110 kV新区变电站现场运行规程

110 kV 新区变电站现场运行规程 目目 录录 第一部分第一部分 总则总则.11 1 新区新区 110110 kVkV 变电站简介变电站简介.12 2 编制依据编制依据.13 3 适用范围适用范围.14 4 设备管辖范围设备管辖范围.16 6 倒闸操作倒闸操作.27 7 运行规定运行规定.28 8 巡视规定巡视规定.3第二部分第二部分 一次设备运行规定一次设备运行规定.5第一章第一章 主变压器主变压器.51 1 型号及技术参数型号及技术参数.52 2 变压器的运行变压器的运行.5第二章第二章 断路器断路器.91 1 110kV110kV GISGIS 设备的运行规程设备的运行规程.92 2 10kV10kV 开关柜的运行规程开关柜的运行规程.133 3 断路器异常及事故处理断路器异常及事故处理.14第三章第三章 接地变及消弧线圈的运行规程接地变及消弧线圈的运行规程.151 1 KDKDXHXH 型智能化快速消弧系统运行规程型智能化快速消弧系统运行规程.152 2 所用系统的接线方式介绍所用系统的接线方式介绍.19第四章第四章 并联电容器组的运行规程并联电容器组的运行规程.191 1 组成及各元件的作用组成及各元件的作用.192 2 检修试验后投入运行前的检查项目检修试验后投入运行前的检查项目.203 3 运行巡视检查项目运行巡视检查项目.204 4 运行维护注意事项运行维护注意事项.205 5 电容器的保护配置电容器的保护配置.206 6 电容器运行操作注意事项电容器运行操作注意事项.207 7 异常运行和事故处理异常运行和事故处理.21第五章第五章 高压电缆的运行规程高压电缆的运行规程.211 1 电力电缆试验规定电力电缆试验规定.212 2 电力电缆运行维护及注意事项电力电缆运行维护及注意事项.21第六章第六章 防雷设备的防雷设备的运行规程运行规程.221 1 防雷设备的运行防雷设备的运行.222 2 防雷设备的巡视检查防雷设备的巡视检查.223 异常及事故处理异常及事故处理.22第三部分第三部分 二次设备二次设备.22110 kV 新区变电站现场运行规程第一章第一章 二次设备及运行二次设备及运行.221 1 概述概述.222 2 继电保护运行的一般规定继电保护运行的一般规定.223 3 二次设备的巡视检查、验收及记录二次设备的巡视检查、验收及记录.244 4 二次系统屏蔽及电磁兼容二次系统屏蔽及电磁兼容.265 5 保护定值特殊要求保护定值特殊要求.27第二章第二章 直流系统的运行维护直流系统的运行维护.271 1 系统组成、接线方式与运行方式系统组成、接线方式与运行方式.272 2 蓄电池的运行维护蓄电池的运行维护.273 3 JB2201JB2201 微机型电池与绝缘监测仪的运行维护微机型电池与绝缘监测仪的运行维护.304 4 GEPGEP31510FY31510FY 高频充电模块高频充电模块.305 5 RM-2201RM-2201 微机型中央控制器微机型中央控制器.316 6 直流系统正常巡视检查项目直流系统正常巡视检查项目.32第三章第三章 主变保护及自动装置的运行主变保护及自动装置的运行.331 1 PST620PST620 系列数字式变压器保护装置系列数字式变压器保护装置.332 2 PST644PST644 非电量保护装置的运行非电量保护装置的运行.35第四章第四章 高压线路保护的运行高压线路保护的运行.361 1 PSL621CPSL621C 线路保护装置的运行线路保护装置的运行.362 2 PSL621UTPSL621UT 数字式线路电流差动保护装置（仅用于数字式线路电流差动保护装置（仅用于 11241124 新延新延 T T）.393 3 PSRPSR 651651 数字式线路综合测控装置的运行数字式线路综合测控装置的运行.394 4 PSL629PSL629 数字式母联保护装置的运行（数字式母联保护装置的运行（110kV110kV 母联开关保护）母联开关保护）.445 5 PSL641PSL641 数字式线路保护装置的运行数字式线路保护装置的运行.456 6 Pcs943Pcs943 数字式线路差动保护装置的运行数字式线路差动保护装置的运行.45第五章第五章所用系统保护及自动装置的运行所用系统保护及自动装置的运行.501 1 PST645PST645 数字式所用变压器保护装置的运行数字式所用变压器保护装置的运行.50第六章第六章电容器保护的运行电容器保护的运行.521 1 PSC641PSC641 数字式电容器保护装置的运行数字式电容器保护装置的运行.52第七章第七章自动装置自动装置.541 1 WDGLWDGLV/XV/X 线路微机电力故障录波测距装置的运行线路微机电力故障录波测距装置的运行.542 2 YQX_12PYQX_12P PTPT 并列装置并列装置.563 3 PSXPSX 600600 通信服务器通信服务器.564 4 PSP642PSP642 110kV110kV 备自投装置备自投装置.575 5 SSESSE 520C520C 频率电压紧急控制装置的运行频率电压紧急控制装置的运行.586 6 KD-XHKD-XH 型配电网智能化快速消弧系统控制装置的运行型配电网智能化快速消弧系统控制装置的运行.617 7 PSX643PSX643 集中规约转换装置的运行集中规约转换装置的运行.61第六章第六章 后台监控系统的运行后台监控系统的运行.621 1 主要功能简介主要功能简介.62110 kV 新区变电站现场运行规程 2 2 启动在线监控系统有两种方式：启动在线监控系统有两种方式：.623 3 退出在线运行退出在线运行.624 4 前置和设备管理器简介前置和设备管理器简介.625 5 应用程序的启动应用程序的启动.626 6 常用操作功能介绍常用操作功能介绍.627 7 看门狗程序模块看门狗程序模块.64第四部分第四部分 辅助设备辅助设备.64第一章第一章 微机防误闭锁装置的运行微机防误闭锁装置的运行.641 1 概述概述.642 2 ATFWATFW 