雨露变电站现场运行规程3.doc

Q/QJGD 1.BDYX.52005Q/YNDW云南电网公司南华供电有限公司 发布2011-12-1发布2011-11-25发布35kV雨露变电站现场运行规程版本号V2.0 Q/NHGD2011云南电网公司南华供电有限公司企业标准附件2：1Q/NHGD YL2011目 次目 次-前 言-1.适用范围-22.规范性引用文件-23.总则-24.正常运行方式-25.主变压器-36.断路器(柜) -97.隔离开关-158.电压互感器-189.电流互感器-2010.站用变-2211.电缆-2212.防雷设备-2213.二次设备-2314. 倒闸操作 -3215.事故处理原则 -36前 言为给运行值班人员提供准确、可执行的运行维护依据，确保人身和设备安全，由南华供电有限公司生产技术部组织，编写了35kV雨露变电站现场运行规程。编写中遵循我国标准化、规范化和通用的贯标模式的要求。本规程由南华供电有限公司提出。本规程由南华供电有限公司生产技术部门归口。本规程主编人：陆启洪 阿建华本规程主要审核人：王敏 邓涛 徐志辉本规程批准人：张红伟本规程由南华供电有限公司生产技术（归口部门）负责解释。135kV雨露变电站现场运行规程1.适用范围本规程适用于南华供电有限公司变电操作班对本站的运行、操作、维护、巡视检查及事故处理等工作。2.规范性引用文件下列标准所包含的条文，通过引用而构成本规程的条文。本规程出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方，应探讨使用下列标准最新版本的可能性。DL 408-91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL/T 572-95 电力变压器运行规程DL/T 664-1999 带电设备红外诊断技术应用导则Q/CSG2001-2004 变电运行管理标准Q/CSG 1 0006-2004 电气操作导则DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程支持性文件云南电网调度管理规程设备厂家技术说明书云南电网公司变电站设备巡视检查作业指导书云南电网公司设备检修（试验）开工和验收作业指导书3.总则变电站简介35kV雨露变电站位于南华县城城南面，距县城8km,占地面积2亩，于1999年建成投产。现装设主变压器共1台，总容量为2MVA ，主变压器为云南通变电器有限公司生产的S9-2000/35型变压器。35kV变电站为综合自动化、采用无人值班，远方监控的模式运行，有35kV、10kV两个电压等级。 35kV配电装置采用屋外软母线普通型单列布置，单母线接线方式。现有进线一回，由35kV南华变电站35kV雨露线供电。装设1台S9-50/35GY型油浸式电力所用变压器，容量为50kVA ，1号所用变压器连接在35kV进线上。10kV采用户外软母线单列布置，单母线接线方式。有5回出线，备用出线间隔1回，装设一组电压互感器，电压互感器连接在10kV单母线上。本站调度管辖范围划分楚雄地调管辖范围：35kV雨露线进线3011隔离开关为地调管辖设备，操作由南华县调向地调申请，地调下令后由操作班负责操作。南华县调管辖范围：3011隔离开关除外，全站35kV、10KV设备由南华县调管辖，操作由南华县调下令，操作班负责操作。4.正常运行方式35kV配电装置采用屋外软母线普通型单列布置，单母线接线方式。现有进线一回，由35kV南华变电站35kV雨露线供电。35kV母线由35kV雨露线经3011隔离开关接入供电；35kV母线经35kV 311负荷开关供1号主变运行。 1号主变10kV侧421断路器供10kV单母线，10kV出现5回：10kV 481断路器供铅厂线，10kV 483断路器供力戈线，10kV 484断路器供机关线、10kV485断路器供石门线、10kV486断路器供古苴线。 5.主变压器5.1概述变电站主变压器总容量为2MVA，共1台，为油浸自冷变压器。1号主变于1999年投运。35kV 1、2主变压器参数主变型号容量（KVA）额定电流(A)额定电压kV联结组别百分比阻抗1号S9-2000/3525003311035.0032.5%/10.5YOLLL6.45.2主变压器运行规定及注意事项5.2.1 各侧套管是否清洁、有无裂纹、放电现象。油枕、套管油色有位是否正常、有无渗漏油、浸油现象，变压器本体是否有浸油漏油现象；5.2.2 变压器在规定的冷却条件下，可按铬牌规范连接运行。运行中应随时监视变压器各线圈的负荷，不得超过其额定容量。倾听变压器相声是否正常；5.2.3 电气连接部分是否有发热放电现象：5.2.4 变压器油温是否正常，监控机上温度应与现场表计一至；5.2.5 变压器上层油温最高不得超过95，为防止油劣化过速，上层油温不宜经常超过85。