1、河口變電站現(xiàn)場運行規(guī)程四川會理供電有限責任公司生技科2010-01-11修訂前 言35kV 河口變電站運行規(guī)程（試行）是根據(jù)變電站現(xiàn)場設備實際和現(xiàn)在收集到的設備技術、使用資料，基礎上修編而成的。本規(guī)程如與上級規(guī)程規(guī)定有不符之處，應按上級規(guī)程規(guī)定執(zhí)行。由于編者水平所限，在編寫本規(guī)程的過程中難免有不妥之處，望在學習和執(zhí)行過程中，將發(fā)現(xiàn)的問題及時反映，以便加以修改和完善，使之更適合變電站設備運行的實際情況。本規(guī)程由四川會理供電有限責任公司生技科提出。本規(guī)程由四川會理供電有限責任公司生技科歸口。本規(guī)程主要起草人： 鄭世金本規(guī)程主要審定人：本規(guī)程批準人：本規(guī)程由四川會理供電有限責任公司生技科負責解釋。本

2、規(guī)程從頒布之日起開始執(zhí)行。1 主題內容與適用范圍本規(guī)程包括35kV 河口變電站一、二次電氣設備的運行管理與規(guī)定，設備操作，事故、異常處理和電氣設備技術規(guī)范。本規(guī)程適用于四川會理供電有限責任公司河口變電站的運行、操作、維護、事故及異常處理。2 引用標準下列標準所包含的條文，通過在本規(guī)程中引用而構成本規(guī)程的條文。在規(guī)程出版時，所示標準均為有效。所有標準都會被修改，使用本規(guī)程的各方應探討下列標準最新版本的可能性。國家電網(wǎng)生2003387 號 變電站管理規(guī)范（試行）國家電網(wǎng)安監(jiān)200583 號 國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程（變電站和發(fā)電廠電氣部分）DL 400-91 繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程DL

3、/T 587-1996 微機繼電保護裝置運行管理規(guī)程GB/T 15145-94 微機線路保護裝置通用技術條件DL/T 572-95 電力變壓器運行規(guī)程DL/T 724-2000 互感器運行檢修導則電供字199130 號 高壓斷路器運行規(guī)程（79）電生字第53 號 電力電纜運行規(guī)程DL/T 724-2000 電力系統(tǒng)用蓄電池直流電源裝置運行與維護技術規(guī)程（62）水電技字第41 號 電氣事故處理規(guī)程國家電網(wǎng)公司輸變電設備技術規(guī)范匯編（2005 年3 月）川電生199676 號 四川省電力公司發(fā)、供電設備運行規(guī)定（試行）西昌電業(yè)局變電站管理規(guī)范目 錄1各電壓等級設備的運行接線方式41.1 正常運行方

4、式.41.2 特殊運行方式.42 一次設備的運行42.1 主變壓器.42.2 開關及刀閘.11開關.11刀閘.142.3 電壓互感器162.4 電流互感器182.5 避雷器192.6 耦合電容器及阻波器.202.7 無功補償裝置212.8 站用電系統(tǒng)232.9 電纜 243電氣設備的倒閘操作254變電站的事故處理255消防及水系統(tǒng).306 二次公用部分.317. 35kV、10kV線路保護327.1 裝置情況327.2 運行及注意事項 338 主變保護.338.1裝置情況.338.2運行及注意事項.349 直流系統(tǒng).349.1 基本情況.349.2正常運行方式.349.3 電源模塊操作程序.3

5、59.4 運行注意事項3410 通信、遠動及監(jiān)控系統(tǒng)35附錄1：設備各單元的允許負荷表36附錄2：設備巡視路線圖37附錄3：一次設備接線圖 .38總則1為進一步提高生技科對河口變電站現(xiàn)場一、二次設備的運行管理水平，提高設備運行的安全可靠性，特制定本規(guī)程。2本規(guī)程依據(jù)國家和電力行業(yè)、上級主管部門的有關法規(guī)、規(guī)程、制度等，并結合我公司變電運行管理的實際和該站設備的實際情況而制定。3河口變電站運行人員必須熟悉本規(guī)程，并嚴格按照本規(guī)程規(guī)定進行設備的運行維護和事故處理。4本規(guī)程如與上級規(guī)程（規(guī)定）有相抵觸時，應按上級規(guī)程（規(guī)定）執(zhí)行。5本規(guī)程在執(zhí)行過程中，應根據(jù)現(xiàn)場實際情況變化及時進行修正、補充，并四川

6、會理供電有限責任公司生技科審核、經(jīng)生技科批準后執(zhí)行，以確保規(guī)程的正確和完整性。6 本規(guī)程自頒布之日起執(zhí)行。1.各電壓等級的運行接線方式1.1正常運行方式：1號主變并列運行、2號主變并列運行；35kV站用變運行，35kV站用變低壓側運行、10kV站用變低壓側冷備用。1.2特殊運行方式：1號主變運行、2號主變熱備用；2號主變運行、1號主變熱備用。2.一次設備的運行2.1主變壓器主變名牌參數(shù)1號主變壓器技術參數(shù) 1號主變35KV側分接頭均采用無載調壓方式，于2006年4月投入運行。型 號S72500/35額 定 容 量2500千伏安接 線 組 別Yd11阻 抗 電 壓6.18%冷 卻 方 式ONAN

