220kv如意变电站运行基准

220kv如意变电站运行基准 文件编号：

生效日期:2012年2月1日

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目录

1．总则????????????????????????.. 1.1变电站简介????????????????????? 1.2正常运行工作基本要求???????????????? 1.3电气事故处理的一般原则???????????????. 1.4电气接线与运行方式?????????????????? 2.主变压器??????????????????????

2.1主变主要参数?????????????????????? 2.2主变的正常运行和检查???????????????? 2.3主变异常运行及事故处理???????????????? 2.4有载调压装置????????????????????? 3．高压断路器??????????????????????

3.1高压断路器的主要技术参数?????????????????? 3.2高压断路器的正常运行和检查?????????????????? 3.3高压断路器异常运行及事故处理????????????????? 3.4操作机构的运行、检查、异常和处理????????????????? 4.配电装置???????????????????????????? 4.1母线、刀闸、电力电缆??????????????????????? 4.2互感器????????????????????????????.. 4.3测量仪表??????????????????????????? 4.4电力电容器??????????????????????????? 4.5防雷装置及接地装置??????????????????

4.6防误装置??????????????????????????.. 4.7小电阻??????????????

5.继电保护及自动化装置??????????????????????? 5.1本站保护介绍?????????????????????????? 5.2电力设备和线路保护??????????????????????? 5.3站用电源????????????????????????????. 5.4 20kv系统接地故障处理???????????????????? 6.其他??????????????????????????????.. 6.1相关标准文件?????????????????????????..

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1.0 总 则 1.1 变电站简介

(1）220kV如意变电站建在华星光电技术有限公司工厂内，位于深圳市光明街道光明大道以北，东明大道以南，属用户类变电站。如意站为华星光电技术有限公司第8.5代薄膜晶体管液晶显示器件项目生产供电。

(2) 220kV如意站本期投产三台容量为120MVA的双卷变压器，主变厂家为江苏华鹏变压器厂，型号为SZ11-120000/220，主变保护均为南瑞继保RCS-978G2型保护，版本号为3.02

（3）220kV如意站为户内GIS双母线接线，220kV母线保护均为南京南瑞RCS-915AB－HB型保护，版本号为3.40；220kV母联开关充电及过流保护为南瑞继保RCS-923A型保护，版本号为2.00；220kV母线/母联的测控保护为南瑞继保RCS-9705C型，版本号为：R10.16-GD；220kV母联开关备自投保护为江苏华泰FWk-J型，版本号为R1.00。220kV母线/母联开关故障录波采用江苏华泰SHDF-B型。

（4） 220kV如意站本期新建投产一回至育新站的220kV架空＋电缆混合线路，线路全长5千米。线路两侧站内主I、主II保护型号均为南瑞继保RCS-931BMV型，其中主I保护为专用光纤通道，主II保护为复用光纤通道。 1.2 正常运行工作的基本要求

变电运行值班人员应熟悉并掌握本站设备情况、运行方式和各级调度范围。除对人身及设备有严重威胁的情况外，一切倒闸操作均应均应根据当值调度员的命令进行；设备的现场修试工作必须得到当值调度员的许可。值班人员应严格执行《电业安全工作规程》(中华人民共和国行业标准 DL 409-91)的有关规定，做好安全运行工作。

1.3 电气设备事故处理的一般原则

(1) 变电站值班员为电气设备事故处理的执行者，对事故处理的正确性负责。值班人员必须听从当值调度员命令、严肃认真地执行。 (2) 处理事故时应做到：

1) 尽可能搞清事故的发生原因，迅速限制事故的发展，清楚事故的根源并隔离故障点，解除人身和设备的危险；

2) 用一切可能的方法保持设备的继续安全运行，以保证电力供应的正常； 3) 尽可能迅速地对电力恢复供应。 4) 调整运行方式提高供电可靠性； 5) 优先保证和恢复所用电源的供电。

(3)在发现对人身及设备安全有严重威胁的事故或有扩大事故范围的可能性时， 值班人员可对下列操作执行后再汇报当值调度员和有关领导： 1)将直接对人员生命有威胁的设备停电； 2)将以损坏的设备与电源隔离；

3)当设备局部发生严重冒烟冒火喷油等异常情况，并危及其他设备安全时，应将该设备停电。

4)在事故处理中，当发现调度员发令有重大错误，并危及人身、设备及系统安全时，值班人员应立即给予指出并作简单解释，如调度员坚持重复命令，值班人员可拒绝执行，并立即汇报有关领导。 (4)当事故发生后，全体值班人员应在担当或负责正值的人员指挥下参加事故处理。值班人员应统一调度术语将事故发生的全部情况及时向所属调度范围的当值

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调度员汇报。其内容包括故障现象、事故设备、开关和继电保护动作情况、母线电压及设备过载异常情况、外部巡视情况等。事故处理告一段落或结束后应详细做好记录，并向有关领导汇报详情。 (5)如设备着火爆炸，值班人员应立即切断有关电源，并按《电业安全工作规程》有关规定及ERC的要求灭火，必要时应通知消防部门灭火。

(6)在事故处理中如遇到通讯失灵，值班人员应按以下原则处理： 1)设法迅速与调度部门取得联系。

2)加强对故障设备的监视，尽可能在不停电的前提下限制故障的发展。 3)当故障有明显扩大并对系统安全有严重威胁时，应按本节第6条原则执行。 (7)在事故处理时，一切正常操作均应服从事故处理的需要。凡非参加事故处理的人员，禁止进入事故发生现场及主控室。 (8)如果在交接班时发生事故，而交接班的签字手续尚未完成时，交班人员应留在自己的工作岗位上，由接班人员协助共同处理事故。等处理告一段落后再进行交接。

(9)事故抢修工作在事故发生后六小时内可不用工作票。值班人员应在抢修人员未到达工作现场前，得到值班调度员的许可，按《电业安全工作规程》第四章的规定做好安全措施。

1.4 电气接线与运行方式

(1)本站220kv接线为双母线分段接线，三回进线分别引至：育新变电站1回和玉律变电站2回（还在施工当中）；三台主变独立运行，20 KV接线为单母分段接线方式，有36个回路，其中出线30回；20KV I、Ⅱ、Ⅲ段母线分别各用一组电容器集中补偿。 (2)正常运行方式：

