110kv变压器技术协议
第一篇：110kv变压器技术协议
110KV变压器技术条件书补充说明
110kV电力变压器采购合同
补 充 部 分
一、图纸部分：
1、变压器装配及注油后的总质量、进线电缆布置位置、冷却装置和有载调压开关控制接线图等
2、提供最终版的正式图纸和一套供复制用的底图及正式的CAD文件电子版。其中图纸应包括总装配图及安装时设备位置的精确布置图。
3、图纸应注明起吊变压器的最大重量，标明所有部件和附件的尺寸、位置，以及拆卸高压套管时所需要的空间高度，上节油箱起吊高度，起顶、拖耳位置，各阀门法兰尺寸及位置。图纸应标明变压器底座和基础螺栓尺寸、位置。
4、套管及其接线端子图：图纸应包括套管型号、套管内结构解剖详图、接线端子详图、固定法兰及伞型详图，套管顶部安全承力、顶部破坏作用力及爬电距离和干弧距离均应给出。
5、变压器器身示意图：绕组位置排列及其与套管、分接开关的连接，包括引线连接装配的说明。
6、上节油箱起吊图：标明起吊重量、起吊高度和吊索、吊点布置方式。
7、注有尺寸的套管升高座的横断面图：应显示出法兰、电流互感器座等。
8、所有供应的附件外形尺寸图：包括套管、气体继电器、压力释放装置、盘式温度计和绕组温度计、电流互感器及升高座、带有油泵及风扇电机的冷却器(散热器)等。
9、有载调压分接开关和变压器温度控制器的装配图。
10、有载调压分接开关、变压器冷却装置和变压器组成组控制等使用的控制柜装配图。
11、展开图及接线图：包括计量、保护、控制、报警、照明及动力等所需的交流和直流回路的线路原理图。
12、冷却装置的原理接线图，应包括当一个电源发生故障时，能自动向备用电源切换的原理说明。
13、原理接线图应标示变压器控制柜和所有变压器附件的端子，如电流互感器、报警装置、风扇电机等，以及这些设备在变压器上的布线和用户电缆连接的接线板的标志。
14、位于控制柜内的设备，应以接近其实际位置的方式表示在连接线路图上。位于控制柜外面的器件，例如电流互感器，其在图上的位置，应能简明标示其向接线端子上的引出连线，接线板上的端子间至少应留出一定的空隙，以备买方在向接线板上增加电缆连接时用。
15、变压器安装、运行、维修和有关设施设计所需的其他图纸和资料。
16、铁心接地套管布置图、中性点接地套管引线支撑详图：包括支柱绝缘子、支持钢结构排列、接地导体及钢结构详图。
17、拆卸图：套管的拆卸方法，铁心吊环位置、铁心和绕组拆卸方法。 卖方向买方提供的资料和图纸：
1. 买卖双方协商确定的图纸、资料和说明 2. 有关设计图纸、资料
3. 运输、保管、现场安装调试用图纸、资料 1)变压器的安装使用说明书 2)吸湿器使用说明书
3)净油器(如有)使用说明书
4)套管及其电流互感器保管、安装、使用说明书 5)气体继电器使用说明书 6)绝缘油使用说明书
7)冷却系统安装和使用说明书 8)有载调压装置安装和使用说明书 9)变压器检测装置及控制柜等说明书 10)其他仪表的使用说明书
11)变压器结构、绕组排列及连接的说明 12)温度计使用说明书
13)压力释放装置安装和使用说明书 14)其他附件的安装使用说明书
15)投入不同数量冷却器时长期负载情况说明书 4. 运行、检修手册、资料 5. 主要设计数据
6. 设计、制造所依据的主要标准 7. 备品备件图纸、清单
8. 变压器所用主要材料、部件、配件清单(注明供应商) 9. 变压器主要部件及配件图表
1)外形尺寸图(包括吊装图及顶启图) 2)冷却系统图
3)梯子及储油柜安装图 4)控制电缆安装图
5)套管及接线端子零件图 6)套管与变压器引线装配图
7)二次保护、测温、信号、动力电源的端子布置图 8)压力释放装置结构及安装图 9)电流互感器安装图 10)电流互感器铭牌图 11)变压器安装基础图
12)变压器外部二次线及电源线布置图
13)分接开关切换装置及控制部分电气接线图、控制盘的正视图 14)变压器接地线路图及端子位置图 15)变压器本体运输图
10. 对于其他未列入合同技术清单但却是工程所必须的文件和资料及图纸，如设计继电保护、控制操作及与其他设备配合需要相关文件和技术数据。 11.产品说明书还应包括下列各项：
1)关于结构、连接及铁心、绕组型式等的概述和简图。
2)变压器有关部件及附件的图纸和安装维护说明，例如：套管、散热器(冷却器)、套管式电流互感器、调压开关，以及所有保护装置和测量装置等。
3)具有详细图纸的有载分接开关维护说明。
4)变压器用的特殊工具和仪器的清单、专用说明书、样本和手册等。 5)特殊需要的说明。
