墩梁风电场运行规程(I段设备).docx

国华（神木）新能源有限公司企业标准

生产部运行规程
一次部分

2013-08-15试行 2013-08-15实施

国华（神木）新能源有限公司 发布

目 录
第一章 主变压器及其附属设备 1
第一节 主变压器 1
第二节 变压器附件的运行维护 7
第三节 有载调压分接开关 8
第四节 主变并列运行条件 11
第五节 变压器的异常及事故处理 11
第二章 110kV间隔侧设备 16
第一节 110kV间隔侧断路器 16
第二节 110kV间隔侧隔离开关 23
第三节 110kV间隔侧电流互感器 28
第四节 110kV间隔侧电压互感器 34
第五节 瓷外套金属氧化物避雷器 37
第三章 主变间隔侧设备 41
第一节 110kV间隔侧断路器 41
第二节 110kV间隔侧隔离开关 48
第三节 110kV间隔侧电流互感器 53
第四章 110kV母线间隔侧设备 60
第一节 110kV母线间隔侧隔离开关 60
第二节 110kV母线间隔侧电压互感器 67
第三节 瓷外套金属氧化物避雷器 70
第五章 母联间隔侧设备 74
第一节 母联断路器 74
第二节 110kV母联间隔侧隔离开关 80
第六章 35kV系统设备及场用电 86
第一节35kV开关柜概况 86
第二节 35kV断路器 88
第三节 35kV互感器 90
第四节 35kV中性点接地与消谐装置 93
第五节 电力电缆 95
第六节 机端变压器 98
第七节 场用变 100
第七章 防误操作装置 102
第一节 防误操作管理的一般要求 102
第二节 防误装置的闭锁原理 102
第八章 视频监控系统 104
第九章 消防系统 106
第一节 消防设施的设置简介 106
第二节 火灾自动报警系统 106
第三节 巡视检查与防火重点部位 107
第四节 消防设施和消防器材的检查、使用方法 110
第五节 消防安全责任制 111
第六节 变电站消防安全管理制度 111
第十章 SVG无功补偿装置 113
第一节 概述 113
第二节 设备主要技术参数 113
第三节 工作原理及组成 114
第十一章变电站异常及事故处理 120
第一节 事故处理的原则与权限 120
第二节 母线失电及故障处理 121
第三节 系统单相接地、线路故障处理 121

第一章 主变压器及其附属设备
第一节 主变压器
1.1 主变压器的概述
本站1#主变压器型号为：SZ11-100000/110的变压器，是西电济南变压器股份有限公司制造生产的，本变压器是电压等级为110kV，容量为100000kVA的三相两绕组油浸自冷有载调压电力变压器。其额定电压115±8×1.25%/36.75，额定电流502.0/1571A，联结组别：YNd11，冷却方式：ONAN。
1) 性能数据(保证值)及允许偏差:
项 目
性能数据
允许偏差 ％
空载损耗 kW
≦55

