500kV变电站现场运行规程.doc

Q/QJGD 1.BDYX.52005Q/YNDW云南电网公司昭通供电局 发布2011-07-30实施2011-07-30发布500kV永丰变电站现场运行规程版本号Ver 2.3版 QB/YWZT-1.07.03.33-2011云南电网公司昭通供电局1QB/YWZT-1.07.03.33-2010目 次前 言1500kV永丰变电站现场运行规程21 适用范围22 规范性引用文件23 支持性文件24 总则25 主变压器36 断路器107 隔离开关158 母线219 电压互感器2210 电流互感器2511 油浸式电抗器2712 干式电抗器3113 电力电容器组3314 耦合电容器3615 阻波器3816 防雷设备3917 电力电缆4118 主变压器保护4219 母线保护4620 线路保护5121 断路器保护8122 电力电容器组保护9723 油浸式电抗器保护9824 干式电抗器保护10325 综合自动化监控系统10526 备用电源自动投入装置11127 故障录波装置11328 XC-2000行波测距装置12029 同步相量测量装置12230 继电保护及自动装置的验收12331 继电保护及自动装置的缺陷分类及处理12432 站用电系统12633 直流系统12934 图像监控、防盗系统13335 消防系统13536 微机防误闭锁装置13937 倒闸操作14438 事故处理原则145附录A 一次主接线图150附录B 平面布置图151附录C 站用电系统图155附录D 直流系统图156附录E 设备主要技术参数157附录F 交直流熔断器及空气开关的配置168图F1 500KV 5711断路器保护屏低压交、直流空气开关配置地点示意图168图F1.500kV多乐永丰回线主一、辅A、主二、辅B保护屏空气开关配置地点示意图169图F2.500kV多乐永丰回线线路测控柜低压交、直流空气开关配置地点示意图170500kV第一、二串断路器测控屏低压交、直流空气开关配置地点示意图173500kV第三串断路器测控屏低压交、直流空气开关配置地点示意图173图 500kV多乐永丰回线线路及高抗测控柜低压交、直流空气开关配置地点示意图175图F3.网络通讯屏低压交、直流空气开关配置图地点示意图176图F4.公用测控柜低压交、直流空气开关配置地点示意图177图F5.500kV线路电度表屏低压交、直流空气开关配置地点示意图178图10 500kV线路电度表屏二低压交、直流空气开关配置地点示意图178图F6.51保护小室子站间隔层通讯屏低压交、直流空气开关配置地点示意图180图F7.500kV同步相量测量装置低压交、直流空气开关配置地点示意图181图F8.500kV线路故障录波测距装置屏低压交、直流空气开关配置地点示意图182图F13 500kV线路故障录波测距装置屏二低压交、直流空气开关配置地点示意图182图F9.500kV组母线差动保护屏低压交、直流空气开关配置184图F10.500kV线路行波测距屏低压交、直流空气开关配置地点示意图185图F11.直流分馈电屏1正面低压交、直流空气开关配置187图F12.直流分馈电屏2正面低压交、直流空气开关配置189图F13.试验电源屏正面低压交、直流空气开关配置地点示意图190图F14.试验电源屏熔断器配置与直流分馈电屏1熔断器配置地点示意图191图F15.子站间隔层通讯屏、网络通讯屏低压交、直流空气开关配置地点示意图192图F16.500kV#1电度表屏低压交、直流空气开关配置地点示意图193图F17.电容器、电抗器、电度表屏、公用测控屏低压交、直流空气开关配置地点示意图194图F18.所用变保护屏低压交、直流空气开关配置195图F19.所用变测控屏低压交、直流空气开关配置196图F20.所用变备自投装置屏低压交、直流空气开关配置197图F21.500kV #1主变测控屏、主变故障录波测距屏低压交、直流空气开关配置198图F22.500kV#1主变RCS-978主三、主三保护屏低压交、直流空气开关配置199图F23.35kV母线差动屏、电抗器保护测控屏低压交、直流空气开关配置地点示意图200图F24.电容器保护测控屏低压交、直流空气开关配置地点示意图201图F25.直流分馈电屏3正面低压交、直流空气开关配置地点示意图203图F26.直流分馈电屏4正面低压交、直流空气开关配置地点示意图205图F27.试验电源屏正面低压交、直流空气开关配置地点示意图206图F28.220kV永迤回线PS2 603GCN主三、主二保护屏低压交、直流空气开关配置207图F29.220kV永迤回线CSC 103主三、主二保护屏低压交、直流空气开关配置地点示意图208图F30.220kV母联分段测控屏、220kV、母母线TV测控屏低压交、直流空气开关配置209图F31.公用测控柜、网络通讯屏低压交、直流空气开关配置210图F32.试验电源屏、子站间隔层通讯屏正面低压交、直流空气开关配置211图F33.