高压配电装置运行规程(070920).doc

高压配电装置运行规程编写：陈国武修订：罗君雄审核：姚奋龙 审定：杨炳良二00五年十二月二十四日目 次1 主题内容及适用范围2 引用标准3总则4 高压断路器5 高压隔离开关6电压、电流互感器7 避雷器和其它防雷设备8电力电缆9 绝缘瓷瓶、电容器、阻波器10 近区系统接地故障处理附录A LTB245E1型SF6断路器技术参数附录B 220kV隔离开关（接地刀闸）技术参数附录C HGI3型SF6断路器技术参数附录D ZN2810/125031.5型真空断路器技术参数附录E SN410G型断路器主要技术参数附录F 3AH3 228-2型真空断路器主要技术参数附录G 电压互感器主要技术参数附录H 电流互感器主要技术参数附录I 避雷器主要技术参数附录J 10kV隔离开关主要技术参数1主题内容与适用范围11 本规程规定了池潭水电厂配电装置的调度管理、运行方式、操作维护、设备巡视检查以及事故处理等内容。12 本规程适用于池潭水电厂配电装置的运行管理工作。2 引用标准电力技术管理法规（水电部分）电气事故处理规程福建省电力系统调度规程生产厂家提供的有关资料3 总则31 配电装置组成配电装置是把发电、变电和送电设备配套成一个整体，用来接受和分配电能的电气设备。具体包括：断路器、隔离开关、接地刀闸、母线和截流导体、电压互感器（YH）、电流互感器（LH）以及用于保护设备的熔断器、避雷针、避雷器和避雷线等。3.2 一次设备主接线方式3.2.1 近区10kV系统为单母线隔离开关分段接线；3.2.2 #2、#3机及#2主变系统构成发电机变压器组扩大单元接线；3.2.3 #1机、#1主变系统为发电机变压器单元接线；3.2.4 110kV系统为单母线接线；3.2.5 220kV母线及池三线为母线线路单元接线；3.2.6 由于#1、#2主变短路阻抗不同，10kV近区系统及0.4kV厂用电系统I、II段间应分列运行，严禁并列操作运行。3.3 各电压等级配电系统接地方式3.3.1 110kV、220kV系统必须在中性点直接接地方式下运行；3.3.2 10kV系统在中性点不接地方式下运行。3.4 设备管辖3.4.1 从#1、#2机出口母线到主变，再到池三线出线所有一次配电设备以及#1主变到110kV母线以内的所有配电设备均由省调管辖，设备运行方式的改变必须经省调批准。3.4.2 池泰线102断路器及线路、池良线103断路器和线路等配电装置设备均由三明地调管辖，设备运行方式的改变必须经三明地调批准。3.4.3 10kV近区配电设备运行由发电部管辖，10kV近区配电设备维护由检修维护部管辖，设备运行方式的改变必须经生产运营部批准。3.5 配电装置的基本要求3.5.1 配电装置应具有良好的电气特性和绝缘性能，动作灵敏，工作可靠，能够按附录表规定的额定参数连续安全运行。3.5.2 在配电装置过载或短路时，应能承受在电流所产生的机械应力和高温的作用，即能满足动稳定和热稳定要求。3.5.3 户内、外配电装置各部件间的最小安全距离应能满足国家标准，能够保证设备操作、维护和检修的的要求，保证工作人员的人身安全。3.6 配电装置的安全技术要求3.6.1 所有配电装置的设备均应加装闭锁装置，能够满足“五防”要求。未经总工程师（或分管生产副厂长）批准，任何人不得退出闭锁装置或擅自解锁。3.6 同一配电装置内各回路的相色排列应一致；对硬导体应涂相色漆，A相黄色， B相绿色，C相红色，零线黑色；对绞线应标明相别。3.6.3 配电装置间隔内的导线应留有悬挂临时接地线的位置，此处不应涂相色漆。3.6.4 电气设备的金属外壳都必须有良好的保护接地，用金属导线或接地扁铁与接地网可靠联接。裸露的接地扁铁和接地刀闸引下线离地1米以内应涂黄、绿相间漆，其余部分涂黑漆。3.6.5 为监视各个接头的温度和发热情况，在接头处应贴有示温腊片。