220kV茅口变电站现场运行规程〔2004.0〕

220kV茅口变电所

现场运行规程

版本号[3.0]

连云港供电公司 发布

220kV茅口变电所

现场运行规程

版本号[3.0]

批 准： 审 核：

编 写： 陈长益

2004年5月30日修订 2004年5月30日实施

连云港供电公司 发布

220kV茅口变电所现场运行规程

目 录

1

2 总 则 ...................................................................................................................... 6 高压设备 .................................................................................................................... 8

2.1主变压器 ............................................................................................................................... 8

2.2 高压断路器 ..................................................................................................................... 14

2.3 高压隔离开关（简称刀闸） ......................................................................................... 16

2.4 电压互感器及电流互感器 ............................................................................................. 17

3防误操作闭锁装置 .................................................................................................................... 20

3.1FY2000型微机防误装置原理……………………………………………………………21

3.2装置配置及使用…………………………………………………………………………21

3.3正常操作使用流程………………………………………………………………………22

3.4.电脑钥匙…………………………………………………………………………………..23

3.5.系统保养和维护…………………………………………………………………………..25

3.6茅口变微机防误操作程序说明………………………………………………………………………...26

3.7防误装置的解锁操作管理………………………………………………………………………………27

4继电保护及自动装置 ................................................................................................................ 27

4.1.主变保护………………………………………………………………………………..28

4.2.220kV母差保护………………………………………………………………………..40

4.3.110kV母差护…………………………………………………………………………..50

4.4.220kV线路保护………………………………………………………………………..57

4.5.110kV线路保护………………………………………………………………………………………76

4.6.35kV线路保护…………………………………………………………………………..86

4.7.故障录波器……………………………………………………………………………..89

4.8备自投装置……………………………………………………………………………..96

4.9.110kV母联710保护…………………………………………………………………..98

4.10.35kV低周减载保护…………………………………………………………………...99

5、所用电……………………………………………………………………………………….102

5.1所用变的运行方式………………………………………………………………………….102 6直流系统……………………………………………………………………………………105

6.1.蓄电池及整流装置 ........................................................................................................... 105

6.2直流系统接地检测装置 ................................................................................................... 107

7、倒闸操作 ........................................................................................................................... 109

7.1一般操作原则 ................................................................................................................... 109

7.2 220kV配电装置的停、送电操作 ............................................................................... 111

7.3主变压器的停送电操作 ................................................................................................... 119

7.4.110kV配电装置的送、停电操作 ................................................................................... 123

7.5 、35kV配电装置的停、送电操作 ................................................................................ 128

7.6.旁路开关的替代操作 ....................................................................................................... 131

8事故及异常的处理 .............................................................................................................. 148

8.1.事故处理原则 ................................................................................................................... 148

9在线监测………………………………………………………………………………149

9.1简介……………………………………………………………………………………..149

9.2 用户界面 ........................................................................................................................ 150

9.2.1 桌面 ............................................................................................................................... 150

9.2.2 控制面板 ....................................................................................................................... 154

9.2.3 状态条 .................................................................................................................... 155

9.3 接线图、列表和报表 ...................................................................................................... 157

9.3.1 接线图 ........................................................................................................................... 157

9.3.2 实时报表 ..................................................................................................................... 163

9.3.3 历史报表 ................................................................................................................ 159

9.4 曲线……………………………………………………………………………………...166

9.4.1 历史曲线 ....................................................................................................................... 167

9.4.2 实时曲线 ................................................................................................................ 168

9.5 事件列表 ............................................................................................................................ 171

9.6 事故追忆 .............................................................................................................................. 174

9.7 保护设备 ........................................................................................................................ 176

9.7.1 保护定值： ................................................................................................................... 176

9.7.2 定值区号 ....................................................................................................................... 177

9.7.3 保护压板 ....................................................................................................................... 178

9.7.4 故障报告 ....................................................................................................................... 179

9.7.5模拟量 ............................................................................................................................ 180

9.7.6 校对时钟 ....................................................................................................................... 181

9.7.7 信号复归 ................................................................................................................ 182

9.8 保护信息 ............................................................................................................................ 183 10GD-8型高压设备绝缘在线监测........................................................................................... 185 10.1 GD-8高压设备绝缘在线监测前台测试系统操作………………………………………185 10.2 GD-8数据管理系统操作…………………………………………………………………189 10.3绝缘在线监测系统常见故障排除方法………………………………………………….192

11防盗报警系统明……………………………………………………………………………194

附录A1# 1主变铭牌数据 .......................................................................................................... 195

附录A2# 2主变铭牌数据 .......................................................................................................... 197

