1、宝鸡供电分公司县级 10kV 配网调度管理规范1、 县调调管范围2、 县调的职责3、 人员配备及运转方式4、 调度指令规范5、 调管设备命名规范6、 检修计划管理7、 配网运行操作规范8、 新设备启动管理9、 小电源调管10、 配网电压无功管理11、 配网设备故障处理12、 技术支持条件 （图纸、设备现场标牌、停复电联系人、配网监测）县级 10kV 配网调度管理规范按照集团公司三级调度管理规定，针对县调 10kV 配网调管业务，市公司通过调研，制定了 10kV 配网调度管理 规范，作为地区 10kV配网调管业务的指导。、 县调调管范围县调负责县域内 10KV 线路除变电站出线开关外的所有配网设
2、备调管，要求 调管到配变高压侧开关（丝具）。具体调管范围如下：1、10kV 开闭所进出线开关及刀闸；2、县域内 10kV 配网干线、支线及分支线；3、县域内 10kV 配网分段、分支开关（丝具）、联络开关；4、县域内 10kV 配变高压侧开关（丝具）；5、县域内非 10kV 专线上网的小水电、光伏发电站。、 县调的职责县级调度负责 10kV 配网实时调管工作，负责 配网的倒闸操作、运行方式调整和事故处理的指挥、协调工作，保障配网安全、经济、优质运行。1）负责 10kV 配网实时调度管理，完成设备 倒闸操作和运行方式调整工作。2）参与检修计划的编制，负责月度计划检修、非计划工作的执行。3）负责指
3、挥配网设备事故处理，参加事故分析，制定并执行配网事故预案。4）负责统计分析所辖电网运行情况，按照要求向相关部门报送和发布电网运行信息。5）负责组织编制配网年度运行报告和运行方式。6）负责配网无功电压管理，经济运行计算，编制经济调度方案并落实。7）负责配网新（改、扩）建设备命名，新设备启运调度方案的编制和执行。8）负责电网调度协议和并网协议的签订和管理工作。9) 负责 配网调度规程的编制和修订工作。10)负责县调自动化系统、通信系统的运行维护 管理。11)负责 所辖电网接线图、设备参数、继电保 护定值单等资料管理。12）负责调管范围内停复电联系人的调度业务培训工作。、 人员配备及运转方式1、 人
4、员配备：县调设主任、值班长、值班员三个基本岗位，运行方式、检 修计划、无功电压、 电量、小水电 、自动化、 继电保护岗位根据人员情况可兼职。最少应配备 5 人，含主任 1 人，值班人员 4 人。2、 运转方式：县调执行 24 小时值班制，实时调度配网运行，每值不少于 2 人，值次和值班时间由各县调自定。3、 调管方式：调管范围内的设备倒闸操作必须下达调度指令。4、 人员技能：县调值班人员应由具备变电运行专业知识的人员担任，熟悉县域配网接线、电源点，掌握配网设备特性，沟通能力较好，能指挥、 协调配网设备检修工作，并 经过调度业务培训和考核。应定期组织人员到现场熟悉设备和接线。1、 具备一定变电运
5、行专业知识；2、 熟悉县域配网接线、 电源点，掌握配网设备 特性；3）组织、协调、沟通能力较好，能指 挥、协调配网设备检修工作。、 调度指令规范1、 调度指令的编写1.1 调度指令有两类，正令和预令。正令即是要求立即执行的调度指令。预 令是针对大型或复杂的停电检修工作，提前下达给操作班站的调度指令，是为了便于操作班站预演，准备操作票，保证安全，节省时间而设。1.2 调度指令编号。调度正令按月为周期编号，共 5 位，前 2 位为月号，后 3 位为序号，每月从 001 开始起。编号格式如下：号1=月号 2 位，小于 10 前面加 0，如 1 月为“01”2=序号 3 位，每月从 1 起计数，位数不
6、 够补 0，第 1 号为“001”调度预令单独按月编号，不与正令统编。共 5 位，前 2 位为月号，后 3 位为序号，每月从 001 开始起，前面冠“ 预令“两字。编号格式如1 2下：。预令 号1=月号 2 位，小于 10 前面加 0，如 1 月为“01”2=序号 3 位，每月从 1 起计数，位数不 够补 0，第 1 号为“001”1.3 调度指令正令分为口头指令、综合指令、逐项指令。口头指令：由调度员口头下达的调度指令。对此类指令，调度员无须填写操作指令票。对发电机组的开停、加减负荷、限电送电、事故抢修等单一操作时，调度员可以下达口头指令。综合指令：只涉及一个操作班站的调度指令。该指令具体的
