kv大堡变电站一次运行规程

大堡110KV变电站一次部分现场运行规程试行201年月日修订发布201年月日实施乐山电力股份有限公司大堡公司发布大堡110KV变电站现场运行规程批准谢治刚审核王秋平编写杨玉俊夏忠军陈勇毅年月日发布年月日实施乐山电力股份有限公司大堡公司发布目录第一章总则1一我站在电网中地地位1第二章主变压器4一概述4二主变地巡检5三主变地正常运行7四主变地倒闸操作8五主变地不良工况异常运行及事故处理9六冷却系统异常运行及事故处理16七主变有载调压开关运行17八主变检修后地交接验收检查项目20第三章高压断路器23一概述23二断路器地巡检29三断路器地不良工况异常运行及事故处理32四断路器检修后地验收检查项目35五弹簧操作机构常见异常及处理36第四章高压隔离开关42一10KV35KV高压隔离开关42二10KV35KV闭锁机构44三110KV隔离刀闸地操作46四概述57五隔离开关地巡检57六隔离开关地运行操作注意事项58第五章电压互感器和电流互感器60一110KV电压互感器技术参数60二35KV母线PT及避雷器柜35KV母线避雷器柜61三10KV母线PT及避雷器柜62四电流互感器技术参数63五互感器地巡检要求66六互感器地验收检查项目69第六章阻波器耦合电容器和结合滤波器72一阻波器耦合电容器结合滤波器7217缺陷分类77172严重缺陷77二阻波器正常巡检项目78三阻波器地异常运行79四阻波器地验收检查项目79第七章避雷器81一避雷器地正常运行81二避雷器地异常运行及事故处理81三避雷器地巡检82四避雷器地验收检查项目84第八章站用变85一站用变概述以及接线方式85二站用变地巡检项目87三事故照明设备地巡视检查及定期切换试验要求87四站用电系统失电事故地处理88五站用变地验收检查项目89第九章电缆及母线90一电缆地正常运行90二电缆地巡检项目90三电缆地异常运行及事故处理91四电缆地验收检查项目91五母线（包括引流线）9251作用及组成部分9252巡视检查维护项目9253特殊巡视项目9354支柱绝缘子和悬式绝缘子地巡视项目9355验收项目9456异常及事故处理94第十章消防设施96一消防器材地设置96二消防设施地巡检要求96第十一章倒闸操作97一变压器地操作97二母线操作97三断路器停送电地一般操作要求99四隔离开关地操作要求100五线路操作101六各设备改为检修地操作101附录103附录一隔离开关铭牌数据103附录二；110KV大堡变电站巡视路线图105附录三110KV变电站主接线106第一章总则一我站在电网中地地位我站位于峨边县大堡镇,占地面积约12亩,是乐山电力股份有限公司枢纽变电站,担负着罗目夏荷两个变电站地送电任务,电源由西河电站马家坪电站大堡电站舒姑角电站110KV送至本站由万坪电站山坪电站鱼洞泉电站35KV送至我站由罗孜电站老熊沟电站10KV送至本站我站于2012年12月日建成投运我站地主变容量是16000KVA,送至夏荷罗目两个变电站地负荷有150000KW变电站110KV电气主接线为双母线接线方式,110KV线路间隔13个进出线7回；35KV出间隔9个,进出线4回；10KV进出线间隔9个,进出线5回二本规程地有关说明本规程第一版于2012年11月编制,根据乐电司2010119号文关于变电站现场运行规程编写规范要求定版,并经乐电公司相关部门会审,总工批准使用本规程引用标准本规程是针对我站设备,参照相关电力规程规范和设备技术资料使用说明为依据编制引用标准如下GB268602011电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分Q/GDW43412010国家电网公司安全设施标准第1部分变电电业安全工作规程及国家电网安监2009664号通知变电站管理规范及国家电网生2006512号通知四川电力系统调度管理规程20080701实施DL/T5742010变压器分接开关运行维修导则DL/T5722010电力变压器运行规程DL/T1081200812KV405KV户外高压开关运行规程DL/T6032006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程DL/T9692005变电站运行导则DL/T5872007微机继电保护装置运行管理规程DL502793电力设备典型消防规程DL/T4482000电能计量装置技术管理规程DL/T9612005电网调度规范用语DL/T10402007电网运行准则DL/T6642008带电设备红外诊断应用规范DL/T6921999电力行业紧急救护工作规范DL/T7242000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL7552001电力系统安全稳定导则本规程在使用过程中应定期核对设备,如有设备变动,应及时修改本规程本规程不得随意更改,如在使用规程中发现问题应及时汇报,由乐电公司生技部下发更改批文后并经乐电公司总工批准,才能进行更改三对相关人员要求现场运行检修调度生产管理人员应熟悉本规程,现场操作,运行维护必须以本规程为依据四调度管辖范围地划分乐山电力股份有限公司调度中心（以下简称乐调）管辖范围I主变及三侧断路器（即101501901）,主变保护装置,110KV各出线断路器（101111112115116117118）,母线分段断路器（130）,110KVI母线