1、 马库尔迪 330kV 变电站运行维护管理方案北京国电德胜工程项目管理有限公司2015 年 1 月 10 日目 录1、项目概况及特点12、运行方案12.1 交接班12.2 倒闸操作 22.3 电气设备巡视检查32.4 设备定期试验轮换112.5 变电站记录112.6 继电保护112.7 变电站的统一标志123、检修维护方案123.1 一般规定123.2 工作票123.3 日常维护123.4 定期维护和定期试验133.5 不定期维护134、事故处理134.1 事故处理原则134.2 变压器事故处理134.2.1 变压器轻瓦斯信号动作144.2.2 变压器重瓦斯动作跳闸144.2.3 变压器差动保
2、护动作跳闸154.2.4 变压器着火154.3 线路断路器跳闸时的处理164.4 母线电压消失164.5 全站失压17附件操作队运行工作月历18运行日志20调度指令转接记录21倒闸操作票22安全活动记录23运行分析记录24反事故演习记录25技术问答26设备缺陷记录27断路器故障跳闸记录28防小动物措施检查记录29继电保护及自动装置检验记录30设备检修记录31电气设备试验记录32避雷器动作检查记录33解锁钥匙使用记录34测温记录3511、项目概况及特点马库尔迪 330kV 变电站位于尼日利亚马库尔迪市南 13 km，艾匹（Apir）村南 1 km 附近，变电站有三级电压，包括 330kV、132
3、kV，并连接原有 33kV 配电装置。330kV、132kV、33kV 一次设备均采用户外敞开式布置，柱式断路器，断路器两侧配电流互感器。本期规模为：1150MVA 主变，电压等级 330/132/33kV；330kV 母线接有1 台容量为 75Mvar 的 330kV 高压并联电抗器；160MVA 主变，电压等级132/33kV。4 回 330kV 出线，即（UGwuaJi 1） （UGwuaJi 2）出线 2 回， （JOS 1）(JOS 2)出线 2 回。1 回 132kV 出线,即 Direction ALIADE 出线 1 回。2、运行方案2.1 交接班2.1.1 一般规定：值班人员
4、应按照现场交接班制度的规定进行交接，接班人员应提前 30 分钟进入控制室，正点交接完毕。未办完交接手续之前，不得擅离职守。交接班前、后 30 分钟内，一般不进行重大操作。在处理事故或倒闸操作时，不得进行交接班。交接班时发生事故，应停止交接班，由交班人员处理，接班人员在交班的值班负责人指挥下协助工作。2.1.2 交接班的主要内容2.1.2.1 运行方式及负荷分配情况；2.1.2.2 当班所进行的操作情况及未完的操作任务；2.1.2.3 使用中的和已收到的工作票；2.1.2.4 使用中的接地线号数及装设地点；2.1.2.5 发现的缺陷和异常运行情况；2.1.2.6 继电保护、自动装置动作和投退变更
5、情况；2.1.2.7 直流系统运行情况；2.1.2.8 事故异常处理情况及有关交代；2.1.2.9 上级命令、指示内容和执行情况；2.1.2.10 一、二次设备检修试验情况；22.1.2.11 维护工作情况；2.1.2.12 环境卫生。2.2 倒闸操作 2.2.1 倒闸操作的一般规定2.2.1.1 对运行值班人员必须明确其管辖变电站电气设备的调度管辖范围，倒闸操作应按值班调度员或值班负责人的指令进行。变电站自行管辖设备的投入或退出，应征得值班调度员的许可后进行。2.2.1.2 只有当值的正值班员有权接受和汇报调度指令。2.2.1.3 倒闸操作应按下列工序标准进行：1）接受调度倒闸操作预告；2）
6、指定监护人、操作人并交待操作任务；3）填写倒闸操作票；4）审核倒闸操作票；5）准备操作用具；6）接受调度倒闸操作指令；7）值班负责人发布倒闸操作指令；8）模拟操作；9）执行操作；10）复查。2.2.2 倒闸操作票的填写规定2.2.2.1 倒闸操作票的编号；2.2.2.2 操作单位名称，应填写全称；2.2.2.3 操作开始时间和终了时间；2.2.2.4 操作票上下接号；2.2.2.5 操作任务。2.2.3 倒闸操作票执行规定2.2.3.1 一般规定倒闸操作必须由两人执行，其中一人对设备较熟悉者做为监护人；对于特别重要和较复杂的操作应由正值班员操作，值班负责人或站长担任监护。32.2.3.2 正常
