九江110kV变电站现场运行规程

2024-09-22

九江110kV变电站现场运行规程（精选6篇）

九江110kV变电站现场运行规程第1篇

九江110kV西站变电站现场运行规程

（草稿）

2006年10月20日

１

概况

九江110kV西站变电站位于九江线材有限公司西侧，距迁安市20公里，占地面积5309平方米。担负着九江公司二期全部的生产、生活用电任务。

该站为2级电压。

110kV为单母线分段内桥接线方式，设计进线2回，分别是赵九I线112、赵九II线111，母联145。

10kV为单母线分段接线方式，设计出线30回，本期投运26回。本期投运主变压器2台，为锦州产50000kVA有载调压变压器。全站电容器4组，总补偿容量21600kVAR。

第一章

调度范围划分

2.1、101-

4、102-5以上为唐山区调调度；

2.2、101-

4、102-5刀闸由唐山区调和本公司电管处共同调度。2.3、101-

4、102-5刀闸以下由本公司电管处调度。2.4、10kV所变及站用电由变电站自行管理。

第二章运行方式及线路双重编号

3.1、运行方式（1）、正常方式：赵九II线111在4号母线带1号主变运行，赵九I线112在5号母线带2号主变运行，母联145开口；501、502合着分别带10kV 4、5母线上的本期全部负荷，母联545开口。7-

1、7-2开着。（2）可能出现的方式：

方式A：111、145合入，112开口。赵九II线111带全部负荷。方式B：112、145合入，111开口。赵九I线112带全部负荷。3.2、线路双重编号（1）、赵店子113-九江111线路双重编号为：赵九II线111。（2）、赵店子114-九江112线路双重编号为：赵九I线112。（3）、炼钢1线51X 制氧1线51X 炼铁1线51X 烧结1线51X 轧钢1线51X 水源地51X 1号电容器581 1号消弧线圈及所变510（4）、炼钢2线52X 制氧2线52X 炼铁2线52X 烧结2线52X 轧钢2线52X 2号电容器591 2号消弧线圈及所变520 第三章设备运行、操作的注意事项

4.1、设备运行的注意事项

设备投入运行时应具备必要的资料，如：产品出厂使用说明书，设备投运批准书等。设备投入运行后应对其进行科学化、规范化的监督管理，建立健全各种图表。4.2、操作的注意事项

4.2.1、在进行倒闸操作前，值班人员应明确操作目的、内容及操作中注意事项。复杂操作２应充分准备，经大家讨论制定方案与措施，并由站长、主值负责监督。

4.2.2、严禁无令操作，若发现命令与设备情况不符或有明显错误，应立即提出疑问并纠正，无误后进行操作。

4.2.3、倒闸操作必须戴绝缘手套、穿工作服、绝缘鞋、戴安全帽。

4.2.4、110kV、10kV线路停电时，应按开关，线路侧刀闸，母线侧刀闸顺序进行，送电操作顺序与此相反。

4.2.5、变压器停送电操作，应检查变压器高压侧中性点刀闸合好，然后再进行操作；停电时，先停负荷侧，后停电源侧；送电时则从高压向低压侧依次进行。若该变压器投入系统后中性点不应接地（听调令），必须将中性点刀闸拉开。

4.2.6、远方操作时，应检查设备位置变化是否正确，并监视交、直流表计变化情况及有无异常信号发出。

4.2.7、设备停电工作，在合接地刀闸前必须先验电，要做到在哪封地在哪验电。在合接地刀闸时，必须看好位置，核对设备编号，分清-

17、-27，不得误合线路侧接地刀闸。4.2.8、拉合刀闸必须检查断开的角度及辅助接点联动良好。

4.2.9、误合刀闸时不得再拉开，误拉刀闸时如弧光尚未断开应迅速合上并检查原因。4.2.10、110kV母线PT停电，应按照二次小刀闸、小开关、一次刀闸的顺序进行。送电与之相反。

4.2.11、10kV电压互感器停电时，应先断开二次负荷后再断开一次设备，送电带二次充电。即：10kV母线送电时应先投PT，后送母线。

4.2.12、开关运行状态时，投入保护前应测量保护掉闸压板对地电压。

4.2.13、事故处理可不填写倒闸操作票，但是应记录在调度命令记录本上，其善后操作必须填写倒闸操作票。

4.2.14、正常倒闸操作，严禁解锁，需解锁操作必须经XXX以上人员批准，并由站长现场监护。

4.2.15、一切倒闸操作必须由两人进行，并严格执行操作把六关。

4.2.16、操作票执行过程中，不得颠倒顺序，不能任意增减和跳页操作。

4.2.17、一个操作任务不超过五项时，操作票不能涂改，五项以上的操作票若个别字写错，可在错字上划两横注销在后面重新填写，若操作术语或调度号写错划两横整行注销后必须在下一行重新填写，一张操作票只能涂改两处，否则应重新填写操作票。

4.2.18、每执行完一步操作后，应在该项前面划已执行勾，整个操作任务完成后，在最后一项下面加盖“已执行”章，若操作任务只有一步操作，其步骤直接添入任务栏，顺序栏内不再重写，执行后不划执行勾，在任务栏右下角压线盖“已执行”章。

4.2.19、操作票因故作废，应在任务栏内盖“作废”章，若一个操作任务使用几张操作票，应在每一页均盖“作废”盖，并在任务栏内写明作废原因。

4.2.20、在操作票执行过程中，因故中断操作，则在操作完的步骤下面盖“已执行”章，并在备注栏内写明中断操作原因，若此操作任务还有几张未操作的票，则应在未执行的各页任务栏内盖“作废”章。

4.2.21、继电保护压板停、投时应写明确编号名称，及XX压板XXLP以防止错停和误操作。4.2.22、应添入操作票的操作：

（1）拉合开关、刀闸、拉合开关后检查开关位置。（2）验电和挂、拆地线或拉合接地刀闸。（3）拉合刀闸前检查开关在拉开位置。（4）停投开关控制或信号电源。

（5）停投所用变或电压互感器二次保险或负荷、刀闸、开关。

３（6）倒换继电保护装置操作回路或改定值。

（7）停投重合闸、继电保护及交、直流装置的电源把手、压板。

（8）两条线路或两台变压器并解列时，检查负荷分配，母线充电后，带负荷前检查母线电压。

（9）调度员下令悬挂的标示牌。4.2.23、下列各项可不用操作票：（1）事故处理。

（2）拉合开关的单一操作。

（3）拉开全站唯一的接地刀闸或拆除唯一的一组地线。（4）主变调整分头位置。

（5）上述操作应记入调度命令记录本内。4.2.24、倒闸操作术语：（1）开关、刀闸称“拉开”、“合上”。（2）操作地线称“验电”、“挂”、“拆”；地线位置以刀闸为准称“线路侧”、“开关侧”、“母线侧”、“主变侧”、“PT侧”，上述位置不能概括时，按实际位置填写。

（3）操作交、直流保险称“给上”、“取下”。（4）操作保护压板称“投入”、“退出”和“改投”。（5）绝缘挡板称“加”、“拆”。（6）标示牌称“挂”、“拆”。

4.2.25、10kV出线发生单相接地时，应立即报告XXX，将重要负荷倒至另一回线运行，对接地线路停电处理，不允许带接地长时间继续运行。若在操作或运行中发生谐振过电压，均不能试拉PT，应投入或切除部分线路（或电容器组）。

4.2.26、对于一经合闸即可送电到工作地点的开关和刀闸均应在操作机构上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。“禁止合闸，线路有人工作”标示牌的悬挂应按命令进行。

4.2.27、低压380V合环运行前，10kV4号、5号必须合环运行（545合位）；10kV4号、5号母线合环运行前（545合位）；110kV4号、5号母线必须合环运行（145合位）。

第五章综合自动化系统说明

第六章异常处理

6.1、主变过温

6.1.1、现象：

1、警铃响

2、监控发“主变过温”信号

6.1.2、处理：

1、记录时间

2、检查并记录：

（1）电压及负荷情况（2）主变上层油温及外温（3）风冷及散热条件

（4）主变及刀闸口、接头运行情况

3、报告站长及XXX并按下列原则处理：（1）如因过负荷所致则应限负荷

（2）如因风冷故障，则应按“风冷故障”进行处理

（3）如因温度计指示错误或信号误动，则应查明原因消除

（4）如负荷及冷却条件正常，变压器温度比平常高10℃以上，且有上

升趋势，则认为变压器异常，应详加分析。

6.2、主变风冷故障

４ 6.2.1现象：

1、警铃响

2、监控发“风冷故障信号”

3、主变风扇停转 6.2.2处理：

1、记录时间

2、检查主变负荷，上层油温，外温并记录

3、检查主变风冷故障的原因：检查直流信号电源（Q6）、散热器控制电源（Q5）、主变风冷工作电源（Q1、Q2），检查所变盘上的相应主变的风冷电源开关，检查风冷回路是否正常，将情况报告站长及XX并进行处理。

4、风冷故障时应加强对主变及负荷的监视

5、风扇全部停止，主变负荷按67％Se掌握 6.3、主变轻瓦斯动作（本体、调压体）6.3.1现象：

1、警铃响、语音告警

2、监控发“轻瓦斯动作”、“主变本体轻瓦斯动作”或“主变调压体轻瓦斯动作”

3、DVP-“本体轻瓦斯”或“调压体轻瓦斯”信号灯亮 6.3.2处理：

1、记录时间

2、到现场检查保护动作情况

3、检查主变运行情况及上层油温、外温、声音、负荷并记录

4、迅速取气分析故障性质

（1）若气体为无色、无味、不可燃，且无其它保护动作，变压器运

行无异常现象或近期内主变有滤油、更换热虹吸、呼吸器矽胶等工作则可能是空气，应加监视，按时放出气体，并用主变保护盘上的复归按钮复归信号。

（2）若气体为有色、有味、可燃，或变压器有异常现象，则认为变

压器内部故障，应报告调度及XXX，申请停电全面试验检查。

（3）若取气无气体，变压器无异状，且无其它保护动作，则可能是

误动。如二次回路或元件故障、主变缺油等，应分情况报调度及XXX，进行处理。

6.4、10kV控制回路断线（装置直流失电）6.4.1现象：

1、警铃响。

2、监控发某路控制回路断线（装置直流失电）3、10kV开关合闸、工作位指示灯灭，DVP-报警灯亮

6.4.2处理：

1、记录时间，检查该路直流控制保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长。

2、如控制保险熔断，且二次无明显短路，更换新品

3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX

4、更换新品成功，手动复归该路保护装置告警信号 6.5、10kV机构弹簧未储能 6.5.1现象：

1、警铃响

2、监控发某路弹簧未储能，该开关柜上弹簧已储能信号灯灭

6.5.2处理：

1、记录时间，检查该路电机电源保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长

2、如电机电源保险熔断，且二次无明显短路，更换新品

3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX 6.6、10kV系统接地

５ 6.6.1现象：

1、警铃响

2、监控发10kVI（II）段消谐装置动作信号、“单相接地”信号

3、接地线路DVP-接地信号灯亮（未发出某一路接地信号时应考虑母线可能有接地）

4、故障母线接地相相电压降低或为零，其它两相升高，或升高为线电压

5、站内10kVPT柜消谐装置上的接地信号灯亮 6.6.2处理：

1、记录时间及现象

2、将情况报告站长及XXX

3、如发出某一路接地信号时应在其倒至另一回路供电后，将此线路停电处理

4、如未发出某一路接地信号，则应穿上绝缘靴检查接地母线及设备，直到最后找到接地点并停电处理

6.7、10kVPT断线

6.7.1现象：

1、警铃响

2、监控发10kVI（II）段母线所有出线的“PT断线”信息

3、接线图画面显示10kV相电压、线电压数值不正常

4、各路测控装置告警信号灯亮 6.7.2处理：

1、记录时间及现象

2、将情况报告站长及XXX

3、检查PT二次保险是否熔断，如更换同容量二次保险再次熔断应对二次回路进行检查。如PT二次保险未熔断，检查PT，测量PT二次输出电压是否正常，如某相PT二次电压低于正常相电压，可判断该相PT高压保险熔断，将PT转检修，更换PT高压保险，将PT投运，如PT高压保险再次熔断，则应将PT转检修进行试验。