7、操作步骤和内容，以及安全措施，均由受令班站按现场规程自行拟定。值班调度员只对操作任务的正确性负责。逐项指令：涉及两个及以上班站共同完成的操作，调度员按操作规定分别对不同班站逐项下达操作指令，受令班站应严格按照指令的顺序逐项进行操作。1.4 因配网结构复杂，调度对现场的接地线挂难以控制和掌握，因此对由一个操作班站完成的操作应下达综合指令，在调度指令中不明确具体的安全措施，接地线由现场工作许可人负责。1.5 配网调管设备的停送电需要两个及以上班站共同操作完成的，或线路有小电源、用户自备电源的，调度应下达逐项指令，依次断开设备可能来电的各侧，保证工作安全。逐项指令下达应严格执行停送电顺序，即停 电时
8、先停负荷侧，后停电源侧，送电时顺序相反。1 21.6 在事故情况下，为加快处理速度，调度员不必填写调度指令票，可以口头下达事故操作指令，对所调管的设备进行操作。但应做好记录。现场 操作人员在接受该指令后，不必填写操作票，应立即进行操作。口头令的形式如下：字 号令1=调度员姓氏 1 个字，如 调度员姓王则为“ 王”2=口头令序号 从 1 起计数，按日累计，前面不冠“0”例如王姓调度员当日下达的第 1 号口头令“*配变转检修” 应为“王字 1 号令： *配变转检 修” 。1.7 调度指令票操作任务栏填写本次操作的目标，应与指令内容区别。如某台配变停电检修，操作任务栏应填写“* 配变停电检修”，指令
9、填写“* 配变运行 转检修” 。1.8 一张指令票只能用于一项操作任务。1.9 调度指令编写时要考虑以下因素：1.9.1 注意防止误拉合开关、带地线合闸、带电挂地线以及带负荷拉合刀闸、非同期并列等误操作，并应做好操作中可能出现异常情况的事故预想。1.9.2 注意线路有无 T 接用户和双电源、小电源、大客户自备电源。1.9.3 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。1.9.4 根据检修工作范围和安全工作规程的规定，考虑安全措施。1 2在保证工作安全的前提下，尽量限制停电范围。1.9.5 要注意同杆架设线路（开关）、双电源联络开关等特殊情况。1.10 编写调度指令时要对照配网接线图进行模拟，提前与操作
10、班站进行沟通，保证指令的准确性和完备性。1.11 设备运行状态是由设备各侧开关刀闸的位置决定，配网设备的状态定义如下：1.11.1 运行状态：设备电源侧的开关（丝具）和刀闸都在合位时的状态。1.11.2 热备用状态：设备各侧的开关在分位，刀闸（丝具）在合位时的状态。1.11.3 检修状态：设备各侧的开关刀闸（丝具）全部在分位，且设备各侧接地的状态。1.11.4 凡是用丝具（刀闸）控制的设备，定义拉开丝具后设备属热备用状态，摘除丝具后，属冷备用状态。刀 闸 ？1.12 调度指令票应由值班员拟写，值班长审核，确认无误签字后才能执行。2、 调度指令的下达2.1 调度指令由有权发布指令的人员（经县公司
11、发文明确）下达，一般由县调当值值班员发令，特殊情况下可由调度主任发布。2.2 调度指令发布要严格执行录音、复诵、记录制。1 人下令，1 人监护。双方要互报班站姓名，确认身份后再接发令。严禁无资格人员接发令。2.3 调度员发布指令后，要求接令人复诵，如复诵错误，应重新发布，复诵确 认无误后再执行。2.4 对调度预令，调度员要明确说明，要求操作班站做好准备，在计划时间到现场后再申请正令执行。2.5 调度指令下达前，要核对设备状态，确认安全措施。送电前要与停复电联系人确认“ 工作已全部结束，人员 已全部撤离，工作班所做安全措施已全部拆除，可以送电”的答复后才可下达指令。2.6 两个及以上班站配合完成
