《变电运维操作站现场运行规程公共部分(印刷版)》.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除变电运维操作站现场运行规程公共部分1 主题内容与适用范围 本规程规定了变电运维操作站电气设备、保护装置、直流系统及附属设施关于操作、运行与异常及事故处理的通用现场技术规范。本规程适用于变电运维操作站。2 规范性引用文件下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。DL/T572-2010 电力变压器运行规程DL/T587-2007 微机继电保护装置运行管理规程DL/T724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T969-2005 变电站运行导则国家电网生技2005400号 国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)国家电网安监2009664号 国家电网公司电业安全工作规程（变电部分和线路部分）闽电发2003639号 福建电力有限公司电力变压器非电量保护管理规定调继201088号 省电力系统220千伏及500千伏继电保护整定方案及运行规定（2010年版）闽电调2010461号 福建省电力系统继电保护反事故措施泉电生200803号 泉州电业局防误闭锁装置解锁管理规定泉电调2010156号关于印发2010年泉州地区电网继电保护整定方案及运行规定的通知Q/FJGC 10305-2010 泉州电力系统调度规程3 电气设备概述与运行管理原则3.1 设备验收3.1.1 一般验收规定3.1.1.1 设备新建、改造（异动）、检修后必须经验收合格方可投入运行。(1) 工程建设完工后，运行人员应当参与由工程建设单位按照交接验收大纲或验收卡组织的工程预验收和正式交接验收，对验收中发现的问题，及时提交工程建设单位协调处理；(2) 自设备调试完成至验收合格之前工程建设单位应组织施工单位、设备厂家与运行人员进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(3) 设备验收合格后应办理交接手续，交接内容包括交接的设备范围、工程完成情况、遗留问题及结论并具备书面确认记录；受工程进度和停电计划的影响时，可以进行分步交接验收并履行交接手续；(4) 设备自调试合格后提交验收运行人员应按投运任务执行单逐项做好现场运行准备工作，包括设备标识及看板完善、异动流程查证、现场书面技术交底的整理核对、技术文档编写修订和投运前现场适应性培训等；(5) 经验收交接后的新设备应调整至冷备用状态，所有保护装置在停用状态。3.1.1.2 验收组织分为三级和二级验收形式。(1) 三级验收由局职能管理部门、施工检修部门及班组、变电部门及班组参加，验收范围包括新安装设备、新架线路；110kV及以上主变单元停电检修；110kV及以上主设备大修、技术改造及主要设备异动等检修施工项目。(2) 二级验收由施工检修部门及班组、变电部门及班组参加，验收范围包括新安装设备、新架线路；110kV及以上主变单元停电检修；110kV及以上主设备大修、技术改造及主要设备异动等检修施工项目。3.1.2 验收规范3.1.2.1 新装或检修后变压器投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有可以投入运行的明确结论；(3) 临时装设短接线及临时安全措施已按要求拆除；(4) 相位和接线组别正确，各部分相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；(5) 外观整洁无杂物，无腐蚀掉漆；(6) 各充油部位对照油温油位曲线油位正常，无渗漏油；(7) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；(8) 引线对地和线间距离、中性点间隙距离合格；(9) 外壳及套管末屏接地良好，接地电阻合格；(10) 温度计、铁芯多点接地监视仪已整定；(11) 瓷套及法兰完好，无破损裂纹、渗油和放电痕迹；(12) 有载分接头经远方和就地电动及手动操作一个循环正常，位置指示与实际位置相符；(13) 瓦斯继电器至油枕间阀门开启,瓦斯继电器内无气体；(14) 冷却系统经调试可按设定条件自动投切,启动正常;散热器进出油阀门开启,无破损裂纹渗油；(15) 压力释放阀完好无损、无渗油和喷油；(16) 呼吸器吸附剂颜色合格，油封油位正常；(17) 主变消防系统经验收合格并投入，各阀门位置正确；(18) 滤油装置电源指示及工作方式、信号正确，进出阀门开启，试运行无异常；(19) 各控制箱、端子箱、机构箱关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常，相关空开、转换开关位置正确；(20) 各电量保护和非电量保护调试合格，非电量保护防水措施和各继电保护装置防护措施良好，定值已整定，投退状态符合调度要求（*变压器油温及绕组温度高跳闸、压力释放阀应投信号,充电时重瓦斯保护应投跳闸）； (21) 所有信号、指示正确且与远方信号一致。