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110KV变电所通用运行规程？ 110kV变电所通用运行规程　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 1. 总则 1.1 适用范围: 1.1.1 本规程适用于盐城供电公司110千伏变电所，监控中心、操作队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 监控中心、操作队、技术人员、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现场运行规程,并经考试合格后方可正式值班。 1.1.4 本规程为110千伏变电所通用规程,各单位应根据各变电所的实际接线和设备情况编制“变电所现场运行规程”（补充部分）。 1.1.5 本规程和各变电所现场运行规程的补充部分应及时修改，确保与变电所现场一致。应每年组织相关人员进行复审并公布，原则上四年进行一次修订、重印。 1.1.6 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 408-91 1.2.3 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 572-95 1.2.6 油浸式电力变压器负载导则 GB/T 15164-94 1.2.7 有载分接开关运行维修导则DL/T 574-95 1.2.8 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 596-1996 1.2.13 电力设备典型消防规程 DL 5027-93 1.2.14 省、市电网调度规程 1.2.15 各级变电运行管理制度 1.2.16 省公司无人值班变电所运行管理导则DL Q/SD-001-1999 1.2.17 省公司供电设备评级标准 1.2.18 其他有关规程、制度、反措及技术资料 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. 无人值班变电所巡视周期应每周两次。 2. 班间高峰负荷时及夜间对重点设备检查,次数由各单位自定。 3. 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。 4. 单人值班变电所不应降低有人值班时的巡视要求。 1.3.1.2新安装设备、改造设备及大修后设备的巡视周期应适当缩短， 72小时后按正常周期进行巡视。 1.3.1.3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 巡视由操作队或留守人员进行。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的变电所，原则上应一个月调换一次运行方式，将长期备用的转为运行。 1.3.4 操作队人员在班期间进行以下工作,可以不开工作票,但应得到当值调度员或值班负责人许并做好安全措施,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(值班负责人)。 1.3.4.2计量盘、保护盘、控制盘盘面清扫工作（值班负责人）。 1.3.4.3高压熔丝更换(调度员)、低压熔丝更换（值班负责人）。； 1.3.4.4瓦斯继电器放气(调度员)。 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,操作队正值受令、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 属于调度管辖设备除当值调度外，其他人员不得改变运行状态（事故处理除外）。 1.3.5.5 设备停役由冷备用转检修时，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 无人值班变电所操作时，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（或退出遥控压板），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（或投入遥控压板），并应在操作票中反映。 1.4 设备验收的一般要求: 1.4.1 新建、扩建或检修的设备，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设备状态，运行人员应作必要的检查。 1.4.5 新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 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，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K(K≤1)倍时，按以下公式对电压U加以限制：U%=110－5K2。 2.1.1.2有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。 2.1.1.3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℃；自然循环冷却变压器的上层油温正常监视值不宜超过85℃。 2.1.2 变压器不同负载状态下的运行方式 2.1.2.1正常周期性负载的运行 1. 变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。 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。 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。 2.1.2.2长期急救周期性负载的运行 1. 长期急救周期性负载下运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流的时间。 2. 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。 2.1.2.3 短期急救负载的运行 1. 短期急救负载下的运行，相对老化率远大于1，绕组热点温度可能达到危险程度。在出现这种情况时，应尽量压缩负载、减少时间，一般不超过0.5小时。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，禁止超额定电流运行。0.5小时短期急救负载允许的负载系数参照表十三执行。当环境温度介于两者之间时，应参照环境温度较高的允许负载系数和时间执行。表中所列允许负载系数均为极限值，禁止超过此值运行。 2. 在短期急救负载突然出现时，值班人员可能不知道出现前的负载系数K1，此时可按K1为1.0处理。 K1：急救负载出现前的负荷电流与额定电流之比。 K2:出现短期急救负载时，由K1和环境温度查出的负载系数，即可带额定电流的倍数。 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，矽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. 有励磁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。 12. 变压器室的门、窗、照明及通风装置应完好，房屋不漏水，温度应正常。 2.2.1.2 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查,增加巡视检查次数: 1. 