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文档简介
配电站房及其设备运行规程1 范围本规程规定了开闭所、配电室、箱式变、箱式变、环网站、10kV电缆分接箱等配电设施的运行维护管理,适用于供电有限公司范围的配电开闭所、配电室、箱式变、箱式变、环网站、10kV电缆分接箱的运行管理工作。2 规范性引用文件DL/T57295 电力变压器运行规程 GB5005394 10KV及以下配电室设计规范 GB50054-95 低压配电设计规范 SD292-88 架空配电线路及设备运行规程试行 国家电网安监200583号 国家电网公司电力安全工作规程 Q/FJG10029.2-222004 电力设备交接和预防性试验规程 3 一般规定3.1设备管辖部门应加强配电站房及其设备的运行管理,坚持安全第一、预防为主、综合治理的方针,建立、健全设备管理责任制度。3.2设备运行管理应当遵循安全、可靠、经济的原则。3.3配电站房点多、面广,作为与用户直接联络的供电设施,设备运行状况直接关系到对用户的供电可靠性,因此,加强配电站房及其设备的运行管理,以达到减少故障停电,保证供电可靠的目的。3.4配电设施名称的定义3.4.1开闭所3.4.1.1开闭所应能体现10kV电能开闭和负荷再分配,具备2路进线,6路及以上出线,高压母线采用单母分段结构。3.4.1.2站内设有配电变压器向就地用户供电。3.4.2环网柜采用环网供电结线方式,具备35路出线10kV户内外配电设施,站内有穿越功率,不设配电变压器。3.4.3配电室作为10kV户内终端配电点,设置配电变压器向就地用户供电。3.4.4箱式变3.4.4.1是指10kV开关、配电变压器、低压出线开关、计量等共同安装于一个封闭箱体内的户外配电设施;根据不同结构形式分为美式箱变(10kV开关、配电变压器为一体化)和欧式箱变(10kV开关、配电变压器为组装式)。3.4.4.2根据环网功能分为环网和终端两种箱式变,环网箱式变等同于配电站,终端箱式变等同于配电室。3.4.5电缆分支箱可实现10kV电缆线路的负荷分配,但不能实现电能开闭的户外箱式配电设施。3.5设备状态的定义3.5.1无上下刀闸的负荷开关柜3.5.1.1运行状态(合上令):设备的开关合闸位置(所连接的避雷器、电压互感器无特殊情况均应投入运行)。3.5.1.2开关冷备用状态(断开令):开关在断开位置。3.5.1.3线路检修状态:开关断开,在线路侧合上接地刀闸,并在线路侧刀闸操作把手上悬挂“禁止操作,线路有人工作”标示牌。3.5.2带上下刀闸的断路器柜3.5.2.1运行状态(合上令):设备的开关及其两侧的刀闸各有一组在合闸位置(所连接的避雷器、电压互感器无特殊情况均应投入运行)。3.5.2.2热备用状态:设备的开关在断开位置,两侧的刀闸各有一组在合闸位置。3.5.2.3开关冷备用状态(断开令):开关及开关两侧刀闸均在断开位置。3.5.2.4线路冷备用状态:线路开关及开关两侧刀闸、旁路刀闸、线路PT刀闸均在断开位置(线路PT无刀闸的,则应取下线路PT低压侧熔丝或断开低压侧开关)。3.5.2.5开关检修状态:开关与两侧刀闸均断开,开关与两侧刀闸的操作、合闸电源熔丝(或空开)断开。在开关与两侧刀闸间分别装设接地线或合上接地刀闸,检修的开关与刀闸间有电压互感器时,该互感器的刀闸应断开并取下低压侧熔丝或断开低压侧开关。3.5.2.6线路检修状态:开关及其两侧刀闸均断开,开关与两侧刀闸的操作、合闸电源熔丝(或空开)断开。在线路侧装设接地线或合上接地刀闸,并在线路侧刀闸操作把手上悬挂“禁止操作,线路有人工作”标示牌;如线路侧装有电压互感器时,该互感器的刀闸应断开并取下低压侧熔丝或断开低压侧开关。3.5.3手车开关柜3.5.3.1手车运行状态(合上令):手车在运行位置,开关在合闸位置。3.5.3.2手车热备用状态:手车在运行位置,开关在断开位置。3.5.3.3手车开关试验状态(断开令):手车在试验位置。3.5.3.4手车线路试验状态:手车在试验位置,线路PT刀闸均在断开位置(线路PT无刀闸的,则应取下线路PT低压侧熔丝或断开低压侧开关)。3.5.3.5手车开关检修状态:手车开关拉出开关柜,锁上网门并挂“止步,高压危险!”的标示牌。3.5.3.6手车线路检修状态:手车开关在试验位置,并在开关柜上挂“禁止合闸,线路有人工作”的标示牌,在线路侧装设接地线或合上线路侧接地刀闸,如线路侧装有电压互感器时,应将其刀闸断开,并取下低压侧熔丝或断开低压侧开关。3.5.4变压器3.5.4.1运行状态:各侧开关及刀闸均在合闸位置,使变压器与相邻设备电气连接(中性点接地刀闸的断、合状态由系统运行方式决定)3.5.4.2热备用状态:各侧开关均在断开位置,各侧刀闸均在合闸位置,即变压器与相邻设备失去电气上的连接(中性点接地刀闸应合上)3.5.4.3冷备用状态:各侧开关及刀闸均在断开位置,即变压器与相邻设备之间均有明显的断开点(中性点接地刀闸应断开)3.5.4.4检修状态:各侧开关、刀闸(含中性点接地刀闸)均在断开位置,开关、刀闸操作电源断开,并在变压器各侧接地,变压器接有PT时,应将其刀闸断开,并取下低压侧熔丝或低压侧开关3.5.5母线3.5.5.1运行状态:至少有一个以上的支路开关或刀闸使母线与相邻设备连接,如果母线有PT的,PT刀闸应在合闸位置。