220kv变电站变压器运行及继电保护研究
摘要：目前，我国加快了现代化和城市化建设的脚步，人们的生活质量得到了明显的提高。在这样的形势之下，人们对电力系统的要求越来越高。在电网系统中220kV高压变电站十分关键，220kV变压器运行对整个电网系统具有支撑作用，其运行效率在很大程度上影响了电网系统运行稳定性与安全性。本文对此展开一系列的分析和描述，对220kV变电站变压器在运行过程当中存在的故障进行总结，并且有针对性的提出相应的保护措施。
关键词：220kV 变电站;变压器;继电保护
引言
近年来，伴随着我国经济的快速发展，各个地区、各个领域的电力需求也在大幅上涨，220kV变电站变压器运行环境越来越复杂，其运行状态关系着整个电网运行情况，一旦220kV变电站变压器发生故障，不仅会影响电网的供电，而且会给电力企业造成较大损失，给人们的日常生活造成诸多不便。我国电力系统正处于快速发展阶段，这对于继电保护提出了更高的要求。因此，加强对变电站变压器运行的继电保护措施，综合分析出其运行中存在的问题，并制定出科学合理的改善措施具有重要意义。
一、220kV变电站变压器的运行
(一)220kV变压器的运行原理
220kV变压器是变电站的核心设备。变压器两端电压高低与绕组匝数成正比，与电流则成反比。按照变压器的作用可將其分为两大类：升压变压器和降压变压器。为保证负荷不同时电压质量的合格，变压器电压应该与电力系统相适应，并且可以方便地进行不定期的分接头切换。220kV的变电站中设有与变压器设备工作原理相似的电压及电流互感器。这些互感器可以按照相关规定，将一些高压设备及母线的运行电压或大电流以及母线负荷、短路电流等转换成低电压和小电流，以供测量仪表、继电保护以及控制设备等使用。220kV变压器能够掌控电网输电的全部过程，实现不同级别电压的安全转换，利用比例的关系约束电压转换。所以220kV变压器在运行原理的约束下，规范变电过程，具备安全、稳定的特性。
(二)220kV变压器运行存在的问题
结合当前220kV变电站变压器运行的实际概况，可知其中不同干扰因素的存在，导致其发生了运行异常情况。具体表现在以下方面：
运行中的温度异常。部分220kV变电站变压器运行中发生了温度异常情况，导致变压器难以处于正常的运行状态，加大设备故障发生率的同时给电力生产计划的安全实施带来了阻碍作用。因此，220kV变电站变压器运行中应注重温度敏感应器的合理设置，实现对变压器运行中温度的实时检测，进而采取相应的保护措施进行处理。
运行中的电流速度异常。若变压器运行中的引线、接线部分出现问题时，会造成电流速断现象出现。因此，实践过程中应加强电流速断保护方式使用，确保220kV变电站变压器内部结构设置有效性。
运行中的气体保护异常。若变压器运行中的油未达到标准要求时，会出现气体异常信号。因此，需要将气体保护方式应用于220kV变电站变压器运行中，实现对变压器油箱故障发生时的运行信号保护，确保其使用安全性。
运行中的超负荷异常。当220kV变电站变压器运行中发生电流故障时，会导致变压器超负荷情况的发生。因此，实践过程中应注重过电流保护方式的合理运用，促使处于超负荷运行状态下的变压器电流得以自动跳闸，实现对过电流事故的有效预防。
运行中的过流继电异常。当220kV变电站变压器运行中发生短路故障时，应降低变压器的安全性能，影响着变电站生产效益。因此，技术人员应注重变压器运行中基于时间限制的跳闸控制方式灵活使用，促使变压器运行中的短路故障发生率得以降低。
二、220kV变压器运行中的继电保护
(一)变压器运行继电所存问题
1电压故障
在220kV变压器运行的过程中，会受到气体、温度、水分等因素影响。这些因素很大程度上会阻断变电站中变压器的输电，使得变压器输电电压不稳定。
变压器的气体状况异常时很容易使信号发生跳跃，从而导致变压器的油箱无法正常运行，严重影响220kV变压器的安全性和稳定性。变压器外部有短路发生时可能导致变压器温度升高，油面降低，电压不稳。当输电线路电力负荷过重时，220kV变压器会由于磁场、内部信号等原因造成电压异常，损坏变压器内部零部件，并且对变压器本身有极大损害。
2 继电干扰故障
220kV变压器在磁场作用下，进行高低压的变换，将由发电厂输出的电能进行变压，便于远距离输电分配到电力用户端。在实际应用中，220kV以上变电站中变压器继电保护装置的电磁干扰来源主要有以下几个方面：其一，220kV变压器的断路器本身出现故障;其二，工作人员在靠近 220kV变压器的地方使用电话机，或者接触变电器外壳产生火花放电;其三，一次系统的干扰，比如雷击、大雨等对220kV变压器干扰。
当变压器受到电磁干扰时，这些电磁干扰会在整体上阻断整个输电线路，并且受到电磁干扰的设备和回路通过多种方式和电磁干扰源组成回路，严重影响220kV变压器的输电电压，造成严重故障。变压器的辐射干扰主要来源于两方面(高压开关场的干扰以及步话机幅射干扰)，而电压干扰比较明显的是同一条电缆线路的传导耦合、电感耦合、电容耦合等，由于在220kV以上的变电站中，变压器的继电保护和自动控制设备直接安装在开关场中，高压开关场的电磁干扰则成为主要的干扰因素。
(二)常见的保护形式
气体保护：在220kV变压器运行过程中，瞬时作用在控制信号上，使变压器发生跳闸的一种保护形式，其主要用于220kV变压器油箱故障或者油面降低的控制保护。
差动保护和电流速断保护：是220kV变压器继电保护最常见的一种形式，其对于变压器内部零部件故障或者出线端短路故障，通过瞬间跳闸方式实现控制保护。
过负荷保护：根据220kV变压器的运行情况，当变压器过负荷运行时，在220kV变压器输电线路中设置过电流保护，用于控制和避免过负荷引起的过电流事故。
温度信号保护和过流继电保护：温度信号保护是指结合220kV变压器的温度信号变化状态，检查变压器的异常情况和运行故障，报障变压器的安全、稳定运行;过流继电保护是220kV变压器电流速断保护和气体保护的一种后备保护形式，对过电流故障和变压器外部短路故障进行保护，实现带时限跳闸控制。
(三)变压器继电运行检测
1.继电保护装置检验
在对220kV变电站变压器运行时的继电运行措施进行检验时，应做好检查校验，抑制电流回路升流，检测变压器的继电保护装置以保证其安全性。首先，确定220kV变压器定值改变范围，调节接电线路，在检测校验继电器过程中，还要注意检验回路升压，完成这两个检验后，为了避免 220kV变压器出现继电失误，不能立即将插件拔掉，可等待一段时间后再拔掉。
2.定值区控制
220kV变压器使用微机保护时，可通过检查焊接点和机械特性，确定微机保护定值，有效控制定值区。对定值区数据进行标准化、规划化和一体化处理，提升220kV变压器的输电效率和输电能力，在实际应用中，可在接地网上固定大截面导线或者铜线，解决220kV变压器定值规范问题。
3.继电保护装置运行维护
为了确保220kV变压器始终处于安全、稳定的运行状态，应做好继电保护装置的运行维护，定期进行护理、维修、检测和观察，在工作时间，工作人员应尽量避免使用话机，采取有效维护措施，及时处理变压器外壳火花放电和短路故障。
(四)保护装置
1.变压器的运行保护
继电保护的主要目的是分析电力系统故障、不正常运行状态并研究解决对策和反事故自动化保护措施，其基本任务是在电力系统处于故障或不正常工况时及时进行故障处理，分析故障发生的原因并在最短时间内自动切除故障。在对变压器进行运行保护时，应利用性能可靠的继电保护装置，并加强继电保护手段配合使用。从而保证继电保护行为的正常进行，提高变压器运行的稳定性和安全性。应严格遵循继电保护装置运行原则，优化继电保护装置性能，实现对电压器运行故障预防。然后應对继电保护装置行为进行规范，确定继电保护装置的保护范围，保持其良好的实践应用效果，并落实继电保护装置运行中的维护工作，提高变压器短路故障处理效率，确保其工作性能良好性。
2.变压器的状态保护
为保证变压器运行状态的稳定性，可以通过继电状态保护来消除各类风险，主要包括差动保护、过流继电保护以及气体保护等。加强差动保护方式使用。针对变电器运行中可能出现的运行故障，电力技术人员应在差动保护发生的作用下。加强变压器运行状况分析，了解其运行状态，实现变压器的有效保护;提高过电流保护方式利用效率。基于电流作用下变压器故障的产生，加大了变压器的运行风险，需要在过电流保护方式的支持下，加强故障处理，优化变压器的安全性能;重视气体保护方式使用。在气体保护方式的作用下，通过对变压器油箱的有效控制，并进行必要的调节，能够增强变压器运行稳定性。
3.变压器的抗干扰保护
(1)降低干扰源干扰。实践中可采用带屏蔽层的电缆线路，减少配线使用中对变压器产生的影响，发挥继电保护优势;
(2)降低二次回路干扰影响。当高频电流注入220kV变压器时，控制设备电压，降低变压器接地阻抗，调整输电线路，设计低阻抗接地网，降低大地和220kV变压器之间的电位差，减少二次回路干扰。通过对变电器运行中二次回路的严格把控，注重其使用中的耦合及切断，并设置屏蔽线缆，促使回路抗干扰能力逐渐提高;
(3)重视干扰源应对。设置变压器过程中应适当减小接地地租，将其电位控制在合理的范围内，通过母线将电缆线路产生的电磁干扰传回，屏蔽电缆线路干扰，提高继电保护装置配线抗干扰水平。
结束语：
电力市场改革步伐正在加快，这对电力基础设施性能的可靠性提出了更多的要求。在220kV 变压器的实际运行过程中，变压器经常受到各种因素的影响而出现运行上的故障，为了保障220kV 变压器运行的安全性与稳定性，就必须做好220kV 变压器的运行管理，采取科学合理的继电保护措施，及时排除变压器隐患。电力企业将220 kV变压器作为继电保护的主要对象，一方面保护变压器的安全;另一方面提高供配电的基本效率。
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作者：任玉龙
【摘要】社会不断进步，电网不断进行深化改革。在我国经济发展过程中，用电量的需求也在不断提升，变电站运行维护受到社会各界的广泛关注。在整个电网运行过程中，变电站维护工作至关重要，当前我国电力系统的变电站在运行过程中存在一些问题和风险，因此要注重对变电站运行维护的风险控制。论文主要阐述了220KV变电站运行维护风险，同时提出相关的运行风险控制策略。
【关键词】运行;控制;风险;变电站
【DOI】10.12334/j.issn.1002-8536.2022.05.054
引言：
在科技迅速发展的当下，人们对电力需求不断增加，电力的安全运行与人们的生产生活有着紧密的联系。为保证整个输电线路安全运行，必须对变电站进行维护与管理，相关人员在运行过程中应注意维护风险，加强措施控制，进一步确保变电站各项设施安全稳定运行。为居民提供高效优质的电能，在220KV变电站运行维护风险过程中要注意找出潜在的风险隐患，进一步采取措施防范风险，保证变电站正常稳定的运行。
一、220KV变电站运行维护风险分析
目前随着电力系统不断完善，电力运行也越来越安全，但在过程中仍然存在一些风险及相关问题，下面主要对相关风险进一步探讨。
(一)电压互感器故障
在变电站设备结构中，电压互感设备主要功能是有效转化成电流高压与低压状态，在进行转化过程中应设置相应电子元件。但在实际运行过程中，由于使用强度和频率较高，使得电压互感设备连续出现故障，而且参数随时发生变化，为有效促进电压互感器稳定运行，必须对电感覆盖设备进行管理，避免出现铁质磁性和谐共振现象。此外，变电站内部设备长时间进行接地运转，会使得相应电流与电压数据较高，导致超过电压互感设备所承受限制，从而使得电压互感设备发生故障。
(二)变压器问题
变压器是整个电力运输线路中重要组成部分，变压器的操作是变电站维护中的重中之重。当前我国变电站较为常见的隐患之一是变压器异常引起的，该隐患发生过程中主要体现在气体保护异常、电流速断异常、过负荷异常、温度异常等情况，这些情况发生会严重影响电力运行稳定性。对变压器来说，应该对电压及电流进行合理调整，下面主要对各类变压器的异常情况进行分析：
