110kV正祥变电所现场运行规程概述

1、110kV正祥变电所现场运行规程版本号1.0批准： 审核： 编写： 110kV正祥变现场运行规程 总则110kV正祥变电所现场运行规程版本号1.0目 录1. 总则 (3)2. 变电所概况及主要运行方式 （4）3. 高压设备 （5）3.1 主变压器 （5）3.2 高压断路器 （8）3.3 高压隔离开关 （11）3.4 高压开关柜 （13）3.5 电压互感器及电流互感器 （14）3.6 电力电容器 （17）3.7 避雷针及防雷接地系统 （19）4. 防误装置 （21）4.1 防误操作管理的一般要求 （21）4.2 防误装置的闭锁原理 （21）4.3 本所防误装置的注意事项 （21）5. 继电保护及

2、自动装置 （26）5.1 主变压器保护 （26）5.2 母差保护 （33）5.3 110kV线路保护 （36）5.4 10kV线路、电力电容器 （37）5.5 变电站综合自动化监控系统 （38）5.6 公用设备 （39）5.7 备用电源自投装置 （40）6. 所用电系统 （46）6.1 所用电简介 （46）6.3 所用电系统各回路空开规范 （46）7直流系统 （49）7.1 直流系统概况 （49）7.2 微机直流测控装置说明 （49）7.3 微机直流绝缘监测功能说明 （49）7.4 不间断电源（UPS） （51）8视频监控、安防、消防系统 （52）8.1 安防系统 （52）附录A 设备规范 （

3、54）附录A1 主变铭牌数据1 （54）附录A2 主变铭牌数据2 （57）附录A3 高压断路器参数 （59）附录A4 隔离开关参数 （60）附录A5 电流互感器 （61）附录A6 电压互感器 （61）附录A7 电力电容器 （63）附录A8 电抗器 （64）附录A9 避雷器 （65）附录B 交直流空气开关、转换开关、按钮配置 （66）附录B 1 35kV开关柜低压室内空开 （66）附录C 高压熔丝配置表 （68）附录D 一次系统图 （69）110kV正祥变电所现场运行规程版本号1.01. 总则1.1本规程适用于110kV正祥变电站。1.2正祥变人员、技术人员、调控人员、变电运行专业人员和负责人，

4、主管生产的各级领导均应熟悉本规程。继电保护人员、自动化、通讯人员应熟悉本规程有关部分。本站的运行维护、倒闸操作和事故处理均应按本规程的有关规定执行。1.3检修、试验、调控人员和有关技术人员应熟悉本规程有关部分。1.4凡本规程在执行中发现有关部分与上级规程、规定不相符时，应按上级规程和文件执行。1.6设备检修、试验、项目标准等应按有关专用规程执行。69 110kV正祥变现场运行规程 变电所概况及主要运行方式2.变电所概况及主要运行方式2.1 变电所概况110kV正祥变电所位于时堰镇正祥不锈钢厂,担负正祥不锈钢厂的供电任务。本所现有主变三台，1号主变容量均为40000kVA，2号主变容量均为315

5、00kVA，3号主变容量均为20000kVA.供电电源一回，为110kV正祥8K3线路。现有35kV1号、2号、3号共三组电容器组。本所自动化系统采用江苏金智科技股份有限公司的iPACS-5000系列变电站综合自动化系统， 本所合符无人值班的技术要求，具备“四遥”功能。2.2 一次系统主接线情况一次系统主接线情况： 110kV系统为单母线接线现受电线路一回；35kV系统现有35kV段母线、35kV段母线、35kV段母线，分别由1号主变301开关、2号主变302开关、3号主变303开关供电，现送电线路12回。2.3 正常运行方式110kV：110kV母线由110kV正祥8K3线路供电， 1号、2

6、号、3号主变运行于110kV母线。35kV：35kV段母线由1号主变301开关供电，轧钢动力变381、2号中频炉382、3号中频炉383、炼钢动力变384、1号电容器3C1开关接35kV段母线运行；35kV段母线由2号主变302开关供电，35 kV母联310、4号中频炉385、5号中频炉386、备用387、 2号电容器3C2、35 kV母联320开关接35kV段母线运行；35kV段母线由3号主变303开关供电，3号电容器3C3、1号轧钢主变388、2号轧钢主变389、1号中频炉备用接35kV段母线运行。2.4 调度管辖范围划分110kV正祥8K3开关及线路盐调管辖、其余设备正祥变管辖。2.5一