附录A3

附录A4

附录A5

附录A6

附录A7

附录A8

附录A9

附录A10

附录B1

附录B2

附录B3

附录C1

附录C2

附录D1

附录E

附录F

高压断路器铭牌数据 ........................................................................................ 199 高压隔离开关铭牌数据 .................................................................................... 200 电压互感器铭牌数据 ........................................................................................ 204 电流互感器铭牌数据 ........................................................................................ 205 电容器铭牌数据 ................................................................................................ 206 避雷器铭牌数据 ................................................................................................ 207 所用变铭牌数据 ................................................................................................ 208 母线、出线、引线、电缆铭牌数据 ................................................................ 209 LFP-901A型微机保护装置动作及装置故障信息表 ...................................... 210 PSL602型微机保护装置动作及装置故障信息表 .......................................... 214 PSL631微机失灵保护装置事件信息如下： .................................................. 220 低压交流熔丝配置 ............................................................................................ 222 直流熔丝配置规范 ............................................................................................ 223 消防设施的配置 .................................................................................................... 224 220kV茅口变电所现场运行规程修订记录 ........................................................ 225 220kV茅口变电所一次系统结线图 .................................................................... 226

220kV茅口变电所现场运行规程

1

1.1 总 则 本规程仅适用于现有设备配置情况和电气接线方式。对以后新增加的设备如有特殊

运行要求者，将再作修订。

变电所值班人员对所内设备技术规范、安装地点、操作要领及注意事项、异常及事

故情况的处理均必须认真熟悉掌握。

变电所值班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或许可手续

执行，操作前应明确操作目的和任务，熟悉当时运行方式，正确执行调度命令。

调度令应由正值接受，并随时做好记录和电话录音。复诵无误后由副值填写操作票。

对调度令有疑问必须询问清楚。如调度员坚持原来的命令，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，值班人员应当拒绝执行，同时

将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领

导人。

对设备的巡视查、运行操作、事故及异常情况的处理等一般原则按市公司颁《变电

所运行规程》、《调度规程》和有关部颁规程执行。对本所内有特殊要求的设备，本

规程中将有具体规定。

调度管辖范围的划分：

省调管辖：220KV茅海2641、茅海2642、茅双2646、220KV旁路2620、220KV

母联2610开关。

省调许可，市调管辖：220KV茅申I线2648、茅申II线2649、110KV茅电712、

1#主变、2#主变、2601、2602开关。

市调管辖： 110KV、35KV所有设备。

市调许可，变电所管辖：#1、#2所用变。

茅口变可能出现的运行方式 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.6.1 1.6.2 1.6.3 1.6.4 1.7