1)气体保护异常。油中气体能反映变压器故障，因此必须要对气体进行保护。
2)电流速断异常。在变压器运行过程中，变压器老化和磨损可能会引发电流速断，同时变压器也会发生引线或接线问题，这些问题都会直接导致电流触电的发生，在一定程度上产生的瞬间高电流会导致变压器产生短路。
3)过负荷异常。变压器在运行过程中如果出现过多负载情况，将会导致变压器元件损坏，使变压器内部设备难以达到正常运作状态，变压器运行受到影响。
4)温度异常。变压器设备温度异常，主要是由于绝缘老化所引起的，而绝缘老化问题会形成恶性循环，使变压器运行出现困难。
(三)变电运维误入间隔
变电运维误入间隔主要指的是维护人员在操作过程中，进入其他非工作区域，导致安全事故的发生。在误入间隔情况发生过程中，通常是由于管理问题所导致的，我国电力系统涉及范围较广，包括计算机技术，信息技术，电力工程等，在变电站维护过程中需要有专业人士进行维护与管理，每个人员都有自己的岗位职责。而在实际操作过程中，相关企业没有设置相应岗位，出现一人多职情况，而且工作人员存在着素质参差不齐情况，这些情况都会导致许多变电站运维状况出现问题，使相应人员在工作过程中容易进入错误区域，产生错误操作，此外产生交接问题也会引发嚴重事故，因此相关企业要加大对专业人士的培养，注重责任划分[1]。
(四)倒闸操作不当及直流回路操作问题
在进行倒闸操作过程中需填写倒闸操作票，然而这个系统设备需要多长时间运行，在运行过程中负荷会严重影响到使用寿命，为了延长使用寿命必须要进行维护替换，而在维护替换过程中倒闸操作是必须进行的流程，操作人员在操作过程中容易出现问题，填写人员不细心也会导致信息填写错误，给后期维护工作加大难度，同时数据错误会影响倒闸操作，从而产生严重后果。
直流回路的操作一般都是因为维护人员操作不当导致的。在运行过程中会导致变电站发生停运现象，维护人员对直流回路操作流程及操作规范不太熟悉，因此企业要加强相关人员培训工作，进一步熟悉操作规范和操作流程，提高变电站正常运行的能力[2]。
(五)自动装置故障及强流接触部位故障
变电站在运行过程中，内部结构自动化系统是依靠电力组合优化信号系等设备组成的。在运行过程中要利用计算机互联网平台、通信技术进行线路自动监控和保护，自动形成具备综合性质自动化控制系统。在变电站内部结构中，自动化控制系统容易发生自动装置故障，主要是由于主控室温度过高，这种情况会导致一些人员在数据录入过程中，不能有效准确录入。自动化装置出现损坏及故障的问题，会进一步导致相关数据损坏，影响正常通讯功能，而且相关人员盲目调配到自动化系统中，导致电力工作人员调控失误，从而影响自动化控制系统正常运转。
在变电站设备结构中，如果变电站内部结构强流接触部分过热，会影响变电站的安全，这种情况主要是由变压器连接不当、电缆质量较差造成的，而且一些工作人员在工作过程中不具备良好的行为，没有正确对待巡视工作，当发现问题时不能及时有效解决问题，从而引发变电站安全事故。
(六)真空断路器故障以及备自投拒动故障
真空断路设备具有质量较轻、设备功能齐全、占地面积小、操作方便及使用寿命较长等优势。在使用过程中真空断路器设备应用十分普遍，但在实际运行过程中，一些真空断路器由于质量问题、结构问题或调整不到位，会影响真空断路器正常工作。因此必须对真空断路器故障问题进行分析。我国变电站多数是依靠采用自动化装置与设备实现远程控制，当真空断路设备出现故障时，会在很大程度上影响电力电流运输效率，导致开关链接点容量无法达到相应标准，开关损坏而导致不良情况发生，这些情况都会严重影响电流运行，很大程度上降低电力电流运行效率，导致断路器发生爆炸，引发安全事故[3]。
备自投拒动是我国变电站隐患问题之一，主要表现在以下几方面：(1)二次回路接触不良风险，在备自投拒动装置过程中，如果母线故障发生时不能够闭锁备自投，所产生问题会导致合闸回路接触不良或接线错误，从而产生二次回路接触不良风险，进一步导致变电站全站失压风险，因此必须要对二次回路接触不良风险进行把控。(2)压板投退风险，在备自投装置运行过程中，运行维护人员要对出口压板漏投、误投退线路检修压板等情况进行分析，进一步保证自投装置功能的发挥。
(七)运行维护人员管理机制缺乏
在变电站运行过程中，存在维护人员较为分散的特点。在管理制度落实过程中难以进行有效地落实，管理制度比较缺乏，造成在操作过程中技术能力落后，人员分配不合理，直接影响变电站运行水平。如图1所示，为变压器运行监视。
二、220KV变电站运行维护风险控制措施的关键研究
(一)维护电压互感器安全
在进行电力结构建立时，维护电压互感器安全主要措施包括以下几方面：(1)技术人员应针对电压互感设备进行质量预防性实验，当电压互感设备内部出现异常声音时，应停止运转，避免互感器发生着火现象。(2)如果变电站在运行过程中电压互感设备出现损坏，要及时对故障区域进行截断。(3)在运行过程中要注意一些事项，不能采用隔离开关装置或卸下熔丝管方法，要严格注意操作流程，避免设备损坏问题发生。
(二)变压器异常的应对
变压器出现异常过程中，要针对不同情况制定相应策略：(1)当温度发生异常时，要进一步解决变压器存在的温度、电流速断等情况，运营维护人员要进一步加强温度异常监测，掌握变压器温度升高与电阻发热之间的联系。(2)在进行过程中对电压器、供配电各个环节进行重视，结合单片机电路原理建立相关温度数据采集系统，不断掌握变压器运行过程温度变化规律。此外，可结合GPS监测系统、红外监测技术，进一步对温度进行监测，防止因为温度发生变化而引起变压器故障。(3)油色谱分析，在变压器油压下降过程中，通过油色谱分析，进一步预防异常事故发生，相关人员要注重油色谱分析操作流程，提高变电站工作经济性及安全性[4]。
(三)加强对变电站的运维能力
加强对变电站运维能力主要表现在以下几方面：(1)在变电站运维过程中维护人员是十分重要的，维护人员技术水平严重影响到变电站运行质量。在变电站运行过程中要加强对维护人员培训工作，在聘用过程中要对他们进行严格考察，使其具有专业素养。(2)在操作过程中能够熟悉相关步骤，掌握相关流程，具备足够理论知识。(3)在人员管理过程中要进一步落实岗位责任，明确相关注意事项和规章制度，对操作中的问题进一步明确，认识到错误操作所带来的后果，同时要加强培养专业技能，提高他们安全意识。如图2所示，为变压器巡视。
(四)严格控制倒闸操作及操作票制度流程
(1)在操作票填写过程中，严格落实相关制度，做到认真填写，不断核实相关设备信息，及时了解操作设备的信息，避免出现信息混乱情况发生。(2)在倒闸操作时，要建立完善工作流程及技术规范，让操作人员能严格按照相应操作规范去规范性进行操作。
(五)预防电线电缆故障，加强巡查工作
在变电站内部结构过程中，为进一步有效预防电线电缆出现过热现象，必须要采取相应措施，所采取措施主要包括以下几方面：(1)相关部门应定期派遣专业电力管理技术人员对电线电缆进行维护和管理，通过对电缆质量进一步检测，提高电信电缆人员的工作能力，以防止电线电缆受到人为外力而产生损坏情况发生。(2)在电线电缆运行过程中，要对电流运行情况进一步分析，注意电压负荷变化，防止电缆因结构老化而产生超负荷情况，保证在安全运行范围内。(3)要定期针对变电站电缆接头温度进行数据测量，从而进一步判断电线电缆是否发生过热情况，提前预防电线电缆过热情况发生，将危险扼杀在摇篮中。
现阶段，电网的运维越来越智能化，在管理中经常出现无人值班的情况。在新时代，运维站应有效落实变电站集中管理模式，对供电区域、变电站及具体地理位置实行集中化管理，严格控制安全风险情况出现。运维站值班人员接受控制中心的统一指挥，主要负责以下工作：(1)对恶劣天气或是事故影响下的变电站实行全面监控。(2)制定指挥命令，在无人管辖区进行变电站运行维护、倒闸操作及事故处理等工作。(3)进行变电站设备维修验收、安全设施布置、工作票办理等工作。
变电站维护过程中要加强巡查工作，提高工作人员责任意识。日常工作过程中，考虑天气因素变化，当天气发生变化时，及时对设备进行检查。如果天气较为炎热，主要检查设备是否出现发热现象，同时进一步确保风扇能否正常运行。在巡查过程中，当发现异常情况时要及时进行处理，掌握相应处理方法，通过培训提高相关人员综合素质，进一步提升操作能力。
(六)维护真空断路设备安全运转
在变电站内部结构中，真空断路设备故障的发生主要是由于内部结构中断路设备所引起的。为进一步有效提高真空断路器安全运行，可采取以下几方面措施：(1)避免开关内部接触不良，连接过程中距离较短等情况发生。在维护真空断路器前，应进行反复试验，进一步确保断路器质量，相关技术人员应反复调制和筛选质量。(2)工作人员要进一步调整内部结构铁芯之间位置，在进行手动合闸过程中要保持1～2㎜的距离，将螺丝向外调整，从而进一步固定螺丝，并用砂纸进行打磨。如图3所示，为断路器外观。
(七)优化变电站运维管理模式，组织好技术管理工作
随着科学技术不断进步，电网管理越来越智能化、自动化。为进一步提高变电站运维管理能力，就要加强科学技术应用，将人工智能、计算机、物联网等技术应用到变电站管理过程中。管理人员要突破传统思维局限，在智能化管理中替代人工作用与职能，对相应流程不断进行调整和升级。此外，智能化管理过程中也需要操作人员进行值守，严格按照交接班的管理制度进行落实，要加强变电站监控作用，加强自动化监控对变电站指導工作，特别对于一些节假日用电高峰期应合理设置留守人员数量，同时要对变电站的操作流程进一步简化，不断优化操作步骤，明确操作流程，进一步提高变电站运行效率。
在新时代背景下，要做好技术管理工作。在质量控制方面控制好原材料质量，加强质量检测监管，提高施工人员质量意识。安全控制方面，加大对安全的宣传，让每个人都能提高自己的安全意识，做到心中有安全，安全第一，及时检查完善安全方面的设施，落实安全责任制度。要完善技术管理制度，在管理过程中对项目实际情况进行讨论分析，可以采用科学有效的先进管理技术进行管理，推动管理的科学性和有效性。管理制度必须严格落实，确保每个人自己的职责，项目负责人和管理人应以身作则，在技术方面要做到认真对待，发现问题及时分析问题，处理问题，清楚施工中应该注意的细节。
结语：
综上所述，我国变电站运行维护管理过程中存在一些风险，为进一步提高变电站运维能力，必须完善运行管理方案，对技术人员加强培训工作，不断提高技术人员操作水平，有效规避潜在风险，培养相关人员安全意识，对设备加大巡视工作，完善变电站运维相关规章制度，不断提高变电站运维工作质量，推动我国电力事业有效发展，进一步保证变电站稳定运行。
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作者：任杰
摘 要：我国电力企业的发展直接决定人们的生活质量，尤其是220kV变电站变压器的运行情况，一旦出现问题，不仅会影响人们的日常生产与生活，还会对电力企业的经济效益造成不良影响，出现严重的经济损失，因此，相关技术人员与管理人员要对此类变压器的运行原理加以了解，采取有效措施对其进行维护，为其发展奠定良好基础。
关键词：220kV变电站;变压器;运行原理
目前，部分电力企业在实际工作过程中，对220kV变电站变压器的运行原理还没有一定的了解，无法有效对其进行维护，不能更好的提升运行效率，对其造成较为严重的影响。由此可见，电力企业必须要对220kV变电站变压器的运行原理加以了解，保证能够更好的实施维护工作。
一、220kV变电站变压器运行原理
在电力企业中220kV变电站变压器具有一定的运行原理，相关技术人员要充分了解其工作原理、作用类型以及运行问题等，保证能够更好的提升维护效率。