型微机防误闭锁装置操作流程型微机防误闭锁装置操作流程.653 3 常见故障处理常见故障处理.654 4 防误闭锁装置的使用规定防误闭锁装置的使用规定.655 防误闭锁装置流程防误闭锁装置流程.66第二章第二章 充氮灭火消防控制装置充氮灭火消防控制装置.661 概述概述.662 2 工作原理工作原理.663 系统构造系统构造.664 4 功能试验功能试验.665 5 维护及保养维护及保养.676 6 消防控制柜消防控制柜.67第三章第三章 图像监控装置图像监控装置.671 1 概述概述.672 2 运行操作及维护运行操作及维护.683 3 异常情况及处理异常情况及处理.68第四章第四章 KZX-2001KZX-2001 型环境智能化型环境智能化 SF6SF6 气体泄漏在线检测系统气体泄漏在线检测系统.691 1 装置组成装置组成.692 2 装置功能装置功能.693 3 技术参数技术参数.694 4 用户设置菜单用户设置菜单.695 5 系统设置菜单系统设置菜单.706 6 接线及端子说明接线及端子说明.707 7 维护及注意事项维护及注意事项.70第五章第五章 火灾的处理火灾的处理.70附录一：附录一：1 1 号主变的主要参数号主变的主要参数.71110 kV 新区变电站现场运行规程0第一部分第一部分 总则总则1 新区 110 kV 变电站简介本站为 110kV 中型变电站，由下列电压等级组成：110kV、10kV、0.4kV/0.22kV，主要为延安市宝塔区工业园区供电，2007 年 12 月 3 日份投入运行； 安装有容量为 31.5MVA 的 110kV 有载调压变压器一台，容量为 100kVA 的 10kV 接地变一台，容量为 21500kVAR 的电容器组一台；110kV 系统采用单母开关分段接线方式，共有 2 条进出线。其中 1#主变 1101 开关、1145 新西 T 运行于 I 段母线；1124 新延 T 运行于 II 段母线。110kV 系统采用 126SP-K1 现代重工（中国）电气有限公司生产 SF6 全封闭组合电器（GIS） 。10kV 系统采用单母开关分段接线方式，共有 12 条出线。其中 1#主变 101 开关、138 青华寺、139 卷烟厂 I、140 卷烟厂 II、133 陕汽、134 梨源、136 新川、137 新矿、144 嘉盛运行于 I 段母线；其余出线均为备用线路；各出线开关均采用西安森源配电自动化设备有限公司生产的VS1-10 真空开关，开关柜采用陕西银河电气设备有限公司生产的 KYN28-12(CP700)型交流金属铠装移开式开关柜。所用变低压侧 380/220V 系统接线为单母线分段接线。正常运行时 1 号接地变运行，带380VI、II 段母线运行，380 母联开关运行。直流系统为高频开关模块对蓄电池组全浮充运行，并供给 110kV、10kV 控制、电机、保护及自动装置、合闸、信号电源。2 编制依据2.1 规范性引用文件：电力工业技术管理法规电业安全工作规程电业生产事故调查规程变电站管理规范（试行） 电力变压器运行规程高压断路器运行规程电力电缆运行规程蓄电池运行规程继电保护及自动装置运行条例电力设备典型消防规程电力系统通信管理规程变电站管理规范延安电网继电保护调度运行规程2.2 其他引用文件：新区 110 kV 变电站设计图纸、设备技术说明书、技术协议。2.3 本规程在执行过程中如与上级有关规章制度相抵触时，按上级部门有关规定执行。3 适用范围 3.1 本规程规定了 110kV 新区变电站设备的运行主要原则和基本规定。3.2 本标准适用于 110kV 新区变电站的设备运行、操作、巡视检查及事故处理。4 设备管辖范围 4.1 本站设备调管权限划分：4.1.1 延安地调调管的设备有: 1）1 号主变及两侧开关、刀闸； 2）110kVI、II 段母线及其 YH、1100 母联开关及两侧刀闸；3）10kVI 段母线、YH 及其手车装置； 4）110kV 1124 新延 T 开关、1145 新西 T 开关、刀闸及线路接地刀闸； 5）10kV 138 青华寺、139 卷烟厂 I、140 卷烟厂 II、133 陕汽、134 利源、136 新川、137新矿、144 嘉盛开关、手车装置及线路接地；6）10kV 1 号接地变、消弧线圈及高压侧开关、手车装置； 110 kV 新区变电站现场运行规程 17）10kV 1 号电容器及其开关、刀闸、手车装置。5 运行方式 5.1 正常运行方式： 1）1 号主变及其两侧开关运行。2）110kVI、II 段母线及 1124 新延 T、1100 母联开关运行；1145 新西 T 开关热备用，110kV或段母线 YH 运行；110kV 备自投装置投入，两条 110kV 线路可互为热备用；1 号主变中性点 01117 刀闸冷备用。 3）10kV I 段母线及 101、138 青华寺、139 卷烟厂 I、140 卷烟厂 II、133 陕汽、134 梨源、136 新川、137 新矿、144 嘉盛开关、I 母 YH、1 号接地变运行；10kV1 号电容器根据系统无功情况投退。4）蓄电池以浮充方式运行。5.2 可能出现的运行方式5.2.1 1145 新西 T 运行方式：1）110kVI、II 段母线及 1145 新西 T 开关、1100 母联开关运行；1124 新延 T 开关热备用，110kV或段母线 YH 运行；110kV 备自投装置投入，两条 110kV 线路可互为热备用。2）1 号主变运行。5.2.2 1124 新延 T 运行方式：1）110kVI、II 段母线及 1145 新西 T 开关、1100 母联开关运行；1124 新延 T 开关热备用，110kV或段母线 YH 运行；110kV 备自投装置投入，两条 110kV 线路可互为热备用。2）1 号主变运行。6 倒闸操作 6.1 变电站倒闸操作一般要求 6.1.1 变电所的倒闸操作必须严格遵守“电业安全工作规程”关于倒闸操作的全部规定。调度管辖范围内的一切操作，均必须按值班调度员的命令进行，变电值班员无权改变调度所辖设备的运行状态。