设备巡视、操作及异常处理

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：①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。②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：①设备过负荷，或负荷有明显增加时。②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。③设备缺陷近期有发展时。④恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑的现象时。⑤法定节假日及上级通知有重要供电任务期间。⑥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1000μL/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：①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。②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。③下雪时，检查各引线接头有无发热现象。④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。⑤雨雾时，有无严重的放电现象。⑥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。⑦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-30[备注]：+40℃线：表示安装地点变压器在环境最高温度为+40+20℃线：表示年平均温度为+20-30℃线：表示环境为-302.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：①油标管堵塞。②油枕呼吸器堵塞。③防爆管通气孔堵塞。④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：①变压器严重渗油。②检修人员因工作需要多次放油后未做补充。③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：①变压器过负荷。②冷却设备运行不正常。③油位过低。④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：①检查各个温度计的工作情况，判明温度是否确实升高。②检查各组冷却器工作是否正常。③检查变压器的负荷情况和环境温度，并与以往同等温度情况相比较。④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。⑤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1004.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35℃～[备注]：在40℃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：①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。②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1／3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。③绝缘子破裂渗漏油。④设计制造不良，高压套管升高座法兰、油箱外表、油箱底盘大法兰等焊接处，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：①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。②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]③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．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：①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。②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，是否每月进行一次电源切换。强油循环冷却器需满足如下规定：①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。②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12.冷却装置故障时的运行要求及处理方式运行要求：①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750C时，允许上升到②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：①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；②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；③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；④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；⑤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①如长期阴雨天气湿度较大吸湿变色过快。②吸湿器容量过小。③硅胶玻璃罩罐有裂纹破损。④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。15、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：①在切换过程中，保证电流是连续的。②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(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517、气体继电器内应无气体。（1）变压器轻瓦斯动作的原因①变压器内部由轻微损伤，局部过热产生少量气体。②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；220kV48h；500kV72h。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。③外部发生穿越性短路故障。④由于漏油使油位降低。⑤瓦斯继电气或二次回路故障。⑥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、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：①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电，扩大了事故。②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，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4～4.5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6—8倍额定电流。励磁涌流开始衰减较快，一般经0.5～1s后即减到0.25—0.5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①油位是否正常，膨胀器指示位置应在正常范围。②呼吸器胶硅有无潮湿变色。③外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象。④互感器内部有无异常振动、异常音响及异味。⑤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。⑥各部分接地是否良好。⑦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，10kVPT二次熔断器按5选择，220～66kVPT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：①距离保护②低电压保护③相间方向保护④检查无电压的重合闸⑤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：①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；②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；③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；④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：①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。②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。③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。④若短接时没有火花，可能短接无效。故障点可能在短接点以前的回路中，可以逐点向前变换短接点，缩小范围。⑤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。⑥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。⑦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。⑧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①三相电压指示不平衡：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/√3/100/√3/100/√3/100/3开口三角：零序动作电压整定为30～60VVVVUVVVUAVVV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/UB=100/√3UA=100/√3C相接地3U0=1003U0=100/3C相高压熔断器熔断UC=0UB=100/3UA=100/3A相作用UCA1=-200/3√3UBC1=-100/3√3UC1=100/3√3B相作用UCA2=100/3√3∠-1200UBC2=200/3√3∠-1200UC2=100/3√3∠-1200UCA=-200/3√3+100/3√3∠-1200=100/3√3(-2+∠-1200)=100/3√3(-3+1+∠-1200)=-100/√3+100/3√3∠-600VVV100/√3∠-1200UBCVVV100/√3∠-1200UBCUCUBCUCAUCA100/√3∠-1200UCUBC=-100/3√3+200/3√3∠-1200=100/3√3(-1+2∠-1200)=100/3√3(-1-∠-1200+3∠-1200)=100/√3∠-1200-100/3√3∠-600UC=100/3√3+100/3√3∠-1200=100/3√3(1+∠-1200)=100/3√3∠-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。②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3.2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，另两相升高不超过线电压且线电压正常，可判断为接地故障。③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。④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。⑤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①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。②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放电。③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）①电压互感器高压熔断器连续熔断2～3次。②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。③互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。④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。⑤互感器本体或引线端子有严重过热时。⑥膨胀器永久性变形或漏油。⑦压力释放装置（防爆片）已冲破。⑧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。2．66KV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（/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/（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。寄生回路220kV1TV2TV/100100V4．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二次电压不等而产生环流，造成二次保险熔断或空开跳闸。IIIG11G2GG2abcDLabcna1b1c1nabcLnna1b1c1nabc控制电源空气开关1PT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G11PTJG22PTJ1G1GZJ2G7QK1GZJDL2GZJBLJ1PTJBLJ2PTJ1PTJBLJ2PTJ1PTJBLJ2PTJ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5－10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１.3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450C～500C9、电容器运行室温最高不允许超过40010．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10～10.7kV之间。投切电容器组是应满足以下要求：①分组电容器投切时，不得发生谐振（尽量在轻负载时切出）。②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，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①外壳鼓肚变形。应立即将其退出运行。②严重渗漏油。应及时除锈、补漆。③温度过高。改善通风条件，限制操作过电压及涌流。④爆炸、着火。立即断开电源，用沙子或干式灭火器灭火。⑤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。⑥套管闪络或严重放电。2.处理电容器故障的注意事项①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。②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。③由于故障电容器可能发生引线接触不良，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：①电容器发生爆炸。②电容器严重喷油、着火。③电容器外壳温度超过550C，或室温超过④接头严重发热或电容器外壳试温蜡片溶化。⑤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。⑥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(MPa)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LW10B—25228.025.022.00.40.320.3LW10B—252(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3～5次。油泵电机打压不应超过2～2.5min。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①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。②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。③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。④SF6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