3.5.5.2热备用状态:与相邻设备间的刀闸、开关都在断开位置,如果母线有PT的,PT刀闸应在合闸位置。3.5.5.3冷备用状态:与相邻设备间的刀闸都在断开位置,如果母线有PT的,应取下母线PT低压侧熔丝或断开低压侧开关。3.5.5.4检修状态:接在母线上的所有开关、刀闸均断开,开关、刀闸操作电源断开,根据母线长度和有无感应电压等实际情况确定装设足够的接地线(或合上母线接地刀闸),如果母线有PT的,应取下母线电压互感器低压侧熔丝或断开低压侧开关。3.6运行维护分界点规定3.6.1配电站房与客户端运行维护分界规定:T接于0.38kV电缆分接箱的客户、T接于供电方小区配电室且计量装在配电室内的0.38kV供电客户、T接于供电方10kV电缆网中环网开关或电缆分接箱的客户、T接于供电方开闭所、配电室的10kV供电的客户和10kV及以上电缆专线供电的客户,产权分界点设在柜体电缆接线柱与电缆接线端子的连接点向受电侧延伸20公分处。产权分界点来电侧设施属供电方,由供电方运行维护管理;分界点受电侧设施属用电方,由用电方运行维护管理。3.6.2配电站房与电缆线路运行维护分界规定:T接于开闭所配电室、箱式变、环网、10kV电缆分支箱等配电设施的电缆线路,运行维护分界点设在电缆与电气连接点向电缆线路侧延伸10公分,运行维护分界点靠电气设备侧属配电站房管辖部门运行维护,运行维护分界点靠电缆线路侧属电缆管辖部门运行维护。3.6.3配电站房与架空线路运行维护分界规定:T接于开闭所、配电室、箱式变、等配电设施的架空线路,运行维护分界点设在架空线路与电气连接点向架空线路侧延伸10公分,运行维护分界点靠电气设备侧属配电站房管辖部门运行维护,运行维护分界点靠架空线路侧属电缆管辖部门运行维护。3.7人员配置根据国家电网公司定员标准配置运行维护人员,从事运行维护的人员应掌握计算机操作技能、电力设备电气试验、设备倒闸操作、配网故障判断及排查、继电保护整定及调试、小区开关维护及检修、变压器维护及检修等知识和技能。根据人员配置,建立健全设备巡视维护专责段制度。3.9设备编号3.9.1开关柜编号3.9.1.1 10kV等级的以6开头,380V的以4开头。3.9.1.2 低压进线为: 401、402,最后一位(1、2)代表一段和二段。低压出线编号顺序从固定端向扩建端(平面布置)自上而下(高层布置)依序排列,当出线开关达到10台以上时,允许第二位数码顺序使用下一个数字(这个数字不得占用其它母线的编号序位,原则上应达到单单、双双的标准)。如母线有两段时,且每段超过10个时,可编为:411419431439、421429441449。第二位为1、3的代表一段,第二位为2、4的代表二段。3.9.1.3 10kV高压进出线编号顺序从固定端向扩建端(平面布置)依序排列。当出线开关达到10台以上时,允许第二位数码顺序使用下一个数字(这个数字不得占用其它母线的编号序位,原则上应达到单单、双双的标准)。可编为:611619631639、621629641649、第二位为1、3的代表一段,第二位为2、4的代表二段。3.9.1.4 联络柜为:400、600、(610、620、410、420)括号内编号指联络开关有两组时的编法。靠段的刀闸在分段开关编号后加1、段的加2、段的加3,如10kV单母线分两段,设一个分段开关及在两侧各有一个闸刀,则开关编为600,靠一段侧编为6001,二段侧编为6002。3.9.1.5 低压补偿柜为:4108、4208,第二位为1的代表段,为2的代表段。3.9.1.6 进线侧PT柜为:6104、6204;母线上PT柜为:61M4、62M4;第二位为1的代表段,为2的代表段。3.9.1.7 避雷器柜(带开关的)为:6105、6205,第二位为1的代表段,为2的代表段。3.9.1.8 低压出线电缆有一个闸刀下带两个及以上熔丝或空开的,在原开关编号(如411)后加“1”、“2”,顺序为面向低压盘正面,按照先前排后后排,先左排后右排的原则进行。3.9.1.9 不带开关或刀闸的只取名称,不编号3.9.1.10 环网柜按顺序依次编为:601、602、603、604、6053.9.2刀闸编号3.9.2.1刀闸编号由所属的开关加一位数,四位数字组成。即上刀闸编1,下刀闸为3,只有一把刀闸的编1。3.9.2.2接地刀闸编号按隶属关系由“开关号6”四位数组成,再按接地刀闸组数由线路侧到母线侧依次加甲、乙等编排,如6116。3.9.3开关间隔或线路命名方法3.9.3.1名称一般最长不超过四个字,要求简洁、易懂;3.9.3.2考虑到网络中存在多路电源的情况,名称中尽量不要用进线或出线等字眼。