35KV变电站运行方案.doc

《35KV变电站运行方案.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《35KV变电站运行方案.doc（49页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、目录第一章电气设备运行前的检查1第一节高压配电装置运行前的检查1第二节 隔离开关投运前的检查5第三节封闭组合电器、油断路器、真空断路器投运前的检查6第四节 变压器投运前的检查8第五节 互感器投运前的检查9第六节 自动保护投运前的检查10第七节 高压电容器的运行前的检查11第八节 低压开关柜运行前的检查12第二章 电气设备投运12第一节 高压配电装置运行12第二节 隔离开关的投运14第三节封闭组合电器、油断路器、真空断路器的投运14第四节 变压器的试验及投运15第五节互感器的投运16第六节 自动保护的投运17第七节 有载分接头开关的运行18第八节 高压电容器的投运18第九节 低压开关柜运行规程2

2、2第三章 电气设备的检修、巡视规程22第一节高压配电装置的检修、巡视规程22第二节封闭组合电器、油断路器、真空断路器的检修、巡视规程27第四节变压器的检修、巡视规程31第五节互感器的检修、巡视规程32第六节高压电容器的巡视检查项目33第七节低压开关柜的巡视检查33第四章电气设备事故的处理36第一节高压配电装置事故的处理36第二节隔离开关异常运行、故障及事故处理37第三节变压器事故的处理37第四节互感器事故的处理41第五节自动保护事故的处理42第六节 电容器的故障事故处理47第一章电气设备运行前的检查第一节高压配电装置运行前的检查1、 检查第一 二种工作票应全部收回并终结。2、 检查各种短路接地

3、线及接地刀闸应拉开，临时遮拦和标示牌等安全措施已全部拆除，恢复。3、 对配电装置的开关柜，包括有计量柜，防雷装置、补偿柜等柜体，后门检查完好。其附属设备的隔离手车开关均应在断开位置。4、 电缆的外观， 一次、二次回路线缆进行详细的外部检查，无破损。5、 操作前应检查控制回路、辅助回路，控制电源或储能回路均正常，即具备运行操作条件。6、 GIS室设备各间隔气室的六氟化硫气体压力有无明显变化,如果六氟化硫气体的漏气速度已危及到断路器的正常运行,则应使断路器退出运行,找出漏气点,并予以相应的处理使其恢复,并应将其补充到额定压力，确认其漏气率已符合规定后才能再次投入运行.7、 各种指示信号是否正常,损

4、坏的应予以更换,8、 检查操动机构动作是否正常,并进行相应处理.9、 校验密度继电器动作值,密度继电器经调整后达到规定值,即可认为性能良好,可继续使用.;否则应予以更换.10、 检查小修间隔的各连接面、阀门、充气嘴、气管及其他部位是否存在漏气现象11、 检查各固定螺丝和连接螺丝是否松动.12、 机构是否处于正常工作状态,碟形弹簧是否在压缩储能状态.13、 液压机构是否有渗漏油.14、 电气端子应紧固。15、 经常检查断路器,机构传动部件,若有锈蚀和松动,应及时润滑和紧固.查看分合闸指示牌换位置是否正常。16、 高压开关柜检查项目和标准序号检 查 项 目标 准1标志牌名称、编号齐全、完好。2外观

5、检查无异音，无过热、无变形等异常。3表计指示正常。4操作方式切换开关正常在“远控”位置5操作把手及闭锁位置正确、无异常6高压带电显示装置指示正确7位置指示器指示正确8电源小开关位置正确17、 液压操动机构检查应按下表的项目、标准要求进行。序号检 查 项 目标 准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。计数器动作正确并记录动作次数3储能电源开关位置正确4机构压力正常5油箱油位在上下限之间，无渗（漏）油6油管及接头无渗油7油泵正常、无渗漏8行程开关无卡涩、变形9活塞杆、工作缸无渗漏10加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确18、 弹簧机构检查应按下表的项目、标准要求进行。序号检

