天长风电场运行规程

1、 运行规程（变电及电力线路部分）万寿风力发电场运行规程（变电及电力线路部分）1 适用范围本规程给出了对风力发电场设备和运行人员的要求，规定了正常运行、维护的内容和方法及事故处理的原则和方法等。2 规范性引用文件2.1 2000-9-28国电发防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2.2 2009-7-6 国家电网公司电业安全工作规程（变电部分）2.3 2009-7-6 国家电网公司电业安全工作规程（线路部分）2.4 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程2.5 DL/T 572 2010 电力变压器运行规程2.6 DL/T587-2007 微机继电保护装置运行管理规程2

2、.7 DL/T620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合2.8 DL5027-1993 电力设备典型消防规程2.9 DL/T 741-2010 架空输电线路运行规程2.10 Q/GDW177- 2008 高压静止无功补偿装置技术监督规定2.11 DL/796-2001 风力发电场安全规程2.12 DL/T666-1999 风力发电场运行规程2.13 设计图纸、厂家说明书3 总则3.1 概况3.1.1 万寿风力发电场为新建环保型新能源电厂，本风电场总规划装机容量为144MW，分三期开发，本期为一期工程，装机规模为48MW，采用24台单机容量为2000KW的风电机组。厂址位于安徽省天长市

3、东北侧高邮湖边，距离市区约12公里。本场安装有100000kVA主变压器1台，电压等级为220/35kV， SVG静态无功补偿装置两台，并联电容器组两台，是具有“五防”功能的综合自动化变电站。3.1.2 变电站性质万寿风力发电场220kV变电站在天长市居重要地位，在地区电网中属于电源变电站，对缓解该地供电压力起重要作用。3.1.3 进出回线及在电网中送受关系 表1 进出回线及在电网中送受关系进出线回数进出线名称编号负荷性质送受关系220kV进出线1回万千2C40线风力发电送受35kV进出线2回高邮湖#1线高邮湖#2线风力发电送受10kV进出线1回农用10kV线路风力发电受电3.2 设备调度权限

4、划分3.2.1 220kV万寿变电站的220kV设备运行由安徽省电力有限公司调通中心（简称省调）调度。省调调度设备：220kV母线及所属设备：包括220kV母线电压互感器、220kV万千线、1号主变间隔及配套的继电保护，与上述设备相应的断路器、刀闸（包括接地刀闸）、电流互感器、电压互感器、避雷器、继电保护、测量装置（包括故障录波器）、通信装置、远动及自动化装置、关口计量装置。3.2.2 地调监督、本场调度设备： 35kV I、IA段母线、35kV集电线路及所属设备的相应保护、测量装置、自动装置、计量装置。35/0.4kV站用变、10/0.4kV备用站用变及所用低压配电装置。3.3 调度纪律3.

5、3.1 调度机构是变电站设备运行的组织、指挥、指导和协调机构。变电站的运行值班人员必须服从调度管理，正确执行调度指令。3.3.2 对于省调调度设备，当发生设备事故或异常运行时，运行值班人员必须向值班调度汇报，并按照调度指令和有关规程的规定进行处理。当发生对人身、设备安全有严重威胁的紧急情况，已来不及取得值班调度许可时，当班值班长可根据事故紧急预案有关规定，在未得到调度指令的情况下进行有关的处理，但事后必须立即向值班调度汇报。3.3.3 对于本场所调度的设备，由当班值班长负责。当需要改变其运行方式时，由当班值班长下令执行。3.3.4 值班长应由考取调度值班运行合格证书的值班人员担任。3.4 设备

6、正常运行方式 220kV万千线单回路带220kV母线，220kV母线带1号主变及220kV母线PT运行。主变中性点运行方式，按调度指令执行。1号主变35KV侧带35kV段母线，经35101联络刀闸带35kVA 段母线。#1站用变、#1 SVG装置、#1电容器组、#2 SVG装置、#2电容器组、35KV母线PT运行于35kV段母线。高邮湖#1线、高邮湖#2线运行于35kVA 段母线。35kV #1站用变运行带0.4kV厂用电，农电10kV备用站用变作备用。4 变压器 4.1 概述本场主变容量为100MVA，#1主变选用天威保变（合肥）变压器有限公司生产的SFZ11-100000/220型三相双线

7、圈自冷有载调压变压器，连接组标号YNd11。本场站用变选用河南许继电抗器有限公司生产的DKSJ-1500/35-315/0.4型油浸式接地变压器，备用变选用安徽广润发电气设备有限公司生产的ZGS11-Z-250/10型三相双线圈自冷无载调压变压器。本场风力发电机组配用的箱式组合变压器由山东泰开电力电子有限公司生产的型号为ZGS11-Z.F-2200/36.75型的三相双线圈自冷无载调压变压器。额定电压为36.75/0.69KV，额定容量2200KVA。4.2 变压器的主要技术参数表2 主变的主要技术参数表型号SFZ11-100000/220额定电流( A)251/1571额定频率(Hz)50额

