330kV变电站运行规程

2017-11-25发布2017-11-26实施 电力有限公司发布 21.范围 32.规范性引用文件 33.支持性文件 3 44.1变电站简介 44.2现场运维人员的基本要求 54.3设备调管范围 64.4主接线及正常运行方式 75一次系统设备运行规范 75.1主变压器的运行 75.2站用变压器的运行 215.335KV并联电抗器的运行 225.435KV并联电容器的运行 225.4.15电容器的异常情况及处理 5.5开关的运行 5.6隔离刀闸的运行 5.7电压互感器和电流互感器 5.8避雷器的运行 5.9母线的运行 5.10高压支柱瓷绝缘子的运行 475.11防误闭锁装置 5.11.1防误闭锁装置配置情况 6二次系统设备运行规范 6.1直流配电系统 486.2继电保护装置运行的规定 6.3稳控装置运行 7.电气设备倒闸操作 7.1.倒闸操作规定 7.2倒闸操作基本步骤 7.3倒闸操作原则 7.4典型操作步骤 8变电站事故分析与处理程序 8.1.事故处理程序 附图：电气主接线图及开关铭牌 77电力图书馆公众号1.1本标准规定了330kVXX变电站电气设备的运行标准。1.2本标准适用于330kVXX变电站电气设备的运行工作。下列标准所包含的条文，通过引用而构成本规程的条文。本规程出版时，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，应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GBT50064--2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》GBT50065--2011《交流电气装置的接地》DL/T724--2000《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》DL/T949--2005《变电站运行导则》DL/T840--2004《(IEC41850)变电站通信网络和系统》DL/T587--2007《微机继电保护装置运行管理规程》GB/T31464-2015《电网运行准则》DL/T572--2010《电力变压器运行规程》1)陕电调【2009】49号《陕西电力系统调度规程》2)设备厂家技术说明书3)国家电网生【2003】243号《防止电气误操作装置管理规定》4)国家电网生【2004】434号《110kV(44kV)～500kV油浸式变压器(电抗器)管理规范》5)国家电网生【2004】434号《110kV(44kV)～500kV互感器管理规范》第3页共72页6)国家电网生【2004】434号《高压开关设备管理规范》7)国家电网生【2004】434号《10kV～44kV干式电抗器管理规范》8)国家电网生【2004】434号《10kV～44kV消弧线圈管理规范》9)国家电网生【2004】434号《110(44)kV～750kV避雷器管理规范》10)国家电网生【2004】434号《72.5kV及以上电压等级支柱绝缘子瓷绝缘子11)国家电网生【2004】434号《直流电源系统管理规范》12)国家电网生【2004】434号《高压并联电容器管理规范》13)国家电网生【2005】172号《输变电设备运行规范》14)国家电网生【2005】400号《国家电网公司十八项电网重大发事故措施》15)国家电网生【2004】512号《变电站管理规范》16)国家电网科【2011】133号《变电设备在线监测系统运行管理规范》17)国家电网安监【2009】444号《电力安全工作规程(变电部分)》18)国家电网安监【2005】145号《电力生产事故调查规程》19)西北电网调度【2008】594号《西北电力系统调度规程》20)西北电网电力调度中心《西北330千伏输变电设备调度管理规定》4.1变电站简介地面积约为29.9亩，于2013年12月18日开工建设，2016年3月31日建成投运；XXx线后续2016年12月14日投运；XXx线后续2017年11月29日投运。变电站本期建设有2台360MVA主变压器，远期规划有3台主变；330kV现有线路1回，与330kVOxx变相连，远期共规划有2回出线。110kV现有出线4回，分别为XXXX12回出线。35kV现有30Mvar并联电容器4组，15Mvar并联电抗器2组，500kVA站用变压器3台，远期共规划30Mvar并联电容器6组，15Mvar并联电抗器3组。开关有限责任公司产品。35kV采用单元式单母线接线方式，35kV及10kV开关柜采用天水长城开关厂有限公司I-AY1-40.5和KYN28A-12型高压开关柜。按31.5kA短路电流水平选择设备，变电站污秽等级按d级考虑。主变压器采用2台西安西电变压器有限责任公司生产的OSFPSZ-360000/330型户外单台式三相三线圈自冷/风冷有载调压自耦电力变压器，额定总容量为360/360/110MVA。330kV系统：LW13A-363/Y型高压六氟化硫罐式开关采用西安西电开关电气有限公司产品；隔离刀闸采用山东泰开刀闸有限公司产品；330kV避雷器采用西安神电高压电器有限公司生产的Y10W5-300/727型氧化锌避雷器；330kV电容式电压互感器采用桂林电力电容器有限责任公司生产的TYD330/√3-0.005H型电110kV系统：126kVHGIS采用西安西电高压开关有限责任公司产品；110kV隔离刀闸关采用山东泰开隔离开关有限公司产品；110kV避雷器采用西安神电高压电器有限公司生产的Y10W-108/281W型氧化锌避雷器；110kV电容式电压互感器采用桂林电力电容器有限责任公司生产的TYD4110/√3-0.002H和TYD4110/√3-0.001H型电压互感器。35kV系统：开关柜采用天水长城开关厂有限公司I-AY1-40.5型高压开关柜。35kV刀闸及避雷器由合容电气股份有限公司统一提供，并联电容器组采用西安西容自愈式电电容器装置。35kV干式空心并联电抗器采用合容电气股份有限公司产品。10kV系统：开关柜采用天水长城开关厂有限公司KYN28A-12型高压开关柜。4.2.1负责所辖变电站的日常、特殊、全面巡视工作，负责设备运行维护及定期切换试验。4.2.2负责接受调度指令，进行所辖变电站的现场倒闸操作、事故及异常处理。4.2.3负责所辖变电站设备工作票的工作许可、验收和终结等工作。4.2.4负责所辖变电站设备状态评价工作。4.2.5参加所辖新建、扩建、改造变电站工程(设备)验收和投运工作，负责生产准备等相关工作。4.2.6负责所辖变电站的运维管理和文明生产工作。4.2.7负责做好生产报表的填写、上报工作。4.2.8负责核对变电站一次模拟图的接线方式与现场一次方式相一致。4.2.9配合核对变电站后台监控信息与调控中心一致。4.2.10负责制订和完善所辖变电站事故应急预案。4.2.11负责防误闭锁装置检查维护。4.2.12负责辅助设施检查维护。4.2.13负责所辖变电站汇控柜、端子箱、机构箱，加热、驱潮装置检查维护。4.2.14负责所辖变电站一、二次设备及安全标识、标志检查维护。4.2.15负责所辖变电站C、D类维护性检修工作。4.3设备调管范围4.3.1省调调管设备4.3.1.1330kVXX变330kV所有电气设备，包括母线、开关、隔离刀闸及接地刀闸4.3.1.2330kVXX变本期新建的2、3号主变及其三侧开关(包括刀闸和接地刀闸)。4.3.1.3330kVXX变本期新建的110kVⅡ、Ⅲ母及其分段开关(包括刀闸和接地刀闸)。4.3.1.4330kVXX变本期新(改、扩)建的330kV设备。4.3.1.5330kVXX边线及其两侧设备(包括线路刀闸和线路接地刀闸)。4.3.2地调调管设备4.3.2.1330千伏XX变所有110kV出线间隔及线路均由榆林地调直接调管，陕西省调许4.3.3本站调管设备4.3.3.1330kVXX变本期新建的35kVⅡ、Ⅲ母及其所接设备(2、3号主变35kV侧开关及其刀闸、无功补偿除外)均由XX变自行调管。