空载电流 ％
0.5（0.22 0.23）
+30
负载损耗 kW
≦297

短路阻抗 ％
14（14.6 14.6）
±10
2) 绝缘水平
项目
部件
系统标称电压
设备最高电压
雷电冲击耐受电压（峰值），kV
额定短时感应或耐受电压（方均根值）（kV）
全波
载波
高压绕组
110
126
480
530
200
低压绕组
35
40.5
200
220
85
高压中性端子
110
126
325
325
150
注：应根据设备使用实际高度对绝缘水平进行海拔修正。
3) 过负载能力：变压器过负载能力符合GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》的有关规定。
4) 结构方面要求
l 变压器油箱为钟罩式结构，油箱机械强度按技术协议要求。
l 变压器充以新疆克拉玛依-45#变压器油。
l 变压器油箱上装有二只压力释放阀，两只信号温度计。
l 采用油浸自冷式结构。
l 采用胶式储油柜，波纹管式连接。
l 高压采用上海华明有载调压开关。
l 变压器油箱上装有铁芯、夹件接地套管，铁芯、夹件接地引线经支持绝缘子引至油箱底部的接地标志处，以便于变压器铁心可靠接地及测量对地电流。（注意：变压器投运时，压力释放阀下的DM2-150蝶阀须处于开启状态)
1.2 主变压器的正常运行维护
1) 一般要求
l 本站#1主变压器装有瓦斯继电器的油浸式变压器，在安装时应使顶盖沿瓦斯继电器方向有1%-1.5%的升高坡度，由变压器顶盖的最高处通向储油柜的油管，以及从套管升高座等引入瓦斯继电器的管道均应有2%-4%（以变压器顶盖为准）的升高坡度，以便瓦斯继电器能正确动作。
l 从瓦斯继电器和油温表到端子排的一段导线，必须采用防油腐蚀的导线。
l 应有在运行情况下能检查瓦斯继电器的固定梯子，并应有防止运行人员因安全距离不够而误触电的可靠措施，在梯子上应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。
l 变压器和冷却装置应有明显的编号。
l 变压器油枕与压力释放阀上部连通。
l 变压器总装配后注油时，套管的放气塞应开启放气，至有油冒出来为止，以保证瓷套内部充满变压器油.
2) 运行中的要求
l 正常情况下，变压器不允许超过铭牌规定范围或变更冷却方式运行。
l 变压器运行允许上层温度不宜超过60℃，最高不得超过80℃。
l 运行电压不得超过分接头电压的15%。
3) 变压器试运行时应按下列规定进行检查:
l 进行冲击合闸时，其中性点必须合闸接地。
l 变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸，如有条件时应从零起升压；冲击合闸时，变压器由高压侧投入。
l 变压器应进行五次空载全电压冲击合闸，均无异常情况。第一次受电后持续时间不应少于10min；励磁电流不应引起保护装置的误动。
l 带电后，检查本体及附件所有焊缝和连接面，不应有渗油现象。
4) 变压器的投运和停运操作应遵守下列各项规定
l 变压器投入运行时，应选择保护完备和励磁涌流较小的电源侧进行充电。停电时，先停低压侧，后停高压侧。
l 拉合空载变压器时，进行操作侧（高压侧）的中性点必须接地。
l 变压器的投运和停运，必须使用断路器进行。
l 大电流接地系统中两台变压器中性点接地方式互换时，应先合上待接地变压器的中性点接地刀闸，再拉开原来接地变压器的中性点接地刀闸。
l 新建或大修改造后的变压器，应核相无误后才能与其他变压器并列运行。
l 倒换变压器时，应检查投入变压器确已带上负荷后，才允许退出需停运变压器。
1.3 变压器的投运
1) 变压器并联运行应满足以下条件：
l 接线组别相同。
l 相序、相位相同
l 电压比相等（允许相差5%）。
l 短路电压相等（允许相差10%）。
l 变压器的容量相差不大于1/3
2) 运行人员在投运变压器之前，应做如下检查，并确定变压器在完好状态，且具备带电运行条件。
l 变压器本体无缺陷，外观整洁无遗物。
l 油位、油色正常，无渗油、漏油现象。
l 变压器电器试验应有记录，并合格。
