220kV仿真变电站现场运行规程 后备保护 接地距离I段： 0s跳253 接地距离Ⅱ段： 不投) 接地距离Ⅲ段 相间距离I段： 跳253 相间距离段： 1.0s跳253 相间距离段 3.0s跳253 零序方向I段 跳253 零序方向Ⅱ段： 1.0s跳253 零序方向Ⅲ段： 2.0s跳253 其它 断路器失灵保护。 0.5s跳253所在母线上的所有断路器 相不一致保护 0.5s跳253合闸相 综合重合闸（投单重） 0.8s合253跳闸相 220kW254仿四线配置双套保护，许继X-803A微机线路保护装置和南自PSL-603GM数字式线路保护装 置，保护类型有： 主保护 光纤纵差保护 0s跳254 后备保护 接地距离I段： 0s跳254 接地距离Ⅱ段 (不投) 接地距离Ⅲ段 (不投) 相间距离I段 跳254 相间距离段： 1.0s跳254 相间距离Ⅲ段： 3.0跳254 零序方向I段 跳254 零序方向川段： 1.0s跳254 零序方向Ⅲ段： 2.0s跳254 其它 断路器失灵保护 0.5s跳254所在母线上的所有断路器 相不一致保护 0.5s 跳254合闸相 综合重合闸（投单重） 0.8s合254跳闸相 220kW255仿五线配置双套保护，四方CSC-103B数字式超高压线路保护装置和南瑞RCS-931超高压线路 电流差动保护装置，保护配置与220kV251仿一线保护相同。 (4)110kV线路保护及自动装置的配置 110kV151联络线、152仿六线、153仿七线、154仿八线、155仿九线都配置一套保护，分别是许继WX-811 微机线路保护装置、许继X-803微机线路保护装置、南瑞RCS-941高压线路成套保护装置、许继-811 微机线路保护装置、南瑞CS-943高压线路成套保护装置，保护类型有： 第5页
220kV 仿真变电站现场运行规程 第 5 页 后备保护 接地距离Ⅰ段； 接地距离Ⅱ段； 接地距离Ⅲ段； 相间距离Ⅰ段； 相间距离Ⅱ段； 相间距离Ⅲ段； 零序方向Ⅰ段； 零序方向Ⅱ段； 零序方向Ⅲ段； 0s 跳 253 (不投) (不投) 0s 跳 253 1.0s 跳 253 3.0s 跳 253 0s 跳 253 1.0s 跳 253 2.0s 跳 253 其它 断路器失灵保护； 三相不一致保护； 综合重合闸（投单重） 0.5s 跳 253 所在母线上的所有断路器 0.5s 跳 253 合闸相 0.8s 合 253 跳闸相 220kV 254 仿四线配置双套保护，许继 WXH-803A 微机线路保护装置和南自 PSL-603GM 数字式线路保护装 置，保护类型有： 主保护 光纤纵差保护 0s 跳 254 后备保护 接地距离Ⅰ段； 接地距离Ⅱ段； 接地距离Ⅲ段； 相间距离Ⅰ段； 相间距离Ⅱ段； 相间距离Ⅲ段； 零序方向Ⅰ段； 零序方向Ⅱ段； 零序方向Ⅲ段； 0s 跳 254 (不投) (不投) 0s 跳 254 1.0s 跳 254 3.0s 跳 254 0s 跳 254 1.0s 跳 254 2.0s 跳 254 其它 断路器失灵保护； 三相不一致保护； 综合重合闸（投单重） 0.5s 跳 254 所在母线上的所有断路器 0.5s 跳 254 合闸相 0.8s 合 254 跳闸相 220kV 255 仿五线配置双套保护，四方 CSC-103B 数字式超高压线路保护装置和南瑞 RCS-931 超高压线路 电流差动保护装置，保护配置与 220kV 251 仿一线保护相同。 （4）110kV 线路保护及自动装置的配置 110kV 151 联络线、152 仿六线、153 仿七线、154 仿八线、155 仿九线都配置一套保护，分别是许继 WXH-811 微机线路保护装置、许继 WXH-803 微机线路保护装置、南瑞 RCS-941 高压线路成套保护装置、许继 WXH-811 微机线路保护装置、南瑞 RCS-943 高压线路成套保护装置，保护类型有：
