110kV白庄变电站运行规程09、6、1.doc

白庄变电站运行规程 Q/312-106.90-05聊城供电公司 发布200*-*-*实施发布110kV白庄变电站运行规程Q/312-106.*-07QB聊城供电公司企业标准1*变电站运行规程 Q/312-106.*-07前 言按照聊城供电公司加强企业标准化管理的要求，为进一步完善变电站运行管理制度，提高变电运行管理水平，确保变电设备的安全、可靠、稳定、经济运行，根据GB/1.1-1993标准化工作导则要求和国网公司、省集团公司及我公司有关规定，结合110kV白庄变电站(以下简称白庄变电站)的具体情况，特制定110kV白庄变电站运行规程。本规程由变电运行工区操作二队起草，聊城供电公司标准化委员会提出并归口。本规程主要起草人： 孙丙申 审 核： 审 定： 批 准：本规程*年*月首次发布。本规程由聊城供电公司生技部负责解释。1白庄变电站运行规程 Q/312-106.*-07目 录1 主题内容与适用范围42 引用标准43 设备管辖范围44 电器主接线55 设备运行方式56 运行环境77 设备巡视78 变压器 98.1 设备概况98.2 巡视项目98.3 验收标准98.4 运行规定108.5 异常及事故处理118.6 有载分接开关在线滤油机148.7 变压器冷却风机控制系统操作说明159 110kV GIS组合电器169.1 设备概况169.2 巡视项目179.3验收标准179.4运行规定189.5 异常及事故处理1910 10kV开关柜1910.1 设备概况1910.2 巡视项目2010.3验收标准2010.4运行规定2010.5 异常及事故处理2311 电压互感器2311.1 设备概况2311.2 巡视项目2311.3验收标准2411.4运行规定2411.5 异常及事故处理2412 电流互感器2512.1 设备概况2512.2 巡视项目2512.3验收标准2512.4运行规定2512.5 异常及事故处理2613 防雷设备与接地装置2613.1 设备概况2613.2 巡视项目2613.3验收标准2713.4运行规定2713.5 异常及事故处理2714 电容器2714.1 设备概况2714.2 巡视项目2814.3验收标准2814.4运行规定2814.5 异常及事故处理2815 电力电缆2915.1 运行规定2915.2 巡视项目2915.3验收标准2916 站用电系统2916.1 设备概况2916.2 巡视项目2916.3 异常及事故处理2917 直流系统3017.1 设备概况3017.2 巡视项目3017.3验收标准3017.4运行规定3017.5 直流监控系统3118 消防系统3318.1 设备概况3318.2 消防设施说明3318.3 消防系统运行规定3319 远动和监控系统3419.1 设备概况3419.2 运行规定3419.3 巡视项目3419.4 异常及事故处理3419.5 后台系统3519.6 远动通讯3520 主变压器保护装置3720.1 设备概况3720.2 保护配置3720.3保护装置说明3920.4保护装置液晶显示说明4120.5巡视项目5220.6保护验收标准5220.7运行规定5221 10kV线路保护装置5321.1 设备概况5321.2 保护配置5321.2 巡视项目5421.3 验收项目5421.4 运行规定5422 电容器保护装置5422.1 设备概况5522.2 保护配置5522.3验收项目5722.4运行规定5723 低频低压稳定控制装置5723.1设备概述5723.2 装置配置5723.3 常见现象及相应处理措施5924 消弧线圈自动调谐装置6024.1设备概况6023.2型消弧线圈装置说明6123.3操作说明6123.4 巡视项目6725 110KV备自投装置6825.1设备概述6825.2 保护配置6925.3 菜单界面操作说明6926防误闭锁装置6526.1一般规定6526.2组合电器闭锁装置6626.3 10kV开关柜闭锁闭锁装置6626.4电容器负荷开关闭锁装置6726.5 10kV开关柜智能测显单元6726.6巡视项目6726.7验收标准6726.8运行规定68附录一 设备技术规范表附录二 设备预试项目及周期表附录三 交、直流回路熔断器配置表附录四 一次系统接线图附录五 直流系统接线图附录六 站用电系统接线图1 主题内容与适用范围 本规程规定了聊城供电公司白庄变电站设备的运行、维护、异常及事故处理的一般要求和方法。本规程适用于聊城供电公司白庄变电站设备的运行、维护及事故异常处理。生产管理、安全监督、检修、运行、调度人员应熟悉本规程。2 引用标准下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文，本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文，本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。