变电站现场运行规程.doc

五五协协 变变电电站站 现现场场运运行行规规程程 贺州市八步水利电业有限责任公司供电分公司 二 OO 七年一月 第 2 页 1 总则总则 11 为加强变电站运行管理，使变电站运行工作规范化，确保变电站 安全可靠、优质、经济运行，经修改后，特制订本规程。 12 本规程依据部颁电业安全工作规程、 电力工业技术法规、 电力 变压电运行规程、 运行规程、 广西电网调度规程及设备标准等有关规 定，并参照厂家说明书，设计图纸及变电站具体情况编写而成。 13 下列人员必须熟悉并执行本规程： 公司主管供电、调度、技术及安全的副总经理，用电管理部有关人员， 生产技术部、安监部、调度室、贺街变、变电检班等全体人员。 14 执行本规程时，如发现不妥，应及时提出修改意见，本规程不尽事 项，请参照上级有关规程执行。 15 本规程解释权属贺州市八步水利电业有限责任公司供电分公司生 产技术部。 2运行方式运行方式 2 1 母母线线接接线线 211 110KV 母线方式 110KV 母线双母结线方式，其进出线有合五线及五八线，均为双电源 线路。 212 35KV 母线方式 35KV 母线属单母分段结线方式，1 段母线可带五步线 3501、五贺线 3504、不补偿电容等负荷，并连接有 3 路备用线。段母线连接五莲线 3506 及一路备用线. 2. 1. 3 10KV 母线方式 10KV 母线属单母结线方式,由#1 主变供电,可带工业区线 912、五柏线 913、西南线 914、龙马线 915、南木线 916、广贺线 918、电容等负荷。所有 10KV 线路为电缆出线单电源线路。 2 2 主主变变方式方式 变电站由单台 SFSZ9750000/110825/3525/5 供电 第 3 页 SFSZ97三相油浸风冷三绕组有载调压 97 系列 2 3 运行方式运行方式 231 可能的运行方式可能的运行方式 2311 110KV 合五线连接 110KV段母线，五八线连接 110KV 段母线，两段母线并列运行。#1 主变 110KV 侧与段母线连接，供 35KV 五步线（负荷有 35KV 步头变、高洞变）、五贺线（负荷有贺街变及贺铁线）、 五莲线（负荷有 35KV 莲塘变、大宁变及桂岭变）、35KV段电容及站用 变；10KV 工业区、五柏、西南、龙马、南木、广贺线及 10KV段电容等用电 负荷。 2312 五八线连接（）段母线，（）段母线检修，#1 主变 110KV 侧与（）段母线连接供电，35KV 及 10KV 侧运行方式同 2311。 2313 110KV 合五线连接段或段母线供电，#1 主变、35KV 及 10KV 侧运行方式同 2311。 231. 4 110KV 五八线连接段或段母线供电，#1 主变、35KV 及 10KV 侧运行方式同 2311。 231. 5 110KV 侧运行方式同 2311，#1 主变 110KV 侧 100 开 关检修，35KV 母线由五莲线供电，供 35KV 五步线（负荷有 35KV 步头 变、高洞变）、五贺线（负荷有贺街变、及贺铁线）、35KV段电容及站用变； #1 主变供 10KV 工业区、五柏、西南、龙马、南木、广贺线及 10KV段电容 等用电负荷。 231. 6 110KV 侧运行方式同 2311，#1 主变停电，35KV 侧由 五莲线供电，供 35KV 五步线（负荷有 35KV 步头变、高洞变）、五贺线（负 荷有贺街变、及贺铁线）、35KV段电容及站用变。 232 主变停电 901、301、101 开关和 9011、9012、3011、3012、1011、1012、1013 刀闸 断开，其余同正常方式。 第 4 页 233 10KV 母线停电 911、912、913、914、915、916、917、918、919、901 开关和 9111、9112、9121、9122、9131、9132、9141、9142、9151、9152、9161、9162、 9171、9172、9181、9182、9191、9192、9011、9012、0951、0953 刀闸断开，其 余同正常方式。 234 35KV 母线停电 3501、3502、3503、3504、3505、3506、3507、301 开关和 35012、35011、35022、35021、35032、35031、35042、35041、35052、35051、3 5112、35111、35062、35061、35072、35071、3011、3012、0351、0352、0353、 刀闸断开，其余同正常方式。 235 35KV段母线停电 3506、3507、300 开关和 35062、35061、35072、35071、3001、3002 刀闸 断开，其余同正常方式。 236 110KV段母线停电 100 开关和 1001、1002、1321、1361、1011、0151 刀闸断开，其余同正常 方式。 237 110KV段母线停电 100、开关和 1001、1002、1322、1362、1012、0152 刀闸断开，其余同正 常方式。 2 4 站用站用电电运行方式运行方式 正常情况下使用 35KV 站用变供电，10KV 站用备用。 