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胜利油田河口地区35kV线路防雷措施探究.pdf 65页
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原创性声明
本人郑重声明：所呈交的学位论文，是本人在导师的指导下，独
立进行研究所取得的成果。除文中已经注明引用的内容外，本论文不
包含任何其他个人或集体已经发表或撰写过的科研成果。对本文的研
究作出重要贡献的个人和集体，均已在文中以明确方式标明。本声明
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论文作者签名：
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印或其他复制手段保存论文和汇编本学位论文。
(保密论文在解密后应遵守此规定)
论文作者签名：业 导师签乌枇
山东大学硕士学位论文
要…………………………………………………………………………………l
ABSTRACT．．．．．．．．．．．．．．．…．．．．…．．．．……．．…．．………．．．．．．…．．．．．．．．．．．…．．．．．．．．．…．．…．．．．…．．．．…．…．．．．．II
第一章绪论…………………………………………………………………………1
1．1课题的提出及意义…………………………………………………………1
1．2 35kV线路防雷保护现状…………………………………………………．1
1．3本文所作研究工作…………………………………………………………．6
第二章35kV线路雷害现状分析……………………………………………………．8
2．1河口油区35kV线路雷害状况分析………………………………………．8
2．1．1 35kV线路雷害跳闸情况统计……………………………………一8
2．1．2河口油区35kV线路运行情况调研………………………………．9
2．2线路雷害情况同异性分析…………………………………………………11
第三章现场调研和试验……………………………………………………………12
3．1 现场调研…………………………………………………………………．12
3．1．1 35kV线路接地电阻测量…………………………………………12
3．1．2 35kV线路接地熄弧情况调研……………………………………14
3．2实验室试验…………………………………………………………………16
3．2．1绝缘子并联间隙试验……………………………………………一16
3．2．2雷电冲击50％放电电压试验……………………………………．16
第四章35kV线路防雷措施现状研究……………………………………………．．18
4．1电力线路雷电过电压分类及雷击故障类型的判别………………………18
4．1．1雷电过电压分类…………………………………………………．．18
4．1．2雷击故障类型的判别……………………………………………。20
4．2 35kV线路雷击跳闸率高原因分析………………………………………22
4．2．1 直击雷对线路雷击跳闸率的影响………………………………．．22
4．2．2感应雷对线路雷击跳闸率的影响………………………………．．24
4．2．3 35kV线路进线段的防雷保护存在的问题………………………25
4．2．4 35kV电网的中性点接地方式影响………………………………27
4．2．5 35kV线路自身绝缘水平低………………………………………27
4．3本章小结……………………………………………………………………29
山东大学硕士学位论文
第五章提高35kV线路耐雷水平措施研究………………………………………．31
5．1加装35kV线路避雷器……………………………………………………3
5．2降低杆塔接地电阻…………
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配电网络的运行维护及故障处理.doc 20页
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配电网络的运行维护及故障处理.doc
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配电网络的运行维护及故障处理
一．电力电容器的运行维护及故障处理
电力电容器是一种静止的无功补偿设备。它的主要作用是向电力系统提供无功功率，提高功率因数。采用就地无功补偿，可以减少输电线路输送电流，起到减少线路能量损耗和压降，改善电能质量和提高设备利用率的重要作用。
　1、电容器的运行原则
（1）电容器运行中允许的过电压
电容器的无功功率、损耗和发热都与运行电压的平方成正比。长时间过电压运行，会导致电容器温度过高，使绝缘介质加速老化而缩短寿命甚至损坏。但温度升高需要时间积累热量。而在运行中，由于倒闸操作、电压调整、负荷变化等因素可能引起电力系统波动，产生过电压，有些过电压辐值虽然较高，但作用时间较短，对电容器影响不大，但不能超过一定时间限度。
①运行电压对电容器的影响
电容器的无功功率与电压平方成正比，因此电压变动时对电容器容量会有影响。此外，运行电压升高，会使电容器温度增加，寿命缩短，电压过高会造成电容器损坏。
电容器运行时的电压允许范围为：电容器必须能在1.05倍额定电压下长期运行，并在一昼夜中，在最高不超过1.1倍额定电压下允许运行时间不超过6h。但当周围空气温度24h平均最高值低于标准10℃时，电容器能在1.1倍额定电压下长期运行。
②电压波形畸变和升高对电容器影响
在配电网中由于整流负荷等的影响，常使部分网络中高次谐波电流增加，并使受端母线电压波形畸变。并联电容将使母线电压高次谐波成分增加，由于容抗Xc＝1/（2πfC），高次谐波的存在将使容抗下降，产生较大的高次谐波电流，使电容器组严重过电流。
（2）电容器运行中允许的过电流
电容器的过电流，除了因过电压引起的工频过电流外，还有电网高次谐波电压引起的过电流。因此，设计电容器的允许过电流的限额比过电压的限额高。电容器允许长期运行的过电流倍数为130%，即可超出额定电流30％长期运行。其中的10％为允许频过电流；20％为留给高次谐波电压引起的过电流。
谐波的限制通常采用裂相整流的方法或者采用在电容器回路串联小电抗器的办法。
（3）电容器运行温度
电容器运行温度是保证电容器安全运行和达到正常使用寿命的重要条件之一。
电容器的绝缘介质依照材料和浸渍的不同，都有规定的最高允许温度。例如，对于用矿物油浸渍的纸绝缘，最高允许温度为65～70℃，正常监视时可用试温腊片贴在外壳上间接监视，监视温度为60℃；对于用氯化联苯浸渍时，则最高温度允许值为90～95℃，正常监视外壳温度为80℃。
此外，温度过低也同样对电容器不利，低温下会使电容器介质游离，电压下降，甚至可能凝固（如氯化联苯电容器低于-25℃时），如此时投入运行，因中心温度升高快，体积膨胀可能开裂。
但是如果在严寒季节退出运行，则可能使内部产生真空，故对YL型电容器规定-25～40℃的范围。温度对于电容器运行是一个极为重要的因素。电容器设计的热计算，是以绝缘介质所能长期承受的最大温度为依据。运行温度过高，会使寿命缩短，甚至引起介质击穿损坏。电容器由于散热的关系，电容器内部元件的最热点在元件的中心，运行中要测量元件最热点的温度是不易实现的，因此只能从外壳的温度来间接监视元件的温升。电容器周围的环境温度应按制造厂的规定进行控制。若无厂家规定，一般应为-40℃～+40℃。电容器外壳最热点（高度2/3装温度计处）的允许温度，也要遵守制造厂的标准。若无规定时，充矿物油和烷基苯的电容器外壳最高允许温度为50℃，充硅油的电容器为55℃。
2、电力电容器的保护
（1）电容器组应采用适当保护措施，如采用平衡或差动继电保护或采用瞬时作用过电流继电保护，对于3.15kV及以上的电容器，必须在每个电容器上装置单独的熔断器，熔断器的额定电流应按熔丝的特性和接通时的涌流来选定，一般为1.5倍电容器的额定电流为宜，以防止电容器油箱爆炸。
（2）除上述指出的保护形式外，在必要时还可以作下面的几种保护：
①如果电压升高是经常及长时间的，需采取措施使电压升高不超过1.1倍额定电压。
②用合适的电流自动开关进行保护，使电流升高不超过1.3倍额定电流。
③如果电容器同架空线联接时，可用合适的避雷器来进行大气过电压保护。
④在高压网络中，短路电流超过20A时，并且短路电流的保护装置或熔丝不能可靠地保护对地短路时，则应采用单相短路保护装置。
（3）正确选择电容器组的保护方式，是确保电容器安全可靠运行的关键，但无论采用哪种保护方式，均应符合以下几项要求：
①保护装置应有足够的灵敏度，不论电容器组中单台电容器内部发生故障，还是部分元件损坏，保护装置都能可靠地动作。　
②能够有选择地切除故障电容器，或在电容器组电源全部断开后，便于检查出已损坏的电容器。
③在电容器停送电过程中及电力系统发生接地或其它故障时，保护装置不能有误动作。　
④保护装置应便于进行安装、调整、试验和
正在加载中，请稍后...110KV 新光变电站作业指导书版次 A/0编制：张 审核： 批准： 受控状态： 发文号：宏2008 年 9 月 10 日 2008 年 月 2008 年 月 日 日发布实施四川新光硅业科技有限责任公司发布1第一部分：变电站安全工作规程1、总则1．1 为加强电力生产现场管理，规范各类工作人员的行为，保证人身、电网和 设备安全，制定本规程。 1.2 现场的基本条作业件 1.2.1 作业现场的生产条件和安全设施等应符合有关标准、规范的要求，工作人 员的劳动防护用品应合格、齐备。 1.2.2 现场使用的安全工器具应合格并符合有关要求。 1.2.3 各类作业人员应被告知其作业现场和工作岗位存在的危险因素、防范措施。 1.3 作业人员的基本条件 1.3.1 经医师鉴定，无妨碍工作的病症（体格检查每两年至少一次） 。 1.3.2 具备必要的电气知识和业务技能，且按工作性质，熟悉本规程的相关部分， 并经考试合格。 1.3.3 具备必要的安全生产知识，学会紧急救护法，特别要学会触电急救。 1．4 教育和培训 1.4.1 各类作业人员应接受相应的安全生产教育和岗位技能培训，经考试合格上 岗。 1.4.2 作业人员对本规程应每年考试一次。 因故间断电气工作连续三个月以上者， 应重新学习本规程，并经考试合格后，方能恢复工作。 1.4.3 新参加电气工作的人员、实习人员和临时参加劳动的人员(管理人员、临 时工等)，应经过安全知识教育后，方可下现场参加指定的工作，并且不得单独 工作。 1.4.4 外单位承担或外来人员参与公司系统电气工作的工作人员应熟悉本规程、 并经考试合格，方可参加工作。工作前，设备运行管理单位应告知现场电气设备 接线情况、危险点和安全注意事项。 1.5 任何人发现有违反本规程的情况，应立即制止，经纠正后才能恢复作业。各 类作业人员有权拒绝违章指挥和强令冒险作业；在发现直接危及人身、电网和设 备安全的紧急情况时，有权停止作业或者在采取可能的紧急措施后撤离作业场 所，并立即报告。