主變保護(hù)檢驗(yàn)規(guī)程

1、龍里草原風(fēng)電場(chǎng)主變保護(hù)檢驗(yàn)規(guī)程主變保護(hù)檢驗(yàn)規(guī)程1. 應(yīng)用范圍本檢驗(yàn)規(guī)程適用于龍里風(fēng)電場(chǎng)變電站110kV電壓等級(jí)主變保護(hù)工作，規(guī)定了現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試的準(zhǔn)備、調(diào)試流程、調(diào)試方法和標(biāo)準(zhǔn)及調(diào)試報(bào)告等要求。 本指導(dǎo)書中所涉及變壓器以高壓側(cè)雙母接線、中壓側(cè)雙母接線、低壓側(cè)雙分支單母分段接線的110kV電壓等級(jí)自耦變壓器為基礎(chǔ)型號(hào)，其他接線情況可參照?qǐng)?zhí)行。本規(guī)程適用我廠所有35KV以上充油主變檢驗(yàn)。2.引用文件下列標(biāo)準(zhǔn)及技術(shù)資料所包含的條文，通過(guò)在本作業(yè)指導(dǎo)書中的引用，而構(gòu)成為本作業(yè)指導(dǎo)書的條文。本作業(yè)指導(dǎo)書出版時(shí)，所有版本均為有效。所有標(biāo)準(zhǔn)及技術(shù)資料都會(huì)被修訂，使用作業(yè)指導(dǎo)書的各方應(yīng)探討使用下列標(biāo)準(zhǔn)及技術(shù)資料最新

2、版本的可能性。GB 14285 繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置技術(shù)規(guī)程GB/T 15147 電力系統(tǒng)安全自動(dòng)裝置設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定DL/T 572 電力變壓器運(yùn)行規(guī)程DL/T 587 微機(jī)繼電保護(hù)裝置運(yùn)行管理規(guī)程DL/T 769 電力系統(tǒng)微機(jī)繼電保護(hù)技術(shù)導(dǎo)則 DL/T 995 繼電保護(hù)及電網(wǎng)安全自動(dòng)裝置檢驗(yàn)規(guī)程 Q/GDW 175 變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護(hù)及輔助裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)規(guī)范Q/GDW XXX 智能變電站標(biāo)準(zhǔn)化現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試規(guī)范國(guó)家電網(wǎng)安監(jiān)2009664號(hào) 國(guó)家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程（變電部分）3 我場(chǎng)主變簡(jiǎn)介容量KVA電壓等級(jí)KV調(diào)壓方式數(shù)量 備 注240000220/110/35有載11號(hào)主變2

3、40000220/110/35有載12號(hào)主變4. 主變正常檢查項(xiàng)目:（1）聲音正常;（2）主變的油溫和溫度計(jì)應(yīng)正常,油枕的油位應(yīng)與溫度相對(duì)應(yīng),油色透明,本體及附件無(wú)滲漏油現(xiàn)象；（3）套管油位正常，套管外部無(wú)破裂、無(wú)嚴(yán)重油污、無(wú)放電痕跡及其它異?，F(xiàn)象；（4）引線接頭緊固、無(wú)松動(dòng)，電纜和母線無(wú)過(guò)熱現(xiàn)象；（5）壓力釋放閥或安全氣道及防爆膜應(yīng)完好無(wú)損；（6）瓦斯繼電器內(nèi)應(yīng)充滿油；（7）呼吸器暢通，硅膠應(yīng)干燥；（8）冷卻系統(tǒng)運(yùn)行正常；（9）主變的電源控制箱門及照明應(yīng)完好，無(wú)漏水，溫度正常。5 主變檢驗(yàn)5.1 檢驗(yàn)周期：5.1.1 大修：10年一次。新主變投運(yùn)5年左右應(yīng)進(jìn)行一次大修。5.1.2 小修：1年

4、一次。5.1.3 中修：根據(jù)運(yùn)行和試驗(yàn)情況。必要時(shí)可放油進(jìn)入油箱內(nèi)檢查和處理缺陷。新主變投運(yùn)1年左右應(yīng)進(jìn)行一次中修。5.2 檢驗(yàn)項(xiàng)目：5.2.1 小修項(xiàng)目：5.2.1.1 套管及主變外部清掃。5.2.1.2 檢查各部有無(wú)滲漏及異常情況。5.2.1.3 對(duì)風(fēng)冷器及控制回路進(jìn)行檢查試驗(yàn)。5.2.1.4 配合進(jìn)行預(yù)防性試驗(yàn)。5.2.1.5 每3年取一次套管油進(jìn)行色譜分析。5.2.2 大修項(xiàng)目：5.2.2.1 主變附件檢驗(yàn)，處理滲漏點(diǎn)。5.2.2.2 高、低壓套管放油、沖洗、換油，必要時(shí)分解檢查，清除沉淀物。（此項(xiàng)在現(xiàn)場(chǎng)無(wú)法進(jìn)行，必須返廠進(jìn)行）。5.2.2.3 吊鐘罩器身檢驗(yàn)、有載調(diào)壓機(jī)構(gòu)檢驗(yàn)。5.2

5、.2.4 下節(jié)油箱清掃，清除底部殘油及雜物。5.2.2.5 濾主變油。5.2.2.6 對(duì)主變本體及附件進(jìn)行密閉檢查試驗(yàn)，處理滲漏點(diǎn)。5.2.2.7 壓力釋放閥進(jìn)行試驗(yàn)（此項(xiàng)廠內(nèi)無(wú)法進(jìn)行）。5.2.2.8 瓦斯繼電器溫度表進(jìn)行檢查試驗(yàn)（此項(xiàng)廠內(nèi)無(wú)法進(jìn)行）。5.2.2.9 冷卻系統(tǒng)及回路進(jìn)行檢驗(yàn)，更換風(fēng)扇電機(jī)，更換碟閥，更換電氣回路開關(guān)及保護(hù)元件。5.2.2.10 電氣試驗(yàn)。5.2.2.11 本體及附件噴漆。5.3 大修程序5.3.1 大修準(zhǔn)備工作5.3.1.1 編制檢驗(yàn)進(jìn)度表和統(tǒng)籌圖、制定檢驗(yàn)的技術(shù)措施、安全措施和組織措施，根據(jù)運(yùn)行狀況列出缺陷清單同時(shí)做好材料計(jì)劃和非標(biāo)項(xiàng)目的預(yù)算或檢驗(yàn)工日計(jì)劃。

