变配电设备运行维护及电气安全

会计学1变配电设备运行维护及电气安全2/152第一章绪论

一、变配电所的类型工厂变电所分总降压变电所和车间变电所。一般中小型工厂只设10kV开关站或车间变电所。车间变电所按其变压器安装地点来分，有下列形式：

1、车间附设变电所：变压器室的一面墙或几面墙与车间墙共用，变压器室的大门向车间外开。如果按变压器室位于墙内还是墙外还可进一步分为内附式和外附式。

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2、车间内变电所：变压器室位于车间内的单独房间内，变压器室的大门向车间内开。

3、户外变电所：变压器装于户外（露天）的地面上。

4、独立变电所：整个变电所设在与车间建筑物无直接联系的单独建筑物内。

5、杆上变电台：变压器装在户外电杆上面。第2页/共152页4/152第一章绪论

二、变配电简介人们常用电力线路来输送和分配电力，用变电所将一个电压等级电力变换为另一电压等级的电力，以利使用，变配电所担负着从电力系统受电，经过变压然后配电的任务，工厂变配电所是工厂供电系统的枢纽，在工业生产中占有特殊重要的地位。（一）、根据电气主接线的要求，用来接受和分配电能的电气设备称为变配电装置。配电装置的形式可分为户内配电装置及户外配电装置。

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变配电装置主要包括变压器、控制电器（断路器、隔离开关、负荷开关等）、保护电器（熔断器、继电器及避雷器等）、测量电器（电流互感器、电压互感器、电流表、电压表）以及母线及载流导体等。第4页/共152页6/152第一章绪论

（二）、变配电网络特点：

1、简单可靠：要求变配电网路的接线在满足用户必要的可靠性前提下，力求简单，以减少设备投资，提高供电安全性。

2、运行灵活：要求变配电网路在部分电源故障时，为保证供电的可靠性和电器设备故障时进行检修的可能性。第5页/共152页7/152第一章绪论

3、技术先进：要求变配电网路各项技术指标先进，在各种运行状况下均能保证供电质量。

4、经济合理：在经济上应使年运行费用为最低。

5、操作维护安全、方便：要求在各种运行方式下，均应保证运行检修人员在操作、检修时方便、安全。第6页/共152页8/152第一章绪论

（三）、对配电装置的基本要求。高、低压开关和保护电器是配电装置的重要组成部分。它包括各种断路器、隔离开关、接触器以及熔断器和热元件装置等。上述各种电器除应满足对配电装置的一般要求外。对各种断路器的触头还要求它在切断或接通正常负荷电流或短路电流时，不应被电弧过度损坏或熔焊，以至影响其继续工作。根据前面的几点要求运行可靠、维护方便、工作安全、技术先进、运行经济合理的原则外，必须尽量节省设备、装配材料和建筑材料的费用，必须尽量降低建造成本。第7页/共152页9/152第一章绪论

要求变配电装置具有良好的电气特性及绝缘特性，动作灵敏、工作可靠性高。在配电装置过负荷或短路时，应能承受大电流所产生的机械应力和高温的作用，能满足动稳定和热稳定的要求。此外，变配电装置应能保证设备操作，维护和检修的方便，以及保证操作人员的人身安全。第8页/共152页10/152第一章绪论1、对配电装置的安全技术要求。（1）、两路及两路以上电源供电时，各路电源主进线与联络开关之间应装设电气防误装置。电气防误装置是防止工作人员发生电气误操作的有效技术措施。防误装置包括：微机防误、电气闭锁、电磁闭锁、机械联锁、机械程序锁、机械锁、带电显示装置等。（2）、10kV室内成套设备的隔离开关和相应的断路器之间应装有闭锁装置。

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（3）、配电装置的相色排列应符合下列规定：①、同一配电装置内各回路相色排列应保证一致。②、硬母线应涂色，其色分别为：A相黄色；B相绿色；C相红色；零线黑色。③、软母线应标明相别。④、配电装置间隔内的导线应留有悬挂临时接地线的位置，此处不应涂相色漆。第10页/共152页12/152第一章绪论

2、对户内、外配电装置个部件安全距离的要求。为了保证运行时设备及人身安全，以及检修维护及搬运方便，对配电装置的各部件规定了最小的电气绝缘安全距离。如表-1、表-2所示。各种间隔的安全距离中，最基本的是空气中的最小安全净距，即表-1、表-2中的A1及A2值，它表明带电部分到接地部分或相间的最小安全净距。在这一距离下，无论在正常或过电压运行时，都不会发生空气绝缘的电击穿。其余各值都是在A1及A2的基础上，加上运行维护、检修和搬运工具的活动范围而制定。第11页/共152页13/152表-1户外配电装置的最小安全净距（mm）名称额定电压（kV）1-1035110J220J带电部分至接地部分（A1）2004009001800不同相的带电部分之间（A2）95011506502550带电部分至栅栏（A3）20040010002000无遮拦裸导体至地面（C）2700290034004300带电部分至网状遮拦（B2)30050010001900不同时停电检修的无遮拦裸导体之间的水平净距（b）2200240029003800注：110J、220J分别指110千伏中性点直接接地电力网。第12页/共152页14/152表-2户内配电装置的最小安全净距（mm）

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。名称额定电压（kV）1-361035110J带电部分至接地部分（A1）75100125300850不同相的带电部分之间（A2）82585087510501600带电部分至栅栏（B1）75100125300900带电部分至网状遮拦（B2)175200225400950带电部分至板状遮拦（B3)105130155330880无遮拦裸导体至地面（C）23752400242526003150不同时停电检修的无遮拦裸导体之间的水平净距（D）18751900192521002650出线套管至户外通道路面（E）40004000400040005000第13页/共152页15/152

