变电站运行规程天津

变电站运行规程天津（精选5篇）

变电站运行规程天津 篇1

变电站运行规程

第一章 总则

第一节 本规程编写依据和适用范围 第一条 本规程依据：

1.部颁电力工业技术管理法规。

2.部颁电业安全工作规程《发电厂和变电所电气部分》 3.部颁电气事故处理规程。4.部颁电力变压器运行规程。5.部颁蓄电池运行规程。

6.部颁继电保护及自动装置运行管理规程。7.部颁电气设备预防性试验规程。8.省、中调、地调度规程。

9.其它有关规程制度技措及技术资料。第二条 本规程的目的：

1.为各变电站的值班人员规定出设备正常运行的方式。2.倒闸操作及事故处理的原则对现场运行值班工作起指导作用。3.对各变电站值班人员起技术培训作用。第三条 适用范围：

1.全体运行值班人员均应严格按照本规程之规定运行进行设备的运行、维护和事故处理工作。2.从事变电值班工作的人员有关工作时应按本规程执行。3.从事变电值班工作的新人员以及脱离变电站工作三个月，及以上的原值班员均需学习本规程并经考试合格后方可值班，本规程每年考试一次。

4.根据本站具体结线和设备情况编制“现场运行规程”并组织人员学习、考试。

5.本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程、规定执行。第二节 对变电站及其设备的一般要求规定

第一条 变电站设备应清洁无锈蚀、无渗漏、场地应整洁无杂草。第二条 变电站值班人员不得私自对用户停、送电，威胁人身和设备安全者，可先停电，然后立即报告上级。

第三条 变电站的设备均应有正规、醒目的双重编号及明显标志。表示设备分合的指示器应清楚，并与实际位置相符，相序标志明显。第四条 进入主控室、配电室的电缆沟应严密封堵，门、窗应完整，防止小动物进入引起设备故障。第三节 季节性预防工作的一般要求规定

一、设备巡视检查周期：

1.交接班时必须对设备检查一次。

2.正常运行情况下，每日还应有至少4次的定时检查(10°、15°、19°、22°)夜间值班再进行一次夜巡。

3.特殊巡查：对气候变化、设备变更、节日放假、过负荷及运行异常时应适当增加巡查次数。4.变电站班长每周至少对本站设备全部巡查一次。5，设备专责人对所辖设备每月最少一次全面检查。

二、设备巡视检查项目：

1.瓷质表面应清洁，无破损、裂纹、无放电痕迹、无结冰情况。2.注油设备的油色、油位应正常，无渗漏，铁质外壳无变形或破损，吸潮剂无变色。

3.设备无异音、臭味、变色、发热、冒烟及其它异常现象。4.导线无过紧、过松现象，无落挂物、烧伤断股情况。接头应紧固，试温片不应熔化，雨天无水汽蒸发现象.接头及连接处温度不得超过70℃。雪天无融雪现象。

5.所有仪表、信号、指示灯、压板、插头、设备位置指示器应与运行要求相符。

6.变压器冷却装置是否正常。检查变压器的油温、瓦斯继电器的油面和连接的油门是否正常，防爆管的隔膜是否完整无损。

7.油开关安全阀是否良好，避雷针及其它架构，基础应无倾斜，地基无塌陷现象。设备外壳应接地良好，避雷器放电记数器是否动作。8.设备加热应按要求投解，分线箱门应关好，防止进水、潮气及小动物。

9.主控室、配电室、所用变室的门、窗、门栓应良好，照明应充足，温度<室内)要适宜。

10.蓄电池运行，单电池电压、比重应正常，温度要适宜，直流母线电压和浮充电流应符合要求。备用电池约放电电流要符合要求，维护直流母线电压要调整电池端电池电压调整器。

11.电缆有无渗漏油及其它异常情况，终端头接地应良好。12.对各级保险器应按规定要求定期检查安装，无熔断、松动或接触不良等情况。

13.转动设备音响正常，无轴承发热，碳刷冒火，温度应正常，整流继电器应完好无烧伤痕迹。

14.开关场地无杂物，下水道应畅通，设备及地基应无下沉现象，场地照明应良好。

15.各种标示牌和相色漆应明显、完整、齐全。16.机构拉杆无断裂，开关升降应完好，钢丝绳应完好。

17.保护压板不应松动，并符合运行要求，继电器无破裂和启封现象.18.二次设备编号应正确、完整，二次电缆的标志应明确。19.电磁机构的掉闸销子位置应合适.20.油开关及刀闸的闭锁销子应合适。

三、特巡检查内容：

1.节日期间对供城乡照明的线路及重大政治任务时应重点检查。2.雷暴雨时，检查电缆沟、主变排油池是否积水，门窗关闭严密和房屋渗漏雨情况，雷击后，检查瓷瓶、套管有无放电闪络痕迹，雷击计数器是否动作，并做好记录。

3.大风时检查避雷针、构架是否牢固，有无倾斜现象，场地有无易被砍起飞扬的物件，导线摆动及接头有无异常情况。

4.高温季节重点检查通风冷却设备是否正常，充油设备油位是否过高，各连接部分发热和示温腊片熔化情况，油温是否超过规定值，导线弧度下垂是否过大等情况。

5.寒冬季节检查小动物进入室内的措施是否完善，雪天检查各接触处应无溶雪现象，检查电缆盖板完好，电缆沟室入口处应隔堵严密，消防器具齐全完好。

第四节 倒闸操作的一般要求规定

第一条 倒闸操作必须严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定。

第二条 拉、合刀闸前必须检查断路器(开关)确在断开位置，方可操作。

第三条 线路的倒闸操作：

1.停电时，应先断开关，后断刀闸(先断负荷侧刀闸，后断电源侧刀闸)。

2.送电时顺序相反，即先合刀闸(先合电源侧，后合负荷侧)后合开关。

第四条 主变停送电的倒闸操作原则；

1.三卷变压器：须按照先低、后中、最后高的原则停电，然后拉开三侧刀闸。送电顺序与此相反。

2.双卷变压器：先低后高的顺序停电，然后拉开两侧刀闸.送电顺序与此相反。

第五条 倒母线的操作：

1.倒母线操作时，应使母联的两侧刀闸及开关均合在合闸位置。2.检查欲倒母线电压正常。3.取下母联开关操作保险。4.依次先合、后拉欲倒刀闸。

5.若装有母差保护时，应遵守母差保护运行规定。

第六条 线路倒路，带路和并、解变压器前后，应检查负荷分配情况，倒路过程中应停用有关的重合闸。

第七条 互感器停电必须从高、低压两侧断开电源.(10KV以下的变压器和互感器停电须从高、低压侧均断开电源后，方可拔高压保险)。第八条 在倒闸操作中装设接地线，或合接地刀，不论何处均须验电，明确无电后方可进行。

第五节 新设备投运及设备检修后的验收

第一条 新设备安装或设备大修、改进后，在投运前，必须按有关验收规程进行验收，合格后方可投入运行。严禁三类设备投产。运行方面的验收由本站站长组织进行。

第二条 正常的设备检修，在投运前，值班人员应对设备检修项目、发现的问题、试验结果和遗留问题等情况进行检查、核实、验收、记录。验收工作由当值主值班员主持进行。第六节 事故处理的一般规定

第一条 变电站的事故处理属系统值班调度员领导，班长在处理事故中有权对有关人员发出指示，但不得与调度员的命令相抵触，必要时班长有权解除值班员职务，代行值班，但应立即汇报给当值调度员。第二条 在发生事故时，值班人员必须迅速、准确、全面地向值班调度员报告事故经过、保护、自动装置信号动作、仪表指示及设备外部象征，迅速而正确地执行值班调度员的一切命令，不得拖延。否则应负不执行命令的责任，批准不执行该命令的负责人也要负责。第三条 如信班员认为值班调度员的命令有错误时应予指出，并解释清楚，倘值班调度员确定自己的命令正确时，值班员立即执行。如果调度员的命令直接威胁人身或设备安全，则不得执行.值班员应把拒绝执行的理由讲清楚，并汇报有关领导，且将情况填写在记录簿上。

