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1、目 录1 变电站基本情况11.1 变电站简要情况11.2 变电站规模12 系统运行12.1 调度管辖范围划分12.1.1 许昌地调调度设备12.2 运行方式22.2.1 正常运行方式22.2.2 特殊运行方式32.3 事故处理32.3.1 事故处理原则32.3.2 事故处理的注意事项32.3.3 全站失压处理42.3.4 变压器事故处理42.3.5 线路事故处理72.3.6 其他事故处理方法93 一次设备113.1 变压器113.1.1 基本情况113.1.2 运行注意事项133.1.3 故障及异常处理143.2 高压断路器163.2.1 基本情况163.2.2 运行注意事项163.2.3 故
2、障及异常处理173.3 高压隔离开关193.3.1 基本情况193.3.2 运行注意事项203.3.3 故障及异常处理203.4 电压互感器213.4.1 基本情况213.4.2 运行注意事项213.4.3 故障及异常处理213.5 电流互感器223.5.1 基本情况223.5.2 运行注意事项233.5.3 故障及异常处理233.6 电抗器243.6.1 基本情况243.6.2 运行注意事项243.6.3 故障及异常处理243.7 电力电容器253.7.1 基本情况253.7.2 运行注意事项253.7.3 故障及异常处理253.8 防雷及接地装置253.8.1 基本配置253.8.2 运行
3、注意事项263.8.3 异常运行及事故处理263.9 母线、构架、绝缘子263.9.1 基本情况263.9.2 运行注意事项263.9.3 故障及异常处理263.10 电力电缆263.10.1 基本情况263.10.2 运行注意事项263.10.3 故障及异常处理274 二次设备274.1 变压器保护274.1.1 基本情况274.1.2 保护装置说明284.1.3 保护压板名称及作用394.2 110kV线路保护414.2.1 基本情况414.2.2 CSC-161A保护装置现场运行规定414.3 微机故障录波装置494.4 35kV线路保护504.4.1 基本情况504.4.2 运行监视5
4、04.4.3 装置其它设置524.4.4 装置信号介绍534.5 10kV线路保护564.5.1 基本情况564.5.2 运行监视574.5.3 装置其它设置594.5.4 装置信号介绍604.6 线路备自投654.6.1 基本情况654.6.2 人机界面操作说明及运行注意事项664.7 电容器保护744.7.1 基本情况744.7.2 定值及整定说明774.8 接地变保护804.8.1 基本情况804.8.2 保护功能804.8.3 测控功能804.8.4 其它功能804.8.5 定值及整定说明805 交直流系统815.1 充电装置与蓄电池815.2 直流配电系统815.2.1 日常维护81
5、5.2.2 故障处理825.2.3 注意事项825.3 绝缘监察装置826 站用电系统836.1 基本情况836.1.1 站用电系统介绍836.1.2 运行方式836.1.3 运行注意事项836.2 故障及异常处理837 UPS电源系统847.1 基本情况847.2 运行方式857.2.1 本装置具有直流和交流（包括三相和单相）两路输入857.2.2 电力专用UPS原理图如下857.2.3 UPS主要技术指标如下表857.3 运行注意事项857.4 故障及异常处理867.4.1 主机逆变器故障处理867.4.2 主机交流故障868 防误操作系统868.1 系统配置868.1.1 概述868.2
