110KV变电站现场运行规程.doc

1 总则1.1 本规程的说明：1.1.1 本规程根据设计资料和设备的技术要求及有关规程结合现场实际编制而成，是本站一、二次设备的运行依据。1.1.2 本规程主要是规定现场运行监视、运行操作、事故及异常情况处理的要求和对一些设备的工作原理、使用操作方法及影响设备操作正确性的关键操作步骤。1.1.3 编写依据：1、电业安全工作规程2、电气事故处理规程3、电力变压器的运行规程 DL/T572-954、高压断路器的运行规程 电供（1991）30号5、江苏电力设备交接和预防性试验规程 2001年12月6、继电保护及安全自动装置运行管理规程 （82）水电生产第11号7、继电保护和电网安全自动装置现场保安规定 （87）电生供字第254号8、微机继电保护装置运行管理规范 DL/T587-19969、 其它相关规程、调度、反措及技术资料。1.1.4 适用范围：1、本规程仅适用于中电电气南京科技园110KV变电站。2、变电站全体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工作。同时有关部门领导、技术人员亦应熟悉和掌握本规程。3、本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程规定执行。1.2 对运行人员的基本要求：1.2.1 严格执行两票三制（工作票、操作票 、交接班制、巡回检查制、定期切换试验制。）做好安全措施、检查验收，把好安全质量关。1.2.2 正确执行调度命令、倒闸操作及事故异常处理。1.2.3 按时准确抄表，及时做好各项记录。做到字迹工整清楚，内容简明正确，认真进行监屏和设备巡视检查工作。1.2.4 严格遵守公司的各种规章制度，按站内分工做好设备的维护管理工作。管理好各种技术资料、图纸、记录和报表；管理好各类安全生产工具、仪器设备、材料及生活设施。1.2.5 严格执行变电站出入制度，对变电站的安全保卫负责，不允许外人擅自进入。1.2.6 重视岗位培训工作，钻研业务技术，积极开展岗位练兵，提高运行分析能力和处理设备异常及事故的水平。1.2.7 交接班要求：1、接班人员应提前15分钟到达变电站，查阅交接班记录，认真了解所管辖设备的运行方式、运行状况、了解有关运行工作事项。2、交班人员必须在交班前详细填写当值的各种记录，核对模拟图板，做好清洁卫生及其它有关工作。3、交接班要严肃认真，交接双方应集体站立交接全部运行情况。交接运行方式时，应在模拟图板前进行，对一、二次设备、资料、卫生应分组进行检查，并集体汇报检查情况。4、接班人员应该认真听取交待内容，检查记录；核对上一班操作过的一、二次设备；检查各种保护压板的位置是否正确和保护定值的变动情况；核对模拟图板应与运行方式一致；清点图纸资料、工具、备品及安全用具；接班时如有疑问应当面询问清楚。5、交接班时，双方应履行交接手续。按规定的项目交接清楚后，交、接班人员应分别在运行日志上签名。6、如果在交接班时发生异常、事故或有重要操作时，交接班应中断。由交班人员处理，接班人员协助。在处理或操作完成后方可继续交接班。7、交班人员如发现接班人员饮酒或精神不正常时应拒绝交班并主动报告有关领导。8、接班人员接班后，值班负责人应根据当日操作任务及工作计划，合理安排操作、巡视维护等工作。1.2.8 交接班内容：1、运行方式及模拟图板接线情况；2、本班当值期间系统异常、事故处理、缺陷处理等情况；3、操作任务的执行情况，包括未执行的操作任务； 4、设备停复役的变更、保护和自动装置运行或定值的变更情况；5、工作票的执行情况、现场安全措施、接地线组数、编号及位置；6、设备调试、校验情况和设备缺陷情况；7、各种记录、资料图纸的收存保管情况；8、上级命令和有关通知；9、现场安全用具、钥匙及有关资料等情况；10、本值未完成需下一值完成的工作和注意事项等；11、其它需要交接的事项。1.2.9 设备巡回检查的要求：1.2.9.1 巡视设备必须按照本规程规定的项目和巡回检查路线进行巡查，不得漏查设备。发现设备缺陷时，应按照缺陷管理规范及时填写缺陷记录并上报。1.2.9.2 除正常巡视外，应根据设备情况、负荷情况、气候情况等安排特巡、夜巡。1.2.9.3 巡视设备时，遇有事故、异常等情况，应根据管辖范围及时报告市调度和公司职能部门。