联合纸业110KV变电站运行规程(新)

1、 山东济宁联合包装有限公司110kV变电站运行规程编 制： 校 对： 审 核： 批 准： 2014-03-15实施2014-03-11发布山东联合集团有限公司颁布48目 录一 总 则3二 变电站运行规范42.1主变压器运行规范42.2所用变运行规范72.3 断路器运行规范82.4 隔离开关运行规范92.5 电压互感器（PT）运行规范102.6 电流互感器（CT）运行规范122.7 10KV母线并联电容器运行规范132.8 10KV无功补偿装置电抗器参数：142.9避雷器（氧化锌）运行规范152.10 避雷针运行规范152.11 消弧消谐及过电压保护装置152.12 直流系统运行及维护162.1

2、3蓄电池的运行规范162.14运行方式：192.15倒闸操作19216 设备的异常事故处理21附录一 电气一次系统图27附录二 典型操作票28一 总 则1 范围本规程适用于联合纸业110kV变电站的试运行、启动、正常运行、停止与事故处理。2 规范性引用标准下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。在规定出版时，所示版本均为有效，所有标准都会被修订，使用本规程的各方应使用下列标准的最新版本。DL40891 电业安全规程（发电厂和变电所电气部分）DL5581994 电业生产事故调查规程DL502793 电力设备典型消防规程DL/T504795 电力建设施工及验收技术规范GB14

3、28593 继电保护和安全自动装置技术规程国发电（2000）589号 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求3基本要求31 下列人员应熟悉本规程311运行维护专业技术人员。312 值长，主值班员，值班员313 检修班班长，检修人员，安全专责工程师32 对运行人员的要求：321 各岗位运行人员必须熟知，执行本规程322 各岗位运行人员必须执行电业安全工作规程323 运行人员应严格按各项规定对运行设备进行监视和调整，严禁凭个人经验随意改变运行状态。33 对运行设备的要求331运行设备必须符合公司及电网有关部门对运行设备管理的规定和要求332运行设备必须在规程规定的工况下运行，超参数或带缺陷运行时应

4、有可靠的安全技术措施。333各项保护必须正常投入，特殊情况需要短时间退出时，必须经总工程师批准后，方可执行。二 变电站运行规程1 110kV设备运行规范1.1 110KV GIS组合电器设备参数1.1.1 110KV GIS通用部分技术参数序号项 目单位参数值1额定电压kV1262额定电流A31503额定频率Hz504额定短时耐受电流kA405短路持续时间S461min工频耐受电压kV相对地断口间相间2303032307额定雷电冲击耐受电压(峰值)kV5506585508额定SF6气体压力（表压20）MPa断路器气室其它气室0.5/0.45/0.40.4/0.359SF6气体年漏气率%0.31

5、0合-分时间ms出厂时6011分合闸线圈VDC220/11012储能电机VAC/DC2201.2.3.2 在额定电压下测量弹簧机构储能时间应小于15s.1.3 运行中的GIS开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸的联锁要求1.3.1 所有开关、隔离刀闸、接地刀闸均设有互相联锁的系统，以防止误操作。运行人员应熟悉并掌握其联锁关系。1.3.2 所有刀闸操作均设置有机电操作锁，即通过机械作用断开电动操作回路。1.3.3 正常运行中，所有现场就地控制柜上的控制方式选择开关应置于“远方（REMOTE）”位置，联锁方式选择开关应置于“联锁（INTERLOCK）”位置。若不对应，则不能进行正常操作，设备

6、即失去联锁作用。 1.4 GIS设备的巡视检查周期及项目 1.4.1 GIS设备的巡视检查周期及注意事项1.4.1.1 GIS设备为免维护设备，但应至少每两天一次，如遇恶劣天气（大雷雨、酷热等）或对设备有怀疑时，应进行机动性巡视检查。 1.4.1.2 在巡视检查中，若遇到GIS设备操作，则应停止巡视并离开设备一定距离，操作完成后，再继续巡视检查。1.4.1.3 在巡检中要对现场参数进行认真分析，并做好记录。1.4.2 巡视检查项目1.4.2.1 检查GIS室门是否能关好、锁好。1.4.2.2 检查GIS设备上是否有可疑的噪音，有否异常气味或其它不正常现象。 1.4.2.3 检查开关、隔离刀闸、

