《主变压器操作》PPT课件.ppt

500kV主变压器操作,吉林省电力有限公司通化供电公司通化500千伏变电站李 峰,500kV主变压器操作注意事项,500kV主变压器保护,主变压器送电倒闸操作,主变压器停电倒闸操作,一.自耦变压器,什么是自耦变压器基本结构工作原理中性点接地方式接线组别运行方式自耦变压器与普通变压器的区别,1、什么是自耦变压器,中文名称：自耦变压器 英文名称：autotransformer 定义：至少有两个绕组具有公共部分的变压器。“自耦”就是自己与自己进行电磁耦合，普通的变压器是通过原副边线圈间电磁耦合来传递能量，原副边没有直接的电的联系，自耦变压器原副边有直接的电的联系，它的低压线圈就是高压线圈的一部分。即一次和二次共用同一个绕组。在目前的电网中，从220kV电压等级才开始有自耦变压器，多用作电网间的联络变。220kV以下几乎没有自耦变。,自耦变压器的升压和降压采用在不同部位抽头的方式来实现。在比公用线圈少的部分抽头电压就降低，在比公用线圈多的部分抽头电压就升高。当作为降压变压器使用时，从绕组中抽出一部分线匝作为二次绕组；当作为升压变压器使用时，外施电压只加在绕组的部分线匝上。,500kV泰山变电站2台主变均为单相强油风冷自耦变压器。型号：ODFPS-250000/500；单相容量：250/250/66.7MVA；电压:525/230/22.5%/35kV。高中压侧为自耦星形连接，其中性点直接接地，低压侧为三角形接线；连接组标号：YNyn0d11；冷却方式：ODAF，每相主变压器配置4组冷却风扇。,变压器型号含义：第1个字母：0表示自耦；第2个字母：表示相数S为三相，D为单相；第3个字母：表示冷却方式，F为油浸风冷；J为油浸自冷；P为强迫油循环；第4个字母：表示绕组数，双绕组不标；S为三绕组；F为分裂绕组；第5个字母：表示导线材料，L为铝绕组，铜绕组不标；第6个字母：表示调压方式，Z为有载，无载不标；数字部分：第一个表示变压器容量，第二个表示变压器使用的电压等级。,2、自耦变压器的基本结构,自耦变压器,自耦变压器,三相式变压器,自耦变压器主要由油箱、线圈、铁芯、油枕、套管、调压装置及散热器、呼吸器、瓦斯继电器等附件组成，其各部件作用与三相式变压器相同。,3、自耦变压器的工作原理,当变压器一次绕组接入电源U1时，变压器一次绕组的电压降平均分配在一次绕组n1每匝的两端，变压器二次绕组U2的电压等于一次绕组每匝电压乘以n2的匝数。即：U1/U2=n1/n2=k,自耦变压器结构及原理接线图,自耦变压器可看作为一台双绕组变压器改接而成，其中ax绕组为高低压两侧共用，称为公共绕组，Aa绕组只属于一次侧称为串联绕组。Aa绕组的匝数一般比ax绕组的少。,原理接线,从双绕组变压器到自耦变压器,电压关系,高压侧：,低压侧：,自耦变压器变比为：,原理接线,忽略变压器空载电流，有磁势平衡方程：,所以公共绕组ax中的电流为：,电流关系,说明：I1与 I2 反相，并且I2I1。因为Ka 1,由于原边、副边绕组为同一绕组，存在电的联系，在副边绕组的抽头处可以看成是电路的一个节点。,由以上可知，输出电流由两部分组成：其中串联绕组的电流是由于高、低压绕组之间有电的联系，从高压侧直接流入低压侧的，公共绕组流过的电流是通过电磁感应作用传递到低压侧的。公共绕组部分的电流I与原边I1、副边电流I2的大小关系为:,即：,上式两边同乘以U2，就可得到自耦变压器的输出功率：,普通变压器是以磁场为媒介，通过电磁感应作用来进行能量传输的。自耦变压器的原边、副边绕组既然有了电的联系，它的能量传输方式也必然有着与普通变压器的不同之处。从上式可以看出，自耦变压器的输出功率有两部分组成，一部分为U2I1，由于I1是原边电流，在它流经只属于原边部分的绕组之后，直接流到副边，传输到负载中去，故称为传导功率；,另一部分为U2I，显然要受到负载电流和原边电流的影响，这三者要满足上式电流关系，所以I可以看成是由于电磁感应作用而产生的电流，这一部分功率也相应地称为电磁功率。