煤基烯烃220KV总变电所电气运行操作规程

神华包头煤业集团煤炭化学工业公司岗位操作规程

煤基烯烃220kV总变 电气运行操作规程

2011月10月1日发布 2011年10月实施

神华包头煤业集团煤炭化学工业公司 发布

煤基烯烃220KV总变电气运行操作规程 版次/01

目 录

220KV总变电站运行操作 3 1 220KV总变电力系统概况 3 2 运行方式规定 3 3 倒闸操作 6 220KV总变电站电气设备运行与维护 14 1 GIS的运行和维护 14 2 主变压器的运行和维护 17 3 ZX2高压柜及VD4型真空断路器的使用和维护 23 4 电容器的运行和维护 25 5 消弧线圈 25 6 直流系统运行和维护 27 7 微机综合自动化系统的运行和维护 34 7 220KV总变电气设备规范 36 8 电气主结线图 37

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220KV总变电站操作、运行和维护规程

220KV总变电站运行操作 1

220KV总变电力系统系统概况

1.1 公司在装置区内建有一座220kV总变电站，由两条220kV进线高新线、哈德门线供电，电源分别引自系统高新变电站的220kV（）段母线和哈德门变电站的220KV（）段母线。进线线路采用架空敷设，终端塔至总变电站段采用电缆沿隧道敷设。若一回线路故障或者检修停运，另一回线路可承担全部供电负荷。 1.2 1.3

总变电站供电负荷电压等级分为220kV和35kV两级。

220kV母线为双母线接线方式，220kV Ⅰ、Ⅱ段母线间装设母联断路器。

1.4 总变电站装设两台主变压器，单台容量为150MVA，电压为220KV/35kV，1#主变的35kV隔离开关可接至35kV母线Ⅲ、Ⅳ段，2#主变的35kV隔离刀闸可接至35kV母线Ⅰ、Ⅱ段。

1.5 总变电站35kV母线为双母线、双分段，母线Ⅰ段与Ⅱ段、Ⅲ段与Ⅳ段之间装设母联断路器，母线Ⅰ段与Ⅲ段、Ⅱ段与Ⅳ段之间装设分段断路器。 1.6 空分1#变、气化1#变、净化2#变、二循1#变、三循1#变、电厂Ⅰ、PP 1#变、PP 3#变、站用1#变、电容Ⅰ段、电容Ⅱ段的35kV隔离刀闸可接至35kV母线Ⅰ、Ⅱ段；空分2#变、气化2#变、净化2#变、二循2#变、三循2#变、电厂Ⅱ、PP 2#变、PE变、站用2#变、电厂启备变、电容Ⅲ段、电容Ⅱ段的35kV隔离刀闸可接至35kV母线Ⅲ、Ⅳ段。

1.7 总变电站装设两台站用变压器，单台容量为6.3MVA，电压为35/0.4kV，站用0.4kV系统为单母线分段接线，母线Ⅰ段、Ⅱ段之间装设分段断路器。 2 2.1

运行方式规定 正常运行方式

2.1.1 220kV系统

220kV母线分列运行，母联断路器212处于热备用状态，母线1#、2#电压互感器隔离刀闸219、229运行。高新线、哈德门线处于运行状态，高新线接在Ⅰ段母线上；哈德门线接在Ⅱ段母线上；1#主变接于Ⅰ段母线上；2#主变接于Ⅱ段母线上。

2.1.2 35kV系统

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1）Ⅰ、Ⅱ段并列运行；Ⅲ、Ⅳ段并列运行；分段断路器313热备用；分段断路器324冷备用；Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线电压互感器投入运行。

2）#2主变接于I段母线；电厂Ⅰ接于Ⅰ段母线；#1主变接于Ⅲ段母线；电厂Ⅱ接于Ⅲ段母线；电容器Ⅰ接于Ⅰ段母线；电容器Ⅱ接于Ⅱ段母线；电容器Ⅲ接于Ⅲ段母线；电容器Ⅳ接于Ⅳ段母线。 3）35kV各段母线接带负荷如下：

a)Ⅰ段母线：站用1#变；PP 1#变；气化1#变；三循1#变；二循1#变；净化1#变；空分1#变；PP 3#变。

b)Ⅲ段母线：PP 2#变；气化2#变；三循2#变；二循2#变；电厂启备变；净化2#变；空分2#变；PE 变；2#站用变。 2.1.3 站用0.4kV系统

站用0.4kV母线分列运行，站用1#变带Ⅰ段母线，站用2#变带Ⅱ段母线，分段断路器热备用。

2.1.4 两台主变220kV中性点均直接接地，35kV中性点均经消弧线圈接地；两台站用变压器0.4kV中性点均直接接地。 2.2

特殊运行方式

2.2.1 220kV一条进线运行 （1） 220kV系统

高新线(哈德门线)断路器251（252）和隔离刀闸2511、2512（2521、2522）退出运行状态，220KV母线并列运行，1#主变接于Ⅰ段母线上；2#主变接于Ⅱ段母线上，两台主变运行，由哈德门线（或高新线）带全厂负荷。 （2） 35kV系统 与正常运行方式相同。 2.2.2 220kV 单段母线运行 (1)220kV系统

高新线(哈德门线)断路器251（252）和隔离刀闸2511、2512（2521、2522）退出运行状态，母联断路器212退出，1#主变（或2#主变）接至Ⅱ段（或Ⅰ段）母线，两台主变运行，由Ⅱ段（或Ⅰ段）母线带全厂负荷。 (2)35kV系统

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与正常运行方式相同。 2.2.3 单台主变运行 (1)220kV系统

1#主变（2#主变）断路器201（202）和隔离刀闸2011、2012（2021、2022）退出运行状态，高新线、哈德门线处于运行状态，高新线接在Ⅰ段母线上；哈德门线接在Ⅱ段母线上；母联断路器212退出，2#主变（1#主变）运行，2#主变接于Ⅱ段母线上（1#主变接于Ⅰ段母线上）。 (2)35kV系统

1#主变（2#主变）断路器351（352）和隔离刀闸3513、3514（3521、3522）退出运行状态，2#主变接于I段母线上（1#主变接于Ⅲ段母线上），母联断路器312、334投入运行，Ⅰ、Ⅲ段分段断路器313投入运行，Ⅱ、Ⅳ段分段断路器324冷备用，一台主变带全厂负荷。 2.2.4 220kV 单台母线TV运行 (1) 220kV系统

高新线(哈德门线)断路器251（252）和隔离刀闸2511、2512（2521、2522）退出运行状态，母联断路器212投入，220KV母线并列运行，1#主变接于Ⅰ段母线上；2#主变接于Ⅱ段母线上，两台主变运行，母线2#TV（或1#TV）运行，由哈德门线（或高新线）带全厂负荷。 (2) 35kV系统

与正常运行方式相同。

2.2.5 两台主变低压侧单台35kV断路器运行

1#主变（2#主变）断路器351（352）和隔离刀闸3513、3514（3521、3522）退出运行状态，2#（1#）主变接于Ⅰ（Ⅲ）段母线上，母联断路器（312、334）投入运行，Ⅰ、Ⅲ段分段断路器313投入运行 Ⅱ、Ⅳ段分段断路器324冷备用。 2.2.6 35kV系统I段母线退出运行

2#主变接至Ⅱ段母线，1#主变接至Ⅲ段母线运行，Ⅰ段母线全部设备倒至Ⅱ段母线，Ⅰ、Ⅱ段母联断路器312退出，Ⅲ、Ⅳ段母联断路器334运行，Ⅰ、Ⅲ段分段断路器313退出运行，Ⅱ、Ⅳ段分段断路器324热备用，电容Ⅰ退出。

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2.2.7 35kV系统III段母线退出运行

1#主变接至Ⅳ段母线，2#主变接至Ⅱ段母线运行，Ⅲ段母线全部设备倒至Ⅳ段母线，Ⅰ、Ⅱ段母联断路器312运行，Ⅲ、Ⅳ段母联断路器334退出，Ⅰ、Ⅲ段分段断路器313退出运行，Ⅱ、Ⅳ段分段断路器324热备用，电容Ⅲ退出。 2.2.8 35kV系统II段段母线退出运行

1#主变接至Ⅲ段母线，2#主变接至Ⅰ段母线运行，Ⅰ、Ⅱ段母联断路器312退出，Ⅲ、Ⅳ段母联断路器334运行，Ⅰ、Ⅲ段分段断路器313热备用，Ⅱ、Ⅳ段分段断路器324退出，电容Ⅱ退出。 2.2.9 35kV系统Ⅳ段段母线退出运行

