五龙变电站运行规程2012.doc

四川雅安宝兴供电有限责任公司110kV五龙变电站一次设备现 场 运 行 规 程二0一二年八月三十日批准：审查校核：编制： 2012年8月30日前 言本规程根据110kV五龙变电站实际情况，参照省电力公司，雅安公司的有关规程、规定编写而成，并修订补充而成本规程的内容。本规程由宝兴公司生产技术科归口。目录前 言2总 则4第一章各电压等级设备的运行接线方式7第二章一次设备的运行8第一节主变压器8第二节开关及刀闸17第三节电压互感器26第四节电流互感器28第五节防雷设施30第六节 站用电系统33第七节电缆36第八节母线37第三章直流系统39第四章电气设备的倒闸操作及微机五防系统44第一节 倒闸操作原则44第二节 五防操作专家系统46第五章变电站的事故处理51第一节 事故处理的一般原则51第二节 10kV接地故障的处理52第三节 母线失压的事故处理53第四节 全站失压的事故处理54第五节 火灾事故的处理55第六章消防系统56第一节 模拟量火灾报警系统56第七章通讯58第八章监控系统的运行58第九章设备投入系统运行61第十章电子围栏系统62附录I65附录II66总 则第一节 制定本规程的目的及本规程的适用范围第一条 目的1. 为本变电站的值班人员规定出设备正常运行的方式。2. 倒闸操作及事故处理的原则对现场运行值班工作起指导作用。3. 对本变电站值班人员起技术培训作用。第二条 适用范围1. 本规程适用于110kV五龙变电站。全体运行值班人员均应严格按照本规程之规定进行设备的运行、维护和事故处理工作。2. 从事变电运行工作的人员以及涉及变电站范围内设备的有关工作 时应按本规程规定执行。3. 从事变电运行工作的新进人员以及脱离变电站工作三个月及以上 的原值班员均需学习本规程并经考试合格后方可值班，本规程每年考试一次。4. 本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程、规定执行。第二节 对变电站及其设备的一般要求及规定1. 变电站设备应清洁无锈蚀、无渗漏、场地应整洁无杂草。2. 变电站值班人员不得私自对用户停、送电，有威胁人身和设备安全的情况时，可先采取紧急停电措施，然后立即报告上级相关部门。3. 变电站的设备均应有正规、醒目的双重编号及明显标志。表示设备分合指示状态的机械指示、电气指示应清楚，并与实际相符，相序标志明显、正确。4. 进入继保室、配电室的电缆沟应严密封堵，门、窗应完整，防小动物措施完善，避免小动物进入引起设备故障。第三节 季节性预防工作的一般要求规定一、设备巡视检查周期1. 交接班时必须对设备检查一次。2. 正常运行情况下，每日还应有至少4次定时检查(10、15、19、22) 夜间值班再进行一次夜巡。3. 特殊巡查：对气候变化、设备变更、异动、新投，运行方式改变、节日放假、过负荷及运行异常时应适当增加巡查次数。4. 变电站站长每周至少对本站设备全面巡查一次二、设备巡视检查项目：1. 瓷质表面应清洁，无破损、裂纹、无放电痕迹、无结冰情况。2. 注油设备的油色、油位应正常，无渗漏，铁质外壳无变形或破损， 吸潮剂无变色。3. 设备无异音、臭味、变色、发热、冒烟及其它异常现象。4. 导线无过紧、过松现象，无落挂物、烧伤断股情况。接头应紧固，雨天无水汽蒸发现象. 接头及连接处温度不得超过70。雪天无融雪现象。5. 所有仪表、信号、指示灯、压板、插头、设备位置指示器应与运行要求相符。6. 变压器运行时声音是否正常，散热器是否正常完好。检查变压器的油温（本体及绕组温度）、瓦斯继电器的油面和连接的集气盒是否正常，压力释放阀是否完好无动作。7. 独立避雷针及构架避雷针及其它架构，基础应无倾斜，地基无塌陷现象。设备外壳、构架应接地良好，避雷器放电记数器是否动作。8. 室外设备的机构箱、端子箱加热装置应按要求投入运行，箱门应关好，密封完好、防止进水、进潮气及进小动物。9. 继保室、配电室、站用变的门、窗、网门应关闭良好，照明应充足，温度室内)要适宜。10. 蓄电池运行，单电池电压、比重应正常，温度要适宜，直流母线电压和浮充电流符合要求（应小于20A）。11.35kV、10kV 配电室出线电缆运行正常、温度正常、有无其它异常情况，电缆终端头接地应良好。12. 对各电压等级保险器应按规定要求定期检查安装，无熔断、松动或接触不良、发热等情况。13. 室外设备区场地照明充足完好，满足夜间巡视检查的照明要求。14. 室外设备区场地无杂物，排水沟应畅通，设备及地基应无下沉现象，电缆沟内无积水。15. 各种标示牌和相色漆应明显清晰、正确、完整、齐全。16. 断路器、隔离开关操作机构连接杆连接完好，无断裂，无脱销，开闭准确完好，机械指示正确，断路器的SF6气体压力应完好，在正常运行区域内。17. 保护屏、测控屏、开关柜的保护压板位置正确，不应松动，并符合运行要求。屏后的各种空开按规定投入。屏上的各种指示灯显示正常、正确。18. 二次设备编号应正确、完整，二次电缆的标志应明确、清晰、完好。19. 