变压器投运的方案

变压器投运的方案（通用9篇）

篇1：变压器投运的方案

中国石油化学股份有限公司 国产2500吨甲醇项目

变压器投运方案

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审定：

批准：

生产准备组 2012年5月

90万吨甲醇变压器投运方案 投运前所需技术文件及资料

1.1 变压器投入运行前，施工单位需向运行单位移交下列技术文件和图纸；

1.1.1 制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告； 1.1.2 本体及附件(套管、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放器及仪表等)交接试验报告、器身吊检时的检查及处理报告等； 1.1.3 安装全过程记录； 1.1.4 预防性试验记录；

1.1.5 备品配件清单

1.2 每台变压应有下列内容的技术档案 1.2.1 变压器档案资料 1.2.2 安装竣工后所移交的全部文件 1.2.3 检修后移交的文件； 1.2.4 预防性试验记录； 1.2.5 变压器保护和测量装置的校验记录； 1.2.6 油处理及加油记录； 1.2.7 其它试验记录； 变压器投运前的检查

2.1 检查变压器保护系统 2.1.1 检查继电保护装置，确保变压器本身及系统发生故障时，能准确迅速并有选择性地切除故障。2.1.2 检查变压器瓦斯保护； 2.1.3 检查防雷装置； 2.1.4 检查仪表及监视装置。2.2 外观检查

2.2.1 本体及所有附件无缺陷，油漆应完整，且无渗漏油，部件之间紧固牢靠； 2.2.2 检查变压器一、二次出线套管的密封及它与导线的连接应良好，相色标志正确； 2.2.3 检查盖板、套管、油位计、排油阀等处应密封良好，无渗漏油现象； 2.2.4 事故排油设施应完好，消防设施齐全； 2.2.5 接地引下线及其主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠： 2.2.5.1 铁芯和夹件的接地引出套管不用时，其抽出端子均应接地； 2.2.5.2 备用电流互感器二次端子应短接接地；

2.2.5.3 变压器的外壳接地应牢固可靠。

2.2.6 变压器的相位、绕组的接线组别及分接头的位置应符合要求； 2.2.7 测量温度装置指示应正确，整定值符合要求； 2.2.8 气体继电器、压力释放阀均应处于正常状态； 投运前的绝缘电阻与直流电阻测试

3.1 摇测变压器绝缘电阻与吸收比

用2500V兆欧表测量变压器的一、二次绕组对地绝缘电阻(测量时非被测绕组接地)，以及一、二次绕组间的绝缘电阻，并记录摇测时的环境温、湿度，绝缘电阻的允许值没有硬性规定，但应与历史情况或原始数据相比较，不低于出厂值的70%(当被试变压器的温度与制造厂试验时的温度不同时，应换算到同一温度进行比较)，但最低值不能低于25～130MΩ。吸收比R60”/R15”应大于1.3。

3.2 测量绕组连同套管的直流电阻

根据国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》第6.0.2条的有关规定：配电变压器各相直流电阻的相互差值应小于平均值的4%，线间直流电阻的相互差值应小于平均值的2%。变压器的投运

在以上检查项目通过后，进行冲击合闸试验。变压器第一次投运前，应在额定电压下冲击合闸5次，第1次受电后持续时间应不小于10分钟；大修后主变应冲击3次。在主变冲击合闸前瓦斯保护投入跳闸，冲击合闸正常后，有条件时空载充电24小时，之后便可正常投入运行。新投运或大修，换油后的变压器应按下列规定执行

5.1 排尽套管升高座、散热器及净油器上部的残留空气； 5.2 在施加电压前应静止 48 小时；

5.3 变压器顶盖及其它部件上应无遗留物； 安全注意事项

6.1 配备干粉灭火器；

6.2 配备“有电危险,禁止攀登”等安全警示牌；

6.3 操作过程中注意人身触电危险，配备必备的绝缘手套和绝缘鞋；

篇2：变压器投运的方案

黄骅市电力公司：

我单位开发的京城花园小区综合楼已经竣工验收，并交付使用。配套100kV变压器已安装调试完毕，验收合格。特申请投入运行。

请批准。

黄骅市骅港房地产开发有限公司

篇3：变压器投运与维护技术探究

变压器由变压器轴、变压器身、油箱、调压装置、冷却装置、保护装等部分组成, 对于电力系统电力输送与电力调节的实现, 变压器在其中扮演着重要的角色, 只有在熟知变压器内部构造及运行原理的基础上, 才能做好变压器的投运与维护工作, 一旦在操作过程中出现纰漏, 影响变压器的运行, 将会造成电力系统输电的不稳定, 给居民正常用电带去不便, 所以, 变压器的投运与维护技术的探究有很大的实际意义与参考价值。

1 变压器的投运

1.1 变压器投运前的检查工作

1) 进行变压器的检查。检查变压器油箱油位计和充油套管油位计中的油位及油色, 确保其均正常;检查温度计刻度显示是否正常, 温度计毛细管有无弯曲、压裂等问题;检查呼吸器是否缺油, 呼吸是否通畅, 硅胶是否保持干燥;检查充油套管外部是否干净, 要确保其没有破损, 并且无放电现象;检查油箱、冷却装置与箱体的连接阀门及气体继电器与油箱的连接阀门是否开启, 若没有应及时开启;检查安全气道与保护膜的完整性;要确保气体继电器中无残留气体;变电器箱壳要接地, 此外还要检查一、二次绕组引线头的螺钉是否拧紧[1]。2) 检查一、二次断路器的指示是否正常, 其动触头和连接点有无烧伤。要保证一、二次断路器及其隔离开关的清洁性。3) 拆除一、二次断路器, 并将隔离开关上的地线、隔板、护栏和工作警示牌撤掉[2]。4) 对变压器各项试验数据进行分析, 确保试验合格。检查通风设备是否完善、顺序是否正确。对于注油变压器, 要在使用前放置一段时间, 低功率变压器静置时间要保证在12 h以上, 高功率变压器应静置8 h[3]。另外在操作时要保证断路器保护装置的开启及操作的准确性。5) 分接开关投入前的检查。对于无载分接开关在投入前要将分接头位置进行变换, 正方向转动5圈, 反方向也转动5圈, 保证分接头位置正确。有载分接开关投入前要先转动手柄开关, 对转动机构的转动方向进行检查, 保证其与指示一致, 另外要确保线路极限开关的开启、极限自动装置的正常运转, 对于分接位置的电压比要事先进行测量, 保证其与厂家规定的数值相符。要保证转动机构和各齿轮线接触的润滑性。

