35KV变电站现场运行工作规程（通用规程）
1总则
1.1本规程适用于电力公司35KV变电站。修试人员、变电站留守人员均应严格按照本规程之规定进行设备的运行、维护和事故处理工作。
1.2本规程是35kV变电站现场运行的依据。修试人员、操作队人员、变电站留守人员必须认真学习掌握并严格执行。
1..3调度人员、修试人员、安全监察部、生产技术部有关技术人员及公司分管生产的公司领导均应熟悉本规程。
1..4从事变电站留守工作的新人员,以及脱离运行工作三个月及以上的原监控、操作人员、留守人员均须学习现场运行规程,并经考试合格后方可上岗。
1.5本规程每隔四年或如有设备变动应及时修订。本规程在执行过程中如有认为有关条款需要修订时,留守人员、监控操作人员应及时向有关领导提出,经分管生产的局〔公司〕经理或总工批准修改。
1.6引用标准
1.6.1电力工业技术管理法规
1.6.2电业公司安全工作规程DL/T408-91
1.6.3电器事故处理规程
1.6.4电力变压器运行规程DL/T572-95
1.6.5油浸式电力变压器负载导则GB/T15164-94
1.6.6有载分接开关运行维修导则DL/T574-95
1.6.7高压断路器运行维护规程
1.6.8蓄电池运行规程
1.6.9继电保护运行管理规程
1.6.10电力电缆运行规程
1.6.11电气设备预防性试验规程DL/T596-1996
1.6.12电力设备典型消防规程DL5027-93
1.6.13省、市、县电网调度规程
1.6.14各级变电运行管理制度
1.7本规程如与上级有关规程相抵触时,应按上级规定执行。
1.8本规程解释权在生产技术部。
2操作管理
2.1电气设备的状态
2.1.1操作任务是将系统〔或设备〕由一种状态转变为另一种状态。设备状态可分为:
2.1.1.1运行状态
设备的刀闸及开关都在合上位置,将电源至受电端的电路接通〔包括辅助设备如电压互感器、避雷器等〕。
2.1.1.2热备用状态
设备只靠开关断开而刀闸仍在合上位置。
2.1.1.3冷备用状态
设备的开关及刀闸〔如接线方式中有的话〕在断开位置
A“开关冷备用”时,接在开关上的电压互感器高低压熔丝一律取下,高压刀闸拉开。〔接在线路上的电压互感器高压刀闸和低压熔丝一律不取下〕
B“线路冷备用”时,接在线路上的电压互感器高低压熔丝一律取下,高压刀闸拉开。
C“母线冷备用”时,该母线上电压互感器高低压熔丝一律不取下,其高压刀闸拉开。
D电压互感器与避雷器当其与刀闸隔离后,无高压闸刀的电压互感器当低压熔丝取下后,即处于“冷备用”状态。
2.1.1.4检修状态
设备的所有开关、刀闸均断开,挂好保护接地或合上接地刀闸时〔并挂好工作牌,装好临时遮栏时〕,即作为检修状态。根据不同的设备有分为“开关检修”与“线路检修”等。
A“开关检修”时,该线的开关与两侧刀闸拉开,开关与两侧刀闸间有压变的,则该压变的刀闸需拉开或高低压熔丝取下,开关操作回路熔丝取下,在开关两侧挂接地线〔或合上接地刀闸〕并做好安全措施。
B“线路检修”时,线路的开关、母线及线路侧刀闸拉开,如有线路压变者,应将其刀闸拉开或高低压熔丝取下并在线路出线端挂好接地线〔合上接地刀闸〕。
C“主变检修”时,在变压器各侧挂上接地线或合上接地刀闸,并断开变压器的有载调压电源。
D“母线检修”时,母线从冷备用转为检修,包括母线压变改为冷备用或检修状态,在冷备用母线上挂好接地线〔合上接地刀闸〕。
“××母线从检修转为冷备用”是拆除该母线接地线〔拉开接地刀闸〕,包括母线压变改运行状态。
2.1.2对不符合上述四种状态的操作,值班调度员应另行提出要求或发布操作指令。
2.2调度管理
2.2.1监控、操作人员、变电站留守人员必须服从电网统一管理和统一调度,严守调度纪律,服从调度指挥。
2.2.2值班调度员发布的调度操作指令,监控、操作人员必须立即执行,如监控、操作人员认为所接受的指令不正确时,应立即向值班调度员提出意见,由发令的值班调度员决定该调度令的执行与撤消,当发令调度员重复其指令时,监控、操作人员必须迅速执行。如执行该指令将危及人身、设备或电网的安全运行时,操作人员必须拒绝执行,并将拒绝执行的理由报告值班调度员和本单位直接领导人。决不允许有无故拒绝执行调度指令,破坏调度纪律,虚报或隐瞒情况的现象发生。
2.2.3凡属调度管辖范围内的设备,如未得到值班调度员的指令,监控、操作人员、变电站留守人员不得擅自操作或改变其运行方式〔事故处理应边处理边汇报〕。
2.2.4调度管辖或许可范围内的设备发生事故或异常情况时,监控人员、变电站留守人员应立即汇报当值调度员。
2.2.5变电站的留守人员在接班后30分钟内应主动向监控操作中心当值值长互通接班情况。
2.3操作制度
2.3.1变电站的电气设备均应标明设备名称和编号,且字迹应清楚、醒目。不得重复。新投入运行的设备需确定名称和编号或设备需变更名称和编号时,必须填写“设备变更及投入运行申请书”,报经生产局长和生技、调度部门审查批准。无书面通知的,监控操作人员、留守人员不得擅自更改,模拟图必须始终保持与现场一致。
2.3.2所有电气操作必须执行以下要求:
2.3.2.1只有当值操作人员有权进行倒闸操作。在事故处理或特殊检修时方允许非当值操作人员进行指定项目的操作。
2.3.2.2修试人员只能进行被修试设备的手动操作,需要进行不带一次电压的电动操作时,须由当值操作员进行,并在工作结束后恢复原来状态,严格执行设备验收传动试验制度。
2.3.2.3变电站的一切倒闸操作应由两人操作。操作队副职操作,正值监护。
2.3.2.4倒闸操作应根据《电业安全工作规程》〔发电厂及变电站部分〕及省、市公司的有关规定进行,正确使用安全工器具。
2.3.2.5操作时,不得做与操作无关的工作和交谈。若听到调度电话铃声,操作人员应立即停止操作,接听调度电话。
2.3.2.6更改继电保护及自动装置定值应根据“继电保护及自动装置定值通知单”和调度指令进行,并严格执行整定流程。
2.3.2.7监控、操作人员在接受调度指令时,应启用录音电话,互报单位和姓名,严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度,并使用统一的调度术语和操作术语,发令、受令双方应明确发令时间和完成时间,以表示操作的开始和终结,并将时间记入值班记录簿内。
2.3.2.8调度同时预发两个及以上的操作任务时,必须按各个任务的操作程序依次进行操作,不得几个任务同时操作。
2.3.2.9操作中如发生事故或异常情况时,应立即终止操作,并报告调度,经调度同意后,才能继续进行操作。
2.3.3变电站的倒闸操作一般应正确掌握以下十二步骤:
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主变压器
3.1主变压器运行方式
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变压器不同负载下的运行方式
3.1.2.1正常周期性负载的运行
A变压器在额定使用条件下,全年可按额定电流运行。
B变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下,周期性地超负载运行。
C当变压器有较严重的缺陷〔如严重渗油、过热现象、油中溶解气体分析结果异常等〕或绝缘有弱点时,禁止超额定电流运行。
D正常周期性负载运行方式下,超额定电流运行时,允许的负载系数和时间按负载系数与时间关系参数表执行。
3.1.2.2长期急救周期性负载的运行
A长期急救性负载下运行时,将在不同程度上缩短变压器的寿命,应尽量减少出现这种运行方式的机会;必须采用时,应尽量缩短超额定电流的时间。
B当变压器有严重缺陷〔如严重渗油、过热现象、油中溶解气体分析结果异常等〕或绝缘有弱点时,禁止超额定电流运行。
C长期急救周期性负载运行时,平均相对老化率可大于1甚至远大于1,允许的负载参数按过负荷时间与过负荷倍数之间的关系表执行。
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。
3.3主变压器的运行维护
3.3.1变压器的运行监视
