变电所操作规程.doc

六国化工股份有限公司110kV变电所运行规程编制：审核：张亚敏审定：批准：二0一二年五月目 录一、概述2二、运行的一般要求3三、主变压器运行规程4四 110kVGIS组合电器运行规程13六 电力电容器运行规程21七 电力电缆运行规程24八 电力互感器运行规程26十 微机综合保护装置运行规程31十一 交流所用变系统运行规程36十二 直流所用电系统运行规程38十三 消防报警系统运行规程41十四 变电所各种制度汇编42十五 附属：安徽省要害保卫规定48一、概述1.1 六国化工110kV变电所安装两台SZ10-31500kVA/110kV三相双圈自冷式有载调压变压器。1.2 220kV周冲变电所段母线的110kV周六456开关为110kV六国II变电站主用电源。采用110kV专线方式，供电线路采用架空方式敷设，供电容量为231500（新增）+225000千伏安。110kV六国II变至110kV六国变间的110kV联络线路为“110kV六联446线路”。1.3 110kV六国II变电站10kV出线共18回，其中备用8回，采用单母线分段接线。配电设备采用KYN28A-12(Z)型铠装中置式开关柜，室内双列布置。1.4 10kV无功补偿装置由二套4200kVar（31000+11200kVar）分组自动投切补偿成套装置组成，分别接于10kV、段母线上，室内布置。1.5 正常运行古圣变（古六449线路）为六国化工110kV主供电源，周冲变（110kV周六456线路）为110kV六国II变电站主用电源。1.6 本规程对110kV变电所电所主要电气设备的运行管理作出一般性规定，在今后的运行中将不断地补充与完善。1.7 所有新装置和检修过的设备，应按照有关规程进行检查验收，合格后方可投入运行。1.8 110kV周六456线路及其附属设备，110kV古六449线路及其附属设备，110kV母线及其附属设备，110kV电源进线及其附属设备均为铜陵地调管辖设备，其运行状态的改变必须按照相关规定，在得到铜陵供电公司电力调度员下达的调度命令后，方可进行操作。二、运行的一般要求2.1 运行人员应按照巡检路线对设备进行巡检。2.2 巡检中不准触动高压设备，与高压设备带电导体应保持电业安全工作规程规定的安全距离。2.3 巡检中发现高压设备发生接地故障，在户内应该保持4米以上距离，在户外应该保持8米以上距离，如需靠近应穿绝缘靴并佩戴绝缘手套。2.4 雷雨天巡检户外设备，必须穿戴绝缘靴，并须距避雷针保护5米以上距离。2.5 当班运行人员，白天每两小时巡检一次，夜间每四小时一次。专业技术人员，承修单位专业技术人员每天至少巡检一次。节假日另作要求。2.6 如遇变压器过负荷、大风、雷雨、下雾、下雪等天气和短路事故后应该进行特殊巡检。2.7 高峰负荷期间，每天夜间进行12次熄灯巡检。2.8 变电所的管理人员每周至少全面巡检一次。2.9 倒闸操作必须按照下列顺序：a：受电时，应先合刀闸，后合开关。b：停电时，应先停二次配电出线，再拉一次断路器，最后拉开刀闸。c：操作刀闸之前，必须先检查本回路，要求开关在开位。如开关在合位，则不允许操作刀闸，以免发生带负荷拉、合刀闸事故。2.10 操作必须由两个人进行，一人操作，一人监护。2.11 操作中发生疑问时，不准擅自更改操作，必须向调度报告，弄清楚后再进行操作。雷电时禁止倒闸操作。2.12 下列各项工作可以不用操作票，但必须在值班记录簿上如实记录。a：事故处理b：拉合开关的单一操作c：拆除仅有的一组接地线的单一操作2.13 处理事故的主要任务a：尽快限制事故发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的危险。b：保持继续供电以保证生产不间断。c：在处理事故时，首先设法保持变电所用电。三、主变压器运行规程3.1主变铭牌参数型号：SZ10-31500/110额定容量：31500 kVA额定电压：11581.25%/10.5 kV额定电流：158.1/1732.1 A分接范围：1（9a;9b;9c）17相数： 3 额定频率：50Hz联结组别：YNd11 冷却方式：ONAN温升限制：绕组平均温升65K，油面温升55K.绝缘水平：h.V.线路端子 LI/AC 480/200 kV h.V.中性点端子 LI/AC 250/95 kV l.V.线路端子 LI/AC 75/35 kV空载损耗：21.12kW空载电流：0.12%海拔高度：1000m环境温度极端最高气温：+41极端最低气温-253.2 变压器的运行3.2.1 变压器额定运行方式1. 本所主变压器三相双圈自冷式有载调压变压器，每台有12组散热器，在额定条件下使用，全年可按额定电流运行。2. 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接档位额定电压的105%。