1.2 变压器的试投运

试投运时要对变压器进行五次全电压冲击合闸, 确保期间无任何异常现象的发生。在核对了变压器的相位一致后, 将变压器并列, 并保持空载状态运行一天, 在正式投运后, 进行逐步加负载运行, 此外要保证正式投运期间变压器无漏油现象。变压器刚加上负载时, 要多次检查变压器运行状况, 当油面温升超过45 K时要发信号进行警告。

1.3 变压器运行时的操作

如果变压器带有断路器, 则应使用断路器进行投运;若没有, 可用隔离开关进行投运, 但要保证其在允许的容量范围内。对于110 k V以上的变压器在投运时要先进行中性点的接地。另外变压器进行充电时, 要使用带有保护装置的电源。对于强油循环变压器的投运, 要根据其具体规格判断冷却装置的使用, 一般情况下, 在投运前都要将冷却装置事先开启, 其中强油循环水冷变压器冷却装置的启用, 要先开启油系统, 然后开启水系统, 冬季变压器的水冷却器停用后要将里面残留的水全部放出[4]。

做好以上准备工作后, 开始进行变压器的投运操作, 首先将保护压板的开关合好, 连接电源, 将一、二次隔离开关合上, 再将一次断路器合上, 在检查了变压器一切正常后, 再将二次断路器合上。各开关闸阀合好后, 观察变压器的运行状况, 并检查各仪表的指示是否正确, 此时所有的开关位置指示灯都应正常反应。在变压器初投运的24 h内, 收集气体继电器里面的气体, 进行可燃性试验。对于挡板式的气体继电器, 应将其重瓦斯触点用于断路器分闸, 在没有冲击电流的情况下, 重瓦斯触点不应动作。

变压器并列后, 要根据每个变压器的具体特性分配负载。在两台变压器负载分配不平衡率超过2 0%的情况下, 不宜采用并列运行[5]。

1.4变压器运行时的巡视检查

1) 检查周期及检查内容。变压器初投运时, 要保持每两小时一次的频率进行检查, 投运一周后增加检查次数, 在变压器正常运行期间, 巡视周期要保持在每天最少三次, 在一些雨雪天气应注意增加检查次数。在无人值守的变电站要保证每周一次的巡查周期, 对于强油循环冷却变压器要每天进行一次变压器的检查。

变压器运行期间的检查内容主要包括:检查绝缘套管的外侧是否清洁, 套管是否有破损情况, 是否有放电现象, 其末端屏蔽接地是否良好。检查变压器有无漏油现象, 油箱中的油位及油色是否正常。检查变电器运行时是否夹杂有噪音, 内部是否有放电声, 正常运行的变压器会发出均匀的“嗡嗡”声, 要注意声音是否均匀。检查各接线、螺钉是否牢固, 是否有接触不良和烧损的情况, 油面温升应保持在45 K以内。检查呼吸器呼吸是否通畅, 硅胶是否保持干燥。检查安全气道玻璃有无裂痕, 压力释放阀是否密封良好, 信号灯连线是否连好。检查气体继电器、变压器冷却装置是否运行正常, 以及变压器外壳是否接地等。

2) 变压器运行状况检查及负荷情况检查。变压器运行检查如下:变压器声音是否正常, 各焊接处有无渗漏油现象, 充油套管外部是否清洁且有无裂纹, 油温是否正常, 安全气道保护膜是否完好, 气体继电器内有无气体, 其油门开关是否打开, 各处接线是否正确且有无发热现象, 油泵、水泵、冷却装置是否正常运行。变压器外壳温度是否正常, 接地线是否连接好, 各油门是否密封好, 消防设施是否完善, 强油循环变压器应事先进行冷却装置自动切换试验, 以确保保其其运行正常。静油器、吸湿器是否运行正非常, 集泥泥器器应清理干净。

电压器负荷情况的检查要注意观察电流表及电压压表表的数值, 并进行记录, 分析每小时的负荷情况, 根据据记记录的相关数据画出变压器日负荷曲线, 对三相电流流的的平衡情况进行测量, 注意变压器运行过程中应保持持其其电压不超过额定电压的百分之五, 若超过了, 应及及时时调整分接开关的位置, 以使电压恢复正常。

22变变压器的维护

22..11变压器渗漏维护

在变压器运行过程当中, 由于温度的变化, 往往会会导导致各接口处密封材料的损坏, 而温度升高后, 油的的渗渗透性很强, 进而造成变压器内部密闭部位的渗漏漏油油状况, 为避免这种情况的发生, 可采用具有防油特特性性的橡胶密封垫对须密封的部位进行密封, 采用压压缩缩量大于1/3的圆形密封垫和压缩量为1/3矩形密密封封垫。

22..22变压器吸湿器维护

吸湿器的维护要根据其特点进行维护, 要保证平平时时使用时吸湿器开关位置的正确性, 确保油流动的的通通畅性, 要定期对吸湿器的硅胶进行更换, 运行时要要将将吸湿器下面的阀门打开, 保证油能充满整个吸湿湿器器, 同时也要将上面的排气阀门打开。

