110kV及以下变电站通用运行规程.pdf

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1、-110kV 及以下变电站通用运行规程 江苏省电力公司 二一四年二月-前 言 为规范江苏省电力公司（以下简称公司）对所辖 110kV 及以下变电站的运维管理，提高公司变电运维管理水平特制定本规程。本规程主要针对 110kV 及以下变电站的设备巡视、运行要求、设备操作、事故及异常的处理等方面制定了原则要求，对变电站设备具有特殊监视及运行操作等要求的，需在变电站现场运行规程中根据本通用规程的原则加以明确。本规程起草单位：江苏省电力公司无锡供电公司、泰州供电公司、南通供电公司、淮安供电公司 本规程主要起草人：许建刚、吴曦、唐达獒、江红成、黄薛凌、廖英祺、刘其锋、潘晴宇 本规程由江苏省电力公司运维检修

2、部提出并解释。-目 录 1 适用范围-1 2 引用标准-1 3 总 则-2 4 倒闸操作-3 4.1 设备状态定义-3 4.1.1 一次主设备-3 4.1.2 一次附属设备-4 4.1.3 继电保护及自动装置-4 4.2 操作术语-5 4.3 倒闸操作基本要求-5 4.4 倒闸操作基本步骤-5 4.5 倒闸操作技术要求-6 4.5.1 一般原则-6 4.5.2 安措操作要求-7 4.5.3 遥控方式的管理-8 4.5.4 顺控操作要求-8 5 高压设备-9 5.1 变压器-9 5.1.1 概述-9 5.1.2 巡视与检查-9 5.1.3 运行与操作-10 5.1.4 检修后的验收-13 5.1

3、.5 事故及异常处理-14 5.2 接地变及消弧设备-18 5.2.1 概述-18 5.2.2 巡视与检查-18 5.2.3 运行与操作-19 5.2.4 检修后的验收-19 5.2.5 事故及异常处理-20 5.3 高压断路器（简称开关）-21 5.3.1 概述-21 5.3.2 巡视与检查-21 5.3.3 运行与操作-23 5.3.4 检修后的验收-24 5.3.5 事故及异常处理-25 5.4 高压隔离开关（简称闸刀）-27 5.4.1 概述-27 5.4.2 巡视与检查-27-5.4.3 运行与操作-27 5.4.4 检修后的验收-28 5.4.5 事故及异常处理-28 5.5 互感

4、器-29 5.5.1 概述-29 5.5.2 巡视与检查-29 5.5.3 运行与操作-30 5.5.4 检修后的验收-31 5.5.5 事故及异常处理-31 5.6 电力电容器（简称电容器）-32 5.6.1 概述-32 5.6.2 巡视与检查-33 5.6.3 运行与操作-33 5.6.4 检修后的验收-34 5.6.5 事故及异常处理-34 5.7 防雷及接地装置-35 5.7.1 概述-35 5.7.2 巡视与检查-35 5.7.3 运行与操作-35 5.7.4 检修后的验收-36 5.7.5 事故及异常处理-36 5.8 母线、构架-37 5.8.1 巡视与检查-37 5.8.2 运

5、行与操作-37 5.8.3 检修后验收-38 6 继电保护及自动装置-39 6.1 一般管理规定-39 6.2 巡视与检查-40 6.3 运行与操作-40 6.4 检修后的验收-43 6.5 事故及异常处理-43 7 站端自动化系统-44 7.1 概述-44 7.2 巡视与检查-44 7.3 运行与操作-44 7.4 检修后验收-45 7.5 异常处理-45 8 智能化设备-47 8.1 概述-47 8.2 运行与操作-47 8.3 事故及异常处理-48-9 通信设备-50 9.1 概述-50 9.2 巡视与检查-50 9.3 运维注意事项-50 9.4 检修后验收-51 9.5 异常处理-5

6、1 10 直流系统-52 10.1 概述-52 10.2 一般规定-52 10.3 巡视与检查-52 10.4 运行与操作-53 10.5 检修后验收-53 10.6 异常处理-54 11 站用电-55 11.1 概述-55 11.2 巡视与检查-55 11.3 运行与操作-55 11.4 检修后验收-56 11.5 异常处理-56 12 防误闭锁装置-57 12.1 概述-57 12.2 一般规定-57 12.3 巡视与检查-57 12.4 异常处理-58 13 辅助设施-59 13.1 概述-59 13.2 视频监控系统-59 13.2.1巡视与检查-59 13.2.2异常处理-59 13