2 5 直流系直流系统统运行方式运行方式 蓄电池正常按浮充方式运行，正常浮充整流器与蓄电池并联运行，带 全站直流。 2 6 继电继电保保护护运行方式：（运行方式：（见见表一）如有表一）如有变动请查阅继电变动请查阅继电整定整定值值更改更改记记 录录簿（本站簿（本站 110KV 级级保保护护由桂由桂东调东调度整定）度整定） 第 5 页 （表一） 五协变继电保护运行方式 设备名称 保护电 流比 保护种类定值时间 对应 软、 硬压 板 动作 开关 重合 闸 计量电 流比 备注 速断 电流 26A 中压 侧平 衡系 数 0.93 高 300/5 低 800/5 低 1500/5 差动速断 低压 侧平 衡系 数 0.83 0投入 901 301 101 比率 差动 保护 电流 3.8A 比率 差动 系数 0.5 二次 谐波 系数 0.15 比率差动 CT 断 线闭 锁电 流 5.2A 0投入 901 301 101 1#主变 50000KVA 7 主保 重瓦斯0投入 901 301 101 1#主变 50000KVA 7 110KV 侧 后备保护 高 300/5 复合电压 启动过电 流 电流5.8A0901 301 101 301 高 300/5 第 6 页 设备名称 保护电 流比 保护种类定值时间 对应 软、 硬压 板 动作 开关 重合 闸 计量电 流比 备注 电压60V 负序 电压 6V 零序 电流 4A 间隙零 序 100/5 间隙零序 保护 零序 电压 180V 0.5 高 300/5 过负荷5.1A5投入 电流6.3A 电压60V 方向复合 电压启动 过电流 负序 电压 6V 2 投入301 1#主变 50000KVA 7 35KV 侧 后备保护 中 800/5 过负荷5.55投入 中 800/5 电流6.1 电压60V 1投入901 复合电压 启动过电 负序 电压 6V5 1#主变 50000KVA 7 10KV 侧 后备保护 低 1500/5 过负荷5.3A0.5投入 低 1500/5 电流13A 速断 电压49V 0投入 3501 电流13A 时限速断 电压75V 0.5投入3501 五步线 3501 400/5 过流7A1.5投入3501 200/5 电流21.5V 速断 电压19V 0投入3504 电流21.5A 时限速断 电压50V 0.5投入3504 五贺线 3504 400/5 过流电流6.3A1.5投入3504 400/5 五莲 线 3506 400/5速断电流18A0投入3506 400/5 第 7 页 设备名称 保护电 流比 保护种类定值时间 对应 软、 硬压 板 动作 开关 重合 闸 计量电 流比 备注 电压22V 电流18A 时限速断 电压55V 0.5投入3506 过流电流6A1.5投入3506 速断电流39A0投入300 过流电流5A1.8投入300 35KV 母 联 300 1000/5 充电保护电流8A投入300 1000/5 速断22A0投入3511 过流7A0.5投入3511 过电压12060投入3511 低电压30V0.5投入3511 35KV段 电容 3511 150/5 零序过压15V0.1投入3511 100/5 速断 过流 16A0投入912 工业区 912 200/5 过流4.5A0.5投入912 200/5 速断 过流 26A0投入913 五柏线 913 100/5 过流4.5A0.5投入913 100/5 速断 过流 10.5A0投入914 西南线 914 200/5 过流5.1A0.5投入914 200/5 速断 过流 10A0投入915 龙马线 915 200/5 过流3.9A0.5投入915 200/5 速断14.5A0投入916 南木线 916 100/5 过流4.6A0.5投入916 100/5 开关柜内 为 300/5， 需要更换 速断 过流 13.1A0投入918 广贺线 917 200/5 过流5.5A0.5投入918 200/5 速断 过流 20.5A0投入919 过流6.6A0.5投入919 过电压12060投入919 低电压50V0.5投入919 10KV段 电容 919 200/5 零序过压15V0.1投入919 200/5 第 8 页 3设备巡视检查设备巡视检查 通则：设备巡视检查的目的是为了及时发现设备异常和危害设备安全运行 的缺陷，以便及早安排检修，排除事故隐患，变电站运行人员在值班 期间，按巡视路线和检查项目定时对设备进行认真检查，不得马虎， 遇有气候恶劣变化和设备过载时还需进行特殊巡查，对发现的缺陷， 要及时汇报有关领导和值班调度员，并做好记录。对站内主要设备的 日常巡视每小时一次。夜间每 3 小时闭灯检查一次。 在下列情况下还应对设备进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数： a新设备或经过大修、改造的变压器在投运 72 小时内； b有严重缺陷的设备； c气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮）时； d雷雨季节特别是雷雨后； e高温季节、高峰负载期间； f变压器急救负载运行时。 