12、的倒闸操作，调度员应待一个指令执行完汇报后，才能发下一个指令。2.7 现场操作人员对调度指令有异议的，应向调度员说明原因，仍存在争议的，提交调度主任裁决。操作人员无故不能拒绝执行指令。3、 调度指令的执行3.1 操作班站在接到调度指令后，应按运行规程拟写倒闸操作票。3.2 接到调度正令，应立即拟写倒闸操作票并到现场执行。3.3 接到调度预令，应拟写倒闸操作票，在规定时间到达现场后申请调度正令并执行。3.4 倒闸操作票上应记录调度指令号和指令下达人员。3.5 在执行倒闸操作时，应仔细核对设备名称、状态无误，在监护下，按唱票、复诵、操作、检查的程序进行，每操作完一项，在操作票上打钩。3.6 配网设
13、备的安全措施由操作班站负责。在停电检修时，必须在工作地段可能来电的各端有明显的断开点，并加挂接地线，必须拉开工作地段内接地线保护范围内的配变高压丝具，要防止用户自备电源从低压侧反送电。在送电时，操作班站必须在工作完全结束，现场清理完毕、撤离全部人员，拆除布置的全部安全措施后再向调度申请送电。3.7 对工作区段内有并网小电源的线路，由调度下令断开小电源，工作班组应做好防止反送电的安全措施。3.8 操作班站要完善倒闸操作典票，接到调度指令后要及时拟票执行，操作完毕， 记录时间，及 时向调度回令。3.9 检修工作的许可。由一个运行维护班站完成的倒闸操作，操作完成向调度汇报后，调度应提醒停复电联系人做
14、好安全措施，由停复电联系人向工作班许可工作。由两个及以上运行维护部门配合完成的停电操作， 调度负责确认各侧安全措施，并向工作班停复电联系人许可工作。4、 调度指令的变更4.1 调度指令的设备因故无法操作，需操作上一级设备的，现场操作人员应向调度员说明原因，提出要操作的设备，再次申请调度指令。4.2 对因故不能执行的调度指令，原指令撤销。已撤销指令的序号不能再用于其他指令。、 调管设备命名规范1、 所有配网设备都应有命名，并 应保证在 县调调管范围内的命名唯一性。2、 设备命名应符合命名规范，并争取在所辖电网内（调度、生产、 营销）的统一。3、 县调应建立按 10kV 线路登记的调管设备一栏表。
15、项目应包含设备名称、类别、安装位置、参数等，并核 查唯一性。4、 对于原有设备命名建议暂保持不变，重名的或新投运的设备应按照新规范进行命名。5、 线路应以主线双重名称起头，用村 组名称、用 户名命名，后带“支、分支线” 。6、 开关、 丝具等在线 路名称后带杆号命名。7、 配变命名以主线双重名称起头，用村 组 名称、用户名、负荷性质命名，同一村组有多台配变的，可增加方位词或数字序号命名。8、 同杆架设线路和设备时， 现场设备标牌上 应增加方位标示，如“左、右、上、下 ”等。也可采用数字编号区别。9、 所有设备应悬挂设备名称标示牌，名称应与线路图、调度命名相符。10、 配网设备命名方案建议如下：
16、1）支线、分支线路命名10kV 支线命名应遵循设备双重命名1 2 3 1：主线线路编号2：主线名称3：支线名称如：122 周秦线赵家支线10kV 分支线（在支线上的分支）命名方案 11 2 3 41：主线线路编号2：主线名称3：支线名称4、分支线名称如：122 周秦线赵家支线安家分支线10kV 分支线命名 2（在支线上的分支）1 2 3 1：主线线路编号2：主线名称3：分支线名称如：122 周秦线安家分支线2）干线开关、刀闸、 丝具命名干线开关、刀闸、 丝具的编号应遵循设备双重命名1 2 3 41：10kV 线路编号2：10kV 线路名称3：设备所在杆塔位置4：设备类型名如：122 周秦线 1
17、2#杆开关122 周秦线 40#杆开关3）支线开关、刀闸、 丝具命名干线开关、刀闸、 丝具的编号应遵循设备双重命名1 2 3 4 5 1：10kV 线路编号2：10kV 线路名称3：设备所在杆塔位置4：支线名称5：设备类型名如：122 周秦线 19#杆北支线刀闸（或开关）122 周秦线 52#杆东支线丝具1 2 3 4 5 61：10kV 线路编号2：10kV 线路名称3：支线名称4：设备所在杆塔位置5：设备类型名如：122 周秦线安家支线 1#杆丝具 122 周秦线南支线 1#杆开关122 周秦线赵家支线 1#杆刀闸1 2 3 4 5 61：10kV 线路编号2：10kV 线路名称3：支线名
