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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流变电站现场运行规程编写模板.精品文档.备案号：Q/LTH山西联盛集团有限公司 发 布2011-10-01实施2011-10-01发布山西联盛集团福裕煤化园区110kV变电站现场运行规程版本号 Q/LTH XXX.XX-2011山西联盛集团有限公司企业标准目 录前言III1 范围12 规范性引用文件13 支持性文件14 总则15 主变压器36 组合电器97 10KV手车式断路器 258 绝缘子及母线309 电压互感器（柜）3110电流互感器3311干式限流电抗器3512 电力电容器组3613 避雷设备3914电力电缆4015 站用电力系统411
2、6直流系统4117倒闸操作4618 事故处理原则50附 录（设备主要参数表）57表D.1 主变压参数表58表E.2 断路器参数表60表E.3 110KV电流互感器参数表61表E.4 110KV电压互感器参数表62表E.5 110KV避雷器参数表62表F.1 交直流熔断器及空气开关配置参数表64前 言为加强“精、细、严、实”管理，贯彻“安全第一、预防为主”的方针，必须为电气运行值班人员提供准确、可执行的变电站运行维护规程，确保人身和设备安全。变电站及其供电设备是园区电网的重要组成部分，变电站的运行操作及维护工作是保障福裕煤化电网及煤化工生产安全、可靠、经济运行的基础。为了更好地指导和规范变电站运
3、行操作及维护人员进行电气设备运行、操作、异常及故障处理，提高运行维护技能，特制定本规程。本规程的制定符合现行国家及行业的相关标准和法规，并结合福裕煤化园区现行设备的实际运行要求而提出，本规程自发布之日起实施。福裕煤化110kV变电站现场运行规程1 范围本规程规定了变电站及其管辖设备的运行、操作、维护、巡视检查及事故处理等工作内容。本规程适用于山西联盛集团福裕煤化公司110kV变电站。2 规范性引用文件DL 408 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL/T 572-95 电力变压器运行规程DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T 969-200
4、5 变电所运行导则3 支持性文件吕梁电力系统调度规程设备厂家技术说明书4 总则4.1 变电所简介山西联盛集团福裕煤化110kV变电站位于联盛集团中阳管理中心福裕煤化公司生产区内，于2011年11月12日建成投产。现装设有山东鲁能泰山电力设备有限公司生产的SZ10-40000/110型三相双线圈自冷式低噪音、低损耗有载调压变压器共2台，总容量为2*40MVA。变电站采用110kV、10kV两个电压等级，110kV配电装置采用上海中发依帕超高压电器有限公司生产的三相共箱式GIS组合电器，室内布置，单母线分段接线方式，两回进线，采用架空线路进线：由220KV金罗站供电的110kV金福线和110kV金
5、罗站供电的110KV金裕线；两回出线：1#主变101和2#主变102。10kV采用单母分段接线方式，出线16回，选用陕西西高电气成套有限公司制造的ZN63A-12中置式开关柜，共28面。无功补偿装置有四套，容量为4*3000Kvar,站用变两台。 4.2 本站调度管辖范围划分4.2.1 吕梁地调调度管辖范围：地调调度设备：110KVI、II段母线、195、196线路；1#、2#主变中性点刀闸1010、1020地调管理设备：1、2号主变101、102开关、母联100开关及10KV母线以及无功补偿设备。4.2.2 中阳县调调度范围：1、2号主变及10KV所属设备。4.2.3 公司总调度室管辖范围：
6、10kV线路开关4.2.4 本站管辖设备：站用变380V系统、直流220V系统4.2.5 注意：本站1、2号主变及无功补偿设备为两级调度管理设备。其状态发生变化时，在操作前应得到地调批准；101-3、102-3刀闸为双重调度设备（对主变母线侧刀闸的调度权规定为：当母线停用时，由地调下令操作；当主变停送电需拉合母线侧刀闸时，由县调下令操作，但操作前必须得到地调许可。4.3 运行方式公司电力系统运行方式主要包括以下几种：a.110kV双线路、双主变；b.110kV双线路、单主变；c.110kV单线路、单主变；d.110kV单线路、双主变。以上四种运行方式根据生产及检修安排进行调整，目前我站运行方式
