电力公司变电站运行规程通用规程(完整版)资料

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电力公司变电站运行规程通用规程（完整版）资料(可以直接使用，可编辑优秀版资料，欢迎下载）变电站运行规程（通用部分）（试行）山西省电力公司（2005年1月）前言变电站是电力系统的重要组成部分，是电网的中枢和节点，也是电力生产主要场所之一。变电站的运行工作是保证电力系统安全、可靠、经济运转的基础。为规范健全全省变电运行管理标准，提高变电站整体运行水平，根据部颁规程和调度规程、反措要求，参考有关设备说明书，结合山西省电力公司运行专业特点，特制定《变电站运行规程（通用部分）》。本规程由山西省电力公司生产技术部于2004年1月提出，在充分征集各直属供电分公司意见的基础上，组织专业人员编写而成。本规程既是山西省电力公司主网各级变电站编写《现场运行规程》的参照依据，又与《电业安全规程》、各变电站编写的《运行作业指导书》、《事故处理预案》、《现场运行规程》等共同作为变电站运行人员运行维护、倒闸操作、事故处理的工作指南。各级运行及相关维护专业人员要认真学习，严格执行。在执行中如有与上级规程相抵触之处，请及时上报省公司生产技术部，以便组织修订。本规程由山西省电力公司生产技术部提出并归口编写人员：郑会权、武兰民、路进龙、贺临元、康敬武、余红梅、闫君、白如斌、安立进、黄晋华、王志平、纪东奎、高磊、邢玉平、赵彦伟王礼田、刘焕明、穆广祺、郑会权燕福龙目录前言1适用范围2引用标准3总则4设备调度范围的划分5变电站运行方式6事故处理7高压电器设备运行规定7.1一般规定7.2电力变压器7.3高压断路器7.4SF6组合电器7.5隔离开关7.6母线、瓷瓶及架构7.7电压互感器、电流互感器7.8电力电容器7.9电力电缆7.10电力电抗器7.11消弧线圈7.12耦合电容器和阻波器7.13过电压保护与接地装置8二次设备及公用系统运行规定8.1直流系统8.2站用电系统8.3中央信号及二次回路8.4仪表及计量装置8.5防误闭锁装置8.6微机监控系统8.7远动装置9继电保护及自动装置运行规定9.1一般规定9.2微机型保护运行中的注意事项9.3主变压器的保护9.4纵联保护的运行9.5双母线电流相位比较式母差保护9.6微机型母线差动保护9.7母联断路器的保护9.8断路器失灵保护9.9低周减载装置9.10重合闸装置9.11故障录波器9.12备用电源自投装置变电站运行规程（通用部分）（试行）1适用范围本规程适用于山西省电力公司主网所属35kV及以上电压等级的变电站（含发电厂升压站）。本规程规定了变电运行值班人员及相关专业人员进行设备运行、操作、异常及故障处理的行为准则。2引用标准GB50150-1991电气设备交接试验标准GB50168-1992电缆线路施工及验收规范GB50169-1992接地装置施工及验收规范GB50170-1992旋转电机施工及验收规范GB50172-1992蓄电池施工及验收规范GB50171-1992盘、柜二次回路接线施工及验收规范GB50254-1996低压电器施工及验收规范GBJ147-1990高压电器施工及验收规范GBJ148-1990电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GBJ149-1990母线装置施工及验收规范GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器DL/T408-1991电业安全工作规程DL/T572-1995电力变压器运行规程DL/T573-1995电力变压器检修导则DL/T574-1995有载分接开关运行维护导则DL/T587-1996微机继电保护装置的过电压保护和绝缘配合DL/T639-1997SF6电气设备运行试验及检修人员安全防护细则DL/T596-1996电气设备预防性试验规程DL/T603-1996气体绝缘金属封闭断路器设备运行维护规程DL/T620-1997交流电气装置的接地DL/T623-1997电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程DL/T724-2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行维护技术规程DL/T727-2000互感器运行检修导则DL/T755-2001电力系统安全稳定导则DL/T781-2001电力用高频断路器整流模块1580125.69电力电缆运行规程（80）电技字第26号电力工业技术管理法规继电保护及自动装置安全运行管理规程国家电网生（2003）426号电业生产事故调查规程电供（1991）30号高压断路器运行规程省公司1998.11山西省电力系统调度规程省公司2001.12山西省电网继电保护与安全自动装置运行管理规程省公司1999.3山西省电网微机线路保护现场运行规程晋电安字（2003）737号电气、线路操作票和工作票制度的补充规定晋电生技字（2004）531号关于下发变压器非电量及中性点保护管理规定的通知3总则3.1为提高变电运行管理水平，保证电网安全、经济、稳定运行，根据国家行业标准及有关规程，结合省公司有关规定和电网运行情况，特制定变电站运行规程（试行）。3.2变电站运行规程是运行人员进行设备验收、操作、巡视、检查及维护的基本原则，是设备异常和事故处理的依据。变电站现场运行规程应按照本规程内容、格式、术语等，结合本站设备特点进行编制或完善。3.3变电运行人员在执行本规程基础上，当遇有操作、巡视、检查及维护等相关工作时应参照现场相应的作业指导书。3.4变电站运行、维护、调度及相关专业人员应熟悉本规程，并认真贯彻执行。3.5本规程自批准之日起正式执行，解释权属山西省电力公司生产技术部。4设备调度范围的划分依据当年各级调度下发的年度运行方式及新设备投运批准书进行调度范围的划分和调度权限的划分。5变电站运行方式5.1变电站运行方式是指站内电气设备主接线方式、设备状态及保护和自动装置、直流、站用变、通道配置的运用情况。5.2正常与非正常运行方式的定义根据系统要求，调度部门制定的最安全、可靠、灵活、经济的方式为系统正常运行方式，除此之外的方式为非正常运行方式。5.3拟定变电站运行方式时应遵循下列原则5.4变电站改变运行方式时，必须按所属调度有关规定和调度命令执行。5.5因电网运行方式变化或检修、试验等工作，出现非正常运行方式时，在工作结束后，应按所属调度命令及时恢复正常运行方式。6事故处理6.1处理原则情况；6.2母线停电的处理a.若母线无明显故障，选用外电源断路器分别向两条母线充电。充电正常后，恢复运行；b.若母线有明显故障，应迅速隔离故障点，选用外电源向无明显故障的母线充电，充电正常后将其它出线断路器恢复至本母线运行；双母运行，若充电不成功或母线有故障，将跳闸的分路断路器恢复到非故障母线上运行；由断路器机构拒动引起，应立即拉开该断路器两侧隔离开关，断路器保持原有状态，恢复其它线路送出。6.3变压器事故处理a.是否呼吸不畅或排气末尽；b.保护及直流等二次回路是否正常；c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；d.气体继电器中积聚气体，是否可燃；e.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；f.必要的电气试验结果；g.变压器其它继电保护装置动作情况。保护动作后，检查主控室内灯光信号及光字信号，判断是否有拒动开关，室外主变有无异常；若当天有加油等工作，可以进行排气。若无工作，必须收集气体作点燃试验。6.4线路断路器跳闸的处理时，断路器跳闸不得试送，应汇报调度，听候命令。6.5小接地系统接地的处理发生金属性接地，允许继续运行的时间不得超过2小时；经消弧线圈接地的网络或母线装有干式电压互感器的，允许带接地故障运行的时限以厂规定为准，主要注意控制消弧线圈的温升。“35kV或10kV接地”光字牌明亮；6.6小接地系统谐振的处理故障性质相电压特征金属性接地故障相电压为0，非故障相电压大于线电压非金属性（经电阻或电弧）接地一相(或两相)电压低，但不为0，另两相(或一相)电压高，近似于线电压基波谐振一相电压低，但不为0，两相电压高，超过线电压，表针打到头（不超过三倍相电压）或两相电压低，但不为零，一相电压高，表针到头。