4.4主接线及正常运行方式4.4.1.2110kV为单母分段接线，分110kVⅡ母和Ⅲ母，设分段开关1个。4.4.1.335kV为单元式单母线接线，分35kVⅡ母和Ⅲ母。4.4.2.1330kV单母运行，XX边线3352开关及2、3号主变运行，3302、3303开关运行。2、3号主变为有载调压变压器，三侧额定电压为345±8×1.25%/121/35kV。杨井Ⅱ(备用)线路在Ⅲ母运行；3112分段开关冷备用。4.4.2.335kVⅡ、Ⅲ段母线运行，3502开关、3503开关运行，2、3号电抗器运行，3、4、5、6号电容器运行，2、3号站用变分别带站用400VⅡ、Ⅲ段运行。4.4.2.410kV农网运行，0#站用变充电备用。5一次系统设备运行规范5.1主变压器的运行5.1.1.1主变压器设备概况本电站现配备2台360MVA主变压器，为西安西电变压器有限责任公司生产的自耦5.1.2.1本站2、3号主变型号为OSFPSZ—360000/330,为XX油风冷型、有载调压、油浸式自耦变压器，其额定容量为360/360/110(MVA),额定电压345±8×1.25%/121/35kV,空载电流0.03%,空载损耗95.39kW。详细参数如表一：表一型号产品代号标准代号3相联结组标号户外空载电流空载损耗绝缘水平h.v.线路端子SI/LI/AC950/117h.v./m.v.中性点端子LI/AC11.v.线路端子LI/AC200/85kV油面温升油重75000(克拉玛依1-30℃,环烷基)kg短路阻抗(360MVA)最正额定最负上节油箱重345及121kV线圈间345及35kV线圈间187000(充气)kg121及35kV线圈间总重负载损耗最正额定最负出厂序号345/121kV在360MW时制造年月2015年03月345/35kV在110MW时一一制造厂家121/35kV在110MW时西安西电变压器有限责任公司5.1.2.2主变的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105%,本站主变分接由于2、3号主变为有载调压变压器，所以调度规定XX变主变的运行方式为：2、3号主变运行分接头位置为4,运行分接头位置下的额定电压为366.56/121/35(kV),运行中监视330kV侧实际运行电压范围为347.5—360.5kV;110kV侧实际运行电压范围为113—119kV;主变压器正常运行时，最高上层油温一般不得超过85℃。表二高压中压电压V电流A电压V电压V1234567895.1.3主变压器运行巡视检查维护5.1.3.1正常巡视检查项目(1)变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，及与本体相连的油路无渗漏；(2)变压器各部位无渗油、漏油；(3)套管油位、油色应正常，套管外部无破损裂纹、油污、放电痕迹、放电声音及其它异常现象；(4)变压器声响均匀、正常；(5)各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常，管道阀门开闭正确；(6)压力释放器应完好无损无渗漏；(7)吸附剂干燥无变色，油封油位正常；(8)引线接头应无发热迹象；(9)气体继电器内应无气体；(10)无载分接开关的分接位置及电源指示应正常；(11)检查变压器各部件的接地应完好；(12)各类指示、灯光、信号应正常；(13)各汇控柜应关严，无受潮无焦味，温控装置工作正常。(14)基础无下沉，裂纹。5.1.3.2特殊巡视检查项目5.1.3.2.1变压器如遇下列情况应进行特殊巡视(1)新投入或大修后的变压器投入运行后8小时内每1小时巡视一次，以后每4小时巡视一次，24小时后恢复正常巡视；(2)变压器有严重缺陷时；(3)气象突变后(如大风、大雪、大雾、冰雹、寒流、雷雨等恶劣天气);跳闸、有接地故障情况等，应加XX巡视，必要时，应派专人监视；(5)设备缺陷近期有发展时；(6)法定休假日、上级通知有重要保电任务时；(7)高温季节、高负荷期间。5.1.3.2.2特殊巡视检查项目(1)气温骤变时，检查储油柜油位和套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否有(2)大风、雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，套(4)浓雾、小雨、下雪时，套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪后不(5)雷雨天气(检查应在雷雨过后)套管有无放电闪络现象，并巡视避雷器计数器动(6)大雾天气检查套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分；(7)下雪天气应根据积雪溶化情况检查接头发热部位。检查引线积雪情况，防止套管因过度受力引起套管破裂和渗漏油等现象发生，应及时处理引线积雪过多和冰柱；(8)高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。(9)变压器过负荷运行时，应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器声音是否正常、接头是否发热、冷却装置投入量是否足够、运行是否正常、压力释放器是否动作过。5.1.4主变压器的投运和停运5.1.4.1在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确，保护及自动装置按规定投入。5.1.4.2运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期投运者应定期充电(一个月),同时投入冷却装置。5.1.4.3在投运变压器之前应先将冷却器投入运行，冷却器应逐台启动，按负载情况控制投入冷却器的台数。5.1.4.4大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电源前静止时间不应小于72h。应开启油泵，使油循环一定时间后将气排尽，开泵时变压器各侧绕组均应接地。5.1.5.1一般规定5.1.5.1.1变压器运行中顶层最高油温不得超过105℃,油温高报警值为85℃,油温高跳闸值105℃;绕组温高报警值95℃,绕组温高跳闸值130℃。本站油温高及绕组温度高全部只投信号。5.1.5.1.2主变各侧避雷器对内部过电压和外部过电压均能起到保护作用。运行中各侧避雷器必须投入运行。5.1.5.1.3在没有开启冷却器情况下，变压器不允许带负载运行，不允许长时间空载运5.1.5.1.4变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。5.1.5.1.5变压器运行中的监视(1)在试运行阶段，经常查看油面温度、油位变化、储油柜有无冒油或油位下降的现象。(2)经常查看、测听变压器运行声音是否正常，有无爆裂等杂音，检查冷却系统运转是否正常。5.1.5.2变压器的运行电压和运行电流5.1.5.2.1变压器正常运行时应严格监视高、中、低压三侧电流不超过实际档位的额定值。否则，应汇报调度，必要时限负荷。5.1.5.2.2变压器的运行电压不应高于该运行分接额定电压值的105%(各分接头具体电压值可参考附录A主变参数表),此时变压器二次可带额定电流运行。对于特殊的使用情况(例如变压器的有功功率可以在任何方向流通),容许在不超过110%的额定电压下运行。5.1.5.2.3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、局部放电异常等)时，不宜超额定电压运行。