21.6 在试验和推广新技术、新工艺、新设备、新材料的同时，应制定相应的安全 措施，经本单位总工程师批准后执行。 1.7 电气设备分为高压和低压两种： 高压电气设备：电压等级在 1000V 及以上者； 低压电气设备：电压等级在 1000V 以下者。 所谓运用中的电气设备， 系指全部带有电压、一部分带有电压或一经操作即 带有电压的电气设备。2 高压设备工作的基本要求2.1 一般安全要求 2.1.1 运行人员应熟悉电气设备。 单独值班人员或运行值班负责人还应有实际工 作经验。 2.1.2 无论高压设备是否带电， 工作人员不得单独移开或越过遮栏进行工作；若 有必要移开遮栏时，必须有监护人在场，并符合表 2-1 的安全距离。 表 2-1 设备不停电时的安全距离 安全距离（m） 0.70 1.00 1.50 3.00 4.00 5.00电压等级（kV） 10 及以下（13.8） 20、35 63（66） 、110 220 330 500注：表 2-1 中未列电压按高一档电压等级的安全距离 2.2 高压设备的巡视 2.2.1 经本单位批准允许单独巡视高压设备的人员巡视高压设备时， 不得进行其 他工作，不得移开或越过遮栏。 2.2.2 雷雨天气，需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和 避雷针。 2.2.3 火灾、地震、台风、洪水等灾害发生时，如要对设备进行巡视时，应得到 设备运行管理单位有关领导批准，巡视人员应与派出部门之间保持通讯联络。32.2.4 高压设备发生接地时，室内不得接近故障点 4m 以内，室外不得接近故障 点 8m 以内。进入上述范围人员应穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架时，应戴绝 缘手套。 2.2.5 巡视配电装置，进出高压室，应随手关门。 2.2.6 高压室的钥匙至少应有三把，由运行人员负责保管，按值移交。一把专供 紧急时使用， 一把专供运行人员使用，其它可以借给经批准的巡视高压设备人员 和经批准的检修、施工队伍的工作负责人使用，但应登记签名，巡视或当日工作 结束后交还。 2.3 倒闸操作 2.3.1 倒闸操作应根据值班调度员或运行值班负责人的指令， 受令人复诵无误后 执行。发布指令应准确、清晰，使用规范的调度术语和设备双重名称，即设备名 称和编号。发令人和受令人应先互报单位和姓名，发布指令的全过程(包括对方 复诵指令)和听取指令的报告时双方都要录音并作好记录。操作人员（包括监护 人） 应了解操作目的和操作顺序。对指令有疑问时应向发令人询问清楚无误后执 行。 2.3.2 倒闸操作可以通过就地操作、遥控操作、程序操作完成。遥控操作、程序 操作的设备应满足有关技术条件。 2.3.3 倒闸操作的分类 2.3.3.1 监护操作：由两人进行同一项的操作。 监护操作时， 其中一人对设备较为熟悉者作监护。特别重要和复杂的倒闸操 作，由熟练的运行人员操作，运行值班负责人监护。 2.3.3.2 单人操作：由一人完成的操作。 1）单人值班的变电站操作时，运行人员根据发令人用电话传达的操作指令 填用操作票，复诵无误。 2）实行单人操作的设备、项目及运行人员需经设备运行管理单位批准，人 员应通过专项考核。 2.3.3.3 检修人员操作：由检修人员完成的操作。 1） 经设备运行管理单位考试合格、 批准的本企业的检修人员， 可进行 220kV 及以下的电气设备由热备用至检修或由检修至热备用的监护操作， 监护人应是同 一单位的检修人员或设备运行人员。42）检修人员进行操作的接、发令程序及安全要求应由设备运行管理单位总 工程师（技术负责人）审定，并报相关部门和调度机构备案。 2.3.4 操作票 2.3.4.1 倒闸操作由操作人员填用操作票。 2.3.4.2 操作票应用钢笔或圆珠笔逐项填写。 用计算机开出的操作票应与手写格 式一致；操作票票面应清楚整洁，不得任意涂改。操作人和监护人应根据模拟图 或接线图核对所填写的操作项目，并分别签名，然后经运行值班负责人（检修人 员操作时由工作负责人）审核签名。 每张操作票只能填写一个操作任务。 2.3.4.3 下列项目应填入操作票内： 1) 应拉合的设备[断路器(开关)、隔离开关(刀闸)、接地刀闸等]，验电， 装拆接地线， 安装或拆除控制回路或电压互感器回路的熔断器，切换保护回路和 自动化装置及检验是否确无电压等； 2) 拉合设备[断路器(开关)、隔离开关(刀闸)、接地刀闸等]后检查设备的 位置； 3) 进行停、送电操作时，在拉、合隔离开关(刀闸)、手车式开关拉出、推 入前，检查断路器(开关)确在分闸位置； 4) 在进行倒负荷或解、 并列操作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况； 5) 设备检修后合闸送电前，检查送电范围内接地刀闸已拉开，接地线已拆 除。 2.3.4.4 操作票应填写设备的双重名称。 2.3.5 倒闸操作的基本条件 2.3.5.1 有与现场一次设备和实际运行方式相符的一次系统模拟图 （包括各种电 子接线图） 。 2.3.5.2 操作设备应具有明显的标志，包括：命名、编号、分合指示，旋转方向、 切换位置的指示及设备相色等。 2.3.5.3 高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置。 防误闭锁装置不得随 意退出运行， 停用防误闭锁装置应经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁 装置时，应经变电站站长或发电厂当班值长批准，并应按程序尽快投入。 2.3.5.4 有值班调度员、运行值班负责人正式发布的指令（规范的操作术语） ，5并使用经事先审核合格的操作票。 2.3.5.5 下列三种情况应加挂机械锁： 1) 未装防误闭锁装置或闭锁装置失灵的刀闸手柄和网门； 2) 当电气设备处于冷备用时，网门闭锁失去作用时的有电间隔网门； 3) 设备检修时，回路中的各来电侧刀闸操作手柄和电动操作刀闸机构箱的 箱门。 机械锁要一把钥匙开一把锁，钥匙要编号并妥善保管。 2.3.6 倒闸操作的基本要求 2.3.6.1 停电拉闸操作应按照断路器(开关)――负荷侧隔离开关(刀闸) ――电 源侧隔离开关(刀闸)的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进 行。严禁带负荷拉合隔离开关(刀闸)。 2.3.6.2 开始操作前，应先在模拟图（或微机防误装置、微机监控装置）上进行 核对性模拟预演， 无误后， 再进行操作。 操作前应先核对设备名称、 编号和位置， 操作中应认真执行监护复诵制度（单人操作时也应高声唱票） ，宜全过程录音。 操作过程中应按操作票填写的顺序逐项操作。每操作完一步，应检查无误后做一 个“√”记号，全部操作完毕后进行复查。 2.3.6.3 监护操作时， 操作人在操作过程中不得有任何未经监护人同意的操作行 为。 2.3.6.3 操作中发生疑问时， 应立即停止操作并向发令人报告。待发令人再行许 可后，方可进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。解锁工具 （钥匙）应封存保管，所有操作人员和检修人员严禁擅自使用解锁工具（钥匙） 。 若遇特殊情况，应经值班调度员、值长或站长批准，方能使用解锁工具（钥匙） 。 单人操作、检修人员在倒闸操作过程中严禁解锁。如需解锁，应待增派运行人员 到现场后，履行批准手续后处理。解锁工具（钥匙）使用后应及时封存。 2.3.6.5 用绝缘棒拉合隔离开关（刀闸）或经传动机构拉合断路器（开关）和隔 离开关（刀闸） ，均应戴绝缘手套。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨 罩，还应穿绝缘靴。接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。雷电时，一 般不进行倒闸操作，禁止在就地进行倒闸操作。 2.3.6.6 装卸高压熔断器，应戴护目眼镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳，并 站在绝缘垫或绝缘台上。62.3.6.7 断路器（开关）遮断容量应满足电网要求。如遮断容量不够，应将操作 机构用墙或金属板与该断路器（开关）隔开，应进行远方操作，重合闸装置应停 用。 2.3.6.8 电气设备停电后（包括事故停电） ，在未拉开有关隔离开关（刀闸）和 做好安全措施前，不得触及设备或进入遮栏，以防突然来电。 2.3.6.9 单人操作时不得进行登高或登杆操作。 2.3.6.10 电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位 置时， 可通过设备机械位置指示、 电气指示、 仪表及各种遥测、 遥信信号的变化， 且至少应有两个及以上指示已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。 2.3.6.11 在发生人身触电事故时，为了抢救触电人，可以不经许可，即行断开 有关设备的电源，但事后应立即报告调度和上级部门。 2.3.7 （原第 30 条）下列各项工作可以不用操作票： 1）事故应急处理； 2）拉合断路器（开关）的单一操作； 3）拉开或拆除全站（厂）唯一的一组接地刀闸或接地线。 上述操作在完成后应作好记录，事故应急处理应保存原始记录。 2.3.8 同一变电站的操作票应事先连续编号， 计算机生成的操作票应在正式出票 前连续编号，操作票按编号顺序使用。作废的操作票，应注明“作废”字样，未 执行的应注明“未执行”字样，已操作的应注明“已执行”字样。操作票应保存 一年。 2.4 高压设备上工作 2.4.1 在运用中的高压设备上工作，分为三类： 2.4.1.1 全部停电的工作， 系指室内高压设备全部停电（包括架空线路与电缆引 入线在内） 并且通至邻接高压室的门全部闭锁， ， 以及室外高压设备全部停电 （包 括架空线路与电缆引入线在内） 。 2.4.1.2 部分停电的工作，系指高压设备部分停电，或室内虽全部停电，而通至 邻接高压室的门并未全部闭锁。 2.4.1.3 不停电工作系指： 1) 工作本身不需要停电并且没有偶然触及导电部分的危险； 2) 许可在带电设备外壳上或导电部分上进行的工作。72.4.2 在高压设备上工作， 应至少由两人进行，并完成保证安全的组织措施和 技术措施。3 保证安全的组织措施3.1 在电气设备上工作，保证安全的组织措施 3.1.1 工作票制度； 3.1.2 工作许可制度； 3.1.3 工作监护制度； 3.1.4 工作间断、转移和终结制度。 3.2 工作票制度 3.2.1 在电气设备上的工作，应填用工作票或事故应急抢修单，其方式有下列 6 种： 3.2.1.1 填用变电站（发电厂）第一种工作票（见附录 2） 。 3.2.1.2 填用电力电缆第一种工作票（见附录 3） 。 3.2.1.3 填用变电站（发电厂）第二种工作票（见附录 4） 。 