6、5.3.1.2 組織檢驗(yàn)人員學(xué)習(xí)主變檢驗(yàn)的安全和技術(shù)措施及有關(guān)檢驗(yàn)工藝標(biāo)準(zhǔn)，討論落實(shí)各項(xiàng)措施。清理檢驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)，檢查整理專用工具，5.3.1.3 檢驗(yàn)濾油機(jī)，安裝油管路，沖洗油管路和儲(chǔ)油罐，按材料計(jì)劃?rùn)z查材料是否齊全。5.3.1.4 配備必要的滅火設(shè)施和用具。5.3.2 主變附件的檢驗(yàn)5.3.2.1 設(shè)備停電后，拆開高，低壓套管引線。5.3.2.2 拆下電流互感器、瓦斯繼電器、信號(hào)溫度計(jì)等二次線并包好，必要時(shí)做好標(biāo)記。5.3.2.3 配合進(jìn)行主變本體大修前的電氣試驗(yàn)。5.3.2.4 對(duì)主變本體進(jìn)行放油。5.3.2.5 拆下主變附件分別進(jìn)行檢驗(yàn)，必要時(shí)更換零部件。5.3.2.6 拆下高、低壓套管及升

7、高座并進(jìn)行檢驗(yàn)，注意升高座中的電流互感器應(yīng)浸泡在絕緣油中。5.3.2.7 拆下低壓套管下部連接片，拆下鐵芯引外接地線和套管，拆下有載調(diào)壓機(jī)構(gòu)操作桿做好標(biāo)記并放入干燥室內(nèi)。5.3.2.8 裝好各部件堵板，注油至鐵芯頂部。5.3.2.9 各附件檢驗(yàn)、濾油、處理缺陷、冷卻系統(tǒng)與本體分解后進(jìn)行檢驗(yàn)。5.3.2.10 用加熱器將主變油在本體內(nèi)循環(huán)加熱至高于環(huán)境溫度10至15并保持24小時(shí)。5.3.3 主變本體檢驗(yàn)5.3.3.1 放油、吊鐘罩檢驗(yàn)本體，對(duì)下節(jié)油箱放油門進(jìn)行檢驗(yàn)。5.3.3.2 拆下高壓線圈外部圍屏檢查線圈外部（高壓分接引線部位的圍屏沒(méi)有必要可不拆）。5.3.3.3 檢查處理線圈頂部壓釘是否

8、緊固，備帽是否擰緊，壓釘絕緣板是否破裂和脫落。5.3.3.4 檢查處理引線各接頭焊接是否牢固，有無(wú)過(guò)熱脫落現(xiàn)象，外包絕緣有無(wú)過(guò)熱現(xiàn)象。5.3.3.5 檢查線圈外部絕緣有無(wú)破損，換位導(dǎo)線有無(wú)松動(dòng)，段間絕緣墊塊有無(wú)松動(dòng)和移位現(xiàn)象，油道有無(wú)堵塞和雜質(zhì)。5.3.3.6 檢查線圈外部有無(wú)變形，絕緣有無(wú)過(guò)熱和老化現(xiàn)象。5.3.3.7 檢查引線木支架有無(wú)斷裂，絕緣螺帽有無(wú)脫落和松動(dòng)、斷裂，木夾件是否緊固。5.3.3.8 檢查鐵芯和壓板的接地片是否有斷裂和松動(dòng)現(xiàn)象。5.3.3.9 拆下鐵芯對(duì)上、下夾件之間接地片測(cè)量：a.鐵芯對(duì)上、下部各緊固帶或穿芯螺絲之間的絕緣；b.鐵芯對(duì)上、下夾件之間的絕緣；c.鐵芯對(duì)下節(jié)

9、油箱之間的絕緣。5.3.3.10 檢查鐵芯可見部位有無(wú)局部過(guò)熱、片間有無(wú)短路、油道有無(wú)堵塞現(xiàn)象。5.3.3.11 檢查有載分接開關(guān)接觸壓力，接觸部位有無(wú)放電和燒傷現(xiàn)象；檢查接觸柱兩端引線的焊接情況，有無(wú)過(guò)熱和脫焊現(xiàn)象。5.3.3.12 檢查油管路接頭及管卡子螺絲是否緊固，上、下夾件螺絲是否緊固，器身對(duì)下節(jié)油箱固定螺絲是否緊固。5.3.3.13沖洗線圈，下節(jié)油箱底部清理雜物。5.3.4 對(duì)吊鐘罩的要求5.3.4.1 吊鐘罩應(yīng)選擇在無(wú)塵土飛揚(yáng)及其它污染的晴天進(jìn)行。5.3.4.2 器身暴露在空氣中的時(shí)間不應(yīng)超過(guò)如下規(guī)定：a.空氣相對(duì)濕度小于等于65%為16小時(shí)；b.空氣相對(duì)濕度小于等于75%為12小

10、時(shí)。器身暴露時(shí)間從主變放油時(shí)起至開始抽真空或注油時(shí)止。5.3.5 檢驗(yàn)后回裝5.3.5.1 裝圍屏，檢查分接開關(guān)三相位置是否一致并調(diào)至與檢驗(yàn)前一致的位置。5.3.5.2 對(duì)主變本體進(jìn)行整體進(jìn)行檢查驗(yàn)收。5.3.5.3 扣鐘罩要保證鐘罩平穩(wěn)落下，監(jiān)視好四周間隙防止碰壞線圈和木夾件。5.3.5.4 緊固鐘罩螺絲必須均勻緊固，壓縮間隙必須一樣。5.3.5.5 對(duì)主變線圈進(jìn)行干燥。5.3.5.6 裝升高座、套管和連接低壓套管下部連接片。 Nv 5.3.5.7 裝油枕，連接主變本體頂部油循環(huán)管道。5.3.5.8 連同風(fēng)冷器一起真空注油，真空度不超過(guò)500毫米汞柱。注至真空泵快要出油時(shí)停止注油，保持真空6