6、 装置使用方法878.2.1 操作步骤878.2.2 操作及注意事项888.3 故障及异常处理889 辅助设施899.1 变电站消防系统899.1.1 系统配置899.1.2 装置使用方法909.2 变电站视频监控系统969.2.1 系统配置969.2.2 装置使用方法969.2.3 故障及异常处理979.3 变电站安全防汛排水系统979.3.1 系统配置979.3.2 装置使用方法989.3.3 故障及异常处理999.4 变电站通风系统999.4.1 系统配置999.4.2 运行注意事项999.4.3 故障及异常处理99附录 A 图表100A.1 变电站一次系统主接线图100A.2 保护配置
7、表1021变压器保护功能配置1021.1 主保护1021.2 后备保护1021.3 非电量保护1022110kV线路保护功能配置1022.1距离保护1022.2零序保护1032.3三相一次重合闸1052.4不对称相继速动保护1063线路备自投106435KV线路保护配置1114.135KV线路保护采用四方CSC-211系列数字式线路保护装置。1114.2运行监视1114.3装置其它设置1134.4装置信号介绍114510KV线路保护配置1165.110KV线路保护采用四方CSC-211系列数字式线路保护装置。1165.2运行监视1165.3装置其它设置1185.4装置信号介绍1196电容器保护
8、功能配置1216.1面板信息介绍1216.2人机接口操作说明1217接地变保护功能配置1218 故障录波器1219变电站综合自动化监控系统12210时间同步系统功能配置123前 言为规范110千伏灞陵变电站运行管理，保证设备的安全运行，国网许昌供电公司组织编写了国网许昌供电公司110千伏灞陵变电站现场运行专用规程。本规程主要针对110千伏灞陵变电站系统运行，一、二次设备及辅助设施运行与操作注意事项，故障及异常处理，典型操作票等提出了专用要求，适用于110千伏灞陵变电站。本专用规程与通用规程共同组成110千伏灞陵变电站现场运行规程。本规程由国网许昌供电公司运检部提出并负责解释。本规程起草单位：国
9、网许昌供电公司本规程主要起草人：张学红、孟建强、王卓娅、李苏辉本规程2016年01月首次发布。110千伏灞陵变电站现场运行专用规程1 变电站基本情况1.1 变电站简要情况110kV灞陵变电站位于许昌市西开发区，总占地面积30亩， 1996年09月16日竣工投产，担负着对许昌市开发区、市区西部、许昌县等地区的大部分工农业生产和生活的供电重任。1.2 变电站规模110kV灞陵变电站规划设计主变压器2台，容量240MVA， 110kV线路4回，35kV线路3回，母线采用单母分段接线方式，10kV侧无功补偿并联电容器2组（容量26000 kVar），站用变2台。截至2015年09月31日，投产主变压器
10、2台（#1、#2），灞1#主变容量40MVA、灞2#主变容量31.5MVA，有载调压风冷调压变压器。110kV断路器7台，110kV线路4回（I屯灞2、II屯灞2、II运灞2、I薛灞2），单母分段接线。35kV断路器6台，35kV线路3回，单母分段接线。10kV断路器25台，10kV线路18回，并联电容器2组（容量26000 kVar），单母分段接线，接地变2台，#1、#2接地变。2 系统运行2.1 调度管辖范围划分2.1.1 许昌地调调度设备a) 灞#1、#2主变110kV侧、35kV侧、10kV侧相应的断路器、隔离开关、电压互感器（PT）、电流互感器（CT）、避雷器。b) 110kV母线及
11、母线上的电压互感器（PT）、避雷器、隔离开关和接地刀闸，110kV母联及其相应的隔离开关、接地刀闸和电流互感器（CT）。c) 110kV所有线路间隔及其相应的断路器、隔离开关、接地刀闸、避雷器、电流互感器（CT）、电压互感器（PT）。d) 与上述设备相应的继电保护、通信设备以及安全自动装置。2.1.2 本站自行调度设备a） # 1、#2站用变及其相应的断路器、隔离开关、接地刀闸、避雷器、电流互感器（CT）。b）380/220V中央、段母线及其相应的断路器、母联断路器、隔离开关、电压互感器（PT）等。c)220V直流蓄电池及其相应的电池开关、充电设备。d)站用电低压380/220V系统负荷侧出线
