光伏电站运行规程.doc

110kVXXXX变电所现场运行规程 110kVXXXX公司变电所现场运行规程版本号1.0目 录831 总则31.1本所在电网中的地位及接线31.2本规程说明41.3引用标准和编写依据51.4调度范围61.5本所正常运行方式62变压器 73高压断路器184互感器255高压隔离开关286 QNSVG动态无功补偿装置 317防雷设备及接地装置 378消弧线圈399防误操作闭锁装置 4510继电保护及自动装置 4911变电所综合自动化监控系统 6512 公用 二次回路 6713交流 所用电系统 6814直流系统7015低压频率异常装置75 16电能质量监测装置7517倒闸操作管理7618事故处理7719辅助系统8120消防设备82附录 A 110kVXXXX公司变电站现场运行规程修订记录83附录 B 110kVXXXX公司变电站一次系统主接线图 84 110kVXXXX公司变电所现场运行规程版本号1.0 1 总则1.1 本所在电网中的地位及接线1.1.1 本所位于XX县灌东盐场。 1.1.2 110kV系统为内桥接线；110kV采用SF6 开关设备。1.1.3 35kV系统为单母分段接线；35kV采用真空开关设备。1.1.4 本所1号主变为三相风冷有载调压变压器，容量均为120MVA。1.1.5 110kV线路1回，与隆兴变电所110kV系统联络。1.1.6 35kV线路共12回。1.2 本规程说明1.2.1 本规程适用于XXXX公司太阳能发电有限公司110kV变电站。1.2.2 本规程仅适用现有设备配置情况和电气接线方式。对以后新增加的设备如有特殊运行要求者，将另作规程补充。1.2.3 运行值班人员均应熟悉本规程，并按规定考试合格后方可定岗。1.2.4 公司有关部门的领导及专业技术人员均应熟悉本规程。1.2.5 本规程涉及的其他有关人员必须学习、贯彻本规程。1.2.6 本规程的解释权属XXXX公司太阳能发电有限公司。1.2.7 本规程若与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程执行，但所抵触的内容应及时上报，以便及时修订本规程。1.2.8 本规程应每年进行一次复查、修订，并出具书面文件。1.2.9 当上级颁发新的规程和反事故技术措施、设备系统变动、本公司事故防范措施需要时，应及时对现场规程进行补充或对有关条文进行修订，并作书面通知。1.2.10 本规程应每4年进行一次全面修订、审定并印发。1.2.11 本规程自颁布之日起生效。1.3 引用标准和编写依据 电力工业技术管理法规 电业安全工作规程（发电厂和变电站部分） 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分） 电力变压器运行规程 油浸式电力变压器负载导则 高压断路器运行规程 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 电气事故处理规程 江苏省电力系统调度规程 盐城市电力系统调度规程 电力标准编写的基本规定 继电保护及自动装置运行管理规程 变电检修现场规程 操作票、工作票填写规定（盐城供电公司） 微机继电保护及自动装置运行管理规程 江苏省电力设备交接和预防试验规程 变电站运行管理制度 电力电缆运行规程 国网公司变电运行管理规范 江苏供电公司110kV变电所通用运行规程 现场设备说明书 其它有关规程、制度、反措及技术资料1.4 调度管辖范围的划分本所设备按电压等级及设备类型分为二级调度，各类设备调度关系如下表：电压等级设 备 名 称省调市调县调110kVXX线XX间隔和XX刀闸和XX刀闸管辖其他所有设备由XXXX公司变电站自行管辖；1号主变中性点接地闸刀按照市调运方要求执行。上述调度管辖设备包括一、二次附属设备。1.5 变电所一次设备的正常运行方式1.5.1 110kV：XX XX开关及线路正常运行。1.5.2 35kV：、段母线经301甲、301乙并列运行，、段母线压变运行，1号主变301甲开关、1号电容器3713开关及电容器组、1号进线371开关、2号进线372开关、3号进线373开关、4号进线374开关、5号进线375开关、6号进线376开关、7号进线377开关、8号进线378开关、9号进线379开关、10号进线3710开关、1号消弧线圈3714开关及接地变运行于段母线。1号主变301乙开关、11号进线3711开关、12号进线3712开关运行于段母线。1.6 本站一次系统主接线图见附录B2 变压器2.1. 概述2.1.1.本所1号主变为三相油浸风冷有载调压变压器，1号主变由江苏华鹏变压器有限公司生产的型号为SFZ11-120000/110，110kV中性点经7010刀闸接地。1号主变结线方式为YNd11。冷却装置为十六组散热器，采用自/风冷却（ONAN/ONFN）方式；变压器冷却风机共八组（型号为DBF-9Q12TH）。