消防设施按规定投运，并定期作切换试验。20. 电子围栏、图像监控系统等安保设施按规定投运，并定期作切换试验。三、特殊巡视检查内容：1. 节日期间对供城乡照明的线路及有重大保电任务时应重点检查。2. 雷暴雨时，检查围墙外排水沟、主控楼散水沟、电缆沟、主变排油 池是否积水，门窗关闭严密和房屋渗漏雨情况，雷击后，检查瓷瓶、套管有无放电闪络痕迹，避雷器计数器是否动作，并做好记录。3. 大风时检查避雷针、构架是否牢固，有无倾斜现象，场地有无易被砍起飞扬的物件，导线摆动及接头有无异常情况。4. 高温季节重点检查通风冷却设备是否正常，充油设备油位是否过高，各连接部分发热情况，油温是否超过规定值，导线弧度下垂是否过大等情况。5. 寒冬季节检查小动物进入室内的措施是否完善，雪天检查各接触处应无溶雪现象，检查电缆盖板完好，电缆沟入室处应封堵严密，消防器材齐全完好。第四节 倒闸操作的一般要求规定 1. 倒闸操作必须严格遵守电力安全工作规程的有关规定。2. 拉、合刀闸前必须检查断路器(开关)确在断开位置，方可操作。3. 线路的倒闸操作：（1. 停电时，应先拉开开关，后拉开刀闸(先断负荷侧刀闸，后断电 源侧刀闸)。（2. 送电时顺序相反，即先合上刀闸(先合电源侧，后合负荷侧)、后 合上开关。（3. 双电源线路的倒闸操作按调度下发的操作命令执行。4. 主变停送电的倒闸操作原则： 本站三圈变压器：合上主变中性点刀闸，按照先低压、后中压、最后高压的原则停电，然后拉开三侧刀闸。送电时顺序与此相反。第一章 各电压等级设备的运行接线方式正常运行方式本站有三个电压等级：110kV、35kV、10kV，有一台主变压器，全站主接线方式如下：1.1.1 110kV为单母线接线。110kV母线PT、1#主变、各线路开关连接于110kV母线 。正常运行时，按固定联接方式，即：110kV东龙线151开关、黄龙线152开关、主变101开关、110kV母线PT运行于110kV母线。1.1.2 35kV为单母线接线。正常运行时，按固定联接方式，即：1#主变301开关、35kV赶龙线352开关、若龙线353开关、35kV母线PT运行于35kV母线。1.1.3 10kV为单母线接线，正常运行时，按固定联接方式，即：1#主变901开关、10kV龙永线914开关、龙苏线915开关运行于10kV母线。1号站用变9101辅助手车运行于10kV母线，2号站用变T接于赶羊沟电站921赶崇线。由1号站用变带全站站用负荷；2号站用变处于空载运行状态，。两台站用变按定期轮换制度交替使用。9301分段隔离柜备用。第二章 一次设备的运行第一节 主变压器2.1.1 组成及功能简介2.1.1.1 本站一期安装有主变压器一台，为油浸三相三绕组有载调压变压器，型号为SSZ10-40000/110，单台容量40000kVA。2.1.1.2 主变有载调压分接开关型号为：CMD500Y/63C-10193W, 有载调压分接开关共有17档，其中9a、9b、9c为等电位，每调一档110kV以1.25%的电压幅度升降,可实现99.00kV121.00kV范围的电压调控,35kV以2.5%的电压幅度升降,可实现36.575kV40.425kV范围的电压调控。2.1.1.3 主变压器配16组散热器。2.1.1.4 主变压器共设指针式温度计二支,一支为绕组温度计,一支为上层油温温度计（本体温度计）。通过对温度的整定可实现对主变压器温度异常发出报警信号。2.1.2 正常运行操作注意事项 2.1.2.1 主变压器根据县调调度命令投运或停运。2.1.2.2 主变压器在正常情况下，一般不允许过负荷运行，当负荷电流或油温超过额定值时，值班人员应立即汇报当值调度，并对油温、油位及冷却器的运行状况加强监视，注意接头有无发热和渗漏油等现象。必要时请求调度调整负荷至额定电流值以下。2.1.2.3 事故情况下，主变压器允许过负荷运行，但主变压器若存在较大缺陷（如冷却系统运行异常、严重漏油、色谱分析异常、接头严重发热等）时，不准过负荷运行。事故过负荷运行可参考变压器运行规程规定，并严格按调度命令执行。事故过负荷时，值班人员应将起止时间、电流、温度详细记录（电流、温度每10分钟记录1次）。2.1.2.4 主变压器在正常冷却条件下，其运行电压与电流应符合表1的规定。表1: 主变压器分接开关位置对应的额定电流表高 压 侧中 压 侧低 压 侧分接开关 档位电压(V)电流(A)电压(V)电流(A)电压(V)电流(A)1121000190.940425571.3105002200211962519334116875197.65115500199.939460585.26114125202.47112750204.88111375207.49a110000209.938500599.89b110000209.99c110000209.910108625212.637540615.211107250215.312105875218.113104500221.014103125223.936575631.415101750227.016100375230.11799000233.32.1.2.5 值班人员应密切监视主变压器的运行状况，每小时抄录主变压器的负荷、电压、油温和环温，并及时分析所抄录的数据有无异常情况。