新设备或经过检修、改造的变压器在投运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运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断路器,后合负荷侧断路器。如两台变压器并列运行，应先合母线侧刀闸，后合主变侧刀闸；如单台变压器运行，则应先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸。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应按调度命令执行。启停用变压器时，应先合上中性点接地刀闸。 2.2.2.6电源侧拉闸限电后,应立即将主变110kV中性点接地,待送电后恢复其正常运行方式。 2.2.3 变压器分接开关的运行维护 2.2.3.1无载调压变压器,需要调节分接开关时,变压器应处于检修状态,由检修人员进行。 2.2.3.2有载调压分接开关的运行维护 1. 监控人员可根据调度部门下达的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20次（每调一个分头为一次）。 2. 两台有载调压变压器并列运行时，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。 3. 有载调压操作应采用逆调压方式。 4. 采用有载调压升压时，即在不向系统倒送无功的情况下，应先投入电容器，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，再停用电容器。 5. 当变压器过负荷1.2倍及以上时，禁止操作分接开关。 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。 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，如有手摇机构，则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、补油或更换净油器的吸附剂时，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。 2.2.5 变压器的并列运行 2.2.5.1变压器并列运行的基本条件： 1. 联结组别相同。 2. 变比相同。 3. 短路阻抗相等。 4. 容量比不大于1:3。在任何一台变压器不会过负荷的条件下，允许将短路阻抗不等的变压器并列运行。 2.2.5.2新装或变动过内外连接线的变压器，并列前必须核定相位。 2.2.6 变压器的经济运行：变压器的投运台数应按负荷情况，从安全、经济原则出发，合理安排。 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，应立即汇报当值调度和有关领导，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。如有备用变压器应尽可能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 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它异常情况，对变压器构成严重威胁时，运行人员应立即设法将变压器停运。 2.3.5 变压器油温升高超过允许限度时，监控人员应通知操作队到现场判明原因采取措施使其降低，检查步骤为： 2.3.5.1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。 2.3.5.2核对温度测量装置。 2.3.5.3检查变压器冷却装置。 2.3.5.4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。 2.3.6 轻瓦斯保护动作处理 2.3.6.1轻瓦斯保护动作发出信号时,监控人员应立即通知操作队对变压器进行检查，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、工区、生技等有关部门。 2.3.6.2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。 2.3.6.3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。如有备用变压器，则应先投入备用变压器。 2.3.7 变压器跳闸的处理 2.3.7.1如有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，处理后经分管生产的公司领导或总工批准，由调度发令可以试送一次。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，经分管生产的公司领导或总工批准，由调度发令试送。 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，经分管生产的公司领导或批准，由调度发令试送一次。 2.3.7.4变压器着火处理：变压器着火时，应首先断开电源，停用冷却器迅速使用灭火装置灭火。如有备用变压器，应将其投入运行。 2.3.7.5变压器本体非电量保护一般设置本体气体继电器重瓦斯跳闸，轻瓦斯投信号有载调压开关气体继电器跳闸有载分接开关油位计高、低油位报警本体压力释放阀（2PCs）投信号有载调压装置压力释放阀信号油温指示计（2PCs）油温过高报警冷却系统交流电源故障正常电源或备用电源故障报警冷却器故障油泵、风扇故障报警绕组温度计（3PCs）温度过高报警在线气体监控系统报警冷却器全停信号３．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 断路器操作的交直流电源应正常，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调度要求。 3.1.4 断路器操作机构箱门在运行中应关闭严密，箱内应防水、防灰尘、防小动物进入。机构箱内的加热装置在气温低于0℃时投入，高于10℃时应退出。加热器投入时应检查机构箱内确无杂物，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远方操作。 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泡的真空度是否破坏；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操作机构箱处进行手动操作。在远控失效时，紧急情况下可在机构箱处进行手动操作。如断路器遮断容量不够，则禁止进行手动操作，电磁机构禁止带电慢合闸。装有重合闸的断路器，手动分闸前，应先停用重合闸。 3.2 断路器的运行维护 3.2.1 SF6断路器的运行维护 3.2.1.1 SF6断路器运行规定： 1. 人员进入SF6开关室，必须先通风15min。 2. SF6开关室发生大量泄漏等紧急事故时，人员应迅速撤出现场，开启所有排风装置进行排风。未配戴隔离式防毒面具人员禁止入内。只有进行充分的自然排风或恢复排风后，人员才准进入。 3. SF6开关进行操作时，禁止检修人员在其外壳上进行工作。 3.2.1.2 SF6断路器巡视检查项目： 1. 气体的压力应正常。 2. 断路器无漏气声。 3. 瓷绝缘体应无损伤及放电痕迹。 4. 连接头处无发热、变色现象，内部无放电声。 5. 分、合位置指示正确。 6. 接地完好。 3.2.2 真空断路器巡视检查项目： 1. 真空灭弧室无异常，灭弧罩未变色。 2. 瓷绝缘体应无损伤及放电痕迹。 3. 分、合位置指示正确。 4. 