某35kv变电站投运试运行规程

35kV蚌峨变电站现场试运行规程1 目录目录1前言135kV蚌峨变电站现场试运行规程11总则12主变压器13断路器（柜）44隔离开关65母线96电压互感器107电流互感器138电力电容器组149防雷设备1710继电保护及自动装置运行规定1911主变压器保护1912线路保护2413综合自动化监控系统2814公用设备3115站用电系统3216直流系统3918倒闸操作5119事故处理原则55前言57 为了35kV蚌峨变电站投运试运行期间，给值班人员提供准确、可执行的运行维护依据，确保人身和设备安全，由云南电网公司文山电力股份公司砚山分公司组织，编写了35kV蚌峨变电站现场试运行规程。35kV蚌峨变电站现场试运行规程1　总则1.1　变电站简介35kV蚌峨变电站位于蚌峨西北约1.3KM占地面积3300㎡，现装设有杭州钱江电气集团股份有限公司生产的SZ11-2500/35GY型变压器共1台，总容量为2.5MVA。35kV采用内桥线接线方式。现有1回进线，主要连接35kV者腊变电站。10kV采用单母线接线方式。现有4回出线，主要连接10KV蚌峨、板榔、南屏、六掌线。1.2　本站调度管辖范围划分1.2.1　砚山调度管辖范围：35kV者蚌线设备、10kV母线及母线设备间隔设备。1.3　正常运行方式#1主变35kV者腊变电站经35kV者蚌线连接于本站35kV者蚌线进线断路器，并经35kV#1主变运行供10kV母线及出线，35kV#1号站用变连接在35kV者蚌线线路侧，10kV#2站用变连接于10kV蚌峨线线路侧。2　主变压器2.1　概述我站主变总容量为2.5MVA，选用1台杭州钱江电气集团股份有限公司生产的SZ11-2500/35GY型三相双绕组有载调压变压器。2.2　主变压器运行规定及注意事项2.2.1　变压器的外壳上应标明编号、名称。2.2.2　变压器在规定的冷却条件下，可按铬牌规范连接运行（环境最高温度为+40℃）。运行中应随时监视变压器各线圈的负荷，不得超过其额定容量。2.2.3　变压器运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。2.2.4　变压器运行中允许温度，应以顶层油温来检查，上层油温最高不得超过95℃，为防止油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃。2.2.5　变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。2.2.6　变压器在不同负载下运行时，应按GB/T15164《油浸式电力变压器负责导则》的规定执行。2.2.7　变压器存在冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等缺陷时不准过负荷运行，变压器经过正常过负荷或事故过负荷后，应将过负荷的大小及持续时间记入变压器记录簿内，并对变压器作详细检查。2.2.8　运行中的变压器发出过负荷信号时，值班人员应检查变压器的各侧电流是否超过规定值，并应将变压器过负荷数量报告当值调度员，然后检查变压器的油位、油温是否正常，并按规定时间巡视检查，必要时增加特巡。2.3　巡视检查2.3.1　正常巡视检查2.3.1.1　各侧套管是否清洁，有无裂纹或放电痕迹。57 1.1.1.1　油枕、套管的油色、油位是否正常、有无渗油、浸油及漏油现象，变压器本体是否有渗漏油现象。1.1.1.2　变压器响声是否正常。1.1.1.3　电气联接部份是否有发热迹象。1.1.1.4　变压器油温是否正常。1.1.1.5　气体继电器内部充满油，无气体、无渗油、接线完好。1.1.1.6　呼吸器外壳完好无损，吸潮硅胶变色未达到2/3以上。1.1.1.7　检查变压器主、附设备不应渗漏油。1.1.1.8　分接开关运行档位正确，电源指示正常；现场实际挡位应和显示挡位一致，有载调压装置完好。1.1.1.9　变压器各部位接地良好；1.1.1.10　端子箱内无异常现象、无异味、应完整，电缆穿孔封堵良好。1.1.1.11　压力释放器未释压动作。1.1.2　特殊巡视检查1.1.2.1　新设备或经过检修、改造的变压器在72小时内，应加强巡视次数。1.1.2.2　当系统发生短路故障或变压器故障跳闸后，应立即检查变压器有无位移、变形、断脱、爆裂、焦味、闪络、喷油等现象。1.1.2.3　变压器有严重缺陷时；1.1.2.4　雷雨后，应检查套管有无放电闪络和避雷器放电记录器的动作情况。1.1.2.5　大风时，应检查引线有无松动，摆动是否过大，有无搭挂杂物。1.1.2.6　雾天、毛毛雨，应检查套管、绝缘子有无电晕和放电闪络。1.1.2.7　气温骤冷或骤热，应检查油温和油位是否正常。1.1.2.8　过负荷运行时，应检查各部位是否正常。1.1.2.9　下雪天气，应检查变压器引线接头部分有无落雪立即融化或蒸发冒气现象，导电部分应无冰柱。1.2　主变压器冷却器1.2.1　简介#1主变冷却方式采用ONAN油浸自冷式。1.2.2　变压器操作方法及非电量保护运行要求1.2.2.1　变压器在投运前，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确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器因结冰被封堵。1.2.2.2　变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。送电时则相反。1.2.2.3　变压器运行时瓦斯保护装置应接信号跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。1.2.2.4　变压器在运行中滤油、补油、或更换吸湿器硅胶时，应将其重瓦斯改接报警信号，此时其他保护装置仍应接跳闸。1.2.2.5　当油位计的油面异常升高或呼吸器有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接报警信号。1.2.2.6　变压器压力释放阀应作用于信号。1.2.2.7　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。1.2.3　异常及故障处理1.2.3.1　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。57 1.1.1.1　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，应立即将变压器停运。1.1.1.2　当变压器附件设备着火，爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班员应立即将变压器停运。1.1.1.3　变压器油温升高超过顶层油温限值时，应按以下步骤检查处理：1）、检查变压器负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；2）、核对温度测量装置；3）、若温度升高是由于散热器故障或是阀门未开启，在运行中无法修理者，应将变压器停运待修理。若不能立即停运修理。则应减小负载至允许温度下的相应容量；4）、正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运；5）、变压器在超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载；1.1.1.4　变压器有下列情况之一者应立即停运。1)、变压器响声明显增大，很不正常，内部有爆裂声。2)、油枕、压力释放或防爆喷油。3)、严重漏油致使油面下降到低于油位计的指示限度。4)、套管有严重的破损和放电现象。5)、变压器冒烟着火。1.1.1.5　当发现变压器的油面较当时油温所对应油位显著降低时，应查明原因。1.1.1.6　变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经检查不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以避免溢油。1.1.1.7　瓦斯保护动作的处理1.1.1.7.1　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。如气体继电器内有气体，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，根据变压器规程及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停运。1.1.1.7.2　瓦斯保护动作跳闸时，在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：1）、是否呼吸不畅或排气未尽；2）、保护及直流二次回路是否正常；3）、变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；4)、气体继电器中积聚气体量，是否可燃；5）、气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；6）、必要的电气试验结果；7）、变压器其他继电保护装置动作情况。1.1.1.8　变压器跳闸和灭火1.1.1.8.1　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征象时，应作进一步检查。1.1.1.8.2　变压器着火时，应立即断开电源，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。1.2　有载调压装置的操作运行操作及注意事项1.2.1.1　运行操作规定1）、安装及投入运行调式前必须详细阅读有载分接开关及控制器的使用说明书，并按说明书规定进行使用和维护；57 2）、有载调压变压器保证在负分接时输出额定容量。在规定过负荷运行时，不可频繁操动有载开关控制器，应始终保持在手动控制，不允许过负荷切换分接头；3）、运行人员在进行调压时，应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；4）、有载分接开关的油与变压器本体的油是不相通的。在运行时不仅要监视变压器的油面，也应监视分接开关储油柜的油面。1.1　主变压器的检修周期及验收项目1.1.1　主变压器的检修周期1.1.1.1　大修：指吊芯检修，包括对变压器芯体的检修1.1.1.2　小修：指不吊芯检修，包括对变压器箱体外部器件的检修，补充变压器油，进行规定的测量和试验等。1.1.1.3　变压器在投入运行后的第5年内，以后每5—10年内，应大修一次。1.1.1.4　若经过试验和运行情况判定有内部故障时，应进行大修。1.1.1.5　当变压器承受出口短路后，应考虑提前进行大修。1.1.1.6　每年应小修一次。2　断路器（柜）2.1　概述35kV者蚌线断路器采用云南开关厂生产的LW8-40.5型户外六氟化硫高压断路器，配置CT-14弹簧操作机构；10kV断路器采用浙江宇光真空断路器有限公司生产的ZW8-12G/630-20型真空断路器，配置CT-23弹簧操作机构；2.2　巡视检查2.2.1　35kV户外六氟化硫高压断路器正常巡视检查2.2.1.1　瓷套管无裂纹、无损伤、无闪络、严重污垢现象。2.2.1.2　进出线接线板连接牢固、无发热现象、无腐蚀、接线板连接的导线无过紧、过松、断股状况，接线板无变色、温度应正常（不超过90℃）。2.2.1.3　SF6气压系统:35kV者蚌线断路器SF6气体压力正常（看压力指示是否正常，气压是否在0.42MPa-0.5MPa之间。额定气压为0.5MPa，报警气压是0.42MPa，闭锁气压是0.40MPa。），表1　断路器气压一览表（单位MPa）断路器编号额定气压报警气压闭锁气压3920.500.420.402.2.1.4　分、合闸位置指示指示器指示正确并和当时实际运行状态以及主控室屏面或监控系统上指示的位置相符。2.2.1.5　运行的声音无异常声音。2.2.1.6　本体及接地本体铁件无锈蚀，接地良好。2.2.1.7　构架及基础基础无下沉，构架无锈蚀、裂痕。2.2.1.8　断路器弹簧操动机构弹簧储能正常、无锈蚀，储能电机电源开关在合闸位置，无异常气味。2.2.1.9　分、合闸线圈应完好，无焦臭味、冒烟等现象。2.2.1.10　断路器机构箱内的各控制开关“远控/近控”开关应在“远控”位置；就地分、合闸直流电源开关在合闸位置。2.2.1.11　断路器机构箱机构箱门关闭完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀现象；各继电器、接触器、端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象；接地线、接地排应完好，接地线端子无松脱现象；照明应良好；加热器应根据季节或天气情况投入或切除；连动机械部分无异物卡涩，紧固螺丝均完好无松动、脱落、遗失；机构箱体及箱门接地良好。57 1.1.1.1　端子箱:端子箱门密封完好；电缆孔封堵完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀现象；端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象；接地线应完好，接地线端子无松脱现象；加热器应根据季节或天气情况投入或切除；端子箱体及箱门接地良好。1.1.2　10kV户外真空高压断路器正常巡视检查1.1.2.1　无异常声响，用红外线测温仪测量温度正常。1.1.2.2　三相上、下引线接头应无发红、发白、冒气浪等发热现象，引线应无断股、散股现象。1.1.2.3　本体三相瓷套部分应完整、无破损裂纹、放电声和闪络等现象。1.1.2.4　分合闸位置指示器与断路器实际位置是否相对应。1.1.2.5　断路器各部分及管道无异声。1.1.2.6　储能弹簧储能良好。1.1.2.7　断路器接地应良好1.1.2.8　基础应无下沉、裂痕1.1.2.9　端子箱门密封完好；电缆孔封堵完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀现象；端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象；接地线应完好，接地线端子无松脱现象；加热器应根据季节或天气情况投入或切除；端子箱体及箱门接地良好。1.1.2.10　引线连接部分无过热，引线驰度适中。1.1.3　35kV户外六氟化硫高压断路器特殊巡视检查1.1.3.1　下雪天气检查断路器各接头应无过热、融雪、冒汽现象。1.1.3.2　雷雨、大风天气或雷击后检查瓷套管有无闪络痕迹，断路器上应无杂物，防雨帽应完整，接头无松动、无发热现象。1.1.3.3　断路器切断故障电流后检查断路器的分、合位置指示正确；本体、接头处有无击穿；瓷套有无破损、裂纹、闪络痕迹；有无短路或电弧烧伤痕迹；弹簧储能有无异常，35KV断路器SF6气体压力正常。1.1.3.4　气温突变断路器SF6气体压力正常（看压力指示是否正常，气压是否在0.42MPa-0.50MPa之间。额定气压0.50MPa，报警气压0.42MPa，闭锁气压0.40MPa。1.1.4　10kV户外真空高压断路器特殊巡视检查1.1.4.1　下雪天气检查断路器各接头应无过热、融雪、冒汽现象。