7、.3 消防设施-59 13.3.1巡视与检查-59 13.3.2异常处理-60 13.4 安防系统-60 13.4.1巡视与检查-60 13.4.2异常处理-61 13.5 排水系统-61 13.5.1巡视与检查-61 13.5.2异常处理-61 14 事故及异常处理-62-14.1 事故处理一般原则-62 14.2 火灾事故处理-63 14.3 线路事故处理-63 14.4 母线故障处理-63 14.5 母线失电处理-63 14.6 谐振过电压处理-64 14.7 小电流接地系统接地处理-64 14.8 设备发热处理-64-110kV 及以下变电站通用运行规程 1 适用范围 1.1 本规程适

8、用于公司系统内各 110kV 及以下变电站的运维管理。各变电站现场运行规程的有关管理规定与本规程有矛盾者，均应根据本规程予以修订。1.2 本规程规定了对变电站电力设备的运行监视、运行维护、运行操作、事故及异常情况处理等方面的基本要求。1.3 公司系统内各级相关调控人员、变电运维人员、相关领导和管理人员等均应熟悉本规程。-2 引用标准 2.1 国家电网安监2009664 号 电力安全工作规程（变电部分）2.2 国家电网安质2013945 号国家电网公司关于印发国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）、（线路部分）修订补充规定的通知 2.3 DL/T 5722010 电力变压器运行规程 2.4 D

9、L/T 5741995 有载分接开关运行维修导则 2.5 DL/T 6032006 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程 2.6 国家电网生技2005172 号 110（66）kV-500kV 油浸式变压器（电抗器）运行规范 高压开关设备运行规范 110（66）kV-500kV 互感器运行规范 10kV-66kV 干式电抗器运行规范 10kV-66kV 消弧线圈运行规范 直流电源系统运行规范 110（66）kV-750 kV 避雷器运行规范 10kV-66 kV 并联电容器运行规范 2.7 苏电生20102097 号 关于印发变电站电气设备倒闸操作规范的通知 2.8 苏电调2011370 号

10、 江苏电力系统调度规程 2.9 苏电生20121144 号 关于印发智能变电站运行管理规范的通知 2.10 苏电运检20121727 号 江苏省电力公司变电站防误操作技术规定（修订稿）2.11 苏电生20111818 号 设备非电量保护装置管理规定 2.12 苏电调20121456 号 江苏电网 220kV 系统继电保护与安全自动装置调度运行规定 2.13 苏电运检2013421 号 江苏省电力公司关于印发江苏省电力公司变电站运维管理办法等规章制度的通知 2.14 苏电运检20131007 号 江苏省电力公司变电站交直流电源设备运维管理规定 -3 总 则 3.1 变电站的运行安全与否直接关系到

11、系统能否实现安全经济运行，因此，变电运维人员必须具有高度的工作责任心和事业心，严格执行有关的规程、制度以及上级颁布的有关运行管理规定，确保安全供电。3.2 变电运维人员应熟练掌握所辖设备的运行方式、调度管辖范围、技术规范、安装地点、操作要领、安全注意事项、事故及异常情况的处理要求等。3.3 变电运维人员欲变更所属设备运行状态的一切操作均应按调度命令执行。对调度命令有疑问者必须询问清楚，若调度坚持原来命令，则必须迅速执行。但执行该命令确将危及人身、设备或者危及电网安全时，变电运维人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由汇报给发令的值班调度员和本单位领导。3.4 调度正式操作命令一般应由正值接令，并

12、随时做好记录和电话录音。-4 倒闸操作 4.1 设备状态定义 4.1.1 一次主设备 电气设备 状 态 状 态 释 义 开关 运 行 开关及两侧闸刀合上（含开关侧压变等附属设备）热备用 两侧闸刀合上，开关断开 冷备用 开关及两侧闸刀均断开（接在开关上的电压互感器高低压熔丝一律取下，一次闸刀拉开）检 修 开关及两侧闸刀拉开，开关操作回路熔丝取下，开关二侧挂上接地线(或合上接地闸刀)闸刀 合 上 动静触头接触 拉 开 动静触头分离 三工位闸刀 合 上 闸刀主断口接通的合闸位置 拉 开 闸刀主断口分开的分位置 接 地 闸刀在接地位置 双工位闸刀 合 上 闸刀主断口接通的合闸位置 接 地 闸刀主断口断