当压力不能保持，油泵启动频繁时，应检查液压机构有无漏油等缺陷；2

压力低于启泵值，但油泵不启动，应检查油泵及电源系统是否正常，并报缺陷；3“打压超时”，应检查液压部分有无漏油，油泵是否有机械故障，压力是否升高超出规定值等。若液压异常升高，应立即切断油泵电源，并报缺陷。（五）液压机构突然失压处理1

立即断开油泵电机电源，严禁人工打压；2

立即取下开关的控制保险，严禁进行操作；3

汇报调度，根据命令，采取措施将故障开关隔离；4

报缺陷，等待检修；（六）SF6断路器本体严重漏气处理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；4

室内SF6气体开关泄露时，除应采取紧急措施处理，还应开启风机通风15min后方可进入室内。（七）故障跳闸处理1

断路器跳闸后，值班员应立即记录事故发生的时间，停止音响信号，并立即进行特巡，检查断路器本身有无故障汇报调度，等候调度命令再进行合闸，合闸后又跳闸亦应报告调度员，并检查断路器；2

系统故障造成越级跳闸时，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；3

下列情况不得强送：(1)线路带电作业时；(2)断路器已达允许故障掉闸次数；(3)断路器失去灭弧能力；(4)系统并列的断路器掉闸；(5)低周减载装置动作断路器掉闸。（八）误拉断路器1

若误拉需检同期合闸的断路器，禁止将该断路器直接合上。应该检同期合上该断路器，或者在调度的指挥下进行操作；若误拉直馈线路的断路器，为了减小损失，允许立即合上该断路器；但若用户要求该线路断路器跳闸后间隔一定时间才允许合上时，则应遵守其规定。单元五隔离开关的运行、巡视、操作及异常处理一、隔离开关的运行与巡视1

