变电站现场规程

目录

第一部分变电站概述.....................................................................2

第一章设备概况........................................................................3

第一节变电站概述...................................................................3

1变电站的地理位置和性质......................................................3

2建站及历次改建、扩建日期和发展过程.........................................3

第二节主变及电容器容量、各电压等级进出线回数及...................................4

在电网中的送受关系和负荷性质.............................................4

1主变及电容器容量............................................................4

2各电压等级进出线回数........................................................4

3电网中送受关系和负荷性质....................................................4

第二章调度范围的划分和设备运行规定...................................................5

第一节本站设备调度范围的划分情况.................................................5

第二节正常和可能出现的几种主要运行方式..........................................6

1主系统正常运行方式..........................................................6

2主系统可能出现的运行方式....................................................6

第三节直流系统、站用电系统有关运行规定..........................................7

1直流系统总则.................................................................7

2直流绝缘监察装置............................................................8

3直流充电装置与蓄电池.......................................................10

4站用电系统..................................................................11

第四节高压设备运行和操作注意事项................................................14

1主变压器的运行与操作.......................................................14

2高压断路器的运行与操作.....................................................15

3高压隔离开关的运行与操作...................................................18

4电压互感器和电流互感器.....................................................19

5电力电容器及电抗器.........................................................20

6消弧线圈....................................................................21

7耦合电容器..................................................................23

8防雷设备....................................................................23

第五节防误闭锁装置运行管理规定.................................................25

1防误闭锁装置的配置情况.....................................................25

2防误装置的使用方法.........................................................25

3维护和管理..................................................................26

4防误装置异常情况的处理要求及解锁规定及要求................................26

第三章现场设备异常运行及事故处理实例................................................27

1事故处理的一般规定.............................................................27

2本站母线及主设备的故障处理.....................................................27

3本站越级跳闸的处理程序.........................................................29

4直流系统接地故障的处理.........................................................31

5不接地系统接地故障的处理.......................................................31

6本站事故处理的其它有关规定.....................................................32

第二部分继电保护及自动装置部分......................................................34

第一章继电保护配置...................................................................35

一、总则：.........................................................................35

二、10kV部分保护配置：...........................................................35

第二章继电保护运行规定...............................................................36

第一节10kV保护装置现场运行规程.................................................36

附录A主设备铭牌数据.................................................................37

附录Al主变压器及其附属设备铭牌数据............................................37

附录A21W1压断路器........................................................44

附录A3隔离开关（包括接地刀闸）.................................................46

附录A4电流互感器........................................................47

附录A5电压互感器、避雷器.......................................................49

附录A6电容器、电抗器、放电线圈.................................................50

附录A7消弧线圈、接地变.......................................................55

附录A8站用变系统................................................................63

附录A9直流系统.................................................................64

附录B微机保护动作及装置告警信息表..................................................65

附录C消防、通风、排水、防盗系统运行规定............................................66

附录C1消防系统.................................................................66

附录C2防盗系统.................................................................66

附录C3烟雾报警装置.............................................................66

附录D各类工器具的使用规定..........................................................67

附录D1高压验电器的使用.........................................................67

附录D2呼吸器的使用............................................................67

附录D3灭火器的使用方法........................................................68

附录D4万用表的使用............................................................72

附录E倒闸操作及典型操作票...........................................................73

附录E1倒闸操作的一般规定......................................................73

附录E2典型操作票...............................................................75

附录F变电站接线图...................................................................92

附录F1变电站一次系统接线图......................................................92

附录F2综合自动化系统网络结构示意图..............................................92

附录F3直流系统充电屏和馈电屏接线图..............................................92

附录F4220kV直流分电屏接线示意图................................................92

附录F5llOkV直流分电屏接线示意图................................................92

附录F6所变系统接线图............................................................92

附录F7保护室低压配电屏接线图....................................................92

应急电话：.............................................................................92