2.1.2.6 正常运行中主变压器的上层油温不宜超过85，温升不宜超过55。当报警信号发出后，当值人员应立即全面巡视，查明原因，采取措施。2.1.2.7 主变压器投入（退出）运行的顺序2.1.2.7.1. 1#主变压器投入运行应按下列顺序：1）投入相应的保护装置；2）合上1#主变中性点1019刀闸；3）合上110kV侧101开关对1#主变空载充电；4）合上35kV侧301开关；5）合上10kV侧901开关。 投运前应保证变压器及其保护装置状态良好，具备投运条件。变压器本体及周围无异物，接地线已拆除，分接开关位置正确。变压器在低温投运时应防止呼吸器因结冰被堵。2.1.2.7.2. 1#主变压器停止运行应按下列顺序：1）合上1#主变中性点1019刀闸；2）拉开1#主变10kV侧901开关；3）拉开1#主变35kV侧301开关；4）拉开1#主变110kV侧101开关。 投运或停运主变压器操作前，中性点必须先接地，主变压器投运后可按调度要求决定中性点是否断开。2.1.2.8 主变压器正常运行时本体重瓦斯、有载重瓦斯、有载开关气体继电器动作保护作用于跳闸;其他非电量保护(本体轻瓦斯、有载轻瓦斯、压力释放、油温高)作用于信号。主变压器在运行中进行滤油、加油时，应先将重瓦斯改接信号，其它保护装置仍然接入跳闸位置。当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。地震等外界原因引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后方可投入。2.1.2.9 主变压器的油位由安装在主变波纹膨胀储油柜外侧的金属波纹膨胀器显示窗口指示，当油位过低时发出“本体油位异常”报警信号。2.1.2.10 主变压器有载调压分接开关的运行2.1.2.10.1. 主变压器为有载调压变压器，值班人员应根据调度下达的电压曲线表自行调整母线电压。在调压时注意各侧的电流，应不超过表1的规定，使之符合要求，确保电压合格率。调压操作时，每输入一次控制指令(在监控机或主变测控屏上操作)完成一级调压，需要进行两级以上调压时应待上一次调压操作完成5秒后，才允许发出下一次操作指令。调压操作时，应注意电压、电流、主变档位指示的变化，若有异常情况应立即停止操作，防止发生事故。2.1.2.10.2. 每次调压操作后，值班人员必须到有载调压机构箱处检查指针位置是否正常，主控制室内监控机或主变测控屏上显示的变压器档位与现场机构箱显示的档位位置是否一致，作好有载调压开关调压记录（包括SG186系统上的记录）。2.1.2.10.3. 主变分接开关每天调节的次数一般不得超过10档次(每调一档分接头为一档次)，若电压变化频繁且幅度太大，按电压曲线调节可能超过10档次时，可在每天高峰和低谷负荷前预先进行调整。2.1.2.10.4. 有载调压分接开关允许在主变额定负荷及以下进行调压操作，但过负荷或系统有异常情况时禁止进行调压操作。2.1.2.10.5. 主变有载调压分接开关带负荷调压5000档次时，应上报生技科及上级有关部门，以便安排检修部门对有载调压分接开关进行检修。2.1.2.10.6. 手动调压方法：断开主变测控屏上HMK7档位控制器电源，断开操作机构箱内的电机电源，将操作摇把插在转动轴上，手动摇33圈至目标档位，检查小指针在规定区域内。2.1.2.10.7. 主变停运时，应将有载调压分接开关的HMK7档位控制器电源停用。主变投运时，应检查有载调压分接开关的档位。2.1.2.11 新装、大修、事故检修注油或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于48小时，若有特殊情况不能满足上述规定，须经雅安公司总工程师批准。2.1.2.12 主变投运带10kV、35kV负荷后应做主变带负荷试验（主要做变压器差动保护极性检查，高、中、低后备方向测试）,以确认二次接线的正确性。2.1.3巡视检查2.1.3.1 对运行中主变压器应进行日常巡视检查，每天至少巡视六次，每周至少进行一次夜间巡视，巡视检查的项目如下：2.1.3.1.1 .主变压器内部声响应正常，本体及各部件无渗漏油。2.1.3.1.2 .本体、有载调压油枕和充油套管的油位应正常，应与油位-温度曲线表相对应。2.1.3.1.3 . 运行的主变压器实际油温（绕组及本体油温）和主变测控屏温度数显仪上的显示，及与监控机上的温度显示应相符。2.1.3.1.4 .套管应清洁，无破损裂纹，无放电打火现象。2.1.3.1.5 .呼吸器油封正常，呼吸畅通，硅胶潮解变色部分不应超过总量的1/2。2.1.3.1.6 .套管出线接头及10kV伸缩节接触良好，无发热现象。2.1.3.1.7 .本体及有载调压瓦斯继电器内无气体并充满油，防雨罩完好。2.1.3.1.8 .