长白风电场35KV变电站运行规程.doc

舟山华电风力发电有限公司企业标准 Q/ZSFD Q/ZSFD 1020202-2011 长白风电场 升压站设备运行规程 2010-12-30 发布2010-12-30 实施 舟山华电风力发电有限公司 发布 目录目录 前 言 .I 总 则 II 1 范围 II 2 规范性引用文件 II 3 概述 II 第一部分 一次设备运行规程 .1 第一章 主变压器 1 1 概述 .1 2 主变压器的正常运行维护 .1 3 主变压器的验收 .2 4 变压器试运行时应按下列规定进行检查 .4 5 变压器的投运和停运操作应遵守下列各项规定 .4 6 变压器的投运 .5 7 变压器的运行及维护 .5 8 主变压器的巡视 .6 9 变压器的绝缘监察 .7 10 变压器的允许运行方式 7 11 变压器附件的运行维护 8 12 有载调压分接开关 9 13 主变压器的异常运行和事故处理 .12 第二章 断路器 .17 1 概述 17 2 断路器的正常运行维护 17 3 断路器的巡视检查 18 4 断路器操作规定 19 5 断路器的异常运行与事故处理 20 第三章 母线、线路的正常运行维护 .22 1 母线、线路的正常运行维护 22 2 线路倒闸操作 22 3 母线的异常运行及事故处理 23 第四章 互感器 .24 1 概述 24 2 互感器的运行要求和定期巡视检查项目 25 3 互感器的定期巡视 25 4 互感器异常运行及事故处理 26 第五章 电力电缆 .29 1 电力电缆的运行与维护 29 2 电力电缆的异常运行及处理 30 第六章 动态无功补偿装置及并联电容器、磁控电抗器 .31 1 概述 31 2 电力电容器、电抗器的正常运行维护 32 3 日常巡视项目 33 4 电容器停电工作，应遵守电业安全工作规程的有关规定，同时应遵守下列规定 33 5 电容器组的投退应符合下列规定 34 6 干式电抗器的正常巡视检查 34 7 电抗器的“事故特巡”.34 8 电容器组、电抗器的异常运行与事故处理 34 第七章 过电压保护与接地装置 .36 1 概述 36 2 避雷器的正常运行维护 36 3 接地装置的检测 37 4 避雷器的异常运行与事故处理 37 第八章 场用电系统 .39 1 概述 39 2 场用电系统的巡视检查 39 3 场用电系统的异常及事故处理 39 第九章 10KV 消弧消谐装置 41 1 概述 41 2 型号及主要技术参数 41 3 工作原理 42 4 构成及主要元件作用 42 第二部分 二次设备部分 .43 第一章 继电保护及自动装置、运行维护的一般规定 .43 1 继电保护及二次回路检修时的安全措施及要求 43 2 继电保护及二次回路运行中的检查 44 3 继电器保护装置及二次回路运行操作的一般规定 46 4 运行中更改保护装置定值 48 5 电流互感器二次回路及运行注意事项 49 6 仪用互感器的异常情况及处理 49 7 继电保护工作结束时验收检查项目 50 第二章 主变保护 .51 1 概述 51 2 PS690U 系列保护测控装置概述51 3 PST691U 变压器差动保护装置 56 4 PST691UF 变压器非电量保护装置 .61 5 PST692U 变压器后备保护装置 61 第三章 35KV 线路保护 65 1 概述 65 2 PSL646 线路光纤差动保护测控装置 65 第四章 10KV 线路及相关设备保护 66 1 概述 66 2 PSL691U 线路保护测控装置 66 3 PSV691U 母线压变保护测控装置 69 4 PST693U 场用变保护测控装置 70 5 PSR691U 动态无功电抗保护测控装置 72 6 PSC691U 电容器保护测控装置 74 第五章 计算机监控系统及远动通信 .77 1 概述 77 2 EYEwin2.0 厂站监控系统 .77 第三部分 直流系统 .80 1 概述 80 2 直流系统的日常巡视检查项目 80 3 直流系统的特殊巡视检查项目 80 4 直流系统的验收项目 81 5 直流系统运行操作规定 81 第四部分 火灾自动报警系统 .82 1 概述 82 2 消防系统的有关运行规定 82 3 通风、排水系统的有关运行规定 83 4 火灾报警控制器操作规定 83 第五部分 现场事故处理 85 第一章 现场事故处理 .85 1 现场设备的异常运行及事故处理实例 85 2 本站越级跳闸的处理 90 3 直流系统接地故障的处理 91 4 不接地系统接地故障的处理 92 5 本站事故处理的其它有关规定 92 6 通讯中断时的事故处理 92 7 监控系统发生故障时的处理原则 93 8 不间断电源系统故障时的处理 93 9 交接班时遇到故障的处理方式 93 10 操作时，电机不转动或与机构转动方向不符 .93 11 操作时接触器不动作或声音异常 .93 12 防误闭锁装置常见故障的处理 .93 前 言 运行规程是运行人员对设备进行检查、操作、隔离、试验和事故处理等工作的准则和依据。为保 证设备的安全运行，故制定本运行规程。 本规程在实际执行时，若遇与实际情况不符，及时向生产建设部报告，由生产建设部及时发布技 术命令通知，以代替规程相关部分。 本规程由舟山华电风力发电有限公司提出。 本规程由舟山华电风力发电有限公司生产建设部归口。 本规程编写部门：生产建设部 本规程修订人：徐蜀湘 本规程校核人：周兴华 本规程审核人：徐国和 本规程批准人：徐根发 本规程在编写格式上均符合 GB/T1.12000标准化工作导则第 1 部分：标准的结构和编写规则 。 