运维工区新进大学生智能站培训 - 图文

2016年智能站培训讲义（以滨江站为例）

智能站（滨江）一次部分

1变电站基本情况

1.1 变电站简要情况

a) 110千伏滨江变电站位于南充市市区, 变电站为室内布置，占地面积2000m2，海拔高度29m，属温带季风性气候。

b) 该站于2014年08月16日投运，原属南充供电公司管辖，南充供电公司于2014年08月16日接收，是一座智能化变电站。

c) 该站110千伏系统为室内GIS设备，10千伏为室内开关柜设备，二次采用“三层两网”网络拓扑结构，通过交换机、合并单元、智能终端装置等智能组件实现智能化保护。 1.2 变电站规模

a) 110千伏滨江变电站有110千伏、10千伏两个电压等级。

b) 110千伏系统接线方式为单母线分段。110千伏进线有2条,分别是望郊线滨江支线

连接城郊站和望城站，玉滨线连接玉带站。

c) 10千伏系统接线方式为单母线分段。10千伏配出线有17条，分别是江仪I线

911、江果I线912、江周I线913、江西I线914、江平I线915、江中I线916、江三I线917、江泰I线919、江龙线910、江仪II线927、江果II线926、江周II线925、江西II线924、江平II线923、江中II线922、江三II线921、江泰II线929。站内还有7个待用间隔。

d) 本站有主变压器两台，两台主变压器均为采用南京立业电力变压器有限公司生

产的SZ11-50000/110型变压器，容量为50000kVA×2。

2智能变电站结构

2.1智能站系统网络结构

? 1）智能站的三层结构：三层两网 ? 1-1）过程层

? 包括：合并单元、智能终端（操作箱）。 ? 1-2）间隔层

? 包括：保护装置、测控装置、电度表、故障录波器、网络分析仪、备自投、稳控、PMU等。 ? 1-3）站控层

? 包括：监控主机、操作员主机、五防主机、远动装置、保信子站。 ? 网络：SV网、GOOSE网、MMS网

路由器运行工作站维护工作站五防工作站保护工程师站远方控制中心GPS服务器A服务器B站控层 远动工作站（主备）MMS/保信GPS对时线路保护主变测控主变保护母线保护分段保护协议转换器间隔层线路测控分段测控GOOSESMV及同步采样同步时钟源保护测控(就地安装)?过程层智能终端MU智能终端MU智能终端MU常规开关线路间隔数字式CT/PT常规开关主变间隔数字式CT/PT常规开关分段间隔数字式CT/PT常规开关低压间隔电子式CT/PT智能设备传统保护测控装置

3变压器

3.1基本情况

本站共有主变压器2台，主要技术参数见下表

变压器主要技术参数表

设备编电压等额定电厂家及型号 接线组别 冷却方式 额定电流 工作档位 号 级 压 南京立业电力#1主变 变压器有限公司SZ11-50000/110 YNd11 ONAN 高压侧 低压侧 121 105 238.6 2 2749.3 南京立业电力#2主变 变压器有限公司SZ11-50000/110 YNd11 ONAN 高压侧 低压侧 121 105 238.6 2 2749.3 变压器主要部件

a) 调压装置

两台主变均采用SHM-III型电动调压装置，工作电压为380V。

b) 储油柜

#1、#2变压器采用胶囊储油柜。主要有以下几个部分组成：胶囊、集气室、油位计组成。

1) 胶囊

储油柜时油浸式变压器油源补充，储蓄的容器，储油柜中变压器油质量的好坏直接影响变压器的使用寿命，变压器油的老化程度与其接触空气的时间有关，为了使储油柜中的变压器油不与空气接触，在储油柜内部设置了一个耐变压器油的胶囊，胶囊内腔的空气经过吸湿器与外界空气相通，用胶囊的膨胀和收缩来调节储油柜油面上面的空间，从而防止了变压器油与空气的接触。

2) 集气室

为了避免储油柜注油时和变压器运行中产生的气体进入储油柜内，在储油柜的下部设置了一个集气室，当变压器油经此进入储油柜时，它能使夹杂在变压器油中的气体分离出来，被分离的气体积存在集气室的上部，气体量可以从小管式油表观察出来，当小管式油表的油面下降到中下部时，应从排气管路排除气体。

3) 油位计

油位计的浮子漂浮在柜体内胶囊下面的油面上，它随着油面的变化而升降并带动摆杆摆动，摆杆通过齿轮副带动油位计的油侧磁钢转动，该磁钢的磁力带动表盘侧的磁钢转动，表盘侧磁钢又带动指针转动指示储油柜的油位并在最高油位和最低油位使干弹簧接点接通，发出油位报警信号。

c) 瓦斯继电器及压力释放阀

1) #1、#2变压器瓦斯继电器采用沈阳四兴继电器制造有限公司生产的

QJ4-80A-TH。

冷却系统

1、2号主变冷却方式（ONAN）为油浸自冷式。为防止变压器内部线圈的绝缘迅速老化，上层油温不得超过85℃，最高油温不得超过95℃。绕组温度不超过105℃。顶层油温一般不宜经常超过85℃，温升不得超过55℃。正常运行时变压器油温、绕组温度表计指示正常，温度与负荷情况、环境温度、冷却器的投入情况相对应 。 运行注意事项