8、定电压( kV)230±8×1.25/36.75额定容量(kVA)100000分接范围1（9a、9b、9c）17空载电流(%)0.07空载损耗(kW)53接线组别YNd11负载损耗(kW)273.9接线组别YNd11温升限值(K)绕组65、油面55短路阻抗14%+5%冷却方式ONAN/0NAF绝缘油克拉玛依45#投运日期制造厂天威保变（合肥）电力变压器有限公司表3 35kV站用变主要技术参数表型号DKSJ-1500/35-315/0.4额定电流（A）22.5/454.2额定电压（kV）38.5/0.4频率（Hz）50二次容量（KVA）315一次容量（kVA）1500联接组别

9、ZNyn11相数3短路阻抗（%）2.48绝缘水平LI200AC85/AC5冷却方式ONAN出厂编号DK1108064安装方式户外绝缘水平LI 200AC 85/LI AC 5总重5500kg生产厂家河南许继电抗器有限公司表4 10kV备用变主要技术参数表产品型号ZGS11-Z-250/10额定容量（kVA）250频率(Hz)50额定电压(kV)10±5/0.4额定电流(A)14.43/360.85联接组标号Dyn11阻抗电压(%)4.1冷却方式ONAN出厂编号B01080绝缘水平LI: 75AC： 35器身重量585kg油重量360kg总重2800kg出厂日期2011.7投运日期20

10、11.9生产厂家安徽广润发电气设备有限公司表5 箱式组合变压器主要技术参数表型号ZGS11-Z.F-2200/36.75额定容量(kVA)2200额定电压 (kV)36.75/0.69额定电流 (A)34.56/1840.88额定频率(Hz)50空载损耗（W）2337（75）空载电流（%）0.16负载损耗(W)21267（75）短路阻抗(%)6.13接线组别Dyn11冷却方式ONAN生产厂家山东泰开箱变有限公司4.3 变压器的作用、组成4.3.1 变压器的作用：改变交流电压，传输电能。4.3.2 变压器的组成：由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管、冷却器、压力释放器、瓦斯继电器、有载调压装置等部件组成

11、。4.4 变压器投运和检修的验收4.4.1 检查工作票结束，拆除所有临时接地、短路线和临时安全措施，恢复常设遮栏和标示牌。4.4.2 变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，现场清洁无杂物。4.4.3 变压器油枕及油套管的油色透明，油位正常。4.4.4 检查有载调压变压器或无载调压变压器的分接开关在适当的位置，有交待记录。4.4.5 变压器瓦斯继电器內充满油，无气体。防雨罩完好，观察窗防护罩在打开位置。4.4.6 变压器压力释放阀完好，呼吸器内硅胶无变色。4.4.7 散热器、油枕及瓦斯继电器的油门应全开。4.4.8 各继电保护及自动装置投入正确。4.4.9 主、辅设备无漏油、渗油。 4.4

12、.10 变压器测温装置良好。4.4.11 变压器有关的试验结果符合规定。4.5 变压器绝缘电阻的测量规定4.5.1 新安装或检修后的变压器投运前必须测量其绕组的绝缘电阻。测得的结果应记录在专用的设备绝缘记录本内。4.5.2 备用时间超过一个月的变压器，每月应进行一次绝缘电阻的测量，检查绝缘是否良好。如本月内备用变压器投运过，则不再测量绝缘，但需在“设备绝缘记录”中记录清楚。4.5.3 测量变压器绝缘时应先拉开变压器一次回路各侧开关及刀闸，拉开中性点接地刀闸（或拆除中性点接线，恢复中性点接线由检修人员完成）。4.5.4 变压器绕组电压在1000V及以上使用2500V摇表测量。测量前要确定被测变压

13、器的各侧来电端开关均拉开，且有明显断开点，使用合格的、电压等级对应的验电器验明确无电压，而且测量前后均应将被测绕组接地放电。4.5.5 测量变压器绝缘应分别测量各绕组之间，各绕组对地之间的绝缘。4.5.6 对于油浸式变压器绕组绝缘电阻值每千伏不低于1M，变压器使用期间所测得的绝缘电阻值不得低于初始值的50%，且不低于前次所测值的70%。4.5.7 变压器高、低绕组间绝缘电阻值不得低于高压侧对地绝缘电阻规定值。4.5.8 变压器绝缘电阻值测量结果与以前记录比较分析，如有明显降低现象，应查明原因，并汇报值班长。4.5.9 用摇表测量变压器绝缘，应注意结束时引线应先于摇表停止转动前拿离变压器被测部位

14、，避免烧损摇表。4.6 变压器投运前的试验及投运条件4.6.1 变压器投运前的试验4.6.1.1 新安装或大修后的变压器投运前应做35次全电压空载合闸冲击试验。第一次受电后持续时间不应小于10min，每次冲击试验间隔时间为5min。4.6.1.2 新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验，并有交待记录。4.6.1.3 变压器各侧开关的跳、合闸试验。4.6.1.4 变压器各侧开关的联锁试验。4.6.1.5 有载调压装置调整试验，试验正常放至适当位置。4.6.2 新安装或大修后的变压器，投运前应具备下列条件：4.6.2.1 有变压器和充油套管的绝缘试验合格结论。4.6.2.2 有油质分析合

