110KV变电站现场规程

1、110KV变电站现场规程第一章 概 况XXXX两座110kv变电站位于XXXX钢铁集团有限公司院内，距XXXX220KV变电站6公里，占地面积11000平方米。担负着公司全部的生产、生活供电任务。XXXX110KV变电站为3级电压。110kv为单母线分段接线方式，设计进线2回，分别是迁金I线112、迁金II线111，母联145。投运迁金II线111、迁金I线112及110KV4#母线、5#母线。35KV为单母线分段接线方式，设计出线2回，投运1回。10kv为单母线分段接线方式，设计出线34回，全部投运。投运主变压器2台，天威特变SFSZ9-63000/110有载调压变压器。10KV电容器8组，

2、总补偿容量为28800Kvar。35KV采用静止型动态无功补偿，容量为30 Mvar，主要用于炼钢LF炉的无功补偿。XXXX110KV变电站为2级电压。电源由XXXX变电站电源T接，110kv为单母线分段接线方式，设计进线2回，分别是迁金I线112、迁金II线111，母联145。投运迁金II线111、迁金I线112及110KV4#母线、5#母线。10kv为单母线分段接线方式，设计出线23回，全部投运。投运主变压器2台，保变合肥SFZ9-50000/110有载调压变压器。全站电容器4组，总补偿容量为21600Kvar。第二章 调度范围划分1、 101-4、102-5刀闸及以上设备由区调调度。2、

3、 101-4、102-5刀闸由区调和XXXX变电站双重调度。3、 101-4、102-5刀闸及以下设备由XXXX变电站自行管理。第三章 运行方式及线路双重编号1、运行方式：（1）正常方式：迁金II线111、迁金I线112开关合入，母联145开关开口， 110KV4#、5#母线带1#、2#主变运行。35KVI段进线301开关开口，II段进线302开关合入，35KV母联345开关合入，由302开关带全部35KV负荷。10KV4#、5#母线分段运行，带10KV全部负荷， 10kv母联545开关开口。主变中性点不接地运行。（2）可能出现的方式： 方式A ：一台主变检修，545开关合入，全部负荷由一台主

4、变带。 方式B ：111线路检修，112带110KV4#、5#母线。2、线路双重编号：（1） 迁安116XXXX111线路双重编号为：迁金II线111（2） 迁安115XXXX112线路双重编号为：迁金 I线112（3） 35KV出线：LF炉1线312（4） XXXX变电站10KVI段出线：污水处理1线518、制氧1线517、514、水源井513、混铁炉1线512、 消弧1线511、1#电容器组581、1#所变510、带烧1线538、450鼓风机1线537、450净水1线536、主控楼1线535、制氧3线534、3#电容器组582、坚炉1线533、备用4（金岭） 532、5#电容器组583、7

5、#电容器组584、580风机551、580净水1线552、2#竖炉1线555、蓄水池1线553、白灰窑554（5） XXXX变电站10KVII段出线：制氧2线525、污水处理2线524、522、消弧2线521、2#电容器组591、2#所变520、临变1 527、制氧4线528、2#竖炉2线 529、450净水2线541、450鼓风机站2线542、带烧2线543、主控楼2线544、4#电容器组592、6#电容器组593、8#电容器组594、混铁炉2线546、580净水2线547、水源井2线548、蓄水池2线549、南临变560、转炉煤气发电561、90平2#出线562、580风机备用电源563（

6、6） XXXX变电站出线轧钢主传动1 511、转炉水泵房1 513、轧钢水处理1 514、90平带烧1 515、2580主控楼1 516、转炉本体1 519、轧钢辅传动1 542、3制氧1 543、4TRT546、轧钢主传动2 521、转炉本体2 523、4高炉风机524、90平带烧2 525、2580主控楼2 526、转炉水泵房2 529、轧钢水处理 551、轧钢辅传动2 552、3制氧2 553、3TRT555、2TRT556。（7） 两站联络柜：设备运行操作的注意事项1、设备运行的注意事项设备投入运行时应具备必要的资料，如：产品出厂使用说明书，设备投运批准书等。设备投入运行后应对其进行科

