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1、35kV城东变电所现场运行规程及事故处理规程莲都供电局二00八年三月35kV城东变电所现场运行规程及事故处理规程 修 订： 林春梅 审 核：叶良庆 审 定：陆文彪 批 准：吴群雄 目 录 1 总则32 主变压器63 高压断路器164、隔离开关215互感器236电力电容器267 补偿变278消弧线圈309 所用变及所用电系统3310 防雷接地装置3511 其他高压设备3712 蓄电池及直流系统3813 测量仪表4214 继电保护及自动装置4415 微机监控系统5116. 系统故障的事故处理5317 防误装置561 总则1.1 概况35kV城东变电所位于莲都区宇雷路331号，占地面积2449m2，
2、于一九八七年一月二十四日竣工投运，一九九九年十一月经无人值班改造，具备遥测、遥信、遥调、遥控功能。于二00一年二月十五日实施无人值班。2006年3月，新增1补偿变间隔。1.2 结线情况35kV系统采用单母线接线。变电所共有二回35kV进线，分别为220kV丽水变至35kV城东变的丽东3505线、110kV岩泉变至35kV城东变的泉东3512线。主变二台，均为有载调压，容量均为10000kVA，35kV中性点采用消弧线圈接地。10kV系统采用单母线分段接线，10kV馈线十二回，10kV段母线上有1# 电容121线（容量2220kVar）、1补偿变、4#工业122线、大洋123线、联络111线、府
3、前125线、丽金126线、花园127线；10kV段母线上有2#电容131线（容量2250kVar）、中东132线、冷冻133线、城中134线、棉纺135线、水东136线、紫金137线。1.3 配置特点：35kV配电装置为户外构架式，开关选用六氟化硫断路器，10kV配电装置为户内单列布置，选用真空断路器。1.4 本所调度范围如下：35kV消弧线圈属丽水地调调度；其它设备均属莲都县调调度。 1.5 变电所的所有设备必须按规定的额定值及限额运行（各线路的限额以局里下达的文件为准）。监控人员应经常监视，发现达到限额时，应及时汇报调度，同时通知操作班加强巡视，以免设备长期过载危及安全。1.6 正常运行时
4、，变电设备进行操作、检修、试验等一切事宜必须取得当值调度员的命令和同意。操作人员必须按调度命令，根据安全工作规程的要求，正确无误地进行操作票填写和操作，不得擅自停、送电。1.7 巡视人员应按本规程及其它有关规程认真巡视电气设备（内容包括一、二次设备，保护压板，一、二次模拟图板等）。正常巡视每周两次，熄灯检查每月三次。当发生设备异常及天气恶劣的情况时，除要进行正常巡视外，还应有针对性的做好特别巡视工作。如设备发生不正常情况，应立即向有关调度汇报听候处理并填写设备缺陷通知单。如此时情况很紧急，还可按本规程及有关规定先进行处理，然后汇报调度。1.8 变电所内发生设备着火事故时，首先应正确判断故障设备
5、位置，断开故障点各侧电源（如本范围不能断开电源的应及时汇报调度予以断开），在具有明显断开点的情况下才可进行灭火。1.9 变电所应具备下列图纸资料，并经常保持正确，与现场实际相符。1.9.1 一次系统主接线图；1.9.2 交直流熔丝配置图表；1.9.3 变电所完整的竣工图；1.9.4 变电所设备台帐；1.9.5 历年试验报告；1.9.6 变电所运行规程；1.9.7 变电所典型操作票；1.9.8 继电保护定值通知单；1.9.9 其它相关的制度、规程；1.10 变电所应具备下列记录簿册，并应及时记录；1.10.1 设备检修记录；1.10.2 继电保护修校整定记录；1.10.3 仪表工作记录；1.10
6、.4 设备缺陷记录；1.10.5 蓄电池测量记录；1.10.6 避雷器动作记录；1.10.7 消防设备检查换药记录；1.10.8防小动物记录1.10.9 巡回检查记录；1.10.10备品备件记录1.10.11运行日志1.11 本规程适用于城东变电所的现行运行状况，使用中情况变化时，应及时进行修改和补充。1.12 本规程经生产局长或总工程师批准后生效。运行人员应熟悉本规程，经考试、考核合格后方能上岗。2 主变压器 本所主变压器的技术参数见下表：编号型 号变 比阻抗百分数接线组别冷却方式制造厂出厂日期1#SZ9-10000/3535+4-22.5%/10.57.26（I） 7.66（V）7.99
7、（VII）Y0/-11ONAN浙江三变集团2001.82#SZ7-10000/3535+4-22.5%/10.57.42%Y0/-11ONAN三门变压器厂1993.62.1 一般运行条件：2.1.1 变压器的运行电压不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况（例如变压器的有功功率可以在任何方向流通），允许在不超过110%的额定电压下运行，对电流和电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K（K1）倍时，按以下公式对电压U加以限制U（%）=110-5K2。2.1.2 变压器各分接头位置的额定容量应遵守制造厂规定。2.1.3 主变允许在额定容量范围内带负荷调整高压侧分接头,主