分频谐振三相电压依次轮流升高，并超过线电压（不超两倍相电压），表针打到头，三相电压表指针在同范围内低频摆动。高频谐振三相电压同时升高，远超过线电压（可达到四倍线电压，表针打到头）。故障性质相别ABCABBCCAC相接地线电压线电压0正常正常正常C相高压熔断器熔断线电压相电压降低很多正常接近相电压接近相电压C相二次保险熔断相电压相电压1/2相电压正常小于相电压小于相电压注：电压互感器二次保险熔断，“开口三角”无电压，即不发接地信号。6.7系统电压、周波降低的处理6.8全站通讯中断的处理2若故障不在站内而全站停电，且通讯中断时a.每隔5分钟轮流试合电源断路器一次，严禁同时合上两个及以上电源断路器；b.若有备用电源，确认受电断路器均在断开位置时，再合上备用电源断路器；c.来电后，应立即恢复站用变，然后根据系统周波电压情况恢复直配线路供电。6.9系统振荡时的处理“振荡闭锁”、“交流电压断线”、“故障录波器动作”等光字信号；6.10全站停电事故的处理6.11断路器非全相运行的处理7高压电器设备运行规定7.1一般规定在下列情况下应对设备进行特殊巡视检查，并增加巡视次数特别是雷雨过后；6新投运或经过检修、改造的变压器在投运72h内；变更设计部分的实际施工图；变更设计的证明文件；制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；安装技术记录、器身检查记录、干燥记录等；试验报告；备品备件移交清单。7.2电力变压器a.变压器装设的保护装置，必须符合设计要求；b.装有气体继电器的油浸式变压器，应使顶盖沿瓦斯继电器方向有1%－1.5％的升高坡度；c.从瓦斯继电器连接于变压器本体端子箱的连线应采用耐油电缆，瓦斯继电器应采取防雨措施。a.8000kVA及以上的变压器应装有远方测温装置；b.无人值班变电站内20000kVA及以上的变压器，应装设远方监视负载电流和上层油温的装置；c.1000kVA及以上的油浸式变压器、630kVA及以上的干式厂用变压器，应将信号温度计接远方信号；d.测温时，温度计管座内应充有变压器油；e.干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。a.强油循环的冷却系统必须有两个独立的工作电源，并能自动切换。当工作电源发生故障时，自动投入备用电源并发出音响及灯光信号；b.强油循环变压器，当切除故障冷却器时应发出音响及灯光信号，并自动投入备用冷却器；c.风扇、油泵的附属电动机应有过负载、短路及断相保护，有监视油泵电机旋转方向的装置；d.强油循环冷却的变压器，应能按温度(或)负载控制冷却器的投切。a.变压器铭牌清晰，厂家技术说明书、有关试验记录、竣工图纸、报告等资料齐全；b.变压器应标明运行编号和相位；c.油浸式电力变压器的场所应按有关设计规程规定设置消防设施和事故储油设施，并保持完好状态；d.变压器压力释放装置的安装应当保证事故喷油畅通，并且不致喷入电缆沟，母线及其它设备上，必要时应予遮挡。a.变压器投入运行前，应按照《电气设备交接试验标准》进行全项目试验，并依据工作记录确认试验合格；b.保护装置及测量仪表和相应的二次设备验收合格，保护装置的整定值符合定值通知单的要求；c.继电保护校验整定、传动结果及运行注意事项填入继电保护记录薄；d.本体、冷却装置及所有附件无缺陷，且不渗油；e.油漆应完整，相色标志正确；f.变压器顶盖上应无遗留杂物；g.事故排油设施应完好，消防设施齐全；h.储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开，且指示正确；i.分接头的位置符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作动作可靠；指示位置正确；j.变压器的相位及绕组的接线组别符合并列运行要求；k.测温装置指示正确，整定值符合要求；l.冷却装置试运行正常，联动正确；强迫油循环的变压器应启动全部冷却装置，进行循环4h以上，放完残留空气；m.变压器中性点间隙每年检查一次，间隙保护放电后也应及时检查220kV间隙为280mm～300mm，110kV间隙为105mm～115mm。变压器试运行时应按下列规定进行检查a.接于中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸时，其中性点必须接地；b.变压器应进行5次（大修后3次）空载全电压冲击合闸且无异常情况，第一次受电后持续时间不应少于10min；c.变压器并列前，应符合并列运行条件；d.带电后，检查本体及附件所有焊缝和连接面，无渗油现象。a.运用中的备用变压器应能随时投入运行并应定期充电试验，同时投入冷却装置。如系强油循环变压器，充电后不带负载运行时，应轮流投入部分冷却器，其数量及位置应符合制造厂规定；b.允许用熔断器投切35kV及以下的空载站用变压器；c.当用不接地系统的断路器(低压或中压)对变压器充电时，应在充电前合上该变压器大电流接地系统的中性点接地隔离开关。当大电流接地系统侧断路器需处断开位置时，其相应侧中性点应接地。a.变压器正常运行时重瓦斯保护装置应接跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸；b.变压器带电滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸；c.当油位计的油面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；d.在预报可能有地震期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，规定重瓦斯保护的运行方式。a.绕组的接线组别相同；b.电压比相等(允许差值不大于0.5％)；c.短路阻抗相等(允许差值不大于10％)；若短路阻抗差值大于10％，在保证任一台变压器都不会过负荷的情况下经所属调度同意，可以并列运行。d.容量比不大于3:1；a.变压器的油温和温度计及负荷应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油，漏油；b.套管油位应正常，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，油泵运转正常，油流继电器工作正常；e.吸湿器完好，吸附剂干燥部分大于三分之一；f.经测温或通过试温蜡片检查引线接头、电缆、母线应无发热迹象；g.压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；h.有载分接开关的分接位置符合运行要求；i.气体继电器内应无气体；j.控制箱和二次端子箱应关严、无受潮；k.室内安装的变压器，门、窗照明完好，房屋不漏雨；变压器基础无下沉；l.现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目检查正常；m.有载调压开关巡视检查项目m.1分头位置应在规定电压偏差范围内；m.2控制器电源指示灯显示正常；m.3有载调压开关位置指示器应指示正确；m.4有载调压开关储油柜的油位、油色正常；吸湿器完好，吸附剂干燥部分大于三分之一；m.5有载调压开关及其附件各部位应无渗漏油；m.6计数器动作正常，及时记录有载调压开关变换次数；m.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；m.8有载调压开关机构加热器完好，并按要求及时投切。a.大风时检查引线摆动情况，引线有无断股，引线及变压器顶部是否有搭挂杂物；b.暴雨后，应检查变压器基础有无下沉，套管有无闪络现象；c.下大雪时，应检查积雪溶化情况，如接头较其它溶化快说明该接头有过热现象，如溶化的积雪结成冰溜，应及时进行处理；d.雾天时，应检查套管有无沿面放电现象；e.下冰雹后，应检查瓷瓶部分有无破损、裂纹现象；f.过负荷时，应检查导流等部分的接头有无过热烧红现象；g.地震后，应检查变压器基础有无倾斜；h.