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1、第一章：运行维护概况及特点1.1 概况赤道几内亚马拉博市的城市主网是由6个66kV变电站及站间地下连接电缆组成，随着6个变电站的相继投产送电，整个电网的安全运行对推进城市基础建设和促进城市经济发展具有十分重要的意义。 66kV变电站包括：（1）66/33kV Power Station升压站1座。（2）66/20kV变电站5座，分别为Airport变电站、Malabo变电站、ELA NGU变电站、Ureca变电站、Semu变电站。1.2 运行维护特点 66kV电网运行具有以下特点：1、 马拉博市现在唯一的电源是位于岛上欧洲角的一个电厂，由于电厂容量较小所以经常有过负荷导致跳闸的现象；2、 由于
2、电厂容量较小，所以当电厂的两条出线中一条出现故障就会导致发电机组跳闸，造成全部停电。而重新给整个电网送电则需要较长的时间；3、 马拉博市原有的15千伏的城市电网由于长时间超负荷运行且老化失修，经常出现故障跳闸现象。4、 现在的马拉博市各种市政工程都在同时施工，给地下电缆的安全运行带来很大的安全隐患5、 由于整个66kV电网为新建电网，所有的运行维护规程、制度、表格、方案都需要根据当地实际情况从新编制，而且需要翻译成西班牙语。所以整个系统的建立及完善需要相当大的工作量和比较长的一段时间。第二章：运行维护组织机构及人员职责2.1、人员组织项目法人单位工程管理单位吉林省送变电工程公司项 目 经 理战
3、铁兵（兼）项 目 总 工皱 鑫后勤保障科科长：程旭翻译：1人司机：2人技术科科长：丛林技术员：2人变电站运行值班变电站：12人集控中心：2人轮值休假：2人检修班班长：吕振东（兼）检修人员：2人线路巡检队队长：张玉龙巡检人员：2人2.2、人员职责部门岗位职责和权限项目经理由公司经理授权，代表公司处理与本工程项目有关的对外关系，决策本工程的重大事宜；贯彻执行公司质量方针、安全方针，并对本项目工程质量目标、安全目标、环境保护目标的实现负全面责任；负责对运行维护人员的合理安排、任用；负责建立与质量体系、安全体系、文明施工等相适应的机构并明确职责权限，监督其有效运行。项目总工程师主持重要停电及检修工作；
4、主持编制重要停电及检修方案；负责项目管理实施规划的实施；负责贯彻执行质量体系标准、职业健康和环境体系标准。技术科安全：负责项目日常的安全管理工作，组织学习上级颁发的安全方面的文件。组织本工程的安全检查。根据运行维护的特点，对各个工序进行安全控制，制定安全防范措施。协助管理工程师对施工现场进行安全检查，制定工程安全报表，向有关部门报送。负责安全文件记录的收集和归档，结合工程达标投产创一流活动，搞好安全教育。树立 “安全第一，预防为主”的方针，对检查出来的安全隐患，制定整改措施。技术：负责施工技术措施的编制。主持日常的技术管理工作，班前会技术交底。负责施工的技术指导，新技术，新工艺的开发及推广。协
5、助质量，安全工作检查，及时编制各级技术报表，上报上级各有关部门。后勤保障科负责建立项目工地材料，设备管理制度，按工程的项目管理实施规划要求，编制材料，设备供应计划。做好业主供货的接收及保管工作。对工程所需用的全部材料设备进行检验。对业主供货的设备物资进行验收并保管。第三章：运行维护方案3.1 运行维护准备3.1.1 运行维护技术资料的准备序号资料名称数量1电力工业技术管理法规72电业公司安全工作规程DL/T 408-9173电器事故处理规程74电力变压器运行规程DL/T 572-9575有载分接开关运行维修导则DL/T 574-9576高压断路器运行维护规程77蓄电池运行规程78继电保护运行管
6、理规程79电力电缆运行规程710电气设备预防性试验规程DL/T 596-1996711省、市、县电网调度规程712变电站运行管理制度713设备制造厂家资料714设计图纸及资料73.1.2 设备材料准备运行维护主要机械装备表序号名 称规 格数 量主要性能、用途备 注一施工装备1工程指挥车2辆2升降车1辆3绝缘液压升降台2套4绝缘梯6个5电除尘器6个6交流数字万用表8块7绝缘电阻表2500V/500V各12块8电动兆欧表5000V/2500V各12块9钳形相位表2个10线路故障测试仪2台11工具架12套12各种工具若干二办公设备1办公桌12套2办公用椅子50个3档案柜12套4电脑12台5打印机6台