运行时，主变分接开关的运行档位应与监控机上一致。有载调压分接开关的分接位置及电源（包括HMK7档位控制器电源）指示正常。2.1.3.1.9 . 基础无下沉，接地焊接头、引线无脱焊、锈蚀。2.1.3.1.10 .压力释放阀应完好无渗漏油。2.1.3.2 在下列情况下当值运行人员应对变压器进行特殊巡视检查，同时增加巡视检查次数：1）新设备或检修、改造过的变压器在投运72小时内；2）有严重缺陷时；3）气象突变（如地震、大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时；4）防洪季节特别是雷雨后；5）高温季节、高峰负荷期间；6）变压器过负荷运行时；7）其他需要特巡的情况，如保电等。2.1.3.3 在对变压器进行全面检查时，应增加以下检查内容：1）外壳及箱沿应无异常发热；2）各部位的接地应完好，必要时应测量铁芯和夹件的接地电流，其值不应大于0.5A；3）有载调压装置的动作情况应正常；4）各种标识标牌应齐全明显；5）各种温度计应在检定周期内；6）消防设施应齐全完好，感温电缆和终端盒连接完好。7）放油池和排油设施应保持良好状态。2.1.4 变压器运行异常及事故处理2.1.4.1 值班人员在变压器运行中发现任何异常现象（如漏油、油位变化过高或过低、异常声响等）应设法尽快消除，并报告当值调度和有关领导，将情况记入值班记录簿和设备缺陷记录簿内。2.1.4.2 变压器的负荷超过额定值时，应及时向调度报告进行负荷调配。2.1.4.3 变压器的油温（本体温度）升高至75或正常情况下温度明显变高时，值班人员应进行下列检查：1）、 检查变压器的负荷和环境温度，并与在同一负荷和环境下应有的油温核对。2）、 触摸变压器的外壳，核对温度计指示温度和温度测量装置是否正常。3）、 散热器阀门是否打开，必要时手背触摸散热器，温度高说明阀门打开，温度低说明阀门关闭或未全打开或油路堵塞，在检查后迅速判明原因，汇报调度及有关领导，采取措施降低油温。2.1.4.4 若发现油温较平时同一负荷和环境温度下高出10以上，而变压器负荷不变，油温不断上升，且冷却系统和温度显示均正常，则可以怀疑变压器发生内部故障（如铁芯严重短路，绕组匝间短路等）而变压器的保护装置因故拒动，值班人员应立即汇报调度和相关领导，按调度命令将变压器停运检修。2.1.4.5 主变压器出现下列情况之一时，应立即将主变三侧开关（101、301、901）拉开，使其停止运行，汇报值班调度员和有关领导并作好记录。1）变压器内部声响明显增大，很不正常，不均匀，内部有爆裂声；2）在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常，并迅速上升超出允许限值时；3）严重漏油使油面急剧下降，且瓦斯继电器内无油时；4）套管有严重的破损和放电现象；5）储油柜金属波纹管破裂喷油时；6）变压器冒烟着火或附近设备着火、爆炸等情况已严重威胁变压器安全运行时；7）当发生危及变压器安全运行的故障，而变压器的有关保护装置拒动时。2.1.4.6 当发现变压器油位较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因，立即通知检修部门人员补油。但是因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号，而应采取止漏措施。止漏成功，再进行补油措施。如止漏不成功，应立即将变压器停运。变压器套管严重缺油时应将变压器停运，进行补油。2.1.4.7 变压器油位因油温上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油使油位降至适当的高度，以免溢油。放油时应遵守相关的规定。放油时应密切观察油位指示计的变化，避免造成大量放油。2.1.4.8 轻瓦斯保护动作时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明动作原因，并汇报调度和公司领导，通知检修部门对变压器进行检查，取气进行点燃试验，判断是否因空气侵入、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如瓦斯继电器内存在气体，则应记录气量并观察气体颜色，打开取气盒及瓦斯继电器放气阀，用取气瓶取气样封好，随即关闭放气阀，将气样提供给检修部门进行色谱分析。若检查结果属于变压器内部故障，应请示调度将变压器停电检修；若检查结果判断为空气，可将气体放尽后继续运行。如果空气造成的轻瓦斯动作间隔时间逐次缩短，即将造成重瓦斯动作跳闸时，可以取得调度同意后将重瓦斯保护投信号。重瓦斯保护（本体瓦斯和有载调压瓦斯）动作跳闸时，应立即汇报调度及有关领导， 在未查明原因和消除故障前不得将变压器投入运行。2.1.4.9 变压器差动保护动作跳闸后，值班人员应立即汇报调度和有关领导，应迅速对差动保护范围内的各部分设备进行检查，检查的重点是：变压器套管是否完好，连接变压器的引出线上是否有闪络痕迹和短路现象。