3 1 变压变压器日常巡器日常巡视检查项视检查项目：目： a变压器油温和温升应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位 无渗漏油； b套管外部无破损裂纹，无严重油污，无放电痕迹及其它异常现象； c变压器音响正常； d各冷却器手感温度应相近，风扇运转正常； e吸湿器完好，吸附剂干燥无变色； f引线接头，电缆、母线应无发热迹象； g压力释放器或安全气道及防爆膜应完好； h有分接开关的分接位置及电源指示应正常； 第 9 页 i气体继电器内无气体； j各控制箱、二次端子箱应关严，无受潮； k永久性接地无松动、断裂、锈蚀； m卵石层应清洁，变压器基础构架无下沉断裂。 3 2 真空断路器日常巡真空断路器日常巡视检查项视检查项目目 a分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符； b支持绝缘子无裂痕及放电现象； c真空灭弧室无异常； d接地完好； e引线接触部分无发热，引线驰度适中； f操作机构箱门应严密关牢。 3 3 隔离开关正常隔离开关正常检查项检查项目目 a瓷质部分应无裂纹，破损或放电现象和放电痕迹； b刀闸的闭锁装置应完好，操作把手应锁好； c刀闸的开、合位置应符合运行方式； d闸口接触良好，无发热现象； e操作机构永久性接地应良好。 3 4 母母线线及引及引线线的正常的正常检查项检查项目目 a母线瓷瓶应完整无破碎，瓷瓶销子无脱落； b各部铁件悬垂球头是否锈蚀严重； c导线无松脱、断股烧伤，汇流排无断裂； d引线间距无变化，应符合要求。 3 5 互感器的正常互感器的正常检查项检查项目目 a瓷质部分应无裂纹，破损或放电现象和放电痕迹； b注油互感器油色油位应正常，无渗漏油； c接地紧固无发热现象； d压接板位置应正确，无发热； e内部响声应正常； 第 10 页 f保护接地良好无锈蚀； g一、二次接线应良好，无松动脱落，端子排清洁干净。 3 6 避雷器的正常避雷器的正常检查项检查项目：目： a瓷质部分无裂纹、放电痕迹； b放电记数器有无动作，是否正确； c接地线应良好，无断裂锈蚀现象。 3 7 电电力力电缆电缆的正常的正常检查项检查项目目 a电缆护层有无锈蚀，腐蚀和机械损坏； b电缆敷设路线上有无异常变动； c电缆头有无损坏破裂，放电现象； d电缆头接线的接触处有无发热现象； e电缆外皮接地是否良好。 3 8 耦合耦合电电容器、阻波器的正常容器、阻波器的正常检查项检查项目目 a瓷质部分无裂纹，破碎、放电现象和放电痕迹； b应无渗漏油； c引线压接应良好； d顶盖封闭无锈蚀； e通讯设备运行时接地刀闸应在断开位置，检修时接地刀闸应在合闸 位置； f塞流线圈与导线间的悬垂、瓷质部分应良好，销子螺丝紧固； g导线无松脱断股现象； h塞流线圈上不应有杂物，构架不变形。 3 9 直流系直流系统统的正常的正常检查项检查项目目 3.9.1 绝缘状态监视，检查绝缘监视信号灯状态。 3.9.2 电压及电流监视。值班员对运行的直流电源装置，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。 3.9.3 信号报警监视。值班员应对直流装置上的各种信号灯、声光报警 第 11 页 装置进行检查。 3.9.4 检查直流屏上各断路器是否在正常位置。 3.9.5 蓄电池检查 a电池本身密封良好，无破损、无渗漏溢出现象，极板无变形、变色现 象； b极柱、螺母、跨接板应紧密接触； c室内温度要低于 35，最好在 255之间； 3 10 综综合自合自动动化装置正常化装置正常检查项检查项目目 3101 保护测控单元上电后各指示灯状态检查 a、控制状态指示灯亮，表明处于远控操作方式。分合闸指示灯哪一个 亮，视断路器位置而定； b、 如已接上位机（监控电脑），且上位机已正常运行，通讯指示灯闪烁， 表示通讯正常。运行灯应亮，如这两个灯有一个不亮，则应按一下复位键； c、 “分闸出口”、 “合闸出口”灯亮，操作分闸与合闸时，相应灯熄一次； d、当单元引入控制电源后，控制电源指示灯应亮； e、分、合闸回路无故障时，分、合闸回路指示灯应亮； f、当保护动作或事故状态时，蜂鸣器响，同时报警指示灯亮。 3102 保护测控单元上电后 LCD 显示器的显示：单元上电后，若 5 秒钟内无任键操作，将自动进入主画面，即监测参数显示画面。画面内容如 下： 3103 压板、端子压接牢固，位置正确；电度表有无停走或倒走现象； Ia=XX.XX（A 相电流） Ua=XX.XX（A 相 电压） Ib=XX.XX（B 相电流） Ub=XX.XX（B 相 电压） Ic=XX.XX（C 相电流） Uc=XX.XX（C 相 电压） Io=XX.XX（零序电流） Uo=XX.XX（零序 电压） P=XXXX.XXX(有功功率) Q=XXXX.XXX(无功功率) COS=X.XX(功率因素) Um=XXX.X（母线 AB 线 电压） T=XXX.X(温度) f =XX.XX(母线频率) 第 12 页 3 11 电电容容补偿补偿装置的正常装置的正常检查项检查项目目 a、注意注意监视监视运行运行电压电压、 、电电流和周流和周围环围环境温度不境温度不应应超超过过制造厂制造厂规规定的范定的范 围围； ； b、电容器的外壳有无膨胀，喷油、渗漏油的痕迹，附属设备是否清洁完 好； c、电容器内部有无异音； d、放电装置是否良好； e、各处接点有无发热及小火花放电现象； f、套管是否清洁完整，有无裂纹、闪络放电现象； g、引线连接各处有无松动、脱落或断线；母线各处有无烧伤、过热现象； h、电容器室内通风装置是否良好； i、外壳接地线的连接是否良好。 