6、 查 项 目标 准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。储能电源开关位置正确3储能电机运转正常4行程开关无卡涩、变形5分、合闸线圈无冒烟、异味、变色6弹簧完好，正常7二次接线压接良好，无过热变色、断股现象8加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确9储能指示器指示正确19、 电磁操动机构检查应按下表的项目、标准要求进行。序号检 查 内 容标 准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。合闸电源开关位置正确 3合闸保险检查完好，规格符合标准4分、合闸线圈无冒烟、异味、变色5合闸接触器无异味、变色6直流电源回路端子无松动、锈蚀7二次接线压接良好，无过热变色、断股

7、现象8加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确20、 气动机构检查应按下表的项目、标准要求进行。序号检 查 项 目标 准1机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味压力表指示正常，并记录实际值3贮气罐无漏气，按规定放水4接头、管路、阀门无漏气现象5空压机运转正常，油位正常。计数器动作正常并记录次数6加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确21、断路器检查应按下表的项目、标准要求进行。序号检 查 项 目标 准1标志牌名称、编号齐全、完好。2套管、瓷瓶无断裂、裂纹、损伤、放电现象3分、合闸位置指示器与实际运行方式相符。4软连接及各导流压接点压接良好，无过热变色、断股现象5控制、信号电源正常，无异常

8、信号发出6SF6气体压力表或密度表在正常范围内，并记录压力值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8各连杆、传动机构无弯曲、变形、锈蚀，轴销齐全9接地螺栓压接良好，无锈蚀。10基础无下沉、倾斜第二节 隔离开关投运前的检查1、 检查工作全部终结，标示牌，设备及场地清洁，无遗留杂物。2、 瓷质设备有无裂纹、脏污及放电痕迹；3、 触头接触是否良好，有无发热、烧红及放电痕迹；4、 隔离手车模拟位置与实际位置是否相符；5、 闭锁机构是否良好；6、 操作连杆及机械部分应无损伤、不锈蚀，各机件应紧固，位置应正确，无歪斜、松动、脱落等不正常现象； 7、 对于带接地刀闸的隔离开关，应检查其联

9、锁机构应完好；8、 副机出口隔离刀闸断开时自动投入接地刀闸，应检查接地良好；9、 接地刀闸在合上位置时，接地触头应良好。10、 隔离开关的检查应按下表的项目、标准要求进行。序号检 查 内 容标 准1标志牌名称、编号齐全、完好。2瓷瓶清洁，无破裂、无损伤放电现象；防污闪措施完好。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。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。5法兰连接无裂痕，连接螺丝无松动、锈蚀、变形。6接地刀闸位置正确，弹簧无断股、闭锁

10、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闭锁装置机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形。8操动机构密封良好，无受潮。9接地应有明显的接地点，且标志色醒目。螺栓压接良好，无锈蚀。第三节封闭组合电器、油断路器、真空断路器投运前的检查1、 检查各部位的螺钉有无松动现象；2、 检查弹簧操作机构的储能状态；3、 检查保护控制电源是否已经接通，分、合闸压板是否已经投入。4、 弹簧操作机构的巡视检查项目5、 机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；6、 断路器在运行状态、储能电动机的电源刀闸或熔丝应在闭合位置；7、 操作后检查储能电动机、行程开关接点无卡住和变形、分、合闸线圈无冒烟异味、8、 断路

11、器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能。9、 防凝露加热器良好。10、 经常检查断路器,机构传动部件,若有锈蚀和松动,应及时润滑和紧固.查看分合闸指示牌换位置是否正常。11、 封闭组合电器的检查应按下表的项目、标准要求进行。序号检 查 项 目标 准1标志牌名称、编号齐全、完好。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。3气室压力在正常范围内，并记录压力值。4闭锁完好、齐全、无锈蚀。5位置指示器与实际运行方式相符6套管完好、无裂纹、无损伤、无放电现象。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

12、。8带电显示器指示正确。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。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。11接地接地线、接地螺栓表面无锈蚀，压接牢固。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。13基础无下沉、倾斜。12、油断路器检查应按下表的项目、标准要求进行。 序号检 查 项 目标 准1标志牌名称、编号齐全、完好。本体无油迹、无锈蚀、无放电、无异音。套管、瓷瓶完好，无断裂、裂纹、损