第一，220kV变电站变压器工作原理，220kV变电站变压器在实际运行的过程中，其具有自身独特的工作原理。主要因为，变电站中的核心设备是变压器，广泛应用的变压器主要有以下几种：自耦变压器、三绕变压器与双绕变压器，这几种变压器在实际应用的时候，有着不同的工作原理，此时，自耦变压器就是对不同电压的电力系统进行连接，三绕变压器就是对电力系统中的变电站进行三个电压等级的连接，双绕变压器就是对电力系统中的两个电压等级进行连接，在实际运行的过程中，必须注意各类硅片材料的选择。因此，相关管理人员与技术人员要针对电力企业中变电站变压器的类型了解工作原理[1]。
第二，220kV变电站变压器作用类型。一般情况下，220kV变电站变压器的作用类型是根据自身工作原理划分的，在一定程度上，可以将其分为降压与升压变压器。其中，降压变压器多作用于受端变电站中，然而，升压变压器会在送压变电站中产生作用，同时，在不同电力负荷之下，变电站为了能够更好的保持电压，会对220kV变压器的分接头进行阶段性的更换，进而提升其运行效率在此过程中，电力企业管理人员在实际工作的过程中，必须要重视短路问题，及时发现问题形成的原因，并且采取有效措施解决短路问题，避免对工作人员的人身安全造成威胁性影响[2]。
第三，新类型220kV变电站变压器运行问题。在新类型220kV变电站变压器运行的过程中，其运行原理就是将特高压1000kV的变压器将至220kV的变压器，，一般情况下，新类型220kV变电站变压器会出现外部短路问题，相关管理人员与技术人员会对其进行一定的改善，其是利用两级降压或是直接降压的方式提升变电系统的运行效率，在新类型220kV变压器未来发展过程中，技术人员或是管理人员会对其进行一定的改革，不仅可以提升变压器的运行效率，还能增强电力系统运行力度[3]。
二、220kV变电站变压器维护工作
220kV变电站变压器在运行的过程中，维护工作是较为重要的，不仅可以提升变压器运行效率，还能延长其使用寿命。因此，技术人员要根据变压器实际运行条件，引进先进的维护技术，并且做好以下几点：
(一)确认基本运行条件
220kV变电站变压器维护工作的前提就是全面了解基本运行条件，查看变压器是否存在运行问题，并且综合分析运行情况，做出准确的评价，从而了解变压器的整体运行状况。同时，相关管理人员与技术人员还要充分了解继电保护装置情况，保证其符合相关要求，进而达到良好的运行状态。
(二)优化设备初始运行状态
在220kV变电站变压器管理人员实施管理工作的过程中，必须要对设备初始运行情况加以优化，保证能够更好的对其进行维护。首先，系统维护人员要全面了解设备初始运行状态，在大量的研究中可知，220kV变压器初始运行状态直接决定其日后的维护效率。同时，系统维护人员还要收集相关资料，然后引进先进检测技术，在此过程中，相关检测人员可以利用铁芯接地电流检测技术实施工作，对变压器电流超标等问题加以分析，然后合理的选择检测方式，例如：运行中检测、停电检测等，这样，才能保证检测工作的有效性，从根本上维护220kV变电站变压器[4]。
(二)引进先进维护技术
先进维护技术是提升220kV变压器维修效率的基础，相关维护人员要想达到一定的维护效果，就要利用先进技术对其进行维护，保证能够科学、合理的对继电保护装置加以维护，为220kV变压器整体维护工作奠定基础。同时，维护人员 还要随时观察220kV变压器的运行状态，保证能够及时、准确的做出判断，快速的发现变压器运行问题，并且采取有效措施解决问题。另外，维护人员还要掌握基本维护原理，使220kV变电站变压器的运行得以有效支持，控制维护工作成本的支出，提升电力企业经济效益，为其发展奠定基础。运维人员在实际工作的过程中，能够利用变压器D类检修方式提升检修效率，例如：检修人员利用红外测温技术对变压器进行检查与维修，将辐射转变成检修信号，使检修数据的准确性提升，进而增强电力企业变压器检修力度。
结语：
在220kV变电站变压器运行的时候，维护人员要对其工作原理加以了解，保证能够根据其运行情况实施维护工作，在引进先进维护技术的基础上，提升220kV变压器运行效率与运行质量，延长其使用寿命，减少电力企业的经济损失，同时，管理人员还要阶段性的对维护人员进行专业知识的培训，使其掌握先进的维护技能。
参考文献
[1]刘晓苏. 220kV变电站变压器的运行原理及维护分析[J]. 现代工业经济和信息化，2014，21：70-71+101.
[2]林中海. 220kV变电站变压器运行及其继电保护措施探究[J]. 电子制作，2014，19：196.
[3]孟献民. 220kV变电站变压器的运行原理及维护探讨[J]. 低碳世界，2015，35：50-51.
[4]李嘉俊. 220kV变电站变压器运行及继电保护分析[J]. 科技展望，2016，22：123.
作者：程雪垠
(220kV部分)
批准：
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运行单位审核：
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编写：
邮箱：.com
编写单位：广西电力工程建设公司
日期：
年
月
日
一、工程概况
220kV中路变电站：
1. 220kV中路变电站为新建变电站，本期工程安装一台180MVA主变一台，电压等级为220/110/10kV 。
2. 电气主接线为：终期220kV为双母线双分段接线方式，本期为双母线，建设母线分段隔离开关。终期110kV为双母线接线方式，本期一次建成。终期10kV为单母线双分段三段母线，本期为单母线接线方式。
3. 本期工程安装间隔有：220kV 金源XX间隔、220kV中新Ⅰ线2051间隔、220kV中新Ⅱ线2052间隔、220kV中光线2053间隔、220kV备用线2056间隔、220kV备用线2057间隔、220kV中潭Ⅰ线2058间隔、220kV中潭Ⅱ线2059间隔、1号主变进线2001间隔、220kV母联2012间隔、220kV 1M母线PT间隔、220kV 2M母线PT间隔、220kV1M、2M、3M、4M母线。
4. 本期工程的二次部分监控系统为南京南瑞继保电气有限公司产品，采用计算机监控模式。220kV 金源XX线、220kV中新Ⅰ、Ⅱ线，220kV中潭Ⅰ、Ⅱ线和220kV中光线配置两套保护，主一保护为光纤分相电流差动保护，采用RCS-931AMV保护装置。主二保护为光纤分相电流差动保护，采用RCS-931AMV保护装置、断路器失灵及辅助保护采用RCS-923A保护装置。220kV备用Ⅰ、Ⅱ线配置两套保护，主一保护为光纤分相电流差动保护，采用RCS-931AMV保护装置。主二保护为光纤纵联距离保护(RCS-902C)、断路器失灵及辅助保护采用(RCS-923A)。母线保护配有两套RCS-915AS-HB保护。
二、启动试运行前准备
1. 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。
2. 所有启动试运行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会呈交验收结果报告，启动委员会认可已具备试运行条件。
3. 变电站与中调、地调的通信开通。变电站和中调、地调的远动信号核对准确无误。 4. 启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报广西电网电力调度控制中心。
5. 启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报生技、安监部备案。 6. 施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试、运行负责人的名单报中调和地调备案。 7. 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。
三、启动试运行范围
1. 220kV线路： 220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线。
2.220kV新兴变电站： 220kV中新Ⅱ线2053间隔
一、二次设备。
3.220kV中路站：220kV 金源XX间隔、220kV中新Ⅰ线2051间隔、220kV中新Ⅱ线2052间隔、220kV中光线2053间隔、220kV备用线20
56、220kV备用线2057间隔、220kV中潭Ⅰ线20
58、220kV中潭Ⅱ线20
59、#1主变220kV 侧2001间隔、220kV母联2012间隔、220kV 1M母线PT 219间隔、220kV 2M母线PT 229间隔
一、二次设备，220kV 1M、2M、3M、4M母线的
一、二次设备。
四、启动试运行项目
1. 220kV新兴站：220kV中新Ⅰ线2057开关对220kV中新Ⅰ线充电。 2. 220kV中路站：220kV 1M、3M母线受电。 3. 220kV中路站：220kV 2M、4M母线受电。 4. 220kV中路站：220kV1M、2M母线PT二次核相。
5. 220kV中路站：220kV中新Ⅱ线2052开关对220kV中新Ⅱ线线路进行两次充电。 6. 220kV新兴站：220kV中新Ⅱ线2053开关对220kV中新Ⅱ线线路进行第三次充电。 7. 220kV中路站：220kV中新Ⅰ、Ⅱ线二次核相。
8. 220kV中路站：220kV中新Ⅰ线2051开关、220kV中新Ⅱ线2052开关同期试验。 9. 220kV新兴站：220kV中新Ⅰ线2057开关、中新Ⅱ线2053开关同期试验。 10. 220kV中路站：#1主变、220kV中新Ⅰ线带负荷后，进行负荷判方向。 11. 220kV中路站：220kV中新Ⅱ线带负荷判方向。
12.220kV中路站：220kV 金源XX、220kV中光线20
53、220kV备用线20
56、220kV备用线20
57、220kV中潭Ⅰ线20
58、220kV中潭Ⅱ线2059间隔带电试运行。 13.220kV中路站：220kV 金源XX 、220kV中新Ⅰ线20
51、220kV中新Ⅱ线20
52、220kV中光线20
53、220kV中潭Ⅰ线20
58、220kV中潭Ⅱ线20
59、220kV备用线20
56、220kV备用线2057间隔刀闸等电位切换试验，并腾空#1M母线。 14.220kV新兴站：220kV中新Ⅱ线2053间隔等电位切换试验。 15.防城港地调负责220kV中路站1号主变和110kV及以下电压等级设备启动试运行，启动方案另写。
16. 相关保护检查由运行方式安排。
五、启动试运行电网风险分析及措施
1、设备操作较多，有发生误操作的可能。对策：严格 “两票”制度，防止误操作。
2、防止带接地线(地刀)合闸送电。对策：按送电方案，核查一次设备方式，所有设备均无地线或地刀后方可送电。
3、防止漏投保护压板。对策：按送电方案，核查二次设备方式，检查所有保护定值已按要求核对、保护压板投入正确。
4、防止误入带电间隔。对策：使用微机五防系统开出操作票。增加操作监护人(施工方)加强监护，核对现场设备编号牌，防止走错间隔。
5、在在进行二次核相时有可能出现相序不正确，若出现此情况解决方案如下：
若二次核相不对，汇报试运行指挥组长后，先核实是二次相别错误还是一次相别错误，二次错误更改相关二次回路，一次错误对相关线路及母线停电解决。
6、在进行线路冲击受电时，冲击合闸有可能出现故障跳闸，解决方案如下： 向试运行指挥组长汇报异常情况，根据故障报告分析原因，由线路施工单位派有关技术人员巡线处理。
7、在进行二次电压异常，解决方案如下：
向试运行指挥组长汇报异常情况，检查导致异常原因，或申请一次停电处理。
8、在此试运行过程中，请220kV新兴站值班员做好与投产线路相关母线故障跳闸的事故处理预案。
六、启动试运行时间安排
计划 2013 年 月 日 ～ 日
七、启动试运行指挥成员名单和电话
