变电所运行发展及其管理制度

篇2：省无人值班变电所运行管理办法

无人值班变电所运行管理办法

1.总则

1.1变电所无人值班是变电所一种先进的管理模式。为了加强无人值班变电所的管理工作,提高供电可靠性,特制定本管理办法。

1.2本管理办法适用于安徽省电力公司110KV及以下变电所实施无人值班集中监控系统的运行管理。

1.3监控中心及所管辖的无人值班变电所应视为大变电所,对其按大变电所的要求进行运行管理。

1.4下列人员应熟悉管理办法:

1.4.1公司主管生产副总经理。

1.4.2生技、安监、教培、保卫等部门的有关管理人员。

1.4.3调度、计量、修试、变电等部门的领导和有关的运行、检修人员。

2.职能与分工

2.1生技、安监、教培、保卫、调度、修试、变电等部门对无人值班变电所的安全生产、设备管理、运行操作及维护、培训等工作实行专业管理。

2.2无人值班变电所由监控中心负责集中监控、运行维护、现场操作及事故处理。每个监控中心管辖3座及以上变电所为宜。

2.3监控中心在行政和业务上受变电工区领导。监控中心值班人员在调度关系上受所属调度机构值班调度员的指挥。

3.责任与权限

3.1值班调度员

3.1.1根据电网运行情况负责无人值班变电所的负荷管理,有权下令事故和超负荷拉、限电。

3.1.2指挥无人值班变电所的正常操作、事故及异常处理。

3.1.3负责无人值班变电所检修申请的批复。

3.1.4对管辖范围内违反调度规程的情况有权制止。

3.2监控中心

3.2.1执行《电业安全工作规程》和有关法令、法规、规程、制度和条例,坚决贯彻“安全第一、预防为主”的生产方针,确保无人值班变电所的安全运行。

3.2.2负责无人值班变电所的运行监视。

3.2.3接受调令,负责无人值班变电所的遥控、遥调操作。

3.2.4负责无人值班变电所电压和无功的监控、统计和管理。

3.2.5负责无人值班变电所断路器正常操作次数及故障跳闸次数的统计并报送有关部门。

3.2.6负责无人值班变电所的各种记录簿的填写和报表统计打印,按时上报报表。

3.2.7负责无人值班变电所通信和自动化装置、设备的监视,发现异常情况及时报告有关部门处理。

3.2.8负责无人值班变电所管辖设备的巡视检查、运行维护和定期试验切换工作。

3.2.9负责无人值班变电所的倒闸操作以及事故、异常的处理。

3.2.10负责无人值班变电所第一种、第二种工作票的接收与许可。

3.2.11负责无人值班变电所的设备台帐、规程制度、图纸、资料的管理工作。

3.2.12负责无人值班变电所的工器具、仪表材料、钥匙、低值易耗品的管理。

3.2.13负责上报无人值班变电所的设备缺陷及设备定级工作。

3.2.14负责监控中心的生产计划和材料计划的制定。

3.2.15参加新建、改建无人值班变电所及大小修和更改工程设备的验收工作,并做好设备投运前的准备工作。

3.2.16负责无人值班变电所房屋、绿化、文明生产的建议与计划。

3.2.17有权提出现场规程、制度的修改意见。

3.2.18对进入无人值班变电所人员的违章行为,有权提出劝阻和制止。

3.2.19做好监控中心的其他运行管理工作。

3.2.20在恶劣天气、高峰负荷期间或老站改造的无人值班变电所等情况下,无人值班变电所的可设留守值班员。留守值班员受监控中心的指挥和管理。在监控失灵的情况下,负责监视设备运行情况并接受监控中心的指挥;特殊情况下配合监控中心完成单一的操作。

3.3自动化、通信

3.3.1负责无人值班变电所通信设备的管理与维护,确保通信畅通。

3.3.2负责无人值班变电所四遥设备的定期巡检和定期检查工作。

3.3.3负责调度端、监控中心的监控装置及当地后台机的运行维护工作。

3.3.4自动化和通信部门应建立严格的事故抢修制度,配备必要的抢修交通、通信工具,及时排除故障。

3.3.5无人值班变电所的自动化与通信设备的缺陷管理应纳入一、二次设备的缺陷管理范围,并与其他管理制度相一致。

3.3.6自动化专业应定期进行无人值班变电所运动装置及遥控操作的运行统计、分析,并定期上报。主要考核指标为:

远动装置月均可利用≥99%

遥控操作年误动率≤0.01%

遥控操作月拒动率≤2%

4.值班制度

4.1监控中心实行24小时值班制。每队设专职队长,每值至少设正值、副值各一人。值班班次及方式各单位根据情况自行安排。

4.2监控中心值班轮值表由队长编制,报工区批准后执行。未经批准,不得擅自更改。

4.3值班人员在值班期间,应遵守劳动纪律,坚守工作岗位,不得迟到早退,如有特殊情况经队长批准可找人代班,履行交接手续后方可离岗。

4.4监控中心应配备必要的专用车辆和通信工具,有条件的可配备移动通信工具。

4.5必须保证通信、交通工具随时处于良好状态,如发生障碍必须及时向领导汇报。不得随意关闭通信工具,不得随意将值班车辆调做他用。

4.6值班期间,工作人员应衣着整洁,穿工作服,不准穿背心、短裤、裙子、拖鞋、高跟鞋,女同志留长发者应将其盘在头顶。杜绝此类原因造成的人身伤害及设备事故。

4.7值班期间不准做与工作无关的事情,不准用电话聊天。

4.8操作人员到所管辖变电所工作时,应及时和监控中心联系,不得擅自离开工作岗位,待有关工作完毕并向值班负责人汇报后,经同意后方可离开。

4.9严禁酒后上班或在工作时间饮酒。

4.10夜间、星期天、节假日如生较大事故或异常情况,应立即通知队长。

4.11当值人员应保持值班室卫生清洁,每日交班前应将值班室打扫干净。

5.交接班制度

5.1每日交接班,交接双方人员全部参加,认真了解管辖设备的运行方式,运行状况等情况。

5.2监控中心交接班模拟系统与值班记录交接,接班人员如发现现场情况与交班得交待不符,应立即报告队长。

5.3事故和倒闸操作时,不得交接班。

5.4交接班时发生事故,应立即停止交接班,由交班负责处理,接班人员在交班负责人的指挥下协助处理,待事故处理告一段落后方可交班。

5.5交班者应交待下列内容

a.运行方式

b.保护和自动装置的运行和变更情况。

c.设备异常、事故及处理情况,缺陷消除情况。

d.倒闸操作及操作预告。

e.设备检修试验情况,安全措施布置,装设接地线的编号及地点等。

f.收到工作票份数及开工份数,本值内完成的工作票和需要移交给下值的工作票。

g.上级命令、通知及运行有关的其他情况。

5.6接班者应检查下列内容

a.监控系统的运行情况。

b.核对模拟图与交待是否相符。

c.检查值班记录及“两票”与交待是否相符,是否符合有关规定的要求。

d.检查通信、交通工具应处于良好状态,车辆燃料充足,工具齐全。

e.检查值班室卫生清洁、各种物品完整无损。

f.有关记录填写完整、准确。

g.公用工具、仪表及钥匙齐全,存放整齐。

5.7交接班双方签名后交接班结束。

6.巡回检查制度

6.1无人值班变电所的巡视检查分为正常巡视、夜巡及特巡,单位可根据具体情况安排监控中心或留守值班员巡视。

6.2巡视周期应根据设备的健康状况确定,一般应按下列规定执行。

a.正常巡视:不少于每周2次。

b.夜巡:不少于每周1次。

c.特巡:根据天气、负荷情况及设备健康状况和其他特殊用电的要求进行。

6.3巡视人员应将巡视时间、站名、巡视内容及发现的问题记入有关记录。

6.4巡视中如有紧急需要,巡视人员应立即停止巡视,参加处理紧急情况,处理完毕后,再继续巡视。

7.定期试验切换制度

7.1各单位应根据设备的要求和实际运行状况按照《变压器运行规程》、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《电网调度自动化系统运行管理规程》等有关规程、规定,对一、二次设备和直流系统、照明、绝缘工具、安全用具、登高器具、消防设施、防误操作闭锁装置等制定试验切换制度,并严格按照执行。

7.2切换试验与检查可结合巡视停电完成。

7.3试验切换的情况,应记入定期试验切换记录本内。

8.倒闸操作

8.1监控中心工作站的“遥控”、“遥调”操作至少应有两名监控人员进行,一名监护,一名执行操作。

8.2监控中心的倒闸操作应按当值调度员的命令进行,倒闸操作必须按《电业安全工作规程》中有关规定执行,必须严格执行倒闸操作的“六个条件”和“十二个步骤”。

8.3计划内的倒闸操作由队长根据人员情况安排。

8.4临时操作由当值人员进行,操作任务较多,人员不足时,应汇报队长召集人员协助。

8.5复杂或大型操作应由队长审票并到现场监护,必要时变电工区派人到现场监督。

8.6倒闸操作前应进行模拟预演,操作结束后,根据现场运行方式更改值班室的模拟系统图。

8.7正常情况下,无人值班变电所的设备应置于“远控”状态。设备停电检修时,由现场操作人员将需操作的设备置于“就地”状态,检修结束后,将“远控/就地”开关切至“远控”位置。