,容量关系,自耦变压器的额定容量（也称为铭牌容量）和绕组容量（又称为电磁容量）不相等，额定容量，指的是自耦变压器总的输入或输出容量，为：,电磁容量指的是绕组电压与电流的乘积。对于双绕组变压器，变压器的容量就是绕组容量。但对于自耦变压器，绕组容量与变压器容量不同，前者比后者小。,串联绕组Aa的电磁容量为：,公共绕组ax的电磁容量为：,为效益系数。,结论：公共绕组和串联绕组的绕组容量相等。自耦变压器的输出容量包含两部分：一部分为电磁容量U2I，即公共绕组的容量，它通过电磁感应作用传递给负载；另一部分为传导容量U2I1，它通过电的联系直接传导给负载。,S2=U2I2=U2(I1+I)=U2I1+U2I,低压侧输出容量可表示为：,根据公式,4、自耦变压器的中性点接地方式,由于自耦变压器高中压侧共用一个绕组，阻抗很小，并且高中压侧间有直接的电的联系，这就要求自耦变压器中性点必须直接接地运行。而在大量使用自耦变压器的500kV电网中，系统零序阻抗迅速减小,导致单相短路电流超过三相短路电流,甚至超过了断路器遮断电流。针对此问题，可采取在500kV自耦变压器中性点加小电抗接地的方式,以降低单相接地短路电流水平。,220kV侧套管,中性点套管,500kV侧套管,66kV侧首端套管,66kV侧尾端套管,5、自耦变压器的接线组别,5、自耦变压器的接线组别,每一相自耦变压器上部都有5支套管，其中一支作为500kV线圈引出线，一支作为220kV线圈引出线，一支作为中性点引出线，连接至中性点母线接地，其余两支作为66kV或35kV线圈引出线。,这里就出现一个问题，三相三绕组变压器每一相线圈都只引出一支套管，接至相应电压等级母线，而自耦变压器低压侧却有两支引出线套管，这是为什么呢？,这里我们就要提到一个概念，变压器的接线组别。自耦变压器接线组别为Y0Y0d-11,如下图所示：,高压绕组,中压绕组,低压绕组,自耦变压器Y0Y0d-11接线相量图：,由自耦变压器的连接组别及相量图可知，自耦变压器的低压侧即66kV或35kV侧是三角形连接，对三相变压器来说，低压侧三角形连接是在变压器内部实现的，而对于单相的自耦变压器来说这个三角形连接只能通过变压器外部接线来实现，这就需要自耦变压器的低压侧即66kV或35kV侧线圈的首端和尾端都要有引出线至一组特定功能的母线，来完成自耦变压器低压侧的三角形连接。,A,B,C,自耦变压器角接母线,至66kV母线,6、自耦变压器的运行方式,电力系统中三绕组自耦变压器常被作为联络变压器使用，一般其高压侧连接500或330kV主网系统，中压侧连接220kV区域供电系统，低压侧连接66或35kV无功补偿和站用电系统，实际运行中自耦变压器一般不允许两侧运行。其运行方式有以下5种：,如图所示。实线方向为高压侧向中压侧送电，虚线表示中压侧向高压侧送电。因为高中低三个绕组与铁心的相对位置，在制造时与设计有所差异，所以在这种运行方式下，如果中压布置在高低压之间，一般可以传输全部额定容量；如果中压绕组靠铁心布置，则由于漏磁通在结构中会引起较大的附加损耗，其最大传输功率S往往限制在额定容量S1n的7080。,高压,低压,中压,SS1n,高压侧向中压侧或中压侧向高压侧送电,如图所示。此时功率全部通过磁路传输，其最大传输功率不得超过低压绕组的额定容量S3n,高压,低压,中压,SS3n,高压侧向低压侧或低压侧向高压侧送电,如图所示。此时功率全部通过磁路传输，其最大传输功率不得超过低压绕组的额定容量S3n,中压侧向低压侧或低压侧向中压侧送电,高压,低压,中压,SS3n,如图所示。在这种运行方式下，最大允许的传输功率不得超过自耦变压器高压绕组（即串联绕组）的额定容量。,高压侧同时向中压侧和低压侧或中压侧和低压侧同时向高压侧送电,高压,低压,中压,S2,如图所示。在这种运行方式中，中压绕组（即公共绕组）为原绕组，而其他两个为副绕组。因此，最大传输功率受公共绕组容量的限制。,高压,低压,中压,S3,中压侧同时向高压侧和低压侧或高压侧和低压侧同时向中压侧送电,7、自耦变压器与普通变压器的区别,和普通双绕组变压器相比，自耦变压器有以下主要特点：（1)由于自耦变压器的计算容量小于额定容量所以在同样的额 定容量下，自耦变压器的主要尺寸较小，有效材料(硅钢片和 导线)和结构材料(钢材)都相应减少，从而降低了成本。