220KV及以下变电运行通用规程课件

1公司变电运行通用规程目 录名目 1倒闸操作 5设备的状态一般规定 5倒闸操作的一般要求 7根本操作 9程序化操作 14变电站无人值班 16主变压器 17变压器概述 17变压器的巡察 17变压器检修后的验收 19变压器的运行与操作 20变压器的运行留意事项 23变压器的特别和事故处理 23现场规程的要求 26高压断路器 26断路器概述 26断路器的巡察 27断路器检修后的验收工程 28断路器的运行操作与留意事项 30断路器的特别处理 33现场规程的要求 38高压隔离开关 38高压隔离开关概述 38高压隔离开关的巡察 39高压隔离开关检修后的验收工程 39高压隔离开关的运行与操作 40高压隔离开关的运行及操作留意事项 40高压隔离开关的特别处理 41现场规程的要求 42电压互感器和电流互感器 425.1概述 42互感器的巡察检查要求 42互感器检修后验收工程 45互感器的操作要求〔投退、检修〕及操作留意事项 45互感器的运行留意事项 45互感器事故及特别的处理 46高压开关柜 47开关柜的概述 47开关柜的巡察 48\l“_TOC_250101“开关柜的验收工程 48\l“_TOC_250100“开关柜的运行操作与留意事项 49\l“_TOC_250099“开关柜的特别处理 52\l“_TOC_250098“现场规程的要求 52\l“_TOC_250097“组合电器 52组合电器概述 52\l“_TOC_250096“组合电器的巡察 53\l“_TOC_250095“组合电器检修后的验收工程 54\l“_TOC_250094“组合电器的运行与操作 54\l“_TOC_250093“组合电器的特别处理 55\l“_TOC_250092“现场规程的要求 56\l“_TOC_250091“电力电容器 56\l“_TOC_250090“电容器的巡察 57\l“_TOC_250089“电容器的运行与操作 58\l“_TOC_250088“电容器的特别及事故处理 59\l“_TOC_250087“现场规程的要求 59\l“_TOC_250086“低压电抗器 59\l“_TOC_250085“9.1概述 59\l“_TOC_250084“干式低抗的正常巡察工程 60\l“_TOC_250083“低抗检修后的验收工程 60\l“_TOC_250082“低抗的操作要求及留意事项 60\l“_TOC_250081“低抗的事故及特别状况处理 60\l“_TOC_250080“中性点设备 60\l“_TOC_250079“中性点设备概述 60\l“_TOC_250078“中性点经小电阻接地方式 61\l“_TOC_250077“中性点经消弧线圈接地 61\l“_TOC_250076“中性点经消弧线圈并联小电阻接地方式 63\l“_TOC_250075“中性点经消弧线圈并联中电阻接地方式 63\l“_TOC_250074“消弧线圈的巡察 63\l“_TOC_250073“消弧线圈检修后的验收工程 64消弧线圈的运行与操作 64\l“_TOC_250072“消弧线圈的特别处理 65\l“_TOC_250071“现场规程的要求 65耦合电容器〔含结合滤波器 65耦合电容器正常巡察要求 66耦合电容器验收要求 66耦合电容器的事故及特别状况处理要求 66阻波器 67阻波器概述 67阻波器设备正常巡察要求 67阻波器的验收要求 67阻波器的特别处理 67防雷及接地装置 67防雷及接地装置概述 67防雷及接地装置的巡察 68防雷及接地装置检修后的验收工程 68防雷及接地装置运行留意事项 68站用沟通系统 69沟通系统配置及运行方式 69沟通所用电系统的巡察 69\l“_TOC_250070“沟通所用电系统的运行与操作及留意事项 71\l“_TOC_250069“沟通所用电系统特别及事故处理 71\l“_TOC_250068“所用电沟通验收 72\l“_TOC_250067“现场规程要求 73\l“_TOC_250066“直流系统 73\l“_TOC_250065“直流系统配置及运行方式 73\l“_TOC_250064“阀控式密封铅酸蓄电池 74\l“_TOC_250063“直流所用电系统的巡察 75\l“_TOC_250062“直流系统的验收 76\l“_TOC_250061“直流所用电系统的运行与操作及留意事项 77\l“_TOC_250060“直流所用电系统特别及事故处理 78\l“_TOC_250059“现场规程要求 79\l“_TOC_250058“消防及防盗系统 79\l“_TOC_250057“一般要求 79\l“_TOC_250056“无人值班变电站消防及防盗治理规定 79\l“_TOC_250055“电缆防火措施 80\l“_TOC_250054“消防设施 81\l“_TOC_250053“变压器充氮灭火装置 83\l“_TOC_250052“现场运行规程要求 88\l“_TOC_250051“变电所安全视频监控系统 88\l“_TOC_250050“安全视频监控系统的巡察检查要求 88\l“_TOC_250049“安全视频监控系统的使用与维护要求 89\l“_TOC_250048“安全视频监控系统的特别状况的处理 89\l“_TOC_250047“现场运行规程要求 90\l“_TOC_250046“变电所门禁系统 90\l“_TOC_250045“门禁系统的巡察检查要求 90\l“_TOC_250044“门禁系统的使用与维护要求 90\l“_TOC_250043“门禁系统的特别状况的处理 91\l“_TOC_250042“现场运行规程要求 91\l“_TOC_250041“五防系统 92\l“_TOC_250040“五防系统配置及一般要求 92\l“_TOC_250039“五防系统的巡察及日常维护 95\l“_TOC_250038“五防运行留意事项及操作治理要求 95\l“_TOC_250037“五防特别及事故处理 98\l“_TOC_250036“五防装置的验收 98\l“_TOC_250035“现场规程要求 99\l“_TOC_250034“事故处理 99\l“_TOC_250033“事故处理的一般原则 99\l“_TOC_250032“事故处理的主要任务 99\l“_TOC_250031“事故处理的一般要求 100\l“_TOC_250030“事故处理的一般步骤 100\l“_TOC_250029“线路事故处理 101变压器事故处理 102母线故障和母线失电事故处理 102\l“_TOC_250028“35KV及以下系统单相接地故障的处理 103\l“_TOC_250027“谐振后的处理要求 103\l“_TOC_250026“其它特别状况处理要求 104\l“_TOC_250025“现场运行规程要求 104\l“_TOC_250024“无功电压调整 104\l“_TOC_250023“无功电压系统简介 104\l“_TOC_250022“无功调压系统的主要功能 105\l“_TOC_250021“无功调压系统的启动和退出 105\l“_TOC_250020“无功调压系统一般功能说明和使用 105\l“_TOC_250019“无功掌握系统的治理规定 106\l“_TOC_250018“状态检修运行治理要求 107\l“_TOC_250017“设备信息的收集 107\l“_TOC_250016“设备发生变更后的处理 107\l“_TOC_250015“设备状态评价 107\l“_TOC_250014“巡察策略制定 108\l“_TOC_250013“继电保护、安全自动装置的运行治理总则 108\l“_TOC_250012“正常巡察 109\l“_TOC_250011“运行及操作操作说明 110\l“_TOC_250010“特别状况处理 122\l“_TOC_250009“对现场运行规程的要求 122\l“_TOC_250008“远动、综自装置 122\l“_TOC_250007“24.1概述 123\l“_TOC_250006“24.2运行留意事项 