110kv变电站规程

I目录第一章系统运行方式与事故处理111系统运行方式112系统倒闸操作313系统事故处理3第二章主变压器运行规程821主变压器设备规范822变压器的运行要求923变压器的投运1024变压器的运行维护1225变压器有载开关运行1526变压器的异常运行及事故处理16第三章GIS组合电器、10KV真空断路器运行规程2131GIS组合电器运行规程21311GIS组合电器铭牌参数25312GIS运行维护的基本技术要求27313GIS气体压力的控制28314GIS中SF6气体质量监督28315GIS运行及维护的安全技术措施29316GIS操作的规定29317GIS异常现象的原因及处理3032真空断路器运行维护与事故处理31321真空断路器铭牌31322真空断路器运行的一般规定31323真空断路器运行检查项目32324真空断路器运行注意事项32325真空断路器事故处理32第四章互感器运行规程34II41互感器铭牌规范3442互感器的检查与巡视3643互感器故障处理3644电压互感器二次并列操作注意事项37第五章其它设备运行规程3851防雷设备运行规程3852母线运行规程3953电抗器运行规程4054电力电容器运行规程4155大容量高速开关运行规程4256消弧装置运行规程45第六章站用电系统运行规程4661站用变压器铭牌规范4662站用变压器分接档位4763站用电运行和操作47第七章直流系统运行规程4871高频开关电源构成4872直流屏异常运行及处理4873蓄电池组的运行维护规定5074充电装置启动操作程序51第八章微机防误闭锁运行规程5181防误闭锁的一般规定5182防误闭锁装置概述5283微机防误操作系统的使用方法5284微机防误装置运行要求5785微机防误装置的检查与维护58第九章UPS不间断电源运行规程5891不间断电源屏组成及作用58III92不间断电源屏各空气开关说明5893UPS前面板介绍5994UPS故障排除60第十章继电保护、自动装置及二次回路运行规程62101继电保护、自动装置及二次回路有关规定62102110KV线路保护与测控装置运行规程65103主变保护运行规程7010410KV线路保护与测控运行规程77105低频低压减载装置运行规程85106自动准同期装置运行规程86107故障录波装置运行规程921第一章系统运行方式与事故处理11系统运行方式111一次接线图（见附图1）。112系统正常运行方式1121110KV系统为单母线方式110KV1母线通过110KV竹澳线竹113开关澳02开关接入220KV竹根滩变电站，澳01开关供40000KVA1主变，母联澳04开关断开，正常运行时2母线不送电，1主变正常运行时中性点接地方式以地调命令为准。112210KV系统为单母分段接线方式10KV为小电流接地系统，单母线分段接线方式，1主变10KV侧经澳101、澳121开关供10KV母线，母联开关澳125合闸运行供母线，另外本公司12MW电厂经配电I回“澳123”开关接入10KV3母线或由配电II回“澳130”开关接入10KV4母线正常运行时母联“澳125”开关合上，全厂负荷由10KV3、4母线担负。1123发电厂与系统正常并列点在发电机出口断路器金11处，并列后电厂I回、电厂II回合环运行向原35KV变电站5、6母线供电，再由“澳47”开关、“澳55”开关送至110KV站10KV母线，由“澳123”“澳130”开关接入。1124正常运行时热电I回澳123澳47热电II回澳130澳55同时运行，原35KV变电站10KV母联澳48开关合闸形成热电I回，热电II回合环运行。1125正常运行时，焦化I回澳122焦29，焦化II回澳129焦42同时运行，焦化变电所10KV母联焦41开关合闸形成焦化I回，焦化II回合环运行。113系统非正常运行方式1131在设备故障或检修情况下，经调度同意后，可不按正常运行方式运行。但在操作时必须注意同期合环、解环以及各保护的切换。11321主变停电检修时，由发电厂提供全厂负荷，电厂回线“澳68”开关接入原35KV变电站10KV4母线，经母联“澳48”开关接入10KV5母线。再由“澳47”开关（或“澳55”开关）送至110KV站10KV母线。此时严格监视负荷情况，严禁2发电机过负荷运行，过负荷时按制订的减负荷顺序切除部分不重要负荷，以保证发电机的正常运行。1133发电机故障时，由110KV变电站10KV的“澳123”“澳130”分别向原35KV站“澳47”“澳55”开关供电，由电厂回线澳68开关供发电厂负荷。（或由电厂I回澳17开关供发电厂负荷）312系统倒闸操作121倒闸操作的一般规定1211倒闸操作前，必须得到调度员批准，填写倒闸操作票，由监护人或调度员审查无误后方能进行。1212操作票必须按操作顺序进行填写，严禁跳项、漏项。操作前，操作人、监护人应站对位置，由操作人核对设备编号及名称，监护人确认无误后唱票，操作人复诵，监护人下达操作命令后，操作人方可进行操作。1213开始操作前，操作人和监护人应根据操作票所列项目顺序先在微机五防上模拟预演，检查操作票的正确性。122系统倒闸操作的任务1221保证人身和电气设备安全。1222保证系统经济运行。123正常操作程序1231线路停、送电顺序停电时断开关拉负荷侧刀闸拉母线侧刀闸，送电操作顺序与此相反。1232主变停电操作顺序停电时应先断开低压侧开关，后断开高压侧开关，送电操作与此相反。