1.7.1 正常运行方式

1.7.1.1 茅口变电所现有主变两台，是全星形自耦变，容量均为120MVA，额定电压均为220±2×2.5%/121/38.5kV

1.7.1.2 220KV、110KV、35KV均为双母线带旁路母线接线方式，专用旁路专用母联，220KV

旁路间隔（2620），母联间隔（2610），出线五回：茅海I线（2641），茅海II线（2642），

茅双线（2646），茅申I线（2648），茅申II线（2649），还有1#主变（2601），2#主

变（2602）。

1.7.1.3 110KV目前有出线八回：茅城线（711），茅电线（712），茅塔线（713），茅干线（714），

茅临线（715），茅山线（716），茅凤线（717），茅贾线（718），还有旁路（720），

母联（710），1#主变（701），2#主变（702）。

1.7.1.4 35KV目前有出线七回：新朝线（311），猴嘴线（313），茅浦线（317），水泥厂线（319），

茅南线（323），化茅线（327），水厂线（329），还有旁路（320），母联（310），1#

主变（301），2#主变（302），35KV1#所变，35KV2#所变

1.7.1.5 220KV正常运方：茅海I线2641开关、茅双线2646开关、茅申II线2649开关、1#

主变2601开关运行在220KV正母线，茅海II线2642开关，茅申I线2648开关，

2#主变2602开关运行在220KV付母线，旁路2620开关运行于正母线对旁母空充，

母联2610开关运行。

1.7.1.6 110KV正常运方：1#主变701开关、茅城线711开关、茅塔线713开关、茅临线715

开关、茅凤线717开关运行于甲母线，1#主变702开关、茅电线712开关、茅干线

714开关、茅山线716开关、茅贾线718开关运行于乙母线，旁路720开关运行于

甲母空充旁母，母联710开关热备用，其中茅电线712间隔通过7125刀闸带城北支

线运行。

1.7.1.7 35KV正常运方：新朝线新朝线311开关、茅浦线317开关、水厂线329开关运行于

甲母线，猴嘴线313开关、茅白线323开关、化茅线327开关、2#主变302开关运

行于乙母线，1#主变301开关热备用于甲母线，旁路旁路320开关冷备用，母联310

开关运行，1#所变经3121刀闸运行在甲母，2#所变经3142刀闸运行于乙母。

1.7.1.8 本所220KV旁路2620开关，110KV旁路720开关，35KV旁路320开关可以运行

用来带相应电压等级的出线或主变开关运行，代换二次回路需作相应的切换

1.7.1.9 若本所负荷较轻或一台主变因故停时，可以采取单台变的运行方式，其中110KV母

联710开关 由热备用转为运行，35KV母联310开关在运行状态

1.7.1.10 三侧电压等级的双母线若需停用一条母线时，可以把相应电压等级的所有出线倒

至一条母线运行，母差及其他二次回路作相应调整，详见继电保护部分。

1.7.1.11 新海电厂联变停用时，可以通过茅电线和茅口2#主变使电厂110KV系统和220KV

系统并列运行，此时茅口变二次回路需作必要调整，详见继电保护部分。

1.7.1.12 以上运方和特殊运方的安排和更改由调度发令，运行人员根据调令执行，依据系统

情况调度安排的其他特殊运行方式，运行人员也应根据调令调整运方。

2 高压设备

2.1主变压器

2.1.1允许变压器的运行方式

2.1.1.1一般运行条件

⑴变压器的运行电压一般不应高于该分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况（例如变压器的有功功率可以在任何方向流通），允许在不超过110%额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K（K＜1倍时，按以下公式对电压U加以限制U(%)=110-5K2

⑵无励磁调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接位置运行时,其额定容量不变.

⑶变压器三相负载不平衡时,应监视最大一相的电流

⑷变压器在不同负载状态下的运行方式时,一般应该按GB/T15164油浸式电力变压器负载导则的规定执行

2.1.1.2强迫冷却变压器的运行条件

⑴强油循环冷却变压器运行时,必须投入冷却器,空载和轻载时不应投入过多的冷却器(空载状态下允许短时不投),按各种负载定投入冷却器的相应台数.

⑵强油循环风冷变压器,当冷却系统故障切除全部冷却器时,允许带额定负载运行20分钟,如20分钟后顶层油尚未达到75℃,则允许上升到75℃,但在这种状态下运行的最长时间不得超过1h。.

2.1.2变压器正常运行监视和检查

2.1.2.1变压器运行监视

变压器应经常监视仪表（或微机显示屏）的指示，及时掌握变压器运行情况，当变

压器超过额定电压电流运行时，应做好记录

2.1.2.2变压器的日常巡视检查

⑴变压器及维护每天至少一次，每周至少进行一次夜间巡视，对装在室外的温度表，室

内温度计两者偏差5℃时，室外应在巡视时记录一次。

⑵变压器可以在正常过负荷情况下运行，其允许值按下列规定：

a．变压器在低负荷期间，负荷系数小于1时，则高峰负荷期间变压器允许的过负荷倍

数和持续时间按图（2-1），（2-2）的曲线来分别确定。

注：Kr：负荷系数K1：过负荷倍数

b：在夏季根据变压器典型负荷曲线，其最高负荷低于变压器的额定容量时，则每低于

1%，可允许冬季过负荷1%，但以过负荷15%为限。

c：上述a、b两项过负荷可以相加。但总过负荷值不应超过20%的额定容量。

⑶下列情况变压器不准过负荷运行：

a全天满负荷

b存在较大缺陷，例如，冷却系统不正常，严重渗、漏油，局部过热绝缘有弱点，色

谱分析异常等

⑷变压器过负荷时应注意监视，应将事故过负荷的大小和时间记入变压器技术档案。

2.1.2.3变压器日常巡视检查及维护

⑴变压器的油温和温度计正常，储油柜的油位应与温度计相对应，各部位无渗油、漏油。 ⑵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。 ⑶变压器音响正常

⑷各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油位继电器工作正常。

⑸吸湿器完好，吸附剂干燥

⑹各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。

⑺1#主变、2#主变压力释放阀粉红色标志杆无突出。

2.1.2.4变压器在下列情况下要进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：

⑴新设备或经过检修、改造的变压器在投运72H内；

⑵有严重缺陷时；

⑶气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时；

⑷雷汛季节特别是雷雨后；

⑸高温季节，高峰负荷期间；

⑹变压器急救（事故）负载运行的

。

2.1.2.5 变压器定期（一个月）检查内容和维护项目

⑴外壳及箱沿应无异常发热

⑵各部位的接地应完好，必要时应测量铁芯和夹件的接地电阻

⑶强油循环冷却的变压器应作冷却装置的自动切换试验

⑷各种标志杆应齐全明显

⑸各种保护装置应齐全、良好

⑹各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠

⑺消防设施应齐全完好

⑻储油池和排油设施应保持良好状态

⑼各种控制箱和二次回路的检查和清扫

2.1.2.6变压器的投运和运行注意事项

⑴在投运变压器之前，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，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正常，各阀门开闭是否正确，变压器在低温时，应防止呼吸器因结冰被堵。

