变电运行现场操作技术

变电运行现场操作技术（精选六篇）

变电运行现场操作技术 篇1

变电运行作为电力系统中的基础工作, 其重要性不言而喻。变电运行现场的设备存在着各种的运行情况和工作情况, 运行人员除应掌握基本的技术原则外, 还应熟悉变电运行现场的操作技术, 掌握基本的操作方法和流程, 了解事故的原因和预防措施, 尽量确保不犯错误, 杜绝事故隐患, 保证电力系统的安全运行。本文主要对变电运行现场操作技术中遇到的事故进行了分析, 并提出了预防措施。

1 模拟屏记忆位置与设备实际位置不一致

1.1 事故经过

某变电站110 k V隔开开关检修, 因调速需要对该接地刀闸进行拉合, 工作负责人要求值班人员打开该接地刀闸的闭锁, 主值和副值未使用电脑钥匙进行模拟操作, 而是直接用解锁钥匙将五防机械锁打开, 交班时也未向接班人员交待。检修人员调速结束后将接地刀闸保留在接地状态, 检修工作结束后, 运行人员在验收时未进行拉合隔离开关试验, 没有发现接地刀闸在合位。当调度下令断路器上的一条母线运行送电操作时, 由于模拟屏上接地刀闸显示分位, 因此通过了模拟预演。但当操作另一隔开开关时, 发生带接地刀闸关合隔离开关, 110 k V母差保护动作, 母线失电。

1.2 事故分析

长期以来, 模拟屏上隔离开关和接地刀闸位置一直采用虚遥信方式, 即用记忆对位的方式:电脑钥匙操作完毕回传给模拟屏的位置, 作为设备遥信位置, 或通过手工强制方式进行对位。如果设备实际位置与模拟屏当前记忆的位置不一致, 既使模拟预演逻辑正确, 也不能保证操作的正确性, 这是目前使用的微机防误系统存在的最大设计缺陷, 也是五防系统目前的技术难题。因此, 模拟屏采用这种遥信方式作为设备实际位置就要求运行人员进行模拟预演前一定要核对模拟屏与设备实际位置是否一致。由于事故中运行人员没有一一核对设备位置, 虽然通过了五防系统的模拟预演, 但仍然发生了典型恶性误操作事故。而且对于因工作需要变更检修设备状态的操作, 未按规定执行配合工作联系单。设备验收不到位, 操作票填写检查项目不规范, 暴露出部分运行人员工作中未严格执行规程及相关制度, 安全思想麻痹。站内防误操作管理不规范, 解锁钥匙未按规定使用的情况。

1.3 预防措施

(1) 尽快对使用虚遥信的五防系统进行升级改造, 通过直接采集或从综自自动重合闸系统读取隔离开关、接地刀闸的位置, 作为设备的实际位置。 (2) 严格执行交接班制度, 对前一次值班的安全措施, 尤其是接地刀闸、接地线的使用情况一定要交代清楚和明白。 (3) 配合检修、试验人员的工作, 需变更现场安全措施或改变设备状态的, 必须填写配合工作联系单, 严格执行防误闭锁装置解锁规定。 (4) 严格执行设备验收制度, 对于接地线、接地刀闸必须恢复到工作前状态。

2 集控站没有五防系统造成的断路器事故

2.1 事故经过

由于保护人员在集控站对110 k V甲变电站新建的某间隔进行信息联调和传动工作, 遥控操作某断路器时, 值班运行人员未进行监护, 只是将操作人、监护人的密码告诉工作人员, 让工作人员自行操作, 当工作人员拉开该断路器后听到语音报警提示“乙站变位告警”, 报文显示乙站断路器由合闸变为分闸, 母线失压, 发现操作画面为110 k V变电站画面, 此时所操作断路器实际为乙站主电源断路器, 造成了乙站全站失电。

2.2 事故分析

集控站的远方遥控操作没有完善的防误技术配套措施, 不符合安全规程要求, 不经模拟预演就能直接操作设备是造成事故的主要原因。而保护工作人员在遥控断路器时没有认真核对变电站站名及设备双重名称, 是造成事故的直接原因。特别是集控站远方操作的设备没有经过遥控闭锁继电器控制, 不符合远方操作设备必须经过五防系统遥控闭锁继电器控制的反措施要求。

集控站运行管理模式, 根据实际情况的不同, 存在不同的实施方式, 如监控操作合一模式、监控操作独立模式、调度监控合一模式、多集控中心模式等。防误系统在部署上应具备相应的灵活性, 适应以上需求。集控站防误系统是在计算机和网络技术日益发展的前提下, 应集控运行模式和需要出现的一种新技术、新模式。集控防误系统能够更加有效地达到集控运行方式下防止误操作的目的。凡集控站远方操作的电气设备, 原则上均应经过五防闭锁装置判断确认后才能进行操作, 这是五防闭锁的基本要求之一。集控站的五防闭锁功能必须在投入状态, 紧急情况下经过高级用户允许, 并输入其解锁口令才可以将五防闭锁装置发出分合闸请求, 五防闭锁装置判断后, 向集控站端返回是否可以操作该设备的信息, 当返回是可以操作的信息时, 集控系统把操作该设备的指令通过远动通道传送到受控站, 受控站相应设备测控装置的出口继电器才动作。若返回不能操作该设备的信息时, 监控系统一般会发出“五防请求失败, 请重新选择操作设备”的提示信息。同时, 为防止监控系统由于软件逻辑混乱或闭锁有问题或通过键盘操作造成的误操作, 以及就地手动操作可能造成的误操作, 断路器的远方和就地分合闸控制回路应串入五防系统遥控闭锁继电器的硬触点。监控系统请求操作的设备应与当前项设备一致, 并且在符合当前设备状态下的操作逻辑时, 五防系统才把操作命令经过五防通道传送到受控站, 串联在受控站设备操作回路中的遥控闭锁继电器才动作, 开放设备的分合闸回路。

2.3 防范措施

(1) 尽快给集控站配置五防系统, 并完善断路器、隔离开关等设备检修状态下的操作逻辑, 即设备在左右两边都接地的状态下, 只要模拟一次就可以反复进行拉合试验操作, 而不需要解锁操作。只有在模拟预演后, 才能把检修状态的设备操作权交给保护或检修人员。 (2) 集控站远方操作的设备新增遥控闭锁继电器控制功能。遥控闭锁继电器串接在受控设备的手动分闸回路, 受五防系统控制, 只有经过正确的模拟预演才能进行远方电动操作。 (3) 当集控站配置五防系统前, 检修人员不能在受控站操作任何设备。集控站遥控操作时, 运行人员一定要认真核对变电站站名及设备双重名称和编号。 (4) 运行人员应保管好自己的密码, 操作时监护人、操作人各自输入自己的密码, 严禁单人操作。

3 失灵保护的误动作

3.1 事故经过

某220 k V变电站断路器线路计划停电检修, 调度下令拉开断路器。值班人员拉开该断路器后, 现场检查发现该断路器A相未断开, 此时值长询问站长是否向调度汇报, 被站长否定了。于是值长便向调度汇报该断路器已断开。但是就地手动和电动操作均无法断开断路器, 这时调度下令将断路器由热备用转为冷备用, 站长分析单相构不成回路, 可以操作。在拉开隔开开关的过程中, 造成弧光接地短路, 失灵保护动作, 母线失电。

3.2 事故分析

断路器A相机构分闸失灵和站长对带负荷拉隔离开关认识不够是引起事故的主要原因。在A相断路器未断开的情况下, 运行人员不如实汇报调度, 私自带负荷操作隔开开关, 使保护动作启动失灵保护, 是导致事故扩大的主要原因。

断路器失灵保护启动动作的原因为:在拉隔离开关的过程中造成弧光接地, 线路保护一定会动作, 如非全相保护由保护实现, 此时同时启动的还有三相不一致保护。因为引入的失灵启动保护装置内断路器的触点是由三相断路器辅助触点并联而成, 所以此时失灵启动装置仍认为断路器在合位。线路保护动作、断路器在合位且线路有电流完全符合失灵启动的条件, 并且三相不一致保护直接启动永跳继电器, 它也可启动失灵保护。

3.3 防范措施

(1) 拉合隔离开关前必须检查相应断路器在断开位置, 当断路器在合闸位置时严禁操作隔离开关。 (2) 操作过程中对于检查性操作项目, 必须由操作人和监护人共同检查, 对于220 k V及以上分相操动机构, 必须逐相检查。 (3) 操作过程中发现异常情况, 应立即如实汇报调度, 根据调度命令执行。严禁不如实报告、自作主张、违章蛮干。 (4) 操作过程中遇到断路器三相不一致时, 应采用母联断路器串切断路器的方法处理。

4 结语

电力系统生产的特点之一就是生产的实时性, 电能不能大量储存, 所以电力系统的各个部分都必须稳定运行, 才能保持供电的可靠性和安全性。要加强对规章制度的学习和执行情况的检查;加强变电设备的使用管理;加强作业现场安全管理, 严格执行“两票三制”, 杜绝违章现象。变电运行作为电网运行极其重要的部分, 运行人员应总结经验和原理, 汇总成技术导则, 以供大家相互学习和借鉴。

摘要：对变电运行现场操作技术进行了研究, 分析了可能出现的事故原因和相应的预防措施, 对实际的变电运行现场操作具有一定的指导作用。

关键词：变电运行,现场操作技术,事故分析

参考文献

35kV变电站现场运行操作规程 篇2

第一章 总 则

第1条 为保证变电站的安全,经济运行,加强变电站的运行管理,特制定本规程.第2条 电力局(公司)主管生产局长,生技科,县调,变电站及各级变电运行人员应熟悉本规程.第二章 变电站模式和设备调管范围

第3条 变电站模式

1, 常规变电站

2, 农村小型化I模式变电站

3, 农村小型化II模式变电站

4, 箱式变电站

第4条 调管设备的划分及运行

1, 地调调管设备:

2, 县调调管设备:

3, 本站调管设备:

4, 县调或本站调管设备的运行

第5条 计划检修按月度检修计划任务书的安排提前一天申请停电;计划临时检修,影响对外供电的,应提前三天向调度提出停电申请;不影响对外供电的,应提前一天提出申请,停电时间以调度的批复为准.第三章 电气设备的巡视

第一节 设备巡视制度

第6条 设备巡视应严格按照《安规》中的要求,做好安全措施.第7条 正常巡视:变电站内的日常巡视检查,除交接班巡视外,每天早晚高峰负荷时各巡视一次,每周至少进行一次夜间熄灯巡视.第8条 在下列情况下应进行特殊巡视

1, 新投运或大修后的主设备,24小时内每小时巡视一次.2, 对过负荷或异常运行的设备,应加强巡视.3, 风,雪,雨,雾,冰雹等天气应对户外设备进行巡视.4, 雷雨季节特别是雷雨过后应加强巡视.5, 上级通知或重要节日应加强巡视.第9条 巡视时,应严格按照巡视路线和巡视项目对一,二次设备逐台认真进行巡视,严禁走过场.第10条 巡视高压室后必须随手将门关严.第11条 每次的巡视情况应进行记录并签名;新发现的设备缺陷要记录在“设备缺陷记录本”内.第二节 主设备的巡视项目

