 单相接地时，应穿绝缘靴检查站内设备，不得触及开关柜和金属架构。4.3.5.2装有接地选线装置时，应先将自动查找接地结果报告调度，听候处理。4.3.5.3未装接地选线装置时，经判定接地故障不在变电站内，应按调度指令用试停的方法查找接地线路。4.3.5.4严禁用隔离开关拉、合系统有接地故障的消弧线圈。4.3.6线路断路器跳闸4.3.6.1 下列情况不得试送： a)全电缆线路； b)调度通知线路有带电检修工作； c)断路器切断故障次数达到规定时； d)低频减载保护、系统稳定装置、联切装置及远动装

11、置动作后跳闸的断路器。4.3.6.2单电源的重要线路，重合闸未动作或无重合闸，应经调度同意，试送一次，并将试送结果报告调度。4.3.6.3内桥接线的变电站，在一回进线运行而另一回进线备用的方式下，若运行线路跳闸，互投装置失灵或无互投装置，经调度同意，合上另一回线路的断路器；若两回进线运行而母联断路器在备用的方式下，发生一回进线跳闸，自投装置失灵或无自投装置，经调度同意合上母联断路器。4.3.6.4线路故障越级跳闸，应先隔离故障元件，再恢复供电。4.3.7变电站全停故障4.3.7.1 变电站全停故障的处理： a)全面检查继电保护动作信号、断路器位置、表计指示及直流系统情况，并报告调度； b)恢复

12、站用电，确保直流系统完好。4.3.7.2变电站全停故障的注意事项： a)利用备用电源恢复供电时，应考虑其负载能力和保护整定值，防止过负载和保护误动作。必要时，只恢复站用电和部分重要用户的供电； b)防止非同期并列，防止向有故障的电源线路反送电。4.3.7.3电网故障造成变电站全停时，检查确认站内设备正常，若电容器断路器已在拉开位置，则其他一次设备不作任何操作，报告调度，等候指令。4.3.7.4站内故障造成变电站全停时，应尽快隔离故障点，恢复站用电，检查各线路有无电压，按调度指令处理事故。5倒闸操作5.1一般规定5.1.1 倒闸操作应根据调度指令和变电站现场运行规程的规定进行，无调度指令不得改变

13、调度范围内运行设备的状态。5.1.2变电站可自行操作的设备，由当值值班长下达操作指令。5.1.3被批准有接令权的当值值班人员可以接受调度指令。发布、接受操作任务应复诵，互报单位、姓名，使用规范术语。5.1.4倒闸操作按规定填写操作票，操作前进行模拟预演。填票人员应明确操作任务和操作顺序，掌握运行方式及设备状态，操作票应由具有审核资格的人员审核合格后执行。5.1.5倒闸操作由两人进行，一人操作，一入监护。单人值班变电站倒闸操作按DL 408的相关规定执行。5.1.6每张操作票只能填写一个操作任务，严禁颠倒操作顺序，严禁跳项操作。操作过程中，不得进行与操作无关的工作。5.1.7操作过程中遇有事故时

14、，应停止操作，报告调度：遇有疑问时，应询问清楚无误后，再进行操作。5.1.8在变压器的并（解）列操作中，应检查各侧断路器分、合位置及各侧负载的分配情况。5.1.9继电保护及安全稳定自动装置连接片的操作应按变电站现场运行规程或调度指令执行。新设备首次投入的保护连接片操作，值班人员应在继电保护专业人员的指导下进行。继电保护与一次设备联动试验时，值班人员应与专业人员共同进行，并采取防止误动、误碰的措施。5.1.10拉、合电压互感器前，应考虑所带继电保护装置和安全稳定自动装置的相应操作。5.1.11对于无人值班站的计划性操作，调度应将操作任务和操作顺序提前通知操作人员。5.1.12新设备首次送电或设备