然后根据调度和职能部门的要求，进行事故、异常情况的处理及倒闸操作。1.2.9.4 对已布置的安全措施进行检查，发现检修与维护工作人员的违规行为应及时制止。1.2.9.5 每天对运行和备用设备进行四次巡视和检查。即交接班时，12点、16点作全面检查；每晚20点作一次熄灯检查。每年第三季度（即7月1日至9月30日）增至六次巡视检查。即交接班时，12点、14点、16点、18点作全面检查；每晚21点作一次熄灯检查。站长应每班参加一次监督性巡视。1.2.9.6 遇有下列情况应增加巡视次数：1、设备过负荷或负荷有显著增加时；2、新投入运行的设备；3、设备经过大修、改造或长期停用又重新投入系统运行；4、设备缺陷近期有发展时；5、恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑现象时；6、政治任务及法定节假日。1.2.10 定期切换、试验要求及项目：1.2.10.1 变电站根据定期切换、试验项目，按规定的时间完成定期切换、试验工作。1.2.10.2 定期切换、试验内容应填写在运行日志记录中，发现问题或缺陷应及时汇报。1.2.10.3 定期切换、试验的内容及周期为：1、中央信号、直流系统绝缘监察装置交接班时切换试验一次； 2、蓄电池组根据型式采取不同的测试项目和周期；3、主变微机差动保护不平衡电流每天测试一次；4、事故照明每天切换试验一次；5、所用电源每月切换试验一次；6、备用变压器每20天充电运行一次（根据调度指令执行）。1.3 对变电站安全用具、工具、备品的管理和使用要求：1.3.1 变电站的安全用具指绝缘操作棒、绝缘手套、绝缘靴、验电笔（高低压）、接地线等。还包括安全遮栏（绳）、标示牌等。绝缘工具必须定期试验、合格证齐全，随时保持合格可以使用，并整齐存放在指定地点。接地线数量充足并按顺序编号存放。1.3.2 高压验电笔应在规定的电压下使用，110KV及以上电压也可用绝缘棒验电，绝缘棒使用要求按安全工作规程规定进行。1.3.3 接地线和尾端接地栓应保持完好，按操作票和工作票要求使用，严格执行安全工作规程的有关规定。送电前必须检查接地线是否拆除，严防带地线合闸和带电装接地线和合接地刀闸。1.3.4 变电站内的常用工具和仪表，应存放在工具仪表柜内，逐班交接，妥善保管，正确使用，应急灯或手电筒应保证随时可用。 1.3.5 变电站内应有的备品指的是日常工作中需要随时更换的易耗品（如各种规格的熔丝、指示灯、照明灯、干电池等材料）。各种备用品的领用应记录，用时应登记以便核查。1.3.6 变电站应有足够的接地线和安全遮栏及标示牌并保持完整、清晰，正确使用。1.3.7 各种绝缘工具、安全用具、工具、备品如有损坏或消耗后应及时补充至规定的数量。1.4 对倒闸操作的基本要求：1.4.1 倒闸操作必须严格遵守电业安全工作规程的有关规定。1.4.2 属哪一级调度管辖设备的倒闸操作，必须有哪一级值班调度员的命令。 1.4.3 倒闸操作前必须了解系统的运行方式，继电保护及自动装置等情况。并考虑保护及自动装置是否适应新的运行方式的需要。1.4.4 电气设备合闸送电之前，应收回有关工作票，拆除送电范围内的所有接地线和拉开所有的接地刀闸及临时安全措施，恢复常设遮栏及标示牌并将设备网门锁好。1.4.5 交接班及负荷高峰时，应尽量避免进行倒闸操作。雷雨时，禁止进行户外设备的倒闸操作。1.4.6 倒闸操作时，必须使用合格的安全工具，操作人员应对其进行详细的检查。1.4.7 倒闸操作必须根据值班调度员的命令，值班人员复诵无误后执行。发布命令应准确、清晰，使用正规操作术语和设备双重名称，即设备名称和编号。发令人使用电话发令前，应先和受令人互报姓名。值班调度员发布命令（包括对方复诵命令，）和接受命令的全过程，都应录音并做好记录。1.4.8 停电拉闸操作必须按照断路器（开关）负荷侧隔离开关（刀闸）电源侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，送电合闸操作应按上述相反的顺序进行。严防带负荷拉合刀闸。1.4.9 开始操作前，应先在模拟图板上进行核对性模拟预演无误后，再进行设备操作。操作前应核对设备名称、编号和位置。操作过程中应认真执行监护复诵制。发布操作命令和复诵命令都应严肃认真，声音宏亮清晰。