启动试运指挥组长：卢庆保 手机：13978690201 启动试运指挥副组长： 联系电话： 手机：
八、启动试运行应具备的条件
1. 新启动的变电站与中调、地调之间的通信能满足调度运行要求，启动设备相关的远动信息能正常传送到广西中调和地调。
2. 所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调度机构下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。
3. 所有启动范围的通信设备调试完毕并已按调度机构下达的电路开通单开通电路并经通信调度确认和设备运行人员签字验收。
4. 所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离现场，现场具备送电条件。
5. 线路参数均已测试完成，结果正确，且实测参数已提交广西中调继电保护科。 6. 线路纵联保护通道试验工作结束，通道正常。
7. 运行单位已在中调的OMS系统中向中调报送启动申请单。
8. 启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关的运行规程规定。与启动有关的运行维护单位应根据启委会批准的启动方案，提前准备操作票。
9. 启动前现场应与相关调度核对新设备启动试运行方案，以保证启动试运行方案一致。
10.线路施工单位已在220kV新兴站分别测量220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线线路核相正确及绝缘合格, 220kV光岭变测量220kV中光线线路核相正确及绝缘合格，并向试运行小组组长和中调汇报。
九、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合
220kV新兴站
新兴站220kV中新Ⅰ线2057开关、中新Ⅱ线2053开关在冷备用状态。该操作在启动试运行前完成。
十、启动前现场准备和设备检查
由启动试运指挥组长或中调下令，现场值班人员和试运行人员将设备操作至以下状态，启动前完成。
一次设备状态要求
1. 220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线在冷备用状态，线路两侧地刀均在分闸位置，启动范围内有关接地线全部拆除。 220kV新兴站：(中调下令)
2. 220kV新兴站：220kV中新Ⅰ线2057开关、中新Ⅱ线2053开关在冷备用状态，启动范围内有关接地线全部拆除。 220kV中路站：(试运行指挥组长下令)
3. 220kV中路站 1M、3M、2M、4M母线及母线上所有设备都在冷备用状态。 4. 220kV 金源XX 、220kV中新Ⅰ线2051间隔、220kV中新Ⅱ线2052间隔、220kV中光线2053间隔、220kV备用线2056间隔、220kV备用线2057间隔、220kV中潭Ⅰ线2058间隔、220kV中潭Ⅱ线2059间隔、220kV 1号主变2001间隔、220kV母联2012间隔、220kV 1M母线PT、220kV 2M母线PT 、220kV分段间隔均在冷备用状态。
5. 检查确认启动范围内所有地刀均在分闸位置，有关接地线全部拆除。
二次设备检查和保护投退
6. 所有待启动的保护、安自、测控、录波装置已按正式定值单执行并投入。 220kV新兴站：(中调下令)
7. 检查新兴站220kV 母差、失灵保护出口跳220kV中新Ⅰ线2057开关、220kV中新Ⅱ线2053开关压板在投入。
8. 检查已按定值单投入新兴站220kV中新Ⅰ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用新兴站220kV中新Ⅰ线2057开关重合闸。
9. 检查已按定值单投入新兴站220kV中新Ⅱ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用新兴站220kV中新Ⅱ线2053开关重合闸。
10.按编号为“新兴站XXXX临时”的临时定值单对新兴站220kV中新Ⅱ线2053开关RCS-923A保护过流保护定值进行整定，并投入过流保护。 11.检查220kV新兴站220kV中新Ⅱ线线路PT二次空开在合上位置。 220kV中路站：
12.检查220kV 母差、失灵保护在投入。
13.检查220kV 母差、失灵保护出口跳220kV 金源XX开关 、220kV中新Ⅰ线2051开关、220kV中新Ⅱ线2052开关、220kV 中光线2053开关、220kV备用线2056开关、220kV备用线2057开关、220kV中潭Ⅰ线2058开关、220kV中潭Ⅱ线2059开关、1号主变220kV 侧2001开关、220kV母联2012开关压板在投入。 14.检查已按正式定值单投入220kV中路站220kV中新Ⅰ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用220kV中新Ⅰ线2051开关重合闸。
15.按编号为“中路站XXXX临时”的临时定值单对220kV中新Ⅰ线2051开关RCS-923A保护的过流保护定值进行整定，并投入过流保护。
16.检查已按正式定值单投入220kV中路站220kV中新Ⅱ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用220kV中新Ⅱ线2052开关重合闸。
17.按编号为“中路站XXXX临时”的临时定值单对220kV中新Ⅱ线2052开关RCS-923A保护的过流保护定值进行整定，并投入过流保护。
18.检查已按正式定值单投入220kV中路站220kV 金源线XX、220kV 中光线20
53、220kV备用线20
56、220kV备用线20
57、220kV中潭Ⅰ线20
58、220kV中潭Ⅱ线2059全部保护，并停用以上线路的重合闸。
19.检查220kV中路站220kV#1M母线PT二次空开在断开位置。 20.检查220kV中路站220kV#2M母线PT二次空开在断开位置。
十一、启动试运行
220kV新兴站220kV中路Ⅰ线2057开关对220kV中路Ⅰ线充电 1. 220kV新兴站：合上220kV中新Ⅰ线2057
2、20576刀闸。 2. 220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20
511、20516刀闸。
3. 220kV新兴站：合上220kV中新Ⅰ线2057开关，对220kV中新Ⅰ线线路进行第一次充电，线路充电正常后不断开新兴站220kV中路Ⅰ线2057开关。
4. 220kV中路站：测量220kV中新Ⅰ线线路 PT的二次电压，电压正常后合上线路PT二次电压空开。
220kV中路站220kV 1M、3M母线受电
5. 220kV中路站：合上220kV #1M母线PT 219刀闸。
6. 220kV中路站：合上220kV分段间隔20131刀闸、20133刀闸。
7. 220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线2051开关对220kV #1M、#3M母线进行充电。 8. 220kV中路站：测量220kV #1M母线PT的二次电压和开口三角不平衡电压、相序，正常后投入220kV #1M母线PT二次空开。检查220kV中新Ⅰ线线路保护装置的电压及相序正确，各计量、测量电压及相序正确，用220kV中新Ⅰ线线路PT二次与220kV #1M母线PT二次电压核相正确，并把结果汇报启动试运行组组长。 220kV中路站220kV #2M、#4M母线受电 9. 220kV中路站：投入220kV母联充电保护。
10.220kV中路站：合上220kV母联20121刀闸、220kV母联20122刀闸、220kV 金源线XX、220kV中新Ⅱ线20522刀闸、220kV中光线20532刀闸、220kV备用线20562刀闸、220kV备用线20574刀闸、220kV中潭Ⅰ线20584刀闸、220kV中潭Ⅱ线20594刀闸、1号主变220kV侧20012刀闸。
11.220kV中路站：合上分段间隔220kV 20242刀闸、20244刀闸 12.220kV中路站：合上220kV #2M母线PT 229刀闸。
13.220kV中路站：合上220kV母联2012开关对220kV #2M、#4M充电，充电正常后退出220kV母联充电保护。
220kV中路站220kV #1M、#2M PT二次核相
14.220kV中路站：测量220kV #2M母线PT的二次电压和开口三角不平衡电压、相序，正确后投入220kV #2M母线PT二次空开，并用220kV #1M、#2M母线PT二次电压进行核相，正确后进行二次电压并列、解列试验，试验完成后向中调汇报结果。 220kV中路站中新Ⅱ线2052开关对中新Ⅱ线线路充电 15.中路站：合上中新Ⅱ线20526刀闸。
16.中路站:合上中新Ⅱ线2052开关，对中新Ⅱ线线路充电两次，每次带电5分钟，间隔5分钟。第一次充电的同时220kV中路站和220kV新兴站及时测量220kV中新Ⅱ线线路PT二次电压正常。中路站合上中新Ⅱ线2052线路PT二次空开，并与220kV母线PT二次电压核相正确。220kV新兴站中新Ⅱ线2052线路PT二次电压与220kV母线PT二次电压核相正确。第二次充电正常后断开中路站中新Ⅱ线2052开关。
17.220kV中路站：断开220kV母联2012开关。 18.220kV中路站：拉开220kV母联201
21、20122刀闸。
220kV新兴站220kV中新Ⅱ线2053开关对220kV中新Ⅱ线进行第三次充电 19.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线20
532、20536刀闸。
20.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线2053开关，对中新Ⅱ线第三次充电，充电正常后不再断开220kV中新Ⅱ线2053开关。 220kV中路站用220kV中新Ⅱ线2052开关对220kV #2M、#4M母线充电及二次电压核相
21.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ线2052开关，对220kV中路站220kV #2M母线充电。
22.220kV中路站：用220kV #1M母线PT与220kV #2M母线PT进行核相，核相正确后向中调汇报。
23.220kV中路站：合上220kV母联201
21、20122刀闸。 24.220kV中路站：合上220kV母联2012开关。
220kV中路站220kV中新Ⅰ线2051开关、220kV中新Ⅱ线2052开关同期试验 25.220kV中路站：断开220kV中新Ⅰ线2051开关。 26.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅰ线2051开关。 27.220kV中路站：断开220kV中新Ⅱ线2052开关。
28.220kV中路站：拉开2220kV中新Ⅱ线20522刀闸，合上220kV中新Ⅱ线20521刀闸。
29.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅱ线2052开关。
220kV新兴站220kV中新Ⅰ线2057开关、220kV中新Ⅱ线2053开关同期试验 30.220kV新兴站：断开220kV中新Ⅰ线2057开关。 31.220kV新兴站：同期合上220kV中新Ⅰ线2057开关。 32.220kV新兴站：断开220kV中新线2053开关。 33.220kV新兴站：同期合上220kV中新Ⅱ线2053开关。