7、快速接地刀闸、检修接地刀闸等的位置指示器是否与运行方式要求相符合。 1.4.2.4 检查开关操作机构的压力、油位指示是否正常，是否有漏油、漏气现象，储能系统、各加热器是否正常。 1.4.2.5 检查控制柜内的接地线端子是否紧固，是否有烧焦气味。 1.4.2.6 检查 GIS设备的支撑架是否松动，各接地点连接是否牢固、金属部件有否锈蚀氧化痕迹。 1.4.2.7 检查现场就地控制柜上的各种信号指示是否正常，控制方式开关是否指示在“远方”位置，联锁方式开关是否指示在“联锁”位置。 1.4.2.8 检查现场就地控制柜内各电源开关是否有发热烧黄现象，各继电器接点是否有抖动现象，各接线端子是否有明显松脱现

8、象。1.4.2.9 检查现场就地控制柜上开关、避雷器及油泵动作计数器的指示值有否异常变化，并将数值填入运行记录表格内。1.4.2.10 测量SF6气体水分，检查密度继电器的动作值是否符合表2。表2：序号项 目单位参数值1额定SF6气体压力（表压20）MPa断路器气室其它气室0.60.42最低功能压力（表压20）0.50.0150.330.0153补气压力（表压20）0.520.0150.350.0154SF6气体年漏气率0.5%5SF6气体水分含量ppm断路器气室其余气室出厂前150出厂前250运行中300运行中5001.4.2.11 检查进出线套管有否损坏，表面是否清洁，有无闪络痕迹。 1.

9、4.2.12 检查出线平台线路电压互感器油位指示是否正常，二次侧开关、保险投入是否完好，二次接线是否有松脱现象，线路避雷器是否歪斜、损坏，避雷器计数器记数是否正常，出线构架是否有杂物。 1.5 GIS设备正常运行操作 1.5.1 GIS设备正常操作注意事项1.5.1.1 凡110KV GIS设备的所有操作必须经过地调调度的同意，并且在地调调度值班员的命令指令下由操作技能熟练的运行人员操作，操作后值班负责人要及时汇报地调值班员，以便地调值班员下达其他操作指令。所有的有关指令都必须记录入有关台帐。1.5.1.2 所有110KV开关的操作，正常情况下必须在中控室内利用计算机进行远方操作，只有在远方控

10、制出现故障或其他原因不能进行远方操作的，应征得分管领导的同意，才能到现场就地控制柜上进行操作。操作前，应确认无人在GIS设备外壳上工作，如发现有人在GIS 现场，则应通知其离开外壳后方可进行操作。操作完后，应到GIS开关站检查现场设备的位置指示是否正常，检查是否达到“三对应”，即现场控制柜模拟、操作机构和中控室返回屏（计算机监控系统画面）三指示对应，位置指示以操作机构上的指示器为准。 1.5.1.3 GIS的开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸除电动操作外，还有手动操作的功能，一般情况下禁止手动操作，只有在检修、调试时经值长联系厂、生产技术部、分管领导同意方能使用手动操作，操作时必须有有

11、关专业人员在现场进行指导。 1.5.1.4 需在现场就地控制柜上进行操作GIS设备时，首先要看清楚各设备的实际位置，确定要操作某一设备时，在控制柜上将操作方式选择开关打至“就地”，联锁方式选择开关仍在“联锁”位置，然后一手按与要操作的开关的控制电源按钮，同时另一手按该开关的分（合）闸按钮。操作完后，要把控制方式选择开关打至“远方”，联锁方式选择开关在“联锁”位置。最后查看设备的位置指示是否正确。操作前，需认真看清和选择好设备相应编号的各选择开关和分、合闸按钮。手动操作设备，需专用的钥匙和操作把手进行操作。1.5.1.5 当GIS设备某一间隔发出“闭锁”或“隔离”信号时，此间隔上任何设备禁止操作

12、，并迅速向地调汇报情况，并汇报发电部、生产技术部、厂部，通知检修人员处理，待处理正常后方可操作。 1.5.1.6 凡GIS设备的维修或调试，需要拉合相应的接地刀闸时，均使用现场就地控制方式操作。操作前，首先联系调度并检查该接地刀闸两侧相应的隔离刀闸、开关确已在分闸位置，然后才能操作。 1.5.2 GIS设备的正常操作1.5.2.1 通过计算机监控系统进行远方开关合闸操作（通过计算机监控系统功能键盘或电气主接线画面点击操作）1.5.2.1.1 检查所操作的开关指示由绿灯转为红灯1.5.2.1.2 现场检查所操作的开关的本体机构合闸指示和现场就地控制柜上的指示为接通状态。1.5.2.2 通过计算机

