倒闸操作

倒闸操作 倒闸操作规程 ? 闸操作的基本要求： 倒闸操作是供电系统运行规程中一项经 常性的重要工作，电气设备的投入和退出以及系统的运行方式的 改变都必须经过倒闸操作来实现。倒闸的正确与否，关系到供电、 系统中人身和设备的安全，也直接关系到生产的顺利进行。 倒闸操作的基本要求 ? 变.配电所的一切操作任务(事故情况除外),都应执行操作票制 度; ?变.配电所的一切操作,必须有两名正式值班电工来进行, 其中一人操作,一人监护,特别是事故处理工作,不允许独自一 人采取任何处理步骤. ?按操作步骤严格一步一步进行,不得 任意简化,操作完毕后,应在模拟图上反映系统的设备运行状态. ?倒闸操作中应作好如下几个环节: ? 操作准确 执行操作任务时,操作人员必须明确目的和停送 电的范围,充分研究,作好准备. ? 接受命令 把上级下达的 操作命令逐步写入操作票的任务拦内,然后向上一级发令 人复诵一遍,对命令有疑问应及时提出,无误后在填写操作 票. ? 操作票填写 根据操作任务，对照模拟图填写 操作步骤，不得凭记忆办事，两位操作人员研究无 误后签字，并记录操作开始的时间。 ? 核对模拟 图板 操作前，应先在模拟图板上进行核对性操作， 按操作步骤倒完图板的运行的状态，并检查无误后 再进行实际操作； ? 操作监护 监护人站对位置后 再下操作命令，操作人员要手指被操作部位的设备 编号并复诵一声命令，无误后，监护人发出“执行”命令，操作人才能动手操作，操作过程遇到事故或 异常现象时，则应先进行处理，然后再继续操作一 ? 质量的检查 每步创作后，应通过目测 下步骤。机构或仪表、信号等指示来检查操作的质量，无误 后，监护人再在核步上划“?”记号 ? 操作完毕后， 应立即向上级发令部门报告，并记下操作完成时间， 对操作票加盖“已执行”印章，按编号统一保存。 ?操作命令和操作程序 ?操作票的拟定和执行 ? 接受操作命令后，应按模拟图板核定操作步骤填写 操作票，正副值班员会同研究后签字； ? 操作票的每一个步骤只包括一个操作内容，操作步骤中按 规定只填写设备调度编号，不写设备名称； ? 下列操作应按操作顺序列入操作票内（这些步骤一般 在下达操作命令时不另行提出） ?取下或投入电压 互感器和所内变压器二次保险； ?取下或投入开关 操作电源的熔断器； ?倒换保护装置操作回路或改 变保护定值； ?验电； ?拆挂临时接地线； ?两个电源线路或两台变压器并解列运行时检查负荷分 配情况； ?停止或投入重合闸及备用电源的自投装 置； ?操作隔离开关时，检查它的合断位置； ? ?操作程序 ?送电时，先合隔离开关，后合断路器，停电时顺序相反； ?拉停止或投入遥控装置； 开单极隔离开关和跌开式熔断器时，应先拉中相， 后拉边相，投入时顺序相反； ?倒闸操作中，不得 发生通过电压互感器或电力变压器二次反送到高压 电源的情况； ?两个电源的并、解列或变压器并、 解列操作不得用隔离开关进行； ?切除变压器时，先停负荷侧开关，后停电源侧开关，投入时相反； ? 双母线系统，如倒换母线供电时，应先合好联络断 路器，然后再切换隔离开关，如无母联断路器，则 应注意只需用隔离开关拉合母线充电电流； ?用旁路上母线上的隔离开关供电时（旁路母线先充电）， 先合上旁路母线隔离开关，然后再切除要拉开的断 路器，恢复时顺序相反； ?倒停变压器，应检查并 入的变压器已带负荷后，才允许操作要停下的变压 器，并检查和相应改变保护装置的定值； [] 常用操作标准设备名称 ： 发电机、主变、厂变 、开关、闸刀、接地闸刀、母线、线路、压变（PT）、流变(CT)、电缆、 避雷器、电抗器、电容器、熔丝、保护 常用操作术语： 1. 开关、闸刀、接地闸刀： 合上、拉开 2. 接地线： 装设（挂）、拆除 3. 各种熔丝： 放上、取下 4. 继电保护及自动装置： 投入、停用（撤出） 5. 压板： 放上、取下、或从XX位置切至XX位置 6. 交直流回路各种转换开关 ： 从 XX 位置切至 XX 位置 7. 二次插头： 放上、取下 8. 二次空气开关： 合上、断开 9. 二次回路小闸刀或小开关： 合上、拉开 10. 小车开关： 由XX 位置拉、推或摇至 XX 位置 倒闸操作要求： 1. 倒闸操作必须根据值班调度员、值长或专业班长的指令，受令人复诵无误后执行。在发布 和接收操作指令时，必须互报姓名、严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 ，并使用统一 的调度术语、操作术语和设备双重名称。 2. 操作指令下达分口头和书面两种方式。操作任务有综合操作和逐项操作两种形式。 3. 正常的倒闸操作，应采用书面形式，由操作人预先填写操作票，监护人审核正确，班长签 发，重要的操作还应有值长的签名同意。班长或值长预发指令时应该讲清操作目的和内容、预告 操作时间。 4. 事故处理、系统及设备紧急情况下的停送电操作或属单项操作时，可采用口头指令方式下 达，但必须严格遵守《操作监护制度》，正常操作一般不得发布口头指令。 5. 倒闸操作票任务及顺序栏均应填写双重名称，即设备名称和编号。 6. 倒闸操作必须由两人进行，其中对设备较熟悉者担任监护，另一人执行操作。操作时必须 实行唱票复诵，操作人指明设备，监护人确认无误后执行。没有监护人的指令，操作人不得擅自 操作。监护人不得放弃监护工作，而自行操作设备。 7. 下列操作可以不用操作票，单应记入运行日志中 ： 1）事故处理； 2）拉、合开关的单一操作（包括限电操作）； 3）拉开接地闸刀或拆除全所（厂）仅有的一组接地线； 8. 严禁约时进行停送电。 9. 在操作过程中遇有防护锁打不开等问题时，严禁擅自解锁或更改操作票。必须先停止操作， 然后再次检查操作“四核对”内容（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的 实际位置及状态，）的执行情况是否有误，确认被操作设备、操作步骤正确无误后，再查找、处 理被操作设备的缺陷。在恢复操作时，必须重新进行“四核对”。若确实需要进行解锁操作的，必须经值班负责人和技术人员同意后方能进行，并应做好有关记录。 10. 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时值班员必须重新进行“四核对”工作，确认操作设备、操作步骤正确无误。 l 所有电气倒闸操作，均必须严格按照以下十项步骤执行。 倒闸操作步骤： 1. 值班负责人预发操作任务，值班员接受并复诵无误； 2. 操作人查对模拟图板，填写操作票； 3. 监护人审票，发现错误应由操作人重新填写； 4. 班长审核正确后正式发布操作指令，并复诵无误； 5. 按操作票步骤逐项操作模拟图，核对操作步骤的正确性； 6. 准备必要的安全工具、用具、钥匙，对操作中所需使用的安全用具进行检查，检查试验周 期及电压等级是否合格且符合规定 , 另外，还应检查外观是否有损坏，如绝缘手套是否漏气、 验电器试验声光是否正常等； 7. 监护人、操作人到达具体设备操作地点后，首先根据操作任务进行操作前的核对，核对设 备名称、编号、间隔位置及设备实际情况是否与操作任务相符； 8. 监护人逐项唱票，操作人复诵，并指明设备；监护人确认无误后，发出允许操作的命令“对， 执行”；操作人正式操作，监护人逐项打勾，严禁跳项操作； 9. 对操作后设备进行全面检查； 10. 向值班负责人汇报操作任务完成并做好记录，盖“已执行”章； 其他注意事项： 发令人对其发布的操作任务的安全性、正确性负责，受令人对操作任务的正确性负有审核把关责 任，发现疑问应及时向发令人提出。对直接威胁设备或人身安全的调度指令，值班员有权拒绝执 行，并应把拒绝执行指令的理由向发令人指出，必要时可向发令人上级领导报告。 当值班长对操作票应进行全面审核，对照模拟图板对一次设备的操作步骤进行逐项审核，看是否 符合操作任务的目的，是否符合《安规》要求。审核二次回路设备的相应切换是否正确、是否满 足运行要求。 每项操作结束后都应按规定的项目进行检查，如检查一次设备操作是否到位，三相位置是否一致， 操作后是否留下缺陷，检查二次回路电流端子投入或退出是否一致、与一次方式是否相符，压板 是否拧紧，灯光、信号指示是否正常，电流、电压指示是否正常等。 检修结束后恢复送电前，对送电范围内是否有遗留接地线（接地闸刀）等进行全面检查。 两个并列运行的回路当需停下其中一回路而将负荷移至另一回路时，操作前对另一回路所带负荷 及回路情况进行检查。 操作票中下列三项不得涂改： （ 1 ）设备名称编号和状态； （ 2 ）有关参数（包括保护定值参数、调度正令时间、操作开始时间） （ 3 ）操作“动词”。 电气设备倒闸操作规范1 5.3.3.1 误拉、合开关； 5.3.3.2 带接地线（接地闸刀）合闸； 5.3.3.3 带电装设接地线、带电合接地闸刀； 5.3.3.4 带负荷拉、合闸刀； 5.3.3.5 非同期并列； 5.3.4 严禁约时进行停送电。 5.3.5 倒闸操作必须由两人进行，其中对设备较熟悉者担任监护，另一人执行操 作。 