11、小時(shí)。5.3.5.9 安裝壓力釋放閥、呼吸器、瓦斯繼電器和升高座排氣連管。5.3.5.10 由油枕注油管往油枕里注油，并打開瓦斯繼電器平板門向主變本體內(nèi)補(bǔ)油，至標(biāo)準(zhǔn)油面。5.3.5.11 對(duì)主變本體進(jìn)行排氣，打開油循環(huán)系統(tǒng)全部閘門及放氣塞，瓦斯繼電器處放殘氣。5.3.5.12 注油后靜止24小時(shí)后進(jìn)行取油試驗(yàn)，同時(shí)進(jìn)行電氣試驗(yàn)。5.3.5.13 連接呼吸器。5.3.5.14 連接引線，清掃主變本體，進(jìn)行噴漆，清理檢驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)。5.3.5.15 對(duì)大修記錄進(jìn)行整理，寫出大修專題報(bào)告。進(jìn)行技術(shù)資料的驗(yàn)收工作。5.4檢驗(yàn)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)5.4.1 線圈表面清潔，絕緣無(wú)脫落、無(wú)損壞、無(wú)劣化。絕緣老化程度應(yīng)在“可用

12、級(jí)”以上。絕緣老化等級(jí)規(guī)定如下：良好級(jí)- 絕緣呈淡黃色，有彈性；可用級(jí)- 絕緣呈深黃色，質(zhì)變脆，無(wú)裂紋；不合格- 絕緣呈黑黃色，質(zhì)變脆，有裂紋。5.4.2 線圈無(wú)變形，墊片無(wú)移位不松動(dòng)，線圈不松動(dòng)（必要時(shí)可以加0。5毫米厚的絕緣紙墊條）。5.4.3 各部螺絲緊固，備帽齊全且不松動(dòng)。5.4.4 引線焊接頭無(wú)過(guò)熱，絕緣木夾件無(wú)裂紋無(wú)損壞，線圈油道無(wú)堵塞。5.4.5 圍屏無(wú)嚴(yán)重變形，圍帶無(wú)損壞，圍屏搭接不小于50毫米。5.4.6 鐵芯表面清潔，無(wú)局部過(guò)熱、無(wú)銹蝕、無(wú)損傷、不松動(dòng)。5.4.7 鐵芯與夾件、穿芯螺絲、緊固帶及對(duì)下節(jié)油箱的絕緣電阻用2500V搖表進(jìn)行測(cè)量不低于10兆歐。5.4.8 接地片齊

13、全完整，連接牢固，防松墊片完整。5.4.9 鐵芯片間絕緣應(yīng)無(wú)變色，無(wú)脫落，必要時(shí)刷絕緣漆。5.4.10 鐵芯油道應(yīng)暢通無(wú)堵塞，各部螺絲應(yīng)緊固。5.4.11有載 分接開關(guān)接觸面清潔無(wú)油垢、無(wú)燒損，接觸壓力充足，用0.5毫米塞尺檢驗(yàn)應(yīng)不能插入。5.4.12 有載分接開關(guān)的靜觸柱兩端的引線焊接牢固，無(wú)熔脫和過(guò)熱現(xiàn)象。5.4.13 有載分接開關(guān)絕緣操作桿及絕緣筒清潔無(wú)損傷，絕緣良好。5.4.14有載分接開關(guān)指示位置正確，內(nèi)外相符，傳動(dòng)操作靈活。5.4.15 有載分接開關(guān)檢驗(yàn)后，護(hù)罩絕緣筒窗孔應(yīng)轉(zhuǎn)向封閉位置，主變油箱外部清潔，不漏油，各部法蘭螺絲緊固均勻。5.4.16 主變油箱及附件油漆無(wú)脫落無(wú)銹蝕。5

14、.4.17 油枕內(nèi)部清潔無(wú)銹蝕，膠囊密封良好。5.4.18 主變油枕沒(méi)有滲漏現(xiàn)象，各部位堵板密封良好。5.4.19 油標(biāo)清潔透明暢通，監(jiān)視線清楚。5.4.20 油循環(huán)管路連接嚴(yán)密，焊口、法蘭及閘門不滲油。5.4.21 呼吸器內(nèi)的硅膠干燥合格，下部油封碗內(nèi)油位正常，呼吸暢通。5.4.22 瓦斯繼電器安裝方向正確，法蘭、閘門及放氣閥不滲油。5.4.23溫度計(jì)座密封良好，溫度指示正確，溫度計(jì)的電接點(diǎn)整定正確，表計(jì)元件無(wú)損壞，表座注以主變油。毛細(xì)管線不得彎曲過(guò)度，其最小彎曲半徑不得小于50毫米，不得打壞。5.4.24主變套管瓷套無(wú)破損，表面清潔，法蘭無(wú)裂紋，沒(méi)有滲漏油現(xiàn)象，油標(biāo)指示正常，小套管無(wú)損壞和

15、漏油現(xiàn)象，接地良好。5.4.25主變升高座不漏油，表面清潔，電流互感器二次端子內(nèi)部連接牢固，二次電纜整齊標(biāo)志清楚。5.4.26主變整體試驗(yàn)合格。5.4.27主變各套管相位色正確，本體漆面無(wú)脫落。5.4.28 風(fēng)冷器電源供電可靠，風(fēng)扇電機(jī)保護(hù)齊全可靠。5.4.29 油管路系統(tǒng)所有閘門指示正確。5.4.30 主變冷卻系統(tǒng)的和風(fēng)扇電機(jī)運(yùn)行正常。5.5 檢驗(yàn)所需要的主要材料5.5.1 小修材料如下：破布 凡士林 砂紙 毛刷 清洗劑 鍍鋅螺絲鍍鋅螺母 鍍鋅平墊 彈簧墊 汽油 瓷漆5.5.2 大修材料如下：破布 凡士林 砂紙 毛刷 清洗劑 鍍鋅螺絲鍍鋅螺母 鍍鋅平墊 彈簧墊 汽油 瓷漆 #45主變油 溫度

16、計(jì) 閘門各部位密封膠墊 硅膠 濾油紙 電機(jī)軸承 交流接觸器電機(jī)保護(hù)器或熱繼電器 風(fēng)扇電機(jī)等。5.6 檢驗(yàn)工日消耗5.6.1 小修工日根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際為準(zhǔn)。5.6.2 大修工日根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際為準(zhǔn)。 表1主主變型號(hào)SFSZ11-240000/220高壓相數(shù)3分接位置電壓 V電流 A額定容量240000/240000/240000 kVA1253000547.1額定頻率50 HZ2250125554電壓組合（230±8×1.25%）121/37 kV3247250560.4連接組標(biāo)號(hào)YNyn0d114244375567冷卻方式ONAN/ONAF(70%/110%)5241500573.

