设备巡视、操作及异常处理

单元一 变压器的运营、巡视、操作及异常解决一、设备的巡视检查及规定（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。一般应涉及交接班时；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：重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，检查接地网及引线与否良好。 4.特殊巡视： 特殊巡视检查是指在特殊状况下，根据设备的运营状况和运营规定，为保证设备正常运营而进行的巡视检查。遇有下列状况，应进行特殊巡视检查： 设备过负荷，或负荷有明显增长时。 设备通过检修、改造或长期停用后重新投入运营及新安装的设备投入系统运营时。 设备缺陷近期有发展时。 恶劣气候、事故跳闸和设备运营中有可疑的现象时。 法定节假日及上级告知有重要供电任务期间。 远动装置或“四遥”功能异常时。（二）设备巡视检查规定 1.巡视时按规定期间、路线和检查内容进行,准时巡视, 保持精力集中，巡视中不得进行其她工作,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，未采用安全措施此前，应采用单脚着地或双脚并拢跳出故障点。若进入上述范畴人员应穿绝缘靴，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，不得接近避雷器和避雷针。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，严禁随意动用解锁钥匙。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不不小于18%，空气中SF6浓度不不小于1000L/L后方可进入。7.在保护室内严禁使用移动通讯工具，开、关保护屏门应小心谨慎，避免振动够大。8.天气忽然变化时的巡视检查应注意如下各项： 大风时，引线有无剧烈摆动、舞动、有无悬挂物，设备周边没有也许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，注意结冰状况，设备上的冰条、冰柱有无危及安全运营的也许。 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状况。 大雨时，应检查生产区的积水状况，应无危及设备安全运营的也许。 9.设备接触部分发热时，该部位一般有如下现象： 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、变压器的运营与巡视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相应。储油柜的油标管，一般标有-300C、+200C、+400C三条油位监视线，分别表达环境温度为-300C、+200C、+400C时变压器相应的油位。注：现今一般采用磁针式油位计备注：+40线：表达安装地点变压器在环境最高温度为+40时，满载运营中油位的最高限额线，油位不得超过此线，+20线：表达年平均温度为+20时满载运营时的油位高度；-30线：表达环境为-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。常用的油位异常： （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，则阐明是假油位。运营中浮现假油位的因素有： 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，会导致轻瓦斯保护动作；严重缺油时，变压器内部绕组暴露，会使其绝缘减少，甚至导致因绝缘散热不良而引起损坏事故。导致变压器油面过低或严重缺油的因素有： 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。 气温过低且油量局限性或油枕容积偏小，不能满足运营规定。（3）油位异常的解决 1)巡视中发现变压器油位异常时应及时解决。油位过高的要放油，使油位降至与当时温度相相应的高度。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（涉及互感器、消弧线圈）的补油应从顶部油枕的注油塞进行，不容许从底部补油，避免冲起变压器底部杂质，水分和气泡进入线圈绕组内，导致绝缘减少或过热。3.变压器上层油温表及绕组温度表批示与否正常。逼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，上层油温不适宜常常超过85，最高油温不超过95。由于绕组温度计是间接的测量，在运营中仅作参照。备注：绕组温度计由温包、毛细管、电流匹配器、表头构成。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，使之产生一种相相应的的位移；同步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相应的电流给电热元件，通过电热元件加热后，弹性元件又增长一种位移量，两个位移经机构放大后便可驱动指针批示被测绕组的温度。（1）变压器油温升高的也许因素： 变压器过负荷。 冷却设备运营不正常。 油位过低。 变压器内部故障。 （2）变压器油温升高的解决： 当发现主变压器油温异常升高时，运营人员应立即判明因素并设法减少油温，具体内容如下： 检查各个温度计的工作状况，判明温度与否的确升高。 检查各组冷却器工作与否正常。 检查变压器的负荷状况和环境温度，并与以往同等温度状况相比较。 检查冷却器各部位阀门开、闭与否对的。备注：一般是逆时针旋转手轮，阀门启动；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。 当判明温度升高的因素后，应立即采用措施减少温度或申请减负荷运营。如果未查出因素，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，应立即报告调度，申请将变压器退出运营，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营数量，来尽量避免变压器绝缘油运营在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，使变压器绝缘强度减少。5.有缺陷的变压器不适宜过负荷运营。油浸式变压器正常过负荷值不应超过额定电流的1.3倍。逼迫油循环风冷变压器过负荷时，应投入所有冷却器（涉及备用冷却器）。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、隔阂式储油柜等有无渗油、漏油。常用的部位和因素如下： 阀门系统：阀门胶垫材质、安装不良、放油阀精度不高，浮现渗漏。 胶垫：接线柱、高压套管基座、套管CT出线柱胶垫不密封，浮现渗漏。胶垫压缩量为其厚度的13左右，应有一定的弹性。但随运营时间的增长、温度过高、振动等因素导致老化、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，无放电痕迹及其她异常现象。套管闪络放电会导致发热，导致绝缘老化受损甚至引起爆炸，常用因素如下： 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减少，容易发生闪络事故，若套管表面不光洁，在运营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，导致电位提高而逐渐损坏绝缘。