3.9.3.3为进一步明确线路的起止点,可在系统一次接线图中注明每条线的起点和终点。3.9.3.4如果出线到用户或终端设备的,则以用户或终端设备名称命名;3.9.3.5如果出线到开闭所、配电室、箱式变或环网开关的联络线,则以两端设备有意义的字词组合而成。3.9.3.6架空进线以进线电缆头杆号命名。3.9.3.7开闭所直接进线以开闭所名的第一个字加馈线号再加“线”命名,如青云开闭所惠航小区623进线命名为“青623线”。3.9.3.8到居民楼各个楼梯位的低压电缆的名称为楼号加梯位编号,梯位编号的原则为:面向大楼楼梯口,从左到右,依次为1、2、3、4、5梯位。如3号楼2梯位为:“3号2梯”。3.9.3.9低压出线电缆有一个闸刀下带两个及以上熔丝或空开的,总刀闸双重名称编为其所带的各分支编号的第一个字的总和,如总刀闸下只有一个分支的,总刀闸的双重名称编号与分支一样。3.9.3.10因一个低压开关柜内有多个开关、刀闸,为方便检修停电工作需要,应对低压柜增加柜名,低压柜柜名的命名方法:以一个柜为单位,#1变压器进线柜命名为0.4kVI段受电柜,其他馈线柜紧跟I段受电柜受电柜往下编号(如0.4kVI段#1馈线柜、0.4kVI段#2馈线柜),#2变压器进线柜命名为0.4kVII段受电柜,其他馈线柜紧跟II段受电柜受电柜往下编号(如0.4kVII段#1馈线柜、0.4kVII段#2馈线柜),I段补偿柜命名为0.4kVI段补偿柜,II段补偿柜命名为0.4kVII段补偿柜,母联柜以相链接的两个段名来命名(如I、II段母联柜)。4 运行维护4.1巡视的分类4.1.1定期巡视:其目的在于经常掌握配电站房及其设备运行状况。根据配电站房巡视标准作业指导书对配电站房及其设备进行全面巡视检查。4.1.2特殊巡视4.1.2.1故障巡视:主要检查配电站房及其设备有无明显的爆炸、变形、损伤等异常情况,目的是为了从直观上判断故障点是否在电缆线路上。4.1.2.2红外巡视:过负荷或负荷剧增、超温、设备发热时,应就重载设备的连接点采用红外热成像或红外热成像仪或红外测温仪进行巡视。对于变压器和母线连接点应按规定每季度进行红外巡视。4.1.2.3暴雨巡视:应根据气象部门发布的暴雨警报和设备地理位置的实际情况开展暴雨前后巡视。主要检查配电站房土建有无进水、渗漏水,检查配电站房设备是否水淹等。4.1.2.4夜间巡视:巡视的内容是检查设备有无电晕、放电现象,有无异常声响,接头有无过热。4.1.2.5 投运巡视:设备变动后、新设备投运后、设备经过检修、改造或长期停运后重新投运后的巡视,主要检查投运设备有无异常声音,接点有无发热,压力有无泄露或渗漏油等。4.1.2.6监察性巡视,由配电主管领导和线路专责技术人员进行,目的了解线路及设备状况,并检查指导巡线员的工作。4.2巡视项目及周期4.2.1巡视检查的项目:4.2.1.1高压开关设备;母线、避雷器、互感器。4.2.1.2变压器及低压开关设备。4.2.1.3二次回路及直流系统。4.2.1.4建筑物、排气、排涝、照明及环境卫生。4.2.2巡视检查周期4.2.2.1正常巡视检查周期:开闭所、配电室、箱式变、环网、10kV电缆分支箱等配电设施每一个月一次。4.2.2.2在下列情况下应进行特别巡视,巡视周期按实际情况调整4.2.2.2.1小区重要用户供电站所巡视周期不少于每月一次。4.2.2.2.2在电气设备超载时应增加巡视次数。4.2.2.2.3在恶劣环境下进行的特别巡视。4.2.2.2.4需进行保供电时的特别巡视。4.2.2.2.5在事故跳闸后的特别巡视。4.2.2.2.6特殊设备进行的特巡项目检查:蓄电池的定期充放电。4.2.2.2.7其它需要进行的特别巡视。4.3高压开关设备的巡视维护4.3.1 高压开关柜巡视检查的一般项目4.3.1.1绝缘套管、支持瓷瓶是否清洁,有无放电闪络痕迹。4.3.1.2少油断路器油位、油色是否正常,有无渗漏,油盘有无油迹。4.3.1.3电气连接接触是否良好有无发热。4.3.1.4操作把手传动杆是否完好。4.3.1.5分合闸指示是否正确及二次设备投运是否正常。 4.3.1.6仪表指示、带电指示器是否正常。4.3.1.7负荷开关消弧罩是否完好无破损。4.3.1.8检查各馈线负荷情况。4.3.1.9真空泡有无破损,是否变色。4.3.1.10加热器、柜内照明投切是否正常,有无凝露。4.3.1.11SF6气体压力是否正常。4.3.1.12对接点进行测温。4.3.2 高压开关柜除正常巡视检查外,当出现下列情况应加强巡视4.3.2.1对满载运行的高压开关柜规定按每周一次,其项目如下:4.3.2.1.1引线接头有发热现象。4.3.2.1.2瓷件套管有电晕放电。4.3.2.1.3有异常响声、异味等。4.3.2.1.4其他需要加强巡视的情况。4.3.2.1.5特别在高温、大负荷或盛夏季节,要加强运行中温升的监视。对开关上的接点、负荷大的开关,要特别加强监视。 4.3.2.2在恶劣环境下进行特巡,项目如下4.3.2.2.1梅雨季节、大雾、空气湿度过大时,应检查瓷件、套管等绝缘部件,有无放电、闪络等现象。