15、检修后，值班人员在送电操作前应进行现场检查。5.2技术原则5.2.1 拉、合隔离开关前，应检查断路器位置正确。5.2.2操作中不得随意解除防误闭锁装置。5.2.3隔离开关机构故障时，不得强行拉、合。误合或者误拉隔离开关后严禁将其再次拉开或合上。5.2.4停电操作应按断路器、负载侧隔离开关、电源侧隔离开关的顺序进行：送电时顺序与此相反。5.2.5倒母线时，母联断路器应在合闸位置，拉开母联断路器控制电源，然后按“先合上、后拉开”的原则进行操作。5.2.6母线充电时，应先将电容器组退出运行，带负载后根据电压情况投入电容器组；对于没有帛联电抗器静电容器组，当两段母线并列运行时，只投入一段母线的电容器组

16、，若需投入另一段母线的电容器组时，应征得调度同意，将母联断路器拉开。5.2.7旁路母线投入前，应在保护投入的情况下用旁路断路器对旁路母线试充电一次。5.2.8装有自投装置的母联断路器在合闸前，应将该自投装置退出运行。5.2.9倒闸操作中，严禁通过电压互感器、站用变压器的低压线圈向高压线圈送电。5.2.10用断口带并联电容的断路器拉、合装有电磁型电压互感器的空载母线时，应先将该电压互感器停用。5.2.11 具备并列条件的站用变压器，并列前应先将其高压侧并列：不同电压等级的站用电系统，转移负载时，低压侧负载应先拉后合。5.2.12用母联断路器给母线充电前，应将充电保护投入：充电后，退出充电保护。5

17、.2.13下列情况不得进行遥控操作： a)控制回路故障； b)操动机构压力异常； c)监控信息与实际不符。5.2.14雷雨天气，严禁在室外进行设备的倒闸操作。系统有接地时严禁进行消弧线圈倒分头的操作。5.2.15远方操作的“远方一就地”选择开关应在“远方”位置。5.2.16无人值班变电站，以下操作在遥信正确无误时，可不派人到现场核查： a)拉、合断路器操作； b)组合电器设备的断路器及隔离开关操作： c)遥调操作。6高压电气设备的运行、异常及故障处理6.1一般规定6.1.1 电气设备应满足装设地点运行工况。6.1.2电气设备应按有关标准和规定装设保护、测量、控制和监视装置。6.1.3电气设备外

18、壳应有接地标志，连接良好，接地电阻合格。6.1.4电气设备应有完整的铭牌、规范的运行编号和名称，相色标志明显，其金属支架、底座应可靠接地。6.1.5在非正常运行方式、高峰负载和恶劣天气时应进行特巡。新装或检修后投入的设备及存在缺陷的设备应进行特巡。6.1.6电气设备应定期带电测温。6.1.7变压器并列的条件： a)电压比相等； b)连接组别相同： c)阻抗电压值相等。6.2油浸式变压器6.2.1一般规定6.2.1.1 用熔断器保护变压器时，熔断器性能应满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要求。6.2.1.2装有气体继电器的油浸式变压器，箱壳顶盏无升高坡度者（制造厂规定不需安装坡度者除外），安装时

19、应使顶盖沿气体继电器方向有1.00%1.50%的升高坡度。6.2.1.3新安装、大修后的变压器投入运行前，应在额定电压下做空载全电压冲击合闸试验。加压前应将变压器全部保护投入。新变压器冲击五次，大修后的变压器冲击三次。第一次送电后运行时间lOmin，停电lOrnin后再继续第二次冲击合闸。6.2.1.4 三绕组变压器，高压或中压侧开路运行时，应将开路运行线圈的中性点接地，并投入中性点零序保护。任侧开路运行时，应投入出口避雷器、qJ性点避雷器或中性点接地。6.2.1.5备用变压器应按DL/T 5961996的规定进行预试。6.2.1.6运行中的变压器遇有下列工作或情况时，由值班人员向调度申请，将