3 12 特殊巡特殊巡视项视项目目 a大风来临前，检查周围杂物，防止杂物吹上设备，大风时注意室外软 导线风偏后相间及对地距离是否过小； b雷电后，检查瓷绝缘有无放电痕迹，避雷器、避雷针是否放电。放电 计数器是否动作； c在雾、雨、雪等气象日，应注意观察瓷绝缘放电情况； d重负荷时，检查触头，接头有无过热现象； e发生异常运行情况时，查看电压、电流及保护动作情况； f发现设备有重大缺陷，不能立即处理时，需加强监视的应增加检查 次数。 4倒闸操作倒闸操作 通则：倒闸操作前应认真考虑：操作的必要性；有无明确联系；是否 会造成带地线合闸、带负荷拉刀闸；是否会造成继电保护及自动装 置误动作。 第 13 页 4 1 倒倒闸闸操作的一般操作的一般规规定定 a除站用电设备、直流电源、通风设备的操作外，其它操作必须根据值 班调度员的命令执行。 b在接受调度倒闸操作命令时，受令人必须将内容复诵与调度进行核 对，双方确认无误后，由操作人按部颁安规的规定填写操作票，受令人负 责审查和担任监护； c与调度联系人员应是当值值班员，接受调度命令应记录在值班记录 和命令记录上，对调度命令有疑问或异议的应及时提出并弄清楚，对违反规 程或威胁人身设备安全的命令，有权拒绝执行； d倒闸操作必须由两人执行，其中一人对设备较为熟悉者作监护，监 护人应对操作的正确性负责； e倒闸操作必须带手套和穿绝缘鞋，雷雨时禁止进行室外倒闸操作， 操作过程中发现异常现象或疑问时，应立即停止操作，并报告调度，待弄清 楚情况后再进行操作； f严禁约时停、送电，严禁监护人不在场时擅自单独操作； g对检修完毕后准备送电操作的设备，应检查确认所检修的设备已恢 复至检修状态，电气设备上无遗留物，安全设施亦应全部拆除，检修垃圾已 清扫，检修人员应全部撤出现场。 4 2 倒倒闸闸操作程序操作程序 分合闸操作前应由操作人填写倒闸操作票，操作票应填写清楚，并 交监护人审查，无误后双方签名，并经调度值班员同意后才能执行操作。 操作前应按操作顺序认真核对设备运行图，并对模拟图上演习无误 后方能到现场操作。 操作人准备工具和绝缘用具，监护人手执操作票共同到达操作地点 检查实际位置，名称及编号应与操作票相符。 监护人员按操作票逐项唱读操作内容，操作人应检查设备编号并判 明正确后，复诵一遍操作内容，将手放在对应的设备把手，监护人应检查核 对无误后，才可发出执行操作的命令，操作人方可操作。 第 14 页 操作中监护人应注意观察设备动作状态，操作完一项后共同检查操 作结果（仪表指示及信号指示是否正确），监护人将已执行的操作项目作一 记号（打“”），然后再唱读下一操作项目。 操作票应填写开始和终了时间，操作完毕及时向值班调度员汇报执 行情况，并在操作票盖上“已执行”印章，并使模拟图板与实际相符。 4 3 下列操作必下列操作必须须填用操作票填用操作票 a高低压设备的正常操作。 b事故处理后恢复送电的操作。 4 4 下列各下列各项项工作可以不用操作票工作可以不用操作票 a事故处理。 b拉合断路器（开关）的单一操作。 c拉开接地刀闸或拆除全站仅有的一组接地线。 上述操作应记入操作记录簿内。 4 5 操作票的填写参照操作票的填写参照样样票，一个操作票，一个操作组组同同时间时间里只准里只准执执行一个操行一个操 作任作任务务。 。 4 6 倒倒闸闸操作的一般原操作的一般原则则。 。 461 线路正常停送电的操作 a停电操作 断开断路器。 拉线路侧隔离开关。 拉开隔离开关母线侧。 验电挂接地线。 b送电操作 拆除所挂接地线。 合上母线侧隔离开关。 合上线路侧隔离开关。 合上断路器。 462 断路器的操作原则： 第 15 页 4621 断路器允许断开、合上额定电流以内的负荷电流及切断额定 遮断电流以内的故障电流。 4622 断路器控制电源必须待其回路有关隔离开关全部操作完毕后 才退出，以防止误操作时失去保护电源。 4623 下列情况，必须停用断路器自动重合闸装置： a重合闸装置异常时； b断路器灭弧介质及机构异常，但可维持运行时； c断路器切断故障电流次数超过规定次数时； d线路带电作业要求停用自动重合闸装置时； e线路有明显缺陷时； f对线路充电时； g其他按照规定不能投重合闸装置的情况。 4624 发生拒动的断路器未经处理不得投入运行或列为备用。 4625 进行操作的过程中遇有断路器跳闸时，应暂停操作。 4626 检修后或长期停用的断路器在正式执行操作前应通过远方控 制方式进行试操作 2-3 次，无异常后，才能按操作票拟定的方式操作。 