变电站设备的运行.doc

2.2.2 变电站设备的运行、异常处理及操作：类别具体内容电气主接线及倒闸操作1典型电气主接线2防误操作装置3电气设备状态解释4倒闸操作的一般规定5讲解并讨论典型操作票主变压器运行1正常运行和异常状态的判别2额定运行方式和允许过负荷运行方式3冷却器的运行方式4定期巡视检查的周期和项目5主变投运和停运注意问题6操作有载调压分接开关和无载调压分接开关时应注意的问题7瓦斯继电器运行中的注意的问题8主变异常运行、分析及处理9主变差动保护动作跳闸后的处理10主变后备保护动作跳闸后的处理11主变重瓦斯保护动作跳闸后的处理12主变着火后的处理13主变紧急停用的规定电压互感器运行1. 定期巡视检查周期和项目2. TV二次熔断器熔断或二次空开跳闸的原因及处理3. 35KV或10KVTV高压熔断器熔断的原因及处理4. TV内部故障的现象及处理电流互感器运行1. TA定期巡视检查的周期和项目2. TA二次侧开路的现象及处理高压断路器及操作机构运行1. 定期巡视检查的周期和项目2. 特殊巡视检查的周期和项目3. 断路器紧急停用的规定4. 断路器非全相合闸和非全相分的处理5. 断路器“偷跳”的处理6.“SF6压力降低闭锁”的判断和处理7.“气（液）压降低闭锁”的判断和处理8. SF6气体泄漏的检查和处理隔离开关运行1. 定期巡检的周期和项目2. 拉合隔离开关之前必须注意的问题3. 关于手动分、合闸的规定4. 关于解锁操作的规定5. 隔离开关异常运行及处理避雷器运行1. 定期巡检的项目2. 检查泄漏电流的注意问题电力电容器运行1. 定期巡检周期和项目2. 电容器投切规定和注意事项3. 电容器运行电压和电流的规定4. 停用电容器的规定5. 保护动作跳闸的检查和处理电力电缆1. 定期巡检项目2. 关于温度的规定和温度异常的危害3. 电缆常见故障及处理4. 电缆头常见故障及处理5. 电缆绝缘的测量电力线载波1. 阻波器巡检项目2. 耦合电容器巡检项目3. 耦合电容器低压端接地开关的使用4. 接地端断线的现象危害及处理所用系统运行1. 所用电系统接线及正常运行方式2. 关于手动有载调压的规定3. 所用电自动切换后的处理4. 380V（）段母线故障的处理直流系统运行1. 直流系统运行方式（正常方式、异常方式）2. 直流系统的操作（充电装置投运、绝缘监察装置操作、站用电切换前的操作）3. 巡视检查项目继电保护及自动装置运行1. 定期巡检周期和项目2. 功能压板和保护出口压板投退原则3. 线路送电和倒闸操作时的注意事项4. 系统异常和事故发生后向调度员汇报保护动作的内容5. “装置异常”报警的原因及处理6. 保护直流电源消失”的原因及处理7. 装置“TV”断线的原因及处理8. 保护装置其它报警信号的原因及处理9.典型操作票中涉及保护投退的内容故障录波装置运行1. 巡检项目2. 投入和停用录波器的方法3. 常见故障及处理工器具设备的使用1. 安全工器具完好性的识别及使用方法；2. 万用表、兆欧表等仪器仪表完好性的识别及使用方法；3. 红外线热成像仪，对成像图片的常规及使用相关软件的分析方法；4. “五防”操作票专家系统的使用方法。检修排障能力1. 查找、分析直流接地故障，并进行必要处理的方法；2. 能根据运行报文信息，分析设备的运行状况的方法；3. 能迅速判断设备故障和性质的方法。4. 能处理低压交流回路一般缺陷的方法；电气主接线及倒闸操作电气主接线及倒闸操作1典型电气主接线单母线接线、双母线接线、六角形接线、单母分段、双母带旁路、3/2母线接线。2防误操作装置防误装置是指为防止发生误入带电间隔、误操作电气设备，在电气设备及其自动化控制系统上安装的对电气设备操作流程、操作位置进行闭锁和提示的装置，包括微机防误闭锁、电气闭锁、电磁闭锁、机械联锁、机械程序锁、机械锁、带电显示装置等。3电气设备状态解释1、运行状态：是指连接该设备的断路器、隔离开关（熔断器、负荷开关等）均处于合闸接通位置，设备已带有标称电压_，且继电保护、自动装置及控制电源满足设备运行要求的状态。2、热备用状态：是指该设备已具备运行条件，其继电保护及自动装置满足运行要求，开关的控制、合闸及信号电源投入，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。3、冷备用状态：是指连接该设备的各侧均无安全措施，且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。4、检修状态：是指连接设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点，需要检修的设备已接地的状态，或该设备与系统彻底隔离，与断开点设备没有物理连接时的状态。4倒闸操作的一般规定1、系统内的倒闸操作，应根据调度范围划分，实行分级管理。2、凡系统中运行设备或备用设备进行倒闸操作，均应根据值班调度员发布的操作命令票（任务票） 或口头命令执行；严禁没有调度命令擅自进行操作。3、对调度所管辖范围内的设备，只有值班调度员有权发布其倒闸操作命令和改变它的运行状态。4、倒闸操作必须由二人进行，一人监护，一人操作，在监护人未下令前，操作人不得触及设备。