7、为单线路、单主变运行。4.3.1 正常运行方式110KV系统：单线路、单主变、单母线运行，110KV金福线带110KV段母线供1号主变压器，分段断路器100热备用，110KVII段母线热备用。10KV系统： 1号主变供10KV、段母线， 5000分段开关运行。主变压器及中性点接地方式：本站1#、2#主变均为有载调压变压器，正常时，1号主变运行，2号主变热备用，每月切换2号主变带负荷运行一次，带负荷时间不得低于4小时。正常运行时1#主变中性点接地刀闸1010在合位，2#主变中性点接地刀闸1020在合位。1、2号主变切换过程中中性点地刀允许短时并列，如1、2号主变长时间并列运行，中性点地刀位置应根
8、据吕梁地调命令执行。站用系统：#1站变带380/220V站用所有负荷，#2站用变做充电备用（备自投投入）。直流系统：直流系统采用单母线运行4.3.2 允许运行方式A、110KV系统单线路、双主变并列运行方式（10KV分列运行）：金罗220kV站由金福线经195断路器给本站供电，分段100断路器运行，196断路器停运或热备用（196备用自投）；或者是金罗110kV站由金裕线经196断路器给本站供电，分段100断路器运行，195断路器停运或热备用（195备用自投）。B、 110KV双线路、双主变分列运行方式（110KV、10KV分列运行）：110kV系统分列运行，即195断路器供110KV I母、
9、101断路器供1号主变运行， 196断路器供110KV母、102断路器供2号主变运行，分段 100在热备用（100备用自投）；10kV系统、段母线分列运行，5001、1号站用变、5004、5005、5006、5007、5-9、5020、5021、5022、5023、5024、5025断路器在母运行，5002、2号站用变、5-9、5008、5009、5012、5013、5014、5015、5016、5017、5018、5019断路器在母运行，分段5000断路器在热备用状态。C、 110KV双线路、单主变运行方式（110KV分列运行，10KV分段运行）：110KV 195（196）金福（裕）线带1
10、10KV（II）段母线供1（2）号主变压器运行，2（1）号主变停运，分段断路器100热备用（投备自投），分段5000断路器运行，110KVI、II段母线分列运行。5 主变压器5.1 概述我站主变总容量为80MVA，选用两台山东鲁能泰山电力设备有限公司生产的SZ10-40000/110型三相双绕组有载调压变压器，于2011年11月12日正式投入运行。5.2 主变压器运行规定及注意事项5.2.1 主变上层油温不宜经常超过85，最高不得超过95；绕组平均温升不得超过65。5.2.2 主变上层油温允许温升为55。5.2.3 主变的允许温升和上层最高运行油温在任何情况下均不可越限运行。5.2.4 主变在
11、检修后均应测绝缘，包括高对地、低对地、高对低，吸收比应大于1.3。5.2.5 主变使用期间所测得绝缘电阻值与变压器在安装或大修干燥后投入运行前测的数值对比，是判断变压器运行中绝缘状态的主要依据。同一温度下测得绝缘电阻与前次比较下降且超过50，或吸收比R60/R15小于1.3，应查明原因并报告相关部门同意后方可投入运行。5.2.6 主变绝缘用兆欧表2500V档位测量绝缘。5.2.7 主变投运前冷却装置必须处于完好状态。5.2.8 主变投运前保护装置必须处于完好状态。 5.2.9 主变的允许温升和上层最高运行油温没有越限时可在不超过额定值的1.2倍运行。5.2.10 主变过负荷期间，上层油温达85
12、时，无论过负荷时间是否达到规定值，应立即请示总调，设法停止过负荷。5.2.11 主变过负荷期间，值班人员应加强对变压器本体、引出线头、开关、刀闸及电缆等设备温度监视，发现异常及时处理。5.2.12 当主变有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、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，不宜过负荷运行。5.2.13 过负荷期间值班人员须每小时对主变进行测温、检查，并记录。5.2.14 主变过负荷时值班人员应积极想办法，争取降低负荷，如投入电容器，尽可能提高发电机无功功率。表1 主变压器事故过负荷允许运行时间表过负荷倍数环 境 温 度 ()0102030401.11.21.31
13、.41.51.61.724:0024:0011:003:401:501:000:3024:0021:005:102:101:100:350:1524:008:002:451:200:400:160:0914:303:301:300:450:160:080:055:101:350:450:150:070:05+5.3 巡视检查5.3.1 正常巡视检查5.3.1.1 油枕和充油套管的油位、油色均应正常，且不渗油、漏油。5.3.1.2 油温正常，压力释放阀未动作，分接开关在规定的位置，盖板无破损。5.3.1.3 110kV侧套管油位应正常，外部清洁，无破损裂纹，无放电痕迹和其它异常现象。5.3.1.