为减少法兰处的场强，提高沿瓷面的滑闪电压，在法兰内设有末屏，运营中末屏与法兰用导线相连 系统浮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。正常运营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她异常声音浮现，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。则有如下几种因素： 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状况。 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。也许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，阐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，应停止变压器运营，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。也许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.运营中冷却器的油流继电器应批示在“流动位置”且无颤抖。一旦浮现颤抖，应尽快查明因素，避免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，电扇、油泵运转应正常。工作、辅助及备用冷却器与否按月切换，与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： 采用冷却器的变压器具有按照满负荷运营需要的组数外，至少设有一组冷却器具有备用、辅助功能。 冷却器能按照设立的油面温度、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时或运营电流达到规定值时，自动投入电扇；当油温减少到450C，且运营电流减少到规定值时，自动退出电扇。12.冷却装置故障时的运营规定及解决方式运营规定： 不容许在带负荷的状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。当运营中变压器冷却器全停时，在额定负载下，容许变压器运营时间为20分钟。若20分钟不能恢复冷却器正常运营时，当上层油温尚未达到750C时，容许上升到750C。但在这种状态下，变压器最长运营时间不得超过1小时。 油浸（自然循环）风冷变压器，风机停止工作时，容许过载和运营时间，应按制造厂的规定。解决方式： 检查故障变压器的负荷状况，密切注意变压器绕组温度、上层油温状况。将状况向调度及有关部门报告； 立即检查工作电源与否缺相，若冷却装置仍运营在缺相的电源中，则应断开连接； 立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压与否正常，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与否正常，若有问题，立即解决； 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解决状况，以便调度减负荷摆布运营方式，如在规定期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。硅胶变色过快的因素重要有： 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。运营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与否受潮。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替代老式的防爆管，由于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原则时，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营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批示应正常。操作机构中机械批示器与控制室内分接开关位置批示应一致。有载分接开关切换分接头的规定： 在切换过程中，保证电流是持续的。 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(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因素 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及如下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，应启动油泵，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，避免油流静电危及操作人员的安全。 外部发生穿越性短路故障。 由于漏油使油位减少。 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，查明动作因素，与否因积聚空气、油位减少、二次回路故障或是变压器内部故障导致的。如气体继电器内有气体，则应记录气体量，观测气体的颜色及实验与否可燃，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，则变压器可继续运营，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成果异常，应综合判断拟定变压器与否停运。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，则可按下面措施鉴别：（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，则阐明故障正在发展，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。铁芯对地的电流不小于100mA时，表白铁芯多点接地。当接地电流不小于300mA时，应适时安排停电解决。在缺陷消除前，可采用加限流电阻将电流限制在100mA如下。19、变压器的运营电压一般不应高于该运营分接头额定电压的105%，超过时应及时报告调度。备注：当变压器运营电压超过额定电压时，变压器铁心饱和限度增长，空载电流增大，电压波形中的高次谐波成分增大，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。当运营电压低于额定电压值时，对变压器自身没有影响，但低于额定电压过多时，将影响供电质量。20、变压器的并列运营基本条件：（1） 联结组标号相似；（2）电压比相等；（3）短路阻抗相等；如短路阻抗不同的变压器，可合适提高短路阻抗高的变压器的二次电压，使并列运营变压器的容量均能充足运用；（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，并列运营前必须核定相位。不符合并列条件的变压器并列运营会产生的后果： 备注：当变比不相似而并列运营时，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营，就不能按变压器的容量比例分派负荷，也会影响变压器的输出功率。