总降压站管理制度.doc

总降压站管理制度 变电压站管理制度1变电压配电站电气管理规程目录1.总则2.处理事故的一般原则3.对值班人员的要求4.紧急情况下切除负荷的规定5.110kV组合电器电压消失的事故处理6.110kV变压器的事故处理7.110kV组合电器的事故处理8.真空断路器的事故处理9.10kV受电柜断路器跳闸事故的处理10.馈线柜断路器跳闸事故的处理11停电、送电要求12.中、高压开关柜巡检13其它1总则变电压站的任务之一就是保证全厂的安全供电，一旦发生异常情况，值班人员要准确地判断事故情况，迅速而果断地采取相应的措施，解除故障设备运行，恢复供电。 2处理事故的一般原则2.1处理事故的主要任务2.1.1保证人身安全；2.1.2尽速限制事故发展，消除事故根源，切断故障点，缩小事故范围，解除对人身和其它设备的危险；2.1.3将直接对人身、设备安全有威胁的设备切除或停电；2.1.4将已损坏的设备隔离；2.1.5尽可能地缩短停电时间，尽快地对已停电的线路恢复供电。 2.2处理事故的有关规定2.2.1处理事故时的操作，可以不填写操作票，但其操作必须严格按照总降压配电站操作规程执行，事后应详细记入值班记录；2.2.2消除事故后，修复损坏设备等有关的其余操作，仍按正常的操作手续进行；2.2.3事故抢修工作，可以不用工作票，但开始工作前必须做好安全防护措施，有专人负责监护，事后记入工作日记内；2.2.4当发生设备损坏等事故时，值班人员应自行采取消除事故的措施，尽快恢复供电，事后将发生的情况向班上或工段汇报；2.2.5当发生人身事故时，值班人员有权不经许可，立即切除相应的带电部位电源；2.2.6当发生威胁人身安全或设备危险的事故时，值班人员有权立即切断电源，保证人身和设备安全。 2.3处理事故的责任制度2.3.1交接班时发生事故，不得进行交接班签字手续，交班人员应留在岗位上处理事故，接班人员协助处理事故。 待事故处理完毕后，方可进行交接班工作；2.3.2处理事故过程中，带班技术员或班长为处理事故的指挥者和责任人，对事故处理的正确性和迅速性负责。 责任人应自行决定并实行恢复运行方式的对策，其他人员不得进行任何干预；2.3.3凡不是参加处理的人员，禁止进入变电压站，有资格留在站内的人员，除值班员外，他们应是能够分析情况，决定问题的人，他们是主管领导及技术工程人员，值班人员有权拒绝回答以上人员所提出的与处理事故无关的任何问题。 3对变电压站人员的要求3.1必须仔细阅读产品使用手册，熟悉变电压站电气系统结构图、电气设备的工作原理及作用，电气设备的具体位置及运行情况，包括高压开关、隔离刀闸、手车位置、接地刀闸、控制屏上设备及辅助设施的分布与运行。 3.2处理事故时，必须迅速正确、沉着、冷静，切忌慌忙、急躁大意。 匆忙或未经慎重考虑的处理往往会使事故扩大；3.3必须熟悉变电压配电站操作规程和电业安全工作规程。 3.4当发生事故时，值班人员在任何情况下应当清楚以下情况3.4.1事故的发生是否由于人身触电所致。 3.4.2事故是否会引起火灾。 3.4.3是否保证了站内用电及特别重要用户的供电。 3.4.4继续运行的设备是否受到危险威胁。 3.4.5事故指示信号及事故原因。 3.4.6必须作好事故处理记录，事后向工段汇报。 3.4.7严格遵守变电压配电站操作规程。 4紧急情况下切除负荷的规定4.1当电气设备发生事故而引起严重过负荷时，在与上级联系不上的紧急情况下，:为了不使事故漫延扩大，值班人员有权按照负荷顺序表，切除部分次要负荷。 4.2负荷顺序表如下（由轻到重）5110kV母线电压消失的事故处理5.1当发生110kV母线电压消失而停电现象时，应根据仪表的指示，保护装置的动作，信号装置的指示以及有否事故征象等来判断停电情况，采取相应的措施。 切不要根据站内照明停电或站内10kV及以下电源停顺序负荷1矿山配电站2水泥磨配电站3原料磨配电站4窑头配电站电而误以为是110kV系统的电源停电。 5.2判断110kV母线失压的依据是同时出现下列现象5.2.1控制室后台报警。 5.2.2主变压器及各10kV出线柜负荷消失。 5.2.3站内正常用电消失。 5.3当发生110kV母线电压消失时，值班员应行动如下5.3.1无论当时情况如何，立即断开GIS组合器的断路器。 5.3.2断开所有10kV真空断路器。 5.3.3根据保护装置动作及仪表、信号指示情况，迅速检查出是否由于厂内设备引起，判断电压消失原因，当未发现任何异常，应迅速恢复供电。 5.3.4与当地供电部门取得联系，了解情况，尽快恢复外来电源。 5.3.5合上GIS组合器的断路器，并检查110kV电压有电。 5.3.6合上10KV受电柜真空断路器并检查10kV母线已有电。 5.3.7依次给各配电站送电。 5.3.8向当地供电部门汇报，恢复送电完毕。 6110kV变压器的事故处理6.1变压器运行中不正常现象的处理6.1.1值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象时（如漏油、油枕内油面高度不够、发热、声音不正常等），应用一切方法将其消除，并报告上级领导人员，处理过程应记入值班日记内。 