3.2.1.4 填用电力电缆第二种工作票（见附录 5） 。 3.2.1.5 填用变电站（发电厂）带电作业工作票（见附录 6） 。 3.2.1.6 填用变电站（发电厂）事故应急抢修单（见附录 7） 。 3.2.2 填用第一种工作票的工作为： 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 二次系统和照明等回路上的工作， 需要将高压设备停电者或做安全措施 者。 3.2.2.3 高压电力电缆需停电的工作。 3.2.2.4 其他工作需要将高压设备停电或要做安全措施者。 3.2.3 填用第二种工作票的工作为： 3.2.3.1 控制盘和低压配电盘、配电箱、电源干线上的工作。 3.2.3.2 二次系统和照明等回路上的工作， 无需将高压设备停电者或做安全措施 者。 3.2.3.3 转动中的发电机、 同期调相机的励磁回路或高压电动机转子电阻回路上 的工作。83.2.3.4 非运行人员用绝缘棒和电压互感器定相或用钳型电流表测量高压回路 的电流。 3.2.3.5 大于表 2-1 距离的相关场所和带电设备外壳上的工作以及无可能触及 带电设备导电部分的工作。 3.2.3.6 高压电力电缆不需停电的工作。 3.2.4 填用带电作业工作票的工作为： 带电作业或与邻近带电设备距离小于表 2-1 规定的工作。 3.2.5 填用事故应急抢修单的工作为: 事故应急抢修可不用工作票，但应使用事故应急抢修单。 3.2.6 工作票的填写与签发 3.2.6.1 工作票应使用钢笔或圆珠笔填写与签发，一式两份，内容应正确、填写 应清楚，不得任意涂改。如有个别错、漏字需要修改，应使用规范的符号，字迹 应清楚。 3.2.6.2 用计算机生成或打印的工作票应使用统一的票面格式， 由工作票签发人 审核无误，手工或电子签名后方可执行。 工作票一份应保存在工作地点，由工作负责人收执；另一份由工作许可人收 执，按值移交。工作许可人应将工作票的编号、工作任务、许可及终结时间记入 登记簿。 3.2.6.3 一张工作票中，工作票签发人、工作负责人和工作许可人三者不得互相 兼任。工作负责人可以填写工作票。 3.2.6.3 工作票由设备运行管理单位签发， 也可由经设备运行管理单位审核且经 批准的修试及基建单位签发。 修试及基建单位的工作票签发人及工作负责人名单 应事先送有关设备运行管理单位备案。 第一种工作票在工作票签发人认为必要时 可采用总工作票、分工作票,并同时签发。总工作票、分工作票的填用、许可等 有关规定由单位主管生产的领导(总工程师)批准后执行。 3.2.6.5 供电单位或施工单位到用户变电站内施工时，工作票应由有权签发工作 票的供电单位、施工单位或用户单位签发。 3.2.7 工作票的使用 3.2.7.1 一个工作负责人只能发给一张工作票，工作票上所列的工作地点，以一 个电气连接部分为限。9如施工设备属于同一电压、位于同一楼层，同时停、送电，且不会触及带电 导体时，则允许在几个电气连接部分使用一张工作票。 开工前工作票内的全部安全措施应一次完成。 3.2.7.2 若一个电气连接部分或一个配电装置全部停电，则所有不同地点的工 作， 可以发给一张工作票， 但要详细填明主要工作内容。 几个班同时进行工作时, 工作票可发给一个总的负责人，在工作班成员栏内，只填明各班的负责人，不必 填写全部工作人员名单。 若至预定时间,一部分工作尚未完成，需继续工作而不妨碍送电者，在送电 前，应按照送电后现场设备带电情况，办理新的工作票，布置好安全措施后，方 可继续工作。 3.2.7.3 在几个电气连接部分上依次进行不停电的同一类型的工作， 可以使用一 张第二种工作票。 3.2.7.4 在同一变电站或发电厂升压站内， 依次进行的同一类型的带电作业可以 使用一张带电作业工作票。 3.2.7.5 持线路或电缆工作票进入变电站或发电厂升压站进行架空线路、电缆等 工作， 应增填工作票份数， 工作负责人应将其中一份工作票交变电站或发电厂工 作许可人许可工作。 上述单位的工作票签发人和工作负责人名单应事先送有关运行单位备案。 3.2.7.6 需要变更工作班成员时，须经工作负责人同意，在对新工作人员进行安 全交底手续后，方可进行工作。非特殊情况不得变更工作负责人，如确需变更工 作负责人应由工作票签发人同意并通知工作许可人， 工作许可人将变动情况记录 在工作票上。工作负责人允许变更一次。原、现工作负责人应对工作任务和安全 措施进行交接。 3.2.7.7 在原工作票的停电范围内增加工作任务时， 应由工作负责人征得工作票 签发人和工作许可人同意， 并在工作票上增填工作项目。若需变更或增设安全措 施者应填用新的工作票，并重新履行工作许可手续。 3.2.7.8 变更工作负责人或增加工作任务，如工作票签发人无法当面办理，应通 过电话联系，并在工作票登记簿和工作票上注明。 3.2.7.9 第一种工作票应在工作前一日预先送达运行人员， 可直接送达或通过传 真、局域网传送，但传真的工作票许可应待正式工作票到达后履行。临时工作可10在工作开始前直接交给工作许可人。 第二种工作票和带电作业工作票可在进行工作的当天预先交给工作许可人。 3.2.7.10 工作票有破损不能继续使用时，应补填新的工作票。 3.2.8 工作票的有效期与延期 3.2.8.1 第一、 二种工作票和带电作业工作票的有效时间， 以批准的检修期为限。 3.2.8.2 第一、 二种工作票需办理延期手续，应在工期尚未结束以前由工作负责 人向运行值班负责人提出申请（属于调度管辖、许可的检修设备，还应通过值班 调度员批准） ，由运行值班负责人通知工作许可人给予办理。第一、二种工作票 只能延期一次。 3.2.9 工作票所列人员的基本条件 工作票的签发人应是熟悉人员技术水平、熟悉设备情况、熟悉本规程，并具 有相关工作经验的生产领导人、技术人员或经本单位主管生产领导批准的人员。 工作票签发人员名单应书面公布。 工作负责人应是具有相关工作经验，熟悉设备情况、熟悉工作班人员工作能 力和本规程，经工区（所、公司）生产领导书面批准的人员。 工作许可人应是经工区（所、公司）生产领导书面批准的有一定工作经验的 运行人员或检修操作人员 （进行该工作任务操作及做安全措施的人员） ；用户变、 配电站的工作许可人应是持有效证书的高压电工。 专责监护人应是具有相关工作经验，熟悉设备情况和本规程的人员。 3.2.10 工作票所列人员的安全责任 3.2.10.1 工作票签发人： 1) 工作必要性和安全性； 2) 工作票上所填安全措施是否正确完备； 3) 所派工作负责人和工作班人员是否适当和充足。 3.2.10.2 工作负责人（监护人） ： 1) 正确安全地组织工作； 2) 负责检查工作票所列安全措施是否正确完备和工作许可人所做的安全措 施是否符合现场实际条件，必要时予以补充； 3) 工作前对工作班成员进行危险点告知，交待安全措施和技术措施，并确 认每一个工作班成员都已知晓；114) 严格执行工作票所列安全措施； 5) 督促、监护工作班成员遵守本规程、正确使用劳动防护用品和执行现场 安全措施； 6) 工作班成员精神状态是否良好，变动是否合适。 3.2.10.3 工作许可人： 1) 负责审查工作票所列安全措施是否正确、完备，是否符合现场条件； 2) 工作现场布置的安全措施是否完善，必要时予以补充； 3) 负责检查检修设备有无突然来电的危险； 4) 对工作票所列内容即使发生很小疑问，也应向工作票签发人询问清楚， 必要时应要求作详细补充。 3.2.10.4 专责监护人： 1) 明确被监护人员和监护范围； 2) 工作前对被监护人员交待安全措施，告知危险点和安全注意事项； 3) 监督被监护人员遵守本规程和现场安全措施，及时纠正不安全行为。 3.2.10.5 工作班成员： 1) 熟悉工作内容、工作流程，掌握安全措施，明确工作中的危险点，并履 行确认手续； 2) 严格遵守安全规章制度、技术规程和劳动纪律，对自己在工作中的行为 负责，互相关心工作安全，并监督本规程的执行和现场安全措施的实施； 3) 正确使用安全工器具和劳动防护用品。 3.3 工作许可制度 3.3.1 工作许可人在完成施工现场的安全措施后，还应完成以下手续，工作班方 可开始工作： 3.3.1.1 会同工作负责人到现场再次检查所做的安全措施， 对具体的设备指明实 际的隔离措施，证明检修设备确无电压。 3.3.1.2 对工作负责人指明带电设备的位置和工作过程中的注意事项。 3.3.1.3 和工作负责人在工作票上分别确认、签名。 3.3.2 运行人员不得变更有关检修设备的运行接线方式。工作负责人、工作许可 人任何一方不得擅自变更安全措施，工作中如有特殊情况需要变更时，应先取得 对方的同意。变更情况及时记录在值班日志内。123.4 工作监护制度 3.4.1 工作票许可手续完成后，工作负责人、专责监护人应向工作班成员交待工 作内容、人员分工、带电部位和现场安全措施，进行危险点告知，并履行确认手 续，工作班方可开始工作。工作负责人、专责监护人应始终在工作现场，对工作 班人员的安全认真监护，及时纠正不安全的行为。 3.4.2 所有工作人员（包括工作负责人）不许单独进入、滞留在高压室内和室外 高压设备区内。 若工作需要（如测量极性、回路导通试验等） ，而且现场设备允许时，可以 准许工作班中有实际经验的一个人或几人同时在它室进行工作， 但工作负责人应 在事前将有关安全注意事项予以详尽的告知。 3.4.3 工作负责人在全部停电时，可以参加工作班工作。在部分停电时，只有在 安全措施可靠，人员集中在一个工作地点，不致误碰有电部分的情况下，方能参 加工作。 工作票签发人或工作负责人，应根据现场的安全条件、施工范围、工作需要 等具体情况，增设专责监护人和确定被监护的人员。 专责监护人不得兼做其他工作。专责监护人临时离开时，应通知被监护人员 停止工作或离开工作现场，待专责监护人回来后方可恢复工作。 3.4.4 工作期间，工作负责人若因故暂时离开工作现场时，应指定能胜任的人员 临时代替，离开前应将工作现场交待清楚，并告知工作班成员。原工作负责人返 回工作现场时，也应履行同样的交接手续。 若工作负责人必须长时间离开工作的现场时， 应由原工作票签发人变更工作 负责人，履行变更手续，并告知全体工作人员及工作许可人。原、现工作负责人 应做好必要的交接。 3.5 工作间断、转移和终结制度 3.5.1 工作间断时，工作班人员应从工作现场撤出，所有安全措施保持不动，工 作票仍由工作负责人执存，间断后继续工作，无需通过工作许可人。每日收工， 应清扫工作地点，开放已封闭的通路，并将工作票交回运行人员。次日复工时， 应得到工作许可人的许可， 取回工作票，工作负责人应重新认真检查安全措施是 否符合工作票的要求，并召开现场站班会后，方可工作。若无工作负责人或专责 监护人带领，工作人员不得进入工作地点。133.5.2 在未办理工作票终结手续以前，任何人员不准将停电设备合闸送电。 在工作间断期间， 若有紧急需要，运行人员可在工作票未交回的情况下合闸 送电，但应先通知工作负责人，在得到工作班全体人员已经离开工作地点、可以 送电的答复后方可执行，并应采取下列措施： 1) 拆除临时遮栏、接地线和标示牌，恢复常设遮栏，换挂“止步，高压危 险！ ”的标示牌； 2) 应在所有道路派专人守候，以便告诉工作班人员“设备已经合闸送电， 不得继续工作” 。守候人员在工作票未交回以前，不得离开守候地点。 3.5.3 检修工作结束以前，若需将设备试加工作电压，应按下列条件进行： 1）全体工作人员撤离工作地点； 2）将该系统的所有工作票收回，拆除临时遮栏、接地线和标示牌，恢复常 设遮栏； 3）应在工作负责人和运行人员进行全面检查无误后，由运行人员进行加压 试验。 工作班若需继续工作时，应重新履行工作许可手续。 3.5.4 在同一电气连接部分用同一工作票依次在几个工作地点转移工作时， 全部 安全措施由运行人员在开工前一次做完，不需再办理转移手续。但工作负责人在 转移工作地点时，应向工作人员交待带电范围、安全措施和注意事项。 3.5.5 全部工作完毕后， 工作班应清扫、 整理现场。 工作负责人应先周密地检查， 待全体工作人员撤离工作地点后，再向运行人员交待所修项目、发现的问题、试 验结果和存在问题等，并与运行人员共同检查设备状况、状态，有无遗留物件， 是否清洁等， 然后在工作票上填明工作结束时间。 经双方签名后， 表示工作终结。 待工作票上的临时遮栏已拆除，标示牌已取下，已恢复常设遮栏，未拉开的 接地线、接地刀闸已汇报调度，工作票方告终结。 3.5.6 只有在同一停电系统的所有工作票都已终结， 并得到值班调度员或运行值 班负责人的许可指令后，方可合闸送电。 3.5.7 已终结的工作票、事故应急抢修单应保存一年。 4保证安全的技术措施4.1 在电气设备上工作，保证安全的技术措施 4.1.1 停电；144.1.2 验电； 4.1.3 接地； 4.1.4 悬挂标示牌和装设遮栏（围栏） 。 上述措施由运行人员或有权执行操作的人员执行。 4.2 停电 4.2.1 （原第 67 条）工作地点，应停电的设备如下： 4.2.1.1 检修的设备； 4.2.1.2 与工作人员在进行工作中正常活动范围的距离小于表 4-1 规定的设备； 4.2.1.3 在 35kV 及以下的设备处工作，安全距离虽大于表 4-1 规定，但小于表 2-1 规定，同时又无绝缘挡板、安全遮栏措施的设备； 4.2.1.4 带电部分在工作人员后面、两侧、上下，且无可靠安全措施的设备； 4.2.1.5 其它需要停电的设备。 表 4-1 工作人员工作中正常活动范围与带电设备的安全距离 电压等级（kV） 10 及以下（13.8） 20、35 63（66） 、110 220 330 500 安全距离（m） 0.35 0.60 1.50 3.00 4.00 5.00注：表 4-1 中未列电压按高一档电压等级的安全距离 4.2.2 检修设备停电,应把各方面的电源完全断开（任何运用中的星形接线设备 的中性点，应视为带电设备） 。禁止在只经断路器（开关）断开电源的设备上工 作。应拉开隔离开关（刀闸） ，手车开关应拉至试验或检修位置，应使各方面有一个明显的断开点（对于有些设备无法观察到明显断开点的除外） 。与停电设备有关的变压器和电压互感器，应将设备各侧断开，防止向停电检修设备反送电。 4.2.3 检修设备和可能来电侧的断路器（开关） 、隔离开关（刀闸）应断开控制 电源和合闸电源，隔离开关（刀闸）操作把手必须锁住，确保不会误送电。 4.2.4 对难以做到与电源完全断开的检修设备， 可以拆除设备与电源之间的电气 连接。154.3 验电 4.3.1 验电时， 应使用相应电压等级而且合格的接触式验电器，在装设接地线或 合接地刀闸处对各相分别验电。验电前，应先在有电设备上进行试验，确证验电 器良好； 无法在有电设备上进行试验时可用高压发生器等确证验电器良好。如果 在木杆、木梯或木架上验电，不接地线不能指示者，可在验电器绝缘杆尾部接上 接地线，但应经运行值班负责人或工作负责人许可。 4.3.2 高压验电应戴绝缘手套。 验电器的伸缩式绝缘棒长度应拉足，验电时手应 握在手柄处不得超过护环， 人体应与被验电设备保持表 2-1 距离。雨雪天气时不 得进行室外直接验电。 4.3.3 对无法进行直接验电的设备， 可以进行间接验电。 即检查隔离开关 （刀闸） 的机械指示位置、电气指示、仪表及带电显示装置指示的变化，且至少应有两个 及以上指示已同时发生对应变化；若进行遥控操作，则应同时检查隔离开关（刀 闸）的状态指示、遥测、遥信信号及带电显示装置的指示进行间接验电。 4.3.4 表示设备断开和允许进入间隔的信号、经常接入的电压表等，如果指示有 电，则禁止在设备上工作。 4.4 接地 4.4.1 装设接地线应由两人进行 （经批准可以单人装设接地线的项目及运行人员 除外） 。 4.4.2 当验明设备确已无电压后，应立即将检修设备接地并三相短路。电缆及电 容器接地前应逐相充分放电， 星形接线电容器的中性点应接地，串联电容器及与 整组电容器脱离的电容器应逐个放电，装在绝缘支架上的电容器外壳也应放电。 4.4.3 对于可能送电至停电设备的各方面都应装设接地线或合上接地刀闸， 所装 接地线与带电部分应考虑接地线摆动时仍符合安全距离的规定。 4.4.4 对于因平行或邻近带电设备导致检修设备可能产生感应电压时， 应加装接 地线或工作人员使用个人保安线，加装的接地线应登录在工作票上，个人保安线 由工作人员自装自拆。 4.4.5 在门型架构的线路侧进行停电检修， 如工作地点与所装接地线的距离小于 10m，工作地点虽在接地线外侧，也可不另装接地线。 4.4.6 检修部分若分为几个在电气上不相连接的部分[如分段母线以隔离开关 （刀闸）或断路器（开关）隔开分成几段]，则各段应分别验电接地短路。降压16变电站全部停电时， 应将各个可能来电侧的部分接地短路，其余部分不必每段都 装设接地线或合上接地刀闸。 4.4.7 接地线、接地刀闸与检修设备之间不得连有断路器（开关）或熔断器。若 由于设备原因，接地刀闸与检修设备之间连有断路器（开关） ，在接地刀闸和断 路器（开关）合上后，应有保证断路器（开关）不会分闸的措施。 4.4.8 在配电装置上， 接地线应装在该装置导电部分的规定地点，这些地点的油 漆应刮去，并划有黑色标记。所有配电装置的适当地点，均应设有与接地网相连 的接地端，接地电阻应合格。接地线应采用三相短路式接地线，若使用分相式接 地线时，应设置三相合一的接地端。 4.4.9 装设接地线应先接接地端， 后接导体端， 接地线应接触良好， 连接应可靠。 拆接地线的顺序与此相反。装、拆接地线均应使用绝缘棒和戴绝缘手套。人体不 得碰触接地线或未接地的导线，以防止感应电触电。 4.4.10 成套接地线应用有透明护套的多股软铜线组成，其截面不得小于 25mm2， 同时应满足装设地点短路电流的要求。 禁止使用其他导线作接地线或短路线。 接地线应使用专用的线夹固定在导体上，严禁用缠绕的方法进行接地或短 路。 4.4.11 严禁工作人员擅自移动或拆除接地线。高压回路上的工作，需要拆除全 部或一部分接地线后始能进行工作者[如测量母线和电缆的绝缘电阻，测量线路 参数，检查断路器（开关）触头是否同时接触]，如： 1）拆除一相接地线； 2）拆除接地线，保留短路线； 3）将接地线全部拆除或拉开接地刀闸。 上述工作应征得运行人员的许可（根据调度员指令装设的接地线，应征得调 度员的许可） ，方可进行。工作完毕后立即恢复。 4.4.12 每组接地线均应编号，并存放在固定地点。存放位置亦应编号，接地线 号码与存放位置号码应一致。 4.4.13 装、拆接地线，应做好记录，交接班时应交待清楚。 4.5 悬挂标示牌和装设遮栏（围栏） 4.5.1 在一经合闸即可送电到工作地点的断路器（开关）和隔离开关（刀闸）的17操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作！ ”的标示牌（见附录 9） 。 如果线路上有人工作，应在线路断路器（开关）和隔离开关（刀闸）操作把 手上悬挂“禁止合闸，线路有人工作！ ”的标示牌。 对由于设备原因，接地刀闸与检修设备之间连有断路器（开关） ，在接地刀 闸和断路器 （开关） 合上后， 在断路器（开关）操作把手上，应悬挂“禁止分闸！ ” 的标示牌。 在显示屏上进行操作的断路器（开关）和隔离开关（刀闸）的操作处均应相 应设置“禁止合闸，有人工作！ ”或“禁止合闸，线路有人工作！ ”以及“禁止分 闸！ ”的标记。 4.5.2 部分停电的工作， 安全距离小于表 2-1 规定距离以内的未停电设备，应装 设临时遮栏，临时遮栏与带电部分的距离，不得小于表 4-1 的规定数值，临时遮 栏可用干燥木材、橡胶或其他坚韧绝缘材料制成，装设应牢固，并悬挂“止步， 高压危险！ ”的标示牌。 35kV 及以下设备的临时遮栏，如因工作特殊需要，可用绝缘挡板与带电部 分直接接触。但此种挡板应具有高度的绝缘性能，并符合附录 10 要求。 4.5.3 在室内高压设备上工作，应在工作地点两旁及对面运行设备间隔的遮栏 （围栏）上和禁止通行的过道遮栏（围栏）上悬挂“止步，高压危险！ ”的标示 牌。 4.5.4 高压开关柜内手车开关拉出后，隔离带电部位的挡板封闭后禁止开启，并 设置“止步，高压危险！ ”的标示牌。 4.5.5 在室外高压设备上工作， 应在工作地点四周装设围栏，其出入口要围至临 近道路旁边，并设有“从此进出！ ”的标示牌。工作地点四周围栏上悬挂适当数 量的“止步，高压危险！ ”标示牌，标示牌应朝向围栏里面。若室外配电装置的 大部分设备停电， 只有个别地点保留有带电设备而其他设备无触及带电导体的可 能时，可以在带电设备四周装设全封闭围栏，围栏上悬挂适当数量的“止步，高 压危险！ ”标示牌，标示牌应朝向围栏外面。 严禁越过围栏。 4.5.6 在工作地点设置“在此工作！ ”的标示牌。 4.5.7 在室外构架上工作， 则应在工作地点邻近带电部分的横梁上， “止步， 悬挂 高压危险！ ”的标示牌。在工作人员上下铁架或梯子上，应悬挂“从此上下！ ”的18标示牌。在邻近其他可能误登的带电架构上，应悬挂“禁止攀登，高压危险！ ” 的标示牌。 4.5.8 严禁工作人员擅自移动或拆除遮栏（围栏） 标示牌。 、 5线路作业时变电站的安全措施5.1 线路的停、 送电均应按照值班调度员或线路工作许可人的指令执行。严禁约 时停、送电。停电时，应先将该线路可能来电的所有断路器（开关） 、线路隔离 开关（刀闸） 、母线隔离开关（刀闸）全部拉开，手车开关应拉至试验或检修位 置， 验明确无电压后， 在线路上所有可能来电的各端装设接地线或合上接地刀闸。 在线路断路器（开关）和隔离开关（刀闸）操作把手上均应悬挂“禁止合闸，线 路有人工作！ ”的标示牌，在显示屏上断路器（开关）和隔离开关（刀闸）的操 作处均应设置“禁止合闸，线路有人工作！ ”的标记。 5.2 值班调度员或线路工作许可人应将线路停电检修的工作班组数目、 工作负责 人姓名、工作地点和工作任务记入记录簿。 工作结束时，应得到工作负责人（包括用户）的工作结束报告，确认所有工 作班组均已竣工，接地线已拆除，工作人员已全部撤离线路，并与记录簿核对无 误后，方可下令拆除变电站或发电厂内的安全措施，向线路送电。 