变配电运行规程

第第IV段运行.第二章交流系统异常运行与事故处理第一节交流系统接地10kV系统接地：以301总变10kVI段接地为例：征象：1.1警铃响，“10kVI段接地”信号发出。1.2根据绝缘监察电压表判断：故障相电压降低或为零，健全相电压升高或至倍。处理2.1根据绝缘监察电压表和微机显示确定哪条回路的哪一相接地。2.2汇报并配合调度，将故障相倒出或停掉。2.3作好详细记录并向相关领导汇报。第二节事故处理1.事故处理的一般原则1.1处理事故的主要任务是：1）尽快限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备安全的威胁；2）用一切可能的方法，保持设备的继续运行，以保证对设备的供电正常；3）尽快对停电部分恢复供电；4）调整运行方式，使其恢复正常。1.2在事故处理时，运行人员必须留在自己的工作岗位上，集中注意力保持设备的正常运行，迅速而准确地执行调度命令和领导人员的指示。只有在接到领导人的命令后，或在对人身安全或设备完整有明显和直接威胁时，方可停止运行和撤离危险工作地带。在处理故事时，除当值人员及指挥或协助处理的有关人员外，其它人员均应退出现场。1.3对调度员处理事故的命令应重复一次，若不清楚或不理解应问明白，命令执行后，应立即汇报发命令者。1.4事故处理时，值班人员应注意监视表计和信号指示并详细记录事故处理过程(包括征象时间、命令操作项目等)。1.5在处理事故时，当值人员必须做到：1）根据表计信号和征象，正确的判明故障性质、地点和范围，当对人身或设备有威胁时应立即设法解除，对未损坏的设备采取有效措施，保证正常运行。2）将下列情况迅速汇报有关调度员：掉闸开关和时间、事故征象、继电保护装置的动作情况、设备异常情况和负荷变动情况。3）对调度员命令应迅速执行，凡拖延执行调度命令的人应负不执行命令的责任。但对于直接威胁设备安全和人身安全的命令，则任何情况下均不得执行，一方面向调度申明不执行理由，另外把不执行的理由报告有关领导。1.6当值值班长系处理事故的具体负责人，无论领导在场不在场，均对事故处理负全部责任。在处理事故时，与调度的一切联系，均应由值班长进行，值班员应及时将值班长在处理事故过程中的步骤、时间和表计指示等做好记录。1.7发生事故时，如果分厂/车间领导在场，则应监视当值人员的处理过程，并给予指导，且有权向值班员发出指示，但这些指示不得和调度员命令相抵触。车间、分厂领导认为必要时，可以解除值班员的职务，指定他人或自己代替，并应立即报告调度员（地调与厂调）。1.8在交接班时发生事故，而交接手续尚未完成时，交班人员应留在岗位上处理事故，接班人员协助交班人员处理，待把事故处理完毕后或告一段落后方可办理交接班手续。2.事故处理2.1正常运行方式下：当一路电源开关（113或114）故障分闸后，值班人员应认真查清原因，详细记录信号与现象，并及时汇报厂调、地调，及时解除另一路开关保护压板，确保另一路电源的正常运行。2.2正常运行方式下：当一路电源消失时，值班人员应及时检查负荷是否全部转移至另一路电源、并及时汇报厂调、地调，是否拉开停电线路的开关。确认该停电线路短时不能恢复时，应采取措施（如解除另一路开关保护压板），确保运行的一路电源可靠运行。

第三篇变压器运行规程第一章变压器运行第一节变压器正常运行规定1.1变压器在规定的冷却条件下可按铭牌规定长期运行，其数值见规范表（附表）。1.2变压器上层油温不得超过95℃，为防止变压器油劣化过速，其上层油温不得经常超过85℃，正常监视温度不宜超过75℃。1.3运行中的变压器的电压允许在额定电压±5%范围内变动，其额定容量不变。1.4变压器绝缘电阻的规定：1.4.1电压在5kV及以上者用2500V摇表测量，其结果在接近工作温度时，每千伏工作电压不应小于1MΩ，在冷状态时，每千伏工作电压不应低于2MΩ，且在10—30℃时吸收比R60/R15不小于1.3。1.4.2备用期间超过一个月的变压器，投入前应测量其绝缘电阻合格，有明显受潮应时及时测量绝缘电阻值。1.4.3检修后的变压器，由检修人员提供绝缘电阻值，投运前运行人员必须再测量一次。第二节变压器检查2.1变压器在运行中的检查除按投运前的检查项目检查外，还应进行下列检查：2.1.1检查变压器声音正常，无明显变化或异音。2.1.2检查冷却装置运行情况正常。2.1.3检查变压器的油温、油色、油位正常。