连接头处无发热、变色现象，内部无放电声。 5. 接地完好。 3.2.3 电磁操作机构正常巡视项目： 1. 机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密。 2. 分、合闸线圈无烧焦的迹象。 3. 直流电源回路接线端子无松脱、无铜绿或锈蚀。 3.2.4 弹簧机构的运行维护 3.2.4.1 弹簧机构的运行规定： 1. 弹簧储能机构，断路器在运行过程中应保持其在储能状态，合闸送电后应检查机构是否确已储能。断路器在运行过程中，储能电源的闸刀或熔丝不能随意断开。 2. 断路器使用手动储能，必须先将储能电源闸刀拉开（或取下储能熔丝），防止突然来电。当手动储能完毕时，应立即将手柄取下，防止手柄转动伤人，并合上储能电源闸刀。 3.2.4.2 弹簧操作机构正常巡视项目： 1. 机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密。 2. 检查储能电动机，行程开关接点无卡住和变形，分、合闸线圈无烧焦的痕迹。 3. 断路器在运行状态，储能电动机的电源闸刀或熔丝在闭合位置。 4. 断路器在分闸备用状态时，分闸连杆复位，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能。 5. 驱潮加热装置正常完好。 3.2.4.3 断路器进行检修工作前，应根据工作票要求释放储能。释放储能应按下列步骤进行： 1. 拉开储能交流电源闸刀（或取储能交流电源熔丝）。 2. 断路器手动合闸后再手动分闸。检修工作结束后，送上有关电源，恢复弹簧储能。 3.2.5 液压机构的运行维护 3.2.5.1 液压机构的运行规定： 1. 对断路器的液压机构应经常进行外观检查，液压压力应保持正常，并定期检查液压机构油箱油位，应无渗漏油现象。 2. 应监视液压机构油泵的起动次数，油泵在24小时内启动不应超过两次。 3. 当出现“分闸闭锁”或“合闸闭锁”信号时，不准解除闭锁和在机构内进行相应的操作。 3.2.5.2 液压机构的正常巡视项目： 1. 机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密。 2. 检查油箱油位正常、无渗漏油。 3. 高压油的油压在允许范围内。 4. 机构箱内无异味。 5. 驱潮加热装置正常完好。 3.2.6 断路器新装和检修后的验收项目： 3.2.6.1 引线接头牢固、不松动，电气、机械指示正确。 3.2.6.2真空断路器灭弧室无异常，灭弧罩未变色。SF6断路器气体的压力应正常。 3.2.6.3 瓷绝缘完整、整洁，外壳接地牢固，设备单元内无遗留物体。 3.2.6.4 电磁操作机构动作正确，弹簧机构储能部分储能应正常，液压机构储能良好且无渗漏油现象。 3.2.6.5 断路器电动分合三次，保护动作及重合闸动作试验正确，分合闸指示与机械指示一致。 3.2.6.6 修试资料和项目齐全、数据合格，设备有无变更，以及存在问题和注意事项，并有可以投运的结论。 3.3 断路器的异常运行和事故处理 3.3.1 当发现断路器在运行中内部有严重的放电声，应迅速拉开上一级电源断路器（两侧都为电源的应拉两侧断路器），然后再拉开该断路器和两侧刀闸；出现桩头熔化，套管冒胶、瓷套炸裂、引线熔断等现象时应迅速拉开该断路器和两侧刀闸。 3.3.2 运行中发现SF6断路器漏气至闭锁压力、真空断路器真空破坏、操作机构压力低于闭锁值等严重缺陷，则应将断路器改为非自动，并汇报调度。有旁路断路器的启用旁路断路器代供。 3.3.3 断路器拒分或有合闸自保持回路的断路器拒合时，应将该断路器控制电源瞬时断开，汇报调度及有关领导，听候处理。如有旁路断路器应要求调度启用旁路断路器代供，将故障断路器改至冷备用后处理。 3.3.4 当断路器操作机构不正常，有旁路断路器，则可用旁路断路器代供，将旁路断路器改非自动后，用拒分断路器两侧刀闸解环，将拒分断路器隔离。如无旁路断路器，则停上一级断路器后将故障断路器隔离。 3.3.5 保护动作而断路器拒绝跳闸，致使上一级断路器保护动作越级跳闸时，应汇报调度查明原因，按越级跳闸有关规定处理。 3.3.6 拒绝跳闸断路器必须改为冷备用后才能查找原因。断路器拒绝跳闸故障未解除前，禁止投入运行。 3.3.7 线路断路器故障跳闸不论重合闸成功与否，均应查明保护及自动装置动作情况，汇报调度。 3.3.8 断路器有不正常情况时，应及时向调度及有关领导汇报，并填写缺陷报告单。 3.3.9 发生误拉合断路器按下列原则处理： 3.3.9.1 误拉断路器，对无并列关系的立即自行合上，再汇报。有并列关系的，按调度命令处理。 3.3.9.2 设备误操作或误碰保护接线引起的有关断路器误动作，按3.3.9.1 处理。 3.3.9.3 若造成母线失电时，立即汇报调度，按调度指令执行，通讯失灵时，合上受电线路断路器恢复主变供电，其它线路断路器应在设法与调度取得联系后处理。 3.3.10 SF6断路器紧急事故的处理及安全防护 3.3.10.1 SF6断路器在运行中发现以下情况应立即申请停电检修： 1. SF6气体严重泄漏无法堵塞。 2. SF6气体压力降至闭锁压力值。 3.3.10.2 当气体大量泄漏或压力升高超过允许值等险情时，需采取紧急防护措施并立即汇报调度及有关领导。室内的应立即开启全部通风系统。工作人员根据事故情况，佩戴合格的防毒面具或氧气呼吸器进入现场进行处理。 3.3.10.3 事故处理后，应将所有防护用品清洗干净。 3.3.11 操作机构常见异常及处理 3.3.11.1 电磁机构常见异常及处理： 1. 合闸接触器或辅助开关拉杆不合适，及接点合不上。 2. 掉闸机构未恢复。 3. 合闸铁芯卡涩、脱扣、线圈活动芯子卡住。 4. 断路器传动机构松脱。 3.3.11.2 弹簧机构常见异常及处理： 1. 断路器合闸后，短时有“弹簧未储能”信号，若不自动复归，则应迅速切断储能电源，然后检查原因。 2. 如储能电机损坏，断路器又需立即送电时，可手动储能，但送电后应立即再一次手动储能，以备重合闸需要。 3.3.11.3 液压机构常见异常及处理： 1. 若频繁起动或补压时间过长，应汇报工区，查出原因进行排除，严重漏油要停电处理。 2. 运行中液压机构发出压力闭锁分闸或合闸信号时，应立即检查机构箱内贮压筒活塞杆的位置、油压表指示值、电机电源回路，并立即汇报调度。 3. 运行中液压机构发出压力异常信号时，应立即检查，停止油泵打压，并汇报调度及工区。 4. 运行中液压机构压力降至零压时，应立即采取防慢分措施，此时机构禁止手动打压。 3.4 组合电器正常巡视的检查项目及运行中的规定 3.4.1 GIS组合电器 3.4.1.1 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。 3.4.1.2GIS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；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，运行人员在巡视设备及检修人员进入工作现场前，应先打开通风机排气15分钟。 3. 运行人员每次巡视应对GIS组合电器各气室的SF6气体压力、环境温度进行记录，在巡视检查中，发现异常，如：表压下降、有刺激臭味、自感不适等漏气现象时，应按SF6气室泄漏时的安全防护规定进行处理。 4. GIS组合电器各气室在运行中的压力参数应符合规定要求。 3.4.1.3 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，及线路避雷器泄漏电流表无指示后，并向调度核实，方可进行线路接地刀闸的合闸操作。 3.4.1.4 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、工区汇报，追查原因，并采取相应措施。 