7、三安全用具1安全工具架6套2接地线若干3验电器6个4令克棒15个5消除静电棒15个6安全网若干7安全带若干8个人保安线若干9安全绳若干10登高板若干11核相仪6个12绝缘鞋40双13绝缘手套40双14SF6防毒面罩40套15绝缘高低凳12套16实验拉力机2套17手提式防爆探照灯12个18各种安全围栏若干19各种标识牌若干3.2运行维护管理3.2.1 电气设备的状态3.2.1.1 操作任务是将系统或设备由一种状态转变为另一种状态。设备状态可分为：3.2.1.1.1 运行状态设备的刀闸及开关都在合上位置，将电源至受电端的电路接通包括辅助设备如电压互感器、避雷器等。3.2.1.1.2 热备用状态设备
8、只靠开关断开而刀闸仍在合上位置。3.2.1.1.3 冷备用状态设备的开关及刀闸在断开位置3.2.1.1.4 检修状态设备的所有开关、刀闸均断开，挂好保护接地或合上接地刀闸时并挂好工作牌，装好临时遮栏时，即作为检修状态。根据不同的设备有分为“开关检修”与“线路检修”等。A“开关检修”时，该线的开关与两侧刀闸拉开，开关与两侧刀闸间有压变的，则该压变的刀闸需拉开或高低压熔丝取下，开关操作回路熔丝取下，在开关两侧挂接地线或合上接地刀闸并做好安全措施。B“线路检修”时，线路的开关、母线及线路侧刀闸拉开，如有线路压变者，应将其刀闸拉开或高低压熔丝取下并在线路出线端挂好接地线合上接地刀闸。C“主变检修”时，
9、在变压器各侧挂上接地线或合上接地刀闸，并断开变压器的有载调压电源。D“母线检修”时，母线从冷备用转为检修，包括母线压变改为冷备用或检修状态，在冷备用母线上挂好接地线合上接地刀闸。“母线从检修转为冷备用”是拆除该母线接地线拉开接地刀闸，包括母线压变改运行状态。3.2.1.2 对不符合上述四种状态的操作，值班调度员应另行提出要求或发布操作指令。 3.2.2 调度管理3.2.2.1 监控、操作人员、变电站留守人员必须服从电网统一管理和统一调度，严守调度纪律，服从调度指挥。3.2.2.2 值班调度员发布的调度操作指令，监控、操作人员必须立即执行，如监控、操作人员认为所接受的指令不正确时，应立即向值班调
10、度员提出意见，由发令的值班调度员决定该调度令的执行与撤消，当发令调度员重复其指令时，监控、操作人员必须迅速执行。如执行该指令将危及人身、设备或电网的安全运行时，操作人员必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告值班调度员和本单位直接领导人。决不允许有无故拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，虚报或隐瞒情况的现象发生。3.2.2.3 凡属调度管辖范围内的设备，如未得到值班调度员的指令，监控、操作人员、变电站留守人员不得擅自操作或改变其运行方式事故处理应边处理边汇报。3.2.2.4 调度管辖或许可范围内的设备发生事故或异常情况时，监控人员、变电站留守人员应立即汇报当值调度员。3.2.2.5 变电站的留守人员在
11、接班后30分钟内应主动向监控操作中心当值值长互通接班情况。 3.2.3 操作制度3.2.3.1 变电站的电气设备均应标明设备名称和编号，且字迹应清楚、醒目。不得重复。新投入运行的设备需确定名称和编号或设备需变更名称和编号时，必须填写“设备变更及投入运行申请书”，报经生产局长和生技、调度部门审查批准。无书面通知的，监控操作人员、留守人员不得擅自更改，模拟图必须始终保持与现场一致。3.2.3.2 所有电气操作必须执行以下要求：3.2.3.2.1 只有当值操作人员有权进行倒闸操作。在事故处理或特殊检修时方允许非当值操作人员进行指定项目的操作。3.2.3.2.2 修试人员只能进行被修试设备的手动操作，
12、需要进行不带一次电压的电动操作时，须由当值操作员进行，并在工作结束后恢复原来状态，严格执行设备验收传动试验制度。3.2.3.2.3 变电站的一切倒闸操作应由两人操作。操作队副职操作，正值监护。3.2.3.2.4 倒闸操作应根据电业安全工作规程发电厂及变电站部分及公司的有关规定进行，正确使用安全工器具。3.2.3.2.5 操作时，不得做与操作无关的工作和交谈。若听到调度电话铃声，操作人员应立即停止操作，接听调度电话。 3.2.3.2.6 更改继电保护及自动装置定值应根据“继电保护及自动装置定值通知单”和调度指令进行，并严格执行整定流程。3.2.3.2.7 监控、操作人员在接受调度指令时，应互报单
13、位和姓名，严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一的调度术语和操作术语，发令、受令双方应明确发令时间和完成时间，以表示操作的开始和终结，并将时间记入值班记录簿内。3.2.3.2.8 调度同时预发两个及以上的操作任务时，必须按各个任务的操作程序依次进行操作，不得几个任务同时操作。3.2.3.2.9 操作中如发生事故或异常情况时，应立即终止操作，并报告调度，经调度同意后，才能继续进行操作。3.2.3.3 变电站的倒闸操作一般应正确掌握以下十二步骤：3.2.3.3.1 接受调度预发任务票3.2.3.3.2 查对模拟图板填写操作票3.2.3.3.3 审查发现错误应重新填票3.2.3.3.4