12、及其相应的断路器、隔离开关等。e) 220V直流系统段母线、段母线及其相应母联开关等。f) 220V直流系统负荷侧出线及其相应的开关。g) 与上述设备相应的继电保护、通信设备以及自动装置。2.2 运行方式2.2.1 正常运行方式2.2.1.1 110kV系统单位母线正 常 方 式母联状态灞陵变东I屯灞2、I薛灞2、灞111灞110设备均处于运行状态西II屯灞2、II运灞2、灞1122.2.1.2 35kV系统单位母线正 常 方 式母联状态灞陵变南灞泉1、灞李1、灞352灞350设备均处于运行状态北灞榆1、灞3512.2.1.3 10kV系统单位母线正 常 方 式母联状态灞陵变东（灞1）变压器厂
13、线、（灞3）长村张线、（灞4）南环路线、（灞5）开发区线、（灞6）灞孙联线、（灞7）接地变、（灞9）周庄水厂线、（灞10）电容器、（灞11）郑庄线、（灞12）瑞达生物线、灞101灞100无功设备正常运行时处于热备用或运行状态，由调控中心根据系统电压情况投退，其余设备处于运行状态西（灞15）孙灞联II线、（灞16）植物油厂线、（灞17）园区路线、（灞18）椹涧线、（灞19）飞机场线、（灞20）八一厂线、（灞22）电容器、（灞23）消弧变、（灞24）阳光电缆厂线、（灞25）阳光大道线、（灞26）龙正发制品线、（灞27）许继电气城线、灞1022.2.1.4 站用变系统灞陵变电站有两台接地变，灞7、灞
14、23接地变作为站用变各带一段。2.2.1.5 220V直流系统1#充电机对I组蓄电池充电，带I段直流母线运行；2#充电机对II组蓄电池充电，带II段直流母线运行；两段直流母线分段运行。2.2.2 特殊运行方式本站无特殊运行方式2.3 事故处理2.3.1 事故处理原则a) 根据事故时的运行方式、天气、工作情况、保护及自动装置动作情况、信号、表计指示和设备状况判明事故性质和范围（故障范围和停电范围），迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁。b) 迅速隔离故障点，用一切办法保持非故障设备的继续运行，尽可能不间断对用户特别是重要用户的供电。c) 尽快恢复对已停电用户的供电，优先恢复
15、站用电及重要用户的供电。 d) 设备损坏无法自行处理，应尽快汇报上级领导及有关人员。e) 发生事故应根据事故情况，边处理.边汇报，以便使调度机构及上级领导掌握系统运行状况，合理调度系统电网运行，尽可能缩小事故影响，保持电网稳定。f) 检修人员到达前，运行人员在隔离故障点，恢复非故障设备运行后，将事故设备作好事故抢修所必需的安全措施。g) 服从当值值班负责人及上级调度人员的命令，根据系统情况调度，恢复正常运行方式。2.3.2 事故处理的注意事项a) 将事故发生的时间、开关跳闸情况、保护及自动装置动作情况、所报信号、表记指示、故障现象及设备状况等准确地做好记录。b) 及时恢复全部保护动作、信号掉牌
16、，直至“掉牌未复归”光子牌熄灭为止。c) 及时打印保护动作跳闸线路（回路）事故报告，并妥善保管。d) 事故处理中，若因电压互感器停电不能投入应充分考虑对保护的影响。e) 优先恢复站用变。f) 事故处理中接受调度指令，向调度汇报事故情况及保护动作情况，要认真做好记录，并将汇报及接受调度指令的全过程进行录音。g) 事故时若与调度中断联系，应采取一切办法与调度取得联系，在此过程中，应根据事故情况在值班负责人的带领下，迅速准确地进行事故处理，待与调度取得联系后将事故处理的全过程及设备、保护及自动装置的动作情况详细向调度汇报。h) 处理好消除设备故障和恢复供电关系。除灭火外，一般应先恢复无故障设备的供电
17、，故障设备待隔离故障点后，视设备情况恢复供电，再检查处理设备问题。i) 恢复供电前，应确认设备无异状。事故原因不明，故障点未隔离，不允许强送，严禁再次向故障点送电。事故处理结束或告一段落时，应整理现场和各种记录，整理。将准备好事故设备第一手资料，以便分析事故。2.3.3 全站失压处理2.3.3.1 系统故障全站失压a) 主要象征1) 音响：喇叭告警，并报语音“灞陵变保护动作”。2) 后台监控机告警信息：监控后台机发各级母线失压、各电压等级的母线电压、电流、功率等指示为零、交流电压回路断线、电容器组低电压保护动作、故障录波器动作等。3) 正常照明灯瞬间全部熄灭，切换后全部或部分点亮。各种交流表无