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，若发现大量漏气，应立即汇报调度申请停电处理。 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、工区，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。 3.4.1.5 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。 3.5 10kV金属铠装抽出式开关柜 3.5.1 10kV金属铠装御抽出式开关柜（中置柜）。 3.5.2 开关柜用接地的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、所用变手车、隔离手车等形式。 3.5.3 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。 3.5.4 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。 3.5.5 接地刀闸上具有机械联锁装置和电气闭锁回路。 3.5.5.1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。 3.5.5.2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。 3.5.5.3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。 3.5.6 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、耦合设备、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，电缆沟孔洞应按规定封堵。 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，高峰负荷时应注意加强巡视。 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 允许用刀闸进行下列操作： 4.2.2.1 系统无接地、谐振时，拉合电压互感器。 4.2.2.2 无雷击时，拉合避雷器。 4.2.2.3 拉合空载母线。 4.2.2.4 拉合空载所用变压器。 4.2.2.5 拉合闭路断路器的旁路电流。 4.2.2.6 系统无接地时，拉合消弧线圈。上述设备新投或长期停用时，不得用刀闸直接进行充电。 4.2.3 刀闸操作的方法 4.2.3.1 正确使用防止误操作的闭锁装置。 4.2.3.2 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 用刀闸进行等电位操作，必须先将相应断路器改为非自动。 4.2.3.4 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。 4.2.3.5 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。 4.2.3.6 合接地刀闸前，必须验明确无电压后进行。 4.2.4 母线操作的基本技术规定 4.2.4.1 新装、检修或长期备用的母线投运前应利用有保护的断路器，对母线充电。 4.2.4.2用变压器向110KV母线充电时,变压器的110KV侧中性点必须接地。 4.2.4.3向母线充电时,应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生的过电压。 4.2.4.4 单母线刀闸分段接线，若用分段刀闸进行某一段母线的停、送电操作，操作前应确保该段母线上的各出线断路器和主变断路器在分闸位置。 4.2.4.５利用旁路母线转移负荷时，必须用断路器进行解、合环，任一回路旁路刀闸进行分合闸操作，应在旁路断路器断开状态下才允许进行。 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。（有可能发生谐振的除外） 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Ⅰ、Ⅱ段母线（或正、付母线）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若压变交流电压消失，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、工区等部门尽快派人处理，同时向调度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. 本体或套管有大量漏油或引出线出口处有严重流胶现象。 4. 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，或小电流接地系统的PT间隔内已发生单相接地，处理原则如下： 1. 不得用近控的方法操作该电压互感器的高压刀闸（高压熔丝确已熔断的除外）。 2. 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。 3. 无法采用高压刀闸进行隔离时，可用断路器切断该电压互感器所在母线电源，然后再隔离故障的电压互感器。 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，另序电流保护等），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。 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，负荷轻时有时不易发现，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: 1. 发现电流互感器二次回路开路，应立即回报调度、工区，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。当发现流变冒烟起火，可先拉开断路器，后进行汇报。 4.4 耦合设备 4.4.1 耦合电容器的接地刀闸运行中必须拉开，如因工作需要合上时，应得到调度同意后方可进行。在运行的阻波器、耦合电容器、结合滤波器及其二次回路上进行工作时应得到调度同意，并办理工作票手续。 4.4.2 耦合设备的巡视检查项目: 4.4.2.1耦合电容器的瓷套应完好无破损及异常放电声。 4.4.2.2耦合电容器应无渗油现象。 4.4.2.3耦合电容器及阻波器的接头连接无松动过热现象。当系统发生短路时，应注意阻波器无明显变形。 4.4.3 耦合设备发现有下列情况时，应尽快汇报调度： 4.4.3.1耦合电容器瓷套炸裂或有明显裂纹。 4.4.3.2耦合电容器渗油或内部发出异声。 4.4.3.3阻波器穿芯固定螺杆断裂或线圈发热变形。 4.5 电力电容器 4.5.1 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电容器室室温不应超过40℃，室温超过时开启风扇，电容器外壳壁上最高温度不应超过55℃，进口电容器按厂家规定执行，并列入变电所现场运行规程《补充规定》中。 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电容器室门窗严密，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。 4.5.2.8密集型电容器应检查其油位指示是否正常。 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 油浸电抗器无渗漏油现象，油位正常。 