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古柏特选 35 kV 变电站 运行 规程 古柏

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南部35KV变电站运行操作规程 (试行) 2012年12月1日 编写： 初审： 会审： 批准： 目 录 1、总则 4 2、操作管理 5 2.1 电气设备的状态 5 2.2操作制度 5 3、主变压器 7 3.1主变技术参数: 7 3.2 主变压器运行方式 7 3.3 主变压器的操作 7 3.4 主变压器的运行维护 8 3.5主变压器的异常运行及事故处理 10 4、断路器 11 4.1技术参数： 11 4.2 一般要求 11 4.3 断路器的运行维护 12 4.4 断路器的异常运行和事故处理 12 5、高压配电装置 13 5.1 高压配电装置的运行规定 14 5.2互感器 14 5.3站用变 16 5.4电容器 17 5.5.隔离开关 18 5.6熔断器 18 6、电力电缆 18 7、交流站用电系统 19 7.1 一般规定 19 8 直流系统 19 8.1 直流系统的正常运行与检查 19 8.2 免维护电池 20 9 微机继电保护及自动装置 20 9.1 对值班人员的要求和规定 20 9. 2 变电运行人员在保护工作中的职责 21 10 事故处理 22 10.1 一般规定 22 10.2 小电流接地系统的事故处理 23 10.3 变电站常见故障处理 24 11、设备维护及清扫 26 附录一：南部S站二次设备统计 26 附录二：保护及自动装置使用说明 28 南部35KV变电站运行操作规程 1、总则 1.1 本规程适用于南部35KV变电站。检修人员、变电站值班人员均应严格按照本规程之规定进行设备的运行、维护和事故处理工作，从2013年1月1日起执行。 1.2 本规程是南部35kV变电站现场运行的依据。变电站值班人员必须认真学习掌握并严格执行。 1.3 调度人员、检修人员及技术、安全管理人员均应熟悉本规程。 1.4 从事南部35KV变电站值班工作的新进人员，以及脱离运行工作连续三个月及以上的原值班人员均须学习现场运行规程，并经考试合格后方可上岗。 1.5 本规程每隔四年或如有设备变动应及时修订。本规程在执行过程中，从事变电站运行、检修、调度和技术、安全管理人员，如认为有关条款需要修订时，应及时向供电技术科提出修改意见，由供电技术科组织相关部门研究,认为需要修改时报发电厂总工审批，在批准后修并执行。 1.6 引用标准 　1.6.1　 国家电网公司电力安全工作规程（变电站部分） 　1.6.2　 电力变压器运行规程DL/T 572-95 　1.6.3　 有载分接开关运行维修导则DL/T 574-95 　1.6.4　 高压断路器运行维护规程 　1.6.5　 蓄电池运行规程 　1.6.6　 继电保护运行管理规程 　1.6.7　 电力电缆运行规程 　1.6.8　 电气设备预防性试验规程DL/T 596-1996 　1.6.9　 电力设备典型消防规程DL 5027-93 　1.6.10　发电厂电力系统调度管理规程 1.7 本规程如与上级有关规程相抵触时，应按上级规定执行。 1.8 本规程解释权属大屯发电厂。 2、操作管理 2.1 电气设备的状态 　2.1.1　 操作任务是将系统〔或设备〕由一种状态转变为另一种状态。设备状态可分为： 　2.1.1.1 运行状态 设备的刀闸及开关都在合上位置，将电源至受电端的电路接通〔包括辅助设备如电压互感器、避雷器等〕。 　2.1.1.2 热备用状态 设备只靠开关断开，而开关操作电源、装置电源、储能电源、交流电压的控制开关仍在合上位置。 　2.1.1.3 冷备用状态 设备的开关在断开位置，将开关摇至试验位置，把开关操作电源、装置电源、储能电源、交流电压的控制开关拉开。 　2.1.1.4 检修状态 设备的所有开关、刀闸均断开，装设接地线或合上接地刀闸时〔并挂好工作牌，装好临时遮栏时〕，即作为检修状态。根据不同的设备有分为“开关检修”与“线路检修”等。 2.1.1.4.1 “开关检修”时，该线的开关拉开，并将开关拉出仓外，把开关操作电源、装置电源、储能电源、交流电压的控制开关拉开。在开关仓内合上接地刀闸并做好安全措施。值班人员开关检修操作时，拉开该线的开关，并将开关拉出仓外，取下操作电源、储能电源及二次插头，开关小车检修不需要合接地闸刀）。 2.1.1.4.2 “线路检修”时，将该线路的开关拉开，并拉到试验位置，把开关操作电源、装置电源、储能电源、交流电压的控制开关拉开，在开关仓内合上接地刀闸并做好安全措施。 2.1.1.4.3 “主变检修”时，拉开变压器各侧开关，并将各侧开关拉出仓外，把开关操作电源、装置电源、储能电源、交流电压的控制开关拉开，在变压器各侧挂上接地线或合上开关仓内接地刀闸，并断开变压器的有载调压电源。 　2.1.2　 对不符合上述状态的操作，值班调度员应另行提出要求或发布操作指令。 2.2操作制度 　2.2.1　 变电站的电气设备均应标明设备名称和编号，且字迹应清楚、醒目，不得重复，模拟图必须始终保持与现场一致。 　2.2.2　 所有电气操作必须执行以下要求： 　2.2.2.1 只有当值值班人员有权进行倒闸操作。在事故处理或特殊检修时方允许非当值值班人员进行指定项目的操作。 　2.2.2.2 修试人员只能进行被修试设备的手动操作，需要进行不带一次电压的电动操作时，须由当值值班员进行，修试人员应在工作结束后恢复到许可工作时的设备状态，并向运行人员交待所修项目、试验结果、是否具备送电条件、清扫现场，并在设备台账上做好记录。运行人员应对设备外观进行验收。 　2.2.2.3 变电站的一切倒闸操作应由两人操作。其中由对设备较为熟悉者监护。 　2.2.2.4 倒闸操作应根据《国家电网公司电力安全工作规程》〔变电站部分〕发电厂“三票三制”的有关规定进行，正确使用安全工器具。 　