公司电力系统运行规程.docx

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1、XX集团公司电力系统运行规程第一章总则第一条为了保证X化电力系统和电气设备的安全、可靠运行，正确、迅速地处理电力系统事故和故障，确保生产装置的稳定、连续供电，根据国家电力行业规程和北京地区电气设备运行规程，结合XX集团公司电力系统的实际情况，特制定本规程。第二条各单位必须根据自辖系统和设备的具体情况，制定相应的现场运行、操作及事故处理规程，但在原则上不得与国家、电力行业及本规程相抵触。第三条本规程适用于X化电力系统，系统内所有的电气调度、运行、操作人员、参与系统内电气工作的人员和其他相关人员以及供用电单位必须严格遵守本规程的各项规定。第二章系统的运行电压及负荷管理第四条35KV及以上电压等级变

2、电站的高、中、低压侧母线为系统电压监测点。当系统电压不满足要求时，应根据系统的运行方式和运行状况，采取调节主变压器分接开关、投退补偿电力电容器、调节发电机机端电压、调整负荷等措施，保证监测点电压运行在规定范围内。第五条系统运行电压在符合以下国家标准的前提下，应满足生产用电设备的运行需要，尽量减小系统的电压偏差。1、35KV及以上系统供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%；2、IOKV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的-7%至+7%；3、220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%、-10%o第六条主要电气设备规定的极限电压变动幅度如下：1、发电机正常运行电压的变动范围在额定

3、值的+5%到-5%以内，最低运行电压应根据稳定运行的要求确定，一般不低于额定值90%,最高运行电压应遵守制造厂的规定，但也不得大于额定值的IlO乐2、电动机可以在电压额定值的95%至110%的范围内运行；3、变压器运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压值的105乐根据变压器的构造特点，经过试验和制造厂认可，允许增高至分接头额定电压的110%,其电流值按相应规定执行；4、电力电容器运行电压不应高于额定电压的110机第七条35KV及以上电压等级变电站的中、低压侧系统的功率因数不应小于0.90O第八条动力事业部所属自备电站、变电站（所）应按以下规定向网调报负荷记录：I、自备发电站：0：00点报全日

4、发电量、厂用电量、送、受电量、外供电量，发电高、低峰负荷。2、变电站（所）：0：00点报全日总受、总送电量、各配电线路综合送电量、站用电量、功率因数、负荷率、损失量等。此外，X风站、XXX集团公司站21：00点还报4、8、9、11、16、18、19、20、21点有功负荷，8、9、20、21点进出线电流，主变压器三侧的有功、电流、电压；X园站21：00点还报8、9、20、21点进出线电流，主变压器三侧的有功、电流、电压。3、供水系统：21：00点报全日电量。第九条各单位每日应在公司电气管理系统中填报所辖变电站（所）和发电机的日电量；并按照公司的临时要求填报所需的电量、电力。第十条网调应按以下规定

5、向公司总调及市调报负荷记录：1、每日0：30向市调报XX集团公司总发电量及厂用电量。2、每日0：30通过网络向公司总调汇报一、二、三电站、炼厂、化一日发电量及220KV变电站系统侧总受电量。第三章系统的运行方式第十一条正常运行方式下，220KV、IIOKV进线电源的运行方式：1、XXX集团公司站系统：榆管营站2217开关送XXX集团公司站2211开关（线路称榆X线）；房山站2214开关送XXX集团公司站2212开关（线路称房X线）。2、X风站系统：榆管营站2218开关送X风站2214开关（线路称榆东线）；房山站2215开关送X风站2215开关（线路称房东线）。3.IlOKV变电站的两路进线电源

6、分别来自房山站系统和榆管营站系统。第十二条X化电力系统的运行方式主要分为以下四种，其中“运行方式一”为“正常运行方式”。1、运行方式一，两线两变：两路进线分别带两台主变，高压侧母联断开备用；两台主变分别带各自的中、低压系统，母联断开备用。2、运行方式二，一线两变：一路进线带本段主变，并通过母联带另一台主变；两台主变分别带各自的中、低压系统，母联断开备用。3、运行方式三，一线一变：一路进线带本段主变（或通过母联带另一段的主变），另一台主变备用（或停用）；主变中、低压侧的母联可合、可断。4、运行方式四，两线一变：两路进线开关合闸，母联断开，其中一路进线带一台主变，另一路进线充电到高压侧母线作备用；