（DL / T 57295） 电力变压器运行规程（DL / T 5871996） 微机继电保护装置运行管理规程 （DL / T 7242000） 电力系统用蓄电池直流装置运行与维护技术规程（能源部电力司1991）高压断路器运行规程国网公司 电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）国网公司 变电运行管理规范国网公司 110（66）kV-500kV油浸式变压器运行规范国网公司 高压开关设备运行规范国网公司 110(66)kV-500kV互感器运行规范国网公司 直流电源系统运行规范国网公司 110(66) kV -750 kV避雷器运行规范国网公司 10kV -66 kV并联电容器运行规范国网公司 72.5 kV及以上高压支柱绝缘子运行规范山东电力集团公司 山东电网调度规程 山东电力集团公司 交接和预防性试验规程（2007年）山东电力集团公司 电气操作票、工作票执行规定设备出厂资料、反措、聊城供电公司有关规定3 设备管辖范围3.1 调度管辖设备 110kV 9201徐白线、9202蒋白线、10kV 昌润I线1101、站北I线1102、香江I线1103、十里铺线1104、振兴西线1105、硫酸线1106、1201铁路II线、1202硫酸II线、1203站北II线、1204香江II线、组电容器10C1、组电容器10C2及站内所有开关、刀闸、PT、CT、BL、远动、保护设备全部为地调管辖设备。3.2 操作队管辖设备： 站用电400V馈线设备4 电气主接线110kV系统：采用110kV内桥接线方式， 9201徐白线接#1主变，9202蒋白线接#2主变.10kV系统：采用单母线分段接线，分别命名为段母线和段母线，接于#1主变的母线为段母线，接于#2主变的母线为段母线，10kV母线分段开关为100，分段刀闸为100-1刀闸。段母线接有10kV 昌润I线1101、站北I线1102、香江I线1103、十里铺线1104、振兴西线1105、硫酸线1106、10B1 #1接地变、10C1组电容器、10P1段母线PT；段母线接有1201铁路II线、1202硫酸II线、1203站北II线、1204香江II线、10B2 #2接地变、10C2 组电容器、10P2段母线PT。5 设备运行方式5.1 110kV系统：5.1.1 正常运行方式：9201徐白线接#1主变运行带10kV、II段母线负荷运行，9202蒋白线热备用，备自投装置投入， #2主变冷备用，5.1.2 其他运行方式：a 9202蒋白线接#1主变带10kV、段母线运行；b 9202蒋白线接#2主变带10kV、段母线运行；c 9201徐白线接#1主变带10kV段母线运行;9202蒋白线接#2主变带10kV段母线运行; 、段母线运行分列运行.d 9201徐白线接#1主变带10kV段母线运行;9202蒋白线接#2主变带10kV段母线运行; 、段母线运行并列运行.5.1.3 特殊运行方式： 9201徐白线、9202蒋白线同时停电，10kV 、段母线负荷由10kV 1线带全站负荷，并停用10kV 1线的全部保护及所有10kV出线的重合闸。5.2 10kV系统：5.2.1 正常运行方式：10kV、段母线并列运行。5.2.2 特殊运行方式：10kV、段母线分列运行5.3保护配置：5.3.1 #1、#2主变配置：采用#1、#2主变的本体测控装置ISA341G，ISA361G非电量保护装置，ISA388G高低后备保护装置，ISA387G差动保护装置，南瑞机电保护公司生产的ISA388G、ISA341G型保护，正常全部保护投入。5.3.2 10kV线路配置 ： 10kV10kV 昌润I线1101、站北I线1102、香江I线1103、十里铺线1104、振兴西线1105、硫酸线1106、铁路II线1201、硫酸II线1202、站北II线1203、香江II线1204配置ISA351G线路保护，正常运行方式下以上保护应全部投入运行。5.3.3 10kV I、II组电容器配置：10kV I、II组电容器配置ISA359G电容器保护，正常运行方式下全部保护投入运行，重合闸不投。5.3.4 10kV 分段100间隔保护配置：10kV段100开关配有ISA351G保护，分段隔离开关配有ISA389G，正常情况下本身保护全部退出运行。5.4 站用电系统：5.4.1 正常运行方式：#1接地变带400V#1、#2接地变屏母线负荷运行，#2接地变屏分段开关在合位，#2接地变充电备用。#1#2接地变低压侧互为备用。5.4.2 特殊运行方式：a #1接地变停电，#2接地变带400V母线负荷运行。