二、设备要求
1、变压器本体上的测温装置的端子箱或就地仪表间的电缆应采用耐油、阻燃、屏蔽电缆。气体继电器至端子箱电缆应将每个触点的引线单独引出，不得合用一根多芯电缆。
2. 变压器的端子箱和冷却装置控制柜内的端子排应为阻燃、防潮型，并应有15%的备用端子，供用户使用。
3. 控制柜和端子接线箱应设计合理，采用不锈钢材料，有可靠的防潮、防水措施，室外放置其防护等级为IP55。控制柜为地面式布置，端子接线箱的安装高度应便于在地面上进行就地操作和维护。
4. 控制柜和端子箱应有足够的接线端子以便连接控制、保护、报警信号和电流互感器二次引线等的内部引线连接，接线端子采用铜质端子。所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式。控制跳闸的接线端子之间及与其他端子间均应留有一个空端子，或采用其他隔离措施，以免因短接而引起误跳闸。
三、技术服务
1、 概述
1)卖方应指定2名以上工地代表，配合买方及施工方之间的工作。卖方应指派合格的有经验的安装监督人员和试验工程师，对合同设备的安装、调试和现场试验等进行技术指导。卖方指导人员应对所有安装工作的正确性负责，除非施工方的工作未按照卖方指导人员的意见执行，此时，卖方指导人员应立即以书面形式将此情况通知买方。
2)卖方在设备安装前及时向买方提供技术服务计划，包括服务内容、日程、工作人员、天数等。买、卖双方据此共同确认一份详尽的安装工序和时间表，作为卖方指导安装的依据，并列出安装承包商应提供的人员和工具的类型及数量。
3)卖方负责变压器主体安装到位，卖根据工地施工的实际工作进展，通过协商决定卖方技术人员的专业、人员数量、在工地服务的持续时间以及到达和离开工地的日期。
4)卖方负责完成变压器本体就地控制柜所有电缆敷设和连接工作。
2、 任务和责任
1)卖方指定的工地代表，应在合同范围内全面与买方工地代表充分合作与协商，以解决合同有关的技术和工作问题。双方的工地代表未经双方授权无权变更和修改合同。
2)卖方技术人员代表卖方完成合同规定有关设备的技术服务，指导、监督设备的安装、调试和验收试验。
3)卖方技术人员应对买方人员详细地解释技术文件、图纸、运行和维护手册、设备特性、分析方法和有关的注意事项等，以及解答和解决买方在合同范围内提出的技术问题。
4)卖方技术人员有义务协助买方在现场对运行和维护的人员进行必要的培训。
5)卖方技术人员的技术指导应是正确的，如因错误指导而引起设备和材料的损坏，卖方应负责修复、更换和(或)补充，其费用由卖方承担，该费用中还包括进行修补期间所发生的服务费。买方的有关技术人员应尊重卖方技术人员的技术指导。
6)卖方代表应尊重买方工地代表，充分理解买方对安装、调试工作提出的技术和质量方面的意见和建议，使设备的安装、调试达到双方都满意的质量。如因卖方原因造成安装或试验工作拖期，买方有权要求卖方的安装监督人员或试验工程师继续留在工地服务，且费用由卖方自理。如因买方原因造成安装或试验拖期，买方根据需要有权要求卖方的安装监督人员或试验工程师继续留在工地服务，并承担有关费用。
四、运输
卖方负责变压器和变压器所有配套设备和材料的运输到指定的工地，并包括主体安装就位。
五、提供所有变压器主体和附件吊装和安装所需的专用工具和消耗材料，并提供详细供货清单。
六、变压器油应有10%的裕度。
七、变压器本体充氮运输，现场不进行吊罩检查。(卖方并给出承诺)
八、提供110KV变压器低压侧变压器上母线支撑架和固定件，均热浸镀锌处理。
第二篇：110kv变压器采购议标通知书
项目招标文件
议 标 通 知 书
********股份有限公司***建设项目，110KV变电站工程，主变为(2×20000KVA +1×16000KVA) 110/10KV + 1×20000KVA 35/10KV。一期工程投入1×16000KVA 110/10KV主变一台。根据公司项目实施管理规定，采取议标方式择优选定中标单位;经考察后邀请贵单位参加。现在就议标内容相关的要求通知你们，请尽快组织人员编制标书，届时参加。
一、议标内容
SZ10- 1×16000KVA 110/10KV主变一台
二、变压器主配件的议标要求
1、 有载调压开关：上海华明电力设备制造有限公司(真空开关VCMⅢ500)
2、 变压器油：25#克拉玛依油 K125X
3、 铜材：国内知名品牌
4、 铁芯矽钢片：日产
三、变压器技术数据
1、电压比：110×±8×1.25%/10.5KV
2、容量比：100/100
