35kV架空集电线路箱变运行规程Word文档下载推荐.docx
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绝缘等级
A
分接范围
±
2.5%
绝缘水平
h.v.线路端子LI/AC200/85KV
额定电流
34.33、1840.8A
l.v.线路端子AC5KV
总重量
7800
器身重
2885
防护等级
IP00
油重
1400
短路阻抗
5.97%
空载损耗（Kw）
≤3.2kW
负载损耗75℃（Kw）
≤20.70Kw
4.1.1分接开关
分接位置
高压
低压
电压，V
电流，A
1
38850
34.33
690
1840.8
2
37925
3
37000
4
36075
5
35150
4.1.2高压负荷开关的技术参数
名称
单位
参数
kV
40.5
315
630
Hz
50
额定短路耐受电流
kA/2s
12.5
20
额定峰值耐受电流
kA
31.5
机械寿命
次
2000
1min工频耐压
95
雷电冲击水平
185
4.1.3干式变压器
厂家
苏州天星电工仪器
容量
KVA
输入电压
V
输出电压
100.400
接法
三角星星接法
频率
HZ
4.1.4低压侧断路器
厂家/型号
宁波天安集团/TANW-3200/3
额定工作电压
KV
2500
储能电机
AC220
合闸线圈
分励脱扣器
智能脱扣器
额滴冲击耐受电压
8
4.1.5箱变高压侧避雷器
宁波天安集团/HY5WZ-51/134
51
持续运行电压
40.8
参考电压
73
4.1.6熔断式隔离开关
宁波天安集团/HR5-100/30
380（AC-23B）690（AC-22B）
额定工作电流
100（AC-23B）100（AC-22B）
额定限制短路电流
KA
100KA/380V50KA/690V
4.1.7电流互感器及电压互感器
变比
精度
电流互感器
2500/1A
0.2级
电压互感器
690/100V
4.2架空线路技术参数
项目
导线特性及技术参数
LGJ-120/25
LGJ-185/30
截面积
铝（mm2）
122.48
181.34
钢（mm2）
24.25
29.59
总计（mm2）
146.73
210.93
根数/直径
铝（mm）
7/4.72
26/2.98
钢（mm）
7/2.10
7/2.32
总计（mm）
15.74
18.88
计算拉断力（N）
47880
64320
直流电阻（Ω/km）
0.2345
0.1592
参考重量（kg/km）
526.6
732.6
地线特性及参数
GJ-50
截面积（mm2）
49.48
直径
7/3
9
钢丝破断拉力总和（kgf）
5441
公称抗拉强度（kgf）
1100
423.7
复合绝缘子
FXBW4-35/70
结构高度（mm）
650±
10
最小电弧距离（mm）
470
爬点距离（mm）
1280
额定拉伸负荷（kN）
70
雷电全波冲击耐受电压（峰值）（kV）
230
工频1min湿耐受电压（有效值）（kV）
绝缘子
XWP2—70
盘径（mm）
255
高度（mm）
146
爬电距离（mm）
400
额定机电破坏负荷（kN）
打击破坏负荷（N.cm）
-
耐受电压
1min工频耐受电压（有效值）
干（kV）
湿（kV）
42
雷电冲击电压（峰值）（kV）
120
闪络电压（kV）
工频电压（有效值）
85
45
雷电冲击电压（峰值）
正极性（kV）
130
负极性（kV）
