安徽电网智能变电站运行规范

1、Q/ Q/ADLICS 备案号：安徽省电力公司 发 布安徽省电力公司企业标准2011-6-06实施2011-6-06发布安徽电网智能变电站运行规范Q/ADL1目 次 前 言21范围32规范性引用文件33术语定义44总则75变压器76开关设备127封闭式组合电器178高压开关柜199低抗及高抗设备2010串并联补偿设备2111站用变压器、消弧线圈、接地变2312智能组件2413电子式、光学互感器及合并单元运行2614继电保护及自动装置2815间隔保护3016电能计量装置3117一体化信息平台3218计算机服务器、交换机及网络设备3519交直流一体化电源3820智能辅助控制系统4021太阳能光伏发

2、电系统4022防误闭锁系统4123倒闸操作4224事故及异常处理4525备品备件4826附则49附录 A50附录 B52附录 C53附录 D54附录 E57附录 F59附录 G61参 考 文 献66前 言为规范安徽电网智能变电站的运行管理，使其达到标准化、制度化，保证安徽电网的安全、可靠、经济运行，特制定本规范。本标准依据DL/T800-2001 电力企业标准编制规则编制。本标准由安徽省电力公司生产技术部提出。本标准由安徽省电力公司科技信息部归口。本标准由安徽省电力公司生产技术部解释。本标准负责起草单位：合肥供电公司。本标准主要起草人：祁鸣、王家宝、王刘芳、郑浩、傅浩、谢辉、邱欣杰、胡振斌、张

3、健、田宇。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至安徽省电力公司生产技术部（合肥市黄山路9号，）。 安徽电网智能变电站运行管理规范1 范围本标准规定了安徽电网智能变电站的运行管理要求，主要在国家电网生2006512 号变电站管理规范的基础上进行的扩展与补充，本标准中未列事项均执行其规定。本标准适用于安徽电网的智能变电站，作为智能变电站运行、管理的基本依据，在智能变电站内从事相关工作时应予以严格执行。各级人员使用中若发现本规范中有不合理部份，应立即向公司提出修改建议，在未经修改和批准前，仍按本规程执行。本规程在执行中发现与上级颁发的规程及文件有抵触时，应按上级规程及文件执行。2 规范性引用文件下列

4、文件的条款通过本标准的引用而成为本标准的条文。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。所有引用标准的版本在本规程批准时均为有效。本规程执行期间引用标准被修订或重新颁布时，应及时修订有关内容。国家电网生技2005172号 关于印发输变电设备运行规范的通知GB/T 2900.15 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器GB/T 2900.50 电工术语 发电、输电及配电 通用术语GB/T 2900.57 电工术语 发电、输电和配电 运行 GB/T 13729 远动终端设备GB 14285 继电保护和安全

5、自动装置技术规程DL/T 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 769 电力系统微机继电保护技术导则DL/T 860 变电站通信网络和系统DL/T 1092 电力系统安全稳定控制系统通用技术条件DL/T 5149 220 kV500 kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T 782-2001 110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程Q/GDW3832009 智能变电站技术导则Q/GDWZ4102010 高压设备智能化技术导则Q/GDW214 2008 变电站计算机监控系统现场验收管理规程Q/GDWZ4142010 变电站智能化改造技术规范QGDW_441-2010 智

6、能变电站继电保护技术规范Q/GDW 168 输变电设备状态检修试验规程GB/T20840.7-2007 互感器 第七部分 电子式电压互感器GB/T20840.8-2007 互感器 第八部分 电子式电流互感器DL/T 572-95电力变压器运行规程电供199130号高压断路器运行规程DL/T 587-2007微机继电保护装置运行管理规程DL 5027-93电力设备典型消防规程国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）国家电网安监2009664号国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)2005.06变电站管理规范 国家电网生2006512号Q/GDW Z 383-2009 智能变电

7、站技术导则Q/GDW Z 414-2010 变电站智能化改造技术规范Q/GDW Z 410-2010 高压设备智能化技术导则3 术语定义智能变电站 smart substation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。智能设备 intelligent equipment一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备

8、智能化的简称。智能终端 smart terminal一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变等）的测量、控制等功能。智能单元 smart unit智能组件的一个功能单元。传统一次设备的智能化接口，通过电缆或光缆与一次设备直连，具备网络接口与变电站网络连接，实现对开关设备、变压器等一次设备的信号采集、控制等功能。智能化高压设备 smart equipment由高压设备本体和智能组件组成，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备。智能组件 intelligent component由若干智能