育如线供电，GIS母联开关合闸，GIS 1M、2M带电，1#、2#、3#主变系统独立运行。

(3)特殊运行方式：

任一台主变停电检修或出现意外故障，可能影响生产的情况下，由另一台主变通过倒闸操作带其负荷。 2.0 主变压器

2.1 主变的主要参数

主变为江苏华鹏产自冷双卷变压器，型号为SZ11-120000/220，容量为120MVA，接线组别为YnD11，额定电压比为220±8×1.5%/21，短路损耗为238.474kW，短路电压为16.79%，空载损耗为50.39kW，空载电流为0.05%，17挡有载可调。

2.2 变压器的正常运行和检查

(1)变压器正常运行时的检查项目：

1)变压器声响正常、无杂音、无放电现象；

2)变压器本体及充油套管油面、油色正常，变压器主、附设备不渗油； 3)变压器的瓦斯继电器内应充满油；

4)套管应清洁、无破损裂纹、无放电闪络痕，引出线夹头无发热、发红。变压器接地引下线无锈蚀、断裂现象；

5)变压器冷却风扇保持良好状态，各散热器温度应相近；

6)防爆管上的防爆膜应完整无裂纹，呼吸器应畅通，硅胶应干燥； 7)检查变压器的负荷应无过载，电压是否调整在允许的范围内；

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8)检查变压器温度指示应正常。其上层油温不得超过85°C,温升不得超过 55 °C，超温度信号指针对风冷或自冷变压器调整在75 °C。

(2)变压器运行电压变动在其额定电压的±5%时，其额定容量不变。加在运行抽头上的电压一般不应超过额定值的105%，变压器一次电流额定值应按一次抽头位置决定。

(3)主变停送电操作顺序是：停电时先停负荷侧，后停电源侧；送电时与之相反。

(4)主变停送电前必须将220kv侧中性点接地刀闸合上，以防止操作过电压造成主变绝缘损坏。

(5)为检查变压器绝缘强度能否承受额定电压或运行中出现的操作过电压，须在主变试运行时进行冲击三次。冲击前应将主变所有保护投接跳闸。 (6)油浸风冷变压器遇到下列情况之一时，应启用冷却风扇： 1)当室外主变负荷额定容量的70%时；当室内主变负荷达到额定容量的60%； 2)当上层油温达70℃时。

(7)当工厂生产能力扩大，或保证生产电力稳定供应的情况下，需两台变压器一用一备时，对备用变压器每隔十天应充电一次，并检查冷却装置应良好。如超过十天，在投运前必须进行绝缘电阻测量(必要时进行220kv线圈连同套管的介质损测量)，实测制与上次试验值相差过大时，应请示领导是否能投运。 (8)如果变压器允许并列运行，则必须满足以下条件： 1)绕组接线组别相同； 2)一、二次电压比相同； 3)短路阻抗相同。

2.3 主变异常运行机事故处理

(1)变压器有下列情况之一者应加强监视，并及时向当值调度员及有关部门汇报：

1)变压器声响不正常；

2)当负荷、冷却条件和环境温度不变时，上层油温不断上升； 3)变压器严重漏油、有面明显下降，或油色迅速变浑变黑； 4)套管有裂纹、渗漏油或引线夹头发热发红； 5)变压器超过允许的过负荷； 6)轻瓦斯动作或持续不断地动作。

(2)变压器在下列情况下允许过负荷的时间规定如下：

油浸自冷或风冷变压器冷却风扇启用时允许过负荷的时间如下表 过负荷 倍数 1.05 1.10 1.15 过负荷前上层油温升在下列数值时允许过负荷时间(时/分) 18 °C 5-50 3-50 2-50 24 °C 5-25 3-25 2-25 30 °C 4-50 2-50 1-50 36 °C 4-0 2-10 1-20 42 °C 3-0 1-25 0-35 48 °C 1-30 0-10 / 54 °C / / / 5 / 26

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1.20 1.25 1.30 1-50 1-35 1-10 1-40 1-15 0-50 1-15 0-50 0-30 0-45 0-25 / / / / / / / / / / 备注：上层油温升在上述温升之间时，允许运行时间按比例推算。 (3)在事故情况下，允许使用的变压器事故过负荷能力，事故状态主变允许过负荷倍数及持续时间如下表： 过负荷倍数 允许时间(分) 1.30 120 1.45 80 1.60 30 1.75 15 2.00 7.5 (4)风冷变压器当冷却风扇全部停用或一半以上停用时，允许运行时间如下表： 负荷与额定 容量44% 0.70 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 上层油温升为下列数值时允许过负荷时间(时/分) 18 °C 连续运行 12-20 7-40 5-20 4-20 3-25 2-45 11-45 7-0 5-0 3-50 2-55 2-20 10-55 6-20 4-20 3-15 2-25 1-50 10-0 5-25 3-25 2-35 1-45 1-20 8-40 4-20 2-40 1-45 1-08 0-40 7-0 3-0 1-30 0-45 0-15 / 4-0 0-50 / / / / 24 °C 30 °C 36 °C 42 °C 48 °C 54 °C 备注：变压器上层油温升在上述升值之间时的允许运行时间按比例推算。 (5)变压器有下列情况之一者应立即向调度员汇报，同时采取防止事故扩大的措施，并做好停用主变的准备：

1)变压器本体大量漏油无法堵塞，油面迅速下降；

2)油面急剧上升，从油枕、防爆管、呼吸器喷油、冒烟； 3)变压器套管炸管、引线烧断；

4)变压器发生强烈不均匀噪声、内部有放电声；

5)在正常冷却条件下，负荷不变，油温已达极限，并继续急剧上升； 6)由于外部故障及其他原因(如失火等)严重威胁变压器安全时。 (6)轻瓦斯动作处理：

1)轻瓦斯动作油下列原因引起：

① 因滤油、加油、换油、充氮时误入空气而逸出； ② 因温度突降或漏油致使油面过低；

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③ 瓦斯继电器二次小线绝缘不良； ④ 变压器内部故障，而产生少量气体。 2)处理办法： ① 解除信号，判明是主变本体动作还是有载调压开关轻瓦斯动作，立即检查瓦斯继电器内部气体量、气体颜色，检查主变油面、油温济声响有无异常现象； ② 立即抽气检查，并按下表判断气体性质。气体颜色在气体发生后几分钟就会消失，抽气和判断工作应迅速进行并注意与带电部位保持足够的安全距离。 气体的颜色、气味 无色、无味 黄色 淡灰色 灰色或黑色 可燃性 不 燃 不易燃 可燃 易燃 判断 空气 木质故障 纸或纸板故障 铁芯或油故障 ③ 轻瓦斯动作若查明是瓦斯继电器继及二次回路原因，汇报调度建议信号退出，以待处 理；