7、操作应遵守的程序1）接受操作预告；2）填写倒闸操作票；3）核对倒闸操作票；4）发布和接受操作指令；5）模拟操作；6）实际操作；7）复核。2.3 电气设备巡视检查2.3.1 变压器330kV/132KV/33KV 有载调压变压器额定容量为 150MVA，132kV/33KV 有载调压变压器额定容量为 60MVA，33kV/0.4KV 接地变压器额定容量为 6.3MVA。2.3.1.1 变压器送电前的巡视项目2.3.1.1.1 变压器的本体油枕油位和有载分接开关油枕油位应正常。2.3.1.1.2 变压器本体瓦斯继电器内腔机构正常，无渗漏、无瓦斯动作信号，与油枕间连接阀门应打开。2.3.1.1.3
8、变压器各部位无渗、漏油，呼吸器呼吸通畅,硅胶干燥，变色不超过/。2.3.1.1.4 变压器压力释放器密封完好，无渗漏，二次线完整无损，无动作信号。2.3.1.1.5 变压器外壳接地应良好，铁芯接地引线经小套管引出接地应良好，中性点接地应良好，保护该变压器的避雷器接地应良好。2.3.1.1.6 套管油位应在标准油位线范围，且无渗漏现象.2.3.1.1.7 各套管无龟裂现象。2.3.1.1.8 有载调压分接开关的分接头位置指示正确，变压器就地指示与远方监控机显示一致。2.3.1.1.9 有载调压分接开关机构内电机运行正常，无异常信号。2.3.1.1.10 有载调压瓦斯继电器内腔机构正常，无渗漏、无
9、瓦斯动作信号。2.3.1.1.11 变压器本体端子箱、有载调压控制箱应密封良好，无受潮，温控装置工作正常。2.3.1.1.12 变压器基础应无下沉、无裂缝。2.3.1.1.13 变压器风冷装置根据运行模式可进行投入使用，无故障报警。2.3.1.1.14 按照保护定值单核实其定值整定情况。42.3.1.1.15 变压器并列运行应满足以下条件：绕组接线组别相同；电压比相等(允许误差.%)；阻抗电压相等(允许误差%)；容量比不超过:。2.3.1.2 变压器送电过程中的巡视项目2.3.1.2.1 变压器运行中声音正常，无振动及噪声。2.3.1.3 变压器正式投运后的巡检项目及注意事项（巡检过程中禁止攀
10、爬带电变压器）2.3.1.3.1 变压器压力释放阀运行中的规定：当变压器器身内部产生非常压力到一定值时，压力释放器自动开启释放压力，当器身压力正常后,需手动恢复使压力释放器关闭；当变压器的分接开关室生产非正常压力到一定值时，压力释放器自动开启释放压力，当油室压力正常后应能自动关封，应及时检查若不能自动关闭应手动及时关闭。2.3.1.3.2 运行中的变压器调整电压的规定:2.3.1.3.2.1 调整电压按相关部门通知进行；2.3.1.3.2.2 调整后，应核对分接开关的分接头位置，符合调整要求，电压指示应在合格范围（在监控机画面上查看调整后的电压值） ，分接变换器指示轮的变色中心线与规定位置相对
11、应，记数器转动正常，如发现异常，应查明原因，汇报相关相关部门或者专业人员。2.3.1.3.2.3 电动调整，如操作中有失控，可立即关闭电动调整按钮，手动就地使之正常，若手动不能使之正常，而所调变压器电压不在正常范围，应立即退出运行，做好安全措施，等待专业人员进行检修。有载调压装置机构应随时关闭严密，严禁受潮及小动物进入，远方操作后应到现场对分接头进行核对，符合调整要求；2.3.1.3.2.4 手动机械调整时，必须将电动调整电源断开；2.3.1.3.2.5 主变过负荷时，严禁进行有载调压操作；2.3.1.3.2.6 完成分接头切换后，应做好记录并存档。2.3.1.3.2.7 变压器分接开关调压方
