10KV高压开关运行操作流程文档格式.docx

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与实际运行方式相符

6

套管

完好、无裂纹、无损伤、无放电现象。

7

避雷器

在线监测仪指示正确，并记录泄漏电流值和动作次数。

8

带电显示器

指示正确。

9

防爆装置

防护罩无异样，其释放出口无障碍物，防爆膜无破裂。

10

汇控柜

指示正常，无异常信号发出；

操动切换把手与实际运行位置相符；

控制、电源开关位置正常；

连锁位置指示正常；

柜内运行设备正常；

封堵严密、良好；

加热器及驱潮电阻正常。

11

接地

接地线、接地螺栓表面无锈蚀，压接牢固。

12

设备室

通风系统运转正常，氧量仪指示大于18%，SF6气体含量不大于1000mL/L。

无异常声音、异常气味等。

13

基础

无下沉、倾斜。

表1巡视检查项目和标准

3.3.2断路器巡视检查应按表2的项目、标准要求进行。

表2断路器巡视检查项目和标准

套管、瓷瓶

无断裂、裂纹、损伤、放电现象

分、合闸位置指示器

与实际运行方式相符。

软连接及各导流压接点

压接良好，无过热变色、断股现象

控制、信号电源

正常，无异常信号发出

SF6气体压力表或密度表

在正常范围内，并记录压力值

端子箱

电源开关完好、名称标志齐全、封堵良好、箱门关闭严密

各连杆、传动机构

无弯曲、变形、锈蚀，轴销齐全

螺栓压接良好，无锈蚀。

无下沉、倾斜

3.3.3油断路器巡视检查应按表3的项目、标准要求进行。

表3油断路器巡视检查项目和标准

２

本体

无油迹、无锈蚀、无放电、无异音。

３

完好，无断裂、裂纹、损伤放电现象

引线连接部位

无发热变色现象

放油阀

关闭严密，无渗漏

６

绝缘油

油位在正常范围内，油色正常

７

连杆、转轴、拐臂

无裂纹、变形

电源开关完好、名称标注齐全、封堵良好、箱门关闭严密

3.3.4真空断路器巡视检查应按表4的项目、标准要求进行。

表4真空断路器巡视检查项目和标准

灭弧室

无放电、无异音、无破损、无变色。

绝缘子

无断裂、裂纹、损伤、放电等现象。

绝缘拉杆

完好、无裂纹。

各连杆、转轴、拐臂

无变形、无裂纹，轴销齐全。

接触良好，无发热变色现象。

与运行方式相符

3.3.5开关柜设备巡视检查应按表5的项目、标准要求进行。

表5高压开关柜巡视检查项目和标准

无异音，无过热、无变形等异常。

表计

指示正常。

操作方式切换开关

正常在“远控”位置

操作把手及闭锁

位置正确、无异常

高压带电显示装置

指示正确

电源小开关

位置正确

3.3.6液压操动机构巡视检查应按表6的项目、标准要求进行。

表6液压操动机构巡视检查项目和标准

机构箱

开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。

计数器

动作正确并记录动作次数

储能电源开关

机构压力

正常

油箱油位

在上下限之间，无渗（漏）油

油管及接头

无渗油

油泵

正常、无渗漏

行程开关

无卡涩、变形

活塞杆、工作缸

无渗漏

加热器（除潮器）

正常完好，投（停）正确

3.3.7弹簧机构巡视检查应按表7的项目、标准要求进行。

表7弹簧机构巡视检查项目和标准

储能电机

运转正常

分、合闸线圈

无冒烟、异味、变色

弹簧

完好，正常

二次接线

储能指示器

3.3.8电磁操动机构巡视检查应按表8的项目、标准要求进行。

表8电磁操动机构巡视检查项目和标准

检查内容

合闸电源开关

位置正确

合闸保险

检查完好，规格符合标准

合闸接触器

无异味、变色

直流电源回路

端子无松动、锈蚀

3.3.9气动机构巡视检查应按表9的项目、标准要求进行。

表9气动机构巡视检查项目和标准

开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味

压力表

指示正常，并记录实际值

贮气罐

无漏气，按规定放水

接头、管路、阀门

无漏气现象

空压机

运转正常，油位正常。

计数器动作正常并记录次数

3.3.10隔离开关的巡视检查应按表10的项目、标准要求进行。

表10隔离开关的巡视检查项目和标准

瓷瓶

清洁，无破裂、无损伤放电现象；

防污闪措施完好。

导电部分

触头接触良好，无过热、变色及移位等异常现象；

动触头的偏斜不大于规定数值。

接点压接良好，无过热现象，引线驰度适中。

传动连杆、拐臂

连杆无弯曲、连接无松动、无锈蚀，开口销齐全；

轴销无变位脱落、无锈蚀、润滑良好；

金属部件无锈蚀，无鸟巢。

法兰连接

无裂痕，连接螺丝无松动、锈蚀、变形。

接地刀闸

位置正确，弹簧无断股、闭锁良好，接地杆的高度不超过规定数值；

