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1、110kV乘坡变电站现场运行规程版本号1.02010年12月24日发布 2010年12月24日实施海南电网琼海供电公司 发布110kV乘坡变电站现场运行规程版本号1.0批 准： 审 核： 编 写： 2010年12月24日发布 2010年12月24日实施海南电网琼海供电公司 发布目 录封 面1目 录3前 言5范围及规范性引用文件51总则71.1 概述71.2 规程的有关说明71.3 调度范围划分71.4 正常运行方式72一次设备92.1 主变压器92.1.1 #1主变92.1.2 #2主变错误！未定义书签。2.2 断路器152.2.1 110kV断路器152.2.2 35kV断路器172.2.3
2、 10kV开关柜192.3 隔离开关202.3.1 110kV隔离开关202.3.2 35kV隔离开关222.3.3 10kV隔离开关232.4 互感器252.4.1 110kV电流互感器252.4.2 110kV电压互感器272.4.3 35kV电压互感器292.4.4 10kV电压互感器312.5 电容器错误！未定义书签。2.6 耦合电容器及阻波器332.6.1 110kV耦合电容器332.6.2 阻波器352.7 消弧线圈错误！未定义书签。2.8防雷及接地装置362.8.1 避雷器362.8.2 避雷针372.9母线装置372.10电力电缆393微机五防系统404继电保护及测控装置444
3、.1 主变保护及测控444.1.1 #1主变保护及测控444.1.2 #2主变保护及测控474.2 线路保护及测控474.2.1 110kV官琼线线路保护及测控474.2.2 110kV加泮线线路保护及测控544.3自动装置544.3.1 低周减载装置544.4 故障录波装置564.5消弧线圈控制装置594.6 监控系统605站用电系统625.1 站用变625.2 低压配电系统636直流系统656.1 直流系统656.2 蓄电池666.3 UPS及逆变电源677消防系统698操作规范718.1 倒闸操作工作程序718.2 倒闸操作工作注意事项718.3 典型操作票（见附录）729典型事故处理7
4、39.1 事故处理规范739.2 典型事故739.2.1 110kV典型事故739.2.3 10kV典型事故75附录A 变电站一次系统结线图75附录B 110KV琼海站电流互感器变比表75附录C 站用电系统配置图75附录D 直流系统配置图75附录E 消防设施的配置75附录F 规程修订记录75110kV乘坡变电站现场运行规程版本号1.0前 言本规程是根据海南电网琼海供电公司加强科学管理的需要而制定的。本规程要求有关人员熟悉、掌握并认真执行，凡离开运行岗位3个月以上的运行人员，必须经本规程考试合格，才能担任值班员工作，如本规程与上级有关规程、制度有抵触时，按上级规程制度执行。本规程修编单位：变电运
5、行管理所；本规程主要修编人：陈柏甫 本规程审核：陈凤香本规程批准：黄敬元本规程由琼海供电公司生产技术部负责解释。范围及规范性引用文件本规程规定了海南电网琼海供电公司110kV乘坡变电站运行的主要原则和管理基本规定。本标准仅适用于海南电网琼海供电公司110kV乘坡变电站。本站变电运行值班人员在值班时间必须严格遵守劳动纪律，坚守岗位，专心监控设备运行情况，认真作好各种记录；严格执行“两票三制”，严格执行电业安全工作规程、电气操作导则等有关规程制度，精心操作，杜绝误操作事故。本站变电运行值班人员应做到“三熟”“三能”:熟悉本站设备、系统的基本原理和主要技术参数；熟悉本站各种运行方式下的操作和事故处理