接线组别不相似并列运营时，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。由于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，负荷侧并列有如下长处： 送电的变压器如有故障，对运营系统影响小，保护动作将故障切除，对其她设备的运营无影响，但如从负荷侧充电，故障将由运营的变压器保护装置动作，切除故障，同步该运营变压器所带的负荷也同步停电，扩大了事故。 便于判断事故，解决事故，如何变压器电源侧断路器，若保护动作跳闸，阐明故障在变压器上，合变压器负荷侧断路器若保护动作跳闸，阐明故障在母线上。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避免反充电。否则，先停电源侧，加大了电源侧断路器切断电路的承当。同步，遇有变压器内部故障，也许导致保护误动或拒动，延长故障切除时间或扩大停电范畴。4.充电和充电试运营的变压器所有保护均应投跳闸。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。以避免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（按继电保护的规定设立）决定中性点与否断开。运营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，再拉开本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步接到一台消弧线圈的中性母线上。备注：避免浮现虚幻接地，从而引起运营人员的误判断和不对的操作。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倍运营时，严禁分接开关变换操作并闭锁；两台有载调压变压器并联运营时，容许在变压器85%额定电流及如下的状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，避免过大的环流。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营。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，有也许产生操作过电压，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，需做冲击实验。（2）带电投入空载变压器时，会浮现励磁涌流，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，但所有衰减时间较长，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，需做冲击实验。（3）励磁涌流不应引起差动保护误动作。11.变压器在运营中滤油、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 互感器的运营、巡视、操作及异常解决一、互感器的运营与巡视1互感器的正常巡视检查项目 油位与否正常，膨胀器批示位置应在正常范畴。 呼吸器胶硅有无潮湿变色。 外绝缘表面与否清洁、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，或浮现火花，接头螺栓有无松动。 各部分接地与否良好。 电压互感器端子箱内熔断器及自动空气开关等二次元件与否正常。2互感器的各个二次绕组(涉及备用)均必须有可靠的保护接地，且只容许有一种接地点。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。接地螺栓直径应不不不小于12mm，引下线截面应满足安装地点短路电流的规定。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，为避免谐振过电压，应在一次中性点或二次回路装设消谐装置。5电压互感器容许在1.2倍额定电压下持续运营,中性点有效接地系统中的互感器,容许在1.5倍额定电压下运营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,容许在1.9倍额定电压下运营8h。6互感器二次绕组所接负荷应在精确度级别所规定的范畴内。电压互感器二次绕组精确度级别：测量、计量用二次绕组精确级为0.5、0.2，保护用二次绕组精确级为3P、6P，剩余绕组精确级为6P。电流互感器二次绕组精确度级别：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，合用于对保护复归时间规定严格的断路器失灵保护的电流起动元件;另一方面，合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，更合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规定期，可将二次绕组串联，串联时变比不变，容量增长一倍；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：一般状况下，10kV PT二次熔断器按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。停用电压互感器时也许误动的装置： 距离保护 低电压保护 相间方向保护 检查无电压的重叠闸 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种二次绕组，当在表计回路工作时，应先将表计端子短接，以避免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：若电流回路的表计批示负荷时有时无时，也许是回路处在虚接状态；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，也许引起误动作。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，严重时也许烧毁电流互感器；开路后，由于二次电压异常升高，也许引起放电，严重时会将绝缘击穿。电流互感器二次开路的解决： 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。报告调度，解除也许误动的保护。 在保证安全的前提下，尽快设法在就近的实验端子上，将电流互感器二次短路，再检查解决开路点。短接时，应使用良好的短接线，穿绝缘靴、戴绝缘手套。 若短接时发既有火花，阐明短接有效。故障点在短接点如下的回路中，可进一步查找。 若短接时没有火花，也许短接无效。故障点也许在短接点此前的回路中，可以逐点向前变换短接点，缩小范畴。 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解决。 在故障范畴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，能自行解决的问题，如接线端子等外部元件松动、接触不良等，可立即解决，然后投入所退出的保护。 若是不能自行解决的故障或不能自行查明，应报告上级派人检查解决。11.电压互感器常用的异常判断与解决 三相电压批示不平衡：一相减少（可为零），另两相正常，线电压不正常，或伴有声、光信号，也许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正常不不小于相电压不不小于相电压 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 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+100/33-1200 =100/33(1+-1200)= 100/33-600电压互感器回路断线的解决： a 退出有关保护，避免误动作。 