变电站培训资料.doc

变 电 站 培 训 资 料

编写：郭 强
审核：李长生

二O一O年八月十八日

目 录

第一章 变电站主接线··························1

第二章 变电站电气设备························2

第三章 变电站继电保护基本原理················9

第四章 变电站电气设备的巡视检查·············11

第五章 变电站倒闸操作·······················25

第六章 变电站事故处理·······················28

变电站是连接电力系统中接受电能并通过变换电压分配电能的场所。它是电源线路和电力用户之间的中间环节，同时还通过同一电压等级的线路或变压器将电压等级不同的电网联系起来。
变电站主要由主变压器、高低压配电装置、载流导体、主控制室和相应的生产生活辅助建筑物等组成。

第一章 变电站主接线

变电站主接线是电气部分的主体，他是把电源线路、主变压器断路器、隔离开关等各种电气设备通过母线或载流导体连接成为一个整体，并配置相应的互感器、避雷器、继电保护、测量仪表等构成变电站汇集和分配电能的一个完整系统的连接方式。
对变电站主接线要求是安全、可靠、灵活、经济。
1、安全包括设备安全和人身安全。
2、可靠就是变电站的接线应满足不同类型负荷不中断供电的要求。
3、灵活就是利用最少切换来适应不同的运行方式。
4、经济是在满足以上要求的条件下，保证需要的建设投资最少。
官亭变电站共有主变压器两台、35KV出线两条、10KV出线4条根据实际需要及在满足以上四个条件的情况下，主接线为单母线接线的接线运行方式。
第二章 变电站电气设备

变电站的电气设备通常分为一次设备和二次设备两大类。一次设备是指用于输送和分配电能的电气设备，经由这些设备完成输送电能到电网和用户的任务，包括变压器、断路器、互感器、隔离开关、母线、瓷瓶、避雷器、电容器、电缆、输电线路等。二次设备是指对一次设备的工作进行监视、测量、操作和控制的设备，包括测量表计、控制及信号装置、继电保护及自动化装置等。

一、概 述
1、变压器。电力变压器的功能是用于变换电能，把低压电能变为高压电能以便输送；把高压电能变为低压电能以便使用。
2、断路器。断路器是在电力系统正常运行和故障情况下，用作断开或接通电路中的正常工作电流及开断故障电流的设备。
3隔离开关。隔离开关是电力系统中应用最多的一种高压电气设备。它的主要功能是：1）建立明显的绝缘间隙断开点。2）转换线路，增加线路连接的灵活性。
4、母线。母线的作用是汇集和分配电能。
5、架空线路。架空线路是电力系统的重要组成部分，它担负着把强大的电力输送到工矿、企业、城市和农村的任务。
6、熔断器。熔断器是利用熔丝熔断特性的设备保护电器。熔断器具有电阻值较大的熔丝或熔体，串联在电路中。当过载或短路电流通过时，熔丝或熔体因电阻损耗过大、温度上升而熔断，实现断开电路。
7、避雷器。避雷器是用作保护电力系统和电气设备的绝缘，使其不受雷击所引起的过电压和内部过电压而损坏的电器。
8电压互感器和电流互感器。电压互感器和电流互感器的作用是：1）给测量仪表、继电保护和其它二次设备提供信号。2）使由它提供信号的二次设备标准化、小型化。3）隔离一次和二次回路，保证运行人员和设备的安全。

