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主变 电抗器 母线


隔离开关 避雷器 消弧线圈 站用变

断路器 接地变 绝缘子

电压互感器 电流互感器 电容器 耦合电容器 阻波器

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1.主变压器 . 1.1主变的概念:变压器是一种静止的电气 主变的概念: 主变的概念 设备,它通过电磁感应的作用, 设备,它通过电磁感应的作用,把一种电 压的交流电能转换成频率相同的另一种电 压的交流电能。 压的交流电能。 主变的分类: 主变的分类:三绕组变压器 自耦变压器 接地变压器等

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1.2主变的结构和各部件作用 主变的结构和各部件作用 主变的结构 1.2.1铁芯:起导磁作用,变压器的一、二 铁芯:起导磁作用,变压器的一、 铁芯 次线圈绕在铁芯上 。 1.2.2线圈:起导电作用,每相有两绕组或 线圈:起导电作用, 线圈 三绕组, 三绕组,按要求的不同绕法形成圆筒形套在 铁芯上,低压在里,高压在外。 铁芯上,低压在里,高压在外。 1.2.3油箱:是变压器的外壳,起储油作用 油箱:是变压器的外壳, 油箱

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1.2.4油枕:起着储油及补油的作用(用以 油枕:起着储油及补油的作用( 油枕 补偿油的热胀冷缩或缺油漏油引起的油位变 化,并能合空气与本体油不直接接触减省了 油的氧化),保证油箱内充满油, ),保证油箱内充满油 油的氧化),保证油箱内充满油,油枕的侧 面装有油位计,可以监视油位的变化。 面装有油位计,可以监视油位的变化。 1.2.5呼吸器:呼吸器的干燥剂可以吸收空 呼吸器: 呼吸器 气中的水分对空气起过滤作用, 气中的水分对空气起过滤作用,从而保持油 的清洁,其中的变色硅胶吸湿后由蓝色 蓝色变为 的清洁,其中的变色硅胶吸湿后由蓝色变为 粉红色,可在140度烘培 小时,恢复蓝色 度烘培8小时 粉红色,可在 度烘培 小时,恢复蓝色 后再用。 后再用。

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1.2.6防暴管:当变压器内部故障时,温度 防暴管:当变压器内部故障时, 防暴管 升高油剧烈分解产生大量气体, 升高油剧烈分解产生大量气体,使油箱内压 力剧增, 力剧增,此时防暴管破裂来防止变压器油箱 爆炸或变形。 爆炸或变形。 1.2.7散热器:运行中的变压器铁芯和绕组 散热器: 散热器 产生的热量, 产生的热量,是通过绝缘油经过铁芯和绕组 中的油道带出并传至散热器和油箱散发冷却 起到降低变压器温度的作用。 的。起到降低变压器温度的作用。带风扇加 强散热的称为油浸风冷式, 强散热的称为油浸风冷式,带油泵加强油循 环的称为强迫油循环风冷式。 环的称为强迫油循环风冷式。

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1.2.8绝缘套管:起到连接各侧引线、固定 绝缘套管:起到连接各侧引线、 绝缘套管 引出线的作用。套管中注有变压器油, 引出线的作用。套管中注有变压器油,不与 变压器本体油箱导通。 变压器本体油箱导通。 1.2.9调压装置(分接开关):是调整电压 调压装置(分接开关):是调整电压 调压装置 ): 的装置。 的装置。就是用调整一次绕组的匝数在小范 围内改变二次电压的输出的装置。 围内改变二次电压的输出的装置。增加一次 侧匝数,二次侧电压减小,反之,则增高。 侧匝数,二次侧电压减小,反之,则增高。 又可分为无载调压和有载调压两种。 又可分为无载调压和有载调压两种。

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1.2.10瓦斯继电器:是变压器的主要保护, 瓦斯继电器:是变压器的主要保护, 瓦斯继电器 当内部故障时,瓦斯继电器动作跳开关。 当内部故障时,瓦斯继电器动作跳开关。 1.2.11温度计:监视主变的油温 温度计: 温度计 1.3主变的巡视检查项目 1.3主变的巡视检查项目 1.3.1检查油枕和充油套管的油位、油色是否正 检查油枕和充油套管的油位、
常,器身及套管有无渗油、漏油现象。(油枕油 器身及套管有无渗油、漏油现象。(油枕油 。( 位表0 10数字是浮球的位置的最大和最小位 位表0~10数字是浮球的位置的最大和最小位 移的等分度, 位高低的等分度, 移的等分度,不是油 位高低的等分度,根据气候 的变化其指示应在“ 以上, 的变化其指示应在“1”以上,可参照现场曲线 当油位低于零时发出报警信号) ,当油位低于零时发出报警信号)

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1.3.2根据温度表指示检查变压器上层油温是否
正常。(应根据当时的负荷情况 正常。(应根据当时的负荷情况、环境温度及冷 。(应根据当时的负荷情况、 却装置投入的情况等与以往的数据进行比较。 却装置投入的情况等与以往的数据进行比较。例 如上层油温过高,可能是冷却装置运行不正常, 如上层油温过高,可能是冷却装置运行不正常, 也可能是变压器内部有故障) 也可能是变压器内部有故障)

1.3.3检查变压器音响是否正常。变压器在正常 检查变压器音响是否正常。
运行时,内部发出均匀的“嗡嗡” 运行时,内部发出均匀的“嗡嗡”声,如有劈啪 的放电声, 的放电声,则内部有接触不良或绕组绝缘间有击 穿现象。如声音不均匀,应检查系统有无异常、 穿现象。如声音不均匀,应检查系统有无异常、 负荷是否有突然增大。 负荷是否有突然增大。

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1.3.4检查瓷套管,应清洁,无破损、裂纹和打 检查瓷套管,应清洁,无破损、
火放电现象。 火放电现象。

1.3.5检查冷却器运行情况。以强油风冷为例应检 检查冷却器运行情况。
查冷却器组数按规定启用,辅肋冷却器在上层油 查冷却器组数按规定启用, 温为55度时自动开启 度时自动开启, 度时停止 度时停止, 度时发信 温为 度时自动开启,45度时停止,65度时发信 油泵运转应正常,电机无过热, 号。油泵运转应正常,电机无过热,无其它金属 碰撞声,无漏油现象, 碰撞声,无漏油现象,冷却器的油流继电器应指 示在“流动”位置。控制箱内无“回路故障” 示在“流动”位置。控制箱内无“回路故障”信 变压器停用后,冷却器仍应运行1至 小时 小时。 号,变压器停用后,冷却器仍应运行 至2小时。

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1.3.6引线接头接触是否良好,接头接触处经红 引线接头接触是否良好,
外测温测试不应超过70度 外测温测试不应超过 度 。

1.3.7检查呼吸器,油封应正常,呼吸应畅通,硅 检查呼吸器,油封应正常,呼吸应畅通,
胶潮解变色部分不应超过总量有1/2。 胶潮解变色部分不应超过总量有 。

1.3.8减压装置是否完好,有无动作(RD型减压 减压装置是否完好,有无动作(RD (RD型减压
装置在变压器内部故障产生反常的内部压力时, 装置在变压器内部故障产生反常的内部压力时, 破裂板立即破裂, 破裂板立即破裂,排过大压力同时按压缩的弹簧 推出移动杆,并且接触器启动微动开关)。 推出移动杆,并且接触器启动微动开关)。

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1.3.9检查瓦斯继电器与油枕间连接阀门,应打 检查瓦斯继电器与油枕间连接阀门,
开,瓦斯继电器内无气体,且充满油。注意不得 瓦斯继电器内无气体,且充满油。 触动探针,否则会引发事故。 触动探针,否则会引发事故。

1.3.10检查变压器铁芯接地线和外壳接地线,应 检查变压器铁芯接地线和外壳接地线,
良好。 良好。

1.3.11检查有载调压分接开关位置,应正确。操 检查有载调压分接开关位置,应正确。
作机构中机械指示器与受控制室内分接开关位置 指示应一致。 指示应一致。

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1.4变压器运行中的注意事项 变压器运行中的注意事项 1.4.1变压器的运行电压一般不应高于该运行分接
头额定电压的105%,当主变过载1.2倍以上时,禁 ,当主变过载 倍以上时 倍以上时, 头额定电压的 止操作有载开关分接头。 止操作有载开关分接头。

1.4.2变压器正常运行时,上层油温不超过 ℃, 变压器正常运行时,上层油温不超过85℃
若运行中超过85℃,应采取措施启用备用冷却器 若运行中超过 ℃ 或转移负荷,此时变压器的上层油温最高不应超 或转移负荷, 过95℃。 ℃

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1.4.3并列运行的变压器绕组接线组别必须相同
)、阻抗电压 ,电压比相等(允许相差正负0.5%)、阻抗电压 电压比相等(允许相差正负 )、 相等、容量之比不大于3,否则将产生环流, 相等、容量之比不大于 ,否则将产生环流,使 变压器过负载。 变压器过负载。 1.4.4变压器在初次并列运行前必须经过核相,证 变压器在初次并列运行前必须经过核相, 明相位一致方可并列。( 。(两者相序相同才能并列 明相位一致方可并列。(两者相序相同才能并列 否则会造成相间短路。 ,否则会造成相间短路。) 1.4.5变压器强油循环风冷却系统必须具备两路电 一个为备用电源, 源,一个为备用电源,当主电源出现故障失压时 备用电源应自动投入运行。 ,备用电源应自动投入运行。

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1.4..6当冷却器全部失去电源时,变压器的额定 当冷却器全部失去电源时,
负载条件下,允许运行时间为 负载条件下,允许运行时间为20min。若上层油 。 温未达到75℃ 允许油温上升到75℃ 温未达到 ℃时,允许油温上升到 ℃,但切除 冷却器后的最长运行时间不得超过1小时 小时。 冷却器后的最长运行时间不得超过 小时。

1.4.7新安装或大修后的变压器投入运行时,必须 新安装或大修后的变压器投入运行时,
将重瓦斯保护投入跳闸位置。 将重瓦斯保护投入跳闸位置。对于主变压器在运 行中加油或滤油、 行中加油或滤油、净油器投入运行和更换吸湿济 、强油循环装置油路系统进行检修或试验以及瓦 斯保护及其二次回路处工作时, 斯保护及其二次回路处工作时,重瓦斯保护都应 改为动作于信号。 改为动作于信号。

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1.5变压器异常运行及事故处理 变压器异常运行及事故处理 1.5.1变压器运行中发现有任何不正常情况时 如漏 变压器运行中发现有任何不正常情况时(如漏
油、油枕内油面高度不够、发热不正常、音响不 油枕内油面高度不够、发热不正常、 正常),应迅速查明原因,用一切方法将其消除, 正常 ,应迅速查明原因,用一切方法将其消除, 并立即报告调度值班员以及行政领导,将经过情 并立即报告调度值班员以及行政领导, 况记录在运行记录及缺陷记录簿内。 况记录在运行记录及缺陷记录簿内。

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1.5.2变压器有下列情况之一时,应立即停止运行: 变压器有下列情况之一时,应立即停止运行:
1)变压器内部音响明显增大 很不正常,有爆裂声; 变压器内部音响明显增大,很不正常 有爆裂声; 变压器内部音响明显增大 很不正常, 2) 严重漏油或喷油,使油面下降到低于油位计指示 严重漏油或喷油, 限度; 限度; 3) 套管有严重破损和放电现象; 套管有严重破损和放电现象; 4) 变压器冒烟着火; 变压器冒烟着火; 5) 油枕喷油或压力释放阀移动杆推出并喷油、 油枕喷油或压力释放阀移动杆推出并喷油、 喷气; 喷气; 6) 油色有显著变化; 油色有显著变化;

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同时作如下处理: 同时作如下处理: 1)有备用变压器时,应先将备用变压器投入,立 有备用变压器时, 有备用变压器时 应先将备用变压器投入, 即切断故障变压器; 即切断故障变压器; 2)变压器并列运行时 应立即断开故障变压器, 2)变压器并列运行时,应立即断开故障变压器, 变压器并列运行时, 当运行变压器超负荷时, 当运行变压器超负荷时, 遵照事故过负荷的规定 进行处理,必要时采取限负荷措施; 进行处理,必要时采取限负荷措施; 3)变压器分开运行时,应设法 如合环等 将故障 变压器分开运行时, 如合环等) 变压器分开运行时 应设法(如合环等 变压器的负荷转移至非故障变压器运行, 变压器的负荷转移至非故障变压器运行,当运行 变压器超负荷时, 变压器超负荷时,同样遵照事故过负荷的规定进 行处理, 必要时采取限负荷措施; 行处理, 必要时采取限负荷措施;

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4)主变着火时应首先将其各侧所有开关和刀闸断 主变着火时应首先将其各侧所有开关和刀闸断 报告火警组织人员灭火, 开,报告火警组织人员灭火,在可能的情况下打 开放油阀。 开放油阀。此时若是主变顶盖燃烧时应将油放到 低于着火处,若是外壳爆炸则将油放光。 低于着火处,若是外壳爆炸则将油放光。灭火时 应使用干式灭火器,如二氧化碳, ,应使用干式灭火器,如二氧化碳,1211干粉等 干粉等 灭火器,且灭火器操作者应站在上风处, 灭火器,且灭火器操作者应站在上风处,以加强 灭火效果。对于流散于地上的油火, 灭火效果。对于流散于地上的油火,可使用泡沫 灭火器或砂扑灭。灭火过程应遵守“ 灭火器或砂扑灭。灭火过程应遵守“电气设备典 型消防规程的有关规定” 型消防规程的有关规定”。