3.3.1.1变压器的正常巡视检查项目
A变压器的温度计应完好,油温应正常,油枕的油位应与环境温度相对应,各部位应无渗、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;
D各冷却器与本体手感温度应相近,风扇运转应正常;
E呼吸器应完好,硅胶变色程度不应超过2/3;
F变压器引线应无断股,接头应无过热变色或示温片熔化〔变色〕现象;
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;
I瓦斯继电器内应无气体;
J各控制箱和二次端子箱应关严;
K变压器外壳接地、铁芯接地应完好;
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;
B有严重缺陷时;
C气象突变〔如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等〕;
D高温季节、高峰负荷期间;
E变压器超负载运行时;
F近区短路故障后。
3.3.2变压器分接开关的运行维护
3.3.2.1无载调压变压器,需要调节分接开关时,变压器应处于检修状态,由检修人员进行。
3.3.2.2有载调压分接开关的运行维护
A操作人员可根据调度部门下达的电压曲线或电压质量要求自行调压操作。操作后认真检查分头动作和电压电流变化情况,并做好记录。每天操作次数不得超过30次〔每调一个分头为一次〕;
B两台有载调压变压器并列运行时,其调压操作应轮流逐级或同步进行;允许在85%变压器额定电流下进行分接变换操作,升压操作应先操作负荷电流相对较少的一台以防止过大的环流,降压操作与此相反;
C有载调压操作应采用逆调压方式;
D采用有载调压升压时,即在不向系统倒送无功的情况下,应先投入电容器,再调节有载调压装置;在母线电压超过规定值时,只有分接开关已达到极限档时,再停用电容器;
E当变压器过负荷1.2倍及以上时,禁止操作分接开关;
F新投入的分接开关一年后或切换5000次后,应将切换开关吊出检查。运行中的分接开关,每分接变换5000次应开盖清洗或滤油一次,每分接变换15000次应吊芯检查;
G分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理,并及时汇报安排检修:操作中出现连动现象时,应立即切断驱动电机的电源,如有手摇机构,则手摇操作到适当分接位置。远方电气控制操作时,计数器及分接位置正常,而又电流表和电压表无相应变化,应立即切断操作电源,中止操作。分接开关发生拒动、误动;电流表和电压表变化异常;电动机构或传动机械故障;分接位置指示不一致;内部切换异声;过压力的保护装置动作;看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时,应禁止或中止操作。
3.3.3瓦斯保护装置的运行
3.3.3.1变压器在运行中滤油、补油或更换净油器的吸附剂时,应将重瓦斯改接信号,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。
3.3.4变压器的并列运行
3.3.4.1变压器并列运行的基本条件:
A.连结组标号相同;
B.电压比相等;
C.短路阻抗相等。
在任何一台变压器不会过负荷的情况下,允许将短路电压不等的变压器并列运行,必要时应先进行计算。。
3.3.4.2新装或变动过内外连接线的变压器,并列前必须核定相位。
3.3.4.3变压器的经济运行。变压器的投运台数应按负荷情况,从安全、经济原则出发,合理安排。
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轻瓦斯保护动作处理
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断路器
4.1一般要求
4.1.1断路器应按铭牌规范运行,除事故情况外,不得超载运行。其工作电压不得超过最高允许工作电压,标准参照下表:
额定电压〔kV〕
10
35
最高工作电压〔kV〕
11.5
40.5
4.1.2断路器操作的交直流电源应正常,电压应在规定范围内。
4.1.3断路器允许故障跳闸次数应根据上级下发的断路器允许拉闸及故障跳闸次数的规定执行。在开断额定故障电流次数已达到比允许开断次数少两次时,应向调度申请停用重合闸,并汇报生技部及有关领导。如已达到规定次数,应立即安排检修。
4.1.4断路器操作机构箱门在运行中应关闭严密,箱内应防水、防灰尘、防小动物进入。机构箱内的加热装置在气温低于0℃时投入,高于5℃时应退出。加热器投入时应检查机构箱内确无杂物,断路器检修时,应先将加热器电源退出。
4.1.5分合断路器一般应进行远方操作,操作时应检查开关遥信量变化情况。以防发生分不开、合不上等情况。
4.1.6断路器操作或事故跳闸后,应检查断路器有无放电痕迹,检查断路器的机械指示是否正确。
4.1.7手动操作主要是断路器检修、调整时使用,在带电的情况下尽可能不在操作机构箱处进行手动操作。在远控失效时,紧急情况下可在机构箱处进行手动操作。如断路器遮断容量不够,则禁止进行手动操作,电磁机构禁止带电慢合闸。装有重合闸的开关,手动分闸前,应先停用重合闸。
4.1.8断路器送电前应检查继电保护和自动装置的状态是否符调度要求。
4.2断路器的运行维护
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:
A、真空灭弧室应无异常,灭弧罩应未变色;
B、瓷绝缘体应无损伤及放电痕迹;
C、分、合位置指示应正确;
D、连接头处应无发热、变色现象,内部应无放电声;
E、接地应完好。
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:
A、机构箱门应平整、开启灵活、关闭应紧密;
B、分、合闸线圈应无烧焦的迹象;
C、直流电源回路接线端子应无松脱、无铜绿或锈蚀。
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:
A、弹簧储能机构,断路器在运行过程中应保持其在储能状态,合闸送电后应检查机构是否确已储能。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。
B、断路器使用手动储能,必须先将储能电源闸刀拉开〔或取下储能熔丝〕,防止突然来电。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:
A、机构箱门应平整、开启灵活、关闭应紧密;
B、查储能电动机,行程开关接点应无卡住和变形,分、合闸线圈应无烧焦的痕迹;
C、开关在运行状态,储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭合位置;
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。
4.2.3.3断路器进行检修工作前,应根据工作票要求释放储能。释放储能应按下列步骤进行:
A、拉开储能交流电源闸刀〔或取储能交流电源熔丝〕;
B、断路器手动合闸后再手动分闸。
检修工作结束后,送上有关电源,恢复弹簧储能。
4.2.4断路器新装和检修后的验收项目:
4.2.4.1引线接头应牢固、不松动,示温蜡片应完好,电气、机械指示应正确;
4.2.4.2真空断路器灭弧室应无异常,灭弧罩应未变色。
4.2.4.3瓷绝缘完整、整洁,外壳接地应牢固。
4.2.4.4电磁操作机构动作正确,弹簧机构储能部分储能应正常。
4.2.4.5断路器电动分合三次,保护动作及重合闸动作试验正确,分合闸指示与机械指示一致;
4.2.4.6修试资料齐全,设备有无变更和存在问题及注意事项,并有可以投运的结论;
4.2.4.7各侧接地线应拆除,接地刀闸应拉开,标示牌收回,设备单元内无遗留物体;
4.4.4.8保护及自动装置和压板应在调度规定位置。
4.3断路器的异常运行和事故处理
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;