17、8溫升限值繞組 65 K 頂層油 55 K6238625580.7 絕緣水平7235750587.8h.v. 線路端子 LI/AC 950/395 kV8232875595h.v. 中性點(diǎn)端子 LI/AC 400/200 kV9A230000650.2m.v. 線路端子 LI/AC 480/200 kV9Bm.v. 中性點(diǎn)端子 LI/AC 250/95 kV9Cl.v. 線路端子 LI/AC 200/85 kV10227125610.1標(biāo)準(zhǔn)代號(hào)GB1094.1-1996 GB1094.2-199611224250617.9GB1094.3-2003 GB1094.5-2008122213756

18、25.9GB/T6451-200813218500634.2產(chǎn)品代號(hào)1TKB.715.171614215625542.6出廠編3器身重量158.0t16209875660.2總重量290.04油重量66.5t中壓運(yùn)輸重量182t1210001145.2上節(jié)郵箱重量17.2t低壓出廠日期2013年8月370003745生產(chǎn)廠家中國(guó)。山東泰開主變有限公司負(fù)載損耗(75°C)947.6KW空載損耗136.4 KW空載電流0.10%電流互感器參數(shù)表CB相型號(hào)出頭連接電流比 A準(zhǔn)確級(jí)額定輸出 VALR-220ISI-1521000/51.02

19、0短路阻抗（240MVA)高壓中壓1分接 28.65%主分接30.64%17分接33.53%高壓低壓1分接17.86%主分接19.81%17分接22.97%中壓低壓9.28%表2站用主變型號(hào)SCB10-800/35高壓分接電壓額定容量800kVA分接位置電壓（v）額定電流13.2/1154.7 AI36750絕緣水平h.v線路端子LI/AC 170/70kVII35870h.v中性點(diǎn)端子LI/AC -/3kVIII35000溫升限值 70K IV34130冷卻方式-ANVI33250總重量3460kg接線組別Dyn11絕緣等級(jí)F短路阻抗6.09%空載損耗1938W生產(chǎn)廠家江蘇有限公司華鵬主變有

20、限公司表3接地主變型號(hào)THT-DKSC-200/37高壓分接電壓額定容量200kVA分接位置電壓（v）電流（A）額定中性點(diǎn)電流9.36 AI37kV3.12絕緣水平h.v線路端子IIh.v中性點(diǎn)端子III溫升限值 70K IV冷卻方式-ANVI總重量1540kg接線組別Z型絕緣等級(jí) 短路阻抗 空載損耗 生產(chǎn)廠家 保定天威恒通電氣有限公司35 kV 及以上油浸式主變、電抗器的試驗(yàn)項(xiàng)目、周期和標(biāo)準(zhǔn)序號(hào)項(xiàng)目周期標(biāo)準(zhǔn)說(shuō)明1油中溶解氣體色譜分析1)500 kV 主變、電抗器3個(gè)月1次2)220 kV 主變和發(fā)電廠120 MVA 以上的主變3個(gè)月1次3)110 kV 主變6個(gè)月1次。4)35 kV 主變6

21、個(gè)月1次1)對(duì) 110 kV 及以上主變的油中一旦出現(xiàn)C2H2，即應(yīng)縮短檢測(cè)周期，跟蹤變化趨勢(shì)2)運(yùn)行設(shè)備的油中任一項(xiàng)溶解氣體含量超過(guò)下列數(shù)值時(shí)應(yīng)引起注意：總烴：1501/1；H2：1501/1；C2H2： 5.01/1(500 kV 設(shè)備為1.01/1)3)烴類氣體總和的產(chǎn)氣速率在 0.25 ml/h (開放式)和0.5 ml/h (密封式)，相對(duì)產(chǎn)氣速率大于10%月，則認(rèn)為設(shè)備有異常4)500 kV 電抗器當(dāng)出現(xiàn)少量(小于5.0 l/ 1 )C2H2時(shí)也應(yīng)引起注意：如氣體分析雖已出現(xiàn)異常，但判斷不至于危及繞組和鐵芯安全時(shí)，可在超過(guò)注意值較大的情況下運(yùn)行1)總烴包括：CH4、C2H6、C2H

22、4和C2H2四種氣體2)溶解氣體組份含量的單位為 l/l3)溶解氣體組份含量有增長(zhǎng)趨勢(shì)時(shí)，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時(shí)縮短周期進(jìn)行追蹤分析4)總烴含量低的設(shè)備不宜采用相對(duì)產(chǎn)氣速率進(jìn)行分析判斷5)從實(shí)際帶電之日起，即納入監(jiān)測(cè)范圍6)封閉式電纜出線的主變電纜側(cè)繞組當(dāng)不進(jìn)行繞組直流電阻定期試驗(yàn)時(shí)，應(yīng)縮短油中溶解氣體色譜分析檢測(cè)周期，220 kV 主變不超過(guò)3個(gè)月，110 kV 主變最長(zhǎng)不應(yīng)超過(guò)6個(gè)月2繞組直流電阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)1.6 MVA 以上主變，各相繞組電阻相互間的差別，不應(yīng)大于三相平均值的2%；無(wú)中性點(diǎn)引出的繞組，線間差別不應(yīng)大于三相平均值的1%。且三相不平衡

23、率變化量大于0.5%應(yīng)引起注意，大于1%應(yīng)查明處理2)1.6 MVA 及以下主變，相間差別一般不應(yīng)大于三相平均值的4%；線間差別一般不應(yīng)大于三相平均值的2%3)各相繞組電阻與以前相同部位、相同溫度下的歷次結(jié)果相比，不應(yīng)有明顯差別，其差別不應(yīng)大于2%，當(dāng)超過(guò)1%時(shí)應(yīng)引起注意4)電抗器參照?qǐng)?zhí)行1)如電阻線間差在出廠時(shí)已超過(guò)規(guī)定，制造廠雖然說(shuō)明了產(chǎn)生這種偏差的原因，但不能超過(guò)2%2)不同溫度下的電阻值按下式換算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分別為在溫度 t1、t2下的電阻值； T 為電阻溫度常數(shù)，銅導(dǎo)線取235，鋁導(dǎo)線取2253)無(wú)激磁調(diào)壓主變調(diào)換分頭時(shí)，應(yīng)在所選分接位置鎖定后測(cè)