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1.5.3当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其 当变压器附近的设备着火、
它情况,对变压器构成严重威胁或发生危及变压 它情况, 器安全的故障而变压器的有关保护装置拒动时, 器安全的故障而变压器的有关保护装置拒动时, 应立即将变压器停运。 应立即将变压器停运。

1.5.4变压器温度异常升高 上层油温超过 ℃(强 变压器温度异常升高,上层油温超过 上层油温超过85℃ 强
迫油循环风冷)、 ℃ 自然循环自冷 风冷)或上 自然循环自冷、 迫油循环风冷 、95℃(自然循环自冷、风冷 或上 层油温升高超过制造厂规定应按以下步骤检查处理 1) 检查变压器的负载和冷却介质的温度,并与在 检查变压器的负载和冷却介质的温度, 同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对

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2)检查主变本体、主控室、及调度端温度计指示是 检查主变本体、主控室、 检查主变本体 否正常; 否正常; 3)检查冷却系统是否正常 包括冷却电源是否正常 检查冷却系统是否正常(包括冷却电源是否正常 检查冷却系统是否正常 各散热器阀门是否开启,风扇、 、各散热器阀门是否开启,风扇、油泵工作是否正 或变压器室的通风情况; 常)或变压器室的通风情况; 或变压器室的通风情况 若温度升高的原因是由于冷却系统的故障, 若温度升高的原因是由于冷却系统的故障,则应汇 报检修进行处理, 报检修进行处理,若运行中无法处理应将变压器停 运处理;若不能立即停运处理, 运处理;若不能立即停运处理,则值班人员应汇报 调度降低负载至允许运行温度下的相应容量

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若上述情况均正常,且变压器温度不正常并不断 若上述情况均正常, 上升,则认为变压器已发生内部故障, 上升,则认为变压器已发生内部故障,应立即将 该变压器停运。 该变压器停运。 变压器在各种超额定电流方式下运行, 变压器在各种超额定电流方式下运行,若顶层油 温超过105℃时,应立即降低负载。 温超过 ℃ 应立即降低负载。 1.5.5当发现变压器的油面较当时油温应有的油位 显著降低时,应查明原因,汇报检修公司及时补 显著降低时,应查明原因, 充。运行中进行补油时应将主变重瓦斯保护改接 信号。但当主变大量漏油而使油位迅速下降时, 信号。但当主变大量漏油而使油位迅速下降时, 禁止将瓦斯保护改投信号, 禁止将瓦斯保护改投信号,而必须迅速采取措施 阻止漏油。 ,阻止漏油。

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1.5.6变压器油位因温度上升有可能高出油位指
示极限,经查明不是假油位所致时,则应放油, 示极限,经查明不是假油位所致时,则应放油, 使油位降至与当时油温相对应的高度,以免溢油 以免溢油。 使油位降至与当时油温相对应的高度 以免溢油。

1.5.7铁芯多点接地而接地电流较大时,应汇报检 铁芯多点接地而接地电流较大时,
修安排处理,在缺陷消除前应加强监视。 修安排处理,在缺陷消除前应加强监视。 1.5.8变压器过负荷时,按过负荷的规定执行,并 变压器过负荷时,按过负荷的规定执行, 采取如下措施: 采取如下措施: 1)报告调度值班员,考虑是否减负荷; 报告调度值班员, 报告调度值班员 考虑是否减负荷; 2)投入备用变压器; 投入备用变压器; 投入备用变压器 3)投入所有的冷却器; 投入所有的冷却器; 投入所有的冷却器

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4)变压器温度 油温、绕组温度 超过允许值时, 变压器温度(油温 绕组温度)超过允许值时 超过允许值时, 变压器温度 油温、 应按调度规定的紧急拉负荷序位拉负荷, 应按调度规定的紧急拉负荷序位拉负荷,使负荷 和油温在允许范围内运行; 和油温在允许范围内运行; 5)加强对变压器的监视 5)加强对变压器的监视。 加强对变压器的监视。 1.5.9主变冷却器全停异常规定: 主变冷却器全停异常规定: 主变冷却器全停异常规定 1) 强迫油循环风冷变压器冷却器全停后的跳闸情 况明确如下: 变压器在满负荷下允许运行 分钟, 变压器在满负荷下允许运行20分钟 况明确如下:,变压器在满负荷下允许运行 分钟 分钟后顶层油温未达到75℃ 则允许上升到 如20分钟后顶层油温未达到 ℃,则允许上升到 分钟后顶层油温未达到 75℃ 但在这种状态下运行的最长时间不得超过 个 ℃ 但在这种状态下运行的最长时间不得超过1个 小时。 小时。

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2) 当主变在运行时出现冷却器全停,应征得地调 当主变在运行时出现冷却器全停, 同意解除“冷却器全停跳三侧”压板, 同意解除“冷却器全停跳三侧”压板,然后再进行 检查处理(应检查站用变高、低压熔丝是否熔断, 检查处理(应检查站用变高、低压熔丝是否熔断, 有否缺相运行;冷却器直流控制电源是否失去等) 有否缺相运行;冷却器直流控制电源是否失去等) 。 3) 在此期间应有专人监视主变负荷、温度情况及 在此期间应有专人监视主变负荷、 全停时间,与调度密切联系。 全停时间,与调度密切联系。 1.5.10调压开关操作中发生下列异常情况时应作如 调压开关操作中发生下列异常情况时应作如 下处理: 下处理: 1)操作中发生连动时,应在指示盘出现第二个分接 操作中发生连动时, 操作中发生连动时 位置时立即切断操作电源,如有手摇机构, 位置时立即切断操作电源,如有手摇机构,则手 摇操作到适当分接位置; 摇操作到适当分接位置;

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2)远方电气控制操作时,计数器及分接位置指示 远方电气控制操作时, 远方电气控制操作时 正常, 而电压表和电流表又无相应变化, 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; 切断操作电源,中止操作; 3)分接开关发生拒动 误动; 3)分接开关发生拒动,误动;电压表和电流表变 分接开关发生拒动, 化异常;电动机构或传动机械故障; 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; 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, 变压器安全运行的其它异常情况时, 应禁止或中 止操作; 止操作;

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收集气体时要注意保持电气安全距离, 收集气体时要注意保持电气安全距离,气体检查 应在十分钟内完成。根据气体的颜色、 应在十分钟内完成。根据气体的颜色、是否可燃 及色谱分析判断若气体为空气, 及色谱分析判断若气体为空气,则主变可继续运 行并放出瓦斯继电器内积聚的空气; 行并放出瓦斯继电器内积聚的空气;若判断为内 部故障则应汇报调度将主变退出运行。 部故障则应汇报调度将主变退出运行。 3)主变轻瓦斯动作时禁止进行调压操作。 主变轻瓦斯动作时禁止进行调压操作。 主变轻瓦斯动作时禁止进行调压操作 4)重瓦斯保护动作也应从外部检查及气体检查来判 重瓦斯保护动作也应从外部检查及气体检查来判 断。

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瓦斯气体性质故障原因 气体颜色 黄色 淡灰色 黑或深灰 色 无色 故障特征 木质损坏 绝缘纸或电工纸板 损坏 油因过热闪络而分 解或铁芯故障 空气进入 气体可燃性 不易燃烧 带强烈臭味可 燃 易燃 不可燃

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1.5.12主变保护动作跳闸时,值班人员应查明动 主变保护动作跳闸时,
作的保护装置及动作原因。若属主变内部故障, 作的保护装置及动作原因。若属主变内部故障, 则未经进一步检查和检修处理前,主变不得投入 则未经进一步检查和检修处理前, 运行。若属其他设备故障引起, 运行。若属其他设备故障引起,应把故障设备隔 离或检修后并征得调度同意方可将主变投入运行 。在对外部设备恢复送电前应检查该设备是否有 故障及相应保护是否动作,若有设备故障或保护动 故障及相应保护是否动作 若有设备故障或保护动 作则不得恢复送电;在对外部设备恢复送电时应 作则不得恢复送电; 注意观察是否有异常现象(如系统振荡 失地、 如系统振荡、 注意观察是否有异常现象 如系统振荡、失地、电 压明显降低、电流明显增大、音响、 压明显降低、电流明显增大、音响、相关保护动 作等),若有异常现象则应立即将送电设备断开 若有异常现象则应立即将送电设备断开。 作等 若有异常现象则应立即将送电设备断开。

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1.5.13变压器差动保护动作跳闸 应做如下处理: 变压器差动保护动作跳闸,应做如下处理 变压器差动保护动作跳闸 应做如下处理: 1)检查差动保护所用三 两)侧CT往主变方向范围内设备 检查差动保护所用三(两 侧 往主变方向范围内设备 检查差动保护所用三 上有无放电痕迹,设备附近有无烧熔物以判断是否为区 上有无放电痕迹, 内设备短路故障所引起; 内设备短路故障所引起 2) 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱 直流失地、 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地 直流失地、 人员误动等以判明是否为差动保护二次回路故障引起误 动; 3) 检查是否为差动保护范围外设备短路故障引起误动; 检查是否为差动保护范围外设备短路故障引起误动; 4) 检查是否为差动保护范围外设备短路故障引起差动保 护范围内设备故障导致差动动作; 护范围内设备故障导致差动动作; 若均无发现异常则可判断为主变内部故障, 若均无发现异常则可判断为主变内部故障,此时应立即 报告调度及部门领导。 报告调度及部门领导。

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1.5.14主变高压侧复合电压闭锁过流保护装置是
主变及外部设备的后备保护, 主变及外部设备的后备保护,该段保护一般按主 变额定电流1.44倍整定,该保护所用电流取自开 倍整定, 变额定电流 倍整定 关或套管CT, 关或套管 ,当该保护动作引起主变开关跳闸时 大致可按下列步骤检查及处理: ,大致可按下列步骤检查及处理: 1)检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直 检查有无继电器轴承脱落, 检查有无继电器轴承脱落 二次接线松脱, 流失地、人员误动原因引起误动, 流失地、人员误动原因引起误动,属此情况则在 排除故障后对主变进行试送电; 排除故障后对主变进行试送电

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2)由保护动作前主变负荷及主变各侧的二次电压 由保护动作前主变负荷及主变各侧的二次电压 回路工作状况, 回路工作状况,确定保护是否因电压回路失压同 时主变超载引起误动,属此情况则在排除故障后 时主变超载引起误动, 对主变进行试送电; 对主变进行试送电 3)对主变差动范围内设备作详细检查,若发现有 对主变差动范围内设备作详细检查, 对主变差动范围内设备作详细检查 故障痕迹时, 故障痕迹时,则为主变的差动保护或瓦斯保护拒 应在故障排除后才能恢复送电, 动,应在故障排除后才能恢复送电,在对停电设 备恢复送电时应严格按第10点要求执行 点要求执行; 备恢复送电时应严格按第 点要求执行

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4)对主变差动范围外高压侧 中压侧、低压侧有电 对主变差动范围外高压侧(中压侧 对主变差动范围外高压侧 中压侧、 源者)、中压侧、 源者 、中压侧、低压侧母线及馈线设备作详细检 当外部检查已发现故障点在高压侧(中压侧 中压侧、 查,当外部检查已发现故障点在高压侧 中压侧、 低压侧有电源者)、中压侧、 低压侧有电源者 、中压侧、低压侧母线及馈线设 备上或确认高压侧(中压侧 低压侧有电源者)、 中压侧、 备上或确认高压侧 中压侧、低压侧有电源者 、 中压侧、 中压侧、低压侧有馈线保护动作而相应开关未跳 闸或开关跳闸重合(不 成功造成越级跳闸 成功造成越级跳闸, 闸或开关跳闸重合 不)成功造成越级跳闸,则在 排除故障设备并隔离后,可对主变进行试送电。 排除故障设备并隔离后,可对主变进行试送电。

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1.5.15主变中 低)压侧复合电压闭锁过流保护装置 主变中(低 压侧复合电压闭锁过流保护装置 主变中 是主变中(低 压侧母线及馈线的后备保护 压侧母线及馈线的后备保护, 是主变中 低)压侧母线及馈线的后备保护,当该 保护动作引起主变开关跳闸时, 保护动作引起主变开关跳闸时,大致可按下列步 骤检查及处理: 骤检查及处理: 1)检查是否人员误碰原因引起误动,在确认后可 检查是否人员误碰原因引起误动, 检查是否人员误碰原因引起误动 对主变进行试送电; 对主变进行试送电 2)由保护动作前主变中 低)压负荷及主变各侧的 由保护动作前主变中(低 压负荷及主变各侧的 由保护动作前主变中 二次电压回路工作状况, 二次电压回路工作状况,确定保护是否因电压回 路失压同时主变超载引起误动, 路失压同时主变超载引起误动,属此情况则在排 除故障后对主变进行试送电; 除故障后对主变进行试送电