本规程由生产建设部负责解释。 总 则 1 范围 本规程规定了长白风电场升压站 35kV 线路、主变、无功补偿设备、10kV 开关柜、综合自动化等 设备的运行规范、运行方式、设备检查、操作及事故处理等方面的内容。 本规程适用于长白风电场电气设备的运行工作。 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，鼓励根据本标准达成协议的各方 研究是否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。 DL/T572-95 电力变压器运行规程 舟山电力系统调度规程 厂家技术说明书及使用说明书 3 概述 长白风电场位于舟山市定海长白岛上，总装机容量 12MW，共安装 8 台单机容量 1500kW 风力发 电机组。风电场采用二级升压方式。每台风电机配套一台 10/0.69kV 箱式变压器，升压至 10kV 后， 每 4 回高压侧出线组成一个联合单元，联合单元电能经 10kV 集电线路输送至 35kV 升压站的 10kV 电压母线，经 35/10kV 主变二次升压至 35kV，通过 1 回 35kV 架空线路送至 35kV 长白变电站。 第一部分 一次设备运行规程 第一章 主变压器 1 概述 本站主变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的型号为：SZ11-15000/35 的变压器。 表 1-1 35kV 主变规范表 型式三相、铜绕组、自然油循环自冷却型油浸式11型有载调压电力变压器 型号 SZ11-15000/35 额定容量 15MVA 额定电压 38.5/10kV 额定电流 接地方式中性点引出接线组别 Yn,d11 冷却方式 ONAN 最高运行电压 40.5kV 短路阻抗 8% 高压侧分接范围 42.5% 分接级数 9 空载损耗 12.5kW 负载损耗 67kW 空载电流 0.55% 高压侧冲击耐压(全波,峰值) 200kV 高压侧冲击耐压(截波,峰值) 220kV 高压侧工频耐压(1min,有效值) 85kV 低压侧冲击耐压(全波,峰值) 75kV 低压侧冲击耐压(截波,峰值) 75kV 低压侧工频耐压(1min,有效值) 35kV 绝缘水平 铁芯及夹件接地套管工频耐压(1min,有效值) 2kV 顶层油(温度计) 55k 绕组(电阻法) 65k 铁芯 80k 允许温升（额定 容量，最高环境 温度下） 油箱(红外线温度计) 70k 2 主变压器的正常运行维护 2.1 一般要求 2.1.1 本站主变压器为装有瓦斯继电器的油浸式变压器，在安装时应使顶盖沿瓦斯继电器方向有 1%-1.5%的升高坡度，由变压器顶盖的最高处通向储油柜的油管，以及从套管升高座等引入瓦斯继电 器的管道均应有 2%-4%（以变压器顶盖为准）的升高坡度，以便瓦斯继电器能正确动作。 2.1.2 从瓦斯继电器和油温表到端子排的一段导线，必须采用防油腐蚀的导线。 2.1.3 应有在运行情况下能检查瓦斯继电器的固定梯子，并应有防止运行人员因安全距离不够而误 触电的可靠措施，在梯子上应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。 2.1.4 变压器油枕与压力释放阀上部连通。 2.1.5 变压器总装配后注油时,套管的放气塞应开启放气,至有油冒出来为止,以保证瓷套内部充满变 压器油. 2.2 运行中的要求 2.2.1 正常情况下，变压器不允许超过铭牌规定范围。 2.2.2 变压器运行允许上层温度不宜超过 55，最高不得超过 70。 2.2.3 运行电压不得超过额定电压的 10%。 3 主变压器的验收 3.1 主变压器新安装或大修后投入运行前的检查与交接试验: 3.1.1 外观检查: 3.1.1.1 检查所有阀门、蝶阀是否处于正常运行状态； 3.1.1.2 检查储油柜内的油面高度是否与环境温度相符合； 3.1.1.3 检查各分接开关是否处于同一档位,与线路电压是否相符； 3.1.1.4 检查套管升高座内的电流互感器,不用的电流互感器出头端是否已短接,绝不允许开路运行； 3.1.1.5 检查避雷器与变压器的距离,是否符合规定要求； 3.1.1.6 检查外部带电体的空气绝缘距离,各电压等级套管间,套管对地间的空气绝缘距不小于规定 要求。 3.1.2 交接试验前的检测 3.1.2.1 检查接地系统是否正确： 1) 变压器下节油箱有接地螺栓(或接地装置),可直接由此与地网相接,可靠接地； 2) 变压器上节油箱上有接地套管,必须将套管接线端引至接地螺栓(或接地装置)可靠接地； 3) 若上节油箱有上部定位装置,且未与油箱绝缘,必须将上部定位钉拆除,使得定位钉与夹件分开,有 一明显断开点.这样油箱与铁心(通过铁心底座与油箱联通)只有一点联通； 4) 变压器接地系统必须保证可靠接地,而且只有一点接地(即铁心、上、下夹件及油箱等须接地 的零部件联接接地后不得形成回路！)。 3.1.2.2 各保护装置和断路器的动作应良好可靠； 3.1.2.3 测量各线圈在各档位的直流电阻，并与出厂数据比较； 3.1.2.4 测量各分接位置的变压比； 3.1.2.5 化验及试验变压器内的变压器油，其性能是否符合标准规定； 3.1.2.6 测量变压器的绝缘性能： 1) 绝缘电阻不得低于出厂值的 70； 2) 吸收比（R60/R15）应不小于 1.3,并测量极化指数； 3) 变压器有的绝缘介质损失角应不大于出厂值的 1.3 倍。 