若以上检查未发现异常时，则应等待检修部门查明变压器内部是否有故障或是否是保护误动。在未将故障找出并消除前不准将变压器合闸送电。2.1.4.10 变压器由于复压过流保护动作跳闸时，值班人员应立即汇报调度和有关领导，除检查变压器保护动作情况外，同时应详细检查有无越级跳闸的可能，即检查各出线保护装置的动作情况，各出线开关操作机构是否正常。如查明是因某路出线故障引起的越级跳闸，则应根据调度命令拉开该出线开关和刀闸，将变压器投入运行，恢复其余各线路供电；如查不出是否是越级跳闸，则应将中、低压侧所有出线开关全部拉开，并检查中、低压侧的母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障现象时，则变压器按照调度命令可在空载情况下试投一次，正常后再逐路恢复送电；若在试送某一出线开关时又引起越级跳闸时，则应将该线路停用，而将其余线路恢复送电；若检查中发现中、低压侧母线有明显故障现象，而变压器本体无明显故障时，则可排除母线故障后，再试送一次；若检查发现变压器本体有明显故障现象时，则应将变压器停运检查修理。 以上查找故障的所有操作均应按照调度命令执行。2.1.4.11 有载调压变压器的有载调压分接开关电动操作出现“连动”现象时，值班员应立即拉开操作机构箱内驱动电机的电源空气开关“Q1三相交流电源断路器”，或立即按下1#主变测控屏上HMK7档位控制器的“停止”按钮，再拉开 “Q1三相交流电源断路器” 电源空气开关，然后用操作机构箱内的摇柄摇到适当的分接头位置，并通知检修人员处理。2.1.4.12 变压器开关跳闸后，值班人员应立即检查设备的情况、保护装置动作及监控机发信等情况，并查明记录详细原因，向调度和有关领导汇报。如综合判断变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可根据调度命令将变压器重新投入运行。 若发现变压器有内部故障现象时，应通知变电检修人员作进一步检查。2.1.4.13 变压器着火时，值班员可不经调度同意，迅速将着火的变压器停电后，立即使用灭火装置灭火。处理后再迅速汇报调度、上级领导及有关人员。2.1.5 检修验收2.1.5.1 变压器的检修：2.1.5.1.1 变压器大修周期：1）第一次一般在投入运行后的5年内，以后每隔10年大修一次。2）箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重漏油时，才进行大修。3）在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。4）运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修，运行正常的变压器经综合判断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。2.1.5.1.2 变压器小修周期，一般每两年1次。2.1.5.1.3 附属装置的检修周期：1）保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。2）吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。3）自动装置及控制回路的校验，一般每年进行一次。4）套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。2.1.5.2 变压器的验收：2.1.5.2.1 变压器的验收内容：1）变压器本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落等现象；2）变压器试验项目应合格，无遗漏试验项目；3）各部分油位正常，各阀门的开闭位置应正确，油的性能试验，色谱分析和绝缘强度试验应合格；4）变压器外壳应有良好的接地装置，接地电阻应合格；5）分接开关位置应符合电网运行要求，有载调压装置电动手动操作均正常，指针指示和实际位置相符；6）基础牢固稳定，符合抗震要求；7) 保护测量信号及控制回路的接线正确，各种保护均应进行实际传动试验，动作应正确，定值应符合电网运行要求，保护压板在投入运行位置；8) 呼吸器应装有合格的干燥剂，检查应无堵塞现象；9) 主变引线对地和相间距离合格，各部导线接头应紧固良好；10) 变压器的防雷保护应符合规程要求；11) 压力释放器应正常；12）变压器的坡度应合格；13）检查变压器的相位和接线组别应能满足电网运行要求，变压器的中压、低压侧有可能和其它电源并列运行时则应进行核相工作，相位漆应标示正确、明显；14）温度表及测温回路完整良好；15）套管油封的放油小阀门和瓦斯放气阀门应无堵塞现象，高压套管应完好，铁芯和夹件接地应完好；16）变压器上应无遗留物，临近的临时设施应拆除，永久设施布置完毕并清扫现场。2.1.5.2.2 参加验收人员如下: 应参加验收的人员：雅安公司、宝兴公司生产技术部门、安监部门、调度部门相关领导、变电站站长、发、变电运行专责、安全专责，当值运行正班等。