110kv变电站事故处理制度

110kv变电站事故处理制度（精选11篇）

1.110kv变电站事故处理制度 篇一

110kV变电站管理制度

目录

一：交接班制度 二：岗位安全生产职责 三：岗位责任制度 四：巡回检查制度

五：设备维护保养管理制度 六：经济责任制 七：设备缺陷管理制度 八：变电站进出管理制度 九：安全生产责任制度 十：工作票制度 十一：操作票制度

一、交接班制度

第一条：交接工作是变电站安全运行运行的一个重要组成部分，必须严肃认真履行交接班手续，若接班人员未到，交班人员应坚守岗位，并立刻报告上级领导，做好安排。个别因特殊情况而迟到的接班人员同样应履行接班手续。未履行接班手续，交班人员不得离岗，接班人员不得上岗。

第二条：交班人员必须在交班前一小时做好各项准备工作，并检查当班各项工作事项及运行情况是否均已载入记录簿内，检查各种应物件齐全，并放入指定地点，检查模拟图与实际情况是否相符。

第三条：接班人员必须提前15分钟到主控室，听取值班人员的运行情况介绍，交班人员必须向接班人员当面交清以下情况：

1、主要设备运行及缺陷情况。

2、运行方式及命令发布情况。

3、倒闸操作票或检修工作票数目、负责人姓名、安全措施执行情况及检修工作进行情况。

4、继电保护动作情况，定值更改情况。

5、设备变动情况。

6、上级指示及有关通知。

第四条：接班人员接班前应做好以下准备：查阅运行日志负荷记录，设备缺陷记录簿。

2、如有检修工作，在了解许可工作票，安全措施及检修情况，对上班未执行完的工作票和隔日执行的工作票，应填写交接记录，直到执行完为止。

3、从模拟图上了解运行方式，核对模拟图板是否与设备实际位置相符。是否与微机控制系统一致。4巡视检查电气设备运行情况，提出巡视中发现的不正常现象与问题，并要求答复。重点检查上一班操作过的设备与现场环境。

第五条：接班人员应认真仔细听取接班人员的情况交代，如有疑问，立即提出，不得含糊。如发现事故缺陷，属交班人员未处理完毕的，应由交班人员处理完毕，才能交班。交班清楚后，接班人员应签字履行交接手续。如在交接班时发生事故，应立即停止交接班，由交班人员进行处理，接班人员协助，待事故处理结束或告一段落时再履行交接手续。

第六条：交接班工作必须做到交接两清，双方一致认为交接清楚无问题后在记录簿上签字。

二、岗位安全生产职责

1：岗位人员对本岗位的安全生产负直接责任。

2：接受安全生产教育和培训，严格遵守各项安全生产的规章制度和安全操作规程，不违章作业，并劝阻制止他人违章作业，切实实行“三不伤害”，遵守劳动纪律。

3：认真执行交接班制度，接班前必须检查本岗位的设备。4：精心操作，严格执行工艺规程，遵守劳动纪律，各项记录准确、真实、整洁。发现异常及时处理并报告。

5：正确分析，判断和处理各类事故苗头，把事故消灭在萌芽状态。6：加强设备维护、保养，发现缺陷及时消除，并做好记录。保持作业场所整洁，做好文明生产。

7：正确使用，妥善保养各种劳动保护用品器具和防护器材。8：积极参加各种安全活动，有权拒绝违章作业指令，反对冒险作业，并及时向领导报告。

9：发生事故要果断处理，及时如实向上级报告，严格保护现场，做好记录。

10：特种作业人员必须接受专门培训，经考试合格取得操作资格证书，方可上岗作业。

11：熟悉本岗位及所在车间的职业危害因素，并掌握相应的防护知识和技能。

三、岗位责任制度

第一条：运行值班员接受电气调度发出的停、送电命令，检修工作命令不接受他人的任何命令，对危及人身安全和设备安全的错误命令，应立即提出拒绝执行的理由，必须及时向发令人的上级申诉。

第二条;变电站全体人员应经常学习和严格执行各项制度，在进行设备操作时，应严格遵守倒闸操作票，进行工作票和工作监护制度。

第三条：运行值班人员应按规定进行巡回检查，发现问题及时汇报、处理并做好记录。

第四条:值班期间值班员不得离开变电站，如有特殊原因，必须向其他值班员请假，离站时间不得超过半小时，严禁值班员同时离开。

第五条：运行值班员必须熟悉以下技术要求：做到“五熟悉”“三会”。“五熟悉”是：

1、熟悉变电站一二次接线，变电站的运行方式，电力的接受和分配过程。

2、熟悉变电站的所有电气设备名称、规程、特征和用途。

3、熟悉控制屏上的开关、信号和所有表计。

4、熟悉安全规程，运行操作规程，上级指令及安全用具测量仪表的使用。

5、熟悉微机的保护、监视及操作规定。“三会”是：

1、会分析运行情况受令能执行正确操作。

2、会及时发现隐患和故障，能分析排除故障。

3、会一般维修。

第六条：值班员同时具备以下职责：

1、当值班员是设备安全运行本班负责人，要严格遵守各项规章制度，做好各项表计的监视，填写运行日志和各项记录簿，发现问题及时汇报。

2、执行当班电气调度的生产命令，填写操作票，正确操作。

3、执行检修工作领导人的检修工作命令，办理检修工作票，做好各项安全措施。

4、发生事故时根据调度及有关领导的命令，迅速采取适当措施处理，以防事故扩大，减少事故损失。副值班员和值班员具有同样的职责。在正常情况下，副值班员不得单独行使职责，而是在值班员领导下工作。只有在经得领导同意顶替值班员工作或在安全供电处于危险的情况时，副值班员方可单独行使值班员的职责。

第七条;实习值班员（培训人员）职责：

1、认真学习本变电站各项规章制度并严格执行。

2、接受主、副值班员的业务指导，但不得进行任何操作。只有考试合格，经领导批准后，方可在值班员的监护下进行二级操作。

3、协助主副值班员做好各项工具、材料、安全用具的保管工作，主动做好清洁卫生工作。

四、巡回检查制度

1、为了掌握设备的运行情况，及时发现和消除设备缺陷，预防事故的发生，必须严肃认真地做好设备的巡回检查工作。

2、当班人员每3——4小时巡回检查一次，巡视检查线路为：主控室——10kV开关室——1#主变——110kVⅠ段母线及其所属设备——110kV内桥母线及其所属设备——110kVⅡ段母线及其所属设备——2#主变。

3、高压电容器室每周巡视一次，必须有两人同时进行。

4、巡视设备时应按规定的路线进行，防止漏巡。巡视时不得接触设备绝缘部分，禁止移动或越过遮拦，并不得进行其他工作。

5、安全用具、标示牌、消防设备等也要定期巡视。

6、进出高压室必须随手关门，防止小动物进入。

五、设备维护保养管理制度

1、严格执行操作规程，严禁超负荷运行。

2、坚守岗位，认真执行巡回检查制度，认真填写运行记录，认真填写故障缺陷记录，并做好挂牌工作。

3、严格执行交接班制度。

4、认真执行密封管理制度，及时消除跑、冒、滴、漏，保持设备卫生。

5、闲置封存的设备应定期维护保养，要注意防尘、防潮、防腐蚀、防冻。

6、做好特种设备及其安全附件的定期检测工作。

7、对于关键设备说明书或操作手册中明确要求的必须定期保养的工作，应尽可能执行，以确保设备的完好。

8、认真做好设备及其管线的防腐与保温工作。

9、认真执行其他各项设备管理工作。

七、设备缺陷管理制度

第一条：设备运行中有下列情况能引起事故或威胁安全运行的被视为设备缺陷。

1、设备运行不符合规程规定的质量标准和设升要求。

2、设备本身受损。

3、设备运行中温度不正常，绝缘油劣化。

4、设备受外力或自然灾害损坏。第二条：设备缺陷处理的原则。

1、设备有可能立即发生事故，引起设备损坏的缺陷时，必须立即停止运行。

2、设备缺陷威胁安全，但不致于立即发生事故应及时上报进行妥善处理。

3、设备缺陷不影响安全运行的，可列入检查进行处理。第三条;值班人员应加强对设备的巡视，发现可能发生事故及引起设备损坏缺陷的情况，应立即上报。

第四条：设备缺陷应由值班人员及时载入“设备缺陷记录”设备缺陷处理完毕，检修工作负责人也要把缺陷消除情况和日期载入“设备缺陷记录簿”。

八、安全生产责任制

1、必须牢固树立：“安全第一”的思想，严格执行安全操作规程、工艺操作规程，各项规章制度，不准违章指挥、违章作业，发现别人违章应予立即制止。

2、新工人进公司和调换工作的人员，未经考试合格，不准上岗操作。电气人员必须经专业技术培训和技术考试合格后，持证上岗。

3、进入生产岗位前必须按规定正确穿戴劳动防护用品。

4、严格执行安全操作规程，发现情况及时报告。

5、严格遵守厂区作业的有关安全规定，办理相关作业证，经审批落实各项安全防范措施后。方可按规定作业。

6、各岗位应按规定配备安全防护和消防器材，定期检查。

7、非本班组管理使用的电气开关设备不准动用和操作。

8、高处作业应办理登高作业证，佩戴安全帽，系安全带。

9、岗位人员应接受安全管理人员的检查，服从安全管理。

10、认真交接班，严禁“三违”，违反安全生产规章制度者应按照公司有关奖惩制度进行处理。

九、检修工作票制度

第一条：为确保人身及设备安全，进行工作必须办理检修工作票并按检修规程执行，否则值班人员有权制止。事故抢修工作可不用工作票，但应记录在操作记录簿内。在开工前必须做好安全措施，并指定专人负责监护。

第二条：在电气设备上工作，必须按规定填写工作票或按命令执行，方式有下列三种：

1、填写第一种工作票。

2、填写第二种工作票。

3、口头或电话命令。

第三条：填写第一种工作票的工作为：

1、在高压设备上工作需全部停电或部分停电。2在高压室内的二次接线和照明等回路上的工作，需要将高压设备停电或做安全措施。

第四条：填写第二种工作票的工作为：

1、带电作业或在带电设备外壳上工作。

2、在控制盘或低压配电箱、配电盘、电源干线上工作。

3、在二次回路接线上工作，无须将高压设备停电时。

第五条;检修工作领导人（签发人）的职责：发布检修工作命令，签发检修工作票，根据检修工作任务拟定安全措施，向检修工作负责人交待检修内容和要求，检查检修工作现场，验收后发布检修结束和送电命令，检修工作领导人（签发人）由电气设备主管和部门技术负责人担任。

第六条：检修工作负责人的职责：接受工作领导人的命令，负责组织和领导检修工作班成员完成检修工作，对检修工作安全和检修工作质量负责。

第七条：检修工作许可人的职责：接受检修工作领导的命令，执行倒闸操作，完成检修工作票拟定的安全措施并填写在工作票上，做好现场准备工作后，允许工作负责人带领检修人员进入现场。

第八条：工作票是允许在电气设备上工作的唯一书面依据。工作票应在工作前送交变电站，工作过程中由工作负责人存放在工作地点，每天收工后送交回值班员，再次复工时，不改变工作内容的可重复连续使用，但仍应履行工作手续。工作负责人在未经工作许可人许可并取得工作票前或交回工作票后，均不得擅自在电气设备上工作。