9、电子装置集合组成,承担与宿主设备相关的测量、控制和监测等基本功能。在满足相关标准要求时，还可承担计量、保护等功能。智能电子装置 intelligent electronic device（IED）一种带有处理器、具有以下全部或部分功能的装置：（1）采集或处理数据；（2）接收或发送数据；（3）接收或发送控制指令；（4）执行控制指令。如具有智能特征的变压器有载分接开关的控制器、具有自诊断功能的现场局部放电监测仪等。电子式互感器 electronic instrument transformer一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，供测量仪

10、器、仪表和继电保护或控制装置。电子式电流互感器 electronic current transformer；ECT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。电子式电压互感器 electronic voltage transformer；EVT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。合并单元 merging unit用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。设备状态监测

11、 on-Line monitoring of equipment通过传感器、计算机、通信网络等技术，获取设备的各种特征参量并结合专家系统分析，及早发现设备潜在故障。状态检修 condition-based maintenance状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估，检修决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。制造报文规范 MMS manufacturing message specification是 ISO/IEC9506 标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS 规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能

12、控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation）。面向变电站事件通用对象服务 GOOSE generic object oriented substation event它支持由数据集组织的公共数据的交换。主要用于实现在多个具有保护功能的 IED 之间实现保护功能的闭锁和跳闸。互操作性 interoperability来自同一或不同制造商的两个以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确执行规定功能的能力。顺序控制 sequence control发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指

13、令。变电站自动化系统 substation automation system； SAS变电站自动化系统是指运行、保护和监视控制变电站一次系统的系统，实现变电站内自动化，包括智能电子设备和通信网络设施。交换机 switch一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。站域控制 substation area control通过对变电站内信息的分布协同利用或集中处理判断，实现站内自动控制功能的装置或系统。分布式保护 distributed protection分布式保护面向间隔，由若干单元装置组成，功能分布实现。就地安装保护 locally install

14、ed protection在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安装的继电保护设备。IED 能力描述文件 IED Capability Description; ICD 文件由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。系统规格文件 System Specification Description; SSD 文件应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。全站系统配置文件 Substation Configuration Description; SCD 文件应全站唯一，该文件描述所有

15、 IED 的实例配置和通信参数、IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。IED 实例配置文件 Configured IED Description; CID 文件每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED 相关配置生成。监测功能组 monitoring function group当有一个以上 IED 用于监测时，宜设监测功能组。监测功能组设一个主 IED，承担全部监测结果的综合分析，并与相关系统进行信息互动。传感器 sensor高压设备的状态感知元件，用于将设备某一状态参量转变为可采集

16、的信号。如 SF6压力传感器、变压器油中溶解气体传感器等。执行器 final controlling element接收控制信息并对受控对象施加控制作用的装置，如开关设备的操动机构等。控制器 controller向受控对象的控制器发布控制信息、采集受控对象状态信号的一种智能电子装置。如变压器冷却系统控制器、开关设备控制器等。内置传感器 inside sensor置于高压设备或其部件内部的传感器，包括传感器用测量引线和接口。如内置于变压器主油箱、用于局部放电监测的特高频传感器。外置传感器 outside sensor置于高压设备或其部件外部（含外表面）的传感器，包括传感器用测量引线和接口。如贴附

17、于变压器主油箱外壁、用于变压器振动波谱监测的振动传感器。一致性测试 conformance test检验通信信道上数据流与标准条件的一致性，涉及到访问组织、格式、位序列、时间同步、定时、信号格式和电平、对错误的反应等。执行一致性测试，证明与标准或标准特定描述部分相一致。一致性测试应由通过 ISO9001 验证的组织或系统集成者进行。4 总则4.1 调度管辖范围：4.1.1 220kV母线及其附属设备为省调调度管辖设备，委托地区调度负责操作管理。4.1.2 220kV联络开关及线路为省调调度管辖设备，委托地区调度负责操作管理。4.1.3 220kV #1、#2主变及220kV侧开关为省调许可设备

