某矿业公司110kV变电站现场运行规程.docx

小庄矿业公司110kV变电站现场运行规程 小庄矿业公司机电部2011年7月20日1. 总则1.1 适用范围:1.1.1 本规程适用于小庄矿业公司110KV变电站，运行人员、检修人员均应严格按照本规程规定进行设备的运行、维护和事故处理工作。1.1.2 有关调度人员，变电运行专业人员和负责人，主管生产的各级领导，均应熟悉本规程。1.1.3 从事监控、操作的新进人员,以及脱离监控、操作三个月及以上的人员重新上岗均需学习本规程,并经考试合格后方可正式值班。1.1.4 本规程如与上级有关规程 、规定相抵触，按上级规程、规定执行。1.2 引用文件1.2.1 电力工业技术管理法规1.2.2 电业安全工作规程DL/T 408-911.2.3 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）1.2.4 电气事故处理规程1.2.5 电力变压器运行规程DL/T 572-951.2.6 油浸式电力变压器负载导则 GB/T 15164-941.2.7 有载分接开关运行维修导则DL/T 574-951.2.8 高压断路器运行规程1.2.9 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程1.2.10 继电保护及自动化装置运行管理规程1.2.11 电力电缆运行规程1.2.12 电气设备预防性试验规程DL/T 596-19961.2.13 电力设备典型消防规程 DL 5027-931.2.14 省、市电网调度规程1.2.15 其他有关规程、制度及技术资料1.3 运行维护的一般要求1.3.1 运行人员当值期间，应按规定的巡视路线和项目对全所设备进行认真的巡视检查。巡视周期如下：1.3.1.1正常巡视周期1. 夜间对重点设备检查,每日一次。2. 继电保护及自动装置的定值区、压板、切换开关位置等进行检查，每月全面核对检查一次。1.3.1.2下列情况应增加巡视次数或组织特巡:1. 设备过载运行或负荷有显著增加时。2. 设备缺陷近期有发展时。3. 气象突变(如高温、大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时。4. 事故跳闸或设备运行中有可疑现象时。5. 雷电后。6. 上级有明确要求时。7. 法定节假日。1.3.2 对巡视中发现的缺陷应分析其起因、发展和后果；按设备缺陷管理制度的要求，做好记录，分类上报。属于一类缺陷，除立即报告当值调度员和有关领导外，还应加强监视，作好事故预想，并采取适当措施限制其发展。1.3.3 备用设备应始终保持在可用状态，其运行维护与运行设备要求相同。对长期采用一台主变运行，另一台主变热备用方式运行时，原则上应一个月轮换一次，将备用主变的转为运行。1.3.4 运行、检修人员进行以下工作,可以不办理工作票,但应得到分管领导或值班负责人许可并做好安全措施,保持安全距离,加强监护。1.3.4.1变电所照明回路无需将设备停电的工作。1.3.4.2计量盘、保护盘、控制盘盘面清扫工作。1.3.5 倒闸操作的一般要求1.3.5.1 电气设备的倒闸操作由调度员发令,值班正值受令、审核操作票并担任监护人，副值班员填票并操作。1.3.5.2 所有操作均应严格按照倒闸操作规定执行，发现疑问应停止操作并向发令人报告，待发令人再行许可后方可操作。值班员不得自行更改操作任务和颠倒操作顺序。1.3.5.3 设备检修结束后办理终结手续前，运行人员与检修负责人应全面检查该设备状况，恢复至许可工作前的状态。1.3.5.4 属于调度管辖设备无电力调度许可，任何人员不得改变运行状态（事故处理除外）。1.3.5.5 设备由冷备用转检修时，应退出本回路出口联跳其它设备的压板和其它回路联跳本回路的压板。1.3.5.6在开关改为冷备用或检修状态前，遥、近控方式切换开关应切至就地位置（或投上检修压板），开关由冷备用或检修改为运行或热备用后，应将方式切换开关切至远方位置（或切除检修压板），并应在操作票中反映。1.4 设备验收的一般要求:1.4.1 检修的设备，在投入运行前必须经过严格的质量验收，达到规定的质量标准，图纸、资料齐全，方可投入运行。1.4.2 变电所设备安装或检修结束，检修人员经过严格的自检并清理检修现场后，工作负责人必须将设备检修、变动、遗留问题以及设备投入运行后的注意事项和设备能否投入运行的结论向运行人员交待清楚，并记入相关检修记录中。