5.1.5.3变压器在过负荷时，应加XX对变压器的温度及接头的监视、检查和特巡，发现异常立即汇报调度。5.1.5.4冷却装置的运行5.1.5.4.12、3号主变冷却系统配置冷却装置配有66片散热片及15台风机(型号为W8D910-CD03-05),15台风机共分5.1.5.4.22、3号主变冷却系统工作方式1.冷却系统应有两个电源，互为备用，如果电源全部停止供电，切除全部冷却器，额定负载下允许继续运行20min。当油面温度尚未达到65℃时，允许上升到65℃,但切除冷却器最长时间不得超过1h。2.油温启动风机：当油面温度高于55℃时，启动辅助风机。当温度持续降低至45℃时，辅助风机停止。3.当油面温度达到90℃时一段报警、油面温度达到100℃时二段报警或跳闸。4.当绕组温度达到100℃时一段报警、绕组温度达到110℃时二段报警或跳闸。5.1.5.4.3冷却器的运行与维护：1.变压器退出运行后，再断开冷却器电源，当变压器重新投入运行时，应先将冷却器启动。2.为防止油流静电对变压器绝缘的损害，冷却器启用时，不应同时启动所有冷却器组，而应逐组启动，尤其对停运一段时间后再投入的冷却器。3.投入冷却器组的台数应根据负荷和温度来确定，不应将备用冷却器组和工作冷却器一起全部投入运行。投入冷却器应交换使用，延长其使用寿命。4.冷却装置在运行中任何一部分发生故障均应迅速检查处理。5.主变停止运行冷却装置检修时，必须拉开I号Ⅱ号通风电源开关、刀闸和断开交直流信号电源，并作安全措施。6.主变在运行中，需检修某单组冷却器时，可将其控制开关切至“停止”位置，断开其快速开关和控制保险，并作好安全措施。7.风扇电机宜每半年拆洗、检修一次，以延长电机使用寿命。8.冷却装置油泵、风扇电机检修后，应检查其转向是否正确。9.冷却装置运行情况作好记录，每周切换运行冷却器。5.1.5.4.41、2、3号主变冷却系统简单故障及处理当任意一台风机发生故障时，将备用风机转换为工作状态，故障风机停止运行，不影响同组其它风机运行。此时应停下该台风机，进行处理。5.1.6主变压器附件的运行5.1.6.1主变有载调压机构运行5.1.6.1.12、3号主变的有载调压装置采用MR公司配套设备，当负荷电流达到85%In时，闭锁有载调压开关。5.1.6.1.2主变调压方式：“现场手动操作”四种方式。正常操作时仅可使用“远方电动操作”方式，当远方操作装置检查、试验和检修调试。(1)远方电动操作：在一次接线图主变界面需要调档的主变上点击右键，可选择“遥(2)本体智能组件柜操作：将汇控柜中“调压控制”把手由“远方”切至“就地”,通过按“升操作”、“降操作”来进行升降档的操作(非正常方式);(3)就地电动操作：在变压器有载调压分接开关控制箱内，按下就地调压按钮，对变压器进行分接头调压操作(非正常方式);(4)现场手动操作：(只用于装置检查、试验和检修调试)在变压器有载调压分接开关控制箱内，采用摇柄，对变压器进行分接头调压操作，此种方式只用于装置检查、试验和检修调试(非正常方式)。第13页共72页5.1.6.1.3远方电动调节变压器有载分接开关时，应遵守下列各项：(1)应逐级调压，同时监视分接位置及电压，电流的变化；按规定抄写相关数值并填写记录(2)每两次调整之间至少间隔1分钟。禁止不停顿地调整分接开关位置，防止其接触不良造成事故。(3)有载调压变压器并列运行时，允许在85%变压器额定负荷电流下的情况下进行分接变换操作，不得在单台变压器上连续进行2个变换操作，必须一台变压器的分接变换完成后，再进行另一台变压器的分接变换操作。两台有载调压变压器并列运行时，应轮流逐级调压，不得在单台变压器上连续进行调整分接开关位置操作，必须依次在一台变压器的调整分接开关位置完成后再进行另一台变压器的分接开关操作。每进行一次调整分接开关位置，都要检查电压和电流的变化情况。(4)对变压器分接开关进行升压操作时，应先操作负荷电流相对较少的一台，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。操作完毕，应再次检查并列运行的两台变压器的电流大小与分配情况。(5)不宜将分接开关调至“1”或“19”档运行。(6)有载调压变压器过载1.2倍以上或系统有短路故障时，应禁止分接变换操作。5.1.6.1.4变压器有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无制造厂规定者可参照以下规定：a.运行6～12个月或切换2000～4000次后，应取切换开关箱中的油样作试验；b.新投入的分接开关，在投运后1～2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；c.运行中的有载分接开关切换5000～10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时，应更换切换开关箱的绝缘油；d.操作机构应经常保持良好状态。e.长期不调和有长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。5.1.5.2储油柜的运行(1)单台主变本体配有XX阳海为电力设备有限责任公司制造的1只调压BP1型波纹膨胀储油柜。用于补偿变压器油由于温度变化而膨胀、收缩产生的容积变化。(2)波纹膨胀储油柜采用不锈钢内油式，实现了全密封，免维护，油位指示直观准第14页共72页器应完好，干燥、无变色。吸湿器有较多硅胶受潮变色时，说明硅胶已失去吸潮功能，必须更换硅胶。对单一颜色硅胶，受潮硅胶不超过2/3。本吸湿器采用湿度控制自动加(3)变压器运行中应注意对储油柜油位的监视，特别是温度或负荷异常变化时，应(5)主变正常运行时应确保储油柜胶囊与大气相连的管道畅通。(6)储油柜中的隔膜在变压器检修时应检查，发现渗油漏气或老化者应更换新隔膜；5.1.6.3瓦斯继电器运行(1)单台主变配置了德国EMB公司生产的BF80/10双浮子瓦斯继电器。在正常工作信号。聚集的气体量约为200-300立方厘米，其余产生的气体将沿着管道流向储油柜。(2)变压器正常运行时本体重瓦斯投跳闸、轻瓦斯投信号。本站轻瓦斯报警整定值(3)瓦斯继电器有三幅触点，彼此间完全电气隔离。一套用于轻瓦斯报警，另两套用于重瓦斯跳闸。瓦斯继电器每2-3年开盖一次，进行内部结构和动作可靠性检查。(4)当瓦斯继电器发信号或动作跳闸时，进行相应电气试验，并取气样进行必要的(5)主变带电加油时，应将重瓦斯退出，在工作结束24小时后确无问题时再投至跳(6)当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，应立即查明油面异常原5.1.6.4压力释放阀的运行(1)主变本体各有两只压力释放阀，为西安西变组件有限公司制造，型号为：(2)释压器属于变压器的非电量保护，其投退根据调度命令执行，值班人员作好记录。释压器动作后，需要人为手动复位，将释压器上方的鲜明标志杆按下即可。5.1.6.5套管的运行套管固定时，用力必须均匀，瓷套外表面应无损伤、爬电痕迹、闪络等现象；变压器引线与套管必须可靠连接，防止局部过热；变压器在注油后，纯瓷套管及其升高座的放气孔需充分放气。5.1.6.6集气盒的运行收集气体时旋松集气盒下端螺母(最下端)放油，瓦斯继电气内的气体在油压的作用下进入集气盒，当油快放完或气体全部进入集气盒后，旋紧集气盒下端螺母；在集气盒上端的取气门上套上橡胶软管，橡胶软管的另一头放入取气瓶内；旋松集气盒上端螺母(最上端),气体在油压作用下被排出。5.1.7MGA2000-6主变色谱在线监测装置的运行MGA2000-6变压器色谱在线监测系统主要目的是用来在线监测变压器设备油中溶解的特征故障气体(氢，一氧化碳，甲烷，乙烯，乙炔，乙烷)的含量及增长率，它由气体数据采集器和数据处理器两部分组成。