3、接线组别：YN，d11
4、阻抗电压：Uk%=10.5
5、高压套管CT：LRD-110-B 6只 200/5A 10P20/10P20级 LR-110-B 3 只 200/5A 0.5级
6、中性点CT:LRD-60-B 1只 100/5A
7、防污套管：110KV套管泄露比距 28mm/kv 10KV 套管泄露比距 35mm/kv
项目招标文件
四、产品质量，制造工期及结算方式的议标要求
1、质量要求：符合变压器制造及供电行业相关规范。
2、制造工期要求：制造总工期90天，预付款汇出日期算起。
3、结算方式：合同生效后付30%，货到验收合格后付30%，安装投运后付30%，余下10%为质量保证金，第一年后付5%，第二年后付清。
五、投标须知
1、投标人资格证明材料：
A.有效的工商营业执照副本复印件、税务登记证; B.投标人代理授权书原件;
C. 企业法人签名并加盖公章的委托书原件。
2、投标文件的内容构成： A.投标函; B.投标人所有资格证明材料;
C.投标报价：投标单位的报价为固定价单价。即中标后在合同有效期内价格固定不变，包括变压器制造的一切费用。
D.企业基本情况(经营规模、经营状况及行业优势)简介; E.服务承诺书;
F.投标人的业绩情况(详细说明施工单位、联系人、电话); G.投标人认为有必要提供的声明及文件材料; ①国家有关部门颁发的制造、经销、安装等资质文件 ②国家有关部门出具的产品鉴定书、检测报告等文件 ③投标产品通过国家或国际质量体系认证的证书等 ④投标产品介绍、样本或说明书
项目招标文件
H.投标人的开户名称、开户银行、帐号、电话、传真、网站、E-mail联系方式。
3、投标人必须仔细阅读招标邀请书的所有内容，按照招标书的要求提供投标文件，并保证所提供的全部资料的真实性，以使其投标对投标文件做出实质性的响应，否则其投标将被拒绝。
4、投标文件的封装：投标人须按照投标文件组成的要求制作标书，投标文件包括正本1份，副本3份，并标明“正本”或“副本”字样，投标文件须装袋密封，封口加盖印鉴。
六、投标文件递交时间和地点：
1、时间：2012年2月22日8:00时前。
2、地 点：*******股份有限公司四楼项目办公室。
七、开标时间和地点：
1、时间：2012年2月22日9:00时。
2、地点：******股份有限公司二楼会议室。
3、届时请投标人的法定代表人或其授权的代表人出席会议。
八、招标人名称：****股份有限公司 招标人地址：*****。 联 系 人： **** 联系电话：****** 传真电话***** 邮编：****
*****股份有限公司 二〇一二年二月十四日
第三篇：110KV××变电站改造工程安全技术交底
输变电改造工程安全技术交底记录
工程名称：××县110kV××输变电改造工程编号：
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第四篇：110kV升压站反送电安全技术反事故措施
一、安全措施
1、升压站大门闭锁，并在大门上悬挂“止步
高压危险”标示牌。
2、10kV配电室至升压站两侧通道用安全围拦隔离，并在围拦上悬挂“止步
高压危险”标示牌。
3、升压站内清洁无杂物。
4、升压站围墙上悬挂适当数量的“止步
高压危险”标示牌。
5、中控室、保护室、通讯室门口悬挂“非工作人员
禁止入内”标示牌。
6、0.4 kV 配电室内已带电盘柜用安全围拦隔离，并在盘柜前后悬挂适当数量的“设备已带电
禁止靠近” 标示牌。
7、中控室门闭锁，并在门上悬挂“非工作人员
禁止入内”标示牌。
8、所有许可在0.4kV35kV配电室内工作的人员，必须持有相关工作内容的工作票。
9、反送电现场必须有足够数量的且合格证齐全的绝缘手套、绝缘靴、验电器、绝缘棒等安全工器具。
10、现场必须有足够数量的各种标示牌。
11、反送电现场保持安静，全部操作命令只能尤总指挥下达给值班长，尤值班长下达操作命令后执行。
12、参与反送电操作人员，必须清楚反送电操作步骤。
13、操作人、监护人必须严格执行操作票制度，操作中必须严格执行操作监护制度和操作复诵制度且声音洪亮清晰。
14、操作必须有提前准备好的且合格的操作票。
15、只有值班长下达检查命令后，操作人、监护人方可去现场检查设备。
16、如遇天色较晚的操作，现场必须有足够的照明。
17、反送电现场发现闲杂人员，一律驱逐。
18、操作期间出现大风、暴雨等不利于室外操作的天气，有反送电总指挥决定是否继续操作，停止反送电操作的命令只能有反送电总指挥将命令下达给值班长，全体操作人员在接到值班长的命令后停止操作，并做好善后工作。