第九条：检修工作结束后，工作负责人和值班员共同检查工作现场，值班员撤除有关安全措施，双方签字后，由工作负责人持工作票向工作领导人汇报。

第十条：工作领导人应亲自检查工作和验收工作现场，确认无误后发出重新送电命令，并在工作票上填写清楚。

第十一条：检修工作进行期间，值班员应检修安全巡查，发现有不安全现象和预兆，应立即告知工作负责人处理，如发现严重威胁安全的现象，应劝阻直致停止检修班工作。

第十二条：值班人员、检修人员不得任意更改工作票上所注明安全措施和足以影响安全工作的有关设备运行方式。

十四、操作票制度

第一条：一切正常操作，均应填写操作票。

第二条：倒闸操作应一人进行，一人监护（事故处理除外）验电、放电、装拆接地线必须有两人方可进行，严禁一个人单独进行操作。第三条：倒闸操作必须遵守以下步骤：

1、发令和受令：正常生产所需的停、送电倒闸

操作命令由生产调度员发布，设备检修所需的倒闸操作命令由检修工作领导人发布，值班员接到命令后应复颂一遍将此命令记入操作任务和调度命令记录簿。

2、填写倒闸操作票：受令人根据命令，弄清操

作目的和内容，查对模拟图，拟定倒闸操作程序，填写操作票。

3、核定和审定操作票：受令人填写好后操作票

由另一名值班员核定，签名后交由受令人执

行。

4、模拟操作再次核对：受令人在另一值班员的监护下，按操作票顺序唱票，在模拟图板上模拟操作一次，再次核对操作票的准确性。

5、做好安全措施，穿好绝缘鞋，带好绝缘手套。

6、核对实物：面对实物，操作人在前，监护人

在后，走到操作设备前，监护人按操作票上的项目，核对操作人面对的设备名称、编号是否正确。

7、高声唱票，逐项操作，逐项勾票：监护人高

声唱票，操作人复诵后操作，每完成一项操作，监护人勾去一项，然后再读下一项。

8、检查操作结果：全部操作结束后，操作人监

护人检查操作结果。

9、汇报记录：检查操作结果无误后，向法令人

汇报操作令执行完毕，然后在操作票上加盖“已执行”图章，存档备查，在运行日志上记录操作开始和结束时间。

10、核对模拟图板，使之与运行情况完全符合。

第四条：倒闸操作时，二人中任何一人对操作设备有疑问，或发现仪表指示不正确，直流回路有异常，操作应立即停止，经重新核对后再执行。第五条：下列各项操作，可不用操作票：

1、拉合断路器（开关）的单一操作。

2、事故处理。

3、拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线。

第六条：操作票应编号，并按照编号顺序使用，作废的操作票，应加盖“作废”印章，已执行的加盖“已执行”印章，使用过的操作票必须保留一年，以备查。第七条：操作票的内容：

1、填写断路器和隔离开关接地刀闸等的操作步骤。

2、检查在拉开或合上断路器、隔离开关、接地刀闸等设备后的实际位置。

3、检查接地线是否拆除。

4、检查负荷分配情况，已防止设备过负荷而引起过电流保护动作。

5、验电：检查需要装饰临时接地线的设备是否确已无电。

6、安装或拆除控制回路及电压互感器的保险器。

7、切换保护回路。

第八条：倒闸操作必须严格按照倒闸操作规程执行。

2.110kv变电站事故处理制度 篇二

一般情况下, 故障的主要现象如下: (1) 电气设备出现异常运行声响或出现放电、爆炸。 (2) 报警信号出现保护、自动控制装置动作, 遥测、遥信异常变化。 (3) 断路器动作跳闸。 (4) 电气设备出现变形、裂碎、变色、烧毁、烟火、喷油等异常现象。 (5) 断路器动作跳闸。

其中常见的站内故障有: (1) 主要的电气设备的绝缘损坏, 如由于绝缘损坏造成变压器的烧毁故障。严重时, 将扩大成系统失去稳定及大面积停电故障。 (2) 电气的误操作。如带负荷拉刀闸、带电合接地线、带地线合闸等恶性故障。 (3) 继电保护及自动装置拒动或误动。 (4) 自然灾害, 包括大雾、暴风、大雪、冰雹、雷电等恶劣天气引起线路倒杆、断线、引线放电等故障。 (5) 绝缘子或绝缘管损坏发生故障。 (6) 高压开关、刀闸机构问题引起高压开关柜及刀闸带负荷自分。 (7) 现场不能正确汇报造成故障或故障扩大。

故障发生时, 各单位的运行人员应在上级值班调度员的指挥下处理故障, 并遵循以下原则:用一切可能的方法保持设备继续运行, 首先保持站用电和重要客户的供电。如果发生间断, 则应优先恢复站用电;尽快对已停电的用户恢复用电;当设备发生异常或故障需停电时, 应首先投入备用设备, 再将异常设备退出转检修。尽快限制故障的发展, 消除故障的根源并解除对人身和设备的安全的威胁, 防止系统稳定破坏或瓦解。

故障处理的一般步骤: (1) 记录故障发生时间、故障现象, 将故障简要情况汇报调度, 如跳闸时间、天气及设备跳闸情况等。 (2) 根据故障现象初步判断故障性质及故障范围。 (3) 迅速切除对人身和设备安全有严重威胁的设备。 (4) 现场检查保护及自动装置动作情况、故障录波装置测距情况、跳闸设备有无异常及设备故障情况。 (5) 查找到故障设备后将其隔离。 (6) 将故障检查及故障隔离情况详细的汇报给调度。 (7) 根据调度令恢复无故障设备的运行。 (8) 做好故障设备安全措施, 等待检修。 (9) 完善相关记录, 并汇报站领导。

故障处理时, 要注意在故障后3min内向值班调度员汇报故障发生的时间、天气、跳闸设备等故障概况。故障后15min内, 应将一次设备检查情况、保护及安全自动装置动作情况等内容汇报给值班调度员。以下是故障处理时的注意事项:

有关单位调度值班员应迅速正确向有关调度做如下内容的汇报: (1) 异常现象、异常设备及其他有关情况。 (2) 故障跳闸的开关名称、编号和跳闸时间。 (3) 继电保护及安全自动装置动作情况。 (4) 人身安全及设备损坏情况。 (5) 故障录波器的有关记录。 (6) 其他领导或当值调度要求汇报的内容。

可不待调度指令自行先处理后报告的故障: (1) 对人身和设备安全有严重威胁者, 按现场规程立即采取措施。 (2) 确认无来电可能时, 将已损坏的设备隔离。 (3) 发电机由于误碰跳闸, 应立即恢复并列。 (4) 线路开关由于误碰跳闸, 应立即对联络开关坚定同期后并列或合环。 (5) 对末端无电源线路或变压器开关应立即恢复供电。 (6) 调度规程中已有明确规定可不待调度下令自行处理者。

以下以1号变压器外部故障处理为例进行说明。

现象: (1) 警铃响、喇叭短叫, 监控后台机主接线图1号主变压器111、311、011断路器位置信号闪烁 (绿色) , 1号主变压器细节图遥测量分布图1号变压器三侧电流、有功功率、无功功率为零。 (2) 监控后台机报文。 (3) 1号主变压器保护屏保护动作信号灯亮等。

处理: (1) 复归音响, 记录故障时间, 检查监控后台机故障报文、动作信号、保护动作、断路器动作情况并记录, 确认后复归信号, 在故障发生后3min内向调度汇报故障发生的时间、天气、跳闸设备 (监控后后台机上报警窗及本间隔细节图中所发故障异常信息, 如保护动作信息、跳闸断路器名称、其他异常信息) 等故障概况。

(2) 如果2号主变压器负荷较高, 应根据相关规定投入部分或全部备用冷却器。同时对2号主变压器负荷、油温、绕温、风冷系统进行密切监视, 防止过负荷、温度大幅度上升等情况。

(3) 检查1号主变压器保护屏的保护装置运作情况、保护动作、信号灯、连接片投切等情况, 确认后复归信号;检查1号变压器本体有无明显异常;检查1号主变压器差动保护范围内出线套管、引线及接头等有无异常;检查直流系统有无接地现象。

(4) 经上述检查后若无异常, 应全面检查差动保护回路, 排除保护差动的可能。

(5) 变压器外部若有明显故障, 并根据上述现象, 初步判断1号主变压器外部发生故障。

(6) 如故障点在主变压器本体上或在主变压器与主变压器侧隔离开关之间, 根据调度命令, 应将1号主变压器操作到冷备用或检修状态, 即故障点隔离, 等待处理。如故障点在主变压器侧隔离开关与电流互感器之间, 可拉开故障点两侧隔离开关后, 经调度许可的情况下对主变压器进行试送电。

(7) 在为确认主变压器差动保护跳闸为保护误动原因引起, 且未得到生产副局长或总工程师的同意, 不允许投入运行。

3.110kv变电站事故处理制度 篇三

关键词：110 kV变电检修；应用处理；问题；技术；分析

中图分类号：TM714 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）20-0065-02

当前，我国的110 kV变电检修工作取得了巨大的进步，尤其是在电力企业不断提高供电专业技术和水平的同时，在变电检修工作的实践中得到较多的成效和工作经验。供电企业变电检修工作中技术含量比较高，现场操作的难度比较大，同时在较多的电气设备应用方面，有很多制度上的原因和缺陷。因此，对于110 kV变电检修工作有较多的困难，工作人员应在实际的工作中加强变电检修。

1 110 kV变电检修技术分析

1.1 可靠性评估

对于110 kV变电检修工作中需要用到较多的技术支持，其变电检修状态中的主要技术有可靠性评估，这是变电检修工作中的重要组成部分。可靠性评估是按照相关产品的结构和寿命进行分析，加上试验信息，然后运用统计方式进行分析和评价，并给出评估。

目前比较常用的分析方法，主要是数学分析法，即贝叶斯评估分析法。这种可靠性的评估分析主要有几个阶段，先对单元做出贝叶斯分析，然后由这些单元可靠性进行分析折合到系统进行可靠性的验前信息评估，最后再综合性的验前信息以及系统性的可靠性试验分析，并评估工作。不过，现在又有了新的技术融合信息评估方法以及证据理论应用的评估和分析，这些方法的应用为可靠性评估提供了新的分析方法。

1.2 传感技术

变电检修的状态分析技术支持还有传感技术，这种技术的应用可以实现预测性维修，能够对故障进行科学的诊断。其在诊断的同时，要先获取更多的有用信息，属于数据诊断以及进行决策性论证的基础分析。在当今的物联网的快速发展中，对于传感技术的应用已经变得越来越重要。

1.3 抗干扰技术的支持

这种技术主要是通过大量微电子元件以及高集成电路中得到普遍的应用。而在电气设备的应用中也变得更加的普遍和敏感。相对于电磁波干扰电气设备，使得电气设备出现不同程度的信号失真问题，以及出现误动、拒动，还有出现自动装置异常等问题，这些问题的出现，严重的情况会导致元件的损坏。

所以需要对电磁兼容性进行考核试验，要保证监测的信号科学性和正确性。还要进行状态检测中运用抗干扰措施。例如，运用小波变换技术以及分形学技术等，都对信号抗干扰技术有了新的提取，使电气设备能够更好的滤除干扰信息。

1.4 对于寿命的估计技术支持

这是电气设备进行更新的主要依据，而目前所采取的方法，主要是在实验的基础上运用有关概率等知识对其进行寿命估计。电容量的寿命估计一般用威布尔发布，同时发电机寿命也要服从指数进行分布，然后根据绝缘老化的程度进行估计，再得出设备的寿命。

2 110 kV变电检修技术在应用中存在的问题分析

对于110 kV变电检修技术中，通常会发生很多问题，这些问题的存在，有很多是工作人员没有科学安装，在变电检修的意识不够，不重视对工作接地以及保护接地，同时进行了重复性的接地等，这些问题认识模糊，加上对变压器的低压系统工作又没有进行接地，从而造成了较多的异常问题。

其次，在变电检修的验收工作中，很多工作人员将工作的重点放到高压电气上面，以及对二次回路工作中，没有对交流低压回路进行科学的验收。容易产生系统故障，从而造成交流失压等情况，而且对于调度也比较容易判断失误。如果出现这些问题，就是属于对低压交流回路没有引起思想上的重视，同时把关不严格，存在的这些隐患，在工作中一定要引起重视。还要加强在工作中的监督，严格验收，重视低压回路，把事故降低到最小。

