变电站现场运行规范管理规定1028晚 (修复的).doc

国家电网公司变电站现场运行规程管理规定第一章 总则第一条 为规范国家电网公司变电站现场运行规程的管理，实现变电站现场运行管理的标准化、规范化，保障变电站安全稳定运行，依据国家法律法规及公司有关规定，制定本规定。第二条 本规定明确了变电站现场运行规程的职责分工、一般规定、主要内容、编制与审批等方面的规范化要求，对变电站现场运行规程格式及审批格式进行了统一、规范。第三条 为发挥集约化优势、减轻一线负担、便于修订，变电站现场运行规程分为“通用规程”与“专用规程”两部分。第四条 按照 “运检部牵头、按专业管理、分层负责”原则，开展变电站现场运行规程编制、修订、审核与审批等工作。第五条 本规定适用于公司总（分）部、各单位及所属各级单位（含全资、控股、代管单位）35千伏-1000千伏电压等级交流变电站现场运行规程的管理工作。第二章 职责分工第六条 国网运检部履行以下职责（1） 负责变电站现场运行规程的归口管理，负责一次设备及辅助设施等专业管理。（2） 负责牵头组织变电站智能设备运行导则和1000千伏设备运行导则的编制和修订，直接负责一次设备及辅助设施等部分的编制和修订工作。（3） 负责与安质部、信通部、国调中心等部门沟通协调变电站现场运行规程相关工作。第七条 国网安质部履行以下职责（1） 负责变电站防止误操作安全管理（具体界面按照关于印发国家电网公司防止电气误操作安全管理规定（国家电网安质（2006）904号）文件执行，下同）。（2） 参加变电站智能设备运行导则和1000千伏设备运行导则的会审会签工作，提出修订意见。第八条 国网信通部履行以下职责（1） 负责变电站通信设备的专业管理（具体界面按照国家电网公司关于修订印发“三集五大”体系建设方案的通知国家电网体改20131326号文件执行，下同）。（2） 负责智能变电站通信设备运行导则的编制和修订工作。第九条 国调中心履行以下职责（1） 负责变电站二次设备（主要包括继电保护、安全自动装置和自动化装置等，具体界面划分按照国调中心、 国网运检部关于印发变电站（换流站） 继电保护与相关一、 二次设备专业管理职责分工 的通知（调继2014 19 号）文件执行，下同）的专业管理。（2） 负责变电站智能设备运行导则和1000千伏设备运行导则中二次设备的编制和修订工作。第十条 省（自治区、直辖市）电力公司（含国网运行公司，以下统称“省公司”）运检部履行以下职责（1） 负责本单位变电站现场运行规程的归口管理，负责一次设备及辅助设施等专业管理。（2） 负责牵头组织本单位35千伏-1000千伏变电站现场运行通用规程的编制和修订，直接负责一次设备及辅助设施等部分的编制和修订工作。（3） 负责与省公司安质部、调控中心等部门沟通协调变电站现场运行规程相关工作。第十一条 省公司安质部履行以下职责（1） 负责变电站防止误操作安全管理。（2） 参加变电站现场运行通用规程的会审会签工作，提出修订意见。第十二条 省公司电力调控中心履行以下职责 （一）负责变电站二次设备的专业管理。 （二）负责组织本单位变电站现场运行通用规程二次设备的编制和修订工作。第十三条 省检修公司、地（市）公司（以下简称“地市公司”）运检部履行以下职责（1） 负责本单位所辖变电站现场运行专用规程的归口管理，负责一次设备及辅助设施等专业管理。（2） 负责牵头组织本单位35千伏-1000千伏变电站现场运行专用规程的编制和修订，直接负责一次设备及辅助设施等部分的编制和修订工作。（3） 负责与安质部、调控中心等相关部门沟通协调现场运行专用规程编审工作。第十四条 地市公司安质部应履行以下职责（1） 负责本单位所辖变电站防止误操作安全管理。（2） 参加本单位所辖变电站现场运行专用规程的会审会签工作，提出修订意见。第十五条 地市公司调控中心履行以下职责（1） 负责所辖变电站二次设备的专业管理。（2） 负责组织所辖变电站现场运行专用规程二次设备的编制和修订工作。第十六条 各级运维单位（含省检修公司、市检修公司、县公司检修建设工区）履行以下职责（1） 负责所辖变电站一、二次设备及辅助设施的具体运行工作。（2） 按照运检、安质、调控等专业管理规定，结合变电站现场实际，负责所辖变电站现场运行专用规程的具体编制修订工作。（3） 负责培训并严格执行变电站现场运行规程（含“通用规程”与“专用规程”，下同）。第十七条 各级信通公司（含省信通公司、市信通公司）履行以下职责（1） 负责所辖变电站通信设备的具体运行工作。（2） 负责所辖变电站通信设备运行规程的编制修订工作。第三章 一般规定第十八条 变电站现场运行规程是变电站运行的依据，每座变电站均应具备变电站现场运行规程。