1.4.3 运行人员应会同工作负责人对检修质量进行全面检查，详细了解检修情况，设备各部件应完整，外部清洁无遗留物件，设备传动正确，防误装置完好，检修、试验报告齐全并符合要求。1.4.4 检修结束后，检修人员应将设备恢复至许可工作时的状态，运行人员应作必要的检查。1.4.5 设备的投运或设备变动时，应有与实物相符的图纸、资料，并及时修订新的现场运行规程。 2. 主变压器2.1 变压器的运行方式主变为二台SFZ10-40000/110双绕组有载调压电力变压器，容量为40MVA，电压等级110±8×1.25/10.5KV 接线方式YN ， d11。运行方式为一台运行，一台备用。2.1.1 一般运行条件2.1.1.1 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接档位额定电压的105%。对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行。2.1.1.2变压器在运行中应监视其上层油温。当最高环境温度为40时，监视值不应超过95。2.1.2 正常周期性负载的运行2.1.2.1变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。2.1.2.2变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周期性地超负载运行。2.1.2.3当变压器有较严重的缺陷(如严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时，禁止超额定电流运行。2.2 变压器的运行维护2.2.1 变压器的运行监视2.2.1.1变压器的正常巡视检查项目:1. 变压器的温度计应完好，油温应正常，遥测温度应与现场一致，储油柜的油位应与环境温度相对应，各部位无渗、漏油。2. 套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。3. 变压器音响应正常。4. 各冷却器与本体手感温度应相近,风扇运转应正常。5. 呼吸器应完好，硅胶变色程度不应超过3/4。6. 变压器引线应无断股，接头应无过热变色或示温片熔化（变色）现象。7. 压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损。8. 有载调压分接开关的分接位置及电源指示应正常。9. 瓦斯继电器内应无气体。10. 各控制箱和二次端子箱应关严。11. 变压器外壳接地、铁芯接地应完好。2.2.1.2下列情况应对变压器进行特殊巡视检查,增加巡视检查次数:1. 经过检修的变压器在投运72小时内。2. 有严重缺陷时。3. 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）。4. 高温季节、高峰负荷期间。5. 变压器超负载运行时。6. 近区短路故障后。2.2.2 变压器的投运和停运2.2.2.1在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行的条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已经拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器结冰被堵。2.2.2.2 停用中的备用变压器应随时可以投入运行。2.2.2.3变压器的启用操作应先合电源侧（110KV侧）断路器,后合负荷侧（10KV侧）断路器。停用操作顺序与此相反。2.2.2.4 新投及更换绕组后的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，其冲击次数为：新安装投运冲击五次，更换绕组冲击三次。2.2.2.5 在110kV中性点直接接地系统中, 中性点直接接地刀闸的正常运行方式按调度命令运行。但在变压器启停用操作时，中性点接地刀闸应处于合闸位置。2.2.3 有载调压分接开关的运行维护2.2.3.1 运行人员可根据电压曲线或电压质量要求自行调压操作。操作后确认分接头动作，并检查电压电流变化，做好记录。