说明
为了更好适应开展电力运行维护工作的需要，按照日常劳动作业标准，加强职业培训教材建设技能建设的要求。统一组织编写了电力职业技能指导书。
本〈〈指导书〉〉是按照电厂日常维护作业标准，结合现场的实际情况，由经验丰富的老师傅做指导，依据电厂运行规程，特制定本书。
本书第一部分为发电机部分材料，主要讲述了发电机的工作原理，发电机的日常维护，发电机的定期保养，发电机保护的概述，发电机构造。等。
本书的第二部分主要讲述了变压器的构造及原理，日常维护标准。常见故障分析判断与处理标准。变压器厂家技术资料等
本书的第三部分为托电开关站的有关知识，此部分结合老师傅们的现场实际经验，联系开关站的维护标准，结合了托电对开关站的运行规程，对开关站内的一些重要设备都做了详细的介绍，并结合了厂家的技术资料，把两年来对托电开关站的常见问题做了总结，并结合问题，做出了相应的处理方法。等等
书中带★为重点掌握内容,▲为了解内容,
本书由于时间仓促，编者水平有限，不当之处在所难免，真诚的希望各位读者提出宝贵意见，谢谢。
电热配电班
发电机
1、发电机接地铜刷
2、发电机碳刷
3、发电机出口断路器,电气主接线,发电机简介
4、发电机的有关保护
5、泄漏点主要部位及处理方法
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★一、发电机接地铜刷
1、发电机接地铜刷的位置和主要作用：
发电机接地铜刷位于发电机尾部，其主要作用是为把发电机在运行中转子上的涡流通过接地铜刷接地。把涡流导入大地。
2、发电机接地铜刷的正确维护：
1 发电机接地铜刷在拆卸过程中，因为离盘车电机比较进，并涉及到好多发电机测点。所以在拆卸压板的时候，勿动其他设备。
2发电机接地铜刷清洗过程中应该用专用清洗剂清洗，除去油污
3发电机接地铜刷清洗应该戴好手套，避免清洗剂伤手。
4发电机接地铜刷清洗完成后，应该风干后用压板压实，接地良好。
5工作完成之后，应该作好检修记录
3、发电机接地铜刷的危险点控制
1在工作之前应该办理工作票，并严格按照工作票内容执行
2发电机接地铜刷清洗之后，必须风干后才能回装
3发电机接地铜刷应该压实，应该保证可靠接地
4发电机接地铜刷清理工程中必须联系设备部相关人员办理退保护联系单。
4、维护所需要的工器具：
1乳胶手套一副，塑料布，清洗剂，毛刷，14-17呆扳手两把，抹布若干，脸盆一个。
★二、发电机碳刷
1、发电机碳刷的位置和作用：
发电机碳刷是发电机的重要部位，位于发电机端部。发电机通过汽轮机做功，转子切割磁力线，产生电流，通过碳刷到集电器到转子滑环。
2、发电机碳刷的清理和维护
1发电机碳刷必须和发电机转子接触良好，每月清理一次，清理表面的碳粉，用毛刷，严禁用手触摸，清理完毕仔细检查有无遗留物
2清理刷架用毛刷将刷架上的尘土和碳粉清理干净，清理干净后仔细检查有无遗留物
3碳刷在刷架上的固定，用十字或一字螺丝刀逐个检查，有无松动现象。
4碳刷在刷握上的活动范围。压力范围方向为1.2—1.6kg/cm水平方向为0.1—0.2mm.所用工具为弹簧称.
5每次所取下的碳刷不能不能超过总数的20%,最好是逐个清理.另外测量并记录碳刷的磨损程度,一期标有刻度,二期不能超次过60mm
6每月一次的夜间巡视检查有无放电现象,接触面的压接情况
3、发电机清理所需的工具
橡胶皮，毛刷，白布，专用工具 钢板尺，十字螺丝刀，记录本和笔，绝缘手套
4、发电机碳刷的危险点控制
发电机碳刷清理前必须退转子接地保护。设专人监护，严禁有异物进入碳刷小室。
★三、二期发电机出口断路器
1、二期发电机出口断路器的位置
二期发电机出口断路器位于汽机6、85米，其作用是在检修中断开与主变的连接以便于检修。发电机出口断路器采用ABB公司的设备。停机时,可通过主变反送给高厂变带厂用电.
发电机出口断路器包括有出口侧的隔离刀闸、开关及两侧的接地刀闸，开关的绝缘及灭弧采用六氟化硫气体，开关操作机构采用液压弹簧操作机构，隔离刀闸及接地刀闸均采用电动操作机构。
▲四、电气主接线。
1、托克托电厂二期工程，与电 是通过500KV和220KV线路相连的，发电机出口带开关，500KV系统，二期共有两回出线，即：托源三线、500KV/220KV联变,托源三线终点是河北霸洲变电站,中间在浑源设有一个开关站,500KV/22OKV联变220KV侧至厂内220KV变电站,此变电站与铝厂自备电厂相连,同时向#3高备变供电,作为厂用高压备用电源.正常情况下,500KV系统合环运行,一期二期共安装四个完整串，每条出线线路装设三个单相电抗器，和一个中性点电抗器；共十二个断路器，两条母线。
▲五、发电机概述：
二期 发电机为三相隐极式同步交流发电机，型号为QFSN—600—2—22B。采用静止可控硅，机端采用自励的励磁方式。结构为全封闭式，自通风，强制润滑，水/氢/氢冷却、圆筒型转子。定子绕组为直接水冷，定、转子铁心及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用单流环式密封瓦，定子绕组的冷却水由内冷水泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座的励端和 汽端，并通过定子冷却水冷却器进行冷却。氢气则利用装在转子两端饿互环外侧的单级浆式风扇进行强制循环，“气隙取气、一斗两路、径向斜流、五进六出”，并通过两组（四台）氢冷器进行冷却。
发电机定子铁心采用高导磁和低磁损耗的的扇形绝缘硅钢片制造，采用合适的弹簧棒支撑，有效的隔离来自铁心的径向的振动。定子线圈的绝缘采用云母F级的材料。发电机端盖内装有单流环式油密封，以防止氢气从定子机壳内逸出。
▲六、发电机励磁系统。
励磁系统采用ABB自并励静止可控硅整流系统，励磁电源直接取自发电机出口，设有励磁变，启励电源取自本机交流经整流后供给转子。励磁变出来的电流经可控硅整流、经自动电压调节器控制后转变为直流，通过电刷和滑环接触装置而引入到转子上并通过导电杆直接供给发电机转子绕组，导电杆装于转轴中心孔中。发电机励磁系统及控制系统包括：励磁变压器、三相全控桥式整流装置、发电机转子、灭磁及转子过压保护装置、启励装置、微机励磁调节器及独立的受动控制装置组成。
▲七、发电机简介