4.3.2.2.2天气骤变(如大雷雨)时应检查电缆沟等有无进水,引线接头有无冒蒸汽。4.3.2.2.3在空气湿度过大时,高压柜装备有加热装置的。室内有装设除湿机、通风装置的,应投入使用。4.3.2.2.4暴雨时应检查电房排水装置是否正常,洪水水位是否高于电房防洪高程。4.3.2.3新装、大修和年检后的高压开关在投入运行前结合验收,应再巡视检查的项目4.3.2.3.1先用手动操作检查机构和传动部份是否正常,机构应灵活无卡阻现象,再用电动进行分合闸检查(检查开关动作情况时,应断开开关及隔离刀闸)。4.3.2.3.2油位正常,无渗漏油,油盘无油迹。4.3.2.3.3传动机构轮动部分有无润滑油。4.3.2.3.4隔离开关刀口接触和同期性良好,刀口无偏移。4.3.2.3.5开关(刀闸)机械指示位置和信号灯与开关通断应相符。4.3.2.3.6辅助接头安装牢固,动作准确可靠,接头接触良好无烧痕。4.3.2.3.7电气连接应牢靠,接触良好。4.3.2.3.8相色标志正确,接地良好。4.3.2.3.9检查柜内是否有施工遗留物。4.3.2.3.10检查“五防”装置是否正常。4.3.2.3.11绝缘件无破损、脏污、放电痕迹4.3.2.4如系手车式开关,开关运行前还应作以下检查4.3.2.4.1开关应在断开位置,安装位置正确。4.3.2.4.2各滚轮应灵活,各机械部分完好,螺丝销钉无松动。4.3.2.4.3开关相间间隔、隔板完好无松动、放电痕迹。4.3.2.4.4操作、控制回路正常,二次插拔头完好。4.3.2.4.5操作机构各部分正常,分/合指示正确。4.3.2.4.6灭弧室及瓷件无破损、脏污、放电痕迹;触头完好,无偏移、松动、变形。4.3.2.4.7检查开关柜内各机械部件完好,无脱焊、松动。4.3.2.4.8闭锁装置符合“五防”要求。4.3.2.5开关遮断短路电流后的特巡项目4.3.2.5.1事故跳闸后,应对开关进行外部检查,特别巡视开关在跳闸时有无伴随三相接地短路,并对可否继续投入运行(包括重合闸机构),进行判断并及时汇报。4.3.2.5.2真空断路器每开断短路电流3次,应对灭弧室进行一次观察,检查灭弧室内部有无发雾和金属汽化等现象。4.3.2.5.3少油断路器事故跳闸后还应进行检查:是否有本体喷油,油标器窗口是否有油位,油色是否发黑。4.4 低压开关设备的运行维护4.4.1 低压开关柜巡视检查的一般项目4.4.1.1关分合指示是否正确。4.4.1.2电气连接接触是否良好有无发热。4.4.1.3低压母线电压是否正常,指示是否正确。4.4.1.4检查测量各出线负荷情况有无偏相或过负荷现象。4.4.1.5仪表指示是否正常。4.4.1.6低压电容投切是否正确,三相电流是否平衡。4.4.1.7低压电容器柜电容投切装置工作是否正常,补偿情况是否正确。4.4.1.8低压电容器是否有冒烟、接头发热或鼓胀等现象,控制熔丝是否熔断。4.4.2 低压开关柜除正常巡视检查外,下列情况还应加强巡视4.4.2.1在高温、大负荷或盛夏季节,要加强巡视检查。4.4.2.2在负荷增长较快或负荷突变的电气设备,应加强运行中温升的监视,检查测量是否过负荷运行。4.4.2.3在恶劣环境下,或重要节假日期间,要特别加强监视。4.4.2.4其他需要加强巡视的情况。4.5 变压器的运行维护4.5.1 变压器单元运行的一般规定:4.5.1.1变压器在规定的冷却条件下按铭牌规定的参数运行。变压器事故过负荷的允许值应遵守制造厂的规定,无制造厂规定时,对于自然冷却和吹风冷却的油浸式电力变压器,可参照下表1事故过负荷对额定负荷之比1.31.61.752.02.43.0过负荷允许的持续时间(分)12045201021.5变压器过负荷情况下以后,应尽量将负荷转移, 变压器过负荷以后,应将事故过负荷的大小和持续时间,记入变压器技术档案中。4.5.1.2变压器外加一次侧电压不得超过分接头额定值的5%。不论分接头在任何位置,如果所加的一次电压不超过其相应额定值的5%时,则变压器二次侧可带额定电流。4.5.1.3变压器上层油温不得超过95,为了防止变压器油劣化过速,上层油温不宜经常超过85。4.5.1.4线圈按Y/YO-12连接的变压器中零序电流,不得超过低压线圈的额定电流的25%;若超过25%时,应立即调整三相负荷,尽量使三相平衡。4.5.1.5干式变压器不应满载或过负荷运行。4.5.2 变压器的运行维护:4.5.2.1应定期检查测量配变的三相负荷情况,测量时间应在最大负荷(高峰负荷)期间进行。如发现不平衡,应重新分配;如发现超载现象,应加强监视并及时汇报。4.5.2.2配变高峰负荷测量:应安排在每年夏季负荷高峰期进行,每次定期检查时,应认真检查变压器的电压、电流、接点温度。4.5.2.3每次定期检查时,应对配变进行外部检查。4.5.3 油浸式配电变压器外部检查的一般项目4.5.3.1检查硅胶有否变色。