2.2.2.5 操作时，不得做与操作无关的工作和交谈。若听到调度电话铃声，操作人员应立即停止操作，接听调度电话。 　2.2.2.6 值班人员在接受调度指令时，应启用录音电话，互报单位和姓名，严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一的调度术语和操作术语，发令、受令双方应明确发令时间和完成时间，以表示操作的开始和终结，并将时间记入值班记录簿内。 　2.2.2.7 操作中如发生事故或异常情况时，应立即终止操作，并报告调度，经调度同意后，才能继续进行操作。 　2.2.3　 变电站的倒闸操作一般应正确掌握以下十一步骤： 　2.2.3.1 接受调度预发操作任务 　2.2.3.2 查对模拟图板填写操作票 　2.2.3.3 审查发现错误应重新填票 　2.2.3.4 对操作进行预控 　2.2.3.5 和调度对票后正式发令操作 　2.2.3.6 在模拟图板处模拟操作 　2.2.3.7 逐项唱票并核对设备名称编号 　2.2.3.8 操作并逐项勾票 　2.2.3.9 检查设备并使系统模拟图与设备状态一致 　2.2.3.10 向调度汇报操作任务完成 　2.2.3.11 做好操作记录 3、主变压器 3.1主变技术参数: 型号：SZ11-20000/35 额定容量：20000/20000KVA 短路阻抗：8% 额定电压：35/6.3KV 分接范围：32.5% 联接组：YND11 生产厂家：保定天威集团特变电气有限公司 生产日期：2011年5月 3.2 主变压器运行方式 　3.2.1　 一般运行条件： 　3.2.1.1 变压器的运行电压不应高于额定电压的105%。 　3.2.1.2 变压器在运行中应监视其上层油温。当最高环境温度为40℃时，自然油循环冷却的变压器上层油温正常监视值不宜超过85℃。 　3.2.2　变压器的运行方式 　3.2.2.1 正常周期性负载的运行 3.2.2.1.1变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。 3.2.2.1.2当变压器有较严重的缺陷〔如严重渗油、过热现象、油中溶解气体分析结果异常等〕或绝缘有弱点时，禁止超额定电流运行。 3.3 主变压器的操作 　3.3.1　主变的启用操作应先合电源侧断路器，后合负荷侧断路器。停用操作与此相反。 　3.3.2　 主变的投、停运 　3.3.2.1 在投运变压器之前，操作人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行的条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器结冰被堵。 　　3.3.2.2 新投及更换绕组后的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，其冲击次数为：新安装变压器投运冲击五次，更换变压器绕组冲击三次。 3.4 主变压器的运行维护 　3.4.1　变压器的运行监视 变电站内的变压器，每班至少一次巡视，每周至少进行一次夜间巡视。在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数，并做好相应记录： l 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内； l 有严重缺陷时； l 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时； l 雷雨季节特别是雷雨后； l 高温季节、高峰负载期间； l 变压器过负载运行时。 　3.4.1.1 变压器的日常巡视检查项目应包括以下内容： 3.4.1.1.1变压器的温度计应完好，油温应正常，油枕的油位应与环境温度相对应，各部位应无渗、漏油； 3.4.1.1.2 套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹其它异常现象； 3.4.1.1.3 变压器音响应正常；变压器引线接头、电缆应无发热变色迹象； 3.4.1.1.4 压力释放阀、呼吸器应完好，硅胶变色程度不应超过2/3； 3.4.1.1.5 有载调压分接开关的分接位置及电源指示应正常； 3.4.1.1.6 瓦斯继电器内应无气体； 3.4.1.1.7 各控制箱和二次端子箱应关严； 3.4.1.1.8 变压器外壳接地、铁芯接地应完好； 　3.4.2　 变压器分接开关的运行维护 　3.4.2.2 有载调压分接开关的运行维护 3.4.2.2.1 值班人员进行有载调压装置的分接变换操作时，应按当值调度人员确定的电压曲线或调度命令在电压允许偏差范围内进行，操作后认真检查分接头动作和电压电流变化情况，并做好记录。每天操作次数不得超过30次〔每调一个分头为一次〕。 3.4.2.2.2 有载调压操作应采用逆调压方式；电压调整方式一般分为逆调压方式、恒调压方式、顺调压方式三种。逆调压是指在电压允许偏差范围内,电网供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压高于低谷负荷时的电压值,使用户的电压高峰、低谷相对稳定。 3.4.2.2.3 有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。故障停用，应立即汇报，同时通知检修人员检修。 3.4.2.2.4 正常情况下，一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手摇操作。当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。 