110kv山水铜业变电站运行规程(初稿)

110KV山水铜业变电站现场运行规程（试行）云南山水铜业有限公司设备能源部2011年4月起试行目录1慨述11适用范围12本站调度管辖范围划分13正常运行方式2主变压器21主变压器运行规定及注意事项22有载分接开关23主变35KV侧无励磁分接开关运行规定24主变有载分接开关在线净油器25变压器异常运行及事故处理26主变压器的检修周期及验收项目3高压断路器31慨述32断路器正常巡视检查33GIS组合装置的巡视检查项目34真空断路器的检查项目35高压断路器柜巡视检查项目36弹簧操动机构的巡视检查项目37断路器特殊巡视检查38高压断路器运行注意事项39断路器的异常运行及事故处理310断路器检修周期及验收项目311缺陷的分类及处理4隔离开关41概述42隔离开关的巡视检查43隔离开关检修周期及验收项目44隔离开关缺陷的分类及处理5母线51概述52巡视检查53母线的检修周期及验收项目54缺陷的分类及处理6电压互感器61概述62电压互感器正常巡视检查63电压互感器特殊巡视检查64电压互感器投运应具备的条件65电压互感器的运行操作及注意事项66电压互感器的检修周期及验收项目7电流互感器71概述72正常巡视检查73特殊巡视检查74运行注意事项75异常及事故处理76电流互感器的检验周期及验收项目77缺陷的分类及处理8电力电容器和串连电抗器81概述82电容器正常巡视检查83电容器组运行注意事项84电容器的事故处理85电抗器的正常巡视检查86电抗器的异常和故障处理87缺陷的分类及处理9耦合电容器、结合滤波器91耦合电容器正常巡视项目92结合滤波器正常巡视项目93运行注意事项及规定94耦合电容器、结合滤波器投入运行的条件95耦合电容器、结合滤波器异常运行和事故处理96耦合电容器的检修周期及验收项目97缺陷的分类及处理10阻波器101概述102巡视检查103运行注意事项104异常情况及事故处理105阻波器的检修周期及验收项目106缺陷的分类及处理11防雷和接地装置111概述112正常巡视检查113特殊巡视检查114避雷器投入运行的条件115运行规定及注意事项116避雷器异常、故障处理117二次防雷运行规定118缺陷的分类及处理12电力电缆121概述122正常巡视检查123特殊巡视检查124运行注意事项125电缆故障的处理126电力电缆的检修周期及验收项目127缺陷的分类及处理13站用电系统131接线方式132正常运行方式133站用电PSP642数字式备用电源自投装置134备自投装置投退操作要求135备自投装置正常巡视检查136备自投装置运行注意事项137站用电系统注意事项138站用电系统操作及切换要求139站用电系统切换试验要求1310站用电系统的事故处理1311站用变高压熔断器熔断更换1312站用电系统的检修周期及验收项目1313缺陷的分类及处理14站用220V直流电源系统141配置情况142接线方式143直流系统正常巡视检查144蓄电池定期维护145直流系统的操作146事故照明的切换试验147逆变装置的巡视检查及切换148直流系统故障检查处理149直流系统接地的处理1410缺陷的分类及处理15继电保护及自动装置运行规定110KV山水铜业变电站现场运行规程（试行）1慨述110KV山水铜业变电站位于山水铜业大平掌矿区，现有主变压器一台，主变容量16000KVA。电压等级110KV/35KV/10KV，目前从220KV木乃河变电站引一回110KV山水铜业线路接入。现有35KV出线4回，10KV出线4回。电站目前日最大负荷12000千瓦，最大日供电量23万KWH11适用范围本规程适用于110KV山水铜业变电站的运行、操作、维护、巡视检查及事故处理等工作。12本站调度管辖范围划分地调管辖设备110KV、35KV电压等级设备变电站管辖设备10KV电压等级设备，400V站用电系统,本公司所有的站内设备。13正常运行方式110KV侧为内桥接线，单母线分段，本期工程为段母线，35KV单母线分段接线，本期工程为段母线，现有出线4回，10KV为单母线分段接线，本期工程为段母线，有出线4回。1主变压器110KV中性点直接接地运行或经间隙接地运行，根据调度运行方式确定，1主变压器35KV中性点设计经消弧线圈接地，目前还没有安装，暂不接地。本站10KV系统为小电流接地系统，中性点不接地。1、2站用变压器低压侧为中性点直接接地的三相四线380/220V供电系统，正常运行时1站用变带全站用电负荷运行，2站用变空载运行，作为热备用。2主变压器我站1主变容量为16MVA，由云南通海变压器股份有限公司生产，型号为SFSZ1116000/110GYW型变压器，1主变于2010年12月正式投入运行。21主变压器运行规定及注意事项211变压器运行注意事项2111变压器在规定的冷却运行方式下可以按铭牌规范运行。变压器电压变动范围应在分接头额定电压的5以内，最高运行电压不能超过分接头额定电压的105。21121主变属油浸风冷式有载调压变压器，运行时上层油温最高不得超过95，为防止油质劣化过速，上层油温不宜经常超过85，油温告警信号整定在75；1主变冷却风扇自动启动，整定值为主变高、中、低任一侧的额定电流70或上层油温55，负荷降至70以下及上层油温降至45时停止运行。212变压器绝缘电阻的测量及监视2121在下列情况下，应测量变压器绝缘电阻，测得的数值、测量时间及油温应记入变压器绝缘电阻记录簿内A变压器检修后投运前；B重瓦斯保护动作后；C变压器差动保护动作后。