8.8设备处于冷备用或检修状态时,“远控/就地”开关应位于“就地”位置。

8.9设备停电检修过程中,监控中心需做“远控”试验时,应征得检修负责人同意,并与操作值班员联系后方可进行,试验结束后,立即将“远控/就地”开关恢复至“就地”位置。

8.10检修人员在做开关的传动试验时,应事先征得监控中心值班员的同意,试验完成后及时汇报。

8.11现场处理事故时,操作人员应将“远控/就地”开关切至“就地”位置,按调度命令执行。

9.工作票制度

9.1在无人值班变电所内的电气设备上工作,必须严格遵守《电业安全工作规程》中规定的工作票制度。严禁无票或不经许可进入现场工作。

9.2第一种工作票:检修单位提前一天送往监控中心,工作当天监控中心及检修单位直接到工作地点办理工作许可手续。

9.3第二种工作票:检修单位在工作前一天电话通知监控中心,双方约好时间到监控中心办理工作许可手续,必要时到现场办理。

9.4监控中心值班员办理工作许可手续后,可不留在现场,继续进行其他工作,设备检修整个过程中的一切工作由工作负责人全面负责。经当值调度或监控中心同意,检修人员可对所检修的设备进行必要的操作,工作结束后应恢复原状。

9.5连续停电的检修工作,每日收工时,检修工作负责人应电话通知监控中心当值负责人,并记入运行值班记录;次日复工前也应电话通知监控中心当值负责人,并得到许可后方可复工。

9.6工作负责人变动、工作票延期,检修单位应按《电业安全工作规程》的要求对工作票办理相关的手续。

9.7工作终结,工作负责人在工作结束前2小时通知监控中心值班负责人验收,多日工作提前一天通知,验收履行工作终结手续。

9.8工作票的其他规定和工作票的管理,仍按《电业安全工作规程》和有关规定执行。

10.设备及缺陷管理

10.1无人值班变电所的主设备完好率应达到100%,一类设备占90%以上。

10.2监控中心应按运行规定的要求在每季度末做好所管辖变电所的设备定级工作。

10.3巡视人员发现缺陷后,应将详细情况记入设备缺陷记录簿,并在交接班记录中交待清楚。设备缺陷的管理仍应闭环管理的要求执行。

10.4缺陷消除后,值班人员应认真验收并及时注销。

11.安全生产管理

11.1认真执行《电业安全工作规程》和有关制度、条例等。

11.2监控中心每周一次安全活动,要做到内容、有分析、有措施、有记录。

11.3各无人值班变电所消防设备要求充足完好,布置合理,监控中心人员能熟练使用。

11.4监控中心和各无人值班变电所应备有足够、合格的安全用具,要求摆放有序、有编号、定期试验,并能够正确使用。

11.5防止小动物措施完备,孔洞封堵严密。

11.6警告牌、标示牌设置得当。

11.7安全设施布置完善严密,遮栏绳、标示牌设置得当醒目。设备网门完整,加锁关闭。

12.文明生产管理

12.1无人值班变电所应保持室内外环境整洁,站内场地平整绿化应符合要求。

12.2生产区内不得存放杂物,特别是主控楼、高压室内严格存放粮油食品等。

12.3检修工作结束后,必须做到“工完、料净、场地清”。

12.4室内要做到窗明地净、设备清洁,各种记录簿和工器具摆放整齐,并实行定置管理。

12.5监控中心和无人值班变电所的值班室、休息室应保持清洁,物品放置整齐有序。

13.技术、培训管理

13.1监控中心按其管辖范围负责管理无人值班变电所的技术资料,无人值班变电所现场应具备必要的图纸、资料、图表、规程、制度。

13.2监控中心负责按上级规定填写有关的记录、报表、并整理齐全和上报有关部门。

13.3技术培训工作除按正常要求进行外,还应以安全运行为主题材,有计划、有重点地结合实际情况进行。

13.4对新人员必须经过培训并经考核及格后方可上岗。

13.5每月应对现场培训计划完成情况进行检查考核。

篇3：牵引变电所运行检修工作规程

��具。

金具应无锈蚀,固定、连接牢靠,接触良好。

第103条大修范围和标准。除小修的全部要求外,还要进行下列工作:

一、更换不合标准的绝缘子。

二、更换不合标准的导线、金具、杆塔。

电力电缆

第104条小修范围和标准:

一、检查电缆头、套管、引线和接线盒。电缆头、套管不渗油,引线相间和距接地物的距离符合规定。

二、检查电缆。排列整齐、固定牢靠且不受张力,铠装无松散、无严重锈蚀和断裂,弯曲半径符合规定,接地良好,涂刷防腐剂;电缆外露部分应有保护管,管口应密封,保护管应完整无损,且固定牢靠,其锈蚀面积不得超过总面积的5%。

三、清扫电缆沟。沟内应无积水、杂物;支架完好、固定牢靠不锈蚀;盖板齐全无严重破损。电缆沟通向室内的入口处应有完好的防止小动物的措施。

四、检查电缆的埋设。复盖的泥土无下陷和被水冲刷等异状。

五、检查电缆桩及标示牌,齐全、正确、清楚。

第105条大修范围和标准。除小修的全部要求外,还要进行下列工作:

一、更新不合标准的电缆、接头、接线盒、套管和引线。

二、整修电缆沟。盖板完整无损,沟内排水良好。

三、对电缆全面涂刷防腐剂;对保护管全面除锈涂漆。

四、整修电缆桩和标示牌。要固定牢靠。

五、对敷设不合标准的电缆要重新敷设和改设。重新敷设和改设的电缆要符合新建项目的标准。

低压盘(含端子箱)

第106条低压盘包括交直流配电盘、控制盘(台)、计量盘。其小修范围和标准:

一、彻底清扫低压盘(箱、台,下同)及其相应的装置。

二、检查盘的表面状态。安装牢固、端正,排列整齐,接地良好;标志齐全、正确、清楚;室内盘面无锈蚀;室外盘面锈蚀面积不超过总面积的5%,且盘(台)体密封良好。

三、检查灯具、开关、继电器、熔断器、仪表、配线、端子排、连接片等各项装置,安装牢固,绝缘和接触良好;熔丝、触头和灯泡的容量适当;端子排和配线排列整齐;标示牌、标志、信号齐全、正确、清楚。

四、检查控制、保护、信号、远动、故标回路相关部分的整组动作情况。

第107条大修范围和标准。除小修的全部要求外,还要更新不合标准的开关、继电器、仪表和绝缘子,更新配线、端子排等。必要时更换盘。

第108条继电保护、自动装置及操作、信号、测量回路所用的导线必须符合下列规定:

一、用绝缘单芯铜线。当采用接线鼻子时,也可使用绝缘多股铜线。

二、电流回路的导线截面不得小于2.5平方毫米;其它回路的导线截面不得小于1.5平方毫米;电费计量回路的导线截面必须经过容量和压损的校验。

三、导线的绝缘应满足500v工作电压的要求。

四、导线中间不得有接头;遇有油浸蚀的处所,要用耐油绝缘导线。

避雷器和避雷针

第109条避雷器小修范围和标准:

一、清扫检查瓷套、引线和均压环。应固定牢靠,无锈蚀。

二、检查底座、构架、基础等。

三、动作指示器密封,作用良好。

第110条避雷器大修范围和标准。除小修的全部要求外,还要进行下列工作:

一、更新不合标准的避雷器和计数器。

二、整修基础、构架和接地装置。

第111条避雷针小修范围和标准:

一、检查杆塔无倾斜和弯曲,固定牢靠;除锈补漆,必要时全面涂漆。

二、检查避雷针,无熔化和断裂。

三、检查底部装置。

第112条避雷针大修时除基础外全部更新。

接地装置

第113条小修范围和标准:

一、检查地面上和电缆沟内的接地线、接地端子等。完整无锈蚀、损伤、断裂及其它异状;与设备连接牢固,接触良好。

二、检查铁路岔线钢轨及接地网各自与回流线间的连接接头,连接牢固,接触截面符合规定。

第114条大修范围和标准:重新埋设接地网及回流线。

第115条接地的设备均应逐台用单独的接地线接到接地母线上,禁止设备串联接地。

接地线与接地体的连接宜用焊接。接地线与电力设备的连接可用螺栓连接或焊接。用螺栓连接时应设防松螺帽或防松垫片。

地面上的接地线、接地端子均要涂黑漆;接地端子的螺丝应镀锌。

篇4：110KV变电所继点保护及自动装置运行规程

第一条:主变压器保护

一、1号主变保护柜内安装差动保护装置SPAD346C3、110KV进线断路器控制装置REF543、主变高压侧后备保护装置REF543、主变低压侧后备保护及10KV断路器控制装置REF541、非电量保护用辅助继电器。

1.1号主变保护主保护有差动、瓦斯、调压重瓦斯。后备保护有主变高压侧复合电压闭锁过流保护、主变低压侧定时过流保护、主变中性点零序电流保护、10KV侧零序电流保护及中性点零序电流保护。另有过负荷信号及闭锁调压、压力释放、超温、油位异常信号。