5.2.6 变压器在额定容量下，电压最大值不超过相应分接电压的5%时，可连续运行。5.2.7 新安装或大修后的变压器投入运行前应全压空载冲击合闸三次，无异常后方可投入带负荷运行。变压器的冲击合闸应在高压侧进行，合闸前应将保护装置全部投入。5.2.8变压器存在冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等缺陷时不准过负荷运行，变压器经过正常过负荷或事故过负荷后，应将过负荷的大小及持续时间记入变压器记录簿内，并对变压器作详细检查。5.2.9 变压器声音异常：如响声比平时增大而均匀，应检查负荷是否增大，电网是否有过电压，若响声增大但无其他异常，则可能是铁芯夹件或或相关附属部件松动等原因；若响声中夹有放电“吱吱”声，则可能是器身或套管发生表面局部放电，应仔细检查，确定放电部位，汇报地调处理；若夹有水的沸腾声，则可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零部件严重发热；当响声中夹有的爆裂声大且均匀时，可能是器身绝缘有击穿现象，应立即汇报地调，停止变压器的运行。5.2.10 若出现油位过高时，应检查是过负荷还是内部故障引起；油位急剧下降则可能是严重漏油或隔膜胶囊破裂引起，应针对实际情况判断并汇报地调；当油位因温度上升而逐渐升高，高出最高油位时，应放油以免溢出，同时检查油枕呼吸器是否畅通，有无假油位。5.3 主变压器在检修后恢复送电前巡视检查项目5.3.1 有关工作票已全部办理工作终结手述,安全措施已全部拆除，工作人员已全部撤离现场；5.3.2 油枕、套管油色有位是否正常、有无渗漏油、浸油现象；5.3.3 检查瓦斯继电器的油路阀门应在开启位置并可靠定位；5.3.4 检查主变压器各侧套管应清洁，引线及连接头应牢固；5.3.5 仪表、信号、测温装置已恢复；5.3.6 变压器外壳接地良好，各侧套管色相标志明显正确；5.3.7 变压器各种试验合格，色谱分析合格；5.3.8 各套保护装置实验正能确动作可靠，声光、信号上传正确。远方就地操作可靠正确。单地监控信号与远方集控监控机信号一致；5.3.9 变压器上、周围无杂物，常设遮栏已恢复。另外，在变压器大修后、特殊运行方式下、迎峰度夏期间及雷雨、风雪天气期间，应增加变压器的巡视次数。5.4 变压器的操作5.4.1 主变压器由运行转冷备用时,应先断开主变10kV侧断路器,后断开35k侧负荷开关,最后依次按低高压侧顺序拉开负荷侧隔离开关、电源侧隔离开关。另外，也可以先一侧一侧的进行（即断开低压侧断路器，拉开负荷侧隔离开关。然后断开35kV侧负荷开关；5.4.2 主变压器由冷备用转运行时的操作步骤与由运行转冷备用相反。5.5 变压器的运行5.5.1 正常方式是由35kV 1号主变压器供10kV出线负荷、站用变为35kV线路直降变。5.6 35kV主变压器档位调整5.6.1 35kV主变压器属于无载调压变压器,高压侧有3个分接头。 57 变压器在运行中出现以下情况时，应立即停止运行：变压器响声明显增大，很不正常，内部有爆裂声。5.7.2 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。5.7.3 套管有严重的破损和放电现象。5.7.4 变压器冒烟着火；油色变化过甚，油内出现碳质。5.7.5在正常负荷及冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。主变压器事故过负荷允许运行时间表过负荷倍数环 境 温 度 ()0102030401.11.21.31.41.51.61.724:0024:0011:003:401:501:000:3024:0021:005:102:101:100:350:1524:008:002:451:200:400:160:0914:303:301:300:450:160:080:055:101:350:450:150:070:05+5.8 巡视检查5.8.1 正常巡视检查5.8.1.1 各侧套管是否清洁，有无裂纹或放电痕迹。油枕、套管的油色、油位是否正常、有无渗油、浸油及漏油现象，变压器本体及冷却装置是否有渗漏油现象。5.8.1.2 倾听变压器响声是否正常。5.8.1.3 冷却装置的运行是否正常。5.8.1.4 电气联接部份是否有发热迹象。5.8.1.5 变压器油温是否正常。5.8.1.6 检查瓦斯继电器是否满油及有无残存气体。5.8.1.7 呼吸器硅胶颜色有无变化。5.8.1.8 检查各连接阀门应在开启位置。5.8.1.9 检查分接头档位指示是否正确，调压装置油位是否正常，调压机构是否正常。5.8.2 特殊巡视检查5.8.2.1 新设备或经过检修、改造的变压器在投运前72小时内。5.8.2.2 有严重缺陷时。