④ 若空气误入可根据动作时间不断延长来判断，只需将瓦斯继电器充分放电即可；

⑤ 若轻瓦斯动作时间不断缩短，可判断为变压器内部故障引起，立即向调度汇报，并加强监视，记录每次动作时间，听候处理。 (7)重瓦斯动作处理(同时轻瓦斯动作)： 1)解除音响信号，查明变压器各侧开关及继电器保护动作情况。判明是主变本体重瓦斯动作还是有载调压开关重瓦斯动作，并做好记录汇报调度； 2)对变压器外部进行检查，有无异常情况；

3)对瓦斯继电器进行抽气，检查气体颜色和可燃性，判别故障性质； 4)检查重瓦斯二次回路是否正常；

5)重瓦斯保护跳闸后，变压器应经过试验合格并经过总工批准后方可投运。 (8)差动保护动作处理： 1)解除音响信号，查明变压器各侧开关及继电器保护动作情况，并做好记录汇报调度；

2)对主变差动保护范围内的设备做详细检查，引线桩头与套管有无短路、放电、闪络现象；

3)检查差动保护装置及二次回路有无开路、短路、接地现象； 4)差动动作后经检查证实不是变压器本体故障，则在故障消除后主变可投入运行；

5)差动保护动作后，若变压器外部及差动保护范围内的一次设备未查出故障，应对主变进行试验鉴定，合格后经工程师批准方可投入运行。 (9)过流保护动作处理： 1)解除音响信号，查明变压器各侧开关、各出线开关及继电器保护动作情况，并做好记录汇报调度；

2)检查变压器外部及各负荷侧母线、开关和其他一次设备有无异常；

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3)检查过流保护装置各插件及二次回路有无不正常情况；

4)经检查确定过流保护动作是变压器差动保护范围外故障引起，则变压器可不经试验即可投入运行。

5)如检查未发现任何异常现象，则变压器继电保护应经试验合格，经工程师同意后方可投入运行。

(10)变压器着火时，首先断开电源，停用冷却器和迅速使用灭火装置灭火。若油溢在变压器顶上着火，应打开下部放油阀，放油到适当油位。若变压器内部故障着火时，则不能放油，以防止变压器爆炸。 2.4 有载调压装置

(1)有载调压装置对提高电压质量和网络运行的经济效益有重要作用，因此应经常保持在运行状态。因检修试验要求而停止使用时须经主管部门批准，故障停用应及时报告主管调度并通知维修单位，尽快修复。

(2)有载调压装置的调压操作由运行人员按主管部门确定的电压曲线自行调整。每天调节次数： 220kv主变高般不超过10次(每调一个分头为一次)。采用逐调方式，尽可能把供电电压控制在最佳水平。 (3)在正常情况下，调压操作应通过电动机构进行，操作前应检查主变高压侧电流在调压开关额定电流的范围内，每调一级抽头只按一次按钮，按下后经三秒钟就放开，不可按住不放。当主变负荷过载达1.2倍以上时，禁止操作调压开关。 (4)调压操作应注意电压、电流指示，位置指示器及动作计数器都应有相应变化，以确保正确动作。调压操作后应记录操作时间、分头位置及电压变化情况，每次调压操作后应到现场进行巡视检查。

(5)当将来允许两台有载调压主变并列运行时，允许载变压器85%额定负荷以下进行调压，不得在单台主变上连续调节两级，必须一台主变调节一级完成后，在调节另一台主变，每调节一级后，要检查电流变化情况，是否过负荷。升压调压应先调节相对负荷较小的一台，再调节相对负荷较大的另一台；降压时与之相反。调节完毕后应检查两台主变应在同一级位置上，并注意负荷分配。 (6)运行中有载调压开关的重瓦斯保护应接跳闸。

(7)主变有载调压开关和电容器开关的一般投切原则：

当电压需要由低向高调节时，先投电容器开关，再调节主变抽头；当电压需要有高向低调节时，先停电容器开关，再调节主变抽头。 (8)有载调压开关操作时遇到下列情况应停止操作，并应汇报当值调度员和有关领导：

1)按下按钮后电动机不转或转速、声响不正常，操作后主变电压、电流指示不变化；

2)主变声响不正常，内部有放电声；

3)有载调压开关油色发黑或瓦斯信号频繁动作；

4)有载调压开关失控连续动作或分接开关调整不到位。 (9)有载调压开关的故障处理：

1)检查有载调压开关电动回路是否完好；

2)应根据变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油位、油色和声音的变化，判断故障的范围； 3)瓦斯信号动作后，应立即抽取气体或油样进行分析，以鉴定故障的性质； 4)当有载调压开关失控出现“连动”现象时，应在指示盘上出现第二个分头位置后立即切断电机电源，然后手摇到适当的分头位置，并通知检修人员进行

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处理。

(10)有载调压装置达到下列规定时应进行换油或抽芯检查，值班人员应在达到规定调压次数的83%--90%时填报缺陷通知单，交报有关部门处理：

1) SZ11-120000/220型次数达5000次应换由，5000次应抽芯检查； 2)新投运的有载调压开关一年内应抽芯一次；

3)有载调压开关动作次数虽未达到规定的次数，每年仍需开盖换油一次，三年内需抽芯检查一次；

4)有载调压开关油箱内的绝缘油若耐压低于24KV时，应停止操作并及时安排换油。

3.0 高压断路器

3.1 高压断路器的主要技术参数

高压断路器的主要技术参数：220kv开关在GIS组合电器内，为GCB型六氟化硫断路器，额定电压为126KV，额定电流为2000A、1250A，分断能力为50KA、40KA；20KV开关为VCB型真空断路器，额定电压为24KV，额定电流为1250A，分断能力为31.5KA。

3.2 高压断路器的正常运行和检查

(1)高压断路器正常运行时的检查项目： 1)红、绿灯及机械指示应正确完好；

2)油面应在上下监视线之间，油色应正常； 3)各处无渗油漏油现象； 4)内部无异常响声；

5)瓷件整洁完好，无放电闪络痕迹；

6)各部线夹接触良好，无发热、发红，引线无断股现象； 7)操作机构箱关闭严密

(2)高压断路器操作的一般要求：

1)操作合闸前应检查控制回路、辅助回路、操作电源及液压回路、防误装置均正常，弹簧储能机构已储能；

2)操作合闸前应检查接地线是否已拆除，开关上应无杂物；

3)操作中应监视有关电压、电流、功率表及红绿灯的变化。一次分、合闸不成，如不是保护动作而引起，在征得值班负责许可后，再操作一次，如仍分、合不成，应分析原因，立即向上级汇报，经上级同意后再向调度汇报。