14、4 变压器音响正常，无异常的声音。5.3.1.5 分接开关机构箱、主变端子箱门关严，分接开关档位指示与监控一致、端子箱内各端子接触可靠，无严重锈蚀现象。5.3.1.6 气体继电器内充满油，应无气体。5.3.1.7 各引线接头无发热现象,散热风扇运转正常。5.3.1.8 吸潮硅胶应有效，粉红色数量不能超过80%以上。5.3.1.9 变压器各接地导管与变压器外壳连接并可靠接地，中性点接地引下线完好，各侧避雷器引线完好，泄漏电流在允许范围内。5.3.1.10 变压器各保护装置正确投入，监控与现场设备状态一致。5.3.1.11 变压器现场温度计指示正确，并与监控显示一致。5.3.2 特殊巡视检查5.3
15、.2.1 雷雨天气前后应检查主变各侧避雷器的动作情况。5.3.2.2 主变承受区外短路电流后，应检查各侧母线有无变形或过热，变压器有无异常声响。5.3.2.3 主变轻瓦斯动作后，应加强巡检本体有无漏油、局部过热、油枕油质是否变色劣化。联系相关部门从瓦斯继电器取样分析。5.3.2.4 夏季高温应加强主变各侧连接头的温度测试。5.3.2.5 大修后投入运行最初4小时应每小时检查一次，416小时内2小时检查一次，以后按正常运行检查。5.3.2.6 主变过负荷期间应增加巡检次数。5.3.2.7 大风时，检查引线无剧烈摆动。5.3.2.8 大雾天，各部无火花放电现象。5.3.2.9 气温剧变时，油枕油面
16、应不超过规定标准线。5.4 主变压器冷却器我站2台主变冷却均采用油浸自冷式，未安装冷却风扇，因此应特别加强对主变温度的监测。5.5 有载调压装置5.5.1 运行操作及注意事项5.5.1.1 主变压器有载分接开关，在负载情况下调整分接头以达到调节电压的目的，根据公司要求，10kV电压应运行在10.110.5kV，主变分接头头调整以此为标准。5.5.1.2 主变调压操作应根据主变10kV侧电压进行调整，在充分发挥本站无功电容器装置调整能力的基础上，再利用主变压器分接头调节电压。 5.5.1.3 有载分接开关的驱动机构，每输入一个控制指令完成一档调压，需要进行多档调压时，应待上一个调压操作完成后，才
17、允许发出下一个控制指令。每次调压都应将操作时间、操作前后的10kV母线电压、分接头位置等记入分接头调整记录簿。5.5.1.4 调压操作时，应注意监视电压、电流指示，如发现操作前后无相应的变化，应停止调压操作，以防发生严重事故。每次调压操作完后应检查停止位置是否正常，如发现连续自动跳档应立即切断监控屏上的操作电源，并手动将开关操作到适当的位置，通知检修处理。5.5.2 异常情况处理5.5.2.1 在变压器过负荷及系统短路故障时，有载调压装置不准进行操作。5.5.2.2 新安装和大修后的有载调压变压器在投入电网运行前应在空载状态下遥调操作一个循环，各项指示应正确，极限位置的电气闭锁可靠，运转声音无
18、异常，方可调至要求的分接头运行。5.5.2.3 调整分接头时应首先采用遥调操作，当遥调失灵时，方可在主变调压器机构箱上用按钮操作，如还不行，可用手摇柄操作。5.5.2.4 急停按钮动作对象是切断电机主回路，只有在调档过程中发现有异常声音和连续调档时，方可使用。5.6 变压器停送电及并列操作5.6.1 运行操作及注意事项5.6.1.1 投运主变前，须联系公司总调，申请投入运行。5.6.1.2 工作票已全部收回，临时性安全措施已拆除，恢复常设遮栏和标示牌。5.6.1.3 投运前应测量主变压器两侧线圈绝缘电阻、吸收比满足投运要求。 5.6.1.4 按配电装置运行规定检查开关、隔离开关等一次设备正常并