内蒙古大唐托克托发电厂二期工程采用的是东方发电机厂制造的.东方电机可设计和制造由0.75MW至600MW的各种规格和型号的汽轮发电机。至2001年10月,公司已累计为国家生产汽轮发电机约4000万千瓦。汽轮发电机年产达到700万千瓦的能力。从1976年东方电机在成功试制”水氢氢” 型200MW汽轮发电机的基础上开始自行设计300MW汽轮发电机.至今已成功开发出了第三代300MW汽轮发电机。1997年与日立公司联合设计、制造的600MW水氢氢型汽轮发电机在山东邹县电厂成功投运,并在2000年度全国火电大机组竞赛中,5号机和6号机分别获得600MW机组特等奖和一等奖。公司还制造完成广东岭澳核电站1000MW 等级的汽轮发电机分包项目。另外300MW汽轮发电机荣获国家优质产品金奖,被认定为中国名牌产品。
在企业党政的正确领导下，东方电机股份有限公司坚持科学技术是第一生产力，紧紧抓住新产品的核心技术开发这个关键，以自主开发、引进消化、联合攻关等多种形式相结合，实现技术创新的大发展。促进了新产品开发的大面积丰收。
具有完全自主知识产权的蒸发冷却技术是东电实施技术创新的一大实例。鉴于对在水轮发电机上采用冷却技术的可应用性前景的判断。东方电机早在1978年就与中国科学院电工研究所合作进行了蒸发冷却技术的研究。通过云南大寨电站两台单机容量10MW水轮发电机的实际应用，使该技术从实验室走入工业试验；在掌握了大量的试验数据的基础上，为了探索该项技术全面的工艺性和运行经验，1990年东方电机又研制了安装 在陕西安康火石岩电站单机容量50MW水轮发电机，更加全面掌握了蒸发冷却技术完整的技术品质；为了让蒸发冷却技术在大型机组上推广使用，国家经贸委1996（1256）号文，下发了作为“九五”重点科技攻关项目的“李家峡400MW蒸发冷却发电机的研究”研究课题，经过3年的艰苦工作，在东电参研人员和中科院、设计、安装、建设、监理等单位的共同努力下，攻克重重技术难关，终于是该机于1999年11月6日一次顺利并 发电，从而标志着该项技术已完全达到可控应用和可进入全面使用，标志着东方电机在发电机新型冷却技术的创新走在世界同行的前列。
▲八、发电机的有关保护。
1、与变压器差动保护相比，发电机差动保护的运行条件较好。通常，发电机差动保护误动原因，多半是整定值有误，两侧TA特性相差太大，差动TA二次回路多点接地。
对于具有比率制动特性的发电机纵差保护，其差动继电器的整定值一般应按以下范围整定：
初始动作电流 Idzo，取（0.25—0.3）Ie
比率制动系数Kres取0.3—0.4
拐点电流为Izdo取(0.7—1.0)Ie
保护在投运前应有主管部门下达的定值通知单,同时,保护要经过认真校验,证明保护的动作特性良好,其各种定值与定值通知单应该保持一致.
2、发电机的纵差保护
区外故障差动继电器误动原因主要有：差动继电器整定值较小，两侧TA的暂态度特性及电流上升速率不同，以及当整定值较小时差动继电器本身不稳定。
与其他发电机的差动保护不同，该机两侧差动TA的型号不一，变比不同，且中性点TA由两个TA并联，又加一个中间变流器。因此，该机差动继电器的整定值应适当提高，制动系数应增大，拐点电流应降低。
3、发电机定子接地保护
由于保护继电器中采用自偶变压器T、电容器C及电位器R1构成移相回炉造成的。为了进一步提高该型接地保护的动作可靠性及动作灵敏度，建议应在百分之二十有功负荷下调平衡。制动系数可取0.3左右。还对继电器晶体管逻辑回路增加了0.2S的延时。
2.2.2 #1机主封母线微正压装置频繁动作
一号机主变、厂用变至发电机出线端，主母线及封闭铅壳(简称主封母线)由北京电力设备总厂供货，主封母线内部充入压缩空气，压力下限1000Pa。高于外部大气压防止灰尘进入内部，保持主母线正常的绝缘水平。由于安装时厂家未到现场指导以至于出现多处漏点，内部压力达不到规定值，造成充气装置频繁动作。
★九、泄漏点主要部位及处理方法：
1、发电机出口侧、发电机至主变进口侧、发电机至厂变进口侧，设备由于长途运输造成端部密封环氧树脂法兰与主封母线内部周围连接紧固螺栓松动，密封胶圈受力不均出现漏气点，主母线边缘与法兰的密封圈粘接不严密。处理方法:①紧固法兰螺栓，确保每条螺栓紧固力矩一致；②母线边缘与法兰密封圈重新涂以玻璃胶（把旧有玻璃胶清理干净，均匀涂以新的玻璃胶，不要涂层太厚）。
2、主封母线外壳之间的皮套伸缩软连接，外层用抱箍锁紧不严造成漏气。处理方法：皮套内部涂以玻璃胶，重新锁紧，适当再增加一个抱箍。
3、主封母线外壳连结焊口漏气，焊接质量不合格出现沙眼、漏气。处理方法：专业焊工重新焊接。
4、主封母线内加热器接线柱漏气。处理方法：拆下接线端口螺栓及密封胶圈，在密封胶圈一侧涂匀玻璃胶，重新紧固。
经过以上几个部位漏点处理，微正压充气装置充气至2500Pa，停机20分钟，压力回落至100Pa重新起机。
注：①由于主封母线管线过长，最短30m；外圆周过大，直径在1450mm。疑漏点过多，查找过程比较繁琐，在母线两侧还要搭设脚手架。②漏点检查用浓度适中的肥皂水。
变压器
1、变压器工作原理、变压器差动保护
2、变压器差动保护
3、变压器低阻抗和零序保护
4、变压器有载调压瓦斯保护
5、套管色谱检查
6、避雷器有关问题
7、互感器常见问题与检修
8、联变的维护与检修
9、电抗器维护与检修
▲一、变压器工作原理
1、变压器是根据电磁原理制成的。
2、变压器的主要结构是由铁心和线圈组成的。
▲二、变压器差动保护
1、差动保护是变压器的主要保护。大型变压器的差动保护的拒动和误动，均会造成很大的经济损失。影响变压器差动保护动作的可靠性的因素有很多，除了接线不正确以外，TA特性不良调整不当，整定值不合理及保护继电器性能不良等，均会造成不正确的动作。
2、谐波对保护继电器的影响。
在按间断角原理构成的变压器差动保护中，采用电抗互感器将TA的二次电流变换成电压送至逻辑回路。由于电抗互感器对谐波具有放大作用。故电流中的高次偕波对保护继电器影响很大。
变压器的闭锁角为60—65度
当电压频率为50HZ时，T=20MS，即当差压的幅值大于或等于2倍的总制动电压时，保护继电器动作
当电流频率等于150HZ时差压的幅值等于制动电压时，保护继电器就可以动作。
实验发现，用一般的电源作为实验电源来校验继电器的整定值，如不采用特殊措施，继电器的动作电流不断变化，动作电流最大可变化百分之二十到三十。其原因是电源中会有高次偕波。
闭锁角减小对继电器的影响。
由于继电器的整定动作电流是一个定值，因此，当闭锁角小时，继电器的直流门槛电压一定要降低，才能保证继电器动作。门槛电压越小，继电器的抗干扰能力越低
由于对继电器的调试不当，误将闭锁角整定减小了一半，从而使正常运行时继电器的直流门槛，电压大大降低。
★三、变压器低阻抗和零序保护.