5.3.6 操作中的异常处理 5.3.6.1 预有危及人身攻击设备安全的情况时，运行值班人员可按有关规程规定 进行紧急处理，但处理结束后 应立即汇报值班调度员和值班负责人，并做好相关记录。 5.3.6.2 在操作过程中遇有锁打不开等问题时，严禁擅自解锁或更改操作票。必 须先停止操作，然后再次检查操作“四核对”内容（即核对模拟图板、核对设备 名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态，下同）的执行情况是否有误， 确认被操作设备、操作步骤正确无误后，再查找、处理被操作设备的缺陷。在恢 复操作时，必须重新进行“四核对”。若确实需要进行解锁操作的，必须经本单 位有权许可解锁操作的领导或技术人员同意后方能进行，并应做好有关记录。 5.3.6.3 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时值班员必须重新进行“四核 对”工作，确认操作设备、操作步骤正确无误。 5.3.6.4 倒闸操作过程因故中断不能进行的，汇报调度后，按其要求进行。操作 票可在已操作的最后一项下方盖“已执行”章，并在备注栏内注明原因。 5.3.6.5 当发生带负荷拉、合闸刀时，禁止再将已拉开（或合上）的闸刀合上（或 拉开）。 6.1 倒闸操作基本步骤 所有电气倒闸操作，均必须严格按照以下十二项步骤执行。 6.1.1 调度预发操作任务，值班员接受并复诵无误； 6.1.2 操作人查对模拟图板，填写操作票； 6.1.3 审票人审票，发现错误应由操作人重新填写； 6.1.4 监护人与操作人相互考问和预想； 6.1.5 调度正式发布操作指令，并复诵无误； 6.1.6 按操作步骤逐项操作模拟图，核对操作步骤的正确性； 6.1.7 准备必要的安全工具、用具、钥匙、并检查绝缘板、绝缘靴、令克棒、验 电笔等； 6.1.8 监护人逐项唱票，操作人复诵，并核对设备名称编号相付； 6.1.9 监护人确认无误后，发出允许操作的命令“对，执行”；操作人正式操作， 监护人逐项勾票； 6.1.10 对操作后设备进行全面检查； 6.1.11 向调度汇报操作任务完成并做好记录，盖“已执行”章； 6.1.12 复查、评价、总结经验。 6.2 倒闸操作规范及要求 6.2.1 预受操作任务、明确操作目的 6.2.1.1 调度预发指令，应由副值及以上人员受令，发令人先互通单位姓名。发、 受操作指令应正确、清晰，并一律使用录音电话、普通话和正规的调度术语。受 令人应将调度指令内容用钢笔或圆珠笔写在运行记事簿内，在调度预发结束后， 受令人必须复诵一遍，双方认为无误后，预发令即告结束。通过传真和计算机网 络远传的调度操作任务票也应进行复诵、核对，且受令人须在操作任务票上亲笔 签名保存。 6.2.1.2 倒闸操作票任务及顺序栏均应填写双重名称，及设备名称和编号。旁路、 母联、分段开关应标注电压等级。 6.2.1.3 发令人对其发布的操作任务的安全性、正确性负责，受令人对操作任务 的正确性富有审核把关责任，发现疑问应及时向发令人提出。对直接威胁设备或 人身安全的调度指令，值班员有权拒绝执行，并应把拒绝执行指令的理由向发令 人指出，油气决定调度指令的执行或撤销。必要时可向发令人上一级领导报告。 6.2.2 填写操作票 6.2.2.1 受令后，当值正、副值班员一起核对实际运行方式、一次系统模拟结线 图，明确操作任务和操作目的，核对操作任务的安全性、必要性、可行性及正确 性，确认无误后，即可开始填写操作票。 6.2.2.2 填票人应根据操作任务对照一次系统模拟图及二次保护及设备等方面 的资料，认真细心、全面周到、逐项填写操作步骤，填写完毕应自行对照审核， 在填票人栏内亲笔签名后校正值审核。 6.2.2.3 倒闸操作票票面字迹应清洁、整洁。签名栏必须由值班员本人亲自签名， 不得代签或漏签。 6.2.2.4 下列各项应作为单独的项目填入操作票内： （ 1 ）拉、合开关 （ 2 ）拉、合闸刀 （ 3 ）为了防止误操作，在操作前对有关设备的运行位置所必需进行的检查项 目 , 并应做到在检查后立即 进行操作。 对于其它操作项目，在操作后检查操作情况是否良好，可不作为单独的项目填写， 而只要在该项操作项目的 后面注明，单检查后必须打“ 勾”。 （ 4 ）验电及装设、拆除接地线的明确地点及接地线的编号（拉、合接地闸刀 的编号），其中每处验电及装设地线（含接地闸刀）应作为一个操作项目填写。 填写接地线编号只要在该项的最后注明即可，如：“在 XX 验明三相确无电压后 装设接地线一组（ 1# ）”。 （ 5 ）检修结束后恢复送电前，对送电范围内是否有遗留接地线（接地闸刀） 等进行的检查。 （ 6 ）两个并列运行的回路当需停下其中一回而将负荷移至另一回时，操作前 对另一回路所带负荷及回路情况进行检查。 (7) 取下、放上控制回路、电压互感器回路保险器。 （ 8 ）切除保护回路压板和用专用高内阻的电压表检验出口压板两端无电压后 投入保护压板。同时切除和投入多块压板可作为一个操作项目填写，但每投、切 一块压板时应分别打“勾”。 （ 9 ）投入、切出同期开关。 （ 10 ）设备二次转（切）换开关、方式选择开关的操作。 （ 11 ）一次设备倒排，响应电压回路的切换操作。 （ 12 ）微机保护定值更改后，核对定值是否正确。 6.2.2.5 操作票中下列三项不得涂改： （ 1 ）设备名称编号和状态； （ 2 ）有关参数（包括保护定值参数、调度正令时间、操作开始时间） （ 3 ）操作“动词”。 6.2.2.6 在一项操作任务中，如同时需拉开几个开关时，允许在先行拉开几个开 关后再分别拉开闸刀，但拉闸刀时必须在每检查一个开关的相应位置后，随即分 别拉开对应的两侧闸刀。 6.2.2.7 操作票不得使用典型操作票及专家系统自动生成（不含调度操作任务 票）。 6.2.3 审核操作票 6.2.3.1 当值整值对操作票进行全面审核，对照模拟图板对一次设备的操作步骤 进行逐项审核，看是否符合操作任务的目的。审核二次回路设备的相应切换是否 正确、是否满足运行要求。 6.2.3.2 审核发现有误，应有填票人进行重新填写，并将原票加盖“作废”章。 6.2.3.3 审核结束，票面应正确无误，审核人在审核栏亲笔签名。 6.2.3.4 填票人和审核人不得为同一人。 6.2.3.5 交接班时，交班人员应将本值未执行操作票主动移交，并交待有关操作 注意事项；接班负责人对上一值移交的操作票重新进行审核和签名，并对操作票 的正确性负责。 6.2.4 监护人与操作人相互考问和预想 监护人和操作人将填好的操作票到模拟图上进行核对，提出操作中可能遇到的问 题（如设备操作不到位、拒动、联锁发生问题等），作好必要的思想准备，查找 一些主观上的原因（如操作技能、掌握设备性能、设备的具体位置等）。 6.2.5 调度正式发布操作命令 6.2.5.1 当值调度发令操作，必须由正值接令。调度发令时，双方先互通单位姓 名，受令人分别将发令调度员及受令值班员填写在相应栏目内。发令调度员将操 作任务的编号、操作任务、发令时间一并发给受令人，受令人填写正令时间，并 向调度复诵一遍，经双方核对确认无误后，调度员发出“对，执行”的操作命令， 即告发令结束，值班员方可操作。 6.2.5.2 操作人、监护人在操作票中签名，监护人填写操作开始时间，准备模拟 预演。 6.2.5.3 值班调度员预发的操作票有错误或需要更改，或因运方发生变化不能使 用时，应通知运行单位作废，不得在原操作票上更改或增加操作任务项。调度作 废的票应加盖“调度作废”章，并在备注栏内注明调度作废时间、通知作废的调 度员姓名和受令人姓名。 6.2.6 模拟预演 6.2.6.1 监护人手持操作票与操作人一起进行模拟预演。监护人根据操作票的步 骤，手指模拟图上具体设备位置，发令模拟操作，操作人则根据监护人指令核对 无误后，复诵一遍。当监护人再次确认无误后即发出“对，执行”的指令，操作 人即对模拟图板上的设备进行变位操作。 6.2.6.2 模拟操作步骤结束后，监护人、操作人应共同核对模拟操作后系统的运 行方式、系统接线是否符合调度操作任务的操作目的。 6.2.6.3 模拟操作必须根据操作票的步骤逐项进行到结束，严禁不模你 预演就进行现场操作。 6.2.7 准备和检查操作工器具 6.2.7.1 检查操作所需使用的有关钥匙、红绿牌，并由监护人掌管，操作人携带 好工器具、安全用具等。 6.2.7.2 对操作中所需使用的安全用具进行检查，检查试验周期及电压等级是否 合格且符合规定 , 另外，还应检查外观是否有损坏，如手套是否漏气、验电器 试验声光是否正常。 6.2.7.3 检查操作录音设备良好。 6.2.8 核对设备，唱票复诵 6.2.8.1 操作人携带好必要的工器具、安全用具等走在前面，监护人手持操作票 及有关钥匙走在后面。 