19、在断开位置，变压器安装、检修及长期停运，投入运行前，应由电试人员作试验，试验合格并在记录本上签字后，方可投入运行。5.6.1.5 110kV中性点接地引下线完好，所有接地开关断开，临时接地线拆除。5.6.1.6 主变各连接部位良好，无渗油、漏油、吸潮器硅胶未变色，油枕油位正确，油色透明，顶盖上无杂物,瓦斯继电器内无气体排出。5.6.1.7 在站用变屏送有载调压装置、主变风扇电源，检查保护装置屏后保护电源、主变高压侧开关控制电源空开已合上，GIS主变单元柜内空开已送电。5.6.1.8 检查保护装置正常，主变保护屏压板均按规定投入，监控无故障信号发出。5.6.1.9 检查监控与现场设备状态一致。5
20、.6.1.10 给上10kV侧PT高压保险。5.6.1.11 依次在监控机上合中性点刀闸、110kV母线侧隔离开关、变压器侧隔离开关、将10kV 进线开关小车摇至“工作”位。5.6.1.12 监控机上合高压侧开关对主变进行充电。(注：主变充电操作必须在110kV侧进行)5.6.1.13 新投运或大修后的变压器试运行时必须进行三次冲击合闸试验，充电过程应派专人监视主变本体。5.6.1.14 监控机上合低压侧开关。5.6.1.15 主变并列时，110kV有载调压分接头须在同一档位。5.6.1.16 主变并列操作，需先合高压侧开关，再合低压侧开关。主变解列操作，需先断低压侧开关，再断高压侧开关。5.
21、6.1.17 主变送电前，中性点刀闸必须在合位，以保证保护在故障状况下能正确动作，投运正常后，再按要求执行。5.6.2 异常情况处理执行本规程38.65.7 主变压器的检修周期及验收项目5.7.1主变压器的检修周期5.7.2主变压器的验收项目表2 主变压器验收项目表验收内容验收参照标准1 本体及外观1.1 本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落现象，变压器上无杂物；1.2 外壳接地良好，上、下钟罩有连接片；1.3 各螺栓连接紧固；1.4 各侧套管清洁无破损；1.5 呼吸器应有合格的干燥剂，无堵塞现象；1.6 相色漆标示正确明显；1.7 油枕、套管油色、油位正常，冷却器阀门在打开位置。变压器引
22、线对地和线间距离合格，各部导线接头紧固良好；1.8 分接开关位置正确，有载调压装置油枕油色、油位正常；1.9 压力释放装置密封良好；1.10 变压器温度测量系统正常。2 有载调压控制箱及端子箱2.1 箱内清洁，端子排接线整齐导线连接紧固无松动，无锈蚀且端子编号清晰，接线正确；2.2 箱内的电缆穿孔已做封堵处理；2.3 箱门开启灵活、密封良好。2.4 冷却器控制箱、端子箱体及箱门接地良好。注：以上表格中内容仅供参考，各变电所在编写验收项目时，请结合实际设备并依据公司设备验收管理规定的要求编写。5.8 缺陷的分类及处理5.8.1缺陷分类表3 缺陷分类表缺陷分类缺陷内容1紧急缺陷1 1.1.绝缘油色
23、谱试验重要指标超标。2 1.2.油中烃类、氢气产气速率超过10%/月。3 1.3.电气预防性试验主要项目不合格。1.4套管破损、裂纹，并有严重放电声。1.5.测温装置全部损坏或失灵。1.6.油浸变压器油位异常。1.7.有载调压开关动作异常，极限位置不能闭锁。1.8.内部有异常响声。1.9.铁芯或外壳接地不良。1.10.压力释放器动作。1.11.变压器本体大量漏油。1.12.套管渗油严重造成油位过低。1.13.主变油箱进水。2.重大缺陷2.1.引线桩头螺丝松动连接处发热。2.2.绝缘油化学、电气性能不良，气相色谱数据指示可能有潜在故障。2.3.温度指示不准确，超温信号异常（失灵）。2.4.基础下