必须按操作票填写的顺序严格操作。每操作完一项，应检查无误后划一勾作记号，全部操作完毕后进行复查。1.4.10 操作必须有两人进行，其中一人对设备较为熟悉者作监护人。特别重要和复杂的操作，由熟悉设备的值班员操作，值班负责人监护。1.4.11 操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告。弄清问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。1.4.12 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时运行人员必须重新进行“四核对”工作（即核对模拟图板，核对设备名称，核对设备编号，核对设备的实际位置及状态。），确信操作设备、操作步骤正确无误后方可进行操作。1.4.13 电气设备停电后，即使是事故停电，在未拉开有关隔离开关（刀闸）和做好安全措施前，不得触接设备或进入遮栏，以防突然来电。1.4.14 发生人员触电事故时，为了解救触电人，可以不经许可，即行断开有关设备的电源，但事后必须立即报告上级。1.4.15 下列各项操作可以不用操作票：A. 事故处理；B. 拉开断路器（开关）的单一操作；C. 拉开接地刀闸或拆除全站仅有的一组接地线；D. 同时拉合几路开关的限电操作；E. 为控制系统电压进行的投切电容器及调整变压器的有载调压分接头的操作。注：上述操作均应记入操作记录内。1.4.16 倒闸操作的“六要”：1、要有考试合格并经上级领导批准公布的操作人员的名单。2、现场设备要有明显标志，包括命名、编号、铭牌、转动方向、切换位置的指示以及区别电气相色的漆色。3、要有与现场设备标志和运行方式符合的一次系统模拟图，应有完善的“五防”装置。4、要有确切的调度指令和合格的操作票。5、要有现场运行规程、典型操作票和统一的、确切的调度操作术语。6、要有合格的操作工具，安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置）。1.4.17 倒闸操作的“八个步骤”：1、操作人员按调度预先布置的操作任务正确填写操作票。2、经审查并预演正确或经技术措施审查正确。3、操作前明确操作目的，做好危险点控制。4、调度正式发布操作指令及发令时间。5、操作人员检查核对设备命名、编号和状态。6、按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作，确信设备状态变化并勾票。7、向调度汇报操作结束及时间。8、做好记录，签销操作票。1.5 正常运行方式 110KV系统： 1、1号主变供全部负荷，10KV 长山线191开关备用。 2、110KV 殷马线线路或1#主变停，10KV 长山线供保安负荷。 10KV系统： 1、1号主变由10KV 101开关接至10KV段母线；2、10KV I 段与II 段1与10KV 100母联开关联络； 3、变电站内部两路电源1#主变101开关，保安电源长山线191开关严禁并列运行。1.6 特殊运行方式:1.6.1 787 开关检修或相应线路停电，均可用内桥710开关代本段主变运行。766 开关检修或相应线路停电，均可用内桥710开关代本段主变运行。注意事项：1、停用110KV备自投；2、787开关检修或预试，应将1号主变保护跳787开关压板取下，并将1号主变保护787开关差动流变二次压板短接。3、766开关检修或预试，应将2号主变保护跳766开关压板取下，并将2号主变保护766开关差动流变二次压板短接。1.6.2 710 开关停电检修，应停用110KV备自投，将分段710开关差动流变压板拆短，并取下1号、2号主变保护跳710开关压板。1.6.3 1号（2号）主变停电检修时，10KV、段母线并列运行，所有负荷由2号（1号）主变供电。 注意事项：1号主变停电，将7872闸刀拉开后，787、710开关仍可作为2号主变的备用电源。2号主变停电与之相同。1.7 调度管辖范围的划分： 第一路电源性质：主供 线路名称：110KV 殷马线，认可容量：31500千伏安； 第二路电源性质：保安 线路名称：10KV 长山线，认可容量：3000千伏安；1、本站实行南京市调度、中电集团职能部门两级调度管辖。