220kV长征变数字化变电站现场运行规程(1.doc

220kV长征变电站现场运行规程编制单位： 兴义供电局编制时间： 2013年5月220kV长征变电站现场运行规程132目录前 言1总 则2第一篇 一次部分3第一章 主变压器3一、设备概况3二、主要技术参数3四、主变过负荷控制4五、主变冷却器控制方式4六、有载调压操作方式4七、有载调压闭锁条件5八、有载调压操作注意事项5九、日常巡视项目5十、特殊巡视项目5十一、定期维护项目6十二、定期预试管理6十三、变压器本体异常运行信号及信号含义6十四、变压器本体故障处理步骤6十五、变压器停电11十六、投运前的检查11第二章 断路器13一、设备概况13二、主要技术参数132.1断路器、操作机构主要技术参数132.2 断路器投运日期13三、运行与维护143.1 日常巡视项目：14四、异常运行及事故处理方法154.1 异常运行及处理方法：154.2事故跳闸处理方法：17第三章 隔离开关和接地刀闸19一、设备概况19二、主要技术参数19三、运行与维护19四、异常运行及事故处理方法19第四章 互感器21一、电压互感器211 设备概况212 主要技术参数213运行与维护214 异常运行及事故处理方法22二、电流互感器221 设备概况222 主要技术参数223运行与维护234 异常运行及事故处理方法24第五章 防雷设备25一、设备概况25二、主要技术参数25三、运行与维护28四、异常运行及事故处理方法28第六章 母线30一、设备概况30二、主要技术参数30三、运行与维护30四、异常运行及事故处理方法30第七章 电力电抗器31一、设备概况31二、主要技术参数31三、运行与维护31四、异常运行及事故处理方法31第八章 耦合电容器、阻波器32一、设备概况32二、主要技术参数32三、运行与维护32第九章 站用变33一、设备概况33二、主要技术参数33三、运行与维护33四 异常运行及事故处理方法33第二篇 二次部分35第一章 数字化继电保护装置35一、主变保护屏351.1 设备概况351.2 主要技术参数361.3 屏内空气开关配置361.4 屏内装置面板信号灯说明361.5 屏内压板说明及投切方法371.6 屏内一般按钮及控制开关的使用说明391.7 屏内装置操作说明391.8 运行注意事项41二、主变测控屏412.1、设备概况412.2、主要技术参数412.3、屏内空气开关配置412.4、屏内装置面板信号灯说明：412.5、屏内压板说明及投切方法422.6、屏内一般按钮及控制开关的使用说明422.7、屏内装置操作说明422.8、运行注意事项42三、线路保护测控屏433.1 设备概况433.2 主要技术参数443.3 屏内空气开关配置443.4 屏内装置面板信号灯说明：453.5 屏内压板说明及投切方法463.6 屏内一般按钮及控制开关的使用说明483.7 屏内装置操作说明493.8 运行注意事项53四、母线保护屏（无母线保护屏）53五、备自投保护屏（无独立备自投屏）53六、母联保护屏（无独立母联保护屏）53七、35kV/10kV保护屏537.1 设备概况537.2 主要技术参数537.3 屏内空气开关配置547.4 屏内装置面板信号灯说明：547.5 屏内压板说明及投切方法557.6 屏内一般按钮及控制开关的使用说明567.7 屏内装置操作说明567.8 运行注意事项57八、户外汇控屏578.1 设备概况578.2 主要技术参数598.3 屏内空气开关配置598.4 屏内装置面板信号灯说明：608.5 屏内压板说明及投切方法638.6 屏内一般按钮及控制开关的使用说明648.7 屏内装置操作说明658.8 运行注意事项65第二章 过程层交换机66一、过程层交换机A网661.1 过程层交换机A网第一台66二、过程层交换机B网682.1 过程层交换机B网第一台68三、站控层交换机A网713.1 站控层交换机A网第一台71四、站控层交换机B网754.1 站控层交换机B网第一台75第三章 同步对时系统79一、设备概况79二、装置面板信号灯792.1 GPS时钟源面板信号灯792.2 北斗时钟源面板信号灯792.3 35kV时钟源扩展机面板信号灯802.4 10kV时钟源扩展机面板信号灯80三、运行与维护803.2 北斗时钟源光口对时823.3 35kV时钟源扩展机光口对时833.4 10kV时钟源扩展机光口对时83四、异常情况及处理方法83第四章 网络报文记录分析仪85一、设备概况85二、装置面板指示灯说明85三、运行与维护853.1 界面操作853.2 日常运行87第五章 故障录波装置88一、设备概况88二、装置面板指示灯88三、运行与维护883.1 界面操作883.2 日常运行95第六章 