3.4.2.2.5 分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时应同时观察电压和电流的指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示等都应有相应变动。 3.3.2.2.6 每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录在交接班记录簿中,每次投停、试验、维修、缺陷与故障处理，都应作好记录。 3.4.2.2.7 两台有载调压变压器并联运行时，允许在85%变压器额定负荷电流及以下的情况下进行分接变换操作，不得在单台变压器上连续进行2个分接变换操作，必须一台变压器的分接变换完成后，再进行另一台变压器的分接变换操作。每进行1次分接变换后，都要检查电压和电流的变化情况。 3.4.2.2.8 分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修。 l 操作中发生连动时，即在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断操作电源，用手摇机构手摇操作到适当分接位置； l 远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压和电流又无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作； l 分接开关发生拒动、误动；电压和电流变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；内部切换异声；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其他异常情况时，应禁止或终止操作；及时汇报调度。 3.4.3 分接开关巡视检查项有 3.4.3.1 电压指示应在规定电压偏差范围内； 3.4.3.2 控制器电源指示灯显示正常； 3.4.3.3 分接位置指示器应指示正确； 3.4.3.4 分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常； 3.4.3.5 分接开关及其附件各部位应无渗漏油； 3.4.3.6 计数器动作正常，及时记录分接变换次数； 3.4.3.7 电动机构箱内部应清洁，润滑油位正常。机构箱门关闭严密，防潮、防尘、防小动物密封良好； 3.4.3.8 分接开关加热器应完好，并按要求及时投切； 　3.4.4　 瓦斯保护装置的运行 　3.3.4.1 当油位计油位异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。 3.4.4.2 轻瓦斯保护动作发出信号时应立即汇报调度,并对变压器进行检查，查明动作原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或变压器内部故障造成。 3.4.4.3 有载调压装置若分接变换不频繁而轻瓦斯保护动作频繁，应作好记录，及时汇报并暂停分接变换。 3.5主变压器的异常运行及事故处理 　3.5.1　 发现变压器运行中有异常现象〔如漏油、油位过高或过低、温度异常、音响不正常等〕时，应立即汇报当值调度和有关领导，设法尽快消除故障。变压器有下列情况之一时，应立即将变压器退出运行。 　3.5.1.1 变压器声响明显增大，很不均匀，有爆裂声； 　3.5.1.2 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度； 　3.5.1.3 套管有严重的破损和放电现象； 　3.5.1.4 变压器冒烟着火。 　3.5.2　 当发生危及变压器安全的故障，而变压器保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运并汇报调度。 　3.5.3　 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它异常情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运并汇报调度。 　3.5.4　 变压器油温升高超过允许限度时，应判明原因采取措施使其降低，检查步骤为： 　3.5.4.1 检查变压器的负载和环境温度，并与同一负载和环境温度下正常的温度核对； 　3.5.4.2 核对温度测量装置； 　3.5.4.3 检查变压器散热装置，若发现油温较同一负荷和冷却条件下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而散热装置正常，温度计正常，则认为变压器发生故障，应立即将变压器停运并汇报。 　3.5.5　 变压器开关跳闸的处理 　3.5.5.2 如果变压器差动或重瓦斯保护动作立即汇报调度，并检查变压器是否喷油、压力释放阀是否动作，保护装置动作情况，综合分析开关跳闸原因，根据调度指令处理问题。 　3.5.5.3 如变压器过流保护动作，进行外部检查无异状后，由调度发令可试送一次。 　3.5.5.4 变压器着火处理：变压器着火时，应首先断开电源，打火警119电话报警，并迅速使用灭火装置灭火。 4、断路器 4.1技术参数： 4.1.1 35KV断路器参数： 35KV开关柜型号：KYN61-40.5 额定电压：40.5KV 额定频率：50HZ 出厂日期：2012.7 厂家：东源电器股份有限公司 中置式开关 型号：VB40.5 厂家：上海通用电器有限公司 额定电压：40.5KV 额定频率：50HZ 4.1.2 6KV断路器参数： 6KV开关柜型号：KYN28A-12 额定电压：6KV 额定频率：50HZ 出厂日期：2011.9 厂家：中煤电气有限公司 中置式开关 型号：VD4/Z 厂家：厦门ABB开关有限公司 额定电压：12KV 额定频率：50HZ 　4.2 一般要求 4.2.1 断路器应按铭牌规范运行，除事故情况外，不得超载运行，其工作电压不得超过最高允许工作电压。 　