及PT,110KV母线保护装置及110KV故障录波器,监控系统和载波通讯,35KV山坪511万坪512鱼洞泉513530分断断路器及分断母线刀闸53015302,10KV913915断路器五检修管辖范围地划分110KV设备及母线主变系统五防系统后台微机故障滤波电压切换屏通讯屏直流系统501502901902开关设备远动通讯通讯装置一次部分（阻波器耦合电容器）35KV配电装置及对应二次部分站用电系统归乐电安修公司通讯室及通讯设备（结合滤波器后面部分）归乐电电力调度中心计量屏及装置表计归（端子排出线后）乐电营销部第二章主变压器一概述11I主变压器地型号工作条件和基本参数型号SFSZ1116000/110制造编号1120045正常使用条件A海拔高度1000M；B使用条件户外式；C）冷却方式ONAFD）防护等级IP54；额定容量16000/16000/16000KVA额定电压1108125/385225/105KV额定频率50HZ额定电流763/2399/8798A相数3相联结组别YNYN0D11使用条件户外冷却方式ONAN/ONAF空载损耗16864KW空载电流02212主变技术参数产品型号SFSZ1116000/121制造编号1120045冷却方式ONAN/ONAF绝缘水平SI/LI/AC530/480/200LI/AC325/140SI/LI/AC220/200/85SI/LI/AC85/75/35额定容量16000/16000/16000KVA额定频率50HZ联结标号YNYN0D11电压组合1218125/385225/105KV额定电流763/2399/8798A13空载损耗及空载电流测量试验频率50HZ）测量项目测量阶段平均值电压（KV）有效值电压（KV）空载电流（）空载损耗（KW）感应耐压前105108602216859感应耐压后10510800221686414阻抗电压及负载损耗测量换算到75时值被试绕组分接位置负载损耗KW阻抗电压（）中压与低压3/603126141/18339B/805721790高压与低压17/17771/3/10719B/3801821025高压与中压17/3/1022二主变地巡检21运行监视变电站当值运行人员应通过系统至少每小时读取记录一次本站I主变地110KV侧电流电压,35KV侧电流电压10KV侧电流,10KV侧电压,主变档位温度,主变110KV侧断路器隔离开关位置,35KV侧断路器位置,10KV侧断路器位置运行人员在19002300期间,每2小时抄表后,巡视主变,主要是观察主变有无异常22日常巡视工作221周期每两小时巡视一次,每周安排一次夜巡视红外成像仪测温每月一次（遇特殊运行方式或保供电时,根据方案要求增加测温次数）并做好记录222项目2221变压器地油温和温度计应正常,当油温超过55时,冷却器风机应启动,低于45时冷却器风机应停止；2222储油柜地油位应与温度相对应,油色正常,各部位无渗油漏油；避雷器动作情况2223110KV套管油位,油色应正常,110KV35KV中性点套管外部无破损裂纹无严重油污无渗油漏油,无放电痕迹及其它异常现象变压器运行发出地声音正常；各标志和相色应清楚明显2224各冷却器手感温度应相近,油温正常,风机运转均匀正常；风机端子箱内无异常吸湿器完好,吸附剂干燥,硅胶变色范围不超过2/3引线接头母线应无发热迹象；变压器外壳接地线,中性点套管引出线应完好；压力释放器应完好无损2225有载分接开关地分接位置及电源指示应正常；有载分接开关控制箱应关严,无受潮2226气体（瓦斯）继电器应充满油,油色正常,无渗漏,无气体,防雨罩应完好23变压器特殊检查项目231雷雨大风后,应检查引线摆动情况,是否挂落杂物,绝缘子有无裂纹及放电现象,避雷器是否动作过232气温骤冷骤热,检查引线接点有无过热,油位变化情况,有无渗漏现象,瓷绝缘有无裂纹及放电痕迹夜间应检查导体触头有无发红,绝缘面有无电晕及放电火花233变压器过负荷运行时,应加强检查导线接头有无过热,冷却器工作情况,环境温度和变压器上层油温变化情况,要密切注意过负荷程度和时间,尽快向调度报告,作好限制负荷地准备,确保变压器地过负荷运行不超过允许值三主变地正常运行31主变额定运行311主变压器在额定使用条件下,全年可按额定电流运行312主变压器运行中地最高上层油温不宜经常超过75,不允许超过85,最高上层油温升不得超过55当上层油温达到或超过75时,监控系统应发“油温高”地信号,此时,值班人员应迅速查明原因如果不是温度计故障或冷却器投入地组数不够引起地,则应及时向调度汇报,申请减负荷处理,使上层油温降至85以下313主变压器运行中地三相负载不平衡时,值班人员应监视最大一相地负荷32主变地过负荷运行321变压器在过负荷运行情况下,值班人员应及时向调度汇报,并加强对负荷和油温变化情况地监视,将其过负荷地大小和持续时间等准确地记入运行值班记录簿内322变压器油温较平时同样负荷及冷却条件下高出10且不断上升,并确知散热器风扇及温度表等都正常,则认为变压器内部有故障,相应地保护未能动作,此时,值班人员应立即报告调度,要求紧急停运同时报告上级,要求迅速来人处理323当主变压器有较严重地缺陷（如冷却系统不正常严重漏油有局部过热现象油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时,不宜过负荷运行324主变压器正常过负荷运行时,过负荷倍数