35KV变电站现场运行规程文档格式.docx

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2.3.3.1接受调度预发任务票

2.3.3.2查对模拟图板填写操作票

2.3.3.3审查发现错误应重新填票

2.3.3.4对操作进行预想

2.3.3.5调度正式发令操作

2.3.3.6模拟操作

2.3.3.7逐项唱票并核对设备名称编号

2.3.3.8操作并逐项勾票

2.3.3.9检查设备并使系统模拟图与设备状态一致

2.3.3.10向调度汇报操作任务完成

2.3.3.11做好记录签销操作票

2.3.3.12复查评价、总结经验。

3.1.1一般运行条件：

3.1.1.1变压器的运行电压一般不应高于运行分接额定电压的105%。

对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行，对电流、电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K〔K≤1〕倍时，按以下公式对电压U加以限制：

U%=110-5K2。

3.1.1.2变压器在运行中应监视其上层油温。

当最高环境温度为40℃时，监视值不应超过95℃，自然油循环冷却的变压器上层油温正常监视值不宜超过85℃。

3.1.2.1正常周期性负载的运行

3.1.2.2长期急救周期性负载的运行

3.2主变压器的操作

3.2.1主变的启用操作应先合电源侧断路器，后合负荷侧断路器。

刀闸操作的顺序：

如两台变压器并列运行，应先合母线侧刀闸，后合主变侧刀闸；

如果单台变压器运行，则应先合上电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸。

停用操作与此相反。

3.2.2主变的投、停运

3.2.2.1在投运变压器之前，操作人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行的条件。

并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。

变压器在低温投运时，应防止呼吸器结冰被堵。

3.2.2.2运用中的变压器应随时可以投入运行。

长期备用的变压器，应每隔15天将其运行一次，时间不少于4小时。

3.2.2.3新投及更换绕组后的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，其冲击次数为：

新安装变压器投运冲击五次，更换变压器绕组冲击三次。

漏油；

B套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹其它异常现象；

C变压器音响应正常；

G压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损；

H有载调压分接开关的分接位置及电源指示应正常；

3.3.1.2在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查,增加巡视检查次数:

A新变压器或经过检修、改造的变压器在投运72小时内；

E变压器超负载运行时；

F近区短路故障后。

3.3.3瓦斯保护装置的运行

此时其它保护装置必须接跳闸。

3.3.3.2当油位计油位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。

3.4主变压器的异常运行及事故处理

3.4.1发现变压器运行中有异常现象〔如漏油、油位过高或过低、温度异常、音响不正常等〕时，应立即汇报当值调度和有关领导，设法尽快消除故障。

变压器有下列情况之一时，应立即将变压器退出运行。

如有备用变压器应尽可能将备用变压器投入运行；

3.4.1.1变压器声响明显增大，很不均匀，有爆裂声；

3.4.1.2严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；

3.4.1.3套管有严重的破损和放电现象；

3.4.1.4变压器冒烟着火。

3.4.2当发生危及变压器安全的故障，而当变压器保护装置拒动时，留守人员应立即将变压器停运。

3.4.3当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它异常情况，对变压器构成严重威胁时，留守人员应立即将变压器停运。

3.4.4变压器油温升高超过允许限度时，应判明原因采取措施使其降低，检查步骤为：

3.4.4.1检查变压器的负载和环境温度，并与同一负载和环境温度下正常的温度核对；

3.4.4.2核对温度测量装置；

3.4.4.3检查变压器冷却装置。

若发现油温较同一负荷和冷却条件下高出10℃以上,或变压器负荷不变，油温不断上升，而冷却装置正常，温度计正常，则认为变压器发生故障，应立即将变压器停运。

3.4.5.1轻瓦斯保护动作发出信号时,应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因空气侵入、油位降低、二次回路故障或变压器内部故障造成。

并汇报调度、生技等有关部门。

3.4.5.2有载调压装置若分接变换不频繁而轻瓦斯保护动作频繁，应作好记录，及时汇报并暂停分接变换。

3.4.5.3瓦斯继电器内如有气体应取气进行分析，若气体为无色无臭不可燃，分析判断为空气，则变压器可继续运行；

若气体是可燃的，分析判断变压器内部有故障，应将变压器停运，分析动作原因并进行检查处理。

如有备用变压器，则应先投入备用变压器。

3.4.6变压器开关跳闸的处理

3.4.6.1如有备用变压器应立即将其投入，然后查明跳闸原因；

3.4.6.2如系变压器差动或重瓦斯保护动作，检查结果表明开关跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或二次回路故障所造成，处理后经总工批准，由调度发令可以试送一次。