3.1.2.7 检查气体继电器、信号温度计、电阻温度计及套管型电流互感器的测量回路，回护回路与 控制回路的接线是否正确； 3.1.2.8 检查冷却器和控制箱的运行及控制系统是否正确、可靠。检查冷却器时，在冷却器运行一 定时间，将所有放气塞打开，待气体放尽时再将塞拧紧，再停止运转； 3.1.2.9 吸湿器是否已装合格的吸附剂；吸湿器下部之密封油杯是否装满了变压器油；呼吸管路是 否通畅； 3.1.2.10 检查冷却器上的潜油泵油流方向是否正确；所有的油路管道是否通畅！检查油流继电器是 否完好，运转是否正常。 3.1.3 交接试验 3.1.3.1 空载冲击合闸试验及空载试运行。 1) 变压器空载合闸冲击时，应由电源侧进电。 2) 将变压器的气体继电器的信号接点，接至变压器电源侧的跳闸回路。 3) 过电流保护时限整定为瞬时动作。 4) 空载合闸，首先检查 35kV 中性点接地必须牢固可靠，保护继电器合闸三相同步时差应符合国 家运行标准，合闸冲击电压为系统额定电压，其合闸次数为五次。 3.1.3.2 耐压试验，如果有条件，应进行耐压试验，其试验电压为出厂试验值的 85。 3.1.3.3 交接试验全部完成后，应将气体继电器的信号接回至报警回路；跳闸接点接回继电器保护 跳闸回路；调整好过电流保护值，并拆除变压器的临时接地线。最后将各处放气塞通通放气一次。 3.2 变压器新安装投入运行前，施工单位应向运行单位移交下列图纸及技术资料 3.2.1 制造厂的出厂试验报告单、图纸及说明书 3.2.2 气相色谱、微量水份分析报告单 3.2.3 本体以及冷却装置，各项附件（套管、瓦感器、瓦斯继电器及附属仪表等）在安装时的试验 合格证，吊芯（吊罩）时的检查记录及处理记录等。 3.2.4 制造厂铭牌和技术规范。 3.2.5 油质化验及滤油及加油资料等。 3.2.6 备品配件清单。 3.2.7 交接试验和测量记录。 3.3 主变压器大修后投入运行前，修试部门应向运行单位移交下列图纸及技术文件 3.3.1 变压器及其附属设备的检修记录。 3.3.2 变压器及其附属设备（瓦斯继电器、套管等）的试验记录。 3.3.3 变压器的干燥记录（如进行干燥时）。 3.3.4 变压器油质化验记录，加油及滤油记录。 3.4 主变压器应有下述内容的技术记录 3.4.1 变压器履历卡片。 3.4.2 变压器制造安装图纸，说明书及出厂试验记录。 3.4.3 交接试验记录及预防性试验记录。 3.4.4 历次干燥记录。 3.4.5 滤油、加油记录，油质化验及色谱分析试验记录。 3.4.6 装在变压器上的测量装置的试验记录。 3.4.7 大修记录及验收报告。 3.4.8 其他试验记录及检修记录。 3.4.9 变压器控制回路及保护竣工图。 3.4.10 变压器事故及异常运行情况（如超温、瓦斯继电器动作及出口短路，事故过负荷等）记录。 4 变压器试运行时应按下列规定进行检查 4.1 变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸，如有条件时应从零起升压；冲击合闸时，变压器由 高压侧投入。 4.2 变压器应进行五次空载全电压冲击合闸，均无异常情况。第一次受电后持续时间不应少于 10min；励磁电流不应引起保护装置的误动。 4.3 带电后，检查本体及附件所有焊缝和连接面，不应有渗油现象。 5 变压器的投运和停运操作应遵守下列各项规定 5.1 变压器投入运行时，应选择保护完备和励磁涌流较小的电源侧进行充电。停电时，先停低、中 压侧，后停高压侧。 5.2 拉合空载变压器时，高压侧中性点必须直接接地。 5.3 变压器的投运和停运，必须使用断路器进行，严禁使用刀闸拉合变压器。 6 变压器的投运 6.1 运行人员在投运变压器之前，应做如下检查，并确定变压器在完好状态，且具备带电运行条件。 6.1.1 变压器本体无缺陷，外观整洁无遗物。 6.1.2 油位、油色正常，无渗油、漏油现象。 6.1.3 变压器电器试验应有记录，并合格。 6.1.4 冷却装置正常，油管通道阀门均应打开。 6.1.5 套管清洁，无裂纹，油位、油色正常，引线无松动现象。 6.1.6 各种螺丝应紧固，变压器外壳应有可靠接地，接地电阻应合格。 6.1.7 瓦斯继电器内无充气、卡温现象。 6.1.8 有载调压分接开关位置指示正确，手动、电动调压无卡涩现象。 6.1.9 热虹吸不应吸潮，正常应位天蓝色（不能采用白色硅胶），管道阀门应打开，无堵塞现象。 6.1.10 压力释放器试验应符合安规要求。 6.1.11 继电保护定值及压板位置应符合要求。 7 变压器的运行及维护 7.1 投入运行 变压器经过空载试运行后,未发现有异常现象，变压器便可以正式投入运行。 7.2 有载调压变压器投入运行 有载分接开关的运行若有异常，应立即停止运行。按“有载分接开关使用说明书”进行检查处理， 查明故障并排除；同时更换开关内的变压器油。 7.3 变压器的维护 7.3.1 变压器运行的第一个月,每周取油样进行耐压击穿试验,若油的耐压值比出厂试验值下降 15- 20%时,油应进行过滤；若油的耐压值低于 35kV/2.2mm,变压器须立即停止运行。在滤油过程中，若滤 纸表面滞留有黑色的碳化物，必须进行器身检查，检查的要求与程序和验收器身检查一样。找出故障 点，及时排除。 7.3.2 对运行中的变压器，取油样进行色气色谱分析。