6、；熟悉本岗位规程和制度；能正确地进行操作和分析运行情况；能及时发现故障和排除故障；能掌握一般的维修技能。本站变电运行值班人员上班时间不得喝酒，也不得酒后值班。为了深入贯彻落实南方电网公司第一号令关于加强安全生产确保电网稳定运行的规定，切实贯彻“安全第一,预防为主”的方针，确保110kV乘坡变电站设备和海南电网的安全稳定运行，运行人员能在较短时间内掌握本站设备运行情况，提高事故处理及操作能力，有章可循,特制定本规程。 本规程规范性引用的文件：DL408-91 电业安全工作规程（发电厂、变电站部分）Q/CSG 1 0006-2004 电气操作导则DL/T800-2001 电力企业标准编制规则1 总
7、则1.1 概述110kV乘坡变电站位于琼中县乘坡农场，距琼中县城中心约32公里占地面积16余亩，于2010年12月投入运行，是琼海电网第一个110kV变电站，经过1995年的扩容及2003年综合自动化的改造后，使整个变电站更加规范、整洁、有序。目前本站有1台主变，总容量为31.5MVA.110kV线路3回,分别与220kV红石站、110kV红岭电站及110kV营根站相连,35kV线路2回,分别与35kV乘坡电站和35kV吊罗山站相连，承担琼海南部地区和加积城区的供电。110kV、35kV均为单母线接线方式，10kV为单母线分段接线。本站1台主变分别为新疆特变电工变压器厂生产的SSZ11-315
8、00/110TH型，110kV开关采用杭州西门子开关厂生产的3AP1FC-145型SF6断路器和江苏如高开关厂生产的GW4（A）-126DW型隔离开关，35kV采用浙江宇光开关厂生产的ZW7-40.5/1600-25型真空断路器和江苏如高开关厂生产的GW4(A)-40.5W/630及GW4(A)-40.5W/1250型隔离开关，10kV则采用河北天源生产的KYN28-12(Z)型真空断路器。本站二次系统主要使用南京南瑞继保电气有限公司的RCS-943系列微机保护，110kV线路则采用南瑞集团的RCS-943型微机保护，35kV线路则采用国电南京自动化股份有限公司PSL690型微机保护，10kV
9、线路则采用国电南京自动化股份有限公司PSL600型微机保护，监控系统采用的是威特公司WT-2000监控装置，同时，配置了珠海优特公司的防误闭锁装置，为本站的安全运行提供了坚实的技术保证。1.2 规程的有关说明1.2.1 本规程适用变电运行及操作队人员。1.2.2 站内一切工作应严格执行本规程电业安全工作规程和调度规程。1.2.3 本规程在执行过程中，如发现有的规定与调度或上级部门的有关规定相抵触时以调度或上级部门为准。1.2.4 本规程以批准日期正式执行。1.3 调度范围划分1.3.1 本站管理范围为：35kV站用变、10kV站用变及380V低压系统。1.3.2 地调调度范围为：本站主变及35
10、kV以下开关刀闸设备属于地调管辖范围。继电保护、安全自动装置、通信网络等二次设备的管辖关系原则上随一次设备而定。1.3.3 中调调度范围的设备为：本站110kV乘营线、110kV红岭电站线、110kV 红乘线、110kV母线的开关刀闸设备和主变分接头调整方式及中性点接地方式属于中调管辖范围。1.4 正常运行方式本站正常运行方式是110kV、35kV均为单母线接线方式，10kV为单母线分段接线。110kV线路3回,分别与220kV红石站、110kV红岭电站及110kV营根站相连,35kV线路2回,分别与35kV乘坡电站和35kV吊罗山站相连,正常时两台主变并联，主变中性点一台接地运行。2 一次设
11、备2.1 主变压器2.1.1 #1主变2.1.1.1 说明本站#1主变是由新疆特变电工变压器厂生产的型号为SSZ11-31500/110TH；联接组编号为YN ynO d11；额定容量为31500/31500/31500kVA；额定电压为110kV、38.5kV、11kV；额定电流为165.3/472.4/1653A；冷却方式：ONAN/ONAF 63/100%；正常情况下，主变应按额定参数运行。2.1.1.2 监视2.1.1.2.1 遥测量：主变档位、上层油温；2.1.1.2.2 遥信量：温度过高、油位过高、油位异常、通风机故障、压力闭锁、压力异常、机构已储能、差动速断、比率差动、重瓦斯、有