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3) 对主变中 低)压侧复合电压闭锁过流所用 往 对主变中(低 压侧复合电压闭锁过流所用 压侧复合电压闭锁过流所用CT往 母线方向设备作详细检查, 母线方向设备作详细检查,当外部检查已发现故 障点在中(低 压侧母线及馈线设备上或确认中 压侧母线及馈线设备上或确认中(低 障点在中 低)压侧母线及馈线设备上或确认中 低) 压侧有馈线保护动作而相应开关未跳闸或开关跳 闸重合(不 成功造成越级跳闸 成功造成越级跳闸, 闸重合 不)成功造成越级跳闸,则在排除故障设 备并隔离后,可对主变进行试送电; 备并隔离后,可对主变进行试送电 对中(低 压侧有电源者 还应对主变中(低 压侧复 压侧有电源者, 对中 低)压侧有电源者,还应对主变中 低)压侧复 合电压闭锁过流所用CT往主变方向及高压侧母线 合电压闭锁过流所用 往主变方向及高压侧母线 及设备作详细检查, 及设备作详细检查,检查主变内部及高压母线及 馈线设备是否有故障。 馈线设备是否有故障。

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1.5.16主变低压侧电流速断保护是主变低压侧母线及馈
线出口故障的后备保护, 线出口故障的后备保护,该保护一般按与低压侧线路保 护速断保护配合整定(即定值比线路速断定值高 即定值比线路速断定值高, 护速断保护配合整定 即定值比线路速断定值高,时间比 线路速断保护长),该保护所用电流取自开关CT, 线路速断保护长 ,该保护所用电流取自开关 ,当该 保护动作引起主变开关跳闸时,大致可按下列步骤检查 保护动作引起主变开关跳闸时, 及处理: 及处理: 1)检查是否人员误碰原因引起误动,在确认后可对主变 检查是否人员误碰原因引起误动, 检查是否人员误碰原因引起误动 进行试送电; 进行试送电 2) 对主变低压侧电流速断保护所用 往母线方向设备 对主变低压侧电流速断保护所用CT往母线方向设备 作详细检查,当外部检查已发现故障点在低压侧母线及 作详细检查, 馈线设备上或确认低压侧有馈线保护动作而相应开关未 跳闸或开关跳闸重合(不 成功造成越级跳闸 成功造成越级跳闸, 跳闸或开关跳闸重合 不)成功造成越级跳闸,则在排除 故障设备并隔离后,可对主变进行试送电; 故障设备并隔离后,可对主变进行试送电

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1.5.17 220kV主变 主变220kV侧零序保护动作跳闸处理: 侧零序保护动作跳闸处理: 主变 侧零序保护动作跳闸处理 1.5.17.1 220kV零序方向电流 段:该段保护按不伸出 零序方向电流I段 该段保护按不伸出 零序方向电流 110kV母线整定 即保护范围不超出 母线整定(即保护范围不超出 母线), 母线整定 即保护范围不超出110KV母线 ,方向 母线 指向主变,该保护所用电流取自220开关或套管 开关或套管CT三相 指向主变,该保护所用电流取自220开关或套管CT三相 电流和或220kV中性点 ,该保护动作后应检查: 中性点CT,该保护动作后应检查: 电流和或 中性点 1) 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱, 、人员误动原因引起误动 2) 主变高压、中压线圈、套管及引线、220kV或110kV 主变高压、中压线圈、套管及引线、 或 母线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电; 母线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电 支 持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象; 持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象;

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3) 110kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情 馈线有无保护动作、 馈线有无保护动作 开关跳闸, 况则可能是定值整定有误引起保护误动; 况则可能是定值整定有误引起保护误动; 4)220kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情 馈线有无保护动作、 馈线有无保护动作 开关跳闸, 况则为可能是方向错误引起保护误动。 况则为可能是方向错误引起保护误动。 1.15.17.2 220kV零序电流 段(或220kV零序电流 零序电流I段 或 零序电流 零序电流 II段、220kV方向零序 段(方向取消 :该保护作 方向零序II段 方向取消 方向取消)): 段 方向零序 为主变高压、中压线圈及引线、 为主变高压、中压线圈及引线、220kV及110kV 及 母线、 馈线接地故障的后备保护, 母线、220kV及110k馈线接地故障的后备保护, 及 馈线接地故障的后备保护 该保护所用电流取自220开关或套管 三相电流 开关或套管CT三相电流 该保护所用电流取自 开关或套管 之和或220kV中性点 ,该保护动作后应检查: 之和或 中性点CT,该保护动作后应检查: 中性点

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1) 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱, 失地、 失地、人员误动原因引起误动 2) 主变高压、中压线圈、套管及引线、220kV或 主变高压、中压线圈、套管及引线、 或 110kV母线有无单相接地、两相接地短路故障,严重 母线有无单相接地、 母线有无单相接地 两相接地短路故障, 放电; 支持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象; 放电 支持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象; 3) 220kV 、110kV馈线有无保护动作、开关跳闸。 馈线有无保护动作、 馈线有无保护动作 开关跳闸。 1.5.18 220kV主变 主变110kV侧零序电流保护动作 侧零序电流保护动作 主变 跳闸处理: 跳闸处理:

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1.15.18.1 110kV方向零序 段(或110kV零序方向电流 段 方向零序I段 或 零序方向电流I段 方向零序 零序方向电流 ):该段保护一般按与 线路保护零序电流II段配合整 :该段保护一般按与110kV线路保护零序电流 段配合整 线路保护零序电流 即电流比110kV线路保护零序电流 段大,时间比 线路保护零序电流II段大 定(即电流比 即电流比 线路保护零序电流 段大, 110kV线路保护零序电流 段长 ,方向指向 线路保护零序电流II段长 母线, 线路保护零序电流 段长),方向指向110kV母线, 母线 该保护所用电流取自110kV开关或套管 三相电流和或 开关或套管CT三相电流和或 该保护所用电流取自 开关或套管 110kV中性点 ,该保护动作后应检查: 中性点CT,该保护动作后应检查: 中性点 1) 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、 人员误动原因引起误动 2) 主变高压、中压线圈、套管及引线、220kV或110kV母 主变高压、中压线圈、套管及引线、 或 母 线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电; 线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电 支持瓷 瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象; 瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象;

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3) 110kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则可能 馈线有无保护动作、 馈线有无保护动作 开关跳闸, 是定值整定有误引起保护误动 4)220kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则为可 馈线有无保护动作、 馈线有无保护动作 开关跳闸, 能是方向错误引起保护误动 1.15.18.2 110kV方向零序 段(或110kV零序电流 段、 方向零序II段 或 零序电流II段 方向零序 零序电流 110kV零序方向电流 段、110kV零序过流 段): 该段保护 零序方向电流II段 零序过流I段 零序方向电流 零序过流 一般按与110kV线路保护零序电流Ⅳ段配合整定 即电流 线路保护零序电流Ⅳ 一般按与 线路保护零序电流 段配合整定(即电流 线路保护零序电流Ⅳ 比110kV线路保护零序电流Ⅳ段大,时间比 线路保护零序电流 段大,时间比110kV线路 线路 保护零序电流Ⅳ段长),方向指向110kV母线,该保护所 母线, 保护零序电流Ⅳ段长 ,方向指向 母线 用电流取自110kV开关或套管 三相电流和或 开关或套管CT三相电流和或 用电流取自 开关或套管 三相电流和或110kV中 中 性点CT,该保护动作后应检查: 性点 ,该保护动作后应检查:

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1) 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱, 流失地、 流失地、人员误动原因引起误动 2) 主变高压、中压线圈、套管及引线、220kV或 主变高压、中压线圈、套管及引线、 或 110kV母线有无单相接地、两相接地短路故障,严 母线有无单相接地、 母线有无单相接地 两相接地短路故障, 重放电; 重放电 支持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象 ; 3) 110kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况 馈线有无保护动作、 馈线有无保护动作 开关跳闸, 则可能是定值整定有误引起保护误动 4)220kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况 馈线有无保护动作、 馈线有无保护动作 开关跳闸, 则为可能是方向错误引起保护误动

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1.15.19110kV主变 主变110kV零序电流保护 零序电流保护(110kV侧 主变 零序电流保护 侧 零序电流电压保护、 零序过流、 零序电流电压保护、110kV零序过流、110kV零序 零序过流 零序 过流I段 零序过流II段、、110kV零序电流 零序电流I 过流 段、110kV零序过流 段、、 零序过流 零序电流 段、110kV零序电流 段) : 零序电流II段 零序电流 该保护作为主变高压线圈及引线、 母线、 该保护作为主变高压线圈及引线、110kV母线、 母线 110k馈线接地故障的后备保护,该保护所用电流 馈线接地故障的后备保护, 馈线接地故障的后备保护 取自开关或套管CT三相电流之和或中性点 三相电流之和或中性点CT, 取自开关或套管 三相电流之和或中性点 ,该 保护动作后应检查: 保护动作后应检查:

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1) 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱, 流失地、 流失地、人员误动原因引起误动 2) 主变高压线圈、套管及引线、110kV母线有无单 主变高压线圈、套管及引线、 母线有无单 相接地、两相接地短路故障,严重放电; 支持瓷瓶 相接地、两相接地短路故障,严重放电 和悬式瓷瓶有无破损和放电现象; 和悬式瓷瓶有无破损和放电现象; 3) 110kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况 馈线有无保护动作、 馈线有无保护动作 开关跳闸, 则可能是定值整定有误、 则可能是定值整定有误、110kV馈线开关或保护拒 馈线开关或保护拒 动引起误动

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1.15.20间隙电流电压保护 零序电压零 序电流保 间隙电流电压保护(零序电压零 间隙电流电压保护 护): : 间隙电流保护电流引自主变中性点间隙CT, 间隙电流保护电流引自主变中性点间隙 ,间隙 电压保护引自母线PT开口三角电压 开口三角电压, 电压保护引自母线 开口三角电压,当系统发生 接地故障时,在放电间隙放电时有零序电流, 接地故障时,在放电间隙放电时有零序电流,则使 设在放电间隙接地一端的专用电流互感器的零序电 流继电器动作;若放电间隙不放电, 流继电器动作;若放电间隙不放电,则利用零序电 压继电器动作。二者并联使用, 压继电器动作。二者并联使用,以保证发生间歇性 弧光接地时,间隙保护可靠动作。 弧光接地时,间隙保护可靠动作。该保护动作后应 检查: 检查:

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1) 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱, 检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱, 直流失地、 直流失地、人员误动原因引起误动 2) 主变本体套管及引线、母线有无单相接地、 主变本体套管及引线、母线有无单相接地、 两相接地短路故障,严重放电; 两相接地短路故障,严重放电 支持瓷瓶和悬式 瓷瓶有无破损和放电现象; 瓷瓶有无破损和放电现象; 3) 220kV或 110kV馈线有无保护动作、开关跳 馈线有无保护动作、 或 馈线有无保护动作 闸,属此情况则可能是馈线开关或保护拒动引 起误动; 起误动; 4)询问调度有无系统故障引起过电压。 询问调度有无系统故障引起过电压。 询问调度有无系统故障引起过电压

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2、断路器 、
2.1断路器的定义:能开断、关合和承载运行线路的正 断路器的定义:能开断、 断路器的定义 常电流,并能在规定时间内承载、 常电流,并能在规定时间内承载、关合和开断规定的异 常电流(如短路电流)的电器设备,通常也称为开关。 常电流(如短路电流)的电器设备,通常也称为开关。 2.2高压断路器的典型结构和各部件作用: 高压断路器的典型结构和各部件作用: 高压断路器的典型结构和各部件作用 开断元件:是断路器用来进行关合、 开断元件:是断路器用来进行关合、开断电路的执行 元件,它包括触头、导电部分及灭弧室等。 元件,它包括触头、导电部分及灭弧室等。 操动机构:触头的分合动作是靠操动机构来带动的。 操动机构:触头的分合动作是靠操动机构来带动的。 绝缘支柱:开断元件放在绝缘支柱上, 绝缘支柱:开断元件放在绝缘支柱上,使处在高电位 的触头及导电部分与地电位部分绝缘。 的触头及导电部分与地电位部分绝缘。 基座:绝缘支柱则安装在基座上。 基座:绝缘支柱则安装在基座上。

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2.3断路器的巡视检查内容 断路器的巡视检查内容 2.3.1. 断路器的正常及特殊巡视内容 1)油位和油色检查:油断路器在运行中,它的油面 )油位和油色检查:油断路器在运行中, 位置随温度的变化而变化, 位置随温度的变化而变化,但应保持在监视线之间 检查油断路器的油色应透明且无碳黑悬浮物。 。检查油断路器的油色应透明且无碳黑悬浮物。 2)检查断路器各部位无渗漏油现象,放油阀应关闭 )检查断路器各部位无渗漏油现象, 紧密。 紧密。 3)检查断路器应无放电和其它异常声音。 )检查断路器应无放电和其它异常声音。 4)多油式断路器外壳温度与环境温度相比无较大之 ) 差异,内部应无异常声响。防爆膜应完好, 差异,内部应无异常声响。防爆膜应完好,外壳接 地应可靠。 地应可靠。