b #2接地变停电，#1接地变带400V母线负荷运行。5.4.3 接带负荷情况：#1接地变屏接有下列负荷：#1主变保护测控屏电源、图像监控电源、#1主变通风电源、#2主变通风电源、#2主变10KV进线柜电源、#2主变110KV汇控柜电源、#1直流电源、GIS风机电源 #2所用变屏接有下列负荷： 电度表屏电源、消弧线圈自动控制屏、远动电源、运动遥测电源、#1主变通风电源、#2主变通风电源、#1主变110KV汇控柜电源、#1主变10KV进线柜电源、2直流充电屏电源、10KV动力箱电源、光端机电源、站内照明5.5 直流系统：5.5.1 正常运行方式：直流充电装置共有3个模块，其中1号2号模块为充电模块，供合闸母线各负荷、另外一个为控制模块，供控制母线各负荷。5.5.2直流装置控制母线、合闸母线公用一条母线，采用单母线分段接线方式，无分段联络开关或刀闸。 直流屏路交流进线来自#2接地变屏馈线，路交流进线来自#1接地变屏馈线，交流进线开关采用备自投，正常情况电源1为主电源。5.5.3 可能运行方式：1、2号充电模块正常都投入运行，供220V 母线全部合闸母线负荷，当任一充电装置故障时，其余模块正常运行；控制模块供控制母线负荷，当交流充电装置故障时可由蓄电池短时供直流负荷。6 运行环境： 6.1 变电站设备室空调视为运行设备，每次设备巡视应进行检查，并在巡视卡、标准化作业指导书中做好记录。空调温控器全年投入运行，运行人员每月进行一次传感器精度检查，差距较大时及时向工区反馈维修。 6.2 变电站开关室安装自动排风装置，温度高时自动启动，并由语音报警功能。运行人员每次设备巡视应检查排风装置运行状况，并做好记录。运行人员每季度进行一次手动启动试验，运行中出现问题及时安排维修。6.2 站内按有电视监控系统，24小时监控站内设备，并存入内存系统内，保存7天，然后依次覆盖过期内容，对于变电站防盗，起到积极的作用。7 设备巡视7.1 巡视周期设备的巡视检查应按照公司变电运行管理规定中的有关规定执行。7.2 巡视方式设备巡视分为正常巡视、全面巡视、熄灯巡视、特殊巡视四种方式具体规定如下：a. 每个巡视周期，运行人员进行正常巡视（持卡巡视）；b. 巡视人员应将巡视时间、站名、巡视内容及发现的问题记入有关记录；c. 巡视中如有紧急需要，巡视人员应立即停止巡视，参加处理紧急情况，处理完毕后，再继续进行巡视；d. 每月进行一次熄灯检查；e. 每月进行一次全面巡视（标准化作业指导书）。7.3 特巡内容：a. 大风天气：引线摆动情况及有无搭挂杂物；b. 雷雨天气：瓷套管有无房电闪络现象，避雷器的动作情况；c. 雨雾天气：瓷套管有无放电现象，重点监视污秽瓷质部分；d. 气温突变：检查注油设备，油位、油压变化及设备有无渗漏油，充气设备的气压等情况；e. 节假日时：监视负荷及设备状况，加强保卫；f. 设备过负荷时：加强巡视次数，监视设备负荷、油温、油位、接头、特别是限流元件有无过热情况，有无异音；g. 事故后：巡视检查引线和接头有无异常，开关内部有无异音，检查动作及事故设备是否正常；h. 开关跳闸后：重点检查开关有无异常，附件有无变形、接头有无松动过热、保护装置有无异常；i. 开关合闸后：重点检查是否确已合好，是否有不正常的音响或异味，负荷分配正确，自动装置运行正常；k. 系统有接地时：重点检查电压互感器声音的变化情况。新安装和检修后的设备。设备新投运及大修后,巡视周期相应缩短,72小时以后转入正常巡视。7.4 巡视注意事项：a. 巡视设备时不得移开或越过遮栏，若有必要移开或越过遮栏时，必须有监护人在场，并保持电气安全距离：110kV1.5m；10kV0.7m；b. 雷雨天气巡视高压设备时应穿绝缘靴，并不得靠近避雷针和避雷器。接触设备的构架和外壳时，应戴绝缘手套；c. 巡视高压设备，当发生接地时，室内不得接近故障点4m，进入上述范围，应穿绝缘靴，接触设备的架构和外壳时，应戴绝缘手套；d. 对于发现缺陷和异常的设备，应加强异常跟踪巡视。7.5 设备定期试验轮换： 7.5.1设备定期轮换试验应按照公司变电运行管理标准中的有关规定执行。7.5.2 下列试验、检查由运行人员进行，但仍必须进行操作监护制度，试验、检查结果记入相关记录：a. 每月普测一次蓄电池电压，正常巡视时选测蓄电池的电压；b. 变电站内漏电保安器每月进行一次试验；c. 变电站事故照明系统每月试验检查一次，确保在交流照明失去后，事故照明能可靠运行;d. 变电站设备室自动排风系统每月进行一次试验。8 变压器8.1 设备概况：8.1.1 #1、#2主变压器型号为SFZ1040000/110，青岛变压器厂制造。