13、伤放电现象4引线连接部位无发热变色现象5放油阀关闭严密，无渗漏绝缘油油位在正常范围内，油色正常位置指示器与实际运行方式相符8连杆、转轴、拐臂无裂纹、 变形9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10接地螺栓压接良好，无锈蚀。11基础无下沉、倾斜13、真空断路器检查应按下表的项目、标准要求进行。序号检 查 项 目标 准1标志牌名称、编号齐全、完好。2灭弧室无放电、无异音、无破损、无变色。3绝缘子无断裂、裂纹、损伤、放电等现象。4绝缘拉杆完好、无裂纹。5各连杆、转轴、拐臂无变形、无裂纹，轴销齐全。6引线连接部位接触良好，无发热变色现象。7位置指示器与运行方式相符8端子箱电源开关完

14、好、名称标注齐全、封堵良好、箱门关闭严密9接地螺栓压接良好，无锈蚀。10基础无下沉、倾斜第四节 变压器投运前的检查1、 检查各种短路接地线应拆除，临时遮拦和标示牌等一切安全措施已全部拆除，恢复常设遮拦。2、 有载调压干式变压器的检查。1) 检查线圈的分接抽头与开关是否对应连接。2) 检查线圈各分接位置与操纵机构、自动控制器的指示位置是否相符。3、 检查零部件是否安装妥当，各个零部件及紧固件是否安装到位， 4、 检查产品所有紧固件、连接件是否松动，并重新紧固一次，保证线圈垫块不发生松动及带电体之间联接牢固。5、 检查线圈和铁芯表面是否有污渍，水珠，若有应擦试干净。如潮湿，应加以干燥处理。6、 检

15、查变压器器身、风道是否有异物存在，清除过多灰尘，可使用干燥的压缩空气（25个大气压）吹净通风气道中的灰尘。7、 检查风机、温控等附件能否正常运行，温控箱是否可靠接地。8、 检查风机、温度控制器、温度显示仪及有载开关等附件能否正常运行工作。9、 对于三相电源风机，应注意其转向，风机正常转向时，风从线圈底部向上吹入线圈，否则就为反转，请更换风机电源的相序。10、 防雷装置的配备符合规程要求。11、 检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地(冲击时应直接接地)12、 检查各保护装置和断路器整定值和动作灵敏度是否良好.13、 检查套管式电流互感器不带负荷的是否已短接,不允许开路运行.14、 查对保护装置是

16、否可靠,系统电压不稳定时,适当调整保护系统的整定值,以便有效的保护变压器.15、 新装或大修后的变压器以及长期停运的变压器在投运前应摇测其绝缘电阻，摇测时须记录变压器的环境温度；16、 测量项目：一次对地；二次对地；一 二次之间的绝缘电阻。第五节 互感器投运前的检查1、 电气端子应紧固。2、 二次回路线缆进行详细的外部检查，无破损。3、 在向空载母线充电时，应先退出电压互感器；4、 由运行转检修时，退出电压互感器后应同时退出二次侧保险，以防止反充电。5、 外壳应清洁，无破损及裂纹，无放电痕迹；外壳无锈蚀，接地应牢固，二次回路应有一点接地。6、 内部无异常声响，无放电响声和剧烈震动现象，并注意有

17、无焦臭味。7、 检查高、低压连接处有无过热现象，高、低压保险应完好。8、 电压互感器不应过负荷运行，电压三相指示应正确。第六节 自动保护投运前的检查1、 继电器罩子是否盖好，继电器外罩和玻璃有无破碎。2、 保护装置上清洁，无灰尘，做继电器清洁工作时，应注意防止继电保护误动作，要谨慎小心，对继电器不可撞击。3、 低电压继电器应无抖动，时间继电器的动触点在零位，信号继电器应无掉牌，继电器无脱轴。4、 保护装置所属的熔丝，压板等位置应正确，信号或电源监视灯应指示正常。5、 无过热异味或异声等不正常现象。6、 继电器接点的位置是否正常，接点不应发黑或烧毛，线圈温度是否正常。7、 二次回路连接片位置符合

18、运行方式要求。8、 值班人员应经常监视直流系统绝缘良好，防止因直流系统绝缘降低或直流接地造成保护装置误动作。9、 电气值班人员应了解各种继电保护及自动装置的结构，简单工作原理，使用方法、整定值，能根据继电保护动作情况，正确处理事故，能分析和处理继电保护装置的异常情况。10、 装置屏上的主、辅设备及其光电指示信号灯（牌）、连接片、交直流及其他设备连接回路中的内外配线、电缆、端子、接地线的安装连接及外观、标识情况。11、 涉及装置用交直流回路中电流、电压互感器及开关、刀闸端子箱中相应设备和电缆端子安装连接及外观、标识情况。12、 规定管辖范围内通信连接回路中有关设备及其连接线、接地线的安装工艺质量