20、重瓦斯保护由跳闸位置改投信号位置： a)带电滤油或加油； b)变压器油路处理缺陷及更换潜油泵； c)为查找油面异常升高的原因须打开有关放油阀、放气塞； d)气体继电器进行检查试验及在其继电保护回路上进行工作，或该回路有直流接地故障。6.2.1.7变压器在受到近区短路冲击后，宜做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。6.2.1.8变压器储油柜油位、套管油位低于下限位置或见不到油位时，应报告主管部门。6.2.1.9无励磁调压变压器变换分接开关后，应检查锁紧装置并测量绕组的直流电阻和变比。6.2.1.10如制造厂无特殊规定，变压器压力释放阀宜投信号

21、位置。6.2.1.11 夏季前，对强油风冷变压器的冷却器进行清扫。6.2.1.12绝缘油应满足本地区最低气温的要求。不同牌号的油及不同厂家相同牌号的油在混合使用前，应做混油试验。6.2.1.13油浸式变压器最高顶层油温一般不超过表l的规定（制造厂有规定的按制造厂规定执行）。表1 油浸式变压器顶层油温一般规定值 冷却方式 冷却介质最高温度 最高顶层油温 油浸自冷、油浸风冷 40 95 强油风冷 40 85 强迫油循环水冷 30 706.2.1.14有载调压装置： a)过负载时禁止调压，或按制造厂规定执行； b)参照制造厂规定和设备状态确定检修周期； c)新装或大修后的有载调压开关，应在变压器空载

22、运行时，在电压允许的范围内用电动操动机构至少操作一个循环，各项指示应正确，电压变动正常，极限位置的电气闭锁可靠，方可调至调度指定的位置运行。 d)变压器并联运行时，分接头电压应尽量接近，其调压操作应逐级和同步进行。6.2.1.15冷却系统： a)油浸风冷变压器风扇的投、退应按制造厂的规定执行，若制造厂无明确规定，应按负载电流达到额定电流的70%以上或变压器项层油温高于65时应启动变压器风扇的原则掌握； b)强油风冷系统必须有两个独立且能自动切换的工作电源并能手动或自动切换：强油风冷系统失电后，变压器温度不超过规定值的措施应写入变电站现场运行规程； c)正常运行时，一般不允许同时投入全部冷却装置

23、，应逐台依次投入，避免油流静电现象。冷却装置的投、退应按制造厂的规定，写入变电站现场运行规程。6.2.2巡视检查6.2.2.1 新投或大修后的变压器运行前检查： a)气体继电器或集气盒及各排气孔内无气体； b)附件完整安装正确，试验、检修、二次回路、继电保护验收合格、整定正确； c)各侧引线安装合格，接头接触良好，各安全距离满足规定： d)变压器外壳接地可靠，钟单式变压器上下体连接良好； e)强油风冷变压器的冷却装置油泵及油流指示、风扇电动机转动正确； f)电容式套管的末屏端子、铁心、变压器中性线接地点接地可靠； g)变压器消防设施齐全可靠，室内安装的变压器通风设备完好： h)有载调压装置升、

24、降操作灵活可靠，远方操作和就地操作正确一致； i)油箱及附件无渗漏油现象，储油柜、套管油位正常，变压器各阀门位置正确； j)防爆管的呼吸孔畅通，防爆隔膜完好，压力释放阀的信号触点和动作指示杆应复位； k)核对有载调压或无励磁调压分接开关位置；检查冷却器及气体继电器的阀门应处于打开位置，气体继电器的防雨罩应严密。6.2.2.2日常巡视检查： a)变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度标界相对应，各部位无渗油、漏油，套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象； b)变压器的冷却装置运转正常，运行状态相同的冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工