4)操作后应检查机械指示、红、绿灯指示和电流指示是否正常，传动杆、支持瓷瓶应正常，各部件完好，内部无异常响声。 3.3 高压断路器的异常运行及处理 (1)高压断路器拒绝合闸的处理： 当开关拒绝合闸时，值班人员应先判断是线路故障、电气回路故障还是机械部分故障，根据判断逐步缩小查找范围，并及时向上级汇报，根据指示处理或紧急维修。

1)线路故障：

① 线路有接地、短路故障，接地线未拆除；

② 因线路、变压器在送电时的逆磁涌流所造成。 2)电气回路故障：

① 控制回路、合闸回路电源故障；直流母线电压过高或过低； ② 控制回路、合闸回路各接点接触不良；

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③ 控制回路、合闸回路线圈及二次小线断线； ④ 控制回路继电器接点烧死未返回。 3)机械部分故障：

① 操作机构故障：三点调整不当，弹簧机构未储能，合闸铁芯卡住，掉闸机构未复归；

② 传动机构松脱或卡住。

4)如非线路故障引起的开关拒绝合闸，值班人员应将开关两侧刀闸拉开后，进行查找。

(2)高压断路器拒绝掉闸的处理：

开关拒绝掉闸可能有以下几个原因造成，值班人员应及时汇报调度，应先停重合闸装置，然后用手动将开关分闸。 1)继电保护故障： 2)电气回路故障：

① 控制回路电源故障，直流母线电压过低； ② 控制回路各接点接触不良； ③ 控制回路线圈及二次小线断线。 3)机械部分故障： ① 跳闸铁芯卡住； ② 三点调整不当； ③ 分闸机构松脱。

(3)当GIS设备发生故障，造成气体外溢时应注意的安全措施：

人员不准随意进入现场，并首先启动全部通风装置，事故发生15分钟至4小时内，任何人进入220kv室内都需穿防护衣、戴防毒面罩；4 小时后进入现场虽然不用上述措施，但在清扫时，仍需用上述措施。

(4)GIS设备故障受所溢气体侵袭人体会造成的症状及救治方法： 若人员受所溢气体侵袭，会造成不同程度的流泪、喷嚏、鼻腔、咽喉热感、咳嗽、胸闷等症状，对此，应立即将中毒者移至空气新鲜处，高度中毒者不能进行人工呼吸，应给予输氧并及时送医院救治。

(5)GIS设备各部位SF6气体正常值及报警、闭锁压力值分别为： (单位:kgf/cm2.G ) 项 目 断路器气室 其他气室 额定压力 6．8 6.5 压力低一级报警 6.5 6.3 二级报警及闭锁 6 (6)本套GIS设备所有气室均有SF6气体压力表。运行中若要监视SF6气体压力是否正常，通过装在各个气隔上的SF6气体压力是否正常，会分别发出报警信号和闭锁信号。

(7)对GIS设备除外观检查外，还要定期采取的专业测试及其周期： 要定期由专业人员对GIS进行捡漏和微水测量，根据试运行大纲要求，检漏为每年一次，微水测量为1-3年一次。

(8)本站用GIS设备断路器正常运行及出线异常所发信号： 本站用GIS设备的断路器为六氟化硫断路器，采用液压操作机构。若机构的油泵启动打压，则“油泵运转”事件报警，若油泵连续运转超 过3分钟，油

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泵自动停止运转， “超时运转”光子牌亮。正常运行机构油压为350kgf/cm2.G，若油压下降至300kgf/cm2.G,则会发“重合闸闭锁”信号；若油压低至285kgf/cm2.G ，则闭锁油泵启动回路，发“合闸闭锁”信号；若油压低至270kgf/cm2.G ，禁止任何操作；断路器本体充有SF6 气体，装有的气体压力计正常SF6压力为6.8kgf/cm2.G ，若下降至6.5kgf/cm2.G，则发“压力低一次报警”信号，若继续降低至6kgf/cm2.G，则发闭锁信号；另外，需要注意，若油泵启动频繁，每天2 次以上，要及时汇报，进行处理。 (9)运行人员巡视GIS设备时的检查项目：

1)断路器、隔离开关、接地刀闸的位置指示应符合运行方式； 2)各种指示灯及加热装置运行正常； 3)各种压力表指示值应符合规定；

4)断路器、避雷器的动作计数器指示值； 5)接线端子(包括二次端子)有无过热现象； 6)有无异常音响或味道；

7)环氧绝缘部分隔罩外露部分有无损伤、裂纹； 8)各类配管及阀门有无损伤锈蚀；

9)有无漏气(如SF6气体)、漏油(如液压油)现象； 10)套管外绝缘污秽情况。

(10)真空开关正常检查，除了红绿灯、电流表、机械指示、拐臂、压力弹簧外，还应检查灭弧室及绝缘子是否油裂痕或破损，尤其是故障掉闸后，应重点检查灭弧室、绝缘子是否油破损。

(11)高压断路器的允许故障掉闸次数按生技处下发的规定执行。对装有重合闸装置的开关跳闸次数比规定少一次时应停用重合闸装置；对未装重合闸装置的开关跳闸次数比规定少一次时，应填写缺陷通知单。

(12)本站220kv SF6开关允许故障跳闸次数为15次；20KV真空开关允许故障跳闸次为50 次，故障跳闸49次后应停用重合闸。 3.4 操作机构的运行、检查、异常和处理 (1)电磁操作机构的巡视检查项目：

1)机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；

2)检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟异味； 3)直流电源回路接线端子无松脱、无铜绿或锈蚀。 (2)电磁操作机构的注意事项及有关规定：

1)电磁操作机构严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电进行合闸操作；

2)操作机构合闸时对合闸母线电压的要求：最低不得低于额定电压的80%，最高不得高于额定电压的110%；

3)操作机构分闸时对控制母线电压的要求：最低不得低于额定电压的65%。 (3)液压操作机构的巡视检查项目： 1)机构箱门、开启灵活、关闭紧密； 2)检查油箱油位正常、无渗漏油； 3)高压油的油压应在允许范围内； 4)每天记录油泵启动次数； 5)机构箱内无异味； 6)加热器正常完好。

(4)液压操作机构的注意事项及有关规定：

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1)油泵24小时内启动不得超过两次；

2)开关操作前液压机构应没有压力降低，油泵运转信号； 3)开关操作后油泵即会自动启动，应待油泵打压停止后，方可进行下一次的操作；

4)液压操作机构，如因压力异常导致开关分、合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁进行操作；