第一部分变电运行部分

第一章设备概况

第一节变电站概述

1变电站的地理位置和性质

1.1变电站的地理位置

铁庄变电站位于秦皇岛市海港区海阳路。

1.2性质

铁庄变电站为llOkV地方负荷变电站，担负着秦皇岛市海港区西半部地区党政机关、

企事业单位和城市的供电任务。

1.3控制方式

该站采用综合自动化及远方控制，实行无人值班方式。

2建站及历次改建、扩建日期和发展过程

2.1建站日期

铁庄变电站始建于1958年，于1960年投入运行。

2.2历次改建、扩建日期和发展过程

由于设备陈旧，地势低洼，不能满足本地区电力发展的需要。于1994年在老站对

面建新站，1996年3月正式投运，于当年12月份将老站负荷全部倒至新站运行，110KV

线路两条，1、3号变压器两台，容量为40000KVA。1997年12月份又投运2号变压器一

台，容量为50000KVA,110KV线路一条。

第二节主变及电容器容量、各电压等级进出线回数及

在电网中的送受关系和负荷性质

1主变及电容器容量

1.1装设110kV有载调压变压器3台，容量为40000KVA的两台，容量为50000KVA的

一台，总容量13OOOOKVA。

1.2装设10kV密集型电容器共有5组，即：51、52、53、55、56电容器；电容器组为

单星形接线方式，51、52、55、56每组容量40001^^1',53容量50001^^1",总容量210001^^1'。

2各电压等级进出线回数

2.1llOkV电压等级进出线回数及编号

llOkV进线3回：101铁徐二线、102李铁二线、103李铁一线。

2.210kV电压等级进出线回数及编号

10kV出线48回：501、502、503、504为母线进线，51、52电容器为lOkVl号母线电

容器,53电容器为10kV2、5号母线电容器,55、56电容器为10kV3、4号母线电容器，01

消弧线圈为lOkVl号母线消弧线圈，04消弧线圈为10kV3、4号母线消弧线圈，05、06消

弧线圈为10kV2、5号母线消弧线圈，545、554为母联开关，511、512、513、514、515、

516、517、518、520、521、522、523、524、525、526、527、528、529、、530、531、

539、540、542、543、544、547、548、549、550、551、552、553、555为用户出线开

关。

3电网中送受关系和负荷性质

3.1UOkVlOl铁徐二线为徐庄站至铁庄站的电源进线线路，102李铁二线为徐庄站与李

庄站徐李联线的T接至铁庄站的电源进线线路，103李铁一线为李庄站至铁庄站的电源

进线线路。

3.2本站所带重要用户

燕玻一线516、燕玻二线551、海燕线540、浮耐一线517、浮耐二线550、烟机

线552、冶金一线518、冶金二线552开关

第二章调度范围的划分和设备运行规定

第一节本站设备调度范围的划分情况

1llOkV进线所属的设备；1、2、3号主变及所属设备和与之对应的继电保护及自动装

置；10kV1、2、3、4、5母线及所属设备和与之对应继电保护及自动装置均由秦皇岛

地区调度（简称区调）直接调度。

2本站10kV站用变及380V电气设备和蓄电池、直流系统的运行操作由变电站运行人

员自行掌握，若操作影响到区调管辖设备时，操作前应征得当值调度员的同意。

第二节正常和可能出现的几种主要运行方式

1主系统正常运行方式

本站llOkV系统采用单元接线方式。铁徐二线101开关通过1号主变501开关带10KV1

母线负荷,李铁二线102开关通过2号主变502开关经502-2带10KV2母线负荷、经502-5

带10KV5母线负荷，李铁一线103开关通过3号主变503开关带10KV3母线负荷、504

开关带10KV4母线负荷，10KVK3母线母联545,10KV2、4母线母联554开关在备用

位置，其自投装置投入。

1号主变1-7、2号主变2-7、3号主变3-7在断开位置。

2主系统可能出现的运行方式

2.1铁徐二线或101开关、1号主变501开关停电检修。李铁一线103开关通过3号主

变503开关带10KV3母线负荷并通过10KV母联545开关带10KV1母线负荷，李铁二线

102开关通过2号主变502开关带10KV2.5母线负荷并通过10KV母联554开关带10KV4

母线负荷，3号主变504开关备用。（10KV母联545、554自投装置退出）

2.2李铁二线或102开关、2号主变502开关停电检修。铁徐二线101开关通过1号主

变501开关带10KV1母线负荷并通过10KV母联545开关带10KV3母线负荷，李铁一线

103开关通过3号主变504开关带10KV4母线负荷并通过10KV母联554开关带10KV2、

5母线负荷，3号主变503开关备用。（10KV母联545、554自投装置退出）

2.3李铁一线或103开关、3号主变503、504开关停电检修。铁徐二线101开关通过1

号主变501开关带10KV1母线负荷并通过10KV母联545开关带10KV3母线负荷，李铁

二线102开关通过2号主变502开关带10KV2、5母线负荷并通过10KV母联554开关带

