110kv白沙变电站现场运行规程

1110KV白沙变电站现场运行规程批准周吉奎审核周永东杨春罗培洪编写陈兴莉刘尧治黄进2007年6月7日发布2007年7月1日试行江津供电公司发布2110KV白沙变电站现场运行规程目录第一部分一次设备及直流系统611范围612主接线和运行方式6121主接线方式6122运行方式613主变压器6131配置及技术参数6132变压器运行的一般规定6133变压器的投运7134变压器运行中的维护及检查8135瓦斯保护装置的运行8136有载分接开关的运行维护1214高压断路器12141配置及技术参数12142高压断路器的验收12143高压断路器的操作及注意事项12144高压断路器的巡视检查及维护12145高压断路器的异常检查及处理13146高压断路器允许跳闸次数19147开关操作1915高压隔离开关20151配置及技术参数20152高压隔离开关的验收20153高压隔离开关的操作及注意事项20154高压隔离开关的巡视及维护21155高压隔离开关的异常检查及处理2116互感器22161配置及、技术参数22162互感器的操作及注意事项22163互感器的异常及处理24164互感器的巡视检查及维护24165互感器的异常处理2517电力电容器25171配置及、技术参数25172电力电容器的验收25173电力电容器的运行要求26174电力电容器的运行26175电力电容器的异常及故障处理27176电容器的操作注意事项273177电容器的巡视和检查2718过电压保护装置27181配置及技术参数27182过电压保护装置的验收27183过电压保护装置的巡视及注意事项2819耦合电容器、结合滤波器、阻波器28191配置及技术参数29192耦合电容器、结合滤波器、阻波器的验收29193耦合电容器、结合滤波器、阻波器的巡视检查29194耦合电容器、结合滤波器、阻波器的运行注意事项29110母线291101配置及、技术参数291102母线的验收301103母线的运行及巡视检查30111电力电缆301111电力电缆的验收301112电力电缆的运行及巡视检查30112站用电系统311121配置及、技术参数311122站用电系统的验收321123站用电系统的运行、操作321124站用电系统的异常及事故处理32113直流系统321131直流系统配置321132DF0210A智能型直流电源构成321133DF0210A智能高频开关直流电源构成321134直流系统的运行管理34114二次设备管理一般规341141定值管理341142直流回路各级熔断器配置表34第二部分二次设备及继电保护3421继电保护及自动装置部份总则34211本站继电保护及安全自动装置类型34212本站继电保护及安全自动装置型号34213调度管辖权3422二次设备管理一般规定35221定值管理35222记录薄和图纸、资料35223二次设备运行一般规定352231二次设备运行要求352232运行管理规定362233二次设备巡视要求及规定362234二次设备的日常维护3742235运行监视3723保护及自动装置37231主变保护372311保护配置382312保护作用382313主变差动保护装置一般操作方法382314主变后备保护装置一般操作方法41232110KV线路保护4523335KV线路保护4823410KV线路保护5123510KV电容保护54第三部分通讯及自动化设备6931通信设备现场运行规程69311概况693111110KV白沙变电站通信机房设备定置简图69312机房环境维护要求703121机房温度703122机房防尘70313机房维护制度70314载波机现场运行规程703141载波机平面图703142现场运行规程7131421概况7131422日常巡视和应急处理7232自动化设备现场运行规程72321本系统的运行分类723211正常运行说明723212不正常运行说明72322现场各设备分布图及正常运行状态下说明723221110KV白沙变电站自动化设备情况723222正常运行情况下各组件情况733223自动化设备现场分布图73323正常运行下本系统的操作及运行监视733231操作733232运行监视7332321后台机上的监视7332322各屏上的监视7332323MODEN和HUB的监视74324不正常运行下本系统的操作及运行监视743241因后台机、总控、HUB、某测控屏、故障造成的本系统运行不正常情况下运行监视743242因载波机故障或通道故障无法将数据及时上传调度造成的本系统运行不正常情况下的操作及运行监视74325常见的故障判断处理745326变电站值班员对本系统的巡视743261综合屏的巡视检查步骤743262有关注意事项及事故处理74第四部分事故的一般的处理原则7541事故处理的原则75第五部分本站危险点分析及控制措施765人身触电伤害风险7751人员误操作事故风险8152高处坠落伤害风险8453物体打击伤害风险8654其他类伤害风险866110KV白沙变电站现场运行规程第一部分一次设备及直流系统11范围111本规程规定了江津供电公司白沙变电站110KV、35KV、10KV设备及站用电设备的运行、巡视检查、维护等的技术要求，本规程适用于江津供电公司110KV白沙变电站。12主接线和运行方式121主接线方式110KV110KV母线采用的是单母线分段接线方式。35KV35KV母线采用的是单母线分段接线方式。