KV变电站现场运行规程.doc

110kV正化变电站现场运行规程版本号1.01 总则1.1 范围1.1.1 正化变电站有人值守变电站。本规程规定了该站的设备管辖范围，运行方式、一二次设备的运行规定以及主要设备的事故处理。1.1.2 本规程适于正化变电站，本规程规定了该站的设备管辖范围，运行方式、一二次设备的运行规定以及主要设备的事故处理。要求运行值班人员、主管专工、主任及公司有关工程技术人员、调度员应熟悉和执行本规程。1.2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，根据本标准达成协议的各方研究可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。国家电网公司电力安全工作规程(变电站和发电厂电器部分)(试行)图家电网安监200583号 河北省电力公司变电运行规程 河北省南部电网调度管理规程 河北南部电网继电保护运行管理规程 石家庄供电公司变电运行规程 石家庄电网调度管理规程 石家庄电网继电保护及安全自动装置运行管理规程1.3 本站在电网中的地位1.3.1 本站位于石家庄正元化肥厂内，是石家庄地区110kV电力网中负荷变电站，装有两台l 10kV31500kVA主变压器。1.3.2 110kv线路共2回，托化线181、托正T接线182与 220kV安托变电站的110kV系统托化线191、托正线192联络运行。1.3.3 6kV线路共12回，主要供电至场内6KV 203站。1.4 本规程说明1.4.1本规程是根据石供电生2002716号文石家庄供电公司现场规程制度管理办法及石电业生(1993)第29号石家庄电业局技术责任制的要求而编写的，目的是为了保证运规能具有针对性、实用性和正确性，为运行人员实际工作提供指导性原则，确保电安全稳定的运行。1.4.2 本规程适用于110kV正化变电站一、二次设备的运行范畴。内容主要是规定现场运行监视、运行操作、事故及异常情况处理的要求和对一些设备的工作原理、使用操作方法及影响设备操作正确性的关键操作步骤。 l.4.3 变电站现场运行规程的修订要求：l.4.3.l 变电站现场设备发生变更，均要求及时修订变电站现场运行规程，在设备投运前变电站现场应具备经审批后的运行规程。特殊情况下按城网变电站现场运行规程管理规定的要求执行。 1.4.3.2变电站现场运行规程的编写和装订应采用易修改的模式，规程修订后只需将规程修改、修改记录(见附录)，附在原规程后即可。 l.4.3.3 现场运行规程应每3年需进行一次全面的修订、审批。l.4.3.4规程的修订通过版本号的方法进行管理，变电站起始版本号为1.0版，第二次修订后开始的版本号为2.0版，若该修订年度变电站规程3次修订，其版本号分别为X0、X.1、X.2版。 1.4.3.5规程修改补充单的编号按流水编号进行统汁，并保留3年。1.4.4 规程编写及审核的规定：l.4.4.1 规程原则上由变电站负责编写，对于生产部管辖范围内第一次使用的复杂供电设备(包括一、二次设备)，由生产部负责组织编写后会审。 1.4.4.2规程的送审采用电子文档上网送审，有关审批人员必须逐级在规程上(或运规修改补充单)审核后签名，并经本公司总工程师批准方可执行。1.5 调度管辖范围的划分1.5.1本站实行石家庄市调单级调度。1.5.2市调调度管辖范围：安托站托化线191开关、110kV托化线、110kV托正线及T接线；正化站托化线181、托正T接线182开关、分段101开关、110kV、段母线属地调调度设备。1.5.3正化站#1、#2主变及以下设备属正化站自管、灵寿供电公司高压检查管辖设备。1.6 本站一次设备的主要运行方式1.6.1本站一次主改备共分两个电压等级，分别为ll0kV及6kV。110kV采用内桥接线方式。6kV采用单母线分段接线方式。110kV室内组合电器，6kV室内开关柜布置。 1.6.2运行方式l(单线双变)： 110kV托化线181开关带#1主变、#2主变运行，内桥l01开关合位，6kV 段、段母线分裂运行；托正T接线182开关为热备用。 1.6.3运行方式2（单线双变)：110kV托化线181检修， 110kV托正T接线182开关带#1主变、#2主变运行，内桥l01开关合位，6kV 段、段母线分裂运行。 1.6.4运行方式3（单线单变)：其中一台主变检修，ll0kV单线路带本站单台主变运行，内桥101开关合位，6kV分段开关601合位。1.7本站一次设备的正常运行方式1.7.1运行方式1(单线双变)代表本站正常运行方式，#1、#2主变中性点不接地运行。 2 倒闸操作2.1 一般规定2.1.1 倒闸操作必须严格遵守电业安全工作规程的有关规定。2.1.2属调度管辖设备的倒闸操作，必须有值班调度员的命令。2.1.3倒闸操作前必须了解系统的运行方式，继电保护及自动装置等情况，并考虑保护及自动装置是否适应新的运行方式的需要。 