变电站现场操作规程

变 电 站 现 场 操 作 规 程

一 操作原则

1.1 系统倒闸操作应根据调度管辖范围的划分，实行分级管理。县调值班调度员对其调度管辖范围内的设备行使操作指挥权。

1.2 凡双重调度设备的操作，下达指令方调度员应于操作前后通知另一方调度员。

地调、县调各自调度管辖的设备，必要时可以委托对方临时调度，但须事先办理审批手续。被委托方交还设备时，若经双方同意，可不必将设备恢复到移交前的状态，否则应恢复到原状态。设备移交时，双方要做好记录，并及时通知有关单位值班人员。

1.3 调度模拟盘和自动化系统所标示的电气接线、设备名称编号、运行状态、接地点的位置等，在任何时候均应和实际情况一致。

1.4 电网运行方式应满足如下要求：

1.4.1电压变化在允许范围内；

1.4.2电气元件不过负荷，不超过保护允许电流，不超过稳定极限。

1.4.3线路或网络断面潮流不超过稳定极限。

1.4.4系统发生各类故障时能迅速隔离，保证对重要用户的连续供电；

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1.4.5当系统内拉开最大容量变压器、电力线路时，应保持系统的稳定运行；

1.4.6短路容量不超过电网内设备允许值；

1.4.7继电保护和自动装置的运行方式及变压器中心点接地方式合理；

1.4.8实现系统的优化运行。

1.5 在决定倒闸操作前，值班调度员要对电网进行安全分析，并充分考虑：

1.5.1倒闸操作的正确性、合理性，操作所引起的潮流、电压、频率的变化，要防止系统稳定破坏和设备的严重过电压、过负荷等情况的发生。

1.5.2对县调或直供户设备有影响时，要事先通知有关单位值班人员。

1.5.3天气等因素的影响。

1.5.4操作对继电保护及安全自动装置的配合关系和通信及自动化系统的影响。

1.6 倒闸操作前，值班调度员应做好以下准备工作：

1.6.1充分理解操作意图，核实工作单位，将停送电范围、工作内容、实际结线方式等与现场核对正确，要特别注意挂、拆地线的地点和顺序，防止带电挂地线、带负荷拉合刀闸或带地线送电。

1.6.2将有关方式、继电保护规定等资料查看齐全，全面考虑操作内容，并根据模拟盘

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和自动化系统标示的实际运行情况进行模拟操作，以保证操作程序的正确性。

1.6.3复杂的操作要预先通知有关单位，征求操作意见，并将系统接线方式的变化和事故处理对策等相应变更，通知有关单位。

1.6.4重大操作前应落实有关领导是否到场。

二 操作制度

1 为保证倒闸操作的正确性，县调值班调度员对一切正常操作均应预先填写指令票。

2 填写操作指令票的要求：

2.1操作指令票应有统一编号，并按编号顺序使用。操作内容应按规定格式填写，并使用统一的调度规范用语和设备双重名称；

2.2操作指令票一般由副值调度员填写，主值调度员核查签字后生效。

2.3操作指令票的内容不准涂改，出现错字或漏项等应加盖“作废”章，已经签字的操作指令票作废应注明原因；

2.4各站之间的操作顺序有要求时，应序以中文一、二、三……标明指令的序号；一条指令分为若干小项时，应按操作的先后顺序，用阿拉伯数字１，２，３……标明项号。

发布指令必须按序逐项下达，不准颠倒序号或越序下令、操作。

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2.5操作指令票中需要说明的事项，应记录在指令内容之后的括号内。