三相负载不平衡时应监视最大一相电流；，按温度(或)负载投切冷却器的自动装置应保持正常。冷却方式冷却介质最高温度(℃)最高顶层油温(℃)运行中不宜超过(℃)自然循环自冷、风冷409585强迫油循环风冷408575负载电流和温度的限制：负载类型配电变压器中型电力变压器大型电力变压器正常周期性负载负载电流（标幺值）1.51.51.3热点温度与绝缘材料接触的金属部件的温度140℃140℃120℃长期急救周期性负载负载电流（标幺值）1.81.51.3热点温度与绝缘材料接触的金属部件的温度150℃140℃130℃短期急救负载负载电流（标幺值）2.01.81.5热点温度与绝缘材料接触的金属部件的温度160℃160℃当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常，严重漏油，有局部过热现象，油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不得超额定电流运行。变压器的正常周期性负载、长期急救周期性负载和短期急救负载的运行要求，按制造厂规定和《变压器运行规程》的要求在变电站现场运行规程中明确。无励磁调压变压器在变换分头时，应作多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污。在确认变换分头正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻。分接变换情况应作记录。10kV及以下变压器和消弧线圈变换分接时的操作和测量工作，也可在现场规程中自行规定。a.变电站值班人员必须严格按调度下达的电压曲线进行调整；b.应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；c.有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级进行；d.有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，两台变压器的分接头电压应尽量靠近；e.系统电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105％，特殊情况下允许在不超过110％的额定电压下运行；f.长期不调节的有载分接开关，应结合变压器停电时进行最低和最高分接头间的循环操作；g.有载分接开关调压间隔时间不得少于1分钟，每日调压次数累计应不超过：35kV电压等级为30次，110kV电压等级20次，220kV电压等级为10次。两台有载调压变压器并联运行时，允许在变压器额定电流80%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，都应检查电压和电流的变化情况，防止过负荷。升压操作，应先操作负荷电流相对较少的一台，再操作负荷电流相对较大的一台，以防止过大的环流。降压操作时与此相反。操作完毕，应再次检查并联的两台变压器的电流大小与分配情况。在过负载1.2倍，不得进行调压操作，在恶劣气候条件下，应在电压曲线下限运行。a.变压器声响明显增大，很不正常、内部有爆裂声；b.本体或套管严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；c.套管有严重的破损和放电现象；d.变压器冒烟着火；e.当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运；f.当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他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；h.在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，使顶层油温超过105。C，且确认温度指示正确，则应立即将变压器停运；i.有载调压开关操作、限位及指示装置失灵，或其切换机构油室内部有放电声；j.强油循环变压器冷却系统故障不能及时排除，不能保证按制造厂家规定投入足够的冷却器且负荷较大；或切除全部冷却器后运行超过1小时。a.检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与正常情况下在同一负载和冷却介质时的温度核对；b.核对温度测量装置；c.检查变压器冷却装置或变压器室的通风状况；d.若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且不能立即恢复，值班人员应汇报所属调度调整变压器的负载至允许运行温度下的相应负荷。开关变换操作中发生异常时的处理有异声，压力释放保护装置动作，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它异常情况时，应禁止或终止操作。7.3高压断路器《电气设备交接试验标准》和《电气设备予防性试验规程》所规定的周期和项目经试验合格。a.油断路器有易于观察油位的指示器；断路器三角腔处涂刷红色漆。b.SF6断路器b.1为监视SF6气体压力，应装有SF6气体压力密度继电器和压力表；b.2断路器应附有SF6气体压力温度特性曲线；c.真空断路器c.1真空断路器应配有限制操作过电压的保护装置；c.2真空断路器必须在其线路侧装有带电显示装置；a.断路器最低跳闸电压及最低合闸电压，其值不低于30%的额定电压，且不大于65%额定电压。b.采用电磁操动机构时，对合闸电源有如下要求：b.1在任何运行工况下,合闸过程中合闸电源应保持稳定；b.2运行中电源电压如有变化，其合闸线圈通流时，端子电压不低于额定电压的80%(在额定短路关合电流大于或等于50kA时不低于额定电压的85%)，最高不得高于额定电压的110%；b.3当直流系统运行接线方式改变时(如直流电源检修采取临时措施以及环形母线开环运行等)，也应满足b.2项要求。c.采用气动机构时，对合闸压缩空气气源的压力要求基本保持稳定，变化幅值应符合制造厂规定。d.液压操动机构及采用差压原理的气动机构应具有防“失压慢分”装置。e.机构箱应具有防尘、防潮、防小动物进入及通风措施,开关机构应有加热装置或恒温装置。a.断路器应固定牢靠，外表清洁完整；b.电气连接应可靠且接触良好；c.断路器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确；调试操作时，辅助开关动作应准确可靠，触点无电弧烧损；d.瓷套应完整无损，表面清洁；e.油漆应完整，相色标志正确，接地良好。应无渗油现象，油位正常。a.密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定；电气回路传动正确；b.SF6气体压力、泄漏率和含水量应符合规定；a.灭弧室的真空度应符合产品的技术规定；b.并联电阻、电容值应符合产品的技术规定；a.断路器的分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符；b.主触头不过热，变色漆不变色，多油断路器外壳温度与环境温度相比无较大差异。内部无异常声响；c.本体套管的油位在正常范围内，油色透明无碳黑悬浮物；d.无渗、漏油痕迹，放油阀关闭紧密；e.套管、瓷瓶无裂痕，无放电声和电晕；f.引线的连接部位接触良好，无过热；g.排气装置完好；h.接地完好；i.防雨帽无鸟窝；a.每日定时检查SF6气体压力和温度；b.断路器各部分及管道无漏气、振动等异声、异味及其它异常现象；c.套管无裂痕，无放电声和电晕；d.引线连接部位无过热、引线弛度适中；e.断路器分、合位置指示正确，并和当时实际运行工况相符；f.落地罐式断路器应检查防爆膜有无异状；g.接地完好；h.巡视环境条件要求附近无杂物。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异声；c.真空灭弧室无异常；d.接地完好；e.引线接触部分无过热，引线弛度适中。a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；b.