110kV白沙变电站现场运行规程.doc

110kv白沙变电站现场运行规程批准： 周吉奎审核： 周永东 杨 春 罗培洪编写： 陈兴莉 刘尧治黄进2007年6月7日发布 2007年7月1日试行江津供电公司 发布110kv白沙变电站现场运行规程目录第一部分 一次设备及直流系统.61.1范围 .6 1.2主接线和运行方式.61.2.1主接线方式. 61.2.2运行方式. 61.3主变压器 . 61.3.1配置及技术参数. 61.3.2变压器运行的一般规定. 61.3.3变压器的投运. 71.3.4变压器运行中的维护及检查. 81.3.5瓦斯保护装置的运行. 81.3.6有载分接开关的运行维护 121.4高压断路器 121.4.1配置及技术参数 121.4.2高压断路器的验收. 121.4.3高压断路器的操作及注意事项. 121.4.4高压断路器的巡视检查及维护. 121.4.5高压断路器的异常检查及处理. 131.4.6高压断路器允许跳闸次数 191.4.7开关操作 191.5 高压隔离开关 201 .5.1配置及技术参数.201.5.2高压隔离开关的验收 201.5.3高压隔离开关的操作及注意事项. 201.5.4高压隔离开关的巡视及维护.211.5.5高压隔离开关的异常检查及处理.211.6互感器.221.6.1配置及、技术参数.221.6.2互感器的操作及注意事项.221.6.3互感器的异常及处理.241.6.4互感器的巡视检查及维护.241.6.5互感器的异常处理.251.7电力电容器.251.7.1配置及、技术参数.251.7.2电力电容器的验收:.251.7.3电力电容器的运行要求.261.7.4 电力电容器的运行.261.7.5电力电容器的异常及故障处理.271.7.6电容器的操作注意事项：.271.7.7电容器的巡视和检查.271.8过电压保护装置.271.8.1配置及技术参数.271.8.2过电压保护装置的验收.271.8.3过电压保护装置的巡视及注意事项.281.9耦合电容器、结合滤波器、阻波器.281.9.1配置及技术参数.291.9.2耦合电容器、结合滤波器、阻波器的验收.291.9.3耦合电容器、结合滤波器、阻波器的巡视检查.291.9.4耦合电容器、结合滤波器、阻波器的运行注意事项.291.10母线.291.10.1配置及、技术参数.291.10.2母线的验收:.301.10.3母线的运行及巡视检查.301.11电力电缆.301.11.1电力电缆的验收：.301.11.2电力电缆的运行及巡视检查.301.12站用电系统.311.12.1配置及、技术参数.311.12.2站用电系统的验收.321.12.3站用电系统的运行、操作. 321.12.4站用电系统的异常及事故处理：.321.13直流系统.321.13.1直流系统配置.321.13.2 df0210a智能型直流电源构成：.321.13.3 df0210a智能高频开关直流电源构成：.321.13.4直流系统的运行管理.341.14二次设备管理一般规.341.14.1定值管理.341.14.2 直流回路各级熔断器配置表.34第二部分 二次设备及继电保护.342.1 继电保护及自动装置部份总则342.1.1 本站继电保护及安全自动装置类型342.1.2 本站继电保护及安全自动装置型号342.1.3调度管辖权342.2 二次设备管理一般规定352.2.1 定值管理：352.2.2 记录薄和图纸、资料352.2.3 二次设备运行一般规定352.2.3.1 二次设备运行要求352.2.3.2 运行管理规定362.2.3.3 二次设备巡视要求及规定362.2.3.4 二次设备的日常维护372.2.3.5 运行监视372.3 保护及自动装置372.3.1 主变保护 37 2.3.1.1保护配置382.3.1.2 保护作用.382.3.1.3 主变差动保护装置一般操作方法382.3.1.4 主变后备保护装置一般操作方法412.3.2 110kv线路保护452.3.3 35kv线路保护482.3.4 10kv线路保护512.3.5 10kv电容保护54 第三部分 通讯及自动化设备693.1通信设备现场运行规程693.1.1概况693.1.1.1 