110KV变电站运行规程

来源：好土汽车网

第一章设备概况

第一节单线系统图－－－－－－－－－－－－－－－－第二节地理位置、系统接线－－－－－－－－－－－－第三节设备选择－－－－－－－－－－－－－－－－－第四节主接线及运行方式－－－－－－－－－－－－－第五节电缆夹层－－－－－－－－－－－－－－－－－第六节主要设备型号－－－－－－－－－－－－－－－第七节消防设备－－－－－－－－－－－－－－－－－

第二章调度范围的划分、运行方式及运行操作的有关

规定

第一节调度范围的划分－－－－－－－－－－－－－－第二节正常运行方式及可能出现的运行方式－－－－－第三节 110 kv 设备运行及操作的注意事项及有关规定－第四节 10KV 设备运行和操作规定－－－－－－－－－第五节所用电系统运行规定－－－－－－－－－－－－

第三章继电保护及自动装置

第一节主变保护－－－－－－－－－－－－－－－－－第二节

10 KV 部分保护－－－－－－－－－－－－－－第三节测量表

计－－－－－－－－－－－－－－－－－第四节自动装置－－－－－－－－－－－－－－－－－第五节信号系统－－－－－－－－－－－－－－－第六节站内监控系统－－－－－－－－－－－－－－－第七节五防连锁－－－－－－－－－－－－－－－－－第八节变电站计算机监控系统－－－－－－－第九节其它事项说明－－－－－－－－－－－－－－－

第四章现场设备的异常运行及事故处理

第一节 GIS 设备 SF6 气体压力异常的处理－－－－－－第二节主变故障处理－－－－－－－－－－－－－－－第三节变压器运行中发生下列情况之一

应进行停电处理－－－－－－－－－－－－－－第四节越级跳闸的处

理－－－－－－－－－－－－－－第五节直流系统接地的故障处理－－－－－－－－－－第六节 10KV 系统故障处理－－－－－－－－－－－－第七节 PT 保险熔断的处理－－－－－－－－－－－－第八节断路器异常处理－－－－－－－－－－－－－－第九节电容器的正常运行、异常与事故处理－－－－－第十节消弧线圈的正常运行、异常与事故处理－－－－第五章典型操作票

第一章设备概况

第一节：单线系统图（见图 1）

第二节：地理位置、系统接线

一、本站位于 ****** 是一座电压等级为 110KV/10KV 的变电站，占 2

地面积约 **** （M ），建筑面积约为 ***M 2

二、 110KV 电源三回：

1、自 ** 变电站－－ 2、** 变电站－－ 3、** 变电站

本站。

第三节：设备选择

1、本站为 110/10KV 两级电压用户变电站，安装 31.5MVA 变压器三台， 2、110KV 配电装置为扩大内桥接线，采用 SF6 全封闭组合电器：共八个间

隔，其中一、四、七柜为主进，二、五、八柜为出线，三、六柜为母联， 110KV 进线三回，选用 **** 产品。

3、10KV 配电装置其安装 ** 面开关柜，其中受电柜 3 面，母联柜 4 面（有两

个隔离柜），PT柜3面，避雷器柜3面，所变柜3面，电容器柜 3 面， 10KV 馈电开关柜 ** 面，都选用 *** 开关厂产品。安装电容器 6012 千乏 3组，采用双星形连接，零序电流保护。

第四节：主接线及运行方式

1、本站 110KV 侧采用扩大内桥接线方式。 2、10KV 采用单母线分段接线，共三段母线。 3、 110KV 侧各段母线装有三相电压互感器。

4、 10KV 侧各段母线分别装有三相五柱电压互感器、并联电容器组和所内及接

地变压器。

5、正常情况三台主变分列运行。

6、本站按有人值守站设计，站内设遥信、遥测监检设备。 7、本站所有 110KV 断路器均在主控室主变控制盘集中检测。

8、主变 10KV 侧受电断路器， 10KV 母线分段断路器与主控室主变控制盘集

中控制， 10KV 侧其它断路器均于 10KV 开关室当地控制。

第五节：电缆夹层

本站地下一层有*个*M电缆隧道，用于10KV电力电缆的出线，有* 个*电缆隧道

用于 110KV 电力电缆进线及部分电力电缆出线，有 *个**电缆隧道用于110KVGIS与变压器间的电缆联络。110KV及10KV电力电缆的进线及站内排列均按电缆设计要求敷设。

第六节：主要设备型号

1.主变压器

主变型号：额定电压:

SZ10--31500/110

110+ 8 X 1.25%/10.5KV

额定电流： 165.3/1732.1A

额定容量 : 31500KVA 空载电流 : 1.04% 短路阻抗: 空载损耗 : 16.200KW 接线组别:

40.93%

短路损耗 : 114.993KW

YN d11

冷却方式 : ONAN

标准代号 ** 产品代号 ** 绝缘等级 A 出厂序号

2、 110KV 组合电器（ GIS）

110KV 内桥全部电器设备为 *** 制造的 GIS 组合电器，除断路器、隔离开

关、接地刀闸外，内装母线、PT、CT,并配有当地控制屏八面。

1）断路器（ CB）

型号： *** 额定电压： 126KV 额定电流： 1250A 额定短路开断电流：

31.5KA 额定热稳定电流： 31.5KA 3 秒

额定操作循环：分－ 0.3 秒－合分－ 180 秒－合分

气室压力：0.5MPa

2）隔离开关（DS）

型号：**

额定电压：126KV 额定电流：1250A

额定热稳定电流： 25KA 3 秒

气室压力：0.4MPa

）接地刀闸（ES）

型号：** 额定电压：126KV

额定电流：1250A

额定热稳定电流： 25KA 3 秒气室压力：0.4Mpa

）

快速接地刀闸（FES）型号：*** 额定电压：126KV

额定电流：1250A

额定热稳定电流： 25KA 3 秒气室压力：0.4Mpa

母线（

）

BUS）型号：三相共箱式

额定电压:

126KV 气室压力：0.4MPa

额定热稳定电流： 25KA 3 秒

额定电流：2000A（主母线）

1250A（其它母线）

6）

电流互感器（CT）

型号：**（环形铁心型）额定电压：126KV

变比：

进线侧 300/5 ，600/5 准确等级：5P10 （保护用）（计量用）

出线侧200/5, 100/5 准确等级：0.5

200/1（ 0.2 级），100/1（ 0.5 级）

7）电压互感器（VT、PT）

型号：**

额定电压：126KV

一次电压：110/ ,3KV、二次电压：100/ ,3V、三次电压：100/ ,3V 6

0.5

输出功率：3X 100VA

气室压力： 0.4MPa

3、 10KV 设备 1）断路器小车

a） 201、202、203、234、245 开关小车型号为 **

额定电压： 15KV 额定电流： 2500A 开断电流： 25KA 热稳定电流： 25KA3 秒合闸电流： 4.0A 分闸电流： 7.5A 额定操作循环：分－ 0.3 秒－合分－

180 秒－合分操作电压： 110V DC b）出线路开关小车型号为 **

额定电压： 15KV

开断电流： 25KA

热稳定电流： 25KA3 秒合闸电流： 2.0A 分闸电流 4.0A

额定操作循环：分－0.3秒－合分－ 1 80秒－合分操作电压： 110V DC 额定电流为 **A 的配电路有 **** 额定电流为 **A 的配电路开关有 **

2）避雷器小车

型号： ** 额定电压： 15KV

3）电流互感器

a）主进和母联

型号： * 变比： 2000/5

准确等级：5P15（保护用），0.5级（计量用）

b）出线路

型号：** 变比：150/5 , 300/5 , 500/5 , 1000/5 准确等级：5P10（保护用），0.5级（计量用）

4）电压互感器小车

小车型号：VJJ— 12A 额定电压：15KV

—次电压：10000/3

电压互感器型号：RGB — 4仃B 二次电压：100/ ,3 准确等级：0.5

耐压值：1.2倍长期，1.9倍8小时

5）零序CT

型号：**

4、 10KV电容器

型号：** 额定电压：12/ 3kV

额定电流：48.4A 实测电容：

22.4 ,22.5,22.6f三种

电抗器：**

实测电抗：3.01门配用电容：2012千乏放电线圈：** 电容器避雷器：***

单组容量：6012千乏

5、接地变和消弧线圈

1）本站共配有3台接地变压器，其中两台兼所内变压器。

1#接地变（所变）型号：**

额定容量：315/160KVA 额定电压：1050CH5%/400V 高压侧额定电流：

17.32/8.8 接线组别：Zn , Yn 11

低压侧额定电流：230.9A 额定中性点电流：50A 零序阻抗：7.8^

阻抗电压：4.22%

冷却方式：AN 绝缘等级：F级

高压侧电压：11000V , 10500V, 10000V 低压侧电压: 绝缘水平：LI75AC35/LI0AC 5 防护等级: IP00

产品代号：**

出厂序号：**

2#接地变（所变）型号：***

额定容量：315/160KVA 额定电压：1050CH5%/400V

高压侧额定电流：17.32/8.8 接线组别： Zn , Yn 11 低压侧额定电流：230.9A 额定中性点电流：

50A

零序阻抗：78」阻抗电压：4.26%

冷却方式：AN

绝缘等级：F级

高压侧电压：11000V , 10500V, 10000V 低压侧电压: 绝缘水平：LI75AC35/LI0AC5 防护等级：IP00

产品代号：** 出厂序号.***

3#接地变（所变）型号：**

额定容量：315/160KVA

额定电压：10500H5%/400V

高压侧额定电流： 17.32/8.8 接线组别：Zn , Yn 11

低压侧额定电流： 230.9A

额定中性点电流：50A

零序阻抗：7.821-1

阻抗电压：4.22%

冷却方式：AN 绝缘等级：F级

高压侧电压：11000V , 10500V, 10000V 低压侧电压: 绝缘水平：LI75AC35/LI0AC5 防护等级：IP00

产品代号：**

400V

出厂序号：

2) 消弧线圈型

号： ** 额定电压：

额定容量： 300KVA 额定电流：

工作时限： 10KV

50A 油面温升： 75K

2 小时

CT 比： 50/5 分头位

P1P2 电压 80-100V 电流 10A

置：

A2-A3 25A 6.A7-A8 38.5A A3-A4 27.2A 7 .A8-A9 42A A4-A5 29.7A 8. A9-A10

A5-A6 32.4A 45.8A

A6-A7 35.4A

1# 消弧线圈序号： ** 2# 消弧线圈序号： ** 3# 消弧线圈序号： **

3) 消弧线圈上侧负荷开关型号： ** 额定电压：

10KV

最大开断电流：1.2KA

额定电流： 400A

6、直流系统和电池组

直流屏： GZS10 直流电源，含两台充电机；额定电压电池：

GM — 200AH免维护电池，共计**只。

110V DC

第七节、消防设备

110KV 站的电气设备大部分为无油设备， 110KV 开关为 SF6 气体绝缘型，

10KV 开关为真空绝缘型，所内变为树脂绝缘型， 110KV 及 10KV 电缆大多采用交联

绝缘，电力电容为无油式安装于室外棚内。主变间为半敞开式布置，安装消防报警柜一台，编号： ** ；消防烟感探测器 ** 处，编号：** ；声光报警器 ** 台；

第二章调度范围的划分、运行方式

及运行操作的有关规定

第一节、调度范围划分

第二节、正常的运行方式及可能出现的运行方式

1、正常运行方式：三台主变分列运行

111带1#主变，110KV3#母线，10KV3#母线 112带2#主变，110KV4#母线，10KV4#母线 113带3#主变，110KV5#母线，10KV5#母线