直流分馈电屏8、7正面低压交、直流空气开关配置表F40 220kV永昭回213图F34.220kV永昭回线PRS-753主三、主二保护屏低压交、直流空气开关配置214图F35.220kV母线差动保护屏低压交、直流空气开关配置地点示意图地点示意图215图F36.220kV永昭回线RCS931主三、主二、主三保护屏低压交、直流空气开关配置216图F37.220kV永天线主三、主二保护屏低压交、直流空气开关配置217图F38.220kV永发回线主三、主二保护屏低压交、直流空气开关配置218图F39.220kV永发回线主三、主二保护屏低压交、直流空气开关配置219图F40.SMU-2MB同步相量测量装置屏低压交、直流空气开关配置表220附录G 微机保护、自动装置动作及装置故障信息221附录H 现场运行规程修订记录233前 言为给运行值班人员提供准确、可执行的运行维护依据，确保人身和设备安全，由云南电网公司昭通供电局组织，编写了500kV永丰变电站现场运行规程。编写中遵循我国标准化、规范化和国际通用的贯标模式的要求。本规程由云南电网公司昭通供电局提出。本规程由云南电网公司昭通供电局生产技术部门归口。本规程由云南电网公司昭通供电局变电管理所负责编写。本规程主编人： 李党学本规程主要起草人： 郭志伟 王尚武 周琴 王荣校 苗洪岩 张浇 姜毅 袁小敏 周江 严娜 王覃梅 杨海峰本规程主要审核人：杨堂华 李党学 李艳花 赵泽彪 张焱 夏伟 张征顺 郭志伟本规程批准人： 杨建华本规程由云南电网公司昭通供电局生产技术部门（归口部门）负责解释。185500kV永丰变电站现场运行规程1 适用范围本规程适用于云南电网公司昭通供电局500kV永丰变电站运行值班员对本站的运行、操作、维护、巡视检查及事故处理等工作。2 规范性引用文件下列标准所包含的条文，通过引用而构成本规程的条文。本规程出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方，应探讨使用下列标准最新版本的可能性。DL 408-91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL/T 572-95 电力变压器运行规程DL/T 664-1999 带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 587-1996 微机继电保护装置运行管理管理规程DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T 574-95 有载分接开关运行维修导则DL 639-1997 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则电供199130号 高压断路器运行规程Q/CSG2001-2004 变电运行管理标准Q/CSG 1 0006-2004 电气操作导则Q/CSG 1 0007-2004 电力设备预防性试验规程云南电网公司变电站电气操作票实施细则（试行）云南电网公司变电站运行管理规定（试行）电力电缆运行规程3 支持性文件云南电网调度管理规程设备厂家技术说明书云南电网公司变电站设备巡视检查作业指导书云南电网公司设备检修（试验）开工和验收作业指导书变电站电气操作票实施细则4 总则4.1 变电站简介500kV永丰变电站位于云南省昭通市昭阳区永丰镇新民村，距离昭通市市区约18公里，海拔高度1900米，占地面积93046.5平方米（139.5亩），于2010年1月15日投产，主变终期设计为两台三相自耦，总容量为1500 MVA。一期装设一台变压器，容量为750MVA，由衡阳特变变压器有限公司生产，型号为OSFPS-JT-750000/500。主变保护采用南瑞继保RCS-978CF和RCS-974FG微机型保护装置。500kV采用户外悬吊式管型母线3/2接线方式，终期设计6个完整串，共10回出线。本期建成一个完整串和两个不完整串，第一串连接500kV多乐永丰回线和500kV#1主变；第二串连接500kV多乐永丰回线；第三串连接500kV镇永甲线，共有7台断路器，采用北京ABB高压开关设备有限公司生产的户外支柱式断路器，型号为HPL550 B2 W/C。二次设备采用南瑞继保RCS900系列保护及自动装置。220kV终期设计为双母双分段，14回出线，目前采用隔离开关硬连接成双母线界限方式。本期共有7回出线，其中2回到220kV昭通变，2回连接至220kV发界变，2回连接至220kV迤车变，1回连接至220kV天花板电站。断路器采用北京ABB高压开关设备有限公司生产LTB245E1型断路器。二次设备采用南瑞继保RCS-900、深圳南瑞PRS-700、南自PSL-600系列及北京四方继保CSC100系列保护及自动装置。35kV采用户外支持式管型母线单母线接线方式，现有断路器6台，采用江苏如高高压电气股份有限公司生产。本期共装设两组60Mvar低压并联电抗器、两台60Mvar电容器和一台630kVA所用变，备用站用电从110kV鲁甸变35kV鲁新T线引入。