214 电气设备合闸送电之前，应收回有关工作票，拆除送电范围内的所有接地线和临时安全措施，恢复常设遮栏及标示牌，并将设备网门锁好。2.1.5交接班及负荷高峰时，应尽量避免进行倒闸操作。雷雨时，禁止进行户外设备的倒闸操作。 2.1.6倒闸操作时，必须使用合格的安全工器具，操作人员应对其进行详细的检查。2.1.7倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时运行人员必颂重新进行“四核对”工作(即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态)，确操作设备、操作步骤正确无误后方可进行操作。2.1.8下列各项操作可以不用操作票：2.1.8.1 事故处理；2.1.8.2 拉合断路器(开关)的单一操作；2.1.8.3同时拉合几路开关的限电操作；2.1.8.4为控制系统电压进行的投切电容器的操作。注：上述操作操作应记入操作记录内。2.2系统的并解列操作 本站不涉及此操作。2.3 主变压器停、送电的操作2.3.1主变压器停、送电的一般操作原则。2.3.1.1 主变压器送电前应经试验合格，由检修部门出具可投运结论并经运行人员验收合格后方可投入运行(新投运或人修后的士变压器应经三级验收)。2.3.1.2主变压器送电前要检查主变压器调压抽头符合运行要求。2.3.1.3 主变压器送电前应检查主变压器送电范围内主变压器各侧开关送电范围内接地线已全部拆除，接地刀闸已全部拉开。2.3.1.4 主变压器送电前应检查主变压器保护按定值单和调度要求投入运仃。2.3.1.5主变压器送电操作应选择励磁电流影响较小的一侧送电，一般应先从电源侧充电，后合上负荷侧开关，变压器停电时，操作顺序相反。 2.3.1.6 主变压器停电操作必须按照由低压侧高压侧的顺序依次操作，送电操作应按上述相反的顺序进行。 2.3.2各种运行方式主变压器停、送电操作的一般操作要求。2.3.2.1主变压器停电前应将主变压器所带负载全部移出，严防造成母线停电。2.3.2.2主变压器送电后应检查主变压器两侧的母线电压符合要求。2.3.2.3两台主变压器并列运行必须满足电压比相等、短路阻抗相等、接线组别相同的条件方可并列运行。2.3.2.4合主变中性点接地刀闸前要先退出相应间隙保护，拉开主变中性点接地刀闸后要投入相应间隙保护。2.3.2.5 当1号或2号主变有一台停运时，当合上601开关后，检查601电流指示正常，且必须到6kV开关室检查601开关确已合好，才允许拉开611或612开关。2.3.3主变压器重瓦斯保护的操作2.3.3.1 当变压器重瓦斯保护二次回路有工作或出现异常时，应将主变重瓦斯保护改接信号。2.3.3.2变压器运行中进行滤油、加油以及冷却器、呼吸器及其油路等检修工作时应先将主变重瓦斯保护改接信号，此时变压器的差动等保护应接入跳闸位置。工作完毕，待变压器中空气排尽后，方可将重瓦斯保护重新投入跳闸位置。 2.3.3.3当主变油位计指示的油面有异常升高或油路系统有异常现象时，为查明原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门以及检查吸湿器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯改接信号，然后才能开始工作，以防止瓦斯保护误动作跳闸。 2.3.4主变有载调压装置的操作：2.3.4.1有载调压的操作应配合电容器投切以保证电压在合格范围内，调节电压应按调度规定的电压曲线掌握，每天操作次数不得超过15次(每调一个分头为一次)。 2.3.4.2 调压操作应填写专心操作票，正常情况下，调压操作应通过电动机构进行，操作时值班员应到现场观察指示位置是否正确并监视和记录调压前后110kV母线电压变化。2.3.4.3 调节分接头要在两台主变上依次进行，禁止在一台主变上连调两个及以上分接头。2.3.4.4下列情况不适宜调压：2.3.4.4.1 系统无功功率不足的情况下，不宜采用调节主变分接头的方法提高电压；2.3.4.4.2变压器满负荷、过负荷运行时；2.3.4.4.3有载调压装置的瓦斯保护频繁发出信号时；2.3.4.4.4有载调压装置油标无油位时；2.3.4.4.5有载调压装置的油箱温度低于-40度时；2.3.4.4.6有载调压装置发生异常时。24母线停、送电的操作2.4.1母线停、送电的一般操作原则2.4.1.1母线送电前应检查母线送电范围内接地线确已全部拆除，接地刀闸已全部拉开。检修母线的刀闸全部在断开位置。2.4.1.2母线充电前，应先合上PT刀闸，以便监视母线电压和设备的绝缘状况。2.4.1.3在母线停送电操作过程中要防止发生铁磁谐振现象，造成谐振过电压，损坏电气设备。2.4.2本站母线停、送电操作的特殊要求2.4.2.1母线停电前应将该母线上的负载移出，10kV母线停电前应考虑将站用变所带低压侧负载进行转移调整。2.4.2.2操作111-1刀闸前，1号主变应停运；操作112-2刀闸前，2号主变应停运。