14、 对操作进行预想3.2.3.3.5 调度正式发令操作3.2.3.3.6 模拟操作3.2.3.3.7 逐项唱票并核对设备名称编号3.2.3.3.8 操作并逐项勾票3.2.3.3.9 检查设备并使系统模拟图与设备状态一致3.2.3.3.10 向调度汇报操作任务完成3.2.3.3.11 做好记录签销操作票3.2.3.3.12 复查评价、总结经验。 3.3 主变压器及其运行维护3.3.1 主变压器运行方式3.3.1.1 一般运行条件：3.3.1.1.1 变压器的运行电压一般不应高于运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行，对电流、电压的相互关系如无特殊要求，
15、当负载电流为额定电流的KK1倍时，按以下公式对电压U加以限制：U%=110-5K2。3.3.1.1.2 变压器在运行中应监视其上层油温。当最高环境温度为40时，监视值不应超过95，自然油循环冷却的变压器上层油温正常监视值不宜超过85。3.3.1.2 变压器不同负载下的运行方式3.3.1.2.1 正常周期性负载的运行A变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。B变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周期性地超负载运行。C当变压器有较严重的缺陷如严重渗油、过热现象、油中溶解气体分析结果异常等或绝缘有弱点时，禁止超额定电流运行。D正常周期性负载运行方式下，超额定电流运行时，允许的负载系
16、数和时间按负载系数与时间关系参数表执行。 3.3.1.2.2 长期急救周期性负载的运行A长期急救性负载下运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流的时间。B当变压器有严重缺陷如严重渗油、过热现象、油中溶解气体分析结果异常等或绝缘有弱点时，禁止超额定电流运行。C长期急救周期性负载运行时，平均相对老化率可大于1甚至远大于1，允许的负载参数按过负荷时间与过负荷倍数之间的关系表执行。3.3.2 主变压器的操作3.3.2.1 主变的启用操作应先合电源侧断路器，后合负荷侧断路器。刀闸操作的顺序：如两台变压器并列运行，应先合母线侧刀闸，后合主变
17、侧刀闸；如果单台变压器运行，则应先合上电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸。停用操作与此相反。 3.3.2.2 主变的投、停运3.3.2.2.1 在投运变压器之前，操作人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行的条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。3.3.2.2.2 运用中的变压器应随时可以投入运行。长期备用的变压器，应每隔15天将其运行一次，时间不少于4小时。3.3.2.2.3 新投及更换绕组后的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，其冲击次数为：新安装变压器投运冲击五次，更换变压器绕组冲击三次。3.3.3 主变压器的运行维护3
18、.3.3.1 变压器的运行监视3.3.3.1.1 变压器的正常巡视检查项目A变压器的温度计应完好，油温应正常，油枕的油位应与环境温度相对应，各部位应无渗、漏油；B套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹其它异常现象；C变压器音响应正常；D各冷却器与本体手感温度应相近,风扇运转应正常；E呼吸器应完好，硅胶变色程度不应超过2/3；F变压器引线应无断股，接头应无过热变色或示温片熔化变色现象；G压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损；H有载调压分接开关的分接位置及电源指示应正常；I瓦斯继电器内应无气体；J各控制箱和二次端子箱应关严；K变压器外壳接地、铁芯接地应完好；3.3.3.1.2