母联 134、145、234、245热备， 1 34、 1 45或234、245自投运行

2、可能出现的运行方式： 1 ) 111 单独受电：

111 带 110kv3#、4#、5#、母线，1#、2#、3#主变分列运行；134、

145 合闸，带全场负荷； 234、 245 备用，自投运行。

2) 111、 1 1 2分别受电。

111带1#主变， 112带 2#、3#主变，145合闸，134备用，234、245 备

用，自投运行。

3）111 单独受电；

111开关带 1#主变， 234、245合闸，带全场负荷； 2#、3#主变停运， 134、 234断开， 202、203 断开。 4）111、112 分别受电； 111 带 1#主变；

112 带 2#主变， 245 合闸，带全场负荷； 134、234、145 备用，自投运

行。

第三节、 110KV 设备运行及操作的注意事项和有关规定

1、主变压器

1）主变压器充电前应检查各种保护均应投入运行；

2）主变并列运行时，分头电压应一致（根据两台主变分接头对照表核对）； 3）主变过负荷及瓦斯信号动作时，禁止调分头；

4）主变任一侧开关、CT回路有工作时，差动保护可不停用，但必须将其本身

与主变保护有关的 CT 回路断开。

2、 GIS 组合电器

1）为预防SF6因泄漏造成气体滞留引起缺氧，GIS设备区每次交接

班前半小时各进行一次强力通风，每次通风时间不得少于半小时，若有临时工作进入

GIS设备区时应先通风15分钟，电缆夹层同上。

2）操作110KV断路器时应在主控室远方操作。

3）当GIS设备进行操作，为防止接触电势对人体危害，凡在本设备上正进行

的任何工作均应停止，并离开设备区，直到操作结束为止。

4）当值班人员进行手动操作隔离开关或接地刀闸时，

绝缘手套，并与设备外壳保持一定距离。

应按安全规程戴好

5）操作GIS组合继电器内的接地刀闸，隔离开关，断路器时必须检查分，合

指示器和位置指示器与操作位置应一致，若发现不一致或操作受阻时应停止操作迅速查明原因，处理后才能继续操作。※绝对禁止解锁操作！

6） GIS设备中监视SF6气体的各种压力报警信号，闭锁控制回路均要正常投

入。

断路器标准值报警值

其他气室 0.50 0.45 0.40 0.35 闭锁值 0.40 7）操作110KVGIS组合电器中111 — 72、112-72、113- 72接地刀闸

（快刀）时，必须检查电压验知器，确认线路无电。

8）操作110KVGIS组合电器中的101-7、102-7、103-7接地刀闸时，必须

检查确认101-3、102-4、103- 5隔离刀闸在断开位置。

3、GIS开关柜操作

1、查各气室SF6压力是否正常，断路器气室压力不低于 0.5MPA

（20° C）其他气室不低于0.4MPA （20° C）.

2、查操作机构的合闸，分闸闭锁销子已拔出 3、查 DC 直流控制电源应正常。 4、机箱内各控制开关是否合闸。

5、查各位置指示， SF6 气体和空气阀位置应正常。 6、断路器、各种信号继电器、加热装置正常。 7、各部分无异味、异音、无漏气。 8、操作系统的分、合闸弹簧应储能。