25、作正常，指示正确； c)变压器导线、接头、母线上无异物，引线接头、电缆、母线无过热； d)压力释放阀、安全气道及其防爆隔膜应完好无损： e)有载分接开关的分接位置及电源指示应正常； f)变压器室的门、窗、照明完好，通风良好，房屋不漏雨： g)变压器声响正常，气体继电器或集气盒内应无气体； h)各控制箱和二次端子箱无受潮，驱潮装置正确投入；吸湿器完好，吸附剂干燥： i)根据变压器的结构特点在变电站现场运行规程中补充检查的其他项目。6.2.2.3定期巡视检查； a)消防设施应完好； b)各冷却器、散热器阀门开闭位置应正确； c)进行冷却装置电源自动切换试验； d)各部位的接地完好，定期测量铁心的按

26、地电流； e)利用红外测温仪检查高峰负载时的接头发热情况； f)贮油池和排油设施应保持良好状态，无堵塞、无积水； g)各种温度计在检定周期内，温度报警信号应正确可靠； h)冷却装置电气回路各接头螺栓每年应进行检查。6.2.2.4下列情况应进行特殊巡视检查： a)有严重缺陷时： b)变压器过负载运行时； c)高温季节、高峰负载期间： d)雷雨季节，特别是近区域有雷电活动时； e)新投入或经过大修、改造的变压器在投运72h内： f)气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。6.2.3异常及故障处理6.2.3.1 下列异常应报告调度及主管部门并加强监视： a)设备接头过热： b)轻瓦斯保护动作

27、； c)变压器内部出现异常声响； d)变压器漏油致使油位下降。6.2.3.2油温异常： a)检查校验温度测量装置： b)检查变压器冷却装置和变压器室的通风情况及环境温度； c)检查变压器的负载和绝缘油的温度，并与相同情况下的数据进行比较； d)变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105时，应立即降低负载。在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。6.2.3.3过负载： a)有严重缺陷的变压器和薄绝缘变压器不准超过额定电流运行； b)超额定电流方式下运行时，若顶层油温超过105时，应立即降低负载，应将过负载的数值、持续时间、顶

28、层油温和环境温度以及冷却装置运行情况报告调度并记入变压器技术档案； c)各类负载状态下的电流和温度限值，应遵守制造厂有关规定，若无制造厂规定时，可按DL/T 5721995相关规定执行。6.2.3.4有载调压装置失灵： a)调压装置在电动调压过程中发生“连动”时应立即拉开调压装置电源，如分接开关在过渡状态，可手动摇至就近的分接开关档位；b)在调压过程中发现分接指示器变化，而电压无变化时，禁止进行调压操作； c)单相有载调压变压器其中一相分接开关不同步时，应立即在分相调压箱上将该相分接开关调至所需位置，若该相分接开关拒动，则应将其他相调回原位。6.2.3.5油浸风冷装置故障 油浸风冷变压器失去全

29、部风扇时，顶层油温不超过65，允许带负载运行。当项层油温超过65而风扇不能恢复时，应立即报告调度。6.2.3.6强油风冷装置故障： a)工作电源故障时，应立即检查冷却系统的运行情况，找出故障原因并及时排除，恢复正常运行； b)当工作、备用或辅助冷却器出现故障时，应及时处理。具体步骤应写入变电站现场运行规程； c)当发出“辅助、备用冷却器控制电源失电”信号时，应检查辅助、备用冷却器控制回路的空气断路器或熔断器有无异常，如无明显故障点，可试送一次，若故障仍不能排除，应报告处理； d)强油风冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后项层油温尚未达到75，允许上升到75，但这种情况下的最长运行时间不得超过lh。6.2.3.7瓦斯保护动作： a)瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体颜色，并将检查结果报告主管部门； b)瓦斯保护动作跳闸后，立即报告调度和主管部门，原因不清，未排除故障不得试送。应重点考虑下列因素： 1)压力释放阀动作情况； 2)吸湿器是否阻塞； 3)必要的电气试验及油、气分析； 4)继电保护装置及二次回路有无故障； 5)是否发生穿越性故障，继电器触点误动； 6)变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象。6.2,3.8羞动保护动作： a)检查差动保