140
避雷器
型式
无间隙壳式氧化锌避雷器
YH5WZ-51/134W
系统额定电压
40.5kV
安装位置
户外
避雷器额定电压
51kV
40.8kV
直流1mA下参考电压
≥73kV
陡波冲击电流残压（峰值）
≤154kV
雷电冲击电流残压（峰值）
≤134kV
操作冲击电流残压（峰值）
≤114kV
2ms方波通流容量
400A
隔离开关参数
GW5-40.5GD/630
630A
电缆附件主要技术参数
冷缩型户外（户内）三芯电缆终端
芯数
适用导体截面
185mm2
标称电压U
35kV
最高电压Um
电压U0
26kV
导体正常运行允许温度
90℃
短路时（最常持续时间5s）导体最高温度
250℃
导体电阻
应满足GB/T3956的规定
热循环后局部放电（45kV）
≤10pC
交流耐压
117kV/5min，干态
绝缘应无击穿、无闪络
65kV/15min，干态
104kV/1min，湿态
注：
仅适用于户外终端
直流耐压（104kV/15min，干态）
冲击耐受电压
200kV
5设备运行规定及巡回检查项目
5.1巡回基本规定
5.1.1运行人员应每周对风机箱式变压器、35kV集电线路进行巡回检查，对发现的缺陷及时汇报当班值班长，并登记在缺陷记录本上。
5.1.2巡线工作应由有电力线路工作经验的人担任，每次巡线至少有两人同时进行，值班长指定巡线的负责人和监护人。
待巡线完毕后，值班长认真听取运行人员的巡线汇报，并认真填写巡回检查记录。
5.1.3当气候异常时，雷雨、冰雪或大雾天原则上不进行室外设备巡视，待雷雨天气过后再进行设备加密巡视。
如特殊情况必须巡视时，应穿试验合格的绝缘靴，戴好安全帽，不得靠近避雷针和避雷器，应穿雨衣巡视设备，严禁撑伞巡视，与带电设备保持安全距离。
5.235kV架空集电线路巡回检查项目
5.2.1线路巡视方式
5.2.1.1定期巡视：
由运行值长安排值班员定期进行巡视。
5.2.1.2特殊性巡视：
在气候恶劣（如：
大风、暴雨、冰雪等）、火灾和其它特殊情况下，对线路的全部或部分进行巡视检查。
5.2.1.3夜间巡视：
在线路高峰负荷或阴雨天气时进行，检查导线接点有无发热放电现象，绝缘子表面有无闪络现象等。
5.2.1.4故障性巡视：
线路故障时全面检查线路发生故障的地点和原因。
5.2.1.5监察性巡视：
由部门领导和线路专责人员进行，目的是了解线路及设备状况，并检查、指导巡线工作。
5.2.2集电线路巡视项目及标准
5.2.2.1杆塔
1）检查杆塔是否倾斜，有无裂纹、酥松、钢筋外露，焊接处有无开裂、锈蚀。
2）检查基础有无损坏、下沉或上拔，周围土壤有无挖掘或沉陷，寒冷地区电杆有无冻鼓现象。
3）检查杆塔位置是否合适，有无被车撞的可能，保护设施是否完好，标志是否清晰。
4）杆塔有无被水淹、水冲的可能，防洪设施有无损坏、坍塌。
5）杆塔标志（杆号、相位警告牌等）是否齐全、明显。
6）杆塔周围有无杂草和蔓藤类植物附生，有无危及安全的鸟巢、风筝及杂物。
5.2.2.2横担及金具
1）检查横担有无锈蚀、烧损、开裂、歪斜、变形、卡环固定牢固。
2）检查金具有无锈蚀、变形；
螺栓是否紧固，有无缺帽；
开口肖有无锈蚀、断裂、脱落现象。
5.2.2.3绝缘子
1）检查绝缘子有无脏污、损伤、裂纹和闪络痕迹。
2）检查绝缘子支撑架、固定卡环有无锈蚀、松动、弯曲。
5.2.2.4导线（包括架空地线、耦合地线）
1）检查有无断股、损伤、烧伤痕迹及腐蚀现象。