9、本体系统外壳支架无破损，外壳接地良好。 10、按倒闸操作票内容操作。

4、GIS 合闸后（运行监督）：

1、查各仪表指示是否正常，灯光位置是否正常。 2、弹簧储能是否正常。

3、查SF6压力表是否下降，SF6室是否有异味或自感不适等异常现象，查明原

因采取相映措施。

4、查压力表在同温度下相临两次读数差值不大于

则，应分析原因记录并报告上级主管部门。

0.01~0.03Mpa,否

5、听开关有无异常声响。 6、中控室无警报及闭锁信号。

5、GIS 接地刀闸的手动操作

1 ）手动操作的接地刀闸，机构上有一个挡板，挡住摇把插孔，当操作刀闸时，

搬动挡板，如果挡板搬开，说明连锁回路已接通，可以操作，如果挡板未搬开应检查操作的正确性，连锁回路有无未拉开的刀闸和开关，禁止强行解锁操作。

2、手动操作刀闸时，一定要将刀闸合到位，操作后必须检查指示位置正确。 3、正常情况下，不允许解锁操作，如果有异常需要紧急解锁时，必须上报领导

同意，并严格检查操作步骤无误后方可进行。

4、正常运行时，每天交及巡视时应检查刀闸位置指示应正确 5、开关机构中驱潮电热应长期投入。

6、GIS 开关间的电气连锁

第四节、 10KV 设备运行和操作规定

1、** 型号开关柜设有以下机械联锁： 2、电气联锁 3、安全遮板的操作

每一个作为接连开关手车的套管和叉接头皆设有自动升降的金属保护挡板，

每个挡板可个别操作，并可固定及扣锁在开启位置或封闭位置；遮板在手动操作固定在开启位置时，只要推回真空开关手车，固定位置可自动撤消，面板即可恢复自动落下功能。

4、10K V设备操作的注意事项

在操作前，必须确认没有水分或尘埃积聚在绝缘体上，如发现必须将其弄干或清

除。

5、改变小车位置的操作：（10K V配电路）

1 ）、断路器必须处在分断位置； 2）、将联锁手柄固定在“解锁位置”；

3）、将断路器小车拉出或推入一点后，拔出联锁手柄锁定拉杆；

4）、将小车移动到所需位置（工作或隔离实验位置），并确认锁紧手柄再锁紧

位置。

5）、改变小车位置时应使用专用操作杆。

6、真空断路器合闸操作：

1 ）、确认断路器小车应在工作位置、隔离实验位置，如不在将其移动到该位

置；

2）、将二次插头插好；

3）、真空断路器必须在工作位置或隔离实验位置、联锁手柄在闭锁位置，方可

进行合闸；

4）、检查合闸回路的完整性；

5）、检查就地远控手柄是否在就地位置，如不在将其转换到就地位置； 6）、将分合闸手柄机械连锁解除（联锁钥匙）； 7）、将合闸手柄至于合闸位置，同时检查电流表指示； 8）、合闸后检查储能机构运转是否正常，分闸回路是否完好。