24、沉。2.5.油位指示与温度监视线不对应。2.6.达不到铭牌的出力，温升及上层油温超过容许的数值。2.7.本体漏油（五分钟内有油珠垂滴）。2.8.铁芯多点接地致使接地电流超标。2.9.三相变压器有一侧开路运行时未采取过电压保护措施。2.10.变压器绕组严重变形2.11.变压器局部放电严重超标。2.12呼吸器内的硅胶变色2/3以上。2.13.主变压器自然循环风冷却器部分失灵而影响出力者。2.14气体继电器轻瓦期保护动作。3.一般缺陷3.1变压器渗油。3.2附件震动大。3.3引线或接线桩头有严重电晕。3.4预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。3.5变压器绕组轻微变形。5.8.2缺陷处理当发现设
25、备缺陷时，按照公司设备缺陷管理规定的要求进行处理。6 组合电器6.1 概述福裕煤化股份公司110kV配电装置采用上海中发依帕超高压电器有限公司生产的CFTA-126型GIS组合电器。6.2 设备技术规范6.2.1 组合电器铭牌表4 组合电器通用铭牌参数型 号CFTA外壳设计压力0.78/0.53MPa额定电流2000/3150 A额定电压126KV额定峰值耐受电流100 kA额定短时耐受电流40 kA/3S雷电冲击耐受电压550kV1min工频耐受电压230kV控制回路耐压（1min）2KV年漏气率0.5%SF6额定气压（20）0.6MPa寿命20年6.2.2 SF6断路器及弹簧操作机构表5
26、SF6断路器及弹簧操作机构参数额定电压126KV额定电流2000/3150 A额定短路开断电流40kA额定短时工频耐受电压（1min,有效值）230kV（对地、相间）300KV（断口）额定开断时间3周波首极开断系数1.5雷电冲击耐受电压550kV（对地、相间）650KV额定线路充电开断电流（断口）31.5KA额定失步开断电流10KA电寿命（满容量开断）20次机械寿命5000次操动机构类型弹簧机构额定操作电压DC 220V额定操作顺序分-0.3s-合分-180s-合分机构储能时间15S表6 隔离开关及三工位隔离开关参数额定电压126KV额定电流2000/3150 A雷电冲击耐受电压550kV（对
27、地、相间）650KV（断口）额定短时工频耐受电压（1min,有效值）230kV（对地、相间）300KV（断口）接地端子工频耐压（10min）16KV分合闸时间1.5S机械寿命3000次操动机构类型电动机构表7 快速接地开关参数额定电压126KV额定短路关合电流100KA额定静电感应关合电流5A/6kV额定电磁感应关合电流100A/6KV机械寿命3000次操动机构类型电动弹簧机构接地端子工频耐压（10min）16KV表8 母线参数额定电压126KV额定电流2000/3150A机械寿命3000次操动机构类型电动弹簧机构形式3相共箱表9 电流互感器参数编号（安装位置）型号电流比准确级备注196线路侧
28、200-400-600/15P30-20VA5P30-20VA0.2S-20VA196母线侧200-400-600/10.5-20VA5P30-20VA5P30-20VA195线路侧200-400-600/15P20-20VA5P20-20VA0.2S-20VA195母线侧200-400-600/10.5-20VA5P20-20VA5P20-20VA101母线侧200-400-600/15P30-20VA5P30-20VA0.5-20VA101变压器侧200-400-600/15P30-20VA5P30-20VA0.2S-20VA102母线侧200-400-600/15P20-20VA5P20
29、-20VA0.5 -20VA102变压器侧200-400-600/15P20-20VA5P20-20VA0.2S-20VA100I段母线侧200-400-600/15P20-20VA5P20-20VA0.5 -20VA100II段母线侧200-400-600/15P20-20VA5P20-20VA0.2-20VA表10 电压互感器参数编号（安装位置）型号电压比准确级备注110KVI母PT110/3/0.1/3/0.1/3/0.1KV0.2/0.5/3P100VA110KVII母PT110/3/0.1/3/0.1/3/0.1KV0.2/0.5/3P100VA195线路PT110/3/0.1/3/