第二章电力变压器运行与维护准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。

一、变压器的类型按用途分为电力变压器、调压变压器、试验变压器、整流变压器、各种小型电源变压器、仪表变压器、自耦变压器和各种专用变压器。按相数分为单绕组变压器、双绕组变压器、三绕组变压器和多绕组变压器。按冷却方式分为油浸变压器、干式变压器、三绕组变压器、充气变压器、风冷变压器和强迫油循环变压器。按调压方式分为无载调压变压器和有载调压变压器。按铁芯形式分为壳式变压器和芯式变压器。按中心点绝缘分为全绝缘变压器和半绝缘变压器。第14页/共152页16/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。

二、变压器的主要组成部分铁芯、绕组、油箱、油枕、呼吸器、防爆管（泄压器）、散热器、绝缘管、分接开关、瓦斯继电器、温度计、净油器。第二章电力变压器运行与维护第15页/共152页17/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。

三、瓦斯继电器的作用是变压器的重要保护元件。当变压器内部发生故障时，油中产生的气体或油气流动时，瓦斯继电器的动作，发出信号或作用于变压器跳闸，以保护变压器。发生故障后，可以通过瓦斯继电器的视窗观察气体的颜色，并取所进行分析，从而对故障性质作出判断。第二章电力变压器运行与维护第16页/共152页18/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。

四、变压器的运行油温标准为确保变压器正常运行和其绝缘强度，防止变压器油劣化。对运行中的油浸式变压器，运行人员必须认真监视上层油温不超过标准；油浸式自冷、风冷式为95℃；强迫油循环风冷式为85℃。当运行人员发现接近上述极限温度时，应按现场规程增加投入冷却器的数量或申请转移负荷，并加强巡视和监视。第二章电力变压器运行与维护第17页/共152页19/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。

五、变压器有载分接开关操作的一般规定

1、正常情况下，一般使用远方电气控制逐级调压，同时监视分接位置指示灯与机械指示灯与机械指示器的档位一致、电压的变化在规定的调压范围内及对应的电流变化正常（间隔应在1分钟以上，每调一个分接头计为一次），并作好记录。

2、两台有载调压变压器并联运行时，其调压操作应在变压器85%额定负荷以下轮流逐级进行。

3、当有载调压变压器过载1.2倍时，禁止分接开关变换操作并闭锁。第二章电力变压器运行与维护第18页/共152页20/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。六、变压器油位变化的因素在正常情况下变压器的油位变化是随着油温的变化而变化的。而油温的变化直接影响变压器油的体积，使油位发生变化。影响油温（即油位）变化的因素有负荷、环境温度和冷却装置的运行状况等。第二章电力变压器运行与维护第19页/共152页21/152

第二章电力变压器运行与维护准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。

七、变压器的正常运行状态

1、变压器运行时的响声是连续均匀的“嗡嗡…”

声，冷却器运行时风机、潜油泵的运转响声也均匀无杂声。

2、变压器的电流、电压、有功、无功、油位（本体应略高于分接）、油温（就地与远方温度计指示差小于5℃）等参数均在其铭牌或规程规定的范围内。

3、变压器的各类保护均应处于正常运行状态。第20页/共152页22/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。八、变压器的异常运行状态严重漏油；油位过高、过低或不正常升高；在正常负荷和冷却条件下油温不正常升高；冷却装置故障；内部声音不正常；套管破损放电或接头发热、瓦斯继电器内气体不断集聚，轻瓦斯连续动作发信号；正常或事故过负荷；有载调压装置故障。第二章电力变压器运行与维护第21页/共152页23/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。九、运行变压器缺油的危害变压器油位过低会使轻瓦斯动作；缺油严重时，铁芯绕组会暴露在空气中容易受潮，并可能绝缘击穿。第二章电力变压器运行与维护第22页/共152页24/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。十、根据变压器的声音异常判断故障性质

1、变压器正常运行发出均匀的“嗡嗡”声，但如果有较高且沉闷的“嗡嗡”声，可能是过负荷运行、电流大、铁芯振动力增大引起，应监视变压器负荷变化。

2、变压器内部有短时的“哇哇”声，可能是大动力设备启动，负荷突然增大，产生高次谐波；也可能是电网中发生过电压和雷电波侵入或穿越性短路等。

3、变压器内部有间隙的“哼哼”声，忽粗忽细、忽高忽低，可能是系统中铁磁谐振，或有断线、接地故障。第二章电力变压器运行与维护第23页/共152页25/152

第二章电力变压器运行与维护准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。

4、变压器有“噼啪”和“嗤嗤”的放电声，若声音沉闷可能是内部发生局部放电；若声音清脆可能是套管裂纹、破损或污染严重、设备线卡接触不良放电。

5、变压器若有“咕噜”、“咕噜”的沸腾声，可能是绕组发生短路故障或接头接触不良引起严重过热。

6、变压器有爆裂声，可能是变压器内部绝缘击穿严重的放电。

7、变压器内部有“叮当叮当”锤击声及“呼呼”刮大风声，可能是铁芯夹金件松动或个别零件松动。第24页/共152页26/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。十一、变压器温升过高的原因

1、分接开关接触不良接触电阻增加造成打冷战发热，轻者会增加功率损耗，使油温升高，重者还会烧毁分接开关。通过测量高压绕组的直流电阻，可判断分接开关接触情况；也可通过轻瓦斯频繁动作或取油化验判断。如属分接开关接触不良，应通过吊心进行检修。

2、绕组匝间或层间短路绕组短路部分会出现很大环流，绕组导线温度升高，造成变压器温升过高。第二章电力变压器运行与维护第25页/共152页27/152第二章电力变压器运行与维护准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。通过测量绕组的直流电阻，可判断匝间或层间是否短路；如短路点打火形成电弧，会使油分解产生气体，导致轻瓦斯频繁动作。匝间或层间短路故障只能通过吊心检查并处理。

