五当召变2011现场运行规程正文

五当召变2011现场运行规程正文 九 原 电 力 有 限 责 任 公 司 JIU YUAN POWER COMPANY OF LIMITED LIABILITY 35kV五当召变电站现场运行规程 2011年3月20日修编 2011年3月21日实施 包头市九原电力有限责任公司变电管理所 目 录 前 言 ....................................................... 1 1 范围 ............................................................. 2 2 规范性引用文件 ................................................... 2 3 设备概况 ......................................................... 3 4 调度范围的划分和运行规定 ........................................ 11 5 事故处理部分 .................................................... 39 6 典型操作票 ...................................................... 48 7 监控系统运行规定„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54 前 言 包头市九原电力有限责任公司(以下简称我公司)根据国家电网公司<<变电运行规程>>的要求 ,按照国家电网公司发布的《变电站管理规范》(试行)有关规定编制了本现场运行规程，用来指导变电站的现场运行工作，达到提高和持续改进变电站现场运行工作水平的目的。 本规程如与上级规程规定相抵触，以上级规程规定为准。 本规程起草单位:包头市九原电力有限责任公司变电管理所五当召变电站。 编制: 审核: 批准: 1 1范围 本指导书适用于35kV五当召变电站现场运行工作。凡参加本站运行、检修、试验等一切工作人员均应熟悉，执行本规程一切规定，并接受上级领导的监督。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 国家电网公司《高压开关设备管理规范》 国家电网公司《电业安全工作规程》 国家电网公司《预防设备事故措施》 国家电网公司《安全生产健康环境质量管理体系》(试行) 国家电网公司《变电站管理规范》 国家电网公司《油浸变压器(电抗器)管理规范》 国家电网公司《直流系统管理规范》 水电部<<电气事故处理规程>> 华北电网公司《电气设备交接和预防性试验规程》 华北电网公司《变电站标准化管理条例》 内蒙古电力公司《电网调度规程》 内蒙古电力公司《十八项电网重大反事故措施实施细则》 内蒙古西部电网《继电保护装置现场运行规程汇编》2002年 《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-93 电力线载波结合设备GB/T7329-1998 包头供电局《变电运行规程》 有关厂家设备技术说明书 电力工业标准汇编电气卷《开关设备》 第四分册 电力部《电力变压器运行规程》( DL/T572 — 95 ) 电力部《火力发电厂,变电所直流系统技术规定》( DL/T5044 — 95 ) 内蒙古电力公司《电网调度规程》 包头供电局《包头地区电力系统调度规程》 包头市九原电力有限责任公司《包头市九原地区电力系统调度规程》 有关厂家设备技术说明书 2 3 设备概况 一、五当召变电站主变两台，容量共计30000kVA，电压等级:35kV/10kV，均采用有载调压变压器，35kV一回进线，引自福永变35kV福五线，10kV出线五回，10kV开关柜均采用五防机械闭锁柜。 二、本站控制，保护均采用河北北恒电气科技有限公司变电站综合自动化系统，简化了变电站二次回路，提高了变电站综合自动化管理水平。 1、控制方式: 本站为无人值班变电站，采用微机监控，即可在后台机上用键盘(鼠标)实现断 路器的分、合闸操作及远方遥控分合;也可以在特殊情况下，用保护测控屏上的控 制开关，实现分、合闸操作。就地的分合闸操作一般只能在检修情况下使用。 2、保护配置: 主变配有差动速断保护、比率差动保护、差动电流过大保护、CT断线及CT断 线闭锁差动保护、过负荷保护、过负荷启动通风保护、过负荷闭锁调压保护、非电 量保护(重瓦斯、有载重瓦斯、压力释放、轻瓦斯、有载轻瓦斯、油温过高)、复 合电压闭锁过流保护、过流保护、单相接地保护功能、PT断线保护功能及温度信号 kV装设过流、速断、过负荷、三相一次重合闸及后加速、低频减载、小等保护;10 电流接地选线和零序电流、PT断线及PT断线闭锁方向保护;35kV电流进线不配置 保护。以上这些保护全部由微机技术构成和实现。 3、自动装置 10kV出线微机保护设置了自动重合闸和微机小电流系统接地选线装置。 4、直流电源 操作电源为直流220V，保护所需的220V直流电源均引自100Ah的铅酸免维护 成套电池装置。 5、计量部分: 计量即可由微机显示，又保留了常规集中控制的电度表计。电度表计分别采用 长沙威胜电子有限公司DSSD331型三相三线电子式多功能电度表能实现远程和红外 抄表,具备多种扩展功能。， 6、所用电部分: 在35kV母线上装设了100kVA站用变(油浸)一台，由361隔离开关控制;在 10kV母线上装设了50kVA站用变(干式)一台，由961隔离开关控制，,两台站用 变低压都接主控室交流配电屏，交流配电屏二次允许互代运行。正常361站用变运 行，961站用变备用。 3.1 建站发展过程 本站位于包头市石拐区乌兰此老村，建于2007年，为35kV负荷变电站，现有35kV进 3 线一回，10kV出线五回，三线供电，主变两台容量共计30000kVA(35kV/10kV)，电容器容 量4500kvar。采用有载调压变压器。2008年9月5日正式投运，现为无人值班变电站。 4 3.2 一次接线 35KV母线电容器 -1-1981 备用线991 -6 -1381381-0912352-6351-6备用线 311-0-6福永变出线间隔(福五线385)311-1 361-2352-192335kV站用变 五贝线 351-1五当召变电站一次系统主接线图-6 3523512#主变1#主变 952-6-2 911五壕线 952951-6951-1952-210KV?母10KV 母?-6-2961电容器951992 -1921-2982-2 -6922五发线910 -6 10kV站用变-6 5 3.3进出线名称及负荷性质 电压等级 出线编号及名称 送受关系 负荷性质 投运日期 35kV 福五线385 受 重要 2008.09.05 10kV 备用线911 送 重要 10kV 备用线912 送 重要 10kV 五发线921 送 重要 2009.6.12 10kV 五壕线922 送 重要 2009.6.12 10kV 五贝线923 送 重要 2009.6.12 3.4 主要设备规范 3.4.1主变压器 1号 主 变 压 器 运行编号 1号主变 型 式 SZ9-10000/35 额定容量 10000kVA 出厂编号 07-0570 电压比 35/10kV 额定电流(A) 165A/550A 冷却方式 ONAN 接线组别 YNd11 阻抗电压 7.51% 空载电流 0.75% 空载损耗 12483W 负载损耗 54600W 调压方式 有载调压 生产厂家 包头青电变压器有限公司 投运日期 2008.09.05 油 重 5.9T 总重 17.7T 调压开关形式 GMA9 生产厂家 上海华明 2号 主 变 压 器 运行编号 2号主变 型 式 SZ9-20000/35 额定容量 20000kVA 出厂编号 08-0569 电压比 35/10kV 额定电流(A) 329.9A/1099.7A 冷却方式 ONAN 接线组别 YNd11 阻抗电压 8.45% 空载电流 0.45% 空载损耗 20220W 短路损耗 97330W 调压方式 有载调压 生产厂家 包头青田变压器公司 投运日期 2008.09.05 油 重 7.6T 总重 29.9T 调压开关形式 GMA9 生产厂家 上海华明 3.4.2、断路器 额定额定开断运行机构 型号 电压电流电流生产厂家 投运日期 编号 型式 (kV) (A) (kA) 351 ZW7-40.5 40.5 1600 25 河北冀高 CT10-440 2008.09.05 352 ZW7-40.5 40.5 1600 25 河北冀高 CT10-440 2008.09.05 951 ZN63A(VS1) 12 1600 31.5 西安北高 2008.09.05 952 ZN63A(VS1) 12 2000 31.5 西安北高 2008.09.05 911 ZN63A(VS1) 12 1250 31.5 西安北高 2008.09.05 6 912 ZN63A(VS1) 12 1250 31.5 西安北高 2008.09.05 921 ZN63A(VS1) 12 1250 31.5 西安北高 2008.09.05 922 ZN63A(VS1) 12 1250 31.5 西安北高 2008.09.05 923 ZN63A(VS1) 12 1250 31.5 西安北高 2008.09.05 910 ZN63A(VS1) 12 2000 31.5 浙江贝司特 2008.09.05 991 ZN63A(VS1) 12 1250 31.5 西安北高 2008.09.05 992 ZN63A(VS1) 12 1250 31.5 西安北高 2008.09.05 3.4.3、隔离开关 额定额定运行型式 电压电流生产厂家 投运日期 闭锁型式 编号 (kV) (A) 311-1 GW5-35GD 40.5 1250 西安西电高压电器厂 08.09.05 五防闭锁 381PT GW5-35GD 40.5 1250 西安西电高压电器厂 08.09.05 五防闭锁 351-1 GW5-35G 40.5 1250 西安西电高压电器厂 08.09.05 五防闭锁 351-6 GW5-35G 40.5 1250 西安西电高压电器厂 08.09.05 五防闭锁 352-2 GW5-35G 40.5 1250 西安西电高压电器厂 08.09.05 五防闭锁 352-6 GW5-35G 40.5 1250 西安西电高压电器厂 08.09.05 五防闭锁 951-1 GN30-10 10 1600 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 952-2 GN30-10 10 2000 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 911-1 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 912-1 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 921-2 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 922-2 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 923-2 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 910-1 GN30-10 10 2000 浙江人民高压电瓷 08.09.05 五防闭锁 981 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 982 GN30-10 10 1250 浙江人民高压电瓷 08.09.05 五防闭锁 961 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 991-1 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 992-2 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 951-6 GN30-10 10 1600 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 952-6 GN30-10 10 2000 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 911-6 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 912-6 