三家变电站现场运行规程2011.10.13.doc

Q/CD1020042006Q/CDJ02004ICS 备案号： 朝阳供电公司 实施发布三家66kV变电站现场运行规程Q/CD2010朝阳供电公司企业标准3Q/CD2010批准: 审定： 审核:编写: 编写日期： 2010年01月 01日现场运行规程修编记录时间审查修编记录修编审核批准目 录目录.III前言.IV1.倒闸操作11.1一般操作.11.2标准化操作.11.3主变压器有载分接开关操作规定31.4刀闸允许下列操作41.5典型操作票的管理42事故处理42.1一般原则.42.2线路事故处理.52.3变压器事故处理.52.4互感器事故处理.62.5避雷器事故处理.62.6全所停电事故处理.62.7 66千伏、10千伏单相接地时的故障处理.62.8直流系统的事故处理.73设备运行维护管理73.1设备缺陷管理.73.2设备巡视管理.73.3设备验收管理.83.4变压器维护.83.5断路器维护.143.6隔离开关维护.153.7互感器维护.153.8电抗器维护.163.9电力电缆维护.163.10消弧线圈维护.173.11电容器维护.173.12避雷器、接地装置维护.183.13直流系统维护.193.14所用交流系统维护194 变电站防误装置现场使用规定.194.1 防误装置的范围.194.2 解锁钥匙的管理.204.3运行钥匙的管理规定.204.4防误程序具体使用说明.205变电站无功补偿与电压优化装置使用说明.215.1手动操作.215.2自动操作.225.3停止操作.225.4其他说明.225.5运行巡视中控制屏主要检查项目.226 10千伏电容器组停、送电操作说明.227 10千伏小车开关特殊规定.238 变电站防火系统.239变电站安全防护系统.23附录A设备参数表.24前 言 三家66kV变电站位于建平县三家乡东北2公里处，于2004年03月投入运行。有载调压变压器2台，无载调压1台，总容量为15000千伏安，有66千伏、10千伏2个电压等级。66千伏系统接线方式为：单母线运行，66千伏线路1条，GW5A66IID1W1型、GFW72/200型隔离开关4组，10千伏系统母线接线方式为：单母线分列运行，10千伏线路出口4条，VS112/1250真空断路器7组，所用变1台，容量为30千伏安。主变保护为天正明日GST360-104 主变及综合屏保护装置，包括STS-361T变压器非电量保护装置、STS362TA数字式变压器后备保护装置。10千伏线路保护装置为天正明日STS361LA，包括STS362RL线路保护测控装置。三家66kV变电站现场运行规程， 是根据电力工业技术管理法规的规定，依照国家电网公司和辽宁省电力有限公司有关规定，朝阳供电公司调度规程、继电保护、自动化规程以及反措要求，参考有关说明书及其他技术资料，结合辽宁省电力有限公司和朝阳供电公司变电所管理规范和本站实际情况编制而成。本规程是现场运行维护、倒闸操作、事故处理的依据。各级有关人员，本站运行人员要认真学习，严格执行，如与上级规程相抵触之处，执行上级规程标准并及时汇报主管部门，组织修订，并报总工程师批准执行。本运行规程自批准之日起执行。1、适用范围本规程规定了朱碌科66kV变电站调度范围划分的操作、事故处理及一二次设备的运行规定，用以指导运行人员正确进行一二次设备的操作维护、异常判断及处理，保障变电所安全运行。2、引用标准下列标准所包含的条文，通过在规程的引用而构成本规程的条文，所示版本均为有效。（1）、电力工业技术管理法规（2）、辽宁电网调度规程、朝阳电网调度规程（3）、辽宁电网继电保护规程、朝阳电网继电保护规程（4）、电力变压器运行规程（5）、国家电网公司电力安全工作规程(变电部分)（6）、互感器运行维修导则（7）、国家电网公司设备管理规范（8）、辽宁省电力有限公司现场标准化作业指导书（9）、辽宁省电力有限公司集控中心、操作队及无人值班变电站管理规范3、参考设备厂家说明书如下：（1）、锦州变压器厂有限公司（2）、吉林省德惠开关有限公司（3）、锦州新生开关开关有限公司（4）、朝阳电力变压器有限公司（5）、大连北方避雷器有限公司（6）、沈阳开关厂（7）、北京研华开关厂（8）、上海天正明日电器有限公司（9）、朝阳博远（10）、陕西宝光电器厂（11）、大连变压器厂本规程与上级规程或有关规程内容相抵触时，原则上应按上级规程或有关专业规程执行。本规程起草单位：朝阳供电公司建平分公司。本规程由朝阳供电公司生产技术部负责解释。三家66kV变电站现场运行规程1 倒闸操作1.1 一般规定 1.1.1 倒闸操作是指电气设备由一种状态（运行、备用、检修、试验四种状态）转换到另一种状态。主要是指拉（合）开关、刀闸或直流回路操作，停启保护及自动装置，装、拆地线等。