3 110 kV变电检修技术在防范措施上的处理

对于110 kV变电检修工作，应加强对技术方面的防范，应按照专业的检修方式对故障进行分析，同时对变电器的有关原理和安装加强学习，注重对其使用和维护工作，努力提高变电工作人员的业务能力。

3.1 加强对技术的应用和对工作的管理

在以后的工作中，要进行三相五险接线方式，还要加强对工作接地技术的应用和分析，重点把战用变电的安装和验收工作进行严格管理。不放过异常问题，要加强对变电站的专业检查工作，监督检查各个变电站的战用中性点有没有接地，有没有装置性的违章问题发生，对这些问题一定要列入相关计划进行整改。

3.2 严格监督和管理

此外，要对这些异常情况进行严格的监督和管理，引起重视并按照继电保护的要求进行接地回路的普查。防止出现交直流回路的接地设置出现不合理、不科学的现象，从而造成保护拒动，以及出现二次回路短路等故障。

3.3 重视变电设备的维护

对于110 kV变电检修技术，在处理时，要注重对变电设备在日常中的维护。由于变电运行维护是一项非常关键的技术，涉及到很多核心系统，对于电网的运行起到很大的作用。所以，要加强对变电运行管理的重视，注重日常的维护和运行维护工作。

3.4 严格落实有关制度和规定

变电运行的有关管理部门一定要严格落实我国的变电系统的有关制度和规定，对于各种违规或者不良行为，应加强约束和管理，实行严格的岗位责任制度。通过对变电设备的日常维护和管理，能够使变电系统正常的运行和工作，减少电网在运行中的故障。另外，还可以通过对变电设备的日常维护，分析其运行的记录，发现潜在的问题和故障，将安全隐患降到最低。

4 结 语

综上所述，变电检修技术在目前的电力发展中得到较快的提升，其科学技术的应用也在不断提高。110 kV变电检修工作是电力企业在发展过程中的一个非常关键的技术，一定程度上能够提高电力企业的综合竞争能力，为电力企业带来更多的经济效益和社会效益。同时，从企业的资源利用和未来发展方面来说，还可以通过统筹兼顾的方式对人员进行科学的分配，带动企业变电检修工作人员的业务技术以及综合操作能力，使企业人员的整体素质得到有效的提升，进而提高工作的效率，最终使得电力企业的综合实力得到有效的提高。

参考文献：

[1] 乔贺然.探析对110 kV及以下变电检修技术[J].中国科技纵横，2014，（24）.

[2] 林向荣.110 kV变电检修技术应用问题及处理方法解析[J].山东工业技术，2014，（21）.

[3] 林晓斌，张桂木.110 kV变电检修中SF_6开关装置存在的问题及解决措施[J].中国高新技术企业，2014，（34）.

[4] 徐志刚.110 kV以下变电检修中关键技术的研究[J].科技与企业，2014，（15）.

[5] 陈玉斌.浅析110 kV以内变电设备的应用与维护[J].企业技术开发（学术版），2010，（9）.

4.110kV变电站送电流程 篇四

为确保110kV变电站运行正常，全面检查变电站炼统、ⅠⅡ线，一、二段线路带母联使1#2#主变运行正常，母联合位正常，检查各保护装臵电源是否运行正常，停电按下列顺序进行。

说明：炼统Ⅱ线停电按照下达停送电方案执行、在停电前必须检查1#主变带全厂负荷会不会超、同技术组，安全组再一次检查确认，检查线路无异常方可汇报停电，等待下令操作。

5.110KV变电站安全操作规程 篇五

一、在操作中严格执行电业安全工作规程和高压电工作业规程。

二、严格执行操作票和工作票制度。

三、严格贯彻执行塔城供电公司电力调度命令。

四、操作人必须熟悉设备的状况、位置、性能、电压等级；并在操作设备前，对设备进行全面、严格的检查；仔细核对设备名称和编号，并在设备前等待2～3秒后，再进行操作；

五、操作人员使用工具对设备进行操作时，应认真检查工具绝缘有无异常，电压等级是否与操作设备的电压相符；

六、停电后每台刀闸和开关及开关柜都挂上“有人工作禁止合闸 ”牌式，线路有人工作，禁止合闸牌。

七、10kv配出开关柜停电检修时，打开后门后要对负荷线放电，然后挂接地线。

八、注意事项

1.电压互感器二次侧不许短路。

2.电流互感器二次侧不许开路。

6.110kv变电站事故处理制度 篇六

（草稿）

2006年10月20日

１

概 况

九江110kV西站变电站位于九江线材有限公司西侧，距迁安市20公里，占地面积5309平方米。担负着九江公司二期全部的生产、生活用电任务。

该站为2级电压。

110kV为单母线分段内桥接线方式，设计进线2回，分别是赵九I线112、赵九II线111，母联145。

10kV为单母线分段接线方式，设计出线30回，本期投运26回。本期投运主变压器2台，为锦州产50000kVA有载调压变压器。全站电容器4组，总补偿容量21600kVAR。

第一章

调度范围划分

2.1、101-

4、102-5以上为唐山区调调度；

2.2、101-

4、102-5刀闸由唐山区调和本公司电管处共同调度。2.3、101-

4、102-5刀闸以下由本公司电管处调度。2.4、10kV所变及站用电由变电站自行管理。

第二章 运行方式及线路双重编号

3.1、运行方式（1）、正常方式：赵九II线111在4号母线带1号主变运行，赵九I线112在5号母线带2号主变运行，母联145开口；501、502合着分别带10kV 4、5母线上的本期全部负荷，母联545开口。7-

1、7-2开着。（2）可能出现的方式：

方式A：111、145合入，112开口。赵九II线111带全部负荷。方式B：112、145合入，111开口。赵九I线112带全部负荷。3.2、线路双重编号（1）、赵店子113-九江111线路双重编号为：赵九II线111。（2）、赵店子114-九江112线路双重编号为：赵九I线112。（3）、炼钢1线51X 制氧1线51X 炼铁1线51X 烧结1线51X 轧钢1线51X 水源地51X 1号电容器581 1号消弧线圈及所变510（4）、炼钢2线52X 制氧2线52X 炼铁2线52X 烧结2线52X 轧钢2线52X 2号电容器591 2号消弧线圈及所变520 第三章 设备运行、操作的注意事项

4.1、设备运行的注意事项

设备投入运行时应具备必要的资料，如：产品出厂使用说明书，设备投运批 准书等。设备投入运行后应对其进行科学化、规范化的监督管理，建立健全各种图表。4.2、操作的注意事项

4.2.1、在进行倒闸操作前，值班人员应明确操作目的、内容及操作中注意事项。复杂操作 ２ 应充分准备，经大家讨论制定方案与措施，并由站长、主值负责监督。

4.2.2、严禁无令操作，若发现命令与设备情况不符或有明显错误，应立即提出疑问并纠正，无误后进行操作。

4.2.3、倒闸操作必须戴绝缘手套、穿工作服、绝缘鞋、戴安全帽。

4.2.4、110kV、10kV线路停电时，应按开关，线路侧刀闸，母线侧刀闸顺序进行，送电操作顺序与此相反。

4.2.5、变压器停送电操作，应检查变压器高压侧中性点刀闸合好，然后再进行操作；停电时，先停负荷侧，后停电源侧；送电时则从高压向低压侧依次进行。若该变压器投入系统后中性点不应接地（听调令），必须将中性点刀闸拉开。

4.2.6、远方操作时，应检查设备位置变化是否正确，并监视交、直流表计变化情况及有无异常信号发出。

4.2.7、设备停电工作，在合接地刀闸前必须先验电，要做到在哪封地在哪验电。在合接地刀闸时，必须看好位置，核对设备编号，分清-

17、-27，不得误合线路侧接地刀闸。4.2.8、拉合刀闸必须检查断开的角度及辅助接点联动良好。

4.2.9、误合刀闸时不得再拉开，误拉刀闸时如弧光尚未断开应迅速合上并检查原因。4.2.10、110kV母线PT停电，应按照二次小刀闸、小开关、一次刀闸的顺序进行。送电与之相反。

4.2.11、10kV电压互感器停电时，应先断开二次负荷后再断开一次设备，送电带二次充电。即：10kV母线送电时应先投PT，后送母线。

4.2.12、开关运行状态时，投入保护前应测量保护掉闸压板对地电压。

4.2.13、事故处理可不填写倒闸操作票，但是应记录在调度命令记录本上，其善后操作必须填写倒闸操作票。

4.2.14、正常倒闸操作，严禁解锁，需解锁操作必须经XXX以上人员批准，并由站长现场监护。

4.2.15、一切倒闸操作必须由两人进行，并严格执行操作把六关。

4.2.16、操作票执行过程中，不得颠倒顺序，不能任意增减和跳页操作。

4.2.17、一个操作任务不超过五项时，操作票不能涂改，五项以上的操作票若个别字写错，可在错字上划两横注销在后面重新填写，若操作术语或调度号写错划两横整行注销后必须在下一行重新填写，一张操作票只能涂改两处，否则应重新填写操作票。

4.2.18、每执行完一步操作后，应在该项前面划已执行勾，整个操作任务完成后，在最后一项下面加盖“已执行”章，若操作任务只有一步操作，其步骤直接添入任务栏，顺序栏内不再重写，执行后不划执行勾，在任务栏右下角压线盖“已执行”章。

4.2.19、操作票因故作废，应在任务栏内盖“作废”章，若一个操作任务使用几张操作票，应在每一页均盖“作废”盖，并在任务栏内写明作废原因。

4.2.20、在操作票执行过程中，因故中断操作，则在操作完的步骤下面盖“已执行”章，并在备注栏内写明中断操作原因，若此操作任务还有几张未操作的票，则应在未执行的各页任务栏内盖“作废”章。

4.2.21、继电保护压板停、投时应写明确编号名称，及XX压板XXLP以防止错停和误操作。4.2.22、应添入操作票的操作：

（1）拉合开关、刀闸、拉合开关后检查开关位置。（2）验电和挂、拆地线或拉合接地刀闸。（3）拉合刀闸前检查开关在拉开位置。（4）停投开关控制或信号电源。

（5）停投所用变或电压互感器二次保险或负荷、刀闸、开关。

３（6）倒换继电保护装置操作回路或改定值。

（7）停投重合闸、继电保护及交、直流装置的电源把手、压板。

（8）两条线路或两台变压器并解列时，检查负荷分配，母线充电后，带负荷前检查母线电压。

（9）调度员下令悬挂的标示牌。4.2.23、下列各项可不用操作票：（1）事故处理。

（2）拉合开关的单一操作。

（3）拉开全站唯一的接地刀闸或拆除唯一的一组地线。（4）主变调整分头位置。

（5）上述操作应记入调度命令记录本内。4.2.24、倒闸操作术语：（1）开关、刀闸称“拉开”、“合上”。（2）操作地线称“验电”、“挂”、“拆”；地线位置以刀闸为准称“线路侧”、“开关侧”、“母线侧”、“主变侧”、“PT侧”，上述位置不能概括时，按实际位置填写。

（3）操作交、直流保险称“给上”、“取下”。（4）操作保护压板称“投入”、“退出”和“改投”。（5）绝缘挡板称“加”、“拆”。（6）标示牌称“挂”、“拆”。

4.2.25、10kV出线发生单相接地时，应立即报告XXX，将重要负荷倒至另一回线运行，对接地线路停电处理，不允许带接地长时间继续运行。若在操作或运行中发生谐振过电压，均不能试拉PT，应投入或切除部分线路（或电容器组）。

4.2.26、对于一经合闸即可送电到工作地点的开关和刀闸均应在操作机构上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。“禁止合闸，线路有人工作”标示牌的悬挂应按命令进行。

4.2.27、低压380V合环运行前，10kV4号、5号必须合环运行（545合位）；10kV4号、5号母线合环运行前（545合位）；110kV4号、5号母线必须合环运行（145合位）。

