220KV变电站运行规程1概要.doc

《220KV变电站运行规程1概要.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《220KV变电站运行规程1概要.doc（53页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、220KV中梁变电站运行规程（试行）批 准： 审 核：校核： 编 写： 时 间：2010.12目录第一章 总则4第二章 调度命名及管辖范围51.中梁水电站及220KV变电站设备调度命名。（12.2万千瓦）52.调度管辖范围5第三章 设备运行概况6第四章 变压器61.本站主变压器技术参数72.变压器的作用及组成73.变压器运行巡视检查维护项目84.变压器投运和检修验收项目105.主变异常情况及事故处理10第五章 SF6断路器131. SF6断路器技术参数132. 断路器的运行143运行巡视检查维护项目144.投运和检修验收项目155.正常运行及操作注意事项156.异常情况及事故处理167. 事故

2、预案168.其它注意事项18第六章 隔离开关181.隔离开关技术参数182运行巡视检查维护项目193.投运和检修验收项目204正常运行及操作注意事项215.异常情况及事故处理226.其它注意事项22第七章 互感器231. 电流互感器运行参数232.电压互感器运行参数233.运行巡视检查维护项目234.投运和检修验收项目245.正常运行及操作注意事项246.异常情况及事故处理257.其它注意事项27第八章 母线271运行巡视检查维护项目272投运和检修验收项目283. 异常情况及事故处理284其它注意事项29第九章 电缆291.运行巡视检查维护项目292投运和检修验收项目293.正常运行及操作注

3、意事项304.异常情况及事故处理305.其它注意事项30第十章 结合滤波器、阻波器、避雷器301.结合滤波器运行巡视检查维护项目312阻波器运行巡视检查维护项目313避雷器运行巡视检查维护项目324.投运和检修验收项目325.正常运行及操作注意事项336.异常情况及事故处理347.其它注意事项35第十一章 站用电源351.运行巡视检查维护项目35第十二章 直流系统361.本变电站直流系统概述362.主要设备362.直流系统维护及注意事项38第十三章 继电保护及自动装置391.主变保护组成及保护范围392.线路保护装置40第十四章 倒闸操作制度421、操作指令422、操作票423倒闸操作注意事项

4、及规定434操作基本规定435.倒闸操作的基本步骤、规范及要求436.倒闸操作流程447.操作票的管理468.倒闸操作执行“六要、七禁、八步”469设备操作状态的分类47第十五章 事故处理471.事故处理的主要任务472.事故处理的原则473.事故处理的组织原则484.发生事故时值班员一般应采取的步骤485. 发生事故时下列操作可不经调度命令由值班员自行进行，但在操作后向调度报告48第一章 总则1.1 本规程主要内容包括220KV中梁变电站的设备技术参数、本站的倒闸操作、设备巡视、维护、验收、事故处理等内容。1.2 本规程适用于在220kV中梁变电站值班员、实习人员以及各级生产管理人员。1.3

5、 本规程按照以下依据制订1.3.1国家电网公司电力安全生产工作规定1.3.2国家电网公司电力安全工作规程1.3.3重庆市电力公司变电运行规程1.3.4重庆市电力公司变电站管理规范1.3.5220kV变电运行培训教材第二章 调度命名及管辖范围1.中梁水电站及220KV变电站设备调度命名。（12.2万千瓦）根据重庆电力调度通信中心文件规定，中梁水电站220KV变电站调度命名为“220KV中梁变电站”，中梁一级水电站调度命名为“中梁水电站一级电站”，中梁二级水电站调度命名为“中梁水电站二级电站”，中梁三级水电站及原西宁水电站调度命名为“西宁水电站”。中梁水电站一级电站三台24兆瓦的机组分别命名为中梁

6、水电站一级电站1#机、2#机和3#机，220KV中梁变电站至中梁水电站一级电站的110千伏双回线路命名为“半中南线”和“半中北线”。中梁水电站二级电站的三台8兆瓦机组分别命名为中梁水电站二级电站1#机、2#机和3#机，220KV中梁变电站至中梁水电站二级电站的110千伏线路命名为“大中线”。西宁水电站新增的两台10.5兆瓦机组分别命名为西宁水电站1#机、2#机，原西宁水电站的四台1.25兆瓦机组分别命名为西宁水电站#机、4#机、5#机、机, 220KV中梁变电站至西宁水电站的110千伏线路命名为“宁中线”。220KV中梁变电站至国网巫溪220KV变电站的线路命名为“中巫线”，“中巫线” 通过2