18、称4：设备所在杆塔位置5：支线名称6：设备类型名如：122 周秦线南支线 10#杆四原支线丝具4）线路联络开关（双电源开关）命名线路联络开关（双电源开关）按其中 1 条线路进行命名，不随运行方式变更名称。 （2 条线路名称命名：127 车站线 60#与 128 道南线杆联络开关）1 2 3 4 5 1：10kV 线路编号2：10kV 线路名称3：设备所在杆塔位置4：联络线路名称5：设备类型名=“开关”如：122 周秦线 60#杆联络周南开关1 2 3 4 5 61：10kV 线路编号2：10kV 线路名称3：支线名称4：设备所在杆塔位置5：联络线路名称6：设备类型名如：122 周秦线西支线 2
19、0#杆联络周南开关5）配变命名配变命名方案 11 2 3 1：10kV 线路编号2：10kV 线路名称3：配变名称如：122 周秦线三原一队变配变命名方案 21 2 3 4 1：10kV 线路编号2：10kV 线路名称3：支线名称（配变安装在干线上时，此项不填写）4：配变名称如：122 周秦线安家支线三原一队变6）配变高压丝具命名配变高压丝具的编号应遵循设备双重命名1 2 3 4 5 1：10kV 线路编号2：10kV 线路名称3：支线名称（配变安装在干线上时，此项不填写）4：配变名称5：设备类型名=“高压丝 具”如：122 周秦线安家支线三原一队变高压丝具、 检修计划管理1、 检修计划的编制
20、1.1 检修工作分为计划检修、非计划检修（临时检修和事故抢修），所有检修抢修工作都必须执行规定流程，履行审批制度，严禁私自检修。1.2 检修计 划按月度编 制，应包括 10kV 线路、配变、低压台区停电检修工作。1.3 10kV 全线路停电应报市公司主管部门审核纳入市公司月度检修计划。1.4 10kV 干（非全线）、支、分支 线、 10kV 配变、低压台区月度检修计划由县公司编制，并报市公司主管部门备案。1.5 检修计划编制要兼顾上级电网、大客户、高低压检修工作，尽量做到同步进行，减少重复停电。1.6 检修计划时间分停电时间和工作时间。 停电时间是指设备从停电到送电的间隔时间，包括执行调度指令
21、和停送电操作的时间，须大于工作时间。工作时间是工作班得到许可至工作结束，现场清理完毕，工作班所做安全措施拆除后的时间。在申请计划检修时间时要包含送电时调度指令下达、调度安全措施拆除和和送电操作的时间，一般按 1 个小时考虑。即工作时间上加 1 小时为停电时间。1.7 计划检修是指经批准列入公司月底检修计划的设备技改、检修、试验及安全自动装置的定期维护、试验、消缺等工作。10kV 全馈路的停电检修计划于每月 10 日之前上报，10kV 支线及配变的停电检修计划于每月 23 日之前上报。计划由生产技术部统一收集，由生产技术部、安全 监察部、市场营销部、 调度所共同 审批检修计划。1.8 外来施工班
22、站在配网设备上工作时，由设备运行维护班站停复电联系人与调度联系停送电工作。1.9 对 1 台配变高低压侧由供电站和供电所分别管理的，调度只对高压所下令，低压的停电工作由高低压所自行协调。2、检修工作流程2.1 计划检修流程：列入月度检修计划的工作，在检修前 1 天 16时前，由运行维护班站向县调提出检修申请，调度按检修计划下达停电和送电的调度预令，运行维护班站提前拟写停电和送电的倒闸操作票。检修当日，运行 维护班站到现场后向调度申请停电正令完成停电操作。工作结束后，运行维护确认具备送电条件时，向调度申请送电正令，恢复供电。2.2 临时检修流程：临时检修停电工作应办理临检审批单。审批单由运行维护