13系统事故处理131处理事故的主要原则1311电网运行中，因运行设备异常或事故引起的一切操作，均为事故处理。事故处理应遵循以下原则13111尽快限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备的危胁。13112用一切可能的方法保持设备继续运行，保证对重要用户及站用电的正常供电。13113按先重点后一般的原则尽快对已停电的设备恢复供电。13114调整电力系统运行方式，使其恢复供电。41312值班人员接到调度员处理事故的指令后，必须向发令人重复一遍并录音，如果发现调度员指令不清楚，应询问清楚后再执行。如果认为调度员指令有错误时，应予以指出，并作出解释。倘若调度员认为自己的指令是正确的，值班人员应立即执行。1313处理事故时，应沉着、冷静、迅速，根据保护动作信号，有功、无功、电流、电压表的显示情况，采取正确处理措施。查看保护动作信号、光字牌应两人进行，确认记录无误后再进行复归。发生事故及处理事故整个过程应有专人记录各开关跳闸和各项操作的时间、次序，记录事故时各种象征。1314为了防止事故扩大，在下列情况下值班员可以不经允许进行操作，但事后应尽快报告当值调度员和站领导。13141将直接对人员生命有威胁的设备停电。13142将已损坏的设备隔离。13143站用电中断后恢复供电及恢复重要设备的供电。1315在交接班时发生事故，交班人员应停止交班，接班人员可在交班人员的指挥下协助处理事故。只有在事故处理结束或告一段落，由交班人员向站领导汇报，经同意后，方可继续交接班。132母线事故处理1321110KV母线失压故障处理110KV母线失压时，主控室后台机和110KV线路微机保护装置发出“110KVPT断线”、“110KV母线保护失压”、“出口跳闸”等信号，并发出报警声；后台机主画面上110KV1、2母线电压均显示为零，110KV侧所有开关的电流、有功功率、无功功率也都显示为零、澳02、澳01、澳121开关闪动。监控值班人员应首先消除音响告警，再认真查看告警信息和主画面显示信息，并作好记录，立即通知调度及站领导到现场进行检查。然后认真检查、核对主控室后台机与微机保护装置的告警信息和主画面显示信息，此时，值班人员应做如下处理13211根据保护动作信号，判断是否为110KV线路故障、开关误动引起。13212首先报告地调当班调度员，再向市调当班调度员报告。13213对母线上各设备进行全面检查，寻找故障点。513214若未发现明显故障点，110KV配电装置上无人工作，也未进行任何操作，则应向地调了解系统情况，按调度指令处理。13215如发现母线有明显的短路故障，则应立刻消除故障点，再对母线恢复供电。如故障点无法及时消除，应立即向地、市调当班调度员汇报申请检修处理。13216如母线失压系线路故障引起，应立即切除故障线路，恢复母线供电。13217如母线失压系竹澳线线路故障所致，应该立即切除竹澳线，向地调报告。130218如果110KV进线澳02开关、主变高压侧澳01开关在运行中跳闸，如无调度命令，任何人不得手动合闸。132210KV母线失压故障处理10KV母线失压时，后台机发出“10KV电压回路断线”、“10KV复合电压闭锁过流I段（段）保护动作”、主变10KV侧澳121开关分闸、10KV分段澳125开关分闸，配电回澳123（配电回澳130）开关综自后台机发出“10KV电压回路断线”、“10KV复合电压闭锁过流I段（段）保护动作”、澳123（澳130）分闸，并发出报警声；后台主画面上10KV母线电压显示为零，10KV母线上所有开关的电流、有功功率、无功功率也都显示为零；分闸开关闪动。同时，控制室照明电源消失，微机UPS告警。监控值班人员应首先消除音响告警，再认真查看告警信息和主画面显示信息，并作好记录，然后通知调度员和站领导到现场进行检查。此时，应做如下处理13221检查保护动作及信号情况。13222首先报告地调当班调度员，再向市调当班调度员报告。13223立即手动断开该母线上所联接的全部开关，对母线上各设备进行全面检查，寻找故障点。13224如发现母线有明显的短路故障，则应立刻将故障点消除，再对母线恢复供电。如故障点无法及时消除，应立即向市调当班调度员汇报申请检修处理。132310KV母线接地故障处理当10KV系统发生单相接地时，10KVPT柜的消弧装置发出“X相接地”信号，同时消弧开关动作，小电流接地选线装置发音响警报，10KV母线一相电压为零或接近零，其它两相电压升高约为线电压，判断为10KV母线发生单相接地故障。此时值班人员应作如下处理613231根据10KV母线电压显示情况，判断接地相。13232到微机小电流接地选线装置显示屏上检查接地线路名称或接地母线编号，并取出打印报告。13233检查10KV澳互13PT（澳互14PT）本体无异常，同时监听“PT”响声。13234若经上述措施不能找出接地点，此时接地点可能在母线上。10KV系统单相接地运行不能超过2小时。1323510KV系统单相接地运行期间应加强监视消弧柜的运行情况，重点是温度、音响、消弧柜接头是否发热。1323610KVPT高压保险一相熔断时，熔断相电压为零，其它两相电压正常。13237谐振的判断与处理铁磁谐振过电压的判断故障性质三相电压变化情况开口三角绕组电压基波谐振一相电压降低，但不为“0”，其它相电压升高大于相电压，一般不大于3倍相电压。