4.2.2 断路器操作的直流电源应正常，电压应在范围内（UN10%） 　4.2.3 分、合断路器正常应在后台机上操作，操作时应检查开关遥信量变化情况，并到现场核对，以防发生分不开、合不上等情况的发生。 　4.2.4 断路器操作或事故跳闸后，应检查断路器有无放电痕迹，检查断路器的机械指示是否正确。 　4.2.5 手动操作主要是断路器检修、调整时使用，在带电的情况原则上不进行手动操作。在远控失效时，紧急情况下可进行手动操作。装有重合闸的开关，手动分闸前，应先停用重合闸。 　4.2.6 断路器送电前应检查继电保护和自动装置的状态是否符调度要求。 4.3 断路器的运行维护 　4.3.1 断路器巡视检查项目： l 开关柜内无异常声音，无异味； l 分、合位置指示应正确； l 开关柜与电缆头联接处应无发热、变色现象； l 按下带电显示装置，检查负载侧带电情况； l 驱潮加热装置应正常完好，并按温湿度设定值正常投入。 l 开关柜内照明应正常完好，有照明灯不亮时值班员应及时更换处理。 l 手车试验、运行位置准确，推入推出灵活，闭锁装置可靠。 　4.3.2. 弹簧机构的运行规定： 4.3.2.1 弹簧储能机构，断路器在运行过程中应保持其在储能状态，合闸送电后应检查机构是否确已储能。断路器在运行过程中，储能电源的空气开关不能随意断开。 4.3.2.2 断路器使用手动储能，必须先将储能电源开关拉开。 4.3.2.3 查开关在运行状态，储能电动机的电源开关应在闭合位置； 4.3.2.4 断路器进行送电操作工作前，应释放储能，释放储能应按下列步骤进行： l 合上控制电源 l 拉开储能电源开关； l 断路器手动合闸后再手动分闸。 　4.3.2.5 保护及自动装置和压板应在调度规定位置。 　4.3.2.6 清扫高压开关柜外表尘土。 4.4 断路器的异常运行和事故处理 　4.4.1 当发现断路器在运行中内部有严重的放电声，应迅速拉开上一级电源断路器，然后再拉开该断路器。桩头熔化，套管冒胶、瓷套炸裂、引线熔断应迅速拉开该断路器。 　4.4.2 运行中发现断路器有异常声音或放电现象时，则应将断路器改为非自动（拉开控制电源及保护装置电源空气开关），并汇报调度。 　4.4.3 断路器合闸不成，若无继电保护动作且合闸时该分路遥信量无大幅度变化，可以重新合一次；若继电保护动作，则应查明原因，汇报调度。 　4.4.4 断路器拒分或有合闸自保持回路的断路器拒合时，变电站操作人员将该断路器控制电源瞬时断开，汇报调度及有关领导，听候处理。 　4.4.5 当操作控制开关（或后台操作）至分闸位置而断路器未分闸，可再进行分闸操作一次，仍分不开，检查如是通道或自动化设备的问题，则应汇报调度，通知检修人员检查通道或自动化设备情况。如是断路器故障则有调度下令值班员现场手动分开故障断路器转冷备用。 　4.4.6 保护动作而断路器拒绝跳闸，致使上一级断路器保护动作越级跳闸时，应汇报调度查明原因，按越级跳闸有关规定处理。 　4.4.7 拒绝跳闸断路器必须改为冷备用后才能查找原因。断路器拒绝跳闸故障未解除前，禁止投入运行。 　4.4.8 线路断路器故障跳闸不论重合闸成功与否，均应查明保护及自动装置动作情况，汇报调度。 　4.4.9 断路器有不正常情况时，应及时向调度及有关领导汇报。 　4.4.10 发生误拉合断路器按下列原则处理： 　4.4.10.1 误拉断路器，对无并列关系的立即自行合上，再汇报。有并列关系的，按调度命令处理。 　4.4.10.2 设备误操作或误碰保护接线引起的有关断路器误动作，按4.3.10.1 处理。 　4.4.10.3 若造成母线失电时，立即汇报调度，按调度指令执行。 4.4.11 出现无法合闸现象，检查合闸回路电源是否接通，合闸线圈是否烧坏（有无异味）。 4.4.12 出现无法分闸现象，检查分闸回路电源是否接通，分闸线圈是否烧坏（有无异味）。 4.4.13 开关手车难以摇进摇出现象，检查断路器是否在合闸状态，接地开关是否在合闸状态，轨道是否变形，手车位置是否端正无偏斜。 5、高压配电装置 5.1 高压配电装置的运行规定 　5.1.1 配电装置包括开关柜、母线、断路器、刀闸、互感器、站用变、电力电容器等。 　5.1.2 室内外配电装置应有装设接地线的专用接地极。配电设备不带电的金属外壳、设备构架，均应按规定有可靠的接地。 　5.1.3 配电装置应按规定配备足够的适合电气灭火的消防设施，并存放于固定位置，定期进行检查和维护。 　5.1.4 室内外配电装置的主通道和主设备附近应装有照明设施，照明设施与配电设备应保持足够的安全距离且便于维护修理。 　5.1.5 站内应配有足够的安全用具及备品，安全用具要妥善保管和定期试验，过期或不合格的安全用具禁止使用。 　5.1.6 开关室的房屋应不漏渗，门窗应完好并关闭严密，通风孔、洞要加护网，做好防小动物的措施，电缆沟孔洞应按规定封堵。 5.2互感器 5.2.1技术参数： 6kv电压互感器：型号：JDZX9—6Q; 厂家：大连第二互感器厂; 变比：6000/100 100/3 35kv电压互感器：型号：JDZX9—35、出厂日期：2011年3月；厂家：大连第二互感器集团有限公司 额定变比：35/ /0.1//0.1/3 电流互感器：（参数见附录1） 　5.2.2 互感器的正常巡视检查项目： 　5.2.2.1 运行中互感器所连接的二次仪表应工作正常，各装置、后台机数据显示正确。 　5.2.2.2 电压互感器一、二次熔丝应完好，接线紧固，接地良好，二次侧严禁短路。 　5.2.2.3 电流互感器一、二次接线紧固，接地良好，二次侧严禁开路。 　5.2.2.4 套管及外壳应清洁、无裂纹和放电痕迹。 　5.2.2.5 内部应无异味无异常音响，干式互感器应无大振动声。 　