110kv白沙变电站通信机房设备定置简图693.1.2 机房环境维护要求703.1.2.1机房温度703.1.2.2机房防尘703.1.3 机房维护制度 703.1.4载波机现场运行规程703.1.4.1载波机平面图703.1.4.2 现场运行规程713.1.4.2.1概况713.1.4.2.2日常巡视和应急处理723.2 自动化设备现场运行规程723.2.1 本系统的运行分类723.2.1.1 正常运行说明723.2.1.2 不正常运行说明723.2.2 现场各设备分布图及正常运行状态下说明723.2.2.1 110kv白沙变电站自动化设备情况723.2.2.2 正常运行情况下各组件情况733.2.2.3自动化设备现场分布图733.2.3 正常运行下本系统的操作及运行监视733.2.3.1 操作733.2.3.2 运行监视733.2.3.2.1 后台机上的监视733.2.3.2.2 各屏上的监视733.2.3.2.3 moden和hub的监视743.2.4 不正常运行下本系统的操作及运行监视743.2.4.1 因后台机、总控、hub、某测控屏、故障造成的本系统运行不正常情况下运行监视743.2.4.2因载波机故障或通道故障无法将数据及时上传调度造成的本系统运行不正常情况下的操作及运行监视743.2.5 常见的故障判断处理743.2.6 变电站值班员对本系统的巡视743.2.6.1综合屏的巡视检查步骤743.2.6.2 有关注意事项及事故处理74第四部分事故的一般的处理原则754.1事故处理的原则.75第五部分本站危险点分析及控制措施765.人身触电伤害风险.775.1人员误操作事故风险.815.2高处坠落伤害风险.845.3物体打击伤害风险.865.4其他类伤害风险.86 110kv白沙变电站现场运行规程第一部分 一次设备及直流系统1.1 范围1.1.1 本规程规定了江津供电公司白沙变电站110kv、35kv、10kv设备及站用电设备的运行、巡视检查、维护等的技术要求，本规程适用于江津供电公司110kv白沙变电站。1.2 主接线和运行方式 1.2.1 主接线方式110kv：110kv母线采用的是单母线分段接线方式。35kv：35kv母线采用的是单母线分段接线方式。10kv：10kv母线采用的是单母线分段接线方式。1.2.2 运行方式110kv：110kv母线由120分段开关联络运行。宝白龙白线121路及i段母线pt运行在i段母线上；官白线108路及ii段母线pt运行在ii段母线上。35kv：35kv母线由320分段开关联络运行。白李线324路、白鹅线323路及#1站用变、i段母线pt运行在i段母线上；白石线321路、白蟆线325路、2段母线pt运行在ii段母线上，而白荣线322路备用在ii段母线上。10kv：10kv母线由620分段开关联络运行。白糖线621路、白高线622路、白滩线623路、白中线624及#1电容器631、i段母线pt、#2站用变运行在i段母线上；白东线625路、白河线626路、白永线627路、白蝉线628路及#2电容器632、ii段母线pt运行在ii段母线上。1.3 主变压器1.3.1 配置及技术参数1.3.1.1 本站主变一台，容量为31500kva，有载调压自然油循环风冷变压器。1.3.1.2 技术参数1.3.1.2.1 主变型号:sfsz9-31500/110容量:31500kva接线组别:yn yn0 d11冷却方式:dfaf额定阻抗:10.55%/18.18%/6.52%额定电压:110/38.5/10.5kv额定电流:165.3/472.2/1732a空载损耗:29.43kw负载损耗:158.3/160.4/119.9空载电流:0.24%油重：13350kg总重：59300kg出厂编号:d11039152出厂日期:2001年3月制造厂家:成都双星变压器厂1.3.2 变压器运行的一般规定本站油浸式变压器设有储油柜(油枕)，其容积约为变压器总油量(体积)的10%，储油柜带有指针式油位表，在不同环境温度下指针应该停留的相应的位置,直接在刻度盘上读出。1.3.2.1 运行电压：变压器运行电压一般不得超过其运行分头额定电压的105%,对于特殊使用情况（例如变压器的有功功率可能在任意传输方向时），允许在不超过110%额定电压下运行。