19、 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查,增加巡视检查次数:A新变压器或经过检修、改造的变压器在投运72小时内；B有严重缺陷时；C气象突变如大风、大雨、雷电、冰雹等；D高温季节、高峰负荷期间；E变压器超负载运行时；F近区短路故障后。3.3.3.2 变压器分接开关的运行维护3.3.3.2.1 无载调压变压器，需要调节分接开关时，变压器应处于检修状态，由检修人员进行。3.3.3.2.2 有载调压分接开关的运行维护A操作人员可根据调度部门下达的电压曲线或电压质量要求自行调压操作。操作后认真检查分头动作和电压电流变化情况，并做好记录。每天操作次数不得超过30次每调一个分头为一次；B两台有载调压变压器并
20、列运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行；允许在85%变压器额定电流下进行分接变换操作，升压操作应先操作负荷电流相对较少的一台以防止过大的环流，降压操作与此相反；C有载调压操作应采用逆调压方式；D采用有载调压升压时，即在不向系统倒送无功的情况下，应先投入电容器，再调节有载调压装置；在母线电压超过规定值时，只有分接开关已达到极限档时，再停用电容器；E当变压器过负荷1.2倍及以上时，禁止操作分接开关；F新投入的分接开关一年后或切换5000次后，应将切换开关吊出检查。运行中的分接开关，每分接变换5000次应开盖清洗或滤油一次，每分接变换15000次应吊芯检查；G分接变换操作中发生下列异常情况时应作如
21、下处理，并及时汇报安排检修：操作中出现连动现象时，应立即切断驱动电机的电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置。远方电气控制操作时，计数器及分接位置正常，而又电流表和电压表无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作。分接开关发生拒动、误动；电流表和电压表变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；内部切换异声；过压力的保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。3.3.3.3 瓦斯保护装置的运行3.3.3.3.1 变压器在运行中滤油、补油或更换净油器的吸附剂时，应将重瓦斯改接信号，此时其它保护装置必须接跳闸。3.3.3.3.
22、2 当油位计油位异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。3.3.3.4 变压器的并列运行3.3.3.4.1 变压器并列运行的基本条件：A连结组标号相同；B电压比相等；C短路阻抗相等。在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许将短路电压不等的变压器并列运行，必要时应先进行计算。3.3.3.4.2 新装或变动过内外连接线的变压器，并列前必须核定相位。3.3.3.4.3 变压器的经济运行。变压器的投运台数应按负荷情况，从安全、经济原则出发，合理安排。3.3.4 主变压器的异常运行及事故处理3.3.4.1 发现变压器运行中有异常现象如漏油、油位过高或过低、温度异常、
23、音响不正常等时，应立即汇报当值调度和有关领导，设法尽快消除故障。变压器有下列情况之一时，应立即将变压器退出运行。如有备用变压器应尽可能将备用变压器 投入运行； 3.3.4.1.1 变压器声响明显增大，很不均匀，有爆裂声；3.3.4.1.2 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度； 3.3.4.1.3 套管有严重的破损和放电现象；3.3.4.1.4 变压器冒烟着火。3.3.4.2 当发生危及变压器安全的故障，而当变压器保护装置拒动时，留守人员应立即将变压器停运。3.3.4.3 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它异常情况，对变压器构成严重威胁时，留守人员应立即将变压器停运。3.3.4
24、.4 变压器油温升高超过允许限度时，应判明原因采取措施使其降低，检查步骤为：3.3.4.4.1 检查变压器的负载和环境温度，并与同一负载和环境温度下正常的温度核对；3.3.4.4.2 核对温度测量装置；3.3.4.4.3 检查变压器冷却装置。若发现油温较同一负荷和冷却条件下高出10以上,或变压器负荷不变，油温不断上升，而冷却装置正常，温度计正常，则认为变压器发生故障，应立即将变压器停运。3.3.4.5 轻瓦斯保护动作处理3.3.4.5.1 轻瓦斯保护动作发出信号时,应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因空气侵入、油位降低、二次回路故障或变压器内部故障造成。并汇报调度、生技等有关部门。3.