23、班站在临检工作前三天（2 小时）办理，由生产技术部、安全监察部、市场营销部、调度所共同审批，交调度执行。2.3 故障抢修流程：故障抢修时，可不 办理审批单，电话向调度申请指令，由 调度直接下令完成操作。当故障危急人身和设备安全时，运行维护人员可不待调令，自行操作相关设备。在操作完成后，应及时向调度汇报。在恢复原运行方式时应申请调令，按调令完成操作。2.4 检修改期、延期流程：需要将计划检修变更、改期开工或取消时， 应由运行维护班站于计划前 1 天 16 时前提出书面变更申请，经生产、调 度部门审核，生产经理批准后送调度。因计划检修不能开工时，运行 维护班站应于停电前 2 小时报告调度；因系统原
24、因不能按期开工时，由 调度所通知相关班站。2.5 检修工作不能按时完成，需要延期时，运行维护班站应提前2 小时向调度申请，由调度请示相关领导后审批。、 配网运行操作规范1、柱上开关（断路器）运行与操作1.1 柱上开关的巡视与检查内容：1.1.1 套管有无破损、裂纹、严重脏污和闪络放电的痕迹；1.1.2 开关的固定是否牢固；接地是否良好；引线连接是否可靠；线间和对地距离是否足够；1.1.3 开关分、合位置指示是否正确、清晰；1.1.4 六氟化硫开关气体压力是否正常。1.2 柱上开关的绝缘电阻测量用 2500 伏兆欧表进行，其值规定如下：交接和大修后不低于 1000 兆欧；运行中不低于 300 兆
25、欧；1.3 通过开关的负荷电流应小于其额定电流，断路器安装点的短路容量应小于其额定开断容量。2、负荷开关、刀 闸、丝 具运行与操作2.1 丝具遮断容量应大于其安装点的短路容量；通过丝具和隔离开关的最大负荷电流应小于其额定电流。2.2 丝具、隔离开关检查发现以下缺陷时应及时处理：2.2.1 丝具的消弧管内径扩大或受潮膨胀而失效；2.2.2 触头接触不良，有麻点、过热、 烧损现象；2.2.3 触头弹簧片的弹力不足，有退火、断裂等情况；2.2.4 机构操作不灵活；2.2.5 丝具熔丝管易跌落，上下触头不在一条直线上；2.2.6 熔丝容量不合适；2.2.7 相间距离不足 0.5 米，丝具安装倾斜角超出
26、 1530 范围。2.3 丝具操作顺序。送电时先合 相，后合 相，停电时先拉 相，后拉 相。？3、配电变压器运行与操作3.1 变压器外部巡视检查的一般项目如下：3.1.1 有无漏、渗油，油面、油色、油温是否正常，有无异味等；3.1.2 套管是否清洁，有无裂纹、损伤、放 电痕迹，各部密封垫有无老化、开裂等情况；3.1.3 变压器音响是否正常；3.1.4 一、二次熔丝容量是否合适，各处接点有无锈蚀、过热和烧损现象。3.1.5 一、二次引线及母线有无异状，与其它导线有无接触的可能，工作人员上、下电杆有无触电的危险；3.1.6 变压器台架有无锈蚀、倾斜、木构件有无腐朽，变压器固定是否牢固，接地引线是否
27、良好；3.1.7 变压器台周围有无柴草、杂物堆积，围栏是否安全可靠；3.1.8 各部螺栓是否完整、有无松动；3.1.9 铭牌及其它标志是否齐全，有无锈蚀现象。3.2 为了防止变压器油劣化加速，上层油温不宜经常超过 85C。3.3 变压器的最大负荷不宜低于额定值的 65%。变压器出口三相电流的不平衡度#不应大于 15%；专用变压器夜 间带少量单相负荷时，二次零线电流不应超过额定电流的 25%。3.4 新的或大修后的变压器投入运行前，除外观检查合格外，应有出厂试验合格证和供电公司试验部门的试验合格证，试验项目应有以下几项：3.4.1 工频耐压；3.4.2 绝缘电阻和吸收比测定；3.4.3 直流电阻
28、测量；3.4.4 绝缘油简化试验。3.5 变压器停运满一个月者，在恢复送电前应测量绝缘电阻，合格后方可投入运行。搁置或停运六个月以上的变压器，必要时还需进行绝缘油耐压。3.6 运行变压器所加一次电压不应超过相应分接头电压值的105%。3.7 无载调压变压器在变换分接开关时，应作多次转动以便消除触头上的氧化膜和油污。在确认变换分接正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻。其三相差不得超过规程规定。3.8 干式变压器应按制造厂的规定装设温度测量装置，温度限值依照制造厂的规定。干式变测温装置检查每年至少一次。3.9 配电变压器不宜过负荷运行3.10 变压器一、二次熔丝选择的规定：3.10.1 10100kV
