110KV变电所现场运行规程.doc

110kv变电所现场运行规程目 录目 录11 总则101.1 简要阐明本所在电网中的地位101.2 对本规程的有关说明101.3 对现场运行人员的基本要要求101.4 调度管辖范围的划分101.5 电气一次系统运行方式112 高压设备112.1 主变压器112.2 高压断路器212.3 高压隔离开关342.4 电压互感器和电流互感器372.5 电力电容器及电抗器392.6 消弧线圈412.7 xhk-型消弧线圈自动调谐装置系统422.8 #1主变中心点设备472.9 防雷设备482.10 电力电缆503.1 防误装置的配置情况503.2 防误装置的闭锁原理513.4 防误装置的正常操作要求及特殊方式下的要求543.5 防误装置的异常处理和解锁操作规定544 继电保护及自动装置554.1 继电保护及二次回路的运行要求554.2 主变压器保护564.3 20kv线路保护594.4 站用变保护624.5 电力电容器保护634.6 低周低压减载装置644.720kv备自投装置654.8 变电所综合自动化监控系统684.9 变电站视频监控系统725 所用电735.1 正常运行方式及特殊运行方式745.2 站用变的投退运行及操作规定745.3 站用变以及交流屏的巡视检查要求775.4 定期切换试验操作要求775.5 站用系统负荷表776 直流系统796.1 直流系统的正常巡视与监视要求796.2 直流系统运行方式796.3 绝缘监察装置816.4 充电装置与蓄电池836.5 逆变电源857 倒闸操作877.1 一般操作原则878 事故及异常情况处理908.1 事故处理的一般要求908.2 各级母线失电后的处理要求918.3 线路故障跳闸的处理929 防盗及消防设施939.1 防盗及消防设施的设置简况及巡视检查要求939.2 ya-1502火灾报警装置的运行与操作959.3 防盗及消防设施的日常维护及发生异常情况的处理要求103附录a #1主变压器铭牌参数：103附录b #2主变压器铭牌参数：104附录c 2x1#1站用变铭牌：105附录d 2x2#2站用变铭牌105附录e 断路器铭牌106附录f 并联电容器109附录g 电压互感器铭牌参数111附录h 电流互感器铭牌参数111附录i 避雷器铭牌参数1121 总则1.1 简要阐明本所在电网中的地位1.1.1 110kv善政变电所位于张家港市金港镇张家港保税区内，是张家港电网的重要组成部分，主要担负着张家港保税区众多企业的供电任务。目前共有主变二台，#1主变63mva三相双圈有载调压变压器，#2主变80mva三相双圈有载调压变压器，远景为363mva。110kv进线二回，远景三回。采用gis组合电器。本站主变低压侧为20kv。20kv出线十六回，远景24回。1.2 对本规程的有关说明1.2.1 本规程根据部颁电力工业法规典型规程，苏州公司颁变电运行规程、各级调度规程、国家电网公司输变电设备运行规范、国家电网公司电力安全工作规程、设备生产厂家技术说明书等为依据，按照江苏省电力公司变电所现场运行规程编写规范结合善政变的设备实际接线制定，作为善政变现场运行规程（试行），本规程只适用于110kv善政变。1.2.2 凡苏州公司颁变电运行规程所列内容，本规程内一般不再重复，但需严格执行。1.2.3 本规程与其它规程有抵触时，解释权属张家港供电公司总工程师。1.3 对现场运行人员的基本要要求1.3.1 110kv善政变为无人值班变电站，由港区操作队管辖，苏福监控中心负责监控。港区操作队运行人员及苏福监控中心的监控运行人员均应熟悉本规程并严格按照本规程之规定进行设备的运行维护和事故处理等工作。1.3.2 港区操作队的运行人员、苏福监控运行人员均必须进行本规程考试合格，方可担任对110kv善政变的操作、监控工作。1.4 调度管辖范围的划分1.4.1 张家港市供电公司调度管辖的设备：1.4.1.1 1821港政甲线、#1主变（63mva）、1821b港政甲线、#2主变（80mva）1.4.2 其它所有110kv、20kv系统设备。1.4.3 站用电低压侧系统切换、电容器开关的投切、主变有载分接开关的调整由运行、监控人员自行掌握。1.4.4 一般情况下，设备的操作应接受该设备的直接调度命令后进行，事故处理时，上一级调度可以越级发布调度命令，运行人员受令后应立即执行，但事后应汇报该设备的调度。1.4.5 20kv外接站用变由输变电运行部自行管辖，管理制度按张供电生2007（32号文）关于变电站站用变外接电源线路管理的规定执行。1.5 电气一次系统运行方式1.5.1 110kv系统正常运方：本站采用线路变压器组接线，1821港政甲线经11011#1主变进线刀闸及1101开关送#1主变（63mva），11010#1主变110kv侧中心点接地刀闸拉开；1821b港政线甲经11021#2主变进线刀闸及1102开关送#2主变（80mva），11020#2主变110kv侧中心点接地刀闸拉开。1.5.2 20kv系统正常运方： 1） 201#1主变开关走20kv段母线供：2y1段母线压变避雷器、221宝力甲线、222宝力乙线、223华达甲线、224华达乙线、2x1#1接地变兼站用变、2k1#1电容器。