1、110kv變電所現場運行規程目 錄目 錄11 總則101.1 簡要闡明本所在電網中的地位101.2 對本規程的有關說明101.3 對現場運行人員的基本要要求101.4 調度管轄范圍的劃分101.5 電氣一次系統運行方式112 高壓設備112.1 主變壓器112.2 高壓斷路器212.3 高壓隔離開關342.4 電壓互感器和電流互感器372.5 電力電容器及電抗器392.6 消弧線圈412.7 xhk-型消弧線圈自動調諧裝置系統422.8 #1主變中心點設備472.9 防雷設備482.10 電力電纜503.1 防誤裝置的配置情況503.2 防誤裝置的閉鎖原理513.4 防誤裝置的正常操作要求及特

2、殊方式下的要求543.5 防誤裝置的異常處理和解鎖操作規定544 繼電保護及自動裝置554.1 繼電保護及二次回路的運行要求554.2 主變壓器保護564.3 20kv線路保護594.4 站用變保護624.5 電力電容器保護634.6 低周低壓減載裝置644.720kv備自投裝置654.8 變電所綜合自動化監控系統684.9 變電站視頻監控系統725 所用電735.1 正常運行方式及特殊運行方式745.2 站用變的投退運行及操作規定745.3 站用變以及交流屏的巡視檢查要求775.4 定期切換試驗操作要求775.5 站用系統負荷表776 直流系統796.1 直流系統的正常巡視與監視要求796.

3、2 直流系統運行方式796.3 絕緣監察裝置816.4 充電裝置與蓄電池836.5 逆變電源857 倒閘操作877.1 一般操作原則878 事故及異常情況處理908.1 事故處理的一般要求908.2 各級母線失電后的處理要求918.3 線路故障跳閘的處理929 防盜及消防設施939.1 防盜及消防設施的設置簡況及巡視檢查要求939.2 ya-1502火災報警裝置的運行與操作959.3 防盜及消防設施的日常維護及發生異常情況的處理要求103附錄a #1主變壓器銘牌參數：103附錄b #2主變壓器銘牌參數：104附錄c 2x1#1站用變銘牌：105附錄d 2x2#2站用變銘牌105附錄e 斷路器銘

4、牌106附錄f 并聯電容器109附錄g 電壓互感器銘牌參數111附錄h 電流互感器銘牌參數111附錄i 避雷器銘牌參數1121 總則1.1 簡要闡明本所在電網中的地位1.1.1 110kv善政變電所位于張家港市金港鎮張家港保稅區內，是張家港電網的重要組成部分，主要擔負著張家港保稅區眾多企業的供電任務。目前共有主變二臺，#1主變63mva三相雙圈有載調壓變壓器，#2主變80mva三相雙圈有載調壓變壓器，遠景為363mva。110kv進線二回，遠景三回。采用gis組合電器。本站主變低壓側為20kv。20kv出線十六回，遠景24回。1.2 對本規程的有關說明1.2.1 本規程根據部頒電力工業法規典型

5、規程，蘇州公司頒變電運行規程、各級調度規程、國家電網公司輸變電設備運行規范、國家電網公司電力安全工作規程、設備生產廠家技術說明書等為依據，按照江蘇省電力公司變電所現場運行規程編寫規范結合善政變的設備實際接線制定，作為善政變現場運行規程（試行），本規程只適用于110kv善政變。1.2.2 凡蘇州公司頒變電運行規程所列內容，本規程內一般不再重復，但需嚴格執行。1.2.3 本規程與其它規程有抵觸時，解釋權屬張家港供電公司總工程師。1.3 對現場運行人員的基本要要求1.3.1 110kv善政變為無人值班變電站，由港區操作隊管轄，蘇福監控中心負責監控。港區操作隊運行人員及蘇福監控中心的監控運行人員均應熟

6、悉本規程并嚴格按照本規程之規定進行設備的運行維護和事故處理等工作。1.3.2 港區操作隊的運行人員、蘇福監控運行人員均必須進行本規程考試合格，方可擔任對110kv善政變的操作、監控工作。1.4 調度管轄范圍的劃分1.4.1 張家港市供電公司調度管轄的設備：1.4.1.1 1821港政甲線、#1主變（63mva）、1821b港政甲線、#2主變（80mva）1.4.2 其它所有110kv、20kv系統設備。1.4.3 站用電低壓側系統切換、電容器開關的投切、主變有載分接開關的調整由運行、監控人員自行掌握。1.4.4 一般情況下，設備的操作應接受該設備的直接調度命令后進行，事故處理時，上一級調度可以

7、越級發布調度命令，運行人員受令后應立即執行，但事后應匯報該設備的調度。1.4.5 20kv外接站用變由輸變電運行部自行管轄，管理制度按張供電生2007（32號文）關于變電站站用變外接電源線路管理的規定執行。1.5 電氣一次系統運行方式1.5.1 110kv系統正常運方：本站采用線路變壓器組接線，1821港政甲線經11011#1主變進線刀閘及1101開關送#1主變（63mva），11010#1主變110kv側中心點接地刀閘拉開；1821b港政線甲經11021#2主變進線刀閘及1102開關送#2主變（80mva），11020#2主變110kv側中心點接地刀閘拉開。1.5.2 20kv系統正常運方：

8、 1） 201#1主變開關走20kv段母線供：2y1段母線壓變避雷器、221寶力甲線、222寶力乙線、223華達甲線、224華達乙線、2x1#1接地變兼站用變、2k1#1電容器。202#1主變開關供20kv段母線供：2y2段母線壓變避雷器、225228備用線路、2k2#2電容器。2） 203#2主變開關走20kv段母線供：2y3段母線壓變避雷器、2x2#2接地變兼站用變、2k3#3電容器、231234備用線路。204#2主變開關走20kv段母線供2y4段母線壓變避雷器、2k4#4電容器241244備用線路。3） 因本站特殊原因#1、#2主變尚未帶電運行，2x2#2接地變兼站用變低壓側電纜也未接