第五章 综合自动化系统说明

第六章 异常处理

6.1、主变过温

6.1.1、现象：

1、警铃响

2、监控发“主变过温”信号

6.1.2、处理：

1、记录时间

2、检查并记录：

（1）电压及负荷情况（2）主变上层油温及外温（3）风冷及散热条件

（4）主变及刀闸口、接头运行情况

3、报告站长及XXX并按下列原则处理：（1）如因过负荷所致则应限负荷

（2）如因风冷故障，则应按“风冷故障”进行处理

（3）如因温度计指示错误或信号误动，则应查明原因消除

（4）如负荷及冷却条件正常，变压器温度比平常高10℃以上，且有上

升趋势，则认为变压器异常，应详加分析。

6.2、主变风冷故障

４ 6.2.1现象：

1、警铃响

2、监控发“风冷故障信号”

3、主变风扇停转 6.2.2处理：

1、记录时间

2、检查主变负荷，上层油温，外温并记录

3、检查主变风冷故障的原因：检查直流信号电源（Q6）、散热器控制电源（Q5）、主变风冷工作电源（Q1、Q2），检查所变盘上的相应主变的风冷电源开关，检查风冷回路是否正常，将情况报告站长及XX并进行处理。

4、风冷故障时应加强对主变及负荷的监视

5、风扇全部停止，主变负荷按67％Se掌握 6.3、主变轻瓦斯动作（本体、调压体）6.3.1现象：

1、警铃响、语音告警

2、监控发“轻瓦斯动作”、“主变本体轻瓦斯动作”或“主变调压体轻瓦斯动作”

3、DVP-“本体轻瓦斯”或“调压体轻瓦斯”信号灯亮 6.3.2处理：

1、记录时间

2、到现场检查保护动作情况

3、检查主变运行情况及上层油温、外温、声音、负荷并记录

4、迅速取气分析故障性质

（1）若气体为无色、无味、不可燃，且无其它保护动作，变压器运

行无异常现象或近期内主变有滤油、更换热虹吸、呼吸器矽胶等工作则可能是空气，应加监视，按时放出气体，并用主变保护盘上的复归按钮复归信号。

（2）若气体为有色、有味、可燃，或变压器有异常现象，则认为变

压器内部故障，应报告调度及XXX，申请停电全面试验检查。

（3）若取气无气体，变压器无异状，且无其它保护动作，则可能是

误动。如二次回路或元件故障、主变缺油等，应分情况报调度及XXX，进行处理。

6.4、10kV控制回路断线（装置直流失电）6.4.1现象：

1、警铃响。

2、监控发某路控制回路断线（装置直流失电）3、10kV开关合闸、工作位指示灯灭，DVP-报警灯亮

6.4.2处理：

1、记录时间，检查该路直流控制保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长。

2、如控制保险熔断，且二次无明显短路，更换新品

3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX

4、更换新品成功，手动复归该路保护装置告警信号 6.5、10kV机构弹簧未储能 6.5.1现象：

1、警铃响

2、监控发某路弹簧未储能，该开关柜上弹簧已储能信号灯灭

6.5.2处理：

1、记录时间，检查该路电机电源保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长

2、如电机电源保险熔断，且二次无明显短路，更换新品

3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX 6.6、10kV系统接地

５ 6.6.1现象：

1、警铃响

2、监控发10kVI（II）段消谐装置动作信号、“单相接地”信号

3、接地线路DVP-接地信号灯亮（未发出某一路接地信号时应考虑母线可能有接地）

4、故障母线接地相相电压降低或为零，其它两相升高，或升高为线电压

5、站内10kVPT柜消谐装置上的接地信号灯亮 6.6.2处理：

1、记录时间及现象

2、将情况报告站长及XXX

3、如发出某一路接地信号时应在其倒至另一回路供电后，将此线路停电处理

4、如未发出某一路接地信号，则应穿上绝缘靴检查接地母线及设备，直到最后找到接地点并停电处理

6.7、10kVPT断线

6.7.1现象：

1、警铃响

2、监控发10kVI（II）段母线所有出线的“PT断线”信息

3、接线图画面显示10kV相电压、线电压数值不正常

4、各路测控装置告警信号灯亮 6.7.2处理：

1、记录时间及现象

2、将情况报告站长及XXX

3、检查PT二次保险是否熔断，如更换同容量二次保险再次熔断应对二次回路进行检查。如PT二次保险未熔断，检查PT，测量PT二次输出电压是否正常，如某相PT二次电压低于正常相电压，可判断该相PT高压保险熔断，将PT转检修，更换PT高压保险，将PT投运，如PT高压保险再次熔断，则应将PT转检修进行试验。

4、PT二次停电期间，视负荷情况（≥50％过流定值）退出低压闭锁过流

5、恢复正常将所停保护投入，并报XXX

6、处理完毕，手动复归各路保护装置告警信号 6.8、SF6低气压闭锁 6.8.1现象：

1、警铃响

2、监控发某开关“SF6低气压闭锁”（一般情况下此时“SF6低气压报警”已经发出）

3、相应开关压力表指示低于正常值（0.48Mpa报警；0.45Mpa闭锁）6.8.2处理：

1、应立即到开关机构处检查SF6压力表压力指示并记录

2、如SF6压力表压力指示确已低于闭锁值时，应立即报站长及XXX

3、将该开关机构闭锁在合闸位置，外观检查SF6泄漏原因

4、报告区调（111、112闭锁时），做好上一级停电的准备 6.9、直流系统接地 6.9.1现象：

1、警铃响

2、DVP-直流接地信号灯亮

3、直流接地选检装置显示接地的回路和正极或负极接地的绝缘电阻数值 6.9.2处理：

1、记录时间及现象

2、将情况报告站长

3、据直流接地选检装置显示的接地回路和绝缘电阻数值，对此回路进行检查

4、下列情况可能防碍拉闸试找

（1）接地点发生在直流母线上

６（2）接地点发生在电池本身（3）同时有同极两点接地（4）回路有串电

（5）同时有多点虚接地（6）环路未解开

5、处理直流接地注意以下几点：

（1）特殊天气（2）有人工作

（3）断开微机保护直流电源时间10秒后才允许再合好

6.10、直流系统异常 6.10.1现象：

1、警铃响

2、DVP-直流异常信号灯亮 6.10.2处理：

1、检查站内直流设备

2、有可能是以下几种情况，可对照检查处理

a、浮充低电压异常 b、过负荷 c、蓄电池异常放电 d、蓄电池温度上升 e、直流接地 f、整流器过电压 g、整流器故障 h、ZK1、ZK2开关跳闸 i、交流无电

6.11、通讯异常

6.11.1现象：

1、监控发某路通讯异常

2、自检画面该路开关指示变绿色

3、测控装置告警信号灯亮

6.11.2处理：

1、记录时间，检查该路直流保护空气开关2ZKK情况，检查保护装置二次回路有无明显短路现象，并报站长

2、如保护空气开关2ZKK跳闸，保护装置二次回路无明显短路，试投小开关

3、试投不成，查找处理

4、试投成功，手动复归该路测控装置告警信号 6.12、主变压器远方有载调压失灵 6.12.1现象：远方不能进行调压

6.12.2处理：

1、检查交流盘有载调压电源空气开关及调压箱内空气开关是否在合位

2、检查有载调压的远方/就地把手是否在“远方”位

3、检查调压箱内接触器是否动作正常

4、若属调压装置本身故障应报XXX，通知厂家处理

5、若发生连调现象，应立即断开调压交流电源，用手动调到合适档位

第七章 事故处理

7.1、10kV配线开关掉闸 7.1.1现象：

1、警报响

2、故障线路开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位并无负荷

3、监控发过流（速断）保护动作，重合闸动作（重合闸投入时）

７

4、该路DVP-过流（速断）、重合闸（重合闸投入时）信号灯亮、报警灯亮

7.1.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，若重合成功，检查开关情况，复归信号，报告站长及XXX

3、若重合不成，检查掉闸开关情况，复归信号，将情况报告站长及XXX将该线路转检修

4、若开关掉闸距不检修次数只差一次时，则应报告站长及XXX，退出重合闸

7.2、配线越级（以511越级为例）掉闸 7.2.1现象：

1、警报响 2、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV4号母线电压、出线开关电流为0

3、监控发501复合电压过流保护动作，10kV4号母线所有出线发“PT断线”

4、DVP-过流一段信号灯亮

5、如511开关机构拒动，有511过流（或速断）保护动作信息，511DVP-过流（速断）信号灯亮，面板上显示“电流II段（I段）跳闸”、“跳闸失败”

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转 7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮

7.2.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV所有出线和母联开关

4、如511过流（或速断）保护动作，开关拒动，解锁拉开511-2-4（负荷端应倒置另一回路）

5、检查10kV4号母线设备无问题，报告站长及XXX申请对无故障配线开关恢复送电。

6、送电无问题，检查511开关拒动原因

7、如配线没有保护动作信息，且501过流保护范围内设备无问题，可能为保护拒动造成越级掉闸，则处理原则如下：

（1）报告站长及XXX，逐路传动10kV4号母线各配线保护，以发

现哪路开关保护拒动

（2）如传动保护，发现某路（如511）保护拒动，则拉开51

1及-2-4，恢复501及其它无故障配线送电，处理511保护拒动问题

7.3、10kV5号母线短路故障（545合着，502开着，501带全部10kV负荷时）7.3.1现象：

1、警报响 2、545开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV5号母线电压、出线开关电流为0

3、监控发545速断过流保护动作，10kV5号母线所有出线发“PT断线”

4、DVP-速断过流信号灯亮

5、发380V二段失压动作 6、10kV5号母线电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。８ 监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮 7、10kV5号母线有故障痕迹 7.3.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV5号母线所有出线开关及545-4-5

4、报告站长及XXX，将10kV5号母线转检修，对故障点进行处理

5、恢复送电

7.4、1号主变本体（调压体）重瓦斯动作掉闸 7.4.1现象：

1、警报响 2、111、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电压、出线开关电流为0。

3、监控发1号主变本体（调压体）重瓦斯跳闸动作，1号主变压力释放跳闸动作。4、111、10kV4号母线所有出线发“PT断线” 5、1号主变DVP-本体（调压体）重瓦斯、压力释放信号灯亮、报警灯亮

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转。7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示，监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮

7.4.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV母线所有出线开关

4、报告站长及XXX

5、立即检查1号主变并迅速取气判断故障性质：

（1）若气体为有色、有味、可燃或掉闸当时有故障特征、主变有异常，则认为变压器故障。应检查111、501开关开着，将1号主变转检修。并复归信号。

（2）若气体为无色、无味、不可燃或无气体，且主变无异状，无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，可能是误动。全面分析进行处理。

6、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV母线重要负荷出线。

7、对2号主变负荷、温度加强监视 7.5、1号主变差动保护动作掉闸 7.5.1现象：

1、警报响 2、111、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电、10kV母线电压、出线开关电流为0.3、监控发1号主变差动跳闸动作 4、111、10kV母线所有出线发“PT断线” 5、1号主变DVP-差动信号灯亮、报警灯亮

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转 7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮

7.5.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV4号母线所有出线开关

９

4、报告站长及XXX

5、检查1号主变差动保护范围内的设备有无异常

6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或差动保护范围内的设备有故障，则应检查111、501开关开着，将1号主变或1号主变110kV4号母线转检修，并复归信号

7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为差动保护误动，全面分析进行处理

8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4母线重要负荷出线。

9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.6、1号主变110kV侧复压过流保护掉闸 7.6.1现象：

1、警报响 2、111开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示 3、111、10kV4母线所有出线发“PT断线”

4、监控发1号主变110kV侧复压过流保护跳闸动作 5、1号主变DVP-过流一段信号灯亮、报警灯亮

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转 7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮

7.6.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV4号母线所有出线开关。

4、报告站长及XXX

5、检查1号主变110kV侧复压过流保护CT（高压套管）以下的设备有无异常

6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或110kV侧过流保护CT（高压套管）以下的设备有故障，则应检查111开关开着，将1号主变转检修，并复归信号