录波及网络报文记录分析一体化装置96一、设备概况96二、装置面板指示灯说明96三、运行与维护963.1 界面操作963.2 日常运行96第七章 计量系统97一、设备概况97二、装置面板指示灯说明97三、运行与维护973.1 界面操作973.2 日常运行及异常处理97第八章 直流系统98一、设备概况98二、装置面板指示灯说明98三、运行与维护983.1 界面操作983.2 日常运行及异常处理98第九章 在线监测系统99一、设备概况99二、装置面板指示灯说明99三、运行与维护993.1 界面操作993.2 日常运行及异常处理99第十章 五防系统100一、设备概况100二、运行与操作100第十一章 计算机监控装置101一、设备概况101二、运行与操作1012.1计算机监控装置的运行1012.2计算机监控装置的操作1012.3 计算机监控装置的运行规定101第十二章、远动102一、设备概况102二、运行与操作102第十三章、保信子站103一、设备概况103二、运行与操作103第十四章、图像监控系统104一、设备概况104二、运行与操作104第十五章、火灾报警系统105一、设备概况105二、运行与操作105第十六章、温湿度控制系统（空调，除湿机，汇控柜里）106一、设备概况106二、运行与操作106第十七章、照明系统107一、设备概况107二、运行与操作107第十八章、其它（规约转换器，行波测距等）108一、设备概况108二、运行与操作108第十九章 保护打印报告的调取及识读109一、保护跳闸报告的调取及打印方法：109二、保护跳闸报告中各符号的意义：109第二十章、运行值班员的巡视项目220前 言220kV长征变电站是兴义供电局变电管理所兴义集控中心的一个子站，位于兴义市威舍镇，2013年05月20日投运。220kV、110kV系统均采用双母线接线方式，10kV系统均采用单母线接线方式，现有一台主变压器，主变总容量1180000kVA,从220kV练池塘变电站和220kV兴义变电站引入两个电源点，供周边地区的居民用电和工农业生产用电。目前采用南京南瑞监控系统，采用珠海优特JOYO-J型微机五防系统。为保证变电站的设备安全、可靠、经济运行，使变电运行、管理等人员正确地进行设备运行维护、倒闸操作、异常及事故处理，特制定220kV长征变电站现场运行规程。本规程是根据国家和本行业现行有效的技术标准，结合本站使用的设备，参照设备厂家说明书编制的，在执行中，若遇有与上级有关技术标准相抵触时，应按上级技术标准执行，同时将错误或不完善之处报告变电管理所和生技部，以便更正或修订。220kV长征变电站现场运行规程是兴义供电局技术标准之一，是220kV长征变电站现场设备运行、管理的依据。兴义集控中心运行人员、变电管理所领导及专职人员应熟悉、掌握、执行本规程；生技部、安监科、各车间领导和有关专职人员、调度值班人员、继保人员以及在变电站从事安装、修、试、校等作业人员，应熟悉并遵守本规程的相关规定；生产副局长、总工程师、有关副总工程师应熟悉本规程。本规程主要起草人：本规程由生产部归口管理。总 则一、为了贯彻电力生产“安全第一”的方针，保证电网不间断供电和220kV 长征变电站安全、经济运行，特制定本规程。二、本规程制定依据GB26860-2011 电业安全工作规程DL/T 57295 电力变压器运行规程Q/LG1 012002 高压断路器运行规程DL/T 57495 有载分接开关运行维修导则Q/CSQ 2 00012004 变电运行管理标准 Q/LG2 002-2005 输变电设备缺陷管理规程Q/CSG 2 10022008 220kV及以上变电站运行管理标准Q/LPW1 108009-2011 兴义电网调度规程 设备说明书、图纸 三、220kV兴义集控值班人员必须熟悉本规程，参与变电站设备运行、检修、试验的人员应熟悉本规程的有关部分。四、调度权限 除站用变 380V 侧设备运行属220kV兴义集控中心调度管辖外，220kV设备均属中调度管理 ，220kV、10kV设备及主变均属兴义地调调度管理 。 五、本规程在执行过程中，如发现有的规定与调度，或上级有关规定抵触时，按上级有关规定执行。六、本规程是根据220kV长征变现有的主结线和设备而编写的，当现场设备有变更或增减时，应根据实际情况及时进行补充或修改，以符合现场实际情况，并经过一定的审批手续后方可执行。七、本规程自颁布之日起执行。第一篇 一次部分第一章 主变压器一、设备概况#1主变为中山ABB变压器有限公司生产的SFSZ11-180000/220型有载调压组合式变压器，额定容量为180000/180000/6000kVA，额定电压220/121/10.5kV，冷却方式为ONAN/ONAF(80%/100%)，采用YNyn0d11接线方式，#1主变的220 kV侧2110中性点接地隔离开关、110 kV侧1110中性点接地隔离开关正常运行时均在合上位置，只有在操作主变时操作，有载调压分为17级调压，每级1.25%Ue.。