气体采集器通过两根不锈钢油管与变压器侧部上下油接口连接，将变压器绝缘油循环至气体采集器，再由数据采集器对该气体进行分离，测量后，将信号通过通讯电缆传送至主控室数据处理器，数据处理器计算出结果，分析判断，得出变压器状态结论。5.1.7.1运行注意事项：5.1.7.1.1电源户外机柜工作电源为AC220V,取自变压器开关电源箱。主控室数据处理器工作电源为AC220V。该两处电源非特殊情况不得切断。5.1.7.1.2运行状态指示：户外机柜内部有三个指示灯，说明如下：红灯为电源灯，该灯亮表示设备处于设备通电状态，该灯为长亮。绿灯为运行灯，该灯亮表示设备处于采样测量状态，该灯每天亮一次，约4小时XX右。(系统设置每天测量一次，测量周期约4小时)黄灯为报警灯，该灯亮提示系统监测到变压器油中气体含量超标，此种情况应观察数据处理器显示数据及结果，并通知变压器油化验人员5.1.7.1.3载气：数据采集器工作需要载气用以被测气体的分离，户外机柜内安装有标准40升载气瓶(内充混合空气)正常工作压力气瓶侧压力大于1Mpa,输出压力大于0.15Mpa小于0.5Mpa,柱前压力为0.1Mpa。运行人员可每周观察一次，以便及时第16页共72页5.1.7.1.4数据观察：主控室数据处理器负责显示测量数据，运行人员可根据观察历史数据或实时数据得知变压器油中气体含量，也可以根据MGA2000-6系统计算结论了解变压器运行状态。若需手动启动装置运行，可单击右下角MGA2000-6服务器图标进入“实时监控”界面，选择仪器编号：1001#主变(或10033#主变)双击后，点击右下角“立刻自动运行”,装置即开始工作，约2小时后，可查看数据。5.1.7.1.5油路：变压器本体与户外机柜间通过两根6毫米不锈钢管路连接，日常巡视中请注意观察管路及接头间有无渗漏情况。若发现渗漏请及时关闭户外机柜内工作电源(空开),关闭变压器上下油接口处阀门。5.1.7.1.6主变大修时，如有对主变油箱.取真空过程，则必须关闭取油口阀门和回油口阀门，否则，会因为真空作用而损坏气体采集器。5.1.6.1.7应注意载气净化管的颜色，如果净化管内净化剂的颜色变成米色，则必须做活化处理或更换。5.1.7.1.8在长期停机后重新启动监测时，应通载气并将柱箱温度设置为60℃运行2小时以上方可投运。5.1.8主变充氮灭火装置BPZM-BDM-Ⅱ型排油注氮灭火装置(以下简称装置)是专门用于油浸变压器防护和灭火的一种新装置，弥补了当前水喷雾灭火系统及其他灭火系统不能预防火灾的不足。装置具有防爆、灭火的功能。即为防止火灾危险的产生而开发的成套灭火装置。5.1.8.1主变充氮灭火装置工作原理当变压器内部发生故障，油箱内部压力急剧增加，引起气体继电器跳闸触点动作，若变压器油起火时，探测器的感温元件熔断，触头接通。继电器线圈带电，不延时常开触头闭合，电磁机构动作，重锤把快速排油阀打开开始排油。在继电器整定延时过后，延时常开触头接通，继电器线圈通电，常开触点闭合，开启阀把氮气瓶打开，氮气瓶通过减压阀，注氮管路进入油箱底部，迫使油箱内部变压器油循环，油箱下部较低温度的油和顶层高温油混合，即可消除热油层，从而使表层温度降到闪电之下，油箱内部火焰5.1.8.2主变充氮灭火装置操作方法及注意事项启动：当“自动/断开/手动”选择开关置于“自动”状态时，若变压器发生火灾，则装置将自动执行灭火动作；当选择开关置于“手动”状态时，若变压器发生火灾，则第17页共72页需要运行人员确认火灾发生后，打开面板上的防护罩按下“手动启动”按钮，本装置将立即执行灭火动作。恢复：灭火装置一但投入灭火，其中的部分零部件将损坏，必须进行更换后，才能使用，一般需做如下工作：1)更换部分探测器的感温元件，严重的需要更换探测器：易熔件(140℃)熔断；2)更换变压器上烧坏的控制导线；3)对关闭阀进行检查，如有烧坏的密封垫等应更换；4)更换氮气瓶的电爆管；5)氮气瓶再充氮；6)对灭火装置进行全面检查，并重新调试。5.1.8.3主变充氮灭火装置日常维护及检查事项1)灭火装置在正常工作期间一直经受着严重的气候条件影响，为使其始终保持良好的灭火性能，每年应进行一次常规检查，通过一系列的检查试验来发现可以影响灭火装置正常工作的危害；2)关闭灭火装置应将控制箱电源按钮至于断开位置，信号灯亮，把氮气瓶开启阀引线与端子断开，把重锤从阀杆上取下；3)检查密封情况、如有渗漏，应进行处理；4)检查润滑电磁机构的拉杆与轴承；5)检查探测器状况，检查氮气瓶中氮气压XX应不小于13Mpa,不大于15Mpa(20℃),氮气瓶中的氮爆管每5年更换一次。5.1.9主变压器异常情况及事故处理5.1.9.1运行中的不正常现象和处理5.1.9.1.1值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。5.1.9.1.2变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行：a.变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；b.严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；c.套管有严重的破损和放电现象；d.变压器冒烟着火。5.1.9.1.3当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。5.1.9.1.4当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。5.1.9.1.5变压器油温升高超过制造厂规定或运行限值时，值班人员应按以下步骤检查a.检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的b.核对温度测量装置；c.检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停若不能立即停运修理，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。5.1.9.1.6当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时禁止从变压器下部补油。5.1.9.1.7变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。5.1.9.1.8铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取5.1.9.2瓦斯保护装置动作的处理应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，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，可根据有关规程和导则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，色谱分析判断为空气，则变压器可第19页共72页继续运行，并及时消除进气缺陷。若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：a.是否呼吸不畅或排气未尽；b.保护及直流等二次回路是否正常；c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；d.气体继电器中积集气体量，是否可燃；e.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；f.必要的电气试验结果；g.变压器其它继电保护装置动作情况。5.1.9.3变压器跳闸和灭火(1)变压器跳闸后，应立即停油泵并迅速查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。