测量绝缘电阻工作由专业检修人员完成，若绝缘电阻测试不合格，没有得到公司分管领导的批准，变压器不允许投入运行。213变压器的运行操作及监视2131变压器投运应具备的条件A收回有关的所有工作票。B拆除所有的安全措施。C测量变压器绝缘电阻、吸收比等各项试验数据合格。D1主变35KV无励磁分接开关,档位应在调度给定的档位，1主变110KV有载分接开关档位应根据电压变化和调度的意见进行切换整定。E变压器外壳接地线良好，各种标志、相色应清楚明显。变压器本体，各连接法兰、散热器、油枕、油位计等无漏油。F除放油阀外，所有的阀门均应在开启位置。G油枕油位、油色应正常，呼吸器硅胶无饱和失效。1主变有载分接开关油枕油位、油色应正常，呼吸器硅胶无饱和失效。H瓦斯继电器（充满油，防雨罩安装良好）、释压阀（无渗漏油、防雨罩安装良好）、风扇及冷却装置等应正常。I二次仪表、装置，保护、控制、信号等二次回路应正常完好。J变压器周围、顶部应清洁，无遗留工具、杂物。K消防设施应齐备。214变压器的运行规定2141主变压器差动保护及重瓦斯保护，不得同时退出运行，需要单独退出运行，需经调度批准。2142主变跳闸出口或近区短路后,禁止未经检查试验就盲目将其投入运行。2143在运行的变压器上带电进行以下工作，应先将重瓦斯保护由“跳闸”位置切换至“信号”位置A疏通变压器呼吸器或更换硅胶的工作；B开、闭瓦斯继电器连接管上阀门或因放气、放油而开、闭其它阀门的工作；C在瓦斯继电器及二次回路上的工作；上述工作完毕须经24小时运行，方可将重瓦斯保护投入“跳闸”位置。2144新安装或检修完毕的变压器在投运之前，应将重瓦斯保护投入“跳闸”位置再进行冲击合闸，待冲击合闸正常后，再将重瓦斯保护连接片切至“信号”位置，并经24小时确认无气体，无异常后，方可将重瓦斯保护连接片投入“跳闸”位置。2145在运行中的变压器上进行带电提取油样的工作，无需将重瓦斯保护由“跳闸”位置切换至“信号”位置，但必须与带电设备保持足够的安全距离。215变压器投入和停止运行的操作规定A大修后的变压器，投运前应在额定电压下，空载冲击合闸三次正常后，方可投入运行。B变压器停电或合闸充电前，必须先合上高压侧中性点接地开关，投入全部保护后，方可操作。操作完后再根据调度安排的中性点运行方式将中性点接地开关保持在合位或者分位。C主变送电操作，按高、中、低顺序进行，停电操作则相反按低、中、高顺序进行。D主变（或站用变）在任何情况下，均不得从低压侧进行全电压投入操作。216变压器呼吸器维护规定2161主变压器本体和有载分接开关呼吸器硅胶吸湿变色程度超过2/3时应进行更换。2162主变压器本体和有载分接开关呼吸器硅胶更换前，应将本体重瓦斯（有载重瓦斯）保护由“跳闸”位置改投至“信号”位置，更换工作完毕后，经过24小时运行无异常，方可将本体重瓦斯（有载重瓦斯）保护投至“跳闸”位置。更换呼吸器硅胶时，将呼吸器从变压器上卸下，封堵呼吸管道，倒出硅胶，检查玻璃罩完好，呼吸器密封胶垫完好无老化，并进行清扫底部纱网堵塞物和疏通底部气孔后，装入新硅胶，硅胶尽量选用没有破裂和细小颗粒的，防止阻塞底部纱网。装好硅胶后，安装呼吸器应注意将固定螺栓拧紧、密封胶垫压平，硅胶筒油封内充油适当（有油标线的充油至油标线），保证密封良好。217变压器过负荷的规定2171变压器允许在正常及事故情况下过负荷运行，其允许值由变压器负荷曲线、上层油温及过负荷前变压器所带负荷等因素确定，而事故过负荷只允许事故情况下使用。2172若变压器全天作满负荷运行则不宜过负荷运行。2173油浸风冷式变压器允许正常过负荷及事故过负荷情况（见表1、表2）表1油浸风冷式变压器正常过负荷倍数及时间表温升环境温度为40182430364248过载倍数倍允许时间（MIN）105550525450400300130110350325250210125010115250225120120035120205140115045125135115050025130110050030135055035015140040025145025010150015表2主变压器事故过负荷允许运行时间表环境温度过负荷倍数010203040111213141516172400240011003401501000302400210051021011003501524008002451200400160091430330130045016008005510135045015007005218正常巡视检查A变压器本体及附属设备发出的声音应为连续均匀的“嗡嗡”声，且无异常响声，本体及附属设备无渗漏油；变压器无焦、臭味等异常气味；B变压器套管外表应清洁，无明显污垢，无破损闪络、裂纹现象，法兰无生锈、无电场不均匀产生的放电声。套管引线或结合处应无松动，松股和断股现象，铜、铝过渡线夹接线板无过热产生变色现象，油色、油位正常（油色正常为微亮淡黄色，油位指示在油位计中部偏上位置）；C本体油位及有载分接开关油位指示应在正常范围内（1主变本体油位指示刻度正常在16至21之间，1主变有载分接开关油位指示在油标管中部偏上位置），油色为透明微黄色；D有载分接开关档位与运行方式一致，分接头位置指示正确；操作机构箱内“远方/就地”切换开关应在“远方”位置；各冷却器运行正常，风扇运行良好，连接法兰，连接管路蝶阀无渗油现象；用手触摸各冷却器温度基本一致；E变压器油温正常，最高顶层油温不超过70；变压器本体温度计与远方测温温度计指示偏差不超过5；F变压器本体及有载分接开关呼吸器油封在上、下限内，呼吸畅通，硅胶未受潮失效；硅胶变色未超过2/3；G变压器储油坑及排油管道不积水，不积油，无杂物；H变压器外壳及中性点接地应良好，中性点接地开关运行方式符合要求；I瓦斯继电器应充满油；J压力释放装置外观完好，无渗漏油；K变压器本体端子箱、有载分接开关操作机构箱密封良好，箱内无潮气、无积灰、无腐蚀现象；各继电器、接触器、端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象；电动机及连动机械部分无异物卡涩，紧固螺丝均完好无松动、脱落；L消防设施应齐备完好。