2、110KV殷马线787开关110KV I 段母线接1#主变由南京供电公司地调许可：10KV 长山线1913进线闸刀，191开关由南京供电公司配调二班调度许可。 注：变电站内1#主变101开关，10KV 长山线191开关装有电气联锁装置。（即同一时刻，两台开关仅能合上一台） 3.中电集团职能部门管辖范围:10KV.段母线及其连接的所有一,二次设备.4.南京供电公司(含地调,配调二班)调度员,本公司职能部门专职人,值班负责人(正值)和值班人员名单应予以公布.2 高压设备2.1 主变压器：2.1.1 本站1号主变为SZ11-31500/110二圈式油浸自冷有载调压变压器。2号主变为SZ11-31500/110二圈式油浸自冷有载调压变压器。2.1.2 主变压器的定期巡视检查要求：2.1.2.1正常巡视检查项目：1、变压器的响声正常。本体、套管的油面正常，气温骤变时应注意油面变化。2、瓦斯继电器应充满油，变压器外壳清洁无渗漏，防爆管完整无裂纹。3、套管清洁，无渗漏油，无破损和放电痕迹，引线夹头无发热、发红等异常情况。4、变压器本体、冷却器、油枕、净油器无渗漏油，冷却系统的阀门应在开启位置。5、检查呼吸器中的硅胶干燥剂，正常为蓝色。当硅胶受潮3/4变为粉红色时，通知有关部门更换。油盒中的油位变化应在油面线以上。6、为防止变压器线圈过热，加速绝缘老化和油质劣化，必须严格监视变压器的上层油温在允许范围内。7、有载调压变压器还应检查操作计数器动作应正常，并与动作次数记录一致。调压档位指示灯与机械指示器的档位相一致。8、控制箱、端子箱等应密封、无受潮和进水现象。9、瓦斯继电器及其管路各接头的密封应完好，无渗漏油现象。2.1.2.2特殊巡视检查项目：1、过负荷时，检查油温和油位是否正常，各引线接头是否良好。试温腊片有无熔化，冷却系统是否正常。2、大风天气时，检查引线摆动情况以及变压器上是否搭挂有杂物。3、雷雨天气时，检查套管是否放电闪络。避雷器放电计数器是否动作。4、下雾天气时，检查套管有无放电及电晕现象，并应重点监视瓷质部分有无异常。5、下雪天气时，可根据积雪情况检查出发热部位并及时处理冰柱。6、夜间应检查套管引线有无发热和异常放电。7、天气气温骤变时，应检查变压器及其套管的油面有无异常变化。8、变压器保护动作后，检查变压器本体、引线接头及有关设备有无异常。2.1.2.3变压器有载调压开关的巡视检查项目：1、电压指示应在规定的范围内。2、就地与远方位置指示器应一致并正确反应档位。3、小油枕油位正常，无渗漏油现象。4、瓦斯继电器内无气体，通往油枕的阀门应打开。2.1.3 主变压器允许过负荷运行的要求：2.1.3.1正常过负荷，即以不牺牲变压器寿命的正常周期性负载，按下列曲线图规定的时间执行。图中a为环境温度，K1为过负荷前的长时间负荷倍数（负荷电流与额定电流之比。），K2为过负荷倍数，t为允许在K2过负荷状态下的小时数。例如环境温度为30时，查a30曲线：当K10.9时，K21.1, t1.5，即正常负荷为90%额定电流时，过负荷至110%额定电流的允许运行时间为1.5小时。如果实际温度不是图中所示的温度，应选择比实际温度稍高的图来进行核定，例如环境温度为33时，查a40曲线。2.1.3.2变压器正常过负荷时不同的环境温度下允许运行的时间曲线图：2.1.3.3 短时事故过负荷，即以牺牲变压器寿命的短期急救负载，应严格按照电力变压器的运行规程4.2.9条“短期急救负载的运行”执行。短时事故过负荷运行时间不超过30分钟，其过载能力按下表执行。如果实际温度不是附表中所示的温度，应选择比实际温度稍高的值来进行核定。例如环境温度为32时，取a40时的K2值。2.1.3.4 主变事故过负荷时0.5n短期急救负载允许的负载系数K2取值表：急救前的负载系数环 境 温 度（）K14030201001020250.71.451.501.501.501.501.501.501.500.81.421.481.501.501.501.501.501.500.91.381.451.501.501.501.501.501.501.01.341.421.481.501.501.501.501.501.11.301.381.421.501.501.501.501.501.21.261.321.381.451.501.501.501.502.1.4 主变非电量保护投入方式及要求：2.1.4.1主变非电量保护接有压力释放、本体重瓦斯保护、本体轻瓦斯保护、有载调压重瓦斯保护、有载调压轻瓦斯、油位、调压油位。