有效 材料的减少使得铜耗和铁耗也相应减少，故自耦变压器的效 率较高。同时由于主要尺寸的缩小和质量的减小，可以在容 许的运输条件下制造单台容量更大的变压器。但通常在自耦 变压器中只有k2时，上述优点才明显。(2)由于自耦变压器的短路阻抗标幺值比双绕组变压器小，故电 压变化率较小，但短路电流较大。,(3)由于自耦变压器一、二次之间有电的直接联系，当高压 侧过电压时会引起低压侧严重过电压。为了避免这种危 险，一、二次都必须装设避雷器，不要认为一、二次绕 组是串联的，一次已装、二次就可省略。(4)在普通三相式变压器中，普遍采用有载调压装置进行电 压调节。而由于自耦变压器是单相变压器，所以自耦变 压器采用无载调压方式进行调整电压。,课程小结,自耦变压器学习有六个要点：自耦变压器是一种高中压侧共用一个绕组的单相变压器。自耦变压器的工作原理是高中压侧既有电的联系，又有磁的联系，高中压侧和低压侧之间只有磁的联系。其传输功率由传递功率和电磁功率两部分组成。绕组容量比变压器额定容量小。自耦变压器的中性点必须接地，部分变压器为降低单相接地电流，可采用中性点经小电抗接地。自耦变压器的接线组别为Y0Y0d-11,其低压侧三角形连接在变压器外部特定母线上完成。自耦变压器有5种运行方式，一般不允许两侧运行。自耦变压器体积比同容量普通变压器小，短路电流较大，一、二次都要装设避雷器，在变压器停电后才能调节电压。,二.自耦变压器保护,保护配置保护范围保护使用说明,1、主变保护配置,主保护,高压侧后备保护,中压侧后备保护,低压侧后备保护,非电量保护,电量主保护：差动保护差动范围内接地、相间、匝间故障 零序差动保护对单相接地故障灵敏度高。分侧差动保护某一侧绕组的差动保护非电量主保护：重瓦斯保护主变内部各种故障（包括接头过热、局部放电、铁芯故障）,主保护,(1)、高压侧相间阻抗：方向指向500kV母线，相间故障时t1(1.5s)时限动作跳本侧断路器；t2(2s)时限动作跳各侧。(2)、高压零序过流：1、不带方向的零序电流(7s)：接地故障跳三侧。2、方向零序电流：方向由主变指向500kV母线。I段t1（2.5s）时限跳本侧。I段t2（3s）时限跳各侧。II段t1(4.5s)时限跳本侧。II段t2(5s)时限跳各侧。(3)、过流（5.5s）相间故障跳各侧。(4)、过励磁保护（过电压保护）：过电压在140菹围以内时闭锁差动保护；当过电压超过140时，差动保护动作。,高压侧后备保护,(1)、中压侧相间阻抗：方向指向220kV母线，相间故障时t2（1.5s)时限动作跳本侧断路器；t3(2s)时限动作跳各侧。(2)、中压侧零序过流：1、不带方向的零序电流(7s)：接地故障跳三侧。2、方向零序电流：方向由主变指向220kV母线。I段t2（2.5s）时限跳本侧。I段t3（3s）时限跳各侧。II段t2(4.5s)时限跳本侧。II段t3(4.5s)时限跳各侧。(3)、过流相间故障跳各侧。,中压侧后备保护,(1)、速断电流保护 相间故障，跳各侧。(2)、复合电压闭锁过流保护 相间故障，I段t2(1S)时限跳各侧 相间故障，II段t2(2.5S)时限跳各侧,低压侧后备保护,压力释放保护：投信号绕组过温保护：设定95，按现场运行规程规定投跳闸或信号位置油位过高保护：投信号轻瓦斯保护：投信号冷却器全停保护：冷却器全停满负荷允许运行30分钟，按现场运行规程规定投跳闸或信号位置。,非电量其它保护,2、主变保护范围,主保护,高压侧后备保护,中压侧后备保护,低压侧后备保护,主保护,1、差动保护 变压器差动保护是按照循环电流原理构成的,主要是用来反应变压器绕组、引出线及套管上的各种短路故障，是变压器的主保护。其保护范围如图所示：,2、瓦斯保护,变压器瓦斯保护可以保护油箱内部的相间短路、绕组匝间、层间短路故障、绕组与铁芯与外壳间的短路故障、铁芯故障、油面下降或漏油、分接头接触不良等故障。,主保护,（1）、高压侧相间阻抗保护：作为变压器500kV侧线圈的后备保护，并延伸至本侧母线。