2、主变差动保护(SPAD346C3装置)动作后0秒跳110KV进线、110KV分段开关及主变10KV侧开关;

3、主变高压侧复合电压闭锁过流保护(REF543装置)电压取自低压侧压变,第一时限跳主变10KV侧开关,第二时限跳110KV进线及分段开关;

4、主变中性点零序电流保护Ⅰ段跳主变10KV侧开关、110KV进线及分段开关;

5、本体及调压重瓦斯,0秒跳主变10KV侧开关、110KV进线及桥开关,使用辅助继电器;

6、主变低压侧定时过流保护(REF541装置),第一时限跳10KV分段,第二时限跳主变10KV开关;

7、10KV侧零序电流保护及中性点零序电流保护(REF541装置),第一时限跳10KV分段,第二时限跳主变10KV开关,第三时限跳110KV进线及分段开关

8、本体轻瓦斯信号、压力释放、超温、油位异常信号,使用高压后备保护单元REF543装置。

二、2号主变保护柜内安装差动保护装置SPAD346C3、110KV进线断路器控制装置REF543、主变高压侧后备保护装置REF543、主变低压侧后备保护及10KV断路器控制装置REF541(两台)、非电量保护用辅助继电器。

1、2号主变保护主保护有差动、瓦斯、调压重瓦斯。后备保护有主变高压侧复合电压闭锁过流保护、主变低压侧定时过流保护、主变中性点零序电流保护、10KV侧零序电流保护及中性点零序电流保护。另有过负荷信号及闭锁调压、压力释放、超温、油位异常信号。

2、主变差动保护(SPAD346C3装置)动作后0秒跳110KV进线、110KV分段开关及主变10KV侧开关;

3、主变高压侧复合电压闭锁过流保护(REF543装置)电压取自低压侧压变,第一时限跳主变10KV侧开关,第二时限跳110KV进线及分段开关;

4、主变中性点零序电流保护Ⅰ段跳主变10KV侧开关、110KV进线及分段开关;

5、本体及调压重瓦斯,0秒跳主变10KV侧开关、110KV进线及桥开关,使用辅助继电器;

6、主变低压侧定时过流保护(REF541装置),第一时限跳10KV分段,第二时限跳主变10KV开关;

7、10KV侧零序电流保护及中性点零序电流保护(REF541装置),第一时限跳10KV分段,第二时限跳主变10KV开关,第三时限跳110KV进线及分段开关

8、本体轻瓦斯信号、压力释放、超温、油位异常信号,使用高压后备保护单元REF543装置。

三、保护所有压板的放置及停用,须根据运行方式及整定单要求放上或停用。

四、保护压板名称及含义

1.1号主变、旭岷线测控屏压板名称及含义

1LP——差动投入

2LP——复合电压闭锁过流保护投入

3LP——110KV中性点零序电流保护投入

4LP——低压侧后备保护投入

5LP——1号主变差动保护动作跳785开关

6LP——1号主变差动保护动作跳101开关

7LP——本体重瓦斯跳闸投入

8LP——调压重瓦斯跳闸投入

9LP——备用

10LP——1号主变非电量保护动作跳785开关

11LP——1号主变非电量保护动作跳710开关

12LP——1号主变非电量保护动作跳101开关

13LP——1号主变低后备保护跳785开关

14LP——主变高后备保护动作跳785开关

15LP——1号主变低后备保护跳101开关

16LP——1号主变高后备保护动作跳101开关

17LP——1号主变差动保护跳110KV分段710开关

18LP——1号主变高后备保护动作跳710开关

19LP——1号主变低后备保护跳110开关

20LP——1号主变低后备零序保护启动跳710开关

2.2号主变、旭泰线测控屏压板名称及含义

1LP——差动投入

2LP——复合电压闭锁过流保护投入

3LP——110KV中性点零序电流保护投入

4LP——低压侧甲开关后备保护投入

5LP——低压侧乙开关后备保护投入

6LP——2号主变差动保护动作跳767开关

7LP——2号主变差动保护动作跳103开关

8LP——2号主变差动保护动作跳102开关

9LP——本体重瓦斯跳闸投入

10LP——调压重瓦斯跳闸投入

11LP——备用

12LP——2号主变非电量保护跳767开关

13LP——2号主变非电量保护动作跳710开关

14LP——2号主变非电量保护动作跳102开关

15LP——2号主变非电量保护动作跳103开关

16LP——2号主变低后备甲保护动作跳767开关

17LP——2号主变低后备乙保护动作跳767开关

18LP——2号主变高后备保护动作跳767开关

19LP——2号主变低后备甲保护动作跳102开关

20LP——2号主变高后备保护动作跳102开关

21LP——2号主变低后备乙保护动作跳103开关

22LP——2号主变高后备保护动作跳103开关

23LP——2号主变差动保护动作跳710开关

24LP——2号主变高后备保护动作跳710开关

25LP——2号主变低后备甲保护跳110开关

26LP——2号主变低后备乙保护跳110开关

27LP——2号主变低后备甲零序保护跳710开关

28LP——2号主变低后备乙零序保护跳710开关

五:主变低后备保护跳110开关保护在非母线充电状态下不得启用。

第二条:10KV线路的控制、保护

10KV线路(REF541装置)有二段式电流保护、三相一次自动重合闸、低周减载。两段式零序电流保护动作于跳闸。

1LP——跳闸出口压板

2LP——重合闸出口压板

第三条:10KV电容器的控制、保护

10KV电容器保护有限时速断、过流、欠电流闭锁失压、过电压、开口三角电压、两段定时限零序电流保护及电容器自动投切装置。

第四条:110KV备用自投(REF543装置)电压取自10KVⅠ、Ⅱ段母线压变,电流取自主变110KV侧流变。当备用自投无电压无电流时动作。

备用自投正常运行方式下采用无人值班方式。停用备用自投时取下备用自投测控屏上LP1、LP2、LP3、LP4、LP5压板。

备用自投测控屏上压板:

LP1——备自投分闸785

LP2——备自投分闸767

LP3——备自投合闸785

LP4——备自投合闸767

LP5——备自投合闸710

第五条:SPAD346C3、REF541、REF543装置

1.巡视:

1.跳闸指示灯是否亮;

2.信号指示灯是否亮及闪亮情况是否正常;

3.自检指示灯是否亮及自检故障代码是否清楚;

4.装置显示屏上指示的工作状态与实际是否相符。

2.操作:

1.SPAD346C3通过面板上的RESET(SETP)键进行选择,实测电流值、故障时的的动作电流值;

2.REF541、REF543可在面板上直接显示实际的电流、电压、功率、频率值;

3.运行人员只进行保护投、退出口压板的操作;

4.操作必须有两人进行。

3.装置故障:

当发现装置故障时:

1.立即汇报调度;

2.由调度发令将保护装置压板取下,断开保护装置电源。

3.注意事项:

当发现REF541、REF543装置面板下方横线上出现“storing”字样,表明内部芯片正在存贮,此时不能关闭装置的工作电源,否则将造成保护芯片烧毁。

5.REF541、REF543装置面板功能键说明:

在空闲模式中,在主窗口中显示MIMIC配置画面。背景点亮显示为关闭状态,当在MMI中按触一个键时,背景点亮显示自动开启,经过设定的时间后,如果面板上没有操作,背景点亮显示关闭。在上电时,开启背景点亮显示以测试显示,然后关闭。

F键——自由可编程按键

C键——清除取消键

E键——确认键

I键——合闸

O键——分闸

←→键——翻页

↑↓键——调节对比度

R/L键——远方/就地切换

^键——选择

显示屏上指示灯:

1)绿LED指示灯功能

LED稳定亮:准备好

保护继电器正常运行时,LED点亮,即没有发生内部故障并且保护继电器有辅助电源

LED闪亮:IRF

保护继电器发生一个内部故障(IRF),但仍连有辅助电源,并且如果保护继电器处于试验模式,LED也闪亮。当有内部故障发生时,如果MMI/MIMIC面板处于运行则辅助窗口会收到信息

LED不亮:关闭

保护的辅助电源被断开注意:在采取进一步操作前,检查辅助电源确被断开

2)黄LED指示灯功能

LED不亮:关闭

正常运行模式,没有功能被起动

LED稳定亮:起动

保护功能被起动并且显示器显示起动的原因。起动指示可选择为保持型/非保持型,非保持型指示在故障消失时(保护段复归)自动熄灭。保持型指示在故障消失时仍保持亮着直至按C键2秒钟清除。如果短时间内有多个保护段/功能起动,则显示器显示最后一个起动

LED闪亮:闭锁

只要保护继电器的保护功能被闭锁,起动LED九闪亮。当闭锁被解除或所要求的保护功能不再起动时则闭锁指示九消除。如果再闭锁信号解除时保护功能仍然被起动,起动指示将被激活。在显示器上显示曾经被闭锁的功能信息。如果同时有多个保护功能被闭锁,则显示器上指示最近的一个闭锁。如果有其他保护功能被起动但不被闭锁时有一个保护功能被闭锁,LED仍闪亮(闭锁比起动有更高的优先级)