2.1.4.2主变本体重瓦斯保护、有载调压重瓦斯保护正常运行时投跳闸位置、动作后跳开主变各侧开关。2.1.4.3压力释放、本体轻瓦斯保护、调压轻瓦斯保护、油位、调压油位等其余非电量保护均接信号位置。2.1.4.4当变压器重瓦斯保护二次回路有工作或出现异常时，应考虑将主变重瓦斯保护改接信号；当变压器有载调压重瓦斯保护二次回路有工作或出现异常时，应考虑将有载调压重瓦斯保护改接信号。2.1.4.5 变压器运行中进行滤油、加油以及冷却器、呼吸器、潜油泵及其油路等检修工作时应先将主变重瓦斯保护改接信号。此时变压器的差动等保护应接入跳闸位置。工作完毕，待变压器中空气排尽后，方可将重瓦斯保护重新投入跳闸位置。2.1.4.6当主变油位计指示的油面有异常升高或油路系统有异常现象时，为查明原因，需打开各个放气或放油塞子、阀门以及检查吸湿器或进行其他工作时，必须先将重瓦斯改接信号，然后才能开始工作，以防止瓦斯保护误动作跳闸。2.1.5 主变压器的运行要求：2.1.5.1主变压器运行时上层油温不应超过85，温升不超过55。当环境温度下降时，最高上层油温也应相应下降。2.1.5.2 变压器的每一绕组负荷不得超过其额定值；两侧总损耗不得超过产生最大损耗的一个负荷组合的额定总损耗。2.1.5.3 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常使用，其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带负荷等确定。事故过负荷只允许在事故情况下使用。变压器存在较大缺陷（例如严重漏油、色谱分析异常等。）时不允许过负荷运行。2.1.5.4 变压器运行时应严格监视变压器的负荷情况，当变压器过负荷时应立即向调度汇报并按有关规定处理。2.1.5.5全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行；变压器在低负荷期间，负荷系数小于1时，则在高峰负荷期间变压器允许过负荷倍数和持续时间按年等值环境温度；在夏季根据变压器的典型负荷曲线，其最高负荷低于变压器的额定容量时，则每低于1%可允许在冬季过负荷1%，但以过负荷15%为限。上述两项过负荷可以相加，但总过负荷值对强油循环风冷变压器不应超过20%。2.1.6 主变压器操作的一般要求：2.1.6.1主变停电前应将所带负荷移出，严防调空主变。2.1.6.2操作主变高压侧开关前应将主变中性点地刀合上，操作完可根据调度要求将主变中性点地刀合上或拉开。2.1.6.3主变停电操作必须按照由低压侧、高压侧的顺序依次操作，送电操作应按上述相反的顺序进行。2.1.6.4主变送电前应检查主变送电范围内接地线已全部拆除（接地刀闸已拉开）。2.1.6.5主变送电后应检查主变二侧母线电压符合要求。2.1.6.6由于两台主变并列运行。如果发生出线短路，形成很大的短路电流，将会因10KV真空开关遮断容量的不足而造成事故。所以两台主变10KV侧的并列一定要得到调度的许可。2.1.6.7两台变压器并列运行时应满足：绕组接线组别相同；电压比相等；阻抗电压相等。两台变压器并列运行前应检查其抽头位置应在同一档位上。2.1.6.8两台主变器并列运行时，当停用其中一台主变，应考虑另一台主变所带负荷情况。防止造成过负荷运行，甚至因过负荷而跳闸。2.1.6.9 110KV及以上变压器，处于热备用状态时（开关一经合闸变压器即可带电），其中性点闸刀应合上。2.1.7 主变的事故及其异常情况处理：2.1.7.1运行人员在变压器运行中发现有任何不正常现象（如渗漏油、油位变化过高或过低、音响不正常等），应设法尽快消除，并汇报调度、职能部门指定的专职人员。同时将异常情况记入运行日志和设备缺陷记录簿内。2.1.7.2变压器的负荷超过允许的正常过负荷时，运行人员应立即汇报调度、职能部门指定的专职人员，或按限负荷序位表进行限负荷。2.1.7.3若发现异常现象非停运变压器不能消除，见有威胁整体安全的可能时，应主动汇报调度停用变压器，查明原因。