18、指示，各种信号灯熄灭。运行中的变压器无声音。b) 检查及汇报1) 运维人员到达现场后立即查看监控后台机及保护相关信号，简要汇报调控中心（调度及监控），做好记录。夜间应先恢复照明。2) 监控后台检查：主画面检查断路器变位情况（电容器组断路器在分位），检查事故及告警信息。3) 保护（含故障录波）检查及报告打印。4) 一次设备检查：断路器实际位置与监控画面一致，一次设备无任何异常现象。核实停电时站内有无异常声、光信号来判断是否由于站内故障造成的全站失压。如是站内引起的失压，则请示调度处理，若不是站内故障，则应汇报调度，听候处理。5) 站用电检查：我站开关操作、保护电源全依靠直流蓄电池供电，应关闭不必
19、要的交流负荷、减小不必要的操作，尽量延长蓄电池的供电时间。6) 初步分析：电网系统引起全站失压，本站无故障。7) 详细汇报：本站XX电容器组发低电压跳闸信号，跳开XX断路器，检查一、二次设备无明显异常，本站人员、设备安全，汇报主管领导。8) 将打印出的保护装置事故跳闸报告及故障录波装置报告报送调控中心、继电保护专责及相关部门。c) 事故处理当判明全站失压后，应自行拉开所有失压的断路器，然后汇报调度；恢复送电时，根据调度命令选择一二次设备可靠的电源线路向母线充电，充电正常后根据调度命令恢复正常运行方式。注意检查各系统的负荷分配情况以及站用变压器和直流系统运行情况。d) 记录及总结。2.3.4 变
20、压器事故处理2.3.4.1 重瓦斯保护动作象征及处理（以#2主变为例）a) 主要象征1) 音响：喇叭告警，并报语音“灞陵变保护动作”。2) 后台监控机告警信息：“#2主变本体重瓦斯动作”，“主变各侧断路器变位”、 “主变瓦斯”光字牌亮、“35kV母电压消失”、“10kV 母电压消失及无功设备断路器跳闸”、“故障录波器动作”等。b) 检查及汇报1) 立即查看监控后台机及保护有相应信号，简要汇报调控中心（网调及监控），做好记录；汇报调控中心后迅速检查站用电及直流系统是否正常。检查此时站用变已自动切由#1站用变供电，否则手动倒换站用变负荷至#1站用变供电。2) 监控后台检查：主画面检查#2主变各侧断
21、路器变位情况，检查事故及告警信息。3) 保护（含故障录波）检查及报告打印。4) 一次设备检查：立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。现场检查主变压器瓦斯继电器内部有无气体，压力释放装置是否动作，有无喷油，呼吸器有无喷油。检查变压器油温及绕组温度表，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。5) 初步分析：变压器内部故障。6) 详细汇报：#2主变本体重瓦斯保护动作出口，压力释放装置是否动作，变压器壳体外部是否有油迹，壳体是否变形，并汇报色谱分析、试验结果。同时汇报主管部门。7) 将打印出的保护装置事故跳闸报告及故障录波装置报告报送调控中心、继
22、电保护专责及相关部门。c) 故障处理现场检查变压器内部确有故障，按调令将主变转检修，等待专业人员处理。向调度申请调整站内负荷，保证另一台运行的主变压器不过载，加强监视，开展设备特巡，发现问题及时汇报处理。如果经检查主变压器未发现任何异常，而确系二次回路故障或瓦斯继电器原因引起误动作时，可请示上级领导同意，向调控中心申请，在主变差动及后备保护投入的情况下，退出本体重瓦斯，试送变压器。d) 记录及总结。2.3.4.2 差动保护动作处理方法（以#2主变为例）a) 主要象征1) 音响：喇叭告警，并报语音“灞陵变保护动作”。2) 后台监控机告警信息：“事故告警总信号”、“#2主变各侧断路器变位”、“主变