主变压器具体参数见现场铭牌(说明书)。2.1.2 变压器在额定使用条件下，可按额定容量运行。同时应按调度下达的变压器稳定限额执行。2.1.3 变压器的运行电压一般不得超过相应分接头额定电压的105。2.1.4 变压器运行中的温度监视以上层油与线圈的温升为主。油浸式变压器上层油温一般不应超过下表的规定。 序号冷却方式冷却介质最高温度()监视油温()最高顶层油温()1号主变自/风冷408595在自冷状态时只能在额定容量70%下运行，风冷状态时能在额定容量下运行2.1.5 变压器可以在正常和事故情况下超额定电流运行，允许运行时间不得超过变压器运行规程及有关专业文件的规定，或变压器厂家的有关规定。当变压器超额定电流运行时，应立即汇报上级，设法转移负荷，加强监视；重点应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器声音是否正常，检查接头是否发热。2.1.6 当变压器有较严重的缺陷(如严重漏油、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。2.1.7 变压器三相负载不平衡时，应监视任一相最大的电流，并应查明原因 ，及时向上级汇报。2. 2 主变压器的巡视检查项目2.2.1 主变压器的正常巡视项目 主变储油柜和充油套管的油色、油位应正常，无渗漏油。 主变套管(瓷质部分)应清洁，无破损裂纹、放电痕迹及其他异常现象。 主变压器本体音响正常，无异声。 主变各连接引线无断股，各连接点无发热变色现象。 主变呼吸器应保持通畅，硅胶变色程度不超过3/5。 主变各部油温正常，温度计完好正确，本体温度计与遥测温度计指示应一致。 瓦斯继电器及集气盒内充满油。压力释放阀完好，无异常。 主变外壳、阀门、瓦斯继电器、集气盒无渗漏油。各连接蝶阀应打开。 各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，加热装置工作正常。2.2.2 变压器的特殊巡视检查项目如下：1、 异常天气时的巡视项目和要求 气温骤变时，检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，两侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。各密封处有否渗漏油现象。 雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。 浓雾、毛毛雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。 雷雨天气（检查应在雷雨过后）有无放电闪络现象，避雷器放电记录仪动作情况； 高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。必要时，可启动备用冷却器。 大风天气：应检查引线摆动情况，有无杂物搭挂现象。2、负荷剧增、过负荷：监视负荷、油温和油位的变化，接头接触应良好，示温片无熔化现象，冷却系统运转正常。3、大电流短路故障后：应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断，瓷质外绝缘有无破裂，接地引下线等有无烧断及绕组是否变形。4、瓦斯发信时：应对主变油系统部份进行详细检查。5、缺陷近期有发展时：应密切注意观察缺陷的发展变化趋势，必要时立即汇报上级。6、设备变动后：应检查变压器负荷、音响、油温及冷却器的运行工况。7、新投运或大修后:应在72小时内每4小时检查一次,并进行红外测温。2.3 变压器的验收2.3.1 变压器检修后的验收 检修和试验合格，有明确可以投运的结论。 变压器无遗留物件、引线接头应紧固。 有载调压开关应在投运前操作一个循环，检查动作正常。各相分接开关位置一致，符合调度要求，档位显示与机械指示相符。 中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠。 变压器各部位阀门位置正确。 变压器本体、有载、套管油位指示正常。 瓦斯继电器与油枕间的阀门在打开位置，继电器内充满油，二次小线无腐蚀接地。 呼吸器内的矽胶无受潮变色，油封杯内油量适当，油色正常。 变压器就地及远方温度指示正确。 各控制箱和端子箱封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置自动投入。 无异常告警信号。 变压器新投运或经大修、滤油和换油后，应进行放气。2.3.2 变压器投运前的检查 变压器的保护应正常投入，无异常动作信号。 调压装置分接头位置三相应一致，档位显示与现场机械指示应一致。 外部无异物，无遗留接地线。2.4 一般操作原则2.4.1 主变压器的投运操作: 值班人员在变压器投运前应仔细检查，并确证变压器在完好状态，具备带电条件。