第十九条 变电站现场运行规程应涵盖变电站一次、二次设备及辅助设施的运行、操作注意事项、故障及异常处理等内容。通信设备单独制定运行规程，不包含在变电站现场运行规程中。第二十条 新建变电站（改、扩建间隔设备）投运前一周应具备变电站现场运行规程，之后每年应进行一次复审、修订，每五年进行一次全面的修订、审核并印发。第二十一条 变电站现场运行规程应依据国家、行业、公司颁发的规程、制度、反事故措施，运检、安质、调控等部门专业要求，图纸和说明书等，并结合变电站现场实际情况编制。第二十二条 变电站现场运行规程编制、修订与审批应严格执行管理流程，并填写变电站现场运行规程编制（修订）审批表，详见附件1。变电站现场运行规程编制（修订）审批表应与现场运行规程一同存放。第二十三条 变电站现场运行通用规程由省公司组织编制，由各省公司分管领导组织运检、安质、调控等专业部门会审并签发执行。按照变电站电压等级分册，采用 “省公司名称+电压等级+变电站现场运行通用规程”形式命名（例如： 国网冀北电力有限公司500千伏变电站现场运行通用规程）。“通用规程”主要对变电站运行提出通用和共性的管理和技术要求，适用于本单位管辖范围内各电压等级变电站。内容详见附件2。第二十四条 变电站现场运行专用规程由省检修公司、地市公司组织编制，由分管领导组织运检、安质、调控等专业会审并签发执行。每座变电站应编制独立的“专用规程”，采用“单位名称+电压等级+名称+变电站现场运行专用规程”的形式命名（例如：国网张家口供电公司220千伏上花园变电站现场运行专用规程）。“专用规程”主要结合变电站现场实际情况提出具体的、差异化的、针对性的管理和技术规定，仅适用于该变电站。内容详见附件3。第二十五条 变电站现场规程格式按照DL/T 600-2001电力行业标准编写基本规定、国家电网公司技术标准管理办法编排。样式详见附件2、附件3。 第二十六条 变电站现场运行规程应在运维班、变电站及对应的调控中心同时存放并且运维人员人手一册。第二十七条 运维人员应经过所辖变电站现场运行规程的培训，并考试合格后方可上岗。每年应至少组织一次全体在岗运维人员现场运行规程考试。变电站现场运行规程修编后一周内应组织专项培训和考试。第四章 编制、修订及审批流程第二十八条 变电站现场运行通用规程编制及审批流程（1） 省公司运检部提出编制需求，组织各专业部门启动编制工作，应按1000、750、500、330、220、110千伏及以下变电站分类编制。（2） 省公司运检部负责变电站一次设备及辅助设施等部分，调控中心负责变电站二次设备部分的编制和修订工作。（3） 省公司运检部组织相关专业部门及运维单位相关技术人员集中研讨，形成征求意见稿，下发征求意见，并根据意见进行修改完善。（4） 省公司运检部组织填写变电站现场运行规程编制（修订）审批表，向省公司分管领导提出会审与签发建议。（5） 省公司分管领导组织本单位安质、调控等部门会审，会审通过并签发执行。第二十九条 变电站现场运行通用规程修订及审批流程（1） 当发生下列情况时，应修编变电站现场运行通用规程。1.当国家、行业、公司发布最新技术政策，通用规程与此冲突时。2.当上级专业部门提出新的管理或技术要求，通用规程与此冲突时。3.当发生事故教训，提出新的反事故措施后。4.当执行过程中发现问题后。（2） 当发生上述情况时，由运检安质、调控等专业提出修订需求并组织专业技术人员编制，形成征求意见稿，下发征求意见，并根据意见进行修改完善。（3） 需求提出部门组织填写变电站现场运行规程编制（修订）审批表，向省公司分管领导提出会审与签发建议。（4） 省公司分管领导组织本单位运检、安质、调控等部门对修改部分进行会审，会审通过后签发变电站现场运行规程编制（修订）审批表。（5） 运检部对修改内容负责归口整理，统一发布执行。第三十条 变电站现场运行专用规程编制及审批流程（1） 地市公司运检部制定新建变电站（改、扩建间隔设备）运行专用规程编制计划并组织运维单位启动编制工作。（2） 变电运维班负责编制变电站一次设备及辅助设施等部分，变电二次运检班负责编制变电站二次设备部分。（3） 地市公司运检部组织本单位安质、调控等专业部门及技术人员集中研讨并修改完善。（4） 地市公司运检部组织填写变电站现场运行规程编制（修订）审批表，向分管领导提出会审与签发建议。（5） 分管领导组织本单位安质、调控等部门会审，会审通过并签发执行。第三十一条 变电站现场运行专用规程修订及审批流程（1） 当发生下列情况时，应修编变电站现场运行专用规程。1.通用规程发生改变，专用规程与此冲突时。2.当各级专业部门提出新的管理或技术要求，专用规程与此冲突时。3.当变电站设备、环境、系统运行条件等发生变化时。4.当发生事故教训，提出新的反事故措施后。