3.1.2.2 新装或检修后GIS投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；(3) GIS及其外壳、构支架、配套、阀门、法兰外观完好,无锈蚀损伤,高压套管瓷套无损伤裂纹，无异常声响、气味。(4) 断路器、隔离开关及接地开关分、合闸指示器指示正确，与实际工况相符。(5) 各种压力表计、机构油位指示正常。(6) 断路器、避雷器动作计数器指示正确。(7) 就地控制柜各种信号指示、各类空开、切换开关位置正确。(8) GIS中SF6气体微水量符合规程要求,交接时应小于150(ul/l),运行时应小于300(ul/l)。(9) 远方、就地操作正常，保护传动及信号灯指示正确。(10) 二次接线紧固，接线正确，绝缘良好。(11) 一次设备外壳、支构架、机构箱及汇控箱外壳接地应完好。接地端布置合理，螺栓紧固，无锈蚀松动；(12) 无漏气漏油，现场清洁。(13) 箱柜门关闭严密，照明及加热驱潮装置工作正常。(14) 户内GIS通风系统及环境监控系统工作正常。(15) 管道色标清晰，各阀门上应有接通或截止的标示。(16) 现场已配置与实相符的SF6气室分隔图，就地控制柜上有本间隔的主接线示意图。(17) 确认刀闸机构箱的机械闭锁销（片）在“解锁”位置(18) 确认控制回路及电机回路正常；手动操作刀闸时应断开其电机电源。(19) 隔离刀闸、接地刀闸、开关之间电气或机械闭锁可靠有效，符合操作闭锁条件。3.1.2.3 新装或检修后高压开关柜投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；(3) 柜体正面有主接线图及内部结构图示，柜体正背面均有设备名称和编号标识，元件标识齐全清晰，屏护封板的开启警示标识齐全；(4) 五防功能完善,联锁条件符合设计要求, 活门隔板和带电显示装置完好；KYN28型主变、母分开关柜，以及避雷器固定安装式PT柜的后门均应加装五防挂锁； (5) 后台工作站开关、刀闸（包括地刀）位置与实际位置一致；(6) 开关远方、就地电动操作和紧急分闸操作正常，储能正常，位置指示正确；(7) 柜门开闭灵活，手车摇入摇出轻便、无卡涩，能够可靠定位于“试验”和“工作”位置；(8) 各部位及电缆沟封堵完好，接地牢固；(9) 设备标识及电缆号牌标识清晰正确，各端子接线牢固无松脱，并无裸露线头；(10) 柜体、母线仓无过热、变形、沉降，封闭性能完好；各封板螺丝齐全，无松动、锈蚀，防爆螺丝满足泄压通道要求；二次插头无氧化变形；(11) 各倒流排相色清晰正确，柜内设备检修需挂接地线的，已就近装设对应的接地端，导流排各相应预留一处挂接地（油漆的应去处干净，热缩材料应割开）并三相分别错开；(12) 照明、驱潮加热装置、各熔丝、空开和切换开关工作正常，交直流空开不混用； (13) 柜内无工具、物料等杂物；(14) 无放电、异味及异常声响；(15) 绝缘子瓷套完整清洁，无破损、裂纹及放电痕迹；(16) 真空断路器灭弧室无漏气，屏蔽罩如为玻璃材料其表面应呈金黄色光泽,无氧化发黑迹象；SF6断路器气体压力应正常。3.1.2.4 新装或检修后断路器投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；(3) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；(4) 瓷套完整清洁无破损、裂纹及放电痕迹，外观整洁无杂物，无腐蚀掉漆；(5) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；(6) 分合闸及储能指示、动作记数器等各类指示、信号正常；(7) 气体或液压压力正常，无渗漏；(8) 支架、外壳接地良好，螺栓紧固，无锈蚀松动；(9) 远方、就地分合以及手动储能操作均正常；(10) 与隔离刀闸、接地刀闸电气或机械闭锁可靠有效，符合操作闭锁条件。(11) 继电保护及自动装置正确并投入； (12) 端子箱、机构箱或就地控制柜关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常，相关空开、转换开关位置正确。3.1.2.5 新装或检修后隔离开关投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；(3) 支持瓷瓶、转动瓷瓶完整清洁，无破损、裂纹及放电痕迹；(4) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；(5) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；(6) 支架、外壳接地良好，接地端布置合理，螺栓紧固，无锈蚀松动；(7) 机构传动灵活，无卡涩、变形、弯曲、断裂；(8) 各传动部位、接触面已分别涂好润滑油、导电膏；(9) 经35次远方和就地电动及手动操作，刀闸臂伸缩灵活平直，动、静触头接触严密，三相不同期等特性指标符合技术要求；(10) 电气或机械闭锁可靠有效；(11) 控制开关、限位开关、接触器、按钮及辅助接点切换灵活，接触良好；(12) 机构箱关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常，相关空开、转换开关位置正确。