4、PT二次停电期间，视负荷情况（≥50％过流定值）退出低压闭锁过流

5、恢复正常将所停保护投入，并报XXX

6、处理完毕，手动复归各路保护装置告警信号 6.8、SF6低气压闭锁 6.8.1现象：

1、警铃响

2、监控发某开关“SF6低气压闭锁”（一般情况下此时“SF6低气压报警”已经发出）

3、相应开关压力表指示低于正常值（0.48Mpa报警；0.45Mpa闭锁）6.8.2处理：

1、应立即到开关机构处检查SF6压力表压力指示并记录

2、如SF6压力表压力指示确已低于闭锁值时，应立即报站长及XXX

3、将该开关机构闭锁在合闸位置，外观检查SF6泄漏原因

4、报告区调（111、112闭锁时），做好上一级停电的准备 6.9、直流系统接地 6.9.1现象：

1、警铃响

2、DVP-直流接地信号灯亮

3、直流接地选检装置显示接地的回路和正极或负极接地的绝缘电阻数值 6.9.2处理：

1、记录时间及现象

2、将情况报告站长

3、据直流接地选检装置显示的接地回路和绝缘电阻数值，对此回路进行检查

4、下列情况可能防碍拉闸试找

（1）接地点发生在直流母线上

６（2）接地点发生在电池本身（3）同时有同极两点接地（4）回路有串电

（5）同时有多点虚接地（6）环路未解开

5、处理直流接地注意以下几点：

（1）特殊天气（2）有人工作

（3）断开微机保护直流电源时间10秒后才允许再合好

6.10、直流系统异常 6.10.1现象：

1、警铃响

2、DVP-直流异常信号灯亮 6.10.2处理：

1、检查站内直流设备

2、有可能是以下几种情况，可对照检查处理

a、浮充低电压异常 b、过负荷 c、蓄电池异常放电 d、蓄电池温度上升 e、直流接地 f、整流器过电压 g、整流器故障 h、ZK1、ZK2开关跳闸 i、交流无电

6.11、通讯异常

6.11.1现象：

1、监控发某路通讯异常

2、自检画面该路开关指示变绿色

3、测控装置告警信号灯亮

6.11.2处理：

1、记录时间，检查该路直流保护空气开关2ZKK情况，检查保护装置二次回路有无明显短路现象，并报站长

2、如保护空气开关2ZKK跳闸，保护装置二次回路无明显短路，试投小开关

3、试投不成，查找处理

4、试投成功，手动复归该路测控装置告警信号 6.12、主变压器远方有载调压失灵 6.12.1现象：远方不能进行调压

6.12.2处理：

1、检查交流盘有载调压电源空气开关及调压箱内空气开关是否在合位

2、检查有载调压的远方/就地把手是否在“远方”位

3、检查调压箱内接触器是否动作正常

4、若属调压装置本身故障应报XXX，通知厂家处理

5、若发生连调现象，应立即断开调压交流电源，用手动调到合适档位

第七章事故处理

7.1、10kV配线开关掉闸 7.1.1现象：

1、警报响

2、故障线路开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位并无负荷

3、监控发过流（速断）保护动作，重合闸动作（重合闸投入时）

７

4、该路DVP-过流（速断）、重合闸（重合闸投入时）信号灯亮、报警灯亮

7.1.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，若重合成功，检查开关情况，复归信号，报告站长及XXX

3、若重合不成，检查掉闸开关情况，复归信号，将情况报告站长及XXX将该线路转检修

4、若开关掉闸距不检修次数只差一次时，则应报告站长及XXX，退出重合闸

7.2、配线越级（以511越级为例）掉闸 7.2.1现象：

1、警报响 2、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV4号母线电压、出线开关电流为0

3、监控发501复合电压过流保护动作，10kV4号母线所有出线发“PT断线”

4、DVP-过流一段信号灯亮

5、如511开关机构拒动，有511过流（或速断）保护动作信息，511DVP-过流（速断）信号灯亮，面板上显示“电流II段（I段）跳闸”、“跳闸失败”

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转 7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮

7.2.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV所有出线和母联开关

4、如511过流（或速断）保护动作，开关拒动，解锁拉开511-2-4（负荷端应倒置另一回路）

5、检查10kV4号母线设备无问题，报告站长及XXX申请对无故障配线开关恢复送电。

6、送电无问题，检查511开关拒动原因

7、如配线没有保护动作信息，且501过流保护范围内设备无问题，可能为保护拒动造成越级掉闸，则处理原则如下：

（1）报告站长及XXX，逐路传动10kV4号母线各配线保护，以发

现哪路开关保护拒动

（2）如传动保护，发现某路（如511）保护拒动，则拉开51

1及-2-4，恢复501及其它无故障配线送电，处理511保护拒动问题

7.3、10kV5号母线短路故障（545合着，502开着，501带全部10kV负荷时）7.3.1现象：

1、警报响 2、545开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV5号母线电压、出线开关电流为0

3、监控发545速断过流保护动作，10kV5号母线所有出线发“PT断线”

4、DVP-速断过流信号灯亮

5、发380V二段失压动作 6、10kV5号母线电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。８监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮 7、10kV5号母线有故障痕迹 7.3.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV5号母线所有出线开关及545-4-5

4、报告站长及XXX，将10kV5号母线转检修，对故障点进行处理

5、恢复送电

7.4、1号主变本体（调压体）重瓦斯动作掉闸 7.4.1现象：

1、警报响 2、111、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电压、出线开关电流为0。

3、监控发1号主变本体（调压体）重瓦斯跳闸动作，1号主变压力释放跳闸动作。4、111、10kV4号母线所有出线发“PT断线” 5、1号主变DVP-本体（调压体）重瓦斯、压力释放信号灯亮、报警灯亮

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转。7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示，监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮

7.4.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV母线所有出线开关

4、报告站长及XXX

5、立即检查1号主变并迅速取气判断故障性质：

（1）若气体为有色、有味、可燃或掉闸当时有故障特征、主变有异常，则认为变压器故障。应检查111、501开关开着，将1号主变转检修。并复归信号。

（2）若气体为无色、无味、不可燃或无气体，且主变无异状，无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，可能是误动。全面分析进行处理。

6、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV母线重要负荷出线。

7、对2号主变负荷、温度加强监视 7.5、1号主变差动保护动作掉闸 7.5.1现象：

1、警报响 2、111、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电、10kV母线电压、出线开关电流为0.3、监控发1号主变差动跳闸动作 4、111、10kV母线所有出线发“PT断线” 5、1号主变DVP-差动信号灯亮、报警灯亮

7.5.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV4号母线所有出线开关

９

4、报告站长及XXX

5、检查1号主变差动保护范围内的设备有无异常

6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或差动保护范围内的设备有故障，则应检查111、501开关开着，将1号主变或1号主变110kV4号母线转检修，并复归信号

7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为差动保护误动，全面分析进行处理

8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4母线重要负荷出线。

9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.6、1号主变110kV侧复压过流保护掉闸 7.6.1现象：

1、警报响 2、111开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示 3、111、10kV4母线所有出线发“PT断线”

4、监控发1号主变110kV侧复压过流保护跳闸动作 5、1号主变DVP-过流一段信号灯亮、报警灯亮

7.6.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV4号母线所有出线开关。

4、报告站长及XXX

5、检查1号主变110kV侧复压过流保护CT（高压套管）以下的设备有无异常

6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或110kV侧过流保护CT（高压套管）以下的设备有故障，则应检查111开关开着，将1号主变转检修，并复归信号

7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为110kV侧复压过流保护误动，全面分析进行处理

8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4号母线重要负荷出线

9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.7、电容器保护跳闸 7.7.1现象：

1、警报响

2、监控发低电压或过电压、零序电压保护跳闸动作

3、电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示 7.7.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作及电容器情况，报告站长及XXX

3、若电容器本身故障应转检修更换，非电容器本身故障应在处理后，视10kV电压情况投入该电容器

第八章典型操作票

8.1、操作任务：炼钢I线513线路由运行转检修

１０ 1 拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5 在513-2线路侧验电

在513-2线路侧挂X号地线

在513-2操作把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 8.2、操作任务：炼钢I线513线路由检修转运行

拆513-2操作把手上“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5合上513-2 6 合上513 7 检查513在合位

8.3、操作任务：炼钢I线513开关由运行转检修拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5在513-2线路侧验电在513-2线路侧挂X号地线 7在513-4刀口加X号绝缘挡板

8.4、操作任务：炼钢I线513开关由检修转运行拆513-4刀口X号绝缘挡板 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5 合上513-2 6 合上513 7检查513在合位

8.5、操作任务：1号所变510开关和1号所变由运行转检修，负荷倒由2号所变代 1 拉开1号所变盘低压总开关01 2 拉开1号所变盘低压总刀闸01-4 3 合上2号所变盘低压总刀闸02-5 4 合上2号变盘低压总开关02 5 检查交流盘电压正常 6 拉开510 7 检查510在分位 8 拉开510-4 9 在510-4刀加X号绝缘挡板 10 在510开关1号所变侧验电

在510开关1号所变侧挂X号地线

8.6、操作任务：1号所变510开关和1号所变由检修转运行、负荷倒正常方式

１１ 1 拆510开关1号所变侧X号地线 2 拆510-4刀口X号绝缘挡板 3 检查510开着 4合上510-4 5 合510 6 检查510在合位

拉开2号所变盘低压总开关02 8 拉开2号所变盘低压总刀闸02-5 9 合上1号所变盘低压总刀闸01-4 10 合上1号所变盘低压总开关01 11 检查交流盘电压正常