1.3.2.2 运行温度：本站运行中的变压器，应注意其最高上层油温不得超过85c。1.3.2.3 冷却装置1.3.2.3.1 正常运行时，应打开全部散热器的上、下阀门。1.3.2.3.2 变压器上层油温低于55c（例如气温较低、负荷较轻时），一般不开风扇；变压器上层油温超过55c时，应启动部分或全部风扇，使上层油温尽量接近55c。1.3.2.3.3 冷却装置自动投入时，一般整定为55c启动，45c停用。1.3.2.3.4 容量:在额定使用条件(电压、冷却装置、温度等)下，变压器全年可按额定容量运行。1.3.3 变压器的投运1.3.3.1 投运前检查1.3.3.1.1 对安装(大修)后或长期停运的变压器，投运前，值班人员应进行下列项目的检查：（1) 继电保护装置是否已装设齐全、校验合格并按规定启用。（2) 变压器本体、有载分接开关、套管等各处油位是否正常，瓦斯继电器和散热器阀门是否已打开，冷却系统是否正常。（3) 分接开关位置是否正确,其电动操作是否正常，指示器指示是否正确。（4) 压力释放装置是否完好。（5) 储油柜及套管油位、油色是否正常，器身及套管有无渗、漏油。（6) 套管外绝缘是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹。（7) 吸湿器油封是否完好、呼吸是否畅通，矽胶是否干燥(矽胶潮解变色部分，不应超过总量的1/2)。（8) 瓦斯继电器与储油柜间连接阀门是否打开，瓦斯继电器内有无气体。（9) 接地引下线是否完好。（10) 一次引线接头是否正确、牢靠。（11) 接地线是否已经拆除，变压器顶部有无杂物。（12） 检查工作人员是否已在一、二次修试记录薄上作好记录，且结论为“可以投入运行”。1.3.3.1.2 变压器小修、临修后或备用变压器投运前，值班人员应进行下列项目的检查：（1) 储油柜及套管油位、油色是否正常，器身及套管有无渗、漏油。（2) 套管外绝缘是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹。（3) 吸湿器油封是否完好、呼吸是否畅通，矽胶是否干燥(矽胶潮解变色部分，不应超过总量的1/2)。（4) 瓦斯继电器与储油柜间连接阀门是否打开，瓦斯继电器内有无气体。（5) 接地引下线是否完好。（6) 一次引线接头是否正确、牢靠。（7) 接地线是否已经拆除，变压器顶部有无杂物。（8） 检查工作人员是否已在一、二次修试记录薄上作好记录，且结论为“可以投入运行”。1.3.3.1.3 变压器的投运及注意事项:1.3.3.1.3.1 投运变压器之前，应仔细检查，并确认变压器在完好状态，且具备带电运行条件。1.3.3.1.3.2 投运前应启用全部冷却器，新安装或大修后需将油循环较长时间，以利于残存空气的逸出。1.3.3.1.3.3 投运前应先将投运变压器中性点直接接地，并投入相应保护，操作完毕后再根据调度命令确定中性点是否接地。1.3.3.1.3.4 变压器的充电应从高压侧进行，停电时应从低压侧开始。1.3.3.1.3.5 新安装在投运前，应冲击合闸5次，第一次加压时间约10分钟，以后每次间隔35分钟，大修后及更换线圈者应冲击合闸3次。1.3.3.1.3.6 新安装或大修后变压器投入运行及运行中的变压器带电滤油、加油时，应将重瓦斯改接信号，但差动保护应可靠投入，当变压器完全停止排除空气气泡时，才可将重瓦斯接回跳闸位置。1.3.3.1.3.7 备用中的变压器应随时可以投入运行，长期备用的变压器应每月充电运行一次，时间不少于2小时，变压器长期停运100天者，投入运行前应测量绝缘电阻、吸收比、分接头接触电阻，必要时应重新做预防性试验。1.3.3.1.3.8 并列运行中的变压器进行调压操作前，应检查档位指示相同后，方可进行“升”或“降”的操作。1.3.3.1.3.9 变压器分接头改变后，应检查三相电流、电压是否平衡。1.3.4 变压器运行中的巡视检查及维护1.3.4.1 检查周期:一般每天至少两次，每周另有夜间检查一次。1.3.4.2 检查项目1.3.4.2.1 储油柜及套管油位、油色是否正常，器身及套管有无渗、漏油。1.3.4.2.2 套管外绝缘是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹。1.3.4.2.3 吸湿器油封是否完好、呼吸是否畅通，矽胶是否干燥(矽胶潮解变色部分，不应超过总量的1/2)。1.3.4.2.4 变压器音响是否正常。1.3.4.2.5 变压器油温是否正常，管道阀门开闭是否正确；风扇、油泵等转动是否均匀正常，油流继电器是否工作正常。1.3.4.2.6 压力释放器曾否动作(标示杆是否突出)。1.3.4.2.7 瓦斯继电器与储油柜间连接阀门是否打开，瓦斯继电器内有无气体。1.3.4.2.8 套管、引线接头等有无发热现象。1.3.4.2.9 接地引下线是否完好。1.3.4.2.10 有载调压分接开关的分接位置及电源指示应正常。1.3.4.2.11 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；1.3.4.2.12 系统发生接地短路故障后，应检查主变压器中性点连接线、中性点接地刀闸和接地引下线有无烧伤和异常。1.3.5 瓦斯保护装置的运行1.3.5.1 变压器正常运行时，其瓦斯保护应投入跳闸。1.3.5.2 变压器在安装、检修或停用以后投入运行，在进行冲击合闸(或充电)时，以及在投入初期的空载、负载运行(或试运行)时，其瓦斯保护应投入跳闸，即与变压器正常运行时相同。1.3.5.3 重瓦斯改接信号的规定： 运行中的变压器，遇有下列情况之一时，应将重瓦斯保护暂时改接信号，并应先汇报公司生产副总批准：1.3.5.3.1 带电滤油、加油、更换油再生器矽胶工作时，重瓦斯改接信号；工作完毕后，每隔12小时放气一次，当连续两次油中无气体放出时，即可将重瓦斯接回跳闸。1.3.5.3.2 因油位计指示油面异常升高或油路系统有其他异常现象，需要打开放油、放气阀门(塞)检查，或需要检查吸湿器和进行其他类似工作以查明原因时。1.3.5.3.3 运行中的变压器，凡因各种原因需要将重瓦斯暂时改接信号或者停用瓦斯保护时。1.3.6 有载分接开关的运行维护1.3.6.1 有载分接开关的操作1.3.6.1.1 有载分接开关一般由值班员根据调度命令在后台机上进行档位调节，但在电动操作失灵时允许在就地操作箱上手动操作。1.3.6.1.2 有载分接开关操作时，应注意电压、电流的指示，包括非电源侧母线电压的变化，以判定分接开关动作的正确性。如发现操作前后电压、电流无相应的变化，当档位不对应或出现滑档等异常情况时，应立即停止操作，查明原因，通知相关部门处理。1.3.6.1.3 变压器过载时，一般不应操作其有载分接开关；当过载倍数达1.5及以上时，严禁进行操作。1.3.6.1.4 有载分接开关油箱密封破坏，有载分接开关与变压器本体油路相通时，禁止操作有载分接开关。1.3.6.1.5 有载分接开关每次调档后应有一定间隔时间方可继续调档，每天限制在20次以内。1.3.6.1.6 在远方无法操作而由值班员就地操作时，有载分接开关一般使用电动操作；按一下调一档，共有19档可以调。其操作按钮的使用：s1：1n升，s2：n1降，s3紧急跳闸。但在电动操作失灵时允许使用手动操作，手动操作时在本体的操作箱上。1.3.6.2 有载分接开关的巡视检查 在巡视有载调压变压器时，应同时巡视其有载分接开关。巡视时应注意以下各项：1.3.6.2.1 分接开关油位及油色是否正常，有无渗、漏油现象，吸湿器矽胶是否正常。1.3.6.2.2 操作机构中机械指示器指示正确并与控制室内分接位置指示器指示是否一致。1.3.6.2.3 母线电压是否在规定的范围以内，控制器的电源指示灯亮。1.3.6.2.4 检查开关操作箱有无密封不良、齿轮箱渗漏油等缺陷。1.3.6.3 过负荷1.3.6.3.1 检查主变负荷情况，若确系过负荷应立即汇报调度要求转移负荷，同时派专人监视主变负荷及温度，并投入主变全部冷却器。1.3.6.3.2 若主变未过负荷，应检查主变是否误发信号。1.3.6.4 “主变温度过高”信号发出：1.3.6.4.1 检查主变负荷及温度情况。1.3.6.4.2 检查主变温度测量装置，判定有无误发信号。1.3.6.4.3 检查冷却系统：冷却器表面有无积灰堵塞；有关阀门是否打开，管道有无堵塞；风扇运转是否正常，数量是否合适，分布是否合理。