二、主要技术参数1、 产品型号：SFSZ11-180000/2202、 额定容量：180000/180000/6000kVA (高压/中压/低压)3、 额定电压：22081.25%/121/10.5 kV4、 额定电流：472.4/858.9/3299.1 A5、 额定频率：50Hz6、 联结组号：YNyn0d117、 阻抗电压与负载损耗：1号主变分接阻抗电压（%）负载损耗（kW)高压-中压114.75575914.195751710.68575高压-低压153.18180.5952.62180.51752.46180.5中压-低压 36.44169.98、 绝缘水平：h.v . 线路端子 LI/AC 950/395kV h.v . 中性点端子 LI/AC 400/200kV m.v. 线路端子 LI/AC 480/200kV m.v. 中性点端子 LI/AC 325/140kV 1.v. 线路端子 LI/AC 75/35kV9、 冷却方式：ONAN/ONAF(80%/100%)10、 制造日期： 1号主变2012年03月11、 投运时间：1号主变2013年05月12、厂家：中山ABB变压器有限公司三、主变运行温度控制 1、 最高环境温度： 40 2、#1主变风扇在油温达65或绕组温度达80时自行启动。3、#1主变压器风扇在油温达50或绕组温度达70自行停止。 四、主变过负荷控制 1、 当主变压器过负荷时，冷却器应全部投入运行。2、 主变压器过负荷时，应记录时间、过负荷值，按照主变过负荷能力表确定可继续运行的时间。3、 当主变压器过负荷时，应进行特殊巡视，做好风险管控措施并做好记录。五、主变冷却器控制方式1、 本站变压器冷却方式为强风自然油循环方式，每个主变配9个风机。2、 正常运行情况下，主变风机手动/自动切换把手在“自动”位置，绕组温度达80时，自动启动第一组风扇，油温低于50时停止第一组风扇；当绕组温度达75时，自动启动第二组风扇，油温低于55时停止第二组风扇。若S34打至“转换”位置，则绕组温度达70时，自动启动第二组风扇，油温低于50时停止第二组风扇；当绕组温度达75时，自动启动第一组风扇，油温低于55时停止第一组风扇。当负荷达80%时，启动两组风扇。3、 主变冷却器仅有一路电源。4、 当主变压器停运后，冷却装置不应该立即停止运转，应继续运行1小时，让变压器内部高温能继续排放，防止内部高温损坏线圈和铁芯的绝缘。5、 变压器在大修、事故和换油后投入运行前，应提早4小时启动全部冷却装置，让油循环一定时间以释放出各部件和绝缘油中残留气体。六、有载调压操作方式有载调压的操作方式有三种：第一种为后台机远控控制，第二种为现场机构箱电动操作；第三种为现场机构箱人工手摇。1、后台机远控控制方式：将主变有载调压机构箱“远方/就地”选择开关投“远方”，在后台机上进行远方调压；2、现场机构箱电动操作方式：将主变有载调压机构箱“远方/就地”选择开关投“就地”，按调压机构箱上的“升压”或“降压”按钮进行就地调压；3、现场机构箱人工手摇操作方式：1）人工手摇操作是断开主变有载调压机构箱中的调压电源开关Q1，将摇柄套入调压机构的手摇传动轴顶开调压控制回路微动开关，用手摇3336转将变压器抽头换档的方式。2） 人工手摇操作方式是变压器检修状态下才采用的操作方式。运行中的变压器只有在有载调压电动失灵而又急需调压的情况下才采用。3）运行中变压器需要采用人工手摇操作方式时，应均匀地进行，遇到卡阻即停止操作。遇到卡阻时，可轻力试着往回摇看能否摇回原来位置。如机构卡阻于两抽头之间位置不能操作时，应尽快将变压器停电。七、有载调压闭锁条件满足下列条件之一，即闭锁主变有载调压。1、 主变过负荷2、 远方调压或就地电气调压时，任一相失步八、有载调压操作注意事项1、有载调压装置上述3种操作方式任一种操作完毕后，机构转轮均应停止在绿色区域内。2、主变出力超过其额定电流时，禁止进行调压操作。九、日常巡视项目1、 各侧电流、电压、功率；2、 有载调压抽头位置的电气指示和机械指示；3、 绕组温度、上层油温及室温；4、 本体、有载调压、各套管油位及油色；5、 本体、有载调压瓦斯继电器、本体释压阀；6、 本体、有载调压呼吸器呼吸情况及油封油位和硅胶颜色；7、 有载调压机构及传动部分；8、 各套管、瓷瓶无破损和裂痕和爬电现象；9、 各部分无渗漏油；10、 各部分无锈蚀；11、 各接头无发热；12、 各部分无异声、异味及异常振动。