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5.5.1.2 分接变换操作：轻轻转动手柄，一个分接变换位置需转动手柄8圈,转动8圈后，分接开关位置通过分接指示窗显示；
5.5.1.3 分接开关变换操作结束后，将操作手柄用挂锁锁住；
5.5.1.4 变压器本体检修后重新合闸前必须检查分接位置和无载调压开关指示并与主变分接头记录核对正确；
5.5.1.5 在操作无载调压开关调节主变分接头时，应来回搬动几次，以除去触头上的油泥及氧化膜，然后对准档位调整；
5.5.1.6 无载调压分接开关进行档位调整后必须做直流电阻测试合格后方能投入，与上次测量结果比较误差应在±2％，相间测量结果比较误差＜2％；
5.5.1.7 无载调压开关联锁动作后，必须对无载调压开关进行相关试验后方可投入运行。 5.5.1.8 主变送电前注意检查两个无载调压机构指示的档位一致。 5.6 主变压器的检修试验周期及验收项目 5.6.1 主变压器的检修试验周期
5.6.1.1 油中溶解气体色谱分析：新投运及大修后投运1、4、10、30天； 5.6.1.2 油中水分：注入500kV变压器后的新油；
5.6.1.3 油中含气量：新油注入前后、运行中:1年、必要时； 5.6.1.4 油中糠醛含量：必要时； 5.6.1.5 油中洁净度测试: 必要时； 5.6.1.6 绝缘油试验：3年；
5.6.1.7 绕组直流电阻：3年、大修后、无载分接开关变换分接位置、必要时； 5.6.1.8 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数：3年、大修后、必要时； 5.6.1.9 绕组连同套管的tanδ：3年、大修后、必要时；
5.6.1.10 容型套管的tanδ和电容值：3年、变压器套管、电抗器套管在变压器、电抗器大修后、必要时；
5.6.1.11 组连同套管的交流耐压试验：更换绕组后； 5.6.1.12 铁芯及夹件绝缘电阻：3年、大修后、必要时；
5.6.1.13 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻: 大修中； 5.6.1.14 局部放电试验：大修更换绝缘部件或部分绕组后、必要时； 5.6.1.15 绕组所有分接的电压比：分接开关引线拆装后、更换绕组后； 5.6.1.16 校核三相变压器的组别或单相变压器极性：更换绕组后； 5.6.1.17 空载电流和空载损耗:更换绕组后、必要时； 5.6.1.18 短路阻抗和负载损耗：更换绕组后、必要时； 5.6.1.19 绕组变形测试:6年、更换绕组后、必要时； 5.6.1.20 全电压下空载合闸: 更换绕组后；
5.6.1.21 测温装置校验及其二次回路试验：3年、大修后、必要时；
5.6.1.22 气体继电器校验及其二次回路试验: 3年(二次回路)、大修后、必要时； 5.6.1.23 压力释放器校验及其二次回路试验：3年(二次回路)、必要时；
5.6.1.24 冷却装置及其二次回路检查试验：3年(二次回路)、大修后、必要时； 5.6.1.25 整体密封检查：大修后、必要时； 5.6.1.26 套管中的电流互感器试验: 大修时； 5.6.1.27 绝缘纸(板)聚合度：必要时； 5.6.1.28 绝缘纸(板)含水量：必要时； 5.6.1.29 噪声测量:必要时； 5.6.1.30 箱壳振动:必要时；
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5.6.1.31 红外测温:1年2次。 5.6.2 主变压器的验收项目见表1
表1 主变压器验收项目表 验收内容 1 本体及外观 验收参照标准 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。变压器引线对地和线间距离合格，各部导线接头紧固良好； 1.8 无载分接开关位置正确，并闭锁好； 1.9 压力释放装置密封良好； 1.10 变压器温度系统正常。 1.11瓦斯继电器内应充满油，接线牢固，防雨罩安装牢固完好, 与连通管的连接密封良好 2 冷却系统 2.1 Ⅰ、Ⅱ段工作电源正常，电源切换试验正常： a 备用冷却器在工作冷却器故障停运后自投入正确； b 冷却器当温度或负荷达整定值后自投入正确，冷却器返回动作正确。 2.2 冷却系统、风扇试运行良好，风扇自启动装置定值正确并进行实际转动； 3 冷却器控制箱及端子箱 3.1 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； 3.2 箱内的电缆穿孔已做封堵处理； 3.3 箱门开启灵活、密封良好。 3.4 冷却器控制箱、端子箱体及箱门接地良好。 5.7 缺陷的分类及处理
