变电站运维方案

110kV
变电站托管方案
目录
110kV变电站运维方案 (3)
一、运维依据及内容 (3)
二、工作内容及目的 (3)
三、人员安排 (3)
四、电气设备巡视检查规定 (4)
五、倒闸操作及异常处理 (18)
变电运维存在的安全隐患及解决措施 (21)
110KV变电站运行应急方案 (26)
一、基本原则 (26)
二．组织体系和职责 (26)
三．事故应急预案 (27)
110kV变电站高压电气设备试验方案 (30)
110kV变电站运维方案
一、运维依据及内容
《带电设备红外诊断应用规范DL/T664—2008》
《带电作业工具、装置和设备预防性试验规程DL/T976-2005》
《高压开关设备和控制设备标准的技术要求GB/T11022—1999》《国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（国家电网生[2012]352号）
二、工作内容及目的
变电站运行维护、倒闸操作、事故及异常处理、设备巡视、设备定期试验轮换等工作。

电站巡视检查的作用为：通过对设备的巡视检查，运行人员可随时掌握设备的运行情况，发现设备的异常情况、变化情况，从而确保设备连续安全运行。

三、人员安排
站内安排四人值班，其中站长一名，组员三名。

四班三倒制，做到值班室内24小时都有人看监盘。

其中站长还负责组织和领导，协调与客户的关系，处理运维过程中遇到的各种问题。

确保每天巡视一次主站设备及低压密炼室，巡视过程中必须保证两人巡视。

四、电气设备巡视检查规定
1、危险点控制措施：
2、巡视类型及巡视周期规定
（1）.日常巡视检查
日常巡视是指运行人员每天对设备的巡视。

日常巡视的次数一般按下列情况进行：交接班巡视、高峰负荷巡视和晚间闭灯巡视。

a、交接班巡视：是指在交接班过程中对设备的巡视检查，在交接班时进行。

b、高峰负荷巡视：是指每天对设备的正常巡视检查，常规情况下，在每天中午14:00 ～14:30时进行。

c、夜间闭灯巡视：主要是要求运行人员在夜间黑暗中检查设备接点接头的发热烧红、电晕放电等情况，在每晚的21:00 ～ 22:00时进行
（2）.定期巡视检查
定期巡视检查是指运行人员在规定的周期时间里，对设备全面详细的巡视检查。

定期巡视周期及巡视内容按站内的有关规定执行。

（3）.特殊巡视检查
特殊巡视：是指运行人员根据设备的运行情况，外部环境的变化和系统的运行状况有针对性的重点巡视。

下列情况下应进行特殊巡视：
a、设备过负荷或负荷有明显增加时；
b、设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行，新安装设备投入系统运行；
c、设备异常运行或运行中有可疑的现象；
d、恶劣气候或气候突变；
e、事故跳闸；
f、设备存在缺陷未消除前；
g、法定节、假日或上级通知有重要供电任务期间；
h、其他特殊情况。

3、电气设备正常巡视内容
（1）.外部绝缘状况是否损坏裂纹等；
（2）.有无异常声音、发热及油位变化情况等；
（3）.有无渗漏油、异味及色变等；
（4）.压力设备压力是否正常。

（5）.除此外还应对下列内容进行巡视：
a、设备遮拦应加上锁，标志及告警牌应醒目齐全；
b、配电装置、所用变压器室及蓄电池室门窗关闭严密；
c、灯光、音响应正常，测量表计指示正确；
d、电缆头无损坏漏油，半导体绝缘子无过热现象；
e、阴雨后应检查厂房是否漏水，基础有无下沉、倾斜，电缆沟是否积水；
f、备用设备应始终保持在可用状态，其运行维护与运行中的设备要求相同；
g、巡视时应按巡视路线和设备巡视项目对一次、二次设备逐台认真地进行；
h、每次巡视情况均应记入设备巡视检查交接记录簿内。