第五条 在发生事故时，值班人员必须遵守下列顺序消除事故： 1.根据表计和信号指示，自动装置、保护动作情况和事故的外部象征判断事故。

2.解除对人身或设备的威肋，必要时停止设备运行。

3.设法保持和恢复设备的正常运行，对未受损坏的设备进行隔离，保证其正常运行。

4.迅速进行检查和试验，判明故障的性质、部位和范围。5.对已明确故障点的设备进行必要的修理，在检修人员未到达前，值班员应立做好安全技术措施。

第六条 为了尽快消除事故，下列各项操作可不经值班调度员同意，而自行操作。但操作完毕后，应立即汇报调度值班员。1.将直接对人员生命有威胁的设备停电。2.将已损坏的设备隔离。

3.运行中的设备有受损伤的威胁时，根据具体情况将该设备隔离。4.尽快恢复(由下列原因造成设备停电时)供电(联络线除外)： A、明显的误操作 B、人员误碰

C、继电器本身造成的误动作(需采取相应措施)D、当母线电压消失时，将连接在该母线上的开关拉开。

上述A、B、C三项操作，当主值班员不在时由副值班员立即执行。第七条 发生事故时，如果值班人员与调度员之间通讯中断时，值班员可自行进行下列操作：

1.终端变压器事故停电后将备用变压器投入运行。

2.无重合闸的线路掉闸(联络线除外)或有重合闸但拒动时，应根据周波、电压及开关外部检查情况强送一次(有重合闸但调度命令停用的线路不得强送)。

3.中性点不接地系统(或经消弧线圈接地系统)先发现一相接地，又发生另一相接地致使两路送出线掉闸时，先送较次要出线，如仍接地应拉开再送较重要出线，此时如不接地或接地相与较次要线同相，则不再拉开，并将次要线送上。如接地相与较次要线路不同相，则较次要线路不得再送。第二章 变压器 第一节 运行方式

第一条 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。第二条 油浸式变压器最高上层油温

当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应下降。为防止绝缘油加速劣化，自然循环变压器上层油温不得经常超过85℃。

第三条 变压器的外加—次电压可以比额定电压为高，但不超过相应分头电压值的15%。不论电压分头在任何位置，如果所加一次电压不超过相应额定值的5%，则变压器二次侧可带额定电流。有载调压变压器各分头位置的额定容量，应遵守制造厂规定，并在变电所现场运规(补充部分)中列出。

无载调压变压器在额定电压土5％范围内改变分头位置运行时，其额定容量不变，如为-7.5％和-l0％分头时，额定容量应相应降低2.5％和5％。

第四条 两台变压器并列运行必须满足下列条件： 1.绕组接线组别相同； 2.电压变比相等； 3.阻抗电压相等。

电压比不同(允许相差±0.5％)和阻抗电压不同(允许相差±10％)的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。变压器容量比超过3:1的变压器，一般不予并列运行。如经计算，在任一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。第六条 变压器允许在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。第七条 正常过负荷值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度及过负荷前变压器所带负荷等来确定，按部颁《电力变压器运行规程》图1～9正常过负荷曲线运行。在变电所现场运规(补充部分)中，应根据本地年等值环境温度明确采用哪组曲线，并列出运行参照表(从附录D)选取，当环境温度超过35℃时，按图10～12曲线，参照表

2、表

3、表4运行。

第二节 变压器的正常运行和维护 第一条 变压器的检查与维护 第二条 变压器的定期外部检查项目：

1.油枕和充油套管的油位、油色应正常，且不渗漏油； 2.套管外部应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其它异常现象； 3.吸湿器完好，干燥剂不应吸潮至饱和；

4.运行中的各冷却器温度应相近，风扇、油泵运转应均匀正常，无振动和异音；管道阀门关、闭正确； 5.变压器上层油温、绕组温度正常；

6.瓦斯继电器内应无气体，继电器与油枕间连接阀门应打开； 7.安全气道及保护膜应完好无损，压力释放器应完好； 8.引线桩头、电缆、母线(排)应无发热、松驰现象。

第三条 变压器的吸温器中干燥剂若吸潮至(或接近)饱和状态，立即进行更换。

第四条 运行中发现漏潜油泵有振动或磨损叶轮异音，应及时上报督促处理。

第五条 新装或检修后变压器投入运行前的检查：

1.各散热器、油再生器(净油器)及瓦斯继电器与油枕间阀门开闭应正常； 2.要注意完全排除内部空气，如高压侧套管与法兰升高座，变却器顶部和瓦斯继电器，强油循环风冷变压器在投运前应启用全部冷却设备，使油循环运转一段较长时间，将残留气体排出，如轻瓦斯连续动作，则不得投入运行；

3.检查分接头位置正确，并作好记录；

4.呼吸器应畅通，油封完好，硅胶干燥不变色，数量充足； 5.瓦斯继电器安装方向，净油器进出口方向，潜油泵、风扇运转方向正确，变压器外壳接地、铁芯接地、中性点接地情况良好，电容套管接地端应接地良好，电压抽取端应不接地。

第六条 变压器的投运和停运 值班人员在变压器投运前应仔细检查，并确认变压器在完好状态，具备带电运行条件。对长期停用或检修后的变压器，还应检查接地线是否拆除，所拆连结导线是否恢复正常；核对分接开关位置应正确，且三相一致。

第七条 新安装、长期停用或检修后的变压器投运前，应用250伏摇表测量绝缘电阻，其值不应下降至初始值的50％及以下，否则应进一步试验，合格后方可投运。

第八条 新投运的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，新安装投运冲击五次；更换线圈大修，投运冲击三次。

第九条 变压器投运或停运操作顺序应在变电所现场运行（补充部分）中加以规定，并须遵守下列各项：

1.强油循环风冷变压器投运前应先启用冷却装置； 2.变压器的充电应当由装有保护装置的电源侧进行； 第十条 在中性点直接接地的系统中，投运和停运变压器时，在操作前必须先将中性点接地，操作完毕按变压器中心点固定接地方式执行。

第十一条 采用胶囊袋的油枕全密封变压器在油枕加油时，应将胶囊外面与油枕内壁间的空气排尽，否则会造成假油位及瓦斯继电器误动等情况。

第十二条 要防止变压器停运及冬季低温时，油枕油位过低，低于油箱平面，致使空气侵入变压器内。

第十三条 运行中不得随意打开各种放气阀及破坏密封，当发现有异常的增高或溢油时，应经许可后采用破坏密封的办法暂时解决。第十四条 无载调压变压器，当变换分接头位置时，应正反方向各转动五周，以消除触头上的氧化膜及油污，同时要注意分头位置的正确性。变换分头后应测量线圈直流电阻及检查锁紧位置，并对分头变换情况作好记录。对运行中不需改变分头位置的变压器，每年应结合预试将触头正反向转动五周，并测量直流电阻合格，方可运行。第三节 有载调压开关的运行和维护

第一条 值班员可以根据调度下达的电压曲线，自行调压操作。操作后认真检查分头动作和电压电流变化情况，并作好记录。一般平均每天分头变换次数为：110KV电压等级为20次，220KV电压等级为10次，每两次间隔不少于3分钟（每调一个分头为一次)。

第二条 当变压器过负荷1.2倍及以上时，禁止操作有载开关。第三条 运行中调压开关重瓦斯应投跳闸。当轻瓦斯信号频繁动作时，应作好记录，汇报调度，并停止调压操作，分析原因及时处理。第四条 有载调压开关应每三个月取油样进行试验，其耐压不得低于30KV，当油耐压在25～30KV之间，应停止调压操作；若低于25KV时，应立即安排换油。当运行时间满一年或切换次数达4000次时亦应换油。