4.5.3.2检查变压器油箱外部有无变形损坏,中性点接地线是否连接牢固,有无异物影响。4.5.3.3检查变压器油枕内的油色和油面高度。4.5.3.4检查变压器有无漏油。4.5.3.5检查变压器套管是否清洁,有无破损裂纹、放电痕迹及其它现象。4.5.3.6检查变压器声响有无异常。4.5.3.7检查变压器的油温。4.5.3.8检查变压器高压套管接头及低压套管接头有无发热,接线有无异常情况。4.5.4 下列情况下配变应进行特巡4.5.4.1故障或事故后。4.5.4.2需特殊保供电时。4.5.4.3气候骤变,雷雨、台风、暴雨后。4.5.4.4重要小区变及有影响安全运行的缺陷尚未处理的小区变(箱式变)4.5.4.5新投运的油浸式变压器或停运2个月以上的配变4.5.4.6其他需要加强巡视的情况。4.5.5 新投运的配电变压器或停运2个月以上的配变的投运前的检查4.5.5.1外观的整洁情况。4.5.5.2核对分接头开关位置。4.5.5.3测量绝缘电阻。4.5.5.4检查油位,油枕及散热片的油阀是否打开。4.5.5.5检查设备接头,接触是否良好有无发热现象。4.5.5.6检查中性点接地线电阻情况。4.5.5.7吸湿器是否完好,干燥剂是否干燥。4.5.5.8变压器橡胶垫有无破损,密封圈有无裂纹,有无渗油现象。4.5.5.9压力释放阀、安全气道及防爆膜是否完好无破损。4.5.5.10停运中的变压器均应随时可以投入运行,对互为备用的变压器定期轮换投切,若停用两个月以上的备用变压器在投运前应使用500-2500V摇表测量线圈的绝缘电阻。绝缘电阻允许值为如下表2表2 油浸式电力变压器线圈绝缘电阻的允许值(兆欧)(M-2)高压线圈电压等级温 度 ()102030405060708010千伏45030020013090604025如变压器的绝缘电阻剧烈降低至初次值50%或更低时,(无以前电阻数据可资比较时可参考表2)应及时处理。4.5.5.11气体继电器内有无气体。4.5.5.12干式变压器的绝缘是否下降,有否受潮。4.5.6 干式变压器的运行巡视检查项目4.5.6.1外表有无积尘,是否完好无破损。4.5.6.2是否满载或过负荷运行。4.5.6.3测温二次回路运行是否正常,温度信号指示是否正确.4.5.6.4运行声响是否正常。4.5.6.5风机及自起动回路是否正常。4.5.6.6各相分接调压端子是否一致。4.5.6.7接头有无发热现象。4.5.7 干式变压器有下列情况下配变应加强巡视4.5.7.1负荷接近满载运行或有可能出现过负荷时。4.5.7.2故障或事故后;4.5.7.3需特殊保供电时;4.5.7.4气候骤变,雷雨、台风、暴雨后;4.5.7.5重要小区变及有影响安全运行的缺陷尚未处理的;4.5.7.6其他需要加强巡视的情况。4.6 母线、避雷线、互感器巡视检查规定4.6.1 母线巡视检查项目4.6.1.1母线连接线夹、螺栓等有无松动、变位和发热。4.6.1.2与分支连接线的接头、穿墙套管的连接面接触是否良好,有无放电发热现象。4.6.1.3瓷瓶是否清洁,有无破损、裂纹、闪络放电现象。4.6.1.4母线三相电压指示是否正常。4.6.1.5变压器出口或母线短路后,应检查各连接面、端头有无烧损,瓷瓶有无烧损、破裂;雷电后应检查瓷瓶有无闪络、放电痕迹。4.6.1.6气温剧变时,应检查母线有无因伸缩所致的瓷瓶裂纹;母线三相电压指示情况。4.6.2 避雷器巡视检查项目4.6.2.1套管表面是否清洁,有无破损和放电现象。4.6.2.2上下连接线和接地线连接是否完好,有无烧损和断裂。4.6.2.3固定支架有无断裂,锈蚀破损。4.6.2.4在单相接地情况下,应安排对避雷器进行特巡。4.6.3 互感器的巡视检查项目4.6.3.1电压互感器的一次线卷末端应可靠接地,严禁通过它的二次侧向一次侧倒送电。工作中特别应 注意两组电压互感器二次侧间不能有电的联系。4.6.3.2运行中的电压互感器二次侧不允许短路、以防烧坏二次线圈;运行中的电流互感器二次侧应一点接地,并不允许开路,以防由于铁芯过饱和而产生高电压,威胁电气设备和人身安全。所有互感器外壳应可靠接地。4.6.3.3电压互感器停电检修,不仅要断开一次侧刀闸,同时还需要取下二次保险器。4.6.3.4电压互感器的熔断器是否完好,熔断管有否破裂。4.6.3.5各种高低压仪表指示和电度表行走是否正常。 4.6.4箱式变运行维护4.6.4.1箱式变外围应装置围栏(围栏高度2.5m),并悬挂警告牌,所有箱门内应标注使用功能的模拟图,箱门应保持完整,运行时应关闭并加锁。在气候潮湿时应开启加热器及通风扇。4.6.4.2箱式变的巡视检查内容4.6.4.2.1箱变外表是否有裂痕、凹痕及破损。4.6.4.2.2箱变上下箱盖、散热器、压力计、温度表、压力释放阀、注油孔、放油阀、油位计、负荷开关、分接开关、高低压套管、熔丝及箱体处是否存在漏油现象。4.6.4.2.3负荷开关位置是否正确。4.6.4.2.4变压器室箱内液面是否在正常范围(油位表L0Hi)内。