提高继电保护的动作的可靠性,首先应将小密封继电器换型.应换成触点线圈对外壳及触点对线圈之间绝缘水平高的继电器.此外,在大修时应用1000V兆欧表测量密封之间绝缘水平高的继电器、线圈、触点对线圈之间的绝缘，即时更换绝缘不合格者。
★四、变压器的有载调压瓦斯保护误动。
在主变压器本体端子箱二次电缆进口处应加绝缘垫，避免使电缆芯线外层绝缘磨损，造成接地。
★五、针对套管进行色谱检查工作。
1、对110KV及以上变压器套管进行色谱检查工作。
2、套管安装就位后，带电前必须放电。
3、对保存期超过1年的安装前应进行局放实验，额定电压下进行介损实验和油色谱分析。
4、事故抢修所装上的套管，投运后的三个月内，应取油样做一次色谱实验。
5、做为备品的110KV及以上套管应放置于。如水平存放，其抬高角度应符合厂家制造要求。以防止电容芯子漏出油面成受潮。
6、套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。
★六、针对避雷器存在的问题：
1、严格执行带电监测周期。
2、110KV及以上避雷器宜安装在线监测表计。
★七、针对互感器存在的问题：
1、对已淘汰的产品，应立即创造条件进行更换。
2、在系统运行方式和倒闸操作中，应避免用带断口电容的断路器投切带电磁式电压互感器的空母线。
八、★联变冷却器控制箱
本控制箱是属于强油循环风冷却控制箱，用于控制冷却器的油泵和冷却风机。本控制箱的技术数据：电源：AC380V 50Hz, 三相四线制。冷却装置的电源总功率：其中风扇：45kW，油泵：30 kW。
①电源情况：变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过控制开关投入与停止，控制箱内有两组电源，用户可以根据需要通过选择开关任意选择其中一组电源作为工作电源，另一组电源作为备用电源。当工作电源发生故障时，备用电源会自动投入运行，而当工作电源恢复正常后，备用电源会自动退出运行让工作电源供电。当电源失败和备用电源投入时都会有相应的信号，而当两组电源都失败时，会有冷却器全停信号输出。
②冷却器工作情况：每一组冷却器都对应有一个选择开关来选择冷却器的工作状态，可以根据需要选择冷却器的状态为：工作、辅助、备用、停止。在变压器额定运行时，有三组冷却器处于工作状态并尽量保证两侧均有冷却器运行，一组冷却器处于辅助状态，一组冷却器处于备用状态。
③冷却器的投入：冷却器除了手动投入(即将其切至工作位)外，也可以根据温度或负载电流情况自动投入。假设冷却器的工作状态设为辅助，那么当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷(绕组温度)达到规定值时，均能使辅助冷却器自动投入。
④备用冷却器的投入：当工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。
⑤风扇电机和油泵电机都设有过载，短路，缺相保护。
⑥各油泵电机和风扇电机因故障停运时，会给中央控制室发出 警信号，以便运行人员处理。
▲变压器的并列运行应满足下列条件
绕组接线组别相同。
电压变比相同。
阻抗电压相等。
阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。
变压器事故过负荷时，其上层油温不得超过相应的规定值。
变压器事故过负荷后，应及时记录事故过负荷的大小及运行时间。
★变压器检查与点检
变压器运行中检查的规定
正常情况下，变压器及其冷却装置每班检查二次，其中包括接班前的检查。
新投或大修后的变压器，在投运的最初8h，应每两小时检查一次，以后按正常要求进行检查。
变压器异常或过负荷运行时，应加强检查，适当增加检查次数。
气候剧变时，应重点检查变压器的油位、油温的变化情况。
处于备用状态的变压器，也应按运行变压器的标准进行检查。
下列情况应对变压器进行特殊检查， 增加巡视检查次数：
新设备或经检修、改造过的变压器在投运72h内；
有严重缺陷时；
气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）；
雷雨季节特别是雷雨后；
高温季节、高峰负载期间；
变压器过负荷运行时。
联变运行中的检查项目
变压器本体
①检查并记录变压器运行中的油温和环境温度、负荷（电流、有功、无功）、电压，检查变压器的最高油温指示，监视变压器运行温度是否超过极限。本体有无异常声音和振动。
②监视变压器油枕油位、有载调压装置油枕油位是否正常，油温与油位关系是否正常。
③检查有无漏油、渗油现象，特别要注意每个阀门、表计、法兰连接处以及焊缝处等。
④呼吸器的硅胶的颜色变色程度（2/3以上则需更换），油封杯的油面位置不准超过的面线或低于通气盘底边，油封杯的油色是否正常。
⑤联变运行期间应经常检查集气室小管式油表的油位，如果油面降到小管式油表的中下部，应打开排气管路下部的阀门将气体排出。
⑥联变各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。
套管
①检查高、中、低以及中性点套管的油位，并注意油位有无变化。
②检查有无漏油、渗油。
③检查瓷瓶有无破损，有无放电声音。
④注意套管上灰尘的污染及变化情况。
⑤检查接头有无异常和明显发热迹象，特别是雪天和雨天时，接头上有无熔化蒸气的现象，金具是否变形，螺丝有无松脱和连接线有无断股损伤等。
冷却装置
①注意有无异常声响，风扇、油泵是否运转正常。如果风机噪音增加，应首先检查紧固风扇支架。
②冷却器阀门、散热器、油泵等处有无漏油渗油。
③冷却器控制箱信号指示灯、控制开关位置是否正常运行，电源是否正常。
④检查冷却器运行是否正确（即投入的冷却器是否适应负荷的需要）。
⑤检查油泵油流指示器是否正常，指示是否正确，以判断油泵、阀门的运行状况。
检查压力释放阀有无渗漏油和损坏等现象，信号指示器是否动作，注意有无喷油的痕迹。
对于有载调压变压器还应检查：其分接头指示就地与远方一致，各机械连接部件无松动，脱落。有载调压电动机构箱密封良好，电加热器功能正常,传动机构与箱体连接处无渗油等现象
检查瓦期继电器有无漏油、内部有无气体等异常现象。
检查变压器温度计是否正常。
联变特殊巡视项目：
①过负荷：监视负荷、油温和油位的变化，接头接触应良好。冷却系统应运行正常。在变压器过载时，必须同时对线圈温度进行监视。
②大风天气：应检查室外变压器的接头引线有无摆动和松动，导电体及绝缘瓶有无搭挂杂物。
③雷雨天气：瓷套管有无放电闪络现象。避雷器之放电记录器动作情况。