第五条 新投入的调压开关，第一年需吊芯检查一次，以后在变换次数达5000次或运行时间达3年者，应将切换部分吊出检查。第六条 两台有载调压变压器并列运行时，允许在变压器85％额定负荷下调压，但不得在单台主变上连速调节两级，必须一台主变调节一级完成后再调节另一台主变，每调一级后检查电流变化情况，是否过负荷。对于降压变应先调节负荷电流大的一台，再调节负荷电流小的一台；升压变与此相反。调整完毕应再次检查两台主变分头在同一位置，并注意负荷分配。

第七条 变压器有载调压开关巡视检查项目： 1.电压表指示应在变压器规定的调压范围内；

2.位置指示灯与机械指示器的指示应正确反映调压档次； 3.记数器动作应正常，并及时做好动作次数的记录； 4.油位、油色应正常，无渗漏； 5.瓦斯继电器应正常，无渗漏。第八条 有载调压开关电动操作出现“连动”(即操作一次，调整一以上分头)现象时，应在指示盘上出现第二个分头位置后立即切断驱动电机的电源，然后用手摇到适当的分头位置，并通知维修人员处理。第四节 变压器异常运行和事故处理第一条 值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象(如漏油、油位变化过高或过低、温度异常、音响不正常及冷却系统异常等)时，应立即汇报当值调度员和工区等部门，设法尽快消除缺陷。

第二条 变压器有下列情况之一者，应立即停下处理； 1.变压器内部音响很大，很不正常，有爆破声；

2.在正常负荷和冷却条件下，变压器油温不正常并不断上升； 3.储油柜或安全气道喷油；

4.严重漏油使油位下降，低于油位计的指示限度； 5.油色变化过甚，油内出现碳质等； 6.套管有严重破损和放电现象。

第三条 变压器油温的升高超过允许限度时，值班人员应判明原因，采取措施使其降低。检查工作主要有：

1.检查变压器负荷和冷却介质温度，并与同一负荷和冷却条件下应有的油位核对； 2.核对温度表的指示； 3.检查变压器机构冷却装置；

4.若温度升高是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，立即将变压器停运修理；如果运行中可以处理应作好所有措施(包括限制负荷，投入备用冷却装置等)，若发现油温较同一负荷冷却条件下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而冷却装置正常，温度计正常，则认为变压器内部发生故障，应立即将变压器停下修理。

第四条 变压器开关跳闸和灭火。

1.变压器保护动作使开关跳闸后，如有备用变压器，应迅速将其投入。然后查明保护动作情况，和在变压器跳闸时有何种外部现象(如外部短路，变压器过负荷，保护二次回路故障及其它)。如检查结果证明变压器开关跳闸不是由于内部故障所引起的，则变压器可不经外部检查，征得当值调度员同意后，重新投入运行。否则须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因，若变压器有内部故障象征时，应进行内部检查。不经查明原因，排除故障，不得对变压器送电。2.变压器着火时。应首先断开电源，停用冷却器，迅速进行灭火。若因油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部油门放油至适当油位；若是变压器内部故障而引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。

如有备用变压器，应将其投入运行。第三节 刀 闸

第一条 刀闸的操作方法：

1.无远方控制的刀闸，操作时眼睛要看刀闸，以检查动作及位置是否正常；

2.必须正确使用防止误操作的闭锁装置； 3.手动操作，合闸时应迅速准确，但亦不宜用力过猛，以防震碎瓷瓶，合上后看三相接触情况。合闸时如发生电弧应将刀闸迅速合上，禁止将刀闸再行拉开。拉刀闸时应缓慢而谨慎，刚拉开时，如发生电弧应立即反向量新将闸刀合上。分、合闸操作终了，机构的定位闭锁销子必须正确就位；

4.电动操作，必须确认操作按扭分、合标志，操作时看刀闸是否动作，若不动作要查明原因，防止电动机烧坏，操作后，检查刀片分、合角度是否正常；

5.带电接地刀闸的刀闸，主刀闸与接刀闸间装有机构闭锁，只能合上其中一种闸刀。但在主刀闸、接地刀闸都在分开位置时，相互间无闭锁，这时注意，不可错合闸刀，防止事故发生。

第二条 倒母线操作时，应先将母联开关合上，改为非自动，并将该母线的母差保护的刀闸合上。

第三条 刀闸操作时，应检查其辅助开关接点的切换是否可靠、正确，有否造成装置误动的可能。

第四条 刀闸及引线接点温度不得超过70℃，接点发热应及时采取减负荷或转移负荷措施。

第五条 发现刀闸支持瓷瓶有裂纹不坚固等会影响操作的情况，则禁止对刀闸进行操作。

第四节 耦合电容器、高频阻波器第一条 由耦合电容器、结合滤波器、高频电缆，高频收发讯机、阻波器等组成电力线路载波通道，供载波通讯及高频保护用。

运行中发现耦合电容器有渗漏油现象，应停用调换。

第三条 运行中应注意检查阻波器接头有否松动发热和放电现象。第四条 运行中检查结合滤波器接地小刀闸是否已拉开。第五节 电力电容器

第一条 电容器允许的过电压和过电流值应按制造厂规定并列入变电所现场运规(补充部分)中。

第二条 电容器正常运行时的检查项目：

1.套管和支持瓷瓶应完好无裂纹和放电痕迹，熔丝完好； 2.应无渗漏油，电容器壁鼓肚有异常响声； 3.导电回路接头应紧固无松动发热等现象；

4.电容器室温度(环境温度)和外壳温度按制造厂规定并订入变电所现场运规(补充部分)中。

第三条 电容器有下列现象时应断开其电源，汇报当值调度员及工区：

1.套管破裂，外壳破裂大量漏油或有昌烟现象； 2.外壳明显鼓肚，熔丝连续熔断； 3.支柱瓷瓶或其他设备炸裂损坏。

第四条 电容器电流保护动作掉闸后，应经检查良好方可再送电，熔丝熔断后应对电容器进行检查，如电容器损坏应拆换后，才能投运。第五条 电容器开关分合之间至少应相隔5分钟，对电容器进行停电工作时应事先进行充分放电。

第六条 YL型电容器为氯化联苯浸渍，当电容器爆炸或破裂时应将室内残留气体排尽，工作时应载手套和口罩，防止直接接触浸渍液。第七条 要监视电容器的三相电流应平衡，各相电流差不超过5％。第八条 当电容器组所在母线无电时，电容器低压保护应将动作电容器开关跳闸，若开关未跳、值班员将其拉开。恢复送电时，选送各回出线，后再将电容器投入。第二节 变压器保护

第一条 变压器一般设有下列保护：

1.瓦斯保护：反应变压器本体内部故障和油面降低。轻瓦斯动作信号，重瓦斯动作于总出口，跳主变各侧开关；

2.纵差保护；反应变压器绕组和引出线的相间短路，中性点直接接地侧的接地短路。以及绕组的匝间短路，保护动作于总出口，跳主变各侧开关；

3.零差保护：反应中性点直接接地侧的单相接地短路故障，作为纵差保护的辅助保护。如纵差保护对单相接地短路灵敏度足够，零差保护不投跳闸，可只投信号或停用；

4.复合电压闭锁过电流保护(或过电流保护)：反应外部相间短路引起的过电流，并作瓦斯保护和纵差保护的后备保护；

5.零序过流保护：反应中性点直接接地侧外部单相接地短路引起的过电流； 6.过负荷保护：反应对称过负荷，动作于延时信号；

7.有载调压开关瓦斯保护：反应调压开关内部故障和油面降低，轻瓦斯动作发信号，重瓦斯动作于总出口。

第二条 新装或大修后的变压器投运，差动保护必须进行空载冲击合闸试验，确证情况良好(新装投运冲击五次，更动线圈大修投运冲击三次)。冲击试验时，纵差和重瓦斯保护均应投跳闸。

