500kV变电站通用运行规程重点内容标注版

1、500kV变电站通用运行规程江苏省电力公司2006-10-28江苏省电力公司500kV变电站通用运行规程编写说明“变电站运行规程”是指导变电运行值班员各项生产运行工作最重要的“作业指导书”，对设备操作、事故异常处理等作出明确的、详细的规定。现场运行规程的编写水平，直接反映变电运行生产工作的技术水平，对保障电网和设备的安全运行起着至关重要的作用。变电站运行规程中的错误和疏漏，将直接导致误操作、误跳闸，严重威胁电网和设备的安全。而受技术水平及运行经验的限制，各单位编制的变电站现场运行规程的水平参差不齐，特别是对一些危险点注意事项未加说明，同样的设备操作，步骤不统一，有的甚至存在隐患和错误，给现场的

2、安全运行工作留下隐患。500kV变电站是江苏电网主网架的枢纽，保障500kV变电站的安全运行是我们生产工作的重中之重。因此有必要集合各供电公司生产运行的经验教训，博采众家之长，编制较高水平的500kV变电站通用运行规程，规范和优化操作步骤，详细交待必要的安全注意事项，为保障电网和设备的安全运行打下坚实的基础。制定颁发通用现场运行规程，不仅能提高变电运行工作的质量，保障电网和设备的安全运行，而且还是运行人员技术、技能培训的良好教材。500kV变电站通用运行规程包括了三部分内容：第一部分是500kV变电站通用一次规程，主要为500kV变压器、断路器、刀闸、CT、CVT、避雷器、母线等一次设备的运行

3、规程，包括设备巡视、操作、异常处理等要求及倒闸操作的基本要求、全所失电的处理等；第二部分是500kV变电站通用二次规程，主要为500kV线路保护、变压器保护、断路器保护、母线保护等二次设备及所用交直流系统运行规程，包括设备巡视、操作、异常处理等要求；第三部分是500kV变电站典型操作票，根据华东网调和江苏省调的倒闸操作任务票及许可令，制定典型操作票，优化操作步骤，供变电站现场参考使用。通用规程中还将常用微机保护装置的菜单操作说明及故障报告对照表列入，方便运行人员进行故障和异常的判断处理。本次颁发的500kV变电站通用运行规程，集中了全省各供电公司500kV变电站站长、运行专职及现场运行技术骨干

4、，历时2年编制讨论而成，融合了全省变电运行的经验和教训，并具有一定的突破和创新，是全省变电运行人员智慧的结晶。全省500kV变电运行人员及各级变电运行管理人员应熟悉掌握本规程，并认真贯彻执行。220kV及以下变电站可遵照执行。受水平所限和设备更新换代影响，通用规程中错误和疏漏情况难免，执行中若发现问题，请及时函告，以便在组织修订时改进。江苏省电力公司500kV变电站通用运行规程目 录1 倒闸操作91.1设备状态的一般规定91.2倒闸操作的一般要求91.3基本操作101.4无功电压调整112 500kV变压器112.1500kV变压器概述112.2500kV变压器的巡视112.3500kV变压器

5、检修后的验收122.4500kV变压器的运行与操作132.5500kV变压器的运行注意事项142.6500kV变压器的异常和事故处理153 高压断路器（简称开关）173.1断路器的巡视173.2断路器检修后的验收项目183.3断路器的运行与操作183.4断路器的运行注意事项183.5断路器的异常处理184 互感器214.1概述214.2互感器的巡视214.3互感器检修后验收项目214.4互感器的运行与操作224.5互感器的运行注意事项224.6互感器的异常处理225 高压隔离开关235.1概述235.2闸刀的巡视245.3闸刀检修后的验收项目245.4闸刀的运行与操作245.5闸刀的运行及操作

6、注意事项245.6闸刀的异常处理256 500kV高抗256.1概述256.2高抗的巡视256.3高抗的运行与操作266.4高抗的运行注意事项266.5高抗的异常及事故处理267 35kV低抗287.1概述287.2低抗的巡视287.3低抗检修后的验收项目297.4低抗的运行与操作297.5低抗的运行注意事项307.6低抗的异常及事故处理308 低压电容器308.1概述308.2电容器的巡视308.3电容器检修后的验收项目318.4电容器的运行与操作318.5电容器的异常及事故处理319 耦合电容器（含结合滤波器）329.1耦合电容器的巡视3210 阻波器3210.1阻波器的巡视3211 母线

