110kV及以下变电站通用运行规程完整

110kV及以下变电站通用运行规程省电力公司

二0一四年二月为规省电力公司（以下简称公司）对所辖110kV及以下变电站的运维管理，提高公司变电运维管理水平特制定本规程。本规程主要针对110kV及以下变电站的设备巡视、运行要求、设备操作、事故及异常的处理等方面制定了原则要求，对变电站设备具有特殊监视及运行操作等要求的，需在变电站现场运行规程中根据本通用规程的原则加以明确。本规程起草单位：省电力公司供电公司、供电公司、供电公司、供电公司本规程主要起草人：许建刚、吴曦、唐达獒、江红成、黄薛凌、廖英祺、其锋、晴宇本规程由省电力公司运维检修部提出并解释。TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"适用围 1引用标准 1总则 2\o"CurrentDocument"倒闸操作 3设备状态定义 3一次主设备 3一次附属设备 4继电保护及自动装置 4操作术语 5倒闸操作基本要求 5倒闸操作基本步骤 5倒闸操作技术要求 6一般原则 6安措操作要求 7遥控方式的管理 8顺控操作要求 8\o"CurrentDocument"高压设备 9变压器 9概述 9巡视与检查 9运行与操作 10检修后的验收 13事故及异常处理 14接地变及消弧设备 18概述 18巡视与检查 18运行与操作 19检修后的验收 19事故及异常处理 20高压断路器（简称开关） 21概述 21巡视与检查 21运行与操作 23检修后的验收 24事故及异常处理 25高压隔离开关（简称闸刀） 27概述 27巡视与检查 27运行与操作 27检修后的验收 28事故及异常处理 28互感器 29概述 29巡视与检查 29运行与操作 30检修后的验收 31事故及异常处理 31电力电容器（简称电容器） 32概述 32巡视与检查 33运行与操作 33检修后的验收 34事故及异常处理 34防雷及接地装置 35概述 35巡视与检查 35运行与操作 35检修后的验收 36事故及异常处理 36母线、构架 37巡视与检查 37运行与操作 37检修后验收 38\o"CurrentDocument"继电保护及自动装置 39一般管理规定 39巡视与检查 40运行与操作 40检修后的验收 43事故及异常处理 43\o"CurrentDocument"站端自动化系统 44概述 44巡视与检查 44运行与操作 44检修后验收 45异常处理 45\o"CurrentDocument"智能化设备 47概述 47运行与操作 47事故及异常处理 48通信设备 50概述 50巡视与检查 50运维注意事项 50检修后验收 51异常处理 51\o"CurrentDocument"直流系统 52概述 52一般规定 52巡视与检查 52运行与操作 53检修后验收 53异常处理 54\o"CurrentDocument"站用电 55概述 55巡视与检查 55运行与操作 55检修后验收 56异常处理 56防误闭锁装置 57概述 57一般规定 57巡视与检查 57异常处理 58\o"CurrentDocument"辅助设施 59概述 59视频监控系统 59巡视与检查 59异常处理 59消防设施 59巡视与检查 59异常处理 60安防系统 60巡视与检查 60异常处理 61排水系统 61巡视与检查 61异常处理 61\o"CurrentDocument"事故及异常处理 62事故处理一般原则 62火灾事故处理 63线路事故处理 63母线故障处理 63母线失电处理 63谐振过电压处理 64小电流接地系统接地处理 64设备发热处理 64110kV及以下变电站通用运行规程适用围本规程适用于公司系统各110kV及以下变电站的运维管理。各变电站现场运行规程的有关管理规定与本规程有矛盾者，均应根据本规程予以修订。本规程规定了对变电站电力设备的运行监视、运行维护、运行操作、事故及异常情况处理等方面的基本要求。公司系统各级相关调控人员、变电运维人员、相关领导和管理人员等均应熟悉本规程。引用标准国家电网安监[2009]664号《电力安全工作规程（变电部分）》国家电网安质〔2013〕945号《国家电网公司关于印发〈国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）、（线路部分）〉修订补充规定的通知》DL/T572－2010《电力变压器运行规程》DL/T574－1995《有载分接开关运行维修导则》DL/T603－2006《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》国家电网生技[2005]172号《110（66）kV-500kV油浸式变压器（电抗器）运行规》《高压开关设备运行规》《110（66）kV-500kV互感器运行规》《10kV-66kV干式电抗器运行规》《10kV-66kV消弧线圈运行规》《直流电源系统运行规》《110（66）kV-750kV避雷器运行规》《10kV-66kV并联电容器运行规》电生〔2010〕2097号关于印发《变电站电气设备倒闸操作规》的通知电调〔2011〕370号《电力系统调度规程》电生〔2012〕1144号 关于印发《智能变电站运行管理规》的通知电运检〔2012〕1727号《省电力公司变电站防误操作技术规定（修订稿）》电生〔2011〕1818号 《设备非电量保护装置管理规定》电调〔2012〕1456号《电网220kV系统继电保护与安全自动装置调度运行规定》电运检[2013]421号省电力公司关于印发《省电力公司变电站运维管理办法》等规章制度的通知电运检〔2013〕1007号《省电力公司变电站交直流电源设备运维管理规定》变电站的运行安全与否直接关系到系统能否实现安全经济运行，因此，变电运维人员必须具有高度的工作责任心和事业心，严格执行有关的规程、制度以及上级颁布的有关运行管理规定，确保安全供电。变电运维人员应熟练掌握所辖设备的运行方式、调度管辖围、技术规、安装地点、操作要领、安全注意事项、事故及异常情况的处理要求等。变电运维人员欲变更所属设备运行状态的一切操作均应按调度命令执行。对调度命令有疑问者必须询问清楚，若调度坚持原来命令，则必须迅速执行。但执行该命令确将危及人身、设备或者危及电网安全时，变电运维人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由汇报给发令的值班调度员和本单位领导。调度正式操作命令一般应由正值接令，并随时做好记录和录音。

4 倒闸操作设备状态定义4.1.1一次主设备电气设备状态状态释义开关运行开关及两侧闸刀合上（含开关侧压变等附属设备）热备用两侧闸刀合上，开关断开冷备用开关及两侧闸刀均断开（接在开关上的电压互感器高低压熔丝一律取下，一次闸刀拉开）检修开关及两侧闸刀拉开，开关操作回路熔丝取下，开关二侧挂上接地线（或合上接地闸刀）闸刀合上动静触头接触拉开动静触头分离三工位闸刀合上闸刀主断口接通的合闸位置拉开闸刀主断口分开的分位置接地闸刀在接地位置双工位闸刀合上闸刀主断口接通的合闸位置接地闸刀主断口断开并在接地位置线路运行线路开关运行（包括压变避雷器等）热备用线路开关热备用（压变避雷器等运行）冷备用线路开关及闸刀都在断开位置，线路压变避雷器运行，线路站用变冷备用。检修闸刀及开关均断开，线路接地闸刀合上或装设接地线（压变高低压熔丝取下、一次闸刀拉开）压变运行高低压熔丝装上、一次闸刀合上冷备用高低压熔丝取下、一次闸刀拉开母线运行冷备用、检修以外的状态均视为运行状态冷备用母线上所有设备的开关及闸刀都在断开位置，母线压变冷备用。检修该母线的所有开关、闸刀均断开，母线压变冷备用或检修状态，并在母线上挂好接地线（或合上接地闸刀）。变压器运行一侧及以上开关（闸刀）运行热备用一侧及以上开关热备用，且其余侧开关非运行冷备用各侧开关及附属设备均冷备用（有高压闸刀的则拉开）检修各侧开关及附属设备均冷备用（有高压闸刀的则拉开），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。手车式开关柜运行开关手车在“工作”位置，开关在“合闸”位置热备用开关手车在“工作”位置，开关在“分闸”位置冷备用开关手车在“试验”位置，开关在“分闸”位置开关检修开关手车在“移开”位置线路检修开关手车在“试验”或“移开”位置，线路侧接地闸刀在合位充气式运行母线侧闸刀在合位，开关在”合闸”位置