4627 操作前应检查控制回路，控制电源、合闸电源、储能电源均正 常，即具备运行操作条件。 4628 操作中应同时监视监控屏上有关电压、电流、功率值的指示 及开关位置的变化。 463 变压器操作顺序 a停电操作 断开低、高压侧断路器。 拉开低、高压侧相应隔离开关。 验电挂接地线。 b送电操作 拆除所挂接地线。 合上高、低压侧相应隔离开关。 第 16 页 合上高、低压侧断路器。 464 电压互感器操作顺序 停电时应将有关保护退出，再断二次，后断开一次隔离开关。 送电时先合一次隔离开关，后合二次，严防二次向一次反充电。 465 对操作票中的停送电设备应注明双重编号，PT、避雷器、站 用电应注明电压等级。 466 线路的试送端和受电端按调度的有关规定或命令执行。 4 7 隔离开关操作范隔离开关操作范围围 a断开或合上无故障的电压互感器和避雷器及无负荷站用变压器。 b断、合变压器中性点接地刀闸。 c断开或合上励磁电流不超过 2 安的空载变压器及电容电流不超过 5 安的空载线路（10.5 千伏）。 4 8 本站操作注意事本站操作注意事项项 a 35KV 接地期间，如果系 PT 本身故障，必须用上级开关断开 PT， 以防弧光短路。 b全站失压时，立即首先断开所有 10KV 线路开关，35KV 线路开关的 跳合按调度指令。 5设备运行维护管理设备运行维护管理 5 1 运行参数运行参数监视监视和和记录记录要求要求 a值班制的变电站，控制室至少有一人监盘，按时抄表记录。 b抄表时间每小时 1 次，提前延后不得超过 5 分钟。 c认真记录各线路、主变、电容器、站用电、母线及直流线电压、电流、 有功、无功功率（包括受送）及电度表的指示数，并正确核算，如有怀疑或受 送差额较大时应及时询问及调查清楚。 d对于直流母线电压，站用变电压除交接班时检查外每班至少检查一 次。 e变电站抄表记录的报表应管理好，每月整理一次归档，及时送有关 第 17 页 部门，防止丢失、泄密。 5 2 变压变压器运行器运行维护维护 521 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。 522 变压器的外加一次电压可以较额定电压高，但一般不得超过相 应分接头电压值的 5%。 523 变压器分接头在任何位置，所加一次电压不超过其相应额定值 的 5%，二次侧可带额定电流运行。 524 无载调压变压器在额定电压5%范围内改换分头位置运行时， 其额定容量不变，如为-75%和-10%分接头时额定容量相应降低 25%和 5%。 525 有载调压变压器各分接头位置的额定容量，应遵守制造厂规定。 526 运行中需要改变分接头时，必须有调度命令，有载开关由运行 值班员进行调整，由变电检修人员监护，调整后应检查位置的正确性，并做 好记录，无载开关由变电检修人员进行调整。 527 新投入或大修后，装有储油柜的变压器带电前应先放去各套管、 散热器及净油器等上部的残存空气。 528 变压器加油、滤油、检修热虹吸，瓦斯继电器，换硅胶时应将瓦 斯跳闸保护退出，工作完毕经 1 小时试运行，检查瓦斯继电器内无气体，通 向油枕阀门畅通，测量瓦斯掉闸出口压板输入端对地无电压后，汇报调度方 可将瓦斯保护投入。 529 变压器运行时瓦斯保护应投入信号和接入跳闸，有载分接开关 的瓦斯保护应接跳闸，备用变压器的瓦斯保护应投入信号，以便监视油面。 5210 当运行中发现油位计指示的油面有异常升高，或呼吸系统有 异常现象，为查明其原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门、检查吸湿 器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯保护退出，然后才能开始工作，以防 瓦斯保护动作跳闸。 5211 变压器的压力释放器接点宜作用于信号； 第 18 页 5212 无励磁调压变压器在变换分接位置时，应作多次转动，以便消 除触头上的氧化膜和油污，在确认变换分接正确并锁紧后，测量绕组的直流 电阻，分接开关变换情况应作记录。 5213 变压器有载分接开关的运行维护 a有载分接开关运行中的调整，由值班员按照调度部门下达的调度命 令进行。 b有载分接开关的瓦斯保护继电器必须投入跳闸回路。 c值班员及变电检修人员还应根据仪表指示，确认系统无异常时，进 行调压操作，变压器负荷超载时，不宜进行调压操作；若必须进行调压时， 也不应频繁进行。 d变压器调压侧的电压不应超过所在分接位置的档范围，否则，应 即报告调度员。 e有载分接开关驱动机构，每输入一个控制指令，分接开关完成一级 调压，禁止在分接开关未完成一级调压时，又输入新的控制指令。 f值班员及变电检修人员在调压操作时，应作如下检查及相应处理： 检查低压侧三相电压，电流指示的变化，如发现操作前后电压、电流 值无相应变化，应停止继续进行调压操作，并报告调度员和有关领导。 检查低压侧三相电压是否平衡，控制室内及现场的档位指示的变化 是否一致。如出现电压不平衡或档位指示变化不一致时，停止擅自反复操作， 并报告调度员和有关领导。 检查停车位置是否正常。