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 921-6 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 922-6 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 923-6 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 910-2 GN30-10 10 2000 浙江人民高压电瓷 08.09.05 五防闭锁 991-6 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 992-6 GN30-10 10 1250 天津市天开新源 08.09.05 五防闭锁 361 GW5-35G 40.5 1250 西安西电高压电器厂 08.09.05 五防闭锁 7 3.4.4电流互感器 运行额定 使用 安装位置 型式 生产厂家 编号 电流比 变比 351 351间隔 LZZBJ4-35 400/5 400/5 山东帅信电气有限公司 352 352间隔 LZZBJ4-35 800/5 800/5 山东帅信电气有限公司 951 951间隔 LZZBJ9-10 800/5 800/5 保定市艾科特电气有限公司 952 952间隔 LZZBJ9-10 1500/5 1500/5 保定市艾科特电气有限公司 911 911间隔 LZZBJ9-10 800/5 800/5 保定市艾科特电气有限公司 912 912间隔 LZZBJ9-10 400/5 400/5 保定市艾科特电气有限公司 921 921间隔 LZZBJ9-10 400/5 400/5 保定市艾科特电气有限公司 922 922间隔 LZZBJ9-10 800/5 800/5 保定市艾科特电气有限公司 923 923间隔 LZZBJ9-10 400/5 400/5 保定市艾科特电气有限公司 910 910间隔 LZZBJ9-10 1500/5 1500/5 保定市艾科特电气有限公司 991 991间隔 LZZBJ9-10 200/5 200/5 保定市艾科特电气有限公司 992 992间隔 LZZBJ9-10 200/5 200/5 保定市艾科特电气有限公司 3.4.5、电压互感器 运行额定 准确 型式 额定电压比 生产厂家 投运日期 编号 容量 等级 3/ 35000/ JDZXW-315/300.2/0.5大连北方互感器有08.09.05 381PT 3100// 5 /150 /3P 限公司 3100//100/3 310000/ / 15/300.2/0.5981PT JDZ-10 保定市艾科特 08.09.05 /80 /3 3100//100/3 3/ 10000/ 15/150.2/0.2JDZJ-10 上海精泰互感器厂 982PT 08.09.05 /100 /6P 3100//100/3 3.4.6、避雷器和过电压保护器 额定 安装位置 型 号 电压 生产厂家 投运日期 (kV) 361 HY5WZ-51/134 51 保定安达 08.09.05 381PT HY5WZ-51/134 51 保定安达 08.09.05 951 HY5WS-17/50 17 浙江高博 08.09.05 952 12.7 8 911 HY5WS-17/50 17 浙江高博 08.09.05 912 HY5WS-17/50 17 浙江高博 08.09.05 921 HY5WS-17/50 17 浙江高博 08.09.05 922 HY5WS-17/50 17 浙江高博 08.09.05 923 HY5WS-17/50 17 浙江高博 08.09.05 981 HY5WS-17/50 17 浙江高博 08.09.05 982 HY5WS-17/50 17 浙江高博 08.09.05 991 HY5WR-17/45 13.6 宁波市镇海国创 08.09.05 992 HY5WR-17/45 13.6 宁波市镇海国创 08.09.05 3.4.7站用变 运行编额定容量额定电流额定电压型式 生产厂家 总重 号 (kVA) (A) (kV) 包头青电变压361 S9-100/35 100 1.65/144.3 35 650kg 器厂 中国金山门电961 SC9-50/10 50 2.89/72.2 10 315kg 气有限公司 3.4.8电容器 额定 额定 运行 出厂 投运 型号 电压电流厂家 编号 日期 日期 (kV) (A) 3BAMH12/ 991 144.3 2007.10 08.09.05 上虚电力电容器有限公司 312/ -1500/3000-1 х3W 3.4.9、电抗器 额定 每相 额定 额定 额定 型号 容量阻抗 电流 电压 端电压 厂家 (kvar) (Ω) (A) (,V) (,V)) CKDK-120(60)/5.75/ 120/60 144.4/72.2 10 831 丹东市互感器有限公司 10-12% 11.51 3.4.10、直流系统 容量输出电压 型式 电池数量 投运日期 生产厂家 (AH) (V) 上海新力成套设备有GZDW33-100Ah/220V- 108 100 241 2008.9.5 限公司 ZCK1-M 3.5站内一次设备的组成及其作用 3.5.1站内的一次设备有: 9 变压器、断路器、母线、隔离开关、互感器(电流和电压)、避雷器、电容器、站用变。 3.5.2 站内一次设备的作用及组成: 变压器:起变换电压的作用，可以升高电压以利于功率的传输、降低线损;可以降低电压满足不同用户的需求;其组成部分有:铁芯、绕组、油箱、储油柜，呼吸器、防爆管、散热器、分接开关、气体继电器以及温度计等。 断路器:切断和闭合高压电路的空载和负荷电流，而且当系统发生故障时，它和继电保护和自动装置相配合，迅速切断故障电流，以减少停电范围，防止事故扩大，保证系统的安全运行。高压断路器的主要结构分位:导流部分、灭弧部分、绝缘部分、操动机构部分。 母线:载流设备，是电流的通道，承载负荷、空载电流。 隔离开关的用途:设备检修时造成明显断电，使检修设备与带电设备隔离，同时与断路器配合改变运行方式。隔离开关一般由绝缘支架、操作机构、连锁机构、动静触头、刀口等组成。 互感器:将大电流变换为小电流，将大电压变换为低电压，供给继电保护及仪表所需，同时将高压系统与二次相隔离保证人员、设备的安全，同时使仪表、继电器的制造标准化、简单化，以利于生产。互感器由一、二次绕组、铁芯、绝缘支撑物组成。 避雷器:用于防止雷电进行波沿线路侵入变电站或其他建筑物危害电气设备绝缘的一种防雷装置，防止雷电及内部过电压。其中阀型避雷器由套管、火花间隙、并联电阻、阀型电阻、上下法兰以及压缩弹簧及其附件组成;氧化锌避雷器由套管、氧化锌电阻、上下法兰以及压缩弹簧及其附件组成。 站用变:构成与变压器相同，供给站内正常照明用电。 电容器:补偿系统的无功功率，降低主变及线路的功率损耗，提高功率因素，同时降低线路的电压降落，改善电压质量，从而提高系统的供电能力。站内用的电容器为10kV并联电容器，由电容器、串联电抗器、避雷器、放电线圈等组成 10 4 调度范围的划分和运行规定 4.1 调度范围划分 一、本站无区调管辖设备。 二、本站县调管辖设备: 1号主变高压侧、35kV母线及母线上所有设备(包括361站用变压器)，1号主变低压侧、10kV母线及母线上所有设备(包括电容器、电抗器、961站用变压器)。 与上述设备相应的隔离开关(包括接地刀闸)、电流互感器、电压互感器、避雷器、继电保护及安全自动装置、通信装置、远动及自动化装置、关口计量装置。 三、本站管辖设备:站用变交流控制屏(380/220V) 四、运行维护分界: 以变电站围墙垂直往上的导线处为界，围墙以内属变电站维护，围墙以外属线路部门维护 4.2 运行方式 一、本站两台主变压器不可并列运行(在进行倒负荷操作时，1号主变、2号主变可通过910断路器短时并列运行，短时并列运行时间不能超过1分钟)。 二、福永变385福五线经本站311-1隔离开关接35kV母线。运行方式为1号、2号主变分别经351、352断路器分列运行。 三、1号主变经951断路器、2号主变经952断路器带10kV母线，10kV母线带,回出线负荷。 四、当1号主变带全站负荷运行时，退出352、952断路器及隔离开关。 五、当2号主变带全站负荷运行时，退出351、951断路器及隔离开关。 六、本站两台站用变，即361站用变和961站用变不可并列运行，当其中一台站用变投入运行时，另一台站用变冷备用。 4.3设备运行、操作注意事项 4.3.1 倒闸操作的运行规定 4.3.1.1倒闸操作的一般要求: a) 调度管辖的电气设备，其倒闸操作由当值调度员发令，运行专责接令，组织操 作并审核操作票;变电站自行管辖的设备由运行专责发令，组织操作并审核操 作票，同时将操作任务通知调度员。 b) 在倒闸操作执行中，发现疑问应立即停止操作，待询问清楚后再操作。运行人 员不得自行更改操作任务和颠倒操作顺序。 11 c) 属于调度管辖设备，除当值调度员外，其它人员不得通过任何方式改变其运行 状态。 d) 在操作前应充分考虑一次系统变化的合理性，防止对系统和用户中断供电和设 备过载。 e) 应防止操作时可能产生的过电压。如投、切空载变压器造成谐振过电压。 4.3.1.2倒闸操作的技术要求: a) 操作中应严防以下几种误操作事故发生; 1) 带负荷拉(合)隔离开关; 2) 带接地线(接地刀闸)合闸; 3) 带电挂(合)接地线(接地刀闸); 4) 误拉、误合断路器; 5) 误入带电间隔; 6) 误投、误停保护; 7) 操作中对继电保护考虑不周，造成保护误动或拒动; b) 倒闸操作的技术规定 1) 停电拉闸操作必须按照断路器——负荷侧隔离开关——电源侧隔离开关的顺 序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。严禁带负荷拉合隔离 开关。 2) 变压器送电时，先合电源侧，后合负荷侧，停电时相反(系统有特殊规定者 除外)。 3) 电动合断路器时，应注意表计变化。倒闸操作中，防止电压互感器或所用变 二次反送到高压。 4) 停用电压互感器时，应考虑有关保护、自动装置及计量装置。 5) 两组所用变倒电源时应先拉后合。 4.3.1.3.变压器倒闸操作 a) 降压变压器停电的顺序应为:低压侧——高压侧;送电顺序相反。为操作简便， 可先将两侧按顺序转热备用后，再转冷备用; b) 投运和停运变压器时，操作前必须先将中性点接地。 4.3.1.4电压互感器的倒闸操作 运行转冷备用的操作顺序: a) 按本规程的规定改变保护运行方式; b) 断开电压互感器二次空气开关; c) 取下电压互感器二次保险; d) 拉开电压互感器隔离开关; e) 按本规程的规定改变保护运行方式; f) 冷备用转运行操作顺序与此相反。 12 4.3.1.5具体倒闸操作 a) 1号、2号主变压器送电时，应先合进线311-1、351-1、352-1、351-6、352-6隔 离开关，再合351、352断路器; b) 本站10kV母线在送电前，先合981PT隔离开关，再合951-6、952-6、951-1、952-2 隔离开关，最后合951、952断路器，能及时监视电压情况; c) 10kV母线送电后，分别将5回出线逐项进行送电; 4.3.2变压器部分 4.3.2.1运行维护规定 a) 正常运行规定 1) 在正常情况下,变压器不允许超过铭牌的额定值运行。 2) 在规定的冷却条件下主变压器可以长期带额定负荷运行。 3) 变压器运行时,根据定值通知单要求投入所有保护。特殊情况下要退出有关保护需 经调度批准。 4) 站内主变压器每周至少巡视一次，每月至少进行一次夜间巡视。 5) 变压器的油位要与油温相适应，不允许油位越上下限运行。 b) 过电压运行规定: 变压器的负荷功率不高于额定值时，变压器可以在最高工作电压下运行，但不宜超过其额定电压的105% 。 c) 过负荷运行规定 1) 变压器过负荷运行时,应及时向调度 汇报 关于vocs治理的情况汇报每日工作汇报下载教师国培汇报文档下载思想汇报Word下载qcc成果汇报ppt免费下载 ，并派专人监视负荷和油温表计，监视现 场设备运行情况。若变压器超过规定的过负荷能力，应立即申请调度减负荷，同时 运行人员应作好相应记录。 2) 变压器过负荷运行时,应检查冷却器(风扇)运行是否正常。 3) 变压器存在较大的缺陷如冷却系统不正常、严重漏油、色谱 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 异常、有载分接开 关异常和冷却介质(环境)温度超过规定而无特殊措施时，不准过负荷运行。 4) 经常全天基本上满负荷运行的变压器，不宜过负荷运行。 d)压力释放阀运行维护规定 1) 运行中的压力释放阀动作后，应将压力释放阀的机械、电气信号手动复归。 2) 压力释放阀如有渗漏现象时应及时采取措施解决。 