开关柜热备用母线侧闸刀在合位，开关在”分闸”位置冷备用无开关检修母线侧闸刀在接地位置，线路侧加装接地线，开关在”分闸”位置线路检修母线侧闸刀在接地位置，开关在”合闸”位置，断开开关控制电源4.1.2一次附属设备电气设备状态状态释义站用变运行电源侧开关运行，一次闸刀合上，高低压熔丝装上冷备用电源侧开关冷备用，一次闸刀拉开，高低压熔丝取下接地变运行电源侧开关运行，一次闸刀合上，高低压熔丝装上冷备用电源侧开关冷备用，一次闸刀拉开，高低压熔丝取下电容器运行电源侧开关运行热备用电源侧开关热备用冷备用电源侧开关冷备用电抗器运行电源侧开关运行热备用电源侧开关热备用冷备用电源侧开关冷备用消弧线圈运行与其相连的开关闸刀均合上冷备用与其相连的开关闸刀均断开避雷器运行一次闸刀合上冷备用一次闸刀拉开4.1.3继电保护及自动装置4.1.3.1保护及自动装置投退状态释义：电气设备状态状态释义主变差动保护启用保护直流电源投入，保护功能压板接通停用保护直流电源投入，保护功能压板断开瓦斯保护跳闸保护直流电源投入，保护功能压板接通信号保护直流电源投入，保护功能压板断开主变后备保护启用保护直流电源投入，保护功能压板接通，保护出口跳闸压板接通停用保护直流电源投入，保护功能压板断开重合闸启用装置直流电源投入，装置功能压板接通，出口压板接通，方式开关按调度要求放置停用装置功能或出口压板断开（出口压板优先）备自投启用装置直流电源投入，跳闸及合闸出口压板接通停用装置直流电源投入，跳闸及合闸出口压板断开低周低压减载装置启用装置直流电源投入，出口跳闸压板接通停用装置直流电源投入，出口跳闸压板断开线路保护启用保护直流电源投入，保护出口跳闸压板接通停用保护直流电源投入，保护出口跳闸压板断开说明：1）整套保护停用，应断开出口跳闸压板；保护的部分功能退出，应断开相应的功能压板；2）其它保护及自动装置状态定义按相关规定执行。操作术语常用设备名称包括：主变，站用变，开关，闸刀（闸刀），手车，接地闸刀（接地闸刀），母线，线路，压变，流变，电缆，避雷器，电容器，电抗器，消弧线圈，令克（跌落熔断器），空开、熔丝，保护。4.2.2常用操作术语包括：操作设备操作动词开关、闸刀、接地闸刀、令克合上、拉开接地线装设、拆除手车拉至、推至、摇至各种熔丝放上、取下继电保护及自动装置启用、停用二次压板放上、取下、投入、退出、切至交直流回路各种转换开关切至保护二次回路插把插入、拔出二次空气开关合上、分开二次回路小闸刀合上、拉开4.2.3 设备状态定义与调度术语以管辖调度的定义为准，各种类型的操作应符合调度操作管理规定的要求。倒闸操作基本要求要有考试合格并经上级领导批准公布的操作人员。现场设备要有明显标志，包括命名、编号、铭牌、转动方向、切换位置的指示以及区别电气相别的色标。要有与现场设备和运行方式符合的一次系统模拟图（或计算机模拟系统图）。要有现场运行规程、典型操作票和统一的、确切的调度操作术语。要有确切的调度指令和合格的操作票（或经单位主管领导批准的操作卡）。要有合格的操作工具、安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置），电气设备应有完善的“五防”装置。倒闸操作基本步骤操作人员按调度（调控）预先下达的操作任务（操作步骤）正确填写操作票。经审核并预演正确或经技术措施审票正确。操作前明确操作目的，做好危险点分析和预控。调度（调控）正式发布操作指令及发令时间。操作人员检查核对设备命名、编号和状态。按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作，确认设备状态变位并勾票。向调度（调控）汇报操作结束时间。做好记录，并使系统模拟图与设备状态一致，然后签销操作票。倒闸操作技术要求一般原则停电拉闸操作应按照开关－负荷侧闸刀－电源侧闸刀的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时，至少应有两个不同原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。以上检查项目应填写在操作票中作为检查项。检查中若发现其他任何信号有异常，均应停止操作，查明原因。若进行遥控操作，可采用上述的间接方法或其他可靠的方法判断设备位置。对无法进行直接验电的设备和雨雪天气时的户外设备，可以进行间接验电，即通过设备的机械指示位置、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已无电。在一项操作任务中，如同时停用几个间隔时，允许在先行拉开几个开关后再分别拉开闸刀，但拉开闸刀前必须在每检查一个开关的相应位置后，随即分别拉开对应的两侧闸刀。倒闸操作过程中要严防发生下列误操作：误拉、合开关。带接地线（接地闸刀）合闸。带电装设接地线、带电合接地闸刀。带负荷拉、合闸刀。走错间隔。非同期并列。误投退压板（插拔插把）、连接片、短路片，切错定值区。下列情况下一般不进行倒闸操作：交接班时。系统发生事故或异常时。雷电时（注：事故处理确有必要时，可以对开关进行远控操作）。雨雪天气时不得进行室外直接验电。倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时运维人员必须重新进行”四核对”（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态）工作，确认操作设备、操作步骤正确无误。当发生带负荷误拉、合闸刀时，禁止再将已拉开（或合上）的闸刀合上（或拉开）。倒排操作双母线并列运行时进行的倒排操作（简称热倒），必须检查母联开关及两侧闸刀在合位，并将母联开关改为非自动；操作热倒间隔母线闸刀时必须先合后拉。倒排间隔的开关在分位的状态下所进行的倒排操作（简称冷到），操作冷倒间隔母线闸刀时必须先拉后合（有备自投的热备用开关应采用热倒方式）。4.5.1.10旁代操作旁路替代操作前，如旁路母线长期停用，应先用旁路开关对旁路母线进行一次检验性充电。旁路开关与被替代开关结排方式应对应，结排方式不对应时应将旁路开关冷倒。拉、合被替代开关的旁路闸刀前，应检查旁路开关确已拉开。旁路开关替代线路开关操作要求旁路保护屏上主变差动保护电流切换端子应在退出短接位置。旁路开关与被替代线路开关并列之前，应将旁路保护二次方式调整为被替代线路二次方式，其中包括保护定值、保护投入方式以及重合闸方式等。旁路开关与被替代线路开关并列时，应检查负荷分配正常。旁路开关替代主变开关操作要求停用旁路开关本身线路保护及重合闸。旁路开关的电流、电压回路应切至相应主变保护。切换过程中应将主变差动临时停用，但不得将所有保护同时停用。主变差动回路电流端子的切换操作应在开关热备用状态下进行，即旁路开关并列前，投入旁路开关至被替代主变差动回路电流端子；被替代主变开关拉开后，退出并短接被替代主变开关差动回路电流端子，严防流变二次回路开路。在旁路开关并列前投入被替代主变保护跳旁路开关出口压板，在主变开关解列后退出被替代主变保护跳主变开关出口压板。线路改冷备用，接在线路上的压变高低压熔丝不取下，压变高压侧闸刀不拉开。线路改检修，利用线路压变进行带电闭锁的，接在线路上的压变应在合上线路接地闸刀后，再拉开线路压变高压侧闸刀和二次侧空开（或熔丝）。4.5.2安措操作要求安措容包括停送开关控制及储能电源、拉开或合上待检修设备可能来电侧的闸刀操作电源、投退相关二次压板和二次电流回路、装拆接地线或拉合接地闸刀等操作。设备停电检修，需将检修设备保护联跳和开出至其它回路的压板退出。对采用桥接线的变电站，主变本体改检修，当本侧进线开关及桥开关仍在运行时，必须退出该主变的本体和有载调压开关瓦斯保护的运行开关出口跳闸压板，且电流回路不能开路。验电接地操作：设备改检修，在合上接地闸刀或装设接地线前，应分别验明接地处三相确无电压。2、设备改检修，当无法直接验电时（如GIS、电缆、中置柜等），允许采用间接验电，通过检查线路/母线压变无电压、带电显示装置显示无电（事先确认带电显示装置工作正常）、线路/母线避雷器无泄漏电流等判断线路/母线是否带电。当线路上无任何装置可供判断是否有电时，根据调度指令合线路接地闸刀。