3、铁心硅钢片间绝缘损坏硅钢片间绝缘损坏或穿心螺栓的绝缘套管损坏，都会使铁心产生涡流，从而导致变压器温升过高。油温长时间升高，会加速油质老化，因此，通过油质化验分析，可大致做出判断。铁心故障只能通过吊心检查并处理。第26页/共152页28/152

准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。十二、造成变压器缺油的原因及危害造成变压器缺油的原因主要有：变压器箱渗漏油；放油截止阀门关闭不严；取油样后未及时补油；出现假油面未及时发现等。变压器缺油的危害主要有：油面过低，可能致使瓦斯继电器误动作，造成变压器停电。同时由于变压器绕组露出油面，会使绝缘强度下降，甚至造成事故。另外，油箱内进入空气，变压器油吸收空气中的潮气，会使变压器油绝缘强度下降，加速油质劣化。第二章电力变压器运行与维护第27页/共152页29/152第二章电力变压器运行与维护准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。十三、运行中的变压器取油样时注意事项

1、取油样前，应先检查油标管，变压器缺油时不准取样；

2、取油样应在天气干燥时进行；

3、应使用带玻璃塞的玻璃瓶装油样，并需经干燥处理；

4、油量应一次取够，做油耐压试验不少于0.5L,做简化试验不少于1L。第28页/共152页30/152第二章电力变压器运行与维护准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。十四、运行中的变压器取油样的方法

1、应在变压器下部放油截门处取油样，先放出2L左右底部积存的污油，并擦净放油口，再用变压器油冲洗干净；

2、用变压器油将油样瓶冲洗两次，并将瓶塞清洗干净；

3、将油样灌入样瓶后，应立即将瓶塞盖好，并用石蜡封严瓶口，以防受潮；

4、启瓶时，室温应接近取油样时的温度，否则油样会受潮，影响试验结果。第29页/共152页31/152第二章电力变压器运行与维护准确掌握设备现状，发现隐患，及时采取对策，把故障消灭在萌芽状态。通过资料积累，提出合理的设备维修和零部件更换计划，不断总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备的故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间的努力，可靠性逐步达到并保持较高的水平，创一流发电企业。维修费用明显下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%~30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提高，设备综合效率提高。在实施点检制后，在持续改进设备的同时，不断总结经验，加强设备状态检测和技术诊断，不断扩大状态检修比例，实现优化检修。十五、变压器补油时的注意事项

1、补入的油应与变压器中的油牌号相同，并经试验确认合格，不同牌号的油应做混油试验确认合格。

2、如果变压器在运行中补油，补油前应将重瓦斯保护改接信号位置，防止误动掉闸。补油后要及时排放油中气体，运行24小时之后，方可将重瓦斯投入工作位置。

3、补油应在变压器油枕上的注油孔处进行，补油要适量，禁止从下部放油截门处补油。第30页/共152页32/152第二章电力变压器运行与维护

十六、对变压器线圈绝缘的监视变压器在安装或检修后以及长期停用要投入，均应测量线圈的绝缘电阻，并把测量的数据及当时的油温记入变压器档案。在变压器使用期间所测得的绝缘电阻与安装或检修干燥快投入时测得的数据相比，以次判断绝缘状态，绝缘电阻的测量应尽可能在相同的温度，用相同电压的摇表进行。测量绝缘电阻应使用1000～2500V电压的摇表。第31页/共152页33/152第二章电力变压器运行与维护

十七、对变压器的检查

1、安装在有人值班的变电所内的变压器，应根据控制盘上的仪表监视变压器的运行。每小时抄表一次。若变压器过负荷运行，则应每隔半小时抄表一次。无人值班的变电所应于每次定期巡视变压器的检查电压，电流和上层油温。对于变配电变压器应在最大负荷期间测量三相的负荷，如有不平衡时，应重新分配。第32页/共152页34/152第二章电力变压器运行与维护

2、变压器运行中应检查：（1）、变压器油位、油色是否正常；器身、套管及附件有无渗漏油或锈蚀。（2）、上层油温、声响是否正常；有无异常气味。（3）、变压器套管是否清洁，有无破损裂纹。（4）、套管是否清洁，有无破损、裂纹和放电现象；接头有无发热。（5）、变压器嗡嗡声的性能，音响是否加大，有无新的音调发生等。（6）、变压器防爆管的防隔膜是否正常完好。

第33页/共152页35/152第二章电力变压器运行与维护

（7）、变压器的油温及冷却系统运行情况。冷却器（风扇、油泵）运行是否正常。（8）、呼吸器油封、硅胶是否是否失效。（9）、瓦斯继电器内是否充满油，油色是否正常、有无渗漏油，防水、防油措施是否完好，分接开关位置是否正确一致。（10）、若变压器系统在室内，则应检查门窗、门闩是否齐全，房屋是否漏雨，照明和空气温度是否适宜。（11）、接地装置及其引下线是否完好，有无损伤、锈蚀等。（12）、运行电压、电流是否在规定范围内。第34页/共152页36/152第二章电力变压器运行与维护

十八、变压器的特殊巡视检查内容

1、过负荷：监视负荷电流、油位和油温的变化，声音是否正常，接头是否发热。冷却器是否全部投入并运转正常。

2、气温骤变时：检查油位、接头和引线驰度是否正常。

3、大风、雷雨、冰雹后：检查套管瓷绝缘有无破损、裂纹、放电、接头是否发热。

4、雨、雾、雪时：检查套管瓷绝缘有无破损、裂纹、放电、接头是否发热。

第35页/共152页37/152第二章电力变压器运行与维护5、故障后：检查油色、油温、瓦斯继电器、套管瓷绝缘、接头和接地引下线等是否正常，有无喷油现象。

6、新投和大修后投入运行：72h内每2h巡视检查一次变压器的声音、油位、油温和渗漏油等。第36页/共152页38/152第二章电力变压器运行与维护

十九、电气部门的运行负责人应附加检查

1、变压器的外壳接地状况；

2、油的再生和过滤器的工作状况；

3、油枕的集泥器内有无水和不洁物；

4、室内变压器的通风情况；

5、各种标识牌和相色的漆是否明显清楚。第37页/共152页39/152第二章电力变压器运行与维护

二十、变压器的合闸、拉闸和变换分接头

1、值班人员在合变压器的开关前，须仔细检查变压器，以确保变压器处于完好状态。检查临时接地线、标示牌、遮拦等是否拆除。检修后合开关时还要检查工作票是否交出，然后测量绝缘电阻。测量时应将电压互感器断开。