25运行方式变化的操作2.5.1运行方式1(双线双变)转入运行方式2(双线单变)的操作2.5.1.1停用ll0kV、l0kV自投装置。2.5.1.2合上ll0kV桥开关101，合上l0kV分段开关501。2.5.1.3 l号主变或2号主变由运行转冷备用。2.5.1.4化冶一线151、化冶二线152开关由热备用转运行，ll0kV自投装置投运。2.5.2运行方式2(双线单变)转入运行方式1(双线双变)的操作2.5.2.1 ll0kV自投装置停运，化冶一线151或化冶二线152开关由运行转热备用。2.5.2.21号主变或2号主变由冷备用转空载运行，合上110kV桥开关101，合上l号主变或2号主变l0kV主进开关511或512。2.5.2.3拉开l0kV分段开关501，拉开110kV桥开关101。2.5.2.4投入ll0kV、10kV自投装置。2.5.3运行方式l(双线双变)转入运行方式3(单线双变)的操作2.5.3.1停用1l0kV自投装置。2.5.3.2合上ll0kV桥开关101。2.5.3.3化冶一线151或化冶二线152开关由运行转冷备用。2.5.4运行方式3(单线双变)转入运行方式1(双线双变)的操作2.5.4.1化冶一线151或化冶二线152开关由冷备用转运行。2.5.4.2拉开110kV桥开关101。2.5.4.3投入110kV自投装置。2.5.5运行方式l(双线双变)转入运行方式4(单线单变)的操作2.5.5.1停运110kV、l0kV自投装置。2.5.5.2合上110kV桥开关101，化冶一线151或化冶二线152开关由运行转冷备用。2.5.5.3合上l0kV分段开关501，1号主变或2号主变由运行转冷备用。2.5.6运行方式4(单线单变)转入运行方式1(双线双变)的操作2.5.6.1 化冶一线151或化冶二线152开关由冷备用转热备用，110kV桥开关10l油冷备用转热备用。 2.5.6.2 1号主变或2号主变由冷备用转空载运行，合上110kV桥开关101，合上1号主变或2号主变10kV主进开关511或512开关。 2.5.6.3拉开10kV分段开关501，拉开110kV桥开关101。2.5.6.4 投入110kV、10kV自投装置。2.6旁路转代操作本站不涉及此操作。2.7线路停、送电的操作2.7.1 线路停、送电操作的一般原则。2.7.1.1线路送电前应检查送电范围内接地线已全部拆除，接地刀闸确已拉开。2.7.1.2线路送电前应检查线路保护按定值单和调度要求投入运行，防止线路无保护运行。2.7.1.3线路停电操作时必须按先拉开关，后拉开线路侧刀闸，再拉开母线侧刀闸的顺序进行。送电操作时顺序与之相反。2.7.2本站线路停、送电操作的特殊要求2.7.2.1110kV线路开关停电操作的原则2.7.2.1.1当151开关(或线路)停电时，先将110kV自投停运，合上101开关，停运151开关。 2.7.2.1.2 110kV线路拆除接地线或拉开接地刀闸应单独填写操作票。2.8 电压互感器操作2.8.1本站110kV、10kV PT均可并列。两段母线PT二次需并列时，必须先在一次侧并列后再进行二次并列。再合上PT并列小开关后，应检查相应电压等级的PT并列指示灯亮。断开需断开PT的二次保险后才可拉开一次刀闸(防止次反充电使保险熔断)。2.8.2停用或并列电压互感器应先将所带的自投及变压器保护停运后，再停电压互感器或并列，并列正常后再将相应保护投入； 2.8.3停用电压互感器应先断开电压互感器二次电源，再断开电压互感器一次侧电压 对母线充点钱应合好母线的PT刀闸，并接通该PT二次保险。2.8.4主变保护中某一侧电压互感器停用，无法及时恢复或PT二次并列运行时，应将本侧复合电压闭锁功能退出。2.8.5母线停电PT有检修时，必须将母线PT二次总保险断开，防止经PT二次向高压侧反充电。2.9一、二次设备检修时，对二次回路的操作要求2.9.1当某回路开关和保护同时有工作时，应断开该回路操作电源，保护交流电源、合闸电源、刀闸操作电源、操作闭锁电源及保护跳闸压板，10kV出线开关断开低周掉闸、放电压板。2.9.2内桥101、分段50l开关检修时，应停用相应自投装置，断开该回路信号及操作电源，合闸电源、刀闸操作电源、操作闭锁电源，主变保护跳101、501压板。2.9.3当一次设备仅开关有工作二次保护无工作时，则仅断开该回路信号及操作电源、合闸电源、刀闸操作电源、操作闭锁电源。2.9.4当某一回路仅保护有工作而开关无工作时，应断开本回路跳、合闸出口压板，其保护投入压板可以不断，但与本回路相联的压板必须断，如放电压板、低周保护压板、信号操作电源及本回路的交、直流保险。2.9.5当某一回路仅线路停电本站无工作时，则应按调度令执行，其它二次设备不用操作。2.9.6当1号或2号主变停电仅保护回路有工作而开关无工作时，除断开该主变保护所有跳闸出口压板外，还必须断开该主变保护跳101、501开关压板、非电量跳闸压板。