标志牌名称、编号齐全、完好。2

绝缘子清洁，无破裂、无损伤放电现象；防污闪措施完好。3

触头接触良好，无过热、变色及移位等异常现象；动触头的偏斜不大于规定数值。接点压接良好，无过热现象，引线驰度适中。4

连杆无弯曲、连接无松动、无锈蚀，开口销齐全；轴销无变位脱落、无锈蚀、润滑良好；金属部件无锈蚀，无鸟巢。5

法兰连接无裂痕，连接螺丝无松动、锈蚀、变形。6

接地刀闸

位置正确，弹簧无断股、闭锁良好，接地杆的高度不超过规定数值；接地引下线完整可靠接地。7

机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形。8

操动机构

密封良好，无受潮。9

应有明显的接地点，且标志色醒目。螺栓压接良好，无锈蚀。二、隔离开关的操作1.隔离开关操作前应检查断路器、相应接地刀闸确已拉开并分闸到位，确认送电范围内接地线已拆除。2.隔离开关电动操动机构操作电压应在额定电压的85%～110%之间。3.手动合隔离开关应迅速、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。4.手动分隔离开关开始时，应慢而谨慎；当动触头刚离开静触头时，应迅速，拉开后检查动、静触头断开情况。5.隔离开关在操作过程中，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。6.在操作隔离开关过程中,要特别注意若瓷瓶有断裂等异常时应迅速撤离现场,防止人身受伤。对GW6、GW16型等隔离开关，合闸操作完毕后，应仔细检查操动机构上、下拐臂是否均已越过死点位置。7.电动操作的隔离开关正常运行时，其操作电源应断开。8.操作带有闭锁装置的隔离开关时，应按闭锁装置的使用规定进行，不得随便动用解锁钥匙或破坏闭锁装置9.分相操作的刀闸（跌落式或所用变室外二次刀闸），合闸时先合两边相，后合中间相，拉闸时先拉中相，后拉两边相；10.允许用隔离开关的操作①开合220kV及以下等级的无接地故障时的电压互感器和无雷电活动时的避雷器；②开合220kV及以下电压等级的空母线；③开合断路器在合位的环路电流，此时环路内断路器操作电源必须拉开；④开合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超5安培的空载线路；⑤开合系统无接地、无谐振的变压器中性点；⑥开合空载的所用变压器。11.严禁用隔离开关进行下列操作①带负荷分、合操作；②雷电时，拉合避雷器；③系统有接地或电压互感器内部故障时，拉合电压互感器；④配电线路的停送电操作；⑤系统有接地时，拉合消弧线圈。三、隔离开关的异常处理1