7、学化、规范化的监督管理，建立健全各种图表。 2、操作的注意事项2.1在进行倒闸操作前，值班人员应明确操作目的，内容及操作中注意事项。复杂操作应充分准备，经大家讨论制定方案与措施，并由站长、主值负责监督。2.2严禁无令操作，若发现命令与设备情况不符或有明显错误，应立即提出疑问并纠正，无误后进行操作。2.3倒闸操作必须戴绝缘手套、穿工作服、穿绝缘靴、戴安全帽。 2.4 110KV线路停电时，应按开关、线路侧刀闸、母线侧刀闸顺序进行，送电操作与此相反。2.5变压器停送电操作，应将变压器高压侧中性点刀闸合好，然后再进行操作；停电时，应先停负荷侧，后停电源侧；送电时则从高压向低压依次进行。若该变压器接入

8、系统后中性点不应接地（听调令），必须将中性点刀闸拉开。2.6远方操作时，应检查设备位置变化是否正确，并监视交、直流变化情况及有无异常信号发出。2.7设备停电工作，在合接地刀闸前必须先验电，要做到在哪封地在哪验电。在合接地刀时，必须看好位置，核对好设备编号，分清-17、-27，不得误合线路侧接地刀闸。2.8由于10kv出线-2刀闸和接地刀闸为连动机构，所以检验线路是否有电，应在拉开-2刀闸之前。 2.9 10kv出线停电必须按开关，负荷侧刀闸、电源侧刀闸的顺序依次进行；送电顺序与之相反。 2.10 误合刀闸时不得再拉开，误拉刀闸时如弧光尚未断开应迅速合上并检查原因。2.11 110kv母线PT停

9、电，应按照二次小刀闸、小开关、一次刀闸的顺序进行。送电与之相反。2.12 10kv电压互感器停电时，应先断开二次负荷后再断开一次设备，送电带二次充电。即：10kv母线送电时应先投PT，后送母线。2.13开关运行状态时，投入保护前应测量保护掉闸压板对地电压。2.14事故处理可不填写倒闸操作票，但是应记录在调度命令记录本上，其善后操作必须填写倒闸操作票。2.15正常倒闸操作，严禁解锁，需解锁操作必须经领导批准，并由站长现场监护。2.16一切倒闸操作必须由两人进行，并严格执行操作把关。2.17操作票执行过程中，不得颠倒顺序，不能任意增减步骤和跳页操作。2.18一个操作任务不超过五项时，操作票不能涂改

10、，五项以上的操作若个别字写错，可在错字上划两横注销后在后面重新填写，若操作术语或调度号写错划两横整行注销后必须在下一行重新填写，一张操作票只能涂改两处，否则应重新填写操作票。2.19每执行完一步操作后，应在该项前面划已执行勾，整个操作任务完成后，在最后一项下面加盖“已执行”章，若操作任务只有一步操作，其步骤直接填入任务栏，顺序栏内不在重写，执行后不划执行勾，在任务栏右下角压线盖“已执行”章。2.20若一个操作任务连续使用几张操作票，则在前一页备注栏内齐顺序号盖“接下页”章，在最后一页的任务栏内齐执行勾栏盖“接上页”章，如中间有作废票必须填写接页编号。2.21操作票因故作废，应在任务栏内盖“作废

11、”章，若一个操作任务使用几张操作票均作废，应在每一页均盖“作废”章，并在备注栏内写明作废原因。2.22在操作票执行过程中，因故中断操作，则在操作完的步骤下面盖“已执行”章，并在备注栏内写明中断操作原因，若此操作任务还有几张未操作的票，则应在未执行的各页任务栏内盖“作废”章。 2.23继电保护压板停、投时应写明确编号名称，及XX压板XXLP以防止错停的误操作。2.24应填入操作票的操作：（1） 拉合开关、刀闸、拉合开关后应检查开关位置。（2） 验电和挂拆地线或拉合接地刀闸。（3） 拉合刀闸前应检查开关在拉开位置。（4） 停投开关控制或信号电源。（5） 停投所用变或电压互感器二次保险或负荷刀闸、开

12、关。（6） 倒换继电保护装置操作回路或改定值。（7） 停投重合闸、继电保护及交、直流装置的电源把手、压板。（8） 两条线路或两台变压器并解列时，检查负荷分配，母线充电后，带负荷前检查母线电压。（9） 调度员下令悬挂的标示牌。2.25下列各项可不用操作票：（1） 事故处理。（2） 拉合开关的单一操作。（3） 拉开全站唯一的接地刀闸或拆除唯一的一组地线。（4） 主变调整分头位置。（5） 上述操作应记入调度命令记录本内。2.26 倒闸操作术语：（1） 开关、刀闸称“拉开”、“合上”。（2） 操作地线称“验电”、“挂”、“拆”；地线位置以刀闸为准称“线路侧”、“开关侧”、“母线侧”、“主变侧”、“PT