l 冷却装置正常，油管通道阀门均应打开。
l 套管清洁，无裂纹，油位、油色正常，引线无松动现象。
l 各种螺丝应紧固，变压器外壳应有可靠接地，接地电阻应合格。
l 瓦斯继电器内无充气、卡温现象。
l 有载调压分接开关位置指示正确，手动、电动调压无卡涩现象。
l 热虹吸不应吸潮，正常应位天蓝色（不能采用白色硅胶），管道阀门应打开，无堵塞现象。
l 压力释放器试验应符合安规要求。
l 继电保护定值及压板位置应符合要求。
1.4 变压器的运行及维护
1) 投入运行，变压器经过空载试运行后，未发现有异常现象。变压器便可以正式投入运行。
2) 有载调压变压器投入运行：具有中性点调压的有载调压变压器，投运前应检查中性点必须可靠接地。有载分接开关的运行若有异常，应立即停止运行。查出故障，排除之；同时更换开关内的变压器油，应按“有载分接开关使用说明书”进行检查处理。
3) 变压器的维护：变压器运行的第一个月，每周取油样进行耐压击穿试验，若油的耐压值比出厂试验值下降15-20%时，此时，油应进行过滤；若油的耐压值低于35KV/2.2mm，变压器须立即停止运行。在滤油过程中，若滤纸表面滞留有黑色的碳化物，必须进行器身检查，检查的要求与程序和验收器身检查一样。找出故障点，及时排除。对运行中的变压器，取油样进行色气色谱分析。分析油中气体的成分及含量，由此来判断变压器有无故障及故障性质。若从油中气体含量来判断暂不会危险变压器的安全运行时，变压器可继续运行，但必须随时加强监视。若故障严重时必须采取措施，作出处理决定。
4) 变压器油箱顶盖有铁芯接地套管，可用接地套管进行器身绝缘监视，将接地套管的接地线打开进行测量，测量时应注意避免瞬间开路。
5) 事故放油：变压器下节油箱上装有玻璃板的事故放油阀，此玻璃板平时作闸阀密封盖板用。若发生事故必紧急放油时，立即砸碎玻璃板便可迅速将油箱内的变压器油放出。
1.5 主变压器的巡视
1) 主变压器的正常巡视检查项目
l 变压器的声响是否正常；
l 变压器套管外壳有无异常；
l 变压器本体及散热片有无渗漏；
l 油温1（油面）2（油内）温度；
l 绕组温度；
l 油枕呼吸器硅胶变色情况；
l 变压器呼吸器硅胶变色情况；
l 瓦斯继电器是否充满油，无气；
l 变压器端子箱是否干净，干燥；
l 变压器接地线是否良好；
l 油枕油位指示；
l 中性点刀闸位置状态；
l 避雷器动作次数；
l 避雷器泄露电流；
l 有载调压档位。
2) 主变压器的特殊巡视
出现下列情况之一，维操人员应对变压器进行特殊巡视，增加巡视次数。
l 根据现场具体情况（尘土、污秽、大雾、结冰等），应增加检查次数。大风天气：检查引线及有无搭挂杂物。大雾天气：检查瓷套管有无放电现象。下雪天气：根据积雪溶化情况，检查接头是否发热，并及时处理冰柱。
l 雷雨后，检查套管有无放电现象，检查避雷器及保护间隙的动作情况。
l 在气候激变时（冷、热）应对变压器的油面进行额外的检查。
l 瓦斯继电器发出信号时，进行本体油位及外部检查。
l 过负荷时，应增加巡视次数。重点监视负荷、油温和油位的变化、引线接头接触良好无发热现象及冷却系统运行情况。
l 大短路故障后，重点检查有关设备接点有无异状。
1.6 变压器的绝缘监察
1) 变压器的交接试验项目
l 电压比试验；
l 电压矢量关系校定(电桥法)；
l 绕组直流电阻测量；
l 绝缘特性测量；
l 套管电容量及介质损耗因数测量；
l 外施耐压试验；
l 变压器油化验；
l 感应耐压试验；
l 空载损耗及空载电流测量；
l 1.1倍额定电压长时间空载试验；
l 负载损耗及短路阻抗测量；
l 有载开关试验；
l 零序阻抗测量；
l 局部放电测量(pC)；
l 声级测量(dB）；
l 空载电流谐波测量；
l 绕组变形试验；
l 密封试验。
2) 变压器的高压套管在线监测宜每月测试一次，并进行数据分析和记录。
1.7 变压器的允许运行方式
1) 额定运行方式：
l 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。
l 变压器最高上层油温可按附表1-1的规定进行（以温度测）。     