5讲解并讨论典型操作票主变压器运行定期巡视检查的周期和项目1、 上层油温是否正常，是否接近或超过允许限额。2、 油枕油位是否正常。3、 本体有无异常声响。4、 各侧套管表面是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹。5、 油箱有无渗漏油现象，各种阀们的状态是否符合运行要求。6、 冷却装置运行是否正常。7、 调压分接头位置指示是否正确，8、 呼吸器中的硅胶是否变色，呼吸器是否畅通、油位是否正常。9、 气体继电器与油枕的连接阀门是否打开，气体继电器内有无气体。10、压力释放装置指示导杆是否突出，有无喷油痕迹。11、铁心接地和外壳接地是否良好。12、风冷控制箱、机构箱内各种装置应完好，密封良好，位置和状态正确。13、基础构架不下沉，不倾斜，无裂纹。主变差动保护动作后该如何处理1、 检查故障明显可见，发现变压器本身有明显的异常和故障迹象，差动保护范围内一次设备有故障现象，应停电检查处理故障，检修试验合格方能投运。2、 未发现明显异常和故障迹象，但有气体继电器保护动作，即使只是气体继电器报警信号，属变压器内部故障的可能性也比较大，应经内部检查并试验合格后方能投运。3、 未发现明显异常和故障迹象，变压器其他保护未动作。检查保护出口继电器接点在打开位置，线圈两端无电压。差动保护范围外有接地、短路故障。可将外部故障隔离后，拉开变压器各侧隔离开关，测量变压器绝缘无问题，根据调度令试送一次，试送成功后检查有无接线错误。4、 检查变压器及差动保护范围内的一次设备，无发生故障的痕迹和异常。变压器气体保护未动作，其它设备和线路无保护动作信号掉牌。根据调度令，拉开变压器各侧隔离开关，测量变压器绝缘无问题，可试送一次。冷却器的运行方式;油浸自冷式、油浸风冷式、强迫油循环（风冷和水冷）正常运行和异常状态的判别1、变压器声音出现异常2、在正常负荷和正常冷却方式下，变压器出现油温不断升高3、变压器绝缘油颜色出现显著变化4、油枕或防爆管出现喷油5、出现三相电压不平衡6、继电保护发生动作7、绝缘瓷套管出现闪络和爆炸 8、分接开关出现故障额定运行方式和允许过负荷运行方式1、额定运行是指额定容量下的运行。所谓额定容量是在铭牌上规定的冷却方式,环境温度和额定电压、电流、频率等条件下,变压器输出功率的能力。2、允许的过负荷运行方式变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。变压器在过负荷运行时，应投入全部冷却装置。变压器在存在较大缺陷时(如冷却系统不正常，严重漏油、色谱分析异常等)时，不允许过负荷运行。主变允许在额定容量的1.3倍内过负荷连续运行。主变投运和停运注意问题1、新投运或大修、换油后的变压器在投运前应按下列规定执行： a、变压器投入运行前必须将瓦斯继电器的放气塞子放尽气体至有油流出，启动全部潜油泵，使油循环一定时间后排尽套管升高座、油管道中的死区、冷却器及净油器上部的残留空气。开泵前应将变压器各侧绕组接地，防止油流电危及操作人员的安全； b、在施加电压前应静止不少于48小时；若有特殊情况不能满足规定，须经本公司总工程师批准。 c、配合主变停电机会用2500伏摇表，对其进行绝缘电阻的测定，将测量数值记录于绝缘电阻记录簿上，并与前数值作比较，在同一条件下，绝缘电阻值不应比出厂试验值降低70以上，若进行吸收比R60R15的测定，数值应大于1.3。当肯定线圈绝缘不良时应报生技部，由局总工程师或生产副总经理决定是否投运。d、变压器投运前应检查：变压器在良好状态，具备带电运行条件（检修的变压器应有有关部门的“可以投运”结论，且验收合格），外部无异物，接地线已拆除，接地刀闸已拉开；所有油碟阀应打开，分接开关位置三相一致并正确；保护装置及二次部分的压板、切换开关、电流端子等按调度要求投入，与一次运行方式符合。e、投运前应将全部冷却器开启，将油循环半小时左右，并排出残存空气。若轻瓦斯频繁动作，则不能投运，汇报领导检查处理。2、运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电，同时投入冷却装置，充电后不带负载运行时，对冷却器投入数量有规定的变压器，应按规定轮流投入部分冷却器，其数量不超过制造厂规定空载时的运行台数。3、新投运或大修后的变压器按以下规定执行：a. 新投运或大修后的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验。新投运的冲击5次，大修后的冲击3次。第一次受电后持续时间不少于10分钟，励磁涌流不应引起保护装置误动。b. 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。c. 新装或大修后有载分接开关应在变压器空载运行时，用远方电动操作有载 分接开关至少操作一个（升降）循环，各项指示正确，极限位置的电气闭锁可靠，方可调至调度要求的分接档位以带负载运行，并加强监视。4、变压器的保护装置必须完善可靠，严禁将无保护的变压器投入运行， 运行中禁止同时将两套主保护（差动和瓦斯）退出5、变压器停、送电前，应考虑中性点的倒换问题，确保停送电后直接接地的中性点数目不变。