13、 本体CT端子箱接线；14、 冷却器控制箱各选择开关位置、指示灯、继电器、接触器、保险丝等；15、 冷却器风扇的运转；16、 主变各侧中性点接地刀闸；17、 外壳、铁芯及中性点接地刀闸接地情况；18、 基础无下沉。十、特殊巡视项目1、 大风前：户外变压器周围无易吹起杂物，引线无过松； 2、 大风后：户外变压器无杂物悬挂、引线接头无松动，器身、套管无渗漏油，瓷质器件无破损、裂痕和爬电现象；3、 天气骤冷：本体、有载调压油位无过低，器身、套管无渗漏油，引线无过紧；4、 气温高，挂黄色以上预警信号时：1) 绕组温度、上层油温及环境温度；2) 本体、有载调压、各套管油位及油色；3) 本体、有载调压油位无过高，器身、套管无渗漏油；4) 本体释压阀；5) 各接头无发热；6) 各散热片温度均匀；7) 冷却器风扇的运转。5、 暴雨前：户外变压器各端子箱、温度表的防水；6、 暴雨后：户外变压器各端子箱、温度表无进水，储油池无积水；7、 异常大雾潮湿天气：端子箱加热器的投入，端子箱、温度表（无）凝露，各套管、瓷瓶（无）爬电现象；十一、定期维护项目1、 呼吸器硅胶受潮部分超过2/3时相应瓦斯保护后进行更换。2、冷却器风扇试验（每月一次）。长征变自然风冷变压器，自然风冷变压器的冷却器运行需定时对“自动/手动”切换把手进行试验，以保证其运行正常。3、冷却器工作电源检查（每月一次）。4、有载调压开关换档机械计数器动作统计（每年一次）。十二、定期预试管理运行中变压器定期预试管理按照南网电力设备预防性试验规程（Q/CSG1 00072004）第4、第5.1条相关部分执行。十三、变压器本体异常运行信号及信号含义监控信号信号含义本体重瓦斯本体重瓦斯保护动作，变压器有严重内部故障本体轻瓦斯本体轻瓦斯保护动作，变压器有轻微内部故障或瓦斯继电器内积气有载调压重瓦斯有载调压重瓦斯保护动作，调压抽头有内部故障绕组温度高报警绕组温度达到100油温高报警油温达到80风扇组I电源故障冷却器故障电源I回路发生故障风扇组II电源故障冷却器故障电源II回路发生故障压力释放变压器压力释放主变铁芯接地发信主变铁芯接地主变本体或有载调压油位异常发信主变负荷、环境温度升高造成本体或有载调压油位高发信十四、变压器本体故障处理步骤一、 主变油温高、绕组温度高信号：变压器本体绕组温度高或主变油温高含义1：负荷或环境温度上升使主变油温高或绕组温度高发信建议处理：1.检查主变各侧三相电流情况（作记录）；2.检查主变油温、绕组温度及环温情况（作记录），有无上升趋势；3.检查主变冷却器投入及运转情况，投入未投入的冷却器；4.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致；5.检查主变本体瓦斯继电器、油枕油色及油位是否正常；6.检查本体释压阀是否正常；7.10kV侧电容器组降低主变负荷；8.如因主变负荷重而造成主变油位高报告相关调度降低主变负荷； 9.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否非电量保护误发信；含义2：主变内部故障使油温高或绕组温度高发信建议处理：按含义1处理的第15项进行检查如发现主变温度与负荷、环温值不对应（与历史同条件相比较，与其他运行中主变相比较）、温度有上升趋势、油色有变化时，按下列方法处理；1.将情况报告相关调度及上级领导（变电运行管理所）；2.做好将主变10kV负荷转电准备； 3.做好主变停电准备。二、 主变本体释压阀动作发信（动作投信号）信号：变压器压力释放含义1： 主变本体内部故障，本体瓦斯继电器油管堵塞、阀门关闭或重瓦斯保护拒动使释压阀动作喷油建议处理：检查如伴有下列现象，应马上报告调度申请立即将主变停电：1.释压阀持续喷油；2.本体轻瓦斯动作；3.本体内部有异声；4.主变电流值有异常；5.主变温度上升；主变转检修后，如释压阀继续漏油，应关闭油枕与本体间的阀门。含义2： 主变本体油位过满、瓦斯继电器油管堵塞或阀门关闭，负荷、气温上升油膨胀使本体释压阀动作喷油检查下列项目：1.释压阀不断喷油；2.本体轻重瓦斯无动作；3.本体油位不随油温上升而上涨；4.本体内部声音均匀；5.主变各侧电流值正常；建议处理：报告相关调度和上级领导申请将主变立即停电。含义3：主变本体释压阀信号回路误动作建议处理：检查主变本体释压阀没喷油，温度、油位变化、各侧电流正常，本体内部声音均匀后，可在主变端子箱解开本体释压器信号回路，检查区分是哪一部分误发信。三、 主变本体轻瓦斯信号动作光字牌：本体轻瓦斯发信含义1：主变内部故障造成瓦斯继电器积聚气体建议处理：1.检查主变瓦斯继电器是否积聚气体，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃； 2.检查主变本体瓦斯继电器、油枕的油色、油位是否正常；3.检查主变本体释压阀是否正常；4.