2.10关于继电保护定值单核对、签名、盖章的操作要求2.10.1定值单的管理按照省、地调电网调度运行规程和石家庄电网继电保护及安全自动装置运行管理规程的规定执行。 2.10.2正式定值通知单必须有编号、有计算人、审核人、批准人签字并加盖专用章。按规定填写执行日期。 2.10.3省、地调调度管辖的继电保护装置首次投运前或更改定值(包括临时更改)后，现场值班人员必须与省、地调调度值班员核对定值正确，方可投入运行。 2.10.4各单位保护调试人员更改或重新输入定值后，应向现场值班人员提交完整的保护装置整定定值书面结果或保护装置打印的定值单，与应执行定值通知单核对无误。 2.10.5现场运行值班人员对继电保护装置实际整定值与执行定值通知单的一致性负责；省调、地调值班调度员对应执行定值通知单与实际执行定值单的一致性负责。实际定值与定值通知单不一致时应及时与省调或地调联系处理。 2.10.6运行人员应与调度值班人员核对应执行定值通知单的厂站名称、被保护设备名称(一 般应双重编号)、保护装置名称(型号、编号)、电压和电流互感器变比、定值单编制日期、软件版本信息、定值说明等。 2.10.7 保护调试人员与运行值班人员核对定值完毕，保护装置打印的实际定值单，应将纸面按统一存放尺寸要求裁剪好，签名并加盖“已执行”章后存放入“继电保护实际定值单夹”保存。同时将作废的定值单加盖作废章。签章后的定值通知单要妥善归档备查。 2.10.8运行人员与调度值班人员核对定值完毕，运行值班人员应在正式定值通知上盖“已执行”章并签写日期、双方姓名。同时将作废的定值单加盖作废章。签盖后的定值通知单要妥善归档备查。 2.10.9“继电保护实际定值单夹”、“继电保护正式定值通知单夹”应有目录，目录明细和实际存放定值单必须保持一致。3 一次设备的运行、异常及事故处理3.1 l号主变压器3.1.1 1号主变压器的形式。3.1.1.1 1号主变为保定保菱变压器有限公司生产的SZ1040000110kVA有载调压变压器。3.1.1.2 1号主变额定容量：40MVA额定电流3.1.1.3 l号主变电压组合：(1108125)10.5kV：接线组别：YN,d11。3.1.2 l号主变压器的定期巡视检查要求3.1.2.1 1号主变压器的正常巡视检查项目：3.1.2.2.1 变压器的响声正常，本体油位正常，气温骤变时应注意油位变化。3.1.2.1.2 瓦斯继电器应充满油，变压器外壳清沽无渗漏，压力释放装置完好。3.1.2.1.3 套管清洁，无渗漏油，无破损和放电痕迹。3.1.2.1.4 变压器本体、冷却器、油枕、净油器无渗漏油，冷却系统的阀门应在开启位置。3.1.2.1.5 变压器冷却风扇运转时应正常，无异常声响，各部分信号正常。当所用电系统涉及接线作时，在投入时应检查冷却风扇转向，严防反转。3.1.2.1.6 检查呼吸器中的硅胶干燥剂，正常为蓝色，当硅胶受潮四分之三变为红色时，应及时报缺陷更换。3.1.2.1.7 为防止变压器线圈过热，加速绝缘老化和油质劣化，必须严格监视变压器上层油温在允许范围内。3.1.2.1.8 控制箱、端子箱等应密封，无受潮和进水现象。3.1.2.1.9 瓦斯继电器及其管路各接头的密封应完好，无漏渗油现象。3.1.2.2 1号主变压器的特殊巡视检查项日：3.1.2.2 .1 急救过负荷时，检查油温和油位是否正常，主变母线桥接头是否良好，试温腊片有无熔化，冷却系统是否正常。3.1.2.2 . 2 夜间应检查套管引线有无发热和异常放电。3.1.2.2 . 3 天气气温骤变时，应检查变压器的油位有无异常变化。3.1.2.2 . 4 变压器保护动作后，检查变压器本体、引线接头及有关设备有无异常。3.1.2.3 1号主变压器有载调压开关的巡视检查项目：3.1.2.3.1 电压指示应在规定的范同内。3.1.2.3.2 就地与远方位置指示器应一致并正确反映档位。3.1.2.3.3 小油枕油何正常，无渗漏油现象。3.1.2.3.4 操作计数器动作应正常，并与动作次数记录一致。3.1.3 1号主变压器的运行要求3.1.3.1 1号主变压器运行时上层油温最高不超过85，温升不超过40。当上层油温达到85时发超温信号。当环境温度下降时，最高上层油温也应相应下降。3.1.3.2 严格监视和控制主变上层油温，适时和适当地投切主变的冷却器与冷却风扇，不可使油温过低，宜将主变上层油温控制在5565的范罔内。3.1.4 l号主变过负荷运行要求3.1.4.1 变压器运行时应严格监视变压器的负荷情况，当变压器过负荷应立即向(本厂)调度汇报。3.1.4.2 正常过负荷，即不牺牲变压器寿命的正常周删性负载，正常运行时短时过负载电流不得超过额定电流的1.3倍，同时顶层油温不得超过85。 (按：摘录2005-06-22生技科关于110kV及以上主变压器过负载运行的补充规定)3.1.4.3 短时事故过负荷，即以牺牲主变压器寿命的短期急救负载，本变压器仅允许在事故情况下，按短期急救负载运行；主变压器在短期急救负载下运行时，应投入包括备用在内的全部冷却器，并立即限制负载至额定电流的1.5倍以下，同时顶层油温不得超过105，时间不得超过0.5小时。