5.7.1 缺陷分类见表2
表2 缺陷分类表 缺陷分类 1. 2. 3. 4. 5. 6. 紧急缺陷 7. 8. 9. 绝缘油色谱试验重要指标超标。 油中烃类、氢气产气速率超过10%/月。 电气预防性试验主要项目不合格。 套管破损、裂纹，并有严重放电声。 测温装置全部损坏或失灵。 主变压器全部冷却器系统不能运行。 油浸变压器油位异常。 内部有异常响声。 铁芯接地电流超过规定，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展趋势。 缺陷内容 10. 铁芯或外壳接地不良。 11. 压力释放器动作。 12. 变压器本体大量漏油。 13. 220kV及以上套管渗油严重造成油位过低。 8
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缺陷分类 14. 主变油箱进水。 1. 引线桩头螺丝松动连接处发热。 2. 绝缘油化学、电气性能不良，气相色谱数据指示可能有潜伏故障。 3. 温度指示不准确，超温信号异常（失灵）。 4. 基础下沉。 5. 冷却设备不全，尚不影响出力。 6. 油位指示与温度监视线不对应。 7. 达不到铭牌或上级批准的出力，温升及上层油温超过容许的数值 重大缺陷 8. 本体漏油（五分钟内有油珠垂滴）。 9. 铁芯多点接地致使接地电流超标。 10. 变压器绕组严重变形 11. 变压器局部放电严重超标。 12. 呼吸器内的硅胶变色2/3以上。 13. 主变压器自然循环风冷却器部分失灵而影响出力者。 14. 主变压器强油循环冷却器一半以上故障停用。 15. 气体继电器轻瓦期保护动作。 1. 2. 一般缺陷 3. 4. 5. 变压器渗油。 附件震动大。 引线或接线桩头有严重电晕。 预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。 变压器绕组轻微变形。 缺陷内容 5.7.2 缺陷处理
当发现设备缺陷时，按照云南电网公司《输变电设备缺陷管理规定》的要求进行处理。 5.8 异常及事故处理
见事故处理原则 6 组合电器
6.1 概述
500kV系统采用三菱电机天威输变电设备有限公司生产的六氟化硫复合电器设备（简称HGIS），其组成元件包括断路器、隔离开关，接地开关、快速接地开关、电流互感器、连接母线、进出线套管等一次电气设备和相应的二次控制，测量和监视装置。 6.1.1 HGIS就地控制柜
就地控制柜（LCP）是对HGIS进行现场监视与控制的集中控制屏。也是HGIS间隔内、外各元件，以及GIS与主控制室之间电气联络的枢纽，在就地控制柜上能进行断路器、隔离开关、接地隔离开关的就地操作。通过“就地/远方”选择开关可实现远方操作，能监视HGIS各气室的压力是否处于正常状态，能监视断路器、隔离开关、接地隔离开关的分合位置状态及其操动机构电机是否正常。HGIS设备现场通过5个就地控制柜控制，每台断路器间隔分别通过一台就地控制柜控制。
6.1.1.1 就地控制柜上的控制开关见表3
表3 就地控制柜上的控制上的开关 序号 1 控制开关名称 “就地/远方” 作 用 “就地/远方”开关，有两档位置，正常运行时把手置于“远方”位置，可在后台机、保护屏上远方操作断路器、9
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序号 控制开关名称 作 用 隔离开关和接地隔离开关，把手置于“就地”位置，可在就地控制柜上就地操作断路器、隔离开关和接地隔离开关。 断路器控制开关，有三档位置，正常运行时把手置于“停2 断路器控制开关 用” 位置，当就地对断路器、隔离开关和接地隔离开关操作时切至相应“分”或“合”位。 ES/FES(接地开关、快速接地开关)控制开关 接地开关、快速接地开关控制开关，有三档位置，正常运行时把手置于“停用” 位置，当就地对断路器、隔离开关和接地隔离开关操作时切至相应“分”或“合”位。 隔离开关控制开关，有三档位置，正常运行时把手置于“停4 DS(隔离开关)控制开关 用” 位置，当就地对断路器、隔离开关和接地隔离开关操作时切至相应“分”或“合”位。 3
6.1.1.2 就地控制柜上的指示器见表4
当信号发出后，应检查相应的就地控制柜上的信号是否与远方信号一致