5.8.2.3 气象恶劣（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。5.8.2.4 雷雨季节特别是雷电后。5.8.2.5 高温季节、高峰负载时。5.8.2.6 变压器超额定负载运行时。5.8.2.7 呼吸器硅胶变色后，应即时更换硅胶，更换时应使用新的硅胶，并注意以下以点：a、应将重瓦斯保护改投信号。b、取下呼吸器时应将连接管堵住，防止回吸空气。c、换上干燥的吸潮剂后，应使油封内的油没过呼吸气嘴将呼吸器密封。d、变压器在运行中滤油、补油、或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改投信号。5.9主变压器冷却器主变压器冷却方式采用自然冷却油浸风冷方式。5.10 主变压器为无载调压5.11 主变压器有载调压装置异常情况处理（无）5.12 主变压器的检修周期及验收项目5.12.1 主变压器的检修周期5.12.2 新投运或大修后变压器应在一年后进行检修。5.12.3 正常情况时可3年进行一次检修。5.12.4 主变压器的验收项目主变压器验收项目表验收内容验收参照标准1 本体及外观1.1 本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落现象，变压器上无杂物；1.2 外壳接地良好，上、下钟罩有连接片；1.3 各螺栓连接紧固；1.4 各侧套管清洁无破损；1.5 呼吸器应有合格的干燥剂，无堵塞现象；1.6 相色漆标示正确明显；1.7 油枕、套管油色、油位正常。变压器引线对地和线间距离合格，各部导线接头紧固良好；1.8 分接开关位置正确，有载调压装置油枕油色、油位正常；1.9 压力释放装置密封良好；1.10 变压器温度系统正常；1.11 变压器的相位及绕组的接线组别应符合要求。2 冷却系统2.1自然冷却方式手触各导油管器温度基本一致。3 图纸、资料3.1 实际施工图和证明文件齐全；3.2 制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件齐全，符合规范要求；3.3 绝缘油试验报告齐全，项目、结果符合规范要求；3.4 安装试验记录齐全，结果符合规范要求；3.5 电气试验报告齐全，项目、结果符合规程要求。4 瓦斯继电器4.1 外表检查无破损、浸漏，与连通管的连接密封良好；4.2 瓦斯继电器其顶盖上标志的箭头应指向储油柜；4.3 瓦斯继电器内应充满油，接线牢固；4.4 防雨罩安装牢固完好，做过器身冲洗后接线不应受潮。5 有载分接开关检查装置运转正常，有无异常运转声音，功能完好；装置电源是否正常（电源正常时电源指示灯亮），控制箱内电源空气开关在合上位置；控制箱内可编程控制器设置正确，功能正常；装置接线牢固，箱体密封良好；设备完好，无破损，无渗漏油。5.13 缺陷的分类及处理5.13.1 缺陷分类缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷绝缘油色谱试验重要指标超标。油中烃类、氢气产气速率超过10%/月。电气预防性试验主要项目不合格。套管破损、裂纹，并有严重放电声。测温装置全部损坏或失灵。瓦斯继电器内有气、漏油。油浸变压器油位异常。有载调压开关动作异常，极限位置不能闭锁。操作卡阻或跳档、滑档，指示动作不可靠，接触电阻不符合要求。内部有异常响声。铁芯接地电流超过规定，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展趋势。铁芯或外壳接地不良。压力释放器动作。本体漏油严重或大量喷油，油枕看不见油位。主变油箱进水。重大缺陷引线桩头螺丝松动连接处发热。绝缘油化学、电气性能不良，气相色谱数据指示可能有潜伏故障。温度指示不准确，超温信号异常（失灵）。基础轻微下沉。变压器调压分接开关指示不对应、有载调压开关不能调档。引线相间或对地距离不够。油位指示与温度监视线不对应。套管轻微破损、有放电声。达不到铭牌出力，温升（55以上）及上层油温（8595）超过容许的数值。本体严重渗、漏油（10滴/分钟以上），油位指示与温度监视线不对应。铁芯多点接地致使接地电流超标。经线圈变形测试，判断存在变形的情况。变压器局部放电严重超标。气体继电器轻瓦斯保护动作。一般缺陷外壳渗油污脏，脱漆锈蚀、轻微渗油。外壳接地不良。冷却设备不齐全，运行不正常但尚不影响出力。附件震动太大。油面与温度监视线不对应。引线或接线桩头有严重电晕。预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。变压器绕组轻微变形。5.14 缺陷处理当发现设备缺陷时，按照南华供电有限公司输变电设备缺陷管理规定的要求进行处理。6. 