大于100V高次谐波谐振三相电压同时升高或一相电压升高，另两相电压降低，升高数值大于线电压，一般不超过3至35倍相电压。大于100V分频谐振三相电压依次轮换升高，且电压表指针在同范围内出现低频摆动，一般不超过两倍相电压。一般在8595V以下，出有等于大于100V处理方法A可采取临时倒闸措施，如试停次要线路，投入事先规定的某些线路和设备，对空母线充电如发生谐振时，可采取母线带上线路充电。B电压互感器高压保险熔断或搭丝时，绝缘监测有可能反映不真实，应先更换保险。注10KV母线送电时需带上站变充电，可防止谐振。133线路开关跳闸处理1331110KV线路开关跳闸处理当110KV线路澳02开关跳闸后，微机保护装置和主控室后台机发出“澳02开关保护动作跳闸”澳02开关分闸等信号，并发出报警声，主画面上，澳02开关的7电流、有功功率、无功功率也都显示为零；澳02开关绿灯闪动。监控值班人员应首先消除音响告警，再认真查看告警信息和主画面显示信息，并作好记录；然后通知值班人员到现场进行检查。作如下处理13311清除告警音响。13312检查跳闸开关保护动作情况，判断故障性质，记录信号及时间，打印微机保护动作报告，然后复归信号。13313向地调当班调度员报告110KV线路开关跳闸。13314检查跳闸开关间隔设备有无明显故障。13315检查跳闸开关本体及机构有无异常现象。13316将检查情况向地、市调当班调度员汇报，按地调指令处理，如无调度指令，不得手动合澳02开关。同时需检查1主变高、低压侧开关的位置状态，为防止电厂反送电至线路，1主变高低压侧开关必须在断开状态下才允许合澳02开关。133210KV线路开关跳闸处理当10KV线路开关跳闸后，微机保护装置和主控室后台机发出“开关保护动作跳闸”开关分闸等信号，并发出报警声，主画面上，跳闸开关开关的电流、有功功率、无功功率也都显示为零；开关闪动。监控值班人员应首先消除音响告警，再认真查看告警信息和主画面显示信息，并作好记录；然后通知值守人员到现场进行检查。作如下处理13321清除告警音响。13322检查跳闸开关保护动作情况，判断故障性质，记录信号及时间，然后复归信号。在没查清故障的情况下不允许强送电。13323向地调当班调度员汇报10KV线路开关跳闸。13324检查电缆头有无短路现象，开关本体及机构是否正常。13325将检查情况向地调当班调度员汇报，按地调指令处理。8第二章主变压器运行规程21主变压器设备规范型号SZ1140000/110相数三相额定频率50HZ额定容量40000KVA冷却方式ONAN联结组别YND11额定电压分接106短路阻抗最高电压分接113最低电压分接104使用条件户外使用器身重305T上节油箱重407T油重170T总重量637T出厂时间2011年8月出厂编号20116T211制造厂家保定天威集团特变电气有限公司绝缘水平HV线路端子LI/AC480/200KVHV中性点端子LI/AC325/140KVIV线路端子LI/AC75/35KV高压分接电压V电流A联结分接位置10001909118751931227501953336251976445001999553752024662502048720217912520748899A109B额定20991202120229C125212621025021533113752181412500221051362522396147502270715875230181610009900023339202217低压电压V电流A105002199422变压器的运行要求221主变压器必须根据铭牌规范所列要求运行。运行电压一般不应高于相应分接头电压的105。有载调压变压器各分接位置的容量，按档位运行电流电压的规定执行。222变压器顶层油温一般不宜经常超过85，最高不超过95，冷却介质最高温升不超过40。当变压器顶层油油温达到65，发温度过高信号。223变压器一般不许过负荷，但在事故情况下可允许过负荷，延续时间可参照下表环境温度（）过负荷倍数010203040112400240019007001224002400130055010132300100053030013014830510310145055154453102001100351630020512004501817205125055025009181301000300130061910003501800900520040022011006224变压器在过负荷运行时，值班员应将过负荷发生时间、负荷大小、持续时间、过负荷变化情况记录下来，汇报市调及市公司生技科，并存档。225当变压器有较严重的缺陷（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，不宜超额定电流运行。23变压器的投运231变压器投入运行前应进行下列检查序号检查项目要求（1）本体及周围环境清洁。（2）高低压套管完好。（3）接线紧固、无过热现象。（4）油位正常。（5）呼吸器的吸湿剂正常,油位正常。（6）防爆管及防爆膜完好。（7）瓦斯继电器中无空气。（8）温度计齐全,信号接点定位正确。（9）通向油枕内和散热器的蝶阀在开通位置。1变压器间隔（10）油箱、散热器和油枕等无渗漏现象。11（11）本体及构架可靠接地。（1）有关电流互感器无渗油。（2）接地刀闸断开。（3）隔离刀闸断开、操作机构灵活，闭锁装置可靠。2开关室、变压器回路、设备和即将投运的母线设备（4）开关断开，位置指示准确，合闸电源正常。