220kV中路站：220kV 金源线、220kV中光线20
53、220kV中潭Ⅰ线20
58、220kV中潭Ⅱ线20
59、220kV备用线20
56、220kV备用线2057间隔带电试运行。 34.220kV中路站：合上220kV金源线XX刀闸
35.220kV中路站：合上220kV金源线XX，带电试运行24小时。 36.220kV中路站:合上220kV中光线2053开关，带电试运行24小时。 37.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ线20596刀闸。
38.220kV中路站:合上220kV中潭Ⅱ线2059开关，带电试运行24小时。 39.220kV中路站：合上220kV备用线20566刀闸。
40.220kV中路站:合上220kV备用线2056开关，带电试运行24小时。 41.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅰ线20586刀闸。
42.220kV中路站:合上220kV中潭Ⅰ线2058开关，带电试运行24小时。 43.220kV中路站：合上220kV备用线20576刀闸。
44.220kV中路站:合上220kV备用线2057开关，带电试运行24小时。
220kV中路站#1主变及10kV母线充电试运行(220kV中路站#1主变、110kV及以下电压等级设备启动试运行方案另写，由防城港供电局负责投运)。 220kV中新Ⅰ线2051带负荷判方向
45.220kV中路站：在#1主变带负荷前，向中调申请#1主变带负荷，中调许可后执行以下操作。
46.220kV中路站：断开220kV中新Ⅱ线2052开关。
47.退出220kV中新Ⅰ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。 220kV中路站：#1主变、220kV中新Ⅰ线带负荷后，进行负荷判方向
48. 220kV中路站：220kV中新Ⅰ线带负荷后，对220kV中新Ⅰ线保护及测量、计量、录波器等带负荷判方向工作，对中路站220kV母差保护带负荷判极性。 49.220kV中新Ⅰ线保护方向正确后，投入220kV中新Ⅰ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。
50.220kV中路站：将220kV中新Ⅰ线2051开关RCS-923A保护定值恢复为正常运行定值，退出220kV中新Ⅰ线2051开关RCS-923A保护的过流保护。 220kV中路站：中新Ⅱ线进行负荷判方向
51.退出220kV中新Ⅱ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。 52.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅱ线2052开关。 53.220kV中路站：断开220kV中新I线2051开关。
54.220kV中路站：对220kV中新Ⅱ线保护及测量、计量、录波器等带负荷判方向工作，对中路站220kV母差保护带负荷判极性。
55.220kV中新Ⅱ线保护方向正确后，投入220kV中新Ⅱ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。
56.220kV中路站：将220kV中新Ⅱ线2052开关RCS-923A保护定值恢复为正常运行定值，退出220kV中新Ⅱ线2052开关RCS-923A保护的过流保护。
57.220kV新兴站：将220kV中新Ⅱ线2053开关RCS-923A保护定值恢复为正常运行定值，退出220kV中新Ⅱ线2053开关RCS-923A保护的过流保护。
220kV中路站：220kV金源线XX 、220kV中新Ⅰ线20
51、220kV中新Ⅱ线20
52、220kV中光线20
53、220kV中潭Ⅰ线20
58、220kV中潭Ⅱ线20
59、220kV备用线20
56、220kV备用线2057刀闸等电位切换试验。
58.220kV中路站：同期合上220kV中新I线2051开关。
59.220kV中路站：投入220kV母线保护投单母运行压板，断开220kV母联2012开关控制电源。
60.220kV中路站：合上220kV金源线XX刀闸 61.220kV中路站：合上220kV金源线XX刀闸 62.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20512刀闸。 63.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅰ线20511刀闸。 64.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20511刀闸。 65.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅰ线20512刀闸。 66.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20512刀闸。 67.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅰ线20511刀闸。 68.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ线20521刀闸。 69.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅱ线20522刀闸。 70.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ线20522刀闸。 71.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅱ线20521刀闸。 72.220kV中路站：合上220kV中光线20531刀闸。 73.220kV中路站：拉开220kV中光线20532刀闸。 74.220kV中路站：合上220kV中光线20532刀闸。 75.220kV中路站：拉开220kV中光线20531刀闸。 76.220kV中路站：合上220kV备用线20561刀闸。 77.220kV中路站：拉开220kV备用线20562刀闸。 78.220kV中路站：合上220kV备用线20562刀闸。 79.220kV中路站：拉开220kV备用线20561刀闸。 80.220kV中路站：合上220kV备用线20573刀闸。 81.220kV中路站：拉开220kV备用线20574刀闸。 82.220kV中路站：合上220kV备用线20574刀闸。 83.220kV中路站：拉开220kV备用线20573刀闸。 84.220kV中路站：合上220kV中潭I线20583刀闸。 85.220kV中路站：拉开220kV中潭I线20584刀闸。 86.220kV中路站：合上220kV中潭I线20584刀闸。 87.220kV中路站：拉开220kV中潭I线20583刀闸。 88.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ线20593刀闸。 89.220kV中路站：拉开220kV中潭Ⅱ线20594刀闸。 90.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ线20594刀闸。 91.220kV中路站：拉开220kV中潭Ⅱ线20593刀闸。
92.220kV中路站：合上220kV母联2012开关控制电源，退出220kV母线保护投单母运行压板。
220kV新兴站220kV中新Ⅱ线2053间隔刀闸等电位切换试验。
93.220kV新兴站：投入220kV母线保护投单母运行压板，断开220kV母联2002开关控制电源。
94.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线20531刀闸。 95.220kV新兴站：断开220kV中新Ⅱ线20532刀闸。 96.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线20532刀闸。 97.220kV新兴站：断开220kV中新Ⅱ线20531刀闸。
98.220kV新兴站：退出220kV母线保护投单母运行压板，合上220kV母联2002开关控制电源。
220kV新兴站调整为正常运行方式(由中调下令)
220kV中路站#1主变和110kV及以下电压等级设备启动结束后，220kV中路站调整为正常运行方式(由中调下令)
99.220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线、220kV中光线进行24小时试运行结束后，继续保持运行。
100. 24小时运行结束后， 220kV中潭Ⅰ线20
58、220kV中潭Ⅱ线20
59、220kV备用线20
56、220kV备用线2057开关由运行状态转为冷备用状态。 保护检查及有关运行方式安排 1. 220kV中路站：检查220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线两侧保护、220kV母线保护已按正常方式投入运行。
2. 新设备24小时试运行期间应有供电局值班员在场，试运行结束后，现场值班员必须汇报中调值班调度员。
3. 线路24小时试运行结束后，投入220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线、两侧开关综重。
十二、安全措施及注意事项
1. 所有参加启动试运行的人员必须遵守《电力安全工作规程》。
2. 各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施，试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。
3. 所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任。
4. 试验人员需要在一次设备及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。
5. 每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常后方能进行下一个项目的工作。
6. 试运行期间发生的设备故障处理及试验工作,须经启动委员会同意后方可实施;试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报。
7. 试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。
十三、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，220kV中路站本次启动范围设备分别交由运行单位维护。 十
四、有关厂站的电气主接线图
1：220kV中路变电站 2：220kV新兴变电站 3：220kV光岭变电站
2.220 kV变电站变压器的维护工作分析
作为一项具有较强的系统性的工作，220 kV变电站变压器维护工作的主要内容包括确认基本条件、运用新型维护技术、对初始状态进行优化等。下面本文立足于这几个方面分析介绍220 kV变电站变压器维护工作[2]。
2.1将基本条件确认下来