④下雾天气：瓷套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分。
⑤下雪天气：根据积雪溶化情况检查接头发热部位，及时处理挂接冰馏。
⑥大短路故障后：检查有关设备、接头有无异状，变压器是否有喷油现象。
500/220kV联变的停止
变压器备用状态下的维护与检查
处于备用状态下的变压器必须符合下列条件：
妨碍运行的临时安全设施全部拆除，标示牌恢复正常；
高、中、低压侧开关拉合试验良好；
继电保护应正常投入；
绝缘电阻良好；
高、中、低压侧刀闸在合闸位置；
长期停运的变压器应定期充电，每月至少一次，每次8-24小时空载 或带负荷运行。
500/220kV联变异常及事故处理
变压器的异常
变压器出现下列情况时。
变压器正常负荷及冷却条件下，温度不断上升。
压力释放阀打开。
变压器漏油，使油面下降到极限以下（能看见油位）。
变压器油色显著变化。
套管有裂纹且有放电痕迹。
接头发热，变色。
变压器冷却装置故障。
有载调压装置卡涩。
变压器内部声音不正常。
变压器轻瓦斯保护动作，放气检查为可燃性气体。
变压器过负荷时限制负荷，同时加强监视变压器上层油温， 尽快将事故消除恢复正常运行。
变压器油温升高超过许可温度时，值班人员应查明原因进行下列工作：
检查变压器的负荷，并与环境温度对照是否相符。
检查变压器冷却装置或变压器室内的通风情况；
通知检修校核温度表，外壳温度是否有所升高，油位有无异常升高；
检查变压器的各散热器温度是否一致，有无堵塞现象；
检查变压器的三相电流是否平衡；
2)投入备用变压器；
3)停止故障变压器，通知检修人员检查处理。
油位显著变化
油位过低时：
1）检查有无明显漏油处，若在瓦斯继电器玻璃窗内能看到油位，尚能维持运行时，采取应急措施制止漏油，联系检修加油，加油时应遵照规定执行；
2）如因大量漏油油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护改投信号， 必须迅速采取停止漏油措施，应立即建议运行人员停止变压器的运行。
油位过高时：
油位因(环境)温度升高而逐渐升高或因变压器负荷过大引起，高出油位指示计， 经检查不是假油位所致时，应放油，使油位降至对应标准高度同时降低变压器的负荷，放油时应遵循瓦斯保护的运行规定。
联变冷却装置故障
变压器冷却设备发生故障应退出运行。
如果是冷却器电源故障（包括站用电故障），看电源是否送到位置，接触器是否完好。控制回路是否正常。
如果是保险熔断或自动开关跳闸，应检查回路并更换保险或重合开关。若多次熔断或多次跳开关时，说明回路内部有短路或接地故障。
如果是风扇故障或油泵的热耦动作时，对于风扇故障则将该故障风扇退出运行（拆除电源线）后重新启动冷却器，对于油泵热耦动作则应检查油路是否正常。。
主变当冷却器系统发生故障全停时（即油泵及风扇全停），在额定负荷下允许运行时间为20分钟。运行后，如油面温度尚未达到75℃时，则允许上升到75℃，但冷却器全停后，主变最长运行时间不得超过1小时。
对于冷却设备的故障，要观察
变压器声音异常
检查变压器是否有放电声；
检查变压器内部是否有杂音；
检查变压器外部螺丝是否松动，接地线与端子箱有无振动声音；
如系上述原因引起，则请示有关技术人员决定是否停电或不停电检修，运行期间加强对变压器检查和维护。
变压器的事故处理
变压器有下列情况之一者应立即停运。若有备用变压器的，尽可能先将其投入运行：
套管爆炸或破裂，大量漏油，油面突然下降；
套管端头发热熔化和放电现象；
变压器内部声音明显增大，很不正常，内部有炸裂声；
严重漏油或喷油使油面下降，低于油位计的指示限度；
压力释放阀动作，向外喷烟、火，喷油；
变压器外壳破裂；
变压器冒烟或着火；
变压器无主保护运行（直流查找接地等能短时恢复者除外）；
发生危及变压器安全的故障，变压器保护或开关拒动；
发生直接威胁人身安全的紧急情况。
变压器自动跳闸的处理
有备用变压器则迅速将其投入。
有自动投入装置的厂用变压器，未自动投入，应立即手动投入一次。
备用变压器自动投入后，保护装置动作跳闸，则禁止再强送。
检查保护动作情况，对变压器进行检查。
如无备用变压器时，则需根据保护信号、光字信号检查何种保护装置动作，在变压器跳闸时,有何种外部现象（如外部短路、变压器过负荷及其它等）如检查结果证明变压器跳闸,不是由于内部故障所引起，而是由于外部过负荷、短路或保护、二次回路故障所造成的则变压器可重新投入运行。
如出口短路造成的，则应进行必要的电气试验，检查无问题后方可投运。
如果原因不明，则必须进行检查、试验以查明跳闸原因，在未查明原因之前，不得将变压器投入运行。
若变压器有内部故障的现象时，应进行内部检查，排除故障后方可投运。
变压器过流保护动作跳闸的处理
根据表计有无短路冲击，电压是否下降的故障现象做具体判断， 若由于保护误动、误碰， 则变压器可不经检查立即投入运行。
根据表计有冲击，且电压一直下降的现象， 应判明是否外部故障造成， 当外部故障消除后，变压器的外部检查无问题可投入运行。
变压器差动保护动作的处理
如瓦斯继电器内有气体，按规定执行。
对变压器差动保护范围内全部电气设备详细检查，是否有损坏和闪络现象。安全阀、油位、油色等是否正常。
测定变压器的绝缘电阻，并通知检修检查处理。
经检查保护范围内故障，不是变压器本身， 待故障消除后，可投入运行。如变压器本身故障， 需对变压器进行检查试验。
差动保护动作、变压器跳闸未查明原因禁止投入运行。
跳闸后无保护装置掉牌：
跳闸时，如无电压下降及短路冲击现象， 检查开关的附近和二次回路有无作业人员。若为人为误碰，保护误动可立即投入变压器运行。
跳闸有电压下降及短路冲击现象，应进行详细检查，故障消除后投入运行。
瓦斯保护动作的处理
轻瓦斯动作原因：
1)因滤油，加油或冷却系统不严，以致空气进入变压器；
2)因温度下降或漏油，使油面缓慢下降；
3)由于发生轻微故障或发生穿越性故障；
4)二次回路故障。
轻瓦斯与重瓦斯同时动作，或只重瓦斯动作原因：
1)变压器内部发生严重故障；
2)由于漏油等原因使油面下降过速；
3)检修后，油中空气分离速度过快；
4)二次回路有故障。
瓦斯保护动作的原因和故障性质可由内部积聚的气体量，颜色和化学成份鉴别。根据气体的多少可估计故障程度。 如积聚的气体是无色无味且不可燃的，则瓦斯继电器动作是空气所致；如气体是可燃的则瓦斯继电器动作的原因是变压器内部故障所致。
变压器故障的性质可按下表来确定：
| 气体性质 | 故障性质 | 处理方法 |