注：

a真空断路器的正常操作顺序：

7、真空断路器的手动分、合闸操作：

分--0.3S--合分--180S--合分

b、电容器柜的正常操作顺序：分--300S--合分--300S--合分

1）、假设弹簧储能指示在未储能位置，将储能手柄放进手动储能手柄窗口，顺

时针方向旋转，直至听见一声喀哒，弹簧储能指示器旋至储能位置；

2）、按下合闸按钮，真空断路器将合闸，合闸分闸指示器将旋至合闸位置，

（弹簧储能指示器于未储能位置）。

3）、按下手动分闸按钮将真空断路器断开，和、分闸指示器旋至分闸位置。

* 真空断路器手动分合闸操作只能在开关检修时操作，严禁带负荷手动操作。

8避雷器小车和PT小车的操作：

1）、避雷器小车和 PT 小车必须在本段母线无电的情况下才能进行改变位置的

操作。

2）、将联锁手柄固定在“解锁位置”；

3）、将小车拉出或推入一点后，拔出联锁手柄锁定拉杆；

4）、将小车移动到所需位置（工作或隔离实验位置），并确认锁紧手柄再锁紧

位置。

5）、改变小车位置时应使用专用操作杆。

9、10K V接地刀操作：

1 ）、 10KV 配电出线停电需合接地刀时，必须在停电前检查高压验电灯有显

示，电流表或电能表有指示，拉开开关后立即检查高压验电灯及电流表或电能表无指示后才能合接地刀闸，此操作必须连续进行，否则应解锁，用高压验电器验电

2）、接地刀操作顺序（ 10KV 配电路）： a）、停电前按验电灯按钮应正常有电； b）、拉开开关，小车必须退出柜外；

c）、按验电灯按钮检查电缆头应无电（验电灯不亮）； d）、按解锁按钮解锁后将手柄插入； e）、合上接地刀闸（需要时可加锁）。 3）、 10KV 母线接地操作

10 、 10KV 开关掉闸后试发的规定

1、主进 201、 202、 203、母联 234、 245 开关掉闸后不许试发。

2、所有出线路开关速断掉闸不许试发。

3、电容器开关，所内消弧开关故障掉闸后不许试发。 4、周波保护动作不许试发。

5、出线路开关过流跳闸可以试发一次，试发时应严格按照命令进行。 6、合 201、 202、 203 开关时，需将所带母线配电路开关先合上。（电容

器开关除外）

第五节、所用电系统运行规定

一、本站 10KV 各段母线装有 315/160/10.5 所内变兼接地变各一台，其中** 母线上的接地变压器兼作所内变用， *母线上的接地变压器只做接地变用。

二、 10KV*# 母线上 ** 开关带 1#接地所变运行， 10KV*# 母线 ** 开关带2#接地变运行，10KV*#母线**开关带3#接地所变运行。

三、所用电系统为单母线分段接线，正常时分列运行，电压等级为 380V。四、所用电系统具有分段开关自投装置，分段开关具有手动和自动两种运行方

式，正常时应置于自动运行方式。

五、当 380V 低压一路电源通过联络开关带全站负荷时，如果欲恢复正常运行

方式，即两台所变分列运行带全站，此时应先将联络开关置于手动方式，并且手动分闸后才能合上另一路进线开关。

第三章继电保护及自动装置

第一节、主变保护

1 ）本站采取 ** 系列变压器成套保护置。

2）差动保护、瓦斯保护主变主保护，110KV及10KV复合电压闭锁过流为后

备保护。并设有过负荷及非电量保护动作信号回路。

3）主变差动保护、重瓦斯保护动作，跳主变两侧出口开关及 110KV 分段开

关。并给 110KV 相邻分段开关自投放电。

110KV复合电压增闭锁过流保护设两段时限。 I 段时限跳开相邻 10KV 分段断路器；

II 段时限跳主变两侧出口断路器； 10KV 复合电压闭锁过流保护设两段时限； I

段时限跳开相邻的 10KV 分段断路器； II 段时限跳主变 10KV 侧受电断路器。

第二节、 10KV 部分保护馈电出线装设过流速断保护及零序信号保护。所内变

接地变出线装设过流，速断保护，过负荷保护，零序信号保护；并装设消弧线圈动作信号装置。

电容器出线装设三相过流，速断保护，零序信号保护，低电压，过电压保护和电

容器双星接线的零序电流保护。

进线开关柜保护装置不用于保护跳闸。但需投入过流保护，用于闭锁 10KV 分

段自投。

第三节、测量表计

1) 本站为高压计量用户变电站，设有专用计量盘。 2) 主变高、低压侧装设单相电流表。

主变低压侧装设有功、无功功率表，有功、无功电度表。

3) 10KV 馈线装设单相电流表。部分装设有功、无功电度表 4) 10KV 电容器装设单相电流表，有功电度表。

第四节、自动装置

1）本站装设 11 0KV 自投装置。 10KV 正常时分列运行。 111、113 无压跳

分别投 134、145 断路器。 112 无压跳，可有选择地投 134 或 145 断路器。

2）10KV 设自投装置。 1#主变故障投 234，3#主变故障投 245，2# 主变故障

可有选则地投 234或 245 断路器。

3）设置 111、112、113 线路无压分别联掉 201、202、203 断路器回路。以

使当运行中 110KV 分段断路器不可以自投时， 10KV 侧可自投 234、 245断路器。此方式是否投入由选跳压板控制。

4）本站装设 10KV 小电流接地检测装置屏一面。计算机监控有接地故障线路

号报警信息。

5）10KV 电容器柜设有时控自动投切电容器装置。用户可根据运行情况决定是

否投入使用。

6）10KV 按母线装设低周减载装置，分两极周波控制相应的负荷馈线。 7）本站高压侧装有无线电负荷控制装置。

第五节、信号系统本站使用智能（微机）信号报警器，设信号屏一

面。 110KV 开关、主变设主变保护信号分发于各主变控制屏的信号装置。各信号报警装置统一于信号屏发事故及故障音响。

第六节、站内监控系统

1）本站选用** 公司** 型计算机监控系统，采用分布式系统结构。功能上分为两

级， I/O 子系统级和上位机系统级，其中上位机系统具有两台主机，互为热备用

2) 本站监控装置仅具有遥信、遥测功能。并装有远方通讯接口。 3) 遥测量为交流采样 A、模拟量采集如下：

a) 主变高低压有功、无功功率，单相电流。 b) 110KV 各分段单相电流。 c) 10KV 各分段单相电流。 d) 10KV 各出线单相电流。 e) 所用电相电压。

f) 110KV 各电压互感器相电压和线电压。 g) 10KV 各电压互感器相电压和线电压。 h) 直流控制母线电压。 I ) 主变压器温度。 B、开关量采集 C、脉冲量采集