1#主变接至Ⅲ段母线，2#主变接至Ⅰ段母线运行，Ⅰ、Ⅱ段母联断路器312运行，Ⅲ、Ⅳ段母联断路器334退出，Ⅰ、Ⅲ段分段断路器313热备用，Ⅱ、Ⅳ段分段断路器324退出，电容Ⅳ退出。

2.2.10 35kV系统I段（或Ⅲ段）TV退出运行

退出Ⅰ段（或Ⅲ段）TV，用Ⅱ段（或Ⅳ段）TV带Ⅰ段（或Ⅲ段）TV负荷。 2.2.11 35kV系统Ⅱ段（或Ⅳ段）TV退出运行

退出Ⅱ段（或IV段）TV，用Ⅰ段（或Ⅲ段）TV带Ⅱ段（或Ⅳ段）TV负荷。 2.2.12 35kV系统分段断路器313退出运行 分段断路器313退出运行，分段断路器324热备用。 2.2.13 0.4kV系统

一台站用变退出运行时，合分段断路器，由另一台站用变带全部负荷。 2.2.14 孤岛运行

35kV Ⅰ、Ⅱ母线并列运行，Ⅲ、Ⅳ母线并列运行，电厂Ⅰ接至35kV Ⅰ段母线，电厂Ⅱ接至35kV Ⅲ段母线，由电厂Ⅰ、电厂Ⅱ带全厂各装置负荷。 3 3.1

倒闸操作 220kV系统

3.1.1 220kV 高新线断路器251送电倒闸操作(空母线)

1)待调令拉开断路器251各接地隔离开关251617、25167、25117，并查已断开。

2)就地检查断路器251三相断开，检查气体压力、油位正常，合上隔离开

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关2511、2516控制电源。

3)合上断路器251的控制电源、保护装置电源。 4)按调令，投入断路器251本身保护及有关保护。 5)在后台监控画面上查断路器251在断开位置。

6)待调令根据运行方式在后台监控画面上合断路器251进线侧隔离开关2516，并检查其三相合好。

7)待调令合上断路器251母线侧隔离开关2511，并查其三相合好。 8)检查母保屏上隔离开关位置信号正确。 9)合上断路器251储能电源。

10)待调令合上断路器251，检查三相合好。 3.1.2 220kV高新线断路器251停电倒闸操作 1)待调令拉开断路器251，查其三相已断开。 2)断开断路器251的储能电源。

3)待调令拉开断路器251母线侧隔离开关2511，并查其三相断开。 4)待调令拉开断路器251进线侧隔离开关2516，并查其三相断开。 5)检查母保屏上隔离开关位置信号正确。 6)断开断路器251控制电源、保护电源。

7)待调令合上进线各接地隔离开关2511、25167、251617（须先确认要接地设备无电）。

8)根据工作需要切除本身及有关保护和断开自动装置电压元件开关。 3.1.3 220kV哈德门线断路器252停、送电操作同高新线断路器251。 3.1.4 两台主变运行时220kV Ⅰ段TV停电操作 1)待调令合220KV母联断路器212，检查合好。 2)待调令停高新线251线路，检查已停电。 3)将母保屏电压切换开关打至Ⅱ母位置。 4)投入母保跳母联212断路器压板。 5)断开220KV Ⅰ母TV二次开关。

6)拉开220KV Ⅰ母TV隔离开关219，检查断开。

7)按工作票要求合回路接地隔离开关2197。（须先验明设备无电）。

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3.1.5 高新停运、两台主变运行时220kV Ⅰ段TV送电操作 1)检查母联断路器212合好。 2)断开母联断路器212控制电源。 3)将#1主变由Ⅰ段母线倒至Ⅱ段母线。 4)合上母联断路器212控制电源。 5)拉开母联断路器212，检查断开。

6)待调令拉开220kV Ⅰ母TV回路接地开关，检查断开。 7)合上220kV Ⅰ母TV隔离开关219，检查合好。 8)合上220kV Ⅰ母TV二次开关。 9)待调令进行高新线送电操作。

10)将母保屏电压切换开关打至双母线位置。 11)检同期合上母联断路器212，检查合好。 12)断开母联断路器212控制电源。 13)投母保屏互联压板。

14)将#1主变由Ⅱ段母线倒至Ⅰ段母线。 15)退母保屏互联压板。

16)合上母联断路器212控制电源。 17)拉开母联断路器212，检查断开。 18)合上母联断路器212控制电源。 19)退220KV母保跳母联断路器212压板。

3.1.6 220kV Ⅱ段母线TV停、送电操作同Ⅰ段母线TV。 3.1.7 220kV Ⅰ段母线送电、1#主变切换操作

1)拉开Ⅰ段母线回路所有接地隔离开关，检查在断开位置。 2)就地查母联断路器212在断开位置。

3)合上220kV Ⅰ段母线TV隔离开关219，检查合好。 4)合上隔离开关219二次快速开关。 5)就地检查高新线断路器251在断开位置。

6)待调令合上高新线断路器251进线侧隔离开关2516，检查合好。 7)待调令合高新线断路器251母线侧隔离开关2511，检查合好，

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8)检查母保屏上隔离开关位置信号正确。 9)合上断路器251储能电源开关。 10)合上断路器251控制、保护电源开关。 11)投高新线断路器251本身保护。 12)投220kV母保跳断路器251压板。

13)待调令合断路器251，检查母线充电良好。 14)就地检查母联断路器212在断开位置。

15)合上断路器212两侧隔离开关，检查合好，同时核对220kV母保屏隔离开关位置正确。

16)合上断路器212储能电源。

17)合上断路器212控制、保护电源开关。 18)投入220kV母保跳母联212断路器压板。 19)合上断路器212，检查合好。 20)断开断路器212控制电源。 21)投入母线保护互联压板。

22)合上1#主变隔离刀闸2011，检查合好。 23)拉开1#主变隔离刀闸2012，检查断开。 24)断开母线保护屏互联压板。 25)断开母线保护屏单母线压板。 26)合上断路器212控制电源开关。 27)拉开断路器212，检查断开。 28)断开母保跳212断路器压板。 29)断开断路器212控制电源。 3.1.8 220kV Ⅰ段母线停电操作 1)合上母联断路器212，检查合好。 2)投入母线保护互联压板。

3)投入220kV母保跳断路器212压板。 4)断开断路器212控制电源。

5)合上1#主变2012隔离开关，检查合好，同时核对220kV母保屏指示隔

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离开关位置正确。

6)拉开1#主变2021隔离开关，查断开，将1#主变倒至Ⅱ母运行，同时核对220kV母保屏指示隔离开关位置正确。 7)合上断路212控制电源开关。 8)拉开器断路器212，检查断开。

9)断开断路器212控制电源，储能电源开关。

10)拉开断路器212两侧隔离开关（2121、2122），检查断开。 11)拉开断路器251。

12)断开断路器251控制电源，储能电源开关. 13)断开Ⅰ段母线TV二次快速开关。 14)拉开隔离开关219，检查断开。

15)按工作票要求合回路接地隔离开关（先验明回路无电）。 16)断开220kV母保互联压板。

17)断开220kV母保跳断路器212压板。 3.1.9 1#主变压器送电操作

1)拉开1#主变所有接地隔离开关201617、20167、20117。 2)测量所有回路绝缘良好。 3)合上1#主变中性点。 4)合上隔离开关210。

5)检查1#主变断路器201在断开位置。 6)合上隔离开关2011，检查合好。 7)合上隔离开关2016，检查合好。 8)投入1#主变高压侧保护压板。

9)投入220kV母保跳1#主变断路器201压板。 10)投入35kV母保跳1#主变断路器351压板。 11)合上1#主变断路器201控制电源、储能电源。 12)在后台监控画面合上1#主变220kV侧断路器201。 13)检查1#主变220kV侧201断路器合好。 14)检查断路器351在断开位置。

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15)合上3514隔离开关，检查合好。 16)投入1#主变低压侧保护压板。

17)合上1#主变35kV侧351断路器控制电源。

18)在后台监控画面合1#主变35kV侧断路器351，检查合好。 3.1.10 1#主变停电操作

1)拉开1#主变35kV侧断路器351。

2)断开1#主变35kV侧351断路器控制电源。 3)就地查1#主变35kV侧351断路器断。 4)拉开3514隔离开关，检查断开。 5)拉开1#主变220kV侧断路器201。