3) 压力释放阀的胶圈自出厂之日起每十年必须更换一次，以免因胶圈老化导致释 放阀漏油甚至失效。 4.3.2.2运行操作规定 a) 变压器在投运之前，运行人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否拆除，分接开关位置是否正确，各 13 阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应注意呼吸器是否因结冰被堵。 b) 新投运的变压器冲击合闸5次，大修后的变压器冲击合闸3次。 c) 新装、大修、事故检修或滤油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于72小时。 d) 经常处于备用状态和检修后的变压器充电时,须将重瓦斯保护投入跳闸位置,充电良好后,切换到信号位置,经48小时后检查无气体再将重瓦斯保护投入跳闸。 e) 变压器在操作过程中，如发现异常情况、故障信号时，应立即停止操作，待查明原因，核实处理后，方可继续进行。 f) 变压器在运行中加油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其他保护装置仍应接跳闸;当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门时，应先将重瓦斯改接信号。 g) 主变有载调压装置方法即注意事项: 1) 运行人员应根据调度下达的电压曲线或电压控制范围，申请调压操作。操作后 应认真检查分头动作和电压电流变化情况，并作好记录。每天操作次数不准超 过35kV电压等级为20次(每调一个分头为一次)，每次间隔最少1min。 2) 当变压器负荷1.2倍及以上时，禁止操作有载分接开关。 3) 运行中调压开关重瓦斯应投跳闸。当轻瓦斯信号频繁动作时，应作好记录，汇 报调度，并停止进行调压操作，分析原因及时处理。 4) 运行6-12个月或切换1000次后，应取切换开关箱中的油作试验; 5) 分接开关新投运1-2年或分接变换5000次，切换开关或选择开关应吊芯检查一 次，此后可按实际情况确定检查周期。 6) 运行中的分接开关，每1-2年或分接变换5000-1万次或油击穿电压低于25kV 时，应开盖清洁换油或滤油一次; 7) 运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定的检修周期分接变换次数限额 后，应进行大修，如无明确规定，一般每分接变换1-2万次，或3-5年亦应吊 芯检查; 8) 分接变换操作时，应与控制室保持联系，密切注意电压与电流的变动情况。 9) 分接开关每变换一个位置须按动一次按钮。如遇有不停变动时，立即切断有载调压 控制电源，汇报调度听候处理; 10) 如需提高10kV电压，须按动“上升”按钮;如须降低10kV电压，须按动“下降” 按钮。同时观察10kV侧母线电压调前、调后变动情况、主变有载开关的调节次 数记入主变有载调压记录簿内。 h)主变差动保护和瓦斯保护不允许同时退出。 4.3.2.3巡视检查 a)定期巡视 1) 变压器本体 , 检查并记录变压器运行中的油温、环境温度、负荷(电流、有功、无功)、电压，检 14 查变压器的最高油温指示，监视变压器油运行温度及温升是否超过规定值。 , 检查有无异常声音和振动，正常应为平稳的嗡嗡声。 , 检查硅胶呼吸器的硅胶颜色变色程度(2/3以上则需更换)。 , 检查油枕油位是否正常，油温与油位对应关系是否正常。 , 检查有无漏油、渗油现象，特别注意每个阀门、表计、法兰连接处以及焊缝等。 , 检查瓦斯继电器有无漏油等异常现象，内部有无气体。 , 检查释压装置有无漏油、漏气和损坏现象，注意有无喷油的痕迹。 , 检查各阀门位置是否正确。 , 检查变压器周围无异物，标示是否齐全，箱门是否关好。 , 引线连接牢固完好，无断股、损伤、松脱、接头过热现象。 2) 套管 , 检查瓷套有无破损，有无放电痕迹和声音。 , 检查瓷套上灰尘的污染及变化情况。 , 检查接点有无异常和明显发热迹象，特别是雪天和雨天，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。 3) 冷却装置 , 检查有无异常声响，风扇、是否运转正常。 , 检查风冷控制箱电源是否正常。 4) 有载调压装置 , 操作计数器动作应正常，其动作次数应与记录一致。 , 有载调压屏显示调压档位与实际调压档位应一致正确。 b)特殊巡视 出现下列情况之一时，运行人员必须对变压器进行特殊巡视: , 每次跳闸后，应检查有关设备、接头有无异常，压力释放装置有无喷油现象。 , 主变过负荷和过电压运行时，应特别注意温度和过热情况以及振动、本体油位、等 情况。 , 天气异常时和雷雨后，检查导线摆动情况套管有无放电闪络、破损、裂纹情况。 , 新投入和大修后的变压器、变压器存在重大、危急缺陷时。 4.3.2.4运行维护、检修、试验和验收: a)维护检查、检修: 变压器的大修由公司生产部统一安排，维护性检修通常一年一次，其项目主要有: 1) 清扫变压器外壳、套管; 2) 检查呼吸器呼吸是否正常; 3) 检查各侧瓷套是否完好; 4) 检查各侧引线的连线是否紧固，有无过热痕迹; 5) 校验或更换温度计; 15 6) 检查有载调压装置的驱动机构、传动机构以及控制回路，有必要时，对有载调压开 关的切换装置进行校验维护; 7) 处理各种缺陷; 8) 进行按规定需做的测量和试验; b)试验(予试): 1) 绕组连同套管的绝缘电阻，在相同的温度下的绝缘电阻不小于出厂值的70% 。 2) 绕组的直流电阻。 3) 直流泄漏电流。 4) 绕组的介质损耗因数tgδ。 5) 绝缘油的常规试验。 6) 绝缘油的色谱分析。 7) 有载调压装置的试验(过度电阻、切换时间) 8) 气体继电器及其二次回路试验 c)验收: 1) 修、试、校工作后的验收: , 修、试、校项目齐全、合格、记录完整，记录清楚。 , 本体及所有附件均无缺陷(特殊情况例外)，且不渗漏油。 , 顶盖及其他部件上无遗留杂物和工具。 , 引线接头线夹连接紧固、可靠。 , 油枕、本体上的阀门位置均应正确。 , 油枕的油位指示是否正确。 , 温度计指示正确，整定值符合要求。 , 如果绝缘油更换油时，则需在投运前，静油72小时。 2) 变压器有载调压装置操作，指示正常。 3) 缺陷处理后的验收工作，应根据缺陷的内容在工作完毕后进行验收，但仍需按上述 要求的项目作相应的检查。 除上述验收内容外，还应按巡视检查项目中的有关内容检查验收。 4.3.3 断路器部分 4.3.3.1运行规定: a) 在正常情况下，断路器不允许在超过额定参数下长期运行，不能非全相运行，正常停电或送电操作时，不允许就地分、合断路器。 b)直流控制电压和交流辅助电压要正常，所有的控制开关闭合，就地/远方转换开关在所需位置。 c)正常运行时，断路器有关的各电源和控制小开关均应合上，“远方/就地”选择开关应 16 置于“远方”位置，照明开关则根据需要进行断、合。 d) 10kV母线避雷器必须使用氧化锌避雷器。 e) 运行人员应每半年记录一次断路器动作的次数。年底汇总后上报，如断路器的动作次数，包括操作次数达到允许的次数时应及时上报缺陷。 f) 对于弹簧储能机构的真空断路器，应首先检查储能灯亮。操作前，检查机构是否储好,能不能操作。 4.3.3.2巡视检查: a) 定期巡视: 1) 检查断路器瓷套、瓷柱无损伤、无裂纹、无放电闪络和无严重污垢现象。 2) 检查断路器金具连接接点和接头处应无过热及变色发红现象，金具无异常。 3) 检查断路器的实际分、合位置并检查其是否与机械、电气指示位置一致。 4) 断路器各部位无异常，无严重锈蚀现象，传动机构连接正常。 5) 弹簧机构弹簧指示正常。 6) 断路器端子箱内端子连接良好，无锈蚀和严重受潮现象。 7) 机构箱门关闭良好。 b) 特殊巡视: 1) 出现下列情况之一时，运行人员必须针对不同的情况对设备进行相应的特殊巡视。 , 断路器操作或跳闸后。 , 过负荷或过电压运行。 , 天气异常时。 , 断路器异常运行时。 , 新投运的断路器。 2) 断路器进行分、合闸操作时的重点监视及检查: , 检查信号指示位置应符合规定要求(包括机械指示)。 , 检查电机及弹簧储能是否正常和其他异常情况。 , 检查传动机构是否正常。 , 重合闸装置是否动作，如果不正确应查明原因。 , 发现异常情况时，应立即查明原因汇报调度并通知专业人员进行相关的处理，正常 后继续操作。 4.3.3.3定期检修和试验: a) 断路器及机构的检修: 1) 在存在严重缺陷，影响安全运行时，应进行临时性检修。 2) 运行的断路器及机构应结合预试小修，其项目如下: , 引线、导电设备、软连接、帽盖及金具固定螺栓、螺丝检查。 , 法兰连接螺丝、地脚螺栓、接地螺栓检查。 , 检查电机及二次回路绝缘情况。 17 , 断路器辅助接点检查。 , 照明及机构箱门的密封检查。 , 处理运行中发现的缺陷。 , 结合预试小修周期及其他停电，1-3年检查一次真空泡的真空度，其方法如下:拆 除断路器两侧连接线，在断路器断口之间施加42kV交流电压，持续15分钟无击穿 及放电现象。 3)真空断路器的大修(更换灭弧室机构) , 满容量开断30次或累计切断电流数值相当于30次额定开断电流(25kA)，满容量开 断(31.5kA)20次，累计切断电流数值相当于20次额定开断电流，运行人员根据 保护速断过流整定值及负荷电流表计累加计算。 , 空载及负荷开断10000次; , 触头的磨损量?3mm; , 断路器存放时间超过20年; , 机械操作次数10000次以上。 出现以上问题均应上报缺陷。 b) 断路器及机构的试验: 1) 绝缘电阻:1—3年1次 2) 测量导电回路接触电阻:1—3年1次 3) 辅助回路和控制回路交流耐压:1—3年1次 4) 交流耐压试验(10KV做):1—3年1次。 c) 断路器及机构的检修和试验工作由专业人员负责，专业人员必须按照有关规定定期进行检修和试验。 4.3.3.4运行维护和验收: a) 运行维护:运行维护工作由运行人员按有关的设备专责划分来进行，并做 好相应记录。 b) 验收: 1) 验收项目: , 修试校项目齐全，合格，记录完整，结论清楚。 , 断路器、操作机构连接应牢靠，外表无损伤。 , 电气联结牢固，接触良好。 , 断路器及其操作机构的联动应正常，无卡阻现象，分、合闸指示正确，辅助开关动作正 确可靠。 , 端子箱内端子及二次回路连接正确完好。 , 油漆完整，并按规定颜色在设备上进行涂刷。 2) 缺陷处理后的验收工作，应根据缺陷的内容在工作完毕后进行验收，但仍需对应上 述要求的项目作相应的检查。 18 4.3.4隔离开关和接地刀闸运行部分 4.3.4.1运行规定: a)正常情况下，隔离开关不允许在超过额定参数下长期运行。 b)不得用隔离开关拉合电容电流不小于5A的空载线路。 c)可用隔离开关操作的内容: 1) 拉、合电压互感器(避雷器); 2) 拉、合空母线。 3) 拉、合励磁电流小于2安培的空载变压器; 4) 拉、合小于5安培的空线路 5) 其他允许用隔离开关操作的设备。 d)操作隔离开关时，应先检查相应的断路器确实在断开位置，严禁带负荷操作隔离开关。e)隔离开关的有关操作程序和要求:线路或断路器停电后，应先拉开线路侧隔离开关，后拉开母线侧隔离开关;送电时相反。 f)隔离开关和接地刀闸操作时，运行人员应在现场逐相检查其分、合闸是否到位，接触是否良 好。 4.3.4.2巡视检查: a) 定期巡视: 1) 检查瓷瓶是否清洁、完整无损伤或无严重放电，隔离开关无锈蚀; 2) 检查接头、接点接触是否完好，有无螺丝断裂松脱，无严重发热、变形现象; 3) 检查引线应无松动、严重摆动或烧伤断股等现象。 4) 操作机构和辅助开关应完好; 5) 检查设备接地完好。 6) 测量隔离开关的接头、接点的温度，要求每周一次; b) 特殊巡视: 出现下列情况之一时，应进行特殊巡视: 1) 设备异常运行或过负荷运行时 2) 天气异常，雷雨后; 3) 下雪时，应重点检查接头、接点处无发热现象; 4) 倒闸操作后。 4.3.4.3运行维护和检修 运行维护: 1) 运行维护工作由运行人员负责，并按有关规定和专责来进行。 2) 隔离开关机构清扫(每月一次); b) 定期检修: 1) 隔离开关和接地刀闸的定期检修工作由专业人员负责，专业人员必须按规定的要求进 19 行。 2) 对机械闭锁每半年(结合春秋查)应进行一次校验维护检查。 3) 设备缺陷处理工作(可结合检修工作进行)。 c) 隔离开关及机构的试验(三年一次): 1)支柱绝缘子及提升杆的绝缘电阻 2)二次回路的绝缘电阻 4.3.4.4验收内容 1) 隔离开关手动操作正常。 2) 操作机构、传动装置、辅助接点动作灵活可靠,位置指示正确。 3) 隔离开关与接地刀闸之间机械闭锁装置功能正常。 4) 隔离开关的支撑瓷瓶和旋转瓷瓶表面无尘垢、无破损、无松动。 5) 合闸后，动触头的触点均应与静触杆接触良好。 