⑵运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电,同时投入冷却装置。充电后不带负载运行时，应轮流投入部分冷却器。

⑶当主变退出运行时，冷却器全部自动停止运行，此时将主变“ST”打至试验位置，使冷却器继续运行1--2小时。

⑷变压器投运和停运的操作程序应符合倒闸操作规程中规定，并须遵守下列各项：

a、 强油循环变压器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。

b、 变压器的充电应在有保护装置的电源侧操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。

c、 停电检修操作，应拉开操作电源小闸刀和断路器合闸电源小闸刀。

d、 热备用操作只拉开开关，不拉开开关两侧刀闸及其操作电源小闸刀。

⑸新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前，静置时间不应少于以下规定： 220KV及以下48h

若有特殊情况不能满足上述规定，须经本单位总工程师批准。

变压器带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气，然后开启油泵，使油循环一定时间后将气排尽。开 泵时变压器各侧绕组均应接地，防止油流静电危及操作人员的安全。

[6]变压器在安装或检修后，以及停用一年以上运行前应根据绝缘电阻，介质损，吸收比，判断绝缘良好才可投入运行。

2.1.3瓦斯保护装置运行检查

2.1.3.1瓦斯保护装置运行

（1）变压器运行时一般情况下重瓦斯接跳闸，轻瓦斯接信号。备用变压器的瓦斯保护应投

入信号，以便监视油面。

（2）变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或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。

（3）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。

（4）变压器严重漏油，应将重瓦斯改接信号。

（5）在预报可能有地震期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，确定重

瓦斯保护的运行方式。

地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行 检查试验，确认无异常后方可投入。

变压器在正常运行期间，瓦斯保护和差动保护不得同时退出运行。

2.1.3.2 瓦斯保护运行时的正常检查

（1）瓦斯保护装置压板投入位置应正确，接触良好。

（2）瓦斯继电器内集气盒内应无气体，法兰处不渗油通向油枕的阀门应在打开位置。

（3）瓦斯继电器的引出线电缆无渗油及腐蚀，机械损伤等。

（4）变压器停用时，应检查出线盒内无积水，引接线绝缘良好等。

变压器停电检修向变压器注油时，应防止冲断继电器内部导线。验收时可用瓦斯继电器探针检查。

2.1.4 主变压力释放阀运行与检查

2.1.4.1压力释放阀的用途

主变本体顶部装有YSF4—55/130KJTH型压力释放阀两只，当变压器内部短路故障瞬间产生大量气体，使本体内压力达到动作压力时，该阀门在2毫秒开启，释放压力使本体不致发生变形和爆裂。

该释放阀动作压力在0.03mpa

2.1.4.2压力释放阀的使用与检查

⑴变压器大、小修时，清理阀盖内可能积存的灰尘等杂物。

⑵凡是拆动过的阀门必须重新试验，合格后方能使用。

⑶压力释放阀护盖上装有粉红色标志杆，当阀动作时，膜起推动标志杆而升高，突出护盖30-46mm，标志杆突起时，说明阀已动作过。当复位后，标志杆仍滞留在动作后的位置

上，因此故障排除后应手动向里推复位搬手使机构再扣，搬手在释放阀盖下边缘处。 ⑷压力释放阀接点宜作用于信号。

2.1.5变压器的测温及温度装置

1、 WTZ-228型讯号温度计的作用及运行

⑴用途

1#、2#主变本体箱壁上挂有WTZ-228型讯号温度计，其温包装于油箱顶部的温度计内，用以现场测量主变上层油温，温度计指针随被测上层油温而变动，同时带动电触头运动，当达到整定位置（55℃）时，接点1WJ2接通发出“温度升高”信号。同时辅助冷却器投入运行，为避免辅助冷却器在油温波动时频繁启动，温度计的另一付接点1WJ1，定值为50℃，在油温降到50℃时，辅助冷却器退出。

⑵运行注意事项

a、WTZ-228型温度计在环境温度-40℃——+60℃时使用

b、主变讯号温度计座内应灌满油

c、运行中每半年校验一次，并查接点接触情况

2.1.6变压器油循环及冷却装置 总控制箱内各转换开关及信号灯如下：

(1) 工作电源开关主变“SA”开关、可放“工作电源I”、“工作电源II”、“停止”三个位置。

(2) 主变 灯光监视SH开关：用以接通灯光信号回路，冷却且正常运行时HS-6N灯亮。

(3) 主变冷却器试验开关ST：当主变三侧开关之一或全部合上，冷却器自动启动。反之，

主变三侧开关都断开时，若开动冷却器应将2#主变ST或1#主变冷却器工作选择开关

切至试验位置。

(4) 冷却器控制开关SC1~SCN用来选择冷却器的工作状态，有“备用”、“停止”、“工作”、

“辅助”四个位置。

(5) 自动空气开关Q1~QN：用以接通各个冷却器的潜油泵风机三相电源，变压器投入电

网以前应将相应的Q1~QN合上。 主变装有4只冷却器，其中一只为备用。正常时冷却器应有2只投入工作位置，1只投入辅助位置。当满足下列条件之一时，辅助冷却器应自动投入运行：(1) 1#主变负荷达75%以上。(2) 1#主变顶层油达到规定值55℃。