25、3.4.5.2 有载调压装置若分接变换不频繁而轻瓦斯保护动作频繁，应作好记录，及时汇报并暂停分接变换。3.3.4.5.3 瓦斯继电器内如有气体应取气进行分析，若气体为无色无臭不可燃，分析判断为空气，则变压器可继续运行；若气体是可燃的，分析判断变压器内部有故障，应将变压器停运，分析动作原因并进行检查处理。如有备用变压器，则应先投入备用变压器。3.3.4.6 变压器开关跳闸的处理3.3.4.6.1 如有备用变压器应立即将其投入，然后查明跳闸原因；3.3.4.6.2 如系变压器差动或重瓦斯保护动作，检查结果表明开关跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或二次回路故障所造成，处理后经总工批
26、准，由调度发令可以试送一次。否则，必须进行检查试验，查明变压器跳闸的原因，排除故障后，经总工批准，由调度发令试送。3.3.4.6.3 如变压器过流保护动作，进行外部检查无异状后，由调度发令试送一次。3.3.4.6.4 变压器着火处理：变压器着火时，应首先断开电源，停用冷却器，打火警119电话报警，并迅速使用灭火装置灭火,。如有备用变压器，应将其投入运行。3.4 GIS成套设备3.4.1 GIS 投入运行前检查1）开关投入运行前的检查（A）工作票已终结，设备完整、清洁，周围无杂物或遗忘的工具，符合运行条件。（B）各项试验合格，并符合有关规定，相应的指示、报警、保护装置符合运行要求。开关主回路与壳
27、体之间的绝缘电阻大于1000M（1000V 兆欧表）。（C）设备完好，金属部件无锈蚀氧化痕迹。（D）开关气室的指针式密度继电器、气体压力变送器和防爆盘完好无损。（E）开关气室及其它相关气室的SF6 气体压力符合规定要求。（F）所属接地闸刀已断开，接地闸刀与GIS 外壳接地体间的连接片连接良好，无松动。（G）开关操作机构电机绝缘合格。（H）开关操作机构机械性能良好，弹簧机构正常，无异常声响，无拒动现象。（I）大修后所投入的开关SF6 气体含水量符合规定。（J）记录开关动作计数器读数。（K）开关位置指示器指示正确，与实际状态相符。（L）SF6 气体系统的阀门位置正确。（M）控制方式选择开关在“远控
28、”位置，且钥匙已拔出。（N）开关控制回路完好、接线正确，控制回路与地之间绝缘电阻大于2M（500V兆欧表）。（O）开关机构交流电源、开关直流控制电源、信号直流电源、压变二次小开关等已投入。（P）汇控柜上无异常报警信号，开关位置指示灯指示正确。（Q）汇控柜及开关操作机构的加热器运行正常。（R）对应的66kV 监控屏运行正常，“闭锁/解除”切换开关在“闭锁”位置，“就地/远方”切换开关打到“远方”位置。（S）开关保护装置已投入。（T）就地及远方合、断操作试验良好。2）闸刀投入运行前的检查（A）工作票已终结，设备完整、清洁，符合运行条件。（B）操作机构的所有装配螺栓、端子紧固螺钉、挡环、销子等无松动
29、。（C）设备完好，金属部件无锈蚀氧化痕迹。（D）新投入或大修后的所属气室SF6 气体含水量符合规定。（E）闸刀所在气室SF6 气体压力符合规定要求，无泄漏。（F）操作机构动作灵活，就地及远方合、断操作试验良好。（G）闸刀位置指示器指示正确，与实际状态相符。（H）闸刀控制回路完好、接线正确，控制回路与地之间绝缘电阻大于2M（500V兆欧表）。（I）闸刀的闭锁逻辑回路正确可靠。（J）汇控柜上无异常报警信号，闸刀位置指示灯指示正确。（K）控制方式选择开关在“远控”位置，且钥匙已拔出。（L）闸刀直流控制电源、电机直流电源、信号直流电源等已投入。（M）闸刀操作机构箱加热器运行正常。（N）对应的66kV