1.1.4.2　雷雨、大风天气或雷击后检查瓷套管有无闪络痕迹，断路器上应无杂物，防雨帽应完整，接头无松动、无发热现象。1.1.4.3　断路器切断故障电流后检查断路器的分、合位置指示正确；本体、接头处有无击穿；瓷套有无破损、裂纹、闪络痕迹；有无短路或电弧烧伤痕迹；弹簧储能有无异常。1.2　注意事项1.2.1.1　严重污秽地区：瓷质绝缘的积污程度，有无放电、爬电、电晕等异常现象；1.2.1.2　节假日时：监视负荷及增加巡视次数。1.2.2　注意事项1.2.3　运行注意事项1.2.3.1　巡视高压设备必须戴好安全帽；1.2.3.2　夜间巡视应使用照明充足的灯具；1.2.3.3　巡视路线上的盖板应稳固；1.2.3.4　巡视路线上有孔洞或障碍物，应装设围栏或警示牌；1.2.3.5　巡视设备需要倒退行走时，须防止踩空和被电缆沟等障碍物绊倒；1.2.3.6　与带电设备保持《安全规程》规定的安全距离以上，35kV不低于0.6m，10kV不低于0.35m；1.2.3.7　雨天巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和避雷针，严禁使用伞；57 1.1.1.1　高压设备发生接地时室外不得接近故障点8米以内，室内不得接近故障点4米以内，进入上述区域人员必须穿绝缘靴，接触设备外壳或构架时，应戴绝缘手套；1.1.1.2　巡视设备时应集中精力，单人巡视设备时不得移开或越过遮栏并不得从事其它工作；1.1.1.3　巡视室外设备注意站在上风向，巡视室内设备应先通风15分钟；1.1.1.4　发现SF6气体有泄漏要迅速离开，接近泄漏处应戴防毒面具；1.1.1.5　巡视时要集中精力，当听到设备内部有异常响声，并逐渐增大时，要迅速远离设备；1.1.1.6　检查断路器操作机构，不得用手触摸手动跳、合闸开关（按钮）；1.1.1.7　一般情况不允许到就地操作断路器；1.1.1.8　检查端子箱，检查时，不得触摸端子排，以免造成二次回路故障；检查机构箱，检查时，不得操作设备控制回路开关。1.1.2　异常及事故处理1.1.2.1　断路器不能合闸：1.1.2.2　检查断路器是否是处于未储能状态；1.1.2.3　检查断路器是否已处于合闸位置状态；1.1.2.4　检查是否选用了合闸闭锁装置，而辅助电源未接通或低于技术条件要求；1.1.2.5　若为初次投运，检查是否是二次线路不准确；1.1.2.6　检查后台监控机上是否有保护动作信号发出；1.1.2.7　在保护屏上检查操作方式控制开关是否打到“远方”位置；1.1.2.8　操作不当，操作、合闸电源或二次回路故障；1.1.2.9　以上检查都正常后，应再操作一次，在排除因人员操作不当而导致操作失败的原因后，若断路器仍不能合闸，而值班人员又不能查明原因时，应上报缺陷派专业人员来进行处理。1.1.3　断路器不能分闸：1.1.3.1　检查跳闸回路及测跳闸线圈两端有无电压。对于SF6断路器，还应检查是否有SF6压力降低闭锁分闸的信号。1.1.3.2　检查接线端子及开关的常开辅助触点、控制开关接点、分闸闭锁微动开关接点等是否接触不良。1.1.3.3　检查跳闸铁芯是否卡涩，跳闸线圈是否断线或层间短路，脱扣机构故障等。1.1.3.4　检查弹簧机构是否有故障，操动、传动、提升机构是否卡涩，开关分闸力太小及开关动静触头是否有熔焊、卡涩现象。1.1.3.5　以上检查都正常后，应再操作一次，在排除因人员操作不当而导致操作失败的原因后，若断路器仍不能合闸，而值班人员又不能查明原因时，应上报缺陷派专业人员来进行处理。1.1.4　缺陷处理当发现设备缺陷时，按照文山电力股份公司《设备缺陷管理规定》的要求进行处理。2　隔离开关2.1　概述35kV隔离开关选用江苏省如高高压电器有限公司生产的GW4A-40.5GW型户外高压交流隔离开关。10kV隔离开关选用江苏省如高高压电器有限公司生产的GW4A-12W型户外高压交流隔离开关。2.2　巡视检查2.2.1　正常巡视检查2.2.1.1　三相触头在合闸过程中要同期到位，没有错位或不同期到位现象。2.2.1.2　绝缘情况，绝缘子表面污垢程度，有无放电及电晕现象。2.2.1.3　接触点的位置是否正常。触头应平整光滑，无脏污变型，有无发热放电现象。2.2.1.4　底座连接轴上的开口销应完好，底座法兰应无裂纹，法兰螺栓紧固无松动。2.2.1.5　传动机构是否良好，无变形锈蚀，无机械损伤，部件间连接牢固，无松动脱落现象。57 1.1.1.1　接地部分的检查。触头接触应良好，接地应牢固可靠，接地体可见部分应完好1.1.1.2　操作机构是否完好。1.1.1.3　值班员在巡视时，如发现隔离开关的缺陷，应及时消除，以保证隔离开关的安全运行。1.1.2　特殊巡视检查1.1.2.1　大风时或雷雨后，应检查隔离开关三相引线的摆动情况，有无断股、散股现象。三相引线接头有无松脱和闪电火花。三相支持瓷瓶套管有无闪络放电现象，隔离开关上有无杂物，触头防雨帽有无翻开脱落。1.1.2.2　大雾、潮湿天气时，应检查隔离开关各相支持瓷瓶的套管有无电晕和污闪放电现象。1.1.2.3　过负荷运行时，应加强监视隔离开关触头及接头有无过热现象；用红外线测温仪测量各相触头及引线接头有无发热现象.1.1.2.4　发生强烈的震动后，应检查隔离开关的触头是否偏移，隔离开关构架及地基有无崩裂下塌，隔离开关支持瓷瓶有无震伤、震裂1.1.2.5　发生短路故障时，应检查其隔离开关的触头是否偏移，引线接头有无发热、熔断，支持瓷瓶有无破裂。1.1.2.6　可参照运行作业指导书中隔离开关巡视部分执行。1.2　注意事项1.2.1　隔离开关允许在额定电压、额定电流下长期运行，但各接头及触头的温度一般不应超过75℃。1.2.2　操作隔离开关前，本间隔断路器必须在断开位置，并经核对编号无误后，方可操作，严禁用隔离开关断开或合上负荷电流或故障电流,操作后，必须检查其开合位置。合时检查三相刀口接触良好，拉开时检查三相断开角度和距离符合要求。1.2.3　合上接地开关之前，必须确认有关各侧电源均已断开，并三相验明确无电后方可进行操作。1.2.4　隔离开关操作完毕，应检查操作的效果符合安全运行的要求，机构的定位销锁定牢固。1.2.5　采用隔离开关进行等电位操作前，应断开环路内断路器的控制电源空气开关。1.2.6　隔离开关可以进行以下操作：1）系统无故障时，拉合电压互感器；2）无雷击时，拉合避雷器；3）拉合母线充电电流不超过5A的空母线；4）在没有接地故障时，拉合变压器中性点接地开关；5）拉、合站内无阻抗的环路电流；6）屋外三联隔离开关可拉开、合上电压在10kV及以下，电流在9A以下的负荷电流。1.2.7　禁止用隔离开关进行的操作：1）禁止用隔离开关拉合带负荷设备或带负荷线路；2）禁止用隔离开关拉开、合上空载主变压器；3）禁止用隔离开关拉开、合上故障电流；4）禁止用隔离开关将带负荷的电抗器短接或解除短接。1.2.8　隔离开关的操作要领：1）手动合隔离开关时，操作要领是“迅速、果断”当刀片接近刀口时要迅速合上，以防发生弧光。但合到终了时，不得用力过猛，以防止损伤瓷瓶；2）手动拉隔离开关时，应按“慢－快－慢”的过程进行。开始要慢而谨慎，要看清是否是应拉的刀闸，当刀片刚离刀口时，如发现拉错刀闸产生电弧时，应立即合上，防止继续错拉刀闸造成事故。操作过程中，当刀片和刀口分离后，应迅速拉开，以利灭弧，当隔离开关全部拉开快尽终了时，应慢以防止冲击过大，损坏瓷瓶；3）一旦发生带负荷拉隔离开关时，如果刀片刚刚离开刀口（已起弧），则应立即将刀闸合上，但如果已误拉开，且已切断电弧时，则不允许再合上；4）当带负荷误合隔离开关时，则不论任何情况都不准将已合上的隔离开关拉开。1.2.9　检查巡视中，发现隔离开关存在缺陷后，应在设备缺陷记录簿上记录发现时间、发现人、发现缺陷的部位及缺陷情况，然后按缺陷汇报的规定向变电运行管理所汇报；1.2.10　57 隔离开关检修后送电前的检查项目：1）检查工作班组的临时安全措施是否全部拆除，现场是否遗留有检修工具物品；工作现场的油迹、废弃物是否清理干净；2）隔离开关原来运行中发现的缺陷均已消除，未能消除的缺陷应由检修人员注明原因；3）检查隔离开关支持瓷瓶外表是否整洁，有无碰伤破损、裂纹现象；4）检查操作机构、传动装置是否安装牢固，动作是否灵活可靠；5）检查接地引下线是否连接牢固；6）督促检修人员在设备修试记录上填写检修结果、试验结论及是否符合运行要求、能否运行，在设备缺陷记录上填写缺陷消除情况；7）值班负责人对上述记录审核并签名后方可办理工作终结手续。1.1.1　合隔离开关前的检查项目：1）核实隔离开关可以投入运行；2）检查该间隔上的断路器确在断开位置；3）对于变压器送电，不管是哪一侧送电，都应同时检查变压器各侧接地开关全部在断开位置，所挂接地线已全部拆除；4）对于断路器送电，应检查该断路器两侧隔离开关之间的接地开关全部在断开位置，线路侧接地开关在断开位置；5）对母线及母线TV送电前，应检查母线及母线TV各侧接地开关在断开位置，各侧地线已全部拆除；6）对于电容器送电，应检查电容器侧的接地开关在断开位置，所装设的接地线已全部拆除。1.2　异常运行和事故处理1.2.1　隔离开关接触部分过热。处理方法：1）运行中，值班员如发现母线侧隔离开关有发热现象时，应报告调度，设法减轻负荷。若条件允许的话，最好将隔离开关退出运行，如母线可以停电，应立即停电进行检修。因负荷重要不能停电检修又不能减轻负荷时，应加强监视，这时如发现发热温度上升剧烈，则应断开相应的断路器。2）线路侧隔离开关接触部分过热时，其处理办法与母线侧隔离开关相同。所不同的是该隔离开关有串联的断路器作保护，可以防止事故扩展。因此，隔离开关可以继续运行，但需加强监视，直到可以停电检修为止。1.2.2　带负荷误拉合隔离开关。处理方法：1）隔离开关本身没有灭弧能力。因此，在运行中，严禁用隔离开关拉合负荷电流。当出现误拉隔离开关时，运行人员应立即将未拉开的隔离开关合上，避免弧光短路，如隔离开关已被拉开，则不允许再合上，保持隔离开关在断开位置，然后断开该断路器或上一级断路器切断负荷电流后方可再合上隔离开关。2）当出现误合隔离开关时，运行人员无论什么情况都不允许再拉开，如确需要拉开，应在该回路负荷电流被该断路器切断后，再拉开。1.2.3　隔离开关拉不开。处理方法：1）当隔离开关出现拉不开时，如果是操作机构被生锈卡死，应对其进行轻轻地摇动。此时应注意支持绝缘子及操动机构的每个部分，以便根据它们的变形和变位情况，找出抵抗的部位。2）如果妨碍拉开的抵抗力发生在隔离开关的接触装置上，如动、静触头熔焊等，则不应强行拉开，否则支持绝缘子会受到破坏而引起严重事故。此时，应改变设备的运行方式，待其退出运行后再进行处理。1.2.4　隔离开关支持绝缘子破损。处理方法：1）运行中的隔离开关，由于环境污染或安装过程中碰伤，使其支持绝缘子破损或放电，如果是闪络放电，应加强监视，待申请停电后清扫，如果是支持绝缘子破损、断裂，则应用上一级断路器断开电路，使损伤的隔离开关退出运行后再进行修理。1.3　隔离开关的检修周期及验收项目1.3.1　隔离开关的检修周期1.3.1.1　隔离开关大修周期每3-5年或操作达1000次以上应进行一次大修。1.3.1.2　隔离开关小修周期每半年至一年进行一次小修。1.3.2　隔离开关的验收表1　隔离开关验收项目表验收内容验收参照标准操动机构、传动装置、辅助开关、闭锁装置操作机构、传动机构辅助开关及闭锁装置应安装牢固，动作灵活可靠，位置指示正确。三相同期、触头、接头合闸时，三相不同期符合技术要求。触头、接头接触是否紧密良好分闸时触头打开角度就、距离符合技术规定。油漆、相色、接地油漆应完整、相色标志正确齐全、接地应完整良好。瓷绝缘、电气试验瓷绝缘应完整无缺损，全部电气试验合格。1.4　缺陷的分类及处理1.4.1　缺陷分类57 表1　缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷1、操作机构失灵。2、机械闭锁失灵。3.瓷件破损严重，有严重放电痕迹。4.设备桩头受力严重导致变形者。5.三相不同期，触头接触不良，刀口严重不到位或开转角度不符合运行要求，辅助触点不翻转或接触不良。刀闸触头铸件部分有例纹。7.操作机构缺锁或插销脱落。重大缺陷1、户内隔离开关后接触面积小于100%，大于80%，户外隔离开关合闸后导致电杆歪斜。2、隔离开关操作不灵活，三相同期及转动角度不符合要求，辅助接点接触不良。3、瓷裙损伤在2cm2以上.4、室外隔离开关触头防雨罩损坏。5、隔离开关操作机构箱密封不好，有漏水情况。6、接地刀闸分合闸不到位。7、接地开关与接地点间的连线断股或锈蚀严重。8、开关未安装防止误操作闭锁装置。9、电气操作机构失灵。一般缺陷1、瓷瓶、刀口赃污。2、操作机卡涩。3、引线螺栓极其它金属部位有严重电晕。4闸刀、连杆、底架锈蚀。1.1.1　缺陷处理当发现设备缺陷时，按照文山电力股份公司《设备缺陷管理规定》的要求进行处理。2　母线2.1　概述我站10kV母线选用型号为LGJ-240/30型的钢芯铝绞线构成的软母线。2.2　巡视检查2.2.1　正常巡视检查2.2.1.1　检查导线、金具有无损伤，是否光滑，接头有无过热现象。2.2.1.2　检查瓷套有无破损及放电痕迹。2.2.1.3　检查间隔棒缓和连接板等金属的螺栓有无断损缓和脱落。2.2.1.4　在晴天，导线和金具的无可见电晕。2.2.1.5　定期对接点、接头的温度进行检测。2.2.1.6　当母线和导线异常运行时，运行人员应针对异常情况进行特殊巡视。2.2.1.7　夜间熄灯检查有无可见电晕。2.2.1.8　导线上有无异物悬挂。2.2.2　特殊巡视检查2.2.2.1　在大风时，应巡视母线的摆动情况是否符合安全距离要求有无异常飘落物。2.2.2.2　雷电后各绝缘子有无放电闪络痕迹。2.2.2.3　雨、雪天气时，母线接头处的积雪是否迅速化和有无发热冒烟现象。2.2.2.4　雾天，绝缘子有无污闪。2.2.2.5　天气气候变化时，母线有无驰长过答案或受说过紧的现象。2.2.2.6　可参照运行作业指导书中母线巡视部分执行。2.3　注意事项2.3.1　正常情况下，母线不允许超额定参数长期运行，不能受外力挤压、撞击，不能污染、腐蚀。伸缩节连接良好不断开，静触头无烧伤痕迹。57 1.1.1　母线检修时应把连接于母线上所有设备转为冷备用，断开母线TV二次侧空开，验电后合上母线接地开关或装设接地线。1.1.2　母线的操作：1）母线转为冷备用时应把连在母线上的所有设备、母线TV改处冷备用状态；2）母线检修时应把连在母线上所有断路器、母线TV转为冷备用，并合上母线接地开关；3）禁止用隔离开关对母线充电；4）检查母线充电情况包括检查母线电压互感器。1.2　母线异常处理1.2.1　绝缘子闪络或破损。处理方法：值班人员发现绝缘子闪络，应做好记录，待停电后清扫;发现绝缘子破损，放电等情况时，应尽快汇报调度，申请母线停电处理。在处理之前加强破损绝缘子的监视。1.2.2　铝排硬母线变形。处理方法：值班人员发现变形情况时，一方面尽快汇报调度及局相关部门，申请转移负荷或停电将变形母线隔离，另一方面找出变形的原因，以消除故障。1.2.3　母线过热。处理方法：值班员发现母线过热时，对因过负荷引起的应尽快汇报调度，请求倒母线或转移负荷；对局部过热引起的应汇报后加强监视，尽快处理；对发现发热严重甚至局部发红的，则应立即停电，做好安全措施，待处理好后恢复运行。1.2.4　母线电压不平衡。处理方法：母线电压不平衡时，一般情况下将有接地信号出现和警铃动作。母线电压不平衡原因主要有以下三个方面：1）输电线路发生单相金属性接地或非金属性接地故障；2）电压互感器一、二次熔断器熔断；3）母线出现假接地现象。