隔离开关接头发热（1）隔离开关接点过热的原因①隔离开关连接处接头松动，接触面电阻增大引起过热。②操作时未完全合好引起触头发热。（2）隔离开关接头过热的处理①若接头属过热，应报告站领导并加强监视，严密监视接头过热是否在发展，做好记录。②若接头严重过热，应立即汇报调度，申请转移负荷并尽快检修，若接头已发红变形，负荷不能马上转移，应立即停电。③隔离开关触头过热，可用绝缘拉杆轻轻调整接触面，继续观察其发热是否减弱，对室内隔离开关，还应加强通风及降温措施。④接头过热，还可根据本站接线形式采用倒母线或倒旁路代替运行等方法进行紧急处理。2操作失灵或分合不到位其原因：传动机构断裂或销子脱落，接头熔焊或冰冻等。应迅速将其与系统隔离，按危急缺陷上报，做好安全措施，等待处理。3瓷瓶断裂应迅速将其隔离出系统，按危急缺陷上报，做好安全措施，等待处理。4误合隔离开关误合隔离开关，在合闸时产生电弧也不准将隔离开关再拉开。5误拉隔离开关误拉隔离开关在闸口刚脱开时，应立即合上隔离开关，避免事故扩大。如果隔隔离开关已全部拉开，则不允许将误拉的隔离开关再合上。单元六消弧线圈的运行、巡视、操作及异常处理一、消弧线圈的巡视与维护1消弧线圈装置投入运行前，调度部门必须按系统的要求调整保护定值，确定运行档位。2消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器等均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。接地螺栓直径应不小于12mm，引下线截面应满足安装地点短路电流的要求。[备注]：阻尼电阻的作用：调节消弧线圈的电流IL必须兼顾两方面因素：一是使接地残流Id最小；二是正常运行时中性点位移电压不应超过15%额定相电压。但是这两个因素是互相制约的。即：要Id最小，则要求消弧线圈调整为全部偿或接近全部偿状态。即脱谐度v=(IL-Ic)/Ic=0,此时在中性点不对称电压的作用下，消弧线圈电抗与电网电容呈串联谐振状态。为防止产生谐振过电压及适应各种运行（过补、全补或欠补）方式，在消弧线圈接地回路应串接阻尼电阻。这样在运行中，即使处于全补状态，因电阻的阻尼作用，避免产生谐振，而且中性点电压不会超过15%相电压。3消弧线圈安装点中性点位移电压不应超过15%额定相电压。4消弧线圈应采用过补偿运行方式。脱谐度为5%～20%。5单相接地时，在消弧线圈补偿范围内，接地点最大残流不超过5A。6单相接地时，消弧线圈装置应在不超过60ms的时间内输出稳定的补偿电流。7发生单相接地时，阻尼器应在2ms内被可靠短接，接地故障解除时短接回路应在20ms内立即打开。8电阻短接装置应采用两套独立的控制回路，一套为交流控制，一套为直流控制。两套短接开关应采用真空断路器，均安装于电阻箱内。二、消弧线圈的操作1消弧线圈装置运行中从一台变压器的中性点切换到另一台时，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上。2主变压器和消弧线圈装置一起停电时，应先拉开消弧线圈的隔离开关，再停主变，送电时相反。3系统中发生单相接地时，禁止操作或手动调节该段母线上的消弧线圈，有人值守变电站应监视并记录下列数据：①消弧线圈运行情况。②阻尼电阻箱运行情况。③微机调谐器显示参数：电容电流、残流、脱谐度、中性点电压和电流、分接开关档位和分接开关动作次数等。④单相接地开始时间和结束时间。⑤单相接地线路及单相接地原因。⑥天气状况。4当中性点经消弧线圈接地的电网进行线路停、送电操作时，应注意进行消弧线圈分接头的相应调节：①当电网采用过补偿方式下，在线路送电操作时，应先调节消弧线圈分接头的位置，以增加消弧线圈电感电流，使其适应电网因线路增加后的过补偿度，然后再送电。线路停电时的操作顺序相反。②当电网采用欠补偿方式运行情况下，在线路送电操作时，应先将线路送电，再调节消弧线圈的分接头位置。停电时的操作顺序相反。5若巡视中发现下列情况之一时，应向调度和上级主管部门汇报。①消弧线圈在最高档位运行，过补偿情况下，而此时脱谐度大于5%（说明消弧线圈总容量裕度很小或没有裕度）。②中性点位移电压大于15%相电压。③消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器有异常响声。6手动调匝消弧线圈切换分接头的操作规定①按当值调度员下达的分接头位置切换消弧线圈分接头。②切换分接头前，应确认系统中没有接地故障，再用隔离开关断开消弧线圈（有载消弧线圈可不断开），才可切换分接头，并测量直流电阻。③切换分接头后，应检查消弧线圈导通情况，合格后方可将消弧线圈投入运行。三、消弧线圈的事故处理1