二. 变 压 器
1、变压器工作原理
变压器的基本工作原理就是电磁感应原理。变压器的一次绕阻通过交流电后在铁芯中将产生一个交变的磁通（电能转变为磁能），二次绕阻由铁芯中这个交变的磁通感应出一个电动势（磁能转为电能），由于变压器一、二次绕阻的匝数不同，所产生电磁感应电势也就不同，从而达到了变换电压及电流的作用。
2、变压器的结构组成
变压器主要由：铁芯、绕阻、油箱与变压器油、绝缘套管、冷却装置、储油柜（油枕）和呼吸器等组成。
1）铁芯。铁芯是变压器的磁路部分，变压器的一、二次绕组都绕在铁芯上。
2）绕组。绕组是变压器的电路部分。接到高压电网的绕组成为高压绕组；接到低压电网的绕组称为低压绕组。
3）油箱与变压器油。油箱是油浸式变压器的外壳，变压器器身置于油箱内，箱内注满变压器油，油箱与变压器油的作用是绝缘和冷却。
4）绝缘套管。绝缘套管的作用是使变压器的引出线与接地的油箱体绝缘。
5）冷却装置。变压器运行时，有铁损、铜损及附加损耗，这些损耗将变成热量，使变压器有关部分温度升高。油浸式变压器的散热过程如下：首先靠传导作用将绕组和铁芯内部的热量传到表面，然后通过变压器油的自然对流不断地将热量带到油箱壁和油管壁，再通过与油箱体有油路连接的散热器将变压器箱体内的散发到周围的空气中。
6）储油柜（油枕）。当变压器油的体积随油的温度膨胀或缩小时，储油柜起储油及补油作用，从而保证油箱内充满油。装设储油柜使变压器缩小了与空气的接触面，减少了油的劣化速度。储油柜的侧面还装设了一个油位计，从油位计可以监视油位的变化。
7）呼吸器。当储油柜内的空气随变压器油的体积膨胀或缩小时，排出或吸入的空气都经过呼吸器，呼吸器中的干燥剂吸收空气中的水分，对空气起过滤作用，从而保持变压器油的清洁。

三、断路器
高压断路器是电力系统最重要的控制和保护设备。高压断路器在正常运行中用于接通高压电路和断开负载，在发生事故的情况下用于切断故障电路。
1、真空断路器的工作原理
真空断路器利用高压真空中电流过零时等离子体迅速扩散熄灭电弧，完成开断电流的任务。
当动、静触头在操动机构作用下带电分闸时，在触头间将产生真空电弧，同时由于触头的特殊结构在触头间隙中产生适当的纵磁场，使真空电弧保持扩散并维持较低的电弧电压，在电流自然过零时残留的离子、电子和金属蒸汽在微秒数量级的时间内就可复合或凝聚在触头表面和屏蔽罩上，灭弧室断口的介质绝缘强度很快恢复，从而电弧被熄灭，达到分断的目的。
2、真空断路器的特点
1）采用真空灭弧，开断能力强，电寿命常，机械寿命达10000次。

2)结构简单，免维护，不检修周期长。
3）绝缘性能好，抗污秽能力强。
4）可配弹簧和电磁操动机构，机械性能可靠，可频繁操作。
5）无火灾和爆炸隐患。

四. 隔离开关
1、基本原理
隔离开关又叫隔离刀闸，是高压开关的一种。隔离开关没有专用的灭弧装置，不能用来切断负荷电流和短路电流，但他具有电动力稳定性和热稳定性，不因短路电流通过而自动分开或烧坏触头。
2、用途
1）隔离电源，使停电工作的设备与带电部分实现可靠隔离，即有明显的断开点。
2)分、合无阻抗并联支路。
3)接通或断开小电流电路。
3、基本结构
隔离开关基本由下列各部分组成：
1、接线端。连接母线和设备
2、触头。包括动、静触头或两个可动触头。
3、绝缘子。包括支持绝缘子、操作绝缘子。
4、传动机构。接受操动机构的力，用拐臂、连杆、操作绝缘子等传给触头实现分合闸。
5、操动机构。通过传动装置，控制隔离开关分、合并供给操动力。
6、支持底座。将上述各部件组合固定。

五、互感器
互感器在电网的电能计量、继电保护、自动控制等装置中用于变换电压或电流，隔离高压电压，保障工作人员与设备安全。在电网中运行数量多，长期处于运行状态，其工作可靠性对整个电力系统的安全运行具有重要意义。

一.电压互感器
电压互感器是将电力系统的高电压变成一定标准低电压（100V或100/√3V）的电气设备。
1.电压互感器的工作原理
电压互感器从结构上讲是一种小容量、大电压比的降压变压器，基本原理与变压器相同。但是电压互感器不输送电能仅作为测量和保护用的标准信号源。
2.电压互感器的作用
电压互感器的作用，是使一次回路的高电压变为二次回路的标准低电压，使仪表和保护装置标准化，还可以使仪表等二次设备和高电压隔离，降低二次设备的绝缘水平，使其结构简单，造价便宜，安装方便，便于集中控制。
3.电压互感器的特点
1）电压互感器二次回路的负载是计量表计的电压绕组和继电保护及自动装置的电压绕组，其阻抗很大，二次工作电流小，相当于变压器的空载运行。
2）电压互感器二次侧绕组不能短路。由于电压互感器的负载是阻抗很大的仪表电压绕组，短路后二次回路阻抗仅仅是二次绕组阻抗，因此会在二次回路中产生很大的短路电流，影响表计的指示 ，造成继电保护回路误动，甚至烧毁互感器。
3）由于互感器一次侧与线路有直接连接，其二次绕组及零序电压绕组的一端必须接地，以免线路发生故障时，在二次绕组和零序电压绕组上感应出高电压，危及仪表，继电器和人身安全。电压互感器一般是中性点接地，若无中性点，则一般是采用b相二次绕组一点接地。
4）变比。
电压互感器的变比K
K=一次侧额定电压/二次侧额定电压

