DLT969变电站运行导则Word文件下载.docx
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Over-heat
超过规定的高温限值。
3.8
受总Load-sidecircuitbreaker
与变压器直接相连的断路器。
3.9接头Linkagehead
设备与设备之间连接处的接线板或压接点。
3.10就地Local
指在需要操作的设备处。
3.11
Z形变压器（曲折变压器）
Z．shapetransformer
在主变压器蔓角形接线侧，提供一个中性点。
其三相绕组接成曲折形，形如“Z”。
3.12
监控中心Inspectionandcontrolcenter
对无人值班或少人值守变电站监视、控制的场所。
4系统运行
4.1一般规定
4,1.6运行设备发生异常或故障时，值班人员应立即报告调度。
若发生人身触电、设备爆炸起火时．值班人员可先切断电源进行抢救和处理，然后报告调度。
4,1.7lOkV小电阻接地系统的运行
4.2系统操作要求
变电站并（解）列操作应按调度指令进行。
在自动并列装置失灵时，经调度同意．可手动并列。
a）当母线电压超出允许范围或无功缺乏时，应进行电压和无功的调整；
b）当母线电压合格而容性无功缺乏时，应投入电容器组，感性无功缺乏时，应投入电抗器；
当无功满足要求而电压未达到要求时，应调整变压器有载调压分接开关；
c）当变电站无功和母线电压都达不到要求时，应保证母线电压在合格范围。
4.3异常及故障处理
a）运行中断路器断开两相时应立即将断路器拉开；
b）运行中断路器断开一相时，可手动试合断路器一次，试合不成功，应将断路器拉开。
a）变压器带空载母线时，可给配电线路送电；
b）拉、合电容器组断路器；
c）拉、合母联断路器；
d）停运充电线路。
a）全电缆线路；
b）调度通知线路有带电检修工作；
c）断路器切断故障次数达到规定时；
d）低频减载保护、系统稳定装置、联切装置及远动装置动作后跳闸的断路器。
线运行而母联断路器在备用的方式下，发生一回进线跳闸，自投装置失灵或无自投装置，经调度同意．合上母联断路器。
a）全面检查继电保护动作信号、断路器位置、表计指示及直流系统情况，并报告调度；
b）恢复站用电，确保直流系统完好。
a）利用备用电源恢复供电时，应考虑其负载能力和保护整定值，防止过负载和保护误动作。
必要时，只恢复站用电和部分重要用户的供电；
b）防止非同期并列，防止向有故障的电源线路反送电。
5倒闸操作
5.1一般规定
5.2技术原则
a）控制回路故障；
b）操动机构压力异常；
c）监控信息与实际不符。
a）拉、合断路器操作；
b）组合电器设备的断路器及隔离开关操作：
c）遥调操作。
6高压电气设备的运行、异常及故障处理
6.1一般规定
a）电压比相等；
b）连接组别相同：
c）阻抗电压值相等。
6.2油浸式变压器
a）带电滤油或加油；
b）变压器油路处理缺陷及更换潜油泵；
c）为查找油面异常升高的原因须打开有关放油阀、放气塞；
d）气体继电器进行检查试验及在其继电保护回路上进行工作，或该回路有直流接地故障。
表1
油浸式变压器顶层油温一般规定值
℃
冷却方式
冷却介质最高温度
最高顶层油温
油浸自冷、油浸风冷
40
95
强油风冷
85
强迫油循环水冷
30
70
a）过负载时禁止调压，或按制造厂规定执行；
b）参照制造厂规定和设备状态确定检修周期；
c）新装或大修后的有载调压开关，应在变压器空载运行时，在电压允许的范围内用电动操动机构至少操作一个循环，各项指示应正确，电压变动正常，极限位置的电气闭锁可靠，方可调至调度指定的位置运行。
d）变压器并联运行时，分接头电压应尽量接近，其调压操作应逐级和同步进行。
a）油浸风冷变压器风扇的投、退应按制造厂的规定执行，若制造厂无明确规定，应按负载电流达到额定电流的70%以上或变压器项层油温高于65℃时应启动变压器风扇的原则掌握；