8、变两侧电压、电流与其分接头位置的对应值如下表：（kV，A）编号档 数12#35kV侧电压38.537.62536.7535.87535.034.12533.25电流150.0153.5153.5161165.0169.2173.610kV侧电压10.5电流549.92.1.4 油浸变压器顶层油温最高不得超过95。为防止绝缘油加速劣化,上层油温一般不宜经常超过85。2.1.5 变压器三相负荷不平衡时,应监视最大一相的负荷。2.2 变压器在不同负载下的运行方式：变压器负载电流和温度限值如下表：负载类型中型电力变压器正常周期性负载负载电流（标么值）15热点温度（与绝缘材料接触的金属部件的温度）140
9、长期急救周期性负载负载电流（标么值）15热点温度（与绝缘材料接触的金属部件的温度）140短期急救负载负载电流（标么值）18热点温度（与绝缘材料接触的金属部件的温度）160负载电流标么值=实际电流值/额定电流值.2.2.1 正常周期性负载的运行。2.2.1.1 变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。2.2.1.2 变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周期性地超额定电流运行。2.2.1.3 当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。2.2.2 长期急救周期性负载的运行：2.2.2.1 长期
10、急救周期性负载的运行时，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运行的时间，降低超额定电流的倍数，有条件时投入备用变压器。2.2.2.2在长期急救周期性负载下运行期间，应有负载电流记录，（用于计算该运行期间的平均相对老化率）。2.2.3 短期急救负载的运行：2.2.3.1短期急救负载下运行，相对老化率远大于1，绕组热点温度可能大到危险程度。在出现这种情况时，尽量压缩负载、减少时间，一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。0.5h短期急救负载的负载系数K2表。（K取负载电流标么值）变压器类型急救负载前的负
11、载系数K1环境温度 0403020100-10-20-25中型变压器（ONAN冷却）071.801.801.801.801.801.801.801.80081.761.801.801.801.801.801.801.80091.721.801.801.801.801.801.801.80101.641.751.801.801.801.801.801.80111.541.661.781.801.801.801.801.80121.421.561.701.801.801.801.801.802.2.3.2 在短期急救负载运行期间，应有负载电流记录，（用于计算该运行期间的平均相对老化率）。2.2.4
12、 主变停役操作应在检查主变各侧负荷后,按10kV、35kV的顺序,用断路器分闸,复役操作时则相反。2.2.5 有载调压分接开关的油位应符合要求,油色清晰, 不发黑,调整电压时应一档一档调整,就地调整时,应注意抽头切换和传动部分声音正常,发现异常情况时,应停止操作, 并及时向调度和有关领导汇报,电动操作调压时,应密切监视高、低压侧电压变化情况。要求10kV母线电压尽可能保持在10-10.7kV范围。 2.2.6 变压器在运行中进行滤油、 加油以及更换呼吸器硅胶时,应先将重瓦斯改投信号,此时变压器的其它保护装置,仍应保持原状,工作完毕,变压器空气排尽后,方可将重瓦斯重新投入跳闸位置。不可自变压器下
13、部注油，以防止异物、水分和空气等进入变压器内部。2.2.7 当油位计上指示的油面有异常升高,或油路系统有异常现象时,查明其原因,需要打开各个放气或放油塞子、 阀门,检查呼吸器或进行其他工作时, 必须先将重瓦斯改接信号,然后才能开始工作,以防瓦斯保护误动作跳闸。2.2.8 变压器运行时本体及有载分接开关瓦斯保护装置应接信号和跳闸。2.2.9 变压器的压力释放器接点宜作用于信号。2.3 变压器的运行维护：2.3.1 应经常监视远方监测的仪表指示，及时掌握变压器运行情况。2.3.2 每十天至少对变压器进行一次巡视，并观察其电压、电流和顶层油温在允许范围。2.3.3 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视
14、检查：a.新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内；b.有严重缺陷时；c.气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时；d.雷雨季节，特别是雷雨后；e.高温季节、高峰负载期间；f.变压器急救负载运行时。g.瓦斯保护发信时,应进行外部检查和收集气体；2.3.3 变压器日常巡视检查项目：a.变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，油色清晰, 气温聚变时应注意油面变化，各部位无渗油、漏油；b.套管油位应正常，套管外部清洁、无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象；c.变压器音响正常；d.各冷却器手感温度应相近，冷却系统的阀门应在开启位置；e.吸湿器完好，吸附剂干燥；f.