5.当执行过程中发现问题后。（2） 当发生上述情况时，由运检、安质、调控等专业提出修订需求并组织专业技术人员编制、研讨并修改完善。（3） 需求提出部门组织填写变电站现场运行规程编制（修订）审批表，向分管领导提出会审与签发建议（4） 分管领导组织本单位运检、安质、调控等部门对修改部分进行会审，会审通过后签发变电站现场运行规程编制（修订）审批表。（5） 运检部对修改内容负责归口整理，统一发布执行。第三十二条 变电站现场运行规程每年进行一次复审，由各级运检部组织，审查流程参照编制流程执行。不需修订的，也应在变电站现场运行规程编制（修订）审批表中出具 “不需修订，可以继续执行”的意见，并经各级分管领导签发执行。第三十三条 变电站现场运行规程每五年进行一次全面修订，由各级运检部组织，修订流程参照编制流程执行，经全面修订后重新发布，原规程同时作废。第三十四条 通用规程审批表的编号原则为：单位名称+运规审批+年份+编号(例如：国网冀北电力有限公司2014年第一份审批表，编号为 国网冀北运规审批2014001号)。专用规程审批表的编号原则为：单位名称+运规审批+年份+编号（例如：国网秦皇岛供电公司2014年第一份审批表，编号为国网秦皇岛运规审批2014001号）。第五章 主要内容第三十五条 变电站现场运行通用规程包括以下内容(一) 规程的引用标准、适用范围、总的要求。(二) 系统运行的一般规定。(三) 一次设备倒闸操作、继电保护及安全自动装置投退操作（包含智能设备）等的一般原则与技术要求。(四) 一、二次设备及辅助设施（包含智能设备）等的巡视与检查、运行注意事项、检修后验收、故障及异常处理。(五) 变电站事故处理原则。第三十六条 变电站现场运行专用规程包括以下内容(一) 变电站简介(二) 系统运行 （含调度管辖范围、正常运行方式、特殊运行方式和系统事故处理等）(三) 一、二次设备及辅助设施（包含智能设备）的型号与配置，主要运行参数，主要功能，可控元件（空开、压板、切换开关等）的作用与状态，运行与操作注意事项，检修后验收，故障及异常处理等。(四) 典型操作票（一次设备停复役操作，运行方式变更操作，继电保护及安全自动装置投退操作等）。 (五) 图表（一次系统主接线图、交直流系统图、交直流系统空开保险级差配置表、保护配置表等）。第六章 附则第三十七条 本规定由国网运检部负责解释并监督执行。第三十八条 本规定自发布之日起施行。附件1 编号：XXXX运规审批2014001 变电站现场运行规程编制（修订）审批表规程名称： 修编原因:修编内容（修编范围及主要条款）：编写人员（签字）：编写负责人： 年 月 日 会审人员（签字）： 年 月 日安质部意见： 审核人： 年 月 日 调控中心意见： 审核人： 年 月 日运检部意见： 审核人： 年 月 日 分管领导意见： 签发人： 年 月 日附件2变电站现场运行通用规程模板国网陇南供电公司110千伏变电站现场运行通用规程2014年11月XXX千伏变电站现场运行通用规程 目 次1.适用范围错误！未定义书签。2.规范性引用文件错误！未定义书签。3.术语定义错误！未定义书签。3.1设备类术语定义错误！未定义书签。3.2倒闸操作类术语定义错误！未定义书签。3.3事故处理类术语定义错误！未定义书签。4.倒闸操作错误！未定义书签。4.1倒闸操作一般原则基本要求错误！未定义书签。4.2倒闸操作程序错误！未定义书签。4.3各类倒闸操作技术要求错误！未定义书签。4.3.1主变操作错误！未定义书签。4.3.2线路操作错误！未定义书签。4.3.3电抗器、电容器操作错误！未定义书签。4.3.4母线操作错误！未定义书签。4.3.5旁路开关操作错误！未定义书签。4.3.6隔离开关操作错误！未定义书签。4.3.7电压互感器操作错误！未定义书签。4.3.8消弧线圈操作错误！未定义书签。4.3.9同期操作错误！未定义书签。4.3.10无功电压调整操作错误！未定义书签。4.3.11站用变操作错误！未定义书签。4.3.12高压串联补偿装置操作错误！未定义书签。4.3.13保护及安全自动装置操作基本原则错误！未定义书签。4.3.14验电接地操作要求错误！未定义书签。4.3.15遥控操作要求错误！未定义书签。4.3.16顺控操作要求错误！未定义书签。5.一次设备错误！未定义书签。5.1变压器（高压电抗器）错误！未定义书签。5.1.1概述错误！未定义书签。5.1.2巡视与检查错误！未定义书签。5.1.3运行注意事项错误！未定义书签。5.1.4主变检修后验收错误！未定义书签。5.1.5主变故障及异常处理错误！未定义书签。5.2高压断路器错误！未定义书签。5.2.1概述错误！未定义书签。5.2.2巡视与检查错误！未定义书签。