7、額 定 頻 率50Hz器身重3850kg油重1770kg總重7350kg出廠序號89-225出廠年月1989年07月分 接 開 關 位 置 及 對 應 的 電 壓 、電 流 值35kV 側10kV 側分接開關位置電 壓 (伏)電 流 (安)電 壓 (伏)電 流 (安)I36750II358700III3500041.210000144.343413033250廠家中華人民共和國昆明變壓器廠型 號S72500/35額 定 容 量2500千伏安接 線 組 別Yd11阻 抗 電 壓6.59%冷 卻 方 式ONAN額 定 頻 率50Hz器身重3850kg油重1770kg總重7350kg出廠序號88-1

8、338出廠年月1989年02月分 接 開 關 位 置 及 對 應 的 電 壓 、電 流 值35kV 側10kV 側分接開關位置電 壓 (伏)電 流 (安)電 壓 (伏)電 流 (安)I36750II358700III3500041.210000144.343413033250廠家中華人民共和國昆明變壓器廠2號主變壓器技術參數(shù) 2號主變壓器35KV側分接頭均采用無載調壓方式，于2002年投運。型 號S94000/35額 定 容 量4000千伏安接 線 組 別Yd11阻 抗 電 壓7.00%冷 卻 方 式ONAN額 定 頻 率50Hz器身重5420kg油重1880kg總重9095kg出廠序號T00

9、-1964出廠年月2000年08月分 接 開 關 位 置 及 對 應 的 電 壓 、電 流 值35kV 側10kV 側分接開關位置電 壓 (伏)電 流 (安)電 壓 (伏)電 流 (安)I36750II358700III3500066105002203413033250廠家中華人民共和國云南變壓器廠型 號S94000/35額 定 容 量4000千伏安接 線 組 別Yd11阻 抗 電 壓6.89%冷 卻 方 式ONAN額 定 頻 率50Hz器身重5115kg油重2223kg總重10015kg出廠序號3501.1012出廠年月2001年12月分 接 開 關 位 置 及 對 應 的 電 壓 、電 流

10、 值35kV 側10kV 側分接開關位置電 壓 (伏)電 流 (安)電 壓 (伏)電 流 (安)I36750II358700III350006610500219.93413033250廠家四川蜀能電器有限責任公司2.1.2正常運行2.1.2.1變壓器的外加一次電壓可以較額定電壓為高，但一般不得超過相應分接頭電壓值的5%。2.1.2.2變壓器在額定使用條件下可長期在額定容量下運行，由于負荷增長1號主變和2號主變有過負荷情況，平時應注意監(jiān)視主變負荷及油溫情況。2.1.2.3變壓器上層油溫不得超過95,為防止絕緣老化過速，不宜經(jīng)常超過85，上層油溫溫升不得超過55。 2.1.2.4主變可以在正常過負

11、荷和事故過負荷情況下運行，正常過負荷可以經(jīng)常使用，但應根據(jù)變壓器負荷曲線，冷卻介質溫度及變壓器過負荷前所帶的負荷等來確定。事故過負荷只允許在事故情況下使用。其事故負荷值及運行時間如下(過負荷電流按中間檔對應的額定電流計算，實際運行中應根據(jù)主變分接頭運行檔位對應的額定電流來計算過負荷電流)：2.1.2.5 1#主變事故過負荷允許運行時間(小時：分)過負荷倍數(shù)1#主變負荷電流(A)環(huán)境溫度()35KV10KV0102030401.1103.95381.0424：0024：0024：0019：007：001.2113.4415.6824：0024：0013：005：502：451.3122.8545

12、0.3223：0010：005：303：001：301.4132.3484.968：305：103：101：450：551.5141.75519.64：453：102：001：100：351.6151.2554.243：002：051：200：450：181.7160.65588.882：051：250：550：250：091.8170.1623.521：301：000：300：130：061.9179.55658.161：000：350：180：090：052.0189692.80：400：220：110：06+2.1.2.6 2#主變事故過負荷允許運行時間(小時：分)過負荷倍數(shù)2#主變負荷

13、電流(A)環(huán)境溫度()35KV10KV0102030401.172.624224：0024：0024：0019：007：001.279.226424：0024：0013：005：502：451.385.828623：0010：005：303：001：301.492.43088：305：103：101：450：551.5993304：453：102：001：100：351.6105.63523：002：051：200：450：181.7112.23742：051：250：550：250：091.8118.83961：301：000：300：130：061.9125.44181：000：350：1

14、80：090：052.01324400：400：220：110：06+2.1.2.7當主變存在嚴重缺陷時，不準過負荷運行。2.1.2.8變壓器投運和停運的基本要求2.1.2.9.1值班人員在變壓器投運前， 應仔細檢查并確認變壓器在完好狀態(tài)，冷卻器完好，具備帶電運行條件。 對長期停用或檢修后的變壓器，應檢查接地線是否已拆除，核對分接開關位置正確，各閥門開閉是否正確。2.1.2.9.2在大修、事故檢修或換油后，應靜止24小時，等待氣泡從油中消除后，方可投運。2.1.2.9.3變壓器投運前，應將各保護壓板投入，重瓦斯保護投“跳閘”位置。2.1.2.9.4變壓器停止運行前，應先轉移負荷，并注意檢查單獨