13、监控系统进行远方开关分闸操作（通过计算机监控系统功能键盘或电气主接线画面点击操作）1.5.2.2.1 检查所操作的开关指示由红灯转为绿灯1.5.2.2.2 现场检查所操作的开关的本体机构合闸指示和现场就地控制柜上的指示为断开状态。1.5.2.3 通过现场就地控制柜进行开关（刀闸、接地刀闸）合闸操作1.5.2.3.1 检查要操作的开关（刀闸、接地刀闸）合闸条件满足1.5.2.3.2 将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“远方/就地”控制把手放“就地” 位置1.5.2.3.3 将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控把手放“允许操作” 1.5.2.3.4 将要操作的开关（刀闸、接

14、地刀闸）的合闸开关把手扭到合闸位置1.5.2.3.5 检查所操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸动作声音正常1.5.2.3.6 将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸开关把手复归回原位1.5.2.3.7 将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上操作电源选控把手放“禁止操作”位置1.5.2.3.8 将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“远方/就地”控制把手放“远方” 位置1.5.2.3.9 现场检查所操作的开关（刀闸、接地刀闸）的本体机构合闸指示和现场就地控制柜上的指示为接通状态。1.5.2.3.10 全面检查现场就地操作柜上所操作过的设备已恢复到操作前的位置1.5.2.4

15、通过现场就地控制柜进行开关（刀闸、接地刀闸）分闸操作1.5.2.4.1 检查要操作的开关（刀闸、接地刀闸）分闸条件满足1.5.2.4.2 将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“远方/就地”控制把手放“就地” 位置1.5.2.4.3 将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的开关控制把手扭到分闸位置1.5.2.4.4 检查所操作的开关分闸动作声音正常1.5.2.4.5 将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸开关把手复归回原位1.5.2.4.6 将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控把手放“禁止操作” 位置1.5.2.4.7 将已操作开关（刀闸、接地刀闸）操作柜上的“远方/就地”控制把

16、手放“远方” 位置1.5.2.4.8 现场检查所操作的开关的本体机构合闸指示为“O”和现场就地控制柜上的指示为断开状态。1.5.2.4.9 全面检查现场就地操作柜上所操作过的设备已恢复到操作前的位置1.5.2.5 在现场就地操作柜上进行开关（刀闸、接地刀闸）解除闭锁分闸（合闸）操作1.5.2.5.1 将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“远方/就地”控制把手放“就地” 位置1.5.2.5.2 将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的开关控制把手扭到分闸（合闸）位置1.5.2.5.3 检查所操作的开关分闸（合闸）动作声音正常1.5.2.5.4 将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的开关控制把

17、手复归回原位1.5.2.5.5 将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控把手放“禁止操作” 位置1.5.2.5.6 将已操作开关（刀闸、接地刀闸）操作柜上的“远方/就地”控制把手放“远方” 位置1.5.2.5.7 现场检查所操作的开关的本体机构分闸指示为“O”（合闸指示为“ 1 ”）和现场就地控制柜上的指示为断开（接通）状态1.5.2.5.8 全面检查现场就地操作柜上所操作过的设备已恢复到操作前的位置1.6 GIS设备的异常、故障、事故处理1.6.1 当GIS任一间隔发出“补充SF6气体”的信号时，允许保持原运行状态，但应迅速到该间隔的现场控制屏上判明为哪一气室需补气，然后立即汇报生产部门

18、，通知检修人员处理，并根据要求做好安全措施。 1.6.2 当GIS任一间隔发出“补充SF6气体”的信号同时，又发出“SF6气室紧急隔离”的信号时，则认为发生大量漏气情况，将危及设备安全。此间隔不允许继续运行，应立即汇报地调，并断开与该间隔相连接的开关，将该间隔和带电部分隔离。在情况危急时，运行人员可在值长指导下，先行对需隔离的气室内的设备停电，然后及时将处理情况向地调及厂部领导汇报。 1.6.3 GIS发生故障，造成气体外逸的措施： 1.6.3.1 所有人员应迅速撤离现场。 1.6.3.2 在事故发生15分钟以内，所有人员不准进入现场（抢救人员除外）；15分钟以后，4小时以内任何人员进入室内都

19、必须穿防护衣，戴手套及防毒面具；4小时以后进入室内虽然可不用上述措施，但在清扫时仍须采取上述安全措施。 1.6.3.3 若故障时有人被外逸气体侵袭，应立即清洗后送医院诊治。1.6.4 开关拒绝合闸1.6.4.1 现象在计算机监控系统操作站上发出某断路器合闸命令后，开关没有合闸。同时计算机简报信息有 “QF 断路器合闸失败退出”信息。1.6.4.2 处理1.6.4.2.1 检查开关的合闸闭锁条件是否满足，控制回路和合闸回路是否有问题，合闸电源电压是否正常。1.6.4.2.2 检查开关的操作机构本体是否有问题，或者气体压力降低至闭锁合闸回路。1.6.4.2.3 检查开关的辅助接点是否接触不良好，或