202#1主变开关供20kv段母线供：2y2段母线压变避雷器、225228备用线路、2k2#2电容器。2） 203#2主变开关走20kv段母线供：2y3段母线压变避雷器、2x2#2接地变兼站用变、2k3#3电容器、231234备用线路。204#2主变开关走20kv段母线供2y4段母线压变避雷器、2k4#4电容器241244备用线路。3） 因本站特殊原因#1、#2主变尚未带电运行，2x2#2接地变兼站用变低压侧电缆也未接入站用电屏，目前只有临时电源外接于中兴变供的125中圩线线路上。1.5.3 系统运行方式的改变应根据调度命令进行。2 高压设备2.1 主变压器2.1.1 本站#1主变（63mva）为山东鲁能泰山电力设备有限公司生产的三相双圈有载调压电力变压器。额定容量为63mva、型号sz11-63000/110，额定电压（110532%）/21/10.5kv，额定电流：高330.7a / 低1732.1a。2.1.2 本站#2主变（80mva）为南通晓星变压器有限公司生产的三相双圈有载调压电力变压器。额定容量为80mva、型号sz1180000/110，额定电压（110+8-81.25%kv），额定电流：高419.9aa / 低2199.43a。2.1.3 主变的巡视检查要求。2.1.3.1 变压器运行的音响是否正常；2.1.3.2 油枕及充油套管中的油色、油位是否正常，有无渗漏油现象；2.1.3.3 各侧套管有无破损，有无放电痕迹及其它异常现象；2.1.3.4 上层油温表指示是否正确，有无异常情况；2.1.3.5 压力释放阀装置是否密封，有信号装置的导线是否完整无损。2.1.3.6 呼吸器的变色硅胶的变色程度；2.1.3.7 瓦斯继电器内是否满油；2.1.3.8 变压器本体及各附件有无渗、漏油；2.1.3.9 各侧套管桩头及连接引线有无发热、变色现象；2.1.3.10 变压器附近的周围环境及堆放物品是否有可能造成威胁变压器的安全运行，特别是通风过道；2.1.4 主变的特殊巡视检查：2.1.4.1 雷雨后检查变压器各侧避雷器记数器动作情况并做好记录，检查套管有无破损、裂缝及放电痕迹；2.1.4.2 气温突变时，检查油位变化情况及油温变化情况；2.1.4.3 夜巡时，应注意引线接头处、线卡有无过热、发红及严重放电等。定期进行测温。2.1.5 变压器在正常运行中不应过负荷运行，运行人员发现过负荷，应立即汇报调度，采取减负荷措施。2.1.6 油浸自冷变压器的上层油温一般不宜超过85，最高不得超过95，温升不得超过55。若运行中发现有一个限值超出规定应立即汇报调度，采取限负荷措施。2.1.7 变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌值运行，其运行限额应根据变压器分接头运行位置规定的电流值执行（参见主变、站用变的技术规范）2.1.8 主变压器一次电压一般不得超过额定值的105%，如果所加一次电压不超过分接开关所在位置相应额定值的105%，则变压器的负荷可带额定电流（110kv侧各分接开关位置的额定值及允许最高电压值参见下表），当一次电压超过分接头位置允许最高电压值时应改变分接开关档位。#1主变分接头位置123456789额定电压值（kv）12111881166114411221100107810561034允许最高电压值（kv）127.05124.74122.43120.12117.81115.5113.19110.8810857额定电流值（a）300630623120318032423307337434443518#2主变分接头位置123456789额定电压值（kv）121119625118250116875115511412511275111345110额定电流值（a）381738613906395239994047409641474199#2主变分接头位置1011121314151617额定电压值（kv）1086251072510587510451031251017510037599额定电流值（a）42524307436344244794539460246652.1.9 主变原则上不允许过负荷运行，事故情况下的过负荷可按dl/t572-95电力变压器运行规程表3规定进行处理，（其中k1系数可取1.0）。急救负载前的负载系数k1环境温度403020100-10-201.01.641.751.801.801.801.801.802.1.10 事故过负荷时，要切实注意油温及温升的变化，若主变存在较大缺陷（如严重漏油，色谱异常等）则不准过负荷运行2.1.11 主变过负荷运行时，应立即汇报调度，要求采取措施，尽快降至运行限额值及以下。2.1.12 变压器经检修送电前的准备2.1.12.1 收回并终结有关工作票，拆除有关接地线或拉开接地刀闸、拆除遮栏及标示牌，做好各项修试记录。注意主变低压侧开关柜内如装有地刀，务必应检查该地刀确已拉开。2.1.12.2 详细检查一、二次回路及有关跳闸压板应符合运行要求。