7、20KV中梁变电站的201#开关与巫溪站的265#开关联络。2.调度管辖范围市调调度管辖范围：220KV中梁变电站内的220千伏全部设备、1#变压器、110千伏侧101#开关回路、10千伏侧901#开关回路；中梁水电站一级电站内的13#发电机及其出口开关；中梁水电站二级电站内的13#发电机及其出口开关；西宁水电站内的16#发电机及其出口开关（其中：1#发电机及其开关为中梁三级站新增机组；#发电机及其开关为原西宁水电站机组）。220KV中梁变电站（即：本站）为中梁水电站梯级调度中心，调度管辖范围为：除市调调度管辖范围外的220KV中梁变电站及中梁水电站一级电站、中梁水电站二级电站、西宁水电站内的

8、所有设备，含110千伏半中南线、半中北线、大中线、宁中线等输电线路。第三章 设备运行概况 220KV中梁变电站接线方式情况 220KV中梁变电站位于距离巫溪县城49公里的中梁乡,负责中梁一级水电站、中梁二级水电站、西宁水电站的输电任务和梯级调度任务。本站共有220KV、110KV、10KV三个运行电压等级，其接线方式为： 220kV系统为变压器单元接线方式，现有出线一回：即中巫线#201开关与国网220kV巫溪站联络。110kV 系统为单母接线方式，现有进线四回：中梁一级电站两回110KV进线:即半中北线和半中南线，半中北线通过163#开关与本站110kV母线联络，半中南线通过164#开关与本

9、站110kV母线联络。中梁二级一回110KV进线：大中线，通过161#开关与本站110kV母线联络。西宁水电站（即中梁三级站）一回110KV进线：宁中线， 通过162#开关与本站110kV母线联络。10kV系统为单母接线方式，主要联络：营地、二级大坝、厂用电源。第四章 变压器1.本站主变压器技术参数 1#主变型 号SFP10H150000/220容 量150000KVA容量比150000/150000/45000电压组合（2422x2.5%）/110/10.5kv联结组合方式Ynyn0+d11额定频率50HZ相数3冷却方式ODAF温升限徝绕组 65K顶层油 54K短路阻抗12.69%上节油箱重

10、量3x6.6t油箱真空耐压133Pa绝缘水平h.v线路端子 LI/AC950/395KVh.v中性点端子 LI/AC400/200KVI.v线路端子 LI/AC480/220KVI.v中性点端子 LI/AC325/140KVw.v线路端子 LI/AC75/35KV总 重214t油 重44.4t冷却方式油浸风冷（户外式）厂 家山东泰开变压器有限责任公司2.变压器的作用及组成变压器的作用变压器是借助于电磁感应，以相同的频率在两个或多个相互耦合的绕组回路之间传输功率的静止电器。变压器通过交换（升高或降低）交流电压和电流，传输交流电能。变压器的组成变压器由铁芯、绕组、油箱、变压器油、绝缘套管、冷却装置

11、、净油器、储油柜（油枕）和呼吸器组成。3.变压器运行巡视检查维护项目变压器巡视周期1每天交接班时应对运行中的变压器进行日常巡视；2每月15号应进行定期详细巡视；3天气较恶劣、变压器过负荷、变压器及附件有异常、变压器故障跳闸、线路故障时保护或断路器拒动引起变压器后备保护动作等情况下，应根据需要进行特殊巡视。变压器的日常巡视项目1 .变压器的就地油温、线圈温度和主变控制屏上的数字巡检仪的各个值是否一致检查本值内变压器的运行中油温、线圈温度达到的最高温度；2. 用红外线测温仪测各引线接头的温度；3 .变压器的油枕油位是否与油温相对应，变压器各部份（特别是压力释放阀，冷却器，阀门，表计接头，法兰连接处