7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为110kV侧复压过流保护误动，全面分析进行处理

8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4号母线重要负荷出线

9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.7、电容器保护跳闸 7.7.1现象：

1、警报响

2、监控发低电压或过电压、零序电压保护跳闸动作

3、电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示 7.7.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作及电容器情况，报告站长及XXX

3、若电容器本身故障应转检修更换，非电容器本身故障应在处理后，视10kV电压情况投入该电容器

第八章 典型操作票

8.1、操作任务：炼钢I线513线路由运行转检修

１０ 1 拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5 在513-2线路侧验电

在513-2线路侧挂X号地线

在513-2操作把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 8.2、操作任务：炼钢I线513线路由检修转运行

拆513-2操作把手上“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5合上513-2 6 合上513 7 检查513在合位

8.3、操作任务：炼钢I线513开关由运行转检修 拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5在513-2线路侧验电 在513-2线路侧挂X号地线 7在513-4刀口加X号绝缘挡板

8.4、操作任务：炼钢I线513开关由检修转运行 拆513-4刀口X号绝缘挡板 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5 合上513-2 6 合上513 7检查513在合位

8.5、操作任务：1号所变510开关和1号所变由运行转检修，负荷倒由2号所变代 1 拉开1号所变盘低压总开关01 2 拉开1号所变盘低压总刀闸01-4 3 合上2号所变盘低压总刀闸02-5 4 合上2号变盘低压总开关02 5 检查交流盘电压正常 6 拉开510 7 检查510在分位 8 拉开510-4 9 在510-4刀加X号绝缘挡板 10 在510开关1号所变侧验电

在510开关1号所变侧挂X号地线

8.6、操作任务：1号所变510开关和1号所变由检修转运行、负荷倒正常方式

１１ 1 拆510开关1号所变侧X号地线 2 拆510-4刀口X号绝缘挡板 3 检查510开着 4合上510-4 5 合510 6 检查510在合位

拉开2号所变盘低压总开关02 8 拉开2号所变盘低压总刀闸02-5 9 合上1号所变盘低压总刀闸01-4 10 合上1号所变盘低压总开关01 11 检查交流盘电压正常

8.7、操作任务：1号电容器组581由运行转检修 1 拉开581 2 检查581在分位 3 拉开581-4 4 在581-4刀口加X号绝缘挡板 5 在581开关电容器侧验电 6 合上581-7 8.8、操作任务：1号电容器组581由检修转运行 1 拉开581-7 2 拆581-4刀口X号绝缘挡板 4 合上581-4 5 合上581 6 在581在合位

8.9、操作任务：10kV4号母线、4号PT由运行转检修

注：先交将10kV4号母线上1号所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 在501-3刀口加X号绝缘挡板 12 在545-4刀口加X绝缘挡板

在10kV4号PT高压保险PT侧验电 14 在10kVPT高压保险PT侧挂X号地线 8.10、操作任务：10kV4号母线、4号PT由检修转运行 1 拆545-4刀口X号绝缘挡板

拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板

１２ 4 给上10kV5号PT高压保险 5 合上10kV4-9 6 给上10kV4号PT二次保险 7 检查501在分位 8 拉开501-3 9 拉开501-4 10 合上501 11 检查10kV4号母线电压指示正常 12 检查545在分位 13 合上545-4 14 合上545-5 注：随后将10kV4号母线上各所变、出线、电容器开关由检修转运行 8.11、操作任务：1号主变和10kV4号母线由运行转检修

注：先将10kV4号母线上各所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 合上7-1 12 拉开111 13 检查111在分位 14 拉开101-4 15 在101-4主变侧验电 16 合上101-47 17 合上111 18 检查111在合位

检查110kV4号母线电压指示正常 20 在501-3刀口加X号绝缘挡板

在10Kv4号PT高压保险PT侧验电

在10kV4号PT高压保险PT侧挂X号地线 23 在545-4刀口加X号绝缘挡板

8.12、操作任务：1号主变和10kV4号母线由检修转运行 1 拆545-4刀口X绝缘挡板

拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板 4 拉开101-47 5 拉开111 6 检查111在分位

１３ 7 合上101-4 8 给上10kV4号PT高压保险 9 合上10kV4-9 10 给上10kV4号PT二次保险 11 检查501在分位 12 合上501-3 13 合上501-4 14 合上111 15 检查110kV4号母线电压指示正常 16 检查111在合位 17 合上501 18 检查10kV4号母线电压指示正常 19 检查501在合位 20 拉开7-1 21 检查545在分位 22 合上545-4 23 合上545-5 注：将10kV4号母线上各出线、所变、电容器由检修转运行 8.13、操作任务：赵九II线111开关由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2开关侧验电 9 合上111-27 10 在111-4开关侧验电 11 合上111-47 8.14、操作任务：赵九II线111由检修转运行 1 拉开111-47 2 拉开111-27 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位

8.15、操作任务：赵九II线111线路由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位

１４ 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2线路侧验电 9 合上111-17 10 在111-2刀闸把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”牌 8.16、操作任务：赵九II线111线路由检修转运行

拆111-2刀闸操作把手上挂的“禁止合闸，线路有人工作”牌 2 拉开111-17 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位

7.110kv变电站事故处理制度 篇七

关键词：变电站,运动通讯,远动机,缺陷处理

目前调度中心与站端之间的信息交互通道一般可分为保信通道和远动通道, 前者常采用103规约作为通信规范, 后者常采用101/104等远动规约作为通信规范。保护信息子站通常是上送保护装置的保护信息的, 包括定值、保护动作的报文等等, 而远动装置则是上送测控装置的硬接点信号、遥测信息及执行调度下发的遥控命令, 通道连接方式如图1所示[1,2,3]。

随着变电站自动化程度越来越高, 远动机在其中发挥着越来越重要的作用, 主站的高级应用功能也越来越多, 需要变电站的装置准确无误的上送遥信、遥测信息。比如主站的AVC功能, 一定要保证上送母线的电压正确, 否则有可能会导致AVC误判, 从而下发不正确的遥控命令, 导致原本已不正常的电压更加不满足系统要求[4,5,6]。为了满足可靠性的要求, 通常变电站的远动机都是双机配置, 有的厂家是一主一备运行, 有的厂家则选择是双主机运行, 而且每台远动机又都配置了双网, 其目的就是保证远动通讯的正常运行, 避免远动通道的中断, 导致无法上送变电站内的信息, 影响系统的稳定运行[8,9,10]。

1 故障现象

110kV振兴站是两台主变运行, 单元接线, 110kV部分无母线, 10kV母线分为Ⅰ、ⅡA、ⅡB三段母线, 接线如图2所示。这三段母线的电压接在10kV公用测控上, 与远动机通过交换机相连, 变电站失压只判别10kV母线的电压。

2012年6月15日08:19至08:48之间, 主站收到振兴站10kV开关保护装置通讯中断报文, 08:54主站收到振兴远动柜远动装置失电动作、复归报文 (如表1所示) , 同时08:54振兴站10kV母线电压跳变为0, 一段时间后恢复正常 (如图3所示) 。总调、广州中调东方系统发出“振兴站全站失压”报文, 全站闭锁AVC调压。08:55主站收到10kV开关、刀闸的变位报文, 同时收到10kV开关保护装置通讯中断恢复的报文。08:57主站又收到振兴远动柜远动装置失电动作、复归报文 (如表2所示) 。

主站在09:05和09:06、09:07左右接连收到三次振兴10kV高压室A网交换机电源空开跳闸动作、复归的报文 (如表3所示) 。

2 故障原因分析

由于主站没有收到主变的任何跳闸信息, 且检查振兴站T接的两条110kV芙松线振兴甲支线和110kV田军线振兴乙支线都没有发任何异常信息, 初步判断是全站并未失压, 可能是站内设备异常导致的误送信号。由于报文显示的交换机的异常报文是在远动恢复正常以后上送的, 结合先前的种种报文, 初步判断远动机肯定没有失电, 远动柜远动装置失电动作的信号应该是误信号。综合看来应该是远动机和10kV高压室A网的交换机同时出现了问题。

班组人员到达现场检查后发现, 交换机运行正常, 没有发现有交换机空开跳闸;校对后台和调度主站的事件记录, 两者都有远动机电源空开跳闸信号, 调取远动装置运行记录 (如图4-5所示) , 发现两台装置都有“程序启动”记录和“本机切为主机”记录, 且时间只相差46秒, 由此可以判断, 在此时间段内, 两台远动装置发生了抢主机运行的情况, 从而导致两台远动机运行都不正常, 进而上送调度的遥测量都变成了0, 所以主站会报出全站失压的信号。

进一步分析得知, 导致这一情况的原因有两个方面。一方面是交换机本身确实出现问题, 另一方面是该站保护装置、远动装置的通讯版本导致的通讯方式有问题。

振兴站因为保护及测控装置的通讯管理程序版本太旧, 不支持A、B网双网同时运行, 保护及测控装置原运行状态为A网运行, B网网线未连接 (如图6所示) , 如果A、B网同时接入的时候, 远动的通讯会产生冲突。当A网故障时, 要人为拔掉A网再接上B网才能恢复正常通讯。

由此高压室A网交换机发生异常时, 首先影响高压室内的保护装置的通讯, 正常的时候远动机的判别机制是只要A网或者B网任何一个通讯正常, 就不会判装置通讯中断, 恰好因为未接入B网, 所以当A网的交换机出现异常时, 首先主站会发高压室10kV装置通讯中断。

由于高压室A网交换机异常导致两台远动机A网之间的通讯异常, 由于当时远动机B网没有接线, 两台远动机无法识别对侧机的状态, 此时同时出现两台远动机都为主机的状态, 因此会出现两台远动机抢发信号的情况;之后, 在两台远动机都为主机的状态的情况下, 两台远动机先后出现过软件复位, 以便变为一主一从的状态;最终, 两台远动机恢复一主一从, 全站数据才恢复正常。但是远动装置发出的远动柜远动装置失电信号命名有问题, 此时装置并未失电, 只是软件重启, 因此报文应为远动装置闭锁。

3 故障处理过程

经过测试, 高压室异常的A网交换机电源存在不稳定的情况, 运行时会突然出现电压突降的情况, 因此会影响远动机与装置的正常通讯, 同时远动会发交换机电源空开跳闸的保文, 更换交换机后测试上述现象消失。

为实现A、B网双网同时运行, 厂家对全站56套保护及测控装置通讯管理程序升级, 远动管理机的程序进行修改, 经过试验, 振兴站实现A、B网双网同时运行, 切换正常。同时对远动机主备机之间的通讯做了改进, 出现两台机同时闭锁的情况下, 不响应主站的数据召唤功能。

4 预防类似故障的措施

为了避免上述问题, 在现场施工验收和日常维护过程中应该重点注意以下几个方面的问题:

(1) 投产的时候一定要保证保护、测控及远动装置A、B网都能正常运行, 软件不满足条件的应该通知厂家马上升级。验收过程中, 要对两台远动机进行切换试验, 关掉一台, 或者软复归一台, 观察两台远动机主备能否正常切换, 后台及调度主站有无信号误发, 在现场验收过程中这一点很容易被忽视。尤其是在两台远动机切换不成功的时候, 很容易造成遥信、遥测信号的误发, 给监盘工作带来很大麻烦, 同时也容易误导缺陷的排查。

(2) 重视交换机的验收, 测量电源模块的电压是否符合要求, 最好是采用双路电源供电的交换机。同时, 对达到一定年限的交换机进行更换。

目前数字化变电站越来越普及, 同时对通讯可靠性提出了更高的要求, 而交换机的运行状态好坏, 直接关系着变电站通讯的可靠性高低, 所以自动化人员应该重视交换机的测试和维护工作, 而不仅仅是在投产的时候观察一下通讯状态即可。

5 结束语

本文详细介绍了一起由于远动机、保护装置通讯程序及交换机电源异常导致110 kV变电站与中调通讯异常、误发信号故障的处理过程, 分析了故障产生的原因, 提出了防止类似故障发生的有效措施, 现场工作人员在实际工作中采取本文建议的措施, 确保不再发生过类似的故障, (下转第6页) (上接第62页) 提高了远动通道的可靠稳定运行, 有效地降低了远动故障发生率, 保障了电力远动系统的正常运行。

参考文献

[1]张淑娥, 孔英会, 高强.电力系统通信技术.北京:中国电力出版社, 2009.