开展220 kV变电站变压器维护工作的基础性工作就是将基本条件确认下来。要想做好220 kV变电站变压器维护工作首先必须要清楚变压器问题类型，也就是说要了解故障和设备的基本情况。电力系统工作人员在这一过程中必须要综合分析变电站的运行数据，然后以分析的结果为基础将科学正确的评价做出来，这样就可以对变压器的整体运行情况具有较为完整的了解。与此同时，电力系统工作人员在确认基本条件的时候还要认识到继电保护装置的重要性，对于继电保护装置而言，除了在选用的时候使其达到最为基本的运行要求之外，同时还要真正的做好日常的检测和维护工作，只有这样才能够有效的提升220 kV变电站变压器维护工作水平。 2.2对初始状态进行优化
220 kV变电站变压器维护工作中对初始状态进行优化具有十分重要的作用，电力系统的工作人员在对初始状态进行优化的过程中，首先要对变压器的初始状态具有全面的了解，大量的运行维护实践表明，变压器日后正常的运行和有效性在很大程度上受到了初始状态的影响。与此同时，电力系统工作人员在对初始状态进行优化的时候还需要对相关的检测数据的材料、设备的运行情况、技术材料以及设备图纸等进行搜集和整理，然后以此为根据就能够有效的提升220 kV变电站变压器维护工作的精确性。除此之外，电力系统的工作人员在对初始状态进行优化的时候必须要采用全过程管理的方式对变压器设备的生命周期的环节进行管理[3]。
2.3对新型的维护技术进行积极的应用
220 kV变电站变压器维护工作中对新型维护技术的推广和使用属于一项核心的内容，要想使220 kV变电站变压器维护工作的有效性得以全面提升，就必须要对行之有效以及科学合理的继电保护装置和维护技术进行积极的推广和应用，只有具备先进技术以及先进设备的支持，才能够确保220 kV变电站变压器维护工作水平。与此同时，电力系统的工作人员在对新型维护技术及其应用的过程中必须要准确和及时的判断电力系统的运行状况，积极的参与企业组织的各项技能培训，从而使自身的业务能力和专业知识得以全面提升
3.结语 由于220 kV变电站变压器在电力系统的运行中具有十分重要的作用，所以电力系统的工作人员必须要清楚的了解和掌握220 kV变电站变压器的工作原理，并且以此为基础，在变压器的运行维护工作中充分的应用各种新的技术和新的设备，只有这样才能够有效的保证220 kV变电站变压器的安全正常运行，并且极大的提升我国电力系统的整体运行水平。
附件
河南电网220千伏变电站 实施无人值班运行验收管理规定
1.总则
1.1为使河南电网220千伏变电站无人值班集控运行工作渐进有序开展，确保新的变电运行模式下电网的安全运行，特制定本规定。
1.2本规定依据省公司《河南电网集控中心运行管理规范》、《河南电网操作队运行管理规范》、《集控中心、操作队、无人值班变电站技术导则》、《河南电网220千伏集控中心及无人值班变电站调度运行管理规定》等相关生产运行管理规范制定。
1.3本规定未涉及的内容，按1.3中各项规范执行。 1.4本规定适用于河南电网各供电公司申报220千伏变电站实施无人值班运行的验收及审批。各供电公司可参照本规范制定110千伏变电站实施无人值班运行验收规定。
2.申报验收
2.1各供电公司对220千伏变电站实施无人值班要高度重视，对将要申报无人值班的220千伏变电站，要在对照省公司相关管理规定(见1.3)进行自查的基础上，由生产部门负责组织由生产、变运、调度等人员组成的验收小组，按照省公司《河南电网— 4 — 220千伏变电站实施无人值班运行验收规范》(附件1)自行进行检查验收。
2.2供电公司自行验收后，以公司文件形式向省公司上报该220千伏变电站实施无人值班的申请报告，并随申请报告同时上报该220千伏变电站实施无人值班运行的自检验收报告(同附件1)及基本情况表(附件2)。
3.验收审批
3.1对各供电公司上报的220千伏变电站实施无人值班运行的申请报告，省公司将组织公司有关部门进行变电站及相关集控中心、操作队现场验收。
3.2省公司将依据《河南电网220千伏变电站实施无人值班运行验收规范》(附件1)对无人值班变电站等现场进行逐条检查验收，并根据验收情况尽快进行批复。
3.3《河南电网220千伏变电站实施无人值班运行验收规范》中的各验收项目，均为基本的必备条件，其他未提及部分，应对照《河南电网集控中心、操作队、无人值班站技术导则》等相关要求进行落实。
3.4对暂未达到220千伏无人值班验收标准的变电站，由各单位进行整改，整改完毕后重新上报省公司，省公司将针对具体问题进行评价或验收。
3.5供电公司获得省公司批复后方可实施220千伏变电站的无人值班。
— 5 — 4.其他
4.1 各供电公司对按照省公司该验收管理规定要求，对将实施无人值班运行的220千伏变电站要从设备、人员、制度等各方面加强管理，提早着手，逐项落实。
4.2本管理规定自2009年1月开始实施，请各单位做好相关准备。
附件：1.河南电网220千伏变电站实施无人值班运行验收
规范
2.220千伏变电站实施无人值班运行基本情况表
— 6 —
(草稿)
2006年10月20日
1
概 况
九江110kV西站变电站位于九江线材有限公司西侧，距迁安市20公里，占地面积5309平方米。担负着九江公司二期全部的生产、生活用电任务。
该站为2级电压。
110kV为单母线分段内桥接线方式，设计进线2回，分别是赵九I线1
12、赵九II线111，母联145。
10kV为单母线分段接线方式，设计出线30回，本期投运26回。 本期投运主变压器2台，为锦州产50000kVA有载调压变压器。 全站电容器4组，总补偿容量21600kVAR。
第一章
调度范围划分
2.1、101-
4、102-5以上为唐山区调调度;
2.2、101-
4、102-5刀闸由唐山区调和本公司电管处共同调度。 2.3、101-
4、102-5刀闸以下由本公司电管处调度。 2.4、10kV所变及站用电由变电站自行管理。
第二章 运行方式及线路双重编号
3.1、运行方式 (1)、正常方式：赵九II线111在4号母线带1号主变运行，赵九I线112在5号母线带2号主变运行，母联145开口;50
1、502合着分别带10kV
4、5母线上的本期全部负荷，母联545开口。7-
1、7-2开着。 (2)可能出现的方式：
方式A：1
11、145合入，112开口。赵九II线111带全部负荷。 方式B：1
12、145合入，111开口。赵九I线112带全部负荷。 3.2、线路双重编号 (1)、赵店子113-九江111线路双重编号为：赵九II线111。 (2)、赵店子114-九江112线路双重编号为：赵九I线112。 (3)、炼钢1线51X 制氧1线51X 炼铁1线51X 烧结1线51X 轧钢1线51X 水源地51X 1号电容器581 1号消弧线圈及所变510 (4)、炼钢2线52X 制氧2线52X 炼铁2线52X 烧结2线52X 轧钢2线52X 2号电容器591 2号消弧线圈及所变520 第三章 设备运行、操作的注意事项
4.1、设备运行的注意事项
设备投入运行时应具备必要的资料，如：产品出厂使用说明书，设备投运批 准书等。设备投入运行后应对其进行科学化、规范化的监督管理，建立健全各种图表。 4.2、操作的注意事项
4.2.1、在进行倒闸操作前，值班人员应明确操作目的、内容及操作中注意事项。复杂操作 2 应充分准备，经大家讨论制定方案与措施，并由站长、主值负责监督。
4.2.2、严禁无令操作，若发现命令与设备情况不符或有明显错误，应立即提出疑问并纠正，无误后进行操作。
4.2.3、倒闸操作必须戴绝缘手套、穿工作服、绝缘鞋、戴安全帽。
4.2.4、110kV、10kV线路停电时，应按开关，线路侧刀闸，母线侧刀闸顺序进行，送电操作顺序与此相反。
4.2.5、变压器停送电操作，应检查变压器高压侧中性点刀闸合好，然后再进行操作;停电时，先停负荷侧，后停电源侧;送电时则从高压向低压侧依次进行。若该变压器投入系统后中性点不应接地(听调令)，必须将中性点刀闸拉开。
4.2.6、远方操作时，应检查设备位置变化是否正确，并监视交、直流表计变化情况及有无异常信号发出。
4.2.7、设备停电工作，在合接地刀闸前必须先验电，要做到在哪封地在哪验电。在合接地刀闸时，必须看好位置，核对设备编号，分清-
17、-27，不得误合线路侧接地刀闸。 4.2.8、拉合刀闸必须检查断开的角度及辅助接点联动良好。
4.2.9、误合刀闸时不得再拉开，误拉刀闸时如弧光尚未断开应迅速合上并检查原因。 4.2.
10、110kV母线PT停电，应按照二次小刀闸、小开关、一次刀闸的顺序进行。送电与之相反。
4.2.
11、10kV电压互感器停电时，应先断开二次负荷后再断开一次设备，送电带二次充电。即：10kV母线送电时应先投PT，后送母线。
4.2.
12、开关运行状态时，投入保护前应测量保护掉闸压板对地电压。
4.2.
13、事故处理可不填写倒闸操作票，但是应记录在调度命令记录本上，其善后操作必须填写倒闸操作票。
4.2.
14、正常倒闸操作，严禁解锁，需解锁操作必须经XXX以上人员批准，并由站长现场监护。
4.2.
15、一切倒闸操作必须由两人进行，并严格执行操作把六关。
4.2.
16、操作票执行过程中，不得颠倒顺序，不能任意增减和跳页操作。
4.2.
17、一个操作任务不超过五项时，操作票不能涂改，五项以上的操作票若个别字写错，可在错字上划两横注销在后面重新填写，若操作术语或调度号写错划两横整行注销后必须在下一行重新填写，一张操作票只能涂改两处，否则应重新填写操作票。
4.2.
18、每执行完一步操作后，应在该项前面划已执行勾，整个操作任务完成后，在最后一项下面加盖“已执行”章，若操作任务只有一步操作，其步骤直接添入任务栏，顺序栏内不再重写，执行后不划执行勾，在任务栏右下角压线盖“已执行”章。
4.2.
19、操作票因故作废，应在任务栏内盖“作废”章，若一个操作任务使用几张操作票，应在每一页均盖“作废”盖，并在任务栏内写明作废原因。
4.2.20、在操作票执行过程中，因故中断操作，则在操作完的步骤下面盖“已执行”章，并在备注栏内写明中断操作原因，若此操作任务还有几张未操作的票，则应在未执行的各页任务栏内盖“作废”章。
4.2.
21、继电保护压板停、投时应写明确编号名称，及XX压板XXLP以防止错停和误操作。 4.2.
22、应添入操作票的操作：
(1) 拉合开关、刀闸、拉合开关后检查开关位置。 (2) 验电和挂、拆地线或拉合接地刀闸。 (3) 拉合刀闸前检查开关在拉开位置。 (4) 停投开关控制或信号电源。
(5) 停投所用变或电压互感器二次保险或负荷、刀闸、开关。
3 (6) 倒换继电保护装置操作回路或改定值。
(7) 停投重合闸、继电保护及交、直流装置的电源把手、压板。
(8) 两条线路或两台变压器并解列时，检查负荷分配，母线充电后，带负荷前检查母线电压。
(9) 调度员下令悬挂的标示牌。 4.2.
23、下列各项可不用操作票： (1) 事故处理。
(2) 拉合开关的单一操作。
(3) 拉开全站唯一的接地刀闸或拆除唯一的一组地线。 (4) 主变调整分头位置。
(5) 上述操作应记入调度命令记录本内。 4.2.
24、倒闸操作术语： (1) 开关、刀闸称“拉开”、“合上”。 (2) 操作地线称“验电”、“挂”、“拆”;地线位置以刀闸为准称“线路侧”、“开关侧”、“母线侧”、“主变侧”、“PT侧”，上述位置不能概括时，按实际位置填写。
(3) 操作交、直流保险称“给上”、“取下”。 (4) 操作保护压板称“投入”、“退出”和“改投”。 (5) 绝缘挡板称“加”、“拆”。 (6) 标示牌称“挂”、“拆”。
4.2.
25、10kV出线发生单相接地时，应立即报告XXX，将重要负荷倒至另一回线运行，对接地线路停电处理，不允许带接地长时间继续运行。若在操作或运行中发生谐振过电压，均不能试拉PT，应投入或切除部分线路(或电容器组)。
4.2.
26、对于一经合闸即可送电到工作地点的开关和刀闸均应在操作机构上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。“禁止合闸，线路有人工作”标示牌的悬挂应按命令进行。
4.2.