125\l“_TOC_250005“通信系统 129\l“_TOC_250004“通信系统的概述及简洁配置 129\l“_TOC_250003“系统通信 130\l“_TOC_250002“运行维护 133\l“_TOC_250001“通信设备的巡察要点 133\l“_TOC_250000“运行留意事项 134倒闸操作100设备的状态一般规定按省调操作许可规定定义的电气设备状态如下：一次主设备：电气设备电气设备开关状态运行热备用冷备用闸刀线路拉开合上运行热备用冷备用检修压变母线变压器运行冷备用运行冷备用运行热备用冷备用状态释义开关及两侧闸刀合上(含开关侧压变等附属设备)两侧闸刀合上,开关断开开关及两侧闸刀均断开(接在开关上的电压互感器凹凸压熔丝一律取下,一次闸刀拉开)动静触头分别动静触头接触线路开关运行〔包括压变避雷器等〕线路开关热备用〔压变避雷器等运行〕线路开关及闸刀都在断开位置，线路压变避雷器运行〔压变凹凸压熔丝取下、一次闸刀拉开〕凹凸压熔丝装上、一次闸刀合上凹凸压熔丝取下、一次闸刀拉开冷备用、检修以外的状态均视为运行状态母线上全部设备的开关及闸刀都在断开位置一侧及以上开关〔闸刀〕运行一侧及以上开关热备用，且其余侧开关非运行各侧开关及附属设备均冷备用〔有高压闸刀的则拉开〕附属设备：电气设备所用变接地变

状态运行冷备用运行冷备用运行

状态释义电源侧开关运行，一次闸刀合上，凹凸压熔丝装上电源侧开关冷备用，一次闸刀拉开，凹凸压熔丝取下电源侧开关运行，一次闸刀合上，凹凸压熔丝装上电源侧开关冷备用，一次闸刀拉开，凹凸压熔丝取下电源侧开关运行电容器热备用冷备用运行电抗器 热备用冷备用运行

电源侧开关热备用电源侧开关冷备用电源侧开关运行电源侧开关热备用电源侧开关冷备用与某台变压器中性点电路接通，相连的开关闸刀均合上消弧线圈避雷器

冷备用运行冷备用

与任一变压器中性点电路不通，相连的开关闸刀均断开一次闸刀合上一次闸刀拉开继电保护及自动装置电气设备电气设备母差保护状态跳闸状态释义保护直流电源投入，保护出口跳闸压板接通分相电流差动保护高频保护主变差动保护瓦斯保护主变后备保护停用保护直流电源停用，跳闸及合闸出口压板断开停用保护直流电源停用，跳闸及合闸出口压板断开电网振荡启用装置直流电源投入，出口跳闸压板接通解列装置停用装置直流电源投入，出口跳闸压板断开低周低压启用装置直流电源投入，出口跳闸压板接通解列装置停用装置直流电源投入，出口跳闸压板断开低周低压启用装置直流电源投入，出口跳闸压板接通减载装置停用装置直流电源投入，出口跳闸压板断开

信号 保护直流电源投入，保护出口跳闸压板断开跳闸 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信号 保护直流电源投入，保护功能压板断开跳闸 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信号 保护直流电源投入，保护功能压板断开保护直流电源投入，保护功能压板断开，收发信机电源停用〔通道停用开关断开〕跳闸保护直流电源投入，保护出口跳闸压板接通信号保护直流电源投入，保护出口跳闸压板断开跳闸保护直流电源投入，保护出口跳闸压板接通信号保护直流电源投入，保护出口跳闸压板断开启用 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，保护功能压板断开启用 保护直流电源投入保护功能压板接通方式开关按调度要求放置停用 保护直流电源投入，保护功能压板断开启用 保护直流电源投入，跳闸及合闸出口压板接通跳闸稳定掌握信号装置停用距离方向 启用零序保护 停顿说明：

装置直流电源投入，出口压板依据整定方式放置装置直流电源投入，保护出口跳闸压板断开装置直流电源停用，保护出口跳闸压板断开保护直流电源投入，保护功能压板接通，保护出口跳闸压板接通保护直流电源投入，保护功能压板断开1、整套保护停用，应断开出口跳闸压板；保护的局部功能退出，应断开相应的功能压板；2、如未特别说明，高频保护均指闭锁式高频保护；3、光纤纵联〔允许式〕距离零序主保护的操作参照高频保护相关内容执行4、其它保护及自动装置状态定义按相关规定执行。省调未明确定义的设备状态按操作习惯可分为：设备的“检修状态地闸刀时〔并挂好工作牌，装好临时遮栏时。依据不同的设备，可分为以下状况：1〔或变压器闸刀〕压变者，则该压变的闸刀需拉开〔或凹凸压熔丝取下，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〔或接地闸刀。3〔闸刀。4上接地线或者合上压变接地刀闸。5〔或手车已在试验位置，低压400V开关已断开〔包括400V低压闸刀、熔丝，且站变高、低压侧均挂上接地线〔闸〕取下、一次闸刀拉开。设备的“充电状态过〔无视少量的充电电流或励磁电流。手车开关柜的电气状态一般分为：1、运行状态：手车在工作位置、断路器在合位；2、热备用状态：手车在工作位置、断路器在分位；3、冷备用状态：手车在试验位置、断路器在分位；4、手车开关检修状态：二次航空插头取下，手车拉出开关柜仓外；5、线路检修状态：手车在试验位置、线路接地刀闸合位或线路侧挂接地线。手车压变柜状态：1、运行状态：压变手车在工作位置；2、冷备用状态：压变手车在试验位置；3、检修状态：压变手车拉出压变柜仓外。母联〔分段〕手车开关柜状态：1、运行状态：隔离开关柜手车在工作位置、母联开关柜手车在工作位置、母联开关在合闸位置；2、热备用状态：隔离开关柜手车在工作位置、母联开关柜手车在工作位置、母联开关在分闸位置；3、冷备用状态：隔离开关柜手车在试验位置、母联开关柜手车在试验位置、母联开关在分闸位置。充气柜状态：1、运行状态：断路器在合闸位置、母线刀闸在合闸位置；2、热备用状态：断路器在分闸位置、母线刀闸在合闸位置；3、冷备用状态：断路器在分闸位置、母线刀闸在分闸位置；4、线路检修状态：断路器在合闸位置、母线刀闸在分闸位置、接地刀闸在合闸位置；三位置刀闸状态：三位置刀闸具有三个位置：接地位置，中间位置，运行位置；当间位置时，相当于刀闸和接地刀闸转换的中间位置或刀闸、接地刀闸的分闸位置。1..1.3已投运设备状态的变更，必需按调度的命令执行。除安规规定状况外，任何人员不得随便转变投运设备〔包括备用间隔设备〕的状态。倒闸操作的一般要求以下工程可以不填写操作票，但应准时具体记入运行记录内：事故应急处理；拉合断路器〔开关〕的单一操作；拉开或撤除全站唯一的一组接地刀闸或者接地线；投切电容器、电抗器及有载调压的操作。以下操作可由值班员按工作需要自行把握:站用交直流低压电源操作〔不影响一、二次设备正常运行；定期切换试验设备启动前检查；在通讯失灵或对人身和设备有严峻威逼时调度规程允许的事故处理操作(事后应马上汇报调度);倒闸操作的一般要求：倒闸操作要有考试合格并经上级批准公布的操作人员名单。现场设备应有明显标志，包括名称、编号、铭牌、转动方向、切换位置的指示以及区分电气色别的色标。倒闸操作要有现场设备和运行方式符合的一次系统模拟图。倒闸操作要有与现场运行规程、典型操作票和统一精准的调度操作术语。〔包括对号放置接地线的专用位置。操作人员按调度预先下达的操作任务〔操作步骤〕正确填写操作票。倒闸操作前操作人员应明确操作目的，做好危急点分析和预控。倒闸操作过程中操作人员应按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作。具备远控操作的设备，值班员应尽量在后台机监控单元分画面上操作。实在有必要在设备区操作的，应穿戴符合要求的工作服、佩戴必要的安全防护用具、选择合理的站位，做好防止电气设备操作时，可能发生的设备特别。开关检查工程应包括开关本体指示位置、开关机构指示位置、开关遥信位置〔包括掌握屏、开关柜位置指示灯、后台机开关电流遥测值〔220KV及以上开关还应检查三相位置和三相电流遥信遥测，还应同时检查母差、保护装置、电度表等对应信号或指示正确。掌握屏上开关操作还应检查机械电流表指针变动状况作，可以依据安规的二元法进展推断。