7、、构架3211.1概述3211.2巡视3312 防雷及接地装置3312.1概述3312.2巡视3312.3检修后的验收项目3312.4运行注意事项3413 站用交流系统3413.1系统配置及运行方式3413.2所用电系统的巡视3413.3运行与操作3513.4运行注意事项3513.5异常及事故处理3614 站用直流系统3614.1系统配置及运行方式3614.2运行与操作3714.3直流接地的处理3715 事故处理3815.1事故处理的一般原则3815.2线路事故处理3815.3母线故障和母线失电的处理3915.4谐振过电压的处理3915.535kV系统单相接地的处理4016 继电保护、安全自动

8、装置的运行管理总则4116.1管理规定4116.2正常巡视4216.3操作说明4216.4异常情况处理4317 500kV主变保护4317.1概述4317.2屏面介绍4517.3正常运行和操作4517.4旁路代主变220kV侧断路器的操作4617.5运行注意事项4717.6异常判断与处理4718 高抗保护4818.1概述4818.2屏面介绍4918.3正常运行和操作4918.4运行注意事项5018.5异常判断与处理5019 500kV线路保护5119.1配置概述5119.2500kV线路保护（REL521/531REL501）5119.3500kV REL561线路保护5419.4500kV线

9、路保护ALPS5619.5500kV线路保护（LFP -901DLFP -925）5820 500kV母线保护6120.1500kV REB103RADSS母线保护6121 500kV断路器保护6321.1500kV REB551断路器保护6321.2500kV断路器保护LFP-921A/B6522 低压电抗器保护6722.1概述6722.2屏面介绍6722.3正常运行与操作6822.4异常及事故处理6823 低压电容器保护6923.1概述6923.2屏面介绍6923.3正常运行及操作7023.4异常判断与处理7024 低抗（电容器）自动投切装置7024.1概述7024.2屏面介绍7024.3

10、正常运行及操作7124.4异常判断与处理7125 500kV短线保护7125.1概述7125.2屏面介绍7225.3正常运行和操作7325.4运行注意事项7325.5异常判断和处理7326 故障录波器7326.1故障录波器BEN50007326.2故障录波器IDM7626.3故障录波器DFR12007726.4故障录波器YS88A7927 220kV线路保护8127.1220kV线路保护（LFP-901AWXB-11C）8127.2220kV线路保护（RCS-931APSL-602）8628 220kV母线保护9028.1220kV母差REB1039028.2220kV母差BP-2B93附录A

11、 500kV主变举例98附录A.1东芝单相式变压器（举例）98附录A.2东芝三相式变压器（举例）101附录A.3ABB单相式变压器（举例）104附录A.4ABB三相式变压器（举例）106附录A.5三菱三相式变压器（举例）109附录B 高压断路器举例114附录B.1西门子3AT2/3AT3 EI、3AQ1系列SF6断路器114附录B.2ABB弹簧机构断路器116附录B.3FX22型SF6断路器120附录B.4西门子3AP1 FG型SF6断路器121附录C 隔离开关举例123附录C.1ALSTOM公司500kV SPOL(2)T、SPVLT型闸刀123附录C.2ALSTOM公司220kV闸刀123

12、附录D ABB保护人机对话操作及信息对照表124附录D.1ABB保护人机对话操作124附录D.2REL521（V1.2）信息对照表126附录D.3REL531（V2.0）信息对照表126附录D.4REL561（V2.3）信息对照表128附录D.5REB551信息对照表130附录D.6REL501信息对照表130附录D.7REL511信息对照表132附录E ALPS保护人机对话操作及信息对照表133附录E.1人机对话操作133附录E.2信息对照表133附录F RCS900系列微机保护人机对话操作135附录G LFP-900系列保护装置人机对话操作及信息对照表136附录G.1人机对话操作136附录

13、G.2LFP-900系列保护动作信息对照表136附录G.3LFP-900系列保护装置故障信息对照表137附录G.4LFP921开关保护开关量信息对照表138附录H PSL602保护人机对话操作139附录I WXB11C微机保护人机对话操作及信息对照表141附录I.1人机对话操作141附录I.2信息对照表142附录J 500kV变电站典型操作票（以武南变电站为例）145附录J.1500kV母线停复役145附录J.2500kV线路停复役（有出线闸刀、开关合环运行）148附录J.3500kV线路停复役（无出线闸刀）150附录J.4500kV母线侧开关停复役153附录J.5500kV中间开关停复役15

14、4附录J.6500kV主变停复役155附录J.7500kV二次保护停启用159附录J.8500kV主变220kV侧开关旁代166附录J.9220kV线路停复役167附录J.10220kV线路停复役（线路旁代下停复役）169附录J.11220kV母线停复役171附录J.12220kV母线压变停复役174附录J.13220kV热倒母线174附录J.14220kV线路旁代175附录J.15220kV二次保护停启用177引用文件1. 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）（试行）2. 国家电网生技2005172号：输变电设备运行规范3. 国家电网生2006512号文：变电站管理规范4.