电容器必须经充分放电后才能验电接地，分列电容器组工作前应逐个放电。对无法进行直接验电的设备和雨雪天气时的户外设备，可以进行间接验电，即通过设备的机械指示位置、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已无电。以上检查项目应填写在操作票中作为检查项。检查中若发现其他任何信号有异常，均应停止操作，查明原因。若进行遥控操作，可采用上述的间接方法或其他可靠的方法进行间接验电。遥控方式的管理正常运行时，变电站所有运行或热备用状态的开关，其方式选择开关（遥控压板）必须置于“远方”（投入）位置。变电站现场操作，开关由热备用转冷备用状态前，应先将方式选择开关（遥控压板）切至“就地”（退出）位置；开关由冷备用转热备用状态后，再将方式选择开关（遥控压板）切至“远方”（投入）位置。开关遥控方式选择开关的切换操作只能操作测控屏上的“远方/就地”转换开关，不得操作开关机构箱的“远方/就地”转换开关。设备检修过程中需要进行遥控操作试验时，应由调控班（监控班）值班员通知变电运维人员，将遥控方式开关（遥控压板）切至“远方”（投入）位置，试验完毕后由变电运维人员将其恢复原位。顺控操作要求顺控操作时，应填写倒闸操作票。顺控操作结束后，应对所操作的设备进行一次全面检查，以确认操作正确完整，设备状态正常。顺控操作中发生中断时，应按以下要求进行处理：若设备状态未发生改变，须在排除停止顺控操作的原因后继续进行顺控操作，若停止顺控操作的原因无法在短时间排除，应改为常规操作。若设备状态已发生改变，根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票进行常规操作，对程序化已执行步骤，需现场核对设备状态并打勾。5 高压设备变压器概述变压器是变电站最主要的一次设备，它的作用是进行电压变换、输送电能，变压器主要由本体、冷却装置、调压装置、套管、油枕、保护装置及其它附件组成。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。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。当变压器有较严重的缺陷(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。巡视与检查变压器日常巡视项目油浸式变压器本体及套管：变压器的油温及线圈温度正常，温度计指示正确。变压器油枕的油位应正常，符合油位与油温的关系曲线。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。变压器的声音均匀，无异声。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。变压器各连接引线无异常，各连接点无发热现象。瓦斯继电器充满油，无气体。压力释放装置完好，无喷油痕迹及动作指示。呼吸器完好，油杯油面、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。各接线箱、控制箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮。油浸式风冷变压器冷却系统：冷却器控制箱各电源开关、切换开关应在正确位置，信号显示正确，无过热现象。风扇运转正常，无异常声音，油流计指示正常。冷却器本体及蝶阀、管道连接处等部位无渗漏油。干式变压器本体变压器的线圈温度正常，温度计指示正确。变压器的声音均匀，无异声。变压器各连接引线无异常，各连接点无发热现象。各接线箱、控制箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮。有载调压开关：控制箱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。机构箱密封良好，马达电源开关应合上。有载调压开关油位正常。有载开关油箱及有关的法兰、阀门、油管等处无渗漏油。特殊巡视项目在下列情况下，应对变压器进行特殊巡视：新投运或经过大修、改造的变压器投运72小时；变压器保护动作跳闸后；变压器有严重缺陷时；气候突变时(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)；雷雨季节特别是雷雨后；高温季节、高峰负荷期间；变压器过负荷或过电压运行时。变压器的特殊巡视项目：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；大风时检查变压器上及周围无杂物，引线的摆动情况；雷雨后检查瓷质部分无放电痕迹，避雷器的动作情况；大雾时检查套管瓷质部分放电闪络现象；大雪时检查积雪情况及连接处雪的融化情况；气温突变时应检查油面及引线的弧垂情况；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。运行与操作主变的并列操作主变并列运行的条件：接线组别相同、电压比相等、短路电压相等。当上列条件不符合时，必须事先进行计算，在任何一台变压器都不会过负荷才可并列。变电站几台主变分接头对应档位的电压比不一致时，应有主变允许并列的档位对照表。油浸式自冷/风冷变压器运行中的温度监视以上层油的温升为主。最高上层油温监视为85℃，上层油温升不得超过55℃，变压器超温信号整定为85℃。正常运行时，当油温达到80℃，应及时汇报调度，当油温达到85℃时，调度应设法转移负荷。干式变压器运行中的温度监视以绕组温度为主，具有主变绕组超温报警(整定120℃)功能。一般情况下，超温跳闸功能投信，最高温度限值为155℃,线圈最高温升100K。油浸风冷变压器当冷却系统故障后，顶层油温不超过55℃时，允许带额定负载运行；若顶层油温超过55℃时，则主变所带负荷应限制在额定容量的66.7％，且应同时控制上层油温温升不得超过55K,否则由调度设法转移负荷。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。油中熄弧有载开关每天分接变换最大次数：35kV电压等级为30次，110kV电压等级为20次。真空式有载开关不受此限制。变压器正常运行时冷却系统均应投入运行，当所用电进行切换后，应检查冷却器运转正常。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。运行中的变压器在进行下列工作时，应先征得调度同意，将重瓦斯改接信号，才能许可工作，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸：变压器进行滤油、加油或放油工作。变压器瓦斯继电器进行检查或校验。更换变压器滤油器的吸附剂。当变压器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。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。运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时。5.1.3.10110kV主变压器高压侧中性点的接地方式，由调度确定，下列情况必须接地运行:主变压器停启用操作时（主变失电前合上，主变带电后拉开）。三圈变压器中、低压侧二圈运行时，高压侧中性点地刀必须合上。主变压器投入运行时，应先从电源侧充电，再送负荷侧，且充电断路器应有完备的继电保护，并保证有足够的灵敏度。退出运行时则反之。凡备用中的变压器，应随时可以投入运行。变压器连续备用超过半年应向调度提出需对变压器充电两小时。主变大修后应冲击合闸3次。新投主变应冲击合闸5次，第一次充电10分钟，以后每次冲击间隔5分钟。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。无励磁调压变压器在额定电压±5％围改换分接位置运行时，其额定容量不变。有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。油浸式变压器正常过负荷运行可参照下述规定：全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。