第三条 新装或差动CT二次回路经过变动以及经过校定的变压器差动保护，必须进行带负荷试验。试验时，将差动保护停用(此时重瓦斯必须投跳闸)，试验合格，方允许将差动保护正式启用。第四条 试验发现差动继电器不平衡电压高于150mV或有突然升高的变化时，差动保护不得投运。

第五条 变压器运行时，纵差与重瓦斯保护均应投跳闸。

如因工作需要将重瓦斯退出跳闸位置时，必须经局总工批准和调度许可。纵差与重瓦斯不得同时退出运行(跳闸位置)。

第六条 变压器在运行中进行加油、滤油、换硅胶：为检查油路系统故障而需打开放气阀、放油阀，开闭瓦斯继电器连接管阀门，检查畅通呼吸器或其它有关工作时，须先将重瓦斯改接信号，待工作结束后，变压器中空气排尽，一般在24小时内无信号发出，再从信号改投跳闸。

第七条 新装及大修后的变压器，在投入运行时，必须将空气排尽，在带负荷24小时之内无信号示警发生，方可将瓦斯保护从信号改投跳闸。第八条 备用变压器，瓦斯保护应投信号，监视油面。第三节 母线保护

第一条 固定连接式母差保护：

该保护装设于双母线接线。固定连接系指一次元件的运行方式下二次回路结线固定，且一一对应。2.保护运行方式有两种：

a.固定连接方式：切换开关(或小闸刀)置“固定连接”位置，保护动作具有选择性。

b.破坏固定连接方式：切换开关(或小闸刀)置“破坏固定连接”位置，“单母线运行”指示灯应亮，保护动作无选择性。3.下列情况应按破坏固定连接方式进行： a.单母线运行；

b.双母线运行，但母联开关为非自动； c.一次倒母线操作时；

d.其它一次元件运行方式与二次同路结线不对应情况；

e.旁路开关代供电，其母差CT应按被代开关运行方式进行切换。5.对可以任意排列的分路。在倒母线操作后，应切换其母差电流端子，使一次运行方式与二次回路结线对应。

6.保护长时间按破坏固定方式运行时，除应将其切换开关(或小闸刀)切至“破坏固定连接”外，还应将破坏连接的电流端子接通。7.母差交流回路不平衡电流的测量要求： a.正常运行时，每日白班测量一次； b.母差保护进行工作后，恢复运行投压板前； c.分路开关检修后复役； d.母差流变电流端子操作后。

母差不平衡电流值与首次投运时实测值相比应无较大增长，且不应大于10—20m。

8.母差保护的操作要求：

a.停用：选退出各分路跳闸压板，后断开保护直流电源：

b.启用：先恢复保护直流电源，后投入各分路跳闸压板，c.信号：保护直流电源投入，装置运行，但所有出口跳闸压板退出。9.母差保护在运行中，不得在其差电流回路上进行任何工作。母差保护进行校验等工作时，先退出各分路跳闸压板，后断开保护直流电源，再断开交流电压，退出各闭锁重合闸压板。恢复运行时，操作顺序相反。

10.开关运行改为开关检修，应将其母差跳闸压板退出，拆开其母差CT电流端子，并在CT侧短路接地。

11.母差CT调换，电流回路接线更动，以及母线上新增元件投运，均须进行带负荷试验，合格后方可启用母差保护。

(差动继电器不平衡电压应不大于150mv)12.双母线中某条线停运检修，母差保护除改为“破坏方式”运行外，还应将相应的电压闭锁回路压板退出。

13.双母线运行时，任一母线压变停运，保护用电取自另一运行母线压变(二次并列)：此时母差保护中对应于停运母线压变的电压闭锁回路压板不得退出，母差保护仍可保持固定方式运行，但应注意，若有压变运行的母线发生故障，母差保护动作跳开故障母线上所有开关，此时无压变运行的母线上所有元件失去二次电压，电压表无指示，电度表停转，距离保护可能因失压误动，当值运行人员和有关调度员应做好事故预想，并停用会误动的保护。

14.当用母联开关向空母线充电时，应利用充电合闸按15.正常运行时，发现母差保护有任何异常情况时，应立即进行检查，并汇报当值调度。当发出“交流电流回l断线”信号时，应停用母差保护。第二条 母联电流相位比较式母差保护

1.该保护装设于双母线接线，它不限制母线上各元件的排列方式。2.保护运行方式有两种：

a.双母线方式：正副母线经母联开关并列运行，切换开关(或小闸刀)置“双母线”位置，保护动作具有选择性。

变电站运行规程天津 篇2

全球气候问题越来越引起人们的高度关注, 以低能耗、低排放、低污染为特征的“低碳经济”成为全球政治经济博弈的热点。我国电力供应主要以煤电为主, 为降低煤烟型污染, 大力发展燃煤技术是提高煤炭使用效率、减少污染、经济可行的研究方向。IGCC发电技术既具有联合循环的高效率, 又解决了燃煤发电带来的环境污染问题。

1 国内外发展现状

1.1 国外发展现状

1984年美国Cool Water工程是世界上第1个正式运行成功的完整的IGCC电站, 总容量为100 MW。1987年由DOC化学公司在美国路易斯安那州建成投运的LGT 1 IGCC示范电站, 容量为160 MW。这2个示范电站的试运成功, 使专家们坚信原煤经气化、脱硫、净化制成合成气后, 作为先进的燃气蒸汽联合循环发电中的洁净燃料是一条可行的、高效节能、低污染的洁净煤发电途径。

目前, 世界上已投入商业运行的250 MW以上的IGCC电站有美国的Wabash River (260 MW) 和Tampa (250 MW) 、荷兰的Demkolec (253 MW) 和西班牙的Puertollano (300 MW) 等5座。

1.2 国内发展现状

IGCC现已具备一定商业发电规模, 拥有趋于成熟的工业化优势, 有望成为煤电的主要形式。为了适应“低碳环保”的需要, 也为了我国提高煤电的发电效率, 国家三部委于“八五”期间成立了IGCC专家小组, 有计划的安排IGCC研究课题, 为IGCC技术设备的国产化打下基础。

华能天津IGCC电厂是世界上第六座、国内第一座250 MW级的IGCC示范电站, 它的投产, 标志“绿色煤电”在中国正式起航!

2 工艺流程介绍

IGCC是把煤气化和燃气蒸汽联合循环系统有机集成的一种洁净煤发电技术。在IGCC系统中, 煤碳经过气化变成中低热值煤气, 经净化处理后, 通过除掉煤气所含有的硫化物、氮化物、粉尘等杂质, 变成干净的气体燃料, 送入燃气轮机中, 在燃烧室里进行燃烧, 煤气燃烧后驱动燃气透平做功发电, 利用高温排气在余热锅炉中产生的蒸汽驱动汽轮机做功发电。其原理图如图1所示。

3 华能天津IGCC机组变负荷能力分析

对于IGCC机组的变负荷能力, 需要分析各装置的变负荷能力。同时, IGCC发电机组在变负荷运行工况下, 系统将会受到气化装置、空分装置等设备安全稳定运行能力的限制。

3.1 空分装置变负荷情况分析

空分装置采用安全低压、透平膨胀、氮水遇冷、分子筛吸附、内压缩 (液氧) 的工艺流程。华能天津IGCC项目空分装置采用开封空分集团有限公司的46000Nm3/h空分设备, 装置的负荷可调整范围在75%~105%之间。但在较低负荷运行时, 由于大型空气压缩机电耗较高, 极不经济。对于空分装置, 在国内主要在化工装置上, 对空分装置的变负荷要求只是匹配后续装置出力即可, 无变化率要求, 且变负荷过程通过手动来完成。对于熟练操作工人, 空分的变负荷能力一般为0.25%~0.5%。

