220KV变电站运行规程完整

/220KV变电站电气运行规程XXXXXXXX有限责任公司热电厂二○○六年十月内部资料注意保密编号：单位：姓名：下列人员应通晓本规程全部或部分1、220KV变电站电气运行值班人员。2、电气装置和检修队主任、副主任、专职、安全和培训专职人员。3、公司技术运行部电气室科长、值班调度员。4、生技专业主任、调度专业主任、调度长、安监专业主任、电气专职技术人员。5、总工程师、副总工程师、分管生产副厂长。编写：审核：批准：目录第一篇：主系统运行规程第一章主系统运行方式考虑原则第二章220kV系统运行方式第三章110kV系统运行方式第四章35kV系统运行方式第五章主系统倒闸操作第六章系统功率、周波、电压的运行监视与调整系统功率的监视与调整系统周率的监视与调整系统电压的监视与调整第七章YS-89A线路、主变录波测距装置运行规程第二篇：变压器运行规程第一章设备规范变压器温度及冷却系统的运行规定变压器绝缘电阻测量的规定第三章变压器正常运行的操作,监视与维护检查变压器的投运与退出操作变压器正常运行检查变压器调分接头位置规定变压器并列运行规定变压器瓦斯保护运行规定第四章变压器充氮灭火装置运行规程第五章变压器异常运行及故障处理变压器瓦斯保护动作处理220KV西门子3AP1FG型SF6断路器断路器异常情况处理110KV现代南自GIS126SP-K1型断路器35KV西门子充气柜8DB10第二章母线与刀闸第一节设备规范正常运行操作的规定运行中的监视与检查异常处理第三章电压互感器和电流互感器设备规范正常运行监视及检查母线PT在正常情况下的切换电压互感器和电流互感器的异常及事故处理设备规范XHK—II型自动调谐装置正常运行规定及检查异常运行及事故处理第五章电力电缆正常运行规定及检查异常运行及事故处理第六章避雷器设备规范避雷器的一般要求正常运行规定及检查异常运行及事故处理第七章电力电容器概述电容器的运行和维护电容器组的异常运行处理继电保护运行管理制度第二章220kV线路保护第一节CZX-12R操作继电器装置第三章220KV变电站主变压器保护第四章220KV变电站母线保护第五章失步解列装置运行规程第五篇事故处理规程第一章事故处理原则事故处理一般原则事故处理的一般规定事故处理的一般程序第二章变压器事故处理重瓦斯保护动作第二节差动保护动作第三节后备保护装置动作第三章线路和开关事故处理第四章电容器事故处理第五章互感器、避雷器事故处理第六章母线失压及全站失电事故处理第一节母线失压事故处理第二节全站失电事故处理第七章系统周率不正常处理第八章系统电压不正常的处理第九章系统振荡事故处理第一节事故象征第二接事故处理第十章系统谐振过电压事故处理第一节谐振过电压的象征第二节谐振过电压的处理第十一章35kV系统接地及故障处理第十二章误操作后的事故处理第十三章异常情况处理第一篇主系统运行规程第一章主系统运行方式考虑原则第1条正常情况应按公司技术运行部批准的运行方式,由技术运行部调度员全面安排。第2条特殊情况和事故时的运行方式,由公司技术运行部调度员根据当时的具体情况考虑决定。220变电站值班员可根据系统及事故情况向当值调度员汇报,由当值调度员作出决定,变电站当值值班负责人贯彻执行。第3条运行方式考虑的原则〔1保证站用电安全可靠,使发生事故时,其影响范围最小。〔2确保本公司整个电力系统安全运行和连续供电。〔3保证供电质量〔周率、电压符合规定标准。〔4根据公司电力系统的实际情况,合理分配负荷,使整个系统在最安全、经济方式下运行。〔5应考虑满足开关的遮断容量、防雷、中性点直接接地及经消弧线圈接地等运行的需要。〔6使潮流分布合理,通过母联〔或分段开关的电流最小。〔7继电保护和自动装置运行应与一次系统的运行方式相适应,保护使用正确。〔8当发生与电网全部或部分解列运行时,尽快消除故障,恢复与电网并列运行。第二章220kV系统运行方式第1条220kV系统为单母分段接线方式。第2条220kV系统运行方式1、标准运行方式母线联结元件220kVⅠ母槽扬一线,#13主变〔2213220kVⅡ母槽扬二线,#14主变〔2214备注分段开关2200合2、非标准运行方式:以上任一设备停电或母线停电的运行方式。第3条#13、#14主变220kV侧中性点接地刀闸的投切按调度命令执行。第三章110kV系统运行方式第1条110kV系统为双母线接线方式第2条110kV系统运行方式1、标准运行方式母线联结元件110kVⅢ母#13主变713、#15主变715、热电厂一线765110kVⅣ母#14主变714、#16主变716、热电厂二线766备注母联730开关合2、非标准运行方式：#13或#14主变停电或母线停电的运行方式。第3条：#13、#14、#15、#16主变110kV侧中性点接地刀闸的投切按调度命令执行。第四章35kV系统运行方式第1条35kV系统为双母线结线方式。第2条35kV系统运行方式1、标准运行方式母线联结元件35KVV段#15主变815、#7机联络线807、〔#1、#2电容器组C811、#1站用变Z801、PTA五线35KVVI段#16主变816、〔#3、#4电容器组C814、PTA六线备注母联850热备用2、非标准运行方式：35KVV段母线或VI段母线停电。当#15、#16主变均运行时,母联850不允许长时间合闸运行。第3条##15、#16消弧线圈刀闸投切及抽头位置,控制器投手动或自动应根据主变运行情况及35kV系统电容电流的大小,并按调度员命令执行。若无特殊情况和调度命令,不得停运消弧线圈。第五章主系统倒闸操作第1条倒闸操作的一般规定〔1主系统的倒闸操作,根据"石油化工公司电力系统调度规程"和热电厂调度规程规定,须得技术运行部当值调度员的批准及操作命令执行。〔2系统的各种倒闸操作必须严格执行操作票和操作监护制度。〔3电气设备不允许无保护运行,系统运行方式如有变更,应同时调整继电保护和自动装置的运行,并保证与一次系统的变更相适应,以避免误动和拒动。必要时,应改变定值。第2条电力系统的并列与解列操作1、并列操作两个系统的并列操作,应采用准同期并列法〔自动准同期或手动准周期,准同期并列的条件为：①并列开关两侧电压的大小相等；②并列开关两侧电压的频率相同；③并列开关两侧电压的相位相同。2、解列操作应将解列点的有功负荷调整到接近零,无功负荷尽量调整到最小。若两个大小系统解列时,则应使小系统向大系统略送出有功负荷为宜,解列后的两个系统的周率和电压均应保持在允许范围之内。第3条系统的合环与解环操作1、合环操作①合环两侧必须相序一致、相位相同、电压接近；②合环时应注意环路电流不超过保护定值及系统稳定和设备容量等因素；③合环操作时必须采用开关合环；④下一级系统合环操作时,应将上一级系统先合环。2、解环操作①先检查解环点的潮流,保证不因解环引起潮流重新分布而超过继电保护,系统稳定和设备容量等方面的限额,同时还应保证解环后系统各部分电压应在规定范围内。②继电保护、自动装置及计量仪表等应适应解环方式要求,保护电压应取自本段母线的电压互感器。第4条110kV、35kV系统双母线倒闸操作原则：检查母联开关两侧刀闸合闸良好；合上母联开关,并检查母联开关合闸良好；取下母联开关的直流操作电源保险；合上准备倒换设备的另一条母线上的刀闸；断开该设备原运行母线上的刀闸；给上母联开关的直流操作电源保险。检查母差保护装置上的刀闸位置指示正确,并复归刀闸位置报警信号；第5条双母线进行倒母线操作除母联开关应改非自动外须注意：倒换设备时,应先倒换电源,后倒换负荷。合刀闸时,应先合离母联开关最近的刀闸；拉刀闸时,应先拉离母联开关最远的刀闸。在倒闸操作后母差保护应作相应检查。