7、主变中、低压侧母联可合、可断。对于220Kv变电站，“运行方式三”和“运行方式四”还包括主变IIoKV侧的一段母线由联络线带，145母联断开的运行方式。第十三条IIOKV联络线的运行方式1、XXX集团公司站和X风站正常运行方式时，110KV联络线备用；2、当一座220KV变电站正常运行，另一座220KV变电站的一台主变停电检修时，如果检修变电站的两段IloKV母线均需在运行状态，则宜投运IIOKV联络线，由正常运行的变电站通过联络线带检修变电站的一段IIoKV母线。第十四条当XXX集团公司站一段IIoKV母线负荷由联络线带时，化一新高压的16500KW电动机应运行在XXX集团公司站的另一段Il

8、oKV母线上，由XXX集团公司站的主变带。第十五条X园站35KV系统的运行方式：雷雨季节，35KV的一段母线由2#主变供电，单独带三催化变电站；另一段母线由3#主变供电，带其余馈出线路。第十六条由北京电网供电的其它系统的运行方式按北京供电公司的规定执行。第十七条正常运行方式下，发电站、变电站（所）备自投装置的运行方式1、220KV变电站（1）220KV侧投入进线开关低电压跳闸，投入母联开关检同期和检无压备自投；（2） IlOKV侧退出进线开关低电压和保护动作跳闸，退出母联开关检同期和检无压备自投；（3）X风站6KV侧投入进线开关保护跳闸、母联开关备自投。2、IIoKV发（变）电站（I）X园站：

9、110KV侧投入进线开关低电压和保护动作跳闸，投入母联开关检同期和检无压备自投；35KV侧投入低电压和保护动作跳闸，投入母联开关检同期和检无压备自投；6KV侧退出低电压跳闸，投入保护动作跳闸，投入母联开关检无压备自投；投入备用变压器自投。（2）岗北站：110KV侧投入进线开关低电压和保护动作跳闸，投入母联开关检无压备自投；6KV侧退出低电压跳闸，投入保护动作跳闸，投入母联开关检无压备自投。（3） X南站：110KV侧退出进线开关低电压和保护动作跳闸，退出母联开关检同期和检无压备自投；6KV侧退出低电压跳闸，投入保护动作跳闸，投入母联开关检无压备自投。（4） X城站：110KV侧退出进线开关低电

10、压和保护动作跳闸，退出母联开关检同期和检无压备自投；IOKV侧投入保护动作跳闸，投入母联开关备自投。（5） 一电站：110KV侧投入进线开关低电压和保护动作跳闸，投入母联开关检同期和检无压备自投。（6）三电站：6KV侧投入低电压和保护动作跳闸，投入母联开关检无压备自投。（7）化X新总变：110KV侧投入进线开关低电压和保护动作跳闸，投入母联开关检无压备自投；6KV侧退出低电压跳闸，投入保护动作跳闸，投入母联开关检无压备自投。（8）化XX总变：IlOKV侧投入进线开关低电压和保护动作跳闸，投入母联开关检同期和检无压备自投；6KV侧退出低电压跳闸，投入保护动作跳闸，老系统投入母联开关检同期和检无压

11、备自投，新系统投入母联开关检无压备自投。3、X口峪变电站：35KV侧、IOKV侧和6KV侧投入进线开关低电压跳闸，投入母联开关检无压备自投。4、6KV变电所：重要变电所投入进线开关低电压跳闸、母联开关备自投5、380V变电所：重要装置变电所投入进线开关低电压跳闸、母联开关备自投。第十八条线路重合闸的运行方式1、变电站正常运行方式下，线路重合闸的运行方式（1）一东一、二线（121、122）：电源侧投入线路检无压和检同期重合闸，负荷侧投入检同期线路重合闸、退出检无压线路重合闸；（2）东X一、二线（125、126）和东前线（127）、X前二线（116）：电源侧投入线路检无压和检同期重合闸，负荷侧退出