12、以及焊缝处等）是否有渗油，漏油现象；4 .变压器无异常的声响和振动；5. 检查呼吸器内硅胶受潮变色程度（23以上变色要更换），油封杯油位、油色正常；6 . 变压器三侧引线接头是否松动及有无发红，发黑现象，引接线无断股现象，变压器外壳及中性点接地应完好；7 .变压器瓦斯继电器中应充满油；8. 变压器三侧及中性点套管应无破损和放电痕迹，油位正常，无渗油现象，检查瓷瓶污染及污染变化情况；9. 各冷却器风扇，油泵，油流继电器是否正常工作，有无异常声响。变压器的定期详细巡视1.变压器就地各个温度计；2. 变压器油枕的油位；3. 变压器声响和振动的噪音水平；4. 检查呼吸器内硅胶的变红程度，油封杯油面高度

13、，油色情况；5. 变压器三侧避雷器动作次数；变压器的夜间巡视1. 各引线接头有无发红、火花放电现象；2. 套管瓷瓶有无闪络、放电、电晕发生；3. 变压器本体有无异常音响。变压器的特殊巡视1. 变压器过负荷和过电压运行：检查变压器冷却器是否正常，温度是否越限，持续时间是否越限；2. 变压器有重大缺陷时：检查变压器的油温、绕组温度、油位；3. 小雨或大雾时：检查套管有无火花放电；4. 雷雨后：检查瓷瓶有无放电痕迹；5. 气温骤变时：检查油枕中油位是否正常；6. 大风天气：变压器的顶部，周围有无杂物，引线有无剧烈摇摆、有无脱落，引线上有无杂物；7. 变压器发生故障后应对其一、二次设备进行按特殊项目进

14、行检查；巡视和检查技术要求（1）变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与制造厂提供的油温、油位曲线相对应，温度计指示清晰。（2）储油柜采用玻璃管作油位计，储油柜上标有油位监视线，分别表示环境温度为-20、+20、+40时变压器对应的油位；（3）根据温度表指示检查变压器上层油温是否正常。变压器冷却方式不同，其上层油温或温升亦不同，具体应不超过规定。不能只以上层油温不超过规定为标准，而应该根据当时的负荷情况、环境温度以及冷却装置投入的情况等，及历史数据进行综合判断。就地与远方油温指示应基本一致。（4）变压器各部位无渗油、漏油。应重点检查变压器的油泵、压力释放阀、套管接线柱、各阀门等。(5）套管

15、油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。检查瓷套，应清洁，无破损、裂纹和打火放电现象。（6）变压器声响均匀、正常。（7）各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、运转正常，油流继电器工作正常。冷却器组数应按规定启用，分布合理，油泵运转应正常，无其它金属碰撞声，无漏油现象，运行中的冷却器的油流继电器应指示在“流动位置”，无颤动现象。（8）油泵及风扇电动机声响是否正常，有无过热现象，风扇叶子有无抖动碰壳现象。（9）冷却器连接管是否有渗漏油。（10）油泵、风扇电动机电缆是否完好。（11）冷却器检查及试验工作以及辅助、备用冷却器运转和信号是否正常。（12）运行中油流继电器指示异

16、常时，应检查油流继电器档板是否损坏脱落。（13）吸湿器完好，吸附剂干燥。检查吸湿器，油封应正常，呼吸应畅通，硅胶潮解变色部分不应超过总量的 23。运行中如发现上部吸附剂发生变色，应注意检查吸湿器上部密封是否受潮。（14）引线电缆、母线接头应接触良好，接头无发热迹象。接头接触处温升不应超过 70。（15）压力释放阀及防爆膜应完好无损。压力释放阀的指示杆未突出，无喷油痕迹。（16）气体继电器内应无气体。（17）各控制箱和二次端子箱、机构箱门应关严，无受潮，电缆孔洞封堵完好，温控装置工作正常。冷却控制的各组工作状态符合运行要求。（18）各类指示、灯光、信号应正常。（19） 用红外测温仪检查运行中套管