1、所有装设的有功、无功电度表都做脉冲电能计量

2、电度脉冲为电表一转一个脉冲，空结点输出，按遥信量处理

第七节、五防连锁

1、主控室集中控制的断路器控制回路，加设防误操作的正电源闭锁插件 2、 110KVGIS 装置具有电气联锁 3、 10KV 开关柜具有电气和机械联锁

第八节、其他事项说明

1、断路器位置遥信均用断路器接点发。 2、事故音响信号均用各保护装置接点。

3、发跳闸回路断线监视遥信，110KV部分由控制电源空气开关辅助接点发；

10KV由各断路器跳闸回路监视器发。

4、 10KV馈线各套保护动作遥信全部分发（由用户提出）。

5、有关专用计量盘图纸由生产厂家提供。本设计不做盘面及端子排图纸。施工

时可根据电缆清册做接线。

6、 10KV合环操作时退出电气联锁用的压板，按装于110KV自投盘。 7、本站10KV室和主控室各设遥信、遥测转接柜一面。110KV及主变YH、LH

线不经转接柜直接接入监控装置；10KVYH、LH线经10KV 转接柜，接入监检装置。各遥信量原则上经转接柜接入监控装置。

&本站110KVGIS10KV开关柜及主变保护开关操作箱中均带有开关防跳回路。

本设计只使用各断路器自身防跳回路。

第四章现场设备的异常运行及事故处理

第一节、GIS设备SF6气体压力异常的处理

1、GIS各气室正常压力指示：（单位 Mpa 20r

断路器标准值报警值闭锁值其他气室 0.50 0.45 0.40 0.35 0.40 1）、当发生SF6压力降低报警或信号时，应先通风后检查 SF6压力表读数，判

断是SF6压力下降的原因是二次回路有问题，还是设备漏气。

2）、发现SF6气体压力低或有异味应打开通风装置，查明原因。

3）、换算压力 --环境温度以区分是环境温度变化造成压力异常还是设备漏气。 4）、将SF6压力表压力下降情况报主管部门，并加强巡视，把抄表次数增加为每

小时一次。

5）、当确认SFs为漏气造成的压力下降或闭锁信号时，应立即将该开关的操作电

源断开，并报区调及主管部门，转移负荷，安排停电检修，并用断开上级开关的办法使其脱离电源。

2、室内GIS设备发生故障，造成 SR气体大量外泄时的处理

1）、人员立即撤离现场，并立即投入全部通风装置。

2）、在发生故障 1 5分钟以内，人员不准进入室内（抢救人员除外）在 15分钟

以后 4小时以内，进入室内必须穿防护衣，带手套及防毒面具， 4 小时以后进入可不用上述措施。

3）、GIS设备在下列情况下应立即停止运行 a、设备严重放电、爆裂、震动。 b、设备外壳破裂、过热、冒烟。

第二节、主变故障处理

1、差动保护范围

变压器差动保护是变压器的主保护，主要反映变压器电器方面的短路故障。如：

a变压器各侧套管的短路故障。 b、变压器各侧引线的短路故障。

c、变压器内部层间及匝间的严重短路故障。

d、保护二次回路的故障，如 CT开路和短路等。

2、差动保护动作的事故处理

a当发现差动保护后，应对变压器本体及差动保护范围内的设备、引线和支持瓷

瓶进行检查。

b、如差动保护范围内无明显的故障，应检查保护的二次回路。如：直流是否有

两点接地、控制电缆是否发生短路等。

c、经过检查如无明显故障，报调度，不带负荷试发一次空变压器。如试发又

掉，应进一步寻查故障点。若因二次回路造成保护误动作，将差动保护压板退出运行，在试发空变压器，然后查找二次回路故障。

d、差动保护与瓦斯保护同时动作。变压器未经实验不得投入运行。 e、此时站内如有备用变压器，应及时投入备用的变压器，使之运行。

但应考虑中性点是否需要合上， 245 自投压板应停用，还应监视运行的变压器是否过负荷。

3、瓦斯保护的范围

a、变压器内部故障，如：层间短路、相对铁芯与外皮接地。 b、铁芯严重发热导致损坏。

C、内部引线接头接触不良打火放电。

4、瓦斯保护动作掉闸的处理

a检查变压器外部，如：喷出膜、防爆管是否破裂喷油。 b、检查油面及油的颜色是否发生变化。

c、检查主体外壳有无变形、开焊或漏油、喷油。 d、用排水取气法对瓦斯取气，并做点燃试验。

e、通过检查如属误动作，报调度及主管领导，经过批准将变压器投入运行。

5、有载调压的异常及事故处理

一、正常操作（电动）

1、电动操作可在控制室或当地进行，但操作前必须先合上交流控制电源闸。 2、升压操作可按“升”压按钮，电磁开关 1C起动，电机由1—n 正转。 3、降压操作可按“降”压按钮，电磁开关 2C 起动，电机由 n—1 反转，按钮时

间不超过 3 秒。二、手动操作

1、松开轴上的卡牌固定螺钉，抬起卡牌，取下轴套。如果轴套取不下来，可能

是不正，可用手转动电机大轴，使轴套键槽缺口对正上方，这时轴套便可取下。

2、装上摇把，升压时，顺时针摇。降压时逆时针摇。摇动摇把时能听到内部有

一响声为好。

3、操作完毕，取下摇把，上好轴套，将卡牌固定好，这时电气回路已经接通。

三、正常运行注意事项及异常情况的处理

1、每次操作完毕，应检查母线电压是否与调整后相符。 2、应注意检查分头显示及位置是否正确。

3、当变压器满负荷或过负荷时，应减少调压次数。 4、发现不同步时，应及时查找原因。

5、在调压过程中，一旦在过桥状态，此时电机停止转动，应立即拉开控制电源

闸，用手动摇回原来的位置，再用电动调整。

6、当发现电机三相交流电源断相时，应停止操作，查出原因后再操作，否则将

烧毁电动机。

7、对刹车电磁铁应保持干燥，不可涂油，当电机起动时，应当打开。防止其

打不开，以免电机烧毁。

8、冬季容易发生“联调”，一旦发生联调，应立即拉开电源闸（或采取紧急停

车）。

9、当两台变电压器并列时，应将分头调整以后，方可并列，防止两台电压比相

差太大。

10、运行中记录器的次数不可随意改变，每操作 10000 次，应进行检修。

6、压力释放阀的异常

当变压器油在超过一定标准时，释放器便开始动作进行溢油和喷油，从而减少油

压，保护了油箱。如变压器油量过多，气温高而非内部故障发生溢油现象，释放器便自动复位。此信号动作时值班人员应迅速检查设备，报调度申请停下变压器，检查动作的原因

第三节、变压器运行中发生下列情况之一应进行停电处理

1、变压器着火。

2、变压器压力释放器动作及喷油冒烟。

3、变压器声音比正常时明显增大，而且极不均匀或有沉重的异常声，内部有爆

裂的放电声。

4、变压器在正常负载和冷却条件下，并非温度计故障引起的上层油温异常，并

超过变压器的允许温度。一般油浸风冷变压器上层油温不得超过 95C。

5、变压器由于严重渗漏油使油面急剧下降，并无法堵漏时，此时油面低到瓦斯

继电器处，发出轻瓦斯信号时。

6、变压器套管发现有严重破损和放电现象。

7、变压器有载调压后出现内部有严重的异音、放电、打火等异常时。 8、变压器事故过负荷超过允许时间（参看运行规程）。

* 发生以上情况，运行人员应根据当时的运行情况及故障的严重情况进行以下处理：

a立即停下变压器。

b、倒运行方式后停下变压器，不影响用户供电。 c、先投备用变压器，后停故障变压器。

第四节、越级跳闸的处理

1、分路开关保护无显示，开关未动作时，先拉开所有分路开关，检查母线；如

母线未见异常，试送主开关；试送无问题后，将分路开关逐路试发。当发到某路，主开

关又掉，立即拉开该路，发主开关。然后将无故障分路开关逐路试发

2、分路开关保护有显示，但开关未动作，先拉开故障分路开关，检查其他设备

无异常后，试发主开关。故障分路开关检查故障原因，经检修后才可试发。

3、分路开关与主开关同时掉闸，恢复分路开关手把，检查其他设备无异常后，

试发主开关。故障分路开关检查故障原因及两级继电保护配合情况，经处理才可试发。

第五节、直流系统接地的故障处理

直流系统发生接地时，应首先观察“直流系统接地故障定位装置”以确定是那一路发生接地，并根据定位装置的打印报告分析是那一极接地合接地的性质。一般可按下列步骤处理：直流回路有工作的应立即停止工作，并对其进行检查；重点巡视故障路直流用电设备，采取分别拉合（注 1）开关、保险和拆线的方法逐步缩小范围，直至最后排除故障。