3.6.6 配电装置应有良好的通风，当自然风不能满足温度要求时，应采取人工通风措施，如副厂房送、排风机应投入运行。3.6.7 配电装置应采取防止雨水和小动物进入的措施，各网门、室门、电缆孔洞应封堵好。离开配电室应随手将门关好并上锁，配电箱、操作箱及端子箱门在检查或操作后也应及时关好。3.7 配电装置在改造或检修前后，必须按电气设备交接和预防性试验标准规定试验合格，由工作负责人在设备检修交待簿交待并签署“可以投入运行”，并经各级审查后方可投入运行。4 高压断路器4.1 断路器切断故障电流的规定断路器切断故障电流次数低于下述允许开断次数规定，可以继续投入运行，当达到允许值时，应立即汇报领导，在未得到总工程师（或分管生产副厂长）许可，该断路器不得投入继续运行，并通知检修人员进行检修。断路器经大修后跳闸次数从零计起。4.1.1 SN410G型油断路器（683断路器） a) 每分断两次短路电流后，通知维护人员对该断路器触头进行清洗及检查触指的接触压力。如：683断路器#3机励磁变过流、失磁跳闸；b) 每次切断严重故障电流后或断路器连续三年应进行一次大修。如：683断路器#3机纵差、电流速断、复合电压过电流、过电压，主变差动、重瓦跳闸；4.1.2 ZN2810/125031.5型真空断路器（605、606、607、609断路器） a) 断路器操动机构(CT19B-II型)寿命10000次。故达到操作次数机构应更换或大修。 b) 每分断额定短路电流30次应进行大修。4.1.3 LTB245E1型SF6断路器（241、242断路器） a) 带负荷的合-分操作达nI2=20000（n=次数，I=KA电流）时，应进行全面检修。 b) 15年或机械操作5000次，应进行预防性检修。30年或机械操作10000次，应进行大修。c) 分断次数应分相进行统计。4.1.4 HGI310/639063型SF6断路器(601、602断路器)a) 每切断额定短路电流约5次，应进行大修。b) 机械操作10000次（合分计一次），应进行大修。4.1.5 3AH3 228-2型真空断路器(603、604断路器)a) 每切断额定短路电流50次，应进行大修。b) 机械操作10000次（合分计一次），应进行大修。4.2 断路器运行的检查和维护4.2.1 断路器通用检查项目a) 查操动机构分合闸指示器指示应正确一致,远方现地切换把手在“远方”位置；b) 查机构柜内各电源开关投入正常，加热器在潮湿或雨雪天气可投入使用。c) 查机构柜内二次接线良好，无过热现象。d) 查操动机构机械传动部分正常，无变形和螺丝松动现象。e) 查断路器各相支持瓷套无裂纹破损，无放电现象，表面清洁。f) 查断路器本体无异常，进出引线接头接触良好，无过热现象，接头处热缩材料无开裂。g) 查断路器通过的负荷电流是否在额定值范围内。4.2.2 241、242断路器专门检查项目a) 查断路器每相SF6气体压力 (20C时0.7MPa)，无漏气现象。b) 查断路器的实际位置与操作机构上分、合位置指示相对应。c) 查操作机构的合闸弹簧在储能状态。d) 每日09：00记录一次断路器各相SF6气体压力。e) 断路器在检修前、投运时及动作后应记录分闸次数。4.2.3 601、602断路器专门检查项目a) 查控制柜与操作机构上分、合位置指示相对应正确。操作机构上位置指示器红色“I”表示合闸位置，绿色“0”表示分闸位置。b) 查断路器SF6气体压力正常(20C时0.62MPa)，无漏气现象。c) 查液压弹簧操作机构油位正常，窗内油面距最上端最小约5mm，最大约10mm，最低油位不得低于检查窗中心。油质目检清澈，无渗漏油现象。d) 查机构弹簧在储能状态，油泵从零压启动至正常油压，时间小于2min，且弹簧长度符合额定要求。正常运行时油泵每天启动次数不超过10次。