每天操作次数原则上不得超过10次（每调一个分头为一次）。2.2.3.2 两台变压器并列运行时，其调压操作应轮流逐级进行；允许在85%变压器额定电流下进行分接变换操作，升压操作应先操作负荷电流相对较少的一台以防止过大的环流，降压操作与此相反。2.2.3.3 有载调压操作应采用逆调压方式。2.2.3.4 采用有载调压升压时，即在不向系统倒送无功的情况下，应先投入无功补偿装置，再调节主变分接头；在母线电压超过规定值时，只有分接开关已达到极限档时，再停用无功补偿装置。2.2.3.5 当变压器过负荷1.2倍及以上时，禁止操作分接开关。2.2.3.6 新投入的分接开关一年后或切换5000次后，应将切换开关吊出检查。运行中的分接开关，每分接变换5000次应开盖清洗或滤油一次，每分接变换10000次应吊芯检查。2.2.3.7 分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修：a) 操作中出现连动现象时，应立即切断驱动电机的电源，用手摇操作到适当分接位置。b) 远方电气控制操作时，计数器及分接位置正常，而电流和电压无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作。c) 分接开关发生拒动、误动；电流和电压变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；内部切换异声；过压力的保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油，以及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。2.2.4 瓦斯保护装置的运行2.2.4.1变压器在运行中滤油、补油时，应将重瓦斯改接信号。2.2.4.2当油位计油位异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。2.2.4.3运行中的变压器重瓦斯保护因故改接信号，此时其它保护装置不得退出运行，主保护必须接跳闸。2.3 变压器的异常运行和事故处理2.3.1 发现变压器运行中有异常现象(如漏油、油位过高或过低、温度异常、音响不正常等)时，应立即汇报调度和有关领导，设法尽快消除故障。2.3.2 变压器有下列情况之一时，应立即将变压器退出运行。将备用变压器投入运行： 2.3.2.1变压器声响明显增大，很不均匀，有爆裂声。2.3.2.2严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。 2.3.2.3套管有严重的破损和放电现象。2.3.2.4变压器冒烟着火。2.3.3 当发生危及变压器安全的故障，而变压器保护装置拒动时，运行人员应立即将变压器停运。2.3.4 变压器油温升高超过允许限度时，运行人员应判明原因采取措施使其降低，检查步骤为： 2.3.4.1检查变压器的负载和环境温度，并与同一负载和环境温度下正常的温度核对。2.3.4.2核对温度测量装置。2.3.4.3检查变压器冷却装置。2.3.4.4若发现油温较同一负荷和冷却条件下高出10以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而冷却装置正常，温度计正常，则认为变压器发生故障，应立即将变压器停运。2.3.5 轻瓦斯保护动作处理2.3.5.1轻瓦斯保护动作发出信号时,运行人员应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因空气侵入、油位降低、二次回路故障或变压器内部故障造成。并汇报调度、及上级领导。2.3.5.2有载调压装置若分接变换不频繁而轻瓦斯保护动作频繁，应作好记录，及时汇报并暂停分接变换。2.3.5.3瓦斯继电器内如有气体应取气进行分析，若气体为无色无臭不可燃，分析判断为空气，则变压器可继续运行；若气体是可燃的，说明变压器内部有故障，应将变压器停运，分析动作原因并进行检查处理。并投入备用变压器。2.3.6 变压器跳闸的处理2.3.6.1备用变压器应立即将其投入，然后查明跳闸原因。2.3.7.2如系变压器差动或重瓦斯保护动作，检查结果表明断路器跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或二次回路故障所造成，处理后经分管领导批准，可以试送一次。