3.2 气化装置变负荷情况

煤气化装置是以煤为原料, 将煤转化为合成气的装置。华能IGCC项目气化技术采用国内自主开发的两段式干煤粉气化技术。气化装置在设备设计时候已经考虑了设备变负荷能力, 可以长期在较低负荷下运行, 其负荷可以在50~110%范围内进行调整, 负荷调节速率可以达到2%分钟。

3.3 净化装置变负荷情况

根据两段式干煤粉气化装置制出的合成气压力高、硫含量高、气量大的特点, 净化装置采用MDEA工艺。MDEA对H2S有良好的选择性, 稳定性好、蒸汽压力低、溶剂损失小、净化装置负荷可以在50~110%范围内进行调整, 负荷调节速率可以达到2%/分钟。

3.4 联合循环装置变负荷情况

根据西门子公司技术资料, 燃汽机组适用于低热值煤气, 负荷调节速率可达3-5%分钟, 在不投油助燃的经济情况下, 为维持机组稳定运行, 负荷应至少维持在50%以上。

3.5 机组变负荷运行的建议

根据以上分析, 各部分的负荷调整性能如下:空分装置为0.25~0.5%;气化装置为2%分钟, 净化装置为2%分钟, 联合循环3-5%分钟, 且空分装置最低运行负荷为75%以上。因此, 本工程的负荷调节能力主要取决于空分装置变负荷速度, 即华能天津IGCC机组运行方式受空分装置变负荷率的限制。当机组负荷在75-100%之间调整, 空分装置在手动调整的情况下, 变化率可以达到0.25-0.5%/分钟, 但由于IGCC系统工艺路线长, 空分系统处于整个工艺的首段, 即便实现0.25-0.5%/分钟负荷变化率, 延迟也是很大的。因此, 现阶段此机组适合带基本负荷运行。

4 结论

华能天津IGCC示范电站机组变负荷能力范围小、变负荷速率慢, 根据华能天津IGCC机组的特性, 目前该机组虽具备投入AGC能力, 但AGC调整模式暂定为BLO (严格跟踪基点模式) 。且得出以下结论:

1、空分系统是IGCC机组变负荷速率慢及变负荷能力差的主要原因, 可以效仿荷兰Demkolec电站, 再引进一套50%容量的独立空分系统作为备用, 这样不仅提高变负荷速率, 提高机组调峰能力, 而且开车灵活、控制简单、可靠性高, 是目前解决华能天津IGCC机组调峰能力差的可行方法之一。

2、加快新技术的研究, 通过对气化技术改进, 使空气成为气化剂, 这样就可以省去空分系统, 直接由空气参与气化反应, 从而摆脱空分系统对IGCC机组的约束和限制。而且省去空分系统后, 可以大大降低厂用电率, 降低发电成本, 提高经济效益;减少空分系统后, 设备投资相应降低, 使IGCC建设投资费用更接近于常规火电, 利于今后IGCC技术的推广应用。

3、引入天然气作为备用起源, 当合成气不能正常提供时, 切换天然气作为燃料, 保证对电网供电;当电网需要IGCC机组快速涨出力时, 可适当补充天然气作为燃料, 以满足电网需求。

4、电网公司不断完善相关经济奖励、补偿规定, 对参与电网调峰、为电网做出贡献的机组进行经济补偿, 促进并帮助华能天津IGCC电站进行技术创新与改造, 提高机组调峰能力, 以更好地为电网服务, 取得更大的经济效益, 为IGCC技术在国内的发展奠定良好的基础。

参考文献

[1]、赵东旭.我国IGCC发电技术应用现状及政策建议.电力技术经济, 2007, Vol.19 (6) :40～43.

[2]、徐强, 曹江等.整体煤气化联合循环 (IGCC) 特点综述及产业化前景分析.锅炉技术, 2006, Vol.37 (6) :1～9.

[3]、徐彤, 王新雷.促进IGCC发电技术在我国发展的建议.研究与探讨, 2010, Vol.32 (9) :25～27.

[4]、王宇, 黄小平.IGCC原理及其可靠性分析.石油化工设计, 2010, Vol.27 (3) :51～54.

变电站管理制度及现场运行规程 篇3

电力施工

目录:

第一章:规章制度好范文版权所有

第二章:变压器

第三章:开关

第四章:配电装置

第五章:直流系统

第一章总则

第一节概况

**变电站地处**集镇，属35KV降压站，其

拥有35KV母线、10KV母线各一回；2000KVA、S9型主变一台；50KVA、S9型厂变一台；共有10KV出线六回，现用四回，分别为泗井线、集镇线、枫香淌线、鄢家墩线，其余两回10KV做备用间隙。

第二节规章制度

文明生产管理制度

第一条尊师爱徒，团结同志，礼貌待人，遵守值班纪律，爱护公物及设备设施，电话联系工作应先报姓名，使用文明专业用语。

第二条上班不准穿背心、裙子、短裤、拖鞋、高跟鞋等不利于工作的服饰，做到服装整齐。

第三条严格清洁卫生制度，强调执行：好范文版权所有

1.不准在控制室或配电房吸烟、烧饭，以免引进老鼠或引起火灾事故；

2.残食杂物不准乱丢乱倒，需清除到指定地点或垃圾箱；

3.公共场所必须划分清洁区域，安排专人管理，定期打扫，并经常注意保持清洁；

4.控制室、配电室、办公室及所有控制（开关）盘、柜、箱应窗明几净、摆放整齐；

5.室内外无积水、无垃圾、无散失器材和杂物、无蜘蛛网；

6.各种图表具备，悬挂整齐，资料保管符合要求，方便使用；

7.电缆沟电缆排列整齐，无积水、泥沙垃圾、盖板完好平整；

第四条场地环境要求：

1.场地内外应平整无缺，道路成形或畅通，设备巡视有走道；

2.搞好站内外绿化，防止污染，净化空气；

3.设备完好率达到部颁标准的要求。设备、箱体、金属构架应定期刷油漆，保证无锈蚀、无渗漏、设备标示明显，名称编号正确，相色清楚，表面无灰尘；

4.生产厂房无漏水损坏，孔洞已堵塞，防火墙均做好，安全设施完好；

5.户室内设备有防鸟措施，杆头已封堵；

6.生产厂区有出入制度，值班期间值班人员不会客，生产厂区不作会客场所，孩童不得入内，并不得有家禽家畜进入。

值班制度

第一条本站值班方式，由所属主管单位根据其在电网中的地位等情况而确定，并编制值班轮流表，值班人员必须严格遵守执行，未经允许不得随意调班。

第二条值班时间，值班人员应遵守劳动纪律，坚守工作岗位，不得做与值班无关的工作。

第三条值班人员应穿戴整齐，不准穿奇装异服。

第四条在当班期间，值班人员切记要作好保卫、保密和运行维护工作。

第五条值班人员必须注意对相关业务知识的学习，做到理论上知晓，操作上规范熟练。

交接班制度

第一条值班人员应按规定时间进行交接班，并提前15分钟作好交接班准备工作，接班人员未到齐，不准交接班。特殊情况须经所在单位领导批准后，方可交接班，未办完交接手续前，不得擅离职守。