e) 查外壳固定完好，地脚连接无松动。f) 查控制电缆各插把与机构及断路器上的插座联结牢靠，塑料外壳固定可靠不松动。g) 每日09：00记录一次断路器SF6气体压力、分闸次数和油泵启动次数。4.2.4 683断路器专门检查项目a) 查三相主触头接触良好，触指无变形脱落。b) 查相间绝缘隔板无倾斜烧焦痕迹，油箱上油标油色、油位正常，无渗漏油现象。c) 查合闸弹簧缓冲器和分闸油缓冲器位置正确，无变位和垫圈破裂现象。断路器在合闸状态时，分闸弹簧应储能正常。d) 查断路器合闸接触器在分闸状态、合闸熔丝完好。4.2.5 605、606、607、609断路器专门检查项目a) 查断路器真空灭弧室清澈透明无变色。b) 查断路器各传动机构动作正常，无变位异常现象。断路器在合闸状态时，分闸弹簧应储能正常。c) 查合闸弹簧在储能状态。断路器合闸后能立即自动储能，储能时间应小于12S。4.2.6 603、604断路器专门检查项目a) 查合闸弹簧在储能状态。断路器合闸后能立即自动储能，储能时间应小于15S。b) 断路器储能操作计数器指示正常，能够自动计数。c) 查断路器各传动机构动作正常，无变位、脱落现象，触头压力弹簧工作正常。d) 查断路器端子箱内各接线良好，储能电机电源开关在合闸位置。4.2.7 断路器事故跳闸后的特别检查项目a) 首先应对断路器本体和操动机构外部进行全面检查，若有明显外部烧伤、油色变黑、真空包变黑、机构损坏等现象，则禁止投入运行，应将断路器转入检修处理。b) 对SF6断路器，应检查并记录各相SF6气体压力，若有SF6气体压力低报警信号，在到现场前应按规定做好安全防护措施，防止气体中毒。c) 记录并核对事故跳闸次数，当超过允许次数时禁止将断路器投入运行，并汇报领导。4.3 断路器操作4.3.1 断路器操作规定a) 断路器在合闸送电前应核对操作次数和切除故障次数是否小于规定值。b) 合闸前还应检查被送电设备是否已具备投运条件，保护装置是否按规定投入运行。c) 断路器分闸前应检查负荷电流是否接近为零，潮流的改变是否对系统造成影响。d) 断路器操作前，必须检查有关仪表及信号指示是否正常；断路器操作后，应检查是否分合闸到位，现地位置与中控信号是否一致。e) 断路器检修后，必须经保护传动和远方跳、合闸试验正常方可投入运行。f) 断路器只有在试验或紧急情况下方能在现地机构上进行分合闸操作，且断路器本身应无故障。由于手动操作未经防误闭锁，操作前应核对清楚断路器名称和编号。g) 严禁在现地用手动方式进行并列合闸操作。当断路器油位、SF6气压、油压等异常时严禁手动操作。4.3.2 断路器现地分、合闸操作a) 601、602断路器：将远方/当地控制开关打至“当地”位置，将控制柜内断路器操作把手投至“分闸”或“合闸”位置，操作完后将控制开关投至“远方”位置。b) 683断路器：将断路器机构手动分闸操作杆向上提起可实现分闸操作。c) 605、606、607、609断路器：将断路器机构面板上“分”或“合”牌移开，按下“分”或“合”按钮即可进行分合闸操作。 当断路器合闸完后，储能电机应自动启动将合闸弹簧储能，若不能，先检查操作电源是否正常。也可用手动操作手柄插入储能摇臂插孔中，然后上下摆动(约35)，当听到“咔”的一声，机构“已合闸”牌翻转到位，手动储能完成。d) 241、242断路器：合上储能电机电源开关F1；将机构柜内远方/当地/隔离位置选择开关（S4）投至“当地”位置；将机构内就地控制开关（S1）投至“分闸”或“合闸”位置；操作完后将位置选择开关（S4）打至“远方”位置（很重要，否则无法自动重合闸）。注意事项：a) 任何情况下严禁强行手动接通储能电机主回路进行储能；b) 严禁手动释放挚子；c) 手动储能操作应严格按照操作手册的规定进行；d) 手动储能操作应观察储满能标志。e) 断路器在合位置时能保证完成分闸后经0.3秒再合闸（重合闸）不成功则分闸一个循环后必须经过3分钟才能再进行合分闸操作。