刀闸检查工程应包括刀闸实际位置〔GIS设备检查机构指示及汇控柜上指示全都，开关柜接地刀闸必需通过后仓窥视窗检查实际位置、刀闸遥信位置，还应同时检查母差、保护装置等对应信号或指示正确。并、解列操作〔包括变压器并、解列，旁路开关旁带操作时并、解列等并列开关负荷安排〔检查三相电流平衡，并记录实际电流值。母线失压前，应在最终一个开关拉开前检查该开关电流为零。母线电压互感器送电后，检查母线电压表指示正确。如操作中觉察遥测、遥信不正确或设备位置指示不能明确时，运行人员必需马上暂停操作，在向调度汇报后，应准时联系检修帮助检查，在问题没有查清前，制止盲目操作。监控中心的远方操作，操作前应核对变电站名称和操作单元名称。当值值班员对调度操作命令应坚决执行，如认为所承受的调度指令不正确时，应马上容的建议报揭露令的值班调度员和本单位的直接领导。〔度的发令模式〔以省、区调操作标准化规程为准。电气设备防误联锁不得随便解锁，假设确因防误系统故障或特别状况〔事故处理、特别运行方式等，联锁的解除需征得相关负责人同意前方可进展，并加强监护。对于电容器、电缆等具有容性储能的电气设备，在检修前必需进展接地、放电操作，以防止电容储能对人身放电造成损害。应尽量避开在以下时间进展电气操作：交接班时；系统接线极不正常时；系统顶峰负荷时；雷雨、大风等恶劣气候时；有关联络线输送功率超过稳定限额时；系统发生事故时；电网有特别要求时。根本操作变压器操作：变压器并列运行的一般条件：结线组别一样；电压比相等；短路电压相等。变压器投入运行时应先合上电源侧断路器，后合上负荷侧断路器。停用时操作挨次相反。变压器充电时，其开关应具备完备的继电保护，并保证有肯定的灵敏度。变压器停复役操作前，中性点接地刀闸应合上，并留意中性点间隙保护的投退状况、主变有载开关应在适宜档位。断路器操作：断路器操作前应进展外部检查，无影响断路器运行的现象。断路器送电操作前，应检查继电保护和自动装置已按相关规定投入，一般不允许无保护运行。断路器送电操作，应先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸，停电操作相反。断路器操作后，应检查相应开关电流表、指示灯、实际机械位置指示、操作机构储发生对应变化，才能确认断路器已操作到位。断路器的操作原则上要求“远控”操作，假设“远控”操作失灵，在得到相关负责人同意后可进展“就地”操作，但应保证三一样时分、合闸。热倒母线操作：热倒母线过程中,母联断路器应在运行状态并改非自动(即拉开母联开关掌握电源或取下母联开关掌握熔丝)，压变二次联络开关应合上。热倒母线过程中，母差保护不得停用，热倒前投入“互联”压板或将母差运行方式〔破坏固定联接〕方式，热倒母线完毕后恢复正常方式。热倒母线过程中，应遵循先将母差保护改“单母”方式，再将母联开关改非自动，最终进展二次电压并列的原则，复役操作与此相反。单一设备倒母线，热倒过程中，单元母线侧刀闸应遵循先合后拉的原则。热倒母线后，应保证设备的二次回路应与一次结线相对应。冷倒母线操作：冷倒母线，设备单元母线侧必需遵循先拉后合的原则。冷倒母线过程中，在拉开母线侧刀闸前必需先检查开关在分闸位置。母线停复役操作：母线停役前应检查停役母线上全部元件确已转移，同时应防止压变反充电。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，再拉开母联断路器及两侧刀闸，最终拉开压变高压侧闸刀。双母线停用的一条母线复役：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。母线复役时应优先启用充电保护，充电正常后马上停用。旁路代操作：旁路代出线停役操作原则：1对于旁路兼母联开关，旁代前应依据调度要求对一次、二次方式进展调整。2、220KV旁路因只有一套保护，因此在开头旁路代以前应将被代线路无法切至旁路的一套高频保护改为信号。3压切换开关的应将旁路电能表电压切换开关切至与一次方式相对应路开关为热备用状态。4后，马上操作所代线路开关的旁母闸刀。5方式全都；包括保护定值，保护投入状况以及重合闸方式〔I段压板应退出。退出旁路保护屏和所代线路保护屏〔两套〕上零序总投压板。6—将被代线路保或检查高频通道正常—投入旁路保护屏上高频保护压板—投入旁路保护屏上零序总投压板。7、被代线路开关与旁路开关解列后，应将线路开关本身改为冷备用。旁路代出线复役操作原则：1、将被代线路开关由冷备用改为热备用。2〔两套〕上零序总投压板已退出。3检查负荷安排正常。4—将被代线路保护屏上的高频切换开—测试被代线路保护屏上高频保护通道正常—投入被代线路保护屏上高频保护压板。5、拉开旁路开关使其与被代线路开关解列。投入旁路保护屏和被代线路保护屏〔两套〕上零序总投压板。6、拉开被代线路的旁母闸刀。7、恢复旁路开关〔旁路兼母联开关〕的一、二次正常运行方式。如有电能表电压切换开关的应将旁路电能表电压切换开关切至一次方式相对应。8、在旁代时退出的旁路保护屏上零序I段压板应投入，旁路重合闸停用时，应先将切换开关切至“停用”位置，再将重合闸压板退出。9高频保护或主保护压板。旁路代主变停役操作原则：1、对于专用旁路开关，省调要求正常旁路对旁母充电运行，旁路继保投入，重合闸停用；对于旁路兼母联开关，旁代前应依据调度要求对一次、二次方式进展调整。2、假设所代主变开关与旁路开关不在同一条母线，则旁路开关的倒排应承受冷倒，使旁路开关以热备用方式与被代主变开关结排相对应能表电压切换开关切至与一次方式相对应。3、合上被代主变开关的旁路母线闸刀，应承受旁路母线闸刀拉合母线充电电流的操作后，即操作合上主变开关的旁母闸刀。4220KV侧开关并列前的二次相关操作：旁路开关本身保护及重合闸均应停用〔包括出出口压板、开入量压板等。 停用母差保护屏上的旁路失灵起动压板〔母差保护屏上旁路跳闸压板应在投入状态。停用主变保护A屏上的第一套差动保护和接地零序压板。将主变保护A220KV侧差动CT旁路侧电流端子由短接方式改为连接方式〔承受先退短路片，后投连接片方式操作，因旁路断路器在热备用状态，旁路CT无电流。CTXX变变连接方式〔先退短路片，后投连接片。将旁路保护屏上电压切换换从“本线”位置投向“所代主变”位置。对于双投方式出口的压板，在主变保护A屏〔某些站在B屏〕上停用并测量后将主变220KV第一组总出口跳闸电源切换压板从主变位置投向旁路位置；对于跳主变开关和跳旁路开关为分开各自出口的压板，则投入主变保护A屏、B屏上跳旁路开关的出口压板。5220KV侧开关并列。6、在旁路开关与主变220KV侧开关并列时的二次相关操作：将主变保护A屏〔某些B屏也有〕220KV侧电压切换开关从主变侧投向旁路侧。7220KV侧开关，使其与旁路开关解列。8220KV侧开关解列后的二次相关操作： 对于双投方式出口的压板，在主变保护A屏〔某些站在B屏〕上停用并测量后将主变220KV其次组总出口跳闸电源切换压板从主变位置投向旁路位置；对于跳主变开关和跳旁路开关为分开各自出口的压板，则退出主变保护A屏、B屏上跳主变开关的出口压板。 将主变保护A220KV侧差动CT主变侧电流端子由连接方式改为CT侧短接方式〔承受先退连接片，后投短路片方式操作，因主变220KV侧断路器在热备用状态，CT无电流。 检查主变保护A屏上第一套差动保护差流处于正常值后，投入差动保护、接地零序压板。 停用主变保护B220KV侧开关的非全相保护〔220KV侧开关为三相连动方式的可省略此项。9220KV侧开关由热备用方式改为冷备用方式。10220KV压板〔启用失灵的话安措票内执行。旁路代主变复役操作原则：1220KV侧开关的跳闸压板、失灵起动压板、解除复压闭锁压板〔启用失灵的话安措票内执行。2220KV侧开关由冷备用方式改为热备用方式。3220KV侧开关与旁路开关并列前的二次相关操作：B220KV侧开关的非全相保护〔220KV侧开关为三相连动方式的可省略此项。停用主变保护A屏上的第一套差动保护、接地零序压板。将主变保护A220KV侧差动CT主变侧电流端子由CT侧短接方式改为连接方式〔220KV侧开关在热备用状态，CT无电流。