3)红LED指示灯功能

LED不亮:关闭

正常运行模式,保护功能不动作跳闸

LED稳定亮:跳闸

一个保护功能已跳闸。跳闸指示保持,即须按C键才能复归跳闸指示,如短时间内有多个保护段/功能跳闸,则显示器保留第一个跳闸

LED闪亮:跳闸(CBFP)

如果跳闸是由于CBFP(断路器失灵保护),则红LED指示灯闪亮,按C键2秒钟复归指示

4)联锁指示灯(显示器左边第九个LED)

LED不亮:关闭

没有进行联锁,也不处于试验模式

LED闪亮:红

控制试验模式激活(联锁被旁路)

LED稳定亮:黄

控制命令已被禁止(被联锁住)

6.SPAD346C装置面板功能键说明:

SPAD346C继电器包括一个独立的保护模件:三相具制动特性的差动保护模件SPCD3D53。

1)若电源模件正运行,系统面板上的绿色LEDUau*发光。

2)继电器模件显示区指示测量数据,设定值和记录信号。继电器模件的动作指示器由显示区的红色数字或代码及LED指示器“TRIP”组成。

码

说明

1

制动3△I>段动作

2

瞬态3△I>段动作

3

基于差动电流二次谐波或五次谐波的闭锁时活性的

4

外部控制信号BS1活性

5

外部控制信号BS2活性

6

外部控制信号BS3活性

7

外部控制信号BS4活性

8

外部控制信号BS5活性

A

断路器故障保护已动作

黄色d

故障记录器触发、记录储存

当保护段或控制信号复位,TRIP指示器和红色动作码保持发光。通过继电器前面的按钮可以复位。

自监督报警指示器IRF指示内部指示器故障。一旦继电器模件的自监督系统检测到一永久故障,红色指示器发光。同时保护模件发一个信号到继电器组件自监系统输出继电器。此外在显示区一个故障码发光指明已发生故障的类型。由已红色1和一个绿色数字代码组成的故障代码不能由复位移除。

下表表示确定事件动作码的优先权。若事件的优先权为一样,则最新动作指示器在显示区指示。

优先权

被指示的事

1

自监督故障码

2

断路器故障动作

3

瞬态段3△I>>段动作

4

制动段3△I>段动作或被外部控制信号起动的动作

5

当外部控制信号控制的输出信号具有锁存特性,外部控制信号激活

6

外部控制信号激活

7

内部闭锁Id2f/Id1或Id5f/Id1激活

3)显示在显示区的测量值或设定值由前面板黄色LED指示器和显示区上的红色代码来识别。

4)被自监督系统检测到的永久性故障由继电器模件上的IRF指示器指示。发生故障时,显示在模件显示区的故障代码提供故障发生时间。

7.保护信号说明:

1.10KV出线保护信号

过流动作I>.I>>.I>>>.Trip

重合闸动作ARClose

低周减载动作F>/F

弹簧未储能Springuncharga

小电流I0>Alarm

控制回路断线TcsAlarm

2.主变110KV侧保护信号

速切动作I>>>Trip

零流动作I0>,I0>>Trip

后备动作BackupTrip

过负荷OverloadAlarm

SF6低压SF6

弹簧未储能Springuncharga

电源故障PowerFault

控制回路断线TcsAlarm

3.主变10KV侧保护信号

过流跳本侧I>>>Trip

过流跳分段MuFenAlarm

过负荷OverloadAlarm

弹簧未储能Springuncharga

控制回路断线TcsAlarm

PT失压PTBreake

零流动作TramsformayI0

4.110KV备自投信号

备自投动作BZTTrip

备自投闭锁BZTBlocking

备自投准备BZTReady

电源故障PowerFailed

10KVPT并列

10KVPTParalld

弹簧未储能Springuncharga

SF6低压SF6PressLow

控制回路故障ControlFoisled

篇5：变电所现场运行规程办法

第一部分小集变电所概述

小集35kv变电所于1983年5月投产,该所位于河北沧县刘庙乡,担负着中油大港公司第七采油作业区的供电任务。

小集35kv变电所是大港油田集团供水供电公司下属的一座35kv变电所,它在大港油田电力系统中占有重要地位。该所能否安全、可靠、连续、经济运行,将直接影响到油田原油生产。因此被集团公司列为油田B级危险场所。

小集35kv变电所现装设6300KVA双绕组变压器两台,35kv进线两回,6kv出线8回,2400kvar电容器2组,所年供电量约6500万kwh。

该所35kv进线由王官屯110kv变电所官集线312引入,通过联集线330与官二联35kv变电所联络,通过集段线319与段六拨35kv变电所联络,35kv侧采用单母线分段接线方式,6kv侧采用单母线分段带旁路的接线方式。

第二部分变压器

一、变压器的正常运行

1、变压器的运行电压可在±5%范围内变动,主变的额定容量不变。变压器的外加电压一般不得超过相应分接头额定电压得105%。

2、变压器的冷却介质最高温度为40℃,顶层最高油温为75℃,当冷却介质温度较低时,顶层油温也应相应降低。

3、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20min并严密监视顶层油温。如20min后顶层油温尚未达到75℃,则允许上升到75℃,但在这种状态下运行的最长时间不得超过1h。

4、在长期急救周期负载性负载下运行期间,应有负载电源记录,并计算该运行期间的平均相对老化率。

5、当变压器出现超额定电流运行情况时,值班员应立即汇报调度,设法转移负荷,变压器超额定电流运行期间应每半小时抄一次表,并加强监视。超额定电流运行后,值班员应将超额定电流运行时的负荷大小及持续时间作详细记录。

二、短期急救负载的运行

1、短期急救负载下运行,相对老化率大于1,绕组热点温度可能达到危险程度。在出现这种情况时,应投入包括备用在内的全部冷却器,并尽量压缩负载减少时间,一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。

2、主变储油柜和充油套管的油色,油位应正常,无渗漏油。

三、主变压器的正常巡视检查项目如下:

1、主变套管(瓷质部分)应清洁,无破损裂纹,放电痕迹及其他异常现象;

2、主变压器本体音响正常无异声;

3、主变压器各连接引线无断股,各连接点无发热变色现象;

4、主变呼吸器应保持通畅,硅胶变色程度不超过2/3;

5、主变各部温度正常,温度计完好正确,本体温度计与遥测温度计指示应一致;

6、瓦斯继电器及集气盒内充满油,主变压力释放阀完好,无异常;

7、主变外壳、阀门、瓦斯继电器、集气盒、冷却介质无渗漏油,各阀门应打开;

8主变外壳接地应良好,无放电现象;

9、控制箱,端子箱应关闭紧密,设备名称编号齐全正确,主变保护及二次回路按调度运行方式要求设置正确。

四、变压器的特殊巡视检查项目如下:

1、夜间:应检查套管的瓷质部分有无放电现象,各引线接头处有无发热、发红现象;

2、过负荷:监视负荷、油温和油位的变化,接头接触良好,示温蜡片无融化现象,冷却系统运行正常;

3、大风天气:应检查引线摆动情况,有无杂物搭挂现象;

4、雷雨天气:雷雨后应检查瓷套管有无放电痕迹;

5、大雾天气:应检查瓷套管有无放电闪络现象,重点监视污秽瓷质部分;

6、下雪天气:根据积雪融化情况检查接头发热部位,并及时处理冰柱;

7、天气突变:检查油面变化情况及引线的弧垂情况;

8、大电流短路故障后:应检查有关设备接头有无异常;

9、瓦斯发信时:应对主变外部进行详细检查。

本条规定也适用于对全所其它一次设备的特殊巡视检查,对特巡情况也应在值班记录口中作好记录。

五、对变压器巡视周期的规定

1、正常运行应每隔4小时对主变巡视一次;

2、大修后投运4小时内每小时巡视一次,72小时内每小时巡视一次;

3、过负荷时应及时巡视;

4、主变有严重缺陷或重大异常时,视情况应不断加强监视;

5大修、事故抢修或本所内换油后的变压器,在施加电压前静置时间应不少于48小时,如因故达不到48小时,须经局总工程师批准;

6、主变均为无载调压,需调分接头应在检修状态下由检修人员进行。调好后,应确认位置正确,测量直流电阻符合要求,并与历史资料对照。主变投运后应注意电压及无功功率的变化情况,分头位置应在有关记录中记载。

六、主变的投运操作

1、变压器投运前应检查:变压器在良好状态,具备带电运行条件(检修的变压器应有工作负责人“可以投运”的结论,且经验收合格),外部无异物,接地线已拆除,所有油蝶阀门应打开,分接开关位置三相一致并正确:保护装置及二次部分的压板,切换开关,电流端子等按调度要求投入,与一次运行方式相符合。