22..33变压器枕垫维护

为避免油位过高或者油温过高的问题, 在对变压压器器进行注油时, 要先将胶囊与枕垫之间的空气排出出, , 另另外要做好枕垫的清洁工作, 减少注油时杂物的进进入入。

22..44变压器的停电清扫

为保证电压器的正常运作, 避免故障的发生, 应在在平平时对变压器进行停电清扫, 确保变压器内部和外外部部的清洁, 防止放电等异常现象的出现。

33结结语

变压器作为电台电力系统的核心设备, 其运行状状态态的好坏是影响安全播出工作的关键, 对于变压器器的的投运不仅仅要按照一般流程, 进行基本的技术操作, 还要在了解变压器基本构造与运行原理的基础上, 并结合变压器的实际特征做出适当的改善与调整, 而在日后的维护中应做到定期检修、合理维护保养, 延长变压器的使用期限, 使变压器能够安全稳定的运行, 有效发挥其在输电、调节电力方面的作用, 保证广播电台的优质高效运行。

摘要：探讨了一些变电器投入运行的实际案例, 在掌握变电器工作原理的基础上, 对变电器的投运及维护工作进行进一步的分析研究, 为电台电力系统的运行及维护提供一定的参考依据。

关键词：变电器,投运,维护技术

参考文献

[1]宣峰, 王铭玉.变压器的投运与维护技术[J].制冷空调与电力机械, 2011 (4) :96-98;102.

[2]王曦.电力变压器的投运与维护技术[J].精密制造与自动化, 2011 (2) :58-60.

[3]梁永超.农配电变压器的投运及日常运行维护措施[J].中国高新技术企业, 2013 (23) :121-122.

[4]郭晶, 刘宏亮, 王胜辉, 等.电力变压器绕组故障分析及防范措施[J].河北电力技术, 2013 (5) :40-43.

篇4：仪表安装工程的调试与投运

【关键词】仪表安装；调试；投运

1.引言

目前，各类仪表已广泛应用于工业生产，随着技术的发展，仪表的应用与操作也更加方便。仪表在工业生产过程中能够长期正常稳定的工作，其安装也很重要。在此，笔者总结仪表安装工程的特点和调试原理，分析仪表安装工程的调试和投运的工作要点和施工方法。

2.仪表安装特点

仪表类设备一般是一个回路系统，其安装就是把各个独立的部件按设计要求组成回路或系统，完成相应的控制或检测任务。仪表安装有其特殊性，工种多、技术要求严、与工艺联系密切、施工期短且安全问题突出。

2.1 技术要求

由于仪表种类繁多、形式多样，并且安装质量对检测的准确性和系统运行质量可能有重大影响，需要仪表工、电工、焊工及管工等相互配合才能完成。一次元件安装不符合技术要求时，可能会导致很大的检测误差。由于安装完成后不能立即校验其合格性，故对施工质量提出了较高要求。

由于仪表型号众多且品种繁杂，要一一掌握是不可能的。为此，要求仪表安装人员必须具有仪表工作原理、使用方法及注意事项等方面的基本知识；同时还要对工艺有所了解。这对深刻领会仪表安装中的各项技术要求和设计意图会有很大帮助。

2.2 与工艺联系密切

仪表安装是整个施工过程中的一部分。施工过程中工艺是主体，仪表安装要从属于工艺，每当二者发生冲突时仪表就得让路。当然，在有关检测质量的重大原则上（如孔板安装的直管段问题），仪表安装仍要坚持有关安装规范，以满足仪表的技术要求。

2.3 施工期短

由于仪表安装从属于主体施工，因此其现场施工期是禁止延长的。通常在主体安装完成60%—70%之前，仪表施工往往还无法进入现场，但当仪表施工开始时，工艺主体设备的安装却又进入尾声。为了不影响工艺设备与管道的试压和试运转，仪表安装的组织工作是极其重要的，特别是充分做好施工前的物资准备，制订合理的施工计划，有效调度施工技术力量，对保证安装质量，加速安装进度具有重要意义。因此，仪表安装工作必须有统一的领导和各方面彼此的协作，而且要求仪表安装人员具有广泛的知识和熟练全面的技能。

3.仪表调试和投运

在仪表安装前就要进行仪表的单体校验，仪表施工完成后，就要进行仪表系统的校验工作。

3.1 单体调校

仪表单体调校在规范中有明确规定，是仪表工程施工中的重要组成部分。虽然仪表已在出厂时由制造厂进行了校准和检定，但是经过运输、储存和安装，其计量性能和示值误差必然会受影响。因此在安装或使用前，应根据有关检定规程和技术文件对仪表进行校准和检定。调校用仪器必须是带鉴定合格证的标准仪器，其基本误差的绝对值必须小于被调校仪表基本误差绝对值的1/3。

单体校验一般在仪表安装前至少1个月进行。应选择在清洁、光线充足并且没有大的振动、噪音、潮湿和强磁场干扰的环境下，最好设置调校试验室。仪表的单体调校分为基本调校和精度调校，基本调校包括外观及封印完好、附件完全、表内零件无脱落、铭牌清楚完整；电动仪表在通电前应先检查其电气开关的操作是否灵活可靠，电气线路的绝缘电阻值是否符合标准；现场仪表的面板和刻度盘整洁清新；指针移动平稳，无卡针现象；切换开关及接线端子板上信号编号相一致。精确度调校包括被校仪表应进行死区正、反行程基本误差和回差调校，调校点在全刻度范围内均匀选取不少于5点；调校主要进行手动操作误差试验，电动控制器的闭环跟踪误差调校，气动控制器的控制点偏差调校，PID刻度误差试验，当有附加机构时要进行附加机构的动作误差调校；

3.2 二次联校（系统调校）

现场仪表接线完成后，开始仪表的系统调校，目的是判断所安装仪表是否可以正常工作。系统调校一般按照检测回路、自动控制回路和信号报警回路三类进行。在工艺试车前，仪表系统安装完毕，管道清扫完毕，压力试验合格，电缆（线）绝缘检查合格，电源、气源和液压源已符合仪表运行要求下进行。