分析油中气体的成分及含量，由此来判断变 压器有无故障及故障性质。 7.4 变压器油箱顶盖有铁心接地套管，可用接地套管进行器身绝缘监视，将接地套管的接地线打开 进行测量，测量时应注意避免瞬间开路。 7.5 事故放油 变压器下节油箱上装有玻璃板的事故放油阀，此玻璃板平时作闸阀密封盖板用。若发生事故必紧 急放油时，立即砸碎玻璃板便可迅速将油箱内的变压器油放出。 8 主变压器的巡视 8.1 主变压器的正常巡视检查项目: 8.1.1 变压器的音响均应正常。 8.1.2 油枕、套管的油位、油色正常，无渗漏油现象。 8.1.3 呼吸器的硅胶是否变色。 8.1.4 套管应无破损，裂纹及放电痕迹。 8.1.5 套管各引线接头接触良好，无发热现象。 8.1.6 瓦斯继电器充满油，无气体。 8.1.7 变压器测量表计应指示正确，无异常现象。 8.1.8 调压装置正常，指示正确，二次回路良好，驱潮电阻正常。 8.1.9 主变端子箱是否密封严密，是否干燥、干净。 8.2 主变压器的特殊巡视: 8.2.1 出现下列情况之一，维操人员应对变压器进行特殊巡视，增加巡视次数。 8.2.2 根据现场具体情况（沙尘、污秽、大雾、结冰等），应增加检查次数。 8.2.3 大风天气：检查引线及有无搭挂杂物。 8.2.4 大雾天气：检查瓷套管有无放电现象。 8.2.5 下雪天气：根据积雪溶化情况，检查接头是否发热，并及时处理冰柱。 8.2.6 雷雨后，检查套管有无放电现象，检查避雷器及保护间隙的动作情况。 8.2.7 在气候激变时（冷、热）应对变压器的油面进行额外的检查。 8.2.8 瓦斯继电器发出信号时，进行 WSJ、本体油位及外部检查。 8.2.9 过负荷及冷却装置故障时，应增加巡视次数。重点监视负荷、油温和油位的变化、引线接头 接触良好无发热现象及冷却系统运行情况。 8.2.10 大短路故障后，重点检查有关设备接点有无异状。 9 变压器的绝缘监察 9.1 变压器的交接试验项目： 9.1.1 测量线圈连同套管一起的直流电阻。 9.1.2 检查所有分接头的变压比。 9.1.3 检查接线组别。 9.1.4 检查线圈连同套管一起的绝缘电阻和吸收比。 9.1.5 测量线圈连同套管一起的介质损失正切值 tag。 9.1.6 测量线圈连同套管一起的直流泄露电流。 9.1.7 线圈连同套管一起的交流耐压试验。 9.1.8 油箱中绝缘油试验。 9.1.9 有载调压切换装置的检查和试验。 9.1.10 额定电压下的冲击合闸试验。 9.1.11 检查相位。 9.1.12 除以上项目外，在交接时尚应提出变压器的空载电流、空载损耗、短路阻抗和短路损耗的出 厂试验记录。 9.2 变压器的高、中压套管在线监测应每月测试一次，并进行数据分析和记录。 10 变压器的允许运行方式 10.1 额定运行方式： 10.1.1 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。 10.1.2 变压器最高上层油温 55。 10.1.3 对于经改进结构或改善冷却方式的变压器，应通过温升试验以确定其负荷能力。 10.1.4 变压器的外加一次电压可以较额定电压为高，但一般不得超过相应分头电压值的 5%，最理 想的是分接开关位置电压与系统实际运行电压相吻合。不论电压分头在什么位置，如果所加一次电压 不超过其额定电压的 5%，则变压器的二次侧可带额定电流。根据变压器的结构特点（铁芯饱和程度 等），经过试验或经制造厂认可，加在变压器一次侧的电压允许比该分头电压增高 10%。此时，允许 的电流值应遵守制造厂的规定或根据试验确定。 10.1.5 有载调压变压器各分头的额定容量，应遵守制造厂规定。 10.2 允许的过负荷运行方式： 10.2.1 变压器可以在正常过负荷和在事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常使用，其允许 值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带负荷等来确定。事故过负荷只允许 在事故情况下使用。 10.2.2 变压器存在较大缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、色谱分析异常等） 时不准过负荷运行。 10.2.3 油浸式变压器正常过负荷运行可参照下述规定： 10.2.3.1 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。 10.2.3.2 变压器在低负荷期间，负荷系数小于 1 时，在高峰负荷期间变压器允许的过负荷倍数和持 续时间按年等值环境温度曲线来确定。 10.2.3.3 变压器发生过负荷后，运行人员必须每隔 20 分钟抄表一次，包括变压器各侧负荷电流， 上层油温及环境温度，并加强监视，汇报调度，将有关内容记入运行记录簿。 10.2.3.4 变压器经过事故过负荷以后，应将事故过负荷的大小值和持续时间记入运行记录簿及变压 器的技术档案内，并汇报调度和有关领导。 10.3 允许的短路电流： 10.3.1 变压器的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定，但不应超过线圈额定电流的 25 倍，当超过 25 倍时，应采取限制短路电流的措施。 10.3.2 短路电流的持续时间不得超过表 1-2 的规定。 