18、，由地区调度管辖并负责操作管理。4.1.4 110kV所有设备为地区调度管辖设备。4.1.5 35kV及以下电容器、接地变、消弧线圈、10kV母线及附属设备为地区调度管辖设备。4.1.6 35kV及以下站用变为地调许可设备，由运行单位管辖并负责操作管理4.1.7 10kV各出线断路器及线路为配网调度管辖设备。4.2 运行方式：4.2.1 各级调度应定期公布变电站正常运行方式。4.2.2 现场运行规程应明确本站的正常运行方式。4.3 适用人员：本规程适用于安徽电网内的所有智能变电站的运行、检修、试验工作。相关的调度、运行、检修和各级管理部门人员均应熟悉和掌握本规程。4.4 一般规定4.4.1 有

19、人值班变电站的正常巡视,每天至少一次；每周至少进行一次夜间巡视。4.4.2 无人值班变电站内的正常巡视每周二次巡视检查。4.4.3 每周应进行全面巡视一次，内容主要是对设备进行全面的外部检查，对缺陷有无发展作出鉴定，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完好。4.4.4 每周应进行熄灯巡视一次，内容是检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。4.4.5 在下列情况下应进行特殊巡视：4.4.5.1 大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。4.4.5.2 设备变动后的巡视。4.4.5.3 设备新投入运行后的巡视。4.4.5.4 设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的

20、巡视。4.4.5.5 异常情况下的巡视。主要是指：过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视。4.4.5.6 设备缺陷近期有发展时、法定休假日、上级通知有重要供电任务时，应加强巡视。4.4.6 站长应每月进行一次巡视。5 变压器5.1 巡视和检查5.1.1 变压器的正常巡视和检查5.1.1.1 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；5.1.1.2 变压器各部位无渗油、漏油；5.1.1.3 套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；5.1.1.4 变压器声响均匀、正常；5.1.1.5 各冷

21、却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常；5.1.1.6 吸湿器完好，吸附剂干燥，油封油位正常；5.1.1.7 引线接头、电缆、母线应无发热迹象；5.1.1.8 压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；5.1.1.9 有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；5.1.1.10 气体继电器内应无气体；5.1.1.11 各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，温控装置工作正常；5.1.1.12 各类指示、灯光、信号应正常；5.1.1.13 变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；5.1.1.14 检查变压器各部件的接地应完好；5.1.1.15 检查变压器各智能

22、组件设备运行正常；5.1.1.16 现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。5.1.2 新投入或经过大修的变压器的巡视和检查5.1.2.1 变压器声音应正常，如发现响声特大，不均匀或有放电声，应认为内部有故障。5.1.2.2 油位变化应正常，应随温度的增加略有上升，如发现假油面应及时查明原因。5.1.2.3 用手触及每一组冷却器，温度应正常，以证实冷却器的有关阀门已打开。5.1.2.4 油温变化应正常，变压器带负荷后，油温应缓慢上升。5.1.2.5 应对新投运变压器进行红外测温。5.1.3 异常天气时的巡视和检查5.1.3.1 气温骤变时，检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，各

23、侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。各密封处有否渗漏油现象。5.1.3.2 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，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。5.1.3.3 浓雾、毛毛雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。5.1.3.4 雷雨天气（检查应在雷雨过后）有无放电闪络现象，避雷器放电记录仪动作情况；5.1.3.5 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；5.1.3.6 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，为防

24、止套管因过度受力引起套管破裂和渗漏油等现象，应及时处理引线积雪过多和冰柱。5.1.3.7 高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。必要时，可启动备用冷却器。5.1.4 异常情况下的巡视项目和要求5.1.4.1 在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级部门和做好记录。5.1.4.2 系统发生外部短路故障后，或中性点不接地系统发生单相接地时，应加强监视变压器的状况。5.1.4.3 运行中变压器冷却系统发生故障，切除全部冷却器时，应迅速汇报有关人员，尽快查明原因。在许可时间内采取措施恢复冷却器正常运行。5.1.4.4 当“冷却器故障”发信时，应到现场查明原因尽快处理，处

25、理不了，投备用冷却器。并汇报调度等候处理。5.1.4.5 变压器顶层油温异常升高，超过制造厂规定或大于75时，应按以下步骤检查处理：5.1.4.5.1 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温度核对；5.1.4.5.2 核对温度测量装置；5.1.4.5.3 检查变压器冷却装置和变压器室的通风情况。5.1.4.6 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，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则应将变压器的负载调整至规程规定的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