否则，必须进行检查试验，查明变压器跳闸的原因，排除故障后，经分管领导批准，可试送一次。2.3.7.3如系变压器过流保护动作，进行外部检查无异状后，经分管领导批准，可试送一次。2.3.7.4变压器着火处理：变压器着火时，应首先断开电源，迅速使用灭火装置灭火。同时将备用变压器投入运行。断路器3.1 一般要求3.1.1 断路器应按铭牌规范运行，除事故情况外，不得超载运行。3.1.2 断路器操作的直流电源应正常，电压应在规定范围内。3.1.3 断路器送电前应检查继电保护和自动装置的状态是否符合要求。3.1.4 断路器柜门在运行中应关闭严密。加热装置在气温低于0时投入，高于10时应退出。断路器检修时，应先将加热器电源退出。除湿装置正常应投入。3.1.5 分合断路器应用控制开关进行操作。3.1.6 断路器操作或事故跳闸后，除检查断路器的机械指示是否正确外，还应检查有无放电痕迹，真空断路器应检查真空管是否破坏；SF6断路器应检查气压是否正常，有无漏气现象。3.1.7 断路器红绿灯除了反映断路器实际状态外，还间接监视其分合闸回路、操作电源是否正常。发现红绿灯不亮应及时查明原因，恢复正常。检查处理过程中应注意防止断路器误合或误跳。3.1.8 手动操作主要是断路器检修、调试时使用，在带电的情况下尽可能不在就地进行手动操作。在远控失效时，紧急情况下可在就地进行手动操作。3.2 GIS组合电器正常巡视的检查项目及运行中的规定3.2.1 GIS组合电器正常巡视的检查项目：1. 开关、刀闸、接地刀闸的位置指示是否与实际状况相符。2. 现场就地控制柜上各种信号指示，控制开关的位置是否正确，是否有信号继电器动作。3. 各种压力表的指示是否正常，SF6气体、液压系统有无泄漏现象，各类配管及阀门有无损伤、锈蚀、开闭位置是否正确。4. 避雷器的动作计数器指示值有无变化。5. 外部进线端子有无过热情况，瓷套有无开裂、破损。6. 有无异常声音或异味。7. 外壳、支架等有无锈蚀、损伤，接地是否完好，各类箱门是否关闭严密。8. 通风系统是否良好。3.2.2 GIS组合电器正常运行中的规定1. GIS装置在运行中除应遵守一般安全工作规定外，还应特别注意SF6气体的特点：一 是SF6气体及其电弧分解可能外泄，污染环境、危及人体安全；SF6气体泄漏，在含有氧和水份或电弧的作用下分解成SOF2（氟化亚硫酰）、SO2F2（氟化硫酰）、SF4、S0F4和S2F10。其中剧毒S2F10和SOF2、SOF4、SO2F2具有相当的毒性，对人体和电极均有害。二是设备内部故障或操作中，可能造成的接触电势危害。2. 为防止SF6气体在低洼处沉积可能造成的缺氧窒息事故，运行人员在进入工作现场前，应先根据SF6气体监测仪确认气体正常，方可进入。3. GIS组合电器各气室在运行中的压力参数应符合规定要求。3.2.3 GIS组合电器的操作规定1. GIS组合电器正常运行中，开关及电动刀闸必须使用远方操作方式，操作后必须检查设备位置信号是否正确，就地控制柜上的操作只能在设备检修时或特殊情况下使用。2. 当操作GIS组合电器时，任何人都必须停止在设备外壳上工作，并离开设备直到操作结束为止。手动操作接地刀闸时，操作人员应戴绝缘手套，并与设备保持一定距离。3. GIS组合电器各开关、刀闸操作回路均有电气闭锁装置，若操作中发生障碍要考虑闭锁装置是否正常。具体的闭锁逻辑见防误装置章节。4. 为了避免110kV线路发生带电误合接地刀闸的操作,应在遥控拉开开关及隔离刀闸后，现场检查线路压变确已失电，并向调度核实，方可进行线路接地刀闸的合闸操作。3.2.4 GIS组合电器事故及异常运行1. 巡视中如发现表压下降，异常响声，有刺激气味等异常情况时， 应立即向调度及相关领导汇报，追查原因，并采取相应措施。(按本规程11.15处理)2. 发生SF6压力降低报警时，应立即到现场检查压力表压力和气室，确定是否漏气，若发现漏气，应立即汇报调度室申请停电处理。3. 当开关SF6压力降低至闭锁值时，开关处于分、合闸闭锁状态，应立即将开关转为非自动并汇报调度和分管领导，听候处理。4. 当GIS装置发生事故造成气体外泄，人员不准随意进入现场，应先打开所有通风装置进行通风，进入现场必须戴好手套及防毒面具，穿好防护衣。3.2.5 GIS组合电器的检修及安装试验后验收项目1. GIS组合电器一般情况下仅作小修维护，不作解体大修。