1.1.2 接受调度命令或联系操作时，必须由操作队有权受令人进行，并在接通电话后，首先通报操作队名称和本人姓名，接受操作命令时，必须复诵和录音。1.2 标准化操作1.2.1 受令及审核1.2.1.1 倒闸操作必须根据当值值班调度员或值班负责人的命令，受令人复诵无误后执行。发布命令应准确、清晰、使用规范调度术语和设备双重名称，即设备名称和运行编号。发令人使用电话发布命令前，应先和受令人互报姓名。值班调度员发布命令的全过程（包括对方复诵命令）和听取命令的报告时，都要录音并做好记录。操作队接受调度命令应由具有受令权的值班人员进行，做好记录后向值班调度员复诵核对，无误后向值班负责人汇报。1.2.1.2 操作队值班负责人应结合站内计划作业内容，核对值班调度员下达的操作任务，无误后向操作队队长或专工汇报。1.2.1.3 操作队受令人员、值班负责人对值班调度员下达的操作命令有疑问时，应立即向值班调度员汇报，如值班调度员坚持调度命令，操作队应立即执行，如执行调度命令会威胁人身、设备安全时，操作队拒绝执行，但必须将详细理由向调度汇报。1.2.2 操作票填写及审核 1.2.2.1 除规程规定的可以不填写操作票的操作外，其他任何操作都必须填写操作票。 1.2.2.2 倒闸操作票的填写应按操作任务进行，并结合所内实际情况，内容要正确合理，不得擅自扩大或缩小操作任务，严防发生带负荷拉合刀闸、误拉合开关、带电装设接地线、带接地线合闸送电等事故的发生，防止操作、谐振过电压伤害设备、继电保护误动拒动及非同期并列等。还应尽量缩短保护停用时间，安排好操作顺序，以便减少操作用时。1.2.2.3 值班负责人应尽量提前安排值班人员填写操作票，以便在发现问题后有足够的时间进行更改，保证按时操作。1.2.2.4 填写操作票必须按规定使用统一专业术语。（按操作票填写规定执行）1.2.2.5 操作票应由操作人员进行填写，填写完毕自检无误后由操作监护人、值班负责人分别审核，发现问题及时修改。大型、复杂操作（主变停电、母线及母线联带线路停电、多回路改方式等）操作队队长（技术员）也应对操作票进行审核。操作票审核无误后，在最后一项下格内盖“以下空白”章。在需要联系调度方可进行操作的操作项目前 “联系调度”章。1.2.2.6 在接班后2小时内即将进行的操作，其操作票的填写应由上班完成，并经监护人、值班负责人审核无误后进行交接。接班后，接班的操作人、监护人、值班负责人按序分别审核、预演、签字，确认无误后方可操作。1.2.2.7 安排在交接班时间的操作任务，由交班方负责，操作完毕后交班。 1.2.2.8 核对系统及相关二次设备的运行方式。1.2.2.9 操作票票面内容填写。1.2.2.9.1 票头填写：a) 变电站：填写操作所在变电站的名称（例如：* * * kV变电站）。b) 年 月 日：填写执行操作当天日期。c) 编号：同一变电站操作票要求连续编号，宜定为八位数（年份编号），如：20090001（2009为年份，0001为操作票序号）。d) 下令时间：填写与调度联系操作时间或填写值班负责人下令操作时间（由值班负责人自行负责的部分，如做所内安全措施等）。e) 调度指令号：填写该操作调度指令号。 f) 下令人：填写批准操作的值班调度员姓名，自行负责的所内操作，填写值班负责人姓名。g) 受令人：填写受令人姓名，所内自行负责的操作，填写操作监护人姓名。1.2.2.9.2 操作任务的填写：按照调令下发的操作任务进行填写。1.2.2.9.3 操作内容的填写1.2.2.9.3.1 线路停电操作，必须按照开关、摇小车的顺序进行，送电与此相反。1.2.2.9.3.2 如果多条线路同时停送电，调令为一个操作任务，可填一份操作票。如果是综合操作任务，拉开各线路开关操作项，可首先进行，不能并项，余下操作均按单元分组进行，即每个线路停电操作完成后再进行下一线路操作。1.2.2.9.3.3 在执行逐项操作任务中，含有自行负责操作的部分时，以调令下发的顺序为基准，站内自行负责的操作应与调令总的顺序相符。1.2.2.9.3.4 变压器停电操作，应先停低压侧，后停高压侧，送电与此相反。变压器停电装设接地线前，必须检查与变压器高、低压侧引线连接的刀闸均在开位。1.2.2.9.3.5 填写操作时间的操作项：开始、结束、拉合开关、投退保护、装拆接地线、拉合接地刀闸及按调令执行的操作项目(同一调令含多项连续操作项目时，只填最后一项)。1.2.2.9.3.6 操作票上的操作项目必须填写双重名称，即设备名称和运行编号。1.2.2.9.3.7 拆、装接地线要写明确切地点和接地线编号。1.2.2.9.3.8 填入操作票的检查项目，要单列一项，并有如下要求：1）拉、合隔离开关前，检查相关的开关在开位。