3.1.4.5 0.5小时后主变压器负载电流应降至额定电流的1.3倍以下，同时顶层油温不得超过105，此状态为长期急救负载运行。(按：此条为2005-06-22生技科关于110kV及以上主变压器过负载运行的补充规定摘录)3.1.5 1号主变的事故及异常情况处理：3.1.5.1 运行人员在变压器运行中发现有任何不正常的现象(如渗漏油、油位变化过高或过低、音响不正常及辅助冷却系统不正常等)，应设法尽快消除，并汇报(调度及)有关部门，同时将异常情况记入运行日志和设备缺陷记录簿内。3.1.5.2 若发现异常现象非停运变压器不能消除，且有威胁整体安全的可能时，应立即汇报 (调度)有关领导停用变压器检修。3.1.5.3 l号主变压器有下列情况之一者应立即汇报(调度)有关领导申请停电检修：3.1.5.3.1 1变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声：3.1.5.3.2 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升：3.1.5.3.3 储油柜或安全气道喷油：3.1.5.3.4 严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度：3.1.5.3.5 油色变化过甚，油内出现碳质等：3.1.5.3.6 套管有严重的破损和放电现象。3.1.5.4 1号变压器油温的异常升高超过许可限度时，运行人员应判明原因，采取办法使其降低，因此必须进行下列工作：3.1.5.4.1 检查变压器的负荷和上层油温，并与在同一负荷和冷却条件下应有的油温核对：3.1.5.4.2 检查温度表指示是否正确：3.1.5.4.3 检查变压器冷却装置运转情况，运行人员应立即汇报调度，调整变压器的负荷至相应容量。3.1.5.4.4 若发现油温较平时同一负荷和冷却条件下高出10以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明冷却装置正常，变压器通风良好，温度表指示正常，则 认为变压器已发生内部故障(如铁芯严重短路、绕组匝间短路等)，在这种情况下应立即报告(调度及)有关领导，有正式的(调度令)或厂领导令方可将变压器停下检修。3.1.5.5 1号变压器瓦斯保护动作的处理：3.1.5.5.1 当变压器本体轻瓦斯保护信号动作时，运行人员应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因侵入空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。 如瓦斯继电器内部存在气体时，运行人员在主变下部取气阀处提取气样，并立即汇报修试部门提取气样和油样作色谱分析。3.1.5.5.2 若瓦斯继电器内的气体分析判断为空气，则变压器可继续运行。若信号动作是因油中剩余空气逸出，或吸入空气而动作，而且信号动作间隔时间逐次缩短，应汇报有 关领导将重瓦斯改接信号，同时立即通知修试部门查明原因加以消除。若气体是可燃的，经修试部门色谱分析后其含量超过正常值，通过常规试验综合判断，如说明变压器内部已有故障，必须将变压器停运，以便分忻动作原因和进行检查、试验。3.1.5.5.3 轻瓦斯保护信号与重瓦斯跳闸同时动作，并经检查实可燃性气体，则变压器未经检 查及试验合格前不许再投入运行。3.1.6 1号主变压器后备保护跳闸的处理： 运行人员应迅速查明变压器跳闸的事故现象，记录时间、保护动作、自投动作信号并报告调度，再对设备进行仔细检查，将结果报告厂调度及领导。 根据保护动作情况查明何种保护装置动作跳闸，仔细在变压器跳闸时有何种外部现象(如外部短路、变压器过负荷等)。如检才结果证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，而是由于外部短路或保护装置二次回路故障所造成，则在故障消除后变压器可重新投入运行：否则必须进行检查、试验，以查明变压器挑闸的原因。若变压器有内部故障的征象时，应进行内部检查。3.1.7 1号变压器差动保护跳闸处理：3.1.7 .1 查明主变各侧开关及继电保护动作情况，做好记录，汇报领导(当值调度员)。3.1.7 .2 对变压器的差动保护范围内的设备做详细检查，有无短路，放电，断线等异常现象，继电保护装置本身有无异常现象。3.1.7 .3 差动保护动作后经检查证实不是变压器本体故障，则在故障消除后将该保护及变压器投入运行。3.1.7 .4 差动保护跳闸后，若变压器的差动保护范围内均未查出故障，且确定不是差动保护误动时，应对主变进行试验签定合格后经总工批准方可投运。3.1.8 l号变压器着火的处理：当变压器着火时，首先应断开变压器各侧电源，停用冷却器装置，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。