只有当运行时间较长（10年以上）或运行中出现事故严重异常及故障跳闸次数，操作次数超过规定时，方考虑解体大修。正常的小修维护周期每两年一次。在小修维护中，除执行有关相应设备的电气机械特性及预防性试验内容外，还需进行以下内容：a) 微水试验SF6气体含水量应符合规定。b) 检漏试验标准为“年泄漏率”1%。2. GIS组合电器的验收项目：a) 安装应固定牢靠，外表清洁完整，动作性能符合规定。b) SF6气体漏气率和含水量应符合规定。c) 组合电器与其传动机构的联动装置应正常，无卡阻现象，分合闸指示正确，调试操作中，辅助接点及电气闭锁装置应动作正确可靠。d) 配备的密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定，信号动作正确。e) 进线带电显示装置应能可靠闭锁进线快速接地刀闸。f) 油漆完整，相色标志正确，接地良好。g) 拉、合试验（包括远方操作）合格。h) 电气试验报告合格，记录齐全，有可投运结论。3.3 10kV金属铠装抽出式开关柜3.3.1 开关柜用金属隔板分成手车室外、电缆室、母线室、二次控制室外，手车有开关手车、电压互感器、熔断器、避雷器手车、站用变手车、隔离手车等形式。3.3.2 开关柜具有：防止带负荷分合隔离插头，防止接地刀闸处在合闸位置时送电，防止在带电时误合接地刀闸，防止误入带电间隔等功能。3.3.3 开关柜在手车室底板的前部装有加热器，正常运行时应将其运行以防开关出现凝露。3.3.4 接地刀闸上具有机械联锁装置和电气闭锁回路。3.3.4.1接地刀闸的联锁杆一端固定于接地刀闸主轴的拐臂上，另一端安装于手车室内的档块上，随着接地刀闸主轴的主旋转连锁杆呈前后摆动，使手车档块上下运动，以便阻档手车的前进，即只有当接地刀闸处于分闸位置时，手车才可进入到工作位置，只有当手车拉出到试验位置及以后时，接地刀闸才可以合闸。3.3.4.2为避免线路带电误合接地刀闸，开关柜安装了一把电磁锁，当线路侧高压带电显示装置显示有电时，电磁锁被锁定，接地刀闸不能操作，高压断电时，电磁锁在外接的电源作用下，被解锁，此时可按下接地刀闸操作杆的插孔的档块，从而露出接地刀闸操作杆的插孔，插入操作杆后可拉合接地刀闸。3.3.4.3接地刀闸的操作方法：1. 合闸操作，操作手柄插入（已打开操作杆插孔）操作轴内，然后将操作手柄按顺时针方向旋转180度，接地刀闸即合闸。2. 分闸操作与合闸步骤相同，将操作手柄向逆时方向旋转180度，接地刀闸即分闸。3.3.5 手车拉出柜外，应检查档板关闭，并在档板处挂“止步，高压危险”牌。4 . 高压配电装置4.1 高压配电装置的运行规定4.1.1 配电装置包括母线、断路器、刀闸、互感器、电力电容器、电抗器、设备之间的连接线、以及过电压保护装置等。4.1.2 室内外配电装置应有装设接地线的专用接地极。配电设备不带电的金属外壳、设备构架，均应按规定有可靠的接地。4.1.3 配电装置应按规定配备足够的适合电气灭火的消防设施，并存放于固定位置，定期进行检查和维护。4.1.4 室内外配电装置的主通道和主设备附近应装有照明设施，照明设施与配电设备应保持足够的安全距离且便于维护修理。4.1.5 应根据有关要求配备足够的安全用具及备品，安全用具要妥善保管和定期试验，过期或不合格的安全用具禁止使用。4.1.6 开关室的房屋应不漏渗，门窗应完好并关闭严密，通风孔、洞要加护网，做好防小动物的措施，电缆沟孔洞应封堵。4.2 母线、刀闸4.2.1 巡视检查项目:4.2.1.1 瓷绝缘无破损裂纹、放电痕迹或放电异声。4.2.1.2 刀闸接触应良好、各连接点应无过热变色。4.2.1.3 刀闸支架接地应良好，铸铁件无锈蚀开裂现象。4.2.1.4 冬季应检查刀闸操作杆及支柱瓷瓶无积水、冻裂现象。4.2.1.5 软母线弧垂应正常、无断股、松脱现象；硬母线应固定良好，伸缩接头无过热变色现象。4.2.1.6 母线连接处无松动、螺栓脱落现象。4.2.2 刀闸操作的方法4.2.2.1 正确使用防止误操作的闭锁装置。4.2.2.2 拉、合刀闸前均应检查相应断路器确在分闸位置，停电应先拉负荷侧，后拉电源侧，送电步骤相反。拉合后应检查刀闸各相是否确已拉开或合闸良好，辅助接点接触是否良好。4.2.3.3 手动操作，应迅速果断，但不宜用力过猛，以防震碎瓷瓶。拉闸时如误拉刀闸，并已完全拉开时，禁止再合上；如误拉刀闸就发现误拉应迅速合上。