24、量直流電阻4)有載調(diào)壓主變定期試驗(yàn)中，可在經(jīng)常運(yùn)行的分接上下幾個(gè)分接處測(cè)量直流電阻5)封閉式電纜出線的主變電纜側(cè)繞組可不進(jìn)行定期試驗(yàn)，但應(yīng)縮短油中溶解氣體色譜分析檢測(cè)周期，220 kV 主變不超過(guò)3個(gè)月，110 kV 主變最長(zhǎng)不超過(guò)6個(gè)月6)220 kV及以上繞組測(cè)試電流不宜大于10A3繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)1)500kV 1年2)35220kV 3年1)在1030范圍內(nèi)，吸收比一般不低于1.3；極化指數(shù)不低于1.52)220 kV 及120 MVA 以上主變應(yīng)測(cè)量極化指數(shù)，用以判斷絕緣狀況1)220kV及以上用5000V兆歐表，其他可用2500 V兆歐表2)測(cè)量前被試?yán)@組應(yīng)充分放電3

25、)測(cè)量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，盡量在相近的溫度下試驗(yàn)4)盡量在油溫低于50時(shí)試驗(yàn)5)吸收比和極化指數(shù)不進(jìn)行溫度換算6)主變絕緣電阻大于10000 M 時(shí)，吸收比和極化指數(shù)可僅作為參考7)電纜出線主變的電纜出線側(cè)繞組絕緣電阻由中性點(diǎn)套管處測(cè)量4繞組的tan1)500kV 1年2)35220kV 3年1)20時(shí)的 tan 不大于下列數(shù)500 kV 0.6%110220 kV 0.8%35 kV 1.5%2) tan 值與歷年的數(shù)值比較不應(yīng)有明顯變化(一般不大于30%)3)試驗(yàn)電壓如下：繞組電壓 10 kV 及以上： 10 kV；繞組電壓 10 kV 以下： Un1)非被試?yán)@組應(yīng)接地，被試?yán)@組應(yīng)短路2)

26、同一主變各繞組的 tan 標(biāo)準(zhǔn)值相同3)測(cè)量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，盡量在相近的溫度下試驗(yàn)4)盡量在油溫低于50時(shí)試驗(yàn)5)封閉式電纜出線的主變只測(cè)量非電纜出線側(cè)繞組的 tan5電容型套管的tan 和電容值1)500kV 1年2)35220kV 3年質(zhì)量檢驗(yàn)按10KV500KV輸變電及配電工程質(zhì)量驗(yàn)收與評(píng)定標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行1)用正接法測(cè)量2)測(cè)量時(shí)記錄環(huán)境溫度和設(shè)備的頂層油溫3)封閉式電纜出線的主變只測(cè)量有末屏引出的套管6絕緣油試驗(yàn)絕緣油 擊穿電壓測(cè)定法GB/T 507或電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗(yàn)方法 絕緣油介電強(qiáng)度測(cè)定法7鐵芯(有外引接地線的)絕緣電阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)與以前試驗(yàn)結(jié)果相

27、比無(wú)明顯差別2)出現(xiàn)兩點(diǎn)接地現(xiàn)象時(shí)，運(yùn)行中接地電流一般不大于0.1A1)用 2500 V 兆歐表2)夾件也有單獨(dú)外引接地線的需分別測(cè)量8油中含水量66110kV的水分35mg/L9油中含氣量運(yùn)行變壓器油中的含氣量（體積分?jǐn)?shù)），應(yīng)小于10繞組泄漏電流1)500kV 1年2)35220kV 3年1)試驗(yàn)電壓一般如下：1)讀取1分鐘時(shí)的泄漏電流值2)封閉式電纜出線主變的電纜出線側(cè)繞組泄漏電流由中性點(diǎn)套管處測(cè)量繞組額定電壓(kV)3610203566220500直流試驗(yàn)電壓(kV)5102040602)由泄漏電流換算成的絕緣電阻值應(yīng)與兆歐表所測(cè)值相近(在相同溫度下)11有載調(diào)壓裝置的試驗(yàn)和檢查1)50

28、0kV 1年2)35220kV 3年按 DL/T574有載分接開關(guān)運(yùn)行維修導(dǎo)則執(zhí)行12測(cè)溫裝置及其二次回路試驗(yàn)1)500kV 1年2)35220kV 3年密封良好，指示正確，測(cè)溫電阻值應(yīng)和出廠值相符，在規(guī)定的周期內(nèi)使用，絕緣電阻一般不低于1 M測(cè)量絕緣電阻用2500 V 兆歐表13氣體繼電器及其二次回路試驗(yàn)1)500kV 1年2)35220kV 3年整定值符合DL/T540要求，動(dòng)作正確，絕緣電阻一般不低于1 M測(cè)量絕緣電阻用2500 V 兆歐表14冷卻裝置及其二次回路試驗(yàn)1)500kV 1年2)35220kV 3年1)投運(yùn)后，流向、溫升和聲響正常、無(wú)滲漏2)強(qiáng)油水冷裝置的檢查和試驗(yàn)按制造廠的

29、規(guī)定3)絕緣電阻一般不低于1 M測(cè)量絕緣電阻用2500 V 兆歐表15主變繞組變形試驗(yàn)35 kV 及以上6年與初始結(jié)果相比，或三相之間結(jié)果相比無(wú)明顯差別1)每次測(cè)量時(shí)，主變外部接線狀態(tài)應(yīng)相同2)應(yīng)在最大分接下測(cè)量3)可用頻率響應(yīng)法和低電壓阻抗法油浸電抗器試驗(yàn)項(xiàng)目、標(biāo)準(zhǔn)、周期見表1中序號(hào)110、1213。封閉式電纜出線主變?cè)囼?yàn)項(xiàng)目的試驗(yàn)項(xiàng)目、周期和標(biāo)準(zhǔn)見表2。表2 封閉式電纜出線主變?cè)囼?yàn)項(xiàng)目的試驗(yàn)項(xiàng)目、周期和標(biāo)準(zhǔn)序號(hào)項(xiàng)目周期標(biāo)準(zhǔn)說(shuō)明1油中溶解氣體色譜分析1) 220 kV 3個(gè)月1次。2) 110 kV及以下6個(gè)月1次。1) 110 kV 及以上主變油中一旦出現(xiàn)C2H2，即應(yīng)縮短檢測(cè)周期，跟蹤變

