设备巡视、操作及异常处理

1、 单元一 变压器的运行、巡视、操作及异常处理一、设备的巡视检查及要求（一）设备巡视检查分类一般分为正常巡视（含交接班巡视）、全面巡视、熄灯巡视、特殊巡视。1.正常巡视： 有人值班变电站，每天一般不应少于4次。一般应包括交接班时；高峰负荷时；晚间闭灯时。 无人值班变电站，220kV变电站每周两次；66kV变电站每周一次。2.熄灯巡视：无人值班220kV变电站每月一次、66kV变电站每季度一次。熄灯巡视应在负荷较大时进行。重点检查设备有无电晕、放电、接头过热现象。3.全面巡视：主要是对设备进行全面的外部检查，对缺陷有无发展作出全面鉴定，检查设备防火、防小动物、防误闭锁等有无漏洞，检查接地网及引线是

2、否良好。 4.特殊巡视： 特殊巡视检查是指在特殊情况下，根据设备的运行状况和运行要求，为确保设备正常运行而进行的巡视检查。遇有下列情况，应进行特殊巡视检查： 设备过负荷，或负荷有明显增加时。 设备经过检修、改造或长期停用后重新投入运行及新安装的设备投入系统运行时。 设备缺陷近期有发展时。 恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑的现象时。 法定节假日及上级通知有重要供电任务期间。 远动装置或“四遥”功能异常时。（二）设备巡视检查要求 1.巡视时按规定时间、路线和检查内容进行,准时巡视, 保持精力集中，巡视中不得进行其他工作,不得移开或越过遮拦。2.巡视中高压设备发生接地时，要保持安全距离，室外不得

3、接近故障点8米以内，室内不得接近故障点4米以内，未采取安全措施以前，应采取单脚着地或双脚并拢跳出故障点。若进入上述范围人员应穿绝缘靴，接触设备外壳和构架时，应戴绝缘手套。3.雷雨天气需要巡视室外高压设备时必须穿绝缘靴，不得靠近避雷器和避雷针。4.设备巡视时，必须戴安全帽，不得攀登设备构架。5.严格执行“五防”解锁规定，禁止随意动用解锁钥匙。6. 进入GIS设备室前应先通风15min，且无报警信号，确认空气中氧含量不小于18%，空气中SF6浓度不大于1000L/L后方可进入。7.在保护室内禁止使用移动通讯工具，开、关保护屏门应小心谨慎，防止振动够大。8.天气突然变化时的巡视检查应注意以下各项：

4、大风时，引线有无剧烈摆动、舞动、有无悬挂物，设备周围没有可能被吹到设备上的杂物。 雷雨后，瓷件有无闪络和放电痕迹及避雷器放电记数器数字有无变化。 下雪时，检查各引线接头有无发热现象。 气温极低时，注意结冰情况，设备上的冰条、冰柱有无危及安全运行的可能。 雨雾时，有无严重的放电现象。 气温过高或过低时，应检查各注油设备油位变化和密封情况。 大雨时，应检查生产区的积水情况，应无危及设备安全运行的可能。 9.设备接触部分发热时，该部位一般有以下现象： 1)小雨或浓雾时，该部位有明显的水气蒸发现象。 2)下雪天无积雪。3）金属油漆变色或变色漆变色。4）晴天可见明显的热气流上升现象。5）夜间巡视检查接头

5、有发红现象。二、变压器的运行与巡视1.变压器的油位和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应。储油柜的油标管，一般标有-300C、+200C、+400C三条油位监视线，分别表示环境温度为-300C、+200C、+400C时变压器对应的油位。注：现今一般采用磁针式油位计备注：+40线：表示安装地点变压器在环境最高温度为+40时，满载运行中油位的最高限额线，油位不得超过此线，+20线：表示年平均温度为+20时满载运行时的油位高度；-30线：表示环境为-30时空载变压器的最低油位线，不得低于此线，若油位过低，应加油。2.油位异常。常见的油位异常： （1）假油位：如变压器温度变化正常，而变压器油标管内

6、油位变化不正常或不变，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有： 油标管堵塞。 油枕呼吸器堵塞。 防爆管通气孔堵塞。 变压器油枕内存有一定数量的空气。（2）油面过低：油面过低应视为异常。当其低到一定限度时，会造成轻瓦斯保护动作；严重缺油时，变压器内部绕组暴露，会使其绝缘降低，甚至造成因绝缘散热不良而引起损坏事故。造成变压器油面过低或严重缺油的原因有： 变压器严重渗油。 检修人员因工作需要多次放油后未做补充。 气温过低且油量不足或油枕容积偏小，不能满足运行要求。（3）油位异常的处理 1)巡视中发现变压器油位异常时应及时处理。油位过高的要放油，使油位降至与当时温度相对应的高度。油位过低的则要进行补