3. 变压器运行中其高、低两侧均不应超过其运行分接头位置时的额定电流值。4. 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。5. 正常情况下，两台主变一用一备，如两台主变需并列运行时，应将110kV电压分接头调至相同档位。6. 变压器在正常运行时，其上层油温不超过85。7. 备用中的变压器应随时可以投入运行，长期停用的备用变压器应定期充电。8. 主变的外加一次电压，应在其允许的电压范围内，偏于这个范围，应汇报调度及时进行调整。3.2.2 变压器允许的过负荷运行方式1. 变压器可以在正常过负荷和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的负荷确定。事故过负荷只允许在事故情况下使用。2. 变压器的正常过负荷a. 变压器在低负荷期间，负荷系数小于1时，则在高峰负荷期间，允许过负荷倍数和持续时间（小时）可以参照下表确定：过负荷系数过负荷前上层油面温升（）182430364248541.055.505.254.504.003.001.301.103.503.252.502.101.250.101.152.502.251.501.200.351.202.051.401.150.451.251.351.150.500.251.301.100.500.301.350.550.350.151.400.400.251.450.250.101.500.15b. 在夏季，根据变压器的典型负荷曲线，其最高负荷低于变压器的额定容量时，则每低1%，可运行冬季过负荷1%，但以过负荷15%为限。c. 上述两项过负荷可以相加，但过负荷不应超过额定容量的20%。3. 变压器的事故过负荷a. 两台主变并列运行，其中一台故障，而又不能减负荷，由另一台主变担负全部负荷，这种情况下，主变压器的事故过负荷倍数和允许的持续时间（小时）可以参考下表：过负荷倍数环境温度（）0102030401.124.0024.0024.0019.007.001.224.0024.0013.005.502.451.323.0010.005.303.001.301.48.305.103.101.450.551.54.453.102.001.100.35b.经过事故过负荷后，应将事故过负荷的大小和持续时间、年月日及环境温度、上层油温等记入运行记录薄内，并永久性保存于变压器技术档案内。4. 变压器过负荷运行时，将在不同程度上缩短变压器的使用寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会，必须采用时，应尽量缩短运行时间，降低过负荷倍数。变压器过负荷时，应记录下过负荷倍数及运行时间。5. 过负荷的变压器及其附属设备，必须完好且能正常发挥运行能力时才允许过负荷，存在较大缺陷的变压器不允许过负荷运行。6. 过负荷时，严禁进行有载调压的操作。7. 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。8. 变压器过负荷时，应加强对变压器和冷却系统及连接引线等有关设备的巡检。3.3 有载调压装置3.3.1 有载调压装置的运行1. 主变压器各分接头位置的额定电压、电流值见下表： 主变调压分接开关各档位电压、电流额定值分接开关指示110kV侧10kV侧电压（V）电流（A）电压（V）电流（A）1126500114.1105002291.12125063115.43123625116.8412218811856119313121.07117875122.48116438124.09115000125.59910113563127.111112125128.712110688130.413109250132.114107813133.915106375135.716104938137.517103500139.52. 用有载调压分头调整电压，必须根据调度命令执行，当系统无功功率不足时，不宜采用调整分接头的办法来提高电压。3. 当外加电压超过相应分头额定电压的5%时，应汇报调度对分接头进行调整。4. 正常情况下，一般使用远方电气控制，切换开关应处在“远方”位置。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手摇操作。5. 手动调压前先切除调压电源，然后用手柄调压，根据摇动手柄的圈数和分接开关位置指示，将主变调整到所需分接头。6. 当分接开关处在极限位置又必须又要操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。7. 调有载调压分接头时，应同时监视分接头位置及电压电流变化，逐级进行操作。