12、线路重合闸；（3） X三一、二线（113、114）：对于带有发电机的线路，两侧退出线路重合闸；对于没有带发电机的线路，两侧投入线路检无压重合闸；（4） X前三、四线（117、118）和X岗一、二线（112、115）：电源侧投入线路检无压重合闸、退出线路检同期重合闸，负荷侧退出线路重合闸；（5） X南一、二线（119、120）和X新一、二线（121、122）：两侧退出线路重合闸；（6） X东线或东X线（111或128）：两侧退出线路重合闸；（7） X栗一、二线（33、34）：二电站12MW发电机运行时，两侧退出线路重合闸；二电站12MW发电机停运时，视生产需要，或两侧退出线路重合闸或两侧投入线路

13、检无压重合闸。2、变电站一线两变或一线一变运行方式下，线路重合闸的运行方式（1） 一东一、二线（121、122）,东栗一、二线（125、126）,X三一、二线（113、114）,东前线（127）、X前二线（116）：当线路带有发电机时，电源侧投入线路检无压重合闸，负荷侧退出线路重合闸；当线路没有带发电机时，两侧投入线路检无压重合闸；（2） X前三、四线（117、118）,X岗一、二线（112、115）,X南一、二线（119、120）和X新一、二线（121、122）：两侧投入线路检无压重合闸；（3） X栗一、二线（33、34）：与二电站正常运行方式下线路重合闸的投退方式相同。第十九条正常运行方式

14、下，110KV及以上系统中性点的运行方式1、220KV变电站：主变220KV侧中性点经间隙接地，110KV侧中性点直接接地；2、IIOKV变电站：带有发电机的主变IIoKV侧中性点直接接地，其余主变IIOKV侧中性点不接地。第二十条大型电动机的起动规定1、三催化9000KW电动机：当X园站带该电动机的主变6KV侧的负荷超过24MW时，则该电动机不得起动；2、三聚6400KW电动机：当岗北站5#主变停运，6KV5#母线由4#主变通过600开关带时，若6KV4#母还带有其它负荷，则该电动机不得起动；3、新高压16500KW电动机：当220KV变电站的一台主变既带有本站负荷又通过IloKV联络线带有

15、另一座220KV变电站的部分负荷而16500KW电动机运行在该系统时，或者XXX集团公司站只有一台主变运行时，若系统负荷过大，则电动机不得起动。第四章系统继电保护的运行管理第二十一条系统继电保护装置和安全自动装置应按规定投入运行；特殊情况下，退出继电保护和安全自动装置或修改保护定值必须按公司的相关规定执行。第二十二条对与交流电压回路有关的保护，当无法做到通过倒闸操作将线路保护的交流电压回路与本线路所接母线的PT相对应时，以及在其PT二次回路有工作、PT停电、二次电压回路断线时，应对有关保护采取以下措施。1、退出电压保护；2、退出距离保护；3、退出低周解列；4、退出重合闸；5、退出检测电压条件的

16、备自投；6、带电压闭锁的电流保护可继续投入运行，但负荷电流不得超过电流元件的定值，并须保证失去交流电压后保护具有选择性；7、带方向的保护须退出方向元件，但退出方向元件后保护须具有选择性。第二十三条母差保护的有关规定：1、母差保护跳闸压板位置必须与所连接母线组别相符合，当设备倒换到另一组母线时，必须将开关跳闸压板进行相应的切换；2、母线所属各电流互感器的接线有变动或拆开过以及在其二次回路工作后，均应进行母差保护相位测试，判断接线正确后，母差保护方能投入运行；3、当发出母差保护PT回路断线信号时，应立即停用母差保护。第二十四条旁路开关带路时，应对所带的线路修改保护定值。第二十五条正常运行或空载冲击

17、合闸时，变压器重瓦斯应投跳闸位；任何情况下，变压器的重瓦斯保护和差动保护不得同时退出运行。第二十六条对运行中的变压器进行以下工作时，变压器重瓦斯保护应由跳闸位置改到信号位置。当工作完成、变压器内气体完全排出后，才可将重瓦斯投入跳闸位置。1、加油、滤油；2、进行呼吸器畅通工作及换硅胶；3、打开变压器放气或放油阀门；4、开闭瓦斯继电器连通管道阀门；第二十七条新装、检修和更换瓦斯继电器后的变压器，投入运行时必须将空气排尽。对于强油循环变压器，应将其全部油泵投运，运行24小时后，若瓦斯无信号及其他异常情况，方可将重瓦斯保护投跳闸位置。第五章电气设备的运行第二十八条本章和附录中所提及的电力变压器和电力线