二.电流互感器
电流互感器是将电力系统中的大电流变成一定标准的小电流（5 A或1 A）的电气设备。
1. 电流互感器的工作原理
电流互感器的基本工作原理和变压器基本相同，所不同的是电流互感器只利用了变压器变换电流的作用。
2. 电流互感器的作用
电流互感器与测量仪表相配合，可以测量电力线路或电气设备的电流;与继电保护装置相配合，可对电力系统进行保护。同时也使测量仪表和继电保护装置标准化，并与高电压隔离。
3.电流互感器的特点
1）电流互感器在运行时，二次回路始终是闭合的，因为其二次负荷电阻的数值比较小，接近于短路状态。电流互感器的二次绕组在运行中不允许开路，因为出现开路时，在二次侧绕组中会感应出一个很大的电动势，这个电动势可达数千伏，无论对工作人员还是对二次回路的绝缘都是很危险的。
2）电流互感器的二次绕组至少应有一个端子可靠接地，它属于保护接地。
3）电流互感器与电压互感器的二次回路不允许互相连接。

第三章 变电站继电保护基本原理

运行中的电力系统，由于雷击、倒杆、内部过电压或运行人员的误操作等原因均会造成电力系统的故障和不正常运行状态。
1、电力系统常见的故障也是最危险的故障即短路故障。短路故障的形式主要由三相短路、两相短路、两相接地短路和单相接地短路。短路的特点之一是会产生很大的短路电流，凡是有短路电流流经的电气设备将严重发热和受到很大电动力的作用，从而引起设备的损坏。短路故障的另一危害是电压和频率下降，影响用户的正常用电。
2、电力系统的不正常运行状态，即电气设备的运行参数偏离了规定允许值。常见的不正常工作状态有：过负荷、温度过高等。不正常工作状态将引起绝缘损坏，严重时可能发展成为故障。
在电力系统中，除应积极采取措施消除和减少发生故障的可能性以外，若故障一旦发生，必须迅速而有选择性的切除故障元件，这是保证电力系统安全运行的最有效方法之一。切除故障的时间常常要求小到十分之几甚至百分之几秒，实践证明只有装设在每个电器元件的保护装置才有可能满足这个要求。
继电保护装置，就是指能反应电力系统中电器元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。

一、继电保护装置的基本任务：
1、发生故障时应自动的、迅速的、有选择性的将故障设备从系统中切除，使故障设备免遭更严重的损坏，保证无故障部分继续运行。
2、发生不正常工作状态时，根据运行维护条件确定保护动作于信号还是动作于跳闸。

二、对继电保护的基本要求：
1、选择性。选择性是指当系统发生故障时，保护装置仅将故障元件切除，保证系统中非故障部分继续运行，使停电范围尽量缩小。
2、快速性。继电保护的快速性是指继电保护以允许而又可能的最快速度动作于断路器的跳闸，断开故障元件或线路。
3、灵敏性。继电保护的灵敏性是指继电保护对其保护范围内发生故障及不正常状态的反应能力。
4、可靠性。保护的可靠性是指：在它的保护范围内发生属于它动作的故障时，应可靠动作，即不应拒动;而发生不属于它动作的情况时，则应可靠不动，即不应误动。

三、继电保护的基本原理和组成

执 行
部 分
逻 辑
部 分
测 量
部 分
运行参数 跳闸或信号输出

整
定
值
根据不同原理构成的继电保护装置种类虽然很多，但一般情况下，它们都是由三个基本部分组成，即测量部分、逻辑部分和执行部分。
测量部分用于测量被保护元件的参数，并同整定值比较以确定是否发生故障或不正常工作状态，然后输出相应的信号至逻辑部分。逻辑部分的作用是根据由测量部分输入的信号进行逻辑判断，以确定应使断路器跳闸还是发出信号，并将此信号输入到执行部分。执行部分根据逻辑部分送来的信号去执行保护装置的任务，跳闸或发出信号。