接地引下线完整可靠接地。

闭锁装置

机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形。

操动机构

密封良好，无受潮。

应有明显的接地点，且标志色醒目。

4.特殊巡视项目

4.1设备新投运及大修后，巡视周期相应缩短，72小时以后转入正常巡视。

4.2遇有下列情况，应对设备进行特殊巡视：

4.2.1设备负荷有显著增加；

4.2.2设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行；

4.2.3设备缺陷近期有发展；

4.2.4恶劣气候、事故跳闸和设备运行中发现可疑现象；

4.2.5法定节假日和上级通知有重要供电任务期间。

4.3特殊巡视项目

4.3.1雷雨天气：

瓷套管有无放电闪络现象；

4.3.2大雾天气：

瓷套管有无放电，打火现象，重点监视污秽瓷质部分；

4.3.3温度骤变：

检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等情况；

4.3.4节假日时：

监视负荷及增加巡视次数；

4.3.5高峰负荷期间：

增加巡视次数，监视设备温度，触头、引线接头，特别是限流元件接头有无过热现象，设备有无异常声音；

4.3.6短路故障跳闸后：

检查隔离开关的位置是否正确，各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象，油断路器有无喷油，油色及油位是否正常，测量合闸保险丝是否良好，断路器内部有无异音；

4.3.7设备重合闸后：

检查设备位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的音响或气味；

4.3.8严重污秽地区：

瓷质绝缘的积污程度，有无放电、爬电、电晕等异常现象。

4.4巡视周期

4.4.1投入电网运行和处于备用状态的高压开关设备必须定期进行巡视检查，对各种值班方式下的巡视时间、次数、内容，各单位应做出明确的规定。

4.4.2有人值班的变电站每次交接班前巡视1次，正常巡视不少于2次；

每周应进行夜间闭灯巡视1次，值长每月进行1次监视性巡视。

4.4.3无人值班的变电站每2天至少巡视1次；

每月不得少于2次夜间闭灯巡视。

4.4.4根据天气、负荷情况及设备健康状况和其它用电要求进行特巡。

4.5正常维护

4.5.1合闸后检查合闸熔丝是否正常，若更换时应核对容量是否符合要求。

4.5.2对气动操动机构，按规定排气。

4.5.3冬季应检查加热装置是否正常。

4.5.4值班人员发现缺陷应及时汇报，并作好记录。

4.6测温周期

4.6.1一般情况下应结合正常巡视进行。

4.6.2根据运行方式的变化，在下列情况下应进行重点测温：

4.6.2.1长期重负荷运行的高压开关设备；

4.6.2.2负荷有明显增加的高压开关设备；

4.6.2.3存在异常的高压开关设备；

4.6.2.4必要时测温范围主要是运行开关设备的导流部位。

5.高压开关设备的运行操作

5.1高压断路器的操作

5.1.1一般规定

5.1.1.1断路器投运前，应检查接地线是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。

5.1.1.2操作前应检查控制回路和辅助回路的电源，检查机构已储能。

5.1.1.3检查油断路器油位、油色正常；

真空断路器灭弧室无异常；

SF6断路器气体压力在规定的范围内；

各种信号正确、表计指示正常。

5.1.1.4长期停运超过6个月的断路器，在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作2－3次，无异常后方能按操作票拟定的方式操作。

5.1.1.5操作前，检查相应隔离开关和断路器的位置；

应确认继电保护已按规定投入。

5.1.1.6操作控制把手时，不能用力过猛，以防损坏控制开关；

不能返回太快，以防时间短断路器来不及合闸。

操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化。

5.1.1.7操作开关柜时，应严格按照规定的程序进行，防止由于程序错误造成闭锁、二次插头、隔离挡板和接地开关等元件损坏。

5.1.1.8断路器（分）合闸动作后，应到现场确认本体和机构（分）合闸指示器以及拐臂、传动杆位置，保证开关确已正确（分）合闸。

同时检查开关本体有、无异常。

5.1.1.9断路器合闸后检查：

5.1.1.9.1红灯亮，机械指示应在合闸位置；

5.1.1.9.2送电回路的电流表、功率表及计量表是否指示正确；

5.1.1.9.3电磁机构电动合闸后，立即检查直流盘合闸电流表指示，若有电流指示，说明合闸线圈有电，应立即拉开合闸电源，检查断路器合闸接触器是否卡涩，并迅速恢复合闸电源；