18、路的允许过负荷值、允许运行时间及温度极限值等可作为运行参考，各单位应根据具体设备的制造厂家提供的说明书和要求，制定不同设备的运行规定。第二十九条电气设备的运行原则：正常情况下，系统内所有电气设备应在额定参数范围内和允许环境条件下运行，系统的运行方式和运行状况应满足设备正常运行的需要。一旦设备出现异常情况，应立即采取相应措施进行处理。当设备出现过负荷时，应转移负荷、限制负荷（紧急情况下可拉停负荷线路），确保系统的安全运行。第三十条变压器的运行：1、变压器正常过负荷和事故过负荷的允许值按制造厂的规定执行，如无资料，可参照附表所列的允许值。正常过负荷时，应采取倒负荷、限负荷措施；事故过负荷时，应视过

19、负荷程度采取相应倒负荷或拉路措施。2、油浸变压器顶层油温的报警温度为80（制造厂另有规定者除外），达到报警温度后，应视过温程度采取倒负荷、限负荷措施；自然循环变压器的上层油温一般不宜超过85,若温度继续升高，当油浸自冷或风冷变压器顶层油温达到95,强油循环风冷变压器顶层油温达到85时，应采取拉路措施。3、当油浸（自然循环）风冷和干式风冷变压器的风扇停止工作时，允许的负载和运行时间应按制造厂的规定执行。当油浸风冷变压器的冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过65时，允许带额定负荷运行；当顶层油温超过65,而风扇不能恢复时，应立即采取倒负荷措施，必要时可采取拉路措施。4、当强油循环风冷变压器的冷却系

20、统故障切除全部冷却器时，允许带额定负荷运行20分钟（制造厂另有规定者除外）。如20分钟后顶层油温尚未达到75,则允许上升到75,但这种状况下运行的最长时间不得超过1小时。在此期间应将负荷倒出。5、油浸变压器负荷达到额定容量的120%时，应暂停有载调压操作（制造厂另有规定的除外）。6、当变压器发生以下情况时，应采取倒负荷措施。（1）出现异音；（2）严重漏油致使油位下降；（3）套管出现裂纹发生不正常电晕；（4）强油风冷变压器冷却装置全停；（5）套管接头严重发热；（6）轻瓦斯保护动作（近期内油路有工作的情况除外）。7、当变压器发生以下情况时，应立即断开变压器电源。（1）内部发生强烈的放电声；（2）防

21、爆膜破碎并喷油冒烟或压力释放阀喷油冒烟；（3）套管严重破裂而放电、着火；（4）大量跑油或起火；（5）强油循环变压器的冷却系统全停，超过允许温度和时间；（6）有载调压变压器调压后，闸箱内部有打火音响、冒烟；变压器附近的设备着火、爆炸；（7）其他对变压器构成严重威胁的情况。8、备用变压器与运行变压器应轮换运行，一般备用连续时间不宜超过半年。9、新投入运行的变压器应全电压冲击五次，大修后的变压器应全电压冲击三次。第三十一条开关的运行1、开关的液压机构打压频繁应及时将负荷倒出。当开关的液压机构压力值降至分、合闸闭锁时，应立即拉开油泵电源开关、断开控制电源，将负荷倒出。2、当开关SF6气体压力降至分、合

22、闸闭锁时，应立即断开控制电源，将负荷倒出。3、当开关发生下列情况时，应立即停电处理。（1）套管有严重破损和放电现象；（2）油开关灭弧室冒烟，内部有异常声音，严重漏油，油位看不见；（3）SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；（4）真空开关内部出现放电声；(5)液压机构突然失压到零；(6)组合电器(GIS)内部有严重的放电声、爆炸声、振动声，外壳破裂或严重变形、过热、冒烟，防爆隔膜或释压阀动作。4、检修后的开关第一次送电前应做传动试验。第三十二条消弧线圈的运行：1、原则上消弧线圈应按过补偿方式运行，如接地保护有特殊要求，可按欠补偿方式运行。2、消弧线圈应运行在合理档位，使故障残流尽可能小，中性点位移