219特殊巡视检查A过负荷或过电压运行应使用红外线测温检查接头是否有发热现象，变压器是否有异常响声、闪络现象；冷却器是否按规定方式运行；接线板温度不超过90。B大风天气应检查变压器附近无容易被风吹动飞起的杂物，防止吹落到变压器带电部分，并注意引线的摆动情况，以及瓦斯继电器端子盖应盖好。C雷雨或雷击后应检查变压器各侧避雷器记数器动作情况；检查套管应无破损、裂纹及放电痕迹；导线应无断股和松脱现象。D夜间巡视应注意检查接头处线夹应无过热、发红、放电等。E大雾、毛毛雨天气应检查套管、绝缘子无严重电晕和放电等现象。F超额定电流运行期间应加强检查声音、上层油温、油位和各引线接头温度以及冷却器运行等情况，并记录负载电流、运行时间等符合制造厂规定。G变压器跳闸后应检查本体、套管、引线、接头无击穿、破损、裂纹、闪络痕迹或短路、电弧烧伤痕迹；压力释放阀装置应完好。H变压器有异常响声应检查变压器上层油温、油位是否正常，是否漏油；冷却器是否正常运行，进线套管无破损、裂纹、闪络放电痕迹。I设备经过检修、技术改造或长期停用后重新投入系统运行，应一小时巡视一次，4小时后纳入日常巡视。J设备缺陷近期有发展时，对危及安全运行的紧急设备缺陷至少一小时巡查一次。K法定节日及上级通知有重要保供电任务期间,结合任务特点、设备运行情况开展特巡。21101主变冷却方式为自然油循环风冷方式，共安装4台冷却风扇对主变进行冷却。2111冷却风扇由一组交流电源供电，冷却风扇有三种控制方式，“自动”“手动”“停止”。置自动时，全部风扇按负荷、顶层油温自动启动，当负荷、顶层油温降至停止条件时风扇自停。置手动时，全部风扇启动，不能自停，需人为停止。正常运行时，冷却风扇控制方式置自动。2112巡视检查项目A风扇正常运行中，检查叶片无变形，旋转均衡，无异常振动；B风扇保护罩安装牢固，无伤人的危险；C轴承润滑良好，无异常磨擦声响；D风扇电机电源接线盒密封良好，无进水的可能，电源线绝缘良好无老化破裂现象；E风扇自动启动和自停止时符合负荷、上层油温的定值整定。2113异常处理A不能自启的处理检查冷却风扇交流电源是否正常；1检查控制方式是否在“自动”位置，若自动控制回路故障，则手动启动，并汇报设备缺陷，运行中加强主变负荷、上层油温监视，手动启动风扇；2若电源回路或风扇电机故障，汇报设备缺陷，并加强监视主变负荷和温度情况，必要时向调度申请主变减负荷。B不能自停的处理1检查负荷、实际油温数值；2若自动不能停止时，则手动停止并汇报设备缺陷。22有载分接开关221有载分接开关运行规定2211变压器有载分接开关在变压器过载12倍以上时，禁止分接开关调档操作，变压器有载分接开关每天调档次数不得超过20次。2212变压器有载分接开关调压操作前，应核对系统电压与分接额定电压间的差值，一般不应高于运行分接额定电压的105。对于特殊的使用情况，允许在不超过110的额定电压下运行。2213有载分接开关的分接变换操作，必须按调度指令或调度部门规定的电压上下限值，在电压允许偏差范围内进行。2214正常情况下，分接开关调档操作使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手动操作，手动调档操作前必须断开操作机构控制电源。当分接开关处在极限位置又必须手动操作时，必须确认操作方向无误后方可操作。2215分接开关档位变换操作必须在一个分接档位变换完成后方可进行第二次分接档位变换。操作时应同时观察后台机电压和电流数值显示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示都应有相应的变动。2216每次分接开关档位变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录好。2217当变动分接开关操作电源后，在未确证电源相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气控制操作。2218有载分接开关巡视检查项目A电压指示在规定电压偏差范围内；B控制器电源指示灯显示正常；C分接位置指示器应指示正确；D分接开关储油柜油位、油色、呼吸器硅胶正常；E分接开关及其附件各部位无渗漏油；F计数器动作正常，及时记录分接变换次数；G电动机构箱内部应清洁，无杂物，机构箱门关闭严密，防尘、防潮、防小动物密封良好。2219主变有载分接开关的故障处理A有载分接开关，在电动调压过程中，发现有连动现象时，应立即断开交流电源，并到现场检查分接头指示位置指示是否正常。B远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而后台机电压和电流显示无相应变化，应立即断开操作电源，终止操作，并报缺陷，待检修人员处理。