110kV变电站设备运行规程完整

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4.2隔离开关运行维护注意事项

4.2.1 加强隔离开关的日常巡视,应重点检查是否合闸到位,支持瓷瓶是否有破

损、裂纹,检查触头及导电回路接触情况;定期开展红外测温工作。 4.2.2 严格监视隔离开关操作的动作情况,如发现卡涩现象应立即找出原因并进

行处理,设备停电时应将隔离开关列入必查项目。 4.3本站各电压等级母线的型号: 4.4母线设备正常运行检查项目:

4.4.1检查导线、金具有无损伤,电气连接部分接触良好,无过热现象; 4.4.2瓷瓶外表清洁完整,无裂纹放电现象; 4.4.3无断股、松股或其它异常响声。

4.4.4户外母线构架应无鸟巢和悬挂杂物,无其它异常现象。 4.5母线在投入运行前,应进行下列检查: 4.5.1母线试验合格; 4.5.2支持瓷瓶应清洁完好;

4.5.3直接连接在母线的各电气设备应正常;无遗留杂物; 4.5.4各相的相位、相色应明显正确。 4.6母线设备特殊巡视检查项目

4.6.1高峰负荷时,应注意各接触部位的发热情况;

4.6.2每次接地故障后,应检查瓷瓶有无放电现象,接头有无发热烧伤; 经过

短路电流后检查导线、铜排无熔断,散股,连接部位有无接触不良,铜排有无变形,线夹有无熔化变形等现象。

4.7.3雷雨后应检查所有瓷瓶有无破损裂纹和放电现象;

4.7.4大风天气时检查导体有无附着杂物,以及摆动、扭伤、断股等异常现象 4.7.5天气冷热骤变时,应检查导线是否存在受力过大的地方

4.7.6下雪时,线夹及导线、铜排导电部分可根据积雪情况判断有无发热现象; 4.7.7夜间熄灯检查导线、铜排及线夹各部位有无发热、电晕或放电现象。夜间

熄灯检查导线、铜排及线夹各部位有无发热、电晕或放电现象。

第五章 互感器

5.1互感器的主要技术规范 5.1.1电流互感器技术参数 5.2互感器的正常巡视检查项目 5.2.1 设备外观完整无损。

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5.2.2 二次引线接触良好,接头无过热,各连接引线无发热、变色。 5.2.3 外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。

5.2.4 金属部位无锈蚀,底座、支架牢固,无倾斜变形。 5.2.5 架构、器身外层清洁、无爆皮掉漆。 5.2.6 无异常震动、异常声音及异味。

5.2.7 电压互感器端子箱熔断器和二次空气开关正常。 5.2.8 电流互感器端子箱引线端子无松动、过热、打火现象。 5.2.9 各部位接地可靠。 5.3 互感器的运行注意事项

5.3.1互感器应有标明基本技术参数的铭牌标志,互感器技术参数必须满足装设

地点运行工况的要求。

5.3.2电压互感器的各个二次绕组(包括备用)均必须有可靠的护接地,且只允许

有一个接地点。电流互感器备有的二次绕组应短路接地。接地点的布置应满足有关二次回路设计的规定。

5.3.3互感器应有明显的接地符号标志,接地端子应与设备底座可靠连接,并从

底座接地螺栓用两根接地引下线与地网不同点可靠连接。接地螺栓直径应不小于 10mm,引下线截面应满足安装地点短路电流的要求。 5.3.4互感器二次绕组所接负荷应在准确等级所规定的负荷范围内。 5.3.5电压互感器二次侧严禁短路。

5.3.6电压互感器允许在1.2倍额定电压下连续运行,中性点有效接地系统中的

互感器,允许1.5倍额定电压下运行30S,中性点非有效接地系统中的电压互感器,在系统无自动切除对地障保护时,允许在1.9倍额定电压下运行8h。

5.3.7 电压互感器二次回路,应装设快速开关或熔断器。

5.3.8电流互感器二次侧严禁开路,备用的二次绕组也应短接接地。 5.3.9电流互感器允许在设备最高电流下和额定连续热电流下长期运行。 5.3.10严禁用隔离开关或取下熔断器的方法拉开有故障的电压互感器。 5.3.11停用电压互感器前应注意下列事项: 5.3.11.1防止自动装置的影响,防止误动、拒动。

5.3.11.2将二次回路主熔断器或自动开关断开,防止电压反送。

第六章 电力电容器及电抗器

6.1 耦合电容器的正常巡视检查项目:

6.1.1耦合电容器瓷瓶应清洁完整,无破损放电现象,无渗漏油现象; 6.1.2内部有无异音,外壳是否盖严,有无锈蚀和雨水渗入;

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6.1.3引线接触良好(含末端与结合滤波器连接); 6.2耦合电容器的运行注意事项

6.2.1运行中发现耦合电容器有渗漏现象,应立即汇报。

6.2.2运行中的耦合电容器,发现有漏、渗油,瓷套破裂放电等异常现象时应向

调度汇报,并加强监视,严重时,应申请停电处理。

6.3 电容器装置巡视:

6.3.1 检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹,表面是否清洁。 6.3.2 母线及引线是否过紧过松,设备连接处有无松动、过热。 6.3.3 电容器外表涂漆是否变色、变形,外壳无鼓肚、膨胀变形,接缝无开裂、渗漏油现象,内部无异声。外壳温度不超过50℃。

6.3.4 电容器编号正确,各接头无发热现象。

6.3.5 接地装置、放电回路是否完好,接地引线有无严重锈蚀、断股。放电回路及指示灯是否完好。

6.3.6 电容器室干净整洁,照明通风良好,室温不超过40℃或低于-25℃。门窗关闭严密。 6.3.7 电抗器附近无磁性杂物存在;油漆无脱落、线圈无变形;无发热、放电及焦味。 6.3.8 电抗器允许温升90℃。

6.3.9 电缆外皮有无损伤,支撑是否牢固电缆和电缆头有无漏胶,发热放电,有无火花放电等现象。

6.3.10 检查电容组三相电流平衡情况,差值不超过5%,当超过时表明已有电容单元损坏。 6.3.11 电容器最高运行电压不得超过额定电压1.1倍。

6.3.12 电力电容器允许在不超过额定电流1.3倍下长期运行。

6.3.13 巡视人员应做好运行的详细记录,在每次投运后的24小时内,要经常注意观察母线电压和装置的三相电流,轻负荷时更要注意检查。

6.3.14 如在使用中继电保护装置动作跳闸,未找出原因并正确处置之前,不得重新合闸。 6.3.15 电容器柜门和隔离开关与高压断路器有电气互锁,投运前必须先推上电容器的隔离开关,关好柜门上锁,运行中不允许打开柜门。

6.3.16 电力电容器允许在额定电压±5%波动范围内长期运行。电力电容器过电压倍数及运行持续时间如下规定执行,尽量避免在低于额定电压下运行。 过电压倍数(Ug/Un) 持续时间 说明 1.05(6.67KV) 连续 1.10 (7.00KV) 每24h中8h 1.15 (7.30KV) 每24h中30min 系统电压调整与波动 1.20 (7.62KV) 5min 轻荷载时电压升高 1.30 (8.25KV) 1min 6.3.17 电容器组投入和切除后,应注意变电站10KV电压的变化,不得超过变电站工艺规程中对电压的要求,否则应调整主变的运行档位。

6.3.18 检修时,必须停电10分钟,当信号灯熄灭后,拉开隔离开关(经验电确无压后挂上临时接地线)后,方可进行检修。

6.3.19 在人接触电容器前,即使有放电器件,仍需用绝缘接地棒将电容器短路接地放电,任何时候均不应将两手直接接触两个套管的接线头。

6.4 异常运行及事故处理

6.4.1 遇有下列情况时,应退出电容器:

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6.4.1.1 电容器发生爆炸; 6.4.1.2 接头严重发热;

6.4.1.3 电容器套管发生破裂并有闪络放电; 6.4.1.4 电容器严重喷油或起火;

6.4.1.5 电容器外壳明显膨胀,有油质流出;

6.4.1.6 三相电流不平衡超过5%以上,以及电容器或电抗器内部有异常声响; 6.4.1.7 当电容器外壳温度超过55℃,或室温超过40℃时,采取降温措施无效时;

6.4.2 当母线电压超过限额,可对主变调压,调压无效时,可切除部分或全部电容器。 6.4.3 当电容器环境温度接近或达到上限时,应采取通风降温措施,但若环境温度仍略超出上限2—3℃,而电容器组的运行电压电流不高于额定值,则允许连续运行。

第七章 电力电缆

7.1、高压电缆敷设应遵守部颁《电缆运行规定》的规定。

7.2、高压电力电缆投运前应按《预防性试验规程》试验合格,并经验收后方可

投运。

7.3、电缆的正常工作电压不应超过其额定电压的15%,在规定的冷却条件下,

长期通过额定电流但不得过负荷运行。在紧急情况下,允许过负荷15%连续运行2小时。

7.4、停电超过一星期但不满一个月的高压电力电缆,需投入运行时,应先用摇

表测量绝缘电阻,如有疑问时,需进行直流高压试验(由运检部做),停电超过一个月但不满一年的,必须经直流高压试验正常方可投运。 测量高压电缆绝缘电阻,应用2500V摇表进行,读取1分钟时的读数,若在相近测试条件下,阻值较历次数据降低1/3-1/2时,即应认为有疑问,各相绝缘电阻的不平衡系数应不大于2.5,绝缘电阻测量工作遵守《电业安全工作规程》的有关规定。

7.5 运行中电力电缆的正常检查项目 b)接头有无发热变色或松脱;

牢靠;

a)电缆头是否溢胶、有否焦味、冒烟和放电现象;

c)电缆外皮温度应正常,无挤压、碰伤、损坏痕迹,接地线是否完好连接 d)瓷瓶是否完好无放电声;

e)电缆头支架有无损坏;

f)电缆沟有否过多的积水。

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