29、A 变压 器一次熔丝的额定电流，应按变压器额定电流的 23 倍选用，不足 5 安培的选用 5 安培熔丝；100kVA 以上变压器按变压器额定电流 1.52 倍左右选用。具体见附录 2。多台变压器共用一组跌落开关时，其熔丝的额定电流应按变压器综合容量的 1.01.5 倍选用；3.10.2 变压器二次熔丝额定电流按变压器二次额定电流选用；3.10.3 单台电动机的专用变压器，考虑起动电流影响，二次熔丝额定电流可增大 30%；3.10.4 熔丝（片）不得用其它金属丝代替。3.11 配电变压器并列运行应符合下列条件：3.11.1 额定电压相等，电压比允许相差0.5%；3.11.2 阻抗电压相差不得超过
30、 10%；3.11.3 结线组别、极性相同；3.11.4 容量比不得超过 3：1。3.12 变压器并列前应作核相试验。并列运行后，应在低压侧测量电流分配，使任何一台变压器在最大负荷时不过载运行。3.13 变压器有下列情况之一者应进行检查、处理。3.13.1 瓷件等外绝缘裂纹、击穿、烧损、 严重污秽；瓷裙损伤面积超过 100mm2；3.13.2 导电杆端头过热、烧损、熔接；3.13.3 漏油、严重渗油、油标上见不到油面；3.13.4 绝缘油老化，油色显著变深；3.13.5 外壳和散热器大部分脱漆，严重锈蚀；3.13.6 有异音、放电声、冒烟、 喷油和过热现象等。3.14 配电变压器停送电程序，停
31、电时先拉开低压侧开关（刀闸）、后拉开高压侧丝具（开关），送电时顺序相反。4、电容器的运行与操作4.1 电容器的巡视、检查、清扫与所在线路设备同时进行。有储存和显示功能的无功补偿装置，巡视时应同时提取或记录运行数据。4.2 电容器的巡视检查内容:4.2.1 套管有无闪络、裂纹、破损和严重污秽；4.2.2 有无渗、漏油；4.2.3 外壳有无鼓肚、锈蚀；4.2.4 接地是否良好；4.2.5 放电回路及各引线接点是否良好；4.2.6 带电导体与各部的间距是否合适；4.2.7 开关、熔断器是否正常、完好；4.2.8 并联电容器的单台熔丝是否熔断；4.2.9 串联补偿电容器的保护间隙有无变形、异常和放电痕
32、迹。4.3 低压无功补偿装置的其它巡视检查内容:4.3.1 电源指示、控制器指示、输出指示正常，控制器显示正常；4.3.2 装置外壳无撞伤、无显著变形和锈蚀；4.3.3 设备标志齐全、清晰、完好；4.3.4 室内温度无过高，风扇、散热片良好。4.4 高压电容器每 5 年应进行一次极对壳绝缘电阻试验。用2500 伏兆欧表测定，其值不应低于 2000 兆欧。4.5 发现下列情况应停止运行，进行处理:4.5.1 电容器爆炸，喷油、漏油、起火、鼓肚；4.5.2 套管破损、裂纹、闪络烧伤；4.5.3 接点过热、熔化；4.5.4 单台熔丝熔断；4.5.5 内部有异常的响声。4.6 与配电变压器并联装设的电
33、容器的操作：先断开变压器的低压侧开关，后断开高压侧开关，投入运行时操作顺序相反。4.7 断开电容器后，必 须立即进行放电。接触 电容器时必须先行接地。4.8 电容器运行中的最高温度不得超过制造厂规定值。4.9 配电线路上电容器装设点的运行电压不应高于电容器额定电压的 1.1 倍。4.10 配电线路上的电容器独立设置时，应装设氧化锌避雷器保护，避雷器 应尽量靠近电容器装设。4.11 电容器的保护熔丝可按电容器额定电流的 1.21.3 倍选用。4.12 高压电容器组的容量在 200 千乏以下，且跌落开关的断流容量符合要求时，方可设置跌落开关。、 新设备启动管理1、10kV 配网线路新增支线、加装分
34、路开关、丝具、配变或配变增容，应纳入 检修计划统一管理。2、新设备投运前 10 个工作日，运行维护班站应向调度提供以下资料：2.1 供电方案：设备接入点，最大负荷。2.2 设备参数：新设备的型号、容量、生产厂家、日期、额定电流等。2.3 负荷情况：新设备所带负荷容量、性质、单台最大设备容量（如为电动机则需提供启动方式、启动电流倍数）2.4 设计（竣工）图纸：线路/设备设计图，投运前提供竣工图。条件中图纸要求，标示齐全相关项目。2.5 保护定值资料。开关提供保护定值单，线路、变压器提供丝具熔丝容量。2.6 验收试验报告，主设备的试验报告、验收报告。2.7 设备命名建议。2.8 新设备启动方案。3
