变电所巡视要点

1、第一节 一般要求及正常运行方式第 1 条：变电所运行中的设备，发生任何不正常现象时，应由值班人员和有关人员设 法尽快消除，并及时汇报调度，记入运行、设备缺陷等相应记录内。第 2 条：运行人员对各设备运行参数 （直流母线电压、 充电电流、 各高压母线侧电压、 主变各侧及线路、电流、有功、无功功率）应每小时记录一次。每日记录、计算全天电量和 母线平衡率，并记入表纸中。第 3 条：变压器的外壳上应有设备名牌、主变编号、冷却器编号，风扇编号，绝缘油 规格， 出线套管应涂相位色， 油标应划有油面监视线， 油位监视表在表的下部对应处挂有温 度曲线牌。1、开关和刀闸应标明名称和编号。2、避雷器、互感器、开关

2、柜、耦合电容器应标明名称。3、交直流分线箱及端子箱应标明名称。4、室外高压母线应有名称和相别标志，室内高压母线应有名称、标志并涂相别油漆（A黄、B绿、C红）。5、线路出口应有线路名称和相别标志。6、独避雷针应有编号。7、继电保护和自动装置屏，交直流屏，中央信号屏，控制屏前 后均应有名称标志，并应标在屏的横梁上。8、开关操作把手应标明名称和编号，开关机构分、合闸应有指示器。9、继电器应标明名称。10、继电保护压板、各种切换把手，按扭、压板及投停位置应标明名称。11、操作直流保险，动力保险应标明回路名称，极性，熔丝容量或整定电流。12、除控制屏上的表计可不标名称，只标相别外，其他位置的表计均应标明

3、名称，当 控制屏上操作把手多层排列时，仪表应标明回路名称。13、控制屏及保护屏上部的各小母线应标明母线名称。14、二次回路电缆应按有关要求悬挂电缆牌。15 、隔离开关的操作把手应涂红色，接地刀闸的操作把手应涂黑色。16、 对变压器及大负荷线路的电流表，应在额定电流的80处划上红线标记。17、对于电缆出线的线路电流表，查电缆运行规程规定。第 4 条：标志牌悬挂位置1、开关标志牌悬挂在便于观察分、合闸指示一侧。2、刀闸标志牌应挂在操作把手的上面。3、线路出口标志牌应挂在出线构架上，面对变电所里侧 （6 千伏出口标志牌挂在穿墙套管外侧下方） 。4 、各种仪表、按扭、切换把手的标志应标在其正下方。5、

4、开关操作把手的标志应标在开关操作把手的左上方。6、其他设备标志应悬挂在面向巡回道路一侧，便于运行人员观察。第 5 条：对充油的开关、互感器及消弧线圈要求使用 #45 绝缘油。第 6 条：配电装置室门窗要严密，设备标志齐全，照明充足，电缆沟封闭完好配电装 置应有警告牌。第 7 条：各 6kV 出线电缆及电流要求见附表 4第 8 条： 66 千伏系统正常运行方式66kv n段母线受鲁能甲线 6002电源，带#2主变，66kv I段母线、66kv分段6000开关、 #1电源进线进线间隔 6001、#1采掘场间隔6003、#2采掘场间隔6004、66kv I段母线电压 互感器、 #1 主变备用。第 9

5、 条： 6 千伏系统正常运行方式#2主变带6kv H段母线，H段母线带I段母线、油库（二）6210开关、加水站 6209 开关、疏干水提升泵房 （二） 6208 开关、 组装场 6207 开关、道路照明 6206 开关、日用消防泵房（二） 6205 开关、坑内排水处理间 6204 开关、 M35/M45 箱式变配电站（二）6212开关、M22/M23箱式变配电站（二）6213开关、M31/M41箱式变配电站（二）6214开关、M32/M42箱式变配电站（二）6215开关、M34/M44箱式变配电站（二）6216开关、M12/M13带式输送机箱式变配电站 6218开关;6kvI段母线带矿本部办公