7、次系统图（附录E） 110kV正祥变现场运行规程 高压设备3.高压设备3.1变压器3.1.1本所1号主变为申达电气集团有限公司的SZ11-40000/110有载调压变压器,容量为40MVA，2号主变为申达电气集团有限公司的SZ11-31500/110有载调压变压器,容量为31.5MVA，3号主变为申达电气集团有限公司的SZ11-20000/110有载调压变压器,容量为20MVA。3.1.2变压器日常、特殊巡视项目1、 油浸式变压器本体及套管：1） 变压器的油温及线圈温度正常，温度计指示正确。2） 变压器油枕的油位应正常，符合油位与油温的关系曲线。3） 套管油位、油色应正常，套管外部无破损裂纹、

8、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。4） 变压器的声音均匀，无异声。5） 变压器的油枕、套管及法兰、阀门、油管、瓦斯继电器等各部位无渗漏油。6） 变压器各连接引线无异常，各连接点无发热现象。7） 瓦斯继电器内充满油，无气体。 8） 压力释放装置完好，无喷油痕迹及动作指示。9） 呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，呼吸畅通（油中有气泡翻动），受潮变色硅胶不超过2/3。10） 各接线箱、控制箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮。2、 有载调压开关：1） 控制箱内各控制选择开关位置正确，档位显示与机械指示一致，无异常信号。2） 机构箱密封良好，马达电源开关应合上。3） 有载调压开关油位正常。4） 有载开

9、关油箱及有关的法兰、阀门、油管等处无渗漏油。3、变压器的特殊巡视项目：1） 夜间熄灯检查套管的瓷质部分有无放电现象，连接点有无发热情况；2） 大风时检查变压器上及周围无杂物，引线的摆动情况；3） 雷雨后检查瓷质部分无放电痕迹，避雷器的动作情况；4） 大雾时检查套管瓷质部分放电闪络现象；5） 大雪时检查积雪情况及连接处雪的融化情况；6） 气温突变时应检查油面及引线的弧垂情况；7） 变压器过负荷或过电压运行时，至少每小时巡视一次，特别要注意温度和连接点过热情况，以及有无异声及油枕油位情况等。3.1.3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，或按厂家规定执行。3.1.4油中熄弧有载开

10、关每天分接变换最大次数：110kV电压等级为20次。3.1.5运行中变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。变压器差动保护及重瓦斯保护不得同时退出运行。3.1.6 压力释放阀装置：本所1号、2号主变各有两路压力释放装置，其作用是在变压器内部产生过压时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：压力释放阀保护压板正常在退出位置。变压器的投运和停运3.1.7主变冷却装置：1号、2号、3号主变为油自然循环冷却变压器，冷却方式为ONAN方式。3.1.8有载分接开关的运维规定3.1.8.1分接开关巡视检查项目：1) 电压指示应在规定电压偏差范围内。2) 控制器电源指示灯显示正常。3)

11、分接位置指示器应指示正确。4) 分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。5) 分接开关及其附件各部位应无渗漏油。6) 计数器动作正常。7) 电动机构箱内部应清洁，润滑油位正常，机构箱门关闭严密，防潮、防尘、防小动物密封良好。8) 分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。3.1.8.2现场变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：1) 应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化。2) 有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行。3) 有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，档位的调整应使两变压器的分接电压尽量接近。4) 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使

12、其符合U（）1105K2的要求。5) 主变过载1.2倍时禁止操作有载分接开关。6) 有载分接开关控制回路宜设有过电流闭锁装置，其整定值取配置的变压器额定电流的1.2 倍，电流继电器返回系数应大于或等于0.9，其过电流闭锁动作应正确可靠。7) 有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，应先将有载调压变压器分接位置调整到与无励磁变压器相对应的分接位置，然后切断分接开关操作电源（主变负荷切换操作过程中的短时并列除外）再并联运行。3.1.8.3当有载调压开关动作次数或运行时间达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与时间进行测试。3.1.9 变压器的投运和停运3.1.9.1在投运变压器之前

13、，值班人员应仔细检查，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，临时接地线是否已经拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器结冰被堵。3.1.9.2运用中的备用变压器应随时可以投入运行。3.1.9.3变压器的启用操作应先合电源侧断路器,后合负荷侧断路器。如两台变压器并列运行，应先合母线侧刀闸，后合主变侧刀闸；如单台变压器运行，则应先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸。停用操作顺序与此相反。3.1.9.4 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：新安装投运冲击五次，更换绕组冲击三次。3.1.9.5在11