5.2.2.6 室外端子箱内应无受潮，接线端子无积灰、打火现象。 　5.2.2.7 电压互感器的消谐装置应正常完好。 　5.2.3　 电压互感器启停用操作及注意事项： 5.2.3.1 启用应先初级、后次级，停用则相反，禁止使电压互感器反充电。 　5.2.3.2 停用电压互感器或取下二次熔丝时应先考虑电压互感器所连接的计量、继电保护备自投装置，防止无计量或保护误动。 　5.2.3.3 母线复役时，相应电压互感器应先投运，停役时则相反。 　5.2.3.4 电压互感器进行过一、二次回路接线工作后应重新核相。 5.2.3.5 电压并列 一次侧Ⅰ、Ⅱ段母线电压并列运行条件：Ⅰ（或Ⅱ）段电压互感器闸刀在合位、母联开关手车在热备用位置，此时将电压并列开关打至“并列”位置，电压并列装置Ⅰ（或Ⅱ）、Ⅲ指示灯亮（Ⅰ：Ⅰ段压变在工作位置；Ⅱ：Ⅱ段压变在工作位置；Ⅲ：电压并列）。 　5.2.3.6 一次侧Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行时，当一组母线电压互感器停用，而相应母线继续运行时，须先将电压互感器二次并列，再退出电压互感器，启用时相反。一次侧未并列运行，电压互感器二次侧不得并列。两组电压互感器不宜长期并列运行。 　5.2.4　 电压互感器的故障及处理 　5.2.4.1 电压指示不正常时，值班员应检查压变柜中高低压两侧熔丝、开关、刀闸等是否正常，系统是否有接地故障。 　5.2.4.2 电压互感器低压熔丝熔断或空气开关跳闸，经检查无明显异状，值班员应立即按原规范更换熔丝或合上空气开关，恢复正常工作，若再次熔断应及时汇报调度，由检修人员负责处理。 　5.2.4.3 电压互感器高压熔丝熔断，值班员应在设备检修状态下进行更换，若再次熔断应汇报调度，由检修人员负责处理。 　5.2.4.4 电压互感器发生下列故障之一时应立即停用： l 初级熔丝连续熔断两次； l 内部有放电声或严重噪音； l 内部发出焦臭味、冒烟等。 　5.2.4.5 电压互感器发生异常情况〔内部有放电声、冒烟〕可能发展成故障时，或系统的PT监视已发生单相接地，处理原则如下： l 不得用近控的方法操作该电压互感器的高压刀闸〔高压熔丝确已熔断的除外〕； l 不得将该电压互感器次级与正常运行的电压互感器次级并列； 　5.2.5　 电流互感器二次回路开路的判断与处理： 　5.2.5.1 电流互感器二次回路开路可能有下列现象： l 相应回路的电流、功率异常降低或为零； l 电流互感器本体噪声大，振动不均匀； l 电流互感器本体严重发热，有异味、变色、甚至冒烟等； l 电流互感器二次回路端子、元件线头等有放电、打火现象； l 继电保护发生误动或拒动。 根据负荷情况和断线部位，上述现象一般不同时发生，负荷轻时有时不易发现，值班人员应根据实际情况，仔细分析，以便及时采取有效措施。 　5.2.5.2 电流互感器二次回路开路的处理： l 发现电流互感器二次回路开路，应立即汇报调度，按调度指令处理。如发现流变冒烟起火，可先拉开开关，后向调度进行汇报，由检修人员负责处理。 5.3站用变 5.3.1技术参数： 型号：SC9—50/6.3；额定容量：50KVA； 结线方式： Dyn11；额定电压：6.3/0.4kv；额定电流：4.582/72.2A；阻抗率：4.03％；出厂日期：2011.10；厂名：浙江广天变压器有限公司 5.3.2一般运行： 5.3.2.1　 站用变不同负载下的运行方式 5.3.2.2 正常周期性负载的运行 5.3.2.3 站用变在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。 5.3.2.4 当站用变有较严重的缺陷〔如过热现象、表面烧损等〕或绝缘有弱点时，禁止超额定电流运行。 5.3.3 站用变的日常检查项目： 5.3.3.1 站用变本体噪声大. 5.3.3.2 站用变本体严重发热，有异味、变色、甚至冒烟等； 5.3.3.3 外壳应清洁、无裂纹。 5.3.3.4 内部应无异味无异常音响，应无大振动声。 5.3.3.5 应无受潮，接线柱无积灰现象。 5.4电容器 5.4.1技术参数： 型号：BAMr6.6/ -267-1W 生产日期：2012.7.13 额定电压：6.6/ kv 额定电流：70.07A 额定容量：267kvar 额定电容值：58.56μF 5.4.2电容器的的正常巡视检查项目： 5.4.2.1 值班人员应做好设备运行情况记录。 5.4.2.2 对运行的电容器组的外观巡视检查，规定每天都要进行，如发现箱壳膨胀应停止使用，以免发生故障。 5.4.2.3 巡视时用红外线测温仪检查电容器外壳温度，并且做好温度记录(特别是夏季)。 5.4.2.4 电容器的工作电压和电流，在使用时不得超过1.1倍额定电压和1.3倍额定电流。 5.4.2.5 接上电容器后，将引起电网电压升高，特别是负荷较轻时，在此种情况下，应将部分电容器或全部电容器从电网中断开。 5.4.2.6 电容器套管和支持绝缘子表面应清洁、无破损、无放电痕迹，电容器外壳应清洁、不变形、无渗油，电容器和铁架子上面不应积满灰尘和其他脏东西。 5.4.2.7 必须仔细地注意接有电容器组的电气线路上所有接触处(通电汇流排、接地线、断路器、熔断器、开关等)的可靠性。因为在线路上一个接触处出了故障，甚至螺母旋得不紧，都可能使电容器早期损坏和使整个设备发生事故。 5.4.2.8 对电容器电容和熔丝的检查，每个月不得少于一次。 5.4.2.9 由于保护动作而使电容器组的断路器跳开，此时在未找出跳开的原因之前，不得重新合上。 5.4.2.10 在运行过程中如发现电容器外壳漏油，可以用锡铅焊料钎焊的方法修理。 5.4.3　电力电容器组倒闸操作时必须注意的事项 5.4.3.1在正常情况下，全所停电操作时，应先断开电容器组断路器后，再拉开各路出线断路器。恢复送电时应与此顺序相反。 5.4.3.2 事故情况下，全所无电后，必须将电容器组的断路器断开。 