10KV4母线负荷。（10KV母联545、554自投装置退出）

2.43号主变停电检修。铁徐二线101开关通过1号主变501开关带10KV1母线负荷并

通过10KV母联545开关带10KV3母线负荷，李铁二线102开关通过2号主变502开关

带10KV2、5母线负荷并通过10KV母联554开关带10KV4母线负荷，503-3在断开位置,

3号主变503、504开关备用。（10KV母联545、554自投装置退出）

注：1.当3号主变停运，由2号主变带10KV3、4母线负荷时，需退出503、504开

关本身过流保护

2.当2号变带全站负荷时，需退出545、503、504开关本身过流保护

3.当1号变带全站负荷时，需退出554、503、504开关本身过流保护

第三节直流系统、站用电系统有关运行规定

1直流系统总则

1.1直流系统的正常巡视与监视要求

1.1.1监控机上直流系统内各项直流测试数据应显示正常。充电机正常浮充运行时，对

直流电压要严格监视，发现超出规定范围要及时通知直流专业人员到站调整充电机充电

方式。（2.23VX104只）

1.1.2直流系统控制母线电压的变动范围应控制在95%—105%,。（引用秦皇岛电力公

司《变电站运行规程》、2001年1月、第四章第一节第223条）

1.1.3直流系统绝缘监测及WZJD-5A微机直流系统接地检测仪在线监测装置监视的直流

系统对地绝缘良好，直流母线不许长时间接地运行。

1.1.4各端子箱应封堵严密，防止进水及小动物进入引起短路或接地。

1.2直流系统的正常运行方式

1.2.1直流系统运行方式：1号充电机交流电源来自主控室4号低压配电屏“充电机”；

2号充电机交流电源分别来自主控室3号低压配电屏”2号充电机1号电源”和2号低

压配电屏”2号充电机2号电源”。

1.2.2正常方式下，1号充电机带I段直流母线负荷和1组蓄电池；1组蓄电池处于浮

充运行状态；2号充电机带2段直流母线负荷和2组蓄电池；2组蓄电池处于浮充运行

状态；2段直流系统负荷馈出屏上1、2段直流母线“联络开关”正常运行处于断开位置。

1.2.3正常方式下整流器屏上开关位置：1号整流器屏上“接地切换”手把放在绝缘监

察位置；“控制母线调压”手把放在自动位置；“DP01B警报电源”、“整流器交流输

入”、“整流器直流输出至母线”、“电池开关”空开在合入位置；“规约装置电源”、

“整流器直流输出至电池”、“放电开关”、“工具电池”空开在断开位置。2号整流

器屏上“充电机交流”、“直流输出至负荷”、“母线联络（至本段负荷母线）”“电

池开关”空开在合入位置；“直流输出至电池”、“联络开关（至1段负荷母线）”、

“放电开关”空开在断开位置。

1.2.4正常方式下负荷馈出屏上开关位置：1段负荷馈出屏上“远动直流监视”、“低

压盘控制”、“1号变压器保护电源”、“低周保护一电源”、“低周保护二电源”、

“3号变压器保护电源”、“10KV第二回路电源”、“10KV控制保护电源”、“主控控

制电源”、“10KV储能电源”空开在合入位置；十个备用空开在断开位置。2段负荷

馈出屏上“事故照明”空开在合入位置；十四个备用空开在断开位置。

1.3事故照明设备的巡视检查及定期切换试验要求

1.3.11号低压配电屏上”事故照明电压检测及主控室照明电源”交流电源转换开关合

入后，接到通讯室“事故照明切换箱”交流接触器上，交流电源灯应亮；“事故切换

箱”交流电源断开后，“事故照明切换箱”交流接触器失电断开，直流接触器合入，主

控室墙壁上事故照明灯点亮。

1.3.2正常运行时，1号低压配电屏上”事故照明电压检测及主控室照明电源”交流电

源转换开关合入、2段直流负荷馈出屏上“事故照明”空开应合入运行。

1.4逆变电源装置的巡视检查要求

2直流绝缘监察装置

2.1直流系统的正常绝缘监察要求

2.1.1监控机应无直流系统异常及故障告警信号；液晶显示窗口指示的输出电压、电流

指示数值在正常范围，浮充运行指示正常。各直流屏上各电流、电压表、灯光信号应指

示正常，直流母线电压应在允许范围内。

2.1.2直流系统各屏内元件运行中发出的音响正常，无放电现象。各部件联接良好，接

头处无松动、发热现象。

2.1.3直流馈线屏各空开实际运行位置、运行信号指示灯指示正常。

2.2直流系统出现绝缘异常时的处理要求

2.2.1直流母线I段采用WZJD-5A型微机直流系统接地检测仪装置，仪器工作流程分为

两大部分：绝缘监测与支路巡检。其中支路巡检又分为手动和自动。绝缘监测是仪器对

直流系统母线电压超欠和母线绝缘下降的长期监测。当有绝缘电阻小于绝缘门限时，仪

器转入自动巡检状态，查找发生接地的支路。

2.2.2WZJD-5A型微机直流系统接地检测仪装置面板布置说明如下：

2.2.2.1开关位置说明：

电源开关：置ON时，接通检测仪工作电源；置OFF时，电源切断。

背光开关：置ON时，液晶显示器背光打开；背光切断。

状态开关：置ON时，检测仪工作在查寻接地点状态；置OFF时，检测仪工作

在母线监测与支路检测状态。

报警开关：置ON时，接通报警喇叭；置OFF时，切断喇叭。

2.2.2.2按键说明:

复位键：按下此键，检测仪软件将从头开始运行。

(+)键：按下此键，检测仪将进入支路单步检测与调试状态；按一下该键，则

单步加一。

(-)键：同(+)键；按一下该键，则单步减一。

连续键：按下此键，检测仪将进入支路连续自动检测状态。

记忆键：按下此键，检测仪将重新显示已经测量显示过的母线监测与支路检测

的数据。

2.2.2.3指示灯说明：

电源指示灯：接通仪器工作电源时，该灯亮。

信号指示灯：仪器进入支路检测状态后，该灯亮且闪烁。

超欠压报警灯：母线电压超过门限设定值时，该灯亮。

绝缘报警灯：母线对地绝缘电阻值低于门限设定值时，该灯亮。

支路报警灯：支路检测时，接地电阻值低于门限设定值时，该灯亮。

2.2.2.4装置操作说明如下：

a、打开电源开关，仪器进入自检，自检通过后，液晶显示器显示设定参数。

并进入常规绝缘监测状态，约50秒后，显示母线绝缘监测数据。

b、在绝缘监测状态中，检查到小于绝缘电阻门限值时，仪器转入巡检状态，

绝缘报警指示灯亮。显示器显示支路号与支路电阻值。当有支路接地报警，显示器分为

两组显示，一组显示继续巡检的支路号与接地电阻值，另一组显示报警的支路号与接地

电阻值。

c、自动巡检状态下，支路巡检完毕，没有支路报警，仪器回到常规监测状态。

d、自动巡检状态下，有支路报警时，发出声光报警，接地报警继电器触点闭

合，支路巡检继续查巡到支路巡检完毕。显示器显示支路报警支路的支路号与接地电阻

值。并且停止巡检，不断的发出声光报警。此后，需要回到常规监测状态，请按复位键。

e、手动巡检：任何状态下都能使用“连续”、“(+)”“”等键可随

意检查任何一个支路的接地情况。需回到常规监测状态，请按复位键。

2.2.3直流母线H段采用DCM-2直流电源监控装置，自动控制回路对测量、显示、报

警等回路进行测试，可实现故障打印、声光报警等功能。报警分为控制母线过压、控制

母线欠压、充电母线欠压、合闸母线欠压、直流接地、整流器故障、交流故障。

2.2.4运行人员在查找直流接地故障时，应与保护和直流专业人员协调配合，使用高内

阻的电压表或万用表测量直流电压；试停有关保护装置时应征得调度同意，停用保护时

间应尽可能短。

2.2.5直流系统绝缘异常时，应首先检查是否因为工作人员误碰造成，然后再考虑可能

造成直流接地的其他原因。

2.3寻找直流系统接地时的试拉路检查要求

2.3.1直流系统接地时，应注意检查直流回路是否有人工作，有无造成直流接地的外界

因素。

2.3.2绝缘监察装置所显示的支路编号数，需要拉开确认时，如所断开的支路小空开为

保护回路时，在断开开关前，应经调度同意，退出相关保护后，方可进行寻找；停用保

护的时间应尽量短。

2.3.3经上述查找的所有回路均无接地时，再找可控硅回路，蓄电池及直流母线。经查

找为某一回路，运行人员能消除的立即予以消除，否则报车间及生产调度处理。经查找

仍未查出接地回路报车间及生产调度处理。

3直流充电装置与蓄电池

3.1蓄电池的配置情况

本站安装1GM-200、MSE-200C蓄电池各一组；单台蓄电池电压应保证在2.23—

2.25V,电池容量：200Ah；每组104只。

3.2蓄电池的正常巡视、维护要求

蓄电池室严禁烟火，值班人员应每周对蓄电池室进行两次巡视检查，每月必须至少

进行一次清扫。

3.3蓄电池的定期检查、维护要求

3.3.1蓄电池的核对性充放电每年进行一次；每月16日定期测量蓄电池组单个电池电

压。

3.3.2环境温度在25°C时浮充电状态下，每个蓄电池电压应保证在2.23—2.25伏。浮

充电流的大小应以保证上述电压的要求为准。运行人员监视整组电压，应以(2.23-2.25

X104)为准。

3.3.3每星期巡视时，值班人员应对直流巡检装置进行一次检查，如发现异常情况，报

告车间处理。

3.4充电装置的正常运行方式

正常方式下，1号直流充电机处于浮充运行状态，带I段直流母线负荷及1组蓄电

池；2号充电机处于浮充运行状态，带n段直流母线负荷及2组蓄电池。

3.5充电装置的启用与停用操作

3.5.1合上主控室4号低压配电屏上的“充电机”空开和1段整流器屏上“整流器交流

输入”、“整流器直流输出至母线”、“电池开关”空开。1号直流充电机即投入运行。

3.5.2合上主控室3号低压配电屏上的“2号充电机1号开关进线”、2号低压配电屏

上“2号充电机2号开关进线”和2段整流器屏上“充电机交流”、“直流输出至负荷”、

“母线联络（至负荷母线）”、“电池开关”空开。2号直流充电机即投入运行。

3.5.3拉开1段整流器屏上“整流器直流输出至母线”、“整流器交流输入”空开。1

号直流充电机即退出运行。

3.5.4拉开2段整流器屏上“母线联络（至负荷母线）”、“直流输出至负荷”、“充

电机交流”空开。2号直流充电机即退出运行。

3.61、2组蓄电池退出运行的操作

3.6.1拉开1段整流器屏上的“电池开关”空开，1组蓄电池组即退出运行。

3.6.2拉开2段整流器屏上的“电池开关”空开，2组蓄电池组即退出运行。

3.7所用电失电后恢复电源时的处理要求

3.7.1当两台站用变一台失电时，由于2段整流器屏上有两路交流进线电源；当一路失