（2）、高压零序过流保护：作为变压器500kV侧线圈及本侧线路的后备保护。（3）、过流保护：作为变压器内部故障时的后备保护。（4）、过励磁保护：作为变压器500kV侧过电压保护，140%额定电压以下作用于信号，超过140%额定电压动作跳闸。,高压侧后备保护,中压侧后备保护,（1）、中压侧相间阻抗保护：作为变压器220kV侧线圈的后备保护，并延伸至本侧母线。（2）、中压侧零序过流保护：作为变压器220kV侧线圈及本侧线路的后备保护。（3）、过流保护作为220kV侧母线故障时的后备保护。,（1）、速断电流保护：作为变压器66kV侧线圈的后备保护。（2）、复合电压闭锁过流保护：作为变压器66kV侧线圈的后备保护，并延伸至本侧母线。,低压侧后备保护,3、主变保护使用说明,（1）、差动保护：正常运行时投入，差动保护回路改变或主变新投入运行充电后退出，带负荷测差流差压正常后投入运行。（2）、瓦斯保护：正常运行时投入，主变大修后24小时无异常后投入运行。（3）高、中、低压侧后备保护：正常运行时投入。（4）其它非电量保护：根据现场运行规程规定使用。,课程小结,自耦变压器保护学习有三个要点：自耦变压器保护分为主保护和后备保护，主保护只保护变压器及其三侧电流互感器间设备，而后备保护在保护变压器单元设备的同时，还兼做本侧母线的后备保护。自耦变压器保护的主保护和后备保护根据原理不同，其保护范围也各不相同。自耦变压器的主保护和后备保护正常时应投入运行，其各种非电量保护按现场运行规程的规定执行。,三.自耦变压器操作注意事项,主变各侧开关及保护调度管辖范围 主变（三侧）停、送电的顺序及原理 不同工作任务（开关、主变检修、大修、新投）下主变送电操作原则,主变500kV侧开关：网调管辖设备，其状态改变按照网调值班调度员的命令执行。主变220kV侧开关：省调管辖设备，其状态改变按照省调值班调度员的命令执行。主变66kV侧开关、66kV各元件开关：地调管辖设备，其状态改变按照地调值班调度员的命令执行。,1、主变各侧开关调度管辖范围,主变差动、瓦斯保护、高压侧后备保护：网调管辖设备，其状态改变按照网调值班调度员的命令执行。主变中压侧后备保护：省调管辖设备，其状态改变按照省调值班调度员的命令执行。主变低压侧后备保护、低压侧各元件保护：地调管辖设备，其状态改变按照地调值班调度员的命令执行。,主变各侧保护调度管辖范围,主变停电操作按照低压侧开关、中压侧开关、高压侧开关的顺序依次进行，送电操作按与上述相反的顺序进行。变压器断电时，线圈中的电流电压突然减小，变压器中线圈会感应出一个反向的电压防止电压的突然减小，而低压侧电压比较低，就算带负载断电，感应出的电压幅度也较低，不会出现击穿刀闸间空气的现象。高压侧如果带负载断电，会感应出很高的电压，容易击穿空气放电，这种情况很危险。所以说在主变带负载的情况下要优先切断低压侧的负载。,2、主变（三侧）停、送电的顺序及原理,主变送电时，先合高压侧开关，是因为高压侧开关配备的保护比较齐全，先从高压侧送电，在主变出现故障开关跳闸时，可以很容易的判断出故障范围，便于查找和处理故障。,2、主变（三侧）停、送电的顺序及原理,3、不同工作任务下主变送电操作原则,主变三侧开关检修，主变本体无工作任务：送电时，应先用主变高压侧开关对主变充电，充电良好后，即可将主变投入运行。主变本体检修：主变本体在进行更换硅胶、注油或滤油等工作后，投入运行前，应将主变重瓦斯保护压板改投信号位置，待主变充电良好，投入运行1小时无问题后，再将重瓦斯保护改投跳闸位置。,不同工作任务下主变送电操作原则,主变本体大修：主变本体在进行吊罩大修工作后，投入运行前，应将主变重瓦斯及差动保护投入跳闸位置，用主变高压侧开关对主变冲击合闸3次。充电良好后，将重瓦斯保护退出运行，变压器静止36小时无问题后，再将重瓦斯保护投入跳闸位置。,不同工作任务下主变送电操作原则,主变新投入运行：主变新投入运行，在带电前，应将主变所有保护投入运行，用主变高压侧开关对主变冲击合闸5次。