断路器6.1 概述10kV断路器采用宁波耐吉集团有限公司生产的ZW1-10型真空断路器，配置CT-U型弹簧操动机构；6.2 巡视检查6.2.1 35kV断路器正常巡视检查（无）6.2.2 10kV断路器正常巡视检查6.2.2.1 断路器机构箱门关闭完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀现象；各继电器、接触器、端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象；接地线、接地排应完好，接地线端子无松脱现象；照明应良好；加热器应根据季节或天气情况投入或切除；连动机械部分无异物卡涩，紧固螺丝均完好无松动、脱落、遗失；机构箱体及箱门接地良好。6.2.2.2 端子箱门密封完好；电缆孔封堵完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀现象；端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象；接地线应完好，接地线端子无松脱现象；加热器应根据季节或天气情况投入或切除；端子箱体及箱门接地良好。6.3 特殊巡视检查6.3.1 特殊巡视的对象、时间和次数由生产技术部根据设备的健康状况、设备的运行工况、气候情况及设备状态评价综合结果确定，可随时调整。如遇下列情况，应进行特殊巡视:l 设备过负荷，或负荷有显著增加时。l 设备经过检修、技术改造或长期停用后重新投入系统运行，新安装设备投入系统运行。l 设备缺陷近期有发展时。l 恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑的现象时。l 法定节假日及上级通知有重要保供电任务期间。l 大雪天气应检查设备及引线积雪程度，观察融雪速度，以判断接头是否过热。6.3.2 大风天气应检查设备附近有无容易被风吹动飞起的杂物，防止吹落到设备带电部分，并注意引流线的摆动情况。6.3.3 高峰负荷其间：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。6.3.4 断路器跳闸后：检查断路器的分、合位置指示正确；本体、接头处有无击穿；瓷套有无破损、裂纹、闪络痕迹；有无短路或电弧烧伤痕迹；断路器SF6气体压力正常， 弹簧储能有无异常。各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象，断路器内部无异音。6.3.5 断路器重合闸动作后：检查断路器位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的响声及气味。6.3.6 严重污秽地区：瓷质绝缘的积污程度，有无放电、爬电、电晕等异常现象。6.3.7 过负荷或过电压运行：应检查接头有无发热现象，断路器是否有异常响声、闪络；接线板温度不超过90。6.4 注意事项6.4.1 在正常情况下，断路器不允许在超过额定参数下长期运行。6.4.2 断路器操作前后注意事项:a)操作中严格执行安规。b)操作前，应检查控制回路、辅助回路控制电源正常，储能机构已储能，具备操作条件。c)长期停运的断路器应在正式操作前，通过远方控制方式进行2-3次试操作，无异常后，方可进行正式操作。d)断路器检修后恢复运行应检查所有安全措施确已拆除。e)操作前，投入有关保护及自动装置。f)操作过程中，应监视有关电压、电流、功率等表计指示及断路器控制把手指示灯的变化。g)合闸后，检查断路器内部有无异常和气味。6.4.3 正常运行维护或检查设备时，运行人员严禁拆开断路器操作机构箱，检查设备根据观察孔进行检查。6.4.4 断路器控制箱的“远方/就地”开关应在“远地”位置；就地分、合闸直流电源开关在合闸位置；机构箱门关闭完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀现象；各继电器、接触器、端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象；接地线、接地排应连接完好，接地线端子无松脱现象；照明应良好；紧固螺丝均完好无松动、脱落、遗失。6.4.5 出于安全原因，断路器在操作或试验时，断路器周围不允许有人逗留。6.4.6 发生高压设备接地时，检查断路器时应穿绝缘靴，接触设备外壳时应戴绝缘手套。6.5 10kV断路器允许故障跳闸次数额定短路开断电流40kA及以上为20000次，额定短路开断电流50kA及以上为30次，开断次数， 6.6 10kV断路器操作机构允许操作次数机械机械寿命：30000次。6.7 10kV真空断路器技术参数表6.8 异常及事故处理6.8.1 事故处理6.8.1.1 断路器跳闸后，值班员应在1分钟内将跳闸线路名称和断路器编号简要汇报值班调度员。在简要汇报值班调度员后，值班员按调度令检查站内相关一次设备情况和保护、自动装置动作情况，检查后再向值班调度员汇报检查结果，在值班调度员指挥下进行事故处理。