b）强油风冷系统必须有两个独立且能自动切换的工作电源并能手动或自动切换：
强油风冷系统失电后，变压器温度不超过规定值的措施应写入《变电站现场运行规程》；
c）正常运行时，一般不允许同时投入全部冷却装置，应逐台依次投入，避免油流静电现象。
冷却装置的投、退应按制造厂的规定，写入《变电站现场运行规程》。
a）气体继电器或集气盒及各排气孔内无气体；
b）附件完整安装正确，试验、检修、二次回路、继电保护验收合格、整定正确；
c）各侧引线安装合格，接头接触良好，各安全距离满足规定：
d）变压器外壳接地可靠，钟单式变压器上下体连接良好；
e）强油风冷变压器的冷却装置油泵及油流指示、风扇电动机转动正确；
f）电容式套管的末屏端子、铁心、变压器中性线接地点接地可靠；
g）变压器消防设施齐全可靠，室内安装的变压器通风设备完好：
h）有载调压装置升、降操作灵活可靠，远方操作和就地操作正确一致；
i）油箱及附件无渗漏油现象，储油柜、套管油位正常，变压器各阀门位置正确；
j）防爆管的呼吸孔畅通，防爆隔膜完好，压力释放阀的信号触点和动作指示杆应复位；
k）核对有载调压或无励磁调压分接开关位置；
检查冷却器及气体继电器的阀门应处于打开位置，气体继电器的防雨罩应严密。
a）变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度标界相对应，各部位无渗油、漏油，套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象；
b）变压器的冷却装置运转正常，运行状态相同的冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常，指示正确；
c）变压器导线、接头、母线上无异物，引线接头、电缆、母线无过热；
d）压力释放阀、安全气道及其防爆隔膜应完好无损：
e）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；
f）变压器室的门、窗、照明完好，通风良好，房屋不漏雨：
g）变压器声响正常，气体继电器或集气盒内应无气体；
h）各控制箱和二次端子箱无受潮，驱潮装置正确投入；
吸湿器完好，吸附剂干燥：
i）根据变压器的结构特点在《变电站现场运行规程》中补充检查的其他项目。
a）消防设施应完好；
b）各冷却器、散热器阀门开闭位置应正确；
c）进行冷却装置电源自动切换试验；
d）各部位的接地完好，定期测量铁心的按地电流；
e）利用红外测温仪检查高峰负载时的接头发热情况；
f）贮油池和排油设施应保持良好状态，无堵塞、无积水；
g）各种温度计在检定周期内，温度报警信号应正确可靠；
h）冷却装置电气回路各接头螺栓每年应进行检查。
a）有严重缺陷时：
b）变压器过负载运行时；
c）高温季节、高峰负载期间：
d）雷雨季节，特别是近区域有雷电活动时；
e）新投入或经过大修、改造的变压器在投运72h内：
f）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。
a）设备接头过热：
b）轻瓦斯保护动作；
c）变压器内部出现异常声响；
d）变压器漏油致使油位下降。
a）检查校验温度测量装置：
b）检查变压器冷却装置和变压器室的通风情况及环境温度；
c）检查变压器的负载和绝缘油的温度，并与相同情况下的数据进行比较；
d）变压器在各种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。
在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。
a）有严重缺陷的变压器和薄绝缘变压器不准超过额定电流运行；
b）超额定电流方式下运行时，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载，应将过负载的数值、持续时间、顶层油温和环境温度以及冷却装置运行情况报告调度并记入变压器技术档案；