4.2 本站调度管辖范围划分4.2.1 中调管辖范围：500kV一次接线设备及相关保护及自动装置(包括500kV安全稳定控制装置)；220kV一次接线设备及相关保护及自动装置；500kV 1号主变压器三侧及相关保护及自动装置；35kV 段母线所连接所有一次设备及相关保护及自动装置。4.2.2 地调管辖范围：35kV#1、备用所用变一次设备及相关保护及自动装置。4.3 正常运行方式500kV设备：500kV第一串5711、5712、5713断路器处合闸位置，500kV多乐永丰回线、500kV1号主变正常运行； 500kV第二串5721、5722断路器处合闸位置，500kV多乐永丰回线路带高压并联电抗器正常运行；500kV第三串5732、5733断路器处合闸位置，500kV镇永甲线线路带高压并联电抗器正常运行；500kV、组母线环网运行；500kV 1号主变中性点直接接地，无载调压档位运行于4档。500kV#1主变冷却器正常运行时为两4组工作，三组辅助，一组备用。220kV设备：220kV-、-组母线并列运行，500kV 1号主变220kV 侧201断路器、220kV永迤回线275、永昭回线277断路器、220kV永发回线281运行于220kV - 组母线；220kV永发线272、220kV永迤回274、永昭回线276断路器、220kV永发回282运行于220kV -组母线。2131、2133、2242、2244分段隔离开关处于运行状态；母联212断路器处运行状态。35kV设备：500kV 1号主变35kV 侧301断路器、1号站用变高压侧311断路器运行于35kV段母线，1L-1电抗器312断路器、1L-2电抗器313断路器、1C-1电容器组315、1C-2电容器组316断路器热备用于段母线。站用电系统：35kV1号站用变有载调压档位运行于“3”档，低压侧401断路器运行于0.4kV段母线。35kV备用站用变由110kV鲁甸变35kV鲁新T线供电，低压侧403断路器热备用于0.4kV备用段母线；0.4kV、段母线分段413断路器合闸运行，0.4kV 、段母线分段423断路器合闸运行，备自投装置投入。直流系统：#1、#2直流充电机分别对、段直流母线及蓄电池组浮充充电运行，、段直流母线分列运行。5 主变压器5.1 概述本站500kV#1主变容量为750/750/240MVA，选用一台衡阳特变电工生产的型号为：OSFPS-JT-750000/500，冷却方式：ODAF(强迫导向油循环风冷)的三相一体无载调压自耦变压器。5.2 主变压器运行规定及注意事项5.2.1 500kV1主变正常送电时，按调度令从500kV对主变充电，空载运行正常后，在220kV侧并列。停电时先停35kV侧、再停220kV侧、最后停500kV侧。5.2.2 在正常情况下，主变压器不允许超过铭牌的额定值运行。正常运行时，变压器的外加一次电压可比额定电压高，但不宜超过额定电压的110%。5.2.3 500kV #1主变三侧571167、20167、30167接地开关为快速接地开关，合上以后主变三侧接地，只有在主变检修时才能将此接地开关合上。5.2.4 全部冷却器投入，主变压器可在额定负荷下长期运行。5.2.5 只有在高、中、低绕组的各相上固定连接相应电压等级的避雷器保护的条件下，才允许主变压器运行。5.2.6 #1主变压器为自耦变，其中性点为直接接地运行方式。5.2.7 当潮流由220kV向500kV、35kV两侧输送，即一次侧/二次侧/三次侧以750/750/240MVA全部满容量运行时（此时三次侧240MVA容量均是无功负荷），中压线端的最大电流是1980A，公共绕组的最大电流是1197A。表1 变压器各侧绕组各档额定电压、电流高压绕组各档电压、电流中压绕组各档电压、电流电 压（kV）电 流（A）分接位置电 压（kV）电 流（A）52500824.81241.501793.0低压绕组各档电压、电流2235.751836.7电 压（kV）电 流（A）3230.001882.735.003959.04224.251930.95218.501981.85.2.8 变压器在额定容量情况下的温升极限值为：上层油温温升24.5K、高压绕组温升为38.29K、中压绕组温升为47.13K、低压绕组温升为48.96K。5.2.9 变压器在满负荷运行且环境温度为40时，冷却器全停后，所有油泵和风扇退出运行后允许满载运行20mn，冷却器全停后，所有油泵和风扇退出运行后油温不超过75时，允许上升到75，但冷却器全停后的最长运行时间不得超过1小时。5.2.10 为了防止油劣化过速以及绝缘老化，强油循环变压器上层油温最高不得超过85，绕组温度最高不得超过105；正常监视油面温度不超过75，绕组温度不超过95。5.2.11 长期停用及检修后的变压器，投入运行前，应对变压器及其保护，信号装置进行全面的检查，应核对保护连接片投切是否正确。5.2.12 测量变压器绝缘电阻应使用电压为2500V的绝缘电阻表。