集控站运行现场作业指导书

编号：Q/XXX

220kVxxx集控变电站运行

现场作业指导书

批准：年—月―日

审核：2005年9月30日

编写：2005年9月20日

XXX电业局变电工区XXX集控变电站

目录

1•作业指导适用?巳围。OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO4

2•作业指导书的引用件ooooooooooooooooooooooooooooooooooooooo©4

3・oooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooo^

3・1建日期及改、扩建情况。OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO4

3.2主变容量、进出线回数、送受电关系。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。5

3.3王设备铭牌数据OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO5

4.调度管辖yEi围的划分和•仃万式。OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO6

4.1本设备调度yEl围的划分。0000000000000000000000000000000000006

4.2本站正常运行方式及其它主要运行方式。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。6

4.3设备,仃、操作的J王意事项OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO7

4・4王变压器正常^5.仃规天.OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO8

4.5断路器正常^5.仃规/^OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO9

4.6隔离开关正常•仃规OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO10

4.7互感器正常仃规OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO10

4.8避雷器正常仃规OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO10

4・9电力电器正常仃规oooooooooooooooooooooooooooooooooooo1。

4.10电器正常＞仃规OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO11

4.11消孤线圈及自动调谐装置运行规定。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。11

4.12弧线圈正常仃，王意事项OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO12

4.13消弧线圈及自动装置调谐装置异常运行规定。。。…。。。。。。。。。。。。。。。12

4・14直流系统^5,仃规oOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO13

4•15综自自化装置正常•仃规定OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO15

4.16综合自化操作顺序OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO20

4.17防闭有I装置管理规定OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO22

4・18遥系统正常仃规定OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO22

4・19内^5.装置^5.仃规定oooooooooooooooooooooooooooooooooooo22

4・20漏电保器■仃规OOOOOOOOOOOOOOOOOOOCOOOOOOOOOOOOOOOOOO22

5.现场设备及王设备的故障处理。OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO23

5.1本站母线及主设备的故障处理OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO23

5.2本越级跳闸的理OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO33

5.3直系统接地的故障处理OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO34

5.4不接地系统的故障处理OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO36

5.5本事故处理的其匕有关规oooooooooooooooooooooooooooooooo38

5.6照明•仃维护操作作业才日导oooooooooooooooooooooooooooooooooo38

6•ooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooo38

6・1OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO39

6・2PTHiOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO43

6.3王变压器停电操作oooooooooooooooooooooooooooooooooooooooo38

6.4旁路带出线停送电操作OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO50

u6・。5母线停「丁送-<4-审操作IroooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooU52J

1、作业指导书适用范围

本指导书适用于220kVxxx集控变电站及被控的UOkV卓资变电站、llOkV城东变电站的设备巡视检查

作业工作。

2、作业指导书的引用文件

1.《国家电网公司现场标准化作业指导书编制导则（试行）》国家电网生[2004]503号

国家电网公司于2004年9月29日发布

2.《国家电网公司安全生产健康环境质量管理体系（试行）》国家电网生[2003]568号

国家电网公司于2003年12月31日发布

3.《国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）》国家电网安监[2005]83号

国家电网公司于2005年2月17日发布

4.《变电站标准化管理条例》华北电集生[2002]35号华北电力集团公司于2002年8月26号发布

5.《xxx电业局文件关于印发三标一体宣传提纲的通知》乌电局[2004]278号

XXX电业局于2004年12月21日发布

6.《危险点预控现场作业指导》xxx电业局于2000年1月5号发布

7.《集控变电站运行管理制度》xxx电业局于2004年8月15号发布

8.《xxx变现场运行规程》xxx电业局于2002年11月25号发布

3、本站概况

3.1建站日期及改、扩建情况：

3.1.1xxx变电站位于xxx县xxx卜子村以西约700米处。一期工程由内蒙古电力勘测设计院设计，

内蒙古送变电工程公司负责安装施工，始建于2001年7月，并于2002年1月15日投产运行，

一期工程安装12万千伏安主变压器1台，电压等级为220/110/35千伏，投产后由呼市东郊变

和我局集宁变供电.