第二条在处理事故或进行倒闸操作时，不得进行交接班；交接时发生事故，停止交接班并由交班人员进行处理，接班人员在交班班长指挥下协助工作。

第三条交接班应交清下列内容，一般应为：

1.系统或本站运行方式；

2.保护和自动装置运行及变更情况；

3.设备异常、事故处理、缺陷处理情况；

4.倒闸操作及未完的操作指令；

5.设备检修、试验情况，安全措施的布置，地线组编号及位置和使用中的工作票情况；

6.其它；

第四条交接时应做到全面交接、对口检查。

第五条交接完毕后，双方值班人员在交接班记录薄上签名。

巡回检查制度

第一条值班人员必须认真地按时巡视设备，对设备异常状态做到及时发现、认真分析、正确处理、作好记录、并向有关领导汇报。

第二条巡视应按本站规定的时间、路线进行，对全部设备检查每班不少于3次，中班必须进行1次闭灯检查。

第三条值班人员进行巡视后，应将检查情况及巡视时间作好记录。

第四条遇有下列情况，应增加巡视次数：

1.设备过负荷或负荷有显著增加时；

2.设备经过检修、改造和长期停用后重新投入系统运行；

3.设备缺陷近期有发展时；

4.恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑的现象时；

5.法定节、假日及上级通知有重要供电任务期间。

第五条单人巡视时，必须遵守《电业安全工作规程》中的有关规定。

第六条站（所）长、专责技术人员应定期巡视设备。

设备验收制度

第一条凡新建、扩建、大小修、预试的设备，必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。

变电站运行规程天津 篇4

2009-2-23 35KV变电站电力电容器运行规程

1、运行前的检查

a.对电容器组及相关设备进行外观检查；

b.对电容器组保护定值进行核对并按调度命令投入其保护压板。c.室内照明电容器组的通风及照明装置应良好。

2、运行中的规定

对新投入运行的电容器组应在额定电压下冲击合闸三次(每次间隔5分钟)，24小时试运行期间，应加强巡视检查。2.1电容器正常巡视检查项目

a.外壳无膨胀、鼓肚及渗漏油现象，电抗器油位正常； b.套管应清洁、无裂纹和放电现象； c.引线接头无松动、过热、脱落及断线； d.无异常响声，熔丝应完整； e.电容器网门关闭良好，并加锁。

2.2电容器应根据所属调度下达的调压曲线进行投停操作，系统电压低时应首先投电容器，如果满足不了，再调整变压器有载分头，系统电压高时，首先调整变压器有载分头，如满足不了，再切电容器。2.3电容器组断路器拉、合闸间隔时间，不宜小于5分钟。2.4电容器停电工作时，必须经过充分放电才能工作，熔丝熔断的单个电容器工作时必须对该电容器进行充分放电。

2.5电容器室应通风良好，温度达到十40℃或超过厂家规定时，应将电容器短时停止运行。

2.6电容器本体温度不得超过60℃。

2.7串、并联电容器的长期运行电压不得超过其额定电压的1.1倍，电流不得超过其额定电流的1.3倍。厂家如有特殊规定的，可按制造厂规定执行。

2.8 连接电容器组的母线停电时，应先停电容器组后停负荷；送电时顺序与此相反。

2.9电容器容量不能任意变动，个别电容器损坏时，应更换容量和参数相同产品，并经试验合格方可投入运行。

2.10巡视检查电容器组只能透过网栏观察，严禁打开或进入网栏内。

3、异常及事故处理

3.1电容器发生下列异常运行情况之一者，应立即将其退出运行，并汇报调度

a.套管闪络或严重放电。b.接头严重过热或熔化。c.外壳膨胀变形或严重漏油。d.内部有放电声及放电线圈有异响。e.电容器爆炸、起火。

3.2发生上述异常后，应按下列原则处理

a.首先断开电容器电源，汇报调度及有关部门，采取必要的安全措施，进行检查、处理。

b.若发生爆炸着火时，应立即切断电源，组织人员灭火。c.单台熔丝熔断后，应对其进行详细的外观检查，若无异状可更换同型号同容量的熔断器试送一次，若再次熔断，停用该组电容器做相关试验，查明原因后方可投运。

3.3运行中的电容器组发生保护动作跳闸后，按下列原则处理： a.过压或欠压保护动作跳闸后 a.1 检查母线电压是否越限； a.2 检查二次及保护回路有无故障；

a.3 结合电容器组运行情况，判明电容器组是否有故障。

b.过流保护动作后

b.1 检查电容器内部元件有无击穿现象； b.2检查保护电流互感器是否正常；

b.3检查电容器的母线及附属设备等有无接地、闪络、短路故障。c.差压、差流保护动作后

c.1检查电容器外壳是否有鼓肚、膨胀； c.2做好安全措施后，检查有无发热异常； c.3熔丝是否完好。

d.经检查无异常后，可请示所属调度试送一次，若系电容器本身问题或送不成功时应立即汇报所属调度。试

电容器知识

处理故障电容器时应注意哪些安全事项？

在处理故障电容器前，应先拉开断路器及断路器两侧的隔离开关，然后验电、装设接地线。

由于故障电容器可能发生引线接触不良、内部断线或熔丝熔断等，因此有一部分电荷可能未放出来，所以在接触故障电容器前，还应戴上绝缘手套，用短路线将故障电容器的两极短接并接地，方可动手拆卸。对双星形接线电容器组的中性线及多个电容器的串联线，还应单独放电。

耦合电容器的正常巡视项目有哪些？

(1)瓷质部分应无放电痕迹、无破损；(2)引线及接地线应牢固，接地刀闸应在指定位置；(3)无渗漏油现象，无放电异响；(4)二次电压抽取装置的放电氖灯放电。某变电站用单台容量100kVAR的电力电容器（额定电压与所接母线电压相同）组成三相星形接线的4800kVAR的电力电容器组，问每相应并联几台？ 解: 每相需并联的台数N=4800/3×100=16(台)

为什么要在电力电容器与其断路器之间装设一组ZnO避雷器? 答：装设ZnO避雷器可以防止电力电容器在拉、合操作时可能出现的操作过电压，保证电气设备的安全运行。

电容器有哪些巡视检查项目？ 答：电容器巡视检查项目有：

（1）检查电容器是否有膨胀、喷油、渗漏油现象。（2）检查瓷质部分是否清洁，有无放电痕迹。（3）检查接地线是否牢固。

（4）检查放电变压器串联电抗是否完好。

（5）检查电容器室内温度、冬季最低允许温度和夏季最高允许温度均应符合制造厂家的规定。（6）电容器外熔丝有无断落。

电容器差动保护动作后应如何处理？ 答： 电容器差动保护动作后，处理办法为：（1）应首先检查电容器外壳是否膨胀、喷油（2）分组熔断器是否熔断

变电站运行规程天津 篇5

T/CEC

T/CEC 20170238—201 8 中 国 电 力 企 业 联 合 会 标 准

分布式储能电站运行维护规程

Code for operation and maintenance for the power station of

distributed energy storage

（征求意见稿）

2018-X-XX 发布

2018-X-XX 实施

发布 中国电力企业联合会

前 言

本标准按照GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第一部分：标准的结构和编写》规定编写。本标准由xxxx提出。

本标准由xxxxx归口。

本标准主要起草单位：xxxxxxxxxxxx 本标准主要起草人：xxxxxxxxxxxx

目 次 范围...................................................................1 2 规范性引用文件.........................................................1 3 术语和定义.............................................................1 4 一般规定...............................................................2 5 运行...................................................................2 5.1 一般要求............................................................2 5.2 运行监视............................................................3 5.3 巡视检查............................................................3 5.4 异常运行及故障处理..................................................3 6 维护...................................................................4 6.1 一般要求............................................................4 6.2 系统维护............................................................5 6.3 设备维护............................................................5 6.4 维护项目............................................................5 附 录 A（规范性附录）巡视检查项目....................................7

分布式储能电站运行维护规程 范围

本标准规定了分布式储能电站运维的基础技术条件，运行、维护与要求。

本标准适用于通过 35kV 及以下电压等级接入电网的新建、改（扩）建的分布式储能电站，储能介质为锂电池和铅蓄电池。规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB 50054 低压配电设计规范

GB 51048 电化学储能电站设计规范 GB/T 22473 储能用铅酸蓄电池 GB 26860 电力安全工作规程

GB/T 34120 电化学储能系统储能变流器技术规范 GB/T 33592 分布式电源并网运行控制规范 GB/T 33593 分布式电源并网技术要求 DL/T 969 变电站运行导则

DL/T 1102 配电变压器运行规程 DL 5027 电力设备典型消防规程 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 741 架空送电线路运行规程