7、油。 2)补油时应使用同油源、同牌号的合格油，严禁不同种类或不同用处的油混合使用。变压器（包括互感器、消弧线圈）的补油应从顶部油枕的注油塞进行，不允许从底部补油，防止冲起变压器底部杂质，水分和气泡进入线圈绕组内，造成绝缘降低或过热。3.变压器上层油温表及绕组温度表指示是否正常。强迫油循环风冷变压器，上层油温最高不得超过85。自然油循环风冷和自冷变压器，上层油温不宜经常超过85，最高油温不超过95。由于绕组温度计是间接的测量，在运行中仅作参考。备注：绕组温度计由温包、毛细管、电流匹配器、表头组成。温包插入油箱盖的温度计座内，当变压器油温升高时，温包内的感温介质体积增大，这个体积增量通过毛细管传递

8、到仪表内的弹性元件上，使之产生一个相对应的的位移；同时变压器的负荷电流通过CT二次输出给电流匹配器，经电流匹配器变流后，输出与变压器油温差相对应的电流给电热元件，通过电热元件加热后，弹性元件又增加一个位移量，两个位移经机构放大后便可驱动指针指示被测绕组的温度。（1）变压器油温升高的可能原因： 变压器过负荷。 冷却设备运行不正常。 油位过低。 变压器内部故障。 （2）变压器油温升高的处理： 当发现主变压器油温异常升高时，运行人员应立即判明原因并设法降低油温，具体内容如下： 检查各个温度计的工作情况，判明温度是否确实升高。 检查各组冷却器工作是否正常。 检查变压器的负荷情况和环境温度，并与以往同等

9、温度情况相比较。 检查冷却器各部位阀门开、闭是否正确。备注：通常是逆时针旋转手轮，阀门开启；顺时针旋转手轮，阀门关闭。注意阀体上箭头方向与出油方向一致。 当判明温度升高的原因后，应立即采取措施降低温度或申请减负荷运行。如果未查出原因，而油温较平时同一负荷和冷却温度下高出100C以上，且油温不断上升，则怀疑内部故障，应马上汇报调度，申请将变压器退出运行，进行检查。4.由于在油温在40左右时，油流的带电倾向性最大。因此变压器可通过控制油泵运行数量，来尽量避免变压器绝缘油运行在3545温度区域。备注：在40左右时，由于静电的作用，变压器油中杂质易形成小桥，这样沿小桥形成电击穿，使变压器绝缘强度降低。

10、5.有缺陷的变压器不宜过负荷运行。油浸式变压器正常过负荷值不应超过额定电流的1.3倍。强迫油循环风冷变压器过负荷时，应投入全部冷却器（包括备用冷却器）。6.变压器各部位无渗油漏油。应重点检查变压器油泵、压力释放阀、套管接线柱、各阀门、隔膜式储油柜等有无渗油、漏油。常见的部位和原因如下： 阀门系统：阀门胶垫材质、安装不良、放油阀精度不高，出现渗漏。 胶垫：接线柱、高压套管基座、套管CT出线柱胶垫不密封，出现渗漏。胶垫压缩量为其厚度的13左右，应有一定的弹性。但随运行时间的增长、温度过高、振动等原因造成老化、失去弹性、不密封。 绝缘子破裂渗漏油。 设计制造不良，高压套管升高座法兰、油箱外表、油箱底

11、盘大法兰等焊接处，制造和加工粗糙形成渗漏油。7套管油位应正常，套管外部无破损裂纹，无严重油污，无放电痕迹及其他异常现象。套管闪络放电会造成发热，导致绝缘老化受损甚至引起爆炸，常见原因如下： 套管表面过脏，如粉尘、污秽等。在阴雨天就会发生套管表面绝缘强度降低，容易发生闪络事故，若套管表面不光洁，在运行中电场不均匀会发生放电现象。 高压套管制造不良，末屏接地焊接不良、或末屏接地出线的瓷瓶心轴与接地螺套不同心、接触不良或末屏不接地，导致电位提高而逐步损坏绝缘。为降低法兰处的场强，提高沿瓷面的滑闪电压，在法兰内设有末屏，运行中末屏与法兰用导线相连 系统出现内部或外部过电压，套管内存在隐患而导致击穿。8

12、变压器声响均匀正常。正常运行的变压器发生持续均匀的“嗡嗡”声，这是由于铁芯中交变磁场作用，使硅钢片振动发出的。如果声音不均或有其他异常声音出现，应视为不正常现象。（1）变压器的声音比平时增大，且声音均匀。则有以下几种原因： 电网发生过电压。电网发生单相接地或产生谐振过电压时，都会使变压器的声音增大。此时应检查电网电压情况。 变压器过负荷、负荷变化较大（大电机、大电弧炉等），将会使变压器发出沉重的“嗡嗡"声。（2）变压器有“吱吱”放电声。可能是变压器器身或表面发生局部放电。若套管问题，在夜间或阴雨天气下，可看到变压器套管附近有蓝色的电晕或火花，说明瓷件污秽严重或涂RTV涂料。若变压器的