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) 主变压器无载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。

b) 调压装置的运行操作

1) 主变有载分接开关在调压时，正常情况下能实现远方调压，按“模

式选择”按钮选择“远方”，“1-N”为升档，“N-1”为降档，调压必须逐档进行，每档间隔时间不得低于1分钟，两台并列运行变压器应逐台逐档调压，注意核实档位调节前后的电压、电流、档位显示变化是否正常。调压装置不允许调档不到位运行。到站巡视时应注意后台监控机档位显示和档位控制器、现场调压装置档位指示必须一致

2) 主变本体智能控制柜内“远方/就地”转换开关必须置于“远

方”。

3) 主变压器分接头位置额定电压和允许电压见下表

主变压器各分接头下额定电压表 分接头位置 额定电压（kV） 1 121 2 119 3 118 4 116 5 115 6 114 7 112 8 111

c) 中性点：#1、#2变压器均采用中性点不接地接地方式。 异常及事故处理： 1常见故障处理

a） 主变温度异常升高：应检查负荷情况、散热情况、温度计是否以实际温度相符和，如其它情况正常切温度不断上升应将变压器转停用作检查。

b） 变压器内部音响很大、不规则、有爆裂声；应将变压器转停用作检查。 c） 释压阀喷油或动作应将变压器转停用作检查。 d） 油色变黑，应取油样检查。

e） 套管破损或放电、接头发热应将变压器转停用作处。

f） 严重漏油，从油位计以看不到油位将变压器转停用作处理。

2当运行中的主变压器发生下列情况之一时，运维人员应首先拉开主变各侧开关(如着火,再进行灭火处理等)，然后立即汇报当值调度，听候或进行下一步处理。

a） 主变压器喷油,着火而保护未动作时：

b） 主变低压母线发生短路或\火烧连营\等明显故障,而相应母线保护及主变低压侧开关均

未动作跳闸时.

c） 主变套管严重炸裂,放电时.

d） 主变压器同时发生下列情况而保护未动作时:

1) 主变声音很不正常,非常不均匀,有爆裂声; 2) 主变高压侧电流超过过电流保护定值;

3) 主变温度异常升高,并且不断上升,超过上限值85度.

3变压器发生过负荷时,运维人员应进行下列工作 a） 检查负荷电流超过额定电流程度. b） 检查变压器上层油温.

c） 向调度汇报,采取压负荷或转移负荷等措施.

4变压器油温的升高超过许可限度时,运维人员要判明原因,采取办法使其降低,同时进行下列工作,并汇报值班调度员和监控人员.

a） 检查变压器的负荷和冷却介质的温度,并与在同一负荷和冷却条件下应有的油温核对. b） 核对温度表.

c） 检查变压器机械冷却装置.

d） 若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上或变压器负荷不变,油温不断

上升,而检查证实冷却装置,温度计确为正常,则为变压器发生内部故障(如铁芯严重短路,绕组闸间短路等),而变压器的保护装置未反映.在这种情况下应立即将变压器停运. 5当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时,应立即加油.加油时应遵守本规程的规定.

a） 如因大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将瓦斯保护改为只动作于信号,而必须迅速采

取停止漏油的措施,并立即加油.

b） 变压器的油位因温度升高而迅速升高时,若在最高油温时的油位可能高出指示计,则应

放油,使油位降到适当的高度,以免溢油. 6主变差动保护动作跳闸时的处理

a） 运维人员立即将跳闸具体情况汇报当值调度以及工区领导.

b） 对现场相关的设备详细进行外观检查:重点检查变压器附近有无油的气味,油色,油位有

无突变,油箱有无膨胀变形,套管有无破损,裂纹及放电痕迹,瓦斯继电器内有无气体;检查差动保护范围内的电流互感器,开关,连接导线有无故障;检查主变端子箱,保护屏等二次回路有无故障等.

c） 将现场设备检查情况详细汇报当值调度及和有关部门.

d） 运维人员将事故具体情况和现场发现的明显故障或可疑现象工区领导。

e） 对现场设备的外观检查未发现明显故障或可疑现象,变压器需重新投入运行时,必须征

得公司总工程师(或生产副总经理)的同意,根据调度命令执行.

f） 经检修单位检查试验,确认变压器整体及相关一次设备和差动保护二次回路无异常后,

变压器需重新投入运行时必须征得公司总工程师(或生产副总经理)同意,根据调度命令执行.

g） 经检修单位检查试验,确认变压器整体及相关一次设备无异常而系差动保护及其二次回

路故障,需重新投入主变时,应征得公司总工程师(或生产副总经理)同意并根据调度命令退出差动保护,此时重瓦斯保护必须投入在跳闸位置. 7主变瓦斯保护动作跳闸时的处理: a） 轻瓦斯动作发信后的处理:

1) 运维人员向当值调度汇报,同时进行现场检查.

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