12、载重瓦斯、轻瓦斯、有载轻瓦斯、CT断线。正常时遥信量的显示为绿色，异常时为红色。2.1.1.3 巡视2.1.1.3.1 正常巡视： (1) 瓷套管清洁无裂纹、污闪及放电痕迹，油色、油位正常，无渗漏油现象；(2) 油枕油位应跟温度刻度相对应；本体及冷却系统各部位应无渗漏油现象；(3) 声音正常为均匀的“嗡嗡”声；(4) 压力释放装置应完好，无冒油；(5) 冷却器按规定开启，本体温度表指示与控制盘温度表指示应相符；(6) 各引线张弛适度，无散股、断股现象，接头接触良好，无过热变色现象；(7) 瓦斯继电器内充满油，无气体；呼吸器完好，硅胶颜色正常；(8) 接地部分牢固；(9) 主变有载分接开关传动机
13、构无脱销、变形现象；有载分接开关的分接位置及电源指示正常；(10) 控制箱和二次端子箱应关闭紧密，无受潮；2.1.1.3.2 特殊巡视：大风时，检查变压器附近应无容易被吹动的杂物防止吹落至变压器带电部分，并注意引线摆动情况； 大雾、毛毛雨时，检查套管、瓷瓶应无严重电晕闪络和放电等现象；雷雨后，检查各侧避雷器记数动作情况，检查伞裙应无破损，裂纹及放电痕迹；夜巡时，应注意引线接头处、线夹应无过热、发红及严重放电等现象；过载运行期间，加强检查负荷电流、运行时间及上层油温。节假日或有重大供电任务时。值班人员都必须对变压器的负荷、温度、油色、油位、响声及冷却装置等运行情况加强巡视。2.1.1.3.3 新
14、安装及大修后主变投运前应增加巡视检查下列内容：(1) 各种继电保护和自动装置及断路器经传动试验动作正常；(2) 充油套管、主变及有载调压分接开关的油面应符合要求，主变本体及套管清洁完好，无渗漏油压力释放装置无冒油，瓦斯继电器应充满油；(3) 油枕、冷却器、净油器等装置与主变之间的阀门应在开启位置；(4) 温度计应完好，指示正确；(5) 主变分接开关位置应正确无误，有载调压装置操作灵活；(6) 主变上部应无遗留物；(7) 各种接线头及接地装置应接触良好；(8) 事故排油道和放油池应符合要求；(9) 应有完整的安装、检修、试验技术资料。(10) 大修后的主变投入运行4小时内，每小时应巡视检查一次。
15、2.1.1.4操作2.1.1.4.1 变压器的停、送电停电时应先断开低压侧,再断开中压侧断路器,最后断开高压侧断路器,再逐一按由低到高的顺序操作隔离开关到断开的位置(隔离开关的操作顺序须按照先拉变压器侧隔离开关,再拉母线侧隔离开关的顺序进行)或10kV隔离手车由工作位置操作至试验位置,送电的顺序相反。变压器在停、送电前必须将中性点接地。主变带电后，应立即投入冷却系统并检查其是否正常；新投产的变压器投入运行时，在额定电压下，冲击合闸五次，并进行核相试验，大修后的变压器，在额定电压下，冲击合闸三次，并进行核相试验。对检修后的变压器，应仔细检查临时接地线，标示牌等安全措施确已拆除，接地刀闸确已在分闸
16、位置，主变外观无异物，并审核站内设备检修试验记录中变压器检修试验结论及保护校验结论，校对分接头开关位置，具备运行条件后，投入变压器所有保护，方可将其投入运行。2.1.1.4.2 有载调压分接开关由变电站运行值班员按中调值班调度员的命令进行调整。在正常情况下，有载调压装置的操作应用电动机构进行，操作前需检查主变高压侧电流应在额定电流范围内，每调一级抽头即应放开手，看档位指示是否正确，不可揿住按钮不放。在有载调压装置的调压操作过程中，应注意观察电压、电流、档位的指示及动作记数器的变化情况，以判断动作是否正确，调整操作结束后，应记录操作时间和分接开关位置及电压变化情况，每次调压操作后应对变压器进行巡