13、器身放电，变压器内部就会夹杂有“噼啪”或“吱吱”放电声，此时，应停止变压器运行，检查是不是铁芯接地放电，（3）变压器有爆裂声。若变压器声音中夹杂有不均匀的爆裂声，则是变压器器身绝缘有击穿现象，此时应立即将变压器停用检查。（4）声响中夹有水的沸腾声。可能是变压器绕组有较严重的故障或分接开关接触不良而局部严总过热引起，此时应立即将变压器停用检查。9.运行中冷却器的油流继电器应指示在“流动位置”且无颤动。一旦出现颤动，应尽快查明原因，防止脱落的挡板进入变压器本体内。10各冷却器手感温度应相近，冷却器组数应按规定启用，分布合理，风扇、油泵运转应正常。工作、辅助及备用冷却器是否按月切换，是否每月进行一次

14、电源切换。强油循环冷却器需满足如下规定： 采用冷却器的变压器具有按照满负荷运行需要的组数外，至少设有一组冷却器具备备用、辅助功能。 冷却器能按照设置的油面温度、负荷电流自动投入或切除。11. 油浸风冷变压器必须满足当上层油温达到550C时或运行电流达到规定值时，自动投入风扇；当油温降低到450C，且运行电流降低到规定值时，自动退出风扇。12.冷却装置故障时的运行要求及处理方式运行要求： 不允许在带负荷的情况下将强油冷却器全停，以免产生过大的铜油温差，使线圈绝缘受损伤。当运行中变压器冷却器全停时，在额定负载下，允许变压器运行时间为20分钟。若20分钟不能恢复冷却器正常运行时，当上层油温尚未达到7

15、50C时，允许上升到750C。但在这种状态下，变压器最长运行时间不得超过1小时。 油浸（自然循环）风冷变压器，风机停止工作时，允许过载和运行时间，应按制造厂的规定。处理方式： 检查故障变压器的负荷情况，密切注意变压器绕组温度、上层油温情况。将情况向调度及有关部门汇报； 立即检查工作电源是否缺相，若冷却装置仍运行在缺相的电源中，则应断开连接； 立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压是否正常，若正常，则迅速切换至该工作电源； 立即检查冷却控制箱各负荷开关、接触器、熔断器、热继电器等工作状态是否正常，若有问题，立即处理； 发生冷却器全停时，随时与调度联系告知变电所变压器温度及处理情况，以便调度减负荷摆

16、布运行方式，如在规定时间内不能消除缺陷联系调度将变压器停运。13、吸湿器完好，吸附剂干燥，油封油位正常。连接管 硅胶 螺杆 密封垫圈：储运时密封用，安装时拆除 变压器油 罩 检查吸湿器，油封应正常，呼吸应畅通，硅胶潮解变色部分不应超过总量的2/3。硅胶变色过快的原因主要有： 如长期阴雨天气湿度较大吸湿变色过快。 吸湿器容量过小。 硅胶玻璃罩罐有裂纹破损。 吸湿器下部油封罩内无油或油位太低，起不到良好的油封作用，使湿空气未经油封过滤而直接进入硅胶罐内。运行中如果发现上部硅胶发生变色，应注意检查吸湿器上部密封是否受潮。14、引线电缆、母线接头应接触良好，无发热现象。接头接触处温升不应超过70K。1

17、5、压力释放阀、安全气道及防爆膜，应完好无损，无喷油痕迹。如今，变压器已用压力释放阀代替老式的防爆管，因为防爆管只能起到半密封作用，而不能起到全密封的作用。当变压器油压超过一定标准时，压力释放阀便开始动作进行溢油或喷油，从而减小油压，保护了油箱。溢出过多的油后压力释放阀会自动复位，仍起到密封的作用。压力释放阀动作后，主控室后台机有信号报警以便运行人员迅速发现异常进行处里。16、有载分接开关的分接位置及电源指示应正常。操作机构中机械指示器与控制室内分接开关位置指示应一致。有载分接开关切换分接头的要求： 在切换过程中，保证电流是连续的。 在切换过程中，保证不发生间接短路。(a)动触头4接于分接头(

18、b)分接头5接入过渡电阻 (c)过渡电阻串入负载电流回路 (d)动触头滑倒分接头5 17、气体继电器内应无气体。（1）变压器轻瓦斯动作的原因 变压器内部由轻微损伤，局部过热产生少量气体。 在变压器新安装或大修时，加油、滤油、空气排放不净或密封不严。备注：新装、大修、事故抢修或换油后的变压器，在加电压前静置时间：110kV及以下24h；220kV 48h；500kV 72h。装有储油柜的变压器，带电前应排尽升高座、散热器、及净油器等上部的残留空气。对强油循环的变压器，应开启油泵，使油循环一段时间后将气排尽。开泵时变压器各侧绕组均应接地，防止油流静电危及操作人员的安全。 外部发生穿越性短路故障。

19、由于漏油使油位降低。 瓦斯继电气或二次回路故障。 呼吸不畅，排气未尽。（2）轻瓦斯动作后，应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析判断变压器的故障性质。若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，经色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。若气体是可燃的或油中熔解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。轻瓦斯动作发信后，如不能对气体继电器内的气体进行色谱分析，则可按下面方法鉴别：（1）无色、不可燃的是空气；（2）黄色、