23、电压满足要求。(I)35kV系统不大于10A；无自动补偿装置的6kV(IOkV)系统不大于10A,有自动补偿装置的6kV(IOkV)系统为5A。(2)中性点位移电压不超过相电压的15乐即：35kV系统不超过3kV,IOkV系统不超过0.85kV,6KV系统不超过0.5kV0第三十三条线路的运行：1、线路发生过负荷时，应及时采取倒负荷、限负荷直至拉路等措施。2、电缆线路的正常过负荷和紧急事故时的过负荷按部颁电力电缆运行规程的有关规定执行。3、双回线路停其中一回线路时，在停电前应了解另一路的负荷情况，防止线路过负荷。4、6KV、IOKV线路停电后，送电前必须在送电侧摇测绝缘。5、新投入运行的线路应

24、全电压冲击三次。第三十四条电力电容器的运行1、电力电容器组开关拉闸后至再次合闸，其间隔时间应大于5分钟；2、电力电容器发生温升过高、箱壳膨胀严重变形、漏油严重、瓷瓶破碎及内部放电等异常情况应及时停下处理。第六章系统及设备的操作第三十五条系统及自备电站的操作:1、并列的条件（1）相序相同；（2）相位相同；（3）频率差值不超过0.2Hz；（4）电压差值不超过5%；（5）应利用同期装置并列。2、解列的条件：解列点的有功调整到零，电流调整到最小（发电机的紧急解列不受此限制）。第三十六条系统解合环的操作1、合环前应掌握上级电网的同期状态，确知相序、相位正确才允许合环。2、解、合环前，必须考虑到环路内开关

25、设备的继电保护及自动装置的运行情况，潮流变化是否会引起设备过负荷运行或过电流掉闸，以及局部电压的突变。3、6（10）KV开闭所、配电室进行倒闸操作时，若系统运行在不利状况下，为防止环流过大造成过电流掉闸应采取如下措施：（1）无合环保护的，应先合上级变电站（所）的母联，但上级变电站（所）的环流应在允许范围内；（2）有合环保护的，正常运行时合环保护停用，在合环操作前投入合环保护。第三十七条母线系统的操作：1、母线系统倒闸操作时，分、合开关后，均须到现场检查开关的实际三相位置。2、对于合母联、停一路进线的倒母线操作，应首先查看两段进线电流，确认单路进线满足带全部负荷的要求；在合母联开关时，要立即查看

26、母联环流（有三相电流表的必须查看三相电流）；停进线开关后，要立即检查母联中电流、进线电流和母线三相电压。3、对于合进线、停母联的倒母线操作，在合进线开关时，要立即查看进线电流；停母联开关后，要立即查看两路进线电流和两段母线的三相电压。有三相电流表的必须查看三相电流。4、双母线系统母线进行倒闸操作时，线路保护的交流电压回路应与本线路所接母线的PT相对应；两组母线PT的一次侧并列后，二次侧方可并列。第三十八条变压器的操作：1、变压器并列运行的条件（1）接线组别相同；（2）变比差值不超过0.5乐（3）短路电压差值不超过10机只有在任何一个变压器都不会过负荷的情况下，才允许并列运行。2、110KV.2

27、20KV变压器投入运行时，必须先将中性点（IIOKV、220KV侧）接地，然后再给变压器充电；如变压器在正常运行时中性点不接地，则在变压器投入运行后，必须立即将中性点断开。变压器发生事故各侧开关掉开后，在恢复供电时属于投空载变压器，应遵守本规定。3、拉IIOKV、220KV空载变压器时，高压侧中性点应处于接地方式。4、紧急情况下,可直接拉、合变压器的电源开关,不考虑IIOKV或220KV变压器中性点是否接地。5、有自投装置的备用变压器应预先将中性点刀闸合上，自投成功后，变压器的中性点应按规定的方式运行。6、倒停变压器时，应首先检查并入的变压器确实带上负荷后，才允许操作要停下的变压器，并应注意中