2.1.4检查变压器油枕、瓦斯继电器、充油套管内的油色、油位正常，无渗油现象。2.1.5检查变压器套管应清洁、无破损及放电痕迹。2.1.6检查变压器净油器、呼吸器内的硅胶是否变色，。2.1.7检查变压器主、辅设备是否漏油、渗油。2.1.8检查接头部分是否有过热现象。2.1.9检查变压器外壳接地是否良好。2.1.10检查气体继电器的油面及是否还有气体存在。2.2当天气发生骤变时，应做下列检查：2.2.1大风时，架空引线无剧烈摆动和松脱现象，且上部无杂物。2.2.2大雪时，套管和引线端子落雪后不应立即熔化或产生热汽，导电部分无冰柱。2.2.3大雾时，套管、绝缘子无电晕和放电闪络现象。2.2.4雷雨后，各部分有无放电痕迹，避雷器的放电记录器有无动作情况。2.2.5剧冷或剧热，应检查油位和油温是否正常。2.3变压器检查时间2.3.1正常运行中及备用中的变压器，每班检查两次（接班一次，中间一次）2.3.2大修后第一次投入运行的变压器，在投入运行后最初八小时，必须每两小时检查一次。2.3.3对于过负荷的变压器和运行不正常的变压器均应加强监视，增加巡检次数。第三节变压器投入和运行3.1变压器的投入和停运应按值班长命令，填写倒闸操作票进行。主变压器新投入运行时，应进行冲击试验五次，变压器大修后投入运行时，应进行冲击试验三次，每次冲击试验都要检查变压器有无异常状况。经冲击试验证明良好后，才能将主变压器投入运行。3.2变压器的投入前准备工作：3.2.1全部工作票已收回，拆除临时安全措施，恢复固定安全措施。3.2.2按下列项目进行全面检查：3.2.2.1油枕及充油套管的油色透明，油位正常。3.2.2.2瓦斯继电器应充满油，无渗油现象。3.2.2.3套管应清洁无裂纹及放电痕迹，引线接头应良好无松动。3.2.2.4变压器本体及周围清洁无杂物，外壳接地良好。3.2.2.5本体与油枕间的油门全开，散热器油门的开关位置应符合要求，各部分及法兰盘无凸出，无渗油现象。3.2.2.7变压器温度计、冷却装置完好。3.2.2.8测量变压器绝缘电阻良好。有载调压装置的运行规定3.3.1有载调压变压器正常运行中，可根据需要进行有载调压，调整电压时应注意：3.3.1.110kV低于9.7kV或高于10.8kV时可以调整电压。3.3.1.2两台主变分接开关位置应尽量一致。3.3.1.3调整电压时，应做好操作记录，包括指令人、操作人、操作时间、操作前后档位、电压等。3.3.1.4调整电压时，每次只调一档。3.3.1.5电压每次调整后，一般四小时内禁止再次调压。3.3.1.6有载调压开关的操作必须有部门指令，由部门分管领导监视操作。3.3.1.7有载调压开关操作时应认真监视档位显示器、电压、电流情况并做好记录。3.3.1.8有载调压开关操作时，禁止主变并列，禁止启动高压电动机。3.3.1.9有载开关在主变过负荷时禁止操作。3.3.2有载调压变压器一般在投入运行满一年后进行一次大修，以后每隔5年进行一次大修，主变经过大小修后，应按验收标准进行验收，合格后可投入运行。4.瓦斯继电器的运行规定无特殊情况，瓦斯保护在变压器正常运行时或对变压器充电时均应投入“跳闸”位置。4.2运行中的变压器有下列工作，应将重瓦斯投“信号”位置，工作结束后无任何异常，放气后立即投入“跳闸”位置：4.2.1变压器带电放油、滤油、补油或换硅胶。4.2.2呼吸器及防爆系统工作。4.2.3瓦斯保护本身不正常或直流回路故障。4.2.4瓦斯保护进行年度校验。4.2.5运行中如有气体需放气时。4.3变压器油位降低到轻瓦斯动作，重瓦斯保护不应改为“信号”位置。油位异常升高，不能冒然操作重瓦斯压板，只有确定不是内部故障，方可将重瓦斯改投“信号”位置，打开放油并查明原因。变压器瓦斯保护必须同时投入“跳闸”位置和“信号”位置。新投入或大修后的变压器在空载试运行期间，不得停用瓦斯跳闸保护，接带负荷后瓦斯保护是否投入跳闸，应得到相关负责人或有关领导同意（24小时检查无气体可投入跳闸保护，若仍有气体，则每隔2小时检查一次，直至无气体后，方可投入跳闸保护）。5.变压器并列的规定5.1并列条件：5.1.1电压变比相等。5.1.2短路电压相等。5.1.3线圈接线组别相同。5.1.4容量比不得超过3：1。5.2高、低压变压器，除正常倒闸操作外，不允许并列运行。在倒闸操作过程中，并列时应先检查电压或分头位置是否允许进行操作。5.3切换变压器时，应检查并列变压器确已带上负荷后，方可停下要停的变压器。