13、开并在接地位置 线路 运 行 线路开关运行（包括压变避雷器等）热备用 线路开关热备用（压变避雷器等运行）冷备用 线路开关及闸刀都在断开位置，线路压变避雷器运行，线路站用变冷备用。检 修 闸刀及开关均断开，线路接地闸刀合上或装设接地线（压变高低压熔丝取下、一次闸刀拉开）压变 运 行 高低压熔丝装上、一次闸刀合上 冷备用 高低压熔丝取下、一次闸刀拉开 母线 运 行 冷备用、检修以外的状态均视为运行状态 冷备用 母线上所有设备的开关及闸刀都在断开位置，母线压变冷备用。检 修 该母线的所有开关、闸刀均断开，母线压变冷备用或检修状态，并在母线上挂好接地线(或合上接地闸刀)。变压器 运 行 一侧及以上开关

14、（闸刀）运行 热备用 一侧及以上开关热备用，且其余侧开关非运行 冷备用 各侧开关及附属设备均冷备用（有高压闸刀的则拉开）检 修 各侧开关及附属设备均冷备用（有高压闸刀的则拉开），变压器各侧挂上接地线(或接地闸刀)，并断开变压器冷却器电源。手车式 开关柜 运 行 开关手车在“工作”位置，开关在“合闸”位置 热备用 开关手车在“工作”位置，开关在“分闸”位置 冷备用 开关手车在“试验”位置，开关在“分闸”位置 开关检修 开关手车在“移开”位置 线路检修 开关手车在“试验”或“移开”位置，线路侧接地闸刀在合位 充气式 运 行 母线侧闸刀在合位，开关在”合闸”位置-开关柜 热备用 母线侧闸刀在合位，开

15、关在”分闸”位置 冷备用 无 开关检修 母线侧闸刀在接地位置，线路侧加装接地线，开关在”分闸”位置 线路检修 母线侧闸刀在接地位置，开关在”合闸”位置，断开开关控制电源 4.1.2 一次附属设备 电气设备 状 态 状 态 释 义 站用变 运 行 电源侧开关运行，一次闸刀合上，高低压熔丝装上 冷备用 电源侧开关冷备用，一次闸刀拉开，高低压熔丝取下 接地变 运 行 电源侧开关运行，一次闸刀合上，高低压熔丝装上 冷备用 电源侧开关冷备用，一次闸刀拉开，高低压熔丝取下 电容器 运 行 电源侧开关运行 热备用 电源侧开关热备用 冷备用 电源侧开关冷备用 电抗器 运 行 电源侧开关运行 热备用 电源侧开关

16、热备用 冷备用 电源侧开关冷备用 消弧线圈 运 行 与其相连的开关闸刀均合上 冷备用 与其相连的开关闸刀均断开 避雷器 运 行 一次闸刀合上 冷备用 一次闸刀拉开 4.1.3 继电保护及自动装置 4.1.3.1 保护及自动装置投退状态释义：电气设备 状 态 状 态 释 义 主变差动保护 启用 保护直流电源投入，保护功能压板接通 停用 保护直流电源投入，保护功能压板断开 瓦斯保护 跳闸 保护直流电源投入，保护功能压板接通 信号 保护直流电源投入，保护功能压板断开 主变后备保护 启用 保护直流电源投入，保护功能压板接通，保护出口跳闸压板接通 停用 保护直流电源投入，保护功能压板断开 重合闸 启用

17、装置直流电源投入，装置功能压板接通，出口压板接通，方式开关按调度要求放置 停用 装置功能或出口压板断开（出口压板优先）备自投 启用 装置直流电源投入，跳闸及合闸出口压板接通 停用 装置直流电源投入，跳闸及合闸出口压板断开 低周低压减载装置 启用 装置直流电源投入，出口跳闸压板接通 停用 装置直流电源投入，出口跳闸压板断开 线路保护 启用 保护直流电源投入，保护出口跳闸压板接通-停用 保护直流电源投入，保护出口跳闸压板断开 说明：1）整套保护停用，应断开出口跳闸压板；保护的部分功能退出，应断开相应的功能压板；2）其它保护及自动装置状态定义按相关规定执行。4.2 操作术语 4.2.1 常用设备名称

18、包括：主变，站用变，开关，闸刀（闸刀），手车，接地闸刀（接地闸刀），母线，线路，压变，流变，电缆，避雷器，电容器，电抗器，消弧线圈，令克（跌落熔断器），空开、熔丝，保护。4.2.2 常用操作术语包括：操作设备 操作动词 开关、闸刀、接地闸刀、令克 合上、拉开 接地线 装设、拆除 手车 拉至、推至、摇至 各种熔丝 放上、取下 继电保护及自动装置 启用、停用 二次压板 放上、取下、投入、退出、切至 交直流回路各种转换开关 切至 保护二次回路插把 插入、拔出 二次空气开关 合上、分开 二次回路小闸刀 合上、拉开 4.2.3 设备状态定义与调度术语以管辖调度的定义为准，各种类型的操作应符合调度操作管理