油浸自冷和油浸风冷的变压器不应超过变压器额定容量的30％，强油循环风冷的变压器不应超过20％。变压器存在较大缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等)，不准过负荷运行。变压器过负荷运行应投入全部工作冷却器，必要时投入备用冷却器。新装或变动过、外连接线以及改变过结线组别的变压器，在并列运行之前必须核定相位。变压器的事故储油坑应保持在良好状态，卵石厚度符合要求。储油坑及排油管道应畅通，事故时应能迅速将油排出。防止油排入电缆沟，室变压器也应有储油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。变压器自动消防装置必须严格按照制造厂的要求安装和使用，并按照公司有关规定投入运行。变压器定期检修时需对其消防装置操作机构进行检查。主变冷却装置的运维规定不允许在带有负荷的情况下将强油冷却器(非片扇)全停，以免产生过大的铜油温差，使线圈绝缘受损伤。新装的强油循环风冷变压器要启动全部冷却设备使油循环一小时，在停泵排除残留气体后方可带电运行。3、新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间110kV不应少于24h。强油循环的变压器应将冷却器自动投切回路投自动状态(试验位置)。强油循环风冷变压器冷却装置全停跳闸回路投信号。强油循环风冷的变压器，在各种负荷情况下投入的冷却器台数，应按制造厂要求投运，并在现场运行规程中予以规定。若冷却装置自启动回路失灵时应按此原则人工投入冷却装置。冷却系统必须有两个独立的能自动切换的工作电源，并应定期进行切换试验。变压器冷却装置的定期切换试验规定：具有两路冷却装置电源的，每半年进行一次电源切换试验。强油循环的冷却装置，油泵及风扇每季度进行一次工作、辅助及备用组的调换运行。自循环风冷的冷却装置，每年迎峰度夏前进行一次风扇运行状况检查。5.1.3.22有载分接开关的运维规定：有载分接开关的分接变换操作，由调控中心按调度确定的电压曲线或调度命令执行，当调控中心遥控操作有载分接开关失灵时，可通知变电运维人员到现场进行操作。分接开关的位置应按变电站用户受电端的电压偏差不超过允许值，并在充分发挥无功补偿设备的经济效益和降低线损的原则下优化确定。分接开关巡视检查项目：电压指示应在规定电压偏差围。控制器电源指示灯显示正常。分接位置指示器应指示正确。分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。分接开关及其附件各部位应无渗漏油。计数器动作正常。电动机构箱部应清洁，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。分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。现场变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化。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。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，使其符合U(%)=110—5K2的要求。主变过载1.2倍时禁止操作有载分接开关。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。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。分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修。操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置。远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作。分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；部切换异声；过压力的保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常(主要为乙炔和氢的含量超标)或分接开关油位异常升高，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报，暂停分接变换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障。8、运行中分接开关油室绝缘油的击穿电压不低于30kV。当击穿电压低于30kV时，应停止自动电压控制器的使用。当击穿电压低于25kV时，应停止分接变换操作，并及时处理。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。检修后的验收变压器的验收检修和试验合格，有明确可以投运的结论。变压器无遗留物件、引线接头应紧固。有载调压开关应在投运前操作一个循环，检查动作正常。各相分接开关位置符合调度要求，档位显示与机械指示相符。冷却装置运转正常，部空气开关(或熔丝)、转换开关投切位置已符合运行要求。中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠。变压器各部位阀门位置正确。变压器本体、有载、套管油位指示正常。瓦斯继电器装有防雨罩，瓦斯继电器与油枕间的阀门在打开位置，继电器充满油，二次小线无腐蚀接地。呼吸器的矽胶无受潮变色，油封杯油量适当，油色正常。变压器就地及远方温度指示正确。各接线箱、控制箱和端子箱封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置投入。无异常告警信号。所有电缆应标志清晰。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。变压器投运前的检查变压器的保护应正常投入，无异常动作信号。调压装置分接头档位显示与现场机械指示应一致。冷却系统电源正常投入，各组冷却器运行方式符合要求。外部无异物，无遗留接地线。事故及异常处理变压器保护动作开关跳闸，应立即查明跳闸原因，根据保护动作情况和对变压器外部检查情况，作出是变压器部还是外部故障的判断。重瓦斯和差动保护（或差动速动保护）同时动作跳闸，在未查明保护动作原因和消除故障前不得强送。变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，经瓦斯气体检查及试验证明变压器部无明显故障后，在系统急需时，经公司总工程师同意，可以试送一次。如因越级跳闸或差动二次回路故障而造成误动作，可以试送一次。变压器后备保护动作跳闸，主变差动及瓦斯保护未动作，应对变压器进行外部检查，在查明故障点并有效隔离后，可对变压器试送一次；若主变回路及母线检查均正常，则拉开母线上所有出线开关后，可以试送一次，试送成功后，再逐路试送出线开关。变压器有下列情况之一者，应立即将其停运：变压器冒烟着火时。变压器部声音明显异常增大，有爆裂声。如果轻瓦斯动作发信后经分析已判为变压器部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短时。在正常负载和冷却条件下，变压器油温偏高并不断上升，且经检查证明温度计指示正确。油枕或防爆阀喷油。大量漏油致使油面下降至看不见油位。油色变化过甚，油出现炭质等。套管严重渗漏或瓷套破裂时。套管末屏有放电声时。当发生危及变压器安全运行的故障现象，而变压器的有关保护装置有异常时。变压器有下列情况之一者，应加强监视和检查，判断原因，并立即汇报调度和相关领导，采取相应措施：在同等负荷情况下，声音比平时大、电磁震动声不均匀。在同样运行条件下，油温比平常异常增高。油枕或套管的油面高度不符合监视线要求。瓦斯继电器有气体，轻瓦斯保护发信。外壳有漏油现象。瓷套管有裂纹、渗油现象。变压器过负荷记录过负荷起始时间、负荷值及当时环境温度。变压器过负荷运行应投入全部工作冷却器，必要时投入备用冷却器。