20、是开关的位置继电器接触不良好。1.6.4.2.4 将此开关的两侧刀闸拉开，联系检查开关的操作回路、机构或本体。1.6.4.2.5 对于是同期点的开关，要检查其同期电源是否正常，同期装置是否正常。1.6.5 开关拒绝跳闸1.6.5.1 现象在计算机监控系统操作站上发出某开关分闸命令后，开关没有分闸。同时计算机简报信息有 “QF 断路器跳闸失败退出”信息。1.6.5.2 处理1.6.5.2.1 到现场就地检查开关远方操作不成功的原因，检查开关本体是否有异常现象。1.6.5.2.2 检查开关操作机构是否有问题，至使闭锁跳闸回路。1.6.5.2.3 在检查机构、本体等无异常的情况下，在开关现场就地控制

21、柜上进行断开开关操作，检查开关是否分闸正常，如不正常，则联系调度同意，将与之串联的开关断开，做好安全措施。1.6.5.2.4 联系检查处理1.6.6 刀闸拒绝合闸（分闸）1.6.6.1 现象在刀闸现场就地控制柜上执行刀闸合闸（分闸）操作后，现场就地控制柜上刀闸的相应位置指示与实际不符合，并且中控室返回屏指示也不正确，在刀闸本体检查时发现有一相或两相未在合闸（分闸）位置。1.6.6.2 处理1.6.6.2.1 立即停止其他的操作。1.6.6.2.2 汇报调度以及相关部门紧急处理。1.6.6.2.3 做好刀闸检查处理相应的安全措施。2.主变压器运行规范2.1 主变参数： 型号SFZ9-50000/

22、110短路阻抗1056%冷却方式ONAF/ONAN上节油箱重6.34T相数3器身吊重28.66T 额定容量50000KVA油重16.34T额定电压12181.25%/10.5KV带油运输重49.59T额定频率50Hz总重量61.82T联结组别YN/d11制造年月2008年4月顶层温升55K出厂编号8073绕组温升65K生产厂家山东泰开变压器有限公司变压器油DB-452.2 变压器运行前的检查2.2.1 检查变压器电源侧中性点是否已可靠接地（冲击时应直接接地）2.2.2 检查各保护装置、断路器整定值和动作灵敏度是否良好。2.2.3 检查继电保护、如气体继电器、温度计、压力释放器及套管式电流互感器

23、测量回路，保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动实验。2.2.4 检查套管式电流互感器不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。2.2.5 检查冷却器风扇投入和退出正常（包括自动装置）2.2.6 检查储油柜呼吸器是否正常通畅。2.2.7 有载调变压器应检查快速机构，操作箱及远程显示器，动作数据是否一致。2.2.8 检查储油面高度，有无假油位。2.2.9 检查接地系统是否可靠正确，如：有载调压开关中性点。2.2.10 检查变压器铁芯必须保证一点接地，不能形成回路。2.2.11 检查油箱是否可靠接地。2.2.12 检查投入运行组件阀门，是否呈开启位置，（事故放油阀除外必须对气体继电器再次排

24、气）2.2.13 查对保护定值。2.2.14 空载冲击合闸时，气体继电器须投入垂直动作接点上（即跳闸回路）2.3 变压器投入正常运行后的检查。2.3.1 在试运行阶段，应经常检查油面温度、油位变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。2.3.2 查看、倾听变压器运行声音是否正常，有无爆裂等杂音，冷却系统运转正常，备用及辅助冷却器能正常投入和切除。2.3.3 经试运行正常后，可认为变压器已投入运行。2.4 变压器投入正常运行后维护2.4.1 如冷却器电源故障，全部风扇停运时，上层油温应低于65、可带额定负荷，保证油温在65以下运行。变压器运行中的允许温度应按上层油温来检查，在正常运行条件下，当冷却介质

25、最高温度为40时，主变的上层油温一般不宜超过85，最高不应超过95。当周围冷却介质温度较低时，顶层油温也应相应降低。运行中的主变上层油温温升不得超过55，绕组温升不得超过60。当油温达到55时风机自动启动，当温度降低至45时，风机自动停止。2.4.2 检查净油器、吸潮器内硅胶，受潮率达60%应更换。2.4.3 测量绝缘油电气强度。2.4.4 检查继电器保护（气体继电器、压力释放阀等）和差动保护接点回路，接线是否松动、牢靠、端子有无老化。2.4.5 检查装配螺栓是否松动，密封衬垫有无渗油情况。日常维护如发现以上问题，应立即修复或通知制造厂家协助修复，并作好记录。2.5 变压器的一般巡视检查内容和