15、運行變壓器的負荷情況。2.1.2.9.5主變投運，應先合高壓側開關，檢查充電正常后，再合上低壓側開關。停運順序相反。2.1.2.10變壓器的并列運行條件2.1.2.10.1繞組接線組別相同；2.1.2.10.2電壓比相同；2.1.2.10.3阻抗電壓相同。2.1.3.巡視檢查2.1.3.1變壓器的正常巡視檢查項目1)儲油柜（油枕）和充油套管的油位油色均應正常且不滲漏油；2)套管外部應清潔、無破損裂紋、無放電痕跡及其它異?，F(xiàn)象；3)變壓器運行聲音正常、本體無滲油、漏油、吸濕器應完好，硅膠應干燥無變色（呈粉紅色時應加強監(jiān)視）；4)運行中的各冷卻器溫度應相近，油位指示正常，管道閥門開啟正確，風扇電動

16、機轉動正常；5)引線接頭接觸良好，應無發(fā)熱現(xiàn)象；6)安全氣道及防爆筒玻璃應完好無損；7)瓦斯繼電器應無氣體（全部充滿油），繼電器與儲油枕間連接閥門應打開；8)變壓器的頂蓋無雜物；9)油箱外殼接地良好，基礎牢固；10)放油閥門關閉，無滲漏異常；11)銘牌和相色標志清楚明顯。2.1.3.2在下列情況下應對變壓器進行特殊巡視檢查，增加巡視檢查次數(shù)：1)新設備或經(jīng)過檢修，改造的變壓器在投運72小時內；2)有嚴重缺陷時；3)氣象突變(如大風、大霧、大雪、冰雹、寒潮)時；4)雷雨季節(jié)特別是雷雨后；5)高溫季節(jié)、高峰負載期間；6)變壓器急救負載運行時。2.1.4事故處理2.1.4.1 變壓器的嚴重異?，F(xiàn)象及

17、其分析1)變壓器的油箱內有強烈而不均勻的噪音和放電聲音。是由于鐵芯的穿出螺絲夾得不緊， 使鐵芯松動造成硅鋼片間產生振動。振動能破壞硅鋼片間的絕緣層， 并引起鐵芯局部過熱。 至于變壓器內部有“吱吱”的放電聲是由于繞組或引出線對外殼閃絡放電，或是鐵芯接地線斷線， 造成鐵芯對外殼（地）感應而產生的高電壓發(fā)生放電引起的， 放電的電弧可能會損壞變壓器絕緣。2)變壓器油枕或防爆管噴油。 油枕噴油或防爆管薄膜破裂噴油表示變壓器的內部已嚴重損傷。 噴油使油面降低到油位指示計的最低限度時，有可能引起瓦斯保護動作，使變壓器各側斷路器自動跳閘， 如瓦斯保護因故沒有動作而使油面低于頂蓋時，則引出線絕緣降低，造成變壓器

18、內部有“吱吱”的放電聲，且在變壓器頂蓋下形成空氣層， 造成油質劣化，此時應切斷變壓器電源，以防止事故擴大。3)變壓器在正常負荷和正常冷卻方式下， 如果變壓器油溫不斷的升高，則說明變壓器內部有故障， 如鐵芯著火或繞組匝間短路。4)鐵芯著火是渦流引起或夾緊鐵芯用的穿芯螺絲絕緣損壞造成的； 是因為渦流敢紋鐵芯長期過熱而引起的硅鋼片間的絕緣破壞，此時，鐵損增大，油溫升高，使油老化速度加快，減少氣體的排出量，所以在進行油的分析時， 可以發(fā)現(xiàn)油中有大量的油泥沉淀，油色變暗，閃點降低等。 而穿芯螺絲絕緣破壞后，會使穿芯螺絲短接硅鋼片； 這時便有很大的電流通過穿芯螺絲，使螺絲過熱，并引起絕緣油的分解， 油的閃

19、點降低，使其失掉絕緣性能。5)鐵芯著火若逐漸發(fā)展引起油色逐漸變暗，閃點降低，這時由于靠近著火部份溫度很快升高致使油溫度逐漸達到著火點，造成故障范圍內的鐵芯過熱、熔化、甚至熔化在一起。在這種情況下，若不及時斷開變壓器， 就可能發(fā)生火災或爆炸事故。6)油色變化過甚，在取油樣進行分析時， 可以發(fā)現(xiàn)油內含有碳柱和水份，油的酸價，閃光點降低， 絕緣強度降低，這說明油質急劇下降， 這時很容易引起繞組與外殼間發(fā)生擊穿事故。7)套管有嚴重的破損及放電炸裂現(xiàn)象， 尤其在閃絡時，會引起套管的擊穿，因為這時發(fā)熱很劇烈， 套管表面膨脹不均，甚至會使套管爆炸。8)變壓器有下列情況之一者應立即停運，在停運前應盡可能先將備

20、用變壓器投入運行：A.變壓器聲響明顯增大，很不正常，內部有爆裂聲；B.嚴重漏油或噴油，使油面下降到低于油位計的指示限度；C.套管有嚴重的破損和放電現(xiàn)象；D.變壓器冒煙著火。對于上述故障，在一般情況下， 變壓器的保護裝置會動作，將變壓器切除，如保護因故未動作，則應立即手動停用變壓器，并報告調度及上級機關， 在某些嚴重情況下，如有備用變壓器，可不經(jīng)向調度匯報， 則可先把備用變壓器投入運行再停用工作變壓器然后匯報調度和上級機關。2.1.4.2 主變壓器的事故處理：1)主變壓器的油溫過高：當變壓器的油溫升高至超過許可限度時，應做如下檢查：A.檢查變壓器的負荷及冷卻介質的溫度， 并與以往同負荷及冷卻條件