6) 合闸时，三相触头应同期,其误差值应符合制造厂家规定。 7) 微机五防闭锁装置)电气闭锁回路正确,功能完整正确。 8) 应有完整的试验报告及设备检修记录。 设备缺陷处理工作的验收，应按照缺陷内容的要求进行验收。 4.3.5电压互感器 4.3.5.1运行规定: a) 电压互感器二次回路严禁短路。 b) 电压互感器检修时,应将其二次断开,以防二次回路向一次回路倒送电。 c) 运行中注意电压互感器有无异常响声，二次电压指示是否正常。 d) 电压互感器的运行操作: 送电:先合上一次侧隔离开关，后给上二次侧电压互感器小保险。 停电:先取下二次侧电压互感器小保险，后拉开一次侧隔离开关。 4.3.5.2 巡视检查: a) 定期巡视: 1) 检查瓷瓶无裂纹、破损和放电痕迹。 2) 检查接点、接头无发热、发红，引线无抛股、断股，连接螺丝无松脱和断脱，金具 完整。 3) 电压互感器无漏油、渗油现象，无锈蚀。 4) 电压互感器无异常响声，外观无严重污垢。 5) 电压互感器端子有无松动异常，电压互感器二次小保险有无熔断。 6) 检测电压互感器接头、接点温度。 b) 特殊巡视: 20 出现下列情况之一时，运行人员应针对不同的情况对设备进行特殊巡视。 1) 设备存在异常运行时(需加强监视时); 2) 天气异常时和雷雨过后时; 4.3.5.3定期试验和检修: a) 电压互感器的定期试验(预防性试验)工作由专业人员负责，专业人员必须按照有关规定定期进行试验。同时，结合设备停电还必须对电压互感器进行必要的检修和缺陷处理。 b) 电压互感器的试验内容: 1) 绝缘电阻 2) 直流电阻 3) 交流耐压试验 4.3.5.4运行维护和验收 a) 运行维护: 1) 运行维护工作由运行人员负责，并按有关规定和专责进行。 2) 运行维护的内容 , 电压互感器端子清扫(每月一次); b) 验收: 1) 验收项目: , 试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚; , 电压互感器外形清洁，本体和瓷套完整无损，无锈蚀，无渗漏油; , 接点、接头和金具完整，连接牢固; , 端子连接正确，无异常; , 电压互感器接地正常; 2) 缺陷处理工作应按缺陷内容进行验收，可参照上述要求进行检查。 更换电压互感器时，应注意极性和变比一致。 4.3.6电流互感器 4.3.6.1运行规定 a)电流互感器在运行中,二次线圈与负荷必须牢固连接，并按规定保证每个二次线圈一点可靠接地。将被断开的二次回路电缆头进行绝缘包扎,以免造成保护误动。 电流互感器在运行中，绝对不允许开路，当二次线圈停用时，应将其短接,否则对人身和设备安全都有危险。 b)电流互感器的末屏端,在运行中必须接地,否则会产生高电压。 c)电流互感器退出运行检修时,应采取如下措施: 1) 将一次回路断开; 2) 将二次线圈可靠短路接地; 3) 将二次线圈与所接的二次回路全部断开; 21 4.3.6.2巡视检查: a) 定期巡视: 1) 检查电流互感器本体无裂纹、破损和放电痕迹; 2) 检查接点、接头无发热、发红，连接螺丝无松脱和断脱，金具完整; 3) 电流互感器无异常响声，外观无严重污垢。 4) 电流互感器端子有无异常松脱开路现象; 5) 检测电流互感器接头、接点温度; b) 特殊巡视: 出现下列情况之一时，运行人员应针对不同的情况对设备进行特殊巡视。 1) 设备异常运行时(需加强监视时); 2) 天气异常时和雷雨过后时; 4.3.6.3定期试验和检修 a)电流互感器的定期试验(预防性试验)工作由专业人员负责，专业人员必须按照有关规定定期进行试验，同时，结合设备停电还必须对电流互感器进行必要的检修和缺陷处理。 b)电流互感器的试验内容: 1) 绝缘电阻 2) 交流耐压试验 4.3.6.4验收 a) 验收项目: 1) 试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚; 2) 电流互感器外形清洁，本体和瓷套完整无损，无锈蚀; 3) 接点、接头和金具完整，连接牢固; 4) 端子连接正确，无异常; 5) 电流互感器的末端运行时必须接地; 6) 试验时所解的接线头均已恢复且接触良好。 b) 缺陷处理工作应按缺陷内容进行验收，可参照上述要求进行检查。 更换电流互感器时，应注意型号、极性、变比一致。 4.3.7避雷器接地装置运行规程 4.3.7.1避雷器是变电站保护设备免遭雷电冲击波袭击的设备，当雷电冲击波沿线路传入变电站超过避雷器保护水平时，避雷器首先放电，将雷电压幅值限制在被保护设备雷电冲击水平以下，使电器设备受到保护。氧化锌避雷器具有无间隙、无续流、残压低等优点。它除了能限制雷电过电压外，还具有限制电力系统内部过电压的能力。运行规定: a)配置在任何电压等级的避雷器必须视为运行设备,不得随意将其与所保护的设备脱离。 b)雷雨天气巡视设备时，不得靠近避雷器。 22 c)当系统出现过电压、异常运行和雷雨后(特别是雷雨季节)，运行人员必须按特巡要求，对避雷器进行一次重点巡视，并作好有关记录。 d)避雷针的运行规定 1) 运行中的避雷针必须与接地装置或接地网可靠相连接。 2) 由于某种原因需要检修或更换时不得任意改变其高度。 3) 避雷针在运行时不得作为任何物体的用力支撑点。 4) 巡视避雷针不得在雷雨天气进行巡视检查。 e)接地网的运行规定 1) 运行中的水平接地带埋入地面不得小于0.6米的距离。 2) 当出现有严重锈蚀情况时,应及时进行防锈处理。 3) 当发现机械损伤出现断裂应及时进行搭接处理,且必须符合搭接工艺要求。 4) 运行中的独立避雷针和独立接地装置不得任意与接地网搭接运行，若需搭接时必须 报公司有关部门审核批准。 5) 雷雨天气禁止在接地网上工作及巡视检查。 f)接地装置接地电阻选择应满足: 1)大接地短路电流系统的电气设备，其接地装置的接地电阻应符合R?2000/I>4000 安时，可取R?0.5 式中:R—考虑到季节变化的最大接地电阻，欧; I—计算用的接地短路电流，安 2)中性点非直接接地的电气设备，其接地电阻应符合高压与低压电力设备共同的 接地装置。 R?120 / I 3)仅用于高压电力设备的接地装置I?12A ; R?250 / I 但接地电阻不能超过10Ω 式中:R—考虑到季节变化的最大接地电阻，欧; I—计算用的单相接地电容电流，安 g)独立避量针的接地电阻值: 不大于10Ω 当土壤电阻率太高时，再按下列两式计算，满足计算的最小值; R?SD /0.3Ω R?SK-0.1h/0.3Ω 式中:SD—避雷针接地与变电站接地网间的地中距离，一般不小于3米。 SK—避雷针到配电装置导电部分或到接地架构的距离，一般不小于5米。 h—测量SK点距离的高度(米) 4.3.7.2巡视规定: a) 定期巡视: 23 1) 检查瓷套是否清洁，无裂痕和破损，无放电闪络。 2) 检查引线有无断股、抛股或烧伤痕迹，接点、接头连接是否良好，金具是否完好。 3) 检查接地引下线有无松脱和锈蚀。 4) 通过观察现场泄漏电流表计，检查氧化锌避雷器运行中的泄漏全电流值，应与初始 值无明显变化。 5) 检查接地装置的防腐层完好及接地符号清晰。 6)定期巡视应记录避雷器动作计数器的动作次数以及氧化锌避雷器运行中的泄漏全电流值。 b) 特殊巡视: 每次系统异常运行(如跳闸或过电压)、雷雨后(特别是雷雨季节)应对避雷器进行重 点巡视检查，并记录避雷器计数器的动作次数及泄露电流电流表读数。 4.3.7.3定期检查和试验 避雷器的定期检查和试验(预防性试验)工作由专业人员负责，专业人员必须按照有关规定定期进行检查和试验，并结合停电进行缺陷处理。 a) 避雷器的定期检查: 1) 每年应检查避雷器一次接头的接触电阻; 2) 每年应检查避雷器的金具、螺丝; 3) 每年应检查接地线的连接情况; b) 避雷器的定期试验: 氧化锌避雷器(每年雷雨前): 1) 绝缘电阻 2) 直流泄漏电流 3) 底座绝缘电阻(35kV做) 4.3.7.4运行维护和验收 a) 不定期进行接地装置的防腐防锈蚀处理 b) 避雷器的运行维护工作由运行人员负责，并按有关规定和专责进行。 c) 避雷器的验收: , 试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚; , 引线、接地线安装连接牢固，螺丝齐全，金具完整; , 动作计数器与避雷器的连接良好; 缺陷处理工作、应按缺陷内容的要求进行验收，并参照上述要求进行检查。 4.3.8母线及导线运行规程 4.3.8.1运行规定: a) 母线及导线的电流不得超过规定的额定值。 24 b) 对检修后的母线送电前应先对母线进行充电，充电时投入充电保护，充电完毕后应立即退出充电保护。 4.3.8.2巡视检查: a) 检查导线、金具有无损伤,是否光滑,接头有无过热现象。 b) 检查硬母线与软线连接处是否有发热现象。 c) 检查瓷瓶有无破损及放电痕迹。 d) 每月对接点、接头的温度进行一次检测。 e) 不定期测量填方区构架，特别是硬母构架的倾斜及基础沉降数据。 4.3.8.3定期检查和试验 a) 母线及导线的定期检查和试验，由专业人员负责，专业人员必须按照有关规定定期进行检查和试验，并结合停电进行缺陷处理。 b) 当停电检查需要将线夹拆下解开后，由检修人员重新紧固恢复时，必须严格按照厂家规定的螺栓紧固次序和其力矩标准，并用专用力矩扳手进行工作。 c) 绝缘电阻 4.3.8.4验收: a) 当线夹或引流线接头拆开后，再重新恢复时，运行人员应督促专业人员用力矩扳手，按照厂家规定的铝螺栓紧固次序和其力矩标准，进行安装。 b) 检查有关的预试项目是否合格，能否运行。 c) 绝缘瓷瓶应完整，无损坏。 d) 金具、线夹等部位，连接牢固，螺栓齐全紧固。 4.3.9电容器运行规程 4.3.8.1 运行维护规定 a) 电容器组可在1.1倍的额定电压下，长期运行，为了提高电容器使用寿命，正常 情况下运行电压，不得超过电容器额定电压的1.05倍;电容器组允许在1.3倍额 定电流下连续运行，三相电流值之差不超过?5%; b) 运行中电容器过电压保护动作跳闸，应检查母线电压情况，确实为母线电压超过 过电压定值时，当母线电压降至10.5kV时，可试送电容器一次; c) 新投入或运行中电容器不平衡保护动作跳闸，由专业人员进行电容器试验检查 后，经测试合格后方可试送。 4.3.8.2电容器定期巡视检查项目: a) 检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹，表面是否清洁; b) 母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热; c) 设备外表涂漆是否变色，变形，外壳无鼓肚、膨胀变形，接缝无开裂现象，内部 无异声。外壳温度不超过50?; 25 d) 电容器编号正确，各接头无发热现象; e) 熔断器、放电回路及指示灯是否完好，接地引线有无严重锈蚀、断股。 f) 电抗器附近无磁性杂物存在;油漆无脱落、线圈无变形;无放电及焦味; g) 电缆挂牌是否齐全完整，内容正确，字迹清楚。电缆外皮有无损伤，支撑是否牢固。电缆和电缆头有无发热放电，有无火花放电等现象。 4.3.8.3电容器特殊巡视检查项目: a) 雨、雾、雪、冰雹天气应检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电现象，表面是否清洁; b) 雨雪天气建筑物及设备构架有无下沉倾斜、积水、屋顶漏水等现象;大风天气应检查设备和导线上有无悬挂物，有无断线; c) 雷电后应检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹; d) 断路器故障跳闸后应检查电容器有无烧伤、变形、移位等，导线有无短路;电容器温度、音响、外壳有无异常。熔断器、放电回路、电抗器、电缆、避雷器等是否完好; e) 系统异常(如振荡、接地或铁磁谐振)运行消除后，应检查电容器有无放电，温度、音响、外壳有无异常。 4.3.8.4电容器的操作 a) 全站停电时，先切除电容器组，再拉各路断路器，送电时根据母线电压及系统无功补偿情况投入电容器，禁止空母线带电容器组运行; b) 禁止空载变压器带电容器组投入电源，或在变压器空载时投入电容器组，防止铁磁谐振; c) 由人工投切的电容器组，不论任何情况在停电至少三分钟后方可再次合闸送电。 d) 停电检修时，必须对电容器放电，外壳对地绝缘的电容器组还应将外壳放电接地。无放电接地刀闸的电容器组，应用接地线放电; e) 电力电容器停用时:应先拉开断路器 ，再拉开电容器侧隔离隔离开关，后拉开母线侧隔离隔离开关。