8. 变压器在带负荷调压时，调压回路发生故障，可按下调压装置“紧急跳闸”按钮，迅速停止调压。9. 两台主变并列运行时，两台主变分头应在同一位置，并列前调压分头不得相差两档，并列运行时需调压应在85%变压器额定电流下轮流进行分接变换操作，终了时分头档位应一致。升压操作，应先操作负荷电流相对较小的一台，再操作负荷电流较大的一台，以防止过大的环流。降压操作时与此相反。操作完毕应检查并联的两台变压器的电流大小与分配情况。3.3.2有载调压装置的检查1新装和大修后的检查验收内容：a. 各项试验应合格，有可以投运的结论。b. 油位指示及油色应正常，吸湿器良好，无渗漏油现象，电动机构箱密封完好。c. 控制回路接线正确。d. 手控操作一个循环电动操作一个循环，不发生卡涩、拒动、连动、误动现象。e. 电动、手动操作时，控制室、现场档位指示正确一致。f. 上述项目验收完毕后，由远方升降一次应正常。g. 紧急跳闸试验正常。2 . 有载调压装置巡视检查项目a. 电压指示正常。b. 控制回路无异常。c. 电动机构箱的档位显示于控制室档位显示一致。d. 储油柜的油色、油位、吸湿器及干燥剂均应正常。e. 各部位无渗漏油现象。f. 计数器动作正常，并记录分接变换次数。g. 电动机构箱内清洁密封良好。h. 机构加热器应完好，并按要求及时投切。I. 电动机构中各电动原件的外观状态应正常。3有载调压装置的异常运行及注意事项有载调压装置若发生如下异常现象应及时汇报：a：有载调压油位异常升高或降低。b：现场档位与远方档位不一致。c：调压时发生电动控制失灵时，应迅速按下紧急跳闸按钮，并检查操作机构及有载调压开关有无异常。d：在控制盘操作时，档位指示正常，而电压电流表无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作。e：看不见油位，大量喷油时，应禁止操作，且应立即汇报及时处理。f：有载调压装置超周期或累计调压次数达到规定限值时，应汇报。每天操作次数原则上不得超过20次（每调一个分头为一次）。在下列情况下，不允许调整有载调压装置的分接头：a：变压器过负荷时（特殊情况下除外）。b：雷雨时或系统故障时。c：有载调压装置的瓦斯保护频繁发出信号时。d：有载调压装置的油标中无油位时。e：调压装置的油箱温度低于-40时。f：当有载调压装置油耐压低于30kV时。g：调压装置发生异常时。3.4主变压器的正常操作1. 主变停电，应先拉开低压10kV侧开关，然后再拉开高压110kV侧开关。送电时，其两侧开关的操作顺序与主变停电顺序相反，操作需检查高压侧中性点应接地完好。2. 主变投运和停运操作前中性点必须先接地，操作完后再改变中性点运行方式。3. 倒换两台主变的110kV中性点时应先合后拉。4. 主变加油，滤油，更换硅胶，清理呼吸器等油路工作瓦斯保护应投信号位置。3.5主变的检查正常运行中的变压器应每二小时检查一次，新投运、大修后的变压器，在恶劣天气或重负荷情况下，应另作特殊检查，并适当增加巡视次数，每小时不得少于一次。3.5.1主变正常巡回检查项目1. 变压器的音响、油色、油位以及油温应正常。2. 变压器油温远方显示应与现场指示一致。3. 变压器应发出正常的“嗡嗡”声，内部无杂音。4. 变压器无渗漏油，吸潮剂无潮解变成粉红色现象。5. 瓦斯继电器防雨罩应罩好，瓦斯继电器应充满油、无气体。压力释放阀外观无异常。6. 瓦斯继电器、冷却器的阀门应处在开放位置，冷却器工作正常。7. 套管应清洁无裂纹，无打火放电现象。8. 引线接头应良好，无过热现象。9. 有载调压装置指示位置与远方显示一致，有载调压油枕油位正常。10. 正常时有载调压机构箱内转换开关置于“远方”位置，总控制电源空气开关应合上。11. 调压时电机运转正常，机构内无异常声响。12. 变压器的接地均良好，各端子箱、各控制门可靠关闭。3.5.2 主变的故障、异常和处理1. 主变过负荷时运行人员应加强监视，并及时汇报调度。2. 运行中变压器冷却系统工作正常，环境温度与负荷电流和平时相差不大，主变的油温不断上升则说明主变运行不正常，造成这种现象一般有以下几种原因：a. 主变内部有故障。b. 分接开关接触不良造成温升过高。c. 主变铁芯硅钢片间绝缘损坏。发生主变油温异常升高现象时，运行人员应及时与调度取得联系，按调令执行。3. 可能造成主变严重缺油的原因有：a. 运行中长期漏油。b. 主变出现假油面未及时发现，也未及时补油。c. 经常取油样而未及时补油。发现主变严重缺油时，禁止将瓦斯保护改投信号，应立即汇报调度，尽快转移负荷将主变停运。4. 主变有下列情况之一，应立即停止运行：a. 内部响声很大并有爆裂声。b. 压力释放阀动作。c. 油位低于油位计极限位置。d. 油色变化严重，油内出现碳质等。e. 套管有严重破损、放电现象。5. 