若变压器有内部故障的征象时，应作进一步(2)变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。(3)变压器异常及事故分析处理简表(气体继电器第一阶段)内部放电轻故障从气体继电器中抽出油涌(气体继电器第二阶段)内部放电重故障试验绝缘电阻、线圈电阻、电压比、励磁电流和气体分析压力释放装置动作内部放电差动保护动作内部放电涌流油温度高(第一阶段一报警)(第二阶段一跳闸)行情况第20页共72页(第一阶段一报警)(第二阶段一跳闸)行情况内部接地故障外部接地故障体继电器、压力释放阀等)油位低漏油注油检查储油柜隔膜，检查油密油不流动油泵故障电机不能驱动不供电电机故障5.2站用变压器的运行5.2.1设备概况及技术参数本电站现配备2台35kV站用变压器，容量为500kVA,采用山东泰开变压器有限公司SZ11-500/35型变压器，命名为：2号站用变、3号站用变。1台10kV站用变压器，容量为500kVA,采用山东泰开变压器有限公司SZ11-500/10型变压器，命名为：0号站用变。5.2.2.12、3号站用变参数产品型号3绝缘水平连接组别号短路阻抗安装地点户外生产厂家山东泰开变压器有限公司分接位置123456789高压电压(V)电流(A)低压电压(V)第21页共72页电流(A)5.2.2.20号站用变参数产品型号3绝缘水平连接组别号生产厂家山东泰开变压器有限公司有载调压参数分接位置1234567高压电压(V)电流(A)低压电压(V)电流(A)5.2.32、3号站用变压器低压侧原则上不并列运行，0#站用变低压侧与2、3号站用5.2.42、3号站用变有载调压开关的档位应调在相同位置，其正常运行时应放在手动5.2.5站用变压器低压电压应控制在385V—395V之间。5.3.135kV并联电抗器的作用是吸收系统无功，调整系统电压，其投退应遵守调度规定的电压曲线，根据110kV系统电压及时汇报调度，按调度命令投退。5.3.235kV并联电抗器的型号为BKGKL—5000/35,2组，单组额定容量为15Mvar,额定电压为35kV,额定电流为247.40A,电抗81.67Ω,损耗23.075kW。5.3.3电抗器运行时电压一般不应高于36.75kV,最高不允许超过38.5kV。压曲线。5.4.23、5号并联电容器单个电容型号为BAMH11/2—500—1W,4、6号并联电容器单个电容型号为BAMH12/2—500—1W。每相由二十台电容器并联组成，每台电容器并联一个全密封放电线圈，型号分别为FDG-11-5.0-1W、FDG-12-5.0-1W,保证在电容器停电后，其端子间电压降至50V的时间不大于5S。电容器组由3相60台电容器组成，电容器组每相串联一个电抗器，以限制短路电流、合闸涌流、抑制高次谐波。每组电容器配有氧化锌避雷器，以防止操作过电压。5.4.3每组电容器组的额定容量为30Mvar,额定电压为42kV,额定电流为275A。单只电容器的额定容量为500Kvar,额定电压为12/2kV,额定电流为83.33A,额定电容为45.16μF。5.4.4放电线圈的额定一次电压为11kV,额定容量为5000Var。5.4.5串联电抗器的型号为CKGKL—500/35—5,额定容量为500Kvar,额定电压为35kV,额定电流为454.55A。5.4.6电容器运行时35kV母线电压不允许超过46.2kV,电容器允许在1.05倍铭牌额定电压下长期运行，允许在1.1倍铭牌额定电压下短时运行(不应超过2小时)否则应立即将电容器退出运行。5.4.7电容器运行时应经常监视三相电流是否平衡，各相差值不宜超过5%,超过时，应立即进行检查处理。当电流超过额定电流的1.3倍即357.5A时，应立即将电容器退出运行。5.5.8任何情况下电容器跳闸，5分钟内不得XX送。由于保护动作，使电容器组跳闸，在未找出原因之前，不得重新合闸。5.4.9操作中切除轻载变压器时应先切除电容器组，投入时应先投变压器，再投电容器组。禁止变压器和电容器同时投切，或回路中接有电容器组时投切变压器。5.4.10电容器停用时间超过12个月，在加入运行前应进行耐压试验，试验前应测量电容量。如果电容量有显著变化且增加，则不允许将电容器投入运行。5.4.11电力电容器运行时，外壳温度不允许超过50℃。5.4.12为防止过电压损坏电容器，电容器组每次重新合闸应在断开5分钟后进行，严禁连续合闸。5.4.13电容器的巡视5.4.13.1电容器的正常巡视项目：第23页共72页a.检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹，表面是否清洁。b.母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热。c.设备外表涂漆是否变色，变形，外壳无鼓肚、膨胀变形，接缝无开裂、渗漏油现象，内部无异声。外壳温度不超过50℃。d.电容器编号正确，各接头无发热现象。e.熔断器、放电回路完好，接地装置、放电回路是否完好，接地引线有无严重锈蚀、断股。熔断器、放电回路及指示灯是否完好。f.电抗器附近无磁性杂物存在；油漆无脱落、线圈无变形；无放电及焦味g.电缆挂牌是否齐全完整，内容正确，字迹清楚。电缆外皮有无损伤，支撑是否牢固电缆和电缆头有无渗油漏胶，发热放电，有无火花放电等现象。5.4.13.2电容器的特殊巡视项目：a.雨、雾、雪、冰雹天气应检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电现象，表面是否清洁；冰雪融化后有无悬挂冰柱，桩头有无发热；建筑物及设备构架有无下沉倾斜、积水、屋顶漏水等现象。大风后应检查设备和导线上有无悬挂物，有无断线；构架和建筑物有无下沉倾斜变形。b.大风后检查母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热c.雷电后应检查瓷绝缘有无破损祈纹、放电痕迹，d.环境温座超过或住于规定温度时，税查温蜡片是否齐两或熔化一各接头有无发热珍象。e.开关故障跳闸后应检查电容器有无烧伤、变形、移位等，导线有无短路；电容器温度、音响、外壳有无异常。熔断器、放电回路、电抗器、电缆、避雷器等是否完好。f.系统异常(如振荡、接地、低周或铁磁谐振)运行消除后，应检查电容器有无放电，温度、音响、外壳有无异常。5.4.14维护项目1)新投入或停运时间超过一个月及以上的电容器组投运前均应用2500V摇表检查其绝缘应完好。2)电容器在投入运行前，必须试验合格，资料、图纸、记录齐全。3)电容器组各相的电容值应基本平衡相差不大于5%,单台电容器实测电容量不得超过铬牌额定值。4)电容器运行时环境温度必须在-40℃~45℃之间。第24页共72页6)在电容器上工作前，虽然放电线圈自动放电，但仍应用接地线对电容器反复放5.4.15电容器的异常情况及处理5)内部有放电声及放电设备有异响。5.5开关的运行全站330kV开关3台：2#、3#主变高压侧、XX尖线开关；110kV开关9台：2#、3#线运行、母联3112开关冷备用，备用2台；35kV10kV开关1台。5.5.1开关运行及操作的一般要求5.5.1.3新装或大修后的开关，投运前必须验收合格才能加入行。5.5.1.4开关经检修恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所设置的措施是否全部坼除，防误闭锁装置是否正常。5.5.1.5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方式操作。5.5.1.6操作前应检查控制回路、辅助回路、控制电源(气源)回路均正常、储能机构5.5.1.7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操作把手不宜返回太快。5.5.1.8开关在分闸操作时，若发现绿灯不亮，应立即瞬时取下控制保险，以防烧坏跳闸线圈及防跳继电器。