否则，必须进行检查试验，查明变压器跳闸的原因，排除故障后，经总工批准，由调度发令试送。

3.4.6.3如变压器过流保护动作，进行外部检查无异状后，由调度发令试送一次。

3.4.6.4变压器着火处理：

变压器着火时，应首先断开电源，停用冷却器，打火警119电话报警，并迅速使用灭火装置灭火,。

如有备用变压器，应将其投入运行。

4.2.1.1真空断路器的运行维护

4.2.1.2断路器巡视检查项目：

4.2.2电磁操作机构的运行维护

4.2.2.1电磁操作机构正常巡视项目：

4.2.3弹簧机构的运行维护

4.2.3.1弹簧机构的运行规定：

确已储能。

断路器在运行过程中，储能电源的闸刀或熔丝不能随意断开。

当手动储能完毕时，应立即将手柄取下，防止手柄转动伤人，并合上储能电源闸刀。

4.2.3.2弹簧操作机构正常巡视项目：

D、开关在分闸备用状态时，分闸连杆复位，分闸锁扣应到位，合闸弹簧应储能；

E驱潮加热装置应正常完好。

4.3.1当发现断路器在运行中内部有严重的放电声，应迅速拉开上一级电源断路器〔两侧都为电源的应拉两侧断路器〕，然后再拉开该断路器和两侧刀闸。

桩头熔化，套管冒胶、瓷套炸裂、引线熔断应迅速拉开该断路器和两侧刀闸。

4.3.2运行中发现真空断路器真空破坏、操作机构压力低于闭锁值等严重缺陷，则应将断路器改为非自动〔分开保护屏上保护电源空气开关〕，并汇报调度。

有旁路断路器的启用旁路断路器代替。

4.3.3断路器合闸不成，若无继电保护动作且合闸时该分路遥信量无大幅度变化，可以重新合一次；

若继电保护动作，则应查明原因，汇报调度。

4.3.4断路器拒分或有合闸自保持回路的断路器拒合时，应通知变电站操作人员将该断路器控制电源瞬时断开，汇报调度及有关领导，听候处理。

如有旁路断路器应要求调度启用旁路断路器代替，将故障断路器改至冷备用后处理。

4.3.5当操作控制开关至分闸位置而断路器未分闸。

可再进行分闸操作一次。

如是通道或自动化设备的问题，则应汇报调度，通知自动化人员检查通道或自动化设备情况。

如操作机构不正常，有旁路断路器，则可用旁路断路器代替，将故障断路器及旁路断路器改非自动后，用拒分断路器两侧刀闸解环，将拒分断路器改为冷备用。

如无旁路断路器，则停上一级断路器后将故障断路器转冷备用。

4.3.6保护动作而断路器拒绝跳闸，致使上一级断路器保护动作越级跳闸时，应汇报调度查明原因，按越级跳闸有关规定处理。

4.3.7拒绝跳闸断路器必须改为冷备用后才能查找原因。

断路器拒绝跳闸故障未解除前，禁止投入运行。

4.3.8线路断路器故障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，汇报调度。

4.3.9断路器有不正常情况时，应及时向调度及有关领导汇报。

4.3.10发生误拉合断路器按下列原则处理：

4.3.10.1误拉断路器，对无并列关系的立即自行合上，再汇报。

有并列关系的，按调度命令处理。

4.3.10.2设备误操作或误碰保护接线引起的有关断路器误动作，按4.3.10.1处理。

4.3.10.3若造成母线失电时，立即汇报调度，按调度指令执行。

通讯失灵时，合上受电线路断路器，恢复主变供电，其它线路断路器应在设法与调度取得联系后处理。

4.3.11操作机构常见异常及处理

4.3.11.1电磁机构常见异常及处理：

A合闸接触器或辅助开关拉杆不合适及接点合不上；

区分电气和机械故障，在操作时应检查直流合闸电流表、如没有冲击电流说明是电气故障，有冲击电流则说明是机构故障。

4.3.11.2弹簧机构常见异常及处理：

路，若常亮或熄灭后又亮，则应迅速切断电机电源，然后检查原因；