[2]柳永智, 刘晓川.电力系统远动[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[3]孟祥萍.电力系统远动与调度自动化[M].北京:中国电力出版社, 2007.

[4]田新成, 尹秀艳, 班阳, 杜鹏.提高AVC系统运行可靠性的方法[J].电力信息化, 2012 (7) :50-55.

[5]吴涤, 杨常府, 赵瑞航.IEC8705101远动规约在国内的应用与实践.电力自动化设备, 2002 (2) :48-51.

[6]唐涛.电力系统厂站自动化技术的发展与展望[J].电力系统自动化, 2004 (4) :92-97.

[7]都海坤.一起101双通道交叉连接故障的解析[J].电力系统保护与控制, 2010 (2) :106-107, 113.

[8]叶世勋.电网远动技术与微机监控系统的现状与发展[J].电力系统自动化, 1991 (2) :5-10, 16.

[9]王首顶.IEC60870-5系列协议应用指南[M].北京:中国电力出版社, 2008.

8.110kv变电站事故处理制度 篇八

【关键词】变电站，安全，运行管理

一、110KV变电站的来源及组成

在现代生产企业建设中，出于对资源、环境、占地面积等原因，往往分布比较分散，而随着企业的生产规模及用電量的增加，为了尽量减少电能输送的损耗，电力部门在分配电能时越来越多地采用110KV电压等级进行电能输送。

从物理学角度看，当输送的功率相同时，线路电压越高，线路中电流越小，线路中损耗的电能也相应减少，另外电压增高可以提高输送的距离。当然电压并非越高越好，电压越高，对绝缘材料要求越高，变压器、线路铺设等投资成本也越高。综合这些因素，再结合实际需求和经济价值考虑，在生产企业中110KV变电站适用性比较强。

目前新建的110KV变电站通常采用户内形式，主要配电装置采用户内GIS全封闭组合电器，110KV变压器和10KV（35KV）配电开关等设备，以及一些汇集母线，控制仪表、直流屏、所用变配电系统、综合自动化保护装置及通讯设备等，绝大部分变电站还设有电容器补偿装置，其目的是减少无功损耗，提高功率因数。

二、110KV变电站运行管理要点分析

2.1变电站运行设备管理

变电站的运行稳定关系到各企业的生产安全、设备安全及人身安全，确保变电站电气设备正常运行是企业的重中之重。负责110KV变电站技术管理人员，首先要建立起一个完整的设备管理系统台账，记录各种设备的型号、规格、技术参数及使用、检测、维修情况，每台电气设备均要编制设备名称，柜内各种小型断路器要标注具体名称编号，制作变电站一次供电系统模拟图，及时反映目前变电站各路开关运行状态，对变电站的整体设备结构及性能要充分熟悉和掌握，对暂缓使用的设备要注意防潮、防尘防腐蚀等；其次针对变电站要编制设备运行规程、操作规程、检修规程，建立交接班制度、值班人员巡检制度，对所有可能发生的停电、送电、检修、线路电源切换、试验等操作均要编制详细标准的操作方案，便于值班人员按标准操作步骤进行设备操作；同时要加强对生产负荷的监控管理，当用电量变大，无功损耗增大，功率因数小于0.9时，监督值班人员要及时投入电容补偿装置，以提高用电功率因数，避免供电局考核罚款；再次要定期组织对变电站内各种电气设备、仪表进行全面检查，尤其在雨水季节开关室内湿度大，容易引起电气设备受潮放电，规定值班人员每天要检查除湿装置是否开启，开关柜上去湿加温装置是否正常工作，平时对容易忽视的控制室内烟雾报警装置是否失效也要定期进行核查。

根据以往设备运行检测记录，对比实际运行状况，分析异常情况，以排除隐患。此外也要经常整顿卫生情况，清理更换下来或废弃的零件，维持工作区域的整洁有序，定期对门窗、墙面渗水、安全用具、卫生设施、消防设备、排水照明通风系统、室内防小动物孔封堵等逐项检查，发现不合格处需要及时整改，做好安全文明生产。

2.2值班人员管理

变电站值班人员管理是做好变电运行安全管理的重要环节，提高值班人员技能、工作责任心、安全意识是110KV变电站安全运行的可靠保证。许多企业变电站依照现代化智能监控要求建设，投入大量资金进行改造，管理模式上也要跟上时代的发展，一方面要建立和健全运行人员标准化和科学化管理制度，按照定岗、定员、定时要求，每天做好设备点检工作，定时做好设备、室内环境清洁工作、明确值班人员自己的职责，严格执行交接班制度，遵守企业各项安全生产的规章制度，以维持正常的工作秩序，考核指标、责任可以细分到每人，使每个岗位都有相应的责任制和奖惩细则，从而激发值班人员安全工作的责任心。同时要抓好变电值班操作员的安全操作技能培训，经常开展技能讲座，针对变电站电气设备可能发生的各类故障编制详细的应对解决方法，建立技术练兵卡，特别是一用一备供电线路，当110KV主供电线路发生故障，如何尽快将故障电源切换到备用电源上的各步倒闸操作，都要求值班人员熟练掌握，及时应对。

2.3倒闸操作及维修保养管理

在倒闸操作管理上，每位值班操作人员在上岗前必须接受电业安全规程培训和通过考试，具备了变电站设备基础知识和相关的设备管理经验，能够正确并掌握所使用的设备性能特点，才能操作相关的设备，值班员在倒闸操作中必须按工作票任务要求，准确填写（操作规程中的标准模板）操作票，并在监护人员的监护下进行唱票操作，严禁擅自改动操作和单独操作。

当新投运的变电站一年后，应对主要电气设备如110KV变压器、10KV（35KV）高压开关、综合保护装置等均要进行预防性试验，合格后根据设备运行状况每间隔3-5年进行一次电气试验，以确保电气设备安全运行。

在平时设备运行过程中，坚持预防性维修的为主，对变电站内的GIS组合开关、主变压器、10KV（35KV）开关、电压、电流互感器、综合保护装置、直流电源装置等均要建立设备台账，填写详细的技术参数、生产日期和生产厂家，每月要对电气设备进行技术状态分析，分析设备完好状态、保护开关使用情况，能够及时发现问题，制定针对性的防范措施，不能等到重大故障才进行检修，这样有利于减少110KV变电站运行过程中的故障率。

日常设备的倒闸操作与维修应当相辅相成，这种高效的管理模式保障了变电站的平稳运行。因为通过与设备操作人员的交流，维修人员可以更快更精准地找出问题，提高维修效率；而维修人员也可以指导操作人员一些使用过程中保养的的技能，同时可以解决因操作不当造成的小故障。设备操作人员与维修人员互相之间的反馈，达到提升了变电站的管理水平提高工作效率、降低设备费用的目的。

2.4安全运行教育及宣传管理

因为110KV变电站的工作非常严谨，稍有不慎有有可能会酿出大的安全事故，变电站内部需要贯彻落实安全运行教育，推广“以人为本，安全第一”的理念。可以通过贴板告示，安全标语、安全手册等手段和安全活动展览、典型的事故案例分析等形式来进行变电站值班人员的安全教育，加强值班人员的防范意识，提高值班人员的安全责任感，使他们能够认真按照规章制度进行工作。另外在正常工作生活中针对一些火灾、地震等可能发生的突发事件，要进行设备故障知识与紧急排除技能的演练，以及逃生技能、避险知识的宣传教育，定期做好安全器具及安全工具的检验，以保证人身安全，减少人员伤亡和财产损失。

三、变电安全运行管理风险及对策

3.1设备安全隐患

由于设备安全事故出现原因很多种，有设备本身故障原因导致和外来因素导致，而且潜在主要故障点可能很隐蔽，例如變电站电气连接点松动发热、或者随着使用时长的增加，设备逐渐老化等都是容易出现设安全事故的隐患，外来因素如小动物钻到变压器套管上或开关柜内引起短路、电气设备绝缘受潮拉弧等，这些都直接威胁到变电站的运行安全。

定期检查设备是安全管理的重要措施，通过定期检修和预防性试验，加强对变压器运行监管，坚强对变电站控制室、开关柜电缆出线孔洞封堵及保持开关室内的干燥，及时发现变电站的隐患，有利于及时采取防范措施，进一步梳理、补充和完善各个设备的管理信息，提出合理的变电站整改或者维修计划，确保变电站设备性能稳定，从而消除隐患，避免变压器事故发生，延长110KV变电站设备寿命。

3.2操作风险

110KV变电站的操作人员是变电站运行的直接执行者，由于变电站的设备比较多，出现异常情况和故障的风险大，而且有些设施需要操作的程序繁琐乏味，操作人员容易出现厌倦或者松懈态度，又或者操作人员对操作流程不够熟悉、技术不过关，从而导致操作失误，都会引起运行安全问题，影响变电站的安全和稳定，甚至会造成重大事故。

这就要求在职工培训中要有针对性和实效性，值班人员提高安全意识和操作技能，严格执行操作票制度，发生事故时应沉着冷静、果断处理，及时向上级报告，另外对于过去容易出现的习惯性失误要从根本性上杜绝，真正提高值班人员安全素质及专业技能，以满足工作要求，使安全制度、要求和措施深入到日常运行工作中。

四、小结

110KV变电站运行管理的任务就是保证变电站安全、稳定运行，向生产车间提供安全、连续、合格的电能，所以变电站安全运行管理非常重要，需要在管理上严格执行变电站各项操作规程，认真做好电气设备的维护保养，提高值班人员的操作技能，加强值班人员的现场管理，及时发现隐患，排除故障，维护供电线路的畅通，为变电站安全运行、企业安全用电提供可靠的保障。

参考文献

[1]黄玉龙.变电运行事故的根本原因分析[J].中国安全生产科学技术，2008，8.

[2]党晓锋.有关强化110kV变电站运行管理的探索[J].科技资讯，2013（14）：151.

9.110kv变电站事故处理制度 篇九

为了加强对全站供电系统大面积停电事故的有效控制，提高处理突发事故的应变能力，及时、准确、高效地采取有效措施，以防停电事故和事态的进一步扩

大，最大限度地缩短停电时间,降低事故危害程度，保证安全供电，根据《中华人民共和国安全生产法》、《电力工作安全规程》，制定本应急预案。适用范围

本应急预案适用于110kv变电站供电系统重大停电事故恢复及变电所事故的应急处理，能够做到快速恢复供电，恢复直流系统的工作、母线电压的恢复。一类负荷的快速恢复运行的全过程。引用标准和文件

3.1《中华人民共和国安全生产法》。

3.2《电业安全工作规程》。

3.3《德江电力公司重、特大变电事故应急处理预案》。供电系统基本情况

4.1 供电概况：

110kv变电站采用的单回电源，110kv母线采用内桥接线，电源引自凤岗110KV 站，是遵义110kv网供电的末端电网，110KV/35KV/10kv 降压后供给德江电力公司所属的城区35kv站、煎茶35kv站、稳坪35kv站、高山35kv站、共和35kv站、闹水岩发电站，是德江电网的枢纽式变电站，在德江电网中起着至关重要的作用。

4.2 运行方式：

4.2.1 110kv变电站运行方式：（目前二期工程尚未完工）

102断路器运行，1023隔离开关热备，母联运行；两台主变分列运行，35KV、10kv 系统分列运行，母联021 热备

4.2.2 城区35KV 变电站运行方式应急救援组织及职责

5.1 110kv变电站成立重大供电事故应急救援领导组，负责组织实施供电事故应急工作。组 长：站长

副组长：值班班长、值班员。

供电事故处理领导组、抢险队伍名单及联系电话见附表。

5.2 应急救援领导组职责：

重大停电事故发生后，领导组组长或委托副组长赶赴事故现场分析判断事

故，进行现场指挥，决定启动应急救援预案，批准现场救援方案，组织现场处理，协调各相关单位工作，确保迅速恢复供电。负责组织供电事故应急救援演练，监 督检查各系统及区队应急演练情况。