15、引线接头、电缆、母线应无发热迹象；g.压力释放器应完好无损；h.有载分接开关的分接位置及电源指示应正常，档位应和实际指示相符,动作记录器指示正常；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，无受潮；k.远方测温装置指示正确2.3.5 每十天应对变压器作定期检查，检查内容除2.3.3的内容外还应增加以下检查内容：a.外壳及箱沿应无异常发热；b.各部位的接地应完好；必要时应测量铁芯和夹件的接地电流；c.有载调压装置的动作情况应正常；分接开关头部和管路各接头有否漏油；电动机构箱体密封是否良好；电动机构中各控制电器外观良好。d.各种标志应齐全明显；e.各种保护装置应齐全、良好；f.各种温
16、度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠；g.消防设施应齐全完好；h.蓄油池和排油设施应保持良好状态。2.3.6 每十天至少应对变压器进行夜间熄灯检查一次。2.3.7 变压器检修后复役时,除应检查第2.3.3条中规定的所有内容外,还应检查:a.所有安全措施(接地线、标示牌、临时遮栏等) 应全部拆除,工作票已收回.变压器上无异物；b.实际检修试验中各项数据应符合运行要求；c.变压器各侧分接头的位置符合调度要求.三相一致；d.变压器的外壳接地应可靠；e.各套保护应按规定投入,检修记录、定值更改记录应齐全,与实际相符。2.3.8 运行人员在投入变压器之前,应仔细检查, 并有检修人员提供的确证变压器在完
17、好状态的书面依据,具备带电运行条件,对长期停用或检修后的变压器应检查接地线是否已拆除,并经有关试验合格,分接开关位置符合要求,二次回路完好,保护按规定投入,方可送电。2.3.9 新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于24h。2.5 变压器的不正常运行和处理2.5.1 变压器的异常运行情况包括:a.变压器过负荷；b.变压器响声不正常；c.变压器严重漏油,油位明显下降或油色迅速变黑；d.当负荷、冷却条件和环境温度不变时,上层油温不断上升；e.套管有裂纹,渗漏油或引线夹头发热发红；f.冷却装置不灵活不能正常运行；g.轻瓦斯保护动作； 2.5.2 运行人员在变压器运行中发现
18、不正常现象时，应设法尽快消除，并报告调度和做好记录。2.5.3 变压器运行中如有下列情况之一者应立即停电检修：a.变压器内部音响很大很不正常,有爆裂声；b.在正常负荷和冷却条件下,变压器温度不正常,并不断上升，且经检查证明温度指示正确；c.严重漏油，储油柜或安全气道喷油使油面下降到,低于油位计的下限；d.套管有严重的破损和放电现象；e.变压器冒烟着火。2.5.4 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，运行人员应立即将变压器停运。2.5.5 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，运行人员应立即将变压器停运。2.5.6 变压器油温升高规定值时，运行
19、人员应按以下步骤检查处理：a.检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；b.核对温度测量装置；c.检查变压器冷却装置。若温度升高的原因时由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；在紧急情况下,可先停电再汇报,若不能立即停运修理，则运行人员应按规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障(如铁芯严重短路、 绕组匝间短路等)而变压器的保护装置因故不起作用,应立即将变压器停运。变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105时，应