3.1.9 1号主变本体压力释放装置动作处理：3.1.9.1 应立即汇报调度，查明是否同时伴有轻瓦斯或其它保护动作，若有则应立即汇报修试部门，并在主变下部取气阀处提取气样。3.1.9.2 检查硅胶呼吸器是否畅通，有关阀门是否在打开位置。3.1.9.3 检查壳体，附件，管路是否有变形，胀裂及渗漏油现象。3.1.9.4 将检查结果报告(调度)及有关领导，只有在查明原因并经处理后，并经领导同意方可恢复压力释放装置。3.1.10 1号主变压器冷却装置运行要求3.1.10.1 主变压器自然风冷系统，共有6组冷却器，正常时6组工作，如主变负荷很小，上层油温很低时，可停用冷却系统。3.1.10.2 主变压器冷却系统有一路电源。3.1.10.3 运行中的l号主变压器上层油温达65时冷却器应能自动投入，上层油温55时，冷却器应自动停止运行。当1号主变压器退出运行时，冷却器应全部自动停止运行。3.1.11 1号主变压器冷却装置的异常处理3.1.11.1 主变压器冷却装置工作电源失电后，发“冷控失电”信号。此时运行人员立即检查并迅速恢复工作电源，如不能恢复应立即汇报有关部门处理。3.1.11.2 当主变压器冷却器故障或被迫全部停用时，变压器在额定负荷下，如果温度在允许范围内，则可以长期运行。3.1.12 1号主变压器分接头的调节3.1.12.1 l号主变压器为有载调压变压器，为了调节电压满足要求，适当配合投切电容器来调节分头。3.2 2号主变压器(未安装)3.3 高压开关GIS组合电器3.3.1 本站组合电器、高压开关的配置3.3.1.1 本站110kV设备采用 公司生产的ZFW28126成套设备SF6气体绝缘金属封闭开关设备( 式)，开关型号： 型。采用电动弹簧操作机构， 为直流电动机。接线为内桥式接线。3.3.1.2 本站6kV为 生产：的 型开关柜，内装 公司生生产的ZN8固定型真气开天，配置弹簧操动机构，接线为单母线分段。3.3.1.3110kV SF6全封闭组合电器，在20时，各气舱气压值如下(单位MPa)： 监视部位额定压力补气压力闭锁压力SF6断路器0.60.50.5PT0.60.35其它0.60.353.3.2组合电器、断路器的运行要求 3.3.2.1GIS组合电器的断路器、刀闸、接地刀闸的操作方式分为“远方”、“就地”两种。3.3.2.2开关操作在主控室后台机进行，即远方操作方式。每操作完一项必须到GIS室检查设备的机械指示。刀闸的操作均在GIS室汇控柜进行，即就地操作方式。操作时必须认真执行操作监护制，认真核对操作的设备编号。3.3.2.3本站高压开关遮断以下次数时应报告工区，并报缺陷申请榆修：SF6断路器允许故障跳闸次数为20次，当线路断路器故障跳闸次数达19次时应停用重合闸。真空断路器允许故障跳闸次数为100次，当线路断路器故障跳闸次数达99次时应停用重合闸。3.3.2.4机构加热器的投停SF6开关机构内的驱潮加热器常年投入，可以自动投停。3.3.2.5 GIS室巡视检查：3.3.2.5.1进入GIS室前廊先通风15分钟，待巡视工作完毕后走出GIS室时再关闭排风扇。3.3.2.5.2进入GIS室工作必须二人进行，巡视检查时不得靠近开关、刀闸的传动杆及拐臂部分。3.3.2.5.3断路器、隔离开关、接地开关的电气指示和机械指示应与实际状况相符。3.3.2.5.4现场就地控制柜上各种信号指示、位置指示、控制选择丌关位置应正确。3.3.2.5.5各种压力表的指示正常，SF6气体无漏气现象，机构箱门严密，内部各元件和二次回路无松动、锈蚀和受潮现象。驱潮防寒加热器运行正常。无异常声音，无异常气味。3.3.2.5.6组合电器内有无杂音或异味。各类控制柜、机构箱、电源箱箱门关闭严密，封堵良好。 3.3.3异常及事故处理3.3.3.1 110kVGIS异常处理： 3.3.3.1.1开关机构储能不足，值班人员应立即到现场检查机构电源是否跳闸、断线，并报告调度及厂领导，听候处理。3.3.3.1.2 SF6气体浓度在正常情况下，应保持在0.6 MPa(20)，当压力降到0.53 MPa)发“SF6低气压报警”信号时，应立即到现场检查开关压力表指示是否降低，确实降低时，详细检查开关漏气情况，查不出原因，报告调度及工区，听候处理，并加强监视。若有明显漏气，压力降低，(0.5MPa)开关分合闸闭锁，报告调度及工区，并申请立即停电处理。3.3.3.2真空开关异常处理3.3.3.2.1当真空开关处于断开位置，真空度降低该开关变色时，为保人身防止开关爆炸，严禁合开关。3.3.3.2.2当真空开关处于合闸位置，真空度降低有异常声响时，为保人身防止开关爆炸，应申请停运10kV母线停运，用主进开关断开该开关。3.3.3.2.3操作真空开关时，应躲开开关窥视孔。3.3.3.2.4操作l0kV分段501及l0kV分路(包括电容器、站用变)开关时，用使用后台机操作。 