第四章 变电站电气设备的运行巡视检查

一、变压器的运行巡视检查
（一）新装或检修后变压器在投运前的检查
1、变压器本体应无缺陷，外表整洁，无渗油和油漆脱落现象。
2、变压器绝缘试验应合格，项目齐全，无遗漏项目，各项试验报告齐全。
3、变压器各部油位应正常，各阀门的开闭位置应正确，油的简化试验、色谱分析和绝缘强度实验应合格。
4、变压器外壳接地良好，接地电阻合格，铁芯接地、中性点接地、电容套管接地端接地应良好。;
5、各侧分接开关位置应放置在调度要求的档位上，并三相一致。有载调压变压器，电动、手动操作指示均应正常。 各档直流电阻测量应合格，相间无明显差异，与历年测试值比较相差不大于±2%。
6、基础应牢固稳定，应有可靠的制动装置。
7、保护、测量、信号及控制回路的接线应正确，保护按整定值整定校验并试验正确，记录齐全、保护连接片在正常位置，且验收合格。
8、呼吸器油封应完好，过气畅通，硅胶未变色。
9、主变压器引线对地及相间距离应合格，各部导线应紧固良好，无过紧过松现象，35KV侧应贴有示温蜡片。
防雷保护应符合规程要求。
10、防爆管内应无存油玻璃应完整，其呼吸小孔螺丝位置应正确。防暴器红点不弹出，动作发信试验正常。
变压器安装的坡度应合格 （沿气体继电器方向的变压器大概坡度应为1%——1.5%，变压器油箱到油枕的连管坡度应为2%—4%）。
11、接线正确，接线组别能满足电网运行要求。二次侧必须与其他电源核相正确，无误后方可并列，相应漆色应标志正确、明显。
12、温度表指示正确（就地及远方遥测）。
13、套管升高法兰、冷却器顶部和气体继电器各部位应放气。如气体继电器上浮子动作，则应放气，如连续动作则可能为有漏气点，不得投运。
14、变压器上无流遗物，临近的临时设施应拆除，永久设施布置完毕，现场干净，上下变压器的扶梯应挂“禁止攀登，高压危险！”标志牌。
15、一、二次安装或大修工作票应全部工作结束，工作人员全部撤离现场。
（二）新投入或大修后变压器的运行巡视
1、正常音响为均匀的“嗡嗡”声如发现音响特别大且不均匀有放电声，应判断为变压器内部有故障。运行值班人员应立即进行分析并汇报，清有关人员鉴定。必要时将变压器停下来做试验或吊芯检查。
2、油位变化情况应正常，包括变压器本体、有载调压、调压套管等油位。如发现假油位应及时查明原因。
（假油位产生的原因可能是：①油标管堵塞：②呼吸器堵塞③安全气道气孔堵塞：④薄膜保护或油枕在加油时未将空气排尽。）
3、用手摸试散热器温度是否正常，以证实各排管阀门是否均已打开。手感应与变压器温度指示一致，各部位温度应基本一致，无局部发热现象，变压器带负荷后油温应缓慢上升。
4、监视负荷变化，三项表计应基本一致，导线连接点应不发热。
5、瓷套应无放电、打火现象。
6、气体继电器内应充满油。
7、 防爆管玻璃应完整，防暴器红点应不弹出，无异常信号。
8、各部位应无渗漏油。
(三)变压器正常巡视
1、变压器的油温是否正常，油枕的油位与温度是否相对应。
自然循环冷却器变压器的顶层油温不宜经常超过85℃ 。