4.6.4.2.5压力计批示的箱体内压力是否正常,若压力指示为零,则表明箱体某处密封圈或接缝处可能有渗漏或压力表损坏,需查明原因。4.6.4.2.6有无异常声响。4.6.4.2.7低压部分出线空气开关分合状态是否正确。4.6.4.2.8箱式变低压各出线负荷电流大小。4.6.4.2.9箱式变地基是否凹陷、下沉。4.6.4.2.10箱变油温是否正常(用红外线测温仪测量)。4.6.4.2.11进出箱变的高低压出线电缆孔是否严密。 4.7 二次回路、直流系统及带电显示器巡视检查规定4.7.1 二次回路巡视检查项目4.7.1.1分合闸指示灯指示是否正常;操作电源、保护电源、合闸电源电压是否正常。4.7.1.2仪表指示是否正确。4.7.1.3光字牌、信号继电器掉牌指示是否正确。4.7.1.4压板投入是否正确。4.7.1.5继电器、分合闸线圈励磁是否正常,声音是否正常。4.7.1.6继电器接点有无放电点或烧焦粘结现象。4.7.1.7二次端子绝缘有无老化,螺丝有无松动,有无打火花现象。4.7.1.8带电显示装置指示是否正确。4.7.1.9照明、控制开关投切是否正常。4.7.2直流系统部分巡视检查项目4.7.2.1充电设备的巡视项目4.7.2.1.1检查微机监控单元显示的各主要参数如交流输入电压值、充电装置输出的电压值和电流值,蓄电池组电压值、直流母线电压值、浮充电流值及绝缘电压值等是否正常。4.7.2.1.2检查高频允电模块、直流绝缘监测装置、电池巡检装置等设备上的各种信号灯、声响报警装置是否正常,有无告警信号。4.7.2.1.3检查正母线和负母线对地的电压值、绝缘电阻值是否正常。4.7.2.1.4检查自动调压装置是否工作正常,控母电压是否在合格范围,若自动调压装置调压不正常,应将其退出,进行手动调压。4.7.2.1.5检查微机监控单元通讯是否正常,其各遥测、遥信数据与监控电脑核对正确。4.7.2.1.6检查各直流屏无异味或异常声响,工作环境温度在530间。4.7.2.2蓄电池组的巡视项目4.7.2.2.1各蓄电池瓶体完整,无倾斜变形及鼓包现象。4.7.2.2.2各蓄电池表面清洁,接线柱无结晶,外表无漏液现象。4.7.2.2.3手触各瓶体无过热现象。4.7.2.2.4各连接部位接触良好,无松动、腐蚀现象。4.7.2.2.5个别蓄电池单体电压测量值超出允许范围(如超出2.230.05V),应汇报直流专责,并在日常巡视中跟踪测量。4.7.2.2.6蓄电池室通风良好,室内温度宜保持在1525,不得超过30。4.7.3带电显示器巡视检查项目4.7.3.1带电显示装置指示是否正确。4.7.3.2指示灯是否正常。4.7.3.3带电显示器的巡视工作与主体设备柜的巡视工作同时进行。4.8 建筑物及环境卫生4.8.1小区的环境及设施应符合下列要求4.8.1.1站所巡视应检查建筑物各区间、门、窗等有无损坏,基础有无下沉、有无渗漏水现象,防小动物设施是否完好有效,各种标志是否齐全、清晰。4.8.1.2消防器材配置合理、有效。4.8.1.3通风及除湿设备投切正常。4.8.1.4室内照明设备及回路正常。4.8.1.5电缆孔洞应封堵严密,无进水,电缆沟是否积水。4.8.1.6各种安全以及巡视通道是否畅通。4.8.1.7接地网是否完好无损, 电气设备外壳及变压器中性是应保持良好的工作和安全接地,其接地电阻不超过4欧。4.8.1.8接地体(线)的连接应采用焊接,焊接必须牢固无虚焊接。接到电气设备上的接地线,应用镀锌螺栓连接;有色金属接地线不能采用焊接时,可用螺栓连接。螺栓连接处的接触面应按现行国家标准电气装置安装工程母装置施工及验收规范的规定处理。4.8.1.9巡视中应检查接地线连接是否完好,有无烧伤、断裂。4.9故障指示器巡视检查项目4.9.1检查故障指示器是否松动。4.9.2内置式故障指示器应注意故障翻牌12h后是否自动复位。4.9.3外置式故障指示器检查故障指示灯是否正常。5 设备基本操作方法5.1变压器操作注意事项5.1.1 调整分接头5.1.1.1对配变进行调整分接头时应停电进行。5.1.1.2分接头调整后投运前应测量直流电阻。5.1.1.3送电后应检查空载电压。5.1.2 大修、临检、换油和运输后应静置3-5小时后,方可投运。5.1.3 瓦斯装置的投入5.1.3.1瓦斯装置必须经过校验合格后方可投入。5.1.3.2在换油、加油后,必须充分放气。5.1.4 关于并列运行:原则上配变不作并列运行;需并列运行者应符合并列技术要求并经调度批准,并有相应的保护措施。5.1.5变压器并列运行的条件5.1.5.1线圈接线组别相同、相序相同。5.1.5.2电压比相等(许可差0.5%)。5.1.5.3短路阻抗相等(许可差10%)。短路阻抗不同的变压器并列运行时,应适当提高短路阻抗大的变压器的二次电压,以使并列运行的变压器容量均能充分利用。5.1.6变压器并列运行应进行负荷检查,务使其中任何一台都没有过负荷现象,并列运行应有并联开关装置。5.1.7不同馈线供电的配电变压器不得并列运行,若运行方式改变涉及并列运行的变压器时,并列的变压器应先解列。