对于110kV及以上直接接地的中性点，倒换时应先合上另一台变压器的中性点接地开关，再拉开原来的中性点接地开关；如果是35kV消弧线圈进行倒换，则应拉开原已合上的变压器中性点接地开关，再合上另一台变压器的中性点接地开关。6、变压器停电时，应先停低压侧，再停中压侧，最后停高压侧，操作时可先将各侧断路器断开，再按由低到高的顺序拉开各侧隔离开关。对于主变隔离开关，应先拉变压器侧，后拉母线侧，送电时顺序与此相反7、强油风冷变压器，投运前应先投入冷却器操作有载调压分接开关和无载调压分接开关时应注意的问题1、操作中发生连动滑档，应在指示盘出现第二个分接位置时，立即切断控制电源，用手动操作到调度指定的分接位置。2、在电动切换过程中，开关未到位而失去操作电源，或在手动切换过程中，开关未到位而发现切换错误时，应按原切换方向手动操作到位后，方可进行下一次切换操作。不准在开关未到位情况下进行反方向切换。3、当出现分接开关拒动、误动；电压及电流变化异常；电动机构或传动机构故障；分接位置指示不一致；内部切换有异声；调压保护装置动作；看不见油位或大量喷油危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中断操作。4、当变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常，或分接开关油位异常升高或降低，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报当值调度，暂停分接开关切换操作。5、正常情况下，分接开关的操作应使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障或必要时，可就地手摇操作。当分接开关处于极限位置又必须手摇操作时，应在确认操作方向正确后方可进行。6、禁止在变压器生产厂家规定的负荷和电压水平以上进行主变压器分接头调整操作。瓦斯继电器运行中的注意的问题1、瓦斯保护投跳闸的变压器，在现场应有明显的标志，跳闸试验用的探针其外罩在运行中不准旋下，须在外罩涂以红漆，以示警告。2、户外变压器应保证瓦斯继电器的端盖有可靠保护，以免水分侵入。3、瓦斯保护应同其他电气保护一样对待，其投跳闸、接信号或停用，均应严格按照操作规程的有关规定执行。4、新装变压器或停电检修进行过滤油，从底部注油，调换瓦斯继电器、散热器、强迫油循环装置以及套管等工作，在投入运行时，须待空气排尽，方可将重瓦斯保护投入跳闸。但变压器在冲击合闸或新装变压器在空载试运行期间，重瓦斯保护必须投入跳闸。5、变压器在带电状态下进行滤油、注油; 大量放油、放气; 调换硅胶; 开闭热虹吸阀门; 开闭瓦斯继电器联接管道的阀门; 强迫油循环装置的投入或停用时，应将重瓦斯保护从跳闸改接为信号并采取措施防止空气大量进入，待工作结束后，空气排尽，无信号示警发生时，再从信号改投跳闸。6、变压器运行中发现油面突然升高或突然降低时，应查明原因，在瓦斯跳闸连接片未改接至信号位置前，禁止打开各种放气放油阀门，以防误跳闸。7、当变压器轻瓦斯保护信号动作后，应尽快查明原因，并作好记录，如信号动作时间间隔逐渐缩短时，说明变压器内部有故障，可能会跳闸，此时应将每次信号动作时间作详细记录，并立即向上级领导汇报。8、当重瓦斯保护动作后，无论变压器跳闸与否，均应尽快查明原因，并立即从瓦斯继电器中收集瓦斯气体和油样，迅速进行瓦斯成分的分析和色谱分析，以确定故障的性质。9、当重瓦斯保护动作后，若变压器已跳闸停电，必须对变压器作外观检查，再进行绝缘试验，在确认变压器绝缘正常，瓦斯气体分析又未发现有故障，系外部穿越性故障或继电器本身引起的误跳闸后，才可重新将变压器投入运行。10、当重瓦斯保护接在信号位置，其动作后变压器仍在继续运行中，此时应立即汇报调度和上级领导，尽快转移或限制负荷，将变压器紧急停电，进行检查试验。主变异常运行、分析及处理主变后备保护动作跳闸后的处理1、检查监控机登录信息，遥信、遥测参数、开关变位情况，初步判断。简单汇报地调和变电部领导；2、检查站用电自投装置动作情况；若对应10kV母线的电容器失压保护未动作跳闸时，应切开电容器组开关；3、检查主变保护相应的保护装置的液晶显示和指示灯，打印故障报告，经值班长同意后复归；4、将保护动作情况汇报当值调度；5、对保护范围内所有一、二次设备作详细检查；6、若发现有故障点，应立即汇报当值调度和变电部，听候命令处理，待消除故障后可恢复运行；7、若因线路故障，保护越级动作引起变压器跳闸，则故障线路开关断开后，可将变压器恢复运行；8、若无发现有故障点，其它线路保护也没动作，系统亦无异常，或确认为二次回路有人误碰或保护误动，经调度同意后可对主变试送一次；9、若保护动作同时亦伴有主保护动作，则应检查主变本体，并经色谱分析和主变变形试验合格后方可试送。主变重瓦斯保护动作跳闸后的处理1、检查监控机登录信息，遥信、遥测参数、开关变位情况，初步判断。