第12条 主变压器的巡视检查项目

1, 正常巡视

1)变压器运行声音是否正常.2)变压器油色,油位是否正常,各部位有无渗漏油现象.3)变压器油温及温度计指示是否正常,远方测控装置指示是否正确.4)变压器两侧母线有无悬挂物,金具连接是否紧固;引线不应过松或过紧,接头接触良好,试温蜡片无融化现象.5)呼吸器是否通畅;硅胶是否变色;瓦斯继电器是否充满油;压力释放器(安全气道)是否完好无损.6)瓷瓶,套管是否清洁,有无破损裂纹,放电痕迹及其它异常现象.7)主变外壳接地点接触是否良好.8)有载分接开关的分接指示位置及电源指示是否正常.9)冷却系统的运行是否正常.10)各控制箱及二次端子箱是否关严,电缆穿孔封堵是否严密,有无受潮.11)警告牌悬挂是否正确,各种标志是否齐全明显.2, 特殊巡视

1)大风天气时,检查引线摆动情况及变压器上是否有悬挂物.2)雷雨天气后,检查套管是否有闪络放电现象,避雷器放电计数器是否动作.3)暴雨天气时,检查站内外排水情况,周围是否有洪水,滑坡,泥石流,塌陷等自然灾害的隐患.4)大雾天气时,检查瓷瓶,套管有无放电现象,并应重点监视污秽瓷质部分有无放电现象.5)下雪天气时,根据积雪检查各接点的发热情况,并及时处理积雪和冰柱.6)发生近距离短路故障后,检查变压器各侧套管接头有无异常.7)主变满负荷或过负荷运行时,应加强巡视.第13条 有载分接开关的巡视检查项目

1, 有载分接开关的分接指示器指示是否正确,电压指示是否在规定电压允许偏差范围内.2, 控制器电源指示灯是否正常.3, 分接开关储油柜的油位,油色及其干燥剂是否正常.4, 分接开关及其附件各部位有无渗漏油.5, 计数器动作是否正常,能否及时记录分接变换次数.6, 电动操作箱门关闭是否严密,防潮,防尘,防小动物措施是否良好.第14条 真空断路器的巡视检查项目

1, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.2, 断路器及重合器指示灯是否正确.3, 支柱绝缘子及套管有无裂痕或放电现象.4, [FS:PAGE]引线驰度是否适中,接触是否良好,试温蜡片有无融化.5, 断路器支架接地是否完好.第15条 SF6断路器的巡视项目

1, 每日定时记录SF6气体压力.2, 断路器各部分有无异音(漏气声,震动声).3, 套管有无裂纹或放电声.4, 引线驰度是否适中,接触是否良好,试温蜡片有无融化.5, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.6, 断路器支架接地完好.第16条 油断路器的巡视检查项目

1, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.2, 油色,油位是否正常,有无渗漏油痕迹,放油阀关闭是否紧密.3, 排气管是否完好,有无喷油现象.4, 表面是否清洁,各部件连接是否牢靠,有无发热变色现象.第17条 弹簧操动机构的巡视检查项目

1, 机构箱门是否平整,开启灵活,关闭紧密.2, 储能电动机的电源刀闸或熔丝接触是否良好.3, 检查分,合闸线圈有无变色,变形或异味.4, 断路器在分闸备用状态时,合闸弹簧是否储能.5, 各辅助接点,继电器位置是否正确.第18条 电磁操作机构的巡视检查项目

1, 机构箱门是否平整,开启灵活,关闭紧密.2, 检查分,合闸线圈及合闸接触器有无变色,变形或异味.3, 直流电源回路接线端子有无松脱,锈蚀.第19条 隔离开关的巡视检查项目

1, 绝缘子是否完整无裂纹,无放电现象.2, 机械部分是否正常.3, 闭锁装置是否正常.4, 触头接触是否良好,接触点是否发热,有无烧伤痕迹,引线有无断股,折断现象.5, 接地刀闸接地是否良好.第20条 电容器的巡视检查项目

1, 检查三相电流表是否平衡,有无不稳定或激增现象,各相差应不大于10%.2, 放电线圈及三相放电指示灯是否良好.3, 电容器分档刀闸位置是否正确.4, 电容器内部有无放电声;外壳有无鼓肚,渗漏油现象;瓷套有无裂纹,闪络痕迹.5, 电容器油位是否在允许范围内.6, 电容器内部连接线是否牢固可靠,.7, 电容器避雷器是否完好,外壳接地是否良好.第21条 互感器,耦合电容器的巡视检查项目 1, 互感器套管支柱绝缘子是否清洁,有无放电痕迹.2, 瓷件是否完好,无裂纹损坏.3, 接头是否牢固,无过热变色现象.4, 充油式互感器油位是否在允许范围内.5, 外壳接地是否良好.第22条 防雷设施的巡视检查项目

1, 避雷器正常巡视项目

1)瓷质,法兰部分有无破损,裂纹及放电现象;硅橡胶外壳表面是否有老化,裂纹等痕迹.2)检查放电计数器是否动作,外壳有无破损.3)检查引线是否牢固,接地是否良好.4)避雷器内部有无异常声响.2, 特殊天气的防雷设施巡视项目

1)大风天气时,检查避雷针的摆动情况.2)雷雨后,检查放电计数器动作情况.3)检查引线及接地线是否牢固,有无损伤.第23条 母线的巡视检查项目

1, 各接头部分是否接触良好.2, 检查软母线是否有断股,散股现象;硬母线有无机械损伤.3, 接地故障后,检查瓷瓶表面是否有放电痕迹.4, 大雪天应检查母线的积雪及融化情况.5, 雷雨后,应检查绝缘子是否有破损,裂纹及放电痕迹.第24条 阻波器的巡视检查项目

1, 检查引线有无断股,接头有无放电现象.2, 阻波器上有无搭挂物.第25条 电力电缆的巡视检查项目

1, 电力电缆头是否清洁完好,有无放电发热现象.2, 检查电缆沟有无积水,盖板有无破损,放置是否平稳,沟边有无倒塌现象.3, 检查电缆终端防雷设施是否完好.4, 检查电力电缆外壳,外皮等接地是否良好.第26条 微机保护装置的巡视检查项目

1, 保护装置自检试验时,动作信号是否正确.2, 运行监视灯指示是否正确.3, 保护装置是否有装置故障的告警信号.4, 检查液晶显示信息量(如电压,电流,功率一次值,保护投入情况等)是否正[FS:PAGE]确.5, 检查保护装置显示时间是否正确.第27条 微机监控装置的巡视检查项目

1, 检查后台机(含UPS装置)运行是否正常.2, 检查主菜单中各个子菜单(功能开关)是否完备,检查有关数据显示是否正确.各遥测,遥信量是否正确无误.3, 后台打印机工作是否正常,打印纸安装是否正确,数量是否足够.4, 检查或维护过程中,严禁更改后台机的参数,图表及实时数据.禁止退出监控系统.第28条 直流电源装置的巡视检查项目

1, 检查蓄电池电压值,连接片有无松动和腐蚀现象,壳体有无渗漏和变形,绝缘电阻是否下降.2, 对铅酸,镉镍蓄电池组,检查每只蓄电池的液面高度,看有无漏液,若液面低于下线,应补充蒸馏水,调整电解液的比重在合格范围内.3, 对充电装置,检查三相交流电压是否平衡,运行噪声有无异常,交流输入电压值,直流输出电压值,直流输出电流值等表计显示是否正确,正对地和负对地的绝缘状态是否良好.4, 检查直流电源装置上的各种信号灯,声响报警装置是否正常.第29条 小电流接地微机选线装置的巡视检查项目

1, 检查各指示是否正确无误.2, 检查打印机电源指示灯是否完好,打印纸安装是否正确,数量是否足够.3, 运行指示灯是否正常,自检功能是否完好.第30条 计量和指示仪表的巡视检查项目

检查计量和指示仪表的指示值是否正确,指示灯是否正常.第四章 电气设备的运行

第一节 主变压器的运行

第31条 变压器的运行必须满足现行《变压器运行规程》的要求.第32条 主变额定运行方式

1, 主变压器的运行电压一般不应高于该运行分接电压的105%.2, 变压器在上层油温不超过额定值的条件下,可以按照额定容量长期连续运行,这就是变压器允许的正常负荷.第33条 上层油温经常在85℃以下,负荷不超过额定容量的变压器,可以短时过负荷运行,此时值班员应立即采取措施,将负荷限制在额定容量以内,过负荷时间不应超过30min.第34条 经常在接近满负荷状态下运行的变压器,值班员可依据现行《变压器运行规程》的有关规定,计算本站变压器的过负荷倍数和时间,经县局生技科批准后生效.第35条 变压器在下列情况下,不允许过负荷运行

1, 变压器严重缺油.2, 色谱分析,电气试验中有关指标不满足要求.3, 全天满负荷运行,且主变上层油温较高.4, 环境温度高于40℃.第36条 冷却装置的运行

1, 主变在运行时,各散热器的上下阀门均应打开.2, 冷却装置运行正常,手动和自动启动功能正常,电源正常.3, 运行中应根据变压器上层油温,将冷却装置投入运行.第37条 主变压器在运行中的监视

1, 油温监视

1)油浸自冷式变压器上层油温一般不宜超过85℃,最高不超过95℃.当上层油温超过95℃时,应及时报告调度.2)主变负荷超过额定负荷的70%长期运行时,应加强上层油温的监视.2, 电压监视

1)主变的电压应在额定电压的±5%范围内变动,一般不得超过相应分接头电压的5%.2)主变电压超过规定值时,应及时汇报调度.3, 负荷监视

1)运行中的变压器应在允许负荷及以下运行.2)主变经过事故过负荷以后,应将事故过负荷的大小和持续时间记入主变技术档案内.3)主变三相负荷不平衡时,最大相电流不能超过允许值.4, 油位监视

主变油位指示应与实际油位相符,应在气温突变或严重渗漏油情况下加强对主变油位的监视.5, 油质监视

主变应每半年取油样试验一次.不允许将试验不合格的油加入变压器.第38条 主变压器的并列运行

1, 变压器并列运行应满足下列条件:

1)绕组接线组别相同.2)电压比相等.3)短路阻抗相差不超过10%.2, 新安装,大修或变动过内,外接线的变压器,并列运行前必须核定相序和接线组别,并检查并列运行变压器的档位是否相同[FS:PAGE].第二节 主变压器的投运和停运

第39条 在投运变压器之前,应仔细检查,确认变压器及其保护装置在良好状态,具备带电运行条件后,方可投入运行.热备用中的变压器应随时可以投入运行,长期停用的备用变压器应定期充电,同时投入冷却装置.第40条 长期停运,新安装,大修或试验后的变压器投运前应检查以下项目