15、 国家电网公司十八项电网重大反事故措施5. 华东电网调2001706号文：关于开关三相不一致保护采用开关本体三相不一致保护的补充通知6. 华东电安2002272号文：华东电网防止电气误操作安全管理规定（试行）7. 华东电力系统调度规程（2004年版）8. 华东电网调交200587号文：2005年华东电网典型操作任务编写说明9. 华东调交继200673号文：关于500KV电网低压电抗器及低压电容器自动投切的技术要求10. 华东电网调交2006504号文：华东电网继电保护及安全自动装置运行管理规定11. 江苏电力系统调度规程（2005年版）12. 苏电调1996563号文：关于220kV断路器安全

16、运行的通知13. 苏电调1996833号文：关于220kV断路器保护运行管理规定的通知14. 苏电生19991133文：江苏省电力公司无人值班变电站运行管理导则15. 苏电生2001573号文：电气设备倒闸操作规范16. 苏电生20011425号文：输变电缺陷管理制度17. 苏电生20011427号文：输变电设备评级管理制度18. 苏电生20011661号文：变电运行管理规范（试行）19. 苏电安20031873号文：江苏省电力公司防止电气误操作装置管理规定20. 苏电调2003204号文：江苏电网220kV双微机母线差动保护装置调度运行补充规定21. 苏电调2003113号文：江苏电网220

17、千伏母联（分段）开关充电保护装置调度运行规定22. 苏电生20041130号文：供电生产管理MIS系统变电模块数据录入规范23. 苏电调2005781号文：关于印发江苏电网调度委托操作管理规定等规章的通知1 倒闸操作1.1 设备状态的一般规定1.1.1 电气设备的状态分为以下几种：1、 设备的“运行状态”：是指设备的闸刀及断路器都在合上位置，将电源至受电端间的电路接通（包括辅助设备如电压互感器、避雷器等）。2、 设备的“热备用状态”：是指设备断路器断开而闸刀仍在合上位置。无单独断路器的设备，如母线、压变及所用变无此状态。3、 设备的“冷备用状态”：是指设备断路器及闸刀都在断开位置。1） “断路

18、器冷备用”时接在断路器上的电压互感器高低压熔丝一律取下，高压闸刀拉开。2） “线路冷备用”时，接在线路上的电压互感器高低压熔丝一律取下，其高压闸刀拉开。3） “母线冷备用”时，该母线上的电压互感器低压熔丝取下，高压侧不拉开。4） 电压互感器与避雷器当其与闸刀隔离后，无高压闸刀的电压互感器当低压熔丝取下后，即处于“冷备用”状态。4、 “检修状态”的设备：是指设备的所有断路器、闸刀均断开，挂好保护接地线或合上接地闸刀时（并挂好工作牌，装好临时遮栏时），即作为“检修状态”。根据不同的设备又分为“断路器检修”与“线路检修”等。1） “断路器检修”是指断路器与二侧闸刀拉开，断路器与线路闸刀（或变压器闸刀

19、）间有压变者，则该压变的闸刀需拉开（或高低压熔丝取下），断路器操作回路熔丝取下，在断路器二侧挂上接地线（或合上接地闸刀）。2） “线路检修”，是指线路的断路器、线路及母线闸刀拉开，如有线路压变者，应将其闸刀拉开或高低压熔丝取下，并在线路出线端挂好接地线（或合上接地闸刀）。3） “主变检修”，即在变压器各侧挂上接地线（或接地闸刀），并断开变压器冷却器电源。4） “母线检修”，是指该母线从冷备用转为检修，包括母线压变改为冷备用或检修状态，在冷备用母线上挂好接地线（或合上接地闸刀）。5、 “充电状态”：设备的电源被接通，但不带负载或设备仅带有电压而无电流流过（忽略少量的充电电流或励磁电流）。1.1.