2）拉、合隔离开关后，检查刀闸位置。3）倒闸操作需要拉、合的刀闸，在操作前，已经在开、合位置的，在操作票中也应列入检查实际开、合位置。4）解并列操作时（包括系统并解列、变压器并解列、双回线并解列）检查负荷分配（检查三相电流平衡），并在该项的末尾记上实际电流数值。5）拉开接地刀闸、拆除接地线，应检查接地刀闸确已拉开、接地线确已拆除。6）备用母线投入运行前，要检查该母线完好无异物，可以投入运行。7）拉开断路器后，检查相关表计指示正确用“表计指示正确0A”。1.2.2.9.3.9 填写操作票及调度命令应用术语:1）操作断路器、隔离开关用“拉开”、“合上”，并填在操作项目之前。2）检查断路器、隔离开关位置用“检查在开位”、“检查在合位”。3）验电用“三相验电确无电压”。4）装、拆接地线用“装设”、“拆除”。5）检查接地线拆除用“检查确已拆除”，检查接地刀闸在开位应用“检查确已拉开”。6）操作保护压板用“投入”、“退出”。7）检查负荷分配用“表计指示正确 A”。1.2.2.9.3.10 设备检修后，合闸送电前，如果送电范围内有多组接地线（接地线之和在三组及以上），应列统检项目，并在每一组接地线编号上打“”。1.2.2.9.3.11 填写操作票严禁并项、添项及使用勾划的方法颠倒操作顺序。调度发布的操作计划顺序号要填入操作票的指令栏内。1.2.2.9.3.12 填写错误的操作票或未执行的操作票，要盖“作废”章，并与已执行的操作票统一保管。1.2.2.9.3.13 备注栏内不许填写操作项目。1.2.3 倒闸操作 1.2.3.1 操作前准备工作1.2.3.1.1 值班负责人组织操作人、操作监护人及有关人员对标准化操作指导卡进行学习，并进行危险点预控分析（变电运行操作典型危险点详见附件），相关人员应熟知本操作任务中的危险点, 在运行记录簿中记录“组织进行了操作危险点分析，参加人员，补充危险点及预控措施：。”连续进行多个操作任务时可一次性进行危险点分析。1.2.3.1.2 操作监护人应带领操作人在操作前做好准备工作，如检查绝缘工具、仪表和接地线等，为操作提前做好准备。1.2.3.1.3 监护人、操作人在操作前必须在模拟盘上进行预演，有关保护还应在设备实际位置进行核对。 1.2.3.1.4 模拟预演一般在操作前1小时左右进行，一则保证效果，二则留出处理问题时间。1.2.3.1.5 模拟预演必须认真，监护人按照操作项目逐项唱票，操作人复诵，并在模拟盘前进行预演操作，唱票、复诵声音要清晰洪亮，并对预演的每一项进行思考、审核，确保预演效果。每预演完一项在该项前预演栏内打一蓝色“”，全部预演完毕后进行复查。需要第二监护人的操作，第二监护人也应参加模拟预演。1.2.3.1.6 模拟预演应启用模拟图板防误系统。预演无误后，操作人、监护人、值班负责人按序分别在操作票上签名。1.2.3.1.7 人员要求：监护人应具有监护资格，操作人应具有操作资格。当值的值班负责人要注意观察每个值班员的思想、精神状态，发现有不正常现象，必须及时地进行安全教育，必要时应换人。1.2.3.2 操作中1.2.3.2.1 逐项操作任务需按调令逐项进行。综合操作任务，操作前由值班负责人与值班调度员联系，值班调度员同意后方可进行。1.2.3.2.2 操作中遇有事故或异常时，应停止操作，如因事故、异常影响原操作任务时，应报告调度，并根据调度令重新修改操作票。1.2.3.2.3 由于设备原因不能操作时，应停止操作，检查原因，不能处理时应报告调度和上级部门。禁止使用非正规方法强行操作设备。1.2.3.2.4 倒闸操作一般应在天气良好的情况下进行，有雷电活动或雨较大时，应终止操作，并向值班调度员汇报。1.2.3.2.5 倒闸操作必须按操作票填写的顺序进行，不得擅自跳项进行操作，如有特殊情况，必须经调度同意，并在备注栏内详细填写原因，如有个别项作废，也应由调度许可，并在不执行的项目前（红蓝栏）盖上“作废”小章，并在备注栏内详细填写原因。1.2.3.2.6 正常操作中途严禁换人，操作时必须精神集中，不得从事与操作无关的事（包括打手机）。没有监护人的命令和监护，操作人不得擅自操作。1.2.3.2.7 操作中每执行一项应严格执行“四对照”，即对照设备名称、编号、位置和拉合方向。操作前监护人、操作人应首先核对设备位置，并对设备进行检查（操作刀闸前检查瓷柱完好）无问题后，由监护人唱诵操作项目，操作人根据监护人的唱票内容，指牌复诵核对设备的名称、编号。操作监护人根据复诵进行核对，无误后，发出“对，可以操作”的命令，操作人接到命令后进行开锁操作，操作人、监护人共同检查操作正确后，操作人将防误锁锁好。每操作完一项，监护人在操作票顺序栏左侧空格中打一个红色“”，严禁操作完一起打“”或提前打“”。决不允许不按操作票而凭经验或记忆进行操作。