对长期停用或检修的变压器，应检查接地线是否拆除，分接开关三相位置应一致并按规定放置，所有保护及二次部分均按调度要求投入。 合刀闸前先查明主变两侧开关确在分闸位置，然后按先高压侧，后低压侧。 合上主变两侧开关，按先高压侧，后低压侧的顺序操作。 检查主变充电应正常。 主变压器新投运或大修后刚投运时，由于油中气体较多，需经常放气。2. 4.2 主变压器停运操作：主变停运时，开关和刀闸的操作顺序与投运操作相反。2.5 压力释放阀装置的运行2.5.1 主变本体装有压力释放阀装置，在内部产生过压力时超过55Kpa时，压力释放阀2ms内开启，释放压力并作用于主变两侧开关跳闸或发动作信号。现场规定：主变压力释放阀动作保护正常投至“信号”位置。2.5.2 压力释放阀运行注意事项： 新安装的主变压力释放阀在投入运行前，必须将释放阀压帽下的压片拆除。 当主变压力释放阀动作后，机械信号标志突起，须由人工复位。 当主变压力释放阀发出动作信号时，应立即检查是否确已动作，若压力释放阀动作则应立即上级及分管领导，停用主变并查明动作原因；若未动作则可能为受潮等原因直流绝缘击穿误发信号。2.6 主变压器冷却装置的运行2.6.1 主变冷却系统采用油浸自冷/油浸风冷方式，风冷系统由二个独立电源供电，二个电源互为备用。二个电源的工作状态可由电源回路空开QFA、QFB选择。冷却器交流工作电源具有三相电源监测回路，保证任一相电源失去均能可靠自投。2.6.2 主变配有八台风机冷却器，分为两组，第一组编号为14，第二组编号为58。有“手动”和“自动”两种控制方式，正常应设定在“自动”状态。2.6.3 主变风冷控制箱共有如下转换开关、熔丝 工作电源转换开关SA1有三个位置：“段工作”，“停止”，“段工作”， 正常打在“工作”位置； 组风扇转换开关SA2 有三个位置：“手动”，“停止”，“自动”， 正常打在“自动”位置； 组风扇转换开关SA3 有三个位置：“手动”，“停止”，“自动”， 正常打在“自动”位置；2.6.4 工作电源转换开关SA1的功能 “段工作”位置，风扇电源正常由1号所用电供电，当1号所用电失电时，切至2号所用电供电； “停止”位置，风扇停止运行。 “段工作”位置，风扇电源正常由2号所用电供电，当2号所用电失电时，切至1号所用电供电；2.6.5 风冷方式转换开关SA2、SA3有三个位置的功能 “手动”位置，同时SA2或SA3打至“手动”位置，风机无条件运转。 “自动”位置。当主变上层油温达到55C时，组风扇启动；当主变上层油温达到65C时，、组风扇全部启动；当主变上层油温低于65C时组风扇停止；当主变上层油温低于55C时组风扇停止。 “停止”位置，风机全部停止运行。2.6.6 冷却器投运前应检查以下项目 进出油蝶阀全部打开。 冷却器试运行全部正常。在试运行时，应检查风扇转向是否正常，有无异声、振动，发出信号是否正确。2.6.7 冷却器的启用操作步骤 放上主变控制箱内1号主变冷却器控制电源； 合上所用电柜上1号主变冷却器工作电源空开，合上所用电柜上1号主变冷却器工作电源空开； 合上主变控制箱内风机电源空气开关QM1QM8。 合上1号主变风冷控制箱内1号电源空开QFA，2号电源空开QFB。 将工作电源转换开关SA1切至“段工作”位置，风冷方式转换开关SA2、 SA3切至“自动”位置。2.6.8 冷却器的停用操作步骤与启用操作步骤相反2.6.9 风冷系统故障信号及原因故障信号可能原因1号电源故障1、1号所变失电，所用电柜上1号风冷电源空开跳开2、控制箱内QFA跳开3、端子松动2号电源故障1、2号所变失电，所用电柜上2号风冷电源空开跳开2、风冷控制箱内QFB跳开3、端子松动2.6.10 冷却装置运行注意事项 当变压器在运行中满足风机自投投入条件，而风机未投入时，应将该风冷方式转换开关SA2或SA3切至“手动”位置。 冷却装置有故障或因故退出运行，主变自冷情况下，只允许带额定容量70%运行；同时应监视主变的温度，保证在合格的范围内；不能超限运行。否则应将负荷运行。2.6.11 冷却装置的切换试验冷却装置应每月切换试验一次，切换试验步骤： SA2和SA3切至“手动”位置，检查、组风扇运行正常后，将SA2和SA3切至“自动”位置； 将SA1切至“段工作”位置； SA2和SA3切至“手动”位置，检查、组风扇运行正常后，将SA2和SA3切至“自动”位置； 将SA1切至“段工作”位置，试验结束。2.7 有载调压分接开关2.7.1 1号主变110kV侧有载调压分接开关共17档，其有载调压分接开关型号为SHZV-800Y。2.7.2 1号主变有载调压分接开关控制方式为现场电动操作、现场手动操作、本地后台遥控操作、测控柜控制器操作四种操作方式，电动操作机构应正常保持在良好状态。2.7.3 正常运行时，主变有载调压分接开关本地后台遥控操作，当自动控制失灵或系统需要时由运行值班人员现场人工进行“升压”或“降压”控制。