（1）检测回路。系统调校的第一个任务是贯通回路，其目的是检验接线是否正确，配管是否有误。检测回路由现场一次点、一次仪表、现场变送器和控制室仪表盘上的指示仪及记录仪等组成。

（2）控制回路。控制回路由变送器和控制室中的控制器和现场执行单位（通常为气动薄膜控制阀）组成。具体操作是在现场变送器输人端加一信号，观察控制器指示部分有没有指示，现场控制阀是否动作。当信号从最小到最大时，控制阀开度是否也从最小到最大（或从最大到最小），动作是否适续、流畅。最后是按最大、中间、最小3个信号输出，控制阀的开度指示应符合精度要求。

还有一个试验是在系统信号发生端，给控制器加上一个模拟信号，检查其基本误差、软手动时输出保持特性和PID动作趋向以及手动/自动操作的双向切换性能。

如果线路有问题，控制阀无法动作，就需要檢查回路。主要检查核对控制器的正/反作用开关和控制阀的开/关特性。如果控制器的输出与控制阀行程不一致，而控制阀又不符合其特性，就要对控制阀单独校验。如果控制器的基本误差超过允许范围，手动/自动双向切换开关无法作用，就要对控制器重新校验。

系统调校过程中，带阀门定位器的控制系统比较难调校。在此介绍一个经验调校法，即当输入为一半（DDZ，Ⅲ型表的输人为12mA（DC），气动仪表60kPa）时，阀门定位器的传动连杆为水平，这样再进行校验也可较快地完成二次调校。

（3）报警回路。报警回路由仪表和电气的报警接点以及控制盘上的各种控制仪器等组成。报警单元的系统调试是模拟报警，把报警机构调整到设计报警的位置，然后在信号输入端作模拟信号，观察相应的指示灯和声响是否有反应。接着按消除铃声按钮，正确的结果应该是铃声停止，但灯光应该依旧；第二个试验是拆除模拟信号，摁下试灯按钮，全部信号灯亮并响铃，再摁消除铃声按钮，应该是铃声停止但信号灯继续亮。其目的是检查线路逻辑的正确性。

3.3 系统投运

仪表专业协同工艺专业对设定的参数一一确认，尤其是主要设备如制酸风机的润滑油温度压力、轴瓦温度等检测控制参数；净化工序入口温度与该风机的联锁等参数，其报警、联锁跳车保护设定值必须严格把关，以确保联锁保护系统准确无误。试车时，按审批的各专业共同编写的试车方案执行，仪表专业密切配合。投运过程中，仪表专业人员要全程跟踪，与工艺、生产人员配合，发现并及时解决出现的问题。

4.结束语

笔者综述了仪表安装工程中调试和投运的具体工作，总结仪表安装工程的调试过程中发现的难题和容易产生错误之处。在实际施工过程中，会碰到各种各样的问题，只要严格按照图纸和相关标准施工，同时与用户、工程设计单位和监理及时沟通项目中遇到的实际难题，就能保证仪表安装工程调试和投运的顺利完成。

参考文献

[1]李海明.现代仪表控制系统在石化生产装置上应用研究[J].中国科技博览，2010（35）.

篇5：送电投运方案3

送电方案

编制单位：河南广泰建工集团

2010.11.1批准：

电气处指挥：

电气处：

变电所长：

编制：钟富春

辽宁华锦通达化工股份有限公司炼化分公司1号变电所 B13柴油装车泵0303-P-1005间隔送电方案

一、组织机构

1、试运行总指挥：孙伟联系电话：***

副总指挥：罗汉忠联系电话：***

邹德胜联系电话：***

2、倒闸操作、事故处理组：

组长：卢玉忠联系电话：***

组员：变电所值班人员

3、事故抢修组：

组长：钟富春联系电话：***

组员：肖贵恩联系电话：***

王玉新联系电话：***

李儒联系电话：***

二、投运时间

二0一0年十一月日时至十一月日时

三、投运前必须完成的工作1、6千伏部分：变电所B13柴油装车泵0303-P-1005间隔设备安装完成，检查本间隔电流互感器二次回路完好，确无开路；本间隔设备高压试验合格，保护调试已完成，继电保护定值已整定并输入保护装置，保护带开关传动试验良好，具备送电条件；

2、柴油装车泵电机部分：电机高压试验合格，检查操作柱启动开关在停止位置，电机主轴曾脱离状态，电机具备带电条件；

3、运行人员对B13柴油装车泵0303-P-1005间隔设备、柴油装车泵电机进行验收合格；

4、现场所有工作票全部结束，接地线全部拆除，人员撤离现场；

5、现场验收合格，具备送电条件，运行人员请示总指挥同意可以送

电试运行。

四、送电方案：

1、再次检查B13柴油装车泵0303-P-1005间隔线路侧接地刀闸确已拉开；

2、检查操作柱启动开关在停止位置，电机主轴曾脱离状态，现场接

地线全部拆除；

3、检查变电所B13柴油装车泵0303-P-1005间隔，手车开关在试验

位置，开关在开位；投入保护跳闸压板，投入低电压保护跳闸压板，投入仪表停机跳闸已压板；投入接地保护跳闸压板，退出保护合闸压板；

4、合上开关储能开关；装上B13柴油装车泵0303-P-1005间隔开关

电源接线端子；拉开线路侧接地刀闸；推入手车开关至运行位置；合上B13柴油装车泵0303-P-1005间隔开关，检查开关在合位；检查开关表计指示正确，电流互感器无异音；合上操作柱启动开关，检查电机正反转情况，如发现反转，应拉开开关，验电、装设接地线，在停电做好安全措施前提下，进行相序调整。如电机正转，则运行10分钟后；拉开B13柴油装车泵0303-P-1005间隔开关，检查开关在开位；