20、可燃的是木质故障产生的气体；（3）淡灰色、可燃并有臭味的是纸质故障产生的气体；（4）灰黑色、易燃的是铁质故障使绝缘油分解产生的气体。如果轻瓦斯动作发信后经分析已判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时应尽快将该变压器停运。18、检查变压器各部件的接地应完好。铁芯接地电流每月测量一次。铁芯对地的电流大于100mA时，表明铁芯多点接地。当接地电流大于300mA时，应适时安排停电处理。在缺陷消除前，可采取加限流电阻将电流限制在100mA以下。19、变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105%，超过时应及时汇报调度。备注：当变压器运行电压超过额定电压时，变

21、压器铁心饱和程度增加，空载电流增大，电压波形中的高次谐波成份增大，超过额定电压过多会引起电压或磁通的波形发生严重畸变。当运行电压低于额定电压值时，对变压器本身没有影响，但低于额定电压过多时，将影响供电质量。20、变压器的并列运行基本条件：（1） 联结组标号相同；（2）电压比相等；（3）短路阻抗相等；如短路阻抗不同的变压器，可适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压，使并列运行变压器的容量均能充分利用；（4）容量相等,如容量不等最大不超过3:1；（5）新装或变动过内外连线的变压器，并列运行前必须核定相位。不符合并列条件的变压器并列运行会产生的后果： 备注：当变比不相同而并列运行时，将会产生环流，影响

22、变压器的输出功率。如果是百分阻抗不相等而并列运行，就不能按变压器的容量比例分配负荷，也会影响变压器的输出功率。接线组别不相同并列运行时，会使变压器短路。三、变压器的操作1油循环变压器在投运前，应先启用其冷却装置。空载或轻载时不应投入过多的冷却器。2.变压器的充电，应当由装有保护装置的电源侧用断路器操作，然后在负荷侧进行并列。因为变压器的保护和电流表均装在电源侧，故当变压器送电时，从电源侧充电，负荷侧并列有以下优点： 送电的变压器如有故障，对运行系统影响小，保护动作将故障切除，对其他设备的运行无影响，但如从负荷侧充电，故障将由运行的变压器保护装置动作，切除故障，同时该运行变压器所带的负荷也同时停

23、电，扩大了事故。 便于判断事故，处理事故，如何变压器电源侧断路器，若保护动作跳闸，说明故障在变压器上，合变压器负荷侧断路器若保护动作跳闸，说明故障在母线上。3.变压器停运时，应先拉负荷侧断路器，后拉电源侧断路器。然后依次按照负荷侧刀闸、电源侧刀闸的顺序进行停电操作。按上述顺序停电可以防止反充电。否则，先停电源侧，加大了电源侧断路器切断电路的负担。同时，遇有变压器内部故障，可能造成保护误动或拒动，延长故障切除时间或扩大停电范围。4.充电和充电试运行的变压器全部保护均应投跳闸。5.在11OkV及以上中性点直接接地系统中，投运或停运变压器的操作，中性点必须先接地。以防止开关三相不同期而产生操作过电压

24、，损坏变压器绕组的绝缘。投入后可按系统需要（按继电保护的要求设置）决定中性点是否断开。运行中变压器中性点接地刀闸如需倒换，则应先合上另一台变压器中性点接地开关，再拉开原来一台变压器的中性点接地开关。6.消弧线圈从一台变压器的中性点切换到另一台变压器的中性点时，必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。备注：防止出现虚幻接地，从而引起运行人员的误判断和不正确操作。7主变压器和消弧线圈一起停电时，应先拉开消弧线圈的刀闸，再停变压器；送电时相反。消弧线圈应在系统无接地现象时投切，在系统中性点位移高于0.5倍相电压时，不得用隔离开关切消弧线圈。8、主变压器

25、并、解列不得用刀闸进行。9、当有载调压变压器过载1.2倍运行时，禁止分接开关变换操作并闭锁；两台有载调压变压器并联运行时，允许在变压器85%额定电流及以下的情况下进行分接变换操作。升压操作时，应先操作负荷电流相对较小的一台，再操作负荷电流相对较大的一台，防止过大的环流。降压操作时与此相反。10、新投运的变压器应经五次全电压冲击合闸。进行过器身检修及改动的老变压器应经三次全电压冲击合闸无异常现象发生后投入运行。励磁涌流不应引起保护装置的误动作。每次间隔时间不少于5分钟。备注：全电压冲击合闸的目的：（1）拉开空载变压器时，有可能产生操作过电压，在系统中性点不接地，或经消弧线圈接地时，过电压幅值可达