瓦斯保护动作的处理a. 瓦斯保护动作信号时，值班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，应记录气量、鉴定气体的颜色及是否可燃，并取气样和油样作色谱分析，可根据有关的规程和导则判断变压器的故障性质。b. 瓦斯保护信号与跳闸同时动作，并经检查是可燃气体，则变压器未经检查并试验合格前不许再投入运行。6. 变压器自动跳闸的处理a. 变压器自动跳闸时，如有备用变压器，值班人员在确认6kV发电机组均解列应迅速将其投入运行，然后立即查明变压器跳闸的原因；如无备用变压器时，则须根据掉牌指示查明何种保护装置动作，和在变压器跳闸时有何种外部现象（如外部短路，变压器过负荷及其他等）。如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，而是由于过负荷、外部短路或保护装置二次回路故障所造成，则变压器可不经过外部检查而重新投入运行；否则须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因。7. 当油位计上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。检查吸湿器或进行其他工作时，必须先将重瓦斯改接信号，然后才能进行工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。8. 如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改投只动作于信号，而必须迅速采取停止漏油的措施，并设法加油。9. 主变着火时，应首先断开电源，迅速使用干式灭火器进行灭火，并将备用变压器投入运行。如油溢出顶盖着火时，应打开事故放油阀，将油放出，若是内部故障着火，则不能放油，以防发生爆炸。3.5.3 主变特殊检查项目1. 过负荷：监视负荷及油温和油位的变化，接头接触良好，无过热现象。2. 大风天气：应检查变压器上及四周有无搭挂杂物，引线摆动幅度是否会引起相间、对地距离小于允许值，变压器附近有无可能吹到变压器上的杂物。3. 雷雨天气：瓷套管有无放电痕迹及现象，瓷套管是否破裂。避雷器的放电记录器是否动作及记录动作次数。雷雨天气巡视设备不得靠近避雷针和避雷器。4. 气温突变：应检查油位、油温变化情况，无渗漏油现象，瓷套管无开裂。5. 下雪天气：应检查瓷套管和支持瓷瓶的积雪情况，观察设备有无发热现象，并及时处理冰凌。6. 系统发生接地和短路后：检查变压器有无异常放电现象，有无喷油、变形现象，主变音响是否正常，中性点是否有异常。3.5.4 新安装或大修后变压器的检查、验收。3.5.4.1投入运行前检查1. 检查各组件的安装是否符合其安装使用说明书的要求。如温度计座中充满变压器油，10kV及以上套管的中间法兰上的接地端子可靠接地，吸湿器中的吸附剂合格，吸湿器畅通等。2. 气体继电器两端和冷却（散热）器上下联管，或油箱管接头处的蝶阀处于开启位置。3. 开关的指示位置正确，三相一致，转动灵活，有载开关室中注满油。4. 升高座中的套管型电流互感器，测量用引出线端暂没有接负荷的必须短接（不许开路运行）。5. 变压器主体的铁芯接地套管，应可靠的一点接地。6. 储油高中压套管中（10kV以上者）的油面适合。7. 各种保护、控制测量等装置的电源，控制和信号等接线正确，信号与动作准确。8. 各分接位置的变比正确，注意操动机构的指示位置应正确。9. 各分接位置的直流电阻与出厂值(75)相比较，相应变比值不大于2%，其在不同温度下电阻值的换算如下：R75（T+t）= Rt（T+75）式中：R75环境温度为75时直流电阻值（）；Rt环境温度为t时直流电阻值（）；T=235（铜绕组） t环境温度（）10. 检测各绕组绝缘电阻R60，吸收比R60/R15 ,介质损耗率tg，与出厂值比较应无明显变化。11. 检测变压器接线组别，升高座中电流互感器的极性、电流比等（电流互感器的极性可在安装前进行）。12. 检测油箱内的油质，应满足工频耐压值u40kV，含水率20PPm ,在90时tg0.5%,并进行气相色谱测量。13. 检修、试验、保护的记录应完整，各项技术数据均合格，无遗漏项目。14. 有载调压机构应对实际位置进行核对，现场与远动档位一致。15. 变压器外部整洁，无妨碍送电遗物，各处无渗漏油现象，坡度应合格，基础应牢固。16. 变压器的油漆应良好，各相相序漆及接地标志漆颜色应正确。17. 本体、套管的油色、油位应正常，套管无破损现象。18. 变压器引线对地和线间距离合格，各部分导线接头应连接合格。19. 温度表及测温回路完整无损，现场与远方油温指示应一致。20. 变压器各端子箱应清洁完好。21. 