19、及外观、标识情况。13、 装置的实际构成情况是否与设计要求相符。14、 是否与现行规程或反事故措施、事先提出的要求等相符。15、 装置外部检查范围内的设备标志应正确完整清晰，表计、信号灯及信号继电器、光字牌的计量正确。16、 涂去装置上闲置压板的原有标志或加标“备用”字样，该闲置压板的连线应与图纸相符合，图上没有的应拆掉。17、 压板、把手、按钮的安装应端正、牢固，接触良好。整定小开关、拨轮开关、微动开关操作灵活可靠，通、断位置明确，接触良好。18、 装置外部检查范围内各设备及端子排的螺丝应紧固可靠，无严重灰尘、无放电痕迹，端子箱内应无严重潮湿、进水现象。19、 装置屏附近应无强热源、强电磁干

20、扰源。有空调设备，环境温度、湿度满足相关规定。20、 装置外部检查范围内端子排上内部、外部连接线，以及沿电缆敷设路线上的电缆标号是否正确完整，与图纸资料稳合。装置外部检查范围内设备及回路的接地情况是否符合国家规程和反事故措施要求。21、 二次回路的绝缘和耐压试验检查22、 在保护屏的端子排处将所有外部引入的回路及电缆全部断开，分别将电流、电压、直流控制信号回路的所有端子各自连接在一起，用1000V摇表测量下列绝缘电阻，其阻值均应大于10M，各回路对地，各回路相互间。23、 在保护屏的端子排处将所有电流、电压、直流回路的端子连接在一起，并将电流回路的接地点拆开，用1000V摇表测量回路对地的绝缘

21、电阻，其绝缘电阻应大于1M。24、 此项检验只有在被保护设备的断路器、电流互感器全部停电及电压回路已在电压切换把手或分线箱处与其他单元设备的回路断开后，才允许进行。25、 对信号回路，用1000V摇表测量电缆每芯对地及对其他各芯间的绝缘电阻，其绝缘电阻应不小于1M。定期检验只测量芯线对地的绝缘电阻。第七节 高压电容器的运行前的检查1、 新装电容器组投运前按交接试验项目试验,并合格;2、 电容器及放电设备外观检查良好,无渗漏油现象;3、 电容器组的接线正确,电压与电网额度电压相符合;4、 电容器三相的容量应平衡,其误差不应超过以相容量的5%;5、 外壳及框架接地的电容器组与接地网的连接应牢固可靠

22、;6、 放电电阻的阻值和容量应符合规程要求,并经试验合格;7、 与电器组连接的电缆.断路器.熔断器等电气元件应该试验合格;8、 电容器组的继电保护装置应经校验合格,定值应正确并处于投运位置;9、 电容器安装场所的建筑结构,通风设施应符合规程规定.10、 电容器套管和支持绝缘子表面应清洁、无破损、无放电痕迹，电容器外壳应清洁、不变形、无渗油，电容器和铁架子上面不应积满灰尘和其他脏东西。 11、 必须仔细地注意接有电容器组的电气线路上所有接触处(通电汇流排、接地线、断路器、熔断器、开关等)的可靠性。第八节 低压开关柜运行前的检查1、 机械闭锁、电气闭锁应动作准确、可靠。2、 二次回路辅助开关动作准

23、确，接触可靠。3、 装有电器的可开启门，裸铜软线与接地的金属构架可靠地连接。4、 成套柜有供检修的接地装置。5、 低压开关柜统一编定编号，并标明负荷名称及容量，同时应与低压系统操作模拟图版上的编号对应一致。6、 低压开关柜上的仪表及信号指示灯、报警装置完好齐全、指示正确。7、 开关的操作手柄、按钮、锁键等操作部件所标志的“合”、“分”、“运行”、“停止”等字，模拟图版上的编号与设备的实际运行状态相对应。8、 装有低压电源自投装置的开关柜，定期做投切试验，检验其动作的可靠性。9、 两个电源的联络装置处，应有明显的标志。当联锁条件不同时具备的时候，不能投切。10、 低压开关柜与自备发电设备的联锁装