1, 各接触点良好,引线,母线桥完好,相序标志正确清楚.2, 油枕,散热器及瓦斯继电器阀门全部在打开位置.瓦斯继电器内无气体.3, 分接开关位置与调度通知相符合.有载调压开关的就地指示位置同远方指示器指示一致.4, 通风冷却装置能够手动或自动投入运行,信号正确.5, 远方测温装置与就地温度计正常,指示相符.6, 主变本体无遗留物,安全措施完全拆除.7, 变压器基础没有下沉或裂纹现象.8, 外壳应两点接地,且接地可靠.9, 主变压器本体无缺陷,油漆完整,无渗漏油现象.10, 相应的图纸资料齐全,各种检修,试验项目合格.第41条 主变压器投运前,必须按规定投入主变保护,严禁在主变无保护的状态下充电.第42条 两台主变并列运行,其中一台停电操作前,应检查另一台主变是否有过负荷情况.第三节 分接开关的运行

第43条 无载调压变压器,在变换分接头时,应作多次传动,在确认变换分接位置正确并锁紧后,测量绕组的直流电阻,并对分接开关变换情况做好记录.第44条 有载调压变压器操作时,必须在一次分接变换完成后,方可进行第二次分接变换操作,同时应观察电压表和电流表等有相应变动.第45条 每次分接变换操作都应将操作时间,分接位置及累计动作次数等记入主变调压记录本中;对每次投停,试验,维修,缺陷与故障处理,也都应作好记录.第46条 两台有载调压变压器并列时,调压操作应轮流逐级或同步进行.第47条 有载调压变压器与无载调压变压器并列运行时,两变压器的分接电压将尽量靠近或一致.第48条 变压器有载分接开关的维护,应按照制造厂家的规定进行.无制造厂规定者可参照以下规定:

1, 运行6-12个月或切换2000-4000次后,应取切换开关箱中的油样作试验.2, 新投入的分接开关,在运行1-2年后或切换5000次后,应将切换开关吊出检查,此后可按实际情况确定检查周期.3, 运行中的有载分接开关切换5000-10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时,应更换切换开关箱的绝缘油.4, 长期不调或长期不用分接位置的有载分接开关,应在有停电机会时,在最高和最低分接间操作一个循环.第四节 瓦斯保护装置的运行

第49条 变压器正常运行时,应将轻瓦斯保护接信号,重瓦斯保护接跳闸,有载分接开关的瓦斯保护接跳闸.第50条 变压器运行中滤油,补油或更换净油器的吸附剂时,应将重瓦斯保护改接信号.第51条 油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放气或放油阀时,应将重瓦斯保护改接信号.第52条 新投入或大修后的变压器冲击时,应将重瓦斯保护接跳闸;冲击完成后试运行的24小时内,将重瓦斯保护改接信号;待运行正常后,再将重瓦斯保护接跳闸.第五节 高压配电装置的运行

第53条 高压配电装置包括高压断路器,隔离开关,母线,电压互感器,电流互感器,电力电容器,高压熔断器及避雷器等设备.第54条 配电装置应保持清洁,充油设备的油位应保持正常.第55条 各电气连接部分应紧固可靠,接点温度不超过70℃.第56条 室内高压配电室的门应加装防小动物进入的挡板,门窗应关闭紧密,严防小动物入内.通往主控室的电缆沟,孔洞均应堵塞严密.第57条 设备构架应根据情况定期刷漆,以防锈蚀.户外配电装置的瓷瓶应定期检测.第58条 所有设备的名称,编号应清楚醒目,与调度命名相符,并按规定地点填写.第59条 应按《电力设备预防性试验规程》的规定周期,项目对设备进[FS:PAGE]行试验.第六节 高压断路器的运行

第60条 一般规定

1, 停运的断路器在投入运行前,应对该断路器本体及保护装置进行全面,细致的检查,必要时进行保护装置的传动试验,保证分,合良好,信号正确,方可投入运行.2, 操作中应同时监视有关电压,电流,功率等指示及红绿灯的变化是否正常.3, 在带电情况下,严禁使用千斤顶或压板缓慢合闸.4, 电动分,合闸后,若发现分,合闸未成功,应立即取下控制保险或跳开控制电源开关,以防烧坏分,合闸线圈.5, 断路器动作后,应查看有关的信号及测量仪表的指示,并到现场检查断路器实际分,合闸位置.6, 需要紧急手动操作高压断路器时,必须经调度同意后方可操作.第61条 运行注意事项

1, SF6断路器压力低于闭锁值时,应立即将该开关控制电源断开,并将机构卡死,禁止该开关带电分,合闸.2, 运行中的SF6断路器应定期测量微水含量,新装和大修后,每三个月一次,待含水量稳定后可每年一次.每年定期对SF6断路器进行检漏,年漏气率应符合规程规定.3, SF6气体额定气压,气压降低报警值和跳闸闭锁值根据不同厂家的规定具体执行.压力低于报警值时,应立即汇报调度及主管部门.4, 新装和投运的断路器内的SF6气体严禁向大气排放,必须使用气体回收装置回收.SF6气体需补气时,应使用检验合格的SF6气体.5, 真空断路器应配有防止操作过电压的装置,一般采用氧化锌避雷器.6, 运行中的真空灭弧室出现异常声音时,应立即断开控制电源,禁止操作.7, 运行中的油断路器应定期对绝缘油进行试验,试验结果记入有关记录内;油位降低至下限以下时,应及时补充绝缘油.8, 油断路器跳闸后油色变黑,喷油或有拒动现象,严重渗漏油等状况时,应及时进行检修.第62条 重合器的运行

1, 整体式结构重合器采用高压合闸线圈;分布式结构重合器采用低压合闸线圈.2, 运行中,应检查重合器有无渗漏油现象;瓷瓶,套管有无破损,裂缝及其它损伤,当发现有损坏情况时,应及时汇报有关部门进行更换.3, 重合器动作后,应检查动作次数计数器,将读数记入开关动作统计表中.第63条 负荷隔离开关的运行

1, 户外高压负荷隔离开关与35kV熔断器配合使用.2, 负荷隔离开关可以在正常情况下作为开关来操作,开断额定负荷电流.3, 真空负荷隔离开关可以开断瓦斯,温升故障等一般过负荷电流,但不能用来开断短路电流.第64条 10kV中置式小车开关的运行

1, 带负荷情况下不允许推拉手车.推拉开关小车时,应检查开关确在断开位置.2, 合接地刀闸时,必须确认无电压后,方可合上接地刀闸.3, “五防”机械连锁功能应正常.4, 运行中,应经常检查带电显示器指示灯是否完好,若有损坏,应及时更换.第65条 弹簧操作机构的运行

1, 当电机回路失去电源时,对分闸弹簧可手动储能.2, 进行紧急操作时,不能将手,身体和衣服与机构接触.3, 机构安装,试验完运行前,应检查机构中手动机具,分闸与合闸安全锁销是否取掉.第七节 隔离开关的运行

第66条 隔离开关的运行

1, 隔离开关的操作机构均应装设防误闭锁装置.2, 隔离开关的传动部分和闭锁装置,应定期清扫.3, 刀闸操作后,应检查刀闸的开,合位置,三相动,静触头应确已拉开或确已合好.第八节 电容器的运行

第67条 电容器的投,撤应根据无功分布及电压情况,当母线电压超过电容器额定电压的1.1倍,电流超过额定电流的1.3倍时,应根据厂家规定退出运行,电容器组从电网切除至少应隔5分钟方可再次投入.第68条 在电容器上工作,无论有无放电装置,都必须进行人工放电,并做好安全措施.第69条 当10kV线路发生接地时,应按调令将电容器撤出运行,防止过电压损坏电容器.第70条 电容器开关因各种原因跳闸后,均不得强送.第71条 发现下列[FS:PAGE]情况之一,应立即将电容器停运,并报告调度和主管部门

1, 电容器鼓肚漏油.2, 接点严重发热.3, 套管发生严重闪络放电.4, 电容器严重喷油或起火.5, 向系统倒送无功.第九节 互感器的运行

第72条 互感器在运行中应注意的事项

1, 中性点不接地系统或经小电流接地系统的电压互感器在线路接地时,应注意电压互感器的发热情况.2, 电压互感器撤出运行时,应特别注意其所带的保护是否会因失去电源而误动.3, 电压互感器的二次线圈中性点必须接地,二次侧不允许短路.4, 运行中的电流互感器二次侧应可靠接地,不允许开路.5, 互感器外壳接地良好,有关表计指示正确.第十节 母线的运行

第73条 母线正常运行时,接点不应发热;通过短路电流后,不应发生明显的弯曲变形.第74条 在气候发生较大变化时应对母线进行特殊检查.第75条 对母线瓷瓶应每年清扫一次.第十一节 高压熔断器的运行

第76条 更换高压熔断器应在拉开电源侧刀闸做好安全措施后进行,熔断器熔断后,应更换合适的熔断器或选择合适的熔件更换,严禁把熔断的熔丝焊接后继续使用.第十二节 避雷器和避雷针的运行

第77条 避雷器的运行

1, 运行中的避雷器应瓷套清洁无损伤,试验合格;每年雷雨季节前,应对避雷器进行一次特殊试验.2, 避雷器瓷套有裂纹,内部声响很大或试验不合格时,应及时更换.第78条 避雷针的运行

禁止在独立避雷针上架设照明灯,电视天线,广播线等设施.第十三节 接地装置的运行

第79条 运行中的接地装置,如发现下列情况时应维修

1, 接地线连接处焊接部位有接触不良或脱焊现象.2, 接地线与电气设备连接处的螺栓有松动.3, 接地线有机械损伤,断线或锈蚀.4, 接地线被洪水冲刷露出地面.5, 接地电阻值不满足规程规定值.第80条 明敷的接地线表面应涂黄绿相间的油漆,有剥落时,应及时补漆.第十四节 低压配电装置的运行

第81条 一般规定

1, 低压配电装置应统一编号,配电盘的前后编号必须一致.2, 低压主母线及分母线的相色应涂以黄绿红,零线应涂以黑色.3, 低压控制电器的额定容量,应与受控负荷的实际需要相适应,各级电器保护元件的选择和整定均应符合动作选择性的要求.4, 低压配电装置的指示仪表及指示信号灯,均应齐全完好,仪表刻度和互感器的规格应与用电设备的实际相符合.5, 设备的控制把手,按钮等部位所指示的“合”,“断”字样应与实际状态相对应.第82条 有灭弧罩的电气设备,三相灭弧罩必须完整无损.第83条 低压配电装置的前后操作维护通道上均应铺设绝缘垫,不得堆放其它物品.第84条 低压配电装置的照明应齐全完好,备品备件应分类清楚,存放位置应干燥.第十五节 直流系统的运行