电另一路将自动投入。因此，直流充电屏一般情况不会失去交流电源。

3.7.2一旦10KV4-1站用变失电，将使1段直流充电机失交流；两台站用电同时失电，

将使1、2段直流充电机失交流。在恢复送电前，按照本节第3.5条“充电装置的启用与

停用操作”规定完成充电装置的启用操作。

3.8充电装置故障后的处理要求

3.8.1在正常运行方式下，两台充电机禁止并列运行；当一组充电机故障退出运行时，

两段直流母线可以短时并列，直流母线不得脱离蓄电池运行，以免直流母线失电。当检

查直流系统电压、电流指示无异常后，立即退出其中一组蓄电池运行。

3.8.21号充电机故障，应先退出1号直流充电机，再合上2段直流负荷馈出屏上的“联

络开关（至1段负荷母线）”空开，其他空开位置不变。检查直流系统电压、电流指示

无异常后，立即退出其中一组蓄电池运行。

3.8.3正常情况下，2号充电机故障，可参照1号充电机故障的处理原则。

4站用电系统

4.1站用电的正常运行方式：

4.1.1站用电系统分两段运行，1-1站用变通过381带380Vl段母线负荷；4-1站用变

通过382带380V4段母线负荷；380V母联380备用，其备自投装置投入。1T站用变

高压侧接10kV1母线，4-1站用变高压侧接10kV4母线运行。

4.1.21号低压配电屏出线：U0KV打压电源、远动电源、小电流检测交流电源、载波

机电源、电缆隧道照明电源、3号变有载调压电源、程控电源、主控室插座电源、1号

变有载调压电源、主变室卷帘门电源、电压监测电源、事故照明电压检测及主控室照明

电源。

2号低压配电屏出线：1号变风冷电源、远传电源、H0KV开关室照明电源、2

号充电机2号电源、室外照明电源、1号所变测温电源、2号变调压风冷电源I、集控站

电源。

3号低压配电屏出线：主变保护打印机电源、水泵电源、H0KV开关室检修电源、

2号充电机1号电源、10KV开关室照明电源、3号变风冷电源、检修间电源。

4号低压配电屏出线：二楼插座电源、10KV检修间电源、2号变调压风冷电源II、

远传电源、4号所变测温电源、充电机电源、远动电源、主控室备用电源。

4.1.32号主变调压风冷电源正常运行时：380V2号低压配电屏上“2号变调压风冷电源

I”和4号低压配电屏上“2号变调压风冷电源II”转换开关合入；2号变机构箱内“2

号变调压风冷电源I”刀闸合入，“2号变调压风冷电源II”刀闸断开，并悬挂“禁止

合闸”牌。

4.1.4主控室照明电源正常运行时：380Vl号低压配电屏上”事故照明电压检测及主控

室照明电源”和4号低压配电屏上“主控室备用电源”转换开关合入；主控室配电箱

上“主控室照明电源I”转换开关合入，“主控室照明电源II”转换开关断开，并悬

挂“禁止合闸”牌。

4.2站用变的投退操作

4.2.1站用变充电前，应检查断路器上高压保险安装方向是否正确、低压侧开关及刀闸

在断开位置；站用变投运应按照先合电源侧断路器后合负荷侧开关的顺序进行，停运站

用变的操作顺序与投运时相反。

4.2.2站用变系统倒电时，应采用先拉后合的方法进行，允许短时间失去站用电（不超

过5分钟）。

4.3单台站用变失电或全站站用电失电后的处理

4.3.1单台站用变失电,应首先检查站用变断路器位置情况,上级电源有无中断象征等,

低压母线有无故障现象，以此确定失电原因。

若站用变高压侧断路器在合闸位置，低压侧空开跳闸，380自投动作成功，则应先

退出380自投压板。然后检查380V失电母线所带各馈线空开所带负荷正常后。拉开高

压侧断路器，将以上情况报生产调度、车间。

若380自投动作不成功，则应检查380V失电母线故障点并将故障消除后恢复正常

运行方式。

如380自投未动作，确认失电站用变所带低压母线无故障，可手动拉开381、381-L

合上380,恢复低压母线电压。拉开高压侧断路器，将以上情况报生产调度、车间。

4.3.21号站用变故障，10KV1-1开关小车上高压保险熔断，顶跳10KV1-1断路器，381

跳闸，380自投成功，则应退出380自投（如自投未动作，检查10KV1-K381在断开

位置，拉开381-1,合上380,退出380自投）。然后检查380Vl段母线各馈线空开负

荷情况。将以上情况报生产调度、车间。2号站用变故障参照执行。

4.3.3380V1段母线故障，381空开跳闸1段母线失电，应立即消除故障点，试送381

开关。如故障点不能消除，应退出380自投，检查380、381在断开位置，拉开381-1、

380-1-4,拉开380Vl段母线所带各馈线开关，对分别从1段、2段母线取电源的馈线，

从380V1段母线倒至380V2段母线带出；然后检查交、直流系统及UPS电源供电正常。

将以上情况报车间、生产调度。

4.3.42号站用变失电处理参照442条。380V2号母线故障处理参照443条执行。

4.3.5因上一级电源中断，造成1号、2号站用变同时失电。应检查直流系统、UPS电

源情况，设法恢复上一级电源供电，并报告车间、生产调度。

上一级电源不能立即恢复时，应密切监视直流系统母线电压和蓄电池电压，调整蓄电池

电压，保持其正常电压，将1号蓄电池组或2号蓄电池组退出直流母线，保持变电站一