检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟异味；c.直流电源回路接线端子无松脱、无锈蚀；d.加热器正常完好。a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；b.检查油箱油位正常、无渗漏油；c.高压油的油压在允许范围内；d.机构箱内无异味；e.加热器正常完好。a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；b.断路器在运行状态，储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭合位置；c.检查储能电动机、行程开关接点无卡住和变形现象，分、合闸线圈无冒烟及异味；d.断路器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能；e.加热器良好。a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；b.检查气泵油箱油位正常、无渗漏油；c.储气罐的气压在允许范围内；d.机构箱内无异味；e.加热器正常完好；f.及时放掉空气储压罐中的水；a.新设备投运的巡视检查，周期应相对缩短。投运72h以后转入正常巡视；b.夜间闭灯巡视，有人值班的变电所每周一次，无人值班的变电站二个月一次；c.气象突变，增加巡视；d.雷雨季节雷击后应进行巡视检查；e.高温季节高蜂负荷期间应加强巡视。a.大风时检查引线摆动情况，引线有无断股，引线及断路器顶部是否有搭挂杂物；b.下暴雨后，应检查断路器基础有无下沉，套管有无闪络现象；c.下大雪时，应检查积雪溶化情况，如接头较其它溶化快，说明该接头有过热现象，如溶化的积雪结成冰溜，应及时进行处理；d.雾天时，应检查套管有无放电和打火现象；e.下冰雹后，应检查瓷瓶部分有无破损、裂纹现象；f.过负荷时，应检查导流等部分的接头有无过热烧红现象；g.地震后，应检查断路器基础有无倾斜；h.在严寒气候下，应检查引线有无过紧现象，油位是否正常；i.切断故障电流后，应立即进行事故特巡，检查断路器有无喷油，油色是否变黑，本体有无变形，导流部分有无异常。。。a.值班人员在断路器运行中发现任何不正常现象时(如喷油、漏油、油位指示器油位过低，传动杆断裂、传动销子掉落、瓷套破损、SF6气压下降或有异常)，应立即汇报所属调度及上级，并及时记入运行记录和设备缺陷记录薄；b.值班人员若发现设备有威胁电网安全运行且不停电难以消除缺陷时，应立即报告所属调度，及时申请停电处理。a.瓷套有严重破损和放电现象；b.多油断路器内部有爆裂声；c.少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响；d.油断路器严重漏油，油位看不见；e.SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；f.真空断路器出现真空损坏的丝丝声；g.液压机构突然失压到零。a.取下该断路器的操作保险；b.用旁路断路器与该断路器合环后，再用缺油断路器切断环流，然后停电处理。a.电气回路a.1控制回路保险熔断或接触不良；a.2辅助开关切换不良或触点接触不良；a.3检查分闸回路是否有明显的接触不良或断线。b机械回路b.1机构卡涩或传动销子脱落；b.2液压、气动机构压力太低。c.如断路器拒分闸，则应采用旁带、串带或断开上一级断路器的方法，将拒分断路器退出运行，机构保持原状。a.拒分断路器与越级跳闸的断路器在本站，必须将拒动断路器的两侧隔离开关拉开后，方可恢复越级跳闸的断路器送电；b.如越级断路器不在本站，而拒分断路器在本站，应立即汇报所属调度，在保证对侧(电源侧)没有送电可能时，才能将拒分断路器两侧隔离开关拉开，进行处理；c.对拒分断路器机构应设法保持原状，以待查清拒分原因。a.开关分相操作机构单相跳闸后，立即试合一次，汇报调度。b.断路器控制回路两点接地，则应在就地消除后再送电；c.经传动证明保护回路信号继电器特性不良，虽保护动作而没有信号，按线路故障跳闸处理；d.如果断路器已重合，则禁止对断路器的操作机构，操作回路和继电保护装置进行检查，事后汇报有关单位，并做好记录。a.电气回路a.1直流电压太低；a.2闭锁回路是否正常；a.3控制回路保险熔断或接触不良；a.4主合闸电源消失或主合闸保险熔断；a.5辅助开关切换不良或触点接触不良；a.6合闸接触器线圈烧坏或主接点接触不良；b.机械回路b.1传动系统故障；b.2机构调整不当、发卡或顶翻；b.3液压、气动机构压力太低。c.电磁操动机构，发现断路器拒合闸时，应再次电动合闸一次，并观察判断是电气部分故障还是机械部分故障。a.SF6开关在运行中SF6气体压力降低到闭锁曲线以下，严禁操作断路器，立即汇报所属调度及时进行处理；b.SF6断路器在运行中发出SF6气体压力降低信号时，应检查SF6气体是否已降低到报警曲线以下。如是，应汇报所属调度尽快补气；c.SF6断路器在运行中，发现气动操作机构气压降低，发出禁止操作的光字信号时，应立即启动空压机打压。如因漏气或空压机回路故障，一时不能打压时，应迅速汇报所属调度。“压力异常”光字牌点亮后的处理a压力过高a.1检查机构的油压是否确实异常，微动开关是否失灵；a.2检查启动接触器是否失灵，压力表是否失灵；a.3如系接触器或温度异常所致，可将泄压阀向下拧放压，恢复正常油压。b.压力过低b.1检查电机电源是否投入和正常，保险和接触器是否完好；b.2听液压机构常压油箱内是否有泄压声音；b.3检查贮压筒行程杆是否在正常位置上，确定贮压筒是否漏气；b.4启动油泵电机的微动开关失灵。“压力为零”的处理a.取下断路器控制保险，拉开电机电源，严禁人为启动油泵打压；b.若不能及时处理，汇报所属调度等候处理；a.检查高压油系统是否有渗漏油现象；b.检查是否因油泵本身故障引起；“上风”接近设备，并要戴防毒面具、穿防护服。7.4SF6组合电器3）,运行时SF6气体微水含量灭弧室小于300ppm，其它气室小于500ppm；2气体泄漏标准：每个隔离室的SF6气体压力年泄漏率小于1%；3GIS设备SF6气体补充：根据对各气隔室SF6气体压力的监测结果，低于额定值的气隔室应进行补气，装有密度继电器的GIS，发出报警信号后应进行补气。7.4.3.2GIS设备室控制盘及低压配电盘内应严密封堵；7.4.3.3GIS变电站应备有正压型呼吸器、防护服、氧量仪和塑料手套等防护器具。压的伤害，在GIS上正常操作时，任何人都禁止触及外壳，并保持一定距离，手动操作隔离开关或接地开关时，操作人员必须戴绝缘手套。a.组合电器应安装牢靠，外表清洁完整，动作性能符合产品的技术规定；b.组合电器及其传动机构的联动正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确；辅助开关及电气闭锁应动作正确可靠；c.支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好；d.密度继电器的报警、闭锁定值符合规定，电气回路传动正确；e.SF6气体漏气率和微水量符合规定；f.油漆完整，相色标志正确。a.对运行中的GIS设备进行外观检查，断路器、隔离开关、接地开关指示位置正确，与实际相符；b.现场控制屏、柜上的各种信号指示、控制开关的位置及加热器正常；c.GIS设备室的通风设施完好；d.各种压力表、液压机构油位计的指示正常；e.外部接头无过热；f.GIS设备无异常声音或异味；g.各类柜、箱的门关闭严密；h.外壳、支架等有无锈蚀、损伤，瓷套有无开裂，破损或污浊情况；i.各类配管及阀门有无损伤、锈蚀，开闭位置正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架良好；j.无漏气（SF6气体、机构压缩空气）、漏油（液压油、电缆油）；k.接地完好；l.压力释放装置防护罩无异常，其释放窗口无障碍物。a.GIS设备发生故障有SF6气体外逸时，全体人员立即撤离现场，并立即投入全部通风设备；b.在事故发生后15min之内，只准抢救人员进入GIS室内。4h内任何人进入GIS室，必须穿防护服、戴防护手套及防毒面具。