14、0kV中性点直接接地系统中, 中性点直接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。3.1.9.6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。3.1.9.7变压器并列运行的基本条件：1. 联结组别相同。2. 变比相同。3. 短路阻抗相等。4. 容量比不大于1:3。3.1.10 主变及有载开关的运行、维护及事故处理按110kV变电所通用运行规程有关规定执行。3.2高压断路器3.2.1本所高压断路器配置情况如下：电压等级开关型号机构型号开 关 编 号制造厂家110kVLW36-126W/T3150-40弹簧机构8K3、701、

15、702、703江苏如皋高压电气有限公司35kVZN85-40.5 弹簧机构381、382、383、384、385、386、387、388、389、301、302、303、310、320中科电力装备科技有限公司LN2-40.5C/1600-25 弹簧机构3C1、3C2、3C3中科电力装备科技有限公司3.2.2本所开关有关主要参数 技术参数LW36-126W/T3150-40ZN85-40.5 (出线、电容器)ZN85-40.5（主变、母联）额定电压126kV40.5 kV40.5 kV额定电流3150A1600A1600A额定开断电流40KA25KA31.5KASF6额定压力0.5 MPaSF6

16、报警压力0.45 MPaSF6闭锁压力0.4 MPa 3.2.3本所高压断路器的操作3.2.3.1 110kV开关操作方式有：a、后台机的遥控操作（正常操作使用）b、测控装置屏的控制开关远方操作(一般不采用)c、开关机构箱内的就地电动操作(不采用)3.2.3.2 35kV开关操作方式有：a、后台机的遥控操作（正常操作使用）b、开关柜的控制开关电动操作 (一般不采用)c、机构的手动操作（只有紧急时使用）3.2.3.3 断路器红绿灯除了反映断路器实际状态外，还间接监视其分合闸回路、操作电源是否正常。发现红绿灯不亮应及时查明原因，恢复正常。检查处理过程中应注意防止断路器误合或误跳。3.2.3.4 手

17、动操作主要是断路器检修、调试时使用，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。装有重合闸的断路器，手动分闸前，应先停用重合闸。3.2.4 SF6开关的巡视检查项目：1) 套管清洁、无破损裂纹及闪络发电现象；2) 内部无异声（漏气、振动、放电声），无异味；3) 壳体整洁无锈蚀，外壳接地良好；4) 连接部分无过热、变色现象；5) 开关分、合闸位置指示（包括灯光、机械指示）正确，与当时运行工况相符；6) 开关操作机构完好，储能机构储能情况正常；7) 检查开关SF6气体密度指示正

18、常。3.2.5 弹簧机构巡视检查项目：1) 机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等；2) 储能电源开关位置正确；3) 储能电机运转正常；4) 行程开关无卡涩、变形；5) 分、合闸线圈无冒烟、异味、变色；6) 弹簧储能状态完好，储能指示器指示正常；7) 二次接线压接良好，无过热变色、断股现象；8) 加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确。3.2.6断路器拒合时应检查：1) 远方操作条件是否满足；2) 有无保护动作信号，出口自保持继电器是否复归；3) 机构或SF6气体压力是否正常；4) 操作及储能电源是否正常；5) 控制回路有无明显异常，合闸线圈是否冒烟或烧焦。6) 经检查无异常

19、或故障排除后，可再合一次，如仍合不上立即并汇报调度和相关领导。3.2.7 断路器拒分时应检查：1) 远方操作条件是否满足；2) 机构或SF6气体压力是否正常；3) 操作电源是否正常；4) 控制回路有无明显异常，分闸线圈是否冒烟或烧焦。5) 经检查无异常或故障排除后，可再分一次，如仍分不开，应拉开控制电源空开并汇报调度和相关领导。3.2.8弹簧机构的异常处理：1) 在断路器合闸后，“弹簧未储能”长期不能复归，则应迅速检查断路器储能电源，查明原因。如能检查出故障原因，应设法消除，再予以储能。若无法消除和储能，则应立即汇报相关领导，在拉开断路器储能电源后，进行手动储能，供投入重合闸需要，同时通知相关

20、部门检查处理。2) 当弹簧机构出现储能终了，合闸锁扣滑扣而空合时，将使弹簧再一次储能，甚至连续储能现象，此时应立即拉开断路器储能电源，检查原因进行处理。3.2.9断路器及其操作机构的运行、维护及事故处理按110kV变电所通用运行规程有关规定执行。3.3 高压隔离开关3.3.1 本所110kV隔离开关为江苏省如高高压电气有限公司的GW4-126DDW/2000A系列刀闸3.3.2 110kV刀闸、接地刀闸操作的几种方式:a、后台机遥控电动操作b、开关端子箱处电动操作（正常操作使用）c、刀闸机构箱处就地电动操作d、刀闸机构箱处就地手动操作3.3.3 电动机构的刀闸操作，应遵守下列各项：1) 操作前