表4 就地控制柜上的控制上的指示器 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 指示器名称 断路器液压机构油压低报警 断路器气压低报警 断路器液压机构油位低报警 油泵过负荷报警 油泵打压超时报警 断路器三相不同步 MCCB(就地控制柜内的空气开关)故障 GIS气体压力低报警 DS(隔离开关)马达过负荷报警 ES（接地开关）马达过负荷报警 FES（快速接地开关）马达过负荷报警 燃亮时的含义 断路器液压机构油压低于30MP报警 断路器SF6气压低于0.55MP报警 断路器液压机构油箱油位低报警 断路器液压机构油泵有故障时报警 断路器液压机构油泵打压超过10分钟时报警 断路器三相不一致时报警 就地控制柜内的空气开关跳闸 GIS各气室气体压力低报警 隔离开关电机有故障时报警 接地开关电机有故障时报警 快速接地开关电机有故障时报警 6.1.1.3 就地控制柜内的空气开关见表5
表5 就地控制柜内的空气开关
序号 就地控制 柜内空开名称 跳闸1/合闸控制回路用 作 用 额定220V直流电压从500kV小室直流分屏引至HGIS就地控制柜端子，再经端子引至此空开上端，经空开引至断路器控制回路。 额定220V直流电压从500kV小室直流分屏引至HGIS就地控制柜端子，再经端子引至此空开上端，经空开引至断路器控制回路。 额定220V直流电压从500kV小室直流分屏引至HGIS就地控制柜端子，再经端子引至此空开上端，经空开引至隔离开关、接地开关、快速接地开关控制回路。 额定220V直流电压从500kV小室直流分屏引至HGIS就地控制柜端子，再经端子引至此空开上端，经空开引至隔离开关接地开关、快速接地开关马达回路。 1 2 跳闸2回路用 3 DS/ES/FES（隔离开关、接地开关、快速接地开关）控制回路用 4 DS/ES/FES（隔离开关、接地开关、快速接地开关）马达回路用 10
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CB/DS/ES/FES（断路器隔离开关、额定220V直流电压从500kV小室直流分屏引至HGIS就地控制柜端子，再5 接地开关、快速接地开关）指示灯用 6 报警回路用 经端子引至此空开上端，经空开引至隔离开关接地开关、快速接地开关指示灯。 额定220V直流电压从500kV小室直流分屏引至HGIS就地控制柜端子，再经端子引至此空开上端，经空开引至报警回路。 额定220V交流电压从51保护小室0.4kV交流馈线屏引至HGIS就地控制柜端子，再经端子引至此空开上端，经空开引至断路器油泵回路。 额定220V交流电压从51保护小室0.4kV交流馈线屏引至HGIS就地控制柜端子，再经端子引至此空开上端，经空开引至柜内加热回路。 额定220V交流电压从51保护小室0.4kV交流馈线屏引至HGIS就地控制柜端子，再经端子引至此空开上端，经空开引至柜内照明回路。 额定220V交流电压从51保护小室0.4kV交流馈线屏引至HGIS就地控制柜端子，再经端子引至此空开上端，经空开引至柜内照明回路。 7 CB（断路器）油泵回路用 8 加热器回路用 9 就地柜灯用 10 就地柜插座用 6.1.1.4 就地控制柜上的指示灯见表6
表6 就地控制柜上的指示灯 序号 1 2 3 就地控制柜内空开名称 CB(断路器)分/合指示灯 DS（隔离开关）分/合指示灯 ES/FES（接地开关、快速接地开关）分/合指示灯 作 用 与断路器位置一致 与隔离开关位置一致 与接地开关、快速接地开关位置一致
6.1.2 HGIS气室划分
6.1.2.1 HGIS设备共分为15个气室，相邻气室之间电路上是相通的，气路上不通。每个气室装有一只密度计，用来监中气室的SF6气体压力降低至报警值时发“××气室SF6气体压力降低报警”信号。断路器气室当SF6气体压力降低至断路器闭锁压力值时，能自动闭锁断路器的分合闸操作,其它气室SF6气体压力降低时不闭锁隔离开关的操作。
6.1.2.2 气室图详见附录，图中虚线框内为一独立气室，“◇”表示绝缘套管，套管内充SF6气体。抽真空、充放气、测水分等都在各自气室进行，每个气室有一个阀门，装于密度计处。SF6气体的报警信号则在LCP（就地控制）柜上发出。 6.1.2.3 各气室参数
a) 当室温为20℃时，断路器气室额定压力为0.6Mpa、报警压力为0.55Mpa、闭锁压力为
0.5Mpa。
b) 当室温为20℃时，隔离开关气室额定压力为0.5Mpa、报警压力为0.45Mpa。
6.1.3 HGIS设备的联锁条件
6.1.3.1 为满足电气设备倒闸操作的“五防”要求，防止误操作，HGIS设备各元件之间采用电气联锁闭锁操作的方式。
6.1.3.2 HGIS的联锁条件见表7
表7 HGIS的联锁条件 设备编号 操作状态 就地、远距跳闸 5822 远距合闸 就地合闸 58221 分闸或合闸 联锁条件 无条件 58221、58222在无电动和手动操作时可以进行5822远距合闸 58221、58222主触头打开和无手动操作时可以进行5822就地合闸 1.5822、582217、582227、582167主触头打开； 11