领导组组长：是处理供电事故的全权指挥者，在公司领导和副组长的指挥 下制定处理重大停电事故的作战计划和对突发供电事故进行决策。

副组长：是组长处理供电事故的助手，在组长的领导下，负责制定处理供电 事故作战计划。

成员：在组长或副组长的领导下，负责事故处理中一些具体工作的领导指挥，要做到在事故处理过程中，遇突发事件及时向领导组汇报，以便领导组正确决策。成员单位职责：

调度中心：承接事故报告，请示启动应急救援预案，召集指挥部成员，协调成员单位救援工作，并做好相关记录。

供电运行部：根据停电事故的严重程度配合总指挥协助处理现场事故，组织制定处理方案，并协助组织按停送电程序组织恢复送电和安装、抢修变配电设备。负责保证抢险救灾中所需的设备备件供应等。负责保证抢险救灾中所需的材料工具等，并将抢险材料工具运送到 指定地点。

安全监察部：负责监督应急救援中各项安全措施的落实。

调度中心：提供事故抢救过程中的通讯保证，并确保电力调度直通电话、各变电所、各变电站的通讯畅通。负责监测监控的恢复工作。

城区所线路班：通报停电范围的情况，及时掌握恢复送电线路、输电、配电故障情况，执行规程规定，协助供电事故处理领导组负责停送电期间线路检查把关。

根据供电事故处理领导组的命令依据先恢复母线带电原则和停送电程序组织恢复送电。应急预案程序

6.1 接警：当发生重大的停电事故，各变电站值班员按程序向公司电力调度所汇报，并向站领导汇报，说明停电事故的基本情况。调度所要负责记录事故时

间、地点、影响范围等详细情况，并立即向生产分管副局长汇报。报警电话：生产调度8531330（录音）。

6.2 响应级别确定：生产副局长根据110kv变电站重特大安全事故应急处理低限标准，决定启动应急救援预案。

6.3 应急启动：事故单位在应急人员到达前，首先启动本单位应急预案进行事故处理。调度所、供电运行部接到总指挥命令后，立即通知领导组成员和成员单位应急人员到达指定地点，参加事故处理，并保持和领导组的通讯联络。

6.4 事故处理：重大停电事故发生后，事故单位现场要首先开展事故自救，并对事故原因作出初步判断，制定现场处理初步方案和符合现场工作规程的各项安全技术措施，经站领导组批准后组织实施，备品备件、应急物资和车辆有关单位必须准备到位，专业工作人员到位后，按事故处理方案开展事故应急处理。事故处理过程要由调度统一调度操作。

6.4.1 若故障停电，执行反事故措施及停送电程序（见附件）。

6.4.2 若停电是由自然因素所造成，不可能按停送电程序恢复供电时，立即启动应急预案。

6.4.2.1 110kv变电站故障停电，系统送电在短时间内有一定难度时，应急指挥部联系闹水岩电站恢复发电，首先御掉各35kv煎茶变、共和35kv变、高山35kv变、稳坪35kv变负荷，御掉本站10kv负荷，御掉城区35kv变电站部分负荷解决保安供电电源。

6.4.2.2 根据制定事故抢险方案，经指挥部统一协调由专业抢险人员进行线路和设备抢修等，尽可能在较短时间内抢修完毕。

6.4.2.3 事故抢修结束按反事故措施及停送电程序，迅速恢复供电。

6.5 应急：当供电事故不能很快得到有效解决时，应急救援领导组应请求上级机关增援。

6.6 应急恢复：供电恢复，事故处理完毕后，由站事故救援领导组宣布应急 恢复。组织事故单位做好善后处理工作。并组织相关人员进行调查事故。

6.7 应急结束：重大停电事故彻底解决后，由应急救援领导组宣布应急响应结束。调度所、供电运行部、变电站、城区供电所线路班等联合按应急救援预案要求进行总结工作。应急保障准备

7.1 对各变电站、电力线路的运行应准备有充足的备品备件，确保在应急救援预案处理过程中的所需材料。

7.2 各单位要制定重大停电事故应急预案。

8．其它

8.1、在雷雨季节，城区供电所线路班要加强线路设备的检查维护，城区内公变的巡视到人，特别是雷电、大雨、大风过后，要安排一次巡检，要有记录。

8.2、雷电特别天气有停电危险时，由调度值班人员通知各站值班人员安排加强岗位职责，防止事故越级引起110kv变电站断路器跳闸。

8.3、调度所必须确保通讯录音电话的畅通。

8.4、变电站要准备充足的变配电事故抢险用的备品、备件及各种材料，做到有计划、有安排、设备材料型号一致，确保处理故障迅速。

8.5、为了确保抢险队伍召之即来，来之能战，供电事故处理领导组负责组织供电停电事故应急救援演练，监督检查各单位应急演练。附件：

安全组织技术措施

1.1 要牢固树立“安全第一,预防为主”的安全思想意识,认识供电安全的重要性和必要性，要有高度的责任心。

1.2 认真执行《电业安全工作规程》、《电力系统调度规程》和调度规章制度，确保两票合格率达100%。

1.3 要自觉遵章作业,一切按规章制度办事,交接班记录要口头交清楚,接班后要试电话是否畅通。重温系统状况,完成各项工作.1.4 按交接班制度执行,加强调度值班,调度员要保证做到不脱岗、不空岗、不串岗,•坚守工作岗位。记录要清晰整齐。

1.5 事故情况下,要了解清楚继电保护装置动作情况,并认真做好记录,•排除点,做到准确无误迅速操作,缩短故障时间。

1.6 值班调度员要严格坚持不查清原因、不排除故障、不采取措施、不得随意送电的原则。

1.7 值班调度员要熟悉公司供电系统的配置,了解变电所、设备运行情况，做到心中有数,•掌握全系统各环节中发生各类事故后的处理程序与反事故措施,•提高指挥能力。

1.8 凡是有雷雨或大风来临,立即通知各变电所值班人员，加强监视,•调度做好处理事故的准备。

1.9 学习事故案例,做到举一反三,提高处理事故应变能力。

1.10 值班人员接班后如系统正常,应考虑出现各种事故后,能迅速有效地处理事故的方法和步骤.•做到无事故时开展事故预想,知道怎么处理事故;有事故后能迅速、正确处理事故.1.11 事故发生按规定程序汇报领导,重大事故要及时汇报。

1.12 发生供电事故，有关单位主要负责人应当按所制定的应急救援预案，立即组织救援，并向调度汇报，及时通知相关单位、部门立即赶赴现场。

1.13 事故类别及处置原则：

110kv变电站停电事故，主要分为110KV 站内事故，35KV 系统事故及10KV 系统大面积停电事故，导致事故的主要原因分为：人为操作失误、设备缺陷和自然事故等。针对事故不同类型，应采取不同的处置措施，按照所制定的应急预案，以最快的速度恢复重要用户的供电，并及时各条线路的供电。

1.14 处理事故的方法步骤: 1.14.1 弄清系统掉闸开关与继电保护动作情况以及电压、频率变化情况,汇报有关单位、领导。

1.14.2 分析判断故障原因。

1.14.3 迅速拟定事故后的运行方式恢复供电。

1.14.4 排除故障点。

1.14.5 汇报。事故设想及处理程序

2.1 110KV 站系统故障

2.1.1 运行中的110kv电源故障，将电站与系统解列，启动闹水岩电站和其他电源单带站用电，进线（102）开关有电，主变保护、线路保护、等自动装置工作供电正常，未造成全站停电时，处理程序如下：

2.1.1.1 值班人员及时了解事故处理及能否短时间恢复等情况，做好事故记录，及时向调度值班人员汇报，由调度值班人员向事故处理领导组、分管领导汇报情况。： 2.2、110KV 站102 开关跳闸，全站停电。

处理程序如下：

2.2.1 变电站及时按程序汇报。

2.2.2 查明故障原因，恢复供电，具体如下：

A、若其他35kv 系统母线范围故障，请示调度所倒闹水岩电站电源。

具体操作：断开3#、3#、3#、3#，合313#，断开011#，断021母联，恢复110kv变站用电。B、35KV 线路城306回故障，具体操作：断开525#（或526#）、533#（或534#）电源，恢复并联运行。变电所供电。

2.3.2 停主变高压侧开关531(或532)，停东风井35KV 进线开关533(或534)。

2.3.3迅速向调度所汇报，由值班调度向有关公司领导汇报。

2.3.4 由公司调度所及时通知有关单位处理。

2.4、110kv变电站主变故障

处理程序如下：

2.4.1 主变开关跳闸，I 段或II 段停电，值班人员立即汇报公司值班调度员。

2.4.2 检查保护报警或保护柜主变保护单元为何种原因跳闸。

2.4.3 若是过电流动作：

A 立即通知调度并拉开故障电源进线。

B 汇报公司值班调度、各变电所严禁合母联，以免造成事故扩大。

C 由公司调度所通知各相关单位进行处理。

D 通知用户停相应进线开关，有关单位排除故障。

2.4.4 若是差动或重瓦斯动作：

A 汇报公司值班调度。

B 由公司值班调度向有关领导汇报。

C 断开主变两侧开关。

D 由公司调度所通知有关单位检查恢复处理。

E 排除故障。

2.4.5 轻瓦斯动作于信号，不跳闸。

2.4.6 如温度超过65 度时检查开启风扇。

2.5 10KV 母线段故障

2.5.1 10KV 母线分段内故障，且该母线段短时间不能恢复运行。

处理程序如下：

2.5.1.1 及时按程序汇报。

2.5.1.2 变电站迅速断开故障段电源进线、断开母联、断开故障段所有分支。

2.5.1.3 10KV 母线分段内故障，故障点在某范围内可立即恢复另一母线段运行。处理程序如下：

2.5.2.1 立即断开故障范围，恢复另一母线段运行。

2.5.2.2 由公司调度所通知有关部门及时检查恢复供电。

2.5.2.3 检查保护报警窗口或保护柜上，是何原因跳闸，汇报公司调度所。

10.110kv变电站事故处理制度 篇十

第一章

概述

1、编制依据

（1）、《建筑工程冬期施工规程》JGJ104-2011；

（2）、《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2015）；

（3）、《混凝土质量控制标准》（GB50164-92）；

（4）、无锡近几年的气温报告。

2、工程概况

现在已是2017年12月初了，预计12月下旬，工程即将进入冬期施工阶段。按照进度计划和施工现场实际情况，在冬期施工阶段，将进行围墙砌筑，围墙圈梁柱混凝土浇筑及抹灰等工作。

3、编制说明

按照规范规定，当室外日平均气温连续5天稳定低于5℃或当天最低气温低于-3℃时，应按冬期施工规定进行施工，并及时做好防止气温突然下降的防冻、防滑措施。

随着气温的逐渐下降，以及依据无锡近几年的气温报告，我项目部估计到11月下旬，本工程将进入冬期施工阶段。为切实做好冬期施工的防冻保温准备工作，确保工程施工质量，防止质量及安全事故的发生，我项目部编制此冬期施工专项方案。

第二章

冬期施工措施

1、砌筑工程

（1）、选用的工程材料的要求

a、选用的蒸压灰砂砖不得遭水浸冻，不沾有污物和冰雪。

b、石灰膏等应防止受冻，如遭冻结，经融化后方可使用。

c、拌制砂浆所用的砂，不得含有冰块和直径大于10mm的冻结块。

（2）、一般要求

砌筑工程，冬期施工的操作方法和常温施工相同，但砂浆铺灰长度不应太长。砂浆做到随拌、随运、随用。每天砌筑高度及临时间断处的高度差均不得大于1.2米，对砌筑好的砌体，下班过夜，上部均采用塑料薄膜或草包加以覆盖保温，避免受冻。