6.2.8.2 监护人、操作人到达具体设备操作地点后，首先根据操作任务进行操作 前的站位和对，核对设备名称 、编号、间隔位置及设备实际情况是否与操作任务相符 6.2.8.3 核对无误后，监护人根据操作步骤，手指设备名称编号高声发令，操作 人听清监护人指令后，手指设 备名称牌和对名称编号无误后高声复诵，监护人再次核对无误后，即发“对，执 行”的命令。 6.2.9 正式操作，逐项勾票 6.2.9.1 在操作过程中，必须按操作顺序逐项操作、逐项打勾，不得漏项操作， 严禁跳项操作。 6.2.9.2 操作人得到监护人许可操作的指令后，监护人将钥匙交给操作人，操作 人方可开锁将设备一次操作到位，然后重新将锁锁好，将钥匙交会监护人手中。 监护人应严格间互操作人的整个操作动作。每项操作完毕后，监护人须即时在该 项操作步骤前空格内打勾。 6.2.9.3 每项操作结束后都应按规定的项目进行检查，如检查一次设备操作是否 到位，三相位置是否一致，操作后是否留下缺陷，检查二次回路电流端子投入或 退出是否—致、与—次方式是否相符，压板是否拧紧，灯光、信号指示是否正常，电流、电压指示是否正常等。 6.2.9.4 没有监护人的指令，操作人不得擅自操作。监护人不得放弃监护工作， 而自行操作设备。 6.2.10 全面复查，核对图板 6.2.10.1 操作全都结束后，对所操作的设备进行—次全面检查，以确认操作完整无遗漏，设备处于正常状态。 6.2.10.2 在检查操作票全部操作项目结束后，再次与一次系统模拟图核对运行 方式，杭查被操作设备的状态是否已达到操作的目的。 6.2.10.3 监护人在倒闸搬作票结束时间栏内填写操作结束时间。 6.2.11 操作结束 6.2.11.1l 检查完毕，监护人应立即向调度员或集控中心站值班员、发电厂值长 汇报： XX 时 XX 分已完成 XX 操作任务，得到认可后在操作顺序最后一项的下 一行顶格盖“已执行”章，即告本张操作票操作已全部执行结束。 6.2.11.2 操作票操作结束，由操作人负责做好运行日志、操作任务等相关的运 行记录，并按规定规定保存。 6.2.12 复查评价，总结经验 操作工作全部结束后，监护人，操作人应对操作的全过程进行审核评价，总结操 作中的经验和不足，不断提高操作水平。 7.1 遥控操作的基本原则 7.1.1 集控中心站的遥控操作必须严格执行唱票、复诵和录音制度，遥控操作必 须由两人进行，副值操作，正 值监护。 7.1.2 集控中心站可以进行以下遥控操作： (1) 拉、合开关； (2) 拉、合主变中性点接地闸刀； (3) 主变有载调压开关及消弧线圈档位调整； (4) 电容器组的投、切； (5) 所用电源切换 ； (6) 继电保护及自动较置远方更改定值及保护停启用； (7) 微机直流屏浮充电流的调整。 上述遥控操作完毕，集控中心站模拟图板应作相应变更。 7.1.3 具备远方更改保护定值及保护停启用的变电所，正常操作一般由调度发令至集控中心站执行。集控中心站在操作完毕后，必须认真检查核对，确认更改是 否成功，并向调度汇报，做好有关记录。 7.1.4 当遥控操作失败后，集控中心站值班员应立即汇报调度，同时通知操作班 到现场进行处理。 7.2 操作方式选择开关 ( 遥控压板 ) 的管理 7.2.1 正常运行时，变电所所有运行或热备用状态的开关，其方式选择开关 ( 遥 控压板 ) 必须置于“遥控” ( 投入 ) 位置，：有控制开关的应将其置规定位置。 7.2.2 开关转冷备用或检修状态时，开关拉开后，操作人员应先将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至”近控” ( 退出 ) 位置，控制开关切虽“分闸后”位置，再操作闸刀，当开关恢复至运行 { 或热备用 ) 状态后，再将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至“遥控” ( 投入 ) 位置。 7 ． 2.3 设备检修过程中需要进行遥控操作试验时，应由集控中心站值班员通 知现场运行人员，将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至“遥控” ( 投入 ) 位置。试验完毕后。由现场运行人员立即将其恢复原位。 7.2.4 事故处理和遥控操作失灵需要操作人员进行现场操作时，操作人员应先将 方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至“近控” ( 退出 ) 位置后再进行操作。操作 完毕后，应根据设备运行方式，确定方式选择开关 ( 遥控压板 ) 的正确位置。 8.1 倒闸操作票 ( 包括安全措施操作票 ) 应统—编号、统一发放，生产现场不 得有同编号的操作票。微机开票亦应遵循连号原则，不得重复，不得提供改号功 能。 8.2 每月已执行和作废的操作票均要按自然编号排列，装上封面归档保存，倒闸 操作票的保存期为—个检查周期。 8.3 操作栗票面统—使用以下印章： 已执行、作废、调度作废、合格、不合格 8.4 操作票正确性的评议包括票面和执行两个部分。凡不符合本规范有关操作票 填写、执行规定，操作票缺号、问号，降低安全标准或发生操作错误者，一经发 现均应统计为错票。 8.5 当班值班负责人应对上一班已执行的操作票进行评议，票面正确，评议人在 操作票备注栏中盖“合格”评议章并签名；对于存在问题的操作票，应报变电所 所长 ( 或运行班长 ) 进—步加以审核，如确为错票，应加盖“不合格”评议章并签名，同时应在操作票备注栏说明原因，一份操作栗超过一页时，评议章盖在 最后一页。 8.6 运行班长或技术员每月应对全所操作期汇总、统计、审核、评析。对存在的 问题应在运行 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 会上进行认真分析，提出外对措施。 8.7 操作票合格率的计算办法： 月合格率 = 该月已执行合格票数 / 该月应执行的总票数 * 100 ％ 其中，该月应执行的总渠数 = 该月已执行合格票数 + 该月己执行不合格票数 + 应开未开 的操作票数 本月预发和填写的操作票，本月发令执行，但执行时间跨月的，统 计在本月；隔月发令执行的，统计在下月。 附录：倒闸操作票、安全措施操作票样式（略） 备注：安措票工作结束时间：指检修工作结束并经验收合格后，值班负责人下令 拆除安全措施的时间。 类别：电力 | 添加到搜藏 | 分享到i贴吧 | 浏览(793) | 评论 (0) 上一篇：电气设备倒闸操作规范2 下一篇：电工安全操作规程 最近读者： 登录后， 您就出 现在这 里。 天马公乔文连 yang51w wang 主 Sissi 电工安全操作规程 2008-03-16 18:58 1、电气操作人员应思想集中，电器线路在未经测电笔确定无电前，应一律视为 “有电”，不可用手触摸，不可绝对相信绝缘体，应认为有电操作。 2、工作前应详细检查自己所用工具是否安全可*，穿戴好必须的防护用品，以防工作时发生意外。 3、维修线路要采取必要的措施，在开关手把上或线路上悬挂“有人工作、禁止 合闸”的警告牌，防止他人中途送电。 4、使用测电笔时要注意测试电压范围，禁止超出范围使用，电工人员一般使用 的电笔，只许在五百伏以下电压使用。 5、工作中所有拆除的电线要处理好，带电线头包好，以防发生触电。 6、所用导线及保险丝，其容量大小必须合乎规定标准，选择开关时必须大于所控制设备的总容量。 7、工作完毕后，必须拆除临时地线，并检查是否有工具等物漏忘电杆上。 8、检查完工后，送电前必须认真检查，看是否合乎要求并和有关人员联系好， 方能送电。 9、发生火警时，应立即切断电源，用四氯化碳粉质灭火器或黄砂扑救，严禁用 水扑救。 10、工作结束后，必须全部工作人员撤离工作地段，拆除警告牌，所有材料、工 具、仪表等随之撤离，原有防护装置随时安装好。 11、操作地段清理后，操作人员要亲自检查，如要送电试验一定要和有关人员联 系好，以免发生意外。 变配电安全操作规程 一、停送电操作顺序 1、高压隔离开关操作顺序： （1）断电操作顺序： A、断开低压各分路空气开关，隔离开关。 B、断开低压总开关。 C、断开高压油开关。 D、断开高压隔离开关。 （2）送电操作顺序和断电顺序相反。 二、低压开关操作顺序： （1）断电操作顺序： A、断开低压各分路空气开关、隔离开关。 B、断开低压总开关。 （2）送电顺序与断电相反。 三、倒闸操作规程 1、高压双电源用户，作倒闸操作，必须事先与供电局联系，取得同意或拉供电 局通知后，按规定时间进行，不得私自随意倒闸。 2、倒闸操作必须先送合空闲的一路，再停止原来一路，以免用户受影响。 3、发生故障未查明原因，不得进行倒闸操作。 4、两个倒闸开关，在每次操作后均应立即上锁，同时挂警告自牌。 5、倒闸操作必须由二人进行（一人操作、一人监护）。 变配电设备安全检修规程 1、电工人员接到停电通知后，拉下有关刀闸开关，收下熔断器。并在操作把手 上加锁，同时挂警告牌，对尚无停电的设备周围加放保护遮拦。 2、高低压断电后，在工作前必须首先进行验电： 3、高压验电时，应使用相应高压等级的验电器，验电时，必须穿戴试验合格的 高压绝缘手套，先在带电设备上试验，确实好用后，方能用其进行验电。 