在事故处理告一段落后，将事故的发生及处理结果汇报南华供电公司生产技术部、操作班。6.8.1.2 重合闸未动或重合不成功，经检查一次设备无异常可在调度指挥下，停用重合闸，强送电一次；强送不成功则按调度命令执行。6.8.1.3 断路器跳闸而监控机无保护动作信号者，应检查保护装置上是否有保护启动信息，判断保护是否动作，或是保护管理机通信中断所致，并在调度指挥下进行处理。6.8.1.4 在事故处理过程中，值班人员应将保护测距所显示的故障距离和相别详细汇报调度。6.9 异常现象的原因和处理6.9.1断路器异常现象的原因和处理断路器异常现象的原因和处理表序号现象检查部位原 因处置及对策135kV断路器气体压力降低报警气体压力降低闭锁SF6气体密度继电器密封面、管路等1)SF6气体密度继电器动作值不准。调整SF6气体密度继电器的整定值在不能调整的情况下，请与厂家联系。2)SF6气体系统漏气。补充气体。与厂家联系。235kV断路器气体泄漏焊接部位法兰密封面轴密封处气体密度继电器密封部位的密封圈没有全部放入密封槽内或密封垫断裂焊接部位焊的不好或材料有缺陷连接部位的紧固件松动4) SF6气体密度继电器误动作更换密封部位的密封圈重新焊接或更换部件检查紧固处4) 重新调整密度继电器或更换密度继电器335kV、10kV断路器不能分闸或不能合闸控制回路的接线分、合闸控制回路断线或接线错误重新检查回路分、合闸线圈分、合闸线圈断线、串联电阻失效更换气体密度继电器3) SF6气体压力降低补充气体或修补泄漏点(只有35kV断路器存在)辅助开关4) 辅助开关接触不良1) 辅助开关驱动拐臂的(合)(分)动作与指示不符时，调整角度。2) 辅助开关接点接触面小时，要调大接触面或更换辅助开关。3) 辅助开关的紧固螺钉松动引起接触不良时，要拧紧紧固螺钉。6.9.2 断路器有异常响声：检查断路器是否漏气；检查SF6 气体压力是否正常；套管有无破损、裂纹、闪络放电痕迹。如漏气、放电现象严重或有较大异常响声，应迅速撤离现场并立即向调度和有关部门汇报,将故障设备隔离。6.9.3 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隔离系统并保持原状，待查清原因并消除缺陷后方可投入。断路器的SF6气体压力统计表（20）断路器额定压力(MPa)告警压力(MPa)闭锁压力(MPa)35kV断路器0.450.400.3035kV断路器0.450.400.3035kV断路器0.350.020.280.01 发信6.10 断路器的检修周期及验收项目6.10.1 断路器的检修周期10kV断路是新投运的设备需要1年后试验检修）。35kV断路器需要每3年检修一次6.11 断路器的验收断路器验收项目表验收内容验收参照标准1 本体及外观1.1 本体上无遗留物、瓷质部分清洁无破损；1.2 外观清洁无污迹、无锈蚀、无渗漏油现象；1.3 断路器SF6气体压力正常，无漏气现象，或油位、油色正常；1.4 分、合闸指示正确；1.5 抄录计数器数值；1.6 连接导线的接线板连接紧固；1.7 相位漆色明显、正确。2 “远方/就地”分合闸2.1 能正常进行远方和就地分合闸且分合闸指示正确；2.2 进行单相分合闸操作且动作正确。3 传动试验3.1 断路器带各套保护及重合闸试验动作正确可靠；3.2 传动试验时声光信号正确；3.3 当操作压力降低至闭锁重合闸压力时，保护动作跳闸后，断路器不会进行重合闸；3.4 当操作压力降低至分合闸闭锁压力时，断路器不能进行分、合闸操作；3.5 弹簧操动机构未储能时，断路器不能进行分、合闸操作；3.6 模拟断路器本体SF6气体压力降低至告警压力时，发告警信号；降低至闭锁压力时，断路器不能进行分、合闸操作；3.7 分相和三相同期符合规定。4各项调整、试验数据4符合导则、规程要求。5 操动机构5.1 气体回路、液体回路无渗油、浸油及漏气现象；5.2 气体、液体压力表指示符合厂家说明书要求；5.3 当压力降低至打压电机启动的压力时，电机能正常启动，当压力升高至电机停止打压的压力时，能正确停止；5.4 操动机构与断路器的联动应正常，无卡阻现象；5.5 机构箱门开闭灵活，密封良好；5.6 操动机构箱体及机构箱门接地良好。6 端子箱6.1 端子箱内清洁，端子排接线整齐导线连接紧固无松动，无锈蚀且端子编号清晰，接线正确；6.2 端子箱的电缆穿孔已做封堵处理；6.3 端子箱门开启灵活、密封良好。6.4 端子箱体及箱门接地良好。6.12缺陷的分类及处理缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷断路器本体的关键部件及性能（如套管、均压电容、回路电阻、绝缘提升杆、同期性、动作电压、分合闸速度及时间等），有一项与电气设备预防性试验规程或与厂家标准相比悬殊较大，必须立即处理者。