对于双投方式出口的压板，在主变保护A屏〔某些站在B屏〕上停用并测量后将主变220KV其次组总出口跳闸电源切换压板从旁路位置投向主变位置主变开关和跳旁路开关为分开各自出口的压板，则投入主变保护A屏、B屏上跳主变开关的出口压板。4220KV侧开关，使其与旁路开关并列。5、在主变220KV侧开关与旁路开关并列时的二次相关操作：将主变保护A屏〔某些站B屏也有〕220KV侧电压切换开关从旁路侧投向主变侧。6220KV220KV侧开关旁母刀闸。7220KV侧开关与旁路开关解列后的二次相关操作：对于双投方式出口的压板，在主变保护A屏〔某些站B屏〕上停用并测量后将主变220KV第一组总出口跳闸电源切换压板从旁路位置投向主变位置变开关和跳旁路开关为分开各自出口的压板，则退出主变保护A屏、B屏上跳旁路开关的出口压板。将旁路保护屏上电压切换开关从“所代主变”位置投向“本线”位置。 将旁路保护屏上差动CT电流端子由代XX主变连接方式改为中间短接状态〔承受先退连接片，后投短路片方式操作，因旁路开关在热备用状态，旁路CT无电流。 A220KVCT旁路侧电流端子由连接方式改为短接方式〔承受先退连接片，后投短路片。 检查主变保护A序压板。投入母差保护屏上的旁路失灵起动压板。8、开关将旁路开关一、二次按调度要求恢复至正常运行方式。系统的合解环操作 合环操作：合环操作前，应充分考虑两侧的电压差，防止合环时消灭继电保护误动、超系统稳定限额、超设备容量限额等状况的发生，合环操作后应检查负荷安排正常，三相电流无较大差异，开关三相实际机械位置在合位，三相合闸指示灯亮等。 解环操作：解环操作前，应检查解环点的潮流，防止因解环造成潮流重分布导致后，系统各局部电压均在规定的范围内，解环操作后检查同合环操作。常用倒闸操作术语编号编号1操作术语操作指令含义值班调度员对其所管辖的设备运行变更电气设备结线方式和事由现场值班人员提出操作工程和要求由现场值班人员提出操作工程和要求3并列发电机与系统〔或二个系统间〕经检查同期并列运行4解列发电机〔或一个系统〕与系统解除并列运行。5跳闸设备自动从接通位置变为断开位置〔开关或主汽门等。6倒母线母线闸刀从一条母线倒换至另一条母线7冷倒开关在热备用状态，拉开母线闸刀，合上另一条母线闸刀8合环将电气环路用开关或闸刀进展闭合的操作。9解环将电气环路用开关或闸刀进展断开的操作。10强送设备因故障跳闸后，未经检查即送电。11试送设备因故障跳闸后，经初步检查后再送电。12充电不带电设备与电源接通，但不带负荷。13核相用校验工具核对设备两端的相位14试相序用校验工具核对电源的相序15带电拆装在设备带电状态下进展拆断或接通设备16短接用临时导线将开关或闸刀等设备跨越〔旁路〕连接。17拆引线或接引线架空线的引下线或弓字线的接头拆断或接通。18按频率减载动作当频率低于某一值达预定时间自动将某些供电线路开关跳开跳闸19非自动将设备的直流〔或沟通〕操作回路解除。20限电限制用户用电21拉路将向用户供电的线路开关拉开停顿供电22XX〔〕XXXX〔设备〕XX保护全部跳闸回路压板接通保护起用23XX〔〕XXXX〔设备〕XX保护全部跳闸回路压板断开保护停用24X〔设备X〔保用上〔停用，或投入〔退出XX保护功能投入压板。护从信号改为跳〔或从跳闸改为信号〕25转变继电保护整继电保护时间、阻抗、电流等定值由一个定值转变至另一个定定值值。26信号掉牌继电保护动作发出信号。27信号复归将继电保护的信号牌恢复原位。28放上或取下熔丝将保护熔丝〔或继电保护压板〕放上或取下。〔或压板〕29启用〔停用〕XX〔设备〕XX保护X段XX〔设备〕XX保护X段跳闸压板投入〔或断开。30XX保护方向元XX保护方向元件解除后，方向不起作用即保护不带方向。件解除31XX保护方向元XX保护方向元件起用，保护恢复带方向。操作许可

故处理而公布倒闸操作指令。值班调度员对其所管辖的设备电气设备，在变更状态操作前，件启用32高频闭锁保护起将距离、方向零序保护应接入高频闭锁的局部投入，以到达被用保护线路全线快速切除故障。33高频闭锁保护停将高频闭锁局部停用〔如接信号，则高频闭锁局部直流电源不用〔或接信号〕停，但距离、方向零序保护仍投入运行。34高频保护对测装有高频保护的两侧相互发信、收信及自发自收，以检查高频保护运行的正确性。35母差保护接信号保护直流电源投入，装置运行，保护出口全部接跳开关的跳闸回路压板断开36母差保护启用保护直流电源投入，装置运行，保护出口全部接跳开关的跳闸回路压板接通37母差保护停用保护直流电源投入，装置运行，保护出口全部接跳开关的跳闸回路压板断开38母差双母线方式〔一次结线与二次直流跳闸回路要对应母联以区分故障点，再跳开故障母线上全部开关。39母差单母线方式一次为双母线运行：母差无选择性，一条母线故障，引起二条母线上全部开关跳闸。一次为单母线运行：母线故障，母线上全部开关跳闸。40母差固定连接方〔一次结线与二次CT回路要对应式以区分故障点，再跳开故障母线上全部开关。41母差非固定连接一次为双母线运行：母差无选择性〔一次结线与二次CT回路方式不对应，或虽然对应，但母联为非自动，一条母线故障，跳开二条母线上全部开关。一次为单母线运行：母线故障，母线上全部开关跳闸。42综合重合闸启用保护作用于开关跳闸后再进展重合。即：装置直流电源投入，保护经重合闸出口跳闸〔零序保护如经选相元件闭锁的保护段，应将选相元件闭锁接点接入。43综合重合闸停用保护作用于开关跳闸后不再重合。44XXXX开关改跳XX开XXXXXX开关而不跳原来开关〔如同时跳原来开关，则应说明改为跳XX、XX开关。关1.4程序化操作名词解释：1、设备态：一次设备〔开关、刀闸、接地刀闸、二次设备〔软压板等〕各元件特定的某种状态或状态组合，目前本站设备定义只包含一次设备；2、原态：设备目前实际的状态，通过推断各个位置接点来实现；3、目的态：设备经过程序化操作后的状态，即：期望状态；4、无效状态：断路器、刀闸、接地刀闸中，其中任何一个设备的位置接点既不在“合5、执行条件：操作步骤允许执行的条件状态，可以选取包含全部相关遥信、遥测量、定值区等；6定值区等。7操作；8、二次票：只涉及到二次设备操作的程序化操作票，不需要定义专有的设备态与单点遥控或批量遥控；9程序化操作票实现的程序化操作，该类操作不需要人为的组合、干预；1、组合票操作：通过编辑窗口选取现有的程序化操作票〔操作内容。程序化操作一般要求程序化操作只有预先设定的操作任务才能使用程序化操作；对于综合调度任务，可以通过分解预设任务票进展程序化操作对于无法分接成预设任务的操作任务，可以通过遥控单一的开关或刀闸实现整个操作任务；程序化操作只有设备在“远方”位置时才能操作，在“就地”位置时无法操作；除设备需要检修，否则任何操作后相关设备均应保持“远方”位置。程序化操作只适用于在监控中心操作员站上或当地后台机上操作。程序化操作应优先在监控中心执行，其次在后台机上。全部可电动操作的设备在监控中心或后台机正常时，〔监控中心优先故障时，经相关领导同意后，方可近控操作。当地后台机上程序化操作时，只有设备的起始状态与当前运行方式全都时，程序化式不全都的程序化操作当地将拒绝执行，并报“预置超时”信号。程序化操作设备在显示“无效状态”时严禁进展程序化操作。并设法查明显示“无效状态”的缘由。假设只是程序当时设定上的问题，例如开关手车在试验位置，但开关却在他缘由造成设备显示“无效状态”则应准时汇报调度及相关部门进展处理。在监控中心上程序化操作发令方式为右健点击需要操作的程序化操作票前的开关按钮，选择“程序掌握在当地后台机上程序化操作，应先点击该单元的中文名称处，弹出该单元分画面，在点击进入“程序化操作画面提示一步步执行。操作完成后应准时检查设备状态变化正常。当程序化操作失灵时，在确认操作无误时，也可在单元的分画面内，点击所要操作的设备，进展遥控操作；在监控中心或后台机上程序化操作在执行过程中，假设保护或测控装置失电且过后恢复电源时，当前正在执行的一个操作步骤连续执行，但之后的步骤不再执行，且有“通信10KV刀闸动作，必要时应到现场就地操作过位。