17、视，检查主变运行情况。#1主变过负荷时禁止操作有载调压装置。2.1.1.5 异常及处理2.1.1.5.1 变压器本体现象：后台发出“温度过高”信号处理步骤：应检查主变油位情况及上层油温实际指示值。检查散热器的阀门是否打开，并用测温仪检查各散热器及主变本体温度是否均衡。检查三相负荷是否平衡或过负荷。立即将情况汇报调度，并加强监视，将经过情况记入运行记录。2.1.1.5.2 油枕装置现象：无油位、油位指示器破损、储油柜漏油、油位指示与温度严重不对应、油位偏低或偏高。处理：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，立即汇报中调值班员，将情况记入运行记录，并加强监视，
18、油位下降时应详细检查油枕、放油阀、油箱放油阀、散热器、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。2.1.1.5.3有载调压呼吸器现象：堵塞、硅胶饱和全变色（或2/3）、硅胶罐渗油处理：立即汇报变电运行管理所和调度；尽快更换干燥的硅胶，更换时应将有载调压重瓦斯保护硬压板退出。取下呼吸器时应将连管堵住，防止回吸空气；换上干燥的硅胶或者吸潮剂后，应使油封将呼吸器密封。2.1.1.5.4瓦斯继电器现象1：监视孔破裂、防雨罩脱落。处理1：汇报变电运行管理所和调度，及时处理。现象2：瓦斯继电器内有气体，处理2：汇报变电运行管理所和调度，密切监视变压器的电流、电压、温度的变
19、化，做好安全措施等待处理。2.1.1.5.5 测温装置现象：测温装置失灵、误发信号；个别感温元件损坏；本体、有载油温显示异常、远方测温失灵、外壳破损 。处理：立即汇报调度、变电运行管理所，并加强监视、巡视。2.1.1.5.6 有载调压开关主变运行时，遇有下列情况时禁止操作有载调压装置：a、变压器过负荷运行时；b、有载调压装置的油标中无油位指示时；c、调压次数超过规定时；d、调压装置发生异常时。有载调压装置在调压过程中如有下列情况之一时，应立即停止操作；a、按下按钮后电动机不转或转速、响声不正常；b、主变响声变异或有放电声；c、有载调压开关失控或调整不到位；d、有载调压开关瓦斯信号频繁动作；e、
20、在调整有载调压开关时，档位显示不变。有载调压装置常见故障的处理：a、指示灯不亮,检查有载调压装置电源保险是否熔断；b、信号灯全好，按上升或下降按钮时有载调压开关不动作，应检查电动机电源保险是否熔断及电动机是否完好，接触器接触是否良好；c、当有载调压开关出现失控时，应在档位指示器上出现第二个档位数字后立即切断电机电源，用手动将档位调为规定位置并报告调度及通知检修人员进行处理；d、当有载调压开关按上升或下降按钮时，档位指示器上指示档位调节位置不正确，应立即报告中调，设法将有载调压开关调节到正确位置。2.1.1.5.8 过负荷变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行，正常过负荷可以经常使用，其允
21、许值可根据表一参考执行，事故过负荷可参照表二执行。表一 #1主变压器正常过负荷时间表（小时：分）过负荷倍 数过负荷前主变温升（）为下列数值时允许过负荷1824303642481.055:505:254:504:003:001:301.103:503:252:502:101:250:101.152:502:251:501:200:351.202:051:401:150:451.251:351:150:500:251.301:100:500:301.350:550:350:151.400:400:251.450:250:101.500:13表二 主变事故过负荷时间表（小时：分）过负荷倍 数环境温度
22、（）为下列数值时允许过负荷0102030401.1024:0024:0024:0014:305:101.2024:0021:008:003:301:351.3011:005:102:451:300:451.403:402:101:200:450:151.501:501:100:400:160:071.601:000:350:160:080:051.700:300:150:090:05过负荷倍数=主变实际视在功率/主变额定容量变压器过负荷运行时，应立即向调度汇报，并将变压器的所有冷却器投入运行，加强对变压器的巡视检查，随时将过负荷情况汇报调度，并在运行日志记录本上作好记录。变压器在过负荷运行时，