(1) 主变投入运行前应检查总控制箱内冷却器两电源转换开关SA选择放在一回工作，一

回备用位置，以便实现电源自动控制。

(2) 将总控制箱内SH置投入位置（↑）冷却器信号灯亮，ST组合开关放在试验位置，

各冷却器SC1~SCN转换开关按需安放在“工作”、“辅助”、“备用”位置，合上Q1~QN

自动开关，试验各个冷却器工作情况是否正常。

a. 检查潜油泵转向和油流方向是否正确，检查所有油路畅通。

b. 潜油泵试验运行最少5~10分钟运转应正常无过热及异常响声。

c. 检查各轴流风机转向正确，声响正常，叶片无碰撞风筒现象。

d. 当油中可能有残存空气时，冷却器运转一定时间，约2~3分钟，再静置1-2小时后，须将所有放气阀门打开，进行放气，1#主变应从油枕下部、瓦斯继电器上部的集气盒上的导气管放气，如此多次，待气体放净后，再将放气塞拧紧。 监视灯作用

HS-1：I电源投入时亮；

HS-2：II电源投入时亮；

HS-3：I电源故障时亮；

HS-4：II电源故障时亮。

工作冷却器、辅助冷却器、备用冷却器投入运行后，出现故障时HS-5灯亮

当天气比较寒冷，箱内温度低于一定值时，电子恒温控制器HC动作，接通加热器R1、R2。QA1加热回路电源开关需要在投入加热器前合上。

2.1.7变压器的异常运行和事故处理

2.1.7.1运行中的异常现象和处理

⑴值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。

⑵变压器有下列情况之一者应立即停运。若有运用中的备用变压器应尽可能先将其投入运行：

a; 变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声：

b;严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度：

c;套管有严重的破损和放电现象

d;变压器冒烟着火。

E；对所内设置的黄沙、灭火机等消防器材，应定期检查维护，使其处于良好的备用状态，并通晓使用方法。主变储油坑的排油道应保持畅通。遇有电气设备着火，应立即将有关设备电源切断，然后进行扑救，对带电设备应使用干式灭火器或1211灭火器灭火，不得使用泡沫灭火器灭火。对注油设备在切断电源后应使用泡沫灭火器或干燥的砂子灭火，在灭火时必须注意人身和设备的安全。

⑶当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。

⑷当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况时，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。

⑸变压器油温的升高超过许可限度（强油循环风冷40℃）时，值班人员应判明原因，尽量采取办法使其降低，并按以下步骤检查处理：

a、 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度正常的温度

核对；

b、 核对温度测量装置；

c、 检查变压器冷却装置，若温度升高的原因使由于冷却系统的故障，且在运行中无法

修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，（如油浸风冷变压器的部分风扇故障，强油变压器小部分冷却器故障等），则值班人员应按现场有关规程的规定经调度同意调整变压器的负载至运行温度下的相应容量。

在正常负载和冷却条件下运行，若顶层油温超过75℃时，应立即降低负载。

⑹变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，经投入相应数量冷却器，投入正常运行。

⑺当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。漏油时应将重瓦斯保护接信号，禁止从变压器下部补油。

⑻变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免渗油。

⑼铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采用措施将电流限制在100MA左右，并加强监视。

⑽系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。

2.7.1.2瓦斯保护装置动作的处理

⑴瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有空气，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。

若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。

若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否运行。

⑵瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：

a、 是否呼吸不畅或排气未尽；

b、 保护及交流等二次回路是否正常；

c、 变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；

d、 气体继电器中积聚气体量，是否可燃；

e、 气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；

f、 必要的电气试验结果；

g、 变压器其它继电保护装置动作情况。

2.7.1.3变压器跳闸和失火

⑴变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。

若变压器有内部故障的现象时，应作进一步检查。

⑵变压器跳闸后，应立即停油泵。

⑶变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。 ⑷变压器着火时，一般不要打开下部油阀门，注意人身安全，如变压器加装有远离本体的事故排油阀门时，着火时可以打开油阀门。