20、2 设备状态的变更，必须按调度的命令执行。对不符合上述状态的操作，值班调度员应另行提出要求和发布操作指令。1.1.3 流变二次回路有工作影响运行设备、需做安全措施者，由工作人员完成。1.1.4 3/2接线，母线侧断路器检修、需试分合断路器，为防止一次合环影响母差，工作前应将该断路器的CT母差次级退出短接，在投运前恢复。CT回路无联片，此项工作由继保人员完成；CT回路有联片，由运行人员完成，并填入安措票。1.2 倒闸操作的一般要求1.2.1 下列项目可以不填写操作票，但应及时详细记入运行记录内：1、 事故应急处理；2、 拉合断路器、投切低抗或电容器的单一操作；3、 主变有载分接开关调整的单一操作

21、。1.2.2 除上述条文规定外，值班人员进行的一切操作，包括站用交直流系统的操作以及根据工作票所进行的操作和验电、装拆接地线、取放控制回路熔丝等，均应填写操作票。1.2.3 下列操作可由值班员按工作需要自行掌握：1、 站用交直流低压电源操作（不影响一、二次设备正常运行）；2、 定期切换试验；3、 通讯失灵或对人身和设备有严重威胁时的事故处理操作（事后应立即汇报调度）。1.2.4 在正常倒闸操作过程中，发生事故或异常情况时，应暂停操作，先处理事故，后与调度联系继续操作。1.2.5 当值值班员对调度操作命令应坚决执行，不得无故拒绝或拖延。但对错误的操作任务或明显威胁人身、设备安全的命令，应拒绝执行

22、，并将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告调度和本单位领导。1.2.6 电气设备防误联锁不得随意解锁，若确因防误系统故障或特殊情况（事故处理、异常运行方式等），联锁的解除需征得变电站站长或工区主任同意后方可进行，并加强监护。1.2.7 应尽量避免在下列时间进行电气操作：1、 交接班时；2、 系统接线极不正常时；3、 系统高峰负荷时；4、 雷雨、大风等恶劣气候时；5、 有关联络线输送功率超过稳定限额时；6、 系统发生事故时；7、 电网有特殊要求时。1.3 基本操作1.3.1 变压器操作：1、 变压器并列运行的条件：结线组别相同；电压比相等；短路阻抗相等。2、 变压器投入运行时应先合上电源侧断路

23、器，后合上负荷侧断路器。停用时操作顺序相反。1.3.2 倒母线操作：1、 母联断路器应合上并改非自动，压变二次联络开关应合上。2、 母差保护不得停用，并做好相应的调整。3、 单一设备倒母线，热倒应先合后拉，冷倒应先拉后合；将母线上所有设备倒至另一母线时，若既有运行设备又有热备用设备，应先操作热备用设备后操作运行设备。4、 设备的二次回路应与一次结线相对应。1.3.3 母线停复役操作：1、 母线停役前应检查停役母线上所有元件确已转移，同时应防止压变倒送电。2、 双母线中停用一组母线：在倒母线后，应先拉开空出母线上压变次级开关，再拉开母联断路器，后拉开压变高压侧闸刀。3、 双母线停用的一条母线复役

24、：应先将母联开关和母线压变高压侧转运行（压变次级开关保持断开），即空母线和压变一次带电后，再合上空母线的压变次级开关。4、 母线复役时应优先启用充电保护，充电正常后立即停用。1.3.4 500kV线路停复役操作：1、 停役时，应先拉开中间断路器，再拉开母线侧断路器。复役时，操作顺序相反。2、 500kV线路采用三相压变，不得单独停役，其运行状态随线路一起改变。3、 投、停高抗的操作，必须在线路本侧或对侧线路接地的情况下进行。停役时，如无法接地可待线路停电冷备用15分钟后拉高抗闸刀。1.3.5 利用同期装置进行两个系统的并列操作，应符合以下条件：1、 相序相同。2、 频率相等。若调整困难，允许频

25、率差不大于0.5Hz。3、 电压相等或电压差尽量少。若调整困难，允许电压角差最大不超过20度，允许500kV电压差不大于10，220kV电压差不大于20。1.3.6 利用同期装置进行合环操作，应符合以下条件：1、 合环两端电压、相位一致；2、 合环两端电压差一般不超过10，最大不超过20；3、 合环断路器两端电压相角差不大于20度；4、 合环后应检查断路器表计应有负荷指示。1.4 无功电压调整1.4.1 500kV及220kV正常运行电压应按网调、省调颁发的电压曲线控制。值班人员应同时监视500kV及220kV 电压，确保两者均运行在合格范围内，并遵循逆调压的原则。发现任一电压超出合格范围均应