30、0.1KV196线路PT110/3/0.1/3/0.1KV6.2.3 SF6电压互感器表11 电压互感器参数额定电压端子标志额定输出准确级极限输出二次绕组100/3Va n100VA0.21000VA剩余电压绕组100Vda dn150VA3P表12 出线套管参数海拔高度1000m、2000m额定电流2500A污秽等级、爬电距离3906mm表13 避雷器参数型式金属氧化锌避雷器额定电压100/102/108KV持续标称放电电流10kA直流1mA参考电压145/148/157KV运行电压78/79.6/84KV6.2.4 密度继电器密度继电器，用于监视各气室中的气体密度，用于报警信号和闭锁分合闸
31、断路器，表针随密度变化导致压力差异而旋转指示到相应的区域，在绿色区域为正常状态，红色区域为异常状态。表14 密度继电器气体压力控制参数20的压力额定压力补气报警压力闭锁压力报警解除压力断路器0.60.02MPa0.55MPa0.50MPa0.58其它气室0.60.02MPa0.57MPa0.55MPa0.58表15 GIS各元件使用周期序号元件名称使用条件使用次数备注1断路器开断额定短路电流20次2开断50%额定短路电流50次3开断10%额定短路电流500次4开断负荷电流3000次5空载操作5000次6隔离开关空载操作3000次7母线隔离开关切环流100次8检修接地开关空载操作3000次9快速
32、接地开关空载操作3000次10关合额定短路电流2次6.3 巡视检查6.3.1 正常巡视检查6.3.1.1 巡视或检修工作时，应首先查看GIS室入口处上方液晶显示屏上SF6气体泄漏监测系统运行状态。GIS室空气中SF6气体含量不应超过1000ppm，氧气含量不应小于18%。如未发现报警信号，在进入GIS室之前应在SF6监测主机观察、了解实时监测情况，并获得当时监测情况报告，然后查询有无历史报警记录，在确认当前无报警记录后方可进行下一步工作。6.3.1.2 在进入GIS室前，若无当前报警记录，可手动强制启动风机通风15分钟后，才可进入室内进行其余例行检查。SF6气体含量超过1000ppm，氧气含量
33、小于18%,以及设置定时均可自动启动风机排风。进入后应检查通风系统的运行情况。6.3.1.3 GIS室内的气体采集器在使用过程中应避免灰尘和化学品的侵入。主机和气体采集器严禁挤压、覆盖、碰撞，避免影响系统正常工作，甚至导致损坏。6.3.1.4 检查各气室密度继电器指示应在绿色区域，和设备初投位置相比较应无明显变化，否则应由设备维护单位进行相应的检查。6.3.1.5 检查就地控制柜上各断路器、隔离开关的位置指示信号是否与当时实际运行工况相符，操作机构机械指示检查位置正确。6.3.1.6 故障信号出现时，新收到的都通过信号灯快速闪烁，故障如消失但未被复归确认，信号灯以正常闪烁来表示。6.3.1.7
34、 GIS室有无异常声音或异味产生。6.3.1.8 各气室间隔盆式绝缘子和支撑绝缘子是否良好。6.3.1.9 外壳或支架有无腐蚀、损伤。瓷瓶无开裂、破损、污秽等。6.3.1.10 压力释放装置防护罩无异常，其释放出口无障碍物等。任何人员不应在压力释放防爆装置附近停留。6.3.1.11 运行中GIS对于运行、维护人员易触及部位，在正常情况下，其外壳及构架上的感应电压不应超过36V，其温升不应超过30.无特殊情况不宜触及外壳及构架。外壳及构架接地线良好，当外壳接地线异常时，严禁靠近或触及GIS外壳。每年应检查外壳接地线的接地情况。6.3.1.12 控制屏接地线无异常，控制屏内各空气断路器、继电器、端