19、所有参加反送电操作的人员必须熟悉反送电反事故措施，掌握灭火器的正确
使用方法。
二、技术措施
1、组织人员编写典型操作票,并认真学习反送电的步骤。
2、组织全体操作人员进行操作票学习，并做出事故预想。
3、现场安全保卫消防设施。
4、组织人员对现场设备认真检查，力求将所有影响反送电的设备因素消灭。
5、核对各设备的实验记录，一次图纸核对，对已变动的设备重点组织学习。
6、对现场二次图纸于设备核对，认真检查设备接线有无松动，错接线、漏接线等。
7、主变、所用变、接地变现阶段分接头不在最高档，该设备反送电前要将分接头调至最高档。
8、系统相序可能与柴油发电机相序不同，在用4004断路器并列前认真核对相序，只有核对相序无误后柴发系统才可停止，用系统反送电接待0.4kVⅡ段。
9、反送电核对相序如果不同，立即对个隔离开关操作电机，主变分接开关操作电机，主变冷却风扇执行停电操作，改接动力电相序，并在现场检查核对电机转向正确。
10、0.4kV母线可能因为主变，所用变分接头位置的改变，导致0.4kV母线电压过高或过低，造成对设备的不良影响，在主变，所用变分接头没有切换至正常位置之前，0.4kVⅠ段不接带任何负荷，先尤0.4kVⅡ段接带升压站的备用电源。
11、开始反送电操作的前三日，对将要带电的设备测量绝缘，并留下第一手资料。
12、对所有断路器在检修位置用万用表检查其状态与指示相符，以免造成带负荷拉合隔离开关。
13、检查现场所有设备的五防闭锁，五防闭锁的逻辑关系正确。
14、检查所有设备的CT、PT的二次接线，防止CT二次线松动造成开路， PT 二次线因为错接线造成短路，对人员和设备造成伤害。
15、蓄电池浮充电先有0.4kVⅡ接带，以免0.4kVⅠ段电压过高造成蓄电池的伤害。
16、反送电期间，确保柴发系统的稳定，操作期间严密监视0.4kV交流电压和直流系统电压，以免交直流电源电压不稳定造成反送电失败。
17、执行反送电操作任务的值班员必须在开始操作前三日写出操作票，并演练各操作步骤，达到熟练的地步。
18、操作前认真执行操作模拟预演，确证操作程序的正确性。操作中认真执行唱票复诵制和操作监护制。除有操作人、监护人外，还由第二监护人。
19、防误闭锁装置的万能解锁钥匙要妥善保管，不得随意使用，万能解锁钥匙要封存起来，并且由主值每天进行交接班。
20、操作过程中，严禁走空程序、越项、并项、漏项。
三、反事故措施
1、主变的事故处理
1.1变压器的严重异常现象及其分析
1.1.1变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音，是由于铁芯的夹件螺丝夹得不紧，使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。振动能破坏硅钢片间的绝缘层，并引起铁芯局部过热。至于变压器内部有
“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线，造成铁芯对外壳感应而产生的高电压发生放电引起的，放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。
1.1.2.变压器在正常负荷和正常冷却方式下，如果变压器油温不断的升高，则说明本体内部有故障，如铁芯着火或绕组匝间短路。铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏造成的。此时，铁损增大，油温升高，使油老化速度加快，增加气体的排出量，所以在进行油的分析时，可以发现油中有大量的油泥沉淀，油色变暗，闪点降低等。而穿芯螺丝绝缘破坏后，会使穿芯螺丝短接硅钢片;这时便有很大的电流通过穿芯螺丝，使螺丝过热，并引起绝缘油的分解，油的闪光点降低，使其失掉绝缘性能。铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗，闪光点降低，这时由于靠近着火部分温度很快升高致使油温逐渐达到着火点，造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。在这种情况下，若不及时断开变压器，就可能发生火灾或爆炸事故。
1.1.3.油色变化过甚，在取油样进行分析时，可以发现油内含有碳柱和水份，油的酸价，闪光点降低，绝缘强度降低，这说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。