5.2高低压盘柜及控制装置操作注意事项5.2.1 停电拉闸操作必须按照开关、负荷侧刀闸、母线侧刀闸顺序依次进行;送电合闸的顺序与此相反,严禁带负荷拉刀闸。5.2.2 开关在冷备用状态下,方可进行转检修操作;严禁在开关热备用状态下进行三相短路接地线装设。5.2.3 投运中的开关无故不得强行解除“五防”闭锁装置。若“五防”闭锁装置损坏确需解锁操作时,应认真核对开关、刀闸状态,经值班负责人批准后执行。5.2.4 开关合闸应使用电气(操作把手)操作,一般不使用手动合闸,在电气故障引起电压下降严重或失去操作电源的情况下,方可使用手动方式分、合闸。用控制开关操作把手合闸时,必须转到终点位置,但当指示器指示合闸后,应将操作把手置于操作后位置。5.2.5 操作开关时应注意指示灯的变化,查看三相电流表指示应平衡;跳闸后电流表应指零,对于电磁操作机构在合闸后,直流合闸电流表应恢复。(如不回零,应迅速切断合闸电源,以免将合闸线圈烧坏)。5.2.6 只能用断路器进行故障电流遮断的,严禁使用负荷开关分合故障电流。5.2.7 现场操作刀闸或开关时,均应穿绝缘靴,戴绝缘手套。5.2.8 高压设备发生接地时,室内不得接近故障点4米以内,室外不得接近故障点8米以内,进入上述范围人员必须穿绝缘靴,接触设备的 外壳和架构时,应戴绝缘手套。将检修设备停电,必须把各方面电源完全断开(任何运行中的星形接线设备的中性点,必须视为带电设备),禁止在只经开关断开电源的设备上工作,必须拉开刀闸,使各方面都至少有一个明显的断开点,与停电设备有关的变压器和电压互感器,必须从高低压两侧断开,防止向停电检修设备反送电。进入高压室或进行现场操作、巡视时的有关安全操作用具、安全距离和注意事项,按照安规中的有关规定执行。5.3熔断器的熔丝更换步骤5.3.1熔丝的更换:如发生熔丝熔断后,操作人员应戴绝缘手套、护目镜更换损坏的熔丝(按照各种设备型号安装程度,按步骤更换熔丝)。5.3.2 PT保护熔丝选用0.5A/12kV,开断电流50kA。5.3.3变压器保护熔丝按附表选择。5.4短路及接地故障指示器的应用5.4.1短路接地故障指示器主要用于电力系统各种SF6环网柜、高压开关柜及电缆分支箱中,能检测电网发生故障的区段和故障类型,使用短路接地故障指示器,是一种高效的查找故障的方法,是提高配电网运行水平和事故处理效率的一条有效途径。5.4.2故障指示器基本参数设置要求短路故障动作电流:1500A ,接地故障动作电流:10A,环境温度:-25+70,环境湿度:+40相对湿度95,自动复位时间:8h。5.4.3当指示器产生报警后,在整定的时间内,若无人工进行复位,指示器将自动进行复位,因此,当配网发生故障时,应在故障指示器的复位时间内及时进行故障巡视。5.5 0.4kV补偿电容器的投切注意事项5.5.1在环境温度过高或电流超过允许值时应停用电容器组,电容器发生爆炸、起火等情况时应立即停运。5.5.2电容器组在断开后,应经充分放电后(一般三至五分钟)才能再行合闸,在合闸操作时,若发生小型断路器合不上情况,不可连续进行合闸操作。5.5.3电容器开关跳闸,不允许强行试送,根据保护动作情况进行分析判断,仔细检查电容器有无熔丝熔断,鼓肚,过热,爆裂或套管放电痕迹。更换故障电容器熔丝后,方可再行投入。5.5.4电容器停用检修,维护时,应拉开电容器开关,闸刀,在人接触电容器前,不论有无放电装置,均需先将电容器放电,各端短路接地,特别对于熔丝熔断的电容器可能残留剩余电荷,在接触前,还应单独将端子间短路接地。5.6防误装置的投入与退出规定5.6.1防误装置正常情况下严禁解锁操作。防误装置的解锁工具(钥匙)或备用解锁工具(钥匙)应有保管、使用制度。5.6.2防误装置发生异常时,应立即停止操作,及时报告运行值班负责人,在查明原因,确认操作无误,经配电站房负责人同意后,方可进行解锁操作,并作好记录。5.6.3当防误装置确因故障处理和检修工作需要,必须使用解锁工具(钥匙)时,需经配电站房负责人同意,做好相应的安全措施,并在专人监护下使用。5.6.4在危及人身、电网、重要设备安全且确需解锁的紧急情况下,可以对断路器进行解锁操作,但事后应做好记录并汇报。5.6.5防误装置整体停用应经本单位主管领导的批准。同时,要有相应的防止电气误操作的有效措施,并加强操作监护。6 检修及预防性试验绝缘子、变压器、避雷器及接地装置、高压开关、二次回路系统及控制设备、电容器预防试验方法、周期参照福建省电力有限公司企业标准Q/FJG10029.2-2004电力设备交接和预防性试验规程(试行)。7 异常和事故处理7.1 异常和事故处理的原则与要求7.1.1尽量限制事故的发展,消除事故的根源,并解除对人身和设备的危险。7.1.2用一切可能办法,保持设备的继续运行,以保证对用户的正常供电,必要时应设法在未直接受到事故损害的设备上增加负荷。7.1.3尽速对已停电的用户恢复供电。7.1.4调整电力系统的运行方式使其恢复正常。