| 无色、无味、不可燃 | 空气侵入 | 放气后继续运行 |
| 黄色、不易燃 | 木质故障 | 停止运行 |
| 淡灰色、强烈臭味、可燃 | 绝缘材料故障 | 停止运行 |
| 灰色、黑色、易燃 | 油故障 | 停止运行 |
气体颜色的鉴别必须迅速进行，否则经一定时间颜色会消失。
轻瓦斯动作时，应立即进行下列检查：
1)是否有空气侵入变压器内；
2)是否漏油造成油位降低；
3)是否二次回路故障；
4)倾听变压器有无异音；
5)记录瓦斯继电器气量，并联系取样化验。
如瓦斯保护动作是由于油内剩余空气逸出造成，应放出瓦斯继电器的空气， 并注意下次信号动作的时间间隔。若时间逐渐缩短，有备用变压器应倒备用变压器运行， 若无备用变压器应采取特殊防护措施，汇 有关领导。
如油面过低造成，应联系加油，并做好措施。
如外部检查不能查出原因时，则需鉴定继电器内积聚的气体性质。
如气体是无色无味不可燃的，则变压器可继续运行。
如气体是可燃的，或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断变压器是否停运。
轻重瓦斯同时动作，或重瓦斯动作时，不得任意将瓦斯继电器内气体放出， 应立即通知化学人员取样化验。
重瓦斯动作变压器跳闸，值班人员应对变压器油温、油位、 本体做详细检查并记录，测定变压器绝缘， 做好停电安全措施，通知检修处理。
若瓦斯保护动作是由于瓦斯保护误动或二次回路故障，应将瓦斯保护停用，通知检修处理。
瓦斯保护动作跳闸确属人为过失造成，可不经任何检查，立即投入跳闸变压器。
变压器着火的处理
首先拉开变压器所有电源开关和刀闸, 并停止冷却装置电源进行灭火。；
若油溢在变压器顶盖上而着火时， 则应打开下部门放油到油面低于着火处；
若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸；
当变压器外壳炸破着火时，应将变压器油全部放出；
使用二氧化碳、泡沫灭火器、干砂灭火；
相邻设备应采取隔离措施，防止火势蔓延， 将受火灾威胁或影响灭火的带电设备停电。
★九、电抗器的维护与检修
1．1型号意义
BKD—（ ）（ ）
BK：并联电抗器 D：单相 （ ）：额定容量 （ ）：电压等级
1、2运行与维护
1、电抗器在运行中，可利用铁心接地套管检测铁心的情况，测量时先接入仪表再打开接地线注意开路瞬间有高压。测量后仍可靠接地。
2、运行中的加添油应通过储油柜引出联管的添油阀进行，油加至正常油面后，关闭添油阀，封好盖板
3、电抗器运行中应加强巡视。作好预防性实验
4、当环境温度超过40度，电抗器油面温升接近55，电抗器又不得不停运时，应加装临时风扇进行降温。
5、如果从视察窗中看到出现油面线说明盒中已经有气体，应该放气，绝不允许气体分离盒中的油面线低于与电抗器相连的联管最高处，以免气体串入储油柜本体。
★ 十、高压一次系统常见故障
2.2.1变压器油温表故障
当出现变压器油温在上位机显示坏点或温度显示不正常时，主要由以下几个方面进行检查：
1、检查油温表Pt100是否良好。测量Pt100阻值，换算为温度值后与就地油温表指示相比较，来确定Pt100是否良好；注意：在测量PT100时必须把至模块的电缆拆掉.
2、检查由油温表至上位机电缆是否良好。检查油温表内端子排、变压器本体端子箱内端子排的电缆接线是否良好，依次测量Pt100阻值，直到热工模块的接线是否良好，电缆是否开路，来判断是否模块通道有问题。
3、如果Pt100电阻信号经端子箱内变送器转换为电流信号后送至热工模块，则测量变送器辅助电源是否良好，之后测量变送器输出电流，将其与热工定值相比较，确定变送器是否损坏
开关站
1、带电作业的基本常识
2、开关站运行检查及维护
3、电抗器运行维护与检修
4、500kV配电装置运行维护与检修
5 直流系统运行维护与检修
6 500kV升压站站用电检修
7 设备检修的顺序
8 220kV交流系统的运行维护
9 事故处理方法和顺序
10、220kV配电装置运行维护
11、断路器的运行和维护规定
12 特殊检查维护项目
13、正常运行时220kV PT维护原则
14、蓄电池常见故障和处理方法
15、开关站的隔离开关合不到位置或不能动处理方法
16、火灾事故的预防控制与紧急预案
★1、带电作业的基本常识
1..1.1：电位转移 等电位人员在绝缘装置上靠近带电体，当达到一定距离时通过火花放电，达到与带电体相同的电位过程即为电位转移。
1.1.2：地电位 作业人员在地面与带电体之间的电位即位地电位。
1.1.3 对屏蔽服的要求 （1）较高的屏蔽效率（2）较低的电阻（3）良好的阻燃性（4）一定的载流量（5）一定的服用性与耐用性。
1.1.4 对等电位作业人员的屏蔽服要求（1）应穿合格的成套的屏蔽服，而且有良好的连接 ,并应穿在最外层（2）作业人员严禁用自身的屏蔽服断接空载线路或耦合电容器的电容电流，更不能用自身的屏蔽服做接地保护。
1.1.5绝缘工具的机械性能指标包括：（1）抗拉强度 (2) 抗冲击强度（3）硬度 （4）弹性模数（5）抗弯强度。
1.1.6一套完整的屏蔽服应包括：帽子 上衣 裤子 短袜子 鞋 手套
1.1.7最小安全距离；地电位作业人员与带电体之间的距离。
1.1.8最小对地安全距离：等电位作业人员与周围接地体之间的安全距离
1.1.9;隔离开关发热的原因：动静触头装配不良 动静触头严重氧化 触指弹簧压力不够，弹簧时效。
1.1.10 环氧玻璃刚拉杆内部材料发生微小裂纹主要是由于：制造工艺不良 机械负荷过载 在使用过程中发生撞击
1.1.11等电位的程序为 接地体 ——绝缘体——等电位人员——绝缘体——带电体
1.1.12电气设备着火时 （1）迅速切断电源，进行灭火 （2） 对以隔离的注油设备 应用1211灭火器或干粉灭火器 （3）勉强使用泡沫灭火器 （4）必要时使用干沙。
1.1.13 等电位使用的检测仪器有（1）景点是检测（2）高阻式检测器（3）电晕脉冲检测器（4） 超生式检测器 （5） 光电式检测器
1.1.14 运行中的绝缘子电压分布规律 :中间低两边高
1.1.15重新上岗的工作人员的要求 :对持有带电操作许可证的人员，因故离开现场3个月以上的，必须经过操作规程考试合格后方可上岗
1.1.16带电水冲洗对泄漏电流的影响 被冲洗设备的电压 水柱的长度 水的电阻率 水枪的口径 水样应从水枪口出取
1.1.17中间电位是指 :作业人员在绝缘件上与带电体间的电位