检查主变油温、绕组温度是否正常（作记录包括环温），有无继续上升；5.倾听主变音响是否均匀；6.测量主变铁芯接地电流值是否正常（作记录）；7.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值（中心点直接接地运行的还应检查零序电流）是否正常；8.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否误发信；9.将上述情况综合报告上级领导和相关调度；10.做好将主变10kV负荷转电准备；11.做好将主变的停电准备。含义2：主变轻瓦斯信号回路或保护装置误动作。建议处理：1.按含义1处理的第17项检查确认是误发信后，还应确认是信号装置误发信抑或回路误发信（本体轻瓦斯正常应投信号）；2.故障未消除前应继续按含义1处理的第17项内容对主变进行监视。四、 主变本体或有载调压油位异常发信信号：变压器本体有载调压油位过高或过低含义1：主变负荷、环温升高造成本体或有载调压油位高发信建议处理：1.检查主变本体或有载调压油枕油色、油位情况，有无继续上升；2.检查主变油温、绕组温度是否正常（作记录包括环温），有无继续上升；3.倾听主变音响是否均匀；4.检查主变本体瓦斯继电器油色、油位是否正常；5.检查主变瓦斯继电器无气体积聚；6.检查主变本体释压阀是否正常；7.测量主变铁芯接地电流值是否正常；8.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值（中心点直接接地运行的还应检查零序电流）是否正常；9.检查冷却器是否全部投入；10.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致；11.将上述情况综合报告上级领导和相关调度；12.经上述检查分析如确认是负荷、环温上升造成，除加强对变压器的巡视外，还应该：10kV侧电容器组降低主变负荷；做好将主变10kV负荷转电准备；做好对主变本体运行中放油的准备（放油前应申请本体瓦斯保护）。含义2：主变内部故障造成油位高发信建议处理：经含义1处理的第19项检查确认主变内部故障造成油位高发信时，应尽快对主变进行10kV转负荷操作和停电操作注：检查主变瓦斯继电器有气体积聚，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃。含义3：主变本体漏油造成油位低发信建议处理：1.检查主变各侧电流情况；2.检查主变油温、绕组温度是否正常（作纪录包括环温）；3.检查主变本体油枕油位情况；4.检查主变释压阀有无漏压；5.检查主变本体外表是否漏油；6.如有漏油现象相关调度报告和上级领导申请将主变停电；7.做好将主变10kV负荷转电准备；8.做好将主变停电的停电准备。9.如因主变负荷及环境温度过低而造成油位低发信，可停用一部分冷却器。含义4：主变调压箱油位低或信号装置误发信建议处理：1.检查主变调压箱油枕及调压瓦斯继电器油位是否正常； 2.检查主变调压箱释压阀是否正常；3.倾听主变调压箱是否有异声； 4.检查主变调压箱有无漏油；5.拉开主变调压装置电源；6.如有漏油现象，应尽快将情况报告上级领导和相关调度申请对变压器停电；7.做好将主变10kV负荷转电准备；8.做好将主变停电的停电准备。9.如没有漏油现象，应在主变端子箱解开“调压箱油位低”信号回路，进一步查清是否由于主变端子箱后的回路故障引起发信，并将情况报告上级领导和相关调度；含义5：主变本体、有载调压油位低装置误发信建议处理：按含义3的处理15进行检查确认是误发信后，还应：1.在主变本体CT端子箱解开油位异常信号回路确认是信号装置误发信抑或回路误发信；2.故障未消除前应继续按含义1的处理15项内容对主变进行监视。五、 主变冷却器故障信号：变压器冷却器故障含义：有一组以上冷却器风扇故障。建议处理：检查现场哪一台冷却器风扇的空气开关或接触器跳开，检查其他风扇运转情况，检查主变电流、温度情况。可从机械（马达轴承）、电器（马达线圈、接触器触点、热继电器）、电源（是否因空气开关、接触器触点接触不良而缺相）等三个方面对故障风扇进行检查。六、 主变冷却器电源故障信号：变压器冷却系统电源故障含义：低压配电屏送主变冷却器电源（或）开关跳开。建议处理：1、检查主变冷却器控制箱电源自投情况，检查冷却器风扇运转情况，检查主变温度正常。2、检查主变冷却器控制箱 “电源切换”接触器线圈有没有烧焦、短路现象 3、断开低压配电屏送主变冷却器电源（或）空气开关；4、检查低压配电屏至冷却器控制柜“电源（或）”电缆绝缘。七、 主变冷却器风扇全停信号：变压器冷却系统电源故障 变压器冷却器全停含义1：冷却器电气主回路出现问题，检查电源回路是否存在问题。