1.2.3.2.8 操作中如果发生疑问，应立即停止操作并向值班负责人及值班调度员报告，弄清问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。1.2.3.2.9 操作开关时应检查有关指示灯及有关表计指示正确；操作隔离开关、接地刀闸时应首先检查瓷柱并控制传动速度，以便再次对操作项目及设备状态进行核对。1.2.3.2.10 高压验电应使用电压等级合适试验合格的验电器，并戴绝缘手套，将验电器各节全部拔出，手握在安全护套以下位置，验电前应先在有电部位进行试验，确认验电器良好后，再对停电设备进行三相验电。验电时避开验电器盲区，确无电压后立即装设接地线。1.2.3.2.11 装设接地线首先核对安装位置及接地线编号，并先装接地端，后装导体端。装设前应检查清理地面杂物，地线举起后不得低头行进或取物，应精力集中，操作中途如地线夹松脱，不得用绝缘杆挽救，防止误触带电部位。1.2.3.3 操作后1.2.3.3.1 应由监护人、操作人全面复查，以防遗漏。无问题后，在内容栏右上角盖“已执行”章。1.2.3.3.2 操作人核对修改接地线提示图板。1.2.3.3.3 执行完的操作票每月一日由站长（专工）进行审核，按顺序号整理装订，并保存一年备查。1.3 主变压器有载分接开关操作规定1.3.1操作须按调度命令执行；1.3.2主变压器有载分接开关可以在远动监控屏、主变压器保护测控屏中调节，有载分接开关上就地调节；1.3.3分接变换操作应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；1.3.4每次分接变换操作应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录在操作记录簿上；1.3.5过载1.2倍以上时，禁止分接变换操作；1.3.6分接变换操作中，发生下列情况时，应做如下处理并及时汇报调度。1.3.6.1操作中发生连动时,应在指示盘（或微机）上出现第二个分接位置（微机上下一个数字）时，立即按中间的（或微机上）急停按钮，然后手摇操作到适当分接位置；1.3.6.2远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正确，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作操作；1.3.6.3分接开关发生拒动、误动时；电流表、电压表变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；内部切换异音；看不见油位或大量喷油及危及分接开关或变压器安全运行的其他异常情况时，应禁止或终止操作。1.4 刀闸允许下列操作1.4.1 拉合66千伏避雷器刀闸；1.4.2在66千伏系统无接地的情况下拉合消弧线圈的刀闸；1.4.3拉、合励磁电流不超过2安培的空载变压器和充电电容电流不超过5安培的空载线路。1.5典型操作票的管理1.5.1经各级审核.批准的典型操作票（含任务及步骤）应一式二份，其中一份送存调度部门。另一份所内留存。1.5.2站内典型操作票，应由队长、技术员（或队长指定的值长）两人负责，其职责是要始终保持典型操作票正确完好。如有设备变动应及时修正典型操作票并完成审核程序。1.5.3现场设备情况如有变更时，应由变电所典型操作票管理者及时向上级提出修改相应的典型操作票，原典型操作票作废。上报新的典型操作票，并经审核.批准后执行，此项工作应在变动设备投运前完成。1.5.4系统方式变动时应由变电所典型操作票管理者及时向调度提出修改相应的典型操作票，原典型操作票作废，上报新的典型操作票，并经审核、批准后执行，此项工作应在新方式运行前完成。1.5.5在新建、扩建的变电、线路设备正式投运前，应制订典型操作票，作为生产准备工作的重要内容之一。启动投产时的操作，就应按已批准过的典型操作票进行，否则不具备投产操作的条件。1.5.6典型操作票每年应定期进行一次全面审查修订，由队长布置，站内各值长重新审查全部执行的典型操作票并签名，然后队长及技术员审查正确后签名。典型操作票重新审查后的站内各级审核人员签名及上级分管运行专职审核签名和日期应签在典型操作票目录相应栏内。2 事故处理2.1 一般原则2.1.1 事故处理时，运行人员的主要职责是：2.1.1.1 限制事故的发展，迅速排除危及人身或设备安全的威胁；2.1.1.2 千方百计保护设备继续运行，首先保证所用电源及重要用户；2.1.1.3 尽快恢复已停电的线路送电。