3.1.22004年，进行了第一次期扩建，新增了255高德线、251高资I回、252高资II回、258高海

11回以及容量为12万千伏安的2#主变一台。

3.13被控卓资110kV变电站于1969年建设并投运，是乌盟地区最早投产的一座110KV变电站，原隶

属呼供，由呼市东郊变110KV输电线路送往本站。主变一台，容量7500KVA,由主变降压输出35KV;

10KV。是蒙西电网向集宁地区及乌盟地区供电的枢纽变。（电气主接线见附图一）。

1978年扩建为两台主变，两台主变总容量为15000KVA。1989年2#主变增容，容量为16000KVA,

两台主变运行，总容量23500KVA。进线由呼市东郊变110KV输电线路送往本站113断路器。

1988年220KV集宁变投入运行后，由本站111卓集线出线断路器作为本站的进线断路器，与113

呼卓线构成双电源。114卓凉线投运.110KV进出线四回；35KV出线二回；10KV出线九回。

1999年1月，35KV母线为单母线经310刀闸分段，35KV系统全线由两线一地改为三线制运行。

2000年6月，35KV出线增容一回314晨光线投用。

2001年2月26日，1#主变增容为40000KVA并投入运行，两台主变总容量为56000KVA,35KV出

线增容一回，直流系统改造为两套蓄电池，一套为碱性20AH,另一套为酸性200AH,互为备用。

2001年5月，10KV电容器组改造为集合式电容器组两组，总容量为6000KVAR,10KV所变为单台

运行容量为30KVA。35KV出线增容一回，新增313隆泰线，加装了事故照明，更换了远动装置屏，

主变加装了远方测温，111、151开关，更换为液压机构。351、352、321开关，更换为SF6开关。

2002年1月15日xxx变投入运行后，113呼卓线改为高卓H回进线，与东郊变不再联络，112卓

风线改为高卓I回进线，与中旗风电场变不再联络。3月9日，113开关更换为SF6开关，113、

110保护更换为微机保护。4月15日，更换110KV微机故障录波器。6月20日，主变加装了消弧

线圈并投入运行。10月10日，311厂不浪线开关更换为SF6开关。

2003年181、182避雷器更换为氧化锌避雷器。

2004年3月112、152、312开关更换为SF6开关，1#主变加装了在线净油装置。381、382避雷

器加装了在线监测仪,更换了951、952、981、982、352避雷器。

2005年3月31日，110开关更换为SF6开关，4月1日311、321、351开关更换为真空开关，1#

主变110KV侧中性点改造加装了间隙保护。5月进行地网改造，6月本站进行了综自改造并被xxx

变集控。

3.2主变容量、进出线回数、送受电关系：

3.2.1主变容量2x120000kVA

3.2.2进出线回数：

220kV六回：251高资I回、252高资H回、253高集线、255高德线、256东高线、258高海H回

110kV五回：153高风线、157高城II回、158高城I回、159高卓I回、160高卓II回；

35kV五回：353新恒线、354蒙亚线、355晶盛铁合金、360三道营、361金矿线.

3.2.3送受电关系：

220kV：251高资I回、252高资11回、253高集线、255高德线、256东高线、258高海II回互为

送受电线路；

llOkV：153高风线、159高卓I回、160高卓H回为互为送受电线路，其余均为出线.

35KV：353新恒线、354蒙亚线、355晶盛铁合金、360三道营、361金矿线均为出线。

3.2.4被控卓资llOkV变电站主变容量、进出线回数、送受电关系：

3.2.4.1主变容量：1#主变Se=40000KVA;2#主变Se=16000KVA,总容量为56000KVA。

3.2.4.2进出线回数：

3.2.4.3110KV四回：111卓西线、112高卓I回，113高卓H回，114卓凉线。

3.2.4.435KV五回：311厂不浪线、312梅力盖图线、313隆泰线、314晨光线、321三道营线。

3.2.4.510KV九回：911白艮厂汉线、912开闭I线、913开闭H线、914印堂子线、915六苏木线、921

城关线、925福三线、926铁路线、927电视台线。

3.2.4.6111卓西线、112高卓I回、113高卓U回互为送受关系，114卓凉线为出线。

3.2.4.7负荷性质：

工业用电：313隆泰线、314晨光线、926铁路线。

农业用电：911白艮厂汉线、914印堂子线、915六苏木线、925福三线.311厂不浪线，312梅

力盖图线。综合用电：927电视台线、921城关线。912开闭I线，913开闭H线，321三道营线。

3.3主设备铭牌数据：

主变及有载调压装置铭牌数据见附表一;