12、法及规定2.3.1.3.2.7.1 330kV 主变具备根据电压高低自动调档功能，也可以选择手动调档模式；132kV 变压器有载调压不具备根据电压高低自动调档功能，只能选择手动调档模式；33kV 变压器只能在 330kV 变压器停运后在 33kV 变压器本体手动进行档位调整。2.3.1.3.2.7.2 无论手动或电动调整，调整前要认清增减按钮，按N 按钮变5压器升高一档，按 N按钮变压器降低一档，用来提高变压器副边电压，反之，降低副边电压；2.3.1.3.2.7.3 调档操作应保证在变压器不过载的情况下操作，异常时应按下急停按钮。2.3.1.3.2.7.4 主变控制屏上有载分接开关控制器指令选
13、择的含义：“本地”为保护屏调档操作， “远控”为后台或集控调档操作， “电操”为变压器本体有载调压机构调档操作。特殊情况下可在变压器本体有载调压机构箱内手动操作。2.3.1.3.3 变压器运行声音是否异常。2.3.1.3.4 主变油温、油色、油位是否正常，各部位有无渗漏油现象。2.3.1.3.5 用望远镜观察 330kV 及 132kV 主变套管油位是否正常。2.3.1.3.6 连接变压器套管的导线有无伤痕、断股、悬挂物，各螺栓连接点温度是否正常。2.3.1.3.7 变压器集气盒内有无气体，如有应及时放掉。2.3.1.3.8 冷却装置运行是否正常，风扇方向是否正确。2.3.1.3.9 现场油面
14、温控器温度指示与主控室内控制屏上油温指示器和后台监控机应该对应一致。2.3.1.3.10 主变外壳接地点接触良好。2.3.1.3.11 每月清理一次变压器本体端子箱，检查加热装置是否可靠工作。2.3.1.3.12 330kV 及 132kV 主变的风冷装置若选择在自动模式，当变压器绕组温度达到温控器整定的 55时启动，低于 55停止，若选择模式一，当绕组温度达到 55时，则启动第一组风扇，若选择模式二当绕组温度达到 70，则启动全部风扇。若选择手动模式，则根据选择模式一或者模式二启动相对应的风扇进行变压器油的冷却。2.3.1.3.13 变压器油面温度和绕组温度的报警值和跳断路器值见保护定值单，
15、运行期间应严格认真关注此温度的变化。2.3.2 断路器2.3.2.1 断路器分、合闸位置指示器应与实际运行方式相符，且与后台监控机及主控室内控制屏上的位置需一一对应。2.3.2.2 检查断路器控制电源、信号电源正常，无异常信号发出。2.3.2.3 检查断路器 SF6 气体压力表指示值应在正常范围内并记录不正常压力值（见下表）以便及时处理缺陷。SF6 气体压力参数（20）6电压等级 项目 单位 数值断路器分合闸闭锁压力 Mpa 061断路器气室的报警压力 Mpa 064330kV断路器气室的额定压力 Mpa 075断路器分合闸闭锁压力 Mpa 0.51断路器气室的报警压力 Mpa 0.54132
16、kV断路器气室的额定压力 Mpa 0.65断路器分合闸闭锁压力 Mpa 0.40断路器气室的报警压力 Mpa 0.45 33kV断路器气室的额定压力 Mpa 0.502.3.2.4 检查断路器机构弹簧储能正常，机构各部件无裂纹，拐臂位置正常。2.3.2.5 断路器端子箱各电源空开完好、名称标志齐全、封堵良好、箱门关闭严密。2.3.2.2 断路器送电过程中的巡检项目2.3.2.2.1 检查现场断路器位置指示器与后台监控机，控制屏上断路器位置信号是否一致。2.3.2.2.2 检查 SF6 表计压力指示是否在正常范围内。2.2.2.3 检查断路器控制电源无异常，储能电源是否正常，合闸之后的断路器是否
17、已在储能位置，若不在储能位置，应及时通知专业人员前来处理。2.3.2.2.4 用测温装置观察断路器一次侧各连接处是否有发热现象，若有则应及时停电处理。2.3.2.3 断路器带电运行的巡检项目及注意事项2.3.2.3.1 应定期测量断路器储能电源是否正常，储能把手是否在正常位置。2.3.2.3.2 检查加热装置是否正常,将各机构箱内温控器按钮选至自动动位置，温控器自动加热。2.3.2.3.3 定期清扫断路器本体端子箱及就地汇控柜端子箱，勿碰触二次带电部分。2.3.2.3.4 运行中的断路器、本体机构箱门不得擅自打开，必要时应由两人进行，保持安全距离，不得误碰跳闸铁芯。2.3.2.3.5 一般情况