15、格结论。4.6.2.3 有设备安装和变更通知单。4.6.2.4 设备标志齐全。4.6.2.5 经定相正确并出具报告后，方可正式投运。4.7 变压器的投运与停用的操作规定4.7.1 主变压器的投入和退出运行，应按照调度的指令执行。4.7.2 变压器的保护装置及各侧避雷器未投入前，变压器不得投入运行。4.7.3 变压器的投入或退出，必须经断路器进行，不得用刀闸接通或切断变压器的空载电流,本站现阶段采用的是单元接线（主变高压开关和线路开关用的是同一个开关），在操作主变220KV高压侧刀闸时一定要确保万千线2C40开关在分位。4.7.4 变压器投运时应观察励磁涌流的冲击情况，若发生异常，应立即断开断路

16、器，使变压器脱离电源。4.7.5 主变压器在投运前或退出运行前，必须先合上中性点接地刀闸。正常运行中，主变压器中性点运行方式按调度指令执行。4.7.6 变压器投运时，先合上电源侧开关充电正常后，再合负荷侧开关；停运操作与此相反。4.7.7 新安装、大修、事故检修或换油后的油浸式变压器，在施加电压前静置时间不应少于以下规定：4.7.7.1主变48小时。4.7.7.2其余油浸变压器24小时。4.7.7.3若有特殊情况不能满足上述规定，必须经调度批准。4.7.8 站用变压器不在同一系统时,严禁用并列的方法倒换。4.7.9 变压器的重瓦斯、差动及速断保护不允许在同时退出的情况下，将变压器投入运行。4.

17、7.10 变压器投入运行后，应对其进行全面检查，确认变压器本体及辅助设备运行正常。4.7.11 变压器的并列运行应满足下列条件4.7.11.1 绕组接线组别相同。4.7.11.2 电压变比相同（不超过+5%）。4.7.11.3 阻抗电压相等（不超过+10%）。4.7.11.4容量比不宜大于3：1。4.8 变压器运行规定正常情况下，变压器应按铭牌规范及规定的冷却条件运行。4.8.1 变压器运行中的温度规定4.8.1.1 油浸式变压器，运行中的环境温度为 +40时，其上层油温、温升的限额（规定值）见下表：表6冷却方式油浸自然循环风冷上层油温升上限55线圈温升上限65最高上层油温95正常运行上层油温

18、854.8.1.2 当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应该相应下降，为防止绝缘油加速劣化，自然循环风冷变压器油温一般不宜超过85。4.8.2 变压器运行中的电压规定4.8.2.1 变压器在额定电压±5%范围内改变分接头位置运行时，其额定容量不变。4.8.2.2 变压器所加一次电压可以较额定电压高，但一般不超过相应分接头额定值的5%。4.8.3 变压器运行中的油位规定4.8.3.1 正常运行中，根据环境温度检查油浸式变压器油位指示在相应的刻度线范围内。4.8.3.2 变压器油位指示超过极限值时，应查明原因，经确认不是假油位时，应放油或补油，使变压器油位保持在相应的刻度位置。4.

19、8.4 变压器过负荷运行规定4.8.4.1 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。正常过负荷时，其允许值可根据变压器的负荷曲线，冷却介质温度以及过负荷前变压器所带负荷等因素来确定。事故过负荷只可以在事故情况下使用。变压器存在较大缺陷（如冷却器系统不正常，严重漏油，色谱分析异常等）时不准过负荷运行。4.8.4.2 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。4.8.4.3 变压器过负荷运行时，电流互感器、刀闸、断路器均应满足载流要求，否则，严禁过负荷运行。4.8.4.4 变压器过负荷运行时，加强对上层油温和线圈温度监视检查，做好记录；要严格控制上层油温不得超过允许值。4.8.4.5 油浸自然循

20、环自冷式变压器事故过负荷运行时间规定见下表：表7负荷电流/额定电流1.31.61.752.02.43.0允许运行时间（min）12030157.53.51.5（注：油浸式变压器正常过负荷运行可参考下述规定:a. 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。b. 变压器在低负荷期间，负荷系数小于1时，则在高峰负荷期间变压器允许的过负荷倍数和持续时间应按DL/T 572 2010电力变压器运行规程来确定。c. 夏季，根据变压器的典型负荷曲线，其最高负荷低于变压器的额定容量时，则每低1可允许冬季过负荷1，但以过负荷15为限。d. 上述2、3两项过负荷值对油浸自冷和油浸风冷的变压器不应超过变压器额定容量的3