如出现延时停车或连续自动调档，应立即 按下紧急断开电源按钮，并动手操作至调度指定的档位，并报告调度员和有 关领导。 g在电动操作控制系统故障时，可手动进行调压操作，但必须摇够圈 数，直至指示轮的档数出现在正确位置。 h在调压过程中若发现操作电源紧急跳闸，必须查明和消除故障后才 能合闸继续调压。 i在调压前，应先考虑电容器的投退，再考虑有载分接开关的调节。在 第 19 页 调压过程中，不允许无功电流从低压侧向高压侧倒流，否则应先停用部分电 容器，再进行调压。在系统无功功率不足的情况下，则先投入电容器，再进 行调压，力求无功功率平衡。当KV 母线电压高于调压极限时，则停用部 分或全部电容器。 j值班员完成调压操作后，应在专用记录本中详细记录本次调压的时 间，档位、次数及累计调压次数等。当累计次数达到 4000 次或运行时间满 一年时应换油。 5 3 断路器运行断路器运行维护维护。 。 531 运行中的断路器，外壳温度应接近气温。 532 运行中的断路器一般不允许打开操作机构箱，如需打开检查， 应两人进行轻轻开启、关闭时一定要牢固防止刮开或振开后进水。 533 35KV 真空断路器投入运行后，每年进行小检查一次，外表面 进行涂漆防锈一次，机械传动件的磨损及紧固部件的松动情况，对转动部位 注入适量润滑油，对油箱内变压器油进行抽样检查，当油耐压值低于 25KV 时，应及时处理或更换。 当产品运行后在例行检修试验或运行发生异常时，要检查真空断口间 耐压是否达到 80KV/1min（油中）来判断其真空度好坏，以断定是否能继续 使用，否则要及时更换。 534 10KV 真空断路器投入运行后，每五年进行小检查一次，主要 检查机械传动件的磨损及紧固部件的松动情况，对活动部位注入适量润滑 油，对油箱内变压器油进行抽样检查，当油耐压值低于 11.5KV 时，应及时 更换断路器。 5 4 隔离开关运行隔离开关运行维护维护 541 隔离开关各部接头温度不应超过 70。 542 闭锁装置应完好，雷雨季节前后室外设备的锁应加油涂凡士林， 接地孔也应经常加油涂凡士林。 543 隔离开关的操作必须确认相应断路器断开后进行。 5 5 互感器的运行互感器的运行维护维护 第 20 页 551 电压互感器外壳温度不得超过 70。 552 电流互感器允许在高于额定电流 10%，电压互感器允许在高于 额定电压 15%的状态运行，但过载时必须汇报调度。 553 电压互感器二次保险容量不得大于其规定值（一般 4-6 安）。 554 电流互感器二次侧不得开路。二次不得用保险丝，短接时须用 专用短路线并且短接良好。 555 电压互感器二次不得短路。 556 单母线分段时，分列运行电压互感器二次禁止并列运行。 5 6 电电力力电缆电缆的运行的运行维护维护。 。 561 电缆外皮温度不得超过 60。 562 电力电缆一般不允许过负荷运行，在事故情况 10KV 只能过负 荷 15%，但不得超过两个小时。 563 电力电缆在正常情况下每季测量一次外皮温度，在满负荷或过 负荷时，应经常监视温度，负荷变化及接头温度。 5 7 蓄蓄电电池及直流系池及直流系统统的运行的运行维护维护及及规规定定 581 直流系统正常运行情况下，要注意观察系统表计及检测装置的 运行情况，并及时记录。 572 每月检查一次单只电池的充电电压并作记录。监测整组电池的 使用状态。电池正常使用状态具有如下特征：充电电流很小，一般小于 1%C10A 即 1A 且 3 小时以上保持恒定；电池的充电电压都在 13.513.8V/ 只范围内，一致性较好。 573 更换电池时不得将不同厂家的电池或新旧程度相差很大的电池 混合在一组电池中使用，否则可能会缩短电池的使用寿命。 574 电池及其使用环境应始终保持清洁，不要使用有机溶剂而要用 肥皂水进行电池的清洁，使用的抹布（棉布类）应柔软干净，不得使用可能产 生静电的抹布（如化纤布类）擦拭蓄电池以免发意外。 5 8 保保护护、 、仪仪表、运行、表、运行、维护维护 591 凡与计费有关的表计、电压、电流回路变更或检修试验工作，对 第 21 页 计费有影响者，应计算补加电费，并通知用电管理部。 592 保护动作后，应立即观查出现什么信号，确认是什么保护动作。 6 事故事故处处理理 6 1 事故事故处处理的主要任理的主要任务务 a尽快限制事故的发展，解除对人身和设备的危害。 b用一切可能的方法保证对用户的不间断供电。 c迅速对已停电的用户恢复供电。 d使电力系统恢复正常运行。 6 2 值值班班员处员处理事故理事故时应时应做到做到 621 严守工作岗位，集中精力大胆谨慎，根据事故时表计、信号的指 示、设备故障症状及环境气象条件，全面判断事故性质。 622 判明事故性质、地点及范围后，清楚准确地向调度汇报，在调度 的统一指挥下进行处理事故。 623 发现设备损坏，立即报告调度及有关领导，并尽快做好安全措 施。 624 遇到下列情况为了防止事故扩大而采取紧急措施，可事先不向 值班调度员报告和等待调度员指令自行处理并尽快报告值班调度员： a将直接对人员生命有威胁的输配电线路及设备停电； b运行中的设备有受损坏的威胁时，将其停电； c将已损坏的设备隔离。 