2.1.13 变压器的投入与停用操作。2.1.13.1 主变投入时应先合电源侧开关，后负荷侧开关，停电时反之。2.1.13.2 站用变高压断路器应在其低压断路器拉开的情况下，才允许进行拉合操作。2.1.13.3 站用变停电操作，应拉开高压侧开关及隔离手车及低压侧开关及闸刀。2.1.13.4 当主变向20kv母线充电时，宜在该母线上先带一条出线，以防谐振过电压。2.1.13.5 站用变的调压开关为无载调压，其分接开关应由检修人员在停电时进行，经测量直流电阻合格后才能投运，并记入相应的修试记录中。2.1.14 变压器在运行中发生下列不正常情况时，运行人员应立即汇报调度和上级主管领导，并记录在运行日志中。2.1.14.1 变压器内部有异声；2.1.14.2 油枕及充油套管中的油面低于最低限值，存在着较严重的渗漏油现象；2.1.14.3 上层油温计指示明显不正确；2.1.14.4 压力释放阀动作溢油.2.1.14.5 各侧套管有破损裂缝，表面有放电现象；2.1.14.6 各侧套管桩头及连接引线有发热现象；2.1.14.7 轻瓦斯动作发信；2.1.14.8 变压器超过允许的过负荷；2.1.14.9 有载开关油枕油位异常升高。2.1.15 变压器在运行中发生下列故障，应采取紧急拉闸停止运行，并迅速汇报调度和上级主管领导，将拉闸时间及故障情况记录在运行日志。2.1.15.1 变压器音响较正常时有明显增大，而且极不均匀或沉闷，内部有爆裂的火花放电声；2.1.15.2 在正常负荷和冷却条件下，并非油温计故障引起的上层油温指示异常升高，而且还在继续急剧上升；2.1.15.3 严重漏油，油面急剧下降且低于最低限值，并无法堵漏，油位还在继续下降；2.1.15.4 压力释放阀或变压器冒烟、着火；2.1.15.5 套管有严重破损和放电现象。2.1.16 “主变温度过高”发信时，运行人员应至现场检查本体温度计上温度情况，检查负荷是否过大，散热器下安装的两组散热风扇是否开启，以加强空气对流。开启变压器室排风扇，设法控制温度的进一步升高并立即汇报调度及输变电运行部。如系原因不明的异常升高，必须立即汇报调度及输变电运行部，进行检查处理。2.1.17 主变“本体油位不正常”或“有载油位不正常”遥信报警，运行人员应至现场检查主变本体或有载开关油位过高还是过低（查对主变上的温度指示数曲线），如确系油位过高或过低应汇报调度及输变电运行部；如主变漏油极严重，而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护由跳闸改接信号，而应立即采取防止漏油的措施，并汇报调度及输变电运行部；若继续漏油，致使瓦斯继电器看不见油位（并会伴随轻瓦斯报警）应要求调度停用主变。2.1.18 主变有载重瓦斯保护应常投跳闸，若调压操作过程中发生重瓦斯跳闸，按主变重瓦斯跳闸处理，在苏州公司颁变电运行规程第1.3.3条规定的4类工作之前，征得调度同意，由跳闸改接信号。2.1.19 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。一般情况下规定重瓦斯接跳闸，轻瓦斯接信号。特殊情况下的调整，经公司总工程师批准执行.2.1.20 变压器启动冲击时，重瓦斯保护必须投跳闸。变压器在运行中，瓦斯保护和差动保护必须投入。如因工作需要，差动保护和重瓦斯保护也不得同时停用.2.1.21 运行中的变压器在进行下列工作时，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，根据调度命令，将重瓦斯重新投入跳闸:2.1.21.1 带电滤油或加油.2.1.21.2 瓦斯继电器进行检查试验及其保护路上工作或发生直流接地.2.1.21.3 强油循环的油回路系统处理缺陷及更换潜油泵.2.1.21.4 为查找油面异常升高原因而打开有关放气、放油塞.2.1.22 变压器运行中，有载调压开关进行下列工作时，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，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸:2.1.22.1 有载开关进行加油、放油.2.1.22.2 滤油装置检修.2.1.22.3 瓦斯继电器进行检查试验及其保护路上工作或发生直流接地.2.1.22.4 为查找有载开关油面异常升高原因而打开有关放气、放油塞.2.1.23 变压器在运行中，瓦斯保护动作的检查与处理：2.1.23.1 轻瓦斯动作发信，首先记准动作时间，查看保护装置及后台机上的告警信号情况，查看变压器本体油枕上的油位是否正常，瓦斯继电器的充气量情况；最后经检修及相关专业人员检查后可复归告警信号，并将轻瓦斯动作情况及查看情况向调度汇报，做好记录。2.1.23.2 轻瓦斯频繁动作发信，应记录每次动作的间隔时间，汇报调度及主管领导，加强监视，并及时收集气样进行分析。2.1.23.3 收集气体时，不允许将重瓦斯由跳闸改投信号，不得误碰瓦斯继电器的试验探针，注意人体与带电部分的安全距离，应符合安规要求。