10KV10KV母线采用的是单母线分段接线方式。122运行方式110KV110KV母线由120分段开关联络运行。宝白龙白线121路及I段母线PT运行在I段母线上；官白线108路及II段母线PT运行在II段母线上。35KV35KV母线由320分段开关联络运行。白李线324路、白鹅线323路及1站用变、I段母线PT运行在I段母线上；白石线321路、白蟆线325路、2段母线PT运行在II段母线上，而白荣线322路备用在II段母线上。10KV10KV母线由620分段开关联络运行。白糖线621路、白高线622路、白滩线623路、白中线624及1电容器631、I段母线PT、2站用变运行在I段母线上；白东线625路、白河线626路、白永线627路、白蝉线628路及2电容器632、II段母线PT运行在II段母线上。13主变压器131配置及技术参数1311本站主变一台，容量为31500KVA，有载调压自然油循环风冷变压器。1312技术参数13121主变型号SFSZ931500/110容量31500KVA接线组别YNYN0D11冷却方式DFAF额定阻抗1055/1818/6527额定电压110/385/105KV额定电流1653/4722/1732A空载损耗2943KW负载损耗1583/1604/1199空载电流024油重13350KG总重59300KG出厂编号D出厂日期2001年3月制造厂家成都双星变压器厂132变压器运行的一般规定本站油浸式变压器设有储油柜油枕，其容积约为变压器总油量体积的10，储油柜带有指针式油位表，在不同环境温度下指针应该停留的相应的位置,直接在刻度盘上读出。1321运行电压变压器运行电压一般不得超过其运行分头额定电压的105,对于特殊使用情况（例如变压器的有功功率可能在任意传输方向时），允许在不超过110额定电压下运行。1322运行温度本站运行中的变压器，应注意其最高上层油温不得超过85C。1323冷却装置13231正常运行时，应打开全部散热器的上、下阀门。13232变压器上层油温低于55C（例如气温较低、负荷较轻时），一般不开风扇；变压器上层油温超过55C时，应启动部分或全部风扇，使上层油温尽量接近55C。13233冷却装置自动投入时，一般整定为55C启动，45C停用。13234容量在额定使用条件电压、冷却装置、温度等下，变压器全年可按额定容量运行。133变压器的投运1331投运前检查13311对安装大修后或长期停运的变压器，投运前，值班人员应进行下列项目的检查（1继电保护装置是否已装设齐全、校验合格并按规定启用。（2变压器本体、有载分接开关、套管等各处油位是否正常，瓦斯继电器和散热器阀门是否已打开，冷却系统是否正常。（3分接开关位置是否正确,其电动操作是否正常，指示器指示是否正确。（4压力释放装置是否完好。（5储油柜及套管油位、油色是否正常，器身及套管有无渗、漏油。（6套管外绝缘是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹。（7吸湿器油封是否完好、呼吸是否畅通，矽胶是否干燥矽胶潮解变色部分，不应超过总量的1/2。（8瓦斯继电器与储油柜间连接阀门是否打开，瓦斯继电器内有无气体。（9接地引下线是否完好。（10一次引线接头是否正确、牢靠。（11接地线是否已经拆除，变压器顶部有无杂物。（12）检查工作人员是否已在一、二次修试记录薄上作好记录，且结论为“可以投入运行”。13312变压器小修、临修后或备用变压器投运前，值班人员应进行下列项目的检查（1储油柜及套管油位、油色是否正常，器身及套管有无渗、漏油。（2套管外绝缘是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹。8（3吸湿器油封是否完好、呼吸是否畅通，矽胶是否干燥矽胶潮解变色部分，不应超过总量的1/2。（4瓦斯继电器与储油柜间连接阀门是否打开，瓦斯继电器内有无气体。（5接地引下线是否完好。（6一次引线接头是否正确、牢靠。（7接地线是否已经拆除，变压器顶部有无杂物。（8）检查工作人员是否已在一、二次修试记录薄上作好记录，且结论为“可以投入运行”。13313变压器的投运及注意事项133131投运变压器之前，应仔细检查，并确认变压器在完好状态，且具备带电运行条件。133132投运前应启用全部冷却器，新安装或大修后需将油循环较长时间，以利于残存空气的逸出。133133投运前应先将投运变压器中性点直接接地，并投入相应保护，操作完毕后再根据调度命令确定中性点是否接地。133134变压器的充电应从高压侧进行，停电时应从低压侧开始。133135新安装在投运前，应冲击合闸5次，第一次加压时间约10分钟，以后每次间隔35分钟，大修后及更换线圈者应冲击合闸3次。133136新安装或大修后变压器投入运行及运行中的变压器带电滤油、加油时，应将重瓦斯改接信号，但差动保护应可靠投入，当变压器完全停止排除空气气泡时，才可将重瓦斯接回跳闸位置。133137备用中的变压器应随时可以投入运行，长期备用的变压器应每月充电运行一次，时间不少于2小时，变压器长期停运100天者，投入运行前应测量绝缘电阻、吸收比、分接头接触电阻，必要时应重新做预防性试验。133138并列运行中的变压器进行调压操作前，应检查档位指示相同后，方可进行“升”或“降”的操作。133139变压器分接头改变后，应检查三相电流、电压是否平衡。134变压器运行中的巡视检查及维护1341检查周期一般每天至少两次，每周另有夜间检查一次。