e) 603、604断路器：按现地断路器面板上 “分闸”或“合闸”按钮进行手动分合闸。当合闸弹簧贮能电机电源或回路故障时，可通过现地手柄进行储能。即手柄的适配头通过面板开孔插入手柄耦合杆顺时针转动直到开孔上的标志“合闸弹簧未储能”转换为“合闸弹簧已储能”。4.4 断路器故障处理4.4.1 断路器拒绝分、合闸故障类型故障原因处理拒绝合闸1、同期闭锁、同期开关未投入调整频率、电压达到同期条件；投入同期开关2、防误装置闭锁检查防误装置3、SF6气体压力低闭锁恢复正常压力4、合闸时间不足适当给足合闸时间（指683少油断路器）5、合闸能量不足。如合闸熔丝未投入或直流电压过低、合闸弹簧储能不足或未储能、操作油压不足插上合闸熔丝，恢复直流电压正常；检查储能电机电源开关是否合入，投入电源或手动储能；检查油泵电机电源开关是否合上，投入电源。6、操作回路故障：操作电源异常、辅助接点变位检查断路器操作电源是否投入、熔丝是否熔断；检查保护上跳合闸位置灯指示是否正常7、机构传动部分故障将断路器转入检修8、合闸回路长期通电立即切断合闸回路防止合闸线圈烧坏9、一相拒合立即先断开已合闸的两相。经检查未发现异常，可重新试合一次，仍不成功，通知维护人员处理。10、断路器单相跳闸，拒绝重合a） 立即将相应机组出力降低至零，减少不平衡电流。b) 检查操作气压正常，进行远方合闸一次。c) 若断路器跳闸相拒合，应立即断开其它两相。拒绝分闸1、防误闭锁检查防误装置和电气闭锁条件2、SF6气体压力低闭锁恢复正常压力3、分闸时间太短延长分闸时间4、分闸能量不足，如直流电压过低、油压不足恢复直流电压，恢复正常油压5、操作回路故障：操作电源异常、辅助接点变位检查断路器操作电源是否投入、熔丝是否熔断；检查保护上跳合闸位置灯指示是否正常6、机构传动部分故障自动、手动均无法分闸，立即用相邻断路器将故障断路器隔离7、一相或二相拒分a) 正常操作一相拒分应立即现地手动分闸；两相拒分应将分闸相立即合上；b) 保护动作拒分，应立即远方将断路器分闸。8、经检查未发现异常，可重新试分一次，仍不成功，可采用现场手动分闸一次。4.4.2 241、242断路器故障处理故障类型故障原因处理SF6气压有下降趋势或降低到0.62Mpa低气压报警(20C时)管路或结点漏气a) 汇报领导，并通知维护人员；b) 加强监视；c) 当SF6气压降低到0.6Mpa以下(20C时)，断路器被自动闭锁操作。此时应解除该断路器的操作电源开关，防止断路器分闸。4.4.3 601、602断路器故障处理故障类型故障原因处理SF6气压降低到0.56Mpa低气压报警(20C时)管路或阀门漏气a) 汇报领导，通知维护人员在运行中补气并消除漏点；b) 当SF6气压降低到0.54Mpa以下(20C时)，断路器被自动闭锁操作。此时应解除该断路器的操作电源开关，防止断路器分闸；c) 待气压恢复到0.54Mpa以上时，向调度员申请转移机组负荷，将断路器分闸转入检修； d) 当SF6气压无法短时恢复正常时，应立即向省调申请用主变高(中)压侧断路器将故障断路器隔离，灭磁停机处理；e) 在异常或事故处理期间，工作人员应注意做好安全防护，防止气体中毒。液压弹簧操动机构故障1、液压系统漏油、油泵启动频繁(每日10次)通知维护人员现地查找漏点，并消除。2、油泵打不上油长时间运转a) 立即断开油泵电机电源开关；b) 密切监视弹簧储能情况；d) 通知维护人员处理。3、液压弹簧操作机构压力低，闭锁分闸a) 解除该断路器的操作电源开关，防止断路器分闸；b) 采取措施尽可能恢复正常压力；c) 当压力无法短时恢复正常时，应立即向省调申请用主变高(中)压侧断路器将故障断路器隔离，灭磁停机处理；油泵电动机故障a） 油泵电机电源开关跳闸，应试合一次； b） 电源合不上时，紧急情况下可由维护人员使用手摇泵对操作机构进行手动储能；4.4.4 683断路器故障处理故障类型故障原因处理油位异常1、加油过高或断路器温度过高a) 检查断路器触头接触是否良好，测量本体温度；b) 申请停电检查、放油。