油浸式变压器顶层油温一般限值

冷却方式
冷却介质最高温度（ ℃）
最高顶层油温（℃ ）
自然循环自冷、风冷
40

95
强迫油循环风冷
40
85
2、检查套管外部有无破损裂纹、有无严重油污、有无放电痕迹及其它异常现象，套管油位是否正常。变压器套管的油位表为玻璃管油位表，当环境温度25℃ 时油位计的油面应指示在二分之一的位置，冬季在四分之一：夏季在四分之三为正常油位；若明显低于上列油面应加油。
3、变压器音响是否正常，有无异常变化。
4、各散热器的阀门应全部开启，各冷却器手感温度应相近；
5、检查吸湿器是否完好，吸附剂干燥剂是否严重受潮变色。
6、引线接头、电缆、母线应有无发热现象；引线是否过松或过紧，连接处接触是否良好，有无发热现象。
7、压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；呼吸器应畅通，油封应完好，硅胶不变色。
8、有载分接开关的分接位置、电源指示是否正常，切换开关油位及吸湿器是否正常；电动机构箱门封闭是否良好。
9、气体继电器内有无气体，气体继电器是否充满油。
10、各控制箱和二次端子箱是否关严，有无受潮。
12、油浸式变压器各部位有无渗油、漏油现象；干式变压器的外部表面有无积污。
(四)主变压器的特殊巡视检查
在下列情况下按照变电站特殊性巡视检查的要求应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数。
1、新投或经过检修、改造的变压器在投运72h内。
2、变压器有严重缺陷时。
3、天气突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。
4、雷雨季节特别是雷雨后。
5、夏季高温季节或变压器在高峰负载运行期间。
（五）分接开关巡视检查项目有
1、电压指示应在规定电压偏差范围内。
2、控制器电源指示灯显示正常。
3、分接位置指示器应指示正常。
4、分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。
5、分接开关及其附件各部位应无渗漏油。

二、断路器的正常运行维护项目
1、对不带电部分定期清扫。
2、配合其它设备停电机会，对传动部位进行检查，清扫瓷瓶积存的污垢，对存在缺陷及时处理。
3、按设备使用说明书对机构添加润滑油。
4、检查控制、合闸回路保险是否接触良好，熔丝选用是否正确。核对容量是否相符。
★真空断路器的巡视检查项目
1、分、和位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。
2、支持绝缘子无裂痕及放电异常。
3、真空灭弧室无异常。
4、接地完好。
5、引线接触部分无过热、引线弛度适中。
※电磁操作机构的巡视检查项目
1、机构箱门平整，开启灵活，关闭紧密，无潮湿渗水现象。
2、检查分、合闸绕组及合闸接触器绕组无冒烟异味。
3、直流电源回路接线端无松脱、无铜绿或锈蚀。
4、加热器正常完好。
※弹簧操作机构的检查项目
1、机构箱门平整，开启灵活，关闭紧密。
2、断路器在运行状态。储能电动机的电源刀闸或熔丝应在闭合位置。
3、断路器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能。
4、检查储能电动机、行程开关接点无卡住和变形，分、合闸线圈无冒烟异味。
5、防凝露加热器良好。

三、隔离开关的运行巡视检查
1、隔离开关的支柱绝缘应裂痕、绝缘瓷质应清洁、无放电声和电晕。
2、隔离开关的触头应接触紧密，无发热、偏斜、振动、打火、锈蚀、断裂、拉弧等异常现象。
3、隔离开关拉开断口的空间距离应符合规定。引线的连接部位接触良好，无过热。
4、操作机构箱门应关好,密封应良好，加热器工作正常，机构应不漏油，不受潮，电动齿轮机构应无裂纹及卡阻现象。
5机构的分、合闸指示应与设备的实际分、合闸位置相符。

四、母线的运行巡视检查
1、母线、引线及设备螺栓连接器和连接点， 除定期检测温度外，应利用停电检修机会拆卸检查接触情况， 并清擦或打磨接触面，使之接触良好，同时相应检查硬母线及引线的固定夹板松紧是否适当。
2、检修后或长期停用的母线，投入运行前后要测绝缘电阻，并对母线进行充电试验。
3、母线在通过短路电流后，不应发生明显的弯曲和变形损伤。
4、母线及其连接点在通过其允许电流时，其温度不应超过70摄氏度。母线的连接部位接触应紧固，无松动，锈蚀断裂、过热现象，导线上悬挂物。耐张绝缘子串连接金具应完整良好。
5、母线支柱绝缘应无裂纹、放电痕迹、并应定期进行绝缘检查和清扫。
6、母线及引线无松股、断股、过紧、锈蚀、发热、震动损伤现象。