B如储能电机损坏，断路器又需立即送电时，可手动储能，但送电后应立即再一次手动储能，以备重合闸需要。

5.1.1配电装置包括母线、断路器、刀闸、互感器、耦合设备、电力电容器、电抗。

5.1.2室内外配电装置应有装设接地线的专用接地极。

配电设备不带电的金属外壳、设备构架，均应按规定有可靠的接地。

5.1.3配电装置应按规定配备足够的适合电气灭火的消防设施，并存放于固定位置，定期进行检查和维护。

5.1.4室内外配电装置的主通道和主设备附近应装有照明设施，照明设施与配电设备应保持足够的安全距离且便于维护修理。

5.1.5站内应配有足够的安全用具及备品，安全用具要妥善保管和定期试验，过期或不合格的安全用具禁止使用。

5.1.6开关室的房屋应不漏渗，门窗应完好并关闭严密，通风孔、洞要加护网，做好防小动物的措施，电缆沟孔洞应按规定封堵。

5.1.7配电装置的接头处应贴示温片，以监视接头是否过热。

5.2.1巡视检查项目：

5.2.1.1刀闸瓷绝缘无破损裂纹、放电痕迹或放电异声。

5.2.1.2刀闸接触应良好、触头不应顶死，各连接点应无过热变色或示温片变色现象，在高峰负荷时应加强巡视。

5.2.1.3刀闸支架接地应良好，铸铁件无锈蚀开裂现象。

5.2.1.4冬季应检查刀闸操作杆及支柱瓷瓶无积水、冻裂现象。

变色或示温片熔化现象。

5.2.1.6母线连接处无松动、螺栓脱落现象。

5.2.2允许用刀闸进行下列操作：

5.2.1统无接地时，拉合电压互感器；

5.2.2.2无雷击时，拉合避雷器；

5.2.2.3拉合空载母线；

5.2.2.4拉合空载站用变压器；

5.2.2.5拉合闭路开关的旁路电流。

上述设备如长期停用时，在未经试验前不得用刀闸进行充电。

5.2.3刀闸操作的方法

5.2.3.1正确使用防止误操作的闭锁装置。

5.2.3.2拉、合刀闸前均应检查相应开关确在分闸位置，停电应先拉负荷侧，后拉闸源侧，送电步骤相反。

拉合后应检查刀闸各相是否确已拉开或合闸良好。

5.2.3.3用刀闸进行等电位操作，必须先将相应开关改为非自动。

5.2.3.4手动操作，应迅速果断，但不宜用力过猛，以防震碎瓷瓶。

拉闸时如误拉刀闸，并已完全拉开时，禁止再合上；

如误拉刀闸就发现误拉应迅速合上。

合闸时，如误合刀闸，在任何情况下都不得将该刀闸再拉开。

5.2.3.5电动机构的刀闸操作，应遵守下列各项：

A操作前必须确认刀闸的编号和操作按钮的分、合标志。

电动操作若刀闸不动作，应立即拉开其操作电源闸刀，查明原因。

必要时，可手动操作。

5.2.4母线操作的基本技术规定

5.2.4.1新装、检修或长期备用的母线投运前应利用有保护的开关，对母线充电。

5.2.4.2单母线分段接线，若用分段刀闸进行某一段母线的停、送电操作，操作前应确保该段母线上的各出线开关和主变开关在分闸位置。

5.2.4.3利用旁路母线转移负荷时，必须用开关进行解、合环，任一回路旁路刀闸进行分合闸操作应在旁路开关断开状态下才允许进行。

5.3互感器

5.3.1互感器的正常检查项目：

5.3.1.1运行中互感器所连接的二次仪表、继电器应正常工作。

5.3.1.2电压互感器一、二次熔丝、限流电阻应完好，接线紧固，接地良好，二次侧严禁短路。

5.3.1.3电流互感器一、二次接线紧固，接地良好，二次侧严禁开路。

5.3.1.4套管及外壳应清洁、无裂纹和放电痕迹；

油浸互感器的油色、油位正常，无渗漏，其引线出口处应密封良好，无漏油或流胶现象。

5.3.1.5内部应无异味无异常音响，干式互感器应无大振动声。

5.3.1.6室外端子箱内应无受潮，接线端子无积灰、打火现象。