新发现的设备缺陷分别记“运行工作记录簿”和“设备缺陷记录簿”内。

4、电气设备特殊巡视内容
（1）.断路器故障跳闸后或新投运的断路器查油色、油位，有无喷油、漏油，接线端子是否松动或过热，机械有无变形，绝缘有无损伤等；（2）.变压器过负荷时或轻瓦斯动作后，查上层油面、油温，主变压器声响，冷却系统有无故障，核算过负荷值及允许运行时间，轻瓦斯动作时间间隔，接触点接触是否良好等；
（3）.高峰负荷期间，注意设备接点及导线有无发红过热现象及热气流现象；
（4）.恶劣天气时，查设备有无放电，有无异物搭挂及接头过热现象，是否结冰等。

对气候变化或突变等情况有针对性对设备进行检查的要求如下：
a、气候暴热时，应检查各种设备温度和油位的变化情况，检查是否过高、冷却设备运行是否正常，油压和气压变化是否正常；
b、气候骤冷时，应重点检查充油充气设备的油位变化情况，油压和气压变化是否正常，加热设备是否启动、运行是否正常等情况；
c、大风天气时，应注意临时设备牢固情况，导线舞动情况及有无杂物刮到设备上的可能，室外设备箱门是否已关闭好；
d、降雨、雪天气时，应注意室外设备接点触头等处及导线是否有发热和冒气现象；
e、大雾潮湿天气时，应注意套管及绝缘部分是否有污闪和放电现象；
端子箱、机构箱内是否有凝露现象；
f、雷雨天气后，应注意检查设备有无放电痕迹，避雷器放电记录器是否动作。