30、化趨勢(shì)2)運(yùn)行設(shè)備的油中任一項(xiàng)溶解氣體含量超過(guò)下列數(shù)值時(shí)應(yīng)引起注意： 總烴：1501/1；H2：1501/1；C2H2： 5.01/1(500 kV 設(shè)備為1.01/1)3)烴類氣體總和的產(chǎn)氣速率在 0.25 ml/h (開放式)和0.5 ml/h (密封式)，相對(duì)產(chǎn)氣速率大于10%月，則認(rèn)為設(shè)備有異常1)總烴包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四種氣體2)溶解氣體組份含量有增長(zhǎng)趨勢(shì)時(shí)，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時(shí)縮短周期進(jìn)行追蹤分析3)總烴含量低的設(shè)備不宜采用相對(duì)產(chǎn)氣速率進(jìn)行分析判斷2繞組直流電阻非電纜側(cè)繞組6年1)1.6 MVA 以上主變，各相繞組電阻相互間的差別，不應(yīng)大于三相平均值的

31、2%；無(wú)中性點(diǎn)引出的繞組，線間差別不應(yīng)大于三相平均值的1%。且三相不平衡率變化量大于0.5%應(yīng)引起注意，大于1%應(yīng)查明處理2)1.6 MVA 及以下主變，相間差別一般不應(yīng)大于三相平均值的4%；線間差別一般不應(yīng)大于三相平均值的2%3)各相繞組電阻與以前相同部位、相同溫度下的歷次結(jié)果相比，不應(yīng)有明顯差別，其差別不應(yīng)大于2%，當(dāng)超過(guò)1%時(shí)應(yīng)引起注意1)如電阻線間差在出廠時(shí)已超過(guò)規(guī)定，制造廠雖然說(shuō)明了產(chǎn)生這種偏差的原因，但不能超過(guò)2%2)不同溫度下的電阻值按下式換算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分別為在溫度 t1、t2下的電阻值； T為電阻溫度常數(shù)，銅導(dǎo)線取235，鋁導(dǎo)線取225

32、3)有載調(diào)壓主變定期試驗(yàn)中，可在經(jīng)常運(yùn)行的分接上下幾個(gè)分接處測(cè)量直流電阻4) 220 kV及以上繞組測(cè)試電流不宜大于10A3繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)6年1)在1030范圍內(nèi)，吸收比一般不低于1.3；極化指數(shù)不低于1.52)220 kV 及120 MVA 以上主變應(yīng)測(cè)量極化指數(shù)，用以判斷絕緣狀況1)用2500 V 及以上兆歐表2)測(cè)量前被試?yán)@組應(yīng)充分放電3)測(cè)量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，盡量在相近的溫度下試驗(yàn)4)盡量在油溫低于50時(shí)試驗(yàn)5)吸收比和極化指數(shù)不進(jìn)行溫度換算6)主變絕緣電阻大于10000 M 時(shí)，吸收比和極化指數(shù)可僅作為參考7)電纜出線側(cè)繞組絕緣電阻由中性點(diǎn)套管處測(cè)量4絕緣油試驗(yàn)絕緣

33、油 擊穿電壓測(cè)定法GB/T 507或電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗(yàn)方法 絕緣油介電強(qiáng)度測(cè)定法5鐵芯(有外引接地線的)絕緣電阻6年1)與以前試驗(yàn)結(jié)果相比無(wú)明顯差別2)出現(xiàn)兩點(diǎn)接地現(xiàn)象時(shí)，運(yùn)行中接地電流一般不大于0.1A1)用 2500 V 兆歐表2)夾件也有單獨(dú)外引接地線的需分別測(cè)量6油中含水量66110kV的水分35mg/L7油中含氣量運(yùn)行變壓器油中的含氣量（體積分?jǐn)?shù)），應(yīng)小于8有載調(diào)壓裝置的試驗(yàn)和檢查6年按 DL/T574有載分接開關(guān)運(yùn)行維修導(dǎo)則執(zhí)行9測(cè)溫裝置及其二次回路試驗(yàn)6年密封良好，指示正確，測(cè)溫電阻值應(yīng)和出廠值相符，在規(guī)定的周期內(nèi)使用，絕緣電阻一般不低于1 M測(cè)量絕緣電阻用2500 V 兆歐表10

34、氣體繼電器及其二次回路試驗(yàn)6年整定值符合DL/T540要求，動(dòng)作正確，絕緣電阻一般不低于1 M測(cè)量絕緣電阻用2500 V 兆歐表11冷卻裝置及其二次回路試驗(yàn)6年1)投運(yùn)后，流向、溫升和聲響正常、無(wú)滲漏2)強(qiáng)油水冷裝置的檢查和試驗(yàn)按制造廠的規(guī)定3)絕緣電阻一般不低于1 M測(cè)量絕緣電阻用2500 V 兆歐表消弧線圈、35kV以下油浸主變、接地主變、干式主變?cè)囼?yàn)項(xiàng)目、周期和標(biāo)準(zhǔn)見表3。表3 35kV 以下油浸主變、接地主變、干式主變的試驗(yàn)項(xiàng)目、周期標(biāo)準(zhǔn)序號(hào)項(xiàng)目周期標(biāo)準(zhǔn)說(shuō)明1繞組直流電阻6年1)1.6 MVA 以上主變，各相繞組電阻相互間的差別，不應(yīng)大于三相平均值的2%；無(wú)中性點(diǎn)引出的繞組，線間差別不

35、應(yīng)大于三相平均值的1%2)1.6 MVA 及以下主變，相間差別一般不應(yīng)大于三相平均值的4%；線間差別一般不應(yīng)大于三相平均值的2%3)各相繞組電阻與以前相同部位、相同溫度下的歷次結(jié)果相比，不應(yīng)有明顯差別，其差別一般應(yīng)不大于2%4)電抗器參照?qǐng)?zhí)行1)如電阻相間差在出廠時(shí)已超過(guò)規(guī)定，制造廠說(shuō)明了產(chǎn)生這種偏差的原因，可按標(biāo)準(zhǔn)3執(zhí)行2)不同溫度下的電阻值按下式換算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中 R1、R2分別為在溫度 t1、t2 下的電阻值；T 為電阻溫度常數(shù)，銅導(dǎo)線取235，鋁導(dǎo)線取2253)無(wú)載調(diào)壓主變投入運(yùn)行時(shí)，應(yīng)在所選分接位置鎖定后測(cè)量直流電阻4)有載調(diào)壓主變定期試驗(yàn)中，可在經(jīng)常運(yùn)行的