4h后进入GIS室内虽可不用上述措施，但清扫设备时仍需采用上述安全措施。直接排放到大气中；a.工作人员工作结束后应立即洗手、洗脸及人体外露部分；b.下列物品应作有毒物处理：真空吸尘器的过滤器及清洗袋、防毒面具的过滤、全部抹布及纸，断路器或故障气室内的吸附剂、气体回收装置中使用过的吸附剂等，严重污染的防护服也视为有毒废物。处理方法：所有上述物品不能在现场加热或焚烧，必须用20%浓度的氢氧化钠溶液浸泡10h以上，然后装入塑料袋内深埋；c.防毒面具、塑料手套、橡皮靴及其他防护用品必须用肥皂洗涤后晾干，并应定期进行检查试验，使其经常处于备用状态。7.5隔离开关验收时的检查a.操动机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置应安装牢固，动作灵活可靠；b.合闸时三相不同期值应符合产品的技术规定；c.分闸时，触头打开角度和距离应符合产品技术规定；d.触头应接触紧密良好；e.油漆应完整，相序标志正确，接地良好；f.瓷瓶应清洁无裂纹；g.基础良好，无下沉及倾斜。7.6母线、瓷瓶及架构应进行下列检查.1软母线不得有扭结、松股、断股及其它明显的损伤；硬母线表面应光洁平整，不得有裂纹、折皱等；管形母线不应有变形、扭曲等现象；.2母线配制及安装架设应符合设计规定且连接正确，螺栓紧固接触可靠，相间及对地电气距离符合要求；.3瓷件完整清洁，铁件和瓷件胶合处完整无损，穿墙充油套管无渗油，油位正常；母线正常巡视检查项目.1母线无松驰，断股现象；.2绝缘子清洁，无破损、闪络现象；.3母线连接处无发热变色现象；.4母线架构基础应良好，接地引下线接触良好；.5母线上是否搭落有异物。a.进行倒闸操作，把发热点隔离；b.汇报所属调度，设法减少负荷电流；c.若发热严重，危及安全运行时，应立即停电处理。7.7电压互感器、电流互感器在验收时，应进行下列检查a.设备外观应完整、无损，等电位连接可靠，均压环安装正确，引线对地距离等均符合规定；b.油浸式互感器应无渗油，油标指示正常；SF6气体绝缘互感器无漏气，压力指示与制造厂规定相符；c.电容式电压互感器无渗漏油；d.油漆完整，相序标志正确，接地端子标志清晰，运行编号完善；e.各接地部位接地牢固可靠。互感器一次绕组的末（地）屏必须可靠接地。f.一、二次接线正确，端子标号齐全正确；g.两组电压互感器有并列可能时，应进行核相；h.呼吸应畅通，吸潮剂良好。后方可投入运行。a.油浸式互感器a.1设备外观是否完整无损，各连接是否牢固可靠；a.2外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象；a.3油色、油位是否正常、膨胀器是否正常；a.4吸湿器硅胶是否受潮变色；a.5有无渗漏油现象；a.6有无异常振动，异常音响及异味；a.7各部位接地是否良好（注意检查电流互感器末屏连接情况与电压互感器N（X）端连接情况；a.8电流互感器是否过负荷，引线端子是否过热，或出现火花，接头螺栓有无松动现象；a.9电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次元件是否正常。b.电容式电压互感器除与油浸式电压互感器项目相同外，尚应注意检查项目如下b.1电磁单元各部分是否正常；b.2分压电容器及电磁单元有无渗漏油。c.SF6气体绝缘互感器除与油浸式电压互感器项目相同外，尚应注意检查项目如下c.1检查压力表指示是否在正常规定范围，有无漏气现象，密度继电器是否正常；c.2套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象，憎水性良好。d.树脂浇注互感器d.1互感器有无过热，有无异常振动及声响；d.2互感器有无受潮，外露铁心有无锈蚀；d.3外绝缘表面是否积灰、粉蚀、开裂，有无放电现象。a.按继电保护和自动装置有关要求变更运行方式，防止继电保护误动；b.将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止电压反送。a.电压互感器高压熔断器连续熔断二次；b.高压瓷套严重裂纹、破损，互感器有严重放电；c.互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火；d.油浸式互感器严重漏油，看不到油位；SF6互感器严重漏气、压力表指示为零；电容式电压互感器出现漏油；e.互感器本体或引线端子有严重过热；f.膨胀器变形或漏油；g.压力释放装置动作；h.电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、二次短路；i.干式互感器出现表面严重裂纹、放电。a.一次保险熔断a.1迅速汇报调度，退出有关保护，防止误动作；a.2有条件的变电站，将电压互感器二次并列，电压回路正常后，恢复有关保护；a.3更换同容量、同型号的保险，试送一次，若再次熔断，汇报调度。b.二次保险熔断（空气开关跳开）更换同容量、同型号的保险，试送一次，若再次熔断，严禁二次并列，迅速汇报调度，退出有关保护，防止误动作。立即报告调度，将开路电流互感器的负荷降为零或停电处理。7.8电力电容器a.对电容器组及相关设备进行外观检查；b.对电容器组保护定值进行核对并按调度命令投入其保护压板。c.室内照明电容器组的通风及照明装置应良好。对新投入运行的电容器组应在额定电压下冲击合闸三次(每次间隔5分钟)，24小时试运行期间，应加强巡视检查。a.外壳无膨胀、鼓肚及渗漏油现象，电抗器油位正常；b.套管应清洁、无裂纹和放电现象；c.引线接头无松动、过热、脱落及断线；d.无异常响声，熔丝应完整；e.电容器网门关闭良好，并加锁。a.套管闪络或严重放电；b.接头严重过热或熔化；c.外壳膨胀变形或严重漏油；d.内部有放电声及放电线圈有异响；e.电容器爆炸、起火。a.首先断开电容器电源，汇报调度及有关部门，采取必要的安全措施，进行检查、处理。b.若发生爆炸着火时，应立即切断电源，组织人员灭火。c.单台熔丝熔断后，应对其进行详细的外观检查，若无异状可更换同型号同容量的熔断器试送一次，若再次熔断，停用该组电容器做相关试验，查明原因后方可投运。a.过压或欠压保护动作跳闸后a.1检查母线电压是否越限；a.2检查二次及保护回路有无故障；a.3结合电容器组运行情况，判明电容器组是否有故障。b.过流保护动作后b.1检查电容器内部元件有无击穿现象；b.2检查保护电流互感器是否正常；b.3检查电容器的母线及附属设备等有无接地、闪络、短路故障。c.差压、差流保护动作后c.1检查电容器外壳是否有鼓肚、膨胀；c.2做好安全措施后，检查有无发热异常；c.3熔丝是否完好。d.经检查无异常后，可请示所属调度试送一次，若系电容器本身问题或试送不成功时应立即汇报所属调度。7.9电力电缆a.电缆排列整齐，无机械损伤；标志牌装设齐全、正确、清晰；b.电缆的固定、弯曲半径、有关距离和单芯电力电缆的金属护层的接地符合要求；c.接地应良好，接地电阻应符合要求；d.电缆终端的相序色标应正确，电缆支架等金属部件的防腐层应完好；e.电缆沟内应无杂物，盖板齐全，按规定设置标志清晰的防火隔墙，隧道内应无杂物，照明、通风及排水等设施应符合要求。a.设计资料图纸、电缆清册、变更设计的证明文件和竣工图；b.直埋电力电缆敷设位置图。图上必须标明各线路的相对位置，并有标明地下管线的剖面图。表7－1电缆种类额定电压(KV)3及以下61020～35110～330天然橡皮绝缘6565粘性纸绝缘80656050聚氯乙烯绝缘6565聚乙烯绝缘7070交联聚乙烯绝缘90909080充油纸绝缘7575表7－2导体截面(毫米2)长期允许载流量(安培)1千伏3千伏6千伏10千伏20～35千伏二芯三芯四芯纸绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘交联聚乙烯绝缘纸绝缘交联聚乙烯绝缘纸绝缘交联聚乙烯绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘2.5461016253550709512015018524030040050062580029.739506686112135168204243275316