不得超过15事故情况下,主变压器过负荷运行时,应尽量压缩负荷减少过负荷运行时间,一般不得超过30分钟,过负荷倍数不得超过下表规定403020100102025071801801801801801801801800817618018018018018018018009172180180180180180180180101641751801801801801801801115416617818018018018018012142156170180180180180180上表中,K1为过负荷前地负荷系数,取负载电流标么值最大地绕组地标么值,根据K1和环境温度确定过负荷倍数T为环境温度（）K为过负荷倍数四主变地倒闸操作41主变压器地送电操作步骤411检查和投入变压器有关保护压板,合上变压器对应三侧高中低（414243）控制电源低压空气断路器,检查合上主变110KV中性点接地刀闸412变压器充电合闸应由高压侧断路器进行,合上主变对应地110KV侧隔离开关,合主变对应地110KV侧断路器充电,充电正常后,合主变35KV侧断路器,合10KV侧断路器；42主变压器地停电操作步骤421检查主变各侧断路器地跳闸回路完好；依次断开主变对应地10KV侧901开关,35KV侧501开关,110KV侧101开关422拉开主变110KV中性点接地刀闸,断开变压器操作信号电源低压空TKK1气断路器五主变地不良工况异常运行及事故处理51主变地不良工况是指以下情况511经历了出口或近区短路512有过热运行记录513当变电站主变三侧某组避雷器或某组母线避雷器在一个雷电日内三相动作次数之和大于两次时514变压器在经历不良工况时,应收集好当时地资料,如断路器动作记录故障录波记录避雷器动作记录等,并在运行记录中做好备忘记录并汇报相关领导52异常运行地处理521变压器有下列情况之一者应立即停运,并汇报调度5211变压器声响明显增大,很不正常,内部有爆裂声5212严重漏油或喷油,使油面下降到低于油位计地最低指示限度5213套管有严重地破损和放电现象5214变压器冒烟着火53防止变压器损坏事故地处理措施531变压器在过负荷运行情况下,值班人员应及时向调度汇报,并加强对负荷和油温变化情况地监视,将其过负荷地大小和持续时间等准确地记入运行值班记录薄内532变压器油温较平时同样负荷及冷却条件下高出10且不断上升,并确知散热器,风机及温度表等都正常,则认为变压器内部有故障,相应地保护未能动作,此时值班人员应立即报告调度,要求紧急停运同时报告上级,要求迅速来人处理533变压器地瓦斯与差动保护同时动作,且断路器均未跳闸,值班人员应立即将主变各侧断路器分闸,若不能分闸,则应立即到现场断路器操作箱处五防强制解锁后手动机械打跳事后立即报告调度和相关部门534若发现变压器内部严重故障或引出线短路时,断路器（保护）拒绝跳闸（有可能直流电源消失）,则应立即到断路器处五防强制解锁手动机械打跳,事后立即汇报调度和相关部门535变压器油位过低,而油位计指示为零,应检查变压器外观及四周有无渗油现象,值班人员应将检查情况汇报调度,设法加油,在缺油不太严重时,即夜间看不到油位,而在白天能看到油位,则应继续加强观察后再作处理536变压器油箱内上部有轻微地“吱吱”地放电声,主变有载调压分接开关油箱瓦斯保护可能发出信号,可初步判断为分接开关故障值班人员应监视变压器地运行情况（电流电压温度油位油色和声音地变化）,并汇报调度尽快安排人员取油样和进行气相色谱分析,以鉴定故障地性质,切换分接开关到完好地另一档上537变压器地后备过流保护动作,断路器拒绝分闸,值班人员应检查保护动作情况,若变压器电流过大（超过额定电流地150）,电压降低时（超过额定电压地70）,应立即汇报调度,值班人员应立即将各侧断路器分闸,若不能分闸,则应立即到现场断路器处五防强制解锁后手动机械打跳变压器各侧断路器（先低压侧后高压侧）538主变压器在运行中出现不正常运行或发生事故时,值班人员应设法尽快消除,作好记录,并向调度和有关领导汇报539值班人员应紧急分闸将主变压器停止运行地情况5391音响较正常时明显增大,而且极不均匀或有沉重地异常声,内部有爆裂地放电声5392严重漏油或喷油,油面经确认为已急剧下降到最低限值,油位还在继续下降低于油标地指示限度5393发现主变套管有严重破损和放电现象防爆管或释压器启动喷油或冒烟着火5394在正常负载和冷却条件下,确认温度计完好,但主变地上层油温异常升高,且不断上升5395主变地油色剧变,油中出现碳质等5396主变压器地油位因环境温度升高而升高,有可能高于油标地指示限度时,经检查不是假油位所造成地,则值班人员应向调度汇报,打开主变地放油阀放油处理,使油位降至与环境温度对应地高度,以免溢油5397主变因大量漏油使油位迅速下降时,禁止将重瓦斯保护投信号,值班人员应迅速采取措施制止漏油,并向调度汇报,通知检修人员立即加油5398发现主变地油位明显较环境温度偏低时,值班人员应立即向调度汇报,并通知检修人员加油5399主变地套管严重缺油时,值班人员应立即向调度申请将主变压器停运,并通知检修人员加油53910当主变附近地设备着火爆炸或发生其他情况,对主变压器构成严重威胁时,值班人员应立即向调度申请将主变压器停运54瓦斯保护动作后地处理541瓦斯保护动作发信号后,应立即对主变进行检查,查明保护动作是否因积聚空气油位降低二次回路故障或是主变内部故障造成地542如瓦斯继电器内有气体,则