确认冷却器电气主回路有故障时，断开低压配电屏送主变冷却器“电源”、“电源”空气开关，尽快消除主变冷却器电气主回路故障重新投入冷却器运行。在主变风扇全停期间，要密切监视其温度、负荷变化：当主变负荷已达到启动风扇的数值，可视10kV母线电压情况投入该母线的电容器组来降低主变的电流；当主变温度接近厂家规定的最高运行温度：100时，应向调度申请对主变减负荷。无冷却风扇状态下主变允许带70的额定负荷。含义2：主变其中一台冷却器风扇的电气或机械故障，该开关拒跳先后越级跳低压配电屏主变冷却器“电源”、“电源”断路器。建议处理：外表检查如已发现某一冷却器风扇的电气或机械问题，断开该风扇的电源开关后，由电源侧逐级往下送电；外表检查如未发现有冷却器风扇的电气或机械问题，应断开各风扇的电源开关，然后由电源侧逐级往下送电（先采用“电源”），电源正常后，逐台合上风扇电源开关，用此方法寻找故障风扇；故障风扇找出后，断开其电源开关，恢复主变的其他冷却风扇运行。在主变风扇全停期间，要密切监视其温度、负荷变化：当主变负荷已达到启动风扇“温度1”的数值，可视10kV母线电压情况投入该母线的电容器组来降低主变的电流；当主变温度接近厂家规定的最高运行温度：100 时，应向调度申请对主变减负荷。无冷却风扇状态下主变允许带70的额定负荷。八、 主变调压过程中机构马达电源开关跳闸含义： 调压装置机构卡阻、马达故障或控制回路使其电源开关跳闸建议处理：1、检查主变调压机构箱调压机械指示位置；2、检查主变调压机构箱内机械部件有无变位、松脱、卡阻现象；3、检查调压装置传动杆有无扭曲、卡阻；4、检查主变调压控制电源是否断开；5、检查主变调压机构箱内马达、二次接线有无过热、短路现象；6、经检查如果是调压控制回路问题，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式尝试将调压抽头调到预定位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电；7、经检查如果是马达故障引起电源开关跳闸，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式轻力摇回原来抽头位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电；8、经检查如果马达及控制回路未发现问题或者发现是机构问题，则禁止进行调压操作，应将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电。九、 主变电动调压过程中不能自动停止（不是发一个操作命令调节一挡）含义： 调压装置控制回路故障或马达接触器卡死不能返回建议处理： 1、断开调压装置的控制电源和马达电源；2、检查机构箱机械部分和传动杆正常；3、用手摇方式将调压抽头调到合适位置。十、 主变调压过程中传动杆扭曲、断裂含义： 调压装置分接头内部机构卡死建议处理： 1、断开调压装置的控制电源和马达电源；2、立即向相关调度申请将主变停电。十五、变压器停电出现下列情况立即将主变停电1、 套管漏油导致看不见油位；2、 本体漏油导致看不见油位；3、 有载调压漏油导致看不见油位；4、 变压器内部有剧烈爆破声；5、 套管末屏打火；6、 变压器着火。十六、投运前的检查变压器投运前的检查分为一次设备、二次设备和投产必备技术资料3个部分：一、一次部分检查内容有：1.变压器初次级接线、中性线接线正确，中性点接地刀闸、放电间隙、铁芯、外壳接地良好；2.变压器各部分无渗漏油；3.变压器套管完好，油位正常，末屏接地良好；4.有载调压、本体油位正常，瓦斯继电器放水处理良好，无积聚气体；5.有载调压、本体防爆释压阀位置正确；6.有载调压油枕与箱体间的阀门、本体油枕与本体间的阀门在开启位置；7.有载调压、本体呼吸器硅胶、油封油位正常，呼吸器呼吸良好；8.有载调压机械指示与远方指示一致，本体油温表与与远方油温表指示一致；9.冷却器与本体间的阀门全部在开启位置；10.油温表、绕组温度表启动冷却器和发信整定正确；11.变压器上无遗留杂物； 12.冷却器电源投入正常；13.有载调压电源投入正常；14.主变消防装置电源投入正常，系统正常15.主变事故排油设施完好。二、二次部分检查内容有：1.变压器CT端子箱、有载调压端子箱内CT回路无开路（备用组已短路接地）、电压回路无短路，其它二次接线完好；2.有载调压机构箱内接线正确；3.继电保护投入正常（变压器保护的检查见现场运行规程二次部分）；三、投产必备技术资料检查内容有：1.主变保护定值通知单齐全；2.主变保护定值打印报告齐全、核对正确、手续完备；3.