26、44.5倍相电压；中性点直接接地时，可达3倍相电压，为了检查变压器绝缘强度能否承受全电压或操作过电压，需做冲击试验。（2）带电投入空载变压器时，会出现励磁涌流，其值可达68倍额定电流。励磁涌流开始衰减较快，一般经0.51s后即减到0.250.5倍额定电流值，但全部衰减时间较长，大容量的变压器可达几十秒，由于励磁涌流产生很大的电动力，为了考核变压器地机械强度，需做冲击试验。（3）励磁涌流不应引起差动保护误动作。11.变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将重瓦斯改接信号；当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常时，需要打开放气或放油阀门时，应将重瓦斯改接信号。单元二 互感器的

27、运行、巡视、操作及异常处理一、互感器的运行与巡视1互感器的正常巡视检查项目 油位是否正常，膨胀器指示位置应在正常范围。 呼吸器胶硅有无潮湿变色。 外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象。 互感器内部有无异常振动、异常音响及异味。 电流互感器有无过负荷现象，引线端子有无过热现象，或出现火花，接头螺栓有无松动。 各部分接地是否良好。 电压互感器端子箱内熔断器及自动空气开关等二次元件是否正常。2互感器的各个二次绕组(包括备用)均必须有可靠的保护接地，且只允许有一个接地点。3互感器应有明显的接地符号标志，接地端子应与设备底座可靠连接，并从底座接地螺栓用两根接地引下线与地网不同点可靠连接。接地螺栓直径应

28、不小于12mm，引下线截面应满足安装地点短路电流的要求。4中性点非有效接地系统中，作单相接地监视用的电压互感器，一次中性点应接地，为防止谐振过电压，应在一次中性点或二次回路装设消谐装置。5电压互感器允许在1.2倍额定电压下连续运行,中性点有效接地系统中的互感器,允许在1.5倍额定电压下运行30s, 中性点非有效接地系统中的电压互感器,在系统无自动切除对地故障保护时,允许在1.9倍额定电压下运行8h。6互感器二次绕组所接负荷应在准确度等级所规定的范围内。电压互感器二次绕组准确度等级：测量、计量用二次绕组准确级为0.5、0.2，保护用二次绕组准确级为3P、6P，剩余绕组准确级为6P。电流互感器二次

29、绕组准确度等级：测量0.2级，保护用P级，暂态保护用TPY级, 保护用TPS级.备注1：TPS级铁心不带气隙，适用于对保护复归时间要求严格的断路器失灵保护的电流起动元件;另一方面，适用于电流互感器并接的场合。TPY级铁心带有气隙，互感器不易饱和，具有较好的暂态特性，更适用于大容量发电机变压器组保护及超高压电网保护。 信息备注2：电流互感器容量不满足要求时，可将二次绕组串联，串联时变比不变，容量增加一倍；也可将一次线圈改为并联，或增大二次电缆截面、缩短二次电缆长度。7电压互感器二次回路中熔断器的额定电流应为最大负荷电流的1.5倍，各级熔断器熔断电流应逐级配合。备注：一般情况下，10kV PT二次

30、熔断器按5选择，22066kV PT二次熔断器按10A选择。8. 电压互感器二次不准短路，停用电压互感器时应考虑所带的保护停用。停用电压互感器时可能误动的装置： 距离保护 低电压保护 相间方向保护 检查无电压的重合闸 故障录波器9在带电的电流互感器二次回路上工作，应严格遵守安规的规定。若保护与测量公用一个二次绕组，当在表计回路工作时，应先将表计端子短接，以防止电流互感器开路或误将保护装置退出。10.电流互感器二次侧严禁开路，备用的二次绕组也应短接接地。电流互感器二次开路判断：若电流回路的表计指示负荷时有时无时，可能是回路处于虚接状态；差动保护和零序电流保护，由于回路开路后不平衡电流的产生，可能

31、引起误动作。开路相一次发生故障，相应的继电保护不动作，引起越级跳闸事故；开路后，互感器铁心严重饱和而过热，使外壳温度升高，严重时可能烧毁电流互感器；开路后，由于二次电压异常升高，可能引起放电，严重时会将绝缘击穿。电流互感器二次开路的处理： 发现电流互感器二次开路，应先分清故障属哪一组电流回路、开路的相别。汇报调度，解除可能误动的保护。 在保证安全的前提下，尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点。短接时，应使用良好的短接线，穿绝缘靴、戴绝缘手套。 若短接时发现有火花，说明短接有效。故障点在短接点以下的回路中，可进一步查找。 若短接时没有火花，可能短接无效。故障点可能在

32、短接点以前的回路中，可以逐点向前变换短接点，缩小范围。 尽量减小一次负荷电流。若电流互感器严重损伤，应转移负荷停电检查处理。 在故障范围内重点检查容易发生故障的端子及元件，或因检修工作时动过的部位。 检查出故障，能自行处理的问题，如接线端子等外部元件松动、接触不良等，可立即处理，然后投入所退出的保护。 若是不能自行处理的故障或不能自行查明，应汇报上级派人检查处理。11.电压互感器常见的异常判断与处理 三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相正常，线电压不正常，或伴有声、光信号，可能是互感器高压或低压熔断器熔断。电压互感器回路断线的电压分析：以66kV电压互感器为例：电压比： 66000/