20、立即汇报调度降低负荷。2.5.7 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应立即查明原因，汇报调度,由调度通知生技科、检修公司协调处理,如因大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将瓦斯保护改为动作于信号,应及时汇报调度必要时将变压器退出运行,且迅速采取制止漏油的措施。2.5.8 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。2.5.9 变压器着火时,首先应立即断开各侧开关,并拉开主变各侧闸刀,迅速使用合适的灭火器进行灭火,再汇报调度和有关部门,处理事故时,首先应保证人身安全。2.5.10 瓦斯保护信号动作时,运行
21、人员应立即对变压器进行全面检查,查明动作的原因是否因侵入空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的,如瓦斯继电器内存有气体时,应得到调度员的指令后由运行人员用针筒或专用工具收集气体并保存好(注意安全,加强监护)。2.5.11 重瓦斯动作的处理:a.解除音响信号(指不是自动复归)查明变压器各侧开关及继电保护动作情况并汇报调度做好记录b.有备用变压器的应先投入备用变压器c.对变压器进行外部检查,有无不正常情况d.检查保护及直流等二次回路是否正常e.值班调度员有指令时运行人员应进行抽气f.重瓦斯保护动作跳闸后,应经试验合格并经生产局长、总工批准后,方可投运2.5.12 变压器差动保护动作后
22、的处理:a.查明变压器各侧油开关及继电保护动作情况,汇报调度并做好记录b.有备用变压器的应先投入备用变压器c.检查变压器各侧差动保护范围内的全部一次设备,有无不正常现象,主变内部有无故障,有无异常声音,有无异味,温度是否升高,防爆管是否喷油, 冒烟,瓦斯保护是否动作。d.若变压器本体及差动保护范围内的设备未查出故障,继电保护也无不正常现象时,应对变压器进行试验, 并合格经生产局长或总工批准后方可投入运行。e.若差动保护动作的同时伴有区外故障,经检查保护范围内确无不正常现象,可视为穿越性故障, 经生产局长或总工批准,允许试送一次, 但事后须对保护动作进行全面检查。2.6 变压器的检修验收2.6.
23、1 变压器的检修周期根据丽水电网电力设备预防性试验实施规程的相关要求执行。 2.6.2 变压器的验收项目：a.变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油、油漆完整；b.滚轮的固定装置应完整；c.接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引外）；d.变压器顶盖上无遗留杂物；e.蓄油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”的位置，蓄油柜油温标示线清晰可见；f.高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂；g.变压器的蓄油柜和充油套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体；h.有载分接开关的油位需低于变压器蓄油柜的油位；i.进行各升高座的放气，使其完
24、全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体；j.吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油密封良好，能起到正常呼吸作用；k.有载分接开关动作灵活、正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机构箱和顶盖上三者分接位置的指示应正确；l.温度计指示正确，整定值符合要求；2.6.3 分接开关的维修周期：分接开关的检修根据丽水电网电力设备预防性试验实施规程的相关要求执行：a.有载调压变压器大、小修的同时进行分接开关的大、小修。b.无有载开关在线滤油装置的，因每年更换一次有载开关油。c.有有载开关在线滤油装置的，检修时换油。d.运行中的分接开关，结合检修进行吊芯检查。2.6.4 新装或大修后的有载调压变压器在投