5.4并列运行的变压器倒换中性点接地刀闸时，应先投入另一台变压器中性点接地刀闸，然后再拉开原来变压器的中性点接地刀闸。变压器异常运行和事故处理第一节变压器异常运行1变压器出现下列现象时，允许先联系后处理1.1征象：1.1.1油位计看不到油位，但从瓦斯继电器中可以看见油。1.1.2声音异常。1.1.3漏油或严重渗油。1.1.4套管裂纹有放电现象或痕迹。1.1.5变压器引线端子发热超过额定值。1.1.6变压器上部落有杂物危及安全运行。1.1.7油色突然变色，但不很严重。1.1.8负荷与环境温度未变，而变压器上层油温达到85℃（主变75℃）且仍有上升的趋势。1.2处理：1.2.1应向值班长和有关领导汇报。1.2.2加强检查和监视，注意变化情况。1.2.3倒用备用变压器运行。2变压器发生下列情况之一应立即切断电源2.1征象：2.1.1变压器有强烈不均匀的噪音，且内部有爆炸声音。2.1.2大量漏油无法制止，油面急剧下降不能在短时处理。2.1.3套管有严重破损和放电现象。2.1.4变压器冒烟或从压力释放阀、储油柜、有载开关防爆膜破裂向外喷油。2.1.5变压器油的油色变化严重，油内出现炭质。2.1.6引线接头熔化或断线。2.1.7不停电不可抢救的人身事故及其它危险情况。2.1.8在正常负荷和冷却条件下，变压器上层油温迅速上升超过95℃（主变85℃）。2.1.9经色谱分析，变压器油中有可燃性气体，烃增长速率快。2.2处理：2.2.1向值班长和有关领导汇报。2.2.2尽可能先投入备用变压器后，立即停用故障变压器。3变压器温度不正常升高3.1征象：变压器运行及环境条件不变，温度有不正常的升高，但不超过允许值。3.2处理：3.2.1检查冷却装置运行情况和变压器室的通风情况。3.2.2核对变压器负荷、温度与其它变压器进行比较。3.2.3核对温度计指示是否正确。3.2.4若为冷却装置故障，不停电可以检修时，应将变压器负荷调整至冷却装置所允许的数值。3.2.5若上述检查正常，如温度仍不断上升，则视为内部故障，应停止变压器运行，进行检查处理。4变压器过负荷4.1征象：变压器所带负荷超过额定值。4.2处理：4.2.1正常情况下不允许过负荷，只有事故情况下而又无备用变压器时，允许短时过负荷，其规定如下表：变压器事故过负荷允许值和允许时间：事故过负荷与额定负荷之比1.11.21.31.5过负荷允许的持续时间（分）12030157.54.2.2变压器存在较大的缺陷（如冷却系统不正常，严重漏油等）时不准过负荷运行。5变压器出现不正常油位5.1征象：变压器、油位指示满管或看不到油位。5.2处理：5.2.1油位因温度的升高而上升至可能高出油位计时，则应联系放油，保持正常油位。5.2.2油位下降至看不到油位，应将瓦斯“跳闸”保护改“信号”保护后进行加油处理。如若大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯“跳闸”保护改为“信号”保护，并迅速采取措施，若无法消除应将变压器停用。6变压器轻瓦斯动作6.1征象：监控机声光报警，发出“轻瓦斯动作”信号。6.2处理：6.2.1若因滤油、加油引起，应放气恢复运行。6.2.2检查是否漏油和温度下降致使油面过低。6.2.3检查变压器温度是否异常升高，内部是否有放气及其它异音。6.2.4检查瓦斯继电器内部是否有气体，如无气体应检查二次回路，如有气体应取样分析。6.2.5若鉴别为空气，应将气体放出，并准确记录每次信号发出的时间，如时间间隔逐渐缩短，应对变压器进行气相色谱分析，查找原因。6.2.6若为有色可燃气体，为变压器内部故障，应停止变压器运行，在做好安全措施后进行检查。第二节变压器事故处理1变压器重瓦斯动作跳闸1.1征象：1.1.1监控机声光报警，发出“重瓦斯动作”信号，相应变压器开关指示灯变色并闪光。1.1.2表计摆动，故障变压器各表计指示到零。1.2处理：1.2.1拉开变压器开关及摇至试验位置，对变压器进行下列检查：a.检查变压器压力释放装置是否动作、喷油。b.外壳是否变形，油枕、散热器各法兰盘及管路连接处是否损坏、漏油。c.收集瓦斯继电器气体进行分析，并取油样进行化验，如有异常，不得将变压器投入运行。d.如以上检查仍没有发现问题，应对瓦斯保护回路进行检查，确定误动后，应将重瓦斯退出（此时，差动保护一定要投入），并请示总工程师批准后方可将变压器投入运行。