c）各类负载状态下的电流和温度限值，应遵守制造厂有关规定，若无制造厂规定时，可按DL/T572—1995相关规定执行。
a）调压装置在电动调压过程中发生“连动”时应立即拉开调压装置电源，如分接开关在过渡状态，可手动摇至就近的分接开关档位；
b）在调压过程中发现分接指示器变化，而电压无变化时，禁止进行调压操作；
c）单相有载调压变压器其中一相分接开关不同步时，应立即在分相调压箱上将该相分接开关调至所需位置，若该相分接开关拒动，则应将其他相调回原位。
油浸风冷变压器失去全部风扇时，顶层油温不超过65℃，允许带负载运行。
当项层油温超过65℃而风扇不能恢复时，应立即报告调度。
a）工作电源故障时，应立即检查冷却系统的运行情况，找出故障原因并及时排除，恢复正常运行；
b）当工作、备用或辅助冷却器出现故障时，应及时处理。
具体步骤应写入《变电站现场运行规程》；
c）当发出“辅助、备用冷却器控制电源失电”信号时，应检查辅助、备用冷却器控制回路的空气断路器或熔断器有无异常，．如无明显故障点，可试送一次，若故障仍不能排除，应报告处理；
d）强油风冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。
如20min后项层油温尚未达到75℃，允许上升到75℃，但这种情况下的最长运行时间不得超过lh。
a）瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体颜色，并将检查结果报告主管部门；
b）瓦斯保护动作跳闸后，立即报告调度和主管部门，原因不清，未排除故障不得试送。
应重点考虑下列因素：
1）压力释放阀动作情况；
2）吸湿器是否阻塞；
3）必要的电气试验及油、气分析；
4）继电保护装置及二次回路有无故障；
5）是否发生穿越性故障，继电器触点误动；
6）变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象。
6.2,3.8羞动保护动作：
a）检查差动保护范围内的设备短路烧伤痕迹；
b）有无明显反映故障性质的异常现象；
c）瓦斯及压力释放阀动作情况；
d）变压器其他继电保护装置的动作情况；
e）必要的电气试验及油、气分析。
a）套管有严重的破损和放电现象；
b）防爆管或压力释放阀启动喷油，变压器冒烟着火；
c）变压器声响明显增大，且可听见内部有爆裂或放电声；
d）严重漏油或喷油，使油面下降到低子油位计的指示限度；
e）在正常负载和冷却的条件下，因非油温计故障引起的变压器上层油温异常且不断升高。
6.3干式变压器
检查差动保护范围内的设备，在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。
a）检查各侧受总断路器在分闸位置；
b）检查变压器线圈有无异常和变形、过热现象；
c）检查温控柜风机运行情况、超温报警显示、超温跳闸指示灯是否正常；
d）若确认是南于热敏电阻及温控柜二次回路故障造成误动，应在消除故障后，恢复变压器的运行。
表2干式变压器过载能力表
过载
%
20
50
60
允许时间
min
45
32
18
5
6.4气体绝缘变压器
除遵守油浸式变压器的相关规定外，还应参照制造厂说明书将运行要求写入《变电站现场运行规程》。
6.5电抗器
a）线圈震动噪声无异音；
b）瓷质套管部分无裂纹破损现象；
c）局部温升、上层油温正常，无渗漏油。
a）电抗器保护动作跳闸；
b）干式电抗器表面放电；
c）电抗器倾斜严重，线圈膨胀变形或接地：
d）电抗器内部有强烈的放电声，套管出现裂纹或电晕现象；
e）油浸式电抗器轻瓦斯动作，油温超过最高允许温度，压力释放阀喷油冒烟：
f）电抗器振动和噪声异常增大。
6.6断路器
a）气动操动机构在低温季节应采取保温措施，防止控制阀结冰；