35、子排是否炭化、有异味。6.3.1.13 屏内加热器是否正常工作，温度设置是否符合实际情况。检查运行时各箱门关闭情况。6.3.1.14 检查断路器的动作计数器指示值，并建立相应记录台帐，此数据对开关的维护和检修非常重要。断路器的动作计数器不能手动复位，且开关操作后应检查是否可靠计数。6.3.1.15 各类配管及阀门有无损伤、锈蚀，开闭位置是否正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好，螺栓无松动。6.3.1.16 避雷器引入引出外部接线端子有无过热情况。6.3.1.17 户外架空线绝缘子有无放电现象，防震锤完好正常。6.3.2 特殊检查6.3.2.1 气室出现气体泄漏时，强制启动通风系统15分钟后，
36、作好安全防护后可对气室外观检查，使用气体检漏仪进行检测，与GIS外壳保持安全距离。气体检漏仪使用说明：SENSI-TIVITY：灵敏度调节，CLEAR：清除输出指示，LOCK-OUT：锁定输出指示，ALARMSELECT：切换声、光、声光3种报警模式，MIN-MAX：气体密度强弱信号。6.3.2.2 断路器达到规定的开断次数或累计开断电流值时，断路器由于保护动作或二次线路故障误动后，应加强设备的检查。6.3.2.3 定期检查周期为每3年进行1次。GIS开关处于全部或部分停电状态,其主要内容包括：操作机构、辅助开关、检查或校验密度继电器和密度压力表、传动部分与齿轮等的磨损情况、断路器的最低动作压
37、力与动作电压试验、接地装置、绝缘电阻和回路电阻的测量等。6.3.2.4 气象突变有大风时，应及时检查金福线和金裕线架空线路摆动情况是否符合安全距离，有无搭挂其它异物，防震锤是否正常。6.3.2.5 夏季高温季节，应加强对负荷较重的线路GIS开关引入、引出连接接头发热情况进行连续检测，并对其作跟踪记录。6.3.2.6 暴雨大风时，应及时检查屋顶是否渗水，窗户是否关闭严密且窗格排水口畅通无渗漏，地面排水孔是否畅通无阻，轴流风机处飘进室内的雨水是否积水，一旦发现积水应立即消除，并仔细查看积水是否渗透它处。6.3.2.7 雷击后，应检查GIS开关进线避雷器的接地线有无烧伤痕迹或烧断烧断股的现象，接地端
38、是否良好接地，避雷器动作次数和上次历史记录是否发生改变，避雷器三相泄漏电流和上次历史记录是否发生改变，三相泄漏电流之间是否差异过大。6.3.2.8 大雾潮湿天气下，应重点加强对室外的架空线进线绝缘子、避雷器各绝缘瓷瓶套管、GIS穿墙套管等放电闪烙情况进行检查，瓷瓶表面是否形成较严重的间歇性导电通道。6.4 GIS开关设备操作6.4.1 断路器南思后台监控远方遥控操作6.4.1.1 195、196、100开关属于110kV变电站的同期开关。可使用南思监控系统110kV线路、母联测控装置NSC中的同期功能进行同期并列操作或合环操作。在后台监控画面中的195、196、100开关处鼠标右键单击，并执行
39、弹出菜单中的“控合”命令进行合闸。6.4.1.2 195、196、100开关在电力系统一侧有电而用户馈线一侧无电或两侧均无电的情况下，应执行“控合”命令。6.4.1.3 在后台监控画面中的101、102开关处鼠标右键单击，执行弹出菜单中的“控合”命令进行合闸。6.4.1.4 监控画面195、196、101、102、100开关的分闸则是右键单击，执行右键弹出菜单中的“控分”命令进行分闸。6.4.1.5 上述断路器的操作顺序和操作原则，应依据电力系统断路器和隔离开关操作的相关规定、具体操作任务、联锁条件而执行。6.4.2 断路器就地控制柜远方/就地控制切换断路器就地电动操作6.4.2.1 用专用钥