5.3 当用户管辖的线路要求停电时，应得到用户停送电联系人的书面申请经批准 后方可停电，并做好安全措施。恢复送电，应接到原申请人的工作结束报告，作 好录音并记录后方可进行。用户停送电联系人的名单应在调度和有关部门备案。 6在六氟化硫电气设备上的工作6.1 装有 SF6 设备的配电装置室和 SF6 气体实验室，应装设强力通风装置，风口应 设置在室内底部，排风口不应朝向居民住宅或行人。 6.2 在室内，设备充装 SF6 气体时，周围环境相对湿度应≤80%，同时应开启通风 系统，并避免 SF6 气体泄漏到工作区。工作区空气中 SF6 气体含量不得超过 1000ppm。 6.3 主控制室与 SF6 配电装置室间要采取气密性隔离措施。SF6 配电装置室与其下 方电缆层、电缆隧道相通的孔洞都应封堵。SF6 配电装置室及下方电缆层隧道的 门上，应设置“注意通风”的标志。 6.4 SF6 配电装置室、电缆层（隧道）的排风机电源开关应设置在门外。196.5 在 SF6 配电装置室低位区应安装能报警的氧量仪或 SF6 气体泄漏报警仪,在工 作人员入口处也要装设显示器。这些仪器应定期试验，保证完好。 6.6 工作人员进入 SF6 配电装置室，入口处若无 SF6 气体含量显示器，应先通风 15min，并用检漏仪测量 SF6 气体含量合格。尽量避免一人进入 SF6 配电装置室进 行巡视，不准一人进入从事检修工作。 6.7 （工作人员不准在 SF6 设备防爆膜附近停留。若在巡视中发现异常情况，应 立即报告，查明原因，采取有效措施进行处理。 6.8 进入 SF6 配电装置低位区或电缆沟进行工作应先检测含氧量（不低于 18%） 和 SF6 气体含量是否合格。 6.9 在打开的 SF6 电气设备上工作的人员，应经专门的安全技术知识培训，配置 和使用必要的安全防护用具。 6.10 设备解体检修前，应对 SF6 气体进行检验。根据有毒气体的含量，采取安全 防护措施。检修人员需穿着防护服并根据需要配戴防毒面具。打开设备封盖后， 现场所有人员应暂离现场 30min。取出吸附剂和清除粉尘时，检修人员应戴防毒 面具和防护手套。 6.11 设备内的 SF6 气体不得向大气排放，应采取净化装置回收，经处理合格后方 准使用。回收时作业人员应站在上风侧。 设备抽真空后,用高纯度氮气冲洗 3 次[压力为 9.8?10４pa 1 个大气压） （ ]。 将清出的吸附剂、金属粉末等废物放入 20%氢氧化钠水溶液中浸泡 12 小时后深 埋。 6.12 （从 SF6 气体钢瓶引出气体时，应使用减压阀降压。当瓶内压力降至 9.8 ?10４pa（1 个大气压）时，即停止引出气体，并关紧气瓶阀门，戴上瓶帽。 6.13SF6 配电装置发生大量泄漏等紧急情况时，人员应迅速撤出现场，开启所有 排风机进行排风。 未配戴隔离式防毒面具人员禁止入内。只有经过充分的自然排 风或恢复排风后，人员才准进入。发生设备防爆膜破裂时，应停电处理,并用汽 油或丙酮擦试干净。 6.14 进行气体采样和处理一般渗漏时，要戴防毒面具并进行通风。 6.15 SF6 开关进行操作时，禁止检修人员在其外壳上进行工作。 6.16 检修结束后，检修人员应洗澡，把用过的工器具、防护用具清洗干净。206.17 SF6 气瓶应放置在阴凉干燥、通风良好、敞开的专门场所，直立保存，并应 远离热源和油污的地方，防潮、防阳光曝晒，并不得有水份或油污粘在阀门上。 搬运时，应轻装轻卸。7 一般安全措施 7.1 任何人进入生产现场，应戴安全帽。 7.2 工作场所的照明，应该保证足够的亮度。在操作盘、重要表计、主要楼梯、 通道、调度室、机房、控制室等地点，还应设有事故照明。 7.3 变、配电站及发电厂遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断， 然后进行救火。消防器材的配备、使用、维护，消防通道的配置等应遵守 DL-5027-93《电力设备典型消防规程》的规定。 7.4 电气工具和用具应由专人保管，定期进行检查。使用时，应按有关规定接入 漏电保护装置、接地线。使用前应检查电线是否完好，有无接地线，不合格的不 准使用。 7.5 凡在离地面（坠落高度基准面）2m 及以上的地点进行的工作，都应视作高处 作业。 7.6 高处作业应使用安全带（绳） ，安全带（绳）使用前应进行检查，并定期进 行试验。 安全带 （绳） 应挂在牢固的构件上或专为挂安全带用的钢架或钢丝绳上， 并不得低挂高用， 禁止系挂在移动或不牢固的物件上[如避雷器、 断路器 （开关） 、 隔离开关（刀闸） 、电流互感器、电压互感器等支持件上]。在没有脚手架或者在 没有栏杆的脚手架上工作，高度超过 1.5m 时，应使用安全带或采取其他可靠的 安全措施。 7.7 高处作业应使用工具袋， 较大的工具应固定在牢固的构件上， 不准随便乱放， 上下传递物件应用绳索栓牢传递，严禁上下抛掷。 7.8 在未做好安全措施的情况下，不准登在不坚固的结构上(如彩钢板屋顶)进行 工作。 7.9 梯子应坚固完整，梯子的支柱应能承受作业人员及所携带的工具、材料攀登 时的总重量，硬质梯子的横木应嵌在支柱上，梯阶的距离不应大于 40cm，并在 距梯顶 1m 处设限高标志。梯子不宜绑接使用。 7.10 在户外变电站和高压室内搬动梯子、管子等长物，应两人放倒搬运，并与21带电部分保持足够的安全距离。 在变、配电站（开关站）的带电区域内或临近带电线路处，禁止使用金属梯 子。 7.11 在带电设备周围严禁使用钢卷尺、皮卷尺和线尺（夹有金属丝者）进行测 量工作。第二部分：新光变电站运行规程一、适用范围1.本作业指导书适用于四川新光硅业科技有限责任公司 110KV 新光变电站变配 电设备的运行、操作、维护、事故及异常处理。 2.按作业指导书内容进行操作， 保证变电站设备的安全、稳定运行和公司生产的 顺利进行。二、变配电及仪表流程1.配电流程：通过主变将 110KV 电源电压降至 10KV 直接向高压电气设备提供电 源，或再通过总变配电变压器、循环水配电变压器、工艺区配电变压器、厂前区 配电变压器、 7#厂房配电变压器、 新硅芯厂房配电变压器、 江边泵房配电变压器、 办公照明配电变压器将 10KV 电压降至 0.4KV 向低压电气设备提供 380V/220V 电 源。110KV 松新一回 110KV 松新二回 110KV 母线 1#主变、 2#主变 10KV 母线 高压电气设备 各配电变压器2.仪表流程： 变电站采用 CBZ-8000 变电站综合自动化系统。系统分为两层：站控层和间 隔层。各间隔设备相对独立，仅通过站内通信网与站控层进行互联。 变电站主控室设两台监控主机（互为备用） ，对 110KV 间隔（GIS） 、10KV 间 隔（中压室开关） 、主变的开关状态、电流、电压、功率、功率因数、温度等运 行参数进行监控，并通过监控主机对 110KV 间隔（GIS） 、10KV 间隔（中压室开 关） 、主变有载调压开关、冷却风机进行“远方”操作：22间隔层： 110KV 开关状态、电流、 间隔 电压、功率 （GIS） 站控层 CBZ-8000 通信 开关状态、电流、 主变 电压、温度、功率、 有载调压分接开关 档位、冷却风机 开关状态、电流、 10KV 间隔 电压、功率、 功率因数三、基本资源 1.人力资源：变电站共有值班运行人员 9 名，其中本科学历 1 名，大专学历 3 名，中专学历 4 名， 。设运行班长 1 名、主控制员 4 名、副控制员 4 名。 2.设备资源： 变电站主要设备表序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 设备名称、位号 GIS 开关设备 1#主变、TR1 2#主变、TR2 3#主变、TR3(35KV 应急变) 1#所用变、SYB1 2#所用变、SYB2 户外高压 SF6 断路器 莲新线 501 开关 高频直流成套系统 308CZL1 中压开关柜 AH0~AH63 10KV 电容补偿装置 1#总变低压变 ZBDYB1 2#总变低压变 ZBDYB2 3#总变低压变 ZBDYB3 3#厂房应急变 1#循环水变 XHSDYB1 2#循环水变 XHSDYB2 1#厂前区变 CQQDYB1 2#厂前区变 CQQDYB2 1#工艺区低压变 GYQDYB1 2#工艺区低压变 GYQDYB2 设备型号 ZF5T-126 SFZ9- SFZ9--5000/35 SC9-50/10 SC9-50/10 LW34-40.5 GZDW-M40A/220V KYN28A-12-02 SHFC 12/6000 S10-M-.4 S10-M-.4 S10-M-.4 SCB0-M S10M S10M―M―M S10M 单位 间隔 台 台 台 台 台 台 套 面 套 台 台 台 台 台 台 台 台 台 台 数量 位 3 1 1 1 1 1 1 1 64 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12321 22 23 24 25 26 27 28 29 30后整理工序变 新硅芯厂房变 办公区变压器 380V 低压开关柜 308AA1~AAE12 380V 低压开关柜 308AA39/41 380V 低压开关柜 305AA1~305AAE2 380V 低压开关柜 106AA1~106AAE2 380V 低压开关柜 380V 低压开关柜 1AT1~1AT5/EAT 380V 低压开关柜 1AT1~1AT5 SCB00--M-630/10 CMD190 SGHK CMD190 CMD190 SGHK CMD190 SGHK CMD190 GCS台 台 台 面 面 面 面 面 面 面 面 面1 1 1 45 2 24 37 2 56 2 7 6四、控制参数 序号 1 2 3 4 5 变电站在运行过程中，主要控制参数见下表： 控制参数 控制值 10KV 母线电压 10~10.5KV 10KV 母线功率因数 ≥0.9 变压器上层油温 ＜85C° （环境温度为 40C°时） 变压器上层油面温升 ＜45C° 0.4KV 母线电压 380~380+5V五、主要操作规定 1.电气设备运行管理原则： 1.1 110KV 松新Ⅰ、Ⅱ回线路与对应的松林站侧线路间隔、110KV 松新Ⅰ、Ⅱ回 进线 117、118 开关间隔、110KV 母线及附属设备（包括Ⅰ、Ⅱ段母线、Ⅰ、Ⅱ 段母线 PT、110KV 母线分段 130 开关间隔） 、与电力系统有关的通讯、远动和自 动化设备由乐山地调直接调度管辖。1#、2#主变的 110 KV 中性点接地方式以及 10KVⅠ、 Ⅱ段母线分段 930 开关为乐山地调调度许可设备。未经地调值班调度许 可， 任何人不得操作由乐山地调调度管辖范围内的设备，如遇危及人身和设备安 全时可先处理后向地调值班调度汇报。 其余设备执行厂内调度命令。 2#主变、 1#、 10KVⅠ、Ⅱ段母线改变运行方式必须事先得到地调值班调度员许可方能进行操 作，除短时切换负荷需要外，不能采用通过 110KV 母线分段 130 开关或 10 KV 母线分段 930 开关与 110KV 松新Ⅰ回、松新Ⅱ回线路形成环路的运行方式。 