6)断开1#主变220kV侧201断路器控制电源、储能电源。 7)就地查1#主变220kV侧201断路器断。 8)拉开隔离开关2016，检查断开。 9)拉开隔离开关2011，检查断开。

10)待调令拉开1#主变中性点隔离开关210。

11)据工作票要求合1#主变回路接地隔离开关，做安全措施。 12)切220kV母保跳1#主变201断路器压板。 13)切35kV母保跳1#主变351断路器压板。 14)据工作票要求退出本身保护。 3.1.11 2#主变停、送电操作同1#主变。 3.2 35kV系统

3.2.1 35kV气化2#变线—变组送电的操作

1)拆除气化2#变线—变组回路所有临时安全措施，查回路无遗物。 2)线—变组回路接地开关36237打至隔离位置。 3)测量362线—变组回路绝缘良好。 4)检查断路器362在断开位置。 5)合上隔离开关3624，检查合好。 6)投入气化2#变高压侧保护压板。

7)投入35kV母保跳气化2#变断路器362压板。

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8)合上断路器362控制电源开关，

9)在总变后台监控画面合362断路器，检查合好。 3.2.2 35kV气化2#变362线—变组停电的操作 1)气化变电所2#电源进线断路器已断开。 2)拉开气化2#变断路器362，检查断开。 3)拉开隔离开关3624，检查在已在断开位置。 4)根据工作票需要合上回路接地开关。 5)退35kV母保跳362断路器压板。

6)根据工作票要求退气化2#变线—变组保护压板。

3.2.3 35kV系统其它线—变组停、送电操作同气化2#变362线—变组。 3.2.4 35kV Ⅰ段TV送电操作

1)合上35kV Ⅰ段TV 319隔离开关，检查合好。 2)合上35kV Ⅰ段TV二次开关。 3)断开35kV Ⅰ、Ⅱ段TV并列开关。 3.2.5 35KV I段PT停电操作

1)合上35kV Ⅰ、Ⅱ段TV并列开关。 2)断开35kV Ⅰ段TV二次开关。

3)断开35kV Ⅰ段TV 319隔离开关，检查断开。

3.2.6 35KV Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段 TV停、送电操作同Ⅰ段TV停、送电操作。 3.2.7 35kV Ⅱ段母线运行、Ⅰ段母线送电操作 1)拉开35KV Ⅰ段母线回路所有接地开关。

2)合上35kV Ⅰ段母线TV隔离开关319，检查合好。 3)合上35KVI段TV二次快速开关

4)检查35kV Ⅰ、Ⅱ段母联断路器312在断开位置。 5)合上3121隔离刀闸，检查合好。 6)合上3122隔离刀闸，检查合好。 7)投入35kV Ⅰ、Ⅱ段母联充电保护压板。 8)合上35kV母联断路器312控制电源开关。 9)投入35kV母保跳断路器312压板。

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10)合上312断路器，查充电良好。

11)退出35kV Ⅰ、Ⅱ段母联充电保护压板。 12)断开312断路器控制电源。

13)合上35kV 将Ⅱ段母线负荷（除电容Ⅱ）倒至段Ⅰ母线运行。 14)合上35kV母联断路器312控制电源开关。 3.2.8 35kV Ⅰ段母线停电操作 1)检查35kV母联断路器312合好。 2)断开35kV母联312断路器控制电源。

3)将Ⅰ段母线负荷（除电容Ⅰ）倒至Ⅱ段母线运行，投入电容Ⅱ，断开电容Ⅰ。

4)合上35kV母联312断路器控制电源。 5)断开35kV母联断路器312，检查断开。 6)退出35kV母保跳断路器312压板。 7)断开35kV母联断路器312控制电源。 8)拉开隔离刀闸3121、3122，查断开。 9)断开35KV Ⅰ段PT二次快速开关。

10)拉开35kV Ⅰ段母线TV319隔离刀闸，检查断开。 11)根据工作票要求合上35kV Ⅰ母接地刀闸。

3.2.9 35kV其它段母线停、送电操作方法同35KV Ⅰ段母线。

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220KV总变电站电气设备运行与维护 1 GIS的运行和维护 1.1

运行规定

1.1.1 在正常情况下，断路器不允许在超过额定参数下长期运行，不能非全相运行，正常停电或送电操作时，不允许就地分、合断路器 。 1.1.2 断路器操作前应注意：

1)SF6气体是否在额定压力。当SF6气体压力值低于额定压力时SF6低气压闭锁开关接通，SF6低气压闭锁辅助继电器动作，其常闭接点断开，切断了分、合闸回路,不得操作。

2)液压机构的油位指示器指示正常。

1.1.3 直流控制电压和交流辅助电压要正常，所有的控制开关闭合，就地/远方转换开关在所需位置。

1.1.4 正常运行时，断路器汇控柜内的各电源和控制小开关均应合上，远方/就地选择开关应置于远方位置，检查加热器的投入情况正常，照明开关则根据需要进行断、合。

1.1.5 液压操动机构储能电机启动次数平均每天不超过30次（在断路器无任何操作的情况下）。

1.1.6 SF6断路器本体严重漏气，发出操作闭锁信号时，报告调度并采取措施退出运行。

1.1.7 SF6气体压力突然降低，发出分、合闸闭锁信号时，严禁对该断路器进行操作，进入开关室内应提前开启排风设备30min，必要时应戴空气呼吸器。 1.2

GIS设备

1.2.1 220KV断路器

本所220KV设备是GCB型六氟化硫气体绝缘金属封闭开关设备。组成元件包括断路器、三工位隔离开关、隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、进出线套管或电缆终端等一次设备和相应的二次控制、测量和监视装置。 1)SF6断路器操作：

a)断路器采用三相分箱式结构由液压操作机构进行三相联动合闸操作和三相联动分闸或三相分相分闸操作。并在汇控柜设有远、近控制转换开关，开关打“远

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方”位可在主控室操作，检修时开关打“就地”位可在高压室就地操作。远、近控转换开关设有闭锁装置，用钥匙解锁后，方可进行远、近控转换操作。 b)断路器SF6气体正常额定压力为0.6MPa（20。C）。

c)当断路器SF6气体压力低于0.6MPa（20。C），高于0.575MPa（20。C）时，应对断路器进行补气；当压力降为0.575MPa（20。C时）时，发“SF6气体压力低”信号，此时不闭锁分、合闸操作。

d)当SF6气体压力降为0.55MPa（20。C）时，断路器合、分闸操作被闭锁，断路器维持原状态运行，这时监控机发出音响，并在显示器屏面出现告警显示窗口“SF6装置闭锁”。

GIS断路器SF6气体压力参数表（20。C）如下： 序号 1 2 3

其他装置SF6气室压力参数表如下：（MPa，20。C）、

位 置 电压互感器 避雷器 其它 1.3

液压操作机构

额定值 0.4 0.4 0.4 报警值 0.35 0.35 0.35 闭锁值 备注 项目 额定工作压力 额定报警压力 额定闭锁压力 单位 MPa MPa MPa 参数 0.6 0.575 0.55 液压操动机构储能电机采用交流电源。合闸操作一完成，断路器合闸回路立刻断电。可以实现防跳功能，避免开关跳跃。 1.3.1 液压操作机构的巡视 1)是否存在非正常响声。 2)是否存在锈蚀现象。 3)油位是否正常 1.4