5.4.3.3 电容器组断路器跳闸后不准强送电。保护熔丝熔断后，未经查明原因之前，不准更换熔丝送电。 5.4.3.4 电容器组禁止带电荷合闸。电容器组再次合闸时，必须在断路器断开3min之后才可进行。 5.5.隔离开关 5.5.1技术参数： 6KV型号：GL-2500A/12 额定电压：12kv 出厂日期：2011.9 35KV型号：GL-1250A/40.5 额定电压：40.5kv 5.5.2 隔离开关的正常巡视检查项目 5.5.2.1 隔离开关必须在线路与电源切断即不带电的情况时，才准许进行检查。 5.5.2..5 检查紧固件，连接是否牢固，并检查接地部分是否良好（不允许接地螺钉松动和接触处有生锈的现象）。 5.5.2.6 检查触头、触刀如有严重损坏和压力弹簧发生残余变形。 5.6熔断器 5.6.1技术参数： 6kv熔断器型号：XRNT-7.6/50 额定电压：6KV 额定电流：50A 厂家：安徽辉达科技有限公司 35kv熔断器型号：XRNP1 40.5KV/05.A-31.5KA 额定电压：40.5KV 额定电流：0.5A 厂家：西安苏源电气有限公司 5.6.2 熔断器的正常巡视检查项目 5.6.2.1 熔断信号指示器信号指示是否弹出。 5.6.2.2 与熔断器相连的导体、连接点以及熔断器本身有无过热现象，连接点接触是否良好。 5.6.2.3 熔断器外观有无裂纹、脏污及放电现象。 6、电力电缆 　6.1 电缆线路的正常工作电压不应超过电缆额定电压的15%。 　6.2 电缆原则上不得过负荷运行，即使在处理事故时出现的过负荷，也应迅速恢复其正常电流。 　6.3 电缆的巡视检查项目： 　 6.3.1变电站的电缆沟、电缆层、电缆架的检查每三个月至少一次。 6.3.2定期检查电缆运行与悬挂情况，值班人员每班检查一次，发现问题（如断裂、松动等）及时汇报调度。 7、交流站用电系统 7.1 一般规定 　7.1.1 站用电屏的自动投入装置，应将其投入，并由值班人员每一个月定期切换试验一次。 　7.1.2 相同电源的两站用变不宜并列运行，不同电源的两台站用变禁止并列运行。 　7.1.3 每半月应对事故照明进行切换试验一次。 　7.1.4 站用电必须保持正常运行，发生故障后应尽快恢复。 7.2 站用电系统的巡视检查项目： 　7.2.1 站用变压器柜的柜门应关闭完好、照明应完好。 　7.2.2 站用电电压不得高于420伏、不得低于360伏、三相不平衡值应不大于5伏。 　7.2.3 站用变负荷电流应不超额定值、三相电流不平衡值应不大于25%的额定值。 　7.2.4 站用电控制屏各指示灯应正常、屏内无异声。 　7.2.5 干式变压器的外部表面应无积污、放电闪络现象。 　7.2.6 站用变低压电缆应绝缘良好、外表接地应良好。 　7.2.7 站用电系统进行有可能改变相位的工作后、应重新核相正确后方可投入运行。 8 直流系统 8.1 直流系统的正常运行与检查 　8.1.1 直流母线电压应在额定电压下运行,其变动范围不超过额定电压5%。 　8.1.2 直流系统绝缘应良好,绝缘电阻应保持在0.2MΩ以上。 　8.1.3 直流系统各级空气开关（熔丝）应相互配合。 　8.1.4 直流系统每班交接班时应检查： 　8.1.4.1 直流母线电压应正常； 　8.1.4.2 直流母线正、负极对地电压正常； 　8.1.4.3 蓄电池充电电流应正常； 　8.1.5　 直流系统接地故障处理 　8.1.5.1 当发出直流系统接地信号时，应立即用绝缘监测装置判明接地极，进行拉路查找。 　8.1.5.2 站内有修试作业时应先查找是否由修试作业引起，并停止在二次回路上工作，待查明故障后再工作。 　8.1.5.3 变电站应根据本站情况规定拉路顺序与原则，1、先合闸电源后控制电源； 2、先室外后室内3、先总分支电源后分路电源。 　8.1.5.4 查找直流接地时，禁止把直流系统未接地的一极接地。 　8.1.5.5 在雷雨、大风雪天气及设备运行不正常时，不宜进行拉路查找。 　8.1.5.6 发现问题及时上报调度。 8.2 免维护电池 　8.2.1 免维护蓄电池正常运行应在浮充电工作方式并处于满充电状态。 　8.2.2 值班员每班应巡视检查蓄电池一次，其项目如下： l 蓄电池应通风良好，温度应在5--30℃范围内； l 蓄电池外壳及盖板应完好； l 蓄电池的连接片〔线〕应无断裂〔股〕、发热、生盐现象，凡士林涂层完好。 　8.2.3 免维护蓄电池应每季进行一次各只蓄电池电压的测量以检查各电池之间平衡性。 9 微机继电保护及自动装置 9.1 对值班人员的要求和规定 9.1.1 了解微机继电保护装置的原理及二次回路； 　9.1.2 负责进行微机继电保护装置的投入，停用等操作； 　9.1.3 负责记录并向调度汇报微机继电保护装置的动作信号及动作情况； 　9.1.4 执行上级颁发的有关微机继电保护装置规程和规定。 　9.1.5 值班人员应掌握对微机继电保护装置进行采样值检查和时钟校对，检查周期不得超过半个月。 　9.1.6 对微机继电保护装置、二次接线排和控制电缆等进行巡视。 　9.1.7 微机继电保护装置室内月最大相对湿度不应超过75%，应防止灰尘侵入，微机继电保护装置室内环境温度应在5~30C范围内，超过此范围应装设空调。 　9.1.8 新安装的微机继电保护装置对值班员进行培训技术交底后，方可投入运行。 　9.1.9 当出现微机继电保护的动作及异常时的报告时，值班员应及时从后台机打印报告并保存好。 9. 2 变电运行人员在保护工作中的职责 9.2.1 有关保护装置及二次回路的操作及工作均须经相应的管辖该装置的人员〔调度或现场值班长〕的同意方可进行，保护装置的投入、退出等操作均按调节器度命令，由值班运行人员负责进行。在检修过程中的操作由检修人员负责。 