26、要求2.5.1 储油柜和充油套管的油位、油色是否正常，器身及套管有无渗、漏油现象。2.5.2 变压器上层油温是否正常、温度。2.5.3 变压器声音是否正常。2.5.4 瓷瓶管应清洁、无破损、无裂纹或打火现象。2.5.5 冷却器运行正常。2.5.6 引线接头接触良好，不发热，触头温度不超过702.5.7 吸潮气油封应正常，呼吸畅通。硅胶变色不应超过总量的1/2否则应更换硅胶。2.5.8 防爆管玻璃膜片应完整无裂纹、无积油，压力释放器无喷油痕迹。2.5.9 气体继电器与储油柜间连接阀门应打开，气体继电器内无气体，且充满油。2.5.10 变压器铁芯接地和外壳接地应完好。2.5.11 有载调压分接开关

27、应指示正确，位置指示一致。2.6 变压器的特殊巡视和检查内容：2.6.1 气温骤变时，检查储油柜和瓷套管油位是否有明显的下降，各侧连接引线否有过紧或断股现象。2.6.2 瓦斯保护动作后，应立即进行检查。2.6.3 过负荷运行时，应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器的声音是否正常，检查接头是否过热，冷却器投入数量是否足够，运行是否正常，防爆膜、压力释放器是否动作。2.6.4 变压器发生短路故障或穿越性故障时，应检查变压器有无喷油、油色是否变黑、油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断、瓷瓶绝缘有无破裂，接地引下线有无烧断。2.7 变压器运行发生下列情况，应立即停运，并检查器身：

28、2.7.1 变压器油温超过厂家说明书的允许值。2.7.2 因大量漏油，油面急剧下降不能处理时。2.7.3 变压器内部声音异常，有爆裂声。2.7.4 在正常冷却、正常负荷下，油温不正常上升。2.7.5 压力释放阀、储油柜、开关防爆膜破裂喷油时。2.7.6 油色变化严重，油内出现碳质。2.7.7 套管严重损坏，有放电时。2.7.8 不停电无法消除人身或其他事故。2.7.9 变压器着火。2.8 变压器运行的异常情况及事故处理2.8.1 变压器内部发出异常声音：2.8.1.1 变压器在正常运行时，内部发出的声音是均匀的“嗡嗡”声，如有下列情况之一，应确认变压器内部故障，必须立即汇报调度和主管工程师；若

29、认为情况严重，可立即停用；若有备用变压器，应先投入，然后汇报调度。1) 声音较大而嘈杂，强烈而不均匀的“噪声”可能是铁芯的穿心螺丝未夹紧，使铁芯松动而造成。个别零件的松动，会发出“叮当”声。某些离开叠层的硅钢片端部振动，有“嗡嗡”声。2) 变压器内部发出“吱吱”或“劈啪”的放电声，这是因为内部接触不良或有绝缘击穿。3) 声音中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热；也可能是分接开关的接触不良，造成局部严重过热。4) 声音中夹有爆裂声，既大又不均匀时，可能是变压器器身绝缘有击穿现象。2.8.2 变压器内发出很高而沉重”嗡嗡“声，这是由于过负荷引起的，可以从电流表指示判

30、断。2.8.3 由于铁磁谐振，使变压器声音变为“嗡嗡”声和“哼哼”声，声音忽而变粗，忽而变细，电压表指示摆动较大，一般是系统低频率的谐振所致。若是因操作引起，则立即用断路器来停用刚投入的设备。2.8.4 变压器如带有大动力设备（如大型轧钢机、电弧炉等）负荷变化较大，由于五次谐波分量大，变压器瞬间发出“哇哇“声，应密切监视电压、电流表指示，汇报调度，可采用改变电网运行方式的方法来改变、处理。2.8.5 过负荷: 当变压器发出过负荷信号，首先汇报调度，并根据命令减负荷，严密监视变压器的上层油温和冷却器的运行情况，随时注意和记录负荷变化，及时汇报调度。2.8.6 上层油温过高。 当变压器发出上层油温

31、过高信号时，应做以下检查：1) 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与以往同样负荷及冷却条件相比较，若高出10而又无冷却器及温度表等异常，则可认为变压器内部有故障或异常。2) 检查温度计本身是否失灵，变压器左右温度计是否指示一样。3) 检查冷却系统。如冷却风扇故障，应设法排除，如不能排除，变压器可以继续运行，但必须汇报调度；同时汇报领导，要求减负荷并尽快处理；此时应严密监视油温不超过允许值，否则立即停用变压器。4) 冷却器、温度表指示均正确无误，如果油温比正常条件高10，且呈上升趋势，此时可先减负荷或停运，再向调度汇报。2.8.7 油位异常2.8.7.1 油位过低。1) 若变压器无漏油现象，油