625 事故处理完毕后，主值班员应将事故发生的原因、时间、处理过 程向调度汇报，同时作详细的记录。 6 3 处处理事故理事故时时各各级值级值班人班人员员的关系的关系 631 处理事故，应由当值的主要负责人统一传令指挥处理。 632 正确执行调度命令，对凡无原则拖延调度命令造成的事故后果 应负责任。 633 如果值班员认为调度命令有错误，应马上向调度说明原因，但 第 22 页 调度确认自己的命令正确时，必须执行。 634 值班人员确认调度命令有错误，并危及人身和设备安全时，则 无论任何情况下应拒绝执行，并报告主管领导。 635 在处理事故过程中，不应进行交接班手续，接班人员应协助处 理，待恢复正常告一段落，双方确认运行方式后，方可交接班。 7 变压变压器的事故器的事故处处理理 7 1 异常运行异常运行 711 变压器在运行中发现下列情况之一，应查明原因，做好记录，加 强监视汇报调度，设法消除，如异常继续发展，将其停用并做好安全措施， 并报告有关领导。 a响声不正常（正常时应为变压器的均匀嗡嗡声）。 b温度比平时高且上升较快（负荷冷却条件不变情况下）。 c散热器油枕油门套管漏油或渗油严重，油位计低于正常值。 d接头发热 70以上。 e、套管有轻微裂纹放电现象。 712 变压器在运行中发现如下之一时，应立即将其停电，然后汇报 调度，对故障变压器做好安全措施，进行检查处理，并及时汇报有关领导。 a内部音响大很不均匀，且有爆裂声。 b负荷、冷却正常时，温度不正常上升很快。 c严重漏油，油位计看不到油。 d安全阀玻璃破碎喷油。 e套管有严重裂纹、破损和放电现象。 f油色不正常（从油标上观察油色变黑出现碳质）。 7 2 变压变压器器过负过负荷荷处处理。理。 一般情况下变压器不允许过负荷，如必须过负荷时，须经主管领导批 准并加强监视。允许过负荷数值，按下表掌握执行，并监视变压器上层油温 不得超过 85，最大温升不得超过 55。 第 23 页 721 风冷油浸式电力变压器正常工作时允许过负荷的持续时间见 表 7-1 表 7-1 过 负 荷 前 上 层 油 的 温 升 ()过负荷 倍 数 17222833394450 1.00 连 续 运 行 1.055:505:254:504:003:001:30 1.103:503:252:502:101:251:10 1.152:502:251:500:450:35 1.202:051:401:150:25 1.251:351:150:50 1.31:100:500:30 1.350:550:350:15 1.400:400:25 1.450:250:10 1.500:15 722 风冷油浸式变压器在冷却系统发生故障，切除全部风扇时，变 压器允许带额定负荷运行的时间可参照表 7-2 的规定。 表 7-2 空气温度 -100 +10+20+30+40 允许运行时间(b) 35158421 723 变压器事故过负荷数值和时间参照表 7-3 表 7-3 过负荷倍数1.301.451.601.752.00 允许运持续时间(min)12080452010 724 变压器过负荷必须向调度汇报，并按过负荷的规定控制。 第 24 页 7 3 变压变压器温度信号器温度信号 a现象：监控装置发铃声警报，监控屏显示温度升高保护动作。 b可能原因： 负荷过高或过负荷 空气温度高，油浸风冷变压器部分风扇故障。 变压器内部故障，负荷冷却装置正常，温度上升很快。 温度信号回路故障，温度计进水。 c处理方法： 恢复信号，检查各监控值情况。 检查冷却装置运转是否正常。 检查温度计指示，如果是温度计或信号回路故障，通知变电检修班 前来处理。 如系过负荷引起，按过负荷规定进行处理。 负荷不变冷却装置不变，若发现油温比平时正常温度高出 10以上 油温不断升，则认为变压器内部故障，如铁芯过热，线圈层间短路，应汇报 调度，停用故障变压器，并做好安全措施，通知有关领导。 7 4 变压变压器器轻轻瓦斯信号瓦斯信号动动作作 a现象：监控装置发铃声警报，监控屏显示轻瓦斯保护动作。 b可能原因： 因滤油加油或冷却系统不严所致，使空气进入变压器。 温度下降或漏油使油面低落。 因变压器故障而产生少量气体。 由于穿越性故障而引起。 轻瓦斯信号回路故障。 c处理方法： 恢复音响信号，检查信号动作情况，汇报调度； 检查变压器响声，温度计指示及油色变化情况； 用针管取气法，鉴定气体性质，同时将气、油样送有关单位化验。 第 25 页 取气时严禁在瓦斯继电器放气阀处点火。气体性质如下： 气体性质故障种类 无色无味变压器进入空气 微黄色不燃木质绝缘损坏 浅灰色带强烈臭味可燃纸和纸板故障 灰色和显色易燃绝缘油故障 如经检查气体是空气，变压器仍可继续运行，但应注意监视瓦斯继 电器动作情况，若动作信号时间逐次缩短，应请示调度退出变压器运行，检 查故障变压器动作原因。 如气体表明内部故障绝缘损坏应调整负荷，若油门关闭造成信号动 作，应停用瓦斯跳闸保护，开启油门。 检查瓦斯继电器通向油枕的阀门是否关闭，停用故障变压器。 如检查确是瓦斯回路故障，结线盒或继电器本身故障，应通知变电 检修人员前来处理。 若查明变压器故障原因不明，均应报告调度。 