23、无论是事故过负荷还是正常过负荷，值班人员都必须对变压器的负荷、温度、油位、响声及冷却装置等运行情况加强巡视，每半小时记录变压器的电流、温度和接头温度，并将变压器负荷电流、温度和接头温度变化情况及时报告值班调度员。2.1.1.5.9 变压器有下列情况之一者，应退出重瓦斯保护出口硬压板：变压器进行滤油、加油、大量放油或放气时；更换呼吸器的硅胶时；瓦斯保护回路有人工作或该回路有直流接地时；变压器检修后投入运行时；遇有特大震动时。2.1.1.6 事故及处理2.1.1.6.1 异常声响现象：变压器出现强烈而不均匀的噪声且振动加大。处理：应立即汇报调度，加强监视，做好紧急停运的准备。2.1.1.6.2 压
24、力释放装置大量喷油 现象：压力释放装置大量喷油。处理：应立即断开变压器三侧开关，再汇报调度。2.1.1.6.3 变压器着火现象：变压器着火处理：若开关未跳闸，应立即断开主变三侧开关，在站用配电室断开冷却器电源；立即拨打119火警，汇报调度；组织在站人员进行灭火，必须指定专人监护；消防队前来灭火，必须指定专人监护，并指明带电部分及注意事项。2.1.1.6.4 重瓦斯保护动作现象：后台发出“重瓦斯保护动作” 报文，主变三侧开关跳闸处理步骤：汇报中调当值调度员；复归音响信号，记录跳闸时间和所跳闸的开关。检查光字牌动作情况、保护动作情况，并做好记录，复归信号；检查站用电源，恢复站用电电源；检查1001
25、、3501、1101开关确在分闸位置；拉开三侧开关的两侧刀闸。2.1.1.6.5 差动保护动作现象：后台发出“差动保护动作” 报文处理：立即将情况报告中调当值调度员；立即投入备用#2主变运行，恢复送电；检查差动范围（差动保护范围为主变三侧差动CT到主变内部、主变三侧套管、10kV母线桥瓷瓶、电流互感器等）一次设备的瓷件有无破损或闪络痕迹；主变三侧及10kV母线桥等一次设备的导线有无短路、接地或烧伤痕迹）.2.1.1.6.6 重瓦斯和差动保护同时动作（同上）2.1.1.6.7 后备保护动作现象一：主变压器110kV侧复合电压闭锁方向过流保护动作断路器跳闸后的检查和处理；处理：检查中、低压侧母线及
26、母线上的设备有无短路；变压器各侧设备是否正常；在确认母线无电压后拉开其所带线路；检查中、低压侧断路器跳闸状况，若某一侧断路器拒跳，则可能是该断路器拒跳引起，故障点应在该侧范围内，将该侧断路器手跳闸后恢复主变压器运行及对非故障侧用户送电；若三侧断路器均跳闸，则应检查差动保护区内设备有无异常情况，若故障点在差动保护区内而差动保护不动作，则差动保护可能存在问题，应通知继保人员检查差动保护不动作的原因。现象二：主变中压或低压侧过流等后备保护动作跳闸后的处理：处理：检查失压的母线及其所连接的设备有无故障，在消除或切除故障点后恢复运行；若系馈电线路断路器或保护拒动而引的越级跳闸，则应：a、检查各馈电线路断
27、路器动作情况，如属断路器拒跳，在找出拒跳的断路器并将其解除后，恢复母线及各馈电线路正常运行；b、检查各馈电线路保护动作情况，如属保护拒动造成越级跳闸，应将各馈线断路器断开，合上越级跳闸的断路器，再逐条线路试送，查出故障线路后，将该线路停电，拉开其断路器的两侧隔离开关，恢复对母线及其它馈电线路送电。2.1.1.6.8 主变本体轻瓦斯保护动作后的处理现象：后台发出“#1主变本体轻瓦斯保护动作”报文处理：复归音响，汇报调度、记录报文、复归信号；检查变压器油位是否正常；检查瓦斯继电器内有无气体，如无气体则应检查瓦斯继电器装置及二次回路。2.1.1.6.9 轻、重瓦斯保护同时动作，开关跳闸的处理现象：后