冷却方式
冷却介质最高温度(℃)
最高上层油温(℃)
油浸自冷循环
40
80
不应以额定负荷上层油温低于附表1-1规定作为该变压器过负荷运行的依据。对于经改进结构或改善冷却方式的变压器，应通过温升试验以确定其负荷能力。
为了使两绕组变压器的各绕组温度不超过允许值，应按下列条件运行：每一绕组负荷不得超过其额定值两侧损耗不得大于额定总损耗变压器的外加一次电压可以较额定电压为高，但一般不得超过相应分头电压值的5%，最理想的是分接开关位置电压与系统实际运行电压相吻合。不论电压分头在什么位置，如果所加一次电压不超过其额定电压的5%，则变压器的二次侧可带额定电流。根据变压器的结构特点（铁芯饱和程度等），经过试验或经制造厂认可，加在变压器一次侧的电压允许比该分头电压增高10%。此时，允许的电流值应遵守制造厂的规定或根据试验确定。有载调压变压器各分头的额定容量，应遵守制造厂规定。
2) 允许的过负荷运行方式
变压器可以在正常过负荷和在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来确定。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（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、色谱分析异常等）时不准过负荷运行。
油浸式变压器正常过负荷运行可参照下述规定：
l 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。
l 变压器在低负荷期间，负荷系数小于1时，在高峰负荷期间变压器允许的过负荷倍数和持续时间按年等值环境温度曲线（附图1-1）来确定。
l 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，每低1%可允许冬季过负荷1%，但以过负荷15%为限。
l 上述B、C两相过负荷可以相加，但总过负荷值对自然循环风冷的变压器不应超过20%。
l 变压器在过负荷运行前，应加强运行监视：浸自然循环风冷的变压器，其事故过负荷的允许值，可参照附表1-2的规定运行（此时应投入备用冷却器）。
过负荷倍数
环境温度（℃）
0
10
20
30
40
1.1
24:00
24:00
24:00
14:30
5:10
1.2
24:00
24:00
13:00
5:50
2:47
1.3
23:00
10:00
5:30
3:00
1:30
1.4
8:30
5:10
3:10
1:45
0:55
1.5
4:45
3:10
2:00
1:10
0:35
1.6
3:00
2:05
1:20
0:45
0:18
1.7
2:05
1:25
0:55
0:25
0:09
油浸自冷循环分冷的变压器事故过负荷允许运行时间（小时：分）
变压器发生过负荷后，运行人员必须每隔20分钟抄表一次，包括变压器各侧负荷电流，上层油温及环境温度，并加强监视，汇报调度，将有关内容记入运行记录簿。
l 变压器经过事故过负荷以后，应将事故过负荷的大小值和持续时间记入运行记录簿及变压器的技术档案内，并汇报调度和有关领导。
3) 允许的短路电流
变压器的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定，但不应超过线圈额定电流的25倍，当超过25倍时，应采取限制短路电流的措施。
短路电流的持续时间不得超过附表1-3的规定。
短路电流倍数
20以上
20-15
15以下
持续时间（S）
2
3
4
第二节 变压器附件的运行维护
2.1 变压器总装配后注油时，套管的放气塞应开启放气，至有油冒出来为止，以保证瓷套内部充满变压器油。
2.2 变压器采用针式油样阀，取油样时，拧开阀套，用注射器插入针芯嘴处，抽取油样。能排除外界空气中的水分及其他气体成份的干扰，确保试验数据准确。
2.3 YSF8型压力释放阀
1) 运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械电气信号手动复位。
2) 压力释放阀有渗漏油现象，应采取措施解决，渗漏油的主要原因大致有：由于某种原因，油箱内压力偏高，已超过释放阀的密封压力，但尚未达到开启压力，造成渗漏。排除压力增高的因素即可。
3) 阀内三种密封圈有的已老化失效，应及时更换失效的胶圈。
4) 密封面有异物应及时清除，无需调整。
5) 利用电气设备每次停电检修的机会对压力释放阀进行下列检修：开启动作是否灵敏，如有卡堵现象应排除。清除阀内异物。密封胶圈是否已老化、变形或损坏。零部件是否锈蚀、变形或损坏。信号开关动作是否灵活。
6) 压力释放阀的胶圈自出厂之日算起，每十年必须更换一次以免因胶圈老化后导致释放阀漏油甚至失效。
2.4 油位计在运行中应每年检查一次。检查引线和开关绝缘性能是否良好密封垫圈是否需更换。
2.5 QJ系列气体继电器的使用维护：
1) 继电器应每年进行一次外观检查及信号回路的可靠性和跳闸回路的可靠性检查。