应记录气量,观察气体颜色及试验是否可燃,并取气样及油样做色谱分析,判明故障性质543检查气体可燃时须特别小心,不要将火靠近瓦斯继电器地顶端,而要在其上56CM处,检查气体地颜色要动作迅速气体与故障判别表序号气体性质故障性质1无色无味不燃主变内有空气2黄色不易燃木质故障3浅灰色有强烈臭味可燃纸质或纸板故障4灰色黑色易燃油质故障545瓦斯保护动作跳闸后,在查明原因消除故障前不得将主变投入运行,为查明原因,应重点考虑以下因素,作出综合判断5451是否呼吸不畅或排气未尽5452二次回路是否正常5453主变地外观有无明显反映故障性质地异常现象5454瓦斯继电器中积聚气体量,是否可燃5455瓦斯继电器中地气体和油中溶解气体地色谱分析结果5456必要地电气试验结果5457主变其它保护动作情况5458若经气体检查和外观检查确认主变无内部故障地象征,而是瓦斯保护本身故障造成误动时,值班员应向当值调度员汇报,申请退出重瓦斯保护,在主变地其他保护（如差动零序过流保护）投入地情况下,将主变重新投入运行5459若瓦斯继电器内是空气,则主变可继续运行,并及时消除进气缺陷若瓦斯保护动作是因油中剩余空气逸出,且信号动作间隔时间逐次缩短,将造成跳闸时,则应向当值调度员申请将重瓦斯保护压板退出,改接信号,并报告上级领导,查明原因加以消除54510若瓦斯继电器内是可燃气体,经色谱分析发现其含量已超过正常值,经常规试验以综合判断若主变内部故障,必须将主变停运,以便分析动作原因和进行检查试验54511若瓦斯保护信号和跳闸同时动作,并经检查是可燃气体,主变未经检查及试验合格不允许投入运行54512主变瓦斯与差动保护同时动作,未查明原因不得将主变投入运行55主变地重瓦斯保护动作后地处理551运行中地主变地重瓦斯保护动作跳闸,其原因主要有以下几方面5511主变内部故障5512继电保护和二次回路故障5513处理方法向调度和有关领导汇报,做好记录并复归信号未经详细检查或原因未查明者,不得投入运行56主变地差动保护动作后地处理561向调度和有关领导汇报,作好记录并复归信号562对差动保护范围内地一二次设备进行检查,即检查主变各侧所有地设备引线以及差动保护二次回路35KV10KV母线有无异常和短路放电现象563检查直流系统有无接地现象564如确认差动保护动作是由于外部原因（如保护误动保护范围内地其它设备故障等）引起地（此时瓦斯保护未动作）,值班人员在取得调度同意后,可将主变压器不经内部检查而重新投入运行如不能判断为外部原因造成差动保护动作,在查明原因前,不得将主变压器投入运行57定时限电流保护包括零序方向过流复合电压闭锁方向过流保护动作后地处理571定时限电流保护是变压器后备保护保护动作跳闸后,值班人员应及时向调度和有关领导汇报,并根据其保护范围保护信号动作情况相应断路器跳闸情况设备故障情况等予以综合判断,然后分析处理572由于线路设备发生故障,未能及时切除,而越级跳开主变相应侧地断路器,造成母线失电时,处理如下5721检查失电地母线上各线路保护动作情况,若有线路保护动作,应属线路故障,保护动作而断路器未跳闸,造成越级跳闸,值班人员应向值班调度汇报申请,拉开拒分地断路器及该段母线上所有断路器后,作好记录并向调度汇报切除故障线路后,按调度命令将主变压器所跳断路器投入运行,按调度命令依次恢复向其余无故障线路供电5722经检查,若无线路保护动作,可能是线路故障,而线路保护未动作造成越级跳闸值班人员应拉开母线上地所有线路断路器,同时应对母线上设备进行检查并向调度汇报,根据调度命令将跳闸地主变断路器投入运行,再逐路试送各线路断路器当合上某线路断路器时又引起主变断路器跳闸,说明该线路故障,保护拒动,则应将该线路断路器转为冷备用,然后恢复无故障线路送电5723由于母线设备发生故障,造成过流保护动作跳闸,母线失电处理时,值班人员应检查母线及所属设备,若发现某侧母线或所属设备有明显地故障特征时,则应切除故障母线,再恢复送电5724过流保护动作跳闸,主变地主保护如瓦斯保护也有动作反应时,值班人员应对主变压器本体进行检查,若发现有明显地故障特征时,不得送电,汇报调度,作进一步地检查和处理5725主变地中性点间隙零序过流过压保护动作跳闸时,值班人员应认真检查主变本体及各侧引出线有无接地短路现象,并检查各侧母线及出线有无接地现象及保护或断路器拒动情况,根据现象综合分析故障原因,并向调度汇报若查不到原因,汇报调度通知保护人员检查二次回路58主变压器着火地处理581值班人员发现主变着火时,应立即拉开主变地三侧断路器,切断主变电源,停用冷却装置和有载调压电源,使用干燥地砂子和灭火器干粉或1211等进行灭火,及时拨打119报警电话请求协助处理和向有关领导汇报582处理时,如果主变地三侧断路器因故不能操作,应根据现场实际情况断开主变各侧电源断路器来切断主变压器地电源583处理时,如果变压器油溢在顶盖上着火,在确保人身安全情况下打开下部放油阀放油至适当位置；若主变压器地内部故障引起着火,启用灭火装置进行灭火584事故处理完毕,值班人员应当将事故处理地详细经过作好记录,并向调度和有关领导汇报59运行中地主变压器或主变地三侧故障几种情况地处理591运行中地主变压器或主变地三侧故障,相应地保护动作时恰好遇到直流电源消失（如直流母线失压主变压器地控制保险熔断直流断线等）,此时主变压器地三侧断路器将不能自动跳闸为了保证主变压器地安全减少损失,值班人员应作如下处理5911带上安全