各保护传动试验正确，压板投入正确，各相试验数据合格，所有二次回路绝缘合格，具备投运条件。22. 新安装及大修后变压器运行前必须核相。23. 主变压器临时设施拆除，遗物应清除，永久布置完好。3.5.4.2 投入运行前试验1. 空载升压试验，试验前将气体继电器的信号接点改接至跳闸回路，过流保护时限整定为瞬时动作。然后由变压器电源侧接入电源（因电源侧有保护装置，当出现异常情况时，可迅速切断电源）。接入电源后徐徐升压至额定电压，保持30分钟，此时可测量空载损耗和空载电流，并与出厂值比较。2. 空载冲击合闸试验，先将气体继电器的过流保护复位。保护断路器合闸时三相同步时差应小于0.01s。冲击合闸电源为系统额定电压，宜于高压侧投入。合闸冲击次数最多为5次，合闸冲击过程中，如果电压值有一次达到最大值时，则不再继续试验，并视为合格（包括首次）。假如冲击合闸5次均未出现最大值时，也视为合格，不再试验。（中性点接地变压器进行空载冲击合闸试验时，中性点应接地）3. 各种试验结束后，将气体继电器的信号复原至报警回路。跳闸接点复原至跳闸回路，调整好过流保护值。4. 试验后对油进行气相色谱测量，与试验前数据比较，应无变化。5. 有载开关的有关试验见其使用说明书，变压器冷却系统、控制回路进行运行、控制等试验。6. 根据“规程“做其他有关常规项目试验。四 110kVGIS组合电器运行规程4.1 总则本所采用110kVZF10-126型SF6封闭式组合电器（GIS）,是将断路器、三工位开关、快速接地开关、电流互感器、电压互感器、进出线套管和电缆终端等所有的110kV设备组装在接地的金属壳体内，构成一个整体，充以SF6气体作绝缘和灭弧介质，再由出现套管与外部电网、主变相连。GIS组合电器开关，刀闸操作回路均有电气闭锁装置，GIS具有性能可靠，占地面积小，开断容量大，检修周期长，对环境的适应性强等特点。4.2 GIS 各气室SF6气体压力参数： 1.断路器气室：额定SF6气体压力：0.6Mpa 报警SF6气体压力：0.53Mpa 闭锁SF6气体压力：0.5Mpa2.PT,LA气室：额定SF6气体压力：0.5Mpa 报警SF6气体压力：0.45Mpa3.其它气室： 额定SF6气体压力：0.6Mpa 报警SF6气体压力：0.5Mpa4.3 GIS电器的断路器（CB）主要技术参数额定电压：126kV 额定电流：2000A额定频率：50Hz 额定短路开断电流：31.5kA SF6气体额定压力：断路器室0.6MPa;其它气室：0.4MPa SF6气体最低功能压力：断路器室0.5MPa;其它气室：0.3MPaSF6气体年漏气率：0.3%/年雷电冲击耐受电压：550kV 操动机构：弹簧操动机构CT26分合闸线圈额定电压：DC 220V 储能电机额定电压：DC 220V4.4 GIS操作4.4.1 设备操作：就地控制柜上设有各一次设备相应的操作开关（或按钮）并有分合位置指示，便于就地对一次设备进行分合操作。4.4.2 各控制柜设“就地远方”转换开关，供断路器和刀闸进行就地-远方切换操作。4.4 .3GIS电气的电器连锁逻辑 1.GIS电器无法进行常规操作检查和验电（无明显断开点），但在其断路器，隔离开关以及接地开关之间实现了电气连锁，从而有效的杜绝了误操作事故的发生，保证设备的安全运行。 2.GIS设备可以实现以下操作连锁： a.当断路器处于合闸状态时，隔离开关不能操作； b.当隔离开关处于合闸位置时，接地开关不能操作； c.当接地开关处于合闸位置时，隔离开关不能操作。4.5 GIS电器的巡视检查及事故异常处理4.5.1.正常巡视检查 1.GIS装置在运行中除应遵守一般安全工作规定外，还应特别注意SF6气体的特点： a.SF6气体及其电弧分解可能外泄，污染环境，危及人体安全. b.设备内部故障或操作中，可能造成的接触电势危害. 2.进入GIS室时应首先开启通风装置，15分钟后方可进入. 3.断路器及隔离开关，接地开关分合闸位置指示应与实际一致. 4.汇控柜内遥控转换开关处在“远控”位置，柜内开关分合位置正确，保险无熔断，信号正常. 5.GIS各SF6压力表指示应正常，按实际环境温度（由SF6气体压力特性曲线折算到20oC）. 6.定期记录一次各气室的SF6气体压力，环境温度，并将其值按SF6气体压力温度曲线换成标准值，看是否漏气. 7.GIS各部分组件应无异常声音及异味，管道接头正常，SF6气体无泄漏（用检漏仪检测）. 8.不准撞击SF6气体管道，不准损坏SF6气体系统的密封垫和密封面. 9.出线套管外观正常，无裂纹、放电痕迹.10.氧化锌避雷器外观正常，泄漏电流符合规定，并定期记录放电计数器读数.11.观察隔离开关，接地开关机构拐臂连杆等外漏部件无异常，分合时声音正常.12.检查开关动作计数器并记录操作次数，检查设备是否达到超过其机械寿命.13.