354356761001211471802142472772837466080105130160190230265300340400

30385167881071331621902182482793242837466080105130160190230265300340400

29375065851101351621962232522842837466080105130160190230265300340400

557095110135165205230260295345

466381102127154182209237270313

7095110135165205230260295345395

6590105130150185215245275325

90105130150185215245275325375

8090115135165185210230

901151351651852102302502.本表为单根电缆容量；3.单芯塑料电缆为三角排列，中心距等于电缆外径。表7－3导体截面(毫米2)长

期

允

许

载

流

量

(安培)1

千

伏3千伏6

千

伏10

千

伏20～35千伏二芯电缆三芯电缆四芯电缆纸绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘交联聚乙烯绝缘纸绝缘交联聚乙烯绝缘纸绝缘交联聚乙烯绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘2.546101625355070951201501852403004005006258002634446080105128160197235270307

273546628199123152185215246243240557095115145180220255300345410

233040547388111138167194225257305243240557095115145180220255300345410

233040547392115141174201231266243240557095115145180220255300345410

486085100125155190220255295345

43567390114143168194223256301

486085100125155190220255295345

608095120145180205235270320

608095120145180205235270320

7585110135165180200230

85110135165180200230表7—4电压有无铠装铅包铝包1～3千伏铠装有铠装25米20米25米25米6～10千伏20～35千伏铠装或无铠装15米5米20米—a.纸绝缘多芯电力电缆(铅包、铠装)15倍电缆外径：b.纸绝缘单芯电力电缆(铅包、铠装或无铝装)20倍电缆外径；c.铝包电缆，橡皮绝缘和塑料绝缘电缆及控制电缆按制造厂规定;d.聚氯乙烯绝缘电力电缆10倍电缆外径；e.交联聚乙烯绝缘电力电缆，单芯为电缆外径15倍，三芯为电缆外径的10倍。发现下列情况应报告所属调度听候处理a.电缆及电缆头附件外壳损坏；b.瓷瓶破裂、电缆渗漏油；c.接头松动过热；d.电缆线路运行中过负荷。7.10电力电抗器a.本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油；b.油漆应完整，相色标志正确；c.电抗器顶盖上应无遗留杂物；d.事故排油设施应完好，消防设施齐全；e.储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开，且指示正确；f.接地引下线及其与主接地网的连接，应满足设计要求，接地应可靠，铁芯和夹件的接地引出套管、套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应接地，套管顶部结构的接触及密封应良好；g.储油柜和充油套管的油位应正常；h.测温装置指示应正确，整定值符合要求；i.冷却装置试运行应正常，电抗器应启动全部冷却装置进行循环4h以上放完残留空气；j.电抗器的全部电气试验应合格，保护装置整定值符合规定，操作及联动试验正确；k.支柱应完整无裂纹线圈应无变形；l.干式电抗器线圈外部的绝缘漆应完好；m.支柱绝缘子的接地应良好；n.混凝土支柱的螺栓应拧紧；o.混凝土电抗器的风道应清洁无杂物。a.电抗器应进行5次空载全电压冲击合闸应无异常情况，第一次受电后持续时间不应少于10min，励磁涌流不应引起保护装置的误动；b.带电后检查本体及附件所有焊缝和连接面不应有渗油现象。a.上下重叠安装时，底层的所有支柱绝缘子均应接地，其余的支柱绝缘子不接地；b.每相单独安装时，每相支柱绝缘子均应接地；c.支柱绝缘子的接地线不应成闭合环路。电抗器的巡视检查项目a.检查各接头应接触良好，无过热现象；b.检查电抗器周围无杂物；c.检查垂直绑扎带和水平绑扎带无损坏；d.电抗器支持瓷瓶应清洁并安装牢固；e.电抗器无倾斜，线圈无变形；f.本体无渗漏油且接地良好；g.电抗器的油色，油位正常。干式电抗器的维护a.各导电接触面每年检查一次，发现接触不良时，需进行表面处理、并上紧螺栓；b.表面漆每两年进行一次检查、处理；c.检查水平、垂直绑扎带无损伤；d.检查线圈层间通风道是否畅通、若发现异物及时清除。运行中的电抗器，出现下列情况之一应申请停运a.接头严重过热；b.支持瓷瓶断裂、放电；c.注油电抗器严重漏油；d.基础严重倾斜。7.11消弧线圈a.过补偿系统：增加电容电流前，(如增加新投的线路或带其它站的线路等)，应先调整分头；减少电容电流时，后调整分头；b.欠补偿系统：增加电容电流后，调整分头；减少电容电流前先调整分头。a.消弧线圈投入运行前，应按照《电气设备交接试验标准》进行全项目试验，并确认试验合格；b.保护装置及测量仪表和相应的二次设备验收合格，保护装置的整定值符合定值通知单的要求；c.继电保护校验整定、传动结果及运行注意事项填入继电保护记录薄，并纳入现场运行规程；d.本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油；e.油漆应完整，相色标志正确；f.消弧线圈顶盖上应无遗留杂物；g.消防设施齐全；h.储油柜、冷却装置等油系统上的油门均应打开，且指示正确；i.接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。套管顶部结构的接触及密封应良好；j.储油柜和充油套管的油位应正常；k.分接头的位置应符合运行要求；分头切换装置的远方操作应动作可靠；指示位置正确；l.测温装置指示应正确，整定值符合要求；n.冷却装置试运行应正常，联动正确。线圈由一台主变倒换至另一台主变时，应先断后合；。a.改变分头位置应在消弧线圈退出后进行；b.在消弧线圈侧装设临时接地线；c.将分头调至要求位置，并左右转动，使其接触良好，并用万用表测量其接触电阻合格；d.拆除临时接地线，检查系统无接地后，方可投入运行；e.检查分头调整后仪表的指示情况，若因消弧线圈分头调整不当，发出接地信号时，应立即汇报所属调度，听候处理。a.上层油温超过规定限值；b.严重漏油并看不见油位，油枕向外冒油、喷油；c.内部有强烈的、不均匀的噪声及放电声；d.套管破裂放电、闪络；e.消弧线圈在最大补偿电流档位运行，脱谐度仍大于5％,说明补偿容量不足,建议增容改造；f.位移电压大于500V；g.巡视中发现阻尼电阻烧断；h.消弧线圈自动控制装置故障；7.12耦合电容器和阻波器阻波器内部的电容器和避雷器外观应完整，连接良好，固定可靠；支柱应完整无裂纹,线圈应无变形；线圈外部的绝缘漆应完好；支柱绝缘子的接地应良好；混凝土支柱的螺栓应拧紧；阻波器主线圈的支柱绝缘子的接地应符合下列要求a.底层的所有支柱绝缘子均应接地；b.支柱绝缘子的接地线不应成闭合环路。。。7.13过电压保护与接地装置在验收时，应进行下列检查a.安装位置应符合电气安全距离的要求；b.避雷器外部应完整无缺损，封口处密封良好；c.避雷器应安装牢固，其垂直度应符合要求，均压环应水平；d.阀式避雷器拉紧绝缘子应紧固可靠，受力均匀；e.放电记数器密封应良好，泄漏电流表有红色限制标志，绝缘垫及接地应良好、牢靠；f.油漆应完整，相序色正确。。a.避雷器瓷套出现放电现象(但未接地)；b.运行电压下的避雷器泄漏电流超过标准；c.避雷器引线断股或连接松动；d.避雷器的接地引下线松动或断开；e.避雷器或均压环倾斜、拉瓶破损；f.避雷针倾斜、基础下沉或地线开焊。a.上引线断开或摆动幅度大，有造成事故的可能；b.内部有放电声；c.本体发生严重倾斜；d.起火爆炸。a.接地网或接地引线开焊、松动；b.接地网或接地引线腐蚀严重；c.接地电阻不合格。8二次设备及公用系统运行规定8.1直流系统至少校核一次全站的直流保险的配置。