4.6.1.5 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。 4.7 电力电缆 4.7.1 电缆线路的正常工作电压不应超过电缆额定电压的15%。 4.7.2 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。 4.7.3 电缆的巡视检查项目： 4.7.3.1 变电所的电缆沟、隧道、电缆井、电缆架及电缆线段等的检查每三个月至少一次。 4.7.3.2 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、电缆铅包有无龟裂漏油，靠近地面一段电缆有无异物（车辆等）碰撞伤痕。 4.7.3.3 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。 4.7.3.4 隧道内的电缆要检查电缆位置是否正常，接头有无变形漏油，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。 4.7.4 运行中的电缆有下列情况之一时应立即停运： 4.7.4.1 电缆头瓷件破裂或放电严重。 4.7.4.2 电缆头严重过热渗油（胶），并使油（胶）冒烟分解。 4.7.4.3 电缆引线烧断或因外力折断。 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避雷器上下节法兰及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。 5.1.7.6装有在线监测装置的避雷器还应检查其泄漏电流是否在规定的范围内，并每天抄录一次。 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。 5.1.9.2装有在线监测的氧化锌避雷器发现异常，应及时汇报。一般情况下，若毫安表数值比原始值增大30％，则必须警惕，若一时不能安排停电，可继续运行，但必须加强监视，若电流增大50％，则立即汇报调度要求将避雷器及时退役。如果毫安表的指示减小，甚至已回到零值，有可能是绝缘底座绝缘下降很多或被短路，也有可能是表头或记录器内部元件损坏，应立即汇报调度和有关领导，同时向工区汇报要求派人检查处理。 5.2 自动消谐补偿消弧线圈装置 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（视系统中心点运行方式决定）消弧线圈，阻尼电阻器，电容器组（视产品型号决定）和微机自动调谐补偿控制器组成。正常运行时，自动调谐补偿装置，根据系统的中性点的残流和残压，自动计算出系统的电容电流，并对消弧线圈自动进行预先调谐到应补偿的电流值处（档位），当系统发生单相接地故障时，消弧线圈动作其电感电流补偿系统中的电容电流，同时记录故障起止时间、残流、中性点实际位移电压，消弧线圈档位等。 5.2.1.2功能作用 1. 接地变压器：当变电所主变压器的接线方式为△接线（消弧线圈安装侧）时，用接地变压器制造出该系统的中性点，且接地变应采Z型接线。型式有：干式、油浸式。 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。 3. 阻尼电阻：用于阻尼谐振过电压和限制弧光接地过电压。 4. 电容器阻：当采用调容式消弧线圈补偿装置时配置，其功能为改变电容器组的电容量来改变消弧线圈的实际电感量，以达到调节消弧线圈补偿电流。 5. 微机自动调谐补偿控制器：采集系统中性点的残压和残流，计算出本所系统的电容电流，调节消弧线圈的补偿电流。 5.2.2 消弧线圈装置的正常运行一般要求 5.2.2.1该装置的交、直流控制和操作电源严禁中断。 5.2.2.2接地变当采用不平衡式接线时（三相绕组分头不一致），其系统母线压变开口三角绕组电压不得超过接地信号的动作值。 5.2.2.3中性点经消弧线圈接地系统应运行于过补偿状态。 5.2.2.4当系统对地电容电流大于10A，必须投入消弧线圈装置。 5.2.2.5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，并对微机自动调谐消弧线圈装置进行巡视。 5.2.2.6微机自动调谐消弧线圈装置动作后的报告或打印报告应统一收存。 5.2.2.7当装置有自动、手动运行方式时，正常运行时，装置应根据运行方式投入相应方式。 5.2.2.8消弧线圈正常运行时应监视其中性点位移电压，位移电压小于额定相电压15%时，允许长期运行。 5.2.2.9消弧线圈接地变压器二次绕组所接负荷应在规定的范围内。 5.2.2.10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，外壳和中性点接地应良好。 5.2.3.3设备油色油位应正常，油箱、储油柜、瓷瓶、套管、阀门、法兰等均应完好，无裂纹，无渗、漏油现象；吸湿器硅胶是否受潮变色。 5.2.3.4金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。 5.2.3.5干式消弧线圈表面平整应无裂纹和受潮现象。 5.2.3.6阻尼电阻箱内所有熔断器和二次空气开关正常，阻尼电阻箱内引线端子无松动、过热、打火现象。 5.2.3.7各控制箱及二次端子箱应关严，无受潮。 5.2.3.8对调匝式消弧线圈，人为调节一档分接头，检验有载开关是否正常。 5.2.4 消弧线圈装置的操作 5.2.4.1消弧线圈投入、切出应根据运行方式按调度命令执行。消弧线圈装置运行中从一台变压器的中性点切换到另一台时，必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈上。 5.2.4.2主变压器和消弧线圈装置一起停电时，应先拉开消弧线圈的隔离开关，再停主变，送电时相反。 5.2.5 事故处理时消弧线圈装置运行要求 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、电容电流、残流、脱谐度、中性点电压和电流等数据，汇报调度员。 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。 5.2.5.3中性点位移电压在相电压额定值的15％～30％之间，允许运行时间不超过1小时。 5.2.5.4中性点位移电压在相电压额定值的30％～100％之间，允许在事故时限内运行。 5.2.5.5发生单相接地必须及时排除，接地时限一般不超过2小时。 5.2.6 消弧线圈装置异常处理 5.2.6.1发现消弧线圈、接地变压器、阻尼电阻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. 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。 3. 套管有严重破损和放电现象。 4. 冒烟着火。 5. 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。 6. 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。当通讯失灵时应按规定拉开接地故障线路：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： 5.3.2.1接地螺丝是否松动。 5.3.2.2接地引下线有无锈蚀断落现象。 5.3.2.3所有电气设备外壳是否可靠接地。 5.3.2.4雷雨后，应对接地装置特巡一次。 5.3.2.5每年雷雨季节前，应对接地装置进行一次检查。 5.3.2.6明敷接地线表面的绿黄相间的条纹是否清晰。 