1.3.6.4.4 若判明是冷却器故障，则按以下规定执行：1.3.6.4.4.1 自然油循环风冷变压器因冷却系统故障而造成风扇全停时，其允许负荷和运行时间一般应遵守制造厂规定。当上层油温不超过85c时，允许带额定负荷运行。1.3.6.4.4.2 若冷却系统故障在主变运行中可以处理（如部分风扇），则值班人员应报告调度，同时通知维修人员尽快处理。1.3.6.4.4.3 若冷却系统故障运行中无法处理，则值班人员应立即报告调度要求转移负荷，同时立即报告上级。1.3.6.4.5 若冷却系统和温度计正常，但油温较正常值(同样负荷和冷却介质温度下应有的油温)高10以上，或负荷不变油温却不断上升，则说明变压器已发生内部故障(铁心严重短路、绕组匝间短路等)且相应的保护装置未能动作。此时，值班人员应立即报告调度，要求紧急停运。(情况危急时，亦可先行停运，再向调度报告)同时应立即报告上级，要求迅速处理。1.3.6.5 主变“通风故障”信号发出：应检查主变端子箱内空气开关是否跳闸；检查风扇保险是否熔断，有无异常；检查主控室站用屏上“主变风扇电源”开关是否跳闸，保险是否熔断，查明原因处理后再起动风扇。1.3.6.6 有载分接开关异常情况的处理 有载分接开关进行操作，若发生下列情况之一时，应立即断开操作机构的电机电源，并报告调度及上级领导，要求处理：1.3.6.6.1 按动升(降)压按钮时，电机反转，电压不升反降(不降反升)。1.3.6.6.2 分接开关切换到位、电压变换以后，切换机构尚不能自动停止。1.3.6.6.3 当操作有载分接开关切换不到位且不能恢复到原有档位时，并作好停用变压器的准备。1.3.6.6.4 值班员发现有载分接开关油箱防爆盖破裂，并作好停用变压器的准备。1.3.6.7 轻瓦斯保护装置动作后的处理1.3.6.7.1 立即报告调度和上级有关领导。1.3.6.7.2 检查瓦斯继电器：若存在气体，应记录气量和颜色，并用专用取样器收集气体，并取变压器油样，一并送作色谱分析；若继电器中没有气体，应取变压器油样，送作色谱分析。1.3.6.7.3 设法判明是否因油中侵入空气，油位过低或变压器内部故障导致信号动作。1.3.6.7.4 检查储油柜至瓦斯继电器之间油道阀门：是否因该阀门不慎关闭，变压器油箱内油不能通过储油柜调节而导致信号误动。1.3.6.7.5 检查二次回路：是否因二次回路绝缘击穿或其他故障而导致信号误动。1.3.6.7.6 若色谱分析判断无异常，则变压器一般可继续运行。1.3.6.7.7 若分析表明：导致信号动作的是油中剩余气体逸出或强油循环系统吸入空气，但信号动作时间逐次缩短，有造成重瓦斯动作跳闸的趋势，则应报经公司生产副总批准，将重瓦斯改接信号；同时报告调度和上级，要求尽快处理。(假如有备用变压器时，则应报告调度，改为备用变压器运行，而不得采用上述重瓦斯改接信号的措施)。1.3.6.7.8 若色谱分析结果异常，一般应先安排变压器停电试验，进行综合判断。若确定变压器存在内部故障，应尽快停运处理。处理以前，若上级决定暂时带病运行，则值班人员应加强运行监视，特别注意油温、油色、音响等的异常情况；同时，对油中气体的色谱分析应缩短周期，跟踪监测。 必须注意：对瓦斯继电器中气体性质的判断，应以色谱分析结果为准。现场检查其色、臭、可燃性等均只能作为辅助判据。若无其他确实可靠的理由，一般不得以“无色、无臭、不可燃”等即将气体判为空气。1.3.6.8 重瓦斯保护装置动作后的处理1.3.6.8.1 立即报告调度和上级有关领导。1.3.6.8.2 瓦斯保护动作跳闸后，应检查瓦斯继电器、变压器及二次回路，检查的方法和内容与轻瓦斯动作后的检查相同。1.3.6.8.3 瓦斯保护动作跳闸后，对继电器中的气体及变压器油样必须进行色谱分析，对气体性质的判断，只能以色谱分析结果为准。1.3.6.8.4 若检查结果表明：变压器跳闸的原因不是内部故障，而是外部缺陷(保护装置二次回路故障、油中剩余气体过多或强油循环系统吸入空气导致重瓦斯动作等)，可经调度同意后将变压器恢复运行。但变压器的恢复运行须先经公司生产副总批准。1.3.6.8.5 若检查结果不能排除变压器内部故障的可能，则变压器不得投运。应尽快安排进一步的检查和试验；必要时，应放油或吊罩(芯)对变压器内部进行检查。