2、将现象简单报告当值地调和变电部领导；3、检查主变保护装置液晶屏显示和指示灯，并检查差动保护有无动作，打印故障报告，经两人确认各动作信号记录无误，经值班长同意后复归； 4、对主变本体进行检查：压力释放阀有无动作、喷油等现象，油枕有无损坏、向外喷油、冒烟，油箱有无变形，呼吸器有无阻塞等；5、检查主变外观、温度及周围有无异味，瓦斯继电器内有无气体，若有则抽取气体，根据气量、颜色、气味、可燃性等判断变压器是否发生内部故障，将分析结果报当值调度和变电部，听候命令处理。6、若变压器外观检查正常，瓦斯继电器无气体，则检查是否有人误碰或二次回路误动，确认是人为误碰或二次回路误动引起，待将故障彻底排除后，拉开变压器各侧刀闸，测量主变绝缘电阻正常经调度同意可恢复送电。7、在检查中未发现有不正常现象时，应拉开变压器各侧刀闸，测量线圈绝缘电阻，如无问题，报告当值调度和变电部要求对主变作进一步分析检查。8、若瓦斯继电器内无气体，但伴有差动保护动作时，不查明原因不得送电。主变着火后的处理1、主变着火时，应立即断开各侧断路器和冷却装置电源，使各侧至少有一个明显的断开点，然后用灭火器进行扑救并投入水喷雾装置，同时立即通知消防队。2、若油溢在变压器顶盖上着火时，则应打开下部油门放油至适当油位；若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。3、消防队前来灭火，必须指定专人监护，并指明带电部分及注意事项。主变紧急停用的规定1、变压器内部声响异常或声响明显增大，并伴随有爆裂声。2、在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。3、压力释放装置动作或向外喷油。4、严重漏油使油面温度降低，并低于油位计的指示限度。5、油色变化过大，油内出现大量杂质等。6、套管有严重的破损和放电现象。7、冷却系统故障，断水、断电、断油的时间超过了变压器的允许时间。8、变压器冒烟、着火、喷油。9、变压器已出现故障，而保护装置拒动或动作不明确。10、变压器附近着火、爆炸，对变压器构成严重威胁。电压互感器运行定期巡视检查的周期和项目1、 瓷质部分是否有清洁、破损、裂纹及放电现象。2、 油标、油位是否正常，是否漏油。3、 接线端子是否松动。4、 接头有无过热变色。5、 本体内部有无异常声音。6、 电压指示有无异常。TV二次熔断器熔断或二次空开跳闸的原因及处理原因1、 TV二次回路有短路现象；2、TV本身二次线圈出现匝间及其它故障；3、TV小开关本身机械故障造成脱扣。处理1、TV二次有多个小开关，发生二次小开关跳闸信号时，应先查明是哪一个小开关跳闸，对照图纸查明该回路所带负荷情况。2、当TV二次熔断器熔断或二次空开跳闸，应特别注意该回路的保护装置动作情况，必要是应立即停用有关保护，并查明二次回路是否短路或故障，经处理后再合上TV二次空开或更换熔断器，加用有关保护。3、若故障录波器回路频繁启动，可将录波器的电压启动回路暂时退出。4、若是测量和计量回路，运行人员应记录其故障的起止时间，以便估算电量的漏计。5、同期回路二次小开关跳闸，不得进行该回路的并列操作。6、如经外观检查未发现短路点，在有关保护装置停用的条件下，允许将小开关试合一次。如试合成功，然后加用保护。如试合不成功，应进一步查出短路点，予以排除。7、若属220kV母线TV的小开关跳闸，值班人员必须立即将运行在该母线上各单元有关保护停用，然后向调度汇报，并申请调度试合一次TV小开关，试合不成功用通知专业人员进行处理，必要时申请倒母线。35KV或10KVTV高压熔断器熔断的原因及处理TV内部故障的现象及处理现象：1、内部发热，温度过高；2、内部有放电“噼叭”声或其它噪声；3、互感器内或引线出口处有严重喷油、漏油现象；4、内部发出焦臭味、冒烟、着火；处理：1、退出可能误动的保护及自动装置，断开故障电压互感器二次空气开关； 2、电压互感器内部故障或高压侧绝缘已损伤（如冒烟或内部有严重放电声）时，禁止使用隔 离开关来断开有故障的电压互感器，因隔离开关没有灭弧能力，若用其断开故障电压互感器，可能会引起母线短路，设备损坏或发生人身事故等，故只能用断路器切除故障，然后在不带电情况下拉开隔离开关，再恢复供电。电流互感器运行TA定期巡视检查的周期和项目1、 绝缘部分是否有清洁、破损、裂纹及放电现象。2、 接线端子是否松动。3、 接头有无过热变色。4、 本体内部有无异常声音。5、 SF6压力表是否正常，是否漏气。TA二次侧开路的现象及处理现象1、 由负序、零序电流启动的继电保护和自动装置频繁动作，但不一定出口跳闸，有些继电保护则可能自动闭锁。2、 有功、无功功率表指示不正常，电流表指示三相不一致，电能表计量不正常。3、 TA存在有嗡嗡的异常响动。4、 开路故障点有火花放电声、冒烟和烧焦现象。故障点出现异常的高电压。5、 TA本体有严重发热、并伴有异味、变色、冒烟现象。6、 继电保护发生误动或拒动。7、 仪表、电能表、继电保护等冒烟烧坏。处理方法1、 当TA二次回路开路时，应查明开路位置并设法将开路处进行短路，如果不能进行短路处理时，可申请调度停电处理。2、 发现TA二次开路，应先分清故障属哪一组电流回路、开路的相别、对保护有无影响。汇报调度，解除可能误动的保护。3、 尽量减小一次负荷电流，若TA严重损伤，应转移负荷，停电检查处理。