变电站运行规程 (2)

江西赛维LDK太阳能多晶硅有限公司110kV赛维王家山变电站现场运行规程批准：复审： 初 审： 编 写: 目 录1 前言 61范围72规范性引用文件73本站概况74本站设备的调度分级及管理85本站运行方式85.1本站一次系统接线图（见附录一）85.2运行方式按地调命令执行。85.3110kV母线运行方式：95.410kV母线运行方式：95.5主变压器停电检修运方96运行维护工作的基本要求106.1运行人员的岗位职责116.2赛维王家山变电站交接班一般规定136.3设备巡视检查规定156.4电气设备定期试验和轮换的一般规定167本站倒闸操作一般原则及一般规定177.1倒闸操作票的原则及要求177.2接受操作命令：187.3工作的组织准备：197.4倒闸操作制度198事故处理的一般原则239变压器的运行维护259.1变压器及附属设备的配置和动技术规范：259.2变压器的巡视检查269.3变压器的正常运行与维护289.4变压器保护配置、压板配置及接跳开关299.5变压器的异常、故障运行及事故处理3310断路器的运行维护3810.1断路器的配置和技术规范3810.2断路器的巡视检查3910.3断路器的正常运行与维护4110.4断路器的异常、故障运行和事故处理4211隔离开关的运行维护4511.1隔离开关的配置和技术规范：4511.2隔离开关的巡视检查4611.3隔离开关的正常运行与维护4611.4隔离开关的异常、故障运行及事故处理4712互感器的运行维护4812.1电流互感器的配置和技术规范:4812.2电流互感器的巡视检查4912.3电流互感器的正常运行维护4912.4电流互感器异常、故障运行及事故处理5012.5电压互感器的配置和技术规范5012.6电压互感器的巡视检查5112.7电压互感器的正常运行与维护5212.8电压互感器的异常、故障运行及事故处理5213避雷器的运行维护5413.1避雷器的配置和技术规范5413.2避雷器的巡视检查5513.3避雷器的正常运行与维护5513.4避雷器的异常、故障运行及事故处理5514母线的运行维护5614.1母线的配置和技术规范5614.2母线的巡视检查:5614.3母线的正常运行与维护5714.4母线的异常、故障运行及事故处理5715电力电缆的运行维护5815.1电缆的配置和技术规范5815.2电缆的巡视检查5815.3电力电缆的正常运行与维护5915.4电缆的异常、故障运行和事故处理5916站用变系统的运行维护6016.1站用变的配置及技术规范6016.2站用变系统的巡视检查6016.3站用变系统的正常运行与维护6116.4站用变系统的异常、故障运行及事故处理6117电力电容器组的运行维护6217.1电力电容器的配置及技术规范6217.2电容器的巡视检查6217.3电容器的正常运行与维护6217.4电容器的异常、故障运行及事故处理6418开关柜的运行维护6418.1开关柜的配置及技术规范6418.2开关柜的巡视检查6518.3开关柜的正常运行与维护6618.4开关柜的异常、故障运行和事故处理6619继电保护、自动装置及二次回路运行维护的一般规定6619.1继电保护、自动装置及二次回路的巡视检查6619.2继电保护、自动装置及二次回路的正常运行与维护6719.3继电保护、自动装置及二次回路的异常、故障运行和事故处理6820线路保护装置运行维护6920.1线路保护的配置、压板配置及接跳开关7120.2线路保护装置的巡视检查7320.3线路保护装置的正常运行与维护及注意事项7320.4线路保护装置的异常、故障运行及事故处理7421直流系统的运行维护7521.1直流系统的配置7521.2直流系统的巡视检查7521.3直流系统的正常运行与维护及注意事项7621.4直流系统异常、故障运行及事故处理：7722计量装置运行维护7922.1计量装置的配置表及技术规范7922.2计量装置的巡视检查7922.3计量装置正常运行维护及注意事项8022.4计量装置异常和故障处理8023防误闭锁装置的运行维护8123.1防误闭锁装置的配置8123.2防误闭锁装置的巡视检查8123.3防误闭锁装置的正常运行与维护8123.4防误闭锁装置的异常和故障处理8224安全工具的检查与维护8324.1安全工具器的配置8324.2安全工具试验周期表8424.3安全工具器正常检查与维护84前 言110kV赛维王家山变电站全体运行人员必须遵守本规程，确保变电设备安全经济运行。110kV赛维王家山变电站全体运行人员每年进行一次本规程的考试，对新参加工作及脱离运行岗位达三个月以上的值班人员，在值班前要学习本规程，经考试合格后才能值班。本规程在实践中将不断总结经验，每年审核、修订一次，使其成为指导运行的适用规程。本规程在实践中如与上级有关规定相抵触，应按上级规定执行。范围本规程适用110kV赛维王家山变电站现场运行、维护、管理的全体人员。规范性引用文件本规程是根据江西省电力公司变电站现场运行维护规程要求，参照赛维王家山变电站设备出厂资料、赣西供电公司电气两票填写标准以及电力网技术管理规程汇编（运行管理）部分、电业安全生工作规程、变压器运行规程、断路器运行规程等设备运行规程，结合赛维王家山变电站的现场实际编写的。本站概况110kV赛维王家山变电站位于新余市渝水区下村镇工业平台，作为江西赛维LDK太阳能多晶硅有限公司7000吨硅料项目专用变电站。