27、低压380V合环运行前，10kV4号、5号必须合环运行(545合位);10kV4号、5号母线合环运行前(545合位);110kV4号、5号母线必须合环运行(145合位)。
第五章 综合自动化系统说明
第六章 异常处理
6.1、主变过温
6.1.1、现象：
1、警铃响
2、监控发“主变过温”信号
6.1.2、处理：
1、记录时间
2、检查并记录：
(1) 电压及负荷情况 (2) 主变上层油温及外温 (3) 风冷及散热条件
(4) 主变及刀闸口、接头运行情况
3、报告站长及XXX并按下列原则处理： (1) 如因过负荷所致则应限负荷
(2) 如因风冷故障，则应按“风冷故障”进行处理
(3) 如因温度计指示错误或信号误动，则应查明原因消除
(4) 如负荷及冷却条件正常，变压器温度比平常高10℃以上，且有上
升趋势，则认为变压器异常，应详加分析。
6.2、主变风冷故障
4 6.2.1现象：
1、警铃响
2、监控发“风冷故障信号”
3、主变风扇停转 6.2.2处理：
1、记录时间
2、检查主变负荷，上层油温，外温并记录
3、检查主变风冷故障的原因：检查直流信号电源(Q6)、散热器控制电源(Q5)、主变风冷工作电源(Q
1、Q2)，检查所变盘上的相应主变的风冷电源开关，检查风冷回路是否正常，将情况报告站长及XX并进行处理。
4、风冷故障时应加强对主变及负荷的监视
5、风扇全部停止，主变负荷按67%Se掌握 6.3、主变轻瓦斯动作(本体、调压体) 6.3.1现象：
1、警铃响、语音告警
2、监控发“轻瓦斯动作”、“主变本体轻瓦斯动作”或“主变调压体轻瓦斯动作”
3、DVP- “本体轻瓦斯”或“调压体轻瓦斯”信号灯亮 6.3.2处理：
1、记录时间
2、到现场检查保护动作情况
3、检查主变运行情况及上层油温、外温、声音、负荷并记录
4、迅速取气分析故障性质
(1) 若气体为无色、无味、不可燃，且无其它保护动作，变压器运
行无异常现象或近期内主变有滤油、更换热虹吸、呼吸器矽胶等工作则可能是空气，应加监视，按时放出气体，并用主变保护盘上的复归按钮复归信号。
(2) 若气体为有色、有味、可燃，或变压器有异常现象，则认为变
压器内部故障，应报告调度及XXX，申请停电全面试验检查。
(3) 若取气无气体，变压器无异状，且无其它保护动作，则可能是
误动。如二次回路或元件故障、主变缺油等，应分情况报调度及XXX，进行处理。
6.4、10kV控制回路断线(装置直流失电) 6.4.1现象：
1、警铃响。
2、监控发某路控制回路断线(装置直流失电)
3、10kV开关合闸、工作位指示灯灭，DVP- 报警灯亮
6.4.2处理：
1、记录时间，检查该路直流控制保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长。
2、如控制保险熔断，且二次无明显短路，更换新品
3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX
4、更换新品成功，手动复归该路保护装置告警信号 6.5、10kV机构弹簧未储能 6.5.1现象：
1、警铃响
2、监控发某路弹簧未储能，该开关柜上弹簧已储能信号灯灭
6.5.2处理：
1、记录时间，检查该路电机电源保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长
2、如电机电源保险熔断，且二次无明显短路，更换新品
3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX 6.6、10kV系统接地
5 6.6.1现象：
1、警铃响
2、监控发10kVI(II)段消谐装置动作信号、“单相接地”信号
3、接地线路DVP- 接地信号灯亮(未发出某一路接地信号时应考虑母线可能有接地)
4、故障母线接地相相电压降低或为零，其它两相升高，或升高为线电压
5、站内10kVPT柜消谐装置上的接地信号灯亮 6.6.2处理：
1、记录时间及现象
2、将情况报告站长及XXX
3、如发出某一路接地信号时应在其倒至另一回路供电后，将此线路停电处理
4、如未发出某一路接地信号，则应穿上绝缘靴检查接地母线及设备，直到最后找到接地点并停电处理
6.7、10kVPT断线
6.7.1现象：
1、警铃响
2、监控发10kVI(II)段母线所有出线的“PT断线”信息
3、接线图画面显示10kV相电压、线电压数值不正常
4、各路测控装置告警信号灯亮 6.7.2处理：
1、记录时间及现象
2、将情况报告站长及XXX
3、检查PT二次保险是否熔断，如更换同容量二次保险再次熔断应对二次回路进行检查。如PT二次保险未熔断，检查PT，测量PT二次输出电压是否正常，如某相PT二次电压低于正常相电压，可判断该相PT高压保险熔断，将PT转检修，更换PT高压保险，将PT投运，如PT高压保险再次熔断，则应将PT转检修进行试验。
4、PT二次停电期间，视负荷情况(≥50%过流定值)退出低压闭锁过流
5、恢复正常将所停保护投入，并报XXX
6、处理完毕，手动复归各路保护装置告警信号 6.8、SF6低气压闭锁 6.8.1现象：
1、警铃响
2、监控发某开关“SF6低气压闭锁”(一般情况下此时“SF6低气压报警”已经发出)
3、相应开关压力表指示低于正常值(0.48Mpa报警;0.45Mpa闭锁) 6.8.2处理：
1、应立即到开关机构处检查SF6压力表压力指示并记录
2、如SF6压力表压力指示确已低于闭锁值时，应立即报站长及XXX
3、将该开关机构闭锁在合闸位置，外观检查SF6泄漏原因
4、报告区调(1
11、112闭锁时)，做好上一级停电的准备 6.9、直流系统接地 6.9.1现象：
1、警铃响
2、DVP- 直流接地信号灯亮
3、直流接地选检装置显示接地的回路和正极或负极接地的绝缘电阻数值 6.9.2处理：
1、记录时间及现象
2、将情况报告站长
3、据直流接地选检装置显示的接地回路和绝缘电阻数值，对此回路进行检查
4、下列情况可能防碍拉闸试找
(1) 接地点发生在直流母线上
6 (2) 接地点发生在电池本身 (3) 同时有同极两点接地 (4) 回路有串电
(5) 同时有多点虚接地 (6) 环路未解开
5、处理直流接地注意以下几点：
(1) 特殊天气 (2) 有人工作
(3) 断开微机保护直流电源时间10秒后才允许再合好
6.10、直流系统异常 6.10.1现象：
1、警铃响
2、DVP- 直流异常信号灯亮 6.10.2处理：
1、检查站内直流设备
2、有可能是以下几种情况，可对照检查处理
a、 浮充低电压异常 b、 过负荷 c、 蓄电池异常放电 d、 蓄电池温度上升 e、 直流接地 f、 整流器过电压 g、 整流器故障 h、 ZK
1、ZK2开关跳闸 i、 交流无电
6.
11、通讯异常
6.11.1现象：
1、监控发某路通讯异常
2、自检画面该路开关指示变绿色
3、测控装置告警信号灯亮
6.11.2处理：
1、记录时间，检查该路直流保护空气开关2ZKK情况，检查保护装置二次回路有无明显短路现象，并报站长
2、如保护空气开关2ZKK跳闸，保护装置二次回路无明显短路，试投小开关
3、试投不成，查找处理
4、试投成功，手动复归该路测控装置告警信号 6.
12、主变压器远方有载调压失灵 6.12.1现象：远方不能进行调压
6.12.2处理：
1、检查交流盘有载调压电源空气开关及调压箱内空气开关是否在合位
2、检查有载调压的远方/就地把手是否在“远方”位
3、检查调压箱内接触器是否动作正常
4、若属调压装置本身故障应报XXX，通知厂家处理
5、若发生连调现象，应立即断开调压交流电源，用手动调到合适档位
第七章 事故处理
7.1、10kV配线开关掉闸 7.1.1现象：
1、警报响
2、故障线路开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位并无负荷
3、监控发过流(速断)保护动作，重合闸动作(重合闸投入时)
7
4、该路DVP- 过流(速断)、重合闸(重合闸投入时)信号灯亮、报警灯亮
7.1.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，若重合成功，检查开关情况，复归信号，报告站长及XXX
3、若重合不成，检查掉闸开关情况，复归信号，将情况报告站长及XXX将该线路转检修
4、若开关掉闸距不检修次数只差一次时，则应报告站长及XXX，退出重合闸
7.2、配线越级(以511越级为例)掉闸 7.2.1现象：
1、警报响
2、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV4号母线电压、出线开关电流为0
3、监控发501复合电压过流保护动作，10kV4号母线所有出线发“PT断线”
4、DVP- 过流一段信号灯亮
5、如511开关机构拒动，有511过流(或速断)保护动作信息，511DVP- 过流(速断)信号灯亮，面板上显示“电流II段(I段)跳闸”、“跳闸失败”
6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转
7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮
7.2.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV所有出线和母联开关
4、如511过流(或速断)保护动作，开关拒动，解锁拉开511-2-4(负荷端应倒置另一回路)
5、检查10kV4号母线设备无问题，报告站长及XXX申请对无故障配线开关恢复送电。
6、送电无问题，检查511开关拒动原因
7、如配线没有保护动作信息，且501过流保护范围内设备无问题，可能为保护拒动造成越级掉闸，则处理原则如下：
(1)报告站长及XXX，逐路传动10kV4号母线各配线保护，以发
现哪路开关保护拒动
(2)如传动保护，发现某路(如511)保护拒动，则拉开51
1及-2-4，恢复501及其它无故障配线送电，处理511保护拒动问题
7.3、10kV5号母线短路故障(545合着，502开着，501带全部10kV负荷时) 7.3.1现象：
1、警报响
2、545开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV5号母线电压、出线开关电流为0
3、监控发545速断过流保护动作，10kV5号母线所有出线发“PT断线”
4、DVP- 速断过流信号灯亮
5、发380V二段失压动作
6、10kV5号母线电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。 8 监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮
7、10kV5号母线有故障痕迹 7.3.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV5号母线所有出线开关及545-4-5
4、报告站长及XXX，将10kV5号母线转检修，对故障点进行处理
5、恢复送电
7.4、1号主变本体(调压体)重瓦斯动作掉闸 7.4.1现象：
1、警报响
2、1
11、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电压、出线开关电流为0。
3、监控发1号主变本体(调压体)重瓦斯跳闸动作，1号主变压力释放跳闸动作。
4、1
11、10kV4号母线所有出线发“PT断线”
5、1号主变DVP- 本体(调压体)重瓦斯、压力释放信号灯亮、报警灯亮
6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转。
7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示，监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮
7.4.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV母线所有出线开关
4、报告站长及XXX
5、立即检查1号主变并迅速取气判断故障性质：
(1)若气体为有色、有味、可燃或掉闸当时有故障特征、主变有异常，则认为变压器故障。应检查1
11、501开关开着，将1号主变转检修。并复归信号。
(2)若气体为无色、无味、不可燃或无气体，且主变无异状，无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，可能是误动。全面分析进行处理。
6、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV母线重要负荷出线。
7、对2号主变负荷、温度加强监视 7.5、1号主变差动保护动作掉闸 7.5.1现象：
1、警报响
2、1
11、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电、10kV母线电压、出线开关电流为0.
3、监控发1号主变差动跳闸动作
4、1
11、10kV母线所有出线发“PT断线”
5、1号主变DVP- 差动信号灯亮、报警灯亮
6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转
7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮
7.5.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV4号母线所有出线开关
9
4、报告站长及XXX
5、检查1号主变差动保护范围内的设备有无异常
6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或差动保护范围内的设备有故障，则应检查1
11、501开关开着，将1号主变或1号主变110kV4号母线转检修，并复归信号
7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为差动保护误动，全面分析进行处理
8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4母线重要负荷出线。
9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.6、1号主变110kV侧复压过流保护掉闸 7.6.1现象：
1、警报响
2、111开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示
3、1
11、10kV4母线所有出线发“PT断线”
4、监控发1号主变110kV侧复压过流保护跳闸动作
5、1号主变DVP- 过流一段信号灯亮、报警灯亮
6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转
7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮
7.6.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV4号母线所有出线开关。
4、报告站长及XXX
5、检查1号主变110kV侧复压过流保护CT(高压套管)以下的设备有无异常
6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或110kV侧过流保护CT(高压套管)以下的设备有故障，则应检查111开关开着，将1号主变转检修，并复归信号
7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为110kV侧复压过流保护误动，全面分析进行处理
8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4号母线重要负荷出线
9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.7、电容器保护跳闸 7.7.1现象：
1、警报响
2、监控发低电压或过电压、零序电压保护跳闸动作
3、电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示 7.7.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作及电容器情况，报告站长及XXX
3、若电容器本身故障应转检修更换，非电容器本身故障应在处理后，视10kV电压情况投入该电容器
第八章 典型操作票
8.1、操作任务：炼钢I线513线路由运行转检修
10 1 拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5 在513-2线路侧验电
6 在513-2线路侧挂X号地线
7 在513-2操作把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 8.2、操作任务：炼钢I线513线路由检修转运行
1 拆513-2操作把手上“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5合上513-2 6 合上513 7 检查513在合位
8.3、操作任务：炼钢I线513开关由运行转检修
1 拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5在513-2线路侧验电
6 在513-2线路侧挂X号地线 7在513-4刀口加X号绝缘挡板
8.4、操作任务：炼钢I线513开关由检修转运行
1 拆513-4刀口X号绝缘挡板 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5 合上513-2 6 合上513 7检查513在合位
8.5、操作任务：1号所变510开关和1号所变由运行转检修，负荷倒由2号所变代 1 拉开1号所变盘低压总开关01 2 拉开1号所变盘低压总刀闸01-4 3 合上2号所变盘低压总刀闸02-5 4 合上2号变盘低压总开关02 5 检查交流盘电压正常 6 拉开510 7 检查510在分位 8 拉开510-4 9 在510-4刀加X号绝缘挡板 10 在510开关1号所变侧验电
11 在510开关1号所变侧挂X号地线
8.6、操作任务：1号所变510开关和1号所变由检修转运行、负荷倒正常方式
11 1 拆510开关1号所变侧X号地线 2 拆510-4刀口X号绝缘挡板 3 检查510开着 4合上510-4 5 合510 6 检查510在合位
7 拉开2号所变盘低压总开关02 8 拉开2号所变盘低压总刀闸02-5 9 合上1号所变盘低压总刀闸01-4 10 合上1号所变盘低压总开关01 11 检查交流盘电压正常
8.7、操作任务：1号电容器组581由运行转检修 1 拉开581 2 检查581在分位 3 拉开581-4 4 在581-4刀口加X号绝缘挡板 5 在581开关电容器侧验电 6 合上581-7 8.