3.1.2.6 新装或检修后互感器投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底（包括各绕组变比参数），对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 按照电气设备交接和预防性试验标准经试验合格并有可以投入运行的明确结论；(3) 瓷套完整清洁，无沙眼裂纹、破损，螺栓紧固；(4) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；(5) 接线相序、极性正确，连接部位牢固可靠、接触良好；(6) 油色油位或压力指示正常，无渗漏；(7) 电流互感器末屏接地良好，二次回路无开路，运行中二次侧只允许有一点接地（一般在保护屏内）；(8) 电压互感器二次侧可靠接地，二次回路无短路；(9) 倒立式电流互感器二次绕组屏蔽罩接地端子可靠接地；(10) 零序电流互感器铁芯不与架构或其他导磁体直接接触；(11) 端子箱关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常。3.1.2.7 新装或检修后耦合电容器投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；(3) 瓷套完整清洁，无破损、裂纹，无渗漏及放电痕迹；(4) 各连接部位牢固可靠、接触良好；(5) 外壳及末屏接地良好；(6) 结合滤波器接地开关位置正确；(7) 电缆孔洞封堵完好。3.1.2.8 新装或检修后电容器组投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有可以投运的明确结论；(3) 三相缸数平衡；(4) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板（包括结线图示）清晰正确；(5) 外壳无锈蚀掉漆、无裂缝、无渗漏及明显变形；(6) 支撑架牢固，螺栓紧固，外壳及构架接地可靠，接地端布置合理；(7) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；(8) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；(9) 保护按定值单正确投入，传动试验正确；(10) 熔断器完好，安装符合技术要求；(11) 通风装置良好；(12) 屏护网门及端子箱关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常。3.1.2.9 新装或检修后电抗器投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有可以投运的明确结论；(3) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；(4) 外观整洁无杂物，无腐蚀掉漆，无支撑条松脱，垂直布置的无倾斜；(5) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；(6) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；(7) 外壳接地良好，接地端布置合理；(8) 屏护网门关闭严密，开启灵活并已加锁。3.1.2.10 新装或检修后消弧装置投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；(3) 消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器等设备标识、相色标识、电缆号牌、元件标识、屏护封板的开启警示标识及看板（包括结线图示）清晰正确；(4) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；(5) 外壳及构架接地可靠，接地端布置合理；(6) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；(7) 消弧线圈二次电压回路熔断器完好，相关空开、转换开关位置正确；(8) 分接头操作一个循环正常，实际位置应与消弧线圈控制屏档位指示、后台工作站档位指示一致；(9) 接地刀闸分合操作传动灵活，无卡涩、变形、弯曲、断裂；(10) 保护按定值单正确投入，传动试验正确；(11) 箱柜门关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好。