巡视检查：

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1.4.1 日常巡视检查项目

1)检查断路器、隔离开关、接地开关的位置指示器是否正确。

2)检查SF6气体压力表压力是否正常，每天记录一次压力表读数，及时发现气体泄漏现象。

3)检查液压机构油位正常（油面在绿色标识范围内）。 4)断路器本体黄色阀门在全开位置，红色阀门在关闭位置。

5)从断路器操作机构观察窗查看操作机构是否有泄漏现象，记录断路器计数器读数，并与汇控柜上计数器比较，二者是否一致。汇控柜上计数器清零时要记录底数。

6)断路器本体插接件是否连接紧固，法兰、绝缘是否良好，螺栓是否紧固。 7)检查汇控柜的指示灯指示是否正确，加热器工作是否正常。

8)检查汇控柜断路器、隔离开关“近控—远控”开关是否在“远控”位置。 9)检查汇控柜“自动打压”开关是否在“自动”位置。

10)检查汇控柜告警指示是否有掉牌（显示为桔黄色），有掉牌时是否能复归。（按下复归钮，告警指示显示为黑色，信号复归；显示为斑马线，则故障存在，信号复归不了）

11)检查汇控柜所有空开在合位置。 12)检查带电显示器指示正确。 1.4.2 定期巡视

1)检查油泵（打压电机）启动是否频繁，内部是否受潮、凝露，各个连接部件是否紧固。

2)箱体内、外表面无锈蚀，机构箱内无积水，机构液压系统的密封良好，连接机构的轴销符合规定，机构液压油油位正常。

3)记录液压机构箱内的断路器操作次数记数器的数据，并分析判断液压机构油泵的启动次数是否正常；

4)SF6检气阀应在打开位置，与SF6压力表相连；SF6补气阀应在关闭位置，截止阀应关闭。

5)开关汇控柜内的电气设备，二次连线端子排和各种小开关（控制电源）的位置是否正常，加热器是否按季节和要求正确投退，照明是否完好，箱内无异常，并

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做好相应记录。 1.4.3 特殊巡视：

1)出现下列情况之一时，运行人员必须针对不同的情况对设备进行相应的特殊巡视。

a)断路器操作或跳闸后。 b)过负荷或过电压运行。 c)断路器异常运行时。 d)新投运的断路器。

2)断路器进行分、合闸操作时的重点监视及检查： a)检查信号指示位置应符合规定要求（包括机械指示）。 b)断路器应逐相检查负荷情况。

c)检查电机及液压储能是否正常和其他异常情况。 d)检查传动机构是否正常。

e)发现异常情况时，应立即查明原因汇报调度并通知专业人员进行相关的处理，正常后继续操作。

3)断路器切断故障电流跳闸后应及时进行如下检查： a)SF6气体压力及断路器机构液压油位是否正常。 b)分、合闸电气和机械指示装置三相是否一致和正确。 c)操作机构有无渗漏油等异常情况。

d)重合闸装置是否动作，如果不正确应查明原因。 2、 主变压器的运行和维护 2.1运行规定 2.1.1正常运行规定

1）在正常情况下,变压器不允许超过铭牌的额定值运行。 2） 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。 3） 必须保证主变压器的中性点良好的直接接地。

4） 主变压器投入运行，根据负荷情况投入相应数量的冷却器（一般情况下投两组）。

5） 在规定的冷却条件下主变压器可以长期带额定负荷运行。

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6） 变压器运行时,根据定值通知单要求投入所有保护。特殊情况下要退出有关保护需经调度批准。

7） 变压器的压力释放器接点作用于信号。

8） 运行中的变压器遇有下列情况时，值班员向调度申请，将重瓦斯保护由跳闸位置改投信号位置。 a)带电滤油或加油；

b)变压器油路处理缺陷及更换潜油泵；

c)查找油面异常升高的原因须打开有关放油阀、放气室；

d)气体继电器进行检查试验及在其继电保护回路上进行工作，或该回路有直流接地故障。

9)变压器的油位要与油温相适应，不允许油位越上下限运行。

10)变压器储油柜油位、套管油位低于下限位置或见不到油位时，应报告变电所主管及机、电、仪中心. 2.1.2过电压运行规定：

变压器任何一侧的负荷功率不高于额定值时，变压器可以在最高工作电压下运行，但不宜超过其额定电压的105% 。 2.1.3过负荷运行规定

1)主变压器可以在正常过负荷和事故过负荷下运行，正常过负荷可经常使用，事故过负荷只允许在事故情况下使用。

2)变压器过负荷运行时,应及时向上级调度汇报，并派专人监视负荷和油温表计，监视现场设备运行情况。若变压器超过规定的过负荷能力，应立即申请调度减负荷，同时运行人员应作好相应记录。

3)变压器过负荷运行时,应检查冷却器运行正常并投入全部冷却器，见表1、表3。

变压器允许事故过负荷的能力表1 过负荷电流/额定电流（倍） 1.3 1.45 持续时间（min） 120 80 1.60 1.75 2.00 45 20 10 4)变压器存在较大的缺陷如冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常、有载分接开关异常和冷却介质（环境）温度超过规定而无特殊措施时，不准过负荷运行。 5)经常全天基本上满负荷运行的变压器，不宜过负荷运行。见表2

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变压器允许带负荷持续时间参照表2：

负荷与变压器额定容量之比 0.70 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 12～20 7～40 5～30 4～20 3～25 2～45 2～15 1～50 1～30 1～10 0～50 0～35 吹风停止时变压器上层油的温升℃为下列数值时 允许的持续时间（时～分） 18℃ 24℃ 11～40 7～00 5～00 3～50 2～55 2～20 1～50 1～25 1~10 0～50 0～35 0～20 30℃ 10～55 6～20 4～20 3～15 2～25 1～50 1～25 1～00 0～45 0～30 0～15 — 36℃ 10～00 5～25 3～35 2～35 1～45 1～20 0～55 0～35 0～20 0～08 — — 42℃ 8～4 4～20 2～40 1～45 1～08 0～40 0～20 0～06 — — — — 48℃ 7～00 3～00 1～30 0～45 0～15 — — — — — — — 54℃ 4～00 0～50 — — — — — — — — — — 可 连 续 运 行

变压器允许过负荷时间参照表3：

过负荷 过负荷前上层油温温升（℃）允许过负荷时间（时 - 分） 倍 数 18℃ 24℃ 30℃ 36℃ 42℃ 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50 1.75 2.00 2.40 3.00 5-50 3-50 2-50 2-05 1-35 1-10 0-55 0-40 0-25 0-15 0-10 0-5 0-3 0-1 5-25 3-25 2-25 1-40 1-15 0-50 0-35 0-25 0-1 4-50 2-50 1-50 1-15 0-50 0-30 0-15 4-0 2-10 1-20 0-45 0-25 3-0 1-25 0-35 48℃ 1-30 0-10 第 19 页 共 37 页

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2.1.4有载调压装置运行规定： 1)过负载时禁止调压；

2)新装或大修后的有载调压开关，应在变压器空载运行时，在电压允许的范围内用电动操动机构至少操作一个循环，各项指示应正确，电压变动正常，极限位置的电气闭锁可靠，方可调至指定的位置运行。

3)变压器并联运行时，分接头电压应尽量接近，其调压操作应逐级和同步进行。 2.1.5冷却装置运行规定

1)冷却器共有4组，正常运行方式为：三组冷却器“方式把手”打至“自动”方式，一组冷却器“方式把手”一组打至“备用”方式。 2)变压器上层油温与冷却器的运行规定见下表

冷却器组 自动冷却器组 备用冷却器组 3)如果冷却器全停时，上层油温达到75℃时，经延时动作于跳闸。

4)每月对连续一个月未运行的冷却器进行手动投入一次，每组投入运行15min，最多可同时投入三组。 5)冷却器动力电源运行规定

a)变压器冷却器动力电源有两路，分别有工作电源和备用电源。 b)正常情况下,采用工作电源运行,备用电源备用。 c)主变风冷的工作、备用电源自动切换试验每月一次。 2.2运行操作

2.2.1变压器在投运之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应注意呼吸器是否因结冰被堵。

2.2.2新安装、大修后的变压器投入运行前，应在额定电压下做空载全电压冲击合闸试验。加压前应将变压器全部保护投入。新安装变压器冲击五次，大修

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启动条件 顶层油温达到65℃或负荷＞70％时自动投入 正在工作中的任一组风扇故障时自动投入

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后的变压器冲击三次。第一次送后运行10分钟，停电10分钟后，再继续第二次冲击合闸。

2.2.3主变压器新投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数。

2.2.4新装、大修、事故检修或滤油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于48小时，特殊情况经生产副总批准不少于24小时。

2.2.5主变压器一般在35kV侧停(送)电,在220kV侧解(合)环。即停电时先拉开35KV侧断路器，送电时先合220KV侧断路器。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。 2.2.6经常处于备用状态和检修后的变压器充电时,须将重瓦斯保护投入跳闸位置,充电良好后,切换到信号位置,经48小时后检查无气体再将重瓦斯保护投入跳闸。

2.2.7变压器退出运行前，应将运行中的冷却器置“工作”位置，待变压器停电至少15分钟以后,再退出冷却器。

2.2.8变压器在操作过程中，如发现异常情况、故障信号时，应立即停止操作，待查明原因，核实处理后，方可继续进行。

2.2.9变压器在运行中加油、补油、更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其他保护装置仍应接跳闸；当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。 2.2.10下列情况下不允许调整变压器有载调压装置的分接头： 1)变压器过负荷运行时（特殊情况除外）； 2)有载调压装置的瓦斯保护频繁出现信号时； 3)有载调压装置的油标中无油位时； 4)调压次数超过规定时；