17、引出线联板的发热情况及本体油位、储油柜、套管等其它部位。（20）事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。（21） 检查灭火装置状态应正常，消防设施应完善。4.变压器投运和检修验收项目 大修后的变压器，投运前应作如下检查验收项目（1） 变压器的状态良好，外部无异物，临时接地线拆除，确定所做的实验全部合格，变压器的一次接线正确紧固，中性点及外壳可靠接地，主变送电时所需要的保护已按调度要求投入，信号指示正常；（2） 变压器的所有阀门位置正确，变压器各处无渗、漏油现象发生，各油位计的油位正常；（3） 变压器呼吸

18、器的硅胶应全部更新，油封杯内的油色、油位正常；（4） 变压器油枕与瓦斯继电器间的阀门开启，瓦斯继电器内充满油，无气泡；油枕中的油位正常；（5） 变压器的套管应清洁完整，无破损、裂纹、渗油现象； （6） 冷却器的油泵和风机的转向必须正确，电机的保护跳闸必须检查，确保在接到信号后能正常跳闸。（7） 变压器冷却系统状态良好，冷控柜内各交、直流电源，主、辅电源完好，各冷却风扇皆经手动启动试验正常，冷控柜内的各开关位置正确，各指示灯信号正确。变压器送电前要开启冷却器和油泵，使油循环20-30分钟后将套管升高座、散热器等部件的残留空气排尽；（8） 变压器投入运行前应检查分接头位置是否一致，并符合调度要求；

19、（9） 检查变压器三侧断路器正常；（10）变压器各部份相色应清洁醒目，外观清洁。（11）大修后的变压器（更换线圈），在投入运行前，应冲击合闸5次，第一次应加压5分钟，以后每次间隔3分钟，大修后未更换线圈的应冲击合闸3次。（12）大修后的变压器首次投运时，变压器重瓦斯保护应投入。运行中的变压器进行滤油或加油时，应将重瓦斯保护投信号。变压器投运后或加油、滤油后要等变压器完全排出气泡后才可将重瓦斯保护改投跳闸，以上保护变更需经调度许可。（13）大修后的变压器首次投运时，应在带负荷后，进行主变的差动保护、距离保护、复合电压电流保护的相位测量，以保证保护的正确性。5.主变异常情况及事故处理主变运行时有下

20、列情况时，应立即向值班领导汇报（特别严重，已直接危及设备安全时，可不等命令，自行将变压器停运），将主变退出运行（1）主变声音明显增大，内部有爆裂声；（2）本体和调压装置严重漏油或喷油；（3）主变套管有破损或放电严重；（4）主变冒烟着火；（5）在正常负荷和冷却器工作情况下，主变绕组和油温超过规定值，并不断上升。在发生威胁主变安全的故障时，如果主变有关的保护又拒动，值班员应立即将主变退出运行，并报告调度值班员；在发生主变周围的设备着火、爆炸等情况时，如果严重威胁主变的运行，值班员应立即汇报调度值班员，要求将主变退出运行；主变油温、绕组温度异常升高的处理（1）检查主变负荷情况和环境温度；（2）核对主

21、控室仪表和现场的仪表数据；（3）检查主变冷却器工作情况；（4）如果由于主变过负荷引起的应做如下处理：a. 投入主变所有冷却器；b. 与调度值班员联系设法降低主变的负荷；c. 详细记录过负荷的时间和倍数；e. 设定专人监视有关的仪表和数据；f. 拟订应急的措施；g. 通报值班领导和调度。主变瓦斯装置的动作处理 变压器瓦斯保护装置可反应变压器油箱内的各种故障以及油面的降低。变压器瓦斯继电器通过变压器内部产生的气体和油流速度快而动作。正常运行时，瓦斯继电器内应充满油，当变压器内部产生轻微故障时，少许气体产生，瓦斯继电器轻瓦斯触点动作报警，当变压器内部发生严重故障时，大量的气体产生，使油枕至本体间油管