3县调副值班调度员发布调度指令时，应征得值班主值调度员的许可，并在主值的认真监护下进行。发布和接受调度指令时还要求：

3.1双方互报单位和姓名全称；

3.2冠以××时××分及“令”字；

3.3受令人抄录指令后，要向发令人复诵该指令，县调值班调度员要认真听取。核对无误后，明示对方可以操作，并立即校正模拟盘和自动化系统画面；

3.4受令人在接受县调值班调度员的指令时，必须逐条记录并录音，然后完整复诵指令，经发令人核对无误并明示可以操作后，立即执行。

3.5 操作完毕后，受令人必须向县调发令值班调度员回令（包括完成时间、操作内容、设备现在的运行方式等），发令人应做好记录。

4 调度指令的形式：

4.1综合指令：仅涉及一个单位的倒闸操作，可采用综合指令的形式；

4.2逐项指令：凡涉及两个及以上单位的倒闸操作，或需在前一项操作完成后才能进行下一项的操作任务，必须采用逐项指令的形式；

4.3即时指令：日调度计划的下达、运行调整、异常及事故处理等可采用即时指令的形

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式。下达即时指令时，发令人和受令人可不填写操作票，但双方要做好记录并使用录音。

5 综合指令和逐项指令均应采用书面形式，但在事故处理时可采用口头形式。无论采用何种形式，双方均必须做好记录并使用录音。

6 受令人应充分理解每条操作指令的含义，根据操作指令并结合现场实际情况和现场规程填写具体的操作票。

县调值班调度员对自己发布的操作指令的正确性负责，各单位值班人员对其填写操作票中的具体操作内容、顺序等的正确性负责。

三 系统间的并列与解列操作

1 系统间并列：

1.1正常情况下的并列操作采用准同期并列的方法，不允许非同期并列。待并两系统的并列条件为：

Ａ、相序、相位相同；Ｂ、频率相等；Ｃ、电压相等。

2 解列操作：

应将解列点的有功负荷调整到接近于零；无功负荷和电流尽量最小。

3 合、解环操作：

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3.1合环：相位相同，允许电压差应根据合环潮流变化不致引起设备（包括继电保护及安全自动装置）过负荷的原则确定。

3.2解环：调整潮流，确保解环后设备不过负荷，联络线不超过稳定极限，系统各点电压在允许范围之内。

3.3合、解环操作前应通知有关单位值班人员，调整相应的继电保护及安全自动装置等，使其与一次运行方式相适应。

3.4新设备投入或检修等可能使一次相序、相位紊乱时，操作前应核对相序和相位。

4 开关操作

4.1 操作前应检查确认开关性能良好，继电保护和安全自动装置已按规定投入。开关合闸后应检查三相电流是否平衡，有功、无功表计是否正常。

4.2 开关正常操作必须采用三相联动操作的形式，不允许分相操作。

5 刀闸操作

5.1 刀闸操作范围：

5.1.1无接地警示指示时，拉合电压互感器和避雷器；

5.1.2拉合1 1０ＫＶ及以下电压等级空母线；

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5.1.3在系统无接地故障时，拉合变压器的中性点；

6 变压器操作

6.1 变压器投、停前，各侧中性点必须接地。变压器投入运行后，应根据规定，调整主变中性点的接地方式和保护方式。

6.2 变压器充电前，应将全部保护投入跳闸位置。先合母线侧刀闸，再合变压器侧刀闸，由保护健全侧电源开关充电后，合上负荷侧开关。停电时顺序相反。

6.3 新安装及大修更换线圈的变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击加压试验，冲击次数和试运时间按有关规定或启动措施执行。

6.4 变压器并列的条件：

a.接线组别相同；b.变比相等；c.短路电压相等。

6.5 110千伏及以上变压器， 其中性点接地的数量、方式、地点应满足继电保护整定及防止过电压接地方案的要求， 并列入现场规程。110千伏及以上变压器停、投需要倒换接地方式时，现场值班人员应按先合后拉的原则操作，无需县调值班调度员下令，但事后要汇报县调值班调度员。

6.6 运行中的变压器，其110 千伏及以上侧开关处于断开位置时，相应侧中性点应接地。

7 线路操作

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7.1 110 千伏及以上线路停电操作一般采用下列顺序：