第六章系统功率、周波、电压的运行监视与调整第一节系统功率的监视与调整第1条有功功率的监视与调整当变电站内220kV系统母联开关分列运行时,应使槽扬一、二线的交换容量尽可能相同,避免一回路向系统送出负荷,另一回路由系统供给负荷的现象发生,必要时应汇报调度员,建议热电厂调整机组的发电出力。第2条无功功率的监视与调整正常情况下,变电站两条联网线的功率因数应维持在COSΦ=0.9左右。如果槽扬一、二线有功为正〔送出,无功为负〔吸收,在热电厂机组无法再增加无功负荷的情况下,应考虑投入电容器组。第二节系统周率的监视与调整第1条电力系统与电网并列运行时,系统周率的监视与调整按XX省供电公司的系统调度规程和有关规定执行。变电站值班员必须时刻监视系统的周率是否在正常值以内。第2条当电力系统全部或部分与电网解列运行时,根据"电力系统调度规程"规定,由公司总调负责电网的周率调整工作。如周波低至48Hz,低周低压解列保护没有动作时在技术运行部调度员命令下,按公司下达的拉闸顺序进行拉闸,周波恢复至49Hz应停止拉闸。220KV变电站值班员应经常监视并进行调节,使周率波动不超过50+0.5Hz。第3条为保证电力系统与电网解列时的周率在正常值范围内,正常情况下应使槽扬一、线的交换功率基本保持在0—+5MW〔MVAR,技术运行部调度有特殊调度令时按调度命令执行。第三节系统电压的监视与调整第1条电力系统的电压监视和调整,根据公司调度规程规定,由公司总调统一调度管理,220KV变电站的电压监视点为：220KV母线：正常运行方式时,电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%,事故运行时为系统额定电压的-5%～+10%。110kV母线：正常运行方式时,电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%,事故运行时为系统额定电压的-10%～+10%。35kV母线：正常运行方式时,电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%,事故运行时为系统额定电压的-10%～+10%。第2条系统的运行电压,应充分考虑电气设备的安全运行和现场运行规程的规定。对监视点的运行电压：220kV不应超过220～242kV；110KV不应超过107～117KV,35kV不应超过34.5～37.5kV；站用电380V的电压不应超过350～400V。第3条变电站值班员应认真监视母线电压。如果出现偏差,可向技术运行部调度员建议调节主变分接头来调整。第七章YS-89A线路、主变录波测距装置运行规程第1条220KV变电站使用两套XX银山电子有限公司生产的YS-89A线路、主变录波测距装置,其中第一套对220KV系统的线路、母线、主变的电压、电流和非电量进行故障录波。第二套对110KV及以下系统的线路、母线、联络变的电压、电流和非电量进行故障录波。第2条YS-89A线路、主变录波测距装置容量为84路模拟量、128路开关量,采用PIII以上高性能工控机,12寸TFT液晶显示屏,提供USB接口,内存512M,硬盘容量160G,通过IV级抗干扰标准。第3条YS-89A线路、主变录波测距装置的软件功能：具备实时监测、波形分析、故障分析及打印、文件检索、公式编辑器、阻抗轨迹。实时监测采用一次接线图方式,分层显示有效值,正序,负序,零序,频率,有功,无功,矢量图。第4条启动方式有：1.交流电压各相和零序电压突变量启动；2.交流电流各相和零序电流突变量启动；3.线路同一相电流变化越限启动；4.交流电压过限启动,其中相电压有欠压和过压两种启动方式；5．负序分量启动；6．正序分量启动；7.频率越限与变化率启动；8.直流量启动；9.开关量启动；10.逆功率启动；11．三次谐波启动；12．系统振荡启动；13．手动启动,由人工控制启动录波；14.遥控启动。第5条录波数据记录方式：首先记录故障前2个周波40ms的正常运行的数据并录波,然后记录故障开始后的数据并录波,时间大于3S。能够重复启动。第6条在线自动分析功能：每次故障后,在液晶屏上直接显示故障类型及距离,并自动打印故障报告及波形。第7条面板指示灯：运行指示灯：正常情况下常亮；硬盘指示灯：有硬盘操作时亮或闪烁；录波指示灯：有录波产生时亮,并接通录波铃；5分钟后自动取消录波铃或按"取消"键,熄灭此灯并取消录波铃；故障指示灯：装置故障时亮,并接通告警铃,按"取消"键取消告警铃且故障灯变为闪烁,故障消失后,此灯熄灭；自检指示灯：正常运行情况下,隔一小段时间亮一次,表示装置进行了一次自检并处于稳态录波状态；高速指示灯：处于高速录波时亮；低速指示灯：处于低速录波时亮；压缩指示灯：处于压缩录波时亮；特殊状态：存储卡复位状态,高速、低速、压缩指示灯全亮时运行灯处于闪烁状态。第8条波形在线分析及打印正常运行时屏幕显示最新20次录波文件、文件的故障信息及装置信息；故障分析：在主界面中选中一次录波文件,单击鼠标右键,在弹出菜单里选择"故障分析",以报告形式显示故障时间、故障类型、启动线路,并可打印出故障报告；波形分析：在主界面中选中一次录波文件,单击鼠标右键,在弹出菜单里选择"波形分析"即进入波形选择对话框；选择需要分析的波形,最多12个；选择完毕后,单击"确认"进入波形显示和分析界面；波形分析提供了波形幅值方向的放大和缩小、波形的时间方向的拉伸和压缩；波形打印：打击界面左上方的打印机符号,可以进行打印。也可以通过点击菜单"系统"—>"打印机设置",可以设置横向打印或纵向打印。点击菜单"系统"—>"打印预览"可以在打印前查看打印效果。系统退出：点击退出时,即可从系统退出。第9条运行维护须知对打印机应经常检查,保证打印机一直有纸,并及时取走报告；显示器平常应关掉,以延长寿命,出现告警或因工作需要时再打开；应经常对设备进行巡检,注意显示器和数码管提示内容,以及各告警信号,并及时处理或报告异常工作状态；装置录波后,应及时取走录波数据；除正常需要外,一般不应操作装置所附的键盘,以免影响录波器正常工作；应急处理：打印机缺纸－应立即补充打印纸,若无备用打印纸,应关掉打印机；频繁启动故障－该故障是装置在一定时间内启动次数太频繁而引起自我保护,若40秒内录波器无启动信号将自动恢复正常。注意,出现该故障后,录波器将禁止录波,值班员若认为此时禁止录波不安全,应按下"时间显示键"＋"故障显示幅键",清掉故障状态,恢复正常录波。第二篇变压器运行规程第一章设备规范220变电站主变技术参数表：#13、#14主变〔联网变无载调压分接头位置及相应高压侧参数表高压参数低压侧参数位置电压〔kV电流A无载开关连接电压〔kV电流AONANONAFONANONAF1236.5245.3366.22-7115504.6753.12231.0251.2374.92-63225.5257.3384.02-54220.0263.7393.62-45214.5270.5403.72-3#15、#16主变有载调压分接头位置及相应高压侧参数表825.3825.3836.7836.7第1条变压器在规定的冷却条件下可按铭牌规范运行,电压在相应分接头±5%范围内变化时,额定容量不变。第2条加于变压器各分接头的电压不得超过相应额定电压的5%。第6条变压器任一相运行电流都不得超过相应分接头位置的额定值。第二节变压器温度及冷却系统的运行规定第1条#13、#14、#15、#16主变均为油浸风冷变压器,上层油温一般不超过85℃,最高不应超过90℃。绕组温度不应超过95℃。上层油温70℃发"温度过高"报警。第2条干式变压器风扇投自动,100℃启动风扇；80℃停止风扇；130℃发信告警；150℃变压器跳闸。第3条油浸风冷变压器其冷却风扇系统应处于自动投入位置。当上层油温超过55℃或负荷超过20%以上时必须开启风扇。