e.如确认不是保护误动，应摇测绝缘汇报有关领导，进行全面鉴定良好后再投入运行。2变压器差动保护动作跳闸2.1征象：2.1.1监控机声光报警，发出“差动保护动作”信号，相应变压器开关指示灯变色并闪光。2.1.2表计摆动，故障变压器各表计指示到零。2.2处理：2.2.1拉开变压器开关及摇至试验位置。2.2.2检查变压器差动保护范围内的所有电气设备有无短路，闪络及损坏的痕迹2.2.3检查油位、油色是否正常，压力释放装置是否动作。2.2.4拉开变压器开关及两侧刀闸，进行绝缘电阻的测量和内部测试。2.2.5经过以上检查与试验没有发现异常，应对保护的交、直流回路进行检查，确认为保护误动作，可停用该保护而将变压器投入运行，此时瓦斯保护必须投入，且差动退出时间不应超过2小时。2.2.6原因未查明不得将变压器投入运行。3变压器过流保护动作掉闸3.1征象：3.1.1监控机声光报警，发出“过流保护动作”信号，相应变压器开关指示灯变色并闪光。3.1.2表计摆动，故障变压器各表计指示到零。3.2处理：3.2.1拉开变压器开关及摇至试验位置。3.2.2外部变压器越级跳闸，可在切除故障点后不经检查将变压器投入运行。3.2.3若过流保护动作时，未出现短路征象，可不经检查，将变压器重新投入，但应停用过流保护，并进行处理。4变压器着火4.1征象：4.1.1变压器冒烟着火4.1.2表计摆动，瓦斯、差动保护可能动作。4.2处理：4.2.1在瓦斯、差动保护未动作跳闸时，应立即投入备用变压器，停用故障变压器。拉开变压器开关、刀闸，停止冷却器，并通知消防人员灭火。4.2.2若变压器顶盖着火时，打开变压器放油阀，将油放至适当油位（油面低于着火处），同时，使用泡沫灭火器或沙子灭火；若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。4.2.3隔离火区，防止火灾危害其它运行设备的安全，受火灾威胁或影响灭火的带电设备应停电。

第四篇配电装置运行规程第一章运行规定及维护第一节开关正常运行的规定1.1正常运行开关的工作电压及电流不得超过铭牌规定的规定值。1.2开关的直流操作电压为220V，其变动范围为±5％；交流操作电压变动范围不得超出额定值的±10％。送电前的准备工作2.1收回工作票，办理终结手续；拆除临时安全措施，恢复固定安全措施。2.2检修后的开关，应在试验位置的状态下进行电动试验。2.3测量开关的绝缘电阻（相间和对地）：2.3.110kV及以上开关用2500V摇表测量，其结果不得低于：2.3.1.110kV开关：1000MΩ2.3.1.2110kV开关：2000MΩ2.3.2380V及以上空气开关用500～1000V摇表测量，其结果不得小于20MΩ。开关的检查3.1运行、备用及检修后的开关应进行以下检查：3.1.1套管应清洁无破裂或放电现象。3.1.2位置指示器应正确。3.1.3操作机构的各部分螺丝、销子无脱落，拉力瓷瓶无断裂。3.1.4外壳接地应良好。3.1.5接线头无松脱，无发热变色现象。4.GIS设备简介4.1.1六氟化硫气体绝缘金属封闭开关设备（简称GIS）是应用六氟化硫气体作为绝缘和灭弧介质的新型金属封闭开关设备，全套开关设备采用电动或弹簧操作机构。4.1.2开关设备为三相共箱式结构，其组成元件包括断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、母线筒组件、套管、汇控柜、电压互感器、氧化锌避雷器、电缆连接装置等一次电气设备和相应的二次控制、测量和监视装置。4.2GIS设备的检查4.2.1110kVSF6开关送电前还应进行下列检查：4.2.1.1SF6气体压力是否在规定的范围内。判定标准：分类（20℃）（MPa）断路器（不含CT）气室额定压力0.6补气压力0.52闭锁值0.5其余气室额定压力0.4补气压力0.354.2.1.2检查SF6气体管道有无损伤。2.2.1.3分合闸闭锁销（防动销）是否确已消除。4.2.2开关允许切断故障电流次数如下：设备名称工作状态规定操作次数备注SF6断路器开断额定开断电流20开断50％开断电流40开断负荷电流2000额定电流<4000A空载分合闸操作5000接地开关关合短路故障1开断感应电流100空载分合闸操作3000隔离开关空载分合闸操作50004.2.3值班人员应确知开关已切断故障的次数，当开关切断次数接近允许次数时应及时报告相关领导。