6.1.2 倒闸操作必须严格按“安规”规定的接受调度命令，填写操作票、复诵、审核，模拟操作、监护、核对编号位置等程序进行，严禁凭记忆操作，并且应充分考虑对本站运行方式、继电保护和自动装置的影响，严防误操作。6.1.3 操作任务执行完毕后应立即核对综自机上一次模拟图和二次保护压板状态，务使综自机在任何时候均能准确的指示所有开关刀闸、接地线、和保护压板的实际位置。6.1.4 倒闸操作顺序，一般应遵守停电时先停负荷侧，后停电源侧的原则。送电时与此相反。6.1.5 线路停电操作前，应先退出自动重合闸装置，供电时先投继电保护装置，供电后再投入重合闸装置。6.1.6 线路上开展带电作业时应停用自动重合闸。6.1.7 值班员在执行正常操作前，如对操作的正确性发生怀疑时，应检查操作票并报告值班调度员，待无问题后方可继续操作，对人身和设备有严重威胁时可拒绝执行。6.1.8 操作装有电气闭锁装置的开关、刀闸时，严禁（以不正常手段）解除闭锁进行操作。但在特殊情况下，经站长同意，并经值班长确认后，可以解除闭锁进行操作。站长和值班长对此负有完全责任。6.1.9 在装设接地线时，禁止触摸接地线，如确需协助装设，协助人员也必须戴绝缘手套，同时应保证操作人员、接地线和带电设备保持必要的安全距离。6.1.10 测控单元柜上的各投入压板，若无特殊情况应按规定投入。6.1.11 电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、仪表及各种遥测、遥信信号的变化，且至少应有两个及以上指示已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。6.1.12 倒闸操作应避免在高峰负荷、气候恶劣和交接班时进行，必须在交接班时进行操作，应推迟交接班。雷电时， 一般不进行倒闸操作，禁止在就地进行操作。6.1.13 设备状态由热备用转运行时，先检查相应的设备、引线有无短路接地，开关合上后应检查变压器、电容器、电抗器运行是否正常。7 运行规定7.1 电压调整 7.1.1 10kV 电网允许运行电压：10kV10.7kV7.1.2 变电站调压手段110 kV 新区变电站现场运行规程21) 调整主变有载调压分接头。2）投入、退出 10kV 并联电容器。7.2 机构箱、端子箱、通风柜内的加热器,在环境温度低于 0或连续阴雨、温度降低时投入，环境温度高于 10时,退出加热器。加热器每年投入前应进行烘干处理,并用 500V 摇表检查绝缘情况。7.3 主变通风回路每月进行一次切换及检查。7.4 备用变压器、电抗器、电压互感器、备用充电机每半年进行一次投入试验。7.5 电容器每三个月进行一次投入试验。8 巡视规定8.1 巡视周期1）无人值班变电站为每个状态巡视周期至少执卡巡视一次； 2）站管人员每月进行一次监督性巡视。8.2 下列情况下应对设备进行特殊巡视检查，并该为有人值班。1）大风前后的巡视。2）雷雨后的巡视。3）冰雪、冰雹、雾天的巡视。4）设备变动后的巡视。5）设备新投入运行后的巡视。6）设备经过检修、改造或长期停运后重新投入系统运行后的巡视。7）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。8)设备缺陷有发展时。9)法定节假日、上级通知有重要供电任务时。8.3 特殊巡视注意事项：8.3.1 气温骤变时，检查变压器储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，各设备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（气）现象。8.3.2 大风、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。8.3.2 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。8.3.3 雷雨天气（检查应在雷雨过后）套管有无放电闪络现象，观察避雷器放电计数器的动作情况，泄漏电流变化情况等。8.3.4 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及绝缘子有无污闪。8.3.5 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，为防止套管因过度受力引起套管破裂和渗漏油（气）等现象。有无冰溜及放电、闪络现象，应及时处理引线积雪过多和冰柱。8.3.6 高温天气应检查气压、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。8.3.7 节假日或有重大供电任务时，巡视设备各个部件是否有明显变化。重点设备进行节点测温。8.3.8 超额定值运行期间，加强检查并记录负荷电流、运行时间、上层油温及环境温度。检查试温蜡片是否齐全或熔化。8.3.9 气温急剧降低时检查电热装置是否投入，是否运行正常。机构内及电缆小沟中气体联管内有无结冰积水，有结冰积水应及时采取措施，排除空气管路中的水份。母线有无驰张过大，或收缩过紧的现象。8.3.10 高峰负荷时，监视设备温度，引线接头特别是限流元件接头有无过热现象，设备有无异常声音。检测主变、LH、YH 本体温度。8.3.11 冰雪、冰雹时检查外绝缘有无损伤。8.3.12 系统电压波动电容器、电抗器、主变本体有无异常振动和声响。8.3.13 设备有缺陷应跟踪其发展情况，并根据具体部位进行特巡。8.3.14 大雨后检查建筑物及设备构架有无下沉倾斜、积水、屋顶漏水等现象。8.3.15 对于运行 15 年及以上的避雷器应重点跟踪泄漏电流的变化，停运后应重点检查接地引110 kV 新区变电站现场运行规程 3下线是否有锈蚀或破损。8.3.16 设备故障、跳闸后,应根据具体保护动作情况对设备本体及相关设备进行检查。1）断路器外部有无明显的缺陷，如支柱瓷瓶有无裂纹、破损、闪络等现象。附件有无变形，引线接头有无过热、松动现象，有无特殊气味。