各个符号的含义：S三相，F风冷，Z有载调压，10设计序号，40000容量为40000kVA，110高压侧电压级别8.1.2 主变压器技术规范8.2 巡视项目8.2.1 正常巡视检查项目1）变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应；2）变压器各部位无渗油、漏油；3）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；4）变压器声响均匀、正常；5）吸湿器完好，吸附剂干燥，油封油位正常；6）引线接头、电缆、母线应无发热迹象；7）防爆膜应完好无损；8）气体继电器内应无气体；9）各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，温控装置工作正常；10）各类指示、灯光、信号应正常；11）检查变压器各部件的接地应完好。8.2.2 特殊巡视检查项目（1） 大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。（2） 设备变动后的巡视。（3） 设备新投入运行后的巡视。（4） 设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视。（5） 异常情况下的巡视。主要是指：过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视。（6） 设备缺陷近期有发展时、法定休假日、上级通知有重要供电任务时，应加强巡视。8.2.3 新投入或经过大修的变压器巡视要求（1） 变压器声音应正常，如发现响声特大，不均匀或有放电声，应认为内部有故障。（2） 油位变化应正常，应随温度的增加略有上升，如发现假油面应及时查明原因。（3） 油温变化应正常，变压器带负荷后，油温应缓慢上升。（4） 应对新投运变压器进行红外测温。8.3 验收标准a)变压器本体无缺陷、外表整洁、无严重渗漏油和油漆脱落等现象。b)变压器的绝缘试验应合格无遗漏项目。c)油位正常，各阀门的开闭位置应正确,油的简化试验和绝缘强度应试验。d)变压器外壳应有良好的接地装置,接地电阻应合格。e)基础牢固稳定。f)保护测量信号及控制回路的接线正确,各保护应进行实际传动试验,动作正确,定值应符合电网运行要求,保护压板在投入位置,每套保护应有明确交接并在保护记录中详细记录。g) 呼吸器应装有合格的干燥剂，检查应无堵塞现象。h) 主变引线对地线间距离合格,各导线接头应紧固良好。i) 防雷保护应符合规程要求。j) 防爆管内部无油,玻璃应完整,其呼吸小孔螺丝位置应正确。k) 变压器的坡度应合格。l) 检查变压器的相位和接线组别应能满足电网要求,变压器的低压侧并列前核相合格,相位漆应正确明显。m) 温度表与测量回路应完整良好。n) 套管油封的放油小阀门和瓦斯放气阀门应无堵塞现象。o) 瓦斯继电器加防雨帽，打泄水孔。p) 防误装置完善。q) 变压器上应无遗物,临近的临时设施应拆除,永久设施布置完毕并清扫现场。8.4 运行规定a) 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。b) 正常运行中，变压器的上层油温最高不得超过95，为防止变压器油劣化过速，上层油温一般不宜经常超过85。c) 当变压器有较严重的缺陷（如严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。d) 过负荷时，应加强对变压器的温度及接头的监视、检查和特巡，发现异常立即汇报调度，必要时采取减负荷措施。e) 运行中气体继电器应确保跳闸和信号回路的绝缘性能良好。变压器在运行中时，继电器应根据不同的运行、检修方式（如进行油处理时），及时调整继电器的保护方式，并尽快恢复原状。f) 当气体继电器发信或动作跳闸时，应进行相应电气试验，并取气样进行必要的分析，综合判断变压器故障性质，决定是否投运。当气体继电器内有气体需要排气时，应通过气塞反复排出变压器本体内的气体。g) 吸湿器内的较多硅胶受潮变色时，需要更换硅胶，受潮硅胶不超过2/3。h) 运行中应监视吸湿器的密封是否良好，当发现吸湿器内的上层硅胶先变色时，可以判定密封不好。i) 运行中应加强储油柜油位的监视，特别是温度或负荷异常变化时。巡视时应记录油位、温度、负荷等数据。8.5异常及事故处理8.5.1保护装置异常处理：a. 立即现场检查主变保护屏是哪个装置发出的“装置异常”信号；b. 将检查结果汇报调度，根据其命令停用所发“装置异常”保护的相关压板（有可能误动、拒动的保护）；c. 将保护装置异常情况汇报队长及工区。d .CT 断线信号发出后（伴随差流告警信号发出），汇报调度。根据后台报文及保护屏信号，停用主变相应的差动保护压板后，检查保护用CT回路联板、端子等有无异常, 汇报调。 监控系统发“主变差流告警”信号应检查差动保护不平衡电流值，复归信号，复归不成汇报调度。“差流越限”期间注意监视差动保护不平衡电流值，如果差流值越限，应当申请停用差动保护。