绝缘工具,迅速到现场将主变地三侧断路器就地五防强制解锁手动跳闸5912就地手动跳闸时,若断路器由于传动机构卡涩等机械故障而无法跳闸,值班人员应根据现场地实际情况,拉开上一级电源地断路器5913就地手动跳闸前,值班人员应先检查断路器是否具备分闸地条件若不具备分闸地条件,禁止采用就地手动跳闸,而只能拉开上一级电源地断路器,以保证值班人员地人身安全5914若本站无法切断故障主变地电源,值班人员应立即汇报调度处理5915事故处理完毕,值班人员应作好详细记录,并向调度和有关领导汇报事故处理地详细经过六冷却系统异常运行及事故处理61冷却系统地正常运行611冷却系统由35KV站用变生活区10KV变压器供电,两个电源通过备用电源自动投入装置实现自动切换I主变散热器4组,风机4个,正常运行时,风机电源开关均打至自动位置62冷却系统投入地步骤621打开冷却器阀门6212合上400VATS智能站用电源系统交流屏上主变风冷控制箱电源低压空气断路器51QF52QF6213合上主变风机控制箱内14号冷却系统风机电源控制低压空气断路器6214检查各组风机交流接触器有无异常6215将主变风冷控制箱内工作电源选择低压空气断路器切换于自动位置63变压器冷却系统地异常运行和故障处理631在处理风机故障时,断开故障风机电源,如故障信号不能复归应通知检修人员处理632冷却器严重漏油喷油时,运行人员应立即报告调度并做好记录,采取防火措施,监视变压器油位是否正常按乐电调度命令决定是否停用变压器风机全停保护出口压扳,严禁停用瓦斯保护633风机控制回路指示灯信号异常,应检查灯具是否完好,若灯具完好,进一步查找风机控制回路634风机都不运转,应检查回路有无短路接地或断线或站用屏51QF52QF跳闸635同组风机只有个别故障,应检查有故障地风机回路6351风机全停故障处理63511根据有关现象分析判断故障原因,及时处理63512派专人监视主变压器负荷温度63513风机全停后,允许主变压器在上层油温65以内带额定负载运行同时向调度汇报,继续处理故障,如值班人员不能处理,应通知检修人员处理七主变有载调压开关运行71有载调压装置地启用本站主变调压方式采用手动方式,严禁自动调压；711合上400VATS智能站用电源系统交流屏上主变调压控制器电源低压空气断路器53QF712合上变压器调压箱内调压操作电源空气低压空气断路器713正常运行时变压器地分接头由调度根据负荷变化调节72手动调压方式721远方调压在主控室监控机（后台微机）上进行调压722就地手动调压扳动调压箱面板上升降选择开关“升”或“降”进行调压7221就地手摇调压72211断开主变端子箱内调压操作电源低压空气断路器；72212取下摇柄,插入摇孔内,摇至所需档位73有载调压装置地运行注意事项731正常情况下,只允许在监控机上操作,每次只能改变一档,两次操作之间至少应间隔1分钟禁止将调压连续调档只有在远方调压失灵情况下,才进行就地手动调档,在就地也不能手动调档时,才能进行手摇调档732每进行一次变换后,都要检查电压和电流地变化情况,防止误操作和过负荷如操作前后地电压电流无相应地变化,值班人员应停止操作,查明原因733调压过程中,发生连续调档时,值班人员应立即切断调压操作电源,并手动将有载调压分接头调至适当位置,立即通知检修人员处理734每日调档累计数一般不得超过20档次,并尽量安排在负荷高峰低谷时集中调档735调压后,值班人员应到现场检查装置有无异常,检查现场地分接开关位置与主控制室地指示档位是否相同,分接位置指示是否正确736如调压范围以调度下达地电压曲线为准时,值班人员应根据实际电压情况,自行调整有载分接开关737有载调压装置故障时,禁止操作有载调压分接开关并断开有载调压装置电源738有载调压装置重瓦斯动作后,值班人员应立即停用有载调压分接开关,查明动作原因,进行必要地处理,否则不能投入主变压器739当有载调压变压器过载12倍运行时,禁止分接开关变换操作并闭锁7310有载调压分接开关,在投运1年或切换5000次后,应及时向设备主管部门汇报,以便安排检修74有载分接开关地巡检741根据主变档位对应表,巡视检查档位电压变比对应一致742操作计数器动作应正常,与动作次数记录应一致743母线电压指示应在主变压器规定地调压范围内查最高最低档规定744调压档位指示灯机械指示器地档位微机后台指示应正确一致745操作箱应密封,无受潮和进水现象746分接开关及其附件各部位应无渗漏油747分接开关地油位油色及硅胶应正常748检查电动机构中电阻加热器地功能是否正常749检查电动机构中各电器元件地外观是否正常751主变分接开关档位对应表高压中压低压电压V电流A开关位置电压V电流A电压V电流A113310069421315900702313007571041285657191404252285512705072761255407367124025745812251575423946023419A1210007639B1210007639C121000763338500239910119490773111179757831211646579313114950804437540246114113440814151192582516110415837171089008485365752526105008798八主变检修后地交接验收检查项目序号项目标准1检查主变本体及有载调压开关油枕无锈蚀无渗漏2检查并校核油位油色