B掉闸机构未恢复;
C合闸铁芯发涩、脱扣线圈活动芯子卡住;
D开关传动机构松脱。
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:
A断路器合闸后,“弹簧未拉紧”光字牌有短时亮的过程,不亮应重点检查电机及电机电源回路,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高压配电装置
5.1高压配电装置的运行规定
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母线、刀闸
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。
5.2.1.5软母线弧垂应正常、无断股、松脱现象;硬母线应固定良好,伸缩接头无过热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。
B电动操作的刀闸若因故需进行手动操作,应手摇到位,确保刀闸的辅助接点对应切换。
5.2.3.6合接地刀闸前,必须验明确无电压后进行。
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。
5.3.2电压互感器启停用操作及注意事项:
5.3..2.1启用应先初级、后次级,停用则相反,禁止使电压互感器反充电。
5.3.2.2停用电压互感器或取下二次熔丝时应先考虑电压互感器所连接的继电保护装置,防止保护误动。
5.3.1.3母线复役时,相应电压互感器应先投运,停役时则相反。
5.3.2.4电压互感器进行过一、二次回路接线工作后应重新核相。
5.3.2.5一次侧Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行时,当一组母线电压互感器停用,而相应母线继续运行时,须先将电压互感器二次并列,再退出电压互感器,启用时相反。一次侧未并列运行,电压互感器二次侧不得并列。两组电压互感器不宜长期并列运行。
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。
5.3.3.5电压互感器发生下列故障之一时应立即停用:
A、初级熔丝连续熔断两次;
B、内部有放电声或严重噪音;
C、本体或套管有大量漏油或引出线出口处有严重流胶现象;
D、内部发出焦臭味、冒烟、着火。
5.3.3.6电压互感器发生异常情况〔内部有放电声、冒烟〕可能发展成故障时,或小电流接地系统的PT间隔内已发生单相接地,处理原则如下:
A、不得用近控的方法操作该电压互感器的高压刀闸〔高压熔丝确已熔断的除外〕;
B、不得将该电压互感器次级与正常运行的电压互感器次级并列;
无法采用高压刀闸进行隔离时,可用开关切断该电压互感器所在母线电源,然后再隔离故障的电压互感器。
5.3.4电流互感器运行中注意事项:
5.3.4.1电流互感器随开关停役,在对电流互感器进行修试作业时,其保护、计量、遥测等二次侧予以可靠短路接地。
5.3.4.2电流互感器的二次回路不得开路,如需更换仪表等工作时,应将二次端子短接,工作完毕经检查确认二次回路已构成闭合回路时,方可拆除短接线;保护进行有关工作或切换时〔如差动,零序电流保护等〕,其电流互感器二次短接、切换的操作应注意:
A、若操作过程中无法避免产生不平衡电流时,应根据调度令将该保护退出,操作CT二次回路时先短接CT侧、后断开有关回路。
B、若电流互感器随开关检修而停役,在开关分闸状态下,则应先将该电流互感器二次端子断开后,再进行短接,不得随意退出保护的运行。
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;
C、电流互感器本体严重发热,有异味、变色、甚至冒烟等;
D、电流互感器二次回路端子、元件线头等有放电、打火现象;
E、继电保护发生误动或拒动。
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:
A、发现电流互感器二次回路开路,应立即回报调度、生技部,同时应尽量减小或转移一次负荷电流;
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。
C、情况严重时,应汇报调度,拉开高压开关,停电处理。当发现
流变冒烟起火,可先拉开开关,后进行汇报。
5.4耦合设备
5.4.1耦合电容器的接地刀闸运行中必须拉开,如因工作需要合上时,应得到调度同意后方可进行。在运行的阻波器、耦合电容器、结合滤波器及其二次回路上进行工作时应得到调度同意,并办理工作票许可手续后进行。
5.4.2耦合设备的巡视检查项目:
5.4.2.1耦合电容器的瓷套应完好无破损及异常放电声。
5.4.2.2耦合电容器应无渗油现象。
5.4.2.3耦合电容器及阻波器的接头连接无松动过热现象。当系统发生短路时,应注意阻波器无明显变形。
5.4.3耦合设备发现有下列情况时,应尽快汇报调度:
5.4.3.1耦合电容器瓷套炸裂或有明显裂纹;
5.4.3.2耦合电容器漏油或内部发出异声;
5.4.3.3阻波器穿芯固定螺杆断裂或线圈发热变形。
5.5电力电容器
5.5.1电容器在运行中,电压不得超过额定电压的1.1倍;电流不得超过额定电流的1.3倍,三相电流应平衡,相差不超过5%。
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。
5.5.2.7电容器操作的注意事项:
5.5.3.1在不向系统倒送无功和满足电压要求的前提下,尽可能保证电容器的投入运行。
5.5.3.2电容器所在母线突然停电时,电容器失压保护应动作使电容器开关跳闸。如未跳闸立即将其分开。
5.5.3.3母线停投时,应首先退出电容器,然后再拉各出线开关。送电时,先送出线开关,然后根据母线电压及负荷情况投入电容器。
5.5.3.4电容器开关分闸、跳闸后,禁止立刻合闸,再次合闸应相隔3分钟。对电容器进行停电工作时应事先进行逐个充分放电。
5.5.3.5禁止使用刀闸拉合电容器。
由于保护动作跳开电容器组的开关,在未查明跳闸原因,不得重新合闸。
5.6电力电缆
5.6.1电缆线路的正常工作电压不应超过电缆额定电压的15%。
5.6.2电缆原则上不得过负荷运行,即使在处理事故时出现的过负荷,也应迅速恢复其正常电流。
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。
5.6.4运行中的电缆有下列情况之一时应立即停运:
5.6.4.1电缆头瓷件破裂或放电严重;
5.6.4.2电缆引线烧断或因外力折断。
6交流站用电系统
6.1一般规定
6.1.1站用电有备自投装置的,应将其投入,并由操作人员每半个月定期切换试验一次。
6.1.2所有低压交流熔丝,应有规范资料〔在变电站现场运行规程补充部分中列出〕,熔丝的外壳及熔丝放置现场均应有规格标志。
6.1.3相同电源的两站用变不宜并列运行,不同电源的两台站用变禁止并列运行。
6.1.4每月应对事故照明进行切换试验一次。
6.1.5站用电必须保持正常运行,发生故障后应尽快恢复。
6.2站用电系统的巡视检查项目:
6.2.1站用变压器的检查项目参照主变压器检查项目。
6.2.2站用变压器室的门窗、照明应完好,房屋应无渗漏雨,通风应良好,温度正常。
6.2.3站用变压器柜的柜门应关闭完好、照明应完好。
6.2.4站用电电压不得高于420伏、不得低于360伏、三相不平衡值应不大于5伏。
6.2.5站用变负荷电流应不超额定值、三相电流不平衡值应不大于25%的额定值。
6.2.6站用电控制屏各指示灯应正常、屏内无异声。
6.2.7站用变高压侧熔丝、限流电阻接触良好、瓷件无裂纹、熔丝无熔断现象。
6.2.8干式变压器的外部表面应无积污、放电闪络现象。
6.2.9站用变低压电缆应绝缘良好、外表接地应良好。
6.2.10站用电系统进行有可能改变相位的工作后、应重新核相正确后方可投入运行。
6.3站用变的倒闸操作:
6.3.1站用变属调度管辖设备时,站用变高压侧的操作应根据调度命令执行。低压侧开关和熔丝由操作人员根据工作需要自行操作,操作后作好记录。
6.3.2站用变属变电站管辖设备时,站用变高压侧的操作应根据工作票要求向调度申请调度许可后执行。低压侧开关和熔丝由操作人员根据工作需要自行操作,操作后作好记录。
6.3.3运行中站用变压器倒换高压电源的操作在现场运行规程补充部分列出。
6.3.4启用站用变应先高压侧、后低压侧,停用与此相反,严防低压侧向高压侧反充电。
7直流系统
7.1直流系统的正常运行与检查
7.1.1直流母线电压应在额定电压下运行,其变动范围不超过额定电压5%。
7.1.2直流系统绝缘应良好,绝缘电阻应保持在0.2MΩ以上。
7.1.3直流系统各级熔丝应相互配合,所有熔丝应有规范资料〔在变电站现场运行规程补充部分中列出〕,熔丝的外壳及熔丝放置现场均应有规格标志。
7.1.4直流系统每班交接班时应检查。
7.1.4.1直流母线电压应正常。
7.1.4.2直流母线正.负极对地电压。
7.1.4.3试验闪光装置应正常。
7.1.4.4蓄电池充电电流应正常。
7.1.5直流系统接地故障处理
7.1.5.1当发出直流系统接地信号时,应立即用绝缘监测装置判明接地极,进行拉路查找〔装有接地自动检测装置的可根据指示判别接地回路〕。
7.1.5.2站内有修试作业时应先查找是否由修试作业引起,并停止在二次回路上工作,待查明故障后再工作。
7.1.5.3各变电站应根据本站情况在现场运行规程补充部分中规定拉路顺序与原则。
7.1.5.4查找直流接地时,禁止把直流系统未接地的一极接地。
7.1.5.5在雷雨、大风雪天气及设备运行不正常时,不宜进行拉路查找。
7.1.5.6查出故障回路后,应进一步查找确定故障点,必要时由继电保护人员来查找及处理。
7.2充电设备
7.2.1变电站应设有双充电设备作为变电站直流系统操作电源及蓄电池主充与浮充电源。
7.2.2充电设备的正常运行。
7.2.2.1交直流各表计.指示灯指示应正确。
7.2.2.2内部各零件良好,不过热,无焦味和异声。
7.2.2.3充电设备用于浮充电方式时,其电流应为正常负荷电流和蓄电池充入电流之和。
7.2.3充电设备应每月定期进行一次检查。
7.2.4充电设备启用应先根据直流系统决定使用何种工作方式。
7.2.5充电设备运行中声音应正常,当发现有不正常声音或模块故障时应立即进行检查,自行不能处理时,应立即汇报调度及生技部和有关领导。
7.2.6若发生站用电瞬间失压,引起充电设备停止运行,应及时恢复。
7.3免维护电池
7.3.1免维护蓄电池正常运行应在浮充电工作方式并处于满充电状态。
7.3.2免维护蓄电池的检查维护
7.3.2.1每班应巡视检查蓄电池一次,其项目如下:
A蓄电池应通风良好,温度应在5-30℃范围内;
B蓄电池外壳及盖板应完好;
C蓄电池的连接片〔线〕应无断裂〔股〕、发热、生盐现象,凡士林涂层完好。
7.3.3免维护蓄电池应每季进行一次各只蓄电池电压的测量以检查各电池之间平衡性。
7.3.4免维护蓄电池的定期充放电:新投运的蓄电池组应每季进行一次均衡性充放电,一年后改为每半年一次;每年进行一次核对性充放电。
8继电保护及自动装置
8.1一般要求
8.1.1对运行人员的要求
8.1.1.1继电保护及自动装置〔以下简称为保护〕是电力系统的重要组成部分,运行人员熟悉掌握保护,是胜任运行工作的必要条件,是运行工作水平的重要标志。变电站运行人员应做到:
A能按规程对保护装置进行正常监视、操作及检查。
B能掌握或发现保护及二次回路的缺陷。
C熟悉保护基本原理及其接线。
D熟悉保护现场运行规程。
E熟悉保护及其二次回路。
8.1.1.2变电运行人员在保护工作中的职责
A有关保护装置及二次回路的操作及工作均须经相应的管辖该装置的人员〔调度或现场值班长〕的同意方可进行,保护装置的投入、退出等操作须由运行人员负责进行。
B在保护装置及二次回路上工作前,运行人员必须审查继电保护工作人员的工作票及其安全措施,更改整定值和变更接线一定要有经领导批准的定值通知单和图纸,才允许工作。运行人员应认真按工作票与实际情况作好安全措施,凡可能引起保护装置误动作的一切工作,运行人员必须采取防止保护装置可能误动的有效措施。
C在继电保护工作完毕后,运行人员应进行验收,如检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常,压板位置、继电保护记录簿所写内容是否清楚等。
D凡调度管辖的保护装置在新投入或经过变更时,运行人员必须和当值调度员进行整定值和有关注意事项的核对,无误后方可投入运行。
E运行人员必须按保护运行规程,对保护装置及其二次回路进行定期巡视、检测、对试验按规程规定更改定值;监督交流电压回路,使保护装置在任何时候不失去电压;按保护装置整定所规定的允许负荷电流或允许负荷曲线,对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。如发现可能使保护装置误动的异常情况时,应及时与继电保护部门联系,并向调度汇报。紧急情况下,可先行将保护装置停用〔断开压板〕,事后立即汇报。发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常情况,应作出记录,通知及督促有关部门消除及处理。
F对保护运行时的掉牌信号、灯光信号运行人员必须准确记录清楚,及时向有关调度汇报。
8.1.2继电保护运行的一般要求
8.1.2.1除系统运行方式允许及工作需要退出的保护外,正常运行的电气设备不得无保护运行。
8.1.2.2保护的启用与停用应按所辖当值的调度命令执行。
8.1.2.3当值运行人员应按规定的周期对保护装置进行定期巡视检查,检查项目如下:
A各装置全部元件外观完好,发热元件温升正常。
B继电器接点良好,无振动〔正常励磁的不应振动太大〕或烧毛现象,内部无异声和异味。
C电源指示灯,监视灯在设备运行时应亮,设备故障信号灯、保护动作信号灯应正常熄灭,信号继电器无掉牌。
D运行中保护的仪表指示应正常。
E保护压板的投切位置应正确,接触良好。
F带电励磁继电器应在可靠励磁状态,各时间继电器不应起动。
G二次接线,端子排上无异物,无灰尘,无松脱及其它明显不正常情况。
8.1.2.4接有交流电压的保护在运行中不得使保护失去交流电压,若在二次回路上工作,必须采取措施防止保护误动。正常运行时,若发生二次电压失压,应立即汇报调度,停用可能误动的保护〔具体保护在现场运行补充规定中列明确〕。
8.1.2.5每月根据保护定值单和整定记录对全所保护装置核对一遍,并作好记录。
8.1.2.6运行中的设备投入保护出口压板,应用高内阻电压表测量压板两端确无电压。
8.1.2.7二次定值更改操作,填写操作票前,应先将调度下达的命令与实际整定点,整定记录进行核对。
8.1.2.8运行中需要更改保护定值时应注意:
A有旁路断路器的,将被改出线的断路器用旁路断路器代替,将被改出线开关改冷〔热〕备用后改变其定值。
B没有旁路断路器的,拉开该断路器后更改其定值。
8.1.2.9运行中的保护遇有下列情况应征得所辖当值调度员同意将其停用。
A有缺陷和异常而必须停用的。
B有误动危险的。
C因工作需要短时退出的.
D更改保护定值时。
8.1.2.10保护工作结束后,当值人员应按下列项目进行验收。
A检查校验工作中使用的临时接线是否全部拆除,拆动过的接线是否恢复正常。
B检查所有压板,切换开关及端子是否恢复到工作前许可的位置。
C检查接线变动后的图纸是否已修改并和实际相符。
D检查保护定值整定点是否与整定记录或定值通知单相符。
E检查继电保护记录薄上填写的工作内容是否完整清楚。
F保护整组试验正常。
8.1.2.11保护动作后应检查保护动作情况,并作好记录,处理步骤如下:
A检查保护装置上保护动作情况,并作好记录后。
B根据保护动作情况及信号指示情况对有关的一、二次设备进行检查。
C汇报当值调度、生技部及有关领导,按调度命令进行处理。
8.1.2.12保护装置检修校验,应将保护出口压板退出。
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微机保护