2）SF6 气体有无泄漏现象，并注意观察 SF6 气体压力值。3）断路器位置指示器应指示正确,计数器动作应正确。4）气体操作机构压力是否在正常位置，信号指示及位置指示器是否正确。5）事故分闸时，对断路器出现的信号，如“SF6 气压低” 、 “弹簧未拉紧”等信号,要根据信号情况,重点检查相应设备。6）断路器在每次切除故障后应记录切除的故障电流动作次数。设备重合闸后必要时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味。7）主变、电抗器、电容器故障跳闸后，未查明原因前不得再次投入运行，应检查保护装置是否正常，干式电抗器线圈匝间及支持部分有无变形、烧坏等现象。断路器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。110 kV 新区变电站现场运行规程4第二部分第二部分 一次设备运行规定一次设备运行规定第第 1 1 章章 主变压器主变压器1 型号及技术参数1.1 1 号主变的主要参数：型号SFZ10M31500/110额定容量31.5MVA接线组别YND11额定电压110kV/10.5kV冷却方式ONAF额定电流165.3A（10 档）/1100A空载电流1#=0.32%短路阻抗1#最大分接=10.18% 1#最小分接=10.11% 1#主分接=10.82%；负载损耗：133.248kV空载损耗1#变 22996W；生产厂家陕西铜川变压器实业股份有限公司1.2 主变压器技术参数见附录 1 2 变压器的运行2.1 一般规定1）变压器送电前必须试验合格，各项检查项目合格，各项指标满足要求，保护按整定配置要求投入，并经验收合格，方可投运。2）新安装、长期停用或大修后的变压器投运前，应仔细检查，确认变压器及其保护装置、冷却装置状态完好，变压器本体上无遗留物，临时接地线已拆除，分接开关位置三相一致且正确，各法兰阀门开闭正确，冷却系统工作正常，各接地点接地可靠，储油柜及套管等的油面合适，具备带电运行条件。3）新投运的变压器必须在额定电压下作冲击和闸试验 5 次，第一次间隔至少 30min，以后每次间隔时间至少 5min；大修更换、改造部分线圈的变压器投运作冲击和闸试验 3 次。如有条件要先从零起升压，后进行正式冲击试验。4）变压器充电时应在保护装置齐全的电源侧用开关操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。5）新装、大修、事故检修或注油结束，在密封性试验（加压 0.03Mpa、维持 72 小时）完成后静放 72 小时以上方可带电。6）变压器在运行中注油、滤油、补油、换油泵或更换吸湿器的吸附剂时，以及除采油样和气体继电器上部放气阀放气以外在其他所有地方打开放气、放油或进油阀门时，开、闭气体继电器连接管上的阀门时，在瓦斯保护及其二次回路上工作时，应将变压器重瓦斯投信号，此时其它保护装置仍应接跳闸。7）当变压器油位异常升高或呼吸系统有异常现象，需打开放气或放油阀时，应将变压器重瓦斯投信号。8）在预报可能有地震期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯保护的运行方式。地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后方可投入。9）变压器各侧避雷器对内部过电压和外部过电压均能起保护作用，运行中各侧避雷器须可靠投入。10）变压器的最高上层油温一般不得超过 75。当环境温度或负荷异常升高时，必需缩短巡视周期，发现异常及时上报。2.1.2 运行电压和电流2.1.2.1 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，应汇报调度限负荷。高压侧各分接头额定电压和额定电流：110 kV 新区变电站现场运行规程 5档位电压(kV)电流(A)容量(kVA)1121.00150.3315002179630152.0315003118250153.8315004116880155.6315005115500157.5315006114130159.3315007112750161.3315008111380163.33150091011110165.303150012108.63167.43150013107250169.53150014105880171.73150015104500174.03150016103130176.33150017101750178.73150018100380178.7310701999000178.730640高压额定值:额定电压:110kV 额定电流 165.3A；低压额定值:额定电压:10.5kV 额定电流 1732A；2.3 设备检修后投运前的检查项目：1）变压器本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落现象。2）变压器绝缘试验应合格，无遗漏试验项目。3）各部位油色、油位应正常，各阀门的开闭位置应正确。油色谱分析、简化试验和绝缘强度试验合格。4）变压器外壳接应有良好的接地装置，接地电阻应合格。5）各侧分接开关位置应符合电网运行要求。有载调压装置、电动手动操作应正常，指标指示（包括控制盘、后台机、监控机上的指示）和实际位置相符。6）基础牢固稳定，轱辘应有可靠的制动装置。7）保护测量信号机控制回路的接线正确，各种保护应进行实际传动试验，动作应正确，定值应符合电网运行要求，保护压板按定值单要求正确投入。8）冷却风扇通电试验正常，风扇启动装置定值正确，并进行试验传动。9）呼吸器应装有合格的干燥剂，检查应无堵塞现象。10）主变引线对地和线间距离合格，各部分导线接头应紧固良好，并贴有示温腊片。11）变压器的防雷保护应负荷规定并安要求投入。12）温度表及测温回路完整良好，检查本体、保护屏、后台机以及监控机上的温度指示一致（相差不超过 5） 。13）套管油封的存油小阀门和瓦斯继电器放气阀门应无堵塞现象。