35、、县调收到新设备相关资料后，应做好资料接收登记，不全的提出时限要求补齐。4、接到新设备相关资料，县调应在 3 个工作日完成新设备命名书编制，经审批后下发运行维护班站。5、县调应核查开关、 丝具的保护配置是否合适，对配置不合适的提出书面意见。6、按照设备命名书，运行班站编制新设备启动方案，并更新10kV 配网线路图纸。在投运前 3 个工作日将 图纸和启动方案报县调。7、县调对新设备启动方案进行审核，编制启动批复通知（含设备命名、启动方案和操作程序），经审批在投运前 1 个工作日下发运行维护班站。由运行维护班站操作完成新设备启动，新设备运行 24 小时无异常后移交县调调管。8、线路启动时前应进行核
36、相、绝缘试验，并记录结果，放入投运资料。9、接入 10kV 配网运行的小水电、光伏电站等 发电厂站启动要求。9.1 在投入前三个月，由工程筹建部门向县调提供一、二次结线图及设备参数和装置说明书，调度部门在收到完整资料后的两个月内向筹建班站提交保护及安全自动装置的定值投运要求。在设备投运前一个月，由本班站生产管理部门向调度部门下达接入系统运行的计划，其内容应包括：9.1.1 线路、变压器实测参数，线路设计图纸，变压器、发电机出厂检验报告；9.1.2 电气一、二次初设图纸、电气设计说明书；9.1.3 接入电网系统设计，涉网设备装置参数，涉网设备继电保护定值单及整定计算书；9.1.4 启动试运行计划
37、及对系统的要求和新增用户设备的负荷资料；9.1.5 发电厂站的运行规程；9.1.6 发电厂站调度联系方式，停复电联系人、运行值班人员名单、联系方式和职业资质；9.1.7 预定投入运行的日期及预定的运行方式；9.1.8 设备竣工自验情况说明，本次启动带电范围，遗留问题和处理安排及生产准备工作情况。9.2 县调负责审核继电保护定值配置是否合理，不合理的发出整改意见，限时整改。9.3 县调负责拟定发电站并网调度协议，在正式启动前签订。9.4 县调应在启动前完成发电厂停复电联系人、运行值班人员调度业务培训和考试。考 试合格的，下发停复电联系人名单。9.5 县调负责编制新设备启动方案，经审核后，下发相关
38、班站。新设备启动方案内容包括：9.5.1 启动试运行组织人员构成；9.5.2 启动时间行的时间。9.5.3 发电站线路和设备命名，调管范围的划分；9.5.4 本次启动范围，启动前的注意事项，操作程序，试运行时间，继电保护规定、正式运行方式等。9.5.5 调度、运行维护班站、发电厂和线路停复电联系人、发电厂值班人员名单及联系方式；9.6 由于图纸资料不全，调度通讯和远动设施不完备，未进行竣工验收，不符合投运条件的，县调应不同意新设备接入系统运行。、 小电源调管1、所有接入配网运行的小电源（含小水电、光伏发电、大用户自备电源）都应纳入县调统一调管，要防止在检修时小电源倒送，危及人身和设备安全。2、
39、应签订调度协议，明确接入点、 发电容量、 产权分界点、调管范围、 继电 保护配置、调度联系方式，运行 值 班和停复电联系人等信息。3、小电源机组并解列、负荷增减较大时应先取得调度许可后才能进行。4、小电源（小水电、光伏发电）应每日统计上报县调机组出力，上网电量等数据。、 配网电压无功管理1、县调应对 10kV 配网电压无功进行管理，提高 电压质量和经济运行水平。2、配网系统电压允许偏差范围：2.1 10kV 用户 107%；2.2 低压动力用户 0.387%；2.3 低压照明用户 0.22-5%0.22+10%。3、接入配网的用户应根据其负荷特点，按照分层（分区）、就地平衡的原则，合理配置无功