2.1.5.2.3 验收时，应检查检修设备存在的缺陷是否消除，若已消除，在设备缺陷记录薄上作好记录，并下可以投运的结论。否则应向工作负责人提出要求处理，若因故不能处理的缺陷应让工作负责人在设备修试记录薄上作好记录。第二节 开关及刀闸2.2.1组成与功能简介2.2.1.1. 110kV电压等级的SF6断路器2.2.1.1.1. 110kV东龙线151开关、黄龙线152开关采用苏州阿海珐生产的GL312型六氟化硫断路器，配用FK3-1弹簧操作机构，可对断路器三相电气联动操作和一次自动重合闸操作。设有一组分合闸弹簧，位于操作机构箱内。2.2.1.1.2 . 1#主变高压侧101开关采用苏州阿海珐生产的GL312型六氟化硫断路器，配用FK3-1弹簧操作机构，可对断路器进行电气联动操作和一次自动重合闸操作。设有一组分合闸弹簧，位于操作机构箱内。2.2.1.1.3. 开关操作所需的能量存储在分合闸弹簧中。弹簧储能机构由电动机和储能齿轮组成。合闸弹簧靠电动机转动储能，储能及分合闸使用直流电源。2.2.1.1.4. GL312型六氟化硫断路器采用单极、单断口结构。 2.2.1.1.5. GL312型六氟化硫断路器灭弧介质的密度、压力由气体压力密度计来监控并显示在压力表上。在环境温度20时，SF6的额定气压为0.64MPa，当SF6压力降为0.54 MPa时，发“低气压报警”信号，当SF6压力降为0.51MPa时，发“低气压闭锁”信号，闭锁断路器分合闸动作。2.2.1.1.6. 防跳装置。每台断路器的控制箱内配有防跳继电器，可以避免开关在同时存在的合分指令下不断的合闸和分闸。2.2.1.1.7. 每台断路器的操作机构箱和控制箱都装有凝露防护单元（加热器），凝露防护单元必须连续工作。2.2.1.1.8.断路器的控制箱内配有记数器，用来记录每台断路器的动作次数。2.2.1.2 . 35kV高压真空断路器2.2.1.2.1 35kV高压真空断路器采用成都旭光电子生产的ZN12-40.5型高压真空断路器，采用三相联动操作，断路器安装方式为固定式。2.2.1.2.2. 本站10kV真空断路器采用的是上海富士电机开关有限公司生产的断路器，为中置式移动手车开关。2.2.1.2.3. 操作机构是平面布置的弹簧储能式，具有手动和电动储能功能。正常情况下，储能电动机自动通电进行合闸弹簧的储能操作，合闸弹簧储能到位后，断路器内部的储能位置开关会自动切断储能电机的电气回路。2.2.1.2.4 . 一般情况下，手动操作功能只在断路器空载调试和检测时使用。110kV断路器手动操作方法：1)手动储能：用专用储能手柄插入手动储能部位，顺时针转动20圈左右，储能到位，从储能指示观察窗中可看到储能标记指向“已储能”。2)手动合闸：将切换开关切换到就地（L）,按动断路器面板上的绿色合闸按钮。3)手动分闸：将切换开关切换到就地（L）,按动断路器面板上的红色分闸按钮。2.2.1.2.5. 合闸弹簧手动操作功能可以在断路器二次回路还没有电源的特殊情况下使用：手动分闸操作功能可以在紧急需求的情况下提供给操作者直接对断路器进行分闸操作；手动合闸操作功能只能在断路器主回路不带电的情况下，只要断路器的主回路带电就绝对不允许使用手动合闸操作！2.2.1.2.6. 操作机构的储能电动机由直流屏提供直流220V电源。2.2.1.3 . 10kV真空开关。本站主变10kV侧901开关采用型号HS4010M-31MF-CSH型户内交流高压真空断路器。 2.2.1.3.1 龙若路914、龙苏路915开关采用HS3110M-12MF-CSH型断路器。2.2.1.3.2 .操作机构是平面布置的弹簧储能式，具有手动和电动储能功能。正常情况下，储能电动机自动通电进行合闸弹簧的储能操作，合闸弹簧储能到位后，断路器内部的储能位置开关会自动切断储能电机的电气回路。2.2.2. 正常运行操作注意事项 2.2.2.1. 110kV SF6断路器的正常运行：1）SF6气体压力正常，无明显变化和闭锁信号；2）分、合闸指示正确和监控机位置一致;3）分合闸弹簧储能指示正确;4）防凝露加热器在工作位置;5）开关无异常声响和烧焦等异味;6）开关引线紧固、无松动、无过热现象；7）绝缘瓷瓶清洁，无污染、无打火放电现象。2.2.2.2. 35kV及10kV真空断路器的正常运行：1)分、合闸指示正确和监控机位置一致;2)支持绝缘子无裂痕及放电异声；3)真空灭弧室无异常；4)接地完好；5)接头接触部分无过热。2.2.3 . 刀闸的运行2.2.3.1. 监视运行中刀闸的电流不得超过额定值。1)110kV刀闸不得超过2000A； 2)35kV刀闸不得超过1250A。2.2.3.2 . 运行中的刀闸温度不允许超过70，接头及触头应接触良好，无过热现象，否则，应加强监视并汇报调度，设法减小负荷或停用。2.2.3.3. 刀闸本体与操作连杆及机械部分应无损伤。各部件坚固，位置正确，电动操作箱内应无渗漏、积水，密封应良好。2.2.3.4. 