6、楼 6104开关、机修车间6105开关、油库（一）6106开关、 疏干水提升泵房（一）6107 开关、日用消防泵房（一）6108 开关、爆破材料库地面制备站6109开关、加油站材料库 6110开关、M35/M45箱式变配电站（一）6117 开关、M22/M23箱式变配电站（一）6116开关、M31/M41箱式变配电站（一）6115 开关、M32/M42箱式变配电站（一）6114开关、M34/M44箱式变配电站（一）6113 开关、M21带式输送机箱式变配电站6112开关。第 10 条：所用变正常状态一台运行，一台备用。两台所用变二次不能并列运行。第二节 变压器第11条：变压器的上层油温最高不得

7、超过 95C,上层油温不宜经常超过 85C。第 12条：变压器的运行电压一般不应高于该分接头额定电压的105。第 13条：有载调压1、6千伏系统电压应在 5.7 6.3 千伏内变化时均为正常， 否则请示调度进行有载调压， 使电压在合格范围内。2、进行调压后，应检查控制屏上显示器与调压机构箱上位置显示器二者一致，然后记 录在专用记录簿内，包括调压前和调压后的电压值。变压器参数见附表 1第三节 气体绝缘金属封闭电器（ GIS）第 14 条 一般规定1 、严防外逸气体侵袭的意外事故：（ 1 ）当 SF6 泄漏报警时，未采取安全措施前，不得在该场所停留；（2）值班、检修人员出入的装有 SF6设备的场所

8、，应定期通风，通风时间不少于15min;（3） 进入电缆沟或低凹处工作时，应测含氧量及SF6气体浓度，合格后方可进入。2、防止接触电势危害人身：（ 1）操作时，禁止人员在设备外壳上停留；（2）运行中气体绝缘金属封闭开关外壳及构架的感应电压不应超过36V,其温升不应超过 30K3、 运行中应记录断路器切断故障电流的次数和电流数值；定期记录动作计数器的数值。4、 设备气体管道有符合规定的颜色标示，在现场应配置与实际相符的SF6系统模拟图 和操作系统图， 应表明气室分隔情况、 气室编号、 汇控柜上有本间隔的主接线示意图。 设备各阀门上应有接通或截止的标示。第15条 （GIS）设备巡视检查1 、 接地

9、应完好。2、各类箱门应关闭，加热器、驱潮器工作正常。3、无异常声响或异味。4、各种压力表、油位计的位置正确。5、断路器、避雷器的动作计数器指示正确。6、压力释放装置防护罩无异常，其释放出口无障碍物。7、无漏气、漏油。8、现场控制盘上各种信号指示、控制开关的位置正确。9、外壳、支架等无锈蚀、损伤。10、通风系统、 断路器、 隔离开关及接地开关的位置指示正确， 并与实际运行工况相符。11、各类配管及阀门无损伤、锈蚀，开关位置正确，管道的绝缘法兰与支架良好。第16条（GIS）设备定期检查1 、 检查接地装置。2、检查各类外露连杆的紧固情况。3、断路器得最低动作压力与动作电压试验。4、清扫气体绝缘金属

10、封闭开关外壳，对压缩空气系统排污。5、检查或检验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表。6、检查传动部位及齿轮等得磨损情况，对传动部件添加润滑剂。7、对操动机构进行维修检查，处理漏油、漏气等缺陷。第17条（GIS）设备异常及故障处理1 、 有下列情况之一者应立即报告调度，申请停运：（ 1 ）设备外壳破裂或严重变形、过热、冒烟； 、（ 2）防爆隔膜或压力释放器动作。2、运行中发生SF6气体泄漏时，应进行如下处理 ：（ 1 ）以发泡液法或气体检漏仪对管道接口、阀门、法兰罩、盆式绝缘子等进行漏气部 位查找；（ 2）确认有泄漏，将情况报告调度并加强监视；（ 3）发出“异常压力” 、“压力闭锁”信号时

11、，应检查表计读数，判断继电器或二次回 路有无误动；（ 4）如确认气体压力下降发出“压力异常”信号，应对漏气室及其相关连接的管道进行 检查； 在确认泄漏气室后， 关闭与该气室相连接的所有气室管道阀门， 并监视该气 室得压力变化， 尽快采取措施处理。 如确认气体压力下降发出 “压力闭锁” 信号且 已闭锁操作回路，应将操作电源拉开，并锁定操动机构，立即报告调度。第18条（GIS）设备SF6气体大量外泄，进行紧急处理时得注意事项：1 、工作人员进入漏气设备室内，必须穿防护服、戴防护手套及防毒面具；2、室内开启排风装置 15min 后方可进入；3、在室外应站在上风处进行工作。第 19 条 储能电动机有下