第85条 直流监控装置的运行

1, 每天应检查正母线和负母线对地的绝缘值.若有接地现象,应立即寻找和处理.2, 对运行中的直流电源装置,主要监视交流输入电压值,充电装置输出的电压值和电流值,蓄电池组电压值,直流母线电压值,浮充电流值及绝缘电压值等是否正常.3, 检查自动调压装置是否工作正常,若不正常,启动手动调压装置,退出自动调压装置,通知有关人员进行检修.4, 检查微机监控器工作状态是否正常,若不正常应退出运行,通知有关人员进行检修.微机监控器退出运行后,直流电源装置仍能正常工作,运行参数由值班员进行调整.5, 充电模块可以在自动(监控模块控制)和手动(人工控制)两种方式下进行.6, 运行指示灯应完好,显示正确,模块运行正常.第86条 蓄电池运行的一般规定

1, 蓄电池的运行温度不宜过高或过低,正常运行中一般要求室温处于10～30℃为宜,最高不得超过35℃,最低不得低于5℃.2, 蓄电池应置于阴凉干燥,并有足够的维[FS:PAGE]修空间的地方,应避免阳光直射.3, 蓄电池正常运行时,采取全浮充电运行方式.4, 蓄电池应定期进行均衡性充电;大型操作,全站失压,浮充机故障后,也应进行均衡充电.5, 蓄电池使用时,应避免产生过充电或过放电,否则会影响蓄电池的寿命.6, 蓄电池不允许接任何其它负荷.7, 蓄电池的浮充电压,均衡充电电压及放电末期电压的选择应按各站实际情况及说明书中规定进行.第87条 镉镍蓄电池的运行

1, 蓄电池及其周围应经常保持清洁和干燥.2, 每天测一次典型瓶的电压(测10只电池),以便调整浮充电压.3, 镍镉电池气塞上的橡胶套管失效时,应进行更换.4, 电解液面应保持高出极板5～12mm,若电解液下降至下线时,必须及时添加蒸馏水.5, 电瓶加蒸馏水时应打开一只加一只,不得将整组电瓶打开加水.第88条 免维护蓄电池的运行

1, 蓄电池在工作中,严禁过放电.2, 定期清除尘埃并检查电池有无漏液,破损,鼓肚和连接部位有无松动现象.3, 应根据规程规定,定期进行核对性充放电.第十六节 UPS电源的运行

第89条 一般规定

1, 严禁自行打开UPS电源外盖.2, 严禁将电池的正,负极短路.3, 正常运行时,应监视UPS的输入,输出电压在允许范围内.第十七节 继电保护及二次回路的运行

第90条 一般规定

1, 运行中的继电保护装置不得随意变更其运行方式,需投入,退出保护应根据调度指令,需变更定值时由保护人员进行.2, 凡带电运行的设备,不允许无保护运行.但遇到下列情况之一时,应根据调度指令将相应的保护装置退出运行: 1)运行中需更改保护定值.2)主变差动保护测量六角图.3)主变漏油,大修后试运行期间,将重瓦斯保护改接信号位置.4)电压互感器内部故障或更换时.5)保护装置本身有故障.第91条 变电运行人员应做到以下几点

1, 熟悉保护的基本原理和主要结构;熟悉保护的配置和保护范围.2, 能正确的投,撤保护软,硬压板,整组投运或停运保护装置,进行简单的人机对话.3, 能按规定对保护进行正常监视,检查,掌握并发现保护及二次回路的缺陷,能看懂保护信息报告.4, 能对保护及回路上的作业及安全措施进行监督,验收,传动.第92条 新线路试运行期间,应将重合闸撤出运行.第93条 继电保护的投入,撤出和事故时的动作情况,以及保护装置本身发出的异常,告警现象均应详细记录在运行工作记录本及相关记录内.第94条 保护及二次回路上工作必须持有工作票,并应履行工作许可制度,运行人员必须审查工作票及其安全措施.继电保护工作完成以后,值班人员应进行以下检查: 1, 工作中的临时线是否全部拆除,拆开的线头连片是否全部恢复好.2, 保护压板的名称,投撤位置是否正确,接触是否良好.3, 各信号灯,指示灯指示是否正确.4, 保护定值是否正确.5, 变动的接线是否有书面交待,检验项目和试验报告是否齐全正确.6, 协同保护人员带开关联动试验,且动作可靠,信号正确.7, YH,LH的二次侧及端子无短路和开路现象.第95条 未经值班人员同意且无值班人员在场时,继电保护人员不得利用保护装置作开关传动试验.第96条 新(改,扩)建设备投运前及现场运行设备继电保护整定值改变后,应与调度核对现场继电保护工作记录,定值,核对无误后,方可将设备投入系统运行.第十八节 防误闭锁装置的运行

第97条 运行人员应对防误闭锁装置做到“四懂三会”,即懂防误闭锁装置的原理,性能,结构和操作程序;会操作,会安装,会维护.第98条 防误闭锁装置必须具备以下“五防”功能

1, 防止误分,误合断路器.2, 防止带负荷拉合隔离开关.3, 防止带电挂(合)接地线(接地刀闸).4, 防止带地线(接地刀闸)合断路器.5, 防止误入带电间隔.第99条 防误闭锁[FS:PAGE]装置应有完善的管理制度;解锁工具(万能解锁钥匙)应有专门的保管和使用制度,禁止随意解锁.第100条 防误闭锁装置必须防水,防潮,防尘,防锈,不卡涩.第101条 防误闭锁装置不得随意退出,因故必须退出或装置有异常时,应经有关领导批准,依据相关规定执行.第102条 解锁后应立即操作,完毕后及时将挂锁锁住.第十九节 监控系统的运行

第103条 一般规定

1, 严禁对运行中的监控系统断电.2, 严禁更改监控系统中的参数,图表及相关的操作密码.3, 严禁将运行中的后台机退出监控窗口.不得在后台机上安装与系统运行无关的程序.4, 在后台机中操作断路器时,对其它设备的操作不得越限进行.5, 监控系统出现数据混乱或通信异常时,应立即检查并上报.6, 运行人员应熟悉有关设备的说明书,并对打印的资料妥善保管.7, 严禁在UPS电源上接其它用电设备.第104条 运行维护

1, 检查后台机电源运行是否正常,有无告警信号.2, 检查监控系统通信是否正常,显示器中各数据指示是否正确.3, 检查监控窗口各主菜单有无异常.4, 检查打印机工作是否正常,打印纸是否够用.5, 检查各软,硬压板是否正确投,撤.第五章 倒闸操作

第一节 倒闸操作的一般规定

第105条 倒闸操作必须按值班调度员或运行值班负责人的指令进行.第106条 倒闸操作必须有操作票,每张操作票只能填写一个操作任务,不准无票操作和弃票操作.第107条 操作中不得擅自更改操作票,不得随意解除闭锁.第108条 开始操作前,应先在模拟图(或微机监控装置)上进行核对性模拟预演,无误后,再进行操作.第109条 倒闸操作必须有两人进行,并严格执行监护制,一般由对设备较为熟悉的人员监护,值班员操作.第110条 操作票一般包括以下项目

1, 拉,合开关和刀闸.2, 检查拉,合后的实际位置.3, 检查设备上有无接地短路.4, 装设接地线前的验电.5, 装,拆接地线.6, 取下或给上开关的合闸,控制保险及储能保险.7, 取下或给上YH二次保险.8, 打开或投上保护装置的压板.9, 检查保护或自动装置确已投入(撤出).10,倒负荷时,检查确已带上负荷.11,对两台主变压器,停用一台,确认另一台不会过负荷.第111条 操作票填写的有关规定

1, 操作票上填写的术语应符合规定,设备名称,双重编号应符合现场实际.2, 操作票应统一编号,作废的操作票要盖“作废”章,不得撕毁;未执行的,应注明“未执行”字样;执行完毕的操作票,在最后一页加盖“已执行”章.3, 每张操作票只能填写一个操作任务,操作任务应填写设备双重名称.一个操作序号内只能填写一个操作项目,操作项目顺序不能颠倒,不得漏项,并项,添项或涂改.4, 一个操作任务需填写两页以上的操作票时,在前页备注栏注明“接下页”.操作项目应连续编号.指令号和操作开始时间填在第一页上.每页操作票均应有操作人,监护人和值班负责人签名.操作终了时间应填写在最后一页上.5, 操作中,每执行完一项,应在相应的操作项目后打勾.全部操作完毕后进行复查.6, 操作票未使用完的空格应从第一行起盖“以下空白”章.7, 拆除,装设接地线(包括验电)要写明具体地点,接地线应有编号.8, 同一电压等级多条线路同时限电,供电,可填写一张操作票.第112条 下列操作可不填写操作票,但在操作完成后应做好记录,事故应急处理应保存原始记录.1, 拉,合断路器(开关)的单一操作.2, 拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线.3, 拉,合一组保护压板.4, 取下,给上操作小保险或YH二次保险.5, 事故应急处理.第113条 对两条及以上馈路在同一时间进行限电(不包括事故限电)或送电操作时,不得按拉,合开关的单一操作对待,应填写操作票.第二节 倒闸操作注意[FS:PAGE]事项

第114条 除紧急限电和事故处理外,倒闸操作尽可能避免在交接班,重负荷时进行.雷电天气时,严禁倒闸操作.第115条 母线充电前,应先将电压互感器加入运行.第116条 使用隔离刀闸可进行下列操作

1, 拉,合无故障的电压互感器,避雷器.2, 拉,合母线及直接连接在母线上设备的电容电流.3, 拉,合励磁电流不超过2A的空载变压器及电容电流不超过5A的空载线路.第117条 手动拉,合刀闸时,必须迅速果断.刀闸操作完毕后,应检查是否操作到位.第118条 对调度指令有疑问时,应询问清楚再操作;当调度重复指令时,则必须执行.如果操作指令直接威胁人身和设备安全时,可以拒绝执行并报告调度及主管生产领导.第119条 执行一个操作任务,中途不得换人,操作中严禁做与操作无关的事.第120条 操作时必须戴安全帽及绝缘手套,雨天操作室外高压设备时,绝缘杆应有防雨罩,还应穿绝缘靴.接地电阻不符合要求时,晴天操作也应穿绝缘靴.第121条 操作中严禁解除闭锁操作,如必须解锁才能操作时,应汇报调度或上级主管部门.第122条 倒闸操作要严把“五关”,即操作准备关,调令联系关,操作审核关,操作监护关,操作检查关.第三节 变压器的操作

第123条 操作原则

停电时先停负荷侧,后停电源侧;送电时相反.第124条 变压器加入和撤出运行应考虑保护配合和负荷分配问题.变压器运行前,必须先将冷却装置加入运行.第125条 变压器的倒闸操作顺序

1, 运行转冷备用

1)拉开主变低压侧断路器.2)拉开主变高压侧断路器.3)分别检查上述断路器在分闸位置.4)拉开低,高压侧母刀闸.2, 冷备用转运行

1)检查主变高,低压侧断路器确在分闸位置.2)合上主变高,低压侧母刀闸.3)合上主变高压侧断路器.4)合上主变低压侧断路器.3, 运行转热备用

1)拉开主变低压侧断路器.2)拉开主变高压侧断路器.4, 热备用转运行

1)合上主变高压侧断路器.2)合上主变低压侧断路器.5, 热备用转冷备用

1)拉开主变低压侧母刀闸.2)拉开主变高压侧母刀闸.6, 冷备用转热备用

1)合上主变高压侧母刀闸.2)合上主变低压侧母刀闸.7, 冷备用转检修

1)将主变低压侧接地.2)将主变高压侧接地.8, 检修转冷备用

1)拆除主变高压侧接地.2)拆除主变低压侧接地.第四节 线路开关的操作

第126条 操作原则

停电时先拉断路器,再拉线刀闸,最后拉母刀闸;送电时相反.第127条 操作顺序

1, 运行转冷备用:

1)拉开线路断路器.2)拉开线刀闸.3)拉开母刀闸.2, 冷备用转运行:

1)合上母刀闸.2)合上线刀闸.3)合上线路断路器.3, 运行转热备用:拉开线路断路器.4, 热备用转运行:合上线路断路器.5, 热备用转冷备用:

1)拉开线刀闸.2)拉开母刀闸.6, 冷备用转热备用

1)合上母刀闸.2)合上线刀闸.7, 冷备用转检修:在断路器与母刀闸,线刀闸间分别接地.8, 检修转冷备用:拆除断路器与线刀闸,母刀闸间的接地.第五节 站用电系统的操作

第128条 站用变停电时,应先拉开低压侧总开关,后拉开高压侧刀闸;加入运行时,顺序相反.第129条 在站用变供电时,应先检查三相熔断器是否安装牢固,并接触良好.第130条 站用变带电后,应监视所用屏三相电压及负荷是否平衡.第131条 站用变停电检修时,应在变压器高,低压侧分别装设接地线.第六节 二次装置的操作

第132条 综合装置保护定值改变后,应检查新设定值是否与定值单相符,保护是否按规定全部投入,装置指示是否正确.第133条 二次装置操作完毕,应确认设备的指示信号,仪表指示正确.第134条 给上各级交直流保险前,应检查保险(熔丝)的容量是否符合规程规定,[FS:PAGE]是否完好.第135条 保护装置的投入和退出

1, 保护投入时,应先合上(给上)控制电源开关(控制保险),检查各信号灯指示正确后,投入各专用压板.2, 保护退出时,应先退出压板,后跳开(取下)控制电源开关(控制保险).第六章 事故处理

第一节 事故处理的原则

第136条 事故处理要坚持保人身,保设备,保电网的原则.应迅速限制事故的发展,解除对人身和设备的威胁,并尽快恢复对已停电用户的供电.第137条 事故处理必须按照调度指令进行;有危及人身,设备安全的事故时,应按有关规定进行处理.第二节 事故处理的一般程序

第138条 一般程序

1, 及时检查并记录保护及自动装置的动作信号.2, 迅速对故障范围内的一,二次设备进行外部检查,并将检查情况向调度及主管部门汇报.3, 根据调度指令采取措施,限制事故的发展,恢复对无故障部分的供电.隔离故障设备,排除故障,尽快恢复供电.4, 将事故处理的全过程做好记录,并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况,电压及负荷变化情况,设备异常情况,运行方式,天气情况等.第三节 变压器的事故及异常处理

第139条 运行中的变压器发生下列现象之一者,可不经调度批准,立即停止运行,若有备用变压器,应先将备用变压器投入

1, 变压器声音异常,有爆裂声.2, 在正常负荷和冷却条件下,变压器温度异常并不断上升.3, 储油柜,释压器或安全气道严重喷油.4, 套管严重破损和有放电现象.5, 严重漏油使油面下降,低于油位计的指示限度.6, 油色变黑,油内出现碳质.第140条 变压器油温异常升高的处理

变压器油温升高超过许可限度时,值班人员需进行下列工作: 1, 检查负荷是否有突然增加.2, 核对温度表指示是否正常.3, 检查变压器冷却装置是否正常,散热器是否全部打开.4, 检查完毕后,应立即汇报调度及主管部门.第141条 油位异常的处理

1, 当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著升高或降低时,应立即上报调度和主管部门.2, 如因大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将重瓦斯保护撤出运行,应迅速采取停止漏油的措施,并立即汇报调度和主管部门.第142条 重瓦斯保护动作的处理

1, 重瓦斯保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送,检查瓦斯继电器内有无气体.2, 检查油温,油位的情况.3, 检查油枕有无喷油和冒油,防爆膜是否冲破(释压器是否动作).4, 检查各法兰连接处,导油管处有无冒油.5, 检查外壳有无鼓起变形,套管有无破损.6, 检查有无其它保护动作信号.7, 检查后应汇报调度及主管部门.第143条 轻瓦斯打出信号后,对变压器工作情况进行判断,检查瓦斯继电器内有无气体,汇报调度.第四节 主变差动保护动作的处理

第144条 差动保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送.检查以下内容,并将检查情况汇报调度

1, 差动保护范围内的所有一次设备瓷质部分有无闪络放电痕迹,变压器各侧开关,刀闸,避雷器及引线等有无短路.2, 差动电流互感器本身有无异常,瓷质部分有无闪络放电痕迹,回路有无断线接地现象.3, 差动保护范围外有无短路故障(其它设备有无保护动作).4, 差动保护回路是否有开路,接触不良,直流有无两点接地等现象.第五节 主变过流保护动作的处理

第145条 过流保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送,检查以下内容,并将检查情况汇报调度

1, 检查母线开关及引线有无短路.2, 检查主变压器高,低压侧引线有无短路,瓷绝缘有无异常.3, 检查线路保护动作情况和开关跳闸情况.第六节 高压断路器的事故处理

第146条 断路器有下列情形之一者,立即停电处理,并采取相应的防跳措施

1, 套管有严重破损和放电现象.2, 真空断路器突然出现真空损坏的现象.3, SF6断路器[FS:PAGE]严重漏气,发出闭锁信号.第147条 注意事项

1, 断路器动作跳闸后,应立即对断路器及本站设备进行外部检查,检查断路器本身有无故障.2, 对故障跳闸线路强送后,无论成功与否,均应对断路器外观进行仔细检查.3, SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时,值班人员严禁接近故障断路器.第148条 操作机构故障的处理

1, 检查二次回路,包括刀闸,保险,电极回路,继电器等是否正常.2, 检查机械部分是否正常.3, 将检查情况汇报调度及主管部门,并做好记录.第149条 SF6断路器气压降低的处理

1, 当SF6断路器气体压力降低时,应加强监视,并检查压力指示及信号告警是否正确.2, 当压力闭锁时,应立即取下该开关的控制电源保险.3, 将检查结果汇报调度及主管部门,由专业人员进行处理.第七节 线路开关跳闸的处理

第150条 单电源线路开关事故跳闸,应立即检查开关及保护动作情况.重合闸不成功或雷雨大风天气时不得强送,无重合闸或重合闸未动作的开关在无异常的情况下,可不经调度指令强送一次,并将结果及时汇报调度.第151条 双电源线路开关事故跳闸,不得强送,应立即对开关进行外观检查做好记录,并汇报调度,按调度指令进行处理.第八节 越级跳闸事故的处理

第152条 保护动作,开关拒跳造成越级跳闸事故的处理

1, 检查保护动作信号,开关跳闸情况,汇报调度.2, 检查跳闸开关有无异常,将拒跳的开关与母线隔离;若跳闸开关无异常,将跳闸开关加入运行,恢复对其它用户的供电.第153条 保护拒动造成越级跳闸事故的处理

1, 检查保护动作信号,开关跳闸情况,汇报调度.2, 检查与停电母线所连接的所有设备有无故障.若无故障,将停电母线上连接的所有线路开关断开.3, 若跳闸开关无异常,可试送一次.试送成功后,对线路逐条试送.第九节 直流系统的事故处理

第154条 当发生直流接地时,应视为事故状态,立即停止二次回路上的工作,尽快推拉查找处理,防止两点接地造成保护误动.第155条 直流系统接地推拉涉及调度管辖的设备,必须报告调度.第156条 直流系统接地故障查找的顺序

1, 推拉直流事故照明回路.2, 将直流母线解环运行,充电设备停运,判断是正极还是负极接地,是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地.3, 推拉合闸回路.4, 推拉控制信号回路.5, 检查蓄电池本体.第157条 直流系统绝缘有明显下降时,应查明原因,尽快消除.第十节 互感器的事故处理

第158条 电压互感器的故障处理

运行中的电压互感器,发生下列现象之一时,应立即汇报调度: 1, 高压保险丝熔断.2, 内部发热,温度过高.3, 内部有异常声响.4, 有严重漏油,喷油现象.5, 套管,引线与外壳之间放电.6, 二次回路短路.第159条 电流互感器的故障处理

运行中的电流互感器,发生下列现象之一时,应立即汇报调度: 1, 过热.2, 内部声音异常,有臭味或冒烟.3, 导线与外壳之间有放电现象.4, 充油式电流互感器严重漏油.5, 外绝缘破裂放电.6, 二次回路开路.第十一节 隔离开关的故障处理

第160条 隔离开关发生操作卡滞,拉合失灵,三相合闸不同期等故障时,应汇报调度及主管部门.第161条 接触部分有发热时,要加强监视,如发现温度剧烈上升,应立即汇报调度及主管部门.第十二节 系统事故的处理

第162条 全站失压事故的处理

1, 夜间事故时,应先打开事故照明,检查以下项目,并汇报调度及主管部门

1)保护动作情况,信号,仪表指示,开关跳闸情况.2)各母线,连接设备及变压器等有无异常,电源进线上有无电压.3)断开有保护动作信号的开关.2, 变电站全站失压,所有开关和保护均未动作者,不待调令即拉开失压母线上的电容器开关,立即将设备检查情况报告调度[FS:PAGE].3, 单电源变电站全站失压时,不得进行任何操作,应立即汇报调度.4, 有备用电源的变电站全站失压后,可自行拉开原供电电源开关,刀闸,检查本站设备无异常后,将热备用中的备用电源恢复供电,然后汇报调度.5, 多电源变电站全站失压后,应立即拉开母线上连接的所有开关和刀闸,检查所有设备正常时,按以下原则保留电源: 1)单母线运行只保留一个电源.2)双母线解列运行各保留一个电源.第163条 线路接地故障的处理

1, 接地故障的判定

1)完全接地时,绝缘监察表三相指示不同,故障相对地电压为零或接近零,非故障相电压将升高√3倍,且持久不变.2)不完全接地时,接地相电压降低,非故障相电压升高且持久不变.3)弧光接地时,非故障相电压可能升高到额定电压的2.5-3倍.4)间隙性接地故障时,接地相电压时增时减,非故障相电压时增时减且正常.2, 接地故障的查找

接地故障持续5分钟不消失,首先检查站内设备有无明显接地放电现象,若无明显迹象,应对线路进行推拉试验,其推拉顺序如下: 1)备用空载线路.2)双回线路或其他电源线路.3)分支较多,线路较长,负荷轻和负荷较为次要的线路.4)分支较少,线路较短,负荷重和负荷较为重要的线路.3, 接地故障的处理