14）变压器上应无遗留物，临时设施及接地线应全部拆除，永久设施布置完毕并清扫现场。15）检修试验项目应齐全，质量应符合要求，数据合格。16）电气试验、油简化分析项目齐全，试验结果应合格。17）有载调压分接开关动作按规定操作应正常并指示正确。18）冷却器全部手动、自动投入试运行正常。19）保护装置传动试验动作正确可靠、灵敏，均在良好状态。20）后台机遥测、遥信齐全、正确，保护完备，符合规程要求，动作可靠。21）变压器外表及检修场地清洁，无异物，标志和编号齐全。22）检修工作总结等技术资料应齐全、填写正确。110 kV 新区变电站现场运行规程623）新装或大修后的变压器在投入运行前应拧开瓦斯继电器的放气阀进行放气（直至溢出油为止） 。2.4 运行巡视检查项目：2.4.1 正常（定期）巡视检查：1）变压器的油温、油位和油色是否正常，主控制室远方测温装置的油温指示、后台机油温指示与变压器本体温度计的指示是否一致（相差不超过 5） 。2）监听变压器声音和振动有无异常。3）检查各种法兰、阀门、表计和焊缝有无渗漏油。4）检查各部接头有无松动过热现象。5）中性点和外壳接地应良好。6）套管和瓷瓶有无裂纹和放电声。7）各冷却器手感温度相近，风扇运行是否正常。8）压力释放装置应完好无损。9）气体继电器内有无气体。10）吸湿器完好，吸附剂应干燥。11）基础有无下沉或倾斜。2.4.2 特殊巡视检查：1）变压器过载运行时重点检查油温和油位变化情况，监听本体有无异音，振动是否异常，冷却系统运行是否正常。2）大风天气时检查引线摆动情况，本体上有无搭挂杂物。3）雷雨天气时检查套管有无放电闪络，各侧避雷器有无异状，放电计数器是否动作，接地线有无异状。4）大雾天气时，检查套管和瓷瓶有无放电闪络或电晕。5）发生出口或近区先短路故障后，检查设备有无异常。6）设备有故障运行时根据故障情况重点检查有关部位。7）夜巡时重点检查各部接点有无过热发红发亮。2.4.3 有载分接头的巡视检查：1）有载分接开关位置及电源指示正常。2）操作记数器动作应正常，与动作次数记录一致。3）电压表指示应在变压器规定的调压范围内。4）调压档位指示与机械指示器的档位、无功电压综合控制屏档位指示、后台机档位指示应正确一致。5）操作箱应密封无受潮进水现象。2.5 运行监视、维护注意事项：2.5.1 主变加运前先将相应的保护电源,冷却装置电源,调压电源加入运行,两台主变档位调整一致。2.5.2 中性点直接接地的变压器,投运或停运前应先合上中性点接地刀闸,投入后可按系统需要决定中性点是否断开(所辖三站的主变中性点接地刀闸正常运行时均要求断开).主变在热备用状态时,主变中性点接地刀闸必须在合闸位置。2.5.3 正常运行时主变通风端子箱内的电源空开以及各个风机电源空开均应在合闸状态，自动/手动切换开关置于“自动”位置，远方/就地开关置于远方位置。手动启动风扇时只要将远方/就地切换开关切至就地位置，自动/手动切换开关切至手动位置，然后按合闸按钮即可。也可通过后台机或集控站通过监控机进行远方投切。2.5.4 主变停送电时,应遵循以下原则：1）1 号主变撤运:合上 01117 中性点接地刀闸拉开 101 开关拉开 1101 开关拉开11016 1 号主变高压侧变刀闸拉开 11011 1 号主变 I 母刀闸拉开 01117 中性点接地刀闸；2）1 号主变加运:合上 01117 中性点接地刀闸投入压力释放跳闸压板-合上 11016 1 号主变高压侧变刀闸合上 11011 1 号主变 I 母刀闸合上 1101 开关合上 101 开关拉开 01117中性点接地刀闸-退出压力释放跳闸压板；2.5.5 主变压器在送电操作顺序为：先合上电源侧开关，后合负荷侧开关，停电顺序相反。2.5.6 分接开关采用正反调压方式,可进行 19 级的电压调整，调压应逐级进行，同时监视分接位置及电压、电流的变化。进行就地电动操作时，降压按箱内红色按扭，升压按绿色按扭；手动操作时，从机构正面插入操作手柄，按顺时针方向转动为降档升压，逆时针转动为升档降压。110 kV 新区变电站现场运行规程 72.5.7 变压器上层油温不宜常时间超过 85，最高不得超过 95；另外在运行中还应特别注意变压器的温升，一般规定温升不得超过 65。当变压器上层油温达到 55时自动启动风扇，如不能自动启动应通知操作维护人员到现场手动进行启动，当上层油温降低至 45时风扇自动停止运行。2.5.8 主变无通风时允许带 12000kVA 负荷连续运行，当变压器上层油温超过 65时严禁过负荷运行。2.5.9 有载调压装置每天允许带电调整次数为 20 次，调整时应逐级进行，同时监视分接位置及电压、电流的变化。2.5.10 检查呼吸器内的硅胶，受潮率达 60%应更换2.5.11 运行中的主变应每六个月取油样化验一次，其中色谱分析每六个月一次，简化每年一次，变压器油质标准必须满足标准要求。2.5.12 主变运行中各侧避雷器均应接入, 避雷器的检修工作应安排在非雷雨季节进行。此时高、 中压侧至少有一组避雷器投入；2.6 异常、事故处理：2.6.1 运行中的变压器出现下列情况之一时，应立即将变压器停用，并报告调度员和有关领导。变压器内部有强烈的异常响声；1) 在正常的冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升；2) 油枕和释压器严重喷油，或变压器着火；3）严重漏油致使油位计上看不到油位；4）套管发现有严重的破坏和放电现象；5）油色变化过甚，油内出现碳质等。2.6.2 变压器正常运行时的负荷规定：高压侧电流不得超过 165.3A，低压侧电流不得超过1732A，如发现负荷超过规定值时，应立即与调度及变电处联系，按规定程序调低变压器负荷。主变压器发出“过负荷”信号，应立即抄下过负荷值，并检查油色、油位情况，并记录上层油温数值、环境温度，立即汇报调度员和变电处有关人员，将经过情况记入运行日志，并加强监视负荷变化情况，每 30 分钟记录一次过负荷数值、上层油温、环境温度。