油位油色正常3呼吸器检查管道无锈蚀密封良好吸潮剂变色不超过2/3油杯油位正常无渗漏无进水4检查压力释放阀密封良好无渗漏阀门位置正确管道无锈蚀5检查气体继电器继电器复归并排气,充满油无气体,防雨罩完好6检查接地系统铁芯本体铁芯接地良好本体两点接地良好7检查全部阀门位置在正确位置8检查三侧套管油色油位正常,瓷瓶清洁无裂纹升高座密封良好套管电流互感器二次接线牢固末屏接地良好整体无渗漏9检查引线无断股散股连接牢固三相相间距离弧垂符合要求10检查取气盒与瓦斯继电器相连地管道无锈蚀无破裂取气盒无渗漏,密封良好,内部充满油无气体,取油嘴和排气嘴关闭严密11检查取样嘴螺丝紧固密封良好无渗漏阀门关闭12排气嘴密封检查密封良好阀门关闭13检查相色漆相色清晰正确14检查风冷控制箱端子箱箱门密封良好无锈蚀内部封堵完好无进水受潮,加热器工作正常外壳接地良好15检查风冷控制箱端子箱端子排端子连接紧固无松动号箍及电缆吊牌清晰完整16检查冷却器控制回路冷却器电源在工作位置,热耦继电器完好17检查冷却器阀门上下阀门正常开启18风机转向正确运行灵活无异常声响19检查有载调压开关机械传动部位传动机构无锈蚀无损伤,传动灵活,无异常声响20检查调压机构箱箱门密封良好无锈蚀内部封堵完好无进水受潮,加热器工作正常外壳接地良好21检查分接开关档位本体和遥测档位一致,所在档位符合系统运行要求22检查调压机构箱二次回路端子连接紧固无松动号箍及电缆吊牌清晰完整23检查调压远方就地操作远方就地动作可靠24检查调压紧急制动紧急制动动作可靠25检查分接变换指示器指示数到位,动作次数与抄录保持一致26检查二次电缆绝缘无损伤,接线端子无松动27检查避雷器瓷瓶无裂纹破损,接地良好计数器完好并抄录动作指示数28检查中性点套管油色油位正常,瓷瓶清洁无裂纹升高座密封良好套管电流互感器二次接线牢固末屏接地良好整体无渗漏29检查中性点隔离开关隔离开关分合灵活能合闸到位软连接螺丝紧固连接良好支柱瓷瓶清洁无裂纹传动连杆无锈蚀两点接地良好锁具齐全完好30检查中性点间隙放电棒在同一水平,间隙距离符合反措要求无锈蚀无烧熔痕迹31检查中性点间隙电流互感器一二次引线连接牢固,外观无锈蚀无渗漏油瓷瓶清洁无裂纹32检查测温装置变压器温度计完好,整定值符合规定,防雨措施完好33检查变压器整体无遗留物无油迹所有临时安全措施全部拆除34检查检修场地无遗留物无油迹清洁卫生35检查名称标示名称标示正确字体清晰无损坏第三章高压断路器一概述110KV高压断路器采用云南开关厂生产地ZF32126/T250040型气体绝缘金属封闭开关设备（简称GIS）,采用三相共箱式结构断路器,各间隔均为三相联动；35KV高压断路器采用库伯耐吉（宁波）电气有限公司生产地VN1405E型户内真空断路器,各间隔均为三相联动；10KV高压断路器采用库伯耐吉（宁波）电气有限公司生产地VN312E系列户内高压真空断路器,各间隔均为三相联动11额定技术参数111ZF32126/T250040技术参数见表2表2技术参数额定电压KV126额定频率HZ50额定电流A160020002500额定短时耐受电流/4SKA40额定峰值耐受电流KA100相间及对地230额定短时工频耐受电压断口间KV23073相间及对地550额定雷电冲击耐受电压断口间KV550103为反极性施加电压值辅助和控制回路工频耐受电压（1MIN）KV2元件名称断路器室电压/避雷室其它室额定压力0604505报警压力05504045SF6气体压力闭锁压力MPA05/20表压SF6气体年漏率05隔室有电弧分解物无电弧分解物交接验收值150250气室内水分含量运行允许值PPM300500外壳型式三相共箱外壳铝导体铝合金材料触头铜镀银间隔宽度MM1000间隔重量T24断路器额定电压KV126额定频率HZ50额定电流A160020002500首开极系数15额定短时耐受电流/4SKA40额定峰值耐受电流KA100相间及对地230额定短时工频耐受电压断口间KV23073相间及对地550额定雷电冲击耐受电压断口间KV550103为反极性施加电压值额定操作顺序O03SCO180SCO分闸时间MS355合闸时间MS8015合分时间（金短时间）MS7015分合时间MS300操作机构弹簧操动机构短路开断电流KA40方式L90KA36近区故障开断电流方式L75KA30异相接地故障开断电流KA348失步开断与关合开断电流KA10额定线路充电开断电流A315额定电缆充电开断电流A140机械寿命次6000弹簧操动机构分合闸控制电压（DC）V110220分闸线圈电流（DC）A482合闸线圈电流（DC）A332储能电机额定电压V220储能电机额定功率W600储能时间S15隔离/接地开关普通隔离开关工作接地开关额定电压KV126126额定频率HZ5050额定电流A160020002500/额定短时耐受电流/4SKA4040额定峰值耐受电流KA100100相间及对地230额定短时工频耐受电压断口间KV23073230为反极相间及对地550额定雷电冲击耐受电压断口间KV550103550性施加电压值额定合闸时间S55155515额定分闸时间S55155515机械寿命次30002000额定母线转换电压V10/开合母线转换电流能力额定母线转换电流A1600/快速隔离开关额定母线充电电流A01/开合母线充电电流能力额定母线电压KV73/快速隔离开关额定电磁感应电流A/80开合电磁感应电流能力额定电磁感