5.5.1.9开关操动机构，如因压力异常导致开关分合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁进行操作。5.5.1.10每年对开关安装地点的母线短路容量与开关铭牌进行核对，当开关短路容量低于或接近安装地点的短路容量时，在短路故障开断后禁止XX送，并应停用重合闸。5.5.1.11开关进行分、合闸操作或事故跳闸后，应打开机构箱对机构进行全面仔细检查，检查开关机构各部分是否正常。5.5.1.12开关的正常操作次数和故障次数应分别进行统计。5.5.1.13开关正常巡视检查每天不少于一次。5.5.2高压开关设备的投运5.5.2.1投运前的准备a.运行人员应经过培训，熟练掌握高压开关设备的工作原理，结构事项和使用环境等；b.操作所需的专用工具，安全工器c.根据系统运行方式，编制设备事故预案.5.5.2.2投运的必备条件a.验收合格并办理移交手续；c.运行规程齐全，人员培训合格，操作工具及安全工器具完备.5.5.3开关的巡视检查项目5.5.3.1SF6开关的巡视检查项目c.分，合闸位置指示器与实际运行方式相符.d.软连接及各导流压接点压接良好，无过热变色，断股现象f.SF6气体压力表或密度表在正常范围内，并记录压力值第26页共72页i.接地螺栓压接良好，无锈蚀.j.基础无下沉，倾斜5.5.3.2高压开关柜巡视检查项目c.表计指示正常.d.操作方式切换开关e.正常在"远控"位置f.操作把手及闭锁h.高压带电显示装置指示正确i.位置指示器指示正确j.电源小开关位置正确5.5.3.3弹簧机构巡视检查项目b.储能电源开关位置正确c.储能电机运转正常d.行程开关无卡涩，变形h.加热器(除潮器)正常完好，投(停)正确i.储能指示器指示正常5.5.3.4特殊巡视项目a.设备新投运及大修后，巡视周期相应缩短，72小时以后转入正常巡视.b.遇有下列情况，应对设备进行特殊巡视：1)设备负荷有显著增加；2)设备经过检修，改造或长期停用后重新投入系统运行；3)设备缺陷近期有发展；4)恶劣气候，事故跳闸和设备运行中发现可疑现象；5)法定节假日和上级通知有重要供电任务期间.c.特殊巡视项目：1)大风天气：引线摆动情况及有无搭挂杂物；2)雷雨天气：瓷套管有无放电闪络现象；3)大雾天气：瓷套管有无放电，打火现象，重点监视污秽瓷质部分；4)大雪天气：根据积雪溶化情况，检查接头发热部位，及时处理悬冰；5)温度骤变：检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等情况；6)节假日时：监视负荷及增加巡视次数；8)短路故障跳闸后：检查刀闸的位置是否正确，各附件有无变形，触头，引线接头有无过热，松动现象，开关内部有无异音；9)设备重合闸后：检查设备位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的音响或气10)严重污秽地区：瓷质绝缘的积污程度，有无放电5.5.3.5正常维护a.合闸后检查合闸熔丝是否正常，若更换时应核对容量是否符合要求。b.对气动操动机构，按规定排水。c.冬季应检查加热装置是否正常。d.值班人员发现缺陷应及时汇报，并作好记录。5.5.3.6测温周期a.一般情况下应结合正常巡视进行。b.根据运行方式的变化，在下列情况下应进行重点测温：1)长期重负荷运行的高压开关设备；2)负荷有明显增加的高压开关设备；3)存在异常的高压开关设备；c.测温范围主要是运行开关设备的导流部位。5.5.4开关的操作5.5.4.1一般规定a.开关投运前，应检查接地线是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。b.操作前应检查控制回路和辅助回路的电源，检查机构已储能。c.检查油开关油位、油色正常；真空开关灭弧室无异常；SF6开关气体压力在规定的范围内；各种信号正确、表计指示正常。d.长期停运超过6个月的开关，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方式操作。e.操作前，检查相应刀闸和开关的位置；应确认继电保护已按规定投入。f.操作控制把手时，不能用力过猛，以防损坏控制开关；不能返回太快，以防时间短开关来不及合闸。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。g.操作开关柜时，应严格按照规定的程序进行，防止由于程序错误造成闭锁、二次插头、隔离挡板和接地开关等元件损坏。h.开关(分)合闸动作后，应到现场确认本体和机构(分)合闸指示器以及拐臂、传动杆位置，保证开关确己正确(分)合闸。同时检查开关本体有、无异常。i.开关合闸后检查：1)红灯亮，机械指示应在合闸位置；2)送电回路的电流表、功率表及计量表是否指示正确；3)弹簧操动机构，在合闸后应检查弹簧是否储能。j.开关分闸后的检查：1)绿灯亮，机械指示应在分闸位置；2)检查表计指示正确。5.5.4.2异常操作的规定a.无自由脱扣的机构，严禁就地操作；b.一般情况下，凡能够电动操作的开关，不应就地手动操作。5.5.4.3故障状态下操作规定a.开关运行中，由于某种原因造成SF6开关气体压力异常，发出闭锁操作信号，应立即断开故障开关的控制电源。开关机构压力突然到零，应立即拉开打压及开关的控制电源，并及时处理。b.真空开关，如发现灭弧室内有异常，应立即汇报，禁止操作，按调度命令停用开第29页共72页关跳闸压板。c.开关实际故障开断次数仅比允许故障开断次数少一次时，应停用该开关的自动重合闸。d.分相操作的开关发生非全相合闸时，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该开关的控制电源，查明原因。e.分相操作的开关发生非全相分闸时，应立即切断该开关的控制电源，手动操作将拒动相分闸，查明原因。5.5.5开关异常情况及事故处理5.5.5.1开关运行中有下列情况之一者应立即停运：1)SF6气体严重泄漏。2)套管有严重损坏，造成放电或漏气时。3)有异常声响和引线接触处严重发热，烧熔或烧断。5.5.5.2开关异常处理：1.电压低或无电源2.远方、就地切换开关位置不正确检查远方、就地切换开关位置是否正确端子是否松动出分闸失灵1.电压低及无电源否松动3.电压低检查是否可手动分闸低1.漏气1.电机电源开关故障或接触不良检查电源开关及二次线是否松动电机不启动2.限位开关损坏或接触不良更换限位开关或进行紧固3.交直流接触器烧损或接点接触不良5.5.5.3开关非全相运行的处理：分相操作的开关发生非全相合闸时，应立即将已合上相拉开，并重新操作合闸一次。如仍不正常，则应拉开合上相并切断该开关的控制电源，查明原因；分相操作的开关发生非全相分闸时，开关非全相保护应动作，并跳开其余在合的相，非全相保护未动时，应立即操作将拒动相分闸，查明原因。5.5.5.4开关故障跳闸处理：1)开关动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间，停止音响信号，并立即进行事故特巡，检查开关本身有无故障。等候调度命令再进行合闸，合闸后又跳闸亦应报告调度员，并检查开关；3)开关故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的开关脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。4)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，尽量选择从上风接近设备。5)下列情况不得XX送：(1)线路带电作业时；(2)开关已达允许故障掉闸次数；(3)开关失去灭弧能力；(4)系统并列的开关掉闸。5.5.5.5SF6开关本体严重漏气处理：1)应立即断开该开关的操作电源，在手动操作把手上挂“禁止操作”的标示牌。