8.3.1微机继电保护对运行人员的要求:
8.3.1.1了解微机继电保护装置的原理及二次回路。
8.3.1.2负责与调度人员核对微机继电保护装置的整定值,负责进行微机继电保护装置的投入,停用等操作。
8.3.1.3负责记录并向主管调度汇报微机继电保护装置〔包括投入试运行的微机继电保护装置〕的信号指示〔显示〕及打印报告等情况。
8.3.1.4执行上级颁发的有关微机继电保护装置规程和规定。
8.3.1.5根据主管调度命令,对输入微机继电保护装置内的各套定值,允许现场运行人员用规定的方法来改变定值。
8.3.1.6现场运行人员应掌握微机继电保护装置的时钟校对、按规定的方法改变定值、保护的停投等操作。
8.3.1.7在改变微机继电保护装置的定值、程序或接线时,要有主管调度的定值、程序及回路变更通知单〔或有批准的图样〕方允许工作。
8.3.1.8对微机继电保护装置和二次回路进行巡视。
8.3.2微机继电保护装置室内月最大相对温度不应超过75%,应防止灰尘和不良气体侵入,微机继电保护装置室内环境温度应在5~30°C范围内,超过此范围应装设空调。
8.3.3微机保护继电保护装置投运时应具备如下技术文件,并专人保管。
8.3.3.1竣工原理图、安装图、技术说明书、电缆清册等设计资料。
8.3.3.2制造厂提供的装置说明书、保护屏〔柜〕电原理图、装置电原理图、分板电原理图、故障检测手册、合格证明和出厂试验报告等技术文件。
8.3.3.3新安装检验报告和验收报告。
8.3.3.4微机继电保护装置定值和程序通知单。
8.3.3.5制造厂提供的软件框图和有效软件版本说明。
8.3.3.6微机继电保护装置的专用检验规程。
8.3.4新安装的微机继电保护装置进行验收时,应以订货合同,技术协议、设计图样和技检说明书等有关规定为依据,按有关规程和规定进行调试,并按定值通知单进行整定,检验,验收合格,并对现场运行值班员进行培训技术交底后,方可投入运行。
8.3.5微机继电保护的动作及异常时的报告,均应保存,并保持齐全、准确。
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。
8.3.7现场微机继电保护装置定值的变更,应按定值通知单的要求,由操作人员执行,并与调度人员核对无误后方可投入运行,调度人员和现场操作人员应在各自的定值通知单上签字和注明执行时间,定值变更后的新定值清单应保存在继电保护定值记录簿中。
8.3.8操作人员变更保护装置整组定值时,变更后亦应检查定值情况,并与调度定值通知单核对无误,
8.3.9现场运行人员应定期对微机继电保护装置进行采样值检查和时钟校对,检查周期不得超过一个月。
8.3.10微机继电保护装置动作〔跳闸或重合闸〕后,监控人员应按要求作好记录和复归信号,并将动作情况立即向主管调度汇报。
8.3.11微机继电保护装置出现异常时,当值运行人员应根据该装置的现场运行规程进行处理,并立即向调度汇报,继电保护人员应立即到现场进行处理。
8.3.12微机继电保护装置插件出现异常时,继电保护人员应用备用插件更换异常插件,更换备用插件后应对整套保护装置进行必要的检验。
8.3.13在下列情况下应停用整套微机保护装置:
8.3.13.1微机继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业。
8.3.13.2装置内部作业,装置调试。
8.3.13.3继电保护人员输入定值。
8.3.14运行中微机保护装置直流电源恢复后,时钟不能保证准确时,应校对时钟。
8.3.15变电站综合自动化系统与微机保护装置通讯联络的通讯管理接口〔或多套微机保护共用一套通讯管理机〕,在微机保护装置运行时应接通以便将微机保护装置的工作状况、保护动作情况、装置异常情况、断路器运行状态等信息传输到远方监控操作中心,同时将开关拉合、保护投退、定值的检查和更改等指令传输给微机保护装置。
8.3.16微机保护装置在运行时,通讯管理接口应接通;开关或微机保护装置在检修时,应通讯管理接口关闭。多套微机保护共用一套的通讯管理机,应正常运行,不得停用。
8.3.17各变电站应根据本站配置的微机保护装置型号,在现场运行规程补充部分中制定具体的运行注意事项、监控CPU〔人机对话〕及通讯管理接口投退的操作步骤。
9自动化系统运行管理
9.1自动化系统的管理范围
9.1.1无人值班变电站自动化系统〔简称自动化系统〕是指由中心站、通道、变电站自动化设备组成的一个完整的系统,它的正常运行使变电站的无人值班得以实现。
9.1.2中心站监控设备包括下列内容:
9.1.2.1主机系统
9.1.2.2专用的电源系统
9.1.2.3主机系统附属的设备如打印装置等。
9.1.2.4与其他系统或网络连接的接口,网桥或其他连接设备及相关电缆。
9.1.3通道设备
通道设备指连接中心站监控设备到变电站远动装置〔或综合自动化装置〕之间的所有设备,它可以是通讯电缆也可以是通讯机,或兼而有之,还包括相应的附属装置。
9.1.4变电站自动化设备包括下列内容
9.1.4.1远动装置主机
9.1.4.2各种专用的电量变送器及其盘柜
9.1.4.3遥信转接屏、遥控执行屏及其部件
9.1.4.4专用的调制解调器及电源
9.1.4.5自变送器屏,遥信转接屏,遥控执行屏或综合自动化变电站的自动化部分盘柜,到微机保护盘,交、直流盘,电度表盘的连接电缆。
9.1.4.6变电站自动化设备的其他外围装置
9.2自动化系统的管理内容
9.2.1自动化系统的维护、检修和缺陷处理,除通道由调度所通信专业负责外,其他均应有专职或兼职的自动化专业人员负责。
9.2.2自动化专业人员对自动化系统的运行维护,必须严格遵守部颁《电业安全工作规程》及《无人值班变电站调度自动化设备运行管理规定》。
9.2.3变电站自动化设备与站内二次系统之间以二次设备的端子排为分界点,自动化设备与通讯设备之间以通讯设备的输入/输出端子为分界点。
9.2.4自动化专业人员对中心站监控设备的正常巡检每周不少于2次,并作好巡检记录。
9.2.5变电站自动化设备的维护不能少于2次/套·月,并做好维护记录。
9.2.6自动化系统运行软件,在自动化系统运行期间原则上不作任何修改,若因运行和维护需要必须修改时,双机系统的中心站监控设备可先在一台上试运行,可靠后再拷贝到另一台上。变电站的自动化设备的软件更改,应首先确认其可靠性,且有运行业绩,以上工作必须在有关领导同意后才可进行,并需做好详细记录。
9.2.7严禁在自动化系统中使用外来软盘,以免造成自动化系统运行异常。
9.2.8根据自动化系统的运行需要,储备必要的备品备件和消耗性材料,建卡登帐,并定期进行检查。
9.2.9自动化系统的通道指标测试不少于1次/年,且与原始记录比较,发现问题应及时找出原因。在通道可能有故障时,应不定期增加测试次数。
9.2.10自动化系统应建立完整的技术档案,其内容包括设备技术说明书、使用说明书、合格证、出厂试验报告、竣工原理图、安装图、电缆清网、各类信息定义,校验报告,试运行记录,自动化设备现场运行规程,检验规程以及自动化设备运行管理规程及其他相关资料。
9.2.11按要求建立自动化系统的定期巡检,定期检验和缺陷管理制度。上述工作应详细记录在巡检记录簿,检验记录簿和缺陷处理记录簿上。
9.2.12定期巡检内容包括
9.2.12.1巡视设备和各信号指示灯的工况
9.2.12.2当地功能的检查
9.2.12.3定期对遥测精度核对
9.2.12.4对遥信量进行抽检检查
9.2.12.5巡视遥控、遥调执行继电器的接点
9.2.12.6测量设备各等级电源电压
9.2.12.7测量调制解调器的输入,输出电平
9.2.12.8对UPS装置进行自动切换检查
9.2.12.9对设备进行必要的清洁工作
9.2.13自动化系统的接地必须在每年雷雨季节来临前检查一次,中心站监控设备若有独立接地网的需测试接地电阻。
9.2.14变电站自动化设备应与变电站接地系统可靠连接,并有防雷和防过电压措施,运行环境应满足设备的技术要求。
9.2.15自动化系统设备电源和通道的防雷器件需在每年雷雨季节前集中检查一次,每次雷雨过后需增加临时检查。