本站主变容量：远期263250MVA，本期263MVA； 110kV出线：远期6回，本期2回，采用双母线接线;10kV出线：远期32回，本期12回；10kV无功补偿：远期4480084800kvar,本期44800kvar。现装有两台63MVA主变压器,型号均为SZ11-63000/110有载调压变压器，浙江三变科技股份有限公司生产。本站有110kV和10kV两个电压等级。110kV断路器采用LW-126/3150-40型六氟化硫断路器，由上海华明电力设备制造有限公司生产，操作机构采用弹簧储能机构；10kV母线采用单母分段，远期32回电缆段出线，本期出线12回，供电对象为江西赛维LDK太阳能多晶硅有限公司内301开闭所、302A及302B低压变电所。10kV开关柜用KYN28A-12型固定式开关柜，为江西泰豪科技股份有限公司生产，配厦门ABB公司的VD4型 10kV真空断路器。10kV并联电容器补偿装置为屋外框架式成套装置，配6干式空芯电抗器，补偿容量为44800kvar。直流系统采用智能型300Ah高频开关电源，控制和通信电源合一，配置510A充电模块和220A直流48V变换模块以及220A交流逆变模块，配一组全密封免维护铅酸蓄电池组，采用单母线隔离开关分段接线，配置微机监控装置和电池巡检装置，具备四遥通讯接口。保护及自动装置：主变及10kV线路与母线采用江苏金智科技公司iPACS-5000系列微机保护装置，110kV线路和母线采用国电南自公司PSL621D与PSR662型微机保护装置。本站设备的调度分级及管理本站110kV设备归口赣西供电公司地调调度。所有一次设备和二次设备由江西赛维LDK太阳能多晶硅有限公司维护管理。本站运行方式1.1 本站一次系统接线图（见附录一）1.2 运行方式按地调命令执行。1.3 110kV母线运行方式：1.3.1 正常运行方式：全站下赛线111进线在段，下赛线112进线在段， 与段通过母联开关131合环，供电给#1、#2主变分列运行。 检修运行方式：运行方式以调度指令为准，根据地调指令供电方案，再来考虑倒闸操作程序和保护装置的投退。110kV进线开关倒换时，采取先并列运行后断开开关原则，严防倒闸操作时110kV母线失压。110kV段母线检修：112开关在段，#2主变投入运行。111、101、131开关断开， 1113、1111、1112、1121、1311、1012、1011、1021、1511刀闸拉开。110kV段母线检修方式：111开关在段，1#主变投入运行。112、102、131开关断开，1123、1112、1122、1121、1312、1022、1012、1021、1023、1522刀闸断开。1.4 10kV母线运行方式：1.4.1 正常运行方式：#1主变经901开关送10kV段母线运行，#2主变经902开关送段母线运行。931 开关平时为断开方式。(用户要求931投入时，经地调同意，再将931母联投上，使10kV、段母线并列运行)。1.4.2 10kV 段母线停电检修运方。#2主变供电10kV 段母线各馈电线，901、931开关断开。1.4.3 10kV 段母线停电检修运方。#1主变供10kV段母线各馈电线，902、931开关断开。1.5 主变压器停电检修运方1.5.1 #1主变压器停电检修运方#2主变供10kV 、II段母线各馈线，此时#1主变101、901两侧开关及刀闸全部断开。1.5.2 #2主变压器停电检修运方#1主变供10kV 、II段母线各馈线，此时#2主变102、902两侧开关及刀闸全部断开。运行维护工作的基本要求1.6 运行人员的岗位职责1.6.1 站长职责1.6.1.1 站长应在江西赛维LDK太阳能多晶硅有限公司的直接领导下，对站内各项工作应全面负责。1.6.1.2 站长应如实传达，贯彻执行各级领导的指示，会同政治宣传员组织全站人员的政治学习，如实向直属领导请示汇报站内的工作。1.6.1.3 站长应熟悉并带头严格执行本岗位的规章制度和劳动纪律，对违犯规章制度者，有权及时批评指出或停止其工作。1.6.1.4 站长应熟悉和掌握全站设备特性，运行情况，正常与事故情况下的倒闸及事故处理。1.6.1.5 站长应会同安全员开好运行分析会，过好安全活动日。结合季节性特点是否完善，制定工作计划。1.6.1.6 站内设备进行大修或重要的倒闸操作时，站长应事先组织认真讨论，并制定安全措施，站内设备出现异常运行情况时，除了及时向有关领导汇报外，应组织全站人进行分析，根据情况，积极消除或防止事故扩大。1.6.1.7 当站内频繁操作，检修工作多或发生重大事故时，站长应亲自到现场，协助当值做好工作，如遇不当，站长有权纠正，必要时可亲自主持工作。1.6.1.8 站长应会同培训员制订培训计划，经常组织全站人员学习技术，开展岗位练兵活动，对全站人员，应定期进行本岗位制度的考核。1.6.1.9 站内的正常维护工作，如不涉及到继电保护运行的变更，站长有权签发本站人员在本站内工作的第二种工作票。1.6.1.10 站长应会同资料员保管好全站各种运行资料。定期组织五大员和值班长商量工作，组织全站人员按时完成上级下达的各项生产任务。1.6.1.11 站长应发动全体职工，搞好站内环境和设备清洁工作。1.6.1.12 站长应经常审阅运行日志和各种记录，检查两票执行情况，发现问题及时纠正。