4.2.4开关切断故障电流达到规定次数后，则不得投入运行；若直流电阻测量正常，经部门领导批准，方可继续投入运行并应明确运行再切断故障次数。4.3GIS设备的巡视及操作4.3.1进入GIS室前应开启通风机20分钟后方可进入，事故时应穿隔离服并佩戴防毒面具。4.3.2任何人不得随意进入GIS室，巡检必须进入时应在二人以上。4.3.3每次综合巡检时，应对各个气室的压力表数值记录一次，同时记录环境温度；还应检查电压继电器正常状态（有电时应在启动位置）。4.3.4正常时，隔离开关、接地开关及运行中的电动开关禁止使用就地操作。紧急状态应得到许可后方可就地操作（GIS控制屏上转换开关正常时应打在远控位置）。4.3.5在GIS正常操作时，任何人均应停止在设备外壳上工作并远离设备直到操作结束为止；手动操作隔离开关及接地开关时应戴绝缘手套。4.3.6停用PT时应先停低压侧，后停高压侧，送电时与此相反。4.4GIS组合电器中刀闸的操作规定4.4.1下列刀闸正常状态处于断开位置，不经地调同意不得合闸：110kVⅠ母线：113-D1、113-D2，101-D1、101-D2；110kVⅡ母线：114-D1、114-D2，102-D1、102-D2；110KV母联：100-D1、100-D24.4.2线路接地线：110kVT线接地时合113-D3刀闸。110kVT线接地时合114-D3刀闸。4.3.4主变接地线：1＃主变接地时合101-D3刀闸。2＃主变接地时合102-D3刀闸。4.4.4PT设备接地线：110kVⅠ母线PT合#1PT-D1接地刀闸。110kVⅡ母线PT合#2PT-D2接地刀闸。4.4.5利用GIS组合电器中的刀闸做接地线时，必须填写操作票。4.4.6GIS组合电器中，刀闸位置的标志要明确，易于辨认。第二节中置式金属封闭开关设备值班人员要加强对中置柜内、外设备的巡视检查，对各种异常情况要及时汇报。巡视主要内容有以下项目：1.各个室内的设备、继保元件及二次设备应正常。2.各支持瓷瓶无破损、闪络现象，并且表面清洁。3.各联锁装置是否正常。4.断路器所处位置是否符合现场要求5.其他装置应正常。第三节母线与刀闸1.母线与刀闸的运行规定1.1母线、刀闸及各接头允许极限温度为700C。1.2刀闸的投入和断开必须在其隶属开关断开的情况下进行。1.3严禁带负荷拉、合刀闸。1.4严禁用刀闸拉合故障点的接地和短路电流。1.5合上刀闸后，应立即检查接触情况。送电时应先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸，停电时顺序相反。1.6允许用刀闸直接开合的电路如下：1.6.1系统无接地故障的电压互感器和无雷雨情况的避雷器。1.6.2拉合母线和直接连在母线上设备的电容电流。1.6.3拉合不超过2A的空载变压器的励磁电流。1.6.4拉合不超过5A的空载线路的电容电流。1.7发生带负荷合刀闸时，在刀闸已经合上，不论有无发生弧光爆炸均不得再将刀闸拉开。1.8母线和刀闸投入前应清理现场，检修后刀闸应在断开位置，办理工作结束手续，拆除临时安全措施，恢复常设安全措施，进行全面检查无问题后，方可投入运行。2.母线与刀闸的检查2.1母线与刀闸正常检查下列各项：2.1.1各部清洁无杂物。2.1.2母线无振动、接头螺丝无松动、过热现象。2.1.3支持瓷瓶无裂纹放电现象。2.1.4刀闸接触良好，操作机构各部件应正常，销子无脱落。2.1.5夜间熄灯检查，各部件无放电发热现象。第四节互感器1.互感器的运行规定1.1运行中的互感器不得超过额定值的110％长期运行。1.2互感器的绝缘电阻每千伏工作电压不得低于1MΩ。1.3电压互感器二次侧不得短路，电流互感器二次侧不得开路。1.4互感器投入前应清理现场，办理工作结束手续，拆除临时安全措施，恢复常设安全措施，进行全面检查无问题时，方可投入运行。2.互感器的检查2.1各部分清洁无杂物，套管和浇注绝缘无破裂及放电现象。2.2内部无异音和放电声。2.3一次接线无发热变色现象，二次接线保险接触应良好。2.4当发生接地时，声音是否正常，有无异味。2.5外壳接地线应良好。2.6干式互感器外壳应无凝水现象。第五节避雷器1.避雷器的运行规定1.1避雷器检修后，第一次投入运行前应做工频放电试验，并用1000～2500V摇表测量绝电阻，其数值与前次测量比较不低于20％。1.2雷雨后应对避雷器进行巡视，并记录计数器的动作情况。