2.1.2 当发生系统事故时，当值人员应正确进行判断和处理，同时还应做到：2.1.2.1 准确的记录事故过程和现象（主要指跳闸的开关、周波、电压、潮流、继电保护及自动装置的动作情况等）；2.1.2.2 要迅速简单明了的将事故情况报告调度，在调度的统一指挥下进行事故处理；2.1.2.3 当事故未发展到本所时，应充分做好准备，防止事故蔓延，没有特殊异常现象不要急于向调度询问事故情况 。2.1.3 发生下列情况之一时，无需联系调度即可进行操作2.1.3.1 人身或设备安全遭受直接威胁，非立即停电不能解决时；2.1.3.2 设备有严重异常或有明显缺陷并继续发展，不立即停电即可造成重大事故或重要设备损坏时；2.1.3.3 所用电全停或部分停电恢复其电源的操作；2.1.3.4 按规程明确规定的可不请示调度即可进行操作事故处理。2.1.3.5 由于监控系统不能进行远方复归和自动复归保护及自动装置信号，当保护装置再次动作时，监控系统将不能发出保护动作信号，鉴于此特点，为了运行人员进行正确判断和处理事故，特作如下规定：1) 变电所发生事故和异常时，值班人员必须及时到现场复归保护及自动装置信号；2) 复归信号前若需远方进行强送操作时：如果强送成功，运行人员必须及时到现场复归信号，认真记录保护和自动装置动作情况；如果强送失败，运行人员到现场复归信号后，必须和集控站监控人员核对保护及自动装置动作信号，详细掌握保护及自动装置动作次数和顺序，分析确定是开关强送到永久性故障再次跳闸，还是远方遥控失灵，如果判断为开关再次跳闸，禁止进行强送，汇报调度（建平供电分公司生产领导），如果判断为遥控失灵，应同时上报生产领导和有关专业部门，确定是否改为就地强送，运行人员不得擅自进行就地强送。2.2 线路事故处理2.2.1 单电源线路跳闸,重合闸重合不成功或未动及重合闸停用时（非因线路有作业）,可以立即强送一次,之后报告调度。2.2.2 电源联络线跳闸,必须联系调度之后再强送,以防止非同期合闸.2.2.3 并列线路或环状回路中任意一条线路跳闸,由于供电不间断,一般应联系调度,在调度的统一指挥下进行处理,或按事先规定的事故处理方法进行.2.2.4 电源联络线或环网线路在一侧解列变为单电源线路运行时,按电源线路事故处理原则进行.2.2.5 线路跳闸时有下列情况之一者,不许强送电:2.2.5.1 充电线路跳闸时.2.2.5.2 低频减载动作线路跳闸.2.2.5.3 带电作业的线路跳闸.2.2.5.4 拉闸限电结束或线路作业完毕恢复其送电时保护动作跳闸.2.2.5.5 有明显故障象征(如火光、爆炸声、系统振荡等)2.2.5.6 开关有严重缺陷不能运行者.2.2.5.7 开关已达到规定的允许跳闸次数应停电检修者.2.2.5.8 电力电容器保护动作跳闸.2.2.6 由于开关有缺陷或开关达到允许跳闸次数需停电检修而不能送电时,应考虑用旁路开关代送.2.2.7 10千伏配电线路跳闸，送出后,在24小时内前一次故障未查明愿因或虽查明原因但缺陷尚未消除,再跳闸时不再强送。2.2.8 线路越级跳闸造成母线停电时的事故处理:2.2.8.1 应根据监控机显示的信号、继电保护及自动装置动作情况、数据变化情况等迅速判断出故障性质。2.2.8.2 当因线路开关拒动越级跳闸造成母线停电时处理如下：2.2.8.2.1 到现场就地拉开故障线路开关。2.2.8.2.2 将小车开关摇至试验位置。2.2.8.2.3 对母线及各配出口线路恢复送电。2.2.8.2.4 通知有关单位查找故障开关拒动的原因。2.2.8.3 当因线路保护拒动越级跳闸造成母线停电时处理如下：2.2.8.3.1 拉开连接母线上的所有断路器。2.2.8.3.2 合上越级跳闸的断路器。2.2.8.3.3 逐条线路试送电，发现故障线路后将该线路停电。2.2.8.3.4 对母线及各配出口线路恢复送电。2.2.8.3.5 将小车开关摇至试验位置。2.2.8.3.6 通知有关单位查找故障保护拒动的原因。2.3 变压器的事故处理2.3.1 巡视变压器时,发生下列情况之一时，无需联系调度即可进行就地操作,事后由当值人员统一向调度汇报:2.3.1.1 变压器内部音响很大,且很不均匀,有较大的噼啪放电声响.2.3.1.2 油枕或防爆筒破裂及压力释放器动作,向外喷油喷火.2.3.1.3 套管闪络,炸裂或端头熔断.2.3.1.4 变压器着火. 2.3.2 变压器跳闸时，应首先根据继电保护及自动装置的动作情况和事故跳闸当时的外部现象（电网短路、主变备自投动作等）判断故障愿因，并进行处理。2.3.2.1 若主保护(瓦斯、差动、速断等)动作，或虽未动作但跳闸时有明显故障征象（爆炸声、火光、烟等）未查明原因消除故障前不得送电。2.3.2.2 如只有过流保护(或复合电压过流保护)动作,检查主变及相关设备无问题（包括二次回路及设备）即可送电。2.3.2.3 有备用变压器或有备用电源的变电所，运行变压器跳闸时应投入备用变压器或备用电源，然后检查跳闸的变压器。