21、下相比較。B.檢查溫度計本身是否失靈。C.檢查散熱器閥門是否打開，冷卻裝置是否正常。D.若以上均正常，油溫比以往同樣條件下高10， 且還在繼續(xù)上升時則可斷定是變壓器的內部故障， 如鐵芯著火或匝間短路等。此時，應立即報告調度和上級， 將變壓器停下，并進行檢查。2)主變壓器漏油和著火：A.當變壓器大量漏油使油位迅速下降時， 應立即向調度匯報，將變壓器停運處理。B.變壓器著火時，應首先切斷電源，停用冷卻器。若是頂蓋上部著火，應立即打開事故放油閥，將油放至低于著火處， 同時要用干式滅火器或砂子滅火，嚴禁用水滅火， 并注意油流方向，以防火災擴大而引起其他設備著火。3)變壓器自動跳閘：A.如有備用變壓器，

22、 應將備用變壓器投入運行并監(jiān)視負荷情況，然后檢查變壓器跳閘的原因。B.若無備用變壓器，則應監(jiān)視另一臺變壓器的負荷情況，同時，查明何種保護動作以及變壓器有無明顯的異?，F(xiàn)象，有無外部短路、線路故障、過負荷、明顯的火光、怪聲、噴油等。C.若檢查結果表明變壓器跳閘不是由于內部故障所引起的，而是由于過負荷， 外部短路或保護裝置二次回路故障誤動所造成的， 則變壓器可不經(jīng)內部檢查而重新投入運行。若不能確定變壓器跳閘是上述外部原因造成的，則應進一步對變壓器進行事故分析。如檢查時發(fā)現(xiàn)有內部故障現(xiàn)象，則應進行內部檢查，待故障消除后，方可送電。4)瓦斯保護動作的處理A.瓦斯保護發(fā)信號時， 值班員應立即對變壓器進行檢

23、查。若外部檢查無異常，則在瓦斯繼電器處放氣檢查，并鑒別氣體的顏色和可燃性，根據(jù)有關規(guī)定判斷變壓器的故障性質。根據(jù)氣體分析，若屬內部故障，應匯報上級將變壓器退出運行，進行處理；若是由于帶電濾油，加油而引起的，則主變可繼續(xù)運行。B.重瓦斯、輕瓦斯保護同時動作，并經(jīng)檢查是可燃氣體，則變壓器未經(jīng)檢查合格前不允許再投入運行。5)輕瓦斯保護動作可能有下列原因：A.因進行濾油，加油而使空氣進入變壓器。B.因溫度下降或漏油致使油面緩慢低落。C.因變壓器輕微故障而產生少量氣體。D.由于外部穿越性短路電流的影響。E.重瓦斯保護動作跳閘可能是由于變壓器內部發(fā)生嚴重故障， 油面劇烈下降或保護裝置二次回路故障，在某種情

24、況下，如檢修后油中空氣分離的太快， 也可能使重瓦斯保護動作于跳閘。6)差動保護動作時的處理：當變壓器的差動保護動作于跳閘時， 如有備用變壓器，應首先將備用變壓器投入，然后對差動保護范圍內的各部份進行檢查。（以下是檢查重點）A.檢查變壓器本體有無異常，檢查差動保護范圍內的瓷瓶是否有閃絡、損壞，引線是否有短路。B.如果變壓器差動保護范圍內的設備無明顯故障，應檢查繼電保護及二次回路是否有故障，直流是否有兩點接地。C.經(jīng)以上檢查無異常時，應在切除負荷后立即試送一次，試送后又跳閘不得再送。E.如果是因繼電器或二次回路故障、直流兩點接地造成誤動，應將差動保護退出運行，將變壓器送電后再處理二次回路故障及直流

25、接地。F.差動保護及重瓦斯保護同時動作使變壓器跳閘時，不經(jīng)內部檢查和試驗，不得將變壓器投入運行。7)變壓器過電流保護動作的處理：最常見的原因是下屬線路故障拒跳而造成的越級跳閘；其次是下屬母線設備故障造成的跳閘。因此在過流保護動作后應檢查下屬線路保護動作情況，母線及所屬母線設備有無故障，變壓器其余保護動作情況等。由于下屬線路設備發(fā)生故障，未能及時切除，而造成的越級跳閘。A.檢查失電母線上各線路保護動作情況，若有線路保護信號動作，屬線路故障，保護動作，斷路器未跳閘造成的越級，應拉開拒跳的線路斷路器和母線上其余各出線斷路器，將變壓器重新投入運行，然后，恢復其余正常線路運行。B.經(jīng)檢查，若無線路保護動

26、作信號，可能屬線路故障，因保護未動作斷路器不能跳閘造成的越級。則應拉開母線上所有的線路斷路器，將變壓器重新投入運行，再逐條試送各線路斷路器，當合上某一線路斷路器又引起主變壓器跳閘時，則應將該線路斷路器改為冷備用后，再恢復變壓器和其余線路的送電。上述故障線路未經(jīng)查明原因，在處理前不得送電。E.由于下屬母線設備發(fā)生故障，主變壓器側斷路器跳閘造成母線失電。需檢查母線及所屬母線設備有無故障，檢查中若發(fā)現(xiàn)某側母線或所屬母線設備有明顯的故障特征時，則應切除故障母線后再恢復送電。F.過流保護動作跳閘，主變壓器主保護如瓦斯保護也有反應，則應對變壓器本體進行檢查，若發(fā)現(xiàn)有明顯的故障特征時，不可送電。2.1.5檢