25、运前，由安装单位的施工人员与运行人员共同对分接开关进行以下项目的检查与验收；a.对分接开关的安装（检修）资料及调试报告、记录等进行检查与验收，并应有合格可以投运的结论。b.外观检查。分接开关储油柜的阀门应在开启位置；油位指示正常；吸湿器良好；外部密封无渗漏油；电动机构箱应清洁、防尘、防雨、防小动物、密封措施完好；进出油管标志明显；过压力的保护装置完好无损；电动机构箱与分接开关的分接位置指示正确一致。c.电气控制回路检查。电气控制回路接线正确，接触良好，接触器动作灵活，不应发生误动、拒动和连动。驱动电机的容断器应与其容量相匹配（按制造厂规定配置），一般选用电机额定电流的2-2.5倍。控制回路的绝
26、缘性能应良好。d.检查分接开关的电动机构箱安装是否水平，垂直转轴是否垂直动作是否灵活，加热器是否良好。e.对分接开关的油流控制继电器或气体继电器进行整组动作试验。f.分接开关的压力释放位置应符合产品技术要求，并应有合格证，运行中接信号回路。g.手摇操作一个循环，检查传动机构是否灵活，电动机构箱中的连锁开关、极限开关、顺序开关等动作是否正确；极限位置的机械止动及手摇与电动闭锁是否可靠；水平轴与垂直轴安装是否正确；检查分接开关和电动机构联结的正确性；正向操作和反向操作时，两者转动角度与手摇转动圈数是否符合要求；电动机沟壑分接开关每个分接变换位置积分接变换指示灯的显示是否一致，计数器动作是否正确。h
27、.电动操作两个循环，先将分接开关手摇操作置于中间分接位置，接入操作电源，然后进行电动操作，判别电源相序及电动机构转向。若电动机构转向与分接开关规定的专项不相符合，应及时纠正，然后逐级分接变换一个循环，检查启动按钮、紧急停车按钮、电气极限闭锁动作、手摇操作电动闭锁、远方控制操作均应准确可靠。每个分接变换的远方位置指示、电动机构分接位置显示与分接开关位置指示均应一致，动作计数器动作正确。3 高压断路器3.1 高压断路器的巡视和检查3.3.1 高压断路器（以下简称开关）可以切断与闭合高压电路的空载电流和负荷电流，在规定次数内还可以切断短路电流。本所35kV户外选用LW8-35型断路器，配CT14型弹
28、簧储能型机构；本所10kV选用GG-1AF型高压开关柜，采用ZN-28A型真空断路器。配CD10-I型电磁操作机构。3.1.2断路器正常运行时的检查项目3.1.2.1检查控制屏YK开关运行设备在“遥控”位置；3.1.2.2红绿灯及机械指示是否完好正确；3.1.2.3 SF6断路器密度控制器在指示范围内（0.420.45Mpa）；3.1.2.4真空断路器灭孤室是否清洁光亮。3.1.2.5真空断路器屏蔽罩、导电杆和内部零件有无被氧化而失去光泽，变黑变暗。3.1.2.6真空断路器分闸时灭弧室是否会出现闪亮的兰光，如在开断时有红光，说明真空度降低，应进行检修。3.1.2.7套管有无裂纹和放电痕迹； 3
29、.1.2.8各部线夹无发红发热现象，并且接触良好；3.1.2.9操作箱关闭是否严密；3.1.2.10检查有无小动物活动迹象，并特别注意有无鸟巢在设备上；3.1.2.11运行中的开关各套继电保护装置已按规定投入。3.1.3开关检修后重点验收的项目3.1.3.1了解检修与试验的各项数据是否符合规程要求；3.1.3.2检查缺陷已全部处理；3.1.3.3导线紧松程度和距离合格，相位正确,各部螺丝紧固，设备上无临时短接线及遗留物；3.1.3.4瓷瓶清洁无破损，套管铁帽应涂相色漆且与实际相符；3.1.3.5 SF6断路器密度控制器指示正常；3.1.3.6真空开关真空包完好，清洁、无裂纹，内部零件、导电杆和