5.2.3运行注意事项错误！未定义书签。5.2.4检修后的验收错误！未定义书签。前 言为规范110千伏变电站运行管理，保证设备的安全运行，甘肃省电力公司组织编写了110千伏变电站现场运行通用规程。本规程主要针对110千伏变电站系统运行，一次设备倒闸操作、继电保护及安全自动装置投退操作，一、二次设备及辅助设施等的巡视与检查、运行注意事项、检修后验收、故障及异常处理，变电站事故处理原则等提出了通用要求，适用于全部110千伏变电站。对变电站现场运行具有特殊要求的，应在变电站现场运行专用规程中加以明确。本通用规程与专用规程共同组成变电站现场运行规程。本规程由甘肃省电力公司提出并负责解释。本规程起草单位：本规程主要起草人：本规程*年*月*日首次发布。1. 适用范围本规程规定了110千伏变电站设备运行管理工作要求，适用于110千伏变电站设备通用运行管理。2. 规范性引用文件国家法律国家标准行业标准企业标准国网制度与规定省公司规定3. 术语定义3.1 设备类术语定义3.2 倒闸操作类术语定义3.3 事故处理类术语定义4. 倒闸操作4.1 倒闸操作一般原则基本要求简要说明，与倒闸操作规范一致4.2 倒闸操作程序简要说明，与倒闸操作规范一致4.3 各类倒闸操作技术要求详细说明各类倒闸操作的技术要求4.3.1 主变操作4.3.1.1. 主变停送电顺序4.3.1.2. 主变并列操作的要求、方法4.3.1.3. 主变中性点操作的要求4.3.1.4. 主变操作对保护、无功自动投切、各侧母线、站用电等的要求4.3.2 线路操作4.3.2.1. 线路操作的原则4.3.2.2. 线路操作对电压互感器的要求4.3.2.3. 线路验电的方法与要求4.3.2.4. 特殊线路停送电的要求，如带高抗、带串补、带站用变的线路4.3.3 电抗器、电容器操作4.3.3.1. 电抗器、电容器操作的要求4.3.3.2. 电抗器、电容器操作对母线、无功的影响及要求4.3.4 母线操作4.3.4.1. 母线停复役操作的原则与要求4.3.4.2. 倒母线操作的原则与要求4.3.5 旁路开关操作4.3.5.1. 旁路转带线路操作的原则与方法4.3.5.2. 旁路转带主变操作的原则与方法4.3.5.3. 旁路兼母联、母联兼旁路操作的原则与方法4.3.5.4. 线路经旁路母线串供操作的原则与方法4.3.6 隔离开关操作4.3.6.1. 允许隔离开关操作的范围4.3.6.2. 隔离开关操作的规定4.3.7 电压互感器操作电压互感器操作原则与要求4.3.8 消弧线圈操作消弧线圈操作原则与要求4.3.9 同期操作4.3.9.1. 同期并列操作的方法与要求4.3.9.2. 同期合环操作的方法与要求4.3.10 无功电压调整操作4.3.10.1. 无功电压调整的方法（分接头、电容器与电抗器） 4.3.10.2. 无功电压调整的规定与策略4.3.11 站用变操作站用电操作的原则与要求4.3.12 高压串联补偿装置操作高压串联补偿装置操作的原则与要求4.3.13 保护及安全自动装置操作基本原则保护及安全自动装置操作的原则与要求4.3.14 验电接地操作要求4.3.14.1. 验电接地操作的步骤与要求4.3.14.2. 直接验电与间接验电的规定4.3.14.3. 验电接地操作对天气的要求4.3.14.4. 高压电抗器、电容器接地操作的要求4.3.15 遥控操作要求4.3.15.1. 对遥控回路各切换开关的规定4.3.15.2. 调控操作的规定4.3.16 顺控操作要求4.3.16.1. 对顺序操作的规定与要求4.3.16.2. 顺序操作的方法5. 一次设备5.1 变压器（高压电抗器）5.1.1 概述 概述变压器在电力系统中的作用是变换电压，传输功率。主要组成部件有：铁心、绕组、油箱、油枕、呼吸器、防爆管、散热器、绝缘套管、分接开关、气体继电器、温度计、净油器等。5.1.2 巡视与检查5.1.2 正常巡视项目5.1.2.1 主变的运行电压、电流不得超过额定值，无异常信号，保护应正常投入。5.1.2.2 主变各个部位不得有异常的震动和噪音。5.1.2.3 油枕的油位计和有载调压开关的油位计随环境温度变化而变化，油色应正常。当发出报警时，应及时分析，并上报专业人员处理。5.1.2.4 油温表应指示正常，就地温度计与远方温度表差值不得超过5（否则应校正温度表），温度计内不应有潮气。5.1.2.5 主变各充油部位无渗漏油现象。5.1.2.6 各接头无松动、发热现象，导线无断股、过热现象，观察各接头夜间无发热，雨天无冒气，雪天无融雪过快现象。5.1.2.7 套管油色应正常，油位随温度变化保持正常变化，应无渗、漏油，应无脏污、裂纹、放电、闪络痕迹。