1.1.4.套管有严重的破损及放电炸裂现象，尤其在闪络时，会引起套管的击穿，因为这时发热很剧烈，套管表面膨胀不均，甚至会使套管爆炸。
1.1.5.变压器着火，此时则将变压器从系统切断后，用消防设备进行灭火。在灭火时，须遵守《电气消防规程》的有关规定。
对于上述故障，在一般情况下，变压器的保护装置会动作，将变压器两侧的断路器自动跳闸，如保护因故未动作，则应立即手动停用变压器，并报告调度及上级机关。
2、主变的事故处理 2.1主变的油温过高
2.1.1当变压器的油温升高至超过许可限度时，应做如下检查：
2.1.2.检查变压器的负荷及冷却介质的温度并与以往同负荷及冷却条件相比较。 2.1.3.检查温度计本身是否失灵。
2.1.4.检查散热器阀门是否打开，冷却装置是否正常。若以上均正常，油温比以往同样条件下高10℃，且仍在继续上升时则可断定是变压器的内部故障，如铁芯着火或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或硅钢片间的绝缘破坏，此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯着火逐渐发展引起油色逐渐变暗，并由于着火部分温度很快上升致使油的温度渐渐升高，并达到着火点的温度，这时很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故，因此，应立即报告调度和上级，将变压器停下，并进行检查。
2.2主变漏油和着火时
2.2.1变压器大量漏油使油位迅速下降时，应立即汇报调度。禁止将重瓦斯保护改为作用于信号。有时变压器内部有“吱吱”的放电声，变压器顶盖下形成的空气层，就有很大危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。
2.2.2变压器着火时，应首先切断电源，若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，此时要用干式灭火器、或沙子灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其他设备着火。
3主变有载分接断路器的故障
3.1.过渡电阻在切换过程中被击穿烧断，在烧断处发生闪烙，引起触头间的电弧越拉越长，并发出异常声音。
3.2.分接断路器由于密封不严而进水，造成相间闪烙。
3.3.由于分接断路器滚轮卡住，使分接断路器停在过渡位置上，造成相间短路而烧坏。 3.4.调压分接断路器油箱不严密，造成油箱内与主变油箱内的油相连通，而使两相油位指示器的油位相同，这样，使分接断路器的油位指示器出现假油位，造成分接断路器油箱内缺油，危及分接断路器的安全运行。所以，在大型有载调节的变压器油枕上，装有两个油位指示器，一个是指示有载分接断路器油箱内油位，另一个是指示变压器油箱内的假油位，两个油箱是隔离的，所以这两个油位指示是不同的，在运行中应注意检查。
3.5以上故障的处理，值班人员需监视变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油色和声音的变化;试验人员应立即取油样进行气相色谱分析;鉴定故障的性质，值班人员应将分接断路器切换到完好的另一档，此时变压器仍继续运行。
4、主变主保护动作时的原因和处理
4.1.瓦斯保护动作时的处理：瓦斯保护根据事故性质的不同，其动作情况可分为两种：一种是动作于信号，并不跳闸;另一种是两者同时发生。
轻瓦斯保护动作，通常有下列原因：
A、因进行滤油，加油而使空气进入变压器。
B、因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。
C、因变压器轻微故障而产生少量气体。
D、由于外部穿越性短路电流的影响。
引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离得太快，也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。
轻瓦斯保护动作时，首先应解除音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因，根据气体分析，进行处理，若是由于带电滤油，加油而引起的，则主变可继续运行。
4.2.差动保护动作时的处理