2) 已运行的继电器应每年开盖一次，进行内部结构和动作可靠性检查。
3) 已运行的继电器应每五年进行一次工频耐压试验。
2.6 QH系列取气盒的使用
当需要采集气体时，首先应卸下罩，然后轻轻旋转下部气塞的螺塞或针阀逐渐放出取气盒内的变压器油，当油面下降至所需要的气体量时关闭螺塞或针阀，按同样的操作方法在上部气塞采集气体。采集完成后取气盒内应充满变压器油以保证下次采样时的真实性，并回装好各拆卸件。
2.7 冷却器在长期运行中，由于空气入口的表面附着昆虫、尘埃、枝叶等杂物，形成堵塞而降低冷却能力，因此，在变压器停止运行的定期检查中，要对冷却管簇进行清扫。
2.8 变压器温度控制器：变压器温度控制器主要由弹性元件、毛细管、温包和微动开关组成。当温包受热时，温包内感温介质受热膨胀所产生的体积增量，通过毛细管传递到弹性元件上，使弹性元件产生一个位移，这个位移经放大后指示出被测温度并带动微动开关工作，从而控制冷却系统的投入或退出。注意事项：
1) 温控器检验时必须按照压力式温度计的检定规程进行。即温包必须全部浸入在恒温槽内，表头必须垂直安装。
2) 现场安装时，必须注意温包应全部插入有油的套管内，温包进入有油的套管内深度至少不应小于150毫米。
第三节 有载调压分接开关
3.1 运行维护
新安装或大修后的有载调压变压器在投运前，运行人员应与施工人员共同进行下列检查
3) 审查施工单位的检查、调试和处理报告。
4) 进行外观检查（包括油位、密封、防尘、防雨、温度控制、机构传动装置、气体继电器、防爆装置、电器控制回路等）。
5) 手动操作一个循环（由1→N和由N→1）。由施工人员做示范，并向值班人员交待每档切换操作转数，检查位置继电器、行程指示器、计数器的指示正确无误；极限位置的机械闭锁、手摇和电动的联锁应可靠。
6) 电动操作两个循环。先在现场就地操作一个循环，然后在控制室操作一个循环。检查电器回路各部端子接触良好，接触器动作可靠，各部指示及极限位置的电器闭锁均应正确可靠。
7) 有载开关气体继电器经检验合格（流速在1．4/S±10%动作），其重瓦斯接点应投入跳闸，轻瓦斯接点接信号。检查气体继电器的脱扣功能，按动脱扣试验按钮，应能切断变压器的电源。
8) 检查变压器各接头位置的老化，直流电阻合格；检查有载开关绝缘油应符合标准。
3.2 有载调压装置的调压操作
1) 有载开关的调压操作应由值班人员根据调度命令或该部门确定的电压曲线进行。每切换一分接位置记为调节一次，一般应尽可能调节次数不超过5次条件下，把母线电压控制在合格水平。
2) 正常运行时，调压操作通过电动机构进行。每按按钮一次，只许调节一个分接头。操作时应注意电压表和电流表指示，应核对位置指示器与动作计数器的变化。
3) 有载开关每操作一档后，应间隔一分钟以上时间，才能进行下一档操作。
4) 每次操作完毕后，值班人员应到现场进行外观检查和分接位置的复查，并填写“有载调压开关调整记录”。
5) 有载调压装置在过负荷情况下禁止进行切换操作。
6) 有载调压开关通常不宜运行在极限档位。当运行在极限位置上，若再进行调压，应特别注意调压方向 。
7) 操作必须两人以上，应有专人监护。
3.3 有载调压开关的巡视检查
1) 有载调压开关的巡视检查应与变压器的巡视检查同时进行，项目如下
l 电压指示应在规定范围内。
l 装置指示器应与分接开关位置一致。
l 切换开关有管油位，油色及吸潮器均应正常。
l 开关箱、气体继电器无渗漏油。
2) 驱动控制箱的检查
l 运行人员应每月检查一次控制箱密封情况，大雨后应及时检查是否进水，驱动电机变速盒内和扇形齿轮的润滑油应保持在油面线上，不得渗漏。
l 驱动控制箱内，运行人员应每月清扫一次（最好使用吸尘器），重点检查，处理交流接触器、端子排的重点部分。
l 有载调压装置控制箱在春、冬季应投入驱潮电阻。
3) 有载调压开关操作异常情况的处理
l 不应连动的档位出现连动时，应按紧急脱扣按钮，断开操作电源后，立即用手柄手动摇至邻近档位分接位置，然后向值长及部门领导汇报，并联系人员处理。
l 当计数器、位置指示器动作正常，而电压不随升动与降动相应变化时，值班人员可在现场电动或手动操作一档位，并注意听切换开关的动作声响。若无声响，则为传动机构故障，此时应断开操作电源，停止切换操作，向值班调度及主管领导汇报，通知检修单位派人检修。
l 在电动操作过程中，出现操作电压失压时，运行人员应现场操作到邻近档的正确分接位置。
l 当有载调压开关瓦斯继电器动作跳闸，运行人员应按变压器事故处理程序进行操作检查，及时报告调度和部门领导，并联系人员检查处理，未查明原因严禁强送。
4) 下列情况下不许调整变压器有载调压装置的分接开关
l 变压器过负荷运行时
l 有载调压装置轻瓦斯保护频繁出现信号时
l 有载调压装置的油标无油时
l 调压次数超过规定
l 调压装置发生异常时
3.4 有载调压开关的检修、试验
1) 有载开关每累计操作1000次后或每六个月应取油样做试验。若低于标准时应换油或过滤。当运行时间满一年或变换次数达4000次时应换油。6.2有载开关小修每年一次，配合变压器小修、预试同时进行。小修项目包括：