5、再次对电机进行2次冲击合闸后，拉开开关。

五、事故处理

1、进行电机冲击试验时，电机故障、冒烟着火时，立即拉开B1

3柴油装车泵0303-P-1005间隔开关；

2、进行电机冲击试验时，发生谐振过电压时，检查二次消谐装置

是否动作，如消谐不成功，拉开开关；

3、当发生电流互感器爆炸、冒烟着火等故事时，立即拉开开关；

4、试运行发生上述故障时，由现场总指挥对各专业统一指挥处理。

六、注意事项

1、保护调试人员工作结束后应向运行值班人员交代运行注意事项，指导现场人员熟悉保护装置情况；

2、开关手动及带保护传动试验良好，信号、声光、变位表示正确；

3、对电机进行冲击时，变压器现场应留有运行人员，并能与控制室

值班人员保持通讯联系；

4、电流互感器线圈闲置卷均短接后接地；

5、高压试验时临时搭接的短路线等应及时拆除；

6、配出线路不得与其它线路环网，如必须时，须进行相序核对正确，经总工程师批准后，方可进行；

篇6：线路及变电站设备投运方案

[投运方案书] [110kv雷围线线路及围子坪110KV升压站]

编

写：滕

鹏 批

准： 安装单位： 运行安监： 电网批准： 电网安监： 电网调度：

[2011-12-15]

一、送电前的有关事项

（一）设备命名

1、按照四川省电力公司西昌电业局文件（西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知）三望坡、围子坪电站统一调度命名为 “围子坪水电站”。2、110KV输电线路为雷波220KV变电站至马拉及围子坪电站，根据电力公司文件，110KV线路在雷波220KV变电站至马拉电站出线28#塔处“T”接至围子坪电站，其线路运行名称正式命名为“110KV马雷围支线”，下称“110KV马雷围支线”。

（二）设备编号

根据四川省西昌电力局及围子坪水电站提供的有关图纸，由四川省西昌电力局调度中心（简称地调）按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。（附件）

（三）开关站试运行组织机构

由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。具体启动领导小组成员如下：

启动领导小组指挥长： 苟 总 联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂 联系电话：1518110xxxx

叶树明 联系电话：1380813xxxx 启动小组线路 负责人：余俊辉 联系电话：1338826xxxx 西昌电力公司 负责人：陈庆芳 联系电话：1388148xxxx（2217）参加成员：杜 刚、陈从良、滕 鹏

围子坪电站 运行管理员：赵雪屏、严富英、围子坪电站值班室值班员：肖心莲、张友伦、李芳秀等共12人 雷波220KV变电站值班员： 电话：

西昌电力公司调度值班室： 电话：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 传真：0834-383xxxx 雷波220KV变电站值班室 电话：

围子坪电站中控室值班室 电话：0834-885xxxx（4268）马拉电站中控室值班室 电话：（4267）后勤及交通保障负责人：杨 庆 电话：1303652xxxx 备注：

1、括号内为电业局内部短号

2、值班员名单见附件（机组启动值班人员表）

二、运行前应具备的条件 1、110KV雷围线123开关间隔启动设备已按西电调（2011）81号文件的规定进行了统一调度命名和编号；验收启动小组同意启动投产；地调值班员同意启动操作。

2、间隔以及线路启动设备已向地调部门办理了新设备投运手续并获批准

3、新架设的雷波220KV变电站至围子坪电站升压站的马雷围支线线路安装完善，验收合格，核相正确，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。（由于雷马线已经投运，故联系马拉电站退出雷马线运行连接好28#塔处至围子坪电站的引流线。）

4、新安装的围子坪围子坪电站升压站GIS一次连接单元安装完善，验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。

5、新安装的围子坪围子坪电站升压站1#、2# B及附属设备装置安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

6、GIS内的110KV线路断路器、线路PT、母线PT及避雷器安装调试完毕并验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。7、1# B、2# B高、中、低压侧（2# B为高、低压侧）断路及所属一次单元安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

8、变压器1# B、2# B中性点避雷器安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。9、6KV、10KV母线、各负荷出线高压开关控制屏及PT以及避雷器均安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

10、各进、出线开关继电保护及自动装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。11、1#、2# B中性点零序电流保护装置调试完毕，整组模拟正确。12、1#、2# B、继电保护装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。13、110KV母线继电保护装置调试完毕，整组模拟正确。

14、通信设施符合安全启动和试投运要求，后台控制系统试投运正常,和西昌电业局遥测、遥信通讯正常

15、直流系统安装调试完毕，保护及采集装置工作正常，保护整定已经审查通过。

16、所有送电系统试验全部完成并合格，保护整定已经审查通过。

17、准备好送电时需要的工器具和测量用仪器仪表并做好意外事故发生的应急措施、器具设备和预案。

三、送电前的接线状况

1、雷波220KV变电站雷围线线路间隔所属断路器（编号：162）、线路侧隔离刀闸（编号：16216）均应在断开位置；线路接地刀闸（16260）应在合闸位置。

2、围子坪电站升压站110KV 雷围线线路所属断路器（编号：151）、线路侧隔离刀闸（编号：1516）、母线侧隔离刀闸（编号：1511）、线路侧接地刀闸（编号：15160）、电流互感器接地刀闸（编号：15140）、断路器接地刀闸（编号：15130）均在断开位置。

3、围子坪电站升压站1# B高压侧（110KV）所属断路器（编号：101）、母线侧隔离刀闸（编号：1011）、断路器接地刀闸（编号：10130）、均在断开位置。

4、围子坪电站升压站1# B中压侧（35KV）所属断路器（编号：301）、母线侧隔离刀闸（编号：3011）、变压器侧隔离刀闸（编号：3016）、变压器中压侧接地刀闸（编号：30160）均在断开位置。

5、围子坪电站升压站1# B低压侧所属隔离刀闸（编号：6011）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：60160）均在断开位置。

6、围子坪围子坪电站升压站2# B高压侧所属断路器（编号：102）、母线侧隔离刀闸（编号：1021）、断路器接地刀闸（编号：10230）、均在断开位置。

7、围子坪电站升压站2# B低压侧所属隔离刀闸（编号：9021）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：90260）均在断开位置。