9、入站用電屏，目前只有臨時電源外接于中興變供的125中圩線線路上。1.5.3 系統運行方式的改變應根據調度命令進行。2 高壓設備2.1 主變壓器2.1.1 本站#1主變（63mva）為山東魯能泰山電力設備有限公司生產的三相雙圈有載調壓電力變壓器。額定容量為63mva、型號sz11-63000/110，額定電壓（110532%）/21/10.5kv，額定電流：高330.7a / 低1732.1a。2.1.2 本站#2主變（80mva）為南通曉星變壓器有限公司生產的三相雙圈有載調壓電力變壓器。額定容量為80mva、型號sz1180000/110，額定電壓（110+8-81.25%kv），額定電流：高

10、419.9aa / 低2199.43a。2.1.3 主變的巡視檢查要求。2.1.3.1 變壓器運行的音響是否正常；2.1.3.2 油枕及充油套管中的油色、油位是否正常，有無滲漏油現象；2.1.3.3 各側套管有無破損，有無放電痕跡及其它異常現象；2.1.3.4 上層油溫表指示是否正確，有無異常情況；2.1.3.5 壓力釋放閥裝置是否密封，有信號裝置的導線是否完整無損。2.1.3.6 呼吸器的變色硅膠的變色程度；2.1.3.7 瓦斯繼電器內是否滿油；2.1.3.8 變壓器本體及各附件有無滲、漏油；2.1.3.9 各側套管樁頭及連接引線有無發熱、變色現象；2.1.3.10 變壓器附近的周圍環境及堆

11、放物品是否有可能造成威脅變壓器的安全運行，特別是通風過道；2.1.4 主變的特殊巡視檢查：2.1.4.1 雷雨后檢查變壓器各側避雷器記數器動作情況并做好記錄，檢查套管有無破損、裂縫及放電痕跡；2.1.4.2 氣溫突變時，檢查油位變化情況及油溫變化情況；2.1.4.3 夜巡時，應注意引線接頭處、線卡有無過熱、發紅及嚴重放電等。定期進行測溫。2.1.5 變壓器在正常運行中不應過負荷運行，運行人員發現過負荷，應立即匯報調度，采取減負荷措施。2.1.6 油浸自冷變壓器的上層油溫一般不宜超過85，最高不得超過95，溫升不得超過55。若運行中發現有一個限值超出規定應立即匯報調度，采取限負荷措施。2.1.7

12、 變壓器在規定的冷卻條件下，可按銘牌值運行，其運行限額應根據變壓器分接頭運行位置規定的電流值執行（參見主變、站用變的技術規范）2.1.8 主變壓器一次電壓一般不得超過額定值的105%，如果所加一次電壓不超過分接開關所在位置相應額定值的105%，則變壓器的負荷可帶額定電流（110kv側各分接開關位置的額定值及允許最高電壓值參見下表），當一次電壓超過分接頭位置允許最高電壓值時應改變分接開關檔位。#1主變分接頭位置123456789額定電壓值（kv）12111881166114411221100107810561034允許最高電壓值（kv）127.05124.74122.43120.12117.81

13、115.5113.19110.8810857額定電流值（a）300630623120318032423307337434443518#2主變分接頭位置123456789額定電壓值（kv）121119625118250116875115511412511275111345110額定電流值（a）381738613906395239994047409641474199#2主變分接頭位置1011121314151617額定電壓值（kv）1086251072510587510451031251017510037599額定電流值（a）42524307436344244794539460246652.1.9

14、 主變原則上不允許過負荷運行，事故情況下的過負荷可按dl/t572-95電力變壓器運行規程表3規定進行處理，（其中k1系數可取1.0）。急救負載前的負載系數k1環境溫度403020100-10-201.01.641.751.801.801.801.801.802.1.10 事故過負荷時，要切實注意油溫及溫升的變化，若主變存在較大缺陷（如嚴重漏油，色譜異常等）則不準過負荷運行2.1.11 主變過負荷運行時，應立即匯報調度，要求采取措施，盡快降至運行限額值及以下。2.1.12 變壓器經檢修送電前的準備2.1.12.1 收回并終結有關工作票，拆除有關接地線或拉開接地刀閘、拆除遮欄及標示牌，做好各項修

15、試記錄。注意主變低壓側開關柜內如裝有地刀，務必應檢查該地刀確已拉開。2.1.12.2 詳細檢查一、二次回路及有關跳閘壓板應符合運行要求。2.1.13 變壓器的投入與停用操作。2.1.13.1 主變投入時應先合電源側開關，后負荷側開關，停電時反之。2.1.13.2 站用變高壓斷路器應在其低壓斷路器拉開的情況下，才允許進行拉合操作。2.1.13.3 站用變停電操作，應拉開高壓側開關及隔離手車及低壓側開關及閘刀。2.1.13.4 當主變向20kv母線充電時，宜在該母線上先帶一條出線，以防諧振過電壓。2.1.13.5 站用變的調壓開關為無載調壓，其分接開關應由檢修人員在停電時進行，經測量直流電阻合格后