4、 尽快设法在就近的试验端子上，将TA二次短路，再检查处理开路点。5、 若短接时发现火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可以进一步查找。6、 若短接时无火花，说明短接无效，故障点可能在短接点以下的回路中，可以逐点向前变换短接点，缩小范围。7、 在故障范围内，应检查容易发生故障的端子及元件，检查回路有工作时触动过的部位。8、 对查出的故障，能自行处理的，如接线端子等外部元件松动、接触不良等，可立即处理。然后投入所退出的保护。若不能自行处理故障或不能自行查明故障，应汇报上级派人检查处理，或经倒运行方式转移负荷，停电检查处理。高压断路器及操作定期巡视检查的周期和项目1、 绝缘部分是否有破损、裂纹及放电现象。2、 各接头有无松动、过热变色。3、 本体内部有无异常声音。4、 SF6压力表是否正常，是否漏气。5、 分、合闸位置指示是否正确，并与实际运行情况相符合。6、 弹簧储能是否正常。特殊巡视检查的周期和项目1、 断路器操作或跳闸后。2、 天气异常时3、 过负荷或过电压时4、 断路器异常运行时5、 新投运的断路器断路器紧急停用的规定1、 套管有严重破损和放电现象，2、 断路器内部有爆裂声。3、 少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响。4、 油断路器严重漏油，油位看不到。5、 空气断路器内部有异常声响或严重漏气，压力下降，橡胶吹出。6、 SF6气室严重漏气或发生操作闭锁信号。7、 真空断路器出现真空损坏的咝咝声。断路器非全相合闸和非全相分的处理1、 用旁路断路器与非全相断路器并联，将旁路断路器操作直流停用后，用隔离开关解环，使非全相断路器停电。2、 用母联断路器和非全相断路器串联，对侧断开线路断路器，用母联断路器断开负荷电流，线路和非全相断路器停电，再断开非全相断路器两侧隔离开关，使非全相运行断路器停电。3、 如果非全相断路器所带元件有条件停电，则可先将对端断路器断开，再按上述方法将非全相运行的断路器停电。4、 如果非全相断路器所带元件为发电机时，应迅速降低发电机有功和无功出力至零，再按上述1、2项处理。断路器“偷跳”的处理断路器偷跳：是指断路器在没有操作、没有继电保护及安全自动装置动作的情况下的跳闸。偷跳原因分为电气部分和机械部分。机械部分：1、电磁机构的合闸保持支架有缺陷，使合闸保持不住；2、弹簧机构的分闸锁扣有缺陷维持不住，造成跳闸；3、液压机构的密封性能不良，渗漏油、泄压严重，造成跳闸。电气部分：1、直流回路多点接地，使跳闸回路接通。2、二次回路中有人工作，工作人员误碰、无接线、是断路器跳闸，3、保护误动，如：整定值过小，流变或压变二次回路故障。检查处理：1、及时、准确地记录所出现的信号和象征。汇报调度，互通情况。判断出是系统故障引起断路器跳闸，还是断路器误跳闸。经判断属于断路器误跳，还应查明是电气回路故障还是机械故障。2、直流回路多点就地引起的应查明和排除接地后，根据调度命令送电。3、人员误碰、误接线的，应停止工作人员在保护及二次回路上的工作，拉开其试验电源，纠正错误接线后，根据调度命令送电。4、保护误动引起的跳闸，如属负荷过大超过整定值动作范围，应减负荷或改大定值后恢复供电，如属区外故障而引起保护误动，应隔离故障后，恢复供电。5、机构部分故障引起机构自行脱扣而跳闸的，应查明故障部位，汇报调度，可以根据调度命令，重新合闸，合不上或查不清故障点，应拉开其两侧隔离开关，转移负荷后，汇报上级派员处理。“SF6压力降低闭锁”的判断和处理判断：现场检查开关SF6压力处理1、记录光字牌，时间;2、派人到现场检查设备情况;3、报调度及有关领导4、用卡板将断路器卡死在合闸位置，然后断开控制电源。5、如有旁路断路器立即改变运行方式，带出负荷，再将故障断路器两侧刀闸拉开，然后查找原因。6、若无旁路断路器，又不允许停电的，可在开关机械闭锁的情况下，带电处理。“气（液）压降低闭锁”的判断和处理判断可根据表计进行判断处理1、记录光字牌，时间;2、派人到现场检查设备情况;3、报调度及有关领导4、用卡板将断路器卡死在合闸位置，然后断开控制电源。5、如有旁路断路器立即改变运行方式，带出负荷，再将故障断路器两侧刀闸拉开，然后查找原因。6、若无旁路断路器，又不允许停电的，可在开关机械闭锁的情况下，带电处理。 SF6气体泄漏的检查和处理检查：当SF6断路器发生SF6气体泄漏，出现“SF6压力过低闭锁跳闸”、“SF6压力过低闭锁合闸”、“SF6压力低告警”光字牌，断路器位置指示灯熄灭时，应戴防毒面具，选择上风方向接近设备。处理：若仅出现“SF6压力低告警” 光字牌，应带好防毒面具，选择上风方向接近设备,检查SF6气体是否泄漏。确认SF6气体泄漏，且出现恶化趋势时，报告当值调度，故障断路器退出后做好检修的准备。若出现“SF6压力过低闭锁跳闸”、“SF6压力过低闭锁合闸”、信号时，1、记录光字牌，时间;2、派人到现场检查设备情况;3、报调度及有关领导4、用卡板将断路器卡死在合闸位置，然后断开控制电源。5、如有旁路断路器立即改变运行方式，带出负荷，再将故障断路器两侧刀闸拉开，然后查找原因。