27、修驗收2.1.5.1工程交接驗收變壓器在試運行前，應進行全面檢查， 確認符合運行條件，方可投入試運行。檢查項目：1)變壓器本體、冷卻裝置及所有附件均無缺陷， 且不漏油；2)輪子的制動裝置牢固；3)油漆完整、相色標志正確，接地可靠；4)變壓器頂蓋上無遺留雜物；5)事故排油設施完好，消防設施齊全；6)儲油柜、冷卻裝置、 凈油器等油系統(tǒng)上的油閥門均應打開，油閥門指示正確。7)外殼、鐵芯接地良好，套管頂部結構的密封應良好；8)儲油柜和充油套管的油位應正常；9)分接開關位置符合運行要求，有載調壓裝置遠方操作應動作可靠，指示位置正確；10)變壓器的相位及線圈的接線組別應符合并列運行要求；11)溫度計指示正

28、確，整定值符合要求；12)冷卻裝置運行正常，動作正確。13)保護裝置（包括中性點保護）整定值符合規(guī)定。2.1.5.2驗收時，安裝單位向使用單位移交下列資料文件： 1)變更設計的證明文件；2)制造廠提供的產品說明書、試驗記錄、 合格證件及安裝圖紙等技術資料；3)安裝技術記錄（包括器身檢查、吊芯檢查、干燥記錄等）；4)絕緣油化驗報告；5)調整試驗記錄。2.1.5.3變壓器試運行的注意事項：1)變壓器投入運行時，可采用高壓側全電壓沖擊合閘方式；2)沖擊合閘時，中性點必須接地；3)變壓器第一次投運時，第一次受電持續(xù)時間不少于10分鐘；4)新裝變壓器投入運行時，應全電壓沖擊合閘五次； 經(jīng)大修吊芯后的變壓

29、器投入運行時，應全電壓沖擊合閘三次；全電壓沖擊合閘時， 保護裝置不應動作；5)變壓器并列運行前，應先核對相位，且一致；6)變壓器帶電后， 應檢查本體和冷卻裝置所有焊縫和連接面，不應有滲油現(xiàn)象；7)變壓器的啟動運行時間為24小時。2.1.5.4變壓器檢修后驗收項目1)各側套管引線接頭螺絲應緊固，接觸良好，軟導線無斷股松股現(xiàn)象。2)套管油位表應清晰，油位指示正常，套管表面應清潔，無裂紋的傷痕。套管相色標志清晰。3)儲油柜油位正常。油系統(tǒng)連接處大蓋、箱體等部件無滲漏油。4)防爆管玻璃完好。5)瓦斯繼電器內無氣體，兩側閥門應打開，信號試驗和跳閘試驗應正常6)三相分接開關位置一致，分接開關轉運靈活，無滲

30、漏油。7)各散熱器閥門開啟呼吸器應暢通、油封完好、硅膠不飽和。8)冷卻風扇完好，運轉正常。9)變壓器頂部無遺留物件，變壓器外殼接地應可靠，防腐無遺漏。10)溫度指示應正常，信號動作試驗正確。11)瓦斯接線箱、端子箱內端子編號清晰，無積塵，端子箱密封良好。變壓器周圍場地應清潔。12)變壓器有載調壓開關，自動，手動調壓正常，檔位指示正確。13變壓器檢修各項試驗數(shù)據(jù)合格記錄齊全，有可投運的結論。14)變壓器各側檔位應有明確的記錄依據(jù)，并與模擬圖板相符。15)檢查并消除已發(fā)現(xiàn)的缺陷。16)保護裝置檢查正確，定值核對正確。2.2開關及刀閘開關.1本站35KV采用西安高壓電器研究所電器制造廠生產的LW8-

31、40.5型SF6開關；10KV采用中國人民解放軍5719電器廠生產的CT8型真空開關。操動機構均為彈簧機構，各開關型號及技術參數(shù)如下：35KVLW8-40.5型SF6開關開關型號LW8-40.5額定電壓40.5KV額定電流2000A額定短路開斷電流25KA失步開斷斷電流7.9KA操作電壓220V熱穩(wěn)定時間4SSF6氣體重量8KG額定工作氣壓0.45MPA閉鎖氣壓0.4MPA切合電容電流400A斷路器重1400KG制造年月2001年11月操動機構型號CT14生產廠家西安高壓電器研究所電器制造廠出廠編號011109（351）、011110（352）、011101（301）、011106（302）、

32、安裝位置35KV河黎線351開關、35KV落東線352開關、1#主變高壓側301開關、2#主變高壓側302開關10KV真空開關型號：TD-12/630-QJ. 生產廠家:成都旭光電子股份有限公司彈簧操作機構技術參數(shù)：開關型號CT8合閘電壓220V合閘功23KGM分勵電壓220V機構重量45KG出廠日期2001年08月出廠編號01325（901）、01310（902）、01317（951）、01305（952）、01327(953)、01299（954）、01330（955）、01293（956）生產廠家中國人民解放軍5719電器廠安裝位置1#主變低壓側901開關、2#主變低壓側902開關、10