1)确定线路接地后,尽快汇报调度通知供电所查线.2)线路发生稳定性接地时,允许带接地运行2小时.若是不稳定接地时,可立即拉开线路.3)接地故障如发生在雷雨期间,可立即拉开线路.4)带接地运行时,要注意监视电压互感器声响和发热情况.4, 应能准确判断电压互感器熔断器熔断,谐振过电压与接地故障的区别.第164条 系统谐振过电压事故的处理方法

处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件,值班人员应根据系统情况,操作情况做出正确判断,不经调度按以下方法处理,然后将处理结果汇报调度.1, 由于操作而产生的谐振过电压,一般可立即恢复到操作以前的运行状态.2, 运行中发生的谐振过电压,可以试断开一条不重要负荷的线路,消除谐振.3, 接地后发生的谐振,应立即断开接地线路.第七章 水灾,火灾事故的处理

第165条 当变电站发生水灾,应尽快疏通水流.危及到设备运行安全时,应立即停电处理.第166条 当变电站发生火灾时,使用灭火器或沙子阻断火势,防止火势蔓延.第167条 充油设备着火时,应将设备停电后再灭火.第168条 发生水,火灾时要及时上报主管部门.附 录

附录一:变电站一次系统接线图

附录二:主设备运行参数表

附录三:室内,外配电装置的最小安全净距

表1 室外配电装置的最小安全净距

额定电压

(kV)安全净距

(mm)名称 35 带电部分至接地部分

200 400

相与相带电部分之间

200 400

无遮拦裸导体至地(楼)面

300 500

出线套管至室外通道的路面

2700 2900

表2 室内配电装置的最小安全净距

额定电压

(kV)安全净距

(mm)名称 35

带电部分至接地部分

300

相与相带电部分之间

300

带电部分至栅栏

875 1050

带电部分至板状遮拦

155 330

带电部分至网状遮拦

225 400

无遮拦裸导体至地(楼)面

2425 2600

出线套管至室外通道的路面

变电运行人员隔离开关操作要领分析 篇3

关键词：变电运行；隔离开关；操作要领

中图分类号：TM564.1 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01

一、隔离开关操作的原则分析

在《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》中对于隔离开关和断路器的操作规定是在进行停电拉闸操作时，必须按照断路器开关、负荷侧隔离开关、母线侧隔离开关的顺序依次进行操作，如果是送电合闸操作，则按照相反的顺序进行，严格禁止带负荷拉合刀闸。

从中可以看到这规定对于隔离开关的操作的描述较为笼统，并没有涉及到一旦出现特殊情况应该如何进行隔离开关的操作。例如主变各侧回路隔离开关的操作顺序，就很难按照规定里的描述进行操作，因为关于母线侧和负荷侧的描述并不具体。因此在实践中如果遇到了特殊的接线方式，如果没有特定的操作指导，在进行隔离开关的操作时就必须按照具体问题具体分析的原则进行。隔离开关的操作要领主要是坚持“重要设备保护”原则和“操作顺序优先”的原则。

所谓的重要设备保护原则也就是在进行隔离开关的操作时要注意一些重要设备的保护情况，规定中要求对负荷侧隔离开关进行优先操作，实际上是为了保护母线，因为只要切断了负荷侧隔离开关，那么就算发生了一些事故，对目前也不会产生任何影响，从而使供电安全大大增加。重要设备的主要包括会对电网安全运行造成影响的相关设备，一旦这些设备出现了问题，那么就有可能对整个系统安全造成严重影响。因此对这些设备进行保护也是为了保护整个电网的安全。

操作顺序优先原则是基于保护重要设备原则产生的，通过对不同电气设备的作用进行等级划分，从而判断这些设备的重要程度，形成一个优先保护的次序表，只有确定了系统中重要设备不会因为误操作受到影响，才能确保整个电网系统能够正常运行。

因此变电运行人员在进行隔离开关的操作时要始终遵循以上两个原则，才能确保隔离开关的操作不会出现失误影响整个变电所的供电情况。

二、隔离开关操作要领

变电运行人员在进行倒闸操作时必须首先确定断路器的确处在断开的位置，对于三相联动的隔离开关，三项起落应该同时进行，相差不能超过3mm，在这种情况下才可以进行隔离开关的分合闸操作。

（一）隔离开关合闸操作要领

如果是手动进行隔离开关的合闸操作，运行人员必须先拔出连锁销子才能进行合闸的操作。在开始时应该缓慢的进行，一旦动触头接近静触头就必须迅速合上，以免出现弧光的现象。如果电弧现象在合闸一开始时就出现，那么操作人员必须立刻将隔离开关合上，绝对禁止往回拉隔离开关，因为这一举动会使弧光不断扩大，从而给设备带来更大的伤害。在合闸结束时不能采取过大的力度，否则合闸过深很有可能会对支持瓷瓶造成伤害。在隔离开关合好后，运行人员应该对合闸的状态进行检查，查看动触头是否完全进入到静触头内，避免因为接触不良而使触头产生发热现象。

冬季操作户外的隔离开关时，将触头上的冻冰和霜雪摩擦掉的方法可以采用数次接通和断开的方式进行，使隔离开关能够保持动静触头良好的接触。在隔离开关有传动装置时，通过正确的调整可以确保隔离开关的可靠运行，如果没有传动装置，则要借助绝缘杆的正确操作。

根据上文可以总结出：手动合上隔离开关时，必须迅速果断，但是在开关即将合到底是不能用力过大，以免造成损害，当合到底是发生弧光或者误合时，不可将隔离开关再次拉开，以免造成更大的损坏，扩大安全事故。

（二）隔离开关分闸操作要领

在进行隔离开关的分闸操作时，一开始应该缓慢谨慎，当动触头离开静触头时，如果出现了电弧现象，那么运行人员必须立刻合上隔离开关，停止操作。不过在切断小负荷电流和充电电流时，拉开隔离开关必然会伴随着电弧的产生，此时操作人员应该迅速将隔离开关断开来消灭电弧。在拉闸快要结束时，要缓慢进行，这样才能有效避免支持瓷瓶和操作机构因为冲击力而损坏，最后还应该对连锁销子进行检查，查看是否销好。随后运行人员还应该对隔离开关的位置进行检查，确定其的确处在断开的位置，检查断开的空气绝缘距离是否合格、动触头是否已经拉到了尽头、拉开的角度是否符合相关的规定。如果室内隔离开关的绝缘距离不够长，则应该借助绝缘板进行处理。

（三）装有电磁闭锁的隔离开关当闭锁失灵时的操作要领

在进行操作时，首先要将防误闭锁装置解锁的规定牢记于心，按照规定的要求认真检查设备的实际情况，并得到相关管理人员的的同意后才能进行操作。目前很多变电站的隔离开关在进行线路、断路器和隔离开关检修时往往利用接地刀闸进行接地操作。而接地刀闸和隔离开关之间设有机械闭锁装置，一旦隔离开关接通，接地刀闸就无法合上，反之，一旦接地刀闸合上，隔离开关就无法合上。这种闭锁装置目前被应用于大多数的变电站，能够很好的避免误接地现象的出现。

（四）电动操作的隔离开关遇到电动失灵情况的操作要领

运行人员在进行操作前，必须对和这种隔离开关相关的全部断路器、隔离开关、接地刀闸进行全面的检查，确定他们所处的位置，然后再将隔离开关断开，再进行手动操作。

三、结束语

变电运行人员在进行隔离开关的操作时要始终坚持相关的规定和原则，进行严格谨慎的操作，避免因为失误操作而造成而给整个变电所的运行造成严重的损害。这一方面应该引起足够的重视，从而减少误操作发生的可能性。

参考文献：

[1]许艳阳.隔离开关操作要诀及事故异常处理探讨[J].中国电力教育，2011（24）：155-156+160.

[2]袁赞平.隔离开关操作原则及应用分析[J].中国新技术新产品，2012（16）：104.

变电运行中倒闸操作技术要点分析 篇4

关键词：倒闸操作,变压器操作,母线操作,环线倒闸

倒闸操纵就是将电气装备从一种形态改变到另一种形态的整套操纵。假如把一个变压设备抑或电线从工作形态转变到检查维修形态;把双母线接线工作形态转换成单母线工作形态等。压实因为装置的作业需求而实时开展的调整活动。在变电运转过程中, 假如没有健全的安全管制机制, 会出现工作者不仔细、违反规定的操纵, 导致出现恶习事故。

1 倒闸操作的总体要求

开展倒闸掌握的工作者要先了解操纵的标准, 同时通过相关考试。有关的倒闸操纵标准对全部装置的倒闸操纵都存在详细的引导以及提议, 在操纵中一定要坚固操纵同时能够按照现场真实的装置状况开展适当的调节, 这样才可以确保倒闸操纵的安稳以及精准。在归纳很多电气操纵的过失状况能够清楚, 没严厉实施操纵的标准是致使故障的关键缘由。因此操纵工作者要先对操纵现场全部的装置开展整体详细的了解掌握, 操纵票据的稽核不可以马马虎虎, 要根据操纵标准开展模仿解析, 确保其拥有能够操作并且达到现场需求, 最关键的操纵方法的程序能够确保体系安稳, 不会出现错误操纵的状况。在操纵票据的编写以及稽核过程中一定要防止两方形成依靠思想, 进而致使操纵过程出现漏掉, 最后出现操纵空白而形成故障。所以在倒闸操纵中, 监督维护工作者一定要全程对任何一项操纵开展详细监督, 同时维持思维清澈, 对操纵环节开展实时监测、确定, 假如出现情况就要马上关闭操纵同时改正, 保证没有错误之后再进行操纵。在操纵之后还要查看开关是不是正确、连接是不是正好、指示灯以及指示设备是不是精准、计量表是不是精准, 遥测资料是不是可信、设备和后台有没有不正常警告指示, 从各个部分确保操纵精准、有用。

2 变电运行典型倒闸技术的研究

2.1 变压设备的操纵

变压设备的中性点连接地是能够减少操纵程序中过电压产生的不良作用。在电流较大的接地体系中, 为了控制单项电流存在短路的状况, 有的变压设备其中性点并没有连接地面, 就是变压设备中性点连接地的量以及它在网络的地点是确保符合变压设备绝缘安稳、减少短路电流, 确保继电设备能够安全根据标准设置。切合空载变压设备以及解列并列电源体系过程中, 假如对变压设备中性点连接地, 操纵时短路设备存在三相行为不一致的状况抑或存在不对称短路, 据此防止形成电容运输过电压抑或失步工作频率过电压而产生的事故。所以操纵切合空载变压设备形成的过电压事故, 就能够精准的操纵中性点连接地的倒闸掌握。