1.2.5　母线电压消失。处理方法：母线电压消失是变电站和电网最严重的故障之一，它将造成大面积停电。1）当发生母线电压消失时，运行人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况及电压消失时的外部迹象，来判明母线电压消失的故障原因和故障性质。若是变电站内的故障，则处理时应立即拉开和该母线连接的所有断路器，并汇报调度。由母线短路或由母线到断路器间的引线段发生短路而引起母线电压消失时，其外部迹象除表计反映短路现象（如仪表剧烈摆动、光字牌亮）外，在故障地点还会有爆炸声、冒烟、起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变压器的断路器及线路断路器跳闸，以及出现闪光、喇叭响等信号。此时，应切除故障母线，汇报调度，等候处理。切忌在处理母线电压消失故障时，忽视对母线本身的检查，严防因母线本身故障没被发现而对故障母线再次充电的现象。若变电站内无故障，是因线路故障断路器拒绝动作而引起越级跳闸的母线电压消失，则应将故障线路手动切除后，恢复向其他线路送电运行。若无法判明故障线路，则在拉开所有断路器后合上母线进线断路器，对母线进行充电，然后逐条线路进行试送。若送到某条线路又使进线断路器跳闸时，则说明该回线路即为故障线路。在手动切除该回路后，再合上母线进线断路器，使母线带电，接下去逐条线路恢复送电。1.3　母线的检修周期及验收项目1.3.1　母线的检修周期1.3.1.1　母线大修周期每3-5年。1.3.1.2　母线小修周期每半年至一年进行一次小修。1.3.2　母线的验收表1　母线验收项目表验收内容验收参照标准1软母线外观检查1.1软母线表面无杂物、断股，表面光滑整洁，无裂纹、麻面、毛刺现象；1.2母线与配电装置的连接接触应紧固，无松动、锈蚀、断裂，耐张绝缘子串连接金具应完整良好；1.3弧垂弧度正常，对地距离符合规程要求。2硬母线外观检查2.1表面相色漆应清晰，无开裂、起层和变色现象；2.2伸缩节应完好，无断裂、过热现象；2.3支持绝缘子清洁，无裂纹及放电痕迹；57 2.4母线各连接部分的螺丝紧固，接触良好。1.1　缺陷的分类及处理1.1.1　缺陷分类表1　缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷1、导线或设备上有悬挂物或杂物，有可能引起短路故障，或危及人身安全。2、导线断股面积超过20%，或钢芯断股、避雷线钢线断二股以上。3、一串绝缘子中的零值或破损绝缘子达到或超过规定数值。重大缺陷1、绝缘子均压环脱落。2、导线或设备有悬挂物或异物。3、一串绝缘子中的零值或破损绝缘子达到或超过规定数值。4、接头螺丝松动、。发热5、绝缘子附件、金具、避雷线等锈蚀严重。6、杆、塔等设备基础受外力威胁，基座泥土长期被水浸泡或受流水冲刷等。7、支持瓷瓶瓷件破损2cm2以上。8、钢塔等设备基础受外力破坏，损坏严重，出现不稳定现象或已严重倾斜（单独列出基础类）一般缺陷1、防震锤外移2、铁塔缺少个别材料（如螺栓、螺帽、脚钉等）。3、个别金具锈蚀或缺少螺栓、开口销等（线路类）4、绝缘子串中有一片零值、低值、破损或自爆瓷瓶。5、绝缘子盐密超标或爬距不满足要求。1.1.2　缺陷处理当发现设备缺陷时，按照文山电力股份公司《设备缺陷管理规定》的要求进行处理。2　电压互感器2.1　概述35kV者蚌线线路电压互感器选用桂林电力电容器有限公司生产的TYD3/√3-0.01HF型电压互感器。10kV电压互感器选用大连北方互感器集团有限公司生产的JSZW-10WF干式电压互感器。2.2　巡视检查2.2.1　正常巡视检查2.2.1.1　绝缘子应清洁，无裂纹、破损及放电痕迹。2.2.1.2　运行中的电压互感器声响有无异常，有无放电声和异常音响。2.2.1.3　油位是否正常，有无渗漏油现象。2.2.1.4　检查一、二次回路接线是否牢固，各接头有无松动。2.2.1.5　二次侧接地牢固，接触是否良好。2.2.1.6　检查电压互感器一、二次熔断器是否完好。.2.2.1.7　检查一次隔离开关及辅助触点接触是否良好。2.2.2　特殊巡视检查57 1.1.1.1　大风时或雷雨后，应检查电压互感器引线有无断股、散股现象；引线接头有无闪电火花；各相套管有无闪络放电现象；检查与电压互感器并接的避雷器动作指示器有无动作，瓷瓶有无破裂、闪络放电。1.1.1.2　大雾、潮湿天气时应检查电压互感器各相套管有无电晕和污闪放电现象。1.1.1.3　发生强烈的地震后，应检查电压互感器构架及地基有无崩裂下塌，电压互感器外部有无震伤、震裂，是否倾斜。1.1.1.4　高温天气及电压互感器二次过负荷运行时应加强监视电压互感器内部的音响、油位指示变化情况，用红外线测温仪测试各相引线接头有无发热现象。1.1.1.5　可参照运行作业指导书中电压互感器巡视部分执行。1.2　注意事项1.2.1　电压互感器在额定容量下允许长期运行。1.2.2　电压互感器运行电压应不超过额定电压的120%。1.2.3　运行中的电压互感器二次回路不允许短路，电压互感器二次侧必须可靠接。1.2.4　电压互感器停电以前，应注意所供的继电保护及自动装置，不能因为交流失压而造成保护误动、拒动，停用母线TV前，应将其二次负荷转至另一台母线TV供给，若特殊情况下（两组母线TV二次不能并联）时，在停用母线TV应将运行在该母线上的设备会误动、拒动的保护退出运行，自动装置进行切换（TV送电以后，应注意恢复停电前所退出的保护装置）。1.2.5　电压互感器停电时，应先断开二次空气开关（取低压熔断器），然后拉开高压侧隔离开关，再取高压熔断器，送电时以此相反的顺序进行操作。1.2.6　母线检修时，应注意不得向停电设备倒送电，禁止操作PT的二次并列开关。1.3　异常和事故处理1.3.1　35kV、10kV电压互感器高熔断器熔断（低压空开跳闸）。处理方法：当电压表无指示或指示不正常，“电压回路断线”信号发出以后按下列的步骤进行处理：1）立即检查TV的二次熔断器是否跳闸，如TV的二次熔断器熔断，应立即更换，如果更换后再次熔断，这时，一般系电压互感器的二次回路存在短路现象，不允许再次更换熔断器，应作如下处理：立即汇报调度，将交流电压失压会误动的保护退出运行；按照TV的二次回路图，仔细查找二次回路的短路故障，找到短路点以后，能消除的及时消除。不能消除的短路点或找不到短路点，则应立即汇报变电运行主管部门，派人来处理；短路故障处理正常以后，方可更换新的二次熔断器；检查电压表指示及继电保护的信号正常以后，恢复退出的保护及自动装置。2）若电互感器的二次熔断器未熔断，且用万用表测量熔断器的上端头电压不正常，则一般是由于高压熔断器熔断所至，如果确定高压熔断器确实三相已经熔断，按先取下二次熔断器，再拉开TV隔离开关，最后按照更换高压熔断器的步骤处理，若不能准确判断出电压互感器的高压熔断器是否三相熔断时，应向调度申请将电压互感器所在母线停电，先断开二次熔断器，再拉开TV隔离开关，最后更换高压熔断器的步骤处理。1.3.2　当35kV、10kV母线电压互感器冒烟、喷油、着火时，应将故障电压互感器所连母线上的所有电源开关断开以后，再拉开电压互感器高压侧隔离开关，使其隔离。1.4　电压互感器的检修周期及验收项目1.4.1.1　投入运行后五年内应大修一次。判明内部有故障时，应提前进行大修。1.4.1.2　每年至少进行一次小修，特别是污秽严重的地方。1.5　电压互感器的检修周期及验收项目1.5.1　电压互感器的检修周期1.5.1.1　投入运行后五年内应大修一次。判明内部有故障时，应提前进行大修。1.5.1.2　每年至少进行一次小修，特别是污秽严重的地方。1.5.2　电压互感器的验收表1　电压互感器验收项目表验收内容验收参照标准57 本体及外观1、外观完整无缺损。2、油浸式互感器应无渗漏油，油位指示正常。3、油漆应完整，相色标志正确齐全。4、接地完整、良好。5、全部电气试验合格。1.1　缺陷的分类及处理1.1.1　缺陷分类表1　缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷1、充油互感器绝缘油电气或化学性能不合格，气想色谱分析有明显隐患。2、漏油严重或油位异常。3、电气试验主要项目不合格。4、运行中有异常响声。5、套管破损或有放电痕迹。重大缺陷1、引线桩头过热。2、瓷套有轻微破损，但不会进水受潮。3、有渗油或漏油现象。4、基础下沉或露筋、又未采取防止小动物进入和防水措施。一般缺陷1、设备表面锈蚀严重。接地不良。1.1.2　缺陷处理当发现设备缺陷时，按照文山电力股份公司《设备缺陷管理规定》的要求进行处理。2　电流互感器2.1　概述35kV电流互感器选用大连金业电力设备有限公司生产的LZW-35GY户外型电流互感器；10kV电流互感器选用大连金业电力设备有限公司生产的LZW-12型电流互感器；2.2　巡视检查2.2.1　正常巡视检查2.2.1.1　三相电流互感器套管应清洁，无破损，裂纹及放电痕迹。2.2.1.2　三相电流互感器引线接头应无发红、发白、冒气浪等发热现象，引线应无断股、散股现象。2.2.1.3　电流互感器在运行中应无声异常声响，无异味。2.2.1.4　在该间隔端子箱内、保护测控柜上、电度表柜上检查电流互感器的端子应无打火、发热、烧焦现象。2.2.2　特殊巡视检查2.2.2.1　大风时或雷雨后，应检查室外电流互感器三相引线摆动情况，有无断股、散股；三相引线接头有无松脱和闪电火花现象；各相套管有无闪络放电现象；三相引线及电流互感器上部有无杂物。2.2.2.2　大雾、潮湿天气时应检查室外电流互感器各相套管有无电晕和污闪放电现象。2.2.2.3　高温天气及线路过负荷运行时，应检查电流互感器有无异响。用红外线测温仪测试各相引线接头有无发热现象。57 1.1.1.1　发生强烈的地震后，应检查电流互感器构架及地基有无崩裂下塌，电流互感器外部有无震伤、震裂，是否倾斜。1.1.1.2　可参照运行作业指导书中电流互感器巡视部分执行。1.2　注意事项1.2.1　电流互感器在额定容量下允许长期运行,一般不允许过负荷。1.2.2　运行中的电流互感器二次回路不允许开路，若因工作需要断开电流互感器的二次回路前应先将其二次端子用铜线或连接片可靠的短接。1.2.3　电流互感器二次侧必须可靠接地。1.3　异常及事故处理1.3.1　电流互感器二次回路开路。处理方法：运行中的电流互感器，当发生噪声或怪声、电流表指示摆动或为零时，则说明此时电流互感器二次可能开路。开路后的电流互感器，其二次侧会感应出危险的高电压，危及到设备和人身的安全，此时值班人员应作如下处理：1）在靠近电流互感器最近的端子排上将其二次回路短接。在短接时一定要穿绝缘靴、戴绝缘手套和带绝缘把手的工具，在监护人的监护下开展工作。2）若短路后，开路现象仍未消除，则可能是互感器本身接线端子或内部开路，此时应立即汇报调度，将该电流互感器退出运行后方可进行修理。1.3.2　电流互感器其他事故的处理方法：当电流互感器发生下列故障时，应立即汇报上级，并切断电源进行处理。1）内部发出异味或冒烟、着火。2）内部有放电现象，声音异常或引线与外壳间有火花放电现象。3）主绝缘发生击穿，造成单相接地故障。4）充油式电流互感器漏油、漏胶。1.4　电流互感器的检修周期及验收项目1.4.1　电流互感器的检修周期1.4.1.1　投入运行后五年内应大修一次。判明内部有故障时，应提前进行大修。1.4.1.2　每年至少进行一次小修，特别是污秽严重的地方。1.4.2　电流互感器的验收表1　电流互感器验收项目表验收内容验收参照标准外观及本体1安装位置正确，基础牢固，相对地或相对距离合格。2接头连接牢固、无过紧过松现象，外壳安全，接地良好。3瓷质部件完整无损，4干式（树脂）外壳无裂纹，无碳化、无溶化、无烧痕。1、二次回路接线正确、无开路现象，一点接地良好，极性试验无误。2、铭牌、资料、各种试验数据齐备正确。1.5　缺陷的分类及处理1.5.1　缺陷分类表2　缺陷分类表缺陷分类缺陷内容紧急缺陷1、充油互感器绝缘油电气或化学性能不合格，气想色谱分析有明显隐患。2、漏油严重或油位异常。3、电气试验主要项目不合格。4、运行中有异常响声。5、套管破损或有放电痕迹。重大缺陷3、引线桩头过热。4、瓷套有轻微破损，但不会进水受潮。5、有渗油或漏油现象。57 1、基础下沉或露筋、又未采取防止小动物进入和防水措施。一般缺陷1、设备表面锈蚀严重。接地不良。1.1.1　缺陷处理当发现设备缺陷时，按照文山电力股份公司《设备缺陷管理规定》的要求进行处理。2　防雷设备2.1　概述我站35kV出线侧安装了型号为HY5WZ-51/135GY，10kV出线侧安装了型号为HY5WS-17/50GY氧化锌（复合绝缘）避雷器。站内共安装了2支避雷针。2.2　巡视检查2.2.1　正常巡视检查2.2.1.1　检查避雷器的瓷套管无裂纹、破损及放电现象，本体及均压环无倾斜，无响声。2.2.1.2　检查引线应无断股现象。2.2.1.3　水泥基础的接地引线应完整。2.2.1.4　避雷针底座是否牢固，有无倾斜现象，接地引线完好。2.2.1.5　放电动作记录器是否动作，装置密封应良好，数字显示清楚，泄露电流指示正确，且显示值三相平衡。2.2.2　特殊巡视检查2.2.2.1　大风时或雷雨后，应检查避雷器三相引线摆动情况，有无断股、散股；三相引线接头有无松脱和闪电火花；各相套管有无闪络放电现象；避雷器、避雷针上部有无杂物；检查避雷器运行监测器有无动作，并做好记录。2.2.2.2　大雾、潮湿天气时应检查避雷器各相套管有无电晕和污闪放电现象。2.2.2.3　高温天气用红外线测温仪测各相引线接头有无发热现象2.2.2.4　可参照运行作业指导书中防雷设备巡视部分执行。2.2.2.5　发生强烈的地震后，应检查避雷器及避雷针构架及地基有无崩裂下塌，外部有无震伤、震裂。2.3　运行注意事项及规定2.3.1　避雷器严重故障或系统有接地时，严禁用隔离开关带电将避雷器退出运行。2.3.2　新安装或试验完成后在投运前要记录好避雷器动作计数器原始读数。2.3.3　避雷器及避雷针在每周的规定时间内进行定时巡视检查，发现设备存在重大缺陷、重要节假日及上级部门特别要求时，都应增加巡视次数。在恶劣气候、发生事故跳闸后应进行特殊巡视检查。2.3.4　检查巡视中，发现避雷器或避雷针缺陷后，应在设备缺陷记录簿上记录发现时间、发现人、发现缺陷的部位及缺陷情况。2.3.5　每周检查记录避雷器的动作情况，雷雨过后也应立即检查记录避雷器动作情况。2.4　异常和事故处理2.4.1　避雷器上下引线松脱或折断。避雷器在系统正常运行时不起任何作用，引线的状态无关紧要。当过电压出现时，引线松脱将会使避雷器失去作用，过电压可能对被保护设备造成损坏。因此，在每年雷雨季节到来之前，应对引线进行认真地检查。平时在运行中一旦发现引线松脱，则应尽快处理。2.4.2　雷击放电后，连接引线严重烧伤或烧断，则应尽快安排检查处理。2.4.3　避雷器发生故障。其处理方法：切断故障避雷器前应检查有无接地现象，若有接地现象，则不能用隔离开关拉开避雷器，而应汇报调度和主管部门，听候处理。57 1.1.1　雷击放电后，避雷器绝缘子破损或爆炸。这主要是泄露雷电流太大或是工频续流没有截断，内部发热严重所致，因此应立即将故障避雷器退出运行，并予以更换。1.1.2　运行中的避雷器有下列故障之一时，应立即向值班调度员和变电运行管理部门汇报。a）避雷器上下引线接头松脱或断线；b）避雷器瓷套管有破裂、放电现象；c）避雷器内部有放电声。1.2　避雷器的检修周期及验收项目1.2.1　避雷器的检修周期1.2.1.1　大修周期：必要时。