在监控中心或后台机上程序化操作必需得到“操作已完成”的信号后才能认为程序化操作完毕，且完毕后还应在操作员站上核对开关、手车、刀闸等位置是否与应当到达的运行方式全都，检查负荷、电流等遥测数据正常。理。操作票规定正常状况下，调度将正式操作的指令发至现场操作队值班员，值班员接令复诵无误后进展操作；调度综合操作任务可以是多项典型任务的组合，值班员可以依次执行程序化操作命令，执行完一个命令后，在相应任务前打勾；程序化操作完毕后，操作人员应检查当地后台机发出的“操作完成”指令，同时检查设备实际位置是否已调整到目的运行方式、遥测、遥信是否正常；程序化操作票由系统自动完成的操作步骤可以不打勾，操作人员检查正常后，在操作票操作步骤最终一步左下方盖“已执行”章。因设备特别而中断的程序化操作操作队人员在现场操作，当转为人工操作时，应在人工操作的步骤前按要求打勾，操作完毕后，操作人员在备注栏内说明特别状况；如监控操作，在中止操作后，在程序化操作票的备注栏内说明特别状况，同时通知的步骤作为检查工程，并盖“不执行”章，操作人员在备注栏内说明特别状况；程序化操作过程中，发生中断特别无法连续操作时，运行人员应马上到现场进展检查，检查并确认设备运行位置及运行状况，必要时，通知检修人员现场检查处理完成操作。变电站无人值班无人值班变电站正常的倒闸操作流程调度的预发任务应发到监控中心，监控值班员接令，填写任务票〔生产MIS内〕并审核正确。对于非监控操作的任务票，通知操作队。操作队取票后与监控正值核对正确，操作队安排开操作票，并审核无误。操作人员应提前赶到操作变电所，依据现场设备的实际状况，认真审核操作票，确保正确无误后，通知相关调度。当值调度员将正式操作的命令发至操作变电所操作正值接令后在正式操作前应通知改模拟图。操作必需由两人进展，严格执行操作监护、唱票复诵制。操作前在现场核对运行方式，进展模拟预演，按“六要八步”进展标准操作。当值执行的操作票必需在交班前交回到操作队，以便交接、统计、备查。无人值班变电站允许监控中心遥控进展的操作：拉合断路器、负荷开关的单一操作；调整变压器分接头位置〔遥调；拉合中性点接地闸刀〔遥控〕有遥控功能的重合闸、保护、备自投的软压板；有遥控功能空调及排风扇等；具有顺控功能变电站的正常顺控操作：经批准的其他监控操作。紧急事故处理，允许监控人员依据调度指令遥控操作，但事后必需马上通知操作队到现场进展检查。操作人员在变电所进展操作或巡察时，假设遇事故或紧急缺陷必需马上处理时，可直接向调度申请口令操作，但仍要向监控中心简要汇报。8泡翻动，硅胶变色不超过2/3各掌握箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮1完好、清洁、无锈蚀、无渗漏2油枕2油位应正常，符合油位与油温的关系曲线8泡翻动，硅胶变色不超过2/3各掌握箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮1完好、清洁、无锈蚀、无渗漏2油枕2油位应正常，符合油位与油温的关系曲线3瓦斯继电器内布满油，无气体，防雨罩完好3套管1油色、油位正常、无渗漏正常状况下，变电所运行或热备用状态的设备，必需置于“遥控”方式。主变压器变压器概述220KV变压器一般承受自耦变压器或三绕组变压器，220KV/110KV侧中性点直接接地或不接地，低压侧中性点可经消弧线圈〔小电阻〕接地，带有载或无载调压装置。承受强近油循环导向风冷〔ODAF〕或油浸自冷/风冷〔ONAN/ONAF〕的冷却方式。110KV变压器一般承受双绕组或三绕组变压器，110KV侧中性点直接接地或不接地，带有载或无载调压装置。承受油浸自冷/风冷〔ONAN/ONAF〕的冷却方式。35KV变压器一般承受双绕组变压器，35KV承受油浸自冷/风冷〔ONAN/ONAF〕的冷却方式。电网运行需要全星形接线变压器时〔稳定绕组目的是降低系统的零序阻抗，平衡绕组一般选用15千伏、25%变压器额定容量。变压器在额定使用条件下，可按额定容量运行。同时应执行调度公布的变压器稳定限额。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%，在发生过励磁等特别状况时应严格按厂家规定执行。变压器可以在正常过负荷和事故过负荷状况下运行，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。当变压器有较严峻的缺陷〔如冷却系统不正常、严峻漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果特别等〕或绝缘有弱点时，不得过负荷运行。变压器的巡察2.2.1序号正常巡察部件编号工程备注1箱体完好、清洁、无锈蚀、无渗漏2油温及线圈温度正常，温度计指示正确3声音均匀，无异声4法兰、阀门、油管等无渗漏油1本体5压力释放装置完好，无渗漏油及动作指示67各阀门位置正确呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，呼吸畅通〔油中气2瓷质局部清洁，无裂纹、放电痕迹及其它特别现象1引线线夹压接结实、接触良好，无发热现象2引线无断股、散股、烧伤痕迹4导引线3中性点引下线接地良好4引下线驰度适中，摇摆正常5无挂落异物1冷却器掌握箱内无过热现象，温控除湿装置投入正确2冷却器掌握箱内I电源工作、II电源工作灯亮5 冷却系

冷却器掌握箱内I电源故障、II电源故障、工作冷却器故障、备用冷却器故障、冷却器全停故障应不亮置，信号灯转换开关应在“工作”位置，加热器转换开关应在“自动”位置、电源选择开关应在“I工作II备用”或“III备用”位置冷却器掌握箱内的冷却器工作灯应与冷却器掌握转换开统统6“关心”位置，冷却器工作灯应不亮投入运行的冷却器组数恰当，与负荷及温度相适应7风扇和油泵运转正常，无特别声音8冷却器本体及蝶阀、管道连接处等部位无渗漏油有载调压二次接线箱中性点

冷却器分控箱门关闭严密，箱内清洁、枯燥、无锈蚀、封堵严密二次接线无松动、脱落、发热现象备用电源自动切换装置及冷却器切换试验时能正确动作全都，无特别信号油位正常，符合油位与油温关系曲线连杆完好无变形油箱及有关的法兰、阀门、油管等处无渗漏油呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，呼吸畅通〔油中有气泡翻动，硅胶变色不超过2/3机构箱密封良好，马达电源开关应合上在线滤油装置组合滤芯压力表指示正确，法兰、阀门、盖确在线滤油装置正在工作状态时，检查油中无气泡门关闭严密箱内清洁、枯燥、无锈蚀、封堵严密，接线无松动、脱落现象1

冷却器分控箱综合定期切换在线滤油装置在线滤油装置接地电脱落3根底无倾斜、下沉9其它4架构完好无锈蚀、接地良好5防火墙完好、无破损6接地及引下局部完好特别现象2特别现象2外壳清洁，油漆无脱落阻接地电阻3 放电间隙无异物、无锈蚀、无倾斜在线监测装置指示正常，无特别信号设备编号、标示齐全、清楚、无损坏，相色标示清楚、无7四周的四周环境及堆放物品无可能威逼变压器的安全运行在以下状况下，应对变压器进展特别巡察：1、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、变压器有严峻缺陷时；4、气候突变时〔如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等；5、雷雨季节特别是雷雨后；6、高温季节、顶峰负荷期间；7、变压器过负荷或过电压运行时。变压器的特别巡察工程：1、夜间熄灯检查套管的瓷质局部有无放电现象，连接点有无发热状况；2、大风时检查变压器上及四周无杂物，引线的摇摆状况；3、雷雨后检查瓷质局部无放电痕迹，避雷器动作状况；4、大雾时检查套管瓷质局部放电闪络现象；5、大雪时检查积雪状况及连接处雪的溶化状况；6、气温突变时应检查油面及引线的弧垂状况；7、变压器过负荷或过电压运行时，至少每小时巡察一次，特别要留意温度和连接点过热状况，以及有无异声及油枕油位状况等。变压器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。