7.1.1拉开线路送端开关；

7.1.2拉开线路受端开关；

7.1.3拉开线路各侧开关的两侧刀闸（先断线路侧刀闸，再断母线刀闸）；

7.1.4在线路上可能来电的各侧挂地线（或合上接地刀闸）。

线路送电操作与上述顺序相反。

7.2 线路停电注意事项：

正确选择解列点（或解环点）及操作顺序，尽量减少系统电压的波动，满足系统稳定要求。

7.3 线路送电注意事项：

7.3.1尽量避免由发电站端向线路充电。

7.3.2必须考虑充电功率引起的系统电压波动和线路末端的电压升高。

7.3.3充电开关应具备完善的继电保护装置，并保证有足够的灵敏度。

7.4 110 千伏及以上的辐射线路停、送电时，线路末端不允许带有变压器。

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7.5 新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运时间按有关规定或启动措施执行。

8 母线操作

8.1 母线倒闸操作：

应根据继电保护规程和现场规程规定，将母线保护二次回路作相应切换，保证一次结线和二次交直流回路相适应。

在倒闸操作前应将母联开关改为不能跳闸方式，操作完毕改回原方式。

8.2 向母线充电应使用带有反应各种故障类型的速动保护的开关。用母联开关充电时要投入母联开关的充电保护（包括母差保护兼做的充电保护）。

用变压器开关向母线充电时，该变压器中性点必须接地。

8.3 防止经ＰＴ二次侧反充电，以免造成运行ＰＴ保险熔断致使保护失压误动。

9 无人值班变电站的设备操作

9.1 值班调度员对无人值班站的运行操作只限于电网的下列内容：

9.1.1调整电网负荷的限电、送电操作；

9.1.2主变有载调压分头的调整；

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9.1.3无功补偿电容器的投、停操作；

9.1.4事故处理时拉、合开关的单项操作（仅限于规程规定的有关操作）。

每次进行遥控操作后，值班调度员应做好记录，并通知基地站值班员。

9.2 值班调度员使用遥控装置操作电气设备时，必须填写操作票，并由两人进行：一人操作，一人监护。

9.3 对无人值班变电站设备的操作指令，值班调度员只能对到达变电站现场的值班人员下达。

10 消弧线圈的运行操作

10.1 消弧线圈正常应采用过补偿方式运行。在特殊情况下，且消弧线圈容量不足时，经主管领导批准才允许采取欠补偿方式。

当消弧线圈采用过补偿方式时，电容电流增加先改分头；电容电流减少要后改分头。采用欠补偿方式时顺序相反。

10.2 消弧线圈正常运行时脱谐度ｕ采用10％，一般电流不超过５--１０安培。

10.3 用消弧线圈补偿的系统， 正常运行情况下不对称度不大于1.5％， 中性点位移电压不得长时间超过相电压的15％，特殊情况下不得超过30％。（当消弧线圈运行参数不满足本条的规定时，经主管领导批准，可将消弧线圈停运）。

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10.4 当３５ＫＶ系统电压不平衡发生接地信号，变电站值班员应向县调值班调度员汇报：消弧线圈动作时间、中性点电流、三相对地电压。

10.5 消弧线圈的投停及分头的调整均应按照值班调度员的指令执行，操作消弧线圈应注意下列事项：

10.5.1禁止将消弧线圈同时连接在两台变压器上；

10.5.2发生接地故障时，禁止拉合非自动跟踪补偿消弧线圈的刀闸。

10.5.3当发生接地故障时，自动跟踪补偿的消弧线圈应有自动闭锁功能，否则应将自动调整打至手动调整，并禁止调整分头

11 站用电系统的操作

变电站的站用电系统由直配和站配构成,其操作按县调度指令执行。

12 直流系统的操作

为确保保护及自动装置正确的动作，变电站的直流系统操作按县调度指令正确执行。

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