5.3.1.7电压互感器的消谐装置应正常完好。

5.3.3电压互感器的故障及处理

5.3.3.1电压表、功率表、电度表等指示不正常时，应检查压变二次回路熔丝、空气开关、压变刀闸的辅助接点及压变本体情况，及时排除故障。

5.3.3.2电压互感器低压熔丝熔断或空气开关跳闸，经检查无明显异状，应立即按原规范更换熔丝或合上空气开关，恢复正常工作，若再次熔断应及时查明原因。

5.3.3.3电压互感器高压熔丝熔断，应在检修状态下进行更换，若再次熔断应立即停用查明原因。

5.3.3.4若变压器交流电压消失，引起保护或自动装置异常并有可能误动，无法自行处理的应汇报调度、生技部等部门尽快派人处理，同时申请退出有关保护的运行。

5.3.5电流互感器二次回路开路的判断与处理：

5.3.5.1电流互感器二次回路开路可能有下列现象：

A、相应回路的电流、功率异常降低或为零；

B、电流互感器本体噪声大，振动不均匀；

根据负荷情况和断线部位，上述现象一般不同时发生，负荷轻时有时不易发现，运行人员应根据实际情况，仔细分析，以便及时采取措施。

5.3.5.3电流互感器二次回路开路的处理：

负荷电流；

B、能自行处理的，应使用绝缘性能良好的安全工器具在就近地试验端子上短接，不能自行处理的，应立即汇报上级派人处理。

流变冒烟起火，可先拉开开关，后进行汇报。

5.5.2电容器的巡视检查项目:

5.5.2.1套管和支持瓷瓶应完好无裂纹和放电痕迹，熔丝完好；

5.5.2.2内部无放电声；

5.5.2.3应无渗漏油，外壳无变形、鼓肚现象；

5.5.2.4电容器室室温不应超过40℃，室温超过时开启风扇，电容器外壳壁上最高温度不应超过55℃。

5.5.2.5引线及所有接头处连接良好，无松动、发热、变色及示温片熔化现象。

5.5.2.6电容器室门窗严密，以防小动物进入，通风孔护网良好。

5.5.2.6放电压变及指示灯应正常。

5.6.3电缆的巡视检查项目：

5.6.3.1变电站的电缆沟、电缆井、电缆架及电缆线段等的检查每三个月至少一次。

5.6.3.2对户外与架空线连接的电缆和终端头应检查终端头是否完整，引出线的接头有无发热现象、电缆铅包有无龟裂漏油，靠近地面一段电缆有无异物〔车辆等〕碰撞伤痕。

5.6.3.3多根并列电缆要检查电流分配和电缆外皮的温度情况，防止因接头不良而引起电缆过负荷或烧坏接头。

8.2变压器保护

8.2.1变压器一般设有下列保护：

8.2.1.1本体瓦斯保护，反应变压器本体内部故障和油面降低,轻瓦斯发信号。

8.2.1.2纵差保护：

反应纵差保护范围内的短路故障,其保护范围在补充规定中明确。

8.2.1.3复合电压闭锁过流保护：

反应外部相间故障引起的过电流,作为主变的后备保护。

8.2.1.4过负荷保护：

反应对称过负荷,动作于延时信号。

8.2.1.5有载调压开关瓦斯保护：

反应调压开关内部故障和油面降低,轻瓦斯动作发信号。

8.2.1.6变压器压力释放阀保护:

防止变压器内部故障油压过高,引起变压器爆炸。

8.2.2新装或大修后的变压器投入运行时必须进行空载冲击试验,以确证差动保护情况良好,〔新装投运冲击五次,大修投运冲击三次〕,冲击试验时,瓦斯.差动保护均应投跳闸。

8.2.3变压器新装、大修后投运及运行中变压器差动保护用电流互感器二次回路更改后须经试验正确后，方允许差动保护启动。

试验时差动保护停用〔此时变压器重瓦斯必须投跳闸〕。

8.2.4变压器运行时纵差动或重瓦斯保护均应投跳闸，如因工作需要必须经公司总工程师批准，调度发令后，将差动或重瓦斯保护退出跳闸位置时，差动保护和重瓦斯保护不得同时退出〔跳闸位置〕。