2、漏油a)停电检查，消除漏点并加油至正常油位；b) 当漏油至油位计已看不见油面时，或油断路器大量漏油，应立即断开故障断路器操作电源，禁止操作该断路器，并及时与调度员联系转移负荷，用相邻断路器将故障断路器停电隔离。5 高压隔离开关5.1 隔离开关基本规定5.1.1 隔离开关断、合的操作应在其串联断路器断开后，确认其断路器确已断开情况下进行。断路器两侧均有隔离开关的操作，停电时应先断开负荷侧再断开电源侧，送电时与上述相反。5.1.2 10kV及以上系统装有电动操作的隔离开关，正常时均应采用电动操作，且操作后应断开隔离开关电动操作电源，只有当电动操作失灵机械传动部分正常，并经值长批准后，方可改用手动操作。5.1.3 隔离开关合、分到位后，电动机不会停止时应立即按下停止按钮或断开操作电源开关。5.1.4 隔离开关三相分、合闸不到位时，可重新分、合闸一次，仍不到位应通知维护人员处理。5.1.5 允许用隔离开关进行的操作a) 拉、合无故障的电压互感器和避雷器。b) 拉、合220kV及以下母线充电电流。c) 拉、合无接地故障变压器中性点接地刀闸。d) 拉、合空载励磁电流小于2A的空载变压器和电容电流小于1A的空载线路。5.2 220kV隔离开关、接地刀闸5.2.1 现地电动分/合闸操作a) 查手动操作孔门已关闭，打开防误挂锁。b) 查机构箱内远控/就地选择开关在“就地”侧。c) 合上机构电机电源开关Q1。d) 按下箱内“分”或“合”闸按钮。e) 查隔离开关或接地刀闸触头分合闸到位。(除检查开关触头外，机构内分、合闸指示牌也应正对箱门)。f) 断开机构电机电源开关Q1。g) 关严机构箱门，锁上防误挂锁。5.2.2 现地手动分/合闸操作a) 打开机构箱底部手动操作孔门。b) 打开防误挂锁。c) 合上机构电机电源Q1，按住机构箱底部手动操作联锁按钮，移开手动操作孔挡板。d) 将操作手柄插入孔中，按把手上箭头方向连续旋转手柄，直至分、合闸到位。d) 关闭手动操作孔门。e) 断开机构电机电源开关Q1。f) 关严机构箱门，锁上防误挂锁。5.2.3 远控分/合闸操作a) 确认监控系统具有电气防误功能。b) 确认机构手动操作防误锁栓退出，手动操作孔门关闭。c) 确认机构箱内电机电源合上，远控/就地选择开关在“远控”位置。f) 在监控系统上进行分、合闸操作。g) 用工业电视和监控一览表监视操作是否到位。5.2.4 机构安全闭锁功能a) 断路器、隔离开关和接地刀闸之间的电气闭锁。隔离开关和接地刀闸如果不满足外部联锁条件，则其控制回路失电，即不能进行电动操作。l 隔离开关受所串联断路器电气闭锁。即隔离开关只有在所串联断路器三相均断开才能进行分、合闸操作。池三线2403隔离开关只有在241、242断路器都在分闸时才能进行操作，220KV母线PT2404隔离开关无断路器位置闭锁。l 隔离开关与安装在同支柱上接地刀闸相互间即有机械闭锁、又有电气闭锁。即隔离开关在合闸状态时接地刀闸不能合，反之，接地刀闸在合闸状态时隔离开关也不能合。b) 手动操作时，当挡块被推离操作孔位后，其接点将电机控制回路断开，可防止同时进行电动操作。 c) 正常运行时，机构箱内电机电源开关断开，箱门加防误挂锁，操作只能通过微机防误解锁、现地操作。 5.3 隔离开关运行检查项目5.3.1 导电部分：合闸位置时，位置正常，刀刃和触头接触良好，无过热和变色现象，分闸位置时，动静触头间角度、距离正常。5.3.2 操作机构：手动机构锁锭锁入正常；电动操作机构应无电磁声和焦味，操作电源断开，操作箱门上锁。5.3.3 所有紧固零件应无松动现象，操作时各转动部分灵活，辅助开关能正常切换。