21、必须确认刀闸的编号和操作按钮的分、合标志。电动操作若刀闸不动作，应立即断开其操作电源，查明原因。必要时，可手动操作。2) 电动操作的刀闸其操作电源正常应断开，只有在操作前方可合上，操作后即断开，防止运行中由于回路故障而自动误分合。3) 电动操作的刀闸若因故需进行手动操作，应手摇到位，并确保刀闸的辅助接点对应切换。3.3.4刀闸（接地刀闸）有手动操作和电动操作，刀闸（接地刀闸）的手动操作拉手只有当刀闸闭锁回路开放时，才可以将挡板转动，露出电机手动摇柄插孔，插入摇把操作，刀闸闭锁未开放时不能拉出，无法转动挡板插入摇把进行手动操作。3.3.5 正常运行时，刀闸（接地刀闸）电机电源应分开，操作时合上，

22、操作结束后分开。本所规定：刀闸（接地刀闸）电机电源应分开刀闸机构箱电机电源，刀闸操作在开关端子箱，接地刀闸操作在刀闸机构箱。拉、合刀闸前均应检查相应断路器确在分闸位置，停电应先拉负荷侧，后拉电源侧，送电步骤相反。拉合后应检查刀闸各相是否确已拉开或合闸良好，辅助接点接触是否良好。3.3.6巡视与检查1) 瓷瓶清洁，应无破损、裂纹，无放电痕迹。2) 分合闸到位；合闸时触头接触良好，应无发热现象。3) 机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形。4) 均压环应平正牢固，刀臂无变形、偏移。5) 引线应无松动、严重摆动、烧伤断股现象，线夹无开裂发热现象。6) 传动机构的可见定位固定螺丝无脱落。7) 闸刀机械位置

23、指示正确、三相一致；控制屏、监控屏、有关保护屏上闸刀位置指示与现场实际位置相符。8) 操作机构箱、端子箱应封堵良好，无积水受潮。 9) 闸刀机构箱内远近控开关正常应在“远方”位置，马达电源开关应合上。10) 机构箱、端子箱内温控除湿装置应在自动投入状态。3.3.7运行中发现隔离开关出现下列情况时，应立即汇报相关领导，停电处理：1) 隔离开关支持或转动瓷瓶损伤或放电；2) 隔离开关动静触头或连接头发热或金具损坏；3) 隔离开关在操作过程中，拉不开或合不到位；4) 隔离开关操作连杆断裂，支持瓷瓶断裂。3.3.8隔离开关电动操作失灵时，首先应该核对设备名称编号，检查相应断路器及隔离开关状态，判断隔离

24、开关操作条件是否满足，严禁不经检查即进行解锁操作。在确认操作正确后，检查操作电源、电机电源是否正常，电机热继电器是否动作，电源缺相保护继电器是否失电；并设法恢复，如故障无法消除或未发现异常，立即汇报调度及相关领导，进行处理。必要时可以申请解锁操作。3.3.9运行中如发现隔离开关接触不良、桩头松动开裂等现象，应立即进行红外测温，并汇报调度及相关领导，减少负荷或停电处理，停电前应加强监视。3.3.10若电动操作过程中因电源中断或操作机构故障而停止并发生拉弧时，为避免触头间持续拉弧和隔离开关辅助接点在不确定状态对保护构成不利影响，运维人员应设法立即手动操作将该隔离开关合上或拉开，事后进行相关汇报和检

25、查处理。3.3.11 隔离开关及其操作机构的运行、维护及事故处理按110kV变电所通用运行规程有关规定执行。3.4 高压开关柜3.4.1 本所35kV系统采用中科电力装备科技有限公司的ZKYN61-40.5金属铠装移开式户内交流金属封闭高压开关柜。3.4.2 开关柜由手车室、手车、母线室、电缆室、低压室等功能单元组成；各功能单元通过接地的金属隔板可靠隔离。主母线室在柜体的后上方；电缆室在柜后部，装有互感器、接地刀闸、电缆夹固定架等；低压室在柜体前上方，微机保护、测控装置装在其柜板上。3.4.3 开关柜前下门设置机械闭锁，其打开条件与后柜门打开条件相同，操作条件为线路接地刀闸合闸位置，可打开门。