21、0。）4.8.5 变压器瓦斯保护装置的运行规定4.8.5.1 变压器正常运行时，重瓦斯保护应投“跳闸”位置，有载调压分接开关的瓦斯保护应投“跳闸”位置，未经调度批准不得将其退出运行。瓦斯保护投入前，运行人员应检查下列内容：a.查阅瓦斯继电器校验报告或有关交待明确瓦斯继电器可投入运行；b.瓦斯继电器外壳完整，无渗油、漏油；c.瓦斯继电器内无空气且充满油。4.8.5.2 运行中的变压器进行滤油、加油、更换油呼吸器的硅胶时，或瓦斯保护回路有工作以及继电器本身存在缺陷、操作瓦斯继电器连接管上的阀门时，应将重瓦斯保护改投“信号”位置，工作结束运行2小时后，待空气放尽，方可将重瓦斯保护投入“跳闸”位置。4

22、.8.5.3 当油位计指示的油面有异常升高，油路系统有异常现象时，为查明原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门，或其它可能引起油流变化的工作，必须先将重瓦斯保护改投“信号”位置，然后才能工作，以防瓦斯保护误动跳闸。4.8.5.4 在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投“信号”位置。4.8.5.5 变压器的重瓦斯保护与差动保护不能同时退出运行。4.8.5.6 新投入和检修后投运的变压器在充电时，应将重瓦斯保护投至“跳闸”位置，充电正常后改投“信号”位置，经24小时无瓦斯信号出现，瓦斯继电器内无气体，可将其投至“跳闸”位置，若还有气体时，再隔12小时将瓦斯保护投至“跳闸”位置。4.8.

23、6 变压器分接开关的运行规定4.8.6.1 运行现场应具备下列技术资料：产品安装使用说明书、技术图纸、自动控制装置整定说明书、绝缘油试验记录、检修记录、缺陷记录、分接变换记录等。 4.8.6.2 有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。4.8.6.3 有载调压装置的分接变换操作，由运行人员按调度部门确定的电压曲线或调度指令，在电压允许偏差范围内进行。4.8.6.4 正常情况下，一般使用远方电气控制。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摇操作。当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。就地操作按钮应有防误操作措施。 4.

24、8.6.5 分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时应同时观察电压表和电流表的指示，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等都应有相应变动。 4.8.6.6 每次分接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在有载分接开关分接变换记录表上，每次投停、试验、维修、缺陷与故障处理，都应作好记录。 4.8.6.7 分接开关每天分接变换次数可按检修周期与运行经验兼顾考虑。4.8.6.8 一般平均每天分接变换次数可参考在下列范围内： 220kV电压等级为 10 次。 4.8.6.9 当变动分接开关操作电源后，在未确认电源相

25、序是否正确前，禁止在极限位置进行电气控制操作。 4.8.6.10 对同时装有载调压变压器及无功补偿并联电容器装置的变电所的调压原则，按 SD 32589电力系统电压和无功电力技术导则(试行)的规定进行。4.8.6.11 如有载调压变压器自动调压装置及电容器自动投切装置同时使用，应使按电压整定的自动投切电容器组的上下限整定值略高于有载调压变压器的整定值。 4.8.6.12 分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修。 a. 操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断操作电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置； b. 远方电气控制操作时，计数器及分接位置

26、指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作； c. 分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；d. 分接位置指示不一致；内部切换异声；过压力的保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。 4.8.6.13 有载调压变压器可按批准的现场运行规程的规定过载运行。但过载1.2倍以上时，禁止分接变换操作。 4.8.6.14 运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应有校验合格有效的测试报告。若使用气体继电器替代油流控制继电器，运行中多次分接变换后动作发信，应及时放气。若分接变换不频繁而发

27、信频繁，应作好记录，及时汇报并暂停分接变换，查明原因。若油流控制继电器或气体继电器动作跳闸，必须查明原因。按 DL/T 5722010电力变压器运行规程的有关规定办理。在未查明原因消除故障前，不得将变压器及其分接开关投入运行。 4.8.6.15 当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常(主要为乙炔和氢的含量超标)或分接开关油位异常升高或降低，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报，暂停分接变换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障。 4.8.6.16 运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压应不低于 30 kV。当击穿电压低于 25 kV 时，应停止分接变换操作，并及时处理。 4.8.6.

28、17 分接开关检修超周期或累计分接变换次数达到所规定的限值时，应通知检修单位维修。 4.8.7 压力释放装置运行规定4.8.7.1 运行中的压力释放阀动作后 ，应将释放阀的机械电气信号手动复位,并按本规程“第29.3.9款 压力释放阀动作告警”执行。4.8.7.2 压力释放阀有渗漏油现象，应及时采取措施解决。渗漏油的主要原因有：a. 由于某种原因，油箱内压力偏高，已超过释放阀的密封压力，但尚未达到开启压力，造成渗漏。这时只要排除压力增高的因素即可。b. 阀门内三种密封圈有的已老化失效，应及时加以更换。c. 密封圈的密封面有异物应及时消除，无需调整。4.8.7.3 应利用电气设备每次停电检修的机