3.1.2.11 新装或检修后母线及引线投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；(3) 相色标识、设备标识及看板清晰正确；(4) 无短路线，无鸟巢及杂物遗留，母线构架接地良好；(5) 各连接部位紧固牢靠、接触良好，硬母线伸缩接头应无断裂；(6) 硬母线支持瓷瓶、穿墙套管、软母线耐张绝缘子串完整清洁，无破损、裂纹及放电痕迹；(7) 软母线无断股、松股，相间及对地距离符合技术要求，弧垂合格；(8) 圆形屏蔽绝缘母线平直无倾斜；(9) 接地刀闸分合操作传动灵活，无卡涩、变形、弯曲、断裂。3.1.2.12 新装或检修后避雷器投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；(3) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；(4) 各连接部位紧固牢靠、接触良好，引线无松股、断股；(5) 放电计数器安装正确，计数器指示清晰正确；(6) 设备标识及看板清晰正确；(7) 构架接地可靠，接地端布置合理。3.1.2.13 新装或检修后电力电缆投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有可以投运的明确结论；(3) 电缆终端有明显相位标志，电缆号牌应标明电缆线号、起止点；(4) 电缆外观完好无损无污秽，连接部位牢固可靠、接触良好，支撑架牢固；(5) 电缆夹层、竖井、沟道内的电缆应外包阻燃带或使用防火阻燃护套电缆；(6) 电缆夹层、竖井、沟道设有分段防水、防火隔墙，穿越建筑物封堵完好；(7) 电缆穿越的金属护管可靠接地；(8) 电缆沟道排水设施完好，无积水和杂物。3.1.2.14 新装或检修后站用变投运前验收项目(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；(2) 经试验合格并有可以投运的明确结论（线圈对地绝缘电阻用2500V兆欧表测量，在温度为+10+40时电阻值应工厂测定值的70%。吸收比与出厂值相比无明显差别，常温下1.3）；(3) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识、屏护封板的开启警示标识及看板清晰正确；(4) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；(5) 各连接部位及分接头各档位紧固牢靠、接触良好，支撑架牢固；(6) 接地可靠，接地端布置合理；(7) 高压熔断器完好，相关空开位置正确；(8) 接地刀闸分合操作传动灵活，无卡涩、变形、弯曲、断裂；(9) 箱柜门关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好。3.2 设备辅助监盘3.2.1 运维操作站所在站应保证全天候24小时均有在主控室接听调度指令电话的运行值班人员。3.2.2 运维操作站在下列情形下应安排运行人员辅助监盘，监视后台工作站运行信号有无异常。3.2.2.1 应生产应急指挥中心或调控中心要求，需要恢复现场有人监盘时（包括当无人值班转为有人值班运行、调控中心监控系统无法正常监控、紧急事故处理等情形）；3.2.2.2 运维操作站值班人员在每日上午和晚上 10：0011：00，交接班前、后，倒闸操作开始前、结束后的时间节点。3.2.3 监盘人员在上述3.2.2规定的监盘时段应保持良好的精神状态，不得进行与工作无关的其他活动，集中精力履行以下监盘职责：(1) 每半小时至少应将各个监控界面切换监视一次，对于重要保供电线路、高负荷、有缺陷的设备应增加监视次数。正常的监控界面应停留在高负荷主要设备上或保供电重要线路；(2) 对设备的潮流进行监控，在主变负荷达80%、其它设备负荷达90%时应及时汇报监控员；(3) 对系统电压进行监控，在系统电压超出允许值前应及时汇报调控中心监控员；(4) 对监控系统光字牌和信号进行监控，监盘人员应在光字牌和信号出现后向调控中心监控员核实确认(若调控中心监控系统无法正常监控，则直接向调控中心报告)，对于故障、接地、缺陷、异常的相关信息，应记录在GPMS系统运行日志的对应项；对于不属于故障、接地、缺陷、异常的一般告警信号及其复归情况，则应记录在GPMS系统运行日志其他项；对于设备运行提示信息报文通常不用记录（如故障录波正常启动而非频繁启动、收发信机正常动作而非频繁动作等）；(5) 后台监控工作站出现故障时，应及时汇报调控中心监控员，不得简单采取解线的方式解除误报警，缺陷不能消除而不得不采取解线的方式解除误报警时，应报上一级领导批准，并尽快消除缺陷，必要时安排专人现场监视设备；(6) 监盘人员有事不能监盘时，应委托其他运行人员监盘，将监盘人员变动情况记入运行日志“其他”项，并交接GPMS系统运行日志及光字牌、信号跟踪处理情况，接受委托者承担监盘责任，若无人代替不得离开岗位。3.2.4 辅助监盘内容及要求：表1 辅助监盘内容及要求序号监盘内容要 求设备单元监盘项目1软报文至少每半小时对监控系统的软报文进行一次全面监视查看；当监控系统发出音响时，应立即查看软报文，对其内容性质进行初步分析和判断，及时记录和报告值长，并按相关规定处理。