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2.3.2 SF6断路器的正常巡视检查内容 断路器的正常巡视检查内容 1)检查环境温度,若温度下降超过允许范围, 检查环境温度, 检查环境温度 若温度下降超过允许范围, 应启用加热器,防止SF6气体液化。 气体液化。 应启用加热器,防止 气体液化 2)检查 检查SF6气体压力,应正常,其压力一般 气体压力, 检查 气体压力 应正常, 为0.4-0.6Mpa(20°C)。 ( ° )。 3)检查断路器各部分通道有无异常(漏气声 检查断路器各部分通道有无异常( 检查断路器各部分通道有无异常 振动声)及异味, 、振动声)及异味,通道连接头是否正常 。 4)检查其绝缘套管,应无裂纹,无放电痕迹 检查其绝缘套管, 检查其绝缘套管 应无裂纹, 和脏污现象。 和脏污现象。 5)检查接头接触处有无过热现象,引线弛度适 检查接头接触处有无过热现象, 检查接头接触处有无过热现象 中。

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2.3.3 空气断路器的正常巡视检查内容 1)检查压缩空气的压力是否正常,空气断路器储气筒 检查压缩空气的压力是否正常, 检查压缩空气的压力是否正常 气压是否保持在20±0.05MPa气压范围内,若超 气压是否保持在 ± 气压范围内, 气压范围内 过允许气压范围,则应及时调整减压阀开度, 过允许气压范围,则应及时调整减压阀开度,使其 达到允许工作压力,因为工作气压过低, 达到允许工作压力,因为工作气压过低,将降低断 路器的灭弧能力,工作气压过高, 路器的灭弧能力,工作气压过高,将使断路器的机 械寿命缩短。 械寿命缩短。 2)空气系统的阀门、法兰、通道及贮气筒的放气螺丝 空气系统的阀门、法兰、 空气系统的阀门 等处应无明显漏气。 等处应无明显漏气。 3)检查断路器的环境温度,应不低于 °C,否则应投 检查断路器的环境温度, 检查断路器的环境温度 应不低于5° , 入加热器。 入加热器。 4)检查充入断路器内的压缩空气的质量是否合格,要 检查充入断路器内的压缩空气的质量是否合格, 检查充入断路器内的压缩空气的质量是否合格 求其最大相对湿度应不大于70%。 求其最大相对湿度应不大于 。

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5)检查各接头接触处接触是否良好,有无过热现象。 检查各接头接触处接触是否良好,有无过热现象。 检查各接头接触处接触是否良好 6)检查瓷套管有无放电痕迹和脏污现象。 检查瓷套管有无放电痕迹和脏污现象。 检查瓷套管有无放电痕迹和脏污现象 7)检查绝缘拉杆,应完整无断裂现象。 检查绝缘拉杆, 检查绝缘拉杆 应完整无断裂现象。 8)检查空压垫及其管路系统的运行,应符合正常运行 检查空压垫及其管路系统的运行, 检查空压垫及其管路系统的运行 方式,空压机运转时应正常,无其它异常的声音。 方式,空压机运转时应正常,无其它异常的声音。 2.3.4真空断路器的正常检查内容 真空断路器的正常检查内容 1)检查绝缘瓷柱有无破裂损坏、放电痕迹和脏污现象。 检查绝缘瓷柱有无破裂损坏、 检查绝缘瓷柱有无破裂损坏 放电痕迹和脏污现象。 2)检查绝缘拉杆,应完整无断裂现象,各连杆应无弯曲 检查绝缘拉杆, 检查绝缘拉杆 应完整无断裂现象, 现象,开关在合闸状态时,弹簧应在储能状态。 现象,开关在合闸状态时,弹簧应在储能状态。 3)检查接头接触处有无过热现象,引线弛度是否适中。 检查接头接触处有无过热现象, 检查接头接触处有无过热现象 引线弛度是否适中。 4)检查分、合闸位置指示是否正确,并与当时实际运行 检查分、合闸位置指示是否正确, 检查分 情况相符合。 情况相符合。

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2.3.5操动机构的正常巡视内容和要求 操动机构的正常巡视内容和要求 1)检查机构箱门,应关好,断路器的实际位置与机械指 检查机构箱门, 检查机构箱门 应关好, 示器及红绿灯指示应相符。 示器及红绿灯指示应相符。电磁式操动机构还应检查 合闸熔断器是否完好。 合闸熔断器是否完好。 2)对于液压式操动机构,检查压力表指示,应在规定的 对于液压式操动机构, 对于液压式操动机构 检查压力表指示, 范围,外部通道应无漏油、漏气现象, 范围,外部通道应无漏油、漏气现象,电机电源回路 应完好,油泵启动次数应在规定的范围内。 应完好,油泵启动次数应在规定的范围内。 3)电磁式操动机构应检查直流合闸母线电压,其值应符 电磁式操动机构应检查直流合闸母线电压, 电磁式操动机构应检查直流合闸母线电压 合要求,当合闸线圈通电流时, 合要求,当合闸线圈通电流时,其端子的电压应不低 于额定电压的80%,最高不得高于额定电压的 于额定电压的 ,最高不得高于额定电压的110% 合闸线圈及合闸接触器线圈应完好, 。分、合闸线圈及合闸接触器线圈应完好,无冒烟和 异味。 异味。

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6)严禁对运行中的高压断路器施行慢合慢分试验。 严禁对运行中的高压断路器施行慢合慢分试验。 严禁对运行中的高压断路器施行慢合慢分试验 7)断路器在事故跳闸后,应进行全面,详细的检查。对 断路器在事故跳闸后, 断路器在事故跳闸后 应进行全面,详细的检查。 切除知路电流跳闸次数达到一定数值的高压断路器 应视具体情况,根据部颁“ ,应视具体情况,根据部颁“高压断路器 检修工艺 导则” 财期要求进行临检。 导则”制定的临时性检修 财期要求进行临检。未能 停用重合闸。对于SF6断路器 及时停电检修 时申请 停用重合闸。对于 断路器 和真空断路器应视故障程度和现场运行发表文章中来 决定是否进行临检。 决定是否进行临检。 8)断路器 无论是什么类型的操动机构均应经常保持足够 断路器 的操作能源。 的操作能源。

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4)弹簧式操动机构应检查其弹簧状况,当其在分闸状态 弹簧式操动机构应检查其弹簧状况, 弹簧式操动机构应检查其弹簧状况 合闸弹簧应储能。 时,合闸弹簧应储能。 5)根据环境气温投退机构箱中的加热器或干燥灯。 根据环境气温投退机构箱中的加热器或干燥灯。 根据环境气温投退机构箱中的加热器或干燥灯 2.4高压断路器的运行注意事项: 高压断路器的运行注意事项: 高压断路器的运行注意事项 1)各类型高压断路器,允许其按额定电压和额定电流 )各类型高压断路器, 长期运行。 长期运行。 2)断路器的负荷电流一般不应超过其额定值。 )断路器的负荷电流一般不应超过其额定值。 3)断路器安装地点的系统短跑容量不应大于其铭牌规 ) 定的开断容量。 定的开断容量。 4)严禁将拒绝跳闸的断路器投入运行。 )严禁将拒绝跳闸的断路器投入运行。 5)断路器跳闸后,若发现绿灯不亮而红灯已熄灭,应 )断路器跳闸后,若发现绿灯不亮而红灯已熄灭, 即刻取下断路器的控制熔断器,以防跳闸线圈烧毁。 即刻取下断路器的控制熔断器,以防跳闸线圈烧毁。

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2.5断路器异常运行的分析处理: 断路器异常运行的分析处理: 断路器异常运行的分析处理 A)响声不正常 ) 运行中的断路器响声不正常, 运行中的断路器响声不正常,可能出现了以下异 常情况:( :(1)套管和支持瓷瓶严重破损和连接放电; 常情况:( )套管和支持瓷瓶严重破损和连接放电; ;(3) (2)套管内或油箱内有起泡声和放电声;( )二次 )套管内或油箱内有起泡声和放电声;( 接线接触不良出现放电声或着火现象;( ;(4) 接线接触不良出现放电声或着火现象;( )电气连接 部位烧红变色而出现放电等;出现以上情况, 部位烧红变色而出现放电等;出现以上情况,运行人 员应视其故障程度,判断其准确部位, 员应视其故障程度,判断其准确部位,并及时汇报调 度。

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B)接触发热 ) 断路器会因开断容量不足、过负荷、 断路器会因开断容量不足、过负荷、切除大电流故障 和因机构原因合闸不到位等, 和因机构原因合闸不到位等,引起动静触头接触不良 发热,同时断路器引线也会因接触面氧化, 发热,同时断路器引线也会因接触面氧化,连接螺丝 松动而发热。因此, 松动而发热。因此,出现上述情况应向调度申请转移 负荷和停电处理。同时, 负荷和停电处理。同时,对油断路器应控制其允许遮 断次数。 断次数。 C)严重渗漏油、漏气 )严重渗漏油、 运行中的断路器会因其部件密封不良和密封件老化而 出现大量漏油、漏气。 出现大量漏油、漏气。此时应汇报调度申请转移负荷 和停电处理。 和停电处理。

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D)内部其它故障 ) (1)本体内部故障: )本体内部故障: a、断路器中间机构连板弯曲,可能是因为缓冲机构的缓 、断路器中间机构连板弯曲, 冲效果不好或失灵所至,影响断路器正常分闸, 冲效果不好或失灵所至,影响断路器正常分闸,应停 电处理; 电处理; b、断路器本体内漏油、漏气等,应及时停电处理。 、断路器本体内漏油、漏气等,应及时停电处理。 (2)操作机构故障: )操作机构故障: a、液压操作机构油泵起动频繁,可能是因为管路接头有 、液压操作机构油泵起动频繁, 渗漏油;储压筒的活塞杆密封不严; 渗漏油;储压筒的活塞杆密封不严;一、二级阀密封 不严,从泄油孔中渗油; 不严,从泄油孔中渗油;高压放油阀关闭不严以及工 作缸活塞杆密封圈不好等引起, 作缸活塞杆密封圈不好等引起,应根据实际情况停电 处理; 处理;

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b、液压机构压力异常升高或异常降低。压力异常升高主 、液压机构压力异常升高或异常降低。 要是因为:储能筒的活塞密封圈或筒壁磨损, 要是因为:储能筒的活塞密封圈或筒壁磨损,致使液 压油进入氮气中;控制停泵的微动开关失灵, 压油进入氮气中;控制停泵的微动开关失灵,使电机 在储压筒活塞到达规定位置时未停止; 在储压筒活塞到达规定位置时未停止;压力表停止指 中间继电器触点“粘住”断不开等。 示;中间继电器触点“粘住”断不开等。压力异常降 低主要原因因温度变化处, 低主要原因因温度变化处,主要是由于机构内部漏油 或漏氮引起。 或漏氮引起。对于液压机构压力异常升高或异常降低 的情况应做好安全措施进行处理。 的情况应做好安全措施进行处理。对压力异常降低的 情况,不得随意停断路器, 情况,不得随意停断路器,应在压力建立起额定油压 方可操作,或采用旁路断路器代运行, 方可操作,或采用旁路断路器代运行,进行限于液压 机构范围内的工作处理; 机构范围内的工作处理;

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c、弹簧机构故障一般表现为:离合器在弹簧能量释放后 、弹簧机构故障一般表现为: 不闭合,储能完毕后离合器分不开; 不闭合,储能完毕后离合器分不开;储能电机轴或手 摇储能轴弯曲;储能电机拒绝启动等。 摇储能轴弯曲;储能电机拒绝启动等。此时应检查合 闸弹簧及电机电源回路等,并根据实际情况停电处理; 闸弹簧及电机电源回路等,并根据实际情况停电处理 d、电磁操作机构分合闸失灵的故障现象较为普遍,如合 、电磁操作机构分合闸失灵的故障现象较为普遍, 闸熔丝熔断、断路器辅助触点转换不到位或接触不良 闸熔丝熔断、 、分合闸线圈当为两个串接时极性反接或断线短路等 应根据实际情况停电处理; 。应根据实际情况停电处理; e、气动操作机构不能正常分合闸的原因可能为:控制线 、气动操作机构不能正常分合闸的原因可能为: 断线、接线端子松动、 断线、接线端子松动、断路器辅助接点转换不到位或 接触不良、分合闸线圈中的两个极性接反、 接触不良、分合闸线圈中的两个极性接反、气压不足 应根据实际情况停电处理。 等。应根据实际情况停电处理。

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3、隔离开关 、
3.1隔离开关的概念:又名隔离刀闸是高压开关的一种 隔离开关的概念: 隔离开关的概念 。它与断路器最根本的区别在于它没有专用的灭弧装置 因此不能用来切断负荷电流和短路电流, ,因此不能用来切断负荷电流和短路电流,但它具有明 显的电路断开点。使用时应与断路器配合, 显的电路断开点。使用时应与断路器配合,只有断路器 械断开后才能进行操作。 械断开后才能进行操作。 3.2隔离开关的基本结构: 隔离开关的基本结构: 隔离开关的基本结构 3.2.1接线端。连接母线或设备。 接线端。 接线端 连接母线或设备。 3.2.2触头。有动静触头或两个可动的触头刀闸。 触头。 触头 有动静触头或两个可动的触头刀闸。 3.2.3绝缘子。有支持绝缘子、操作绝缘子 绝缘子。 绝缘子 有支持绝缘子、