各相分接开关位置全都，符合调度要求，档位显示与机械指示相符。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。中性点、外壳、铁芯等接地结实牢靠。变压器各部位阀门位置正确。各部件无渗漏油现象。变压器本体、在载、套管油位指示正常。变压器外表、套管及检修场地清洁，标志与编号齐全瓦斯继电器与油枕间的阀门在翻开位置，继电器内布满油，二次小线无腐蚀接地。呼吸器内的硅胶无受潮变色，油封杯内油量适当，油色正常。变压器就地及远方温度指示正确。各掌握箱和端子箱封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置自动投入。无特别告警信号。变压器投运或经大修、滤油和换油后，投运前冷却器应全部运转一段时间，并提示检修人员放气。变压器在检修中，内部各部件及隐蔽局部的检修工艺质量由检修单位自行验收，并向验收人供给记录。变压器投运前的检查变压器的保护应正常投入，无特别动作信号。调压装置分接头位置三相应全都，档位显示与现场机械指示应全都。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。变压器的运行与操作一般操作原则变压器停电操作，一般先操作负荷侧，后操作电源侧，送电时反之。变压器充电前，应检查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，保证充电后各侧电压不超过规定值。在110KV投入后可按系统需要打算中性点是否断开。消弧线圈从一台变压器的中性点切换到另一台变压器的中性点时，必需先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。无励磁调压变压器在变换分接时，应作屡次移动，以消退触头上的氧化膜和油污。在确认变换分接正确并锁紧后，测量绕组的电压比和直流电阻。冷却系统冷却器应实行各自独立的双电源供电，正常运行时冷却系统的两路沟通电源均应合沟通电源要定期进展切换试验，各组冷却器要定期进展轮换。风冷变压器冷却装置应承受变压器上层油温顺负荷电流两个参数掌握风扇和油泵的风扇或油泵；工作或关心冷却器故障退出后，应自动投入备用状态的冷却器。强近油循环冷却变压器运行中不冷停运全部冷却器。变压器运行时各种负载下冷却器投入组数要按厂家要求执行，空载或轻载时不应投入过多的冷却器。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，应让冷却器连续运行直至主变线圈温度降至60℃以下，方可关闭冷却器。冷却系统运行后，应检查变压器冷却风机、油泵工作正常，无擦壳及轴承磨损等特别设置的绕组温度及负荷电流自动投入或切除，全部信号灯指示正确，且与远方信号全都。变压器的冷却装置应定期冲洗，以防止因散热管间污垢堵塞导致的冷却效率降低。变电运行人员应加强对运行变压器上层油温顺温升的监测，每次抄表应同时记录上层油温，假设变压器在一样负荷时，上层油温突然上升1℃〔环境温度不变调度和主管上级领导，有关单位马上分析，查明缘由，实行适当措施。油浸自然循环风冷式变压器，冷却器投切方式要按厂家要求执行，假设厂家无明确规定，则当负荷到达三分之二额定负荷或上层油温达65度时，投入第一组风冷装置。当负荷85%75度时，投入其次组风冷装置。强油循环风冷式变压器，冷却器投切方式要按厂家要求执行，假设厂家无明确规定，则当负荷到达三分之二额定负荷或上层油温达55度明，投入风冷装置。变压器运行中的温度监视以上层油与线圈的温升为主，规定值见表1。强迫油循环85℃，建议上层油温报警值设75℃，绕组温度报警值设85℃；油浸自冷、风冷变压器上层油温最高不得超过95℃，建议上层油温报警值设8595℃。制造厂有规定的执行制造厂规定。1油浸式变压器上层油温一般规定值冷却方式自然循环自冷、风冷强迫油循环风冷有载调压装置

冷却介质最高温升〔K〕5545

最高上层油温〔℃〕9585有载分接开关投运前应检查有载开关的油枕油位正常，外部各密封处应无渗漏油，掌握箱防潮良好。用手摇操作一个〔升——降〕循环，位置指示及动作计数器应正确动作，应检查监控中心远方操作是否良好。有载分接开关的电动掌握回路应正确无误，电源牢靠，各接线端子接触良好，驱动电机转动正常，转向正确，电源指示灯、行程指示灯应完好，极限位置的电气闭锁应牢靠。旋转方向保护和逐级掌握保护应正常。1.2掌握回路应设置电流闭锁装置，其整定值按变压器额定电流的1.2倍整定，返回系数应不小于0.9。当承受自动调压掌握器时，主掌握盘上必需装有动作计数器，自动调压掌握器的电压互感器断线闭锁应正确牢靠。装或大修后的有载分接开关，应在变压器空载运行时，在主掌握室用电动操作按钮试操作一个〔升——降〕循环，各项指示正确，极限位置的电气闭锁牢靠，方可调至调度要求的分接头位置带负荷运行，并应加强监视。值班人员进展有载调压操作时，必需逐档调整，留意电压和电流的指示是否在调压范围内，位置指示器、计数器是否对应正确，并检查瓦斯继电器及油位、油色等是否正常，做好记录。对分相安装的有载分接开关应留意传动连杆是否完好，三相操作是否同步。运行中有载分接开关的瓦斯继电器发出信号或分接开关油箱换油时，制止操作，并拉开调压装置电源刀闸。分接开关油箱换油时，还应将掌握箱内电源断开。有载分接开关在极性档之间进展远方调压过程中，假设消灭电源中断，极性选择开关可能会现不到位现象，应马上切断电源，手动操作到符合要求的位置上。有载开关切换时发生滑档、超时或机构特别等状况，应揿“急停”按钮或拉开马达电源，停顿调压操作，汇报调度和工区，进展检查处理。有载调压操作有远控〔监控后台/测控屏/掌握屏、近控〔总掌握箱、就地〔分相机构箱〕三种操作方式。正常运行应承受远控或近控操作，不允许就地操作。就地操作，只能方可进展手动操作。85%变压器额定负荷电流及以下的状况下电流的变化状况，防止过负荷。置调整到无励磁调压变压器相应的分接位置，然后切断操作电源再并联运行。有载调压开关假设配有在线滤油装置。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。在以下状况下，制止调压操作：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特别。4、变压器过负荷时，不宜进展调压操作；过负荷1.2倍进，制止调压操作。调压次数规定见无功优化典型规程瓦斯保护变压器瓦斯继电器，应经检查校验合格，动作试验正确，方可投运。一般状况下规定重瓦斯接跳闸，轻瓦斯接信号。特别状况下的调整，经公司总工程师批准执行。变压器启动冲击时，重瓦斯保护必需投跳闸。变压器在运行中，瓦斯保护和差动保护必需投入。如因工作需要，差动保护和重瓦斯保护也不得同时停用。运行中的变压器在进展以下工作时，应先征得调度同意，将本体重瓦斯改接信号，才能许可工作。工作完毕，变压器放尽空气后，向调度汇报，依据调度命令，将重瓦斯重投入跳闸：1、带电滤油或加油；2、瓦斯继电器进展检查试验及其保护路上工作或发生直流接地；3、强油循环的油回路系统处理缺陷及更换潜油泵；4、为查找油面特别上升缘由而翻开有关放气、放油塞。变压器运行中，有载调压开关进展以下工作时，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，工作完毕后应将重瓦斯保护接跳闸：1、有载开关进展加油、放油。2、滤油装置检修。3、瓦斯继电器进展检查试验及其保护路上工作或发生直流接地。4、为查找有载开关油面特别上升缘由而翻开有关放气、放油塞。变压器沿瓦斯继电器管道方向应有1%—1.5%壳，装设结实，并且不阻碍巡察检查，压力释放阀应具备防潮和防进水的功能。主变本体瓦斯继电器有气体时，运行人员应准时汇报，抽取气样工作应由检修人员完成。作业人员应认清瓦斯继电器与一次设备带电部位的相对位置，保持足够的安全距离，〔即气塞，防止误揿重瓦斯试验〔探针〕按钮，引起重瓦斯误动事故。