b 检查高、低压熔断器及自动空气开关与否正常，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，应查明因素后再解决。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，三相电压批示不平衡：一相减少（可为零），另两相升高（可达线电压），或指针摆动，也许是单相接地故障或基频谐振；如三相电压同步升高，并超过线电压（指针可摆到头），则也许是分频或高频谐振。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)：三相电压同步升高，并超过线电压（不超过2.5倍相电压），三相电压表指针在相似范畴内低频摆动。线电压的批示数基本不变。 c 高频谐振(谐振频率为50Hz的3、5、7倍)：三相电压同步升高，远超过线电压（可达到4倍线电压），要比分频谐振时高得多，线电压的批示数基本不变。谐振时会发出接地信号，如何辨别谐振与接地的区别呢？若相电压有两相升高诸多(超过线电压)、开口三角形电压不小于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。若相电压一相减少，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。 高压熔断器多次熔断，也许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，浮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、忽然浮现相电压异常升高或减少，则也许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，电压互感器投运时浮现电压表批示不稳定，也许是高压绕组N（X）端接地接触不良。12.电流互感器常用的异常判断与解决 电流互感器过热，也许是内、外接头松动，一次过负荷或二次开路。 互感器产生异音，也许是铁心或零件松动，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。 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，且无明显增长趋势，其她组份正常，可判断为正常。13. 当发生下列状况之一时，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持续熔断23次。 高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运营时。 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浮现漏油时。 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措施拉开有故障（油位异常升高、喷油、冒烟、内部放电）的电压互感器。备注：由于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解决，拉开该母线所连各回路断路器。解决时注意：人员不可接近故障电压互感器。266KV及如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，应充足考虑所带保护装置和自动装置的电压，避免误动或拒动。停用电压互感器时，先拉二次，后拉一次；送电时，顺序相反，避免电压反送。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（20/100），停电的一次母线虽然未接地，其阻抗（涉及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）将导致运营中电压互感器二次侧小开关跳开或熔断器熔断。 220kV 1TV 2TV 20/100 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营。备注：避免运营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，导致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 电容器的运营、巡视、操作及异常解决一、电容器的运营与巡视1新安装电容器投入前应进行3次冲击合闸实验，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，如果电容器在带电状况下再次投入运营，也许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，并且正常投入运营。高压电容器断电后在5s内应将剩余电压降到50V如下。电容器停电作业断开后，待自放电 510分钟后才干装设接地线。并且星形接线电容器中性点应接地。3.电容器容许在额定电压的5%范畴内运营。电力电容器过电压及持续时间按有关规定执行，尽量避免在低于额定电压下运营。4.电流表批示超过额定电流.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不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解决，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。电容器正常运营时，应保证每季度进行一次红外成像测温。9、电容器运营室温最高不容许超过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1010.7kV之间。投切电容器组是应满足如下规定： 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适宜超过2.5%。11.运营中电容器无漏油、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。事故解决也不列外。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。严禁空母线带电容器运营。三、电容器的故障解决1.电力电容器常用故障 外壳鼓肚变形。应立即将其退出运营。 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、查清因素、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.解决电容器故障的注意事项 电容器组断路器跳闸后，不容许强行试送。如果是过流保护动作，应查明因素，否则不容许再投入运营。 在检查解决电容器故障前，应先拉开断路器及隔离开关，然后验电装设接地线。 由于故障电容器也许发生引线接触不良，内部断线或熔丝熔断，因此有一部分电荷也许未放出来，因此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.遇有下列状况时，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，采用降温措施无效时。 