8.5.2 运行中变压器出现下列情况，可立即切断变压器电源紧急处理，然后再向调度汇报。a) 内部有严重放电声或爆裂声。b) 防爆膜动作释放，大量喷油或起火。c) 严重漏油或喷油，瓦斯继电器窗口看不到油位。d) 变压器冒烟起火。e) 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。f) 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时。8.5.3主变保护动作后，除按分项处理原则执行外，还应检查打印报告。 保护动作后打印动作报告，记录动作类型、动作时间及动作参数，如果是正确动作则取回全部报告并注意保存，如果出现不明原因的动作，则应作如下处理：a. 尽可能保持动作状态，不要立即复归信号, 更不要关机或复位；b. 保存好所有打印报告；c. 故障追忆打印一次以上；d. 打印须进菜单选择打印；e. 复归所有信号, 将打印报告集中后分析动作原因8.5.3主变差动保护动作处理：8.5.3.1原因：差动保护范围内故障，或穿越性故障，开关跳闸。8.3.5.2处理：发“变压器差动保护动作”并伴随主变高低压侧开关、电容器开关掉闸（低电压保护动作）。a. 检查主变压器差动CT保护范围内一次设备（包括中性点接地极接地情况）找出故障点后汇报掉度及工区；b. 检查站用电、直流系统运行情况；c. 根据调度命令隔离故障点，并根据检修要求作好相应的安全措施，等待专业人员处理；d.如果检查是差动保护误动引起，停用差动保护，汇报调度，根据调度命令恢复主变送电；e如果差动保护动作后不能确定动作原因，则在找不出故障原因前，不能将差动保护投入；8.5.4 油温及绕组温度过高的原因及处理。8.5.4.1 原因：过负荷，主变内部故障。8.5.4.2 处理：因过负荷引起，应检查负荷情况，要求调度减负荷。有可能出现温度表损坏的情况，应核对所有温度表，根据负荷情况对各相温度表进行对比检查,对线圈温度表和上层表进行对比检查，以判断故障原因，如果是在表记正常无缺陷情况下，上层油温表温度上升，但是线圈温度表变化不大，则可能是过负荷，则申请调度减负荷处理，如果是同时升高则为内部故障，需要停电处理。8.5.5 油位异常的处理。 8.5.5.1 原因：大量漏油，呼吸系统异常。8.5.5.2 处理：当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。检查有无大量漏油现象，油枕呼吸器是否堵塞。并采取措施。当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常，需打开放气或放油阀时，应先将重瓦斯改接信号。变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。8.5.6 变压器跳闸和起火处理原则:8.5.6.1 变压器跳闸后，应立即查明原因，若综合判断证明变压器跳闸是由于外部故障所引起，可重新投入运行。8.5.6.2 变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查；在未查明原因之前不得投入变压器。8.5.6.3 变压器着火时，应立即断开主变各侧电源，并迅速开启消防设备，打开消防棚，取出灭火器，打开消防沙池，防止火势蔓延，同时拨打119报警。8.5.7 主变声音异常原因及处理8.5.7.1 原因：a 电网发生单相接地或谐振过电压；b 变压器过负荷；c 变压器内部零件、夹件或压紧的螺丝松动；d 变压器套管闪络放电、内部放电；e 变压器内部故障绝缘损坏；8.5.7.2 处理：a 对主变进行详细检查；汇报调度；b 结合电压表判断是否过电压，汇报调度，根据命令处理；c 记录时间、负荷、温度、保护信号。8.5.8 本体轻瓦斯保护动作处理。8.5.8.1 象征：后台机发出“本体轻瓦斯动作”信号，保护屏“本体轻瓦斯动作”灯亮。8.5.8.2 处理：a 检查是否因主变加油或大量漏油使瓦斯继电器动作。b 检查主变油位、温度及音响有无异常。c 检查瓦斯继电器内有无气体。(1) 若有气体，可取气检查，根据气体颜色、气味、是否可燃，判断故障性质。见下表气体性质故障性质黄色不易燃木质故障淡色带臭味可燃纸质故障灰色或黑色可燃油故障无色、无味不可燃空气(2) 若气体无色、无味、不可燃，则可判断为空气；可将气体放出，并查明进气原因，将检查结果向调度汇报。如轻瓦斯动作频繁，应按省调命令，将重瓦斯改投信号。(3) 若气体有色、有味，可判断为内部有故障。应取气体、油样化验，并进行色谱分析，同时应加强监视。(4) 若瓦斯继电器内无气体，油位、油色均正常，恰遇阴雨风雪天气，则可能瓦斯继电器进水或二次加路受潮造成误动。应汇报省调，按其命令将重瓦斯改投信号。