投入时的操作顺序与此相反; f) 电力电容器组的断路器第一次合闸不成功，必须待5分钟后再进行第二次合闸，事故处理亦不得例外; g) 停电检修时，必须挂接地线，并对中性点放电接地，外壳对绝缘的电容器组还应将外壳外电接地; h) 新投运电力电容器组在未合电容器隔离开关前，应在额定电压下对10kV开关冲击合闸三次; i) 电容器与有载主变配合的投运: 1) 变压器有载调压，主要改变电压范围，电容器主要为补偿主变无功负荷，减 少无功损耗，起到稳定电压的作用; 2) 电容器投退以主变一次侧力率为标准，高峰负荷时一次侧力率不低于0.95， 最小负荷不宜高于0.95，同时以调整主变分头来控制电压范围。 26 3) 投入电容器后，母线电压超出范围时，应进行主变调压，将电压调至合格范 围之内; 4.3.10 站用电系统 a) 运行方式 本站站用变两台，361站用变接在福永变385福五线上，961站用变接在10kV母线 上; 380V正常运行方式:361站用变运行，961站用变备用。 b) 站用变的定巡视检查项目:; 1) 变压器声响均匀、正常; 2) 引线接头、电缆、母线应无发热迹象; 3) 各类指示、灯光、信号应正常; 4) 检查变压器各部件的接地应完好; c) 操作注意事项: 本站两台站用变，即361站用变和961站用变不可并列运行，当其中一台站用变投 入运行时，另一台站用变冷备用。五当召变的电锅炉电源取自380V站用电，在冬季取 暖季节停用站用变时，应先将电锅炉电源停用，再停站用变。 4.4继电保护自动装置有关运行规定 4.4.1运行管理 a) 运行监视 1) 保护单元箱液晶显示数据正确，并无异常声音。 2) 上位机显示数据正常与下位机可靠连控。 3) 各类保护及自动装置压板投退应正确，接触良好。 4) 手动试验中央信号音响及显示信号应正常。 5) 二次保险、保护压板各元件有明显标志。 b) 巡视检查 1) 定期巡视 , 检查继电保护及二次设备的运行状态、运行监视信号是否正常; , 检查继电保护及二次设备有无异常和告警掉牌; , 核对继电保护装置的投退情况是否符合命令要求，各功能断路器位置是否正确; , 检查继电保护及二次设备的电源是否完好; , 检查微机保护的打印机运行是否正常，检查有无打印记录。 , 检查屏内PT、CT回路有无异常; , 检查屏内照明和加热器是否完好和按要求投退; 27 2) 特殊巡视 当继电保护及二次设备发出异常信号、系统异常运行和事故跳闸时，应检查告警信号和保护打印记录。 4.4.2保护装置的操作注意事项 a)在正常运行方式下，操作继电保护及二次设备时，应根据调 度命令，在所长或运行专责的监护下进行。 b)投入保护前应检查保护装置电源正常，无告警和动作信号。 c)专业人员在工作中需要投退继电保护、自动装置及二次回路，应按调度命令并遵照有关规程规定执行。 d)保护装置的投、退操作一般采用加用和停用压板的方法，于微机保护软压板操作应由专业人员进行。 e)保护装置的操作，应认真核查操作是否正确和完整，并考虑相应的远切和远跳等保护是否需要投退。 f)继电保护的定值内容包括各种电流、电压、阻抗和时间参数;微机保护开出开入量设置;二次跳线和压板的连接等。继电保护的定值整定必须根据调度部门的整定通知单或调度下达的有关整定值，按调度员命令执行。 g)更改继电保护整定值时，必须停用相应保护装置的出口压板(包括相应的远方跳闸和远切回路等)。 h)电器设备不允许无保护运行，当运行中设备主保护被迫退出时，应有后备保护或临时保护。 i)主变压器速断保护和瓦斯不允许同时退出。 j)主变压器的保护一般情况下必须投?重瓦斯跳闸?速断保护。 4.4.3继电保护的定值管理和更改 a) 继电保护的定值内容包括各种电流、电压、阻抗和时间参数，微机保护开出开入量 设置，二次跳线和压板的连接等。继电保护的定值整定必须根据调度部门的整定通 知单或调度下达的有关整定值，按调度员命令执行。 b) 当调度部门下达新的继电保护的整定值时，必须由专业人员根据整定通知单或有关 整定值进行整定。专业人员在执行继电保护定值整定后，按谁更改谁填写整定记录 的原则，按规定填写有关的运行记录，并将调度部门下达的整定通知单交给修试所 所里保存备查，站里应填写继电保护及自动装置定值记录。 c) 更改继电保护整定值时，必须退出相应保护装置的出口压板(包括相应的启动失灵、 远方跳闸和远切回路等)。 4.4.4继电保护及二次回路的运行维护 a) 在二次回路上工作必须办理工作票或下达口头命令，至少有两人一起工作。 b) 防止运行中的电流互感器二次侧开路，电压互感器短路，防止直流接地、短路。 c) 运行人员不准拆卸保护屏、控制屏内的二次线。 28 d) 定期清扫:保护屏和端子箱等设备的外部由运行人员定期清扫，保护屏和端子箱等 设备的内部(包括继电器、端子排)由专业人员定期清扫。清扫时必须有专人监护， 清扫工具应干燥，对低压具有绝缘性能，清扫时不得误碰装置及二次线。清扫要求 达到:无尘、无毒、电缆号牌清晰可见。松动的螺丝应通知有关技术人员核查后再 作处理。 e) 保护装置更换保险丝、装卸指示灯泡等工作由专业人员负责。 f) 继电保护及二次设备的缺陷处理工作应由专业人员按照缺陷管理的规定进行处理。 4.4.5自动重合闸的有关规定 a)每次送电后，必须认真检查重合闸压板是否投好，单元箱内是否设置正确。 b)每当重合闸装置动作后，不论成功与否都应对重合闸装置进行检查，根据上位机内 保护信息一栏给出的文字信息，查看重合闸是否动作。 4.4.6继电保护及二次设备的验收 a) 基建验收由公司专业部门负责组织验收小组，按有关规程规定进行。 b) 检验、测试和缺陷处理工作后的验收 , 检查工作符合要求，接线完整，端子连接可靠，元件安装牢固。所有接线端子应恢复 到工作开始前的完好状态，标志清晰。有关二次回路工作记录应完整详细，并有明确 可否运行的结论。如二次回路有变动时，专业人员应在二次回路工作记录中注明，并 在相应的图纸上临时更改正确(用红色笔)一个月后交正式图纸。对记录和更改如有 疑问，运行人员应及时提出，让专业人员立即解释清楚。 , 检查修、试、校项目齐全结果合格，记录完整，结论清楚。 , 检查整组试验合格，信号正确，端子和压板的投、退正确(调度命令除外)，所有 保护装置应恢复到开工前调度规定的投、退状态，定值正确。保护和通道测试正常。 , 检查装置外观完整、无异物，各部件没有过热，接点无明显振动、声响等异常现象。 , 检查装置的CT回路没有开路或被误封死的情况，装置的PT回路无短路。 , 检查装置的电源小开关应合上，运行监视灯、电源指示灯应点亮，装置无告警信号。 , 检查装置的压板以及屏内的跨线连接与运行要求相符。 , 检查装置的整定通知单齐全，整定值与调度部门下达的通知单或调度命令相符。 , 新投入的装置或装置的交流回路有异动时，需带负荷检验极性正确后才能正式验 收。 , 检查所报缺陷已消除。 , 检查继电器、端子排清洁完好，接线牢固，屏柜密封，电缆进出洞已堵好，屏柜、 端子箱的门已关好。 , 检查新加和变动的电缆及接线必须有清晰标准的号牌(电缆标牌和端子号)，电缆 标牌应标明电缆走向、电缆号、电缆芯号。如有压板变动应由继保人员标明清楚。 , 检查现场清扫整洁，借用的图纸、资料等如数归还。 , 新投产的保护及二次回路在投运前移交运行规程和竣工红线图，运行后的一个月内 29 移交正式的竣工图。 4.4.7在二次回路上工作的有关规定 a)在设备部分停电时，应注意 :属已停电部分的保护(变压器差动,母差等保护)的CT回路和跳闸回路依然联接在未停电的运行设备之中。特别是在工作中需对CT回路进行加电流试验和保护出口跳闸试验时,应考虑防止有关运行中保护误动的可能性,因此必须采取相应安全措施。 b)在继电保护及二次回路进行改造、更换和变动二次接线工作时，必须有相应的施工 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 和图纸资料(经局里审核批准)，否则，运行人员有权拒绝开工。 c)二次回路工作结束后，继电保护人员应将在工作中变动的设备或回路等有关安全措施恢复到工作开始前状态。工作负责人应负责清理现场然后向运行人员详细进行现场交代，并将其记入二次回路工作记录簿内 4.5.小电流接地选线装置使用说明: 本站采用保定中恒电气有限公司开发的微机型接地选线及消谐装置，本装置首次把小波变换原理应用到小电流接地选线装置，多种判据并存，并采用高精度零序电流互感器，硬件电路严格按照继电保护装置的要求来设计、制造及检测。 4.5.1其工作原理是: 小电流发生单相接地时，接地电流是分布电流，数值很小，故障特征不明显，这是造成选线困难的原因所在。通过分析单相接地的故障特征，我们可以得出以下结论: 1)零序电压上升至相电压值; 2)非故障线路的零序电流数值上等于本身对地的电容电流，方向由母线流向线路， 即零序电流Icz的相位超前零序电压 U 约 90?; 0 3)故障线路的零序电流数值上等于所有非故障线路的零序电流之和，由线路流向母线， 即零序电流Ijd相位滞后于零序电压U 约90?; 0 4)以上三点不受运行方式、负荷、接地电阻的影响; 5)对于中性点经消弧线圈接地的系统，由于消弧线圈在单相接地时能提供对地感性电流， 因此电流分布发生重大变化，但零序电流五次谐波分量的分布规律同消弧线圈系统一 样，这是因为当补偿基波时ωL?1/ωC(近似)，在五次谐波时5ωL,,1/5ωC，因 此可以认为消弧线圈对五次谐波没有影响。 4.5.2无消弧线圈系统的接地判据 1)I大小判别: 0 因为此时故障线路的故障(零序)电流 Ijd 为全系统的电容电流之和?Ic减去本线 路电容电流 Icz，非故障线路的零序电流为本线路电容电流 Icz。取全部线路中电容 电流最大的三条线路作为接地线路选择对象，并进行下面判别。 2)I 的方向判断: 0 30 故障线路零序电流Ijd相位滞后于零序电压U 约90?; 0 非故障线路零序电流Icz的相位超前零序电压 U 约 90?; 0 Ijd与所有其它线路的Icz方向相反，相对的相角允许误差在?85?之间。接地 故障(零序)电流Ijd是电容电流，从正常线路起，经测点(零序电流互感器)母线 接地线路流向故障点，并接地。在接地线路检测点(零序电流互感器)表现为正方向， 在其它正常线路检测点(零序电流互感器)表现为反方向; 如果所有线路零序电流均同相且超前U约90?，则为母线接地。 0 3)零序无功功率判断: 以 U为基准(实轴)，将 I(被测线路的Ijd或Icz)分为:有功分量 Ia与U同相，000 无功分量 Ir与 U垂直，算出无功功率值Qr: 0 对接地线路:Qr,0;未接地线路:Qr,0。 4.5.3操作面板说明 4.5.3.1键盘操作区:有六个薄膜按键:5个软定义键、1个复位键; 4.5.3.2 状态指示区:五个发光二极管指示状态:5V、12V、运行、故障、接地。 4.5.4装置上电 接上电源，装置自动复位。5V、12V电源指示灯亮;小电流系统接地选线装置 运行指示灯闪烁。在正常状态下，液晶显示如右图，为常 态屏。 运行正常 4.5.5自动运行 2005年01月01日 11:40:30 在常态屏菜单下，系统发生接地时，接地指示灯亮，S参数 M菜单 总告警继电器常开触点闭合，液晶显示如下图。(左下: 线路接地;右下:母线接地。) 小电流系统接地选线装置 小电流系统接地选线装置 L001 接地 B001 接地 2005年01月01日 11:40:30 2005年01月01日 11:40:30 S参数 M菜单 S参数 M菜单 4.6 直流系统有关运行规定 1、本站直流屏为GZDW33-100Ah/220V-ZCK1-M，电池采用上海凯华GFM-100Ah/2V免维护铅酸蓄电池。 2、直流屏基本配置: 高频开关电源模块，西门子PLC，西门子触摸屏，集成控制电路，电池巡检仪，传感器，降压装置，蓄电池等组成。 31 3、操作顺序: 1)本设备交流进线分两路即?路电源和?路电源: 1、?、?路交流电源操作，首先合上?路交流输入总电源开关，?路交流输入总电源开关，当?路交流电源正常工作时，?路交流电源工作指示灯亮，表明系统已接通交流电源，?路电源只作为备用。当?路交流失压时，自动切换到交流?路，一旦交流?路电源恢复正常，则自动切换回到交流?路。如切断?路和?路交流输入电源，可断开交流输入开关。 2)启动整流模块 整流模块在交流上电时可自启动，或在触摸显示屏画面上操作启动整流模块;模块工作指示灯亮，启动后模块显示模块输出电压，触摸屏上有电压显示，然后相继投入控制系统各回路开关，其对应的指示灯亮，表明系统全部回路接通得电;整流器停止可按整流器停止按钮。 3)蓄电池组回路操作: 1、按本设备二次接线图，将蓄电池分别串联接入，切勿反向串联或并联，严禁按错电池正负极。 2、蓄电池接入回路后，投入蓄电池总开关，电池端电压从触摸板上直接读取。 3、新投运的蓄电池及蓄电池经放电后，一般对蓄电池进行充电，以确保蓄电池组有足够的容量。 4.7 远动部分运行有关规定 变电站远动设备是完成采集处理并发送变电站各种电气参数及设备状态信息的自动化装置。远动装置是直接与变电站测量，保护，通信，在连线上直接有联系的设备，调度远动工作人员，变电运行，检修人员必须熟悉本规程，作好各方面配合与协调工作，保证调度自动化系统安全可靠运行。 