9.2.2 在保护装置及二次回路上工作前，值班运行人员必须审查继电保护工作人员的工作票及其安全措施，更改整定值和变更接线一定要有经领导批准的定值通知单和图纸，更改整定值和变更接线一定要有经领导批准的定值通知单和图纸才允许工作。运行人员应认真按工作票要求作好安全措施 9.2.3 在继电保护工作完毕后，检修人员应向运行人员交待设备变动情况，如拆动的接线、元件、标志、压板和整定数据变动等，并将工作内容写入记录簿。 9.2.4 值班运行人员每周对二次回路、保护装置进行检查。　 l 检查微机保护装置的各级电源指示灯及运行监视灯是否正常。 l 运行中保护的测量数据（如电压、电流）指示应正常。 l 二次接线,端子排上无发热、放电等异常现象。 l 保护装置的所有工作方式开关均应在规定状态。 l 监控CPU〔人机对话〕工作应正常，液晶显示应正常。 l 各种功能投入压板、保护出口压板，应在调度规定的方式。 l 主变微机差动保护装置有差流显示时,其差流是否正常。 l 微机保护装置通讯联络的通讯管理接口〔或通讯管理机〕应运行正常，装有通讯管理机的各单元通讯管理接口显示应正确。 9.2.7 接有交流电压的保护在运行中不得使保护失去交流电压。正常运行时，若发生二次电压失压，应立即汇报调度，停用可能误动的保护。 　9.2.8 每月根据各类保护装置动作情况做好统计记录并汇总至调度。　 　9.2.9 运行中的保护遇有下列情况应征得调度员同意将其停用。 l 有缺陷和异常而必须停用的。 l 有误动危险的。 l 因工作需要短时退出的. l 更改保护定值时。 　9.2.11 微机继电保护装置动作后，值班人员应按要求作好记录和复归信号，并将动作情况立即向调度汇报。 　9.2.12 微机继电保护装置出现异常时，并立即向调度汇报，由检修人员负责处理。 10 事故处理 10.1 一般规定 　10.1.1 事故处理的一般原则 　10.1.1.1 尽速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁； 　10.1.1.2 设法保证站用电源； 　10.1.1.3 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电，并考虑对重要用户优先供电；尽快对停电的用户恢复供电；立即将事故情况简明扼要地报告当值调度员，听候处理。 　10.1.2 事故处理时，值班人员必须坚守工作岗位，迅速、正确地执行当值调度员的命令。只有在接到当值调度员的命令及对人身安全或设备有明显和直接危险时，方可停止设备的运行或离开工作岗位。 　10.1.3 如果事故发生在交接班过程中，交班人员应负责处理事故，接班人员可以协助处理。在事故未结束以前，不得进行交接班。 　10.1.4 处理事故时，与事故无关的人员不得进入事故地点和控制室，已进入的人应主动退出，不得防碍事故处理。 　10.1.5 当值调度员是事故处理的指挥人，正值值班员应迅速地执行调度命令，并及时将事故现象和处理情况向其汇报。当值人员如果认为值班调度员命令不正确时，应予指出，并作必要解释，当值班调度员确认自已的命令正确时，当值值班人员必须立即执行。如果该项命令直接威胁人身或设备安全，值班员必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告发电厂总工程师或供电技术科负责人并按其指示执行。 　10.1.6 处理事故时若变电站站长在场应注意操作人员处理事故的过程，必要时可以帮助他们处理，但不得与调度命令相抵触；若认为操作员不能胜任时，可暂停其工作，指定他人代行处理，但事前必须得到当值调度员的许可，并作好详细记录。 　10.1.7 在下列情况，当值人员可不经调度许可自行操作，但结束后必须汇报。 　10.1.7.1 将直接威胁人身和设备安全的设备停电； 　10.1.7.2 将已损坏的设备隔离； 　10.1.7.3 恢复站用电； 　10.1.7.4 确认母线电压消失，拉开连接在母线的有关开关〔需保留的电源开关,应由有关调度部门明确规定〕； 　10.1.7.5 线路开关由于误碰跳闸应立即恢复供电； 　10.1.8 值班员处理事故应遵照下列顺序进行： 　10.1.8.1 根据表计测量、后台监控、继电保护动作情况和设备外部特征判断事故全面情况； 　10.1.8.2 如果对人身和设备安全有威胁时，应立即解除这种威胁，必要时停止设备运行，否则应尽力保护或恢复设备的正常运行； 　10.1.8.3 迅速检查，判明故障性质、地点及其范围； 　10.1.8.4 对所有未受到损害的设备保持其正常运行； 　10.1.8.5 为防止事故扩大，必须主动将事故处理的每一阶段情况迅速而正确地汇报给当值调度员及有关领导； 　10.1.8.6 对监视表计、信号指示处理过程作详细准确记录。 　10.1.9 处理事故时，必须迅速、正确、果断，不应慌乱，严格执行接令、复诵、汇报、录音和记录制度，使用统一的调度术语和操作术语。 10.2 小电流接地系统的事故处理 10.2.1 单相接地时的象征： 　10.2.1.1 接地相电压下降，其它二相升高。如是金属性接地则接地相电压为零，未接地相电压由相电压升高为线电压； 　10.2.1.2 接地报警装置发出信号； 　10.2.1.3 查看压变柜上保护装置发出的相应信号； 　10.2.2 单相接地故障的处理： 　10.2.2.1 记录故障时间、接地线相别、零序电压； 　10.2.2.2 检查判别故障： l 检查小电流接地检测装置，或用小电流接地检测装置判明故障线路； l 对指示单相接地母线上所有设备进行详细检查以确定站内是否有接地故障； l 配合调度进行必要的操作，以确定故障的范围； l 当保护装置选线不正确时，采用试拉的方式查找故障，原则上按：充电线路和电容器-农用线路-长线路-重要用户线路的顺序，现场按调度指令操作； 10.3 变电站常见故障处理 10.3.1 互感器的故障处理 当互感器及其二次回路存在故障时，表针指示将不准确，值班员容易发生误判断甚至误操作，因而要及时处理。 