5)机构箱内保温装置应在环境温度低于0°C时投入，高于10 °C时切除。 (5)液压机构在运行中发生下列异常现象及信号指示时应及时向调度和有关部门汇报，并填报缺陷通知单：

1)液压机构油泵在24小时内启动超过规定次数时； 2)油泵启动而压力表不变化或达不到规定值时； 3)压力异常、压力闭锁装置动作时；

4)当机构得储能装置中氮气漏失后出现高压油渗漏到氮气罐中，发生压力异常时；

5)液压机构大量漏油时。 4.0 配电装置

4.1 母线、刀闸、电力电缆

(1)本站母线、刀闸、电力电缆的主要技术参数：

1)220kv母线封闭在GIS组合电器中，母线短路容量为50KA*220kv；20KV母线采用TMY-2 (120*10)矩形母线，母线短路容量为20KV*31.5KA。

2)刀闸的主要技术参数：

电压等级 220kv 20KV

规格型号 GESG-DS-01724

JN15-10/31.5-210W/V.D

额定电流 2000A 630A

3)本站20KV电缆型号为：YJLV22-20KV-3*50mm2

(2)母线、刀闸、电力电缆正常巡视的检查项目：

1)母线、刀闸、电力电缆的绝缘子、套管应清洁无裂痕和放电痕迹： 2)母线及母线连接线应无断股、发红、发热及过载现象；

3)刀闸导电回路及连接线应接触良好，无发红、发热现象，刀闸机构应可靠闭锁；

4)电缆无漏油、漏考邦现象，温度不得超过规定值。 (3)刀闸操作的有关规定：

1)操作前应检查油开关确在断开位置时方可进行，拉合必须稳妥，终了时不得冲击过猛。因机构接触过紧而不能拉合时应汇报调度员和有关领导。

2)刀闸在下列情况下可拉合下例设备：

a 拉合所用变、避雷器及无接地故障的压变、小电阻； b 拉合空载母线和电容电流不超过5安培的空载线路； c 拉合空载电流不超过2安培的空载变压器。

3)严禁带接地线合刀闸及带负荷拉合刀闸，当误拉刀闸并已完全拉开时不准再合上，如触头刚分开即发现将误拉应立即合上，当误合刀闸时在任何情况下都不得将误合的刀闸再拉开。

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(4)备用的电力电缆充电的有关规定：

备用的电力电缆应每隔7天向调度申请充电一次，超过7天而未满一个月时，投运前应测量绝缘电阻良好;超过一个月时须经试验合格方能投运。

(5)母线、刀闸、电力电缆遇到下列情况时应立即汇报当值调度员及有关部门，填报缺陷单，听候处理：

1)母线接地或严重断股。各连接处严重发红、发热，连接金具断裂损坏； 2)刀闸导电回路严重发红、发热，引线严重断股，支柱瓷瓶破裂或放电等；

3)电缆头严重漏油、漏考邦，或放电异常情况。 4. 2 互感器

(1)本站互感器的主要技术参数： 1)电流互感器 电压等级 220kv 20KV

2)电压互感器 电压等级 220kv

规格型号

额定变比 (KV) 110 0.1 3 3

规格型号

B.C.T 0.2/5P20 30/40VA LZZBJ9-10A5G 0.5/10P20 15/30VA

额定变比(A)

200/5 ( 300/5 400/5) 3000/5 (2500/5)

SVTR-10C 0.2/30VA

20KV

FDZ9-10Q 0.5/100VA

10/0.1/0.1

(2)压变及流变正常巡视的检查项目：

1)压变高、二次熔丝、限流电阻应完好，仪表指示应正常，接线牢固，接地良好，二次不短路；

2)流变高、二次接线牢固，接地良好，二次不开路；

3)套管及外壳清洁无裂纹和放电痕迹，不渗漏油，各部桩头不发热，油面正常，油色清晰，内部无异常响声。检查充氮或无充油密封装置无渗漏。 (3)压变、流变运行中的注意事项及有关规定： 1)为防止谐振过电压，压变高般不应与空母线同时运行，两组压变低次回路应独立运行；

2)不接地系统单相接地时，压变允许连续运行的时间原则上不得超过两小时； 3)压变停用时应注意：

a 考虑压变所带的电压保护、零序电流保护、低周减载装置；

b 保护及自动装置的压变低次电源必须与被保护的一次设备在同一电源上。 4)在带电的流变高次回路上工作时，若短路流变低次绕组，必须使用短路片或短路线。短路应妥善可靠，严禁用导线缠绕。

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(4)压变熔丝熔断的处理：

1)当压变高、二次熔丝熔断时，熔断相电压值降低，正常相电压值不变，功率表、电度表值降低；

2)汇报调度、并申请停用有关保护及自动装置； 3)处理步骤：

a 检查或更换压变低次熔丝；

b 在征得调度同意后，停用压变并做好安全措施，检查或更换压变高次熔丝。

(5)流变低次开路的处理：

1)流变低次开路时电流表无指示，功率表、电度表值降低，流变有异常响声； 2)汇报上级，必要时申请降低负荷；

3)处理时应穿绝缘靴，戴绝缘手套将二次进行短路； 4)查找开路点进行处理。

(6)当压变、流变遇下列故障之一时，应及时汇报，并做好停电准备： 1)压变高、二次熔丝连续熔断两次； 2)压变、流变冒烟、发热、发出焦臭味； 3)压变、流变内部有放电声或其他噪音； 4)线圈与外壳间、引线与外壳间有火化放电； 5)压变、流变瓷件破损或严重漏油； 4.3 测量仪表

(1)正常运行时检查：

1)表计指示应正确，摆动灵活无卡住现象；

2)表计外壳和玻璃表面应完整、清洁，最大指示值和线应清楚准确； (2)表计冒烟、放电等异常情况时的处理：

1)电压表应将表计压变低次熔丝拉开或二次线拆开。电流表故障应将流变低次线短路；

2)功率表、电度表故障时应将相应压变低次线拆开，流变低次线短路； 3)发现表计指示不准或卡死应及时汇报调度及有关部门。 4.4 电力电容器

(1)电力电容器电力电容器是进行无功补偿的静止补偿器，是保证运行电压稳定的基本手段。本站20KV采用三组电容器予以电容补偿。 (2)电力电容器正常巡视的检查项目：