1.6.1.13 站长应及时做好年、季、月生产工作计划和总结工作。1.6.1.14 站长应负责安排运行班次，调整好各值人员。1.6.1.15 在不影响值班的情况下，站长有权批准本站职工事假一天。1.6.1.16 站长应带领全站人员认真遵守劳动纪律，坚持考勤制度。对违犯劳动纪律本站人员负有教育和帮助的义务。有批评和提出理意见的权利。1.6.1.17 技术专职协助站长工作。在站长离开时，行使站长职权。1.6.2 值班长职责1.6.2.1 值班长所属关系：在行政上受站长的领导，在业务上受当值调度员的领导。1.6.2.2 值班长在当值期间是站内安全、经济供电和人身设备安全的直接负责人。1.6.2.3 值班长在当值期间是运行和操作的负责人，应正确接受和执行调度员所发布的各项命令，并作好记录。要坚持对设备进行巡视检查，认真巡视设备，发现问题及时处理。处理不了的要做好记录，并向有关领导汇报。1.6.2.4 值班长应坚守工作岗位，严格招待各项制度，遵守劳动纪律，领导本值人员按时完成并做好设备维护工作。1.6.2.5 值班长在当值期间发生事故时，应正确判断事故性质，在当值调度员指挥下，领导本值人员迅速处理事故。1.6.2.6 值班长在当值期间，应经常监视运行设备的状况，没有特殊原因不得随便离站，也不能随便叫人替换，必要时要经站长批准。1.6.2.7 值班长在当值期间是修试工作的许可人，对检修设备应认真负责验收，如不符合要求，有权提出返工。1.6.2.8 值班长应领导本值人员做好交接班前的日常维护工作，如报表日值班，应组织本站人员做好月报统计工作。1.6.3 值班员职责1.6.3.1 值班员在运行上受值班长领导，在当值期间，应正确执行值班长所下达的一切操作命令值班员应及时完成值班长所布置的设备维护工作。应坚守工作岗位，在工作中要按规章制度办事，严格遵守劳动纪律，如须短时间离开控制室，一定要报告值班长，并应迅速返回本岗位。值班员对违犯规章制度造成的事故负责任。1.6.3.2 值班员要按时，认真、正确地抄录运行中的各种表计。做好各种运行记录。并对全站设备进行巡视，发现问题，及时向值班长汇报。1.6.3.3 值班员在当值期间发生事故，应准确判断事故，在值班长指导下，迅速处理，没有得到值班长的许可，不允许随便乱动。任何运行中的设备，如有直接危及人身和设备安全时，可先处理再告诉值班长。1.6.3.4 主动做好交接班前的日常维护工作。1.6.3.5 做好本值的清洁卫生工作。1.6.4 学员职责1.6.4.1 学员在行政和业务上，受站长和值班长、值班员的领导。1.6.4.2 学员在值班期间，应认真学习本岗位的规章制度，在师傅指导下，熟悉站内运行情况，在值班员的监护下，按时抄录运行是的各种表计。1.6.4.3 学员在值班期间，应认真学习业务技术，协助值班员和值班长做好操作前的准备工作和检修上的事务工作。1.6.4.4 学员在值班期间，应坚守工作岗位，遵守劳动纪律，如需离开工作岗位，应报告值班员或值班长，并应迅速返回本岗位。不允许随便乱动运行中的电气设备，如发现异常情况，应立即报告值班员或值班长。1.6.4.5 学员应主动做好交班前的清洁卫生工作。1.6.4.6 学员学习期满，应对本岗位的规章制度进行考核，合格后，经领导批准才可担任运行值班工作。1.7 赛维王家山变电站交接班一般规定1.7.1 值班员上下班应认真执行交接班手续。1.7.2 交班人员应交清以下项目：1.7.2.1 介绍当值的运行及工作情况，按照模拟图，指出交班时系统的运行方式和对施工设备所做的各项安全措施；1.7.2.2 继电保护及自动装置的运行、变更情况；1.7.2.3 到现场指明接地线、标志牌悬挂情况及检修工作情况；1.7.2.4 到现场指明本值发现的设备缺陷及处理情况；1.7.2.5 到现场指明本值发现的设备异常运行情况；1.7.2.6 上级指示、命令的执行情况；1.7.2.7 到现场指明本值未能完成的工作情况。1.7.3 接班人员必须提前15分钟到达控制室接班，不得无故迟到或缺勤，如遇特殊情况应事先请假，以便站长派人代班。1.7.4 接班人员应重点检查以下项目：1.7.4.1 认真听取交班人员对上值运行情况及系统运行方式的介绍，如有疑问应询问清楚；1.7.4.2 检查各种表计、信号装置是否完好；1.7.4.3 检查各种继电保护及自动装置是否完好，其运行情况是否正常；1.7.4.4 试验各种信号装置是否正常；1.7.4.5 试验直流系统绝缘情况；1.7.4.6 对全站电气设备进行全面检查，对于上值发现的设备缺陷及异常现象，应发重点检查；1.7.4.7 审核各种记录是否记全、工作票上所载的安全措施是否正确完整；1.7.4.8 检查各种安全用具、仪器和所有开关、门的钥匙、常用工具是否齐全；1.7.4.9 检查通讯设备和照明系统情况。1.7.5 在进行事故处理或重要的倒闸操作时，不得进行交接班，待事故处理或操作完毕后，再进行交接手续。在特殊情况下，由双方协商同意，并经站长或值班调度员同意，方可进行交接班。1.7.6 正在办理交接班手续而尚未完成交接签字时，如发生事故或异常情况，由交班人员负责处理，接班人员协助。1.7.7 如接班人员未能按时到达控制室，值班人员应报告站长，此时站长有权调动其他人员接班。交班人员未经完成交接班手续，不得离开工作岗位。只有双方都在值班记录簿上签字后，交班人员才能下班。