26、生内部故障，应立即将变压器停运。5.1.4.7 变压器在各种超额定电流方式下运行，若油温持续上升应立即向调度部门汇报，一般顶层油温应不超过105；5.1.4.8 当变压器油位计指示的油面有异常升高，经查不是假油位所致时，应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行；5.1.4.9 当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著降低时，应立即查明原因，并采取必要的措施。 5.1.4.10 变压器渗油应根据不同部位来判断：5.1.4.10.1 油泵负压区密封不良容易造成变压器进

27、水进气受潮和轻瓦斯发信。应立即停用该油泵，并进行处理；5.1.4.10.2 压力释放阀指示杆突出，并有喷油痕迹。应检查压力释放阀是否正确动作，观察变压器储油柜油位有否过高，有无穿越性故障，呼吸是否畅通；5.1.4.10.3 检查储油柜系统安装有无不当情况，造成喷油、出现假油面或使保护装置误动作。5.1.4.11 气体继电器中有气体，应密切观察气体的增量来判断变压器产生气体的原因，必要时，取瓦斯气体和变压器本体油进行色谱分析，综合判断。同时应检查：5.1.4.11.1 是否存在油泵负压区渗油情况，应立即查清并停用故障油泵，及时处理；5.1.4.11.2 变压器充氮灭火装置（若有）是否漏气，造成气

28、体继电器中有气体，应立即查清并关闭充氮灭火装置的气源，进行处理；5.1.4.11.3 变压器有否发生短路故障或穿越性故障，应立即对变压器进行油色谱分析和绕组变形测试，综合判断变压器本体有否故障。5.1.4.11.4 变压器发生短路故障或穿越性故障时，应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断，瓷质外绝缘有无破裂，接地引下线等有无烧断及绕组是否变形。5.1.4.11.5 不接地系统发生单相接地故障运行时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。5.1.4.11.6 当母线电压超过变压器运行档电压较长时间，应注意核对变压器的过励磁保护，并加强监测变压器的温

29、度，还应监测变压器本体各部的温度，防止变压器局部过热。5.1.5 主变带缺陷运行时的巡视和检查5.1.5.1 铁心多点接地而接地电流较大且色谱异常时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在100mA以下，并加强监视。5.1.5.2 变压器有部分冷却装置故障，应经常监测温度，具体变压器温度控制应不超过规定（一般应按制造厂或DL/T572规定）。5.1.5.3 对其它缺陷的变压器应缩短巡视时间，若发现有明显变化时立即汇报调度进行停电处理。5.1.5.4 近期缺陷有发展时应加强巡视或派专人巡视。5.1.6 主变过载时的巡视和检查5.1.6.1 变压器的负荷超过允许的正常负荷时，值班人员

30、应及时汇报调度。5.1.6.2 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、防爆膜、压力释放器是否动作过。5.1.6.3 （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。5.2 运行与操作5.2.1 变压器的投运操作顺序如下：5.2.1.1 合上变压器三侧隔离开关5.2.1.2 合上变压器高压侧断路器5.2.1.3 检查变压器带电正常后投入变压器冷却器电源。 5.2.1.4 合上中压侧断路器5.2.1.5 合上低压侧断路器5.2.2 变压器运行中的注意事项：5.2.2.1 对运行中

31、的变压器进行采样放油工作时，须持有工作票，经值班人员许可后方可进行。5.2.2.2 变压器正常运行时，本体油箱重瓦斯和有载调压开关重瓦斯保护均应投跳闸5.2.2.3 对运行中的变压器进行添加油、放油调整油位及呼吸器硅胶的调换工作，事先须将本体油箱或有载调压的重瓦斯保护由跳闸改投信号。5.2.2.4 对停役的变压器有换油工作时，应在投运时，将本体油箱或有载调压的重瓦斯投信号，观察24小时无异常后方可投跳闸。5.2.2.5 变压器原则上不能过负荷运行，但也可以在正常和事故情况下过负荷运行，过负荷时应及时汇报调度，运行中要加强监视。5.2.2.6 风冷变压器上层油温不超过50，则可不开风扇运行；在满