2、所有备用变压器均应随时可以投入运行。长期停用的备用变压器应定期充电；强迫油循环的水冷式变压器投入运行前应先启动油泵然后启动水泵。第38页/共152页40/152第二章电力变压器运行与维护

3、变压器的拉、合闸的操作程序应在现场规程中予以规定并须遵守下列各条：（1）、变压器的充电应当在装有保护装置的电源侧进行，变压器损坏时可由保护装置将其切断。（2）、如有开关时，必须使用开关投入和切断。（3）、若没有开关时，可用隔离开关拉合空载电流不超过2A的变压器。切断电压为20kV及以上的变压器空载电流时，须带有消弧面合机械传动机构并装在室外的三联刀闸，如因环境所限装在室内时，则应在各相间安装不易燃烧的绝缘物，使其相互隔离，以免一相弧光延及邻相而发生短路。第39页/共152页41/152第二章电力变压器运行与维护

4、新安装或更换线圈大修后的变压器与发电机组单元绕线时，投入运行应由零起升压充电，其它变压器可冲击合闸充电。变压器在大修和事故检修及换油以后，可无须等待消耗油中的气泡即进行充油和加负荷（但做耐油试验除外）。装有油枕的变压器在合闸前，应放去外壳和散热器上部的残存空气。第40页/共152页42/152第二章电力变压器运行与维护

5、如变压器的分接头变换器不可能在带负荷状态下调整电压，则在变换分接头以前，应用所有开关和隔离开关把变压器与电力网断开。变换分接头时，需注意分接头位置的正确性。变换分接头以后，必须用欧姆表或电桥测量回路的完整性和三相电阻的均一性。变换分接头情况应记入值班操作记录簿里，以便随时查核。第41页/共152页43/152第二章电力变压器运行与维护

二十一、瓦斯继电保护装置的运行

1、变压器由运行改为备用时，瓦斯保护装置应照常与信号联接，其目的在于监视变压器油面下降以便及时加油。

2、对运行中的变压器进行滤油和加油时，应将瓦斯继电保护装置改为信号，此时变压器的其它继电保护装置（如差动保护、电流切断装置）仍应接至跳闸线圈。变压器滤油或加油后，于变压器完全停止排出空气气泡时，不可将瓦斯继电保护装置重新加入运行。

第42页/共152页44/152第二章电力变压器运行与维护

3、当油位计指示的油面有异常升高现象时，为查清原因，在未取下瓦斯继电器跳闸回路的连接片以前，不得打开各种放气或放油的塞子，清理呼吸器的孔眼或进行其它工作。

4、备用的单相变压器投入运行而替换运行中的变压器时，值班人员应使用切换开关将换上的变压器上的瓦斯继电保护装置的跳闸回路断开。第43页/共152页45/152第二章电力变压器运行与维护

二十二、变压器的并列运行

1、变压器的并列运行条件：（1）、线圈绕线组别相同；（2）、电压比相等；（3）、短路电压相等。电压比不同和短路电压不同的变压器，在任何一台都不过负荷的情况下，也可以并列运行；短路电压不同的变压器并列运行时，应适当提高短路电压大的变压器二次电压，以使并列运行的变压器的容量均充分利用。第44页/共152页46/152第二章电力变压器运行与维护

2、变压器安装后以及在进行有可能使相位变动的工作后，必须经过定相以后才许并列运行。

3、所有奇数绕线组的三相变压器，只要调换外部接线头，即可并列运行；所有偶数绕线组的三相变压器，如相差120°或240°，亦可调换外部接线头并列运行。但相差60°、180°、300°者，必须换掉内部接线以后，才能并列。奇数绕线组与偶数绕线组的变压器不能相互并列。第45页/共152页47/152第二章电力变压器运行与维护

二十三、整流变压器的运行和维护

1、整流变压器应依照铭牌规范及规定的冷却条件运行，并具备可靠的保护系统，油位监视线明显完好。在变压器规定的直流电流下运行。当油水冷却器故障致使油水冷却失效时，坚持运转时间不得多于10分钟。若超过时，应使变压器停运。变压器投入并带负荷，其次冷却系统通水。

第46页/共152页48/152第二章电力变压器运行与维护

2、油枕上应有呼吸器，硅胶不应失效，呼吸器底部油碗中油位应正常；变压器油标中的油位必须在相应的变压器上层油温的油位线附近，变压器正常运行时，上层油温不得超过85℃，否则应查明原因，在查找原因阶段应加开油水冷却器。第47页/共152页49/152第二章电力变压器运行与维护

3、绕线应正确牢固，套管完整，油门油箱无渗漏油，接地良好。有载调压开关的可靠性，位置指示必须准确，经吊心检修投入前，必须检修极限开关的可靠性，位置指示的正确性。每次倒头必须注意观察数字管指示，电流变化与升降按钮的一致性，如发现连号，应立即开倒头机的电源。第48页/共152页50/152第二章电力变压器运行与维护

4、新投入的变压器也包括大修后试验标准，方能投入运行。经常监视变压器一、二次电流的均衡与否，三相电流差不超过10%。同时，也应监视三相电压的平衡情况。第49页/共152页51/152第二章电力变压器运行与维护