2）检查三相导线驰度是否平衡，有无过紧、过松现象，导线与杆塔支撑绝缘子固定牢固，引线有无断股现象。
3）检查接头是否良好，有无过热现象（如：
接头变色，烧熔等），连接线夹弹簧垫是否齐全,螺帽是否紧固。
4）检查过（跳）引线有无损伤、断股、歪扭，与杆塔、构件及其他引线间距离是否符合规定。
5）检查导线上有无搭接异物。
6）检查固定导线用绝缘子上的紧固件有无松动或开断现象。
7）检查风机通讯光纤电缆与杆塔之间连接紧固。
5.2.2.5防雷设施
1）检查避雷器瓷套有无裂纹、损伤、闪络痕迹，表面是否脏污。
2）检查避雷器的固定是否牢固。
3）检查引线连接是否良好，与邻相和杆塔构件的距离是否符合规定。
4）检查各部附件是否锈蚀，接地端焊接处有无开裂、脱落。
5）检查线路顶部避雷线无松弛、断股，与杆塔固定牢固。
5.2.2.6接地装置
1）检查接地引下线焊接部位无脱焊，各部连接牢固。
2）检查接头接触是否良好，线夹螺栓有无松动、锈蚀。
3）检查接地引下线的保护管有无破损、丢失，固定是否牢靠。
4）接地体外露部位无严重腐蚀，在埋设范围内有无土方工程。
5.2.2.7拉线、顶（撑）杆、拉线柱
1）检查拉线有无锈蚀、松弛、断股和张力分配不均等现象。
2）检查拉线是否妨碍交通或被车碰撞。
3）检查拉线棒、抱箍等金具有无变形、锈蚀。
4）检查拉线固定是否牢固，拉线基础周围土壤有无突起、沉陷、缺土等现象。
5）检查顶（撑）杆、拉线柱、保护桩等有无损坏、开裂、腐朽等现象。
5.2.2.8集电线路沿线
1）检查集电线路附近有无施工及违章建筑，有无申请手续，安全措施是否妥当。
2）检查防护区内的植被与集电线路安全距离是否符合规定。
3）检查集电线路附近或导线上有无异物和牲畜等。
4）检查集电线路沿线污秽情况是否影响线路运行。
5）检查集电线路沿线有无山洪和泥石流等异常现象发生。
5.3箱式变压器运行巡回检查项目及注意事项
5.3.1巡回箱式变压器注意事项
5.3.1.1巡回箱式变压器时严禁打开高压侧柜门。
5.3.1.2严禁爬上箱式变压器顶部进行检查。
5.3.2箱体外部巡视
5.3.2.1检查箱变外壳是否受外力的撞击而发生变形、掉漆生锈以及绝缘油渗漏的现象。
5.3.2.2检查箱变散热片外观和散热正常。
5.3.2.3检查箱变外壳和框架各非电气部件的螺栓连接牢固。
5.3.2.4检查箱变接地线连接牢固，无断股现象。
5.3.3箱体内部巡视
5.3.3.1检查箱变内部无异常、无异音、无异味和设备变色情况。
5.3.3.2检查接地体是否可靠连接。
5.3.3.3检查油位表所指油位状态是否正常。
5.3.3.4检查断路器各引线接点有无发热或熔化；
检查分合闸线圈有无焦味；
高峰负荷时应检查断路器各连接部位是否发热变色。
5.3.3.5检查互感器运行中的电压互感器发出“嗡嗡”响声是否正常，有无放电声和异常声响；
满负荷运行有无异常气味。
5.3.3.6检查母线和绝缘子瓷质部位是否有闪烙痕迹；
高低压引线连接牢固，无发热、变色现象。
5.3.3.7检查箱变释压器外观完好，无渗油现象。
5.3.4检查避雷器外观正常，表面清洁，无放电现象。
5.3.5检查箱式变压器低压侧断路器保护装置正常，定值整定正确，开关操作切换把手位置正确。
各显示灯显示正常，高低压开关柜内二次引线连接牢固，二次电气原件均正常。
5.3.6检查箱式变压器测控装置运行正常，在“远方”控制位。
5.3.7箱式变压器投运前的检查
5.3.7.1投运前应该对如下项目进行细致检查，保证设备投运安全和运行中的可靠性。