充电良好后，将差动保护退出运行，变压器带负荷测量差动保护差流差压正常后，再将差动保护投入跳闸位置。,课程小结,自耦变压器操作注意事项的学习有三个要点：自耦变压器各侧开关的操作应根据调度管辖范围划分按所属调度的命令进行。自耦变压器停电操作应按照低压侧开关、中压侧开关、高压侧开关的顺序进行，送电操作应按与上述相反的顺序时行。自耦变压器的操作应根据工作任务的不同而采取不同方式进行。,四.自耦变压器停电操作,以泰山500kV变电站2号主变停电检修为例,主变停电流程框图 主变停电检修时，保护使用说明 制作主变停电检修操作票,泰山500kV变电站一次设备主接线图,泰山500kV变电站站用变系统接线图,1、主变停电流程框图,2、主变停电检修时，保护使用说明,主变差动保护：不作处理主变瓦斯保护：不作处理主变高、中、低压侧后备保护：不作处理主变跳三侧开关回路：不作处理主变启动220kV失灵保护回路：停用主变跳220kV母联、分段开关回路：停用220kV母差、失灵保护跳主变220kV侧开关回路：停用主变500kV侧开关保护联跳回路：停用安稳装置：切换至主变停电方式,1、检查#0站用变35kV侧S30开关确在拉开位置2、检查#0站用变400V侧401开关确在拉开位置3、检查#0站用变400V侧402开关确在拉开位置4、检查400V分段400开关确在拉开位置5、检查#0站用变35kV侧S30-1刀闸三相确在合上位置6、检查#0站用变35kV侧S30-3刀闸三相确在合上位置7、检查#0站用变35kV侧电压指示正常 kV8、检查#0站用变35kV侧带电显示装置显示正确9、合上#0站用变35kV侧S30开关10、检查#0站用变35kV侧S30开关确已合好,#1站用变停电，负荷由#0站用变带,11、检查#0站用变35kV侧S30开关负荷指示正确 A12、检查#0站用变本体充电良好13、将#0站用变400V侧401开关摇至“连接”位置14、拉开#1站用变400V侧411开关15、检查#1站用变400V侧411开关确已拉开16、合上#0站用变400V侧401开关17、检查#0站用变400V侧401开关确已合好18、检查400V段母线电压指示正确 V19、将#1站用变400V侧411开关摇至“拉开”位置20、拉开#1站用变35kV侧S31开关21、检查#1站用变35kV侧S31开关确己拉开,22、检查#1站用变35kV侧S31开关负荷指示正确 A23、合上#1站用变35kV侧S31-2刀闸操作电源24、拉开#1站用变35kV侧S31-2刀闸25、检查#1站用变35kV侧S31-2刀闸三相确己拉开26、拉开#1站用变35kV侧S31-2刀闸操作电源27、拉开主变及35kV保护室直流分屏（二）#1站用变进线开关电源开关,1、拉开1B电抗器313开关2、检查1B电抗器313开关在开位3、拉开1B电抗器3131刀闸4、拉开2B电抗器323开关5、检查2B电抗器323开关在开位6、拉开2B电抗器3232刀闸7、拉开2A电抗器321开关8、检查2A电抗器321开关在开位9、拉开2A电抗器3212刀闸10、拉开2A电容器322开关,#2主变检修停电,11、检查2A电容器322开关在开位12、拉开2A电容器322开关2刀闸13、拉开35kV#2母线电压互感器二次开关14、合上35kV#2母线电压互感器Y32刀闸操作电源15、拉开35kV#2母线电压互感器Y32刀闸16、检查35kV#2母线电压互感器Y32刀闸三相在开位17、拉开35kV#2母线电压互感器Y32刀闸操作电源18、拉开#2主变202开关19、检查#2主变202开关在开位20、检查#2主变202开关负荷指示正确 A21、检查#3主变负荷指示正确 kW,22、拉开三串联络5032开关23、检查三串联络5032开关在开位24、检查三串联络5032开关负荷指示正确 A25、拉开#2主变500kV侧5031开关26、检查#2主变500kV侧5031开关在开位27、检查#2主变500kV侧5031开关负荷指示正确 