26、汇报上级调度及时调整。1.4.2 由于系统需要调整500kV主变分接头位置，由网调值班调度员发令操作；系统正常方式下为满足站内电压控制要求的500kV主变分接头位置调整操作，由值班人员根据电压曲线及主变分接头各档位置的有关情况向网调值班调度员提出调整要求，经网调值班调度员核准后，进行许可操作，操作完毕后向网调汇报。1.4.3 根据系统需要投、切低抗或电容器，由网调值班调度员发口头命令操作；系统正常方式下通过投、切低抗和电容器的电压调整操作，由值班人员根据电压曲线，向网调值班调度员提出调整要求，经网调值班调度员许可后进行操作，操作完毕后向网调汇报。1.4.4 为满足电压曲线要求而进行的500kV

27、主变分接头位置的调整操作，应在调整低压电抗器、低压电容器投入台数的手段用完后仍不能满足要求时再进行。1.4.5 正常时的电压调节应尽量利用低抗，只有在低抗调压无法满足要求时，方可使用电容器调压，并遵循以下原则： 1、 电容器在投入状态：当500kV电压越上限时，先拉电容器，再投低抗；2、 低抗在投入状态：当500kV电压越下限时，先拉低抗，再投电容器；3、 严禁低抗、电容器均在投入状态。2 500kV变压器2.1 500kV变压器概述2.1.1 500kV变压器一般采用自耦变压器，高压侧和中压侧为自耦联接，中性点直接接地，中压侧带有载或无载调压装置。有分相式和三相一体式两种，结线方式为OY0/

28、D1211（YN，a0，d11），采用强迫油循环导向风冷（ODAF）或油浸自冷/风冷（ONAN/ONAF）的冷却方式。2.1.2 变压器在额定使用条件下，可按额定容量运行。同时应执行调度发布的变压器稳定限额。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，或按厂家规定执行。2.1.4 500kV变压器运行中的温度监视以上层油与线圈的温升为主。强迫油循环风冷变压器的最高上层油温一般不得超过85；油浸自冷、风冷变压器上层油温不宜经常超过85，最高一般不得超过95。制造厂有规定的执行制造厂规定。2.1.5 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行，允许运行时间不得超过部颁变压

29、器运行规程及有关专业文件的规定，或变压器制造厂家的有关规定。2.1.6 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，不得过负荷运行。2.2 500kV变压器的巡视2.2.1 正常巡视1、 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、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，

30、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）。对单一颜色硅胶，受潮变色硅胶不超过2/3（国网运行规范）。对多种颜色硅胶，受潮变色硅胶不超过3/4。10） 各控制箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置长期自动投入。2、 冷却系统：1） 冷却器控制箱内各电源开关、切换开关应在正确位置，信号显示正确，无过热现象。2） 投入运行的冷却器组数恰当，与负荷及温度相适应。3） 风扇和油泵运转正常，无异常声音，油流计指示正常。4） 冷却器本体及蝶阀、管道连接处等部位无渗漏油。3、

31、 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，档位机械指示三相一致。3） 有载调压开关油位正常，符合油位与油温关系曲线。4） 有载开关油箱及有关的法兰、阀门、油管等处无渗漏油。5） 在线滤油装置的组合滤芯压力表指示正确，法兰、阀门、盖板连接处等各部位无渗漏油，工作方式开关位置正确。2.2.2 特殊巡视1、 在下列情况下，应对变压器进行特殊巡视：1） 新投运或经过大修、改造的变压器投运72小时内；2） 变压器保护动作跳闸后；3） 变压器有严重缺陷时；4） 气候突变时（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）；5） 雷

32、雨季节特别是雷雨后；6） 高温季节、高峰负荷期间；7） 变压器过负荷或过电压运行时。2、 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。2.3 500kV变压器检修后的验收2.3.1 变压器的验收1、

33、检修和试验合格，有明确可以投运的结论。2、 变压器无遗留物件、引线接头应紧固。3、 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。4、 冷却装置主备电源切换正确，试验冷却器运转良好、油流指示正确。5、 中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠。6、 变压器各部位阀门位置正确。7、 变压器本体、有载、套管油位指示正常。8、 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。9、 呼吸器内的矽胶无受潮变色，油封杯内油量适当，油色正常。10、 变压器就地及远方温度指示正确。11、 各控制箱和端子箱封堵完好，无进水受潮，温控

34、除湿装置自动投入。12、 无异常告警信号。13、 变压器新投运或经大修、滤油和换油后，投运前冷却器应全部运转一段时间，并提醒检修人员放气。2.3.2 变压器投运前的检查1、 变压器的保护应正常投入，无异常动作信号。2、 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。3、 冷却系统电源正常投入，各组冷却器运行方式符合要求。4、 外部无异物，无遗留接地线。2.4 500kV变压器的运行与操作2.4.1 一般操作原则2.4.1.1 500kV变压器停送电，一般从500kV侧拉停或充电，也可从220kV侧拉停或充电。2.4.1.2 500kV变压器充电前，应检查调整充电侧母线电压及变压器