12、列情况之一，应停用并检查处理：1 、 打压超时；2、压缩机超温；3、集体内有撞击异声；4、电动机过热、有异常、异味或转速不正常。GIS 组合电器设备参数见附表 7 至附表 15第四节 高压开关柜第 20 条 一般规定1、具备五防功能，操作时按照联锁条件进行。2、柜体真面有主接线图 ;柜体前后标有设备名称和运行编号, 柜内一次电器回路有相色标识 , 电缆孔洞封堵严密 .3、小车开关推入“运行”位置前应释放断路器操动机构的能量，推入“运行”位置后应 检查是否已到位并锁定； 小车开关拉出在 “试验” 位置应完全锁定；任何时候均不准 将小车开关置于“试验”与“运行”位置之间的自由位置上；小车开关拉出后

13、，活门 隔板应完全关闭； 每次推入手推式开关柜之前， 应检查相应断路器的位置， 严禁在合 闸位置推入手车。4、当环境湿度低于设备允许运行湿度时， 应开启驱潮装置； 当环境温度低于设备允许运 行温度时，应开启保暖装置。5、配合停电检查绝缘部件及灭弧室外壳、二次接线、机构箱辅助触点、活门隔板，二次 插头应无氧化、变形现象。第 21 条 高压开关柜巡视检查1、开关柜屏上指示灯、带电显示器指示应正常，操作方式选择开关、机械操作把手投切 位置应正确，驱潮加热器工作应正常。2、屏面表计、继电器工作正常，无异声、异味及过热现象。3、柜内设备正常；绝缘子完好，无破损。4、柜内应无放电声、异味和不均匀得机械噪声

14、。5、柜体、母线槽应无过热、变形、下沉，各封闭板螺丝应齐全，无松动、锈蚀，接地应 牢固。6、真空断路器灭弧室应无漏气， 灭弧室内屏蔽罩如为玻璃材料的表面应呈黄金光泽， 无 氧化发黑迹象； 瓷质部分及绝缘隔板应完好， 无闪络放电痕迹， 接头及断路器无过热。7、断路器操动机构应完好，直流接触器无积尘，二次端无锈蚀。8、接地牢固可靠，封闭性能及防小动物设施应完好。9、断路器事故跳闸后或者过负载运行时，增加下列检查。 （1）真空断路器有无异响、异常辉光，外壳有无裂纹或闪络现象； （2）各支持绝缘子有无破损、绝缘拉杆有无断裂、变形、移位； （3）操动机构分闸弹簧、缓冲器是否松脱、断裂、变形；（4）机构分

15、、合闸指示应正确，分、合闸线圈有无冒烟、过热，跳闸铁心应复原，一字 连臂及合闸滚轮位置正常第 22 条 高压开关柜异常及事故处理。1、发生下列情况应立即报告调度，申请将断路器停运。（ 1）电流互感器故障；（ 2）电缆头故障；（ 3）支持绝缘子爆裂；（ 4）接头严重过热；（ 5）断路器缺相运行；（ 6）真空断路器灭弧室故障。2、开关柜发生故障时，应及时对高压室进行事故排风。3、开关柜因负载增长引起内部温升过高时，应加强监视、作好开关柜的通风降温，必要 时应减负载。6KV 高压开关柜技术参数见附表 2第五节 互感器第 23 条：电流互感器不允许过负荷运行，二次不允许开路，作为保护用的电流互感 器二

16、次回路严禁短路。第 24 条：电压互感器停电前应考虑该电压互感器所带的保护及自动装置，电压互感 器切换，保护装置的交流电压与被保护的一次设备所在母线一致，两组电压互感器并列， 必须高压侧先并，低压侧后并，解列时与此相反。第 25 条：电压互器一次熔丝不应大于 0.5A ，并按规定选择限流型熔丝。二次按额定 选择。第 26 条：电压互感器二次回路不允许短路。第 27 条：由于电压互感器的开口三角没有隔离措施，当系统发生单项接地时，停、 备用的电压互感器一、二次有电，所以当系统接地单相接地时、严禁靠近或触及停、备用 的电压互感器一次。第 28 条： 66KV（ GIS ）设备电流互感器为电磁式电流