23、差动保护动作信号”、“相关光字信号”、“所带10kV母线电压消失及无功设备断路器跳闸”、“故障录波器动作”。b) 检查及汇报1) 立即查看监控后台机及保护相应信号，简要汇报调控中心（网调及监控），做好记录；汇报值班调度后迅速检查站用电及直流系统，检查此时站用变已自动切由#1站用变供电，否则手动倒换站用变负荷至#1站用变供电。2) 监控后台检查：主画面检查#2主变各侧断路器在分位（无功补偿设备断路器在分位），检查事故及告警信息。3) 保护（含故障录波）检查及报告打印。4) 一次设备检查：检查的重点是#2主变本体及各侧断路器（无功补偿设备断路器）位置、两侧电流互感器之间的一次设备有无异常。主变本体
24、检查：有无喷油、冒烟及漏油现象；瓦斯继电器、压力释放阀、无载调压开关有无异常；各侧套管、引线及接头有无异常；各侧断路器断路器位置、压力及储能情况；两侧CT与主变之间设备：开关引线及接头无异常；瓷瓶有无炸裂。5) 初步分析：现场检查差动保护范围内（三侧CT之间）未发现设备短路接地放电，查看故障录波等未发现故障信息，可判断为保护误动，对主变试送电。若现场检查发现明显故障点，判断为保护正确动作。6) 详细汇报：灞陵变#2主变第XX套保护装置“差动保护”动作出口，主变各侧断路器跳闸，现场检查发现XXXX故障，保护动作正确。7) 将打印出的保护装置事故跳闸报告及故障录波装置报告报送调控中心、继电保护专责
25、及相关部门。c) 故障处理如果经检查主变压器未发现任何异常，而确系二次回路或差动保护故障引起误动作时，可请示上级领导同意，向调控中心申请试送，在主变瓦斯和一套差动保护投入的情况下，将误动的差动保护退出，试送变压器；如现场检查确有故障，按调令将#2主变及两侧断路器转检修，等待专业人员处理。d) 记录及总结。2.3.4.3 后备保护动作处理方法（#2变压器低后备保护动作单侧跳闸的处理）a) 主要象征1) 音响：喇叭告警，并报语音“灞陵变保护动作”。2) 后台监控机告警信息：“事故告警总信号”、“#2主变灞102断路器变位”、“灞100断路器变位”、“主变后备保护动作信号”、“相关光字信号”、“所带
26、10kV母线电压消失及无功设备断路器跳闸”、“故障录波器动作”。b) 检查及汇报1) 立即查看监控后台机及保护有相应信号，简要汇报调控中心（调度及监控），做好记录；汇报调控中心后迅速检查站用电及直流系统，检查此时站用变已自动切由#1站用变供电，否则手动倒换站用变负荷至#1站用变供电。2) 监控后台检查：主画面检查灞102、灞100断路器在分位（电容器组断路器在分位），检查事故及告警信息。3) 保护（含故障录波）检查及报告打印。4) 一次设备检查：若无功设备保护装置上均无保护动作信号牌时，应该检查灞102断路器CT、10kV母及PT间隔上有无故障迹象及异常。检查各分路有无保护动作信号，分路开关有
27、无拒动。5) 将打印出的保护装置事故跳闸报告及故障录波装置报告报送调控中心、继电保护专责及相关部门。c) 隔离处理1) 断开失压母线上所有分路、电容器组开关，检查分路开关有无拒动，若发现有拒动开关，应想法手动打跳或将其手车拉至试验位置。2) 若检查发现分路有保护动作掉牌，应立即将该回路开关断开并解备，若断不开，将其手动打跳，检查母线及变压器和其它设备有无问题，用主变跳闸侧开关对失压母线充电，正常后，恢复对其余无故障分路供电。3) 若经过检查各分路均无保护动作信号掉牌，检查失压母线及连接设备上有无故障现象和异常，并将检查结果及时汇报调度。4) 若经检查发现失压母线及连接设备有明显故障和异常，故障
28、点可隔离时，应立即想法将故障点隔离，然后将失压母线上所有开关断开，用主变跳闸侧开关对失压母线充电正常后，恢复对分路供电，恢复正常方式；5) 经检查各分路均无保护动作，失压母线及连接设备上无任何故障现象和异常，根据调度指令在失压母线上所有连接开关均已断开情况下，用主变跳闸侧开关对失压母线充电，正常后，再一一试送各分路，试送时注意严密监视表计指示，是否有冲击，若发现有冲击，立即断开开关，检查原因。6) 若检查失压母线及各分路一次设备无异常发现，各分路保护均无动作，应联系跳闸时，站内是否有冲击。故障录波器是否动作。动作后报告是否反映有故障量，然后根据现场情况及调度指令，进行相应处理。7) 母线失压后