弹簧操动机构在正常运行时应储能完成，当弹簧未储能时，自动切除分合闸回路，同时，“电机运转灯”应亮.14.断路器操动机构储能时间不应超过20秒，否则时间继电器将自动切除电机电源并发超时信号.15.接地外壳，底座等无锈蚀和损坏。4.5.2 事故异常处理1. 纯SF6气体是无毒的，密度比空气大很多，泄漏后会积聚在地面。SF6气体在电器内经常放电或电弧作用会部分分解，形成低氟化物成气态或粉末状，对人体健康极其有害，万一发生气室内SF6气体大量泄漏，工作人员应立即离开GIS电器室，强制通风使SF6气体尽快离散，如需进入现场，必须戴好手套及防毒面具，穿好防护衣。2. 断路器动作分闸后，值班员应立即记录故障发生时间，信号显示，并立即进行“事故特巡”检查，判断断路器本身有无故障。3. 断路器对故障分闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。4. 断路器分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。5. 巡视中如发现表压下降、异常响声、有刺激气味等异常情况时，应立即向调度和有关领导汇报，并采取相应措施。6. 发生SF6压力降低报警时，应立即到现场检查压力表压力和气室，确定是否漏气，如发现大量漏气，应立即汇报调度和有关领导，申请停电处理。7. 当开关SF6压力降低至闭锁值时，开关处于分合闸闭锁状态，应立即将开关转为非自动并汇报调度有关领导，听候处理。4.6 GIS电器的运行操作4.6.1 GIS断路器，隔离开关接地开关的运行操作 1. GIS断路器的操作是由控制开关来控制的，并有位置指示灯提示，操作时应注意各类表计及红绿灯的指示，操作把手不应返回太快；2. 当操作GIS组合电器时，任何人都必须停止在设备外壳上工作，并离开设备直到操作结束为止；手动操作接地刀闸时，工作人员应戴绝缘手套，并与设备保持一定距离；，3. 操作GIS电器前，应检查断路器与隔离开关实际状态是否与操作票相符，并确认设备及其操作机构，控制回路完好，汇控柜内各种信号正常，空气开关位置正确；4. 断路器在合闸前，除检查设备状态外，还应检查相关继电保护工作正常并已按规定投入；5. 操作GIS时，停电应先拉断路器，后拉线路侧刀闸，再拉母线侧刀闸，送电与之相反；6. 当出现各种异常信号以及断路器操动机构正在储能，应立即停止或暂停操作；7. 现场操作前应将遥控转换开关切换至“就地”位置；8. 若发现误拉误合开关设备，不得转向再合上或拉开，应当停止操作，汇报调度及有关领导；9. 对GIS组合电器而言，检查断路器、隔离开关、接地开关位置时，除看汇控柜内的位置指示灯外，还应查看设备本身的机械位置指示器位置进行确认，检查断路器位置还可通过检查避雷器泄漏电流，验电器指示电流表或电压表的指示进行综合判断；10. 当用手操作杆操作断路器或隔离开关、接地开关时，应注意以下几点：a.确认主回路不带电；b.确保控制回路电源断开；c.确认弹簧未储能；d.在接通储能电源之前，必须卸下手力操作杆。4.6.2 GIS母线电压互感器的运行操作1. 母线电压互感器应尽量不与空载母线同时运行，以防产生铁磁谐振过电压。当运行中发生铁磁谐振时，应尽快与调度取得联系，采取措施改变系统参数，消除谐振，禁止用隔离开关断开谐振电压互感器。2. 停用电压互感器前，应考虑电压互感器所带的保护及自动装置，以防止误动，可将有关保护及自动装置停用。3. 停用电压互感器前应将二次侧空气开关断开，以防止反充电。4. 发现母线压变有异常放电声音、冒烟等异常现象时，禁止用隔离开关断开故障压变，应立即汇报调度，按母线故障处理。5. 正常运行时，母线电压互感器二次侧空气开关严禁断开，若发生二次空气开关跳闸，在检查二次回路无明显短路故障的情况下，可试送一次，试送不成，应断开空气开关，查明原因。6. 用以判断电流互感器二次回路开路的现象有以下几种：a.电流表、功率表、电度表没有指示或指示不正常；b.电流互感器内部有焦糊味，有异常声响；c.开路点有放电、拉弧现象。4.7 SF6气体的管理及充注1. SF6气体技术条件（GB/T12022-2006）名称指标名称指标空气（N2+O2）0.04%可水解氟化物（以HF计）1.0ppm四氟化碳0.04%矿物油4ppm水分5ppm纯度99.9%酸度（以HF计）0.2ppm生物毒性试验无毒注：表中指标为重量比值2. 新SF6气体应具有出厂应具有实验报告及合格证件，运到现场后，每瓶应作含水量检查，有条件时，应进行抽样做全面分析。3. SF6气体与其他气体不得混放。4. SF6气体充注要求：a.充注前，充气设备为应洁净、无水、无油污，管路连接部分应无渗漏。b.气体冲入前应按产品的技术规定对设备内部进行真空处理。c.