26、3.4.4 手车操作介绍3.4.4.1 手车的推进操作(一)将手车由“检修位置”推进至“试验位置” 1)将手车上左、右把手向内移动至死点位置2)将手车推进柜内试验位置，此时手车左、右把手应自动复位3)插上手车二次插头，柜门上“试验位置”指示灯应亮4）关闭手车前柜门(二)手车由“试验位置”摇至“工作位置”1）检查手车后柜门应关闭2）检查接地刀闸确在拉开位置3）检查开关确在分闸位置 4) 插入摇把顺时针将手车摇至工作位置5) 摇至死点，退出摇把3.4.4.2 手车的拉出操作 (一)手车从“工作位置”拉出至“试验位置” 1)检查开关在分闸位置 2)插入摇把逆时针将手车摇至试验位置 3)摇至死点，退出

27、摇把 (二)将手车由“试验位置”拉出至“检修位置”1)拔出二次插头2)将手车左、右把手向内移动至死点位置3)将手车拉出柜门外3.4.4.3 线路接地刀闸的操作(一)为防止线路带电误合接地刀闸，接地刀闸操作孔设有挡板，当线路高压带电显示器（综合指示仪）显示有电时，电磁锁被锁定，挡板不能按下，接地刀闸不能操作；线路侧无压且手车在试验位置时，电磁锁得电挡板才能被按下操作。(二) 电磁锁得电后，按下挡板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。接地刀闸分闸操作后，必须将挡板还原至锁定位置。(三)电缆室内电流互感器、线路避雷器等有检修工作时，除开关转检修外，还必须将该线路转检修，合上线路地刀

28、。3.4.5开关柜的运行、维护及事故处理按110kV变电所通用运行规程有关规定执行。3.5 电压互感器及电流互感器3.5.1 本所110kV母线设有110kV母线压变一组。3.5.2本所35kV段母线、35kV段母线、35kV段母线分别设有35kV段母线压变、35kV段母线压变、35kV段母线压变各一组。3.5.3 为防止内部谐振过电压，35kV各段母线压变一次中性点均装有一次消谐器。3.5.4正常巡视一般要求1) 设备外观完整无损。2) 一、二次引线接触良好，接头无过热，名连接引线无发热、变色。3) 外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。4) 金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。5) 架

29、构、遮栏、器身外涂漆层清洁、无爆皮掉漆。6) 无异常震动、异常声音及异味。7) 瓷套、底座、阀门和法兰等部位应无渗漏油现象。8) 电压互感器端子箱熔断器和二次空气开关正常。9) 电流互感器端子箱引线端子无松动、过热、打火现象。10) 油色、油位正常。11) 防爆膜有无破裂。12) 金属膨胀器膨胀位置指示正常，无渗漏。13) 各部位接地可靠。3.5.5 电压互感器启停用操作及注意事项：3.5.5.1启用应先初级、后次级，停用则相反，禁止使电压互感器反充电。3.5.5.2停用电压互感器或取下二次熔丝时应先考虑电压互感器所连接的继电保护装置，防止保护误动。3.5.5.3母线或线路复役时，相应电压互感

30、器应先投运,停役时则相反。（有可能发生谐振的除外）3.5.5.4电压互感器进行过一、二次回路结线工作后应重新核相。3.5.5.5一次侧、段母线并列运行时，当一组母线电压互感器停用，而相应母线继续运行时，可先将电压互感器二次并列，再退出电压互感器，启用时相反。一次侧未并列运行，电压互感器二次侧不得并列。两组电压互感器不宜长期并列运行。3.5.6 电压互感器的故障及处理3.5.6.1电压、功率、电能等指示不正常时，应检查压变二次回路熔丝、空气开关、压变刀闸的辅助接点及压变本体情况，及时排除故障。3.5.6.2电压互感器低压熔丝熔断或空气开关跳闸，经检查无明显异状，应立即按原规范更换熔丝或合上空气开

31、关，恢复正常工作，若再次熔断应及时查明原因。3.5.6.3电压互感器高压熔丝熔断，应在检修状态下进行更换，若再次熔断应立即停用查明原因。3.5.6.4若压变交流电压消失，引起保护或自动装置异常并有可能误动，无法自行处理的应汇报领导派人处理，同时向调度申请退出有关保护的运行。3.5.6.5电压互感器发生下列故障之一时应立即停用：1) 初级熔丝连续熔断两次。2) 内部有放电声或严重噪音。3) 本体或套管有大量漏油或引出线出口处有严重流胶现象。4) 内部发出焦臭味、冒烟、着火。3.5.6.6电压互感器发生异常情况(内部有放电声、冒烟)可能发展成故障时，或小电流接地系统的PT间隔内已发生单相接地，处理