6、若无旁路断路器，又不允许停电的，可在开关机械闭锁的情况下，带电处理。隔离开关定期巡视检查的周期和项目1、 瓷质部分是否有清洁、破损、裂纹及放电现象。2、 带电部分应无杂物。3、 各接头应无松动、发热。4、 刀口应完全合入并接触良好，试温蜡片应无融化。5、 本体、传动机构应完好无变形，销子应无脱落6、 操作机构箱、端子箱应关闭且密封良好，内部应无异常。7、 联锁装置应完好。拉合隔离开关的注意事项1、应先检查断路器在断开位置，以防止带符合拉刀闸。2、线路停、送电时，必须按顺序拉合隔离开关。停电时，先断开断路器，后拉线路侧隔离开关，再拉母线侧隔离开关；送电时相反。3、隔离开关操作时，应有值班员现场检查其分、合闸位置，确保隔离开关动作正常，位置正确。4、现场操作隔离开关时，应有现场监护人监护才能进行。5、雷电时，禁止现场操作隔离开关。6、需要解锁操作时，必须按照解锁流程进行，检查相应的断路器、隔离开关的位置状态，核对无误后方能解锁操作。关于手动分、合闸的规定1、应先检查断路器在断开位置，以防止带符合拉刀闸。2、线路停、送电时，必须按顺序拉合隔离开关。停电时，先断开断路器，后拉线路侧隔离开关，再拉母线侧隔离开关；送电时相反。4、现场操作隔离开关时，应有现场监护人监护才能进行。5、手动分、合隔离开关前应确认刀闸电机电源在退出位置。6、雷电时，禁止现场操作隔离开关。关于解锁操作的规定当隔离开关确实需要解锁操作时，由值班负责人汇报运行专责，由运行专责携带解锁钥匙到现场，确认相应的断路器、隔离开关的位置状态，核对无误后方能解锁操作。隔离开关异常运行及处理常见异常：接点和触头过热、电动操作失灵、三相不同期、合闸不到位。1、隔离开关电动操作失灵。首先检查操作有无差错，然后检查操作回路、动力电源回路是否完好，熔断器是否熔断或松动，电气闭锁回路是否正常。2、接点和触头过热。立即设法申请调度减负荷；严重过热时，应转移负荷，然后停电处理。3、隔离开关合闸不到位或三相不同期。发生这种情况，可以拉开隔离开关再次合闸，对220kV隔离开关，可用绝缘棒推入。必要时，申请停电处理。4、隔离开关触头熔焊变形、绝缘子破裂、严重放电。应立即申请停电处理，在停电前应加强监视。避雷器运行定期巡检的项目1、 检查绝缘部分是否清洁、有破损、裂纹及放电现象。2、 检查在线监测仪无异常、泄露电流值是否正常、放电记录器是否动作。3、 检查引线接头是否牢固、有无过热变色。4、 检查避雷器内部是否有异常响动。5、 均压环无松动、歪斜。电力电容器运行1. 定期巡检周期和项目答：定期巡检周期：1.每年定期对电容器室进行卫生清扫、外壳清抹。2.长时间无运行的电容器不应超过半年，否则应联系调度对其充电运行一定时间。定期巡检项目：1. 检查电容器是否有膨胀、膨油、渗漏油现象；2. 检查瓷质部分是否清洁，有无放电痕迹；3. 检查接地线是否牢固；4. 检查放电变压器串联电抗是否完好；5. 检查电容器室内温度、冬季最低允许温度和夏季最高允许温度均应符合制造厂家的规定；6. 电容器外熔丝有无断落。2. 电容器投切规定和注意事项1. 为了延长电容器的寿命，电容器应在额定电流下运行，最高不应超过额定电流的1.3倍（545A）。2. 电容器应在额定电压下运行，一般不超过额定值的1.05倍（6.67kV），但亦允许在额定电压的1.1倍（7kV）下运行4小时。如电容器使用电压超过母线额定电压1.1倍时应将电容器停用。3. 电容器周围空气温度为45时，电容器外壳温度不得超过55。夏季须定期测试电容器外壳温度（点温仪），并作好记录（包括测试的热点温度及环境温度）。4. 新装设的或停止使用时间较长的并联电容器装置，在使用前必须进行耐压试验，试验前后应检测电容量；若电容量有明显变化，则不能投入使用，待查明原因处理后方可投入。5. 并联电容器装置投入前，应用兆欧表测量放电回路是否良好。6. 并联电容器投入时,应每天巡视检查,若发现电容器箱壳明显膨胀。7. 正常运行情况下电容器组的操作原则：当变电站连接电容器组的母线全停电时，应先切开电容器组断路器，后切开该母线上各出线断路器；当该母线送电时，则应先合上各出线断路器，后合上电容器组断路器（根据调度指令）。8. 电容器断路器断开后应间隔5分钟后才能再次合闸操作。9. 电容器停用后应经充分放电后才能验电、装设接地线，其放电时间不得少于5分钟。10. 当系统发生单相接地时，不准带电检查该系统上的电容器组。电容器在运行时，三相不平衡电流不宜超过额定电流的5。3. 电容器运行电压和电流的规定1、为了延长电容器的寿命，电容器应在额定电流下运行，最高不应超过额定电流的1.3倍（545A）。2、电容器应在额定电压下运行，一般不超过额定值的1.05倍（6.67kV），但亦允许在额定电压的1.1倍（7kV）下运行4小时。如电容器使用电压超过母线额定电压1.1倍时应将电容器停用。3、电容器在运行时，三相不平衡电流不宜超过额定电流的5。4. 停用电容器的规定1、正常运行情况下电容器组的操作原则：当变电站连接电容器组的母线全停电时，应先切开电容器组断路器，后切开该母线上各出线断路器；当该母线送电时，则应先合上各出线断路器，后合上电容器组断路器（根据调度指令）。