220kV仿真变电站现场运行规程 接地距离「段 0s跳本线路断路器 接地距离Ⅱ段 (不投 接地距离段 (不投) 相间距离【段： 跳本线路断路器 相间距离段： 0.5s跳本线路断路器 相间距离Ⅲ段 跳本线路断路器 零序方向【段 跳本线路断路器 零序方向Ⅱ段 0.5s跳本线路断路器 零序方向田段： 1.7s跳本线路断路界 重合（三重） 0.8s合本线路断路器 (5)35kV线路、电容器、所变保护的配置 35kW351馈一线、352馈二线、356馈三线、357馈四线、361馈五线、362馈六线、36馈七线、367馈 八线都配置一套保护，许继WXH-822微机线路保护测控装置，保护类型有： 速断保护： Os跳本线路断路器 过流保护： 0.5s跳本线路断路器 过负荷 发信号 重合闻（三重） 0.8s合本线路断路器 低固低压 35KV低周低压配置： 第一轮系统频率：48.75~49 0.2s跳351、352 第二轮系统频率：48.548.75 0.2s跳356 第三轮系统频率：48.2548.5 0.2s跳357 第轮系统轿率，48~4825 0.2st361 第五轮系统频率：〈48 0.2s跳362 特一轮 系统频率：(=49.25 10s跳366 特二轮系统频率：《←49.25 15s跳367 35kV355、360、365、370电容器都配置一套保护，许继WDR-823微机电容器保护测控装置，保护类 型有 电流I段 0s 跳本电容器断路器 申流「段 0.5s跳本电容器断路器 时申压保护 欠电压保护 0.2s 跳本电容器断路器 35kV300所变都积置一套保护， 许继WCB821微机厂用变保护测控装置，保护类型有： 速断保护 跳300 重瓦斯 0s 跳300 讨流保护 0.5s跳300 过负荷 发信号 第6页
220kV 仿真变电站现场运行规程 第 6 页 接地距离Ⅰ段； 接地距离Ⅱ段； 接地距离Ⅲ段； 相间距离Ⅰ段； 相间距离Ⅱ段； 相间距离Ⅲ段； 零序方向Ⅰ段； 零序方向Ⅱ段； 零序方向Ⅲ段； 0s 跳本线路断路器 (不投) (不投) 0s 跳本线路断路器 0.5s 跳本线路断路器 1.8s 跳本线路断路器 0s 跳本线路断路器 0.5s 跳本线路断路器 1.7s 跳本线路断路器 重合闸（三重） 0.8s 合本线路断路器 （5）35kV 线路、电容器、所变保护的配置 35kV 351 馈一线、352 馈二线、356 馈三线、357 馈四线、361 馈五线、362 馈六线、366 馈七线、367 馈 八线都配置一套保护，许继 WXH-822 微机线路保护测控装置，保护类型有： 速断保护； 过流保护； 过负荷 0s 跳本线路断路器 0.5s 跳本线路断路器 发信号 重合闸（三重） 0.8s 合本线路断路器 低周低压 35KV 低周低压配置： 第一轮 系统频率: 48.75 ~ 49 0.2s 跳 351、352 第二轮 系统频率: 48.5 ~ 48.75 0.2s 跳 356 第三轮 系统频率: 48.25 ~ 48.5 0.2s 跳 357 第四轮 系统频率: 48 ~ 48.25 0.2s 跳 361 第五轮 系统频率: <=48 0.2s 跳 362 特一轮 系统频率: <=49.25 10s 跳 366 特二轮 系统频率: <=49.25 15s 跳 367 35kV 355、360 、365、370 电容器都配置一套保护，许继 WDR-823 微机电容器保护测控装置，保护类 型有： 电流 I 段 电流 II 段 过电压保护； 欠电压保护 0s 跳本电容器断路器 0.5s 跳本电容器断路器 0.2s 跳本电容器断路器 0.2s 跳本电容器断路器 35kV 300 所变都配置一套保护，许继 WCB-821 微机厂用变保护测控装置，保护类型有： 速断保护 重瓦斯 过流保护 过负荷 0s 跳 300 0s 跳 300 0.5s 跳 300 发信号
220kV仿真变电站现场运行规程 2.4主设备铭牌数据 见附表一：1号主变铭牌 见附表二：2号主变铭牌 见附表三： 断路器铭牌数据 见附表四： 隔离开关铭牌数据 见附表五： 电流互械器铭牌数据 见附表六： 电压互感器铭牌数柜 见附表七： 电容器铭牌数据 见附表八： 电容器用电抗器铭牌数垢 见附表九： 避雷器铭牌数据 见附表十： 站用变铭牌数据 见附表十一： 消弧线圈铭牌数据 见附表十二： 消弧线圈有载分接开关铭牌数据 3调度范围的划分 (1)中调调度设备 ·251仿一线、252仿二线、253仿三线、254仿四线、255仿五线间隔所有一次设备、二次设备、保护及 