定的备用直流容量。

第四节高压设备运行和操作注意事项

1主变压器的运行与操作

1.1主变的巡视检查项目：

1.1.1变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、

漏油；

1.1.2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；

1.1.3变压器音响正常；风冷装置运行良好。

1.1.4呼吸器无堵塞，吸附剂干燥；硅胶变色达到3/4时应及时更换。

1.1.5引线接头、电缆、母线应无发热迹象；

1.1.6压力释放器应状态良好，周围无油迹；

1.1.7有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；

1.1.8气体继电器内应无气体；

1.1.9各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮，端子箱加热装置按期投入、运行正常；

1.1.10贮油池和排油设施应保持良好状态；

1.1.11各种标志应齐全明显；

1.2主变允许过负荷值及上层油温规定

1.2.1变压器正常不宜过负荷运行。当主变过负荷时，应立即报告调度，并加强油温、

油位的监视，发现问题及时与调度联系，必要时申请采取限荷措施。

1.2.2变压器上层油温一般不宜超过85℃,最高不得超过95℃。

1.3主变非电气量保护的投入方式要求

运行中的变压器进行注油、放油等工作前应将重瓦斯保护压板改接信号位置，防止

重瓦斯保护误动。更换呼吸器硅胶时，不必将重瓦斯保护改信号。

1.4主变停送电操作、并解列操作过程中的一般要求

停、投主变压器前应将UOkV中性点隔离开关合入，操作变压器后再根据工作性质

决定中性点隔离开关的分、合位置。

1.5主变冷却装置正常运行方式及投退操作要求，冷却装置定期切换及试验周期要求。

1、2、3号主变风冷装置分为两组，单号为一组，双号为一组。夏季正常运行时两

组风扇全部投入运行，其它季节可根据气候条件及负荷情况选择投入的组数。

1.6主变冷却装置异常时的处理要求。

当发出主变冷却装置异常告警时，应立即检查风扇的运行状况，查找故障原因，

能自行处理的及时处理，如不能自行处理，立即报告生产调度，由相关班组处理。期间

要密切监视变压器的温度与负荷情况。

1.7主变有载调压开关运行要求及操作方法、异常情况处理

1.7.11、2、3号主变均为有载调压变压器，变压器调压时，必须经区调值班员批准,

根据调度提供的电压曲线进行调压操作。操作中应注意低压侧母线电压的变化。

1.7.2变压器过负荷运行时，禁止操作有载分接开关。并且每日变换分头次数不得超过

10次，变换分头间隔时间为1分钟。电动切换一次为5秒钟，手动切换摇把顺时针转动

33圈为升，反之为降。

1.7.3有载调压装置在电动调压过程中，发现连续动作，应立即按下“停”按钮，以便

使其交流电源断开。如分头指示停在过渡状态，应立即手动调正分头位置。

1.7.4有载调压电动操作失灵时，在断开交流电源后，可手动调整变压器分头。

1.7.5有载分接开关每年小修或预试时，应同时检查一次升降循环的手动和电动操作正

常。操作时各项指示应正确，限位开关、顺序开关动作正常。

1.8主变瓦斯取气操作方法：

变压器内部故障时析出的气体或进入变压器的空气集聚在瓦斯继电器内。应用

带胶管的密封良好的玻璃注射器取气样，取气前应排净注射器内的空气，然后用胶管一

端连接瓦斯继电器放气孔，观察记录瓦斯继电器内气体的容积后，打开放气阀排空胶管

内气体后，立即将胶管另一端接上注射器收集气样。取气完毕，关闭瓦斯继电器放气阀,

取下胶管并将注射器密封，将瓦斯继电器放气阀周围用棉布擦拭干净。取气时应谨慎，

做好充分准备后按照正确方法收集，防止误将瓦斯继电器内的气体意外大量泄漏，取气

时应注意与带电部分的安全距离并防止坠落。

2高压断路器的运行与操作

2.1高压SFe断路器的运行与操作

2.1.1高压SFe断路器及其操作机构配置情况

本站110kV断路器均为SFe断路器，配用液压操作机构。

2.1.2本站高压SFe断路器的巡视检查要求

2.1.2.1瓷质部分完好无破损、裂纹及放电现象；内部无放电声音。

2.1.2.2密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定；巡视时检查SF6气体压力。

2.1.2.3位置指示器指示正确；外壳接地良好，各导电部分无过热现象。

2.1.2.4端子箱、机构箱密封良好，二次线无锈蚀松动及断线。

2.1.2.5液压机构油位及压力正常，无渗漏油现象，断路器机构箱加热装置正常。

2.1.2.6SFe断路器额定压力、报警压力和闭锁压力（引自断路器设备说明书）

调度号型号项目20℃时气体压力值（MPa）

101额定充气额定压力0.6

102LW6-110IC补气压力报警信号0.52±0,015

103断路器闭锁压力0.5+0.015

2.1.2.7液压机构额定压力、起动压力和闭锁压力（引自液压机构设备说明书）

调度号项目压力值（MPa）

贮压器氮气予充压力（15℃时）18.0(+1、-0.6)