2)汇报调度，根据命令，采取措施将故障开关隔离。3)在接近设备时要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。5.5.6LW13A—363/Y开关的运行5.5.6.1开关额定电压为363kV,额定电流为3150A,额定短路开断电流为50kA,额定线路充电开断电流为350A,额定SF6气体压力为0.5Mpa,额定操作压力为53.1Mpa。5.5.6.2开关为每极双断口结构。每台产品由三个单极组成。每极包括大罐、灭弧室、充气套管、套管式电流互感器装配、操动机构。产品每极配用一台CYA4-V型液压弹簧操动机构，可单极操作，也可三极电气联动操作。大罐内充入额定压力为0.5MPa的SF₆气体(在20℃时)。大罐两端的检修手孔用来装配灭弧室以及检查断口上的弧触头和喷口。检修盖板上装有吸附剂。大罐顶部的手孔用于厂内装双断口组件和机械传动装置。在现场正常安装及检修时，手孔盖板是不打开的。5.5.6.3CYA4-V型液压碟簧操动机构，主要由五个功能模块组成，如下所示：a)贮能模块：由于由三组相同的贮能活塞、工作缸、支撑环和八片碟簧组成；b)监测模块：主要由限位开关、齿轮、齿条构成的贮能弹簧位置指示器及泄压c)控制模块：包括1个合闸电磁铁、2个分闸电磁铁、换向阀和调整分、合闸速度的可调节流螺栓；d)充能模块：主要由贮能电机、变速齿轮、柱塞油泵、排油阀和位于低压油箱的油位指示器组成；e)工作模块：主要由两端带有阶梯缓冲的活塞杆和工作缸组成，工作缸兼作固定其它功能元件的基座。5.5.6.4在灭弧室中充有0.50MPa具有优良的灭弧性能和绝缘性能的SF6气体，在开关分闸时，通过压气缸内产生的高压气流熄灭电弧。为了确保开关具有所需要的开断能力，操动机构中的控制回路中设有两种闭锁装置，一种是SF₆气体低气压闭锁，另一种是低油压操作闭锁。前一种由SF₆气体密度计实现。而后一种则通过固定在机芯上的限位开关实现。固定在支撑环上的齿条，随储能弹簧运动，转动与其啮合的齿轮，与齿轮同轴的凸轮带动限位开关接点通断状态。SF₆气体密度监控器采用表计合一的结构，表计内部装双金属片进行温度补偿，能直观监视气压变化(—20℃~60℃范围内，误差为2.5%,可以不必修正环境温度对SF₆气压的影响，直接充入额定气压的SF₆气体);对于环境温度低于—20℃,SF₆气体密度监控器需特殊订货，其外形和工作原理见图11。SF₆气体密度监控器可发出以下信号：a)当SF₆气体气压低于0.45MPa时，发出充气信号；b)当SF₆气体气压低于0.40MPa时，发出闭锁机构操作信号。开关本体内的SF₆气体密度降低至补气气压0.45MPa时，密度继电器的报警触点63GA动作，发出报警信号，提醒值班人员对开关补充SF₆气体。若SF₆气体密度继续降低至开关闭锁气压0.40MPa时，密度继电器的闭锁触点63GL闭合，使63GLX动作，切断分、合闸控制回路，开关不能进行分、合闸操作。为了保证产品良好的机械特性，该机构有两套低油压闭锁，当机构油压低于48.2MPa时，储能弹簧到合分闭锁位置，压力开关63HL2动作，切断合闸控制回路，开关不能进行合闸、合分操作。当机构油压低于45.3MPa时，储能弹簧到分闸闭锁位置，压力开关63HL1动作，切断分闸控制回路，开关不能进行分闸操作。5.5.6.5开关合闸回路为一套，分闸回路为两套(可同时工作，也可单独工作)。远方操作时，两套分闸回路要使用各自独立的操作电源。就地——远方转换开关43LR可按需要选择使用。机构箱中的分、合闸开关11—52可进行就地电动分合闸操作。相远方合闸操作信号，经过52a使合闸线圈52C带电，合闸电磁铁动作，开关合闸带动转换开关转换，52b切断合闸回路，52a接通分闸回路。分闸控制回路：从A91、B91、C91或A92、B92、C92来的三相远方分闸操作信号，经52a使分闸线圈52T₁或52T₂带电，分闸电磁铁动作，开关分闸，带动转换开关转换，52a切断分闸回路，52b接通合闸回路。,52a*为其中一对特殊接点，先于52a接通，使52Y防跳继电器动作，切断合闸回路。若合闸信号未撤除，分闸信号又给出，开关分闸，52a*打开，防跳继电器通过已闭合的常开接点52Y和R2自保持，合闸回路中的接点52Y仍断开，合闸回路仍不通，开关不会再次合闸。直至撤除了合闸信号，52Y继电器复位，合闸回路接通后，才能进行下一次合非三极运行保护回路：开关合闸时，若出现某极拒合种状态的延续时间超过时间继电器47T的整定时间，它的触点将接通而启动47TX,47TX整定时间一般为0.5s。储能电机回路：当操作机构进行一次操作后，压力开关33hb闭合，使接触器88M通电，接通电机回路，储能电机启动。碟簧储能到位后，压力开关33hb打开，电动机停转。如储能电机出现过负荷，热继电器49M使88M断电，电动机自动停机。热继电器49M的整定电流为5A。5.5.6.6330kV开关加热器的运行：每个机构内均装有加热器。常规使用环境下加热器为70W,低温使用环境下加热器为280W。5.5.6.7操作前注意事项b)碟簧储能(油压)应到位；5.5.6.8操作a)电动操作b)手动操作开关进行分、合闸操作。5.5.6.1开关额定电压为126kV,额定电流为3150A,额定短路开断电流为40kA,额定短时耐受电流(3s)为40kA,额定电流开断次数为2000次，额定短路电流开断次数为20额定工作气压额定报警压力(20℃)额定闭锁压力(20℃)5.5.6.2该开关每极为单柱单断口结构，呈I型布置。每台开关由三个单极组成，由b)进行就地和远方切换操作。开关在正常运行时，应将切至“远方”位置；当检修e)检查汇控柜内电源空开处于合闸状态；检查柜体、机构箱内温湿度控制器在正常状态；检查汇控柜门在关闭状态。5.5.7.1i-AY1-40.5-006铠装型移开式交流金属封闭开关柜，配弹簧储能机构。内装i-AY1-40.5开关，其额定电压为40.5kV,额定电流为1250A,额定开断电流为31.5kA。5.5.7.2开关在分闸操作时，若发现绿灯不亮，开关未分闸，应立即瞬时取下控制保险，以防烧坏跳闸线圈及防跳继电器。5.5.7.3开关加运在操作时，发现二次插头压力不足或接触不良时，应立即进行处理，处理好后方可将其投入运行。5.5.7.4开关小车装有机械联锁装置，即开关的操动机构与定位机构装有机械连锁，它能确保在拉动开关手车时使开关处于分闸状态。5.5.7.5手车推入试验位置起，应将二次插头插好，使二次回路投入工作，当手车需拉出柜外退出试验位置时，必须要拔掉二次插头，挂在门内之钩上以免损坏。5.5.7.6开关在加入运行时，应检查触头插入是否良好，接地是否可靠，在动静触头处、接地触头处涂工业凡士林油，在手车各转动部位加润滑油。5.5.8KYN25A-12-006型户内高压真空开关的运行5.5.8.1开关的额定电压为12kV,额定电流为1250A,额定开断电流为31.5kA,用于0#站用变10kV侧电源进线。5.5.8.2开关柜手车共有三个位置：工作位置、试验位置、撤运位置，设有联锁机构a.只有当手车在试验位置或工作位置时，开关才能被操作。b.只有当手车上的开关处于分闸状态时，手车才能移动。c.手车置于中间位置时，开关的电气合闸回路和合闸机械传动系统被闭锁，开关不能合闸。d.手车在试验位置或工作位置时，手车的电气控制回路才能接通，同时手车底盘内设置的阻止开关合闸的联锁机构才能解锁，开关才能合闸。e.只有当接地开关分闸后，手车才能被摇入到工作位置。f.接地开关处于合闸状态时，手车不能移向工作位置。g.手车在工作位置时，二次插件被锁定不能拔出。h.开关柜内设有检测一次回路运行的带电显示装置，由高压传感器和显示器两部分组成。5.5.8.3开关操作注意事项：第35页共72页a.手车在推进柜内时，确认开关已分闸；进柜时需作人力将手车推至试验位置，并给上二次插头后，方可将手车推至工作位置。