事故处理预案及要求①中性点位移电压在相电压额定值的15%～30%之间，允许运行时间不超过1小时。②中性点位移电压在相电压额定值的30%～100%之间，允许在事故时限内运行。③发生单相接地必须及时排除，接地时限一般不超过2小时。2发现消弧线圈、接地变压器、阻尼电阻发生下列情况之一时应立即停运。①正常运行情况下，声响明显增大，内部有爆裂声。②严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。③套管有严重的破损和放电现象。④冒烟着火。⑤附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对成套装置构成严重威胁时。⑥当发生危及成套装置安全的故障，而有关的保护装置拒动时。3有下列情况之一时，禁止拉合消弧线圈与中性点之间的单相隔离开关：①系统有单相接地现象出现，已听到消弧线圈的嗡嗡声。②中性点位移电压大于15%相电压。单元七避雷器的运行、巡视、操作及异常处理一、避雷器的运行与巡视1巡视项目及内容（1）瓷套表面积污程度及是否出现放电现象，瓷套、法兰是否出现裂纹、破损；（2）避雷器内部是否存在异常声响；（3）与避雷器、计数器连接的导线及接地引下线有无烧伤痕迹或断股现象；（4）避雷器放电计数器指示数是否有变化，计数器内部是否有积水；（5）对带有泄漏电流在线监测装置的避雷器泄漏电流有无明显变化；（6）避雷器均压环是否发生歪斜；（7）带串联间隙的金属氧化物避雷器或串联间隙是否与原来位置发生偏移；2巡视要求（1）避雷器设备的巡视工作应由输变电运行人员在设备的日常巡视工作中进行并做好巡视记录，巡视中发现避雷器设备存在异常现象时应在设备的异常与缺陷记录中进行详细记载，同时向上级汇报后按缺陷的处置原则进行处置。（2）对带有泄漏电流在线监测装置的避雷器泄漏电流应进行记录，有人值守变电所每周至少记录1次，无人值守变电所每个巡视周期至少记录1次。（3）雷雨时，严禁巡视人员接近避雷器设备及其它防雷装置。二缺陷分析、定性1一般缺陷一般缺陷是指避雷器设备的缺陷尚不严重，不会或短时内不会危及到避雷器安全运行的异常情况。避雷器放电计数器的破损或不能正常动作；基座绝缘下降；瓷外套积污并在潮湿条件下引起表面轻度放电，伞裙的破损；硅橡胶复合绝缘外套的憎水性下降；引流线或接地引下线轻度断股，一般金属件或接地引下线的腐蚀；⑥充气并带压力表的避雷器，压力低于正常运行值等。2严重缺陷严重缺陷是指避雷器设备的缺陷比较严重，短时内有可能会危及避雷器安全运行的异常情况。①避雷器试验结果异常，红外检测发现温度分布异常，泄漏电流在线监测装置指示泄漏电流出现异常；②瓷外套积污严重并在潮湿条件下有明显放电的现象；③瓷外套或基座出现裂纹；④硅橡胶复合绝缘外套的憎水性丧失；⑤均压环歪斜，引流线或接地引下线严重断股或散股，一般金属件的严重腐蚀；⑥连接螺丝松动，引流线与避雷器连接处出现轻度放电现象；⑦避雷器的引线及接地端子上以及密封结构金属件上出现不正常变色和熔孔等。3危急缺陷危急缺陷是指避雷器设备的缺陷非常严重，随时有可能会危及避雷器安全运行的异常情况。①避雷器试验结果严重异常，泄漏电流在线监测装置指示泄漏电流严重增长；②红外检测发现温度分布明显异常；③瓷外套或硅橡胶复合绝缘外套在潮湿条件下出现明显的爬电或桥络；④均压环严重歪斜，引流线即将脱落，与避雷器连接处出现严重的放电现象；⑤接地引下线严重腐蚀或与地网完全脱开；⑥绝缘基座出现贯穿性裂纹；⑦密封结构金属件破裂等；⑧充气并带压力表的避雷器，当压力严重低于告警值等。单元八直流系统的运行、巡视、操作及异常处理一、阀控蓄电池的运行与维护1阀控蓄电池组正常应以浮充电方式运行，浮充电压值应控制为（2.23～2.28）V×N，一般宜控制在2.25V×N（25℃时）；均衡充电电压宜控制为（2.30～2.35）V×2运行中的阀控蓄电池组主要监视蓄电池组的端电压值、浮充电流值、每只单体蓄电池的电压值、运行环境温度、蓄电池组及直流母线的对地电阻值和绝缘状态等。3阀控蓄电池在运行中电压偏差值及放电终止电压值应符合下列规定：阀控密封铅酸蓄电池标称电压2V6V12V运行中的电压偏差值±0.05