5.4 过电压保护的有关运行规定 5.4.1 110KV及以上中性点直接接地的系统中，变压器启停用操作时，中性点接地刀闸应处于合闸位置。 5.4.2 用变压器向110KV母线充电时，变压器110KV侧中性点必须接地。 5.4.3 运行中的变压器，若110KV侧断路器断开，则该侧的中性点接地刀闸应合上。 5.4.4 110KV变压器处于运行状态时，若属限电操作，造成变压器停运（电源侧断路器一经合上，变压器即可带电），当值班运行人员应将其110KV侧中性点接地刀闸合上。 5.4.5 35KV及以下线路发生接地故障时，值班员应迅速判别；是一般的单相接地，还是谐振过电压。前者是故障相电压降低或为零，完好相电压升高或达到线电压；而后者是相电压升高到达2-3倍的相电压（只要有一相电压大于2倍以上相电压，即认为是谐振过电压）。此时调度员应令值班员迅速查找故障线路，消除故障。 5.4.6 为消除35KV及以下压变因磁饱和引起谐振过电压，造成压变高压熔丝熔断，或电压互感器烧坏，应装设消谐装置。 5.4.7 串联谐振的处理详见12.事故处理。 6. 交流所用电系统 6.1 变电所应有两台不同的电源点所用变，所用变的备用电源自动投入装置应投入,并由运行人员每月定期切换试验一次。 6.2 相同电源的两台所变不宜并列运行,不同电源的两台所变禁止并列运行。 6.3 所有低压侧空开（或交流熔丝）,应有规范资料(在变电所现场运行规程补充部分中列出),熔丝的外壳及熔丝放置现场均应有规格标志。 6.4 每月应对事故照明进行切换试验一次。 6.5 所用电系统的巡视检查项目： 6.5.1 所用变压器的检查项目参照主变压器检查项目。 6.5.2 所用变声音正常，无异常响声。 6.5.3 所用变呼吸器完好，硅胶变色不超过2/3。 6.5.4 所用变套管无破损、裂纹及放电痕迹。 6.5.5 所用变外壳、油枕、散热片、接线盒、压力释放阀应无渗漏。 6.5.6 所用变引线接头、电缆等各连接处无发热变色和熔化现象。 6.5.7 所用变压器室的门窗、照明应完好，房屋应无渗漏雨，通风应良好，温度正常。 6.5.8 所用变压器柜的柜门应关闭完好、照明应完好。 6.5.9 所用电低压侧电压不得高于420伏、不得低于360伏、三相不平衡值应不大于5伏。 6.5.10 所用变负荷电流应不超额定值、三相电流不平衡值应不大于25%的额定值。 6.5.11 所用电控制屏各指示灯应正常、屏内无异味、异声。 6.5.12 所用变高压侧熔丝、限流电阻接触良好、瓷件无裂纹、熔丝无熔断现象。 6.5.13 干式变压器的外部表面应无积污、放电闪络现象。 6.5.14 所用变低压电缆应绝缘良好、外表接地应良好。 6.6 所用电系统进行有可能改变相位的工作后、应重新核相正确后方可投入运行。 6.7 所用变压器运行注意事项 6.7.1 正常两台所变均投入运行。 6.7.2 所变输入电压一般不超过相应分接电压的5%。 6.7.3 所用变运行中三相电流应尽可能保持平衡，如不平衡电流接近低压线圈电流25%时，则任一相电流均不得超过额定值，同时应调整负荷使三相负载对称。 6.7.4 当所变有较严重的缺陷（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，不宜超额定电流运行。 6.7.5 新投运所用变或低压回路拆动接线后恢复时必须进行核相，相序正确方可投入运行。 6.7.6 所变高压侧刀闸或跌落熔丝允许拉、合无异常的空载所变。当系统发生单相接地或所变本身故障时，禁止操作高压侧刀闸或跌落熔丝来隔离故障点。 6.7.7 所用电系统严禁在负载侧进行并列。 6.7.8 更换低压侧交流电源熔丝时，应先断开电源，用相同型号、相同规格的熔丝替代已损坏的熔丝。 6.8 所用变的倒闸操作： 6.8.1 所用变属调度管辖设备时，所用变高压侧的操作应根据调度命令执行。低压侧开关和熔丝由值班人员根据工作需要自行操作，操作后作好记录。 6.8.2 运行中所用变压器倒换高压电源的操作在现场运行规程补充部分列出。 6.8.3 启用所用变应先高压侧、后低压侧，停用与此相反，严防低压侧向高压侧反充电。 6.9 所用电必须保持正常运行,发生故障后应尽快恢复。 6.10 所用电为变电所专用电源,严禁向变电所范围外搭接电源。 6.11 所用电系统异常及事故处理 6.11.1 值班人员在所用变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并汇报调度和工区，在此期间还要注意主变通风及直流高频开关的电源正常。 6.11.2 所变发生异常时，严禁用拉开高压侧隔离开关或拉开跌落熔丝的方法切除所变。 6.11.3 遇到下列情况之一应将所用变停用，若有运用中的备用所用变压器，应尽可能先将其投入运行： 6.11.3.1所变声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声。 6.11.3.2严重漏油或喷油。 6.11.3.3套管有严重的破损和放电现象。 6.11.3.4所用变压器冒烟着火。 6.11.4 当发生危及所变安全的故障，而所变的高压熔丝未熔断时，值班人员应立即将所变停运。 6.11.5 当所变附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对所变构成严重威胁时，值班人员应立即将所变停运。 6.11.6 所变着火时，应立即断开电源，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。 6.11.7 所用电因故全部失电，应尽快查明原因，隔离故障点，尽快恢复所用电，在事故处理过程中应充分考虑所用电失去对重要负荷的影响。 6.11.8 所变禁止高压侧二相运行，所变高压侧熔断一相时，应立即退出该所变，查明原因并消除，测量绝缘合格后，征得主管领导批准，方可投入运行。所变高压侧熔丝熔断二相或三相未查明明显故障点前，禁止将该所变投入运行。 6.11.8.1高压熔丝一相熔断的现象：低压侧两相电压降低1/2，另一相电压正常。 6.11.8.2高压熔丝二相熔断的现象：低压侧电压全部消失。 6.11.8.3处理方法：汇报调度及主管领导停用所用变后更换。若送上又熔断，则应将其停用，并汇报领导听候处理。 6.11.9 所用电配电屏空气开关跳闸，应对该回路进行检查，并允许将空气开关试合一次，试合不成，应通知检修人员查明故障原因。 6.11.10 所用变过负荷运行时，应查明原因；必要时切掉不重要负荷。 7. 直流系统 7.1 运行管理 7.1.1 直流电源系统设备的运行维护工作按设备管理权限划分。 7.1.2 运行主管单位每年应对所辖运行直流电源系统进行检查评价，落实直流系电源统设备缺陷，综合分析直流电源系统存在问题，正确做出设备状态评估，提出技术改造和检修意见。 7.1.3 现场运行规程中应有直流电源系统运行维护和事故处理等有关内容，并应符合本所直流电源系统实际。 7.1.4 运行单位应有直流系统维护管理制度。 7.1.5 对直流系统进行定期维护工作应纳入年度、月度工作计划。 7.1.6 运行人员对发现的直流系统缺陷，应按维护管理职责和权限及时处理或上报。 7.1.7 具备两组蓄电池的直流系统应采用母线分段运行方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设联络开关或刀闸，正常运行时该联络开关或刀闸应处于断开位置。 7.1.8 直流熔断器和空气断路器应采用质量合格的产品，其熔断器或定值应按有关规定分级配置和整定，并定期进行核对，防止因其不正确动作而扩大事故。 7.1.9 直流电源系统同一条支路中熔断器与空气断路器不应混用，尤其不应在空气断路器的上级使用熔断器。防止在回路故障时失去动作选择性。严禁直流回路使用交流空气断路器。查看更多 3个回答 . 4人已关注