8、围子坪电站升压站GIS母线电压互感器隔离刀闸（118）、母线接地刀闸（编号：1110）、电压互感器接地刀闸（编号：1180）均在断开位置。

9、围子坪围子坪电站升压站1、2# B调压分接开关放在电网电压需要的档位。

四、送电原则及程序

启动（送电）的一次系统图，检查电源侧保护的投入情况后，对线路和进线断路器进行冲击实验，然后是对母线的冲击试验以及对主变的冲击试验，每次冲击时必须采取预防故障发生的保护措施，并每次冲击后应对所属单元保护进行检查。在操作前确定每次冲击的操作步骤，冲击操作人员及组织以及调度联系，并有防止冲击时故障发生越级跳闸的措施。

送电程序 1、110KV马雷围支线线路充电

（1）、核实110KV马雷围支线核相正确，绝缘符合要求，雷波开关站雷围线线路断路器（编号：162）储能及充电、控制正常。

（2）、将110KV马雷围支线雷波开关站出线断路器（编号：162）保护定值按通知单整定投入使用。

（3）、拉开马雷围支线线路接地刀闸（编号：16260）（4）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器线路侧隔离刀闸（编号：1626）。

（5）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器（编号：162），检查雷波开关站线路PT和围子坪变电站线路PT，在PT二次侧上校验电压应正确。

（6）、无故障耐压时间5分钟后断开110KV雷波开关站出线断路器（编号：162）。间隔5分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。2、110KV母线及PT充电

（1）、核实围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器及（编号：151）充电正常。

（2）、将110KV围子坪电站升压站线路断路器（编号：151）保护定值按通知单整定投入使用。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器两侧隔离刀闸（编号：1511、1516）。

（4）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路间隔断路器（编号：151），无故障后投入110KV母线PT（编号：118），在PT二次侧上校验相序、相位应正确。3、1＃主变（1#B）充电

（1）、将110KV围子坪电站升压站 1# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

（2）、合上110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1011）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器（编号：101），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。4、2＃主变（2#B）充电

（1）、将110KV围子坪电站升压站 2# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

（2）、合上110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1021）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。

（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器（编号：102），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。5、6KV母线及PT充电以及机组并网

（1）、将110KV围子坪电站升压站6KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

（2）、合上6KV围子坪电站升压站1# B低压侧隔离刀闸（编号：6011）。

（3）、合上110KV围子坪围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。

（4）、无故障合上110KV围子坪围子坪电站升压站6KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

（5）、无故障耐压时间10分钟后断开1# B高压侧断路器（编号：101）。6、10KV母线及PT充电

（1）、将110KV围子坪电站升压站 10KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

（2）、合上10KV围子坪电站升压站2# B低压侧隔离刀闸（编号：9021）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。

（4）、无故障合上110KV围子坪电站升压站10KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

（5）、无故障耐压时间10分钟后断开2# B高压侧断路器（编号：102）。

7、试运行24小时

8、收集所有竣工及实验资料存档。

五、注意事项

1、启动操作及试验前应经地调值班调度员同意，方可进行启动操作及试验工作。

2、启动操作及试验过程中，如果启动投产设备发生异常或事故，应根据启委会的统一指挥进行处理，同时报告地调值班调度员。

3、启动操作过程中，如果系统发生故障或事故，应停止启动操作，听从值班调度员统一指挥处理故障及事故，系统故障及事故告一段落后，经值班调度员同意继续启动操作。

篇7：变压器投运的方案

[投运方案书] [围子坪电站发电机组]

编

写：滕

鹏 批

准： 安装单位： 运行安监：

[2011-12-15]

一、送电前的有关事项

（一）设备命名

1、按照四川省电力公司西昌电业局文件（西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知）三望坡、围子坪电站统一调度命名为 “围子坪水电站”。

2、围子坪水电站设机组设备命名：原三望坡电站为1#、2#机组（2×5500KW），原围子坪电站为3#、4#机组(2×9000KW)。

（二）设备编号

根据电力系统部分设备统一编号准则（SD240-87）及三望坡、围子坪电站实际安装及有关图纸，由四川省电力公司西昌电业局按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见三望坡、围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。（附件）

（三）开关站试运行组织机构

由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。具体启动领导小组成员如下：

启动领导小组指挥长： 苟 总 联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂 联系电话：1518110xxxx

叶树明 联系电话：1380813xxxx 启动小组线路 负责人：余俊辉 联系电话：1338826xxxx 西昌电力公司 负责人：陈庆芳 联系电话：1388148xxxx（2217）参加成员：杜 刚、陈从良、滕 鹏

围子坪电站 运行管理员：赵雪屏、严富英、围子坪电站值班室值班员：肖心莲、张友伦、李芳秀等共12人 雷波220KV变电站值班员： 电话：

西昌电力公司调度值班室： 电话：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 传真：0834-383xxxx 雷波220KV变电站值班室 电话：

围子坪电站中控室值班室 电话：0834-885xxxx（4268）后勤及交通保障负责人：杨 庆 电话：1303652xxxx 备注：

1、括号内为电业局内部短号

2、值班员名单见附件（机组启动值班人员表）

二、运行前应具备的条件

1、围子坪电站设备已经按照规定进行了统一调度命名和编号；安装及验收启动小组同意启动投产；地调值班员同意启动操作。

2、围子坪电站设备已经安装完善，试验、验收合格，核相正确，地线及其它措施全部拆除，具备试运行条件。

3、新安装的围子坪电站的变电站线路及GIS单元、主变、高压开关柜已经送电试验通过。并在6KV、10KV母线TV二次侧校核相序正常及记录。

4、新安装的围子坪电站的附属设备装臵安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。5、1－4#机组继电保护及自动装臵调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。