7 5 变压变压器重瓦保器重瓦保护动护动作作 主变重瓦斯保护动作跳闸处理。 a、现象： 监控装置发蜂鸣声警报，监控屏显示重瓦斯保护动作。 主变各监控值无指示； 电脑监控屏主接线图主变两侧开关位置由红色转为绿色。 。 b可能原因： 变压器内部故障 变压器大量漏油 瓦斯继电器误动作。 c处理方法： 恢复音响、信号，查看保护动作情况，记录故障时间，汇报调度。 第 26 页 检查故障变压器油色，温度，防爆管有无破裂和喷油。 用针筒取气法鉴定气体性质，并留出气体、油样做色谱分析。 如经检查判断是变压器内部故障时，汇报调度，做好安全措施，通知 有关领导。 若检查无气体，可能是瓦斯跳闸回路有故障，通知变电检修班人员 前来处理。 如果地震或其它原因引起的瓦斯保护误跳闸，其它保护未动，检查 确认变压器无异常，可请示调度退出瓦斯跳闸保护，恢复变压器运行。 7 6 变压变压器差器差动动保保护动护动作作 主变差动保护动作跳闸处理 a现象： 监控装置发蜂鸣声警报，监控屏显示差动保护动作。 主变各监控值无指示； 电脑监控屏主接线图主变两侧开关位置由红色转为绿色。 b可能原因： 变压器内部故障 主变两侧开关差动 CT 范围内的设备有故障 差动保护误动作，回路有故障。 c处理方法： 恢复音响、信号，检查保护动作情况，记录时间汇报调度。 注意监视主变负荷情况，若变压器过负荷，可请示调度将负荷调出 一部分。 检查故障变压器差动 CT 范围内设备有无明显故障，变压器温度油 色变化情况，瓦斯继电器内有无气体，防爆管有无破裂和喷油。 经检查未发现明显故障点时，应做好安全措施，通知有关领导。 检查设备无异状时，应了解在保护动作时，系统及用户有无故障，如 差动保护误动作，应通知变电检修人员前来处理。 7 7 过过流保流保护动护动作作 第 27 页 主变过流保护跳闸。 a现象： 监控装置发蜂鸣声警报，监控屏显示过流保护动作。 主变各监控值无指示； 电脑监控屏主接线图主变两侧开关位置由红色转为绿色； b可能原因： 10KV 母线故障及母线上设备故障； 各配电线路故障越级跳闸； 过流保护误动。 c处理方法： 恢复音响信号、检查表计及保护动作情况，记录时间、汇报调度。 检查 10KV 母线及母线上设备以及各配电线有无明显故障，如母线 故障，应做好安全措施准备抢修。 如母线无明显故障时，考虑是否因线路故障越级跳闸，汇报调度，由 调度统一指挥处理。 7 8 变压变压器着火器着火 781 运行中的变压器着火时，首先是断开电源，停用冷却器和迅速 使用灭火器灭火。 782 变压器顶部着火时，应立即打开变压器下部油门放油，使油面 低于着火处，若低部着火禁止放油，若火势很大，除自行人力灭火外，还应 通知消防队前来灭火，并派人监护统一指挥。火警号码：119。 8 断路器的事故断路器的事故处处理理 8 1 异常运行异常运行 断路器发现下列情况之一时，应立即查明原因，汇报调度及有关领导， 断开本身断路器，拉开两侧刀闸，如断路器本身有故障不能断合时，应断开 上级电源断路器。 a套管较大裂纹，有弧光放电。 第 28 页 b内部有连续的火花放电声（可能是开关接触不良或套管 CT 二次开 路）接头发热在 70以上 c断路器本体大量漏油，油位显著下降。 d运行中的断路器自动喷油。 e断路器断开故障后，内部冒烟着火。 f电源侧套管有弧光放电，应断开上一级电源。 g断路器因大量漏油，从油标上看不到油位时，应立即取下该断路器 的控制保险，并采取防止手动跳闸的措施，设法制止漏油，通知检修人员前 来处理。 8 2 断路器拒断路器拒绝绝合合闸闸 (35KV、10KV 开关)当发合闸指令时，断路器位置指示不发生变化应 做如下处理。 821 检查保护测控单元模块电源模块指示灯是否正常，某一个灯不 亮，表示该组电源无电压，单元不能正常运行，通知变电检修人员前来处理。 822 检查测控单元模块面板各指示灯是否正常。 a控制电源指示灯不亮，检查控制电源保险是否熔断，如熔断更换同 类保险。 b分、合闸回路指示灯不亮，说明控制回路有故障，通知变电检修人员 前来处理。 c通讯指示灯不亮，可能模块与电脑监控通讯不正常。改远控操作为 近控操作。 823 电磁操作机构 a检查合闸保险是否熔断，如熔断更换同类保险。 b若保险良好、应拉开刀闸，一人合闸，一人检查接触器（HC）起动接 点闭合是否良好。 c经检查若接触器起动，合闸铁芯未动，证明合闸回路有故障，应检查 接触器触点或合闸回路，消除故障后送电，若接触器启动合闸铁芯也动，仍 第 29 页 拒绝合闸，证明机构故障，可能掉闸铁芯未返回，应断开两侧刀闸，消除故 障送电，如找不出原因，通知变电检修人员前来处理。 824 弹簧操作机构。 检查机构是否已储能，若未储能，检查储能电源是否正常，若储能电源 正常，可能是储能电机烧坏或电机控制回路有故障，若已储能，可能是机构 故障、铁芯未返回或控制回路有故障，通知变电检修人员前来处理。 825 当合闸时合闸电流冲击很大，且马上跳闸，说明线路有故障跳 闸，按开关自动跳闸处理，汇报调度及有关领导。 826 若不是保护动作跳闸，应检查直流电压是否过低。调整直流电 压再合闸，若仍合不上时，检查跳闸铁芯是否复