9.2.16自动化设备的日常巡视工作由无人值班变电站运行操作人员负责,自动化设备的巡检,检验和缺陷处理等运行管理工作由自动化专业人员负责。各单位可根据实际情况制订细则
9.2.17通道的运行维护由通信专业人员负责。
9.2.18通信主管部门应安排通信人员定期对运行通道、通道防雷器件作检查,并做好维护记录。
9.2.19运行中的通道电平,如有变更,通信人员应查明原因,做好记录,并及时通报自动化人员
9.3自动化系统的维护、异常及事故处理
9.3.1自动化系统的维护:
9.3.1.1自动化系统出现缺陷应按缺陷管理制度执行。
9.3.1.2自动化设备若因维护需要须停役时,必须事先办妥停役手续,变电站自动化设备停役时间在1小时之内的,必须1天前填写停役报告,待批准后方可进行,停役时间超过1小时的必须在2天前填写停役报告待变电站主管部门采取适当措施后下达停役令方可进行。
9.3.1.3未经主管部门同意,任何人不得将监控设备和通道停运,不得在自动化系统的设备及其回路上工作。
9.3.1.4中心站的设备原则上不能停役,若因维护需要必须停役时,双机系统首先可用单机退出系统的方式进行,该工作也必须填写停役报告通知主管部门。若必须双机同时退出时,监控人员必须到调度部门同调度值班员一起值班。
9.3.1.5变电站自动化设备在停役期间,主管部门需安排人员临时值班。
9.3.1.6为保证自动化系统正常运行和排除故障,对自动化专业人员必须配备专用的通信工具,并保证完好。
9.3.1.7在自动化系统上工作,需要将遥控停用的,应有自动化专业人员提出书面申请,分管部门批准。并采取相应措施后方可开始工作。
9.3.1.8每年应有对自动化专业人员的再培训计划,并保证必要的培训时间。
9.3.1.9自动化系统在设备维护需通信人员配合工作时,通信主管部门应主动协调各通信专业之间的配合。
9.3.2自动化系统的故障轮修及事故处理
9.3.2.1自动化系统的故障抢修及事故处理,应等同于一次、二次设备的抢修,任何人不得推诿,拖拉。
9.3.2.2自动化系统全部或公司部设备故障停用,因而影响对变电站一、二次设备失去监控时,变电站主管部门应及时安排人员加强变电站的值班工作。
9.3.2.3自动化系统的故障抢修和事故处理应由设备主管部门立即按排自动化专业人员及时处理,必要时通信专业人员应密切配合。
9.3.2.4如果自动化系统故障严重影响监控功能,应向分管公司长、总工程师汇报,确定抢修方案,统一安排处理。
9.3.2.5对自动化系统的故障抢修,应由主管部门建立抢修工作流程图,按月公布,明确各岗位连络方式和手段。
10防误操作装置
10.1电器防误操作装置是保证安全生产,防止误操作事故的一项重要技术措施,但必须牢固树立“安全第一”的思想,严格执行《电业安全工作规程》,倒闸操作票管理制度是防止误操作事故的组织措施,二者相辅相承不可编废。
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。
10.3凡新建、扩建、改建的工程项目,未装设防误操作装置或达不到“五防”功能要求的或验收不合格的,一律不得启动、投运。各领导要严格把关,运行单位有权拒绝该新设备投入运行。
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。
10.5运行操作中防误装置发生异常时,应及时报告操作对队长,查明原因,确认操作无误,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。
10.6防误装置的停用应有申报手续,不得随意退出。
10.7操作中发生疑问时,应立即停止操作并应向值班调度员或操作队长报告,弄清问题后,再进行操作。不准擅自更改操作票,不准随意解除闭锁装置。
10.8在防误装置投入运行前必须制定出有关运行规程和维护检修管理制度,在运行现场具有防误装置一致的操作模拟系统图板、防误闭锁资料、图纸和专用钥匙箱。
10.9防误装置在现场运行规程中对下列内容应进行补充:
10.9.1本站防误装置的基本原理,各种运行方式下的使用方法和注意事项;
10.9.2经上级主管部门批准,无法实现“五防”功能的管理办法和注意事项;
10.9.3其它应规定的内容。
10.10防误装置退出运行的规定:
10.10.1防误装置投运后不得任意退出运行,如需长期停运,应经总工程师批准;
10.10.2防误装置正常操作时发生故障,不得强行操作,如短时间无法修复,确因装置问题,在得到有权同意解锁人员的同意后,可按操作票程序解除闭锁操作,并加强监护,事后应安排处理,验收合格后立即恢复闭锁。
10.11防误装置应随一次设备一同检修,检修结束后,应按“三〔四〕级”验收规定进行验收,合格后方可投入运行。
10.12防误装置应列入设备的定级范围,如防误装置达不到规定投入要求,该设备不得定为Ⅰ类设备。
10.13设备巡视时,防误装置应列放正常的巡视范围。如发现防误装置有缺陷或损坏,应按缺陷管理制度的规定进行。
10.14防误装置在正常使用时,严禁使用解锁钥匙,也不得借给他人使用,严禁拨动机械程序锁的钥匙程序。
10.15在下列情况下,确认操作程序正确,允许使用解锁工具〔钥匙〕,并应一人使用,一人监护,同时做好相应的安全措施:
10.15.1紧急事故处理;
10.15.2设备异常紧急消除;
10.15.3单个隔离刀闸维修、调试;
10.15.4防误装置发生故障。
10.16防误装置的解锁工具〔钥匙〕,或备用工具〔钥匙〕应存放在固定位置的专用钥匙箱中,钥匙箱应加锁,供紧急情况下使用,并要做好登记,交接班时应交待清楚。
10.17户内型电磁锁的可手动部分应加铅封,操作时必须使用电磁锁钥匙进行操作。
10.18接地线的装设地点必须是规定的固定的接地点,使用专用接地装头,严禁在规定地点外装设接地线。
10.19从事现场防误装置的安装、检修维护工作必须履行工作票手续,并按《安规》要求做好现场监护工作。
11事故处理
11.1一般规定
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〕;
11.1.7.6其它在本规程中规定可自行处理者。
11.1.8值班员处理事故应遵照下列顺序进行:
11.1.8.1根据表计指示、继电保护动作情况和设备外部特征判断事故全面情况;
11.1.8.2如果对人身和设备安全有威胁时,应立即解除这种威胁,必要时停止设备运行,否则应尽力保护或恢复设备的正常运行;
11.1.8.3迅速检查和试验,判明故障性质、地点及其范围;
11.1.8.4对所有未受到损害的设备保持其正常运行;
11.1.8.5为防止事故扩大,必须主动将事故处理的每一阶段情况迅速而正确地汇报给当值调度员及有关领导;
11.1.8.6对监视表计、信号指示处理过程作详细准确记录。
11.1.9处理事故时,必须迅速、正确、果断,不应慌乱,严格执行接令、复诵、汇报、录音和记录制度,使用统一的调度术语和操作术语。
11.2线路事故处理
11.2.1馈电线路跳闸后,值班人员不待调度命令,立即进行强送电。但应考虑:
11.2.1.1开关跳闸次数已达到规定数值不得强送;
11.2.1.2开关跳闸后,明显出现异常〔如喷油等〕不得强送;
11.2.1.3已接到调度通知,带电作业线路不得强送;
11.2.1.4未投重合闸或重合闸未动作的应立即强送。
11.2.2对规定不得自行强送电的馈电线路,开关跳闸后,均应按当值调度员命令处理。
11.2.3开关跳闸后的强送电属事故处理,可不用操作票,但应在运行日志中做好详细记录。
11.2.4线路故障开关跳闸后,不论重合闸动作与否,均应汇报当值调度员,并详细记录。
11.2.5电源联络线,环网线路〔包括双回线〕事故跳闸后,应立即汇报当值调度员,并按照其命令进行事故处理,值班人员不得自行强送电。
11.3母线故障的处理
11.3.1母线故障的迹象是母线保护动作,开关跳闸及有关声光信号等。当母线故障发生后,值班员应立即查明基本情况,汇报当值调度员,依据调度员命令进行处理。
11.3.1.1值班员应迅速检查,找出故障点,不允许对故障母线不经检查即进行强送电,防止扩大事故;