33、3/100/3/100/3/100/3开口三角：零序动作电压整定为3060VV V V UAV V V B C QS FU FU故障性质相 别ABCABBCCA开三角电 压C相接地线电压线电压0正常正常正常 100C相高压熔断器熔断相电压相电压0正常相电压相电压 33.3C相二次保险熔断相电压相电压相电压/3正常小于相电压小于相电压 0UB=100/3 UA=100/3 C相接地 3U0=100 3U0=100/3 C相高压熔断器熔断 UC=0 UB=100/3 UA=100/3 C相二次保险熔断分析：A相作用 UCA1=-200/33 UBC1=-100/33 UC1=100/33B相作用

34、UCA2=100/33-1200 UBC2=200/33-1200 UC2=100/33-1200UCA=-200/33+100/33-1200 =100/33(-2+-1200)= 100/33(-3+1+-1200)= -100/3+100/33-600V V V 100/3-1200 UBC UC UBC UCA 100/3 100/3 UCA 100/3-1200 UC UBC=-100/33+200/33-1200 =100/33(-1+2-1200)=100/33(-1-1200+3-1200)= 100/3-1200-100/33-600 UC=100/33+100/33-120

35、0 =100/33(1+-1200)= 100/33-600电压互感器回路断线的处理： a 退出有关保护，防止误动作。 b 检查高、低压熔断器及自动空气开关是否正常，如熔丝熔断时，应及时调换二次熔丝。若更换后再次熔断，则不应再更换，应查明原因后再处理。c 检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。 中性点非有效接地系统，三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相升高（可达线电压），或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振；如三相电压同时升高，并超过线电压（指针可摆到头），则可能是分频或高频谐振。谐振的现象：a 基波谐振：一相电压低（但不为0），两相电压高（不超过3.

36、2相电压），线电压基本不变。PT有响声，与单相接地现象相似（假接地）。 b 分频谐振(谐振频率为50Hz的1/2、1/3、1/4)：三相电压同时升高，并超过线电压（不超过2.5倍相电压），三相电压表指针在相同范围内低频摆动。线电压的指示数基本不变。 c 高频谐振(谐振频率为50Hz的3、5、7倍)：三相电压同时升高，远超过线电压（可达到4倍线电压），要比分频谐振时高得多，线电压的指示数基本不变。谐振时会发出接地信号，如何区分谐振与接地的区别呢？若相电压有两相升高很多(超过线电压)、开口三角形电压大于33V，或消弧线圈上无电流，电压表有低频无规律性摆动，则可判断为谐振。若相电压一相降低，另两相升

37、高不超过线电压且线电压正常，可判断为接地故障。 高压熔断器多次熔断，可能是内部绝缘严重损坏，如绕组层间或匝间短路故障。 中性点有效接地系统，母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频摆动，一般为串联谐振现象；若无任何操作、突然出现相电压异常升高或降低，则可能是互感器内部绝缘损坏，如绝缘支架、绕组层间或匝间短路故障。 中性点有效接地系统，电压互感器投运时出现电压表指示不稳定，可能是高压绕组N（X）端接地接触不良。12.电流互感器常见的异常判断与处理 电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷或二次开路。 互感器产生异音，可能是铁心或零件松动，电场屏蔽不当，二次开路或电位悬浮，末屏开路及绝缘损坏

38、放电。 绝缘油溶解气体色谱分析异常，应由专业人员按有关规程进行故障判断并追踪分析。若仅氢气含量超标，且无明显增加趋势，其他组份正常，可判断为正常。13. 当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用（注意保护的投切） 电压互感器高压熔断器连续熔断23次。 高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时。 互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。 油浸式互感器严重漏油，看不到油位；电容式电压互感器分压电容器出现漏油时。 互感器本体或引线端子有严重过热时。 膨胀器永久性变形或漏油。 压力释放装置（防爆片）已冲破。 电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、二次短路，不能

39、消除时。二、互感器的操作1严禁用隔离开关或摘下高压熔断器的方法拉开有故障（油位异常升高、喷油、冒烟、内部放电）的电压互感器。备注：因为隔离开关和熔断器没有灭弧装置，易引起母线发生短路，导致事故的扩大、设备损坏或人身伤亡。此时，按该电压互感器所连母线故障处理，拉开该母线所连各回路断路器。处理时注意：人员不可靠近故障电压互感器。266KV及以下中性点非直接接地系统发生单相接地或产生谐振时，严禁就地用隔离开关或熔断器拉合电压互感器。3停运PT时，应充分考虑所带保护装置和自动装置的电压，防止误动或拒动。停用电压互感器时，先拉二次，后拉一次；送电时，顺序相反，防止电压反送。寄生回路备注：通过电压互感器二