l 传动机构检查、加油。
l 驱动控制箱内元件检查、清扫。
l 各部密封检查。
l 气体继电器检查。
l 主控盘监控元件及二次回路检查。
2) 有载开关的大修
有载开关的切换操作累计达5000次后需要大修。有载开关工作五年后，即使操作次数未达到也需要进行大修。有载开关的大修项目如下：
l 换开关吊芯检查、调试、更换元件。
l 选择开关检查、调试、更换元件。
l 传动机构检修。
l 油枕及附件检修。
l 气体继电器检修（跳闸接点整定在油速为1.4m/s±10%动作）。
l 绝缘油处理、更换。
l 驱动控制箱及内部元件检查、调试、更换。
l 密封系统及防爆装置检查、更换、切换开关油箱加压检验。
l 主控盘监控元件及二次回路检查、元件更换。
l 按规定项目进行调试和整组传动试验。
3) 10 ZXJY系列有载分接开关在线净油装置
为确保设备的使用寿命和安全运行，在投运初期运行的一周内应每日检查一次，一周后应每月检查两次，主要检查系统是否有渗漏及异常的运转声音。在巡视中如有异常的运转声音及渗漏，应立即停机检查处理，；另外当运行较长时间后，压差报警是必须及时更换相应的滤芯日常维护包括取样补油，更换滤芯操作详见使用说明。
第四节 主变并列运行条件
理想的变压器并列运行应是：当变压器空载运行时在并联回路中没有环流，带上负载运行，各台变压器能按其容量比例合理的分配负载。为此，理想的并联运行要满足下列条件：
4.1 接线组别相同。
4.2 变比相等，既并列的各台变压器的一次额定电压和二次额定电压分别相等。
4.3 阻抗电压百分数应相等。
此外，考虑到运行的经济性以及备用容量的需要，当阻抗电压百分数有差异的不同容量的变压器并列运行时，还应保证变压器的容量比不能大于3:1。
第五节 变压器的异常及事故处理
5.1 防止主变损坏的紧急措施
1) 当运行中的主变压器发生下列情况之一时，值班员应首先拉开主变各侧开关，停用冷却器（如着火，再组织进行灭火处理等），然后立即汇报值长及部门领导及调度，听候或进行下一步处理。
2) 主变压器喷油、着火而保护未动作时；
3) 主变低压母线发生短路明显故障，而相应母线保护及主变低压侧开关均未动作跳闸时。
4) 主变套管严重炸裂、放电时。
5) 主变压器同时发生下列情况而保护未动作时：
l 主变声音很不正常，非常不均匀，有爆裂声；
l 主变高压侧电流超过过电流保护定值；
l 主变温度异常升高，并且不断上升，超过上限值80度。
5.2 主变的不正常运行现象
1) 值班员发现变压器在运行中下列不正常现象，应立即汇报当值值长，听候处理，同时汇报有关部门， 未采取有效措施之前应加强对主变压器的运行监视。
l 变压器温度不正常并不断上升。
l 变压器过负荷超过标准。
l 轻瓦斯发出动作信号。
l 变压器内部有很不均匀的响声。
l 变压器套管有放电现象。
l 引线接头有明显发红现象。
l 变压器内部有很不均匀的响声，温度不正常并不断上升。
l 套管有裂纹及放电现象。
l 渗漏油严重致使油枕油位低于油位计上的最低限度。
l 外壳和套管有漏油现象。
l 引线接头有发热现象。
l 油色显著变化，油内出现炭质变色。
l 变压器过负荷超过标准。
l 轻瓦斯发出动作信号。
2) 运行中的不正常现象
值班人员在变压器运行中发现有不正常现象（如漏油、油位变化过高或过低、温度异常、音响不正常及冷却系统不正常等），应设法尽快消除，并汇报调度和有关领导，同时将经过情况记入运行记录簿和设备缺陷记录簿内。
发现变压器有下列情况之一者，应加强监视，立即汇报值班调度，申请停电处理。情况紧急时先停电后汇报。
l 变压器内部声响很大，很不正常，有爆炸声。
l 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度异常升高并不断上升。
l 储油柜或安全气道喷油。
l 严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。
l 油色变化过甚，油内出现碳质等。
l 轻瓦斯动作频繁。
3) 变压器发生过负荷时，值班人员应进行下列工作
l 检查负荷电流超过额定电流程度。
l 检查变压器上层油温。
l 检查冷却装置是否正常。
l 向调度汇报，采取压负荷或转移负荷等措施。
l 变压器过负荷运行时，值班人员必须每隔20分钟抄表1次，并加强监视。
4) 变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员要判明原因，采取办法使其降低，同时进行下列工作，并汇报值班值长。
l 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却条件下应有的油温核对。
l 核对温度表。
l 检查变压器机械冷却装置。
若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，与调度联系好后将变压器停运修理；若不停电可修理时（如强油循环变压器的部分冷却器故障等），则值班人员应与调度联系降低负荷，修理必修有专人监护。