40、匙开锁。6.4.2.2 切换开关扭至就地时,闭锁远方控制，处于就地电动操作状态。6.4.2.3 开关扭至远方时,闭锁就地控制。6.4.2.4 合闸/分闸按钮：远方/就地/零位控制切换开关处于就地位置时，合闸/分闸按钮才会起作用；只有当满足电器联锁条件下，操作指令才被执行；当相应机构的驱动马达正在运行时，不能操作设备。6.4.2.5 联锁/解除联锁切换开关：在紧急操作情况下，经站长或上级技术主管部门批准才可以使用联锁/解除联锁切换开关手动解除电气联锁。为安全起见，解除电气联锁需要两只手同时操作，并且只能由获得授权的电气运行人员进行操作。一只手把联锁/解除联锁切换开关旋转并固定在解除联锁位置，一只
41、手操作相应的合闸或分闸按钮。6.4.2.6 正常时，将切换开关置于联锁位置。6.4.2.7 弹簧压力闭锁和SF6压力闭锁则解锁无效。6.4.2.8 注：在解除联锁位置上，所有电气联锁都不起作用，因此可能出现不正确操作。正常运行时, 远方/就地切换开关应扭至远方位置。6.4.3 断路器手动紧急操作 6.4.3.1 手动操作断路器，在紧急情况下，断路器可以通过按下就地机构箱内手动分合闸按钮直接手动操作。如出现“断路器分闸闭锁，气室内SF6气压低二级报警”报警信号，跳闸线圈1、2均被闭锁，立即通知上级技术主管部门，申请由对侧断开该馈线，在相应馈线无电压的情况下才能由手动进行分闸。如出现“断路器合闸闭
42、锁”报警信号，则断路器只能在相应馈线无电压的情况下才能由手动进行合闸。特别注意，手动操作只有在断路器退出运行，即两侧无电压情况下方可进行，严禁手动操作运行中带电断路器。6.4.4 隔离开关南思后台监控远方遥控操作6.4.4.1 GIS各间隔所属隔离开关的监控远方合、分闸操作。在后台监控画面鼠标右键单击须操作的隔离开关，相应地执行弹出菜单中的“控合”或“控分”命令进行合闸或分闸。6.4.5 隔离开关就地控制柜远方/就地控制切换隔离开关电动操作6.4.4.2 用专用钥匙开锁。6.4.4.3 切换开关扭至就地时,闭锁远方控制，处于就地电动操作状态。6.4.4.4 开关扭至远方时,闭锁就地控制。6.4
43、.4.5 合闸/分闸按钮：远方/就地控制切换开关处于就地位置时，合闸/分闸按钮才会起作用；只有当满足电器联锁条件下，操作指令才被执行；当相应机构的驱动马达正在运行时，不能操作设备。6.4.4.6 联锁/解除联锁切换开关：在紧急操作情况下，经站长或上级技术主管部门批准才可以使用联锁/解除联锁切换开关手动解除电气联锁。为安全起见，解除电气联锁需要两只手同时操作，并且只能由获得授权的电气运行人员进行操作。一只手把联锁/解除联锁切换开关旋转并固定在解除联锁位置，一只手操作相应的合闸或分闸按钮。6.4.4.7 正常时，将切换开关置于联锁位置。6.4.4.8 注：在解除联锁位置上，所有电气联锁都不起作用，
44、因此可能出现不正确操作。正常运行时, 远方/就地切换开关应扭至远方位置。6.4.6隔离开关就地手动操作6.4.6.1在紧急情况下，经站长及上级主管领导同意，并确认联锁条件满足后，隔离/接地开关可以通过操作手柄直接进行合分闸，而当操作手柄插入操作机构时，电动操作回路被自动切断。6.4.6.2 操作时一只手插入手动操作杆6.4.6.3 另一只手持续按压位置闭锁按钮BS，听到机械动作的响声后，位置闭锁被解除。6.4.6.4 合闸时手摇操作杆顺时针方向旋转90以上，分闸操作相反。6.4.6.5 松开BS按钮（此时手动操作杆旋转90以上，位置闭锁装置机械保持，如不旋转操作杆而持续按压BS10秒以上，位置闭锁线圈将被烧损。6.4.6.6 继续摇动手动操作杆大约3周左右变轻，当感到机械冲撞后停止。6.4.6.7 将手动操作杆返回约45（此步骤是必须的，如果操作杆不返回