1.2.1.2　小修周期：每年1次，结合预试进行。1.2.2　避雷器的验收表1　避雷器验收项目表验收内容验收参照标准绝缘子避雷器瓷质部分无破损、裂纹及放电现象。接头引线接头牢固，无松股、断股现象。计数器放电计数器应安装正确，计数器指示在零位。接地接地线应接触良好无松动、无锈蚀现象，接地线截面积符合要求。相位相位漆色明显、正确。1.3　缺陷的分类及处理1.3.1　缺陷分类表2　缺陷分类表紧急缺陷瓷套有破损和裂纹及放电现象；避雷器内部有异常响声；密封不良等。避雷器的引线及接地引下线，有烧伤痕迹和断股现象以及放电记录器烧坏等。重大缺陷瓷瓶表面有闪络痕迹；瓷瓶表面脏污；金具部分锈蚀；接地引下线松动等。一般缺陷编号牌脱落；相色标志不全；金属部位锈蚀等。1.3.2　缺陷处理当发现设备缺陷时，按照文山电力股份公司《设备缺陷管理规定》的要求进行处理。2　继电保护及自动装置运行规定2.1　运行中的继电保护及自动装置的一切投入、停用、改变定值及校验等，均需管辖该设备的值班调度员批准，由现场值班人员操作，校验工作由继电保护专业人员负责。2.2　所有二次设备的工作,必须办理工作票手续，现场值班人员在取得值班调度员同意后，才允许其工作。2.3　继电保护及自动装置检修或校验后，应结合终结工作票，由继保人员向值班员祥细交待，并经值班员验收合格后，才可设入运行。。2.4　危及设备安全运行的继电保护及自动装置的故障，运行人员必须立即通知继电保护专业人员及时进行处理，不得随意拖延时间。2.5　所有运行中的保护装置必须加以铅封，运行人员未经继电保护专业人员同意，不得擅自拆除铅封，随运行方式变化需经常调整定值者除外。2.6　在继电保护及自动装置及其二次回路上工作前，运行人员必须审查保护工作人员的工作票，及其安全措施，并认真按工作票与实际工作情况作好安全措施。在保护工作完毕时，运行人员应进行验收，并将工作项目、接线和定值更改情况作好记录。保护工作完毕的验收项目有:1)各部接地完好；2)交直流电源恢复正常，继电器(微机保护)定值恢复正确；3)57 检查接线和定值更改情况，并作好记录；4)有巡检（试验）装置的，应进行一次巡检（试验）的正确性检查；5)动作出口方式选择是否正确；6)保护投入运行。1.1　凡调度管辖的保护装置在新投入或经过更改后，运行人员必须和值班调度员进行整定值和有关注意事项的核对，无误后方可投入运行。1.2　运行人员必须按规定对保护装置及二次回路进行定期巡视、检测、试验和按规定更改定值；监督交流电压回路，使保护装置在任何时候不失去电压；按保护规定的负荷电流（或允许负荷曲线），对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。如发现可能使保护误动的异常情况时，应及时与保护人员联系，并向调度汇报，紧急情况下，可先行将保护停用（断开跳闸压板），事后立即汇报。1.3　对继电保护动作的掉牌信号、灯光信号，运行人员必须准确记录清楚，经核对正确后才能复归信号，并及时向调度员汇报。1.4　继电保护及自动装置的工作电源为直流电压220伏，规定为上限不超过230伏，下限不低于200伏.1.5　合闸电源的直流电压应大于240伏，不超过260伏.1.6　继电保护装置交直流电源供电正常，无异常故障指示灯点亮.1.7　保持继电保护装置盘面清洁无灰尘、无蜘蛛网,盘柜门关闭严密。2　主变压器保护2.1　保护配置情况1）、#1主变配置了深圳南瑞科技有限公司生产的ISA-300型微机保护。ISA-361G为变压器非电量保护装置；对从变压器本体来的非电量接点（如瓦斯）重动后发出中央信号、远动信号，并送给本装置的CPU作为事件记录，其中中央。信号磁保持，需要直接跳闸的则另外本装置的跳闸继电器。同时装置还有四路不按相操作断路器的独立的跳合闸操作回路及两个电压并列回路。ISA-387G为变压器差动保护装置；包括差动速断保护、比率差动保护、高、低压侧的过流保护及CT断线判别。ISA-388G为变压器后备保护装置；保护方面主要有三段复合电压闭锁过流保护、接地零序保护、不接地零序保护、保护出口采用跳闸矩阵方式、过复合发信号、过载闭锁有载调压。2）、差动保护反映变压器绕组，套管和引出线到相间短路、绕组匝间短路，其保护范围在主变两侧CT以内。3）、本体瓦斯保护反映变压器油箱内部故障（如相间短路、匝间短路、接地短路以及铁芯故障等）和油面降低。4）、35kV复合电压闭锁过流保护反映变压器外部相间短路（如套管、引出线、母线及线路等），并作为主变差动、瓦斯后备，以及10kV线路保护的后备，其保护范围包括主变及主变以外部分。5）、主变过负荷保护：主变过负荷时启动过负荷保护发“主变过负荷”光字牌.6）、主变温度升高信号：当主变温度达80℃时，发“主变温度升高”信号。7）、有载调压开关瓦斯保护：反应调压开关内部故障和油面降低,轻瓦斯动作发信号。8）、变压器压力释放阀保护: 防止变压器内部故障油压过高,引起变压器爆炸。2.2　装置的操作2.2.1　装置面板图：57 1.1.1　信号灯1.1.2　键盘阵列说明：57 1.1.1　主菜单1.2　装置的巡视检查1.2.1　检查装置无异音、异味。1.2.2　装置通信指示灯正常应闪烁。1.2.3　遥控连接片应正确投入。1.2.4　保护屏后各保护装置、操作箱相应的空气开关应在合上位置。1.2.5　保护屏在运行中，保护装置上“运行”灯应亮，“报警”灯和其他异常信号灯应熄灭；液晶显示屏为正常画面，无异常、跳闸告警信号；保护装置各单元显示器显示正常，启动灯、各保护动作灯、出口灯及装置异常灯等均不应燃亮。1.2.6　室内温度应保持20℃左右，空调应完好，能根据室温变化情况自动投入。1.3　运行注意事项1.3.1　主变在运行中，严禁将交流插件拔出，以免TA二次开路，其它插件必须在装置停用时方能拔出。1.3.2　主变在运行中，若TA二次回路有工作，应采取防止保护误动的措施，必要时应将有工作的CT所接的保护装置总出口连接片退出。1.3.3　对于人机对话中运行人员不能操作的项目，绝对不能操作，以免使装置误动或改变内部设置。1.3.4　运行中如TV回路断线，应将断线TV回路所对应的断路器电压退出连接片投入，电压回路退出，保护形成了纯电流保护，以防止保护误动，并及时处理TV回路断线故障。1.3.5　主变保护装置动作后，现场运行人员应两人在一起按要求作好记录再复归信号，并将动作情况及时汇报调度值班员，并根据调度员的命令进行处理。1.3.6　装置内部时钟不准时，现场运行人员应及时给予校核。1.3.7　系统发生事故保护出口或装置工作异常时，应及时打印出所有的记录（一式三份），以便分析。1.3.8　主变在运行中，需要投切其中的一套保护时，只需投切该套保护连接片，不得将保护屏的电量保护或非电量保护总出口跳闸连接片退出运行。1.3.9　主变保护装置在运行中，若需将某套保护退出运行，只需退出该保护投入连接片即可，不得退出主变总出口连接片，以免其他保护动作以后不能出口跳闸。57 1.1　装置的异常处理1.1.1　当后台机告警和保护装置上有告警信号，运行人员应综合判断故障性质查找原因，作出相应的处理。1.1.2　当后台机上有主变保护动作信号发出时，运行人员应及时记下时间，并到保护屏前查看保护单元面板上指示灯指示情况及保护动作情况，做好记录。1.1.3　保护装置动作，断路器自动跳闸时，运行人员认真记录后台机信号及保护装置上信号，根据保护动作信号及断路器位置指示灯，判断故障性质，并检查打印机是否打印出一份完整的报告，经核对无误后复归信号，向调度及生技科汇报，并根据需要复制出事故报告。断路器跳闸后，值班人员应对出口的保护装置保护范围内的一次设备作详细检查，确定是否属保护装置误动，若属保护装置误动，应将误动保护连接片退出，按调度命令恢复一次设备送电。若不是保护装置误动，应将主变停电做好安全措施，等待专业人员检查处理，查明原因并消除故障，各项试验合格后，才能将主变恢复送电。1.1.4　当发“过负荷”信号，说明主变已过负荷运行。此信号发出，运行人员应立即检查主变负荷情况及冷却器起动情况并汇报调度值班员，要求将主变负荷转移一部份以减轻主变的负荷，在主变负荷未转移之前，运行人员应加强监视主变负荷、油温、绕温、声音及主变单元各接头温度，并将主变冷却器全部投入运行，以加强主变散热。1.1.5　“PT回路断线”信号发出时，说明主变断路器的电压回路断线。此信号发出，运行人员应立即检查是主变哪一侧断路器电压回路断线，立即用万用表分别检查高、中、低压侧交流电压回路空气开关上下引线有无电压，检查出是哪一侧断路器电压回路断线后，应退出复合电压闭锁过流保护对应PT断线侧的复合电压元件投入连接片。检查相应PT低压空气开关是否跳闸或高、低保险是否熔断，检查出后立即处理，不能处理的立即汇报调度值班员和生技科，请专业人员前来处理。当发“CT断线”信号，说明主变CT二次回路断线。此信号发出，运行人员应立即检查是哪一侧的断路器CT断线，并退出保护装置的相应保护连接片并汇报调度值班人员。断路器CT二次回路断线，可以从保护装置上电流显示值看出是哪一侧断路器CT回路断线，只需退出相应保护装置控制的差动、相应断路器侧的后备保护连接片。现场运行人员能检查处理的及时检查处理，不能处理的立即汇报调度值班员及生技科，请专业人员前来检查处理。1.1.6　“装置告警”信号：应立即到主变保护屏前检查，是哪一个保护装置故障，保护装置故障原因有：a.直流电源消失；b.主变保护PT回路断线；c.CT回路断线；d.装置内部故障；e.打印机故障。值班人员应结合液晶显示屏显示内容及打印机输出内容，判断保护装置故障原因，汇报调度，若是直流消失或PT、CT回路断线、打印机故障，必要时值班人员及时退出相应的保护连接片，查明原因迅速恢复，不能处理的及时汇报调度及生技科，请专业人员前来处理。若是保护装置内部故障，值班人员及时汇报调度并申请退出保护出口跳闸连接片，瞬时断合一次该保护装置的直流电源空气开关，看装置异常信号是否能复归，若仍不能复归，向调度及生技科汇报，请专业人员处理，正常后方能投上该保护单元跳闸出口连接片。若该保护装置上“装置告警”灯亮及“运行”灯熄灭，打印机无打印信息，说明该保护装置CPU有致命故障，如恢复不成功，应立即退出该主变保护所有启动、跳闸出口连接片，将主变保护停止工作，向调度及生技科汇报，等待继电保护专业人员处理。1.1.7　当发“保护动作”信号：当发此信号，说明主变保护动作，运行人员应立即检查主变两侧断路器是否跳闸，并到主变保护屏检查是哪一套保护动作，迅速判断故障点、故障性质，并汇报调度值班员；值班人员及时到开关场、主变场检查两侧断路器、主变外观有如异常现象，汇报调度值班员并将主变停电检修，必须待专业人员检查、试验合格后才能再将主变投入运行，未检查、试验之前不能将主变投入运行。1.1.8　“弹簧未储能”信号：发此信号说明主变高压侧或低压侧断路器操作机构箱内的合闸弹簧能量释放，同时闭锁合闸操作并发出“弹簧未储能”信号，合闸弹簧不能储能的原因如下：a)储能电机电源的空气开关是否跳闸，或储能电机电源回路断线；b)储能电机烧坏；57 c)站用直流系统故障，直流电源消失。1.1.1　“电机储能回路故障”信号：发此信号说明主变高压侧或低压侧电机故障使空气开关跳闸，运行人员应立即将储能电机的电源断开，用摇表检查储能电机的完好性，能处理的及时处理，不能处理应通知检修人员前来处理。1.1.2　“本体重瓦斯”信号：说明主变内部故障，主变本体重瓦斯动作出口跳闸，运行人员应迅速记下保护动作及主变两侧断路器跳闸时间、信号情况，迅速判断故障点及故障性质，汇报值班调度员及生技科；通知专业人员前来检查处理。值班人员及时到开关场、主变场检查三侧断路器、主变外观有无异常现象后，汇报调度值班员并将主变停电检修，必须待专业人员检查、试验合格后才能再将主变投入运行，未检查、试验之前不能将主变投入运行。1.1.3　“有载调压重瓦斯”信号：说明主变有载调压分接开关故障，主变有载调压压力继电器动作出口跳闸，运行人员应迅速记下保护动作及主变三侧断路器跳闸时间、信号情况，迅速判断故障点及故障性质，汇报值班调度员及生技科，通知专业人员前来检查处理。值班人员及时到开关场、主变场检查两侧断路器、主变外观有无异常现象后，汇报调度值班员并将主变停电检修，必须待专业人员检查、试验合格后才能再将主变投入运行，未检查、试验之前不能将主变投入运行。1.1.4　“本体轻瓦斯”或“有载调压轻瓦斯”信号：此信号发出说明主变内部或有载调压开关存在轻微故障，发出告警信号，运行人员应记录告警信号及时间，及时汇报调度。并加强监视主变负荷、温度、各接头温度及信号发出的频率情况，若信号发出复归不了或频繁发出，应及时汇报调度，申请将主变停电，请专业人员前来检查处理。1.1.5　“压力释放””信号：此信号发出说明主变内部存在轻微故障，发出告警信号，运行人员应应记录告警信号及时间，并立即检查主变释压器动作情况及喷油情况，及时汇报调度及生技科。同时加强监视主变负荷、温度、各接头温度及信号发出的频率情况，若信号发出复归不了或频繁发出，应及时汇报调度，申请将主变停电，请专业人员前来检查处理。1.1.6　“超温”信号：运行人员应立即检查主变，检查主变温度高的原因，原因有：a)主变过负荷；b)冷却器故障；c)主变内部故障，运行人员应迅速检查原因并汇报调度。若是过负荷运行，应及时将负荷转移一部分，使主变温度降下，同时加强监视主变负荷、油温、绕温、声音及主变单元各接头温度；若是主变负荷不高，应检查主变冷却器是否故障停运，应迅速恢复冷却器运行，同时加强监视主变负荷、温度、绕温、声音及主变单元各接头温度；若是主变内部故障，应向调度申请停电处理同时汇报生技科。现场运行人员能检查处理的及时检查处理，不能处理的立即汇报调度，请专业人员前来检查处理。1.1.7　“本体油位异常”或“调压油位异常”信号：运行人员应立即检查主变本体油位及有载油位情况，检查油位异常的原因，并汇报调度，同时运行人员应加强监视主变负荷、油温、绕温、油色、声音及主变单元各接头温度，现场运行人员能检查处理的及时检查处理，不能处理的立即汇报生技科，请专业人员前来检查处理。1.1.8　“工作电源故障”信号：发此信号说明主变冷却器工作电源故障，运行人员应立即到主变端子箱处检查工作电源故障的原因，根据现场实际情况，能处理的及时处理，不能处理汇报调度及生技科请专业人员前来处理。2　线路保护2.1　35kV线路保护2.1.1　保护配置情况1）本站35kV线路保护采用深圳南瑞科技有限公司生产的ISA-367G型保护装置，保护功能可以通过屏上连接片、装置内部控制字实现投退，屏上的连接片和装置内部控制字是通过与门关系出口跳闸。2）保护配置三段两相或三相式电流保护：瞬时电流速断保护（过流I段保护）、限时电流速断保57 护（过流II段保护）、定时限过电流保护（过流III段保护），作为线路相间短路、两（三）相接地短路故障的保护。1.1.1　装置的操作1.1.2　装置面板图：1.1.3　键盘阵列说明：1.1.4　装置的巡视检查1.1.4.1　检查装置无异音、异味。1.1.4.2　装置通信指示灯正常应闪烁。1.1.4.3　遥控连接片应正确投入。1.1.4.4　保护屏后各保护装置、操作箱相应的空气开关应在合上位置。1.1.4.5　保护屏在运行中，保护装置上“运行”灯应亮，“报警”灯和其他异常信号灯应熄灭；液晶显示屏为正常画面，无异常、跳闸告警信号；保护装置各单元显示器显示正常，启动灯、各保护动作灯、出口灯及装置异常灯等均不应燃亮。1.1.4.6　室内温度应保持20℃左右，空调应完好，能根据室温变化情况自动投入。