5、主要电气设备的巡视检查
5.1变压器
I、变压器的正常巡视
（1）.变压器本体
1）检查变压器的油温指示正常。

2）检查油位，根据温度与油位的对应关系判断油位是否正常。

3）监听（视）声音和振动，注意异常的声音和振动。

4）检查有无漏油、渗油现象，箱壳上的各种阀门状态是否符合运行要求，特别注意阀门、表计、法兰连接处以及焊缝等。

5）检查呼吸器硅胶应呈兰色，当硅胶整体2/3以上变为粉红色时应及时更换；检查油封杯油位、油色是否正常。

6）瓦斯继电器有防雨罩，且封盖完好。

7）变压器本体无小动物筑巢现象。

8）外壳及接地良好。

（2）.套管
1）检查高、中、低以及中性点套管的油位，有无漏油和渗油现象。

2）检查套管表面有无放电痕迹或污损。

3）检查套管有无破损、破裂等现象。

4）检查接点和引线有无异常和明显发热迹象，特别是雪天和雨天，
接头上有无熔化蒸汽的现象，金具有无变形，螺丝无松脱和连接线无断股损伤。

II、变压器的特殊巡视
（1）.新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内。

（2）.变压器存在缺陷近期有发展迹象时，要加强巡视，防止缺陷发展成事故。

（3）. 高温季节、高峰负载期间。

变压器过负荷或过电压运行时每小时至少巡视一次，特别要注意温度和接头是否过热，声音是否异常，以及冷却系统运行情况。

（4）.大风时，检查变压器附近应无容易被吹起的杂物，防止吹落到变压器带电部位，引起短路，同时应注意引线摆动情况。

（5）.大雾和小雨、雪天气，检查套管瓷瓶应无严重电晕、闪络和放电现象。

（6）.大雨、雪天气，引线接头应无积雪，无雪溶化过快和冒气现象，并注意瓦斯继电器、油位计、温度计等附件积雪情况。

（7）.雷雨后，检查变压器各侧避雷器计数器的动作情况，判断主变有无遭雷击过电压。

（8）.节假日和上级有特殊保电任务期间，必须增加特殊巡视次数。

5.2 断路器
I、断路器的正常巡视
（1）.检查断路器的瓷套瓷柱应清洁、无裂纹、无破损和放电痕迹。

（2）导体与断路器的连接点应接触良好，无过热及变色发红现象。

（3）断路器的实际分合闸位置与机械、电气指示一致。

（4）检查弹簧机构的断路器弹簧储能正常，储能电源正常投入。

（5）检查六氟化硫断路器SF6压力指示正常以及SF6气体压力继电器在正常状态，无漏气现象。

（6）断路器控制电源、合闸电源、机构箱内各电源正确投入。

（7）断路器机构箱内就地/远方方式切换开关在“远方”位置。

（8）储能电机、微动行程开关无卡住、变形，无焦臭味，跳合闸线圈无冒烟和异味。

（9）端子箱、机构箱内加热器应能正常工作，并按规定投入或退出。

（10）断路器机构箱、端子箱内、开关柜是否有受潮现象，机构箱门是否关好。

II、断路器的特殊巡视
（1）夜间重点检查各接头处有无发红，发热，瓷质部件有无闪络放电。

（2）断路器机构箱、端子箱内、开关柜是否有受潮现象，检查瓷件无严重放电、闪络现象。

（3）气候骤变时应检查断路器SF6压力指示在标准范
围之内。

（4）高温季节、高峰负荷时应重点检查断路器引线、接头处有无过热变色现象。

5.3 GIS室
I、GIS室正常巡视
（1）断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、接地刀闸及快速接地刀闸的位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。

（2）各设备无放电、震动等其他异常响声以及异常气味。

（3）气室或气隔SF6压力在正常范围内，SF6密度表或压力表指示正常。

（4）设备无漏气（SF6气体、压缩空气）、漏油（液压油）等现象。

（5）外壳、支架等无锈蚀、损坏，瓷套无开裂、破损或污秽情况，外壳漆膜无局部颜色加深或烧焦、起皮现象。

（6）压力释放装置无异常，其释放出口无障碍物。

（7）各指示灯、信号灯和带电监测装置的指示是否正常，控制开关的位置是否正确。

（8）各压力表和油位计的指示值是否正常。

（9）各管道及阀门无损伤、锈蚀，阀门的开闭位置是否正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好。

（10）汇控箱、机构箱门应关严，无受潮，凝露现象，驱潮装置完好，电缆孔洞封堵完好，温控装置工作正常，加热器按季节和要求正确投退。

II、GIS室特殊巡视
（1）严寒季节时，检查设备SF6气压无过低、管道有无冻裂等现象。

气温骤降时，检查就地控制柜内加热器的投运情况，检查表计压力，检查有无漏气，检查操动机构油位是否正常。

（2）高温季节时，检查组合电器各元件无过热等现象。

（3）事故后，事故范围内的设备情况， GIS各个元件无异常。

（4）新设备或大修后投入运行检查设备无异音、无变形等。

（5）其他情况及特巡项目
a、保电期间适当增加巡视次数。

b、带有缺陷的设备，应着重检查异常现象和缺陷是否有所发展。

5.4隔离开关
I、隔离开关的正常巡视
（1）设备外观完整无损，各部连接牢固。

（2）设备分合闸位置与实际运行方式一致。

（3）套管瓷瓶及硅橡胶增爬伞裙表面清洁、无裂纹及放电痕迹,憎水性良好。

（4）引线接头处，接触良好，无过热发红现象，无断股、散股。

（5）无异常振动和声响。

（6）法兰连接无裂痕，连接螺丝无松动、锈蚀、变形。

（7）接地刀闸弹簧无断股、闭锁良好，接地杆的高度不超过规定数值，接地引下线、接地扁铁无锈蚀松动现象。

（8）隔离开关（刀闸）合闸位置时，触头接触良好，定位销定位可靠，分闸位置时，张角正确，定位销定位可靠。

（9）各控制箱、二次端子箱、机构箱箱体接地完好, 无开裂；箱门应关严，无受潮、凝露现象，驱潮装置完好，电缆孔洞封堵完好，温控装置工作正常，加热器按季节和要求正确投退。