b）液压操动机构及采用差压原理的气动机构应具有防失压“慢分”装置并配有防“慢分”卡具；
c）电磁操动机构严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电进行合闸操作：
‘
d）液压或气动机构，应有压力安全释放装置。
a）均压电容器无渗漏;
b）无异味、无异常响声；
c）分、合闸位置与实际运行工况相符；
d）引线应无松股、断股、过紧、过松等异常情况；
e）操作箱、机构箱内部整洁，箱门关闭严密；
f）引线、端子接头等导电部位接触良好，试温螨片及红外测温兀异常；
g）套管、绝缘子无裂痕，无闪络痕迹；
h）监视油断路器油位，油断路器开断故障后，应检查油位、油色变化；
i）防雨罩和多油断路器套管根部的围屏牢固，无锈蚀和损坏；
j）真空断路器的绝缘支持物清洁无损，表面无放电、电晕等异常现象；
k）SF6断路器气体压力应正常：
管道无漏气声；
安装于室内的SF6断路器通风设施完好。
a）机构箱内无异味、无积水、无凝露；
b）液压机构的压力在合格范围之内；
c）油箱油位正常，工作缸储压筒及各阀门管道无渗漏油；
d）无打压频繁现象，油泵动作计数器指示无突增，驱潮装置正常。
a）引线接头过热；
b）多油断路器内部有爆裂声；
c）套管有严重破损和放电现象；
d）油断路器严重漏油，看不见油位；
e）少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响：
f）空气、液压机构失压，弹簧机构储能弹簧损坏；
g）SF6断路器本体严重漏气，发出操作闭锁信号；
h）油断路器的油箱内有异声或放电声，线卡、接头过热。
i）SF6气体压力突然降低，发出分、合闸闭锁信号时，严禁对该断路器进行操作；
进入开关室内应提前开启排风设备，必要时应佩戴防毒面具。
，在未采取可靠防慢分措施前，严禁人为启动油泵a
6.7气体绝缘金属封闭电器
a）当SF6泄嚣报警时，未采取安全措施前，不得在该场所停留；
b）对值班、检修人员出入的装有SF6设备的场所，应定期通风，通风时间不少于15min；
c）进入电缆沟或低凹处工作时，应测含氧量及SF6气体浓度．合格后方可进入。
a）操作时，禁止人员在设备外壳上停留：
b）运行中气体绝缘金属封闭开关外壳及构架的感应电压不应超过36V，其温升不应超过30K.
a）设备外壳破裂或严重变形、过热、骨烟；
b）防爆隔膜或压力释放器动作。
a）以发泡液法或气体检漏仪对管道接口、阀门、法兰罩、盆式绝缘子等进行漏气部位查找；
b）确认有泄漏，将情况报告调度并加强监视；
c）发出“压力异常”、“压力闭锁”信号时，应检查表计读数，判断继电器或二次回路有无误动；
d）如确认气体压力下降发出“压力异常”信号，应对漏气室及其相关连接的管道进行检查；
在确认泄漏气室后，关闭与该气室相连接的所有气室管道阀门，并监视该气室的压力变化，尽快采取措施处理。
如确认气体压力下降发出“压力闭锁”信号且已闭锁操作网路，应将操作电源拉开，并锁定操动机构，立即报告调度。
a）工作人员进入漏气设备室或户外设备IOm内，必须穿防护服、戴防护手套及防毒面具；
b）室内开启排风装置15min后方可进入；
c）在室外应站在上风处进行工作。
a）打压超时：
b）压缩机超温；
c）机体内有撞击异声：
d）电动机过热、有异声、异味或转速不正常。
6.8高压开关柜
6.8,1,5配合停电检查绝缘部件及灭弧室外壳、二次接线、机构箱辅助触点、活门隔板，二次插头应无氧化、变形现象。
6,8,2.2屏面表计、继电器工作正常，无异声、异味及过热现象。
a）油断路器有无喷油、冒烟，油色、油位是否正常，接头及载流导体有无过热；
b）真空断路器有无异响、异常辉光，外壳有无裂纹或闪络现象；
c）各支持绝缘子有无破损，绝缘拉杆有无断裂、变形、移位；
d）SF6断路器气体压力无异常；
e）操动机构分闸弹簧、缓冲器有否松脱、断裂、变位；