28、性点的运行方式。7、变压器投入运行时，应先合电源侧开关，再合负荷侧开关；停用时先拉负荷侧开关，再拉电源侧开关。8、严禁使用刀闸并、解6KV及以上电压等级的变压器。第三十九条线路的操作：1、线路送电时，先合电源侧变电站（所）的刀闸、开关，再合负荷侧变电站（所）的刀闸、开关；停电时先拉负荷侧变电站（所）的开关、刀闸，再拉电源侧变电站（所）的开关、刀闸。2、线路送电时先合母线侧刀闸，再合线路侧刀闸，最后合开关；停电时先拉开关，再拉线路侧刀闸，最后拉母线侧刀闸。3、线路各侧开关、刀闸均拉开的情况下，验电确认无电后，才能在线路上挂地线。4、线路上有工作，开关本身无工作时，可只拉开关和线路侧刀闸。第四十条

29、开关的操作：1、开关电源侧带电情况下，严禁用千斤顶慢合开关；严禁用压把手动合闸送电。2、手车式开关在推入和拉出运行位置前，必须确认开关在分闸位置(包括观察指示信号和机构实际位置)；合闸前应检查主触头接触是否良好，有条件者，合闸后也应检查主触头接触是否良好。3、开关合闸前、后，应按以下要求全面检查开关的实际运行状态。(1)开关合闸前，必须确认开关本体和周围无异物，负荷侧无接地线，将要受电的设备正常，继电保护已按规定投入，保护压板良好；(2)开关合闸后，必须检查电压、电流、功率等参数，开关机构和指示灯“位置”显示正确。4、开关分闸后，必须检查电流、功率等参数，开关机构和指示灯“位置”显示正确。5、

30、发生非全相拉、合闸时应立即再拉闸。6、运行中的开关发生非全相运行时,如果开关两相断开，应将该开关拉开。如果开关一相断开，可试合闸一次，试合闸还不能恢复全相运行时，可采取措施将该开关所带负荷倒出并停下开关。第四十一条刀闸的操作：1、严禁用刀闸拉、合35KV及以上电压等级的空载线路。2、严禁用室内型式的三联刀闸解、合系统环流。3、6(10)KV室外跌落保险可以拉、合500KVA及以下容量变压器。4、系统正常情况下，可用刀闸拉、合变压器中性点直接接地点、PT、避雷器。5、6(10)kV刀闸拉合空载电缆线路长度见附表。第四十二条消弧线圈的操作：1、负荷开关和断路器均可停、投消弧线圈。2、当确认系统不存

31、在接地时或系统中性点位移电压不大于正常电压的15%时，方可拉、合消弧线圈刀闸。3、对于无电动调节功能的消弧线圈分接头，须将消弧线圈退出运行后，方可调整消弧线圈分接头档位。第四十三条系统核相的方法及要求：1、在35KV及以上电压等级变电站内核相，应首先确定两段母线系统的电压互感器二次侧相位正确，然后在两段电压互感器的二次侧进行核相。分别以一个系统的a、b、C相对另一个系统的a、b、C相测定电压。2、在6(10)KV变电所内核相，可采用上述方法核相；如果现场条件允许，也可采用核相杆在一次系统侧核相。3、380V变电所内在一次系统侧进行核相。4、经核相，相位正确后，系统应实际合环一次。第七章系统事故

32、与故障的处理第四十四条系统事故、故障处理的基本方法：1、首先应掌握故障系统上、下级相关变电站的运行情况，根据各种信号、保护和各侧开关的动作情况判断故障性质和范围；2、掌握站内设备和发电机的运行状况、母线电压和主变负荷的变化情况；3、采取一切措施保持系统的稳定运行；4、隔离故障点，尽快恢复对停电负荷的供电,首先恢复重要负荷的供电；5、严禁非同期合闸；向主变和母线充电前，应拉开出线开关；母线带电后，再逐路试发各路出线开关，但试发带有小电源的线路前应判明线路中的发电机已断开。6、开关掉闸后，在未查明原因、消除故障前，原则上不作试发；对于重要架空线路，紧急情况下，可试发一次。线路开关掉闸后，网调应及时

33、下令带电查线或事故查线。第四十五条220KV变电站进线电源失电的处理：1、正常运行方式下(两线两变)，当一路电源失电，进线开关掉闸，2245母联未投入而145、645母联投入时，应尽速投入IlOKV联络线，将IloKV母线分段运行。2.两线一变运行方式下，110KV一段母线由联络线带，当带有负荷的进线电源由于系统或者220KV线路故障原因失电，进线开关掉闸，而2245母联未投入时，应拉开失电段220KV进线开关和IlOKV、6（10）KV出线开关，手动合入2245母联开关给主变和IIOKV母线充电，然后逐路试发各路出线开关。3、一线两变或一线一变的运行方式下，当进线电源失电而上级电源侧重合闸未