8、操作任务：1号电容器组581由检修转运行 1 拉开581-7 2 拆581-4刀口X号绝缘挡板 4 合上581-4 5 合上581 6 在581在合位
8.9、操作任务：10kV4号母线、4号PT由运行转检修
注：先交将10kV4号母线上1号所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 在501-3刀口加X号绝缘挡板 12 在545-4刀口加X绝缘挡板
13 在10kV4号PT高压保险PT侧验电 14 在10kVPT高压保险PT侧挂X号地线 8.10、操作任务：10kV4号母线、4号PT由检修转运行 1 拆545-4刀口X号绝缘挡板
2 拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板
12 4 给上10kV5号PT高压保险 5 合上10kV4-9 6 给上10kV4号PT二次保险 7 检查501在分位 8 拉开501-3 9 拉开501-4 10 合上501 11 检查10kV4号母线电压指示正常 12 检查545在分位 13 合上545-4 14 合上545-5 注：随后将10kV4号母线上各所变、出线、电容器开关由检修转运行 8.
11、操作任务：1号主变和10kV4号母线由运行转检修
注：先将10kV4号母线上各所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 合上7-1 12 拉开111 13 检查111在分位 14 拉开101-4 15 在101-4主变侧验电 16 合上101-47 17 合上111 18 检查111在合位
19 检查110kV4号母线电压指示正常 20 在501-3刀口加X号绝缘挡板
21 在10Kv4号PT高压保险PT侧验电
22 在10kV4号PT高压保险PT侧挂X号地线 23 在545-4刀口加X号绝缘挡板
8.
12、操作任务：1号主变和10kV4号母线由检修转运行 1 拆545-4刀口X绝缘挡板
2 拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板 4 拉开101-47 5 拉开111 6 检查111在分位
13 7 合上101-4 8 给上10kV4号PT高压保险 9 合上10kV4-9 10 给上10kV4号PT二次保险 11 检查501在分位 12 合上501-3 13 合上501-4 14 合上111 15 检查110kV4号母线电压指示正常 16 检查111在合位 17 合上501 18 检查10kV4号母线电压指示正常 19 检查501在合位 20 拉开7-1 21 检查545在分位 22 合上545-4 23 合上545-5 注：将10kV4号母线上各出线、所变、电容器由检修转运行 8.
13、操作任务：赵九II线111开关由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2开关侧验电 9 合上111-27 10 在111-4开关侧验电 11 合上111-47 8.
14、操作任务：赵九II线111由检修转运行 1 拉开111-47 2 拉开111-27 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位
8.
15、操作任务：赵九II线111线路由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位
14 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2线路侧验电 9 合上111-17 10 在111-2刀闸把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”牌 8.
16、操作任务：赵九II线111线路由检修转运行
1 拆111-2刀闸操作把手上挂的“禁止合闸，线路有人工作”牌 2 拉开111-17 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位
15
1适用范围 本规程适用于变电站值班运行人员。 2操作规程
2.1高压运行电工必须经专业安全技术培训考试合格，发给高压电工进网作业许可证，持证上岗操作。实习员工必须在持证电工的监护和指导下才准进行操作。
2.2高压运行电工应掌握电气安全知识，了解岗位责任区域的电气设备性能和操作方法，并具备在异常情况下采取措施的能力。熟练掌握触电急救和事故紧急处理措施。
2.3高压运行电工严禁脱岗，必须严格执行值班巡视制度;检修工作票制度;倒闸操作票制度;工作许可制度;工作监护制度;工作间断、转移、终结制度;交接班制度;安全用具及消防设备使用管理制度和出入登记制度等各项规章制度的规定。
2.4上岗必须穿戴合格的绝缘鞋，必要时应戴安全帽及其它防护用品，所用绝缘用具、仪表、安全装置和工具须检查完好、可靠。禁止使用破损、失效的用具，对不同电压等级、工作环境、工作对象，要选用参数相匹配的安全工具。
2.5高压变配电室运行人员必须遵守高压配电装置的运行规程。
2.6不论高压设备带电与否，运行人员不得单人移开或越过遮拦进行工作。若有必要移开遮拦时必须有监护人在场，并使之符合设备不停电时的安全距离。
2.7雷雨天气需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴并不得靠近避雷器和避雷针。
2.8巡视配电装置，进出高压室，必须随手将门带好。
2.9与用电单位联系，进行停、送电倒闸操作时，值班负责人必须将工作内容和联系人姓名复诵核对无误，并做好记录。
2.10停电拉闸操作必须按照由开关(或负荷开关)、负荷侧刀闸、母线侧刀闸的顺序依次操作，送电合闸顺序与此相反。严禁带负荷拉闸。
2.11高压设备和复杂倒运行方式的倒闸操作，必须由二人执行，并由对设备更为熟悉的主值担任监护。
2.12雷电时禁止进行倒闸操作。
2.13电气设备停电后，在未拉闸和做好安全措施以前应视为有电，不得触及和进入遮拦，以防突然来电。 2.14施工和检修需要停电或部分停电时，值班人员应该按照工作票要求做好安全措施，包括停电、验电、装设临时接地线、开关加锁、装设遮拦和悬挂警示牌，会同工作负责人现场检查确认无电，并交待附近带电位置和注意事项，方可开始工作。
2.15工作结束后，工作人员撤离，工作负责人应向值班人员交待清楚，并共同检查，双方办理工作终结签证，然后值班人员才可拆除安全措施，恢复送电。严禁约时停、送电。
2.16在未办理工作终结手续前，值班人员不准将施工设备合闸送电。 2.17停电时，必须切断各回路可能来电的电源，不能只拉开断路器就进行工作，而必须拉开隔离刀闸，使各回路至少有一个明显的断开点。变压器与电压互感器必须从高低压两侧断开。电压互感器的
一、二次侧的熔断器都要取下。断路器的操作电源要断开。闸刀开关的操作把手要锁住。
2.18当验明设备确已无电压后，应立即将检修设备用导体接地并互相短路 。对可能送电至停电设备的各回路或可能产生感应电压的部分都要装设接地线。装设接地线时必须先接好接地端，后接导体端，拆除时的顺序与此相反。装拆接地线都应使用绝缘棒和戴绝缘手套。装拆工作必须由两人进行。不许检修人员自行装拆和变动接地线。接地线应编号并放在固定地点。装拆接地线应做好记录，并在交接班时交待清楚。
2.19在电容器回路上工作时必须将电容器逐个对地放电。
2.20在一经合闸即可送电到工作地点的断路器和闸刀开关操作把手上都应悬挂“禁止合闸，有人工作”的警示牌。工作地点两旁和对面的带电设备遮拦上以及禁止通行的过道上应悬挂“止步，高压危险”的警示牌。工作地点应悬挂“在此地工作”的警示牌。
2.21在低压带电设备附近巡视、检查时，必须满足安全距离，设专人监护。带电设备只能在工作人员的前面或一侧，否则应停电进行。
2.22在带电的电度表和继电保护二次回路上工作时，要检查电压互感器和电流互感器的二次绕组原接地点应可靠。断开电流回路时，应事先将电流互感器二次的专用端子短路，严禁用导线缠绕。工作时不得将回路的永久接地点断开。工作时必须有专人监护，使用绝缘工具，并站在绝缘垫上。不许带负荷拆、装尾线。
2.23发生人身触电事故和火灾事故时，值班人员可不经许可立即按操作程序断开有关设备的电源，以利于进行抢救，但事后必须即刻报告上级，并做好记录。 2.24电器设备发生火灾时，应该用二氧化碳灭火器或1211灭火器扑救。变压器着火时，只有在周围全部停电后才能用泡沫灭火器扑救。配电室门窗及电缆沟入口处应加设网栏，防止小动物进入。
2.25配电装置无论在运行或备用中，每班均要进行一次巡视检查。前夜班高峰负荷时，应对配电装置进行一次熄灯检查。有下列情况之一时[天气恶劣时(如：大风、雷雨、浓雾、冰雹、冰冻);新投入运行或修理后投入运行时;满负荷或超负荷时;电压变化在±5%以上时]，应进行特殊巡视或增加巡视次数。
2.26新安装或大修后投入运行的配电装置，在起始72小时内，每班检查两次，无异常情况时，可按正常周期进行巡视。
2.27配电室在异常情况下，要加强监视。在巡视检查配电装置的同时，必须检查各类安全工具，检查防小动物、防水、防火等情况及检查继电保护、信号指示装置的有关情况。
2.28值班电工每班在对运行中的配电装置进行巡视时，还应注意检查： 1) 瓷瓶及瓷套管有无断裂、有无放电痕迹及异声。
2) 母线接触点有无发热和变色，温度不超过70度且无异声和振动。 3) 隔离开关的刀片是否接触严密，触头有无变色，温度不应超过70度，触头有无火花及放电声。
4) 油开关油箱内无放电声及杂音，活动铜皮是否断裂，合闸机构指示是否正确，小车插嘴位置是否准确。
5) 互感器内部有无放电现象及响声，检查指示器有无动作，并将情况记录。 6) 电力电缆头各部位有无漏油、破裂，引线绝缘有无破裂，有无过热移动现象。
7) 电力电容器外壳有无膨胀和漏油，有无响声和火花。检查三相电压、电流和室温情况，电压不超过额定值的1.1倍，室温不应超过40度。
2.29检查时发现的缺陷及有关情况应记入设备缺陷记录本内，并向机电动力部主管领导报告。
1、 值班人员要认真监视配电盘各种表针变化情况，每小时抄表一次，每4小
时检查一次设备运转情况。发现下列异常现象时，应立即向负责维修人员和机电对汇报并进行处理：
油开关、变压器油位不能低于规定油位。用电单位要求停送电时要有用电单位书面申请，问清联系人姓名并作记录，方可进行操作。严禁约时停送电，高压新架线路送电必须经机电科批准，低压新架线路送电要经机电队批准。 电气连接处接触不良，有刺火、烧红或放电声响;
瓷套管支持瓷瓶破裂;
熔断器熔断;
发生单相接地;
设备有异常声音;
油开关自动跳闸，全所无电时。
2、 对下列各种数据要及时监视，超过规定范围时要向机电队汇抱后处理： 电压：不超过额定值的±5%;
电流：不超过规定值;
变压器上层油温：不超过65℃ 。
3、 变电所正常送电操作必须经机电队或听从35KV变电所值班员的命令进行
处理。
4、 高压停送电操作必须由两人进行，其中一人操作，一人监护。操作人员应
穿戴绝缘靴和绝缘手套。
5、 停送电操作顺序是：停电时先停油开关后停隔离开关，送电时先合隔离开
关后合油开关。严禁带负荷拉合隔离开关。
6、 有来自两个不同电源进线的变电所的倒闸操作，必须听从机电队命令执
行，不得随便倒闸，绝对不能并路，以防造成事故。
7、 6KV系统发生单相接地故障时，值班人员要与35KV变电所联系。
8、 当本变电所全所断电时，值班人员应首先将所有馈出开关拉开，然后向机
电队汇报，并查明原因，联系恢复电源，按先送总开关后送分开关的顺序恢复送电。
9、 正常停送电和事故停送电都必须将停送电时间、原因、联系人等详细记入
配电记录簿内。
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