4、验电工作应在施工设备进出线两侧进行，规定室外配电设备的验电工作，应 在干燥天气进行。 5、在验明确实无电后，将施工设备接地并将三相短路是防止突然来电、保护工 作人员的基本可*的安全措施。 6、应在施工设备各可能送电的方面皆装接地线，对于双回路供电单位，在检修 某一母线刀闸或隔离开关、负荷开关时，不但同时将两母线刀闸拉开，而且应该 施工刀闸两端都同时挂接地线。 7、装设接地线应先行接地，后挂接地线，拆接地线时其顺序与此相反。 8、接地线应挂在工作人员随时可见的地方，并在接地线处挂“有人工作”警告牌，工作监护人应经常巡查接地线是否保持完好。 9、应特别强调的是，必须把施工设备各方面的开关完全断开，必须拉开刀闸或 隔离开关，使各方面至少有一个明显的断开点，禁止在只经断开油开关的设备上 工作，同时必须注意由低压侧经过变压器高压侧反送电的可能。所以必须把与施 工设备有关的变压器从高压两侧同时断开。 10、工作中如遇中间停顿后再复工时，应重新检查所有安全措施，一切正常后， 方可重新开始工作。全部离开现场时，室内应上锁，室外应派人看守。 10kV线路故障跳闸的快速查找 2008-03-16 18:59 运行中的10 kV线路，因雷、风、雪自然灾害，和遭受外力、环境污染等原因， 常常会发生跳闸事故。10 kV线路一旦发生跳闸事故，就会造成该线全线或部分 线路大面积停电，势必会给用电企业带来经济损失，所以越早查出事故地点和原 因，消除事故隐患，缩小事故停电范围,越早恢复通电，就能够减少供用电企业 双方的经济损失。因此当10 kV线路发生跳闸事故后，应尽快组织力量进行查处。 电气事故的特点一般是，查找故障点困难，而处理故障一般则比较容易。所以 10 kV线路跳闸事故发生后。关键是能不能快速找到故障点。 10 kV线路跳闸事故中，一般雷击、车辆碰撞引起断线发生的跳闸事故容易找到， 用户设备故障、用户变电所内小动物、误操作（不报告）等引起的跳闸事故查找 就困难得多；架空线路发生的跳闸事故容易找，地下电缆跳闸事故查找就难上加 难。但是10 kV线路跳闸事故的发生都有其原因、过程、现象。可以从“原因”“过程”“现象”中，总结、归纳出一套快速查找事故的方法。笔者根据自己的工作 经验，介绍快速查找10kV线路跳闸事故的方法。 1 有 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 地查找故障 事故发生后，工作负责人应对事故情况进行分析，不做盲目查找，如对事故发生 地点的预测。 1.1 根据继电保护动作情况预测 事故发生在线路的地段不同，其继电保护动作是不一样的。 电流速断保护动作跳闸：电流速断保护的保护范围，一般为系统最大运行方式下 发生短路时，保护范围最大，占线路全长的50％左右。而当线路处于最小运行 方式时，保护范围最小，占线路全长的15％～20％。因此，电流速断保护装置 动作跳闸，则说明故障点一般大多位于线路前段（靠近变电所侧）。 过流保护装置动作跳闸：过电流保护的保护范围为被保护线路的100％。但通常过流保护装置同时设有延时继电器，在与速断保护装置配合使用时，一般在线路后段发生故障时才动作跳闸。 电流速断保护与过流保护同时动作跳闸：此种情况一般说明故障点位于速断保护 与过流保护的共同范围，故障点大多位于线路中段。 所以，变电所断路器跳闸，要及时调查继电保护动作情况。根据继电保护装置的 动作类型及特点，对故障性质及范围进行大致定位。 1.2 根据线路路径预测 线路路径在污染区的，大雾天气或春、秋季节小雨，该线路发生跳闸事故时，首 先应该考虑的是污闪事故，要重点对污染区线路进行排查。 线路路径中有森林、树木区的，在夏、秋季节有风天气就应该检查，跳闸是由树 木引起。应重点检查对森林、树木区线路。 线路路径在居民建房区、公路建设区的，在良好天气情况下，首先要考虑是野蛮 施工造成的，检查时就应特别注意施工区的情况。 1.3 根据线路的绝缘水平预测 全电缆线路绝缘最薄弱的地方是终端头、中间接头处。所以全电缆线路发生跳闸 故障，应该首先检查终端头、中间接头是否被击穿。 有架空绝缘线和架空裸导线组成的线路，首先应该考虑架空裸导线段线路。 1.4 根据线路客户分布及用电情况预测 线路上如果接有造纸、炼铜、钢、铁等用电企业的，检查时应该从这些企业开始。 因为这些企业用电通常会超负荷，冶炼企业大部分又采用中频炉，就非常容易发 生事故。 掌握了以上情况再去处理事故，有的放矢地进行排除故障，就会得到事半功倍的 效果。 2 严密的组织措施排除故障 2.1 合理组织工作人员 必须有1名工作负责人，若干名工作班成员。工作班成员人员的多少则应根据线 路的长短、路径及事故发生时的天气、时间等确定。线路短，线路路径交通方便 的可以少些，线路长，线路路径复杂的就要多安排一些人员。故障发生在良好天 气、白天的可少一些人员。故障发生时天气不好、发生在夜晚时应多安排一些人 员。人员不足势必影响查找速度。 2.2 工具齐全 通讯工具：参加查找故障的人员必须配有手机或者对讲机，而且要保持畅通，以 便在找到故障、发生意外情况时及时和工作负责人、工作班成员、调度取得联系。 以便迅速结束查找，投入抢修。 操作工具：应该带必须的绝缘棒、绝缘手套等工具，以便在操作分段断路器时使 用。 其他必要的工具：夜间查找应有照明电筒。白天查找时有条件的可配高倍率望远 镜，可远距离观察线路，节省时间。 3 安全措施和注意事项 “安全就是速度、安全才有效益”为了确保查找过程中不发生意外事故，工作负 责人应在出发前向工作班交代安全措施和注意事项： 新工人不得单独巡线，单人巡线时，禁止攀登杆塔； 偏僻山区、夜间巡线两人进行，暑天、大雪天等恶劣天气巡线，必要时两人进行； 雷雨、大风天气巡线人员应穿绝缘鞋、绝缘靴； 夜间巡线应沿线路外侧，大风巡线应沿线路上风侧； 工作中应始终认为线路带电，即使明知该线路已停电，亦应认为线路随时有恢复 送电的可能； 巡线人员发现导线、电缆断落地面或悬吊空中，应设法防止行人靠近断线8 m 以内； 操作断路器时，必须两人进行，一人监护一人操作； 单人巡线时，禁止打开配电设备柜门、箱盖； 雷雨时禁止操作柱上各种断路器。 事故检修中应注意： 保持通讯畅通，查到故障点及时和工作负责人、工作班成员联系； 查找时不仅要注意故障线路，还应注意通道附近有没有施工痕迹，有些施工队挖 破地下电缆，怕承担责任不打电话、人员逃离现场，如果不注意就很难发现故障 点； 查找时一定要到位，分段查找时上、下段责任人连接不能有空缺，以防漏掉故障 点； 线路柱上断路器跳闸、跌落式熔断器熔丝熔断，线路没有经过仔细检查，不得盲 目试送； 全电缆线路（一般是停用重合闸的）巡线没有查到明显的故障点，必须对电缆经 过相关试验，确认电缆合格后，方可通电。 4 正确应用排查方法 根据预测情况，派出工作班组对怀疑段线路首先排查。 线路路径简单的线路，在派人分段查找时，可另派一车一人沿线路快速查找。对 断线、倒杆等重大事故就可立即发现。 跳闸事故一般都是由各种原因使线路发生短路而造成的。10 kV线路短路的瞬间，往往会发生巨大声音和强光，故障点周围很大范围的群众都能听到声音、看见强 光，故查找故障时要多问、多听沿线群众，搜集有用的信息。以便快速发现故障 点。 工作负责人要多和95598及沿线供电营业所电话联系。有许多事故发生后，群众 会打报修电话，根据用户的报修电话直接给故障点定位。 对线路上的柱上断路器、跌落式熔断器应特别注意检查。发现柱上断路器跳开或 跌落式断路器熔丝熔断的，对此后段的线路设备应该仔细检查。根据经验，一般 事故均发生在此分线上。 5 应制定 应急预案 办公室装修施工应急预案 下载公司关于消防应急预案火灾的应急预案防汛防洪应急预案施工生产安全应急预案 ，开展事故演习 线路班、抢修班平时要制定好应急预案，防止在事故时，“手忙脚乱”。经常开 展事故演习，有针对性对班组员工进行事故点预测、查找技巧、处理方法进行训 练；每次处理完事故，注意做好总结、积累经验。从而提高员工“作战”能力和 协同“作战”能力，这样在事故发生时，就一定能够发挥每个员工的作用。事故 查找的速度会越来越快。 电厂和变电所电气部分），进一步用规范电气设备倒闸操作，确保人身、电网和设备的安全，提 高管理水平，特制定本规范。 1 适用范围 1.1 本规程规定了电气倒闸的基本要求和原则、基本步骤、遥控操作以及操作票的管理等。对倒 闸操作的发受令、填票、审核、执行、复查、总结等全过程作了具体的规定。 1.2 倒闸操作时电气设备状态的转换、变更一次系统运行结线方式、继电保护定值调整、装置的 启停用、二次回路切换、自动装置投切、切换试验等所进行的操作执行过程的总称。 1.3 本规程适用于江苏电力公司管辖范围内调度、 500KV 及以下变电所、配电网和发电厂升压 站所有电气设备的倒闸操作和管理。 1.4 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。 