35、分接头位置，保证充电后各侧电压不超过规定值。2.4.1.3 500kV变压器可在带有低抗情况下，从500kV或220kV侧充电或拉停，但此时应充分考虑对所在母线电压的影响。一般不带电容器进行变压器的充电或拉停操作。2.4.1.4 变压器三相温度应基本一致，若三相温度有明显差别，应及时检查处理。2.4.1.5 500kV变压器正常运行时消防水喷雾装置出水阀宜关闭，防止误动；着火时打开出水阀，进行灭火，现场应有操作说明。2.4.2 冷却系统2.4.2.1 变压器正常运行时冷却系统的两路交流电源均应合上，一路处于工作状态，一路处于备用状态。当所用电进行切换后，应检查冷却器运转正常。2.4.2.2 强

36、迫油循环冷却变压器运行中不准停运全部冷却器。变压器运行时各种负载下冷却器投入组数按厂家要求执行，在现场运行规程中应明确。2.4.2.3 强迫油循环变压器在投运前，应先手动开启全部冷却器运行一段时间，排尽残留空气；主变停运后，应让冷却器继续运行直至主变线圈温度降至60以下，方可关闭冷却器。2.4.3 有载调压装置2.4.3.1 两台变压器并列运行时，所在分接头电压应基本一致，同型号变压器的分接头档位必须一致。2.4.3.2 有载调压由网调发令操作，并做好记录。2.4.3.3 调压操作必须逐档调节，操作时注意观察电压和电流变化正常，分接头位置指示器及动作计数器的指示应有相应变动。2.4.3.4 并

37、列运行的500kV变压器的有载调压操作1、 对于设计有联调回路的有载调压操作，当变压器并列运行时可采用联调方式时，应选择一台“主动”，其余“从动”。2、 有载联调的变压器检修时，应解除与运行变压器间的联调关系，在复役前恢复。3、 变压器不采用有载联调方式运行时，调压方式均选择“单独”方式。4、 变压器均为“单独”方式下进行有载调压时，必须逐一、轮流进行操作，变压器间分接头档位差不得超过1档。2.4.3.5 有载开关切换时发生滑档、超时或机构异常等情况，应揿 “急停”按钮或拉开马达电源，停止调压操作，汇报调度和工区，进行检查处理。2.4.3.6 有载调压开关配有在线滤油装置，用于清洁并干燥有载分

38、接开关油箱中的油。滤油装置正常运行应设为“自动”工作方式，即在有载调压开关动作时自动启动运转。为防止变压器有载调压长期不用而造成油箱底部积杂，每季将变压器有载调压滤油装置切至手动试验滤油一次。2.4.3.7 在下列情况下，禁止调压操作：1、 有载轻瓦斯保护动作发信时。2、 有载开关油箱内绝缘油劣化不符合标准。3、 有载开关油箱的油位异常。4、 变压器过负荷时，不宜进行调压操作；过负荷1.2倍时，禁止调压操作。2.4.3.8 有载调压操作有远控（监控后台/测控屏/控制屏）、近控（总控制箱）、就地（分相机构箱）三种操作方式。正常运行应采用远控或近控操作，总控制箱和机构箱内远/近控选择开关均必须切至

39、“远方”位置，不允许就地分相操作。就地操作，只能在异常情况或检修时采用。就地分相操作一般采用电动操作，只有在电动操作回路或马达故障后，方可进行手动操作。2.4.4 瓦斯保护2.4.4.1 运行中重瓦斯保护应接跳闸。当变压器差动保护停用时，不得将重瓦斯保护改接信号。2.4.4.2 运行中的变压器在进行下列工作时，应先征得调度同意，将本体重瓦斯改接信号，才能许可工作，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸：1、 变压器本体进行滤油、加油或放油工作。2、 变压器本体瓦斯继电器进行检查或校验。3、 当变压器本体油位计指示的油面有异常升高等情况，为查明原因有必要打开放气或放油阀门、检查呼吸器等工作时。4、 更换