5)调压装置的油箱温度低于-40℃时； 6)调压装置发生异常时。 2.3巡视检查

2.3.1新投或大修后的变压器运行前检查项目： 1)气体继电器或集气盒及各排气阀内无气体；

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2)附件完整安装正确，试验、检修、二次回路、继电保护验收合格、整定正确； 3)各侧引线安装合格，接头接触良好，各安全距离满足规定； 4)变压器消防设施齐全可靠，室内安装的变压器通风设备完好； 5)有载调压装置升、降操作灵活可靠，远方操作和就地操作正确一致； 6)油箱及附件无漏油现象，储油柜、套管油位正常，变压器各阀门位置正确； 7)防爆管的呼吸也畅通，防爆隔膜完好，压力释放阀的信号触点和动作指示杆应复位；

8)核对有载调压分接开关位置；检查冷却器及气体继电器的阀门应在打开位置，气体继电器的防雨罩应严密。 2.3.2日常巡视

1)变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度标界相对应，各部位无渗油、漏油，套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象；

2)变压器的冷却装置运转正常，运行状态相同的冷却器手感温度应相近，风扇运转正常；

3)变压器导线、接头、母线上无异物，引线接头、电缆、母线无过热； 4)压力释放阀、安全气道及其防爆隔膜应完好无损； 5)变压器声响正常，气体继电器或集气盒内应无气体；

6)各控制箱和二次端子箱无受潮，驱潮装置正确投入；吸湿器完好，吸附剂干燥； 7)检查硅胶呼吸器的硅胶颜色变色程度（2/3以上则需更换）。 8)检查油枕油位是否正常,油温与油位对应关系是否正常。 9)检查瓦斯继电器有无漏油等异常现象，内部有无气体。

10)检查释压装置有无漏油、漏气和损坏现象，注意有无喷油的痕迹。 11)检查各阀门位置是否正确。

12)检查变压器周围无异物，标示是否齐全，箱门是否关好。 13)引线连接牢固完好，无断股、损伤、松脱、接头过热现象。 14)有载分接开关的分接位置及电源指示应正常； 15)操作计数器动作应正常，其动作次数应与记录一致。 16)电压表指示应在变压器规定的调压范围内。

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17)调压档数指示灯与机械指示器指示应一致正确。 17)有载开关油箱油位及有载开关温度是否正常。 2.3.3定期巡视（每月一次） 1)变压器及其各部件标号标志完好 2)变压器冷却回路电源自动切换正常。 2.3.4特殊巡视

出现下列情况之一时，运行人员必须对变压器进行特殊巡视：

1)每次跳闸后，应检查有关设备、接头有无异常，压力释放装置有无喷油现象。 2)主变过负荷和过电压运行时，应特别注意温度和过热情况以及振动、本体油位、冷却系统运行等情况（每小时至少一次）。

3)天气异常时和雷雨后，检查导线摆动情况、变压器各侧避雷器记数器动作情况、套管有无放电闪络、破损、裂纹情况。 4)新投入和大修后的变压器 5)变压器存在重大、危急缺陷时。

6)需要有针对性地进行临时巡视的项目。 7）变压器故障的性质可根据下表4确定： 气体颜色 故障性质 黄色不易燃烧的 木质故障 淡灰色带强烈臭味可烧的 纸或纸板故障 灰色和黑色易烧的 油故障

3 35KV ZX2高压柜及VD4型真空断路器的使用和维护 3.1 ZX2气体绝缘金属封闭电器 3.1.1一般规定

1） 严防外逸气体侵袭的意外事故：

a) 当SF6泄露报警时，未采取安全措施前，不得在该场所停留； b) 每班对35KV配电室进行通风，通风时间 不少于15min。

c) 进入电缆沟或低凹外工作时，应测含氧量及SF6气体浓度，合格后方可进入。 2)防止接触电势危害人身：

a)操作时，禁止人员在设备外壳上停留；

b)运行中气体绝缘金属封闭开关外壳及的感应电压不应超过36V，其温升不应超

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过30K。

3)运行中记录断路器切断故障电流次数和电流数值；定期记录动作计数器的数值。

3.1.2巡视检查 1)接地应完好。

2)各类箱门关闭严密，加热器、驱潮器工作正常。 3)无异常声响或异味。

4)断路器、避雷器的动作计数器指示正确。 5)各种密度计的指示正确。

6)压力释放装置防护罩无异常，其释放出口无障碍物。 7)无漏气。

8)现场控制盘上各种信号指示、控制开关的位置正确。 9)外壳、支架等无锈蚀、损伤。

10)通风系统、断路器、隔离开关及接地开关的位置指示正确，并与实际运行工况相符。

11)各类配管及阀门无损伤、锈蚀，开闭位置正确，管道的绝缘法兰与支架良好。 3.2、 VD4断路器 3.2.1 35KV断路器

本所35KV设备是ZX2型六氟化硫气体绝缘金属封闭开关设备C-GIS。组成元件包括断路器、隔离开关、三工位开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、电缆终端等一次设备和相应的二次控制、测量和监视装置。 3.2.2巡视检查项目

3.2.2.1检查断路器、隔离开关、三工位开关的位置指示器与实际运行工况相符。 3.2.2.2断路器无异味、无异常响声。

3.2.2.3断路器的绝缘支持物清洁无损，表面无放电、电晕等到异常现象。 3.2.3特殊巡视：

1） 出现下列情况之一时，运行人员必须针对不同的情况对设备进行相应的特殊巡视。

a)断路器操作或跳闸后。

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b)过负荷或过电压运行。 c)断路器异常运行时。 d)新投运的断路器。

2)断路器切断故障电流跳闸后应及时进行如下检查： a)引线及接点有无短路或烧伤痕迹。

b)分、合闸电气和机械指示装置三相是否一致和正确。 4 4.1

电容器的运行和维护 数量及分布

本站35KV系统共装设4组手动投切电容器，分别接于M1，M2，M3，M4母线。 4.2

运行维护及注意事项

4.2.1 电容器的投、撤应根据无功分布及电压情况，当母线电压超过电容器额定电压的1.1倍，电流超过额定电流的1.3倍时，应根据厂家规定退出运行，电容器组从电网切除至少应隔5分钟方可再次投入。

4.2.2 在电容器上工作，无论有无放电装置，都必须进行人工放电，并做好安全措施。

4.2.3 当35kV进线发生接地时，应按调令将电容器撤出运行，防止过电压损坏电容器。

4.2.4 电容器开关因各种原因跳闸后，均不得强送。

4.2.5 发现下列情况之一，应立即将电容器停运，并报告调度和变电所主管、机电仪中心：

1)电容器鼓肚漏油。 2)接点严重发热。

3)套管发生严重闪络放电。 4)电容器严重喷油或起火。 5)向系统倒送无功。

5 消弧线圈的运行 5.1消弧线圈运行总则 5.1.1电网在正常运行时，不对称度不超过1.5%。长时间中性点位移电压应不超过额定相电压的15%，在操作过程中允许不超过额定相电压的30%。

5.1.2当消弧线圈的端电压超过相电压的35%时，且消弧线圈已动作，则应按接地故障处理，寻找接地点。

5.1.3电网在正常运行时，消弧线圈必须投入运行。

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5.1.4在电网中有操作或有接地故障时，不得停用消弧线圈。由于寻找故障及其它原因，使消弧线圈带负荷运行时，应对其上层油温加强监视，其油温不得超过95℃，并不得超过铭牌上规定的允许时间，否则应切除故障线路。

5.1.5在进行消弧线圈投运，停运调节分接头操作时，应注意操作隔离开关前，须查明电网无单相接地，且接地电容电流小于10A，方可操作。

5.1.6不允许将两台变压器的中性点同时并于一台消弧线圈上运行（包括切换操作时）。

5.1.7消弧线圈内部产生异响及放电声，套管严重破坏或闪络，瓦斯保护动作等异常现象时，应首先将接地线路停电然后将消弧线圈停用，进行检查试验。 5.1.8消弧线圈动作或发生异常现象时，应记录好动作时间，中性点位移电压、电流及三相对地电压，并及时向值长汇报。

5.1.9系统发生单相接地时，应根据消弧线圈分接头所在档数，决定其允许的电流限额和允许的运行时间。 5.2消弧线圈的投运，停运原则 5.2.1消弧线圈的投运

1)检查消弧线圈检修工作结束后，收回工作票，拆除安全措施，然后检查，检查内容与变压器相同

2)填写好操作票，其操作程序如下：

a)起用连接消弧线圈的主变压器或发电机； b)检查消弧线圈的分接头确在需要工作位置上；

c)放上消弧线圈的位置指示器电源保险，根据接地信号灯和35kV母线三相对地电压表的指示情况，证明系统确无接地现象存在时，合上消弧线圈的隔离刀闸； d)检查仪表信号装置应工作正常，补偿电流表指示在规定值内。 5.2.2消弧线圈的停用。