a)设备管理: 1)远动设备包括微机远动装置，装置电源，远动监控屏，UPS电源，以及与维护公 共的开关操作执行屏，柜，当地功能的计算机、打印机、显示器。这些设备的维 护检修属调度远动人员，未经调度主管主任同意，任何人不得停用以上设备。属 于双方公共的设备，设备检修维护属设备部门，但检修与停用必须通知调度。 2)远动设备的定期维护及故障处理由调度远动人员进行，设备屏柜表面的清洁维护 工作由变电运行人员负责，在做清洁工作时严禁将屏柜上的开关按键误碰改变其 原来的位置。 3)远动设备电源按在专供远动设备的电源出线上，任何人不得在此电源专线上接代 负荷，变电运行人员应熟悉远动专用电源，如遇远动设备冒烟、烧焦等明显危险 情况，运行人员有权立即断开设备电源，但事后必须及时通知调度。 32 4)远动设备附近严禁存放易燃，易爆及腐蚀性物品。 5)远动设备临近屏柜有电钻打眼等剧烈振动工作时应事先通知调度。 b)远动巡视检修 1)远动人员进站巡视检修远动设备应签发第二种工作票，无票不允许进入变电站检 查工作。 2)远动检修工作只限在远动设备上进行。如果需要和保护计量配合在其他设备上工 作必须有相应专业人员参加。 3)变电运行人员有权对远动人员及检修人员的违章作业进行制止，如发生争执，应 先停止作业，然后汇报上级领导解决。 c)远动施工及改造 1)远动施工必须有“三措”，并报上级领导及安监部批准后方可进行。 2)远动施工必须严格按照有关二次线上的工作安全措施进行。 3)远动施工中应有熟悉本站情况的运行值班人员监护，如遇不清楚的情况应停止 施工，召集专业人员彻底弄清楚后再施工。 4.8本站监控系统使用说明 本站采用河北电力自动化研究所有限公司开发的VS-2000(BHE-300)变电站计算机监控系统，该系统本系统是专为变电站当地计算机实时监控设计的电力软件，具有开放性好，组态灵活，运行稳定，扩充方便等特点。本系统集成了Excel 数据报表、实时画面编辑、实时语音报警等诸多功能，各部分协调统一在系统中，不仅运行安全，同时，系统在设计之中也充分考虑了变电站实现综合自动化以及无人值班后的要求，更具实用性，能够满足我国地调、县调、集控中心、变电站自动化功能规范要求。 4(8(1 用户操作界面功能简介 双击“当地功能.exe”或链接，即出现计算机监控系统主画面，进入主画面图(见下图)。 一般将当地监控快捷方式放到Windows启动栏中，每次启动机器都会自动运行。 菜单分为几个部分，如:文件、主菜单、实时信息、统计分析、报表管理、信息查询、系统维护、站务管理等。其中，大部分的详细内容也可点击快捷栏列出，通过选取，可实现综合自动化的各项功能。 33 系统菜单 快捷栏 操作界面由以下几部组成 (一)主接线图 一次系统接线图是用户进行操作的主要画面，主要显示变电站运行方式，各个开关分合状态，及负荷情况，用户对开关进行操作等功能。 (二)实时信息: 用鼠标点击快捷栏中“实时信息”的图标时，在主菜单的右边会出现一组相应的图标—棒图、实时曲线、通道监视。这说明右侧的图标全部是实时信息的内容。单击某图标即可进入相应功能。也可通过点击菜单栏中的“实时信息”，再选择所需要的功能。 (三)统计分析 用鼠标点击快捷栏中“统计分析”图标时，在主菜单的右边会出现一组相应的图标，如遥测一览、遥信一览、电度一览、历史曲线等。再根据需要选择相应的功能,查询所需要的数据。也可通过点击菜单栏中的“统计分析”，再选择所需要的一览表或历史曲线。 (四)报表管理:生成或查看各种运行报表,也可根据需要改变报表模板。 (五)信息查询:包括遥信告警记录、遥测告警记录、SOE记录、遥控记录等，可根据不同的需要进行选择查询所要的信息。 (六)系统维护:系统维护中包括编辑图形参数、保护操作等。 (七)站务管理:对本站例行工作及用户口令进行设置。 说明:定值管理，装置管理，权限维护，只对维护人员开放，操作权限只对运行人员开放。 4(8(3监控系统维护规定 该监控系统配有不间断UPS电源，若交流失电后，UPS电源将自动投入，因此在无特殊情况下，不允许运行人员随意关闭系统主机，重新启动系统，以免造成系统数据丢失，若在正常运行中系统突然死机，而不能进行正常操作时，应立即汇报所部处理。运行中的主机电源不准随意关闭，运行人员应每日检查打印机电源是否正常，若电源指示灯熄灭，应检查开关是否断开，如果开关未断开，而电源指示灯熄灭，应立即汇报所部，待调度专 34 业人员处理。 4.9防误闭锁系统使用说明及使用规定 本站“五防”系统选用兰州华维科技有限公司CWBS微机五防闭锁系统，该系统是变电站使用的倒闸操作的智能处理系统，它根据电力系统对倒闸操作的“五防”的要求和现场设备的状态，按照规则进行判断，并开出完全实用的包括一、二次设备操作项目的倒闸操作票。 4.9.1“五防 ”系统主要功能和特点 1) 装置具有防止误操作断路器、防止带负荷拉隔离开关、防止带电挂地线、防止带地线送电、防止误入带电间隔的功能，且具有装置的自检功能。 2)微机防误闭锁装置可实现在线自动对位，强制“五防”闭锁，仿真模拟预演，多任务并行操作，在其上可对所有断路器、隔离开关实现模拟操作。 3)“五防”系统与监控系统(后台机)连接，模拟操作功能在微机屏幕实现，全站断路器、隔离开关的信号经监控系统接入“五防”系统。 4)“五防”装置配置了智能操作票专家系统，“五防”主机可检验、打印和传输操作票，并对一次设备实现“五防”强制闭锁。 5)断路器采用电编码锁进行闭锁，手动隔离开关、接地刀闸、临时接地线和网门等采用机械编码锁进行闭锁，并具有紧急解锁功能(万能钥匙)。 4.9.2“五防 ”操作的一些要点 1)停电顺序:拉开断路器?拉开出线侧隔离开关?拉开母线侧隔离开关。 2)送电顺序:合上母线侧隔离开关?合上出线侧隔离开关?合上断路器。 3)开柜门:要先拉开上隔离和下隔离开关。 4)关柜门:要先拆除地线。 5)装设地线:要先开柜门(对10kV线路而言)，其它的(如35kV拉开隔离开关即可)。 6)拆除地线:无条件。 4.9.3开操作票及执行过程 1)开票之前应确保设备状态与现场状态一致。 2)利用系统的图形开票功能开出一张操作票，并进行“五防”判断。 3)打印出操作票或(并)将操作票传送到电脑钥匙。 4)持操作票或(及)电脑钥匙到现场操作。 4.9.4微机防误闭锁装置管理规定 微机防误闭锁装置属于生产运行设备，在交接班和设备巡视检查时，应作为一项重要内容进行交接和检查。 1)巡视时应巡视检查微机防误装置工作电源是否正常，五防工作站上的一次设备状态与 实际是否相符，电脑钥匙充电是否正常;运行人员应巡视检查设备的状态检测器和锁 35 具是否正常。 2)倒闸操作应严格执行操作程序，严禁擅自解除五防工作站进行操作。设备现场操作应 通过电脑钥匙实现解锁，操作完毕后应及时将电脑钥匙中的当前设备状态信息反馈给 五防工作站，确保五防工作站中储存的信息与现场设备状态一致。 3)操作中因五防工作站异常或电脑钥匙故障时，应立即停止操作并向所长报告，运行人 员不得随意退出五防工作站或强行操作。 4)因上条原因确实需要动用紧急解锁钥匙才能操作者，应先检查设备是否满足操作条件，然后向副总工申请使用紧急解锁钥匙，经批准后再办理紧急解锁钥匙使用登记手续，在有技术员作第二监护人的前提下，才能进行现场解锁操作。 5)在停电检修的设备上工作需要解锁才能操作的隔离开关或接地刀闸时，由相应工作票 负责人向运行专责提出申请并经所长同意后，由运行专责监护运行人员对非关口侧的 隔离开关机构箱或接地刀闸进行解锁，对紧邻电源侧的关口隔离开关机构箱或接地刀 闸以及线路侧接地刀闸不得解锁。只有解锁才能工作时，必须经副总工同意。紧急解 锁钥匙当即收回交给运行专责并封存保管。 6)在危及人身、电网、重要设备安全，必须进行紧急解除五防操作时，经所长批准后， 运行专责可以短时解除间隔五防，进行事故处理的紧急解锁操作。 7)紧急解锁钥匙由运行专责负责封存保管，任何人动用都必须经所长同意。严禁运行人 员擅自携带和随意解锁。 8)微机防误装置因故障停运期间，运行专责应将监控主机贴上醒目的警示标示，在此期 间若有操作，应严格履行操作监护制度并实行双重监护。 9)单元设备年度修、试、校时，应将本单元的防误装置同步检修、同步验收、同步投运， 否则，有关检修工作票不得办理完工手续。 10)微机防误装置故障或异常时，按缺陷管理规定填报。 11)防误闭锁装置退出运行的规定:长时间停用防误闭锁装置应经局生产副局长或副总 工批准，短时间退出停用防误闭锁装置应经所长批准。 4.10 消防系统运行规定: a) 站内消防规定执行公司消防规定; b) 站内消防设施的设置应符合消防部门的规定，每月定期检查其完好情况、清 点数量，将检查情况记录，有问题的及时报修; c) 留守人员应知道必要的消防知识，站内消防器具的使用方法，在火灾发生时， 能迅速拨打119火警，并报着火的设备及站内具体位置; d) 站内的电缆夹层、隧道应有消防措施，配电盘的电缆穿孔应用防火材料封堵; e) 站内设备室和设备去不得存放易燃、易爆物品，因施工需要存放的应加强管 理，并按安全规程要求使用，施工后立即运走; f) 变电站易燃、易爆趋于禁止动火作业，特殊情况需要办理动火手续，并采取 36 安全可靠的措施。 4.11 防洪排水系统运行规定 为了在突发的恶略天气下，保证我站人员及设备安全，制定我站防洪、防汛规定:， a) 本站防洪、防汛的指挥者为所长，所内人员应根据所长安排进行防洪、防汛的 准备和应急工作; b) 根据地区特点，我站汛期为5月-10月。在此期间，同时还有设备春查、迎风 度夏工作和设备秋查工作，因此做好防洪、防汛工作是保证安全可靠连续供电的 前提; c) 春查工作前应对室外设备的密封进行检查，对出现的问题进行处理; d) 汛期前对设备基础、建筑物基础进行检查维修; e) 在雨季来临时，对建筑物、配电室进行检查，有无漏雨现象; f) 在雨季来临前对可能积水的电缆沟进行全面检查，做好防进水措施; g) 雨后应及时检查电缆沟的积水情况，并及时排水，设备室潮气过大时做好通风; h) 在汛期来临前，应组织人员对站内的排水沟进行处理，防止杂物堵塞造成排水 不畅，引发事故; i) 汛期前站内应准备好防汛物资如水泵、沙袋、塑料布、雨衣、雨鞋、铁锹等， 防汛物资应每月定期进行检查，在每年5月前还应对电动防汛设备进行启动检查; j) 在接到上级发出的防汛预警后，站长应立即到站安排准备工作; k) 在出现大雨现象时，应特别注意站内防洪措施的排洪现象。应定时对站外护坡 和排水渠进行检查和疏通，以防止对站内造成倒灌; l) 每年春查的内查及外查阶段，应检查设备端子箱、机构箱、电源箱、控制箱密 封情况，设备防雨罩、设备密封部位有无进水可能等; m) 潮湿天气应对设备室进行通风; n) 站内值班员均应能熟练使用防洪、防汛工具，熟悉防洪、防汛措施; o) 站内防洪物资管理对口负责人为站内安全员。安全员应每月对防洪物资进行核 对性检查，必要时予以更换和补充，以保证防洪物资良好充足。 4.12 设备测温运行规定 运行设备需要定期监视其温度，设备测温分为 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 测温和重点测温。计划测温:带电设备每年应安排两次计划测温，一般在预试和检修开始前应安排一次红外检测，同时运行人员应定期周期性监视设备温度;重点测温:根据运行方式和设备变化安排测温，各种测温均应按要求做好记录。 a) 重点测温应按以下原则掌握: 1) 长期大负荷的设备应增加测温次数; 37 2) 设备负荷有明显增大时，根据需要安排测温; 3) 设备存在异常情况，需要进一步分析鉴定，安排测温; 4) 上级有明确要求时，安排测温; 5) 新建、改扩建的电气设备在其带负荷后应进行一次测温; 6) 遇有较多范围设备停电的情况时，酌情对即将停电的设备安排测温; 7) 设备通过较大穿越性故障电流后，安排测温。 b) 测温范围:只要发出红外辐射不受阻挡都红外诊断的有效监测设备;对于无法进行红外测温的设备，应采取其他测温手段,如贴试温腊片。 c) 各类热缺陷温度允许值: 1) 危机热缺陷:电气设备表面温度超过90?，或温升超过75?或相对温差超 过65?; 2) 严重热缺陷:电气设备表面温度超过75?，或温升超过65?或相对温差超 过50?; 3) 一般热缺陷:电气设备表面温度超过60?，或温升超过30?或相对温差超 过25?; 4) 热隐患:电气设备表面温度超过50?，或相对温差超过20?; d) 各类热缺陷处理要求: 1) 危机热缺陷:必须立即处理，原则上不得超过24小时。 2) 严重热缺陷:应尽快处理，原则上不得超过3天，或减低负荷电流列入计 划消缺，并进行跟踪监视; 3) 一般热缺陷:应该处理，跟踪监视并视实际情况，列入计划消缺; 4) 热隐患:视实际情况跟踪监视或安排处理。 38 5 事故处理部分 5.1 事故处理的主要原则及事故情况下各级人员相互关系 一、事故处理的原则 1、尽快限制事故的发展，把故障设备隔离，消除事故根源，并解除对人身和设备的威胁。 2、尽量保持设备的正常运行，保证对用户的正常供电，对重要用户要优先供电。 