五、电流互感器的巡视检查
1、电流互感器过负荷不得超过额定电流的百分之十，如过载应加强监视，并详细记录过载时间、电流。运行中的电流互感器二次则不允许开路，以防由于铁心过饱和而产生的高电压，威胁电气设备及工作人员的安全。
2、互感器在投运前应检查一、二次接地端子及外壳接地是否良好，二次则有无开路。互感器投运后应检查有关表计知识的正确性。检查互感器的油位、油色、示油管是否正常。
3、一次导线接头应无过热现象。检查连接头示温片是否溶化，是否变色。
4、检查套管和支持绝缘子是否清洁、有无裂纹、放电痕迹及放电声。
5、检查内部有无不正常响声。正常运行中的声音均匀、极小或无声。如果”嗡嗡”声较大，可能铁心穿心螺丝夹不紧， 硅刚片松弛，也可能是一次负载突然增大或过载等；如果有‘嗡嗡’声很大，可能是因二次回路开路所致；如果内部有较大的“噼啪”放电声，则可能是绕组故障。
6、冬季雪天检查有无冰溜，若有应及时使用相应等级的绝缘杆进行处理。
7、冲油式电流互感器的油位、油色应正常，呼吸器完整，内部吸潮剂不潮解。
8、干式电流互感器外壳应无裂纹，无碳化脆皮发热溶化现象，无烧痕和冒烟现象，无异常气味。
9、检查油浸式互感器的外壳是否清洁，有无渗油、漏油。外壳应清洁，无渗漏油、严重锈蚀、过热、基础应牢固、外壳接地应良好。
10、各种表计指示正确，有无开路现象。电流互感器二次开路现象有；
1)有内部”吱吱”放电声，交流和感声变大，并有震动感。
2)二次回路接线端子排可能油打火、少伤或烧焦现象。
3)电流表或功率表指示为零，电能表不转动而伴有“嗡嗡”声。检查和判断可根据以下方法进行：
1)电流回路的标记指示有时无负荷。
2)差动保护、零序电流保护，由于开路后产生不平衡电流可能造成误动。开路相一次发生故障时，相应的继电保护不动作，引起越级跳闸。
3)二次电压升高，可能引起放电，严重时会将绝缘击穿。
4)因互感器铁心严重饱和而过热，使外壳温度升高，严重时会烧坏互感器。

六、电压互感器的巡视检查
1、6—10kv及35kv网络发生单相接地时，电压互感器运行时间一般不超过2h。电压互感器投运前应检查二次侧有无短路，以防烧坏二次绕组；还应检查高压保险及快速开关和限流电阻是否良好。高、低压熔丝及小开关应解触良好。无断路、短路和异声。
2、互感器投运前检查一、二次接地端子及外壳是否接地良好。互感器投运后应检查有关表计指示的正确性。
3、检查油浸式互感器外壳是否渗油、漏油，是否清洁。检查油位、油色、示油管是否正常。
4、检查套管和支持绝缘子是否清洁、有无裂纹及放电痕迹、放电声。内部应无放电声和其他异常气味。
5、检查内部有无不正常响声
6、检查外壳是否接地良好、完整。
7、冬季雪天检查有无冰溜，若有应及时使用相应等级的绝缘杆进行处理。
8、检查吸潮剂是否已变色失效。
9、电压互感器常见的故障有：
1）35KV系统单相接地时，全接地相电压为0V，其他两项指示为100V。
2)35KV系统单项经高电阻或电弧接地时，接地相电压低于相电压，其他两项电压高于相电压，但达不到线电压，开口三角电压不到100V。
3)根据集中信号盘上监视灯或表计指示进行判断故障性质。
4）高压熔丝熔断，熔断相所接的电压表指示要降低，未熔断相的电压表指示则不会升高，并可根据高压熔丝端头的颜色及放电声进行判断。

七、阻波器的巡视检查

1、检查导线有无断线，接头是否发热，螺丝是否松动。
2、安装应牢固，不发生摇摆。
3、阻波器上应无异物，构架牢固。

八、耦合电容器的巡视检查
1、耦合电容器引下线应牢固，接地应良好。
2、检查耦合电容器绝缘表面有无放电痕迹、电晕产生。
3、检查耦合电容器内部有无异常声响，发热迹象。
4、瓷质部分应清洁、完整，无裂纹、无放电痕迹和放电现象。
5、无渗油现象，无异常声响。

九、避雷器和避雷针的运行巡视检查
避雷器和避雷针，是用来保护变电站电气设备的绝缘免受大气过电压及操作过电压危害的保护设备。
1、检查避雷针有无倾斜、锈蚀的现象，以防避雷针倾倒。
2、避雷针的引下线应可靠，无断路和锈蚀现象。
3、大风天气、雷雨特殊天气注意观察避雷器和避雷针的摆动情况。
4、雷雨后检查放电计数器的动作情况，并作好记录。
5、检查避雷器表面有无闪络，放电计数器是否完好，内部有无进水，上下连接线是否完好无损。