若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查证实冷却装置、温度计确为正常，则为变压器发生内部故障（如铁芯严重短路，绕组闸间短路等），而变压器的保护装置未反映。在这种情况下应立即将变压器停运。
5) 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守本规程的规定如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改为只动作于信号，而必须迅速采取停止漏油的措施，并立即加油。
6) 变压器的油位因温度升高而迅速升高时，若在最高油温时的油位可能高出指示计，则应放油，使油位降到适当的高度，以免溢油。对采用隔膜式储油柜的变压器，应检查胶囊的呼吸是否畅通，以及储油柜的气体是否排尽等问题，以避免产生假油位。
5.3 变压器事故处理
1) 变压器断路器跳闸，应按下述原则处理
l 有备用变压器，应迅速将备用变压器投入运行；
l 有条件时将变压器所共供负荷转其它变电站供电；
l 变压器的主保护全部动作跳闸，未查明原因、消除故障之前，不得强送电；
l 变压器的重瓦斯保护和差动保护之一动作跳闸，经公司总工程师或生产副总批准方可试送，有条件、必要时可先进行零起升压；
l 变压器后备保护动作及其它情况跳闸，在确定变压器本体无异常时，可试送一次。
2) 变压器着火时的处理
l 立即拉开变压器两侧开关、刀闸，断开直流电源、冷却器电源，并立即汇报调度和有关领导。
l 迅速用干粉灭火器进行灭火，在不得已时，可用干沙子灭火，严禁用水灭火。
l 若在变压器顶盖着火时，应打开下部阀门放油至适当位置。若是变压器内部故障着火则不能放油，以防变压器爆炸。
l 变压器着火时，值班人员应立即召唤消防队（火警119），并担任现场安全的负责人。
3) 主变差动保护动作跳闸时的处理
l 值班员立即将跳闸具体情况汇报当值值长及有关部门。
l 对现场相关的设备详细进行外观检查：重点检查变压器附近有无油的气味，油色、油位有无突变，油箱有无膨胀变形，套管有无破损、裂纹及放电痕迹；检查差动保护范围内的TA、开关、连接导线有无故障；检查主变端子箱、保护屏等二次回路有无故障等。
l 将现场设备检查情况详细汇报当值值长及和有关部门。
l 值班员将事故具体情况和现场发现的明显故障或可疑现象汇报部门经理及生产副总。
l 对现场设备的外观检查未发现明显故障或可疑现象，变压器需重新投入运行时，必须征得生产副总的同意，根据调度命令执行。
l 经检查试验，确认变压器整体及相关一次设备和差动保护二次回路无异常后，变压器需重新投入运行时必须征得运行主管的同意，根据调度命令执行。
l 经检查试验，确认变压器整体及相关一次设备无异常而系差动保护及其二次回路故障，需重新投入主变时，应征得运行主管同意并根据调度命令退出差动保护，此时重瓦斯保护必须投入在跳闸位置。
4) 主变瓦斯保护动作跳闸时的处理:轻瓦斯动作发信后的处理:
l 值班员向当值调度汇报，同时进行现场检查。
l 是否因滤油加油引起。
l 是否因温度下降或漏油使油面缓慢下降。
l 变压器的油温有无异常升高。
l 变压器所带线路有无近距离短路故障。
l 瓦斯继电器内有无气体，如有气体则应用专门工具进行收集分析。
l 如经以上检查，未发现异状，则对瓦斯继电器二次回路进行检查。
l 重瓦斯保护动作跳闸后的处理：
l 值班员立即将跳闸情况汇报当值调度和有关部门。
l 对现场设备详细进行外观检查：重点检查主变整体有无喷油、漏油现象，压力释放器有无动作，油枕有无破裂，油位、油色有无变化，主变端子箱、保护屏等二次回路有无故障等。
l 将现场设备检查情况详细汇报当值值长、部门领导、生产副总及调度，听候处理。
l 将事故具体情况和现场发现的明显故障或可疑现象汇报生产部、生产副总。
l 重瓦斯保护动作跳闸后，在未查明原因和排除故障前不得强送电。
l 若经维护人员查明确为误动，且主变本体及相关设备检查试验正常，经公司生产副总同意，根据调度命令可以对主变进行试送，此时重瓦斯保护、差动保护均须可靠投入。
5) 主变后备保护动作跳闸时的处理
复闭过流、零序保护等变压器后备保护动作跳闸后，按以下步骤进行处理:
l 值班员立即将保护动作开关跳闸情况汇报当值值长、生产部经理及生产副总，值长向调度汇报。
l 对站内设备详细进行外观检查：重点检查主变本体有无异常，套管有无破损及放电痕迹，油位、油色有无突变，开关、刀闸、避雷器、互感器等有无故障，主变端子箱、保护屏有无异常，主变低压侧所有出线附近区有无短路故障，检查有无出线开关保护动作而开关拒跳情况等。
l 将现场设备检查具体情况详细汇报当值值长，听候处理。
l 若对现场设备进行外观检查未发现明显故障或可疑现象，根据调度命令，可以对主变进行试送电。
l 若对现场设备主变一、二次进行外观检查发现明显故障或可疑现象时，还应同时将故障情况汇报检修单位。故障未排除前，不得对主变进行试送电。
l 将事故情况汇报上级领导。