2.1.8所用变压器运行注意事项

.1 1#所变可以运行于35KV甲、乙母线，而2#所变可以运行于35KV甲、乙、旁母线。但不能自动切换

2.所变不允许过负荷运行，发现异常及时处理。

3所变运行监视和要求是参照主变压器的有关规定执行。

2.2 高压断路器

2.2.1 高压断路器的配置

2.2.1.1 220kV开关：北京ABB高压开关设备有限公司产LTB245E1

配弹簧储能操作机构。

2.2.1.2 110KV开关：北京ABB高压开关设备有限公司产LTB145D1/B

配弹簧储能操作机构

2.2.1.3 35KV开关： 新朝311、猴咀313、茅南323、水厂329沈阳东北高压电器

制造公司产LW-18-35配弹簧储能操作机构

2.2.1.4 35KV开关：1#主变301、2#主变302、母联310、化茅327、茅浦317阿尔斯通

生产的GL-107配弹簧储能操作机构

2.2.2 SF6 断路器正常运行时的巡视检查项目：

⑴每日定时记录SF6气体压力和温度

⑵断路器各部分及管道无异常（漏气声，振动声）及异味，管道夹头正常。 ⑶套管无裂纹、无放电和电晕现象

⑷引线连接部位无过热、引线驰度适中。

⑸断路器分、合闸位置指示正确，并和当时实际运行工况相符。

⑹220KV断路器机构分、合闸位置指示正确（合闸时“红灯”亮，分闸时“绿灯亮”）。

⑺接地应完好

⑻断路器附近无杂物

⑼近控分、合闸方式开关S1在“停用”位置，远近控操作方式开关在“远控”位置。

⑽断路器合闸后，弹簧自动储能，“弹簧未储能”光字牌亮，储能到位后自动

熄灭。并到现场检查弹簧储能指示应在最大位置。 ⑾断路器在正常状态时，储能电源空开F1、加热器电源空开F2在“合闸”位置。

⑿检查储能电机，限位开关无卡位和变形，分、合闸线圈无冒烟和异味。

2.2.3 断路器运行及操作注意事项。

⑴分、合闸操作前，应没有“分、合闸闭锁”及“弹簧未储能”光字牌信号

⑵220KV开关合闸操作时，如出现三相位置不一致：即二相合闸，一相未合

上，再合闸一次，仍合不上，拉开已合上的二相开关，然后查找原因，汇报处

理。

⑶220KV开关分闸操作时，如出现三相位置不一致：即二相分闸、一相未分

开，再分闸一次，仍分不开，合上已分闸的二相开关，然后查找原因，汇报处

理。

⑷当开关的SF6气体压力降至220KV开关为0.60MPA、110KV开关为0.40MPA

时，35KV开关为东北0.52MPA、阿尔斯通0.27 MPa，断路器不能进行操作，此

时应拉开开关控制电源闸刀，汇报派员处理。

⑸运行中的SF6断路器应定期测量SF6气体含水量，新装或大修后，每三个月

一次，正常后可每年进行一次。

⑹当储能弹簧储能终了，合闸锁扣滑扣而机构空合时，将使弹簧再次储能，甚

至出现多次储能现象，此时应立即断开储能电源，检查其原因。

⑺35KVSF6开关每操作500次或3年后进行停电检查维护一次。

⑻35kV开关每开断额定电流2000次或短路电流20次停电检修。

⑼在进入35KV开关室内应通风15分钟后才能进入

（10）开关机构箱内除潮电源空开应合上。

（

2.2.4 SF6 ⑴SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气时，

值班人员接近设备应谨慎，尽量选

择从上风接近设备，必要时要戴防毒面具和穿防护服。

⑵断路器合闸后，弹簧储能，如“弹簧未储能”光字牌长时间不消失，应先

断开储能电源闸刀，然后检查储能电源空开是否断开，储能电源（110KV为直

流220V，220KV为交流220V）及电机是否完好，若是空开跳开，可以再试送

一次。

⑶当断路器在运行或备用状态时，如出现“SF6气体压力异常”信号后，先检

查断路器密度继电器SF6气体压力指示是否低于报警值。如确实低于报警值，

说明SF6气体发生了泄露，应汇报将该开关退出运行或旁路代用。

⑷当断路器在运行或备用时，如同时出现“SF6气体压力异常”和“SF6压

力低分、合闸闭锁”信号时，说明该开关SF6气体发生了严重泄漏。首先到现

场检查确认，然后汇报处理。处理前可将旁路代、并联后，拉开该断路器两侧

刀闸。也可以将该开关所在母线倒空后，拉开母联开关，再拉开该开关两侧刀

闸，注意相关回路开关改非自动，即先拉开该开关控制电源刀闸。（若容许线路

停电）

2.2.5开关允许跳闸次数

2.3 高压隔离开关（简称刀闸）

2.3.1 高压隔离开关异常情况处理按市公司颁《变电所运行规程》执行。

2.3.2 隔离开关的配置见附录的设备规范。

2.3.3 220kV隔离开关为电动操作，其余为手动操作，电动刀闸操作用设在相应隔离开关端子箱内的按钮进行操作，操作电动刀闸的按钮时必需仔细核对，防止按错按钮。电动刀闸的操作电源仅在操作时投入，操作结束后即断开