1.1.5　运行注意事项57 1.1.1.1　运行中不允许任意操作面板，正常运行中运行人员仅能进行采样查看、事件显示及录波打印、定值打印、时间调整、开入检查项目，压板设置及定值切换须在调度指挥下进行，并退出跳闸出口总压板时，方能操作，操作完毕，再将压板投入。1.1.1.2　复归信号时，按“复归”按钮复归信号灯及液晶显示告警信号，不允许以断合装置直流电源的方式复归信号。当需要断合装置直流电源的方式复归时，应得到调度许可退出总出口连接片后，才能掉电复归信号。1.1.1.3　装置传动、装置标识、定值修改及其他设置功能运行人员不得使用。1.1.2　装置异常处理1.1.2.1　出口跳闸”信号：发此信号说明线路发生故障，保护装置出口跳闸，相应的保护装置跳闸信号会伴随发出，应作如下处理：（1）详细记录断路器跳闸、保护动作情况及时间，并及时汇报值班调度员。（2）根据断路器及保护装置动作情况及时分析、判断故障点，并汇报调度；（3）检查断路器、TA及隔离开关等整个开关单元，有无异常现象；（4）在值班调度员的指挥下迅速处理,恢复线路送电。1.1.2.2　重合闸动作信号：发此信号说明线路发生故障跳闸，保护装置重合闸动作，运行人员应及时记录保护、重合闸动作情况及时间，并汇报中调。线路若是瞬间故障，重合闸动作成功，若是永久性故障，重合闸动作后，后加速保护动作迅速再次跳开断路器切除故障。1.1.2.3　装置闭锁信号：发此信号说明保护装置发生故障，保护装置退出运行，保护被闭锁，运行人员应及时检查保护装置故障原因，装置故障的原因如下：a.存储器异常；b.程序出错；c.采样数据异常；d.跳合出口异常；e.保护定值出错；f.直流电源异常；运行人员根据实际情况检查处理，能处理的及时处理，不能处理的通知检修专业人员前来处理。1.1.2.4　装置异常信号：发此信号说明保护装置发生异常，运行人员应及时检查保护装置，装置异常的原因如下：①TV断线；②TA断线；运行人员根据实际情况检查处理，能处理的及时处理，不能处理的通知检修专业人员前来处理。1.1.2.5　“控制回路断线”信号：发此信号说明断路器跳位继电器、合位继电器均失磁，此时断路器无法完成分合闸操作，运行人员应及时检查原因并处理。原因有：a.操作继电器装置的直流电源空开跳闸；b.直流馈线屏上供本断路器操作电源的馈线空开跳闸；d.断路器辅助接点转换出错；e.控制回路有断线故障等。运行人员根据实际情况能处理的及时处理，不能处理的通知检修专业人员前来处理。1.1.2.6　“TV断线”信号：发此信号说明线路保护装置交流电压回路断线，交流回路断线时，运行人员应及时将相关的保护退出运行，再汇报调度。并作如下处理：（1）若只是本装置TV回路断线，检查本装置交流电压空气开关是否跳闸、交流电压回路是否断线、切换继电器接点是否损坏或接触不良；（2）若其他线路、主变保护装置也发TV回路断线信号，说明是母线TV二次侧空气开关跳闸，运行人员应及时进行检查处理，尽快恢复保护装置交流电压。（3）运行人员根据实际情况，能处理的及时处理，不能处理的通知检修人员前来处理。1.1.2.7　“弹簧未储能”信号：发此信号说明操作机构箱内的合闸弹簧能量释放，同时闭锁合闸操作并发出“弹簧未储能”信号，合闸弹簧不能储能的原因如下：（1）储能电机电源的空气开关是否跳闸，或储能电机电源回路断线；（2）储能电机烧坏1.1.2.8　“就地操作”信号：发此信号说明断路器操作箱内的“就地/远控”开关打在“就地”位置，待打在“远控”位置此信号就消失。1.1.2.9　“加热回路故障”信号：发此信号说明断路器加热回路空气开关跳闸，值班人员应及进检查处理，能处理及时处理，不能处理通知检修人员前来处理。1.2　10kV线路保护1.2.1　保护配置情况57 1.1.1.1　本站10kV线路保护采用深圳南瑞继保公司生产的ISA-351G型保护装置，保护功能可以通过屏上连接片、装置内部控制字实现投退，屏上的连接片和装置内部控制字是通过与门关系出口跳闸。1.1.1.2　保护配置三段两相或三相式电流保护：瞬时电流速断保护、限时电流速断保护、定时限过电流保护，作为线路相间短路、两（三）相接地短路故障的保护。正常时，限时电流速断保护未投入，只投有瞬时电流速断保护、定时限过电流保护。1.1.2　装置的操作1.1.2.1　装置面板图：1.1.2.2　键盘阵列说明：1.1.3　装置的巡视检查1.1.3.1　检查装置无异音、异味。1.1.3.2　装置通信指示灯正常应闪烁。1.1.3.3　遥控连接片应正确投入。1.1.3.4　保护屏后各保护装置、操作箱相应的空气开关应在合上位置。1.1.3.5　保护屏在运行中，保护装置上“运行”灯应亮，“报警”灯和其他异常信号灯应熄灭；液晶显示屏为正常画面，无异常、跳闸告警信号；保护装置各单元显示器显示正常，启动灯、各保护动作灯、出口灯及装置异常灯等均不应燃亮。1.1.3.6　室内温度应保持20℃左右，空调应完好，能根据室温变化情况自动投入。1.1.4　运行注意事项57 1.1.1.1　运行中不允许任意操作面板，正常运行中运行人员仅能进行采样查看、事件显示及录波打印、定值打印、时间调整、开入检查项目，压板设置及定值切换须在调度指挥下进行，并退出跳闸出口总压板时，方能操作，操作完毕，再将压板投入。1.1.1.2　复归信号时，按“复归”按钮复归信号灯及液晶显示告警信号，不允许以断合装置直流电源的方式复归信号。当需要断合装置直流电源的方式复归时，应得到调度许可退出总出口连接片后，才能掉电复归信号。1.1.2　装置传动、装置标识、定值修改及其他设置功能运行人员不得使用。1.1.3　装置异常处理1.1.3.1　出口跳闸”信号：发此信号说明线路发生故障，保护装置出口跳闸，相应的保护装置跳闸信号会伴随发出，应作如下处理：（1）详细记录断路器跳闸、保护动作情况及时间，并及时汇报值班调度员。（2）根据断路器及保护装置动作情况及时分析、判断故障点，并汇报调度；（3）检查断路器、TA及隔离开关等整个开关单元，有无异常现象；（4）在值班调度员的指挥下迅速处理,恢复线路送电。1.1.3.2　重合闸动作信号：发此信号说明线路发生故障跳闸，保护装置重合闸动作，运行人员应及时记录保护、重合闸动作情况及时间，并汇报中调。线路若是瞬间故障，重合闸动作成功，若是永久性故障，重合闸动作后，后加速保护动作迅速再次跳开断路器切除故障。1.1.3.3　装置闭锁信号：发此信号说明保护装置发生故障，保护装置退出运行，保护被闭锁，运行人员应及时检查保护装置故障原因，装置故障的原因如下：a.存储器异常；b.程序出错；c.采样数据异常；d.跳合出口异常；e.保护定值出错；f.直流电源异常；运行人员根据实际情况检查处理，能处理的及时处理，不能处理的通知检修专业人员前来处理。1.1.3.4　装置异常信号：发此信号说明保护装置发生异常，运行人员应及时检查保护装置，装置异常的原因如下：①TV断线；②TA断线；运行人员根据实际情况检查处理，能处理的及时处理，不能处理的通知检修专业人员前来处理。1.1.3.5　“控制回路断线”信号：发此信号说明断路器跳位继电器、合位继电器均失磁，此时断路器无法完成分合闸操作，运行人员应及时检查原因并处理。原因有：a.操作继电器装置的直流电源空开跳闸；b.直流馈线屏上供本断路器操作电源的馈线空开跳闸；d.断路器辅助接点转换出错；e.控制回路有断线故障等。运行人员根据实际情况能处理的及时处理，不能处理的通知检修专业人员前来处理。1.1.3.6　“TV断线”信号：发此信号说明线路保护装置交流电压回路断线，交流回路断线时，运行人员应及时将相关的保护退出运行，再汇报调度。并作如下处理：（1）若只是本装置TV回路断线，检查本装置交流电压空气开关是否跳闸、交流电压回路是否断线、切换继电器接点是否损坏或接触不良；（2）若其他线路、主变保护装置也发TV回路断线信号，说明是母线TV二次侧空气开关跳闸，运行人员应及时进行检查处理，尽快恢复保护装置交流电压。（3）运行人员根据实际情况，能处理的及时处理，不能处理的通知检修人员前来处理。1.1.3.7　“弹簧未储能”信号：发此信号说明操作机构箱内的合闸弹簧能量释放，同时闭锁合闸操作并发出“弹簧未储能”信号，合闸弹簧不能储能的原因如下：（1）储能电机电源的空气开关是否跳闸，或储能电机电源回路断线；（2）储能电机烧坏1.1.3.8　“就地操作”信号：发此信号说明断路器操作箱内的“就地/远控”开关打在“就地”位置，待打在“远控”位置此信号就消失。2　综合自动化监控系统2.1　形式及特点57 1.1.1　ISA-300变电站自动化系统采用分层分布式结构，具有一般分布式系统所具备的高可靠性、灵活性和可扩展性以及系统构成和维护的简易性。1.1.2　完整的变电站自动化解决方案、全系统使用以太网无缝连接、开放性设计思想、人性化设计理念等。1.2　综自系统的操作1.2.1　服务器和客户端打开和退出方法在第一次打开后台软件后者重启电脑后，软件启动顺序先打开服务器，再打开HMI客户端.1.2.2　打开服务器和客户端方法打开SCADA服务器双击.点击右上角，最小化。打开HMI客户端双击或者按WINDOWS键，回到桌面，打开客户端在这里注意下，不要重复打开客户端，如果打开了不止一个HMI客户端，数据不会为每一个客户端都上传信号的，会造成数据没上传的错觉.1.2.3　退服务器和客户端方法:首先退出HMI监控画面。57 登录sznari,密码a，点登入，sznari用户就出现在值班人员处。左键单击红色标示处的“退出系统”图标，打开下图的操作对话框。在对话框中“操作人”项中选中“sznari”，操作口令中输入“a”后，点击“确认”键后，稍等数秒即可退出监控画面。1.1.1　下面退出SCADA管理器。57 如上图，先点击关闭页面，直接弹出“退出服务器确认”，选中用户“sznari”,输入密码“a”,后点击“确定”，数秒系统完成数据存盘后，自动关闭SCADA管理器。1.1　综自系统的巡视检查1.1.1　检查通讯情况(前置部分)的运行情况。1.1.2　检查系统内网络运行状况。1.1.3　检查系统内告警是否正常,图形是否正常。1.1.4　检查遥测值是否刷新、正常。1.1.5　检查音响是否正常；UPS电源是否运行正常。1.1.6　检查系统中的报表,曲线是否正常。1.1.7　定期对数据库进行检查,并进行系统备份。1.2　运行注意事项1.2.1　主控室必须时刻有人监视监控机情况。1.2.2　监控机上操作必须由两位当值值班员进行，其中较为熟悉的作为监护人。1.2.3　监控机上操作严格执行监护复诵制，在得到监护人可以执行的命令后操作人方可执行最后的确认操作。1.2.4　监控机上操作严格按照相关规程执行。1.2.5　监控机上各设备的运行状态必须与现场实际一致。1.2.6　监控机上一般情况不能打开与正常监控无关的应用程序，如在特殊需要时，用完后必须即时关闭。1.2.7　监控机发生死机时立即汇报相关部门进行处理，并做好现场设备的运行监视。1.2.8　一般情况下不允许通过“全部确认”按钮进行告警信息确认，特别是事故情况下，须逐检查、核对、处理。1.2.9　禁止在监控机上进行破坏系统正常运行的操作。1.3　装置异常处理1.3.1　因微机监控系统程序出错、死机及其他异常情况产生的软故障的一般处理方法是“重新启动”57 。若监控系统某一应用功能出现软故障，可重新启动该应用程序。例如：监控系统程序出错，关闭监控系统程序后重新启动该程序即可（不必重新启动整台计算机）；若监控系统完全死机（操作系统软件故障等情况），必须重新启动该计算机并重新执行监控应用程序。1.1.1　当监控网络在传输数据时由于数据阻塞造成通信死机，必须重新启动传输数据的交换机。1.1.2　任何情况下发现监控应用程序异常，都可在满足必需的监视、控制能力的前提下，重新启动异常计算机。1.1.3　当测控单元通信网络发生故障时，监控后台不能对其进行操作，此时如有调度的操作命令，值班人员应到该保护装置处进行“就地”手动操作。同时立即汇报调度通知专业人员进行检查处理。1.1.4　监控系统中发生设备故障不能恢复时应将该设备从监控网络中退出，并汇报调度部门。1.1.5　通信中断的处理原则：①应判断该装置通信中断是由于保护装置异常引起的，还是由于站内计算机网络异常引起。②一般来说，若装置通信中断是由于保护装置异常引起的，则该装置还会同时出现“直流消失”信号。③对计算机网络异常引起的通信中断，处理时不得对该保护装置进行断电复位。2　公用设备2.1　公用设备的设置2.1.1　本站公用设备采用深圳南瑞科技有限公司ISA-342G远动通讯测控装置，主要用于本站的公用信号监控及微机保护、自动装置、测控等智能电子装置与调度自动化系统信息交互。2.2　巡视检查2.2.1.1　检查装置无异音、异味。2.2.1.2　装置通信指示灯正常应闪烁。2.2.1.3　UPS电源屏及各级电源指示应正常，各分路开关应正确合上。2.2.1.4　遥控连接片应正确投入。2.2.1.5　保护屏后各保护装置、操作箱相应的空气开关应在合上位置。2.2.1.6　保护屏在运行中，保护装置上“运行”灯应亮，“报警”灯和其他异常信号灯应熄灭；液晶显示屏为正常画面，无异常、跳闸告警信号；保护装置各单元显示器显示正常，启动灯、各保护动作灯、出口灯及装置异常灯等均不应燃亮。2.2.1.7　室内温度应保持20℃左右，空调应完好，能根据室温变化情况自动投入。2.3　运行注意事项2.3.1　运行中不允许任意操作面板，正常运行中运行人员仅能进行采样查看、事件显示及录波打印、定值打印、时间调整、开入检查项目，压板设置及定值切换须在调度指挥下进行，并退出跳闸出口总压板时，方能操作，操作完毕，再将压板投入。2.3.2　复归信号时，按“复归”按钮复归信号灯及液晶显示告警信号，不允许以断合装置直流电源的方式复归信号。当需要断合装置直流电源的方式复归时，应得到调度许可退出总出口连接片后，才能掉电复归信号。2.4　异常情况处理2.4.1　当装置告警灯亮，同时液晶屏、后台机显示告警信息，说明装置的硬件或外部的异常已经造成装置不能工作或不能正常工作。此时应退出断路器的跳闸出口连接片及合闸出口连接片，根据情况，判明是外部故障还是硬件故障，以判明装置能否正常运行，能处理则尽快处理，不能处理则停用保护装置，等专业人员来处理。如果是内部故障，“告警”红灯点亮，此时装置闭锁保护则必须立即将保护装置停电，汇报上级立即派专业人员来处理。2.4.2　装置异常信号：发此信号说明保护装置发生异常，运行人员应及时检查保护装置，运行人员根据实际情况检查处理，能处理的及时处理，不能处理的通知检修专业人员前来处理。2.4.3　保护装置“直流消失”时的处理信号发出，应检查装置面板上的灯是否熄灭，若熄灭应作如下检查处理：57 a)检查保护用直流专用电源是否正常；b)检查柜内保护装置电源空气开关是否异常；c)检查回路中有否线头松动或断线现象；d)若以上均无问题，则是装置的逆变电源有问题。e)检查出问题后作现场相应处理，不能处理的汇报上级派人来处理。1　站用电系统1.1　接线方式本站装设两台站用变压器，1号站用变接于本站35kV岔维线出线侧，2号站用变接于接于本站10kV蚌峨线出线侧，低压侧通过低压智能屏。1.2　正常运行方式1.2.1　单母线供电方式：两路站用电正常运行时，可任选一路电源供电。在自动模式下：当任意一路电源由于故障或需要而退出时，可自动切换至另一路电源供电，当退出电源恢复正常时，可自动恢复主供电源供电。系统可根据需要选择某一路电源强制供电模式或停电退出模式。1.2.2　单母线分段供电方式：两路站用电正常时，两ATS分别单独供I段、II段母线，并且每个ATS可任选一路电源单独供I段、II段母线，实现母线分段运行。