自动装置和220kV故障录波器： ·220kVIⅡ母及所连接的一、二次设备，其中包括212母联断路器间隔设备和219、229电压互感器： ·2011、2012、2021、2022隔离开关： (2)地调调度设备 ·1号主变（除2011、2012隔离开关外）、2号主变（除2021、2022隔离开关外）及其间隔的一、二次设 备： ·110kV母线、110kV所有线路、35kV母线、35kV所有线路、所变、电力电容器等一、二次设备、保护及 自动装置：11OkV系统故障录波器： (3)调通中心、地调调度的设备在检修，试验，停送电操作时，均应经调通中心或地调调度员许可后进行。 (4)站内自行调度的设备：站用变、低压配电装置、不间断电源。 (5)站内出现异常情况汇报两级调度值班员。 第7页
220kV 仿真变电站现场运行规程 第 7 页 2.4 主设备铭牌数据 见附表一： 1 号主变铭牌 见附表二： 2 号主变铭牌 见附表三： 断路器铭牌数据 见附表四： 隔离开关铭牌数据 见附表五； 电流互感器铭牌数据 见附表六： 电压互感器铭牌数据 见附表七: 电容器铭牌数据 见附表八: 电容器用电抗器铭牌数据 见附表九： 避雷器铭牌数据 见附表十: 站用变铭牌数据 见附表十一: 消弧线圈铭牌数据 见附表十二: 消弧线圈有载分接开关铭牌数据 3 调度范围的划分 （1）中调调度设备 · 251仿一线、252仿二线、253仿三线、254仿四线、255仿五线间隔所有一次设备、二次设备、保护及 自动装置和220kV故障录波器； · 220kVⅠⅡ母及所连接的一、二次设备，其中包括212母联断路器间隔设备和219、229电压互感器； · 2011、2012、2021、2022隔离开关； （2）地调调度设备 · 1号主变（除2011、2012隔离开关外）、2号主变（除2021、2022隔离开关外）及其间隔的一、二次设 备； · 110kV母线、110kV所有线路、35kV母线、35kV所有线路、所变、电力电容器等一、二次设备、保护及 自动装置；110kV系统故障录波器； （3）调通中心、地调调度的设备在检修，试验，停送电操作时，均应经调通中心或地调调度员许可后进行。 （4）站内自行调度的设备：站用变、低压配电装置、不间断电源。 （5）站内出现异常情况汇报两级调度值班员
220kV仿真变电站现场运行规程 4一次设备运行操作的注意事项 4.1一般规定 (1)本站所用电系统正常时由35kV300所变运行，10kV所变空载状态。35kV300所变和10kV所变互为热 备用。倒所变时应先停后送，允许解间失电。 (2)母线倒闸操作前，先断开母联断路器的控制空气开关，投入母差保护屏“母联互投”及“倒闸操作过程 中”压板。 (3)倒母线操作时，隔离开关拉开或合上后，均应检查该隔离开关辅助接点对应的母差保护屏上指示灯及该 隔离开关对应的保护屏上电压切换灯均与实际运行状态相符，即拉开时灯灭，合上时灯亮。 (4)一次设备，继电保护及自动装置的操作均应在值班调度员的命令下进行，但在危及人身、设备安全或有 可能扩大事故的情况下，可先操作，事后立即报告当值调度员。 (5)运行中的带电设备不允许无保护运行，检修后的设备充电时应投入全部保护，运行中设备被迫退出主保 护时应保留后备保护或接入临时保护。 4.2变压器运行和操作的注意事项 4.2.1变压器的组成及作用 (1)变压器的作用：改变交流电压，传输电能 (2)变压器的组成：由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管、冷却器、净油器、储油柜、压力释放器、瓦斯继电器、 有载调压等附件组成。 (3)主变压器的配置：1号主变压器采用SPSZ9-180000/220沈阳变压器集团有限公司生产：2号主变压器 采用SFPSZ9-180000/220正泰电气股份有限公司生产。 4.2.2变压器巡视要求 (1)变压器日常巡视项目和要求 表2-1变压器的巡视要求 设备名称序号巡视内容图视标准 变压器本体温度计完好、无破损。 记录变压器上层油温数值 上层油温限值75℃、温升限值：45℃ 主控室远方测温数值正确，与主变本体温度指示数值相符。将变压器各部( 所装温度计的指示相互对照、比较，防止误判断，不能只以油温不超过规定为 主变本体门 上层油温 标准，应根据当时的负荷、环境温度以及冷却装置投入情况及历史数据进行纷 相同运行条件下，上层油温比平时高10℃及以上，或负荷不变但油温不断 升，均为异常。 第8页