13、侧”，上述位置不能概括时，按实际位置填写。（3） 操作交、直流保险和手车开关插件称“合上”、“取下”。（4） 操作保护压板称“投入”、“退出”和“改投”。（5） 绝缘挡板称“加”、“拆”。（6） 标示牌称“挂”、“拆”。（7） 手车开关称推入、拉至。 2.27 35KV、10kv出线发生单相接地时，应立即报告，将重要负荷倒至另一回线运行，对接地线路停电处理，不允许带接地长时间继续运行。若在操作过程中发生主谐振过电压，均不能试拉PT，应投入或切除部分线路（或电容器组）。 2.28 对于一经合闸即可送电至工作地点的开关和刀闸均应在操作机构上挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌。“禁止合闸，线路有人工作

14、”标示牌的悬挂应听调令进行。注：合、拉接地刀闸在调度命令中统称为挂、拆地线第四章 综合自动化系统说明本站采用北京德威特电力系统自动化有限公司的DVPS-9000变电站综合自动化系统。1、 DVP-600、DVP-600B、DVP-9000保护监控装置均与后台工控主机通过屏蔽双绞线构成CAN网络和工业以太网，实现实时通讯。2、 采用北京中天新业BA-2008型小电流接地选线装置。3、 该系统共配置DVP-600系列保护监控装置53台，DVP-9000系列保护监控装置26台、DVP-600B系列保护监控装置56台。第五章 异 常 处 理第一节 主变过温现象：1、警铃响2、监控发主变过温信号3、DV

15、P-601-3主变过温信号灯亮处理：1、记录时间2、检查并记录：（1）电压及负荷情况；（2）主变上层油温及外温（3）风冷及散热条件（4）主变及刀闸口、接头运行情况 3、报告站长及主管领导并按下列原则处理：（1） 如因过负荷所致则应减负荷（2） 如因风冷故障，则应按风冷故障进行处理（3） 如因温度指示错误或信号误动，则应查明原因并消除（4）如负荷及冷却条件正常，变压器温度比平常高10°C以上，且有上升趋势，则认为变压器异常，应详加分析。第二节 主变风冷故障现象：1、警铃响2、监控发散热器故障或散热器直流电源故障、散热控制电源故障、散热器工作电源故障。3、主变风扇停转处理：1、记录时间2

16、、检查主变负荷，上层油温，外温并记录3、检查主变风冷故障的原因：检查直流信号电源、散热器控制电源、主变风冷工作电源、检查所变盘上的相应主变风冷电源开关，检查风冷回路是否正常，将情况报告站长及相关领导并进行处理。4、风冷故障时应加强对主变及负荷的监视5、风扇全部停止，主变负荷按67Se掌握第三节 主变轻瓦斯动作（本体、调压体）现象：1、警铃响 2、监控发主变本体轻瓦斯动作或主变调压体轻瓦斯动作 3、DVP-606本体轻瓦斯或调压体轻瓦斯信号灯亮处理：1、记录时间2、到现场检查保护动作情况3、检查主变运行情况及上层油温、外温、声音、负荷并记录4、迅速取气分析故障性质（1）若气体为无色、无味、不可燃

17、，且无其它保护动作，变压器运行无异常现象或近期内主变有滤油，更换热虹吸、呼吸器矽胶等工作则可能是空气，应加强监视，按时放出气体，并用主变保护盘上的复归按钮复归信号。（2）若气体为有色、有味、可燃，或变压器有异常现象，则认为变压器内部故障，应报告调度及主管领导，申请停电全面试验检查。（3）若取气无气体，变压器无异状，且无其它保护动作，则可能是误动。如二次回路或元件故障、主变缺油等，应分析情况报调度及主管领导。第四节 10kv控制回路断线（装置直流失电）现象：1、警铃响2、监控发某路控制回路断线（装置直流失电） 3、10kv开关合闸、工作位指示灯灭，DVP-631报警灯亮处理：1、记录时间，检查该