十、绝缘子的巡视检查
1、正常巡视绝缘子应清洁、完整、无破损、裂缝。
2、阴雨、大雾天气，瓷质部位应无电晕和放电现象。
3、雷雨后，应检查瓷质部位有无破裂、闪络痕迹。
4、冰雹后，应检查瓷质部分有无破损。
十一、所用系统的巡视检查
1、检查所用变压器的电压，并进行切换检查三相电压的均衡性是否稳定合格。
2、检查站用母线的负荷分配情况，以使负荷均匀分配。
3、检查开关及各连接点有无发热现象。
4、检查各空气开关运行良好。
5、检查站用屏内有无异常声响，有无异常气味。
十二、变电站直流装置的运行监视及维护
1、绝缘状态监视。运行中的直流母线对地绝缘电阻值应不小于10MΩ。值班员每天应检查正母线和负母线对地的绝缘值。若有接地现象，应立即寻找和处理。
2、信号及电流监视。主要监视交流输入电压值、充电装置输出的电压值，蓄电池组电压值、直流母线电压值、浮充电流值及绝缘电压值等是否正常。
3、信号报警监视。值班员每日应对直流电源装置上的各种信号灯、声响报警装置进行检查。
4、自动装置监视。检查自动调压装置是否工作正常，若不正常，启动手动调压装置，通知检修人员修复。
5、检查危机监控器工作状态是否正常，若不正常应退出运行，通知检修人员调试修复。
6、直流断路器及熔断器监视。在运行中，若直流断路器动作跳闸或者熔断器熔断，应能发出报警信号。运行人员应尽快找出事故点，分析出事故原因，立即进行处理和恢复运行。
7、充电装置的运行监视与维护。运行人员及专职人员，每天应检查充电装置三相交流输入电压是否平衡或缺相，运行噪声有无异常，各保护信号是否正常，交流输入电压值、直流输出电流值等各表计显示是否正确。
8、铅酸蓄电池的运行监视。
1）直流母线电压应正常。
2）测量蓄电池电压、温度、比重应正常。
3）蓄电池液面应正常。
4）室温应正常。
5）室内应清洁，无强酸气味。照明、通风应良好。
6）电池箱不倾斜，表面清洁，无裂纹。导线连接处不锈蚀，凡士林涂层完好。
7）防酸隔爆式蓄电池的呼吸帽应清洁，无堵塞想象。

第五章 变电站倒闸操作

变电站运用中的的电气设备有运行、热备用、冷备用和检修四种不同的状态。要将电气设备由一种状态转换到另一种状态，就需要进行一系列的倒闸操作。

一、倒闸操作的步骤
运 行
冷 备 用
检 修
检 修
运 行
热 备 用
冷 备 用
热 备 用

二、倒闸操作的技术要求
1、使用断路器拉、合闸。在装有断路器的回路中，必须使用断路器拉合负荷电流和短路电流，严禁使用隔离开关拉合除电压互感器回路之外的负荷电流。
2、断路器及两侧隔离开关的拉合顺序。
停电时，先从负荷侧操作。在断开断路器后，检查断路器确在断开位置后，先拉开负荷侧隔离开关，最后拉开电源侧隔离开关；
送电时先从电源侧操作。检查断路器确在断开位置后，先合上电源侧隔离开关，后合上负荷侧隔离开关，最后合上断路器。
3、变压器停、送电的操作。变压器停电时应先断开低压侧断路器，后断开高压侧断路器；送电时应先合上高压侧断路器，然后再合上低压侧断路器。
4、断路器操作的一般要求。
1）远方操作断路器时，必须按照控制断路器要求的方向、将其转到终点位置，且不得用力过猛，以防损坏断路器控制开关；也不得返回太快，以防断路器操作机构通电时间不足未断开或未合上断路器。
2）就地操作断路器时，要迅速果断，并应采取防止断路器故障或威胁人身安全的必要措施，禁止运行中慢分、慢合断路器。
3）操作前应检查断路器的实际运行位置，检查断路器具备的运行条件——即控制回路、辅助回路、控制电源均正常，储能机构以储能。
4）操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化。
5）操作后，应检查有关信号、测量仪表以及断路器机械位置指示器的指示，以判断断路器动作的正确性。
6）断路器经检修后恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所设置的安全措施（如接地线等）是否全部拆除，防误操作闭锁装置是否正常。
5、隔离开关操作时的一般要求。
1）在手动合隔离开关时，必须迅速果断，但在合到底时用力要适当，以防合过头损坏支持瓷瓶。合闸后应检查隔离开关的触头是否完全合入，接触是否严密。在合隔离开关的过程中，如果发生不应有的弧光或发现是误合时，则应将隔离开关迅速合上，禁止再拉开。因为带负荷拉开隔离开关会使弧光扩大，造成设备更大的损坏或人身事故，此时只能用断路器切断该回路后，才允许将误合的隔离开关拉开。
2）手动拉开隔离开关时，应缓慢而谨慎，特别是闸刀刚离开静触头而发生异常电弧时，应立即合上，停止操作。但在切断小容量变压器空载电流、电压互感器高压回路时均有电弧产生，此时应迅速将隔离开关拉开，以便于消弧。拉开隔离开关后，应检查每一相确已断开，闭锁销子应锁住。
3）在操作隔离开关后，应检查隔离开关的实际位置。因为有时由于操作机构有缺陷或调整不当，经操作后实际上未合好或拉开。