推车之前，应将转运车前端中部的连锁片与柜体可靠连锁。手车拉出柜外时，确认开关己分闸，使用专用的转运车.出车前柜门开启应大于90度，抽出前确认活门已完全打开并且接地开关处于合闸状态，拔下二次插头，用人力将手车抽出柜外.b.手动(用储能摇把)或电动(将储能开关给上)使储能弹簧储能。合闸(必须在储能工作彻底完成后)操作手动合闸按钮或用操作把手实现分闸操作。分闸操作手动分闸按钮或操作把手实现分闸操作。c.将开关移至试验(或隔离)位置后，检查带电显示器的指示，确认电缆不带电后，将专用操作手把插入接开关的操作轴轴端，逆时针转动操作把手约90度，便可合上接地开关。把约90度，便可完成接地开关的分闸操作。5.6隔离刀闸的运行5.6.1330kV线侧刀闸型号为GW7F-363DD(W)/3150(A),额定电压为363kV,额定电流为3150A,短时耐受电流63kA/3s,配用手动操作机构。330kV变侧刀闸型号为GW22A-420DW/3150A,额定电压为363kV,额定电流为3150A,短时耐受电流50kA/3s,配用手动操作机构。5.6.2110kV刀闸型号为GW4-126DD(W)/2000A,额定电压为126kV,额定电流为2000A,接地开关额定短时耐受电流为40kA,配用CJ16G电动操作机构。5.6.335kV刀闸型号为GW4-40.5D/1250-4,额定电压为40.5kV,额定电流为1250A。短时耐受电流40kA/4s,配用手动操作机构。5.6.4刀闸的操作a.刀闸操作前应检查开关、相应接地刀闸确己拉开并分闸到位，确认送电范围内接地线已拆除。b.刀闸电动操动机构操作电压应在额定电压的85%～110%之间。c.手动合刀闸应迅速、果断，但合闸终了时不可用力过猛。合闸后应检查动、静触头是否合闸到位，接触是否良好。第36页共72页e.刀闸在操作过程中，如有卡滞、动触头不能插入静触头、合闸不到位等现象时，应停止操作，待缺陷消除后再继续进行。1)带负荷分、合操作；2)配电线路的停送电操作；3)雷电时，拉合避雷器；4)系统有接地(中性点不接地系统)或电压互感器内部故障时，拉合电压互感器；5)系统有接地时，拉合消弧线圈。5.6.6刀闸正常巡视检查每天不少于一次。5.6.7刀闸运行巡视检查维护1)标识牌标识清晰、完好；2)远方和就地的分、合闸位置指示正确，并与当时实际运行工况相符；3)绝缘子应清洁，无破损、无裂纹、无放电痕迹和电晕，无异常声音；4)触头接触是否良好，无过热、变色发红及位移现象；5)导电部分及支柱绝缘子表面无污秽，无破损伤痕，法兰处无裂纹，与瓷瓶胶合7)引线板接触良好、连接牢固，无松动、位移现象；8)引线弛度适中，松紧适当，无过紧现象，刀闸无受力现象；9)均压环安装牢固、平正；10)连接螺丝无松动、锈蚀、变形；11)机械闭锁装置完好，防误锁无生锈，闭锁可靠；12)机构箱、端子箱密封应良好、无受潮现象；箱内二次接线及端子连接良好，无13)检查机构箱内加热器是否投入，温控器、加热器等元件运行是否正常，加热回14)雨雪天气下应检查机构箱顶面无积雪积水；16)刀闸各转动部件无弯曲、变形、锈蚀现象；17)支架接地应良好，接地点明显、可靠，标志色醒目。螺栓压接良好，无锈蚀；18)刀闸连杆无弯曲，各部销子齐全，连接间隙配合适当；19)基础无下沉、塌陷，基础表面无开裂现象；20)刀闸周围无螺栓、销钉、垫片、弹簧、瓷片等异物。5.6.7.2.1遇有下列情况，应进行特殊巡视：1)新投运及大修后，巡视周期应缩短，72h以后转入正常巡视。2)负荷有显著增加；3)经过改造或长期停用后重新投入系统运行；5)恶劣气候、事故跳闸和设备运行中发现可疑现象；6)法定节假日和上级通知有重要供电任务期间。1)大风天气：大风时引线有无松动，有无悬挂物；2)雷雨天气：绝缘子有无闪络放电痕迹；3)大雾天气：绝缘子有无放电、闪络等现象，重点监视污秽瓷质部分；4)大雪天气：检查各接头处积雪是否立即融化，绝缘子有无冰溜及放电、闪络现5)温度骤变：气温急剧降低时检查机构箱加热装置是否投入，运行是否正常；5.6.8刀闸及操动机构应定期检修(每2年一次),如遇严重短路故障，应在故障后立即进行检修。5.6.9刀闸的检修项目：指接触面、清理干净涂工业凡士林油。接螺栓是否松动，连锁是否可靠等检查完毕，证实符合要求后，即在刀闸及其操作机构中各极转动摩擦的表面，均应涂以润滑脂。e.在合闸位置时，动静触头间隙应符合规定要求(30—50mm)。5.7.1电压互感器5.7.1.1电压互感器主要技术参数330kV采用桂林电力电容器有限责任公司生产的型号TYD330/√3-0.005H的电压互器有限公司生产的型号为REL-10电压互感器。1)瓷套应清洁完整，无裂纹，破损及放电现象和痕迹。2)连接导线应无过热、松股、断股、弛度过紧现象。3)母线智能汇控柜、光纤箱内密封应良好，无漏水、锈蚀，应保持干燥、清洁。5)电容式电压互感器分压电容器各节之间防晕罩连接是否可靠。6)基础有无裂纹下沉，架构接地是否可靠等。5.7.1.3电压互感器投运和检修验收5)具有均压环的互感器，均压环应安装牢固、水平，且方向正确。具有保护间隙7)电压互感器属成套供应产品，为保证产品精度，同一规格内各台电容器不得互10)制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。11)安装技术记录、器身检查记录、干燥记录等合格、完备、齐全、并且试验结果5.7.1.4.2电压互感器检修及消缺后的检查验收项目5.7.1.5电压互感器正常运行操作注意事项3)电容式电压互感器断开电源后，须将导电部分多次放电，方可接触。第40页共72页投入运行。5)电压互感器一般不应与空母线同时运行。6)电容式电压互感器可以在1.2倍的U.下长期运行；用于中性点有效接地系统的电压互感器可以在1.5倍的U.下运行30S,对F型可在1.9U.下运行8h。用于无自动切除故障的中性点非有效接地系统的电压互感器可以在1.9倍的额定电压下运行8h;为防止过电压的破坏，应采用适当的避雷器进行保护。7)运行中严禁接触或接近产品的带电部分包括瓷套，若需接触检查，事前应先将其从系统退出，进行放电并接地。8)电压互感器的运行规定A、运行中的电压互感器二次侧严禁短路，不得长期过电压运行。B、运行中的电压互感器二次绕组只允许有一点接地，站内所有YH二次接地相必须相同，即都是零相。二次空开配置应符合要求。C、停用电压互感器时，应将一次、二次回路全部隔离，以防二次回路反充电；在YH上工作时要特别注意采取措施，防止二次向一次反供电的危险。在二次辅助绕组(开口三角侧)的出口带电工作时，要严防将阻尼电阻短路和开路，以免造成谐振过电压。D、电压互感器高压保险必须使用合格的保险器，熔丝额定电流不得大于0.5A,二次空开符合级差要求。E、电压互感器高压保险连续熔断两次时，应停用检查，并对YH进行绝缘摇测。测量前，将一、二次线及中性点接线甩开，摇测一、二次之间，一次对地，二次对地，其绝缘电阻不得低于400兆欧。F、运行中电压互感器应注意有无异常响声，二次电压指示是否正常，开口三角电压是否明显升高，如有异常应停止运行，并及时上报公司联系专业班组处理。5.7.2电流互感器主要技术参数1)330kV采用的是西安西电高压开关有限责任公司生产的LMZH-363型电流互感器。2)110kV采用的是特变电工中发上海高压开关有限公司生产的GIS用电流互感器。3)35kV采用中国大连第一互感器有限责任公司生产的LZZBJ9-36/250WD4G型电流互感器。主变35kV侧采用西安西电高压开关有限责任公司生产的LMH-72.5型LH。5.7.2.3电流互感器运行巡视检查维护5.7.2.3.1正常巡视检查项目1)外部清洁，无严重锈蚀，基础牢固，外壳接地良好。2)瓷质部分清洁，完好无损，无裂纹及放电痕迹。3)无异常声响(运行中声音均匀极小或无声)。4)一般不允许过载，如过载应加XX监视，并详细记录过载时间、电流，并