刀闸在运行中应保持“十不”：不偏移、不振动、不过热、不锈蚀、不打火、不污脏、不疲劳、不断裂、不烧伤、不变形。2.2.3.5. 检查刀闸在分闸时的位置，应有足够的安全距离，定位锁应到位。2.2.3.6 .刀闸的防误闭锁装置应良好，电气闭锁，机械闭锁均应在良好状态。2.2.3.7. 接地刀闸应接地良好、刀片和刀咀应接触良好、闭锁应正确。2.2.3.8 .合上接地刀闸之前，必须确认有关各侧电源均已断开，并验明无电后才能进行操作。2.2.3.9 .在运行或定期试验中，发现防误闭锁装置有缺陷，应视同主设备缺陷及时上报，并督促处理。2.3.10. 110kV刀闸电动操作机构的运行 110kV刀闸均用CJ6电动操作机构进行分、合闸操作，操作可实现远动和就地进行。2.2.3.10.1.电动操作机构电机电源采用380V交流电源，取自110kV刀闸操作回路。2.2.3.10.2.该机构的交流电源开关均设在本回路端子箱内。2.2.3.10.3.电动机构箱内装设有电机电源开关，刀闸的合闸按钮，分闸按钮和停止按钮。无操作任务时，交流电源开关应置断开位置。2.2.3.10.4.对刀闸进行分、合闸操作。1)合上电机电源开关。2）按下合闸(分闸)按钮，完成对刀闸的合闸（分闸）。3）拉开电机电源开关。2.2.4.巡视检查2.2.4.1 SF6断路器的巡视检查项目：1）每日定时记录SF6气体压力值；2）断路器各部分及SF6气体管道无异常声响（漏气、振动声）及异味，管道夹头正常；3）套管无裂痕，无放电和电晕；4）引线连接部分无过热、引线弛度适中；5）分、合闸指示正确和监控机位置一致;6）接地完好；7）巡视环境清洁，附近无杂物；8）每周对操作回路、加热、照明回路的开关检查一次。2.2.4.2 35kV及10kV真空开关的巡视检查1）检查高压开关带电显示装置完好。2）分、合闸指示正确和监控机位置一致;3）弹簧储能指示正确。4）支持绝缘子无裂痕及放电异声。5）真空灭弧室无异常。6）接头部分无过热。7）接地完好。2.2.4.3 刀闸的巡视检查1）绝缘支柱瓷瓶无裂纹，无放电痕迹和电晕现象；2）操作连杆及机械各部分应无损伤，无锈蚀，各机件紧固，位置正确，无歪斜、松动、脱落等不正常现象；3)闭锁装置良好；4)触头无烧伤，无变形、无锈蚀、不倾斜，接触良好，无发热现象；5)刀片、刀咀无脏污，无烧伤痕迹，弹簧片、弹簧及过渡铜板无裂纹、折断现象；6)接地刀闸应接地良好，各部份均无损伤；7)机构箱密封良好，无渗、漏水现象。2.2.5. 开关的异常及事故处理2.2.5.1 开关的常见故障有：1)动作失灵：如开关拒绝合闸或分闸，操作机构不灵敏等。2)密封失效：如密封不好而进水及漏气等。3)灭弧故障：如开关遮断容量不够，切断故障电流时，造成开关触头熔焊，开关切断故障电流时造成开关损坏，爆炸等。4)其它故障：如拉杆瓷瓶断裂，传动机构故障，电容式套管损坏等。2.2.5.2 运行中发现开关因过负荷发热，应汇报调度调整负荷。如发现运行中的开关有焦臭味、声音异常等现象，此时应汇报调度把负荷降到最低或停用该开关，进行计划外检修。2.2.5.3 运行中发现开关SF6漏气，应查明原因，立即汇报有关领导和检修部门。2.2.5.4 开关拒绝合闸的原因一般有：1)操作机构故障。2)合闸电源的电压与规定值不符。3)操作或合闸回路故障。4)保护装置有问题。5)SF6气体的压力不符合要求（低气压已闭锁）。送电操作中，如当开关拒绝合闸时，应进行上述原因的查找。 带电时禁止在开关本体上“就地”分、合闸。2.2.5.5 开关拒绝跳闸的原因一般有：1）操作机构故障。2）保护装置故障。3）跳闸回路故障（跳闸回路断线，跳闸线圈烧坏，辅助接点接触不良等）。4）操作电源故障。5）SF6气体的压力不符合要求。停电操作中，如当开关拒绝分闸时，应照上述原因逐项查找。断路器发生拒分时应立即采取措施将其停用,待查明拒动原因并消除缺陷后方可投运。2.2.5.6 开关自动跳闸，而保护未动作，同时系统中未发现短路或接地现象，则说明开关误跳闸，应汇报调度，尽快查明原因，迅速恢复送电。2.2.5.7 开关保护动作跳闸后，值班员应作好如下记录：1）监控机信息窗所发信号及时间。2）保护屏上所发信号。3）开关、刀闸及引线部分的检查情况。4）汇报及处理过程的情况。5）填写断路器故障跳闸记录簿。2.2.5.8 SF6断路器的异常及事故处理2.2.5.8.1. 当“低气压报警”（0.54Mpa）、“低气压闭锁” （0.51Mpa）任一信号发出时，值班员应立即到设备现场认真、仔细检查每只表计后作出准确判断，并作处理，做好记录。值班员确认是由于设备故障，但又不能处理的，应立即汇报调度，通知检修部门处理。2.2.5.8.2. SF6开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，值班人员接近设备要谨慎,尽量选择从上风侧接近设备,必要时要戴防毒面具。2.2.5.8.3. 开关操作时发生非全相运行，应立即拉开该开关并立即汇报调度。2.2.5.8.4. 