断路器铭牌数据见附表二；

隔离开关铭牌数据见附表三；

电流互感器铭牌数据见附表四；

电压互感器铭牌数据见附表五；

电容器铭牌数据见附表六

避雷器铭牌数据见附表七；

站用变铭牌数据见附表八；

保护压板名称及位置见附表九；

4、调度管辖范围的划分和运行方式

4.1本站设备调度范围的划分：

4.1.1中调调度的设备：220kV系统所有设备及相应的保护及自动装置。中调调度的设备在检修、试验

时应征得中调值班调度员的同意，办理相应手续后方可工作，必要时通知地调值班调度员。

4.1.2区调调度，中调监督的设备：1#、2#主变。

4.1.3区调调度的设备：llOkV、35kV10kV系统设备及相应的保护及自动装置。

4.1.4站内自行调度的设备：站用变、电容器、低压配电装置。

4.2本站正常运行方式及其它主要运行方式

4.2.1正常运行方式：

XXX变：1#、2#主变并列运行，1#主变在I母运行，中性点接地，2#主变在n母运行；

220kV.llOkV,35kV双母线运行，（212母联、110母联、312母联开关在合闸位置）；

卓资变：1#主变三侧运行，2#主变热备用。

110KV为单母线不分段运行（110—4刀闸在合位，或110断路器及110—2、110—1刀闸在

合位）

35KV为单母线不分段（310刀闸在合位）运行。

10KV为单母线不分段，（910母联断路器在合位）运行

10KV所变单台运行，直流系统2#蓄电池运行1#蓄电池备用。

112高卓I回，113高卓II回线为电源，111卓西线热备用。

4.2.2其它主要运行方式：

xxx变：1#、2#、主变在I母或II母运行；1#主变中性点接地。

1#主变备用或检修时，2#主变带llOKv、35kV系统，其中性点应接地运行。

2#主变备用或检修时，1#主变带llOKv、35kV系统，其中性点应接地运行。

卓资变：1#、2#主变分列三侧运行（1#主变带I段，2#主变带H段，110、910开关、310刀闸在分闸位置）。

1#主变110KV侧、35KV侧运行，2#主变110KV侧、10KV侧运行。

1#主变带10KV、35KVI段，2#主变代35KVH段

10KV系统：I、0段母线分段运行（910在分闸位置）。

35KV系统：1、n段母线分段运行（310刀闸在分闸位置）.

110KV系统：

a）I、II段母线分段运行：（110—4刀闸在分闸位置，110开关冷备用，111、112、113保护退出）。

b）I、II段母线分段带旁路母线运行：

c）I、II段母线不分段运行110旁路断路器带出线或进线。（带出线时合110—2—3甲刀闸，带

进线时合110—1一3乙刀闸）。

d）I段母线停运，II段母线运行：110带进线111,（11段母线由111、113送电。110—4刀闸分

闸位置，113保护110保护投，注意：110CT极性问题）

e）I段母线运行II段母线停运110带出线114：（111、112送电，注意：“OCT极性问题）。另外:

一路运行或两路分裂运行不投保护，两路并列运行投保护.

4.3设备运行、操作的注意事项

4.3.1两台主变并列运行时，其中一台主变中性点必须接地，另一台主变应投间隙零序保护。

4.3.2.调整变压器有载调压分接开关应根据调度命令同时或轮流逐级进行，每调一个分头的时间间隔不

应小于1分钟。

4.3.3变压器停送电操作前，应将变压器中性点接地刀闸合上，送电结束后，根据运行方式，保留或断开

该中性接地点。

4.3.4强油风冷变压器投入运行前，应先启动冷却装置，正常后方可投入变压器.

4.3.5主变风冷却器投入的数量应按照厂定规定和现场条件确定，在冬季上层温过低时，允许停止部分冷

却器的运行，但至少应有两组运行，每侧各一组。

4.3.6两台主变并列运行时，如其中一台因故退出运行时，应根据值班调度员命令改变运行方式，并按

《保护运行细则》规定，投入和退出相应保护压板。

4.3.7220kV、llOkV进行倒母线操作前，应断开相应的母联断路器控制空气开关，投入母差保护屏“刀

闸过程中”保护压板。

4.3.8220kV、llOkV在进行倒母线操作时，在刀闸合上后和拉开后应检查其母差保护屏液晶显示器显示

的刀闸位置与实际相符，该刀闸对应的开关保护屏电压切换灯与实际运行状态相符合。

4.3.9一次设备、继电保护及自动装置的操作，均应在值班调度员的命令下进行，但在危及人身设备安全

或有扩大事故可能的情况下可先操作，事后立即报告值班调度员。

4.3.10拉路限电只断开断路器即可.