33、KV黎溪線951開關、10KV備用線952開關、10KV天仁線953開關、10KV中廠線954開關、10KV普綠線955開關、10KV電容器956開關.2正常運行1)SF6開關在運行狀態(tài)時，不允許近距離進行分、合閘操作。2)1號主變301開關LW8-40.5、2號主變302開關LW8-40.5、河黎351 開關LW8-40.5和落東352開關LW8-40.5型的SF6開關氣體壓力運行要求A.正常情況下氣壓為0.45MPA。B.當氣壓下降至閉鎖值0.4MPA時，將發(fā)“氣壓降低，閉鎖分、合閘”信號，此時應將該開關改為非自動狀態(tài)，匯報調度用合理方法進行處理。3)SF6開關加熱器運行要求正常運行時，加

34、熱器應退出運行，當天氣潮濕，機構箱內濕氣較重時應將加熱器投入運行，但濕氣消除后應及時將加熱器退出運行。4) 如果SF6斷路器發(fā)生意外爆炸或嚴重漏氣等事故，巡視設備時應穿好防護服，戴好防毒面具，如果接觸了SF6氣體，要立即用高壓水沖洗。5) SF6斷路器分、合閘操作后應檢查A.位置指示正確。B.三相電壓、電流正常。C.設備附近有無異常氣味，設備有無異常聲音。D.合閘操作后彈簧儲能正常；E.輔助接點接觸良好，信號正確。F.遠方遙信、遙測信號正常。G.SF6開關允許故障跳閘次數(shù)按壽命法計算。6)操作真空斷路器時的特殊要求在拉、合真空斷路器兩側的隔離刀閘前應先在斷路器線路側三相驗明無電壓，或根據(jù)帶電顯

35、示儀指示和負荷情況判斷斷路器確實處于分閘位置，避免造成帶負荷拉、合刀閘。7)10KV真空開關開關手動分閘方法在開關操作機構箱正面上方分閘開關，用力往下按，開關即行跳閘。8)10KV真空斷路器分、合閘操作后應檢查A.分、合位置指示正確。B.支持絕緣子無裂痕及放電異聲。C.真空滅弧室無真空損壞的咝咝聲。D.三相電壓、電流正常；E.輔助接點接觸良好，信號正確。F.遠方遙信、遙測信號正常。G.真空開關允許故障跳閘次數(shù)按壽命法計算。.3巡視檢查1)SF6開關在運行中的巡視檢查項目A.信號燈指示是否正確，位置指示器指示是否正確。B.加熱器是否按規(guī)定退出。C.SF6氣體壓力表指示是否正常。E.動作次數(shù)指示是

36、否與實際相符。F.設備有無漏氣現(xiàn)象。G.設備附近有無異常氣味，設備有無異常聲音。H.設備應清潔、標志、完善。I.檢查線夾及接觸面有無發(fā)熱現(xiàn)象。J.外殼及構架接地是否良好，基礎螺栓是否緊固。K.機構箱中遠、近控把手是否位于“遠控”位置。2)真空開關在運行中的巡視檢查項目A.分、合位置指示正確，并與當時實際運行工況相符。B.支持絕緣子無裂痕及放電異聲。C.真空滅弧室無異常。E.接地完好。F.引線接觸部份無過熱現(xiàn)象。3)彈簧操動機構巡視檢查項目：A.機構箱門平整、開啟靈活、關閉緊密。B.斷路器在運行狀態(tài)，儲能電動機的電源閘刀和熔絲應在閉合位置。C.檢查儲能電動機、行程開關接點無卡澀和變形。D.斷路器

37、在分閘備用狀態(tài)時，合閘彈簧應儲能。4事故處理1)真空開關的事故處理A.當真空斷路器出現(xiàn)真空損壞的咝咝聲時，應申請將其停電處理。B.斷路器動作跳閘后，應立即記錄故障發(fā)生時間、停止音響信號，并立即進行“事故特巡”檢查，判斷斷路器本身有無故障。2)SF6開關的事故處理A.斷路器拒絕合閘有電氣和機構兩方面的原因。電氣方面的原因有：控制回路斷線，直流母線電壓太低，控制開關接觸不良等，機構問題有：斷路器機構打滑，氣壓過低，合閘彈簧未儲能等， 針對具體情況要查明具體原因，再作處理和匯報。B.斷路器拒絕分閘要檢查直流母線電壓是否太低，控制回路是否斷線， 氣壓是否過低閉鎖跳合閘等。對于拒絕分閘的斷路器在缺陷消除

38、之前禁止投入運行。在運行狀態(tài)的斷路器如果發(fā)現(xiàn)拒絕分閘(如氣壓過低閉鎖)，應立即將斷路器改為非自動狀態(tài)，匯報調度作合理處理。3)SF6開關氣壓降低A.當氣壓下降至報警值時， 將發(fā)“氣體壓力降低，需要補氣”信號，此時應立即匯報調度，通知檢修人員加氣，在加氣之前要密切監(jiān)視氣壓情況。B.當氣壓繼續(xù)下降至閉鎖值時，將發(fā)“氣壓降低， 閉鎖分、合閘”信號，此時應將該開關改為非自動狀態(tài)，匯報調度用合理方法進行處理。4)線路斷路器事故跳閘的處理A.單電源的斷路器跳閘時，重合閘動作未成功的處理B.解除音響，檢查是哪一套保護動作。C.檢查斷路器及出線部份有無故障現(xiàn)象， 并向主管調度匯報。D.是否試送需聽調度指揮。5