5.3.7.2变压器油的高度:
检查变压器油的高度确保变压器油在适当的高度。
油位指针应该在H和L刻度之间。
当看不到变压器油位的时候，立即对变压器进行补油。
5.3.7.3变压器本体无渗油。
5.3.7.4变压器高低压侧引线牢固，各引线相序均正确。
5.3.7.5变压器温度表安装正确牢固且校验合格，二次接线正确牢固。
5.3.7.6变压器外部各标识牌安装齐全。
5.3.7.7变压器各保护联动实验均动作正常，各保护装置均已投入。
5.3.7.8接地检查
1）35kV箱变高压配电柜的专用接地端已接到基础内设置的永久接地点上，且接地牢固。
2）高压电缆及避雷器的接地线已和高压配电柜的总接地体可靠连接。
3）各柜门和箱体可靠连接并可靠接地。
4）其他对此有要求的也可靠接地。
5）所有接地线与地网的连接均符合国家规定。
6）变压器中性点接地牢固。
5.3.8低压配电柜检查
5.3.8.1检查柜体静电粉末喷涂层有无脱落，柜内干燥、清洁。
5.3.8.2断路器的分合操作灵活、可靠、准确，辅助接点的通断可靠准确。
5.3.8.3一次、二次设备引线连接良好，其绝缘支撑件、安装件及附件牢固可靠。
5.3.9设备试验
5.3.9.1箱式变压器、高低压侧开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、高低压电缆、高压预试合格，所有设备临时短接线均已拆除，箱式变压器绝缘油化验合格。
6箱式变压器的操作
6.1设备操作注意事项
6.1.1在操作完成后，要关好并锁上35kV箱变高低压侧柜门。
6.1.2操作时，当不能确定箱变状态时，将其当成带电设备处理。
6.1.3分接开关为无励磁分接开关，只能在断电的情况之下进行操作。
6.1.4箱变投运时采用高压侧开关进行充电。
6.2分接开关和高低压侧开关操作注意事项
6.2.1分接开关档位调整
6.2.1.1箱变所用分接开关为无载调压分接开关，只有在确认已断电时，方可进行分接开关的调整。
6.2.1.2分接开关有五档，以1、2、3、4、5标识，正常运行时，在3档（输出电压为35kV），如需调整时按上级指示调整，调整后必须在设备台账及值长记事本中进行记录。
6.2.1.3具体分接开关调整时，严格按照使用厂家说明书调整，调整后进行分接开关直阻测试。
合格后方可投运。
6.2.2负荷开关分合操作
6.2.2.1负荷开关为三相联动开关，具有快速弹簧操作结构。
6.2.2.2负荷开关通常用于开断空载电流，必要情况下可开断正常负荷电流，不可开断短路电流。
6.2.2.3须采用绝缘操作杆来操作负荷开关。
6.2.2.4当将组合式变压器投入到电网中时，应先合高压侧隔离刀闸再合高压侧负荷开关箱变充电正常后合低压侧开关。
当将本设备从电网切除时，先断低压主开关，再断开高压侧负荷开关。
6.2.2.535kV集电线路所带箱变充电时，必须逐台充电，严禁多台同时充电。
7异常运行及事故处理
7.135kV架空集电线路异常运行
7.1.1杆塔有裂纹，基座有裂痕，杆塔倾斜。
7.1.2杆塔上绝缘子不清洁，有裂纹、损坏、放电痕迹等异常现象。
7.1.3杆塔上横担倾斜。
7.1.4线路有放电现象。
7.1.5接地装置连接不良，有锈蚀、损坏等现象。
7.1.6隔离刀闸表面有放电、灼烧痕迹触头有发热变色现象、触头合闸不到位接触不良现象。
7.1.7隔离刀闸及接地刀闸有传动机构、轴销脱落、传动杆变形扭曲现象。
7.1.835kV集电线路悬垂过大，导线有悬挂物。