18、下，凡能电动操作的断路器，不应就地手动操作，应在控制屏或者后台监控机上进行操作。2.3.2.3.6 定期检查断路器 SF6 密度继电器气体压力值。2.3.3 隔离开关2.3.3.1 隔离开关无灭弧装置，因此应在无负荷下操作，停电时，必须先使断7路器分闸再使隔离开关分闸；送电时，应先合隔离开关再合断路器。2.3.3.2 拉、合隔离开关的注意事项：2.3.3.2.1 操作隔离开关时，应检查接地刀闸分合指示正确，合线路侧接地刀闸时应确保线路侧无电压。2.3.3.2.2 隔离开关操作时，应检查隔离开关现场实际位置与控制屏上位置相对应。2.3.3.2.3 母线接地刀在合闸时必须将闭锁装置旋转至电气解锁位
19、置。2.3.3.2.4 定期清扫隔离开关机构箱，并检查机构箱内加热装置是否可靠工作。2.3.3.2.5 绝对禁止用隔离开关进行下列操作2.3.3.2.5.1 断路器在合闸位置带负荷拉、合隔离开关。2.3.3.2.5.2 禁止直接用隔离开关拉开电源侧线路和变压器。2.3.4 互感器2.3.4.1 互感器送电前的巡视项目2.3.4.1.1 瓷质部分无裂纹、破碎。23.4.1.2 保护用接地线应良好无锈蚀,。2.3.4.1.3 端子箱完好，无松动、脱落、过热现象。2.3.4.1.4 一、二次接线良好，无松动、脱落、过热现象；2.3.4.1.5 电压互感器二次回路应无短路现象，电流互感器二次回路应无开
20、路现象，一次侧导线连接应良好。2.3.4.1.5 330kV 电流互感器 SF6 气体额定压力为 0.5MP(at:20)报警压力为0.45MP(at:20),若 SF6 密度继电器指示在报警值时，应及时补气处理；132kV 电流互感器应观察油面无异常，无渗油漏油现象，33kV 电流互感器与断路器为一体结构，只需观察 H01-Q01 断路器 SF6 密度继电器压力指示是否正常即可。电压互感器需观察油面正常，有无渗油、漏油现象。2.3.4.2 互感器送电过程中的巡视项目2.3.4.2.1 互感器应在铭牌参数下运行，电压互感器变动范围不超过 110，并不能超载运行，35 电流互感器过载不超过 20
21、。2.3.4.2.2 两组母线电压互感器，高压侧未并列前（母联断路器在断开位置） ，严禁二次并列。2.3.4.2.3 两组母线的电压互感器，二次不应长期并列运行。2.3.4.2.4 瓷质部分无放电现象和放电痕迹。2.3.4.2.5 互感器在投运后内部无异常声音且三相电压正常。2.3.4.3 带电互感器日常巡视项目82.3.4.3.1 330kV 及 33kV 电流互感器检查气体压力是否正常，132kV 电流互感器定期检查油位是否在正常范围内，各电压等级电压互感器定期检查油位是否异常，是否有渗油漏油现象，若存在异常现象应及时通知有关部门专业人士尽快至现场停电处理，处理结束后恢复送电并记录在册。2
22、.3.4.3.2 定期查看监控装置中母线电压是否正常。2.3.4.3.3 根据负荷情况定期查看各电流互感器端子箱内电流端子接线处是否有放电声音或者烧糊现象发生，判断是否开路，并设法转移负荷尽快进行停电处理。2.3.4.3.4 定期用测温装置观察互感器一次导线连接处是否有发热现象。2.3.5 电抗器2.3.5.1 电抗器的巡视项目2.3.5.2.1 外形完好无渗油现象。2.3.5.2.2 电抗器油面温度正常运行过程中不应高于 A，否则电抗器间隔断路器会跳闸。当油面温度高于 B时后台监控机会报“电抗器油温高报警”信号，此时运行人员应该引起重视，加强电抗器设备巡视。 （A,B 数据见保护定值内容）2
23、.3.5.2.3 用感温装置观察套管引线接头应紧固无发热，松脱，支柱瓷瓶无裂损。2.3.5.2.4 发生系统谐振运行和通过故障电流之后应检查各部无变异，引线、铝排无扭曲。2.3.5.2.5 电抗器基础不允许出现水泥脱落现象。2.3.5.2.6 电抗器套管表面清洁无裂缝，损伤2.3.5.2.7 运行时无杂音。2.3.5.2.8 油位应正常,油色透明不发黑。2.3.5.2.9 应无渗油和漏油现象。2.3.5.2.10 引线接触牢固,接地装置完好。2.3.5.2.11 吸湿剂无受潮变色。2.3.6 电力电缆2.3.6.1 电力电缆的巡视项目（变电站的电缆沟、电缆架、及电缆线段的巡查至少每三个月一次）