（1）继电保护正常投入。（2）仪表齐全、准确。（3）控制回路完好、指示灯正常。3主控室及配电室二次回路（4）二次回路正常投入。（1）直流系统正常。（2）必须的交直流照明系统完好。4公用系统（3）通讯系统完好。（1）变压器及其运行范围一、二次回路的工作票均已收回,5其它（2）短路接地线已拆除。232变压器投运前还应测量其绝缘和吸收比2321测量前应将瓷套管清扫干净，拆除全部接地线或中性线。2322使用合格的2500V摇表，测R15、R60（加压时间分别为15S、60S时所测绝缘电阻值）的绝缘电阻值。吸收比R60/R15一般应不低于13，R60的绝缘电阻值应不低于上次测量值的50。2323摇测时应记录变压器的油温及环境温度。2324不准在摇测时用手摸本体或接触摇表线,测量前后应将变压器线圈放电。2325测量项目一次对地；二次对地；一、二次之间的绝缘电阻。233变压器在大修和事故检修换油后,应静置35个小时,等待消除油中的汽泡后方可投入运行。234变压器投运时注意事项2341变压器的充电应当由装有保护装置的高压侧进行。2342大修后（或新安装）的变压器应进行35次额定电压的冲击合闸试验。2343变压器的投入运行应先投电源侧，后投负荷侧。122351主变压器分接调压装置应根据系统电压需要来决定，改变或切换分接头位置必须有主管领导的命令。主变投切时，中性点接地刀闸根据调度命令应先投后切进行操作。236遇有下列情况，需经核相并出具报告后，方可正式投运2361新安装或者大修后的变压器。2362变压器的接线变更后。2363与变压器连接的电流互感器、避雷器检修后。2364新换电缆或重做电缆头后。2365其他可能使相序变动的工作。24变压器的运行维护241变压器的正常巡视检查项目2411变压器的油温应正常，本体、开关储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油。2412套管油位应正常，套管外部无破损裂纹，无严重油污，无放电痕迹及其它异常情况。2413变压器声音应正常，无放电、爆烈声，无零件松动声。2414各冷却器散热片手感温度应相近。2415瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间连接阀门应打开。瓦斯继电器玻璃窗清洁，不渗油，二次接线无腐蚀，无积水；集气盒内无气体。2416各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。2417引线接头、电缆、母线应无过热现象。2418接地装置应无脱落，接触良好。2419呼吸器应畅通，硅胶干燥不变色，油杯内充油适当并定期清洗。24110中性点放电间隙光滑无放电烧伤痕迹，无异物，棒间隙距离无明显变化，中心应一致。24111调压箱油枕油位计指示数值应低于本体油枕油位计指示数值。24112压力释放器应完好，无喷油迹象。1324113有载分接开关的分接位置及电源指示应正常，动作情况正常。24114安全器道及保护膜应完好无损。242变压器特殊巡视检查项目及要求2421大负荷时监视负荷、油温、油位变化，冷却系统是否正常。2422天气温度剧烈变化时检查油枕和充油套管的油位、温度及温升有无突然变化，瓷瓶及套管有无裂纹和破损，导线松驰度是否适当。2423外部短路故障后检查油温、油色，声响及各连接部位有无变形烧伤，瓷瓶、套管有无放电痕迹。2424变压器检修后初带负荷应增加检查次数，初带负荷每小时一次，4小时后每二小时一次，24小时后恢复正常巡视检查。2425变压器大、小修时，对释压器进行一次检查，是否容易进水。243变压器的维护项目2431每月用钳形电流表检查铁芯接地电流（小于01A）。2432更换呼吸器内的硅胶（硅胶由蓝变红达1/3时），每月呼吸器油杯清洗和换油。2433每年一次冲洗散热片。用高压水柱清扫，应注意安全。244瓦斯保护的运行及维护2441变压器运行时本体重瓦斯、有载分接开关重瓦斯应接跳闸，本体轻瓦斯、有载分接开关轻瓦斯应接信号。2442变压器本体在运行中滤油、补油时，应将重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸。工作完毕后，变压器完全停止排气，再投入跳闸。2443变压器调压开关储油柜在运行中补油时应将有载开关瓦斯保护改接信号。2444停电滤油和换油后的变压器，在充电时，应将重瓦斯保护投入跳闸位置，投入运行后，应立即将重瓦斯保护改接信号，连续运行24小时轻瓦斯未发信号，才可将重瓦斯保护恢复跳闸位置。2445当油位计的指示异常升高或呼吸系统有异常情况，需要放气或放油时，应先将重瓦斯改接信号。变压器严重缺油时，严禁将瓦斯保护改接信号。142446新修或大修后的变压器，在重瓦斯改接信号期间，变压器差动保护不允许同时退出运行，如做差动保护六角图试验，需短时退出运行时，应将重瓦斯恢复到跳闸位置方可进行。2447更换瓦斯继电器以及进行瓦斯保护二次回路工作后，应先用高内阻电压表（内阻不小于1000/V）测量跳闸回路，证实无电压后，才可将重瓦斯投入跳闸位置。2448瓦斯气体的收集运行中的变压器瓦斯继电器中产生气体（轻瓦斯发信号），应立即取样分析，取样时应注意下列几点24481应使用专用取样瓶或无色小口玻璃瓶。24482取样装置应装以取样阀上或将取样瓶置于取样阀上，并注意采取防风措施。24483取样时尽可能做到慢慢放气，同时等待油面无波动时进行。