2.6.3 主变压器发生“温度过高”信号，应迅速判明原因，并采取措施： 1）检查主变油位情况及上层油温实际指示值，并用手触摸主变外壳各部位检查温度是否均衡，以核对温度计是否正确； 2）检查三相负荷是否平衡，立即将情况汇报调度，并加强监视，将经过情况记入运行日志。注意：在怀疑变压器内部发生故障时严禁用手触摸主变外壳 3）比较相同负荷和气温条件下，正常的上层油温和温升，判断过热程度；若经以上检查，温度计指示正确，油温比同样负荷、气温条件下高出 10以上时，应加强监视，及时汇报。2.6.4 主变压器油位及套管油位升高或下降为油位异常，升高时应检查负荷情况，上层油温值，立即汇报地调值班员，将情况记入运行日志，并加强监视，油位下降时应详细检查主变底部、油枕和放油阀、油箱放油阀、瓦斯继电器、油位指示器、分接开关等有无渗油现象，将情况汇报调度，并加强监视。油位出现异常升高或油路系统有异常现象时，查明原因，需要打开各放气或放油塞、阀门，检查吸湿器或进行其他工作时，必须先将重瓦斯改投信号，然后才能开始工作。油位因温度上升而逐渐升高，可能高出监视油面时，应适当放油，以防溢油。变压器及套管油面缓慢下降时，应加强监视，并向上级部门汇报，变压器油面急剧下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号。2.6.5 声音异常，端子过热或发红，套管破裂，油标破裂，应立即汇报调度，执行调度命令，并加强监视，将情况记入运行日志和设备缺陷记录本内。2.6.6 变压器差动保护动作1）差动保护，作为变压器三侧开关 LH 以内电气设备短路故障的主保护，差动保护动作三侧开关跳闸。2）变压器差动保护动作的象征：事故音响发出；变压器三侧开关跳闸，监控主机打出“1 号变压器三侧开关跳闸”画面，开关位置变位，电压、电流指示为零；变压器保护屏上“差动”信号灯亮；110 kV 新区变电站现场运行规程8变压器三侧表计指示为零，变压器可能有异常响声。3）差动保护动作的处理：复归音响及闪光，检查保护、自动装置动作情况，经核对作好记录，后复归信号；检查差动保护范围内所有电气设备，有无短路、闪络等明显故障现象，检查变压器油温、位是否正常； 检查瓦斯继电器是否动作，内部有无气体；检查压力释放器是否动作，有无喷油现象；将检查结果和保护及自动装置动作情况汇报调度和上级有关部门；在未查明动作原因前不得试送。2.6.7 变压器轻瓦斯动作1）变压器轻瓦斯动作象征：警铃响，监控主机推出“1 号变压器轻瓦斯动作”画面，变压器保护屏本体瓦斯信号灯亮。2）变压器轻瓦斯动作处理：复归信号，立即检查瓦斯继电器内部有无气体，检查变压器油位、油温及声音是否异常。如瓦斯继电器内部有气体，则立即进行抽气检查。检查瓦斯继电器内部积储气体的颜色和进行点燃试验，并按下表判断故障的性质：气体颜色可燃性故障性质气味无色不可燃变压器内部有空气无味白色或淡灰色可燃内部绝缘材料有故障强烈臭味黄色不易燃木质故障异味灰黑色、黑色易燃油故障分解或铜铁故障引起油分解异味注：上述气体颜色在气体发生后几分钟就会消失，所以抽气和判别工作应迅速进行并注意安全。检查二次回路是否正常，有无直流接地现象；将检查结果作好记录，并汇报调度和上级有关部门。2.6.8 变压器重瓦斯动作1）变压器重瓦斯动作的象征：事故音响发出；变压器三侧开关跳闸，监控主机推出“1 号变压器重瓦斯动作”画面，三侧开关跳闸，开关位置变位，电压、电流指示为零； 变压器保护屏重瓦斯出口信号灯亮；变压器瓦斯继电器内有气体。2）变压器重瓦斯动作的处理复归音响及闪光，检查保护、自动装置动作情况，经核对作好记录，后复归信号；检查变压器油温是否正常；检查变压器压力释放器是否喷油；检查变压器瓦斯继电器内有无气体；将检查结果作好记录，并汇报调度和变电工区；在未查明原因之前，变压器不得试送电。第二章第二章 断路器断路器1 110kV GIS 设备的运行规程1.1 GIS 结构介绍采用三相共箱型结构，由断路器、三工位开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、电缆终端、避雷器、母线、套管等主要元件组成。1.2 气室单元划分110kV GIS 设备共分五个单元，1 号主变与 I 母 YH 单元、1145 新西 T、1110 母联、1124 新延 T、2 号主变与 II 母 YH 单元,其中 1#主变与 I 母 YH 单元和 2 号主变与 II 母 YH 单元各四个气室，1145 新西 T、1124 新延 T 单元各九个气室，1110 母联单元六个气室。1.3 汇控柜内元件介绍110 kV 新区变电站现场运行规程 91.3.1 1 号主变汇控柜：1）其它气室 SF6 低气压报警指示灯：当气压降低至报警值时点亮；2）连锁解除：当人为解除 GIS 刀闸、接地刀闸的电气连锁功能时点亮；3）近控/远控切换开关：正常时应在远控位置，此时可以在保护屏、后台机以及集控站监控机上对开关、刀闸进行分合闸操作；4）连锁/解除带锁开关：当切至连锁位置时该单元的刀闸、接地刀闸控制回路的电气闭锁回路投入；当切至解除位置时该回路被短接，同时连锁解除指示灯点亮，正常运行时严禁将此开关切至解除位置；1）直流总电源开关2）交流总电源开关3）隔离接地刀控制电源空开4）信号电源空开5）加热器电源空开6）照明电源空开7）开口三角电压回路空开8）计量表计电压回路空开9）保护及测量电压空开1.3.2 1145 新西 T、1124 新延 T 汇控柜：1）断路器气室 SF6 低气压报警指示灯：当断路器气室 SF6 压力降低至报警值时，该灯点亮断路器气室 SF6 低气压闭锁指示灯：当断路器气室 SF6 压力降低至闭锁值时，该灯点亮，同时断路器的红绿灯均熄灭；2）其它气室 SF6 低气压报警指示灯：当气压降低至报警值时点亮；3）连锁解除：当人为解除 GIS 刀闸、接地刀闸的电气连锁功能时点亮；4）近控/远控切换开关：正常时应在远控位置，此时可以在保护屏、后台机以及集控站监控机上对开关、刀闸进行分合闸操作；5）连锁/解除带锁开关：当切至连锁位置时该单元的刀闸、接地刀闸控制回路的电气闭锁回路投入；当切至解除位置时该回路被短接，同时连锁解除指示灯点亮，正常运行时严禁将此开关切至解除位置；1）直流总电源空开2）交流总电源开关3）断路器就地控制电源空开4）隔离接地刀控制电源空开5）信号电源空开6）储能电机控制电源空开7）加热器电源空开8）照明电源空开9）线路 