19、规定的要求。4.3 倒闸操作基本要求 4.3.1 要有考试合格并经上级领导批准公布的操作人员名单。4.3.2 现场设备要有明显标志，包括命名、编号、铭牌、转动方向、切换位置的指示以及区别电气相别的色标。4.3.3 要有与现场设备和运行方式符合的一次系统模拟图（或计算机模拟系统图）。4.3.4 要有现场运行规程、典型操作票和统一的、确切的调度操作术语。4.3.5 要有确切的调度指令和合格的操作票（或经单位主管领导批准的操作卡）。4.3.6 要有合格的操作工具、安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置），电气设备应有完善的“五防”装置。4.4 倒闸操作基本步骤 4.4.1 操作人员按调度（调控

20、）预先下达的操作任务（操作步骤）正确填写操作票。4.4.2 经审核并预演正确或经技术措施审票正确。4.4.3 操作前明确操作目的，做好危险点分析和预控。4.4.4 调度（调控）正式发布操作指令及发令时间。4.4.5 操作人员检查核对设备命名、编号和状态。-4.4.6 按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作，确认设备状态变位并勾票。4.4.7 向调度（调控）汇报操作结束时间。4.4.8 做好记录，并使系统模拟图与设备状态一致，然后签销操作票。4.5 倒闸操作技术要求 4.5.1 一般原则 4.5.1.1 停电拉闸操作应按照开关负荷侧闸刀电源侧闸刀的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。

21、4.5.1.2 电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时，至少应有两个不同原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。以上检查项目应填写在操作票中作为检查项。检查中若发现其他任何信号有异常，均应停止操作，查明原因。若进行遥控操作，可采用上述的间接方法或其他可靠的方法判断设备位置。4.5.1.3 对无法进行直接验电的设备和雨雪天气时的户外设备，可以进行间接验电，即通过设备的机械指示位置、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥

22、测、遥信等信号的变化来判断。判断时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已无电。4.5.1.4 在一项操作任务中，如同时停用几个间隔时，允许在先行拉开几个开关后再分别拉开闸刀，但拉开闸刀前必须在每检查一个开关的相应位置后，随即分别拉开对应的两侧闸刀。4.5.1.5 倒闸操作过程中要严防发生下列误操作：1、误拉、合开关。2、带接地线（接地闸刀）合闸。3、带电装设接地线、带电合接地闸刀。4、带负荷拉、合闸刀。5、走错间隔。6、非同期并列。7、误投退压板（插拔插把）、连接片、短路片，切错定值区。4.5.1.6 下列情况下一般不进行

23、倒闸操作：1、交接班时。2、系统发生事故或异常时。3、雷电时（注：事故处理确有必要时，可以对开关进行远控操作）。4、雨雪天气时不得进行室外直接验电。4.5.1.7 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时运维人员必须重新进行”四核对”（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态）工作，确认操作设备、操作步骤正确无误。4.5.1.8 当发生带负荷误拉、合闸刀时，禁止再将已拉开（或合上）的闸刀合上（或拉开）。-4.5.1.9 倒排操作 1、双母线并列运行时进行的倒排操作（简称热倒），必须检查母联开关及两侧闸刀在合位，并将母联开关改为非自动；操作热倒间隔母线闸刀时必须先合后拉。

24、2、倒排间隔的开关在分位的状态下所进行的倒排操作（简称冷到），操作冷倒间隔母线闸刀时必须先拉后合（有备自投的热备用开关应采用热倒方式）。4.5.1.10 旁代操作 1、旁路替代操作前，如旁路母线长期停用，应先用旁路开关对旁路母线进行一次检验性充电。2、旁路开关与被替代开关结排方式应对应，结排方式不对应时应将旁路开关冷倒。3、拉、合被替代开关的旁路闸刀前，应检查旁路开关确已拉开。4、旁路开关替代线路开关操作要求 1）旁路保护屏上主变差动保护电流切换端子应在退出短接位置。2）旁路开关与被替代线路开关并列之前，应将旁路保护二次方式调整为被替代线路二次方式，其中包括保护定值、保护投入方式以及重合闸方式