2.7.4 当主变有载调压开关手动操作或检修时，应退出主变保护屏上有载调压遥控压板。2.7.5 有载调压分接开关机构箱内有如下开关及按钮 有载调压分接开关电源开关S1 有载调压分接开关降档操作按钮“1-N” 3、有载调压分接开关升档操作按钮“N-1”2.7.6 有载调压分接开关的现场电动操作 应退出主变保护屏上有载调压遥控压板 检查有载调压分接开关SHZV电源开关在合位 按“1-N”按钮进行降档操作 按“N-1”按钮进行升档操作 检查主变有载开关档位应正确2.7.7有载调压分接开关的现场手动操作 应退出主变保护屏上有载调压遥控压板 将有载调压分接开关SHZV电源开关“S1”切至断 插入有载调压分接开关操作手柄顺时针方向摇33圈，进行升档操作 插入有载调压分接开关操作手柄逆时针方向摇33圈，进行降档操作 检查主变有载开关档位应正确2.7.8测控柜控制器操作 将控制器上选择开关切换至“就地”位置 按“1-N”按钮进行降档操作 按“N-1”按钮进行升档操作 检查主变有载开关档位应正确2.7.9 有载调压分接开关的运行维护1、运行值班人员可根据下达的电压曲线或电压质量要求自行调压操作。操作后确认分接头动作，并检查电压电流变化，做好记录。每天操作次数不得超过20次（每调一个分头为一次）。2、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，再调节主变分接头；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。3、当变压器过负荷1.2倍及以上时，禁止操作分接开关。4、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10000次应吊芯检查。5、分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修： 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，而电流和电压无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作。 分接开关发生拒动、误动；电流和电压变化异常；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，以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。2. 8 主变中性点运行方式。2.8.1主变110kV侧中性点装有7010刀闸，110kV中性点可直接接地或不接地运行。2.8.2 在110KV中性点直接接地系统中, 中性点直接地刀闸的正常运行方式应按调度命令执行。启、停用变压器时，应先合上中性点接地刀闸。2.8.3 110kV电源侧拉闸限电后，应立即将主变110kV中性点接地，待送电后恢复其正常运行方式。2.9 变压器的异常和事故处理2.9 异常和事故处理的一般原则2.9.1 变压器有下列情况之一者，应立即将其停运： 1、变压器内部音响很大，不均匀，有爆裂声； 2、变压器严重漏油，油枕无油面指示； 3、压力释放装置动作喷油或冒烟； 4、套管有严重的破损漏油和放电现象； 5、在正常冷却、负荷、电压条件下，变压器上层油温、线圈温度超过限值且继续往上升。 6、变压器冒烟着火。 7、人身触电事故2.9.2 变压器有下列情况之一者，应加强监视和检查，判断原因，并立即汇报调度和分管领导，采取相应措施： 1、变压器有异常声音； 2、在负荷、冷却条件正常的情况下，变压器温度不断上升； 3、引出线桩头发热； 4、变压器渗漏油，油枕油面指示缓慢下降。2.9.3 变压器的重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未经查明原因并消除故障前，不得进行强送和试送。2.9.4 变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，经瓦斯气体检查及试验证明变压器内部无明显故障后，在系统急需时，可以试送一次。2.9.5 变压器后备保护动作跳闸，应对变压器进行外部检查，只有在查明故障点并有效隔离后，方可对变压器试送一次。2.9.6 异常情况判断及处理1、变压器过负荷 记录过负荷起始时间、负荷值及当时环境温度。 将过负荷情况向调度汇报，采取措施压降负荷。根据本变压器的过负荷规定及限值，对正常过负荷和事故过负荷的幅度和时间进行监视和控制。 对过负荷变压器特巡，检查风冷系统运转情况及各连接点有无发热情况。 指派专人严密监视过负荷变压器的负荷及温度，若过负荷运行时间已超过允许值时，应立即汇报调度将变压器停运。2、变压器超温 核对是否由于温度表、变送器等故障引起，汇报分管领导，进行处理。 