4.14.1拉路限电时，如遇有特殊情况（重要会议或活动、抢险救灾、急救病人等），应向值班调度员讲明。

4.3.12电容器的投退由运行人员根据电压情况进行.基本原则为：当35kV母线电压低于35kV时，投入

电容器；当35kV电压高于37.7kV时，退出电容器（投退电容器所选择的容量根据系统所需无功来

调整电容器的容量）应先汇报值班调度。进行主变分头调整时，当调整分头效果不明显时，再将电

容器退出。

4.3.13任何情况下电容器组开关跳闸，5分钟内不得强送，由于继电保护动作使电容器组开关跳闸，在未

找出原因前不得重新合闸。

4.3.14操作中切除轻载变压器时，应先切除电容器，投入时应先投变压器，再投电容器组，禁止变压器

和电容器同时投切或回路中接有电容器组时投切变压器。

4.3.15电容器停电检修时，必须用接地线充分放电，并将电容器两极短接后，方可进行工作。

4.3.16当35kV母线失电时应立即将电容器退出运行。

4.3.17电容器在运行中，不得打开电容器开关网门，电容器在送电前应将电容器网开关门关好。否则将

造成电容器组开关跳闸和拒绝合闸。

4.3.18电容器的电压、电流、温度均应注意前后比较，如有突变，虽未超过限度，均视为异常运行，必

须查明原因，进行处理。

4.3.19设备定期切换、检查、项目的规定：

4.3.19.1高频通道测试每天一次，发现异常及时汇报中调值班调度员，退出该高频保护，通知专业人员

处理；

4.3.19.2事故照明、备用断路器（包括旁路断路器）、备用隔离开关、事故排风装置的检查切换，各种熔

断器、切换小开关的校对与检查，每月进行一次；

4.3.19.3主变风冷装置、所用变的切换检查每月进行一次；

4.3.19.4整组蓄电池的测试每月一次；

4.3.19.5安全用具、消防器具的检查每月进行一次；

4.3.19.6夜间灭灯检查每周一次，特殊情况下（节假日、设备大修、上级要求等）应增加灭灯检查次数;

4.3.19.7继电保护压板的投退情况检查应每月进行一次；

4.3.19.8避雷器漏电流在线监测指示及动作次数每月检查二次；雷雨后，检查一次；

4.3.19.9导线接头测温，正常时每月进行三次，特殊情况下（大负荷、节假日等）应适当增加结大负荷线

路接头的测试次数；

4.3.19.10综合自动化设备检查应每月进行一次；

4.3.19.11漏电保护器的检查测试每月进行一次；

4.4主变压器正常运行规定

4.4.1变压器的最高上层油温的规定：油浸风冷变压器和强迫油循环风冷变压器按以下规定运行

冷却方式冷却介质最高温度℃最高上层油温度。C

油浸风冷4095

强迫油循环风冷4085

为了防止绝缘油加速劣化，变压器的上层油温一般不宜超过：油浸风冷变压器85℃、强迫油循环

变压器75℃

4.4.2油浸风冷变压器油温超过55'C应开启风扇

4.4.3强迫油循环风冷变压器应至少投入两组冷却装置运行

4.4.4运行中的冷却装置投入的数量应根据变压器负载情况控制投入冷却器的台数，冷却器的投入方式一

般为：1#主变三组在运行位置，两组在辅助位置;2#主变三组在运行位置，两组在辅助位置；

4.4.5强迫油循环变压器当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20分钟，如20分钟后顶

层油温尚未达到75'C,允许上升75'C

4.4.6强迫油循环变压器投入运行时，先启动冷却装置，正常后可投入变压器

4.4.7110KV及以上中性点接地系统中，投运、停运变压器的操作，中性点先接地。投入后可按系统需要

决定中性点是否断开

4.4.8当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号

4.4.9变压器在运行中滤油、补油、更换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将重瓦斯改接信号，此时