24484取样阀取样完后立即关闭。24485不的误动探针，人为造成重瓦斯误动作。24486正常情况下重瓦斯必须投入跳闸位置。1525变压器有载开关运行251有载调压开关的铭牌有载开关电动机构型号VUCGRN380/450/C型号BUL档位数17产品编号1ZSC电机电源350HZ380420V233A极电压794V50HZ接触器50HZ220230V过渡电阻37多位置开关/24240V触头寿命操作次数加热器208240V252有载调压装置及其自动控制设备经常保持可运行状态，因检修试验要求停止运行时，必须经地调当班调度员批准。253正常情况下，一般采用远方操作，操作时要同时监视分接位置及电压电流的变化。发现异常连动现象，应按“紧急跳闸”按钮。254调压时应逐级进行，每调整一档间隔3分钟以上,每天调档次数一般不超过20次（每调节一个分头为一次）。255有载开关运行612月或切换20004000次后，应取切换开关箱中的油样作试验。新投入的分接开关，在投运后12年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，此后可按实际情况确定检查周期。运行中的有载分接开关运行一年后或绝缘油的击穿电压低于30KV时，应更换切换开关的绝缘油。256有载开关当电动调整分接开关出现“连动”现象时（连动指操作一次，机构调整了一个以上分接头。（但1主变在额定91011及11109出现档位位置信号连续变化为正常），应在主控制室档位指示器出现第二个分接位置后，立即切断电动机的电源，然后用手摇机构摇至适当的分接位置，并通知检修人员处理，在电动机构修复以前必要时可用手摇机构进行调压。257变压器在过负荷时，严禁调压。258定期检查调压控制箱中的恒温器，动作整定为155，当环境温度低于10时投入，高于20退出。16259每次调压操作，应将操作时间，分接位置及电压变化情况记录在“主变调压记录”上。2510有载调压分接头的操作，按调度指令或规定的电压曲线进行调整。2511每月底统计有载调压装置全月调节次数及投、停、试验、维修、缺陷处理等情况。251210KV母线电压合格范围10107KV（电容器全部投入），当电压超出此范围时应及时调压并汇报市调。26变压器的异常运行及事故处理261变压器异常运行当发现下列异常情况，值班人员应按如下原则进行处理2611变压器过负荷超过允许值时，主控室后台机发出“1主变过负荷”告警信号和音响，监控值班人员应清除告警音响，并认真核对变压器主画面上主变高压侧澳01开关的电流和负荷后，再向相关领导及调度员汇报，根据调度指令进行操作，将不重要的负荷切除使电流控制在变压器的额定电流以下。2612变压器温度超过65时，值班人员应检查变压器的负荷和周围环境温度，并把这种负荷和环境温度同往日环境温度及负荷相比较，判定变压器内部是否故障，并向调度汇报。2613若发现下列异常之一者，只有停用主变压器才能消除故障且有威胁变压器整体安全的可能性时，应立即报告地调当班调度员，按调度指令将主变退出运行。严重情况下，也可不经允许，立即将运行主变退出运行，并立即报告地调当班调度员和站领导。26131在正常冷却条件下，变压器温度不正常，并不断上升。26132漏油致使油面降落，且油标内无指示。26133引出线接头发热以致产生弧光，熔化或冒烟现象。26134变压器内部声响很大，且很不均匀，并有爆裂声。26135压力释放器有喷油现象。26136套管有严重的破损和放电现象。17262事故处理主变压器主保护跳闸，一般不得试送电，若经检查变压器无异常状态且确认不是由于内部故障引起，经主管领导同意可试送一次；后备保护跳闸检查主保护无问题，变压器无异常状态，可试送一次，误跳闸应立即申请调度试送。2621变压器声音不正常原因A局部轻度短路。B铁芯的矽钢片端部发生振动（营营声）。C铁芯的穿芯螺丝夹得不紧或松脱（内部有强烈而不均匀的杂音）D绕组或引出线对外壳闪络放电，或者当铁芯接地线断线时，造成铁芯感应的高电压对外壳放电（内部有放电和爆裂声音）E不对称运行处理A由于大动力设备启动或系统发生短路，突然发出不正常声音瞬间就消失，此时只需对变压器详细检查一遍即可。B“营营声”不发展是，则应报告相关领导，加强监视，注意其发展变化。若不正常杂音不断增加，应联系停用变压器进行内部检查。C内部有强烈而均匀的杂音或内部有放电和炸裂声势，应立即报告地调值班员申请停电进行检修处理。D检查温度是否升高，油质是否变化。2622变压器轻瓦斯动作象征后台机警铃响、“1主变本体轻瓦斯动作”光字牌亮。原因A油面过低；B变压器大修或加油后，空气进入变压器内；C内部有故障，产生气体；D二次回路碰线。18处理A解除信号并报告调度或站领导，检查油位、油色、油温及各侧负荷情况并派人收集气体；B检查若系空气进入，则应将气体排尽；C若为二次回路碰线或内部故障引起，则报告调度及分局派人处理。2623重瓦斯保护动作象征后台机喇叭叫、1主变高低压侧澳01、澳121开关跳闸，微机保护装置和主控室后台机发出“1主变重瓦斯保护动作”“澳01开关分闸”“澳121开关分闸”等信号，并发出报警声；主变压器有功、无功、电流表计指示为零。此时，若电厂并网运行，则10KV不失压，但由于孤网运行，可能引起频率异常后，造成低周保护动作。