29、，必须全面正确检查，分析判断失压原因，防止再次向故障点送电，以免扩大事故范围。d) 记录及总结。2.3.5 线路事故处理2.3.5.1 线路断路器跳闸，重合成功处理方法（以屯灞2线A相为例）a) 事故象征：1) 音响：喇叭告警，并报语音“灞陵变保护动作”。2) 后台监控机告警信息：“灞陵变全站事故总”、“屯灞2线保护动作”、“屯灞2开关变位”、 “相关光字信号”、“故障录波器动作”等。b) 检查及汇报：1) 立即查看监控后台机及保护有相应信号，简要汇报调控中心（调度及监控），做好记录。2) 监控后台检查：主画面检查屯灞2断路器在合位，信息画面检查事故及告警信息。3) 保护（含故障录波）检查及报
30、告打印。4) 一次设备检查：分相检查屯灞2断路器实际位置在合闸位置、SF6气压、电流互感器以下设备到出线设备有无放电痕迹，注意：与带电设备保持足够的安全距离，不得误动误碰运行设备。5) 初步分析：屯灞2线路A相距本站XXkm瞬间接地故障，屯灞2断路器主保护动作跳开关三相，重合三相，保护动作正确。6) 详细汇报：屯灞2线保护动作出口跳屯灞2开关三相，重合闸动作成功，保护装置测距XXkm，故障录波测距XXkm，一、二次设备无异常。7) 将打印出的保护装置事故跳闸报告及故障录波装置报告报送调控中心、继电保护专责及相关部门。c) 记录及总结。2.3.5.2 线路断路器跳闸，重合不成功处理方法（以屯灞2
31、线A相为例）a) 事故象征1) 音响：喇叭告警，并报语音“灞陵变保护动作”。2) 后台监控告警信息窗：“灞陵变全站事故总”、“ 屯灞2线保护动作”、“ 屯灞2线屯灞2开关变位” “相关光字信号”、“故障录波器动作”等。b) 检查及汇报1) 立即查看监控后台机及保护有相应信号，简要汇报调控中心（省调及监控），记录时间。2) 监控后台检查：主画面检查屯灞2断路器位置信号，事故及告警信息。3) 保护（含故障录波）检查及报告打印。4) 一次设备检查：检查屯灞2断路器实际位置在分位，检查SF6气压、电流互感器以下设备到出线设备有无放电痕迹，注意：穿绝缘靴与带电设备保持足够的安全距离，不得误动误碰运行设备
32、。5) 初步分析：屯灞2线A相距本站XXkm永久接地故障，屯灞2断路器主保护动作跳三相，重合于永久故障加速跳三相，保护动作正确。6) 详细汇报：屯灞2线保护动作出口跳三相，重合闸动作不成功，跳屯灞2断路器三相，保护装置测距XXkm，故障录波测距XXkm，一、二次设备无异常。7) 将打印出的保护装置事故跳闸报告及故障录波装置报告报送调控中心、继电保护专责及相关部门。c) 故障处理1) 根据调度指令，做好安全措施以及恢复送电。d) 记录及总结2.3.5.3 110kV电压回路断线故障处理（以屯灞2线为例）a) 事故象征1) 音响：喇叭告警，并报语音“灞陵变保护动作”。2) 告警信息窗信息：“l10
33、kV电压回路断线”，“屯灞2距离保护断线闭锁装置动作”、“屯灞2线三相电压显示为0或显示数据不准确”。b) 检查及汇报1) 到站联系调控中心：立即查看监控后台机及保护有相应信号，简要汇报调控中心（省调及监控），做好记录。2) 监控后台检查：主画面检查屯灞2断路器位置信号，事故及告警信息。3) 保护（含故障录波）检查及报告打印。4) 设备检查及汇报：检查屯灞2线二次空气开关是否跳开、测量二次回路电压并汇报调度。c) 故障处理1) 如空气开关跳闸，可重新投入试送一次，不成功继续处理。成功电压不正常亦继续处理。2) 在二次空气开关两端分别测量电压，是否正常，如上口电压正常，下口不正常则为空气开关故障