32、载运行、事故过负荷和正常过负荷时，不论其上层油温高低，风扇一定要投入运行。5.2.2.7 风冷变压器，顶层油温正常监视值为75，最高不得超过85。5.3 异常运行及事故处理5.3.1 主变冷却风扇到启动条件未投入运行时，值班人员应尽快查明原因以恢复冷却风扇运行，同时应回报调度做好减负荷准备，若上层油温持续升高，应向调度申请做好停役准备5.3.2 因温度上升引起油面升高，超出油位指示针限度时，则应检查呼吸器是否堵死，必要时通知专业人员处理，以维持正常油位。5.3.3 若主变上层油温超过85，应设法寻找其原因，采取办法降低，并检查温度表，风扇是否正常，是否过负荷。5.3.4 变压器轻瓦斯动作的处理

33、5.3.4.1 现象：警铃响，发“本体轻瓦斯”信号。5.3.4.2 原因：5.3.4.2.1 因滤油、加油、换油等原因，以致空气进入变压器。5.3.4.2.2 因温度突降或漏油致使油面过低。5.3.4.2.3 因变压器内部故障而产生少量气体。5.3.4.2.4 瓦斯保护的二次电缆因受油的腐蚀，造成绝缘不良或二点短路。5.3.4.3 处理方法：5.3.4.3.1 做好记录并汇报调度及有关部门。5.3.4.3.2 判明是主变本体瓦斯动作还是有载调压开关瓦斯动作，立即检查瓦斯继电器内部有无气体。5.3.4.3.3 对变压器进行外部检查，检查变压器电流、电压、声音、温度、油位、油色等有无异常情况及有无

34、漏油现象。5.3.4.3.4 正常运行的变压器在轻瓦斯动作发出信号时，值班人员需立即向调度和生产部汇报，由专业人员将瓦斯继电器内积聚的气体取气化验，如果分析结果是空气，允许变压器继续运行，但要注意记录本次信号与下次信号动作间隔时间，如间隔逐次缩短，则应报告上级，设法转移负荷，停电处理。如结果不是空气，应将主变停电进行检查。5.3.4.3.5 轻瓦斯动作查明是瓦斯继电器或二次回路原因，应汇报调度员，建议将瓦斯保护退出，以待处理。5.3.5 变压器重瓦斯动作的处理5.3.5.1 现象：变压器各侧开关跳闸，发“本体重瓦斯”或“有载重瓦斯”信号。事故警报响，变压器负荷到零。5.3.5.2 原因；5.3

35、.5.2.1 变压器内部有严重故障，如层间、匝间短路，单相接地，多相短路。5.3.5.2.2 滤油加油时，未停用瓦斯保护而使之误跳闸。5.3.5.2.3 保护二次回路故障，瓦斯继电器下接点二端电缆，因油腐蚀造成短路而动作5.3.5.2.4 瓦斯继电器内部故障，引起误动作等。5.3.5.3 处理5.3.5.3.1 做好记录并汇报调度及有关部门。5.3.5.3.2 进行变压器外部检查及气体性质的检验。5.3.5.3.3 若发现变压器外部有不正常现象时，应在进行内部检查和试验后，方可根据具体情况决定是否投入运行。5.3.5.3.4 瓦斯保护动作使开关跳闸后，未经查明故障原因，不得合闸送电，但若放出气

36、体是无色、无臭的空气，且外部又无异常现象，证明变压器内部无故障，经查明为重瓦斯断电器误动，此时可投入运行。反之，不准运行。5.3.5.3.5 若上述检查均无任何发现，应对瓦斯保护装置的二次回路进行检查，如属于二次回路故障引起误动，且变压器装有瞬时动作的过流保护或差动保护时，则可将瓦斯保护停用后，再对变压器合闸送电。如24小时内无法排除故障，则应停用该变压器。5.3.6 主变差动保护动作5.3.6.1 现象：变压器各侧开关跳闸，发“差动保护动作”信号。事故警报响，变压器停止运行，变压器负荷到零。5.3.6.2 原因：5.3.6.2.1 变压器内部的单相和多相短路。5.3.6.2.2 变压器外部设

37、备且属于差动保护范围内的短路故障。5.3.6.2.3 电子式互感器故障或保护误动。5.3.6.3 处理： 5.3.6.3.1 做好记录并汇报调度及有关部门。5.3.6.3.2 对主变差动保护范围内的设备做详细检查，如进出线和供差动保护用的电子式互感器、套管等有无短路、放电、闪络等现象。5.3.6.3.3 变压器外部进行检查。5.3.6.3.4 若经检查试验均未发现任何异常现象，但与此同时，差动保护范围以外发生过短路时，则可能由于穿越性故障引起差动保护误动，此时经过调度同意可对变压器合闸送电，以后再通知有关单位进行详细检查。5.3.6.3.5 若试送或带上负荷时开关又跳闸，同时又无明显的短路现象