2.2 母线倒闸操作技术

(1) 备用母线的充电或者母线本身完成检修重新进入网络的时候, 如需要充电如有母联开关的则使用开关对其进行充电。如没有开关的则尽量利用外部的电源断路器对备用母线或者检修后母线进行测试。 (2) 两条母线上的设备进行倒换的时候, 可以利用两种方式进行, 一种是"热倒":将单个元件的隔离开关合于目标母线后, 断开另一母线的隔离开关, 在倒闸的过程中必须合上母线隔离开关、断路器, 断开母联断路器的操作电源空开, 然后才能进行倒闸, 主要是防止倒闸中母联断路器出现误动, 进而引发负荷拉、合闸的事故;一种是"冷倒":逐一将所有元件先转冷备用, 再合于另一母线。无论采用何种方式都应根据实际情况进行选择。 (3) 在倒闸的时候因为设备倒换或者母线上的电压互感器停电, 继电保护装置或者自动装置的电压回路也需要转换到对侧的电压互感器, 应注意的是不要让继电保护或者自动装置出现失压误动的情况。避免电压回路中存在接触不良或者电压互感器向不带电的母线进行充电, 从而引发电压回路熔断器熔断, 从而导致误动的情况出现造成事故。 (4) 进行母线倒闸的时候, 还应注意对母差保护的负面影响, 对固定连接的母线差动保护, 在倒闸的时候应相应的改变母差保护的接线。 (5) 关于母线的操作注意事项:母线操作在倒闸操作中占有重要地位, 稍稍不慎极易引起事故。因其负载众多设备元件, 操作时要严格注意先后顺序, 并在操作前做好充分准备。母线操作过程中, 容易发生带负荷拉刀闸事故, 操作过程中, 母联开关电源要拉开, 预防误倒闸事故的发生。使用母联开关向备用母线充电, 可以防止因备用母线存在故障引起的事故。

还有一个可能形成的毛病是由于操纵程序不对导致的谐振。母线运送电过程中先给已经停止的母线供应电, 之后观察电压互感设备的一次刀闸, 到快完成时, 不能立即拉开母联断路设备, 要在拉开之前先把一次刀闸打开。要不然, 会出现串联谐振, 形成过电压, 破坏母线上的全部装置配件, 甚至出现故障。针对倒母线, 要特别关注等电势的状况是热倒还是冷倒的情况。等电势拥有的环境是, 让母联断路设备和两边的隔离闸都在关闭的形态, 之后把母差维护转变成非选取样式, 再然后把母联断路设备的操纵保险拿下。等电势环境符合之后, 按照次序观赏倒至母线变的隔离闸, 在按照次序打开之前母线边的隔离闸, 这就是热倒方式。假如母联断路设备一直在冷抑或热备用形态, 不符合等电势环境, 就需要使用先开后关的冷倒方式。全部倒母线过程中都一定要布置了解熟练操纵的工作者开展操纵抑或负责监管, 进而准确操纵同时对形成的不测实时作出诊断, 预防故障出现。

2.3 环形网络解并操作

环形网络的解并列也就是合环、解环, 是电力系统中从一种方式转换为另一种方式的常规操作。环形网络的电压等级通常是一致的, 当然也有的也包括了变压器, 而形成一个电压等级不同的网络。环形网络的并解列操作除了应满足前面提及的倒闸操作外, 还有其自身的特征, 其中最为重要的就是准确的对潮流分布进行预测并控制, 保证其大小不超过各个元件的工作范围。为了保证环形网络的并解列操作, 合环操作必须满足以下要求:确保相位一样, 在最开始合环抑或开展或许造成相位改变的检查维修操纵之后开展合环, 一定要对相位开展检测;调节压差, 压差的差异最大能够在标准的百分之二十以内, 异常状况下能够把其提升到百分之三十;合环之后网络电流的流向的散布一定开展操纵确保每个配件不超载, 节点的电压不能够超出标准;操纵继电维护符合环网的工作需求。

经过对倒闸的整体操纵规范以及标准操纵形式的解析, 证明在真实的操纵过程中要先确保操纵宗旨以及需求, 对于不一样的工作条件以及体系特点, 搞清楚全部的操纵工程中全部操纵的理论以及宗旨, 据此控制操纵环节之间的联系, 从而确保操纵标准能够实施并且安全。并且在倒闸程序中增强监视, 避免操纵不细致而出现事故。

参考文献

[1]陈映杰.谈谈变电站倒闸误操作的原因分析及对策[J].科技资讯, 2011, 5.

[2]高青云.变电站中典型倒闸操作的危险点和防范措施分析[J].中国新技术新产品, 20 10.24.

变电运行现场操作技术 篇5

关键词:变电所;直流系统;设计;维护;分析; 可靠性

中图分类号:TM63 文献标识码:A文章编号:1006-8937(2009)24-0013-02

1 概 述

直流系统,是电力系统各变电所不可缺少的必要装备。在日常运行中,为继电保护、控制、信号、计算机监控、事故照明、交流不间断电源等提供电源。直流系统各直流用户都是非常重要的,直流系统的可靠性直接关系到变电所安全运行。变电所直流系统安全可靠性,首先取决于直流系统的接线方式,包括直流母线配置、直流供电方式;其次,取决于构成直流系统各个设备的选择和配置,包括直流充电装置、蓄电池组、直流绝缘监测装置、直流熔断器(直流断路器)等等。另外,提高直流系统可靠性还需要不断提高日常运行维护水平。下面文章从设计以及运行维护角度对变电所直流系统相关的问题展开讨论和分析。希望通过分析能提高对变电所直流系统重要性的认识以及对提高直流系统可靠运行提供有益参考。

2分析与讨论

变电所直流系统的可靠性与直流系统的接线方式,蓄电池、充电器的配置以及直流各负荷配置密切相关。当然不同电压等级的变电所,对直流系统提出了不同的要求。原则上,在满足直流供电可靠性的前提下,直流系统接线方式应尽可能的简单,设备尽可能的简化。同时,还应考虑日常检修维护安全性、方便性等因素。

2.1直流电压选择

变电所直流系统的电压一般有110V和220V两种规格,现场变电所直流系统设计电压选择应通过技术经济比较确定。实际直流系统电压采用110V和220V都有优缺点。如电压选用110V主要有以下特点:蓄电池可以减少一半,直流电压低对绝缘以及人身都有好处,干扰电压以及分布电容影响小,控制电缆压降要大,电缆投资大,直流系统容量要少一半,供给事故照明以及动力负荷等一些特殊负荷时要额外增加投资,以上6个特点均相对电压为220V直流系统而言。

对比两者均有优缺点,前3点是电压等级110V直流系统的优点,而后3点则是电压等级为220V直流系统的优点。那么现场实际如何选取?对于早期的变电所绝大多数采用220V直流电压等级,主要考虑直流动力负荷的压降影响而选择220V电压等级。当前由于技术发展,变电所均采用集中控制,保护控制就地化以后,电缆压降已经不是主要问题。因此,目前较多的新建变电所采用电压等级为110V直流系统。现场应根据变电所实际情况,综合比较上述两种电压的优缺点合理选取。

2.2 直流系统接线方式

变电所直流系统接线方式一般应根据变电所重要性确定,目前新建的主要有单母线、单母线分段等几种方式。其中单母线仅包括单段母线,配置1套充电器和1组蓄电池及相应直流配电屏。单母线分段又可分为:①单母线分段,有两个分段直流母线,中间设有联络开关,两段母线总共配置1套充电器和1组蓄电池。②单母线分段,有两个分段直流母线,中间设有联络开关,每段母线各配置1套充电器和1组蓄电池。这里所说的充电器均能实现浮充、初充以及均充的功能,即目前新直流充电器均能将以上功能实现。对于单母线分段联络开关切换应保证切换不断电,同时充电器能实现单独给蓄电池组充电。

对于单母线接线方式首先不能实现直流双路供电的要求,因此该方式一般较多使用在110kV及以下变电所。对于单母线分段且只有1组蓄电池和1套充电器的接线方式,从形式上双路直流电源可以从不同的分段母线上获取,但是直流系统本身就一套电源配置,一般在110kV变电所或者一些不是很重要的220kV变电所采用。对于单母分段且能实现直流电源按分段母线配置的直流系统,真正实现了双路直流电源供电,且这两路直流电源相互独立,一般在220kV及以上变电所采用,在一些特别重要的变电所另配置1套充电器作为各分段充电器的备用。

对于直流配电屏各个直流负荷的布置,应尽可能的合理配置负荷,宜采用直流辐射网络,不宜采用直流小母线方式。在一些老变电所较多的使用了直流小母线方式,即屏顶小母线,这势必需要考虑直流各级熔断器(或者直流断路器)的配合问题。目前,最理想的方式采用直流辐射网络各个直流负荷与直流配电屏上负荷开关一一对应。既可简化直流熔断器(或者直流断路器)配合问题,同时又可方便运行人员直流系统接地查找和判断。此外,直流负荷分布应充分考虑双路电源相互独立性,即对有双路直流电源要求的设备设计时,应能实现冗余的配置,切忌双重化配置设备直流电源交叉配置。

直流系统接线方式对直流系统可靠性、运行灵活性起关键作用,当然这里面又涉及到经济性问题以及现场用户运行习惯。因此,现场设计时,也应综合考虑上述各种因素。

2.3直流充电器

直流充电器是变电所直流系统一个重要组成设备,实现对蓄电池组进行充电和浮充电,其性能好坏将关系到蓄电池组的长期可靠运行。目前,直流充电器既有微机相控式硅整流充电装置,又有高频开关电源模块构成的充电装置。

直流充电器选择时应考虑以下技术要求:①输出电压、电流范围能满足蓄电池组的初充、均充、浮充等运行工况要求。②具备恒压、恒流充电功能。③稳压精度以及纹波系数满足规程要求。④限流、过压等保护功能。此外,新型微机型充电器在设计中实现手动充电、自动均衡充电、浮充电功能,当蓄电池事故放电后,应能对蓄电池自动进行补充电;实现了能适应蓄电池组初充电要求和根据温度变化自动补偿浮充电电压的功能,确保蓄电池组不会因环境温度的变化而造成过充电或欠充电;实现了对蓄电池故障检测功能,能对蓄电池回路的开路或短路进行检测;实现与变电所监控系统接口通信功能。

在早期的现场应用中,由于高频开关模块故障率较高,没有全面推广使用。但随着高频开关模块技术发展、元器件质量提高及制造工艺改进,微机型高频开关模块构成的直流充电器的优势已经显现,在近年来的设计中已经逐步取代相控式硅整流充电器而成为变电所直流充电器的首选。其主要有以下优点:①结构紧凑,体积小、重量轻、容量大;②技术指标高,模块本身能承受多次或长时间短路冲击,稳压稳流精度高,纹波系数小;③(N+1)冗余模块并联组合方式供电,模块可带电插拔,任一模块退出运行均不影响系统的正常运行;④模块自动均流,充电电流自动可调。

2.4 直流蓄电池

蓄电池组是构成直流系统的关键设备,其性能好坏将直接影响到变电所的可靠运行。近几年来,蓄电池技术发展很快,新建变电所主要采用阀控式密封铅酸蓄电池和免维护电池两种类型的蓄电池。其中阀控式密封铅酸蓄电池克服了开口式和防酸及隔爆蓄电池的缺点,以优越的技术性能,如大电流放电性能优良、自放电小、使用中无需加水和酸液、不漏液、无酸雾、内阻小和安装方便及少维护等优点而得到了更为广泛应用。