合闸时，如误合刀闸，在任何情况下都不得将该刀闸再拉开。4.2.3.4电动机构的刀闸操作，应遵守下列各项：1. 操作前必须确认刀闸的编号和操作按钮的分、合标志。电动操作若刀闸不动作，应立即断开其操作电源，查明原因。必要时，可手动操作。2. 电动操作的刀闸其操作电源正常应断开，只有在操作前方可合上，操作后即断开，防止运行中由于回路故障而自动误分合。3. 电动操作的刀闸若因故需进行手动操作，应手摇到位，并确保刀闸的辅助接点对应切换。4.2.3.5合接地刀闸前，必须验明确无电压后进行。4.3 互感器4.3.1 互感器的正常检查项目：4.3.1.1 运行中互感器所连接的二次仪表、继电器应正常工作。4.3.1.2 电压互感器一、二次熔丝、限流电阻应完好，接线紧固，接地良好，二次侧严禁短路。4.3.1.3 电流互感器一、二次接线紧固，接地良好，二次侧严禁开路。4.3.1.4套管及外壳应清洁、无裂纹和放电痕迹；油浸互感器的油色、油位正常，无渗漏，其引线出口处应密封良好，无漏油或流胶现象。4.3.1.5内部应无异味无异常音响，干式互感器应无大振动声。4.3.1.6室外端子箱内应无受潮，接线端子无积灰、放电现象。4.3.1.7电压互感器的消谐装置应正常完好。4.3.2 电压互感器启停用操作及注意事项：4.3.2.1启用应先初级、后次级，停用则相反，禁止使电压互感器反充电。4.3.2.2停用电压互感器或取下二次熔丝时应先考虑电压互感器所连接的继电保护装置，防止保护误动。4.3.2.3母线或线路复役时，相应电压互感器应先投运,停役时则相反。4.3.2.4电压互感器进行过一、二次回路结线工作后应重新核相。4.3.2.5一次侧、段母线并列运行时，当一组母线电压互感器停用，而相应母线继续运行时，可先将电压互感器二次并列，再退出电压互感器，启用时相反。一次侧未并列运行，电压互感器二次侧不得并列。两组电压互感器不宜长期并列运行。4.3.3 电压互感器的故障及处理4.3.3.1电压、功率、电能等指示不正常时，应检查压变二次回路熔丝、空气开关、压变刀闸的辅助接点及压变本体情况，及时排除故障。4.3.3.2电压互感器低压熔丝熔断或空气开关跳闸，经检查无明显异状，应立即按原规范更换熔丝或合上空气开关，恢复正常工作，若再次熔断应及时查明原因。4.3.3.3电压互感器高压熔丝熔断，应在检修状态下进行更换，若再次熔断应立即停用查明原因。4.3.3.4若电压互感器电压消失，引起保护或自动装置异常并有可能误动，无法自行处理的应汇报调度及相关领导尽快派人处理，同时向调度及相关领导申请退出有关保护的运行。4.3.3.5电压互感器发生下列故障之一时应立即停用：1. 初级熔丝连续熔断两次。2. 内部有放电声或严重噪音。3. 内部发出焦臭味、冒烟、着火。4.3.3.6电压互感器发生异常情况(内部有放电声、冒烟)可能发展成故障时，不得将该电压互感器次级与正常运行的电压互感器次级并列。4.3.3.7系统发生谐振时，造成过电压倍数较高或三相电压不平衡情况时，应汇报调度立即破坏谐振条件，消除谐振。4.3.4 电流互感器运行中注意事项： 4.3.4.1电流互感器随断路器停役，在对电流互感器进行修试作业时，其保护、计量、遥测等二次侧予以可靠短路接地。4.3.4.2电流互感器的二次回路不得开路，如需更换仪表或其它有影响的工作时，应将二次端子短接，工作完毕经检查确认二次回路已构成闭合回路时，方可拆除短接线；保护进行有关工作或切换时（如差动，零序电流保护等），其电流互感器二次短接、切换的操作应注意： 若操作过程中无法避免产生不平衡电流时，应根据调度令先将该保护退出，再操作CT二次回路，操作时先短接CT侧、后断开有关回路。（数字式互感器除外）4.3.5 电流互感器二次回路开路的判断与处理：4.3.5.1电流互感器二次回路开路可能有下列现象: 1. 电流、功率等数据下降或为零，电能计量误差增大等。2. 电流互感器本体噪声大，振动不均匀。3. 电流互感器本体严重发热，有异味、变色、甚至冒烟等。4. 电流互感器二次回路端子、元件线头等有放电、打火现象。5. 继电保护发生误动或拒动。根据负荷情况和断线部位，上述现象一般不同时发生，负荷轻时不易发现，运行人员应根据实际情况，仔细分析，以便及时采取措施。4.3.5.2电流互感器二次回路开路的处理: （数字式互感器按3执行）1. 