8.7、操作任务：1号电容器组581由运行转检修 1 拉开581 2 检查581在分位 3 拉开581-4 4 在581-4刀口加X号绝缘挡板 5 在581开关电容器侧验电 6 合上581-7 8.8、操作任务：1号电容器组581由检修转运行 1 拉开581-7 2 拆581-4刀口X号绝缘挡板 4 合上581-4 5 合上581 6 在581在合位

8.9、操作任务：10kV4号母线、4号PT由运行转检修

注：先交将10kV4号母线上1号所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 在501-3刀口加X号绝缘挡板 12 在545-4刀口加X绝缘挡板

在10kV4号PT高压保险PT侧验电 14 在10kVPT高压保险PT侧挂X号地线 8.10、操作任务：10kV4号母线、4号PT由检修转运行 1 拆545-4刀口X号绝缘挡板

拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板

１２ 4 给上10kV5号PT高压保险 5 合上10kV4-9 6 给上10kV4号PT二次保险 7 检查501在分位 8 拉开501-3 9 拉开501-4 10 合上501 11 检查10kV4号母线电压指示正常 12 检查545在分位 13 合上545-4 14 合上545-5 注：随后将10kV4号母线上各所变、出线、电容器开关由检修转运行 8.11、操作任务：1号主变和10kV4号母线由运行转检修

注：先将10kV4号母线上各所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 合上7-1 12 拉开111 13 检查111在分位 14 拉开101-4 15 在101-4主变侧验电 16 合上101-47 17 合上111 18 检查111在合位

检查110kV4号母线电压指示正常 20 在501-3刀口加X号绝缘挡板

在10Kv4号PT高压保险PT侧验电

在10kV4号PT高压保险PT侧挂X号地线 23 在545-4刀口加X号绝缘挡板

8.12、操作任务：1号主变和10kV4号母线由检修转运行 1 拆545-4刀口X绝缘挡板

拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板 4 拉开101-47 5 拉开111 6 检查111在分位

１３ 7 合上101-4 8 给上10kV4号PT高压保险 9 合上10kV4-9 10 给上10kV4号PT二次保险 11 检查501在分位 12 合上501-3 13 合上501-4 14 合上111 15 检查110kV4号母线电压指示正常 16 检查111在合位 17 合上501 18 检查10kV4号母线电压指示正常 19 检查501在合位 20 拉开7-1 21 检查545在分位 22 合上545-4 23 合上545-5 注：将10kV4号母线上各出线、所变、电容器由检修转运行 8.13、操作任务：赵九II线111开关由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2开关侧验电 9 合上111-27 10 在111-4开关侧验电 11 合上111-47 8.14、操作任务：赵九II线111由检修转运行 1 拉开111-47 2 拉开111-27 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位

8.15、操作任务：赵九II线111线路由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位

１４ 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2线路侧验电 9 合上111-17 10 在111-2刀闸把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”牌 8.16、操作任务：赵九II线111线路由检修转运行

拆111-2刀闸操作把手上挂的“禁止合闸，线路有人工作”牌 2 拉开111-17 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位

１５

九江110kV变电站现场运行规程第2篇

第一章总则

第1条为保证变电站的安全,经济运行,加强变电站的运行管理,特制定本规程.第2条电力局(公司)主管生产局长,生技科,县调,变电站及各级变电运行人员应熟悉本规程.第二章变电站模式和设备调管范围

第3条变电站模式

1, 常规变电站

2, 农村小型化I模式变电站

3, 农村小型化II模式变电站

4, 箱式变电站

第4条调管设备的划分及运行

1, 地调调管设备:

2, 县调调管设备:

3, 本站调管设备:

4, 县调或本站调管设备的运行

第5条计划检修按月度检修计划任务书的安排提前一天申请停电;计划临时检修,影响对外供电的,应提前三天向调度提出停电申请;不影响对外供电的,应提前一天提出申请,停电时间以调度的批复为准.第三章电气设备的巡视

第一节设备巡视制度

第6条设备巡视应严格按照《安规》中的要求,做好安全措施.第7条正常巡视:变电站内的日常巡视检查,除交接班巡视外,每天早晚高峰负荷时各巡视一次,每周至少进行一次夜间熄灯巡视.第8条在下列情况下应进行特殊巡视

1, 新投运或大修后的主设备,24小时内每小时巡视一次.2, 对过负荷或异常运行的设备,应加强巡视.3, 风,雪,雨,雾,冰雹等天气应对户外设备进行巡视.4, 雷雨季节特别是雷雨过后应加强巡视.5, 上级通知或重要节日应加强巡视.第9条巡视时,应严格按照巡视路线和巡视项目对一,二次设备逐台认真进行巡视,严禁走过场.第10条巡视高压室后必须随手将门关严.第11条每次的巡视情况应进行记录并签名;新发现的设备缺陷要记录在“设备缺陷记录本”内.第二节主设备的巡视项目

第12条主变压器的巡视检查项目

1, 正常巡视

1)变压器运行声音是否正常.2)变压器油色,油位是否正常,各部位有无渗漏油现象.3)变压器油温及温度计指示是否正常,远方测控装置指示是否正确.4)变压器两侧母线有无悬挂物,金具连接是否紧固;引线不应过松或过紧,接头接触良好,试温蜡片无融化现象.5)呼吸器是否通畅;硅胶是否变色;瓦斯继电器是否充满油;压力释放器(安全气道)是否完好无损.6)瓷瓶,套管是否清洁,有无破损裂纹,放电痕迹及其它异常现象.7)主变外壳接地点接触是否良好.8)有载分接开关的分接指示位置及电源指示是否正常.9)冷却系统的运行是否正常.10)各控制箱及二次端子箱是否关严,电缆穿孔封堵是否严密,有无受潮.11)警告牌悬挂是否正确,各种标志是否齐全明显.2, 特殊巡视

1)大风天气时,检查引线摆动情况及变压器上是否有悬挂物.2)雷雨天气后,检查套管是否有闪络放电现象,避雷器放电计数器是否动作.3)暴雨天气时,检查站内外排水情况,周围是否有洪水,滑坡,泥石流,塌陷等自然灾害的隐患.4)大雾天气时,检查瓷瓶,套管有无放电现象,并应重点监视污秽瓷质部分有无放电现象.5)下雪天气时,根据积雪检查各接点的发热情况,并及时处理积雪和冰柱.6)发生近距离短路故障后,检查变压器各侧套管接头有无异常.7)主变满负荷或过负荷运行时,应加强巡视.第13条有载分接开关的巡视检查项目

1, 有载分接开关的分接指示器指示是否正确,电压指示是否在规定电压允许偏差范围内.2, 控制器电源指示灯是否正常.3, 分接开关储油柜的油位,油色及其干燥剂是否正常.4, 分接开关及其附件各部位有无渗漏油.5, 计数器动作是否正常,能否及时记录分接变换次数.6, 电动操作箱门关闭是否严密,防潮,防尘,防小动物措施是否良好.第14条真空断路器的巡视检查项目

1, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.2, 断路器及重合器指示灯是否正确.3, 支柱绝缘子及套管有无裂痕或放电现象.4, [FS:PAGE]引线驰度是否适中,接触是否良好,试温蜡片有无融化.5, 断路器支架接地是否完好.第15条 SF6断路器的巡视项目

1, 每日定时记录SF6气体压力.2, 断路器各部分有无异音(漏气声,震动声).3, 套管有无裂纹或放电声.4, 引线驰度是否适中,接触是否良好,试温蜡片有无融化.5, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.6, 断路器支架接地完好.第16条油断路器的巡视检查项目

1, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.2, 油色,油位是否正常,有无渗漏油痕迹,放油阀关闭是否紧密.3, 排气管是否完好,有无喷油现象.4, 表面是否清洁,各部件连接是否牢靠,有无发热变色现象.第17条弹簧操动机构的巡视检查项目

1, 机构箱门是否平整,开启灵活,关闭紧密.2, 储能电动机的电源刀闸或熔丝接触是否良好.3, 检查分,合闸线圈有无变色,变形或异味.4, 断路器在分闸备用状态时,合闸弹簧是否储能.5, 各辅助接点,继电器位置是否正确.第18条电磁操作机构的巡视检查项目

1, 机构箱门是否平整,开启灵活,关闭紧密.2, 检查分,合闸线圈及合闸接触器有无变色,变形或异味.3, 直流电源回路接线端子有无松脱,锈蚀.第19条隔离开关的巡视检查项目

1, 绝缘子是否完整无裂纹,无放电现象.2, 机械部分是否正常.3, 闭锁装置是否正常.4, 触头接触是否良好,接触点是否发热,有无烧伤痕迹,引线有无断股,折断现象.5, 接地刀闸接地是否良好.第20条电容器的巡视检查项目

1, 检查三相电流表是否平衡,有无不稳定或激增现象,各相差应不大于10%.2, 放电线圈及三相放电指示灯是否良好.3, 电容器分档刀闸位置是否正确.4, 电容器内部有无放电声;外壳有无鼓肚,渗漏油现象;瓷套有无裂纹,闪络痕迹.5, 电容器油位是否在允许范围内.6, 电容器内部连接线是否牢固可靠,.7, 电容器避雷器是否完好,外壳接地是否良好.第21条互感器,耦合电容器的巡视检查项目 1, 互感器套管支柱绝缘子是否清洁,有无放电痕迹.2, 瓷件是否完好,无裂纹损坏.3, 接头是否牢固,无过热变色现象.4, 充油式互感器油位是否在允许范围内.5, 外壳接地是否良好.第22条防雷设施的巡视检查项目

1, 避雷器正常巡视项目

1)瓷质,法兰部分有无破损,裂纹及放电现象;硅橡胶外壳表面是否有老化,裂纹等痕迹.2)检查放电计数器是否动作,外壳有无破损.3)检查引线是否牢固,接地是否良好.4)避雷器内部有无异常声响.2, 特殊天气的防雷设施巡视项目

1)大风天气时,检查避雷针的摆动情况.2)雷雨后,检查放电计数器动作情况.3)检查引线及接地线是否牢固,有无损伤.第23条母线的巡视检查项目

1, 各接头部分是否接触良好.2, 检查软母线是否有断股,散股现象;硬母线有无机械损伤.3, 接地故障后,检查瓷瓶表面是否有放电痕迹.4, 大雪天应检查母线的积雪及融化情况.5, 雷雨后,应检查绝缘子是否有破损,裂纹及放电痕迹.第24条阻波器的巡视检查项目