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3.2.4传动机构。接受操动机构的力,用拐臂、连杆、轴 传动机构。接受操动机构的力,用拐臂、连杆、 传动机构 齿轮、操作绝缘子等传给触头,实现分合闸。 齿轮、操作绝缘子等传给触头,实现分合闸。 3.2.5操动机构。通过传动装置,控制刀闸分、合闸并供 操动机构。 操动机构 通过传动装置,控制刀闸分、 给操动力 3.2.6支持底座。将上述各部件组合固定。 支持底座。 支持底座 将上述各部件组合固定。 3.3隔离开关的运行注意事项: 隔离开关的运行注意事项: 隔离开关的运行注意事项 1、正常情况下,隔离开关不允许超过额定参数运行,运 、正常情况下,隔离开关不允许超过额定参数运行, 行时,隔离开关的温度不宣超过70度 行时,隔离开关的温度不宣超过 度,若发现隔离开关 的温度超过70度时 应做好记录度及时汇报部门处理, 度时, 的温度超过 度时,应做好记录度及时汇报部门处理, 并加强对该隔离开关的运行巡视。 并加强对该隔离开关的运行巡视。

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2、隔离开关和接地隔离开关的电动操作机构的交流电源 、 空气开关在正常运行中应断开, 空气开关在正常运行中应断开,以防在运行中自行分 合闸。 、合闸。 3、电动隔离开关禁止直接按动接触器进行电动操作。 、电动隔离开关禁止直接按动接触器进行电动操作。 4、隔离开关操作过程中,如发现顶卡、动触头不能插入 、隔离开关操作过程中,如发现顶卡、 静触头等现象,应将隔离开关恢复至原来状态, 静触头等现象,应将隔离开关恢复至原来状态,待故 障消除后再继续操作。 障消除后再继续操作。 5、误合、误拉隔离开关时,不允许把已误合或误拉的隔 、误合、误拉隔离开关时, 离开关再次拉开或合上,应向调度值班员汇报, 离开关再次拉开或合上,应向调度值班员汇报,按其 命令处理。 命令处理。 6、隔离开关操作完成后,应检查其辅助接点切换是否可 、隔离开关操作完成后, 正确,微机监控及相关保护指示是否正确。 靠、正确,微机监控及相关保护指示是否正确。

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3.4隔离开关的正常巡视项目: 隔离开关的正常巡视项目: 隔离开关的正常巡视项目 3.4.1瓷瓶应清洁完整,无破损及放电现象。 瓷瓶应清洁完整, 瓷瓶应清洁完整 无破损及放电现象。 3.4.2引线无松动、严重摆动或烧伤、断股现象。 引线无松动、 引线无松动 严重摆动或烧伤、断股现象。 3.4.3操作机构箱、端子箱和辅助接点盒应密封良好,能 操作机构箱、端子箱和辅助接点盒应密封良好, 操作机构箱 防雨防潮。 防雨防潮。 3.4.4大风天气,引线有无剧烈摆动,上面有无挂落物, 大风天气, 大风天气 引线有无剧烈摆动,上面有无挂落物, 财围有无可能被刮起的杂物。 财围有无可能被刮起的杂物。

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4电压互感器 电压互感器
4.1电压互感器的概念:将高电压按比例转换成较低的 电压互感器的概念: 电压互感器的概念 电压后,再连接到仪表或继电器中去, 电压后,再连接到仪表或继电器中去,这种转换的设备 叫电压互感器, 表示。( 叫电压互感器,用TV表示。(专门用作变换电压的特种 表示。(专门用作变换电压的特种 变压器) 变压器) 4.2电压互感器的巡视检查项目: 电压互感器的巡视检查项目: 电压互感器的巡视检查项目 a)电压互感器瓷瓶是否清洁、完整,有无损坏及裂纹, 电压互感器瓷瓶是否清洁、 电压互感器瓷瓶是否清洁 完整,有无损坏及裂纹, 有无放电现象。 有无放电现象。 b)电压互感器的油位、油色是否正常,有无漏油现象, 电压互感器的油位、 电压互感器的油位 油色是否正常,有无漏油现象, 硅胶变色部分是否超过1/2。若油位看不清楚, 硅胶变色部分是否超过 。若油位看不清楚,应查 明原因。 明原因。

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c)电压互感器内部声音是否正常。 电压互感器内部声音是否正常。 电压互感器内部声音是否正常 d)高压侧引线的两端接头连接是否良好,有无过热,二 高压侧引线的两端接头连接是否良好, 高压侧引线的两端接头连接是否良好 有无过热, 次回路的电缆及导线有无损伤, 次回路的电缆及导线有无损伤,高压熔断器限流电阻 及断线保护用电容器是否完好。 及断线保护用电容器是否完好。 e)电压互感器的二次侧和外壳接地是否良好。二次出线 电压互感器的二次侧和外壳接地是否良好。 电压互感器的二次侧和外壳接地是否良好 的端子箱的门是否关好。 的端子箱的门是否关好。 f)检查 型波纹金属膨胀器或微正压装置的运行状况, 检查PB型波纹金属膨胀器或微正压装置的运行状况 检查 型波纹金属膨胀器或微正压装置的运行状况, 一般情况下, 一般情况下,其油位窥视口内红色导向油位指示应在 +20摄示度上下。若油位突然上升至最高点,则可能 摄示度上下。 摄示度上下 若油位突然上升至最高点, 是电压互感器内部故障,若油位急剧下降, 是电压互感器内部故障,若油位急剧下降,可能是电 压互感器渗漏油所致, 压互感器渗漏油所致,此时应加强监视并向调度汇报 申请处理 g)检查端子箱是否清洁、受潮。 检查端子箱是否清洁、 检查端子箱是否清洁 受潮。

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4.3电压互感器运行中的注意事项: 电压互感器运行中的注意事项: 电压互感器运行中的注意事项 a)电压互感器在额定容量下允许长期运行。60KV及以 )电压互感器在额定容量下允许长期运行。 及以 下的电压互感器,其一侧都应装熔断器, 下的电压互感器,其一侧都应装熔断器,以避免互 感器出现故障时使事故扩大。对于110KV及以上电 感器出现故障时使事故扩大。对于 及以上电 压互感器,一次侧一般不装设熔断器, 压互感器,一次侧一般不装设熔断器,因为这一类 互感器采用单相串级式,绝缘强度高, 互感器采用单相串级式,绝缘强度高,发生事故的 可能性比较小,又因为110KV及以上系统,中性点 及以上系统, 可能性比较小,又因为 及以上系统 一般采用直接接地,接地故障时,瞬即跳闸, 一般采用直接接地,接地故障时,瞬即跳闸,不会 过电压运行;同时,在这样的电压级电网中, 过电压运行;同时,在这样的电压级电网中,熔断 器的断流容量亦很难满足要求。 器的断流容量亦很难满足要求。 在电压互器的二次侧装设熔断器或低压断路器, 在电压互器的二次侧装设熔断器或低压断路器,当电压 互感器的二次侧及回路发生故障时, 互感器的二次侧及回路发生故障时,使之能快速熔 断或切断, 断或切断,以保证电压互感器不遭受损坏及不造成 保护误动。运行中不得造成二次侧短路。 保护误动。运行中不得造成二次侧短路。

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b)电压互感器运行电压不超过其额定电压的110%(宜 )电压互感器运行电压不超过其额定电压的 ( 不超过105%)。 不超过 )。 c)在运行中,如需要在电压互感器的本体上或其底座 )在运行中, 上进行工作,不仅要把其一次侧断开, 上进行工作,不仅要把其一次侧断开,而且还要在 其二次侧有明显的断开点。 其二次侧有明显的断开点。这样做的目的是避免可 能从其它电压互感器向停电的二次回路充电, 能从其它电压互感器向停电的二次回路充电,在一 次侧感应产生高电压,造成危险。 次侧感应产生高电压,造成危险。这里之所以强调 要有明显的断开点,主要是确保安全。 要有明显的断开点,主要是确保安全。如果只是通 过低压断路器或隔离开关的辅助触点来断开电压互 感器的二次回路,而没有明显的断开点, 感器的二次回路,而没有明显的断开点,是不够安 全的。 全的。

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d)浸式电压互感器应装设油位计和呼吸器,以监视油 )浸式电压互感器应装设油位计和呼吸器, 位及减少油受空气中水分和杂质的影响。 位及减少油受空气中水分和杂质的影响。凡新装的 110KV及以上的油浸式电压互感器,都应采用全密 及以上的油浸式电压互感器, 及以上的油浸式电压互感器 封式或带微正压的金属膨胀器,凡有渗漏油的, 封式或带微正压的金属膨胀器,凡有渗漏油的,应 及时处理或更换。 及时处理或更换。 e)高压侧熔断器的额定电流值(一般 )高压侧熔断器的额定电流值(一般10KV 为0.5A) ) 和遮断容量应当足够; 和遮断容量应当足够;其二次输出串有与其隔离开 关同时开合的辅助触点,该触点应良好; 关同时开合的辅助触点,该触点应良好;二次熔丝 的额定电流应大于负荷电流的1.5倍,如表计回路没 的额定电流应大于负荷电流的 倍 有熔丝, 有熔丝,二次熔丝的熔断时间应足够小于保护的动 作时间。 作时间。

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4.4电压互感器异常运行及事故处理: 电压互感器异常运行及事故处理: 电压互感器异常运行及事故处理 1)电压互感器响声常,出现劈啪声或其它噪声则说明 )电压互感器响声常, 内部故障,应立即停用故障电压互感器。 内部故障,应立即停用故障电压互感器。 2)电压互感器内发生臭味或冒烟,说明其连接部位松 )电压互感器内发生臭味或冒烟, 动或电压互感器高压侧绝缘损伤等。 动或电压互感器高压侧绝缘损伤等。 3)绕组与外壳之间或引线之间有火花放电,说明绕组 )绕组与外壳之间或引线之间有火花放电, 内部绝缘损坏或连接部位接触不良。 内部绝缘损坏或连接部位接触不良。 4)电压互感器因内部故障过热(如匝间短路、铁芯短 )电压互感器因内部故障过热(如匝间短路、 产生高温,使其油位急剧上升, 路)产生高温,使其油位急剧上升,并由于膨胀作用 产生漏油,或因密封件老化而引起严重漏油故障时, 产生漏油,或因密封件老化而引起严重漏油故障时, 禁 止使用隔离开关或取下高压熔断器等方法停用故 障的电压互感器, 障的电压互感器,应采用由高压断路器切断故障互感 器所处母线的方式停用故障电压互感器。 器所处母线的方式停用故障电压互感器。

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5、电流互感器 、
5.1电流互感器的概念:把大电流按规定比例转换为小 电流互感器的概念: 电流互感器的概念 电流的电气设备(专门用作变换电流的特种变压器), 电流的电气设备(专门用作变换电流的特种变压器), 通常用TA表示 表示。 通常用 表示。其作用是将大电流按一定比例转换为小 电流,提供给各种仪表、 及自动装置用, 电流,提供给各种仪表、继电保护 及自动装置用,并将 二次系统与高电压隔离。( 。(电流互感器一次绕组匝数很 二次系统与高电压隔离。(电流互感器一次绕组匝数很 并且串联在被测电路中,因此, 少,并且串联在被测电路中,因此,一次绕组的电流是 被测电路的负荷电流,而与二次负荷电流无关, 被测电路的负荷电流,而与二次负荷电流无关,所以电 流互感器能测量一次电流,且有一定的闪确度。 流互感器能测量一次电流,且有一定的闪确度。电流互 感器二次回路所接负荷(仪表、继电器等) 感器二次回路所接负荷(仪表、继电器等)的电流线圈 阻抗很小, 阻抗很小,所以正常运行中电流互感器在接近于短路状 态下工作,这是它与变压器的主要区别。 态下工作,这是它与变压器的主要区别。)

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5.2电流互感器的巡视检查项目: 电流互感器的巡视检查项目: 电流互感器的巡视检查项目 1)瓷套管是否清洁,有无破损裂纹和放电痕迹。 瓷套管是否清洁,有无破损裂纹和放电痕迹。 瓷套管是否清洁 2)油色是否正常,油位是否适中,有无突然升高、降低 油色是否正常, 油色是否正常 油位是否适中,有无突然升高、 现象。 现象。 3)连接处接触是否良好 压接螺丝有无松动, 3)连接处接触是否良好,压接螺丝有无松动,过热及放 连接处接触是否良好, 电现象。 电现象。 4)有无渗、漏油现象 有无渗、 有无渗 5)检查金属波纹片式膨胀器运行状况。 检查金属波纹片式膨胀器运行状况。 检查金属波纹片式膨胀器运行状况 6)端子箱是否清洁、受潮,二次端子是否接触良好,有 端子箱是否清洁、 端子箱是否清洁 受潮,二次端子是否接触良好, 无开路、 无开路、放电或打火现象 7)有无不正常声音和异常气味。 有无不正常声音和异常气味。 有无不正常声音和异常气味 8)接地线是否良好,有无松动及断裂现象。 接地线是否良好,有无松动及断裂现象。 接地线是否良好