在消弧线圈检修及故障或改换分接头时，则需停用消弧线圈，在电网正常运行时，停用消弧线圈，其操作步骤为： 1)检查确无单相接地现象。 2)拉开消弧线圈的隔离刀闸。

3)取下消弧线圈的位置指示器电源保险。 4)作好安全措施。

当消弧线圈本身有故障时，则应先拉开连接消弧线圈的变压器，（或发电机）然后停用消弧线圈。

5.3消弧线圈在运行中的检查项目：

⑴消弧线圈的油位应正常，油色透明不发黑。

⑵消弧线圈各接合处应无渗油现象，防爆门应完好。- ⑶消弧线圈温度表完好，上层油温不超85℃（极限值为95℃）。 ⑷消弧线圈的套管及隔离刀闸应完整，无破损及裂纹。 ⑸消弧线圈的外壳和中性点接地装置应良好。 ⑹吸潮剂不潮湿，硅胶无变色。 ⑺消弧线圈的隔离刀闸开合应良好。 ⑻回路接线正确。

⑼定期检查瓦斯保护的情况，如有空气应将其放尽。 ⑽隔离开关旁的刀闸位置指示器应指示正确。 5.4消弧线圈有下列故障之一者，应停用

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⑴消弧线圈温度和温升超过极限值。 ⑵消弧线圈从油枕向外喷油。

⑶消弧线圈因漏油而使油面骤降，油位指示器内看不到油位。 ⑷消弧线圈本体有强烈而不均匀的噪声和内部有火花放电声。 ⑸调整消弧线圈分接头开关时,发现分接头开关接触不良。 ⑹消弧线圈套管有明显裂纹或破碎。 ⑺消弧线圈冒烟或着火。

6直流系统运行规程

6.1直流系统投入前的检查

6.1.1开关电源装置投入前的检查

1)查柜内各元件无杂物，散热器上无导电体。 2)检查柜内保险是否完好、接触是否良好。 3)检查柜后接线是否松脱，插头是否插好。 4)检查各控制开关完好，指示灯正常。 6.1.2电池投入前的检查

1)蓄电池室清洁无杂物，工作票收回，临时安全措施拆除。 2)蓄电池门窗完整严密，通风设备完好，照明良好。 3)蓄电池应完整、无裂纹、无渗漏现象。

4)蓄电池室内温度、单个电池电压应符合要求。 5)蓄电池连接线应牢固正确，极间应无短路现象。 6.2直流系统运行中巡检注意事项 6.2.1频开关整流器巡检注意事项

1)检查高频开关整流器电源是否正常。

2)检查各高频开关整流器输出电压（电流）是否正常。 3)检查高频开关整流器有无报警或过热及异音现象。 6.2.2巡检注意事项

1)检查蓄电池表面是否清洁、无杂物。

2)检查各蓄电池间接线有无松动、过热现象。 3)检查蓄电池有无膨胀、漏液现象。 4)检查各蓄电池电压是否正常。 5)检查各蓄电池是否正常充放电。 6.3直流系统的运行的基本要求

6.3.1情况下直流母线对蓄电池采用浮充电连续充电方式，对直流负荷采用直供方式运行（有环网开关或刀闸的应解环运行）。 6.3.2交接班时应对直流系统进行下列检查，并将电压、绝缘情况记入运行记录： 1)检查直流系统电压是否正常； 2)检查直流系统绝缘情况；

3)检查浮充电流情况,调整至合格； 6.3.3蓄电池、直流系统的故障处理： 1)蓄电池故障：

①如发生电极短路、极板硫化、极板弯曲、沉淀物过多、密封泄漏、绝缘降低等应及时进行处理。需处理的电池，应先用临时跨接线跨接；发生蓄电池连接线断线、极板断裂造成蓄电池组开路时应立即断开蓄电池组，使用绝缘工具操作跨接

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线跨接断点并切除故障设备，恢复蓄电池组的运行。 ②浮充设备发生故障，应立即改用主充设备或硅整流设备进行浮充。如无充电设备或充电设备充电电流不易调整，应尽快处理设备故障。 2)直流系统接地故障的处理：

①当发生直流系统接地时，应立即用绝缘监察装置判明接地极，并汇报调度。征得调度员同意后，进行拉路寻找（装有接地自动检测装置的，可根据其指示判别接地回路）；拉路时注意有无并列运行情况，否则将造成误判断；

②拉路寻找时应遵循先拉次要直流回路，后拉重要回路的原则。在试拉控制、保护回路时，动作应迅速，拉开时间不应超过2S。对可能误动的保护（如高频保护），应征得调度同意，短时退出；

③在试拉直流保险时，应先拉正极，后拉负极，合上时顺序相反； ④禁止把蓄电池未接地的一极接地，来查找接地处；

⑤各变电站应在《变电站现场运行规程》中制定拉路顺序； ⑥查出故障最小回路后，应进一步从外观查找确定故障点。 外观检查无故障点，交由检修调试人员查找和处理。当运行人员查找出故障点后，能自行处理的应立即处理，不能处理的交检修、调试人员处理。 6.4蓄电池运行的基本要求

6.4.1保持良好的运行状况，延长使用寿命；

6.4.2保证直流母线经常维持合格的电压、蓄电池的放电容量和浮充电流。 浮充电流=0.03*(AH数)/36

6.4.3保证蓄电池运行维护人员的安全。 6.4.4免维护蓄电池应备下列工器具： 1)直流电压表（0～3V），（0～15V）；

2)万用表、钳型电流表及一般性维护工器具。 6.4.5蓄电池的正常运行和维护：

1)进入蓄电池室应先抽风3min后方可进入； 2)按下列周期进行蓄电池常规检查：

①蓄电池应由运行人员每天进行一次检查维护； ②无人值班变电站每7～15天一次检查。 6.4.6常规检查、维护项目如下： 1)室内通风情况、温度和照明； 2)蓄电池外观的完好情况；

3)电解液有无漏出缸外，清除漏出的电解液；

4)铜母线与铅板的焊接情况，有无腐蚀，有无凡士林油； 5)室内清洁情况；

6)各种工器具、备品及保安工具是否完整。

6.4.7调试所蓄电池专责工每月汇同运行人员对蓄电池时行一次全面检查，检查结果应记入蓄电池运行记录簿中，检查内容包括： 1)每个蓄电池的电压；

2)电极有无弯曲、硫化和短路；

3)蓄电池的绝缘，连接线、头有无过热； 4)蓄电池密封完好无泄漏。

6.4.8蓄电池的正常运行原则上只允许采用浮充电连续充电方式运行。因设备原因或故障情况时，可以短时采取其它运行方式；如：用主充机代浮充机运行或用

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硅整流代直流负荷；优先考虑采用浮充电连续充电运行，因设备原因无法保证浮充电流，则采用主充一放电循环方式运行。 6.5蓄电池的放电

6.5.1下列情况应对蓄电池放电

1) 每年应以实际负荷做一次核对性放电试验，放出额定容量的30%～40%。核对性充放电可以活化极板物质，恢复蓄电池容量。 2) 新安装或大修后的蓄电池应进行容量试验，以后每隔3年进行一次容量试验，运行6 年以后每年一次。 6.6蓄电池检修周期和项目 6.6.1检修周期 (见表5.)