1, 检查引线有无断股,接头有无放电现象.2, 阻波器上有无搭挂物.第25条电力电缆的巡视检查项目

1, 电力电缆头是否清洁完好,有无放电发热现象.2, 检查电缆沟有无积水,盖板有无破损,放置是否平稳,沟边有无倒塌现象.3, 检查电缆终端防雷设施是否完好.4, 检查电力电缆外壳,外皮等接地是否良好.第26条微机保护装置的巡视检查项目

1, 保护装置自检试验时,动作信号是否正确.2, 运行监视灯指示是否正确.3, 保护装置是否有装置故障的告警信号.4, 检查液晶显示信息量(如电压,电流,功率一次值,保护投入情况等)是否正[FS:PAGE]确.5, 检查保护装置显示时间是否正确.第27条微机监控装置的巡视检查项目

1, 检查后台机(含UPS装置)运行是否正常.2, 检查主菜单中各个子菜单(功能开关)是否完备,检查有关数据显示是否正确.各遥测,遥信量是否正确无误.3, 后台打印机工作是否正常,打印纸安装是否正确,数量是否足够.4, 检查或维护过程中,严禁更改后台机的参数,图表及实时数据.禁止退出监控系统.第28条直流电源装置的巡视检查项目

1, 检查蓄电池电压值,连接片有无松动和腐蚀现象,壳体有无渗漏和变形,绝缘电阻是否下降.2, 对铅酸,镉镍蓄电池组,检查每只蓄电池的液面高度,看有无漏液,若液面低于下线,应补充蒸馏水,调整电解液的比重在合格范围内.3, 对充电装置,检查三相交流电压是否平衡,运行噪声有无异常,交流输入电压值,直流输出电压值,直流输出电流值等表计显示是否正确,正对地和负对地的绝缘状态是否良好.4, 检查直流电源装置上的各种信号灯,声响报警装置是否正常.第29条小电流接地微机选线装置的巡视检查项目

1, 检查各指示是否正确无误.2, 检查打印机电源指示灯是否完好,打印纸安装是否正确,数量是否足够.3, 运行指示灯是否正常,自检功能是否完好.第30条计量和指示仪表的巡视检查项目

检查计量和指示仪表的指示值是否正确,指示灯是否正常.第四章电气设备的运行

第一节主变压器的运行

第31条变压器的运行必须满足现行《变压器运行规程》的要求.第32条主变额定运行方式

1, 主变压器的运行电压一般不应高于该运行分接电压的105%.2, 变压器在上层油温不超过额定值的条件下,可以按照额定容量长期连续运行,这就是变压器允许的正常负荷.第33条上层油温经常在85℃以下,负荷不超过额定容量的变压器,可以短时过负荷运行,此时值班员应立即采取措施,将负荷限制在额定容量以内,过负荷时间不应超过30min.第34条经常在接近满负荷状态下运行的变压器,值班员可依据现行《变压器运行规程》的有关规定,计算本站变压器的过负荷倍数和时间,经县局生技科批准后生效.第35条变压器在下列情况下,不允许过负荷运行

1, 变压器严重缺油.2, 色谱分析,电气试验中有关指标不满足要求.3, 全天满负荷运行,且主变上层油温较高.4, 环境温度高于40℃.第36条冷却装置的运行

1, 主变在运行时,各散热器的上下阀门均应打开.2, 冷却装置运行正常,手动和自动启动功能正常,电源正常.3, 运行中应根据变压器上层油温,将冷却装置投入运行.第37条主变压器在运行中的监视

1, 油温监视

1)油浸自冷式变压器上层油温一般不宜超过85℃,最高不超过95℃.当上层油温超过95℃时,应及时报告调度.2)主变负荷超过额定负荷的70%长期运行时,应加强上层油温的监视.2, 电压监视

1)主变的电压应在额定电压的±5%范围内变动,一般不得超过相应分接头电压的5%.2)主变电压超过规定值时,应及时汇报调度.3, 负荷监视

1)运行中的变压器应在允许负荷及以下运行.2)主变经过事故过负荷以后,应将事故过负荷的大小和持续时间记入主变技术档案内.3)主变三相负荷不平衡时,最大相电流不能超过允许值.4, 油位监视

主变油位指示应与实际油位相符,应在气温突变或严重渗漏油情况下加强对主变油位的监视.5, 油质监视

主变应每半年取油样试验一次.不允许将试验不合格的油加入变压器.第38条主变压器的并列运行

1, 变压器并列运行应满足下列条件:

1)绕组接线组别相同.2)电压比相等.3)短路阻抗相差不超过10%.2, 新安装,大修或变动过内,外接线的变压器,并列运行前必须核定相序和接线组别,并检查并列运行变压器的档位是否相同[FS:PAGE].第二节主变压器的投运和停运

第39条在投运变压器之前,应仔细检查,确认变压器及其保护装置在良好状态,具备带电运行条件后,方可投入运行.热备用中的变压器应随时可以投入运行,长期停用的备用变压器应定期充电,同时投入冷却装置.第40条长期停运,新安装,大修或试验后的变压器投运前应检查以下项目

1, 各接触点良好,引线,母线桥完好,相序标志正确清楚.2, 油枕,散热器及瓦斯继电器阀门全部在打开位置.瓦斯继电器内无气体.3, 分接开关位置与调度通知相符合.有载调压开关的就地指示位置同远方指示器指示一致.4, 通风冷却装置能够手动或自动投入运行,信号正确.5, 远方测温装置与就地温度计正常,指示相符.6, 主变本体无遗留物,安全措施完全拆除.7, 变压器基础没有下沉或裂纹现象.8, 外壳应两点接地,且接地可靠.9, 主变压器本体无缺陷,油漆完整,无渗漏油现象.10, 相应的图纸资料齐全,各种检修,试验项目合格.第41条主变压器投运前,必须按规定投入主变保护,严禁在主变无保护的状态下充电.第42条两台主变并列运行,其中一台停电操作前,应检查另一台主变是否有过负荷情况.第三节分接开关的运行

第43条无载调压变压器,在变换分接头时,应作多次传动,在确认变换分接位置正确并锁紧后,测量绕组的直流电阻,并对分接开关变换情况做好记录.第44条有载调压变压器操作时,必须在一次分接变换完成后,方可进行第二次分接变换操作,同时应观察电压表和电流表等有相应变动.第45条每次分接变换操作都应将操作时间,分接位置及累计动作次数等记入主变调压记录本中;对每次投停,试验,维修,缺陷与故障处理,也都应作好记录.第46条两台有载调压变压器并列时,调压操作应轮流逐级或同步进行.第47条有载调压变压器与无载调压变压器并列运行时,两变压器的分接电压将尽量靠近或一致.第48条变压器有载分接开关的维护,应按照制造厂家的规定进行.无制造厂规定者可参照以下规定:

1, 运行6-12个月或切换2000-4000次后,应取切换开关箱中的油样作试验.2, 新投入的分接开关,在运行1-2年后或切换5000次后,应将切换开关吊出检查,此后可按实际情况确定检查周期.3, 运行中的有载分接开关切换5000-10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时,应更换切换开关箱的绝缘油.4, 长期不调或长期不用分接位置的有载分接开关,应在有停电机会时,在最高和最低分接间操作一个循环.第四节瓦斯保护装置的运行

第49条变压器正常运行时,应将轻瓦斯保护接信号,重瓦斯保护接跳闸,有载分接开关的瓦斯保护接跳闸.第50条变压器运行中滤油,补油或更换净油器的吸附剂时,应将重瓦斯保护改接信号.第51条油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放气或放油阀时,应将重瓦斯保护改接信号.第52条新投入或大修后的变压器冲击时,应将重瓦斯保护接跳闸;冲击完成后试运行的24小时内,将重瓦斯保护改接信号;待运行正常后,再将重瓦斯保护接跳闸.第五节高压配电装置的运行

第53条高压配电装置包括高压断路器,隔离开关,母线,电压互感器,电流互感器,电力电容器,高压熔断器及避雷器等设备.第54条配电装置应保持清洁,充油设备的油位应保持正常.第55条各电气连接部分应紧固可靠,接点温度不超过70℃.第56条室内高压配电室的门应加装防小动物进入的挡板,门窗应关闭紧密,严防小动物入内.通往主控室的电缆沟,孔洞均应堵塞严密.第57条设备构架应根据情况定期刷漆,以防锈蚀.户外配电装置的瓷瓶应定期检测.第58条所有设备的名称,编号应清楚醒目,与调度命名相符,并按规定地点填写.第59条应按《电力设备预防性试验规程》的规定周期,项目对设备进[FS:PAGE]行试验.第六节高压断路器的运行

第60条一般规定

1, 停运的断路器在投入运行前,应对该断路器本体及保护装置进行全面,细致的检查,必要时进行保护装置的传动试验,保证分,合良好,信号正确,方可投入运行.2, 操作中应同时监视有关电压,电流,功率等指示及红绿灯的变化是否正常.3, 在带电情况下,严禁使用千斤顶或压板缓慢合闸.4, 电动分,合闸后,若发现分,合闸未成功,应立即取下控制保险或跳开控制电源开关,以防烧坏分,合闸线圈.5, 断路器动作后,应查看有关的信号及测量仪表的指示,并到现场检查断路器实际分,合闸位置.6, 需要紧急手动操作高压断路器时,必须经调度同意后方可操作.第61条运行注意事项

1, SF6断路器压力低于闭锁值时,应立即将该开关控制电源断开,并将机构卡死,禁止该开关带电分,合闸.2, 运行中的SF6断路器应定期测量微水含量,新装和大修后,每三个月一次,待含水量稳定后可每年一次.每年定期对SF6断路器进行检漏,年漏气率应符合规程规定.3, SF6气体额定气压,气压降低报警值和跳闸闭锁值根据不同厂家的规定具体执行.压力低于报警值时,应立即汇报调度及主管部门.4, 新装和投运的断路器内的SF6气体严禁向大气排放,必须使用气体回收装置回收.SF6气体需补气时,应使用检验合格的SF6气体.5, 真空断路器应配有防止操作过电压的装置,一般采用氧化锌避雷器.6, 运行中的真空灭弧室出现异常声音时,应立即断开控制电源,禁止操作.7, 运行中的油断路器应定期对绝缘油进行试验,试验结果记入有关记录内;油位降低至下限以下时,应及时补充绝缘油.8, 油断路器跳闸后油色变黑,喷油或有拒动现象,严重渗漏油等状况时,应及时进行检修.第62条重合器的运行

1, 整体式结构重合器采用高压合闸线圈;分布式结构重合器采用低压合闸线圈.2, 运行中,应检查重合器有无渗漏油现象;瓷瓶,套管有无破损,裂缝及其它损伤,当发现有损坏情况时,应及时汇报有关部门进行更换.3, 重合器动作后,应检查动作次数计数器,将读数记入开关动作统计表中.第63条负荷隔离开关的运行