17、互感器，是一种在正常使用条 件下，其一次电流和二次电流实际成正比，且在联接方法正确时其相位差接近于零的互感 器。电流互感器为145kvGIS的组成元件之一，在额定电压为146kv，额定频率为50Hz的电 力系统中，供电气测量仪表和电气保护装置用。第29条：66KV（ GIS ）设备电流互感器为三相共箱式，每一相的二次绕组都由一个或多个缠绕式电磁线圈组成。GIS的导体为电磁感应的一次绕组。电流互感器的二次绕组固定在接地的金属圆筒上。电流互感器额定参数见附表 8第30条：（GIS）电压互感器为电磁式电压互感器， 是一种通过电磁感应将一次电压按 比例变换成二次电压的电压互感器。 用于将工作电压值降低

18、， 以使其适用于所连接的测量仪 器和保护装置，同样也使其适用于接地故障检测。第 31 条： 电压互感器分为三相结构和单相结构。 电压互感器为独立气室， 它自身的壳 体通过盆式绝缘子与 GIS气室隔开，内充SF6气体。电压互感器额定参数见附表 7第六节 母线和隔离开关第32条：本所GIS母线采用三相共箱结构，它们用于连接开关装置的各个部分。每个母线模块包括外壳、导体、盆式绝缘子、弹簧触头及触头座组成。导体及触头座由盆式绝 缘子支撑，母线模块与邻近元件之间的连接通过弹簧触头。第 33 条：不允许用刀闸拉合故障、接地和负荷电流。第 34 条：回路中没有开关时，可使用刀闸进行下列操作：1 、拉、合电压

19、互感器和避雷器 ;2、 拉、合母线和直接连在母线上设备的电容电流;3、 拉、合变压器的中性点消弧线圈，只有在系统没有接地故障时才可进行;第 35 条：本所 GIS 设备三工位隔离接地开关组合了隔离开关和接地开关的功能。其操动机构具有电动和手动两种驱动方式。机构对隔离接地开关提供的旋转运动，是通过齿轮、丝杠螺母组、槽轮等运动付之实现。第 36 条：本所 GIS 设备三工位隔离接地开关各种位置状态转换关系：1、当隔离接地开关处于隔离开关合闸状态时，它不能直接操作过渡到接地开关合闸状态，必须进行隔离开关分闸操作且分闸到位，才能实现接地开关的合闸操作。2、当隔离接地开关处于接地开关合闸状态时，它不能直

20、接操作过渡到隔离开关合闸状态，必须先进行接地开关分闸操作且分闸到位，才能实现隔离开关的合闸操作。第七节 熔断器第 37 条：电压互感器二次总保险按 3-5 安培选择，表计回路按 1-2 安培选择。第38条：6KV 66KV控制回路保险按 4-10安培选择，定期检查核对，氧化严重时及时 更换。第 39条： 6千伏电压互感器一次熔断器采用 0.5 安培。第 40条：所用变二次保险按 1-1.5 倍额定电流选择。第 41 条：运行人员对各种容量和电压等级的熔断器、熔丝、控制保护用保险管，应分 别保管存放， 结合停电机会由当值运行人员检查熔丝有无热氧化、 松动等情况， 更换时要核 对容量。第 42 条

21、：更换保险时应先检测备用保险完好，然后再进行更换。熔断器设备参数见附表 17第八节 避雷器和接地装置第 43 条： 雷电过后要检查放电计数器动作情况，并记入专用记录薄内。第 44 条： 66kV 及以上氧化锌避雷器应定期测量并记录泄露电流，检查放电动作情况。第 45 条： 变压器中性点应装有两根与地网不同处相连的接地引下线，重要设备以及设备构架等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线， 每根接地引下线均应复合热稳定 要求。连接引线应便于定期进行检查测试。第 46 条：接地电阻规定如下：1 、独立避雷针的接地电阻，一般不应大于10 欧姆。2、接地电网 3-5 年由试验所测定一次接地电阻，电阻