32、原则如下： 1) 不得用近控的方法操作该电压互感器的高压刀闸（高压熔丝确已熔断的除外）。2) 不得将该电压互感器次级与正常运行的电压互感器次级并列。3) 无法采用高压刀闸进行隔离时，可用断路器切断该电压互感器所在母线电源，然后再隔离故障的电压互感器。3.5.6.7系统发生谐振时，造成过电压倍数较高或三相电压不平衡情况时，应汇报调度立即破坏谐振条件，消除谐振。3.5.7 电流互感器运行中注意事项：3.5.7.1电流互感器随断路器停役，在对电流互感器进行修试作业时，其保护、计量、遥测等二次侧予以可靠短路接地。3.5.7.2电流互感器的二次回路不得开路，如需更换仪表或其它有影响的工作时，应将二次端子

33、短接，工作完毕经检查确认二次回路已构成闭合回路时，方可拆除短接线；保护进行有关工作或切换时（如差动，另序电流保护等），其电流互感器二次短接、切换的操作应注意： 若操作过程中无法避免产生不平衡电流时，应根据调度令先将该保护退出，再操作CT二次回路，操作时先短接CT侧、后断开有关回路。3.5.8 电流互感器二次回路开路的判断与处理：3.5.8.1电流互感器二次回路开路可能有下列现象:1. 电流、功率等数据下降或为零，电能计量误差增大等。2. 电流互感器本体噪声大，振动不均匀。3. 电流互感器本体严重发热，有异味、变色、甚至冒烟等。4. 电流互感器二次回路端子、元件线头等有放电、打火现象。5. 继电

34、保护发生误动或拒动。根据负荷情况和断线部位，上述现象一般不同时发生，负荷轻时有时不易发现，运行人员应根据实际情况，仔细分析，以便及时采取措施。3.5.8.2电流互感器二次回路开路的处理:1）发现电流互感器二次回路开路，应立即回报调度、工区，同时应尽量减小或转移一次负荷电流。2）能自行处理的，应使用绝缘性能良好的安全工器具在就近的试验端子上短接，不能自行处理的，应立即汇报上级派人处理。3）情况严重时，应汇报调度，拉开高压断路器，停电处理。当发现流变冒烟起火，可先拉开断路器，后进行汇报。3.5.9电压互感器及电流互感器的运行维护及事故处理按110kV变电所通用运行规程有关规定执行。3.6 电力电容

35、器3.6.1 本所在35kV段母线、35kV段母线、35kV段母线各设置电容器一组。3.6.2正常巡视要求1) 检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹，表面是否清洁。 2) 母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热。 3) 设备外表涂漆是否变色，变形，外壳无鼓肚、膨胀变形，接缝无开裂、渗漏油现象，内部无异声。外壳温度不超过50。 4) 电容器编号正确，各接头无发热现象。 5) 熔断器、放电回路完好，接地装置、放电回路是否完好，接地引线有无严重锈蚀、断股。熔断器、放电回路及指示灯是否完好。 6) 电容器室干净整洁，照明通风良好，室温不超过40或低于-25。门窗关闭严密。 7) 电抗器附近无磁性

36、杂物存在；油漆无脱落、线圈无变形；无放电及焦味；油电抗器应无渗漏油。 8) 电缆挂牌是否齐全完整，内容正确，字迹清楚。电缆外皮有无损伤，支撑是否牢固电缆和电缆头有无渗油漏胶，发热放电，有无火花放电等现象。3.6.3运行与操作1) 电容器在运行中电流不得超过额定电流的130，三相电流应基本一致，各相电流差一般不得超过±5。2) 电容器运行电压一般不得大于其额定电压的10，具体按照厂家说明书执行。3) 正常运行时，电容器外壳带有0.5倍相电压，运维人员严禁进入遮拦触及运行中的电容器外壳。4) 电容器从运行状态拉闸后应经过充分放电（不少于5分钟）才能进行合闸运行。5) 电容器停用时应经放电

37、线圈充分放电后才可合接地隔离开关。6) 电容器进行检修时，当电容器从电网切除后，虽然已自动经放电线圈放电，但在人体接触其导电部分前仍需用接地棒接地放电，此项工作由检修人员进行。7) 电容器室应具有良好的通风条件，其室内温度一般不得超过40，电容器外壳温度不应超过50。如制造厂运行条件要求与此不符的按制造厂的要求执行。8) 母线停役时，应首先退出电容器，然后再拉各出线断路器。送电时，先送出线断路器，然后根据母线电压及负荷情况投入电容器。9) 禁止使用刀闸拉合电容器。10) 由于保护动作跳开电容器组的断路器，在未查明跳闸原因，不得重新合闸。3.6.4 电抗器3.6.4 正常运行检查项目：3.6.4