2、电容器断路器断开后应间隔5分钟后才能再次合闸操作。3、电容器停用后应经充分放电后才能验电、装设接地线，其放电时间不得少于5分钟。5. 保护动作跳闸的检查和处理电容器组断路器跳闸故障一般为速断、过流、过压、低电压、中性点不平衡电流保护动作。断路器跳闸后，在没有查明原因前，不得强送，此时首先应检查保护动作的情况及有关设备一次回路，如检查电容器有无爆炸、鼓肚、喷油。并对电容器的断路器、电流互感器、电抗器、电力电缆等进行检查，判断故障性质。如无上述情况，而是外部故障造成母线电压波动而使断路器跳闸，经15min后根据调度命令允许进行合闸。电力电缆1. 定期巡检项目1、检查电缆及终端盒有无渗漏油，绝缘胶是否软化溢出。2、绝缘子是否清洁完整，是否有裂纹及闪络痕迹，引线接头是否完好不发热。3、外露电缆的外皮是否完整，支撑是否牢固。4、外皮接地是否良好。2. 关于温度的规定和温度异常的危害允许温升电容器的周围环境温度应按制造厂规定的数值进行控制，一般规定为-40-+40 OC，电容器的允许温升应参照制造厂的规定，一般不超过+15-+20 OC，电容器芯子的最高温升不得超过30 OC，如以周围的空气温度最高+40 OC为基准，则电容器的内部最高温度一般不超过+70 OC，并联电容器外壳的最高温度一般不超过50-55 OC，这与电容器浸渍的绝缘介质有关。3. 电缆常见故障及处理1、发生电缆过负荷运行或接头发热情况时，应加强监视，并立即向相关主管单位或主管人员汇报，以便采取相应的减负荷或其他应急措施。2、电缆发生短路故障时，应立即做好故障电缆的隔离措施。并汇报相关主管单位和主管人员。4. 电缆头常见故障及处理1、电缆头发生电晕，套管闪络损坏；发生上述情况，应立即加强监视，并通知检修人员处理，必要时将其停用2、户内电缆终端头发生闪络放电；遇到这种故障时应加强监视或停用，为防止这类故障，必须采取改进工艺，改善电场分布的措施，并解决室内电缆及电缆沟的积水和通风不良的问题，以保证安全3、电缆头爆炸着火；遇到电缆头爆炸着火时，值班人员应立即拉开该电缆线路的断路器隔离电源然后进行灭火，并用黄砂堵绝火源的蔓延，若电缆起火燃烧严重时，应采用防毒措施（如戴好防毒面具），同时立即报告领导及消防部门组织灭火.5 电缆绝缘的测量电力线载波阻波器巡检项目导线有无断股；接头有无发热；螺丝有无松动；安装是否牢固不摇摆；是否有鸟巢或杂物等。2. 耦合电容器巡检项目耦合电容器巡检应注意：（1）电容器瓷质部分有无破损或放电痕迹。（2）上下引线是否牢固，接地线是否良好，接地开关是否位置正确。（3）引线及各部有无放电响声。（4）有无漏、渗油现象。（5）二次电压抽取装置的放电氖灯无放电（不应发亮）。（6）结合滤波器完整严密不漏雨。3. 耦合电容器低压端接地开关的使用4. 接地端断线的现象危害及处理所用系统运行1. 所用电系统接线及正常运行方式所用电母线采用按工作变压器划分单母线接线，单母分段，和带母联的单母接线。2. 关于手动有载调压的规定3. 所用电自动切换后的处理4. 380V（）段母线故障的处理检查电压电流情况，检查站用电ATS开关切换情况，检查母线是否有短路现象，确认母线无压后对母线试送一次，试送不成功时，断开母线的所有空气开关，对空载母线试送，试送成功后再逐一试送各出线空气开关。试送时按先重要负荷的顺序进行送电。直流系统运行1.直流系统运行方式（正常方式、异常方式）十里亭站为例，直流系统构成 ：本站直流系统采用珠海瓦特GZDW高频开关电源，直流系统为电压220V，整个直流系统采用单母线分段接线，两段母线分别接在、组蓄电池和充电模块，靠QS3及QS4开关的位置选择，可以互联。本站直流系统的组成：由两组蓄电池组成，直流系统采用单母分段接线，每段接入一组蓄电池，一组高频开关电源，一台绝缘监察装置；该直流系统由一台集中监控器负责管理，并和综合自动化系统通信。正常运行方式：正常时，1M、2M分开独立运行。1号充电柜QS1打至“充电母线1”，1号馈电柜的QS3打至“馈电母线1”。2号充电柜QS2打至“充电母线2”，2号馈电柜的QS4打至“馈电母线2”。正常时，蓄电池采用浮充电方式，直流母线电压变化不得超过-5% +5%范围，即209V231V。此范围由直流综合监控模块管理，越限其自动处理及告警，告警后应及时处理。充电模块 交流电源采取互投方式。特殊运行方式： 当充电装置异常（交流失压）时可用蓄电池单独对直流系统供电，但尽可能控制不必要的负荷，并注意单电池电压不低于1.8V。 当有一充电装置异常或检修时，应倒换至另一台充电装置运行。任何情况下，不得退出蓄电池组运行。当1号充电柜需要带两段母线负荷时，只要将2号馈电柜的QS4打至“馈电母线1”即可。当2号充电柜需要带两段母线负荷时，只要将1号馈电柜的QS3打至“馈电母线2”即可。2. 直流系统的操作（充电装置投运、绝缘监察装置操作、站用电切换前的操作）3. 巡视检查项目1. 检查直流控制母线电压正常；2. 检查充电机电流正常；3. 检查直流系统绝缘监测装置液晶显示屏显示正常信息，及电源开关在投入位置； 4. 