检查是否由于过负荷引起，按变压器过负荷规定处理。 如系原因不明的异常升高，必须立即汇报调度及分管领导，进行检查处理。3、变压器油位过高或过低（1）油位过高的原因： 油位计故障 油枕内胶囊破裂 呼吸器堵塞 变压器温度急剧升高（2）油位过低的原因： 油位计故障 油枕内胶囊破裂 变压器漏油发现油位过高或过低，立即汇报调度及分管领导，及时处理。运行中进行处理时，应防止重瓦斯误动。2.9.7 压力释放装置动作1、检查瓦斯继电器内气体情况，瓦斯保护的动作情况。2、检查呼吸器的管道是否畅通。3、各个附件是否有漏油现象。4、外壳是否有异常情况。5、二次回路故障。6、汇报调度及分管领导，通知检修人员采取本体油样及气体进行分析。当压力释放阀恢复运行时，应手动复归其动作标杆。2.9.8瓦斯保护动作1、轻瓦斯动作发信可能有以下原因引起： 滤油、加油、换油、呼吸器及冷却装置工作后空气进入变压器； 油温骤降或漏油使油位降低； 变压器内部发生轻微故障； 二次回路或瓦斯继电器本身故障； 油泵进油管道连接头漏油造成负压空气进入变压器本体。2、轻瓦斯动作后禁止将重瓦斯改接信号，并应立即检查气体继电器，及时取气体检验，判明气体成分。同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。（预防变压器事故措施）3、瓦斯继电器内有气体使轻瓦斯动作发信或重瓦斯动作跳闸，均应迅速取气体鉴别其性质，判别故障类型，鉴别要迅速，否则气体颜色会消失。气体鉴别对照表序号气体性质燃烧试验故障性质1无色无味不可燃空气2黄 色不易燃木质故障3淡灰色强臭可燃纸或纸板故障4灰色或黑色易燃油或铁芯故障2.9.9 差动保护动作1、差动保护动作的原因： 变压器内部故障。 变压器各侧差动流变至变压器的设备发生故障。 差动保护二次回路故障或差动继电器本身故障。2、差动保护动作的检查处理： 变压器各侧差动流变范围内的设备，有无闪络或破裂痕迹，变压器套管是否良好； 变压器油面、油温是否正常； 瓦斯保护和压力释放阀是否动作，瓦斯继电器内是否充满油； 差动继电器及二次回路有无不正常现象； 各侧供电线路有无保护动作。3、差动保护动作跳闸，应立即汇报调度及分管领导，并进行故障点查找。不论变压器有无故障，不准投入运行，必须对变压器进行试验确证无问题后，方可投入运行。2.9.10 变压器后备保护动作1、检查后备保护范围内的线路保护是否动作。2、保护范围内的设备瓷质部分有无闪络和破损痕迹。3、保护本身有无不正常现象。4、若变压器差动、瓦斯保护未动作，在检查并将故障点切除后，在系统急需时，可不经试验对变压器试送一次。2.9.11 变压器着火变压器着火时，立即拉开变压器各侧开关和冷却器交流电源，并向119报警及采取其他灭火措施。如油溢在变压器顶盖上着火时，则应打开下部阀门放油至适当油位；如变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。3 高压断路器（简称开关）3.1 110kV开关及其操作机构配置情况3.1.1 LW36-126（W）/T3150-40型开关由江苏如高高压路由器有限公司生产，开关由极柱（三相）、支架、横梁、操作机构组成 。每个极柱包括一个瓷瓶和一个灭弧室系统；极柱和SF6气体管道组成气室；灭弧系统动触头与操作机构相连，分闸操作形成的燃弧由灭弧室中的SF6气体灭弧。3.1.2 LW36-126（W）/T3150-40机构箱内附设备： F1储能电源开关 F2加热器电源开关 S1分合闸控制开关 S4远方/就地转换开关（正常应在远方位置） X4电源插座3.1.3 SF6开关各部的操作机构如下：1、SF6开关的操作机构为弹簧机构。2、隔离刀闸的操作机构为电动机构。3.2 开关的正常运行及维护 3.2.1 开关的正常巡视项目 开关本体、机构的分合闸指示及红绿灯的状态应一致，并与实际工况相符 开关SF6气体压力正常，无漏气现象 引线的连接部位接触良好，无发热、变色现象 套管、瓷瓶无裂纹和放电痕迹，内部无放电声 开关机构箱应平整、关闭严密，加热去潮装置正常，机构箱内无异味 弹簧机构储能正常 开关应接地部分接地完好，构架无锈蚀3.2.2 开关的特殊巡视项目 设备新投运及大修后，巡视周期相应缩短，72小时以后转入正常巡视 设备负荷有显著增加 设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行 设备缺陷近期有发展 恶劣气候、事故跳闸和设备运行中发现可疑现象 法定节假日和上级通知有重要供电任务期间 温度骤变：检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等情况 节假日时：监视负荷及增加巡视次数 高峰负荷期间：增加巡视次数，监视设备温度，触头、引线接头，特别是限流元件接头有无过热现象，设备有无异常声音 短路故障跳闸后：检查隔离开关的位置是否正确，各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象，断路器内部有无异音 设备重合闸后：检查设备位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的音响或气味； 过负荷及夜间应检查开关接头无发热，引线松紧。