主变一、二次设备交接试验记录齐全，结果合格；第二章 断路器一、设备概况 220kV、110kV断路器采用GIS组合开关，为SF6断路器；10kV均采用金属全封闭小车真空断路器。二、主要技术参数2.1断路器、操作机构主要技术参数断路器、操作机构主要技术参数表名称 型 号 参 数 项 目 LW24-252SSCB02 VK1212B32A断路器额定电压（kV）25214512额定电流（A）315031501250额定短路开断电流（kA）505031.5SF6额定充气压力（MPa）0.60.53-SF6补气报警压力（MPa）0.520.53-SF6断路器闭锁压力（MPa）0.500.50-生产厂家西安西电开关有限公司上海思源高压开关有限公司广州东芝白云电器设备有限公司操作机构机构型号CYA3-（液压弹簧）HDZ-22880BTHHDZ-22880BTH生产厂家江阴胜源华电高压电器有限公司-2.2 断路器投运日期断路器投运日期表电压等级运行编号断路器型号出厂日期出厂序号投运日期220kV#1主变220kV侧211断路器LW24-2522012.046702013.05220kV南征线208断路器LW24-2522012.046702013.05220kV练征线209断路器LW24-2522012.046702013.05220kV兴征回203断路器LW24-2522012.046702013.05220kV兴征回204断路器LW24-2522012.046702013.05220kV母联210断路器LW24-2522012.046702013.05110kV#1主变110kV侧111断路器SSCB022012.0601103006062013.05110kV长糯线102断路器SSCB022012.0601103006062013.05110kV长牵线101断路器SSCB022012.0601103006062013.05110kV长威回103断路器SSCB022012.0601103006062013.05110kV长威回104断路器SSCB022012.0601103006062013.05110kV长乌义线131断路器SSCB022012.0601103006062013.05110kV长楼牵线132断路器SSCB022012.0601103006062013.05110kV母联110断路器SSCB022012.0601103006062013.0510kV#1主变10kV侧011断路器VK1212B32A2012.082040922013.0510kV1号站用变10kV侧091断路器VK1212B32A2012.062040932013.0510kV1号电容器061断路器VK1212B32A2012.062040942013.0510kV2号电容器062断路器VK1212B32A2012.062040952013.0510kV3号电容器063断路器VK1212B32A2012.062040962013.0510kV4号电容器064断路器VK1212B32A2012.062040972013.0510kV2号站用变10kV侧092断路器VK1212B32A2012.062040982013.0510kV威征线002断路器VK1212B32A2012.062013.05三、运行与维护3.1 日常巡视项目：1、六氟化硫（SF6）断路器日常巡视项目：1）开关应无漏气，压力应正常（按制造厂提供的“压力温度“曲线进行校正，区分因温度变化而引起的压力异常）。2）开关本体及机构应无异声、异味。3）瓷套无损破、裂纹、积污、闪络痕迹。4）接头无过热，温度蜡应齐全。5）开关支架、基础应无变形、下沉，接地良好。6）机构箱内应无积水、凝露，潮湿季节或发现相对湿度偏高时应投 入加热驱潮装置。7）控制箱内各控制开关位置应正确。8）操作机构各部件应完好、正常。9）弹簧机构的弹簧储能、蜗轮蜗杆和合闸挂钩扣入深度应正常。10）检查机构箱及箱内各元件应清洁完整、无锈蚀。11）端子箱二次线及端子排完好，电缆孔应用防火泥封堵良好。12）检查机构箱门开启灵活，关闭密封良好。2、真空开关日常巡视项目：1）绝缘子应完好、无破损。2）真空灭弧室应无异声，异光。3）真空灭弧室应无漏气，表面无裂纹。4）开关操作机构应完好。5）开关柜屏上指示灯、带电显示器指示、压板应与实际运行方式相符，操作方式选择开关正常投“远方”。6）分、合闸机械位置指示应正确，开关在储能状态。7）“五防”锁具在上锁位置，闭锁牢固。8）开关柜封闭性能及防小动物设施应完好。9）二次线及端子排完好，电缆孔应用防火泥封堵良好。四、异常运行及事故处理方法4.1 异常运行及处理方法：1、开关合闸发跳跃时，应立即将控制开关拧至分闸位置，确认开关已分闸，拉出开关小车至试验位置，查明原因处理后方可重新合闸送电。