1, 户外高压负荷隔离开关与35kV熔断器配合使用.2, 负荷隔离开关可以在正常情况下作为开关来操作,开断额定负荷电流.3, 真空负荷隔离开关可以开断瓦斯,温升故障等一般过负荷电流,但不能用来开断短路电流.第64条 10kV中置式小车开关的运行

1, 带负荷情况下不允许推拉手车.推拉开关小车时,应检查开关确在断开位置.2, 合接地刀闸时,必须确认无电压后,方可合上接地刀闸.3, “五防”机械连锁功能应正常.4, 运行中,应经常检查带电显示器指示灯是否完好,若有损坏,应及时更换.第65条弹簧操作机构的运行

1, 当电机回路失去电源时,对分闸弹簧可手动储能.2, 进行紧急操作时,不能将手,身体和衣服与机构接触.3, 机构安装,试验完运行前,应检查机构中手动机具,分闸与合闸安全锁销是否取掉.第七节隔离开关的运行

第66条隔离开关的运行

1, 隔离开关的操作机构均应装设防误闭锁装置.2, 隔离开关的传动部分和闭锁装置,应定期清扫.3, 刀闸操作后,应检查刀闸的开,合位置,三相动,静触头应确已拉开或确已合好.第八节电容器的运行

第67条电容器的投,撤应根据无功分布及电压情况,当母线电压超过电容器额定电压的1.1倍,电流超过额定电流的1.3倍时,应根据厂家规定退出运行,电容器组从电网切除至少应隔5分钟方可再次投入.第68条在电容器上工作,无论有无放电装置,都必须进行人工放电,并做好安全措施.第69条当10kV线路发生接地时,应按调令将电容器撤出运行,防止过电压损坏电容器.第70条电容器开关因各种原因跳闸后,均不得强送.第71条发现下列[FS:PAGE]情况之一,应立即将电容器停运,并报告调度和主管部门

1, 电容器鼓肚漏油.2, 接点严重发热.3, 套管发生严重闪络放电.4, 电容器严重喷油或起火.5, 向系统倒送无功.第九节互感器的运行

第72条互感器在运行中应注意的事项

1, 中性点不接地系统或经小电流接地系统的电压互感器在线路接地时,应注意电压互感器的发热情况.2, 电压互感器撤出运行时,应特别注意其所带的保护是否会因失去电源而误动.3, 电压互感器的二次线圈中性点必须接地,二次侧不允许短路.4, 运行中的电流互感器二次侧应可靠接地,不允许开路.5, 互感器外壳接地良好,有关表计指示正确.第十节母线的运行

第73条母线正常运行时,接点不应发热;通过短路电流后,不应发生明显的弯曲变形.第74条在气候发生较大变化时应对母线进行特殊检查.第75条对母线瓷瓶应每年清扫一次.第十一节高压熔断器的运行

第76条更换高压熔断器应在拉开电源侧刀闸做好安全措施后进行,熔断器熔断后,应更换合适的熔断器或选择合适的熔件更换,严禁把熔断的熔丝焊接后继续使用.第十二节避雷器和避雷针的运行

第77条避雷器的运行

1, 运行中的避雷器应瓷套清洁无损伤,试验合格;每年雷雨季节前,应对避雷器进行一次特殊试验.2, 避雷器瓷套有裂纹,内部声响很大或试验不合格时,应及时更换.第78条避雷针的运行

禁止在独立避雷针上架设照明灯,电视天线,广播线等设施.第十三节接地装置的运行

第79条运行中的接地装置,如发现下列情况时应维修

1, 接地线连接处焊接部位有接触不良或脱焊现象.2, 接地线与电气设备连接处的螺栓有松动.3, 接地线有机械损伤,断线或锈蚀.4, 接地线被洪水冲刷露出地面.5, 接地电阻值不满足规程规定值.第80条明敷的接地线表面应涂黄绿相间的油漆,有剥落时,应及时补漆.第十四节低压配电装置的运行

第81条一般规定

1, 低压配电装置应统一编号,配电盘的前后编号必须一致.2, 低压主母线及分母线的相色应涂以黄绿红,零线应涂以黑色.3, 低压控制电器的额定容量,应与受控负荷的实际需要相适应,各级电器保护元件的选择和整定均应符合动作选择性的要求.4, 低压配电装置的指示仪表及指示信号灯,均应齐全完好,仪表刻度和互感器的规格应与用电设备的实际相符合.5, 设备的控制把手,按钮等部位所指示的“合”,“断”字样应与实际状态相对应.第82条有灭弧罩的电气设备,三相灭弧罩必须完整无损.第83条低压配电装置的前后操作维护通道上均应铺设绝缘垫,不得堆放其它物品.第84条低压配电装置的照明应齐全完好,备品备件应分类清楚,存放位置应干燥.第十五节直流系统的运行

第85条直流监控装置的运行

1, 每天应检查正母线和负母线对地的绝缘值.若有接地现象,应立即寻找和处理.2, 对运行中的直流电源装置,主要监视交流输入电压值,充电装置输出的电压值和电流值,蓄电池组电压值,直流母线电压值,浮充电流值及绝缘电压值等是否正常.3, 检查自动调压装置是否工作正常,若不正常,启动手动调压装置,退出自动调压装置,通知有关人员进行检修.4, 检查微机监控器工作状态是否正常,若不正常应退出运行,通知有关人员进行检修.微机监控器退出运行后,直流电源装置仍能正常工作,运行参数由值班员进行调整.5, 充电模块可以在自动(监控模块控制)和手动(人工控制)两种方式下进行.6, 运行指示灯应完好,显示正确,模块运行正常.第86条蓄电池运行的一般规定

1, 蓄电池的运行温度不宜过高或过低,正常运行中一般要求室温处于10～30℃为宜,最高不得超过35℃,最低不得低于5℃.2, 蓄电池应置于阴凉干燥,并有足够的维[FS:PAGE]修空间的地方,应避免阳光直射.3, 蓄电池正常运行时,采取全浮充电运行方式.4, 蓄电池应定期进行均衡性充电;大型操作,全站失压,浮充机故障后,也应进行均衡充电.5, 蓄电池使用时,应避免产生过充电或过放电,否则会影响蓄电池的寿命.6, 蓄电池不允许接任何其它负荷.7, 蓄电池的浮充电压,均衡充电电压及放电末期电压的选择应按各站实际情况及说明书中规定进行.第87条镉镍蓄电池的运行

1, 蓄电池及其周围应经常保持清洁和干燥.2, 每天测一次典型瓶的电压(测10只电池),以便调整浮充电压.3, 镍镉电池气塞上的橡胶套管失效时,应进行更换.4, 电解液面应保持高出极板5～12mm,若电解液下降至下线时,必须及时添加蒸馏水.5, 电瓶加蒸馏水时应打开一只加一只,不得将整组电瓶打开加水.第88条免维护蓄电池的运行

1, 蓄电池在工作中,严禁过放电.2, 定期清除尘埃并检查电池有无漏液,破损,鼓肚和连接部位有无松动现象.3, 应根据规程规定,定期进行核对性充放电.第十六节 UPS电源的运行

第89条一般规定

1, 严禁自行打开UPS电源外盖.2, 严禁将电池的正,负极短路.3, 正常运行时,应监视UPS的输入,输出电压在允许范围内.第十七节继电保护及二次回路的运行

第90条一般规定

1, 运行中的继电保护装置不得随意变更其运行方式,需投入,退出保护应根据调度指令,需变更定值时由保护人员进行.2, 凡带电运行的设备,不允许无保护运行.但遇到下列情况之一时,应根据调度指令将相应的保护装置退出运行: 1)运行中需更改保护定值.2)主变差动保护测量六角图.3)主变漏油,大修后试运行期间,将重瓦斯保护改接信号位置.4)电压互感器内部故障或更换时.5)保护装置本身有故障.第91条变电运行人员应做到以下几点

1, 熟悉保护的基本原理和主要结构;熟悉保护的配置和保护范围.2, 能正确的投,撤保护软,硬压板,整组投运或停运保护装置,进行简单的人机对话.3, 能按规定对保护进行正常监视,检查,掌握并发现保护及二次回路的缺陷,能看懂保护信息报告.4, 能对保护及回路上的作业及安全措施进行监督,验收,传动.第92条新线路试运行期间,应将重合闸撤出运行.第93条继电保护的投入,撤出和事故时的动作情况,以及保护装置本身发出的异常,告警现象均应详细记录在运行工作记录本及相关记录内.第94条保护及二次回路上工作必须持有工作票,并应履行工作许可制度,运行人员必须审查工作票及其安全措施.继电保护工作完成以后,值班人员应进行以下检查: 1, 工作中的临时线是否全部拆除,拆开的线头连片是否全部恢复好.2, 保护压板的名称,投撤位置是否正确,接触是否良好.3, 各信号灯,指示灯指示是否正确.4, 保护定值是否正确.5, 变动的接线是否有书面交待,检验项目和试验报告是否齐全正确.6, 协同保护人员带开关联动试验,且动作可靠,信号正确.7, YH,LH的二次侧及端子无短路和开路现象.第95条未经值班人员同意且无值班人员在场时,继电保护人员不得利用保护装置作开关传动试验.第96条新(改,扩)建设备投运前及现场运行设备继电保护整定值改变后,应与调度核对现场继电保护工作记录,定值,核对无误后,方可将设备投入系统运行.第十八节防误闭锁装置的运行

第97条运行人员应对防误闭锁装置做到“四懂三会”,即懂防误闭锁装置的原理,性能,结构和操作程序;会操作,会安装,会维护.第98条防误闭锁装置必须具备以下“五防”功能

1, 防止误分,误合断路器.2, 防止带负荷拉合隔离开关.3, 防止带电挂(合)接地线(接地刀闸).4, 防止带地线(接地刀闸)合断路器.5, 防止误入带电间隔.第99条防误闭锁[FS:PAGE]装置应有完善的管理制度;解锁工具(万能解锁钥匙)应有专门的保管和使用制度,禁止随意解锁.第100条防误闭锁装置必须防水,防潮,防尘,防锈,不卡涩.第101条防误闭锁装置不得随意退出,因故必须退出或装置有异常时,应经有关领导批准,依据相关规定执行.第102条解锁后应立即操作,完毕后及时将挂锁锁住.第十九节监控系统的运行

第103条一般规定

1, 严禁对运行中的监控系统断电.2, 严禁更改监控系统中的参数,图表及相关的操作密码.3, 严禁将运行中的后台机退出监控窗口.不得在后台机上安装与系统运行无关的程序.4, 在后台机中操作断路器时,对其它设备的操作不得越限进行.5, 监控系统出现数据混乱或通信异常时,应立即检查并上报.6, 运行人员应熟悉有关设备的说明书,并对打印的资料妥善保管.7, 严禁在UPS电源上接其它用电设备.第104条运行维护