第二章 110kV间隔侧设备
第一节 110kV间隔侧断路器
1.1 断路器概述
LW35-126型自能式六氟化硫断路器系户外交流三极50Hz高压输变电设备，用于分合额定电流、故障电流或转换线路，实现对输变电系统的保护、控制及操作，可以进行三极分闸、合闸及快速自动重合闸操作。
该断路器具有最新的设计原理，结构简单，体积小耗材少；需要的操作能量小，可靠性高，安装容易，噪音低等特点。它是我公司开发研制的新一代高压六氟化硫断路器。
1.2 技术参数
1) 主要技术参数见表1.
表1 技术参数
序号
名 称
单位
主 要 技 术 参 数
1
额定电压
kV
126
2
绝缘水平
kV
见表2
3
额定频率
Hz
50
4
额定电流
A
3150
5
额定短路开断电流
kA
40
6
额定短时耐受电流
kA
40
7
额定峰值耐受电流
kA
100
8
额定短路持续时间
s
3
9
额定短路关合电流（峰值）

kA
100
10
近区故障开断电流
kA
36/30
11
额定线路充电开断电流
A
31.5
12
额定失步开断电流
kA
10
13
额定短路开断电流下累计开断次数
次
20
14
首开极因数

1.5
15
SF6气体压力（20℃）
MPa
见表3
16
控制回路和辅助回路电源额定电压

见表4
17
额定操作顺序

分-0.3s-合分-180s-合分
18
机械特性

见表5
19
额定主回路电阻
μΩ
≤55
20
断路器机械耐久
次
3000
21
接线端子静拉力
水平纵向 FshA
N
1250
水平横向 FshB
N
750
垂直方向 FtVm
N
1000
22
SF6气体年漏气率
%
≤1
23
SF6气体水分含量（V/V）
ppm
≤150
24
触头行程
mm
150±4
25
触头接触行程
mm
25
2) 绝缘水平见表2。
表2 绝缘水平 kV
序号
名 称
主要技术参数
1
1min工频耐受电压
（有效值、干试、湿试）
断口间
230
极间或极对地
230
2
雷电冲击耐受电压（峰值）（全波1.2/50μs ）
断口间
550
极间或极对地
550
3
SF6气体零表压时，5min工频耐受电压（有效值）
断口间
95
极对地
95
注：序号1、序号2中参数为海拔2000m的绝缘水平。
3) SF6气体压力（20℃）见表3。
表3 SF6气体压力 MPa（20℃）
序号
符号
名 称
SF6气体参数
1
PN
额定工作压力
0.5±0.015
2
P1
补气报警压力
0.45±0.015
3
P2
闭锁压力
0.43±0.015
4
P3
产品包装运输时充气压力
0.025
4) 控制回路和辅助回路电源额定电压见表4。
表4 控制回路和辅助回路电源额定电压
序号
名 称
单位
参 数
2
电机电压/功率
V/W
DC/AC220/750
3
驱潮加热回路电压/功率
V/W
AC220/100
5) 机械特性见表5
表5 机械特性
序号
名 称
单位
参 数
1
分闸时间上下限
ms
27±3
2
合闸时间上下限
ms
100±20
3
分—合时间
ms
≤300
4
合—分时间
ms
≤50
5
分闸同期性
ms
≤3