24、2.3.6.1.1 检查电缆外护层无腐蚀、锈蚀、机械损伤；2.3.6.1.2 检查电缆埋设的上层路面有无异常变化；是否含有腐蚀电缆金属包皮的物质(如烈性的酸碱溶液、石灰、炉渣、腐蚀物质及有机物渣滓等)；还应注意鼠害。92.3.6.1.3 检查电缆终端有无损伤、破裂、电晕放电痕迹；2.3.6.1.4 检查电缆铠装层与屏蔽层接地是否良好。2.3.6.1.5 检查电缆沟内有无渗水、积水，排水设施是否正常。2.3.6.1.6 检查电缆支架、构件有无脱落，电缆在支架上有无割伤。2.3.6.1.7 检查电缆防火包、防火堵料是否完好，防火设备和通风设备是否完善正常。2.3.7 过电压保护装置 变电站用于过电
25、压保护的主要装置是避雷器。2.3.7.1 过电压保护装置送电前的巡视项目:2.3.7.1.1 避雷器上下部的引线接头是否牢固，有无松动现象。2.3.7.1.2 主绝缘部分完整无缺，瓷瓶无裂痕。2.3.7.1.3 避雷器放电记数器良好，记录动作次数，330kV 及 132kV 避雷器还应记录表面泄露电流。2.3.7.1.4 接地线是否牢固可靠。2.3.7.2 过电压保护装置投运过程及投运后的巡视项目2.3.7.2.1 装在避雷器上的放电记数器，在投运前应做好专用记录，当雷雨后或系统有过电压后，应及时检查其动作情况，并做好记录。2.3.7.3 过电压保护装置的异常处理2.3.7.3.1 运行中的避
26、雷器，发现瓷质部分破裂放电或爆炸，在系统无接地情况下，应将此避雷器退出运行。2.3.7.3.2 运行中的避雷器，如发生爆炸或单相接地，应迅速汇报相关部门专业人士，并进行处理。2.3.7.3.3 避雷器上下连线松动或脱落，相当于避雷器退出运行，电气设备将失去过电压保护，发生这种情况，应尽快停电并通知相关部门到现场处理。2.3.7.3.4 运行中发现避雷器内部有放电声，应立即退出运行予以更换。2.3.7.3.5 打雷大雨天气严禁靠近避雷器。2.3.8 母线 2.3.8.1 母线的巡视项目2.3.8.1.1 检查母线相序分相涂色鲜明。2.3.8.1.2 所有架构的接地是否完好、牢固，有无断裂现象。2
27、.3.8.1.3 母线运行过程中如有异常声响，及时汇报有关部门。2.3.9 二次设备的巡视2.3.9.1 各保护装置及自动装置外表应完整无破碎，封闭严密。2.3.9.2 各保护及自动装置正常运行液晶显示应正确，没有异常信号。102.3.9.3 压板端子压接应牢固，位置与运行要求相一致。2.3.9.4 各种信号指示、断路器分合位置、隔离开关分合位置应正确。2.3.9.5 监控机上各信号正常且指示应正确，无异常。2.3.9.6 控制室内控制盘、保护盘以及盘后端子排应清洁无异物，端子之间应无放电、烧焦的痕迹。清扫时应做好防止二回路短路、接地的措施。2.3.9.7 户外端子箱内二次线及端子应清洁、干燥
28、，电缆芯与端子排的接头处应无锈蚀。2.3.9.8 整个巡视过程中，所有二次设备应无异常声响及冒烟烧焦气味。2.3.9.9 未经专业继电保护人员许可，值班运行人员不应自行改动二次装置回路接线。2.3.9.10 根据相关部门调令进行压板投退操作，并及时记录在册。2.3.9.11 监控室应保持合适的温湿度，确保继电保护装置经久耐用且运行可靠。2.3.9.12 各保护装置定值在规定的定值区内。2.3.9.13 保护装置及测控装置操作方法详见厂家说明书。2.3.9.14 微机继电保护及自动装置室内月最大相对湿度不应超过 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 530范围内，2