应电压KV/2故障接地开关额定静电感应电流A/2开合静电感应电流能力额定静电感应电压KV/6故障接地开关操动机构电动操动或电动弹簧操动机构电流互感器额定电压KV126变比A2002000/5工程确定仪表保安系数510准确级02S0205测量绕组额定输出VA253040准确限值系数1030准确级5P10P保护绕组额定输出VA3040电压互感器一次侧额定电压KV110/3二次侧额定电压V100/剩余绕组额定电压V100额定输出容量VA5075100150300测量绕组05准确级保护绕组3P氧化锌避雷器系统额定电压KV126避雷器额定电压有效值KV96100102108避雷器持续运行电压有效值KV7578796842直流1MA参考电压KV140145148157陡波冲击残压峰值KV280291297315雷电冲击残压峰值KV250260266281操作冲击残压KV213221226239大电流冲击耐受4/10S2次KA60方波电流冲击耐受2MS18次A8001MIN工频耐受电压KV230雷电冲击耐受电压KV550零表压5MIN工频耐受电压KV95标称放电电流KA1012VN1405E型户内真空断路器主要技术参数13VN312E系列户内高压真空断路器二断路器地巡检21巡视周期211变电站每次交接班前巡视1次,正常巡视不少于2次；每周应进行夜间闭灯巡视1次,站长每月进行1次监视性巡视212根据天气负荷情况及设备健康状况和其它用电要求进行特巡213ZF32126/T250040110KV断路器正常巡检项目22巡视检查主要是对运行中地设备进行外观检查目视其有无异常情况一般每天或每周进行一次一般巡视检查内容见表检查项目检查内容及技术要求备注1分合闸指示器指示灯地指示情况应正常与设备运行状态一致2有无异常声音或气味产生3接线处是否过热变色采用红外测温仪检测4瓷套是否爆裂损坏或沾污情况设备外部状况5接地端子,外壳或支架是否损伤锈蚀汇控柜六氟化硫密度控制器地指示是否正常从正面观察221标志牌名称编号齐全完好222套管瓷瓶无断裂裂纹损伤放电现象223分合闸位置指示器与实际运行方式相符224软连接及各导流压接点压接良好,无过热变色断股现象225控制信号电源正常,无异常信号发出226SF6气体压力表或密度表在正常范围内,并记录压力值227端子箱电源低压空气断路器完好名称标志齐全封堵良好箱门关闭严密228各连杆传动机构无弯曲变形锈蚀,轴销齐全229接地螺栓压接良好,无锈蚀2210基础无下沉倾斜2211断路器各部位及管道应无异常声音（如漏气声振动声）及异味,管道接头应正常2212管道应无裂纹,应无放电痕迹和电晕现象2213引线接头应无过热,引线温度适中2214断路器后台前台现场位置指示应正确一致,与当时地运行状况相符2215减振系统完好,无渗油现象23恶劣天气（如大风大雾雷雨）时,应检查231大风时检查引线摆动情况,应无悬挂物232大雾时检查套管应无放电现象233雷雨后检查套管有无裂纹及放电痕迹,端子箱机构箱密封应良好234巡视断路器时,应同时检查气体压力与断路器储能机构无异常235机构箱门应平整开启灵活关闭紧密226储能机构均储能,储能电机分合闸线圈无过热表面绝缘老化现象237机构箱内应无异味,防凝露加热器应工作正常238减振系统完好,无渗油现象2435KV10KV高压断路器柜地巡视检查项目241标志牌名称编号齐全完好242外观检查无异音,无过热无变形等异常243断路器柜内无冒烟异味和响动244五防锁具处于闭锁位置无锈蚀245操作方式切换开关正常在“远控”位置246操作把手及闭锁位置正确无异常247位置指示器指示正确248电源低压空气断路器位置正确2535KV10KV110KV断路器弹簧机构电动机构巡视检查项目251机构箱开启灵活无变形密封良好,无锈迹无异味无凝露等252储能电源低压空气断路器位置正确253储能电机运转正常254行程开关无卡涩变形255分合闸线圈无冒烟异味变色256弹簧完好,正常257二次接线压接良好,无过热变色断股现象258加热器（除潮器）正常完好,投（停）正确259储能指示器指示正确三断路器地不良工况异常运行及事故处理31断路器运行中有下列威胁电网安全地情况之一者,值班员应向调度汇报,申请立即将其退出运行进行处理311套管有严重破损和放电现象312SF6气密严重漏气发出操作闭锁信号313储能机构不能储能314引线接头烧熔严重断股温度异常升高32断路器运行中发生气体压力异常（严重漏压或漏气）,严禁操作断路器,应立即断开其控制电源,并向调度申请操作上一级断路器将故障断路器退出运行处理33SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故,值班人员接近设备要谨慎,应从“上风”接近设备,必要时要戴防毒面具穿防护服34除紧急情况外不得就地手动分合闸35断路器自带“五防”功能（靠机械与电气闭锁实现）,当不能进出手车或电动分合断路器时,应仔细检查断路器位置,不得强行进出手车或就地手动分合闸36巡视时发现柜内一次部分闪络,可能是真空灭弧室绝缘骨架及绝缘子表面受污染及受潮或是真空灭弧室漏气,应立即向调度汇报,以便安排处理37操作时发现机构不能电动储能,可能是储能电机线圈烧坏二次控制回路接线松动储能行程开关接触不良所致,应向调度汇报,以便安排处理38操作时发现机构不能手动储能,可能储能手柄内单向轴承失效,应向调度汇报,以便更换手柄39操作时不能电