A27、合上#2主变220kV侧202开关汇控柜刀闸电机电源28、拉开#2主变220kV侧202-3刀闸29、检查#2主变220kV侧202-3刀闸在开位30、拉开#2主变220kV侧202-2刀闸31、检查#2主变220kV侧202-2刀闸在开位,32、合上三串联络50321刀闸操作电源33、拉开三串联络50321刀闸34、检查三串联络50321刀闸三相在开位35、拉开三串联络50321刀闸操作电源 36、合上三串联络50322刀闸操作电源37、拉开三串联络50322刀闸38、检查三串联络50322刀闸三相在开位39、拉开三串联络50322刀闸操作电源40、合上#2主变500kV侧50312刀闸操作电源41、拉开#2主变500kV侧50312刀闸42、检查#2主变500kV侧50312刀闸三相在开位,43、拉开#2主变500kV侧50312刀闸操作电源44、合上#2主变500kV侧50311刀闸操作电源45、拉开#2主变500kV侧50311刀闸46、检查#2主变500kV侧50311刀闸三相在开位47、拉开#2主变500kV侧50311刀闸操作电源48、拉开#2主变500kV侧电压互感器二次开关49、拉开#2主变500kV侧电压互感器测量电压开关50、验明35kV#2母线电压互感器Y32刀闸母线侧三相确无电压51、合上35kV#2母线327接地刀闸52、验明#2主变220kV侧202-3刀闸主变侧三相确无电压53、合上#2主变220kV侧202-D3接地刀闸,54、拉开#2主变220kV侧202开关汇控柜刀闸电机电源55、验明#2主变50321刀闸主变侧三相确无电压56、合上#2主变5032117接地刀闸操作电源57、合上#2主变5032117接地刀闸58、拉开#2主变5032117接地刀闸操作电源59、将川泰线RCS931线路保护屏线路开关位置切换把手切至“中开关检修”位置60、将川泰线RCS925线路保护屏线路开关位置切换把手切至“中开关检修”位置61、投入川泰线PSL602线路保护屏1LP29 5032开关停用压板62、将FWK-300分布式稳定控制屏（一）川泰线切换开关切至“中开关检修”位置,63、将FWK-300分布式稳定控制屏（一）#2主变切换开关切至“线路检修”位置64、将FWK-300分布式稳定控制屏（二）川泰线切换开关切至“中开关检修”位置65、将FWK-300分布式稳定控制屏（二）#2主变切换开关切至“线路检修”位置66、拉开#2主变冷却器控制电源开关67、拉开#2主变冷却器控制电源开关68、拉开#2主变冷却器A相控制箱电源69、拉开#2主变冷却器B相控制箱电源70、拉开#2主变冷却器C相控制箱电源,课程小结,自耦变压器停电操作的学习有三个要点：自耦变压器停电前应先将站用电进行相应切换，以免设备失去交流电源。自耦变压器在一次设备停电后，应对其保护装置运行方式进行相应改变。自耦变压器停电后应根据其将进行工作任务的不同相应装设安全措施。,五.自耦变压器送电操作,以泰山500kV变电站2号主变停电检修结束，送电为例,主变送电流程框图 主变停电检修结束，恢复送电时保护使用说明 制作主变停电检修结束，恢复送电操作票,1、主变送电流程框图,2、主变停电检修结束，恢复送电时保护使用说明,主变差动保护：检查在投入位置主变瓦斯保护：检查在投入位置，主变送电结束后退出，经1小时无问题后投入运行主变高、中、低压侧后备保护：检查在投入位置主变跳三侧开关回路：检查在投入位置主变启动220kV失灵保护回路：投入主变跳220kV母联、分段开关回路：投入220kV母差、失灵保护跳主变220kV侧开关回路：投入主变500kV侧开关保护联跳回路：投入安稳装置：切换至主变运行方式,1、合上#2主变冷却器控制电源开关2、合上#2主变冷却器控制电源开关3、合上#2主变冷却器A相控制箱电源4、合上#2主变冷却器B相控制箱电源5、合上#2主变冷却器C相控制箱电源6、拉开35kV#2母线327接地刀闸7、检查35kV#2母线327接地刀闸三相确已拉开8、拉开#2主变220kV侧202-D3接地刀闸9、检查#2主变220kV侧202-D3接地刀闸三相确已拉开10、合上#2主变5032117接地刀闸操作电源,#2主变检修结束，恢复送电,11、拉开#2主变5032117接地刀闸12、检查#2主变5032117接地刀闸三相确已拉开13、拉开#2主变5032117接地刀闸操作电源14、将川泰线RCS931线路保护屏线路开关位置切换把手切至“正常”位置15、将川泰线RCS925线路保护屏线路开关位置切换把手切至“正常”位置16、退出川泰线PSL602线路保护屏1LP29 