29、.3.9.15 检查后台机（含 UPS 装置）运行是否正常，电源高低及负载容量指示是否正确。2.3.9.16 站内设备投运后检查测控装置遥测遥信量时候正确无误。2.3.9.17 对运行中的监控机、检测系统及保护装置禁止断电、停电。2.3.9.18 检查保护盘电压、电流量是否正确引入，保护硬压板是否正确投退，保护各插件是否插入牢靠，插件接口是否接触良好。2.3.9.19 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）是否正确。2.3.9.20 检查保护装置显示时间是否正确。2.3.9.21 在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。2.3.9.2
30、2 监控系统出现通信异常或显示混乱时，立即进行检查和处理，并及时上报有关部门。2.3.10 直流系统巡视项目2.3.10.1 检查监控模块，正常运行，运行灯应亮，告警灯不应亮，液晶显示信息应正常。告警灯若亮，复归不掉，应及时处理缺陷。2.3.10.2 检查熔断器是否熔断。112.3.10.3 正常状态下，各种指示灯、切换把手、各支路断路器位置正确，控制、合闸断路器合上后，对应信号灯应亮。2.3.10.4 盘后接线头应无松动、脱落和发热，绝缘无损伤现象。盘前盘后无杂物，门应关好。2.3.10.5 电池无渗漏现象。2.3.10.6 检查绝缘监测装置，正常时，运行灯应亮，装置故障灯不应亮。2.3.1
31、0.7 对充电装置，检查三相交流电压是否平衡或缺相，运行噪声有无异常，各保护信号是否正常，直流输出电压值、直流输出电流值等各表计显示是否正确，正对地和负对地的绝缘状态是否良好。2.3.10.8 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2.3.11 交流系统的巡视检查项目2.3.11.1 检查站用变正常，瓷质部分系统无破损裂纹及放电现象，呼吸器、油位、油色正常。2.3.11.2 各散热片与主体结合部分无渗漏油现象，外壳接地良好，高、低压侧连接导线无扭曲，压接紧固用感温装置检测无过热现象。2.3.11.3 检查：相电压正常，低压屏上各断路器位置正确，电度表运转正常，各配电设备接头，隔离
32、开关无过热，各路保险无熔断现象，各盘接地可靠良好。2.3.11.4 正常运行方式时，站用低压双电源负荷的联络断路器应断开。 （本站为单电源运行模式，因此联络断路器为合位）2.3.11.5 当站用变压器停运时，站用发电机有自启动和手动启动模式：自启动模式：当变压器停运时，手动分掉站用变进线断路器，则发电机自启动且自动合上发电机进线断路器（该断路器选择在自动模式） ，发电机侧的电源输出开关必须保持在合位，且发电机模式选择在自启动模式。手动模式：当变压器停运时，手动分掉站用变进线断路器，手动启动发电机，待发电机启动稳定后合上发电机侧电源输出开关（该断路器选择在手动模式） ，再合上低压屏上发电机侧电源
33、进线断路器。2.4 设备定期试验轮换变电站内设备除按有关规程由检修调试专业人员根据周期进行试验外，运行人员还应按照变电站设备定期试验轮换制度的要求，对有关设备进行定期的测试和试验。2.5 变电站记录122.5.1 变电站应具备各类完整的记录、指示图表，各种记录要求用钢笔按格式填写，做到字迹工整、清晰、准确、无遗漏。2.5.2 每班要严格按照规定查抄表计。2.5.3 认真填写运行日志。2.5.4 组织班组人员进行线损的分析。2.6 继电保护2.6.1 保护及自动装置屏(柜)前后屏眉应有保护专业统一规范的名称。保护屏上的原件应有与图纸相一致的原件代号标志，同一面屏上的多个安装单位的原件应有明显的红
34、色分隔线标志。2.6.2 保护及自动装置动作或告警后，运行人员应准确记录控制屏光字牌、保护屏信号，及时向调度及有关部门汇报。2.6.3 停运的保护及自动装置屏(柜)，必须有“已停运”标识。2.7 变电站的统一标志运行设备必须具有铭牌、运行编号标志牌和运行位置标志，包括调度命名及双重编号、分合指示、旋转方向、切换位置的指示、紧急分闸按钮（手柄）及设备相色和警示色等。3、检修维护方案3.1 一般规定对站内管辖设备建立详尽、准确的技术台帐和设备档案,使各类设备都处于可控在控状态,对各类缺陷及时处理,以“零缺陷保零事故” 。3.2 工作票3.2.1 在电气设备上工作，应填用工作票或按命令执行；3.2.
