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35KV变电站现场运行规程（通用规程）
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本规程每隔四年或如有设备变动应及时修订。
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：
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 0.2M Ω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。
· 35kV变电站现场运行操作规程
· 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.
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
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