25、等。3）旁路开关与被替代线路开关并列时，应检查负荷分配正常。5、旁路开关替代主变开关操作要求 1）停用旁路开关本身线路保护及重合闸。2）旁路开关的电流、电压回路应切至相应主变保护。切换过程中应将主变差动临时停用，但不得将所有保护同时停用。3）主变差动回路电流端子的切换操作应在开关热备用状态下进行，即旁路开关并列前，投入旁路开关至被替代主变差动回路电流端子；被替代主变开关拉开后，退出并短接被替代主变开关差动回路电流端子，严防流变二次回路开路。4）在旁路开关并列前投入被替代主变保护跳旁路开关出口压板，在主变开关解列后退出被替代主变保护跳主变开关出口压板。4.5.1.11 线路改冷备用，接在线路上的

26、压变高低压熔丝不取下，压变高压侧闸刀不拉开。4.5.1.12 线路改检修，利用线路压变进行带电闭锁的，接在线路上的压变应在合上线路接地闸刀后，再拉开线路压变高压侧闸刀和二次侧空开（或熔丝）。4.5.2 安措操作要求 4.5.2.1 安措内容包括停送开关控制及储能电源、拉开或合上待检修设备可能来电侧的闸刀操作电源、投退相关二次压板和二次电流回路、装拆接地线或拉合接地闸刀等操作。4.5.2.2 设备停电检修，需将检修设备保护联跳和开出至其它回路的压板退出。4.5.2.3 对采用内桥接线的变电站，主变本体改检修，当本侧进线开关及桥开关仍在运行时，必须退出该主变的本体和有载调压开关瓦斯保护的运行开关出

27、口跳闸压板，且电流回路不能开路。4.5.2.4 验电接地操作：1、设备改检修，在合上接地闸刀或装设接地线前，应分别验明接地处三相确无电压。2、设备改检修，当无法直接验电时（如 GIS、电缆、中置柜等），允许采用间接验电，通过检查线路/母线压变无电压、带电显示装置显示无电（事先确认带电显示装置-工作正常）、线路/母线避雷器无泄漏电流等判断线路/母线是否带电。当线路上无任何装置可供判断是否有电时，根据调度指令合线路接地闸刀。3、电容器必须经充分放电后才能验电接地，分列电容器组工作前应逐个放电。4、对无法进行直接验电的设备和雨雪天气时的户外设备，可以进行间接验电，即通过设备的机械指示位置、电气指示、

28、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已无电。以上检查项目应填写在操作票中作为检查项。检查中若发现其他任何信号有异常，均应停止操作，查明原因。若进行遥控操作，可采用上述的间接方法或其他可靠的方法进行间接验电。4.5.3 遥控方式的管理 4.5.3.1 正常运行时，变电站所有运行或热备用状态的开关，其方式选择开关（遥控压板）必须置于“远方”（投入）位置。4.5.3.2 变电站现场操作，开关由热备用转冷备用状态前，应先将方式选择开关（遥控压板）切至“就地”（退出）位置；

29、开关由冷备用转热备用状态后，再将方式选择开关（遥控压板）切至“远方”（投入）位置。4.5.3.3 开关遥控方式选择开关的切换操作只能操作测控屏上的“远方/就地”转换开关，不得操作开关机构箱内的“远方/就地”转换开关。4.5.3.4 设备检修过程中需要进行遥控操作试验时，应由调控班（监控班）值班员通知变电运维人员，将遥控方式开关（遥控压板）切至“远方”（投入）位置，试验完毕后由变电运维人员将其恢复原位。4.5.4 顺控操作要求 4.5.4.1 顺控操作时，应填写倒闸操作票。4.5.4.2 顺控操作结束后，应对所操作的设备进行一次全面检查，以确认操作正确完整，设备状态正常。4.5.4.3 顺控操作

30、中发生中断时，应按以下要求进行处理：1、若设备状态未发生改变，须在排除停止顺控操作的原因后继续进行顺控操作，若停止顺控操作的原因无法在短时间内排除，应改为常规操作。2、若设备状态已发生改变，根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票进行常规操作，对程序化已执行步骤，需现场核对设备状态并打勾。-5 高压设备 5.1 变压器 5.1.1 概述 5.1.1.1 变压器是变电站最主要的一次设备，它的作用是进行电压变换、输送电能，变压器主要由本体、冷却装置、调压装置、套管、油枕、保护装置及其它附件组成。5.1.1.2 变压器在额定使用条件下，可按额定容量运行。同时应执行调度发布的变压器稳定限额。5.1.1