1.2 调度通讯设备的运行管理： （1）总变电站使用专用光纤通讯作为与乐山地调联系的主要通讯手段，公网市 话作为应急通讯手段。 （2）值班运行人员交接班时应对通讯设备完好情况进行交接，定期对通讯设备 进行检查。 （3）未经地调通讯管理部门允许，任何人不得擅自搬迁、移动通讯设备或将专 用通讯设备作为它用。241.3 本站采用变电站综合自动化系统，集中监控，110KVGIS 所有开关的倒闸操作 以及主变、 有载调压开关的升、 降档与急停规定均在主控室通过监控主机进行远 方操作， 操作时应有运行人员持对讲机在设备现场监视开关动作情况，并与主控 室随时保持联系。110KVGIS 所有开关的倒闸操作以及主变有载调压开关的升、 降档、急停规定在监控系统故障或事故情况下才允许进行就地手动操作。 2.变电站主接线运行方式： 2.1 110KV 松新 I 回 117 开关、松新 II 回 118 开关在合位，110KV 内桥开关 130 热备用， 两回 110KV 进线互为暗备用， 110KV 松新线 I 回带 1#主变运行： 由 110KV 松新 I 回 117 开关运行、110KV 松新松新 II 回 118 开关运行，110KV130 开关热 备用，1#主变运行，2#主变空载运行（即 2#主变 10KV 侧 902 开关热备用） 。或 由 110KV 松新线 II 回带 2#主变运行：110KV 松新 I 回 117 开关运行、110KV 松 新松新 II 回 118 开关运行，110KV130 开关热备用，2#主变运行，1#主变空载运 行（即 1#主变 10KV 侧 901 开关热备用） 。 2.2 10KV 一段、二段母联开关 930 运行，10KV 一段、应急段母联开关 950 运行。 3#主变（35KV 应急变）空载运行、3#主变 10KV 侧 900 开关热备用。 2.3 35KV 莲新线与 110KV 松新 I 回（或 110KV 松新 II 回）为不同的两个电源点， 不符合同期条件，在 35KV 应急变 10KV 侧 900 开关和 10KV 一段、应急段 950 母 联开关设有电气联锁，禁止解除联锁同时运行 35KV 应急变 10KV 侧 900 开关和 10KV 一段、应急段 950 母联开关。 2.4 10KV900 开关应随时处于热备用状态。当故障情况下 10KVI 段失电后不能及 时恢复供电时，10KV900 开关备自投装置检:35KV 莲新线有压时，确认断开 10KV 一段、应急段 950 母联开关后，合上 10KV 应急段进线 900 开关，由 35KV 莲新线 带 10KV 应急段负荷运行。 2.5 按规定运行方式正常运行时，将全部负荷从 110KV 松新一回切换到 110KV 松 新二回 （或将全部负荷从 110KV 松新二回切换到 110KV 松新一回） 将造成 110KV ， 松新一回 （或 110KV 松新二回） 的负荷大量超出公司与乐山电业局签订的负荷需 量合同，给公司造成巨大经济损失。将全部负荷从 110KV 松新一回切换到 110KV 松新二回（或将全部负荷从 110KV 松新二回切换到 110KV 松新一回）时，必须报 告专责工程师， 经与乐山电业局联系同意后方可切换负荷。事故或 110KV 松新一 回、二回其中一条线路失电情况下，为保证公司生产用电时除外。 2.6.主变中性点的运行规定: 2.6.1 主变中性点的运行方式按地调调度命令进行。 2.6.2 投运或停运主变的操作，主变 110KV 中性点必须先接地。投入后可按系统 需要由地调调度决定中性点是否断开。 2.6.3 相应的保护硬压板随变压器中性点接地方式进行切换。 2.7.高压电机开关操作原则： 全部高压电机开关均处于热备用状态， “远方/就地”转换开关置于“远方” （检修时置于 “就地”， ） 高压电机的投运或停机均由各相关工艺操作人员进行操 作，变电站操作人员禁止分、合开关。 2.8 在进行变配电设备切换操作时，均不能造成相应的母线失电（如：110KV 松 新一、二回之间，1#主变、2#主变之间，1#低压变、2#低压变等之间的切换均不 能造成 110KV 母线、 10KV 母线、 0.4KV 母线失电） .对生产安全构成影响的操作： 。 110KV 松新一、二回切换，1#、2#主变切换、110KV、10KV、0.4KV 母联开关改变 运行方式等对生产安全构成影响的操作，操作票由专责工程师、变电站电气运行25组长、当班主控制员共同审核，并经部门负责人同意后方能执行操作。 3.倒闸操作的基本要求： 3.1 倒闸操作必须根据值班调度员或值班负责人的命令，复诵无误后按操作票执 行（事故处理除外） 。操作任务完成后应及时汇报发令人。 3.2 倒闸操作前必须明确操作任务的内容和目的以及安全措施。 3.3 倒闸操作前应考虑到： （1）是否会造成带负荷拉合刀闸或带地线合闸。 （2）是否会造成设备过负荷。 （3）继电保护、自动装置使用是否正确，是否需要切换。 （4）被操作设备能否满足操作要求。 （5）主变分接头位置是否合理，无功补偿装置投退情况，防止操作过程中引起 过电压。 3.4 倒闸操作必须至少有两人进行，其中一人操作，一人监护，倒闸操作必须严 格执行监护复诵制，以确保操作安全。 3.5 操作中每执行一项，应严格执行“四对照” ，即对照设备名称、编号、位置 和拉合方向。每到被操作设备前，监护人和操作人要先核对设备名称、编号、位 置和拉合方向与操作票所列顺序、内容是否相符，确认符合后方可执行。 3.6 操作必须按操作票的顺序依次进行， 不得跳项、 漏项， 不得擅自更改操作票， 不需要的操作项目， 要在操作票备注栏注明原因，在操作中严禁穿插口头命令的 操作项目。 3.7 在操作中，若发生事故，应停止操作，先处理事故。待事故处理完毕或告一 段落后，经值班调度员和班长许可，方可继续操作。 3.8 在操作过程中，如对某一操作项目发生疑问，应立即停止操作，直到弄清后 方可继续操作。严禁在操作中随意更改操作步骤。 4.倒闸操作的步骤: 4.1 接受命令：由值班负责人接受值班调度员的命令，经复诵无误后，把命令记 录在操作命令记录本上。 4.2 对图填票：操作人根据操作命令核对主接线图填写操作票。 4.3 审核批准：操作票应经监护人和值班负责人分别审核并确认无误后签名批 准，将操作票交还操作人。 4.4 模拟操作：正式操作前由监护人按操作票的项目顺序唱票，由操作人对照主 接线图，核对其操作票的正确性。 4.5 唱票复诵及逐项勾票：操作人和监护人携带操作票和安全工具进入操作现 场，监护人在操作设备前持票高声唱票，操作人核对复诵并接到监护人“执行” 的口令后，方可操作。监护人在操作开始时，应记录操作时间，每项操作完后， 即在操作票该项前做“√”记号。 4.6 检查设备：操作人在监护人的监护下，检查操作结果，包括表计指示及各种 信号指示灯是否正常。 4.7 汇报完成：操作票上的全部项目依次操作完毕后，应记下完毕时间，并向值 班调度员报告执行完毕，在操作票上盖上“已执行”印章。 5.倒闸操作票的填写： 5.1 倒闸操作的基本操作术语及其含义见附录（一） 。 5.2 变电站设备及输电线路（开关、线路、主变、母线、PT 等）的状态共四种： 运行状态、热备用状态、冷备用状态、检修状态。265.3 操作票的填写项目，除按照《电业安全工作规程》第 20 条的内容填写外， 还应填写以下项目： 5.3.1 自动装置的投退； 5.3.2 二次回路空气开关和控制回路电源开关（熔断器）的投入或解除； 5.3.3 保护装置的投入或解除； 5.4 下列操作可不用操作票但必须执行监护复诵制，并记录在值班记录本内： 5.4.1 断合开关的单一操作： 5.4.2 事故处理； 5.4.3 拆除全站仅有的一组接地线或断开仅有的一组接地刀闸。 6.允许用刀闸进行的操作： 6.1 拉合无故障的电压互感器及避雷器； 6.2 拉合母线及直接连接在母线上的电容电流； 6.3 拉合无接地故障变压器的中性点接地刀闸 6.3 用三连刀闸拉合励磁电流不超过 2 安培的空载变压器和电容电流不超过 5 安 培的空送线路。 7.设备不停电（无遮拦）时的安全距离：电 压 等 级 (kV) 安全距离 （m） 0.70 1.00 1.5010 及以下 35 1108.乐山电业局地调中心可遥测的电气量： 8.1 110KV 线路电流、电压、有功功率、无功功率、有功电量、无功电量。 8.2 1#、2#主变两侧电流、有功功率、无功功率。 8.3 10KV 母线线电压，相电压。 8.4 地调中心遥信部分 8.4.1 开关位置信号：117、118、130、930、950 位置信号。 8.4.2 刀闸位置信号：、、、、1021、 1302 位置信号。 8.4.3 地刀位置信号：1、1、130、13010、 1、1、 位置信号。 8.4.4 主变中性点接地刀闸位置信号： 位置信号。 8.4.5110KV 线路保护动作信号。 8.4.6 主变保护动作信号。 8.4.7 主变分接开关档位、油温信号。六、设备运行（一）变压器： 1.变压器参数 （1）主变 1#、2#主变由青岛青波变压器股份有限公司生产，变压器主要参数如下：型 号 额定容 SFZ9-000KVA 联接组标号 额定电压 YNd11 110/10.5KV27量 额定电 流 额定频 率 空载损 耗 空载电 流 调压方 式 冷却方 式 330.7/3464A 50HZ 36.2KW 0.12% 有载调压 ONAN/ONAF 70/100% 分接范围 相数 负载损耗 短路阻抗 绝缘水平 ±8?1.25% 3相 220.5KW 10.42% LI480AC200-LI325AC140 /LI75AC35分接开关高 分接位置 1 2 3 4 5 6 7 63000KVA 8 9a 9b 9c 10 11 12 250 .8 339.1 343.5 .7 .6 X8-Y8-Z8 X9-Y9-Z9 AK-BK-CK X1-Y1-Z1 X2-Y2-Z2 X3-Y3-Z3 X4-Y4-Z4 AK-ABK-BCK-C分接容（KVA） 分接电 （V） 630 880 130 112750 压 分接电流 （A） 开关连接 X1-Y1-Z1 X2-Y2-Z2 X3-Y3-Z3 X4-Y4-Z4 X5-Y5-Z5 X6-Y6-Z6 X7-Y7-Z7 AK-A+ BK-B+ CK-C+300.6 304 307.6 311.2 314.9 318.7 322.62813 14 15 16 17130 380 99000 低 电压（V） 10500348.1 352.7 357.5 362.4 367.4 压X5-Y5-Z5 X6-Y6-Z6 X7-Y7-Z7 X8-Y8-Z8 X9-Y9-Z9电流（A） 3464（2）1#、2#总变低压变（成都蜀能）主要技术参数如下：型号规格 额定电压（高压/低 压） 相数 分接型式 调压方式 型号规格 额定电压（高压/低 压） 相数 分接型式 调压方式 S10M V 3相 ±2?2.5% 无载调压 S10M V 3相 ±2?2.5% 无载调压 额定容量 额定电流（高压/低 压） 频率 联接组标号 冷却方式 额定容量 额定电流（高压/低 压） 频率 联接组标号 冷却方式 2500KVA 144．