NB/T 33015 电化学储能系统接入配电网技术规定

NB/T 33014 电化学储能系统接入配电网运行控制规范 NB/T 33012 分布式电源接入电网监控系统功能规范 NB/T 42091 电化学储能电站用锂离子电池技术规范 IEEE 1547 分布式电源并网技术标准 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

分布式储能电站 the power station of distributed energy storage 接入 35kV 及以下电压等级电网，在用户所在场地或附近建设运行，通过能量存储介质进行可循环电能存储、转换及释放的设备系统所组成的电站。一般规定

4.1 分布式储能电站运行应结合电站实际编制运行规程。

4.2 分布式储能电站应满足《设计规范》、《施工及验收》的规定。4.3 分布式储能电站应满足《通用技术条件要求》的要求。

4.4 分布式储能电站应建立远方监视系统，具备集中运行维护的条件。

4.5 分布式储能电站运行和维护人员应掌握本岗位运行和维护技术要求，遵守安全操作规程，并经岗位培训方能上岗。

4.6 分布式储能电站的运行和维护人员应严格执行工作票与操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、设备定期试验与轮换制度。

4.7 分布式储能电站运行前，应制定分布式储能电站各类突发事件应急预案。

4.8 分布式储能电站应建立、健全档案管理制度。各种运行、检修、检测记录以及试验报告等技术资料应及时整理、分析，并及时归档。

4.9 接受电网调度的分布式储能电站，要遵守所在电网的电网调度运行规程和有关规定，保证电站和电网的安全稳定运行。

4.10 分布式储能电站的人员操作要求应满足 GB 26860 相关要求 4.11 分布式储能电站的消防安全管理应满足 DL 5027 相关要求。4.12 分布式储能电站应配备安全操作工器具，并定期检查。运行

5.1 一般要求 5.1.1 运行原则：

5.1.1.1 分布式储能电站应具有信息网络通讯基础、具备各类设备的数据采集能力。5.1.1.2 分布式储能电站的相关数据要具备接入集中监视和运维平台的能力； 5.1.1.3 分布式储能电站根据不同的设置目标自动运行或远程控制运行； 5.1.2 运行方式

5.1.2.1 分布式储能电站按照控制方式可分为远程控制和就地控制两种方式。

a）远程控制方式分布式储能电站执行调度指令或储能集中控制系统（模块）指令，实现启停、充放电控制；

b）就地控制由运行人员操作储能电站厂站监控系统，实现启停、充放电控制以及紧急情况下的停机控制。

5.2.1.2 分布式储能电站按照应用需求可分为削峰填谷、平抑功率波动、计划曲线、定电压控制和定无功功率控制等运行模式。

5.1.3 运行操作

分布式储能电站可通过远程控制和就地控制实现启停、下发功率指令和策略投切。若运 行中出现异常需要紧急停机时，可手动紧急停机。储能设备宜具有以下 7 种运行操作方式： a)就地启动操作：复位储能变流器所有故障，依次合上电池组串接触器或断路器、储能变流器直流侧刀闸、储能变流器交流侧刀闸，确认变流器处于就地控制模式，按下储能变流器启动按钮，自动合上储能变流器直流侧和交流侧接触器，并启动储能变流器。（这些写在操作手册里）

b)就地停机操作：确认储能变流器处于就地控制模式，按下储能变流器停止按钮停止储能

变流器，断开储能变流器交流侧和直流侧接触器。

c)远程启动操作：储能变流器为远程控制模式，储能单元所有故障复位，储能单元处于冷备用状态，从储能单元监控系统点击储能单元启动按钮，远程合上储能变流器交直流侧接触器，并启动储能单元并网。

d)远程停机操作：储能变流器为远程控制模式，储能单元处于启动状态，从储能单元监控系统点击储能单元停止按钮停止储能变流器，远程断开储能变流器交直流侧接触器，并停止储能变流器。

e)紧急停机操作：除储能单元因故障自动执行紧急停机过程外，运行人员如发现储能单元出现异常需要紧急停机时，应直接快速拍下储能变流器的急停按钮，储能变流器停止运行，断开储能变流器直流侧和交流侧接触器。

f）下发功率指令操作：储能变流器为远程控制模式，从储能单元监控系统发出功率指令，远程调节储能单元发出功率。

g）策略投切操作：储能变流器为远程控制模式，从储能单元监控系统发出投切策略，远程切换储能单元运行模式。

5.2 运行监视

5.2.1 运行人员应监视储能系统的运行状态，检查储能系统的遥信、遥测量是否正常。5.2.2 运行人员应监视分布式储能电站储能单元交直流侧电压、交直流侧电流、有功功率、无功功率、异常告警及故障等信息。

5.2.3 运行人员应监视电池管理系统上传的电压、电流、荷电状态（SOC）、功率、温度及异常告警等信息。

5.2.4 运行人员应监视其他设备异常告警等信息。

5.2.5 运行人员应定期检查火灾报警及灭火系统完好性。

5.2.6 运行人员应对日常监视检查的项目内容做好运行记录，并定期对分布式储能电站的各类运行记录进行备份检查并导出，保存时间不少于 3 年。

5.3 巡视检查

5.3.1 分布式储能电站的巡视检查分为日常巡视检查和定期巡视检查和特殊巡视检查。5.3.2 日常巡视检查通过远程监视的手段每日进行，并将检查结果记入工作日志。

5.3.3 定期巡视检查需在分布式储能电站现场进行，其周期为 7 天，具体巡视检查项目见附录 A。

5.3.4 特殊天气（如雷雨过后、极寒、极热）或分布式储能电站发生严重缺陷情况下进行特殊巡视检查。

5.3.5 分布式储能电站变压器、高压开关柜、互感器、避雷器及接地装置、母线及引线、电力电缆等高压电气设备的巡视检查应满足DL/T 969《变电站运行导则》规定。

5.3.6 分布式储能电站继电保护及安全稳定自动装置、仪表及计量装置、远动装置、防误闭锁装置等二次设备的巡视检查应满足DL/T 969《变电站运行导则》规定。

5.3.7 分布式储能电站的巡视检查应形成工作记录归档保存。5.4 异常运行及故障处理 5.4.1.储能变流器

a)储能变流器发生异常和故障时，应立即停运检查处理，做好相应的记录并上报相关负责人，待确认故障消除后方可投入运行。记录包括但不限于：故障现象及代码、设备型号及编号、故障发生时间等。

b)储能变流器发生异响，关键部件异常（如采样错误、开出自检错误等）时，应立即停机检查。

c)储能变流器的温度超过规定值时，应停机检查。

d)储能变流器的控制系统工作异常时，应停机检查。

e)储能变流器的功率输出异常时，应停机检查其功率元件及其控制驱动模块、控制通信通道。

f)储能变流器的冷却装置发生异常时，应停机检查冷却装置、控制回路和工作电源。g)储能变流器的电缆头故障、支持绝缘子破裂、接头严重过热、缺相运行时，应采取相应措施。

h)储能变流器故障处理宜在停电30分钟后方可打开盘柜进行处理。5.4.2 电池系统（分铅酸蓄电池、锂离子电池）5.4.2.1 一般要求

a)储能电池发生过放电、过充电、短路等故障时，应停机检查。

b)储能电池电压过低或过高，应通过均衡充电的方法进行处理，不允许长时间持续运行。c)储能电池出现异味、鼓肚等异常情况，应停机检查。

d)储能电池发生冒烟、起火、爆炸等异常情况时，应及时疏散周边人员，按应急预案立即采取相应措施，停机隔离，防止故障扩大并及时上报。

5.4.2.2 锂离子电池

a）发生异常时，锂电池保护系统首先将锂电池与外部回路断开。b）及时将并联的电池簇之间相互连接断开，断开电池故障蔓延的通道 c）检查消防设备是否发生作用，是否还有明火产生。d）有合适的工装设备将故障或异常电池拔出 5.4.2.3 铅酸蓄电池电池 a）运行环境