30、屏蔽罩等无变色；3.1.3.7外壳应去锈喷漆，并应接地完好；3.1.3.8机构箱内清洁，箱门应严密，开和关应灵活；3.1.3.9分合指示字迹清楚，指示正确；3.1.3.10二次线接头紧固，接线正确，绝缘良好，接触器动作灵活接点接触良好；3.1.3.11手动慢合闸没卡住现象，电动拉合及保护传动正确，信号灯指示正确；3.1.3.12各种检修项目及数据已记录，结论明确。3.2高压断路器的运行和操作。3.2.1合、分开关应用远方操作，操作时应检查位置信号的变化。合、分开关的单一操作由监控站遥控操作。3.2.1.1遥控操作开关合上后，必须检查遥控屏位置指示的变化（红灯亮，绿灯灭），就地操作时应检查位置指
31、示和机械位置指示器在合闸位置，证明开关实际已在正常合闸状况；3.2.1.2合闸过程中如出现柜合时，应设法查明原因，一般情况不允许连续多次试合。经检查一切正常时，经值班调度员同意，允许重新试合。3.2.2各高压断路器在带电时，一般均要求进行远方控制。但如果开关控制回路故障不能合闸，则情况紧急时可采用手揿接触器的方法合闸。此时应注意手揿接触器的时间不能过长(一般不超过2秒)，以免烧坏合闸线圈。手揿接触器应使用安全工具，以免触电。在万不得已的情况下，可采取手动合闸，此时必须具备以下条件：经得调度明确同意；保证在合闸时没有负荷电流和励磁涌流。3.3高压断路器异常情况及事故处理。3.3.1高压断路器均有
32、灭弧装置，运行中它与操作机构配合可以用来切断负荷电流和故障电流，切除故障电流的次数不得超过允许故障跳闸次数。3.3.1.1断路器故障跳闸次数如下：六氟化硫断路器允许故障跳闸200次。真空断路器允许故障跳闸100次；其统计办法如下：主变、母分开关事故跳闸计数。10kV出线速断保护定值在1000A以上者，速断、过流保护动作开关跳闸均计数。10kV出线速断保护定值在1000A及以下者，过流保护动作开关跳闸不计数；速断保护动作开关跳闸计数。电容开关过流保护动作开关跳闸计数。3.3.1.2运行人员在开关故障跳闸次数比允许次数少一次时，应将重合闸装置退出运行，并应及时向调度汇报并填好设备缺陷通知单报有关部
33、门。如开关故障跳闸次数虽未达到允许次数，但发现六氟化硫密度在指示范围外、真空开关灭弧室被氧化现象，也应及时上报有关部门进行处理，如果开关故障跳闸次数已超过允许的次数时，应汇报调度，征得调度主任、总工程师或分管局长的同意后可投入运行，但必须马上安排处理。3.3.2开关在正常运行时如发生套管炸裂、冒烟、冒火、引线熔断和内部有异常响声应迅速拉开该开关及两侧闸刀并向调度员汇报。3.3.3开关故障跳闸后应检查哪些保护动作,汇报调度,并做好记录；3.3.4开关事故跳闸后必须符合下列条件才能进行试送；3.3.4.1开关故障跳闸次数未超过允许的次数；3.3.4.2必须得到当值调度员的同意。3.3.5具有双侧电
34、源的线路重合闸的运行操作规定；3.3.5.1当开关跳闸，重合闸成功时，应做好记录，汇报调度，才可将各信号复归；3.3.5.2当开关跳闸后，重合闸未动，或重合闸动作，并重合失败，应做好记录，汇报调度；3.4 高压断路器正常操作处理故障方法：3.4.1 操作中开关拒绝合闸：开关在操作中发生拒绝合闸，应该从电气回路和机械部件两个方面进行分析、检查。查明开关拒绝合闸的原因后，采取针对性措施进行处理。排除拒合故障，确保开关完好合闸，投入运行。3.4.1.1 拒绝合闸时，电气回路方面的分析检查：(1)分析检查合闸回路的完好性-当控制开关KK手柄处在“跳闸后”位置时，指示绿灯应发光。说明合闸回路完好，若绿灯
35、不亮，则说明合闸回路故障，应检查控制熔丝1RD、2RD是否完好；检查绿灯LD灯泡和限流电阻R是否完好；检查KK开关(10)和(11)接点是否通路；检查开关辅助接点DL是否正常闭合；检查合闸接触器HC线卷是否通路。经以上检查全部完好，直流电压正常时，指示绿灯应该发光。(2)分析检查合闸时的回路完好性-当控制开关KK手柄处在“合闸”位置时，开关应该合闸。如果开关不动作合闸，说明合闸时回路有故障，应该检查防跳闭锁继电器TBJ的常开接点是否闭合，检查KK开关和接点是否通路，检查合闸触器HC的二对常开接点是否闭合，检查合闸线卷HQ是否通路或弹簧是否储能，检查合闸熔丝3RD、4RD或储能电源熔丝是否熔断。