二十四、浇注型干式变压器的运行和维护浇注型干式变压器将带电的线圈用环氧树脂浇注而成。因此，它具有难燃、安全、不吸收空气中的潮气、结构牢固、体积小、重量轻、损耗小，节能、运行噪音小、脏物不会进入线圈、检查维护简单等特点。在户内的电气设备中，要求使用难燃变压器的场合。已经广泛使用浇注型干式变压器代替以前使用的浸清漆干式变压器。

第50页/共152页52/152第二章电力变压器运行与维护

（1）测量绝缘电阻（用1000V或2500V兆欧表）。绝缘电阻绝缘值如下（25℃）：

1、开始运行前的实验，为了确保浇注型干式变压器能够在正常状态下开始运行。要进行如下工作：（1）、测量绝缘电阻（用2500V兆欧表）。绝缘电阻绝缘值如下（25℃）：额定电压kV3322116.63.31.1以下绝缘电阻MΩ100503020105第51页/共152页53/152第二章电力变压器运行与维护

（2）工频耐压试验。为了核实变压器能否接入电网，还应进行耐压试验。电路最高电压Kv试验电压Kv试验时间min7Kv以下1.5E（最低0.5Kv）107Kv以上1.25E（最低10.5Kv）10E是变压器最高工作电压第52页/共152页54/152第二章电力变压器运行与维护

2、投入运行后的维护和检查。检查带电运行的浇注型干式变压器时，绝对不可触及浇注型线圈的环氧树脂表面，因为在运行中其表面电位与其内部线圈导体上的电位大致相等触及后有危险。通常在浇注型变压器醒目之处钉有“禁止运行中触及”的警告标示牌。当需要靠近带电部分时，与带电部分应保持如下表规定的距离。额定电压（Kv）距离（m）22Kv及以下1.0

超过22Kv至33Kv1.5第53页/共152页55/152第二章电力变压器运行与维护

停电检查和维护时应核实变压器确已切断电源，并经过验电，做好接地后方可进行检查和维护。（1）、日常的检查维护：日常的维护和检查是从外观检查变压器的运转状态，每日进行一次，包括抄录电压、电流、功率因数、周围温度、变压器的温度、声音、振动情况、有无异常气味，以及线圈、铁芯、接线等有无灰尘放电异常现象，以便及时采取措施，避免发生不测事故。

第54页/共152页56/152第二章电力变压器运行与维护

（2）、定期检查。第一次定期检查可在运行后2～3个月，以后每年进行一次。内容是：浇注线圈相间连结线有无老化，有无沾污绝缘情况；铁芯、风道有无沾污和其它异常现象；引出线、调压分接开关的连结是否异常；线圈支持件是否异常；仪表及保护装置的读数和动作是否正确；以及冷却装置（如电机、风扇、轴承）附属仪表（如断风报警、温度计等）是否正常。发现异常应予以更换和修理。第55页/共152页57/152第三章断路器的运行与维护

一、断路器的作用断路器是变电所中比较重要的电力控制设备。当系统正常运行时，它能切断和接通线路及各种电气设备的空载和负载电流；当系统发生故障时，它和继电保护配合，能迅速切除故障电流，以防止事故范围扩大。

第56页/共152页58/152第三章断路器的运行与维护

断路器的种类繁多，但其主要结构相似，一般结构包括：

1、导电回路2、灭弧室；

3、绝缘部分；4、操作机构和传动部分；

5、外壳及支持部分。第57页/共152页59/152第三章断路器的运行与维护

二、根据灭弧的不同原理，断路器分为

1、油断路器：是利用油来灭弧的；采用变压器油作为灭弧介质和触头开断后的弧隙绝缘介质的断路器称为少油式断路器；采用变压器油作为灭弧介质和触头开断后的弧隙绝缘介质以及带电部分与接地外壳之间绝缘介质的断路器称为多油式断路器。

2、空气断路器：是利用压缩空气来灭弧的；采用压缩空气作为灭弧介质和触头开断后的弧隙绝缘介质的断路器。其灭弧能力强、动作迅速，但结构复杂、耗材较多。

第58页/共152页60/152第三章断路器的运行与维护3、六氟化硫断路器：采用具有优良灭弧和绝缘性能的SF6气体作为灭弧介质的断路器。其开断能力强、体积小，但结构复杂、耗材多；

4、磁吹断路器：是利用磁场来灭弧的；

5、真空断路器：利用真空的高介质强度来灭弧的断路器，其灭弧速度快、寿命长、体积小。第59页/共152页61/152第三章断路器的运行与维护

三、断路器应满足以下要求

1、能迅速、安全地切断短路电流；

2、有较高地热稳定性和动态稳定性；

3、在频繁地操作中，机械动作灵活可靠；

4、运行中有较高的绝缘强度，并能抵抗外界恶劣条件的影响。第60页/共152页62/152第三章断路器的运行与维护四、断路器及操作机构的型号1、断路器的型号含义：额定容量（兆伏安）灭弧方式方法：K-空气；S-少油；D-多油；Z-真空；C-磁吹；L-六氟化硫额定电流（安）G-在原结构上有重大改进；否则空出额定电压（千伏）设计序号（统一编排）安装方式：N-户内；W-户外第61页/共152页63/152第三章断路器的运行与维护2、断路器操作机构型号：C操作机构X-箱式；否则空出操作机构设计序号（统一编排）脱扣器编号（统一编排）动能性质：D-电磁；S-手动；Y-液压；T-弹簧储能；DM-马达；Z-重锤；B-爆炸机构等第62页/共152页64/152第三章断路器的运行与维护

五、断路器的主要技术数据

1、额定电压（千伏）：指断路器所工作的某一级系统的额定电压。在三相系统中指的是线间电压，在单相系统中则是相电压。它表明了断路器所具有的绝缘水平及它的灭弧能力；

2、额定电流（安）：指断路器在额定电压下可以长时期通过的最大工作电流，此时导体部分的温升不超过规定的允许值；第63页/共152页65/152第三章断路器的运行与维护