假设取气工作点与中性点设备不满足规定的安全距离，则由运行人员向调度申请因瓦斯放气缘由合上中性点接地闸刀，经调度许可后开头取气工作，工作完毕后，值班员自行拉开中性点接地闸刀汇报。有载瓦斯继电器抽取气样或放气进，进展瓦斯继电器放气工作之前应将当地的有载调压开关电源拉开，同时还必需与监控中心联系，将无功优化系统封锁该台主变有载调压。工作时应实行防止重瓦斯误动的措施。变压器的压力释放阀触点宜作用于信号。变压器的运行留意事项主变冷却器沟通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牢靠自投，否则应做好预案。油浸自然循环风冷及干式风冷变压器，冷却器停顿工作时，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。强迫油循环风冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20207575℃，但最长时间不得超过1小时。如上层油温已到达75℃，应马上汇报调度停用变压器。假设生产厂家有其他的明确时间要求，则按厂家要求执行。变压器外壳应有二根接地线与接地网不同位置连接；中性点接地应有两根分别引向不〔包括铁轭有单独引出的接地引线的规格和与油箱间的绝缘应满足设计的要求，接地引出线牢靠接地。220KV侧B相套管电流互感器中有一组CT次级接入了主变绕组温度计回路，假设在主变绕组温度计回路上有工作时，在开头工作前，必需将该CT回路在主变端子箱内短接，以防CT回路开路。变压器的特别和事故处理特别和事故处理的一般原则变压器有以下状况之一者，应马上将其停运：1、变压器内部音响很大，不均匀，有爆裂声；23、压力释放阀或防爆管喷油或变压器冒烟、着火；4、套管有严峻的破损漏油和放电现象；5连续急剧上升。6、变压器冒烟着火。变压器有以下状况之一者，应加强监视和检查，推断缘由，并马上汇报调度和工区实行相应措施：1、变压器有特别声音；2、在负荷、冷却条件正常的状况下，变压器温度不断上升；3、各侧套管桩头及连接引线有发热现象；4、变压器油枕及套管渗漏油，油枕油位特别或告警；5、轻瓦斯动作发信；6、压力释放或压力突变继电器发信；7、变压器在线监测装置读数突然上升；8、呼吸器堵塞时；9、冷却装置故障。变压器的重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未经查明缘由并消退故障前，不得进展强送各试送。变压器后备保护动作跳闸，应对变压器进展外部检查，只有在查明故障点并有效隔离后，方可对变压器试送一次。变压器内部故障跳闸后，应尽快切除全部冷却器，避开故障中产生的游离碳、金属微粒进入非故障局部。特别状况推断及处理变压器过负荷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、将过负荷状况向调度汇报，实行措施压降负荷。依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展监视和掌握。4、对过负荷变压器特巡，检查风冷系统运转状况及各连接点有无发热状况。5、指派专人严密监视过负荷变压器的负荷及温度，假设过负荷运行时间已超过允许值时，应马上汇报调度。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，进展处理。2、检查是否由于冷却器故障或冷却器效率降低引起，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、如系缘由不明的特别上升，必需马上汇报调度及工区，进展检查处理。变压器油位过高或过低1、油位过高的缘由：a〕油位计故障b〕油枕内胶囊下积有气体c〕呼吸器堵塞d〕变压器温度急剧上升2、油位过低的缘由：a〕油位计故障b〕油枕内胶囊裂开c〕变压器漏油3、觉察油位过高或过低，马上汇报调度及工区，准时处理。运行中进展处理时，应防止重瓦斯误动。冷却器故障：1、运行中的单组冷却器故障，应马上将备用冷却器投入运行，并对故障冷却器进展检查，汇报工区，进展处理。2、冷却器全停后，应马上汇报调度，并指定专人监视，记录变压器的负荷与温度，同时马上设法尽快恢复冷却器运行。并对变压器应进展不连续监视，运行时间及上层油温超过规定时，应马上汇报调度将变压器停运。压力释放装置动作1、检查瓦斯继电器内气体状况，瓦斯保护的动作状况。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、外壳是否有特别状况。5、二次回路是否有故障。汇报调度及工区，通知检修人员实行本体油样及气体进展分析。当压力释放阀恢复运行时，应手动复归其动作标杆。瓦斯保护动作1、轻瓦斯动作发信可能有以下缘由引起：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〕油温骤降或漏油使油位降低；变压器内部发生稍微故障；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；f〕有载开关本体密封不良，频繁动作。2、轻瓦斯动作的发信，首先记准动作时间，复归音响信号，查看信号继电器掉牌，分清是变压器本体轻瓦斯动作还是有载调压开关轻瓦斯动作，不要急于复归继电器掉牌和光字牌，然后查看变压器本体或有载调压开关油枕上的油位是否正常，最终复归信号继电器掉牌及光字牌。3并准时收集气样进展分析。4、轻瓦斯动作时瓦斯气体经过鉴别〔见表但要加强监视。如属特征气体，说明变压器内部有局部过热或放电故障，应将状况向调度和总工程师汇报，打算变压器是否停役，并同时进展色谱分析。2气体鉴别比照表序号气体性质燃烧试验故障性质1无色无味不行燃空气2黄色不行燃木质故障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5、重瓦斯动作跳闸，不准合闸送电。如有备用变压器，应马上投运。然后检查跳闸压力释放阀或防爆管有否喷油，初步检查瓦斯保护回路有无明显短路。是否属保护误动，然后将跳闸时间及检查状况向调度和上级主管领导汇报。差动保护动作1、差动保护动作的缘由：a〕变压器内部故障。b〕变压器各侧差动CT至变压器的设备发生故障。c〕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：变压器各侧差动CT范围内的设备，有无闪络或裂开痕迹，变压器套管是否良好；变压器油面、油温不否正常；c〕瓦斯保护和压力释放阀是否动作，瓦斯继电器内是否布满油；d〕差动继电器及二次回路有无不正常现象；e〕各侧供电线路有无保护动作；f〕差动保护动作跳闸，应马上汇报调度及工区，并进展故障点查找。假设经专业检〔如励磁涌流造成误动路故障造成的保护误动，不管变压器有无故障，不准设入运行，必需对变压器进行试验确证无问题后，方可投入运行。变压器后备保护动作1、检查跳闸开关下级的有关回路的各种保护的动作状况，判定变压器开关是否属越级跳闸。2、如查明属越级跳闸，应拉开拒跳开关，恢复主变开关，向调度汇报。3、如查明不属越级跳闸，应检查跳闸开关保护范围内的连接导体和有关设备有无短路故障，检查保护二次回路有无特别现象，将检查状况向调度汇报。4、经具体检查，确认变压器的差动和瓦斯保护均未动作，且无动作的故障迹象，变压器亦无特别温升，说明变压器跳闸并非内部故障所引起，变压器可不经内部检查，由调度发令重合闸投入运行，但值班人员应加强监视。变压器着火变压器着火时，马上拉开变压器各侧断路器和冷却器沟通电源，快速启用灭火装置，并向119报警及在保证人身安全的前提下实行其他灭火措施，并汇报。现场规程的要求现场规程应依据主变的型式、运行方式，制定主变的停送电操作、并解列操作过程的具体步骤。现场规程应具体阐述主变压器冷却装置正常运行方式、投退操作要求及冷却装置特别状况处理要求，以及主变油温的具体运行规定。如主变装设油色谱在线监测装置，应在现场规程中明确其操作要领和运行维护留意事项。如主变装设有载滤油机，应在现场规程中明确其操作要领和运行维护留意事项。