22、的油流大大加速，瓦斯继电器重瓦斯动作跳开变压器三侧开关，同时报警。主变轻瓦斯动作的处理轻瓦斯动作的故障类型（1）绝缘缺陷；（2）由于铁芯绝缘恶化而引起的不严重短路；（3）变压器内部电气连接处的接触不良；（4）由于过多的涡流分布而引起的绕组局部过热和绝缘损坏；（5）对地绝缘的金属零件放电；（6）二次回路故障。轻瓦斯动作的处理方法（1）变压器轻瓦斯动作报警，值班人员应解除音响，向调度值班员汇报；（2）检查变压器的油枕油位是否正常，瓦斯继电器内有无气体，有无喷油，有无异常油温和声响；（3）外部检查无异常，而瓦斯继电器内又有气体则应通知有关部门检查气体性质；（4）若轻瓦斯连续动作，又无气体排除，应检查

23、瓦斯保护二次回路是否有故障；若有气体排出，则要通知有关部门分析气体性质，判别故障原因。故障；若有气体排出，则要通知有关部门分析气体性质，判别故障原因。重瓦斯动作的故障处理重瓦斯动作的故障类型（1）变压器内部相间、接地短路；（2）变压器线圈相间短路；（3）变压器线圈匝间短路（4）变压器铁芯烧损（5） 二次回路故障。重瓦斯动作的处理方法（1） 重瓦斯保护动作，变压器从系统中隔离，值班人员应解除音响，立即向调度值班员及运行汇报；（2）重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。应进行的检查工作1) 检查其它保护装置动作信号情况、一/二次回路情况、直流系统情况；2) 察看各线路的负荷

24、情况；3) 检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况；4) 检查气体继电器内有无气体积聚；5) 检查变压器本体及有载分接开关油位情况。6）检查油枕及瓦斯继电器中是否有油；变压器重瓦斯保护动作跳闸，若没对收集的气体进行分析，查明故障原因前，未经供电局总工批准，不得将变压器投入运行。经查明确系二次回路故障而引起的误动，经供电局总工批准后，可将重瓦斯改投信号，将变压器投运，并加强监视。瓦斯继电器气体性质与故障对应关系气体颜色气体可燃性故障特征黄色不易燃木质损坏淡灰色或灰白色带强烈臭味、可燃绝缘纸或电工纸板损坏灰黑色或深灰色易燃绝缘油过热闪烙而分解或铁心故障无色不可燃、无味空气进入套管爆炸处理预案套

25、管发生爆炸时，变电运行值班人员应进行的工作：（1）首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应手动拉开故障变压器各侧开关，并立即停油泵。（2）应进行的检查工作：1) 检查保护装置动作情况；2) 检查变压器有无着火等情况，检查消防设施是否启动；3) 检查套管爆炸引起其它设备的损坏情况。（3）现场有着火情况时，应先报警并隔离变压器，迅速采取灭火措施。处理事故时，首先应保证人身安全。注意油箱爆裂情况。（4）应立即将情况向调度及有关部门汇报。（5）应根据调度指令进行有关操作。（6）若检修人员不能立即到达现场，必要时在做好安全措施后，采取措施以避免雨水或杂物进入变压器内部。变压器起火处理基本要求(1)变压

26、器起火时，立即拉开变压器各侧电源。(2)立即切除变压器所有二次控制电源。(3)立即向消防部门报警。(4)确保人身安全的情况下采取必要的灭火措施。(5)应立即将情况向调度及有关部门汇报。(6)变电运行值班人员应进行的工作：变压器起火处理（1）变压器起火时，首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应立即手动拉开故障变压器各侧开关，立即停运冷却装置，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。必要时开启事故放油阀排油。处理事故时，首先应保证人身安全。（2）应进行的检查工作：1) 检查保护装置动作信号情况；2) 察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；3) 检查变压器起火是否对周围其它设备有影响。6. 其它注意事

27、项本体严重漏油管理和处理要求（1） 变压器本体严重漏油，使油面下降到低于油位计的指示限度时，变压器应立即停运，检查变压器漏油点并消除，补充油使之达到正常值后方可将变压器投入运行。（2） 变压器本体严重漏油，油位尚处在正常范围内时，应检查油箱是结构性渗漏油还是密封性渗漏油。1） 结构性渗漏油的处理方法一般是补焊。油箱上部渗漏时，只须排出少量油即可处理。油箱下部渗漏油时，可带油处理，但带油补焊应在漏油不显著的情况下进行，否则应采取抽真空或排油法去除油气混合物并在油箱内造成负压后补焊；2） 密封性渗漏油的处理方法是更换质量合格的密封胶垫，密封胶垫的安装应符合工艺质量要求。3）变压器内部故障压力升高引