6、通信设施符合安全启动和试投运要求，后台控制系统试投运正常，致西昌电业局遥测、遥信数据正常。

7、直流系统安装调试完毕，保护及采集装臵工作正常，保护整定已经审查通过。

8、所有送电系统主试验全部完成并合格，保护整定已经审查通过。

9、准备好送电时需要的工器具和测量用仪器仪表并做好意外事故发生的应急措施、器具设备和预案。

三、送电前的接线状况 1、1#、2#机组间隔所属断路器（编号： 1、2）、机组隔离刀闸（编号：

11、21）、机组机端TV隔离刀闸（911、921）均应在断开位臵；断路器接地刀闸（130、230）、机组机端TV接地刀闸（9110、9210）应在合闸位臵。

2、围子坪3#、4#机组间隔所属断路器（编号：

3、4）、机组隔离刀闸（编号：

31、41）、机组机端TV隔离刀闸（931、941）、机组励磁变压器隔离刀闸（932、942）均应在断开位臵；断路器接地刀闸（330、430）、机组机端TV接地刀闸（9310、9410）、机组励磁变压器接地刀闸（9320、9420）应在合闸位臵。

四、送电原则及程序

启动（送电）的一次系统图，检查发电机、主变保护的投入情况并确认投入后，分别用主变送电至6KV、10KV母线TV进线相序检查及记录以及用发电机送电到6KV、10KV母线TV进线相序检查及记录，然后对试验结果比较确认无误后同期并例运行试验及负荷试验，每次试验时必须采取预防故障发生的保护措施，并试验后应对所属单元保护进行检查。在操作前确定每次的操作步骤，操作人员及组织以及调度联系，并有防止冲击时故障发生越级跳闸的措施。

送电程序 1、1#2#机组试运行

（1）、将1#（2#）机组保护定值按通知单整定投入使用。（2）、1#（2#）机组核相正确，绝缘符合要求，机端断路器（编号：）储能及充电、控制正常，遥信、遥测、遥控正常。

（3）、拉开机端断路器接地刀闸（130、230）以及机端互感器接地刀闸（9110、9210）

（4）、启动整个电站枢纽联动发电调试，调试过程：开机－起励－发电－并网带厂用电。具体过程如下：分步从停机状态到空转、空转到空载、空载到发电，在6KV母线互感器二次侧核相正确。再从发电到空载、空载到空转、空转到停机状态、全面测试发电机组及调速器以及励磁、辅机系统，联动控制可靠，遥信、遥测、遥控正常，然后从停机状态在控制室一键遥控开机，所有三遥状态正常。

（5）、退出1#（2#）机组后，检查1#主变低压侧隔离刀闸（编号：6011）并合上。

（6）、将1#B保护定值按通知单整定投入使用。（7）、合上101断路器，在6KV母线互感器二次侧核相。（8）6KV母线互感器二次侧核相正确，启动机组并网试运行。2、3#4#机组试运行（1）、将3#（4#）机组保护定值按通知单整定投入使用。（2）、3#（4#）机组核相正确，绝缘符合要求，机端断路器（编号：）储能及充电、控制正常，遥信、遥测、遥控正常。

（3）、拉开机端断路器接地刀闸（330、430）以及机端互感器接地刀闸（9310、9410）、励磁变压器接地刀闸（9320、9420）

（4）、启动整个电站枢纽联动发电调试，调试过程：开机－起励－发电－并网带厂用电。具体过程如下：分步从停机状态到空转、空转到空载、空载到发电，在6KV母线互感器二次侧核相正确。再从发电到空载、空载到空转、空转到停机状态、全面测试发电机组及调速器以及励磁、辅机系统，联动控制可靠，遥信、遥测、遥控正常，然后从停机状态在控制室一键遥控开机，所有三遥状态正常。

（5）、退出3#（4#）机组后，检查2#主变低压侧隔离刀闸（编号：9021）并合上。

（6）、将2#B保护定值按通知单整定投入使用。

（7）、合上102断路器，在10KV母线互感器二次侧核相。（8）10KV母线互感器二次侧核相正确，启动机组并网试运行。

篇8：变压器投运的方案

1.1 变压器差动保护动作

当变压器空载投入时, 可能会出现数值很大的励磁涌流, 其数值最大可达额定电流的6～8倍, 同时包含有大量的非周期分量和高次谐波, 其中以二次谐波为主。这种励磁涌流只在电源侧存在, 因此就导致变压器差动保护差动回路中暂态不平衡电流和稳态不平衡电流大大增加。在变压器差动保护中, 为防止励磁涌流的影响, 采用了多种方法来躲过它。比如, 采用具有速饱和铁心的BCH型差动继电器、采用鉴别波形“间断角”原理或利用二次谐波制动原理构成差动保护等。对于中小型变压器其差动保护目前多采用二次谐波制动原理构成保护, 但当二次谐波系数整定值偏大时, 就会使二次谐波不能制动差动保护, 差动保护就会误动作, 致使变压器不能投运成功。

1.2 线路充电直接跳闸

线路充电跳闸的情况多出现在线路比较短的情况下。由于线路保护在整定计算时并不考虑下一级变压器的励磁涌流, 空载投运变压器时, 一旦励磁涌流使线路侧的充电电流达到或超过线路保护的速断整定值, 就会造成充电线路直接跳闸, 变压器投运不成功。

另外, 励磁涌流的大小与合闸瞬间外加电压的相位、铁心中剩磁的大小与方向以及铁心的性质有关, 因此在空投变压器时, 有时会成功, 有时则不成功。由于中小型变压器励磁涌流的倍数较大型变压器的励磁涌流倍数要大, 因此在中小型变压器中空投不成功的现象较多。

2 解决问题的方法

2.1 空投变压器时差动保护动作

对于利用二次谐波制动原理构成的变压器差动保护, 可以适当减小二次谐波制动系数, 使较小的二次谐波就能对差动保护起到制动作用, 使差动保护不致误动作。

2.2 空投变压器时充电线路直接跳闸

篇9：变压器投运的方案

1、变压器差动保护动作情况分析

1.1某220KV变压器差动保护动作原因分析。以某220KV变电站为例，针对其在充电的过程中，因为励磁涌流的影响，而使得变压器出现差动保护误动的情况进行分析。在励磁涌流的影响下，使得该变电站的2号主变出现了差动保护动作，从而使得变压器的三个侧面的断路器均出现了跳开的问题。具体可见图1。