表 1-2 短路电流时间表 短路电流倍数20 以上 20-15 15 以下 持续时间（S） 234 11 变压器附件的运行维护 11.1 变压器总装配后注油时，套管的放气塞应开启放气，至有油冒出来为止，以保证瓷套内部充满 变压器油。 11.2 变压器采用针式油样阀，取油样时，拧开阀套，用注射器插入针芯嘴处，抽取油样。能排除外 界空气中的水分及其他气体成份的干扰，确保试验数据准确。 11.3 YSF14-55/80KJ 型压力释放阀 11.3.1 运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械电气信号手动复位。 11.3.2 压力释放阀有渗漏油现象，应采取措施解决，渗漏油的主要原因大致有： 11.3.2.1 由于某种原因，油箱内压力偏高，已超过释放阀的密封压力，但尚未达到开启压力，造成 渗漏。排除压力增高的因素即可。 11.3.2.2 阀内三种密封圈有的已老化失效，应及时更换失效的胶圈。 11.3.2.3 密封面有异物应及时清除，无需调整。 11.3.3 利用电气设备每次停电检修的机会对压力释放阀进行下列检修： 11.3.3.1 开启动作是否灵敏，如有卡堵现象应排除。 11.3.3.2 清除阀内异物。 11.3.3.3 密封胶圈是否已老化、变形或损坏。 11.3.3.4 零部件是否锈蚀、变形或损坏。 11.3.3.5 信号开关动作是否灵活。 11.3.4 压力释放阀的胶圈自出厂之日算起，每十年必须更换一次以免因胶圈老化后导致释放阀漏油 甚至失效。 11.4 油位计在运行中应每年检查一次。检查引线和开关绝缘性能是否良好，密封垫圈是否需更换。 11.5 QJ12-80A 系列气体继电器的使用维护： 11.5.1 继电器应每年进行一次外观检查及信号回路的可靠性和跳闸回路的可靠性检查。 11.5.2 已运行的继电器应每年开盖一次，进行内部结构和动作可靠性检查。 11.5.3 已运行的继电器应每五年进行一次工频耐压试验。 11.6 冷却器在长期运行中，由于空气入口的表面附着昆虫、尘埃、枝叶等杂物，形成堵塞而降低冷 却能力，因此，在变压器停止运行的定期检查中，要对冷却管簇进行清扫。 12 有载调压分接开关 12.1 运行维护 12.1.1 新安装或大修后的有载调压变压器在投运前，运行人员应与施工人员共同进行下列检查： 12.1.1.1 审查施工单位的检查、调试和处理报告。 12.1.1.2 进行外观检查（包括油位、密封、防尘、防雨、温度控制、机构传动装置、气体继电器、 防爆装置、电器控制回路等）。 12.1.1.3 手动操作一个循环（由 1N 和由 N1）：由施工人员做示范，并向值班人员交待每档切 换操作转数，检查位置继电器、行程指示器、计数器的指示正确无误；极限位置的机械闭锁、手摇和 电动的联锁应可靠。 12.1.1.4 电动操作两个循环：先在现场就地操作一个循环，然后在控制室操作一个循环。检查电器 回路各部端子接触良好，接触器动作可靠，各部指示及极限位置的电器闭锁均应正确可靠。 12.1.1.5 有载开关气体继电器经检验合格（流速在 14/S10%动作）,其重瓦斯接点应投入跳闸,轻 瓦斯接点接信号。检查气体继电器的脱扣功能,按动脱扣试验按钮,应能切断变压器的电源。 12.1.1.6 检查变压器各接头位置的老化、直流电阻合格；检查有载开关绝缘油应符合标准。 12.2 有载分接开关安装调试完毕，施工单位应向运行单位提交下列资料 12.2.1 产品出厂试验合格证和安装使用说明书。 12.2.2 制造厂提供的专用工具和备品备件。 12.2.3 全套技术图纸。 12.2.4 各项调试报告（包括绝缘油电气和化学试验、分离角圆图、切换开关在油中的切换示范图、 切换开关的接触电阻、接触压力、限流电阻测定值、完成每档调压正反操作的圈数、到位、脱开和操 作的时间）。 12.2.5 新安装或大修后的有载调压变压器，并网时在完成冲击合闸后，应在空载和带负荷情况下， 分别在控制室进行电动操作正负各三档（以调度下达的分接位置为基准），无异常后再调到运行位置， 带负荷运行。 12.3 有载调压装置的调压操作： 12.3.1 有载开关的调压操作应由值班人员根据调度命令或该部门确定的电压曲线进行。每切换一分 接位置记为调节一次，一般应尽可能调节次数不超过 5 次条件下，把母线电压控制在合格水平。 12.3.2 正常运行时，调压操作通过电动机构进行。每按按钮一次，只许调节一个分接头。操作时应 注意电压表和电流表指示，应核对位置指示器与动作计数器的变化，并作好记录。 12.3.3 有载开关每操作一档后，应间隔一分钟以上时间，才能进行下一档操作。 12.3.4 每次操作完毕后，值班人员应到现场进行外观检查和分接位置的复查，并填写“有载调压开 关调整记录”。 12.3.5 有载调压装置在过负荷情况下禁止进行切换操作。 12.3.6 有载调压开关通常不宜运行在极限档位。当运行在极限位置上，若再进行调压，应特别注意 调压方向。 12.3.7 操作必须两人以上，应有专人监护。 12.4 有载调压开关的巡视检查 12.4.1 有载调压开关的巡视检查应与变压器的巡视检查同时进行，项目如下： 12.4.1.1 电压指示应在规定范围内。 12.4.1.2 位置指示器应与分接开关位置一致。 12.4.1.3 切换开关油管油位，油色及吸潮器均应正常。 12.4.1.4 开关箱、气体继电器无渗漏油。 12.5 驱动控制箱的检查 12.5.1 运行人员应每月检查一次控制箱密封情况，大雨后应及时检查是否进水，驱动电机变速盒内 和扇形齿轮的润滑油应保持在油面线上，不得渗漏。 