220kV 仿真变电站现场运行规程 第 8 页 4 一次设备运行操作的注意事项 4.1 一般规定 （1）本站所用电系统正常时由 35kV300 所变运行，10kV 所变空载状态。35kV300 所变和 10kV 所变互为热 备用。倒所变时应先停后送，允许瞬间失电。 （2）母线倒闸操作前，先断开母联断路器的控制空气开关，投入母差保护屏“母联互投”及“倒闸操作过程 中”压板。 （3）倒母线操作时，隔离开关拉开或合上后，均应检查该隔离开关辅助接点对应的母差保护屏上指示灯及该 隔离开关对应的保护屏上电压切换灯均与实际运行状态相符，即拉开时灯灭，合上时灯亮。 （4）一次设备，继电保护及自动装置的操作均应在值班调度员的命令下进行，但在危及人身、设备安全或有 可能扩大事故的情况下，可先操作，事后立即报告当值调度员。 （5）运行中的带电设备不允许无保护运行，检修后的设备充电时应投入全部保护，运行中设备被迫退出主保 护时应保留后备保护或接入临时保护。 4.2 变压器运行和操作的注意事项 4.2.1 变压器的组成及作用 （1）变压器的作用：改变交流电压，传输电能 （2）变压器的组成：由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管、冷却器、净油器、储油柜、压力释放器、瓦斯继电器、 有载调压等附件组成。 （3）主变压器的配置：1号主变压器采用SFPSZ9- 180000 / 220沈阳变压器集团有限公司生产；2号主变压器 采用SFPSZ9-180000/220正泰电气股份有限公司生产。 4.2.2 变压器巡视要求 （1）变压器日常巡视项目和要求 表 2-1 变压器的巡视要求 设备名称 序号 巡 视 内 容巡 视 标 准 主变本体 1 上层油温 1．变压器本体温度计完好、无破损。 2．记录变压器上层油温数值，上层油温限值 75℃、温升限值：45℃。 3．主控室远方测温数值正确，与主变本体温度指示数值相符。将变压器各部位 所装温度计的指示相互对照、比较，防止误判断，不能只以油温不超过规定为 标准，应根据当时的负荷、环境温度以及冷却装置投入情况及历史数据进行综 合判断。 4. 相同运行条件下，上层油温比平时高 10℃及以上，或负荷不变但油温不断上 升，均为异常
220kV仿真变电站现场运行规程 设备名称序号巡视内容 视 标 准 ,变压器的油位指示，应和油枕上的环境温度标志线相对应、无大偏差。指 油枕、油位 式油位计指示，应与制造厂规定的温度曲线相对应。 油色 正常油色应为透明的淡黄色。 ,油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢。 检查有无渗漏油，要记录清楚渗漏的部位、程度。应重点检查变压器的油泵 变压器本 力释放阀、套管接线柱、各阀门、隔膜式储油柜等无渗 、漏油。 设备本体附者有油、灰的部位，必要时进行清擦：可以利用多次巡视机会 附件及各连 查现象，鉴别是否渗油缺路。 接处无渗漏 渗漏油的部位，1mn超过1滴，屈于漏油」 储油池和油设施应保持良好状态，事故储油坑的卵石层厚度应符合婴求 诗储油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油 变压器变补.瓦斯雏电器内应充满油，无气体（泡），油色应为淡黄色透明，无渗漏油。 体及调压瓦 瓦斯继电器防雨措施完好、防雨置牢固。 斯继电器 瓦斯继电器的引出二次电缆应无油迹和腐蚀现象，无松脱 运行中的喜 变压器正常应为均匀的嗡嗡声音，无放电等异音 音 力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损。压力释放阀的指示杆未突出， 资油痕迹，二次电缆及护管无破损或被油腐蚀 硅胶颜色无受潮变色。如硅胶变为红色，且变色部分超过1/3，应更换硅胶 呼吸器 运行中如发现上部吸附剂发生变色，应注意检查吸湿器上部密封是否受潮。 呼吸器外部无油迹。油杯完好，油位正常。 油位，应在上、下油位标志线之间。 