5.2.13 对检修后的变压器，应仔细检查其临时接地线，标示牌等安全措施确已拆除，审核站内设备检修记录中变压器检修试验结论及保护校验结论，核对分接头开关位置，具备运行条件后，投入变压器所有保护，方可将其投入运行。5.2.14 变压器上层油温超过允许值时，应迅速判明原因，若经检查冷却装置良好，而且温度计指示正确，油温比同样负荷、气温和冷却器条件下高出10以上时，应加强监视，及时汇报。5.2.15 变压器运行中滤油、补油、换潜油泵及更换硅胶时，应先将重瓦斯改投信号。5.2.16 变压器压力释放阀在55kpa开启，30kpa自动复归。5.2.17 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况运行。正常过负荷可以短时使用，并及时汇报调度、加强监视。事故过负荷应记入变压器技术档案。事故过负荷时应注意变压器的上层油温并按表2执行。变压器存在冷却系统不正常，严重漏油，色谱分析异常时不准过负荷运行。表2 变压器在额定电压、额定频率下工频电压升高时的允许运行持续时间工频电压升高倍数相-相1.051.11.251.51.58相-地1.051.11.251.92.0持续时间持续20mn20s1s0.1s5.3 巡视检查5.3.1 正常巡视检查5.3.1.1 油枕及套管的油色，油位正常，无渗漏油现象，套管无破损、裂纹及放电痕迹；法兰无生锈、裂纹、无放电声。套管末屏接地应良好。5.3.1.2 变压器运行时无异常响声，响声应是连续均匀的“嗡嗡”声，变压器油温、线圈温度正常。冷却器运转正常，无异常响声，各组冷却器投入状态正确，油流指示正常。5.3.1.3 外壳接地良好、中性点接地良好。5.3.1.4 引流线无损伤、无松股断股痕迹，接头无发热现象。5.3.1.5 瓦斯继电器无渗漏油现象。5.3.1.6 防爆隔膜完整无损，压力释放阀正常未动作。5.3.1.7 呼吸器小室里的活性氧化铝变黄或大室硅胶变粉红超过2/3均要分别更换。呼吸器畅通，油杯油位在正常值（在标记的红色刻度线以上）。5.3.1.8 变压器油温、线圈温度正常。本体温度表与遥测温度表指示误差不超过5。5.3.1.9 无励磁调压分接头指示正确且三相一致，无励磁调压分接开关可靠闭锁。5.3.1.10 冷却器运转正常，各组冷却器投入状态正确。冷却器控制箱内各转换开关投入位置正确，各指示灯指示正确。自动切换情况正常，本体及散热器无渗漏油现象。5.3.2 特殊巡视检查5.3.2.1 新设备投运后，应每小时巡视一次，24小时后按正常巡视。5.3.2.2 大雪天气应检查引线积雪程度，观察熔雪速度，以判断接头是否过热，检查变压器有无积雪、冰水情况，以防造成接地短路。5.3.2.3 大风天气应检查变压器附近无容易被风吹动飞起的杂物，防止吹落到变压器带电部分，并注意引线的摆动情况；瓦斯继电器盖子、防雨罩及端子盖应盖好。5.3.2.4 雷雨或雷击后应检查变压器各侧避雷器记数器动作情况；检查套管有无破损、裂纹及放电痕迹；防雨帽应完整，导线有无断脱和松动现象。5.3.2.5 大雾、毛毛雨、下雪天时，检查套管绝缘子应无严重电晕闪络和放电等现象；油位计、温度计、瓦斯继电器应无积雪覆盖情况。 5.3.2.6 高温天气应检查变压器油温、油位是否正常，无渗漏油现象。5.3.2.7 夜间巡视应检查引线接头处有无发红、放电等。5.3.2.8 过负荷或负荷有明显增加以及上层油温超过85或绕组温度超过105时，应联系值班调度将负荷减至额定值，并加强负载电流、上层油温油位、声音和各引线接头温度以及冷却器运行等情况的监视、记录负荷电流、运行时间，检查各引线接头有无发热，辅助冷却器是否正常投入（55启动，45返回）；上层油温超过85或绕组温度超过105时，应启动全部冷却器。5.3.2.9 变压器故障跳闸和设备运行中有可疑的现象时，应对事故范围内设备及可疑点进行仔细检查；检查本体、套管、引线、接头等部位有无异常现象；压力释放装置是否动作。5.3.2.10 设备缺陷近期有发展时应加强巡视检查。5.4 异常及故障处理5.4.1 变压器及套管油面缓慢下降时，应加强监视，并向上级部门汇报，变压器油面急剧下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号。5.4.2 声音异常、端子过热或发红、套管损坏及油标破裂等，应立即派人监视并汇报调度设法处理。5.4.3 运行中的变压器出现下列情况之一时，立即汇报调度及相关领导，按调令将变压器停用。1) 变压器内部有强烈的异常响声。2) 油枕和防爆管喷油，或变压器着火。3) 在正常的冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。4) 严重漏油致使油位计上看不到油位。5) 套管发现有严重的放电现象。6) 油色变化过甚，油内出现碳质等。5.4.4 轻瓦斯保护动作的处理：5.4.4.1 记录声、光信号和保护动作情况，汇报调度。5.4.4.2 判断是否有穿越性短路故障。