2光字牌至少每半小时对监控系统的光字牌进行一次全面监视查看；当监控系统发出音响时，应立即查看软报文，点击相应间隔查看光字牌动作情况，及时记录和报告值长，并按规程第2部分相关规定处理。3主变间隔a. 监视主变各侧的电压、电流参数是否在规定范围内；b. 监视主变运行温度；c. 监视监控系统电气主接线界面对应的运行方式及设备状态。a. 主变运行电压一般不应高于此时运行档位分接头额定电压的105%。b. 主变运行温度一般不超过下表要求。表1.1 油浸式变压器运行温度限值冷却方式介质最高温度()最高上层油温()绕组最高温度()自冷、风冷4095(不宜经常超过85)105强迫油循环风冷408595c. 监控系统电气主接线界面上运行方式及设备状态应与实际状况相一致，包括主变档位、开关及刀闸(包括地刀)状态等。4母线监视母线电压表1.2 正常运行方式下系统各电压等级的母线电压波动允许范围220kV母线系统额定电压的100%+110%，即220kV242kV(事故运行方式时为-5%+10%)110kV母线系统额定电压的97%+107%，即106.7kV117.7kV(事故运行方式时为10%)。35kV母线系统额定电压的97%+107%，即33.95kV37.45kV(事故运行方式时为10%)。10kV母线系统额定电压的100%+107%，即10kV10.7kV。5母线PTa. 监视母线PT电压；b. 监视监控系统电气主接线界面对应的运行方式及设备状态。a. 母线PT电压不超过105%的额定电压；b. 监控系统电气主接线界面对应的运行方式及设备状态应与实际状况相一致，包括母线PT的一次刀闸(包括地刀)、二次熔丝状态等。6馈线间隔a. 监视线路电压、电流参数是否在规定范围内；b. 监视监控系统电气主接线界面对应的运行方式及设备状态。a. 监视各馈线的运行电流是否在生技部门核算的长期运行允许范围内，当运行电流接近规定值95%时应及时报告调度员。b. 监控系统电气主接线界面上运行方式及设备状态应与实际状况相一致，包括开关及刀闸(包括地刀)状态等。7电容器a. 监视电容器组电压；b. 监视监控系统电气主接线界面对应的运行方式及设备状态。a. 电容器组电压不超过120%的额定电压；b. 监控系统电气主接线界面对应的运行方式及设备状态应与实际状况相一致，包括电容器组的开关及刀闸(包括地刀)状态等。8站用电系统a. 监视系统电压、电流；b. 监视监控系统电气主接线界面对应的运行方式及设备状态。(1) 站用电系统的电压、电流应在规程规定的范围内；(2) 监控系统电气主接线界面对应的运行方式及设备状态应与实际状况相一致，包括开关及刀闸(包括地刀)状态等。9直流系统a. 监视直流系统运行方式；b. 监视充电装置工作方式交流输入电压值、充电装置工作状态、输出电压值和电流值；c. 监视直流母线电压值、浮充电流值及绝缘电压值等是否正常。a. 监控系统电气主接线界面对应的运行方式及设备状态应与实际状况相一致；b. 充电装置工作方式交流输入电压值、充电装置工作状态、输出电压值和电流值应在规定的范围内运行；c. 监视直流母线电压值、浮充电流值及绝缘电压值等是否正常。10故障诊断系统监视被监测对象的各项监测值是否正常a. 每天对设备监测数据进行一次巡视；b. 当监视数据异常时，应严密注意监测数据的变化趋势，并进行综合分析；c. 当监视设备越注意值或报警值时，应及时汇报变电部，生技部技术监督专责人。11火灾报警系统监视主控面板的上各指示灯是否正常,报警系统无报警正常状态下，主控面板“主电工作”灯亮；液晶显示屏显示小时、分钟，其他报警灯灭，无音响报警。若发出报警音响或报警灯点亮时，应立即根据显示的地址编码到相应区域排查处理。12安防系统图像监控系统、围墙周界报警系统、建筑物红外报警系统值班人员和警卫可分别通过主控室和警卫室的报警控制盒对所有监控点进行布防、监视和撤防，并通过联动球机对报警点进行自动监视和录像，上传到图像监控中心并发出音响报警运行。当人员侵入防区时通过系统灯光联动控制功能使射灯自动照亮，图像监控系统的摄像机自动录像，并发出音响报警。13主变消防系统（包括水喷雾、泡沫喷雾、排油注氮等）监控系统公用部分的光字牌监控系统公用部分的主变消防系统光字牌正常运行时不亮，即无报警信号，无异常光字牌出现。3.2.5 设备辅助监盘期间的异常处理表2 设备辅助监盘期间的异常处理序号类别现象处理方法1越限监控系统发出越限音响（叮呤呤声），软报文显示相应越限设备及越限的参数电气设备参数越限包括电流值越限、电压值越限和在线监测与故障诊断系统监测参数超过注意值等。当监控系统发出越限音响信号时，值班人员应先查看监控系统软报文，查看是什么参数越限。若电流越限，应报告调控中心申请减负荷；若电压越限，应报告调控中心，申请投入（退出）电容器组或调整主变档位；在调控中心未减负荷或调节电压前，应加强对越限设备的监视；在线监测与故障诊断系统监测参数超过注意值，应报告调控中心、生技部专责和部门值班领导。2保护信号动作监控系统发出“保护信号动作”的语音提示，软报文显示相应保护动作的信号当监控系统发出保护信号动作告警时，值班人员应立即查看软报文，点击相应间隔查看光字牌动作情况，及时记录和报告值长，并按规程第2部分相关规定处理。