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。对过负荷变压器进行特巡，检查风冷系统运转情况及各连接点有无发热情况。调控中心应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设法将变压器停运。变压器超温核对现场油温表与后台油温显示是否一致，核对是否由于温度表、变送器等故障引起，汇报相关领导，进行处理。检查是否由于冷却器故障或因散热片污秽引起冷却效率降低引起，应投入全部可用冷却器。如因散热片污秽引起则应对散热片进行水冲洗。检查是否由于过负荷引起，按变压器过负荷规定处理。如系原因不明的异常升高，必须立即汇报调度及本单位领导，进行检查处理。变压器油位过高或过低油位过高的原因：油位计故障；油枕胶囊破裂(视油位计原理)；呼吸器堵塞；变压器温度急剧升高；有载调压开关油位升高可能是有载调压开关桶密封不良。油位过低的原因：油位计故障；油枕胶囊破裂(视油位计原理)；变压器漏油。发现油位过高或过低，立即汇报调度及分管领导。冷却装置故障处理：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，汇报本单位领导。冷却装置部分故障时，变压器的允许负载和运行时间应按制造厂规定。冷却器全停后应检查冷却器电源是否正常，尽快恢复冷却器运行。如不能恢复应汇报调度并指定专人监视，记录变压器的负荷与温度，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。在运行中，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，变压器在额定负载下允许运行时间不小于20min。当油面温度尚未达到75℃时，允许上升到75℃,但冷却器全停的最长运行时间不得超过1小时。对于同时具有多种冷却方式(如ONAN、ONAF或OFAF),变压器应按制造厂规定执行。油浸(自然循环)风冷变压器，风机停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。强油循环冷却的变压器故障跳闸后应检查冷却器是否自动停运，如未能自动停运的需尽快手动切除强油循环油泵，以免游离碳、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。压力释放装置动作检查瓦斯继电器气体情况，瓦斯保护的动作情况；检查呼吸器的管道是否畅通；各个附件是否有漏油现象；外壳是否有异常情况；二次回路是否有故障。汇报调度及相关领导，通知检修人员采取本体油样及气体进行分析。主变重瓦斯保护动作后的检查处理：变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况。压力释放阀及其它保护装置动作信号情况。变压器本体及有载分接开关油位、油况。气体继电器有无气体积聚，积聚气体是否可燃，油色谱分析结果有无异常。保护及直流二次回路有无异常。变压器轻瓦斯信号动作后的检查处理：有无其它保护装置动作，有无外部故障现象。对瓦斯继电器取气样化验分析，并找出产生气体的原因，判断其(故障)性质。产生气体的原因大致有以下几种情况：油温下降或油箱漏油致使油面降低。因滤油、加油致使空气进入油箱。变压器部发生轻微故障而产生少量气体。由于变压器外部穿越性故障(震动、油流涌动)引起的部绝缘物受损。新投运变压器运行一段时间后缓慢产生的气体，如产生的气体不是特别多，一般可将气体放空即可，有条件时可做一次气体分析。若瓦斯继电器无气体，则应检查有无因轻瓦斯继电器接点绝缘劣化或二次回路绝缘劣化而误动作的可能。变压器瓦斯气体检查判别方法：变压器瓦斯保护动作后，检查气体是否可燃，可用下列三种方法：用(气体采集器)特制皮囊收集，在屋点火以鉴别是否可燃。用火柴或打火机的火焰在离瓦斯继电器放气阀顶端5~6厘米处检查气体是否可燃。3）用注射针筒对准瓦斯继电器放气阀孔采气，然后以点火鉴别是否可燃。2、瓦斯继电器中气体性质故障判别及处理办法：气体性质故障性质处理要求无色、无臭、不能燃烧存有空气排出空气，如发信间隔逐渐缩短，应汇报调度及有关部门，申请停运处理。灰白色、有臭味、可燃性氢气、乙炔、甲烷结构中间部分的油中有电弧，绝缘纸、棉纱等损坏。将变压器停运，进行检查和试验。灰色、有臭味、可燃性氢气、乙炔、甲烷酚绝缘恶化，引起电弧，如分接开关故障。灰黑色或黑色、可燃性氢气、甲烷、乙烯绝缘油分解或铁芯烧坏。淡黄色、可燃性氢气、乙烯、甲烷、丙烯、二氧化碳绕组绝缘或木质材料损坏。主变差动保护动作后的检查和判断：检查其它保护装置（包括气体继电器和压力释放阀）的动作信号情况，主变保护装置有无异常情况。检查差动保护围的一次设备（变压器、套管、压变、流变、绝缘子、母线桥、电缆、架空引线、避雷器等）有无着火、爆炸、喷油、放电痕迹、导线断线、短路、异物引起短路等情况，以判断出是变压器本体故障还是外部设备故障。检查故障录波器的动作情况。主变后备保护动作后的检查和判断：变压器后备保护动作跳闸，除对变压器和母线作外部检查外，还应检查出线开关保护是否动作，若变压器外部无异常情况时，可按下列原则处理：若检查发现中、低压母线部分有明显故障象征，应立即进行主变油色谱分析和绕组变形试验，试验无异常后方能试送变压器。若某出线开关保护动作而该开关拒动，则应拉开该开关，如确系非近区故障经分管领导同意后可试送一次。若出线开关保护均未动作，则应拉开该主变所在母线上的所有出线开关，然后试送变压器，试送成功后再逐路试送各出线开关。若试送某出线开关时又引起越级跳闸，则应将该出线开关拉开，恢复其余出线送电。如主变开关跳闸后主变保护无动作信号，则应检查母线保护及开关失灵保护的动作情况，有无母差保护动作因主变开关失灵而联跳主变开关的可能。地震引起重瓦斯动作跳闸的变压器在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确定无异状后方可投入运行。变压器着火处理：变压器着火时，立即拉开变压器各侧开关。立即切除变压器所有二次控制电源和交流电源。确保人身安全的情况下采取必要的灭火措施，如开启主变消防灭火装置、开启事故放油阀排油、使用消防器材（干粉或黄沙）灭火等。应立即将情况向调度及本单位领导汇报。灭火处理时如不能有效控制火势应及时拨打火灾报警。接地变及消弧设备概述按照使用状况的不同，接地变分为两种，一种为消弧线圈提供中性点，其容量与消弧线圈容量基本匹配，同时带有额定容量的二次绕组，可作为所用电源，二次容量一般有80、100、200KVA等多种形式。另一种接地变使用在小电阻接地系统，为中性点电阻提供中性点，不兼做站用变。在消弧线圈接地系统中，当系统发生单相接地时，经消弧线圈流入接地点的电感性电流抵消经健全相流入接地点的电容性电流，使接地电流大大减小。现场安装的消弧线圈可分为两种，一种为油浸式消弧线圈，其分头调节一般为手动。另一种为干式消弧线圈，其分头调节一般为根据电容电流测量值自动调节。采用小电阻接地系统中，线路单相接地故障瞬时跳闸，可有效限制弧光接地过电压、降低操作过电压和系统各种谐振过电压。巡视与检查接地变的正常巡视项目接地变本体无变形，无放电闪络痕迹；声音均匀，无异声、无异味；瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象；温度传感线无松脱，断裂现象；温控仪运行正常，无异常报警信号，故障灯熄灭，三相温度指示正常；接地变本体、各导引线、次级熔丝等部位无发热现象。油浸式消弧线圈的正常巡视项目箱体、油枕完好、清洁、无渗漏油；无异声，无异味；呼吸器完好，油杯油面、油色正常，矽胶变色不超过2/3；瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象；油位应正常；引线线夹压接牢固、接触良好，无发热现象，引线无断股、散股、烧伤痕迹；二次箱门关闭严密，箱清洁、干燥、无锈蚀、封堵严密，接线无松动、脱落现象。干式消弧线圈的正常巡视项目消弧线圈本体无变形，发热现象；无异声，无异味；瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象；消弧线圈控制器显示各运行数据正常，电容电流、档位、中性点电压、电流、脱谐度在正常围；消弧线圈控制器无异常信号。