(5) 试验瓦斯气体是否可燃，应保持距离，严防容器爆炸伤人。(6) 取气时，要把针管及胶管内空气排出。 8.5.9 本体重瓦斯保护动作处理。8.5.9.1 象征：a 监控后台上主变“本体重瓦斯保护动作”信号发出，相应主变高低压侧开关跳闸。b 主变保护非电量保护中本体重瓦斯保护信号灯亮，出口信号灯亮。c 主变瓦斯继电器观察窗内有气体，防爆装置动作喷油。8.5.10.2 处理：a 检查表计指示、信号发出情况，确认掉闸开关电流指示为零，汇报调度和有关部门。b 将保护动作情况及检查结果汇报调度，按其命令处理。c 检查保护动作情况，两人核对做好记录后复归保护信号。d 检查变压器油温及绕组温度。e 检查防爆装置是否喷油。f 检查瓦斯继电器，若有气体应取气检查。g 未查明动作原因前，不得试送。8.6 有载分接开关在线滤油机 8.6.1 设备概况: ZXLY-12有载分接开关在线滤油机主要用于变压器有载开关旁路循环过滤，与有载分接开关配套使用，能够在变压器系统正常运行的情况下，有效地除去有载分接开关内绝缘油中游离碳及金属微粒杂质，降低微量水份，确保油的击穿电压和寿命，从而减少停电检修次数，延长检修周期，有效提高有载分接开关工作的安全性可靠性。8.6.2功能和优点：1）滤油机采用西门子控制技术，具有手动、自动、定时启动、工作时间设定，动作次数记录、报警等多种功能。2）滤油机配置温度控制器，当温度低于5时或当湿度达到85%时，加热器开始工作，这样就保证了装置能够在多种环境下正常工作，实现全天候无人监控自动工作。3）滤油机采用进口油泵和新型管路结构，噪音低，密封性能安全可靠。8.6.3 工作分类1）手动工作：按手动起/停按钮SB1，输入信号给PLC控制器，接触器KM吸合，油泵M1启动，滤油开始。2）自动工作：按定时/自动控制按钮，自动指示HS2灯亮。3）定时工作：按定时/自动控制按钮，选择定时工作，定时指示HS1灯亮，滤油机在系统设定时间内自动滤油。（自动启动和停止），出厂设定值为每天上午8：309：00滤油。8.6.4程序修改说明：1）滤油机的运行时间可以根据用户的具体要求重新设置，在设置运行时间时，请不要进入除Set param以外的其它模式，否则操作不当，将引起程序混乱，使滤油机无法工作。2）当LOGO连续断电80小时，时间将消失要重新设置设置方法：按ESC键，按V键选择Set Clock:按OK键，出现：Set Clock SU 00：00 MMDD.YY 01.01.01按、设置所需工作时间按OK键按ESC键退出工作时间设置。8.6.5 电器控制箱8.6.5.1电器控制箱面板电器控制箱定时指示 自动指示 滤杂故障 滤水故障 手动起/停 定时/自动 复位 计数器 8.6.5.2电器控制箱保护控制说明：除杂志滤芯的压差发迅器为1K，除水分滤芯的压差发迅器为2K，当滤芯发生堵塞，压差超过设定值时，压差发迅器就会动作，当1K动作1分钟后引起HS3故障1报警指示灯亮，同时切断主电路；2K动作1分钟后引起HS4故障2报警指示灯亮，同时切断主电路。湿度达到85%（出厂设定值）时，温湿度继电器WS控制加热器开始工作。温度低于5（出厂设定值）时，温湿度继电器WS控制加热器开始工作。St为缺相、反相保护。注意：绝对不能在进出油口截止阀关闭时启动设备。8.6.5.3电器控制箱维护1）为确保设备的使用寿命和运行安全，在初次运行的一周内检查一次，一周后应每月检查两次。主要检查系统是否有渗漏，异常的运转声音。2）巡视中，如有异常的运转声音及渗漏，应立即停机检查。3）当压差报警装置报警时必须及时更换相应的滤芯。8.6.6故障分析和处理：故障原因排除措施HS1，HS2指示灯不亮1电源没接通1接通电源2空气开关动作2检查线路排除故障后合闸3指示灯不亮3换灯泡按启动钮不启动1空气开关动作2检查线路排除故障后合闸2缺、错相保护2正确连接各项报警灯：1 HS3亮2 HS4亮1滤颗粒滤芯堵塞1更换新滤芯、按复位按钮2油温低2油温升高自然排除1滤水滤芯堵塞1更换新滤芯、按复位按钮2油温低2油温升高自然排除噪声和震动1进油阀门关闭1打开进油阀门2进油管堵塞2清洗进油管3出油阀门关闭3打开出油阀门4出油管堵塞4清洗出油管5滤芯堵塞5更换新滤芯压力表指针不动1压力表坏1更换压力表压力大于0.6Mpa1出油阀门关闭1打开出油阀门2出油管堵塞2清洗出油管8.7变压器冷却风机控制系统操作说明8.7.1 控制系统面板8.7.2风机控制以#1风机控制为例：（其他风机操作过程相同）点击画面上“手动”按钮，文本提示“1#风机手动”；然后点击“启动”按钮，“1#风机运行”；点击“停止”按钮，“1#风机停止”。点击画面上“自动”按钮，文本提示“1#风机自动”；在自动状态下如果温度高则风机运行，温度低风机停止，变压器过流十秒钟后风机启动，直到过流消失，风机停止。