2.3.4刀闸正常巡视项目

⑴刀闸支持瓷体应清洁，无裂纹，无放电痕迹。

⑵刀闸分、合闸灵活，接触良好，导电回路无发热现象，并检查辅助接点及连杆良好。 ⑶导电桩头连接良好，不松动，不发热。

⑷电动操作机构，电器回路良好，接触器线圈电机无过热。

⑸刀闸闭锁回路，防误装置良好、可靠。

2.3.5新安装和大修后刀闸检查：

⑴设备上无遗留地线及工器具

⑵瓷瓶清洁，无裂纹

⑶操作灵活，接触良好，三相合闸同期

⑷连接部位螺丝拧紧，连结导线弧弓适当，无较大晃动。

⑸质量检查和试验合格，35KV刀闸贴好示温蜡片。

2.3.6刀闸操作规定

2.3.6.1操作前应检查本间隔开关在断开位置，手动操作时速度要稳妥，终了时不得冲击过猛。

2.3.6.2严禁带负荷拉合刀闸，正常情况下可用刀闸进行以下操作。

1．拉合无异常的电压互感器、避雷器，空载的所用变压器。

2. 拉合变压器35kV中性点接地刀闸时应检查35kV部分无接地故障。

3. 拉合空载母线

4.与开关并联的旁路刀闸，当开关在合位时，可拉合开关的旁路电流。

2.3.6.3.当误 拉开的刀闸已拉开时，不准再合上，如触头刚分开即发现误拉时，应立即合上，当误合刀闸时，不得将误合的刀闸再拉开。

2.3.6.4.合母线闸刀时，应检查相应的电压切换继电器应动作。

2.3.6.5.拉开长沙市电器开关厂生产的GW4-252IVDW接地刀闸时，一定要检查B相接地刀闸杆落到托钩上。

2.4 电压互感器及电流互感器

2.4.1.正常运行的检查及注意事项

1. 电压互感器的安装的熔断器应良好，仪表指示正常，接线紧固，接地良好，二次不短路。

2. 电流互感器一、二次线紧固，接地良好，二次不开路。

3. 套管及外壳清洁无裂纹和放电痕迹，不渗漏油，桩头不发热，油面油色正常，内部无异常响声。

2.4.2.停用电压互感器的注意事项

2.4.2.1母线或线路服役时，相应的电压互感器应先投入，停役则后退出

2.4.2.2启用压变先初级后次级，停役则相反。

2.4.2.3.220KV、110KV、35KV系统两台母线PT，因故需停用一台，而对应的母线不停时，操作方法为：

1.一次采用双母线经母联开关并列的运行方式

2.合上压变公用柜上的二次电压并列的开关BK

3.将110、220kV电能表电压切换开关CK切至运行PT计量小母线上。

2.4.2.4双母线运行方式中，停用一条母线，如母差保护改互联方式，还应投入母差保护单母方式压板。

2.4.2.5.线路PT单独停用而线路不停时，应先停用无压鉴定重合闸或同期鉴定重合闸。

2.4.2.6压变一、二次接线变动后，应经过核相后投运。

2.4.2.7压变检修时，一次刀闸拉开，二次空气开关，熔断器都应在分开位置，且端子箱加锁，挂“禁止合闸有人工作”标示牌，防止反送电。

2.4.3异常情况及处理。

1.母线压变二次空开跳闸后，取用该电压的继电保护，自动装置，测量表计失压，相应信号发出，运行人员立即停用有关的距离保护，然后试送跳开的空气开关，试送成功，启用被迫停用的保护，试送不成，汇报调度工区派员处理，在此情况下严禁将两级PT二次回路并列，以免事故扩大。

2.交流电压分路空气开关跳闸，该线路距离保护发出失压信号，运行人员应立即停用距离保护试送空开，试送成功，启用停用的保护，不成功，汇报调度工区派员处理。

3.压变二次熔断器熔断后，220KV、110KV只影响计量，且有功电能表变慢，“电度表回路电压消失”光字牌打出，若是35KV系统不但影响计量而且影响保护，此时应更换熔断的保险，如果更换后再爆，应汇报调度工区派员处理。

4.出线压变二次保险熔断时，线路无压光字牌打出，此时应停用无压鉴定或同期重合闸，更换符合规范的熔丝，恢复有关保护及自动装置。

2.4.4电压互感器故障处理（内部异声，严重漏油，喷油燃烧，瓷套损坏等）。

1.不得用近控的方法操作该电压互感器的高压闸刀。

2.不得将该电压互感器所在母线的母差保护停用或将母差改为破坏固定联结方式。

3.可用开关切断该电压互感器所在母线的电源，然后隔离故障的电压互感器

4.不得将故障的电压互感器次级与正常运行的电压互感器次级进行并列。

2.4.5.电流互感器故障处理

1.运行中的电流互感器喷油、冒烟或内部异常，可拉开所在出线开关

2.电流互感器二次回路开路时，CT可能出现异常响声，开路处也可能有火花，此时应禁止有人在回路上工作，经调度同意后设法在开路的上桩头将其短路，处理时应穿绝缘靴，戴绝缘手套。