当变压器的差动保护动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部分进行检查。重点检查以下几点：
A、检查变压器的套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。
B、检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。 C、若检查结果没有上述现象，则应查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时， 则不许将变压器合闸送电。有时差动保护在其保护范围外发生短路时，可能会发生误动，如果变压器没有损伤的象征时，有条件的可将变压器由零起升压试验后再送电，无条件时，则应检查差动保护的直流回路。若没有发现变压器有故障，就可空载合闸试送电，合闸后，经检查正常时，方可与其它线路接通。
若跳闸时一起都正常，则可能为保护装置误动作，此时应将各侧的断路器和隔离开关断开，由试验人员试验差动保护的整套装置。若为电流速断保护动作，其动作的处理可参照差动保护的处理。
4.3.过电流保护动作时的处理
当变压器由于过电流保护动作跳闸时，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查出线线路保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩等现象。如查明是因为线路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出线断路器，如查不出是越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查低压侧母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障象征时，则变压器可在空载的条件下试投一次，正常后再逐路恢复送电;当在试送某一条出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用而将其余线路恢复供电。若检查发现低压侧母线有明显象征时，则可切除该故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障象征时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。
.4.4 10KV装有零序保护而动作于跳闸时，一般均为系统发生单相接地故障所致，发生事故后，应汇报调度听候处理。
5.母线电压消失的事故处理
5.1.母线电压消失的原因有如下几点：
5.1.1.当靠近断路器的线路侧发生短路没有电抗器，而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。
5.1.2.当电源中断以及母线短路或因母线断路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重事故，应尽可能的迅速处理，使电压恢复。
5.3.2.母线电压消失的事故处理：
在母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况，以及失压时的外部象征，来判断母线失压的故障性质。
5.3.2.1.若因线路断路器失灵而引起母线电压消失时，应将故障线路手动切断后。 5.3.2.2.若母线短路或有母线到断路器间的引线发生短路而引起母线电压消失时，其外部的象征除了配电屏表计有短路现象外(仪表剧烈摆动，母线电压表为零)。在故障地点还会有爆炸声，冒烟或起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变的断路器及线路断路器跳闸，此时应切除故障母线。
5.3.2.3.若判明故障在送电线路上，即将故障线路切除后还不能消除故障时，则应接到调度命令后，把一切的断路器断开，检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开，则应检查该断路器上有无电压，等有了电压后再进行合闸，将线路与母线连接。然后再连接其它各条出线。
5.4.6.2、认真做好各项相关记录，发现问题及时与调度联系协商，同时及时将情况向月城供电局生技科运行专责或主管生产副局长汇报。
6.线路断路器事故跳闸的处理
6.1.线路断路器跳闸时，重合闸动作未成功。