5/3608A 50HZ Dyn11 ONAN 1250KVA 72．2/1804A 50HZ Dyn11 ONAN3#总变低压变(应急变，成都蜀能)主要技术参数如下：（3）总变 1#、2#所用变（干变）主要技术参数如下：P KVA SC9-50/10 50 P0 W 340 PK （100）℃ W 1100 I0 % 2．8 UK % 4型号（4）1#、2#循环水低压变主要技术参数如下：型号规格 额定电压（高压/低 压） 相数 分接型式 调压方式 S10M V 3相 ±2?2.5% 无载调压 额定容量 额定电流（高压/低 压） 频率 联接组标号 冷却方式 800KVA 46.2/1155A 50HZ Dyn11 ONAN（5）取水泵房低压变主要技术参数如下：29型号 S10-250/10容量（KVA） 250变比 10/0.4KV短路电压 UK 4%分接范围 ±5%接线组别 Y/Y0-12（6）1#厂前区低压变(青变成都双星)主要技术参数如下：型号规格 额定电压（高压/低 压） 相数 分接型式 调压方式 阻抗电压 S10-M-00/400V 3相 ±2?2.5% 无载调压 5.75G 额定容量 额定电流（高压/低 压） 频率 联接组标号 冷却方式 2500KVA 144.3/3608A 50HZ Dyn11 ONAN（7）2#厂前区低压变（成都蜀能）主要技术参数如下：型号规格 额定电压（高压/低 V 压） 相数 分接型式 调压方式 阻抗电压 3相 ±2?2.5% 无载调压 5.73G 压） 频率 联接组标号 冷却方式 50HZ Dyn11 ONAN S10M 额定容量 额定电流（高压/低 144.3/KVA（8）1#、2#工艺区低压变（成都蜀能）主要技术参数如下：型号规格 额定电压（高压/低
压） 相数 分接型式 调压方式 阻抗电压 3相 ±2?2.5% 无载调压 5.72G 压） 频率 联接组标号 冷却方式 50HZ Dyn11 ONAN S10M 额定容量 额定电流（高压/低 115.5/2.变压器投运准备工作： 2.1 送电前的检查项目和准备工作： （1）检查变压器一次侧和二次侧回路中的设备，从母线开始检查到变压器的出 线开关为止。 （2）收回工作票，确认与操作无关人员全部退出现场，并在安全措施（临时接 地线、临时遮拦）拆除前，由运行人员进行下列检查： a.检查变压器本体、 分接开关、 套管各处油位是否正常， 油色是否正常。 变压器、 油枕、散热器应无渗漏油。30b.变压器顶部无杂物。 c.变压器套管应清洁、无破损裂纹。 d.变压器外壳接地完好。 e.变压器分接开关档位正确。 f.检查瓦斯继电器和散热器阀门是否打开，瓦斯继电器内无气体。 g.检查呼吸道是否畅通，硅胶是否变色。 h.变压器各接线端子应牢固可靠，变压器各侧待合断路器和刀闸是否正常可靠。 i.变压器微机保护装置是否完好，保护装置的整定值是否符合给定值，并按调度 命令启用。各保护装置的跳闸压板在投入位置。 j.变压器绝缘试验合格。 3.变压器投、停电注意事项： （1）变压器经注油、换油、大量油补充及滤油脱气后，应先静置，待油中气体 分离出，并排除套管法兰、油管、瓦斯继电器和冷却器联箱等处的残存空气。油 静置时间遵守厂家规定。当制造厂无明确规定时，静置时间应≥24 小时。 （2）新装变压器初次进行空载投入时，应投入差动保护，待变压器带有负荷时， 退出差动保护，进行带负荷测试，检查结线正确后，再投入差动保护。 （3）新装、检修或长期停运的变压器经过检查验收，值班人员确认已具备条件 时，方可按调度命令投入运行。 4.变压器的冲击合闸试验： 新安装或大修后的变压器在投入运行前要进行冲击合闸试验， 新安装的变压 器应全电压连续冲击 5 次， 大修后的变压器应全电压连续冲击 3 次，每次冲击间 隔时间不少于 5min 无异常，变压器方可投入运行。 5.变压器停、送电操作： （1）变压器送电操作： a、核对保护定值符合现场运行要求。 b、检查保护启用停用符合现场运行要求。 c、拆除接地线（接地刀闸）及临时遮栏等安全措施。 d、合上主变高压侧中性点接地刀闸。 e、合上变压器高压侧断路器两侧隔离开关。 f、合上变压器高压侧断路器。 g、合上变压器低压侧断路器。 (2)变压器的停电操作: 其顺序与送电操作相反。 6.主变有载调压分接开关的操作和运行： （1）有载调压变压器在并联运行时，不允许采用自动调压方式。 （2）变压器分接开关的位置和变换情况应记入值班操作记录中。 （3）新安装和大修后的有载调压分接开关，其瓦斯保护应完好，并投入运行。 变压器送电带负荷前（经冲击合闸后，在空载运行的情况下，应进行电动操作有 载分接开关一个循环）检查无异常，极限位置、电气闭锁可靠，方可调至所需要 的分接位置。 （4）正常情况下，调压操作通过电动机械进行，调压切换操作必须在一个分接 变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时要注意观察电压、电流指示值，位 置指示器有相应的变化， 并符合调压目的。电动机运转和切换分接开关响声应正 常。31（5）当有载调压装置拒动时，应立即按下“紧急跳闸”按钮，通知检修处理。 若分接头没有调整到所需要位置，可就地手动进行调节；当远方有载调整装置失 灵时，可到就地用电动或手动进行相应调节。有载调压就地手动操作方法：用手 柄插入，顺时针转动为升压，逆时针为降压。 （6）变压器过负荷时，不得进行调压操作。 （7）有载调压分接开关多次切换后，可能产生气体，使瓦斯保护动作，此时应 停止有载调压操作，作好记录、分析原因。 （8）每三个月应取分接开关油样进行试验，当运行时间满一年或切换次数达 4000 次应换油。 （9）电动调压时，如果进行一级调整后，电压无变化，可反向调一级，再正向 调一级， 电压如仍无变化， 则不得再进行电动操作。 请示调度后， 进行手动调节。 （10）手动调节分接开关时，应先切断电机电源，顺时针摇动把手，显示递增， 反之递减，当听到分接开关切换“嗒嗒”声，档位显示正中，则完成一次调压。 （11）正常时，有载调压“远方/就地”开关应投在“远方”位置，在主控室内 进行调压，操作时现场有运行人员进行监护并持对讲机与主控室保持联系。 7.变压器的运行和维护 7.1 变压器的有关运行规定： （1）变压器在额定冷却条件下可按铭牌规定出力运行。 （2）变压器的运行电压一般不应高于该分接额定电压的 105％。 （3）在正常运行条件下，当冷却介质最高温度为 40℃时，变压器的上层油温一 般不宜超过 85℃，当周围冷却介质温度较低时，顶层油温也应相应降低。运行 中的变压器上层油温允许温升为 55℃，为防止变压器油劣化，上层油面温升不 应超过 45℃。绕组温升不得超过 60℃。 （4）变压器允许的过负荷运行方式： a.变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。 变压器在正常过负荷下 可以继续运行， 其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质的温度以及过负荷前 变压器所带的负荷等来确定。事故过负荷只允许在事故情况下使用。 b.变压器事故过负荷的允许值规定。 事故过负荷对额定负荷之比 1.3 1.45 1.6 1.75 2.0 3.0 过负荷允许的持续时间（min） 120 80 45 20 10 1.5 c.油浸式自冷或油浸风冷电力变压器，正常过负荷的允许值和允许时间规定如 下： （时： 分） 过负荷倍 过负荷前上层油的温升 K 为下列数值时的允许负荷持续时间 数 17℃ 22℃ 28℃ 33℃ 39℃ 44℃ 50℃ 1.00 连续运行 1.05 5：50 5：25 4：50 4：00 3：50 1：30 － 1.10 3：50 3：25 2：50 2：10 1：25 0：10 － 1.15 2：50 2：25 1：50 1：20 0：35 － － 1.20 2：05 1：40 1：15 0：45 － － － 1.25 1：35 1：15 0：50 0：25 － － － 1.30 1：10 0：50 0：30 － － － － 1.35 0：55 0：35 0：15 － － － － 1.40 0：40 0：25 － － － － － 1.45 0：25 0：10 － － － － －321.50 0：15 － － － － － － d.油浸风冷电力变压器在风扇停止工作，其上层油面温升不超过 45℃时，可不 开风扇在额定负荷下运行。当冷却系统发生故障，切除全部风扇时，变压器允许 带额定负荷的时间应遵照下表规定： 空气温度（℃） -10 0 +10 +20 +30 +40 允许运行时间（h） 35 15 8 4 2 1 e.变压器经过事故过负荷后， 应将事故负荷的大小和持续时间记入变压器技术档 案内。 7.2 主变油箱油温、油位关系曲线图:油位10 9 8 7 6 5 4 3 2 1油温-20020406080℃8.变压器运行监视： （1）变压器负荷以电流的指示进行监视，看其是否超过允许值，变压器的一、 二次额定电压通过电压指示进行监视，看其是否正常，通过监视三相电流的各相 数值及电压各相数值来判断三相负荷及三相电压是否平衡。 （2）监视变压器上层油温，判断变压器温度和温升是否超过允许值。 （3）抄表内容有电流、电压、功率、电能等数值。 注：本变电站采用综合自动化系统，电流、电压、温度等运行参数在主控室主机 上可进行监视。 9.变压器运行中的检查项目： 9.1 油枕和充油导管油位、油色均应正常，无渗漏现象，储油柜的油位应与温度 相对应； 9.2 导管应清洁，无破损裂纹和闪络放电及其它异常现象； 9.3 监听变压器声响是否正常，有无加重、不均匀异常声响（正常运行时为连续 的嗡嗡声） ； 9.4 检查油箱、散热器是否有漏油，各部温度是否均匀，外壳接地线是否牢固可 靠； 9.5 检查上层油温、温升是否符合规定值，并根据负荷情况和环境温度分析油温 是否正常； 9.6 检查引线接头应无发热征象； 9.7 瓦斯继电器内应无气体，瓦斯继电器至油枕连接阀门应当打开； 9.8 油枕呼吸道畅通，硅胶应干燥、变色部分不超过 2/3； 9.9 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮； 9.10 有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；339.11 压力释放器应完好无损； 10.变压器的特殊检查项目 10.1 在暴风雷雨后，应检查变压器上是否有杂物，绝缘子有无裂纹及放电现象， 避雷器放电记录器是否动作过； 10.2 气候骤冷骤热时，检查导线接头有无过热，油位变化情况及是否有油渗漏； 10.3 夜间检查导线接头有无发红，绝缘子表面有无电晕及放电火花； 10.4 变压器过负荷运行时，应加强检查导线接头有无过热，环境温度和变压器 上层油温变化情况， 注意过负荷程度和经历时间，确保变压器的过负荷不得超过 允许值； 11.