2 引用标准 2.1 《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） DL408 － 91 2.2 《国调中心调度规程》 2.3 《华东电力系统调度规程》 2.4 《江苏省电力系统调度规程》 2.5 华东电网 500 千伏变电所“两票”执行规定（试行）（ 1993 年） 2.6 苏电安 [1998]300 号文《关于电气操作票、工作票执行和合格率统计办法的规定》 2.7 江苏电力公司《无人值班变电所运行管理导则》（苏电生 [1999]1133 号文） 2.8 华东《关于加强供电运行工作的若干意见》 3 常用操作术语 3.1 常用操作标准设备名称 主变、所用变 ( 厂变 ) 、开关、闸刀 ( 刀闸 ) 、接地闸刀 ( 刀闸 ) 、母线、线路、压变、流变、电缆、避雷器、电容器、电抗器、消弧线圈、令克 ( 跌落熔断器 ) 、保护 3.2 常用操作术语 3.2.1 开关、闸刀（刀闸）、接地闸刀（刀闸）、令克：合上、拉开 3.2.2 接地线：装设（挂）、拆除 3.2.3 各种熔丝：放上、取下 3.2.4 继电保护及自动装置：启用、停用 3.2.5 压板：放上、取下、投入、推出、或从 XX 位置切至位置，短路并接地 3.2.6 交直流回路各种转换开关 ：从 XX 位置切至 XX （二次插件：插入、拔出） 3.2.7 二次空气开关：合上、分开 3.2.8 二次回路小闸刀：合上、拉开 3.2.9 小车、中置开关：有 XX 位置拉、推或摇至 XX 位置 4 倒闸操作基本要求 4.1 调度操作指令要由有权发布指令的调度值班员（所属调度单位发文公布）发布；操作人和监 护人必须由上级部门批准并公布的合格人员担任。 4.2 现场一次、二次设备要有明显标志，包括设备命名、编号、铭牌、操作转动方向、切换位置 的指示以及区别电气相色的标色。 4.3 变电所、中心集控站、发电厂电气控制室或集控室要有与现场设备实际接线一致、运行状况 相符的模拟操作图，二次回路原理和展开图。一次模拟图上应能表明主要电气设备的命名编号、 实际状况和接地线的装设位置。 4.4 倒闸操作要有明确、合格的操作依据（调度下达或根据工作票要求）。 4.5 要有统一的、确切的调度术语和操作术语，并使用普通话。 4.6 要有合格的操作工具、安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置、专用的接地线装 设地点）。一次设备应设有可靠的电气防误装置。 5 倒闸操作原则 5.1 操作指令 5.1.1 倒闸操作必须根据值班调度员、值长或值班负责人的指令，受令人复诵无误后执行。在发 布和接收操作指令时，必须互报单位、姓名、严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一的调度术语、操作术语和设备双重名称。 5.1.2 调度操作指令下达分口头和书面两种方式。操作任务有综合操作和逐项操作两种形式。 5.1.2.1 调度员在预发、审核、正式发令执行操作任务票前，均应明确操作目的，核对系统模拟 图（及 CRT 上电气结线图）、核对设备停电申请批复单、核对现场实际情况，征求操作意见， 以确保其正确性。 5.1.2.2 计划停送电操作，应采用书面形式，由调度提前一值预先填写操作任务票，并审核正确 后预发。预发适应间讲清操作目的和内容、预告操作时间，由运行值班员预先填写、审核倒闸操 作票。预发时应讲清操作目的和内容、预告操作时间，由运行值班员预先填写、审核倒闸操作票。 5.1.2.3 事故处理、电网及设备紧急情况下的停送电操作或属单项综合操作时，调度可采用口头 指令方式下达，正常操作一般不得发布口头指令。如因其他特殊原因发布口令时，影响运行人员 说明，并填写倒闸操作票。 5.1.2.4 调度预发操作任务票，可采用电话传真、计算机网络远传等方式下达，但现场接令值班 员在接到任务票后，应再打印出的原始件上签名并向调度电话复诵无误，保存并做好相关记录。 5.1.3 当电气设备（线路）停电检修，调度在下达操作任务指令时，应做到： 5.1.3.1 对线路检修，调度指令最后发布到线路处于检修状态，然后发布检修开工令。 5.1.3.2 对发电厂、变电所母线检修，调度指令最后发布到母线处于检修状态（母线无接地闸刀 者除外），然后发布检修开工令。 5.1.3.3 对发电厂、变电所电气设备检修，调度发令操作至冷备用状态，并发布转入检修状态许 可令。 5.1.3.4 对调度发令至检修状态的指令，现场运行值班员应将所有相关操作项目（包括接地线装 设等安全措施操作）均填入倒闸操作票，并在接到正式令后一次执行完毕，做好安全措施。 5.1.3.5 对调度只发令至冷备用状态的电气设备检修，现场值班员应按工作票要求填写安全措施 操作票，在接到调度发布检修状态许可令后，完成安全措施的布置工作。 5.1.3.6 设备检修，其接地线（接地闸刀）的装设数量和地点，由现场负责。当工作结束，变电 所自行拆除上述安全措施后（在调度操作任务票中下达的接地装设操作项目，须待调度发令操作 拆除），向调度汇报竣工。 5.2 操作票 5.2 .1 值班人员所进行的一切倒闸操作（除本规范第 5.2 .5 条规定外），包括根据调度口头指令 所进行的操作和根据工作票所进行的验电、装拆接地线、取放控制回路保险器等操作，均需填写倒闸操作票（格式见附录 A ）。 5.2.2 一张操作票只能填写一个操作任务。一个操作任务只根据同一个调度命令所进行的一次不 间断操作。 5.2.3 倒闸操作票须连号使用。 5.2.4 对单人值班变电所，倒闸操作票由发令人向值班员用电话等方式传达。值班员应根据传达， 填写操作票，复诵无误，并在“审核人”签名处填入发令人的姓名。 5.2.5 下列操作可以不用操作票，单应记入运行日志中 5.2.5.1 事故处理； 5.2.5.2 拉、合开关的单一操作（包括限电操作）； 5.2.5.3 拉开接地闸刀或拆除全所（厂）仅有的一组接地线； 5.2.5.4 主变有载调压操作 5.3.1 下列情况下一般不进行系统正常倒闸操作； 5.3.1.1 交接班时； 5.3.1.2 系统发生事故或异常时； 5.3.1.3 雷电时（注：事故处理确有必要时，可以对开关进行远控操作） 5.3.2 倒闸操作的顺序 5.3.2.1 线路及两台以上的主变停电必须按开关 -- 非母线侧闸刀 -- 母线侧闸刀的顺序进行操作。送电顺序与此相反。 5.3.2.2 单台主变停电操作，中、低压侧必须按照开关 -- 母线侧闸刀 -- 主变侧闸刀；高压侧按开关 -- 主变侧闸刀 -- 母线侧闸刀的顺序进行操作。送电操作顺序与此相反。 5.3.2.3 双母线到闸操作：热到时，母联开关必须合上，并将其改为非自动，先合上正母（或副 母）闸刀，在拉开副母（或正母）闸刀；冷倒时，待操作闸刀的本回路开关必须分开，然后先拉 后合母线闸刀。 5.3.2.4 对中性点接地系统的变压器进行停、送电前都应先将中性点接地闸刀合上，操作结束后 再根据调度要求对中性点接地方式进行调整。 5.3.3 严防发生下列误操作； 5.3.3.1 误拉、合开关； 5.3.3.2 带接地线（接地闸刀）合闸； 5.3.3.3 带电装设接地线、带电合接地闸刀； 5.3.3.4 带负荷拉、合闸刀； 5.3.3.5 非同期并列； 5.3.4 严禁约时进行停送电。 5.3.5 倒闸操作必须由两人进行，其中对设备较熟悉者担任监护，另一人执行操作。 5.3.6 操作中的异常处理 5.3.6.1 预有危及人身攻击设备安全的情况时，运行值班人员可按有关规程规定进行紧急处理， 但处理结束后 应立即汇报值班调度员和值班负责人，并做好相关记录。 5.3.6.2 在操作过程中遇有锁打不开等问题时，严禁擅自解锁或更改操作票。必须先停止操作， 然后再次检查操作“四核对”内容（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的 实际位置及状态，下同）的执行情况是否有误，确认被操作设备、操作步骤正确无误后，再查找、 处理被操作设备的缺陷。在恢复操作时，必须重新进行“四核对”。若确实需要进行解锁操作的，必须经本单位有权许可解锁操作的领导或技术人员同意后方能进行，并应做好有关记录。 5.3.6.3 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时值班员必须重新进行“四核对”工作，确认操作设备、操作步骤正确无误。 5.3.6.4 倒闸操作过程因故中断不能进行的，汇报调度后，按其要求进行。操作票可在已操作的 最后一项下方盖“已执行”章，并在备注栏内注明原因。 5.3.6.5 当发生带负荷拉、合闸刀时，禁止再将已拉开（或合上）的闸刀合上（或拉开）。 6 倒闸操作的基本步骤、规范及要求 6.1 倒闸操作基本步骤 所有电气倒闸操作，均必须严格按照以下十二项步骤执行。 