40、变压器潜油泵。5、 更换变压器滤油器的吸附剂。6、 在进行调换呼吸器矽胶或拆动呼吸器检查等工作前应确认呼吸器畅通，否则也应将重瓦斯改接信号。2.4.4.3 变压器运行中，有载调压开关进行下列工作时，应先征得调度同意，将有载调压重瓦斯改接信号，才能许可工作，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸：1、 有载开关进行加油、放油。2、 滤油装置检修。3、 瓦斯继电器进行检查或校验。4、 当有载调压开关油位计指示的油面有异常升高等情况，为查明原因由必要打开放气或放油阀门，检查呼吸器等工作时。5、 在进行调换呼吸器矽胶或拆动呼吸器检查等工作前应确认呼吸器畅通，否则也应将重瓦斯改接信号。2.5 500kV变压器的

41、运行注意事项2.5.1 主变冷却器交流工作电源应具备三相电源监测回路，保证任一相电源失去均能可靠自投，否则应做好预案。2.5.2 变压器停运操作前，应先将相应的低抗、电容器自投切装置停用；变压器恢复运行后，再将其自投切装置投入。2.5.3 不准将带有磁性的物体靠近运行中的油流计。2.5.4 3/2接线的变压器检修且断路器需再次合环运行时，应停用变压器本体保护跳闸出口，检修结束后恢复。2.5.5 油浸自冷/风冷变压器，冷却器停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。油浸风冷变压器当冷却系统故障后，顶层油温不超过65时，允许带额定负载运行。2.5.6 强迫油循环风冷变压器，当冷却系统故障

42、切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75，则允许上升到75，但最长时间不得超过1小时。如上层油温已达到75，应立即汇报调度停用变压器。若生产厂家有其他的明确时间要求，则按厂家要求执行。2.5.7 当发现变压器温度达到整定值而“辅助”冷却器未自动投入时，应及时手动将其投入。2.5.8 冷却系统控制回路熔丝熔断后，禁止将熔丝换大或直接短接。2.5.9 变压器自动灭火装置正常运行时应切至“手动”位置。2.6 500kV变压器的异常和事故处理2.6.1 异常和事故处理的一般原则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

43、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。2、 变压器有下列情况之一者，应加强监视和检查，判断原因，并立即汇报调度和工区，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。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。4、 变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变

44、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。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。6、 变压器内部故障跳闸后，应尽快切除全部冷却器，避免故障中产生的游离碳、金属微粒进入非故障部分。2.6.2 异常情况判断及处理1、 变压器过负荷1） 记录过负荷起始时间、负荷值及当时环境温度。2） 手动投入全部冷却器。3） 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。4） 对过负荷变压器特巡，检查风冷系统运转情况

45、及各连接点有无发热情况。5） 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1) 核对是否由于温度表、变送器等故障引起，汇报工区，进行处理。2) 检查是否由于冷却器故障或冷却效率降低引起，应投入全部可用冷却器。3) 检查是否由于过负荷引起，按变压器过负荷规定处理。4) 如系原因不明的异常升高，必须立即汇报调度及工区，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：a) 油位计故障；b) 油枕内胶囊破裂；c) 呼吸器堵塞；d) 变压器温度急剧升高。2) 油位过低的原因：a) 油位计故障；b) 油枕内胶囊破裂；c

46、) 变压器漏油。3) 发现油位过高或过低，立即汇报调度及工区，及时处理。运行中进行处理时，应防止重瓦斯误动。4、 冷却器故障1） 运行中的单组冷却器故障，应立即将备用冷却器投入运行，并对故障冷却器进行检查，汇报工区，进行处理。2）冷却器全停后，应立即汇报调度，并指定专人监视，记录变压器的负荷与温度，同时立即设法尽快恢复冷却器运行。并对变压器应进行不间断监视，运行时间及上层油温超过规定时，应立即汇报调度将变压器停运。a） 对于分相式变压器，若三相冷却器全停，一般为电源故障。若由于冷却系统主用电源失去、而电源自投回路故障造成冷却器全停时，应将交流电源切换方式选择开关切至“手动”，并将交流电源切至备

47、用电源供电，使冷却器恢复运行。b） 某一相冷却器全停，检查发现该相总电源开关跳闸，可试送一次。若试送不成，可先将各组冷却器停用，再合上总电源开关，然后分别投入各组冷却器，查找故障点。5、 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。汇报调度及工区，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。6、 瓦斯保护动作1) 轻瓦斯动作发信可能有以下原因引起：a) 滤油、加油、换油、呼吸器及冷却装置工作后空气进入变压器；b) 油温骤降

48、或漏油使油位降低；c) 变压器内部发生轻微故障；d) 二次回路或瓦斯继电器本身故障；e) 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。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7、 差动保护动作1) 差动保护动作的原因：1) 变压