16、才能投運，并記入相應的修試記錄中。2.1.14 變壓器在運行中發生下列不正常情況時，運行人員應立即匯報調度和上級主管領導，并記錄在運行日志中。2.1.14.1 變壓器內部有異聲；2.1.14.2 油枕及充油套管中的油面低于最低限值，存在著較嚴重的滲漏油現象；2.1.14.3 上層油溫計指示明顯不正確；2.1.14.4 壓力釋放閥動作溢油.2.1.14.5 各側套管有破損裂縫，表面有放電現象；2.1.14.6 各側套管樁頭及連接引線有發熱現象；2.1.14.7 輕瓦斯動作發信；2.1.14.8 變壓器超過允許的過負荷；2.1.14.9 有載開關油枕油位異常升高。2.1.15 變壓器在運行中發生下

17、列故障，應采取緊急拉閘停止運行，并迅速匯報調度和上級主管領導，將拉閘時間及故障情況記錄在運行日志。2.1.15.1 變壓器音響較正常時有明顯增大，而且極不均勻或沉悶，內部有爆裂的火花放電聲；2.1.15.2 在正常負荷和冷卻條件下，并非油溫計故障引起的上層油溫指示異常升高，而且還在繼續急劇上升；2.1.15.3 嚴重漏油，油面急劇下降且低于最低限值，并無法堵漏，油位還在繼續下降；2.1.15.4 壓力釋放閥或變壓器冒煙、著火；2.1.15.5 套管有嚴重破損和放電現象。2.1.16 “主變溫度過高”發信時，運行人員應至現場檢查本體溫度計上溫度情況，檢查負荷是否過大，散熱器下安裝的兩組散熱風扇是

18、否開啟，以加強空氣對流。開啟變壓器室排風扇，設法控制溫度的進一步升高并立即匯報調度及輸變電運行部。如系原因不明的異常升高，必須立即匯報調度及輸變電運行部，進行檢查處理。2.1.17 主變“本體油位不正常”或“有載油位不正常”遙信報警，運行人員應至現場檢查主變本體或有載開關油位過高還是過低（查對主變上的溫度指示數曲線），如確系油位過高或過低應匯報調度及輸變電運行部；如主變漏油極嚴重，而使油位迅速下降時，禁止將重瓦斯保護由跳閘改接信號，而應立即采取防止漏油的措施，并匯報調度及輸變電運行部；若繼續漏油，致使瓦斯繼電器看不見油位（并會伴隨輕瓦斯報警）應要求調度停用主變。2.1.18 主變有載重瓦斯保護

19、應常投跳閘，若調壓操作過程中發生重瓦斯跳閘，按主變重瓦斯跳閘處理，在蘇州公司頒變電運行規程第1.3.3條規定的4類工作之前，征得調度同意，由跳閘改接信號。2.1.19 變壓器瓦斯繼電器，應經檢查校驗合格，動作試驗正確，方可投運。一般情況下規定重瓦斯接跳閘，輕瓦斯接信號。特殊情況下的調整，經公司總工程師批準執行.2.1.20 變壓器啟動沖擊時，重瓦斯保護必須投跳閘。變壓器在運行中，瓦斯保護和差動保護必須投入。如因工作需要，差動保護和重瓦斯保護也不得同時停用.2.1.21 運行中的變壓器在進行下列工作時，應先征得調度同意，將本體重瓦斯改接信號，才能許可工作。工作完畢，變壓器放盡空氣后，向調度匯報，

20、根據調度命令，將重瓦斯重新投入跳閘:2.1.21.1 帶電濾油或加油.2.1.21.2 瓦斯繼電器進行檢查試驗及其保護路上工作或發生直流接地.2.1.21.3 強油循環的油回路系統處理缺陷及更換潛油泵.2.1.21.4 為查找油面異常升高原因而打開有關放氣、放油塞.2.1.22 變壓器運行中，有載調壓開關進行下列工作時，應先征得調度同意，將有載調壓重瓦斯改接信號，才能許可工作，工作結束后應將重瓦斯保護接跳閘:2.1.22.1 有載開關進行加油、放油.2.1.22.2 濾油裝置檢修.2.1.22.3 瓦斯繼電器進行檢查試驗及其保護路上工作或發生直流接地.2.1.22.4 為查找有載開關油面異常升

21、高原因而打開有關放氣、放油塞.2.1.23 變壓器在運行中，瓦斯保護動作的檢查與處理：2.1.23.1 輕瓦斯動作發信，首先記準動作時間，查看保護裝置及后臺機上的告警信號情況，查看變壓器本體油枕上的油位是否正常，瓦斯繼電器的充氣量情況；最后經檢修及相關專業人員檢查后可復歸告警信號，并將輕瓦斯動作情況及查看情況向調度匯報，做好記錄。2.1.23.2 輕瓦斯頻繁動作發信，應記錄每次動作的間隔時間，匯報調度及主管領導，加強監視，并及時收集氣樣進行分析。2.1.23.3 收集氣體時，不允許將重瓦斯由跳閘改投信號，不得誤碰瓦斯繼電器的試驗探針，注意人體與帶電部分的安全距離，應符合安規要求。本站可通過集氣

22、盒收集氣體（裝有dq3-25型集氣盒）。取氣時認清放氣按鈕（即氣塞），防止誤撳重瓦斯試驗（探針）按鈕，引起重瓦斯誤動事故。如果放氣工作點與中性點設備不滿足規定的安全距離，則由運行人員向調度申請因瓦斯放氣原因合上中性點接地閘刀，經調度許可后開始放氣工作，工作結束后，值班員自行拉開中性點接地閘刀，再向調度匯報。2.1.23.4 氣體鑒別對照表序號氣體性質燃燒試驗故障性質1無色無味不可燃空氣2黃 色不易燃木質故障3淡灰色強臭可燃紙或紙板故障4灰色或黑色易燃油或鐵芯故障2.1.23.5 氣體經過鑒別，如屬空氣，則變壓器可以繼續運行，但要加強監視。如屬特征氣體，查明變壓器內部有局部過熱或放電故障，應將情