机械指示失灵。断路器操作机构卡涩，运行中有拒合、拒分或误分误合的现象。储能元件损坏，气压机构的压力超过闭锁限额值。SF6断路器的SF6气体质量不合格，或严重漏气，其压力低于制造厂规定的下限。操动机构箱封堵不严，又未采取防止小动物及防水的措施，威胁安全运行者。断路器辅助接点气压闭锁接点失灵。开关动作中发生三相不一致（包括分合闸电气和机械指示）。运行中开关红、绿灯不亮。真空开关的真空泡有裂纹或者漏气。真空开关的真空泡失去光泽、发红。SF6开关气体泄漏至报警值。断路器内部有异响。重大缺陷基础下沉或露筋、杆塔外皮剥落或有纵向裂纹。断路器故障电流开断能力不能满足要求，又无保证安全运行的措施。操作次数、故障跳闸次数已超过规定，未进行检修。操作机构箱密封不严，不能有效防潮、防尘，也未采取防止小动物进入的措施。3年及以上未对运行地点的短路电流进行核算。达不到“五防”要求或“五防”功能失灵。外绝缘爬距不能满足运行环境的要求。一般缺陷引线或接线桩头有严重电晕。机构箱内加热器失灵。动作记数器失灵。开关柜内母线间无有效的隔离措施。6.12 缺陷处理当发现设备缺陷时，按照南华供电有限公司输变电设备缺陷管理规定的要求进行处理。7. 隔离开关7.1 概述10kV隔离开关选用云南开关厂生产的GW4-10/400型隔离开关；35kV隔离开关选用云南开关厂生产的GW14型隔离开关；7.2 巡视检查7.2.1 正常巡视检查a)导电部分：触头接触良好，无发热现象；接线板接线牢固，螺丝无断裂，过渡线夹无裂纹，接头无发热现象，接头连接处的导线无断股；均压环等部件牢固。b)绝缘部分：支持绝缘子应清洁、完整、无破损、无裂纹、无放电声。c)传动及构架部分：连杆无弯曲、连接无松动、开口销齐全；金属部件无锈蚀、无鸟巢；轴销无变位脱落。d)闭锁装置：闭锁装置功能完好，可靠齐全，在闭锁状态。e)操作机构：密封良好、无受潮积水，操作部件功能正常、无锈蚀、无破损、无卡涩现象；电气回路正常。f)接地开关（若有）：位置正确，弹簧无断股、闭锁良好，接地杆与导电部分部分安全距离不超过规定数值；接地引下线完整可靠接地。g)带有辅助接点的机构，检查辅助接点接触是否良好，连杆有无弯曲变形。h)正常运行时，隔离开关的电流不超过额定值，温度不得超过允许温度，即：引线接头75，导电杆、刀片70，触头110。7.2.2 特殊巡视检查a)夜晚熄灯检查：触头及接头是否有发热迹象。b)过负荷、负荷比平时异常升高：触头及接头是否有发热迹象。c)断路器事故跳闸后：检查相应间隔的隔离开关位置是否正确，有无变形、损坏等情况。d)大雾、雷雨天气：检查支持绝缘子有无闪络放电现象。e)大雪天气：检查导电部分的积雪情况、支持绝缘子有无闪络放电现象，如果有履冰时重点检查支持绝缘子有无裂纹。f)气温骤降、骤增时：检查支持绝缘子有无裂纹、放电现象。7.3 注意事项a)定期对隔离开关接头进行测温工作，过负荷及负荷比平时异常升高时、测温过程中已发现有发热迹象时应开展跟踪测温工作，增加测温次数。b)隔离开关正常运行时接头温度不得超过70。c)手动操作隔离断路器时，必须戴绝缘手套，雨天室外操作应使用带防雨罩的绝缘棒、穿绝缘靴。接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。雷电时严禁进行倒闸操作。d)电动操作机构的隔离开关，隔离开关正常运行（合上位置或、拉开位置）时，应断开其操作电源。e)每半年一次对隔离开关五防编码锁的维护工作和编码核对工作。f)隔离开关操作前，必须投入相应断路器控制电源。g)隔离开关操作前，必须检查断路器在断开位置，安全措施全部拆除，满足供电条件。h)操作后必须检查其开、合位置，合上时检查三相接触良好，拉开时检查三相断开角度距离符合要求。i)系统发生接地（中性点不接地系统），禁止用隔离开关进行以下操作：j)隔离开关在操作过程中，如有卡滞、动触头不能插入静触头、合闸不到位等现象时，应停止操作，待缺陷消除后再继续进行。7.4 隔离开关操作的一般性规定a)禁止用隔离开关拉合带负荷设备或带负荷线路。b)禁止用隔离开关拉开、合上空载主变。c)禁止用隔离开关拉开、合上有故障的电压互感器及站用变压器。7.5 允许使用隔离开关进行下列操作拉开、合上无故障的电压互感器及避雷器。拉开、合上站内无阻抗的环路电流。拉、合无故障站用变压器。7.6 隔离开关的检修周期及验收项目7.6.1 隔离开关的检修周期小修周期：每3年进行一次小修工作(母线侧和线路侧隔离开关在母线和线路停电时应进行小修)。b)大修周期：根据运行状况和小修情况报请生产主管领导确定。7.6.2 隔离开关的验收隔离开关验收项目表验收内容验收参照标准图纸、资料实际施工图和证明文件齐全；制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件齐全，符合规范要求；安装试验记录齐全，结果符合规范要求；若有改进及改造，检查有关图纸资料符合规范要求；电气试验报告齐全，项目、结果符合规程要求；备品、备件清单齐全完备；专用工具清单齐全完备。