12.5.2 驱动控制箱内，运行人员应每月清扫一次（最好使用吸尘器），重点检查，处理交流接触器、 端子排的重点部分。 12.5.3 有载调压装置控制箱在春、冬季应投入驱潮电阻。 12.6 有载调压开关操作异常情况的处理 12.6.1 不应连动的档位出现连动时，应按紧急脱扣按钮，断开操作电源后，立即用手柄手动摇至邻 近档位分接位置，然后向值班调度及主管领导汇报，并通知修试单位派人处理。 12.6.2 当计数器、位置指示器动作正常，而电压不随升动与降动相应变化时，值班人员可在现场电 动或手动操作一档位，并注意听切换开关的动作声响。若无声响，则为传动机构故障，此时应断开操 作电源，停止切换操作，向值班调度及主管领导汇报，通知检修单位派人检修。 12.6.3 在电动操作过程中，出现操作电压失压时，运行人员应现场操作到邻近档的正确分接位置。 12.6.4 当有载调压开关瓦斯继电器动作跳闸，运行人员应按变压器事故处理程序进行操作检查，及 时报告调度和主管领导，并通知修试单位，未查明原因严禁强送。 12.7 下列情况下不许调整变压器有载调压装置的分接开关 12.7.1 变压器过负荷运行时； 12.7.2 有载调压装置轻瓦斯保护频繁出现信号时； 12.7.3 有载调压装置的油标无油时； 12.7.4 调压次数超过规定； 12.7.5 调压装置发生异常时。 12.8 有载调压开关的检修、试验 12.8.1 有载开关每累计操作 1000 次后或每六个月应取油样做试验，若低于标准时应过滤或换油。 当运行时间满一年或变换次数达 4000 次时应及时换油。 12.8.2 有载开关每年应小修一次，配合变压器小修、预试同时进行。 12.8.2.1 小修项目包括： 1）传动机构检查、加油。 2）驱动控制箱内元件检查、清扫。 3）各部密封检查。 4）气体继电器检查。 5）主控盘监控元件及二次回路检查。 12.8.3 有载开关的大修： 有载开关的切换操作累计达 5000 次或运行五年后需要大修。 12.8.3.1 有载开关的大修项目如下： 1）换开关吊芯检查、调试、更换元件。 2）选择开关检查、调试、更换元件。 3）传动机构检修。 4）油枕及附件检修。 5）气体继电器检修（跳闸接点整定在油速为 14m/s10%动作） 。 6）绝缘油处理、更换。 7）驱动控制箱及内部元件检查、调试、更换。 8）密封系统及防爆装置检查、更换、切换开关油箱加压检验。 9）主控盘监控元件及二次回路检查、元件更换。 10）按规定项目进行调试和整组传动试验。 13 主变压器的异常运行和事故处理 13.1 防止主变损坏的紧急措施: 13.1.1 当运行中的主变压器发生下列情况之一时，值班人员可不待调令立即拉开主变各侧开关（如 着火，再组织进行灭火处理等），然后汇报当值调度。 13.1.2 主变压器喷油、着火而保护未动作时； 13.1.3 主变低压母线发生短路或“火烧连营”等明显故障,而相应母线保护及主变低压侧开关均未 动作跳闸时； 13.1.4 主变套管严重炸裂、放电时； 13.1.5 主变压器同时发生下列情况而保护未动作时： 13.1.5.1 主变声音很不正常，非常不均匀，有爆裂声； 13.1.5.2 主变高压侧电流超过过电流保护定值； 13.1.5.3 主变温度异常升高,并且不断上升,超过上限值 55 度。 13.2 13.2 主变的不正常运行现象 13.2.1 值班员发现变压器在运行中下列不正常现象，应立即汇报当值调度,同时汇报有关部门,未采 取有效措施之前应加强对主变压器的运行监视。 13.2.1.1 变压器温度不正常并不断上升。 13.2.1.2 变压器过负荷超过标准。 13.2.1.3 轻瓦斯发出动作信号。 13.2.1.4 变压器内部有很不均匀的响声。 13.2.1.5 引线接头有明显发热、发红现象。 13.2.1.6 变压器套管有裂纹及放电现象。 13.2.1.7 渗漏油严重致使油枕油位低于油位计上的最低限度。 13.2.1.8 外壳和套管有渗油现象。 13.2.1.9 油色显著变化，油内出现炭质变色。 13.3 运行中的不正常现象 13.3.1 值班人员在变压器运行中发现有不正常现象（如漏油、油位变化过高或过低、温度异常、音 响不正常及冷却系统不正常等），应设法尽快消除，并汇报调度和有关领导，同时将异常情况记入运 行记录簿和设备缺陷记录簿内。 13.3.2 变压器发生过负荷时，值班人员应进行下列工作： 13.3.2.1 检查负荷电流超过额定电流程度。 13.3.2.2 检查变压器上层油温。 13.3.2.3 检查冷却装置是否正常。 13.3.2.4 向调度汇报，采取压负荷或转移负荷等措施。 13.3.2.5 变压器过负荷运行时，值班人员必须每隔 20 分钟抄表 1 次，并加强监视。 13.3.3 变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员要判明原因，采取办法使其降低，同时进行下 列工作，并汇报值班调度员。 13.3.3.1 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却条件下应有的油温核对。 13.3.3.2 若发现油温较平时同一负荷下高出 10以上或变压器负荷不变、油温不断上升、检查证 实冷却装置、温度计确为正常，而变压器的保护装置未反映，则判明为变压器发生内部故障（如铁芯 严重短路，绕组匝间短路等），应立即将变压器停运。 