第4条变压器投运前应先将冷却装置先手动投入运行,主变送电后再将冷却装置投入控制小开关切至自动位置,即使是空载运行也需将冷却器投入运行,投入冷却器的台数为二组切工作〔对角各一组>,一组切辅助,一组切备用。第三节变压器绝缘电阻测量的规定第1条变压器6kV以上的线圈用1000～2500V摇表测量,500V以下的线圈用500V摇表测量。第2条变压器每次投运前和停运后,都应进行绝缘电阻的测定,其数值不得小于1MΩ/kV,500V以下电压等级不低于1MΩ,并记入绝缘电阻记录薄内。第3条中性点接地的变压器线圈,测量时应将中性点接地断开。第三章变压器正常运行的操作,监视与维护检查第一节变压器的投运与退出操作第1条变压器投入运行前须收回工作票,拆除一切因检修而装设的安全设施,并将遮栏门锁好。第2条变压器投运前应进行下列检查：〔1环境清洁,器身上无杂物,无漏油、渗油现象；〔2分接头位置适宜,直流电阻合格,同一电压等级的主变以及联络变有载分接头应基本一致；〔3呼吸器、散热器〔包括备用过滤器、油枕各部截门应打开,油位正常；〔4外壳接地良好；〔5干式变压器的温控器、风扇电源良好,三相温度显示正常；〔6风扇应正转；〔7测量装置及各表计完好；〔8各侧开关、刀闸及保护装置应完好；〔9大修后或新投入的变压器各种资料应齐全；〔10检查变压器所属一、二回路设备、开关、刀闸、变流器,避雷器及有关测量表计等均应正常完好,保护装置、有关压板在规定位置。保护值应符合整定单通知。第3条＃13、#14、#15、#16主变220KV和110kV侧中性点接地刀闸在停送电操作时应在合闸位置。第4条变压器送电的顺序应先高压、后低压侧,停电时则相反。第5条变压器停电后须进行验电,放电后再测绝缘。第6条新投运或大修后的变压器投运时须作冲击试验三次。第7条备用变压器每月应测量一次绝缘电阻,如不合格应报告调度员,通知检修进行处理。第二节变压器正常运行检查第1条运行中的变压器必须按规定时间进行检查,检查内容为：〔1变压器电流、电压,负荷及各部温度是否正常；〔2变压器声音是否正常；〔3变压器各接触线头是否有过热变色等问题；〔4变压器接地是否良好；〔5变压器各套管及各绝缘子是否有裂纹,放电,破损等现象；〔6变压器油位,油色是否正常,器身及各部有否渗漏油现象；〔7呼吸器内矽胶的变色程度不超过2/3,防爆器隔膜有否破裂；〔8瓦斯继电器是否有气体；〔9冷却风扇有否异常；〔10仔细倾听变压器翁翁声应正常、无内部放电或其它不正常音响；〔11干式变压器的温度控制器运行正常,三相温度显示正常。第2条：每天应有一次夜间熄灯检查,气候突变时尚应增加特巡检查。运行规定如下：在试运行阶段,经常查看油面温度、油位变化、储油柜有无冒油或油位下降现象；查看、视听变压器运行声音是否正常,有无爆裂等杂音和冷却系统运转是否正常,冷却器、备用冷却器、辅助冷却器应能自动投入和切除；经试运行无异常现象发生,则认为变压器已正式投入运行；变压器运行,参照水电部《变压器运行规程》。第3条：变压器的特殊巡视：1、变压器新投运或经过检修后,在投运72小时内应增加巡视次数；2、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；3、大风时检查有无杂物落到变压器上,引线的摆动情况；4、雷雨后检查瓷质部分有无放电痕迹,避雷器的动作情况；5、大雾时检查套管瓷质部分有无放电闪络现象；6、大雪时检查积雪情况及连接处雪融化情况；7、气温突变时应检查油面及引线的弧垂情况；8、高温季节、满负荷运行时,应检查上层油温是否正常。第4条：主变经检修后应进行下列检查,确无问题后方可投入运行。1、明确有关检修和试验可以投运的结论；2、主变顶盖无遗留物件,引线接头应紧固；3、三相分接开关应在同一级位置；4、主变各部阀门在相应位置；5、外壳接地牢固可靠,油位指示正常,瓦斯继电器内无气体；6、主变本体坡度在设计制造时已考虑,瓦斯继电器的管道应有2～4％的升高坡度；7、无信号掉牌,光字牌反映正常,临时安全措施拆除；8、控流阀把手在运行位置；9、冷却装置运行正常,投切试验良好,风扇、油泵转动方向正确。第三节变压器调分接头位置规定第1条有载调压的变压器〔如#15、#16主变在相应分接头电压超过±5%时须进行有载调节。主变如并列运行调分接头时须交替进行。在调整分接头过程中位置指示器无变化时应停止操作,并进行检查和处理。第2条无载调压的变压器〔如#13、#14主变在调分接头前后都应做直流电阻测定符合规定方可投运。第四节变压器并列运行规定第1条变压器并列运行的条件为：〔1相序一致；〔2接线组别相同；〔3变比相同；〔4阻抗容量相近。第2条并列运行的相同变压器其分接头应在同一位置。第3条新投运的变压器及大修后第一次投运的变压器,必须进行相序核对,正确无误后可投入并列。第4条厂用低压变在倒负荷短时间并列运行外,正常不得并列运行。第五节变压器瓦斯保护运行规定第1条重瓦斯保护在变压器正常运行和冲击试验时应投入跳闸、在差动保护因故停用期间,瓦斯保护装置不得停用。第2条有下列情况之一者,重瓦斯保护应改接信号。〔1变压器带电进行滤油、加油、此时差动保护应投入；〔2呼吸器及防爆门带电作业；〔3瓦斯小线有故障；〔4瓦斯继电器年度校验；〔5油泵检修后投入校验；〔6变压器检修后,送电时重瓦斯投跳闸,送电正常后投信号。24小时没来信号,检查瓦斯继电器正常后改投跳闸。第四章充氮灭火装置运行规程第1条：装置概述1、充氮灭火装置是变压器的安全保护装置。用于变压器发生严重内部故障并伴有着火时,能自动或手动启动,关断油枕与主变油流通道,从上部排出一定量的高温变压器油,并从变压器底部充入液态氮气,以降低变压器油温至闪点以下,同时使油与空气隔离达到迅速灭火的目的。2、装置由火警探头、控流阀、排油管路、充氮管路、消防柜以及控制柜组成。3、火警探头装于主变本体顶部易着火部位,发生火灾〔其附近温度达到93℃4、控流阀装于主变油枕与瓦斯继电器间,当主变本体破裂大量流油或发生火灾排油时自动关闭阀门切断补油通道。5、排油管路装于主变本体较高部位,当火灾发生时变压器上层高温油经它向外排出。6、充氮管路装于主变本体底部,当火灾发生时液态氮从底部进入变压器本体,以降低变压器油温隔离空气迅速灭火。7、消防柜装于主变附近由充氮开阀装置、充氮阀、排油开阀装置、排油阀、两只高压氮瓶和输出压力流量调节阀、防结露加热器及氮压指示仪表、欠压报警开关等组成。火灾发生时接受控制柜来的指令进行排油、充氮。8、控制柜装于控制室由运行方式控制开关〔自动/断开/手动、工作状态指示灯、报警指示灯、试灯按钮、手动启动操作开关和投运压板等组成。9、控制柜有下列工作状态指示信号：1>"系统投入"：自动/断开/手动开关切至自动或手动时亮；2>"系统退出"：氮阀、油阀重锤任一插入机械闭锁梢时亮；3>"油阀关"：正常时亮,动作时灭； 4>"氮阀关"：正常时应亮,装置动作时应灭。10、控制柜有下列报警信号："氮压低"：正常运行时灭,氮气压力低〔小于9MPa或装置异常时亮；"控流阀关"：正常运行时灭,装置动作时亮；"探头动作"：正常运行时灭,当变压器箱盖火焰温度大于93℃"瓦斯动作"：正常时灭,变压器有故障时亮；"消防进行"：正常时灭,充氮阀打开时亮；"排油阀开"：正常时灭,装置动作时亮；"报警"：以上任一信号动作该灯闪亮。第2条：装置的正常运行1、充氮灭火装置投运前应做好安装高度试验和功能检查试验,确证装置机械、电气连接正常,指示灯、信号输出正常,具备投运条件。