29、会对压力释放阀进行下列检查和维修。a. 开启动作是否灵敏，如有卡堵现象应排除。b. 密封胶圈是否已老化、变形或损坏。c. 零部件是否锈蚀、变形或损坏。d. 信号开关动作是否灵活。e. 清除阀内异物。4.8.7.4 压力释放阀的胶圈自阀出场之日算起，每五年必须更换一次以免因胶圈老化后导致释放阀漏油甚至失效。4.8.8 变压器日常巡视表8 主变日常巡视项目表序号巡 视 内 容巡 视 标 准1引线及导线、各接头1.无变色过热、散股、断股；2.接头无变色、过热现象。2本体及音响1.本体无锈蚀、变形；2.无渗漏油；3.音响正常，无杂音、爆裂声。3线圈温度及上层油温度（记录数据）1.上层油温度： ，绕组温

30、度 ，环境温度 ；2.温度计指示符合运行要求，与主变控制屏远方温度显示器指示一致。4本体油枕1.完好，无渗漏油；2.油位指示应和油枕上的环境温度标志线相对应（指针式油位计指示，应与制造场规定的温度曲线相对应）。5有载调压油枕1.完好，无渗漏油。6本体瓦斯继电器和有载调压瓦斯继电器1. 瓦斯继电器内应充满油，油色应为淡黄色透明，无渗漏油，瓦斯继电器内应无气体（泡）；2.瓦斯继电器防雨措施完好，防雨罩牢固；3.瓦斯继电器引出二次电缆应无油迹和锈蚀现象，无松脱。7本体及有载调压油枕呼吸器1. 硅胶变色未超过1/3；2. 呼吸器外部无油迹。油杯完好，油位正常。8压力释放器完好，标示杆未突出。9各侧套管

31、1.相序标色齐全、无破损、放电痕迹；2.油位显示正常。10各侧套管升高座升高座、法兰盘无渗漏油11各侧及中性点套管1.油位正常、无渗漏油；2.无破损、裂纹及放电痕迹。12各侧及中性点避雷器1.表面完好、无破损、裂纹及放电痕迹；2.线接头无过热现象。13有载调压机构箱1. 表面完好、无锈蚀，名称标注齐全；2.档位显示与控制屏显示一致；二次线无异味及放电打火现象、电机无异常、传动机构无渗漏油、手动调压手柄完好、箱门关闭严密，封堵良好。14主变铁芯外壳接地接地扁铁无锈蚀、断裂现象15主变爬梯完好无锈蚀，运行中已用锁锁住，并挂有安全标示牌。16主变端子箱1. 表面完好、无锈蚀，名称标注齐全，箱体接地扁

32、铁无锈蚀断裂；2.二次线无异味及放电打火现象，箱门关闭严密，封堵良好。17220kV中性点CT1.无锈蚀、变形、渗漏油；2.接头无变色过热现象。18中性点接地刀闸1.名称标注齐全，箱门关闭严密；2.分、合位置符合运行方式要求；3.刀闸无损伤放电现象，操作手柄完好，上锁；4. 二次线无异味及放电打火现象、电机无异常、传动机构无渗漏油、手动分合闸手柄完好、箱门关闭严密，封堵良好。19储油池内鹅卵石铺放整齐、无油迹。4.8.9 变压器特殊巡视要求4.8.9.1. 每次跳闸后，应检查有关设备、接头有无异常，压力释放装置有无喷油现象。4.8.9.2. 主变过负荷和过电压运行时，应特别注意温度和过热情况以

33、及振动、本体油位、冷却系统运行等情况（每小时至少一次）。4.8.9.3. 天气异常时和雷雨后，检查导线摆动情况、变压器各侧避雷器记数器动作情况、套管有无放电闪络、破损、裂纹情况。4.8.9.4. 新投入和大修后的变压器、存在重大、危急缺陷的变压器（应增加特巡次数）。4.9 风电机组箱式组合变压器的运行4.9.1 箱式组合变结构及部件介绍箱式组合变压器是将变压器器身、开关设备、插入式熔断器、分接开关及相应辅助设备组合于一体的电力设备。为全密封免维护产品，结构紧凑，可靠保护人身安全。柜体采用目字形或L型排列，分为高压侧负荷开关室（高压间隔）、变压器间、低压侧配电室（低压间隔）。4.9.2 主要部件

34、介绍4.9.2.1 负荷开关：为三相联动油浸式的二位置开关，分为分闸、合闸两种状态，表示变压器和主网的通断状态。通常用于开断空载电流，必要情况下可开断正常负荷电流，但不能用来开断短路电流（相间短路、接地短路）。4.9.2.2 熔断器：插入式熔断器提供发生短路、过流保护。在春夏长期高峰负荷油温过高时也会熔断。4.9.2.3 温度计：在组合变前壁上装有表盘式小型温度计，用来观察油温。4.9.2.4 压力表：在组合变前壁上装有表盘式小型压力表，用来观察变压器内部的压力。4.9.2.5 压力释放阀：在组合变前壁上装有压力释放阀，当变压器超载或故障引起内部压力达到60kPa时，压力释放阀动作释放压力；当