C分接开关发生拒动、误动；后台机电压和电流显示变化异常；电动机构和传动机构机械故障；分接位置指示不一致；内部切换异声；看不见油位或大量喷油及危及分接开关和主变压器安全运行时，禁止或终止操作。有载分接开关远方或自动操作时，若被卡在中间位置，应观察传动机构和分接开关情况。若未发现明显故障，可对分接开关就地操作一次，若仍不成功，则应断开有载分接开关操作电源改用手动操作，并应尽快汇报集控站及巡检班专责。D有载分接开关在远方电动操作时，若无任何反应，应检查主变档位变送器是否设置在“远方”位置，机构箱内操作电源空开是否跳闸、电源是否正常，主变负荷电流是否达到额定电流的12倍而闭锁有载调压等。E有载分接开关在操作时，若遇电源空气开关跳闸，应立即到现场检查有载分接开关档位是否调到位，若未到位应用手动操作把手将档位调到位；然后检查有载分接开关控制回路是否有明显短路烧焦现象，电动机及机械传动部分有无异物卡涩；若经检查未发现明显故障，可试合有载分接开关操作电源，若合上后又跳闸，则应对有载分接开关控制回路进行详细检查，未检查出原因不得再次试合；若合上后未跳闸，可对有载分接开关进行一次试操作，操作时应派专人进行观察有载分接开关调压过程是否正常，若操作时电源空开再次跳闸，则不允许再合电源空开，并汇报集控站通知检修人员进行处理。23主变35KV侧无励磁分接开关运行规定231无励磁调压分接开关只有在主变转为检修的情况下才允许操作。232只有无励磁调压分接开关和操作机构处于同一分接位置，并且三相的档位应完全相同才可对主变送电。233变压器本体检修后重新合闸前必须检查分接位置和无励磁开关指示并与主变分接头记录核对正确。24主变有载分接开关在线净油器241概述本站1主变110KV采用有载分接开关在线净油装置，该装置机械与电器部分在同一箱体。该装置能够在变压器系统正常运行的情况下有效地去除分接开关内油中的游离碳及金属微粒并可降低微量水份。2421主变有载分接开关在线净油器运行规定A装置未注满油严禁在线启动。B启动前出油口阀门需处于打开状态。C有载分接开关在调档操作时严禁启动在线净油器进行在线净油。D有载分接开关在线净油器运行方式为“手动”方式，在有载分接开关正常运行一个月，手动启动在线净油器运行一次，时间为一小时。在线净油器运行中值班人员应注意检查在线净油装置内部和与有载分接开关油箱连接处有无渗漏油。发现渗漏油时应立即停止净油器的运行并汇报领导。E主变压器在正常运行时，手动启动净油器前应断开有载分接开关控制电源。F从在线净油装置取油阀处取油样、进行补油、更换净油装置虑芯时应将装置电源断开。243巡视检查要求A为确保设备的使用寿命和安全运行，每日应检查一次；B净油装置连接分接开关油箱的进、出油阀门应开启，取油阀及放油阀关闭。各法兰连接处密封完好无渗漏油现象；C净油装置运行中无异常的运转声音及渗漏油；D机构箱防尘、防水密封良好，控制装置无异常告警信息。244有载分接开关在线净油装置的操作A按方式选择切换按钮选择运行方式手动。B有载分接开关在线净油装置不宜采用定时或自动模式。C手动合上在线净油装置控制器电源开关，在线净油装置工作。245有载分接开关在线净油装置故障诊断故障原因措施总空气开关没有合上检查并合上主供电总空气开关没有合上检查并合上主供电回路空气开关跳闸清除错误后合闸供电线路问题用万用表检查电源指示灯不亮电源指示灯坏汇报，待检修人员检查并更换空气开关跳闸合上再跳闸，汇报，待检修人员检查线路排除故障后合闸按启动按钮后设备不启动热继电器动作按热继电器复位钮信号线故障待检修人员检查信号回路有载分接开关切换时装置不动作信号回路熔断器故障检查信号回路的熔断器虑芯堵塞检修人员更换虑芯后，按复位按钮除颗粒过滤器压差报警指示灯亮油温低待油温自然升高虑芯堵塞检修人员更换虑芯后，按复位按钮除水过滤器压差报警指示灯亮油温低待油温自然升高出口阀关闭打开出口阀出油管堵塞汇报，待检修人员清洗出油管压力表显示数值大于06MPA压力表损坏汇报，待检修人员更换压力表如果采取上述措施后故障仍无法消除，检修人员需联系PALL公司处理出现上述故障情况应有针对性地对照上述表格到现场进行认真的检查，除电源未合上的情况合上电源即可，其它情况均需要详细检查后汇报集控站及巡检班负责人，按照正常的流程进行处理，值班人员不得擅自进行工作，需要填报缺陷的应立即填报缺陷，待检修人员进行处理；如出现除颗粒过滤器压差报警及除水过滤器压差报警及压力表显示数值大于06MPA的情况，应立即将该在线净油装置停用后再进行现场检查。25变压器异常运行及事故处理251运行中的变压器有下列情况之一者，为异常运行A声音增大或声音异常，不均匀；B漏油；C在正常情况下，上层油温显著增高，接近允许值；D变压器油位低于或高于极限，油色有变化；E绝缘套管出现裂纹，表面有放电痕迹或放电声；F套管引出线接头过热变色或烧红；G轻瓦斯保护动作；H冷却系统不正常。252值班人员发现变压器出现异常时，必须加强监视，并尽可能将其消除，同时立即报告主管领导。253如密封垫损坏引起严重漏油，应立即报告主管领导，将变压器停电处理。254如套管引出线接头过热，变色发红，应立即向调度申请减负荷或停电处理。255若发现异常现象，非停用变压器不能消除且有威胁安全的可能时，应立即停止运行。256变压器有下列情况之一者应立即停止运行A变压器内部声音很大，不均匀，有爆裂声；漏油致使油位下降至油标看不见油位；B油枕或压力释放阀喷油，使油位急剧下降；C套管有严重损坏和放电现象，引线接头熔断；D变压器着火或冒烟；E在正常负荷和正常冷却条件下，上层油温不断上升，经降低负荷处理仍不能使上层油温稳定在极限值以下时；F油色变化过甚。