31、.3 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行，允许运行时间不得超过部颁变压器运行规程及有关专业文件的规定，或变压器制造厂家的有关规定。当变压器有较严重的缺陷(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，不得过负荷运行。5.1.2 巡视与检查 5.1.2.1 变压器日常巡视项目 1、油浸式变压器本体及套管：1）变压器的油温及线圈温度正常，温度计指示正确。2）变压器油枕的油位应正常，符合油位与油温的关系曲线。3）套管油位、油色应正常，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。4）变压器的声音均匀，无异声。5）变压器的油枕、套管及法兰、阀门、油管、瓦斯

32、继电器等各部位无渗漏油。6）变压器各连接引线无异常，各连接点无发热现象。7）瓦斯继电器内充满油，无气体。8）压力释放装置完好，无喷油痕迹及动作指示。9）呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，呼吸畅通（油中有气泡翻动），受潮变色硅胶不超过 2/3。10）各接线箱、控制箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮。2、油浸式风冷变压器冷却系统：1）冷却器控制箱内各电源开关、切换开关应在正确位置，信号显示正确，无过热现象。2）风扇运转正常，无异常声音，油流计指示正常。3）冷却器本体及蝶阀、管道连接处等部位无渗漏油。3、干式变压器本体 1）变压器的线圈温度正常，温度计指示正确。2）变压器的声音均匀，无异声。3）变压器

33、各连接引线无异常，各连接点无发热现象。4）各接线箱、控制箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮。4、有载调压开关：1）控制箱内各控制选择开关位置正确，档位显示与机械指示一致，无异常信号。-2）机构箱密封良好，马达电源开关应合上。3）有载调压开关油位正常。4）有载开关油箱及有关的法兰、阀门、油管等处无渗漏油。5.1.2.2 特殊巡视项目 1、在下列情况下，应对变压器进行特殊巡视：1）新投运或经过大修、改造的变压器投运 72 小时内；2）变压器保护动作跳闸后；3）变压器有严重缺陷时；4）气候突变时（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）；5）雷雨季节特别是雷雨后；6）高温季节、高峰负荷期间；7）变压器过负荷

34、或过电压运行时。2、变压器的特殊巡视项目：1）夜间熄灯检查套管的瓷质部分有无放电现象，连接点有无发热情况；2）大风时检查变压器上及周围无杂物，引线的摆动情况；3）雷雨后检查瓷质部分无放电痕迹，避雷器的动作情况；4）大雾时检查套管瓷质部分放电闪络现象；5）大雪时检查积雪情况及连接处雪的融化情况；6）气温突变时应检查油面及引线的弧垂情况；7）变压器过负荷或过电压运行时，至少每小时巡视一次，特别要注意温度和连接点过热情况，以及有无异声及油枕油位情况等。5.1.3 运行与操作 5.1.3.1 主变的并列操作 1、主变并列运行的条件：接线组别相同、电压比相等、短路电压相等。当上列条件不符合时，必须事先进

35、行计算，在任何一台变压器都不会过负荷才可并列。2、变电站内几台主变分接头对应档位的电压比不一致时，应有主变允许并列的档位对照表。5.1.3.2 油浸式自冷/风冷变压器运行中的温度监视以上层油的温升为主。最高上层油温监视为 85，上层油温升不得超过 55，变压器超温信号整定为 85。正常运行时，当油温达到 80，应及时汇报调度，当油温达到 85时，调度应设法转移负荷。5.1.3.3 干式变压器运行中的温度监视以绕组温度为主，具有主变绕组超温报警（整定120）功能。一般情况下，超温跳闸功能投信，最高温度限值为 155,线圈最高温升 100K。5.1.3.4 油浸风冷变压器当冷却系统故障后，顶层油温

36、不超过 55时，允许带额定负载运行；若顶层油温超过 55时，则主变所带负荷应限制在额定容量的 66.7，且应同时控制上层油温温升不得超过 55K,否则由调度设法转移负荷。5.1.3.5 变压器的运行电压一般不得超过相应分接头额定电压的 105，或按厂家规定执行。-5.1.3.6 油中熄弧有载开关每天分接变换最大次数：35kV 电压等级为 30 次，110kV 电压等级为 20 次。真空式有载开关不受此限制。5.1.3.7 变压器正常运行时冷却系统均应投入运行，当所用电进行切换后，应检查冷却器运转正常。5.1.3.8 运行中变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。变压器差动保护及重瓦斯保护