2投运前应将全部冷却器开启,将油循环半小时左右,并排出残存空气,若轻瓦斯频繁动作,则不能投运,汇报领导检查处理。

3、将冷却装置按正常运行要求设定相应工作方式。

4、合刀闸应在开关分闸状态下,先合母线侧,后合主变侧。

5、合开关按先高压侧,后低压侧。主变在高压侧开关合上充电后,检查充电是否良好。

6、主变启用后检查电流电压、音响、温度及冷却器装置运行情况。

7、新投运的变压器必须在额定电压下,进行冲击合闸试验(新安装投运冲击五次,更换线圈大修投运冲击三次)。

七、主变压器停运操作

主变停运操作顺序与启用顺序相反。

八、瓦斯保护的运行

1、运行中的主变重瓦斯保护应接跳闸,轻瓦斯接信号。当差动保护停用不准将重瓦斯保护改接信号。

2、主变油检修或冷备用转运行前应先将重瓦斯接入跳闸。

3、主变在运行中进行滤油、加油潜油泵更换或净油器硅胶更换时,应将重瓦斯改接信号,其它保护仍应投接跳闸。待工作结束,经24小时后放气,油系统恢复正常时,再将重瓦斯改接跳闸,以上工作必须征得调度同意。

4、当油位计指示油面有异常现象时,应查明原因。需打开各个放气或放油阀门时,应将重瓦斯改接信号,以防瓦斯保护误动作。有地震预报时,应请示总工程师,根据当时具体情况决定是否将重瓦斯改接信号。

九、变压器的异常运行及事故处理

值班人员发现主变压运行中有下列情况之一者应立即汇报调度及有关领导,加强巡视和检查,判断原因,设法尽快消除缺陷。

1、主变压器有异常声音;

2、主变大量漏油,使油位迅速下降;

3、主变油枕油位过高或过低,“油位异常”光字牌亮。

4、套管破损,油闪络放电痕迹;

5、顶层油温与历史相同条件相比过高,温升不正常;

6、主变轻瓦斯动作;

7、接头连接处严重发热;

8、引线断股严重。

十、主变后备保护动作开关跳闸后应进行下列检查及处理

1、动作的后备保护范围内的供电线路保护是否动作;

2、保护范围内的设备瓷质部分有无闪络和破损痕迹;

3、保护本身有无不正常;

4、跳闸开关的情况;

5、查明动作原因,经公司总工程师批准,调度发令,对主变试送一次。

十一、主变着火时,应立即自行拉开主变各侧开关及倒闸,同时停用主变变压器电源,使用灭火器材按“电气设备火灾事故处理”规定进行灭火。灭火应站在上风口,若变压器油溢在顶盖上着火,则应打开变压器下部放油阀门放油,使油面低于着火处;若是变压器内部故障而引起着火,则不能放油以防变压器发生爆炸。

第二部分高压断路器

一、开关的正常巡视项目

1、开关本体、机构的分合闸指示及红绿灯的状态应一致,并与实际状态相符;

2、SF6气体压力正常,无漏气声;

3、引线无断股,连接部位接触良好,无发热变色现象;

4、套管瓷瓶无裂纹及放电痕迹,内部无放电声;

5、开关机构箱应关闭严密,与外部连接的空洞应封堵严密,加热去潮装置正常,机构箱内无异味;

6、弹簧机构储能正常

7、构架无锈蚀,开关及支架接地良好;

8、室外开关无鸟巢,本体及四周无杂物,室内开关应通风良好,网门锁好。

二、开关的特殊巡视项目

1、过负荷时,夜间熄灯巡视时检查开关接头无发热,引线松弛正常;

2、大风、雷雨、雾、雪天气,应检查开关外表无杂物搭挂,无闪络及放电痕迹,引线接头无断股发热现象,机构箱、端子箱门关闭完好,内部无异常;

3、分合闸操作后,开关本体及机构分合闸指示应与红绿灯指示一致,内部无异常声音,外部无异常;

4、开关故障跳闸后,应检查引线及接头有无短路,烧伤痕迹,套管有无裂纹闪络现象,开关油色、油位、油压气压等情况。

三、开关检修或新投运验收检查项目

1、引线接头牢固不松动,示温蜡片完好,各相开关位置指示正常;

2、套管完整清洁,外壳接地牢固;

3、压力正常;

4、弹簧储能正常;

5、开关电动分、合正常;

6、修试资料齐全,并有可投运的结论;

7、各侧接地线应拆除,接地刀闸应拉开,设备单元无遗留物件;

8、保护及自动装置和压板应在调度规定位置;

9、开关工作电压正常不得超过±5%,电流不得超过额定值。

四、开关的异常运行及事故处理

1、开关拒合的处理

A、开关手动合闸不成,若无保护动作,且合闸时表计无指示,可以重合一次,若有继电保护动作,应查明原因汇报调度、工区,在调度位许可前不得合闸;

B、当开关送电操作或重合闸动作发生拒动时,应立即瞬时断开该开关的操作电源,汇报调度及工区,开关改为冷备用后进行检查,若一时无法查明原因,而又急需送电时,如跳闸回路正常压力正常则可用手动合闸。

2、开关拒分的处理

A、当操作控制开关至分闸位置而未分闸,应立即瞬时断开该开关的操作电源,并对开关及机构进行检查,若正常可再进行一次分闸操作仍分不开立即断开该开关操作电源,如压力正常可就地分闸;

B、保护动作而开关拒动,使上一级保护动作引起越级跳闸,应立即将拒分开关操作电源拉开,汇报调度,查明原因,并按越级跳闸的有关规定处理,拒跳开关必须改为冷备用后才能查明原因,故障未消除,禁止投入运行。

3、联络线路开关跳闸的处理

A、复归音响信号,记录时间,检查继电保护及自动装置动作情况并做好记录,复归信号,汇报调度;

B、机构指示是否与实际对应,机构弹簧是否储能正常;

C、各部分瓷件是否良好,其他设备有无异常情况;

4、馈电线路跳闸后,线路故障,开关跳闸不论重合闸成功与否,均应查明保护及自动装置动作情况,做好记录,汇报调度。线路跳闸后,若重合闸动作未成功的,等待调度命令处理,否则可不待调度命令,立即强行送电。但应注意下列情况:

A、误拉开关,并无并列关系的,立即自行合上后再汇报,有并列关系的应先汇报按调度指令处理;

B、误合备用中的开关,汇报调度按调度命令处理;

C、若造成主变开关跳闸停电,应立即合上开关,启用主变,恢复供电后汇报调度。

D、若造成35kv母线失电,应立即汇报调度按调度指令执行,恢复主变供电,其他线路开关应再设法与调度取得联系后处理;

E、误操作或误碰保护接线引起有关开关误动作按上述处理。

五、SF6断路器正常运行时注意事项:

1、新装或投入运行的断路器内的SF6气体严禁向大气排放,必须使用SF6气体回收装置回收;

2、SF6断路器的异常运行和事故处理

A、当运行中的断路器发出“SF6低压力报警”信号时,值班人员应到现场检查有无明显异况并同时汇报调度及工区派员处理;

B、运行中的断路器当发出“SF6低压力闭锁”信号时,此时断路器的分合电气控制回路已被闭锁,应立即汇报调度及工区,并将该断路器改为非自动后处理。

(1)SF6断路器拒分的可能性

1、操作电源及二次回路故障(如电源电压低,熔丝熔断,回路断线,辅助开关接触不良等);

2、合闸铁芯线圈故障,操作把手返回太快;

3、SF6气体压力降低闭锁合闸回路;

4、合闸铁芯卡涩。

(2)SF6断路器拒分的可能性

1、操作电源跳闸回路故障;

2、SF6气体压力降低闭锁分闸回路;

3、机构的机械部分故障。

4、(3)SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时,运行人员现场检查接近设备时要谨慎,尽量选择从“上风口”接近设备,必须有防止SF6气体中毒的措施。

第三部分配电装置

一、隔离开关

1、隔离开关的操作

1.1、允许隔离开关进行下列操作

A、系统无接地时,拉、合电压互感器;

B、无雷击时拉、合避雷器;

C、拉、合空母线;

D、拉、合变压器中性点接地刀闸;

E、拉、合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路。

2、正确使用防止误操作的闭锁装置

2.1、手动操作,合闸时应迅速果断,但不宜用力过猛,以防震碎瓷瓶,合上后查看三相接触情况,合闸终了发生电弧应将刀闸迅速合上,禁止将刀闸再拉开,分、合闸操作终了,机构的定位闭锁销子必须正确就位;

2.2、倒闸操作后,应检查其辅助接点的切换是否可靠正确;

2.3、发现隔离开关的支柱瓷瓶有裂纹、不坚固等会影响操作的情况,则禁止对隔离开关进行操作。

3、隔离开关的巡视项目

3.1、隔离开关瓷瓶无破碎裂纹,无放电痕迹;

3.2、隔离开关接触良好,各连接处应无过热现象,示温蜡片无过若熔化;

3.3、隔离开关底座接地牢固,无损坏现象;

3.4、隔离开关各连杆不应脱落。

二、母线

1、母线的正常巡视项目

1.1、母线巡视时应注意软母线弧垂正常,无断股,松脱现象;

1.2、硬母线应固定良好,伸缩头无过热,示温蜡片无熔化现象;

1.3、母线连接处无松动,螺栓无脱落现象;

1.4、母线无放电,闪络痕迹;

1.5、母线引线上无杂物;