2、装置投运前应进行下列检查和操作：有管道螺栓已紧固,垫圈密封良好无渗漏油现象；打开下部排油管检查孔,检查排油管的密封性应良好；检查排油重锤和充氮重锤是否被抬起并被相应支撑杆闭锁；二重锤机械锁定应退出；检查除氮阀及油阀外本系统其它阀门应在开启状态,如：控流阀、液态氮钢瓶阀等；液态氮压力指示应正常〔不低于10Mpa,并使高压表下限整定在9MPa；输出压力表调整至0.8-1.0MPa,并使低压表上限整定在0.4MPa；确认氮阀膜片是否完好,否则将影响变压器的正常运行；所有电缆接线准确,接头端子紧固接触良好；探头引线、开关接线盒盖密封良好,导线在支架上固定良好；电接点温度计〔用于消防柜内温度控制,以防结露下限设定5℃、上限设定15℃；3、加入装置交直流电源；自动/断开/手动控制方式开关切至手动位置后应检查控制柜：系统投入"、"油阀关"、"氮阀关"灯应亮；"系统退出"、"氮压低"、"控流阀关"、"探头动作"、"瓦斯动作"、"消防进行"、"排油阀开"及"报警"灯应灭；手动按下"试灯"按钮时以上所有灯均亮,"报警"灯闪亮并发蜂鸣音响。4、装置运行时严禁大流量〔流量<40L/min采集变压器油,以免控流阀动作关闭。控流阀一旦关闭只能在变压器停运时人工操作解除。5、装置运行主变无故障时严禁按下"手动启动操作开关"。第3条：异常处理1当"充氮灭火装置故障"光字牌亮时,应将该装置消防柜"充氮阀"和"排油阀"用机械锁定,将控制柜直流电源断开以免误动,并立即汇报调度、装置主任听候处理。2当"主变着火"光字牌亮时若主变无故障,则是由于"火警探头"误动或二次小线腐蚀短路引起,也应立即停用该装置。3当装置动作后,应汇报设备管理部门派员进行补氮及控流阀等复位工作。4当控制柜"氮压低"灯亮时,"报警"灯也将闪亮,此时应检查消防柜内氮气压力表指示情况,氮气瓶顶阀门是否打开等,若压力低于9Mpa时,应汇报装置主任要求检流并补充氮气,否则属灯回路误发信应汇报工区并做好记录。5当控制柜"控流阀关"灯亮时,应仔细检查判明原因。若由于变压器油箱严重漏油,人工大流量采油,手动关闭控流阀,消防程序启动等原因造成,表明控流阀确已关闭,应汇报装置主任消除故障重新打开控流阀；若无上述原因引起则可能是灯回路误动应汇报工区并做好记录。6其它报警灯亮时,应综合实际情况分析判断分别处理。可能故障及排除方法可能故障可能原因排除方法氮气压力下降过快1.软管接头处松动检查拧紧2.电接点压力表、减压器上安全阀接头处松动控流阀观察窗漏油观察窗紧固松动；玻璃裂纹；密封件老化更换单向节流阀或充氮阀底部滴油1.单向阀体螺纹联接处松动拧紧螺纹2隔离密封垫薄膜破裂更换隔离密封垫[控流阀关]灯亮提取化验油样时流量>40L/min从油枕向油箱补油时人工将控流阀打开,需要大流量取<补>油时应将手柄置于手动打开位置。[氮压低]灯亮氮瓶未打开致使瓶压力低于的下限设定值将氮瓶瓶阀完全打开第4条：投运步骤排油管注油：拧松"油管排气组件"上的排气塞,缓慢打开变压器端的排油接口阀,当排气塞处冒油且无气泡时,拧紧排气塞,再次打开消防柜内排油阀检查孔,确认无泄漏后,全部打开变压器端排油接口阀；充氮管注油：拧松"氮管排气组件"上的排气塞,缓慢打开变压器端的充氮接口阀,当排气塞处冒油且无气泡时,拧紧排气塞,再全部打开变压器端的充氮接口阀；完全打开氮瓶瓶阀；压力稳定时,瓶压应大于10MPa；设定氮瓶压力表报警值：下限指针至9MPa处,上限指针调至表最大值处；调整氮气减压阀：旋紧减压阀,将氮气输出压力表值调整至0.8-1.0MPa；合上消防柜内开关,接通消防柜加热器电源〔220V.AC；合上控制单元内开关,接通控制单元电源；解除消防柜内"排油""充氮"重锤的机械锁定。上述操作完毕,将控制箱操作面板上"自动/断开/手动"转换开关置于"手动"或"自动"位置〔根据调度命令,本装置即投入运行。第5条启动当"自动/断开/手动"三位选择开关置于"自动"状态时,变压器发生火灾,则装置将自动执行灭火动作；<2>当选择开关置于"手动"状态时,变压器发生火灾,则需运行人员确认火灾发生后,打开控制箱面板上的防护罩按下"手动启动"按钮,本装置将立即执行灭火动作。第6条恢复当装置因火灾原因发生排油充氮灭火动作后,需按以下步骤进行恢复：更换单向节流阀的隔离密封垫；恢复控流阀到正常工作位置；更换损坏的探测器；氮气瓶重新充入高纯氮气。将控制面板上运行方式转换开关"自动/断开/手动"置于"断开"位置。排油重锤复位：a>向下按挡杆到底,听到复位时的撞击声后放开,用手指按支承块,确认其不能向下；b>向上抬重锤,将重锤柄抬到支承块刚好能落下时停止,当支承块复位后放下重锤,使其架在支承块上；c>装上排油重锤机构上的连板。充氮装置复位：将支承杆拉出后,抬起重锤至上支点,放开支承杆再将重锤柄架在支承杆上；拧上充氮阀顶帽。按投运步骤重新投运或确认。将控制箱操作面板上"自动/断开/手动"转换开关置于"手动"或"自动"位置〔根据调度命令,本装置即投入运行。第1条：变压器允许在正常过负荷和事故过负荷情况下运行,正常过负荷可以经常使用,其允许值根据变压器的负荷曲线,冷却介质温度以及过负荷前所带的负荷等来确定。一般情况下正常过负荷倍数不得超过1.3倍。下表为20℃时的过负荷倍数及允许时间<小时:分起绐负荷允许时间0.40.50.60.70.80.91.0

过负荷倍数1.17:006:406:406:306:004:00—1.23:002:302:202:102:001:45—1.31:451:401:301:151:000:30—第2条：变压器允许在事故情况下过负荷运行,其允许运行时间按变压器事故前负荷及环境温度确定,下表为起始负荷0.7倍额定负荷时的允许时间,允许运行时间<小时：分>过负荷倍数环境温度〔℃0102030401.124:0024:0024:0024:0024:001.224:0024:0024:0024:0024:001.324:0024:0024:002:001:001.424:002:000:300:300:301.51:001:000:300:30-第3条：变压器在过负荷运行时应起用全部冷却装置。第4条：当变压器有严重缺陷〔如冷却系统不正常、局部过热、油中溶解气体分析结果异常或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。第5条：主变有下列情况之一,应加强监视和检查,并立即汇报,判断原因,采取相应措施：1、有异常声音；2、在负荷、冷却条件正常的情况下,上层油温不断上升；3、套管闪络放电和漏油；4、引出线桩头发热；5、主变漏油,油枕油面指示缓缓下降。第6条有下列情况之一者,变压器须立即停止运行：〔1强烈而不均匀的噪声;〔2套管炸裂及裂纹并伴随弧光放电；〔3释压器、储油柜、开关防爆膜破裂喷油时；〔5引线接头过热巳发红;〔6严重漏油且轻瓦斯巳动作;〔7着火;〔8漏油致使油面降低至油位指示计的最低限度;〔9油色变化过甚,油内出现碳质等;〔10变压器油温升超过允许限值时；〔11在正常冷却、正常负荷下,油温大幅度不正常上升时；〔12色谱分析有可燃性气体,总烃增长速率快时；第7条变压器上层油温超过规定的检查处理:〔1若系冷却系统故障引起应立即设法排除,不能立即排除则应减轻变压器负荷,使温度降到规定值以内;〔2若冷却系统及测温装置均正常,则可能为变压器内部有故障,须将变压器停下检查。第8条变压器冒烟着火时,应立即断开所有开关和刀闸,并停止风扇运行,启动充氮灭火装置；若变压器的油溢在顶盖上着火,则应打开变压器下部放油门放油,使油面低于着火处。灭火时应使用1211灭火器、干式灭火器及四氯化碳灭火,不能扑灭时,再用泡沫灭火器、不得已时用砂子灭火。地面上油着火时,可用砂子灭火。严禁用水灭火、以防火势蔓延。第二节变压器瓦斯保护动作处理第1条轻瓦斯动作一般有下列原因：〔1应加油、放油、滤油、换呼吸器硅胶或冷却系统不严密所致,使空气进入；〔2温度下降油位过低；〔3瓦斯小线绝缘不良或直流接地；〔4变压器内部有轻度故障。