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水合肼生产中分离出的盐的处理？在水合肼提纯生产过程中分离出的盐有的是进一步处理:利用蒸汽加热除肼,有的是离心机直接卸料外运,请盖德谈谈你们生产过程中的处理方法. # hcbbs 查看更多 2个回答 . 2人已关注

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氟涂料的出路：结构改变未来？产品性能和安全健康是所有生产型行业必须考虑的两个因素，而在涂料行业中配方设计师很多时候就是调整产品性能符合安全健康要求的关键角色。含氟聚合物涂料(以下简称氟涂料)在国际上一直存在争议，一方面其技术及性能在防腐蚀等特种应用领域表现完美，但是另一方面，含氟成分是否具有毒性，无法生物降解等缺陷又屡遭置疑。究竟目前氟涂料处在一个怎样发展环境下？我们是应该放弃还是知难而上？杜邦的特富龙究竟是否致癌？相信大家都会有很多疑问。那么本期的主编在线，我和Sandy Morrison就为您介绍一个真实的氟涂料世界吧。其实很早就准备就氟涂料功能和生态问题写些东西，但是国内现有的技术资料非常有限，所以我不得不求助我海外朋友Sandy Morrison。幸运的是他也一直对这个话题颇感兴趣，因为在欧洲和美国一些企业都曾经为含氟产品栽过跟头，因此国际涂料领域更关注这个话题。这是Sandy Morrison特意为中国读者系统介绍氟涂料分类和应用的示意图。中心是氟涂料产品，以“F”作为表示，紧挨“F”的一圈是材料表面材料，氟涂料所适合的表面基材包括玻璃、塑料、金属、纺织品、水泥、石头、混凝土、砖石；再往外围延展的一圈是氟涂料的应用领域，汽车、航天、建筑、纺织、石油管道等领域都会用到氟涂料；而最外面的一圈黄色的分割代表上述领域所利用的氟涂料不同性能。氟涂料的近忧远虑短期来看，氟涂料还会保持很好的发展趋势，来自美国市场Freedonia市场调查公司的预测显示，目前美国氟物涂料已经步入成熟发展阶段，在未来几年之内市场发展速度不会低于5.7％。但是很少有中国人关注，10年甚至20年之后的氟涂料会怎么样？从目前国际市场的反应来看，氟涂料的长远未来还会和环保问题交锋。这个交锋主要来自氟物涂料的生物可降解性，一些环保组织声称氟聚合物不能有效降解。因为国际上已经有这样的例子，几年前沸沸扬扬的多氯联苯（PCB）和DDT（氯苯和CCl3CHO相互作用反应制得）都因为不能生物降解，而慢慢在国际市场消失，虽然目前有很多学者还在研究PCB、DDT的可降解配方，但是从整个化学行业今后的发展来看，如果我们能够找出对环境友好的替代品，我们还会在原先的配方上下很大的功夫吗？有机硅呢？有机硅的特性有些和涂料相似，都是保护材料免于降解的。但是最终有机硅也会降解，并且它的最终产品除了水、硅石、二氧化碳之外就没有别的了，如果从毒性角度出发来看，有机硅原料似乎要比氟涂料更环保。但是有机硅涂料目前的性能还达不到氟涂料的水平上。如今，氟化学品在《蒙特利尔环境议定书》中被定义为制冷剂、航天喷射燃料和起泡助剂等产品不可获缺的主要组分之一，因为氟化学品在上述应用排放大量的温室气体，破坏大气臭氧，所以环保人士“谈氟色变”一点不假。也正是基于这样的一种氛围之中，现在全球已经有很多氟化学品渐渐退出了国际市场。而在美国化学研究机构的调查显示，还有很多美国公司和科研院所在研究新的满足环保要求的氟化学品。所以我们只能说长远来看，氟化学品的环保应用可能会对F涂料家族有所影响？具体的程度目前还很难说，或许暴风骤雨从此消失，或许科技发展轻松攻克环保课题。我们只有在未来才会知道答案。氟化学品的环保尴尬 2000年5月，3M公司全球宣布公司招回所有含全氟辛基磺酸衍生物（PFOS）的表面活性剂产品，在整个化工界引起轰动。当时PFOS是3M著名的斯科奇加德防油防水剂（Scotchgard）的主要组分。当时3M通过一种与电气氟化反应截然不同的工艺发现了PFOS会向环境释放造成污染和人员中毒的现象。起初3M的单边招回举措还是获得很多环保组织的肯定，但是后来3M就发现，这已经不是简单的单边招回了，因为来自美国环境总署（EPA）的文件已经是责令企业收回。而就发生在最近的事情，杜邦（DuPont），这应该是目前全世界最大的氟聚合物的制造商和供应商了，也受到了来自EPA和多个环保组织的指责，原因也是其氟聚合物产品。EPA和环保组织指责杜邦公司故意隐瞒全氟辛酸铵(PFOA)对于环境污染和人体健康造成损伤的数据和事实，更严重的是PFOA作为杜邦特富龙（Teflon）聚四氟乙烯（PTFE）不粘涂料的主要原原料，已经被广泛应用在各个领域。这就是最知名的两个有关含氟化学品遭到负面影响的案例了。两个案例完全一样，都是关键原材料在产品加工或者使用出了问题。但是作为国内或者国外的化学技术人员，你觉得在这两个案例中你最关心的是什么？ <广告> 氟聚合物的化学链解构 PFOS是由含硫、氢和氧原子的碳链构成，这和很多聚合物没有区别；唯一不同之处在于，碳链的末端由氟原子包围，形成坚固的“氟壳”。“氟壳”结构中，氟原子在表层，这样氟原子能够起到非常优秀的耐腐蚀抗性，但是同样也导致其不能降解。 3M的有关报告中指出，30年前，3M的科学专家就已经发现，氟原子与材料降解的内在联系，分子链上单独的氟原子不会影响材料降解，但是全氟结构的材料将非常不利于生物降解。 PFOA只是作为一种原料，不会出现在终端消费者面前。在很多氟化学反应中，“含醇预聚体”均可破坏PFOA中的氟碳化学键。 2004年底的时候，英国政府颁布法令规定在日用产品中PFOS的含量不得高于0.1％，而且制定一个五年的缓冲期。但是已经时过三年的时间，科学研究还是没有找到PFOS的替代产品，以便在五年之后达到英国政府法令的限制要求。如今，PFOS还被广泛应用在飞机液压推进器、电镀、泡沫灭火装置、半导体制造和特殊成像胶片等应用领域。作为制造商来说，政府与其告诉大家五年之后不能使用PFOS,倒不如告诉大家新的替代产品还有多久就可以问世。改变结构改变未来其实问题的关键就在含氟聚合物的长链分子模型和类似盔甲一样“氟壳”结构。那么如果我们真正考虑关注这些氟聚合物的环保问题，就应该从根本上改善其分子结构，关键问题是控制分子链长度的关键。其实PFOS的基本结构是一个8碳链状结构，但是在之后的化学工艺中往往会大大增加其碳链的长度，为其生物降解制造了困难。同时,3M公司也在开发新一代电子级含氟化学表面活性剂,满足半导体工业各种应用的需求,包括光刻胶、光刻胶去除剂和抗反射层。首先推出的是光刻胶去除剂。新的表面活性剂改用全氟丁基磺酸盐（perfluorobutane sulfonate, PFBS）取代PFOS。PFOS的短链分子结构被证实同样在应用中能够保持持久稳固，不会在体内造成沉积，同时实验显示其毒性很小。PFOS在体内的半衰期为8.5天，而PFBS的半衰期只有半天的时间。根据3M公司的资料,含PFBS的表面活性剂只对哺乳动物有很轻微的毒害作用,几乎没有毒性。与PFOS不同,PFBS不属EPA关于特别稳定、有生物体内积聚效应和有毒（PBT）化学物质相关政策限制的对象。美国国家职业安全和健康研究所（NIOSH）将PFBS归类为无明显危害的物质,欧盟也没有对这类物质的安全警示标签做出明确要求。 PFBS具有比PFOS更好的环境、健康、安全表现。含PFBS的表面活性剂有望成为含PFOS表面活性剂的理想替代品。改变传统含氟聚合物的结构，使之在符合技术性能要求的前提下又能符合环保和健康的标准限制，这方面的研究在近两到三年的欧美氟化学领域是非常流行的课题，而且已经有少部分解决方案进行了商业化普及，就像上面提到的3M公司的PFBS. 查看更多 2个回答 . 2人已关注