28、台发出“轻瓦斯保护动作”“重瓦斯保护动作”报文处理：立即停止音响信号，作好记录，复归信号牌，投入备用变压器，恢复供电；若轻、重瓦斯保护均动作，应立即检查瓦斯继电器内的气体气量，汇报值班调度员。拉开各侧刀闸，做好安全措施，由专业人员对变压器进行检查试验。2.1.1.7 维护2.1.1.7.1 非大修期间设备的清扫清扫主变本体及端子箱，仅限于设备表面，不包括端子排。2.1.1.7.2 非大修期间油浸变压器呼吸器内硅胶变色时更换处理。2.1.1.7.3红外测温定期进行红外测温，本站规定为每月三次，必要时增加次数。2.2 断路器2.2.1 110kV断路器2.2.1.1 说明本站110kV断路器选用的
29、110kV开关采用杭州西门子开关厂生产的3AP1FC-145型SF6断路器，以SF6气体作为灭弧和绝缘介质，以弹簧储能机构操动。可以进行三级分闸、合闸及快速自动重合闸操作。它由三级断路器本体和弹簧机构、电气控制柜组成，该断路器具有最新的设计原理，结构简单，体积小耗材少，需要的操作能量小，可靠性高等特点。2.2.1.2 使用间隔1主变高压侧、110kV红岭电站线、110kV红乘线、110kV乘营线。2.2.1.3 监视2.2.1.3.1 遥信量： SF6低气压报警；合闸弹簧已储能；合闸弹簧储能超时；控制电源短路；电机电源短路、保护装置异常、报警闭锁、自动重合闸动作、收发信机异常、收发信机动作、收
30、邻线闭锁链信号、重合闸压力继电器、跳闸位置据点、收）讯接点、通道试验、定值修改位置；遥信量绿色为正常状态，红色为异常状态。2.2.1.3.2 遥测量：母线和线路的电流、电压、功率、功率因素和频率。“远方/就地”红色为远方状态，绿色为就地状态； 2.2.1.4 巡视2.2.1.4.1 正常巡视：a、 检查环境温度及外观完好，相别和双重编号清楚,机构箱及框架无杂物；b、 检查其绝缘套管、瓷柱有无损伤、裂纹、放电闪络痕迹和脏污现象，各支撑部件无变形、断裂，接地引下线无锈蚀、断裂；c、 检查SF6气体压力正常（0.60.015MPa），弹簧已储能，分/合闸信号指示灯亮；d、 检查断路器各部分有无异常（
31、漏气声、振动声）及异味，合、分闸开线圈无焦臭味、冒烟等现象；e、 检查合闸记数器完好，柜门开启灵活完好、关闭严密，箱内封堵完善；f、 检查断路器接点、接头引线处有无过热现象及变色发红现象；g、 检查断路器分、合闸位置与机械、后台监指示位置是否一致；h、 检查断路器的运行声是否正常，断路器内有无噪声和放电声；i、 检查控制、信号电源是否正常，断路器控制柜内的“远方就地”选择开关是否在远方的位置；j、 气体压力监视范围：额定工作压力0.60.015Mpa，补气报警压力0.550.015Mpa，开关闭锁压力0.530.015。2.2.1.4.2 特殊巡视：雷雨后检查断路器的套管应无放电痕迹及严重污秽
32、，检查机构箱内有无积水现象。大风后检查有无异物掉落在设备上，检查断路器的瓷质绝缘完好、无破损，引下线线头是否松动或变位。大雾时检查断路器的套管及绝缘部分是否有污闪和放电现象，检查机构箱内的加热器是否已经投入。设备异常时按照设备的异常现象，增加巡视次数，并把相关异常情况及时上报调度。新投入的设备检查SF6气体压力是否正常，有无漏气；检查弹簧储能机构是否已储能、信号灯亮；检查机构箱内的各接线是否接线牢固；检查“远方就地”开关是否置远方位置；检查分合闸位置指示与后台机的指示是否一致。事故跳闸后检查动作计数器动作正确；弹簧已储能，信号灯亮；SF6气体压力正常；分合闸位置指示与后台机指示正常。2.2.1
33、.5 异常及处理：2.2.1.5.1 分合闸位置指示与后台机指示不一致现象：分合闸时，后台显示遥控成功，但监控图上的位置无变化；处理：将实际情况汇报调度和变电运行管理所。2.2.1.5.2 SF6气体压力降低至告警值现象：后台铃响，后台报文报“SF6气体压力降低”；处理：立即检查断路器压力是否有明显降低，加强巡视，并将实际情况汇报调度和变电运行管理所。2.2.1.5.3 弹簧机构储能不停现象：后台监控铃响频繁，报文报“合闸弹簧储能超时”；处理：应立即断开开关储能电源，停止储能，事后汇报变电运行管理所； 2.2.1.6 事故及处理2.2.1.6.1 套管有严重破损或放电现象严重现象：有很大的放电