40、次侧向不带电的母线充电称为电压互感器反充电。 如220KV电压互感器变比为2200（220000/100），停电的一次母线即使未接地，其阻抗（包括母线电容及绝缘电阻）虽然较大，假定为1兆殴，但从电压互感器二次侧看到的阻抗只有1000000/（2200）2 =0.2欧，近乎短路。故反充电电流较大（反充电电流决定于电缆电阻及两个电压互感器的漏抗）将造成运行中电压互感器二次侧小开关跳开或熔断器熔断。 220kV 1TV 2TV 220000/100 100V 4分别接在两段母线上的电压互感器，二次并列前，应先将一次侧经母联断路器并列运行。备注：防止运行中由于一次母线电压不平衡，使两组TV二次电压不等

41、而产生环流，造成二次保险熔断或空开跳闸。 I II G1 1G 2G G2 a b c DL a b c n a1 b1 c1 n a b c L n n a1 b1 c1 n a b c L n控制电源空气开关1PT隔离开关辅助接点重动继电器2PT隔离开关辅助接点重动继电器1G重动继电器2G重动继电器PT并列回路 G1 1PTJ G2 2PTJ1G 1GZJ 2G 2GZJ 7QK 1GZJ DL 2GZJ BLJ 1PTJ BLJ 2PTJ 1PTJ BLJ 2PTJ 1PTJ BLJ 2PTJ单元三 电容器的运行、巡视、操作及异常处理一、电容器的运行与巡视1新安装电容器投入前应进行3次冲

42、击合闸试验，冲击时，熔丝不应熔断。每次合闸间隔时间5分钟，应将电容器残留电压放完时方可进行下次合闸。备注：因电容器从网络中开断后，两极储有一定的电荷，该电荷使电容器极板上保持一定的残压。残压的初始值为电容器的额定电压，如果电容器在带电情况下再次投入运行，可能产生很大的合闸涌流和很高的过电压，甚至会导致电容器的击穿。2电容器组必须有可靠的放电装置，并且正常投入运行。高压电容器断电后在5s内应将剩余电压降到50V以下。电容器停电作业断开后，待自放电 510分钟后才能装设接地线。而且星形接线电容器中性点应接地。3.电容器允许在额定电压的±5%范围内运行。电力电容器过电压及持续时间按相关规定

43、执行，尽量避免在低于额定电压下运行。4.电流表指示超过额定电流.3倍时应将电容器停用，三相电流之差不应超过±5%。5.单台保护熔丝的额定电流应不小于电容器额定电流的1.43倍。6.变电所全停时，必须先断开电容器断路器，严禁变压器空载带电容器组。7.单台电容器熔丝熔断后应及时处理，工作前应进行对地及极间放电，更换新电容器应测绝缘。8电容器组新装投运前，在上部1/3处贴450C500C试温蜡片，外壳温度不超过50。电容器正常运行时，应保证每季度进行一次红外成像测温。9、电容器运行室温最高不允许超过400C。10电容器的投切应根据无功电压管理规定及调令执行，10kV电压一般应保持在1010

44、.7kV之间。投切电容器组是应满足以下要求： 分组电容器投切时，不得发生谐振（尽量在轻负载时切出）。 投切一组电容器引起母线电压变动不宜超过2.5%。11.运行中电容器无漏油、无声音、接点无过热。外壳无鼓肚、膨胀变形。熔断器、放电回路完好。电容器套管无裂纹及放电闪络痕迹，外观清洁。电抗器附近无磁性杂物存在，无渗漏油。二、电容器的操作1.电容器停运时：先拉开断路器，再拉开电容器侧隔离开关，后拉开母线侧隔离开关。2电容器组的断路器第一次合闸不成功，必须待5分钟后再进行第二次合闸。事故处理也不列外。3. 全站停电及母线系统停电操作时，应先拉开电容器组的断路器，再拉开各馈路的出线断路器。全站恢复送电时

45、，操作顺序与此相反。禁止空母线带电容器运行。三、电容器的故障处理1.电力电容器常见故障 外壳鼓肚变形。应立即将其退出运行。 严重渗漏油。应及时除锈、补漆。 温度过高。改善通风条件，限制操作过电压及涌流。 爆炸、着火。立即断开电源，用沙子或干式灭火器灭火。 单台熔丝熔断。测量绝缘、查清原因、更换保险，若双极对地绝缘电阻不合格或内部短路，应退出电容器。 套管闪络或严重放电。2.处理电容器故障的注意事项 电容器组断路器跳闸后，不允许强行试送。如果是过流保护动作，应查明原因，否则不允许再投入运行。 在检查处理电容器故障前，应先拉开断路器及隔离开关，然后验电装设接地线。 由于故障电容器可能发生引线接触不

46、良，内部断线或熔丝熔断，因此有一部分电荷可能未放出来，所以在接触故障电容器前，应带绝缘手套，用短路线将故障电容器的两级短接，方可动手拆卸。3.遇有下列情况时，应退出电容器： 电容器发生爆炸。 电容器严重喷油、着火。 电容器外壳温度超过550C，或室温超过400C时，采取降温措施无效时。 接头严重发热或电容器外壳试温蜡片溶化。 电容器外壳明显膨胀，有油质流出或三相电流不平衡超过5%以上，以及电容器或电抗器内部有异常声响。 电容器套管发生破裂并有闪络放电。单元四 断路器的运行、巡视、操作及异常处理一、断路器的运行与巡视1.液压操作机构压力、SF6断路器气压应符合制造厂要求。型 号液压机构压力(MP