35、2 下述情况填用第一种工作票： 3.2.2.1 高压设备上工作需要全部停电或部分停电者； 3.2.2.2 高压室内的二次接线和照明等回路上的工作，需要将高压设备停电或做安全措施者。 3.2.3 下述情况填用第二种工作票： 3.2.3.1 带电作业和在带电设备外壳上的工作； 133.2.3.2 控制盘和低压配电盘、配电箱、电源干线上的工作； 3.2.3.3 二次接线回路上的工作，无需将高压设备停电者。 3.2.4 其他工作用口头或电话命令：口头或电话命令，必须清楚正确，值班员应将发令人、负责人及工作任务详细记入操作记录簿中，并向发令人复诵核对一遍。3.3 日常维护3.3.1 积极做好主变压器、一
36、次、二次、通讯、远动、直流系统、站用系统设备的日常维护和管理。3.3.2 认真实施“反措”和“安措”计划中的相关工作项目。3.4 定期维护和定期试验变电站内设备需要进行定期维护测试和预防性试验，以确保设备的正常运行。3.5 不定期维护3.5.1 对于特殊季节、特殊天气都要做不定期的巡视与维护。3.5.2 每次设备停电检修、预试时，应对闭锁和电气回路进行试验。每次合闸后对电磁操作机构的断路器均应测量合闸保险的完好程度。4、事故处理严格按四不放过原则执行：事故原因未查清不放过，整改措施未落实不放过，有关人员未受到教育不放过，责任人员未处理不放过。4.1 事故处理原则4.1.1 事故处理的任务：尽快
37、限制事故的发展，解除对人身和设备安全的威胁，消除或隔离事故的根源，尽可能地保持设备的正常运行，迅速恢复重要用户的供电和所用电。4.1.2 发生事故时，值班人员应迅速全面查明跳闸的断路器、保护动作情况及信号、仪表指示情况，判明事故的范围和性质，检查一次设备的情况，判断事故原因。144.1.3 迅速向相关部门汇报事故情况，处理事故时，要服从调令，其他人员的命令与相关部门调令相抵触时，按调令执行，如执行调令会威胁人身和设备安全时，不得执行，并将不执行的理由报告主管部门领导。4.1.4 事故处理的全过程均应做详细记录，应使用录音电话。4.1.5 有不列情况之一者，值班人员可以先处理事故再向有关部门报告
38、：1）将直接危害人身和设备安全的设备停电；2）将已损坏和受威胁的设备隔离；3）恢复重要用户的供电及站用电。4.2 变压器事故处理4.2.1 变压器轻瓦斯信号动作4.2.1.1 事故现象：微机监控报警响，报警区显示“主变轻瓦斯动作”。主变非电量保护装置液晶显示“轻瓦斯动作”且“轻瓦斯动作”灯变红。4.2.1.2 可能原因：因滤油、加油，使空气进入变压器；因温度下降或漏油致使油面下降；因变压器内部轻微故障产生气体；轻瓦斯二次回路故障等。气体、性质 故障种类无色、无味、不燃微黄色、不燃浅灰色、可燃、强烈臭味灰黑色易燃空气木质绝缘损坏纸和纸板故障绝缘油故障4.2.1.3 处理方法：停电后进行机检查。4
39、.2.1.4 检查主变的运行情况，瓦斯继电器内部是否有气体，温度油位是否正常。4.2.1.5 当发现瓦斯继电器内部有气体时，经查如果是空气，变压器经放气后，仍可继续运行，但要加强监视。4.2.1.6 根据气体的性质，如果内部故障，应调整负荷，停电处理。4.2.1.7 如果瓦斯继电器内无气体，则判为二次回路故障，及时查明原因后处理缺陷。154.2.1.8 打开瓦斯排气口，排气后，打开油枕阀门，使瓦斯继电器充油，正常后再投入重瓦斯跳闸。4.2.1.9 瓦斯放气鉴定方法：在放气阀口 45 度角高 5-6 公分处检查观看气体是否可燃、颜色、味道等。4.2.1.10 如瓦斯继电器内有气体，而放不出气体时
40、，应迅速关闭放气阀，不能倒吸气体，查明是否由于呼吸器堵塞等而造成负压。4.2.2 变压器重瓦斯动作跳闸4.2.2.1 主变重瓦斯动作事故现象：微机监控报警，报警区显示“主变重瓦斯动作”，非电量保护装置显示“本体瓦斯动作”，主变保护装置操作箱“出口跳闸”灯亮。4.2.2.2 可能原因：变压器内部故障；变压器大量漏油；剧烈振动；瓦斯继电器及二次回路有故障。4.2.2.3 处理方法：1）主变重瓦斯动作时，应先检查保护信号动作情况，断路器跳闸情况，系统有无冲击，有无穿越性故障等情况，报告相关部门，记录时间。2）检查运行变压器负荷情况，必要时先调整运行变压器负荷，使之正常。3）判断瓦斯继电器动作是否正确