1.1.18 屏蔽服的工作原理 :等电位工作人员应穿成套的合格的屏蔽服，它包括帽子、上衣裤子、短袜。并应有很好的连接，屏蔽服的工作原理实际上就是利用屏蔽服内的金属屏蔽作用，在正常情况下，金属内存在着大量的自由电子（即负电荷），在电场力的作用下，这些自由电子就会沿着电场强度方向反方向运动，使得金属内的电场强度大大减弱，就向电力线消失一样，直至为零，这个过程很快，瞬间完成，屏蔽服就像把人召在金属内一样，使得内部的电厂场强度大大减弱，起到保护人体的作用。
1.1.19 计算带电作业安全距离的原则与步骤：原则保证在系统出现最大过电压的情况下，不致引起绝缘闪络于大气间隙放电。 步骤：首先计算相处系统可能出现的最大大气过电压幅值与最大内过电压幅值，并计算出相应的危险距离进行比较，取其最大值，再加20%的安全欲度，即位安全距离。
1.1.20影响中间电位作业工效的因素：是由其作业方式决定的，主要取决于检修设备的电压等级，项目的复杂程度，作业人员的技能与熟练程度，220KV及以上的设备再满足组合间隙，作业人员操作性能良好的绝缘工具情况下，都能发挥其功效，对于对地距离较小的10KV配电设备，采用绝缘力梯或绝斗臂车从外部空间进入的方法都能发挥其功效。
▲开关站运行检查及维护
1检查规定
1.2.1.1升压站设备应按规定定期检查。
1.2.1.3异常、事故、新投入设备、气候异常变化等，除进行定期检查外，还应增加特殊检查。
1.2.2 500kV配电装置共性检查项目
1.2.2.1充油设备的油位、油色、油温正常，无渗油现象；
1.2.2.2瓷质部件无损坏、放电痕迹及放电现象；
1.2.2.3设备接头引线、刀闸接触处接触良好，无松动、过热变色现象；
1.2.2.4母线、引线等导线无断股，电晕均匀；
1.2.2.5设备接地线无锈蚀、开焊，接地可靠；
1.2.2.6刀闸分合到位；
1.2.2.7避雷器记数器有无走字及泄漏电流指示正常；
1.2.2.8各设备及现场清洁无杂物；
1.2.2.9电缆室、电缆廊道清洁无杂物，电缆无发热；
1.2.2.10消防器材齐全、完好；
1.2.3特殊检查项目
1.2.3.1雨、雪、雾天重点检查各瓷套、瓷瓶、瓷裙有无严重电晕；各绝缘支座有无沿面放电现象；若有严重放电，应加强监视，及时汇 有关领导。通过观察各部件尤其是各连接处的积雪及冰雪融化情况，判断该处是否过热；
1.2.3.2雪天检查各接头处无蒸汽及冰溜现象；
1.2.3.3大风天检查各导线、设备无摆动过大及挂落物现象；
1.2.3.4风雨天气，重点检查升压站内有无被风刮起的杂物等，各设备就地箱的箱门应关严无漏水现象。
1.2.3.5雷雨过后或系统出现异常后，应检查一次避雷器有无异常现象、计数器是否动作。雷雨期间，严禁接近户外避雷针及避雷器。
1.2.3.6设备故障后，应对所属回路作如下检查，并记录检查情况。
1.2.3.6.1各瓷套、瓷瓶、瓷裙有无放电痕迹，有无裂纹、有无破损。
1.2.3.6.2各通流设备的接头处有无过热现象，如烧红、烧熔等。
1.2.4 500kV SF6开关检查项目
1.2.4.1根据环境温度检查SF6气体是否在额定范围；
1.2.4.2开关位置指示器符合实际运行方式。
▲2 电抗器运行维护与检修
2.1电抗器设备规范
2.1.1 500kV托源1线路、托源2线、托源3线电抗器参数
| 并联电抗器 | ||||||||||
| 形 式 | BKD-50000/500 | |||||||||
| 额定功率MVar | 50 | 温升℃ | 绕组 | 60 | ||||||
| 额定电压kV | 550/ | 油 | 50 | |||||||
| 额定电流A | 157.5 | 铁芯 | 70 | |||||||
| 额定频率Hz | 50 | 阻抗Ω | A | 837 | ||||||
| 总损耗kW | 95 | B | 937 | |||||||
| 相数 | 单相 | C | 1037 | |||||||
| 冷却方式 | 油浸自冷ONAN | |||||||||
| 制造厂家 | 西安西电变压器公司 | |||||||||
| 中性点电抗器 | ||||||||||
| 型 号 | XKD-891/154 | |||||||||
| 额定容量kVar | 810 | 温升℃ | 线圈 | 70 | ||||||
| 电压等级 | 154KV级 | 油 | 65 | |||||||
| 额定连续电流A | 30 | 铁芯 | ||||||||
| 额定短时电流A | 额定阻抗Ω | 300-2000 | ||||||||
| 频率Hz | 50 | 总损耗kW | ||||||||
| 相数 | 单相 | 冷却方式 | 油浸自冷ONAN | |||||||
| 制造厂家 | 西安西电变压器公司 | |||||||||
▲2.2电抗器概述
2.2.1 线路并联电抗器的作用：
补偿超高压长线路空载所引起的“电容效应”，起均衡全电 电压作用，同时防止同步发电机自励磁，限制由于自励磁而引起的工频过电压，限制长线路的操作过电压，以及补偿容性电流所产生的损耗。
2.2.2 线路并联电抗器中性点小电抗器的作用：
防止线性谐振过电压和消弱潜供电流的影响。
2.2.3 500kV托源1线、托源2线、托源3线并联电抗器经刀闸直接并接在线路上，成Y形接线，中性点经小电抗器接地。
★2.3电抗器的正常运行、维护
2.3.1 电抗器的有关规定
2.3.1.1所有电抗器均可长期在额定电压下运行，运行中各电抗器所流过的电流不应超过额定值，运行电压不应超过规定值，否则应为异常状况。
2.3.1.2 500kV线路并联电抗器在投运前，必须对其各方面检查无问题。拉、合电抗器刀闸时必须检查相应线路侧三相无压后，方可进行操作。
2.3.1.3 根据系统要求，500kV线路并联电抗器不允许脱离运行线路，如果电抗器必须脱离线路且线路需运行时，应得到华北 调的批准。
2.3.1.4电抗器不允许脱离避雷器运行。
2.3.1.4 500kV线路并联电抗器及中性点小电抗器在正常运行中，其上层油温不得超过85℃。
2.3.1.4.1各 警信号参数整定如下：
1）500kV并联电抗器油温：85℃信号。
2）500kV并联电抗器绕组温度95℃信号。
3）500kV并联电抗器油温大于55℃时，启动冷却风扇；小于45℃时，停止冷却风扇。
2.3.1.5 500kV线路并联电抗器及小电抗器在运行中，油位不应过低过高，否则应查明原因。
500kV线路并联电抗器的油位指示与油温对照关系表
| 油温 ℃ | 0 | 10 | 20 | 25 | 30 | 40 |
| 油位 | 21 | 28 | 35 | 38 | 40 | 47 |