8.2.5变压器在运行中进行加油、滤油、换硅胶及油系统有异常情况为查明原因，需打开各放气阀，放油阀，检查吸温器或进行其它工作时必须经公司总工程师批准，调度发令将重瓦斯改接信号，工作完毕变压器空气排尽后，方可将重瓦斯重新投入跳闸位置。

8.2.6变压器的压力释放阀保护正常运行时应投信号。

8.2.7主变压器保护〔或任一侧后备保护〕检修或改定值时，应将其保护出口联跳母联开关的压板退出。

8.3.6微机保护装置巡视项目:

8.3.6.1微机保护装置的各级电源指示灯及运行监视灯应亮，其他信号灯应熄灭。

8.3.6.2保护装置的所有工作方式开关均应在规定状态。

8.3.6.3监控CPU〔人机对话〕工作应正常，液晶显示应正常。

8.3.6.4各种功能投入压板、保护出口压板，应在调度规定的方式。

8.3.6.5微机保护屏接地是否可靠良好，所有屏蔽电缆两端均应有可靠接地。

8.3.6.6主变微机差动保护装置有差流显示时,其差流是否正常。

8.3.6.7微机保护装置通讯联络的通讯管理接口〔或通讯管理机〕应运行正常，装有通讯管理机的各单元通讯管理接口显示应正确。

10.2电气设备的防误装置应有以下“五防”功能：

10.2.1防止误拉、合开关；

10.2.2防止带负荷拉、合刀闸；

10.2.3防止带电挂接地线〔或合接地刀闸〕；

10.2.4防止带接地线〔或未拉开接地刀闸〕合闸；

10.2.5防止误入有电设备间隔。

10.4操作人员应熟悉防误装置的管理办法和实施细则，做到“四懂二会”〔即懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序；

会操作、维护〕。

新上岗的操作人员应进行使用防误装置的培训。

经有权同意解锁人员的同意方可退出或解锁，但在解锁操作前必须再次认真核对设备名称编号。

再进行操作。

不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。

11.1.1事故处理的一般原则

11.1.1.1尽速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁；

11.1.1.2设法保证站用电源;

11.1.1.3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，并考虑对重用户优先供电；

尽快对停电的用户恢复供电；

立即将事故情况简明扼要地报告当值调度员,听候处理。

11.1.2事故处理时，值班人员必须坚守工作岗位，迅速、正确地执行当值调度员的命令。

只有在接到当值调度员的命令及对人身安全或设备有明显和直接危险时，方可停止设备的运行或离开工作岗位。

11.1.3如果事故发生在交接班过程中，交班人员应负责处理事故，接班人员可以协助处理。

在事故未结束以前，不得进行交接班。

11.1.4处理事故时，与事故无关的人员不得进入事故地点和控制室，已进入的人应主动退出，不得防碍事故处理。

11.1.5当值调度员是事故处理的指挥人，正值值班员应迅速地执行调度命令，并及时将事故现象和处理情况向其汇报。

当值人员如果认为值班调度员命令不正确时，应予指出，并作必要解释，当值班调度员确认自已的命令正确时，当值值班人员必须立即执行。

如果该项命令直接威胁人身或设备安全，值班员必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告公司总工程师〔或技术负责人〕并按其指示执行。

11.1.6处理事故时若操作队长在场应注意操作人员处理事故的过程，必要时可以帮助他们处理，但不得与调度命令相抵触；

若认为操作员不能胜任时，可暂停其工作，指定他人代行处理，但事前必须得到当值调度员的许可，并作好详细记录。

11.1.7在下列情况，当值人员可不经调度许可自行操作，但结束后必须汇报。

11.1.7.1将直接威胁人身和设备安全的设备停电；

11.1.7.2将已损坏的设备隔离；

11.1.7.3恢复站用电；

11.1.7.4确认母线电压消失，拉开连接在母线的有关开关〔需保留的电源开关,应由有关调度部门明确规定〕；

11.1.7.5线路开关由于误碰跳闸应立即恢复供电或检定同期并列〔或合环〕；

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