1342检查项目13421储油柜及套管油位、油色是否正常，器身及套管有无渗、漏油。13422套管外绝缘是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹。13423吸湿器油封是否完好、呼吸是否畅通，矽胶是否干燥矽胶潮解变色部分，不应超过总量的1/2。13424变压器音响是否正常。13425变压器油温是否正常，管道阀门开闭是否正确；风扇、油泵等转动是否均匀正常，油流继电器是否工作正常。13426压力释放器曾否动作标示杆是否突出。13427瓦斯继电器与储油柜间连接阀门是否打开，瓦斯继电器内有无气体。13428套管、引线接头等有无发热现象。13429接地引下线是否完好。134210有载调压分接开关的分接位置及电源指示应正常。134211各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；134212系统发生接地短路故障后，应检查主变压器中性点连接线、中性点接地刀闸和接地引下线有无烧伤和异常。135瓦斯保护装置的运行91351变压器正常运行时，其瓦斯保护应投入跳闸。1352变压器在安装、检修或停用以后投入运行，在进行冲击合闸或充电时，以及在投入初期的空载、负载运行或试运行时，其瓦斯保护应投入跳闸，即与变压器正常运行时相同。1353重瓦斯改接信号的规定运行中的变压器，遇有下列情况之一时，应将重瓦斯保护暂时改接信号，并应先汇报公司生产副总批准13531带电滤油、加油、更换油再生器矽胶工作时，重瓦斯改接信号；工作完毕后，每隔12小时放气一次，当连续两次油中无气体放出时，即可将重瓦斯接回跳闸。13532因油位计指示油面异常升高或油路系统有其他异常现象，需要打开放油、放气阀门塞检查，或需要检查吸湿器和进行其他类似工作以查明原因时。13533运行中的变压器，凡因各种原因需要将重瓦斯暂时改接信号或者停用瓦斯保护时。136有载分接开关的运行维护1361有载分接开关的操作13611有载分接开关一般由值班员根据调度命令在后台机上进行档位调节，但在电动操作失灵时允许在就地操作箱上手动操作。13612有载分接开关操作时，应注意电压、电流的指示，包括非电源侧母线电压的变化，以判定分接开关动作的正确性。如发现操作前后电压、电流无相应的变化，当档位不对应或出现滑档等异常情况时，应立即停止操作，查明原因，通知相关部门处理。13613变压器过载时，一般不应操作其有载分接开关；当过载倍数达15及以上时，严禁进行操作。13614有载分接开关油箱密封破坏，有载分接开关与变压器本体油路相通时，禁止操作有载分接开关。13615有载分接开关每次调档后应有一定间隔时间方可继续调档，每天限制在20次以内。13616在远方无法操作而由值班员就地操作时，有载分接开关一般使用电动操作；按一下调一档，共有19档可以调。其操作按钮的使用S11N升，S2N1降，S3紧急跳闸。但在电动操作失灵时允许使用手动操作，手动操作时在本体的操作箱上。1362有载分接开关的巡视检查在巡视有载调压变压器时，应同时巡视其有载分接开关。巡视时应注意以下各项13621分接开关油位及油色是否正常，有无渗、漏油现象，吸湿器矽胶是否正常。13622操作机构中机械指示器指示正确并与控制室内分接位置指示器指示是否一致。13623母线电压是否在规定的范围以内，控制器的电源指示灯亮。13624检查开关操作箱有无密封不良、齿轮箱渗漏油等缺陷。1363过负荷13631检查主变负荷情况，若确系过负荷应立即汇报调度要求转移负荷，同时派专人监视主变负荷及温度，并投入主变全部冷却器。13632若主变未过负荷，应检查主变是否误发信号。1364“主变温度过高”信号发出13641检查主变负荷及温度情况。13642检查主变温度测量装置，判定有无误发信号。13643检查冷却系统冷却器表面有无积灰堵塞；有关阀门是否打开，管道有无堵塞；风扇运转是否正常，数量是否合适，分布是否合理。13644若判明是冷却器故障，则按以下规定执行10136441自然油循环风冷变压器因冷却系统故障而造成风扇全停时，其允许负荷和运行时间一般应遵守制造厂规定。当上层油温不超过85C时，允许带额定负荷运行。136442若冷却系统故障在主变运行中可以处理（如部分风扇），则值班人员应报告调度，同时通知维修人员尽快处理。136443若冷却系统故障运行中无法处理，则值班人员应立即报告调度要求转移负荷，同时立即报告上级。13645若冷却系统和温度计正常，但油温较正常值同样负荷和冷却介质温度下应有的油温高10以上，或负荷不变油温却不断上升，则说明变压器已发生内部故障铁心严重短路、绕组匝间短路等且相应的保护装置未能动作。此时，值班人员应立即报告调度，要求紧急停运。情况危急时，亦可先行停运，再向调度报告同时应立即报告上级，要求迅速处理。1365主变“通风故障”信号发出应检查主变端子箱内空气开关是否跳闸；检查风扇保险是否熔断，有无异常；检查主控室站用屏上“主变风扇电源”开关是否跳闸，保险是否熔断，查明原因处理后再起动风扇。1366有载分接开关异常情况的处理有载分接开关进行操作，若发生下列情况之一时，应立即断开操作机构的电机电源，并报告调度及上级领导，要求处理13661按动升降压按钮时，电机反转，电压不升反降不降反升。13662分接开关切换到位、电压变换以后，切换机构尚不能自动停止。