（10）机构联锁完好、无松动，防误闭锁装置齐全、完好。

隔离开关（刀闸）辅助触点切换、接触时，外罩封闭良好。

II、隔离开关的特殊巡视
（1）严寒季节时检查隔离开关（刀闸）引线无过紧、接头无开裂发热现象。

（2）高温季节时检查触头无发热等现象。

（3）冰雹、大风后检查隔离开关（刀闸）上引线上无悬挂杂物、漂浮物等，以及引线无舞荡、无断股、散股等情况。

（4）大雾霜冻季节和污秽地区检查瓷套管、装有硅橡胶增爬裙或防污涂料的套管，无沿表面闪络和放电，不出现中部伞裙放电现象。

（5）小雨、下雪时，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象。

大雪时还应检查引线积雪情况，应及时处理引线积雪过多和冰柱。

（6）雷雨后检查绝缘子、套管有无闪络痕迹。

5.5 电容器
I、电容器的正常巡视
（1）线接头处，接触良好，无过热发红现象，无断股、散股。

（2）外观完整，表面清洁、无渗漏，各部连接是否牢固。

（3）套管瓷瓶表面清洁、无裂纹及放电痕迹,憎水性良好。

（4）无异常振动和声响。

（5）电容器围栏上锁且无破损，围栏完好无锈蚀。

电容器外熔丝完好。

（6）电容器无渗液，放电线圈无渗油。

（7）外壳无变形及鼓肚现象。

（8）限流电抗器附近无磁性杂物存在，干式电抗器表面涂层无变色、龟裂、脱落或爬电痕迹，无放电及焦味，油电抗器应无渗漏油，电流互感器无异常。

II、电容器的特殊巡视
（1）严寒季节时，检查导线无过紧、接头无开裂、发热现象。

（2）高温季节时，检查无引线、接头、本体发热现象。

（3）冰雹、大风后检查电容器设备上无杂物、漂浮物及导引线无舞荡、无断股、散股等情况。

（4）大雾霜冻季节和污秽地区瓷瓶无沿表面闪络和放电现象。

（5）小雨、下雪时，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象。

大雪时还应检查引线积雪情况，及时处理积雪过多等情况。

（6）雷雨后检查绝缘子无闪络痕迹及避雷器动作情况。

（7）事故(跳闸)后，检查事故范围内的设备情况，如导线有无烧伤、断股，瓷瓶绝缘子有无污闪、破损，电容器无鼓肚变形情况。

（8）大负荷期间检查无引线、接头、本体发热现象。

5.6开关柜
I、开关柜的正常巡视
（1）开关柜屏上指示灯、带电显示器指示应正常，操作方式选择开关、机械操作把手投切位置应正确，控制电源及电压回路电源分、合闸指示正确。