发现电流互感器二次回路开路，应立即回报相关领导，同时应尽量减小或转移一次负荷电流。2. 能自行处理的，应使用绝缘性能良好的安全工器具在就近的试验端子上短接，不能自行处理的，应立即汇报上级派人处理。3. 情况严重时，应汇报调度，拉开高压断路器，停电处理。当发现流变（CT）冒烟起火，可先拉开断路器，后进行汇报。4.4 4.7 电力电缆4.4.1 电缆线路的正常工作电压不应超过电缆额定电压的15%。4.4.2 电缆原则上不得过负荷运行，即使在处理事故时出现的过负荷，也应迅速恢复其正常电流。4.4.3 电缆的巡视检查项目：4.4.3.1 变电所的电缆沟、电缆井、电缆架及电缆线段等的检查每三个月至少一次。4.4.3.2 对户外与架空线连接的电缆和终端头应检查终端头是否完整，引出线的接头有无发热现象，靠近地面一段电缆有无异物（车辆等）碰撞伤痕。4.4.3.3 多根并列电缆要检查电流分配和电缆外皮的温度情况，防止因接头不良而引起电缆过负荷或烧坏接头。4.4.3.4 夹层内的电缆要检查电缆位置是否正常，温度是否正常，构件是否失落，通讯、排水、照明等设施是否完整。特别要注意防火设施是否完整。4.4.4 运行中的电缆有下列情况之一时应立即停运：4.4.4.1 电缆头破裂或放电严重。4.4.4.2 电缆头严重过热渗油（胶），并使油（胶）冒烟分解。4.4.4.3 电缆引线烧断或因外力折断。4.5 动态无功综合补偿装置（H.SVG+） 把H.SVG与HVC组合在一起，发挥各自的优势，具有连续补偿的功效，这样的装置称H.SVG+ 动态无功综合补偿装置。HVC使用真空接触器自动控制、投切补偿电容器的模式，其结构、控制都比较简单，每组的电容器容量可以根据需要来选。HVC的响应时间在秒级以上，不能频繁投切，而且分组与分组之间级差比较大，补偿精度差。而H.SVG动态无功连续补偿装置能做到感性、容性无功功率的双向、连续、快速实时跟踪补偿。整套装置能完成从09.9Mvar之间的动态连续补偿， 4.5.1 电力电容器电容器在运行中，电压不得超过额定电压的1.1倍；电流不得超过额定电流的1.3倍，三相电流应平衡,相差不超过5%。4.5.2 电容器的巡视检查项目:4.5.2.1套管和支持瓷瓶应完好无裂纹和放电痕迹，熔丝完好。4.5.2.2内部无吱吱放电声。4.5.2.3应无渗漏油，外壳无变形、鼓肚现象。4.5.2.4补偿室室温不应超过40，室温超过时开启空调器，电容器外壳壁上最高温度不应超过55，。4.5.2.5引线及所有接头处连接良好，无松动、发热、变色及示温片熔化现象。4.5.2.6补偿室门窗严密，以防小动物进入，通风孔护网良好。4.5.2.7放电压变及指示灯应正常。4.5.3 电容器操作的注意事项:4.5.3.1在不向系统倒送无功和满足电压要求的前提下，尽可能保证电容器的投入运行。4.5.3.2电容器所在母线突然停电时，电容器失压保护应动作使电容器断路器跳闸。如未跳闸立即将其分开。4.5.3.3母线停役时，应首先退出电容器，然后再拉各出线断路器。送电时，先送出线断路器，然后根据母线电压及负荷情况投入电容器。4.5.3.4电容器断路器分闸、跳闸后，禁止立刻合闸，再次合闸应相隔5分钟。对电容器进行停电工作时应事先进行逐个充分放电。4.5.3.5禁止使用刀闸拉合电容器。4.5.3.6 由于保护动作跳开电容器组的断路器，在未查明跳闸原因，不得重新合闸。4.6 电抗器4.6.1 正常运行检查项目：4.6.1.1 正常运行中，电抗器不得超过额定电流运行。4.6.1.2 电抗器本体应清洁、无杂物，干式电抗器周围特别不能有磁性杂物。4.6.1.3 电抗器支柱绝缘良好，无倾斜不稳现象；换位处接线良好，无放电声及焦味。4.6.1.4干式电抗器混凝土支架应完整无裂纹、油漆无脱落、线圈无变形、绝缘良好。5. 过电压保护5.1 防雷保护装置的运行5.1.1 每年三月一日起十月三十一日止为雷季，三月一日前，应将全部避雷器予试合格并投入。5.1.2 雷季期间运行方式应按上级下达的雷季运行方式要求执行。5.1.3 馈电线路侧无避雷器者，在雷雨季节不得处于热备用状态。5.1.4 任一母线投入运行相应母线避雷器应投入运行。5.1.5 雷电后，对避雷器、避雷针、消谐器应特巡一次，并做好雷电观察记录。5.1.6 雷电时巡视高压设备应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器、避雷针。