6.1.1 调度预发操作任务，值班员接受并复诵无误； 6.1.2 操作人查对模拟图板，填写操作票； 6.1.3 审票人审票，发现错误应由操作人重新填写； 6.1.4 监护人与操作人相互考问和预想； 6.1.5 调度正式发布操作指令，并复诵无误； 6.1.6 按操作步骤逐项操作模拟图，核对操作步骤的正确性； 6.1.7 准备必要的安全工具、用具、钥匙、并检查绝缘板、绝缘靴、令克棒、验电笔等； 6.1.8 监护人逐项唱票，操作人复诵，并核对设备名称编号相付； 6.1.9 监护人确认无误后，发出允许操作的命令“对，执行”；操作人正式操作，监护人逐项勾票； 6.1.10 对操作后设备进行全面检查； 6.1.11 向调度汇报操作任务完成并做好记录，盖“已执行”章； 6.1.12 复查、评价、总结经验。 6.2 倒闸操作规范及要求 6.2.1 预受操作任务、明确操作目的 6.2.1.1 调度预发指令，应由副值及以上人员受令，发令人先互通单位姓名。发、受操作指令应 正确、清晰，并一律使用录音电话、普通话和正规的调度术语。受令人应将调度指令内容用钢笔 或圆珠笔写在运行记事簿内，在调度预发结束后，受令人必须复诵一遍，双方认为无误后，预发 令即告结束。通过传真和计算机网络远传的调度操作任务票也应进行复诵、核对，且受令人须在 操作任务票上亲笔签名保存。 6.2.1.2 倒闸操作票任务及顺序栏均应填写双重名称，及设备名称和编号。旁路、母联、分段开 关应标注电压等级。 6.2.1.3 发令人对其发布的操作任务的安全性、正确性负责，受令人对操作任务的正确性富有审 核把关责任，发现疑问应及时向发令人提出。对直接威胁设备或人身安全的调度指令，值班员有 权拒绝执行，并应把拒绝执行指令的理由向发令人指出，油气决定调度指令的执行或撤销。必要 时可向发令人上一级领导报告。 6.2.2 填写操作票 6.2.2.1 受令后，当值正、副值班员一起核对实际运行方式、一次系统模拟结线图，明确操作任 务和操作目的，核对操作任务的安全性、必要性、可行性及正确性，确认无误后，即可开始填写 操作票。 6.2.2.2 填票人应根据操作任务对照一次系统模拟图及二次保护及设备等方面的资料，认真细心、 全面周到、逐项填写操作步骤，填写完毕应自行对照审核，在填票人栏内亲笔签名后校正值审核。 6.2.2.3 倒闸操作票票面字迹应清洁、整洁。签名栏必须由值班员本人亲自签名，不得代签或漏 签。 6.2.2.4 下列各项应作为单独的项目填入操作票内： （ 1 ）拉、合开关 （ 2 ）拉、合闸刀 （ 3 ）为了防止误操作，在操作前对有关设备的运行位置所必需进行的检查项目 , 并应做到在检查后立即进行操作。是否良好，可不作为单独的项目填写，而只要在该项操作项目的 后面注明，单检查后必须打“ 勾”。 （ 4 ）验电及装设、拆除接地线的明确地点及接地线的编号（拉、合接地闸刀的编号），其中每 处验电及装设地线（含接地闸刀）应作为一个操作项目填写。填写接地线编号只要在该项的最后 注明即可，如：“在 XX 验明三相确无电压后装设接地线一组（ 1# ）”。 （ 5 ）检修结束后恢复送电前，对送电范围内是否有遗留接地线（接地闸刀）等进行的检查。 （ 6 ）两个并列运行的回路当需停下其中一回而将负荷移至另一回时，操作前对另一回路所带 负荷及回路情况进行检查。 (7) 取下、放上控制回路、电压互感器回路保险器。 （ 8 ）切除保护回路压板和用专用高内阻的电压表检验出口压板两端无电压后投入保护压板。 同时切除和投入多块压板可作为一个操作项目填写，但每投、切一块压板时应分别打“勾”。 （ 9 ）投入、切出同期开关。 （ 10 ）设备二次转（切）换开关、方式选择开关的操作。 （ 11 ）一次设备倒排，响应电压回路的切换操作。 （ 12 ）微机保护定值更改后，核对定值是否正确。 6.2.2.5 操作票中下列三项不得涂改： （ 1 ）设备名称编号和状态； （ 2 ）有关参数（包括保护定值参数、调度正令时间、操作开始时间） （ 3 ）操作“动词”。 6.2.2.6 在一项操作任务中，如同时需拉开几个开关时，允许在先行拉开几个开关后再分别拉开 闸刀，但拉闸刀时必须在每检查一个开关的相应位置后，随即分别拉开对应的两侧闸刀。 6.2.2.7 操作票不得使用典型操作票及专家系统自动生成（不含调度操作任务票）。 6.2.3 审核操作票 6.2.3.1 当值整值对操作票进行全面审核，对照模拟图板对一次设备的操作步骤进行逐项审核， 看是否符合操作任务的目的。审核二次回路设备的相应切换是否正确、是否满足运行要求。 6.2.3.2 审核发现有误，应有填票人进行重新填写，并将原票加盖“作废”章。 6.2.3.3 审核结束，票面应正确无误，审核人在审核栏亲笔签名。 6.2.3.4 填票人和审核人不得为同一人。 6.2.3.5 交接班时，交班人员应将本值未执行操作票主动移交，并交待有关操作注意事项；接班 负责人对上一值移交的操作票重新进行审核和签名，并对操作票的正确性负责。 6.2.4 监护人与操作人相互考问和预想 监护人和操作人将填好的操作票到模拟图上进行核对，提出操作中可能遇到的问题（如设备操作 不到位、拒动、联锁发生问题等），作好必要的思想准备，查找一些主观上的原因（如操作技能、 掌握设备性能、设备的具体位置等）。 6.2.5 调度正式发布操作命令 6.2.5.1 当值调度发令操作，必须由正值接令。调度发令时，双方先互通单位姓名，受令人分别 将发令调度员及受令值班员填写在相应栏目内。发令调度员将操作任务的编号、操作任务、发令 时间一并发给受令人，受令人填写正令时间，并向调度复诵一遍，经双方核对确认无误后，调度 员发出“对，执行”的操作命令，即告发令结束，值班员方可操作。 6.2.5.2 操作人、监护人在操作票中签名，监护人填写操作开始时间，准备模拟预演。 6.2.5.3 值班调度员预发的操作票有错误或需要更改，或因运方发生变化不能使用时，应通知运 行单位作废，不得在原操作票上更改或增加操作任务项。调度作废的票应加盖“调度作废”章，并在备注栏内注明调度作废时间、通知作废的调度员姓名和受令人姓名。 6.2.6 模拟预演 6.2.6.1 监护人手持操作票与操作人一起进行模拟预演。监护人根据操作票的步骤，手指模拟图 上具体设备位置，发令模拟操作，操作人则根据监护人指令核对无误后，复诵一遍。当监护人再 次确认无误后即发出“对，执行”的指令， 操作人即对模拟图板上的设备进行变位操作。 6.2.6.2 模拟操作步骤结束后，监护人、操作人应共同核对模拟操作后系统的运行方式、系统接 线是否符合调度操作任务的操作目的。 6.2.6.3 模拟操作必须根据操作票的步骤逐项进行到结束，严禁不模你预演就进行现场操作。 6.2.7 准备和检查操作工器具 6.2.7.1 检查操作所需使用的有关钥匙、红绿牌，并由监护人掌管，操作人携带好工器具、安全 用具等。 6.2.7.2 对操作中所需使用的安全用具进行检查，检查试验周期及电压等级是否合格且符合规定 , 另外，还应检查外观是否有损坏，如手套是否漏气、验电器试验声光是否正常。 6.2.7.3 检查操作录音设备良好。 6.2.8 核对设备，唱票复诵 6.2.8.1 操作人携带好必要的工器具、安全用具等走在前面，监护人手持操作票及有关钥匙走在 后面。6.2.8.2 监护人、操作人到达具体设备操作地点后，首先根据操作任务进行操作前的站位 和对，核对设备名称、编号、间隔位置及设备实际情况是否与操作任务相符 6.2.8.3 核对无误后，监护人根据操作步骤，手指设备名称编号高声发令，操作人听清监护人指 令后，手指设备名称牌和对名称编号无误后高声复诵，监护人再次核对无误后，即发“对，执行” 的命令。 6.2.9 正式操作，逐项勾票 6.2.9.1 在操作过程中，必须按操作顺序逐项操作、逐项打勾，不得漏项操作，严禁跳项操作。 6.2.9.2 操作人得到监护人许可操作的指令后，监护人将钥匙交给操作人，操作人方可开锁将设 备一次操作到位，然后重新将锁锁好，将钥匙交会监护人手中。监护人应严格间互操作人的整个 操作动作。每项操作完毕后，监护人须即时在该项操作步骤前空格内打勾。 6.2.9.3 每项操作结束后都应按规定的项目进行检查，如检查一次设备操作是否到位，三相位置 是否一致，操作后是否留下缺陷，检查二次回路电流端子投入或退出是否—致、与—次方式是否相符，压板是否拧紧，灯光、信号指示是否正常，电流、电压指示是否正常等。 6.2.9.4 没有监护人的指令，操作人不得擅自操作。监护人不得放弃监护工作，而自行操作设备。 6.2.10 全面复查，核对图板 6.2.10.1 操作全都结束后，对所操作的设备进行—次全面检查，以确认操作完整无遗漏，设备处 于正常状态。 6.2.10.2 在检查操作票全部操作项目结束后，再次与一次系统模拟图核对运行方式，杭查被操作 设备的状态是否已达到操作的目的。 6.2.10.3 监护人在倒闸搬作票结束时间栏内填写操作结束时间。 6.2.11 操作结束 6.2.11.1l 检查完毕，监护人应立即向调度员或集控中心站值班员、发电厂值长汇报： XX 时 XX 分已完成 XX 操作任务，得到认可后在操作顺序最后一项的下一行顶格盖“已执行”章，即告本张操作票操作已全部执行结束。 