PT 空开1.3.3 母联 1100 汇控柜：1）直流分段空开2）交流分段空开3）直流总电源空开4）交流总电源开关5）断路器就地控制电源空开6）隔离接地刀控制电源空开7）信号电源空开8）储能电机控制电源空开9)加热器电源空开10)照明电源空开1.3.4 新装或大修后投入运行前应进行下列检查：1）各气室压力正常，无漏气现象；2）设备外壳清洁，无破损，无裂纹，外壳接地良好；3）试验项目齐全、数据齐全并合格；4）汇控柜密封良好，防小动物措施齐全；110 kV 新区变电站现场运行规程105）刀闸机构箱密封良好，防小动物措施齐全；6）机构箱动作可靠，辅助接点接触良好，压力和弹簧等符合要求；7）机构电动机运转正常，方向正确；8）压力表额定值、告警值、闭锁值设置正确。1.4 运行巡视检查项目1.4.1 正常巡视检查项目：1）检查并记录SF6气体压力和温度，检查SF6气体压力与“温度-压力曲线表”相符；2）开关、刀闸、接地刀闸分、合闸指示与运行工况相符；3）检查外壳无裂纹，无破损，无放电现象；4）机构箱门、汇控柜密封完好，冬季应检查汇控柜内加热器运行正常； 5）各部分及管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常、阀门完好，无漏气现象；6）断路器在运行状态，储能电动机的电源空开应在闭合位置，检查储能电机、行程开关接点无卡住和变形，分、合闸线圈无冒烟异味；7）断路器在分闸状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能；8）交直流回路绝缘无损坏，引线无松脱，无裸露，无铜绿或锈蚀；9）高压电缆无损伤，电缆头无流胶、渗油现象，高压电缆屏蔽接地良好；10) 检查并记录避雷器的泄漏电流负荷规定，不得超过规定值；11）接地完好，本体清洁，现场无杂物；1.4.2 特殊巡视检查项目：1.4.2.1 在系统或线路发生事故使断路器跳闸后，应对断路器进行下列检查：1) 分合指示是否正确；2) 压力值在正常范围内；3）测量合闸电源或储能电机电源是否正常。1.4.2.2 天气突变，气温骤降时，连接导线是否紧密，压力是否正常等。1.5 运行监视、维护、操作注意事项1.5.1 GIS电器的SF6气质监督1) 新装SF6断路器和SF6刀闸投运前必须复测断路器本体内部气体的含水量和漏气率，灭弧室气体的含水量应小于150ppm（体积比），其他气室应小于250ppm（体积比），断路器年漏气率小于1%；2) 运行中的SF6断路器和SF6刀闸、母线、YH、LH、避雷器等应定期测量微水值，设备投入运行前应进行温度试验；投入运行后6个月应测定一次，运行稳定后一年复测一次，如测试合格每1-3年测定一次；断路器交接验收时微水值150ppm，运行中微水值300ppm；其它交接验收时微水值250ppm，运行中微水值500ppm；3) 运行中的SF6断路器气体压力应保持在0.6 Mpa（20）间,当下降到0.55 Mpa时告警；运行中的SF6刀闸、母线、YH、LH、避雷器等气体压力应保持在0.4Mpa（20）间,当下降到0.37 Mpa时告警；额定 SF6气体压力报警解除压力闭锁压力气室（Mpa 20）(Mpa20）(Mpa20）断路器气室060.02高于 0.550.5其他气室040.02高于 0.370.354) 新装或投运的断路器内的 SF6 气体严禁向大气排放，必须使用 SF6 气体回收装置回收；1.5.2 110kV 新延 T、新西 T 开关、线路检修时，严禁操作拉开线路 YH 刀闸和二次保险，只有线路 YH 检修时，允许拉开线路 YH 刀闸和断开二次保险，并合上线路 YH 接地刀闸。1.5.3 合新延 T、新西 T 线路接地刀闸时，必须先检查后台机实时数据中新延 I T 或新延 II T 线路确无电压，确认线路 YH 二次回路完好后，合线路接地刀闸。1.5.4 110kV 开关撤运后，应将开关控制保险和电机电源空开（各间隔汇控柜）都断开。各电110 kV 新区变电站现场运行规程 11动倒闸操作电源不需断开，也不在操作票中反映，如开关检修则需将刀闸控制电源空开（各汇控柜）和刀闸控制保险都断开（主控室监控屏上） 。1.5.5 断路器气室 SF6 气体压力异常并低于闭锁值（0.5MPa）时，严禁对断路器进行操作。1.5.6 断路器的操作机构因储能不足而发生闭锁时，不准对其解除闭锁进行操作。1.5.7 其他气室压力低于告警值（0.37MPa）时，必须立即向调度和变电处进行汇报，要求尽快带电补气，当压力低于闭锁值（0.35MPa）时，严禁对其刀闸进行操作。1.5.8 监控班值班人员应注意监视，一旦监控机发出 SF6 压力告警信息，必须立即通知运行操作人员前往现场进行检查。1.5.9 110kVI、II 母线 YH 的运行、操作注意事项：1.5.9.1 YH 正常运行时，二次侧不许短路，外壳及二次侧必须可靠接地，且二次侧只能有一点接地。1.5.9.2 110kV母线YH退出运行前，必须先退出110kV备自投装置。1.5.9.3 电压互感器投入运行后应检查后台机上 110kV 母线电压指示正确。1.5.9.4 110kV.段母线YH运行，母联开关及两侧刀闸均在合位时，应将PT并列/解列切换开关，切至“解列”位置；注意：在进行段母线YH或段母线YH倒母线操作时，.段母线YH段母线YH可以短时一、二次并列运行。1.5.9.5 110kV.段母线并列运行，母YH或母YH运行时，母联开关及两侧刀闸均在合位时，应将PT并列/解列切换开关，切至“并列”位置。1.5.9.6 110kV.段母线解列运行时，应将.段母线YH分别投入后母线运行，应将PT并列/解列切换开关，切至“解列”位置，严禁将PT并列/解列切换开关，切至“并列”位置。