3告警监控系统发出告警音响（叮呤呤声），软报文显示相应设备及告警内容，设备告警光字牌点亮当监控系统发出告警音响和信号时，应立即查看软报文，点击相应间隔查看光字牌动作情况，及时记录和报告值长，并按规程第2部分相关规定处理。若在线监测与故障诊断系统监测参数超过报警值，应报告调控中心和部门值班领导，联系生技部专责安排检查处理。4事故监控系统发出事故音响（救护车警铃声），软报文显示相应设备及事故报警内容，相应光字牌点亮，模拟接线图对应设备变位按规程中异常及事故处理规定作相应处理。3.3 设备巡视3.3.1 巡视范围3.3.1.1 值班巡视范围：220kV、110kV、10kV（35kV）系统的一、二次设备，主变一、二次设备、后台监控工作站（含综自、集控及EMS终端，以下虽省略本注释但表示同义），消防系统、周界报警系统、视频监控系统、在线监测与故障诊断系统等。3.3.1.2 全面巡视范围：除上述范围外还包括包括进行建筑物、安全用具、生产工具、备品备件、防火防盗、防小动物、通讯、钥匙、电缆沟、围墙外排水设施。3.3.1.3 夜间巡视范围：包括220kV、110kV、10kV（35kV）系统的电气设备及其瓷套。3.3.2 巡视类型与周期表3 巡视类型与周期巡视类型巡视周期备注说明全面巡视每月1次法定节假日及上级通知启动重要保供电预案时，台风、洪涝等灾害警报解除后，应进行全面巡视。运维操作站每月每站至少安排1名管理人员参加所辖变电站全面巡视。值班巡视通常每周1次值班巡视是指在值班期间对变电站设备进行常规巡视。值班巡视正常设备统一为每周一次，但对于投运时间较长，部分设备相对老旧的220kV井山变、惠安变、城东变、官桥变、永和变、清蒙变和110kV院前变、池店变、浮桥变、西郊变、凤山变、仙境变，每周应巡视两次。遇全面巡视日，值班巡视应与全面巡视结合进行。特殊巡视夜间闭灯巡视负荷高峰期和易污闪季节每月两次巡视的内容是检查设备有无电晕、放电现象，有无异常声响，接头有无过热。负荷高峰期和易污闪季节，必须进行夜间闭灯特巡，对发热点和污闪点必须滚动跟踪管理。故障巡视系统冲击、跳闸、有接地故障情况时，应进行故障巡视，必要时，应派专人监视；设备缺陷近期有发展，运行中有可能引起事故时， 也应进行故障巡视。红外巡视每月1次（迎峰渡夏期间改为每月两次）每月进行一次全站一次设备普测，在设备过负荷或负荷剧增、超温、设备发热时，应增加对设备的红外测温；每季度对全站二次设备进行一次普测；新设备投产后24-72小时内应开展普测，并建立热谱图档。投运巡视1次/小时设备变动后、新设备投运后、设备经过检修、改造或长期停运后重新投运后的巡视，主要检查投运设备有无异常声音，变压器冷却系统运转是否正常，接点有无发热，压力有无泄露或渗漏油等。主变压器投入运行以后6小时内每小时巡视一次，其它设备投入运行3小时内每小时巡视一次。同时在投运后2472小时内进行红外热成像测温，并对应对每台新投运的设备进行红外热成像测量并拍摄存档，特别是主变压器的四面和储油柜及其管道；并对所有的原始数据及图形进行存档,再将所拍摄的图片作为台帐的一部分保存在生产管理信息系统台帐的相应部分。大风巡视1次/大风前1次/大风后大风前、大风后应对变电站进行一次巡视。 大风前巡视：重点查各端子箱、机构箱门及建筑物门窗是否关好、工程物资材料是否摆放至安全位置、包装物及其它易飞物是否清理、施工人员是否撤离现场、安全围网及其它的临时安全措施是否已全部拆除、站内地面及建筑物上是否有易飞易挂物。尤其是正在施工的变电站与地处沿海及风口的变电站应加强对建筑物上的遮阳、挡雨物的检查和加固工作。大风后巡视：检查安装在构架上的照明灯具及电缆是否有脱落造成事故的隐患；查构架式避雷针、独立避雷针是否有倾斜倒塌的危险；查水泥构支架是否出现纵向裂纹及水泥脱落的现象；查户外设备上有无飞扬物、易挂物等杂物，导线风偏、晃动情况，接头有无异常，标示牌及消防沙池有无松动等。雷雨巡视1次/雷（暴）雨前1次/雷（暴）雨后雷（暴）雨前后应巡视瓷瓶、套管有无闪络痕迹；查避雷器动作次数并做好记录；查各设备端子箱、机构箱的密封情况及建筑物的渗水情况；查地下室、电缆沟、电缆隧道等是否会积水或排水情况。地处山坡地的变电站，还应对山坡地的护坡、排水沟渠等防洪设施进行检查，防止山体滑坡。冰雾巡视冰雪、冰雹、雾天重点巡视设备瓷质绝缘部分的污秽程度，有无放电、电晕等现象。可结合值班巡视进行检查，必要时变电站可根据设备实际情况相应增加巡视次数。特殊运行方式在特殊运行方式下，应加强监视负荷的变化情况，并加强对改变运行方式的设备进行巡视。防鸟害特巡通常每天一次，必要时增加频次。按照“防鸟害关键部位清单”检查易发鸟害的刀闸倒挂瓷瓶构架、引线跨条构架、母线构架以及原已拆除鸟巢的部位等有无鸟巢、杂草、杂物等，防鸟害设施(封堵、驱鸟器等)是否完好，一经发现鸟害即联系送电部门处理并以工作联系单报备变电、送电部门跟踪。其他遇有异常现象发生时，应加强巡视，并做好异常滚动。视频巡视每值1次依据各变电站重点设备视频巡视清单，根据视频监控系统中预设的巡视路线进行。