13.3.4 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，应立即加油。加油时应遵守本规 程的规定。 13.3.4.1 如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改为信号，而必须迅速采取停止漏油 的措施，并立即加油。 13.3.5 变压器的油位因温度升高而迅速升高时，若在最高油温时的油位可能高出指示计，则应放油， 使油位降到适当的高度，以免溢油。 13.3.5.1 对采用隔膜式储油柜的变压器，应检查胶囊的呼吸是否畅通，以及储油柜的气体是否排尽 等问题，以避免产生假油位。 13.4 变压器事故处理 13.4.1 变压器断路器跳闸，应按下述原则处理： 13.4.1.1 迅速查明保护动作情况，检查变压器本体及外观有无明显故障，并立即汇报当值调度员； 13.4.1.2 有备用变压器，应迅速将备用变压器投入运行； 13.4.1.3 有条件时将变压器所共供负荷转其它变电站供电； 13.4.1.4 变压器的主保护全部动作跳闸，未查明原因、消除故障之前，不得强送电； 13.4.1.5 变压器的重瓦斯保护和差动保护之一动作跳闸，经电厂或电业局总工程师批准方可试送， 有条件、必要时可先进行零起升压； 13.4.1.6 变压器后备保护动作及其它情况跳闸，在确定变压器本体无异常时，可试送一次。 13.4.2 变压器着火时的处理 13.4.2.1 立即拉开变压器各侧开关、刀闸，断开直流电源、冷却器电源，并立即汇报调度和有关领 导。 13.4.2.2 迅速用干粉灭火器进行灭火，在不得已时，可用干沙子灭火，严禁用水灭火。 13.4.2.3 若变压器顶盖着火时，应打开下部阀门放油至适当位置；若变压器内部故障着火则不能放 油，以防变压器爆炸。 13.4.2.4 变压器着火时，值班人员应立即拨打火警 119，配合消防队灭火，并任现场安全的负责人。 13.4.3 主变差动保护动作跳闸时的处理 13.4.3.1 值班员立即将跳闸具体情况汇报当值调度及有关部门。 13.4.3.2 对现场相关的设备详细进行外观检查：重点检查变压器附近有无油的气味，油色、油位有 无突变，油箱有无膨胀变形，套管有无破损、裂纹及放电痕迹，WSJ 内有无气体；检查差动保护范围 内的 CT、开关、连接导线有无故障；检查主变端子箱、保护屏等二次回路有无故障等。 13.4.3.3 将现场设备检查情况详细汇报当值调度及和有关部门。 13.4.3.4 值班员将事故具体情况和现场发现的明显故障或可疑现象汇报安全生产部和总工程师。 13.4.3.5 对现场设备的外观检查未发现明显故障或可疑现象，变压器需重新投入运行时，必须征得 公司总工程师的同意，根据调度命令执行。 13.4.3.6 经检修单位检查试验，确认变压器整体及相关一次设备和差动保护二次回路无异常后，变 压器需重新投入运行时，必须征得公司总工程师同意，根据调度命令执行。 13.4.3.7 经检修单位检查试验，确认变压器整体及相关一次设备无异常而系差动保护及其二次回路 故障，变压器需重新投入运行时，应征得公司总工程师同意，并根据调度命令退出差动保护，此时重 瓦斯保护必须投入在跳闸位置。 13.4.4 主变瓦斯保护动作跳闸时的处理: 13.4.4.1 轻瓦斯动作发信后的处理: 1）值班员向当值调度汇报，同时进行现场检查。 2）是否因滤油加油引起。 3）是否因温度下降或漏油使油面缓慢下降。 4）变压器的油温有无异常升高。 5）变压器所带线路有无近距离短路故障。 6）瓦斯继电器内有无气体，如有气体则应用专门工具进行收集分析。 7）如经以上检查，未发现异状，则对瓦斯继电器二次回路进行检查。 13.4.4.2 重瓦斯保护动作跳闸后的处理： 1）值班员立即将跳闸情况汇报当值调度和有关部门。 2）对现场设备详细进行外观检查：重点检查主变整体有无喷油、漏油现象，压力释放器有无动 作,油枕有无破裂，油位、油色有无变化，WSJ 内有无气体，主变端子箱、保护屏等二次回路有无故 障等。 3）将现场设备检查情况详细汇报当值调度，听候处理。 4）将事故具体情况和现场发现的明显故障或可疑现象汇报安全生产部和总工程师。 5）重瓦斯保护动作跳闸后，在未查明原因和排除故障前不得强送电。 6）若经检修单位保护人员查明确为误动，且主变本体及相关设备检查试验正常，经公司总工程 师同意，根据调度命令可以对主变进行试送，此时重瓦斯保护、差动保护均须可靠投入。 13.4.5 主变后备保护动作跳闸时的处理 13.4.5.1 复闭过流、零序保护等变压器后备保护动作跳闸后,按以下步骤进行处理: 1）值班员立即将保护动作开关跳闸情况汇报当值调度。 2) 对站内设备详细进行外观检查：重点检查主变本体有无异常，套管有无破损及放电痕迹，WSJ 内有无气体，油位、油色有无突变，开关、刀闸、避雷器、互感器等有无故障，主变端子箱、保护屏 有无异常，主变中、低压侧所有出线附近区有无短路故障，检查有无出线开关保护动作而开关拒跳情 况等。 3) 将现场设备检查具体情况详细汇报当值调度，听候处理。 4) 若对现场设备进行外观检查未发现明显故障或可疑现象，根据调度命令，可以对主变进行试 送电。 5) 若对现场设备主变一、二次进行外观检查发现明显故障或可疑现象时，还应同时将故障情况 汇报检修单位。故障未排除前，不得对主变进行试送电。 6) 将事故情况汇报运行主管单位。 第二章 断路器 1 概述 本站主变采用上海中发继电器有限公司生产的 35kV 开关和 10KV 开关。 