257变压器油温超过信号温度时，应判明原因，进行下列检查A检查变压器负荷及冷却介质温度，并与以往相同负荷和冷却条件下应有的温度进行比较；B检查温度计是否正常，远方与变压器本体温度表互相核对；C检查冷却装置是否正常，包括散热器各阀门位置，风扇运行情况；D检查三相负荷是否平衡；若以上检查未发现问题时，且油温不断上升则应认为变压器内部已发生故障，应立即报告有关领导并与调度联系停止变压器运行。258变压器油位异常的处理油位因温度上升而逐渐升高，高出监视油位时，应汇报变电部巡检班，待检修人员适当放油，以防压力释放动作。2581变压器油面下降处理A因温度下降使油面降至下限时，通知有关部门人员加油，加油时重瓦斯保护改投至“信号”位置；B因大量漏油，使油面快速下降时，禁止停用重瓦斯保护，立即汇报部门领导设法封堵漏点进行加油，加油时应将重瓦斯投“信号”位置，经24小时后，改投“跳闸”位置；（保护投切要汇报调度并得到允许）C油位下降至油枕油位计及瓦斯继电器小窗外均看不见油位时，应立即汇报调度，将变压器停电；D如密封垫损坏引起严重漏油，应立即报告调度及相关领导，将变压器停电处理。2582轻瓦斯保护动作处理A要立即作好记录，进行变压器外部检查有无异常，判断是否进入空气、漏油或二次回路故障引起；B若判明为进了空气，汇报变电部待检修人员进行排气，排气后可继续运行，排气时禁止烟火；C注意观察轻瓦斯信号动作的间隔时间，并作好记录，及时复归。如果信号动作时间逐次缩短，应即时汇报调度员和相关领导建议是否退出重瓦斯保护（差动保护必须是投入的），争取时间做好负荷倒换，汇报有关领导及时处理。2583重瓦斯保护动作处理A作好记录，检查保护动作情况，汇报调度和有关领导；B对跳闸变压器进行外观检查，记录检查情况并汇报；C联系调度拉开各侧隔离开关，做好安全措施，由专业人员对变压器进行检查试验；D如重瓦斯保护动作，检查变压器本体或有载分接开关无异常时，应检查瓦斯继电器的端子及重瓦斯保护二次回路。如确认是二次回路故障引起，排除后，变压器可试送电；E未查明原因或断定内部故障经处理后，在未得到公司主管领导批准前不得将变压器投入运行。259差动保护动作处理A检查差动保护范围内电流互感器，隔离开关、避雷器、母线，引流线瓷瓶等各种设备有无放电痕迹；B经外部检查没有发现故障时，未经检修人员摇测变压器绝缘电阻，不得将变压器投入运行；如经以上检查未发现故障时，经公司主管领导批准，暂时退出差动保护，但重瓦斯保护必须投在“跳闸”位置，可以空载试送电一次，若试送成功可能是差动回路故障，则应将差动保护退出后再带负荷运行，如果试送不成功，则将变压器停电做好检修的安全措施；C差动保护和重瓦斯保护同时动作的处理两种保护同时动作一般是变压器内部故障，在没有查明故障之前，不允许将变压器投入运行，做好记录，及时汇报主管领导，做好事故抢修安全措施。2510变压器后备保护动作处理A应检查保护范围内相应母线上的出线断路器有无保护动作及断路器拒动情况，如确证是线路断路器或保护拒动引起，可隔离故障线路后对母线进行送电；B值班员应对变压器及母线的一、二次设备进行检查，经确认变压器本体及母线无明显的故障，并征得调度允许可投入运行；C如确证是后备保护及二次回路有问题，可退出该套保护后，经调度允许可投运。2511变压器着火处理变压器上盖或套管着火A断开各侧断路器、隔离开关；B停止风扇运行；C按安规规定用干粉灭火器或干燥的沙子进行灭火，必要时可以用水灭火；D若火势无法控制，人员应迅速撤离现场，并及时拨打119汇报消防部门处理。2512变压器过负荷信号动作后的处理A检查变压器负荷电流是否超过额定值，并做好记录；B对引线接头进行红外线测温，温度不超过90；C过负荷时应加强监视，联系调度将负荷降至额定值，遵守变压器过负荷的规定。26主变压器的检修周期及验收项目261主变压器的检修周期A小修作业周期新投产一年后进行一次，以后3年一次，结合Q/CSG100072004规程同步。B大修作业周期1一般在正式投运后5年左右一次，以后每12年一次。2主变压器承受出口短路后，经绕组变形试验测试绕组有变形，应提前大修。3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，应提前大修。运行正常的变压器，应采用状态检修的方式，经综合诊断分析良好，公司主管领导批准，可延长大修周期。262主变压器的验收项目表1主变压器验收项目表验收内容验收参照标准1本体及外观11本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落现象，变压器上无杂物；12外壳接地良好，上、下钟罩有连接片；13各螺栓连接紧固；14各侧套管清洁无破损；15呼吸器应有合格的干燥剂，无堵塞现象；16相色漆标示正确明显；17油枕、套管油色、油位正常，冷却器阀门在打开位置。变压器引线对地和线间距离合格，各部导线接头紧固良好；18分接开关位置正确，有载调压装置油枕油色、油位正常；19压力释放装置密封良好；110变压器温度系统正常。2冷却系统21工作电源正常；22冷却系统风扇试运行良好，风扇自启动装置定值正确并进行实际转动；23冷却器全停动作值正确且保护动作发信号。3冷却器控制箱及端子箱31箱内清洁，端子排接线整齐导线连接紧固无松动，无锈蚀且端子编号清晰，接线正确；32箱内的电缆穿孔已做封堵处理；33箱门开启灵活、密封良好。