10.3.1.1 电压互感器的故障处理。 电压互感器一次侧或二次侧保险熔断的现象与处理： 当一次侧或二次侧保险熔断一相时，此时，熔断相的相电压为降低很多，其他两相正常略低；电压回路断线信号动作。电压切换开关切换时，三相电压不平衡；电压互感器的开口三角有电压。一般作如下处理： l 检查二次保险。当发现二次保险熔断时，必须经检查处理好，换好保险后再投入。 l 如更换保险后，电压仍不正常，且二次熔丝没有熔断，则应汇报调度，拉开隔离开关，对一次熔丝、压变一次回路进行详细检查。 l 如更换后保险又熔断，则应汇报调度。 l 当电压互感器一次侧保险熔断两相时，则应汇报调度，需经过内部测量检查，确定设备正常后，方可换好保险将其投入。 10.3.2 直流系统接地故障处理 直流回路发生接地时，首先要检查是哪一极接地，并分析接地的性质，判断其发生原因，一般可按下列步骤进行处理： 检查时，应避开用电高峰时间，并根据气候、现场工作的实际情况进行回路的分、合试验，一般分、合顺如下： l 直流屏上逆变电源、储能回路、控制回路。应根据具体情况灵活掌握，凡分、合时涉及到调度管辖范围内的设备时，应先取得调度的同意。如通过各支路分、合试验后，故障任未消除，则为直流屏内部故障。 l 确定了接地回路后，应在这一路所带设备再分别分、合保险或空开，逐步缩小范围。在寻找直流接地时，应先取得调度的同意。 为保证个人身和设备的安全，在寻找直流接地时，必须由两人进行，一人操作，另一人监护和看信号。在拔下运行设备的直流保险时，应先正极、后负极，恢复时应相反，以免由于寄生回路的影响而造成误动作。 10.3.3 控制回路断线的故障处理 保护装置和后台机发“控制回路断线”信号，相应的分、合闸指示灯不亮，一般处理步骤“ l 检查直流屏控制电源空开是否断开。检查所带设备无异常后，送上控制电源空开，若空开再次跳闸断开，则应汇报调度。 l 检查开关操作电源空开是否跳闸断开，检查回路无异常，开关、操作机构内无异味后，检查无异常，送上控制电源空开。如空开再次跳闸，则应汇报调度。 l 检查开关二次插头是否插好。 l 检查开关手车位置是否摇到位。 10.3.4 分、合闸指示灯不亮的故障处理 保护装置、开关柜分合闸指示灯不亮，一般处理步骤： l 保护装置指示灯不亮，且装置未发“控制回路断线”信号，是装置内部故障造成，则应汇报调度。 l 保护装置指示灯不亮，且装置发“控制回路断线”信号，处理方法如五。 l 开关柜分合闸指示灯不亮，首先检查控制电源是否正常；如控制电源正常，检查指示灯接线是否断开、松动。 10.3.5 后台机数据不刷新的事故处理 后台机实时数据不刷新的处理步骤： l 检查通信接口柜的通讯管理装置的电源是否正常。 l 检查后台机、通信接口柜的通讯管理装置的网线接头是否松动、脱落。 l 网线接头接触良好，重启后台机。如仍不刷新，则汇报调度。 10.3.6 6KV系统单相接地 故障相电压为零，非故障相电压升高至线电压（完全接地）；故障相电压降低，非故障相电压升高（不完全接地）。一般处理步骤： l 查看小电流接地选线装置是否告警。 l 如无报警，查看母线电压，判断接地相别。 l 根据运行方式，当两段母线6kV侧并列运行时，应先拉开分段开关，判别接地母线。 l 检查本站6kV设备有无接地现象。 l 做好拉合试验的准备工作。 10.3.7 储能指示灯不亮的故障处理 l 检查开关操作机构的储能指示是否在已储能位置，储能开关是否在“开”的位置。 l 检查二次插头是否插好。 l 检查储能电源空开是否断开。 l 检查储能电源、储能指示灯接线是否松动、脱落。 11、设备维护及清扫 11.1 设备外表的日常维护保洁由运行人员负责,满足质量标准化的要求，在设备检修时检修人员必须对设备进行全面维护和清扫。 11.2 开关柜、控制柜和端子箱等设备的柜门必须关严，柜上通风处的防尘纱窗完好。当柜内元器件、端子排上积灰较多需要清理时，由运行人员提出申请，由检修部门编制计划后进行清扫。 附录一：南部S站二次设备统计 直流屏 直流屏型号：MK-M-100AH/220V 充电模块：TH230D10ZZ-3 AC380V 10A 触摸屏：PWS6600S-S5.7 微机监控：MKV2A 绝缘监测：HL-JYJC 蓄电池：12V 100AH 德国阳光 通信接口柜 GPS天线：G507L 双绞线以太网交换机：PCS-9882C 通讯管理装置：RCS-9794A GPS时钟同步装置：RCS-9785-TP 小电流接地系统微机选线装置：WLD-6型 远动柜 数字通道防雷器：MTP15N3 模拟通道防雷器：MTP12N5 远动通信装置：RCS-9698G 交流屏 双电源自动转换开关：FATSQ-M225/4P（AC400V 200A） 逆变屏 逆变模块：EPS2005-5KW（AC220V、DC220V） 变压器（容量：5KVA 一次电压：110V 二次电压：230V 一次电流：45A 二次电流：22A） #1、#2变压器保护测控柜 变压器档位及本体测控装置：RCS-9703C-BS 变压器非电量保护装置：RCS-9661CS-2TP 变压器差动保护装置：RCS-9671CS-2TP 5A 变压器后备保护测控装置：RCS-9681CS-2TP 100V 5A 变压器有载调压控制器：HMK8 AC220V 分段综合柜 分段保护测控及备自投装置：RCS-9651CS-2TP 100V 5A 电压并列及监视装置：RCS-9663DⅡ 100V 35KV进线开关柜 线路测控保护装置：RCS-9611CS 100V 5A 电流互感器：LZZBJ18-10 变比：800/5 温湿度控制器：ES8002 带电显示器：DXN-7.2-40.5/Q1型 35KV主变开关柜 电流互感器：LZZBJ18-10

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