28、起渗漏油情况，此时应查明变压器内部故障的原因，待故障消除试验合格后变压器方可投入运行。第五章 SF6断路器1. SF6断路器技术参数本站201#高压六氟化硫断路器 六氟化硫断路器型号 LW35-252W/T4000-50额定电压252KV雷电冲击耐受电压1050KV额定电流4000A额定短路开断电流50KASF6气体重量33Kg总重量4500Kg额定SF6气压（20）0.6MPa制造日期 2009.10额定操作顺序 分-0.3S-合分-180S-合分生产厂家：河南平高电气股份有限公司本变电站161#、162#、163#、164#、101#六氟化硫断路器 六氟化硫断路器型号 LW35-126额定

29、电压126KV雷电冲击耐受电压550KV额定电流3150A额定短路开断电流40KASF6气体重量7.6Kg总重量1300Kg额定SF6气压0.5 MPa制造日期 2009.8额定操作顺序 分-0.3S-合分-180S-合分生产厂家：河南平高电气股份有限公司2. 断路器的运行断路器的基本运行条件（1）断路器应能长期承受最高工作电压，而且还能承受操作过电压和大气过电压。（2）断路器的最大工作电流不得超过其额定电流。（3）断路器应具有足够的动稳定性和热稳定性。（4）断路器额定开断容量必须大于安装地点的最大短路容量。（5）新投运的断路器设备必须满足防污等级的要求。（6）断路器端子箱、机构箱应具有防尘、

30、防雨、防潮、防小动物进入及通风措施。3运行巡视检查维护项目3.1 SF6断路器巡视检查应按表 1的项目、标准要求进行。表 1 SF6断路器巡视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，无异常信号发出6SFs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4.投运和检修验收

31、项目 断路器新安装、检修完毕后，在竣工投运前，运行人员应参加验收工作。验收标准按电气装置验收规范执行，主要验收项目如下： 1.断路器应固定牢固，外表清洁完整；2.电气连接应可靠且接触良好；3.断路器或组合电器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确；调试操作时，辅助开关及电气闭锁应动作正确可靠；4.瓷套应完整无损，表面清洁；5.电缆管口、洞口应封堵完好；6.支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好；7.油漆应完整，相序色标志正确。8.对于油断路器，还应检查本体及机构无渗油现象，油位正常，压力表指示正常。9.对于SF6断路器，还应检查密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定，空气系统应

32、无漏气，密度继电器与开关本体之间的连接阀门在开启位置，压力异常升高时有就地声光报警或远方报警。10.施工单位应提交下列资料和文件(新设备)：(1) 变更设计的证明文件；(2) 厂家提供的产品说明书、试验记录、合格证及安装竣工图纸（包括电子版）等技术文件；(3) 安装、调整、试验资料及记录；(4) 备品、备件、专用工具及测试仪器清单。11.验收时发现的问题，应及时处理。暂时无法处理，且不影响安全运行的，经本单位主管领导批准后方能投入运行。5.正常运行及操作注意事项断路器的操作一般规定(1) 长期停运超过 6 个月的断路器，在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作23 次，无异常后方能正式操作

33、。(2)断路器投运前，应检查接地线是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。(3)操作前应检查控制回路和辅助回路的电源，检查机构已储能。(4)检查油断路器油位、油色正常；真空断路器灭弧室无异常；SF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。(5)操作前，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。(6)操作控制把手时，不能用力过猛，以防损坏控制开关；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。(7)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。6.