38、.1 正常运行中，电抗器不得超过额定电流运行。3.6.4.2 电抗器本体应清洁、无杂物，干式电抗器周围特别不能有磁性杂物。3.6.4.3 电抗器支柱绝缘良好，无倾斜不稳现象；换位处接线良好，无放电声及焦味。3.6.4.4 油浸电抗器无渗漏油现象，油位正常。3.6.4.5 干式电抗器混凝土支架应完整无裂纹、油漆无脱落、线圈无变形、绝缘良好。3.6.5电力电容器运行维护及事故处理按110kV变电所通用运行规程的有关规定执行。3.7 避雷针及防雷接地系统3.7.1巡视与检查1) 引线线夹压接牢固、接触良好，无发热现象；2) 避雷器瓷瓶应清洁、无裂纹及放电痕迹；3) 避雷器放电记录器指示正确清晰，外观

39、完好；4) 避雷器泄漏电流指示正确清晰、数据差异不超过10%；5) 避雷器末裙屏蔽引下线连接良好；6) 避雷器的绝缘底座瓷质部分无破损；7) 均压环装设牢固，表面无锈蚀变形；8) 避雷器内部无异声、放电声；9) 避雷针垂直、牢固，本体完好，无严重锈蚀，基础无下沉和倾斜；10) 站内接地体无锈蚀，连接牢固。3.7.2运行与操作1) 每年的3月1日至10月31日为雷雨季节。3月1日前所有防雷设施及接地装置均应试验合格并投入运行，值班人员应抄录所有避雷器计数器底数。在雷季应严格执行雷季运行方式。2) 在雷雨天气若需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和避雷针。3) 氧化锌避雷器泄漏电流

40、异常升高，超过20，应加强监视，并立即汇报调度和相关领导。4) 为了保证人身和设备安全，所有电气设备的外壳必须接地，并与总接地网联接，接地良好并有明显标志。5) 变电站接地装置、避雷器应定期进行试验，试验合格投入运行。6) 变电站设备构架应有两点接地，接地引下线直接引入接地网。7) 各种防雷装置的接地引下线，每年在雷雨季节前检查一次。8) 变电站接地装置、避雷器应定期进行试验和开挖检查，发现不合格的应及时处理。9) 避雷器动作计数器应分相安装，不得短接。10) 装有泄漏电流监测表的避雷器，在避雷器绝缘瓷瓶的末端应装设屏蔽环，以免瓷瓶的泄漏电流影响对避雷器泄漏电流的监测。屏蔽环必须采用绝缘线，屏

41、蔽环的接地引下线必须接在漏电流监测仪的下方。11) 雷雨季节，没有避雷器的线路开关不得长期热备用运行。 3.7.3避雷器运行维护及事故处理按110kV变电所通用运行规程的有关规定执行。 110kV正祥变现场运行规程 防误操作闭锁装置4. 防误操作闭锁装置4.1 防误操作管理的一般要求4.1.1 防误装置仅作为防止误操作事故的一种技术措施，全体运行人员都必须牢固树立“安全第一，预防为主”的方针，严格执行安规及各级有关倒闸操作的规定，对防误装置要科学的认识、合理的运用，确保不发生误操作事故。4.1.2 本所防误装置满足规程规定的“五防”要求，防误装置解锁钥匙放在专用钥匙箱内并封存，倒闸操作中严禁私

42、自解锁。若因故需要解锁者必须按市公司防误解锁规定执行。4.1.3 所内用于装设接地线的接地端子及导体接地端应有明显标志，运行操作人员必须按规定挂装，防止带电误挂接地线事故的发生。4.2 防误装置的闭锁原理4.2.1 防误闭锁方式：刀闸、接地刀闸的电动远控、近控操作及手动摇柄操作均采用计算机监控系统防误和现场电气防误相串联的方式，在保护测控屏设监控防误解锁开关，在端子箱设本间隔电气防误解锁开关。接地刀闸的临时接地点采用电磁锁，防误条件与对应接地刀闸防误条件相同。4.2.2 防误投退开关功能：测控屏上监控防误解锁开关投退本间隔监控防误，监控防误解锁开关有“逻辑联锁”、“逻辑解锁”、“硬件解锁”三个

43、位置，正常运行时应投“逻辑联锁”位置，需将监控防误解锁时，将监控防误解锁开关切至“硬件解锁”位置。端子箱电气防误解锁开关投退本间隔电气防误，电气防误解锁开关有“解锁”、“闭锁”两个位置，正常运行时应投“闭锁”位置，需将电气防误解锁时，将电气防误解锁开关切至“解锁”位置。4.3 本所防误装置的注意事项4.3.1 本所监控防误采集的开关、刀闸、地刀和接地线等每发生一次变位后，监控防误程序需610秒的时间进行计算和重新开放闭锁，因此在每两个相邻的操作动作之间应至少间隔10秒。4.3.2 当开关、刀闸、地刀和接地线等辅助接点无法上传或某一单元测控装置与后台通讯失去时，监控防误将不能保证其所有防误的正确