23、況向調度和主管領導匯報，決定變壓器是否停役，并同時進行色譜分析。2.1.23.6 主變重瓦斯動作跳閘，不準合閘送電。查看瓦斯繼電器中有否充氣、壓力釋放閥或防爆管是否噴油，初步檢查瓦斯保護回路有無明顯短路，是否屬保護誤動，然后將跳閘時間及檢查情況向調度和上級主管領導匯報。2.1.24 變壓器在運行中，差動保護動作跳閘的檢查與處理：2.1.24.1 檢查保護裝置及后臺機信號動作情況，并向調度和主管領導及時匯報2.1.24.2 檢查變壓器外部有無異常情況；2.1.24.3 檢查變壓器各側套管有無破損及短路放電現象；2.1.24.4 檢查與變壓器各側套管連接的導線有無異常及短路放電現象；2.1.24.

24、5 檢查用于差動保護的流變樁頭間有無異常及短路放電現象，以及其次級回路有無開路或誤接線；2.1.24.6 查看直流系統有無接地現象；2.1.24.7 差動保護動作跳閘，應立即匯報調度及輸變電運行部，并進行故障點查找。若經專業檢查試驗確認保護誤動（如勵磁涌流造成誤動），可以重新投入；若非保護或二次回路故障造成的保護誤動，不論變壓器有無故障，不準投入運行，必須對變壓器進行試驗確證無問題后，方可投入運行。2.1.25 變壓器在運行中，后備保護動作跳閘的檢查與處理：2.1.25.1 認準跳閘時間，檢查保護裝置及后臺機信號動作情況，判明何種保護動作跳閘，然后向調度和主管領導匯報；2.1.25.2 檢查跳

25、閘開關下級的有關回路的各種保護的動作情況，判定變壓器是否屬越級跳閘；2.1.25.3 如查明屬越級跳閘，應拉開拒跳開關，并初步查找拒跳原因，匯報調度。2.1.25.4 如查明不屬越級跳閘，應檢查跳閘開關保護范圍內的連接導體和有關設備有無短路故障，檢查保護二次回路有無異常現象，將檢查情況向調度匯報；2.1.25.5 經詳細檢查，確認變壓器的差動和瓦斯保護均未動作，且無動作的故障跡象，變壓器溫度亦無異常溫升，表明變壓器跳閘并非內部故障所引起，變壓器可不經內部檢查，由調度發令重新合閘投入運行，但運行人員應加強監視。2.1.25.6 在相關專業人員沒有到現場檢查確認前，運行人員不得復歸有關保護動作等信

26、號。2.1.26 變壓器在運行中，發生噴油及火災時的處理：2.1.26.1 變壓器在運行中發生壓力釋放閥或防爆管噴油，應立即拉閘停止運行,查看現場后，將故障時間和故障情況，向調度和上級主管領導匯報,并記錄在運行日志中；2.1.26.2 變壓器著火時，立即拉開變壓器各側斷路器和冷卻器交流電源，迅速啟用滅火裝置。并向119報警及在保證人身安全的前提下采取其他滅火措施并報告調度，啟動事故預案，通知領導和有關部門。2.1.27 本站主變為油浸自冷變壓器。共有18組散熱片。正常運行時散熱器應編號并加強巡視，有滲漏油時應及時匯報有關部門進行處理。主變兩側散熱片下方裝有兩組風機，其作用能加快下部空氣流動，起

27、到散熱作用。當主變上層油溫超過65或過負荷時，應開啟主變風機進行通風散熱。風機電源在站用電屏上。2.1.28 主變裝有ysf8-55/130kjth型壓力釋放閥，受彈簧控制。當變壓器油箱內壓力達到56kpa時，閥蓋上升力超過彈簧壓力將閥蓋打開。把油箱內的壓力釋放，同時主控制室主變屏非電量保護裝置、當地后臺機及監控中心監控機發出信號“主變壓力釋放動作”示警。此時應查明原因后匯報調度及輸變電運行部，聽候處理。當油箱內壓力降至35kpa或恢復正常后，閥蓋自動復位，但指示桿與信號開關的觸頭均應到現場進行手動復歸(需查明原因后)。這樣既防止了變壓器由于內部故障引起的壓力過大而造成事故，又避免了變壓器壓力

28、解除之后仍繼續噴油和雨水空氣侵入變壓器內部的現象發生。2.1.29 主變油枕上裝有yzf2型指針式油位計，油位計主要工作原理為當變壓器儲油柜的油位由于溫度等原因升高或下降時，油位計的浮球或儲油柜的膠囊隨之升降，從而帶動傳動部分轉動，帶動主動磁鋼轉達動，從而使與從動磁鋼同軸的指針在度盤上指示出油位。，當油位上升到最高極限油位或下降到最低極限油位時，磁鐵吸合相應的干簧接點開關發出報警信號。2.1.30 主變裝有bwy-803（th）型溫度控制器，用于測量和控制變壓器的上層油溫，并能在被測溫度達到和超過設定值時發出信號接點。2.1.31 主變有載調壓開關運行要求2.1.31.1 本站#1主變裝有11

29、0kv側有載調壓開關，為德國原裝mr型。配ed100電動操作機構，調壓范圍110kv532%/21/10.5共9檔。#2主變裝有110kv側有載調壓開關，為合肥abb變壓器有限公司ucgrn 380/600/i，配blu電動操作機構，調壓范圍110kv881.25%/21kv共17檔；當系統電壓超過規定范圍18.8-21.2kv時，應先考慮有載調壓操作，當負荷電流超過有載開關的額定電流時，禁止操作有載調壓開關。2.1.31.2 分接開關的操作次數每24小時不應超過20次（每調一檔作為一次），并作好記錄。有載開關在一檔時禁止再下降，在九檔時禁止再上升，以防調壓開關失控。2.1.31.3 主變有載