第2条轻瓦斯动作应立即进行检查,并由电气取样送化学车间分析。若属内部故障则须将变压器停下进行检查处理。瓦斯特点与故障类别区分如下：无色不可燃——空气；灰白色有臭味不可燃——绝缘材料故障；黄色不易燃——木质故障；灰黑可燃——油或铁心故障。第3条：若轻瓦斯动作的时间间隔逐次延长一般为空气进入引起,若间隔时间缩短且气体带有颜色,即使气体不可燃,也应汇报调度员停用变压器。第4条：重瓦斯动作无论跳闸与否,除通知化学装置取气分析外尚应对变压器进行外部检查。1、油枕内油位指示是否正常；2、压力释放阀是否动作,呼吸器是否破裂,是否喷油；3、变压器的上层油温变化；4、变压器内部是否有异声；5、瓦斯继电器及二次回路是否正常,直流系统有无接地。第5条若重瓦斯动作跳闸没有查明原因,不准将变压器投入运行,若要试投必须得总工程师批准。第1条变压器保护动作跳闸应立即投入备用变压器,若无备用变压器则根据不同情况进行处理。第2条差动保护动作,不可强送,应对保护区范围内的设备进行仔细检查,若没有问题则进行绝缘测量及直流电阻测量,并根据跳闸时表计的反映情况进行判断,若不属一次故障则请继保班检查差动保护回路良好后可试送一次,若查出有故障,则将故障处理后再试送。第3条主变零序保护动作情况：在220KV或110kV系统中发生接地后,如系统中主保护和各种后备保护未能准确动作,则中性点接地主变的零序过流保护动作跳开接地主变。如故障仍未消失,则中性点不接地主变的零序过压或间隙过流动作,跳开不接地主变。不接地主变跳闸后应经过仔细检查,找出故障点并隔离后,方可恢复送电。第4条过流保护动作跳闸,应立即查明故障点并隔离后试送,若属越级跳闸,则可不经检查,将故障隔离后就可试送。凡故障明显而保护动作不正确者应立即通知保护班检查原因。第5条为确保主变冷却器电源安全可靠运行,对主变冷却器电源切换及信号传动试验应每半年进行一次,主变大小修还应对其它保护回路进行传动试验。第三篇配电装置运行规程第一章断路器第一节220kV西门子3AP1FG型SF6断路器第1条220KV系统断路器型号为3AP1FG型SF6断路器,槽扬一、二线断路器三相分别使用一套弹簧机构操作系统,适用于单相自动重合闸。220KV母联和#13、#14主变断路器三相共用一套弹簧机构操作系统。第2条220KV系统3AP1FG型SF6断路器技术规范名称参数备注型号3AP1FG灭弧介质压缩SF6气体0.6MPa<+20℃SF6泄漏报警≤0.52MPa发光字SF6操作闭锁≤0.50MPa发光字操作方式电动弹操DC220V额定电压252kV额定电流4000A额定短路开断电流50kA额定线路充电开断电流125kA额定短路持续时间3S额定操作程序额定频率50Hz额定工频耐受电压460kV1050kVSF6重量22总重3130允许环境温度-30℃—+出厂年月及编号05/K40014683第3条3AP1FG型断路器控制柜规范名称作用备注1RD、2RD合闸电源保险直流220VHZ合闸及储能电源开关直流220VK10K47、K48、K75防跳接触器F1合闸电磁操作电源开关断开后不能远方操作发光字F3加热器电源开关交流220VR1——R6电加热器交流220VS8远方、就地切换开关I〔远方II〔就地S3就地分闸开关〔按钮S8打在"LOCAL"时S9就地合闸开关〔按钮S8打在"REMOTE"时S10、S11门控照明开关P1计数器Y1就地手动合闸脱扣器Y3、Y4就地手动跳闸脱扣器M1储能电机直流220V控制箱型号IEC56第4条3AP1FG型断路器操作规定1、S8应放在LOCAL〔就地位置时,3AP1FG型断路器只能就地电动操作,当S8放在REMOTE〔远方位置时,只能在主控进行远方操作。2、断路器下有分合闸指示器,"C"表示断路器在合闸状态；"O"表示断路器在分闸状态。3、断路器控制箱上SF6压力表应为0.6MPa,当小于0.52MPa时,主控来泄漏报警光字牌；当小于0.5MPa时断路器操作闭锁,此时断路器不能在远方及就地进行电动分、合操作；当小于0.3MPa时,开关不允许进行手动操作,此时应通过倒母线等操作停下主变,对开关充气后再进行操作。4、正常运行时,禁止在就地用Y1、Y3、Y4跳、合闸脱扣器进行操作,并严禁误碰该按钮,只有在远方及就地不能进行电动分、合操作,并且无故障情况下方允许用Y3或Y4就地进行手动跳闸。5、3AP1FG断路器处于"合闸"位置时,在传动装置中机械式合闸闭锁生效,由此避免了断路器的再次合闸。当断路器合闸弹簧未储能时,断路器电气回路将闭锁操作。断路器机构中装设三只加热装置,正常运行时应常期投入加热装置,从而达到防止在操作箱中的各部件上冷凝水的形成。6、在断路器停电做安全措施及检修工作时,不允许将梯子等靠置在极柱上,以避免极柱及瓷瓶损坏。第5条：3AP1FG断路器巡视项目如下：F6气体压力正常,符合压力温度关系曲线,SF6气体压力每周抄录一次,并记录当时的环境温度；2、断路器各部分及管道无异常及异味,管道夹头正常；3、绝缘部件有否污染,灭弧与支柱瓷套无破损,无放电现象；4、引线桩头连接牢固,无发热现象；5、分合闸位置指示正确,与运行工况相符；6、断路器合闸状态分、合闸弹簧应储能。7、断路器的合分次数指示多少,是否超过规定次数。第6条：断路器的合闸操作：断路器合闸操作前必须检查继电保护已按规定投入；断路器合闸时应注意电流表的晃动；合闸后红灯应亮,无异常光字牌亮,断路器机构指示正确；电度表是否转动,不转动应查明原因；断路器合环的合闸操作后应检查电流表有指示及三相电流基本平衡后,才能断开解环开关；合闸后分、合闸弹簧应储能；SF6气体压力在规定范围内。第7条：断路器的拉闸操作：断路器拉开后绿灯亮,机构指示应在分闸位置；指示表计在零位,电度表停转；SF6气体压力在规定范围内。第8条：运行中的六氟化硫开关应定期测量SF6气体含水量,新装或大修后每3个月一次,待含水量稳定后可每年一次。第9条：断路器的维护分常规检查、重点检查、触头系统的检查。当断路器运行12年后或3000次以上正常操作时断路器应进行常规检查,其断路器必须停止运行并隔离不需打开气室；当断路器运行25年后或6000次以上正常操作之后应进行重点检查,检查时断路器必须停止运行并隔离需要打开气室；当断路器故障开断次数达300次或开断次数如下图对应次数时应进行触头系统的检查,检查时断路器必须停止运行并隔离需要打开气室。附图：跳闸次数断路器异常情况处理第1条：断路器拒合可能有下列原因：控制断路器KK操作不到位；合闸线圈故障或合闸线圈铁心卡涩；操作电源故障；SF6气体压力降低；远近控切换断路器切在近控位置；合闸弹簧未储能。第2条：断路器拒分可能有下列原因：操作电源故障；控制断路器KK操作不到位；SF6气体压力降低；分闸弹簧故障；远近控切换断路器切在近控位置；分闸线圈故障或分闸线圈铁心卡涩；操作连轩损坏。第3条：操作时出现断路器拒分、拒合时,值班员应对控制电源、SF6气体压力、合闸弹簧、分闸弹簧、控制断路器等进行检查,如不能恢复,立即中止操作,并汇报调度员和热电厂设备管理部门安排处理。第4条：SF6气体压力降低报警后,值班员应立即进行检查,然后汇报热电厂设备管理部门安排检漏补气。第5条：SF6气体压力降低闭锁分合闸不能排除恢复时,应立即汇报调度,申请停用该断路器。第三节110KV现代南自GIS126SP-K1型断路器第1条：110KV系统断路器型号为现代南自GIS126SP-K1型断路器。断路器三相共用一套弹簧机构操作系统。