5.1.2.8 检查主变本体及有载调压瓦斯继电器应无渗漏油现象，防雨帽应完好，瓦斯继电器内应无气体，无进水现象。呼吸器中的吸潮剂变色程度在2/3以内。5.1.2.9 有载调压开关位置指示应与控制室指示相符。5.1.2.10 压力释放器应密封良好，无渗油现象和变位、变形的迹象。5.1.2.11 变压器外壳接地应良好，中性点接地引下线应完好无锈蚀断裂。5.1.2.12 变压器的特殊巡视项目5.1.2.13 过负荷时：监视负荷、油温和油位的变化，接头试温蜡片无融化现象。5.1.2.14 大风天气：监视引线摆动情况及有无搭挂杂物。5.1.2.15 雷雨天气：监视瓷套管有无放电闪络现象，避雷器的放电记录器动作情况。5.1.2.16 大雾天气：监视瓷套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分。5.1.2.17 下雪天气：根据积雪融化情况检查接头发热部位，及时处理冰棒。5.1.2.18大短路故障后：检查有关设备、接头有无异状。5.1.3 运行注意事项5.1.3.1防止变压器过载运行。如果长期过载运行，会引起线圈发热，使绝缘逐渐老化，造成闸间短路，相间短路或对地短路及油的分解。5.1.3.2保证绝缘油质量。变压器绝缘油在储存，运输或运行维护中，若油质量差或杂质，水分过多，会降低绝缘强度。当绝缘强度降低到一定值时，变压器就会短路而引起电火花，电弧或出现危险温度。因此，运行中变压器应定期化验油质，不合格的油应及时更换。5.1.3.3防止变压器铁芯绝缘老化损坏。铁芯绝缘老化或夹紧螺栓套管损坏，会使铁芯产生很大的涡流，引起铁芯长期发热造成绝缘老化。5.1.3.4防止检修不慎破坏绝缘。变压器检修吊芯时，应注意保护线圈或绝缘套管，如果发现有擦破损伤，应及时处理。5.1.3.5保证导线接触良好。线圈内部接头接触不良，线圈之间的连接点、引致高、低压侧套管的接点，以及分接开关上各支点接触不良，会产生局部过热，破坏绝缘，发生短路或断路。此时所产生的高温电弧会使绝缘油分解，产生大量气体，变压器内压力加。当压力超过瓦斯断电器保护定值而不跳闸时，会发生爆炸。5.1.3.6防止电击。电力变压器的电源一般通过架空线而来，而架空线很容易遭受雷击，变压器会因击穿绝缘而烧毁。5.1.3.7短路保护要可靠。变压器线圈或负载发生短路，变压器将承受相当大的短路电流，如果保护系统失灵或保护定值过大，就有可能烧毁变压器，为此，必须安装可靠的短路保护装置。5.1.3.8保持良好接地。对于采用保护接零的低压系统，变压器低压侧中性点要直接接地当三相负载不平衡时，零线上会出现电流，当这一电流过大而接触电阻又较大时，接地点就会出现高温，引燃周围的可燃物质。5.1.3.9防止超温。变压器运行时应监视温度的变化。如果变压器线圈导线室A级绝缘，其绝缘体以纸和棉纱为主，温度的高低对绝缘和使用寿命的影响很大，温度每升高8，绝缘寿命要减少50%左右。变压器在正常温度90下运行寿命约为20年若温度升至105，则寿命为7年温度升至120，寿命仅为两年。所以变压器运行时，一定要保持良好的通风和冷却，必要时可采取强制通风，以达到降低变压器升温的目的。5.1.4 主变检修后验收5.1.5 主变故障及异常处理5.2 高压断路器5.2.1 概述5.2.2 巡视与检查5.2.3 运行注意事项5.2.4 检修后的验收5.2.5 故障及异常处理5.3 组合电器5.3.1 概述5.3.2 巡视与检查5.3.3 运行注意事项5.3.4 检修后的验收5.3.5 故障及异常处理5.4 高压隔离开关5.4.1 概述5.4.2 巡视与检查5.4.3 运行注意事项5.4.4 检修后的验收5.4.5 故障及异常处理5.5 电压互感器5.5.1 概述5.5.2 巡视与检查5.5.3 运行注意事项5.5.4 检修后的验收5.5.5 故障及异常处理5.6 电流互感器5.6.1 概述5.6.2 巡视与检查5.6.3 运行注意事项5.6.4 检修后的验收5.6.5 故障及异常处理5.7 电抗器5.7.1 概述5.7.2 巡视与检查5.7.3 运行注意事项5.7.4 检修后的验收5.7.5 故障及异常处理5.8 电力电容器5.8.1 概述5.8.2 巡视与检查5.8.3 运行注意事项5.8.4 检修后的验收5.8.5 故障及异常处理5.9 防雷及接地装置5.9.1 概述5.9.2 巡视与检查5.9.3 运行注意事项5.9.4 检修后的验收5.9.5 故障及异常处理5.10 耦合电容器5.10.1 概述5.10.2 巡视与检查5.10.3 运行注意事项5.10.4 检修后的验收5.10.5 故障及异常处理5.11 阻波器5.11.1 概述5.11.2 巡视与检查5.11.3 运行注意事项5.11.4 检修后的验收5.11.5 故障及异常处理5.12 母线、构架5.12.1 概述5.12.2 巡视与检查5.12.3 运行注意事项5.12.4 检修后的验收5.12.5 故障及异常处理5.13 电力电缆5.13.1 概述5.13.2 巡视与检查5.13.3 运行注意事项5.13.4 检修后的验收5.13.5 故障及异常处理6. 