30、調壓開關日常應放在“遠控”位置，進行有載調壓一般為遠方調壓，在特殊情況下可斷開交流電源進行就地手動調壓。在調壓操作中應注意觀察電壓、電流及檔位顯示指示變化應正常，其次還應注意遙信是否正確。調壓過程中若有載調壓裝置出現調壓失控時，應按緊急停止按鈕，此時有載開關停止動作，發現此情況后，應立即查明原因向調度匯報，聽候處理。2.1.31.4 主變壓器有載開關裝有瓦斯保護，重瓦斯投跳閘。正常巡視時，應注意瓦斯繼電器內是否有氣體，若有氣體應根據運行情況及時分析原因，并匯報調度及輸變電運行部作相應處理，若重瓦斯動作，主變開關跳閘，則必須查明原因，必要時應收集氣體作化驗處理。2.1.31.5 主變分接開關的運

31、行維護應執行部頒有載分接開關運行維修導則。2.1.31.6 操作機構應經常保持良好狀態. 長期不調和有長期不用的分接位置的有載分接開關，應在有停電機會時，在最高和最低分接間操作幾個循環.2.1.31.7 有載分接開關投運前應檢查有載開關的油枕油位正常，外部各密封處應無滲漏油，控制箱防潮良好。用手搖操作一個（升降）循環，位置指示及動作計數器應正確動作，極限位置的機械閉鎖應可靠，手搖與電動控制的聯鎖亦應可靠.2.1.31.8 有載分接開關的電動控制回路應正確無誤，電源可靠，各接線端子接觸良好，驅動電機轉動正常，轉向正確，電源指示燈、行程指示燈應完好，極限位置的電氣閉鎖應可靠.2.1.31.9 當有

32、載調壓變壓器過載1.2倍運行時，禁止分接開關變換操作，有載分接開關的電動控制回路應設置電流閉鎖裝置，其整定值按變壓器額定電流的1.2倍整定，返回系數應不小于0.9。當采用自動調壓控制器時，主控制盤上必須裝有動作計數器，自動調壓控制器的電壓互感器斷線閉鎖應正確可靠.2.1.31.10 新裝或大修后的有載分接開關，應在變壓器空載運行時，在主控制室用電動操作按鈕試操作一個（升-降）循環，各項指示正確，極限位置的電氣閉鎖可靠，方可調至調度要求的分接頭位置帶負荷運行，并應加強監視.2.1.31.11 值班人員進行有載調壓操作時，必須逐檔調節，注意電壓和電流的指示是否在調壓范圍內，位置指示器、計數器是否對

33、應正確，并檢查瓦斯繼電器及油位、油色等是否正常，做好記錄。對分相安裝的有載分接開關應注意傳動連桿是否完好，三相操作是否同步.2.1.31.12 運行中有載分接開關的瓦斯繼電器發出信號或分接開關油箱換油時，禁止操作，并拉開調壓裝置電源刀閘。分接開關油箱換油時，還應將控制箱內電源斷開.2.1.31.13 有載分接開關在極性檔之間進行遠方調壓過程中，若出現電源中斷，極性選擇開關可能會出現不到位現象，應立即切斷電源，手動操作到符合要求的位置上。2.1.31.14 有載開關切換時發生滑檔、超時或機構異常等情況，應撳 “急停”按鈕或拉開馬達電源，停止調壓操作，匯報調度和工區，進行檢查處理.2.1.31.1

34、5 主變有載調壓開關的操作：2.1.31.16 電動操作（可由監控站進行操作）（1）合上主變110kv中性點接地刀閘（按有關會議精神由監控操作時可不合此刀閘）。（2）根據調壓要求選擇操作按鈕： a：要求輸出電壓升高時,檔位往數字大的一側調。如運行在2檔時電壓輸出太低,則往3或4檔調,選用“升”按鈕。 b：要求輸出電壓降低時,檔位往數字小的一側調。如運行在3檔,電壓輸出太高,則往2或1檔調,選用“降”按鈕。（3）調好標準a：標字缺口中出現的檔位數字與要求一致。b：在標字缺口中出現所需檔位時,聽到“卡啦”一聲,并經行程開關自動停止（此時旋轉指針在陰影區內，動作計數器數字加1）。（4）調整結束后a：

35、拉開主變110kv中性點接地刀閘。b：做好記錄。2.1.31.17 手動操作：（1）將有載調壓切換開關打至“就地”，拉開有載操作電源開關，合上主變110kv中性點接地刀閘。（2）打開機構箱，取下連接套，順時針方向搖動為升區，反之為降區。操作時聽到快速脫扣聲且旋轉指針在陰影區內說明已調到位，操作完畢取下手柄。（3） 調壓結束，應拉開主變中性點接地刀閘并作好相應記錄。2.1.32 有載調壓操作一般應采取電動操作,只有當電動操作失靈或主變有載開關滑檔時才采用手動操作2.1.33 有載調壓機構的異常及處理：2.1.33.1 啟動按鈕后，電機不轉原因：電源失電 回路不通 接觸器不好。處理：如電源失電，應

36、查看電源開關是否打開，空開是否跳開。對于種情況應先手動調壓，后匯報調度，等候修理。2.1.33.2 到位后繼續調，即滑檔現象。原因：行程開關或接觸器斷不開。處理：迅速拉開操作電源，并采用手動調2.1.34 主變中性點接地刀閘操作的規定2.1.34.1 主變110kv中性點接地刀閘的拉、合操作原則上應根據調度命令進行。2.1.34.2 主變充電前，先合上中性點接地刀閘，充電結束后再拉開。2.1.34.3 主變停電操作前，先合上中性點接地刀閘，合上后就不再拉開，直到下次充電后再拉開。2.1.34.4 帶負荷調節主變分頭之前，應先合上主變中性點接地刀閘，調整結束后即拉開。2.1.34.5 主變不論何