32、位明显低于当时油温下应有的油位，应尽快补油，补油时不能从下部截门补油，防止底部沉淀物冲入绕组内，并将重瓦斯保护由跳闸位改为信号位；补油后，应及时检查气体继电器内的气体。2) 若大量漏油造成油位下降时，应立即采取措施制止漏油。此时不能将重瓦斯保护退出或改接信号位；若不能制止漏油，且油位低于油位计指示限度时，应立即汇报调度，要求紧急停用变压器。2.8.7.2 油位过高如变压器油位高出油位计顶端，且无其他异常时，为防止油溢出，则应放油到适当高度，同时应注意油位计、吸潮器和防爆管是否堵塞；避免假油位造成判断失误。2.8.8 油色异常:油色变化明显，油内出现强烈碳质，说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组

33、与外壳间发生击穿事故，应汇报调度，立即停用变压器。2.8.9 变压器套管缺陷: 若套管出现严重破裂或漏油，表面有放电及电弧闪络的痕迹时，会引起套管的击穿，此时应立即汇报调度，立即停运。2.8.10 变压器着火1) 变压器着火的主要原因是套管的破损和闪络，油溢出并在顶部燃烧；变压器内部故障，使外壳或散热器破裂，溢出的变压器油燃烧。此时应立即将变压器各侧断路器和隔离开关拉开，断开冷却器电源，然后进行灭火。灭火时应使用干式二氧化碳、四氯化碳、1211、沙子等灭火，不能使用泡沫灭火器。2) 若变压器顶盖着火，则应打开事故放油阀，将变压器放置着火处以下。3) 若系变压器内部故障而着火，则不允许放油，已防

34、止变压器发生爆炸。2.3 断路器运行规范2.3.2 10KV高压真空断路器2.3.2.1 10KV侧真空断路器，型号为：型号ZN63A雷电冲击耐受电压75KV频率50HZ操作电压-220V电压12KV额定断路器开断电流25KA电流1250A短路持续时间4S质量126Kg短路关合电流100KA生产厂家施耐德（陕西）宏兴电器有限公司10KV断路器分合闸电磁铁型号：VS1 220V-DC 156欧姆2.3.2.2 10KV开关巡视内容2.3.2.2.1断路器分闸、合闸、储能位置与机械、电气指示位置一致。2.3.2.2.2检查带电指示器指示正确，报警正常。2.3.2.2.3断路器的运行声音正常，无噪声

35、和放电声。2.3.2.2.4 检查断路器面板指示与实际相符，储能指示应显示已储能。2.3.2.3 弹簧操动机构的断路器在运行中，发出弹簧未储能信号时，运行人员应迅速检查交流回路及电机是否有故障；若电机有故障时，应手动将弹簧储能；若交流电机无故障而且弹簧已拉紧储能，则系二次回路误发信号；若系弹簧锁住机构有故障，且不能处理时，应汇报调度，申请停用。2.7 10KV母线并联电容器运行规范2.7.1.10KV电容器的型号型号BAMH 11 -5000-13W额定电压10000/V频率50Hz 标称容量5000KVar相数3接线方式Y出厂日期2008-1额定电流262A编号08-11生产厂家桂林电容器有

36、限责任公司2.7.2 电容器投运前的检查项目投用前，应用2500V摇表测量各相间及各相对地绝缘电阻，阻值不应小于1000兆欧电容器停电检修应先停电10min，当信号灯熄灭后并后上接地隔离开关方可进入护栏内；在人接触电容器前，即使有放电器件，仍需有绝缘接地棒将电容器短路接地放电，任何时候均不能将两手直接接触两个套管的接线头，对已损坏退出的电容器尤其如此；检修后及时拆除接地线，并将接地隔离开关打开。2.7.3. 电容器的运行检查与维护2.7.3.1 检查电容器所在母线电压，应不超过额定电压的110%2.7.3.2 检查通过电容器的三相电流、应平衡；通过电容器的电流不超过130%，否则应停用电容器；

37、2.7.3.3 检查外壳、不应有胀鼓、渗漏油等现象；2.7.3.4 检查声音，电容器内部无放电声或其他异常声音；2.7.3.5 检查绝缘子和瓷套管，应清洁、完好、无损伤和放电痕迹2.7.3.6检查电容器的环境温度，最高为40，外壳温升不超过15-20，即外壳最高温度不应超过55-60，在正常情况下，室外电容器最低环境温度不低于-40，否则应停用电容器。2.7.3.7 检查各电气接头，应接触良好，无发热现象。2.7.3.8检查放电线圈（避雷器）等保护设备完好。2.7.3.9 电容器的投切，一般应按就地补偿无功功率，无功不倒送系统为原则进行，其具体操作应按有关电压曲线参数关系决定；与我场有载调压变