二次设备6.1 一般规定6.1.1 基本要求6.1.2 巡视与检查6.1.3 运行注意事项6.1.4 检修后的验收6.1.5 故障及异常处理6.2 变压器保护6.2.1 概述6.2.2 运行注意事项6.2.3 故障及异常处理6.3 高抗保护6.3.1 概述6.3.2 运行注意事项6.3.3 故障及异常处理6.4 母线保护6.4.1 概述6.4.2 运行注意事项6.4.3 故障及异常处理6.5 线路保护6.5.1 概述6.5.2 运行注意事项6.5.3 故障及异常处理6.6 断路器保护6.6.1 概述6.6.2 运行注意事项6.6.3 故障及异常处理6.7 电容器保护6.7.1 概述6.7.2 运行注意事项6.7.3 故障及异常处理6.8 电抗器保护1.1.1 概述1.1.2 运行注意事项1.1.3 故障及异常处理6.9 无功自动投切装置6.9.1 概述6.9.2 运行注意事项6.9.3 故障及异常处理6.10 故障录波器6.10.1 概述6.10.2 运行注意事项6.10.3 故障及异常处理6.11 保护管理机、保护信息子站6.11.1 概述6.11.2 运行注意事项6.11.3 故障及异常处理6.12 安全稳定自动装置6.12.1 概述6.12.2 运行注意事项6.12.3 故障及异常处理6.13 站端自动化系统6.13.1 概述6.13.2 运行注意事项6.13.3 故障及异常处理6.14 防误闭锁系统6.14.1 概述6.14.2 运行注意事项6.14.3 故障及异常处理6.15 其他二次设备（行波测距、同步时钟等）7. 交直流系统7.1 站用电系统7.1.1 概述7.1.2 巡视检查项目7.1.3 运行注意事项7.1.4 检修后的验收7.1.5 故障及异常处理7.2 直流电源系统7.2.1 概述7.2.2 巡视检查项目7.2.3 运行注意事项7.2.4 检修后的验收7.2.5 故障及异常处理7.3 交直流一体化电源系统7.3.1 概述7.3.2 巡视检查项目7.3.3 运行注意事项7.3.4 检修后的验收7.3.5 故障及异常处理8. 辅助设施8.1 概述8.2 变电站消防系统8.2.1 巡视与检查8.2.2 故障及异常处理8.3 变电站安全防范系统8.3.1 巡视与检查8.3.2 故障及异常处理8.4 变电站视频监控系统8.4.1 巡视与检查8.4.2 故障及异常处理8.5 变电站防汛排水系统8.5.1 巡视与检查8.5.2 故障及异常处理8.6 变电站通风系统8.6.1 巡视与检查8.6.2 故障及异常处理8.7 变电站在线监测系统8.7.1 巡视与检查8.7.2 故障及异常处理8.8 变电站SF6气体含量监测系统8.8.1 巡视与检查8.8.2 故障及异常处理8.9 通风系统8.9.1 巡视与检查8.9.2 故障及异常处理8.10 在线监测8.10.1 巡视与检查8.10.2 故障及异常处理9. 智能设备10. 事故及异常处理10.1 事故处理一般原则10.2 全站停电事故处理10.3 火灾处理10.4 变压器事故处理10.5 线路事故处理10.6 母线事故的处理10.7 直流系统事故处理10.8 谐振过电压的处理10.9 系统单相接地的处理XXX千伏变电站现场运行专用规程 附件3变电站现场运行专用规程模板陇南供电公司110千伏礼县变电站现场运行专用规程2014年10月XXX千伏变电站现场运行专用规程 目 次前 言错误！未定义书签。1.变电站基本情况错误！未定义书签。1.1变电站简要情况错误！未定义书签。1.2变电站规模错误！未定义书签。2.系统运行错误！未定义书签。2.1调度管辖范围的划分错误！未定义书签。2.2运行方式错误！未定义书签。2.2.1正常运行方式错误！未定义书签。2.2.2特殊运行方式错误！未定义书签。2.3系统事故处理错误！未定义书签。2.3.1各级母线及主要设备的事故处理错误！未定义书签。2.3.2变压器（高压电抗器）事故处理错误！未定义书签。2.3.3线路事故处理方法错误！未定义书签。2.3.4母线事故的处理方法错误！未定义书签。2.3.5谐振过电压的处理方法错误！未定义书签。2.3.6系统单相接地的处理方法错误！未定义书签。2.3.7其他事故处理方法错误！未定义书签。3.一次设备错误！未定义书签。3.1变压器（高压电抗器）错误！未定义书签。