3.3.3.3 开关跳闸的事故处理3.3.3.3.1 110kV线路开关跳闸，对开关及出线进行检查，同时检查分段桥开关是否正确自投并报告调度。3.3.3.3.2 10kV线路开关跳闸，对开关及出线进行检查，将保护动作情况及检查结果报告领导(值班长)。重合不成功，检查开关及出线设备有无异常情况，报告领导(值班长)，得到领导(值班长)同意，可试送一次，试送成功，报告领导(值班长)：试送不成功，不得再送，报告领导(值班长)并详细检查设备。3.3.3.3.310kV线路开关跳闸，经检查确属重合闸拒动，报告领导(值班长)，经领导(值班长)同意后可试送一次，试送成功，报告领导(值班长)。试送不成功，再次对开关及出线进行检查，报告领导(值班长)。如果重合闸停运或全电缆线路，应报告领导(值班长)并对没备进行详细检查听候处理。3.3.3.3.4 电缆线路，未经调度正式指令，不得进行试送。3.3.3.4 10kV线路发生单相接地的异常事故处理 3.3.3.4.1 10kV线路发生单相接地时，应报告领导(值班长)按照给定的拉路顺序，严格按照领导(值班长)令进行拉路查找。 3.4高压隔离开关及高压熔断器3.4.1高压隔离开关及高压熔断器的配置3.4.1.1 110kV刀闸采用 公司生产的ZFl2-1 26 DES2 型成套设备SF6气体绝缘金属封闭开关设备( 式)，刀闸型号：ZF DES2型，采用弹簧操动机构，为直流电动机。3.4.1.2 l0kV采用 公司生产的 型小车开关未装有刀闸。3.4.1.3 l0kVl、2号PT高压侧装有RN2一10kV型0.5A高压熔断器。3.4.2 高压隔离开关及高压熔断器的运行要求3.4.2.1 操作高压隔离开关时，操作人员应注意合理站位，用力适当防止瓷瓶断裂，并应检查刀闸触头接触良好。 3.4.2.2 装卸高压熔断器，应戴护目眼镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳，并站在绝缘垫或绝缘台上。3.4.3 异常及事故处理3.4.3.1刀闸、高压熔断器引线接头过热应查明原冈，加强监视，并迅速报领导处理。3.4.3.2操作刀闸时发现合不动、拉不开时，不许强行操作，应查明原因，设法消除，恢复正常后再操作。3.4.3.3当误合刀闸时，在任何情况下不准将误合的刀闸再拉开，应立即报告调度及厂领导。3.5电压互感器3.5.1电压互感器的配置3.5.1.1本110kVl、2号母线装有公司生产的JSQX3-126型电压互感器。lOkV l、2号母线装有互感器有限公司生产的JDZXl0=lOC型电压互感器。3.5.1.2本站电压互感器运行方式及负荷分配3.5.1.2.1本站110kV电压互感器运行方式为1号PT上l号母线运行，2号PT上2号母线运行。所带负荷有：主变压器保护、 l 10kV测控系统、电能表等：自投装置3.5.1.2.2本站l0kV电压互感器运行方式为l号PT上l号母线运行，2号PT上2号母线运行。所带负荷有：主变压器保护，10kV各分路保护及其10kV测控系统、电能表、检漏表等。自投装置 3.5.2 电压互感器运行要求 3.5.2.1 电压互感器一般不许过负荷，运行中电压不得超过其额定值的10。3.5.2.1 .2 电压互感器二次不许短路，外壳和二次必须正确可靠接地。3.5.2.1 .3 l0kV电压互感器一、二次应安装合格的保险。3.5.2.1 .4不同电压等级的电压互感器二次禁并列。3.5.2.1 .5 同一电压等级的电压互感器组，只有在一次并列后二次才允许行列。但电压且感器不宜长期并列运行。 3.5.3 异常及事故处理 电压互感器发生下列情况之一，应立即报告调度及工区，迅速处理。3.5.3.1接头及外皮过热；3.5.3.2 套管破损裂纹；3.5.3.3有异响、异味、跑油、冒烟；3.5.3.4高压保险连续熔断两次； 3.5.3.5严重漏油，致使油标见不到油面。3.5.3.6110kVPT出现故障需要停运时，应先将PT并列，所带保护进行切换或停运，再拉开PT刀闸，如果不能拉开PT刀闸，则申请将该段母线，主变停运，将故障的电压互感器隔离。3.5.3.7 10kV电压互感器的高压熔断器熔断一相时，经外部检查无异状后，拉开PT一次刀闸，更换同容量的熔断器后，立即试送。熔断两相或三相时，应测试互感器绝缘无问题后，方可试送。如试送后PT高压熔断器再次熔断，则应报告值班长及领导，将PT停运。3.6电流互感器3.6.1 电流互感器的配置3.6.1.1本站110kV 151、152、101电流互感器采用 公司生产的 ZFW28-126型成套设备SF6气体绝缘金属封闭开关设备( 式)，电流互感器型号：型。 3.6.1.2 10kV主进5ll、512，分段50l，各分路电流互感器为 公司生产的LZZBJ9-10C2 型。 3.6.2本站电流互感器负荷分配3.6.2.1 110kV回路电流互感器所带负荷：主变压器保护、llOkV自投、llOkV测控系统、电能表等。3.6.2.2 10kV线路开关电流互感器所带负荷：开关线路保护、10kV、电能表等。