13663当操作有载分接开关切换不到位且不能恢复到原有档位时，并作好停用变压器的准备。13664值班员发现有载分接开关油箱防爆盖破裂，并作好停用变压器的准备。1367轻瓦斯保护装置动作后的处理13671立即报告调度和上级有关领导。13672检查瓦斯继电器若存在气体，应记录气量和颜色，并用专用取样器收集气体，并取变压器油样，一并送作色谱分析；若继电器中没有气体，应取变压器油样，送作色谱分析。13673设法判明是否因油中侵入空气，油位过低或变压器内部故障导致信号动作。13674检查储油柜至瓦斯继电器之间油道阀门是否因该阀门不慎关闭，变压器油箱内油不能通过储油柜调节而导致信号误动。13675检查二次回路是否因二次回路绝缘击穿或其他故障而导致信号误动。13676若色谱分析判断无异常，则变压器一般可继续运行。13677若分析表明导致信号动作的是油中剩余气体逸出或强油循环系统吸入空气，但信号动作时间逐次缩短，有造成重瓦斯动作跳闸的趋势，则应报经公司生产副总批准，将重瓦斯改接信号；同时报告调度和上级，要求尽快处理。假如有备用变压器时，则应报告调度，改为备用变压器运行，而不得采用上述重瓦斯改接信号的措施。13678若色谱分析结果异常，一般应先安排变压器停电试验，进行综合判断。若确定变压器存在内部故障，应尽快停运处理。处理以前，若上级决定暂时带病运行，则值班人员应加强运行监视，特别注意油温、油色、音响等的异常情况；同时，对油中气体的色谱分析应缩短周期，跟踪监测。必须注意对瓦斯继电器中气体性质的判断，应以色谱分析结果为准。现场检查其色、臭、可燃性等均只能作为辅助判据。若无其他确实可靠的理由，一般不得以“无色、无臭、不可燃”等即将气体判为空气。1368重瓦斯保护装置动作后的处理13681立即报告调度和上级有关领导。13682瓦斯保护动作跳闸后，应检查瓦斯继电器、变压器及二次回路，检查的方法和内容与轻瓦斯动作后的检查相同。1113683瓦斯保护动作跳闸后，对继电器中的气体及变压器油样必须进行色谱分析，对气体性质的判断，只能以色谱分析结果为准。13684若检查结果表明变压器跳闸的原因不是内部故障，而是外部缺陷保护装置二次回路故障、油中剩余气体过多或强油循环系统吸入空气导致重瓦斯动作等，可经调度同意后将变压器恢复运行。但变压器的恢复运行须先经公司生产副总批准。13685若检查结果不能排除变压器内部故障的可能，则变压器不得投运。应尽快安排进一步的检查和试验；必要时，应放油或吊罩芯对变压器内部进行检查。14高压断路器141配置及技术参数1411本站各电压等级高压断路器的配置情况110KV系统配置SW6110/1250少油式开关，共四台开关。35KV系统配置ZN2335/1250真空开关，共七台开关。10KV系统配置ZN28126E/630真空开关，共十二台开关。1412本站各型断路器主要技术数据如下14121SW6110/1250型油开关的主要技术参数型号SW6110/1250额定电流110/1250A额定开断电流21KA操作机构型号CY3V分闸电压220V合闸电压220V储能电机的电压电流220V/5A14122ZN2335/1250型油开关的主要技术参数型号ZN2335/1250额定电流35/1250A额定开断电流20KA操作机构型号CT100IV分闸电压220V合闸电压220V储能电机的电压电流220V/275A14123ZN28126E/630型油开关的主要技术参数额定电流12/630A（601开关额定是电流为2000A）额定开断电流20KA操作机构型号CT19分闸电压220V合闸电压220V储能电机的电压电流220V/15A142高压断路器的验收断路器新安装、检修完毕后，应按规定由运行部门组织验收，验收工作包括以下内容1421运行人员的检查项目14211一般检查项目（1断路器应固定牢靠，外表清洁完整。（2电气连接应可靠且接触良好。12（3断路器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确；调试操作时,压力开关、辅助开关应准确可靠，信号正确。接点无电弧烧损。（4瓷套及其他绝缘件应完整无损，表面清洁。（5断口并联电阻、电容值符合设计要求。（6操动机构箱的密封垫应完整，电缆管口、洞口应予封堵。（7支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好。（8油漆应完整，相序色标志正确，接地良好。（9两侧刀闸应在断开位置,临时接地线、短路线应拆除,恢复常设遮栏并加锁，即开关已处于停用状态。14212特殊检查项目（1液压操动机构液压系统应无渗漏油，油位正常；安全阀、减压阀等应动作可靠；压力表应指示正确。（2真空断路器灭弧室的真空度符合产品技术要求143高压断路器的操作及注意事项1431高压断路器的操作14311本站高压断路器由值班员根据调度命令操作。14312操作高压开关前，必须确认开关两侧刀闸在合位，控制屏和保护屏无限制开关操作的信号发出，真空开关必须先蓄能，油开关必须有油位。14313操作开关时应注意后台机的开关位置的变化，并查看三相电流表指示是否平衡，同时检查二次操作模块的指示是否正确，操作后应检查断路器拐臂、连杆、机械指示器动作及负荷电流表变化情况，确保其已合上或拉开，不得仅以红、绿灯指示为准；跳闸后电流表指示应为零。