本站可通过集气盒收集气体（装有dq3-25型集气盒）。取气时认清放气按钮（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。如果放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原因合上中性点接地闸刀，经调度许可后开始放气工作，工作结束后，值班员自行拉开中性点接地闸刀，再向调度汇报。2.1.23.4 气体鉴别对照表序号气体性质燃烧试验故障性质1无色无味不可燃空气2黄 色不易燃木质故障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2.1.23.5 气体经过鉴别，如属空气，则变压器可以继续运行，但要加强监视。如属特征气体，查明变压器内部有局部过热或放电故障，应将情况向调度和主管领导汇报，决定变压器是否停役，并同时进行色谱分析。2.1.23.6 主变重瓦斯动作跳闸，不准合闸送电。查看瓦斯继电器中有否充气、压力释放阀或防爆管是否喷油，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情况向调度和上级主管领导汇报。2.1.24 变压器在运行中，差动保护动作跳闸的检查与处理：2.1.24.1 检查保护装置及后台机信号动作情况，并向调度和主管领导及时汇报2.1.24.2 检查变压器外部有无异常情况；2.1.24.3 检查变压器各侧套管有无破损及短路放电现象；2.1.24.4 检查与变压器各侧套管连接的导线有无异常及短路放电现象；2.1.24.5 检查用于差动保护的流变桩头间有无异常及短路放电现象，以及其次级回路有无开路或误接线；2.1.24.6 查看直流系统有无接地现象；2.1.24.7 差动保护动作跳闸，应立即汇报调度及输变电运行部，并进行故障点查找。若经专业检查试验确认保护误动（如励磁涌流造成误动），可以重新投入；若非保护或二次回路故障造成的保护误动，不论变压器有无故障，不准投入运行，必须对变压器进行试验确证无问题后，方可投入运行。2.1.25 变压器在运行中，后备保护动作跳闸的检查与处理：2.1.25.1 认准跳闸时间，检查保护装置及后台机信号动作情况，判明何种保护动作跳闸，然后向调度和主管领导汇报；2.1.25.2 检查跳闸开关下级的有关回路的各种保护的动作情况，判定变压器是否属越级跳闸；2.1.25.3 如查明属越级跳闸，应拉开拒跳开关，并初步查找拒跳原因，汇报调度。2.1.25.4 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异常现象，将检查情况向调度汇报；2.1.25.5 经详细检查，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，变压器温度亦无异常温升，表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，由调度发令重新合闸投入运行，但运行人员应加强监视。2.1.25.6 在相关专业人员没有到现场检查确认前，运行人员不得复归有关保护动作等信号。2.1.26 变压器在运行中，发生喷油及火灾时的处理：2.1.26.1 变压器在运行中发生压力释放阀或防爆管喷油，应立即拉闸停止运行,查看现场后，将故障时间和故障情况，向调度和上级主管领导汇报,并记录在运行日志中；2.1.26.2 变压器着火时，立即拉开变压器各侧断路器和冷却器交流电源，迅速启用灭火装置。并向119报警及在保证人身安全的前提下采取其他灭火措施并报告调度，启动事故预案，通知领导和有关部门。2.1.27 本站主变为油浸自冷变压器。共有18组散热片。正常运行时散热器应编号并加强巡视，有渗漏油时应及时汇报有关部门进行处理。主变两侧散热片下方装有两组风机，其作用能加快下部空气流动，起到散热作用。当主变上层油温超过65或过负荷时，应开启主变风机进行通风散热。风机电源在站用电屏上。2.1.28 主变装有ysf8-55/130kjth型压力释放阀，受弹簧控制。当变压器油箱内压力达到56kpa时，阀盖上升力超过弹簧压力将阀盖打开。把油箱内的压力释放，同时主控制室主变屏非电量保护装置、当地后台机及监控中心监控机发出信号“主变压力释放动作”示警。此时应查明原因后汇报调度及输变电运行部，听候处理。当油箱内压力降至35kpa或恢复正常后，阀盖自动复位，但指示杆与信号开关的触头均应到现场进行手动复归(需查明原因后)。这样既防止了变压器由于内部故障引起的压力过大而造成事故，又避免了变压器压力解除之后仍继续喷油和雨水空气侵入变压器内部的现象发生。2.1.29 主变油枕上装有yzf2型指针式油位计，油位计主要工作原理为当变压器储油柜的油位由于温度等原因升高或下降时，油位计的浮球或储油柜的胶囊随之升降，从而带动传动部分转动，带动主动磁钢转达动，从而使与从动磁钢同轴的指针在度盘上指示出油位。，当油位上升到最高极限油位或下降到最低极限油位时，磁铁吸合相应的干簧接点开关发出报警信号。