3.3.3 巡视作业规范3.3.3.1 值班人员进行设备巡视应严格按变电站巡视作业指导书执行。3.3.3.2 经批准担任值班工作的值班人员，可以单独巡视检查设备，但不得进行其它工作,不得移开或越过遮栏。3.3.3.3 夜间巡视重点是巡视瓷瓶是否放电打火，各接头是否发热并对发热点进行跟踪测温，对主变三侧接头及高负荷间隔进行测温。3.3.3.4 当发生故障跳闸、事故、雷雨、冰雾、大风、接地、防汛抗台、火灾、水灾、地震、人为破坏、重要保电任务、综合自动化设备通信中断等应立即启动特殊巡视。3.3.3.5 发生故障跳闸或事故时应进行跳闸间隔一、二次设备全面巡视,检查瓷瓶是否放电打火痕迹,是否破裂,气室内压力是否正常、二次保护是否正确动作,信号指示是否正确，检查时应穿绝缘靴。3.3.3.6 雷雨时严禁进行室外设备巡视，应在雷雨过后进行检查避雷器是否动作，瓷瓶是否有放电打火痕迹。遇雷雨需要巡视检查设备时，应穿绝缘靴且不得靠近避雷针、避雷器。3.3.3.7 当高压设备发生接地故障时，室内不得接近故障点4米以内，室外不得接近故障点8以内，确因工作需要进入上述区域的人员必须穿绝缘靴，接触设备外壳和构架时，应戴绝缘手套。3.3.3.8 发生冰雾天气时应重点检查设备是否结冰，是否有放电打火现象。3.3.3.9 发生大风天气前应对变电站内及四周进行检查是否有易被风吹起的物品。大风时检查各引线的摆动情况是否符合安全距离的要求。大风后应检查站内设备是否悬挂有被风吹起的物品。3.3.3.10 发生接地时巡视室内设备不得靠近故障4米,室外不得靠近故障点8米,检查时应穿绝缘靴。3.3.3.11 防汛抗台时应检查全站控制箱门、房间门窗是否关好，会进水的控制箱或机构箱是否用防雨罩罩好，防汛设施是否足够、完好，高压室及电容器室风机电源是否关好，人员是否安排到位。3.3.3.12 火灾、水灾、地震、人为破坏、重要保电任务时人员是否安排到位，现场巡视由至少2名运行人员完成，其中至少有一名正值及以上人员。3.3.3.13 设备巡视检查中发现缺陷及异常时，运行人员应立即向运维操作站值班长汇报。3.3.3.14 巡视保护小室、蓄电池室、站用变压器室、电抗器室、电容器室，进出时随手将门关好，以防小动物进入。3.3.3.15 对于带气压、液压、充油设备进行巡视时应特别注意对液压、气压、油位的巡视，发现气压、液压、油位异常应及时上报。3.3.3.16 运维操作站管理人员每月应至少1次参加设备全面巡视，以监督考核值班巡视质量。3.3.4 视频巡视规定3.3.4.1 视频巡视的内容：主要巡检各变电站重点设备视频巡视清单所列的重点设备上有无异物，外绝缘有无破损、放电现象，各类充油设备有无漏油、喷油现象，刀闸位置是否正确。设备外观是否正常、是否有漂浮物；检查围墙周界安全状况，有无其它异常现象等。3.3.4.2 运维操作站按照视频巡视重点设备清单，对所辖各站视频巡视每值至少一次，并记录在GPMS系统运行日志“巡视”项。3.3.4.3 若运维操作站值班人员发现异常或事故信号，或接到调控中心监控员异常或事故通知，应首先对照视频巡视重点设备清单进行视频巡视，结合后台监控工作站出现的信号、光字牌等情况，收集初步信息，向调控中心进行简要汇报，同时立即安排人员前往现场确认检查，详细汇报应以现场巡视检查的情况为准。3.3.4.4 遇大风、雷雨、冰雾等恶劣天气和自然灾害时，应利用视频监控系统进行特巡，重点在于检查变电站内有无异物挂在设备上，引流线风偏、摆动是否过大，各类门、窗是否被风刮开，运行中的设备有无放电、闪络现象，场地排水设施是否积水，站外围墙周边有无存在漂浮物等隐患。但视频监控系统特巡不得替代灾害天气发生前后的现场特巡，而是仅用于灾害发生过程中的现场监视。3.3.4.5 当视频监控系统具备监视主变中性点隔离开关操作全过程和检查、确认其分合实际到位情况条件时，可以对主变中性点隔离开关实行遥控操作并通过视频巡视确认刀闸确已分（合）到位，其他隔离开关实行遥控操作暂不宜用视频确认刀闸确已分（合）到位。当视频监控系统发生故障时，进行主变中性点隔离开关的遥控操作时不得用视频确认刀闸确已分（合）到位。3.3.4.6 视频监控系统出现故障无法完成视频巡视时，应进行现场巡视。3.3.4.7 视频摄像头通常应停留在主设备和重要通道上，禁止运行人员使用该系统从事与生产和工作无关的事情。3.3.4.8 运行人员接到调控中心监控员关于视频监控系统报警的通知，应对报警信息进行核对确认，必要时通知门卫协查报警部位有无异常。若报警起因属于消防火警、安防报警，应按对应现场处置方案处理。若报警是装置故障，应及时上报缺陷，并在运行日志中做好记录。若确认报警由于其他原因误发，联系调控中心监控员复归信号。3.3.5 保护装置状态巡检3.3.5.1 保护装置状态信息采集按每月度、季度、年度各开展一次，填用对应继电保护状态检修对应月度、季度、年度采集表。每季度最后一个月的月度巡检当作季度巡检来开展，每年12月份月度巡检当作年度巡检来开展。3.3.5.2 保护装置状态信息巡检采集表检查方法表4 保护装置状态信息巡检采集表检查方法序号采集内容采集数据检查方法1支路绝缘检查周期内直流接地次数（次）检查综自后台信息及缺陷记录，统计一个巡检周期内该支路的直流接地次数。