3.1.1基本情况错误！未定义书签。3.1.1.1.变压器主要部件错误！未定义书签。3.1.2冷却系统错误！未定义书签。3.1.3运行注意事项错误！未定义书签。3.1.4变压器故障及异常处理错误！未定义书签。3.2高压断路器错误！未定义书签。3.2.1基本情况错误！未定义书签。3.2.1.1.各电压等级高压断路器及其操作机构配置情况（具体参数见第六部分图表之主设备运行参数表）错误！未定义书签。3.2.1.2.SF6高压断路器正常、告警、闭锁气体压力数值表错误！未定义书签。3.2.1.3.高压断路器机构正常、告警、闭锁液（气）压压力数值表错误！未定义书签。3.2.1.4.高压断路器的允许故障跳闸次数（按电压等级、型号分别列出）错误！未定义书签。3.2.2运行注意事项错误！未定义书签。3.2.3故障及异常处理错误！未定义书签。3.3.1基本情况错误！未定义书签。3.3.1.1.各电压等级组合电器器配置情况（具体参数见第六部分图表之主设备运行参数表）错误！未定义书签。3.3.1.2.组合电器各气室正常、告警、闭锁压力数值表错误！未定义书签。3.3.2运行注意事项错误！未定义书签。3.3.3故障及异常处理错误！未定义书签。3.3.4高压隔离开关错误！未定义书签。前 言 为规范礼县变电站运行管理，保证设备的安全运行，陇南供电公司组织编写了陇南公司110千伏变电站现场运行专用规程。本规程主要针对礼县变电站系统运行变电站简介、系统运行、一、二次设备及辅助设施运行与操作注意事项，检修后验收，故障及异常处理、典型操作票、图表等提出了专用要求，适用于礼县变电站。本专用规程与通用规程共同组成变电站现场运行规程。本规程由陇南供电公司运检部提出并负责解释。本规程起草单位：本规程主要起草人：本规程*年*月*日首次发布。1. 变电站基本情况1.1 变电站简要情况 110kV礼县变电站位于陇南礼县城北，距县区1.5公里，占地面积11亩，礼县变是一座110kV综自变电站，于2007年7月投运，担负着的礼县城、乡工农业及人民生活用电，同时也担负着礼县小水电上网电量的转供任务。1.2 变电站规模变电站共有主变压器一台，容量为31500kVA，分110kV、35kV、10kV三个电压等级；110kV接线方式为单母线，有1113礼晒线、1114礼长线两条进线，35KV、接线方式为单母线分段，有出现6回：10kV接线方式为单母线，有出线间隔3回；10kV有2组并联补偿电容器，容量为22100kVar。2. 系统运行2.1 调度管辖范围的划分地调管辖范围：1113礼晒线、1114礼长线， 1号主变，110kV母线，35KV I II段母线及出线、10 kV段母线及出线、10kV电容器。礼县变管辖范围：118 1号站用变、外接电源2号站用变。2.2 运行方式2.2.1 正常运行方式 1113礼晒线带110kV母线运行，1114礼长线热备用；110 kV母线带1号主变运行，1B11、1B35中运行；1号主变带35 kV I、II段母线及10 kV I段母线运行；35 kV I、II母线带3511礼城线、3513礼坝线、3521礼永线及3523礼燕线运行，3512礼中线、3522礼盐线冷备用；10 kV I段母线带115礼东线、116礼西线及10 kV 1号所用变运行，10 kV 2号所用变冷备用。特殊运行方式2.2.2 特殊运行方式2.3 系统事故处理2.3.1全站失压事故的事故处理运行方式：正常运行方式题目1：因外部原因造成的全站失压，如：系统震荡、电压崩溃等造成的电网瓦解的大面积 停电事故。故障现象： 110kV电压表大幅震荡，111、112电容器开关跳闸，造成全所失压，事故照明自动切换动作成功。处理步骤：1、从监控系统详细记录电压的波动范围及开关跳闸的先后次序及保护动作情况；2、简要汇报地调上述情况，以便调度了解事故概况； 3、将上述事故情况简要汇报公司值班室、工区及其他相关单位；4、现场，检查事故照明的动作情况，对全站设备进行巡视检查，记录开关实际位置，开关计数器的数值及有无异常、故障；5、巡视检查及保护动作情况抄录完成后详细汇报地调保护动作、开关跳闸情况，本站设备实际状态，无故障现象，并询问系统运行情况；6、按调令拉开全站110kV、35kV、10kV开关，退出110kV、35kV、10kV备投装置等待来电：7、待系统恢复正常后合上1113礼晒线开关，恢复110kV送电；8、待系统恢复正常后合上1101开关，恢复1号主变送电9、待系统恢复正常后合上3501开关，恢复35kV送电10、待系统恢复正常后合上101开关，恢复10kV送电11、系统恢复正常后变电站恢复正常运行方式。题目2：因内部原因造成的全站失压，如：站内故障、保护误动造成的兰州电网大面积停电事故。