2.1.30 主变装有bwy-803（th）型温度控制器，用于测量和控制变压器的上层油温，并能在被测温度达到和超过设定值时发出信号接点。2.1.31 主变有载调压开关运行要求2.1.31.1 本站#1主变装有110kv侧有载调压开关，为德国原装mr型。配ed100电动操作机构，调压范围110kv532%/21/10.5共9档。#2主变装有110kv侧有载调压开关，为合肥abb变压器有限公司ucgrn 380/600/i，配blu电动操作机构，调压范围110kv881.25%/21kv共17档；当系统电压超过规定范围18.8-21.2kv时，应先考虑有载调压操作，当负荷电流超过有载开关的额定电流时，禁止操作有载调压开关。2.1.31.2 分接开关的操作次数每24小时不应超过20次（每调一档作为一次），并作好记录。有载开关在一档时禁止再下降，在九档时禁止再上升，以防调压开关失控。2.1.31.3 主变有载调压开关日常应放在“远控”位置，进行有载调压一般为远方调压，在特殊情况下可断开交流电源进行就地手动调压。在调压操作中应注意观察电压、电流及档位显示指示变化应正常，其次还应注意遥信是否正确。调压过程中若有载调压装置出现调压失控时，应按紧急停止按钮，此时有载开关停止动作，发现此情况后，应立即查明原因向调度汇报，听候处理。2.1.31.4 主变压器有载开关装有瓦斯保护，重瓦斯投跳闸。正常巡视时，应注意瓦斯继电器内是否有气体，若有气体应根据运行情况及时分析原因，并汇报调度及输变电运行部作相应处理，若重瓦斯动作，主变开关跳闸，则必须查明原因，必要时应收集气体作化验处理。2.1.31.5 主变分接开关的运行维护应执行部颁有载分接开关运行维修导则。2.1.31.6 操作机构应经常保持良好状态. 长期不调和有长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环.2.1.31.7 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，控制箱防潮良好。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，极限位置的机械闭锁应可靠，手摇与电动控制的联锁亦应可靠.2.1.31.8 有载分接开关的电动控制回路应正确无误，电源可靠，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可靠.2.1.31.9 当有载调压变压器过载1.2倍运行时，禁止分接开关变换操作，有载分接开关的电动控制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。当采用自动调压控制器时，主控制盘上必须装有动作计数器，自动调压控制器的电压互感器断线闭锁应正确可靠.2.1.31.10 新装或大修后的有载分接开关，应在变压器空载运行时，在主控制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可靠，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.2.1.31.11 值班人员进行有载调压操作时，必须逐档调节，注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注意传动连杆是否完好，三相操作是否同步.2.1.31.12 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，禁止操作，并拉开调压装置电源刀闸。分接开关油箱换油时，还应将控制箱内电源断开.2.1.31.13 有载分接开关在极性档之间进行远方调压过程中，若出现电源中断，极性选择开关可能会出现不到位现象，应立即切断电源，手动操作到符合要求的位置上。2.1.31.14 有载开关切换时发生滑档、超时或机构异常等情况，应揿 “急停”按钮或拉开马达电源，停止调压操作，汇报调度和工区，进行检查处理.2.1.31.15 主变有载调压开关的操作：2.1.31.16 电动操作（可由监控站进行操作）（1）合上主变110kv中性点接地刀闸（按有关会议精神由监控操作时可不合此刀闸）。（2）根据调压要求选择操作按钮： a：要求输出电压升高时,档位往数字大的一侧调。如运行在2档时电压输出太低,则往3或4档调,选用“升”按钮。 b：要求输出电压降低时,档位往数字小的一侧调。如运行在3档,电压输出太高,则往2或1档调,选用“降”按钮。（3）调好标准a：标字缺口中出现的档位数字与要求一致。b：在标字缺口中出现所需档位时,听到“卡啦”一声,并经行程开关自动停止（此时旋转指针在阴影区内，动作计数器数字加1）。（4）调整结束后a：拉开主变110kv中性点接地刀闸。b：做好记录。2.1.31.17 手动操作：（1）将有载调压切换开关打至“就地”，拉开有载操作电源开关，合上主变110kv中性点接地刀闸。（2）打开机构箱，取下连接套，顺时针方向摇动为升区，反之为降区。操作时听到快速脱扣声且旋转指针在阴影区内说明已调到位，操作完毕取下手柄。