24、置动作可靠。严禁自备发电设备与电力网私自并联运行。11、 低压开关柜前后左右操作维护通道上铺设绝缘垫，同时严禁在通道上堆放其他物品。12、 低压开关柜前后的照明装置且齐备完好，事故照明投用正常。13、 低压开关柜设置与实际相符的操作模拟图板和系统接线图。其低压电器的备品、备件应齐全完好，并分类存放于取用方便的地方。同时应具备和携带式检测仪表。第二章 电气设备投运第一节 高压配电装置运行1、 SF6断路器压力低于闭锁值时，应立即将该开关控制电源断开，并将机构卡死，禁止该开关带电分、合闸。2、 运行中的SF6断路器应定期测量微水含量，新装和大修后，每三个月一次，待含水量稳定后可每年一次。每年定期对

25、SF6断路器进行检漏，年漏气率应符合规程规定。3、 SF6气体额定气压、气压降低报警值和跳闸闭锁值根据不同厂家的规定具体执行。压力低于报警值时，应立即汇报调度及主管部门。4、 新装和投运的断路器内的SF6气体严禁向大气排放，必须使用气体回收装置回收。SF6气体需补气时，应使用检验合格的SF6气体。5、 真空断路器应配有防止操作过电压的装置，一般采用氧化锌避雷器。6、 运行中的真空灭弧室出现异常声音时，应立即断开控制电源，禁止操作。7、 运行中的油断路器应定期对绝缘油进行试验，试验结果记入有关记录内；油位降低至下限以下时，应及时补充绝缘油。8、 油断路器跳闸后油色变黑、喷油或有拒动现象，严重渗漏

26、油等状况时，应及时进行检修。9、 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。10、 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。11、 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。12、 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。13、 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。同时检查开关本体有、无异常。14、

27、 断路器合闸后检查：1) 红灯亮，机械指示应在合闸位置；2) 送电回路的电流表、功率表及计量表是否指示正确；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，并迅速恢复合闸电源；4) 弹簧操动机构，在合闸后应检查弹簧是否储能。15、断路器分闸后的检查：1) 绿灯亮，机械指示应在分闸位置；2) 检查表计指示正确。16、异常操作的规定1) 无自由脱扣的机构，严禁就地操作；2) 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；3) 一般情况下，凡能够电动操作的断路器，不应

28、就地手动操作第二节 隔离开关的投运1、 合闸时应果断迅速，但合闸行程终了时不应有太大冲击力，合闸后应检查接触良好。2、 分闸时应缓慢而谨慎，特别是刀闸刚离开固定触头时。3、 隔离开关与真空断路器的配合操作，合闸时必须按先合上电源侧隔离开关，最后合真空断路器的顺序进行，分闸时必须按先断开真空断路器，最后断开电源侧隔离开关的顺序进行操作。隔离开关只起隔离电压的作用，即辅助开关的作用，严禁用隔离手动切断、接通负荷电流。4、 由于隔离开关没有自然灭弧能力，故不可用来切断、接通带负荷电流或电容电流的电气设备或电路。5、 合闸时应果断迅速，但合闸行程终了时不应有太大冲击力，合闸后应检查接触良好。6、 分闸

29、时应缓慢而谨慎，特别是刀闸刚离开固定触头时。第三节封闭组合电器、油断路器、真空断路器的投运1、 真空断路器在带电情况下，禁止就地任意进行手动或机械分、合闸。 2、 禁止将有拒分闸等异常情况的断路器投入运行。3、 分、合位置指示应正确，并与当时的实际运行状况相符。4、 支持绝缘子无裂痕及放电异声。5、 100.真空灭弧室无异声。6、 101.引线接触部分无过热，引线弛度适中。7、 102.在远方控制失灵的情况下，严禁就地手动操作合闸。8、 103.在远方控制失灵或发生人身及设备事故而又来不及远方控制操作时，即可采用就地手动操作分闸。9、 104.断路器每次故障跳闸后，运行监控人员必须在断路器故障