36、分接上下幾個(gè)分接處測(cè)量直流電阻2繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)6年絕緣電阻換算至同一溫度下，與上一次試驗(yàn)結(jié)果相比應(yīng)無(wú)明顯變化；1)用2500 V 及以上兆歐表2)測(cè)量前被試?yán)@組應(yīng)充分放電3）絕緣電阻大于10000 M時(shí)，可不測(cè)吸收比或極化指數(shù)3絕緣油試驗(yàn)6年絕緣油 擊穿電壓測(cè)定法GB/T 507或電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗(yàn)方法 絕緣油介電強(qiáng)度測(cè)定法投運(yùn)前和大修后的試驗(yàn)項(xiàng)目和標(biāo)準(zhǔn)與交接時(shí)相同。廠(所)用變按110 kV 及以上對(duì)待4有載調(diào)壓裝置的試驗(yàn)和檢查6年按 DL/T574有載分接開關(guān)運(yùn)行維護(hù)導(dǎo)則的規(guī)定執(zhí)行5干式主變交流耐壓試驗(yàn)6年6主變保護(hù)裝置運(yùn)行規(guī)定6.1主變保護(hù)動(dòng)作后，值班人員應(yīng)詳細(xì)檢查，應(yīng)立即

37、現(xiàn)地查看保護(hù)動(dòng)作情況。正確記錄有關(guān)的保護(hù)信號(hào)、事件記錄及錄波器動(dòng)作情況，及時(shí)向值長(zhǎng)、值班調(diào)度員和廠領(lǐng)導(dǎo)匯報(bào)。發(fā)生不正確動(dòng)作時(shí)，值班人員應(yīng)對(duì)該保護(hù)動(dòng)作信號(hào)詳細(xì)記錄，及時(shí)向值長(zhǎng)匯報(bào)，并由繼保專業(yè)人員處理。6.2當(dāng)系統(tǒng)電氣事故時(shí)，如果保護(hù)裝置動(dòng)作，值班人員應(yīng)記錄動(dòng)作時(shí)間和當(dāng)時(shí)負(fù)荷，并報(bào)告值長(zhǎng)和省調(diào)值班調(diào)度員。6.3當(dāng)實(shí)際值已達(dá)到保護(hù)裝置的整定值、裝置應(yīng)動(dòng)作而拒動(dòng)時(shí)，值班人員在確認(rèn)無(wú)誤后應(yīng)采取手動(dòng)方式進(jìn)行相應(yīng)操作。 6.4主變保護(hù)動(dòng)作后，匯報(bào)省調(diào)保護(hù)動(dòng)作情況并赴現(xiàn)場(chǎng)檢查主變洞內(nèi)有無(wú)焦味、冒煙、著火現(xiàn)象，若發(fā)現(xiàn)火情，立即按消防規(guī)程滅火。6.5監(jiān)視主變兩側(cè)開關(guān)跳開后，做好相應(yīng)隔離，檢查保護(hù)范圍內(nèi)的一、二次

38、設(shè)備，將現(xiàn)場(chǎng)情況報(bào)告廠領(lǐng)導(dǎo)并通知相關(guān)人員進(jìn)行處理。6.6事故處理及預(yù)防性試驗(yàn)通過(guò)后，經(jīng)廠部確認(rèn)后可以對(duì)主變進(jìn)行沖擊試驗(yàn)，沖擊良好則可恢復(fù)主變備用。若沖擊過(guò)程中有異常，應(yīng)立即停主變處理。6.7繼電保護(hù)整定值通知單是運(yùn)行現(xiàn)場(chǎng)調(diào)整定值的書面依據(jù)，除主定值外，其調(diào)試說(shuō)明部分也須執(zhí)行。執(zhí)行中如發(fā)現(xiàn)疑點(diǎn)、差錯(cuò)或與現(xiàn)場(chǎng)不符時(shí)，應(yīng)及時(shí)向整定單位提出，不得草率執(zhí)行，以免引起事故。6.8運(yùn)行方案臨時(shí)變動(dòng)，保護(hù)專業(yè)編制相應(yīng)的臨時(shí)定值單，現(xiàn)場(chǎng)按省調(diào)值班調(diào)度員的指令執(zhí)行。運(yùn)行方式恢復(fù)時(shí)，臨時(shí)定值單即行作廢。6.9定值單應(yīng)注明所使用電壓、電流互感器變比，執(zhí)行更改定值工作負(fù)責(zé)人應(yīng)先核對(duì)變比無(wú)誤后才能執(zhí)行。如發(fā)現(xiàn)變比不一致時(shí)

39、，應(yīng)立即與下定值單位聯(lián)系，作出修正并重新補(bǔ)發(fā)定值單。同時(shí)雙方作好電話記錄，核對(duì)清楚。6.10保護(hù)裝置更改定值或新保護(hù)裝置投入運(yùn)行前，檢修人員應(yīng)與運(yùn)行人員核對(duì)整定值，無(wú)誤后方可下令投運(yùn)，并在保護(hù)定值通知單上簽字并注明更改時(shí)間。6.11保護(hù)裝置定值修改后，核定應(yīng)經(jīng)過(guò)三級(jí)核定：計(jì)算人，校核人，保護(hù)負(fù)責(zé)人。6.12繼電保護(hù)必須與被保護(hù)設(shè)備運(yùn)行方式相對(duì)應(yīng)，不允許任何設(shè)備無(wú)保護(hù)運(yùn)行。由于一次設(shè)備檢修、保護(hù)試驗(yàn)、更改定值、裝置故障等原因需要停用保護(hù)時(shí)，應(yīng)逐套申請(qǐng)退出運(yùn)行。 6.13新投運(yùn)、改選、檢修、核驗(yàn)后的保護(hù)裝置，投運(yùn)前保護(hù)專業(yè)人員必須做出詳細(xì)的書面交待，預(yù)先將有關(guān)圖紙、資料交運(yùn)行人員熟悉掌握，并注明可

40、以投入，經(jīng)由當(dāng)值人員驗(yàn)收方可投入運(yùn)行。6.14運(yùn)行和備用中的調(diào)度管轄設(shè)備保護(hù)的投、退及定值更改，必須按調(diào)度指令執(zhí)行，并在專門的登記本中登記。6.15主變的差動(dòng)保護(hù)，瓦斯保護(hù)的檢修調(diào)試必須在一次設(shè)備停電時(shí)才能進(jìn)行。如因某種特殊原因須短時(shí)退出某套裝置時(shí)，必須由總工程師批準(zhǔn)并報(bào)請(qǐng)省調(diào)值班調(diào)度員同意。并且運(yùn)行中的主變差動(dòng)保護(hù)，重瓦斯保護(hù)不得同時(shí)停用。6.16零序電流保護(hù)P141(51NT-A,51NT-B)：該保護(hù)裝設(shè)二套。本保護(hù)作為主變高壓側(cè)引出線、母線及110KV線路單相接地故障的后備保護(hù)。由于主變?yōu)楦邏簜?cè)直接接地，在高壓側(cè)繞組，高壓側(cè)出線以及母線，線路發(fā)生單相接地時(shí)，在變壓器中性點(diǎn)有零序電流流過(guò)