表5. 检修类别 小修 中修 大修 检修周期 1月 3～6月 1年 6.6.2检修项目 1)小修项目

a)检查清扫蓄电油及其室 (柜)内的灰尘； b)调整蓄电池电解液的液位，测量电池电压、酸性蓄电池电解液相对密度并记录； c)调整蓄电池的浮充电流； d)处理已发现的蓄电池缺陷。 2)中修项目

a)完成小修的全部项目； b)对蓄电池进行均衡充电；

c)处理蓄电池接线板的氧化层，并涂凡士林油； d)紧固蓄电池接线柱。 3) 大修项目

a)完成中修的全部项目； b)蓄电池放电；

c)拆开蓄电池的连接板，并除锈、涂凡士林油； d)必要时更换电解液和极板； e)进行活化并核对蓄电池容量； f)紧固蓄电池架的全部螺栓； g)试运。

6.6.3检修内容与质量标准 6.6.3.1解体与检修

1)按使用说明书要求放电；

2)拆开各蓄电池的连接板，处理氧化层并涂凡士林油；

3)对防酸隔爆蓄电池，拧下防酸隔爆帽，用水冲洗隔爆帽上的灰尘并干燥； 4)解体按下列项目进行。 A 打开蓄电池气塞；

B 打开上盖，取出隔板，隔棍和极板；

C 用蒸馏水清洗极板的附着物，必要时更换极板； D 倒出电解液，并用蒸馏水清洗容器； E 检查清洗绝缘子及其它部件；

F 回装极板，并将极板组放入蓄电池容器内；

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G 插入隔板、隔棍；

H 回装蓄电池，并注入合格电解液； I 连接蓄电池连接板； J 对蓄电池进行初充电； K 进行容量试验； L 试运。

6.6.3.2配制电解液 1)酸性电解液的配制

A 酸性电解液是由浓硫酸与蒸馏水配制而成，其浓硫酸中杂质含量不超过表6中要求。

表6 指标名称 颜 色 锰含量 铁合量 氯含量 硝酸含量 砷含量 新浓硫酸（%） 透明 <0.0001 <0.012 <0.001 <0.0001 <0.0001 蒸馏水(%) 无色透明 ≤0.0004 ≤0.004 ≤0.004 B 准备配制电解液用的瓷缸、玻璃棒、塑料勺及防酸工作服手套、防护面罩等工器具；

C 准备5%的苏打水；

D 用蒸馏水冲洗所用的瓷缸、玻璃棒、塑料勺等用具;

E 根据要配制电解液的相对密度和重量，准备足量的蒸馏水和浓硫酸;

F 将蒸馏水倒入配制容器内力然后慢慢将浓硫酸加入水中，并用玻璃棒不停地搅拌均匀(严禁将水倒入浓硫酸中)；

G 测量新配电解液的相对密度，必要时对电解液反复调配直到合格为止。 2)碱性电解液的配制

A 碱性电解液是由氢氧化钾、氢氧化锂与蒸馏水，配制而成，其氢氧化钾、氢氧化锂中杂质含量不超过说明书要求;

B 准备配制电解液用的瓷缸、玻璃棒、塑料勺及防碱工作服、手套、防护面罩等工器具；

C 准备3%硼酸水；

D 蒸馏水冲洗所用的瓷缸、塑料棒、塑料勺等用具；

E 根据要配制电解液的相对密度和重量，准备足量的蒸馏水和氢氧化钾、氢氧化锂；

F 将蒸馏水倒入配制容器内，然后慢慢将氢氧化钾、氢氧化锂加入水中，并用塑料棒不停地搅拌均匀；

G 测量新配电解液的相对密度，必要时对电解液反复调配直到相对密度合格为止。

2)电解掖配好后，要静置沉淀4小时，温度降到规定温度后，取其澄清溶液或过滤后使用。

3)电池的活化和均衡充电应根据说明书进行 4)容量试验

a)电池浮充状态容量试验:对于浮充状态的蓄电池，在活化前，按说明书要求的

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放电制度进行放电，并计算其容量。

b)蓄电池浮充状态容量低于额定容量的50%时，应增大浮充电流或缩短中修间隔时间。

c)蓄电池容量试验:蓄电池进行活化后，静置24小时，按说明书要求进行放电，并计算其容量。

d)反复活化后，蓄电池容量仍低于额定容量的80%时，应进行鉴定处理。 e)蓄电池进行容量试验后，要立即充电恢复其容量。 5)酸性蓄电池极板硫化处理

a)小电流反复充电法:先将电池作一次10小时率放电，当电压降至1.7V时停止放电，倒出全部电解液，立即注入蒸溜水，并使液面高出极板30mm左右，静置30～80分钟。然后，根据蓄电池额定容量以初充电第二阶段充电电流值的一半充电。当单个蓄电油电压升到2.5V，电解液相对密度升到1．10一1.20时，停充半小时，再将充电电流减小一半继续充电，充到电压、相对密度稳定不变，且电解液冒出大量气泡时停充，改用0.02倍10小时率电流放电2小时。再用上次充电电流值充电，如此反复昼夜连续，一直到硫化基本排除，停止充电并倒出全部电解液，注入相对密度合适的电解液，用补充充电法充足电使用。

b)碱水疗法，适用于硫化极为严重的蓄电油。其方法是，将蓄电池放电后打开油盖，取出极板组，抽掉隔板，放入浓度为5%的碱水中浸泡10～15分钟，并用软毛刷洗掉白点后取出，再用蒸溜水反复冲洗，插入隔板，回装完毕后，注入蒸馏水，以小电流法反复充放电数次，再加入相对密度合适的电解掖，按初充电法充足电使用。

6)检修质量标准

a)蓄电池外壳完整，盖板齐全;无裂纹缺损，导线和连接板连接可靠，无明显腐蚀。

b)蓄电池台架牢固，绝缘支柱良好，室内清洁无尘，通风良好。 c)蓄电池极板无弯曲、断裂、短路和生盐。 d)电解液面高出极板10～l5mm或在上、下限之间， 电解液质量符合说明书规定。 e)蓄电池沉淀物和极板之间的距离应大于10mm。

f)蓄电池放电时，终止电压一般为:酸性蓄电池l.8V，碱性电池lV。 g)蓄电池的活化可根据情况进行放、充电循环。

h)测量的电解液相对密度应换算到15℃时的相对密度为准。 i)蓄电池放电后到充电的间隔时间，一般不应超过10小时。

j)蓄电池充电时，电解液温度不应超过45℃，否则，应减小充电电流或暂时停止充电。

k)蓄电池的浮充电电流应符合说明书要求。

l)蓄电池更换电解液后，必须静置4～6小时，方可充电。 m)蓄电池检修后的容量应在额定容量的80%以上。 7)试验

a)性能试验项目与标准 (见表7) 序号 1 2 3

项 目 检查蓄电池的容量 电解液纯度试验 测量电解液相对密度 第 31 页 共 37 页

标 准 温度25℃时，其容量应不低于额定容量的80% 符合说明书要求 符合说明书要求 煤基烯烃220KV总变电气运行操作规程 版次/01

4 5 测量每个电池电压 测量蓄电池的绝缘电阻 浮充时测量，酸电池应在2.l~2.2v内，碱电池应在l.35~1.38V内 l、11v及以下的蓄电池组绝缘电阻应不小于0.05MΩ 2、220v的蓄电池组绝缘电阻应不小于0·1MΩ b)负荷试验项目与标准； c)按实际负荷考核应满足要求· 8)试运行

a)试运方法:蓄电油应为浮充电方式；

b)试运时间为1周，试运期间每天检查1次； c)试运中检查项目与标准如表8所示。 表8 序号 1 2 3 4 检 查 项 目 液位 单个电池电压和相对密度 浮充电流 电解液的温度 标 准 在上·下限范围内 应符合本表4·3中的有关规定 符合说明书要求 在5-45℃范围内 9)维护与故障处理 a)检查周期；

b)运行人员每天检查1次；

c) 维护检修人员每周检查1次。 6.6.4检查项目与标准

1)运行人员的检查项目与标准。

a)检查室内(柜内)通风良好、环境整洁、照明正常，室内温度应符合:酸性蓄电池在5～35℃内，碱性蓄电池在-20～+40℃内。

b)检查并记录蓄电池有无腐蚀、外壳裂纹、连接处过热、液位异常等现象。 2)维护检修人员检查项目与标准 a)运行人员的全部检查项目。

b)抽查记录单只电池的电压和电解液相对密度，应符合本规程中的有关标准。 c)检查蓄电池电解液的温度，温度应在5～45℃内。

d)检查电池内的沉淀物，沉淀物与极板的距离应大于l0mm。 6.6.5常见故障与处理方法 (见表9) 序号 1 常见故障 电池电压不平衡 电池温度上升过高 故障原因 1.浮充电压大低 2.均衡充电不足 3.运行中过放电 l.电解液相对密度过大 2.室温过高 3.充电电流过大 4.充电电源脉动大 电池内部短路 第 32 页 共 37 页

处 理 方 法 1·调整浮充电压 2·给以均衡充电 3.给以均衡充电 1·充注蒸馏水调整相对密度 2·改善通风降低室温 3·调整充电电流 4·检查充电机的滤波，并减小脉动 检修或更换电池 2 3 电池电压低 煤基烯烃220KV总变电气运行操作规程 版次/01