38、，再次测绝缘时，也良好，则可将差动保护解除，投入变压器的其它后备保护进行送电，送电后情况正常，即可带上负荷，差动回路待查明原因处理后，方可投入。5.3.6.3.6 变压器的瓦斯、差动保护同时动作跳闸，查明原因和消除故障之前，不得对变压器送电。5.3.7 主变过流保护动作处理5.3.7.1 查明变压器各侧开关，各出线开关及保护动作情况，做好记录并汇报调度及有关部门。5.3.7.2 检查变压器外部及各负荷侧母线、开关和其他一次设备有无异常。5.3.7.3 检查保护装置至智能终端及二次回路有无不正常情况。5.3.7.4 若是由于变压器近区发生短路故障造成主变开关越级跳闸，则必须停役变压器并对其进行全

39、面的试验检查，之后再决定变压器是否重新投入运行。5.3.8 变压器着火处理5.3.8.1 变压器着火时，应将其各侧开关和隔离开关拉开，切断电源，停用冷却器。5.3.8.2 根据火情，采取正确的处理措施，使用灭火器、砂子等消防器材进行灭火。5.3.8.3 及时拨打“119”火警电话，并派人在变电站门口指引道路。5.3.8.4 在灭火时须遵守“电气设备典型消防规程”的有关规定。5.3.9 变压器其它异常的处理，发现下列情况运行人员应进行综合判断并立即汇报调度及有关部门，同时加强运行监视。5.3.9.1 油温异常时应检查是否过负荷和冷却器工作情况等。5.3.9.2 音响异常：5.3.9.2.1 若响

40、声比平常增大，但均匀，则可能是过电压或过负荷；5.3.9.2.2 若响声大，且其它设备无异常，则可能是主变铁芯故障，如铁芯夹件松动等，应申请退出运行待查；5.3.9.2.3 响声夹有放电“吱吱”声，则可能是变压器器身或套管发生表面局部放电，应申请停止运行，检查铁芯接地与各带电部位对地距离是否符合要求，铁芯接地引线是否牢固可靠；5.3.9.2.4 若响声中夹有水的沸腾声，则可能是绕组有较严重的故障，或分接开关的接触不良而局部点有严重过热，当响声夹有爆裂声既大且均匀时，可能是变压器器身绝缘有击穿，则应立即停运进行检修。5.3.9.3 油面异常应核实变压器负荷和环境温度，并分析比较是否因内部故障引起

41、，应设法尽快消除，当油位因温度升到最高油位时，应立即汇报有关部门。5.3.9.4 变压器开关跳闸而变压器保护没有任何信号时，则必须对变压器、开关及保护装置进行详细检查。6 开关设备6.1 巡视和检查6.1.1 GIS断路器正常巡视检查6.1.1.1 标志牌名称、编号齐全、完好。6.1.1.2 外观检查无变形、无锈蚀、连接无松动；传动元件的轴、销齐全无脱落、无卡涩；箱门关闭严密；无异常声音、气味等。6.1.1.3 气室压力在正常范围内，并记录压力值。6.1.1.4 闭锁完好、齐全、无锈蚀。6.1.1.5 位置指示器与实际运行方式相符6.1.1.6 套管完好、无裂纹、无损伤、无放电现象。6.1.1

42、.7 避雷器在线监测仪指示正确，并记录泄漏电流值和动作次数。6.1.1.8 带电显示器指示正确。6.1.1.9 防爆装置防护罩无异样，其释放出口无障碍物，防爆膜无破裂。6.1.1.10 汇控柜指示正常，无异常信号发出；操动切换把手与实际运行位置相符；控制、电源开关位置正常；连锁位置指示正常；柜内运行设备正常；封堵严密、良好；加热器及驱潮电阻正常。6.1.1.11 接地引下线、接地螺栓表面无锈蚀，压接牢固。6.1.1.12 设备室通风系统运转正常，氧量仪指示大于18%，SF6气体含量不大于1000mL/L。无异常声音、异常气味等。6.1.1.13 基础无下沉、倾斜。6.1.1.14 检查各智能组