34、声，放电爬距长，瓷质部分有烧黑现象；处理：立即将实际情况汇报调度和变电运行管理所，并申请转移负荷，用上一级断路器断开该断路器，严禁带电操作该断路器。2.2.1.6.2 SF6气体压力下降到操作闭锁值现象：气体压力已下降至0.530.015；处理： 检查是否有严重漏气，如有漏气，自感不适应时应立即离开现场10m以外； 靠近设备时必须戴防护用具，并将该断路器的控制电源空气开关断开，把实际情况汇报调度和变电运行管理所； 申请将该线路的负荷转移后，用上一级断路器断开该断路器，严禁带电操作该断路器。2.2.1.6.3 弹簧机构未储能现象：合闸操作完毕，弹簧机构不能储能；处理： 立即汇报调度和运行管理所，
35、 断开储能电机电源，采取手动储能方法进行开关储能； 如果手动储能不成功，申请转移负荷。2.2.1.6.4 远方合、分闸操作时发控制回路断线现象：后台监控显示“断路器控制回路断线”。 处理：应重点检查控制回路易出现故障的位置，如控制空开、合闸线圈等，并将实际情况汇报调度和变电运行管理所，待专业人员进行处理。2.2.1.6.5 保护出口，开关拒动，越级跳闸现象：后台报文110kV红乘线保护动作，110kV红乘线断路器未分闸，110kV主变断路器跳闸。处理：仔细检查确认事故的正确信息，应汇报调度和变电运行管理所，根据调度指令，确认110kV红乘线无电压，手动断开110kV红乘线开关，将110kV红乘
36、线操作至开关检修状态，恢复其他110kV线路送电，待专业人员来处理110kV红乘线断路器。2.2.1.6.6 开关偷跳现象：保护未动作，开关跳闸；处理：应立即汇报调度和运行管理所，申请转移负荷，在检修人员到来之前，做好安全措施。2.2.1.6.7 线路断路器跳闸后的处理 线路断路器跳闸后，应首先根据记录后台显示报文及时间，汇报调度，查明继电保护、自动装置动作情况，检查短路电流所通过的设备是否正常，根据调度值班调度员命令和具体情况进行处理。 线路保护动作跳闸重合闸动作不成功，应检查该线路的断路器及套管、CT、隔离开关、绝缘子、避雷器、电缆头及引出线是否异常，记录该线路保护动作情况及断路器跳闸时间
37、并报调度。 双侧电源线路开关跳闸、无论是重合闸不成功还是自动重合闸装置不动作，都应报告调度当值调度员并按中调当值调度员的指令进行操作。 线路在保护动作跳闸后，无论重合闸成功与否，值班员都应通知有关调度派人检查线路接地情况和故障跳闸的原因。 线路断路器跳闸后试送时应注意： 断路器合上后发生振荡现象并不衰减。则应立即断开断路器。断路器合闸时监视电表有无冲击，合上后看三相电流是否平衡，信号、表计反映是否正常。试送时，重合闸应切除，并注意系统波动、保护动作情况。 在下列情况下一般不得进行试送：a、 线路有带电作业，重合闸停用时；b、 断路器跳闸时伴随有严重的故障象征时（如：火光、爆炸声、系统振荡电压大
38、幅度降低等）；c、 如有紧急情况需试送时，必须经当值调度员下令，方能试送。2.2.1.8 维护2.2.1.8.1 机构箱清扫，每月一次；2.2.1.8.2 转动部分加油润滑，半年一次或设备停电时；2.2.1.8.3 控制电源熔断器（空开）烧坏更换；2.2.2 35kV断路器2.2.2.1 说明35kV断路器采用弹簧操动机构，真空断路器。2.2.2.1.1 型号35kV选用的是35kV采用浙江宇光开关厂生产的ZW7-40.5/1600-25型真空断路器。2.2.2.2 使用间隔1主变中压侧、35kV乘坡电站线、35kV吊罗山线。2.2.2.3 监视2.2.2.3.1 遥信量：电流速断、限时速断、