3.2.3 红外测温周期 110kV及10kV开关每三月测温一次，红外测温一般情况下应结合正常巡视进行。新设备投运24小时后应进行测温。另外在迎峰度夏、高温季节重负荷时或必要时进行测温。 长期重负荷运行的高压开关设备 负荷有明显增加的高压开关设备 存在异常的高压开关设备3.2.4 开关检修或新投运前验收检查项目1、开关检修后的验收项目 检修试验项目齐全，试验数据符合要求。 现场清洁，设备上无临时短路接线及其他遗留物。 瓷瓶清洁、无破损裂纹，开关及其操作机构、引线固定牢固，金属件无锈蚀或机械损伤，外壳接地引线焊接牢固。 相色标志明显、正确。 机构箱密封良好，二次接线排列整齐，接头应紧固、无松动，编号清楚。二次端子排及各辅助开关等元件绝缘良好清洁牢固，各辅助开关应在相应位置。 SF6断路器压力正常。 开关位置信号、异常报警信号应正确动作。 防误操作装置齐全、良好。 远方和就地的各种分、合闸操作应正确动作。 检查熔断器及熔丝元件接触良好，熔丝元件容量符合规定。2、开关工作电压正常不得超过额定值5，电流不得超过额定值3、 SF6开关设有以下信号和闭锁回路： SF6低压力报警信号：当运行中的开关SF6气体压力降低至动作值时(第一报警值)，密度继电器动作发出“SF6低压力报警”信号，在后台机发出“SF6低压力报警”信号。 SF6低压力闭锁回路：当SF6低压力报警信号发出后，若SF6气体压力继续降低达闭锁值(第二报警值) 时，密度继电器动作，闭锁开关分合闸电气控制回路，同时发出“SF6低压力闭锁跳合闸”信号。 储能信号：当开关未储能时，通过储能电机控制回路辅助开关的一对接点发出“弹簧未储能”信号。 电机保护开关状态信号：当保护开关在分开位置,电机控制回路失去电源时发出“储能控制电源消失”信号。 加热照明保护开关状态信号:当保护开关在分开位置, 加热照明回路失去电源时发出“加热照明电源消失”信号。4、SF6开关释放储能应按下列步骤进行： 开关在冷备用状态。 将遥控切换开关由“远方”切至“就地”。 分开控制柜内开关电机电源空开。 将开关就地先合闸后分闸。 将遥控切换开关由“就地”切至“远方”。 恢复储能时合上开关电机电源空开。5、正常运行时，控制柜内的驱潮加热器应投入。6、新安装或投入运行的开关内的SF6气体严禁向大气排放，必须使用SF6气体回收装置回收；3.2.5 SF6开关的异常运行和事故处理1、当运行中的开关发生“SF6低压力报警”信号时，值班人员到现场检查有无明显异常情况，并同时汇报分管领导，派员处理。2、运行中的开关当发生“SF6低压闭锁”信号时， 此时开关的分合闸电气控制回路已被闭锁，应立即汇报分管领导，并将该开关改为非自动后，向调度申请，将该开关停役后处理。3、开关出现拒分、拒合现象时，立即瞬时断开该开关的控制电源。4、 SF6开关拒合的可能性： 操作电源或二次回路故障(如电源电压低、熔丝熔断、回路断线、辅助开关接触不良等)。 合闸铁芯线圈故障、操作把手返回太快。 SF6气体压力降低闭锁合闸回路。 合闸铁芯卡死。5、开关拒合的处理： 开关手动合闸不成，若无保护动作，且合闸时表计无指示，可以重新合一次，若有继保动作，应查明原因，汇报上级，在未许可前不得合闸。 当重合闸动作发生拒合时，应立即瞬时断开该开关的操作电源，汇报分管领导，将该开关停役后处理。6、 SF6开关拒分的可能性： 操作电源跳闸回路故障、分闸铁芯卡死等。 SF6气体压力降低闭锁分闸回路。 机构的机械部分故障。7、 开关拒分的处理： 当操作控制开关至分闸位置而开关未分闸，应立即瞬时断开该开关的操作电源，并对开关及机构进行检查，若正常可再进行一次分闸操作，仍分不开立即断开该开关操作电源，如压力正常，可就地分闸，如压力不允许分闸，汇报调度及分管领导，将该开关停役后处理。 保护动作而开关拒动时，使上一级开关保护动作引起越级跳闸，应立即将拒分开关操作电源拉开，汇报调度，查明原因，并按越级跳闸的有关规定处理；拒跳开关从系统隔离后保持原状，才能查找原因，故障未消除，禁止投入运行。8、 线路开关跳闸的处理：（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，检查继电保护及自动装置动作情况并作好记录，复归信号、汇报分管领导。（2）线路跳闸后，开关跳闸不论重合闸成功与否，均应查明保护及自动装置动作情况，做好记录，汇报分管领导。线路跳闸后，若重合闸动作未成的，等待调度命令处理。否则可不待调度命令，立即进行强送电。但应注意下列情况： 开关跳闸次数已到达规定数值不得强送。 