7.1.9各连接金具有裂纹或连接不牢固，螺栓脱落等现象。
7.235kV架空集电线路事故处理
7.2.1尽快查出事故地点和原因，消除事故根源，防止扩大事故。
7.2.2安排专人定点值守或设置安全围栏，防止行人接近故障导线和设备，避免发生人身事故。
7.2.3尽量缩小事故停电范围和减少事故损失。
7.2.4对已停电的风机尽快恢复发电。
7.2.535kV集电线路及箱变发生下列情况时，必须迅速查明原因，并及时处理。
7.2.5.1负荷开关跳闸或断路器跳闸。
7.2.5.2发生永久性接地或频发性接地。
7.2.5.3一次或二次熔断器熔断。
7.2.5.4线路倒杆、断线；
发生火灾、触电等意外事件。
7.2.5.5电压异常。
7.2.5.6固定绝缘子破损或表面有闪络现象。
7.2.6事故处理规定
7.2.6.1迅速、有效的处理事故，应立即建立事故抢修组织和有效的联系办法。
7.2.6.235kV集电线路发生故障时，应迅速组织人员对该线路进行全面巡查，并分组对保护装置及保护信息进行检查核对，直至故障点查出为止。
负荷开关跳闸或熔断器熔断时，不得盲目试送，必须详细检查线路和有关设备，确无问题后，方可恢复送电。
7.2.6.3事故巡查人员应将事故现场状况和经过做好记录（人身事故还应记录触电部位、原因、抢救情况等），对重大事故应保护好事故现场，并收集引起设备故障的一切部件，加以妥善保管，以便事故调查分析，作为分析事故的依据。
7.2.6.4事故发生后，应及时组织有关人员进行调查、分析，制订防止事故再次发生的防范措施。
并按有关规定提出事故报告。
7.2.6.5事故处理工作应遵循本规程和其他有关的部门颁布的规定。
紧急情况下，可在保障人身安全和设备安全运行的前提下，采取临时措施，但事后应及时汇报。
7.3箱式变压器异常运行
7.3.1各种仪表、信号装置指示不正常。
7.3.2电气连接点有过热、烧伤、熔接等异常现象；
接线有断股、裂纹、损伤。
7.3.3变压器油油位、油色、油温不正常，有渗、漏油现象。
7.3.4各种设备的支撑绝缘子及绝缘件不清洁，有裂纹、损坏、放电痕迹等异常现象。
7.3.5开关指示器位置不正确。
7.3.6柜内温度过高，有异音、异味现象。
7.3.7装置连接不良好，有锈蚀、损坏等现象。
7.4箱式变压器事故处理
7.4.1当看不到变压器油位时，应立即停运变压器，报告当值值班长。
7.4.2铁芯多点接地而接地电流较大时，安排检修处理。
在缺陷消除前，加强巡视，尽快安排故障处理。
7.4.3箱式变压器的保护动作跳闸时，查明原因，应根据以下因素做出判断
7.4.3.1保护及直流等二次回路是否正常。
7.4.3.2温控与温显装置的示值是否一致。
7.4.3.3变压器油位是否突然变化。
7.4.3.4油箱是否大量漏油。
7.4.3.5高低压侧引线检查是否发热烧损或异常现象。
7.4.3.6外观上有无明显反映故障的异常现象。
7.4.3.7输出侧电网和设备有无故障。
7.4.3.8必要的电气试验数据分析和绝缘油色谱分析。
7.4.3.9继电保护装置的动作情况。
7.4.4箱式变压器跳闸和着火时，应按下列要求处理
7.4.4.1箱式变压器跳闸后，经判断确认跳闸不是由内部故障所引起的，确定外部故障消除后，方可重新投入运行，否则作进一步检查。
7.4.4.2如确定变压器存在内部故障,变压器严禁投运。
7.4.4.3箱式变压器着火时，立即断开高
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