3、额定开断电流（千安）：指断路器在额定电压下能正常开断的最大短路电流，它表示了断路器的开断能力；

4、额定断流容量（兆伏安）：是断路器开断能力的另一个综合表示值。它和额定电压值、开断电流值这两个因素密切相关。第64页/共152页66/152第三章断路器的运行与维护

5、热稳定电流（千安）：指断路器在承受短路电流时的热稳定能力。即在规定的时间内（取4～10秒）通过此短路电流时，触头不因过热而被熔焊；6、动稳定电流（千安）：指断路器的导电部分在短路电流通过时所产生的电动力冲击下，仍能保护机械上的稳定性，不致发生损坏或变形。电动力与电流的峰值有关，所以这个参数是以峰值来表示，一般是以额定开路电流（有效值）的2.55倍来计算；第65页/共152页67/152第三章断路器的运行与维护

7、全开断时间（秒）：指断路器操作机构的分闸线圈从开始通电时起到断路器各相中电弧全部熄灭为止的这段时间，这段时间应越短越好；

8、合闸时间（秒）：指断路器操作机构的合闸线圈从开始通电时起到断路器主电路触头刚接触时为止的这段时间。第66页/共152页68/152第三章断路器的运行与维护

六、断路器的操作检查

1、合闸前的检查。（1）、油色、油位指示是否正常；（2）、电气、机械分合位置指示是否正确，断路器是否在拉闸状态；（3）、断路器两侧隔离开关是否已合好，一次系统运行方式是否已倒换好；

第67页/共152页69/152第三章断路器的运行与维护

（4）、断路器操作电源与合闸电源是否已投入，保护与自动装置是否投入，与有关设备的保护与自动装置是否投入或断开；（5）、停电检修，试验后的断路器，在恢复运行前，应经验收检查合格，工作票注销，临时接地线拆除，所有安全防护装置应恢复至正常状态。第68页/共152页70/152第三章断路器的运行与维护

2、合闸后检查（1）、绿灯熄灭，红灯应亮；电气、机械分合位置指示是否正常，断路器是否已合好；（2）、电流表应有指示，若指示不明显时，应查看电流表是否运转正常；

（3）、断路器内部是否有不正常的响声或气味；（4）、母线或系统回路的电压和电路指示、负荷分配是否正常；（5）、应投入或断开的保护与自动装置运行是否正常、正确；（6）、合上变压器电源侧断路器后，变压器的音响应正常。第69页/共152页71/152第三章断路器的运行与维护

3、拉闸前的检查（1）、检查断路器及有关系统回路负荷并考虑到当断路器拉闸后，系统回路负荷分配情况；（2）、检查断路器拉闸后的一次系统运行方式是否正确；（3）、断路器及有关设备的保护与自动装置是否已断开或投入；（4）、断路器拉闸后能使某一电压等级母线或全站停电时，应检查硅整流电源、照明电源或自校等装置是否已倒换好或采取措施。第70页/共152页72/152第三章断路器的运行与维护

4、拉闸后的检查（1）、红灯应熄灭，绿灯应亮；电气、机械分合位置指示是否正确，断路器是否已在拉闸状态；（2）、停电的设备，电压、负荷是否为零，转移到其它系统回路的负荷是否正确；（3）、断路器拉闸后应断开的保护与自动装置或其它设备有关的保护与自动装置运行是否正确，操动机构的分合器应在分闸位置，机构是否有不正常的异状。第71页/共152页73/152第三章断路器的运行与维护

七、高压断路器的运行规定（1）、断路器的运行电压不应经常超过其额定电压的110%。（2）、断路器的负荷电流一般不应超过其额定开断容量。（3）、断路器安装地点的系统短路容量不应大于其额定开断容量。（4）、严禁将拒绝跳闸的断路器投入运行。禁止用杠杆或千斤顶将电磁机构的断路器进行带电合闸。

第72页/共152页74/152第三章断路器的运行与维护

（5）、严禁对运行中的断路器进行慢分或慢合试验。（6）、断路器无论是什么样的机构均应经常保持足够的操作能源。（7）、液（气）压机构的断路器或SF6压力异常而分、合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁进行操作。在机构储压过程中不宜进行分、合闸操作。（8）、断路器的分、合闸指示器应易于观察，指示正确，金属外壳及底座应有明显的接地标志并可靠接地。第73页/共152页75/152第三章断路器的运行与维护

八、断路器的运行与维护

1、断路器应在铭牌范围内运行。运行人员应在规定的时间内对断路器进行巡视检查。一般要求在每班时间内巡视检查一次。此外在高峰负荷时间内，恶劣天气时均需增加巡检次数。对于无人值班的变电所，每周也不能少于一次。在断路器发生故障跳闸后，应对它立即进行特殊巡视检查，以决定是否需要检修，并做好记录。第74页/共152页76/152第三章断路器的运行与维护

2、检查主要包括以下四个方面：（1）、总体方面的检查：（2）、运行状态方面的检查：（3）、结构外观方面的检查：（4）、操作机构方面的检查：

第75页/共152页77/152第三章断路器的运行与维护3、对断路器的正常检查巡视内容（1）、对充油断路器应结合气温、负荷情况检查油面是否适中油色是否正常，有无渗露油现象。对室外多油断路器，在冬季尚应作防冻检查，保温设备是否有效和油截门放水检查；（2）、各部位的绝缘套管、瓷件等有无裂纹、破损，密封是否良好，表面有无脏污或放电现象和痕迹。（3）、各连接点接触是否良好，有无过热现象。

第76页/共152页78/152第三章断路器的运行与维护

（4）、操作机构的分、合闸指示与操作手把的位置、指示灯的显示是否实际运行位置相符，操作机构连杆部位有无裂纹、绞连处的轴，销钉是否完好；（5）、少油断路器的软连接铜片有无断裂。