开关跳闸后，明显出现异常不得强送。 已接到调度通知，带电作业线路不得强送。 未投重合闸（不包括根据运方要求临时退出的情况）或重合闸未动作的应立即强送。（3）联络线路故障，开关跳闸根据调度命令处理。（4）在开断额定故障电流次数已达比允许开断次数少一次时，应向调度申请停用重合闸，并汇报分管领导安排临检。9、发生误拉、 合开关按下列原则处理： 误拉开关，对无并列关系的立即自行合上后再汇报，有并列关系的按调度命令处理。 误合备用中的开关，汇报调度按命令处理。 误操作或误碰保护接线引起有关开关误动作 按上述两条处理。 若造成主变开关跳闸停电， 按调度命令处理，尽快起用主变，恢复供电。 若造成110kV母线失电时，立即汇报调度按其命令执行。 10、SF6开关发生意外爆炸或严重漏气等事故时，运行人员现场检查接近设备时要谨慎，选择从“上风”接近设备，应戴防毒面具穿防护服；室内SF6开关漏气时进入室内必须戴防毒面具并立即进行排风。11、运行人员在巡视中发现SF6开关内部有严重放电声，运行人员应立即远离设备，汇报调度及有关领导。 3.3 35kV开关柜3.3.1 本所35kV开关柜采用江苏大全长江电器股份有限公司生产的KYN61-40.5型中置式开关柜，ZN85-40.5/2500-31.5开关由施耐德(陕西)宝光电器有限公司生产。3.3.2 开关柜具有：防止带负荷分合隔离插头，防止接地刀闸处在合闸位置时送电，防止在带电时误合接地刀闸，防止误入带电间隔等功能。3.3.3开关柜在手车室底板的前部装有加热器，正常运行时应将其投入（有自动控制器）以防开关出现凝露。3.3.4 在手车室两侧中央设有推进机构导轨，手车操作有下列防误闭锁功能： 手车在任何位置之间移动时，开关处于分闸状态，且不能合闸。 只有当手车被锁定在“工作”或“试验”位置时，才能对开关进行分/合闸操作。 防止带负荷拉合手车。3.3.5 在接地刀闸上装有机械联锁装置和电气闭锁回路。1、接地刀闸的联锁杆一端固定于接地刀闸主轴的拐臂上，另一端安装于手车室内的档块上，随着接地刀闸主轴的旋转连锁杆呈前后摆动，使手车挡块上下运动，以便阻挡手车的前进，即只有当接地刀闸处于分闸位置时，手车才可进入到工作位置，只有当手车拉出到试验位置及以后时，接地刀闸才可以合闸。2、为避免线路带电误合接地刀闸，开关柜安装了一把电磁锁，当线路侧高压带电显示装置显示有电时，电磁锁被锁定，接地刀闸不能操作，高压断电时，电磁锁在外接的电源作用下，被解锁，此时，拉下电磁锁操作杆，使之带动封板的档块往下移，从而露出接地刀闸操作杆的插孔，插入操作杆后可分合接地刀闸。3、接地刀闸的操作方法： 合闸操作，操作手柄插入（已打开操作杆插孔）操作轴内，然后将操作手柄按顺时针方向旋转180度，接地刀闸即合闸。 分闸操作与合闸步骤相同，将操作手柄向逆时方向旋转180度，接地刀闸即分闸，当接地刀闸打开后，还必须将电磁锁还原至锁定位置。3.3.6开关柜的操作：1、开关操动机构弹簧储能 电动储能：合上开关柜正面上柜门内储能电源开关K1后，（正常运行时应合上）机构应进行储能，弹簧能量储足时，储能指示器由上跳至下。 手动储能：当需手动储能时，应先分开储能电源开关K1，插入储能手柄，用力向下数次进行手动储能至弹簧储能指示由上跳至下为止，然后撤出手柄。 在手车二次插头插上之前，应先将储能电源开关K1分开后，再插二次插头，当正在储能时严禁拨下二次插头。2、开关分合闸操作正常应远方遥控进行，当需手动操作时，将开关操作把手由“就地”切至“分闸后”或“合闸后”位置，进行分、合闸操作，逆时针转动为合闸，顺时针转为分闸。3、手车由柜外试验位置工作位置（即：由检修冷备用热备用）。 打开断路器室门、利用辅助导轨推手车到试验位置 插入低压插头同时锁紧，关闭断路器室门 确认断路器和接地开关已处于分断状态 用摇柄按顺时针方向将手车摇入，摇入过程中活门自动打开，摇至丝杆被闭锁时，即为手车工作位置取出摇柄 断路器合闸后手车将被锁定在工作位置上4、手车由工作位置试验位置柜外（即：由热备用冷备用检修） 确认断路器已分闸 用摇柄按逆时针方向将手车摇出，摇出过程中活门自动关闭，摇至丝杆被闭锁时，即为手车隔离/试验位置，取出摇柄 可对断路器进行操作 可打开断路器室门，利用辅肋导轨将手车摇出柜外5、本开关柜内设板式加热器，制造商要求本加热器全天侯投入，即运行人员务必遵守。 开关柜送电前48小时投入加热器 开关柜正常运行或备用时，切不可退出加热器回路。4 互感器4.1 互感器的正常巡视检查项目：1、一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色。2、外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。3、器身外涂漆层清洁、无爆皮掉漆。4、无异常震动、异常声音及异味。5、瓷套、底座、阀门和法兰等部位应无渗漏油现象。