43、件设备运行正常。6.1.2 SF6断路器正常巡视检查6.1.2.1 标志牌名称、编号齐全、完好。6.1.2.2 套管、瓷瓶无断裂、裂纹、损伤、放电现象6.1.2.3 分、合闸位置指示器6.1.2.4 软连接及各导流压接点压接良好，无过热变色、断股现象6.1.2.5 控制、信号电源正常，无异常信号发出6.1.2.6 SF6气体压力表或密度表在正常范围内，并记录压力值6.1.2.7 端子箱电源开关完好、名称标志齐全、封堵良好、箱门关闭严密6.1.2.8 各连杆、传动机构无弯曲、变形、锈蚀，轴销齐全6.1.2.9 接地螺栓压接良好，无锈蚀。6.1.2.10 基础无下沉、倾斜6.1.2.11 检查各智

44、能组件设备运行正常。6.1.3 真空断路器正常巡视检查6.1.3.1 标志牌名称、编号齐全、完好。6.1.3.2 灭弧室无放电、无异音、无破损、无变色。6.1.3.3 绝缘子无断裂、裂纹、损伤、放电等现象。6.1.3.4 绝缘拉杆完好、无裂纹。6.1.3.5 各连杆、转轴、拐臂无变形、无裂纹，轴销齐全。6.1.3.6 引线连接部位接触良好，无发热变色现象。6.1.3.7 位置指示器与运行方式相符。6.1.3.8 端子箱电源开关完好、名称标注齐全、封堵良好、箱门关闭严密6.1.3.9 接地螺栓压接良好，无锈蚀。6.1.3.10 基础无下沉、倾斜。6.1.3.11 检查各智能组件设备运行正常。6.

45、1.4 液压操动机构正常巡视检查6.1.4.1 机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。6.1.4.2 计数器动作正确并记录动作次数6.1.4.3 储能电源开关位置正确6.1.4.4 机构压力正常6.1.4.5 油箱油位在上下限之间，无渗（漏）油6.1.4.6 油管及接头无渗油6.1.4.7 油泵正常、无渗漏6.1.4.8 行程开关无卡涩、变形6.1.4.9 活塞杆、工作缸无渗漏6.1.4.10 加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确6.1.4.11 检查各智能组件设备运行正常。6.1.5 弹簧机构正常巡视检查6.1.5.1 机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无

46、凝露等。6.1.5.2 储能电源开关位置正确。6.1.5.3 储能电机运转正常。6.1.5.4 行程开关无卡涩、变形。6.1.5.5 分、合闸线圈无冒烟、异味、变色6.1.5.6 弹簧完好，正常。6.1.5.7 二次接线压接良好，无过热变色、断股现象6.1.5.8 加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确6.1.5.9 储能指示器指示正确。6.1.5.10 检查各智能组件设备运行正常。6.1.6 电磁操动机构正常巡视检查6.1.6.1 机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。6.1.6.2 合闸电源开关位置正确6.1.6.3 合闸保险检查完好，规格符合标准6.1.6.4 分、合

47、闸线圈无冒烟、异味、变色6.1.6.5 合闸接触器无异味、变色6.1.6.6 直流电源回路端子无松动、锈蚀6.1.6.7 二次接线压接良好，无过热变色、断股现象6.1.6.8 加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确6.1.6.9 检查各智能组件设备运行正常。6.1.7 气动机构正常巡视检查6.1.7.1 机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味6.1.7.2 压力表指示正常，并记录实际值6.1.7.3 贮气罐无漏气，按规定放水6.1.7.4 接头、管路、阀门无漏气现象6.1.7.5 空压机运转正常，油位正常。6.1.7.6 计数器动作正常并记录次数6.1.7.7 加热器（除潮器）正常完好

48、，投（停）正确6.1.7.8 检查各智能组件设备运行正常。6.1.8 隔离开关的正常巡视检查6.1.8.1 标志牌名称、编号齐全、完好。6.1.8.2 瓷瓶清洁，无破裂、无损伤放电现象；防污闪措施完好。6.1.8.3 导电部分触头接触良好，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。6.1.8.4 传动连杆、拐臂连杆无弯曲、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。6.1.8.5 法兰连接无裂痕，连接螺丝无松动、锈蚀、变形。6.1.8.6 接地刀闸位置正确，弹簧无断股、闭锁良好，接地杆的高度不