31.6±1.0

101油泵起动压力

油泵停止压力32.6±1,0

102合闸闭锁压力27.8+0.8

合闸闭锁解除压力三29.8

103

分闸闭锁压力25.8+0.7

分闸闭锁解除压力227.8

失压闭锁压力（15℃时）<20.0

2.1.3高压SFe断路器的运行操作规定

2.1.3.1当SFG断路器发出压力报警时，应检查原因并及时向上级汇报设法补充SFe气体,

若SFe气体压力有迅速下降趋势应立即与值班调度员联系争取在分合闸闭锁前将故障断

路器退出运行。当SFG气体压力已下降至分、合闸闭锁操作时，应立即断开控制电源或

打开保护跳闸出口压板及装上断路器防跳卡具，并报调度、生产调度及车间。

2.1.3.2为防止在操作过程中产生过电压，危及变压器绝缘，在拉、合高压断路器时应

将变压器中性点刀闸合上。

2.1.4断路器允许跳闸次数及退出重合闸次数

2.1.4.1按照生产技术处下发的文件规定执行。

2.1.5断路器及其操作机构事故及异常情况的处理

2.1.5.1断路器发生SFe气体压力降低信号时，运行人员应立即到现场检查其压力值并

上报；SF6气体压力降低至分、合闸闭锁时，应立即断开故障断路器控制电源或退出保

护跳闸出口压板及装上断路器防跳卡具，并报告调度、生产调度及车间。

2.1.5.2SFe断路器发生爆炸或严重漏气等事故，运行人员应立即报告调度、生产调度及

车间，并合上排风系统电源开关。接近设备要谨慎，尽量选择“上风”接近设备，必要

时要带防毒面具，穿防护服。

2.1.5.3当110KV断路器液压机构发出压力报警时，应检查原因并及时向上级汇报设法

恢复压力，若压力有迅速下降趋势应立即与值班调度员联系争取在分合闸闭锁前将故障

断路器退出运行。当压力已下降至分、合闸闭锁操作时，应立即断开控制电源或打开保

护跳闸出口压板及装上断路器防跳卡具，并报调度、生产调度及车间。

2.1.5.4HOKV断路器液压机构打压电机运转超时情况下，值班人员应立即断开打压电

源。立即报告调度、生产调度及车间。

2.210kV封闭式开关柜的运行与操作

2.2.1断路器及其操作机构配置情况

本站10kV断路器为真空断路器，配用弹簧储能操作机构。

2.2.2真空断路器的巡视检查要求

2.2.2.1瓷套、外壳及真空泡外观应完好；真空度完好，灭弧室无异常响声、异常发光。

2.2.2.2断路器控制器和储能指示灯及表计指示正常；断路器位置指示器应指示正确。

2.2.2.3计数器动作正常，及时记录开断变换次数。

2.2.2.4操作机构箱内部应清洁，柜门关闭严密，防潮、防尘、防小动物密封良好。

2.2.3小车开关的运行操作规定

2.2.3.1真空断路器因真空度破坏造成绝缘部位有放电迹象时，不应直接操作，应用上

一级断路器切除。

2.2.3.2手车开关在拉至退出备用位置之前必须检查断路器在断开位置，在拉至检修位

置之前要取下断路器的二次插件。

2.2.3.3手车开关在推入柜内之前必须检查断路器在断开位置，严禁断路器在合闸位置

推入手车。

2.2.4断路器的允许跳闸次数及退出重合闸次数

按照生产技术处下发的文件规定执行。

2.2.510kV断路器及其操作机构事故及异常情况的处理

2.2.5.110kV真空断路器在运行中出现电动分闸失灵时，值班人员应报告调度。若需

紧急停电，可以按紧急分闸按钮将断路器跳开，操作前应征得调度同意并检查确认断路

器本体无影响开断负荷的异常，并采取防止断路器合闸的措施。

2.2.5.2断路器在合闸后，如弹簧储能装置未储能，应检查储能电源回路有无异常，如

电源异常应尽快设法恢复电源实现储能，如断路器储能电源回路故障可先采用手动储

能，然后再进一步查找故障原因。

2.2.5.3断路器储能电机运转超时情况下，值班人员应立即断开储能电源。立即报告调

度、生产调度及车间。

2.2.5.4弹簧机构电机正在运转储能时，禁止操作该断路器。

2.2.5.510KV开关保护装置为TSJ50型的（不带重合闸保护），在断路器故障跳闸后，

断路器送电前要按开关柜面板断路器柜上的“复归”按钮。如不按复归按钮，将使断路

器合闸回路不通，造成断路器不能合闸。

2.2.5.6主变低压进线501、502、503、504断路器在分、合操作时，必须在主控室断路

器控制手把操作，严禁在断路器柜现场操作。当断路器柜面板上操作方式改“就地”时,

将造成断路器跳闸回路失去电源，故障时造成断路器不能跳闸。

2.2.6封闭式小车断路器的闭锁关系

2.2.6.1断路器在合闸位置将闭锁手车的进、退车操作；只有小车在分闸位置才能移动