风机的运行状态都在屏幕上显示，屏幕上的文字显示“1#风机运行”，则风机处于运行状态；屏幕显示“1#风机停止”，则风机处于停止转台；风机温度高、风机温度低、低级过流等状态都在屏幕上显示。出线相应的状态显示相应的文字，正常状态下都显示正常。在自动状态如果PLC出现故障，则风机启动运行。8.7.2.电源控制当电源转换开关打到1#电源控制时，1#电源接通（可以从屏幕上看到电源的状态）；当电源转换开关打到2#电源控制时，2#电源接通（可以从屏幕上看到电源的状态）；当电源转换开关打到自动位置时，屏幕上显示电源自动（否则显示电源手动），点击“运行”按钮，屏幕显示此时1#电源启动，如果1#电源故障则2#电源启动，当PLC故障则#电源启动，1#故障则#2启动。点击“停止”则电源自动运行取消，电源停止。9 110kV GIS组合电器9.1设备概况：9.1.1 110kV设备采用新东北电气（沈阳）高压开关厂生产的SF6封闭式组合电器，由断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、电缆终端、避雷器、母线、套管等主要元件组成。9.1.2 110kV组合电器共有6个气室，每个气室单独的充入SF6气体，SF6气体起绝缘作用，每个气室装有一块监视内部压力的压力表，每个间隔断路器气室的压力监视为单独发报警或闭锁信号断路器低压报警或闭锁分合闸；断路器外的其他设备气室的压力监视为同一报警信号其他气室低压报警或闭锁，只要有一气室SF6气体压力降到报警值都发出信号。组合电器共有6个气室： -1刀闸气室、-3刀闸气室、BL器气室、PT气室、进线气室、断路器及CT气室。断路器气室：额定SF6气体压力值为0.6Mpa。SF6气体密度继电器动作参数（20）：低气压报警压力为0.55Mpa；低气压闭锁压力0.5Mpa。其它气室额定SF6气体压力均为0.5Mpa，SF6气体密度继电器动作参数（20）：低气压报警压力为0.45MPa。 9.1.3 110kV组合电器开关操动机构采用新东北电气（沈阳）高压开关厂生产的型弹簧操动机构，具有电动储能和手动储能两种方式，分合闸操作有远控和就地分、合闸电动操作和手动操作两种。9.1.3.1 手动储能： 通过六角套筒、加长杆和棘轮扳手固定到弹簧机构棘爪轴端部，顺时针旋转棘轮扳手即可手动储能。操作时请用手按住分闸电磁铁，使销子与合闸保持掣子脱离后再进行手动操作。当棘轮转过死点后，听到“咔嗒”声后，如转动扳手轻松，表示储能完成。如暂不合、分闸操作，请插入防动销。9.1.3.2手力慢分慢合操作:a）合闸操作：首先更换本体销子连接操作杆，再通过扳手转动操作杆，水平运动98.5mm（机动行程）时，可以听到“咔嗒”一声，此时，分闸脱扣器复位，机构与断路器处于合闸位置。b）分闸操作：再机构合闸锁扣的情况下，使操作杆拉紧销子，之后，一人先压紧线圈的动铁芯，使分闸脱扣器旋转，另一人通过扳手转动操作杆释放分闸弹簧，可以听到轻微的脱扣声，此时，一人松开动铁芯，另一人继续转动操作杆直到分闸位置。9.1.3.3维护过程中机构不允许在无足够负载状态下释放能量，包括：a）严禁机构单独进行空操作（释放能量）；b）严禁机构配断路器后，在断路器中SF6气体未达到闭锁以上气压时，机构进行空操作（释放能量）；c）机构处于分闸位置与断路器进行连接，必须用手力慢分慢合装置进行调试；d）当断路器中SF6气体未达到闭锁以上气压时，如需分、合操作，必须用手力慢分慢合装置实现。9.2巡视项目a 有无异常声音和特殊气味b SF6气体压力表指示情况是否正常 c 分合闸指示装置分合闸指示灯的指示情况d 汇控柜内各信号灯指示情况e 接地外壳，底座等有无锈蚀情况注意：进入组合电气室前，应先起动风机进行排风15分钟，以防止定内SF6气体泄漏密度过高，对人身造成危害。9.3验收标准先手动分合闸，然后远方跳合闸，检查机构和断路器是否正确动作；a. 断路器各部分密封严密，压力正常；b. 传动机构摩擦部分有润滑油；c. 一次接线正确、设备及其引线的相间和相对地距离符合规程、无短路线及异物d. 设备的相色和油漆完整、正确e. 防误闭锁系统可靠、正确、完备。f. 检查各部分螺丝是否拧紧，开口销是否缺少或没有开口；g. 断路器的分、合位置指示、信号指示，与开关分合状态相符；h. 检查套管、绝缘子是否清洁、有无损伤；i. 开关传动及相关试验正常，记录完整。 h. 设备的接地是可靠，截面足够，汇控柜内各开关标志名称齐全，底部电缆孔洞封堵严密，防火涂料涂刷符合要求。9.4运行规定9.4.1 GIS的壳体内充满了高压SF6气体，操动系统内充满高压油，因此在运行过程中应特别注意以下几点：1 在SF6气体及液压油未排出的状态下，严禁对设备进行解体。2 防止碰伤绝缘套管、气体管道、油压配管、液压机构及外壳等部位。3 防止异物（如灰尘等）沾在气、油的密封件及密封面上。