1.5.9.7 进行倒母线YH操作时，应注意立即检查YQX12P PT并列装置相应的PT合、PT合、G合、G合、PT并列指示灯亮，在确认上述指示灯亮后，方能拉开停用母线的YH刀闸，并检查PT合或PT合，指示灯灭，防止由于YH刀闸，母联开关及两侧刀闸辅助接点切换不到位造成110kV线路自动装置的误动作，及造成110kV计量错误。1.5.9.8 在.段母线YH刀闸，母联开关及两侧刀闸辅助开关二次回路上工作，必须采取防止线路、主变110kV线路，主变、10kV电容器及自动装置电压保护误动作的措施，必要时申请调度停用110kV线路距离保护，主变低电压，10kV电容器低电压保护及自动装置，防止保护及自动装置误动，造成事故。1.6 GIS 检修规定1.6.1 每三年进行一次一般检修，检修项目如下：1）分合闸操作试验：分合闸指示情况；操作前后压力表的读书，有无漏气；确认指示仪表的动作是否正常；2）外部一般情况：套管端子部分的紧固状态；3）汇控柜：汇控柜内有无潮湿、锈蚀和污损情况；清扫；低压回路配线有无松动；4）测试：测定绝缘电阻；加热器是否断线；1.6.2 每三年进行一次全面检修：1.6.2.1 对操作装置：1）修理弹簧的锈蚀、变形和损坏部分；2）调整与行程有关的部分；3）各连部分、销、轴类有无异常；4）辅助开关检修修理；5）各类阀门的检查修理；6）油缓冲器的调整换油；7）更换损坏部件；1.6.2.2 测试：1）分合闸特性试验；2）测定最低动作压力、电压；3）防跳试验；4）密度继电器的试验；5）压力表的检查；1.6.3 开关装置的操作次数规定序号元件名称使用条件规定操作次数1断路器空载操作3000110 kV 新区变电站现场运行规程12额定短路开关电流20空载操作30002快速隔离开关开合母线转换电流150空载操作30003快速接地开关开合感应电流10 合、分4一般隔离开关空载操作30005检修用接地开关空载操作30002 10kV 开关柜的运行规程2.1 设备的主要技术参数及结构特点:2.1.1 10kV 采用 KYN28-12（Z）型金属铠装移开式中置开关柜，内装西安森源配电自动化设备有限公司生产的 VS1 型真空断路器，共有 16 个开关柜，其中一个主变进线开关柜、一个接地变开关柜、一个电容器开关柜、一个 YH 柜以及 12 个出线开关柜。2.1.2 金属铠装移开式开关柜由手车室、母线室、电缆室及低压室（二次计量仪表室）组成；开关由上下动触头、真空灭弧室、压力弹簧、分闸弹簧、双臂移动连杆等组成；操动机构由平面蜗卷弹簧、储能系统、棘轮、连杆、储能电动机、脱扣器等组成。2.1.3 二次计量仪表室安装有：电度表、各类电源空开、加热照明装置，具体设备如下：1）YH 开关柜二次室内有控制保险空开、交流总电源空开、照明加热器空开、保护及测量电压回路保险、计量表计电压回路保险；2）各出线及电容器开关柜二次仪表室内有 KM 至直流屏空开、HM 至直流屏空开、电磁锁控制电源空开、照明加热器电源空开、控制保险、储能保险；3）1 号接地变开关柜二次仪表室内电磁锁控制电源空开、照明加热器电源空开、控制保险、储能保险；4）101 开关柜二次仪表室内除与各出线相同外还有一风机控制电源空开；2.1.3 金属铠装移开式开关柜的特点：1）同类型同容量的手车可以互换。2）在柜门关闭的情况下，也可以对手车进行操作。3）柜体内有活门机构，可保证活门板将柜体内的一次静触头隔离。4）具有完善的闭锁功能。5）在手车室、电缆室、母线室上方设有压力释放装置，当开关或母线发生内部故障时，压力释放金属板自动打开，释放压力和排泄气体，保证操作人员和开关柜的安全。6）具有检测一次回路运行的带电显示装置，检测时，按显示器的按钮，如果显示器动作，则表示母线或出线侧带电，反之，说明不带电。7）手车室和电缆室时有加热器，防止发生凝露和腐蚀。2.2 设备检修后、投运前的检查项目1）检修试验项目齐全、数据齐全正确；2）检查线路接地刀闸是否在断开状态；3）检查线路接地倒闸操作是否灵活；4）检查手车装置是否灵活，行程开关动作可靠。2.3 正常巡视检查项目1）开关的分合位置指示器与开关的实际运行工况（红、绿灯）是否相符。2）后台机上开关的运行状态与开关的实际运行工况是否相符。3）开关柜内无放电的 “咝咝”声。4）操动机构是否已储能。5）微机保护装置电源指示灯应亮，4个电压指示灯应亮。6）真空灭弧室无异常，玻璃泡应清晰，屏蔽罩内颜色应无变化。2.4 10kV 开关柜的运行维护2.4.1 开关正面面板上的分合闸位置指示器：“0”表示分闸位置， “1”表示合闸位置。2.4.2 开关正面面板上方绿色“1”是手动合闸按纽；下方红色的“0”是手动分闸按纽。2.4.3 真空断路器的在正常使用条件下，寿命可达到 30000 次以上的操作。在断路器运行 20年应抽检灭弧室的真空度。2.4.4 操动机构或开关操作 3000 次后应对操动机构进行检查；在运行 10 年后或开关操作 8000次后对操动机构进行维护检查。2.4.5 要在断路器运行了约 5 年之后或当操动机构进行维修时，对开关本体进行检查与维护。110 kV 新区变电站现场运行规程 131）检查外观情况，设备表面的污秽、受潮和腐蚀情况，用干布清揩绝缘体表面灰尘及污秽物。2）一次隔离插头涂中性凡士林油。3）对操动机构在内的断路器的各传动部位；手车上和柜体上与手车推进有关的传动部分；与操作接地开关有关的传动部分；手车柜体间联锁的传达室动部分；活门的运动部分进行检查维护。4）检查紧固件，特别是与传动部分有关、与主回路联接有关的紧固件。2.5 10kV 开关柜的连锁功能1) 只有当手车在试验或工作位置时，开关才能被操作。2) 只有当手车上的开关处于分闸状态时，手车才能移动。防止带负荷拉刀闸。3) 当手车处于中间位置时，手车的电气合闸回路和合闸机械传动系统均被闭锁，开关不能合闸。防止一次动、静触头接触不良。4) 只有当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。5) 只有当接地开关分闸后，手车才能被插入到工作位置。防止带地线合刀闸。6)