2.3.3 变压器轻瓦斯动作时的处理方法:2.3.3.1 检查变压器有无异常,查明保护动作原因(如进入空气、漏油致使油面下降或二次回路故障等)。2.3.3.2 严格监视变压器的运行情况,如电流、电压、功率、温度等。2.3.3.3 按“气体继电器取气方法”收集气体，通过收集的气体数量、颜色、可燃性来鉴别气体性质。气体的性质可按下表鉴别：气体颜色故障性质无色无味不可然空气黄色不易然木质故障浅灰色、带强烈臭味、可然纸或纸板故障灰色或黑色易燃油故障2.3.3.4 试验人员对气体和绝缘油进行色谱分析。2.3.3.5 根据综合分析,确定是否停运。2.3.4 变压器重瓦斯保护动作的处理方法:2.3.4.1 重瓦斯动作跳闸后，在未判明故障性质以前不得试送电。2.3.4.2 检查呼吸器通道是否不畅、排气未尽或有无喷油、损坏引起等异常现象。2.3.4.3 立即收集气体。2.3.4.4 查明原因判断故障性质:如气体为空气,测变压器绝缘电阻合格(与上次测试值比无明显变化),经值班调度员同意可以投入运行。2.3.4.5 重瓦斯保护误动或二次回路故障,经值班调度员同意后,将重瓦斯保护由跳闸改信号(其它保护必须在使用中)主变可投入运行。2.3.4.6 由试验人员对气体和绝缘油进行色谱分析。2.3.5 变压器差动保护动作的处理方法:2.3.5.1 到现场检查差动保护范围内的一次设备,二次回路判明原因。2.3.5.2 故障明显可见(如变压器故障、引出线故障等)将该变压器退出运行。2.3.5.3 故障不明显,未发现故障点,变压器的其它保护也未动作,通过高压试验、绝缘油化验后都合格，经当值调度员同意后变压器可以投入运行。2.3.5.4 由于差动保护误动或二次回路故障在取得当值调度员同意后将差动保护停用(其它保护必须在使用中)变压器可以投入运行。2.4 互感器的事故处理2.4.1 互感器发生下列之一情况时，应立即汇报调度停电处理2.4.1.1 严重发热、冒烟发出焦味；2.4.1.2 内部有放电或其他异常声音；2.4.1.3 瓷套表面有火化放电现象；2.4.1.4 电流互感器二次回路开路时。(电流互感器发生异常声音，该电流互感器回路电流表、功率表，指示降低或为零，电能表转速减慢，开路点有打火现象及火化放电声音等)2.5 避雷器的事故处理当发现避雷器内部有异常音响或瓷套有炸裂放电现象时，禁止使用隔离开关切除避雷器，此时可用有关断路器或采取人工接地转移的方法切除避雷器。2.6 全站停电的事故处理2.6.1 变电站全停,一般是因母线故障或故障线路开关、保护拒动造成，亦可能因外部电源全停造成的。要根据监控机的数据指示，保护及自动装置动作情况，开关信号及事故现象，判断事故情况，立即汇报调度，并且迅速采取措施。2.6.2 多电源结线的单一电源受电的变电所全停,如检查本所无问题,应立即以停电倒闸方式倒至备用电源受电.多电源联系的变电所全停时,应立即将多电源间可能联系的断路器拉开,防止突然来电造成非同期合闸.2.6.3 无论是单电源或多电源受电的变电所全停,而所向用户供电的线路(该线路末端又无电源)的开关保护未动作,不应拉开开关,除调度有特殊规定的例外.2.6.4 变电所全停是因本所设备故障造成的,当值人员应立即将故障设备隔离后,恢复非故障设备的正常运行。2.7 系统单相接地时的故障处理。2.7.1 10千伏发生单相接地时，应立即将接地发生的时间、三相电压指示、小电流接地系统电流等情况汇报调度，对站内设备进行巡视检查。2.7.2 系统在接地故障下运行时,值班人员应监视系统电压，连续运行时间超过2小时应联系调度进行处理。2.7.3 当10千伏系统发生接地故障时,按规定的接地选择顺序用“拉、合”的方法进行选择,当选择出故障线路后汇报调度进行处理。2.8 直流系统的事故处理:发生直流系统接地时应立即汇报调度,首先检查是否是由于检修、试验人员工作不慎造成的，然后再分析查找可能引起接地的原因。查找时一般采取拉路选择的方法进行，本着先次要后重要、先室外后室内的原则进行选择，选择中拉任意支路不得超过3秒钟。处理步骤：（可参照执行）1)停止直流回路的作业2)通过直流绝缘监察系统检查是正极接地还是负极接地3)对有作业回路进行检查4)根据天气等实际情况对变电所有关直流回路进行巡视检查5)对变电所直流回路进行检查和接地选择6)事故照明回路7)试验电原回路8)备用设备直流回路9)断路器直流储能回路 10)信号回路11)故障录波器等装置的电源回路12)自动化设备电源回路13)户外合闸回路14)户内合闸回路15)变电所各控制回路16)变电所各保护回路17)蓄电池18)直流母线和充电机注意事项：发生直流接地时应立即报告调度，并迅速检查处理。