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 断路器的运营、巡视、操作及异常解决一、断路器的运营与巡视1.液压操作机构压力、SF6断路器气压应符合制造厂规定。型 号液压机构压力(MPa)SF6气体压力(MPa)额定油压重叠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也许，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、合位置批示明显。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)对的。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。2.一般状况下，运营中的断路器，凡可以电动操作的，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，则开关合闸后才干跳开，燃弧时间长，有开关爆炸伤人的也许。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。操作中应同步监视有关电压、电流、功率等表计的批示及红绿灯的变化。4.断路器分、合闸动作后，应到现场确认本体和机构分合闸批示器及拐臂、传动杆位置，保证开关确已对的分、合闸，同步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，查明因素。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，查明因素。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断路器运营中，由于某种因素导致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。断路器机构压力忽然到零，应立即断开打压电源及断路器的控制电源，并及时解决。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，以免送电时导致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，应立即报告，严禁操作，按调度命令停用开关跳闸连接片。11手车式断路器容许停留在运营、实验、检修位置，不得停留在其她位置，检修后应推至实验位置，进行传动实验，实验良好后方可投入运营。12、手车式断路器无论在工作位置还是在实验位置，均应用机械联锁把手锁定。三、断路器的事故解决（一）事故解决 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，检查断路器自身有无端障。 对故障线路实行强送电后，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，导致越级跳闸，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，待查清拒动因素并消除缺陷后方可投入运营。 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）断路器合闸失灵1 因素分析(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 解决方案(1) 对控制回路、合闸回路及直流电源进行检查解决；(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、液压压力与否正常；弹簧机构与否储能；(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因素分析(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 解决方案(1) 对控制回路、分闸回路进行检查解决. 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，应立即查明因素。 (2) 对直流电源进行检查解决,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）液压机构压力异常解决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与否正常，并报缺陷；3 “打压超时”，应检查液压部分有无漏油，油泵与否有机械故障，压力与否升高超过规定值等。若液压异常升高，应立即切断油泵电源，并报缺陷。（五）液压机构忽然失压解决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 报告调度，根据命令，采用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解决1 应立即断开该开关的操作电源，在手动操作把手上挂严禁操作的标示牌；2 报告调度，根据命令，采用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，除应采用紧急措施解决，还应启动风机通风15min后方可进入室内。（七）故障跳闸解决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，检查断路器自身有无端障报告调度，等待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 系统故障导致越级跳闸时，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，待查清拒动因素并消除缺陷后方可投入运营；3 下列状况不得强送：(1) 线路带电作业时；(2) 断路器已达容许故障掉闸次数；(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，严禁将该断路器直接合上。应当检同期合上该断路器，或者在调度的指挥下进行操作；2 若误拉直馈线路的断路器，为了减小损失，容许立即合上该断路器；但若用户规定该线路断路器跳闸后间隔一定期间才容许合上时，则应遵守其规定。单元五 隔离开关的运营、巡视、操作及异常解决一、隔离开关的运营与巡视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；动触头的偏斜不不小于规定数值。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 接地刀闸位置对的，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，确认送电范畴内接地线已拆除。 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、坚决，但合闸终了时不可用力过猛。合闸后应检查动、静触头与否合闸到位，接触与否良好。 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、静触头断开状况。 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,避免人身受伤。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、下拐臂与否均已越过死点位置。 7. 电动操作的隔离开关正常运营时，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.容许用隔离开关的操作 开合220kV