30、监控屏运行正常，“闭锁/解除”切换开关在“闭锁”位置，“就地/远方”切换开关打到“远方”位置。3）就地汇控柜检查（A）无异常报警信号。（B）开关、闸刀、接地闸刀的位置指示灯指示正确，与各组件实际位置指示一致。（C）控制开关把手无损坏现象。（D）汇控柜中开关机构交流电源、开关直流控制电源、闸刀直流控制电源、电机直流电源、信号直流电源、压变二次开关正常且已投入。（E）汇控柜内清洁，无异常响声、气味、烟雾、震动、潮气和雨水。（F）汇控柜加热器运行正常。（G）汇控柜内接线端子无松脱、褪色、过热或侵蚀现象，各标示牌齐全、清晰、准确。（H）汇控柜接地可靠，各电缆口密封良好。（I）控制回路绝缘电阻用500V
31、 摇表测量不小于2M。（J）辅助继电器和接触器无异常现象。3.4.2 GIS设备运行中的检查1）GIS 室通风系统运行正常，室内清洁，室温、湿度正常，门窗严密，无漏雨渗水现象，无小动物进入的孔洞。2）GIS 室无异常的噪声、气味及其它异常情况。3）GIS 室所有设备的外观无异状，设备基础牢固无下沉现象，各金属部件无锈蚀或破损。设备支架、装配螺栓、端子螺钉、挡环、开口销子无松动迹象，各接地点连接牢固，各端子无过热现象。4）GIS金属外壳温度正常。5）开关、闸刀、接地闸刀的位置指示灯和位置指示器指示正确，与设备实际运行状态符合。6）汇控柜上无异常报警信号，否则应根据有关规定作相应处理。7）控制方式
32、选择开关在“远控”位置，且钥匙已拔出。8）GIS 所有间隔的SF6 气体压力正常，无漏气现象，无异常报警。9）66KV 开关机构正常。10）所有加热器投入运行正常。11）设备上的标示牌及警示牌悬挂整齐，暂不使用的警示牌应及时收回。12）检查SF6 套管运行正常，表面清洁，无裂纹，无闪络的痕迹，SF6 气体压力正常。密度表计及其所连的管路无漏气，套管的引线夹头无过热及变色发红现象。13）母线避雷器完好，避雷器动作计数器和泄漏电流表指示正常。14）各设备操作机构箱和汇控柜的柜门处于关闭状态。15）架空线、引下线完好，接头无松动、松脱，不应发热，绞线不应断股，无闪络放电现象，瓷瓶无污物及放电痕迹16
33、）主变和线路的避雷器完好，避雷器动作计数器和泄漏电流表指示正常。3.4.3 GIS 组合电器操作1）66kV 开关操作基本条件：（A）开关气室的SF6 气压达到要求值。（B）开关操作机构弹簧能量达到要求值，储能指示正常。（C）直流电源正常，汇控柜内的控制开关已合上。（D）分合指示器指示位置正确。（E）SF6 和弹簧机构位置应正确。2）66kV 开关操作规定：（A）开关可以拉、合负荷电流和各种设备的充电电流以及额定遮断容量以内的故障电流。（B）开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入。（C）进行开关操作时，应监视相应的电压或电流有无变化和开关状态是否正常。（D）开关合闸后，就地检查确认开关三相状
34、态是否正确。（E）新安装或检修后开关，投运前应在冷备用状态下进行一次远方分合闸试验，确认开关及其控制回路良好。（F）开关自动跳闸后，应对开关及其一、二次回路进行全面的检查。（G）正常运行中严禁就地分、合66kV 开关，但当开关远方操作失灵并且在紧急情况，可允许就地进行分闸操作，但必须三相同时进行操作，不得进行分相操作。（H）当运行中的开关出现操作机构故障以及SF6 气体压力下降超过规定时，首先应将开关改为非自动，禁止用该开关切断负荷电流，防止闭锁失灵，开关跳闸引起爆炸事故，并尽快隔离进行处理。（I）在未充SF6 气体时，不允许做开关合、分操作。（J）严禁在66kV 开关运行或热备用状态下对开关
