变电站现场运行规程

五协变电站现场运行规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21母线接线211110KV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。21235KV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21310KV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。22主变方式变电站由单台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23运行方式231可能的运行方式2311110KV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。2313110KV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。2314110KV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。2315110KV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。2316110KV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23310KV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。23435KV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、35112、35111、35062、35061、35072、35071、3011、3012、0351、0352、0353、刀闸断开，其余同正常方式。23535KV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。236110KV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。237110KV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。24站用电运行方式正常情况下使用35KV站用变供电，10KV站用备用。25直流系统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。26继电保护运行方式（见表一）如有变动请查阅继电整定值更改记录簿（本站110KV级保护由桂东调度整定）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093高300/5低800/5低1500/5差动速断低压侧平衡系数0830投入901301101比率差动保护电流38A比率差动系数05二次谐波系数015比率差动CT断线闭锁电流52A0投入9013011011主变50000KVA7主保重瓦斯0投入9013011011主变50000KVA7110KV侧后备保护高300/5复合电压启动过电流电流58A0投入投入901301101301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180V05高300/5过负荷51A5投入电流63A电压60V方向复合电压启动过电流负序电压6V2投入3011主变50000KVA735KV侧后备保护中800/5过负荷555投入中800/5电流61电压60V1投入901复合电压启动过电负序电压6V51主变50000KVA710KV侧后备保护低1500/5过负荷53A05投入低1500/5电流13A速断电压49V0投入3501电流13A时限速断电压75V05投入3501五步线3501400/5过流7A15投入3501200/5电流215V速断电压19V0投入3504电流215A时限速断电压50V05投入3504五贺线3504400/5过流电流63A15投入3504400/5五莲线3506400/5速断电流18A0投入3506400/5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55V05投入3506过流电流6A15投入3506速断电流39A0投入300过流电流5A18投入30035KV母联3001000/5充电保护电流8A投入3001000/5速断22A0投入3511过流7A05投入3511过电压12060投入3511低电压30V05投入351135KV段电容3511150/5零序过压15V01投入3511100/5速断过流16A0投入912工业区912200/5过流45A05投入912200/5速断过流26A0投入913五柏线913100/5过流45A05投入913100/5速断过流105A0投入914西南线914200/5过流51A05投入914200/5速断过流10A0投入915龙马线915200/5过流39A05投入915200/5速断145A0投入916南木线916100/5过流46A05投入916100/5开关柜内为300/5，需要更换速断过流131A0投入918广贺线917200/5过流55A05投入918200/5速断过流205A0投入919过流66A05投入919过电压12060投入919低电压50V05投入91910KV段电容919200/5零序过压15V01投入919200/5第8页3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。31变压器日常巡视检查项目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。32真空断路器日常巡视检查项目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。33隔离开关正常检查项目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。34母线及引线的正常检查项目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。35互感器的正常检查项目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。36避雷器的正常检查项目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。37电力电缆的正常检查项目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。38耦合电容器、阻波器的正常检查项目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。39直流系统的正常检查项目391绝缘状态监视，检查绝缘监视信号灯状态。392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。393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。394检查直流屏上各断路器是否在正常位置。395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；310综合自动化装置正常检查项目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；IAXXXX（A相电流）UAXXXX（A相电压）IBXXXX（B相电流）UBXXXX（B相电压）ICXXXX（C相电流）UCXXXX（C相电压）IOXXXX（零序电流）UOXXXX（零序电压）PXXXXXXX有功功率QXXXXXXX无功功率COSXXX功率因素UMXXXX（母线AB线电压）TXXXX温度FXXXX母线频率第12页311电容补偿装置的正常检查项目A、注意监视运行电压、电流和周围环境温度不应超过制造厂规定的范围；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。312特殊巡视项目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41倒闸操作的一般规定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。42倒闸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。43下列操作必须填用操作票A高低压设备的正常操作。B事故处理后恢复送电的操作。44下列各项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。45操作票的填写参照样票，一个操作组同时间里只准执行一个操作任务。46倒闸操作的一般原则。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23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。47隔离开关操作范围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（105千伏）。48本站操作注意事项A35KV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51运行参数监视和记录要求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。