34、成功时，应拉开失电段220KV进线开关和IloKV、6（10）KV出线开关，尽速恢复另一条220KV线路运行，同时应立即投运IloKV联络线，逐路试发各路出线开关。4、事故处理过程中，110KV联络线投入运行时，应注意监视联络线和为联络线供电的220KV主变不过负荷，根据当时主变的运行方式，必要时合入220KV变电站145母联或同时合入2245母联将两台主变并列运行，待下级变电站倒为正常运行方式后，再拉开2245与145母联。第四十六条220KV变电站IIOKV馈出线开关跳闸的处理：1、对侧IIoKV变电站无发电机运行的线路（1）正常运行方式下，开关掉闸后重合不成功或重合未动作时，若对侧IIo

35、KV变电站母联未自投，则令对侧站拉开高压进线开关。当判明故障发生在线路上时，对侧站倒为一线两变的运行方式；否则，应倒为一线一变的运行方式（非高压侧母联合入），但注意监视主变不过负荷。（2）如果对侧IlOKV变电站单电源运行，开关掉闸后重合不成功或重合未动作，在判明两侧站内设备无明显异常情况下，可退出重合闸后试发一次。2、对侧IIoKV变电站有发电机运行的线路（1）正常运行方式下，开关掉闸后重合不成功、重合未动作或重合成功且对侧站进线开关在断开状态时，若对侧IloKV变电站母联未自投，则应令对侧站拉开故障段高压侧进线开关，当无法通过调整负荷及发电机进行同期并网时，则应令对侧站断开发电机，倒为一线

36、两变的运行方式。（2）如果对侧IIoKV变电站单电源运行，开关掉闸后重合不成功或重合未动作，则令对侧站拉开进线高压开关，维持发电机的运行，在判明两侧站内设备无明显异常的情况下，电源侧退出重合闸后试发一次，由对侧站高压进线开关处并网；当无法通过调整负荷及发电机进行同期并网时，则应令对侧站断开发电机，尽速恢复供电。（3）如果出线开关掉闸后重合成功，对侧IIoKV变电站进线开关未掉闸，原有运行方式未变时，则应立即安排带电查线；系统具备条件时，尽快改变运行方式，停下故除线路进行事故查线。第四十七条35KV及以下线路开关跳闸的处理：1、X园站至二电站线路开关掉闸后，应采取措施，保持系统的稳定运行，尽快恢

37、复对停电负荷的供电。（1）夏季运行方式下，二栗一线或二栗二线跳闸后，二电站应维持单条进线运行方式。（2）冬季运行方式下，若二栗一线与二栗二线为并列运行方式，二栗一线或二栗二线跳闸后，二电站维持运行方式不变；若二栗一线与二栗二线为分裂运行方式，二栗一线或二栗二线跳闸后，二电站一段脱网，应立即调整发电机负荷，尽力利用二电站同期开关并网。2、若田村站、小屯站和闫村站的一路35KV运行线路跳闸，则应断开故障段6KV主开关，由另一段6KV主开关通过母联供电，并对有关跳闸设备进行检查处理。3、6（10）KV线路开关保护跳闸后，对于全电缆线路，送电前应进行耐压试验；对于架空线路应测量线路绝缘，并视情况对电缆

38、线段进行耐压试验，合格后才能送电。第四十八条变压器开关掉闸的处理：1、变压器开关掉闸的处理原则正常运行方式下，当一台主变开关发生掉闸而无法判明故障点在进线线路还是在出线线路时，经检查中、低压侧母线及所接设备无故障的情况下，则应拉开变压器各侧开关和出线开关，采用装有充电保护的母联开关给失电段母线充电，再逐路试发各路出线开关，应注意监视主变不过负荷。当查明为主变故障时，如有备用变压器，则应迅速隔离故障点，投运备用变。2、变压器零序保护及间隙保护动作掉闸的处理（1）当220KV主变的220KV侧零序保护或间隙保护动作掉闸时,应检查主变差动保护、IlOKV出线开关保护的动作情况，145母联开关的动作情