运行与操作小电阻接地系统不得出现两个及以上中性点同时接地运行。消弧线圈的一般采用过补偿方式。带自动调谐装置的消弧线圈正常应运行在自动状态。接地变的温度定值应设为：风机关闭温度T1：80,风机启动温度T2：100,超温报警温度：120，其高温跳闸出口停用。系统合环时，两段母线上运行的消弧线圈如为自动控制，应适应一次运行方式。带消弧线圈的接地变投入运行前，考虑到与消弧线圈的配合问题，应将其分接头档位放至合适位置。系统接地，消弧线圈动作时间不应超过铭牌规定的允许时间，一般为2小时。消弧线圈的投入、停用或分接头调整，应按调度要求执行。油浸式消弧线圈分接头的调整，必须在消弧线圈的各侧隔离开关均断开的情况下进行，对于直接接于接地变中性点的消弧线圈则必须将接地变改为冷备用后进行。档位调节前，应将消弧线圈或接地变高压侧接地，调节结束后，拆除接地线或拉开接地隔离开关并测量消弧线圈分接头接触良好。消弧线圈由一台变压器切换至另一台变压器运行时，应先将消弧线圈从前一台变压器断开后，再投入到另一台变压器上运行，不许将消弧线圈同时接于二台变压器中性点上运行。消弧线圈停启用操作前，必须先检查消弧线圈的信号装置正常，接地电压、电源等正常。只有在其系统部确无接地故障时方可操作。不得用隔离开关接通或切断消弧线圈的接地电流。检修后的验收接地变检修后的验收要求接地变本体清洁、完好，各接地点接触良好各接头处连接完好、螺丝紧固，示温片完好瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象温度传感线无松脱，断裂现象温控仪运行正常，故障灯熄灭，无异常报警信号，三相温度指示正常各联锁回路试验正常设备编号、标示齐全、清晰、无损坏，相色标示清晰、无脱落地面无积灰，无遗留杂物各回路封堵严密，无遗留孔洞油浸式消弧线圈检修后的验收要求箱体、油枕完好、清洁、无锈蚀、无渗漏油呼吸器完好，油杯油面、油色正常油位应正常二次箱门清洁、干燥、无锈蚀、封堵严密，接线无松动、脱落现象引线线夹压接牢固，螺丝紧固消弧线圈档位显示正常地面清洁，无遗留物干式消弧线圈检修后的验收要求消弧线圈本体清洁、完好，各接地点接触良好各接头处连接完好、螺丝紧固，示温片完好瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象各联锁回路试验正常，接地指示灯试验正常设备编号、标示齐全、清晰、无损坏，相色标示清晰、无脱落地面无积灰，无遗留杂物消弧线圈控制器无异常信号各回路封堵严密，无遗留孔洞事故及异常处理消弧线圈在发生永久接地的系统中运行，发现下列情况时，应立即汇报调度及相关领导，运维人员严禁操作消弧线圈。套管有明显裂纹或破损。外壳破裂，严重漏油。温度和温升达到极限值。带接地运行时间超过规定时间。部有强大响声或放电声。冒烟或着火。当发生以上情况时，应立即拉开其所接接地变的开关，再拉开消弧线圈隔离开关，然后恢复接地变的运行；对于无法用开关直接切除的消弧线圈，如已找到接地线路，应立即拉开接地线路；如未找到接地线路，应立即拉开主变次级开关，在确证消弧线圈无故障电流后可以拉开消弧线圈隔离开关，然后恢复主变运行。运行中，消弧线圈发生下列情况时，应汇报调度及相关领导，联系检修人员进行处理：中性点位移电压超过15%的相电压时而消弧线圈未动作；消弧线圈控制器工作状态异常及交直流电源工作异常时。消弧线圈的自动调谐装置发生下列异常时应及时联系处理：消弧线圈在最高档运行，但脱谐度或残流还不能满足要求（容量不够，补偿不足）；中性点电压大于15％相电压；阻尼电阻箱有异常响声；交、直流电源失电；装置熔丝连续熔断；若装置意外死机故障时，重新启动不成功。高压断路器（简称开关）概述断路器是变电站重要的电气设备。在正常情况下，断路器用来接通和断开负载；故障情况下，断路器通过保护动作来断开故障，同时又能完成自动重合闸功能，以提高供电可靠性。110千伏及以下断路器按其灭弧介质分为SF6断路器和真空断路器等；按其操动机构分为液压机构断路器、弹簧机构断路器断路器等；按其结构形式分为常规断路器，GIS断路器和手车式断路器等。巡视与检查SF6开关的巡视检查项目：套管清洁、无破损裂纹及闪络发电现象；部无异声（漏气、振动、放电声），无异味；壳体整洁无锈蚀，外壳接地良好；连接部分无过热、变色现象；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；开关操作机构完好，储能机构储能情况正常；检查开关SF6气体密度指示正常。真空开关的巡视检查项目：套管、绝缘拉杆、支持瓷瓶等瓷质部分清洁、无破损裂纹及闪络发电现象；部无异声（振动、放电声）；透明真空泡应无辉光放电现象；壳体整洁无锈蚀，外壳接地良好；连接部分无过热、变色现象；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；开关操作机构完好，储能机构储能情况正常。组合电器的巡视检查项目：设备外观检查无变形、无锈蚀、连接无松动；传动元件的轴、销齐全无脱落、无卡涩；箱门关闭严密；无异常声音、气味等。气室压力在正常围，并记录压力值。闭锁装置完好、齐全、无锈蚀。位置指示器与实际运行方式相符套管完好、无裂纹、无损伤、无放电现象。避雷器在线监测仪指示正确，并记录泄漏电流值和动作次数。带电显示器指示正确。防爆装置防护罩无异样，其释放出口无障碍物，防爆膜无破裂。汇控柜指示正常，无异常信号发出；操动切换把手与实际运行位置相符；控制、电源开关位置正常；连锁位置指示正常；柜运行设备正常；封堵严密、良好；加热器及驱潮电阻正常。接地线、接地螺栓表面无锈蚀，压接牢固。设备室通风系统运转正常，无异常声音、异常气味等。开关柜的巡视项目手车、开关及接地闸刀位置指示与运行工况相符；开关柜设备无放电、过热等现象；开关柜部无异声（振动、放电声）及异味；各单元带电显示器交流工作电源指示灯应亮，三相带电指示灯指示与设备运行工况相符；开关柜加热器工作正常；仓照明正常，示温蜡片无变色；所有柜门应正常关闭。液压操动机构巡视检查项目：机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等；计数器动作正确并记录动作次数；储能电源开关位置正确；机构压力正常；油箱油位在上下限之间，无渗（漏）油；油管及接头无渗油；油泵正常、无渗漏；行程开关无卡涩、变形；活塞杆、工作缸无渗漏；加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确；弹簧机构巡视检查项目：机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等；储能电源开关位置正确；储能电机运转正常；行程开关无卡涩、变形；分、合闸线圈无冒烟、异味、变色；弹簧储能状态完好，储能指示器指示正常；二次接线压接良好，无过热变色、断股现象；加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确。电磁操动机构巡视检查项目：机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等；合闸电源开关位置正确；合闸保险检查完好，规格符合标准；分、合闸线圈无冒烟、异味、变色；合闸接触器无异味、变色；直流电源回路端子无松动、锈蚀；二次接线压接良好，无过热变色、断股现象；加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确。气动机构巡视检查项目机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味；压力表指示正常，并记录实际值；贮气罐无漏气，按规定定期放水；接头、管路、阀门无漏气现象；空压机运转正常，油位正常。计数器动作正常并记录次数；加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确。下列情况对断路器进行特殊巡视：断路器跳闸后；新投运或检修后；高温季节、恶劣天气，高峰负荷时；断路器操作机构频繁建压；断路器存在严重缺陷时。