2.3.1.6 500kV线路并联电抗器在正常条件下，过电压的持续时间：
500kV线路并联电抗器过电压时间
| 倍数 | 1.05 | 1.15 | 1.20 | 1.25 | 1.30 | 1.40 | 1.50 |
| 时间 | 连续 | 60分 | 20分 | 10分 | 3分 | 20秒 | 8秒 |
2.3.2电抗器运行中的检查项目：
2.3.2.1声音无明显变化，无振动及放电现象。
2.3.2.2油位计指示正常，各温度在允许范围内。
2.3.2.3套管及瓦斯继电器中应充满油，且油色正常。
2.3.2.4无渗油、漏油现象。
2.3.2.5套管、支持瓷瓶无损坏、无放电现象。
2.3.2.6各电气连接处无松动、过热现象。
2.3.2.7散热器应处于良好的运行状态。
2.3.2.8呼吸器中吸潮剂应在正常状态，油封杯油位适当。
2.3.2.9二次接线应良好，无放电、短路、断线等现象。
2.3.2.10外壳检查应清洁完整，无杂物，无变形等现象。
2.3.2.11外壳接地应良好。
2.3.3在下列情况下，值班人员应对电抗器进行特殊检查：
2.3.3.1每次跳闸后。
2.3.3.2过电压运行时。
2.3.3.3雷电、大风、大雪、暴雨、冰雹等恶劣天气之后。
2.3.3.4设备带缺陷运行时。
2.3.4电抗器或线路故障后，除按正常检查项目的有关规定检查外，还应检查：
2.3.4.1压力释放装置是否动作，如动作应手动复归，使信号消失。
2.3.4.2瓦斯继电器内部有无气体，如有应取样分析，此项执行变压器的有关规定。
2.3.4.3线路及电抗器的避雷器动作情况，如已动作应做好记录。
2.3.4.4各部分有无损伤。
2.3.5雾、雨、雹、雪、风天气时，应检查各部有无破损现象，有无严重电晕、放电现象，各接头落雪有无迅速融化现象，落雨有无冒气现象，有无被风刮起杂物以及引线剧烈摆动威胁电抗器正常运行等现象。
2.3.6电抗器带缺陷运行及异常运行时，应实行监督性巡视或观察。
2.3.7电抗器在正常运行中，发现下列现象时， 应及时联系检修人员对电抗器进行正常的维护工作。
2.3.7.1散热器尘埃附着增多影响散热效果，需要清扫时。
2.3.7.2呼吸器硅胶饱和需要更换时。
2.3.7.3油封杯油位不正常需要加油或换油时。
2.3.7.4控制箱中加热器、照明损坏需要更换时。
2.3.8电抗器瓦斯保护的运行
2.3.8.1 500kV电抗器瓦斯保护的运行应按变压器瓦斯保护运行的有关章节执行。 在正常运行中，如需要停用瓦斯保护或改投信号时，应联系保护人员前来投停。
2.3.8.2 500kV电抗器和中性点小电抗器的瓦斯保护取气，在瓦斯继电器放气阀处进行。中性点小电抗器还可在下方放气阀处进行，在运行中电抗器瓦斯继电器上取气，要注意安全距离，不要误碰探针，气体的收集与鉴别要迅速，注意气体的气味。
★2.4电抗器的异常运行与事故处理
2.4.1 电抗器在运行中发现下列情况，应立即申请华北中调将500kV电抗器退出运行。
2.4.1.1各电气连接处松动，有过热、发红或烧熔现象时。
2.4.1.2套管、支持瓷瓶裂纹，有严重放电现象时。
2.4.1.3线圈或油温度异常升高时。
2.4.1.4声音持续异常，且有增大趋势时。
2.4.1.5本体严重漏油无法补救时。
2.4.1.6所有保护退出运行时。
2.4.2运行中电抗器发现下列情况之一时，且保护未动作，可不用汇 ，立即将故障电抗器停运。
2.4.2.1电抗器大量漏油无法补救。
2.4.2.2电抗器着火无法扑救。
2.4.2.3电抗器向外喷油，压力释放阀动作。
2.4.2.4电抗器内部有严重的放电声和爆炸声。
2.4.2.5电气连接部分发红熔断。
2.4.3 500kV电抗器油温高的处理：
2.4.3.1核对控制室和就地温度表计指示一致且正确。
2.4.3.2根据电流的大小、温度计指示以及到就地检查情况，综合判断信号的正确性。
2.4.3.3电抗器如有异音，且温度又有上升的趋势，应申请华北 调将电抗器停运。
2.4.3.4如因环境温度过高等自然条件引起电抗器温度升高，在温度不超过允许值时，应采取临时冷却措施降温继续运行。
2.4.3.5信号误发时，应找出原因并消除。有条件时可利用其它表计监视电抗器运行。
2.4.4电抗器油位异常的处理：
2.4.4.1 就地检查电抗器油位计，判断信号的正确性。
2.4.4.2电抗器轻微漏油，油位未降至油位计最低时，应通知检修人员，如能带电加油，尽快恢复正常油位，并处理漏油处。加油时申请调度将重瓦斯保护改投信号。
2.4.4.3电抗器如大量漏油，一时难以恢复油位，应申请调度将电抗器停运处理。
2.4.4.4电抗器内部有异音现象，使油位升高时，应申请调度将电抗器停运，对电抗器进行处理。
2.4.5电抗器保护动作的处理：
2.4.5.1 500kV并列电抗器及中性点小电抗器保护动作后，跳开本侧及线路对侧开关。
2.4.5.1.1电抗器保护动作以后，根据各种象征判断保护动作的正确性及故障性质。
2.4.5.1.2对电抗器进行检查，如故障严重短时无法消除，应对故障电抗器进行隔离操作。
2.4.5.1.3电抗器故障为瞬时性或短时可以消除时，待故障消除后，确认电抗器无问题，经调度许可将电抗器及线路投运。
2.4.5.1.4如系保护误动作，应立即查明原因并消除，确认无误后，经调度许可将电抗器投入运行。
2.4.6电抗器过电压的处理：
应按系统过电压处理方法执行。
2.4.7 电抗器声音异常的处理：
根据声音判断电抗器内部是否发生问题，如电抗器内部有故障，且有危及系统运行的危险，应立即申请停运该电抗器，并通知检修处理。
2.4.8电抗器着火的处理：
2.4.8.1应立即组织人员进行灭火，通知消防队。
2.4.8.2如无法将火扑灭，影响电抗器运行，应立即将500kV电抗器停运。
2.4.8.3电抗器内部着火，压力释放阀不停向外喷油时，应立即将对应的500kV线路停运，打开电抗器事故放油阀。
2.4.8.4检查电抗器着火后的情况，汇 领导。
2.4.8.5通知检修人员对电抗器进行事故检查，找出原因进行检修处理，经鉴定无问题后，电抗器方可重新投入运行。
2.4.9在电抗器异常和事故情况下，应详细记录好各种象征，待确认记录无误后，方可复归信号。
▲3 500kV配电装置运行维护与检修
3.1设备规范
3.1.1 500kV SF6断路器规范
| 设备名称 | 500kV SF6断路器 | ||
| 型 号 | HPL550B2 | 合闸时间 | 小于65ms |
| 型 式 | 支柱、双断口 | 短路器类别 | 户外瓷柱式 |