小车；只有小车在退出备用或检修位置，才能拉、合本开关柜内接地隔离开关。

2.2.6.22号主变10kV2、5母线进线断路器502开关位置与所属隔离车不存在连锁（502

和502-2；502和502-5）。在拉、合502-2或502-5时，应检查10KV2母线或10KV5

母线上的所有设备在断开位置。

2.2.6.310kV母线上接地隔离开关操作，必须检查各电源侧均有明显断开点，连接在母

线上的所有设备都在退出备用位置，并用验电器进行验电。

3高压隔离开关的运行与操作

3.1隔离开关及其操作机构的配置情况

本站llOkV进线所接隔离开关为剪刀式。进线隔离开关配用有手动操作机构。

3.2隔离开关的巡视检查要求

3.2.1瓷质部分完好，无破损、裂纹及放电现象。

3.2.2导流部分无发热现象，操作时传动部分动作灵活。

3.2.3架构基础无下沉或倾斜，金属部分无严重锈蚀；架构接地良好。

3.2.4五防闭锁装置正常。

3.3隔离开关操作范围

3.3.1拉、合电压互感器和天气正常情况下的避雷器。

3.3.2拉、合空载母线或直接连接在母线上设备的电容电流。

3.3.3在系统无接地情况下，可拉、合变压器中性点的接地电流（包括消弧线圈）。

3.3.4拉、合励磁电流不超过2A的空载变压器。

3.3.5拉、合电容电流不超过5A的空载线路。

3.3.6拉、合开关闭路时的旁路电流。

3.4操作机构的正常操作要求

3.4.1拉、合110KV进线断路器线路侧隔离开关前，应检查断路器确已断开。

3.4.2拉、合隔离开关后，应检查隔离开关拉、合角度正确到位，并将操作机构锁好。

3.4.3拉、合隔离开关时，均不得用力过猛，以免瓷瓶损坏。

3.4.4本站2号变2-7隔离开关属电动操作机构，拉、合隔离开关操作在其机构箱内完成,

隔离开关操作机构箱内操作电源空开正常合入，操作机构箱门锁好。

3.4.5本站1号变1-7及3号变3-7隔离开关属手动操作机构，拉、合隔离开关后，应

检查隔离开关拉合角度正确到位，并将操作机构锁好。

3.4.6操作lOkVPT手车时，应确认PT开关柜内设备无接地现象，系统无谐振现象。

3.4.7操作502-2-5手车时必须检查连接在母线上的所有设备都在备用位置，

3.5隔离开关事故及异常情况的处理

3.5.1误合隔离开关时，不得再拉开，误拉隔离开关时，当主触头刚离开就发现打弧应

立即合好，并查明原因。

3.5.2本站2号变2-7属电动操作隔离开关，在按下机构箱内“合”或“分”按钮时，

应有预想，一旦发现隔离开关机械传动部分部件卡滞拒动或电气回路故障拒动时，应立

即按下断路器端子箱内按“急停”按钮，断开操作电源开关，用操作手动摇把将隔离开

关操作到预定位置。

4电压互感器和电流互感器

4.1互感器的巡视检查要求

4.1.1互感器无渗漏油现象，外部瓷质或其他绝缘部分无破损，无放电现象。

4.1.2电气各处接头安装正确、牢固、无松动、无过热现象，示温蜡片应不熔化。

4.1.3电流互感器内部无异响和电磁振荡声，无过负荷现象。

4.1.4电压互感器柜内无绝缘损坏的焦味。

4.1.5检查金属膨胀器内油面高度指示正常，并与温度标示线基本相符。

4.1.6检查端子箱内应无受潮，接线端子无积尘并清洁。

4.1.7检查10kV电压互感器的防止铁磁谐振装置应良好。

4.1.8检查电流互感器二次不开路，电压互感器二次无短路现象。

4.2互感器的操作要求及操作注意事项

4.2.1停用电压互感器的操作前应考虑此互感器对所带保护、自动装置及表计的影响，

严防保护、自动装置误动，计量和测量表计失去电压。

4.3电压互感器的二次并列、解列操作要求

4.3.1进行电压互感器二次并解、列操作时，母联断路器应在合位。电压互感器二次并、

解列操作后，应检查各母线电压指示正常。

4.3.210KV2、5母线电压互感器二次可并列

4.4正常及特殊运行方式对互感器回路的投切操作要求

4.5母线运行中停用电压互感器对有关保护的调整要求

4.6互感器事故及异常的处理

4.6.110KVK3、4母线电压互感器在运行中出现故障需紧急停运时，因电压互感器为

直接与母线连接，只能停母线进行处理。

4.6.210KV2、5母线电压互感器在运行中出现故障需紧急停运时，可进行电压互感器

二次并列操作后停电处理。

5电力电容器及电抗器

5.1电容器及放电线圈、电抗器的正常巡视、监视要求

5.1.1电容器及放电线圈内部声音应正常、无异常音响，油色、油温、油位正常。

5.