5.1.1.9.4弹簧操动机构，在合闸后应检查弹簧是否储能。

5.1.2断路器分闸后的检查：

5.1.2.1绿灯亮，机械指示应在分闸位置；

5.1.2.2检查表计指示正确。

5.1.3异常操作的规定

5.1.3.1电磁机构严禁用手动杠杆或千斤顶带电进行合闸操作；

5.1.3.2无自由脱扣的机构，严禁就地操作；

5.1.3.3液压（气压）操动机构，如因压力异常导致断路器分、合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁，进行操作；

5.1.3.4一般情况下，凡能够电动操作的断路器，不应就地手动操作。

5.1.4故障状态下操作规定

5.1.4.1断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，SF6断路器气体压力异常，发出闭锁操作信号，应立即断开故障断路器的控制电源。

断路器机构压力突然到零，应立即拉开打压及断路器的控制电源，并及时处理。

5.1.4.2真空断路器，如发现灭弧室内有异常，应立即汇报，禁止操作,按调度命令停用开关跳闸压板。

5.1.4.3油断路器由于系统容量增大，运行地点的短路电流达到断路器额定开断电流的80％时，应停用自动重合闸，在短路故障开断后禁止强送。

5.1.4.4断路器实际故障开断次数仅比允许故障开断次数少一次时，应停用该断路器的自动重合闸。

5.1.4.5分相操作的断路器发生非全相合闸时，应立即将已合上相拉开，重新操作合闸一次。

如仍不正常，则应拉开合上相并切断该断路器的控制电源，查明原因。

5.1.4.6分相操作的断路器发生非全相分闸时，应立即切断该断路器的控制电源，手动操作将拒动相分闸，查明原因。

6.开关柜手车式断路器的操作

6.1手车式断路器允许停留在运行、试验、检修位置，不得停留在其它位置。

检修后,应推至试验位置,进行传动试验，试验良好后方可投入运行。

6.2手车式断路器无论在工作位置还是在试验位置,均应用机械联锁把手车锁定。

6.3当手车式断路器推入柜内时,应保持垂直缓缓推进。

处于试验位置时,必须将二次插头插入二次插座,断开合闸电源，释放弹簧储能。

7.SF6开关设备的操作

7.1进入室内SF6开关设备区，需先通风15分钟，并检测室内氧气密度正常（大于18％）,SF6气体密度小于1000mL/L。

处理SF6设备泄漏故障时必须带防毒面具，穿防护服。

7.2GIS电气闭锁不得随意停用。

7.3正常运行时，组合电器汇控柜闭锁控制钥匙按规定使用。

8.缺陷管理

8.1缺陷的分类及定性

8.1.1危急缺陷

8.1.1.1高压开关设备在运行中发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故。

8.1.1.2高压开关设备发生表11第二栏所列情形之一者，应定为危急缺陷，并立即申请停电处理。

8.1.2严重缺陷

8.1.2.1定义：

人身或对设备有严重威胁，暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。

8.1.2.2高压开关设备发生表11第三栏所列情形之一者，应定为严重缺陷，应汇报调度和上级领导,并记录在缺陷记录本内进行缺陷传递,在规定时间内安排处理。

表11开关设备缺陷分类标准

设备（部位）名称

危急缺陷

严重缺陷

1．通则

1.1短路电流

安装地点的短路电流超过断路器的额定短路开断电流

安装地点的短路电流接近断路器的额定短路开断电流

1.2操作次数和开断次数

断路器的累计故障开断电流超过额定允许的累计故障开断电流

断路器的累计故障开断电流接近额定允许的累计故障开断电流；

操作次数接近断路器的机械寿命次数

1.3导电回路

导电回路部件有严重过热或打火现象

导电回路部件温度超过设备允许的最高运行温度

1.4瓷套或绝缘子

有开裂、放电声或严重电晕

严重积污

1.5断口电容

有严重漏油现象、电容量或介损严重超标

有明显的渗油现象、电容量或介损超标

1.6操动机构

1）液压或气动机构

失压到零

频繁打压

打压不停泵

2）控制回路

控制回路断线、辅助开关接触不良或切换不到位

控制回路的电阻、电容等零件损坏

3）分合闸线圈

线圈引线断线或线圈烧坏

最低动作电压超出标准和规程要求

1.7接地线

接地引下线断开

接地引下线松动

1.8开关的分合闸位置

分、合闸位置不正确，与当时的实际运行工况不相符

2．SF6开关设备

2.1SF6气体

SF6气室严重漏气，发出闭锁信号

SF6气室严重漏气，发出报警信号

SF6气体湿度严重超标

2.2设备本体

内部及管道有异常声音（漏气声、振动声、放电声等）

落地罐式断路器或GIS防爆膜变形或损坏

2.3操动机构

气动机构加热装置损坏，管路或阀体结冰

气动机构自动排污装置失灵

气动机构压缩机故障

气动机构压缩机打压超时

液压机构油压异常

液压机构压缩机打压超时

液压机构严重漏油、漏氮

液压机构压缩机损坏

弹簧机构弹簧断裂或出现裂纹

弹簧机构储能电机损坏

绝缘拉杆松脱、断裂

3．油开关设备

3.1绝缘油

严重漏油，油位不可见

断路器油绝缘试验不合格或严重炭化