34冷却器控制箱、端子箱体及箱门接地良好。263缺陷的分类及处理2631缺陷分类表2缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷1绝缘油色谱试验重要指标超标。2油中烃类、氢气产气速率超过10/月。3电气预防性试验主要项目不合格。4套管破损、裂纹，并有严重放电声。5测温装置全部损坏或失灵。6油浸变压器油位异常。7有载调压开关动作异常，极限位置不能闭锁。8内部有异常响声。9铁芯接地电流超过规定，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展趋势。10铁芯或外壳接地不良。11压力释放器动作。12变压器本体大量漏油。13110KV套管渗油严重造成油位过低。14主变油箱进水。重大缺陷1引线桩头螺丝松动连接处发热。2绝缘油化学、电气性能不良，气相色谱数据指示可能有潜伏故障。3温度指示不准确，超温信号异常（失灵）。4基础下沉。5冷却设备不全，尚不影响出力。6油位指示与温度监视线不对应。7达不到铭牌或上级批准的出力，温升及上层油温超过容许的数值。8本体漏油（五分钟内有油珠垂滴）。9铁芯多点接地致使接地电流超标。10三卷变压器有一侧开路运行时未采取过电压保护措施。11变压器绕组严重变形。12变压器局部放电严重超标。13主变压器自然循环风冷却器部分失灵而影响出力者。14气体继电器轻瓦斯保护动作。一般缺陷1变压器渗油。2附件震动大。3引线或接线桩头有严重电晕。4预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。5变压器绕组轻微变形。6呼吸器内的硅胶变色2/3以上。2632缺陷处理当发现设备缺陷时，报请公司主管领导批准进行处理。3高压断路器31概述1主变110KV侧断路器采用SIEMENS公司8DN8/3型GIS组合装置、35KV侧采用金属封闭开关柜KGN405断路器为ZN12405KV,10KV侧采用KYN12Z金属封闭移开式中置柜，断路器为ZN9612KV,均配置弹簧操作机构；32断路器正常巡视检查运行中的断路器，定期巡回检查按变电站巡视检查标准每天进行一次，熄灯检查按每周进行一次。33GIS组合装置的巡视检查项目A瓷套管瓷柱无裂纹、无破损、无闪络、严重污垢现象；B进出线接线板，连接牢固无发热变色、无腐蚀、接线板连接的导线无过紧、过松状况，接线板无变色；CSF6气体压力正常SF6气体压力标准060MPA20，无漏气；D分、合闸位置指示器指示正确并和当时实际运行状态及监控系统上指示的位置相符；E无异常声音及异臭味；F本体铁件无锈蚀，接地良好；G基础无下沉，构架无锈蚀、裂痕。34真空断路器的检查项目A真空玻璃泡无破损、无裂纹；B套管、瓷瓶应清洁，无破损、裂纹、电晕放电现象；C引线连接处无发热变色；D跳合闸位置指示正确；E弹簧操作机构完好，“储能”指示正确；F合闸电源空气开关及操作电源空气开关投入正常。35高压断路器柜巡视检查项目A高压断路器柜柜体无变形，柜门关闭良好；柜体油漆无锈蚀脱落现象，柜体接地良好，无锈蚀、断裂现象；B高压断路器柜观察窗完好，面板清洁，高压断路器柜内照明完好；C高压断路器柜上设备双重名称清晰；D高压断路器柜五防闭锁完好，断路器柜带电显示器显示正常。36弹簧操动机构的巡视检查项目A储能电机线圈无焦臭味、冒烟等现象，储能电机电源空气开关应在合闸位置；B分、合闸线圈无焦臭味、冒烟等现象；C断路器机构箱内“远方/就地”切换开关应在“远方”位置；D断路器操作机构箱应密封完好，无渗漏雨；E箱内无潮气、无积灰、无锈蚀现象；F各继电器、接触器、端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象；接地线、接地排应完好，接地线端子无松脱现象；照明应良好；加热器应根据季节或天气情况投入或切除；连动机械部分无异物卡涩，紧固螺丝均完好无松动、脱落、遗失。37断路器特殊巡视检查A过负荷或过电压运行应检查接头是否有发热现象，进行红外线测温，温度不超过90。断路器是否有异常响声、放电现象；B气温骤降SF6气体压力正常SF6气体压力标准060MPA20，无漏气；C雷雨、大风天气或雷击后检查瓷套管有无闪络痕迹，断路器上应无杂物，接头无松动、无发热现象；D断路器跳闸后应检查断路器的分、合位置指示正确；本体、接头处无击穿；无破损、裂纹、闪络痕迹；无短路或电弧烧伤痕迹；E断路器有异常响声断路器是否漏气；检查SF6气体压力是否正常；套管无破损、裂纹、闪络放电痕迹；F设备经过检修、技术改造或长期停用后重新投入系统运行，应一小时巡视一次，4小时后纳入日常巡视；G设备缺陷近期有发展时，对危及安全运行的紧急设备缺陷至少一小时巡查一次；H法定节日及上级通知有重要保供电任务期间,结合任务特点、设备运行情况开展特巡。38高压断路器运行注意事项381在正常运行情况下，断路器的工作电流、最大工作电压、开断电流不得超过允许值。382所有运行中的断路器，禁止使用手动机械分闸或手动就地操作按钮分闸，只有在远方跳闸失灵或当发生人身设备事故而来不及遥控断路器时，方可允许手动机械分闸或手动就地操作分闸按钮分闸。进行手动机械分闸前，先退出断路器重合闸。383断路器检修结束验收时，应进行远方跳合闸一次，合格后方可办理工作终结手续，一般性的检查后跳、合闸根据实际情况而定。384断路器操作机构异常或SF6断路器无压力时，严禁分、合闸操作；有拒绝分闸缺陷的断路器严禁投入使用。