39、过流、后加速、重合闸、低周减载、低周解列、低周减载，遥信量绿色为正常状态，红色为异常状态。2.2.2.3.2 遥测量：遥测量：母线和线路的电流、电压、功率、功率因素和频率。2.2.2.4 巡视2.2.2.4.1 正常巡视：a、 断路器分合闸位置指示灯指示正确及储能指示灯亮；b、 瓷瓶清洁无破损及放电痕迹；c、 机械分合指示应正确；d、 引线接头应接触良好，无发热现象；f、 2.2.2.4.2 特殊巡视：雷雨后检查断路器的套管应无放电痕迹及严重污秽，检查机构箱内有无积水现象。台风后检查有无异物掉落在设备上，检查断路器的瓷质绝缘完好、无破损，引下线线头是否松动或变位。大雾时检查断路器的套管及绝缘部
40、分是否有污闪和放电现象，检查机构箱内的加热器是否已经投入。设备异常时按照设备的异常现象，增加巡视次数，并把相关异常情况及时上报调度。新投入的设备引线接头处良好；套管清洁，无破损，无裂纹；各项试验数据齐全并合格；机构箱、端子箱密封良好，防止进水和进入小动物；操作机构操作可靠，辅助接点接触良好等符合要求；2.2.2.5 异常及处理：2.2.2.5.1 分合闸位置指示与后台机指示不一致现象：分合闸时，后台显示遥控成功，但监控图上的位置无变化；处理：将实际情况汇报调度和变电运行管理所。2.2.2.5.2 引线接头发热温升超过40现象：引线接头油漆掉落，温升超过40处理：加强巡视，留意温度变化，并将实际
41、情况汇报运行管理所2.2.2.6 事故及处理2.2.2.6.1 套管有严重破损或放电现象严重现象：有很大的放电声，放电爬距长，瓷质部分有烧黑现象；处理：立即将实际情况汇报调度和变电运行管理所，并申请转移负荷，用上一级断路器断开该断路器，严禁带电操作该断路器；2.2.2.6.2 远方合、分闸操作时发控制回路断线现象：后台监控显示“断路器控制回路断线”。 处理：应重点检查控制回路易出现故障的位置，如控制空开、合闸线圈等，并将实际情况汇报调度和变电运行管理所，待专业人员进行处理。2.2.2.6.3 开关偷跳现象：保护未动作，开关跳闸；处理：应立即汇报调度和运行管理所，申请转移负荷，在检修人员到来之前
42、，做好安全措施。2.2.2.7 维护2.2.2.7.1 机构箱清扫，每月一次；2.2.2.7.2 转动部分加油润滑，半年一次或设备停电时；2.2.2.7.3 控制电源熔断器（空开）烧坏更换；2.2.3 10kV开关柜2.2.3.1 说明10kV开关柜采用弹簧操动机构，真空断路器。2.2.3.1.1 型号10kV选用的是河北天源生产的KYN28-12(Z)型真空断路器。2.2.3.2 使用间隔10kV五队线、10kV加铜线、10kV和长线、10kV青竹湾电站线、10kV 16队线、10kV和平墟线、10kVTV、10kV站用变。2.2.3.3 监视2.2.3.3.1 遥信量：电流速断、限时速断、
43、过流、后加速、重合闸、低周减载、低周减载、 PT断线。2.2.3.3.2 遥测量：母线和线路的电流、电压、功率、功率因素和频率。“遥控投入”红色为远方状态，绿色为就地状态；“弹簧已储能”红色为未储能（置“0”），绿色为已储能（置“1”）其它的遥信量绿色为置“0”状态，红色为置“1”状态。2.2.3.4 巡视2.2.3.4.1 正常巡视： 检查环境温度及外观完好，相别和双重名称清楚,高压柜无杂物； 检查电缆头无破损，无放电迹象； 检查断路器在分、合闸状态，弹簧已储能，各种信号灯完好； 检查分闸、合闸、工作、试验位置指示是否正确，并与当时实际运行情况相符合； 检查开关柜各部分有无异常及异味等现象； 检查上柜门开启灵活完好、关闭严密，箱内封堵完善； 检查断路器的“远方就地”选择开关是否置远方的位置；2.2.3.4.2 特殊巡视：雷雨后检查高压室内无漏水，断路器是否因雷击故障跳闸；台风后检查高压室内无漏水，门窗完好，断路器外观完好，有无跳闸。过负荷检查断路器的电缆引线接头处有无过热现象。大雾时检查室内湿度适中，断路器的套管及绝缘部分是否有污闪和放电现象。 设备异常时按照设备的异常现象，增加巡视次数，并把相关异常情况及时上报运行管理所。新投入的设备检查运行中的断路器有无发生异常声响；检查机构箱内的各接线是否接线牢固；检查分合闸位置指示与后台机的指示是否一致