1.7.8 交班人员在交班时发现接班人员有精神失常、重痛或酒醉状态时，应拒绝交班，并应立即报告站长及有关领导。1.7.9 接班人员如发现交班人员未能作好应做的工作时，有权要求交班人员补做，否则可以拒绝接班。1.8 设备巡视检查规定1.8.1 设备正常巡视规定1.8.1.1 正常巡视按本站规定的巡检时间（每天正常巡视设备6次,交接班各巡视检查一次,值班期间每隔4小时巡视检查一次;即8时、12时、16时、20时、凌晨0时、4时、8时，按巡视检查路线进行巡视，每天晚上应在20时进行夜间熄灯检查户外运行设备一次。1.8.1.2 交接班巡视设备由值长负责室内二次设备的检查,其余人员负责巡视检查户外一次设备,交接班人员共同对设备进行巡视检查。1.8.1.3 当值期间的设备巡视由值班长和值班员共同巡视检查。1.8.1.4 每周五由站长陪同当值人员对户外高压设备闭灯巡视检查一次。1.8.2 设备正常巡视内容1.8.2.1 户外高压设备：户外开关、刀闸、主变、电流互感器、电压互感器、站用变、母线、避雷器、耦合电容器、设备各连接部分。1.8.2.2 户内二次设备：保护测控、表计、直流系统、保护装置、保护压板。1.8.3 设备特殊巡视检查规定1.8.3.1 遇有结冰、下雪、大风、大雾等恶劣天气时，值班人员应认真巡视室外设备一次。1.8.3.2 雷雨后，当值人员应认真巡视设备一次。1.8.3.3 每次开关事故跳闸后值班人员应对故障电流所通过的设备单元进行一次认真的检查，特别是超过检修周期，跳闸次数多的开关设备应严格检查。1.8.3.4 新投或大修后投入运行的变压器，在24小时内应每小时巡视一次。1.8.3.5 设备经过检修改造或长期停用后重新投入系统运行，新安装设备加入系统运行增加巡检次数。1.8.3.6 对110kV主要设备如有严重漏油、压力异常、发热、声音异常等，或威胁安全的重大缺陷，值班人员应缩短巡视周期，加强巡视检查。1.8.3.7 变压器过负荷或冷却系统故障，值班人员除向中调汇报，转移负荷外，每小时应巡视变压器一次，并加强对主变温度和音响的监视。1.8.3.8 过负荷运行时，值班人员应每小时对有关设备巡视一次，并向调度汇报。1.8.3.9 法定节假日及上级通知有重要供电任务期间应增加巡检次数。1.8.3.10 雷雨过后，及时检查避雷器及避雷针情况，并抄录避雷器动作情况。1.9 电气设备定期试验和轮换的一般规定设备定期试验周期：主变及主变开关、主变开关电流互感器、和主变各侧避雷器、主变中性点电流互感器和避雷器、110kV及以上开关及电流互感器、110kV及以上电压互感器及避雷器：1年；110kV及以上耦合电容器及单相电压互感器：投运前三年及15年后为1年，投运4-14年为2年；站用变、10kV开关柜、10kV电压互感器及避雷器、电容器组及其附属设备、10kV母线、电缆：1-3年；接地引下线：2年；主接地网、避雷针：5年；继电保护和自动装置（含低周减载）和仪表试验周期：1年。本站倒闸操作一般原则及一般规定1.10 倒闸操作票的原则及要求1.10.1 操作必须根据值班员或值班负责人的命令执行.受令人复诵无误后,由两人执行.其中由对设备较为熟悉者作监护人,特别重要和复杂的倒闸操作,应由熟练的值班员操作,值班负责人监护.1.10.2 已装设闭锁装置的电气设备应按设定的程序进行操作,不得擅自解除闭锁,确需解锁时必须经值班调度员和值班负责人同意,并作好记录,整套微机闭锁装置长期退出,须经本单位总工程师或生产副局长批准.1.10.3 操作中发生疑问,必须立即停止操作并向值班负责人或值班调度员报告,待问题弄清后再进行操作,不得擅自更改操作票,不得擅自解除闭锁装置.1.10.4 雷电时,禁止进行倒闸操作,如遇事故处理时,允许操作远方控制开关.1.10.5 操作票应先装订成册,编好号,按照编号顺序使用.1.10.6 禁止直接用典型操作票(包括利用微机调用典型操作票)和调度员下达的操作命令票进行倒闸操作,若利用微机代笔填写操作票应具备微机自动编号功能(即操作人填好票经审核确认后自行编号),否则在国家电力公司还没有颁发微机出票管理办法前,不能使用微机打印操作票.1.10.7 线路停电拉闸必须按照”开关线路侧刀闸母线侧刀闸“的顺序依次操作，送电合闸操作顺序与上述顺序相反。1.10.8 主变停电操作时，应“先断开负荷侧开关，后断开电源侧开关；先拉开主变侧刀闸，后拉开母线侧刀闸“；送电操作顺序与上述顺序相反。1.10.9 站用变、电压互感器停电，应先断开二次侧，再断开一次侧；送电操作顺序与上述顺序相反。1.10.10 110kV及以上主变停、送电前，必须合上中性点接地刀闸。1.10.11 对主变充电时，一般应按照先从高压侧充电的原则进行。须从中压侧充电，应经主管生产副厂长或总工程师同意后，方可进行。1.10.12 电容器退出后，至少间隔五分钟后方可再次投入。1.10.13 操作前，必须认真检查相关设备的位置，保证其位置的正确性，操作开关时，应检查开关的负荷状况。1.11 接受操作命令：1.11.1 有权与地调联系运行操作的人为批准的并书面报调度所认可的本站站长和主值班员。1.11.2 接受操作命令时，受令人要逐字逐句记入运行工作记录本内并进行复诵一次，经调度审核无误，并只有接到值班调度正式操作命令和命令操作时间后才能开始操作，操作结束时，值班负责人应向值班调度员汇报，并报告结束时间，此结束时间才是现场操作完毕的依据。