5.3.4 齿轮、蜗轮、蜗杆、限位块、挡钉等主要部件应无生锈和损坏。所有磨擦零件上均应涂有润滑脂。5.3.5各接头无过热、放电现象，示温腊片无熔化。5.4 隔离开关故障处理5.4.1 隔离开关接触部分过热现象及处理a)故障处有热气流，变色、发红、示温片熔化。b) 立即采取措施减少流过隔离开关的电流，并加强监视。机组出口隔离开关，应联系省调转移负荷，停机处理；线路隔离开关，应汇报相应调度员，改变线路潮流分配和运行方式，待电网运行允许时，再停电处理。c)隔离开关停电处理会影响用户或影响发电、送电者，应尽量安排在夜间电网允许时处理，在未停电前，有条件的应采用通风设备进行冷却，以延长运行时间。d)如隔离开关发热严重，应向调度员汇报，立即停电处理。5.4.2 误断开隔离开关现象及处理a) 隔离开关刚断开时，出现强大的弧光和响声。b) 发现已拉错，在弧光未中断前，应迅速将其合上；如发现弧光已中断，严禁再合上；c) 隔离开关误拉过程中产生短路事故，按事故处理规定处理。5.4.3 隔离开关操作拒动处理a) 隔离开关操作拒动，应检查是否满足“五防”要求，闭锁插销是否拔出等，不得蛮干。b) 手动操作的隔离开关应检查传动机构是否卡涩。c) 如妨碍断开或合上的阻力发生在隔离开关的接触位置上，则不得强行操作，以防损坏支持绝缘子而引起事故。d) 电动操作的隔离开关拒动，应检查隔离开关操作电源有否消失，隔离开关操作回路闭锁条件是否满足，隔离开关接触器和电机是否烧坏，机械传动部分是否良好。e) 如果机构电机保护热继电器动作（电源空开跳），在检查电机及机构无异常后，按下热继电器复位按钮复位（合上空开），再进行操作。如果热继电器（空开）再次动作，则不允许继续电动操作，应改用手动方式操作。f) 隔离开关操作拒动应及时通知维护人员处理。6 电压、电流互感器6.1 互感器运行规定6.1.1 电压互感器二次侧严禁短路或接地。电压互感器的外加一次电压，最高不得超过额定电压的10%，以免励磁电流过大，铁芯磁通密度增加引起过热。6.1.2 电流互感器二次侧严禁开路。电流互感器不允许长时间过负荷运行，过负荷的倍数和时间，可遵守其主设备有关规定。6.2 电压互感器操作规定6.2.1 停役操作，需将电压互感器高低压两侧分别断开。6.2.2 更换高压熔断器，必须先检查其电压互感器无明显故障点后，才能断开其刀闸。6.2.3 母线在运行中，若要将互感器停役，要充分虑有对有关保护和计量的影响。6.2.4 电压互感器经过大修更换或二次侧引出线经过拆装等，在复役以后，必须经过同期核相正确，方可正式投入运行。6.3 互感器巡回检查主要项目6.3.1 瓷套管应清洁，无裂纹、放电现象。6.3.2 充油式全密封互感器无漏油、渗油现象，油标的油色、油位正常。6.3.3 电压互感器二次线圈中性点与外壳接地良好。6.3.4 电流互感器二次线圈不开路，无过热、放电现象。6.3.5 电压互感器二次侧不短路，无过热、放电现象。6.3.6 各接头接触良好，无松动过热现象。6.4 电压互感器熔丝更换操作6.4.1 检查互感器本体无明显故障；6.4.2 断开互感器高、低压侧开关；6.4.3 用相同电压等级验电器验明确已无电压后，更换同容量熔丝；6.4.4 装卸电压互感器高压熔丝时，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；6.4.5 如电压互感器熔丝再次熔断，则不再进行更换，应将该互感器停电检查。6.5 互感器故障处理6.5.1 电压互感器高压熔丝熔断a) 立即退出有关保护，以免引起保护误动作；b) 并设法尽快更换同容量熔丝；c) 待熔丝更换完，并确认电压互感器已恢复正常后，方能将有关保护重新投入。