6.1.2若发现异常现象非停用变压器不能消除且有威胁整体安全的可能时，应立即停止变压器运行处理，同时报告上级领导。 6.1.3变压器有下列情形之一者应立即停运6.1.3.1变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声；6.1.3.2在正常冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升；6.1.3.3油枕喷油或防爆管喷油；6.1.3.4漏油致使油面降低于油位指示计上的限度；6.1.3.5油色变化过快，油内出现碳质等；6.1.3.6套管破损和放电现象；6.1.3.7差动保护或瓦斯继电器动作，经检查确认为内部故障者。 6.2变压器过负荷，不正常的温升和油面的处理。 6.2.1变压器过负荷超过允许值时，值班员应立即报告上级调整负荷，如与上级无法联系时，可按负荷顺序表切除部分次要负荷。 6.2.2变压器的油温升高超过许可限度时，值班员应判明原因，采取办法使其降低，必须进行下列工作6.2.2.1检查变压器的负荷，并与在这种负荷和冷却温度下应有的油温进行核对。 6.2.2.2核对温度表。 6.2.2.3总降人员可与上级联系，暂时切除部分负荷。 发现油温较平时同样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，而检查结果证明变压器室的通风良好且温度计正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁心起火，线圈层间短路等），但变压器的保护装置因故不起任用，在这情况下应立即将变压器停下修理。 6.2.2.4当发现变压器的油面较当时油温应有的油位显著降低时，应及时加油。 加油时应将瓦斯继电保护装置改接至讯号，等变压器完全停止排出空气泡后，才可将瓦斯继电保护装置复原运行。 6.2.2.5如因大量漏油而使油位迅速下降，禁止将瓦斯继电器改为只动作于讯号，而必须迅速采取停止漏油的措施并即加油。 1.6.2.2.6油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油_温时的油位可能高出油位计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。 1.6.3瓦斯保护装置动作时的处理。 1.6.3.1瓦斯保护装置的信号动作时，值班员应立即停止音响信号，并检查变压器，查明瓦斯继电器信号动作的原因，是否因空气侵入变压器内，或因油位降低，或是由于二次回路故障。 如检查变压器的外部不能查出不正常的原因，则须鉴定继电器内部积聚的气体的性质。 如气体无色无臭且不可燃，则变压器仍可继续运行，如气体是可燃的，必须停下变压器，以便仔细地检查动作的原因。 6.3.2检查气体是否可燃时，须特别小心，不要将火靠近取样器的顶端，而要在其上面56厘米处。 6.3.3如瓦斯继电器动作的原因，不是由于空气侵入变压器所引起，则应检查油的闪点，若闪点较过去降低5以上，则说明变压器内部已有故障，必须将变压器停下。 6.3.4若瓦斯保护装置的信号因油内剩余空气分出而动作时，值班员应放出瓦斯继电器内积聚的空气，并注意这次讯号与下次讯号动作的间隔时间。 6.3.5若动作迅号的时间逐渐缩短，就表示开关即将跳闸，此时应将瓦斯继电器只与信号连接，并报告上级领导（每次动作时在记在工作日记上）。 6.3.6如变压器因瓦斯继电器动作而跳闸，并经检查证明是因可燃气体而使保护装置动作时，则变压器未经检查并试验合格前不许再投入运行（除电气试验外还应对变压器油进行色谱分析，经分析合格后才能投入运行）。 6.3.7瓦斯继电保护装置的动作，根据故障性质的不同，一般有两种一种是讯号动作而不跳闸；一种是两者同时动作。 6.3.8讯号动作而不跳闸者，通常有下列几个原因6.3.8.1因滤油、加油或冷却系统不严密，以致空气进入变压器。 6.3.8.2因温度下降或漏油，致使油面缓缓降落。 6.3.8.3因变压器故障而产生少量气体。 6.3.8.4由于发生穿越性短路而引起。 轻瓦斯和重瓦斯同时动作或仅重瓦斯动作，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面下降太快或保护装置二次回路有故障等，在某种情况下，如在修理后，油中空气分离太快，亦可能使开关跳闸。 瓦斯保护装置动作的原因和故障的性质由继电器内积聚的气体量、颜色和化学成份来鉴定。 根据气体的多少可估计故障的大小，如积聚的气体是无色，无臭而不可燃的，则瓦斯继电器动作的原因是油中分离出来的空气所致。 若气体是可燃的，则瓦斯继电器动作的原因是变压器内部故障所致。 气体颜色的鉴别必须迅速进行，否则经一定的时间颜色即会消失。 