2.避雷器的检查2.1引线连接应牢固，套管清洁完整，无放电痕迹。2.2接地线应牢固，无松脱现象。2.3雷电计数器应完好，雷雨后检查动作情况，避雷器表面无闪络，引线及接地线无损伤。2.4避雷器无倾斜，固定良好。第六节电抗器1.电抗器的运行规定1.1电抗器环境温度最高不应高于400C，如果室温高于400C应采取降温措施。1.2电抗器的绝缘电阻应用1000～2500V摇表测量，其结果每千伏电压不得低于1MΩ。2.电抗器的检查2.1线圈和支柱无凝结水珠。2.2线圈和出线螺丝无过热变形和松动现象。2.3各部分清洁无杂物，支持瓷瓶无破裂放电现象。2.4回路上发生短路后应进行下列检查：2.4.1线圈无变形，接头无过热熔化现象。2.4.2支架应无断裂现象。支持瓷瓶无裂纹、放电、位移现象。第七节电力电缆1.电力电缆的运行规定1.1正常工作电压不应超过电缆额定电压的15％。1.2正常运行中电缆外皮温度不应超过以下规定：1.2.1低压电缆最高允许温度为600C。1.2.210kV电缆最高允许温度为450C。1.3事故中电缆允许短时过负荷，但不得超过如下规定：1.3.110kV电缆只允许过负荷15％连续运行2小时；1.3.2低压电缆只允许过负荷10％连续运行2小时。1.3.3间歇过负荷必须在前一次过负荷10～12小时以后才允许过负荷。1.4绝缘电阻的测量1.4.110kV电缆用2500V摇表测量一分钟，其绝缘电阻分别不得低于10MΩ；1.4.2400V电缆用500V摇表测量一分钟，其绝缘电阻不得低于0.5MΩ。1.4.3各项绝缘电阻的不平衡系数不应大于2.5倍。2.电力电缆的检查2.1钢铠无脱落、腐蚀、鼓泡和电烧伤现象。2.2支架完整，电缆沟无积水，无可燃物积存。2.3电缆运行温度不超过允许值。2.4电缆沟壁无裂缝、漏水现象，沟道封闭良好。2.5电缆密集地方无放电火花。2.6外皮接地线应良好。第二章异常运行及事故处理第一节开关1.开关拒绝合闸的处理1.1检查储能指示是否正常.1.2检查控制电源和合闸电压是否正常.1.3检查控制合闸保险是否熔断.1.4合闸回路断线.1.5检查辅助开关闭合状态.1.6控制开关接点不通.2.开关拒绝分闸的处理2.1控制电源消失，控制保险熔断.2.2机构卡死.2.3分闸回路断线.2.4辅助接点不通.2.5控制开关接点不通.第二节母线与刀闸1.母线和刀闸发热的处理1.1有条件可测试发热点温度，确定发热程度。1.2加装临时冷却装置。1.3如为母线发热，根据发热程度和部位，调配母线负荷分配，减少流经发热点的电流。1.4如为刀闸发热，有条件的倒备用刀闸运行，无条件者视发热程度调配负荷或限制出力，并尽快停电处理。1.5加强对发热点的监视。2.刀闸操作机构失灵的处理2.1检查闭锁销子是否脱落，若为卡涩查明原因不可强力拉合。2.2检查传动机构是否有机械脱节、销子脱落、转动瓷瓶胶合物是否脱落。2.3合不上时，不应强合，以免机械应力过大损坏设备，应消除故障后再投入运行。2.4拉不开时，且不停电无法检修时应倒换运行方式，将拉不开的刀闸停电并处理。3.带负荷拉合刀闸或带地线合刀闸的处理3.1发生带负荷、带地线合刀闸或不同期系统以刀闸误合并列时，均不许把已合上的刀闸再拉开，只有在开关断开回路后，才可将误合刀闸拉开。3.2发生带负荷拉刀闸时，若拉开后电弧已经熄灭，不许再投入运行。第三节互感器1.电压互感器保险熔断或二次开关跳闸1.1征象：1.1.1有功表、无功表、电压表指示降低或至零。1.1.2“电压回路断线”信号发出。1.1.3可能引起保护误动。1.2处理：1.2.1判明故障，用电流表监视运行情况。1.2.2汇报相关领导，停用所供有关保护及自动装置。1.2.3若为二次保险熔断或二次开关跳闸，应试投一次，不成功不得再送，应查明原因，消除后，再恢复运行。1.2.410kV、110kV电压互感器，如试投不良按下列原则处理：1.2.4.1断开电压互感器所带负荷试投一次，不成功不得再投运。1.2.4.2若试投成功再依次投入其负荷，当投入哪个开关时，保险再次熔断或二次开关跳闸，说明该回路有故障，恢复其它负荷运行。1.2.4.3严禁电压互感器二次故障时并列倒换位置开关，在故障点查出以前禁止将设备接至正常母线运行。1.2.4若为高压保险熔断，应停电测绝缘并检查消除故障后送电。2.电压互感器发生下列故障应立即停用2.1高压侧保险连续熔断二次。2.2内部有异音或放电声。