（3） 调压结束，应拉开主变中性点接地刀闸并作好相应记录。2.1.32 有载调压操作一般应采取电动操作,只有当电动操作失灵或主变有载开关滑档时才采用手动操作2.1.33 有载调压机构的异常及处理：2.1.33.1 启动按钮后，电机不转原因：电源失电 回路不通 接触器不好。处理：如电源失电，应查看电源开关是否打开，空开是否跳开。对于种情况应先手动调压，后汇报调度，等候修理。2.1.33.2 到位后继续调，即滑档现象。原因：行程开关或接触器断不开。处理：迅速拉开操作电源，并采用手动调2.1.34 主变中性点接地刀闸操作的规定2.1.34.1 主变110kv中性点接地刀闸的拉、合操作原则上应根据调度命令进行。2.1.34.2 主变充电前，先合上中性点接地刀闸，充电结束后再拉开。2.1.34.3 主变停电操作前，先合上中性点接地刀闸，合上后就不再拉开，直到下次充电后再拉开。2.1.34.4 带负荷调节主变分头之前，应先合上主变中性点接地刀闸，调整结束后即拉开。2.1.34.5 主变不论何种原因引起失电，运行人员应主动将中性点接地刀闸合上等待受电。2.2 高压断路器2.2.1 110kvgis组合电器系统的组成、运行与维护：2.2.1.1 本站110kv系统1101#1主变开关采用无锡恒驰中兴开关有限公司zfn24-126（l）/t2500-40型。1102#2主变开关采用山东泰开高压开关有限公司zf10-126g型。sf6封闭式组合电器，充分利用sf6气体良好的绝缘性和灭弧性，是一种小型、可靠、经济的开关装置。该设备有断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、电缆终端、避雷器、母线、套管等主要元件组成。各部分用sf6气体作为绝缘介质，采用三相共箱的形式包敷在接地的壳体内，体积更小。2.2.1.2 本站20kv、段母线系统采用江苏帕威尔电气有限公司生产的ams-24型户内金属铠装开关柜，小车开关采用同一公司的vep-24型高压真空断路器。20kv、段母线系统采用苏州汇德电气制造有限公司生产的kyn-24型户内金属铠装开关柜，小车开关采用扬州北辰电气设备有限公司的vbc-24型高压真空断路器，配有电动弹簧操作机构，可以电动或手动操作。2.2.2 gis组合电器巡视项目序号部件编号项目备注1本体1断路器、隔离开关及接地刀闸的分、合闸指示器同运行方式一致2内部无异声及放电声3sf6压力指示在正常范围内（根据压力/温度曲线）4环氧绝缘分离罩外露部分有无损伤裂纹5各类配管及阀门无损伤、锈蚀6各隔离开关机构箱门密封良好2导引线1瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象2电缆头无渗油、无发热现象3汇控柜1各种指示灯、光字牌显示正确，无异常2“遥控/近控”等切换开关应投向正确位置3密封良好，干燥，无变形锈蚀、接地良好4二次线无松脱及发热现象5各电源开关、熔丝及温控除湿装置投入正确6柜内其它元件完好7柜内清洁，无异常气味8孔洞封堵严密9柜内照明良好10空气压缩机润滑油表油面在两条绿线之间气动机构11空气压力表指示值，符合运行规定气动机构12弹簧操作机构储能指示正常弹簧机构13断路器机构箱内无渗漏油液压机构4其它1室内应无异常、异臭2设备编号、标示齐全、清晰、无损坏，相色标示清晰、无脱落3基础无倾斜、下沉4架构完好无锈蚀、接地良好5sf6泄漏测试报警装置工作正常，无异常sf6泄漏测试报警装置6带电显示装置完好、显示正常带电检测装置7排风系统工作正常排风系统8在线监测泄漏电流指示正确清晰、数据差异不超过20%在线监测2.2.3 gis组合电器检修后的验收项目2.2.3.1 进行就地及远方操作，检查设备实际位置与汇控柜及系统盘上指示是否相符（分合闸状态均要检查）。2.2.3.2 检查各闭锁条件是否已满足。2.2.3.3 各信号继电器经检查能正确发信后，恢复正常。2.2.3.4 记录各气压表（sf6，空气）初始压力值。2.2.3.5 断路器，隔离开关操作方式统一在“远方”。2.2.4 gis组合电器的运行与操作2.2.4.1 sf6气体的规定（1）gis装置运行除遵守一般性的安全规定外，应特别注意sf6气体的特点，可能发生一般变电站不同的危及人体安全的情况，防止经电弧分解产生的有毒物质外泄污染周围环境危及人体安全。（2）sf6气体是一种无毒、无味、无色的不可燃、可压缩液化惰性气体，微溶于水，具有优越的绝缘和灭弧性能；但其在合成过程和电弧作用下，由于杂质的存在，使sf6气体中含有多种具有腐蚀性，刺激性和毒性的化合物；sf6气体比空气重5倍，如有泄漏在低洼出沉积，对人体有窒息作用。gis装置每个间隔分为若干sf6气隔单元，每个sf6气隔单元上装有一套独立监控元件（包括sf6压力表、sf6自封接头）。（3）为了防止低洼处、凹处工作缺氧窒息事故，工作前应先开启gis室底部通风机进行排气15分钟。确保空气中sf6气体浓度不大于1000/，含氧量不小于18%（体积比）。在现场检查sf6漏气情况时，应注意不要蹲下。