2.4.6.电流互感器停役要求

若其一、二次回路有试验或检修工作，其母差、纵差试验端子应短接，将其从差回路退出，工作结束后，应将其恢复。

2.5 消弧线圈

2.5.1正常运行外部检查项目。

1.油色、油面应正常，外壳，散热器，油枕良好。

2.套管无破损无裂纹，内部无不正常响声。

3.外壳和中性点接地良好，桩头无过热和接触不良现象。

2.5.2.消弧线圈运行注意事项

1.消弧线圈启、停用和分接头位置改变应根据当值调度员命令执行，抽头调整应在消弧线圈停电后进行，抽头调整后应用表计测量接触良好。

2.正常运行中性点位移电压不超过相电压的15%，故障点补偿后的残流不超过5A。

3.消弧线圈不允许同时接在两台变压器的中性点上运行，当需切换到另一台变压器上运行时应先断开原消弧线圈刀闸，然后合上另一台变压器的消弧线圈刀闸。

4.消弧线圈一般采用过补偿方式，在调整消弧线圈抽头时，必须将其从网上断开然后进行。

5.分接头由小改大是应在运方改变前进行。（即在线路长度增加前进行）

6.分接头由大改小是应在运方改变后进行。即在线路长度减小后进行）

2.5.3.消弧线圈事故状态下的运行和处理

1.当35KV系统发生单相接地时，消弧线圈检测装置上打出接地”信号，3010、3020刀闸旁红灯亮，消弧线圈检测装置上另序电流表有指示，后台机打出接地信号，此时运行人员应做好记录。

2.系统发生单相接地时，运行人员应严密监视消弧线圈情况和接地持续时间，消弧线圈上层油温不得超过铭牌规定值。

3..系统发生单相接地时，严禁拉合消弧线圈刀闸。

4.当消弧线圈油温超过85℃，油面急剧上升，内部发生异常响声或冒烟，补偿电流超过正常值，说明消圈内部有故障，运行人员根据调令退出消弧线圈

5.事故后应检查消弧线圈端子箱内击穿保护器JB完好。

2.5.4消弧线圈检测装置：正常电源灯应亮，装置异常灯应熄灭。装置异常灯亮表示装置又异常，应汇报工区派人处理。接地灯亮，表示35系统有接地。值班员立即查找接地点，并汇报调度。

2.6.耦合设备

2.6.1耦合设备正常巡视项目

1.瓷套应完整，无破损、裂纹和放电痕迹

2.无渗漏油现象

3.引线接头牢固

4.阻波器无明显变形

5.阻波器内无鸟窝，穿芯螺杆无断裂现象

2.6.2结合电容器的接地刀闸，运行中必须打开，如工作需要合上时，应征得调度同意，影响高频保护的应将两侧高频保护停用。

2.6.3耦合设备发现下列情况应汇报调度、工区并将其退出运行。

1.结合电容器套管有明显裂纹或爆炸

2.结合电容器严重漏油且内部油异声

3.阻波器穿芯螺杆断裂或引线线夹发热变形

4.结合滤波器内部冒烟或烧损

2.7.防雷设备及接地装置

2.7.1防雷设备的检查

1.避雷器瓷套应清洁完整，无破损，裂纹和放电痕迹。

2.拉紧绝缘子串应紧固，弹簧伸缩自如。

3每日抄泄漏电流

4.引线、接地线及雷击记数器良好，连接牢固。

5.避雷器绝缘底座良好，瓷件无破损

6..避雷器杆塔及附近5米以内，无广播线电话线架设

7.氧化锌避雷器泄露电流表读数不超过正常值的1.2倍且每天抄录一次

8.主变两圈运行时，停用侧避雷器应投入运行。

9.总接地网接地电阻每年一季度测量一次，变电所接地网接地电阻不大于0.5欧姆，独立接地的设备或避雷针接地电阻不大于10欧姆

2.7.2．雷雨后检查

1.雷击计数器是否动作及其他设备有无闪络 现象。

2.各接地引下线是否良好

3.及时抄录雷击计数器。

4.每年3月1日前防雷设备应全部投入运行，并抄录雷击计数器底数。

2.7.3避雷器事故及异常处理：

避雷器套管破裂或爆炸，雷击放电后，连接线严重烧伤或熔化等情况发生时，运行人员应立即汇报调度设法将其脱离电源。

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