1432注意事项及一般要求14321高压开关在正常状态下，应在额定参数下运行，其额定电压的变动一般不超过110，开关过负荷时间不得超过4小时，在事故和特殊情况下，需要过负荷时，应考虑回路的其它附属元件是否能够承受,开关事故过负荷不得超过额定电流的20。14322严禁将机构拒动且未经检修的断路器投入运行。14323断路器的铭牌规定开断容量应大于安装地点短路容量值，若发现有小于短路容量情况，不得将开关投入运行，并及时报告上级。14324在断路器跳闸后，发现绿灯未亮且红灯熄灭，应及时断开前台机操作箱电源，防止跳闸线圈烧毁。14325断路器合上后自动跳闸或发生跳跃分合现象，应立即停止操作，并报告调度值班员查明原因后，再根据调度命令再次合闸。14326操作断路器前，应检查各类型开关的操作电源是否正常；真空开关的弹簧是否可靠储能，油开关的合闸保险应合上，跳合闸电压值应在规定值内。144高压断路器的巡视检查及维护1441高压断路器的巡视周期14411正常运行中的断路器，每天巡视检查一次。14412每周进行夜间熄灯巡视一次。1314413新装、大修和预试后的高压开关在投入运行后每小时检查一次，两小时后恢复正常巡视的周期进行。14414此外在恶劣环境下和鸟害季节必须进行特巡。14415其他上级部门要求巡视。1442运行中高压断路器的正常巡视项目14421一般检查项目144211断路器分、合闸位置指示是否与当时的运行情况相一致。144212检查接头接触是否良好，有无过热现象，瓷质外绝缘有无裂纹、放电痕迹，断路器本体有无脏污和杂物，引线是否过松或过紧。144213带电外露部分相序色是否完好，紧急脱扣的红色标记是否齐全。144214断路器本体及底座接地是否完好，接地引下线有无断裂和锈蚀。144215端子箱、机构箱是否完好，各接线端子有无松动或飞弧，是否清洁、完整，端子箱、机构箱门是否关闭紧密，有无水分、灰尘和杂物进入，烘潮灯是否完好，封堵是否完好。144216断路器内部有无放电或其他异常声响。144217断路器的各种仪表、油位计指示是否在正常范围以内。14422特殊检查项目144221油断路器（1）断路器及其套管油位、油色是否正常，有无渗、漏油、流胶，固体外绝缘是否清洁，金属外壳有无锈蚀，油漆是否完好。（2）断路器防雨帽是否完好。144222真空断路器（1）弧室有无异常，内部有无异常音响。（2）真空泡外壳是否清洁。144223夜间巡视（1）接头无烧红、打火现象。（2）瓷瓶无电晕放电现象。（3）无异常声响。1443高压断路器的日常维护项目14431配合停电机会，进行内部传动部位检查，清扫瓷瓶存积的污垢及处理缺陷。14432按使用说明书规定，定期对操作机构添加润滑油。14433油断路器应经常检查其油位和渗漏油情况，根据油位变化进行必要的补油或放油。14434定期检查合闸保险熔丝是否正常，核对其容量是否相符。14435定期对断路器操作机构箱、端子箱进行清洁，根据环境温度或湿度投入或退出机构箱、端子箱中的加热器或烘潮灯。14436断路器的正常维护工作，应记入变电站维护记录薄内。14437开关跳闸后应作好值班记录、开关跳闸记录、填写事故报表。14145高压断路器的异常检查及处理1451断路器有下列情况之一时，应立即申请停电处理14511套管严重破损或有放电现象。14512少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响。14513油断路器严重漏油，油位看不见。14514真空断路器出现真空损坏的“丝丝”声。1452断路器合不上闸应进行的检查14521常规检查进行合闸操作时，断路器合不上闸，值班人员应进行下列检查，迅速判断故障范围，查找故障原因，并设法排除故障。如果值班人员无法处理，则应立即报告上级要求处理。（1检查操作保险和合闸保险是否松动或熔断。（2检查是否合闸电源电压太低。（3检查是否合闸操作时间太短。（4检查是否有继电保护装置动作，发出跳闸脉冲。（5检查同期开关位置是否合适，同期条件是否满足。（6检查合闸回路是否断线或接触不良。（7检查合闸线圈是否开路或短路。（8检查是否有气压异常、弹簧未储能等各种闭锁信号发出。（9）检查是否存在操作机构的机械故障，如机构卡滞、锈死、弯曲变形、折断、松动等。14522特殊检查油断路器和真空断路器需拆除面板或机构罩，通过观察合闸铁芯的动作情况，判断是操作回路故障还是机构故障。若合闸铁芯不动作，应检查操作回路，若动作无力则为铁芯卡滞；若合闸铁芯动作正常但合不上断路器，应检查传动机构中销子、连杆是否完整无断裂。14523断路器不能分闸应进行的检查145231常规检查断路器不能分闸，值班人员应进行下列检查，迅速判断故障范围，查找故障原因，设法排除故障。如果值班人员无法处理，则应立即报告上级要求处理。（1检查操作保险是否松动或熔断。（2检查分闸电源电压是否太低。（3检查分闸回路是否断线或接触不良。（4检查分闸线圈是否开路或短路。（5检查是否有气压异常、弹簧未储能等各种闭锁信号发出。（6检查是否存在操作机构的机械故障，如机构卡滞、锈死、弯曲变形、折断、松动等。145232特殊检查油断路器和真空断路器需拆除面板或机构罩，通过观察分闸铁芯的动作情况，判断是操作回路故障还是机构故障。若分闸铁芯不动作，应检查操作回路，若动作无力则为铁芯卡滞；若分闸铁芯动作正常但跳不掉断路器，应检查传动机构中销子、连杆是否完整无断裂。