原因A铁芯故障；B内部绝缘损坏；C瓦斯继电器本身及二次回路故障处理A纪录故障时间，向调度、上级领导汇报；B必须两人一起复归告警信号并做好记录，打印保护动作报告进行分析；C检查是否有其他保护动作，若差动保护也动作，说明是变压器内部短路故障引起；D检查变压器本体各部分有否损坏变形、喷油、冒烟着火等现象及油位、油色、油温情况。E汇报分局检查瓦斯继电器内有无气体及收集气体做点燃试验。如查为可燃气体，则变压器未经内部检查和试验合格前，不允许投运；F检查瓦斯继电器内无气体及判明是空气进入时，应对瓦斯继电器本身及二次回路进行检查，寻找动作原因和空气的来源；G将检查情况及时向调度、分局汇报；H经检查确系保护误动时，应立即将误动原因排除，向调度申请恢复供电，若判明为空气进入时，应申请调度同意，将重瓦斯改信号位置；19I若动作原因不明或正确动作，严禁不对主变压器作检查、试验就恢复供电，此时应将主变压器各侧刀闸拉开，及时报告分局安排人员抢修；J取油样作色谱分析，近一步判断故障性质。2624变压器差动保护动作象征后台机喇叭叫、1主变高低压侧澳01、澳121开关跳闸，综自后台机和监控室后台机发出“1主变差动保护动作”“澳01开关分闸”“澳121开关分闸”等信号，并发出报警声；主变二侧澳01、澳121开关闪动主变压器有功、无功、电流表计指示为零。此时，若电厂并网运行，则10KV不失压，但由于孤网运行，可能引起频率异常后，造成低周保护动作。原因A差动范围内的变压器内部相间或杂间短路；B差动保护回路极性接反、组别接错；C二次回路其他故障。处理A清除微机报警音响和开关闪动信号。B记录微机异常显示内容记录并复归继电保护动作信号（必须由两人及以上确认后才能复归）。C首先报告地调当班调度员，再向市调当班调度员报告。D对变压器进行外部检查，注意有无喷油、冒烟、着火。有无严重漏油和油色、油位、油温变化等情况。E检查差动保护区内套管，导线引下线等处有无放电和短路烧伤痕迹；F将各种音响信号，继电保护动作信号及检查情况，汇报地、市调当班调度员并作好记录，按地调指令进行处理。2625调压箱瓦斯动作象征20后台机喇叭叫、1主变高低压侧澳01、澳121开关跳闸，综自后台机和监控室后台机发出“1主变调压瓦斯动作”“澳01开关分闸”“澳121开关分闸”等信号，并发出报警声；主变压器有功、无功、电流表计指示为零。原因切换开关本身故障，油质劣化或瓦斯继电器跳闸接点误接通。处理A记录故障时间，向调度、上级领导汇报；B必须两人一起复归告警信号并做好记录，取出保护动作报告分析；C若检查确属切换开关、调压箱、控制箱内有故障时，应汇报调度申请将有载调压装置退出运行，汇报分局派人检修。2626主变压器着火现象A变压器冒出烟火B表计发生摆动C瓦斯、差动（速断）保护可能动作处理A立即将主变压器二侧开关和刀闸拉开，切断电源。B若变压器油溢在变压器顶盖上着火，迅速打开变压器下部的油阀放油，使油面低于着火处。C若是变压器内部故障引起着火时，压力释放阀不返回或频繁动作向外喷油冒烟着火，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。D使用现场放置的消防工具进行灭火，并根椐着火情况通知消防部门。E灭火时要防止着火油料流入电缆沟内、池内。地面和电缆沟的油火可用泡沫灭火器和砂子覆盖堵塞，不得用水喷射，变压器本体可用二氧化碳、“1211”以及干粉灭火器灭火。F将事故情况报告地、市调当班调度员，按地调指令进行处理。21第三章GIS组合电器、10KV真空断路器运行规程31GIS组合电器运行规程311GIS组合电器铭牌参数3111总体基本技术参数项目单位提供值额定电压KV126额定频率HZ50额定电流A2500额定短时耐受电流有效值KA403S额定峰值耐受电流KA100极对地230相间2301MIN工频耐压有效值KV断口265极对地550相间550雷电冲击耐受电压KV断口630SF6气体压力（20）额定值/报警值/闭锁值MP断路器隔室06/055/05SF6气体压力（20）额定值/报警值MP其它隔室04/035断路器气室150SF6气体水份含量（体积比）20其它气室PPM250SF6气体漏气率05控制回路及辅助回路电压VDC220V/AC2203112断路器技术参数项目单位提供值额定短路开断电流KA40首相开断系数倍15额定短路关合电流峰值KA100额定操作顺序003SC0180SC05分闸时间MS30222合闸时间MS7010合分时间MS60分合时间MS300SF6气体闭锁气压（20）（表压）MPA05每相主回路电阻80操作机构操作电压VDC220/AC220控制回路额定电压VDC220弹簧操动机构CTD1型分（合）闸线圈额定电压VDC220分闸线圈额定电流A2合闸线圈额定电流A2弹簧机构用电动机电压AC/DC220V功率600W储能电机额定电压储能时间S153113隔离开关技术参数项目单位提供值分闸6额定操作时间S合闸6额定控制电压/功率V/WDC/AC220/240360额定操作力矩N/M200额定母线转换电流/电压A/V1600/10额定母线充电电流A13114接地开关技术参数项目单位提供值分闸6额定操作时间S合闸6额定控制电压/功率V/WDC/AC220/240360额定操作力矩N/M200快速型额定短路关合电流KA100快速型额定电磁感应电流/电压（A/KV）100/2快速型额定静电感应电流/电压（A/KV）5/6233115电动机构技术参数项目单位提供值操作机构电动机构电机电压VDC220操作电压VDC2203116母线技术