在自动模式下，每个ATS供电的二路电源的任意一路电源由于故障或需要而退出时，可自动切换至另一路电源供电，一路电源同时带两段母线负载。当退出电源恢复正常时，可自动恢复为两路电源供电。系统可根据需要选择某一路电源强制供电模式或退出模式。如主供电源（I）失电，备用电源（II）自动投入，保证不间断供电。由多功能电压表进行电压检测，PLC控制，ATS实现自投。另外，用户可自主改变主供电源和备用电源。1.3　站用电系统的监视、巡视检查1.3.1　运行人员应注意观察后台监控系统显示的站用变电压指示是否正常。1.3.2　检查各控制回路熔断器接触是否良好。1.3.3　检查装置无异音、异味。1.3.4　装置通信指示灯正常应闪烁。1.3.5　室内温度应保持20℃左右，空调应完好，能根据室温变化情况自动投入。1.4　站用电系统的操作及定期切换试验1.4.1　触摸屏操作1.4.1.1　系统上电后，点击主柜右下角UPS开关，触摸屏就会显示以下画面。点击屏幕中央的Enter键进入系统状态画面点击屏幕中央的Enter键进入系统状态画面1.4.1.2　系统状态画面，主画面显示YDS智能屏系统的开关位置和系统功能。具体操作参阅YDS智能屏用户手册。57 1.1.1.1　点击画面左侧进线柜按键，系统进入以下画面。馈线开关的开合状态，可以通过主画面上模拟的系统一次接线图各开关位置状态来反馈。开关实际位置为分断，主画面上模拟的系统一次接线图开关位置状态为分断，颜色为红色。开关实际位置为闭合，主画面上模拟的系统一次接线图开关位置状态为闭合，颜色为绿色。1.1.1.2　点击画面右侧进线柜按键，系统进入以下画面。馈线开关的开合状态，可以通过主画面上模拟的系统一次接线图各开关位置状态来反馈。开关实际位置为分断，主画面上模拟的系统一次接线图开关位置状态为分断，颜色为红色。57 开关实际位置为闭合，主画面上模拟的系统一次接线图开关位置状态为闭合，颜色为绿色。1.1.1.1　点击画面系统进线柜按键，系统进入以下画面。1.1.1.2　系统进线柜状态画面信息和功能系统进线柜状态画面反应以下信息1．进线开关的分合闸状态。（分闸状态为红色分断，合闸状态为绿色闭合）2．双电源转换装置的触头位置。3．双电源转换装置的工作状态，（手动，自动）4．系统执行的信号来源（本地操作，遥控操作）系统进线柜状态画面可以进行以下功能的操作。1．手动分断进线断路器2．改变ATS操作的信号来源。点击本地操作系统执行触摸屏的指令点击遥控操作系统进入以下画面系统执行来自后台系统的指令1.1.1.3　点击画面上方的蓝色功能键。可以对系统的不同功能进行切换。57 事件记录报警记录运行模式母线II监测母线I监测系统状态1.1.1.1　点击画面母线I监测按键，系统进入以下画面母线I监测画面通过系统读取进线侧和系统母线侧的多功能数显表的数据,反馈系统实际运行时的各种实际电量,包括进线端三项电压,系统内母线的三项电压,三项电流,频率,功率因数,有功功率,无功功率,电度量，频率漏电电流，电流不平衡率。1.1.1.2　点击画面母线II监测按键，系统进入以下画面母线II监测画面通过系统读取进线侧和系统母线侧的多功能数显表的数据,反馈系统实际运行时的各种实际电量,包括进线端三项电压,系统内母线的三项电压,三项电流,频率,功率因数,有功功率,无功功率,电度量，频率漏电电流，电流不平衡率。1.1.1.3　点击画面运行模式按键，系统进入以下画面57 1.1.1.1　输入正确的用户名和密码后，操作人员可以进入ATS操作界面点击画面ATS-I操作按键，系统进入以下画面1.1.1.2　ATS-I有六种工作模式可以选择。分别是：1、固定电源I，即锁定由#1站用变供电，装置不自动切换。2、固定电源II，即锁定由#2站用变供电，装置不自动切换。3、自动电源I，由#1站用变优选供电，#2站用变备用；装置可以自动切换。4、自动电源II，由#2站用变优先供电，#1站用变备用；装置可以自动切换。5、停止供电，ATS转换开关处于双分位置。即停止I段母线的供电。6、自动切换，即两路电源互为备用。1.1.1.3　ATS-II有六种工作模式可以选择。分别是：1、固定电源I，即锁定由#1站用变供电，装置不自动切换。2、固定电源II，即锁定由#2站用变供电，装置不自动切换。3、自动电源I，由#1站用变优选供电，#2站用变备用；装置可以自动切换。4、自动电源II，由#2站用变优先供电，#1站用变备用；装置可以自动切换。5、停止供电，ATS转换开关处于双分位置。即停止II段母线的供电。6、自动切换，即两路电源互为备用。系统可以根据需要对分别对I段母线和II段母线的运行状态进行更改.1.1.1.4　点击画面报警记录按键，系统进入以下画面57 系统监测运行时的各种实际电量,包括进线端三项电压,系统内母线的三项电压,三项电流,系统漏电电流。同时设定了系统内母线的三项电压的上下限值，系统内母线的漏电电流的上限值，三项电流的上限值。1.1.1.1　如果实际运行时出现过压，欠压，过电流，系统会根据不同情况弹出以下报警窗口同时柜门的声光报警装置发出声音和灯光，提醒值班人员系统异常。1.1.1.2　声光报警装置的关闭关闭警灯报警记录声光报警装置接通后，如需要关闭报警灯，则进入画面，点击可以关闭报警灯1.1.1.3　报警设定功能报警设定报警记录系统可以更改报警值的设定。进入画面，点击系统进入以下画面。57 点击画面中框内的数值，画面出现数值设定键盘，输入需要的数值，系统的报警值可进行更改。v电压报警上限值设定（推荐值275V）；v电压报警下限值设定（推荐值165V）；v电力报警上限值报警（推荐值：系统进线开关额定电流值）；v零序电流报警上限值设定（推荐值300mA）；1.1.1.1　系统保护功能电压和电流值超过系统跳闸设定值的上限和下限，系统进线开关将自动跳闸。以保护整个系统的安全。v过电压跳闸值285V；v过电流跳闸下限值设定200Av零序电流跳闸值设定500mA；1.1.1.2　点击画面事件记录按键，系统进入以下画面系统可以记录1000条以上的系统操作记录。1.1.2　切换试验要求每月应定期进行一次事故照明切换试验及站用变低压侧断路器切换试验，应保证站用变系统可靠运行。57 1.1　站用电系统异常及事故处理1.1.1　点击画面报警记录按键，系统进入系统监测画面。如果运行时出现过压，欠压，过电流，系统会根据不同情况弹出以下报警窗口，同时柜门的声光报警装置会发出声音和灯光，提醒值班员系统异常。1.1.2　声光报警装置接通后，如需要关闭报警灯，则进入报警记录画面，点击关闭警灯可以关闭报警灯。1.1.3　系统可以更改报警值设定，进入报警记录画面，点击报警设定系统进入数值设定画面。1.1.4　点击画面事件记录按键，系统进入系统操作记录，可以记录1000条以上的操作事件。1.1.5　缺陷处理当发现设备缺陷时，按照文山电力股份公司《设备缺陷管理规定》的要求进行处理。2　直流系统2.1　充电装置与蓄电池2.1.1　直流系统的配置本站直流系统采用艾默生公司高频开关操作电源组件。电源系统几个部分组成：交流配电单元（包括交流输入、自动切换、C/D级防雷系统、交流信号检测）、AC/DC整流模块、蓄电池输入及其配电单元、电压调节单元、直流馈出配电单元、绝缘监测仪、电池监测仪、监控单元、配电监控单元（包括交流配电、直流配电），此外还有部分特殊功能组件。2.1.2　接线原理图2.1.3　正常巡视检查2.1.3.1　监控模块的监控运行参数显示正常且无报警信息。57 1.1.1.1　绝缘监测装置的绝缘运行参数等显示正常且无报警信息。1.1.1.2　高频开关电源运行正常，各信号灯指示正常。1.1.1.3　交流电源开关在互投位置。1.1.1.4　蓄电池进线开关在合上位置。1.1.1.5　蓄电池电压、控母电压、合母电压在正常允许范围内。1.1.1.6　各控制电源开关分、合位置符合运行要求。1.1.1.7　检查蓄电池正常情况下应保持在浮充状态运行。1.1.1.8　检查蓄电池外壳是否破损、渗漏，连接部分是否牢固，表面是否清洁，蓄电池手感温度是否正常。1.1.1.9　装置无其它异常情况。1.1.2　蓄电池的定期维护1.1.2.1　每日抄录一次蓄电池的浮充电压，测量并记录一次单次电池的端电压。1.1.2.2　每月定期对蓄电池做一次清洁，应经常保持蓄电池及其周围环境清洁、干燥。1.1.2.3　每年利用停电机会对蓄电池做一次全面清洁，并对蓄电池接头进行维护，保护接头清洁、润滑和牢固。1.1.2.4　按要求对蓄电池组进行均衡充电。1.1.3　充电装置的操作1.1.3.1　监控模块显示面板1.1.3.2　模块面板各部分作用，功能见下表。1.1.3.3　1.1.3.4　主信息界面显示的电池电压和电流以及电池均浮充状态都是指第一组电池的数据，要查看其他电池组的信息请在“电池数据”菜单查询。在主信息界面按F357 键，则出现版本信息屏。版本信息分三屏显示，内容包括系统类型、软件版本、系统错误信息以及下级设备（模块、充电柜、馈电柜、开关盒、电池监测仪和绝缘监测仪）的软件版本号。版本信息第一个界面如下图所示：1.1.1.1　在主信息界面按F2键，则出现如下的主菜单界面。1.1.1.2　绝缘电阻有一些特殊值表示特定含义，具体内容见下表。1.1.2　充电装置的异常及事故处理1.1.2.1　正常情况下，从机的运行灯在整定或支路巡检时每切换一个支路（约2S）闪烁一次，其它时间为常亮。如果从机出现以下异常情况，请按照提示排除故障。如果故障仍然不能排除，请联系艾默生公司绝缘监察装置的使用。1.1.2.2　从机上电后，运行灯不亮：从机内部辅助电源没有输出。查看电源输入接线是否正确。正负极性有没有搞反。用万用表检测电源输入是否存在80～320Vdc的电压。1.1.2.3　57 监控模块出现某一从机通讯中断告警：绝缘仪主机与从机的通讯线连接是否正确。有多个从机时要确认从机与从机的级联端子接线是否正确。从机地址拨码是否正确，从机地址要连续设置，且任意两个从机地址不能重复。例如绝缘仪只监控一段母线，所带从机数为5个（包括主机自带的地址为0的从机），则其余4个从机地址要连续拨码为1～4。若绝缘仪监控两段母线，两段母线上所带从机都为10个（包括主机自带的地址为0的从机），则I段上其余从机地址要连续拨码为1～9，II段上的从机地址要连续拨码为16～25）。1.1.1.1　发现模块之间严重不均流，采用下述的排除方法，将故障模块更换。确认模块是否均流损坏的方法如下：首先，逐个模块检查均流母线是否连接好，均流线是否连接正确，充电模块是否在自动工作状态下。如果都正常，按以下步骤查找故障模块。1．彻底断开模块的均流电缆和通讯电缆，单独开启一个充电模块。2．待充电模块开启以后，给充电模块加额定负载1/3～2/3的额定电流。3．用万用表的直流电压档测量充电模块的正负均流母线的之间的电压，正常情况下应为0.6～1.2V左右。4．逐个检查每个充电模块在负载情况下的均流母线电压，有电压为正常，如果负载状态下测量无此电压，则充电模块的均流电路1.1.1.2　风冷模块的风扇达到使用寿命损坏后，需要及时更换，更换方法如下：取下位于模块前面板上的格状风扇罩（注意风扇罩内装有一长方形的防尘网）。取下风扇，拔开位于风扇后方的两芯电源插头。更换风扇，注意风扇的电源线不应太长，否则可能导致电线绞入风扇，使风扇停转。安装风扇罩，同时应注意防尘网方向，方向错误时，风扇罩将不能装入面板。更换完毕。1.1.1.3　模拟接地故障时，监控模块出现系统绝缘故障告警，但未出现支路接地故障告警先确认接地支路的互感器连接是否正常，整定完后若支路互感器连接正常，则支路电阻会显示为111.0k，否则会显示为100.0k。查看是否有母线交流过大告警，母线对地存在较大工频交流电压时，不执行支路巡检，故查不出接地支路。若前两个原因都不是，再用监控模块查看该支路的接地电阻和电容数据。若支路接地电阻显示为113k或117k，表示该支路互感器信号受到干扰，须复位从机以便重新整定并检测。表4-5为绝缘电阻特殊显示值的含义，维护人员可据此排查问题。1.2　直流系统接地时的查找及处理一旦发现直流系统接地时，应先检查微机型直流系统绝缘监测装置面板显示是哪一条支路接地，是哪一极接地，分析接地的性质，判断其发生的原因。一般可按下步骤进行处理；把直流系统分割成若干部分寻找接地，即采用回路的分、合试验。一般分、合试验顺序为：事故照明、信号回路、充电回路、户外合闸回路、户内合闸回路、控制回路、直流母线、蓄电池。1.3　事故照明的巡视检查检查事故照明切换开关切换正常，直流电源空气开关应在合位，电压指示正常。事故照明定期切换试验1.4　逆变电源装置（UPS）的巡视检查应检查交直流电源输入正常，旁路供电正常、各输出空气开关在合位、电源指示正常。2　微机防误闭锁装置2.1　配置情况1、本站微机防误闭锁装置采用的珠海优特电力科技股份有限公司生产的卓越Ⅳ型防误综合操作系统，该系统双模实时微机防误操作系统主要由五防主机、网络控制器、分布式控制器、无线网络路由器、电脑钥匙、智能闭锁锁具等组成。电脑钥匙用于接收卓越Ⅳ型系统模拟结束后需要执行的操作票，电脑钥匙在正确无误地接收完操作票后，按照操作票的内容依次对电编码锁和机械编码锁进行解锁操作。若实际操作与电脑钥匙提示不符，电脑钥匙发出报警声并强制闭锁。2、根据电力系统对倒闸操作的“五防”要求和现场设备的状态,按照“电力”五防规则进行判断、推理，开出完全实用的倒闸操作票，将操作票传送到电脑钥匙，然后拿电脑钥匙到现场对断路器、隔离开关、接地刀闸、临时接地线、网门等设备进行倒闸操作。3、微机防误闭锁装置有以下功能：防止误分、合断路器；防止带负荷拉、合隔离开关；防止误入带电间隔；57 防止带电挂接地线；防止带地线合刀闸。1、系统操作步骤及流程当运行人员接到操作任务时，首先以合法的用户身份登录到系统，然后在系统接线图上以点击将要操作设备的方式对操作过程进行模拟，如果被点击的设备的操作符合“五防”逻辑则该操作加入到操作票中，如果被点击的设备的操作不符合“五防”逻辑则拒绝将该操作加入到操作票中，并给出拒绝加入的原因；如果安装有操作票专家系统，在模拟过程中系统还会自动或以手动选择、输入的方式插入二次操作及提示型操作，预演结束后可通过网络控制器将所预演的操作票内容传输到电脑钥匙中，安装有专家系统的用户此时可以将操作票打印出来，用户退出登录（不是停止运行），然后运行人员就可以持操作票及电脑钥匙到现场倒闸操作。操作时，运行人员按照操作票的顺序进行操作，当遇到需要手动操作的一次设备时，按照电脑钥匙的提示将电脑钥匙插入相应的编码锁内，通过其探头（有线或无线）检测操作的对象是否正确，若正确电脑钥匙向五防主机申请当前操作是否允许，若允许，则显示正确提示信息，同时开放其闭锁回路或机构，这时就可以进行倒闸操作；当遇到需要由监控系统操作时，则应按电脑钥匙提示按“确定”按钮，电脑钥匙向五防主机申请当前操作是否允许，若允许，则向监控系统发解锁命令，监控操作结束并且设备实际变位后，电脑钥匙自动上报操作结果，然后继续下一步操作；当遇到需要对智能锁具解锁的操作时，则应按电脑钥匙的提示按“确定”按钮，电脑钥匙向五防主机申请当前操作是否允许，若允许，则向智能锁具发解锁命令，待解锁成功后再进行操作（手动或电动）；若在操作过程中将电脑钥匙插入错误的编码锁内或现场设备状态改变，电脑钥匙申请操作时五防主机不允许操作，则不能进行开锁操作，同时电脑钥匙发出持续的报警声以提醒操作人员，从而达到强制闭锁的目的。全部操作结束后电脑钥匙自动将操作结果回传。实例操作说明：10kV者腊线071断路器由运行转为热备用57 首先需要登陆五防系统，点登陆，使用自己的用户名和密码登陆系统。