第2条：GIS126SP-K1型断路器技术规范名称参数备注型号GIS126SP-K1断路器灭弧介质压缩SF6气体0.6MPa<+20℃断路器SF6泄漏报警≤0.55MPa发光字断路器SF6操作闭锁≤0.50MPa发光字操作方式电动弹操DC220V额定控制电压DC220V额定合闸时间≤100ms额定分闸时间≤30ms额定开断时间≤60ms额定电压126kV额定电流2500A额定短路开断电流40kA额定线路充电开断电流100kA额定短路持续时间3S额定操作程序额定频率50Hz额定工频耐受电压230kV550kV出厂年月及编号/05HCB004-03-001第3条：110KVGIS其他部位的SF6压力要求SF6额定压力0.4MPa+20℃SF6泄漏报警≤0.37MPa发光字SF6操作闭锁≤0.35MPa发光字第3条：微水含量要求部位状态微水含量断路器交接/运行150/300μL/L其他部分交接/运行250/500μL/L第4条：气体绝缘金属封闭开关设备〔GIS是采用绝缘性能和灭弧性能优异的SF6气体作为绝缘和灭弧介质,并将所有的元件密封在接地金属筒中。GIS组成的主要元件包括：断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线进出线套管或电缆终等一次元件和相应的二次控制、测量、监视装置等。第5条：GIS的检查和维护检查和维护分为日常巡检、定期检查维护和特殊检查三种。巡检主要检查设备的外观状态、避雷器放电计数器的数字、各个气隔的密度表的显示情况、现场控制柜的控制开关的位置等。定期检查的项目有：SF6的微水含量、密度继电器显示精度、控制柜的功能、二次接线的可靠性、CT和PT的精度等。特殊检查。对于这些非动作元件,在出现特殊情况的时候要进行这项工作,例如,出现放电等。第6条：日常巡检的要求在证实GIS室的内部环境是通风的,且至少有18%的含氧量才能进入。在出现特殊情况时,必须证实氧气和通风水平能克制引起窒息的SF6和浓烟的前提下方可让人进入。只有通过审核的操作人员,才能进行日常巡视工作。巡视人员在GIS室巡视时,应该严格执行工作规范。警告!运行的设备不允许有人攀登或坐、靠在设备上休息或骑在设备上,运行的设备不允许有人随意操作或随意拆卸设备的零部件。运行的设备不允许有人接触高压电路或控制操作电路,以防止造成人身伤害或设备出现误动作。勿拆除产品上的接地线〔排,这会使人受到外壳或高压线路感应电流的伤害。第7条：定期检查的要求为了避免不必要的伤害,先证实相关的设备或检查的间隔已经退出运行。如果要打开检查,先证实内部气压已完全被释放,再去拆除该单元上的有关零部件。为防止受到水份及其他源头的湿气对检修质量的影响,GIS打开部位及时保护防潮。检修要接触主导电部分,要确保接触部位的主导电回路可靠接地。警告!因为GIS是由复杂且庞大的设备,定期维护人员在攀登时,要做好安全措施。定期检修的人员必须是专业人员,并在专业人员的监护下工作。开盖检查必须确认开盖部位SF6气压在零表压。要检修的主导电体须先确认可靠接地。检修部位的所在气隔出现过电弧,检修人员必须做好防护工作。第8条：六氟化硫气体的填充抽成真空,在设备现场抽真空至133.33Pa后仍须持续抽真空1个小时以上。填充六氟化硫气体,将六氟化硫气体填充到气体室内直至达到额定压力。以下是气体填充系统。检漏,执行该测试是证实密封在GIS里的六氟化硫气体无泄漏。泄漏测试方法如下：1>用六氟化硫气体检测仪测试所有壳体和管道连接处的泄漏情况。2在六氟化硫气体检测仪检测到有漏气的区域,用肥皂水涂抹在漏洞上确认漏气。在标记后擦去肥皂水。真空充气连接图第9条：SF6微水测量,当有大量的水分混合在六氟化硫气体中,就会降低GIS的绝缘性能。为防止水分进入到六氟化硫气体里须谨慎地检查湿气是否在控制值以下。测量方法如下：1>将微水测量仪连到电源上。2>在要测量的气室内,从真空阀上去除包装物,将湿度传感器单元安装到真空泵截止阀上。3>逐渐打开真空阀。4>打开传感器单元的针形阀门只够允许少量气体溢出并等待计量仪趋于稳定。5>在计量仪已稳定后,记录计量仪上数值指示并计算出湿气含量。6>测量结束后,关闭真空阀并去除湿度传感器单元。7>在真空阀上设置包装物。8>微水含量要求值：电弧部位〔断路器交接值：150PPM；运行许可值:最大300PPM其他部位交接值：250PPM运行许可值:最大500PPMGIS微水测量连接图第四节35KV充气柜8DB10第1条：220KV变电站35KV系统开关柜使用的是西门子公司8DB10型中压开关柜,可扩展,固定式安装断路器,额定最高电压40.5kV,双母线,单相金属封闭,金属铠装,SF6气体绝缘。第2条：技术参数整体开关柜8DB10名称单位参数额定电压kV40.5额定频率Hz50/60概况额定短时工频耐受电压kV85/95额定雷电冲击耐受电压kV185隔离开关额定短时工频耐受电压kV90/110额定雷电冲击耐受电压kV218短路开断电流,最大kA40短时耐受电流3秒,最大kA40短路关合电流,最大kA100峰值耐受电流,最大kA100母线正常电流,最大A3150馈线正常电流,最大A25002、充气柜各罐体额定SF6压力〔+20℃母线罐体断路器罐体隔离开关罐体母线PT罐体额定馈线电流[A]*2500250025002500额定电压[kV]40.540.540.540.5额定雷电冲击耐受电压[kV]185185185185工频耐受电压[kV]85858585额定工作压力〔充气压力7010010050最低工作压力50808030最高工作压力12015015090信号"压力下降"50808030信号"压力上升"12015015090所有气体压力均为表压力。工作压力取决于温度。可以根据如下压力温度特性校正数值。气体压力–温度特性图14:气体压力作为温度函数的特性3、真空断路器1分合时间分合时间元件编号持续时间单位合闸时间95ms储能时间<15s分闸时间分励脱扣器另加脱扣器3AX11〔Y1〔Y2,〔Y4,〔Y7<70<55msms燃弧时间<15ms开断时间分励脱扣器另加脱扣器3AX11〔Y1〔Y2,〔Y4,〔Y7<85<70msms无电流时间300ms合-分接触时间分励脱扣器另加脱扣器3AX11〔Y1〔Y2,〔Y4,〔Y7<90<70msms最短命令时间合闸分闸分闸合闸螺线管分励脱扣器另加脱扣器3AX11〔Y9〔Y1〔Y2,〔Y4,〔Y7454020msmsmsc.b.脱扣信号的短时脉冲时间第一分励脱扣器第二/第三分励脱扣器1510msms2操作次数额定正常电流10000次短路开断电流50次3电机工作机制,3AH真空断路器的工作机制适合于自动重合闸。对于直流工作,最大功耗为大约350W。对于交流工作,最大功耗为大约400VA。4电机保护设备的额定电流见下表：额定电源V保护设备的推荐额定电流*ADC248DC486DC604DC/AC11050/60Hz2DC220/AC23050/60Hz1.65辅助开关3SV92的开断容量如下表所列：开断容量工作电压[V]正常电流[A]AC40至60Hz230及以下10电阻性负载电感性负载DC24101048109609711054第3条：35KV充气柜8DB10主要部件简介1、断路器隔室图1：8DB断路器盘与开关盘图1：8DB10断路器隔室和开关隔室电极①低压室〔标准高度：850/1200mm⑩母线②SIPROTEC保护和控制单元〔供选购⑾铸铝母线罐体③充气用插座⑿隔离开关④馈线气室的气压指示表〔B0⒀三工位隔离开关⑤隔离开关和三工位隔离开关的控制指示板⒁断路器电极⑥真空断路器的控制指示板⒂真空灭弧室⑦电缆接线室⒃电流互感器⑧电压检测系统用插座⒄隔室连接筒体⑨支架2、机械联锁断路器和三工位隔离开关在机械上相互联锁。机械联锁防止在三工位隔离开关不是处在确定的终端位置〔合闸/分闸时断路器合闸。此外,机械联锁还防止在断路器合闸时操作三工位隔离开关。3、操动机构断路器是用ON按钮由电气方式或机械方式合闸的。操动功率通过操作联动装置传输到真空灭弧室。