6.2.11.2 操作票操作结束，由操作人负责做好运行日志、操作任务等相关的运行记录，并按规定 规定保存。 6.2.12 复查评价，总结经验 操作工作全部结束后，监护人，操作人应对操作的全过程进行审核评价，总结操作中的经验和不 足，不断提高操作水平。 7 监控系统的遥控操作 7.1 遥控操作的基本原则 7.1.1 集控中心站的遥控操作必须严格执行唱票、复诵和录音制度，遥控操作必须由两人进行， 副值操作，正值监护。 7.1.2 集控中心站可以进行以下遥控操作： (1) 拉、合开关； (2) 拉、合主变中性点接地闸刀； (3) 主变有载调压开关及消弧线圈档位调整； (4) 电容器组的投、切； (5) 所用电源切换 ； (6) 继电保护及自动较置远方更改定值及保护停启用； (7) 微机直流屏浮充电流的调整。 上述遥控操作完毕，集控中心站模拟图板应作相应变更。 7.1.3 具备远方更改保护定值及保护停启用的变电所，正常操作一般由调度发令至集控中心站执 行。集控中心站在操作完毕后，必须认真检查核对，确认更改是否成功，并向调度汇报，做好有 关记录。 7.1.4 当遥控操作失败后，集控中心站值班员应立即汇报调度，同时通知操作班到现场进行处理。 7.2 操作方式选择开关 ( 遥控压板 ) 的管理 7.2.1 正常运行时，变电所所有运行或热备用状态的开关，其方式选择开关 ( 遥控压板 ) 必须置于“遥控” ( 投入 ) 位置，：有控制开关的应将其置规定位置。 7.2.2 开关转冷备用或检修状态时，开关拉开后，操作人员应先将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至”近控” ( 退出 ) 位置，控制开关切虽“分闸后”位置，再操作闸刀，当开关恢复至运行 { 或热备用 ) 状态后，再将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至“遥控” ( 投入 ) 位置。 7 ． 2.3 设备检修过程中需要进行遥控操作试验时，应由集控中心站值班员通知现场运行人员， 将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至“遥控” ( 投入 ) 位置。试验完毕后。由现场运行人员立即将 其恢复原位。 7.2.4 事故处理和遥控操作失灵需要操作人员进行现场操作时，操作人员应先将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至“近控” ( 退出 ) 位置后再进行操作。操作完毕后，应根据设备运行方式，确 定方式选择开关 ( 遥控压板 ) 的正确位置。 8 操作票的管理 8.1 倒闸操作票 ( 包括安全措施操作票 ) 应统—编号、统一发放，生产现场不得有同编号的操作票。微机开票亦应遵循连号原则，不得重复，不得提供改号功能。 8.2 每月已执行和作废的操作票均要按自然编号排列，装上封面归档保存，倒闸操作票的保存期 为—个检查周期。 8.3 操作栗票面统—使用以下印章： 已执行、作废、调度作废、合格、不合格 8.4 操作票正确性的评议包括票面和执行两个部分。凡不符合本规范有关操作票填写、执行规定， 操作票缺号、问号，降低安全标准或发生操作错误者，一经发现均应统计为错票。 8.5 当班值班负责人应对上一班已执行的操作票进行评议，票面正确，评议人在操作票备注栏中 盖“合格”评议章并签名；对于存在问题的操作票，应报变电所所长 ( 或运行班长 ) 进—步加以 审核，如确为错票，应加盖“不合格”评议章并签名，同时应在操作票备注栏说明原因，一份操作 栗超过一页时，评议章盖在最后一页。 8.6 运行班长或技术员每月应对全所操作期汇总、统计、审核、评析。对存在的问题应在运行分 析会上进行认真分析，提出外对措施。 8.7 操作票合格率的计算办法： 月合格率 = 该月已执行合格票数 / 该月应执行的总票数 * 100 ％ 其中，该月应执行的总渠数 = 该月已执行合格票数 + 该月己执行不合格票数 + 应开未开 的操作票数 本月预发和填写的操作票，本月发令执行，但执行时间跨月的，统计在本月；隔月 发令执行的，统计在”下月。 附录：倒闸操作票、安全措施操作票样式（略） 备注：安措票工作结束时间：指检修工作结束并经验收合格后，值班负责人下令拆除安全措施的 时间 1 2 3 5 6 （7）操作时操作人员一定要集中精力，严禁闲谈或做与操作无关的事，非参与操作的其它 值班人员，应加强监视设备运行情况，做好事故预想，必要时提醒操作人员。操作中，遇有 特殊情况，应经值班调度员或站长批准，方能使用解锁工具（钥匙）。 电力变压器厂及故障及诊断技术 电力变压器；故障；诊断文章介绍了电力变压器的常见缺陷和故障，并分析了这些故 障对变压器的危害，并对消除故障的方法进行了归纳总结，此外还分析了变压器常用的在线 监测技术，具有一定的工程实用价值。 1引言在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民经济 各行各业和千家万户能量的必经之路，是电网中最重要和最关键的设备。电力设备的安全运 行是避免电网重大事故的第一道防御系统，而电力变压器是这道防御系统中最关键的设备。 变压器的严重事故不但会导致自身的损坏，还会中断电力供应，给社会造成巨大的经济损失。 2常见故障及其诊断措施2.1变压器渗油 变压器渗漏油不仅会给电力企业带来较大的经济损失、环境污染，还会影响变压器的 安全运行，可能造成不必要的停运甚至变压器的损毁事故，给电力客户带来生产上的损失和 生活上的不便。因此，有必要解决变压器渗漏油问题。 油箱焊缝渗油。对于平面接缝处渗油可直接进行焊接，对于拐角及加强筋连接处渗油 则往往渗漏点查找不准，或补焊后由于内应力的原因再次渗漏。对于这样的渗点可加用铁板 进行补焊，两面连接处，可将铁板裁成纺锤状进行补焊；三面连接处可根据实际位置将铁板 裁成三角形进行补焊；该法也适用于套管电流互感器二次引线盒拐角焊缝渗漏焊接。 高压套管升高座或进人孔法兰渗油。这些部位主要是由于胶垫安装不合适，运行中可 对法兰进行施胶密封。封堵前用堵漏胶将法兰之间缝隙堵好，待堵漏胶完全固化后，退出一 个法兰紧固螺丝，将施胶枪嘴拧入该螺丝孔，然后用高压将密封胶注入法兰间隙，直至各法 兰螺丝帽有胶挤出为止。 低压侧套管渗漏。其原因是受母线拉伸和低压侧引线引出偏短，胶珠压在螺纹上。受 母线拉伸时，可按规定对母线用伸缩节连接；如引线偏短，可重新调整引线引出长度；对调 整引线有困难的，可在安装胶珠的各密封面加密封胶；为增大压紧力可将瓷质压帽换成铜质 压帽。 防爆管渗油。防爆管是变压器内部发生故障导致变压器内部压力过大，避免变压器油 箱破裂的安全措施。但防爆管的玻璃膜在变压器运行中由于振动容易破裂，又无法及时更换 玻璃，潮气因此进入油箱，使绝缘油受潮，绝缘水平降低，危及设备的安全。为此，把防爆 管拆除，改装压力释放阀即可。 2.2铁心多点接地 变压器铁心有且只能有一点接地，出现两点及以上的接地，为多点接地。变压器铁心 多点接地运行将导致铁心出现故障，危及变压器的安全运行，应及时进行处理。 直流电流冲击法。拆除变压器铁心接地线，在变压器铁心与油箱之间加直流电压进行 短时大电流冲击，冲击3～5次，常能烧掉铁心的多余接地点，起到很好的消除铁心多点接地的效果。 开箱检查。对安装后未将箱盖上定位销翻转或除去造成多点接地的，应将定位销翻转 过来或除掉。 夹件垫脚与铁轭间的绝缘纸板脱落或破损者，应按绝缘规范要求，更换一定厚度的新 纸板。 因夹件肢板距铁心太近，使翘起的叠片与其相碰，则应调整夹件肢板和扳直翘起的叠 片，使两者间距离符合绝缘间隙标准。 清除油中的金属异物、金属颗粒及杂质，清除油箱各部的油泥，有条件则对变压器油 进行真空干燥处理，清除水分。 2.3接头过热 载流接头是变压器本身及其联系电网的重要组成部分，接头连接不好，将引起发热甚 至烧断，严重影响变压器的正常运行和电网的安全供电。因此，接头过热问题一定要及时解 决。 铜铝连接。变压器的引出端头都是铜制的，在屋外和潮湿的场所中，不能将铝导体用 螺栓与铜端头连接。当铜与铝的接触面间渗入含有溶解盐的水分，即电解液时，在电耦的作 用下，会产生电解反应，铝被强烈电腐蚀。结果，触头很快遭到破坏，以致发热甚至可能造 成重大事故。为了预防这种现象，在上述装置中需要将铝导体与铜导体连接时，采用一头为 铝，另一头为铜的特殊过渡触头。 普通连接。普通连接在变压器上是相当多的，它们都是过热的重点部位，对平面接头， 对接面加工成平面，清除平面上的杂质，最好均匀地涂上导电膏，确保连接良好。 油浸电容式套管过热。处理的办法可以用定位套固定方式的发热套管，先拆开将军帽， 若将军帽、引线接头丝扣有烧损，应用牙攻进行修理，确保丝扣配合良好，然后在定位套和 将军帽之间垫一个和定位套截面大小一致、厚度适宜的薄垫片，重新安装将军帽，使将军帽 在拧紧情况下，正好可以固定在套管顶部法兰上。 