现场规程中应明确主变允许过负荷力量〔供给过负荷力量供现场参考〕及处理要求。高压断路器断路器概述高压断路器是电力系统重要的掌握和保护设备，它在电网中起两方面的作用：在正常运行时，依据电网的需要，接通或断开电路的空载电流和负荷电流，这时起掌握作用电网发生故障时，高压断路器和保护装置及自动装置相协作，快速、自动地切断故障电流，大，这时起保护作用。高压断路器的类型按灭弧介质划分有：油断路器〔多油式和少油式、空气断路器、磁吹断路器、SF6〔六氟化硫〕断路器、真空断路器等。目前使用最多的是SF6〔六氟化硫〕断路器和真空断路器。断路器的操动机构有手动、电磁、弹簧、气动和液压等种类。目前使用最多的操动机构是弹簧机构、液压机构、气动机构。高压断路器的构造，原则上可以分为四个局部，即导电回路、灭弧装置、绝缘与支撑系统和操动机构。另外还包括传动装置和掌握系统等部件，分别介绍如下：导电回路：包括动静触头、中间接头以及各种形式的过渡连接。断路器在运行中要长期通过额定电流而发热不超过允许值不受到破坏。接触电阻是推断断路器导电回路优劣的重要数据。灭弧装置：灭弧装置作用主要是熄灭电弧，削减燃弧时间。其既要考虑牢靠开断数SF6断路器就是利用SF6气体优越的绝缘和灭弧性能实现其分合电路的功能是使用高真空作为灭弧和绝缘介质。绝缘与支撑系统：断路器必需保证三个方面的绝缘处于良好的状态。第一是导电部同相断口间绝缘；第三是相间绝缘，各相独立的断路器相间绝缘就是通常的空气间隙。操动机构：断路器附设的操动机构作用是带动断路器传动机构进展合闸与分闸，以实现对断路器的操作或分别保持其相应的分、合闸位置。断路器的巡察高压断路器正常巡察检查工程如下表：部件本体编号1工程瓷质局部清洁，无裂纹、损伤、放电痕迹及其它特别现象备注2内部无异声〔漏气、振动〕及放电声3分、合闸指示器指示正确，与实际运行方式相符，记数器4示或保护屏上位置指示全都否有过热现象，是否有内部氧化、变色或失去铜的光泽，路器5透亮真空泡内应无辉光放电现象SF6压力指示在正常范围内〔温度曲线，无任SF6断路6何闭锁等特别报警信号。壳体干净无锈蚀，外壳接地良好器导引线1引线线夹压接结实、接触良好，无发热现象，示温蜡片无2熔化、掉落；定期进展红外测温引线无断股、散股、烧伤痕迹3引下线驰度适中，摇摆正常4无挂落异物操作机1“遥控/近控”切换开关应投至相应位置构2密封良好，枯燥，无变形锈蚀、接地良好3二次线无松脱及发热现象4无失控状况5机构箱内其它元件完好6箱门开启敏捷无变形，箱内清洁，无特别气味7孔洞封堵严密；箱门关闭严密，无凝露、无进水受潮8箱内照明良好9液压机构压力正常，机构油管油路及储压罐完好无渗漏，液压机油压正常，储油箱油位正常〔在上、下限之间、无渗漏构油；电机及油泵运转正常，无特别响声及渗漏油。行程开10关无卡涩变形，无特别报警信号弹簧操作机构弹簧储能指示正常，储能弹簧在压紧状态，弹簧机储能电机运转正常，分合闸线圈无冒烟、异味及变色，无构11特别报警信号气动机12常，空压泵掌握屏上无特别信号开关仓网关好无破损，开关仓内无异物构室内设13各连杆、传动机构无弯曲、变形、锈蚀，轴销齐全备端子箱1各电源开关、熔丝及温控除湿装置投入正确2密封良好，枯燥，无变形锈蚀、接地良好3内部清洁，无特别气味4箱内照明良好5二次线无松脱及发热现象6孔洞封堵严密；箱门关闭严密，无凝露、无进水受潮其它1设备编号、标示齐全、清楚、无损坏，相色标示清楚、无2脱落断路器掌握、信号电源正常，无特别信号发出3根底无倾斜、下沉4架构完好无锈蚀，接地螺栓压接良好，无锈蚀高压断路器特别巡察工程遇有以下状况，应对设备进展特别巡察1、负荷有显著增加；2、断路器经过检修、改造或长期停用后重投入系统运行；3、断路器存在严峻缺陷时或缺陷近期有进展；4、高温季节、恶劣天气、事故跳闸和设备运行中觉察可疑现象；5、法定节假日和上级通有重要供电任务期间；6、断路器操作机构频繁建压；高压断路器特别巡察工程1、大风天气：引线摇摆状况及有无搭挂杂物；2、雷雨天气：瓷套管有无放电闪络现象；3、大雾天气：瓷套管有无放电，打火现象，重点监视污秽瓷质局部；4、大雪天气：依据积雪溶化状况，检查接头发热部位，准时处理悬冰；5、温度骤变：检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等状况；6、节假日时：监视负荷及增加巡察次数；7、顶峰负荷期间：增加巡察次数，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，设备有无特别声音；8、短路故障跳闸后：检查隔离开关的位置是否正确，各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象，断路器内部有无特别声音等。9、断路器重合后：检查断路器位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的音响和气味；10、严峻污秽地区：瓷质绝缘的积污程度，有无放电、爬电、电晕等特别现象。依据运行方式的变化，在以下状况下应对高压断路器进展重点测温1、长期重负荷运行的高压断路器；2、负荷有明显增加的高压断路器；3、存在特别的高压断路器；4、必要时；测温范围主要是运行断路器的导流部位。投入电网运行和处于备用状态的高压断路器必需定期进展巡察检查，巡察时间、次数、内容等应按各运行部门的规定严格执行。断路器检修后的验收工程在验收时应检查询问断路器检修工作内容、工程及更换零部件状况，检修试验工程是否齐全；线圈电阻测量、线圈动作电压是否合格，试验数据是否符合要求。检查原缺陷是否消退，是否有遗留缺陷。在验收时应按以下要求检查外观，并做好原始数据记录。现场干净，设备上无临时短路线及其他遗留物，相色标志明显、正确。断路器应油位正常，不渗油；SF6断路器应压力正常，无任何闭锁信号，并附有压力温度关系曲线。真空断路器灭弧室无特别；各种信号正确，表计指示正常；遥信、遥测值正确。断路器及其操作机构应固定结实，金属件无锈蚀或机械损伤，瓷铁件应粘和结实，瓷质无灰垢缺损及裂纹，外表清洁完整。断路器及其传动装置的全部连接部位应连接结实且接触良好。全部紧固件〔除地脚螺栓外〕应用镀锌制品，锁片锁牢，防松螺母拧紧，开口销张开，底座与根底间的垫片不宜超过三片，各片间应焊接结实，外壳接地引线焊接结实，接地良好。电机转向应正确，其低压回路和加热装置的绝缘应良好。接线连接板处应有示温片监视运行温度的措施。断路器掌握电源及合闸储能电源应正常。液压机构无渗漏，压力正常，油位计的玻璃应完整清洁，油位监视窗内布满油；弹规定，现场无漏气，空压泵电源正常，空压泵掌握屏上无特别信号。机构箱、端子箱内二次接线排列整齐，接头应紧固、无松动，编号清楚。二次端子排及各关心开关等元件绝缘良好清洁结实，端子排接头无生锈，各关心开关应在相应位置。机构箱、端子箱内清洁，开口销子完整劈开，箱门应严密，开和关应敏捷密封热垫应完整，电缆穿孔封堵良好。机构箱、端子箱内驱潮器〔加热器、照明、封堵检查状况良好，自动温控开关在规定范围内。检查机构箱、端子箱内熔断器及熔丝元件接触是否良好，熔丝元件容量是否符合规定，有无损伤。SF6断路器SF6气体工作压力应正常，符合铭牌上的要求。监视SF6气体压力的密度继电器和压力表应良好，符合运行要求。验收时，经外观检查后，应对断路器进展试操作检查，检查要求如下：远方和就地分、合闸试操作正常，开关位置指示正确，包括机械位置及遥信位置，无各种特别信号。关心切换开关的动作应准确牢靠，接点接触应良好，无烧损现象，对弹簧操作机构，牢靠动作。电动跳、合闸线圈的铁芯应动作敏捷，无卡阻现象。断路器传动局部检查无卡涩。SF6断路器泄漏报警压力动作正确，符合铭牌要求，报警信号正确〔大修后。“SF6总闭锁”压力动作正确，符合铭牌要求，报警信号正确〔大修后。液压机构氮气预压力和工作压力应符合设备铭牌或产品的技术规定，电接点压力表泵、压力降低、分、合闸闭锁、零压闭锁微机开关动作正确性及与遥信相符。弹簧机构储能动作正常储能信号应与所发遥信相全都。空压机启停泵正