检查高频开关充电模块开关在投入位置，其电源灯（PWR）亮，故障灯（FAU）、告警灯（ALM）均不亮；5. 检查微机型蓄电池巡检装置液晶显示屏显示正常信息，蓄电池组总电压、充放电电流及电池温度正常，无蓄电池告警信息，及其电源开关在投入位置；6. 直流馈电柜屏面上各负荷开关按正常运行方式在投入位置；7. 电池巡检监控器显示的电池端电压是否正常，并与实际测量值对比；8. 每年一次根据全站直流系统各级容量定值图核对检查各级直流回路高分断开关额定电流是否符合选择性要求。9. 定期清扫蓄电池表面积尘。10. 按规定周期对蓄电池组核对性充放电。继电保护及自动装置运行1. 定期巡检周期和项目对继电保护装置巡视检查的内容：1.检查保护装置的监视灯、指示灯应正常，保护装置液晶显示无异常信息，保护压板投退正确，保护投入的定值区与实际运行方式相符。保护压板、自动装置均按调度要求投入；开关、压板位置正确；2.各回路接线正常，无松脱、发热现象及焦臭味存在；3.熔断器接触良好；继电器接点完好，带电的触点无大的抖动及烧损，线圈及附加电阻无过热；4.各类保护的工作电源正常可靠。CT、PT回路分别无开路、短路；指示灯、运行监视灯指示正常；5.检查仪表指示应正确，无异常，表计参数符合要求；6.光字牌、警铃、事故音响情况完好；微机保护打印机动作后，还应检查报告的时间及参数，当发现报告异常时，及时通知继保人员处理。2.功能压板和保护出口压板投退原则投：先功能压板，后出口压板（并测量出口压板无电压）；退：先出口主板，后功能压板。保护功能压板实现了保护装置某些功能 (如主保护、距离保护、零序保护等的投、退) 。出口压板决定了保护动作的结果 , 根据保护动作出口作用的对象不同 , 可分为跳闸出口压板和启动压板。当开关在合闸位置时 , 投入保护压板前需用高内阻电压表测量两端电位 , 特别是跳闸出口压板及与其他运行设备相关的压板 , 当出口压板两端都有电位 , 且压板下端为正电位、上端为负电位 , 此时若将压板投入 , 将造成开关跳闸。应检查保护装置上动作跳闸灯是否点亮 , 且不能复归 , 否则有可能保护跳闸出口接点已粘死。如出口压板两端均无电位 , 则应检查相关开关是否已跳开或控制电源消失。只有出口压板两端无异极性电压后 , 方可投入压板。保护软压板一般设置在投入状态 , 运行人员只能操作硬压板。正常运行方式下所有保护功能压板按定值整定要求投、退 , 所有出口压板均投入。当一套保护装置的主保护和后备保护共用跳闸出口时 , 退出这套保护装置中的某些保护时只能退其功能压板 , 而不能退出口压板 , 否则该套保护装置中的其他保护将失去作用。3.线路送电和倒闸操作时的注意事项（1）设备不允许无保护运行。变压器和重要线路不得无主保护运行。设备送电前，保护及自动装置应齐全，整定值正确，传动试验良好，压板按规定在投入位置。（2）倒闸操作中或设备停电后，如无特殊要求，一般不必操作保护或退出压板。如倒闸操作将影响某些保护的工作条件或引起运行方式的变化从而破坏某些保护的原理等情况下，可能引起误动作，则必须先停用这些保护。（3）保护及自动装置投入时，应先投交流电源（电流、电压），后投直流电源，检查装置工作正常后再投入出口跳闸压板。如特殊要求保护及自动装置的操作只操作压板不中断装置电源。否则顺序与上述相反。4.系统异常和事故发生后向调度员汇报保护动作的内容系统异常和事故时回报如下内容：1.事故发生的时间、现象、设备的名称和编号，断路器动作情况。2.继电保护和自动装置动作情况。3.频率、电压、负荷及潮流的变化情况。4.有关事故的其他情况。5.“装置异常”报警的原因及处理6.保护直流电源消失的原因及处理答：失去直流电源的保护无法启动出口跳闸，使开关不能正常动作，使一次系统处于无保护运行状态，造成故障使设备烧损、事故范围扩大等严重后果。保护直流电源消失因直流短路，接线脱落、误拆线、保护装置内部故障等引起。处理方法：尽快查找原因，恢复保护直流电源，一次设备不应停电。针对直流电源消失后产生的严重后果，继电保护整定在编制正常整定计算方案时，就要考虑全站直流电源消失时相邻线路上级开关后备保护的配合问题，因为相邻厂站上级保护动作跳闸不受下级厂站直流消失的影响。7.装置“TV”断线的原因及处理原因：电压互感器（TV）一次、二次熔丝熔断。或接线端子松动。现象：电压回路断线（TV断线）属于告警类信号。出现TV断线的那段母线投入电压回路断线告警保护的装置“告警”灯亮，装置液晶显示屏显示“电压回路断线”。微机告警显示器自动弹出，其中红色的文字显示告警总信号发生，蓝色的文字显示电压回路断线发生的时间。处理：检查TV的一次、二次熔丝，及接线端子排。8.保护装置其它报警信号的原因及处理9.典型操作票中涉及保护投退的内容根据电气操作导则的要求操作中涉及保护及自动装置操作原则如下：1、 当一次系统运行方式发生变化，应及时对继电保护装置及安全自动装置进行调整。2、 同一元件或线路的两套及以上主保护禁止同时停用，至少保留一套主保护在投入状态。3、 运行中的保护及自动装置需要停电时，应先退出相关连接片，再断开装置的工作电源。投入时相反。故障录波装置运行1. 巡检项目1.运行人员巡视时应检查录波器状态灯闪动情况，如果指示灯闪亮情况不符2.合