1514524断路器操作机构的异常检查145241液压机构液压机构常见异常现象现象分类异常现象可能原因储压筒油压过高（1）微动开关接点粘连，油泵连续运转（2）储油桶密封不严，液压油进入氮气室内储压桶油压过低（1）安全阀的橡胶垫圈损坏，大量漏油（2）一级阀排油孔漏油（3）氮气外漏，氮气筒压力降低氮气桶预压力过高（1）外界温度升高（2）高压油渗入气体压力异常氮气桶预压力过低（1）外界温度降低（2）气体渗入高压油（3）焊缝不严，漏气油泵建压时间过长1、整个建压过程时间长（1）吸油回路有堵塞，吸油不畅通，滤油器有脏物堵塞（2）油泵中空气未排尽（3）油箱油位过低，油量少（4）油泵吸油阀钢球密封不严或只有一个柱塞工作2、油泵建至一定的压力后，建压时间变长或建不起压（1）柱塞座与吸油阀之间的尼龙密封垫封不住高压油（2）柱塞和柱塞座配合间隙过大（3）高压油路有泄露（4）安全阀调整不当建压时间长或建不起压油泵建不起压（1）高压放油阀未关严或逆止阀钢球没有复位（2）合闸二级阀未关严（3）油泵本身故障，吸油阀密封不严，柱塞座与吸油阀之间的尼龙垫封不住高压油，柱塞与柱塞座配合间隙大或只有一个柱塞处于工作状态电磁铁未启动（1）二次回路连接松动，接触不良（2）辅助开关未切换（3）电磁铁线圈断线（4）铁芯卡住拒动拒合电磁铁启动，工作缸活动塞杆不动（1）阀杆变形，行程不够，合闸一级阀未打开（2）合闸控制油路堵塞（3）分闸一级阀未复位16电磁铁未启动（1）二次回路连接松动，接触不良（2）辅助开关未切换（3）电磁铁线圈断线（4）铁芯卡住拒分电磁铁启动，工作缸活动塞杆不动（1）阀杆变形，分闸阀未打开（2）合闸保持回路漏装05MM节流孔接头（3）合闸二级阀活塞卡住未复归误动合后即分（1）合闸保持回路05MM节流孔受堵（2）分闸阀内逆止阀或一级阀未复归或密封不严（3）合闸二级阀活塞密封圈失效分闸位置频繁启动1、外泄露（1）工作缸活塞出口端密封不良（2）储压筒活塞杆出口端密封不良（3）管路连接头渗漏（4）高压放油阀密封不良或未关严2、内泄露（1）工作缸活塞密封圈失效（2）合闸一级阀密封不良（3）合闸二级阀密封不良合闸位置频繁启动1、外泄露（1）工作缸活塞出口端密封不良（2）储压筒活塞杆出口端密封不良（3）管路连接头渗漏（4）高压放油阀密封不良或未关严2、内泄露（1）二级阀活塞密封圈失效或二级阀活塞锥面密封不良（2）分合闸一级阀密封不良（3）合闸阀内逆止阀密封不良（4）合闸阀与二级阀连接处密封圈失效油泵异常油泵频繁启动打压分、合位置均频繁启动1、外泄露（1）工作缸活塞出口端密封不良（2）储压筒活塞杆出口端密封不良（3）管路连接头渗漏（4）高压放油阀密封不良或未关严2、内泄露（1）油泵卸载，逆止阀关闭不严（2）合闸一级阀关闭不严17油泵不启动打压（1）油泵电机电源失去（2）油泵电机本身故障（3）微动开关接点接触不良（4）压力表故障，指示错误异常现象的处理值班人员应查明原因，设法处理。若无法处理应及时通知相关部门处理。145242弹簧机构弹簧操动机构常见的异常现象现象分类异常现象可能原因拒动拒合铁芯未启动线圈端子无电压二次回路连接松动熔丝熔断辅助开关接点接触不良或未切换线圈端子有电压线圈断线或烧断铁芯卡住铁芯已启动、四连杆未动线圈端子电压太低铁芯运动受阻铁芯撞杆变形、行程不足四连杆变形、受力，过“死点”距离太大合闸锁扣扣入牵引杆深度太大扣合面因硬度不够而变形，摩擦力大，“咬死”四连杆动作，牵引杆不释放牵引杆过“死点”距离太小或未出“死区”机构本身有严重卡涩四连杆中轴过“死点”距离太小四连杆受扭变形拒分铁芯未启动线圈端子无电压熔丝熔断二次回路连接松动，接点接触不良辅助开关未切换或接触不良线圈端子有电压线圈烧坏或断线（尤其引线端易折断）铁芯卡住18铁芯已启动，锁钩或分闸四连杆未释放线圈端子电压太低铁芯行程小，冲力不足或铁芯运动受阻锁钩扣入深度太大或分闸四连杆过“死点”距离太多铁芯撞杆变形，行程不足拒动拒分锁钩或四连杆动作，但机构连板系统不动机构或本体严重卡涩误动储能后自行分闸合闸四连杆受力过“死点”距离太小合闸四连杆未复归，可能复归弹簧变形或有蹩劲扣入深度少或扣合面变形锁扣支架支撑螺栓未拧紧或松动L型锁扣变形锁不住马达电源未及时切换牵引杆越过“死点”距离太大，撞击力太大无信号自分二次回路有混线，分闸回路直流两点接地分闸锁扣扣入深度太少，或分闸四连杆中间轴点过“死点”距离太小，或锁钩端面变形扣不牢分闸电磁铁最低动作电压太低继电器接点因某种原因误闭合误动合后即分二次回路有混线，合闸时同时分闸回路有电分闸锁扣扣入深度太少，或分闸四连杆中间轴点过“死点”距离太小，或锁钩端面变形扣不牢分闸锁钩不受力时复归间隙调得太大分闸锁钩或分闸四连杆未复归弹簧储能系统故障发弹簧闭锁信号且不能复归弹簧储能电机电源失去弹簧储能电机故障储能电机或手摇储能轴弯曲异常现象的处理（1弹簧储能机构异常，若断路器发弹簧闭锁信号且不能复归，值班人员应检查储能电机电源回路，紧急情况下可用手动方式储能，若仍不成功，应立即申请停电处理。（2弹簧机构储能电机长时间运转不停，值班人员应立即拉开储能电机电源，并查明原因。（3弹簧操作机构其直流合闸母线电压应保持在205V252V的范围。（410KV、35KV开关送电后，应检查合闸保险是否完好，控制回路保险是否完好,储能已储好且信号已复归。（510KV、35KV开关在合闸前，应检查柜门闭锁开关摆在“工作”位置摆正。14525液压操作机构异常及其处理19（1“油泵运转”信号长时间不息，“油泵运转”信号发出而实际未打压，应检查电机电源保险是否接触不良或熔断，电机接线松动或电机已被烧坏，电机转子与炭刷是否接触良好。