11.3.1.2故障点找出并能迅速隔离的应迅速隔离,并按调度命令尽快对停电母线恢复供电。
11.3.1.3经检查找不到故障点时,应汇报调度要求用外来电源或母联开关进行试送电。
11.3.1.4用母联或主变开关对母线送电时,充电开关必须完好,有完备的继电保护,母差或主变后备保护有足够的灵敏度,当用主变开关对母线充电时,其中性点必须接地,充电完毕后再按原接地运行方式。
11.3.1.5将上述故障及处理情况详细汇报集控站、生产技术部领导。
11.4母线失电处理
11.4.1母线失电是指母线本身无故障而失去电源。一般是由于外部故障,该跳的开关拒动引起的超级跳闸,或系统拉闸限电所致。这种情况多发生于单电源供电的母线。
11.4.2母线失电的现象:
11.4.2.1该母线遥信量指示消失;
11.4.2.2该母线的各出线及变压器负荷消失〔电流、功率遥信量为零〕;
11.4.2.3该母线所供所用变失电。
11.4.3单电源终端变电站母线失电的处理:
11.4.3.1母线失电后,值班人员应立即进行检查,并汇报当值调度。当确定失电原因非本站母线或主变故障所引起时,可保持本站设备原始状态不变。
11.4.3.2若为主变故障超级跳闸,则应拉开主变二次侧开关,进行检查处理。
11.4.3.3主变低压侧开关跳闸。造成母线失电后,值班人员应对该母线及各出线间隔设备进行详细检查,并汇报当值调度员。拉开连接于该母线的所有开关。检查若非本所母线故障或主变保护误动,则一般为线路故障,其开关或保护拒动所致。在查出拒动开关并拉开隔离后,可恢复对停电母线送电。
11.4.4多电源母线失电,在确定失电原因不是本所母线故障引起时,值班人员应迅速进行如下处理:
11.4.4.1单母线应保留一电源开关〔由调度确定〕,拉开其它所有开关;
11.4.4.2双母线或分段母线失电,首先拉开母联或分段开关,并在每组母线上只保留一主电源开关〔由调度确定〕,其它所有开关均拉开;
11.4.4.3检查本站有无拒动开关,若有发现,应将其拉开隔离,并汇报当值调度。
11.4.5母线失电,该母线压变仍保持运行状态,不应拉开〔故障除外〕。
11.5通讯中断时的事故处理
11.5.1通讯中断是指全站对外无法用电话进行联系。
11.5.2通讯中断,线路故障跳闸的处理;
11.5.2.1馈供电线路跳闸,重合闸未投或未动作,若开关符合强送条件,值班人员应立即强送一次,强送不成开关转冷备用;
11.5.2.2电源联络线,环网线路〔包括双回线〕故障跳闸后,均不得自行强送电,值班人员应将开关转为冷备用;
11.5.3通讯中断,母线故障停电的处理:
11.5.3.1双母线中一组母线故障,检查故障母线,查出故障点并将其隔离后,用母联〔分〕开关或主变开关对该母线充电,成功后可恢复双母线运行。否则故障母线不得送电,等候处理;
11.5.3.2单母线故障,经检查已将故障隔离后检查无问题后,值班人员利用外来电源进行试送电,若送电正常即可恢复正常运行,若故障不能隔离,则不得试送电,应等候处理;
11.5.3.3母线恢复送电时,对停电的电源联络线值班人员均不得自行送电。
11.5.4通讯中断时,母线失电,按通讯正常时的规定处理。
11.5.5操作过程中发生通讯中断,可将此项操作任务操作结束;未接令的任务不得操作。
11.5.6通讯联系接通后,应将通讯中断时的全部运行情况汇报当值调度员。
11.6小电流接地系统的事故处理
11.6.1单相接地时的象征:
11.6.1.1接地相电压下降,其它二相升高。如是金属性接地则接地相电压为零,未接地相电压升高为3倍相电压〔即线电压〕;
11.6.1.2接地报警装置发出信号;
11.6.1.3装有消弧线圈的变电站,消弧线圈的电压表、电流表有读数,相应的电压继电器,过流继电器动作;
11.6.1.4装有零序方向元件的线路,该线路接地时方向元件动作。
11.6.2单相接地故障的处理:
11.6.2.1记录故障时间、接地线相别、零序电压及消弧电压和电流值;
11.6.2.2检查判别故障:
A检查装有零序方向的元件的线路方向元件是否动作,或用小电流接地检测装置判明故障线路;
B对指示单相接地母线上所有设备进行详细检查以确定站内是否有接地故障;
C配合调度进行必要的操作,以确定故障的范围。
D若无人值班变电站的系统发生单相接地,可考虑利用遥控操作断路器的方法来试拉合,但应考虑遥信遥测的变化时间。
E试拉找出故障后,未经调度许可不得对线路停电;
F有重合闸的线路试拉路前,重合闸应试验正常,并等待一分钟后方可。利用重合闸试拉路应使用专用按钮。没有按钮时,若开关开断容量大于系统短路容量,可用开关手动跳闸进行试拉;
11.7变电站电气设备着火事故处理
11.7.1变电站电气设备着火时,应立即按下列规定断开电源,进行救火:
11.7.1.1用开关或刀闸断开着火部分电源,火情对邻近设备有严重威胁时,不得进行操作,应考虑停用上一级电源开关。
11.7.1.2只有在断开电源后方可着火设备灭火,严禁在着火设备带电情况下进行救火。
11.7.2对注油设备着火,应使用1212灭火机,泡沫灭火机或干燥的沙子进行灭火,严禁用水灭火。
11.7.3灭火机药物喷射时,与运行设备的导电部分应有足够的安全距离,严禁直接喷射严寒电设备。
11.7.4变电站发生火灾,无法自行扑灭时,除按上述原则处理外,应迅速打电话〔119〕给消防队,消防队赶到现场时,应对消防负责人说明停电设备的带电部位、周围情况,严密监视,对消防人员的不安全行为及时提醒或阻止。
救助站制度
编辑：www.qiquhA.com.com篇2:变电站安全技术规程
一、适用范围:
本规程适用于有人值守和无人值守的变配电站(室)的安全技术和现场规范。
?
二、主要危险源
?序号危险发生的原因和过程易引发事故
1?高低压配电设备设施不符合要求,
造成短路、打火等故障,引燃周围易燃物。?火灾
?
2?油浸电力变压器渗漏油、油温过高
同时超温报警装置失灵,遇电火花。?火灾
3?未按要求对变压器等相关设施进行检测,
变压器保护接地失效,人员违规操作。触电
4?维修时操作不当,人员接触未放净静电
的电容器的电极。触电
5?绝缘安全用具未经过定期检测,绝缘性能
不符合要求,人员使用时发生漏电。触电
6?人员未经过培训掌握电气作业技能,作业
过程中处理失误。触电
7?在电气作业活动中未严格执行两票制度等
保证安全的技术措施和组织措施,造成电气事故。触电
8?非自愈式的电容器维护不当,严重膨胀变形,
且保护装置失灵。爆炸
?三、依据的法规标准
?序号?法规标准名称?适用章节
1?国家电力监管委员会令第15号
《电工进网作业许可证管理办法》?第三、四、六、七条
2GB50059-92《35-110KV变电所设计规范》第二章
3GB50054-95《低压配电设计规范》?3.1.4-9、3.2.7-113.3.1-7
4?GB50053-94《10KV及以下变电所设计规范》第二章、4.2.7,4.2.9、5.3.1-5.3.5
5GBT13869-2008《用电安全导则》6.11-13、6.16-23、8.2、8.4、10.6-11
四、管理要求:
1.高/低压配电设备的运行、维修人员应取得电工特种作业人员证书及内部上岗证;在受电装置或者送电装置上从事电气安装、试验、检修、运行等作业的人员还应取得电工进网作业许可证,并按低压、高压、特种三个类别分别从事相关作业。
2.及时更新及保存各厂区高压供电系统图、高压和低压电力配电图及继电保护控制图、各厂区的供电系统平面布置图、高低压变配电设施的平面布置图、土建设计、设备安装图,应注明变配电所位置;及时更新和保存变压器室的平面布置图、安装及贮油池和排、挡油装置的土建设计、设备安装竣工图。
3.保存降压站、中央变电所、高压配电室及各分变电室的接地网络和接地体设计施工的地下隐蔽资料;保存高低压配电设备的使用说明书、产品合格证。
4.保存各种试验和测试记录,包括主要电气设备设施和安全用具及防护用品的本周期预防性电气试验和测试数据(绝缘强度、继电保护、接地电阻等项目),保存期至少3年。
5.变配电站(室)须建立登记制度,进入变配电室人员须进行登记,无关人员禁止入内。?