当气室已充有SF6气体，且含水量检验合格时，可直接补气，设备为SF6气体的含水量和漏气率应符合现代国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定。五 10kV中置柜设备运行规程5.1 总则本所10kV设备采用KYN28A-12(Z)型铠装中置或交流金属封闭开关设备，柜体为全组装式结构，采用断路器本体与弹簧操动机构一体式设计，配用推进机构，组成手车单元使用，具有防止误操作联锁装置及高压带电显示装置，满足五防要求。5.2 110kV变电所10kV开关设备技术参数见下表序号开关编号型号电流(A)断路器容量(kA)机构形式1ZB1、ZB2(进线柜)FD1（母联柜）KYN28A-12315040弹操2C101、C102C210KYN28A-12125040弹操5.3 10kV开关设备的操作5.3.1断路器手车的正常操作1. 推进手车（冷备状态）2. 关好前后门3. 分接地开关4. 推进手车（工作状态）5. 合断路器5.3.2 停电操作和检修1. 分断路器2. 拉出手车（冷备状态）3. 合接地开关4. 开启前后门5.3.3 注意事项1. 手车在试验位置时，接地开关进行分合闸操作，手车由试验位置向工作位置推进前，接地开关必须处于分闸状态。2. 手车离开工作位置或试验位置时，按以下步骤操作：a.确认断路器已分闸，接地开关已分闸，柜门已关闭；b.插入手柄后，推进手柄解除锁定，顺时针摇进手车，逆时针摇出手车；c.手车摇进摇出200mm时，应听到机械连锁声及信号灯指示；d.抽出手柄时应检查锁定装置是否回复原位，操作轴应处于锁定状态。5.3.4 断路器转运前应检查：a.线路接地刀闸实际位置；b.断路器的实际分合位置；c.检查断路器置于“工作位置”；d.检查断路器各电源开关及保护装置投入情况；e.合闸时应检查断路器是否已储能，断路器柜中有指示牌显示。5.3.5 断路器正常情况应在远方分合，就地分合时应将切换开关切至“就地”位置5.3.6 断路器还设有手动储能操作孔，一旦失去电源，可按动断路器前方分合按钮进行操作（手动储能时，应断开储能电源小开关）5.3.7 若10kV线路无法进行正常验电，所以线路需检修时，一定要检查高压带电显示装置情况，以便进行下一步操作，若需在后网门内工作，则在后网门打开后，仍需先进性验电，确认无电后检查接地刀闸确处在接通位置，方可工作。5.4 10kV开关的巡视检查与维护5.4.1 正常巡视检查1. 检查开关柜面板上微机保护装置及各指示信号无异常；2. 继电器仪表室内各空气开关分合位置正确；3. 检查断路器分合指示灯与实际位置一致，机构动作正常；4. 手车所处位置正确，与位置指示器指示一致；5. 检查断路器盘面高压带电显示装置；a.线路带电时，三相带电指示灯应亮b.线路侧不带电时，三相带电指示灯应熄灭6. 断路器电流互感器无过热及异常声响，无异常气味；7. 电缆室各气室接头无过热、放电现象，接地刀闸触头位置正确，避雷器及支持绝缘套管无破坏、放电痕迹；8. 柜门关闭良好，闭锁正确；9. 室内潮湿阴冷时，应检查开关柜内的加热是否投入，凝露控制整定合适；10. 电压互感器无异常，当出现下列情况时须立即停用： a.有明显的严重发热、放电、冒烟、着火等现象； b.互感器内部有异常响声； c.有焦糊味、臭味等； d.高压侧熔断器连续熔断2-3次。5.4.2 维护与保养1. 当断路器长期放置时，可能使断路器活动部分阻滞，每年应对断路器进行至少5次储能及合分闸操作。2. 在正常使用条件下，10至20年不需要检修，但由于环境的差异，仍需要进行必要的检查、维护工作。3. 每年应对断路器进行至少一次的绝缘测试以判断断路器真空灭弧室是否漏气或其他外界因素造成的绝缘强度降低。4. 对于操作频繁的断路器，应注意严格控制在技术条件规定次数范围内，不能在超出使用寿命后继续运行。5. 根据工作环境在半年或一年内对断路器本体进行适当检查，对设备表面污秽受潮部分进行清理。5.4.3 断路器新装和检修后的验收项目：1. 引线接头牢固，不松动，电气、机械指示正确。2. 真空断路器灭弧室无异常，灭弧罩未变色。3. 瓷瓶绝缘完整，整洁，外壳接地牢固，设备单元内无遗留物体。4. 电磁操作机构动作正确，弹簧机构储能部分储能正常。5. 断路器电动分合三次，保护动作试验正确，分合闸指示与机械指示一致。6. 转动机构摩擦部分有润滑油。7. 接地开关分合正常，触头接触良好。8. 开关设备连锁有效，可靠。9. 各部分螺丝是否拧紧，开口销是否缺少或是没有。10. 避雷器套管及绝缘子应清洁无破损。11. 断路器的各类信号及指示仪表应正确。12. 修试资料和项目齐全，数据合格，设备有无变更，以及存在问题和注意事项，并有可以投运的结论。5.5 断路器的异常运行和事故处理1. 当发现断路器在运行中内部有严重的放电声，应迅速拉开上级电源断路器，然后再拉开该断路器，出现桩头熔化，套管冒焦，瓷套炸裂。