| 额定电压kV | 550 | 操作机构型式 | Bla 1022A |
| 额定电流KA | 4 | 开断电流kA | 50 |
| 额定频率Hz | 50 | 额定短时承受电流kA | 3s 50kA |
| 雷电绝缘电压kV | 1550 | 遮断短路电流峰值kA | 125 |
| 额定热稳定电流KA | 50 | SF6气体最大工作压力MPa | 0.8 |
| 额定动稳定电流KA | 125 | SF6气体额定压力MPa | 0.5 |
| 开断时间ms | 18±2ms | SF6气体 警压力MPa | 0.45 |
| SF6气体闭锁压力MPa | 0.43 | ||
| 首相开断系数 | 1.3 | 每相气体容积l | 355 |
| 空载长线路开断电流 | ５００Ａ | 出 厂 日 期 | 2002、2003年 |
| 制造厂家 | ABBSwitchgar |
3.1.2隔离开关规范
3.1.2.1 500kV隔离开关规范
| 型号 | 3S额定短时耐受电流（KA） | 雷电冲击耐受电压（KV） | 操作冲击耐受电压（KV） | 额定电压电流 | 制造厂家 | ||
| kV | A | ||||||
| GW16-550DW | 50 | 1675 | 1240 | 550 | 3150 | 河南平高 | |
| GW17-550DW | 50 | 1675 | 1240 | 550 | 3150 | 河南平高 |
3.1.2.3500kV系统接地刀闸规范：
| 安装地点 | 型号 | 额定电流（KA） | 雷电冲击耐受电压（KV） | 操作冲击耐受电压（KV） | 额定电压(kV) | 操作方式 | 制造厂家 |
| 500kV接地刀闸 | JW5-550 | 3.15 | 1675 | 1240 | 550 | 电动/手动操作 | 河南平高 |
3.1.3互感器及避雷器规范
3.1.3.1 500kV电流互感器规范：
| 产品型号 | SAS550 | 额定长期运行电流 | 2*1500A |
| 额定频率 | 50HZ | 制造日期 | 2002、2003年 |
| 设备最高电压 | 550kV | SF6气体额 定工作压力 | 0.39Mpa(20摄氏度) |
| 额定绝缘水平 | 1175/1550kV | SF6气体最小运行压力 | 0.35Mpa(20摄氏度) |
| 3S短时热电流 | 63-63kA | SF6气体年漏气量 | 1% |
| 额定动稳定电流 | 160-160kA | 制造厂家 | 上海MWB互感器有限公司 |
3.1.3.2500kV电容式电压互感器规范：
| 安装地点 | 型 号 | 电压kV | 电容量μF | 绝缘水平 | 额定电压因素 | 制造厂家 |
| 一期500kV进、出线 | TYD500//0.005H | 500/ | 0.005119 | 1860/1300/800KV | 1.5Un，30S | |
| 二期500kV进、出线 | TEMP-500IU | 500/ | 0.005 | 1550/1175/680KV | 1.5Un，30S | 上海MWB互感器有限公司 |
3.1.3.3电压互感器二次参数
| 第二绕组 | 1A-1N | 2A-2N | 3A-3N | DA-DN |
| 额定电压 | 100/ | 100/ | 100/ | 100 |
| 输出容量 | 100 | 100 | 100 | 100 |
| 准确度 | 0.2 | 0.5/3P | 3P | 1/3P |
3.1.3.4 无间隙微正压氧化锌避雷器规范：
| 型号 | Y10W5-444/1015W | 直流1mA参考电压 | 597kV |
| 额定电压 | 444kV | 元件节数 | 3节 |
| 持续运行电压 | 355kV | 生产厂家 | 西安高压电瓷厂 |
| 标称放电电流 | 10kA |
3.1.3.5 500kV导线参数：
| 500kV I、II主母线 | |
| 型 号 | 2*NAHLGTQ-1400 |
| 分裂间距 | 400mm |
| 主变进线 | |
| 型号 | 2*LGKK-600 |
| 分裂间距 | 400mm |
| 出线及设备连接导线 | |
| 型号 | 2*LGJQT-1400 |
| 分裂间距 | 400mm |
3.2★ 配电装置运行规定和维护
3.2.1 500kV断路器运行规定
3.2.1.1 SF6开关在大小修后投入前，必须进行两次分、合闸试验，第一次分闸用第一组控制电源，第二次分闸用第二组控制电源。
3.2.1.2 SF6开关出现气体压力低时，可以带电充SF6气体，但充气时应做好安全措施。
3.2.1.3 开关在分闸后300ms内严禁合闸，每小时操作不超过10次。
3.2.1.4 所有断路器在运行中，其工作电压和工作电流不应超过额定值，断路器及操作机构各参数均不应超过规定，断路器各部及辅助设备应处于良好工作状态。
3.2.1.5 断路器操作机构内温度应控制在20℃左右，带有恒温器装置的正常运行应将加热器电源开关及保险投入，将恒温器调节在所需温度位置，加热器工作时，应注意防火问题。
3.2.1.6 500kV断路器SF6气体的额定泄漏≤0.3巴/年，气体泄漏加快时，应及时查明原因，通知检修补气并处理。
3.2.1.7 任何断路器均不允许进行手动机械合闸操作。
3.2.2 500kV断路器运行中的检查项目及要求：
3.2.2.1支持瓷瓶、断口瓷瓶及并联电容、串联电阻瓷套应完整，无电晕放电现象。
3.2.2.2断路器引线、接线极及断口之间连线应无过热、变色及松脱现象。
3.2.2.3断路器与操作机构位置指示应对应，且和控制室电气位置指示一致。
3.2.2.4机构箱内各电气元部件应运行正常，工作状态应与要求一致。
3.2.2.5 SF6气体压力应在正常范围内，无泄漏现象。
3.2.2.6断路器储能正常。
3.2.2.7机械部分应无卡涩、变形及松动现象。
3.2.2.8断路器的外观及二次部分应清洁完整。
3.2.2.9低温时应注意加热器的运行。
3.2.3 断路器故障跳闸后的检查：
3.2.3.1支持瓷瓶及各瓷套等有无裂纹破损、放电痕迹。
3.2.3.2各引线的连接有无过热变色、松动现象。
3.2.3.3 SF6气体有无泄漏或压力大幅度降低现象。
3.2.3.4 并联电容器、串联电阻有无异常现象。
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