6.1.1.解除音响，检查保护动作情况。
6.1.2.检查断路器及出线部分有无故障现象，汇报调度。
6.1.3.如无故障现象，可退出重合闸，在征得调度同意后，值班人员可试送一次。试送成功后，并通知继保人员对重合闸装置进行校验。可恢复重合闸，并报告调度，试送失败后通知调度安排查线。
6.1.4隔离隔离开关的故障处理
6.1.4.1隔离隔离开关拉不开或合不上。 当隔离隔离开关拉不开或合不上时，如因操作机构被卡涩，应对其进行轻轻的摇动，此时注意支持绝缘子及操作机构的每个部分，以便根据它们的变形和变位情况，找出抵抗的地点。
6.1.4.2隔离隔离开关接触部分发热
隔离隔离开关接触部分发热是由于压紧的弹簧或螺栓松动表面氧化所致，通常发展很快。因为受热的影响接触部分表面更易氧化，使其电阻增加，温度升高，若不断的发展下去可能会发生电弧，进而变为接地短路。
6.1.4.3 线路隔离隔离开关发热时，处理发热隔离隔离开关，可继续运行但需加强监视，直到可以停电检修为止。如条件许可，应设法代路运行。 7.电压互感器的事故处理
7.1.电压互感器回路断线
电压互感器高、低压侧熔断，回路接头松动或断线，电压切换回路辅助接点及电压切换断路器接触不良，均能造成电压互感器回路断线。当电压互感器回路断线时：“电压互感器回路断线”光字牌亮，警铃响，有功功率表指示异常，电压表指示为零或三相电压不一致，电度表停走或走慢，低电压继电器动作，同期鉴定继电器可能有响声。若是高压熔断器熔断，则可能还有(接地)信号发出，绝缘监视电压表较正常值偏低，而正常时监视电压表上的指示是正常的。
当发生上述故障时，值班人员应作好下列处理：
1、将电压互感器所带的保护与自动装置停用，如停用110KV的距离保护，低电压闭锁，低周减载，由距离继电器实现的振荡解列装置，重合闸及自动投入装置，以防保护误动。
2、如果由于电压互感器低压电路发生故障而使指示仪表的指示值发生错误时，应尽可能根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并尽可能不改变原设备的运行方式，以避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的误判断，甚至造成不必要的停电事故。
3、详细检查高压、熔断器是否熔断。如高压熔断器熔断时，应拉开电压互感器出口隔离隔离开关，取下低压熔断器，并验明无电压后更换高压熔断器，同时检查在高压熔断器熔断前是否有不正常现象出现，并测量电压互感器绝缘，确认良好后，方可送电。如低压熔断器熔断时，应查明原因，及时处理，如一时处理不好，则应考虑调整有关设备的运行方式。在检查高、低熔断器时应作好安全措施，以保证人身安全，防止保护误动作。
7.2.电压互感器低压电路短路
电压互感器由于低电路受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，便可能发展成两相接地短路，另外，电压互感器内部存在着金属性短路，也会造成电压互感器低压短路，在低压电路短路后，其阻抗减少，仅为副线圈的电阻，所以通过低压电路的电流增大，导致低压侧空开跳闸，影响表计指示，引起保护误动作。此时，如空开容量选择不当，还极易烧坏电压互感器副线圈。
当电压互感器低压电路短路时，在一般情况下高压熔断器不会熔断，但此时电压互感器内部有异常声音，将低压拉开后并不停止，其它现象则与断线情况相同。
当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：
当发生低压回路短路时，如果高压熔断器未熔断，则可拉开其出口隔离开关，将故障电压互感器停用，但要考虑在拉开隔离隔离开关时所产生弧光和危害性。 7.3.电压互感器高压侧或低压侧一相保险熔断，对B相熔断，指示为0，不影响线电压。
当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：
若高压侧熔断器一相熔断时，应立即拉开电压互感器隔离隔离开关，拉开低压侧空开，并做好安全措施，在保证人身安全和防止保护动作的情况下，再换熔断器。
第五篇：110KV变电站各项电气安装施工安全技术交底 施工技术安全交底记录
110KV变电站各项电气安装施工安全技术交底(全套))
本文包括110KV变电站安装过程工所有的施工过程的安全技术交底表格内容：配电屏安装、变压器安装、GIS安装、高低压电缆敷设、照明、接地变、接地网、开关柜、电缆支架、蓄电池、引下线等。共14个交底。