3、尽快对已停电的用户恢复供电。 4、系统事故和配网事故同时发生后，应以处理系统性事故为主，兼顾处理配网事故。 二、事故处理原则及事故情况下各级人员相互关系: 1、当本站或系统发生事故时，运行人员应做到如下几点: (1)按照调度权限立即向调度员做简略汇报后，等候运行班处理。 (2)运行班人员应尽快查找事故原因，并详细汇报，在调度员的指挥下限制事故的发展。 (3)在事故处理告一段落时，运行人员应做好检修人员事故检修的技术措施和安全措施。 (4)不论是正常操作还是事故处理，均应做好记录，有条件时必须要做好录音。 (5)在事故完毕后，运行班人员应根据录音和记录分别向调度员和有关领导做详细汇报，必要时还应写出事故报告，不能拒绝各级领导查问和调查。 2、事故处理时各级人员的相互关系: (1)调度员是运行工作的全面指挥人和领导人，运行人员在接到调度命令时应复诵，核对无误后做好记录并应立即执行，接令人员认为调令不正确，应及时提出意见，若值班调度员仍坚持原调令，则运行人员必须迅速执行，若发现执行此命令将威胁人身和设备安全时，则接令人必须拒绝执行，并将拒绝的理由及时汇报调度或领导。 (2)运行专责是运行工作中的全面负责人，其它在岗人员均应服从指挥。 (3)有下列情况之一者，有权不等调度命令自行处理，但事后应向调度汇报。 A、对人身和设备有直接威胁 B、将已坏的设备隔离 C、电压互感器保险熔断后，退出有关保护 D、运行人员认为必须进行的紧急操作。 E、在处理事故过程中，除运行人员外，其它一切工作人员应主动撤离现场，不能 干扰运行人员的事故处理。 5.2 典型事故处理程序 5.2.1 母线异常及故障处理 (a)发现母线有下列异常情况之一时，应立即报告调度员和上级领导 1)母线断线 39 2)瓷质部分裂纹破损严重放电现象等 3)各接触部分过热，已超出允许值 (b)母线发生故障致使保护动作，使母线停电应立即对母线及所接设备进行认真检查，如发现故障点应断开各侧隔离开关做好措施，进行处理。如经检查，确无出现故障点，试送前应对母线进行绝缘摇测，无问题后，按照调度命令方可试送。 (c)当35kV母线和10kV母线故障时，必须查清故障原因，消除后方可送电，不查明原因决不可试送。现象:监控发出音响主控显示器显示负荷。电压为0，站用变备用电源投入。处理:发现上述现象，记录时间、检查并记录，主变保护动作信号，检查配电母线是否故障及开关跳闸情况，汇报调度及有关的领导。 5.2.2 主变压器异常及故障处理 (一)异常处理 (a)主变压器不论任何原因造成跳闸、停电时，没有调度命令，不允许强行送电。 (b)运行人员在变压器运行中发现有任何不正常现象(如漏油、油位变化过高、过低，温度异常、音响不正常及冷却系统不正常，应报告上级领导人员，尽快处理)。 (c)若发现异常现象且有威胁主变及整体安全的可靠性要立即汇报调度，停下有问题的主变进行修理，现象如下: 1)变压器内部响声大，有爆裂声; 2)在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升; 3)油枕或防爆管喷油; 4)严重漏油，使油面下降很快，低于油位计的指示限度; 5)油色变化过甚，油内出现碳质等; 6)套管有严重的破损放电现象。 (d)变压器的油温升高，超过75?，运行人员应判明原因，采取办法使其降低。 1)检查变压器负荷与相同条件下的油温进行比较，核对温度表。 2)若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10?以上或变压器负荷不变，油温 不断上升，冷却装置温度计均正常，则认为变压器发生内部故障，而变压器保护装 置因故不起作用，立即汇报修试所、调度，停运该变压器。 (e)如因大量漏油而使油面迅速下降时，禁止将瓦斯保护改为只动作信号，而必须采取停 止漏油措施，设法加油。 (二)事故处理 (a)瓦斯保护动作的处理 1)轻瓦斯信号动作时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否浸入空气。 油位降低二次回路故障或是变压器内部故障造成的，如外部检查没有查处原因，必须用排水、取气法进行取气鉴定瓦斯继电器内部积聚的气体性质，如气体无色无味，而又不可燃，则变压器方可继续运行，如气体是可燃的，必须将变压器退出运行，仔细检查找出 40 瓦斯信号动作原因，如果瓦斯信号是由空气进入变压器内，则值班员应放出瓦斯继电器的空气，并注意这次信号动作与下次信号动作的时间，若轻瓦斯动作的时间逐渐缩短，则表示主变内部故障严重气体增多，有可能重瓦斯跳闸。此时应及时汇报生产部及调度和有关领导，将主变退出运行。 2)对运行中的变压器检查瓦斯继电器气体性质，必须注意将变压器停电，并将瓦斯气体引到变压器散热处才能点燃，对停电的变压器点燃气体时，也不能将火靠近继电器的顶端，应在其上面5-6厘米处，所放出气体的性质参照变电运行规程分析。 序 号 气体性质 原因分析 1 淡灰色有强烈臭味可燃 绝缘纸板损坏 2 黄色易燃气体 木质损坏 3 黑色或灰色易燃气体 绝缘油闪络分解 4 无色无味不可燃气体 变压器内进入空气 3)瓦斯继电器动作跳闸时，值班人员应做如下检查处理: A、 及时报告生产部调度员及有关领导。 B、 对变压器进行初步检查油面、油色。 C、 放出瓦斯继电器内气体进行分析。 根据下述情况判断重瓦斯是否动作: 变压器过流差动保护是否动作、电流电压显示有无冲击，外界有无过大振动，防爆管、吸湿器油枕有无喷油，二次回路是否有人工作，直流回路绝缘是否良好，有无穿越性短路故障，经过以上检查，如未发现异常，则应摇测变压器的绝缘，确认无问题后，方可汇报调度同意，再送一次。 4)主变瓦斯保护跳闸 处理过程:恢复音响，记录时间，恢复把手，必须由二人进行，检查保护动作情况，根据上述检查内容进行分析试验，认真准确地记录，并详细汇报调度和领导。 (b)差动保护动作的检查及处理。现象:监控发出声响，显示报警，窗口指示开关跳闸，主变差动保护动作。 1)动作原因 A、 变压器内部较严重的故障 B、 主变及其套管引出线故障，两侧CT之间的故障 C、 保护二次回路有问题 D、 电流互感器开路或短路 经检查核实差动保护动作属于以上1-4条的原因之一时，则故障不消除，不准送电，当确认差动保护本身有问题，系统负荷又不准停电，则经调度允许退出差动保护，然后投入变压器，但不能超过24小时。 2)动作现象和处理过程基本同瓦斯保护动作相同。 (c)变压器复合电压闭锁过流保护动作，检查及处理。 41 1)动作原因 A、 各侧母线故障 B、 差动保护拒动 C、 各线路开关及保护柜拒动后，本套保护动作。 2)现象和处理过程基本同上。 3)特别注意不管是否母线故障还是越级，均应先断开所有线路开关，然后逐步操作。 (d)变压器的着火处理 1)断开变压器电源开关迅速组织灭火，灭火时，遵守消防规程有关规定。 2)通知消防人员组织灭火，同时值班员做好安全措施。 3)变压器顶着火应迅速放油，使油面低于着火处，当大量油外溢着火时，禁止用水 灭火。 4)主变消防器材的使用方法:(MFTZL-35kg) A、拔掉保险销 B、将喷嘴对准火焰 C、按下压把 D、向火焰根部喷射 5.2.3 10kV线路故障处理 (a)开关跳闸后，重合闸装置未动作，不待生产部、调度命令，可试送一次。重合闸不成 功时，应及时报告生产部、调度员，并对断路器进行检查。 (b)试送前应将线路重合闸退出。 (c)有重合闸正常运行不投者，线路故障后，必须汇报调度同意后，方可试送。 5.2.4 断路器异常运行及事故处理 (a)断路器拒绝合闸时，应按下列项目检查操作回路: 1) 回路断线或接触不良:继电器板烧坏。 2) 控制开关或辅助接点:接触不良。 3) 保险熔断或接触不良。 4) 操作方法不当。 机械部分: 1)操作机构肖子脱落，螺丝松动; 2)挂钩不牢; 3)机构卡死，过脏，摩擦过大。 (b)断路器拒绝跳闸时应按下列检查: 1)电源、电压过高或过低 2)回路不通或保险熔断 3)机构卡住或挂钩扣入太深 4)跳闸铁芯变位把卡或冲力不足 42 5)控制开关或辅助开关接触不良 在查找开关拒绝跳闸原因的同时，要向调度汇报，并采取以下措施: 1)查明原因能处理的及时处理 2)用手动将此开关跳开，进行处理 3)待修复后方可投入运行 (c)开关跳闸后，应对真空管和保护进行检查。发现真空开关、真空管、真空度下降应报 告调度和生产部并采取下列措施: 1)拔下操作保险，并在控制开关把手上挂不许合闸警告牌。 2)将上级开关跳开后，把有故障的开关进行更换真空管。 5.2.5隔离开关故障处理 a)当隔离开关接头或各接触部分发热在70?以上时，立即报告调度进行停电处理。 ( (b)在母线隔离开关的操作时应首先考虑母线保护的运行方式。 (c)发生错误操作，带负荷拉合的处理原则: 1)三联隔离开关如果误拉负荷引起弧光，一般应将隔离开关拉至终了，如刀片未出 闸口已发现是带负荷拉隔离开关时，允许迅速将隔离开关合上。 2)带负荷合隔离开关时一旦操作完了无论引起什么后果都不准将误合隔离开关再行 拉开，但必须立即报告调度、领导后再进行处理。 (d)对停电检修后长期停电备用的母线充电时，不允许用隔离开关而用开关充电，(包括 隔离开关允许操作范围在内)。 5.2.6 互感器故障处理: (a)电压互感器的故障处理 1)电压互感器发现下列情况之一立即报告生产部及调度员，进行处理: A、内部有严重火花放电声及杂音。 B、套管内有严重放电破损。 C、有异常臭味及冒烟。 D、高压保险连续熔断。 2)对故障PT保险连续熔断应做下列检查。 A、有无放电痕迹; B、二次是否有短路故障; C、外部是否有其它异常现象; D、如外部无明显故障象征时，应摇测PT的一、二次绝缘电阻，如检查结果合格，可 经调度同意后，进行试送，但不准任意加大保险容量。 (b)电流互感器的故障 1)电流互感器的故障一般有下列现象 A、电压电流表显示不正常 43 B、电流互感器声响增长或冒烟 C、温度升高或内部有火花放电声等 2)造成上述情况的原因一般是: A、接线端子松动，断线等使CT回路开路 B、极性错接或变比用错 C、CT本身线圈断线等 (c)在处理CT开路时，防止人身触电，应戴绝缘手套，必要时可申请停电处理。处理CT 开路的方法是分段短接，电流回路根据有无火花进行判断开路故障点，进行短接电流 回路处理，并将故障情况及时向上级领导汇报。 5.2.7避雷器的故障处理 (a)避雷器发现异常现象时，应根据其严重的程度作如下处理: 1)瓷套裂纹引线松动，内部有音响等现象，应设法停止该避雷器。 2)雷击后瓷套完全粉碎，引线悬空对地放电已经结束时，应报告修试所，由修试所 组织进行更换。 3)雷击后瓷套裂纹，严重造成对地放电，致使母线保护动作，造成母线停电，应立 即将故障避雷器退出运行，并报调度更换。 4)对避雷器的动作记录要认真检查并做好记录，除了雷雨后和操作之后进行检查， 对非雷时动作要特别注意。 5.2.8 直流系统的事故处理 (a)当发生直流系统接地时，当操作人员应做下列工作: 1)首先应用电压切换把手测量确定哪极接地。 2)经调度同意后，对直流系统进行拉路寻找，其顺序是先室外、后室内，先信号、 后控制，拉路时间不超过3分钟，回路接地与否应合上。 3)直流接地发现信号后，四小时内当值应找出故障点，并及时报生产部、调度所。 4)寻找直流接地时，应禁止在二次回路上工作以免造成两点接地引起保护误动、短 路等故障。 (b)当发现直流断线，应首先检查回路保险是否熔断，如熔断立即更换保险，恢复电流。 如再次熔断，应查明原因，方可再送直流，严禁更换大容量的保险。如保险没有熔断， 电流又正常，应检查直流开关接点是否接触良好，继电器是否把卡等，应立即设法消 除。 5.2.9电力电容器事故处理 (a)运行中出现的渗油、鼓肚、温升过高，爆炸起火，过压、欠压、过流、三相不平衡， 保护动作，保险熔断。开关掉闸等做好记录。 (b)各种保护动作分析及处理: (1) 过流保护动作: 检查高压电缆、电容器、点抗器等无故障点，查明原因，汇报有关人员。如保 44 护误动，查明原因后投入。 (2) 过压保护动作: 检查母线电压，如确实偏高，待电压降下后再投入。如保护动作，查明原因后 投入。 (3) 失压保护动作: 如确实失压动作，待恢复送电后再处理。如保护误动作，查明原因后投入。 (4) 三相不平衡保护动作: 检查电容器，放点线圈是否异常，如有明显故障点，则汇报有关人员申请检 修。如保护误动作，查明原因后投入。 (5) 电容器内熔丝熔断，无法投入电容器时，汇报有关人员请求处理。 (c)发现下列情况应立即退出电容器运行 (1)外壳温度过高(50-60?)腊片熔化; (2)外壳鼓肚，永久变形; (3)电容器爆破; (4)电容器着火。 (d)电容器着火时处理 (1)切断电源; (2)用沙土灭火或用灭火器灭火 (3)报告上级，通知消防部门。 (4)在放电完毕以前，禁止人员直接接触导体。 5.2.10站用变电源故障处理 (a)当361(961)站用变电源有故障时，应迅速将361(961)隔离开关断开，将961(361) 站用变合上。 (b)检查361(961)站用变二次保险，如熔断更换保险，更换保险再次熔断，应查明原因 方可再送，严禁更换大容量保险。如保险没有熔断，应对开关及隔离开关、变压器接 线进行检查，是否接点及接线接触不良。 (c)在任何情况下，当值人员应设法保证低压盘电源正常，以保证主变及保护正常运行。 5.2.11 不接地系统接地故障处理 (a)10kV?段系统故障 现象:监控机报文“10kV?段接地”， 接地相电压为零或降低，其他两相电压升高，预告铃响。 处理:记录时间，汇报调度，两人在主控后台机进行拉路查找，如果是此路接地，切断开关的瞬间后台机三相电压指示恢复正常， 电压指示不恢复，继续往下寻找。不管接地与否，断开开关后均应合上，按调度命令执行，10kV系统单相接地，白天在4小时内，夜间在6小时内消除，上述规定时间内接地仍没有消除，汇报调度要求拉开此路开关。 45 5.3 越级跳闸处理 5.3.1几种越级跳闸情况: (a)10kV线路故障，10kV断路器拒动，越级到951或952断路器跳闸。 (b)951(952)断路器保护拒动越级到351(352)断路器。 (c)10kV线路或10kV母线故障越级951、952断路器或保护拒动，越级主变351、352断路器或保护拒动后，越级本站进线上级断路器跳闸。 5.3.2越级跳闸的处理 (a)10kV配电断路器拒动越级跳闸。当发生越级主变时，首先检查所带出线设备有无异常， 保护有无文字显示，如有显示，说明此路断路器保护动作，可能断路器拒动。应设法 拉开此路断路器，可试送主变，如出现断路器无文字显示，可能是出线故障保护拒动， 应断开所有出线负荷断路器，先送主变断路器，然后逐一送出线断路器，送至某一路 主变断路器又掉闸，说明是此路故障保护拒动，应拉开此路断路器。 (b)当主变断路器或保护拒动越级35kV进线上级电源福五线312断路器时，应先断开进 线断路器和10kV母线断路器，对主变的351、352、951、952断路器和保护进行全面 性检查，待查明原因排除后方可恢复送电。 (c)几点注意事项 1)出线故障越级主变，一般均应由主变过流保护动作。 2)如果出线和主变保护同时跳闸，说明出线保护的定值和时限有问题。 3)当主变瓦斯或差动保护动作，说明主变故障，应及时断开主变。 4)当35kV失电，而无任何信号显示，可能35kV母线故障，应断开进线351、352断 路器，拉开311-1隔离开关，认真检查母线，无问题后方可送电。 46 6 典型操作票 运行方式:1号主变带全站所有负荷 6.1操作内容:35kV母线、1号主变、10kV母线及出线由运行转检修(春查检修全站停电) 拉开921断路器 检查921断路器确在断开位置 拉开922断路器 检查922断路器确在断开位置 拉开923断路器 检查923断路器确在断开位置 拉开910断路器 检查910断路器确在断开位置 拉开951断路器 检查951断路器确在断开位置 拉开351断路器 检查351断路器确在断开位置 断开921断路器控制电源开关 断开922断路器控制电源开关 断开923断路器控制电源开关 断开910断路器控制电源开关 断开951断路器控制电源开关 断开351断路器控制电源开关 将921断路器闭锁把手由“工作”打至“分断闭锁”位置 拉开921-6隔离开关 检查921-6隔离开关确在断开位置 拉开921-2隔离开关 检查921-2隔离开关确在断开位置 将921断路器闭锁把手由“分断闭锁”打至“检修”位置 将921断路器切换把手由“远方”改投“就地”位置 将922断路器闭锁把手由“工作”打至“分断闭锁”位置 拉开922-6隔离开关 检查922-6隔离开关确在断开位置 拉开922-2隔离开关 检查922-2隔离开关确在断开位置 将922断路器闭锁把手由“分断闭锁”打至“检修”位置 47 将922断路器切换把手由“远方”改投“就地”位置 将923断路器闭锁把手由“工作”打至“分断闭锁”位置 拉开923-6隔离开关 检查923-6隔离开关确在断开位置 拉开923-2隔离开关 检查923-2隔离开关确在断开位置 将923断路器闭锁把手由“分断闭锁”打至“检修”位置 将923断路器切换把手由“远方”改投“就地”位置 将910断路器闭锁把手由“工作”打至“分断闭锁”位置 拉开910-2隔离开关 检查910-2隔离开关确在断开位置 拉开910-1隔离开关 检查910-1隔离开关确在断开位置 将910断路器闭锁把手由“分断闭锁”打至“检修”位置 将910断路器切换把手由“远方”改投“就地”位置 将981隔离开关闭锁把手由“工作”打至“分断闭锁”位置 取下981电压互感器二次小保险 拉开981隔离开关 检查981隔离开关确在断开位置 将981隔离开关闭锁把手由“分断闭锁”打至“检修”位置 将982隔离开关闭锁把手由“工作”打至“分断闭锁”位置 取下982电压互感器二次小保险 拉开982隔离开关 检查982隔离开关确在断开位置 将982隔离开关闭锁把手由“分断闭锁”打至“检修”位置 将951断路器闭锁把手由“工作”打至“分断闭锁”位置 拉开951-1隔离开关 检查951-1隔离开关确在断开位置 拉开951-6隔离开关 检查951-6隔离开关确在断开位置 将951断路器闭锁把手由“分断闭锁”打至“检修”位置 将951断路器切换把手由“远方”改投“就地”位置 合上351-6隔离开关操作电源开关 拉开351-6隔离开关 检查351-6隔离开关确在断开位置 断开351-6隔离开关操作电源开关 48 合上351-1隔离开关操作电源开关 拉开351-1隔离开关 检查351-1隔离开关确在断开位置 断开351-1隔离开关操作电源开关 取下381电压互感器二次小保险 合上381隔离开关操作电源开关 拉开381隔离开关 检查381隔离开关确在断开位置 断开381隔离开关操作电源开关 断开361站用变端子箱内电锅炉电源开关 断开361站用变端子箱内二次电源总开关 合上311-1隔离开关操作电源开关 拉开311-1隔离开关 检查311-1隔离开关确在断开位置 断开311-1隔离开关操作电源开关 合上361隔离开关操作电源开关 拉开361隔离开关 检查361隔离开关确在断开位置 断开361隔离开关操作电源开关 在921-6隔离开关线路侧验明无电 在921-6隔离开关线路侧装设X号地线 在922-6隔离开关线路侧验明无电 在922-6隔离开关线路侧装设X号地线 在923-6隔离开关线路侧验明无电 在923-6隔离开关线路侧装设X号地线 在311-1隔离开关线路侧验明无电 合上311-0接地刀闸 检查311-0接地刀闸确在合好位置 在361隔离开关线路侧验明无电 在361隔离开关线路侧装设X号地线 6.2操作任务:35kV母线、1号主变、2号主变、10kV母线及出线由检修转运行(春查检修 完毕恢复送电) 拉开311-0接地刀闸 检查311-0接地刀闸确在断开位置 拆除361站用变隔离开关线路侧X号地线 拆除921-6隔离开关线路侧X号地线 49 拆除922-6隔离开关线路侧X号地线 拆除923-6隔离开关线路侧X号地线 检查全站确无地线，具备送电条件 合上361隔离开关 检查361隔离开关确在合好位置 合上361站用变端子箱内二次电源总开关 合上361站用变端子箱内电锅炉电源开关 合上311-1隔离开关操作电源开关 合上311-1隔离开关 检查311-1隔离开关确在合好位置 合上381PT隔离开关 检查381PT隔离开关确在合好位置 给上381PT二次小保险 检查35kV母线电压指示正常 检查351断路器确在分闸位置 合上351-1隔离开关 检查351-1隔离开关确在合好位置 合上351-6隔离开关 检查351-6隔离开关确在合好位置 23、合上351断路器控制电源开关 24、合上351断路器 25、检查351断路器确在合好位置 26、检查352断路器确在分闸位置 27、合上352-2隔离开关 28、检查352-2隔离开关确在合好位置 29、合上352-6隔离开关 30、检查352-6隔离开关确在合好位置 31、合上352断路器控制电源开关 32、合上352断路器 33、检查352断路器确在合好位置 34、合上981PT隔离开关 35、检查981PT隔离开关确在合好位置 36、给上981PT二次小保险 37、合上982PT隔离开关 38、检查982PT隔离开关确在合好位置 39、给上982PT二次小保险 50 40、检查951断路器确在分闸位置 41、合上951-6隔离开关 42、检查951-6隔离开关确在合好位置 43、合上951-1隔离开关 44、检查951-1隔离开关确在合好位置 45、合上951断路器控制电源开关 46、合上951断路器 47、检查951断路器确在合好位置 48、检查952断路器确在分闸位置 49、合上952-6隔离开关 50、检查952-6隔离开关确在合好位置 51、合上952-2隔离开关 52、检查952-2隔离开关确在合好位置 53、合上952断路器控制电源开关 54、合上952断路器 55、检查952断路器确在合好位置 56、检查10kV母线电压指示正常 57、检查911断路器确在分闸位置 58、合上911-1隔离开关 59、检查911-1隔离开关确在合好位置 60、合上911-6隔离开关 61、检查911-6隔离开关确在合好位置 62、合上911断路器控制电源开关 63、合上911断路器 64、检查911断路器确在合好位置 65、检查912断路器确在分闸位置 66、合上912-1隔离开关 67、检查912-1隔离开关确在合好位置 68、合上912-6隔离开关 69、检查912-6隔离开关确在合好位置 70、合上912断路器控制电源开关 71、合上912断路器 72、检查912断路器确在合好位置 73、检查921断路器确在分闸位置 74、合上921-2隔离开关 75、检查921-2隔离开关确在合好位置 51 76、合上921-6隔离开关 77、检查921-6隔离开关确在合好位置 78、合上921断路器控制电源开关 79、合上921断路器 80、检查921断路器确在合好位置 81、检查922断路器确在分闸位置 82、合上922-2隔离开关 83、检查922-2隔离开关确在合好位置 84、合上922-6隔离开关 85、检查922-6隔离开关确在合好位置 86、合上922断路器控制电源开关 87、合上922断路器 88、检查922断路器确在合好位置 89、检查923断路器确在分闸位置 90、合上923-2隔离开关 91、检查923-2隔离开关确在合好位置 92、合上923-6隔离开关 93、检查923-6隔离开关确在合好位置 94、合上923断路器控制电源开关 95、合上923断路器 96、检查923断路器确在合好位置 97、检查923断路器确在分闸位置 6.3操作任务:921断路器由运行转检修(921断路器五发线停电检修断路器) 1、拉开921断路器 2、检查921断路器确在断开位置 3、断开921断路器控制电源开关 4、拉开921-6隔离开关 5、检查921-6隔离开关确在断开位置 6、拉开921-2隔离开关 7、检查921-2隔离开关确在断开位置 8、在921-6隔离开关断路器侧验明无电 9、在921-6隔离开关断路器侧装设1号地线 10、在921-2隔离开关断路器侧验明无电 11、在921-2隔离开关断路器侧装设,号地线 6.4操作任务:921断路器由检修转运行(921五发线断路器停电检修完毕恢复送电) 1、拆除921-6隔离开关断路器侧1号地线 52 2、拆除921-1隔离开关断路器侧2号地线 3、检查921断路器确在分闸位置 4、合上921-2隔离开关 5、检查921-2隔离开关确在断开位置 6、合上921-6隔离开关 7、检查921-6隔离开关确在断开位置 8、合上921断路器控制电源开关 9、合上921断路器 10、检查921断路器确在合好位置 6.5操作任务:921断路器由运行转冷备用(五发线921断路器停电-线路工作) 1、拉开921断路器 2、检查921断路器确在断开位置 3、拉开921-6隔离开关 4、检查921-6隔离开关确在断开位置 5、拉开921-2隔离开关 6、检查921-2隔离开关确在断开位置 7、在921-6隔离开关线路侧验明无电 8、在921-6隔离开关线路侧装设1号地线 6.6操作任务:921断路器由冷备用转运行(五发线921断路器送电-线路工作结束) 1、拆除921-6隔离开关线路侧1号地线 2、检查921断路器确在分闸位置 3、合上921-2隔离开关 4、检查921-2隔离开关确在断开位置 5、合上921-6隔离开关 6、检查921-6隔离开关确在断开位置 7、合上921断路器 8、检查921断路器确在合好位置 53 7 指导书执行情况评估(见附表) 附表 指导书执行情况评估 优(?) 可操作项 (项) 符合性 良(?) 不可操作项 (项) 评估内容 优(?) 修改项 (项) 可操作性 良(?) 遗漏项 (项) 存 在 问 题 改 进 意 见 54 55