引线熔断等现象时应迅速拉开断路器。2. 运行中发现真空断路器真空破坏，则应将断路器改为非自动，并汇报调度和有关领导，通知承修单位。3. 断路器拒分应将该断路器控制电源瞬时断开，汇报调度及有关领导，通知承修单位，听候处理。4. 保护动作而断路器拒绝跳闸，致使上一级断路器保护动作越级跳闸时，应汇报调度和有关领导，通知承修单位，按越级跳闸有关规定处理。5. 拒绝跳闸断路器必须改为冷备用后才能查找原因，断路器拒绝跳闸故障未解除前，禁止投入运行。6. 断路器有不正常情况时，应及时向调度及有关领导汇报，通知承修单位，并填写缺陷记录。六 电力电容器运行规程6.1 总则本所采用山东泰开电力电子有限公司生产的TK-TBBZ型电容器成套补偿装置，主要硬件由德国赛通电气生产的JCZ5真空接触器投切的无功补偿与谐波治理一体化装置（TBBZ10-4200-6%）以提高功率因数，降低线路损耗，改善电压质量主要功能1、装置采用先进的数码分组方式，对不同容量的电容器进行二进制编码，通过自动寻优组合，能以最少得电容器组数和最少得高压真空开关实现最多级数的调容，不至于引起成本的大幅度提高，具有良好的性价比。也可根据用户的要求进行均匀配置，逐级投切。2、装置采用的所有设备（电容器、电抗器、放电线圈、真空开关、控制器等）性能优良，具有权威部门的型式试验报告或产品鉴定证书。核心补偿设备电容器容量可根据用户要求，灵活设计，每路均配有（或根据用户要求）不同电抗率的电抗器，既能有效的限制合闸涌流，保护频繁切投电容器，还能起抑制谐波的作用。3、具有自动控制、手动操作、远方控制多种工作方式、并列、单台方式运行。还能实时显示两台主变的高压侧电压、电流、无功功率、有功功率、功率因数等多种电量，能够自动实现温漂、零漂的校正。4、每一组电容器均提供独立的开口三角保护信号或不平衡电流保护信号，此保护可以在电容器组的总进线处实现，也可以每个支路处实现，当电容器6.2 装置的工作原理1. 关合隔离开关，装置高压电源被接通，接通控制器220V工作电压，当线路上电流、电压、功率因数处于预先设定的投切范围时，自控器接通操动机构电源，使真空接触器合闸，将电容器组投入线路运行，当线路的电压，或功率因数，或运行时间处于切除范围时，自控器接通分励脱扣器电源，使真空接触器分闸，将电容器组退出运行，从而实现电容器的自动投切，达到提高功率因数，降低线损，改善电压质量的目的，同时防止无功倒送。2. 当线路电压高于过电压保护（1.1-1.3Un）时，控制器延时30s，使真空接触器跳闸，电容器退出运行，在延时时间内，线路电压恢复正常，开关不跳闸。开关跳闸后，当线路电压恢复正常时，控制器延时10min使开关合闸。3. 当线路电压降到15%Un以下及断电时，延时0.2s-0.3s，使开关跳闸，当线路电压恢复正常时，控制器延时10min使开关合闸。6.3 装置的使用环境及运行条件1. 周围空气温度：上限+45oC,下限-40oC2. 海拔高度：不高于2000m3. 风速：不大于35m/s4. 化学条件：安装场所无有害气体和蒸汽，无导电性或爆炸性尘埃。5. 地震：地震烈度不超过8度6. 本装置为户内式。7. 装置在不超过1.1UN状态下运行。8. 装置在不超过1.1IN状态下运行。9. 本装置采用带电显示装置，并配带电磁锁，在带电状态下，可以强闭柜门不被打开，确保人生安全。10. 装置保护 a.干式自愈电容器为三相同补，内部采用Y型接线，内置压力保护继电器，提供常闭保护出口，实现内部故障监测； b分时段功率因数控制器的电压电流取样信号取自母线电源侧，对监测信息进行处理，分析并做出判断后发出指令控制真空接触器进行投切； c.避雷器作为过电压保护； d.每个柜内装有控制电气联锁。6.4 装置运行前的检查、调整和试投运1. 运行前检查a. 检查紧固件是否拧紧，设备安装是否牢固可靠；b. 电器设备和安装应符合相应产品的使用说明书中有关要求；c. 检查端子及绝缘子应干净无破裂，检查接地应牢固可靠；d. 检查接线是否正确，核查对地间距是否符合标准。2. 设置与调整a. 投切方式的设置按无功自动控制器说明书进行，在现场安装前应接入交流220V工作电源，进行预先设置与调整。b. 检查CT变比是否合适。c. 检查电缆/母排是否连接可靠，载流量是否符合规范。3. 空载试投运：不合隔离开关，接通自控器电源，确保PT,CT信号无误，按下SIT键，控制器自检4至5次，最后显示ERR2，说明自检成功。4. 负载试投运：合上隔离开关，控制器电源接通，继续自检4至5次，真空接触器动作，屏幕显示功率因数，系统正常运行，调试完毕。6.5 装置的运行及维护1. 合上隔离开关后，装置按设置的方式进行正常运行；2. 装置投入运行初期，应观察装置是否按设置的投切方式正常工作，同时对变电站所测量的该线路有