37、種原因引起失電，運行人員應主動將中性點接地刀閘合上等待受電。2.2 高壓斷路器2.2.1 110kvgis組合電器系統的組成、運行與維護：2.2.1.1 本站110kv系統1101#1主變開關采用無錫恒馳中興開關有限公司zfn24-126（l）/t2500-40型。1102#2主變開關采用山東泰開高壓開關有限公司zf10-126g型。sf6封閉式組合電器，充分利用sf6氣體良好的絕緣性和滅弧性，是一種小型、可靠、經濟的開關裝置。該設備有斷路器、隔離開關、接地開關、電流互感器、電壓互感器、電纜終端、避雷器、母線、套管等主要元件組成。各部分用sf6氣體作為絕緣介質，采用三相共箱的形式包敷在接地的殼

38、體內，體積更小。2.2.1.2 本站20kv、段母線系統采用江蘇帕威爾電氣有限公司生產的ams-24型戶內金屬鎧裝開關柜，小車開關采用同一公司的vep-24型高壓真空斷路器。20kv、段母線系統采用蘇州匯德電氣制造有限公司生產的kyn-24型戶內金屬鎧裝開關柜，小車開關采用揚州北辰電氣設備有限公司的vbc-24型高壓真空斷路器，配有電動彈簧操作機構，可以電動或手動操作。2.2.2 gis組合電器巡視項目序號部件編號項目備注1本體1斷路器、隔離開關及接地刀閘的分、合閘指示器同運行方式一致2內部無異聲及放電聲3sf6壓力指示在正常范圍內（根據壓力/溫度曲線）4環氧絕緣分離罩外露部分有無損傷裂紋5各

39、類配管及閥門無損傷、銹蝕6各隔離開關機構箱門密封良好2導引線1瓷質部分清潔，無裂紋、放電痕跡及其它異常現象2電纜頭無滲油、無發熱現象3匯控柜1各種指示燈、光字牌顯示正確，無異常2“遙控/近控”等切換開關應投向正確位置3密封良好，干燥，無變形銹蝕、接地良好4二次線無松脫及發熱現象5各電源開關、熔絲及溫控除濕裝置投入正確6柜內其它元件完好7柜內清潔，無異常氣味8孔洞封堵嚴密9柜內照明良好10空氣壓縮機潤滑油表油面在兩條綠線之間氣動機構11空氣壓力表指示值，符合運行規定氣動機構12彈簧操作機構儲能指示正常彈簧機構13斷路器機構箱內無滲漏油液壓機構4其它1室內應無異常、異臭2設備編號、標示齊全、清晰、

40、無損壞，相色標示清晰、無脫落3基礎無傾斜、下沉4架構完好無銹蝕、接地良好5sf6泄漏測試報警裝置工作正常，無異常sf6泄漏測試報警裝置6帶電顯示裝置完好、顯示正常帶電檢測裝置7排風系統工作正常排風系統8在線監測泄漏電流指示正確清晰、數據差異不超過20%在線監測2.2.3 gis組合電器檢修后的驗收項目2.2.3.1 進行就地及遠方操作，檢查設備實際位置與匯控柜及系統盤上指示是否相符（分合閘狀態均要檢查）。2.2.3.2 檢查各閉鎖條件是否已滿足。2.2.3.3 各信號繼電器經檢查能正確發信后，恢復正常。2.2.3.4 記錄各氣壓表（sf6，空氣）初始壓力值。2.2.3.5 斷路器，隔離開關操作

41、方式統一在“遠方”。2.2.4 gis組合電器的運行與操作2.2.4.1 sf6氣體的規定（1）gis裝置運行除遵守一般性的安全規定外，應特別注意sf6氣體的特點，可能發生一般變電站不同的危及人體安全的情況，防止經電弧分解產生的有毒物質外泄污染周圍環境危及人體安全。（2）sf6氣體是一種無毒、無味、無色的不可燃、可壓縮液化惰性氣體，微溶于水，具有優越的絕緣和滅弧性能；但其在合成過程和電弧作用下，由于雜質的存在，使sf6氣體中含有多種具有腐蝕性，刺激性和毒性的化合物；sf6氣體比空氣重5倍，如有泄漏在低洼出沉積，對人體有窒息作用。gis裝置每個間隔分為若干sf6氣隔單元，每個sf6氣隔單元上裝有

42、一套獨立監控元件（包括sf6壓力表、sf6自封接頭）。（3）為了防止低洼處、凹處工作缺氧窒息事故，工作前應先開啟gis室底部通風機進行排氣15分鐘。確保空氣中sf6氣體濃度不大于1000/，含氧量不小于18%（體積比）。在現場檢查sf6漏氣情況時，應注意不要蹲下。（4）sf6中水份含量是影響設備安全可靠運行的關鍵指標，應予特別關注。檢修部門應定期取樣測定，若發現超出規定標準值，應查明原因，并用氣體回收裝置進行干燥凈化處理直至合格，方可投運。設備中sf6氣體含水量的交接試驗值和運行中最高允許值如下：允 許 值斷路器室其它氣室交接試驗值（ppm/體積比）150250運行允許值（ppm/體積比）30