特殊巡视的检查项目大风天气：引线摆动情况及有无搭挂杂物；雷雨天气：瓷套管有无放电闪络现象；大雾天气：瓷套管有无放电，打火现象，重点监视污秽瓷质部分；大雪天气：根据积雪溶化情况，检查接头发热部位，及时处理悬冰；温度骤变：检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等情况；节假日时：监视负荷及增加巡视次数；高峰负荷期间：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；短路故障跳闸后：检查断路器的位置是否正确，各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象，油断路器有无喷油，油色及油位是否正常，测量合闸保险丝是否良好，断路器部有无异音；设备重合闸后：检查设备位置是否正确，有无不正常的音响或气味；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。运行与操作断路器一般设有“远控”、“近控”和“手动”操作功能。通过监控系统在监控中心、变电所后台机或中央控制屏上进行的操作，为“远控”操作方式。正常时运行中，应采用“远控”操作方式，变电所现场保护测控屏或断路器保护测控装置所在断路器柜上进行的操作，为“近控”操作方式。“近控”操作只有在远动通道异常或后台机故障的情况下，经相关领导专职确认同意后方可使用。断路器操作机构上进行的手动分合断路器操作，为“手动”操作方式。“手动”操作一般在上述两种操作都不能进行，且断路器两侧均不带电情况下使用。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。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。操作后应检查断路器状态指示、有关表计指示是否正常，有无异常信号，并检查现场机械指示正确，断路器储能正常。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。断路器故障跳闸后，应立即进行外部检查，并填写故障跳闸记录。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。手车式断路器允许停留在运行、试验、检修位置，不得停留在其它位置。检修后,应推至试验位置,进行传动试验，试验良好后方可投入运行。手车式断路器无论在工作位置还是在试验位置,均应用机械联锁把手车锁定。插拔全封闭中置柜式小车断路器二次插头前应先断开断路器操作电源，储能电源等二次回路电源后再操作断路器二次插头。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。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。断路器检修时，应退出断路器及两侧闸刀的操作电源，两侧闸刀的操作把手应加锁。新装SF6断路器投运前必须复测断路器本体部气体含水量和漏气率，灭弧室气室含水量应小于150PpM（体积比），开关漏气率应小于0.5%。运行中的SF6开关应定期进行SF6气体含水量检测，110kV及以上3年一次，35kV及以下6年一次。灭弧室气室含水量应小于300PpM（体积比）。检修后的验收检修试验项目齐全，试验数据符合要求。现场清洁，设备上无临时短路接线及其他遗留物。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。相色标志明显、正确。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。SF6断路器压力正常。液压机构无渗漏，油位计的玻璃应完整清洁，油位监视窗充满油。气动机构空压机工作正常，空气压力指示正常，气路无漏气，气阀无锈蚀卡涩现象。5.3.4.9弹簧机构电动及手动储能到位，储能指示正确。5.3.4.10断路器位置信号、异常报警信号应正确动作。5.3.4.11防误操作装置齐全、良好。5.3.4.12远方和就地的各种分、合闸操作应正确动作。5.3.4.13检查熔断器及熔丝元件接触良好，熔丝元件容量符合规定。事故及异常处理断路器在运行中发生下列情况，应立即汇报调度和相关领导，将其停用。瓷套有严重的破损和放电现象；SF6断路器中气体严重泄漏，已低于闭锁压力；操作机构的压力降低，闭锁分、合闸；断路器部有爆裂声或喷油冒烟；断路器引线严重发热；断路器SF6压力低报警时，断路器仍可运行，应立即汇报调度和相关领导，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，应立即汇报调度及相关领导，将该断路器停役后处理，处理原则参见5.3.5.4。当断路器发生合闸闭锁时，经现场检查确认后，立即汇报调度和相关领导。如断路器在分闸位置，将断路器改为检修后处理。如断路器在合闸位置，应按以下原则将故障断路器进行隔离：液压机构，应检查是油泵电机不启动还是液压系统泄漏引起。如果是电机不启动，则应检查其交流电源是否正常，电源开关是否跳开，接触器是否动作，电机有无异常等，并设法恢复打压；若无法恢复，则应汇报调度和相关领导，停用断路器后处理。如为液压系统泄漏或油泵故障不能建压，则应断开油泵电机电源，汇报调度和相关领导，停用断路器后处理。双母线接线方式，若有旁路断路器，可采用旁路代供的方式将其隔离；若无旁路断路器，将故障断路器拉停隔离。气动机构，应检查是空压机不启动还是空压系统泄漏引起。处理同上。弹簧机构，断路器由于合闸弹簧未储能造成的合闸闭锁。应对储能电机电源、储能电机、储能弹簧行程开关进行检查，设法恢复。如因电机损坏或交流电源失去不能电动储能时，必要时可进行手动储能。当断路器发生分闸闭锁时，经现场检查确认后，应立即将断路器可以改为非自动，做好防慢分措施，再汇报调度和相关领导，等候调度指令。如断路器在分闸位置，将断路器改为检修后处理。如断路器在合闸位置，一般应按以下原则将故障断路器进行隔离：对于线路、主变断路器故障，若有旁路断路器，可采用旁路代供的方式，在旁路断路器与故障断路器并联后，解锁拉开故障断路器两侧隔离开关将其隔离，操作前旁路断路器应改非自动；若无旁路断路器，且为双母线接线方式的，为尽量保障其他线路的正常供电，可在双母线并列运行后，将故障断路器所在母线上的其余元件热倒至另一段母线，再拉开故障断路器所在回路的电源侧断路器将其隔离；否则直接拉开故障断路器所在回路的电源侧断路器方式隔离。对于双母线接线方式，其母联断路器故障，优先采取合上出线(或旁路)断路器两把母线隔离开关的方式隔离，同时应先将母差改单母方式；否则采用倒母线方式隔离。对于单母分段接线方式，其分段断路器故障，一般采用拉开该分段断路器所在回路的电源侧断路器方式隔离。断路器拒合时应检查：远方操作条件是否满足；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；操作及储能电源是否正常；控制回路有无明显异常，合闸线圈是否冒烟或烧焦。经检查无异常或故障排除后，可再合一次，如仍合不上立即并汇报调度和相关领导。5.3.5.6断路器拒分时应检查：远方操作条件是否满足；2、机构或SF6气体压力是否正常；操作电源是否正常；控制回路有无明显异常，分闸线圈是否冒烟或烧焦。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。弹簧机构的异常处理：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，则应立即汇报调度及相关领导，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，同时通知相关部门检查处理。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。断路器液压或气动机构频繁打压，应检查机构是否存在外部泄漏，压力表指示是否正常，若外部无泄漏，压力下降很快，则可能是机构部泄漏，则应汇报调度和相关领导，将断路器停役后处理。“断路器机构电动机或加热器回路电源故障”报警，应立即到现场检查。如为加热回路电源自动跳开，应进行初步检查，如未发现明显故障，可以试送一次，试送不成应汇报相关领导。