1.6、母线瓷瓶,构架上无杂物;

1.7、对新安装母线或检修后的母线投运前,利用有保护的断路器进行充电,充电时应认真检查母线,确认绝缘正常后才能进行。用母联断路器进行充电时,应启用母联断路器充电保护。

三、电力电容器

1、电容器投运前的检查

1.1、外壳有无渗漏油及膨胀鼓肚现象,瓷瓶是否完好,外壳接地应良好;

1.2、接线是否正确,坚固,接触是否良好;

1.3、螺丝安装是否正确,接触是否良好;

1.4、套管有无裂纹及破损,套管底部连接处密封是否良好;

1.5、示温蜡片已贴好;

1.6、电压互感器的放电回路及氧化锌避雷器应投入,接触良好,并记录底数;

1.7、电容器遮拦内应无杂物,设备上无遗留物件,电容器上无积灰及其它杂物;

1.8、接地线,接地刀闸及各种安全措施全部拆除;

1.9、电容器应编号;

1.10、各类保护完好,按整定单要求配置;

1.11、电容器正常巡视必须在遮拦外进行,运行中不得开启间隔网门,正常投入运行时应检查电流,电压数值在规定范围内。

2、电容器的正常巡视内容

2.1、检查电容器外壳有无渗漏油及膨胀现象,外壳示温蜡片有无熔化现象;

2.2、外壳有无锈蚀现象,电容器有无积灰现象;

2.3、套管有无裂纹及放电痕迹,套管底部连接处密封是否良好;

2.4、各回路接头有无发热,熔丝是否良好,引线连接处有无松动,脱落或断线,支柱瓷瓶的清洁及绝缘情况良好;

3、在巡视电容器时,如发现部分电容器有下列不正常情况时,应停用电容器,汇报调度及有关领导;

3.1、电容器外壳膨胀、漏油;

3.2、电容器外壳上所贴示温蜡片熔化;

3.3、电容器熔丝熔断。

4、电容器工作,在未接地前不得接触电容器外壳及导电部分,虽然电容器停电后自动放电,但仍需经过一段时间才能接地(约3分钟),接地须用带绝缘的接地线接地。电容器熔丝熔断更换工作,在办理许可手续时运行人员须同检修人员再次放电;

5、运行人员应经常监视电容器三相电流是否超过额定电流,三相不平衡电流差值不应超过±5%,若有异常应检查熔丝及母线电压是否平衡;

6、电容器爆炸或起火时应立即断开电容器电源,改为检修状态,按消防规定进行灭火,触及导电部分必须先设法进行接地;

7、电容器断路器跳闸后,应根据保护动作情况对电容器及有关回路进行外观检查,在未找出跳闸原因之前不得重新投入该电容器;

8、电容器断路器拉开后,应经3分钟后才能再合闸(因而在操作时若发生断路器合不上或误跳等现象,不可连续进行合闸);

9、母线停电时应先切除电容器,再停各馈线,送电先送馈线,再根据电压情况决定投入与否;

10、电容器在运行中,若发现熔丝熔断,应停电查明原因,更换熔丝后方可投入运行;

11、若电容器故障,保护动作而电容器断路器拒动,若造成越级跳闸,应立即拉开电容器母线侧刀闸,再恢复母线送电。

四、仪用互感器

1、仪用互感器正常运行时检查及其注意事项

1.1、电压互感器一、二次熔丝无熔断现象,仪表指示应正常,接线紧固,接地良好;

1.2、电流互感器一、二次接线紧固,接地良好;

1.3、电压互感器二次回路不得短路,电流互感器二次回路不得开路;

1.4、套管及外壳应清洁无裂纹合放电痕迹,不渗漏油,各部分接头不过热,油面正常,油色清晰,内部无异常响声。

五、防雷设备及接地装置

(一)、一般规定

1、避雷器应常年投入运行,还应每年在雷雨季节前校验一次,校验合格后即可投入运行;

2、雷雨季节运行方式应按省调,市调,县调下达雷季运行方式执行;

3、馈线线路侧无避雷器的在雷雨季节不得带电开口运行;

4、任一条母线投入运行时,相应母线避雷器须投入运行;

5、雷雨应按要求做好雷电观察记录;

6、每次雷电后应进行特殊巡视一次,雷电期间不得进行操作。

(二)避雷器巡视项目

1、避雷器安装牢固,应保持垂直;

2、瓷瓶应清洁完整,无破损及异常放电声;

3、引线和接地良好,连接牢固,无断裂和锈蚀,均压环和铁帽应紧固;

4、动作记录器应良好;

5、避雷器屏蔽环接地应可靠;

(三)避雷器异常处理

1、避雷器故障现象

1.1、外部瓷套有裂纹;

1.2、引线接地线接触不良或有异声;

1.3、发生异常放电现象。

处理:应立即汇报调度及有关领导,根据调度指令推出故障避雷器,如暂无办法消除故障,应加强检查监视。

(四)运行时接地装置检查

1、接地螺丝是否松动;

2、接地线有无锈蚀断路现象;

3、所有电气设备外壳是否可靠接地;

4、每年雷雨季节前,应对接地装置进行一次检查。

第四部分交流所用电系统

一、所用变巡视项目

1、电流不超过额定值,三相不平衡电流不大于25%;

2、引线正常;

3、油色、油位正常;

4、瓷套无破损裂纹及放电痕迹;

5、无渗漏油现象;

6、电缆头无发热现象;

7、瓷套引线各连接处无发热变色,示温蜡片无熔化现象。

二、所用变的运行操作

1、高压部分的操作应得到调度的许可,低压部分可由值班员自行操作;

2、启用2#所用变的操作顺序应按下1#所用变停止按钮;

3、启用1#所用变的操作顺序应按下2#所用变停止按钮;

4、在所用变或所变屏上有进行低压侧接线变动的工作恢复时需进行核相;

5、两台所用变不得并列运行。

三、所用变有下列情况时应立即停用,设法保证另一台所变正常运行,并汇报调度及有关领导听候处理。

1、所变内部有爆炸声;

2、所用变喷油冒烟;

3、所用变着火。

第五部分事故处理

一、概述

(一)事故处理的一般原则

1、尽快限制事故发展,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继续运行,以保证对用户的正常供电;

3、尽快对已停电的用户恢复供电,对重要用户应优先供电;

4、调整电力系统的运行方式,使其恢复正常;

5、发生事故时,当值调度员是事故处理的指挥者,当值值班员是事故处理的执行者;值班员应做到汇报简明扼要,考虑全面周到,操作正确迅速;

6、当值调度员发布的调度操作命令,变电所值班人员必须立即执行;如值班员认为所接受的调度指令不正确时,应立即向发布该调度指令的调度员报告并说明理由,由调度决定调度指令的执行或撤销,如调度重复该调度指令时,值班员必须执行;若执行该调度指令将危及人身、设备或电网安全时,值班员应拒绝执行,同时将拒绝执行的理由及改正调度指令内容的建议,报告发令的调度员及有关领导;

7、发生事故后,必须由当值值班员处理,除有关领导和技术人员外,其他人员必须迅速离开现场,当发现值班员不能胜任时,有关领导有权指定其他人员进行处理;

8、事故处理时,向调度汇报要互报单位、姓名,严格执行发令、复诵汇报、录音和记录制度,必须使用统一的调度术语和操作术语,调度指令必须由当值正值接受,汇报内容一般包括:

A、异常及事故发生的时间;

B、断路器动作情况;

C、发生异常事故自行处理情况。

9、对于事故发生后的各装置的动作信号,值班员应认真核对无误后做好记录后方可复归,有些重大的事故应保留;

10、事故发生后如通信失灵,值班员可按规定先自行进行处理,然后设法汇报调度及有关领导;

11、事故处理中不得进行交接班,接班人员可在当值正值的要求下协助处理,待事故处理告一段落,征得调度的同意后方可交接班。

(二)出现下列情况之一者,值班员可一面进行处理,一面作简要汇报,事后要详细汇报及有关领导。

1、将直接对人员生命有危险的设备停电;

2、确知无来电的可能性,将已损坏的设备隔离;

3、如母线失电时,如有外来电源,可保留一路最易来电的电源断路器在合闸位置;

4、线路断路器由于误碰跳闸,立即恢复送电;

5、本规程中规定的其它因设备严重缺陷需紧急停电者。

二、35kv线路故障断路器跳闸的处理

1、检查继电保护及自动装置的动作情况并做好记录,汇报调度后复归信号;

2、检查SF6压力是否正常,有无漏气现象;

3、机构指示是否与实际相对应,机构弹簧是否储能;

4、各部份瓷件是否良好,其他设备有无异常情况;

5、线路有带电作业工作,若线路故障跳闸后不得强送。

三、母线故障及失电事故处理

1、母线故障的现象:母线保护动作(如母差保护)连接在母线上的所有断路器跳闸,以及故障引起的声、光、信号等;

2、母线故障后,值班员应检查母线上是否有未跳开的断路器,如有立即拉开,并对故障母线进行外部检查,把检查结果迅速汇报调度。其处理原则是:

2.1、不允许对故障母线未经检查即强行送电,以防事故扩大;