（4）sf6中水份含量是影响设备安全可靠运行的关键指标，应予特别关注。检修部门应定期取样测定，若发现超出规定标准值，应查明原因，并用气体回收装置进行干燥净化处理直至合格，方可投运。设备中sf6气体含水量的交接试验值和运行中最高允许值如下：允 许 值断路器室其它气室交接试验值（ppm/体积比）150250运行允许值（ppm/体积比）3005002.2.4.2 gis的就地控制柜是对gis进行现场监视与控制的集中控制屏。也是gis间隔内、外各元件，以及gis与控制室之间电气联络的中继枢纽。所以，维护巡视好就地控制屏，对保证变电站gis系统的正常运行起着非常重要的作用。2.2.4.3 由于sf6气体比重比空气大，因此、在进入110kvgis室前，应先将排气扇打开15分钟，然后进入gis室。要确保室内sf6气体浓度不大于1000ppm，超过1000ppm工作人员不得进入。本站装有sf6气体泄漏定量报警装置。该装置能对空气中的sf6气体浓度及氧气含量进行监测、报警。当检测到室内sf6气体浓度达到一定值时（1000ppm）或氧含量低于一定值（小于等于18%）报警，同时当sf6气体泄漏或氧气含量18.0%时风机自动启动通风。另外该装置还可以手动强制启动风机排风。2.2.5 gis系统的操作要求及注意事项2.2.5.1 gis装置中断路器使用弹簧储能，整个操动机构与sf6系统完全隔离。储能回路或储能电机故障无法正常储能时，应立即汇报调度及上级部门进行处理，未经上级同意，严禁手动储能。2.2.5.2 运行中发出“储能电源消失”信号时，当值值班员应到现场检查断路器机构储能电机电源开关是否跳开，如跳开则应立即合上；如储能电机电源开关连续跳开，应立即汇报调度及上级部门进行处理，未经上级同意，严禁手动储能。2.2.5.3 就地控制柜上断路器、隔离开关、接地刀闸的位置指示器同运行方式应一致；故障信号光字牌应熄灭；运行方式转换开关应在“远控”位置（如在就地位置，将无保护），联锁开关应在“联锁”位置（解除联锁钥匙应取下），操作钥匙应取下接规定封存保管。2.2.5.4 用于隔离开关、接地开关的操作回路及加热器回路电源的空气开关，正常时应打在“on”位，由于加热器是为了防潮，因此控制加热器回路电源的自动空气开关在夏天也应置于“on”位。即就地控制柜内的加热驱潮装置应常年投入。2.2.5.5 在集控屏上安装有：断路器、隔离开关、接地开关的操作开关及分合状态指示灯，断路器储能指示灯、断路器、隔离开关、接地开关的操作回路及接通、开断加热器回路电源的自动空气开关等。还有cb紧急分闸装置及复归装置。 2.2.5.6 110kv线路侧均装有带电显示器（a、c相），和线路接地刀闸均进行闭锁，因此在合地刀前应检查带电显示器显示无电且线路刀闸在断开位置后方可合线路接地刀闸。2.2.5.7 开关操作方式有就地和遥控二种功能。正常运行中，gis组合电器断路器操作必须在后台机上操作，只有在设备检修试操作或特殊情况下，方可在集控屏上操作，正常运行中严禁对断路器进行慢分或慢合操作及就地操作。2.2.5.8 gis控制柜“就地/远方”开关正常运行应切至“远方”位置，正常运行时110kv接地刀闸与刀闸之间相互闭锁（测控+电气）。2.2.5.9 由于gis装置设备内部故障或操作，可能造成的接触电势危害，因此在gis装置上操作时，任何人都应停止在设备外壳上工作，并离开设备直到操作结束为止。2.2.5.10 gis组合电器刀闸可在后台机遥控操作或集控屏上电动操作，正常情况下应在后台机上遥控操作，操作前，必须检查断路器在分闸位置，操作结束后，应检查刀闸机械指示位置正确，后台机上位置指示正确。隔离接地复合开关（三工位）有三个位置指示：红色为合闸、绿色为分闸、接地为蓝色，操作后应检查到位。2.2.5.11 正常运行时隔离开关或接地刀闸应采用电动操作，严禁手动操作刀闸及接地刀闸。2.2.5.12 如隔离开关及接地刀闸操作机构电动机故障，且短时间无法恢复时，向相关领导申请同意后，才能采用手动操作（此时装置一般会失去联锁功能）。手动操作时应戴好绝缘手套，与设备外壳保持一定距离，并检查断路器及隔离开关状态，确认无误后方可手动操作。2.2.5.13 gis组合电器接地刀闸操作前，必需检查有关刀闸在分闸位置及防误条件满足，然后在后台机上或集控屏上电动操作，一般也应在后台机上操作。若必须要手动操作时，为防止接触电势的危害，应戴好绝缘手套，尽量与设备外壳保持一定距离。2.2.5.14 当集控屏上空气开关自动跳闸时，可能是隔离开关、接地开关的电动操作器发生异常或操作回路短路，应汇报有关部门立即进行处理。2.2.5.15 各隔离开关操作机构装有电气闭锁装置，正常运行时就地控制柜上联锁开关应在“联锁”位置，断路器联锁条件异常告警信号灯应熄灭。运行中进行倒闸操作，发现被闭锁，应查明原因，严禁盲目解除联锁进行操作。2.2.5.16 操作接地刀闸，需检查有关隔离开关分闸位置，不能直接验电的，可以利用带电显示装置或线路避雷器泄漏电流表等作为间接验电手段，但必须有两个以上判据作为操作条件。同时开关拉开后，一定要检查电流情况，防止断路器连杆拉断实际没有拉开。