（3）、砂浆试块的留置

除按常温规定要求外尚应增设不少于两组与砌体同条件养护的试块，分别用于检验各龄期强度和转入常温28d的砂浆强度。

2、混凝土工程

在施工前，我项目部将密切注意天气预报，并有防止气温突然下降的防冻措施。并着手做好技术、物资的准备，对图纸中有不适应冬期施工要求的问题及时与设计单位研究解决，通过掺加早强剂或早强型复合防冻剂来加快混凝土强度的增长，降低受冻临界强度。

冬期混凝土浇筑遵守下列规定：

（1）、拌制混凝土前，将骨料中的冰雪、冻块等清理干净。

（2）、尽量利用白天气温较高时浇筑混凝土，以提高浇筑温度。如用搅拌机，应先用热水冲洗，并增加搅拌时间至常温的1.5倍。

（3）、浇筑混凝土前，应清除模板和钢筋上的冰雪、污垢和杂物，但不得用水冲洗，以防再次冻结。

（4）、对掺用早强剂、防冻剂的混凝土，注意掺合料对混凝土抗冻、抗渗等性能的影响。做到先检测后使用，严格按照规范、规程执行，并委派专人负责。对现浇砼柱、梁、板浇筑后应加强保湿、防冻覆盖措施，保持草包、薄膜内砼表面温度不低于5℃，在低温施工时对砼构件我们延长保温养护期同时延长拆模时间以保证混凝土施工质量。

（5）、混凝土强度要达到拆除时不损坏混凝土棱角及满足拆模要求的情况下，才能拆除模板。拆模后砼表面及时覆盖，防止砼表面温度骤降引起裂缝。

（7）、在进行屋面施工过程中，浇筑后及时采取防冻、养护覆盖措施，同时避开寒潮和负温期施工。

（8）、做好混凝土试块的养护管理，现场设养护室，室内温度20±3℃，湿度90%以上，进行试件的标准养护。同条件试块在现场按混凝土实际状况进行保温，同时留检验拆模强度的同条件的试块。冬期施工期间混凝土试块留置至少比常温多留两组同条件养护试块，一组用来测定混凝土受冻前的临界强度，另一组用做测定28天等效养护强度。试压前试块在拥有正温条件的室内停放，解冻后再进行试压，停放时间约6—12小时。

3、抹灰工程

（1）、砂浆应在搅拌棚中集中搅拌，并应在运输中保温，要随用随拌，防止砂浆冻结。砂浆室内抹灰的环境温度不应低于5℃。

第三章

测温制度

进入冬期施工前，我项目部将对测温保温人员，专门组织技术业务培训，学习本工作范围内的有关知识，明确职责，经考试合格后，方准上岗工作。同时与当地气象台保持联系，及时收听天气预报，防止寒流突然袭击。测温保温人员测量施工期间的室外气温，并作好记录，并采取有效保温措施防止混凝土受冻。

第四章

安全文明措施

1、进一步加强施工现场的临时用电管理

严格按照JGJ46-2005标准的要求三级配电二级保护，实施三相五线制，勤查触保器，确保完好无损。渣刀、插座、罩壳齐全，禁止铜丝代用保险丝，保证保护接地良好。施工现场、职工宿舍绝不允许乱接电源，对违禁用电的，严肃处理，确保用电安全。

2、对施工现场的脚手架定期进行检查

遇到霜冻、大雪、冰冻应在上脚手前做清除工作，清除道路积雪及冰冻，采取相应防滑措施，检查脚手拉结是否合格，护身栏杆、竹串片铺设固定及排架钢管扣件、料台围护、“四口五临边的防护是否牢固，确保脚手的安全使用。

3、加强机械设备的安全检查

特别是对物料提升机的专项检查，重点是井架的缆风绳、地锚限位装置是否安全可靠，遇到恶劣天气、视线不清应停止使用，对卷扬机、搅拌机等设备做好常规检查，做好记录。

4、对冬期施工易燃易爆品、临时电器的控制

易燃易爆品的工作场所完全杜绝火种，并配备灭火器，设置禁火标记。严禁在施工现场、车间、宿舍等场所使用明火，禁止用电炉、热得快、垫钨灯烧水取暖。宿舍区、食堂、配电间、木工间等地方配备灭火设备、禁火区设立醒目禁火标记，防止火灾发生，严禁用煤炉取暖以防发生煤气中毒事故。

5、关心职工的起居生活，改善工地住宿条件

食堂保证热饭热菜及热水的供应，保证职工的身心健康，为冬期施工及安全生产创造良好的工作和生活环境。

6、成品的保护

（1）钢筋绑扎成型的成品保护

钢筋按图绑扎成型完工后，将多余钢筋、扎丝清理干净；木工支模及安装预埋、砼浇筑时，不得随意弯曲、拆除钢筋；

基础、梁、板绑扎成型完工的钢筋上后续工种，施工作业人员不能任意踩踏或重物堆置，以免钢筋弯曲变形；

模板隔离剂不得污染钢筋，如发现污染及时清理干净；水平运输车道不直接搁置在钢筋上。

（2）模板保护

模板支模成型后及时将全部多余材料及垃圾清理干净；

侧模不靠钢筋等重物，以免使其发生倾斜、偏位而影响模板质量；

砼浇注时，不得用振动棒等撬动模板，砼应反锹入模，以免模板因局部荷载过大而造成模板受压变形；

水平运输车道，不得直接搁置在侧模上；

模板安装成型后，派专人值班保护，进行检查、校正，以确保模板安装质量。

（3）砼成品保护

砼浇筑完成后应将散落在模板上的砼清理干净，并按要求进行覆盖保护。

砼终凝前，不得上人作业，确保其养护期不受损坏；

楼层砼面上应按作业程序分批进场施工作业材料，分散均匀，尽量轻放，不得集中堆放。

砼面上临时安置施工设备垫板，并做好防污染覆盖措施，防止机油等污染；

（4）砌体成品保护

需要预留、预埋管道铁件、门窗框应同砌体有序配合，做好预留预埋工作；砌体完成后按标准要求进行养护；

冬雨期间施工按要求进行覆盖保护，保证砌体成品质量。

—

END

11.110kv变电站事故处理制度 篇十一

一、110kv变电站设备运行巡检维护系统的概述

目前，各种管理制度的不断完善、先进技术的合理应用，使得110kv变电站设备运行巡检维护系统变得越来越智能化、信息化和标准化，大大提高110kv变电站设备运行巡检维护的工作效率。实际运行中，110kv变电站设备运行巡检维护系统可以同时对工作人员的工作情况、设备运行情况进行及时的监督和管理，并对设备存在的缺陷和各种问题进行及时预警和记录，以有效防范安全事故发生，因此，110kv变电站设备运行巡检维护系统在减少意外安全事故上发挥着重要作用。与此同时，在有效结合网络系统、计算机系统和其它巡视系统的情况下，110kv变电站设备运行巡检维护系统还可以灵活运用GPS卫星通道，从而对各种设备的相关信息进行全面、准确的分析，以时刻保持变电站的稳定运行。

二、110kv变电站设备运行巡检维护存在的主要问题

随着各种先进设备的不断应用和各种新技术的不断推广，110kv变电站设备运行巡检维护的要求变得越来越高，必须对这个过程中存在的问题给以高度重视，才能真正保障变电站的运行稳定性。目前，110kv变电站设备运行巡检维护存在的主要問题有如下几个方面：

（一）设备自动化程序水平不够高

根据相关调查发展，很多地区的变电站设备都存在自动化程度不高的问题，基本上都是通过人工的方式来完成各种操作，而自动化管理主要发挥的是辅助作用。因此，110kv变电站设备运行巡检维护中出现自动化变电站设备较少、自动化程序水平不够高等问题，使得各种故障问题和安全问题出现，大大增加工作人员的工作量。与此同时，自动化设备的使用没有比较系统的指导，各种设备巡检工作根本得不到有效落实，使得自动化变电站设备运行过程中存在的故障问题得不到及时发现，最终影响变电站设备的正常运行。

（二）人员素质、技术水平不够高

根据110kv变电站设备运行巡检维护的实际情况来看，想要有效完成这项工作就必须具备较高的技术水平和综合素质，以在面对各种问题时可以冷静的处理，从而确保变电站设备的安全、稳定运行。与此同时，非智能的变电站设备的巡检维护，还需要工作人员拥有比较丰富的工作经验，才能准确判断出设备运行的状况。但是，在实践过程中，上述复合型人才比较稀缺，部分工作人员的专业技术水平不高，不注重自身综合素质提升，使得110kv变电站设备运行巡检维护过程中出现各种安全事故。

（三）工作环境各种条件比较恶劣

在我国电力系统的不断发展中，部分变电站是设置在户外的，因此，在进行这些变电站的巡检时，工作人员需要到户外进行相关操作，使得110kv变电站设备运行巡检维护存在工作环境各种条件比较恶劣的问题，在受到各种因素影响的情况下，110kv变电站设备运行巡检维护工作可能无法顺利开展。例如：在天气比较炎热或下大雨的时候，工作人员为了尽快完成变电站设备巡检工作，不注重细节问题的检测，使得变电站设备的正常运行出现各种问题。

三、110kv变电站设备运行巡检维护的实施策略

在电力系统的正常运行中，110kv变电站设备运行巡检维护是属于动态操作，具有一定连续性、定期性和可变性，因此，在有效开展110kv变电站设备运行巡检维护的相关工作时，需要对可能存在的各种安全隐患、运行情况进行科学预测，以有效防范各种故障出现，从而不断提高变电站设备运行安全性。

根据110kv变电站设备运行巡检维护的整体情况来看，在实践过程中应实施的策略主要有如下几个方面：

（一）注重平台的合理选择

在进行110kv变电站设备运行巡检维护系统的开发过程中，需要注重软件平台、硬件平台的合理构建，才能选择110kv变电站设备运行巡检维护所需的比较合适的平台。一般情况下，要注重平台的科学性、实用性、开放性和先进性等，才能不断提高110kv变电站设备运行巡检维护系统的应用效果、管理水平和整体性能，以在有效实现各种数据转换和交互的情况下，满足110kv变电站设备运行巡检维护的各种需求。在实践过程中，根据供电部门、不同用户的实际供电与用电情况、特点等，注重软件系统的实用性、硬件系统的通用性等，才能为110kv变电站设备运行巡检维护工序顺利开展提供重要支持。

（二）注重110kv变电站设备运行巡检维护系统实用性不断提高

为了更有效的解决变电站设备运行存在的各种问题，必须注重110kv变电站设备运行巡检维护系统实用性的不断提高，加大系统开发力度和建设力度等，才能是系统的功能更加完善，以及时的发现变电站设备运行的异常状况，从而提高110kv变电站设备运行巡检维护的工作效率。与此同时，在充分掌握变电站设备运行情况的基础上，各种信息的录入可以更加完整、准确和高效，以在进行巡检维护的过程中，充分发挥各种信息的引导、指导和参考作用，从而促进110kv变电站设备运行巡检维护程序不断优化。

（三）注重人员素质、技术水平提升

根据我国变电站的实际运行情况来看，加强110kv变电站设备运行巡检维护过程的管理，注重现代管理模式和管理方法的充分利用，加大工作人员的培训力度，不断引进和应用各种先进设备与技术，并注重人员素质、技术水平的不断提升，才能真正发挥110kv变电站设备运行巡检维护的作用，以在故障问题发生前将各种安全隐患及时消除，从而不断延长110kv变电站设备运行巡检维护系统的使用寿命，真正保证变电站设备运行过程的安全性和稳定性。

结束语

综上所述，在社会不断发展和经济水平不断提高的过程中，对110kv变电站设备运行巡检维护给以高度重视，并加大管理力度、开发力度、投入力度等，快速提高相关工作人员的专业技能、综合素质，对于避免意外安全事故发生有着重要影响，是我国社会主义现代化建设的重要工作之一。

（作者单位：陕西省地方电力（集团）有限公司榆林电力分公司）

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