1.4 高压断路器1.4.1 配置及技术参数1.4.1.1 本站各电压等级高压断路器的配置情况：110kv系统配置sw6-110/1250少油式开关，共四台开关。35kv系统配置zn23-35/1250真空开关，共七台开关。10kv系统配置zn28-12-6e/630真空开关，共十二台开关。1.4.1.2 本站各型断路器主要技术数据如下：1.4.1.2.1 sw6-110/1250型油开关的主要技术参数型号：sw6-110/1250额定电流：110/1250a额定开断电流：21ka操作机构型号：cy3-v分闸电压：220v合闸电压：220v储能电机的电压电流：220v/5a1.4.1.2.2 zn23-35/1250型油开关的主要技术参数型号：zn23-35/1250 额定电流：35/1250a额定开断电流：20ka操作机构型号：ct100iv分闸电压：220v合闸电压：220v储能电机的电压电流：220v/2.75a1.4.1.2.3 zn28-12-6e/630型油开关的主要技术参数额定电流：12/630a（601开关额定是电流为2000a）额定开断电流：20ka操作机构型号：ct19分闸电压：220v合闸电压：220v储能电机的电压电流：220v/1.5a1.4.2 高压断路器的验收断路器新安装、检修完毕后，应按规定由运行部门组织验收，验收工作包括以下内容：1.4.2.1 运行人员的检查项目1.4.2.1.1 一般检查项目（1)断路器应固定牢靠，外表清洁完整。（2)电气连接应可靠且接触良好。（3)断路器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确；调试操作时, 压力开关、辅助开关应准确可靠，信号正确。接点无电弧烧损。（4)瓷套及其他绝缘件应完整无损，表面清洁。（5)断口并联电阻、电容值符合设计要求。（6)操动机构箱的密封垫应完整，电缆管口、洞口应予封堵。（7)支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好。（8)油漆应完整，相序色标志正确，接地良好。（9)两侧刀闸应在断开位置,临时接地线、短路线应拆除,恢复常设遮栏并加锁，即开关已处于停用状态。1.4.2.1.2 特殊检查项目（1) 液压操动机构液压系统应无渗漏油，油位正常；安全阀、减压阀等应动作可靠；压力表应指示正确。（2) 真空断路器灭弧室的真空度符合产品技术要求1.4.3 高压断路器的操作及注意事项1.4.3.1 高压断路器的操作1.4.3.1.1 本站高压断路器由值班员根据调度命令操作。1.4.3.1.2 操作高压开关前，必须确认开关两侧刀闸在合位，控制屏和保护屏无限制开关操作的信号发出，真空开关必须先蓄能，油开关必须有油位。1.4.3.1.3 操作开关时应注意后台机的开关位置的变化，并查看三相电流表指示是否平衡，同时检查二次操作模块的指示是否正确，操作后应检查断路器拐臂、连杆、机械指示器动作及负荷电流表变化情况，确保其已合上或拉开，不得仅以红、绿灯指示为准；跳闸后电流表指示应为零。1.4.3.2 注意事项及一般要求1.4.3.2.1 高压开关在正常状态下，应在额定参数下运行，其额定电压的变动一般不超过110%，开关过负荷时间不得超过4小时，在事故和特殊情况下，需要过负荷时，应考虑回路的其它附属元件是否能够承受,开关事故过负荷不得超过额定电流的20%。1.4.3.2.2 严禁将机构拒动且未经检修的断路器投入运行。1.4.3.2.3 断路器的铭牌规定开断容量应大于安装地点短路容量值，若发现有小于短路容量情况，不得将开关投入运行，并及时报告上级。1.4.3.2.4 在断路器跳闸后，发现绿灯未亮且红灯熄灭，应及时断开前台机操作箱电源，防止跳闸线圈烧毁。1.4.3.2.5 断路器合上后自动跳闸或发生跳跃分合现象，应立即停止操作，并报告调度值班员查明原因后，再根据调度命令再次合闸。1.4.3.2.6操作断路器前，应检查各类型开关的操作电源是否正常；真空开关的弹簧是否可靠储能，油开关的合闸保险应合上，跳合闸电压值应在规定值内。1.4.4 高压断路器的巡视检查及维护1.4.4.1 高压断路器的巡视周期1.4.4.1.1 正常运行中的断路器，每天巡视检查一次。