5.4.4.3 检查变压器油位是否正常。5.4.4.4 检查瓦斯断电器内有无气体，如无气体则应检查瓦斯继电器装置及二次回路。5.4.4.5 如瓦斯继电器内部有气体，应立即向调度汇报，联系检修人员前来取气及取油样，判明气体的颜色，对照下表中所列情况，根据气体的性质，判断故障种类：表3 变压器气体对分析对照表气体颜色气体性质故障种类无色无味不可燃空气进入变压器黄色不易燃烧木质故障淡灰色强烈嗅味可燃纸和纸板故障灰色和黑色易燃气体油故障 经鉴定瓦斯继电器内的气体性质，应做如下处理：1) 如为空气进入变压器，则将空气放出，变压器可以继续运行。2) 如果气体是可燃的，必须报告中调将变压器停止运行，查明原因，在未查明原因和试验合格之前，不准将变压器投入运行。3) 若气体不是空气也不是可燃的气体则应根据油样色谱分析结果决定变压器是否继续运行。5.4.4.6 按上述各项处理时，应注意下列各项： 检查必须迅速进行。 如果信号动作时间逐次缩短，不得将重瓦斯连接片改投信号位置，应再次汇报调度，联系处理。5.5 主变压器冷却器5.5.1 简介1主变冷却方式为带导向强迫油循环风冷方式（ODAF），装有六组冷却器, 正常运行时两组工作，三组辅助，一组备用，工作冷却器组为交叉轮换方式(按一组、四组：二组、五组：三组、六组顺序轮换，每隔15天轮换一次)。每组冷却器由一台油泵和三组风扇组成。5.5.2 操作方法及切换要求5.5.2.1 冷却系统由两组电源供电，一组工作，一组备用。当工作电源发生故障时，自动投入备用电源，而当工作电源恢复时，备用电源自动退出，工作电源自动投入。电源控制方式有两种：手动、自动。1）（）路电源手动工作:转动“电源控制”转换开关，选择电源“手动”，转动“电源开关”转换开关，选择“电源1（电源2）”，从而接通电源，当（）电源出现断电或断相时，自动接通（）电源。2) 电源自动:转动“电源控制”转换开关，选择电源“程控”，电源切换及主投和备投将由PLC进行控制，并每间隔设定的天数进行一次轮换。本站正常运行时采用电源自动方式，“电源控制”转换开关，打在“程控”位置，每隔30天轮换一次。5.5.2.2 正常运行时，风冷控制箱中1、2路交流电源空气开关QF1、QF2在合闸位置， 电源开关投“电源”或者是“电源”电源位置，6组冷却器电源空气开关QF3-QF8均在合闸位置，1QF-6QF均在合闸位置， 全停试验开关在“工作”位置。5.5.2.3 若某组风扇故障，可将其对应的空气开关QF断开进行隔离。 5.5.2.4 -每组冷却器有三种运行方式：“手动”，“停止”，“自动”，置于“自动”位置受PLC控制，此方式下处辅助状态的冷却器可根据变压器负荷及温度自动投入运行；置于“手动”位置，就可以不受负荷及温度信号控制而直接启动对应的冷却器，使变压器的风冷系统投入或退出运行；将转换开关置于“停止”时，冷却器退出运行。“控制方式”转换开关置“遥控”位置时，可远方进行冷却器的投切；“控制方式”转换开关置“就地”位置时不受远方信号控制。 5.5.2.5 冷却器的“全停试验开关SA2”置“工作”位置时冷却器根据变压器工作状况控制。即变压器侧断路器合闸冷却器才能运行，当变压器侧断路器全部断开时，冷却器停止运行；“全停试验开关”置“试验”位置时。冷却器的运行不受变压器侧断路器投退的控制。5.5.2.6 冷却器的油泵及风扇电机，设有过负荷、短路及断相保护，以保证冷却器的正常运行。5.5.2.7 冷却器电控箱的温湿度控制由温度、凝露传感器自动控制温湿度，除潮加热。5.5.3 异常及故障处理5.5.3.1 主变冷却器全停后，立即汇报调度，应迅速进行恢复，如不能尽快恢复，应密切监视上层油温、绕组温度及负荷，按调度命令，可将主变冷却器全停跳闸连接片切除，然后再进行处理；如油温达到75、绕组温度达到95或负荷达到额定值，且时间达到20分钟和60分钟以后分别发报警信号，应立即再次向调度汇报、处理。5.5.3.2 运行中的冷却器有一组或多组异常时，检查备用冷却器是否投入，向调度和有关部门汇报；加强对变压器负荷和油温的监视，在有条件的情况下对故障冷却器进行详细检查、排除故障。对不能自行处理的请有关部门及时安排处理，并做好记录。5.6 变压器色谱在线监测系统TROM600油色谱在线监测系统是集控制、测量分析技术于一体的精密设备，对变压器等油浸电力设备进行在线监测，及在线及时准确检测出绝缘油中溶解的各种故障特征气体浓度及变化趋势，这些气体包括氢气、一氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等。TROM600油色谱在线监测系统能够快速准确的进行油色谱分析，实现完全在线监测油浸式电力设备的运行信息，为变压器等油浸电力设备的长期稳定运行提供了可靠保证。5.6.1 运行操作及注意事项5.6.1.1 色谱在线分析系统每天在09：00启动，10：00结束，运行人员应启动后检查系统数据分析情况，如有报警应及时上报。