（2）分、合闸位置指示器与实际运行方式相符。

（3）屏面表计、继电器工作应正常，无异声、异味及过热现象，操作方式切换开关正常在“远控”位置。

（4）柜内照明正常，通过观察窗观察柜内设备应正常,绝缘应完好，无破损。

(5)柜内应无放电声、异味和不均匀的机械噪声，柜体温升正常。

(6)压力释放装置有无异常，其释放出口有无障碍物。

(7)柜体、母线槽应无过热、无变形、无下沉现象，各封闭板螺栓应齐全，无松动、锈蚀，接地应牢固，封闭性能及防小动物设施应完好。

(8)控制箱、机构箱门应关严，无受潮，凝露现象，驱潮装置完好，电缆孔洞封堵完好，温控装置工作正常，加热器按季节和要求正确投退。

(9)箱内各空气开关、操作把手、电缆槽板、电缆吊牌均应清洁，箱内接线无松动、破损、裂纹、积灰现象，无裸露铜线，箱内照明完好。

II 、开关柜的特殊巡视
（1）、夜间巡视开关柜可视部分无无放电、发红迹象。

（2）事故后检查事故范围内的设备情况，开关柜内各个元件无异常。

（3）大负荷期间检查柜内电缆、接头无变形、发热情况，室温蜡片无融化迹象。

5.7电缆
I、电缆的正常巡视
（1）电缆线路上不应堆置杂物和化学物质等。

（2）进入房屋的电缆沟口处不得有渗水，隧道内不应积水或堆积杂
物。

（3）电气连接点固定件无松动、锈蚀，引出线连接点无发热现象。

（4）电缆终端头清洁，无异味和异常声响、无漏油、溢胶、放电、发热等现象。

（5）电缆绝缘无破损，终端绝缘管材无开裂，特别注意套管及支持绝缘子无损伤、无放电痕迹。

（6）隧道或沟内支架必须牢固，无松动或锈烂现象，接地应良好。

（7）电缆接地线无松动、断股和锈蚀现象，连接处紧固可靠，无发热或放电现象。

（8）电缆沟内应无杂物，盖板齐全，按规定设置标志清晰的防火隔墙。

（9）电缆竖井、电缆夹层、电缆沟内孔洞封堵完好，通风、排水及照明设施完整，防火设施完好，监控系统运行正常。

II、电缆的特殊巡视
（1）夜间巡视电缆接头有无放电、发红迹象，电缆终端有无闪络、放电痕迹。

（2）严寒季节时检查电缆接头是否开裂发热、电缆外绝缘有无冻裂等现象。

（3）高温季节时检查电缆接引线接头处无发红、发热现象。

（4）事故后检查事故范围内的设备情况，如电缆有无烧伤、断股情况。

（5）在高温高负荷时，检查电缆及终端绝缘胶是否软化、绑扎带是
否松脱。

5.8二次设备
I、二次设备正常巡视
（1）继电保护及二次设备的外壳清洁、完好，无松动、裂纹。

（2）继电保护及二次设备运行状态正常，液晶面板显示正确、无模糊，无异常响声、冒烟、烧焦气味。

（3）继电保护及二次设备无异常告警、报文。

（4）各类监视、指示灯、表计指示正常。

（5）直流电压正常，直流绝缘监察装置完好。

（6）检查各控制、信号、电源回路快分开关位置符合运行要求。

（7）检查压板及转换开关位置应与运行要求一致，压板上下端头已拧紧，备用压板已取下。

II、二次设备特殊巡视
（1）设备跳闸后
1)检查装置运行指示灯、保护跳闸灯是否正常，操作箱的断
路器（开关）位置信号灯、跳闸、重合闸指示灯是否与实际运行情况相符。

2)检查保护装置动作信息，汇报值班调控人员，并做好记录。

（2）设备过负荷或重大保电任务期间及恶劣天气时检查保护装置启动情况，检查各保护模拟量幅值、相位是否在正常范围内，差流及制动电流是否正常。

五、倒闸操作及异常处理
1、倒闸操作基本原则
(1)、电气设备的倒闸操作必须严格遵守安规、调规、运规和本单位的补充规定等要求进行。

（2）、倒闸操作过程中严防发生下列误操作
1）误拉、合断路器（开关）。

2）带接地线(接地刀闸)送电。

3）带电装设接地线、带电合接地刀闸。

4）带负荷拉、合隔离开关（刀闸）。

5）误入带电间隔。

（3）、变电站设备所处的状态分为运行、热备用、冷备用和检修四种状态。

（4）、停电拉闸操作必须按照断路器（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。

禁止带负荷拉合隔离开关（刀闸）。

（5）、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、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。

判断时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。

以上检查项目应填写在操作票中作为检查项。

检查中若发现其他任何信号有异常，均应停止操作，查明原因。

若进行遥控操作，可采用上述的间接方法或
其他可靠的方法判断设备位置。

（6）、停电操作时，先操作一次设备，再停用相应的继电保护、自动装置，最后拉开装置电源；送电操作时，先合上相应的继电保护、自动装置电源，再投入相应的继电保护、自动装置，最后操作一次设备。

（7）、下列各项工作可以不填用操作票,在完成后应作好记录：
1）事故紧急处理。

（事故紧急处理应保存原始记录）。

2）拉合断路器（开关）的单一操作。

3）程序操作。

上述操作在完成后应做好记录，事故紧急处理应保存原始记录
2、倒闸操作程序
（1）、运维负责人接受值班调度员的操作预告，应明确操作任务、范围、时间、安全措施及被操作设备的状态，同时记入值班记录薄。