35、压力减小到阀的 关闭压力值时，又可靠关闭，有效防止外部空气、水汽及其它杂质进入油箱。4.9.2.6 放油阀：在油箱底部安装有放油阀，可做放油使用。4.9.2.7 油样阀：在油箱中下部安装有取样阀，可做变压器取油样使用。4.9.2.8 低压间隔的装置：低压智能断路器、避雷器及接地、箱用变压器及端子排、电流互感器、测量显示和控制装置等。4.9.3 投运前的检查和准备4.9.3.1检查组合式变压器的外表是否有裂痕、凹痕和刮痕。4.9.3.2应检查所有箱盖的密封圈，以及所有表计和操作装置的垫片或密封圈，确保不渗漏。4.9.3.3组合式变压器在投运前必须检查箱内油面的高度，设备配有油位计，能直接从表计上

36、观察油面高度。4.9.3.4检查负荷开关是否在断开位置以及分接开关指示的电压档位是否正确。4.9.3.5检查低压部分接线是否正确，有无未被拆除的地线。4.9.3.6检查避雷器、组合式变压器的接地是否良好。4.9.3.7检查插入式熔断器的熔断件是否已经安装，其中接触件是否按照说明书要求安装，紧固螺钉是否旋紧。4.9.3.8投运前必须打开泄压阀释放压力。4.9.4送电投运：4.9.4.1变压器投运前须至少静止24小时。在上述项目均符合要求的情况下,按下述步骤送电投运。4.9.4.2严格按安全规程作业，带上高压绝缘手套，穿绝缘鞋。4.9.4.3断开高、低压开关，关闭高压进线间隔和高压操作间隔的大门。

37、4.9.4.4合35kV线路的隔离刀闸。4.9.4.5合高压负荷开关，观察箱变内低压仪表指示是否正常；检查变压器通电情况是否正常；如为第一次送电，则反复冲击变压器五次,第一次冲击时间大于10分钟，每次合闸冲击时间间隔15分钟以上，无问题后,送上35kV箱式变压器。4.9.4.6检查组合式变压器声音是否正常，油位计指示是否正常，油温是否急剧升高。 4.9.4.7空载试运行24小时,安排操作人员昼夜值班,若无问题,试送电成功。 4.9.4.8负荷开关使用绝缘操作杆进行操作。保证足够的操作距离，用绝缘操作杆钩住操作柄上的操作孔，并将钩子收牢，使绝缘操作杆的护套将负荷开关的操作柄完全套住（切忌不收钩子

38、而用钩子直接操作负荷开关，以免造成钩子损坏)，操作应迅速、准确、果断有力。4.9.5断电退出：4.9.5.1严格执行“两票三制”，戴上高压绝缘手套，穿绝缘靴，使用绝缘操作杆进行操作。4.9.5.2先将低压侧的开关断开。4.9.5.3操作高压负荷开关，断开变压器高压电源。4.9.5.4做好安全措施，挂好安全警示牌，依据需要在低压侧挂好地线。4.9.5.5如果检修变压器，必须拉开线路侧隔离刀闸，切断高压电源，装设高压接地线。4.9.6 分接开关档位调整4.9.6.1 箱式组合变压器分接开关为无励磁调压分接开关，只有在确认已经断电时，方可进行调压操作。4.9.6.2 分接开关有五档，以1、2、3、4

39、、5标识，分接范围为±2×2.5%，其中，1档为最大分接，其余依次递减，3档为额定分接档。4.9.6.3 分接开关操作手柄用限位螺钉限位。调档前，先拧出限位螺钉，然后多次反复旋转手柄以消除触头氧化膜，确认变换分接正确后锁紧限位螺钉。4.9.6.4 分接开关调整完成后测量直流电阻及空载电压比，同时符合以下几点要求后方可送电：a.调压后测量直流电阻值与出厂时同一位置测得值相比较，其变化不应大于2%；b.直流电阻相间差别不大于平均值的4%，线间差别不大于三相平均值的2%；4.9.7 箱式组合变压器操作注意事项4.9.7.1 高压负荷开关必须采用绝缘操作杆来操作。4.9.7.2 箱

40、式变并网，要求先合高压侧负荷开关再合低压侧智能断路器。退出时反之。4.9.7.3 一旦开始操作负荷开关把手，则必须完全旋转到下一档，切勿逆转把手。4.9.7.4更换高压熔断器必须在确保断电的情况下进行。4.9.7.5 更换高压熔断器必须用清洁的棉布将熔断器底座内膛及接触件抹干净，防止污染，影响绝缘性能。4.9.7.6 箱式变内的避雷器不是免维护部件，应按电力行业标准（DL/T804-2002交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则），在每年的雷雨季节之前检验其在系统额定电压下的漏电流，及其它检验。如有异常，及时更换。4.9.7.7 箱式变压器带电后严禁操作无载分接开关。4.10 变压器的停运检查有

41、下述情况之一时，变压器应该退出运行进行检查和修理。4.10.1 变压器内部产生沉重不协调的噪声或劈啪声。4.10.2 在正常冷却条件下，变压器油温不正常或不断升高。4.10.3压力释放器喷油。4.10.4储油柜油位表指示的油位下降到看不见油位的程度。4.10.5油样化验表明含烃量超标。4.10.6套管严重破损或出现击穿和放电现象。5 断路器本厂220KV系统断路器采用SF6断路器，35KV系统除两个电容器组采用的SF6断路器外均采用真空断路器。5.1 断路器主要技术参数表9 220kV SF6断路器主要技术参数表高压交流瓷柱式SF6断路器（安装位置：万千线间隔）型号 LW35-252/T400