44、性，此时操作有关设备时，应加强核对防误条件是否具备，严防误操作事故的发生。4.3.3 110kV系统及主变防误操作条件:a.110kV系统防误操作条件:间隔名称设备名称操作条件监控防误闭锁逻辑电气闭锁110kV正祥8K3线路8K33刀闸8K3开关分位，开关母线侧地刀8K330分位，开关母线侧地线拆除，开关线路侧地刀8K30分位，开关线路侧地线拆除，母线地刀1101520分位，段母线地线拆除。8K3开关流变三相无流。8K3开关分位，开关母线侧地刀8K330分位，开关线路侧地刀8K30分位。8K31刀闸8K3开关分位，开关母线侧地刀8K330分位，开关母线侧地线拆除，开关线路侧地刀8K30分位，开

45、关线路侧地线拆除，线路地刀8K310分位，线路地线拆除。8K3开关流变三相无流。8K3开关分位，开关母线侧地刀8K330分位，开关线路侧地刀8K30分位，线路地刀8K310分位。开关母线侧地刀8K3308K31刀闸分位，8K33刀闸分位8K31刀闸分位，8K33刀闸分位开关母线侧地刀线8K31刀闸分位，8K33刀闸分位8K31刀闸分位，8K33刀闸分位开关线路侧地刀8K308K31刀闸分位，8K33刀闸分位8K31刀闸分位，8K33刀闸分位开关线路侧地线8K31刀闸分位，8K33刀闸分位8K31刀闸分位，8K33刀闸分位线路地刀8K3108K31刀闸分位，带电显示器无压。8K31刀闸分位，带电

46、显示器电源空开3ZKK合位，带电显示器无压。线路地线8K31刀闸分位，带电显示器无压。8K31刀闸分位，带电显示器电源空开3ZKK合位，带电显示器无压。间隔名称设备名称操作条件监控防误闭锁逻辑电气闭锁110kV母线压变压变刀闸11015母线地刀1101520分位，母线地线拆除，压变地刀11015104甲分位，母线压变地线拆除。压变地刀1101510分位，母线地刀1101520分位压变地刀1101510压变刀闸11015分位压变刀闸11015分位母线压变地线压变刀闸11015分位压变刀闸11015分位母线地刀11015/4压变刀闸11015分位，正祥8K33刀闸分位，1号主变7011刀闸分位，2

47、号主变7021刀闸分位，3号主变7031刀闸分位，110kV母线无压。压变刀闸11015分位母线接地点压变刀闸11015分位，正祥8K33刀闸分位，1号主变7011刀闸分位，2号主变7021刀闸分位，3号主变7031刀闸分位，110kV母线无压。压变刀闸11015分位间隔名称设备名称操作条件监控防误闭锁逻辑电气闭锁1号主变701间隔7011刀闸701开关分位，70114地刀分位，开关母线侧地线拆除，7014地刀分位，开关主变侧地线拆除，母线地刀1101520分位，母线地线拆除。701开关流变三相无流。701开关分位，70114地刀分位，7014地刀分位。 7013刀闸701开关分位，70114

48、地刀分位，开关母线侧地线拆除，7014地刀分位，开关主变侧地线拆除，70134刀分位，70134地刀地线拆除，1号主变高压侧地线拆除，1号主变低压侧地线拆除。701开关流变三相无流。301开关柜后柜门关闭。701开关分位，70114地刀分位，7014地刀分位，70134地刀分位。 70114地刀7011刀闸分位，7013刀闸分位。7011刀闸分位，7013刀闸分位。开关母线侧地刀7011刀闸分位，7013刀闸分位。7011刀闸分位，7013刀闸分位。7014地刀7011刀闸分位，7013刀闸分位。7011刀闸分位，7013刀闸分位。开关主变侧地线7011刀闸分位，7013刀闸分位。7011刀闸分位，7013刀闸分位。70134刀7013刀闸分位，301开关手车试验位置。7013刀闸分位。70134地刀地线7013刀闸分位，301开关手车试验位置.7013刀闸分位。1号主变高压侧地线7013刀闸分位，301开关手车试验位置。7013刀闸分位。1号主变10kV侧301开关手车301开关分位，70134地刀分位，70134地刀地线拆除，1号主变高压