-35℃，阀控蓄电池为10℃-30℃。小开关、刀开关、电缆、熔断器等设备的额定参数应标注齐全，蓄电池室内禁止烟火。能通过显示按钮来检查各项参数，不得随意修改、整定参数。直流系统应安装微机型直流接地选检装置。“直流电压过高”、“直流电压过低”光字信号发出，值班人员可检查母线电压表，并查明原因进行处理a.检查浮充机(或主充机)运行情况是否正常；b.系统内有无短路现象；c.是否有带电磁机构的断路器跳闸后重合闸动作现象或断路器检修做跳合闸传动；d.降压硅堆运行是否正常，是否开路；e.在查明故障消除后，应及时调整直流母线电压，恢复正常后，再恢复信号。a.控制回路故障，将有相应的“直流电压消失”光字牌亮和控制信号灯熄灭；信号回路故障，将使所有音响，光字信号消失；b.在末查明短路原因之前，不能合上控制解合环装置；c.直流母线任一段发生短路时，应拉开该母线上所有进出线，转移负荷，故障处理完毕再恢复正常运行方式。a.通过绝缘监察装置判断是正极还是负极接地、接地范围和接地程度，如不能判断出接地范围可用瞬间拉合的办法查找接地点；b.瞬间拉合的顺序b.1事故照明、通讯、闭锁电源；b.2合闸电源；b.3中央信号、浮充机电源；b.4保护电源、控制回路、蓄电池；b.5分别拉开I、II段直流母线，拉路寻找后故障仍未消失，按多点接地去分析，如选择出接地回路后，应本着先查室外后查室内的原则，值班人员只允许查至保护屏端子排处；c.查找直流接地与保护有关时，应取得所属调度同意后进行，停用保护时间应尽量短；d.直流回路接地，值班人员无法处理时，应尽快汇报由专业人员处理。a.极板瘤状鼓泡严重；b.连接部位接触不良；c.隔板损坏、发生极板短路；d.容器破损、电解液漏出；e.蓄电池组绝缘降低、造成直流接地、清扫后仍不能消除时；f.个别电池电压、比重低于规定值。5直流系统降压硅堆故障处理：降压硅堆开路，发“直流电压过低”信号，控制母线电压消失，在确认硅堆开路后，可立即通过调节硅堆把手短接硅堆，恢复控制母线电压，然后调整充电装置输出电压，降低母线电压。应及时汇报等待处理。8.2站用电系统＋10％～－5％。a.变压器内部有炸裂声；b.套管破损且放电；c.变压器漏油严重，干式变压器温度异常升高；d.变压器一、二次引线烧红或断线；应尽快投入备用站用变；a.发现低压母线上有故障，应尽快排除或隔离；b.若母线上无故障，检查备投回路及总保险，若备投未动作，手动投入运行；若为保险熔断更换同型号、同容量保险，试送成功后，再送各分路并认真观察，判断故障分路并隔离；c.恢复正常站用变运行方式；d.若因保险容量配置不当造成，应更换容量合适的保险；a.拉开低压侧开关或刀开关，检查站用电系统及各分路无异常，迅速投入备用站用变；b.拉开故障站用变高压跌落保险，检查保险熔断的相别，对站用变进行外部检查；c.外部检查未发现异常，进行试送，试送成功，再恢复二次送电；如不成功，则可能是该变压器内部或二次电缆故障，应停用该站用变。8.3中央信号及二次回路未查明原因不得再试送;8.4仪表及计量装置8.5防误闭锁装置；；；a.防误装置结构简单、灵活可靠、操作维护方便、有足够机械强度,并适合本地区的环境温度；b.合理编制程序，尽可能减少运行人员正常操作和事故处理的复杂性；c.防误装置应有专用的紧急解锁工具(钥匙)；d.防误装置应有独立的电源系统；e.电磁式防误装置锁栓应能自动复位；f.防误装置应具有防尘、防异物、防锈蚀、不卡涩性能。户外装置还应具有防雨、防潮、防霉等措施；g.防误装置的“五防”功能应采用强制性的装置。8.6微机监控系统a.检查打印机工作情况；b.检查装置自检信息正常；c.检查不间断电源（UPS）工作正常；d.检查装置上的各种信号指示灯应正常；e.观察运行设备的环境温度、湿度应合乎要求；f.检查显示屏、监控屏上的遥信、遥测信号正常；g.对音响及与五防闭锁等装置通讯功能进行必要的测试。8.7远动装置a.通道故障4个小时内不能修复者;b.装置部分功能失灵，用于l10kV及以上设备的8小时内不能修复。用于10kv设备的24小时内不能修复者;c.系统输电线路因故检修，影响载波通信；“三误”的措施；9继电保护及自动装置9.1一般规定9.1.6变电站值班人员进行倒闸操作注意事项9.1.6.1高压电气设备无瞬动保护不允许充电。母联、分段、旁路断路器的充电保护，仅在给母线充电时投入，充电完毕后退出；9.1.6.2线路及备用设备充电运行时，应将重合闸和备用电源自动投入装置临时退出运行；9.1.6.3双母线进行倒母操作时，相比式母差保护应先投入非选择性（比率制动式母差先投入互联压板），后取下母联开关控制保险；9.1.6.4双母线上各有一组电压互感器时，正常情况下母线所接各元件的保护装置交流电压应取其所在母线的电压互感器；9.1.6.5双母运行的母联断路器，除母差、失灵、主变后备保护外不准投入任何保护(有特殊规定除外)；9.1.6.6备用电源自投装置必须在所属主设备投运后投入运行，在所属主设备停运前退出运行；9.1.6.7旁代时，代路断路器的保护定值必须符合被旁代线路的定值。9.1.7在保护装置及二次回路上工作前，运行人员必须严格审查继电保护工作人员的工作票，更改整定值和变更接线一定要有批准的定值通知单，才允许工作。凡可能引起保护装置误动作的工作，应采取有效防范措施。在继电保护工作完毕时，运行人员应认真检查验收，如拆动的接线、元件、标志等是否恢复正常，压板位置、设备工作记录所写内容是否清楚等。所有保护装置交流回路工作后，继电保护人员应检查回路正确，并检查相位、相序、幅值正确。9.1.8新投和运行中的保护装置定值，应由定值计算部门下达，定值更改后,运行人员应先与调度核对定值单号正确，再投入运行。保护装置定值通知单的一联应保留在变电站。9.1.9新安装和改变回路的保护装置在投运前，其图纸、资料应正确齐全并由改动人签字。0带方向性的保护和差动保护新投入运行时，或变动一次设备、改动交流二次回路后，均应用负荷电流和工作电压检查向量。未经向量检查的差动保护，在变压器、线路充电时投入，正式带负荷前退出跳闸压板做向量检查，正确无误后，方可正式投入运行。1变电站值班人员应熟悉保护装置，发现负荷电流超过保护允许值时，应立即汇报所属调度。2不允许在未停运的保护装置上进行试验和其他非常规测试工作，也不允许在保护未停运的情况下，用装置的试验按钮作试验(除闭锁式纵联保护的启动发讯按钮)。3每值接班时，应认真查看继电保护及自动装置工作记录，及时了解保护装置变更情况、有疑问及时向交班人员提出，并对保护装置进行一次全面检查，其项目如下3.1保护装置压板投停正确，与一次设备运行方式相符；3.2运行中的保护装置交流电压开关在合闸位置；3.3保护装置门应关好，继电器外壳应盖好，外观整洁；3.4继电器无异常过热，内部无水蒸汽；3.5继电器接点无强烈抖动和烧坏现象，螺丝无脱落；3.6保护装置所属的保险、监视灯、各控制切换小开关位置指示正确可靠，信号正确；3.7检查打印机工作正常，打印纸充足。4值班员在正常情况下允许操作的保护装置如下4.1各操作保险、信号刀闸(保险)、保护装置的压板；4.2保护装置屏面上的方式切换把手，试验、复归按钮，高频收发讯机直流电源；4.3微机保护打印旁代定值单，用规定的方法改变定值区；4.4严禁用保护“复位”按钮，复归保护信号。5运行中的保护装置不能随意拆动二次线。6值班人员发现保护装置异常时，应按下述方法处理6.1电流互感器二次开路时，应迅速通知调度调整运行方式，将负荷减小，并停用相应的保护装置；6.2电压回路断线应首先正确判断故障，立即处理；如果故障原因不明不能立即处理者，汇报调度将与故障电压回路相关的保护退出，待电压恢复正常后，方可恢复；6.3发现保护装置异常，汇报所属调度；6.4运行中的保护，在失去直流电源时，应立即退出保护出口压板，并查明原因，待电源恢复后，装置工作正常，方可投入出口压板。7运行中严禁值班人员调出微机保护定值菜单修改保护定值，仅允许值班人员打印定值或核对定值。9.1.18当光纤保护的通道或PCM发出告警信号后，应立即汇报调度。若伴随有保护装置异常，应汇报调度退出有关保护压板。9.1.19电容器组保护动作后严禁立即试送，应根据动作报告查明原因后再按规定投入运行。9.2微机型保护运行中的注意事项“远控、就地”位置开关打至“远控”位置，并不得随意改变；“ON”位，电源指示灯亮；“保护跳闸出口”压板和各“失灵启动”压板退出即可；当装置出现异常发出“告警”信号时，运行人员应及时记录时间，检查保护屏面板信号灯指示情况，做好记录并按复归键消除，无法消除时，应将异常信息和复归结果汇报调度员，按要求退出告警的保护装置，并根据调度命令作出相应处理。9.3主变压器保护外附（大差）改内附（小差）的切换方法a.退出主变差动保护出口压板；b.投入主变内附（小差）回路与差动保护回路的连接片，打开主变内附（小差）回路中的短接片；c.短接主变外附（大差）回路，打开外附（大差）回路与差动保护回路的连接片；d.投入主变差动保护出口压板；e.