35、操作机构进行工作。（K）对于66KV 开关停役，根据申请工作的要求，调度可以发直接将该开关从运行状态改为XX 状态（包括热备用、冷备用或开关检修）操作指令。同样在开关复役时，调度可以发直接将该开关从XX 状态（包括热备用、冷备用或开关检修）改为运行状态操作指令。（L）操作开关时，必须遵照本规程66kV 系统操作基本原则的规定进行。3.4.4 SF6 气体的监视1）GIS 系统每个气室均装有气体压力变送器和指针式密度继电器，用于对SF6 气体的监视、报警等。正常监视以指针式密度继电器为主、在线气体监测装置为辅。2）66kV 各气室的监视（A）室温时，66kV 开关气室SF6 气体额定压力为0.5
36、5Mpa，当SF6 气体压力低于0.525MPa 时，主控和就地发“GCB 低气压报警”信号，当SF6 气体压力低于0.5MPa 时，主控和就地发“GCB 低气压闭锁”信号，同时闭锁开关的合分闸。（B）开关气室SF6 气体压力低于0.53MPa 时，在线气体监测装置相应画面由“绿色”转为“黄色”，此时应联系检修补充SF6 气体压力至额定值。（C）室温时，除开关气室以外其它所有气室的SF6 气体额定压力为0.42 Mpa，当SF6 气体压力低于0.3MPa 时，主控和就地发“气室低气压报警”信号。（D）除开关气室以外其它所有气室的SF6 气体压力低于0.3MPa 时，在线气体监测装置相应画面由“
37、绿色”转为“黄色”，此时应联系检修补充SF6 气体压力至额定值。3）所有气室SF6 气体的年漏气率应1%。4）SF6 气体湿度监测：（A）新设备投入运行后1 年监测一次，运行1 年后若无异常情况，可间隔3 年监测1 次。（B）设备交接时，有电弧分解的气室SF6 气体湿度应小于等于150L/L，无电弧分解的气室SF6 气体湿度应小于等于250L/L。（C）运行时，有电弧分解的气室SF6 气体湿度应小于等于300L/L，无电弧分解的气室SF6 气体湿度应小于等于500L/L。5）指针式密度继电器的常开阀门为黄色，运行中必须打开；常闭阀门为红色，运行中严禁打开。3.4.5 GIS 操作后的检查1）G
38、IS 操作后的运行方式与计划运行方式一致。2）各表计、信号指示正确，无异常报警信号。3）所操作的开关、闸刀、接地闸刀分合到位，各位置指示灯和位置指示器指示正确，与实际状态一致。4）运行方式变动后，新投入运行的设备运行正常。5）操作方式选择开关在正确位置。6）SF6 系统和液压操作机构油系统的阀门位置正确，压力指示正常。7）操作中打开的机构箱门关严并上锁。8）所有操作中使用的钥匙及操作用具全部收回，并放到指定位置。3.5 断路器3.5.1 一般要求3.5.1.1 断路器应按铭牌规范运行，除事故情况外，不得超载运行。其工作电压不得超过最高允许工作电压。3.5.1.2 断路器操作的交直流电源应正常，
39、电压应在规定范围内。3.5.1.3 断路器允许故障跳闸次数应根据上级下发的断路器允许拉闸及故障跳闸次数的规定执行。在开断额定故障电流次数已达到比允许开断次数少两次时，应向调度申请停用重合闸，并汇报生技部及有关领导。如已达到规定次数,应立即安排检修。3.5.1.4 断路器操作机构箱门在运行中应关闭严密，箱内应防水、防灰尘、防小动物进入。机构箱内的加热装置在气温低于0时投入，高于5时应退出。加热器投入时应检查机构箱内确无杂物，断路器检修时，应先将加热器电源退出。3.5.1.5 分合断路器一般应进行远方操作，操作时应检查开关遥信量变化情况。以防发生分不开、合不上等情况。3.5.1.6 断路器操作或事