40、补偿容量，合理自动投切无功补偿装置，保证其功率因数符合相关规定要求4、配电网的无功补偿以配变低压侧集中补偿为主，以高压补偿为辅。 10KV 配电线路可以根据无功负荷情况采取分散补偿的方式进行补偿。5、无功容量配置及功率因数要求5.1 无功容量配置5.1.1 配电变压器的电容器组应装设以电压为约束条件，根据功率因数（或无功电流）进行分组自动投切的控制装置。配变的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为 75%，负 荷自然功率因数为 0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于 0.95，或按照变压器容量的 20%-40%进行配置。5.1.2 5KW 及以上的交流异步电动机应进行随机补
41、偿，其补偿容量依据电动机额定容量的 20-30%。5.1.3 供电距离远、功率因数低的 10kV 架空线路上也可适当安装并联补偿电容器，其容量（包括用户）一般可按线路上配电其容量的 710% 配置（或经计算确定），但不 应在低谷 负荷时向系统倒送无功。5.2 变电站 10KV 出线 功率因数在 0.9 及以上； 公用配电变压器二次侧功率因数在 0.85 及以上；100KVA 及以上容量的用户变压器二次侧功率因数在 0.9 及以上。6、配电线路的电压损失，10KV 不应超过 5%，0.4KV 以下不应超过 4%。7、每年至少对每个台区的首、末端电压测量一次。8、有下列情况之一者，应测量电压：8.
42、1 投入较大负荷；8.2 用户反映电压不正常；8.3 三相电压不平衡，烧坏用电设备（器具）；8.4 更换或新装变压器；8.5 调整变压器分接头。9、县调应掌握电压监测点位置，每月对生技部编制的电压合格率统计表进行分析，查找电压质量不合格的原因，提出建议，执行与调度相关的整改措施。10、按月对 10kV 线路功率因数和线损进行分析，对功率因数低的线路，因制定电容器投退方案，首先要求专变客户的电容器投入运行，其次要求公用（综合）变配置的电容器投入运行，最后再投入线路补偿电容器。11、当监测点电压长期低于规定下限的 5%时 ，应采取以下措施。11.1 投入无功补偿设备。11.2 调整变压器的分接头。
43、11.3 限制超指标用电负荷。12、采取上述措施电压仍不合格的，可向上级调度申请调整10kV 母线电压。、配网设备故障处理1 故障处理的要求1.1 县调值班员负责配网故障 处理的指挥和协调工作。配网故障处理必须按县调值班员指令执行。在故障处理期间，值班员有权立即通知方式、保护、通 讯 及自动化等专业负责人或专责人员到调度室协助处理有关专业问题，接到通知的人员必须及时赶到。处理故障时，值班员只允许有关领导和工作人员留在调度室，其他人员不得入内。故障处理期间禁止无关人员打电话询问故障处理情况。1.2 故障处理应遵循保人身、保电网、保设备的原则，尽快查明故障地点和原因，消除故障根源，防止故障的扩大，
44、及时恢复用户供电。处理配网系统故障时应做到：1.2.1 采取措施防止行人接近故障线路和设备，避免发生人身伤亡事故； 1.2.2 尽量缩小故障停电范围和减少故障损失； 1.2.3 多处故障时处理顺序是先主干线后分支线，先公用变压器后专用变压器；1.2.4 对故障停电用户恢复供电顺序为，先重要用户后一般用户，优先恢复一、二级负荷用户供电。1.3 发生配网故障时，运行 维护班站应立即将故障情况简明、正确地向县调值班员汇报。汇报内容包括：1.3.1 故障发生时间、开关跳 闸情况、继电保护和安全自动装置动作情况；1.3.2 故障原因和停电范围；1.3.3 故障处理措施。1.4 在危及人身、设备 和系统安全的紧急情况下，为防止事故扩大，运行维护 班站可自行操作，完成故障处理故障。操作完成后应及时将故障情况汇报县调。1.5 故障处理告一段落后，县调值班员应将事故情况向主管领导及有关部门汇报，并及时发布电网运行信息。1.6 调度通讯失灵时，运行维护班站应立即进行处理外，同时应设法与县调取得联系。 1.7 故障处理完毕，运行维护班站应上报故障分析报告，主要内