39、)雙電源線路的斷路器跳閘的處理A.立即檢查繼電保護及重合閘裝置的動作情況， 報告調度，聽候處理，值班人員不得任意試送。B.在試送電前應先驗明線路無電壓。.5檢修驗收1)真空開關在大修后投運前的檢查驗收項目 A.檢查支持瓷絕緣子無裂痕。B.檢查設備線夾連接是否牢固。C.檢查輔助接點切換是否順利，信號是否正確。D.檢查外殼接地是否良好。E.檢查電磁操作機構是否靈活，開關分合位置指示是否正確，操作無卡澀現(xiàn)象。F.檢查重合閘動作于開關是否正確。G.檢查真空滅弧室無異常。H.遠方跳、合閘試驗正常。I.對各項試驗結果進行檢查， 符合標準后方可投運。2)SF6開關在大修后投運前的檢查驗收項目：A.檢查瓷套管

40、表面是否清潔，有無破裂現(xiàn)象。B.檢查設備線夾連接是否牢固。C.檢查輔助接點切換是否順利，信號是否正確。D.檢查外殼接地是否良好。E.開關基礎是否牢固。F.檢查彈簧操作機構是否靈活，開關分合位置指示是否正確，操作無卡澀現(xiàn)象。G.檢查重合閘動作于開關是否正確。H.動作次數(shù)指示是否回零。I.氣體壓力是否正常，有無漏氣現(xiàn)象。J.彈簧儲能是否良好。K.遠方跳、合閘試驗正常。L.對各項試驗結果進行檢查， 符合標準后方可投運。刀閘.1正常運行1）技術參數(shù)：35kV戶外高壓隔離刀閘型號規(guī)格GW4-35W額定電壓35kV額定電流630A雷電沖擊耐受電壓185kV4S熱穩(wěn)定電流20kA工頻耐壓95kV設備生產廠：

41、西安高壓開關廠一分廠生產日期2001年11月產品編號：3511（2081）、3516（2078）、3521（2089）、3526（2079）301（2082）、302（2080）、318（2083）10kV柜內高壓隔離刀閘型號規(guī)格GN1-10Q額定電壓10kV額定電流630A重量64KG4S熱穩(wěn)定電流20kA設備生產廠：西安高壓開關廠生產日期2001年11月2)拉合刀閘的注意事項：A.開關未斷開時，刀閘不準操作，特殊情況需經(jīng)總工批準；B.合上刀閘時，要迅速果斷， 即使合閘過程中發(fā)現(xiàn)有電弧時也不準將刀閘拉開，合上后立即停止操作，檢查原因；C.拉開刀閘時，開始時應緩慢進行， 在刀閘離開靜觸頭時，發(fā)

42、現(xiàn)產生電弧應迅速合上刀閘，并停止操作，檢查原因；D.操作三相聯(lián)動刀閘時，在合閘時應先慢后快，以保證接觸良好，但不應用力過猛， 以防止支柱瓷瓶在猛烈沖擊下?lián)p壞；E.刀閘分合閘操作后，均應檢查其實際位置正確，輔助接點接觸良好，信號正確。 合閘后應檢查其三相接觸面是否良好，平正，支柱瓷瓶、拉桿是否良好無損； 分閘后應檢查拉開角度及三相是否一致，距離是否足夠。3)回路中未設開關的，可用刀閘進行下列操作：A.分、合正常運行的PT及避雷器；B.分、合變壓器中性點接地回路；C.分、合站用變壓器。D.刀閘合閘后，接合不嚴密的異常處理E.在刀閘未合到位時，可能是操作不當， 可以拉開重新合閘至正常；F.在運行中，

43、短時無法解決者，應加強監(jiān)視，并向調度匯報，以待處理。.2巡視檢查運用中的刀閘的巡視檢查項目：1)支柱瓷瓶無破損，無放電痕跡；2)刀閘操作把手定位良好，機械五防鎖無異常；3)夜間滅燈檢查無放電、發(fā)熱現(xiàn)象；4)合閘接觸面良好，無發(fā)熱現(xiàn)象；分閘距離足夠。.3事故處理1)隔離刀閘拉不開或合不上當隔離刀閘拉不開或合不上時， 如因操作機構被凍結，應對其進行輕輕的搖動， 此時注意支持絕緣子及操作機構的每個部份，以便根據(jù)它們的變形和變位情況， 找出抵抗的地點。2)隔離刀閘接觸部分發(fā)熱A.隔離刀閘接觸部分發(fā)熱是由于壓緊的彈簧或螺柱松動表面氧化所致，通常發(fā)展很快。因為受熱的接觸部份表面更易氧化，使其電阻增加，溫度

44、升高，若不斷的發(fā)展下去可能會發(fā)生電弧，進而變?yōu)榻拥囟搪?。B.發(fā)現(xiàn)隔離刀閘過熱，應報告調度，申請減負荷并加強監(jiān)視，如果情況嚴重，應停電處理。.4檢修驗收刀閘在安裝或檢修后，應檢查下列主要部位：1)接線端子及載流部位應清潔，刀片接觸良好；2)絕緣子的表面無裂紋、破損，瓷件粘合牢固，耐壓試驗合格；3)轉動部分靈活無卡澀現(xiàn)象；4)三相聯(lián)動閘刀的相間距離應符合最小安全凈距，相間連桿應在同一水平線上， 三相合閘基本同期（相間差：10 KV及以下不大于3MM，35KV不大于5MM）；5)帶防雨罩的閘刀觸頭應檢查固定螺絲堅固且放置正確；6)閘刀的閉鎖裝置應動作靈活，準確可靠；帶有接地刀閘的閘刀， 接地刀刃與主