1.12 工作的组织准备：1.12.1 值班负责人根据地调值班员下达的操作计划和综合操作命令，根据任务的繁简指定操作人，并向操作人员交待清楚操作规程任务和安全注意事项,对重要操作，应组织站长在内的操作人员进行安全分析，并应充分考虑周到。1.12.2 一次结线方式改变后的正确性，管理性和可靠性以及运行方式改变后的事故予想及其对策。1.12.3 对重要用户供电有影响时，要事先通知有关单位。1.12.4 继电保护，自动装置运行方式改变，应特别注意的事项。1.12.5 操作人根据布置的任务填写好操作票，并做好操作前的各项准备。1.13 倒闸操作制度1.13.1 倒闸操作票的填写，应做到“二议”“二审”“四对照”1.13.1.1 二议：主值班与操作人互议。1.13.1.2 二审：审查操作票任务，步骤的正确性，审查继电保护，自动装置投退的正确性，调度注意事项的完整性。1.13.1.3 四对照：对照模拟图板，对照现场实际位置，对照操作任务，对照典型操作票。1.13.2 每张操作票只能填写一个操作1.13.3 操作票的任务栏中必须填写任务设备的名称和调度编号，操作任务应与操作内容相符。1.13.4 在操作项目栏中，须填明设备编号及部件名称，如断开开关，拉开刀闸等，装接地线要写明编号及其确切的位置，一项一栏，不得并项，添项。1.13.5 在一个操作任务中，如需同时断开几个开关时，允许在先拉开后，再分别拉开刀闸，在拉开刀闸前，必须检查相应的开关确已在断开位置才能操作，同时合上几个开关的操作与此相反。1.13.6 操作票应由操作人填写，字迹要清楚不得任意涂改如有个别字要加入（不得超过3个字）字迹更应清楚不应有发生任何误解的可能。1.13.7 操作票根据地调值班员下达的操作计划和综合操作命令填写，操作项目调度规定和述语，使用双重名称填写。开 关：合上，断开；刀 闸：（含接地刀闸）推上，拉开；保 险：装上，取下；接地线：装设，拆除；保护及自动装置：投入，退出；验 电：三相分别验明确无电压。1.13.8 下列项目应填入操作票内：1.13.8.1 应断开或合上的开关。1.13.8.2 应推上或拉开的刀闸。1.13.8.3 操作前后的检查，如开关，刀闸的位置，装设接地线或推上接地刀闸前应检查母线分段刀闸。1.13.8.4 验电地点应明确。1.13.8.5 装设或拆除接地线，检查接地线确已拆除。1.13.8.6 检查负荷分配情况。1.13.8.7 断开或合上控制电源及合闸电源空气开关，装上或取下电压互感器高压保险器，开关检修时断开储能电源空气开关。1.13.8.8 投入或退出继电保护，自动装置压板，切换保护回路时必须记录投、退时间；投入主变差动保护或母差保护前，必须测量该回路或压板间的差流或差压。1.13.9 填写操作票时需得到调度命令才能继续执行的项目（如11103地刀的推上）前要注明：“联系调度”字样，防止造成误操作事故。1.13.10 操作票由操作人填写，特殊情况下，需要前一班值班人员填写时，接班的操作人必须认真，仔细地审查，确认无误后，由操作人签名执行。1.13.11 操作票必须按顺序操作，断合开关相应记录断、合时间，每操作一项做一个记号“”，严禁操作完一起打勾，或提前打勾，严禁不带操作票到现场，盲目地进行操作，全部操作完应进行复查。1.13.12 下列操作可以不用操作票，但应记入值班记录本内。1.13.12.1 事故处理；1.13.12.2 断合开关的单一操作；1.13.12.3 拉开单一接地刀闸或拆除全站仅有的一组接地线。1.13.13 操作票应按局统一编号，填写错误作废的或未执行的要盖“作废”字样章，已执行的盖“已执行”字样章和“以下空白”章。1.13.14 操作票的执行1.13.14.1 操作人，监护人对填写好的操作票，在正式操作前，必须在模拟图上进行预演确认无误后，才能开始操作。1.13.14.2 倒闸操作时，对每一项目应严格执行“四对照”。操作和监护人站在适当的位置，面对所要操作的设备，监护人，手持操作票进行唱票，操作人要手指该设备进行复诵，唱票和复诵无误后，方可下令“对执行”操作人只有听到这个命令后方可动手操作（包括防误闭锁的开锁）。1.13.14.3 操作中发生疑问时，不得擅自变更操作票，必须向值班调度员汇报弄清楚再进行操作。1.13.14.4 操作必须按操作票中的顺序依次进行，不得跳项漏项，不得擅自更改操作顺序，在特殊情况下，需要跳项操作时，必须有值班调度员命令，确认没有误操作的情况下方能进行操作，严禁穿插口头命令的操作项目。1.13.14.5 执行一个倒闸操作任务，中途严禁换人，执行倒闸操作规程中严禁干无关的事，在操作过程中监护人应自始至终监护，没有监护人的命令，操作人不得擅自操作和做其它工作。1.13.15 主值班要注意考查每一个值班员的思想精神状况，发现有不正常现象必须及时进行思想教育，提醒注意，执行操作的人员，必须做到思想集中，不得马虎从事。1.13.16 操作完毕应及时向调度汇报，并做好记录。1.13.17 设备的检修其安全措施按工作票的要求装设。1.13.18 不准约时停送电。1.13.19 本站可使用刀闸进行下列操作。1.13.19.1 拉、合站用变压器；1.13.19.2 拉、合电压互感器；1.13.19.3 拉、合主变中性点接地刀闸。1.14 倒闸操作基本规定1.14.1 线路停电操作规程步骤：1.14.1.1 断开开关。