外观检查外观完好、清洁，各部无锈蚀；瓷柱完好、无裂损；瓷铁胶合处粘合牢固；相色正确、清晰；水平拉杆、垂直拉杆连接可靠、无变形；支柱垂直度符合规范要求；所有螺栓紧固，采用镀锌或不锈钢件。隔离开关应是完善化产品，完善化项目符合要求。操作机构及传动部分转动摩擦部位灵活、涂适量润滑脂；分、合闸到位，定位螺钉可靠，能防止拐臂超过死点；部件安装连接正确，固定牢靠；连杆不得直接焊死，应采用弹性销固定。操作检查轻便灵活，拉杆、瓷瓶等传动部分无卡涩；辅助开关动作正确可靠，触点接触良好；防松螺母紧固，开口销打开；触头与触指插入深度符合产品说明；三相同期符合规范；触头、触指镀银层完整无脱落；触指弹簧完整无锈蚀；接触面涂导电脂、接触良好、可靠。接地开关接地开关操作灵活、接触良好、可靠；接地开关与隔离开关间机械或电气闭锁正确可靠。引线接头引流线松紧适当，无明显过紧过松现象；引流线连接可靠、对地和相间距离符合要求；各导电接触面应涂有电力复合脂；引线接头连接牢固，固定螺栓齐全，金具完整，接触良好，接线正确，室外导电部份不得有铜铝直接连接；线夹无裂纹、破损，压接符合工艺要求；严格按省公司线夹反措执行；导线无扭结、松股、断股、其它明显的损伤或严重腐蚀等缺陷。接地装置接地开关及构架接地、控制箱和机构箱箱体接地的接地应良好；接地引下线及其与主接地网连接应可靠,设备与接地引下线连接部分无裂纹，外表无破损，标志完整。防火、防鼠设施检查电缆沟道进入机构箱等处的电缆孔、洞，用防火堵料严密封堵；电缆沟防火墙、阻燃包及防鼠沙墙修补完好。其它施工设施拆除，完工清场，工作场所清洁、无遗留杂物；设备基础外观检查清洁，完整；设备漆色检查完好，统一符合要求。7.7 缺陷的分类及处理7.7.1 缺陷分类缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷操作机构失灵。机械闭锁失灵。瓷件破损严重，有严重放电痕迹。设备桩头受力严重导致变形者。三相不同期，触头接触不良，刀口严重不到位或开转角度不符合运行要求，辅助触点不翻转或接触不良。隔离开关触头铸件部分有裂纹。操作机构缺锁或插销脱落。重大缺陷户内隔离开关合闸后接触面积小于100%，大于80%，户外隔离开关合闸后导电杆歪斜。刀闸操作不灵活，三相同期及转动角度不符合要求，辅助接点接触不良。瓷裙损伤在2cm2以上。室外隔离开关触头防雨罩损坏。隔离开关操作机构箱密封不好，有漏水情况。接地刀闸分合闸不到位。接地刀闸与接地点间的连线断股或锈蚀严重。刀闸未安装防止误操作闭锁装置。一般缺陷瓷瓶、刀口脏污。操作机构卡涩。瓷裙损伤在2cm2以下。引线螺栓及其它金属部位有严重电晕。闸刀、连杆、底架锈蚀。7.7.2 缺陷处理当发现设备缺陷时，按照南华供电有限公司输变电设备缺陷管理规定的要求进行处理。8电压互感器8.1 操作顺序8.1.1 转冷备用操作：断开TV二次空开，拉开隔离开关；8.1.2 转运行操作：与转冷备用操作顺序相反；8.1.3 母线转冷备用操作：将母线上各分路转为冷备用状态，母线TV转为冷备用；8.1.4 母线恢复供电：将母线TV转为运行状态，由变压器侧断路器向母线供电，供电正常后，根据调度指令逐一恢复线路供电。8.2 更换TV高压熔断器8.2.1 将TV由运行转为检修状态更换熔断器；8.2.2 更换完毕将TV由检修转运行，电压正常后汇报。8.3 操作注意事项8.3.1 更换熔断器，在确认TV二次电源已退出，在TV二次空开上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；8.3.2 更换的熔断器阻值尽量三相接近；8.3.3 在操作或维护中，严禁TV二次短路。8.3.4 停TV时应先将相关主变保护退出，低周装置退出运行，防止保护误动。8.4 巡视检查8.4.1 本体巡视：外观完好，无异常响声，无渗漏，油位正常，二次接线无松动，空气开关正确投入，电压切换箱运行正常；8.4.2 在当地后台机、集控后台TV二次显示正常；8.4.3 端子箱：端子箱关闭、密封完好；电缆孔封堵完好；箱内无潮气、无积灰无腐蚀现象；端子排端子应无烧焦、冒烟、打火腐蚀现象；接地线、接地排应完好；接地线端子无松脱现象；照明应良好；8.4.4 设备标示牌完好、正确；8.4.5 套管：无裂纹、无损坏、无闪络、无严重污垢现象。8.4.6 进出线接头：连接牢固、无发热、腐蚀，接头导线无过热、无变色现象（不应超过75）。8.4.7 本体接地：本体接地无腐蚀，接地良好；8.4.8 构架及基础：基础无下沉、构架无腐蚀、裂痕。8.5 异常和事故处理8.5.1 电磁式电压互感器发生谐振时的故障处理a)故障现象：当具有开关断口电容的空母线进行操作时，出现电压表异常升高。