5.1.7 避雷器的正常巡视项目。5.1.7.1避雷器安装牢固，并保持垂直。5.1.7.2引线和接地良好，连接牢靠，无断裂和严重锈蚀。5.1.7.3瓷质（外观）应清洁完整，无破损及异常放电声和闪络痕迹。5.1.7.4避雷器绝缘底座应无裂纹和破碎。5.1.7.5动作记数器应良好，避雷器至计数器的引线不应碰地。5.1.8 避雷针正常巡视检查时应注意：本体无倾斜，针尖无曲折，各焊接部分应牢固，基础无下沉现象。5.1.9 避雷器的异常及处理：5.1.9.1当值班员发现避雷器有下列异常情况时，应立即汇报调度，根据调度命令退出故障避雷器，如暂无法切断，则应加强监视，但不得靠近,以防避雷器爆炸伤人。1. 瓷套爆炸或有明显裂纹。2. 内部有异常声响。3. 引线或接地线断线。5.2 偏磁式消弧线圈自动跟踪补偿成套装置5.2.1 消弧线圈装置原理及功能作用5.2.1.1由接地变压器、偏磁式消弧线圈、微机控制柜和避雷器、隔离开关等组成。LBD-PXB 3000系列偏磁式消弧线圈自动跟踪补偿成套装置控制器采用高性能、低能耗32位嵌入式硬件平台，产品可靠性高，提高了电容电流测量精度和响应速度。工作原理：在其交流工作线圈内布置了一个铁芯磁化段，通过改变铁芯磁化段磁路上的直流助磁磁通大小来调节交流等值磁导，实现电感连续可调的目的。5.2.1.2功能作用1. 干式接地变压器：本变电所主变压器的接线方式为接线，用接地变压器制造出10KV系统的中性点。2. 消弧线圈：当系统发生单相接地时，消弧线圈产生电感电流补偿系统的电容电流。5.2.2 消弧线圈装置的正常运行一般要求5.2.2.1当10KV系统运行时，必须投入消弧线圈装置自动跟踪补偿成套装置。5.2.2.2该装置的交、直流控制和操作电源严禁中断。5.2.2.3当系统发生单相接地故障，运行人员应及时检查装置的动作信号，信息，检查接地相别、接地电压、补偿电流，动作时间，并对偏磁式消弧线圈自动跟踪补偿成套装置进行巡视。5.2.2.4偏磁式消弧线圈自动跟踪补偿成套装置动作后的报告或打印报告应统一收存。5.2.2.5 当系统发生单相接地故障，允许带接地点运行2小时，运行人员应及时采取措施消除故障点。 5.2.2.6停运半年及以上的消弧线圈装置应按有关规定试验检查合格后方可投运。5.2.3 消弧线圈的巡视项目5.2.3.1设备外观完整无损，无异常震动、异常声音及异味，外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。5.2.3.2一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色，外壳和接地应良好。5.2.3.3金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。5.2.3.4干式消弧线圈表面平整应无裂纹和受潮现象。5.2.3.5各控制箱及二次端子箱应关严，无受潮。5.2.4 应根据运行方式投入1段或2段接地变和消弧线圈。5.2.5 事故处理时偏磁式消弧线圈自动跟踪补偿成套装置运行要求5.2.5.1当系统发生单相接地故障时，禁止操作或手动调节该段母线上的接地变和消弧线圈。消弧线圈的信号装置应动作发出信号，运行人员应监视消弧线圈运行情况并记录动作及结束时间、接地相别、中性点电压和电流等数据，汇报分管领导和调度。5.2.5.2中性点位移电压大于15相电压或者当系统有单相接地现象出现，已听到消弧线圈的嗡嗡声时，禁止拉合消弧线圈与中性点之间的单相隔离开关。5.2.6 偏磁式消弧线圈自动跟踪补偿成套装置异常处理5.2.6.1发现消弧线圈、接地变压器发生下列情况之一时应立即停运。1. 正常运行情况下，声响明显增大，内部有爆裂声。2. 套管有严重破损和放电现象。3. 冒烟着火。4. 附近的设备着火、爆炸或发生其它情况 ，对成套装置构成严重威胁时。5. 当发生危及成套装置安全的故障，而有关的保护装置拒动时。5.2.6.2消弧线圈在系统永久性接地的运行中发生异常故障需紧急停运时, 应立即汇报调度听候处理。若接地故障线路已查明应立即拉开故障线路，再将消弧线圈停运；当接地点不明确时，应立即切断接地故障线路及消弧线圈上级电源后，隔离故障消弧线圈。5.3 接地装置的运行5.3.1 接地装置包括接地引下线和接地网。5.3.2 接地装置的检查项目：5.3