1, 检查后台机电源运行是否正常,有无告警信号.2, 检查监控系统通信是否正常,显示器中各数据指示是否正确.3, 检查监控窗口各主菜单有无异常.4, 检查打印机工作是否正常,打印纸是否够用.5, 检查各软,硬压板是否正确投,撤.第五章倒闸操作

第一节倒闸操作的一般规定

第105条倒闸操作必须按值班调度员或运行值班负责人的指令进行.第106条倒闸操作必须有操作票,每张操作票只能填写一个操作任务,不准无票操作和弃票操作.第107条操作中不得擅自更改操作票,不得随意解除闭锁.第108条开始操作前,应先在模拟图(或微机监控装置)上进行核对性模拟预演,无误后,再进行操作.第109条倒闸操作必须有两人进行,并严格执行监护制,一般由对设备较为熟悉的人员监护,值班员操作.第110条操作票一般包括以下项目

1, 拉,合开关和刀闸.2, 检查拉,合后的实际位置.3, 检查设备上有无接地短路.4, 装设接地线前的验电.5, 装,拆接地线.6, 取下或给上开关的合闸,控制保险及储能保险.7, 取下或给上YH二次保险.8, 打开或投上保护装置的压板.9, 检查保护或自动装置确已投入(撤出).10,倒负荷时,检查确已带上负荷.11,对两台主变压器,停用一台,确认另一台不会过负荷.第111条操作票填写的有关规定

1, 操作票上填写的术语应符合规定,设备名称,双重编号应符合现场实际.2, 操作票应统一编号,作废的操作票要盖“作废”章,不得撕毁;未执行的,应注明“未执行”字样;执行完毕的操作票,在最后一页加盖“已执行”章.3, 每张操作票只能填写一个操作任务,操作任务应填写设备双重名称.一个操作序号内只能填写一个操作项目,操作项目顺序不能颠倒,不得漏项,并项,添项或涂改.4, 一个操作任务需填写两页以上的操作票时,在前页备注栏注明“接下页”.操作项目应连续编号.指令号和操作开始时间填在第一页上.每页操作票均应有操作人,监护人和值班负责人签名.操作终了时间应填写在最后一页上.5, 操作中,每执行完一项,应在相应的操作项目后打勾.全部操作完毕后进行复查.6, 操作票未使用完的空格应从第一行起盖“以下空白”章.7, 拆除,装设接地线(包括验电)要写明具体地点,接地线应有编号.8, 同一电压等级多条线路同时限电,供电,可填写一张操作票.第112条下列操作可不填写操作票,但在操作完成后应做好记录,事故应急处理应保存原始记录.1, 拉,合断路器(开关)的单一操作.2, 拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线.3, 拉,合一组保护压板.4, 取下,给上操作小保险或YH二次保险.5, 事故应急处理.第113条对两条及以上馈路在同一时间进行限电(不包括事故限电)或送电操作时,不得按拉,合开关的单一操作对待,应填写操作票.第二节倒闸操作注意[FS:PAGE]事项

第114条除紧急限电和事故处理外,倒闸操作尽可能避免在交接班,重负荷时进行.雷电天气时,严禁倒闸操作.第115条母线充电前,应先将电压互感器加入运行.第116条使用隔离刀闸可进行下列操作

1, 拉,合无故障的电压互感器,避雷器.2, 拉,合母线及直接连接在母线上设备的电容电流.3, 拉,合励磁电流不超过2A的空载变压器及电容电流不超过5A的空载线路.第117条手动拉,合刀闸时,必须迅速果断.刀闸操作完毕后,应检查是否操作到位.第118条对调度指令有疑问时,应询问清楚再操作;当调度重复指令时,则必须执行.如果操作指令直接威胁人身和设备安全时,可以拒绝执行并报告调度及主管生产领导.第119条执行一个操作任务,中途不得换人,操作中严禁做与操作无关的事.第120条操作时必须戴安全帽及绝缘手套,雨天操作室外高压设备时,绝缘杆应有防雨罩,还应穿绝缘靴.接地电阻不符合要求时,晴天操作也应穿绝缘靴.第121条操作中严禁解除闭锁操作,如必须解锁才能操作时,应汇报调度或上级主管部门.第122条倒闸操作要严把“五关”,即操作准备关,调令联系关,操作审核关,操作监护关,操作检查关.第三节变压器的操作

第123条操作原则

停电时先停负荷侧,后停电源侧;送电时相反.第124条变压器加入和撤出运行应考虑保护配合和负荷分配问题.变压器运行前,必须先将冷却装置加入运行.第125条变压器的倒闸操作顺序

1, 运行转冷备用

1)拉开主变低压侧断路器.2)拉开主变高压侧断路器.3)分别检查上述断路器在分闸位置.4)拉开低,高压侧母刀闸.2, 冷备用转运行

1)检查主变高,低压侧断路器确在分闸位置.2)合上主变高,低压侧母刀闸.3)合上主变高压侧断路器.4)合上主变低压侧断路器.3, 运行转热备用

1)拉开主变低压侧断路器.2)拉开主变高压侧断路器.4, 热备用转运行

1)合上主变高压侧断路器.2)合上主变低压侧断路器.5, 热备用转冷备用

1)拉开主变低压侧母刀闸.2)拉开主变高压侧母刀闸.6, 冷备用转热备用

1)合上主变高压侧母刀闸.2)合上主变低压侧母刀闸.7, 冷备用转检修

1)将主变低压侧接地.2)将主变高压侧接地.8, 检修转冷备用

1)拆除主变高压侧接地.2)拆除主变低压侧接地.第四节线路开关的操作

第126条操作原则

停电时先拉断路器,再拉线刀闸,最后拉母刀闸;送电时相反.第127条操作顺序

1, 运行转冷备用:

1)拉开线路断路器.2)拉开线刀闸.3)拉开母刀闸.2, 冷备用转运行:

1)合上母刀闸.2)合上线刀闸.3)合上线路断路器.3, 运行转热备用:拉开线路断路器.4, 热备用转运行:合上线路断路器.5, 热备用转冷备用:

1)拉开线刀闸.2)拉开母刀闸.6, 冷备用转热备用

1)合上母刀闸.2)合上线刀闸.7, 冷备用转检修:在断路器与母刀闸,线刀闸间分别接地.8, 检修转冷备用:拆除断路器与线刀闸,母刀闸间的接地.第五节站用电系统的操作

第128条站用变停电时,应先拉开低压侧总开关,后拉开高压侧刀闸;加入运行时,顺序相反.第129条在站用变供电时,应先检查三相熔断器是否安装牢固,并接触良好.第130条站用变带电后,应监视所用屏三相电压及负荷是否平衡.第131条站用变停电检修时,应在变压器高,低压侧分别装设接地线.第六节二次装置的操作

第132条综合装置保护定值改变后,应检查新设定值是否与定值单相符,保护是否按规定全部投入,装置指示是否正确.第133条二次装置操作完毕,应确认设备的指示信号,仪表指示正确.第134条给上各级交直流保险前,应检查保险(熔丝)的容量是否符合规程规定,[FS:PAGE]是否完好.第135条保护装置的投入和退出

1, 保护投入时,应先合上(给上)控制电源开关(控制保险),检查各信号灯指示正确后,投入各专用压板.2, 保护退出时,应先退出压板,后跳开(取下)控制电源开关(控制保险).第六章事故处理

第一节事故处理的原则

第136条事故处理要坚持保人身,保设备,保电网的原则.应迅速限制事故的发展,解除对人身和设备的威胁,并尽快恢复对已停电用户的供电.第137条事故处理必须按照调度指令进行;有危及人身,设备安全的事故时,应按有关规定进行处理.第二节事故处理的一般程序

第138条一般程序

1, 及时检查并记录保护及自动装置的动作信号.2, 迅速对故障范围内的一,二次设备进行外部检查,并将检查情况向调度及主管部门汇报.3, 根据调度指令采取措施,限制事故的发展,恢复对无故障部分的供电.隔离故障设备,排除故障,尽快恢复供电.4, 将事故处理的全过程做好记录,并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况,电压及负荷变化情况,设备异常情况,运行方式,天气情况等.第三节变压器的事故及异常处理

第139条运行中的变压器发生下列现象之一者,可不经调度批准,立即停止运行,若有备用变压器,应先将备用变压器投入

1, 变压器声音异常,有爆裂声.2, 在正常负荷和冷却条件下,变压器温度异常并不断上升.3, 储油柜,释压器或安全气道严重喷油.4, 套管严重破损和有放电现象.5, 严重漏油使油面下降,低于油位计的指示限度.6, 油色变黑,油内出现碳质.第140条变压器油温异常升高的处理

变压器油温升高超过许可限度时,值班人员需进行下列工作: 1, 检查负荷是否有突然增加.2, 核对温度表指示是否正常.3, 检查变压器冷却装置是否正常,散热器是否全部打开.4, 检查完毕后,应立即汇报调度及主管部门.第141条油位异常的处理

1, 当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著升高或降低时,应立即上报调度和主管部门.2, 如因大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将重瓦斯保护撤出运行,应迅速采取停止漏油的措施,并立即汇报调度和主管部门.第142条重瓦斯保护动作的处理

1, 重瓦斯保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送,检查瓦斯继电器内有无气体.2, 检查油温,油位的情况.3, 检查油枕有无喷油和冒油,防爆膜是否冲破(释压器是否动作).4, 检查各法兰连接处,导油管处有无冒油.5, 检查外壳有无鼓起变形,套管有无破损.6, 检查有无其它保护动作信号.7, 检查后应汇报调度及主管部门.第143条轻瓦斯打出信号后,对变压器工作情况进行判断,检查瓦斯继电器内有无气体,汇报调度.第四节主变差动保护动作的处理

第144条差动保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送.检查以下内容,并将检查情况汇报调度

1, 差动保护范围内的所有一次设备瓷质部分有无闪络放电痕迹,变压器各侧开关,刀闸,避雷器及引线等有无短路.2, 差动电流互感器本身有无异常,瓷质部分有无闪络放电痕迹,回路有无断线接地现象.3, 差动保护范围外有无短路故障(其它设备有无保护动作).4, 差动保护回路是否有开路,接触不良,直流有无两点接地等现象.第五节主变过流保护动作的处理

第145条过流保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送,检查以下内容,并将检查情况汇报调度

1, 检查母线开关及引线有无短路.2, 检查主变压器高,低压侧引线有无短路,瓷绝缘有无异常.3, 检查线路保护动作情况和开关跳闸情况.第六节高压断路器的事故处理

第146条断路器有下列情形之一者,立即停电处理,并采取相应的防跳措施

1, 套管有严重破损和放电现象.2, 真空断路器突然出现真空损坏的现象.3, SF6断路器[FS:PAGE]严重漏气,发出闭锁信号.第147条注意事项

1, 断路器动作跳闸后,应立即对断路器及本站设备进行外部检查,检查断路器本身有无故障.2, 对故障跳闸线路强送后,无论成功与否,均应对断路器外观进行仔细检查.3, SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时,值班人员严禁接近故障断路器.第148条操作机构故障的处理