故障现象：1113线路失压，造成全所失压，事故照明自动切换动作成功。处理步骤：1、从监控系统详细记录故障信息及开关跳闸的先后次序及保护动作情况；2、简要汇报地调上述情况，以便调度了解事故概况； 3、将上述事故情况简要汇报公司值班室、工区及其他相关单位；4、现场，检查事故照明的动作情况，对全站设备进行巡视检查，记录开关实际位置，开关计数器的数值及有无异常、故障；5、巡视检查及保护动作情况抄录完成后详细汇报地调保护动作、开关跳闸情况，本站设备实际状态，1113B相开关闪烙；6、按调令拉开全站10kV各出线开关及1101、3501、101、拉开35KV各出线开关、开关待1114线路带电后： 7、按调令合上1#主变中丁刀闸及1101、开关向1#、主变充电，充电正常后，、按调令顺序依次供出10kV其它线路，、按调令顺序依次供出35kV其它线路，、巡视检查全站设备，检查常用照明是否恢复；、与地调核现有运行方式，并汇报公司值班室、工区及相关单位事故处理过程，现有运行方式及电压、电流等重要数据。、按调令恢复电容器组。1.1.1. 母线失压事故处理运行方式：正常运行方式 。1、 母线连接设备故障，造成母线失压事故处理预案运行方式：正常运行方式35kVI 段母线电压回路断线 运行方式 1 1113带110KV I段母线运行.2 110kV I段母线带1# 主变处“1”档运行.3 1# 主变带35kVI.II段.10kV母线并列运行.4 35kV I.II段母线带3511.3513.3521、3522.3523运行.3512冷备用。5 10kV I段母线带115礼东线，116礼西线10kV #1所用变运行.6 110V中性点.35kV消弧线圈投1#主变运行4.9.2 事故现象：1.警铃响2.35kV电压，回路断线3. 35kV出线保护装置告警灯亮4.后台监控35kV母线电压B相5kV其他两相未变。5.中压侧低压接点动作。4.9.3 事故处理： 1.解除音响警铃 2.查看后台机35kV母线三相电压 3.对35kVPT二次相电压，线电压三相分别测量。 4.检查二次电压空开，发现B相空开烧坏 5.汇报调度，退出有关电压闭锁保护 6.将35kVPT二次A相空开另一相后，电压正常断线消失。7.好各项有关记录。题目3：10kV母PT爆炸，1#主变10kV低后备保护动作，101开关跳闸，10kV母失压。故障现象：10kV母PT爆炸，1#主变10kV低后备保护动作，101开关跳闸，10kV母电压表指示为零，10kV母所有馈线表计指示全部为零。111低电压保护动作，112电容器开关跳闸。监控系统发事故音响，后台打出1#主变低后备保护动作，111电容器保护动作信息。站用低压备投动作，1#站用变低压总开关跳闸，站用低压联络开关合闸。处理步骤：1)、从监控系统详细记录故障信息及开关跳闸的先后次序及保护动作情况；2)、简要汇报地调上述情况，以便调度了解事故概况； 3)、将上述事故情况简要汇报公司值班室、工区及其他相关单位；4)、现场巡视10kV母所属设备，对故障点进行检查定性，记录开关实际位置，开关计数器的数值及异常、故障情况；5)、巡视检查及保护动作情况抄录完成后详细汇报地调保护动作、开关跳闸情况，本站设备实际状态，10kV母PT爆炸，1#主变后低后备保护动作， 101开关跳闸，10kV母失压；6)、将上述情况详细汇报地调。7)、按调令拉开10kV母出线其余开关，拉出101开关手车，拉出10kV母PT手车；8)、针对故障点做好10kV母及其PT刀闸安全措施等待处理。2、母线所接开关拒动，造成母线失压事故处理预案运行方式：正常运行方式题目1：115礼东线故障保护动作115开关拒动，1#主变低后备保护动作， 101开关跳闸，10kV母线失压。故障现象：115礼东线故障保护动作115开关拒动，1#主变低后备保护动作，101开关跳闸，10kV母线电压表指示为零，10kV母线所有馈线表计指示全部为零，站用低压备投动作，1#站用变低压总开关跳闸，外接2号站用低压联络开关合闸。处理步骤：1)、从监控系统详细记录故障信息及开关跳闸的先后次序及保护动作情况；2)、简要汇报地调上述情况，以便调度了解事故概况； 3)、将上述事故情况简要汇报公司值班室、工区及其他相关单位；4)、现场巡视10kV母线所属设备，对故障点进行检查定性，记录开关实际位置，开关计数器的数值及异常、故障情况；5)、巡视检查及保护动作情况抄录完成后详细汇报地调保护动作、开关跳闸情况，本站设备实际状态115礼东线故障保护动作115开关拒动，1#主变低后备保护动作，101开关跳闸，10kV母失压；6)、将上述情况详细汇报地调。7)、按调令拉开10kV母除115之外的其余开关，