引线接头和将军帽丝扣公差配合应良好，否则应予以更换，以确保在拧紧的情况下， 丝扣之间有足够的压力，减小接触电阻。3变压器在线监测技术变压器在线监测的目的，就 是通过对变压器特征信号的采集和分析，判别出变压器的状态，以期检测出变压器的初期故 障，并监测故障状态的发展趋势。目前，电力变压器的在线监测是国际上研究最多的对象之 一，提出了很多不同的方法。 油中溶解性气体分析技术。由于变压器内部不同的故障会产生不同的气体，因此通过 分析油中气体的成分、含量、产气率和相对百分比，就可达到对变压器绝缘诊断的目的。几 种典型的油中溶解气体，如H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2，常被用作分析的特征气体。在检测出各气体成分及含量后，用特征气体法或比值法等方法判断变压器的内部故障。 局部放电在线监测技术。变压器在内部出现故障或运行条件恶劣时，会由于局部场强 过高而产生局部放电。PD水平及其增长速率的明显变化，能够指示变压器内部正在发生的 变化或反映绝缘中由于某些缺陷状态而产生的固体绝缘的空洞、金属粒子和气泡等。 振动分析法。振动分析法就是一种广泛用于监测这种变压器故障的有效方法。通过对 变压器振动信号的监测和分析，从而达到对变压器状态监测的目的。 红外测温技术。红外热像技术是利用红外探测器接受被测目标的红外辐射信号，经放 大处理，转换成标准视频信号，然后通过电视屏或监视器显示红外热像图。当变压器引线接 触不良、过负荷运行等情况时都会引起导电回路局部过热，铁芯多点接地也会引起铁芯过热。 频率响应分析法。频率响应分析法是一种用于判断变压器绕组或引线结构是否偏移的 有效方法。绕组机械位移会产生细微的电感或电容的改变，而频率响应法正是通过测量这种 细微的改变来达到监测变压器绕组状态的目的。 绕组温度指示。绕组温度指示器就是用于监测变压器绕组的温度，给出越限报警，并 在需要时启动保护跳闸。目前已开发出一种用于大型变压器绕组温度监测的新技术，即将一 条光纤嵌入变压器绕组以便直接测量绕组的实时温度，从而改进变压器的预测建模技术，并 达到实时监测变压器绕组温度状态的目的。 其他状态监测方法。低压脉冲响应测试也是一种有效的变压器状态监测测方法，并且 已经是一种用于确定变压器是否能通过短路试验的公认方法。此外，绕组间的漏感测试、油 的相对湿度测试、绝缘电阻测试等也是变压器状态监测的常用方法。结语进入21世纪电力行业将有更大的发展，电力变压器的故障诊断与状态检修作为我国电力系统实现体制转变、 提高电力设备的科学管理水平的有力措施，是今后在电力生产中努力和发展的方向。 电力系统中性点运行方式的探析 育龙网 WWW.CHINA-B.C0M 2009年09月01日 来源：互联网 电力系统;中性点电力系统中性点接地方式是一个步及电力 系统许多方面的综合性技术课题，它不仅涉及到电网本身的安全可靠性，过电压 电力系统;中性点电力系统中性点接地方式是一个步及电力系统许多方面的综合性技 术课题，它不仅涉及到电网本身的安全可靠性，过电压绝缘水平的选择，而且对通干扰、人 身安全有重要影响。 1电力系统中性点接地方式的分类电力系统中性点接地方式有两大类，一类是中性点直 接接地或经过低阻抗接地，称为大接地电流系统，另一类是 中性点不接地，经过消弧线圈或高阻抗接地，称为小接地电流系统。其中采用电广泛 的是中性点接地，中性点经过消弧线圈接地和中性点直接接地等三种方式。 1.1中性点不接地系统 中性点不接地方式，即中性点对地绝缘，结构简单，运行方便，不需任何附加设备， 投资省、适用于农村10KV架空线路长的辐射形或树状形的供电网络。当中性点不接地的系 统中发生一相接地时，接在相间电压上的受电器的供电并未遭到破坏，它们可以继续运行， 但是这种电网长期在一相接地的状态下运行，也是不能允许的，因为这时非故障电压升高， 绝缘薄弱点很可能被击穿，而引起两相接地短路，将严重地损坏电气设备。所以，在中性点 不接电网中，必须设专门的监察装置，以便使运行人员及时地发现一相接地故障，从而切除 电网中的故障部分。在中性点不接地系统中，当接地的电容电流较大时，在接地处引起的电 弧就很难自行熄灭，在接地处还可能出现所谓间隙电弧，即周期地熄灭火与重燃的电弧。由 于电网是一个具有电感和电容的振荡回路，间歇电弧将引起相对地的过电压，其数值可达 UX，这种过压会传输到接地点有直接电连接的整个电网上，更容易引起另一相对地击穿，而 形成两相接地短路。 在电压为3-10KV的电力网中，一相接地时的电容电流不允许大于30A，否则，电弧不能自行熄灭，在20-60KV电压级的电力网中，间歇电弧所引起的过电压，数值更大，对于没 设备绝缘更为危险，而且由于电压较高，电弧更难自行熄灭，因此，在这些电网中，规定一 相接地电流不得大于10A。 1.2中性点经消弧线圈接地系统 当一相接地电容电流超过了上述的允许值时，可以用中性点经消弧线圈接地的方法来 解决，该系统即称为中性点经消弧线圈接地系统。 采用中性点消弧线圈接地方式，即在中性点和大地之间接入一个电感消弧线圈，消弧 线圈主要带有气隙的铁芯和套在铁芯上的绕阻组成，它们被放在充满变压器油的油箱内，绕 组的电阻很小，电抗很大。消弧线圈的电感，可用改变接入绕组的匝数加以调节，显然，在 正常的运行状态下，由于系统中性点的电压三相不对称电压，数值很小，所以通过消弧线圈 的电流也很小，采用过补偿方式，即使系统的电容电流突然的减少也不会引起谐振，而是离 谐振点更远。 在系统发生单相接地故障时，利用消弧线圈的电感电流对接地电容电流进行补偿，使 流过接地点的电流减小到能自行熄弧范围，其特点是线路发生单相接地时，按规程规定电网 可带单相接地故障运行2小时，对于中压电网，因接地电流得到补偿，单相接地故障并不发展为相间故障，因此中性点经消弧线圈接地方式的供电可靠性，大大的高于中性点经小电阻 接地方式。在中性点经消弧线圈接地的系统中，一相接地和中性点不接地系统一样，故障相 对地电压为零，非故障相对地电压升高至倍，三相线电压仍然保持对称和大小不变，所以也 允许暂时运行，但不得超过两小时，消弧线圈的作用对瞬时性接地系统故障尤为重要，因为 它使接地处的电流大大减小，电弧可能自动熄灭。接地电流小，还可减轻对附近弱点线路的 影响。在中性点消弧线圈接地的系统中，各相对绝缘和中性点不接地系统一样，也必须按线 电压设计。 1.3中性点直接接地系统 中性点经电阻接地方式，即中性点与大地之间接入一定阻值的电阻，该电阻与系统对 地电容构成并联回路，由于电阻是耗能元件，也是电容电荷释放元件和谐振的阻压元件，对 防止谐振过电压和间歇性电弧接地过电压，有一定的优越性。 中性点的电位在电网的任何工作状态下均保持为零，在这种系统中，当生一相接地时， 这一相直接经过接地点和接地的中性点短路，一相接地短路电流的数值最大，因而应立即使 继电保护动作，将故障部分切除。 中性点直接接地或经过电抗器接地系统，在发生一相接地故障时，故障的送电线被切 断，因而使用户的供电中断，运行经验表明，在1000V以上的电网中，大多数的一相接地故障，尤其是架空送电线路的一相接地故障，大都具有瞬时的性质，在故障部分切除后，接地 处的绝缘可能迅速恢复，而送电线可以立即恢复工作。目前在中性点直接接地的电网内，为 了提高供电可靠性，均装设自动重合闸装置，在系统一相接地线路切除后，立即自动重合， 再试送一次，如为瞬时故障，送电即可恢复。 中性点直接接地的主要优点是它在发生一相接地故障时，非故障相对电压不会增高， 因而各相对地绝缘即可按相对地电压考虑，电网的电压愈高，经济效果愈大，而且在中性点 不接地或经消弧线圈接地的系统中，单相接地电流往往比正常负荷电流小得多，因而要实现 有选择性的接地保护就比较困难，但在中性点直接接地系统中，实现就比较困难，但在中性 点直接接地系统中，实现就比较容易，由于接地电流较大，继电保护一般都能迅速而准确地 切除故障线路，且保护装置简单，工作可靠。2目前我国电力系统中性点的运行方式目前我国电力系统中性点的运行方式，大体是: 2.1对于6-10KV系统，由于设备绝缘水平按线电压考虑对于设备造价影响不大，为了 提高供电可靠性，一般均采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式。 2.2对于110KV及以上的系统，主要考虑降低设备绝缘水平，简化继电保护装置，一般 均采用中性点直接接地的方式，并采用送电线路全线架设避雷线和装机自动重合闸装置等措 施，以提高供电可靠性。 2.320-60KV的系统，是一种中间情况，一般一相接地时的电容电流不很大，网络不很 复杂，设备绝缘水平的提高或降低对于造价影响不很显著，所以一般均采用中性点经消弧线 圈接地方式。 2.41KV以下的电网的中性点采用不接地方式运行，但电压为380/220V的系统，采用三 相五线制，零线是为了取得机电压，地线是为了安全。 结束语。各地应根据当地配电网的发展水平，电网结构特点，从长远的发展观点，因 地制宜地确定配电网中性点接地方式。