然后可以进行模拟，点【开票】按钮，此时【开票】按钮将会凹下去，如图：然后可以在一次接线图上进行模拟：57 模拟结束后再点一下【开票】按钮，【开票】按钮会恢复正常状态，此时会弹出一个对话框：此时可以保存典型票，选择【存入典型票库】，会弹出如下图的对话框：选择好【电压等级】【运行方式类别】【运行方式内容】【所操作线路名】然后点【确认】即可，以后就可以直接调用了。调用方法如下图：【操作票】【调用典型票】57 然后根据需要选择对应电压等级下的线路，就可以调用所需要的典型票了。要进行操作就直接传票到电脑钥匙，点【传到电脑钥匙】，确认传输适配器电源开着，且电脑钥匙放在右边的座上，电脑钥匙在主菜单即可进行接票。接票完毕后拿着电脑钥匙到现场按照提示操作即可。特殊情况（重开上一把锁）：比如我已经打开了0716隔离开关的锁，但是在没进行操作的情况下就去进行下一步，结果通不过，现在想回头重新开0716隔离开关的锁，只需要将电脑钥匙重新插入0716隔离开关的锁，此时电脑钥匙上会出现提示“等待重新开锁”，等待10秒钟，钥匙会再次出现语音提示“正确，请操作！”，按开锁键就可以重开这把锁了。1.1.1　电脑钥匙回传：一般情况下操作完毕后将电脑钥匙放回右边传输座钥匙会自行回传。如果有特殊情况，比如操作进行到一半，需要中止操作，则要在电脑钥匙上选【返回】选【钥匙回传】点“进入”【中止回传】“进入”，此时电脑钥匙屏幕上出现一行字：“钥匙等待中止回传”，将电脑钥匙放回到右边传输座上即可。操作完成后记得退出登陆：注意事项：因只有两个电脑钥匙，故最多可同时进行2个操作任务，最多可同时模拟3个操作任务，如果发生开不了票或者传不了票，请检查是否系统已经有3个票了，或者电脑钥匙内已经有了票了。在登陆系统的主界面可以看到绿色的圆点，有几个圆点就表示已经开了几张票，如下图：57 若是系统已经有3个票了，可以直接清票，点【操作票】【清除操作票】或者【操作票回填】（回填需要填写完成项数）；若是电脑钥匙内已经有了票了,则按照上面的说明进行中止回传即可。回传和传票只能进行一个，不能同时进行，因为通道只有一个。中止回传与清票的区别：中止回传只需要在电脑钥匙上按上面说的做，电脑钥匙和五防系统会自动清票；而清票操作则需要在五防系统和电脑钥匙分别清票，操作如下：1、电脑钥匙操作（内有票的情况下）选择【返回】点进入【辅助功能】点进入，选择【特殊操作】点进入，选【清操作票】点进入，【确认】选【清除】2、五防系统操作：（清操作票需要权限足够的用户才可以进行此项操作）如下图，登陆系统后选择【操作票】【清除操作票】操作票回填比如现在有一个任务分10步操作，当我们进行到第5步的时候调度下令停止后续操作，这种情况下就不适合进行清票操作了，应按上面说的选择中止回传，如果不小心把电脑钥匙上的票已经清除了，那就需要在五防系统上进行操作票回填，如下图，选择【操作票】【操作票回填】会弹出如下对话框：57 【要回填的任务】可选择任务号，如果开了3个票，这里可以选择1-3号任务。【完成操作项数】可选择实际完成的操作项数，这里举例我们填5表示10项操作中完成了5项操作。然后点【操作完成】即可，系统会根据完成的项数自动进行设备对位。如果点【作废该票】则表示此操作票作废。打印票部分：如果需要打印该操作票，则可在传票之前选择【修改该操作票】，会弹出一个窗口，如图：在【任务名】后的蓝色框内双击即可输入任务名，【系统当前打印票号】单击即可修改。若要在操作内容中添加提示项，如我们要在“拉开营526刀闸”前添加“检查526控制电源空气开关在合上位置”。方法1：首先单击选中“拉开营526刀闸”这时该项会变成蓝色，在键盘上找到Insert按一下就会在前面增加一个空白项，单击即可进行输入提示项。57 方法2：首先单击选中“拉开营526刀闸”这时该项会变成蓝色，接着在左边有个“操作项或提示项增加方式”可以选择在【当前记录前插入】、【在当前记录后插入】、【在操作票最后追加】，根据需要选择合适的，这里我们选择【当前记录前插入】，然后在右边选择“电压等级”、“设备类型”、“所操作设备”、“所进行操作”等，选择好后在“将以下操作全部加入到操作票中”下边的框中会出现系统原本已有的提示项，根据需要双击即可加入。要是在这里找不到需要的提示项，就选择下面的【输新提示】，在弹出的对话框中输入（点【保存】则下次可直接调用），点【确认】即可将提示加入进去。修改完毕后点【OK】，然后在弹出的对话框选【进行五防判断】，接下来选择【打印该操作票】，打开打印机电源即可打印。也可以直接进行传票，选【传到电脑钥匙】即可。特殊情况如果需要进行设备对位，则要先断开与通讯的连接：【通讯】【禁止/开启信号的接收】【与监控通讯（四方公司提供的规约）中接收的信号】在弹出的对话框中勾选需要进行对位的设备（如下图）然后点确定：57 然后进行设备状态对位，点【对位】按钮：会弹出如下图的对话框：选择用户，输入密码，然后可以直接点击设备进行对位。设置完毕后再点击【对位】按钮，会弹出如下对话框：（权限不够的用户无法进行设备对位）选择【是】，这次设备对位就结束了。57 现场设备操作1）手操设备的操作手操设备（手动隔离开关、接地开关、临时接地线、网门等）的闭锁，一般采用机械编码锁闭锁手操机构，其操作方法如下：在运行现场找到与电脑钥匙显示的编号相对应的设备，将电脑钥匙插入机械编码锁中进行识别，如正确则电脑钥匙内部闭锁机构解除，同时电脑钥匙语音提示“锁码正确，请操作”，此时按下开锁按钮，即可打开机械编码锁，进行倒闸操作。操作完成后，电脑钥匙语音提示操作完成，检查被操作设备的状态是否到位，如机械编码锁的编码与电脑钥匙显示的编号不对应，则电脑钥匙语音提示锁码错误，请检查信息。此时电脑钥匙中的闭锁机构锁死，不能进行开锁操作。发生这种情况时，应仔细检查设备编号、机械编码锁编号是否与电脑钥匙显示的编号一致。注：操作中常见问题的处理l电脑钥匙在开机械编码锁时，若压一下开锁按钮未打开锁，可多按压几次，直至锁打开后再从锁中拔出电脑钥匙。必要时，压住开锁按钮不松开，用手将锁拉一下将锁打开。若机械编码锁未打开而电脑钥匙已从锁中拔出，且电脑钥匙已显示下一步操作内容时，可利用电脑钥匙的重复开锁功能，将电脑钥匙再次插入刚操作的锁中。l电脑钥匙打开锁后，若设备的操作时间较长(如检修操作)，可先关闭电脑钥匙的电源。待要进行下一项操作时再打开电脑钥匙的电源，则电脑钥匙将接着断电前的操作票继续执行。l在开锁过程中，不允许先将电脑钥匙插入锁内再接通电源开关，否则将影响开锁程序。2）断路器的操作当电脑钥匙显示断路器的设备号时，将电脑钥匙插入对应的电编码锁中进行识别，如正确则电脑钥匙内部闭锁继电器吸合，解除该断路器的闭锁回路，同时电脑钥匙语音提示“锁码正确，请操作”，此时，运行人员可通过KK控制开关操作该断路器，检查断路器位置指示灯确已变位后，拔出电脑钥匙即可进行下一项的操作。电脑钥匙结束操作如果某任务操作票的最后一项操作结束时，则电脑钥匙语音提示“操作完成，等待回传”，这时将电脑钥匙在开机状态下插回通讯适配器的传输口（通讯适配器此时应处于待命状态，UT-2000IV系统应处于运行状态），回传后，一次接线图上的相关设备会变位为操作后的状态显示颜色，系统自动把已操作过的一次设备状态置成与现场设备状态一致。事故紧急解锁操作机械编码锁应急解锁事故情况下，允许用户不经过计算机预演而直接使用DJS-1型电解锁钥匙和JJS-1机械解锁钥匙去现场直接操作。将JJS-1型机械解锁钥匙插入机械编码锁中并旋转90度，打开机械编码锁，即可进行刀闸等设备的操作。电编码锁应急解锁事故情况下，允许用户不经过计算机预演而直接使用DJS-1型电解锁钥匙和JJS-1机械解锁钥匙去现场直接操作。将DJS-1型电解锁钥匙插入电编码锁中，闭锁回路即被短路，这时即可进行断路器的操作。应急解锁后的状态设置应急解锁操作后，应及时在计算机上通过“设备状态”下的“设置设备状态”功能使计算机中显示的设备状态和现场保持一致。对本装置发生的故障，要做好原始记录并及时向厂家反应，以便厂家分析故障原因及时维护。1　倒闸操作1.1　主变压器操作57 1.1.1　操作原则1.1.1.1　停电操作，一般应先停低压侧、再停高压侧，操作过程中可以先将各侧断路器操作到断开位置，再逐一按照由低到高的顺序操作隔离开关到断开位置，隔离开关的操作须按照先拉变压器侧隔离开关，再拉母线侧隔离开关的顺序进行。送电操作时顺序相反。1.1.1.2　强油循环变压器投运前，应按制造厂说明书和继电保护的要求先将冷却装置投入运行。1.1.1.3　切换变压器时，应确认并入的变压器带上负荷后才可以停下待停的变压器。1.1.1.4　禁止在变压器生产厂家规定的负荷和电压水平以上进行主变分接头调整操作。1.1.1.5　并联运行的变压器，其调压操作应轮流逐级或同步进行，不得在单台变压器上连续进行两个及以上的分接头变换操作。1.1.1.6　多台并联运行的变压器,在升压操作时,应先操作负载电流相对较小的一台，再操作负载电流较大的一台，以防止环流过大，降压操作时，顺序相反。1.1.2　操作注意事项1.1.2.1　两台或两台以上的变压器，必须符合下列条件，方可并列运行：a)联结组标号相同；b)电压比相等（允许误差上±5%）；c)短路电压（阻抗）相等；1.1.2.2　并列运行的变压器，其容量比不应超过3：1。1.1.2.3　短路电压差过大，应适当将短路电压大的变压器二次电压提高，以便并列运行的变压器容量能充分利用；1.1.2.4　变压器有载分接开关的操作程序须遵守下列各项：a)为确保电压在合格范围内，值班人员应根据母线电压情况，在征得调度的同意后，无功补偿装置进行调压操作；b)应逐级调压，同时监视分接开关及电压、电流的变化，并做好记录；c)有载调压变压器并联运行时，其调压应轮流逐级进行；d)变压器过负荷时，禁止进行调压操作；e)调压时失控造成连动，应立即操作跳闸按钮，停止继续调压。然后将变压器停电，利用手动调节分接头至所需位置；f)手动调节时，应将控制电源断开。1.1.2.5　瓦斯保护装置的运行a)变压器运行时瓦斯保护装置应接信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。b)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，必须将其重瓦斯由“跳闸”改接“信号”，其它保护仍然接至“跳闸”位置。c)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工作完成后，必须将变压器内的空气排尽后才能将瓦斯保护由“信号”改接“跳闸”位置。d)当发现油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象时，因要查明异常的原因而需要打开各种放气或放油塞子、阀门以及进行清理呼吸器的孔眼或其它工作时，必须先将瓦斯保护由“跳闸”改接“信号”后方能进行，以防瓦斯保护误动作使变压器跳闸。1.2　母线操作1.2.1　操作原则1.2.1.1　母线停、送电操作时，应做好电压互感器二次切换、防止电压互感器二次侧向母线反充电。1.2.1.2　在停母线及电压互感器操作时，应先断开电压互感器二次空气开关或熔断器，再拉开电压互感器一次隔离开关（送电操作顺序相反）。1.2.2　操作注意事项57 1.1.1.1　用隔离开关拉合母线前，必须检查母线上所接的断路器均在断开位置，只允许拉、合空母线。1.1.1.2　母线停电以前，应根据母线的接线方式确定停电顺序，一般应先停负荷侧开关，后停电源侧开关，送电时以此相反的顺序进行操作。1.1.1.3　用断路器向母线充电前，应将母线电压互感器及避雷器投入。1.1.1.4　母线倒闸操作必须考虑运行方式。1.2　线路操作1.2.1　操作原则1.2.1.1　线路送电操作顺序，应先合上母线侧隔离开关，后合上线路侧隔离开关，再合上断路器，停电操作时顺序相反。。1.2.1.2　线路停送电时，应防止暂态过程衰减后线路未端电压超过额定电压的1.15倍。1.2.1.3　多端电源的线路停电检修时，必须先断开各端断路器及相应隔离开关后，方可装设接地线或合上接地开关，送电时顺序相反。1.2.1.4　检修、改造后相位有可能发生变动的线路，恢复送电时应进行核相。1.2.2　操作注意事项1.2.2.1　在执行倒闸操作前，操作人员应检查断路器确在断开位置，以防带负荷拉合隔离开关。如系手动合闸，操作要领，须“迅速、果断”，当刀片接近刀嘴时要迅速合上，以防发生弧光，但合到终了时，不得用力过猛，防止冲击力过大而损坏瓷瓶。1.2.2.2　拉合隔离开关，均要注意联锁装置动作正确。在拉闸操作完毕后应检查三相是否确已拉开，定位销子是否近槽，把手是否上锁。1.2.2.3　严禁带负荷拉合隔离开关。1.2.2.4　停电操作顺序：必须按照先拉断路器，后拉非母线侧隔离开关，再拉母线侧隔离开关的顺序依次操作。1.2.2.5　送电操作顺序：必须按照先合母线侧隔离开关，后合非母线侧隔离开关，再合断路器的顺序依次操作。1.3　电压互感器操作1.3.1　操作原则1.3.1.1　互感器一、二次回路作业，必须严格按DL408及有关规程、规定办理工作票和操作票，并做好安全措施。1.3.1.2　电压互感器停用前应注意下列事项：按继电保护和自动装置有关规定要求变更运行方式，防止继电保护误动；将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止电压反送。1.3.1.3　35KV及以上中性点不接地接地系统发生单相接地或产生谐振时，严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉、合电压互感器。1.3.1.4　严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉开有故障（油位异常升高、喷油、冒烟、内部放电等）的电压互感器。1.3.1.5　停运一年及以上的互感器，应按DL/T596重新进行有关试验检查合格后，方可投运1.3.1.6　在带电的电流互感器二次回路上工作，应严格遵守DL408的规定。若保护与测量共用一个二次绕组，当在表计回路工作时，应先将表计端子短接，以防止电流互感器开路或误将保护装置退出。1.3.2　操作注意事项1.3.2.1　在停母线操作时，应先断开电压互感器二次空气开关或熔断器，再拉开一次隔离开关。1.3.2.2　对母线充电的操作，一般情况下应带电压互感器直接进行充电操作。1.4　验电接地原则1.4.1　验电装置必须按规定进行定期检验，并妥善保管，不能受潮。57 1.1.1　在已停电的设备上验电前，除确认验电器完好、有效外，还要在相应电压等级的有电设备上检验报警是否正确，方能到需要接地的设备上验电。禁止使用电压等级不对应的验电器进行验电。1.1.2　电气设备需要接地操作时，必须先验电。验明确无电压后，方可进行合上接地开关或装设接地线的操作。1.1.3　验电完毕后，应立即进行接地操作。验电后因故中断未及时进行接地，若需继续操作，必须重新验电。1.1.4　验电、装设接地线应有明确位置，装设接地线或合接地开关的位置必须与验电位置相符。1.1.5　必须使用三相短路接地线，使用中的接地线必须合格并编有编号，禁止编号重复。1.1.6　装设接地线应先在专用接地桩上做好接地，再接导体端，拆除顺序相反。禁止用缠绕方法装设接地线。需要使用梯子时，禁止使用金属材料梯。1.1.7　在电容器组上验电，应待其放电完毕后再进行。1.1.8　出线铁塔需在线路侧装设接地线时，应分别验明室外电缆头，线路隔离开关出线侧确无电压后，方可装设接地线。