4 5 6 接线柱周围渗漏电解液 电解液溢出 电解液液面下降过快 连接处过热 蓄电池对地绝缘低 电池容量降低 l.接线柱密封垫损坏 2.接线柱螺母松动 1蓄电池液面过高 2对干碱性蓄电池充电电流过大 l.容器破裂 2.对于酸性蓄电池在过高的充电电压下过充电 连接点松动锈蚀 l、电池灰尘太多 2、电解液溢出 1、浮充电电压低 2、均衡充电不足 3、液位降低 4、酸性蓄电池极板硫化 5、碱性蓄电池极板表面积蓄碳酸钾 6、电解液不纯 7、局部放电严直 8、长期浮充电，未进行活化或均衡充 1·更换密封垫 2·擦净电解液，紧固螺母 1·调整液面 2·减小充电电流 1·更换容器或电池 2.检查充电机调整充电电压 除锈，紧固 l·清扫电池 2·查出原因并处理 1·调整浮充电压 2·调整均衡充电时间 3 .加电解液 4·用小电流反复充电法或碱水疗法处理 5·更换电解液，给与活化充电 6·更换电解液 7.清扫电池外部，并加强绝缘 8.对蓄电池进行活化，以后定期进行活化或均衡充电 7 8 9 6.7蓄电池运行、维护的注意事项 6.7.1电池严禁过充和过放电。

6.7.2备用蓄电池必须充足电后储存，储存最佳温度10～20℃，并每隔三个月进行一次补充电。

6.7.3电池放电后不应搁置超过2小时，应及时充电。

6.7.4新旧不同、容量不同的电池不易混用，电池外壳不要用有机溶液清洗。 6.7.5每半年检查一次连接线，螺栓是否松动或腐浊污染，松动应拧紧，腐蚀应及时更换。

6.7.6维护蓄电池时，操作者面部不能正对蓄电池顶部，应保持一定角度和距离。 6.8蓄电池室的要求

⑴蓄电池室的温度应保持在5～35℃之间，电池应避免受到阳光直射。 ⑵蓄电池室应保持干燥、清洁、室内通风良好，应有通风换气装置。 ⑶蓄电池室内应有足够的照明，照明应采用防爆灯具。 6.9蓄电池放电后充电及带负载注意事项

6.9.1蓄电池充电方式：应采用限流恒压充电方式。 6.9.2蓄电池充电步骤： 1)检查直流系统运行正常。

2)将#X母联开关由“断开”位置切至“#X供电母线”位置。 3)检查#X蓄电池充电正常。

6.9.3充电完毕，带负载时有关要求： 1)蓄电池已转为浮充电运行。

2)充电电流小于3A或浮充电运行时间满2小时

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6.10直流电源装置中微机监控器的功能及运行维护 6.10.1微机监控器的功能 1)监视功能

a)监视三相交流输入电压值和是否缺相； b)监视直流母线的电压值是否正常；

c)蓄电池进线，充电进线和浮充电的电流是否正常。 2)自诊断和显示功能

a)微机监控器能诊断内部的电路故障和不正常的运行状态，并能发出声光报警。 b)微机监控器能控制显示器，显示各种参数，通过整定输入键，可以整定或修改各种运行参数。 c)控制功能 A 自动充电功能

微机监控器能控制充电装置自动进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电→进入正常运行状态。 B 定期充电功能

根据整定时间，微机监控器将控制充电装置定期自动地对蓄电池组进行均衡充电，确保蓄电池组随时具有额定的容量。 C “三遥”功能

远方调度中心，通过“三遥”接口，能控制直流电源装置的运行方式。 D 抗干扰功能

微机监控器具有较强的抗干扰能力。 6.10.2微机监控器的运行及维护 1)运行中的操作和监视

微机监控器是根据直流电源装置中蓄电池组的端电压值，充电装置的交流输入电压值，直流输出电流值和电压值等数据来进行控制的。运行人员可通过微机的键盘或按钮来整定和修改运行参数。在运行现场的直流柜上有微机监控器的液晶显示板或荧光屏，一切运行中的参数都能监视和进行控制，远方调度中心，通过“三遥”接口，在显示屏上同样能监视，通过键盘操作同样能控制直流电源装置的运行方式。 2)运行及维护

a)微机监控器直流电源装置一旦投入运行，只有通过显示按钮来检查各项参数，若均正常，就不能随意动改整定参数。

b)微机监控器若在运行中控制不灵，可重新修改程序和重新整定，若都达不到需要的运行方式，就启动手动操作，调整到需要的运行方式，并将微机监控器退出运行，交专业人员检查修复后再投入运行。 7微机综合自动化系统的运行和维护 7.1． 微机综合自动化系统运行规定：

7.1.1 微机综合自动化系统装置室内环境温度应在5～30℃范围内。 7.1.2 运行人员不得擅自进入微机监控系统程序文件，不得使用外接存储器，更不允许私自关机。

7.1.3 运行人员不能用手直接触摸微机综合保护单元的液晶显示屏和后台机

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显示屏。

7.1.4 运行人员应每班对微机综合自动化装置采样数据进行检查和时钟核对。 7.1.5 微机综合自动化装置动作（跳闸或备自投成功）后，运行人员应按要求做好记录和复归信号，并将动作情况和处理结果立即向主管人员汇报。 7.1.6 运行人员应保证打印信息的连续性，严禁乱撕，乱放打印纸，应妥善保管，并及时将有关资料移交主管人员。将打印机防尘盖盖好，并应定期检查打印纸是否充足，字迹是否清晰。

7.1.7 微机综合自动化装置出现异常时，当值运行人员应根据操作法进行处理，并立即向主管人员汇报。若微机保护有问题时，运行人员要及时通知车间进行处理。

7.1.8 微机综合自动化装置插件出现异常时，继电保护人员应及时更换插件，更换插件后应对整套装置进行必要的检验，然后再处理异常插件的故障。 7.1.9 微机综合自动化系统装置一般情况下不能随意停用，尤其是微机保护装置不能随便退出运行；

7.1.10 变更微机保护装置定值或操作微机综合自动化装置时，应严格根据现场有关运行规定，并有保密和监控手段，以防止误整定和误操作。 7.2． 微机综合自动化系统装置的维护及注意事项：

7.2.1 每班运行人员对微机综合自动化系统各设备全面检查不少于两次，并作详细记录。

7.2.2 随时要关严门窗，以防止灰尘和不良气体侵入。 7.2.3 保持室内及各设备卫生清洁。

7.2.4 只有断开直流电源后才允许拔、插各类插件。

7.2.5 工作中，严防误碰主机和UPS电源开关，以免造成重要数据丢失或死机。

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8、电气设备技术规范：220kV总变电站设备一览表 序号 名 称 规 格 单数备 注 位 量 一 变压器 1 主变 2 站用变 二 220KV开关柜 G1B GSP-245 KTM3-245RC DLM3-245RC EBM3-245 EAP3-245C SVR-20B Y10WF1-220/496 BCT-252A 35KV开关柜 台 32 台 31 台 33 台 25 台 台 台 台 7 5 6 6 SFP10-150000/220 SCB11-630/35 台 台 2 2 1 GIS设备 2 SF6断路器 3 隔离开关 4 隔离开关 5 接地开关 6 快速接地开关 7 电压互感器 8 避雷器 9 电流互感器 三 台 12 台 台 台 6 2 4 台 10 1 高压开关柜C-GIS ZX2 2 真空断路器 3 三工位隔离开关 4 隔离开关 5 电流互感器TA 6 电压互感器TV 7 电容器 8 并联电容器放电线圈 VD4 UX2TE UX2T LZZB9-401/148（LQ）G 台 31 JDZX2 0.2/3P/3P AFMRr 6-334-1W FDR2-5×2/12×2 台 台 台 2 4 4 2 9 消弧线圈

XHK-2-C-35-1485-4-10 台 第 36 页 共 37 页

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四 0.4KV设备 7 开关柜 8 断路器 MNS 五 直流及所用系统 充电屏 联络屏 馈线屏 PZDW6-400-220-100-M PEG PEG-K-220-100A 面 面 面 2 1 4 六 微机综合自动化系统 1 220KV后台监控 2 35KV后台监控 NS2000 APS2000 RCS-931B；PSL6 RCS-915；BP-2B 套 套 1 1 七 其他类 1 220KV线路保护 2 220KV母线保护 套 各1 套 各1 套 各1 套 1 3 主变微机综合保护 RCS-978；PST12系列 4 35KV系统保护 AREVA系列

9、系统图

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