30、跳闸记录簿内认真做好记录，并每月填写报表交生技部门，作为安全检修的依据。第四节 变压器的试验及投运1、 变压器的试验。1) 测量三相所有分接位置下的直流电阻，三相相电阻不平衡率应小于 4。2) 测量所有分接下的电压比，以及联结组别。最大电压比误差应小于 0.5%。3) 线圈绝缘电阻的测试，一般情况下（温度 2040，湿度 90），高压对低压及地300M，低压对高压及地100M4) 铁心绝缘电阻的测试，一般情况下（温度 2040，湿度 90）用 2500V兆欧表测量5) 铁心夹件及地1M，穿心螺杆铁心及地1M，同样，在比较潮湿的环境下，此值会下降，只要其阻值0.1M即可运行。6) 对于有载调压变

31、压器，应根据有载调压分接开关使用说明书作投入运行前的外施工频耐压试验，试验电压为出厂试验电压的 85。7) 变压器投入运行前，应根据变压器铭牌和分接指示牌将分接片或有载开关调到合适的位置。无载调压变压器如输出电压偏高，在确保高压断电情况下，将分接头的连接片往上接（1 档方向），如输出电压偏低，在确保高压断电情况下，将分接头的连接片往下接（5 档方向）。8) 变压器应在空载时合闸投运，合闸涌流峰值最高可达 10 倍额定电流左右。对变压器的电流速动保护设定值应大于涌流峰值，对变压器采用反时差保护 3 倍额定电流时间应大于 0.3 秒以上。9) 变压器投入运行后，所带负载应由轻到重，并检查产品有无异

32、响，切忌盲目一次大负载投入。10) 变压器过负载运行应按照 IEC905干式电力变压器负载导则或厂家干式变压器技术手册过载能力曲线，带风冷系统产品应强行启动风机。11) 变压器退出运行后，一般不需采取其它措施即可重新投入运行，但是如在高湿度下，变压器已发生凝露现象，那么必须经干燥处理后，变压器方能重新投入运行。2、 变压器运行规定1) 允许温升：变压器运行时,在正常条件下,不得超过绝缘材料所允许的温度。（绝缘等级见产品检验报告书）2) 允许负荷：变压器有负荷时,因铜损和铁损而发热,负荷愈大,发热愈 多,温升愈高,当变压器负荷足够大时,变压器可能超过允许温升,这样容易损坏绝缘,为此,变压器运行,

33、有一允许的连续稳定的负荷,即变压器运行时,一般要求不得超过铭牌所规定的额定值。3) 允许电压变动：运行中加于变压器的电压，可等于或小于变压器的额定电压，由于变压器铁芯磁化后过饱和的关系，即使向变压器加以较小的过电压，也会引起磁感应不均匀地大量增加。变压器中磁感应愈大，电压高次谐波愈多，空载电流也就愈大，空载电流增大，高次谐波使电压波形畸变愈尖锐，这对较高电压的变压器特别危险。根据所述，规定变压器外加电压一般不超过所在分接头额定值105%，并要求变压器二次侧电流不大于额定值。4) 绝缘电阻允许值：一般使用1000-2500伏兆欧表测量绝缘电阻值。衡量变压器绝缘状态的基本方法，是把运行过程中所测得

34、的绝缘电阻值与运行前所确定的原始数据相比较。测量时，在环境湿度相同的条件下，如果绝缘电阻值剧烈下降至初值的50%或更低，即认为不合适。5) 操作维护人员要在投运变压器之前，应仔细检查并确证变压器是在完好状态，具备带电运行条件，对长期停用或经检修后的变压器，还应检查接地线，标示牌，安全遮拦等安全措施是否已拆除，核对分接开关位置和测量绝缘电阻；6) 按照调度命令核对保护定置无误，并执行调度命令投入所有保护装置，特别是在变压器投运前应先将保护投入“跳闸”位置。7) 变压器各侧的断路器应完好，油位应正常，各侧的隔离开关均在断开位置，并电动、手动拉、合试验正确，测温计完好。第五节互感器的投运1、 中性点