2.3严重漏油流胶，且发出焦臭味。2.4回路发生不停电不可挽救的人身触电事故。电压互感器着火时，若有高压保险熔断，可用跳闸断开电源；否则应用开关断开电源。灭火按消防规程规定。4.电流互感器二次开路的处理4.1征象：4.1.1有功表、无功表、电压表指示降低或至零。4.1.2故障电流互感器发出嗡嗡声，重者冒烟着火。4.2处理：4.2.1停用所带保护。4.2.2减低负荷。4.2.3以其它表计监视该互感器所带的设备，并进行处理。4.2.4检查电流互感器，如发现冒烟着火，应立即用开关将其断开，按灭火规定灭火；如只发出嗡嗡声响，应设法在离CT最近的端子上短接（必须穿绝缘靴站在绝缘垫上）。如短接后，CT内部仍有嗡嗡声，说明内部开路，应尽快停电处理。第四节避雷器1.避雷器发生下列故障，必须用开关切断电源：1.1避雷器套管爆炸。1.2发生冒烟着火。1.3套管破裂且严重放电或因绝缘损坏造成接地。2.避雷器发生下列故障允许用刀闸切断电源：2.1瓷套管破裂。2.2联结线松动断股而无接地。2.3内部有轻微放电声。2.4接地线松动。第五节电抗器电抗器过热的处理1.1调配降低负荷。1.2测量发热程度及部位。1.3加装临时冷却装置。1.4如过热引起绝缘烧焦应停用检修。发现下列情况之一时，应停用电抗器2.1电抗器过热，经加临时冷却装置无效。2.2电抗器冒烟着火。2.3电抗器支持瓷瓶或支柱断裂，有倾斜倒塌的可能。电抗器着火时，应按消防规程规定灭火，禁止使用泡沫灭火器灭火。第六节电力电缆电缆发生下列情况应立即停电：1.1电缆爆炸，冒烟着火。1.2绝缘击穿接地放电。1.3明显的机械损伤。1.4有危及电缆完整的灾害时。1.5与着火电缆相邻并排的电缆，有可能燃烧时。2.电缆着火的处理1.1立即断开电源，与其并排具有引燃可能的电缆也应停电，通知消防人员。1.2使用干式灭火器或砂子灭火，禁止使用泡沫灭火器或水灭火。1.3在电缆沟和室内进行灭火的人员，必须戴氧气防毒面具，胶皮手套，并穿绝缘靴。1.4灭火人员禁动不接地金属、触动电缆钢甲或移动电缆。1.5当电缆沟内和室内电缆着火时，应用砂土封闭两端通道，防止火势漫延。3.低压配电线着火的处理：3.1应先停电或用绝缘剪钳将线剪断。3.2停电后用干式灭火器或用砂子灭火。

第五篇微机保护运行规程第一章现场运行人员的职责1.1了解微机保护装置的原理及二次回路。1.2负责与继电保护人员核对微机保护装置的整定值，负责进行微机保护装置的投入、停用等操作。1.3负责记录并向部门领导、调度汇报微机保护装置（包括投入试运行的微机保护装置）的信号指示（显示）及打印报告等情况。1.4执行有关微机保护装置规程和规定。1.5掌握微机保护装置显示出的各种信息的含义。1.6根据部门领导命令，对已输入微机保护装置内的各套定值，允许现场运行人员用规定的方法来改变定值。1.7现场运行人员应掌握微机保护装置的时钟校对，采样值打印（显示）、定值清单打印（显示），报告复制、按规定的方法改变定值、保护的停投等操作。1.8在改变微机保护装置的定值、程序或接线时要由部门领导的定值、程序及回路变更通知单（或由批准的图样）方允许工作。1.9对微机保护装置和二次回路进行巡视。第二章微机监控系统的运行1.在启动电脑后，通过双击桌面上的图标，进入系统。2.系统投入运行后，就可以进行画面操作，系统监控。3.系统菜单即：实时信息、历史记录、画面操作、打印功能。4.画面的遥控操作：4.1鼠标对准指在要操作的开关上面，点击鼠标，出现对话窗口。4.2在遥控对话窗口里，会显示出要遥控的开关，及开关的当前位置。4.3选择要进行分、合位置状态。4.4然后选择操作员后，按回车；输入操作员密码，回车；4.5输入要操作的开关编号回车；4.6用鼠标点，下“发遥控命令”，（系统就等待RTU的反校信息，时间约3－10秒）4.7反校正确后可执行。5.监控机应时刻处于系统运行监控状态，严禁随意退出系统，非专业人员不得随意乱动、调整信息、数据。操作运行人员应巡视检查微机显示的各种信息、数据，对其正确性做出判断。第三章微机运行管理及维护1.定期清理地面，检查控制室温度应控制14-30oC之间，最佳室温为22oC±2，严禁温度急剧变化，相对湿度应合理，应保持在40%-75%之间。2.检查控制室内是否有微尘和腐蚀性气体。3.检查计算机风扇、卡件有无异常声响或气味，检查电源是否正常。4.定期在工程师站进行系统诊断，检查系统是否有异常。5.