6.5.2 电流互感器二次回路开路a) 二次回路会出现高电压，此时应尽可能减少一次电流，并退出有关保护；b) 通知维护人员穿绝缘鞋、戴高压绝缘手套，在该电流互感器附近端子上将其短路；c) 无法处理时，应退出有关被保护一次设备的运行，将该电流互感器停用。6.5.3 互感器外部过热、互感器内部有火花放电声及噪声、外部有严重的火花放电、引线出口漏油或外壳破裂大量漏油，为初期故障，应立即断开互感器刀闸，停止使用。6.5.4 如果发现高压侧有接地现象或内部发出臭味或冒烟，禁止用隔离开关设备，应用断路器将故障电压互感器隔离。7 避雷器及其它防雷设备7.1 配电装置的所有防雷设备正常时必须全部投入运行,特别是雷雨季节运行时更应严格遵守,凡因故需退出有关防雷设备,必须得到总工程师批准。7.2 防雷设备的运行检查和维护7.2.1 遇有雷电时，禁止对防雷设备进行检查。待雷雨过后值班人员应对避雷器进行仔细检查。7.2.2 每星期日白班和雷雨过后，记录避雷器动作次数和泄漏电流。7.2.3 当避雷器有动作时，应对其进行全面检查，发现有异常或泄漏电流超过规定值时应立即汇报领导。7.2.4 避雷器检查项目a) 瓷套、法兰无裂纹,、破损和放电现象。b) 本体与基座固定可靠，接地线和高压引线联接可靠。c) 在线监测装置仪表完好，指针无卡涉，泄漏电流指示值在规定范围内。7.2.5 检查避雷针无摇晃摆动，接地引下线无锈蚀。7.2.6 查放电间隙（金属棒保护间隙）无击穿放电痕迹。7.3 避雷器退出运行应由隔离开关进行操作，当发现避雷器冒烟、冒火、套管破裂，严重放电时，应设法将母线停电，才能用隔离开关切除避雷器。8 电力电缆8.1 电缆过负荷规定8.1.1 电力电缆正常情况下，禁止过负荷运行，如需过负荷运行，必须得到生技部批准。8.1.2 电力电缆在紧急情况下允许短时间过负荷，但应遵守下列规定：a) 10kV电缆允许过负荷15%，连续运行2小时。b) 电缆外皮温度正常，一般温度不超过50为准，工作电压不得超过额定电压的15%，电缆无漏油，外皮接地线应完好。8. 2 电力电缆巡回检查主要项目8.2.1 电缆头无损伤、无漏油、溢胶、放电、发热等现象。8.2.2 电缆头引出线的连接线夹紧固，无发热现象。8.2.3 电缆头接地必须良好，无松动、断股和锈蚀现象。8.2.4 电缆沟盖松无破裂，上面不准放石块等建筑材料或笨重物件。8.2.5 电缆沟内无积水，堆放杂物和易燃物。8.2.6 电缆表面无腐蚀损伤。9 绝缘瓷瓶、电容器、阻波器9.1 绝缘瓷瓶巡回检查主要项目9.1.1 表面清洁、完整、无裂纹、破损和闪络放电。9.1.2 室内瓷瓶和穿墙套管上无漏水和积水。9.1.3 穿墙套管的导体与套管间无振动和放电，套管法兰与导体连接线完好。9.2 电容器巡回检查主要项目9.2.1 瓷套无破损、无漏油、溢胶、放电、发热等现象。9.2.2 上、下引线连接牢固；9.2.3 接地线良好、接地刀闸在规定位置。9.2.4 无放电响声和异味。9.3 阻波器巡回检查主要项目：接头无发热、阻波器无变色、周围无热气流。10 近区系统接地故障处理10.1 现象语音报警，CRT“近区10kVI（II）段系统接地”光字牌亮，母线对地电压不平衡，故障相对地电压降低或等于零，其它两相对地电压升高或等于线电压。10.2 处理a) 汇报值长。b) 测量三相对地电压均为零，则可能是YH低压开关跳开，重新再合一次。c) 测量对地电压，若一相降低，其余两相基本不变，则可能是YH高压熔丝断，停电更换同容量熔丝。d) 测量对地电压，若一相降低，其余两相升高，则为单相接地，通知检维部。值长令两人穿高压绝缘靴对近区10kVI（II）段配电设备系统进行检查，若母线无明显接地故障，用短时切负荷的方法查找线路接地点，查明故障点，汇报生产运营部。e) 若是谐振引起的YH的中性点电压升高，发生接地，检查YH无故障点后，可先分YH二次空气开关，拉合YH刀闸，合上YH 二次空开。