处理时首先利用直流接地选线仪，查找接地路数，然后根据路数进一步确定具体位置，雷雨天气，需检查户外机构箱、端子箱、主变本体等，如无法确定或选线仪故障可考虑拉路选择。直流接地时，应立即停止在二次回路上的工作；处理直流接地时，防止造成直流短路和另一点接地；在选拉信号、控制电源时必须先停用容易引起误动的保护压板后进行，停用保护的时间要尽量短。禁止使用万用表测量直流接地3 设备运行维护管理3.1 设备缺陷管理3.1.1 在额定条件下运行或备用的设备上发生了影响安全运行的异常现象，或存在达不到一级设备条件的缺陷，叫做设备缺陷。缺陷可分为3大类：1）危急缺陷：设备或建筑物发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电和火灾等事故。2）严重缺陷：对人身或设备有严重威胁，暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。3）一般缺陷：上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷，指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷。3.1.2 有关人员发现设备缺陷后，无论消除与否均应由值班人员做好记录。发现危急、严重缺陷应立即上报。危急缺陷要立即进行处理，严重缺陷应视具体情况尽快处理或采取其它措施防止造成事故。对一般缺陷可列入计划进行处理。3.1.3 站长或技术员应每周检查一次本所设备缺陷及消除情况，对本站设备运行情况、设备缺陷做到心中有数，对未消除的缺陷要加强巡视，并督促尽快处理。3.1.4 加强缺陷管理，规范缺陷记录簿的填写，严格执行缺陷传递单制度，实行缺陷的闭环管理。危急缺陷立即处理不需后补缺陷单。3.2 设备巡视管理3.2.1 变电所设备巡视检查，一般分为正常巡视、熄灯巡视和特殊巡视。3.2.2 对66千伏变电站设备巡视检查每月至少2次。必要时应增加巡视次数。3.2.3 值班人员必须认真按时巡视设备，并填好设备巡记录，并在运行记录簿上记录巡视结果，巡视要按照指定的巡视路线（包括全部设备）进行，保证巡视到位，对设备异常状态要做到及时发现，认真分析，由值长或队长（副队长、技术员）准确确定缺陷性质，正确处理，填好缺陷记录簿、缺陷传递单，进PMS流程并向有关上级领导汇报。3.2.4 66千伏变电站每月应进行熄灯夜巡一次，内容是检查设备有无电晕、放电，接头有无过热现象，同时做好记录。3.2.5 当遇有下列情况时，应增加巡视次数，或进行特殊巡视，并做好记录：1)设备接近或达到满负荷以及负荷有显著增加时；2)设备经过检修、改造或长期停运后重新投入系统运行，新安装的设备投入系统运行时；3)设备缺陷近期有发展时；4)恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑的现象时；5)设备有缺陷，监视运行时；6)法定节、假日及上级通知有重要供电任务期间；3.2.6 单人巡视时，必须遵守电业安全工作规程中的有关规定。3.2.7 操作队队长（专工）一般应每月巡视一次。3.3 设备验收管理3.3.1 凡新建、扩建、改造、大小修、预试的一、二次设备的工作完成后，必须经过质量验收合格设备验收工作结束后，应按照有关要求填写有关检修、试验记录，并履行相关手续。交接手续手续完备，方能投入系统运行。3.3.2 对于运行中设备大小修、预试的验收，要按照上级颁发的有关技术标准、规程规定和设备运行维护说明书等，编制设备验收卡由运行人员逐项验收、试验，验收合格，运行、检修双方在验收卡上签字后方可投入运行，设备验收卡要存入设备档案。3.3.3 对运行中变电站的改造、扩建的新上设备，在投运前，要对现场运行规程进行修订或增加补充运行规定，对现场运行规程的修改和补充要严格履行审查、审批手续。在设备验收时除填写验收卡外，还要对交代的运行维护规定和有关规程、资料进行验收。3.3.4 66千伏变电所扩建、改建和技改项目，由供电公司主管生产领导组织生产、运行等相关部门进行验收合格后，并由供电公司生产副总经理或总工程师批准后，方可投入电网运行，并报省公司有关部门备案。3.3.5 设备的安装或检修，在施工过程中，中间验收需要变电所配合时，操作队队长应指定专人配合进行，其隐蔽部分，施工单位应做好记录。3.3.6 检修、试验、调试等工作完成后，有关修试人员将检修试验项目、数据记入相应检修记录簿中，并注明是否可以投入运行，当班运行人员检查无疑后方可办理完工手续。每次检修后应对防误装置的功能进行确认。3.3.7 验收的设备个别项目未达到验收标准，而系统急需投入运行时，需经供电公司总工程师批准并备案。3.4 变压器3.4.1 正常巡视项目3.4.1.1 变压器储油柜的油位是否与温度相对应，各部位是否有渗、漏油。