（2）、查对模拟系统图板或电子接线图，填写倒闸操作票。

（3）、操作人和监护人在填好操作票复审无误并签名后交给运维负责人。

（4）、发布和接受操作指令。

（5）、模拟操作。

（6）、实际操作。

（7）、复核。

（8）、完成汇报。

3、事故及异常处理
（1）、事故处理一般原则:值班调控人员是系统事故处理的指挥者，运维人员应按值班调控人员的命令迅速正确的进行事故处理。

当通讯中断时，应按本规程有关条款和现场运行专用规程有关规定执行。

（2）、事故处理的主要任务：
1）迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

2）用一切可能的方法，保持对用户的正常供电。

3）优先恢复变电站站用电和重要用电。

4）调整运行方式，使其恢复正常。

（3）、事故处理一般流程
1）变电运维人员接到调控中心电话通知后，应立即派出人员赶赴（设备）现场，立即查看监控后台（测控屏）断路器（开关）变位情况、所发信号，保护范围内所有一次设备、各类保护及自动装置动作情况，进行故障定性，汇报值班调控人员，并立即报告运维班组及专业室相关人员。

2）按照值班调控人员指令及现场专用运行规程，隔离故障点，对非故障设备恢复送电。

3）故障设备做好安全措施。

4）检修工作结束后，根据调控指令恢复送电。

5）事故处理完毕，应将事故详细记录，按规定报告相关单位及责任人。

变电运维存在的安全隐患及解决措施
1 解决变电运维安全隐患的必要性
变电运维是指基于大检修，并在此基础上实现对变电运行和检修的双向渗透，能极大提高电力系统的工作效率和经济效益，具体包括操作队和巡检队，前者是在调度的统一指挥下，全面负责负责变电站的运行维护、倒找操作及事故处理等；后者是定期对变电站进行巡检，及时处理、上报运行中出现的异常情况。

一旦变电运维中存在安全隐患，就会直接影响电力系统的安全、稳定运行，因此提高风险防范意识，在变电运维工作中十分必要。

2 变电运维存在的安全隐患
2.1 外界环境因素造成的安全隐患
外界自然环境对变电运维具有十分重要的影响，如寒冷的冬季，充油导线极易出现紧缩，油面相对较低，一旦出现大风很容易导致杂物缠绕在引线上；如炎热的夏季，充油导线会变得比较松弛，油面也比较高等，因此外界环境对变电运维带来的安全隐患很难预测。

2.2 内部因素造成的安全隐患
2.2.1 变压器操作不当
对变压器操作时，任何一个微小环节的失误都可能导致电力系统不能正常运行，严重的还可能导致电力系统出现瘫痪，因此技术人员操作时必须小心谨慎。

变压器操作存在的安全隐患通常有以下两种情况：①通常在进行空载变压器切合操作时，很容易导致操作电压过剩，
使变压器的绝缘性能受到破坏；②如果空载电压持续增加，就会破坏变压器的稳定性产生电压偏差，破坏变压器的绝缘性。

2.2.2 倒闸操作问题
变电运维一个重要环节是倒闸操作，在进行倒闸操作之前工作人员必须对电力设备状态进行填写，只有填写正确，才能保证在进行状态切换时不发生误操作，若操作票填写错误，就会造成切换操作误操作，进而对电力系统的稳定运行造成不良影响。

在实际运行过程中，由于倒闸操作票写错而导致的安全事故屡见不鲜，倒闸票填写问题必须引起高度重视。

2.2.3 母线倒闸操作问题
母线倒闸操作是所有倒闸操作中最关键的，若母线倒闸操作没有严格按照标准流程进行，很容易造成电力系统故障。

母线倒闸操作主要存在下述几类安全隐患：①配电网继电保护和自动装置切换时造成的误动；②带负荷状态下拉闸；③空载母线充电时，电压互感器和电容出现串联谐振现象。

若运维过程中没有及时对上述情况进行处理，很容易影响电网的不稳定运行。

2.2.4 直流回路操作不当
变电运维中，直流回路操作不当极易使变电站停止运行。

由于直流回路操作具有很好的运维效果，因此在变电运维使用比较频繁，然而直流回路操作也极具风险，一旦出现不当操作，电网中的自动保护装置也不会其作用，从而影响到整个电力系统的稳定运行。

因此在进行变电运维时，必须严格按照相关规定进行操作。