其它保护装置仍应接跳闸

4.4.10变压器有载分接开关的操作，有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同时进行，在

主变过负荷期间严禁调压。

4.4.11变压器并列运行时应满足如下条件：（1）接线组别相同；（20电压比相等；（3）阻抗电压相等；

4.4.12变压器发生内部故障时，应立即将冷却器切除。

4.5断路器正常运行规定

4.5.1机构箱内应密封良好，无进水现象。

4.5.2机构箱内的加热器应在0℃时投入，+10，C时退出。

4.5.3SF6开关在下列情况下应进行检修：

1）运行时间达30年；

2）操作次数达10000次

3）SF6气体压力迅速下降或年漏气率大于2%;

4）绝缘不良放电、闪络或击穿；

5）因机构卡涩，造成不能分合闸或分合闸速度降低；

6）液压机构的加热器一般应在0℃投入运行，+10℃停止运行，机构箱内应无渗漏油。液压机构运

行中的打压时间一般不得大于2-3分钟。

7）CY3系列机构打压周期不得小于72小时，，小于此规定为打压频繁。

4.5.4真空断路运行的一般规定：

1）运行前需用清洁的干布将开关的瓷瓶、拉杆、玻璃（陶瓷）外壳擦拭干净，保证足够的绝缘强度。

2）弹簧机构的转动摩擦部分应抹润滑膏，并在每年的春查停电时进行检查，保证机械传动部分转动灵活.

3）开关内部金属零件无明显氧化、松动和变形，无活动异物，绝缘表面釉层无明显变化，无断裂损坏。

4）开关与电流互感器、导电连接部分的螺丝应固定接触良好，无松弛现象。

5）机构状态及储能指示正确，分合闸声音正常，无卡涩现象。

6）监听开关有无放电声音。

4.6隔离开关正常运行规定

4.6.1a.母线隔离开关长期允许最高温度为70℃„

b.电动机构的操作电源应断开，冬季时应投入加热电源

c.载流量不超过额定电流的要求

d.瓷质部分无损坏或严重污秽

e.接触部分应良好，无过热现象

f.三相合闸同期性误差不得大于20mm

g.操作应灵活，无卡滞现象。

h.各锁接，转动部位应涂适量润滑油

i.主刀与接地刀的机械联锁应准确可靠

4.7互感器正常运行规定

4.7.1互感器的外壳和二次应可靠接地；

4.7.2电流互感器二次不得开路，电压互感器二次不得短路；

4.7.310kV系统发生接地时，带接地运行时间可按厂家规定执行，如有异常现象，危急设备安全时，应将

接地线路立即停运；

4.7.4退出任意一段母线上的电压互感器时，将二次回路自动开关断开，防止反充电，并在电压互感器退

出前，将PT二次回路并列防止保护误动；

4.8避雷器正常运行的规定

4.8.1泄漏电流不大于原始值的15-30%

4.8.2避雷器磁质部分应完好，无裂纹，破损和放电痕迹。

4.8.3.各接线部分完好，无过热现象。

4.8.4避雷器动作指示器应完好，接地线完好。

4.9电力电容器正常运行规定

4.9.1电容器组的投退应根据规定的电压范围进行；

4.9.2电容器的运行电压超过1.1倍额定电压时应退出运行；

4.9.3电容器运行电流一般不应超过额定电流的1.3倍，三相电流差不应超过5%。

4.9.4电容器停电工作，必须将接地刀闸合上并充分放电

4.9.5当35kV母线失电时应立即将电容器退出运行。

4.9.6电容器故障跳闸后，应迅速对电容器进行检查，在未查明故障原因前不得将电容器投运。

4.10电抗器正常运行规定

4.10.la）各接头接触应良好，无过热现象。

b）支持瓷瓶应完好无裂纹。

C）接地线应完好。

d）绝缘漆无过热现象。

4.10.2电力电缆的正常运行规定

4.10.335kV电力电缆的运行规定

a.对电力电缆的巡视检查至少每三个月一次，电缆终端头根据运行情

况每1-3年停电检查一次。

b.对电力电缆及电缆头应检查终端头是否完整，引出线接头有无发热现象和电缆铅包有无龟裂漏

油。

c.电缆正常工作电压不应超过额定电压的15%,电缆线路升压运行必须经过试验鉴定并经上级主

管部门批准.