1)套管和支柱瓷瓶应完好无裂纹和放电响声； 2)应无渗油、箱壁鼓肚和异常响声； 3)导电回路接头应紧固无松动发热现象；

4)保护熔丝、放电压变及避雷器等保护装置应完好； 5)电容器温度及室温不超过规定值。

(3)电容器在正常运行中的注意事项及有关规定：

1)电容器的运行电压不得超过电容器额定电压的10%，过电压保护应低于1.1倍的额定电压；过电流保护应低于1.3倍额定电流。

2)当电容器外壳温度超过55°C，室温超过40 °C时应将电容器停用； 3)电容器开关的拉开和合上的间隔时间，至少应有5分钟；当母线突然失电时，电容器失压保护未动作，值班人员应立即拉开电容器开关； 4)电容器开关开断正常负荷次数的规定：

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a 真空开关开断正常负荷500次应对机构进行检查，调试最低跳闸电压； b 以上电容器开关开断正常负荷次数达规定次数90%时应填报缺陷通知单。 5)在电容器组上或进入围栏内工作时，硬件电容器逐个多次放电并接地后，方可进行。

(4)电容器有下列现象时应断开电源，并汇报主管: 1)电容器外壳严重膨胀或漏油;

2)桩头发热、瓷件其他设备炸裂、损坏；

3)内部冒烟或温度急剧上升达到极限值，有异常声响； 4)电容器爆炸、起火。

(5)电容器开关过流保护及平衡保护(零序电压保护)动作，或电容器本身熔丝熔断，应查明原因并进行处理后方可送电。 4.5 防雷装置及接地装置

(1)避雷针、避雷器及接地装置的巡视检查项目：

1)避雷针不应歪斜，有关架构、接地线等无锈蚀断裂现象；

2)避雷器瓷件应完好无裂纹，引线及接地均良好；雷电流计数器动作正确； 3)接地装置引线应无脱焊、锈蚀、断裂现象；所有电器设备的外壳及架构均应可靠接地。

(2)避雷针、避雷器及接地装置在正常运行中的注意事项及有关规定：

1)雷雨及大风后，应检查避雷器计数器的动作情况，避雷针有无歪斜现象，避雷器表面有无闪络和破损，引线及接地线有无损伤； 2)防雷设备及接地装置应在每年二季度前修式完毕，各装置应完好，并投入运行；

3)220kv变电站接地网总接地电阻不应大于0.5欧姆；设备或独立避雷针的接地电阻不应大于10欧姆。 4.6 防误装置

(1)变电站的电器防误装置时防止电器误操作事故的一项重要技术措施。变电站配电装置的防误装置应具有以下“五防”功能： 1)防止误拉、误合开关； 2)防止带负荷拉、合刀闸；

3)防止带电挂接地线(或合接地刀闸);

4)防止带接地线(或未拉开接地刀闸)合闸； 5)防止误入带电间隔。

(2)凡新建、扩建、改建的变电站，其配电装置的防误装置必须与主电器设备做到同时投运。对未安装防误装置或安装的防误装置验收不合格的电器设备，不准投入运行。对已投运的变电站防误装置发生故障或失灵时，应及时向有关部门汇报。并填写缺陷通知单。

(3)变电站的“五防”装置中、除防止误拉、误合开关可采用提示性的装置外，其他“ 四防”要采用与被闭锁的开关位置相对应的强制性闭锁。对于提示性的防误装置，值班人员不应完全依靠，任何操作必须遵照《电业安全工作规程》的有关规定执行。

(4)防误装置应有紧急解除闭锁机构，具备解锁专用工具。使用紧急解锁工具的规定如下：

1)操作中防误装置如发生故障，严禁撬、砸、掏、拆，值班人员应及时汇报主管工程师或部门领导，不得擅自使用紧急解锁工具；

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2)对未经领导同意，擅自使用紧急解锁工具进行操作，或用撬、砸、掏、拆的方法以及不使用防误装置进行操作，无论造成误操作事故与否，均应追究有关人员的责任。

(5)防误装置的图纸、资料、记录应齐全，并配有专用钥匙箱。值班人员在防误装置投入运行前应熟悉并掌握防误装置的原理、结构、性能、程序的使用方法和维护方法，并且能按程序正确操作，对新上岗人员也应对正确使用防误装置进行现场培训。

(6)防误装置正常操作中的注意事项：

1)防止误拉、合开关采用的“五防锁”，每次操作，只可拿一块。

2)装设接地线的接地端时，应将接地端的卡勾卡住刀闸操作把手，对双母线应同时卡住正、副母线刀闸。 4.7 接地变及小电阻

(1)在小电流接地系统中装设小电阻的目的，它可以在系统发生单相接地故障时防止非故障相出现危险过电压，在配合单相接地保护后，可以在短时间内切除故障线路，从而降低对设备的绝缘要求。本站主变20KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段母线接地变变高侧中性点各装设一台接地变及小电阻。 (2)小电阻在正常运行时的要求:

1)在正常运行情况下，中性点位移电压不得超过相电压的15%； 2)小电阻不允许同时与连接两台变压器的中性点上运行；

3)小电阻的调整应该以过补偿方式为基础。这是因为在欠补偿运行情况下，当网络中线路自动跳开后，可能产生谐振，或在断线时产生对地电压。 (3)小电阻正常运行时的巡视检查项目：

1)油色、油面应正常，外部密封处无渗油；

2)套管无破损闪络痕迹，引线夹头无发热或接触不良现象； 3)内部无异常响声，外壳及中性点接地良好。 (4)小电阻在正常运行时的操作规定：

1)小电阻的停启用及分接头的改变均应根据当值调度员的命令进行，严禁值班人员在未得到当值调度员的命令时进行操作； 2)在正常情况下，必须根据小电阻的信号和接地电压表的指示情况，证明系统中确实不存在接地时，方能操作。严禁在系统发生接地故障时用刀闸拉合小电阻；

3)在调整小电阻的抽头时，必须将小电阻从系统中退出，然后进行；

4)当小电阻从一台变压器的中性点转移到另一台变压器的中性点上运行时，应先断开原变压器小电阻刀闸，然后合上另一台变压器小电阻刀闸； 5)在过补偿运行方式下，当系统运行方式变化需要改变小电阻分接头时，因按下列程序进行：

a 抽头由小改大应在运行方式改变前，即在线路长度增加前进行； b 抽头由大改小应在运行方式改变后，即在线路长度减短后进行； c 如系统调整在欠补偿运行方式时，则操作顺序相反。 (5) 小电阻在故障状态下的处理： 1)当系统发生接地故障时，运行人员应密切监视系统的运行情况，有无其他异状和小电阻的动作情况。小电阻的油温和持续运行时间不得超过规定值。若发现异常情况，应及时向当值上级汇报；