有条件时，凡能将直流系统分割成两部分运行的尽量分开。在寻找直流接地时，应尽量不要使设备脱离保护。为保障人身和设备安全，在寻找直流接地时必须有两人进行，一人寻找，另一人监护和看信号。

当接地故障定位装置失灵时，可采用拉路查找的方法，并依据即拉即合的原则按以下顺序拉路查找：

1. 事故照明

2. 10kv 开关动力 3. 110kv 动力 4. 信号 5. 监控装置电源 6. 10kv 操作电源 7. 110kv 操作电源 8. 主控室操作电源 9. 主变保护盘电源

10. 蓄电池组开关以上顺序可根据具体情况灵活掌握以先简单后复杂，先一般后

重要的原则处理。凡分、合涉及到调度管辖范围内的设备时应先取得调度的同意。

第六节、 10KV 系统故障处理

1、系统事故处理原则尽快采取有效措施，准确的进行处理，缩小事故范围，制止事故发

展，消除事故根源，消除对人身及设备安全的威胁。用一切可能的方法，保证对用户的供电。

2、 10KV 接地故障处理

10KV 配电路出现接地信号，首先应检查本站站内有无接地，在确认站内无故障

时，应根据信号、仪表指示情况进行拉路（跟 10KV 联络进行拉路）。

目前本站有零序保护，拉开零序保护动作的配电路开关，切断已接地线路。若零

序保护失灵，无法判断接地线路时，应进行拉路查找，应遵循即拉即合的原则，先拉次

要负荷路，后拉重要负荷路。拉路操作必须听从 10KV 运行班操作命令。

在进行故障查找时，绝对禁止两条母线环路造成事故转移，扩大事故范围。

3、系统短路总降压站配电开关掉闸后，不许直接试发，应将出线第一进线开关断开，

摇测电缆合格后，试发开关， 110/10KV 系统辐式供电的各路，在配电路开关速断掉闸后，不许试发。

4、过流掉闸允许手动试发一次。

5、场内事故处理原则场内事故处理操作时，禁止使用隔离刀闸作为分路点、环路点和试

发点，应尽量使用断路器。在无条件时，亦可用负荷开关代替，但不能在两相或三相短路情况下合分负荷开关，负荷开关只允许在正常额定情况下进行分合。

6、系统短路故障点查找规定系统短路故障点查找时，首先对跳闸开关出线电缆的第一条

电缆两端进行摇测，绝缘良好可以对此电缆试发；如下属电缆较多时，可采取分

段试发。尚经一端摇测，已能证明故障点时，另一端也应摇测。短路故障摇测相间及各相对地绝缘绝缘。

第七节、PT保险熔断的处理

一、电压互感器保险熔断现象

1、熔断相的相电压及熔断相有关的线电压降低或回零，

低，电度表转速变慢。

功率表指示降

2、变压器低电压发出信号。

3、电容器的电压保护发出信号或掉闸。

二、电压互感器保险熔断的处理

当电压互感器一次和二次保险熔断时，在二次回路中的表记与保护回路几乎相

同，应先检二次保险：

1、检查MCB-V开关是否在合闸位置，是否已合好。 2、检查二次保险是否熔断

3、如二次未断在保险电源侧测量电压，证明一次保险断。

4、一次保险断，先考虑可能误动的保护：（主变失压及低电压过流闭锁保

护）。

5、将10KV PT拉至检修位置，取下保险。

6、如PT一次断一相，经查找无其它异常可试发一次。 7、如PT一次断两相或三相应对 PT进行摇测。

&摇测时按规程做好安全技术措施。断开PT 一、二次中性接地点，分别对一次

对地，一、二次之间（2500V摇表，合格值不小于 300M1）二次对地（500V摇表，不小于10M\"）。

9、将 PT 小车推入运行位置三、电压互感器发现下列异常应停电处理 1、电压互感器一次保险熔断时。 2、内部有异音，过热及冒烟起火。 3、有放电现象。

第八节、断路器异常处理

开关运行中红灯不亮。

处理步骤：如发现运行中的红灯不亮，应首先观察跳闸回路监视器，看是否跳闸回路有问题。如跳闸回路完好，则应对灯泡进行检查更换；如果跳闸回路断线则应报修。

第九节、电容器的正常运行、异常与事故处理

一、正常运行

1、每天交时，对电容器进行检查。

2、电容器正常运行时，要经常对电容器小保险进行检查，如发现保险有熔断立

即进行更换。

3、对电容器组要保持清洁、盖板。

二、操作规定

1、正常情况下，停电操作应先拉开电容器开关，后拉开各路开关。 2、恢复送电时应先合各路开关，后合电容器开关。

3、事故情况下，全部无电或半部无电压，必须将电容器开关断开。

4、电容器组禁止带负荷合闸，电容器组再次合闸时，必须在断路后三分钟之后

进行。

5、电容器组断路器跳闸后不得强送，保护熔丝熔断后，未查明原因，不许更

换熔丝送电。

6、电容器组停电工作后，必须合接地刀闸，中性线应对地放电。

三、电容器故障处理

1、在电容器保险丝熔断时，允许更换保险试发一次，如再次熔断，不能试发要

查明原因，检查该电容器有无击穿和短路，另外在更换保险时，必须戴绝缘手套。