22、不应大于0.5 欧姆，不合格应处理。第 47 条：避雷器为六氟化硫罐式无间隙金属氧化物避雷器，一般加装在线监测仪，用 来测量泄露电流的数值和动作次数。第九节 电力电容器第 48 条：电容器使用注意事项1 、电容器应在额定电流下运行，但亦允许电流适当升高运行，然而该电流的数值不应 超过额定电流的 1.3 倍，如超过此值，应将电容器停止运行，以防电容器烧坏。2、 电容器应在额定电压下运行，不得超过额定值的1.05 倍，但亦允许在额定电压的1.1 倍下运行 4 小时。如果电容器使用电压即母线电压超过电容器额定电压的1.1 倍时，应将电容器停用。3、在接触停运的电容器线路端子（含中性点）前，必须进行放

23、电处理，避免残余造成 的点击事故发生。4、不论放电线圈接线正确与否，接触电容器组中性点前，必须将中性点接地放电，避 免中性点接地事故发生。第 49 条：电容器室巡视注意事项：1、电容器外壳不应有鼓肚、喷油及渗油等现象。2、电容器外部不应有放电痕迹，内部不应有放电声或其他异常响声。3、电容器部件应完整，引出端铜杆、瓷套管等不应松动，瓷套管应无裂纹和漏油，瓷 釉应物脱落等现象。电容器设备参数见附表 16第十节 电力电缆第 50 条：电力电缆有关规定：1、6 千伏以上高压电缆至少每年进行一次绝缘试验。2、电缆两端应挂有标牌，注明电缆标号，截面长度，芯数，起点和终点。3、电缆应排列整齐，不得交叉，电力

24、电缆与控制电缆应分开排列。4、电缆的弯曲半径应不小于下列规定：（ 1）纸绝缘多芯电力电缆（铅包、铠装）15 倍电缆外径；（ 2）纸绝缘单芯电力电缆（铅包、铠装或无铠装）20 倍电力外径；（ 3）铅包电缆、橡皮绝缘和塑料绝缘电缆及控制电缆（铅包或塑料护层）按制造厂规定第 51 条：电力电缆敷设时注意事项：1、电缆直埋敷设时，电缆沟底必须具有良好的土层，不应有石块或其他硬质杂物，否则应辅以 100 毫米厚的软土或砂层。 电缆敷设好后， 上面应铺以 100 毫米厚的软土和砂层， 然 后盖以混凝土保护板，覆盖宽度应超出电缆直径两侧各 50 毫米。但不得以的情况下，也允 许用砖代替混凝土保护板。2、直埋

25、电缆至土沟引进隧道、人井及建筑物时，应穿在管中，并在管口加以堵塞，以防 漏水。3、电缆从地下或电缆沟引出地面时， 地面上 2 米的一段应用金属管式罩加以保护， 其根 部应离地面 0.1 米。如无机械损伤可能的铠装电缆，则可不加保护；对无铠装电缆，则应加 以保护。4、地下并列敷设的电缆，其中接头盒位置须相互错开，其净距不应小于0.5 米。5、变电所的电缆沟、隧道、电缆井、电缆架及电缆线段等的巡查，至少每三个月一次。6kv 出线电缆参数见附表 4第十一节 继电保护和自动装置第 52 条：值班员应掌握继电保护定值，当负荷电流达到定值的80 时，应及时通知继电保护所，防止过负荷跳闸。第 53 条：继电保护动作后，应说细记录有关装置的动作时间，动作情况、准确汇报调 度，尽快恢复系统正常运行。第 54 条：继电保护运行中出现异常时，值班长无权打开继电器盒进行检查和处理，应 立即报告调度并通知继电专业人员处理。第 55 条：运行人员在继电保护工作上的职责1、运行人员应熟悉和执行省、地继电保护规程中有关变电所的部分及继电人员现场交 代事项，保护操作以继电人员现场交代事项为准；2、新设备投入或保护装置经过更改，运行人员必须和当值调度员进行定值和有关注意 事项的核对，无误后方可投入运行；3、运行人员必须定期对保护装置及其二次回路进行