检查系统运行状况向操作人员询问有无异常情况。6.计算机的使用，至少应留有计算机系统全部软件和数据备份一份，并保存在较为安全的地方。7.不准随意退出计算机监控应用程序，更不准利用计算机做与变电站监控无关的事件。8.计算机有必要退出运行时，应按照计算机退出运行的操作顺序将计算机退出运行。严禁通过直接切断电源的方式，强制计算机退出运行。9.计算机使用的不停电电源应定期进行检查和维护、充放电，使其处于良好的工作状态。10.对远动通信，应有防雷、抗各种操作过电压的措施。11.严禁操作人员修改系统设置、删除、移动硬盘文件或打游戏等不该操作的内容。12.维护人员应慎用外来软盘、非法软件等。应定期备份系统，尤其是对系统的修改应做详细记录，以备查找和系统维护。13.严禁穿着化纤类、羽绒类等易产生静电的服装进入控制室，进入控制室人员应有防静电措施。14.严禁在控制室内使用手机等手持类移动通讯设备。15.双机配置时，备机应能在任何情况下自动接替主机工作。

第六篇直流系统1.高频开关控制免维护直流电源系统由整流模块、监控模块、硅链降压控制构成。进线电源采用380V双电源互投进线。蓄电池采用免维护铅酸蓄电池，此电池结构密封，不需要补充电解液。电池容量为120AH。2.直流母线分合闸母线，控制母线；正常时，整流模块输入汇入直流“＋、—”母线排，电池输入端口经空气开关也接入母线，由分路空气开关引入各负载，母线对负载供电的同时向蓄电池充电；交流停电，由蓄电池向负载供电。3.技术参数:额定输入电压：直流220V输出电压范围：180V-280V连续可调输出限流范围：0.5-7A(单只整流模块)额定负荷:15A事故负荷:15A装置稳压精度≤±0.5%，稳流精度≤±0.5%纹波电压≤±0.1%输出过压保护:280V±2V绝缘电阻:≥10M4.系统的操作：4.1操作程序：4.1.1检查屏间连线及交流电源是否接好，交流电源三相四线，AC380V。检查开关是否在断开位置，合断路器1QF、2QF，1#进线、2#进线电源投入运行。监控模块上电（具体操作及设置看说明）合断路器3QF，电池接入，电压指示，馈出合闸母线得电。4.2监控模块工作参数查询操作：正常工作情况下监控循环显示基本工作参数，可按“↑↓”键切换基本工作参数显示页和故障信息页。5.巡视人员应对直流系统、母线电压、绝缘情况、整流装置进行检查。6.直流系统的检查项目：6.1连接处无松动过热，熔断器完好，且定值符合要求。6.2直流屏各刀闸开关位置与运行方式相符。6.3绝缘良好无接地现象。6.4母线电压、浮充电电流符合规定值。6.5直流屏表计及信号灯指示正常。6.6整流装置控制屏上表计指示正常。

第七篇倒闸操作1．倒闸操作的一般原则1.1倒闸操作应填写操作票，至少必须由两人执行，一人操作，一人监护。监护人由业务能力较强者担任。复杂的操作，应由值班负责人或班长监护。1.2安装的主变第一次投入运行前应按要求进行五次合闸冲击试验，大修后的主变投入运行前应按要求进行三次合闸冲击试验，同时进行冲击试验前按要求主开关投入相应保护装置。1.3110kV母线、10kV母线安装后第一次投入运行前应按要求进行五次合闸冲击试验，检修后的主变投入运行前应按要求进行三次合闸冲击试验，同时进行冲击试验前按要求主开关投入相应保护装置。1.4分段母线PT二次侧需要并列运行时，应先一次并列，二次再并列。如一段PT因故需要停止运行，应先将PT切换开关切至投入位置。1.5主变压器投入运行前、退出运行后，中性点刀闸的合、分按调度的命令执行。中性点接地时投入接地零序保护，中性点不接地时投入不接地零序保护。1.6停电拉闸操作必须按照开关、负荷侧刀闸、母线侧（电源侧）刀闸的顺序依次操作,送电合闸的顺序与此相反。1.7下列操作可以不用操作票，但要记入值班记录簿中：1.7.1处理事故时；1.7.2拉开接地刀闸或拆除本所（站）仅有的一组携带型接地线；1.7.3仅进行一个开关的拉、合；1.7.4低压设备上不涉及并解列的单项操作；2．倒闸操作票的填写2.1操作票应根据命令内容由操作人按操作顺序填写。填写完的操作票由操作人、监护人根据五防摸拟屏及接线图纸核对所填写的操作票，确认无误，并经值班负责人审核签字后方可执行。2.2每张操作票只能填写一个操作任务，票面应清楚整洁，不得任意涂改。2.2操作票中应填入下列项目：应拉、合的开关与刀闸；安装或拆除的接地线；确认刀闸或开关的位置；确认接地线是否拆