4 防止潮气、灰尘进入SF6气体及高压油中。5 在气压和油压未达到工作压力值时，禁止操作。9.4.2 汇控柜是组合电器与主控室间电气连接的汇聚点，其功能如下 a 监视SF6气体压力； b 进行断路器，隔离开关，接地开关的电气就地操作； c 实现断路器，隔离开关，接地开关间的电气联锁；9.4.3.主变汇控柜，进线汇控柜分别设有断路器气室SF6气体压力降低报警、断路器电机过流报警、DS、ES过流过时报警、自动开关分闸报警、G11气室气体压力降低报警、G12气室SF6气体压力降低报警、G13气室SF6气体压力降低报警、G14气室SF6气体压力降低报警、G15气室SF6气体压力降低报警、当出现各种异常及问题时，相应的信号灯亮，提醒人员注意。9.4.4组合电气内断路器，隔离开关，接地开关实行联锁，操作时严禁私自解锁。9.4.5 刀闸的操作9.4.5.1 电动分闸电机顺时针旋转，通过锥齿轮、蜗杆带动蜗轮及蜗轮结合为一体的驱动凸轮顺时针转动。驱动凸轮驱使传动销挂簧拐臂同向转动，操作弹簧被压缩储能。直至挂簧拐簧与拉杆成一直线时，储能达最大值。与此同时，传动销另一端与传动凸轮右侧接触。过死点后，操作弹簧释放能量，通过传动销，带动传动凸轮及传动杆以及主轴、输出拐臂快速转动、输出销通过连接机构带动配用开关快速分闸。分闸运行临近结束，滚轮与分闸油缓冲器接触而逐渐减速。分闸定位限制了输出拐臂的运行开关和机构准确定位。分闸时，与主轴固定连接的指示盘通过连接板、拐臂带动辅助开关转动切换，串接于电机控制回路的辅助开关触头断开使电机自动断电。指示盘上的V形小槽与指针对准，表示机构处于正确的分闸（或合闸）位置，分、合闸位置小槽均与指针对准（针尖小槽范围内）。9.4.5.2 电动合闸电动合闸时，各部分的运行过程与电动分闸相同，只是运行方向相反。合闸最后阶段，另一侧的滚轮及合闸油缓冲器、合闸限位器起作用。9.4.5.3 手动快速分、合闸 手动分、合闸时，将手动操作手柄的方头插入小锥齿轮的方孔中，连续旋转手柄，即可实现快速分闸或合闸。各部分动作过程与电动分闸或合闸相同。手动分闸或合闸时，手柄转动方向应符合指示牌上相对应的箭头所指的方向。9.4.5.4 手动合闸及分闸手动合闸及分闸操作时，松开手动操作孔盖的紧固螺栓，转动打开孔盖，顺时针转动挡板，通过手动操作孔将手动操作手柄的方头插入小锥齿轮的方孔中，连续旋转手柄，即可经由锥齿轮带动蜗杆、蜗轮、主轴等转动，实现手动合闸或分闸。手动合闸或分闸时，手柄转动方向应符合指示标版上对应的箭头所指示的方向。9.4.5.5 联锁装置 联锁装置由框架、联锁电磁铁、挡板、上挡杠杆、手动操作联锁开关、维修用闭锁开关、内部闭锁杆等组成。9.4.6 操作注意事项9.4.6.1 电动操作注意事项 a 发出电动操作信号后，应由机构自动完成操作及断电，不得人为断电，以免影响合、分闸准确到位（操作过程中发现异常，必须立即停止操作的情况外），不得手按接触器启动电机进行操作。 b 连续分、合操作的时间间隔应大于60秒。9.4.6.2 手动操作注意事项 a 操作时密切注意指示盘的运行，只有当位置指示槽与指针对准时，才允许停止操作和取下操作手柄，操作时指示盘也不得转动到超过规定位置。 b 手动操作应尽快进行，操作完毕必须立即取下操作手柄，以免联锁电磁的线圈长时间通电过热损坏。每一次操作时间不应大于5min，1小时内操作次数不应超过3次。 c 手动操作时如有阻滞，应查清原因并采取措施，不应施加过大力矩强制操作，以免损坏机件。 d 手动操作后，如出现止档杠杆复位不到位的现象。 注意： （1）如每次手动操作时间小于5min，可增加操作次数，以插入手柄累计时间5min作为1次操作计算。（2）检修调整时，如需要将手柄插入操作孔较长时间，或需连续进行手动操作，可以在插入手柄后切断控制电源，或者先切断控制电源，再用手将联锁电磁铁铁心向右推动，移开止档杠杆后插入手柄，这样可避免联锁电磁铁线圈长时间通电。但此时联锁条件、万无一失后方可用这一方式操作。9.5异常及事故处理9.5.1 纯净的SF6气体，是无色、无味、无毒、化学性很稳定的气体。在开关内的SF6气体，经电弧分解后，会产生许多有毒的、具有腐蚀性的气体和固体分解物。处理漏气故障时，必须注意采取防护措施。运行中发生SF6气体泄漏，嗅到有强烈刺激性的气体，工作人员必须穿戴防护用具。9.5.2 密度继电器动作报出压力异常信号 a 及时检查压力表指示，检查信号报出是否正确，是否漏气； b 如果检查没有漏气现象，属于长时间运行中气压正常下降。应汇报上级； c 如果检查有漏气现象，应立即汇报调度，及时转移负荷或倒运行方式，将故障开关停电检查。9.5.3 密度继电器动作报出闭锁跳合闸信号 SF6气体闭锁跳合闸信号报出，气体压力下降较多，就说明有漏气现象，开关跳合闸回路已被闭锁，应迅速采取措施； a 先拉开该开关的