35、不接地系统或经小电流接地系统的电压互感器在线路接地时，应注意电压互感器的发热情况。2、 电压互感器撤出运行时，应特别注意其所带的保护是否会因失去电源而误动。3、 电压互感器的二次线圈中性点必须接地，二次侧不允许短路。4、 运行中的电流互感器二次侧应可靠接地，不允许开路。5、 电流互感器在运行中，不允许超过额定容量长期过负荷运行，否则，将加快其绝缘老化，甚至造成互感器损坏。6、 在向空载母线充电时，应先退出电压互感器；7、 由运行转检修时，退出电压互感器后应同时退出二次侧保险，以防止反充电。8、 电流互感器在运行时的注意事项 1) 在工作时其二次测不得开路。2) 二次侧必须有一端接地。3) 电流

36、互感器不允许长期过载运行。4) 电流互感器在连接时也要注意其端子的极性。 9、 电压互感器在运行时的注意事项： （1）二次侧不能短路。（2）二次侧必须有一端接地。（3）电压互感器在连接时也要注意其端子的极性。第六节 自动保护的投运1、 运行中的继电保护装置不得随意变更其运行方式，需投入、退出保护应根据调度指令，需变更定值时由保护人员进行。2、 凡带电运行的设备，不允许无保护运行。但遇到下列情况之一时，应根据调度指令将相应的保护装置退出运行：1) 查明发出哪些保护动作信号；2) 查明哪些开关掉闸和自动合闸，哪些红 绿灯闪光；3) 查明保护装置动作是否正确；4) 将上述各种情况及时汇报值长，配合其

37、它岗位人员正确处理事故，并及时 正确 完整的做好记录。3、 保护压板的投切位置、信号装置指示正确；4、 当系统和主设备发生事故异常时，值班人员应立即进行下列工作：5、 差动保护及跳闸等重要保护动作后，必须经值主值和值长认可后方可恢复。6、 当一次系统发生事故，保护拒动时，值班人员应手动掉闸。7、 当发电机转子发生固定性一点接地时，值班人员应立即汇报值长及总工，投入转子两点接地保护。8、 保护的整组试验由检修班人员进行，值班人员配合，定期联动试验由运行人员进行，发现问题通知电气检修班人员处理。第七节 有载分接头开关的运行1、 有载调压分接头开关在进行调压操作时，必须按以下的规定执行：应根据调度部

38、门的电压曲线或命令进行操作。每天调档次数不得超过15档次。2、 操作调档时，必须由两人进行，其中一人监护，一人操作，并作好档位及动作次数。3、 操作过程中，每调档一次，应监视电压指示是否符合要求，有功、无功表计有无异常。待确认后，才能进行再次的调档操作。4、 单台变压器运行调档操作时，必须使用该台变压器的调档按钮进行调档操作。5、 单台变压器运行时，在备用变压器投入运行前，必须检查备用变压器的所示电压值是否与运行变压器电压指示值一致，如不一致，则必须将备用变压器的档位调至运行变压器的档位相一致的电压值时，方可投入备用变压器。6、 严禁两台变压器档位所示电压值不一致时进行并列运行。7、 变压器过

39、负荷时，不准进行调档操作。第八节 高压电容器的投运1、高压电容器组运行操作注意事项1) 正常情况下停电操作时,应先拉开高压电容器支路的断路器,再拉开总的断路器;恢复全变电所送电的操作顺序与停电相反,应先合上各支路的断路器,最后合入高压电容器组的断路器.事故情况下,配电室停电后,必须将高压电容器组的支路断路器先断开.2) 高压电容器的保护熔断器突然熔断时，在未查明原因之前，不可更换熔体恢复送电。3) 高压电容器禁止在自身带电荷时合闸。如果电容器本身有存储电荷，将它接入交流电路中，电容器两端所承受的电压就会超过其额定电压。如果电容器刚断电即又合闸，因电容器 本身有存储的电荷，电容器所承受的电压可以

40、达到2倍以上的额定电压，这不仅有害于电容器，更可能烧断熔断器或断路器跳闸，造成事故。因此，高压电容器严禁带电荷合闸，以防产生过电压。高压电容器组再次合闸，应在其断电3min后进行。2、高压电容器组投入或退出运行时的注意事项1) 正常情况下，高压电容器组的投入和退出运行应根据系统的无功潮流、负荷的功率因数和电压等情况确定。一般功率因数低于0.85时，要投入高压电容器组；功率因数高于0.95且仍有上升的趋势时，高压电容器组应退出运行；系统电压偏低时，也可以投入高压电容器组。2) 高压电容器组所接的母线的电压超过电容器的额定电压的1.1倍或电容器的电流超过其额定电流的1.3倍时，高压电容器组应退出运