在现场实际应用中需注意以下几点:①蓄电池组的容量应满足变电所最严重事故下直流母线电压不低于规定要求。②合理配置蓄电池组的数量,并根据不同厂家要求正确选择蓄电池的浮充电压,这个是保证直流系统长期可靠运行和蓄电池寿命的关键所在。③日常维护中需要定期的进行均衡充电,以及定期进行核对性放电试验,同时需要考虑温度补偿充电。④目前所选用微机型直流充电器都具备了上述功能,应用中直流充电器必须按照蓄电池的技术要求,合理设置参数。

2.5直流熔断器(直流断路器)配置

在实际运行中出现比较普遍的问题就是直流熔断器(直流断路器)选择配置以及上下级配合的问题,在系统中已经出现了较多影响比较严重的事故。近年来这个问题已经普遍引起了设计、运行以等相关单位的重视,并且被列为现场反措检查(或者安全性评价)的一个重要内容。但限于现场人员由于认识不同,可能对该问题的存在或者严重性尚没有深入了解。因此,新变电所设计过程中就应对直流熔断器(直流断路器)予以明确和规范,而对于已投运变电所应现场实际情况进行及早检查并整改。

变电所内各电气成套设备、保护屏、控制屏以及高压断路器等的直流熔断器(直流断路器)分别由各自生产厂家自行配置,这其中可能有采用不同品牌的直流断路器、直流熔断器或交直流两用断路器,甚至有些还采用交流断路器代替直流断路器使用。这就导致了目前变电所直流熔断器(直流断路器)上下级无法配合。既有上下级采用不同厂家的直流熔断器,又有上下级直流熔断器和直流断路器共存的现象,还有交直混用的实际情况。如果直流供电网络没有采用一一对应的辐射方式的话,必然会导致上下级失配越级。因此,对于设计和运行和维护人员必须要重视以下几个问题:

①设计和改造过程中应选用直流专用断路器,其额定电压应大于或等于整个回路的工作电压;额定电流应大于或等于整个回路的工作电流;其断流能力应满足直流系统短路电流的要求。推荐使用三段式直流断路器,可更好的实现上下级配合问题。

②直流熔断器必须选用符合国家标准规范要求的专业厂家的熔断器产品,加强现场对直流熔断器的运行管理,对发生过直流短路过的熔断器,也应予以及时更换,对运行多年的熔断器应定期更换。

③在同一直流回路中应选择单一的断路器(或者熔断器),切不可混用。对于由于不同设备厂家供货而使用在同一回路中的直流断路器(熔断器),必要时可通过试验的来验证上下级的配合关系。

④尽可能采用辐射直流供电网络,整个直流回路上下级差配合应认真校核计算,避免由于设计选用不当导致直流停电扩大。

2.6 直流接地查找

变电所直流系统发生一点接地是最为常见的直流系统故障,根据规程规定发生接地后应在规定的时间内排查,如再发生另一点的直流接地,两点接地的后果是非常严重。同时发生一点接地还会对变电所保护控制设备造成不良后果,如保护的误动,控制失灵等等。如何查找直流接地,有效保证变电所直流系统的安全性,是直流系统日常维护中一项重要的工作。因此,在变电所设计需考虑此问题。

目前新建变电所都采用了新型的微机直流绝缘监测装置,该装置既可实现常规5个直流系统参数的监测,包括直流母线电压、正对地电压、负对地电压、正对地绝缘电阻以及负对地绝缘电阻;同时,可以实现每个直流负荷在线接地监测。正常运行中装置监测5个常规直流参数,当发现直流异常时,立即对各个直流支路的巡查,当某个支路参数(绝缘电阻)不正常时,提示运行人员。改变了以往逐一拉电的方式进行直流接地检查。保证了直流接地查找安全性和及时性。目前主要的直流绝缘监测装置有两种原理。一种是采用外加低频低压信号源进行监测,此装置需要考虑注入信号源对直流系统影响,以及容易受分布电容以及电磁环境影响。另外一种直接监测直流支路直流漏电流,此装置需要在每个直流支路安装一个高精度的直流互感器,确保能分辨出毫安级的漏电流。应该说这两种类型的装置各有特点,都有较为广泛的使用。现场设计时,应充分考虑到使直流绝缘在线监测装置选线范围能涵盖每一个直流支路,当采用采用直流分屏时,也应考虑直流分屏每一个支路的监测。同样如果采用直流小母线形式,就无法实现每一负荷的在线直流接地监测,不利于运行维护。另外,在现场维护时,应充分认识直流接地的危害,合理使用直流绝缘监测装置,及时消除直流接地。

3结 语

变电运行现场操作技术 篇6

【关键词】倒闸操作；危险点；解决方式

一、倒闸操作中的危险点分析

1.1输电线路.输电线路的停送电操作是变电所最主要的操作之一，停送电操作必须严格按照规程规定执行，停电的操作应按照开关、负荷侧刀闸、电源侧刀闸顺序依次操作，送电的倒闸操作按与上述相反的顺序进行，严防带负荷拉、合刀闸。人为扩大的事故范围。

1.2变压器.变压器的操作是倒闸操作中比较普遍的操作之一，包括变压器正常带负荷运行，向变压器充电及切断空载变压器等等，操作中切合空载变压器易产生很大的励磁涌流，存在操作过电压，影响或危机变压器的绝缘，存在导致变压器绝缘损坏的危险和隐患。

1.3母线.母线是在变电运行中的作用是汇集、分配和传送电能，其特点是连接变电所所有一次设备电器元件，操作会比较复杂。在母线的停、送电过程中会存在带负荷拉刀闸事故；由于误操作或漏拆接地线造成母线短路故障；而且母线故障多为永久性故障，事故后将造成大面积停电，影响油田人民的生产和生活，后果极为严重。

1.4直流系统.直流系统上的操作就像是在人心脏上的操作，操作不正确会使变电所整体正常运行瘫痪，有可能失去控制回路、信号回路、继电保护、自动装置及事故照明等可靠的直流电源。

1.5电力系统的并解列操作.电力系统的并解列即两个系统合环、解环操作，要求两个系统要满足一定的并、解列条件，接受到油田网调的命令，核定设备的保护定值，按照《电业安全工作规程》、《一、二次变电所运行规程》、《变电所两票细则》、国电网《防止电气误操作装置管理规定》执行；双回线或可并列运行的变压器（包括所用变）并列后，解列前、后应对比检查两个回路的表计指示，以判断操作结果的正确性。操作失误造成的损失是大面积的甩负荷，母线失电以至于全所失电。

二、变电运行倒闸工作中存在的隐患原因查找

2.1誤操作是直接原因.变电人员在倒闸操作中误操作主要有①误分、合断路器；②带负荷误拉、合隔离开关；③带电误挂地线；④带接地线（接地刀闸）误合隔离开关；⑤人员误入带电间隔，这些都是影响倒闸操作不正确的直接因素，而分析原因可能是操作人员不严格执行规程、制度，工作不认真，主动性不强，麻痹大意等。

2.2电气操作管理不到位是间接原因.现在很多安全事故的发生都是由于电气操作管理不到不到位，缺乏控制性和科学性，因此事故的主要原因都是由于不遵章办事，违反安全规程，长期习惯性违章行为造成的。运行人员不按规定巡视设备，巡视设备不认真，存在死角，未及时发现设备隐患和缺陷，没有认真监盘对出现的设备异常信号未及时发现，导致甩负荷或直流接地，前、后台机通讯中断未及时发现等等，现在我们的企业由于各种原因，电气操作管理上都存在一些问题，主要表现在①电气防误操作工作责任制落实不到位，走形式。领导在一个样，不在一个样。②人员对设备不熟悉，值班员依赖值班长，自己在工作中不担当，本职工作都做不好。③操作员工学习主动性差，当一天和尚撞一天钟思想严重。④设备管理不到位。

三、变电运行倒闸操作工作中消除危险点的解决方式

3.1加强电气防误操作管理.1.切实落实电气防误操作工作责任制，各运行岗位应设专人负责防误装置的运行、检修、维护、管理工作。防误装置的检修、维护、管理应纳入运行、检修规程范畴，与相应主设备统一管理；2.加强运行、检修人员的专业培训，严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化、规范化；3.严格执行调度命令。倒闸操作时，不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并汇报运行调度弄清楚方可操作。不允许随意修改操作票，同时严格执行倒闸操作“十不准”；4.应制定和完善防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保防误闭锁装置有效运行；5.建立完善的五防万能钥匙使用和保管制度，防误闭锁装置不能随意退出运行。停用防误闭锁装置时，必须履行审批手续，且在停用期间，倒闸操作应采取必要的安全操作措施，短时间退出闭锁装置的，应经变电所所长和工区主管领导批准，并按要求尽快投入运行；6.加强新、改、扩建检修、施工验收的电气防误装置传动、试验管理。未经验收合格的防误装置不能投入使用。

3.2完善电气防误操作技术措施.1.新、扩建变工程及主设备经技术改造后，防误闭锁装置应与工程、主设备同时设计、同时施工、同时投运；2.防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立，并有备用电源，防误操作钥匙应有两块电池，相互备用；3.采用微机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。无论机械还是微机实现防闭锁功能，其防误操作规则必须经变电所、工区主管、安监、生技部门共同审核，经公司主管领导批准并备案后方可投入运行；4.成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好，开关柜出线侧宜装设带电显示装置，带电显示装置应具有自检功能，并与线路侧接地刀闸实行联锁；5.断路器或刀闸闭锁回路，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点，操作断路器或隔离开关时，应以现场实际状态为准；6.各变电所应有本所的防误装置的说明书、五防程序电子版本、流程图；7.加强对运行、检修人员防误操作培训，使其掌握防误装置的原理、性能、结构和操作程序，能熟练操作和维护。

3.3倒闸操作“十不准”

不准没有受令权的人员受令及受令不录音进行操作；

不准没有调度令或者待令项没有操作命令进行操作；

不准没有填写标准操作票及模拟预演进行操作；

不准没有监护权、操作权的人员进行操作；

不准没有进行操作前的认真准备进行操作或者操作中提前或完后一起打“Ⅴ”；

不准没有明确调度的操作意图擅自增加或减少项目进行操作；

不准没有进行唱票复诵“四对照”进行操作；

不准使用解锁钥匙进行操作或者没有操作完交接班；

不准没有带合格的安全用具进行操作；

不准在操作中进行与操作无关的工作或由他人代替操作，如培训等。

3.4远红外、紫外线测温仪技术融入变电运行.加强对设备结点温度的监控，远红外测温仪相对于传统的示温蜡片发挥出了远距离、非接触式的诊断效果，它能够更好的对设备缺陷进行有效地、真实的检查。远红外测温仪它不会对设备外加任何红外源，不会影响和损害电力生产、运行的连续可靠性。紫外线能观测到设备内部各种不正常情况，是否有电弧拉弧导致的设备过热现象，此类先进设备应用到变电运行行业中更加保证了设备的安全、可靠、平稳运行。

四、结语

变电运行倒闸操作工作中出现的安全隐患，要对照问题真正查找出原因，采取措施，防止类似事故的发生。

作者简介