（6）、负荷电流是否在断路器的额定值范围内，分、合闸电路是否完好，其电源电压是否保持在正常范围内。（7）、金属外皮的接地线有无腐蚀、折断，接触是否坚固；直流系统有无接地现象。

第77页/共152页79/152第三章断路器的运行与维护

（8）、室外断路器的操作箱是否进水，断路器的冬季保温设施是否正常。（9）、运行过程中有无其他异常声响和气味。（10）、气动、液压机构的管理连接状况及压力表指示是否正常；（11）、电气、机械联锁装置是否正常。每次巡视检查，均需作好记录以便分析比较。第78页/共152页80/152第四章高压负荷开关运行与维护

一、高压负荷开关的作用用来在额定电压和额定电流下接通和切断高压电路的专用电器，它不能切断短路电流。负荷开关是一种介于断路器和隔离开关之间的高压电器,在性能上与断路器相近,在结构上则与隔离开关相似,即有明显的断开点。户内型负荷开关具有明显的断开点，因此在断开电路后，它又具有隔离开关的作用。与户内型负荷开关配合使用的高压熔断器（RN1型）作为保护元件，是用来切除电路中出现的过电流或短路故障的。

第79页/共152页81/152第四章高压负荷开关运行与维护

FN5-10RT型负荷开关是和高压熔断器串联使用的，继电保护应按要求调整：当故障电流大于负荷开关的开断能力时，必须保证熔断器先熔断，然后负荷开关才能分闸；当故障电流小于负荷开关的开断能力时，则负荷开关开断，熔断器不动作。户外型负荷开关（俗称柱上油开关）。它没有明显断开点，三相触头装于同一个油桶内，依靠油介质灭弧。它广泛使用在10千伏架空配电线路中，作为分、合电路之用。第80页/共152页82/152第四章高压负荷开关运行与维护二、高压负荷开关的型号负荷开关的型号含义：G-改进型；R-带熔断器F-负荷开关N-户内；W-户外设计序号额定电压第81页/共152页83/152第四章高压负荷开关运行与维护

三、负荷开关的运行维护负荷开关的运行维护应注意以下各项：

1、检查负荷电流是否在额定值范围内，连接点应无松动及过热现象。

2、动、静触头应良好，无发热现象。

3、检查瓷绝缘的完好性，瓷绝缘表面应清洁，无放电痕迹，无掉瓷、裂纹等。

4、检查灭弧装置的完好性，消除烧伤，压缩时漏气现象。第82页/共152页84/152第四章高压负荷开关运行与维护

5、柜外安装的负荷开关，应检查开关与操作手柄之间的安全附加档板装设是否牢固。

6、连接螺母是否紧密。

7、操作机构及传动装置应完好无损，操作杆的卡环及支持点应无松动和脱落现象。动作应无卡涩。

8、三相是否同时接触，心中有无偏移等。

9、运行中应无异常声响。

第83页/共152页85/152第四章高压负荷开关运行与维护

四、高压负荷开关巡视检查周期有人值班的，每班一次；无人值班的，每周一次；特殊情况时，增加特巡。

第84页/共152页86/152第五章隔离开关的运行与维护

一、隔离开关的定义隔离开关又称隔离刀闸，简称刀闸。是高压开关电器的一种。它是一种没有专门灭弧装置的开关设备，因此它不能接通和切断负荷电流和故障电流，应与开关配合使用。隔离开关能使停电工作的设备与带电部分可靠隔离，即具有明显的断开点，确保工作人员的安全。

第85页/共152页87/152第五章隔离开关的运行与维护

二、隔离开关的主要作用隔离电源，利用隔离开关的拉开状态形成明显的断开点，以保证检修人员的人身安全；倒换母线的运行方式，在双母线和母线带旁路绕线的电路中，可用隔离开关改变母线的运行方式；拉、合空载电路，操作隔离开关可操作带电设备，如拉、合电压互感器等。因此，在变电所中得到广泛的应用。第86页/共152页88/152第五章隔离开关的运行与维护

三、隔离开关常见的类型

1、按绝缘支柱的数目可分为单柱、双柱、三柱式和V型。

2、按极数可分为单极、三极式。

3、按隔离开关的运行方式可分为水平旋转、垂直旋转、摆、插入式。

4、按操动机构可分为手动、电动、液压式。

第87页/共152页89/152第五章隔离开关的运行与维护

5、按使用地点可分为户内、户外式。其中：户内式有单极和三极式，其可动触头装设得与支持绝缘的轴垂直，并且大多为线接触。户内式一般用于6～35kV，采用手动操作机构，轻型的采用杠杆式手动机构，重型的（额定电流在3000A及以上）采用蜗轮式手动机构。户外式由于工作条件恶劣，绝缘和机械强度要求高，有单柱、双柱、三柱式和V型。V型一般用于35～110kV，采用手动操作机构；单柱、双柱、三柱或单极式一般用于220kV及以上，采用手动或电动操作机构。第88页/共152页90/152第五章隔离开关的运行与维护

四、隔离开关的运行规定

1、隔离开关允许在额定电压、电流下长期运行。

2、各相与体质连接头在运行中的温度不应超过70℃。

3、带有接地刀闸的隔离开关应有可靠的机械闭锁。第89页/共152页91/152第五章隔离开关的运行与维护

五、隔离开关的检查

1、隔离开关的一般检查（1）、隔离开关的触点应接触良好，无过热现象和异常声响，不偏斜、不振动、不打火、不发热。触头不污脏、不锈蚀、无烧痕。弹簧和软线不疲劳、无断裂；（2）、连接点应无过热、腐蚀现象，监视温度的示温蜡片或变色漆应无熔化或变色；（3）、消弧角不变形、不锈蚀；（4）、绝缘子表面应清洁，无放电现象，无掉瓷、无裂纹及破碎硬伤痕迹，色漆应无熔化或变色；