6、高压跌落式熔断器的操作。

1）无风条件下。停电操作时的顺序为：先拉中间相，后拉两边相；送电操作时的顺序为：先合两边相，后合中间相。
2）有风条件下。停电操作的顺序为：先拉中间相，再拉上风向，后拉下风向；送电操作的顺序为：先合下风向，再合上风向，后合中间相。

第六章 变电站事故处理

一、事故处理的主要任务

1、尽量限制事故的发展，解除对人身和设备安全的威胁，并消除或隔离故障的根源。
2、用一切可能的方法，保持完好设备的继续运行，首先保证站用电源和对重要用户的供电，如发生间断，则应尽快优先恢复。
3、尽快对已停电的用户恢复供电。

二、处理事故时值班人员的职责

电气设备发生事故时，运行人员必须沉着、冷静、迅速、准确地进行处理，不应慌乱匆忙或未经慎重考虑即进行处理，以免扩大事故。如果很紧张，一定要调整好自己的情绪，保持清醒的头脑，特别是值班负责人更要注意这一点。
1、处理事故时，值班人员必须坚守岗位，集中精力，加强运行监视，保持正常设备的正确运行方式，防止事故扩大，并对事故处理的正确和迅速负责。
2、变电站值班长是变电站处理事故的负责人、应掌握事故情况，及时向调度员报告，并组织值班员协同配合处理事故。
3、变电站值班员，应加强运行监视，及时及时将发现的异常情况报告值班长，并在值班长的指挥下进行各项事故处理的操作。如逢交接班时发生事故，则由交班人员负责处理、接班人员协助，待恢复正常时再交班。
4、处理事故时，值班人员必须有一人作好记录，特别要记录与事故有关的现象，各项操作时间、先后次序，以及与调度联系情况等，同时还应进行录音。
5、设备发生事故时，应使用正规调度术语，简明、准确、及时地报告调度员本站发生的情况，如时间、动作的保护、跳闸断路器、停电范围及一次设备等。接受处理命令后，迅速执行。如调度员命令有错误时，应及时指出，当调度员确定自己命令正确时，则应立即执行；如调度命令直接威胁人身和设备安全，则无论任何情况均不得执行。（例如:当线路事故抢修人员还尚未撤出，而调度员误发向线路送电的命令。）

三、处理事故的一般顺序

1、根据表计的指示、保护和自动装置的动作情况、断路器跳闸的先后时间和设备的外部象征以及现场目睹者汇报的情况，判断事故的全面性。
2、如果对人身或设备安全有威胁时，应立即设法解除这种威胁，必要时立即停止设备的运行。
3、迅速检查保护动作情况、巡视一次设备，尽力保持或恢复未受损坏设备的正常运行。
4、加强巡视一次设备，进一步判明故障部位、故障性质及范围，并及时进行处理，必要时应通知检修人员前来处理，并在其到达前做好现场安全措施。
5、应将事故处理每一阶段的的情况，迅速而正确地报告调度和有关上级，后期事故处理应按调度命令进行。
6、如果变电站内电气设备故障，必须把故障设备隔离后，再根据调度命令或现场规程要求进行处理，恢复送电。

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