42、0-50闭锁压力0.52 MPa出厂编号 2011.86温度等级-40 -+40额定电压252Kv雷电冲击电压1050kV额定电流4000A操动机构型号弹簧额定频率50HzSF6气体重量33kg额定绝缘水平460kV(工频)开关总重4500kg额定开断电流50kA操作顺序O-0.3S-CO-180S-CO额定热稳定时间4S出场日期 2011年11月SF6额定压力0.6MPa制造单位河南平高电气股份有限公司报警压力0.55MPa表10 35kV户内真空断路器主要技术参数型号ZN12-40.5/T-1250（2500）-31.5额定短路关合电流63kA(80kA)额定电压40.5kV操作顺序O-0

43、.3S-CO-180S-CO额定电流1250A（2500A）机械寿命20000/40000次额定频率50Hz操作机构型号DYT弹簧操动机构额定绝缘电压40.5kV储能电机功率275W、电压220V DC、电流1.3A、时间15s工频耐受电压95kV合分闸线圈额定电压220V DC雷电冲击耐受电压峰值185kV合分闸线圈额定电流0.89A额定短路开断电流31.5kA过流脱扣器额定电流5A额定峰值耐受电流63kA(80kA)机械寿命20000次额定短时耐受电流（3S）31.5kA注：表中括弧为进线开关柜数据。表10A 35kV户内SF6断路器主要技术参数型号LN2（2000）-40.5/T-125

44、0-31.5额定短路关合电流80kA额定电压40.5kV操作顺序O-0.3S-CO-180S-CO额定电流1250A机械寿命20000/40000次额定频率50Hz操作机构型号DYT弹簧操动机构额定绝缘电压40.5kV储能电机功率275W、电压220V DC、电流1.3A、时间15s工频耐受电压95kV合分闸线圈额定电压220V DC雷电冲击耐受电压峰值185kV合分闸线圈额定电流0.89A额定短路开断电流31.5kA过流脱扣器额定电流5A额定峰值耐受电流80kA机械寿命20000次额定短时耐受电流（3S）31.5kA5.2 断路器的作用、组成5.2.1 断路器的作用：接通或断开电路正常运行中

45、空载电流和负荷电流。当电路发生故障时，与保护及自动装置配合迅速自动切断故障电流。5.2.2 断路器的组成：由导流部分、灭弧部分、操作机构部分组成。5.3 断路器投运和检修的验收检查5.3.1 断路器检修后，结束工作票前，应将断路器放在“试验”位置或断开断路器两侧刀闸做断路器的跳、合闸试验，试验次数不少于两次，最后一次跳闸为手动跳闸，试验结果良好、位置指示正确。5.3.2 投运前应检查开关本体及有关设备系统的工作票全部收回，安全措施已全部拆除，具备投运条件。 5.3.3 断路器本体、断路器柜内及周围无杂物和遗留工器具、材料。5.3.4 SF6断路器SF6气体压力应正常，且无渗漏现象。5.3.5

46、SF6断路器无异味，管道接头正常。5.3.6 当空气湿度较大或环境温度在5以下时，SF6断路器加热器应投入。5.3.7 断路器各部分绝缘良好，无接地、短路现象。5.3.8 绝缘子、套管应清洁完整、无裂纹、放电痕迹，真空断路器真空管无破损。5.3.9 负荷侧过电压吸收装置良好。5.3.10 断路器位置指示器与实际相符。5.3.11 断路器本体控制、测量、保护、信号、计量装置完好，正常投入，二次端子连接紧固。5.3.12“五防”功能齐全。5.3.13手动跳闸机构正常。5.3.14 开关计数器指示不大于规定值。5.3.15继电保护及二次回路作业后，应做好保护跳闸试验。5.3.16开关基础牢固，无明显

47、倾斜或下沉现象；装置连接螺丝紧固。5.3.17检查液压机构供油泵电源正常并送电。5.3.18检查控制室和操作柜无异常信号指示。5.4 下列情况下，禁止将断路器投入运行5.4.1 保护装置故障或保护未投入前。5.4.2 “五防”功能故障，或功能不全。5.4.3 操作机构拒绝跳闸（不论是远方跳闸还是就地手动跳闸）。5.4.4 35kV负荷侧过电压吸收装置退出时。5.4.5 绝缘子有裂纹、放电痕迹。5.4.6 断路器事故跳闸次数达到规定值，未做解体检查时。5.4.7 SF6断路器气压低于规定值（额定压力0.60MPa）。5.4.8三相不同期的开关严禁投入运行(分相合闸的开关除外)。5.5 断路器的运