第90页/共152页92/152第五章隔离开关的运行与维护

（5）、检查操动机构和传动装置是否完好，应无断裂、变形、操作杆的卡环和支持点应无松动或脱落现象。操作机构连动的断点位置应正确，断口空气距离应合乎制造厂要求，三相动触头应平衡或平行。（6）、闭锁装置及接地是否完好，有无锈蚀。转轴、齿轮、框架、拐臂、十字头、销子等部件应无开焊、不变形、位置正确、无歪斜卡涩等不正常现象；（7）、操作箱密封良好、不进潮、不进土、不漏油、不进小动物；（8）、基础良好、不下沉、无倾斜。第91页/共152页93/152第五章隔离开关的运行与维护

2、隔离开关操作时的检查（1）、操作隔离开关操作之前，应仔细检查与隔离开关相关的断路器的合、切闸位置。合上隔离开关后，应检查触头接触的严密性，如操作质量不良，可将隔离开关拉开，重新进行操作；（2）、用隔离开关拉开带有负荷的电路时，应先核算所拉开的负荷是否超过规定。拉开母线上并联的任一组隔离开关时，操作前应换算因负荷转移是否引起其它隔离开关有严重缺陷，如绝缘子断裂、接头脱开、触头杆倾斜或越位机构焊缝断裂等，继续操作有危险时，应立即停止操作。第92页/共152页94/152第五章隔离开关的运行与维护

3、隔离开关的运行与维护（1）、应按隔离开关的铭牌数据安装使用条件使用隔离开关；（2）、在检查处理巡视断路器的同时巡视隔离开关，发现不正常现象，作好记录视其缺陷程度安排处理；（3）、定期清擦瓷瓶。清擦或清洗轴承，转轴等部件，更换新的润滑脂，除去锈蚀物，或进行补刷防锈漆；

第93页/共152页95/152第五章隔离开关的运行与维护

（4）操作机构，机械或电气闭锁装置动作应灵活，正确。如机构拒绝动作，应改变操作方法，慢慢晃动操作手把，检查拒动原因。如机构锈蚀、冻结或触头熔焊等。无问题时，再用力进行操作，防止因机构拒动、操作用力过猛而损伤设备。第94页/共152页96/152第五章隔离开关的运行与维护

六、隔离开关的故障和原因隔离开关多数安装在母线侧，因而发生故障后，往往造成母线及整个变电所的停电。隔离开关的故障因产品和结构不同而异。运行人员应针对不同结构和产品加强运行、检修、维护工作，采取措施，防止事故发生。（一）隔离开关的一般故障和原因

1、手动操作机构拒绝动作的原因（1）、机构锈蚀，发生卡涩或梗塞。隔离开关因化工有毒气体的腐蚀,机构会锈蚀，严重时使机构锈死；第95页/共152页97/152第五章隔离开关的运行与维护

（2）、触头熔焊。严重接触不良的触头长期大电流或短路故障电流通过，触头会烧坏，使静、动触头分不开，熔焊在一起；（3）、机构有严重缺陷，如连杆、拐臂、齿轮等部分开焊、断裂、脱销等，都会使机构操作失灵；（4）、隔离开关构架或基础发生严重下沉变形，使连动机构错位、变形、卡涩，使机构卡死；（5）、严寒地区溶雪或粘雪结冰后，触头或机构冻结在一起，使机构拒绝动作。第96页/共152页98/152第五章隔离开关的运行与维护

2、动、静触头过热故障的原因（1）、动、静触头受腐蚀或积存污垢。触头断开后，暴露在空气中，受潮湿、化学等气体腐蚀，触头接触面电阻会增大。另外如触头上涂有油脂，粘附大量污垢，合闸时，触头自洁能力差，造成触头接触不良；（2）、触头接面有烧伤。电弧烧伤一般因频繁操作或消弧装置不良或触头长期过热而造成；

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（3）、触头载流容量小或弹簧压力降低。载流容量小，多数在过负荷时才发生。弹簧压力低，可能是安装不正确或严重锈蚀，过热产生金属疲劳而引起的；（4）、操作质量不良，可能是动触头杆及机构调整不当或年久失修，以及基础下沉、变形等原因引起的。当基础下沉或变形，会使动、静触头相对位置发生变化，造成触头相互错位，接触情况变坏，或由操作人员操作不当引起过热故障；（5）、隔离开关的结构设计不合理。触头中增加了某些不必要的滑动或滚动元件，其触头在带负荷状态下移动，使触头过热烧毁。第98页/共152页100/152第五章隔离开关的运行与维护

3、动、静触头断口空气距离击穿故障原因（1）、隔离开关安装或检修调整不当；（2）、机构磨损严重，各机件间旷量过大，当隔离开关拉开后，动触头杆再度或位置不对；（3）、锁位机构有缺陷，动触头杆由于自身重力或风力向合闸方向移动。以上缺陷，当系统发生严重过电压时，可能把断开空气介质击穿。第99页/共152页101/152第五章隔离开关的运行与维护

（二）、各种隔离开关触头常见故障和原因

1、单闸刀形可分触头常见故障（1）、动触头在合闸后，闸刀未进入触瓣的凹槽内，或闸刀一侧进入另一侧未进入；（2）、触瓣凹槽积垢，触头发热。（3）、消弧角流过电流发热、有时两个消弧角烧结在一起。上述故障主要原因在于结构不合理，其次，触头自洁能力较差，动静触头间夹有被烧的污垢。第100页/共152页102/152第五章隔离开关的运行与维护

2、双闸刀形可分触头常见故障（1）、合闸时触头片啃静触头舌的倒角部分，使合闸困难；（2）、动触头只接触静触头的一部分。（3）、静触头不正，动静触头接触面不吻合；（4）、动触头