2.2、找到故障点并能迅速隔离的,在隔离故障点后应迅速报告调度,并根据调度指令对停电母线恢复送电,有条件时应考虑用外来电源对停电母线送电,联络线要防止非同期合闸;

2.3、经检查找不到故障点的,应用外来电源对故障母线进行试送电,如用本所的母联断路器充电,一般不允许用主变断路器直接对母线试充电,如必须用,应经调度及有关领导批准。

3、母线失电是指母线本身无故障而失去电源,判断母线失电的依据是同时出现下列现象:

3.1、该母线电压表指示消失;

3.2、该母线所有出线断路器仍在运行状态;

3.3、改母线的各出线及变压器负荷消失(电流表,功率表指示为零);

四、35kv系统单相接地事故处理

1、35kv系统发生单项接地时的现象:35kv母线电压表一相降低或降为零,另外两相升高或升高为线电压,“35kvⅠ段母线接地”或“35kvⅡ段母线接地”光字牌亮;

2、35kv系统发生单相接地后值班员应做好记录,先对所内35kv系统进行一次外观检查,将检查情况及时汇报调度;

3、不得将下列情况误判断为接地故障

A、电压互感器一、二瓷熔丝熔断或电压互感器二次回路断线引起的三相电压指示不平衡;(一相电压降低,另两相电压不变,并有接地信号发出为熔丝熔断引起)

B、空载母线充电时造成的电晕引起不平衡并发出接地信号;

4、35kv发生单相接地时可继续运行,但运行时间不得超过2小时;

5、35kv系统发生单相接地的处理原则

A、先对本所内系统进行检查,看有无明显接地点;

B、用接地寻找按钮进行拉路试验时注意事项;

a、必须两人进行,一人操作,另一人监视信号变化;

b、操作前应征得调度同意,并检查重合闸是否启用;

c、断路器跳开后如重合闸未动作,值班员应迅速将其合上。

五、通信中断事故处理

1、通信中断系指变电所内调度电话,外线电话均与外界无法取得联系;

2、调度预发的所有操作任务票均不得自行操作,如操作任务票已经发令而正在进行操作者,则可将该操作任务票执行完毕;

3、通信中断时,若系统发生事故则按下列原则处理:馈电线路跳闸,立即强送一次,强送不成将断路器转冷备。

六、母线故障的处理原则

A、不允许对故障母线不经检查即强行送电,以防事故扩大;

B、找到故障点并能迅速隔离的,在故障点隔离,并确认停电母线无问题后方可对停电母线恢复送电;

C、经过检查找不到故障点时,不得擅自恢复送电。

七、火灾事故处理

1、电气设备着火,值班人员应立即断开电源,并对受威胁的设备进行隔离,应立即汇报调度;

2、在断开电源后,方可对着火设备进行灭火,严禁在带电情况下对设备进行灭火;

4、变压器、电容器、互感器等注油设备应用1211灭火机灭火,溢在地面上的油层可用沙子灭火;

5、扑救电缆火灾时,扑救人员应戴正压式呼吸器并穿绝缘靴戴绝缘手套,禁止用手直接接触电缆,也可用黄砂覆盖等窒息方法。

6、火灾发生后,应迅速打电话119,向消防部门求援,并配合做好安全措施,严密监视外来人员,及时提醒或阻止不安全行为。

八、直流接地点查找步骤

发现直流接地在分析、判断基础上,用拉路查找分段处理的方法以先信号和照明部分后操作部分,先室外后室内部分为原则,依次:

1、区分式控制系统还是信号系统接地;

2、信号和照明回路;

3、控制和保护回路;

4、取熔断器的顺序,正极接地时,先断(+),后断(—),恢复熔断器时先投(—),后投(+)。

第六部分典型操作票

注水1线1811线路由运行转检修

1、拉开注水1线1811开关.

2、检查注水1线1811开关在开位.

3、拉开注水1线1811—2刀闸.

4、拉开注水1线1811—1刀闸

5、在注水1线1811—2刀闸线路侧验明确无电压.

6、在注水1线1811—2刀闸线路侧装设1#地线一组.

7、在注水1线1811—2刀闸操作把手上悬挂“禁止合闸,线路有人工作”标示牌.

注水1线1811线路由检修转运行

1、取下注水1线1811—2刀闸操作把手上“禁止合闸,线路有人工作”标示牌.

2、拆除注水1线1811—2刀闸线路侧1#地线一组.

3、检查注水1线1811开关在开位.

4、合上注水1线1811—1刀闸.

5、合上注水1线1811—2刀闸.

6、检查注水1线1811开关在合位.

7、合上注水1线1811开关.

注水1线1811开关由运行转检修

1、拉开注水1线1811开关.

2、检查注水1线1811开关在开位.

3、拉开注水1线1811—2刀闸.

4、拉开注水1线1811—1刀闸.

5、在注水1线1811开关与1811—2刀闸间验明确无电压.

6、在注水1线1811开关与1811—2刀闸间装设1#地线一组.

7、在注水1线1811开关与1811—1刀闸间验明确无电压.

8、在注水1线1811开关与1811—1刀闸间装设2#地线一组.

9、拉开注水1线1811开关控制保险.

10、拉开注水1线1811开关合闸保险.

注水1线1811开关由检修转运行

1、拆除注水1线1811开关与1811—1刀闸间2#地线一组.

2、拆除注水1线1811开关与1811—2刀闸间1#地线一组.

3、合上注水1线1811开关控制保险.

4、检查注水1线1811开关在开位.

5、合上注水1线1811—1刀闸.

6、检查注水1线1811开关在合位.

7、合上注水1线1811开关合闸保险.

8、合上注水1线1811开关.

9、合上注水1线1811—2刀闸.

注水1线1811开关及线路由运行转检修

1、拉开注水1线1811开关.

2、检查注水1线1811开关在开位.

3、拉开注水1线1811开关合闸保险

4、拉开注水1线1811—2刀闸.

5、拉开注水1线1811—1刀闸.

6、在注水1线1811开关与1811—1刀闸间验明确无电压.

7、在注水1线1811开关与1811—1刀闸间装设1#地线一组.

8、在注水1线1811—2刀闸线路侧验明确无电压.

9、在注水1线1811—2刀闸线路侧装设2#地线一组.

10、拉开注水1线1811开关控制保险.

11、在注水1线1811—2刀闸操作把手上悬挂“禁止合闸,线路有人工作”标示牌.

注水1线1811开关及线路由检修转运行

1、取下注水1线1811—2刀闸操作把手上“禁止合闸,线路有人工作”标示牌.

2、拆除注水1线1811—2刀闸线路侧2#地线一组.

3、拆除注水1线1811开关与1811—1刀闸间侧1#地线一组.

4、合上注水1线1811开关控制保险.

5、检查注水1线1811开关在开位.

6、合上注水1线1811—1刀闸.

7、合上注水1线1811—2刀闸.

8、检查注水1线1811开关在合位.

9、合上注水1线1811开关.

10、合上注水1线1811开关合闸保险.

注水1线1811开关由运行转热备用

1、拉开注水1线1811开关.

2、检查注水1线1811开关在开位.

注水1线1811开关由热备用转运行

1、检查注水1线1811开关在合位

2、合上注水1线1811开关.

3、检查注水1线1811开关在热备用.

注水1线1811开关由运行转冷备用

1、拉开注水1线1811开关.

2、拉开注水1线1811—1刀闸.

3、拉开注水1线1811—2刀闸

4、检查注水1线1811开关在开位.

注水1线1811开关由冷备用转运行

1、检查注水1线1811开关在合位.

2、合上注水1线1811—1刀闸.

3、合上注水1线1811—2刀闸.

4、合上注水1线1811开关.

5、检查注水1线1811开关在开位

注水1线1811开关由热备用转检修

1、检查注水1线1811开关在开位.

2、拉开注水1线1811开关合闸保险.

3、拉开注水1线1811—2刀闸.

4、拉开注水1线1811—1刀闸

5、在注水1线1811开关与1811—2刀闸间验明确无电压.

6、在注水1线1811开关与1811—2刀闸间装设1#地线一组.

7、在注水1线1811开关与1811—1刀闸间验明确无电压.

8、拉开注水1线1811开关控制保险.

9、在注水1线1811开关与1811—1刀闸间装设2#地线一组.

注水1线1811开关由检修转热备用

1、拆除注水1线1811开关与1811—2刀闸间1#地线一组.

2、拆除注水1线1811开关与1811—1刀闸间2#地线一组.

3、合上注水1线1811开关合闸保险.

4、检查注水1线1811开关在开位.

5、合上注水1线1811—1刀闸.

6、合上注水1线1811—2刀闸.

7、合上注水1线1811开关控制保险.

注水1线1811开关由冷备用转检修

1、检查注水1线1811开关在冷备用.

2、拉开注水1线1811开关合闸保险.

3、在注水1线1811开关与1811—2刀闸间验明确无电压.

4、在注水1线1811开关与1811—2刀闸间装设1#地线一组.

5、在注水1线1811开关与1811—1刀闸间验明确无电压.

6.、拉开注水1线1811开关控制保险

7、在注水1线1811开关与1811—1刀闸间装设2#地线一组.