1.14.1.2 断开开关储能电源空气开关。1.14.1.3 拉开线路侧刀闸。1.14.1.4 拉开母线侧刀闸。1.14.1.5 断开控制电源空气开关。1.14.1.6 验电接地。送电操作步骤与停电操作步骤相反。1.14.2 新建或大修后的线路在投入运行前应核相，在投入运行时应对线路冲击合闸三次。1.14.3 变压器停电操作，断开低、高开关后，先拉负荷侧刀闸，后拉电源侧刀闸，送电操作顺序与停电操作顺序相反。1.14.4 新投或大修后的变压器投入运行时应在额定电压下，冲击合闸五次。事故处理的一般原则1.15 当变电站发生事故时，当值人员应对事故处理作出正确和迅速的分析，判断和处理，正确迅速向地调报告事故发生的时间，线路设备的名称，保护和自动装置的动作情况和故障设备的检查结果，正确迅速地执行地调值班员所发布的一切事故处理命令。1.16 除站用变和站用电低压系统，直流设备，不涉及保护自动装置运行的电流回路，交流电压回路可本站自行处理外，其它一切事故处理，均在地调指挥下进行事故处理。1.17 值班员在事故处理的主要任务是：1.17.1 尽快限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备的安全和威胁；1.17.2 尽速对停电的用户恢复用电，对重要用户应尽可能先恢复供电；1.17.3 尽速调整一次设备的运行方式，使其恢复运行。1.18 事故处理的一般规定变电站发生事故时或设备异常，当值班人员应迅速、准确如实地将事故情况报告地调值班员，其内容包括：1.18.1 事故发生的时间和象征，设备运行及异常情况。；1.18.2 事故跳闸的开关名称、编号；1.18.3 继电保护和自动装置的动作情况；1.18.4 负荷、电压和周波的变化情况。在事故时若无法全面了解和报告事故全面情况可简明扼要报告事故概况，待详细检查弄清情况后再具体向地调汇报。1.19 在处理事故时，值班人员应坚守在控制室保持与地调的联系，以便及时接受调度发布的事故处理命令。1.20 非事故单位不得在事故当时向值班人员询问事故情况，以免影响事故处理，如发现异常情况应及时报告地调值班员。1.21 变电站发生事故时，对系统运行有重大影响的操作，均应得到地调员的命令或同意后才可执行。1.22 为防止在事故处理时扩大事故，下列操作值班员可不待地调的命令立即自行处理，但应迅速报告地调值班员。1.22.1 将直接对人身生命有威胁的设备停电；1.22.2 将已损坏的设备隔离；1.22.3 当母线电压消失，将连结在该母线上的开关断开。1.23 事故处理过程中，当值人员在接受调度命令和联系事宜均应严格执行受令、复诵和汇报制度，必须使用统一调度述语和操作述语，汇报内容要简明扼要。1.24 发生重大事故时，值班员应在事故处理告一段落后，尽速报告公司。1.25 处理事故时只允许与事故处理有关的部门领导、公司领导、总工程师，生技部及有关技术人员留在控制室内，与事故处理无关人员不得进入或停留在控制室。1.26 变电站发生事故时站长应监督值班员处理事故的正确性，当处理不当，则应及时纠正。1.27 如果值班调度员的命令直接威胁人身或设备安全，则无论在任何情况下均不得执行，主值班员接到此类命令时，应该把拒绝执行命令的理由报告值班调度员和总工程师，并记录在运行记录簿中，然后按总工程师的指示行动。变压的运行维护1.28 变压器及附属设备的配置和技术规范：1.28.1 主变本体的技术规范:1.28.2编 号#1主变#2主变型 号SZ11-63000/110SZ11-63000/110容 量63000KVA63000KVA额定电压和分接范围（11581.25%）/10.5kV（11581.25%）/10.5kV额定电流316.3A（高压侧）3464（低压侧）316.3A（高压侧）3464（低压侧）冷却方式油浸自冷油浸自冷接 线YNd11YNd11空 损32.375kW32.225kW阻抗电压18.62%18.53%短路损耗182.669kW181.984kW空载电流0.11%0.11%油 重22250kg22250kg油 号#25#25调压方式有载有载制 造 厂浙江三变科技公司浙江三变科技公司出厂日期2008年06月2008年06月运行日期年 月年 月序 号S080535201S0805352021.28.3 有载分接开关电动调压装置技术规范型号SHM-1总档位数17生产日期2008年07月控制电压220V电动机电压220V重量73Kg编号#1主变#2主变SHZV08071SHZV080721.29 变压器的巡视检查1.29.1 变压器的正常巡视检查项目：1.29.1.1 检查变压器音响、油温、油位、油色是否正常；1.29.1.2 硅胶是否吸潮至饱和状态；1.29.1.3 瓦斯继电器是充否充满油，是否有气体，变压器外壳是否清洁无渗漏。；1.29.1.4 变压器套管是否清洁，有无破损放电现象；1.29.1.5 接线桩头是否良好，有无过热现象；1.29.1.6 接地装置是否接触良好、有无腐蚀。1.29.1.7 冷却系统是否正常，呼吸器是否畅通。