参数项目单位提供值额定电流A2500对地230额定短时工频耐压KV相间230对地550额定雷电冲击耐压KV相间5503117氧化锌避雷器技术参数项目单位提供值额定电压KV100避雷器持续运行电压KV78直流1毫安参考电压KV1451/4S陡坡冲击残压峰值KV2918/20S雷电冲击残压峰值KV26030/60S操作冲击残压峰值KV221耐受2MS方波电流能力A600，8003118电流互感器技术参数间隔名称提供值型号厂家ZFW31126上海吴淞电气实业公司绝缘水平126/230/550KV额定一次电流400A600A800A1S11S21S11S31S11S4二次端子标志2S12S22S12S32S12S4准确等级02S/05/5P30/5P30/5P30/5P30进线间隔输出容量30VA/30VA/30VA/30VA/30VA/30VA24型号厂家ZFW31126上海吴淞电气实业公司绝缘水平126/230/550KV额定一次电流400A600A800A1S11S21S11S31S11S4二次端子标志2S12S22S12S32S12S4准确等级02S/05/5P30/5P30/5P30/5P30变压器间隔输出容量30VA/30VA/30VA/30VA/30VA/30VA3119电压互感器技术参数间隔名称提供值型号JSQXFH110厂家江苏思源赫兹互感器公司绝缘水平126/230/550KV额定电压比110/01/01/01KV331（A,B,C）1NA,B,C2（A,B,C）2NA,B,C35间隔三相PT端子标志D（A,B,C）DNA,B,C准确级次02/05/3P35间隔额定输出VA50/50/50型号JDQXFH110厂家江苏思源赫兹互感器公司绝缘水平126/230/550KV额定电压比110/01/01KV31A1N端子标志DADN准确级次05/3P26间隔单相PT额定输出VA10/102531110进出线套管技术参数序号项目单位参数1爬电距离MM3906FTHA1250FTHA7502进出线套管的端子静载荷FTVN10003额定工频耐受电压（1MIN）有效值4额定雷电冲击耐受电压（峰值）KV312GIS运行维护的基本技术要求3121GIS室的安全防护31211GIS室内空气中的氧气含量应大于18或SF6气体的浓度不应超过1000L/L（或6G/M）。31212GIS室内应安装空气含氧量或SF6气体浓度自动检测报警装置。31213GIS室进出处应备有防毒面具、防护服、塑料手套等防护器具。31214GIS室应按消防有关规定设置专用消防设施。31215GIS室内所有进出线孔洞应采用防火材料封堵。31216GIS室内应装有足够的通风排气装置。31217根据需要可考虑配置GIS内部放电故障诊断在线监测装置。3122GIS的接地31221主回路接地。在GIS检修时，其主回路应具有实现可靠接地的方式。为保证维修工作的安全，主回路应能接地。在外壳打开后仍应保持主回路可靠接地。31222外壳接地。在GIS正常运行情况下，运行和维护人员容易触及到GIS的部位（如外壳及金属构架等）上的感应电压不应超过36V。外壳应可靠接地。凡不属于主回路或辅助回路的且需要接地的所有金属部分都应接地。外壳、构架等的相互电气连接应用紧固连接（如螺栓连接或焊接），以保证电气上连通。为保证接地回路的可靠连通，应考虑到可能通过的电流所产生的热和电的效应。263123温升对运行人员易接触的外壳，其温升不应超过30K；对运行人员易接近，在正常操作时不需接触的外壳，其温升不应超过40K。3124GIS维护项目与周期GIS维护项目有巡视检查；定期检查；临时性检查；分解检修。31241巡视检查每天至少1次。巡视检查是对运行中的GIS设备进行外观检查，主要检查设备有无异常情况，并做好记录，如有异常情况应按规定上报并处理。内容主要有A断路器、隔离开关、接地开关及快速接地开关的位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。B检查断路器和隔离开关的动作指示是否正确，记录其累计动作次数。C各种指示灯、信号灯和带电监测装置的指示是否正常，控制开关的位置是否正确，控制柜内加热器的工作状态是否按规定投入或切除。D各种压力表和油位计的指示值是否正常。E避雷器的动作计数器指示值是否正常，在线监测器的阻性电流指示值是否正常。F裸露在外的接线端子有无过热情况，汇控柜内有无异常现象。G可见的绝缘件有无老化、剥落，有无裂纹。H有无异常声音、异味。I设备的操动机构和控制箱等的防护门、盖板是否关严。J外壳、支架等有无锈蚀、损坏，瓷套有无开裂、破损或污秽情况。外壳漆膜是否有局部颜色加深或烧焦、起皮现象。K各类管道及阀门有光损伤、锈蚀，阀门的开闭位置是否正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好。L设备有无漏气SF6气体、压缩空气、漏油（液压油、电缆油）。M接地端子有无发热现象，接触应完好。金属外壳的温度是否超过规定值。N压力释放装置有无异常，其释放出口有无障碍物。OGIS室内的照明、通风和防火系统及各种监测装置是否正常、完好。P所有设备是否清洁，标志清晰、完善。2731242定期检查GIS处于全部或部分停电状态下，专门组织的维修检查。每4年进行1次，或按实际情况而定。内容主要有A对操动机构进行维修检查，处理漏油、漏气或缺陷，更换损坏的零部件。