5.6.1.2 在系统投运后，TROM-600系统在变压器上的进出油口法兰必须是打开状态，不能关闭,因为设备在进行数据采集时内部安装的油泵会运行,如果进出口法兰关掉会使油泵工作电流增大烧掉油泵.如果因为某些原因要关闭法兰，必须先关闭户外色谱分析柜的空开,切断数据采集器电源。5.6.1.3 数据采集器指示灯说明：红色指示灯：电源指示灯，该灯亮表示设备电源正常，应为常亮。绿色指示灯：运行指示灯，该灯亮表示数据采集器处于运行状态。黄色指示灯：报警指示灯，该灯亮表示变压器油中气体含量超过设定报警限，此种情况应查看在线监测仪数据服务器采集数据，并通知相关负责人员。5.6.1.4 运行人员主要查看【历史数据】和【实时数据】。其中【实时数据】在主界面菜单中选择【数据】【实时数据】，或单击工具栏中的实时数据按钮，则在主面板显示实时数据面板.注意数据的时间。5.6.1.5 【历史数据】的查看：在主界面菜单中选择【数据】【历史数据】，或单击工具栏中的历史数据按钮，则在主面板显示历史数据面板.在【时段设定】中设定查询的起始时间和截止时间, 历史数据的查看方式有两种：趋势图方式和报表方式，在数据选择区的【查看方式】中进行选择，默认方式为趋势图,一般具体数据可以使用报表方式进行查看。5.6.1.6 当采集的油中气体浓度值超过设定的报警限,程序会弹出对话框并伴有声音提示,运行人员只需将对话框关闭通知相关负责人员。5.6.2 异常情况处理5.6.2.1 运行人员在巡检时如发现与TROM-600色谱在线监测仪相连的两根油管严重漏油或油管等处破裂,请及时关闭在变压器上两个阀门并切断数据采集器电源,通知相关负责人员。5.6.2.2 运行人员在巡检时注意观察气瓶上减压阀压力表的变化, 正常情况下减压阀低压侧输出压力应为0.20.4Mpa，高压侧压力指示的是当前气瓶内压力，此压力如果逐渐慢慢的下降到23Mpa时请与相关负责人联系;如气瓶内压力突然下降的很快则有可能是某处漏气，也请及时通知相关负责人员;如气瓶内压力表指示低于1Mpa,请关闭数据采集器电源，通知相关负责人员更换气瓶。5.7 主变压器的检修周期及验收项目5.7.1 主变压器的检修周期-5.7.1.1 小修作业周期：新投产一年后进行一次，以后3年一次。5.7.1.2 大修作业周期：一般在正式投运后5年左右一次，以后每12年一次。5.7.2 主变压器的验收项目表4 主变压器验收项目表验收内容验收参照标准1 本体及外观1.1 本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落现象，变压器上无杂物；1.2 外壳接地良好，上、下钟罩有连接片；1.3 各螺栓连接紧固；1.4 各侧套管清洁无破损；1.5 呼吸器应有合格的干燥剂，无堵塞现象；1.6 相色漆标示正确明显；1.7 油枕、套管油色、油位正常，冷却器阀门在打开位置。变压器引线对地和线间距离合格，各部导线接头紧固良好；1.8 分接开关位置正确，无励磁调压装置油枕油色、油位正常；1.9 压力释放装置密封良好；1.10 变压器温度系统正常。2 冷却系统2.1 、段工作电源正常，电源切换试验正常：a 备用冷却器在工作冷却器故障停运后自投入正确；b 辅助冷却器当温度或负荷达整定值后自投入正确，辅助冷却器返回动作正确；2.2 冷却系统及其油泵、风扇试运行良好，风扇自启动装置定值正确并进行实际转动；2.3 冷却器全停动作值正确且保护动作；3 冷却器控制箱及端子箱3.1 箱内清洁，端子排接线整齐导线连接紧固无松动，无锈蚀且端子编号清晰，接线正确；3.2 箱内的电缆穿孔已做封堵处理；3.3 箱门开启灵活、密封良好；3.4 冷却器控制箱、端子箱体及箱门接地良好；5.8 缺陷的分类及处理5.8.1 缺陷分类表5 缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷1. 绝缘油色谱试验重要指标超标。2. 油中烃类、氢气产气速率超过10%/月。3. 电气预防性试验主要项目不合格。4. 套管破损、裂纹，并有严重放电声。5. 测温装置全部损坏或失灵。6. 主变压器强油循环冷却器全停。7. 油浸变压器油位异常。8. 内部有异常响声。9. 铁芯接地电流超过规定，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展趋势。10. 铁芯或外壳接地不良。11. 压力释放器动作。12. 变压器本体大量漏油。13. 110kV及以上套管渗油严重造成油位过低。14. 主变油箱进水。15. 潜油泵损坏，金属物可能进入油箱。重大缺陷1. 引线桩头螺丝松动连接处发热。2. 绝缘油化学、电气性能不良，气相色谱数据指示可能有潜伏故障。3. 温度指示不准确，超温信号异常（失灵）。4. 基础下沉。5. 冷却设备不全，尚不影响出力。6. 油位指示与温度监视线不对应。7. 达不到铭牌或上级批准的出力，温升及上层油温超过容许的数值。8. 本体漏油（五分钟内有油珠垂滴）。9. 铁芯多点接地致使接地电流超标。10. 