49、超过规定数值；接地引下线完整可靠接地。6.1.8.7 机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形。6.1.8.8 操动机构密封良好，无受潮。6.1.8.9 应有明显的接地点，且标志色醒目。螺栓压接良好，无锈蚀。6.1.8.10 检查各智能组件设备运行正常。6.1.9 正常维护6.1.9.1 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。6.1.9.2 对气动操动机构，按规定排水。6.1.9.3 冬季应检查加热装置是否正常。6.1.9.4 值班人员发现缺陷应及时汇报，并作好记录。6.1.10 测温周期6.1.10.1 一般情况下应结合正常巡视进行。6.1.10.2 根据运行方式的变化，在下

50、列情况下应进行重点测温：6.1.10.3 长期重负荷运行的高压开关设备；6.1.10.4 负荷有明显增加的高压开关设备；6.1.10.5 存在异常的高压开关设备；6.1.10.6 必要时。6.1.10.7 测温范围主要是运行开关设备的导流部位。6.2 运行和操作6.2.1 断路器的操作6.2.1.1 断路器投运前，应检查接地线是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。6.2.1.2 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。6.2.1.3 检查油断路器油位、油色正常；真空断路器灭弧室无异常；SF6断路器气体压力在规定的范围内；各种信号正确、表计指示正常。6.2.1.4 长期停运超过6个月

51、的断路器，在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作23次，无异常后方能按操作票拟定的方式操作。6.2.1.5 操作前，检查相应隔离开关和断路器的位置；应确认继电保护已按规定投入。6.2.1.6 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。6.2.1.7 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。6.2.1.8 断路器（分）合闸动作后，应到现场确认本体和机构（分）合闸指示器以及拐臂、传动杆位置，保证开关确已正确（分）合闸

52、。同时检查开关本体有、无异常。6.2.1.9 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。6.2.1.10 运行人员对气动操动机构，按规定排水。6.2.1.11 冬季应检查加热装置是否正常。6.2.1.12 运行人员发现缺陷应及时汇报，并作好记录。6.2.1.13 运行人员在断路器合闸后应检查：6.2.1.13.1 红灯亮，机械指示应在合闸位置；6.2.1.13.2 送电回路的电流表、功率表及计量表是否指示正确；6.2.1.13.3 电磁机构电动合闸后，立即检查直流盘合闸电流表指示 ，若有电流指示，说明合闸线圈有电，应立即拉开合闸电源，检查断路器合闸接触器是否卡涩，并迅速恢复合

53、闸电源；6.2.1.13.4 弹簧操动机构，在合闸后应检查弹簧是否储能。6.2.1.13.5 断路器分闸后的检查：6.2.1.13.6 绿灯亮，机械指示应在分闸位置；6.2.1.13.7 检查表计指示正确。6.2.1.14 开关类设备测温周期6.2.1.14.1 一般情况下应结合正常巡视进行。6.2.1.14.2 长期重负荷运行的高压开关设备应进行重点测温；6.2.1.14.3 负荷有明显增加的高压开关设备应进行重点测温；6.2.1.14.4 存在异常的高压开关设备应进行重点测温；6.2.1.14.5 必要时应进行重点测温。6.2.1.14.6 测温范围主要是运行开关设备的导流部位。6.2.2

54、 隔离开关的操作6.2.2.1 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。6.2.2.2 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。6.2.2.3 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。6.2.2.4 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。6.2.2.5 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。6.2.2.6 在操作隔离开关过程中,要特别

55、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。6.2.2.7 电动操作的隔离开关正常运行时，其操作电源应断开。6.2.2.8 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。6.2.2.9 严禁用隔离开关进行下列操作:6.2.2.9.1 带负荷分、合操作；6.2.2.9.2 配电线路的停送电操作；6.2.2.9.3 雷电时，拉合避雷器；6.2.2.9.4 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；6.2.2.9.5 系统有接地时，拉合消弧线圈。6.2.3 SF6开关设备的操作6.2.3.1 进入室内SF6开关设备区，需先通风15分钟，并检测室内氧气密度正常（大于18）, SF6气体密度小于1000mL/L。处理SF6设备泄漏故障时必须带防毒面具，穿防护服。6.2.3.2 GIS电气闭锁不得随意停用。6.2.3.3 正常运行时，组合电器汇控柜闭锁控制钥匙按规定使用。6.2.4 异常操作的规定6.2.4.1 电磁机构严禁用手动杠杆或千斤顶带电进行合闸操作；6.2.4.2 无自由脱扣的机构，严禁就地操作；6.2.4