2)当小电阻的补偿电流超过正常值，温度超过85℃，油面急剧上升，内部

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发生异常响声或冒烟时，应立即向上级汇报，在征上级同意后，应先拉开小电阻所接接地变20KV侧开关后，方可拉开小电阻刀闸。 5.0 继电保护及自动化装置

5.1 本站保护采用：主变保护均为南瑞继保RCS-978G2型保护，版本号为3.02；220千伏母线保护均为南京南瑞RCS-915AB－HB型保护，版本号为3.40；220千伏母联开关充电及过流保护为南瑞继保RCS-923A型保护，版本号为2.00；220千伏母线/母联的测控保护为南瑞继保RCS-9705C型，版本号为：R10.16-GD；220千伏母联开关备自投保护为江苏华泰FWk-J型，版本号为R1.00。220千伏母线/母联开关故障录波采用江苏华泰SHDF-B型；线路两侧站内主I、主II保护型号均为南瑞继保RCS-931BMV型，其中主I保护为专用光纤通道，主II保护为复用光纤通道.值班人员每天巡视时应对继电保护装置进行下列检查。

(1) 检查保护交直流电流监视灯应亮，各种信号是否正常，保护装置运行指示灯应亮。

(2) 检查“跳位”，“合位”指示灯应与断路器，隔离刀闸，接地刀闸，实际位置相对应。

(3) 检查保护CPU自检应无故障。异常信息显示。 (4) 检查保护装置的电流，电压及频率应正常。 (5) 检查“远控/就地”开关应置于“远控”位置。 (6) 保护装置的投退位置应与调度远方要求相一致。

(7) 检查微机保护各插件应接触良好。正常运行时，各插件应在自锁位置。 5.2 电力系统中电力设备和线路，应装设切除各种短路故障及反映异常运行的主保护和后备保护装置。主保护是满足系统和设备安全要求。并能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。后备保护是主保护或断路器驱动时，用以切除故障的保护。除系统运行方式改变或校检工作需要外，不得退出继电保护及自动装置。使一次设备无保护运行，保护的投入与退出应按当值调度员的命令执行。

(1) 继电保护要求其直流电源应稳定，可靠。当一次系统操作发生各种故障时直流电压应不受其影响，直流保护电源电压允许波动范围在额定电压80%~110%之内。

(2) 运行人员不得随意打开运行中的继电器罩壳，运行人员在更改继电保护定值时应遵守下列原则：

1)保护定值更改前将该保护退出运行一个电气连接单元的两套及以上保护更改定值时应轮流退出后进行，不得使被保护设备处在无保护状态中。 2)打开继电器罩壳时应轻稳，防止震动误碰内部元件和接点。 3)关于定值更改的计算

一次电流=二次电流*电流比(CT比) 二次电流=一次动作电流/电流比(CT比) (3) 新安装的保护设备。投运前应由继电保护班派员验收，并填写继电保护记录，在以上工作完成后继保人员向值班人员交清以下事项： 1)全部保护装置竣工图及厂家说明书。

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2)继电保护整定通知单。

3)负责讲解装置性能，特点及运行操作中的注意事项。

(4) 在继电保护及自动装置验收前值班人员应拉开验收设备的交流，直流电源，断开全部跳，合闸回路。更改整定和变更接线一定要有经上级部门批准的定值通知单和图纸。

(5) 继电保护人员对保护定值的校验及变更应以保护整定值通知单为依据，据根各保护装置的具体特性，其允许误差范围如下： 电流值允许误差≤ ± 5% 时间值允许误差≤ 0.1秒

(6) 继电保护工作完毕后，值班人员应根据下列内容检验：

1)检查校验中使用的临时线是否全部拆除，拆动过的接线是否恢复正常； 2)检查所有交、直流闸刀(空气开关)是否恢复到许可工作前的位置，端子接触应可靠，良好；继电器的标志，编号是否正确，清楚并和要求相符； 3)检查接线变更后的图纸是否已经修改并和实际要求相符；

4)套组带开关跳闸，保护装置应动作正确，配合良好，套组试验必须在验收保护定值前进行。

5)检查保护定值和保护装置显示定值是否与记录相符合定值单要求，如校验时调、投运方部门无定值更改要求，该保护定值应放回校验前的位置； 6)检查保护记录上的内容是否清楚完整，其中应包括缺陷处理，定值更改接线变动，运行和操作注意事项，保护能否投运的结论等。 (7) 关于继电保护定值通知单的有关部门规定：

1) 现场保护装置整定值的更改，应按保护装置整定值通知单的要求执行，对新装微机保护装置中定值通知单上未说明明确的定值项，应按照最不易动作条件设备。

2) 如根据一次系统运行方式的变化，需要更改保护装置的整定值时，须在整定值通知单上说明。

3) 在特殊情况下急需改变保护装置整定值时，由调度下令更改整定值后，保护装置整定部门应于两天内补发新的通知单。

4) 变电站应具备完整，正确的继电保护通知单，当根据系统要求更改保护整定值应使用新的定值通知单，旧的定值通知单同时作废。

(8) 遇到下列情况在得到调度员同意后，应停用有关保护及自动装置： 1) 保护装置有明显差动危险时；

2) 运行中处理缺陷和异常而必须停用保护时； 3) 在保护屏上或附近打眼等振动较大的动作时； (9) 运行人员在改变系统运行方式或事故处理时，应考虑保护装置的相应变更，接有交流电压的保护在运行中不允许使保护失去交流电压，其交流电压应取自于一次运行设备的相应母线。

(10) 在保护动作后，信号复归必须有两人进行把并应作好详调记录，当保护装置发生不正确动作后，值班人员应立即汇报调度及有关领导，并保留现场原有状态，等待有关部门进行事故后的现场检查分析。

(11) 在保护装置及二次回路上工作前，运行人员必须审查继电保护工作安全措施的可靠性，凡可能引起保护装置误动的一切工作，运行人员必须采取防止保护装置可能误动的有效措施。

(12) 本站微机综合保护定值的检查和修改，请值班人员认真学习微机综合保

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护说明书，只有在完全掌握微机保护的操作程序后方可在微机保护装置上进行检查和修改。