385检查断路器分、合闸位置不能只依据信号灯指示判断，而应到现场检查其机械位置指示器。39断路器的异常运行及事故处理391断路器出现下列情况之一时，应联系调度用上一级断路器断开连接该断路器的电源，将该断路器进行停电处理A断路器套管爆炸断裂；BSF6气体严重外泄；C真空断路器真空泡破裂；D断路器与导线连接处发热熔化等；E内部有严重放电声；F操动机构故障。392断路器拒绝合闸的处理A检查后台监控机及测控装置有无“控制回路断线”告警信息，若无告警再试合一次；B应检查弹簧操作机构合闸弹簧是否储能，如果没有储能，应检查电机电源空气开关是否合上、完好，必要时采用手动储能合闸；如果属直流控制回路故障，严禁将断路器投入运行；C检查SF6气体压力是否降至闭锁压力；10KV断路器还应检查是否因操作闭锁把手没有可靠切至“工作”位置而闭锁断路器合闸；D拒合原因不明，则将断路器转为冷备用，进行机械合、分试验，机械合、分正常后进行电气合、分试验，若机械和电气合、分试验均正常则断路器可投入运行。E断路器动作合上后又跳开，在排除合闸于故障线路后，应汇报领导通知检修人员检查断路器的机构。393“弹簧未储能”信号在合闸后不消失的处理A储能电源是否正常，储能电机电源空气开关是否在“合”位置；B若电机烧坏，需人为储能；C若机械故障，需汇报领导通知检修人员处理，同时汇报调度。394断路器误跳闸的处理A检查有无保护误动作；B若有二次人员工作则应令其立即停止，查明与工作无关后方可复工；C误跳闸应汇报调度根据调度指令执行；D若人为误跳闸应联系调度，根据调度指令恢复送电；E误跳闸属断路器机构问题，应汇报相关领导，等待检修人员前来处理。395断路器保护动作跳闸的处理A检查保护动作情况及断路器是否确已跳闸；B断路器保护动作跳闸后应对断路器进行详细检查；C若断路器拒动越级跳闸，应联系调度将拒动断路器隔离后，根据调度指令恢复送电；D根据断路器拒动情况查明断路器拒动原因后消除。310断路器检修周期及验收项目3101断路器的检修周期31011真空断路器检修周期A大修周期根据运行状况、预防性试验数据及厂家说明书规定等综合分析，报请生产主管领导确定。B小修周期新安装断路器投入运行一年后应进行一次小修，以后每三年一次。C临时性检修发现紧急或重大缺陷时31012GIS的检修周期按厂家技术文件的要求进行。3102断路器验收项目表3断路器验收项目表验收内容验收参照标准1本体及外观11本体上无遗留物、瓷质部分清洁无破损；12外观清洁无污迹、无锈蚀、无渗漏油现象；13断路器真空泡完好；14分、合闸指示正确；15抄录计数器数值；16连接导线的接线板连接紧固；17相位漆色明显、正确。2“远方/就地”分合闸能正常进行远方和就地分合闸且分合闸指示正确；验收内容验收参照标准3传动试验31断路器带各套保护及重合闸试验动作正确可靠；32传动试验时声光信号正确；33弹簧操动机构未储能时，断路器不能进行分、合闸操作；34分相和三相同期符合规定。4各项调整、试验数据符合导则、规程要求。5操动机构51操动机构与断路器的联动应正常，无卡阻现象；52机构箱门开闭灵活，密封良好；53操动机构箱体及机构箱门接地良好。6端子箱61端子箱内清洁，端子排接线整齐导线连接紧固无松动，无锈蚀且端子编号清晰，接线正确；62端子箱的电缆穿孔已做封堵处理；63端子箱门开启灵活、密封良好。64端子箱体及箱门接地良好。311缺陷的分类及处理3111缺陷的分类表4缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷1断路器本体的关键部件及性能（如套管、回路电阻、绝缘提升杆、同期性、动作电压、分合闸速度及时间等），有一项与电气设备预防性试验规程或与厂家标准相比悬殊较大，必须立即处理者。2机械指示失灵。断路器操作机构卡涩，运行中有拒合、拒分或误分、误合的现象。3储能元件损坏。4操动机构箱封堵不严，又未采取防止小动物及防水的措施，威胁安全运行者。5断路器动作中发生三相不一致（包括分合闸电气和机械指示）。6运行中断路器红、绿灯不亮。7真空断路器的真空泡有裂纹或者漏气。8真空断路器的真空泡失去光泽、发红。9断路器内部有异响。重大缺陷1基础下沉或露筋、杆塔外皮剥落或有纵向裂纹。2断路器故障电流开断能力不能满足要求，又无保证安全运行的措施。3操作次数、故障跳闸次数已超过规定，未进行检修。4操作机构箱密封不严，不能有效防潮、防尘，也未采取防止小动物进入的措施。53年及以上未对运行地点的短路电流进行核算。6达不到“五防”要求或“五防”功能失灵。7外绝缘爬距不能满足运行环境的要求。一般缺陷1断路器表面脱漆或有锈蚀。2引线或接线桩头有严重电晕。3机构箱内加热器失灵。4预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。5动作记数器失灵。3112缺陷处理当发现设备缺陷时，报请公司主管部门进行处理。4隔离开关41概述110KV侧隔离开关组合于GIS内。主变中性点,选配GW405GYDW/1250A,GW405GYW/630A，GW13725GYW/630A等型号的隔离开关。35KV装置隔离开关选用GW405GYDW、GN2735QG、JN35G等型号的隔离开关，采用CS系列手动操作机构。10KV户内接地隔离开关采用JN12型，户外选用GW10GYW，户外隔离开关配CS系列手动操作机构。10KV电容选用GW10DWG型隔离开关。