40、故跳闸后，应检查断路器有无放电痕迹，检查断路器的机械指示是否正确。3.5.1.7 手动操作主要是断路器检修、调整时使用，在带电的情况下尽可能不在操作机构箱处进行手动操作。在远控失效时，紧急情况下可在机构箱处进行手动操作。如断路器遮断容量不够，则禁止进行手动操作，电磁机构禁止带电慢合闸。装有重合闸的开关，手动分闸前，应先停用重合闸。3.5.1.8 断路器送电前应检查继电保护和自动装置的状态是否符调度要求。3.5.2 断路器的运行维护3.5.2.1 断路器巡视检查项目：A、分、合位置指示应正确；B、连接头处应无发热、变色现象，内部应无放电声；C、接地应完好 。3.5.2.2电磁操作机构的运行维护3
41、.5.2.2.1 电磁操作机构正常巡视项目：A、机构箱门应平整、开启灵活、关闭应紧密 ；B、分、合闸线圈应无烧焦的迹象；C、直流电源回路接线端子应无松脱、无铜绿或锈蚀。3.5.2.3 弹簧机构的运行维护3.5.2.3.1 弹簧机构的运行规定：A、弹簧储能机构，断路器在运行过程中应保持其在储能状态，合闸送电后应检查机构是否确已储能。断路器在运行过程中，储能电源的闸刀或熔丝不能随意断开。B、断路器使用手动储能，必须先将储能电源闸刀拉开或取下储能熔丝，防止突然来电。当手动储能完毕时，应立即将手柄取下，防止手柄转动伤人，并合上储能电源闸刀。3.5.2.3.2 弹簧操作机构正常巡视项目：A、机构箱门应平
42、整、开启灵活、关闭应紧密 ；B、查储能电动机，行程开关接点应无卡住和变形，分、合闸线圈应无烧焦的痕迹；C、开关在运行状态，储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭合位置；D、开关在分闸备用状态时，分闸连杆复位，分闸锁扣应到位，合闸弹簧应储能；E驱潮加热装置应正常完好。3.5.2.3.3 断路器进行检修工作前，应根据工作票要求释放储能。释放储能应按下列步骤进行：A、拉开储能交流电源闸刀或取储能交流电源熔丝；B、断路器手动合闸后再手动分闸。检修工作结束后，送上有关电源，恢复弹簧储能。3.5.2.4 断路器新装和检修后的验收项目：3.5.2.4.1 引线接头应牢固、不松动，示温蜡片应完好，电气、机械指示应正
43、确；3.5.2.4.2 真空断路器灭弧室应无异常，灭弧罩应未变色。3.5.2.4.3 瓷绝缘完整、整洁，外壳接地应牢固。3.5.2.4.4 电磁操作机构动作正确，弹簧机构储能部分储能应正常。3.5.2.4.5 断路器电动分合三次，保护动作及重合闸动作试验正确，分合闸指示与机械指示一致；3.5.2.4.6 修试资料齐全，设备有无变更和存在问题及注意事项，并有可以投运的结论；3.5.2.4.7 各侧接地线应拆除，接地刀闸应拉开，标示牌收回，设备单元内无遗留物体；3.5.4.4.8 保护及自动装置和压板应在调度规定位置。 3.5.3断路器的异常运行和事故处理3.5.3.1 当发现断路器在运行中内部有严重的放电声，应迅速拉开上一级电源断路器两侧都为电源的应拉两侧断路器，然后再拉开该断路器和两侧刀闸。桩头熔化，套管冒胶、瓷套炸裂、引线熔断应迅速拉开该断路器和两侧刀闸。3.5.3.2 运行中发现真空断路器真空破坏、操作机构压力低于闭锁值等严重缺陷，则应将断路器改为非自动分开保护屏上保护电源空气开关，并汇