作业环境和设备要求:
6.变配电站(室)不应设置在多尘、水雾、有腐蚀性气体、地势低洼或可能积水的场所;站(室)内无漏
雨、无积水;独立变配电站(室)位置与有爆炸危险生产装置的水平安全距离不应小于15m,与普通建筑物水平安全距离不应小于7.5m;变配电站(室)周围应有安全消防通道,且保持畅通。
7.屋外配电装置的最小安全净距,无遮拦裸导体至地面,10KV应为2.7m;35KV应为2.9m;屋外配电装置场所宜设置高度不低于1.5m的围栏;屋内配电装置的最小安全净距,无遮拦裸导体至地(楼)面,10KV应为2.5m,35KV应为2.6m;所有遮拦、围栏、阻挡物、屏护和外壳等装置,应满足机械强度及稳定性、刚度和PE连接可靠的要求。
8.变配电站(室)门应向外开,高压室门应向低压室开,相邻配电室门应双向开。
9.配电室和变压器室、电容器室通向变电室外部的门和窗、自然通风和机械通风空洞、架空线路及电缆进出口线路的穿墙透孔和保护管等敞开部位,均应加装防止小动物进入的金属网或其建筑材料,网孔应小于10mm×10mm。
10.变配电设备所在室内不应有与其无关的管道和明敷线路通过;裸露的带电体上方不应敷设照明线路、动力线路、信号线路或其他管线;控制室和配电室内的采暖装置,宜采用钢管焊接,且不应有法兰、螺纹接头和阀门等。
11.变配电室内高、低压配电柜的操作和维护通道应铺有符合标准的绝缘垫或绝缘毯。
12.变配电站(室)应配置与实际设备相符的操作模拟板或操作模拟显示屏。
13.变配电站(室)应配有适合扑灭E类电气火灾的干粉或其他类型的灭火器材。
14.高压配电设施应挂明显醒目的“高压危险”等警示标志;变压器室、车间内及露天变压器安装地点附近,应设置标明变压器编号和名称、电压等级的标牌,并挂有明显醒目的“高压危险”警示标志。
15.装有六氟化硫(SF6)设备的配电室,应装设强制通风装置,风口应设置在室内底部;应在低位区安装缺氧和SF6气体泄漏报警仪器,并定期检验,保持完好有效。
16.油浸电力变压器应安装在独立的变压器间,建筑耐火等级应为1级、变压器间的门应能向左右各打开180°,不应开设窗户;油浸变压器外廓与变压器后壁、侧壁的最小净距,1000KVA及以下为0.6m,1250KVA及以下为0.8m;与门的最小净距,1000KVA及以下为0.8m;1250KVA及以上为1m;高压侧应装设高度不小于1.7m的固定遮拦,固定遮拦网孔不应大于40mm×40mm,移动栅栏应选用非金属材料,高度不低于1.7m,栅栏最底栏杆至地面的间距不应大于0.2m,其安全距离不变;栅栏或遮拦的门应装锁。
17.油浸电力变压器应设置有100%变压器油量的贮油池。
18.设置于变配电室内的非封闭式干式变压器,应装设高度不低于1.7m的固定遮栏,遮栏网不应大于40mm×40mm;变压器外廓与遮栏的净距不宜小于0.6m,变压器之间的净距不应小于1.0m。
19.箱式变电站变压器应在专用房间内采取可靠的通风排烟和降温散热措施。
20.室内高压电容器装置应设置在单独房间内,当电容器组容量较小时,可设置在高压配电室内;低压电容器装置可设置在低压配电室内,当电容器总容量较大时,宜设置在单独房间内;电容室门应向外开。
设备要求:
21.变配电站(室)的高压配电装置应是具有防止带负荷分、合隔离开关,防止误分、合断路器,防止带电挂接地线或合接地刀闸,防止带地线合隔离开关、断路器和防止误入带电间隔的“五防”功能的成套设备。
22.所有瓷瓶、套管、绝缘子应安装牢固、清洁无裂纹、无放电闪络痕迹;母排应清洁整齐,间距合格;相序包括N排、PE排标识应明显,漆色无变色或变焦现象;接点连接应良好,无烧损痕迹;母线终端无引出线和引入线时,端头应封闭;母线温度应低于70℃,在端头不应有温度过高形成的变色现象。
23.变配电设备、变压器和电容器等运行在允许范围内;计量、指示仪表显示符合实际情况;安全连锁装置、继电保护、灯光信号等显示正常有效,无异常气味和声响。
24.电力电容器外壳无膨胀变形,外壳温度不高于60℃;充油电容器外壳应无异常变形,无渗漏。
25.油浸式变压器上方的防爆隔膜完整符合要求,吸湿剂无明显受潮变色;变压器不渗漏油,游标油位指示清晰,油色透明无杂质,油温指示清晰,上层温度低于85℃,具有超温报警装置的,应确保完好有效;冷却设备完好。
作业活动
26.高压变配电设备和变压器发生接地时,室内不应接近故障点4m以内;室外不应接近故障点8m以内;进入上述范围人员应穿绝缘靴,接触设备的外壳和架构时应戴绝缘手套。
27.变配电设备停电或部分停电检修应执行“工作票”,停电、验电、接地等作业时,应悬挂标示牌;进行低压带电作业、高处作业的,应设监护人。
28.配电装置的正常倒闸操作应执行“倒闸操作票”,并设监护人;在紧急情况或事故处理时,可先进行
操作后应立即报告上级,并补填倒闸操作票;在进行倒闸操作时,应遵循送电时从电源侧往负荷侧送;停电时顺序相反,送电时先合刀闸;后合带有灭弧装置的开关(断路器、接触器等),停电时按顺序相反的技术原则,并应先在操作模拟板上进行核对性操作。
检查(测)及维修:
29.变配电站、室内的配电设施有人值班时每班至少巡视检查一次;无人值班变配电站(室)的配电设施至少每周检查一次;当变压器存在严重缺陷、雷雨季节、变压器过负荷运行等特殊情况时,应对变压器进行特殊巡查。保存日常运行记录和检修记录,保存期至少3年。
?30.安全用具和防护用品检测周期按国家和地方相应标准执行;其中绝缘手套、绝缘靴、高压验电器每半年由供电部门或其指定的具有资质的单位进行一次检验,保存记录。
31.断路器及其操作机构每年至少进行一次检修;检修时应执行保证安全的组织措施和技术措施,需供电部门的上一级电源停、送电时,应事先办理相关手续,报请供电部门审批;应保存检修记录。
32.配电变压器停止运行一年及以上,准备投入运行时应由供电部门或其指定的具有资质的单位进行超期试验,合格后方可投入运行。
33.高压配电装置及设备,应1-3年请当地供电部门进行一次预防性试验,并保存试验报告;试验内容至少应包括高压开关柜、避雷器、高压电缆等。
34.高低压配电装置的定期检修应根据设备的质量、已运行的时间、运行中存在的缺陷及其严重程度、负载和绝缘老化的情况、历次试验分析结果等确定周期并保存检修记录。一般宜3
年~5年作一次定期检修。
35.变配电设备维检修时,应在被检修设备的两侧和可能来电的各侧的醒目位置悬挂相应内容的标示牌。
应急处理:
36.制定变配电站现场应急处置方案,发生电气打火、漏电等异常情况时,立即启动预案,并报告主管部门处置。
?
37.遇有人身触电危险的情况,应立即关闭前级电源开关,在保证自身安全的前提下,迅速使触电者与电源相互脱离,并立即根据触电情况进行抢救;保护事故现场,及时向上级报告并将详细情况记录在值班日志上。
38.如发生电气引起的火灾,现场人员应立即使用二氧化碳灭火器、干粉灭火器等扑灭E类电气火灾的灭火器进行扑救,同时上报。
篇3:变电站受电空载运运行规程
1.变电站受电及空载运行前必须具备的条件
1)已按设计文件规定的内容及施工和验收规范规定的质量标准完成了电源进线、输电线路及变电站的全部建筑和安装工作,经检查合格,并提供了下列资料及文件:
2)制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证;
3)竣工图及设计文件;
4)输电线路交叉跨越距离记录;
5)电缆输电线路的安装记录;
6)高压断路器、变压器、等安装及调试记录;
7)微机综合自动化系统及二次回路的绝缘电阻和耐压试验记录与调整试验记录;
8)UPS调试记录;
9)DC系统调整试验记录;
10)防雷、保护接地等各类接地电阻的测试记录。
11)变压器相位、线圈的接线组别及电压切换装置的位置必须符合设计运行方式要求。
12)高压断路器的操作机构、接地开关、辅助开关及闭锁装置应安装牢固,动作灵敏可靠,位置指示正确,无渗漏气现象,触头接触良好,相色正确,接地良好。
13)母线绝缘子、套管绝缘电阻、介质损失角正切值及电容值测试和交流耐压试验合格,母线安装及连接正确,螺栓紧固,接触可靠,相间及相对地电气距离应符合规范要求,相色正确。
14)电缆应按设计文件的规定敷设,排列整齐,标志齐全,终端相色正确,电缆与管道等的安全距离和相序排列应符合有关规范规定。
15)受电及空载运行方案已经批准,操作电工经考试合格获上岗操作许可证,安全操作所需工、器具齐备。
2.变电站受电规定:
1)按照批准的方案及安全运行规章制度进行操作,严格执行操作票制度。
2)电气人员必须按建制上岗。
3)必须按系统对继电保护装置、备用电源自动投入装置、报警及预报警信号系统等进行模拟试验,并在综自系统及DCS系统上核实各种开关颜色或开闭显示。
4)对于内设计算机可编程逻辑控制器的保护装置,在对软件进行检查及测试后,还应逐项模拟联锁及报警参数,验证逻辑的正确性和联锁及报警值的准确性。
5)按试车方案规定认真做好变电所运行必需的各项操作及运行记录。
6)变电所受电及空运结束,工程质量达到了有关施工及验收规范的标准和设计文件的要求后,依据《化学工业大、中型装置试车工作规范》进行工程中间交接。