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5.3电流互感器运行中的注意事项: 电流互感器运行中的注意事项: 电流互感器运行中的注意事项 1)电流互感器的二次回路在运行中,不得开路,其中性点 电流互感器的二次回路在运行中, 电流互感器的二次回路在运行中 不得开路, 应可靠接地,否则会出现高压,危害人员和设备.( 应可靠接地,否则会出现高压,危害人员和设备.( 因为电流互感器正常工作时, 因为电流互感器正常工作时,互感器工作在短路状态 所以在二次绕组中产生的电势也不大, ,所以在二次绕组中产生的电势也不大,这表明电流 时铁芯内的主磁通量是很小的, 互感器政正常工作 时铁芯内的主磁通量是很小的,当 二次绕组开路后,相当于负载阻抗变为无穷大, 二次绕组开路后,相当于负载阻抗变为无穷大,二次 电流及二次去磁的磁势均为零, 电流及二次去磁的磁势均为零,而一次电流的大小又 不随二次开路而变小, 不随二次开路而变小,则很大的一次磁势将在铁芯内 产生很大的主磁通,使二次绕组中出现很高的电压, 产生很大的主磁通,使二次绕组中出现很高的电压, 对工作人员和二次回路中的设备造成威胁。 对工作人员和二次回路中的设备造成威胁。) 2)电流互感器于电压互感器的二次回路不允许相互连接。 电流互感器于电压互感器的二次回路不允许相互连接。 电流互感器于电压互感器的二次回路不允许相互连接

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3)电流互感器的末屏端在运行中必须接地, )电流互感器的末屏端在运行中必须接地, 否则会产生高电压。 否则会产生高电压。 4)二次线圈与负荷(低阻抗)必须牢固连接, )二次线圈与负荷(低阻抗)必须牢固连接, 当二次线圈停用时, 当二次线圈停用时,应用短接接片将其短 接。

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5.4电流互感器异常运行及事故处理: 电流互感器异常运行及事故处理: 电流互感器异常运行及事故处理 1)当电流互感器二次绕组或回路发生短路,电流表、功 )当电流互感器二次绕组或回路发生短路,电流表、 率表等指示为零或减少, 率表等指示为零或减少,同时继电保护装置误动作或 不动作。出现这类故障后,应汇报调度, 不动作。出现这类故障后,应汇报调度,保持负荷不 停用可能误动作的保护装置,并进行处理, 变,停用可能误动作的保护装置,并进行处理,否则 应申请停电处理。 应申请停电处理。 2)电流互感器二次回路开路时,故障点端子排击穿冒火 )电流互感器二次回路开路时, 此时运行人员应针对发生的异常现象, 。此时运行人员应针对发生的异常现象,检查互感器 二次回路端子接触是否良好,否则应申请停电处理。 二次回路端子接触是否良好,否则应申请停电处理。

3)对充油型电流互感器当其油位急剧下降时, )对充油型电流互感器当其油位急剧下降时, 可能是电流互感器严重渗油、漏油引起的, 可能是电流互感器严重渗油、漏油引起的,运 行人员应视其情况,加强监视,并报告调度, 行人员应视其情况,加强监视,并报告调度, 向检修部申请处理。 向检修部申请处理。

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6、电容器 、
6.1电容器的概念:并联电容器是一种无功补尝设备, 电容器的概念:并联电容器是一种无功补尝设备, 电容器的概念 变电所通常 采取高压集中补偿的方式 , 将补偿电容器 接在变电站的低压母线上, 接在变电站的低压母线上,补偿变电站低压母线电源侧 无功功率, 所有线路及变电站变压器 上找 无功功率,使用中往往 与有载调压变压器配合,以提高电力系统的电能质量。 与有载调压变压器配合,以提高电力系统的电能质量。 6.2电容器运行中的注意事项: 电容器运行中的注意事项: 电容器运行中的注意事项 6.2.1 通常情况下,电容器内部含有放电电阻,当电容 通常情况下,电容器内部含有放电电阻, 器断开后自行放电,放电时间需要10分钟 器断开后自行放电,放电时间需要 分钟 6.2.2 在接触电容器组前,应使其短路并处于接地状态 在接触电容器组前, 因为尽管电容器组已经短路,电压仍可能存在。 ,因为尽管电容器组已经短路,电压仍可能存在。

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6.2.3 如发生电容器漏油,应避免皮肤接触油,如皮肤 如发生电容器漏油,应避免皮肤接触油, 接触到油,用皂液清洗。如油溅入眼睛, 接触到油,用皂液清洗。如油溅入眼睛,用温水冲洗并 就医。 就医。 6.2.4 电容器组不能承受超过正常电压 电容器组不能承受超过正常电压110%的持续电压 % 。应监视电容器组投入前和投入后的线电压不超过 11KV。 。 6.2.5 运行中应经常监视电容器的运行电压,并严格控 运行中应经常监视电容器的运行电压, 制在允许的范围以内,保证电容器的安全运行。 制在允许的范围以内,保证电容器的安全运行。若电压 过高(即超过允许规定)时应停用电容器。 过高(即超过允许规定)时应停用电容器。 6.2.6 电容器组可在不超过适用标准的过负荷倍数的正 常电流下工作( 倍和GB为 倍。)否则应退 常电流下工作(IEC为1.3倍和 为1.3倍。)否则应退 为 倍和 出电容器。 出电容器。

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6.2.7 运行中发现电流增大,应及时查明原因,查清是 运行中发现电流增大,应及时查明原因, 属于过电压引起还是系统谐波引起的, 属于过电压引起还是系统谐波引起的,并分别采取相应 措施。 措施。 6.2.8 电容器组断开电源后不能马上合闸,应经充分放 电容器组断开电源后不能马上合闸, 电后才能再合闸, 电后才能再合闸,以防止合闸瞬间电源电压极性正好和 电容器上残留电荷的极性相反,损坏电容器, 电容器上残留电荷的极性相反,损坏电容器,所以电容 器组合闸时应注意的以下事项: 器组合闸时应注意的以下事项: A、合闸操作时若发生断路器机构打滑或合不上时,不 、合闸操作时若发生断路器机构打滑或合不上时, 能连续进行合闸操作,要过5分钟后才能再次合闸 能连续进行合闸操作,要过 分钟后才能再次合闸

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B、电容器断路器跳闸后,不允许强行送电,应仔细检 、电容器断路器跳闸后,不允许强行送电, 查继电保护的动作情况, 查继电保护的动作情况,并检查电容器的差压段的电容 量是否有变化,以及对开关、 二次回路 二次回路、 量是否有变化,以及对开关、CT二次回路、电容器进行 外观检查分析,并对各部件进行试验检查, 外观检查分析,并对各部件进行试验检查,未查明故障 原因不允许送电。在处理故障电容器前, 原因不允许送电。在处理故障电容器前,应先将断路器 拉至试验位置然后将电容器转检修。当原因不明时, 拉至试验位置然后将电容器转检修。当原因不明时,电 容器也应经试验后才能送电。 容器也应经试验后才能送电。 C、电容器在运行中熔丝熔断而断路器不跳闸,可继续 、电容器在运行中熔丝熔断而断路器不跳闸, 运行,直到所切除的电容器过多, 运行,直到所切除的电容器过多,造成剩下的建全电容 器上的三相电流不平衡超过允许值>5% 器上的三相电流不平衡超过允许值

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6.3电容器的巡视检查项目: 电容器的巡视检查项目: 电容器的巡视检查项目 1、电容器内部有无放电声,外壳有无鼓肚及严重渗油 、电容器内部有无放电声, 现象。 现象。 2、保护熔丝有无熔断。 、保护熔丝有无熔断。 3、套管的瓷质部分有无松动、裂纹及放电闪络痕迹。 、套管的瓷质部分有无松动、裂纹及放电闪络痕迹。 4、引线连接有无松动、发热、断股或脱落。 、引线连接有无松动、发热、断股或脱落。 5、外壳接地是否良好、完整。 、外壳接地是否良好、完整。 6、外壳温度不得超过 ℃,且温升不得超过 ℃。 、外壳温度不得超过60℃ 且温升不得超过40℃ 7、 电容器的有无异常声响及放电声 、 8、电容器单缸熔丝有无熔断 、 9、安装在室内的电容器组应检查室内通风是否良好。 、安装在室内的电容器组应检查室内通风是否良好。

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6.4电容器常见的故障及处理 电容器常见的故障及处理 6.4.1电容器组在下列各种情况下,应断开断路器停止运 电容器组在下列各种情况下, 电容器组在下列各种情况下 行: A、一般情况下,当电压超过电容器额定电压 倍,电 、一般情况下,当电压超过电容器额定电压1.1倍 流超过电容器额定电流1.3倍时 倍时, 流超过电容器额定电流 倍时,应将电容器退出运行 ; B、电容器连接线接点严重过热或老化; 、电容器连接线接点严重过热或老化; C、电容器内部或放电装置有严重异常声响; 、电容器内部或放电装置有严重异常声响; D、电容器外壳有较明显异形膨胀时; 、电容器外壳有较明显异形膨胀时; E、电容器瓷套管发生严重放电闪络; 、电容器瓷套管发生严重放电闪络; F、电容器严重漏油、喷油起火或油箱爆炸时; 、电容器严重漏油、喷油起火或油箱爆炸时; G、电容器外壳温升超过 ℃以上; 、电容器外壳温升超过55℃以上; H、电容器引线发热或脱落。 、电容器引线发热或脱落。

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6.4.2电容器熔断器熔断。当发现电容器熔断器熔断后, 电容器熔断器熔断。当发现电容器熔断器熔断后, 电容器熔断器熔断 值班员应向当值调度员汇报, 值班员应向当值调度员汇报,待取得同意更换熔断器后 拉开电容器的断路器和隔离开关, ,拉开电容器的断路器和隔离开关,对其进行充分放电 并做好有关接地等安全措施。 ,并做好有关接地等安全措施。检查电容器套管有无闪 络痕迹,外壳是否变形、漏油, 络痕迹,外壳是否变形、漏油,外接汇流排有无短路现 象等。 象等。最后用兆欧表检查电容器极间和极对地的绝缘电 阻值是否合格,若未发现故障征象, 阻值是否合格,若未发现故障征象,可换上符合规格的 熔断器后将电容器投入运行。如送电后熔断器仍熔断, 熔断器后将电容器投入运行。如送电后熔断器仍熔断, 则应退出故障电容器,为保证三相电容值平衡, 则应退出故障电容器,为保证三相电容值平衡,还应退 出非故障相的部分电容器。 出非故障相的部分电容器。

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6.4.3电容器断路器跳闸(熔断器未熔断)。电容器开关 电容器断路器跳闸(熔断器未熔断)。电容器开关 电容器断路器跳闸 )。 跳闸后应检查断路器、电流互感器、 跳闸后应检查断路器、电流互感器、电力电缆及电容器 外部情况,若无异常情况,可以试送。 外部情况,若无异常情况,可以试送。否则应对保护做 全面通电试验,如仍查不出原因, 全面通电试验,如仍查不出原因,就需拆开电容器逐个 试验。未查明原因之前不得试送。 试验。未查明原因之前不得试送。

6.4.4电容器着火及引线发热。电容器着火,应断 电容器着火及引线发热。电容器着火, 电容器着火及引线发热 开电容器电源,并在离着火的电容器较远一端( 开电容器电源,并在离着火的电容器较远一端( 如电力电缆配电装置端)放电, 如电力电缆配电装置端)放电,经接地后用四氯 化碳、 化碳、1211、干粉灭火剂等灭火,不得使用泡沫 、干粉灭火剂等灭火, 灭火器灭火。 灭火器灭火。

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6.4.5系统失地 应汇报调度值班员将电容器退出运行。 系统失地,应汇报调度值班员将电容器退出运行 系统失地 应汇报调度值班员将电容器退出运行。 运行中的电容器引线如果发热至烧红, 运行中的电容器引线如果发热至烧红,则必须立即退出 运行,以免事故扩大。 运行,以免事故扩大。

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7、电抗器 、
7.1电抗器的概念: 电抗器的概念: 电抗器的概念 电抗器也叫电感器, 电抗器也叫电感器,一个导体通电时就会在其所占据 的一定空间范围产生磁场, 的一定空间范围产生磁场,所以所有能载流的电导体都 有一般意义上的感性。然而通电长直导体的电感较小, 有一般意义上的感性。然而通电长直导体的电感较小, 所产生的磁场不强, 所产生的磁场不强,因此实际的电抗器是导线绕成螺线 管形式,称空心电抗器; 管形式,称空心电抗器;有时为了让这只螺线管具有更 大的电感,便在螺线管中插入铁心,称铁心电抗器。 大的电感,便在螺线管中插入铁心,称铁心电抗器。电 抗分为感抗和容抗,比较科学的归类是感抗器( 抗分为感抗和容抗,比较科学的归类是感抗器(电感器 和容抗器(电容器)统称为电抗器, )和容抗器(电容器)统称为电抗器,然而由于过去先 有了电感器,并且被称谓电抗器, 有了电感器,并且被称谓电抗器,所以现在人们所说的 电容器就是容抗器,而电抗器专指电感器。 电容器就是容抗器,而电抗器专指电感器。