2装置面板及外观检查运行指示灯正常见各站巡视指导书。液晶显示屏正常见各站巡视指导书。重合闸充电与实际运行相符见各站巡视指导书。检查定值区号与实际运行情况相符根据运行方式及调度指令，确认当前的定值区是否和实际运行情况相符。装置时钟走时正确应两个人进行核对，一个在GPS对时装置，一个在保护屏，采用报数的方式进行核对。看板标识与实际相符二次设备的看板标识是否符合省公司的规定，标识是否正确。3屏内设备检查压板、切换把手投入与实际运行相符见各站巡视指导书。屏内孔洞封堵完好检查屏柜内孔洞是否封堵完成。交直流开关正常投入检查屏柜上交直流空开是否按照正常运行方式投入。打印机电源正常,具备打印纸检查打印机电源指示灯正常，没有异常告警信号，打印纸足够。4通讯状况检查周期内保护与监控系统中断次数（次）检查综自后台信息及缺陷记录，统计一个巡检周期内该装置的通讯中断次数。5装置差流检查装置的差流是否在合格的范围1、主变和母差设备差电流按不超过0.1A为限，其中主变差电流受负荷电流及档位分接头影响，需计入这部分影响，即按Id0.1A为限（Id=-U*Ix，U为分接头的调整幅度，Ix为正常运行高压侧某相负荷电流）。2、对于南瑞厂家的主变保护，装置上的差流值不是实际的差流，应将记录的数值乘上Ie, Ie=主变高压侧容量/1.732*220*高压侧开关的变比。3、线路电流差动保护因考虑电容电流影响，已投产设备（或刚投产设备）观察一周本站设备的差电流值，取一平均值作为基准，并按差电流不大于平均值0.1A为限。4、PSL-603（PSL-621D）保护受其算法影响，其差流的计算方法为Id=2*Im*sin（/2），其中=m-n-180, Im为本侧的负荷电流。5、双重化保护两套电流差动保护同一相差电流值相比超过0.05A，也应作汇报。6、上述差电流超过规定限值应立即汇报部门专责、领导及生技部专责。6高频通道测试(LFX-912)高频通道测试正常，无3db告警1、按下“通道检测”按钮(不得按面板上的“通道试验按钮”)，本侧发讯200ms启动对侧发讯，进入第一个5秒为对侧单独发讯，本侧收讯，此时“正常”，“收信”，“启信”，“ 收信启动”灯亮。表头显示为本侧收讯电压值（要求在第一个5秒内完成测量，收讯值为10%-20%或更多）。+3db-+18db灯亮视其裕度多少，应有几个亮。2、进入第二个5秒后为两侧同时发讯，表头指针应摆动，读数为两侧功放输出之发讯电压值。+3db-+18db灯亮视其裕度多少，亮的个数应比前5秒多。3、第三个5秒为本侧单独发讯，表头指示平稳，读数约为80%左右，读数为本侧功放输出之发讯电压值。7光纤通道周期内通道告警次数（次）检查综自后台信息及缺陷记录，统计一个巡检周期内该装置的通道告警次数。8红外测温保护屏红外测温是否完成确认该季度保护屏红外测温工作是否完成，该装置的红外测温是否正常。9定值检查装置定值与最新定值单一致一年进行一个保护定值的核对，应该打印装置的保护定值与调度部门下发的最新定值单进行核对，核对正确后应在打印的定值单上签上核对人的名字及核对时间，并收集保存。3.3.5.3 每季度开展一次保护装置及二次回路红外普测（检测部位、项目及方法如下表所示），依据DL/T 664-2008带电设备红外诊断技术应用细则，通过下列三种方法对红外检测结果进行分析判断。如有异常发热时，应填报变电二次系统红外检测异常报告,在报告中对发热图片及处理后的照片要进行比对。1) 表面温度差异判断法：根据测得的设备或二次回路温度值，结合环境气候条件、二次负荷大小进行分析判断，若图像中测得某个点的温度高于周边部件温度10以上时，应当重点监测。2) 同类同相比较判断法：根据同组三相设备或回路之间和同相、同类设备或回路之间对应部位的温差进行比较分析。当某个设备或某相温度超过其它同类型设备或其它两相温度10以上时，应当重点监测。3) 档案统计分析判断法：统计并分析同一设备在不同时期的温度变化情况，查找温度变化原因，结合统计规律来判断设备是否正常。表5 一次保护装置及二次回路红外普测项目及方法装置类型检测项目及方法保护屏1、 运行人员先远距离对保护屏端子排进行成像，发现异常发热点后再近距离检测，对异常发热点进行拍照分析及缺陷定位。2、 对交流电压、电流、保护出口回路、空开熔丝等重点部位进行成像。3、 如果保护装置背面有裸露的接线的应重点进行成像，没有裸露的外部接线，只要对整个背面进行成像。故障录波屏1、 运行人员先远距离对故障录波屏端子排进行成像，发现异常发热点后再近距离检测，对异常发热点进行拍照分析及缺陷定位。2、 对交流电压、电流、空开熔丝等重点部位进行成像。3、 如果装置有外露的光耦，则应进行各方向的成像，如果光耦没有外露，只要对整个背面进行成像。测控屏1、 运行人员先远距离对测控屏端子排进行成像，发现异常发热点后再近距离检测，对异常发热点进行拍照分析及缺陷定位。2、 对交流电压、电流、空开熔丝等重点部位进行成像。3、 如果测控装置背面有裸露的接线的应重点进行成像，没有裸露的外部接线，只要对整个背面进行成像。