表1-3 235kV开关规范 类型真空断路器型式手车式 额定电压 40.5kV 额定电流 1250A 额定频率 50Hz 额定短时耐受电流及时间 25kA4s 额定峰值耐受电流 63kA 额定关合电流 63kA 分闸时间 75ms 合闸时间 100ms 额定操作顺序 O-0.3s-CO-180s-CO 机械操作次数 10000 雷电冲击耐压（峰 值） 对地、相间：185kV断口间：215kV 工频耐压（1min有 效值） 对地、相间：95kV断口间：118kV 表1-4 310kV开关规范 类型真空断路器型式手车式 额定电压 12kV 额定电流 1250A 额定频率 50Hz 额定短时耐受电流及时间 25kA4s 额定峰值耐受电 流 63kA 额定关合电流 63kA 分闸时间 45ms 合闸时间 60ms 额定操作顺序 O-0.3s-CO-180s-CO 机械操作次数 30000 雷电冲击耐压 （峰值） 对地、相间：75kV断口间：75kV 工频耐压（1min 有效值） 对地、相间：42kV断口间：42kV 2 断路器的正常运行维护 2.1 断路器检修后的验收 2.1.1 新安装及大修后的断路器投入运行前的检查 2.1.1.1 新安装及大修后的断路器，投入运行前必须按规程验收合格。 2.1.1.2 断路器及操作机构固定牢靠，外部各表面应涂漆，而且清洁无锈蚀、无破损、无裂纹。相 序漆正确醒目，各部位螺丝应紧固，断路器内外无遗留物。 2.1.1.3 操作机构密封良好，箱内清洁，无渗漏油及漏气现象，各微动开关及辅助开关位置正确， 液压机构压力正常，弹簧操动机构储能正常。 2.1.1.4 开关无渗漏油或漏气现象，油标指示正确。 2.1.1.5 导线引线紧固，无松股、断股,接地引线应可靠接地。 2.1.1.6 手动跳合闸时，操作机构及连杆工作正常，三相连动情况良好，切换无卡涩现象；分合闸 位置与指示位置一致，红绿灯指示正常。 2.1.1.7 各回路保险完好，应投入的各种电源已按要求投入，储能电源正常。 2.1.1.8 二次接线整齐，绝缘良好。 2.1.1.9 规程要求的各项试验项目都已完成，且合格，试验资料齐全。 3 断路器的巡视检查 3.1 检修后及长期停运的断路器在合闸送电前应做下列检查: 3.1.1 开关的各种试验按预防性试验标准和开关检修规程验收是否合格，开关应在断开位 置。 3.1.2 断路器的接线及本体是否有其它杂物。 3.1.3 在试验位置应进行一次合闸及跳闸试验，用保护作一次整组试验，检查继电保护、自动装置 及断路器机构是否灵活可靠。 3.1.4 继电保护和自动装置的投退是否符合调度命令要求。 3.2 断路器合闸送电后应进行下列检查: 3.2.1 开关位置指示灯是否正常。 3.2.2 开关本体合闸指示器的指示是否正确。 3.2.3 所带负荷情况。 3.3 断路器的特殊巡视 3.3.1 新设备投运的巡视检查，巡视周期应相对缩短，投运 72 小时以后转为正常巡视。 3.3.2 气温突变，增加巡视。 3.3.3 雷雨季节，雷击后应进行检查，套管有无闪络、放电痕迹。 3.3.4 高温季节，高峰负荷期间，应加强巡视。 3.3.5 短路故障后，检查设备接头有无发热，引下线有无断股、松股，开关有无喷油、冒烟，瓷瓶 有无损坏等现象。 3.3.6 大风时检查引线接头有无松动，开关、引线上有无搭挂杂物。 3.3.7 雨雾天气，检查有无不正常的放电和冒气、接头发热现象。 3.3.8 下雪天气，检查接头处有无溶雪情况。 3.4 电磁操作机构的巡视检查项目 3.4.1 机构箱门平整，开启灵活、关闭紧密。 3.4.2 检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈完好无异常。 3.4.3 直流电源回路接线端子无松脱、无铜锈或腐蚀。 3.4.4 机构箱内整洁无异味。 4 断路器操作规定 4.1 断路器操作的一般要求 4.1.1 断路器经检修后恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所设的安全措施是否全部拆 除，防误闭锁装置是否正常。 4.1.2 长期停运的断路器在恢复运行前应通过远方控制方式试送 2-3 次，无异常后方能进行正常操 作。 4.1.3 操作前，应检查控制回路，控制电源及液压回路均正常，保护是否已投入。 4.1.4 操作中，应同时监视有关电压、电流、功率表等表计的指示及红绿灯的变化，操作把手能否 返回。 4.1.5 操作后，应检查断路器的实际位置、指示灯，注意表计的变化及三相电流是否平衡和断路器 动作声响正常，同时还应对间隔做一次全面检查。 4.2 操作断路器的操作机构应满足如下条件： 4.2.1 电磁机构在合闸操作过程中，合闸线圈端电压、合闸接触器线圈电压均在合格范围内，其端 电压不低于额定电压的 80%，最高不高于额定电压的 40%。 4.2.2 操作机构箱门关好，脱扣部件在复归位置。 4.2.3 当操作机构不能满足上述要求时，不应使断路器投入运行，如有特殊原因，应经有关领导同 意。 4.3 运行中的断路器几种异常情况的操作规定： 4.3.1 电磁操作的断路器，应用电动操作，严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电进行合闸操作。 4.3.2 当电磁机构的自动部件损坏时，严禁就地操作。 4.3.3 手动操作断路器时，操作必须果