(13) 微机保护的投，退可通过整定相应软压板方法来实现，对装置内已有设定，通知单未说明的定值项，其软压板一律退出运行。

(14) 本站母线保护，主变保护及20KV出线保护类型，装置及本站所配置： 1)220kv母线 型号 RCS-915AB－HB 南瑞 版本号为3.40 2)主变 型号 RCS-978G2型保护 南瑞 版本号为3.02 3)主变高压侧后备

a 变高侧中心点电流 型号 b 变高侧过流，变高侧单相接地

c 220kv零序过电压、过电流 型号 d 220kv 过电压，欠电压 型号 4)主变非电量

本体有载轻重瓦斯，轻瓦斯发信号，重瓦斯掉闸 油温高第一级发信号，第二级掉闸。 绕组温度高第一级发信号，第二级掉闸 压力释放掉闸。 压力突然升高掉闸

5)低压侧后备变低侧过流或变低侧单相接地(只选一种方式，由运方定变低侧中心点过流

6)主变有载调压有手动自动工作方式。 7)测控装置

220kv如意进线计量，220kv玉律1#进线计量，220kv玉律2#进线计量 1#主变测量，2#主变测量，3#主变测量 (高压侧) 220kv母控测量

变低侧面1#，2# ，3#测量 20KV1# ，2# ，3#PT测量 20KV 出线测量

20KV 电容器开关柜测量。

(17)本站控制屏，开关柜可操作设备。(电动) 1)220kv1#进线(CP-01)，1#进线汇控柜 1#进线开关，52R1 避雷器刀闸，89LA1

1#进线接地刀闸，89ER1a

1#进线隔离刀闸，89R1b 2)220kv2# 进线 (CP-02)。2#进线汇控柜 2#进线开关 52R2 避雷器刀闸， 89LA2

2#进线接地刀闸 ，89ER2a 2#进线隔离刀闸，89R2b

3)220kv母联 (CP-03) 母联汇控柜 220kv母联开关 52B

母联隔离刀闸 89B1，89B2

4)1#主变(高压侧) (CP-04)，1#主变汇控柜 变高侧开关 52TP1

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变高侧隔离刀闸 89TP1B

5)2# 主变(高压侧)(CP-05)，2#主变汇控柜。 变高侧开关 52TP2 变高侧隔离刀闸 89EP2B

6)1#主变有载调压倒多数(CP-04)1#主变本体调压箱 2#主变有载调压 (CP-05) 2#主变本体调压箱 7)20KV开关柜上均可手动、电气操作 (18) GIS控制屏上的空气开关 1)1#进线控制屏 (CP-01)

DC MCCB-C 1#进线直流控制电源 2)2#进线控制屏 (CP-02)

DC MCCB-C 2#进线直流控制，信号电源 3)母联控制屏 (CP-03)

DC MCCB-C 母联控制，信号电源 DC MCCB-MC1 母联测量直流电源 4)1#主变控制屏 (CP-04)

DC MCCB-C 1#主变直流控制，信号电源 DC MCCB-MC1 1#主变测量直流电源 AC MCCB-C1 1#，2#主变有载压电流 5)2#主变控制屏蔽 (CP-05)

DC MCCB-C 2#主变控制信号电源 DC MCCB-MC1 2#主变测量电流

AC MCCB-C 控制，保护柜内照明 AC MCCB-C1 1#，2#主变测量电源

注： 变电站运行时除柜内照明外，其它所有小空气开关均要在合上位置。

(19) 瓦斯保护是变压器内部故障的主保护，轻瓦斯保护是反映变压器内部轻微故障，油面下降，动作于信号；重瓦斯保护反映变压器内部严重故障，动作于跳主变各侧开关。主变在试运行或正常运行时，挡板式瓦斯继电器的重瓦斯应正常接入跳闸回路，不论变压器是否运行，其轻瓦斯应接入信号回路。主变运行中进行滤油，加油，换硅胶，冷却器，呼吸器及油路检修等应将重瓦斯保护退出，此时变压器的其它保护均在跳闸回路，工作完毕后，变压器中的空气排尽后，重瓦斯方可投入跳闸回路。

(20) 220kvⅠ段，Ⅱ段母线差动，是保护220kv三条进线的主保护。当220kv母线发生单相或多相短路接地时，Ⅰ段，Ⅱ 段母线差动将有选择性的跳开进线，母联及主变，变高侧开关。此保护具有躲避外部短路时暂态不衡电流的特性。 (21)差动保护是主变内部及两侧差动CT范围内发生单相或多相短路接地故障的主保护。差动保护应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不不衡电流。保护动作跳主变两侧开关。微机型差动保护分为比率差动保护和差动连断保护。比率差动保护在主变压器轻微故障时，保护不带制动量，具有较高的灵敏度，而在较严重的区外故障时，保护有较大的制动量，具有较高的可靠性。差动连断保护在主变压器较严重的区内故障下加连跳开主变各侧短路器，其定值选取避越故障引起的不不衡电流和主变压器励磁涌流。微机型差动保护设有CT断线闭锁功能，在差动CT二次回路断线时，能可靠闭锁差动保护出口回路并发出告警信号。

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述处理外,还应配合调度将该进线开关转为检修状态,并详细检查该进线站内设备有无异常情况,做好准备调整进行方式,迅速恢复供电.

(10) 若220kv母线及全站失电是由出线线路故障的越级跳闸引起,值班人员应按下列步骤处理迅速查明故障线路，将其开关转换为检修状态，将其他线路恢复供电。若无法查明故障线路,应将该失电母线所连接的开关全部来开,逐一进行试送。进行查找。

(11) 若母线及全站失电由母线短路而引起，值班人员应迅速查明故障点并可靠将故障点隔离，并拉开进线电源开关。将详细情况汇报调度。做好准备，调整运行方式，把故障点造成的危害缩小到最小范围。 5.4 20KV系统接地故障处理

(1) 系统允许带接地故障运行的时间为，一般不超过两个小时，当系统发生单相接地时，

值班人员应向调度汇报接地母线的三相对地电压情况，并对站内设备进行详细检查。

(2) 寻找20KV出线单相接地故障方法：

在调度员的指挥下查找接地故障线路应由两人进行。由于本站 20KV 出线未装重合闭装置，在取得生产调度及有关领导的同意后，可将20KV出线开关分别分合一次，同时仔细观察20KV母线三相对地电压表是否有变化。以判别该线路有无接地故障。

(3) 若20KV系统发生接地故障，连接于故障母线的电容器，未掉闸，则值班人员立即拉开电容器开关。 6.0 其他

6.1 相关标准文件

ERC 6.2 相关外来文件

《电业安全工作规程》 中华人民共和国行业标准 DL 409-91

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