2、发现电容器有击穿现象，立即报站领导要求更换，在更换时，必须将该组电

容器停下进行放电后再处理。

3、当电容器发生放电，应立即取下电容器小保险，取小保险时，应戴绝缘手

套，然后报站领导听候处理。

4、当电容器发生外部下列情况之一者，必须退出运行。

1）电容器爆短路时，应立即处理，停下电容器解除短路点。 2）电容器喷油起火。

3）瓷套管发生严重放电闪络。 4）接点严重过热或熔化。

5）电容器内部或放电设备有严重异常音响。 6）电容器外壳有异形膨胀。 7）环境温度超过 40OC . 8）电容器组发生爆炸。

四、电容器故障处理步骤。

1、立即上报调度和领导并作记录。

2、首先拉开电容器组的断路器，组合开关应退出小车。 3、采用熔断器保护的，应取下熔丝管。

4、电容器虽已经过放电电阻进行放电，仍有残余电荷，必须进行人工放电。 5、放电时，先接好接地极，再用接地棒多次放电，无火花放电声后，将地线

固定。

6、电容器发生故障，无备用时，需减少容量，应均衡拆除。

7、电容器开关掉闸，不许强行试送，应根据保护动作情况，进行判断。 8、顺序检查电容器开关，电流互感器，电力电缆，电容器有无异常。 9、若无以上情况，电容器开关掉闸由外部故障造成母线电压波动所至，经检查

可试送。

10、查不出故障，应对保护做全面通电试验，对电流互感器做特性试验。 11、仍查不出故障原因，拆开电容器，逐台进行试验。 12、不查明原因不许试发。

五、注意事项。

1、电容器是内部断线，熔丝熔断或引线接触不良，其两极间还有可能有残余电

荷，在自自动放电或人工放电时，残余电荷难以放掉。

2、值班员与检修人员在接触故障电容器时，应戴绝缘手套。 3、用短接线，短接故障电容器的两极，使其放电。 4、必须将电荷放尽，避免发生触电事故。

六、电容器投入前的检查。

1、电容器应完好，实验合格。

2、电容器组布线正确，安装合格，三相电容间差值不超过一相总电容 5% 。 3、各部连接严密可靠，电容器外壳和架构有可靠接地。 4、放电变压器容量符合设计，各部件完好，经实验合格。 5、电容器各部件及电缆实验合格。

6、电容器开关符合要求，投入前在切开位置。 7、电容器组的保护与监视回路完整并全部投入。 8、接地刀闸在断开位置。

七、串联电抗器。串联电抗器用于并联移相电容器组配套串联使用，以高次谐波引起的电容器组过流，以及电容器组合闸涌流，保护电容器组安全可靠运行，改善电网电压波形畸变，保护供电质量。

1、使用温度为+40C

2、允许 1.1 倍额定电压下长期运行。 3、长期使用电流为额定电流的 1 .35倍。 4、电抗器接线应牢固，外壳有可靠接地。

5、值班员要定期巡视，监视运行油面温度不应超过 6、电抗器套管应清洁无损坏、裂纹、无放电痕迹。

90。C。

7、定期清扫套管，运行声音正常。 8、有漏油和套管损坏，应及时修理。

第十节、消弧线圈的正常运行、异常与事故处理

一、正常运行

1、消弧线圈的运行与到分头均应根据区调命令进行，倒换分头时，应断开电

源。

2、正常情况下，系统中性点的位移电压不得超过下列数值：

系统为 900V。

10KV

3、操作消弧线圈时应断开开关，推出开关小车。

4、操作消弧线圈开关时，中性点位移电压不得超过下列数值： 10KV 系统

1800V。

5、为避免线路掉闸后发生串联共振，消弧线圈采用过补偿，但当补偿容量不足

时，可采用欠补偿运行，脱谐度采用 10%，一般电流不超过 5— 10A。

6、电压线路互相对地电容不平衡，中性点与地间产生了电压，它和额定相电压

的比值不对称，在正常情况下，应不大于 15%，中性点位移电压极限值长期允许不超过 15%，操作过程中一小时内允许值为 30%。

7、当消弧线圈的端电压超过相电压 15%，消弧线圈动作应按接地故障处理、导

线接地点。由于系统某台消弧线圈操作中，引起中性点电压偏移，以致其它路消弧线圈动作情况除外。

8、消弧线圈产生内部新音响及放电声，套管严重破损、闪络，瓦斯保护动作异

常现象，首先将接地的线路停电，然后将消弧线圈停电进行检查试验。

9、消弧线圈动作时，或发生异常现象时应做好如下记录： 1）动作时间。 2）中性点电压电流。

3）三相对地电压。 4）报调度及领导。

二、倒换分头应遵守下列规则

1、过补偿系统，增加电容电流时，应先改分头，减少时应后改分头

2、欠补偿系统，增加电容电流时，应后改分头，减少时应先改分头。

三、事故处理

1、当系统发生接地时，禁止拉开消弧线圈。

2、系统发生接地时，禁止使用消弧线圈盘上的小电流表观察，以免烧毁。 3、消弧线圈在系统连续接地运行时的允许时间，以消弧线圈名牌数据为准，但

上层油温不得超过95C。

第五章典型操作票

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