41、，查看瓦斯继电器内有无气体，系统是否有冲击，有无震动。4）若变压器内部有故障，不允许对变压器强送、试送电，值班人员应对故障主变隔离，通知相关部门。5）若二次回路故障造成误动，则退出瓦斯保护，将主变重新投入运行。6）若因穿越性故障引起误动，恢复信号，对主变试送一次，无问题后，可恢复正常运行。4.2.3 变压器差动保护动作跳闸4.2.3.1.事故现象，报警区显示“主变差动动作”， 差动保护装置显示“差动保护动作”，主变操作箱“出口跳闸”灯亮。4.2.3.2.可能原因：变压器内部有故障；主变三侧差动 CT 间的设备故障；二次回路故障，差动保护误动；穿越性故障引起差动保护误动。4.2.3.3 处理方法
42、：161）检查保护装置故障量，检查故障录波故障量情况2）记录时间，检查跳闸主变电流和功率值，检查保护动作情况；3）将故障情况汇总之后汇报相关部门；4）检查瓦斯保护是否同时动作，瓦斯继电器是否有气体，如有气体，参照瓦斯动作处理方法；5）检查故障主变差动 CT 范围内设备有无明显故障，如发现故障，对故障主变进行隔离；6）经以上检查未发现问题，可能是二次回路故障或穿越性故障引起差动保护误动亦可请示相关部门停用差动保护进行试送（瓦斯保护必须投入）。4.2.4 变压器着火4.2.4.1 如有备用变压器应立即投入备用变压器转移负荷。4.2.4.2 断开着火变压器各侧断路器、隔离开关，停交直流电源将该变压器
43、从系统中隔离出来，且此时严禁使用风冷装置。4.2.4.3 立即组织灭火。4.2.4.4 通知消防队，但必须做好安全措施。4.3 线路断路器跳闸时的处理4.3.1 事故现象：微机报警区内显示“ 断路器跳闸”，该断路器位置指示灯闪烁，控制屏上该断路器位置指示灯由绿色变为红色，断路器保护电流值为零，有功值为零，报“ 断路器事故跳闸语音”。4.3.2 处理方法4.3.2.1 无源架空线路跳闸时，未装设重合闸或重合闸未动作，可以强送电一次。4.3.2.2 试送电不成功者，一般不再送电。4.3.2.3 线路有带电作业，断路器跳闸次数超过规定，发现有故障象征，不得进行强送电和试送电，必须查明原因。4.3.2
44、.4 电抗器断路器跳闸后，不得进行强送电和试送电。注：本手册所说的强送电指断路器跳闸后不对断路器做外观检查，立即合闸送电的操作。试送电是指断路器跳闸后，对断路器进行外观检查后，进行断路器合闸送电操作。174.4 母线电压消失4.4.1 事故现象：报警区显示“XX 保护动作”，语音报警，母线电压显示为零，各出线电流显示也全部为零。4.4.2 可能原因4.4.2.1 母线故障，引起主变过流动作，相应断路器跳闸。4.4.2.2 出线故障，该出线保护或断路器拒动越级，引起主变断路器跳闸。4.4.2.3 主变断路器误跳闸或电源消失。4.4.2.4 主变瓦斯、差动、零序保护动作，断路器跳闸。4.4.3 处
45、理方法4.4.3.1 如主变差动、瓦斯、零序保护动作断路器跳闸，或电源消失，及时处理完问题，确认无误后汇报相关部门，作好记录，进行送电操作。4.4.3.2 如主变后备过流保护动作，应全面检查该母线有无明显故障点，各出线保护动作情况，断路器跳闸情况，做好记录。4.4.3.3 如母线上无明显故障点，各出线保护均无保护动作情况，则断开所有出线断路器，恢复主变保护信息，合上主变各侧断路器，对母线试送电，逐一合上出线断路器，对线路试送电，当试送到某一线路再次引起母线失压时，则断开该断路器及两侧隔离开关，重新对母线试送，恢复其他线路送电。4.4.3.4 如检查出某线路保护动作，断路器拒动，则拉开该断路器及
46、两侧隔离开关，按上述顺序送电。4.4.3.5 如母线上有故障点，能隔离和消除时，将故障点消除和隔离，对母线和线路逐一送电。4.5 全站失压4.5.1 事故现象：微机监控报警，报警区显示交流回路断线，站用电压为零、电流和功率值为零，直流屏告警，UPS 报警。4.5.2 可能原因4.5.2.1 因线路故障或保护误动，提供电源的线路跳闸；4.5.2.2 站内设备故障引起对侧断路器跳闸；4.5.2.3 线路故障断路器跳闸或对侧电源消失。4.5.3 处理方法184.5.3.1 检查线路侧确无电压，检查保护、断路器有无动作，检查站内设备有无故障，向相关部门汇报；4.5.3.2 若站内有故障立即将故障点隔离，向相关部门报告本站情况，做好记录，按相关部门命令恢复送电；4.5.3.3 若本站设备无故障，则根据相关部门命令等待来电。19操作队运行工作月历各单位可根据实际情况，参照以下工作月历，制定适合本单位的操作队运行工作月历操作队运行工作月历日期 工作内容