52变压器运行维护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。53断路器运行维护。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。53335KV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。53410KV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115KV时，应及时更换断路器。54隔离开关运行维护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。55互感器的运行维护第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46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。56电力电缆的运行维护。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。57蓄电池及直流系统的运行维护及规定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1C10A即1A且3小时以上保持恒定；电池的充电电压都在135138V/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。58保护、仪表、运行、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事故处理61事故处理的主要任务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。62值班员处理事故时应做到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。63处理事故时各级值班人员的关系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变压器的事故处理71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）。72变压器过负荷处理。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71表71过负荷前上层油的温升过负荷倍数17222833394450100连续运行10555052545040030013011035032525021012511011525022515004503512020514011502512513511505013110050030135055035015140040025145025010150015722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72的规定。表72空气温度10010203040允许运行时间B35158421723变压器事故过负荷数值和时间参照表73表73过负荷倍数130145160175200允许运持续时间MIN12080452010724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73变压器温度信号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。74变压器轻瓦斯信号动作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。75变压器重瓦保护动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。76变压器差动保护动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。77过流保护动作第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。78变压器着火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断路器的事故处理81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。82断路器拒绝合闸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归。827若经检查回路正常，可能是机构挂不牢造成，可拉开两侧刀闸，合闸检查机构情况，并设法消除，通知变电检修人员前来处理。83断路器拒绝跳闸831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。832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。833远方操作拒绝跳闸，可能开关辅助接点断开过早或跳闸铁芯滞塞，此时可用手动跳闸，然后检查开关拒绝跳闸原因。834若是手动不能跳闸时，可能是操作机构调整不当，应设法手动跳闸，如断不开时，可汇报调度断开上一级电源，通知变电检修人员前来处理。第30页84线路断路器自动跳闸断路器自动跳闸后不管有无重合闸或重合闸成功与否，都要记录时间、保护动作情况，对出线设备及断路器进行检查，并汇报调度。841断路器跳闸后有下列情况之一者，运行值班人员不得强送电，由值班调度员统一指挥处理开关自动重合不成功；按频率自动减负荷装置动作而电网频率未恢复正常；严重短路，开关发生冒油等现象；已知故障点或原因，但故障未消除；线路有带电作业，要求将重合闸停用，未得到作业人员汇报情况前。842对无自动重合闸（包括自动重合闸停用或拒动）的单电源10KV线路断路器跳闸后，在不违反841条时，现场值班人员不待调度员的命令立即强送一次，事后报告值班调度员。843对所有35KV线路开关跳闸后，现场值班人员不得强送，必须经得值班调度员的指令才可强送或试送电。844线路开关跳闸后不论重合成功与否，事后都应作好记录，并汇报调度。85断路器跳闸原因不明断路器自动跳闸，而未发保护动作信号，重合闸亦不动作，应做如下处理首先检查是否有人误触跳闸回路，若是则参照84条恢复供电；拉开两侧刀闸进行保护跳闸试验良好后请示调度送电，再次跳闸线路故障；断路器挂钩未挂牢，受振动而自动脱落，此时应打开操作机构箱，派人检查机构动作情况，拉开两侧刀闸，再次合闸，若仍合不上时，可能是机构故障，应通知变电检修人员前来处理；或跳闸时直流系统有接地，可能是直流两点接地造成，应通知变电检修人员检查。第31页9仪表、互感器及二次回路故障91异常运行运行中电压互感器出现下列情况时，应停用故障互感器，记录好时间及负荷情况，并通知变电检修人员前来检查。A高压保险及二次保险连续熔断二次，而所用保险符合规定。B互感器内部发出臭味或冒烟溢油。C内部有火花放电声且伴随接地有异常声音。D外壳、分接头过热超过70。E瓷质部分有裂纹且有弧光放电。92发现互感器有上述故障，应报告调度，并按如下处理A电压互感器内部有异常现象，如上述911中的B、C两项，一次侧有保险的，一定要确认保险熔断后，方可拉开刀闸，否则应断开上级开关，方可拉开刀闸。B电压互感器一次或二次保险熔断，表现为熔断相电压指示降低，未熔断相指示为相电压，有功及无功表指示降低，周波指示不正常。C一次保险熔断，应停用查明原因，更换同类保险，送电后如再次熔断，此时将该停电并对其摇测绝缘，未查出原因前严禁将该送电，并通知有关领导及主管生产部门。D如系统谐振过电压，引起高压保险熔断，应消除谐振后再更换保险。E二次保险熔断，若发现工作人员在二次回路上工作造成的接地短路引起的，应消除故障后，更换同类保险，若非工作人员造成，更换同类保险后再次熔断，汇报调度，并取得调度员同意停用保护，取下二次保险，通知变电检修人员前来处理，分段摇测回路绝缘，找出故障点。93电流互感器二次开路A现象电流指示值变小为零，有功、无功功率变小，电度表转慢。表计或电流互感器本身有异常声音。开路点有火花放电。B可能原因电流互感器本身有故障。电流互感器二次回路有故第32页障（表计保护回路开路）。C处理方法通知变电检修人员处理，必要时请示值班调度退出相关保护后，停用该电流互感器。9表计故障91若发现运行中电度表冒烟时，若监控电流显示值正常，则证明是表计电压回路故障，此时应检查回路保险是否熔断，通知仪修人员，换下故障表计后，更换同类保险。9如发现运行中电度表指示失常，则可能是表计本身故障，或电流互感器及电压互感器二次回路断线，此时可按照电流互感器开路或二次保险熔断处理。95综合自动化装置故障951如发现运行中的保护测控单元模块有异声时，过热冒烟或有焦臭味应查明原因，通知变电检修人员前来处理。952如发现信号误动，应设法消除。如发现保护测控单元误动或拒动，应设法检查，如不能处理，应通知变电检修人员前来处理。953对控制盘、保护盘起火，应迅速切断直流电源，电源，用干砂灭火或灭火器灭火，不能匆忙断开送电开关。10刀闸及避雷器事故处理接触部分发热。当发现设备接触部分发热时，应监视运行，经常测试，如示温腊片腊笔熔化，应汇报调度调整负荷，如示温腊片或腊笔冒烟，应立即汇报调度调整负荷，待机停电处理，如用户不能停电，应汇报有关领导。刀闸操作失灵。在拉刀闸拒拉时，应查明原因，轻轻拉不能强拉，确为机构失灵，应用绝缘棒或停电办法断开。合刀闸合不好时，应适度用力试合，若急需送电，可合上刀闸后用绝缘棒轻轻敲击使其接触良好后，待下次检查处理。第33页避雷器的事故处理。运行中的避雷器如果发现瓷质部分破裂放电或爆炸，在系统无接地情况下，拉开避雷器刀闸，并汇报调度，通知变电检修人员前来处理。若避雷器发生爆炸或伴有接地，应汇报调度用上级开关断开故障避雷器，拆除后恢复送电。耦合电容