2.2.5.17 当gis在集控屏上就地操作，将切换开关投向就地方式时，会失去保护（控制回路断线），因此正常不应在就地进行操作。若必须操作时，应经领导同意并应尽量减短操作时间。2.2.6 隔离接地复合开关（eds）的手动操作2.2.6.1 将手动操作把手插入后，此时微动开关（ls5）闭合，再将手动操作按钮开关（bs）按下，若连锁条件成立，则释放线圈（rc）激磁，机构闭锁释放，则手动操作把手方可转动。当手动把手插入时，因微动开关（ls4）之作用使电动操作无法动作。2.2.6.2 注意：当连锁状态尚未成立时（例如：cb须分闸，ds或es须分闸时）手动操作按钮开关（bs）按下，释放线圈（rc）不会被激磁，因此手动操作把手无法转动。手动操作时，手动操作按钮开关按下不要超达10秒钟。 2.2.6.3 请不要将手或身体的任何部分伸入机构内部，如果没有有遵守可能会造成伤害。2.2.6.4 操作把手到任一位置直到定位为止后，请放开手动操作按钮开关，并确认后再往回转45度并拔出手把，如操作不确实的话可能会导致马达操作失效。操作完毕请确认状态指示牌的位置。2.2.7 快速接地开关（fes）的手动操作2.2.7.1 防护罩旋钮轻轻向下移动，此时手动操作微动开关（lts1）闭合，则手动操作线圈（ilm）被激磁而移开防护罩制止栓，然后再将旋钮向下移动少许后，将手动操作把手从插入口插入。当打开操作门时，因门开关之作用使电动操作无法法动作。2.2.7.2 当连锁状态尚示完成时，手动操作线圈不会通电，因此，插入口不会分闸。2.2.7.3 在手动操作完成后，必须移开手动操作把手并检查防护罩是否将插入口遮住。2.2.8 gis断路器及机构配置情况2.2.8.1 本站110kv1101#1主变开关采用cfpt（b）-120-40l型sf6开关，采用far3弹簧储能操作机构。1102#2主变开关采用zf10-126g型sf6开关，采用ct26弹簧储能操作机构。额定短路开断电流累计开断次数为20次。额定操作机械寿命为5000次。断路器检查标准周期为：额定遮断电流40ka每分闸10次须检查一次遮断电流12ka-24ka每分闸30次须检查一次额定负载电流2000a每分闸1000次须检查一次负载电流2000a以下每分闸2000次须检查一次2.2.8.2 达到其中任何一项或有异常时需汇报调度及生运部进行临时检查。断路器操作后应作好统计。2.2.8.3 1101#1、1102#2主变断路器sf6气体压力均为（20表压）：额定值为0.60mpa,报警值为0.55mpa，闭锁值为：0.50mpa，正常运行时应加强对各气室sf6气体压力的巡视检查，发现压力降低等异常应及时汇报进行检查处理。2.2.9 gis组合电气的异常处理2.2.9.1 在巡视中发现异常（表压下降，有异味，自感不适等），应立即汇报，检查原因后及时采取相应措施。2.2.9.2 当sf6压力表显示同一温度下，相邻两次读数差大于0.02mpa应立即汇报，听候处理。2.2.9.3 “sf6压力降低”光字牌示警时，应立即到现场检查压力表，确定是否漏气及漏气区；若发现大量漏气点，应安排停电处理。2.2.9.4 检查sf6漏气时，口鼻对地面距离应大于1米。2.2.9.5 “sf6分合闸闭锁”光字牌示警时，由于断路器处于分合闸闭锁状态，在检查sf6压力确已下降后，应将断路器改为非自动，并汇报调度及上级部门，听候处理。2.2.9.6 当gis设备发生事故，造成气体大量外逸时，人员应迅速撤离现场，并打开全部通风装置。事故发生后4小时内，进入gis室内必须戴手套及防毒面具，穿好防护衣。2.2.9.7 gis设备故障，外逸气体侵袭人体，会出现流泪、流涕、鼻腔及咽喉刺痛，发音嘶哑、咳嗽、胸闷等现象，应迅速将中毒者移至空气新鲜处，必要时采取人工呼吸，输氧并及时送医院抢救。2.2.10 110kv断路器异常处理2.2.10.1 现象：合闸弹簧不能压缩：2.2.10.2 检查：配线、电机、辅助开关、传动连杆、交流电源。2.2.10.3 原因：合闸操作回路断线、电机线圈断线、电阻失效、电机控制回路使用的辅助开关接触不良，角轴不转。2.2.10.4 处理：立即汇报调度及部门进行处理2.2.10.5 现象：不能合闸。2.2.10.6 检查：控制回路的接线、合闸线圈、合闸钩子、气体密度继电器、辅助开关、主变保护装置、直流电源、闭锁回路。2.2.10.7 原因：合闸控制回路断线或接线错误、合闸线圈断线、辅助开关接触不良2.2.10.8 处理：立即汇报调度及部门进行处理。2.2.10.9 现象：电机过流报警。2.2.10.10 原因：电机故障、交流电源2.2.10.11 处理：汇报调度及运行部进行处理2.2.10.12 电机电源空气开关自动分闸2.2.10.13 检查：接线、电机、交流电源2.2.10.14 现象：不能分闸2.2.10.15 检查：控制回路、辅助开关、跳闸线圈、气体密度继电器、直流电源、闭锁装置2.2.10.16 气体泄漏2.2.10.17 检查焊接部位、法兰密封面、轴密封处、气体压力计、气体密度继电器。2.2.10.18 若断路器发出“sf6压力泄漏”、“s