43、05002.2.4.2 gis的就地控制柜是對gis進行現場監視與控制的集中控制屏。也是gis間隔內、外各元件，以及gis與控制室之間電氣聯絡的中繼樞紐。所以，維護巡視好就地控制屏，對保證變電站gis系統的正常運行起著非常重要的作用。2.2.4.3 由于sf6氣體比重比空氣大，因此、在進入110kvgis室前，應先將排氣扇打開15分鐘，然后進入gis室。要確保室內sf6氣體濃度不大于1000ppm，超過1000ppm工作人員不得進入。本站裝有sf6氣體泄漏定量報警裝置。該裝置能對空氣中的sf6氣體濃度及氧氣含量進行監測、報警。當檢測到室內sf6氣體濃度達到一定值時（1000ppm）或氧含量低于

44、一定值（小于等于18%）報警，同時當sf6氣體泄漏或氧氣含量18.0%時風機自動啟動通風。另外該裝置還可以手動強制啟動風機排風。2.2.5 gis系統的操作要求及注意事項2.2.5.1 gis裝置中斷路器使用彈簧儲能，整個操動機構與sf6系統完全隔離。儲能回路或儲能電機故障無法正常儲能時，應立即匯報調度及上級部門進行處理，未經上級同意，嚴禁手動儲能。2.2.5.2 運行中發出“儲能電源消失”信號時，當值值班員應到現場檢查斷路器機構儲能電機電源開關是否跳開，如跳開則應立即合上；如儲能電機電源開關連續跳開，應立即匯報調度及上級部門進行處理，未經上級同意，嚴禁手動儲能。2.2.5.3 就地控制柜上斷

45、路器、隔離開關、接地刀閘的位置指示器同運行方式應一致；故障信號光字牌應熄滅；運行方式轉換開關應在“遠控”位置（如在就地位置，將無保護），聯鎖開關應在“聯鎖”位置（解除聯鎖鑰匙應取下），操作鑰匙應取下接規定封存保管。2.2.5.4 用于隔離開關、接地開關的操作回路及加熱器回路電源的空氣開關，正常時應打在“on”位，由于加熱器是為了防潮，因此控制加熱器回路電源的自動空氣開關在夏天也應置于“on”位。即就地控制柜內的加熱驅潮裝置應常年投入。2.2.5.5 在集控屏上安裝有：斷路器、隔離開關、接地開關的操作開關及分合狀態指示燈，斷路器儲能指示燈、斷路器、隔離開關、接地開關的操作回路及接通、開斷加熱器回

46、路電源的自動空氣開關等。還有cb緊急分閘裝置及復歸裝置。 2.2.5.6 110kv線路側均裝有帶電顯示器（a、c相），和線路接地刀閘均進行閉鎖，因此在合地刀前應檢查帶電顯示器顯示無電且線路刀閘在斷開位置后方可合線路接地刀閘。2.2.5.7 開關操作方式有就地和遙控二種功能。正常運行中，gis組合電器斷路器操作必須在后臺機上操作，只有在設備檢修試操作或特殊情況下，方可在集控屏上操作，正常運行中嚴禁對斷路器進行慢分或慢合操作及就地操作。2.2.5.8 gis控制柜“就地/遠方”開關正常運行應切至“遠方”位置，正常運行時110kv接地刀閘與刀閘之間相互閉鎖（測控+電氣）。2.2.5.9 由于gis

47、裝置設備內部故障或操作，可能造成的接觸電勢危害，因此在gis裝置上操作時，任何人都應停止在設備外殼上工作，并離開設備直到操作結束為止。2.2.5.10 gis組合電器刀閘可在后臺機遙控操作或集控屏上電動操作，正常情況下應在后臺機上遙控操作，操作前，必須檢查斷路器在分閘位置，操作結束后，應檢查刀閘機械指示位置正確，后臺機上位置指示正確。隔離接地復合開關（三工位）有三個位置指示：紅色為合閘、綠色為分閘、接地為藍色，操作后應檢查到位。2.2.5.11 正常運行時隔離開關或接地刀閘應采用電動操作，嚴禁手動操作刀閘及接地刀閘。2.2.5.12 如隔離開關及接地刀閘操作機構電動機故障，且短時間無法恢復時，

48、向相關領導申請同意后，才能采用手動操作（此時裝置一般會失去聯鎖功能）。手動操作時應戴好絕緣手套，與設備外殼保持一定距離，并檢查斷路器及隔離開關狀態，確認無誤后方可手動操作。2.2.5.13 gis組合電器接地刀閘操作前，必需檢查有關刀閘在分閘位置及防誤條件滿足，然后在后臺機上或集控屏上電動操作，一般也應在后臺機上操作。若必須要手動操作時，為防止接觸電勢的危害，應戴好絕緣手套，盡量與設備外殼保持一定距離。2.2.5.14 當集控屏上空氣開關自動跳閘時，可能是隔離開關、接地開關的電動操作器發生異常或操作回路短路，應匯報有關部門立即進行處理。2.2.5.15 各隔離開關操作機構裝有電氣閉鎖裝置，正常

49、運行時就地控制柜上聯鎖開關應在“聯鎖”位置，斷路器聯鎖條件異常告警信號燈應熄滅。運行中進行倒閘操作，發現被閉鎖，應查明原因，嚴禁盲目解除聯鎖進行操作。2.2.5.16 操作接地刀閘，需檢查有關隔離開關分閘位置，不能直接驗電的，可以利用帶電顯示裝置或線路避雷器泄漏電流表等作為間接驗電手段，但必須有兩個以上判據作為操作條件。同時開關拉開后，一定要檢查電流情況，防止斷路器連桿拉斷實際沒有拉開。2.2.5.17 當gis在集控屏上就地操作，將切換開關投向就地方式時，會失去保護（控制回路斷線），因此正常不應在就地進行操作。若必須操作時，應經領導同意并應盡量減短操作時間。2.2.6 隔離接地復合開關（ed