投入主变保护联跳旁路断路器的保护压板；内附（小差）改外附（大差）切换方法a.退出主变差动保护出口压板；b.投入主变外附（大差）回路与差动保护回路的连接片，打开外附差回路短接片；c.短接主变内附（小差）回路，打开内附（小差）回路与差动保护回路的连接片；d.投入主变差动保护出口压板；e.退出主变保护联跳旁路断路器的保护压板。a.滤油、加油、放油、放油箱内的空气；b.更换呼吸器和热虹器内的硅胶；c.当油位计的油位异常升高或呼吸系统有异常现象，需打开放气或放油阀门时；d.瓦斯保护回路工作及其二次回路发生直流接地。上述前三项工作结束后，主变内部空气排尽，才可将重瓦斯保护投入跳闸位置;的主变，轻瓦斯发出信号后，除查明确系瓦斯保护装置本身故障或进入空气引起外，禁止将重瓦斯退出跳闸位置;;;接地的变电站，当保护动作跳开中性点接地的主变时，汇报调度，将不接地主变中性点接地。主变压器各侧的任一侧断路器停电时，在拉开该断路器母线侧隔离开关前，退出该侧复合电压闭锁压板。有旁切功能的应将电压回路切换至旁路。“压力释放”投信号位置，严禁投跳闸位置，只有新投或大修后的变压器充电时，“压力释放”才投入跳闸位置，充电正常后，改投信号位置。9.4纵联保护“本线”切至“旁路”；“退出”位置；“旁路”切至“本线”；9.5双母线电流相位比较式母差保护，无任何信号发出；9.6微机型母线差动保护在下列运行方式运行时，应投入互联（单母线运行）压板a.母线进行倒闸操作期间；b.母联断路器在运行中出现不能自动跳闸时。9.7母联断路器的保护各级母线的母联断路器均应装设专用充电保护，此保护只用于母联断路器向备用母线充电时投入，充电后退出。9.8断路器失灵保护。、保护大修或重合闸装置做传动时，应退出该断路器失灵保护起动和跳闸压板。9.9低周减载装置电压互感器上。切换时，应先退保护压板，再停直流，之后进行切换。切换后，先投直流，再投保护压板。电压互感器电压回路，若正常，告警信号仍不能复归处，先汇报调度，并退出跳闸压板及放电压板。9.10重合闸装置之一时，应申请将重合闸停用9.10.2.2线路带电作业;9.10.2.4开关遮断次数达到规定次数;9.10.2.5开关遮断容量不能满足短路容量要求;9.10.2.6开关严重喷油，油质严重变黑;9.10.2.7充电运行的线路。9.11故障录波器9.12备用电源自投装置；“跳闸后”位置，将合闸断路器操作把手打至“合闸后”位置。日照钢铁能源管控中心供电车间事故应急预案汇编编写：徐保帅、王恒周洪生、邵衡胡殿梅、杨瑛孙明聪2021年01月实施日照钢铁能源管控中心供电车间1#站运行方式运行方式：（本预案的运行方式如下，以下所有预案都是此运行方式下的事故预案，运行方式改变预案需重新修订）1#站：日钢II线带110kVI段母线带1#主变带10kVI段母线运行；110KV联络线带110kVII、III段母线带2#主变、3#主变运行，3#主变带10kVIII、IV段母线运行，2#主变带10kVII段母线运行；110kV桥联1002开关运行，桥联1001开关热备用，110kV备自投投入；4#站：制氧II线、2#主变、3＃主变运行在110kVII母线，日钢II线、制氧I线、水泥线、4#主变运行在110kVI母线，110kV联络线热备用于110kVII母，110kV母联100开关热备用，110kV母联备自投投入，1#主变冷备用，2#主变带10kVII、IV段母线运行，3#主变带10kVI、III段母线运行，4#主变带盈德6万制氧10kV配电室I、II、III段母线运行。目录一：110KV线路故障预案 -2-1、110kV联络线失电（备自投不动作） -2-2、110kV联络线线路保护动作跳闸（备自投不动作） -3-3、110kV联络线失电（备自投动作） -4-4、日钢II线线路失电（备自投动作） -5-5、日钢II线线路失电（备自投不动作） -6-6、日钢II线线路保护动作，101开关跳闸（备自投不动作） -7-7、日钢II线、110kV联络线线路失电 -8-二：1#变压器故障预案 -9-8、1#主变主保护（重瓦斯、差动）动作跳闸 -9-9、1#主变本体轻瓦斯报警，需将主变停电检查 -11-10、1#主变高后备动作、低后备动作 -13-11、1#主变高后备动作、低后备不动作 -15-12、1#主变低后备保护动作 -17-三：2#变压器故障预案 -18-13、2#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸 -18-14、2#主变主保护轻瓦斯报警，需将主变停电检查 -20-15、2#主变高后备动作、低后备动作 -22-16、2#主变高后备动作、低后备不动作 -23-17、2#主变低后备保护动作 -25-四：3#变压器故障预案 -26-18、3#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸 -26-19、3#主变油温异常上升，或其它异常情况需要将变压器停电处理 -28-20、3#主变高后备动作、低后备动作 -29-21、3#主变高后备动作、低后备不动作 -30-22、3#主变低后备保护动作 -31-五：接地事故预案 -32-23、铁厂II期主控楼II6205开关柜二次直流接地 -32-24、法液空6000制氧I6306线路弧光接地 -33-25、15000制氧I6102开关跳闸 -34-26、1#喷煤I6101开关弧光接地 -35-27、1#喷煤I6101开关金属性接地 -36-一：110KV线路故障预案1、110kV联络线失电（备自投不动作）事故原因：110kV联络线失电，（备自投不动作）事故象征：（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；（2）6204、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）2#、3#主变及10kVII、III、IV段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10kVII、III、IV段母线无压，110KV联络线线路无压；（4）2#、3#主变无声音。事故处理措施：（1）变电站值班人员立即检查并与2＃站联系确认110kV联络线线路失电（线路无电压、无电流），110kV备自投不动作，密切监视站内的工况运行情况；（检查确认故障时间7分钟）（2）立即启动变电站事故应急处理预案：日钢II线带1#、2#、3#主变a.拉开110kV联络线102开关；b.合上110kV桥联1001开关；c.检查2#、3#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。（恢复供电时间5分钟）（3）变电站值班人员向电调、领导汇报事故处理结果；并通知电调派人检查110kV备自投装置，查看联络线故障录波。（4）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；（5）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。2、110kV联络线线路保护动作跳闸（备自投不动作）事故原因：110kV联络线线路保护动作跳闸，（备自投不动作）事故象征：（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；（2）110kV联络线102开关由合到分，10KV电容器6204、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；（3）2#、3#主变及10kVII、III、IV段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10kVII、III、IV段母线无压；（4）2#、3#主变无声音。事故处理措施：（1）变电站值班人员立即检查并与2＃站联系确认110kV联络线线路保护动作跳闸（线路无电压、无电流，102开关变位闪烁），110kV备自投不动作，密切监视站内的工况运行情况；（检查确认故障时间7分钟）（2）立即启动变电站事故应急处理预案：日钢II线带1#、2#、3#主变a.确认110kV联络线102开关确在拉开位置；b.合上110kV桥联1001开关；c.检查2#、3#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。（恢复供电时间5分钟）（3）变电站值班人员向电调、领导汇报事故处理结果；并通知电调派人检查110kV备自投装置，查看联络线故障录波。（4）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；（5）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。3、110kV联络线失电（备自投动作）事故原因：110kV联络线失电，（备自投动作）