（2电机起动而打不起压，应检查放油阀是否未复位，或高压油管漏油。145251其他异常情况及其处理（1油泵频繁动作或补压时间过长发现后应加强监视。若情况不断加烈，则可能是储压筒漏氮或高压油路漏油所致，应报告上级领导，要求处理。（2液压机构压力过低（行程开关接点接通，发出信号）可能是机构漏油或其他原因引起。此时，值班员可设法打压；若打压无效则应报告上级要求处理，但不得断开油开关操作电源，以防当压力继续降低需要闭锁油泵电源时，不能实现闭锁。（3合闸或分闸闭锁（行程开关接点接通，实现合闸闭锁或分闸闭锁，并发出相应信号）值班员应报告调度，并设法打压。若打压无效，则应报告上级要求处理；但不得断开油开关操作电源，以防当压力继续降低需要闭锁油泵电源时，不能实现闭锁。（4液压机构压力异常（压力表电接点接通，发出信号或同时实现闭锁）。1压力异常升高可能是高压油渗入氮气中或其他原因引起，值班员应报告上级要求处理。2压力异常降低降低到闭锁了油泵电源。甚至降为零，值班员应立即取出油泵电动机的电源保险，然后断开油开关的操作电源，以防油开关慢分，发生事故。采取上述措施后，值班员应立即报告调度或上级，要求迅速处理。14526断路器灭弧介质缺陷处理145261油断路器严重漏油（1油断路器的油位计中看不见油位，应取下断路器操作电源，严禁对断路器进行拉合操作，并应及时报告调度及有关部门要求尽快处理。（2油断路器的油位计中可看见油位，但发现已严重漏油。应及时汇报调度，将该断路器退出运行后通知有关部门尽快处理。146高压断路器允许故障跳闸次数1461高压断路器允许故障动作次数表110KV油开关允许故障跳闸次数10次147开关操作1471开关操作中的注意事项（1）禁止投入和使用操作机构失灵，拒绝跳闸的开关。（2）所有110KV开关均不得在带电的情况下就地手动“分”、“合”闸。（3）电动合闸后应注意直流盘放电电流表指针是否已返回，否则应立即断开合闸总电源开关。（4）所有开关只能在后台监视机和前台装置上操作10KV、35KV开关特殊情况下可在开关柜上操作,10KV、35KV开关柜上有紧急跳合闸装置。（5）开关在每次事故跳闸后应进行检查记录，110KV油开关10次事故跳闸后应报告相关部门进行检修。1472开关的异常情况及其处理14721进行合闸操作时，开关合不上闸，值班人员应进行下列检查（1）是否有继电保护装置动作，发出跳闸脉冲。（2）操作电源保险是否熔断或松动。（3）合闸电源保险是否熔断或松动。（4）合闸辅助接点是否不能接通或断开过早。（5）合闸线圈是否已被烧损。（6）开关分闸后机构能否正常复位。20（7）开关合闸时挂钩能否可靠挂合，其分闸“死点”机构是否过“死点”太少。（8）控制及合闸回路有无断线。（9）开关整体及各部件有无位移或变形。（10）对弹簧操作机构，检查合闸时合闸线圈端电压是否过低。（11）对液压操作机构，检查油路液压是过低以致闭锁了合闸回路。（12）跳闸回路中是否存在其他跳闸脉充。（13）35KV、10KV开关应检查操作手柄是否指在“工作”位置并且摆正。14722开关不能跳闸，值班人员应首先断开操作电源，防止跳闸线圈烧坏，然后应进行下列检查（1）操作保险是否熔断或松动。（2）跳闸辅助接点是否未能接通。（3）跳闸线圈是否烧损。（4）跳闸回路有无断线，压板是否已经投入。（5）操作机构是否卡死或调整不当（合闸时挂钩是否挂得过老，跳闸“死点”机构是否过“死点”太多等）。（6）对液压操作机构，检查油路液压是否过低，致使跳闸回路已被闭锁。15高压隔离开关151配置及技术参数1511本站各电压等级和安装位置配置的高压隔离开关情况110KVI、II段母线侧配置GW4110DW/1250A型刀闸。110KV各回路出线侧配置GW4110DW型刀闸。1512本站各型隔离开关的技术参数如下15121GW4110DW/1250A型刀闸技术参数额定电压110KV最高工作电压126KV额定电流1250A动稳定电流80KA热稳定电流（4S）315KA配属机构CS14制造厂家重庆高压开关厂152高压隔离开关的验收隔离开关新投入或检修后的验收检查1521操动机构、传动装置、辅助开关、闭锁装置应牢固，动作应灵活，位置指示正确。1522合闸时，三相同期差应符合各电压等级的相应规定，110KV10MM；10KV5MM。1523隔离开关相间距离及分闸时触头打开角度和距离应符合技术规定。1524触头接触应紧密良好，表面应平整、清洁，并应涂以凡士林或导电膏。1525110KV隔离开关防雨罩应安装牢固、平正。触头弹簧处应涂以凡士林或导电膏。1526接线端子及载流部分应清洁，且接触良好，并应涂以凡士林或导电膏。1527绝缘瓷瓶表面应清洁，无裂纹、破损、焊接残留斑点等缺陷，瓷铁粘合应牢固，连接螺丝应涂以凡士林或导电膏。1528刀闸底座转动部分应灵活，并应涂以凡士林或导电膏。1529操动机构的所有固定连接部件应紧固，转动部分并应涂以凡士林或导电膏。15210油漆完整，相序色标志正确，接地应良好。2115211隔离开关防误装置应达到要求，验收完后加防误锁。15212交接资料和文件应齐全152121制造厂提供的产品说明书、合格证、安装图纸等技术文件。152122安装及检修技术记录。152123试验及调试记录。152124备品、配件及专用工具清单。153高压隔离开关的操作及注意事项1531隔离开关允许在额定电压、额定电流下长期运行，各相与导体的连接部分在运行中的温度不应超过70。