37、不得同时退出运行。5.1.3.9 运行中的变压器在进行下列工作时，应先征得调度同意，将重瓦斯改接信号，才能许可工作，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸：1、变压器进行滤油、加油或放油工作。2、变压器瓦斯继电器进行检查或校验。3、更换变压器滤油器的吸附剂。4、当变压器油位计指示的油面有异常升高等情况，为查明原因有必要打开放气或放油阀门、检查呼吸器等工作时。5、在进行调换呼吸器矽胶或拆动呼吸器检查等工作前应确认呼吸器畅通，否则也应将重瓦斯改接信号。6、运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时。5.1.3.10 110kV主变压器高压侧中性点的接地方式，由调度确定，下列情

38、况必须接地运行：1、主变压器停启用操作时（主变失电前合上，主变带电后拉开）。2、三圈变压器中、低压侧二圈运行时，高压侧中性点地刀必须合上。5.1.3.11 主变压器投入运行时，应先从电源侧充电，再送负荷侧，且充电断路器应有完备的继电保护，并保证有足够的灵敏度。退出运行时则反之。5.1.3.12 凡备用中的变压器，应随时可以投入运行。变压器连续备用超过半年应向调度提出需对变压器充电两小时。5.1.3.13 主变大修后应冲击合闸 3 次。新投主变应冲击合闸 5 次，第一次充电 10 分钟，以后每次冲击间隔 5 分钟。5.1.3.14 主变冷却器交流工作电源应具备三相电源监测回路，保证任一相电源失去

39、均能可靠自投。5.1.3.15 无励磁调压变压器在额定电压5范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。5.1.3.16 油浸式变压器正常过负荷运行可参照下述规定：1、全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。2、油浸自冷和油浸风冷的变压器不应超过变压器额定容量的30，强油循环风冷的变压器不应超过 20。-3、变压器存在较大缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等），不准过负荷运行。4、变压器过负荷运行应投入全部工作冷却器，必要时投入备用冷却器。5.1.3.17 新装或变动过内、外连接线以及改变过结线组别的变压器，在并列运行之前必须核定相位。5

40、.1.3.18 变压器的事故储油坑应保持在良好状态，卵石厚度符合要求。储油坑及排油管道应畅通，事故时应能迅速将油排出。防止油排入电缆沟内，室内变压器也应有储油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。5.1.3.19 变压器自动消防装置必须严格按照制造厂的要求安装和使用，并按照公司有关规定投入运行。5.1.3.20 变压器定期检修时需对其消防装置操作机构进行检查。5.1.3.21 主变冷却装置的运维规定 1、不允许在带有负荷的情况下将强油冷却器（非片扇）全停，以免产生过大的铜油温差，使线圈绝缘受损伤。2、新装的强油循环风冷变压器要启动全部冷却设备使油循环一小时，在停泵排除残留气体后方可带电运行。3、新装、大

41、修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间110kV 不应少于 24h。4、强油循环的变压器应将冷却器自动投切回路投自动状态（试验位置）。5、强油循环风冷变压器冷却装置全停跳闸回路投信号。6、强油循环风冷的变压器，在各种负荷情况下投入的冷却器台数，应按制造厂要求投运，并在现场运行规程中予以规定。若冷却装置自启动回路失灵时应按此原则人工投入冷却装置。7、冷却系统必须有两个独立的能自动切换的工作电源，并应定期进行切换试验。变压器冷却装置的定期切换试验规定：1）具有两路冷却装置电源的，每半年进行一次电源切换试验。2）强油循环的冷却装置，油泵及风扇每季度进行一次工作、辅助及备用组的调换运行。3

42、）自循环风冷的冷却装置，每年迎峰度夏前进行一次风扇运行状况检查。5.1.3.22 有载分接开关的运维规定：1、有载分接开关的分接变换操作，由调控中心按调度确定的电压曲线或调度命令执行，当调控中心遥控操作有载分接开关失灵时，可通知变电运维人员到现场进行操作。分接开关的位置应按变电站用户受电端的电压偏差不超过允许值，并在充分发挥无功补偿设备的经济效益和降低线损的原则下优化确定。2、分接开关巡视检查项目：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确。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。6）计

43、数器动作正常。-7）电动机构箱内部应清洁，润滑油位正常，机构箱门关闭严密，防潮、防尘、防小动物密封良好。8）分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。3、现场变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：1）应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化。2）有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行。3）有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，档位的调整应使两变压器的分接电压尽量接近。4）应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合U（）1105K2的要求。5）主变过载 1.2 倍时禁止操作有载分接开关。4、有载分接开关控制回路宜设有过电流闭锁装置，其整定值取配置的变压器额定电