34、异常情况及事故处理 (1) 断路器动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间，停止音响信号，并立即进行事故特巡，检查断路器本身有无故障。(2)对故障分闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。(3)断路器故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。(4)SF6设备发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备要谨慎，对户外设备，尽量选择从上风接近设备，对户内设备应先通风，必要时要戴防毒面具、穿防护服。SF6断路器的异常运行及处理（1）当SF6气体压力降低到一定值时，发出“SF6气体压力降低第

35、一报警”光字牌示警信号。此时，值班员应立即到现场检查设备。若发现SF6压力表读数正常， 则属误发信号，汇报领导及相关部门处理。若发现SF6气体压力仍在降低，应立即拉开该断路器的控制电源，报告调度申请停用该断路进行处理。（2）当SF6断路器的气体压力降低至“SF6气体压力降低跳合闸闭锁”光字牌发出，并事先有“SF6气体压力降低第一报警”光字牌发出，则应先拉开该开关的控制电源，立即至现场检查SF6气体压力值，若情况属实， 申请调度停用该断路器进行处理。若只出现“SF6气体压力降低跳合闸闭锁”光字牌，则立即至现场检查SF 6气体压力表读数，若正常，则属误发信号汇报相关部门进行处理；若压力在继续降低或

36、表计指示为零，则应立即退出该断路器的控制电源，申请调度停用该断路器进行处理。SF6断路器漏气(1)压力表特别是接头处密封垫被损坏；管接头处及自封阀处固定不紧或有脏物；动触头连杆滑动密封处密封圈损坏或滑动杆光洁度不够；瓷套与法兰胶合不良。（2）SF6断路器SF6气体泄漏事故检查处理时， 应佩戴好防毒工具，选择好站位，不得蹲下检查或处理SF6气体泄漏事故。7. 事故预案断路器合闸失灵的检查及处理（1）检查是否合闸操作时间太短。（2）合闸保险，控制保险是否松动或熔断，直流接触器接点、控制开关接点及开关辅助接点是否接触不良。（3）对控制回路、合闸回路及直流电源进行检查处理。（4）检查是否有液压异常、弹

37、簧未储能等闭锁动作。(5) 检查是否有继电保护装置动作，发出跳闸脉冲。（6）检查机构箱内“检修/运行”切换开关是否在“运行”位置；“远方/就地” 切换开关是否在“远方”位置。断路器分闸失灵的检查及处理（1）控制保险是否松动或熔断（控制电源空开是否跳开），分闸回路是否断线，控制开关接点或开关辅助接点是否接触不良。对控制回路、分闸回路进行检查处理. 当发现断路器的跳闸回路有断线的信号或操作回路的操作电源消失时，应立即查明原因。（2）检查是否操动机构故障；（3）若为远方监控机操作，检查遥控压板是否投入。（4）检查是否有液压异常、弹簧未储能等闭锁动作。（5）检查断路器机构箱内“检修/运行”切换开关是否

38、在“运行”位置，“远方/就地” 切换开关是否在“远方”位置。若是，则可手动远方操作跳闸一次，若不成，请示调度，隔离故障开关。液压机构异常现象的处理（1）当压力不能保持，油泵频繁启动或“打压超时”，应检查液压部分有无漏油，油泵是否有机械故障，压力是否升高超出规定值等。若液压异常升高，应立即切断油泵电源，并报缺陷。（2）压力低于启泵值，但油泵不启动，应检查油泵及电源系统是否正常，并报缺陷；（3）若液压机构压力降低，出现合闸或分闸闭锁，应报告调度，并设法打压，若打压无效，则应报告上级领导要求尽快处理；但不得断开断路器操作电源，以防当压力继续降低需要闭锁油泵电源时，不能实现闭锁。（4）若油压突然降至零

39、，则严禁对该断路器进行操作，同时严禁启动油泵打压。值班人员应先拉开油泵电机电源，停用操作电源，汇报调度，根据命令，采取措施将故障开关隔离；然后报缺陷，等待检修。弹簧机构异常现象的处理（1）弹簧储能机构异常，若断路器发弹簧闭锁信号且不能复归，值班人员应检查储能电机电源回路，紧急情况下可用手动方式储能，若仍不成功，应立即申请停电处理。（2）弹簧机构储能电机长时间运转不停，值班人员应立即拉开储能电机电源，并查明原因。断路器灭弧介质缺陷的处理SF6断路器气体泄漏的处理(1)运行中SF6气体压力降低，发出重合闸闭锁时，应向调度汇报，并通知专业人员进行处理。当发出分闸闭锁时，应立即断开操作电源，并根据调度