41、行。电容器室的温度超过40范围时，高压电容器组亦应退出运行。3) 当高压电容器组发生下列情况之一时，应立即退出运行：电容器爆炸；电容器喷油或起火；瓷套管发生严重放电、闪络；接点严重过热或熔化；电容器内部或放电设备由严重异常响声；电容器外壳有异形膨胀。4) 禁止高压电容器组带电荷合闸。5) 运行中的高压电容器检查l 电容器应在额定电压下运行,长时间运行电压不得超过额定的1.1倍;发现长期超过额定电压的1.1倍时,应立即停运.l 电容器应在额定电流下运行,其最大电流不应该超过额定电流的1.3倍,一旦超过,应立即停运.l 电容器外壳是否膨胀,是否有漏油、渗漏现象。l 电容器外壳是否有放电痕迹，其内部

42、是否有放电声或其它异常声响。l 电容器部件是否完整，引出端子、出线瓷套管是否松动，出线瓷套管是否有裂痕和漏油，瓷釉有无脱落，外壳表面涂漆油五脱落。l 电容器接头是否发热。6) 高压电容器组在运行中的常见故障和处理如下表所示 。常见故障产生原因处理方法渗漏油搬运方法不当，使瓷套管与外壳交接处碰伤；在旋转接头螺栓时用力太猛造成焊接处损伤；原件质量差、有裂纹保养不当，使外壳漆脱落。铁皮生锈电容器投运后，温度变化剧烈，内部压力增加，使渗油现象严重搬运方法要正确，出现裂纹后，应更新设备经常巡视检查，发现油漆脱落，应及时补修注意调节运行中电容的温度外壳膨胀内部发生局部放电或过电压使用期限已过或本身质量有问

43、题对运行中的电容器应进行外观检查，发现外壳膨胀应采取措施。如降压使用，膨胀严重的应立即停用立即停用电容器爆炸电容器内部发生相间短路或相对外壳的击穿 （这种故障多发生在没有安装内部元件保护的高压电容器组）安装电容器内部元件保护，使电容器在酿成爆炸事故前及时从电网中切出。一旦发生爆炸事故，首先应切断电容器与电网的连接。另外，也可用熔断器对单台电容器保护发热电容器室设计、安装不合理，通风条件差，环境温度高接头螺丝松动长期过电压，造成过负荷频繁投切使电容器反复受到浪涌电流的影响注意通风条件、增大电容之间的安装距离 停电时，检查并拧紧螺丝调换为额定电压高的电容器 运行中不要频繁投切电容器 瓷绝缘表面闪络

44、 由于清扫不及时，使瓷绝缘表面污秽，在天气条件较差或遇到各种内外过电压时，即可发生闪络 经常清扫，保持其表面干净无灰尘。对于严重的地区，要采取反污秽措施异常响声 有“滋滋”或“沽沽”声时 一般为电容器内部有局部放电 有“沽沽”声时，一般为电容器内部崩溃的前兆经常巡视，注意声响发现有声响应立即停运，检修并查找故障3、 电容器应有值班人员，应做好设备运行情况记录。4、 对运行的电容器组的外观巡视检查，应按规程规定每天都要进行，如发现箱壳膨胀应停止使用，以免发生故障。5、 检查电容器组每相负荷可查看安培表进行。6、 电容器组投入时环境温度不能低于-40，运行时环境温度1小时，平均不超过+40，7、 安装地点的温度检查和电容器外壳上最热点温度的检查可以通过红外线热感应检测器进行，并且做好温度记录。8、 电容器断电后的放电流程1) 电容器每次从电网中断开后，应该自动进行放电，或通过放电电阻或专门的电压互感器放电。2) 电容器引出线之间及引出线与外壳之间都要进行放电。3) 电容器放完电后才可接地。4) 在电容器上进行作业之前，一定要进行检验性的放电。这种放电是将放电棒搁在电容器的引出线端子上认真停留一段时间。5) 不论电容器额定电压是多少，在电容器从电网上断开30s后，其端电压应不超过65V。6) 即使电容装置的两侧都接地了，为了防备电容器上还有残留电