45、觸頭間機械閉鎖應準確可靠，并在其把手上涂以黑色油漆；7)定位設施良好，調整適當， 防止操作過程中打翻和卡死；8)閘刀觸頭表面清潔、平整、無氧化膜， 并應涂以薄層中性凡士林或復合脂；分閘狀態(tài)時，觸頭間凈距及拉開角度應符合產品的技術規(guī)定；9)輔助接點應牢固安裝，動作準確，接觸良好，其安裝位置應便于檢查，裝于室外的輔助接點應有防雨措施。2.3電壓互感器2.3.1技術參數(shù)2.3.1.1 35kV電壓互感器型號JDJJ2-35額定絕緣水平40.5/95/200kV額定電壓35 kV負荷150/250/500/1000VA出廠編號1217、1223、1227準確級0.2/0.5/1.3變壓比35kV/10

46、0V剩余電壓繞組100VA/6P額定頻率50Hz出廠日期2001-10-1油重/總重21/97kg生產廠家西安宏泰互感器制造有限公司.2 10kVI段電壓互感器型號JSJW-10輔助線圈負荷200VA額定電壓10 kVvdadn100V出廠編號47準確級0.5/1.3變壓比10kV/100V重量165kg額定頻率50Hz出廠日期1998-4-1最大容量120/200/480/960VA生產廠家國營重慶高壓電器廠.3 10kVIII段電壓互感器型號JDZJ-10Q額定絕緣水平11.5/42/75KV額定電壓10KV執(zhí)行標準GB1207出廠編號011212/011088/0112580準確級0.5

47、/6P變壓比10KV/100V單向戶內額定頻率50HZ出廠日期2001-12-1額定輸出50/40VA生產廠家成都鵬發(fā)電器有限公司2.3.2正常運行本站35KVPT有一組電壓互感器、10KVI段PT有一組電壓互感器，其高壓側裝有刀閘。2.3.2.1停用PT操作步驟：1) 取下PT二次保險；2) 拉開PT高壓側刀閘。2.3.2.2投入PT操作步驟：與停用PT操作步驟相反，但在合上PT高壓側刀閘前必須檢查PT二次保險已取下后，才能合上PT高壓側刀閘。2.3.2.3當電壓互感器有明顯的接地故障時，不允許用刀閘拉合該電壓互感器。 2.3.3正常運行本站10KVIII段PT有一組電壓互感器，其高壓側裝有

48、刀閘。2.3.3.1停用PT操作步驟：1) 拉開10KV1#B901開關2) 拉開35KV1#B301開關3) 拉開10KV1#B9016刀閘4) 拉開10KV1#B9011刀閘5) 拉開35KV1#B3011刀閘6) 取下PT二次保險；2) 拉開10KV1#B9014刀閘。2.3.3.2投入PT操作步驟：與停用PT操作步驟相反，但在合上10KV1#B9014刀閘前必須檢查PT二次保險已插上后，才能合上10KV1#B9014刀閘。2.3.3.3當電壓互感器有明顯的接地故障時，不允許用刀閘拉合該電壓互感器。2.3.4巡視檢查2.3.4.1吸濕器的吸濕劑應干燥，油標油位應正常；2.3.4.2無滲油

49、現(xiàn)象；2.3.4.3瓷件應清潔，無裂紋破損現(xiàn)象；2.3.4.4 PT無斷線，無短路，無異常聲響。2.3.5事故處理2.3.5.1電壓互感器保險熔斷當高壓或低壓一相保險熔斷時，熔斷相電壓降低，未熔斷相的電壓不會升高。當發(fā)生上述故障時，值班人員應進行如下處理：1)將電壓互感器所帶的保護與自動裝置停用， 如停用35KV低電壓閉鎖，帶方向的保護，低周減載，重合閘及自動投入裝置，以防保護誤動作。2)檢查低壓保險是否熔斷，如低壓保險熔斷時，應立即更換，若再次熔斷，則不可再更換，應查明原因，及時處理， 如一時處理不好，則應考慮調整有關設備的運行方式(如切換壓變二次回路)。3)如低壓保險完好，則應檢查高壓保險是否熔斷，如果高壓保險熔斷，則應取下低壓保險，拉開電壓互感器高壓側隔離刀閘，并驗、放電，做好安全措施后更換高壓保險。4)在檢查高、低壓保險時，應做好安全措施，以保證人身安全。2.3.5.2.當電壓互感器有下列故障象征之一時，應立即停用：1)電壓互感器高壓保險連續(xù)熔斷23次者。2)電壓互感器溫度過高。3)電壓互感器內部有劈拍聲或其它噪聲。4)在電壓互感器內或引線出口處有漏油或流膠現(xiàn)象。5)從電壓互感器內發(fā)出臭味或冒煙。6)繞組與外殼之間或引線與外殼之間有火花放電。2.3.6檢修驗收新安裝或檢修后的電壓互感器檢查驗收項目：2.3.6.1吸濕器的吸濕劑應