5032开关停用压板17、将FWK-300分布式稳定控制屏（一）川泰线切换开关切至“正常”位置18、将FWK-300分布式稳定控制屏（一）#2主变切换开关切至“正常”位置,19、将FWK-300分布式稳定控制屏（二）川泰线切换开关切至“正常”位置20、将FWK-300分布式稳定控制屏（二）#2主变切换开关切至“正常”位置21、检查三串联络5032开关在开位22、合上三串联络50322刀闸操作电源23、合上三串联络50322刀闸24、检查三串联络50322刀闸三相在合位25、拉开三串联络50322刀闸操作电源 26、合上三串联络50321刀闸操作电源27、合上三串联络50321刀闸,28、检查三串联络50321刀闸三相在合位29、拉开三串联络50321刀闸操作电源30、检查#2主变500kV侧5031开关在开位31、合上#2主变500kV侧50311刀闸操作电源32、合上#2主变500kV侧50311刀闸33、检查#2主变500kV侧50311刀闸三相在合位34、拉开#2主变500kV侧50311刀闸操作电源35、合上#2主变500kV侧50312刀闸操作电源36、合上#2主变500kV侧50312刀闸37、检查#2主变500kV侧50312刀闸三相在合位38、拉开#2主变500kV侧50312刀闸操作电源,39、合上#2主变500kV侧电压互感器测量电压开关40、合上#2主变500kV侧电压互感器二次开关41、退出#3主变微机保护屏零序II段保护压板42、合上#2主变500kV侧5031开关43、检查#2主变500kV侧5031开关在合位44、检查#2主变500kV侧5031开关负荷指示正确 A45、检查#2主变充电良好46、投入#3主变微机保护屏零序II段保护压板47、合上三串联络5032开关48、检查三串联络5032开关在合位49、检查三串联络5032开关负荷指示正确 A,50、检查#2主变220kV侧202开关在开位51、合上#2主变220kV侧202开关汇控柜刀闸电机电源52、合上#2主变220kV侧202-2刀闸53、检查#2主变220kV侧202-2刀闸在合位54、合上#2主变220kV侧202-3刀闸55、检查#2主变220kV侧202-3刀闸在合位56、拉开#2主变220kV侧202开关汇控柜刀闸电机电源57、合上#2主变202开关58、检查#2主变202开关在合位59、检查#2主变202开关负荷指示正确 A60、合上35kV#2母线电压互感器Y32刀闸操作电源,61、合上35kV#2母线电压互感器Y32刀闸62、检查35kV#2母线电压互感器Y32刀闸三相在合位63、拉开35kV#2母线电压互感器Y32刀闸操作电源64、合上35kV#2母线电压互感器二次开关65、检查35kV#2母线电压指示正确 kV66、检查1B电抗器313开关在开位67、合上1B电抗器3131刀闸68、合上1B电抗器313开关69、检查1B电抗器313开关在合位70、检查2B电抗器323开关在开位71、合上2B电抗器3232刀闸,72、合上2B电抗器323开关73、检查2B电抗器323开关在合位74、检查2A电抗器321开关在开位75、合上2A电抗器3212刀闸76、合上2A电抗器321开关77、检查2A电抗器321开关在合位78、检查2A电容器322开关在开位79、合上2A电容器322开关2刀闸80、合上2A电容器322开关81、检查2A电容器322开关在合位,1、合上主变及35kV保护室直流分屏（二）#1站用变进线开关电源开关2、检查#0站用变400V侧402开关在开位3、检查400V分段400开关在开位4、检查#1站用变400V侧411开关在开位5、检查#1站用变35kV侧S31开关在开位6、合上#1站用变35kV侧S31-2刀闸操作电源7、合上#1站用变35kV侧S31-2刀闸8、检查#1站用变35kV侧S31-2刀闸三相在合位9、拉开#1站用变35kV侧S31-2刀闸操作电源,#0站用变停电，负荷由#1站用变带,10、合上#1站用变35kV侧S31开关11、检查#1站用变35kV侧S31开关在合位12、检查#1站用变35kV侧S31开关负荷指示正确 