50、s）的手動操作2.2.6.1 將手動操作把手插入后，此時微動開關（ls5）閉合，再將手動操作按鈕開關（bs）按下，若連鎖條件成立，則釋放線圈（rc）激磁，機構閉鎖釋放，則手動操作把手方可轉動。當手動把手插入時，因微動開關（ls4）之作用使電動操作無法動作。2.2.6.2 注意：當連鎖狀態尚未成立時（例如：cb須分閘，ds或es須分閘時）手動操作按鈕開關（bs）按下，釋放線圈（rc）不會被激磁，因此手動操作把手無法轉動。手動操作時，手動操作按鈕開關按下不要超達10秒鐘。 2.2.6.3 請不要將手或身體的任何部分伸入機構內部，如果沒有有遵守可能會造成傷害。2.2.6.4 操作把手到任一位置直到定

51、位為止后，請放開手動操作按鈕開關，并確認后再往回轉45度并拔出手把，如操作不確實的話可能會導致馬達操作失效。操作完畢請確認狀態指示牌的位置。2.2.7 快速接地開關（fes）的手動操作2.2.7.1 防護罩旋鈕輕輕向下移動，此時手動操作微動開關（lts1）閉合，則手動操作線圈（ilm）被激磁而移開防護罩制止栓，然后再將旋鈕向下移動少許后，將手動操作把手從插入口插入。當打開操作門時，因門開關之作用使電動操作無法法動作。2.2.7.2 當連鎖狀態尚示完成時，手動操作線圈不會通電，因此，插入口不會分閘。2.2.7.3 在手動操作完成后，必須移開手動操作把手并檢查防護罩是否將插入口遮住。2.2.8 g

52、is斷路器及機構配置情況2.2.8.1 本站110kv1101#1主變開關采用cfpt（b）-120-40l型sf6開關，采用far3彈簧儲能操作機構。1102#2主變開關采用zf10-126g型sf6開關，采用ct26彈簧儲能操作機構。額定短路開斷電流累計開斷次數為20次。額定操作機械壽命為5000次。斷路器檢查標準周期為：額定遮斷電流40ka每分閘10次須檢查一次遮斷電流12ka-24ka每分閘30次須檢查一次額定負載電流2000a每分閘1000次須檢查一次負載電流2000a以下每分閘2000次須檢查一次2.2.8.2 達到其中任何一項或有異常時需匯報調度及生運部進行臨時檢查。斷路器操作后

53、應作好統計。2.2.8.3 1101#1、1102#2主變斷路器sf6氣體壓力均為（20表壓）：額定值為0.60mpa,報警值為0.55mpa，閉鎖值為：0.50mpa，正常運行時應加強對各氣室sf6氣體壓力的巡視檢查，發現壓力降低等異常應及時匯報進行檢查處理。2.2.9 gis組合電氣的異常處理2.2.9.1 在巡視中發現異常（表壓下降，有異味，自感不適等），應立即匯報，檢查原因后及時采取相應措施。2.2.9.2 當sf6壓力表顯示同一溫度下，相鄰兩次讀數差大于0.02mpa應立即匯報，聽候處理。2.2.9.3 “sf6壓力降低”光字牌示警時，應立即到現場檢查壓力表，確定是否漏氣及漏氣區；若

54、發現大量漏氣點，應安排停電處理。2.2.9.4 檢查sf6漏氣時，口鼻對地面距離應大于1米。2.2.9.5 “sf6分合閘閉鎖”光字牌示警時，由于斷路器處于分合閘閉鎖狀態，在檢查sf6壓力確已下降后，應將斷路器改為非自動，并匯報調度及上級部門，聽候處理。2.2.9.6 當gis設備發生事故，造成氣體大量外逸時，人員應迅速撤離現場，并打開全部通風裝置。事故發生后4小時內，進入gis室內必須戴手套及防毒面具，穿好防護衣。2.2.9.7 gis設備故障，外逸氣體侵襲人體，會出現流淚、流涕、鼻腔及咽喉刺痛，發音嘶啞、咳嗽、胸悶等現象，應迅速將中毒者移至空氣新鮮處，必要時采取人工呼吸，輸氧并及時送醫院搶

55、救。2.2.10 110kv斷路器異常處理2.2.10.1 現象：合閘彈簧不能壓縮：2.2.10.2 檢查：配線、電機、輔助開關、傳動連桿、交流電源。2.2.10.3 原因：合閘操作回路斷線、電機線圈斷線、電阻失效、電機控制回路使用的輔助開關接觸不良，角軸不轉。2.2.10.4 處理：立即匯報調度及部門進行處理2.2.10.5 現象：不能合閘。2.2.10.6 檢查：控制回路的接線、合閘線圈、合閘鉤子、氣體密度繼電器、輔助開關、主變保護裝置、直流電源、閉鎖回路。2.2.10.7 原因：合閘控制回路斷線或接線錯誤、合閘線圈斷線、輔助開關接觸不良2.2.10.8 處理：立即匯報調度及部門進行處理。2.2.10.9 現象：電機過流報警。2.2.10.10 原因：電機故障、交流電源2.2.10.11 處理：匯報調度及運行部進行處理2.2.10.12 電機電源空氣開關自動分閘2.2.10.13 檢查：接線、電機、交流電源2.2.10.14 現象：不能分閘2.2.10.15 檢查：控制回路、輔助開關、跳閘線圈、氣體密度繼電器、直流電源、閉鎖裝置2.2.10.16 氣體泄漏2.2.10.17 檢查焊接部位、法蘭密封面、軸密封處、氣體壓力計、氣體密度繼電器。2.2.10.18 若斷路器發出“sf6壓力泄漏”、“s