18、路直流控制空气开关1ZKK情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报告站长。2、如控制空气开关跳闸，且二次无明显短路，试投小开关。3、试投不成，进一步查找并上报。4、试投成功，手动复位该路保护装置告警信号第五节 10kv开关机构弹簧末储能现象：1、警铃响2、监控发某路弹簧机构末储能，该开关柜上弹簧已储能指示灯灭处理：1、记录时间，检查该路电机电源空气开关3ZKK情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长。2、如电机电源空气开关跳闸，且二次无明显短路，试投小开关。3、试投不成，进一步查找并报主管领导 第六节 10KV系统接地现象：1、警铃响2、监控发10kvI(II)段PT断线3、消弧线圈动作4

19、、接地线路发单相接地（未发出某一路接地信号时应考虑母线可能有接地）5、故障母线接地相电压为零，其它两相电压升高，或升为线电压 6、消谐装置上的接地信号灯亮处理：1、记录时间及现象 2、如发出某一路接地信号时应在其倒至另一回路后，将此线路停电处理3、如未发出某一路接地信号，则应穿上绝缘靴检查接地母线段的设备，直到最后找到接地点并停电处理第七节 10KVPT断线现象：1、警铃响 2、监控发10kvI（II）段母线所有出线的PT断线信号 3、潮流图画面显示10kv相电压、线电压数值不正确 4、各路测控装置告警信号灯亮处理：1、记录时间及现象 2、将情况上报 3、检查PT二次保险是否熔断，如更换同容量

20、二次保险后再次熔断应对二次回路进行检查。如PT二次保险未熔断，检查PT，测量PT二次输出电压是否正常，如某相PT二次电压低于正常相电压，可判断该相PT高压保险熔断，将PT转检修，更换PT高压保险，将PT投运，如PT高压保险再次熔断，则应将PT转检修进行试验。 4、PT二次停电期间，视负荷情况（50过流定值）退出低压闭锁过流。 5、恢复正常将所停保护投入。6、处理完毕，手动复归各路保护装置告警信号。第八节 SF6低气压闭锁现象：1、警铃响2、监控发某开关SF6低气压闭锁（一般情况下此时SF6低气压报警已发出）3、相应开关压力表指示低于正常值（0.48MPa报警；0.45Mpa闭锁）处理：1、应立

21、即到开关机构处检查SF6压力表压力指示并记录2、如SF6压力表压力指示确已低于闭锁值时，应立即报告站长及主管领导3、将该开关机械闭锁在合闸位置，外观检查SF6泄漏原因4、报告区调（111、112闭锁时），做好上一级停电的准备第九节 直流系统接地现象：1、报警2、直流馈线监控装置发某路直流馈线支路接地报警3、直流接地选检装置显示接地的回路和正极或负极接地的绝缘电阻数值处理：1、记录时间及现象2、将情况报告主管领导3、根据直流接地选检装置显示的接地回路的绝缘电阻数值，对此回路进行检查4、下列情况可能妨碍拉闸试找：（1） 接地点发生在直流母线上（2） 接地点发生在电池本身（3） 同时有同极两点接地（

22、4） 回路有串电（5） 同时有多点虚接地（6） 环路未解开5、处理直流接地注意以下几点：（1） 特殊天气（2） 有人工作 （3） 断开微机保护直流电源时间10秒后才允许再合好第十节 通讯异常现象：1、监控发某路通讯异常2、自检画面该路开关指示变绿色3、测控装置告警信号灯亮4、中央信号报警，所有遥信变位，并且反复报警处理：1、记录时间，检查该路直流保护空气开关2ZKK情况，检查保护装置二次回路有无明显短路现象，并报站长。2、如保护空气开关2ZKK跳闸，保护装置二次回路无明显短路，试投小开关3、试投不成，查找处理。4、试投成功，手动复归该路测控装置告警信号5、检查直流电压是否降低，充电模块是否有故

23、障第十一节 主变远方有载调压失灵现象：远方不能进行调压处理：1、检查交流盘有载调压电源空气开关及调压箱内空气开关是否在合位2、检查有载调压的远方/就地把手是否在远方位3、检查调压箱内接触器是否动作正常4、若属调压装置本身故障应报主管领导，通知厂家处理5、若发生连调现象，应立即断开调压交流电源，用手动调到合适档位第六章 事故处理 第一节 10kv配线开关掉闸现象：1、警报响2、故障线路开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位并无负荷3、监控发过流（速断）保护动作，重合闸动作（重合闸投入时）4、该路DVP-631过流（速断）、重合闸（重合闸投入时）信号灯亮处理：1、记录时间2、检查保护动作情况，若重