49、器内部故障；2) 变压器各侧差动CT至变压器的设备发生故障；3) 差动保护二次回路故障或保护误动。2) 差动保护动作的检查处理：1) 变压器各侧差动CT范围内的设备，有无闪络或破裂痕迹，变压器套管是否良好；2) 变压器油面、油温是否正常；3) 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；4) 差动继电器及二次回路有无不正常现象；5) 各侧供电线路有无保护动作；6) 差动保护动作跳闸，应立即汇报调度及工区，并进行故障点查找。若非保护或二次回路故障造成的保护误动，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。8、 变压器后备保护动作1) 检查后备保护范

50、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。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。9、 变压器着火变压器着火时，立即拉开变压器各侧断路器和冷却器交流电源，迅速启用水喷雾装置，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 断路器的巡视3.1.1 断路器正常巡视项目1、 引线连结部位无过热现象，引线弧度适中、无断股，定期进行红外测温。2、

51、 绝缘瓷套表面清洁，无破损裂纹或放电痕迹，内部无异常声响。 3、 断路器实际分合闸状态与机械、电气位置指示相一致。4、 SF6断路器SF6气体压力正常。5、 操作机构压力正常：液压机构油箱油位正常、无渗漏油；空压机构压缩机压力正常；弹簧操作机构储能正常。6、 机构箱及汇控柜内远近控开关应在“远方”位置，各电源开关及闸刀、熔丝应在合上位置。7、 温控除湿装置应长期自动投入。8、 空压机构应定期对各储气罐进行排水。9、 操作箱、汇控箱内应封堵完好，各电气元件应清洁完整，且箱门关闭严密，无进水受潮。3.1.2 下列情况对断路器进行特殊巡视：1、 断路器跳闸后；2、 新投运或检修后；3、 高温季节、恶

52、劣天气，高峰负荷时；4、 断路器操作机构频繁建压；5、 断路器存在严重缺陷时。3.2 断路器检修后的验收项目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，断路器及其操作机构、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。4、 相色标志明显、正确。5、 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。6、 SF6断路器压力正常。7、 液压机构无渗漏，油位计的玻璃应完整清洁，油位监视窗内充满油。8、 断路器位置信号、异常报警信

53、号应正确动作。9、 防误操作装置齐全、良好。10、 远方和就地的各种分、合闸操作应正确动作。11、 检查熔断器及熔丝元件接触良好，熔丝元件容量符合规定。12、 机构内三相不一致保护动作正确、时间整定符合要求。3.3 断路器的运行与操作3.3.1 断路器一般设有远控和近控操作功能。正常时运行中，应采用“远控”操作方式，只有在断路器不带电情况下方可进行“近控”操作。3.3.2 操作前应检查断路器控制回路及操作机构正常，即具备运行操作条件。开关合闸前，须检查继电保护已按规定投入。3.3.3 操作中应同时监视有关电压、电流、功率表计的指示及断路器变位情况。3.3.4 操作后应检查断路器状态指示、有关表

54、计指示是否正常，有无异常信号，并检查现场三相机械指示正确。3.3.5 断路器合闸送电时，如因保护动作跳闸，应立即停止操作并向调度汇报，并进行现场检查，严禁不经检查再次合闸强送。3.3.6 断路器故障跳闸后，应立即进行外部检查，并填写断路器跳闸记录。当断路器允许故障跳闸次数已达允许次数的前一次时，应汇报调度，要求停用其重合闸。3.4 断路器的运行注意事项3.4.1 若断路器远近控切换开关切至“近控”位置时，切断了保护及自动装置的跳闸或合闸回路，则必须有“断路器在近控位置”和“控制回路断线”的告警信号。3.4.2 旁路断路器代其它断路器时，在合环后应检查三相有电流且基本平衡后，方能拉开被代断路器。3.5 断路器的异常处理3.5.1 断路器在运行中发生下列情况，应立即汇报调度和工区，将其停用。1、 瓷套有严重的破损和放电现象； 2、 SF6断路器中气体严重泄漏，已低于闭锁压力；3、 操作机构的压力降低，闭锁分、合闸； 4、 断路器内部有爆裂声或喷油冒烟；5、 断路器引线严重发热；6、 其它严重缺陷。3.5.2 断路器SF6压力低报警时，断路器仍可运行，应立即汇报调度和工区，安排断路器SF6气体补气。当发出SF6压力低闭锁信号时，闭锁断路器分合闸，应立即汇报调度及工区，将该断路器停役后处理，处理原则参见。3.5.3 当断路器发生合闸闭锁时，经现场检查确认后，立即汇报调度和