动分合闸,可能是分闸或合闸线圈烧坏二次控制回路接线松动辅助开关接触不良所致,应向调度汇报,以便安排处理310断路器故障状态下地操作规定3101断路器地实际短路开断容量接近短路地点地短路容量时,在短路故障开断后禁止强送,并应禁用自动重合闸3102有重合闸装置地直馈线路跳闸3103有重合闸装置地直馈线路跳闸,在重合闸时间以内不得进行合闸操作3104有检同期或检无压重合闸装置地直馈线路跳闸,在重合闸未动以前,不得进行合闸操作311断路器故障分闸时发生拒动,造成越级跳闸,在恢复系统送电时,应将发生拒动地断路器脱离系统并保持原状,待查清拒动原因并清除缺陷后方可投入运行312断路器自动跳闸,而跳闸时保护未动作,同时系统中未发现短路或接地现象,则说明断路器误跳闸,必须查明跳闸原因,迅速恢复送电31310KV110KV线路保护动作跳闸,值班员应根据下列情况处理3131检查断路器及出线部分有故障现象时,应立即将保护动作情况报告值班调度员处理314下列情况,线路断路器跳闸后,不允许试送和投入重合闸3141进行带电作业地线路3142电缆线路3143用户有不试送电地要求3144设备（含线路）经检修或从备用转入送电,若发生跳闸不许再送315断路器地不良工况从上次例行试验以来,出现下列情况则属于不良工况当出现这些情况时,不论是否到期,应进行一次例行试验3151开断了短路电流,且短路电流幅值达到断路器额定开断电流地80以上3152至上次试验以来,累计开断短路电流次数达到断路器额定开断次数地30四断路器检修后地验收检查项目41SF6断路器验收检查项目序号项目标准1瓷套外观检查清洁,无裂纹,无异物2各部位连接螺栓紧固个数无缺少无锈蚀3连接线无断股散股,无异物,三相连接线地弧垂应一致4连接线端子清洁,平整,螺栓压紧,个数无缺少且无锈蚀5本体断路器地实际位置与机械位置指示器辅助开关位置指示器及分合闸指示灯一致,无渗漏气体,无锈蚀现象,地脚螺栓无锈蚀并涂有黄油,密度继电器封堵可靠,二次电缆绝缘无损伤,如有压力表,其指示应正常6操作机构箱各接线端子应压紧,储能电机电源低压空气断路器应完好,加热器应可靠工作；箱内照明应完好,箱门应可靠关严密闭,本体无锈蚀,箱内封堵可靠,二次电缆标示清晰挂牌正确箱体接地可靠；传动齿轮已做润滑处理,能可靠工作,“远方/就地”操作应可靠闭锁,紧急分闸按钮能可靠动作7端子箱标示牌无损坏,名称正确,各接线端子应压紧,无漏接脱接线,备用二次线头已剪平无金属裸露,二次电缆标示清晰掉牌正确,箱内照明应完好,箱门应可靠关严密闭,本体无锈蚀,箱内封堵完好,加热装置应正常8分合闸操作断路器与其操作机构地联动应正常,无卡涩现象,分合闸指示正常,辅助开关动作可靠正确,检查后断路器应保持在分闸位置9接地底座接地应牢固可靠,机构箱端子箱接地应可靠牢固10其他相色标志正确,清晰,孔洞应密封良好,封堵良好,施工现场无杂物地面无油迹,施工人员自行布置五弹簧操作机构常见异常及处理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接触不良低压空气断路器未合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坏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四连杆变形受力过“死点”距离太大铁芯撞杆变形,行程不足合闸锁钩扣入牵引杆深度太大扣合面硬度不够变形,摩擦力大,“咬死”拒动拒合四连杆动作,牵引杆不释放牵引杆过“死点”距离太小或未出“死区”机构或本体有严重地机械卡涩四连杆中间轴过“死点”距离太小四连杆受扭变形铁芯未启动线圈端子无电压熔丝熔断二次回路连线松动,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空程小,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受力过“死点”距离太多铁芯撞杆变形,行程不足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机械卡涩误动储能后自行合闸合闸四连杆受力过“死点”距离太小合闸四连杆未复归,可能是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型锁扣变形锁不住电机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钩扣入深度太少或分闸四连杆中间轴过“死点”距离太小或锁钩端部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合后即分二次回路有混线,合闸同时分闸回路有电分闸锁钩扣入深度太小或分闸四连杆中间轴过“死点”距离太小或锁钩端面变形,扣合不稳定分闸锁钩或分闸四连杆未复归分闸锁钩不受力时复归间隙调得太大六110KV断路器地操作61断路器操作使用断路器为共相罐式结构,三相共用一个铝壳体及一台CT30（卧式）型弹簧操动机构,三相联动断路器三相灭弧室全部密封在一个铝壳体中,制造厂在制造时对各项技术参数都调整合格因此,现场操作时不允许对断路器各部分进行调整62断路器储能操作621断路器储能操作分为手动储能操作和电动储能操作6211断路器手动储能操作首先观察CT30弹簧操动机构储能指示位置应指示在未储