三侧变压器有一侧开路运行时未采取过电压保护措施。11. 变压器绕组严重变形。12. 变压器局部放电严重超标。13. 呼吸器内的硅胶变色2/3以上。14. 主变压器自然循环风冷却器部分失灵而影响出力者。15. 主变压器强油循环冷却器一半以上故障停用。一般缺陷1. 变压器渗油。2. 附件震动大。3. 引线或接线桩头有严重电晕。4. 预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。5. 变压器绕组轻微变形。5.8.2 缺陷处理当发现设备缺陷时，按照云南电网公司输变电设备缺陷管理规定的要求进行处理。6 断路器6.1 概述500kV断路器采用北京ABB高压开关设备有限公司生产的HPL550B2 W/C型六氟化硫断路器，配置BLG1002A单相操作弹簧操作机构； 220kV断路器采用北京ABB高压开关设备有限公司生产的LTB245E1型六氟化硫断路器，线路断路器配置BLK222单相操作弹簧操作机构，#1主变中压侧和220kV母联断路器配置BLG1002A三相联动弹簧操作机构；35kV断路器采用江苏省如高高压电器有限公司生产的LW36-72.5（w）/T 3150-40型六氟化硫断路器，配置SRCT36-C型三相联动弹簧操作机构； 6.2 巡视检查6.2.1 正常巡视检查6.2.1.1 断路器运行时无异常声响。6.2.1.2 检查断路器本体、机构箱密封良好，瓷质部分清洁完好，无裂纹、破损，无放电痕迹。6.2.1.3 弹簧储能指示位置正确。6.2.1.4 各引流线接头处无过热现象。6.2.1.5 检查SF6气体管道完好，压力正常（见下表），各阀门开关、连接部件固定牢固且无损坏，无漏气现象。表6 断路器各压力参数表500kV 断路器（HLP245-550B2）SF6气体压力参数额定气压： 0.8MPa报警气压：0.72MPa闭锁气压：0.7MPa 最高工作气压： 0.9Mpa220kV LTB72.5-245E1型断路器SF6气体压力参数额定气压：0.7MPa报警气压：0.62MPa闭锁气压：0.6MPa最高工作气压： 0.8Mpa35kV LW3672.5断路器SF6气体压力参数额定气压：0.6MPa报警气压：0.55MPa闭锁气压：0.5MPa6.2.1.6 断路器各相均装有分闸计数器，应检查该计数器动作次数。6.2.1.7 检查断路器内部无异声、无异味，分合闸指示正确，且三相一致。6.2.1.8 端子箱内各端子接触良好、无跳火、无锈蚀。6.2.1.9 操作机构箱、端子箱密闭良好，加热除湿器工作正常。6.2.1.10 本体及接地引下线良好。6.2.1.11 构架及基础良好。6.2.2 特殊巡视检查6.2.2.1 下雪天气检查断路器各接头应无过热、熔雪、冒气现象。6.2.2.2 气温突变，断路器SF6气体压力正常（符合厂家标准）。6.2.2.3 雷雨、大风天气或雷击后检查瓷套管有无闪烙痕迹，断路器上应无杂物，接头无松动、无发热现象。雷雨过后还应检查断路器机构箱内有无受潮及漏雨现象。6.2.2.4 断路器切断故障电流后，检查断路器的分、合闸指示正确；本体、接头处有无击穿；瓷套有无破损、裂纹、闪络痕迹；有无短路或电弧烧伤痕迹；断路器SF6气体压力在正常范围内，弹簧储能有无异常。6.2.2.5 新设备投运后，应加强巡视，24小时后按正常巡视。6.3 注意事项6.3.1 断路器在正常运行时均不允许单相操作，远方操作只能实现三相联动，如有特殊情况需要就地单相操作时，在分控箱进行就地单相操作。6.3.2 正常巡视检查时，应检查断路器中控箱远方就地切换开关S1/S3 应打在远方位置，分合闸位置指示灯在正确位置。合闸时红灯应点亮，分闸时绿灯应点亮。6.3.3 本站配置的北京ABB和江苏如高的断路器均采用弹簧储能机构，正常巡视检查时，应检查弹簧储能机构指示针应指向储能位置，500kV断路器采用双电机进行储能。6.3.4 500kV及220kV的北京ABB断路器操作机构中配置有独立的分闸弹簧和合闸弹簧，操作机构底部的弹簧为合闸弹簧，支柱绝缘子底部为分闸弹簧。断路器合闸的同时启动储能电机为合闸弹簧储能。6.3.5 500kV断路器均配置分相操作机构，220kV母联、#1主变220kV侧出线201断路器及35kV断路器配置三相联动，其余220kV断路器均配置分相操作机构。6.3.6 500kV及220kV配置有分相操作机构的断路器在中控箱中均设置有本体“三相不一致”连接片，该连接片与断路器保护的“三相不一致”区别是直接采集断路器辅助接点进行判别，不经闭锁条件，长延时跳闸，而保护装置的采用的是位置继电器，经闭锁条件，短延时出口跳闸。6.3.7 断路器在以下情况下才能进行合闸操作：(1)远方/就地切换开关在远方或就地位置；（2）合闸弹簧储能；（3）断路器在分闸位置；（4）SF6气体密度大于闭锁密度。6.3.8 断路器具有远控和近控的功能，正常操作中，严禁使用近控方式现场分合闸，必须用遥控的方式进行，只有紧急情况下允许就地操作。