注水1线1811开关由检修转冷备用

1、拆除注水1线1811开关与1811—1刀闸间2#地线一组

2、拆除注水1线1811开关与1811—2刀闸间1#地线一组

3、合上注水1线1811开关合闸保险.

4、合上注水1线1811开关控制保险

注水1线1811开关由热备用转冷备用

1、检查注水1线1811开关在开位

2、拉开注水1线1811—2刀闸

3、拉开注水1线1811—1刀闸

注水1线1811开关由冷备用转热备用

1、检查注水1线1811开关在开位

2、合上注水1线1811—1刀闸

3、合上注水1线1811—2刀闸

1#主变由运行转检修

1、核对1#2#主变负荷

2、检查6kv母联01开关在合位

3、拉开1#主变201开关

4、检查1#主变201开关在开位

5、拉开1#主变301开关

6、检查1#主变301开关在开位

7、拉开1#主变201-1刀闸

8、拉开1#主变301-1刀闸

9、在1#主变201开关与201-1刀闸间验明确无电压

10、在1#主变201开关与201-1刀闸间装设1#地线一组

11、在1#主变301开关与301-1刀闸间验明确无电压

12、在1#主变301开关与301-1刀闸间装设11#地线一组

1#主变由检修转运行

1、拆除1#主变301开关与301-1刀闸间#地线一组

2、拆除1#主变201开关与201-1刀闸间#地线一组

3、检查1#主变301开关在开位

4、合上1#主变301-1刀闸

5、检查1#主变201开关在开位

6、合上1#主变201-1刀闸

7、合上1#主变301开关

8、检查1#主变301开关在合位

9、合上1#主变201开关

10、检查1#主变201开关在合位

6kvI段母线由运行转检修

1、检查6kvI段电容器05开关在开位

2、拉开6kvI段电容器05-1刀闸

3、拉开注水一线1811开关

4、检查注水一线1811开关在开位

5、拉开注水一线1811-2刀闸

6、拉开注水一线1811-1刀闸

7、拉开小三站1813开关

8、检查小三站1813开关在开位

9、拉开小三站1813-2刀闸

10、拉开小三站1813-1刀闸

11、拉开大站一线1815开关

12、检查大站一线1815开关在开位

13、拉开大站一线1815-2刀闸

14、拉开大站一线1815-1刀闸

15、拉开小四站1817开关

16、检查小四站1817开关在开位

17、拉开小四站1817-2刀闸

18、拉开小四站1817-1刀闸

19、拉开6kv母联01开关

20、检查6kv母联01开关在开位

21、拉开6kv母联01-2刀闸

22、拉开6kv母联01-1刀闸

23、拉开6kvI段03PT03-1刀闸

24、拉开6kvI段03PT二次保险

25、拉开1#主变201开关

26、检查1#主变201开关在开位

27、拉开1#主变301开关

28、检查1#主变301开关在开位

29、拉开1#主变201-1刀闸

30、拉开1#主变301-1刀闸

31、在6kvI段电容器05开关负荷侧验明确无电压

32、在6kvI段电容器05开关负荷侧装设1#地线一组

33、在注水一线1811开关与1811-1刀闸间验明确无电压

34、在注水一线1811开关与1811-1刀闸间装设2#地线一

35、在小三站1813开关与1813-1刀闸间验明确无电压

36、在小三站1813开关与1813-1刀闸间装设3#地线一组

37、在大站一线1815开关与1815-1刀闸间验明确无电压

38、在大站一线1815开关与1815-1刀闸间装设4#地线一组

39、在小四站1817开关与1817-1刀闸间验明确无电压

40、在小四站1817开关与1817-1刀闸间装设5#地线一组

41、在6kv母联01开关与01-2刀闸间验明确无电压

42、在6kv母联01开关与01-2刀闸间装设6#地线一组

43、在6kvI段03PT与03-1刀闸间验明确无电压

44、在6kvI段03PT与03-1刀闸间装设7#地线一组

45、在1#主变201开关与1#主变间验明确无电压

46、在1#主变201开关与1#主变间装设8#地线一组

47、在6kvI段母线上验明确无电压

48、在6kvI段母线上装设9#地线一组

6kvI段母线由检修转运行

1、拆除6kvI段母线上9#地线一组

2、拆除1#主变201开关与1#主变间8#地线一组

3、拆除6kvI段03PT与03-1刀闸间7#地线一组

4、拆除6kv母联01开关与01-2刀闸间6#地线一组

5、拆除小四站1817开关与1817-21刀闸间5#地线一组

6、拆除大站一线1815开关与1815-2刀闸间4#地线一组

7、拆除小三站1813开关与1813-2刀闸间3#地线一组

8、拆除注水一线1811开关与1811-2刀闸间2#地线一组

9、拆除6kvI段电容器05开关负荷侧1#地线一组

10、检查以上9组地线确已拆除

11、检查1#主变301开关在开位

12、合上1#主变301-1刀闸

13、检查1#主变201开关在开位

14、合上1#主变201-1刀闸

15、合上1#主变301开关

16、检查1#主变301开关在合位

17、合上1#主变201开关

18、检查1#主变201开关在合位

19、合上6kvI段03PT二次保险

20、合上6kvI段PT03-1刀闸

21、检查小四站1817开关在开位

22、合上小四站1817-1刀闸

23、合上小四站1817-2刀闸

24、合上小四站1817开关

25、检查小四站1817开关在合位

26、检查大站一线1815开关在开位

27、合上大站一线1815-1刀闸

28、合上大站一线1815-2刀闸

29、合上大站一线1815开关

30、检查大站一线1815开关在合位

31、检查小三站1813开关在开位

32、合上小三站1813-1刀闸

33、合上小三站1813-2刀闸

34、合上小三站1813开关

35、检查小三站1813开关在合位

36、检查注水一线1811开关在开位

37、合上注水一线1811-1刀闸

38、合上注水一线1811-2刀闸

39、合上注水一线1811开关

40、检查注水一线1811开关在合位

41、检查6kvI段电容器05开关在开位

42、合上6kvI段电容器05-1刀闸

43、检查6kv母联01开关在开位

44、合上6kv母联01-2刀闸

45、合上6kv母联01开关

46、检查6kv母联01开关在合位

35kv四母线由运行转检修

1、核对1#2#主变负荷

2、检查6kv母联01开关在合位

3、拉开1#主变201开关

4、检查1#主变201开关在开位

5、拉开1#主变301开关

6、检查1#主变301开关在开位

7、拉开集段线319开关

8、检查集段线319开关在开

9、拉开35kv母联345开关

10、检查35kv母联345开关在开位

11、检查联集线330开关在开位

12、拉开1#主变201-1刀闸

13、拉开1#主变301-1刀闸

14、拉开集段线319-2刀闸

15、拉开集段线319-4刀闸

16、拉开联集线330-2刀闸

17、拉开联集线330-4刀闸

18、拉开2#所用变跌落保险

19、拉开35kv四母线PT31-1刀闸

20、拉开35kv四母线31PT二次保险

21、拉开35kv母联345-5刀闸

22、在1#主变201开关与201-1刀闸间验明确无电压

23、在1#主变201开关与201-1刀闸间装设1#地线一组

24、在联集线330开关与330-2刀闸间验明确无电压

25、在联集线330开关与330-2刀闸间装设11#地线一组

26、在集段线319开关与319-2刀闸间验明确无电压

27、在集段线319开关与319-2刀闸间装设12#地线一组

28、在35kv母联345开关与345-5刀闸间验明确无电压

29、在35kv母联345开关与345-5刀闸间装设13#地线一组

30、在35kv四母线31PT与31-1刀闸间验明确无电压

31、在35kv四母线31PT与31-1刀闸间装设14#地线一组

32、在35kv四母线上验明确无电压

33、在35kv四母线上装设15#地线一组

35kv四母线由检修转运行

1、拆除35kv四母线上15#地线一组

2、拆除35kv四母线31PT与31-1刀闸间14#地线一组

3、拆除35kv母联345开关与345-5刀闸间13#地线一组

4、拆除集段线319开关与319-2刀闸间12#地线一组

5、拆除联集线330开关与330-2刀闸间11#地线一组

6、拆除1#主变201开关与201-1刀闸间1#地线一组

7、检查以上6组地线确已拆除

8、检查35kv母联345开关在开位

9、合上35kv母联345-5刀闸

10、合上35kv四母线31PT二次保险

11、合上35kv四母线PT31-1刀闸

12、检查联集线330开关在开位

13、合上联集线330-4刀闸

14、合上联集线330-2刀闸

15、检查集段线319开关在开位

16、合上集段线319-4刀闸

17、合上集段线319-2刀闸

18、检查1#主变301开关在开位

19、合上1#主变301-1刀闸

20、检查1#主变201开关在开位

21、合上1#主变201-1刀闸

22、合上35kv母联345开关

23、检查35kv母联345开关在合位

24、合上集段线319开关

25、检查集段线319开关在合位

26、合上1#主变301开关

27、检查1#主变301开关在合位

28、合上1#主变201开关

29、检查1#主变201开关在合位

30、合上2#所用变跌落保险