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活塞式压缩机行程计算？设计风量0.6m3/min,风压0.8MPa 压缩机时，计算行程用的经验公式S=AP 1/2 ，A是0.065~0.095，P用吨做单位，计算出行程后用行程来计算转速。100T=1Mpa,取A=0.07的话，S=0.626m，明显不对，求助帮忙看一下哪里出了问题，还是行程不应该这样计算，谢谢！查看更多 4个回答 . 4人已关注

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门冬氨酸鸟氨酸-求助？ < >求助：门冬氨酸鸟氨酸的合成工艺。谢谢各位达大侠</P>查看更多 1个回答 . 5人已关注

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中温换热器如何防腐？ 我厂中温换热器使用2年就腐蚀漏，不锈钢材质，中温换热器如何防腐。查看更多 4个回答 . 5人已关注

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降低电耗的方法总结？从电耗的基本公式出发，吨电耗= 电解槽电压/（电化当量*电流效率）*1000，各位在本单位里有哪些降低槽电压，增加电流效率的举措呢？ # ，， & 查看更多 6个回答 . 1人已关注

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蒸馏塔如何设置安全仪表系统（SIS）？蒸馏塔为常压精馏，塔釜加热和塔顶冷凝均设自控，热媒和冷媒介质线分别安装常闭和常开阀。问蒸馏系统需要安装紧急停车系统么？如果需要，设定哪些工艺参数为临界值来联锁紧急停车？查看更多 4个回答 . 1人已关注

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关于化工厂的安全管理等级评定？初接触安全评价的工厂的安全管理分级，如下确定工厂安全管理等级 (1) 工厂安全管理检查表 ( 略 ) 。 (2) 工厂安全管理等级的求取。工厂安全管理等级根据工厂安全管理检查表求出的安全管理分值，划分为 3 个等级。。到了最关键的部分竟然来一个字（略）有没有做安评的弟兄，请教下这个事如何来根据表格来求取工厂安全管理等级？如有表格，求一个链接查看更多 3个回答 . 4人已关注

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寻找高效加氢催化剂，提高柴汽油的质量？寻找高效加氢催化剂，提高柴汽油的质量任务描述：目前柴汽油质量升级至国五的要求迫在眉睫，现有催化剂通常是通过增加活性组分的负载量来达到降低成品油的硫含量的目的，但是，这样反而增加了催化剂的成本。故寻求高效的新型催化剂，要求此催化剂不仅能降低成本，同时达到柴汽油质量升级至国五标准的要求。欢迎精通这方面技术的专家与我公司合作！查看更多 4个回答 . 1人已关注

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简介

职业：苏州开元民生科技股份有限公司 - 工艺专业主任

学校：武汉工程职业技术学院 - 化工与制药学院

地区：黑龙江省

个人简介：爱情需要合理的内容，正像熊熊烈火要油来维持一样；爱情是两个相似的天性在无限感觉中的和谐的交融。查看更多

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