A13、检查#1站用变充电良好14、将#1站用变400V侧411开关摇至“连接”位置15、拉开#0站用变400V侧401开关16、检查#0站用变400V侧401开关在开位17、合上#1站用变400V侧411开关18、检查#1站用变400V侧411开关在合位19、检查400V段母线电压指示正确 V20、将#0站用变400V侧401开关摇至“拉开”位置,21、拉开#0站用变35kV侧S30开关22、检查#0站用变35kV侧S30开关在开位,课程小结,自耦变压器送电操作的学习有三个要点：自耦变压器停电前应先将所装设的安全措施全部拆除。自耦变压器在一次设备送电前，应对其保护装置运行方式进行相应改变，根据主变进行工作的不同，其操作方式有所不同。自耦变压器送电后应将站用电源恢复至正常运行方式。,六.自耦变压器异常及事故处理,（案例分析）,主变油温过高异常运行的处理主变重瓦斯保护动作处理,1、主变油温过高异常运行的处理,2009年6月，湖南常德地区连续半个多月的气温超过了35。6月25日这天，天气预报的气温是38，此时德山变#1主变因6101刀闸消缺，需要#1主变停电检修。大约有8万的负荷转到了铁山变，此时铁山变两台主变（每台容量都为150MVA）负荷的分配情况是：#1主变的有功负荷为125MW，无功48Mvar,#2主变有功负荷为121MW,无功46Mvar。中午1点钟，#1、#2主变同时报警，发“主变温度过高跳闸”光子牌信号（因为保护压板未投没跳）。,处理步骤：,现场检查：1、#1、#2主变的本体油温均为85，都超过了整定值。绕 组温度表为104，整定值为98。2、两台主变负荷：80%额定负荷。3、检查冷却器运行情况正常，2组工作，1组辅助，1组备 用，辅助冷却器已自动启动运行。,处理步骤：,原因分析：1、#1、#2主变上层油温及绕组温度均超过整定值，报警信 号正确动作，且无其他保护动作信号。2、两台主变负荷均为80%额定负荷，没有过负荷。3、两台主变冷却器运行情况正常，辅助冷却器自动启动运 行。4、环境温度38，属正常范围。,处理步骤：,采取对策：1、将4组冷却器全部切至工作位置，降温效果不明显。2、立即汇报调度，跟调度商量看是否可以转移一部分负荷。调度回复是暂时没有办法，只有让德山变加快进度，快 速恢复德山的#1主变运行后转移负荷才有可能。3、再次来到现场检查，发现冷却器的风扇虽然在快速的旋 转，但风量并不是很大。现场检查发现变压器的冷却器 背后的散热片被灰尘堵塞，影响了散热效果。4、马上调来高压水枪对冷却器散热片进行冲洗。结果：6小时后，两台主变恢复了正常温度运行。,2、主变重瓦斯保护动作处理,主变重瓦斯保护动作跳各侧断路器。反应变压器油箱内部各种故障动作原因：1）变压器内部（含切换开关油室）发生严重故障；2）瓦斯保护二次回路问题出现误动作；3）呼吸器堵塞后，油温变化突然冲开，使气体继电器误动跳闸；4）冷却器上阀门未关、下阀门未开的情况下启动潜油泵；5）气体（油流）继电器本身存在问题。,事故音响警铃响,后台信息,事故现象：,现场检查,事故现象：,处理步骤,处理步骤：,处理步骤：,处理步骤,处理步骤：,课程小结,500kV主变压器操作学习要点回顾：自耦变压器的工作原理，及其与普通变压器的区别。500kV主变压器各种保护配置、保护范围及使用方式。500kV主变压器停、送电的操作顺序及不同工作任务下送电时的注意事项。500kV主变压器的停、送电操作要按照作业流程进行，保护方式要做相应改变，并根据不同的工作任务相应布置安全措施。500kV主变压器典型异常和事故处理。,我的讲解到此结束，谢谢！,