42隔离开关的巡视检查421正常巡视检查A隔离开关支柱瓷瓶应清洁完好，无裂纹放电现象，无放电声或异常响声，应无杂物；B隔离开关触头应接触良好，无螺丝断裂或松动现象，无严重发热和变形现象；C隔离开关引线应无松动，无严重摆动和烧伤、断股现象；D隔离开关本体、连杆和转轴等机械部分应无变形，各部件连接良好，位置正确；E隔离开关操作机构箱完好，密封良好，端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象，接地线、接地排应完好，接地线端子无松脱现象；F隔离开关及接地开关位置应准确符合运行方式，分、合闸到位，防误闭锁装置完好。422特殊巡视检查A过负荷或过电压运行应检查接头是否有发热现象，进行红外线测温，温度不超过70。瓷瓶无放电现象。B雷雨、大风天气或雷击后检查瓷瓶有无闪络痕迹，隔离开关上应无杂物，接头无松动、无发热现象。C设备经过检修、技术改造或长期停用后重新投入系统运行，应一小时巡视一次，4小时后纳入日常巡视。D设备缺陷近期有发展时，对危及安全运行的紧急设备缺陷至少一小时巡查一次。423隔离开关投运应具备的条件A引线接触良好，触头接触良好。B操作机构接地良好，隔离开关转动灵活，辅助接点转换可靠。C闭锁装置完善，动作灵活可靠，五防锁应清洁，无锈蚀。D带有接地开关的隔离开关，接地开关与隔离开关的机械闭锁应可靠。E隔离开关在合闸时动、静触头应接触良好。F各部位铁件应刷漆，相色相位应明显正确。G隔离开关机械闭锁销子应操作灵活，闭锁可靠，无卡涩现象。H隔离开关的操动机构、传动装置，各种辅助闭锁应安装牢固，操作机构应无卡涩，操作灵活。I各项试验合格。424隔离开关的运行规定及注意事项4241隔离开关运行规定A隔离开关引线接头和触头温度不得超过70。B为防止断路器与隔离开关防误装置闭锁失灵造成带负荷拉合隔离开关，在进行隔离开关操作前应检查断路器确在“分闸”位置。隔离开关操作前断路器“远方/就地”切换开关在“就地”位置闭锁远方操作，外部设置的“遥控连接片”与“远方/就地”切换开关属串联关系可不操作。将35KV、10KV断路器柜上分段闭锁把手打至“操作”位置后方可操作隔离开关。隔离开关操作完毕后应将开关柜上分段闭锁把手打至“工作”位置。C主变110KV侧中性点接地开关为确保远方能正常操作，正常运行时，该接地开关操作电源应在“合上”位置，“远方/就地”切换开关在“远方”位置。若远方及电动操作回路故障，需要手动进行操作时必须经部门分管领导同意并断开隔离开关的操作电源后方可进行操作。操作过程中，如误合隔离开关时，不得再拉开；误拉隔离开关时，当拉闸过程中发现弧光，则应迅速的合回原位；如已完全拉开的，禁止再重新合上，造成带电合隔离开关。D隔离开关的操作，正常情况下必须使用正常解锁钥匙进行解锁。在紧急情况下，如果确认锁具故障，经变电部运行副主任核实同意后，方可使用紧急解锁钥匙。E合隔离开关应迅速而果断，但在合闸终了时用力不可太猛，以免引起太大的冲击力。F隔离开关操作完毕后，应检查是否合上，隔离开关应完全进入固定触头，接触应良好，并将防误锁锁好。G拉开隔离开关，开始时应慢而谨慎，当刀片离开固定触头时应迅速果断，以便消弧。H拉开隔离开关后，应检查隔离开关三相均在断开位置，并应使刀片尽量拉到头。4242允许用隔离开关进行下列操作A拉、合无故障的电压互感器和避雷器。B拉、合变压器中性点的接地开关，但当中性点接有消弧线圈时，只有在系统没有接地故障时才可进行。C用线路旁路隔离开关对经旁路断路器充电正常后的旁路母线进行充电或停电。D拉、合无故障的空载运行站用变压器（站用变高压侧未配置断路器的情况下）。4243禁止用隔离开关进行下列操作A当断路器在合闸状态时，用隔离开关接通或断开负荷电路。B35KV、10KV系统发生单相接地时，用隔离开关断开故障点的接地电流。C拉合规程允许操作范围外的变压器环路或系统环路。D拉合有故障的电压互感器或避雷器。425隔离开关异常和处理4251隔离开关局部过热处理A加强监视，与调度联系设法减少负荷。B如果发热不断上升，应尽快联系调度停电处理。4252隔离开关合不上，拉不开的处理A用绝缘棒操作时，遇有分合不正常时不应强行拉合，而应当试作小幅度摆动，以克服不正常阻力，并检查瓷瓶及机构的动作情况，防止瓷瓶断裂。B用电动机构操作时，一经启动发现拒动应立即断开电机电源，检查电机及连杆，防止瓷瓶扭断和烧毁电机。C用电动机构无法进行操作时，应改用手动方式进行操作，并查明原因作好记录。D因隔离开关本身传动机构故障而不能操作时，应汇报相关领导，争取尽快处理。43隔离开关检修周期及验收项目431隔离开关检修周期A大修周期隔离开关及其操动机构6年进行一次大修。B小修周期每3年至少1次（母线侧和线路侧隔离开关在母线和线路停电时应进行小修）。C临时性检修发现紧急或重大缺陷时。432隔离开关验收项目表5隔离开关验收项目表验收内容验收参照标准1传动机构11转动灵活，无卡涩现象，瓷件清洁无破损，外观清洁无锈蚀；12电动操动机构分合传动方向正确；13与金属连接粘合部位粘接牢固；14开口销穿入设备部件的孔中后，将穿出的部分明显分别折向两侧。2分、合闸试验21分闸试验时能分到位；22合闸后触头接触良好，慢分、慢合操作三相同期符合要求；23电动操动机构手摇分合闸试验时能正常分、合闸，三相同期性符合要求。24隔离开关与接地开关之间机械闭锁功能正常。3防误闭锁装置五防闭锁钥匙能正常投入使用4隔离开关接头及引流线41接头紧固无松动现象；42引流线无断股、散股现象；53相位