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7.2电抗器分类: 电抗器分类: 电抗器分类 按结构及冷却介质、按接法、按功能、 按结构及冷却介质、按接法、按功能、按用途进行 分类。 分类。 7.2.1 按结构及冷却介质:分为空心式、铁心式、干式 按结构及冷却介质:分为空心式、铁心式、 油浸式等,例如干式空心电抗器、干式铁心电抗器、 、油浸式等,例如干式空心电抗器、干式铁心电抗器、 油浸铁心电抗器、油浸空心电抗器、 油浸铁心电抗器、油浸空心电抗器、夹持式干式空心电 抗器、绕包式干式空心电抗器、水泥电抗器等。 抗器、绕包式干式空心电抗器、水泥电抗器等。 7.2.2 按接法:分为并联电抗器和串联电抗器。 按接法:分为并联电抗器和串联电抗器。 7.2.3 按功能:分为限流和补偿。 按功能:分为限流和补偿。

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7.2.4 按用途:按具体用途细分,例如限流电抗器、滤 按用途:按具体用途细分,例如限流电抗器、 波电抗器、平波电抗器、功率因数补偿电抗器、 波电抗器、平波电抗器、功率因数补偿电抗器、串联电 抗器、平衡电抗器、接地电抗器、消弧线圈、 抗器、平衡电抗器、接地电抗器、消弧线圈、进线电抗 出线电抗器、饱和电抗器、自饱和电抗器、 器、出线电抗器、饱和电抗器、自饱和电抗器、可变电 抗器(可调电抗器、可控电抗器)、轭流电抗器、 )、轭流电抗器 抗器(可调电抗器、可控电抗器)、轭流电抗器、串联 谐振电抗器、并联谐振电抗器等。 谐振电抗器、并联谐振电抗器等。

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7.3 电抗器的巡视检查项目: 电抗器的巡视检查项目: 1)检查电抗器周围清洁无杂物。其周围的磁性物体被 )检查电抗器周围清洁无杂物。 吸入电抗器绕组上,使电抗器损坏, 吸入电抗器绕组上,使电抗器损坏,电抗器周围的脏污 、灰尘积在电抗器上可能引起匝间绝缘击穿和发生电弧 引起绕组损坏或相短路;( ;(2) ,引起绕组损坏或相短路;( )检查电抗器混凝土支 架应完整无裂纹,油漆无脱落现象;( ;(3) 架应完整无裂纹,油漆无脱落现象;( ) 垂直布置的 电抗器无倾斜不稳定现象;( ;(4) 电抗器无倾斜不稳定现象;( ) 电抗器房间通风应良 门窗应严密,防止小动物进入;( ;(5) 好,门窗应严密,防止小动物进入;( ) 电抗器支持 瓷瓶应清洁并安装牢固;( ;(6) 电抗器接头接触良好, 瓷瓶应清洁并安装牢固;( ) 电抗器接头接触良好, 发热正常

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7.4 电容器运行中的注意事项: 电容器运行中的注意事项: 7.4.1 限流电抗器周围 .1倍直径范围内,不得有封闭 限流电抗器周围1. 倍直径范围内 倍直径范围内, 的金属短路环,以免引起发热和增加电抗器的损耗。 的金属短路环,以免引起发热和增加电抗器的损耗。 7.4.2 在主变低压侧电抗器检修恢复运行时,不能直接 在主变低压侧电抗器检修恢复运行时, 用合上低压侧刀闸的方式对电抗器进行充电,应用10kV 用合上低压侧刀闸的方式对电抗器进行充电,应用 分段开关对电抗器进行充电,正常后再断开分段开关, 分段开关对电抗器进行充电,正常后再断开分段开关, 然后再合上主变低压侧刀闸。( 。(以防电抗器存在问题直 然后再合上主变低压侧刀闸。(以防电抗器存在问题直 接合刀闸充电会造成带负荷合刀闸)。 )。如果主变高中压 接合刀闸充电会造成带负荷合刀闸)。如果主变高中压 侧在运行还应根据调度令解除主变差动保护, 侧在运行还应根据调度令解除主变差动保护,防止当电 抗器有故障时产生差流造成主变差动跳闸。 抗器有故障时产生差流造成主变差动跳闸。

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7.5 电抗器常见的故障及处理 若局部发热异常,则应减少电抗器的负荷,加强通风, 若局部发热异常,则应减少电抗器的负荷,加强通风, 必要时加装强力风扇吹风冷却,待可停电时, 必要时加装强力风扇吹风冷却,待可停电时,再消除缺 陷。

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8、接地变 、 8.1接地变的作用是什么? 接地变的作用是什么? 接地变的作用是什么 配电网, 答:对6、10KV配电网,变压器绕组通常为△接 、 配电网 变压器绕组通常为△ 无中性点引出, 法,无中性点引出,这就需要用接地变压器引出 中性点,接地变压器的一次侧设有无励磁调压。 中性点,接地变压器的一次侧设有无励磁调压。
8.2接地变特点? 接地变特点? 接地变特点 接地变压器具备以下特征:( :(1)零序阻抗低,( ,(2 答:接地变压器具备以下特征:( )零序阻抗低,( 激磁阻抗大,( ,(3)功耗小。绕组为Z接线 接线, )激磁阻抗大,( )功耗小。绕组为 接线,它可带次 级绕组,也可只有初级绕组。 级绕组,也可只有初级绕组。接地变压器每相由匝数相 等的两个串联分绕组组成, 等的两个串联分绕组组成,每个磁芯上的两个分绕组之 间及它们对次级分绕组的零序互磁通为零。 间及它们对次级分绕组的零序互磁通为零。

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8.3接地变正常巡视检查项目如下: 接地变正常巡视检查项目如下: 接地变正常巡视检查项目如下 )、运行无杂音 (1)、运行无杂音; )、运行无杂音; )、油位应正常 (2)、油位应正常,油色透明不发黑; )、油位应正常,油色透明不发黑; 3)、应无渗油和漏油现象; )、应无渗油和漏油现象 (3)、应无渗油和漏油现象; )、套管应清洁 (4)、套管应清洁、无破损和裂纹; )、套管应清洁、无破损和裂纹; )、引线接触牢固 (5)、引线接触牢固,接地装置完好; )、引线接触牢固,接地装置完好; )、上层油温应正常 (6)、上层油温应正常; )、上层油温应正常;

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9.避雷器 .
9.1避雷器的巡视检查项目: 避雷器的巡视检查项目: 避雷器的巡视检查项目 a)瓷质部分应清洁无裂纹、破损及闪络放电现象. 瓷质部分应清洁无裂纹、 瓷质部分应清洁无裂纹 破损及闪络放电现象. b)引线完整牢固. 引线完整牢固. 引线完整牢固 c)内部无异常声 c)内部无异常声. 内部无异常声. d)放电记录器有无动作. 放电记录器有无动作. 放电记录器有无动作 e)接地引下线连接牢固无烧伤或烧断、于避雷器连接导 接地引下线连接牢固无烧伤或烧断、 接地引下线连接牢固无烧伤或烧断 线有无断股。 线有无断股。 f)雷雨时,人员严禁接近防雷装置,防止雷击泄放雷电 雷雨时,人员严禁接近防雷装置, 雷雨时 流产生危险的跨步电压对人的伤害 ,防止有缺陷的避雷 器在雷雨天气可能发生爆炸对人造成伤害。 器在雷雨天气可能发生爆炸对人造成伤害。

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9.2避雷器常见的故障及处理 避雷器常见的故障及处理 (1)避雷器上下引线松脱或折断。避雷器在系统正常 )避雷器上下引线松脱或折断。 运行时不起任何作用,引线的状态无关紧要。 运行时不起任何作用,引线的状态无关紧要。当过电压 出现时,引线松脱将使避雷器失去作用, 出现时,引线松脱将使避雷器失去作用,过电压可能对 被保护设备造成损坏。因此,在每年雷雨季节到来之前 被保护设备造成损坏。因此, 应对引线进行认真地检查。平时, ,应对引线进行认真地检查。平时,在运行中一旦发现 引线松脱,则应尽快处理。 引线松脱,则应尽快处理。 (2)雷击放电后,连接引线严重烧伤或烧断,则应尽 )雷击放电后,连接引线严重烧伤或烧断, 快安排检查处理。 快安排检查处理。 (3)雷击放电后,避雷器绝缘子破损或爆炸。这主要 )雷击放电后,避雷器绝缘子破损或爆炸。 是泄漏电流太大或是工频续流没有截断, 是泄漏电流太大或是工频续流没有截断,内部发热严重 所致,因此应立即将故障避雷器退出运行,并予以更换 并予以更换。 所致,因此应立即将故障避雷器退出运行 并予以更换。

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(4)运行中的避雷器瓷套有裂纹时,根据具体情况处 )运行中的避雷器瓷套有裂纹时, 理如下:如天气正常,应申请调度停役处理, 理如下:如天气正常,应申请调度停役处理,进行更换 雷雨天气时,应尽可能不使避雷器退出运行, 。雷雨天气时,应尽可能不使避雷器退出运行,待雷雨 后向调度申请停电处理。 后向调度申请停电处理。 (5)运行中发现避雷器的泄漏电流明显增加时,则: )运行中发现避雷器的泄漏电流明显增加时, 正常天气时,应立即要求调度停电检修, 正常天气时,应立即要求调度停电检修,进行泄漏电流 的阻抗分量和容性分量测量, 的阻抗分量和容性分量测量,对阻性分量超过标准值的 避雷器应进行更换。 避雷器应进行更换。 雷雨天气,尽可能保持运行,并加强监视, 雷雨天气,尽可能保持运行,并加强监视,如果有继续 增大的迹象,应要求停用处理。 增大的迹象,应要求停用处理。

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(6)运行中避雷器发生爆炸,应立即要求停电处理。 )运行中避雷器发生爆炸,应立即要求停电处理。 (7)发现避雷器在线监测仪读数异常(指在同等天气 )发现避雷器在线监测仪读数异常( 情况下,若有泄漏电流值与初始值比较有10%的增加, 的增加, 情况下,若有泄漏电流值与初始值比较有 的增加 或三相读数偏差较大)或监测仪本身有进水, 或三相读数偏差较大)或监测仪本身有进水,小瓷套脱 落等故障应在当开及时向生技部汇报或请高压试验班进 一步试验,以查明原因。 一步试验,以查明原因。

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10.耦合电容器 .
10.1耦合电容器的概念: 耦合电容器的概念: 耦合电容器的概念 10.2耦合电容器运行中的注意事项: 耦合电容器运行中的注意事项: 耦合电容器运行中的注意事项 10.3耦合电容器的巡视检查项目: 耦合电容器的巡视检查项目: 耦合电容器的巡视检查项目 耦合电容器瓷瓶有无破损、渗漏油现象 耦合电容器瓷瓶有无破损、 耦合电容器引线有无松动、过热, 耦合电容器引线有无松动、过热,经结合滤波器接地 是否良好, 是否良好,有无放电现象 ,接地刀闸瓷瓶有无破 损。 耦合电容器内部有无异常。 耦合电容器内部有无异常。

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10.4耦合电容器常见的故障及处理 耦合电容器常见的故障及处理 a、渗漏油:耦合电容器是全密封设备,发生渗漏油, 、渗漏油:耦合电容器是全密封设备,发生渗漏油, 外界的潮气或水份有可能侵入, 外界的潮气或水份有可能侵入,使之绝缘受潮介质损失 增大,危及设备安全。 增大,危及设备安全。 b、瓷套闪络或破损:瓷套闪络或破损的主要原因有: 、瓷套闪络或破损:瓷套闪络或破损的主要原因有: 瓷套表面过脏;外力伤害如人员误伤等。 瓷套表面过脏;外力伤害如人员误伤等。 c、底座支持瓷瓶断裂 、

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11.阻波器 .
11.1高频阻波器的作用是什么? 高频阻波器的作用是什么? 高频阻波器的作用是什么 答:高频阻波器是电力载波通信设备中必不可少的组 成元件之一。它与耦合电容器、结合滤波器、 成元件之一。它与耦合电容器、结合滤波器、高频电 高频通信机(载波机) 缆、高频通信机(载波机)等组成电力线路高频通信 通道和高频保护通道。 通道和高频保护通道。 高频阻波器起到阻止高频电流向变电站或分支线的泄 达到减小高频能量损耗的作用。 漏,达到减小高频能量损耗的作用。

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11.2高频阻波器由哪几个部分组成? 高频阻波器由哪几个部分组成? 高频阻波器由哪几个部分组成 高频阻波器由电感线圈、避雷器( 答:高频阻波器由电感线圈、避雷器(也叫过电压放 电器)、强流线圈、调谐电容组四个部分组成。 )、强流线圈 电器)、强流线圈、调谐电容组四个部分组成。 电感线圈和避雷器组成保护元件, 电感线圈和避雷器组成保护元件,防止调谐电容过电 电容器和强流线圈组成调谐元件, 压。电容器和强流线圈组成调谐元件,调谐于工作频 强流线圈也是导通工频电流的。 率,强流线圈也是导通工频电流的。 11.3高频阻波器正常巡视检查项目如下: 高频阻波器正常巡视检查项目如下: 高频阻波器正常巡视检查项目如下 1)检查导线有无断股,接头有无发热现象,阻波器有 检查导线有无断股, 检查导线有无断股 接头有无发热现象, 无异常响声。 无异常响声。 2)高频阻波器上部与导线间悬挂的绝缘子是否良好。 高频阻波器上部与导线间悬挂的绝缘子是否良好。 高频阻波器上部与导线间悬挂的绝缘子是否良好 3)阻波器上有无杂物,构架有无变形。 阻波器上有无杂物, 阻波器上有无杂物 构架有无变形。