48、行规定5.5.1 新安装或大修后的断路器，投入前必须验收合格才能施加运行电压。5.5.2 断路器运行时，其工作电压和工作电流不应超过额定值，断路器各部及辅助设备应处于良好工作状态。5.5.3 断路器机构未储能时，严禁操作开关合闸。5.5.4 正常情况下，断路器的操作均应在远方进行，仅在调试或事故处理时，才允许就地操作。5.5.5 分相操作的断路器，应在合闸一相后观察情况，电流稳定后再合下一相。5.5.6 对220kVSF6断路器的特殊规定5.5.6.1 当SF6气体压力低于0.55MPa时,应对照SF6气体温度压力特性曲线判断是否由外温引起的,若外温无异常变化,应通知试验所进行检漏。5.5.6

49、.2 当环境温度低于-30时，应加强监视防止出现液化现象。5.5.6.3 SF6开关出现气体密度低报警时，仍可以继续运行，但应及时补气，若因气体泄漏而闭锁时，应立即由上级电源断开退出运行。5.5.6.4 新安装的SF6开关其微水含量不大于150ppm，运行中的SF6开关其微水含量不大于300ppm。5.5.6.5 在夏季驱潮电热必须经常投入运行。5.5.6.6 SF6开关分、合闸指示器无论运行与否，检修人员均不得随意调整。5.5.6.7 运行中的SF6开关需要补气时，应先检验使用的气体是否符合新气标准，只有合格的SF6气体才能补入开关内。5.5.6.8 SF6气体水份检测应由专人负责，微水检测

50、周期应与气体检漏周期相同，微水检测标准应符合我国暂行标准和SF6气体绝缘变电站运行维修导则规定。SF6开关的年泄漏率不大于1%。5.5.7 SF6开关开断额定短路电流达到规定的次数后应进行临时性检修。5.5.8 真空断路器的有关规定5.5.8.1 操作2000次或两年时间应做维护：a.检查各部位螺钉有无松动。b.对断路器及操作机构各转动部位加润滑油。c.检查辅助开关触头接触是否良好、触点是否氧化。5.5.8.2 利用春秋检停电时间对断路器表面及机构内部进行清扫。5.5.8.3 真空灭弧室在使用20年或技术参数表中规定的短路电流开断次数后，要由专业人员更换灭弧室。5.5.9压力异常导致开关分、合

51、闸闭锁时，不准解除闭锁进行操作。5.5.10长期停运的开关在正式执行操作前，应通过远方控制方式进行试操作2-3次，无异常后方能按操作票拟定的程序操作。5.6 断路器日常巡视表11 断路器日常巡视项目表序号巡 视 内 容巡 视 标 准1开关位置分、合闸指示器指示正确，与实际运行状态一致2开关液压操作机构、油色、压力表指示1开关操作机构正常2检查机构管路3检查机构无异常声音、异味4检查液压机构压力表指示，在规定值内5箱内照明良好6. 油箱油位正常，无渗漏油，活塞杆位置正常7. 断路器无异常信号显示，油泵起、停时间正常3开关套管、支持瓷瓶1.检查套管、支持瓷瓶清洁、完好，无破损、裂纹、电晕放电声4开

52、关引线连接线夹1检查开关引线及线夹压接牢固、接触良好，无变色、铜铝过渡部位无裂纹2利用检查导线及线夹的颜色变化、有无热气流上升、氧化加剧、示温片或变色漆有无融化变色现象、夜间熄灯察看有无发红等方法，检查是否发热3雨雪天气，检查引线、线夹，对比有无积雪融化、水蒸气现象进行检查是否发热4以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测5检查高处的引线有无断股、无烧伤痕迹，可使用望远镜5开关SF6气体压力1. 检查开关SF6压力表指示：额定压力0.6MPa报警压力0.55MPa闭锁压力0.53MPa压力值应与环境温度相对应2 密度继电器完好、正常，无异常报警信号3开关本体周围无刺激性气味及其它异味、

53、异常声音6开关操作机构加热器、驱潮器、储能气泵、电机1检查加热器、驱潮器完好，工作正常2加热器、驱潮器开关正常应投“自动”位置。加热器在气温10以上退出，5以下投入。驱潮器的凝露控制器应工作正常3气泵无漏气，储气罐内无积水4. 分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟、异味7开关声音开关应无任何异常声音8端子箱1端子箱内清洁、门关闭严密2二次线无松脱及发热变色现象3电缆二次线孔洞封堵严密4二次接线、元件、电缆、刀闸、断路器、电流互感器等标志正确、清晰5.7 断路器的特殊检查5.7.1 每次事故跳闸后，应对断路器进行外部检查，套管应无烧伤、破裂现象，接头应无松动、发热和烧伤痕迹，各部应无变形。5.7.2 系统过电压后，应检查各部无火花及放电痕迹，断路器周围无异味、异音现象。5.7.3 恶劣天气下应增加开关检查次数，并着重检查开关上有无影响安全的杂物，瓷质部分有无断裂，各部位置是否漏油、漏气、有无过热、放电现象。6 隔离开关和接地刀闸 6.1 隔离开关主要技术参数表12 隔离开关主要技术参数表设备名称万千线线路侧刀闸220KV母线PT刀闸#1主变220KV侧刀闸规格型号GW23B-252DD（GW）GW23B-25