f）机构分、合闸指示应正确，分、合闸线圈有无冒烟、过热，跳闸铁心应复原，一字联臂及合闸滚轮位置正常。
a）电流互感器故障；
b）电缆头故障；
c）支持绝缘子爆裂；
d）接头严重过热；
e）断路器缺相运行；
f）油断路器严重缺油、SF6断路器严重漏气、真空断路器灭弧室故障。
6.9隔离开关
a）拉、合系统无接地故障的消弧线圈；
b）拉、合无故障的电压互感器、避雷器或空载母线；
c）拉、合系统无接地故障的变压器中性点的接地开关；
d）拉、合与运行断路器并联的旁路电流{
e）拉、合空载站用变压器；
f）拉、合ll0kV及以下且电流不超过2A的空载变压器和充电电流不超过5A的空载线路，但当电压在20kV以上时，应使用户外垂直分合式三联隔离开关：
g）拉、合电压在l0kV及以下时，电流小于70A的环路均衡电流。
6.9,3.6隔离开关拉、合闸时如发现卡涩，应检查传动机构，找出原因并消除后方可进行操作。
6.10互感器
a）防止继电保护和安全稳定自动装置发生误动；
b）将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止电压反送。
a）检查一、二次接线相序、极性是否正确；
b）测量一、二次线圈绝缘电阻；
c）测量保险器、消谐装置是否良好；
d）检查二次回路有无开路或短路；
e）零序电流互感器铁心不应与架构或其他导磁体直接接触。
a）瓷套有裂纹及放电；
b）油浸式互感器严重漏油；
c）互感器有焦糊味并有烟冒出；
d）压力释放装置、膨胀器动作；
e）声音异常，内部有放电声响；
f）SF6气体绝缘互感器严重漏气：
g）干式互感器出现严重裂纹、放电；
h）经红外测温检查发现内部有过热现象；
i）电压互感器一次侧熔断器连续熔断；
j）电容式电压互感器分压电容器出现渗油。
6.11避雷器与接地装置
a）引线摆动情况；
b）计数器动作情况；
c）计数器内部是否进水；
d）接地线有无烧断或开焊；
e）避雷器、放电间隙的覆冰情况。
a）绝缘瓷套有裂纹：
b）发生爆炸或接地时；
c）内部声响异常或有放电声；
d）运行电压下泄漏电流严重超标。
6.12并联补偿装置
a）运行中的电容器组三相电流应基本平衡。
电容器组应装设内部故障保护装置。
装有单台熔断器的电容器其熔断器安装角度应正确，熔丝额定电流应为电容器额定电流的1.43～1.55倍，每台电容器应有表示其安装位置的编号；
b）单台容量大于1600kvax的集合式电容器应装有压力释放装置并能可靠动作；
较大容量的集合式电容器组应装设气体继电器；
c）新安装的电力电容器组应进行各种容量组合的谐波测试和投切试验；
d）电容器的连续运行电压不得大于1.05
，其允许最高工频电压和相应的持续时间，可按表3规定的数值执行：
表3电容器允许最高工频电压和相应的持续时间
工频过电压
V
最大持续时间
说明
1.10
长期
指长期过电压的最高值应不超过1.10
1.15
每24h中30min
系统电压的调整与波动
1.20
5min
轻负载时电压升高
1.30
1min
e）户内安装的电容器应有良好的防尘和通风装置；
f）电容器室应符合防火要求，室外电容器组应配有专用消防器材；
g）在接触停运的电容器端子前，必须进行放电处理。
a）电容器组在允许电压下运行；
b）电容器内部无异音，电容器外壳和软连接端子无过热，无膨胀变形和渗漏油；
c）集合式电容器油位、油温、压力指示正常，吸湿器无潮解；
d）熔断器熔丝完好，安装角度正常、弹簧无锈蚀损坏、指示牌在规定位置；
e）瓷质部分清洁、无裂纹、无放电；
f）保护回路与监视回路完好并全部投入；
g）电容器架构牢固，无锈蚀，接地良好；
h）电容器无异味，串联电抗器和放电回路正常完好；
i）电容器室通风良好，室温不超过设备允许工作温度。
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