1.29.2 主变压器正常巡视检查要求：检 查 内 容运 行 要 求油 色淡黄透明油 位变压器油枕油位在上、下限之间油 温不高于85声 音正常无杂音，连续均匀的嗡嗡声引线及接地无发红、发热氧化、变色、无断股、松股现象瓦斯继电器主变瓦斯无气体、无漏油及电线引线腐蚀等现象散 热 器无漏油、渗油本体和钟罩联接紧密、无漏油、渗油现象接地装置无松脱、接触牢靠呼 吸 器硅胶颜色正常，不变色为蓝色套 管油位正常，无渗漏，裂纹和放电现象有载调压装置无渗漏、本体有载调压标器与控制室显示标位相对应1.29.3 主变压器的特殊巡视检查：1.29.3.1 过负荷时，检查油温和油位是否正常，各引线接头是否良好，冷却系统是否正常；1.29.3.2 大风天气时，检查引线摆动情况及变压器上是否挂有杂物；1.29.3.3 雷雨天气时，检查套管是否放电闪烙，避雷器的放电记数器是否动作；1.29.3.4 大雾天气时，检查套管有无放电及电晕现象，并应重点监视防秽瓷质部分有无异常；1.29.3.5 下雪天气时，可根据积雪情况检查发热部位并及时处理；1.29.3.6 出口发生短路故障后，检查变压器接头及有关设备有无异常；1.29.3.7 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72小时以内。1.29.4 主变有载分接开关的巡视检查：1.29.4.1 电压指示应在规定电压范围内；1.29.4.2 控制器电源指示灯显示正常；1.29.4.3 分接位置指示器应指示正确；1.29.4.4 分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及干燥剂均应正常；1.29.4.5 分接开关及其附件各部位应无渗油；1.29.4.6 计数器动作正常,及时记录分接变换次数；1.29.4.7 有载分接开关位置是否和监控后台、控制屏上指数应一致；1.29.4.8 电动机构箱内部应清洁,润滑油位正常,机构箱门关闭严密,防潮、防尘、防小动物密封良好。1.30 变压器的正常运行与维护1.30.1 在试运行阶段，经常查看油面温度，油位变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。1.30.2 检查变压器运行声音是否正常，有无爆裂等杂音。1.30.3 经试运行无异常现象发生，则认为变压器已正式投入运行。1.30.4 变压器运行，参照电力行业标准电力变压器运行规程。1.30.5 新投入运行的变压器在第一个月内，不少于5次取油样进行试验。如耐压值下降快，应进行过滤：如下降到35kV/2.5mm时，应停止运行，如发现油内有碳化物时必须进行吊罩检查。1.30.6 测量铁芯接地电流，反映铁芯接地情况，注意避免瞬间开路。1.30.7 有载调压开关，每三个月取一次油样试验，必要时应过滤或更换，并记录操作次数。1.30.8 检查净油器，吸湿器内硅胶，受潮率达60%时，应更换。1.30.9 变压器油枕加油时,应全密密封加油,应注意油量及进油速度要适当,尽量将胶袋外面与油枕内壁间的空气排尽,否则会造成假油位及瓦斯继电器的误动作。1.30.10 测量绝缘油，电气强度，介损，含水量，酸值与原始记录比较，如果油击穿电压低于35kV/2.5mm，介损值超出原始记录130%，含水量大于30PPM，酸值大于0.4kOH/g，电阻率低于110/cm2，应更换绝缘油，并检查其原因。1.30.11 检查继电器（气体继电器，压力释放器等）保护和差动保护接点回路，接线是否松动、牢靠、接线端子电缆有无发热老化现象。1.30.12 定期检查，装配螺栓是否松动，密封衬垫有无老化及渗油情况。1.30.13 在正常情况下，不得超过铭牌范围和随意更改冷却方式运行，为防止和监视变压器绝缘老化，要经常监视上层油温不宜超过85。1.30.14 变压器大修，定期预试按试验标准验收合格后才能投入运行。1.30.15 变压器大修后或新安装投入运行之前，应进行下列检查：瓦斯、差动、后备保护整组试验联跳主变两侧开关和分段开关正常，相应保护信号、光字信号、开关位置信号正常；油枕油位正常，油枕连管、散热器及再生器等的油阀应全部开启状态，安全气道口玻璃板正常；主变本体温度表读数正常；主变各连接部位无渗漏现象；本体接地可靠、上节油箱接地套管接地良好；检查分接开关位置（或有载调压分接开关位置）与运行相符；套管表面清洁；变压器各处应无杂物存在。1.30.16 变压器滤油或加油时，将重瓦斯改接信号，运行24小时后，再投跳闸。1.31 变压器保护配置、压板配置及接跳开关1.31.1 变压器保护配置iPACS-11TF02PC #1主变、#2主变保护测控柜由江苏金智科技公司生产。配置微机型主、后备保护装置、非电量保护装置、断路器测控单元和三相操作箱（110kV侧包含交流电压切换回路）。主保护为差动速断、二次谐波制动的比率差动保护；后备保护为主变各侧复合电压闭锁的过电流保护，零序电压闭锁的零序电流保护、间隙零序保护、过电压保护和过负荷保护；非电量保护为主变和有载瓦斯保护、主变压力释放保护、主变超温保护等。iPACS-11TF02PC #1主变、#2主变保护测控柜屏前布置：36n、37n主变油温显示器；35n调压控制器；51niPACS-5773主变本体测控装置；21niPACS-5742高压侧后备保护装置；22niPACS-5742低压侧后备保护装置；1niPACS-5741差动保护装置；4niPACS-5744非电量+操作继电器装置；1WF高侧开关五防锁；2WF低侧开关五防锁；1KK高侧操作控制开关；2KK低侧操作控制开关；21FA高后备复归按钮；22FA低后备复归按钮；QK打印切换开关；1FA差动复归按钮；4FA非电量复归按钮。