7.2事故巡视注意事项及记录要求7.2.1发生事故或异常情况,值班员根据故障信息,待情况查清楚后再详细记录事故现象、开关动作情况、继电保护动作情况、高压断路器的外观情况、设备事故处理情况。7.2.2发生事故时,运行人员须遵照下列顺序消除事故7.2.2.1根据表计和故障指示器的指示和设备的外部征象,判断事故的全面情况。7.2.2.2如果对人身和设备有威胁时,应立即设法解除这种威胁,并在必要时停止设备的运行。7.2.2.3迅速进行检查和试验,判明故障的性质、地点及其范围。7.2.2.4对所有未受到损害的设备防止事故扩大,应主动将事故排除并将每一阶段的事故处理情况,迅速正确的报告领导。7.2.2.5处理事故时,必须迅速准确将所发生的情况报告配网调度部门和配电运行部有关部门负责人,并作好记录,涉及10kV配网的事故处理,应在调度员的指挥下进行。7.3母线故障的判断与处理7.3.1母线失地时,根据现场发现故障的声、光等信号,判断是否母线失地、短路故障、支持绝缘子闪络故障。7.3.2找到故障点后尽快隔离,故障点修复后,对停电母线恢复送电。7.4 配变故障、异常运行的判断与处理7.4.1 发现下列不正常现象者,应用一切方法将其消除,并报告值班负责人。并做好记录7.4.1.1漏油。7.4.1.2油枕内油面高度不够。7.4.1.3发热不正常。7.4.1.4声响不正常。7.4.2 发现下列异常现象之一者,应立即停下检查修理,若有备用变压器可先将备用变压器加入运行7.4.2.1变压器内声响极大,很不均匀,有爆裂声.7.4.2.2在正常冷却条件下,变压器温度不正常并不断上升。7.4.2.3油枕喷油式防爆管喷油。7.4.2.4漏油致使油面降落低于油位指示计上的限度。7.4.2.5油色变化过甚,油内出现碳质等。7.4.2.6套管有严重的破损和放电现象。7.4.3 当变压器上层油温超过85,维护人员应判明原因,采取办法使其降低,并进行下列工作7.4.3.1检查变压器的负荷和冷却介质的温度,并与在这种温度下应有的油温核对。7.4.3.2核对温度计。7.4.3.3检查变压器机械冷却装置或变压器室通风情况。7.4.3.4若温度升高的原因是由于冷却系统的故障并需要停电修理,应立即将变压器停下修理,若不停电可修理,(如风扇故障等),运行人员须按现场规程的规定,暂时调整变压器的负荷到相当于变压器的机械冷却装置停用时的容量。7.4.3.5若发现油温较平时同样负荷和冷却温度下高10以上或变压器负荷不变,油温不断上升,而检查结果证明冷却装置或变压器室的通风良好,且温度计正常,则认为变压器已发生内部故障(如铁心打火,线圈匝间短路等),应立即将变压器停下来检修。7.4.3.6变压器着火时,首先将其两侧的开关断开,然后进行灭火,灭火时应使用干式灭火器或干燥的沙子,并及时向消防部门报告。7.5 高压开关的异常运行及事故处理7.5.4 跳闸原因不明(偷跳)的处理7.5.4.1开关自动跳闸,但保护装置未动作,检查高、低压开关柜及变压器室,如无异常,系统中又未发现短路或接地现象时,应按操作顺序合闸送电。7.5.4.2开关自动跳闸,保护装置却未查出有动作表象,但发现系统中有发生短路或接地现象,应停电对二次回路的常闭继电器,以及信号继进行复校,接触系统故障及二次回路问题后,方可将开关重新投运。7.5.4.3如系人员误动或由于工作振动造成跳闸时,应立即合闸送电,并及时向调度报告。7.5.4.4如操作回路绝缘不良,应查明原因后送电。7.6客户侧故障的判断与处理7.6.1故障巡线过程中,抢修人员若怀疑客户内部故障,有权进入客户内部检查设备情况,如故障系客户内部故障造成,应将情况汇报指挥中心和调度值班员安排处理。7.6.2根据故障指示器、开关、继电保护动作情况判断是否属客户侧故障。7.6.3对于客户侧高压设备故障应根据当值调度员的调度指令隔离和处理故障点;属用户内部低压设备故障,应将现场情况反馈指挥中心安排处理。7.7 互感器与仪表的异常的判断与处理7.7.1 当互感器或二次回路发生故障而使仪表的指示错误时,应尽可能根据其他仪表的指示,对设备进行监视,对发现故障应尽量消除,对危及安全运行的故障及时汇报领导并停止运行。7.7.2 当发现电流互感器的二次回路断开,应设法在该电流互感器附近的端子上将其短接,如不可能时,则应将该电流互感器停用;7.7.3 如果互感器高压侧绝缘有严重的损伤征象或电流互感器内发现冒烟,则应断开开关将故障的互感器切断;有备用线路,应进行替换倒闸,保证用户不中断供电;7.8二次回路及直流系统异常的判断方法与处理7.8.1异常及故障的原因有如下几个方面7.8.1.1二次回路绝缘材料不合格、绝缘性能低,或年久失修、严重老化。或存在某些损伤缺陷、如磨伤、砸伤、压伤、扭伤或过流引起的烧伤等。7.8.1.2二次回路及设备严重污秽和受潮、接地盒进水,使直流对地绝缘严重下降。7.8.1.3
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