41、保護(hù)范圍：變壓器高壓側(cè)繞組及引出線、母線的保護(hù)、該保護(hù)作為主變壓器高壓側(cè)，也可作為線路接地故障的后備，A套電流取自變壓器中性點(diǎn)接地線上001CT（200/1A 20VA 5P30），B套電流取自變壓器中性點(diǎn)接地線上002CT（200/1A 20VA 5P30）。7、主變保護(hù)裝置正常運(yùn)行巡檢項(xiàng)目7.1保護(hù)裝置投入運(yùn)行前，應(yīng)檢查保護(hù)裝置指示燈顯示正常，無(wú)故障指示，保護(hù)裝置設(shè)置及相應(yīng)功能正常投入，包括各保護(hù)投入的控制；定值設(shè)定正確，包括CT、PT變比、選用的定值組、變壓器的額定容量、變壓器接線組別等需要輸入的參數(shù)正確。7.2正常運(yùn)行時(shí)，檢查保護(hù)裝置的2路交流電源和2路直流電源在投入位置，且電壓正常,

42、A套保護(hù)裝置的盤柜電源開關(guān)、B套保護(hù)裝置的盤柜電源開關(guān)在合上位置，運(yùn)行無(wú)異音、無(wú)異味、無(wú)過(guò)熱。7.3各繼電器無(wú)過(guò)熱、無(wú)焦味、無(wú)斷線，其接點(diǎn)無(wú)抖動(dòng)、無(wú)變位、無(wú)燒損。各連接端子牢固，端子排及電纜完好、清潔，各保護(hù)盤盤面整潔，盤柜前后柜門關(guān)嚴(yán)，盤柜內(nèi)無(wú)異音，無(wú)異味。7.4檢查保護(hù)盤各端子排端子壓緊，導(dǎo)線盒蓋無(wú)損壞，蓋緊完好。檢查保護(hù)盤柜接地線接地完好，檢查保護(hù)盤柜電纜防火堵頭完好，檢查保護(hù)盤柜照明良好，檢查各保護(hù)盤試驗(yàn)接口玻蓋完好蓋緊無(wú)破損。8.保護(hù)動(dòng)作開關(guān)失靈保護(hù)動(dòng)作現(xiàn)象：1)中控室監(jiān)控系統(tǒng)報(bào)警，機(jī)組停機(jī)；2)主變高/低壓側(cè)開關(guān)跳閘，機(jī)組開關(guān)拒分；3)機(jī)組保護(hù)盤有保護(hù)動(dòng)作信號(hào)，開關(guān)失靈保護(hù)報(bào)警及跳

43、閘指示燈亮。處理：1)立即將保護(hù)動(dòng)作情況報(bào)告省調(diào)；2)檢查廠用電系統(tǒng)倒換正常，將現(xiàn)場(chǎng)情況匯報(bào)廠領(lǐng)導(dǎo)；3)查看機(jī)組及主變運(yùn)行情況，機(jī)組開關(guān)狀態(tài)，機(jī)組保護(hù)及機(jī)組開關(guān)失靈保護(hù)動(dòng)作情況，判定保護(hù)確已動(dòng)作，相應(yīng)主變高壓側(cè)開關(guān)及低壓側(cè)其它開關(guān)確在分位；4)檢查機(jī)組開關(guān)現(xiàn)地情況，應(yīng)采取措施拉開機(jī)組開關(guān)，若開關(guān)無(wú)法拉開或不允許進(jìn)行分閘操作，則設(shè)法拉開機(jī)組換相閘刀，若機(jī)組換相閘刀已拉開及主變檢查無(wú)異常，則根據(jù)省調(diào)要求，恢復(fù)主變及相鄰單元運(yùn)行；5)根據(jù)保護(hù)動(dòng)作情況，通知相關(guān)人員進(jìn)行處理。主變低壓側(cè)接地保護(hù)動(dòng)作現(xiàn)象：1)中控室監(jiān)控系統(tǒng)報(bào)警，機(jī)組停機(jī)；2)主變高/低壓側(cè)開關(guān)跳閘；3)現(xiàn)地保護(hù)盤主變低壓側(cè)接地保護(hù)報(bào)警及

44、跳閘指示燈亮。處理：1）立即報(bào)告省調(diào)主變保護(hù)動(dòng)作和500KV相應(yīng)開關(guān)跳閘情況；2）檢查廠用電系統(tǒng)切換正常；3）赴現(xiàn)地盤確認(rèn)主變保護(hù)動(dòng)作情況并做好記錄；4）對(duì)主變及低壓側(cè)引出線一、二次設(shè)備進(jìn)行檢查；5）若查明為外部故障引起保護(hù)動(dòng)作，又確認(rèn)外部故障已隔離或消除，根據(jù)省調(diào)要求恢復(fù)主變運(yùn)行；6）若確為主變內(nèi)部發(fā)生接地故障，應(yīng)對(duì)主變相應(yīng)部分進(jìn)行隔離，并通知相關(guān)人員檢查和試驗(yàn)。9、主變保護(hù)事故處理9.1主變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作現(xiàn)象：1)主變高/低壓側(cè)各開關(guān)跳閘，機(jī)組及相鄰機(jī)組停機(jī)；2)中控室監(jiān)控系統(tǒng)報(bào)警。3)現(xiàn)地保護(hù)盤主變差動(dòng)保護(hù)報(bào)警及跳閘指示燈點(diǎn)亮；處理：1)匯報(bào)省調(diào)保護(hù)動(dòng)作情況；2)立即查看保護(hù)動(dòng)作情況及現(xiàn)地保護(hù)盤，判定保護(hù)確已動(dòng)作（若同時(shí)有主變重瓦斯保護(hù)動(dòng)作信號(hào)則可判定主變內(nèi)部發(fā)生嚴(yán)重故障）；檢查主