38、压器配合进行；1）电压在规定范围内时，而无功过多或不足，应切除或投入变压器。2）电压超上限，当无功不足时，应先调整变压器分接头，在投入电容器；当无功合适时，只调节变压器分接头；当无功过多时，应先切除电容器，再调节变压器分接头。3）电压超下限时，当无功不足时，应先投入电容器，再调整变压器分接头；当无功合适时，只调变压器分接头；当无功过多时，应先调整变压器分接头，再切除电容器。4）电容器停止运行后，一般至少应放电3min，方可再次合闸送电。2.7.3.10 若必须测电容器极间及对地绝缘，应先放电；测极间绝缘时，应先将兆欧表转到规定转速后，将引线接到两极（注意高压电击），直到指针稳定才能读数，并在拆

39、下引线后，才能停转兆欧表，最后进行放电。2.7.4.电容器的异常处理2.7.4.1 电容器过流，达额定值130%时，应退出电容器运行。2.7.4.2 电容器本体出现下列情况之一时，应立即停用；1）喷油、爆炸、起火。2）瓷瓶发生严重放电闪络现象。3）接头过热或熔化。4）内部有放电声及放电设备异音5）外壳温度超过55，或环境温度超过40。6）三相不平衡电流超过5%以上。7）电容器渗漏油严重。8）当遇电容器着火，应先断开电源，然后使用泡沫灭火器、1211或干砂灭火。2.8 10KV无功补偿装置电抗器2.8.1.10KV无功补偿装置电抗器参数型号CKDGKL-10-100/381-6W额定电压10KV

40、频率50Hz 标称容量100KVar相数单相电抗器额定端电压381v额定电抗率6%额定电抗145出厂日期2008-5额定电流262.5A编号08-04 设备种类户外式冷却方式AN 耐热等级B级安装方式叠装式绝缘水平工频耐受电压（干、湿）1MIN（有效值）42KV冲击耐受电压（峰值）1./50 75KV生产厂家桂林电力电容器有限责任公司2.8.2.电抗器运行维护：2.8.2.1电抗器维护和保养简单，堪称免维护，但应定期检查；2.8.2.2使用环境温度-25+45；2.8.2.3电抗器支柱完整无裂纹；2.8.2.4线圈无变形；2.8.2.5支持绝缘子可靠接地；2.8.2.6无倾斜现象；2.8.2.

41、7各部油漆完整无脱落；2.8.2.8母线与电抗器相连接的连接、接头应接触良好、可靠、无过热现象。2.8.2.9电抗器通过故障电流后，应检查线圈匝间是否变形，水泥支柱是否有变形破碎；2.8.2.10支持绝缘子无裂纹，载流母线和引出线接头是否良好，是否有过热烧损现象。2.8.2.11当发现电抗器局部过热，应尽可能停用。2.8.2.12当发现支柱损伤、绝缘子有裂纹、线圈变形和接地时，应立即停用。 2.9 避雷器（氧化锌）运行规范2.9.1 10kv避雷器（氧化锌）运行规范2.9.1.1 型号：MT-FGB-10P，额定电压：10kv2.9.1.2 避雷定期巡视内容与PT、CT相同2.91.3 避雷器

42、出现瓷套管破裂或爆炸，造成永久性接地故障时，人员避免靠近，应设法改变运行方式，并用断路器将其断开，氧化锌避雷器应定期测量泄露电流。2.9.2 110kV氧化锌避雷器2.9.2.1 110kV氧化锌避雷器参数型号HY10W5-100/260避雷器额定电压KV100系统额定电压kV110避雷器持续运行电压kV78直流参考电压kV145残压 KV（峰值）陡波291雷电260操作2212.9.2.2 110kV氧化锌避雷器运行维护：2.9.2.2.1 环境温度不低于-40，不高于+40；2.9.2.2.2 长期施加在避雷器上的工频电压不超过避雷器的持续运行电压；2.9.2.3 避雷器投入运行前，应作预

43、防性试验，在运行中的没1-2年因作一次检验，其项目如下：2.9.2.3.1 绝缘电阻试验。用2500V邀标测定避雷器的绝缘电阻，其绝缘电阻值不作具体规定，但每次检测结果应相近。2.9.2.3.2 直流1mA参考电压试验及0.75U1mA电压下泄露电流试验。避雷器两端施加直流电压，其电压值应符合参数表中的规定，在施加0.75倍的直流1mA电压，流过避雷器的电流应小于50A。2.9.2.3.3 用户不可随意打开避雷器。2.9.2.3.4 无间隙金属氧化物避雷器决不允许做工频放电电压试验，否则会损坏避雷器。2.11 消弧消谐及过电压保护装置2.11.1消弧消谐及过电压保护装置的投运先给控制器上加上电