3.2设备本体

多油断路器内部有爆裂声

少油断路器开断过程中喷油严重

少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常响声

3.3操动机构

渗油引起压力下降

4.高压开关柜和真空开关

4.1真空开关

真空灭弧室有裂纹

真空灭弧室外表面积污严重

真空灭弧室内有放电声或因放电而发光

真空灭弧室耐压或真空度检测不合格

4.2开关柜及元部件

元部件表面严重积污或凝露

母线室柜与柜间封堵不严

母线桥内有异常声音

电缆孔封堵不严

5．高压隔离开关

绝缘子有裂纹，法兰开裂

传动或转动部件严重腐蚀

导体严重腐蚀

8.1.3一般缺陷

8.1.3.1上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷，指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷。

8.1.3.2高压开关设备发生下列情形之一者，应定为一般缺陷，应汇报调度,并记录在缺陷记录本内进行缺陷传递,在规定时间内安排处理：

8.1.3.2.1编号牌脱落；

8.1.3.2.2相色标志不全；

8.1.3.2.3金属部位锈蚀；

8.1.4缺陷处理程序

8.1.4.1值班人员在断路器运行中发现任何不正常现象时,按规定程序上报并做好相应记录。

8.1.4.2值班人员若发现设备有威胁电网安全运行且不停电难以消除的缺陷时，应向值班调度员汇报，及时申请停电处理，并按规定程序上报。

9.事故处理及预案

9.1事故处理

9.1.1断路器动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间，停止音响信号，并立即进行事故特巡，检查断路器本身有无故障。

9.1.2对故障分闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。

9.1.3断路器故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。

9.1.4SF6设备发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备要谨慎，对户外设备，尽量选择从上风接近设备，对户内设备应先通风，必要时要戴防毒面具、穿防护服。

9.2事故预案

9.2.1高压断路器合闸失灵

9.2.1.1原因分析:

9.2.1.1.1合闸保险，控制保险熔断或接触不良；

9.2.1.1.2直流接触器接点接触不良或控制开关接点及开关辅助接点接触不良；

9.2.1.1.3直流电压过低；

9.2.1.1.4合闸闭锁动作。

9.2.1.2处理方案

9.2.1.2.1对控制回路、合闸回路及直流电源进行检查处理；

9.2.1.2.2若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值；

9.2.1.2.3检查SF6气体压力、液压压力是否正常；

弹簧机构是否储能；

9.2.1.2.4若值班人员现场无法消除时，按危急缺陷报值班调度员。

9.2.2断路器分闸失灵

9.2.2.1原因分析:

9.2.2.1.1掉闸回路断线，控制开关接点和开关辅助接点接触不良；

9.2.2.1.2操动保险接触不良或熔断；

9.2.2.1.3分闸线圈短路或断线；

9.2.2.1.4操动机构故障；

9.2.2.1.5直流电压过低。

9.2.2.2处理方案

9.2.2.2.1对控制回路、分闸回路进行检查处理.当发现断路器的跳闸回路有断线的信号或操作回路的操作电源消失时，应立即查明原因。

9.2.2.2.2对直流电源进行检查处理,若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值；

9.2.2.2.3手动远方操作跳闸一次，若不成，请示调度，隔离故障开关。

9.2.3液压机构压力异常处理

9.2.3.1当压力不能保持，油泵启动频繁时，应检查液压机构有无漏油等缺陷；

9.2.3.2压力低于启泵值，但油泵不启动，应检查油泵及电源系统是否正常，并报缺陷；

9.2.3.3“打压超时”，应检查液压部分有无漏油，油泵是否有机械故障，压力是否升高超出规定值等。

若液压异常升高，应立即切断油泵电源，并报缺陷。

9.2.4液压机构突然失压处理

9.2.4.1立即断开油泵电机电源，严禁人工打压；

9.2.4.2立即取下开关的控制保险，严禁进行操作；

9.2.4.3汇报调度，根据命令，采取措施将故障开关隔离；

9.2.4.4报缺陷，等待检修；

9.2.5SF6断路器本体严重漏气处理

9.2.5.1应立即断开该开关的操作电源，在手动操作把手上挂禁止操作的标示牌；

9.2.5.2汇报调度，根据命令，采取措施将故障开关隔离；

9.2.5.3在接近设备时要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服；

9.2.5.4室内SF6气体开关泄露时，除应采取紧急措施处理，还应开启风机通风15分钟后方可进入室内。

9.2.6故障掉闸处理

9.2.6.1断路器掉闸后，值班