40、命令，采取措施将故障开关隔离。(2)在接近设备时要谨慎，尽量选择从上风处接近设备，必要时要戴防毒面具或氧气呼吸器，穿防护服。事故处理后，应将所用的防护用品清洗干净。(3)室内 SF6气体开关泄漏时，除应采取紧急措施处理，还应开启风机通风 15 分钟后方可进入室内。(4)在事故处理中发生人员中毒，应立即送往医院检查治疗。故障跳闸处理（1）断路器跳闸后，值班员应立即记录事故发生的时间，恢复音响信号，有人值班变电站应立即进行特巡，检查断路器本身有无故障汇报调度，等候调度命令再进行合闸，合闸后又跳闸亦应报告调度员，并检查断路器；（2）系统故障造成越级跳闸时，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器与系统

41、隔离，并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入运行；下列情况不得强送a.线路带电作业时；b.断路器已达允许故障跳闸次数；c.断路器失去灭弧能力；d.系统并列的断路器跳闸；e.低周减载装置动作断路器跳闸。断路器有下列情况之一时，应立即申请停电处理(1)套管严重破损或有放电现象；(2)少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响；(3)SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；(4)真空断路器出现真空损坏的“丝丝”声；(5)液压机构突然失压到零；(6)SF6气压异常升高。（此时所有人员应远离开关）8.其它注意事项本站断路器在运行中遇以下情况应退出操作电源a. 断路器故障时。b. 断路器检修时。c. 继电保

42、护及二次回路工作需要停用时。d. 发现真空断路器出现真空损坏的“丝丝”声。e. 远方手动操作断路器合闸而未合上时，应短时退出操作电源。本站断路器在运行中遇以下情况应退出重合闸a. 断路器的开断容量达不到要求时。b. 故障电流次数超过规定次数时。c. 断路器在试送、强送电过程中。d. 重合闸装置不正常时。e. 会造成不允许的非同期合闸时。f. 线路带电作业要求停用重合闸时。 第六章 隔离开关1.隔离开关技术参数本站隔离开关配置情况电压等级调 度 编 号设备型号额定电流（A）额定电压（KV）数量220KV2016GW7-252(双接地刀闸)16002201220KV中心点2019GW8-126(单

43、相)4001101110KV1631、1641、1611、1621、1011GW4-126(单接地刀闸)100011051636、1646、1918、1616、1626、1016GW4-126(双接地刀闸)10001106110KV中心点1019GW8-72.5(单相)40063110KV9016、9017CN19-104001022运行巡视检查维护项目巡视周期（1）每天交接班时、下午班内，应对运行中的隔离刀闸进行日常巡视；（2）每周1次闭灯巡视；（3）天气较恶劣、线路过负荷、隔离刀闸本体有异常、线路或主变故障跳闸等情况下，应根据需要进行特巡.隔离刀闸的日常巡视（1）标示牌齐全、完好；（2）所

44、有接触部位应良好，无过热、变黒、烧红、热气流等现象；（3）瓷瓶应清洁完好，无裂纹及放电现象；（4）引线应无松动、严重摆动及烧伤、断裂现象；（5）均压环安装应牢固可靠，伸缩电杆联接片无变形、偏移、发热、断裂等现象；（6）操作机构箱、汇控箱应密闭良好，无受潮、进水现象；（7）设备无严重腐蚀现象；（8）闭锁装置完好；附：隔离开关巡视检查项目及标准序号检查内容标准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、拐臂轴销连杆无弯曲、连接无松动、无锈蚀，开口销齐全；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，三相接地刀闸接地均应良好，弹簧无断股、闭锁良好，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，锁销应锁牢。8操动机构箱密封良好，无受潮。操作电源刀闸(空开)在分位，二次线无放电、无异味、名称标注齐全、封堵良好、电机无异常、手动分合闸手柄完好、箱门关闭严密，箱体接地扁铁无锈蚀、断裂。9接地应有