f) 若近区10kV系统接地在2小时内无法查明，未消除故障点时，应经生产运营部同意停电检查。附录A LTB245E1单相操作六氟化硫断路器技术参数 序号项 目数据序号项 目数据1额定电压252kV2最高电压252 kV3雷电冲击耐受电压1050 kV4工频耐受电压460 kV5额定频率50 Hz6额定电流4000 A7额定短路开断电流50 kA8额定热稳定电流（3S）50 kA9额定关合定电流125 kA10切空载长线电流165A11固有分闸时间17 2ms12合闸时间28 ms13首相开断系数1.514SF6最高工作气压0.8 Mpa15SF6额定充气压力0.7 Mpa16SF6报警气压0.62 Mpa17SF6断路器闭锁气压0.6Mpa18单相SF6充气容积155LBLK222型电动操作机构参数序号项目数值序号项目数值1电动机储能时间15 ms2电动机电压AC /DC 220 V3操作电压DC 220 V4线圈电压DC 220 V5加热器电压AC220 V8加热器功率210 W附录B PR21-MM31 型220kV隔离开关（接地刀闸）主要技术参数 序号项目参数PR21-MM31型剪刀式隔离开关AE BF4型触指式接地开关1额定电压252 kV252 kV2额定电流3150A/31分钟工频耐压 (对地/相间)460kV460kV4雷电冲击电压 1.2/50S (峰值)1050kV1050kV5额定短时电流3S50 kA50 kA6额定短时峰值电流125 kA125 kA7每相重量615 kg75 kg8电动操作机构MA-7684N 162型MA-6222 162型9额定输出力矩2500Nm/10操作角度200度/11电机额定电压AC 380VAC 220V控制回路电压AC 220V12电机启动峰值电流20A/13额定力矩下运行电流6.75A/14加热器额定功率22W AC220V15制造厂家西门子(杭州高压开关有限公司)16生产日期2004年10月附录C HGI3型SF6断路器技术参数 序号名称参数1额定最高电压17.5kV2频率50Hz3额定电流6390A4额定对称短路电流63kA5额定非对称短路电流85kA6额定承受电流峰值170kA7额定短时承受电流/秒63kA820C时SF6气体额定运行压力0.62Mpa9额定短路操作循环合分30分钟合分10负荷电流操作循环合分30分钟合分11最大开断时间（从合闸指令到触头分离）30ms12最大遮断时间52ms13额定工频耐压50kV14额定耐受雷电冲击电压峰值110kV15合闸线圈（操作机构）控制电压DC220V16分闸线圈（操作机构）控制电压DC220V17电动机控制电压DC220V18制造厂家ABB19制造日期1998年附录D ZN2810/125031.5型真空断路器技术参数 序号名称参数序号名称参数1额定电压10 kV8额定短路持续时间4 S2最高电压11.5 kV9额定短路电流开断次数30(50) 次3额定电流1250 A10全开断时间100S4额定短路开断电流31.5 kA11额定操作顺序分-0.3S-合分-18S-合分5额定短路关合电流80 kA12额定1min工频耐受电压42 kV6额定峰值耐受电流80 kA13额定雷雨冲击耐受电压75 kV7额定短时耐受电流31.5 kA14机械寿命10000次CT19B-II型断路器操动机构主要技术参数1合闸功180W5输出转角50552电机额定输出功率70W6分合闸电磁铁额定电压DC220V3电机额定工作电压DC220V7分合闸电磁铁额定电流1.4A4电机储能时间12S8机构寿命10000次附录E SN410G少油断路器技术参数 额定电压kV10额定电流A5000额定断开容量MVA1000额定断开电流kA58每相油重kg55厂家沈阳开关厂最高工作电压kV11.5配用操动机构型号CD8370开关运行参数分合闸线