d.电缆正常运行时长期允许载流量为635A,允许工作温度不应超过90℃。

e.电缆原则上不允许过负荷，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

f.测量电缆温度应在秋季夏季或电缆最大负荷时进行。

g.电缆故障修复后，必须核对相位，并作耐压试验，试验合格后。才可恢复运行。

4.10.4电缆发生下列不正常现象时，值班人员应加强监视，必要时立即停用

a.电缆严重发热；

b.电缆头严重流油或流液

c.电缆头冒烟着火。

4.11消弧线圈及自动调谐装置运行规定

4.11.1消弧线圈的投退由调度管理，操作前必须经值班调度员许可后方能进行操作。在正常情况下，

消弧线圈自动调谐装置必须投入运行，应在自动运行状态，运行人员不得无故将自己调谐装置退出

运行。

4.11.2消弧线圈运行参数，由调度方式组根据中性点电压、电流以及脱谐度计算整定，并下定值通知单，

保护人员依据定值单进行整定，运行人员负责运行监视。除保护人员依据定值更改通知单可以变更

参数外，其他人员严禁进行参数设定。

4.11.3保护人员更改参数后应及时填写记录，记录设定时间、设定定值等，以便将来检查，所设定参数

若非需要不得频繁变动。

4.11.4系统单相接地运行的时间一般不得超过2小时，是否切断故障线路由值班调度员确定。

4.11.5消弧线圈的巡视检查周期同其它一次设备一样，按《变电运行管理制度》的有关规定执行。

4.11.6每月对整套装置定期进行一次检查，内容包括：

a.显示参数检查，对比设定参数记录，看是否有变化。

b.消弧线圈在最大前襟电流档位运行，而脱谐度仍小于15%,说明消弧线圈容量不能满足要求。应报

值班调度员和工区及时处理。

c.中性点位移电压是否超过15%相电压，档位输入是否正常。

d.阻尼电阻、消弧线圈有无异常情况.

4.11.7正常运行时,中性点电压应小于2500V;中性点电流小于2.5A;残流应在5A以下；脱谐度范围2~

15%;残流范围1~5A。

4.11.8打印机缺纸，应及时更换纸卷。

4.12消弧线圈正常运行注意事项

4.12.1消弧线圈自动调谐装置投入运行操作步骤：

a.合上PK屏后交、直流电源开关。

b.合上消弧线圈与中性点之间单相隔离开关。

c.合上微机调谐器电源开关。

4.12.2消弧圈自调谐装置退出运行操作步骤：

a.断开微机调谐器电源开关.

b.拉开消弧圈与中性点之间单相隔离开关。

c.拉开PK屏后面交、直流电源开关。

d.禁止将一台消弧线圈同时接在两台变压器的中性点上。

e.当35KV系统发生接地时禁止测试控制盘上的中性点毫安级电流。

4.13消弧线圈自动调谐装置异常运行

4.13.1当调谐器自动功能异常时，根据调度命令，可以改为手动，根据脱谐度和位电压的大小确定档位,

上述工作应填入运行记录。

4.13.2当35KV系统有单相接地时，禁止操作、调节消弧线圈。

4.13.3PK屏电源保险丝熔断，应立即更换。

4.13.4消弧线圈每调一档有10~25秒的过程，并有计算时间，故手动时不得连调，要间隔1分钟。

4.13.5运行人员每半年进行一次消弧线圈运行情况分析。

35KV消弧线圈装置发现下列情况之一时，应汇报值班调度员和工区：

a）消弧线圈在最高档位运行，且脱谐度小于10%（说明消弧线圈的容量已不能满足要求）。

b）中性点电压大于15%相电压。

c）接地变或消弧线圈有异常响声。

d）阻尼电阻箱异常.

e）微机调谐器异常。

f）PK屏端子排上保险丝熠断。

g）打印机缺纸。

4.13.6当调谐器自动功能异常时，根据值班调度员命令，可以改为手动。

4.13.7PK屏电源保险丝熔断或PT二次回路保险丝熔断，应立即更换。

4.14直流系统运行规定

4.14.1正常运行规定：（xxx变）

4.14.1.1站内的直流系统包括高频开关电源，蓄电池及其它装置，在交接班时必须进行一次外部检查，

并将检查结果记