合闸后合闸弹簧再立即由电机重新储能。倘若电机供电发生电压故障,合闸弹簧可以由手动储能。弹簧的储能状况可以在指示器上读出。4、隔离开关与三工位隔离开关母线系统1配备有一个三工位隔离开关,这个隔离开关把隔离开关和接地开关的功能集合于一身。母线系统2仅配备有一个隔离开关。用于与母线的联络和分断。5、电流互感器和电压互感器电压互感器,浇注树脂绝缘,感应式操作,开关设备或电缆测试时不需切断。电流互感器,环形铁心二次绕组设计,无介电应力的浇注树脂件6、气室图例①母线1：L1②母线1：L2③母线1：L3④母线2：L1⑤母线2：L2⑥母线2：L3⑦母线1：三工位隔离开关⑧母线2：隔离开关⑨断路器图6：8DB10开关柜中气室分布7、控制器和指示器①母线系统1中母线L1、L2、L3的SF6气室的气压表⑩合闸弹簧"已储能/未储能"指示器②母线系统2中母线L1、L2、L3的SF6气室的气压表⑾给断路器合闸弹簧储能用摇手柄的开口③充气用插座⑿控制门④ON按钮〔机械,可由客户密封⒀控制指示板⑤OFF按钮〔机械⒁"母线系统1隔离开关和接地开关"SF6气室的气压表⑥锁定装置⒂"断路器馈线"SF6气室的气压表⑦电压检测系统用插座⒃"母线系统2隔离开关"SF6气室的气压表⑧操作次数计数器⒄低压室⑨断路器"合/分"开关工位指示器图16：开关柜正视图第4条：三工位隔离开关合闸步骤：预先选择开关操作的母线系统。控制门至左：母线系统1控制门至右：母线系统22、插入双齿钥匙。3、将双齿钥匙顺时针转到底,隔离功能的开口显露。4、将隔离功能操作手柄保持在水平位置〔鼻部在左,将其朝六角轴上推到底。5、将隔离功能操作手柄顺时针转180°〔鼻部在右。6、三工位隔离开关合闸。开关工位指示器改变至CLOSED〔合闸工位。7、取下隔离功能操作手柄。8、逆时针转动双齿钥匙并取下。隔离功能的开口闭合。第5条：三工位隔离开关手动分闸预先选择开关操作的母线系统。控制门至左：母线系统1控制门至右：母线系统2插入双齿钥匙。将双齿钥匙顺时针转到底。隔离功能的开口显露。将隔离功能操作手柄保持在水平位置〔鼻部在右,将其朝六角轴上推到底。5、将隔离功能操作手柄逆时针转180°〔鼻部在左。6、三工位隔离开关分闸。开关工位指示器改变至OPEN〔分闸工位。7、取下隔离功能操作手柄。8、逆时针转动双齿钥匙并取下。隔离功能的开口闭合。第6条：操作三工位隔离开关的接地就绪功能将控制门向左推。插入双齿钥匙并逆时针转动。接地就绪功能的开口显露。将接地就绪功能操作手柄保持在水平位置〔鼻部在左,将其朝六角轴上推到底。将接地就绪功能操作手柄顺时针转180°。接地就绪功能操作手柄的鼻部在右,接地就绪功能已建立。开关工位指示器改变至READY-TO-EARTH〔接地就绪工位。取下接地就绪功能操作手柄。顺时针转动双齿钥匙并取下。接地就绪功能的开口闭合。第7条：手动停用接地就绪功能将断路器分闸。将控制门向左推。插入双齿钥匙。将双齿钥匙逆时针转到底。接地就绪功能的开口显露。将接地就绪功能操作手柄保持在水平位置〔鼻部在右,将其朝六角轴上推到底。将接地就绪功能操作手柄逆时针转180°〔鼻部在左。三工位隔离开关分闸。开关工位指示器改变至OPEN〔分闸工位。取下接地就绪功能操作手柄。顺时针转动双齿钥匙并取下。接地就绪功能的开口闭合。第8条：三工位隔离开关隔离功能的紧急操作预先选择开关操作的母线系统。控制门至左：母线系统1控制门至右：母线系统2插入双齿钥匙。顺时针转动双齿钥匙并取出。隔离功能的开口显露。把紧急操作手柄推到隔离功能的六角轴上,使六角轴上的销正好插到紧急操作手柄的槽上。若要将三工位隔离开关的隔离功能切换到需要的终端位置〔合闸或分闸,则进行以下的动作：转动紧急操作手柄,一直转到开关工位指示器改变至CLOSED〔合闸或OPEN〔分闸工位。紧急操作手柄处在水平位置,槽的标记在底部：三工位隔离开关处在COLSED〔合闸工位。或者：紧急操作手柄处在水平位置,槽的标记在顶部：三工位隔离开关处在OPEN〔分闸工位。7、取下紧急操作手柄。8、逆时针转动双齿钥匙并取出。9、隔离功能的开口闭合。第9条：三工位隔离开关接地就绪功能的紧急操作把控制门向左推。插入双齿钥匙。将双齿钥匙逆时针转到底。接地就绪功能的开口显露。把紧急操作手柄推到接地就绪功能的六角轴上,使六角轴上的销正好插到紧急操作手柄的槽上。若要将三工位隔离开关的接地就绪功能切换到需要的终端位置〔接地就绪或分闸,则进行以下的动作：转动紧急操作手柄,一直转到开关工位指示器改变至READY-TO-EARTH〔接地就绪或OPEN〔分闸工位。紧急操作手柄处在垂直位置,槽的标记在左侧：三工位隔离开关处在READY-TO-EARTH〔接地就绪工位。或者：紧急操作手柄处在垂直位置,槽的标记在右侧：三工位隔离开关处在OPEN〔分闸工位。取下紧急操作手柄。逆时针转动双齿钥匙并取出。接地就绪功能的开口闭合。第10条：馈线接地将三工位隔离开关切换至接地就绪工位。将断路器合闸。将"馈线接地"锁定装置的移动部分向上拉。用锁锁住锁定装置。第11条：馈线去接地1、拆去"馈线接地"锁定装置的锁。锁定装置的移动部分自动向下折叠。2、将断路器分闸。3、将三工位隔离开关切换至分闸位置。第12条：联锁说明：开关设备可能只能以对其他装置的开关工位的逻辑依赖关系而控制和操作。为了对人员提供充分的保护,防止开关柜损坏和电力故障,必须阻止不允许的开关操作。联锁主要是机械式的。依赖关系按下表所示：图1：馈线开关操作只有在以下情况,才可进行开关操作型式Q1合/分Q0分,Q2分,Q5分机械Q2合/分Q0分,Q1分,Q5分机械Q5合/分Q0分,Q1和Q2分机械Q0合〔机械Q1,Q2或Q5不在中间位置机械〔用于手动操作Q1,Q2,Q15或Q25Q0合〔电气Q1,Q2或Q5不在中间位置电气Q0分当馈线是接地的,不被锁定装置阻断。机械此外,也可装有机电联锁,用于隔离开关和接地开关或者用于接地开关。图2：母联开关操作只有在以下情况,才可进行开关操作型式Q1合/分Q0分,Q15分机械Q25合/分Q0分,Q2分机械Q0合〔机械Q1,Q2,Q15或Q25不在中间位置机械〔用于手动操作Q1,Q2,Q15或Q25Q0合〔电气Q1,Q2或Q5不在中间位置电气Q0分〔电气-在被联动断路器的锁定脱扣后–当母线系统是接地的,不被锁定装置阻断。电气机械Q0分〔机械当母线系统是接地的,不被锁定装置阻断。机械此外,也可装有机电联锁,用于隔离开关和接地开关或者用于接地开关。图3：母线分段器〔系统2已述,系统1相应地适用开关操作只有在以下情况,才可进行开关操作型式Q2合/分Q02分,Q25分机械Q20合/分Q02分,Q205分机电/机械Q25合/分Q02分,Q2分机电/机械Q205合/分Q02分,Q20分机电/机械Q02合〔机械Q02合〔电气Q2,Q20,Q25或Q205不在中间位置电气Q02分〔电气-在被联动断路器的锁定脱扣后–当母线系统是接地的,不被锁定装置阻断。电气/机械Q02分〔机械当母线系统是接地的,不被锁定装置阻断。机械此外,也可装有机电联锁,用于隔离开关和接地开关或者用于接地开关。图40：可切断母线电压互感器开关操作只有在以下情况,才可进行开关操作型式Q61或Q62合/分Q81或Q82分机械Q81或Q82合/分Q61或Q62分机械此外,也可装有机电联锁,用于隔离开关和接地开关或者用于接地开关。第13条：维护建议应按以下的间隔时间检查开关柜：8DB10目视检查每隔5年状态检查每隔10年维护保养隔离开关和接地开关操作1000次以后,或者断路器操作10000次以后。这些间隔时间的规定是指导原则,必须根据不同的工作条件进行调节〔例如粉尘环境、经常结露等。维护动作同相关的测试和维护操作列于下表中。目视检验状态检验维护XXX检查SF6气体压力并形成文件。