6、电压互感器端子箱熔断器和二次空气开关正常。7、电流互感器端子箱引线端子无松动、过热、打火现象。8、各部位接地可靠。4.2 下列情况对互感器进行特殊巡视：1、故障跳闸后。2、新投运、检修试验后。3、高温季节、恶劣天气，高峰负荷时。4、存在缺陷时。4.3 互感器检修后验收项目1、检修试验项目齐全，试验数据符合要求。2、现场清洁，设备上无临时短路接线及其他遗留物。3、瓷瓶清洁、无破损裂纹，引线固定牢固，金属件无锈蚀或机械损伤，外壳接地引线焊接牢固。4、相色标志明显、正确。5、端子箱密封良好，二次接线排列整齐，接头应紧固、无松动，编号清楚。6、压变二次接地小闸刀位置正确。4.4 压变操作的注意事项：1、启用压变应先初级后次级，停用则相反，不得使压变反充电。2、停用压变前考虑压变所连接的继电保护装置及自动装置，防止误动。3、分段开关运行时，则先将KK开关切至通，使35kV母线压变二次并列后，再停用压变；启用时相反。压变二次回路不宜长期并列。4、分段开关拉开时，严禁用KK使压变二次回路并列。5、更换压变或一、二次接线有变动时，应经重新核相正确后方可投入。4.5 压变异常及处理4.5.1 压变失压及处理方法：1、现象及原因： 若某一分路“压变回路断线”光字牌亮则可能是该线路压变二次电源失压， 原因可能是由于该线路运行的母线刀闸辅助接点接触不良及切换继电器有问题。 若出现同一母线上各分路“压变回路断线” 光字牌均亮，相应的母线电压表无指示或三相不一致，有功、无功表指示不正常，则可能是该组母线压变二次失压，原因可能是该母线压变二次总开关跳开，该母线压变刀闸辅助接点接触不良及刀闸位置继电器有问题。 若出现同一电压等级所有各分路“压变回路断线” 光字牌均亮，相应的正、副母线电压表无指示，有功、无功表指示不正常，则可能是二组母线二次全失压，原因由于压变刀闸位置继电器直流控制熔丝或正副母线压变空开跳开造成。2、处理方法： 发生上述异常时，立即汇报有关领导，停用有关保护及自动装置。若确知由于检修人员或运行人员过失引起故障的，可立即按原规范熔丝放上恢复或合上空开。 如查明有明显异常时，应汇报有关领导。 若未发现明显异常，可按原规格放上熔丝或合上已跳开的空气开关，若试送不成，应立即再汇报有关领导，听候处理。 失压后，要及时记录失压回路电能表底数，并记录各出线的负荷的及失压时间以便计算电量。 若母线压变故障被迫停用，只有在查明故障部位不在其二次回路，并取下其次级熔丝、分开次级空开后，方可采用接通KK的方法来解决被迫停用的有关保护和线路的送电。压变在消除故障后再切断KK恢复原方式运行。4.5.2 压变内部有异常或冒烟，应立即汇报调度，如需停用压变时应考虑： 不得拉合故障压变高压刀闸或手车； 不得将该压变的次级与正常压变的次级进行并列； 110kV系统可用开关切断压变所在母线的所有电源，使压变在无电状态下，将其改为冷备用。 对于110kV线路压变发生故障，应立即汇报调度，根据调度命令处理。4.5.3 电容式电压互感器二次电压异常现象及引起的主要原因。 二次电压波动：引起的主要原因可能为，二次连接松动；分压器低压端子未接地或未接载波线圈；电容单元可能被间断击穿的；铁磁谐振引起。 二次电压低：引起的主要原因可能为，二次连接不良；电磁单元故障或电容单元C2损坏。 二次电压高：引起的主要原因可能为，电容单元C1损坏；分压电容接地端未接地。 开口三角形电压异常升高：引起的主要原因可能为，某相互感器的电容单元故障。4.5.4 流变二次回路开路判断：现象：相应的电流表有功表、无功表、电度表失常；流变内部有异常声音、响声大。处理方法：A、立即汇报调度及有关领导。B、查找故障点时应戴绝缘手套、穿绝缘靴，防止过压触电。C、运行人员短时无法处理的，汇报调度及分管领导，退出故障流变。4.5.5 互感器严重漏油时的处理：运行中发现互感器严重漏油时应立即汇报分管领导及调度,将互感器应立即退出运行。检查各密封部件是否渗漏，查明绝缘是否受潮，根据情况选择干燥处理或更换。4.5.6 流变本体或引线端子有严重过热时的处理:运行中发现互感器本体或引线端子有严重过热时应立即汇报分管领导及调度将互感器退出运行。若仅是连接部位接触不良，未伤及固体绝缘的，可对连接部位紧固处理；否则，应对互感器进行更换。电流互感器过热的原因可能是内、外接头松动，一次过负荷，二次开路，或绝缘介损升高。5 高压隔离开关（简称刀闸）110kV刀闸配置GW4A-126D(G.W)型由江苏如高高压电器有限公司生产。5.1 刀闸不得用以切合负荷电流和故障电流，但允许进行小电流回路的切合操作。5.2 允许用刀闸进行下列操作：1、系统无接地时，拉合电压互感器。2、无雷击时，拉合避雷器。3、拉合110kV及以下母线的充电电流。4、拉合无接地故障的变压器中性点接地刀闸。5、拉合空载所变。 上述设备如长期停用，未经试验不得用刀闸进行拉合操作。 设备如发生异