从上述图中就可以了解到，当220KV变电站2号主变在充电的过程中，出现了空冲的情况，那么会使得C相差电流二次谐波量在9%上下波动。而这时候断路器所出现的跳闸电流也会随之消失一段时间，在这一时间段内，C相差电流二次谐波量会出现一定的增长，会增长到14%。在220KV变电站的2号主变中，主要采用的保护装置就是RCS-978型保护装置，该装置受到励磁涌流影响的主要判断依据就是分相制动原理。这种保护装置中采用的保护程序主要是利用的最早的一个版本，该保护装置中的相关软件在受到励磁涌流的影响下，虽然已经采用了浮动门槛进行保护，但是也使得C相差电流二次谐波量相应的减少，只占到整个装置二次谐波量的15%左右。如果继续维持这样的状况，那么就会使得二次谐波的闭锁性能被影响，从而使得该功能被大大的放开，这样就会使得变压器出现误动的问题。

1.2110KV良村变差动保护动作原因。下面以某110KV变压器为研究实例，针对该110KV变压器的差动保护动作出现的原因进行分析。110KV变压器的望良线6号杆中的B相在接地上出现了故障问题，导致114断路器无法进行接地保护，与接地之间的距离为1个动作，在出现接地故障后，114断路器的27ms范围内出现了严重的三相跳闸问题。同时导致了在1358ms范围内出现了重合闸口，使得144断路器能够实现有效的重合。另外，该变压器中的1号主变在受到励磁涌流的影响下，使得其比率制动的动作出现了迟缓，无法有效的避开励磁涌流的冲击，导致在1358ms路段上，1号主变器三个侧面的断路器的跳动动作均受到了影响，从而就会形成误动问题。详情可见图2。

从图2可以看出，110kV变在区外故障切除及恢复过程中，1号主变高压侧三相电流呈现励磁涌流特征，二次谐波百分比分别为66%、17%、75%。CST231A型保护装置励磁涌流的判据采用的是“或”制动原理。早期的CST231A装置，因为采样精度不高，为避免误闭锁保护，当某相差流小于icd门槛值后就不再参与谐波闭锁的计算，所以虽然A、C两相的谐波含量很高，但因为差流小于icd，所以没有闭锁保护；而B相的谐波含量为17%小于保护装置整定的20%闭锁定值，且处于动作区内，所以变压器差动保护动作。

2、励磁涌流造成差动保护动作的原因分析

根据相关的定律可以了解懂啊，在没有受到励磁涌流的影响下，或者是在没有出现差动保护动作的时候，如果变压器出现故障等问题，那么电流的和也只会表现为0。也就是说，无论电流波形是否出现变化，当输入电流与输出电流相等的情况下，差动保护电流都会是0，并不会出现误动的问题。通常而言，变压器保护都是由保护绕组以及铁芯所构成的。在变压器出现空载合闸情况的时候，或者是其出现了短路问题的时候，就会使得变压器的励磁电流相应的增大，而这样的励磁电流就可以被称作是励磁涌流。励磁涌流在流入到变压器中后，就会使得变压器出现差动保护动作，在一些特殊条件下，变压器就会出现误动的情况。所以，在对励磁涌流导致的差动保护动作进行有效的解决的过程中，就需要从保护定制以及保护原理这两个角度来制定相应的对策，从而防止误动问题的出现。

3、变压器差动保护二次谐波制动门槛整定值

3.1影响励磁涌流大小的因素。影响三相变压器空载合闸励磁涌流的因素很多。根据实践经验，在变压器进行变压器绕组变形和绕组直流电阻试验时，由于向变压器绕组注入了直流分量，其衰减时间较长，也会造成励磁涌流中二次谐波分量的减少。

3.2整定时应考虑的问题。现场和动模大量数据表明，一些正常变压器励磁涌流情况下的二次谐波分量往往比空投到变压器内部故障情况下的差电流中的二次谐波分量还要低。因此，需要从防误动和防拒动两方面综合考虑二次谐波制动门槛值的问题。

4、提高变压器差动保护躲避励磁涌流能力的措施

4.1差动保护定值整定。要想使得变压器在受到励磁涌流影响下，能够保持保护动作不变，就需要将差动保护的二次谐波制定定值设定为15%。而针对一些较为特殊的变压器，可以利用空充的方式来对变压器的二次谐波进行判明，在将变压器中的录波图二次谐波控制在15%以下的时候，则需要將变压器的差动保护二次谐波系数控制在12%左右，这样可以防止误动问题的出现。

4.2RCS-978型保护装置的整改措施。为了能够减少变压器差动保护误动的出现，就需要合理的对相关的保护软件进行升级处理。在对变压器进行空冲的时候，需要合理的利用保护装置来对将上下浮动的励磁涌流谐波所定到具体的值上，然后在空充开始的一段时间内到二次谐波系数降低到设定的值后，在时间逐步推移的过程中，使得二次谐波值尽可能的接近整定值，另外，要针对二次谐波定值的变化进行合理的分析，并且要采取辅助性的手段来对励磁涌流的影响进行判断，从而使得变压器的差动保护躲避能力可以相应的得到提升。

4.3CST231A型保护装置的整改措施。对保护软件进行升级：将原设计中当某相差流小于icd门槛值后就不再参与谐波闭锁的逻辑修改为分3个不同的二次谐波制动区域，并参与谐波闭锁的计算，以增强躲避励磁涌流的能力。

5、结语

本文针对2起变压器励磁涌流引起差动保护误动作的原因进行了分析，提出了提高变压器躲励磁涌流能力的相应措施，实施结果证明措施是有效的，明显降低了由于受变压器励磁涌流的影响造成变压器差动保护动作情况的发生。