44、流的 1.2 倍，电流继电器返回系数应大于或等于0.9，其过电流闭锁动作应正确可靠。5、有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，应先将有载调压变压器分接位置调整到与无励磁变压器相对应的分接位置，然后切断分接开关操作电源（主变负荷切换操作过程中的短时并列除外）再并联运行。6、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。1）操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置。2）远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作。3）分接开关发生拒动、误动；电压表和电

45、流表变化异常；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。7、当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常（主要为乙炔和氢的含量超标）或分接开关油位异常升高，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报，暂停分接变换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障。8、运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压不低于30kV。当击穿电压低于 30kV 时，应停止自动电压控制器的使用。当击穿电压低于25kV 时，应停止分接变换操作，并及时处理。9、当有载调压开关动作次数或运行时间达到制造厂规

46、定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与时间进行测试。5.1.4 检修后的验收 5.1.4.1 变压器的验收 1、检修和试验合格，有明确可以投运的结论。2、变压器无遗留物件、引线接头应紧固。3、有载调压开关应在投运前操作一个循环，检查动作正常。各相分接开关位置符合调度要求，档位显示与机械指示相符。4、冷却装置运转正常，内部空气开关（或熔丝）、转换开关投切位置已符合运行要求。-5、中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠。6、变压器各部位阀门位置正确。7、变压器本体、有载、套管油位指示正常。8、瓦斯继电器装有防雨罩，瓦斯继电器与油枕间的阀门在打开位置，继电器内充满油，二次小线无腐蚀接地。9、呼吸器内的矽

47、胶无受潮变色，油封杯内油量适当，油色正常。10、变压器就地及远方温度指示正确。11、各接线箱、控制箱和端子箱封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置投入。12、无异常告警信号。13、所有电缆应标志清晰。14、变压器新投运或经大修、滤油和换油后，投运前冷却器应全部运转一段时间，并提醒检修人员放气。5.1.4.2 变压器投运前的检查 1、变压器的保护应正常投入，无异常动作信号。2、调压装置分接头档位显示与现场机械指示应一致。3、冷却系统电源正常投入，各组冷却器运行方式符合要求。4、外部无异物，无遗留接地线。5.1.5 事故及异常处理 5.1.5.1 变压器保护动作开关跳闸，应立即查明跳闸原因，根据保护动

48、作情况和对变压器外部检查情况，作出是变压器内部还是外部故障的判断。5.1.5.2 重瓦斯和差动保护（或差动速动保护）同时动作跳闸，在未查明保护动作原因和消除故障前不得强送。5.1.5.3 变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，经瓦斯气体检查及试验证明变压器内部无明显故障后，在系统急需时，经公司总工程师同意，可以试送一次。5.1.5.4 如因越级跳闸或差动二次回路故障而造成误动作，可以试送一次。5.1.5.5 变压器后备保护动作跳闸，主变差动及瓦斯保护未动作，应对变压器进行外部检查，在查明故障点并有效隔离后，可对变压器试送一次；若主变回路及母线检查均正常，则拉开母线上

49、所有出线开关后，可以试送一次，试送成功后，再逐路试送出线开关。5.1.5.6 变压器有下列情况之一者，应立即将其停运：1、变压器冒烟着火时。2、变压器内部声音明显异常增大，有爆裂声。3、如果轻瓦斯动作发信后经分析已判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短时。4、在正常负载和冷却条件下，变压器油温偏高并不断上升，且经检查证明温度计指示正确。5、油枕或防爆阀喷油。6、大量漏油致使油面下降至看不见油位。7、油色变化过甚，油内出现炭质等。-2、冷却装置部分故障时，变压器的允许负载和运行时间应按制造厂规定。3、冷却器全停后应检查冷却器电源是否正常，尽快恢复冷却器运行。如不能恢复应汇报调度并指定专人

50、监视，记录变压器的负荷与温度，并对变压器应进行不间断监视，运行时间及上层油温超过规定时应立即汇报调度将变压器停运。4、在运行中，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，变压器在额定负载下允许运行时间不小于 20min。当油面温度尚未达到 75时，允许上升到 75，但冷却器全停的最长运行时间不得超过 1 小时。对于同时具有多种冷却方式（如 ONAN、ONAF 或 OFAF），变压器应按制造厂规定执行。5、油浸（自然循环）风冷变压器，风机停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。6、强油循环冷却的变压器故障跳闸后应检查冷却器是否自动停运，如未能自动停运的需尽快手动切除强油循环油泵，以免游离碳