36、经以上检查全部完好，合闸直流电压正常，蓄电池容量足够时，开关应该合闸。3.4.1.2 拒绝合闸时，机械部件方面检查：分析检查操作机构各机械部件的原始位置,当开关处在跳闸后位置时，跳闸铁芯应该失磁下落，且不应有卡涩，合闸顶杆不应太低或太高，以保证足够的合闸冲力和冲程，托架能自然活动，复位弹簧弹力足够。合闸接触衔铁、接点不应卡涩或接触不良，开关常闭辅助接点不应过早脱开。如果上述机械部件都符合要求，开关在接到合闸命令时，应该动作合闸。3.4.2 操作中开关拒绝分闸：开关在操作中发生拒绝分闸，也应该从电气回路和机械部件两个方面进行分析，检查、查明断路器拒分闸原因后，采取针对性措施进行处理，排除拒分故障
37、。3.4.2.1 拒分闸时，电气回路方面的检查：(1)分析检查跳闸回路完好性-当控制开关KK手柄处在“合闸后”位置时，指示红灯应该发光，说明跳闸回路完好。若红灯不亮，则说明跳闸回路故障，应该检查控制熔丝1RD、2RD是否完好，检查红灯HD灯泡和限流电阻R是否完好，检查KK开关(13)和(16)接点是否通路；检查开关常开辅助接点DL是否已经闭合，检查跳闸线卷TQ和防跳跃闭锁继电器TRJ的电流线圈是否完好通路，经以上检查全部完好，直流电压正常时，指示红灯应该发亮。(2)分析检查跳闸时的回路完好性-当控制开关KK手柄处在“跳闸”位置时，开关应跳闸。如果开关不动作分闸，而红灯闪光（无闪光电源的红灯平光
38、），则说明操作分闸时，KK开关和接点未接通。如果是保护动作跳闸，而开关拒分，应检查出口中间继电器BCJ的常开接点是否卡死；检查信号继电器XJ的线圈是否通路。跳闸线圈是否良好，保护压板接触是否完好，时间继电器延时接点是否完好，经以上检查全部完好。跳闸电压符合要求，开关应该分闸。3.4.2.2 拒绝分闸时，机械部件方面的分析检查：分析检查操作机构各机械部件在合闸后的位置，当开关处在合闸后位置时，合闸顶杆应跟随合闸铁芯下落，离开连杆机构，跳闸铁芯的顶杆与四连杆机构的死点保持一定距离，以保证跳闸冲力和冲程，跳闸铁芯与铜套活络无卡涩现象；四连机机构滚轮应转动灵活，止钉位置不应过高，无妨碍连杆运动现象；分
39、闸弹簧拉紧贮能。如果上述机械部件符合要求，开关在接到跳闸命令时，应该动作分闸。4、隔离开关（简称闸刀）4.1闸刀的运行检查及注意事项：4.1.1闸刀的用途主要是隔离电气设备，即与带电部分造成明显的断开点，可以达到检修和施工的安全，闸刀也可以与开关配合使用来改变运行方式。4.1.2闸刀正常巡视时的检查：4.1.2.1闸刀的分合位置应与模拟图一致，合闸时三相动静触头接触是否良好，三相动触头是否同步，有无发热现象，闸刀是否已加锁；4.1.2.2支持瓷瓶清洁无裂纹，无放电痕迹，各引线头无发热现象；4.1.2.3操作机构传动连杆是否良好，有无扭曲现象，开口销有无脱落，操作把手是否已加锁；4.1.2.4防
40、误装置是否完好。4.1.3操作闸刀的注意事项：4.1.3.1闸刀在操作前，必须检查开关确在断开位置，拉合必须迅速稳妥。4.1.3.2合闸时应迅速果断，合上后应查看三相接触情况。4.1.3.3拉闸刀时开始速度略快，但不得冲击过猛，闸刀操作终了时，要检查闸刀的打开角度符合要求，机构的定位闭锁销子必须正确就位。4.1.3.4因机构或接触过紧而不能拉合时不能强行拉合，应汇报当值调度员。4.1.3.5雷电时一般不进行倒闸操作，禁止就地进行倒闸操作。4.1.3.6操作中发生疑问，应弄清楚后再操作。1.1.4严禁带负荷拉合闸刀，在正常情况允许进行下列操作：4.1.4.1拉合没有故障的所用变、压变和避雷器；4