1.2　站用变操作1.2.1　站用变属调度管辖设备时，站用变高压侧的操作应根据调度命令执行。低压侧开关和熔丝由操作人员根据工作需要自行操作，操作后作好记录。1.2.2　站用变属变电站管辖设备时，站用变高压侧的操作应根据工作票要求向调度申请调度许可后执行。低压侧开关和熔丝由操作人员根据工作需要自行操作，操作后作好记录。1.2.3　运行中站用变压器倒换高压电源的操作在现场运行规程补充部分列出。1.3　启用站用变应先高压侧、后低压侧，停用与此相反，严防低压侧向高压侧反充电。1.4　电容器组1.4.1　操作原则1.4.1.1　调整母线电压时，应先采用投入或退出电容器，然后再调整主变压器分接头。1.4.1.2　正常情况下，刚停电的电容器组，若需再次投入运行，必须间隔5分钟以上。1.4.1.3　电容器组停电接地前，应待放电完毕后方可进行验电接地。1.4.1.4　当全站失压或供电段母线失压时，应退出电容器组运行。1.4.2　操作注意事项1.4.2.1　在电容器组上验电，应待其放电完毕后再进行。1.5　倒闸操作执行要求1.5.1.1　只有当值操作人员有权进行倒闸操作。在事故处理或特殊检修时方允许非当值操作人员进行指定项目的操作。1.5.1.2　修试人员只能进行被修试设备的手动操作，需要进行不带一次电压的电动操作时，须由当值操作员进行，并在工作结束后恢复原来状态，严格执行设备验收传动试验制度。1.5.1.3　变电站的一切倒闸操作应由两人操作。操作队副职操作，正值监护。1.5.1.4　倒闸操作应根据《电业安全工作规程》〔发电厂及变电站部分〕及省、市公司的有关规定进行，正确使用安全工器具。1.5.1.5　操作时，不得做与操作无关的工作和交谈。若听到调度电话铃声，操作人员应立即停止操作，接听调度电话。1.5.1.6　更改继电保护及自动装置定值应根据“继电保护及自动装置定值通知单”和调度指令进行，并严格执行整定流程。1.5.1.7　监控、操作人员在接受调度指令时，应启用录音电话，互报单位和姓名，严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一的调度术语和操作术语，发令、受令双方应明确发令时间和完成时间，以表示操作的开始和终结，并将时间记入值班记录簿内。1.5.1.8　调度同时预发两个及以上的操作任务时，必须按各个任务的操作程序依次进行操作，不得几个任务同时操作。57 1.1.1.1　操作中如发生事故或异常情况时，应立即终止操作，并报告调度，经调度同意后，才能继续进行操作。1.1.1.2　操作时，不得做与操作无关的工作和交谈。若听到调度电话铃声，操作人员应立即停止操作，接听调度电话。2　事故处理原则2.1　一般要求2.1.1　事故处理应按照事故处理流程进行，尽速搞清事故的发生原因，限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的危险。2.1.2　用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电，首先设法保证所用电源，并考虑对重要用户的优先供电。2.1.3　将事故情况立即报告当值调度员，听候处理。现场运行人员应严格执行调度员的一切命令。2.1.4　事故处理时全部值班员必须到自己的岗位上，集中注意力，迅速、正确地执行当值调度员命令。只有在接到当值调度员的命令或对人身安全或设备完整有明显和直接的危险时，方可停止设备的运行。2.1.5　如果事故发生在交接班过程中，交班人员负责处理事故，接班人员可以协助处理。在事故处理未结束或上级领导未发令交接班以前，不得进行交接班。2.1.6　处理事故时，除当值人员和有关领导外，其他人不得进入事故地点和控制室，事前进入的人员应主动退出，不得妨碍事故处理。2.1.7　当值调度员是事故处理的指挥人，变电所正值班员应及时将事故征象和处理情况向其汇报，并迅速而无争辩地执行调度命令。当值人员如果认为值班调度员命令有错误时，应予以指出，并作必要解释。如当值调度确认自己的命令正确时，变电所当值负责（正值）应立即执行。如果值班调度员命令直接威胁人身或设备安全，则无论在任何情况下，值班员均不得执行。此时，应立即将具体情况汇报生产局长，并按其指示执行。2.1.8　处理事故时若变电所所长（或技术负责人）在场，应注意值班员处理事故过程，必要时可以帮肋他们处理，但事前必须与调度取得联系，并作好详细记录。2.1.9　在下列情况下，当值人员可不经调度许可自行操作，结束后再汇报：1)对威胁人身和设备安全的设备停电；2)对已损坏的设备隔离；3)恢复所用电；4)确认母线电压消失，拉开连接在母线上有关的断路器；5)值班员处理事故应遵照下列顺序进行；6）根据表计指示，继电保护及自动装置动作情况和设备的外部征象判断事故全面情况；7)如果对人身和设备安全有威胁时应立即解除这种威胁，必要时停止设备运行。反之，则应尽力保持或恢复设备的正常运行。应特别注意对未直接受到损坏的设备隔离，保证它们的正常运行;8)迅速检查和正确判明事故性质、地点及其范围;9)对所有未受到损害的设备，保持其运行;10)为防止事故扩大，必须主动将事故发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护动作情况及频率、电压、潮流变化等，迅速而正确地报告给当值调度员及所领导;11)认真监视表计、信号指示并作祥细记录，所有电话联系的均应录音，处理过程应作祥细、准确记录;12)处理事故时，必须迅速、正确、果断，要“稳、准、快”，不应慌乱，必须严格执行接令、复诵、汇报、录音和记录制度，使用统一的调度术语和操作术语、汇报内容应简明扼要;13)当恢复继电保护及自动装置的掉牌时，必须两人进行。即时作好记录。2.2　母线故障2.2.1　母线绝缘子和断路器母线侧套管闪络。2.2.2　母线电压互感器或断路器与母线之间的电流互感器发生故障。2.2.3　接在母线上的隔离开关或避雷器、绝缘子等发生故障.2.2.4　二次回路、保护回路故障.2.2.5　由于误操作引起。57 1.1　变压器故障1.1.1　变压器内部故障。绕组相间短路、接地短路、匝间短路及铁芯的烧毁等。1.1.2　变压器外部故障。主要是套管引出线上发生相间短路、接地短路等。1.1.3　变电站出线故障、开关拒动引起的主变压器跳闸.1.1.4　由于保护整定失误、保护装置失灵，造成主变误跳闸.1.1.5　当发现运行中的变压器发生外部引线或套管放电，或内部发出不均匀的很大声响，绝缘击穿、部分间隙局部放电，分接开关接触不良打火放电，发出异常的劈啪爆裂声和咕噜声，应认真判断，必要时立即将变压器停运，等待处理。1.1.6　主变压器瓦斯保护动作:瓦斯保护信号发信时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因侵入空气，油位降低，二次回路故障或是变压器内部故障造成的.1.1.7　主变轻瓦斯动作发出信号后，值班员应立即进行如下项目的检查:1)变压器本体油箱上的温度计指示是否与平时在相同负荷和环境温度下的温度相近;2)35kV、10kV各侧三相充油套管油色是否浑浊、变黑;3)呼吸器和压力释放器有无漏油现象，地面有无油迹;3)检查瓦斯继电器内是否充满油，有无积聚气体，油色有无浑浊、有无碳质;4)外界有无大的震动；5)直流系统是否有接地故障;6)变压器油路管道、冷却器、油枕、吸湿器及主变保护回路等有无工作；7)变压器音响是否均匀、有无杂音，声音与平时有无差异;8)轻瓦斯重复动作发信号时，应记录每次发信号之间的间隔时间，当间隔时间缩短时，应立即汇报值班调度员及变电主管部门;9)主变重瓦斯动作跳闸后的检查项目同上。1.1.8　主变有载调压重瓦斯保护动作的检查项目：参照主变压器瓦斯保护动作的检查到现场检查主变有载调压分接开关有无异常情况。1.1.9　主变差动保护动作跳三侧开关时的检查项目：a)检查变压器35kV、10kV侧三相套管有无破裂或放电痕迹，引线有无断线接地现象，并按重瓦斯保护动作的检查项目对主变进行详细的检查；b)应检查差动保护区内以下的所有设备有无异常:主变两侧开关的电流互感器之间所有设备及设备连线、支持瓷瓶有无破裂或放电闪络或其他接地短路痕迹和断线，低压侧电流互感器是否有爆炸、破裂或放电痕迹。1.1.10　后备保护动作的检查项目：a)同主变差动保护动作跳三侧开关时的检查项目；b)检查该电压等级（动作的主变后备保护侧）的所有开关保护装置信号发出情况；c)如果是主变高、低压侧后备保护动作，检查该侧母线及母线设备有无破裂或放电闪络或其他接地短路痕迹；d)如果是线路保护越级跳闸，还应按开关跳闸后检查项目检查该线路开关。1.1.11　变压器失火的处理：变压器发生火灾，应立即将变压器所有的开关，隔离开关断开，停用冷却装置，迅速组织人员，使用砂子和灭火器灭火。露开变压器有事故储油坑的可用水灭火。油在变压器盖上着火时，迅速打开底部油门放油，使油面低于着火处。当变压器火势威胁到其上部或邻近电气设备时，必须设法切断此类设备的电源。1.1.12　发现变压器运行中有异常现象〔如漏油、油位过高或过低、温度异常、音响不正常等〕时，应立即汇报当值调度和有关领导，设法尽快消除故障。变压器有下列情况之一时，应立即将变压器退出运行。如有备用变压器应尽可能将备用变压器投入运行。1 、变压器声响明显增大，很不均匀，有爆裂声；2 、严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；3 、套管有严重的破损和放电现象；4 、变压器冒烟着火。5、当发生危及变压器安全的故障，而当变压器保护装置拒动时，留守人员应立即将变压器停运。6、当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它异常情况，对变压器构成严重威胁时，留守人员应立即将变压器停运；7、变压器油温升高超过允许限度时，应判明原因采取措施使其降低，检查步骤为：检查变压器的负载和环境温度，并与同一负载和环境温度下正常的温度核对；核对温度测量装置；检查变压器冷却装置；57 若发现油温较同一负荷和冷却条件下高出　10℃　以上,或变压器负荷不变，油温不断上升，而冷却装置正常，温度计正常，则认为变压器发生故障，应立即将变压器停运。1.1.1　变压器事故处理的规定：1)差动保护区内电气设备故障时，故障不消除不得送电。当检查结果确定为外部故障引起差动误动或差动保护本身有问题时，在重瓦斯和过流及其他保护正常投入、故障确已消除的条件下，由值班调度员决定变压器可否在差动保护退出情况下，恢复送电。2)主变压器重瓦斯保护动作跳闸后未经检查找出跳闸原因，并试验合格前不许再投入运行。3)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，确定无异常后方可投入运行。4)主变差动保护、主变重瓦斯保护、有载调压重瓦斯保护或跳主变两侧开关的后备保护动作，两侧开关均应跳闸，使主变两侧断电，当上述保护动作后，主变有某侧开关没有跳闸，值班员应立即断开拒跳开关，做好记录并汇报值班调度员及变电主管部门；5）变压器在运行中，发生重瓦斯和差动保护同时动作时，未经查明原因，排除故障并试验合格前，不得将变压器投入运行。1.2　线路故障1.2.1　线路瞬时故障跳闸，重合闸成功（手动试送成功）。1.2.2　线路永久故障跳闸，重合闸动作不成功（手动试送不成功）。1.2.3　线路故障跳闸，重合闸未动作（未手动试送）。1.3　断路器故障1.3.1　断路器声音异常。运行中的断路器，内部有异常声音，，则应尽快将断路器和断路器两侧隔离开关拉开，使断路器与电源隔离。1.3.2　断路器跳闸后严重冒烟。断路器切合较大的短路电流时，对断路器本身的要求是相当严格的，此时，如果断路器存在着遮断容量不足的缺陷，则由于切合时间延长，电弧燃烧时间过长，会产生大量的气体，使断路器内的压力骤增，就会出现断路器冒烟的现象。1.3.3　断路器拒绝合闸。断路器拒绝合闸，既可能有本身的原因，也可能有操作回路的原因。1.3.4　断路器拒绝跳闸。1.3.5　断路器过热。主要靠值班人员在巡视检查中来发现。如不尽早消除，则可能会发展成严重过热而将断路器绝缘件烧坏，绝缘子烧裂，或造成断路器冒烟、喷油、甚至爆炸。1.3.6　断路器着火。1.3.7　断路器事故处理的有关规定：a)保护动作出口跳闸后，重合不成功，值班员应对断路器进行外观仔细检查，检查项目与日常巡视检查的项目相同；b)如果保护动作出口而断路器拒绝跳闸造成的越级跳闸，在恢复系统送电前，应先断开拒跳断路器及两侧的隔离开关，然后恢复其他线路供电，待拒绝跳闸的断路器检修试验合格后方可投入运行。1.4　小电流接地系统接地故障1.4.1　电力系统发生单相接地时接地光字牌亮，警铃响。1.4.2　发生完全接地故障时，绝缘监察电压表三相指示不同，接地相电压为零，非故障相电压升高√3倍，且持久不变。完全金属性接地，电压互感器开口三角两端电压为100V。非金属性接地，电压互感器开口三角两端电压小于100V。1.4.3　发生间歇接地故障时，接地相电压时减时增，非故障相电压时时增时减，或有时正常，则电压互感器亦随着时减时增，在0~100V之间变动。1.4.4　发生弧光接地故障时，非故障相电压有可能升高到额定电压的2~3倍。此时，电压互感器开口三角可大于100V。1.4.5　57 当系统发生单相接地时，值班员应根据当时的具体情况穿上绝缘靴，详细检查变电站内设备。若变电站内有接地点，则运行人员不得靠近（安规规定的距离）。若不是变电站内设备接地，则应考虑是输电电路接地问题。此时应按事先规定好的接地拉路顺序，逐条线路进行拉、合。若在断开断路器时，绝缘监察与仪表恢复正常，即证明断开的这条线路发生了单相接地。拉、合线路试验的顺序：1）双回路或有其他电源的线路；2）分支最多、最长、负荷轻或次要用户的线路；3）分支较少、较短、负荷较重的线路。单相接地点查出后，其接地线路是否可带接地运行一段时间，应请示调度决定。1.1.1　在处理单相接地故障时，应防止把下列3种现象当作单相接地故障来处理：1）电压互感器高压熔断器或隔离开关辅助接点接触不良；2）一相断线或断路器、隔离开关一相未接通；3）空投母线时，由于电压互感器引起的铁磁谐振。1.1.2　处理单相接地故障时应注意以下几点：1）当发生单相接地时，应严密监视电压互感器，尤其是10kV三相五柱式电压互感器，以防其发热严重。2）不得用隔离开关拉开单相接地点，如必须用隔离开关拉开单相接地点（如单相接地发生在母线隔离开关与断路器之间）时，可给故障相经断路器经断路器做一辅助接地，然后用隔离开关拉开单相接地点。3）值班人员在短时选切联络线或环状线路时，两侧断路器均应切除。在切除之前，应注意不使其他线路过负荷。4）当发生不稳定性接地，并危及系统设备的安全时，可将故障相得断路器人工接地，然后进行处理。1.2　操作中发生异常1.2.1　操作中如发生异常时，应立即处理并汇报调度。1.2.2　操作中发生事故时应立即停止操作，事故处理告一段落后再根据调度指令或实际情况决定是否继续操作。1.3　全站失电1.3.1　电源进线线路故障，线路对侧跳闸。电源中断或本所设备故障，电源进线对侧跳闸。1.3.2　站内10kV出线线路故障，越级使电源进线断路器跳闸。1.3.3　系统发生事故，造成全所失压。1.3.4　通信正常的情况下，运行人员应立即向调度汇报，听候处理。在通信失灵情况下，应做如下处理：运行人员应对变电站内设备进行认真检查，如查明是变电站内故障所致，则按照事故处理程序处理；如不是变电站故障引起全站失压，则应设法与调度联系听候处理。图B.2保护室平面布置图57