。油位计内油位不容易看清楚时，可采用以下方法： 多角度观察 油位 两个温差较大的时刻所观察的现象相比较 与其它设备的同类油位计相比较 ④.比较油位计不同亮度下的底板颜色 油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢。 套管 抽色 E常油色应为透明的淡黄色。 套管 应清洁，无破损、裂纹、无严重油污、无打火放电现象、无放电痕迹及其他异 登视角 应无裂纹和严重锈蚀。 110220k 地良好。 套管末端 引线线夹压接牢固、接触良好，无变色、变形，铜铝过渡部位无裂纹。 主变外剖 主导流接能 主导流接触部位，看有无变色、有无氧化加剧、有无热气流上升、示温片可 部位是否接变色漆有无融化变色现象、夜间有无发红等。 主导流部 位 触良好、有无郎.雨雪天气，检查主导流接触部位，看有无积雪融化、水蒸气现象。 发热现象 以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测。接头接触处温升 应超过70K。 第9页
220kV 仿真变电站现场运行规程 第 9 页 设备名称 序号 巡 视 内 容巡 视 标 准 2 油枕、油位、 油色 1.变压器的油位指示，应和油枕上的环境温度标志线相对应、无大偏差。指针 式油位计指示，应与制造厂规定的温度曲线相对应。 2. 正常油色应为透明的淡黄色。 3. 油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢。 3 变压器本体、 附件及各连 接处无渗漏 油 1．检查有无渗漏油，要记录清楚渗漏的部位、程度。应重点检查变压器的油泵、 压力释放阀、套管接线柱、各阀门、隔膜式储油柜等无渗油、漏油。 2．设备本体附着有油、灰的部位，必要时进行清擦；可以利用多次巡视机会检 查现象，鉴别是否渗油缺陷。 3．渗漏油的部位，1min 超过 1 滴，属于漏油。 4. 储油池和排油设施应保持良好状态。事故储油坑的卵石层厚度应符合要求， 保持储油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。 4 变压器变本 体及调压瓦 斯继电器 1.瓦斯继电器内应充满油，无气体（泡），油色应为淡黄色透明，无渗漏油。 2.瓦斯继电器防雨措施完好、防雨罩牢固。 3.瓦斯继电器的引出二次电缆应无油迹和腐蚀现象，无松脱。 5 运行中的声 音 变压器正常应为均匀的嗡嗡声音，无放电等异音 6 压力释放装 置 压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损。压力释放阀的指示杆未突出，无 喷油痕迹，二次电缆及护管无破损或被油腐蚀。 7 呼吸器 1. 硅胶颜色无受潮变色。如硅胶变为红色，且变色部分超过 1/3，应更换硅胶。 运行中如发现上部吸附剂发生变色，应注意检查吸湿器上部密封是否受潮。 2. 呼吸器外部无油迹。油杯完好，油位正常。 主变三侧 套管 1 油位 1．油位，应在上、下油位标志线之间。 2．油位计内油位不容易看清楚时，可采用以下方法： ①．多角度观察 ②．两个温差较大的时刻所观察的现象相比较 ③．与其它设备的同类油位计相比较 ④．比较油位计不同亮度下的底板颜色 3. 油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢。 2 油色 正常油色应为透明的淡黄色。 3 套管 应清洁，无破损、裂纹、无严重油污、无打火放电现象、无放电痕迹及其他异 常现象。 4 法兰 应无裂纹和严重锈蚀。 5 110 ～ 220kV 套管末端 接地良好。 主变外部 主导流部 位 1 主导流接触 部位是否接 触良好、有无 发热现象 1．引线线夹压接牢固、接触良好，无变色、变形，铜铝过渡部位无裂纹。 2. 主导流接触部位，看有无变色、有无氧化加剧、有无热气流上升、示温片或 变色漆有无融化变色现象、夜间有无发红等。 3．雨雪天气，检查主导流接触部位，看有无积雪融化、水蒸气现象。 4. 以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测。接头接触处温升不 应超过 70K