3.4.1.2 套管油位是否正常、套管是否清洁、有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。3.4.1.3 变压器声响是否正常。3.4.1.4 各运行冷却器手感温度是否相近，风扇、油泵、油流继电器是否工作正常。3.4.1.5 呼吸器是否完好。3.4.1.6 引线接头、电缆、母线是否有发热迹象，导线驰度是否适当。3.4.1.7 压力释放阀或安全气道防爆膜是否完好无损。3.4.1.8 气体继电器内是否充满油和二次端子箱是否关严，有无受潮现象。3.4.1.9 变压器箱体外壳有无异常发热现象。3.4.1.10 各部位的接地是否完好，必要时应测量铁心接地电流。3.4.1.11 各种标志是否齐全明显。3.4.1.12 各种保护装置是否齐全良好。3.4.1.13 消防设施是否齐全完好。3.4.1.14 储油池和排油设施是否保持良好状态。3.4.1.15 主变压器在运行中，当主变上层油温达到55或主变负荷达到额定负荷的70时，应将主变冷却器投运。顶层油温不得超过95，不得经常超过85；3.4.2 特殊巡视项目3.4.2.1 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查1)大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。2)设备变动后的巡视。3)设备新投入运行后的巡视。4)设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视。5)异常情况下的巡视。主要是指：过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视。6)设备缺陷近期有发展时、法定休假日、上级通知有重要供电任务时，应加强巡视。7)队长应每月进行一次巡视。3.4.2.2 新投入或经过大修的变压器的巡视要求1)变压器声音应正常，如发现响声特大，不均匀或有放电声，应认为内部有故障。2)油位变化应正常，应随温度的增加略有上升，如发现假油面应及时查明原因。3)用手触及每一组冷却器，温度应正常，以证实冷却器的有关阀门已打开。4)油温变化应正常，变压器带负荷后，油温应缓慢上升。5)应对新投运变压器进行红外测温。3.4.2.3 异常天气时的巡视项目和要求1)气温骤变时，检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。各密封处有否渗漏油现象。2)雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。3)浓雾、毛毛雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。雷雨天气（检查应在雷雨过后）有无放电闪络现象，避雷器放电记录仪动作情况；大雾天气检查套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分；下雪天气应根据积雪溶化情况检查接头发热部位。检查引线积雪情况，为防止套管因过度受力引起套管破裂和渗漏油等现象，应及时处理引线积雪过多和冰柱。3.4.2.4 高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。必要时，可启动备用冷却器。3.4.2.5 异常情况下的巡视项目和要求在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级部门和做好记录。1）系统发生外部短路故障后，或中性点不接地系统发生单相接地时，应加强监视变压器的状况。2）运行中变压器冷却系统发生故障，切除全部冷却器时，应迅速汇报有关人员，尽快查明原因。在许可时间内采取措施恢复冷却器正常运行。当“冷却器故障”发信号时，应到现场查明原因尽快处理，处理不了，投备用冷却器。并汇报调度等候处理。3）变压器顶层油温异常升高，超过制造厂规定或大于75时，应按以下步骤检查处理：检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；核对温度测量装置；检查变压器冷却装置的通风情况。4）若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则应将变压器的负载调整至规程规定的允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。变压器在各种超额定电流方式下运行，若油温持续上升应立即向调度部门汇报，一般顶层油温应不超过105；当变压器油位计