变压器运行巡检、记录（主变、一般配电变压器） 11.1 交、接班时各巡检一次、班中巡检一次，主变班中巡检二次； 11.2 每小时对主变压器负荷向生产调度汇报； 11.3 每个中班晚上对变压器进行夜间检查一次； 11.4 在大风雷雨后，异常天气，变压器过负荷和异常时，应增加检查次数； 12.变压器的异常处理 12.1 发现变压器有任何不正常现象（如漏油、油位过高或过低、油温、音响不 正常等）时，应及时报告值班负责人，设法尽快消除； 12.2 变压器有下列情况之一时，应立即报告值班负责人，并停电检修： a.变压器内部音响很大，且不均匀，有爆裂声； b.在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常，有爆裂声且不断上升； c.漏油使油面下降低于油位计的指示限度； d.油色剧变，油内出现碳质等； e.套管有严重的破损和放电现象； 12.3 变压器上层油温超过 85℃，应进行下列工作，判明原因，采取办法使其降 低。 a.根据环境温度核对上层油温是否与变压器负荷相对应； b.、核对温度计是否有故障； c.检查冷却风机是否开启，查明原因后，按下列情况处理： 若系冷却系统故障，且运行中可以处理，值班人员应报告调度，调整变压器 负荷后进行处理； 若冷却系统故障且运行中无法处理时，应立即报告调度，转移负荷后停电检 修； 12.4 若冷却系统和温度计均正常，但温度较正常值（同样负荷和冷却介质温度 应有的温度）高 10℃以上，或负荷不变油温不断上升，则说明变压器已经发生 内部故障（如铁芯严重短路，绕组匝间短路等） ，且相应的保护未动作，应立即 报告调度，要求紧急停运。 12.5 当发现变压器的油面较当时的油面应有油位置显著降低时应立即加油。如 因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护只动作于信号，而必须采取停 止漏油的措施，并立即加油，套管严重缺油时应立即停电加油； 12.6 变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位 指示计时，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。 13.变压器事故处理 13.1 瓦斯保护动作后的处理： 13.1.1 轻瓦斯保护动作后的处理：34对变压器进行检查，检查的主要内容有： a.变压器油位、油色是否正常。若变压器油色异常，可能是内部问题。若看不到 油面，气体继电器内部也没有充满油，则可能是油位低于气体继电器而误动。在 冬季，油位很低时，在负荷小且严寒天气下，油位会更低，可能会低于气体继电 器。 b.变压器声音有无异常。 c.上层油温是否比平时明显升高。 d.油枕、防爆管有无喷油、冒油，盘根和塞垫有无凸出变形。 e.气体继电器内有无气体，若有，应取气检查分析气体性质。如果气体继电器内 部充满油，且无气泡上冒，则属误动作。 取气分析： 检查瓦斯继电器小窗口内有无气体存在，如有应鉴定气体的颜色及是否可 燃，并参考下表初步确定故障性质，同时取气样和油样作色谱分析，进一步判断 故障性质。 变压器故障性质鉴定表 序号 气体性质 故障性质 1 无色、无味、不燃 变压器内有空气 2 黄色不易燃 木质故障 3 浅灰色、有强烈气味、可燃 纸质或纸板故障 4 灰色、黑色、易燃 油质故障 如气体是无色、无臭而不可燃的，且外部检查变压器无内部故障特征，则变 压器仍可继续运行。 若瓦斯保护信号是因为油内剩余空气逸出而动作时，应放出 瓦斯继电器内积聚的空气， 但必须注意再发信号的时间间隔，如间隔时间逐步缩 短，可能导致开关跳闸时，应报告值班负责人，将重瓦斯保护改接信号，待瓦斯 继电器运行正常后，方可接至跳闸。 如气体是可燃的，或油的闪光点较过去记录降低 5℃以上，则说明变压器内 部已有故障，将变压器停运检查处理。 气体颜色的鉴别必须迅速进行，否则经一定时间，颜色即会消失。收集气体 可用无色玻璃和聚氯乙烯管，将气体引入瓶底（瓶口向上）慢慢开启瓦斯阀门， 使气体慢慢进入瓶内。检查是否可燃，火从瓶口慢慢深入瓶底，而不应一下子把 火引入瓶内，根据气体的性质，如气体不可燃，说明气体是空气，变压器可继续 运行。如气体是可燃，说明变压器内部有故障，禁止变压器继续运行。 根据检查分析确定处理方法： a.若外部检查发现有故障现象和明显异常，气体继电器内有气体。如声音、油色 异常，上层油温异常升高，变压器有明显故障的，应立即停电检查，取气分析。 不经检查合格的变压器，不能投入运行。 b.若外部检查无明显故障和异常现象，取气检查气体可燃、有色、有味，说明属 于内部故障。将故障变压器停电检查、不经试验合格，不许投入运行。 c.若变压器未发现任何异常及故障现象，取气检查为无色、无味，不可燃气体， 可能是属进入空气。气体放出后，检查有无可能进入空气的部位，如：散热器、 潜油泵、各接口阀门等，有无密封破坏进入空气之处。 d.变压器无明显异常和故障现象， 气体继电器内充满油无气体， 说明属于误动作。 13.1.2 重瓦斯保护动作处理: 重瓦斯保护动作原因：35a.新注油的变压器带电后，油中空气分离出太快； b.大量漏油使油面迅速下降； c.瓦斯保护回路故障； d.变压器内部严重故障。 重瓦斯保护动作的处理： 检查鉴定瓦斯继电器的气体，如经查明继电器内的气体是可燃的，则变压器 在未经检查并试验合格之前，不允许再投入运行。 13.2 差动保护动作处理： 主变差动保护动作后，应对差动保护范围内的一次设备进行全面详细检查， 并测试主变绝缘电阻，在故障未排除前禁止合闸送电，并报告调度，由专业技术 人员进行进一步处理。 13.3 复合电压闭锁过流保护动作处理 复压过流保护动作后， 检查母线及母线上设备是否有短路，检查变压器两侧 设备是否有短路。在故障未排除前禁止对变压器合闸送电。 13.4 变压器着火时的事故处理 13.4.1 主变压器着火时，应立即断开各侧断路器和冷却装置电源，使各侧至少 有一个明显的断开点， 然后用灭火器进行扑救并投入水喷雾装置，同时立即通知 消防队、向调度汇报； 13.4.2 若油溢在主变压器顶盖上着火时，则应打开下部油门放油至适当油位， 若主变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防止主变压器发生严重爆炸事 故； 13.4.3 消防队前来灭火，必须指定专人监护，并指明带电部分及注意事项； 13.5 运行中的变压器出现下列情况之一者，应立即停运： 13.5.1 套管有严重破损和放电现象。 13.5.2 强烈而不均匀的噪声和内部炸裂声。 13.5.3 压力释放装置动作。 13.5.4 油位骤然变化，油内出现碳质。 13.5.5 在正常负荷和正常冷却条件下，有不正常的高温出现。 13.5.6 套管接头，引线发红、融化或熔断。 13.5.7 变压器范围内发生人身事故或变压器着火。 （二）气体绝缘全封闭组合电器（GIS） 1.GIS 概述 GIS 就是将断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷 器、母线、进出线套管等高压电器元件，按照所需要的电气主接线安装在充有一 定压力的 SF6 气体， 金属壳体内所组成的一套变电站设备， 叫做气体绝缘变电站， 或叫做气体绝缘全封闭组合电器，英文全称为 Gas Insulated Switchgear（简 称 GIS） 。 2.GIS 的技术参数 总变电站 GIS 采用河南平高电气股份有限公司生产的 ZF5T-126GIS 组合电 器，其电气主接线方式为内桥接线，结构型式为：三相主母线共箱，分支母线为 分箱。GIS 的主要技术参数如下： ZF5T-126 GIS 设备主要技术参数技术参数 单位 数值36额定电压 最高工作电压 额定电流 额定频率 额定短路开断电流 额定动稳定电流 额定热稳定电流 SF6 气体相对年泄漏率 断路器、负荷开关 SF6 气体定额压力 其它气室 断路器、负荷开关 SF6 气体含水量 其它气室 1min 工频耐压对地/断口（有效值） 雷电冲击耐压对地/断口（峰值） 额定电压 额定电流 额定短路开断电流 额定短路开断电流连续开断数 机械寿命 断 额定操作循环 合闸时间 路 分闸时间 合闸不同期时间 器 分闸不同期时间 合分时间 储能电机电源/操作回路电源电压 分闸/合闸线圈电流 操作机构型式 隔 分合闸时间KV KV A HZ KA KA KA110 126 .5 80 31.5（3S） ≤1%Mpa (20℃)0.5 0.4 ≤150（交接值） ≤300（运行值） ≤250（交接值） ≤500（运行值） 230/265 550/630 110
20 .3S-CO-180S-COPPm (V/V) KV KV KV A KA 次 次ms ms ms ms ms V A100±15 35±（5） ≤5 ≤3 80±（10） DC220/DC220 1.47/2.1 弹簧S≤537离 开 关 快速 隔离 开关 接 地 开 关 快速 接地 开关驱动电机电源/控制回路电源电压 操作机构型式 分合闸时间（含储能时间） 驱动电机电源/控制回路电源电压 操作机构型式 分合闸时间 驱动电机电源/控制回路电源电压 操作机构型式 分合闸时间（含储能时间） 驱动电机电源/控制回路电源电压 操作机构型式 分合闸时间（含储能时间）VDC220/DC220 电动S V≤7 DC220/DC220 电动弹簧S V≤5 DC220/DC220 电动S V≤7 DC220/DC220 电动弹簧S V≤7 DC220/DC220 电动弹簧负 荷 开 关驱动电机电源/控制回路电源电压 操作机构型式 额定空载变压器电流 保护线圈 进、出线侧线圈 测量线圈 计量线圈 保护线圈 母联侧线圈 测量线圈 型式A12.5 300-600/5 10P20 30VA 300-600/5 0.5 30VA 300-600/5 0.2S 30VA 300-600/5 10P20 30VA 300-600/5 0.5 30VA 电磁式电流 互感 器电压 互感 器额定变比 二次绕组准确级次和输出容量 额定电压/系统额定电压KV110/√3/0.1/√30.1/√3/0.1 0.2 级 75VA，0.5 级 120VA，3P 300VAKV KV KV A KV KA108/126 73 268 800 ≥155 10氧 化 锌 避 雷 器长期持续运行电压 额定雷电冲击残压 2ms 方波流通容量 直流 1mA 参考电压 额定放电电流38套 管 汇 控 柜爬电比距 型式 照明及驱潮电阻电源电压mm/KV25 SF6 充气式VAC220说明： 负荷开关在某些场合下可代替断路器，能有效可靠地使用于无需开断短路 电流的场合 3.SF6 气体的基本特性 3.1 物理性质：SF6 为无色、无味、无毒、不易燃烧的惰性气体，具有优良的绝 缘性能，且不会老化变质，比重约为空气的 5.1 倍，在标准大气压下，-62℃时 液化。 3.2 化学性质：SF6 是一种极不活泼的惰性