3.6.2.3 151、152、101CT、511、512开关CT所带负荷：主变差动保护、后备保护、侧控系统、自投装置、电能表等。3.6.3电流互感器运行要求 3.6.3.1电流互感器一般不允许过负荷，运行中电流不超过其额定值的10。3.6.3.2电流互感器二次不得开路，外壳和二次必须正确可靠接地。3.6.4异常及事故处理3.6.4.1当单一回路出现CT开路时，如线路、主变回路，应立即申请停电处理，紧急情浼(如CT开路已造成端子排或设备着火时)下应立即停电处理后报调度。3.6.4.2当公共回路出现CT开路时，应立即停运相应保护；并根据开路的端子判断其对应的一次设备回路，申请该回路停运，紧急情况下应立即停运后报调度。3.6.4.3运行中发现电流互感器引线接头过热，套管破损裂纹、有异响、异味、冒烟、漏油等，应立即报告调度及工区，申请该回路停运，紧急情况下应立即停运后报调度。3.6.4.4主变保护在运行中发CT断线信号的处理：3.6.4.4.1按信号复归按钮复归；如信号复归，则进行记录；3.6.4.4.2如信号不能复归，应立即控制负荷，立即报告调度并上报缺陷。因为负荷在1.2倍额定电流范围内，差动保护不受CT断线闭锁，可以正常动作。3.7耦合电容器本站无此设备3.8站用变压器3.8.1站用变的配置本站装有2台站用变，采用 公司生产的SC9-100/10.5型。3.8.2本站站用变压器运行方式及负荷分配l号站用变高压侧经515开关接于10kV l段母线；2号站删变高压侧经516开关接于10kV 2段母线。正常运行中，应检查低压母线电压在合格范围内。正常运行中，单月份1号站用变为工作电源，2号站用变为备用电源，双月份相反；两台站用变其高压侧开关均应在合闸位置，其低压侧开关实现站用电源自投功能。3.8.3站用变压器的运行要求3.8.3.1站用变压器只供本站用电，未经领导批准，不得供站外及其它用户用电。3.8.3.2本站站用变不能并列运行，备用站用变必须处于良好状态，自投装置可靠，每月初定期切换。3.8.3.3倒站用变后，应检查380V母线电压正常，2号主变冷却系统及其它用电设备是否正常。本站站用变可以实现自投，正常切换站用变或站用变后，检查切换后正常。3.8.4异常及事故处理 发现下列情况之一，应立即报领导，倒站用变，将故障站用变停电。3.8.4.1温度突然升高；3.8.4.2有放电和爆裂声；3.8.4.3有闪络或接地；3.9限流电抗器(未安装)3.10 母线、瓷瓶和架构3.10.1 10kV母线为铜排母线。3.10.2 母线、瓷瓶和架构的运行要求3.10.2.1 软母线不应有背扣、断股、劈股、伤痕。3.10.2.2 母线金具不得变形，不应有锈蚀现象，部件齐全完好。3.10.2.3 母线应有相序标志。3.10.2.4 架构应牢固不倾斜，无腐蚀，水泥无脱落、裂纹。3.10.3异常及事故处理 3.10.3.1母线发生短路故障后，应对母线瓷瓶、穿墙套管、母线等设备进行检查是否损坏。母线发生故障后，应将故障母线上的负荷尽快倒至正常母线上供电。 3.10.3.2发现下列情况应进行分析，判明原因及时报告调度及工区，进行处理：3.10.3.2.1母线接头过热；3.10.3.2.2支持瓷瓶破损、裂纹、放电严重；3.10.3.2.3母线架构倾斜；3.10.3.2.4管型母线变形 、3.11电力电缆3.11.1 电力电缆的配置3.11.1.1本站10kV开关出线有 多条电力电缆线路。3.11.2电力电缆的运行要求 3.11.2.1电力电缆的正常工作电压，一般不应超过其额定电压的15。电力电缆的敷设应满足最大电流的截面要求。原则上不允许过负荷运行。即使在事故时，也应使其尽快恢复正常电流。3.11.2.2电缆隧道和电缆沟应有排水设施。3.11.2.3电缆的中间接头盒外面有防止机械损伤的保护盒。3.11.2.4电缆终端相序色明显并与系统的相序一致。3.11.3异常及事故处理电力电缆在运行中发现以下不正常现象时应报告调度查明原因迅速处理：3.11.3.1电缆过热，负荷超过允需值；3.11.3.2电缆外皮渗漏油严重，终端盒漏绝缘或流胶：3.11.3.3套管有裂纹及内部有放电现象。3.11.4运行中的电缆发生以下情况时，报告调度停电处理： i3.11.4.1电缆终端盒爆炸； 3.11.4.2经检查确认电缆单相接地；3.11.4.3套管破碎，同时存在闪络现象。3.12过电压及接地保护装置3.12.1过电压及接地保护装置的配置3.12.1.1 110kV母线避雷器、110kV线路避雷器为Y10WF4-102266型氧化锌避雷器。3.12.1.2主变中性点套管LA为 生产的YH1.5WC-60/144W型。3.12.1.3 10KV1、2号母线避雷器为 公司生产的LXQ10型避雷器。3.12.2过电压及接地保护装置的运行要求3.12.2.1避雷器应常年投入运行，每年雷雨季节到来前，必须进行预防性试验。3.12.2.2避雷器应装放电记数器，引线连接正确，接地良好。3.