1.4.4.1.2 每周进行夜间熄灯巡视一次。1.4.4.1.3 新装、大修和预试后的高压开关在投入运行后每小时检查一次，两小时后恢复正常巡视的周期进行。1.4.4.1.4 此外在恶劣环境下和鸟害季节必须进行特巡。1.4.4.1.5 其他上级部门要求巡视。1.4.4.2 运行中高压断路器的正常巡视项目1.4.4.2.1 一般检查项目1.4.4.2.1.1 断路器分、合闸位置指示是否与当时的运行情况相一致。1.4.4.2.1.2 检查接头接触是否良好，有无过热现象，瓷质外绝缘有无裂纹、放电痕迹，断路器本体有无脏污和杂物，引线是否过松或过紧。1.4.4.2.1.3 带电外露部分相序色是否完好，紧急脱扣的红色标记是否齐全。1.4.4.2.1.4 断路器本体及底座接地是否完好，接地引下线有无断裂和锈蚀。1.4.4.2.1.5 端子箱、机构箱是否完好，各接线端子有无松动或飞弧，是否清洁、完整，端子箱、机构箱门是否关闭紧密，有无水分、灰尘和杂物进入，烘潮灯是否完好，封堵是否完好。1.4.4.2.1.6 断路器内部有无放电或其他异常声响。1.4.4.2.1.7 断路器的各种仪表、油位计指示是否在正常范围以内。1.4.4.2.2 特殊检查项目1.4.4.2.2.1 油断路器（1）断路器及其套管油位、油色是否正常，有无渗、漏油、流胶，固体外绝缘是否清洁，金属外壳有无锈蚀，油漆是否完好。（2）断路器防雨帽是否完好。1.4.4.2.2.2 真空断路器（1）弧室有无异常，内部有无异常音响。（2）真空泡外壳是否清洁。1.4.4.2.2.3 夜间巡视（1）.接头无烧红、打火现象。（2）瓷瓶无电晕放电现象。（3）无异常声响。1.4.4.3 高压断路器的日常维护项目1.4.4.3.1 配合停电机会，进行内部传动部位检查，清扫瓷瓶存积的污垢及处理缺陷。1.4.4.3.2 按使用说明书规定，定期对操作机构添加润滑油。1.4.4.3.3 油断路器应经常检查其油位和渗漏油情况，根据油位变化进行必要的补油或放油。1.4.4.3.4 定期检查合闸保险熔丝是否正常，核对其容量是否相符。1.4.4.3.5 定期对断路器操作机构箱、端子箱进行清洁，根据环境温度或湿度投入或退出机构箱、端子箱中的加热器或烘潮灯。1.4.4.3.6 断路器的正常维护工作，应记入变电站维护记录薄内。1.4.4.3.7 开关跳闸后应作好值班记录、开关跳闸记录、填写事故报表。1.4.5 高压断路器的异常检查及处理1.4.5.1 断路器有下列情况之一时，应立即申请停电处理：1.4.5.1.1 套管严重破损或有放电现象。1.4.5.1.2 少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响。1.4.5.1.3 油断路器严重漏油，油位看不见。1.4.5.1.4 真空断路器出现真空损坏的“丝丝”声。1.4.5.2 .断路器合不上闸应进行的检查1.4.5.2.1 常规检查进行合闸操作时，断路器合不上闸，值班人员应进行下列检查，迅速判断故障范围，查找故障原因，并设法排除故障。如果值班人员无法处理，则应立即报告上级要求处理。（1) 检查操作保险和合闸保险是否松动或熔断。（2) 检查是否合闸电源电压太低。（3) 检查是否合闸操作时间太短。（4) 检查是否有继电保护装置动作，发出跳闸脉冲。（5) 检查同期开关位置是否合适，同期条件是否满足。（6) 检查合闸回路是否断线或接触不良。（7) 检查合闸线圈是否开路或短路。（8) 检查是否有气压异常、弹簧未储能等各种闭锁信号发出。（9） 检查是否存在操作机构的机械故障，如机构卡滞、锈死、弯曲变形、折断、松动等。1.4.5.2.2 特殊检查油断路器和真空断路器 需拆除面板或机构罩，通过观察合闸铁芯的动作情况，判断是操作回路故障还是机构故障。若合闸铁芯不动作，应检查操作回路，若动作无力则为铁芯卡滞；若合闸铁芯动作正常但合不上断路器，应检查传动机构中销子、连杆是否完整无断裂。1.4.5.2.3 断路器不能分闸应进行的检查1.4.5.2.3.1 常规检查断路器不能分闸，值班人员应进行下列检查，迅速判断故障范围，查找故障原因，设法排除故障。如果值班人员无法处理，则应立即报告上级要求处理。（1) 检查操作保险是否松动或熔断。（2) 检查分闸电源电压是否太低。