1, 检查二次回路,包括刀闸,保险,电极回路,继电器等是否正常.2, 检查机械部分是否正常.3, 将检查情况汇报调度及主管部门,并做好记录.第149条 SF6断路器气压降低的处理

1, 当SF6断路器气体压力降低时,应加强监视,并检查压力指示及信号告警是否正确.2, 当压力闭锁时,应立即取下该开关的控制电源保险.3, 将检查结果汇报调度及主管部门,由专业人员进行处理.第七节线路开关跳闸的处理

第150条单电源线路开关事故跳闸,应立即检查开关及保护动作情况.重合闸不成功或雷雨大风天气时不得强送,无重合闸或重合闸未动作的开关在无异常的情况下,可不经调度指令强送一次,并将结果及时汇报调度.第151条双电源线路开关事故跳闸,不得强送,应立即对开关进行外观检查做好记录,并汇报调度,按调度指令进行处理.第八节越级跳闸事故的处理

第152条保护动作,开关拒跳造成越级跳闸事故的处理

1, 检查保护动作信号,开关跳闸情况,汇报调度.2, 检查跳闸开关有无异常,将拒跳的开关与母线隔离;若跳闸开关无异常,将跳闸开关加入运行,恢复对其它用户的供电.第153条保护拒动造成越级跳闸事故的处理

1, 检查保护动作信号,开关跳闸情况,汇报调度.2, 检查与停电母线所连接的所有设备有无故障.若无故障,将停电母线上连接的所有线路开关断开.3, 若跳闸开关无异常,可试送一次.试送成功后,对线路逐条试送.第九节直流系统的事故处理

第154条当发生直流接地时,应视为事故状态,立即停止二次回路上的工作,尽快推拉查找处理,防止两点接地造成保护误动.第155条直流系统接地推拉涉及调度管辖的设备,必须报告调度.第156条直流系统接地故障查找的顺序

1, 推拉直流事故照明回路.2, 将直流母线解环运行,充电设备停运,判断是正极还是负极接地,是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地.3, 推拉合闸回路.4, 推拉控制信号回路.5, 检查蓄电池本体.第157条直流系统绝缘有明显下降时,应查明原因,尽快消除.第十节互感器的事故处理

第158条电压互感器的故障处理

运行中的电压互感器,发生下列现象之一时,应立即汇报调度: 1, 高压保险丝熔断.2, 内部发热,温度过高.3, 内部有异常声响.4, 有严重漏油,喷油现象.5, 套管,引线与外壳之间放电.6, 二次回路短路.第159条电流互感器的故障处理

运行中的电流互感器,发生下列现象之一时,应立即汇报调度: 1, 过热.2, 内部声音异常,有臭味或冒烟.3, 导线与外壳之间有放电现象.4, 充油式电流互感器严重漏油.5, 外绝缘破裂放电.6, 二次回路开路.第十一节隔离开关的故障处理

第160条隔离开关发生操作卡滞,拉合失灵,三相合闸不同期等故障时,应汇报调度及主管部门.第161条接触部分有发热时,要加强监视,如发现温度剧烈上升,应立即汇报调度及主管部门.第十二节系统事故的处理

第162条全站失压事故的处理

1, 夜间事故时,应先打开事故照明,检查以下项目,并汇报调度及主管部门

1)保护动作情况,信号,仪表指示,开关跳闸情况.2)各母线,连接设备及变压器等有无异常,电源进线上有无电压.3)断开有保护动作信号的开关.2, 变电站全站失压,所有开关和保护均未动作者,不待调令即拉开失压母线上的电容器开关,立即将设备检查情况报告调度[FS:PAGE].3, 单电源变电站全站失压时,不得进行任何操作,应立即汇报调度.4, 有备用电源的变电站全站失压后,可自行拉开原供电电源开关,刀闸,检查本站设备无异常后,将热备用中的备用电源恢复供电,然后汇报调度.5, 多电源变电站全站失压后,应立即拉开母线上连接的所有开关和刀闸,检查所有设备正常时,按以下原则保留电源: 1)单母线运行只保留一个电源.2)双母线解列运行各保留一个电源.第163条线路接地故障的处理

1, 接地故障的判定

1)完全接地时,绝缘监察表三相指示不同,故障相对地电压为零或接近零,非故障相电压将升高√3倍,且持久不变.2)不完全接地时,接地相电压降低,非故障相电压升高且持久不变.3)弧光接地时,非故障相电压可能升高到额定电压的2.5-3倍.4)间隙性接地故障时,接地相电压时增时减,非故障相电压时增时减且正常.2, 接地故障的查找

接地故障持续5分钟不消失,首先检查站内设备有无明显接地放电现象,若无明显迹象,应对线路进行推拉试验,其推拉顺序如下: 1)备用空载线路.2)双回线路或其他电源线路.3)分支较多,线路较长,负荷轻和负荷较为次要的线路.4)分支较少,线路较短,负荷重和负荷较为重要的线路.3, 接地故障的处理

1)确定线路接地后,尽快汇报调度通知供电所查线.2)线路发生稳定性接地时,允许带接地运行2小时.若是不稳定接地时,可立即拉开线路.3)接地故障如发生在雷雨期间,可立即拉开线路.4)带接地运行时,要注意监视电压互感器声响和发热情况.4, 应能准确判断电压互感器熔断器熔断,谐振过电压与接地故障的区别.第164条系统谐振过电压事故的处理方法

处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件,值班人员应根据系统情况,操作情况做出正确判断,不经调度按以下方法处理,然后将处理结果汇报调度.1, 由于操作而产生的谐振过电压,一般可立即恢复到操作以前的运行状态.2, 运行中发生的谐振过电压,可以试断开一条不重要负荷的线路,消除谐振.3, 接地后发生的谐振,应立即断开接地线路.第七章水灾,火灾事故的处理

第165条当变电站发生水灾,应尽快疏通水流.危及到设备运行安全时,应立即停电处理.第166条当变电站发生火灾时,使用灭火器或沙子阻断火势,防止火势蔓延.第167条充油设备着火时,应将设备停电后再灭火.第168条发生水,火灾时要及时上报主管部门.附录

附录一:变电站一次系统接线图

附录二:主设备运行参数表

附录三:室内,外配电装置的最小安全净距

表1 室外配电装置的最小安全净距

额定电压

(kV)安全净距

(mm)名称 35 带电部分至接地部分

200 400

相与相带电部分之间

200 400

无遮拦裸导体至地(楼)面

300 500

出线套管至室外通道的路面

2700 2900

表2 室内配电装置的最小安全净距

额定电压

(kV)安全净距

(mm)名称 35

带电部分至接地部分

300

相与相带电部分之间

300

带电部分至栅栏

875 1050

带电部分至板状遮拦

155 330

带电部分至网状遮拦

225 400

无遮拦裸导体至地(楼)面

2425 2600

出线套管至室外通道的路面

浅议110kV变电站运行管理第3篇

关键词：110kV,变电站,管理理念,运行管理

1 管理理念及管理方法选择

1.1 110kV变电站运行管理理念

对于供电企业来说任何时候安全都是第一位的,但是安全风险时刻潜藏在日常生产活动中,因此110kV变电站运行管理首先建立的管理理念应该就是“管生产就要管安全”,在此基础上进一步总结和完善变电站的整个运行管理流程,最终实现管理水平的不断提升。

1.2 110kV变电站运行管理方法选择

110kV变电站运行管理过程是一个不断发现问题和不断完善的过程,如何保证整个管理过程的顺畅,选择好的方法很重要,这里推荐PDCA循环管理法。PDCA循环管理法的具体来源以及初始目的这里不进行描述,选用该种方法主要是其管理思路与变电站运行管理过程的实际需求吻合,这里对PDCA的定义进行调整解释:

1) P(Planning)——计划。通过日常运行管理发现的问题,制定各类方针、目标和计划。在110kV变电站运行管理中方针和目标主要包括安全生产、安全检查以及事故预案;计划主要包括各类生产和运检计划,涵盖年度、月度和周计划,对于运行管理来说重点在周计划。如果有条件可以实施双月和双周计划制定,为合理的制定计划以及刚性执行计划留下更大的可控时间。

2) D(design and do)——方案和执行。有了目标和计划,要结合实际运行工作进一步细化工作方案(例如缩短工作需要时间等),然后根据方案执行。

3) C(4C) ——包括检查(Check)、沟通(Communicate)、清理(Clear)和控制(Control)。对于执行的情况进行检查发现不足,于工作人员进行沟通沟通,清理工作思路和对后续工作进行控制。

4) A(2A) ——处理(Act)和完善(Aim)。紧密联系上一环节,以反馈的形式检验工作方案和执行情况,倒推到方针、目标和计划环节,对于成功的管理过程予以进一步完善并固定化和标准化,今后依照执行;对于失败的管理过程提出修正意见,并将问题提交给下一次PDCA循环管理去解决。

通过PDCA循环管理法的重新定义可以看出,110kV变电站运行管理所需要的思路都已经具备,无论是运行班组管理还是生产安全管理过程,都是一个从计划到执行到检查修正再到完善和改进的过程,最后将成功经验固定化和标准化,从而不断提升运行管理水平。

2 运行班组管理

2.1运行班组管理基本策略

110kV变电站运行管理的基础是运行班组的管理,运行班组时变电站运行的最基层管理组织,所有的运行生产活动都是由运行班组推动执行的,因此运行班组管理的水平直接影响到变电站运行管理的水平,只有运行班组管理水平的提高才能从根本上提升110kV变电站运行管理水平的提升。

运行班组管理应重视以下四个方面的建设:人员素质建设,工作质量建设,工作标准建设以及信息化建设。人员素质建设是运行班组管理水平提升的基础,工作质量的提升是运行班组管理水平提升的关键,工作标准的建立是运行班组管理水平提升的保障手段,信息化建设是运行班组管理水平提升的有力辅助。

2.2运行班组管理要求

2.2.1 运行班组安全生产目标管理

运行班组应建立年度安全生产目标,并针对不同的岗位制定相应的岗位职责,由主管部门进行审批下达并逐年滚动修编。

2.2.2预案管理

110kV变电站抗风险应急预案应包含:

1)防止大面积停电应急预案。

2)变电所主要设备突然故障应急预案。

3)抗自然灾害风险应急预案。

110kV变电站事故处置预案应包含:

1)人身事故处置预案。

2)非主要设备故障处置预案。

3)变电所消防等安全事故处置预案。

4)其它可不待调令处理的事故处置预案。

运行班组应定期根据应急预案开展相应的演练(包括有脚本和无脚本),以加强各岗位的抗风险意识和提高事件响应速度。同时通过演练总结经验,进一步完善响应的预案。

2.2.3 安全生产活动管理

根据安全生产的要求,变电站运行班组每周至少应开展一次安全生产活动,活动的开展应紧密围绕安全生产目标,活动内容主要涵盖但不限于以下几个方面:传达和宣贯上级安全生产要求;学习相关安全生产事故通报;找出班组或个人存在的问题并提出改善建议;分析工作中存在的安全隐患并提出控制或整改措施。

2.2.4 安全工器具管理

对安全工器具的管理必须细致严格,主要体现在以下几个方面:

1)安全工器具应有专人统一管理,统一编号并建立台账。

2)安全工器具应规定存放位置,并配备恒温和除湿设备。

3)应按照规定定期将安全工器具送检,保证质量合格。

3 安全生产管理

正如本文开头所述“管生产就要管安全”,变电站运行管理要始终贯彻安全生产的重要性,安全生产管理可以从下几方面入手:

3.1加强运行人员安全培训

运行班组人员安全生产意识和素质是整个安全生产管理的基石,安全生产管理的水平是所有班组人员安全意识和素质的折射。伴随着社会的不断进步,新型电力设备和技术不断涌现,为预防可能出现的安全问题,运行班组人员需要不断的接受安全培训学习新的安全知识。

3.2做好月度运行分析

月度运行分析主要针对变电站每月的运行情况以及出现的异常情况进行总结分析,提炼运行管理工作的亮点,找出运行管理工作的不足并制定相应对策,为今后的工作提供经验借鉴。做好月度运行分析有着重要的实际意义,通过不断的总结经验可以对管理流程和制度的不足进行完善,从而不断提高安全生产管理水平,保证变电站稳定运行。

3.3增强安全防范意识

运行班组应增强安全防范意识。在开展作业任务前,应该充分考虑作业过程中可能存在的危险因素,对作业中的人、设备、环境以及管理各方面的危险因素进行分析,有针对性的制定防范措施对危险因素进行控制,防止开展作业时因疏忽造成意想不到的事故。

3.4严肃安全操作规程

安全操作规程必须严肃对待和执行,相关重点如下:

1)各类电气设备的工作电压、电流、负荷以及温度等必须控制在允许范围内。

2)变电站运行人员必须熟悉掌握站内系统一次接线图以及系统二次原理图的看法,要求能够熟练地进行相应的故障分析和处理。

3)运行过程中如果发现变配电设备因继电保护动作跳闸时,严禁在未查明原因前强行重合闸运行,以免造成二次危害而扩大事故范围。

4)开展倒闸操作时必须严格遵守“倒闸操作票”规定的程序进行操作,严禁违反安全制度和规定随意操作。

5)各类电气设备运行过程中出现异常情况时,如不能带电处理应立即停运,并及时安排检修。

6)所有停电检修工作必须使用第一种工作票。如开展不停电作业必须使用第二种工作票,工作现场应加强监护。

7)所有高压设备应在合适位置悬挂标识牌以便于确认。

4 结束语

九江110kV变电站现场运行规程第4篇

1、引言

110kV变电站是我国城市输变电系统的重要组成部分，其安全稳定运行对我国城乡电力与工业用电安全起到关键作用。从二十世纪末至今，我国正在逐步实现变电站设备的现代化和控制系统自动化改造，所有在建变电站设备均已实现现代化和自动化。现代化变电站设备不但科技含量高而且结构复杂，其安装调试与使用维修方法也与以往设备有很大的不同。由于设备的正确调试是检测设备安装是否正确与系统是否完善的重要前提，因此必须研究变电站设备的调试问题。另一方面，现代化变电站的运行也与传统变电站有很大差别，例如技术规范、操作规程等等，因此现代化变电站运行问题也是关键课题之一。本文围绕变电站设备调试与运行分析问题展开研究，总结了变电站设备调试与运行中所需注意的问题。

2、变电站设备调试

2.1设备方面

变电站的技术改造以及新变电站的投入运行，需要购置大量最新的电力与控制装备。这些设备包括微机综合自动化系统、远程控制仪等等。这些先进的技术与设备为变电站的操作人员带来了极大的方便，提高了工作效率，同时也为设备调试带来了一些困难。高灵敏度、高继电性能和高速设备的调试比较困难，不但要求设备调试人员经验丰富，而且对调试辅助设备的精度也提出了极高要求，特别是为了保证变电站安全稳定运行，准确无误的调试必须如此。这些高端设备一部分是数字化设备，需要特定的测试软件与测试仪器，并且不同的设备的调试方法与调试时所用设备也截然不同。有些设备属于长期工作性质，这类设备的调试周期比较长。

2.2规章制度方面

变电站是比较特殊的城市输变电节点，确保其安全稳定运行十分重要，特别是设备调试工作必须圆满文成。为了实现上述目的，需要制定严格的变电站设备调试管理机制，完善相关的规章制度，将责任落实到每位工作人员，从而保证各项工作清楚分工、责任到位。此外，完善的规章制度也约束了工作人员，使其在制度的框架下工作，实现了变电站众多复杂设备调试的统一管理与责任落实。同时，完善的规章制度也实现了变电站设备调试工作的量化评估。规章制度所规定的量化评估，不但调动了工作人员的积极性，而且也使每个人的工作目标明确。

2.3调试人员素质与业务能力

现代化的110kV变电站的设备不仅有国产的也有进口的。在我国变电站实施现代化改造以前，变电站大多采用国内知名厂商的设备，由于合作历史悠久，因此国内变电站调试人员对国内设备的调试方法与相关技术要求十分熟悉。但是，随着我国改革开放进程的推进，外国设备逐步代替一些国产设备，由于合作周期短，工作人员对国外设备的调试方法与技术不熟悉，因此与国产设备调试相比，对国外设备的调试相对困难一些。但是，随着大批调试人员接受国外公司的培训以及大批高素质、强能力的高等院校毕业生进入变电站行业，上述问题正在逐步被解决。

3、变电站设备运行分析

3.1定期维护与检修

110kV变电站设备的维护与检修工作是保障高压配电系统正常运行的关键。变电站经过长期运行以后，设备必然老化，进而出现各种问题，故障原因也是多样的。常见故障包括：设备老化、天气引起的设备故障、工作人员操作不正确等。因为故障类型与故障原因多种多样，所以对变电站设备定期维护与检修是变电站运行的重要组成部分之一。

3.2提高工作人员业务水平

鉴于现代化变电站系统的设备复杂、设备多以及规模庞杂，变电站的安全稳定运行对工作人员的业务水平提出了更高的要求。在未实现现代化改造的老式变电站中，配电柜、调度柜大多为机械式，业务人员通过简单的培训就可以工作；但是在现代化变电站中，变电站设备是在控制系统下运行的，变电站运行信息采集与人机交互都是通过高速计算机完成，而且变电站的控制系统的复杂程度显著提高，因此提高变电站工作人员的业务水平对110kV变电站正常运行十分重要。

3.3完善的管理制度

为了实现变电站的安全稳定运行，完善的管理制度是基础。完善的管理制度能够实现变电站运行的高效执行。不同的变电站，由于设备与控制系统不同，管理制度的制定也不同，需要根据变电站自身的特点量身定做。在完善的管理制度约束之下，岗位责任制、设备巡视制、设备检修制以及交接班制等等都能根据实际情况合理运作。完善的管理制度给出了变电站每个工作岗位的明确定义，从而保证了工作人员严格按照操作规程工作，实现了110kV变电站科学与安全地使用。

4、结语

现代化的110kV变电站设备调试与安全运行是变电站建设与运行的重要组成部分之一。随着我国110kV變电站逐步实现现代化与自动化，所用设备与控制系统的复杂程度日益提高，从而对变电站设备调试与运行提出了更高的要求。

110KV变电站安全操作规程第5篇

一、在操作中严格执行电业安全工作规程和高压电工作业规程。

二、严格执行操作票和工作票制度。

三、严格贯彻执行塔城供电公司电力调度命令。

四、操作人必须熟悉设备的状况、位置、性能、电压等级；并在操作设备前，对设备进行全面、严格的检查；仔细核对设备名称和编号，并在设备前等待2～3秒后，再进行操作；

五、操作人员使用工具对设备进行操作时，应认真检查工具绝缘有无异常，电压等级是否与操作设备的电压相符；

六、停电后每台刀闸和开关及开关柜都挂上“有人工作禁止合闸 ”牌式，线路有人工作，禁止合闸牌。

七、10kv配出开关柜停电检修时，打开后门后要对负荷线放电，然后挂接地线。

八、注意事项

1.电压互感器二次侧不许短路。

2.电流互感器二次侧不许开路。

九江110kV变电站现场运行规程第6篇

一．填空（每空1分）

1.倒闸操作的中心环节和基本原则是围绕（）。在拉合闸时，必须用（）接通或断开负荷电流或短路电流，绝对禁止用（）切断负荷电流在合闸时应先从（）进行，依次到（）。在拉闸时应先从（）进行，依次到（）。

2.主变容量是（）一次电压时（）二次电压是（）。一次电流是（）二次电流是（）。运行人员每天至少应对变压器检查（）次，每周应有一次（）检查。

3.SF6断路器指针式密度继电器20℃表压在（）左右，不得低于（）SF6气体作为（）和（）介质。额定电流是（），额定短路开断电流是（）。10kv户内高压真空断路器额定电流是（），额定短路开断电流是（），501 502 500断路器额定电流是（）额定短路开电流是（）1# 2#站用变额定容量是（）一次电流是（）二次电流是（）一次电压是（）二次电压是（）。

4.电业安全工作规程应每年考试（）次，因故间断电气工作（）

个月以上应重新学习本规程，并经（）方能恢复工作。

5在电气设备工作保证安全的组织措施是（），（），（），（）。

6.在电气设备上工作保证安全的技术措施是（），（），（），（）。

7.高压设备部停电时，工作人员若有必要移开遮拦时，应有监护人在场。10KV及以下不得靠近（）米，110KV不得靠近（）米。工作人员工作中正常活动范围与设备带电部分的安全距离10KV及以下（）米，110KV（）米。

8.高压验电应戴（）应使用相应（）等级，合格的接触式验电器验电时应先在（）上进行试验，确认验电器良好

9.用绝缘棒拉合隔离开关时应戴（）,应穿（），应有（）进行。

二.判断（每题2分）

1.电流互感器在工作时其二次侧不允许短路（）.2.电压互感器在工作时其二次侧不允许开路（）.3.电流互感器和电压互感器二次侧都有一端必须接地（）.4.电流互感器、电压互感器二次侧电流、电压一般是10A、1000V（）.5发现有人触电应立即进行抢救（）

三.选择.（每题2分）.1.电容器的直接作用是并联在线路上提高（）。

A．功率因数B.有功功率C.无功功率.2.电容器的外壳温度不得超过（）

A.80℃B.90℃C.60℃