34、，相间应为100伏，对地应为58伏，及时通知调度和变电运行部。3) 在灞110西表刀闸辅助接点两端分别测量电压，是否正常，如不正常可能为辅助接点接触不良，应及时通知调度和变电运行部。4) 在保护屏上测量电压是否正常，如果不正常，则为二次回路问题，通知变电运行部进行处理。d) 记录及总结。2.3.6 其他事故处理方法2.3.6.1 火灾a) 发生火灾事故时，主控制室当值值班人员必须坚守岗位，不得擅自离开，其他在站人员应立即赶到主控制室听从当值值班长的统一安排，参加灭火。b) 当值值班长负责现场指挥灭火工作，必须立即向站内有关领导汇报，并迅速派人到现场，了解火灾情况，并采取必要的措施。c) 电气设
35、备着火时，应立即切断有关设备电源，然后进行灭火。电气设备灭火时，应使用干式灭火器灭火，不得使用水和泡沫灭火器。地面上绝缘油着火，可用干砂灭火。d) 视火警情况，由当值值班长决定是否向消防队报警，切记不要见火就报警；火灾报警是要在站内无法控制火势发展的情况下才进行的。e) 火灾扑救处理的过程中，有关站领导必须到现场进行监督指导，必要时，有权代替当值值班长亲自组织事故处理。f) 电缆沟起火，除进行灭火外，应将着火区两端未堵死的防火墙完全堵死，防止火势蔓延。g) 火灾报警1) 拨打电话：119。2) 着火单位：许昌供电公司110kV灞陵变电站。3) 起火时间：某时某分。4) 详细地址：许昌市魏都区灞
36、陵变电站。5) 消防车行车路线：许昌市许继大道东大街府后街灞陵变电站。6) 着火部位：设备区、主控制楼（某层）。7) 被烧物质的性质：带电注油设备（变压器、互感器、电容器等）、带电有毒设备（电缆沟、SF6设备等）、带电精密仪器（继电保护小室、计算机房、通讯机房等）、一般建筑物或杂物等）。8) 着火面积：约XX平方米，火势较大，请求派员前来扑救（若电气注油设备着火还应特别讲明不能用水灭火）。9) 报告人：110kV灞陵变电站XXX，电话XXX。10) 派专人在上述进站路口处等待。h) 灭火器的适用范围1) 泡沫灭火器：适用于扑救油脂类、石油类及一般固体物质的初起火灾。2) 二氧化碳灭火器：适用于
37、扑救贵重设备、档案资料、仪器仪表、600V以下的电器及油脂等的火灾。3) 干粉灭火器：适用于扑救石油及其产品、可燃气体和电气设备的初起火灾。i) 灭火时的安全注意事项1) 设备必须在停电状态下并由当值值班人员在现场方能进行灭火。2) 主控制室坚守人员要做好事故预想方案，防止发生重复性爆炸伤人，事故蔓延扩大。3) 在电缆沟、电缆竖井和SF6设备等部位灭火时，必须先戴好防毒面具。4) 对带电设备不允许用泡沫灭火器、水直接灭火，计算机等精密仪器设备应用CO2灭火器灭火。5) 在密闭、通风不良的室内不能使用CO2灭火器灭火。j) 后续工作1) 火灾扑灭后，出现场保护人员外，其他人员应立即撤离现场，携带
38、使用后的灭火器集中放置在消防间内。2) 成立事故调查小组，分析火灾原因，按照“四不放过”的原则进行处理。3) 消防专责人应及时联系灭火器换药、维修、补充等事项。4) 总结经验教训，对灭火用功的人员进行表彰奖励。5) 收集整理资料归档。k) 变压器着火 除按照上述内容进行处理外，还应注意1) 应立即拉开各侧开关、退出冷却电源，同时迅速汇报调度。主变水喷雾系统将自动灭火，若水喷雾系统失灵，应手动启动水喷雾系统进行灭火。2) 如着火原因是绝缘油溢出在顶盖上引起燃烧，可打开下部放油阀门放油至适当油位即不再溢油为止，防止油位低于大盖，引起箱内起火。如为变压器内部故障致使内部着火，则不能放油，以防空气进入
39、形成爆炸性混合气体导致严重爆炸。3) 同时迅速恢复站用电。处理完毕，汇报调度及分管领导，按调度指令将主变转检修。l) 异常处理前后均应汇报网调、省调控中心。3 一次设备3.1 变压器3.1.1 基本情况3.1.1.1 本站共有主变压器2台，主要技术参数见下表设备编号厂家及型号接线组别冷却方式电压等级额定电压额定电流工作档位#1主变南京立业变压器有限公司SFSZ9-40000/110Yn/Yn/d11自然油循环风冷高压侧11081.25%20993中压侧38522.25%5998低压侧10.52199#2主变江苏华鹏变压器有限公司SFSZ9-31500/110Yn/Yn/d11自然油循环风冷高压