B维修检查辅助开关。C校验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表和动作压力值。D检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对转动部件添加润滑剂。E断路器的机械特性及动作电压试验。F检查各种外露连杆的连接情况。G检查接地装置。H必要时进行绝缘电阻、回路电阻测量。I油漆或补漆工作。J清扫GIS外壳，对压缩空气系统排污。31243临时性检查根据GIS设备的运行状态或操作累计动作次数值，依据制造厂的运行维护检查项目和要求，对GIS进行必要的临时性检查内容主要有A若气体湿度有明显增加时，应及时检查其原因。B当GIS设备发生异常情况时，应对有怀疑的元件进行检查和处理临时性检修的为容应根据发生的异常情况或制造厂的要求确定。31244分解维修GIS在运行中发现异常或缺陷应进行有关的电气性能、SF6气体湿度、气室密封性能、机构动作机械特性等试验，根据相应的试验结果，进行必要的分解检修。GIS处于全部或部分停电状态下，对断路器或其他设备的分解检修，其内容与范围应根据运行中所发生的问题而定，这类分解检修宜由制造厂负责或在制造厂指导下协同进行。313GIS气体压力的控制3131气体密度继电器（带温度补偿）普通的压力表是以空气位媒介而设定的测量值，而气体会随温度变化而产生膨胀或收缩，影响气体压力变化的主要因素就是气体密度。由于SF6气体密度比空气密度大的多，随温度变化范围也大的多，所以普通的气体不可以准确指示其压力值。气体密度继电器的作用正是以温度来校正检测出的气体压力，压力变化不随温度变化，仅测量28由气体泄漏造成的密度减低，如果减低至设定压力（密度）已下时，进行报警和低压闭锁等控制。3132SF6气体压力的管理值密度继电器检测压力MPA20气室分区额定气体压力报警气体压力闭锁气体压力断路器0605505PT05045其它04035314GIS中SF6气体质量监督3141SF6气体泄漏监测根据SF6气体压力、温度曲线来监视气体压力变化，发现异常，应查明原因。A气体压力监测检查次数和抄表依实际情况而定。B气体泄漏检查周期必要时,当发现压力表在同一温度下，相邻两次读数的差值达001MPA003MPA时。C气体泄漏标准运行中每个气室年漏气率小于1；交接时每个气室年漏气率小于05。DSF6气体补充气根据监测各气室的SF6气体压力的结果，对低于额定值的气室，应补充SF6气体，并作好记录。3142SF6气体湿度监测A周期新设备投入运行及分解检修后1年应监测1次；运行1年后若无异常情况，可间隔13；年检测1次。如湿度符合要求，且无补气记录，可适当延长检测周期。BSF6气体湿度允详标准见表2，或按照制造厂的标准。表2SF6气体湿度允许标准气室有电弧分解物的气室无电弧分解物的气室交接验收值150L/L150L/L运行允许值300L/L5001000L/LA29注测量时周围空气温度为20，大气压力为PA。A若采用括号内数值，应得到制造厂认可。C在周围空气温度0以上条件下进行。315GIS运行及维护的安全技术措施3151GIS运行时的安全技术措施31511GIS室必需装强力通风装置，排风口应设置在室内底部。运行人员经常出入的GIS室，每班至少通风1次15MINH对工作人员不经常出入的室内场所，应定期检查通风设施。31512工作人员进入GIS室内电缆沟或凹处工作时，应测试氧量或SF6气体浓度，确认安全后方可进入。不准一人进入从事检修工作。31513防止接触电势的危害。在正常操作时，工作人员应尽量避免触及外壳，并保持一定距离。手动操作隔离开关或接地开关时，应戴绝缘手套。31514气体采样操作及处理一般泄漏时，要在通风条件下进行，当GIS发生故障造成大量SF6气体外逸时，应立即撤离现场，并开启室内通风设备。31515GIS解体检查时，应将SF6气体回收加以净化处理，严禁排放到大气中。31516宜在晴朗干燥天气进行充气，并严格按照有关规程和检修工艺要求进行操作。充气的管子应采用不易吸附水分的管材，管子内部应干燥，无油无灰尘。31517在环境湿度超标而必须充气时，应确保充气回路干燥、清洁。可用电热吹风对接口处进行干燥处理，并立即连接充气管路进行充气。充气静止24H后应对该气室进行湿度测量。3152GIS发生故障有气体外逸时的安全技术措施31521室内GIS发生故障有气体外逸时，全体人员迅速撤离现场，并立即投入全部通风设备。31522在事故发生起15MIN之内，只准抢救人员进入室内。事故发生后4H内，任何人进入室内必须穿防护服，戴手套，以及戴具有氧气呼吸器的防毒面具。事故后清扫GIS安装室或故障气室内固态分解物时，工作人员也应采取同样的防护猪施。若故障时有人被外逸气体侵袭，应立即送医院诊治。30316GIS操作的规定3161GIS各断路器配有备用分闸线圈，为防止操作人员误分闸，将备用分闸手柄拔出。（只允许紧急情况下用）3162GIS汇控柜内紧急解锁钥匙在投运时必须打在“断”位，且应将钥匙取出，只有在停电进行试验时，才允许用紧急解锁钥匙并将其打在“通”位。试验完毕应将其恢复至正常运行前状态。3163GIS汇控柜上的断路器、隔离开关、接地刀闸的操作有“远方/就地”选择开关，选择“就地”时，在汇控柜上用转换开关操作。选择“远方”，即在主控室进行操作，而主控室的测控屏上的操作也有个“远方/就地”选择开关，