44、源，控制器LED循环显示PT二次相电相UA、UB、UC； 再给真空接触器操作电源开关，按试合键对真空接触器进行分、合试验、检查； 实际动作的真空接触器要与实验的真空接触器相一致，否则应检查二次接线； 合上隔离开关，控制器显示PT二次相电压，装置投入运行。2.11.2 定期检查项目2.11.2.1 检查装置的工作电源，装置严禁失电；2.11.2.2 装置正常运行不需要维护，系统故障动作后应对单相真空接触器进行检查，查看故障记录。2.11.2.3 定期检查装置的接地情况，严禁将装置的接地线开路。2.11.3 简单故障排除 故障现象： 排除方法：设备无显示 检查电源设备偶尔死机 按“复位“键复位系统

45、设备经常死机 检查接地线是否完好，必要时测接地电阻应2.12 直流系统运行及维护2.12.1 直流设备的巡视与检查：2.12.1.1 电池应清洁完整，无漏液现象，支架完好、清洁并保持并保持干燥：2.12.1.2直流母线电压、浮充电电流、电池组电压等值正常， 发现异常应立即汇报、联系处理、消除。2.12.1.3 检查标示电池的电压，注意有无落后电池：2.12.1.4 电池抽头连接线及连接螺丝应紧固：2.12.1.5 母线及连接线所有支持绝缘子应完好、清洁、无破损、无放电痕迹：2.12.1.6 电池无过热现象（1025），极板无生盐及有效物脱落等现象：2.12.1.7 检查充电设备是否正常，温度应

46、正常，无过热现象，负荷电流不突变：2.12.1.8直流系统绝缘监察装置、电压监察装置运行、指示正常；发现有直流接地现象应立即进行实测（用高压阻万用表）；确定接地后，组织人员查找、消除接地。（直流接地的查找、详见继电保护运行规程）2.13蓄电池的运行规范213 .1 本站采用GFM-200型铅酸免维护电池组；（固定 酸类 免维护）2132 蓄电池组按照浮充电方式运行，正常运行时应处浮充状态；2133 GFM200型蓄电池电池组的浮充使用：200Ah，单体电压：2V21331浮充电压超出232V应手动进行调整，否则影响电池寿命。21332最佳环境温度15-25可获得较长期的使用寿命。21333每周

47、应对典型电池的电压进行测量，每隔一段时期应对单体电池进行全检测，并做好相应的记录。2134 检测蓄电池充电程度的方法： 测量标示电池的电压，连续保持64小时的稳定，说明电池应充足，具备100%的容量。（标示电池：指蓄电池中最能反映所有单体电池一般状态的代表性电池，通常是安装使用后第一次充电时，所有电池组中电压最低的那个）2135 出现下列情况时，应查找原因，必要时更换有故障的电池。21351电压异常时21352物理性损伤21353电能液泄漏21354温度异常2136 正负直流母线对地电压超过170v时，应视为直流接地，其持续运行时间不得超过4小时。正常时应为110v2136 环境温度过高时，应

48、加强通风调整浮充电压，避免电池过充，同时还应保持母线电压合格范围内。2137 直流系统出现“过压”信号时，应检查电压表的指示是否准确；充点装置的工作状态是否正常（如长期处于均衡充电状态而不能切换或浮充状态）确认蓄电池的电压过高，可减少浮充电流或暂时推出充电机，并即时通知有关人远处理。2.13.8 蓄电池的定期充放电2.13.81、蓄电池应按厂家的指定周期进行核对性放电，如果在该时间内曾经由于充电装置故障，而致使蓄电池放过电，则可以不进行核对性放电,但必须进行充电。放电采用10小时放电率，放出额定容量的50%为止。放电电流为10安培。2.13.82、放电时注意事项2.13.821放电时使用专用的ZFD-1型蓄电池放电装置；2.13.822放电容量不超过额定容量的50%;2.13.82. 3蓄电池在放电时，应保证直流母线电压的稳定；2.13.824放电时，每隔1小时测量和记录一次蓄电池的放电电流、总电压、表示电池的电压和温度，其他电池应做到针对性的检查和测试，在放电前、中、后期应普检一次，在放电后期增加多落后的电瓶的测量次数；2.13.825放电时，如发现个别电池电压有不正常下降情况，应立即将该电池从放电回路中切除，查明原因进行处理。2.13.83、蓄电池核对性放电后