如为油泵电机电源跳开，应进行初步检查，如未发现明显故障，可以试送一次，试送不成应立即汇报相关领导派人处理，并加强对液压的监视。当SF6断路器发生爆炸或严重漏气等事故，接近设备时应尽量选择上风侧，若事故现场为室，应通风15分钟，查看SF6泄漏报警仪正常后方可入，必要时要带防毒面具、穿防护服。当真空断路器在运行中发现真空泡有放电现象或真空泡出现放电异声时，应立即汇报调度及相关领导，将断路器改非自动，按断路器分闸闭锁处理原则进行隔离。高压隔离开关（简称闸刀）概述隔离开关在结构上无灭弧装置，但有明显断开点，因此隔离开关在断路器断开电路后用来隔离有电与无电部分，起到隔离电源的作用。巡视与检查瓷瓶清洁，应无破损、裂纹，无放电痕迹。分合闸到位；合闸时触头接触良好，应无发热现象。机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形。均压环应平正牢固，刀臂无变形、偏移。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。传动机构的可见定位固定螺丝无脱落。闸刀机械位置指示正确、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。操作机构箱、端子箱应封堵良好，无积水受潮。闸刀机构箱远近控开关正常应在“远方”位置，马达电源开关应合上。机构箱、端子箱温控除湿装置应在自动投入状态。运行与操作隔离开关的操作电源宜长期投入；若隔离开关机构箱、操作箱及端子箱存在密封不良、进水受潮情况，必须将隔离开关操作电源拉开，操作时临时投入。当发生带负荷拉隔离开关时应迅速拉开，不允许中途再合上。当发生带负荷合隔离开关时应迅速合上，不允许中途再拉开。隔离开关电动操作失灵，严禁任意解除闭锁，必须查明原因、确认操作正确，并得到有权限人员批准后，方可解锁操作。隔离开关验收过程中，如果要解锁操作，必须由运维人员进行，并履行监护复诵制度，严禁检修人员自行短接闭锁接点。隔离开关的操作顺序：停电操作，在断路器拉开后，应先拉非电源侧隔离开关，后拉电源侧隔离开关；送电时反之。隔离开关操作前，应检查相应断路器在分闸位置，严禁带负荷拉合隔离开关。隔离开关合闸前，应检查回路中地刀均已拉开，地线全部拆除，严禁带地线合闸。合接地隔离开关前，应检查相应隔离开关已拉开，并验明无电后进行。隔离开关操作后，应检查其辅助接点的切换正确，母差、线路保护、监控系统等有关信号指示正确。双母线系统带电倒换母线，应在母联断路器合闸（正、付母线环通），且改非自动状态下进行，操作隔离开关的顺序为前先合后拉（热倒）。若馈线在热备用状态时倒换母线时，母联断路器可不合，操作隔离开关的顺序为先拉后合（冷倒），避免用隔离开关进行合解环。闸刀机构箱驱潮加热器正常应投入，有自动控制装置的应投入自动状态。允许直接用闸刀进行下列操作：在无接地告警指示时拉开或合上电压互感器。在无雷击时拉开或合上避雷器。在没有接地故障时，拉开或合上变压器中性点接地闸刀或消弧线圈。拉开或合上220千伏及以下母线的充电电流。拉开或合上站用变的空载电流；拉合并列回路的旁路电流（另一并列回路有开关的必须将开关改为非自动）。用闸刀进行拉合空载主变压器或空载线路等设备时，运行维护单位必须事先经过计算、试验和批准。检修后的验收检修试验项目齐全，试验数据符合要求。防误操作装置齐全、良好。外观检查现场清洁，设备上无临时短路接线及其他遗留物。瓷瓶清洁、无破损裂纹，金属件无锈蚀或机械损伤。隔离开关及其操作机构、引线固定牢固，桩头线夹应有排水孔。相色标志明显、正确。机构箱、端子箱封堵良好，二次接线排列整齐，接头应紧固、无松动，编号清楚。试操作检查远控、就地电动、手动操作隔离开关试验良好。机构动作应灵活、平稳、无卡阻等异常情况。辅助接点切换正确、可靠，核对隔离开关的分合闸位置指示与实际一致。具有灭弧触头的隔离开关，由分到合时，主动触头接触前灭弧触头应先接触，由合到分时，触头的断开顺序应相反。合闸时动静触头间接触紧密，接触面应清洁、平整。事故及异常处理运行中发现隔离开关出现下列情况时，应立即汇报调度和相关领导，停电处理：隔离开关支持或转动瓷瓶损伤或放电；隔离开关动静触头或连接头发热或金具损坏；隔离开关在操作过程中，拉不开或合不到位；隔离开关操作连杆断裂，支持瓷瓶断裂。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，包括手动操作。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。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查处理。互感器概述互感器分为电压互感器和电流互感器两大类，其主要作用有：将一次系统的电压、电流信息准确地传递到二次侧相关设备；将一次系统的高电压、大电流变换为二次侧的低电压（标准值）、小电流（标准值），使测量、计量仪表和继电器等装置标准化、小型化，并降低了对二次设备的绝缘要求；将二次侧设备以及二次系统与一次系统高压设备在电气方面很好地隔离，从而保证了人身和二次设备的安全。互感器按外绝缘材质分为硅橡胶绝缘和瓷绝缘；按工作原理分为普通型和光电型（数字型）；按绝缘介质分为干式和油浸式。巡视与检查正常巡视一般要求设备外观完整无损。一、二次引线接触良好，接头无过热，名连接引线无发热、变色。外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。架构、遮栏、器身外涂漆层清洁、无爆皮掉漆。无异常震动、异常声音及异味。瓷套、底座、阀门和法兰等部位应无渗漏油现象。电压互感器端子箱熔断器和二次空气开关正常。电流互感器端子箱引线端子无松动、过热、打火现象。油色、油位正常。防爆膜有无破裂。金属膨胀器膨胀位置指示正常，无渗漏。各部位接地可靠。SF6气体绝缘电流互感器巡视特殊要求除与油浸式互感器相关项目相同外，尚应注意检查项目如下：检查压力表指示是否在正常规定围，有无漏气现象，密度继电器是否正常。复合绝缘套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象，憎水性良好。树脂浇注互感器巡视特殊要求互感器有无过热，有无异常振动及声响。互感器有无受潮，外露铁心有无锈蚀。外绝缘表面是否积灰、粉蚀、开裂，有无放电现象。特殊巡视下列情况对互感器进行特殊巡视：故障跳闸后；新投运、检修试验后；高温季节、恶劣天气，高峰负荷时；存在缺陷时。运行与操作母线停电时应先停电容器，后停线路；送电时先送线路，然后根据电压或无功情况投入电容器。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。母线在热备用、冷备用状态时及母线受电前应将压变改为运行。对有可能产生谐振的母线，在母线受电前不得将压变改为运行，待母线充电正常后再将压变投入运行。双母线并列运行倒排操作前须将母联开关改为非自动并将压变二次侧并列，倒排操作结束后须检查各开关无“切换继电器同时动作”信号发信后方可将压变二次侧解列。双母线结线的母线，需将一组母线停运，在拉开母联开关前，应将欲停母线的压变二次侧断开，以防压变二次侧倒充电。操作压变的二次回路或在压变二次回路上进行工作时，谨防将压变二次回路短路，以免压变二次侧跳开影响保护及自动装置的正常运行。旁路开关替代主变开关运行操作时，一般应在旁路开关替代后再进行二次电压回路的切换，恢复运行操作时，亦应在被代开关恢复后再进行二次电压回路的切换。流变的运行及操作运行中流变二次不得开路，并必须有且只有一点接地。运行中元件的流变二次端子按照“先投后退（连接/短接片）”的顺序进行操作，操作前停用相关保护。投入操作：先放上连接片，后取下短接片；退出操作：先放上短接片，后取下连接片。断路器分开情况下，流变二次端子按照“先退后投（连接/短接片）”的顺序进行操作。投入操作：先取下短接片，后放上连接片；退出操作：先取下连接片，后放上短接片。新投运流变或二次结线改动后，应做带负荷试验。3、桥接线采用大差动的主变保护，当110kV进线断路器或桥断路器改检修时时，应做好防止保护误动的安全措施。5.5.3.10压变的运行及操作运行中压变二次不得短路，并必须有且只有一点接地。压变启用一般应先操作高压侧，后操作低压侧；停用时操作顺序相反。双母线或单母分