（3) 检查分闸回路是否断线或接触不良。（4) 检查分闸线圈是否开路或短路。（5) 检查是否有气压异常、弹簧未储能等各种闭锁信号发出。（6) 检查是否存在操作机构的机械故障，如机构卡滞、锈死、弯曲变形、折断、松动等。1.4.5.2.3.2 特殊检查油断路器和真空断路器:需拆除面板或机构罩，通过观察分闸铁芯的动作情况，判断是操作回路故障还是机构故障。若分闸铁芯不动作，应检查操作回路，若动作无力则为铁芯卡滞；若分闸铁芯动作正常但跳不掉断路器，应检查传动机构中销子、连杆是否完整无断裂。1.4.5.2.4 断路器操作机构的异常检查1.4.5.2.4.1 液压机构液压机构常见异常现象现象分类异常现象可能原因压力异常储压筒油压过高（1） 微动开关接点粘连，油泵连续运转（2） 储油桶密封不严，液压油进入氮气室内储压桶油压过低（1） 安全阀的橡胶垫圈损坏，大量漏油（2） 一级阀排油孔漏油（3） 氮气外漏，氮气筒压力降低氮气桶预压力过高（1） 外界温度升高（2） 高压油渗入气体氮气桶预压力过低（1） 外界温度降低（2） 气体渗入高压油（3） 焊缝不严，漏气建压时间长或建不起压油泵建压时间过长1、 整个建压过程时间长（1） 吸油回路有堵塞，吸油不畅通，滤油器有脏物堵塞（2） 油泵中空气未排尽（3） 油箱油位过低，油量少（4） 油泵吸油阀钢球密封不严或只有一个柱塞工作2、 油泵建至一定的压力后，建压时间变长或建不起压（1） 柱塞座与吸油阀之间的尼龙密封垫封不住高压油（2） 柱塞和柱塞座配合间隙过大（3） 高压油路有泄露（4） 安全阀调整不当油泵建不起压（1） 高压放油阀未关严或逆止阀钢球没有复位（2） 合闸二级阀未关严（3） 油泵本身故障，吸油阀密封不严，柱塞座与吸油阀之间的尼龙垫封不住高压油，柱塞与柱塞座配合间隙大或只有一个柱塞处于工作状态拒动拒合电磁铁未启动（1） 二次回路连接松动，接触不良（2） 辅助开关未切换（3） 电磁铁线圈断线（4） 铁芯卡住电磁铁启动，工作缸活动塞杆不动（1）阀杆变形，行程不够，合闸一级阀未打开（2）合闸控制油路堵塞（3）分闸一级阀未复位拒分电磁铁未启动（1）二次回路连接松动，接触不良（2）辅助开关未切换（3）电磁铁线圈断线（4）铁芯卡住电磁铁启动，工作缸活动塞杆不动（1） 阀杆变形，分闸阀未打开（2） 合闸保持回路漏装0.5mm节流孔接头（3） 合闸二级阀活塞卡住未复归误动合后即分（1） 合闸保持回路0.5mm节流孔受堵（2） 分闸阀内逆止阀或一级阀未复归或密封不严（3） 合闸二级阀活塞密封圈失效油泵异常油泵频繁启动打压分闸位置频繁启动1、 外泄露（1） 工作缸活塞出口端密封不良（2） 储压筒活塞杆出口端密封不良（3） 管路连接头渗漏（4） 高压放油阀密封不良或未关严2、 内泄露（1） 工作缸活塞密封圈失效（2） 合闸一级阀密封不良（3） 合闸二级阀密封不良合闸位置频繁启动1、 外泄露（1）工作缸活塞出口端密封不良（2）储压筒活塞杆出口端密封不良（3）管路连接头渗漏（4） 高压放油阀密封不良或未关严2、 内泄露（1） 二级阀活塞密封圈失效或二级阀活塞锥面密封不良（2） 分合闸一级阀密封不良（3） 合闸阀内逆止阀密封不良（4） 合闸阀与二级阀连接处密封圈失效分、合位置均频繁启动1、 外泄露（1）工作缸活塞出口端密封不良（2）储压筒活塞杆出口端密封不良（3）管路连接头渗漏（4）高压放油阀密封不良或未关严2、 内泄露（1） 油泵卸载，逆止阀关闭不严（2） 合闸一级阀关闭不严油泵不启动打压（1） 油泵电机电源失去（2） 油泵电机本身故障（3） 微动开关接点接触不良（4） 压力表故障，指示错误异常现象的处理：值班人员应查明原因，设法处理。若无法处理应及时通知相关部门处理。1.4.5.2.4.2 弹簧机构弹簧操动机构常见的异常现象现象分类异常现象可能原因拒动拒合铁芯未启动线圈端子无电压二次回路连接松动熔丝熔断辅助开关接点接触不良或未切换线圈端子有电压线圈断线或烧断铁芯卡住铁芯已启动、四连杆未动线圈端子电压太低铁芯运动受阻铁芯撞杆变形、行程不足四连杆变形、受力，过“死点”距离太大合闸锁扣扣入牵引杆深度太大扣合面因硬度不够而变形，摩擦力大，“咬死”四连杆动作，牵引杆不释放牵引杆过“死点”距离太小或未出“死区”机构本身有严