24、合成功，检查开关情况，复归信号，报告站长及主管领导3、若重合不成，检查掉闸开关情况，复归信号，将情况报告站长及主管领导将该线路转检修 4、若开关掉闸距不检修次数只差一次时，则应报告站长及主管领导，退则重合闸第二节 配线越级（以512越级为例）掉闸现象：1、警报响2、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10KV4#母线电压、电流为0。3、监控发501复合电压过流保护动作，10KV4#母线所有出线发PT断线4、DVP-626-3过流一段信号灯亮5、如512开关机构拒动，有512过流（或速断）保护动作信号，511 DVP-631过流（或速断）信号灯亮，面板上显示电流II段

25、（I 段）跳闸、跳闸失败6、发380V一、二段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转。7、电容器开关掉闸，监控画面开关由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-641低压信号灯亮。处理：1、记录时间2、检查保护动作情况，恢复信号并做好记录3、拉开10KV4#母线所有出线4、如512过流（或速断）保护动作，开关拒动，解锁拉开512-2-4刀闸（负荷倒至5#母线）5、检查10kv4#母线所带设备如无问题，报告站长及主管领导申请对无故障配线恢复送电。6、送电无问题，检查512开关拒动原因。7、如配线没有保护动作信号，且501过流保护范围内设备无问题，可能为保护拒动造成越级跳闸，则处

26、理原则如下：（1）报告站长及主管领导，逐路传动10kv4#母线各配线保护，以发现哪路开关保护拒动（2）如传动保护，发现某路（如512）保护拒动，则拉开512开关及-2-4，恢复501及其它无故障配线送电，处理512保护拒动问题。第三节10KV5#母线故障（短路）现象：1、警报响2、502开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kv5#母线电压、出线开关电流为0。3、监控发502速断过流保护动作，10kv5#母线所有出线发PT断线4、DVP-651速断过流信号灯亮5、发380v二段失压动作6、10kv5#母线电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低

27、电压保护动作，DVP-641低电压信号灯亮。7、10kv5#母线有故障痕迹处理：1、记录时间2、检查保护动作情况，恢复信号做好记录3、拉开10kv5#母线所有出线开关及502-5-34、报告站长及主管领导，将10kv5#母线转检修，对故障点进行处理。5、恢复送电第四节 1#主变本体（调压体）重瓦斯动作掉闸现象：1、警报响2、101、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kv4#母线电压、出线开关电流为0。3、监控发1#主变本体（调压体）重瓦斯动作，1#主变压力释放跳闸动作4、10kv4#母线所有出线发PT断线5、1#主变DVP-606本体（调压体）重瓦斯压力释放信

28、号灯亮6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转7、电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变为分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-641低压信号灯亮。处理：1、记录时间2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录。3、拉开10KV4#母线所有出线开关4、报告站长及主管领导。5、立即检查1#主变并迅速取气判断故障性质： （1）若气体为有色、有味、可燃或掉闸当时有故障特征、主变有异常，则认为变压器故障。应检查101、501开关开着，将1#主变转检修，并复归信号。 （2）若气体为无色、无味、不可燃或无气体，且主变无异状，无其它保护动作，掉闸时又无特征，可能是保护误动，全面分析

29、进行处理。第五节 1#主变差动保护动作掉闸现象：1、警报响2、101、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10KV4#母线电压、出线开关电流为0。3、监控发1#主变差动跳闸动作。4、10KV4#母线所有出线发PT断线5、电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变为分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-641低压信号灯亮。处理：1、记录时间2、检查保护动作情况，恢复信号并作好记录。3、报告站长及主管领导4、拉开10KV4#母线所有出线开关5、检查1#主变差动保护范围内的设备有无异常6、若掉闸当时有故障特征，现象及主变有异常，或差动保护范围内的设备有故障，则应检查101、501开关开着，将1#主变转检修，并复归信号。7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为差动保护误动，全面分析进行处理。第六节 1#主变110KV侧过流保护动作掉