41、.1.4.2开关断开后，拉合母线闸刀和线路闸刀；4.1.4.3拉合无接地故障的空载母线；4.1.4.4 拉合系统无接地故障的消弧线圈。4.1.5停电操作顺序为拉开开关、负荷侧闸刀、最后拉开电源侧闸刀；送电操作时顺序与此相反。在拉合闸刀时要正确使用防误装置，不得任意解锁或拆除防误装置操作，如发现防误装置故障，不能继续操作时，首先应认真核对操作票中的操作顺序和步骤是否符合要求，必须在确认操作顺序和步骤正确无误后，经班长或工区主任同意才能解除防误装置进行操作，事后向有关领导汇报。4.2闸刀的异常情况及事故处理：4.2.1闸刀的异常情况：4.2.1.1接触部分过热，由于紧固部件松动，刀口合得不严，而造
42、成过热或刀口熔焊；4.2.1.2瓷瓶外伤、硬伤；4.2.1.3在污染严重时，或过电压情况下，产生闪络、放电、击穿、接地而引起烧伤痕迹；严重时产生短路、瓷瓶爆炸、开关跳闸等。4.2.2运行中闸刀的异常情况事故处理：4.2.2.1需立即与调度联系设法减少负荷，在采取措施前，应加强监视；4.2.2.2与母线连接的闸刀，应尽可能停止使用；4.2.2.3发热严重时，应转移负荷，使其退出运行；4.2.2.4不严重的放电痕迹、表面龟裂掉釉等，可暂不停电；4.2.2.5瓷瓶外伤严重、瓷瓶掉盖，对地击穿、瓷瓶爆炸、刀口熔焊应立即汇报调度，采取停电进行检修处理。4.2.3如所用变、压变等内部存在短路、喷油等故障时
43、，严禁用闸刀切断故障电流。4.2.4当误拉闸刀并已完全拉开时不准再合上，如触头刚分开即发现误拉，应迅速合上。当误合闸刀时，在任何情况下不得将已误合闸刀拉开。5互感器5.1互感器的运行检查及注意事项5.1.1电压互感器（简称压变）一、二次熔丝完好，电压指示正常。10kV母线压变一次侧中性点与地之间非线性电阻完好。接线紧固，接地良好，二次不得短路；5.1.2电流互感器（简称流变）一、二次接线紧固，接地良好，二次不得开路；5.1.3充油互感器套管及外壳清洁无裂纹，无放电痕迹，不渗漏油，各部接头不发热，油面正常，油色清晰，内部无异常声响、无异味；5.1.4所有的流变、压变的二次绕组应有永久性、可靠性的
44、保护接地；5.1.5系统发生接地故障时及雷雨后，应加强对压变的巡视，有无异音异味。电流互感器二次侧开路应及时处理，并加强监视，有无异音异味。5.1.6运行中的电压互感器不允许长期过电压，运行中的电流互感器不允许长时间过负荷。5.2互感器的操作5.2.1停压变时，应将二次熔丝或小闸刀拉开，防止反充电；5.2.2压变因故需退出运行或检修时，应注意以下几点：5.2.2.1停用35kV母线压变时，需退出35kV线路重合闸（无压鉴定重合闸除外）、距离保护压板。35kV线路方向保护的方向元件自动闭锁；将备用电源自动投入装置退出运行，并汇报调度。5.2.2.2当一台10kV压变高压熔丝熔断时，在合上10kV
45、、段母线压变二次并列开关前应先将故障压变低压空气开关拉开。5.2.2.3停用10kV（）段母线压变的顺序是：当（）段母线压变运行时，将PT切换开关切至并列位置；若两段母线压变均停役，则应将无功综合控制器切至“手动”位置，再将该段母线上的电容组退出运行。取下10kV母线压变的低压熔丝，再拉开母线压变的高压闸刀。复役时相反；复役时电容器组是否投入运行视系统情况而定，无功综合控制器切至“自动”位置，PT切换关开切至“解列”位置。5.2.2.4停用线路压变时，取下线路压变低压熔丝，并将该线路的重合闸退出运行，防止该线路经非同期合闸，重合闸的投撤由调度员单独发令。5.3互感器的异常情况及事故处理5.3.1压变熔丝熔断后的现象及处理：5.3.1.1压变低压熔丝熔断时，熔断相电压很小或为零，与其有关的线电压相应降低，正常相的相电压不变，有关功率表及电度读数减少或转慢；压变高压熔丝熔断时，熔断相电压下降接近于零至1/2线电压。5.3.1.2电压互感器熔丝熔断时，应先汇报调度，并向调度请示有关保护的方向元件是否退出，防止误动，然后检查二次熔丝是否熔断，如已熔断，应及时换上同型号的熔丝，如多次熔断，则应查明原因，方可再换；如二次熔丝完好，则可能是一次熔丝熔断，应汇报调度，经同意后取下压变二次熔丝和拉开压变一次闸刀，并做好安全措施后进行检查和更换。5.3.2流变二次开路时的现象及处理