b)故障处理：当具有开关断口电容的空母线进行操作时，容易发生开关断口电容与电磁式电压互感器的谐振。操作前应有防谐振预想，准备好消除谐振的措施。操作过程中，如发生电压互感器谐振，采取破坏谐振条件以达到消除谐振的目的。8.5.2 电磁式电压互感器二次电压降低故障时的处理a)故障现象：二次电压明显降低，是下节绝缘支架放电击穿或下节一次绕组匝间短路。b)故障处理：这种互感器的严重故障，从发现二次电压降低，到互感器爆炸时间很短，应尽快汇报调度，采取停电措施。这期间，不得靠近异常互感器。8.5.3 运行中的电压互感器当发现下列故障之一时，应将其停用：a)内部有异常响声。b)严重漏油、浸油使油位已看不见。c)瓷套出现裂纹或破损。d)电压互感器有严重放电，已威胁安全。e)电压互感器内部有异常响声、异味、冒烟或着火。f)树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。g)经红外测温检查发现内部有过热现象。8.5.4 当发现电压互感器高压侧绝缘有损坏、冒烟或喷油时，禁止使用隔离开关来切除故障，必须使用断路器来切除。当电压互感器发生着火时，应立即切断电源，用灭火器材进行灭火。8.5.5 电压互感器出现严重漏油时，应立即将电压互感器退出运行，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。8.5.6 电压互感器本体或引线端子有严重过热时，应立即将电压互感器退出运行。若仅是连接部位接触不良，未伤及固体绝缘的，可对连接部位坚固处理；若是内部出现过热，则应更换电压互感器。8.5.7 二次空开跳闸或熔断器熔断时，应查明二次回路是否短路或故障，故障消除后才能恢复。8.5.8 因故障退出运行，投入前必须检查处理合格。35kV母线TV高压熔断器熔断时（注意做好安全措施后方可更换）。8.6 缺陷的分类及处理8.6.1 缺陷分类缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷1.运行中有异常响声。2.套管破损或有放电痕迹。3.一次接头发红（95及以上）。4.充油互感器绝缘油电气或化学性能不合格，气相色谱分析有明显隐患。5.电气预防性试验主要项目不合格。6.漏油严重（15滴/分钟以上）或油位异常。7.电压互感器二次线短路。8.看不到油面。9.电压互感器接地线断裂。10.电压互感器保险连续熔断两次。重大缺陷1.二次桩头螺丝松。2.引线桩头过热、外壳发热。3.油位不正常，有渗油或漏气现象。4.瓷套有轻微破损，但不会进水受潮。5.油位指示与温度监视线不对应。6.基础下沉或露筋、剥落。7.端子箱封堵不严，又未采取防止小动物进入和防水措施。一般缺陷1.油面低，外壳渗油污脏、锈蚀。2.设备表面锈蚀严重。3.接地不良。8.6.2 缺陷处理当发现设备缺陷时，按照南华供电有限公司输变电设备缺陷管理规定的要求进行处理。9. 电流互感器9.1 巡视检查9.1.1 瓷质部分应清洁、完整、无裂纹及损坏，无放电现象；9.1.2 油位、油色应正常，无滲漏油现象；9.1.3 内部响声应正常；9.1.4 引线接头连接良好，无过热、松动现象，二次回路无松动，外壳及二次侧接地应良好。9.1.5 端子箱：端子箱关闭、密封完好；电缆孔封堵完好；箱内无潮气、无积灰无腐蚀现象；端子排端子应无烧焦、冒烟、打火腐蚀现象；接地线、接地排应完好；接地线端子无松脱现象；照明应良好；9.1.6 套管：无裂纹、无损坏、无闪络、严重污垢现象；9.1.7 进出线接线头：连接牢固、无发热、腐蚀，连接接头导线无过热，连接接头无变色现象（不应超过75）；9.1.8 本体接地：本体接地无腐蚀，接地良好；9.1.9 构架及基础：基础无下沉、构架无腐蚀、裂痕。9.2 运行规定9.2.1 电流互感器在额定容量下允许长期运行，其负荷电流应是超过额定电流的110，否则会使测量误差增大，绕组过热或损坏；9.2.2 运行中禁止造成二次侧开路，以免产生高电压危及人身安全和二次回路绝缘；9.2.3 TA二次侧接地应可靠，以防止主绝缘故障或击穿时，二次回路上出现高电压，危及人身和设备安全；但为了防止二次回路多点接地造成保护误动，运行中电流差动保护等交流二次回路的每套保护只允许有一点接地。9.3缺陷的分类及处理9.3.1缺陷分类缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷1.运行中有异常响声；2.套管破损或有放电痕迹；3.一次接头发红（95及以上）；4.充油互感器绝缘油电气或化学性能不合格，气相色谱分析有明显隐患；5.电气预防性试验主要项目不合格；6.漏油严重（15滴/分钟以上）或油位异常；7.SF6互感器气体压力低至报警值，或压力突然升高；8.电流互感器二次线开路；9.看不到油面；10.电流互