2.1.7.4变压器有下列情况之一者应立即汇报调度申请停电检修：1、变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；2、在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升；3、储油柜或安全气道喷油；4、严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；5、油色变化过甚，油面出现碳质等；6、套管有严重的破损和放电现象。2.1.7.5变压器油温的升高超过许可限度时，运行人员应判明原因，采取办法使其降低，因此必须进行下列工作：1、检查变压器的负荷和上层油温，并与在同一负荷条件下应有的油温核对；若发现油温较平时同一负荷条件下高出10以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明变压器通风良好，温度表指示正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁芯严重短路，绕组匝间短路等），而变压器保护未能动作，在这种情况下应立即将变压器停下检修。2、检查温度表指示是否正常。2.1.7.6当发现变压器的油面较当时的油温所对应的油位显著降低时，应立即通知检修部门补加油。加油时应遵守本规程的有关规定。2.1.7.7变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位高出油位指示计时，则应通知检修部门放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。2.1.7.8变压器瓦斯保护动作的处理：1、当变压器本体轻瓦斯保护动作时，运行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。当瓦斯继电器内部存在气体时，应立即汇报检修部门提取气样和油样作色谱分析。2、若瓦斯继电器内的气体经检修部门色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。若轻瓦斯动作是因油中剩余空气逸出，而且信号动作间隔时间逐次缩短，应汇报有关领导将重瓦斯改接信号，同时立即通知检修部门查明原因加以消除。若气体是可燃的，经检修部门色谱分析后其含量超过正常值，通过常规试验综合判断，如说明变压器内部已有故障，必须将变压器停运，以便分析动作原因和进行检查、试验。3、本体重瓦斯保护动作跳闸，瓦斯继电器内的气体经检修部门色谱分析判断为可燃性气体，则变压器未经检查及试验合格前不许再投入运行。2.1.7.9变压器后备保护或非电量保护跳闸时，运行人员应迅速查明变压器跳闸的原因，根据保护动作情况查明何种保护装置动作跳闸，在变压器跳闸时有何种外部现象（如外部短路、变压器过负荷等。）。如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障造成，而是由于外部短路或保护装置二次回路故障所造成，则在故障消除后变压器可重新投入运行；否则必须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因。若变压器有内部故障象征时，应进行内部检查。2.1.7.10变压器差动保护动作跳闸处理：1、查明主变各侧开关继电保护动作情况，做好记录，汇报当值调度员。2、对变压器的差动保护范围内的设备做详细检查，有无短路、放电、断线等异常现象，继电保护装置本身有无异常现象。3、差动保护动作后经检查证实不是变压器的本体故障，则在故障消除后将该保护投入运行。4、差动保护跳闸后，若变压器的差动保护范围内均未查出故障，应对主变进行试验鉴定合格后经总工程师批准方可投运。2.1.7.11变压器着火的处理：当变压器着火时，首先应断开变压器各侧电源，用干燥的沙子和灭火器进行灭火。若油溢在变压器的顶盖而着火时，则应打开下部放油阀放油至适当的油位；若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。2.1.7.12本体压力释放装置动作处理：1、应立即汇报调度，查明是否同时伴有轻瓦斯或其他保护动作，若有则采集气体进行分析。