1532操作隔离开关前，必须确认回路开关在“分”位。1533送电操作时应先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸；停电操作时应先拉开负荷侧刀闸，后拉开电源侧刀闸。1534隔离开关操作后，必须检查“分”、“合”到位。1535合接地隔离开关前，应先验明其接地点确无电压。1536隔离开关误操作后，不论后果如何，不允许将其复位。1537隔离开关不得用来分、合负荷电流及故障电流。但可进行如下操作15371分、合电压互感器和避雷器（无雷电活动）；（停用电压互感器，应先断开二次回路开关、保险，后断开一次隔离开关。启用顺序与之相反）。15372满足以下条件时，分、合电压在110KV及以下、励磁电流不超过2A的空载变压器。（1）三相联动且有消弧角。（2）户内隔离开关各相安装耐弧绝缘隔板。15373电容电流不超过5A的无负荷线路。15374在中性点经消弧线圈接地系统中，当系统没有接地故障时可分、合消弧线圈。15375分、合变压器中性点的直接接地点（在中性点直接接地系统中，根据电流表判断，体统没有断路故障时）。15376三联隔离刀闸可分、合10KV、15A以内的负荷电流。15377分、合并联支路电流。154高压隔离开关的巡视及维护1541运行中的隔离开关每天巡视检查一次，大修后特巡。1542隔离开关的巡视检查项目15421瓷绝缘应完好无裂纹和放电痕迹。15422隔离开关及操作机构各部件无开焊、变形、锈蚀、松动、脱落现象，连接轴销、螺母应紧固完好。15423闭锁装置应完好，锁销应锁牢。15424隔离开关及操作机构接地引下线、螺栓应可靠，接地良好，辅助触点位置应正确良好。15425带有接地刀闸的隔离开关在接地时，三相接地刀闸接地均应良好。15426隔离开关合闸后触头之闸接触应良好。15427运行中隔离开关无打火、放电、触头发红、异常声响。15428隔离开关通过短路电流及耐受过电压后，应检查隔离开关的绝缘子有无破损、裂纹、放电痕迹，动静触头及接地引线接头有无熔化、发热变色现象。15429隔离开关操作机构应无异常现象。154210高温及过负荷时和触头检修后应对隔离开关应加强巡视，并对接头和接触部分用红外测温仪进行测试。（温度不应超过70）。22154211中性点直接接地系统发生单相接地短路后，应检查主变压器中性点连接线、中性点接地刀闸和接地引下线无烧伤和异常。154212本站110KV刀闸操作应注意检查辅助接点是否到位，如不到位值班员可将其拨到位，值班员如不能处理，尽快通知相关部门处理。154213隔离开关瓷瓶出现较大的破损或有较大的放电现象时，不得带电拉开。1543隔离开关的日常维护15431隔离开关检修后，具备条件的前提下，应对隔离开关进行操作检查。15432隔离开关检修后，值班员应检查检修人员是否对隔离开关的几个部位（同验收）涂以凡士林和导电膏。155高压隔离开关的异常检查及处理1551隔离开关无法正常拉合应分析其原因，禁止强行操作，根据情况采用不同的方法处理。1552隔离开关机械故障不能操作，应报告调度，要求停电处理。1553隔离开关接触部分过热当隔离开关接触部分出现过热、变色，温度超过标准时，应报告调度，转移负荷，并报告站长或变电专责。1554刀闸由于长时间未操作而卡住,应慢慢地活动刀闸机构,并作如下处理15541检查瓷瓶是否损坏,拉杆是否变形、卡滞,各机构传动部件是否变形、移位、卡滞。15542若故障点确在刀闸接触部分,则不应强行拉合,以防损坏瓷瓶,此时应变更设备的运行方式,将该停运设备进行处理。1555在操作时，发现隔离开关的刀刃与刀嘴接触部位有抵触时，不应强行操作，否则可能造成支持瓷瓶的破坏而造成事故。16互感器互感器包括电压互感器（PT）和电流互感器（CT），是专供电气仪表及继电保护装置应用的电器设备161配置及技术参数1611电流互感器16111110KV、35KV、10KV电流互感器配置情况110KV分段120回路配置LCWB6110W2型电流互感器，一组。（重庆高压电器厂）110KV官白线108回路配置LBT110W型电流互感器，一组。（湖南醴陵火炬电瓷电器有限公司）110KV龙宝白线121回路配置LCWB6110W2LBZ110W型电流互感器，一组。（西安电力机械制造公司、西安西电电力电容器有限公司湖南醴陵火炬电瓷电器有限公司）110KV1主变高压侧回路配置LB6110型电流互感器，一组。（江苏如皋高压电器厂）35KV各回路配置LCZ3502型电流互感器，共七组。10KV各回路配置LZBJ110型电流互感器，十二组。1612电流互感器的技术参数16121110KV电流互感器的型号和参数型号LCWB6110安装位置110KV分段120回路额定电压110KV电流比300/5（主变高压侧101开关300/5）型号LBT110W23安装位置官白线108回路额定电压110KV电流比600/5型号LCWB6110W2LBZ110W安装位置龙宝白线121回路额定电压110KV电流比保护300/5、计量400/51612210KV电流互感器的型号和参数型号LZBJ11005安装位置10KV所有出线额定电压10KV电流比白糖线621、白滩线623、白河线626、白永线627200/5。白高线622、白蝉线628、电容631、电容632150/5。白中线624400/5；白东线6253