XX检查露点〔湿度含量并形成文件〔≤-15℃XX检查气体质量〔空气含量〔SF6占≥95%并形成文件。X检查隔离开关和接地开关的操动机构及联锁〔若需要,给联动装置和轴承上润滑油脂。X真空断路器操动机构。X在所有气室中–如果必须换气,或者在达到工作次数时：排出SF6气体。更换干燥剂袋。更换O形圈。充入SF6气体。检查气体压力并形成文件。检查密封性。X在配备三工位隔离开关的所有室中检查：操作隔离开关和接地开关以进行测试,验证是否正确达到开关工位。检查触头表面、旋转绝缘子和操作联动装置是否有磨损痕迹。若需要,用真空吸尘器清洁绝缘套管。给操作联动装置的接触表面和接头处上润滑油脂。第二章母线与刀闸第一节设备规范第1条母线规范母线名称型号截面积工作电压允许电流220KV母线2110KV母线35KV母线第2条高压刀闸规范刀闸名称型号额定电压〔KV额定电流〔A操作机构制造厂家220KV隔离刀闸DR22-MH25-c62522500电动西门子220KV接地刀闸Dr21-MH25-C62522500电动西门子110KVGIS三工位刀闸126SP-3PS11262000电动XX现代南自电气有限公司110KV快速接地刀闸126SP-LES2126〔40KA,3S电动弹簧主变220KV侧中性点接地刀闸主变110KV侧中性点接地刀闸主变35KV侧消弧线圈刀闸电容器组刀闸第二节正常运行操作的规定第1条母线与刀闸投运前的检查：〔1收回有关工作票,拆除接地线、标示牌,绝缘挡板等有关安全措施,测量绝缘电阻应符合规定；〔2检查母线、刀闸,支持瓷瓶应清洁完整,无裂纹或破损,刀闸动静触头应完好,无烧毛发黑等现象；〔3刀闸操作机构应完整灵活,无卡涩现象,插销齐全,螺丝等不松动脱落,刀闸闭锁装置应良好；〔4周围无妨碍操作及运行的杂物。第2条操作刀闸必须遵循下列原则：〔1刀闸的拉合闸操作必须先检查开关确在断开位置,开关电流表指示零位后方可进行,严禁在带负荷情况下进行拉、合刀闸操作；〔2拉合刀闸时,动作必须正确、迅速、果断；〔3当带负荷或带接地线短路误合刀闸时,一经操作不得再拉开,以防事故扩大。应立即将这一回路开关断开或经跨接后,方允许将误合的刀闸拉开；〔4拉刀闸时,当刀片刚离开静触头或两触头刚分开如发生电弧应立即将刀闸合回,待查明原因后再进行操作。〔5刀闸拉合后,应将定位销销牢,并将手柄往返稍许活动一次,证实插销已销牢,同时检查拉合是否到位,拉合后的实际位置与监控的位置指示器是否一致正确。在有工作的回路上刀闸拉开后应加设绝缘挡板,装接地线,悬挂标示牌等安全措施。〔6刀闸合上后如不到位,造成接触不良时,应拉开重新合闸,或采取必要的措施使其到位并接触良好。第3条供电线路刀闸操作顺序：停电时先拉开线路侧刀闸,后拉母线侧刀闸,送电时操作顺序与停电相反。第4条拉合变压器中性点直接接地的刀闸,拉合中性点经消弧线圈接地的刀闸,要在系统没有接地故障的情况下方可进行。第5条当系统无接地或短路时,回路时中未装设开关,下列情况允许用刀闸直接进行拉合操作：〔1双母线接线中,在母联开关合上〔操作电源保险取下时用刀闸进行倒母线操作；〔2拉合电压互感器、避雷器、电容器刀闸；〔3与开关并联的旁路刀闸,当线路开关和旁路开关〔或母联开关都在运行时拉合开关的旁路电流；〔4拉合变压器中性点直接接地或消弧线圈刀闸；〔5当高压侧或上侧开关在并环的情况下,拉合6kV及以下,70A以内的环路循环电流〔禁止用刀闸拉合35kV及以上的系统环路电流；〔6拉合励磁电流不超过2A的空载变压器〔负荷刀闸可拉合630kW及以下的空载变压器〔7拉合6kV及以下的,15A以内的负荷电流。第6条根据我厂系统,下列情况禁止用刀闸直接拉合操作；〔1拉合110kV架空线路,35kV及6kV主系统电缆供电线路的电容电流；〔2送上母联装有充电保护的带电母线；〔3拉合容量为560kW及以上的空载变压器。第三节运行中的监视与检查第1条正常运行时母线刀闸的工作电流不许超过额定值。〔设备规范中所列额定电流是周围环境温度40℃时的电流值。其允许最高温度为70第2条母线刀闸的允许温度一般以70℃示温腊片放在绝缘棒上去触试监视之；6kV第3条运行母线及刀闸的连接部分发热超过允许值时,必须立即设法降低负荷,当无法降低负荷时必须采取降温措施并加强监视,如温度继续升高,则必须立即报告调度长设法停止使用。母线发热超过允许值时尽可能倒换母线,停下发热母线,并通知有关人员检查和处理。第4条母线及刀闸运行中的检查；〔1支持瓷瓶、套管等应清洁完好,无裂纹变色和放电现象,螺丝紧固无振动脱落；〔2刀闸操作机构插销应完整牢固,机械指示器与刀闸实际位置相符,刀闸合闸是否到位接触部位是否发热及有无烧毛熔焊等；〔3室内通风照明良好,门窗完整,无漏水现象；〔4组合导线弧垂是否正常,导线与金具的固定和连接是否牢固,导线上有无杂物及导线有无摆动现象。〔注：目前使用的测温腊片开始熔化的温度有60℃、70℃、第四节异常处理第1条母线连接处发热超过70℃第2条刀闸发热超过70℃〔1若刀闸发热发展较快,刀闸本身已变色,示温腊片已熔化,应尽量降低负荷,若不能降低负荷,应采取措施,加装风扇并加强监视,必要时可申请停电处理；〔2若母线侧刀闸动静触头发热,可设法将发热刀闸所带负荷倒至另一组母线供电；〔3刀闸温度急剧上升,有可能造成事故时应立即停用检修；〔4若刀闸发热后动、静触头已烧结,不得强行拉开,应调整运行方式,设法停运进行处理。第3条刀闸合不上或拉不开〔1可能是机械拉杆销子等锈蚀或脱落,齿轮卡住,拉力瓷瓶胶板断裂；〔2合闸时可停止操作,通知检修处理；〔3拉闸时可利用绝缘棒拉开或倒母线停电后由检修处理。第三章电压互感器和电流互感器第一节设备规范第1条电压互感器规范设备名称型号额定变压比额定输出容量〔VA及精度接线组别冷却方式制造厂家220KV母线PTTYD220/√3-0.01H220/√3/0.1/√3/0.1/√3/1a-1n,1500.22a-2n,1500.5da-dn,1003PY/Y/Δ油浸自冷XX西电电力电容器有限公司220KV线路PTTYD220/√3-0.005H220/√3/0.1/√3/1a-1n,1500.2da-dn,1003PY/Y油浸自冷XX西电电力电容器有限公司110KV母线PT110KV线路PTSVTR/10C110√3/0.1/√3/0.1/√3/0.2150VA0.5150VA3P300VAY/Y/ΔSF6自冷日新〔XX机电有限公司35KV母线PT35√3/0.1/√3/0.1/√3/50VA0.550VA0.550VA3PY/Y/ΔSIEMENS第2条电流互感器规范设备名称型号变比额定输出容量〔VA及精度工作电压〔KV冷却方式制造厂家热电厂一、二线、#13、#14、#15、#16主变110KV侧CTGC-122X600/5A5P20/5P20/5P20/0.2S50VA〔30VA110SF6自冷XX现代南自有限公司110KV母联〔I母侧CTGC-125P20/5P2050VA〔30VA110SF6自冷XX现代南自有限公司110KV母联〔II母侧CTGC-125P20/0.550VA〔30VA110SF6自冷XX现代南自有限公司槽扬一、二线线路CTLB6-220W0.5/5P25/5P25/5P25/5P25/5P2520〔40VA/60VA/60VA/60VA/60VA/60VA220自冷XX电力电容器有限公司220KV分段CTLB6-220W0.5/5P25/5P25/5P2520〔40VA/60VA/60VA/60VA220自冷XX电力电容器有限公司#13、#14主变220KV侧开关CTLB6-220W0.2S/5P25/5P25/5P2520〔40VA/60VA/60VA/60VA220自冷XX