一般情况下均在监控后台机上进行遥控操作，若后台机无法操作时，可在测控屏上进行操作。6.3.9 当“弹簧未储能”信号发出后，运行人员严禁对运行的断路器进行手动储能操作。6.3.10 机构箱加热回路电源开关运行时应长期投入，机构箱受温湿控制器自动控制，温湿度控制器定值应根据现场情况、季节特点及时调整，确保箱内干燥及二次线不过热老化、不受潮。6.3.11 断路器进行合闸操作时，当由于机构或元件上的原因无法合闸，而合闸回路带电并自保持时，为了防止合闸线圈长时间带电而损坏，应采取断、合控制电源的方法来使合闸线圈复归返回，方可再次进行合闸操作。6.3.12 当SF6气压低报警或漏气时，现场检查人员应做好安全防护，如使用防毒面具（有条件应使用正压式呼吸器）、穿好防护服、并站在上风口等。6.3.13 500kV断路器运行注意事项6.3.13.1 正常运行时，储能电机电源开关8M应在合闸位置；S1手动/自动控制开关应打在自动(AUTO)位置；远方(REMOTE)就地(LOCAL)操作转换开关应打在远方操作(REMOTE)位置；如需就地操作来分合断路器时，只需将转换开关切至“就地”（LOCAL）位置。S2控制开关切至（TRIP）位置为分闸、切至(CLOSE)位置为合闸；操作S2转换开关就可进行就地分、合闸操作。6.3.13.2 500kV断路器中控箱“远方/就地/隔离”切换开关打至“隔离”位置时，远方就地均不能对断路器操作。6.3.13.3 在断路器中控箱无论是完成远方操作，还是就地操作，都需将分控箱中的“远方/就地”开关转换到“远方”位置。6.3.13.4 分-0.3s-合-分的自动重合闸在以下情况下可进行：（1）断路器闭合（2）断路器中控箱“远方/就地”切换开关切至“远方”位置（3）当操作循环开始时，合闸弹簧完全储能。6.3.13.5 断路器本体三相不一致动作时，机构箱内的继电器（K16、K61）动作，并自保持，若此时需要合上断路器，应手动操作断路器中控箱内的FA31、FA32位置复位按钮，方可对断路器进行合闸操作。6.3.13.6 正常运行维护或检查设备时，运行人员严禁触碰每相断路器操作机构箱内的两个分闸脱扣器，以免造成误分闸。6.3.13.7 我站断路器除冷备用及检修状态外，严禁在就地进行分、合闸操作。6.3.13.8 我站断路器的保护和监控系统分、合闸回路全部经“远方/就地”切换开关控制，在正常运行及热备用状态时，严禁将断路器控制模式切换至“就地”。6.3.13.9 值班人员应高度重视告警信号，出现断路器控制回路断线等告警时，应立即处理。当运行设备出现断路器控制回路断线告警时，经确认且异常短时无法处理，应尽快停运断路器；待投运设备出现断路器控制回路断线告警时，若异常未处理，严禁操作断路器合闸。6.3.14 220kV断路器运行注意事项 6.3.14.1 正常运行维护或检查设备时，运行人员严禁触碰每相断路器操作机构箱内的两个分闸脱扣器，以免造成误分闸。6.3.14.2 断路器汇控柜内的K67为电机运转时间继电器，继电器上的两个指示灯亮分别为：绿灯亮表示继电器已动作，储能电机正在进行储能；黄灯亮表示储能已完毕或储能回路已断开，不再进行储能。6.3.14.3 断路器本体三相不一致动作时，机构箱内的继电器（K16、K61）动作，并自保持，若此时需要合上断路器，应手动操作断路器中控箱内的FA31、FA32位置复位按钮，方可对断路器进行合闸操作。6.3.14.4 我站断路器除冷备用及检修状态外，严禁在就地进行分、合闸操作。6.3.14.5 我站断路器的保护和监控系统分、合闸回路全部经“远方/就地”切换开关控制，在正常运行及热备用状态时，严禁将断路器控制模式切换至“就地”。6.3.14.6 值班人员应高度重视告警信号，出现断路器控制回路断线等告警时，应立即处理。当运行设备出现断路器控制回路断线告警时，经确认且异常短时无法处理，应尽快停运断路器；待投运设备出现断路器控制回路断线告警时，若异常未处理，严禁操作断路器合闸。6.3.15 35kV断路器运行注意事项:6.3.15.1 正常运行维护或检查设备时，运行人员严禁触碰断路器操作机构箱内的两个分闸脱扣器，以免造成误分闸事故。6.3.15.2 我站断路器除冷备用及检修状态外，严禁在就地进行分、合闸操作。6.3.15.3 我站断路器的保护和监控系统分、合闸回路全部经“远方/就地”切换开关控制，在正常运行及热备用状态时，严禁将断路器控制模式切换至“就地”。6.3.15.4 值班人员应高度重视告警信号，出现断路器控制回路断线等告警时，应立即处理。当运行设备出现断路器控制回路断线告警时，经确认且异常短时无法处理，应尽快停运断路器；待投运设备出现断路器控制回路断线告警时，若异常未处理，严禁操作断路器合闸。6.4 断路器允许故障跳闸次数6.4.1 北京ABB的 HPL550B2W/C型断路器（500kV）最大允许开断路器次数对照图（如下）：（纵坐标）开断次数 n（横坐标）短路电流 kA图1：HPL550B2 W/C型断路器开断次数/电流对照图6.4.2 北京ABB公司