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应断开该开关的操作电源，并立即汇报调度。2.2.6 刀闸的异常及事故处理 2.2.6.1 刀闸拒动时，应停止操作并进行下列检查：1）380V交流操作电源空气开关是否合上。2）操作程序是否正确，有无误操作的可能（如带负荷拉、合刀闸、带地刀合刀闸等）。3）刀闸的机械闭锁、电磁闭锁是否在正确位置。4）传动部分、接触器、电机有无异常。5）是否走错间隔。2.2.6.2 刀闸拒绝分、合闸时，不得随意解除电磁闭锁装置及防误闭锁装置。 应查明并消除故障后再进行操作，若查明确系电磁锁装置本身及防误闭锁装置的故障，应按第四章1.6条处理。2.2.6.3 刀闸或母线接头发热时，应加强监视，并汇报调度及主管领导。2.2.6.4 母线和刀闸的瓷瓶（包括穿墙套管）发现有裂纹，机械损伤，如不影响安全运行可加强监视并汇报主管领导，提出停电检修计划进行停电处理，如发现伴有放电现象，则应立即汇报调度，通知检修部门处理。2.2.7. 检修验收2.2.7.1 各型开关、刀闸的检修周期GL312型SF6开关的检修周期（按厂家规定）如下：检测类型检修周期目测检查年预防性维修年或次机械操作全面检修NI， 2.2.7.2. 35kV ZN12-40.5及10kV HS4010M-31M F-CSH, HS3110M-12MF-CSH型真空断路器每动作4000次后，应对标准件进行紧固或更换。2.2.7.3. 刀闸的检修周期规定如下：2.2.7.3.1.刀闸每半年至一年应进行一次小修。2.2.7.3.2.刀闸定期检修3-5年或操作1000次以上时应进行一次大修。2.2.7.3.3.如遇严重短路故障，应在故障后立即检修。2.2.7.4 SF6开关大修后的验收项目1）检修与试验的各项数据应符合规程要求；2）各部分螺栓、螺帽是否拧紧；3）检查各个密封和防潮处理情况；4）导线松紧程度和距离合格，相序正确，各部位螺丝紧固，设备上无临时短路线及遗留物；5）瓷套清洁无破损，清洁套管铁帽应涂相序漆且与实际相符；6）外壳应去锈喷漆，且接地完好；7）机构箱内清洁，箱门应严密，开和关应灵活；8）分合指标字迹清楚，指示正确；9）二次线接头紧固，接线正确，绝缘良好，接触器动作灵活接点接触良好；10）电动分合及保护传动动作正确，信号指示正确；11）SF6气体压力应正常；12）设备内有无遗忘工具；13）六氟化硫截止阀是否关闭。2.2.7.5 刀闸大修后的验收项目1）检修与试验的各项数据应符合规程要求；2）刀闸操作机构接触可靠，动作灵活，三相触头同期，转开角度符合要求，辅助接点接触良好；3）部件完整，磁棒部分无损伤，机构接地良好；4）电操机构箱内无渗漏水现象，分、合闸接触器工作良好，箱内接线应布置整洁，接头接触良好，就地分、合闸，停止操作应无异常；5）刀闸的电气闭锁和机械闭锁符合要求。第三节 电压互感器2.3.1 组成与功能简介2.3.1.1 本站110kV采用的是日新电机（无锡）有限公司生产的WVB110-20H, WVL110-10H型电容式电压互感器。2.3.1.2 本站35kV采用的是中国湖南华为电为技术有限公司生产的JDZ-35型抗铁磁谐振电压互感器。2.3.1.3 本站10kV采用的是中国湖南华为电力技术有限公司生产的DJZX9-12型抗铁磁谐振电压互感器。2.3.1.4 电容式电压互感器可用于电压和功率测量、电能计量、继电保护、自动控制等方面，并可兼作耦合电容器用于电力线载波通信系统，在额定容量下允许长期运行，本站电压互感器的二次侧装设了空气开关，当电压互感器的二次回路发生故障时，能快速切断故障部份，以保证电压互感器不遭受损坏及不造成保护误动。2.3.2 正常运行操作注意事项2.3.2.1. 母线的电压互感器原则上不予停用，否则可能造成母线上元件的相应保护误动。因故必须停用。2.3.2.2 送电时,在母线不带电的情况下首先将其加入运行,然后用断路器对其及其所在母线充电正常后,再切换二次负荷；在母线带电的情况下，可按先一次后二次的方法将互感器加入运行。2.3.2.3 运行中的电压互感器二次侧不得短路。2.3.2.4 电压互感器停运时，应先拉开二次侧空气开关，再拉开一次侧刀闸。电压互感器投运时，应先合上一次侧刀闸充电正常后，再合上二次侧空气开关，并检查二次电压正常。 2.3.3 巡视检查2.3.3.1. 电压互感器瓷瓶清洁，油位、油色正常，油质符合要求，无渗漏油，油位计完整，无损坏及裂纹，无放电痕迹2.3.3.2. 高压侧引线的接头接触良好，无过热现象。2.3.3.3. 二次侧和外壳接地良好，二次出线的端子箱的门关好，检查端子箱清洁无受潮。2.3.3.4.二次回路的电缆及导线无腐蚀和损伤现象。2.3.3.5.电压互感器无焦臭味，放电声及其他异常声响。2.3.3.6.检查金属膨胀器内的油面高度指示正常，并与温度标示线基本相符。2.3.4 异常及事故处理2.3.4.1 电压互感器发生下列情况之一者，应立即停用，并查明原因： 1）高压侧保险连续熔断二次；2）冒烟、发生