气体颜色故障性质黄色不易燃烧木质故障淡灰色带强烈臭味可燃纸或纸板故障灰色或黑色易燃油故障6.4变压器故障自动跳闸和灭火。 6.4.1变压器故障自动跳闸时，须根据继电保护装置显示，判断是何种保护装置动作和变压器故障跳闸时有何外部现象（如外部短路，变压器过负荷及其它等）。 如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷，外部短路或保护装置二次回路的故障所造成，则变压器可不经外部检查先空载运行，然后逐步加负荷。 否则要进行内部检查，查明有无内部故障的征象，并测试线圈的绝缘电阻，确定变压器故障跳闸的原因，若变压器有内部故障的征象时应做进一步检查。 6.4.2当主变压器故障自动跳闸时，变电站人员应迅速查明跳闸原因，需要进行变压器检查时，应进行如下工作6.4.2.1立即断开10kV受电柜真空断路器；6.4.2.2断开10kV母线上的其它真空断路器；6.4.2.3将10kV受电柜真空断路器手车拉至退出位置；6.4.2.4断开110kV电压互感器快速隔离开关；6.4.2.5确认110KV侧断路器已断开，再断开主变压器隔离开关；6.4.2.6合上主变压器高压和低压侧接地开关，无接地开关应挂上接地线。 6.4.3变压器着火时，首先将总降消防系统启动，其所有的真空断路器拉开，受电柜的手车拉出至隔离位置，若变压器的油溢在变压器顶上着火，则应打开变压器下部的油门放油，使油面低于着火处。 灭火时应遵守电业安全工作规程的有关规定。 6.5变压器有载调压开关的故障及处理。 6.5.1故障现象如发现变压器油箱上部有“吱吱”的放电声，电流表随着响声发生摆动，瓦斯继电保护装置可能发出讯号，油的闪点急剧下降，此时可以初步判断为分接开关的故障。 6.5.2处理情况可根据变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油位、油色和声音的变化，并立即取油样进行气相色谱分析，以鉴定故障的性质。 6.5.3请示领导，将有载调压开关故障档甩开，调到另一个档位运行，如故障消除先运行，待大修再彻底处理故障档位。 6.5.4调压开关操作机构故障时，根据故障，可由值班员检查处理或采取手动切换方式运行。 7110kV组合电器的事故处理7.1在巡回检查时，发现组合电器高压侧绝缘有损伤的征象或互感器发现有冒烟等现象时，应将故障互感器切断。 7.2发现互感器有下列故障征象之一时，应立即停用:7.2.1SF6气压低于有关规定。 7.2.2PT互感器内部有劈拍声或其它声音。 7.3当发现SF6泄漏时，马上把排风系统全部开起，同时采取相应的措施进行处理。 8真空断路器的事故处理8.1值班员在真空断路器的运行中发现任何不正常现象时（分合闸位置指示不正确等），应及时予以消除，不能及时消除时，应报告工段管理人员，并作好记录。 8.2真空断路器有下列情形之一者，应申请立即停电处理8.2.1套管有严重破损和放电现象。 8.2.2灭孤室冒烟或内部有异常声响。 8.2.3断路器发热严重。 8.2.4弹簧机构储能突然消失。 8.3当发现真空断路器中的某一部分发热时，应加强监视。 如果是超负荷运行而引起发热，则应减少负荷。 如果发热是由于元件损坏所致，则应更换备用开关。 8.410kV真空断路器有下列情况应更换备用小车8.4.1导电部分的可挠铜片断裂，铜片锈蚀。 8.4.2开关的套管绝缘子和拉杆损坏。 8.4.3断路器的支持绝缘子损坏。 8.5开关拒绝合闸时，应首先检查操作电源的电压，如不正常，即应调整，然后再合。 此外应尽可能根据外部征象来检查合闸回路有无断线，操作本身有无故障。 8.6机构损伤拒绝跳闸的开关禁止投入运行。 910kV受电柜断路器跳闸事故的处理9.110kV受电柜跳闸时，应立即断开各馈出柜断路器。 然后根据继电保护动作指示及各分柜动作指示情况，查明是否由10kV母线或站内设备故障引起跳闸。 9.2若不属于站内设备故障，应尽快采取将故障线路隔离的措施，恢复其它线路的供电。 10馈线柜断路器跳闸事故的处理10.1当10kV馈电线路断路器自动跳闸时，应根据保护装置动作情况，确定故障性质。 10.1.1检查站内断路器有无发现异状，若无异常，了解用户端设备有无事故征象。 10.1.2若站内及用户端均无事故征象时，即可试送一次。 试送时，发现线路有异常时（如电流比正常运行时偏高很多或摆动大），则不要等继电保护动作，应立即切断开关。 电流震荡，同时电压降低就是线路短路故障的现象。 10.1.3试送不成功，严禁再次合用。 此时，应检查线路电缆情况，并作好工作日记，同时向工段报告。 11停电、送电要求11.110KV停电，必须要填写停电通知单后，严禁约时，使用部门人员在场，方可执行，要将小车摇出，把接地刀合上，挂牌“禁止合闸，有人作业”。 要确认接地刀合上。 11.2送电，10KV设备送电，必须要填写送电通知单，使用部门的用电开关确认在停止位止后，在使用部门人员在场的情况下，方可执行。 先将接地刀断开，检查接地刀是否断开，检查确