39、况，确非本站原因造成，按站外故障处理，则拉开出线开关，可试发变压器，并与市调联系处理。（2）当220KV主变的IlOKV侧零序保护掉闸时，应检查出线开关保护动作情况，现场检查主变等设备未发现明显故障点，确非本站原因造成，按越级掉闸处理，则拉开出线开关，试发主变。（3）当IIoKV主变的IIoKV侧零序保护掉闸时，应检查进线开关保护动作情况，经现场检查主变等设备未发现明显故障点，确非本站原因造成，按进线开关以上系统故障处理，拉故障段进线开关，合IIoKV母联开关，试发主变。3、变压器瓦斯、差动、过流保护掉闸的处理（1）瓦斯、差动保护同时掉闸时，未查明原因和消除故障之前不得送电。（2）瓦斯保护动作

40、掉闸时，不得试发。经现场检查、试验判明是瓦斯保护误动时，可向网调申请试发一次。（3）差动保护动作掉闸时，不得试发。现场查明保护动作原因是由于变压器外部故障造成并已排除后，可向网调申请试发一次。（4）过流保护动作掉闸时，应首先检查主变及母线所有一次设备，如无明显故障，则检查出线开关保护有无动作；如有动作但未掉闸时按越级掉闸处理，先拉开此出线开关后再试发变压器；如出线开关保护亦未动作，可先拉开各路出线开关试发主变一次，如试发成功再逐路试发各路出线开关。（5）压力释放器动作发信号时，应停下变压器。4、变压器附属设备故障造成开关掉闸时，按现场事故处理规定执行。第四十九条中性点小电流接地系统中接地故障的

41、处理：1、接地故障处理原则系统发生接地现象时，运行值班员应查看系统母线的相电压和线电压、消弧线圈的电压和电流、接地保护装置的动作情况，巡查站（所）内设备的运行状况，将有关情况及时报告网调。2、网调应根据异常系统中各变电站（所）发生的现象、当时的气象状况以及系统中有无作业的情况，判明系统是否真正发生了接地。3、应排除以下几种可能引起系统电压指示异常的情况并采取相应的处理措施（1）PT保险熔断，更换保险；（2）操作引起的补偿不当，调整消弧线圈分接头；（3）系统发生谐振，改变网络参数。4、当判明系统真正发生接地并且接地点不在变电站（所）内后，对装有接地选线装置的变电站，可利用选测装置判断，将选出的线

42、路优先试倒停。5、对无接地选线装置的变电站（所）应采用下列方法依次查找故障点，原则是查找可能性大的回路。（1）试停本站电容器；（2）倒停所用变；（3）双路供电或环网供电的回路应倒至另一段母线，观察接地点是否转移；（4）所有负荷倒完后，如仍有接地存在，则应考虑母线、PT,避雷器及主变本体方面。6、对不重要的回路可采取瞬间拉闸的方法查找接地点。7、系统接地情况下，消弧线圈允许的运行时间以其铭牌数据为准，并注意上层油温不得超过95o8、系统查出故障回路后，由故障线路所属的产权单位进一步查找具体的故障线路并进行停电处理。第五十条电压互感器的故障处理1、当电压互感器发生故障但未造成保险熔断须立即停下处理

43、时，应尽量使用开关断开故障的电压互感器。2、当装有保险的35KV、IoKV、6KV的电压互感器发生异常需退出运行时，允许用刀闸拉开；对于220KV、IIOKV电压互感器和手车式电压互感器，必须用开关断开故障的电压互感器。3、停用电压互感器时，应考虑对继电保护、自动装置和电度计量的影响,应记录电压互感器的停用时间。第五十一条其它电气设备事故的处理，按各单位现场事故处理规程的规定执行。第五十二条设备和线路过负荷的处理原则：设备和线路发生过负荷时，首先应转移负荷、紧急调整发电机；当无法采取上述措施或措施无效时，若情况允许，应降低用电设备负荷或停运部分用电设备；紧急情况下，应采取拉路措施。1、拉路限电的调度程序按照XX集团公司电气调度管理制度中的规定执行。2、拉路限电的顺序按照XX集团公司电网拉路限电及停电应急处理预案中的规定执行。