2、检查硅胶呼吸器是否畅通，有关阀门是否在打开位置。3、检查壳体、附件、管路是否有变形、胀裂及漏油现象。4、将检查结果汇报调度及有关领导。只有在查明原因并经处理后，经领导同意方可恢复压力释放装置。2.1.8 变压器调压开关的运行要求：2.1.8.1 变压器有载调压开关的操作由运行人员依据调度部门确定的电压曲线按当值调度员的命令进行，以确保本站母线电压在合格范围内。24小时之内变压器的有载调压开关的调节次数应小于20次（每调节一个分接头为一次。）。采用逆调压方式调压，尽可能把供电电压控制在合格范围内。2.1.8.2 变压器有载调压开关应定期在切换开关中取油样作试验。若低于标准时应换油或过滤。2.1.8.3 变压器有载调压开关不论调压操作次数多少，当变压器有载调压开关运行至6至7年后，都必须进行定期检修。2.1.8.4 变压器的运行电压不应超过有载调压开关抽头额定电压值的105%。即变压器抽头位置电压应适应高压侧母线电压。2.1.9 变压器调压开关的操作方法：2.1.9.1 运行人员进行调压操作后应该认真检查分接头的动作情况和电压、电流的变化情况，并做好记录。有载调压装置每调一次档位应过一分钟才能继续第二次调压。2.1.9.2 当变压器过负荷时，禁止进行调压操作。2.1.9.3 两台有载调压变压器并列运行时允许变压器在120%额定负荷下进行调压，不得在单台变压器连续调节两级，必须一台变压器调节一级完成后再调节另一台变压器。每调节一级后检查电流变化情况，是否过负荷。升压调节应先调整相对负荷电流较小的一台，再调节相对负荷电流较大的一台，降压时与此相反，调整完毕应再次检查两台变压器是否在同一级位置上，并注意负荷分配。由于两台主变并列运行，如果发生出线短路，形成很大的短路电流，将会因10KV真空开关遮断容量不足而造成事故。所以两台主变10KV侧的并列，一定要得到调度的许可。2.1.10 变压器调压开关的事故及异常情况处理：2.1.10.1 当变压器有载调压重瓦斯保护动作跳闸时，必须对有载调压分接开关及变压器进行检查，在故障未查明和排除前，禁止将变压器投入运行。2.1.10.2 变压器在调压过程中，如发现电流表指示严重抖动，应立即停止调压操作，并做好记录，汇报调度及有关部门。2.1.10.3 当变压器有载调压远方操作失灵时，可在有载调压控制箱内就地进行调压操作。当电动调压失灵时，可进行手动调压，但应断开有载调压装置控制电源。2.1.10.4 当变压器有载调压远方操作过程中，发生滑档现象时，运行人员应立即按下有载调压急停按钮，断开有载调压装置控制电源，必要时手动操作至相应档位，并汇报有关部门。2.2 高压断路器2.2.1 110KV开关2.2.1.1 110KV开关配置情况1、本站110KV开关均为3APIFG-145型SF6开关，开关使用弹簧操作机构。开关所需的能量储存于三相共用的一只合闸弹簧和一只分闸弹簧内。开关在合闸位置时，分闸弹簧和合闸弹簧均处于储能状态，此时开关可进行分合分操作程序。2、机构箱内有总闭锁接触器K10、储能电机电源开关F1（交流220V）、加热器及防凝露开关F3（交流220V）。运行中开关F1、F3均应在合上位置，总闭锁接触器K10吸合。3、开关设有SF6泄漏报警信号，SF6泄漏闭锁分、合闸信号，弹簧未储能信号、电机、加热回路故障信号。4、殷马线计量PT 7878刀闸必须合闸后方可合787开关。2.2.1.2 开关及其操作机构的巡视检查要求：1、断路器的电气及机械指示应与实际位置相符；2、各部线夹接触良好、无发热、发红和引线断股现象；3、机构箱、端子箱、控制柜门平整，开启灵活、关闭严实；4、断路器SF6气体压力表指示正常，无异常闭锁信号；5、直流控制电源，储能电源应在合上位置；6、断路器瓷件整洁完好、无放电、闪络痕迹；7、弹簧操作机构弹簧储能完好。2.2.1.3 开关的运行及操作规定：1、正常运行时断路器SF6压力（20时）应保持0.64MPa，当SF6压力（20时）低于0.54MPa时发报警信号，低于0.51MPa时闭锁断路器操作回路。2、正常运行时断路器弹簧储能电源及驱湿器电源均应合上。3、断路器控制箱内装有远方（REMOTE）/就地（LOCAL）钥匙开关和就地分合闸控制按钮。正常运行时应将开关置于远方控制，仅在事故处理或断路器检修时将选择开关置于就地控制，再通过就地分合闸按钮进行操作。