40、侧11081.25%1653中压侧38522.25%472低压侧10.517323.1.1.2 变压器的巡视检查变压器的例行巡视检查：（每周一次例行巡视）变压器是站内各类电气设备中最重要的设备。它一旦发生异常和损坏事故，需要检查分析和处理的时间较长，损失和影响也较大。所以值班员平时要认真巡视，细致检查，这对于防止变压器发生事故，或尽快地找出故障的原因及部位。a）外部目测检查1) 引线、接头检查变压器套管、接头、引线或结合处应无松动、松股和断股现象，过渡线夹应无过热现象。2) 套管外表应清洁，无明显污垢；法兰应无生锈、裂纹；套管外部无破损裂纹、不均匀放电声、放电痕迹及其它异常现象。3)油位油色检
41、查套管内的油位应保持正常；变压器本体油枕玻璃管油位及有载调压开关油枕玻璃管油位应在标准油位线范围内；气候突然变化，气温相差比较大时，应加强油位检查，尤其是套管油位；正常情况下，油色一般为透明微黄色，若油色变成红棕色，甚至发黑时，则应怀疑油质已经劣化，应对油进行取样简化实验。4)渗漏油检查渗漏油的部位主要有以下几处，在巡视检查中应特别注意，并要加以判断是确实渗漏，还是检修遗漏的油迹。套管升高座电流互感器小绝缘子引出的接头处，以及所有套管引线接头处、法兰处；瓦斯继电器及连接管道处；冷却器散热管；全部连接通路蝶阀；冷却器、净油器及油通路连接处；全部放油阀处和密封胶垫处。5)防爆装置检查 检查压力释放
42、阀装置应密封，信号装置的导线完整无损； 安全气道（防爆管）装置玻璃应完好无破裂，防爆管菱形网应完整。6)温度检查 检查主变本体和有载调压开关的温度计所指示的数值在规定的范围之内，并且与主控室温度表指示温度大致相同；检查周围环境温度，测算主变温升在允许范围内（55）。7)瓦斯继电器检查 从观察窗检查内腔机构应正常、无气体； 瓦斯继电器防雨罩完好，器身及接线端子盒应严密无进水。8)呼吸器的检查呼吸器油封应通畅，呼吸应正常；呼吸器变色硅胶不应超过2/3，如超过则应安排更换。9)冷却器检查油流继电器动作指示正常，玻璃腔内应密封且无积水现象；风扇无反转、卡住，电机应无停转现象，电源线接头包扎良好，无受潮
43、、碰线、 接地等现象，潜油泵运行无异常； 冷却器无异常振动，应平稳运行；冷却器分控制箱及电缆进线，应密封良好，无受潮及杂物。10)接地线检查外壳接地线应无锈蚀现象，铁芯接地引线经小套管引出接地应完好。11)事故排油坑检查事故排油坑应无杂物，如有则应清除之，排油道应通畅。 b）耳听法检查变压器正常运行中应发出连续均匀的“嗡嗡”声，以及附属设备应发出均匀振动声，属于正常响声。若听到有不同正常声音的异常响声，则应首先判别异声的部位，分辨清是变压器外部还是内部产生的。3.1.2 运行注意事项3.1.2.1 变压器操作注意事项 a) 变压器的停送电操作1) 主变压器送电操作前，运维人员必须检查设备具备送
44、电条件，变压器本体各连接阀门检查均已开启，冷却装置启动运行正常，油流继电器无抖动，且指示正确。2) 主变压器调压分接开关位置在送电操作前，必须检查所有变压器的分接开关位置相一致；并注意外部无异物，临时接地线是否已拆除，中性点接地是否完好。3) 主变压器停电操作完毕后，不得立即停止冷却装置运行，应在变压器停电后继续运行30分钟。b) 瓦斯继电器取气规定 收集瓦斯气体方法1) 瓦斯继电器引下的集气盒有两个阀门，上部阀门为放气阀门，下面有一个阀门为取油阀门。取气时先打开放油阀门放出适量的油(在观察窗里能看到油面线为准)后关闭，再打开放气阀门，用储气筒装在放气阀门上，取23个气样后，放掉继电器内多余气体，直到有油从放气阀中溢出后关闭放气阀。2) 根据收集气体判别故障性质的方法取气后，应迅速对气体颜色，可燃性鉴别，因为有色物会沉淀，经一定时间会消失。气体若有色、有味、可燃则说明内部有故障，其判别方法如下：序号气体情况分析1气体无色、无味、不可燃属于进入空气2黄色可燃固体(木质)绝缘过热损坏3白、淡灰色并有强烈臭味的可燃气体纸绝缘、麻绝缘损坏4灰黑、褐色有焦油味的可燃气体油过热或闪络而