47、a)SF6气体压力(MPa)额定油压重合闸闭锁油压分闸闭锁油压额定气压报警值闭锁值LW10B25228.025.022.00.40.320.3LW10B252(H)33.031.5270.40.350.33LW9-72.5弹簧操作机构0.50.450.42.液压操作机构、弹簧操作机构的电动机启、停泵应有信号，压力警报及闭锁装置良好。备注：由于温度变化、渗漏或安全阀泄压的可能，液压机构每天补压35次。油泵电机打压不应超过22.5min。弹簧机构的储能时间最大不超过20s。3.开关标志齐全清晰、分、合位置指示明显。4.套管、绝缘子应清洁，无裂纹、放电和闪络痕迹。5.液压机构应无渗、漏油。6.各接头

48、接触良好，无发热变色现象。7.真空断路器灭弧室应无放电、无异声、无破损、无变色。 8.机构箱密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。9加热器(除湿器)，正常完好，投(停)正确。备注：一般在环境温度低于+5时启动，当环境温度高于+15时保温加热器自动切除。二、断路器的操作1操作前，检查相应隔离开关和断路器的位置，应确认继电保护议已按规定投入。2.一般情况下，运行中的断路器，凡能够电动操作的，不应就地手动操作。无自由脱扣的机构，严禁就地操作。备注：自由脱扣的作用是：在合闸过程中，若线路发生故障，保护来分闸脉冲，开关可以跳闸。如果机构无自由脱扣，在合闸过程中若线路发生故障，则开关合闸后才能跳开，燃弧时间

49、长，有开关爆炸伤人的可能。3.远方用控制开关操作断路器时，不能用力过猛，以防损坏控制开关，不能返回太快，以防时间短断路器来不及合闸。操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化。4.断路器分、合闸动作后，应到现场确认本体和机构分合闸指示器及拐臂、传动杆位置，保证开关确已正确分、合闸，同时检查断路器本体有无异常。5.分相操作的断路器发生非全相合闸时，应立即将已合上相拉开，重新操作合闸一次。如仍不正常，则应拉开合上相，并切断断路器的控制电源，查明原因。6. 分相操作的断路器发生非全相分闸时，应立即拉开断路器的控制电源，手动操作将拒动相分闸，查明原因。7.液压（气压）操动机构，如因

50、压力异常导致断路器分、合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁，进行操作。8断路器运行中，由于某种原因造成SF6断路器气体压力异常，发出闭锁操作信号，应立即断开故障断路器的控制电源。断路器机构压力突然到零，应立即断开打压电源及断路器的控制电源，并及时处理。9对于储能机构的断路器，检修前必须将能量释放，以免检修时引起人员伤亡。检修后的断路器必须放在分开位置上，以免送电时造成带负荷合隔离开关的误操作事故。10真空断路器，如发现灭弧室内有异常，应立即汇报，禁止操作，按调度命令停用开关跳闸连接片。11手车式断路器允许停留在运行、试验、检修位置，不得停留在其他位置，检修后应推至试验位置，进行传动试验，试验良好后方可

51、投入运行。12、手车式断路器无论在工作位置还是在试验位置，均应用机械联锁把手锁定。三、断路器的事故处理（一）事故处理 断路器动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间，解除警报，并立即进行事故特巡，检查断路器本身有无故障。 对故障线路实施强送电后，不管送电良好与否均应对断路器进行外观仔细检查。 系统故障由于断路器拒动，造成越级跳闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器与系统隔离并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入运行。 SF6设备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。对户外设备，尽量选择从上风侧接近设备，对户内设备应先通风，必要时要戴防毒面具、穿防护服。（二）断路器

52、合闸失灵1 原因分析(1) 合闸保险，控制保险熔断或接触不良；(2) 直流接触器接点接触不良或控制开关接点及开关辅助接点接触不良；(3) 直流电压过低；(4) 合闸闭锁动作。2 处理方案(1) 对控制回路、合闸回路及直流电源进行检查处理；(2) 若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值；(3) 检查SF6气体压力、液压压力是否正常；弹簧机构是否储能；(4) 若值班人员现场无法消除时，按危急缺陷报值班调度员。（三） 断路器分闸失灵1原因分析(1) 分闸回路断线，控制开关接点和开关辅助接点接触不良；(2) 操作保险接触不良或熔断；(3) 分闸线圈短路或断线；(4) 操动机构故障；(5) 直流电压过低。2 处理方案(1) 对控制回路、分闸回路进行检查处理. 当发现断路器的跳闸回路有断线的信号或操作回路的操作电源消失时，应立即查明原因。 (2) 对直流电源进行检查处理,若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值； (3) 手动远方操作跳闸一次，若不成，请示调度，隔离故障开关。（四）液压机构压力异常处理1  当压力