4、合上储能电动机电源闸刀时电机运转，弹簧储能后电机停止运转。5、当合上开关的操作电源后，分合闸指示灯应亮。6、合闸操作后，弹簧未储能光字牌应亮，弹簧储能完毕后熄灭。7、当断路器SF6压力低于0.5MPa时断路器不允许操作。8、断路器操作规定：A、开关送电前应检查送电范围内接地线已全部拆除（接地刀闸应拉开）。B、线路断路器停电操作必须按照断路器（开关）负荷侧隔离开关（刀闸）电源侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，送电合闸操作应按上述相反的顺序进行。严防带负荷拉合刀闸。2.2.1.4 断路器允许故障跳闸次数及退出重合闸次数：3APIFG断路器额定开断电流为40KA，根据允许最大开断次数和开断电流的相应关系，额定开断短路电流下允许开断即跳闸20次，一般短路电流按31.5KA计可开断短路次数为30次。允许重合闸次数比开断次数少一次。2.2.1.5 断路器及其操作机构的事故及异常情况处理：1、断路器正常运行中发生套管炸裂、冒烟冒火、引线熔断和合闸后内部有异常响声时应迅速向调度汇报，将该断路器隔离。2、当断路器拒绝合闸时应进行下列检查：A、直流故障如：操作熔丝熔断、断路器辅助接点接触不良，直流电压过高或过低，控制开关返回过早，继电器接点返回等；B、机构故障如：断路器辅助接点调整不当，弹簧操作机构弹簧未储能，断路器传动机构松脱和卡住；C、当断路器拒绝合闸保护未动作时，可将两侧刀闸拉开后空合断路器，检查原因；D、当断路器拒绝合闸时是由于保护动作，说明线路存在故障，应将线路故障消除后再操作；E、当断路器出现拒合时，应立即将操作电源瞬间拉合一下，防止合闸线圈长期通电而烧坏。3、当断路器拒绝分闸时应进行下列检查：A、操作电源跳闸，断路器辅助接点接触不良，直流电压过低；B、分闸机构松脱或卡死，辅助接点接触不良；C、断路器发生拒分闸时，应将断路器操作电源瞬间拉合一下，防止烧坏分闸线圈。4、断路器跳闸后应检查：A、检查指示仪表是否均无指示，确信断路器已分闸后方可将控制开关切至“分闸后”位置；B、检查保护及自动装置动作情况；C、检查断路器外部有无其它不正常现象（如瓷瓶有无破裂，机械及传动部分有无变形脱落等）SF6压力指示是否正常，有无泄漏；D、检查操作机构位置信号指示是否正确。5、断路器跳闸后可根据下列原则来决定试合一次：A、断路器跳闸次数在规定次数以内；B、断路器经外部检查无异常现象，SF6气体压力正常；C、断路器试合必须得到当值调度同意，试合前应停用重合闸，试合不成不准再合，必须查明原因。6、断路器故障跳闸后，若瓷瓶有裂痕、SF6泄漏、操作机构异常或其它不正常现象，即使未达到规定次数，也应及时汇报有关领导，等候处理。7、断路器一次分、合不成，可再操作一次（但应确定不是继电保护动作而合不上），如仍然分、合不成应检查原因，并立即向调度汇报。8、断路器允许故障跳闸次数按规定执行。9、当断路器SF6压力降低至总闭锁时，不准手动操作，应切断断路器直流操作电源，并悬挂“禁止分闸”标示牌，同时向调度汇报。10、当弹簧操作机构不能储能，“弹簧未储能”光字牌常亮，应检查储能马达电源是否正常，必要时可手动储能，但此时必须切断储能电动机电源，防止突然来电；当手动储能完毕时，应立即将手柄取下，防止手柄转动伤人，并恢复电动机电源。11、当弹簧储能过程中出现弹簧储能终止、合闸锁扣滑扣而空合时，将使弹簧再次储能，甚至连续储能现象，（此时弹簧未储能光字牌熄灭后又亮，），应立即将电动机电源切断并查明原因。12、断路器在合闸过程中如出现机构滑扣、断路器未能合上（分闸指示灯熄灭后又亮，弹簧未储能灯亮，）时应立即停止合闸操作，并检查滑扣原因。13、当断路器发出“SF6压力闭锁”、“控制回路断线”信号时，断路器位置信 号灯熄灭。此时说明断路器已处于非自动状态，不能进行正常操作，要及时汇报处理。2.2.2 10KV开关柜2.2.2.1 配置情况：1、本站10KV系统均为KYN28A-12型手车式开关柜。2、101、102、100开关采用VD4型真空开关、弹簧操作机构。3、各出线均采用VD4型真空开关、弹簧操作机构。2.2.2.2 断路器及其操作机构的巡视检查要求：1、断路器的电气及机械指示应与实际位置相符；2、断路器内部无异常响声；3、断路