iPACS-11TF02PC #1主变、#2主变保护测控柜屏后布置： 1Q1n装置电源；21Q121n装置电源；22Q122n装置电源；4Q4n装置电源；51Q51n装置电源；41Q高侧开关操作电源；42Q低侧开关操作电源；43Q110kV电压切换控制电源；21Q2110kV交流电压输入；22Q210kV交流电压输入；TQ调压控制器35n交流电源；36Q温度控制器36n交流电源；37Q温度控制器37n交流电源；42n打印机LQ-300K+。1.31.2 变压器保护压板配置及接跳开关保护压板正常投入与否接跳开关备注差动保护跳高压侧开关出口压板1TLP1投101（102）差动保护跳低压侧开关出口压板1TLP2投901（902）高后备保护跳高压侧开关出口压板21TLP1投101102高后备保护跳低压侧开关出口压板21TLP2投901 （902）高后备保护跳分段开关出口压板21TLP3投131间隙跳小电源1压板 21TLP4退备用间隙跳小电源2压板 21TLP5退备用间隙跳小电源3压板 21TLP6退备用间隙跳小电源4压板 21TLP7退备用非电量保护跳高压侧开关投入压板4TLP1投101（102）非电量保护跳低压侧开关投入压板4TLP2投901（902）低后备保护跳高压侧开关出口压板22TLP1投101（102）低后备保护跳低压侧开关出口压板22TLP2投901（902）低后备保护跳分段开关出口压板22TLP3投931闭锁备自投投入压板TLP1投备用22TLP4退高后备投装置检修压板21LP1退高后备投复压过流压板21LP2投高后备投接地保护压板21LP3投高后备投不接地保护压板21LP4退高后备投TV退出压板21LP5退高后备投闭锁有载调压压板21LP6投高后备复压动作压板21LP7投测控装置检修压板51LP1退后台遥控压板51LP2投低后备投装置检修压板22LP1退低后备投复压过流压板22LP2投低后备投接地保护压板22LP3退低后备投不接地保护压板22LP4投低后备投TV退出压板22LP5退低后备投复压动作压板22LP6投差动投装置检修压板1LP1退差动投差动1LP2投差动投过流1LP3投非电量投装置检修压板4LP1退投油温超高跳闸压板4LP2投投有载重瓦斯4LP3投投有载有载压力释放4LP4投投本体重瓦斯4LP5投投本体压力释放4LP6投1.31.3 保护装置简介及配置：装置采用液晶显示屏幕，正常时显示模拟量的实时采样值，控制面板上共有9个按键和6个状态指示灯（视保护装置型号不同而有所增减），键盘面板说明如下:“”“”“”“”为方向键; “”“”为修改数据键,“确认”为保存功能或进入下一级菜单;“取消”为退出功能或返回上一级菜单； “复位”为复位键。6个状态指示分别是运行、报警、跳闸、合闸、跳位、合位。iPACS-5741变压器差动保护装置配置：装置为由多微机实现的变压器差动保护，本装置包括差动电流速断保护，比率差动保护，低压侧过流保护，CT二次回路断线检测，比率差动保护采用二次谐波制动。iPACS-5744变压器非电量保护装置配置：装置对从变压器本体来的非电量接点（如瓦斯等）重动后发出中央信号、远动信号，并送给本装置的CPU作为事件记录，其中中央信号磁保持。需要直接跳闸的则另外起动本装置的跳闸继电器。同时装置还有四路不按相操作断路器的独立的跳合闸操作回路及两个电压切换回路。iPACS-5742变压器高、低压侧后备保护装置配置：五段复合电压闭锁过流保护（可带方向，方向指向可整定），一段过流保护；接地零序方向过流保护（第一段二时限，第二段三时限，其中第二段第三时限可选报警）不接地零序保护（一段定值二段时限的零序过压保护、一段定值二段时限的间隙零序过流保护（跳闸或报警）。保护出口采用跳闸矩阵方式；过负荷发信号；启动主变风冷；过载闭锁有载调压；测控功能：14路遥信开入采集、遥信变位、事故遥信；3路断路器遥控分合，空接点输出；出口动作保持时间可程序设定；P、Q、I（IA、IB、IC）、U（UA、UB、UC、UAB、UBC、UCA）、U0、COS、F等模拟量的遥测；遥控事件记录及事件SOE等。1.32 变压器的异常、故障运行及事故处理1.32.1 如果气体继电器报警，应速查明原因，收集气体进行分析：若气体为淡灰色，带强烈臭味可燃，则可能是绝缘纸板损坏；若气体为黄色不易燃，则可能是木质损坏；若气体为黑色或赤色易燃，则可能是绝缘油闪络分解；若气体为无色无臭不易燃气体，则可能是变压器内进入了空气。1.32.2 变压器运行发生下列故障之一时，应立即停止运行进行检查，必要时要停电检修。1.32.2.1 变压器油温超出允许限值时；1.32.2.2 因大量漏油，油面急剧下降不能处理，油枕油面低于最低油面线时；1.32.2.3 变压器油色混浊，油内出现碳质时；1.32.2.4 变压器内部声音不正常，不均匀，噪声增高，有爆裂声、“噼啪”声时；1.32.2.5 主变正常，而油温较平时相同负荷和相同冷却条件高出10以上或在负荷不变，油温不断上升；1.32.2.6 套管有严重放电烧伤或接头发红，及套管严重损伤，有放电时；1.32.2.7 压力释放器动作，储油柜，开关防爆膜破裂严重喷油；1.32.2.8 色谱分析，有可燃性气体，总烃超标、增长速度快时；1