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12.中性点消弧线圈 中性点消弧线圈
12.1中性点消弧线圈的作用 中性点消弧线圈的作用 在中性点不接地系统中,当单相接地电流( 答:在中性点不接地系统中,当单相接地电流(为线路 电缆、配电装置等对地电容电流的总和) 、电缆、配电装置等对地电容电流的总和)超过规定的 数值时,电弧将不能自行熄灭。为了减少接地电流, 数值时,电弧将不能自行熄灭。为了减少接地电流,造 成故障点自行熄弧的条件, 成故障点自行熄弧的条件,一般采用中性点经消弧线圈 接地的措施。 接地的措施。 消弧线圈是一个具有铁芯的可调电感线圈, 消弧线圈是一个具有铁芯的可调电感线圈,它接于变 压器或发电机的中性点与大地之间, 压器或发电机的中性点与大地之间,当发生单个接地故 障时,消弧线圈中产生一个与接地电流大小接近相等, 障时,消弧线圈中产生一个与接地电流大小接近相等, 但方向相反的电感电流,对接地电流起补偿作用, 但方向相反的电感电流,对接地电流起补偿作用,使接 地点的电流减小或接近于零, 地点的电流减小或接近于零,从而消除了接地点的电弧

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及由它产生的一切危害。此外,当电流过, 及由它产生的一切危害。此外,当电流过,电弧熄灭之 消弧线圈的存在还能减小故障相电压的恢复速度, 后,消弧线圈的存在还能减小故障相电压的恢复速度, 从而减少电弧重燃的可能性。 从而减少电弧重燃的可能性。 根据消弧线圈的电感电流对接地电流的补偿程度, 根据消弧线圈的电感电流对接地电流的补偿程度,补 偿方式可分为全补偿,欠补偿、过补偿三种。 偿方式可分为全补偿,欠补偿、过补偿三种。我国采用 的是接近谐振的过补偿。 的是接近谐振的过补偿。 12.2消弧线圈的正常巡视检查项目 消弧线圈的正常巡视检查项目 12.2.1上层油温及油位是否正常,油色是否发黑 上层油温及油位是否正常, 上层油温及油位是否正常 12.2.2套管、隔离开关、绝缘子是否清洁完整,有无破 套管、 套管 隔离开关、绝缘子是否清洁完整, 损和裂纹 12.2.3油箱各处是否清洁,有无渗漏现象。 油箱各处是否清洁, 油箱各处是否清洁 有无渗漏现象。

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12.2.4各部分引线是否牢固,外壳接地和中性点接地是 各部分引线是否牢固, 各部分引线是否牢固 否良好。 否良好。 12.2.5注意消弧线圈的声音:正常运行时应无声音,系 注意消弧线圈的声音: 注意消弧线圈的声音 正常运行时应无声音, 统出现接地时有“嗡嗡” 但应无杂音。 统出现接地时有“嗡嗡”声,但应无杂音。 12.2.6隔离开关旁的接地指示灯及信号装置是否正常 隔离开关旁的接地指示灯及信号装置是否正常 12.2.7消弧线圈油枕呼吸器内吸潮剂有无变色 消弧线圈油枕呼吸器内吸潮剂有无变色 12.2.8瓦期继电器玻璃窗是否清洁,有无渗漏现象。 瓦期继电器玻璃窗是否清洁, 瓦期继电器玻璃窗是否清洁 有无渗漏现象。 12.3消弧线圈的异常及事故处理 消弧线圈的异常及事故处理 12.3.1运行中的消弧线圈一旦发生下列异常情况,应立即 运行中的消弧线圈一旦发生下列异常情况, 运行中的消弧线圈一旦发生下列异常情况 通过高压断路器切除或采取主变压器停用方式加以切 除。 1)防爆门破裂且向外喷油。 防爆门破裂且向外喷油。 防爆门破裂且向外喷油 2)严重漏油,油位计不见油位,且响声异常或有放电声。 严重漏油, 严重漏油 油位计不见油位,且响声异常或有放电声。

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3)套管破裂放电或接地 套管破裂放电或接地 4)消弧线圈着火或冒烟。 消弧线圈着火或冒烟。 消弧线圈着火或冒烟 12.3.2消弧线圈有下列故障应立即停用: 消弧线圈有下列故障应立即停用: 消弧线圈有下列故障应立即停用 1)温度或温升超过极限值 温度或温升超过极限值 2)分接开关接触不良 分接开关接触不良 3)接地引线折断或接触不良 接地引线折断或接触不良 4)隔离开关严重接触不良或根本不接触。 隔离开关严重接触不良或根本不接触。 隔离开关严重接触不良或根本不接触

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12.3.3在系统存在接地故障的情况下,不得停用消弧线 在系统存在接地故障的情况下, 在系统存在接地故障的情况下 且应严格对其上层油温加强监视, 圈,且应严格对其上层油温加强监视,其值最高不得 超过95℃ 并迅速寻找和处理单相接地故障, 超过 ℃,并迅速寻找和处理单相接地故障,应注 意允许单相接地故障运行时间不得超过2小时 小时, 意允许单相接地故障运行时间不得超过2小时,否则 应将故障线路断开,停用消弧线圈。 应将故障线路断开,停用消弧线圈。 12.3.4若发现消弧线圈因运行时间过长,绝缘老化而引 若发现消弧线圈因运行时间过长, 若发现消弧线圈因运行时间过长 起内部着火,且电流表指针摆动时, 起内部着火,且电流表指针摆动时,应立即停用消弧 线圈——断开变压器各侧的断路器,再用隔离开关切 断开变压器各侧的断路器, 线圈 断开变压器各侧的断路器 除该消弧线圈,然后用电气灭火装置或砂进行灭火。 除该消弧线圈,然后用电气灭火装置或砂进行灭火。

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13.母线 .
13.1母线的概念:在进出线很多的情况下,为便于电能 母线的概念:在进出线很多的情况下, 母线的概念 的汇集和分配而设置母线。 的汇集和分配而设置母线。 13.2母线的巡视检查项目: 母线的巡视检查项目: 母线的巡视检查项目 1)母线绝缘子,穿墙套管是否清洁,有无破损,裂纹 )母线绝缘子,穿墙套管是否清洁,有无破损, 和放电痕迹。 和放电痕迹。 2)耐张型、T型线夹有无松动、脱落。 型线夹有无松动、 )耐张型、 型线夹有无松动 脱落。 3)导线有无断股,铝排有无弯曲变形和烧伤。 )导线有无断股,铝排有无弯曲变形和烧伤。

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4)接头有无发热发红变色,伸缩接头有无断裂放电,母 )接头有无发热发红变色,伸缩接头有无断裂放电, 线上螺丝有无松动 5)在大风时,母线的摆动情况是否符合安全距离要求, )在大风时,母线的摆动情况是否符合安全距离要求, 有无异常飘落物。 有无异常飘落物。 6)雷电后瓷瓶有无放电闪络痕迹。 )雷电后瓷瓶有无放电闪络痕迹。 7)天气气温突变时,母线有无弛张过大,或收缩过紧的 )天气气温突变时,母线有无弛张过大, 现象。 现象。 8)雾天绝缘子有无污闪。 )雾天绝缘子有无污闪。

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14.绝缘子 绝缘子
14.1绝缘子的概念: 绝缘子的概念: 绝缘子的概念 绝缘子俗称瓷瓶,它被广泛用于变电站的户内、 绝缘子俗称瓷瓶,它被广泛用于变电站的户内、户外配 电装置、变压器、开关电容、输配电线路中, 电装置、变压器、开关电容、输配电线路中,用来支持 和固定带电导体, 和固定带电导体,并与地绝缘或作为带电导体之间的绝 因此要求绝缘子具有足够的机械强度和绝缘性能, 缘。因此要求绝缘子具有足够的机械强度和绝缘性能, 并能在恶劣环境下(高温、潮湿、多尘埃、污垢等) 并能在恶劣环境下(高温、潮湿、多尘埃、污垢等)条 件下运行。 件下运行。 变电站及架空线路上使用的绝缘子有针式绝缘子、 变电站及架空线路上使用的绝缘子有针式绝缘子、支柱 绝缘子、瓷横担绝缘子以及高压穿墙套管。 绝缘子、瓷横担绝缘子以及高压穿墙套管。

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14.2如何防止变电站的绝缘子污闪: 如何防止变电站的绝缘子污闪: 如何防止变电站的绝缘子污闪 )、增加基本绝缘 (1)、增加基本绝缘。如增加绝缘子的片数,增大沿 )、增加基本绝缘。如增加绝缘子的片数, 面放电的距离,满足污秽分级规定的泄漏比距。 面放电的距离,满足污秽分级规定的泄漏比距。 (2)加强清扫。脏污区的瓷绝缘必须定期清扫,保持 )加强清扫。脏污区的瓷绝缘必须定期清扫, 瓷绝缘的表面清洁,防止污闪。 瓷绝缘的表面清洁,防止污闪。带电水冲洗是行之有效 的手段。 的手段。 (3)采用防尘涂料。在脏污区瓷绝缘的有效泄漏比距 )采用防尘涂料。 不能满足要求,且还需要减少清扫工作量时, 不能满足要求,且还需要减少清扫工作量时,常采用涂 硅油、地蜡等办法来提高污闪电压,防止污闪事故。 硅油、地蜡等办法来提高污闪电压,防止污闪事故。 (4)采用半导体釉绝缘子各硅橡胶绝缘子。 )采用半导体釉绝缘子各硅橡胶绝缘子。

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14.3瓷绝缘子在什么情况下容易损坏? 瓷绝缘子在什么情况下容易损坏? 瓷绝缘子在什么情况下容易损坏 1)瓷绝缘子安装使用不合理,如机械负荷超过规定,电 瓷绝缘子安装使用不合理, 瓷绝缘子安装使用不合理 如机械负荷超过规定, 压等级不符合要求,安装位置不当等。 压等级不符合要求,安装位置不当等。 2)由于天气骤冷骤热以及冰雹的外力破坏。 由于天气骤冷骤热以及冰雹的外力破坏。 由于天气骤冷骤热以及冰雹的外力破坏 3)由于瓷绝缘子污秽,在雷雨雾天气时引起的闪络。 由于瓷绝缘子污秽, 由于瓷绝缘子污秽 在雷雨雾天气时引起的闪络。 4)电气设备短路,电动、机械应力过大引起的瓷绝缘子 电气设备短路, 电气设备短路 电动、 损坏。 损坏。

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15.站用变系统 .
15.1站用变压器巡视的注意事项: 站用变压器巡视的注意事项: 站用变压器巡视的注意事项 15.1.1 站用变压器无异常声音、振动,外部无异味。 站用变压器无异常声音、振动,外部无异味。 15.1.2油色油位正常,无渗漏油现象。 油色油位正常, 油色油位正常 无渗漏油现象。 15.1.3套管应清洁完好,无破损裂纹和放电痕迹。 套管应清洁完好, 套管应清洁完好 无破损裂纹和放电痕迹。 15.1.4站用变的引线接头处 无过热、变色及松脱现象, 站用变的引线接头处 无过热、变色及松脱现象, 螺丝无松脱和连接线无断股损伤。 螺丝无松脱和连接线无断股损伤。 15.1.5温度正常,硅胶变色不超过 温度正常, 温度正常 硅胶变色不超过3/4

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15.2站用电系统的重要性 站用电系统的重要性 15.2.1主变冷却系统的工作电源 主变冷却系统的工作电源 15.2.2断路器合闸储能电源 断路器合闸储能电源 15.2.3各种端子箱的加热除湿电源 各种端子箱的加热除湿电源 15.2.4电动隔离刀闸的操作电源 电动隔离刀闸的操作电源 15.2.5直流系统和一般 直流系统和一般UPS系统的工作电源 直流系统和一般 系统的工作电源 15.3站用电系统的熔丝配置管理 站用电系统的熔丝配置管理 熔丝配置图能直观地反映整个站用电系统的“ 熔丝配置图能直观地反映整个站用电系统的“来龙去 体现上、下级供电网络的容量关系、 脉”,体现上、下级供电网络的容量关系、保护配置关 系,运行管理也可从中制定运行方式和监视控制策略。 运行管理也可从中制定运行方式和监视控制策略。 当前很多变电站已经把熔丝改成空气断路器, 当前很多变电站已经把熔丝改成空气断路器,但原理是 一样的。 一样的。

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变电站熔丝容量上、 变电站熔丝容量上、下级失配造成停电范围扩大的事 故时有发生, 故时有发生,因此变电站应制定完善的站用电系统熔丝 配置图,并经上级部门批准、备案。 配置图,并经上级部门批准、备案。 15.4明确可以通过配网向站用变倒送电的线路,并由调 明确可以通过配网向站用变倒送电的线路, 明确可以通过配网向站用变倒送电的线路 度将其列为重要线路。 度将其列为重要线路。

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The end


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