2、开关合闸发生跳跃的原因：1）合闸辅助接点断开过快。2）直流电压过高。3）脱扣锁板或一字连臂调整不当。4）防跳跃装置失灵或无防跳跃装置的送电线路有永久性故障，合闸、跳闸回路未复归。5）弹簧机构的合闸弹簧、蜗轮、蜗杆调整不当或故障。3、开关拒绝合闸应查明原因，消除故障方可送电。4、开关拒绝合闸的原因：1）电气部分故障a.直流电压过高，过低。b.操作或合闸电源跳开。c.合闸辅助接点接触不良或调整不当。d.合闸接触器、合闸中间继电器接点卡阻或线圈断线。e.合闸回路（如端子排、电缆、KK控制开关、防跳跃继电器等）接点接触不良或回路断线。f.合闸线圈断线、匝间短路或烧坏。g.跳闸回路动作后不能复归，防跳跃中间继电器动作后卡死或闭锁合闸的接点接触不良，使合闸回路断开。h.合闸回路的闭锁开关或选择开关投向位置不正确。i.由于储能回路故障导致气动、液压、弹簧机构储能不正常。2）机械部分故障a.开关本体及传动部分故障或调整不当：灭弧室、导向筒脱出，静触头变位。动触杆位移、弯曲，提升杆横梁、拐臂、绝缘拉杆、连杆断裂或调整不当，边钉、销子脱落。b.操作机构故障或调整不当：电磁机构的一字连臂调整过高，合闸 滚轮位置偏移，缓冲器、合闸铁芯调整不当或卡阻。c.弹簧机构合闸弹簧断裂、调整不当或卡阻，蜗轮、蜗杆调整不当 或故障。3）SF6开关SF6气体压力过低达到闭锁值。5、SF6开关运行中发生气体泄漏的处理1）发现SF6气体压力降低或有异味应查明原因。2）将压力表读数及相应环温与制造厂提供的“运行压力一环温曲线” 相比较，以区分是环温变化而引起的压力异常还是设备漏气。3）用肥皂水或SF6气体检漏仪对管道接口、阀门、法兰罩、气室隔 板等可疑部份进行检漏。4）确认有少量SF6气体泄漏后，应将情况报告主管领导并加强监视，增加抄表次数。5）SF6开关发出“补气”或“闭锁”信号时，应检查SF6压力表读 数，判断是SF6气体压力下降还是密度继电器及二次回路误动。如确认SF6气体压力下降发出“补气”信号，应对泄漏气室及与其相连接的监测管道进行检查；若一个压力表同时监测几个气室，在确认泄漏气室后，将其测量管道阀门关闭；如泄漏发生在监测管道部分，应立即将与该管道相连接的所有气室管道阀门关闭，以防止泄漏的进一步发展，尽快采取措施安排补气或检修 处理。如确认是SF6气体压力下降，发出“闭锁”信号闭锁开关操作回路，应将开关操作电源拉开，并立即报告值班调度员，进行转电或停电处理。6、SF6开关有下列情况之一者，应立即将设备停用。1）设备内部有严重放电声、爆裂声、振动声。2）设备外部破裂或突然严重变形、过热、冒烟。3）防爆隔膜动作。4）瓷套破裂发生闪络。7、SF6设备发生大量气体泄漏进行紧急处理时，工作人员进入漏气设备室或户外设备10米范围之内，必须戴氧气呼吸器或防毒面具，并穿长衣、戴手套。在室内还需开启全部通风装置15分钟后方可进入；在室外应站在上风处进行工作。4.2事故跳闸处理方法：1、开关自动跳闸后，不论重合是否成功，均应进行检查1）检查真空开关有无异响、异光，外壳有无裂纹或闪络现象。2）检查机构合闸位置、气压或液压是否正常，合闸接触器、合闸铁 芯是否返回，合闸保险丝有无熔断。3）封闭式开关柜开关自动跳闸后，应打开开关柜进行检查。4）如重合失灵或开关跳闸后，真空泡有异响、异光或外壳有裂纹、闪络等现象，均应将开关停电检查处理。2、开关拒绝跳闸的原因：1）电气部分故障：a.直流电压过低。b.操作电源消失或接触不良。c.跳闸中间继电器卡阻或线圈断线。d.跳闸回路控制开关、跳闸辅助接点、跳闸压板、接线端子、跳闸 线圈、二次回路接触不良或断线。e.跳闸回路闭锁开关或选择开关投向位置不正确或接触不良。2）机械部分故障：a）开关本体及传动部分故障或调整不当：灭弧室变位、卡阻，提升杆、绝缘拉杆、拐臂、连杆断裂，缓冲器调整不当，销子、边钉脱落，分闸弹簧位移、卡阻或断裂。b）操作机构故障或调整不当： 气动机构气压过低，阀门、管道故障，防跳止钉或卡具未解除等。4.3断路器注意事项：4.3.1断路器允许操作次数开断电流类别允许操作次数额定短路开断电流约20次额定电流约2000次空载约5000次 注：达到表中规定的任一档次数时,开关应进行特别检修 4.3.2 220kV断路器储能机构故障的原因及维修措施故 障原 因维 修 措 施a. 操动机构不能自动贮能自动开关分闸没施加电压电机故障碳刷磨损合上自动开关开关合上施加电压更换电机更换碳刷b. 电机运转但弹簧不能贮能高压放油阀打开油泵故障油位太底滤油器阻塞合上高压放油阀手柄更换油泵重新加油更换滤油器c. 不能运行未施加电压线圈故障辅助开关不能传递指令加上电压更换线圈重新调整辅助开关d. 机构锈蚀加热器自动开关分闸加热器没电压加热板故障机构箱密封不良合上自动开关接通加热器供给电压更换加热板