环境温度：-20℃～55℃，推荐20℃～25℃ 相对湿度：≤95% 大气压强：86kPa～106Pa b）封闭或通风不畅环境使用，除安装气体灭火装置外，还应考虑安装氢气检测与报警系统，报警联动自动通风装置。

c）充电：一般胶体电池充电电流0.1C10～0.2C10，铅炭电池充电电流0.2C10～0.3C10，电压

2.35V/单位。

d）放电：一般放电电流小于0.5C10，放电截止电压1.8V/单位，放电深度60%～70%为宜； 各类铅蓄电池差异较大，胶体电池最大放电电流可达2C10以上，铅碳电池最大放电电流可达5C10以上。

5.4.3 电池管理系统

a)电池管理系统发生通讯故障时，检查通讯线是否松脱或接触不良。

b)电池管理系统在运行中出现告警和保护动作信号且不能复归，应停机检查。c)电池管理系统发生操作失效时，检查电池管理系统主机和电源模块。

5.4.4 分布式储能电站内隔离变压器、升压变压器异常运行与故障处理参照DL/T 572 的规定处理。

5.4.5 分布式储能电站内架空线路及电缆的异常运行与故障处理参照 DL/T 741 的规定处理。5.4.6 分布式储能电站内电气设备的异常运行与故障处理参照DL/T 969 的规定处理。维护

6.1 一般要求

6.1.1 分布式储能电站应具备维护相关工具，并列有清单，定期核对并记录数据。

a）必备维护设备清单； b）维护专用设备清单； c）运维人员防护设备清单；

6.1.2 分布式储能电站的易损耗部件应有备件，并建立备件库，定期核对记录。

6.1.3 分布式储能电站的设备维护后应做好记录，对有缺陷的设备、故障隐患等应做好详细记录，并建立电子档案。

6.1.3 分布式储能电站设备的维护周期为 1 个月。6.2 系统维护

6.2.1 定期对接地防雷系统进行检查，线路连接稳固，器件性能完好，接地电阻负荷标准。6.2.2 火灾探测及消防报警定期检查测试，确保性能完好；消防灭火设施定期检查，确保性能完好，符合使用标准。

6.2.3 定期对通讯设备、远方监控系统、辅助电源等设备进行检查，维护远程控制系统的正常运行。

6.3 设备维护

6.3.1 储能单元及电池组

a）储能单元应定期进行满充满放，测试可用容量； b）必要情况下对电池模组进行均衡； c）电池模组电压、可用容量测试； 6.3.1 铅酸电池

a）保证运行环境干燥、温度适宜，无阳光直射； b）检查电池壳、盖有无鼓涨、漏液、损伤；

c）检查连接线、连接条、端子等有无腐蚀生锈异常，紧固螺栓螺母有无松动； d）利用红外测温仪检查蓄电池端子、电池壳表面温度，应在 35℃以下； e）暂时停放不用的电池组，定期补充电；

f）长期处于充电状态电池，每三月进行一次放电试验；

g）装有BMS 的电池组，应特别注意单体压差、电池温差是否过大，绝缘电阻是否正常。

6.3.3 应对电池组承载结构进行定期维护检查，包括框架外观、焊接点、金属材料等。6.3.4 应对储能变流器进行定期维护，包括储能变流器的结构、主线路连接、二次线路及电气元器件、转换效率、保护功能等，确保其功能完好；

6.3.5 变压器的维护参照 DL/T 572 中相关规定执行。6.4 维护项目

6.4.1 储能变流器、电池机柜清扫，更换防尘网。

6.4.2 储能变流器散热风扇风速测量、清扫、转动情况检查。

6.4.3 储能变流器冷却系统冷冻液的添加、管路漏液检查、管路连接紧固等。6.4.4 测量储能变流器相关回路电流是否正常。

6.4.5 更换储能变流器相关接触器、保险等易损元器件。6.4.6 电池及电池模块的清扫及连接紧固。6.4.7 电池运行温度红外测温跟踪处理。6.4.8 电池模块、电池簇均衡维护处理。6.4.9 电压异常、容量异常电池更换处理。

6.4.10 液流电池电解液循环泵电流测量、管路压力测量。

6.4.11 储能变流器、电池管理系统应急电源的电压测量、工作电源检查。6.4.12 电池管理系统电池 SOC 等状态参数的校验。

6.4.13 储能单元充放电时间测试。

附 录 A（规范性附录）

巡视检查项目

对分布式储能电站巡视检查项目提出要求。补充储能电站需求 B.1 储能变流器

B.1.1 变流器结构和电气连接应保持完整，不存在锈蚀、积灰等现象，散热环境应良好，运行时不应有较大振动和异常噪声。B.1.2 变流器上的警示标识应完整无破损。

B.1.3 变流器中模块、电抗器、变压器的散热器风扇根据温度自行启动和停止的功能正常，散热风扇运行时不应有较大振动及异常噪音。

B.1.4 变流器中直流母线电容温度过高或超过使用年限，应及时更换。

B.2 电池系统

B.2.1 电池系统主回路、二次回路各连接处应连接可靠，不存在锈蚀、积灰等现象。

B.2.2 电池模组外观应正常，不存在变形、漏液等现象。

B.2.3 储能电池绝缘及接地电阻应正常。

B.2.4 电池柜或集装箱内烟雾、温度探测器应工作正常。

B.3 电池管理系统

B.3.1 电池管理系统电气连接应保持完整，不存在锈蚀、积灰等现象。

B.3.2 电池管理系统功能应保持正常，温度、电压等参数测试正常。

B.3.3 电池管理系统通讯功能应保持正常，上层设备能正常读取数据。

B.3.4 当电池管理系统关键部件更换或软件升级重新运行时，需要对电池管理系统进行功能测试、保护测试等。B.4 接地与防雷系统

B.4.1 电池接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。

B.4.2 电池支架、集装箱房、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠，一次设备接地电阻应小于 4Ω，二次设备接地电阻应小于 1Ω。B.5 交流配电柜及线路

B.5.1 交流配电柜的维护应符合下列规定：

a)交流配电柜维护前应提前通知停电起止时间，并将维护所需工具准备齐全。

b)交流配电柜维护时应注意以下安全事项：

c)停电后应验电，确保在配电柜不带电的状态下进行维护；

d)在分段保养配电柜时，带电和不带电配电柜交界处应装设隔离装置；

e)操作交流侧真空断路器时，应穿绝缘靴，戴绝缘手套，并有专人监护；

f)在电容器对地放电之前，严禁触摸电容器柜；

g)配电柜保养完毕送电前，应先检查有无工具遗留在配电柜内；

h)配电柜保养完毕后，拆除安全装置，断开高压侧接地开关，合上真空断路器，观察变压器投入运行无误后，向低压配电柜逐级送电。B.5.2 交流配电柜维护时应注意以下项目：

a）确保配电柜的金属架与基础型钢应用镀锌螺栓完好连接，且防松零件齐全；

b）配电柜标明被控设备编号、名称或操作位置的标识器件应完整，编号应清晰、工整；

c）母线接头应连接紧密，不应变形，无放电变黑痕迹，绝缘无松动和损坏，紧固联接螺栓不应生锈；

d）手车、抽出式成套配电柜推拉应灵活，无卡阻碰撞现象；动静头与静触头的中心线应一致，且触头接触紧密；

e）配电柜中开关，主触点不应有烧溶痕迹，灭弧罩不应烧黑和损坏，紧固各接线螺丝，清洁柜内灰尘。

f）把各分开关柜从抽屉柜中取出，紧固各接线端子。检查电流互感器、电流表、电度表的安装和接线，手柄操作机构应灵活可靠性，紧固断路器进出线，清洁开关柜内和配电柜后面引出线处的灰尘。

g）低压电器发热物件散热应良好，切换压板应接触良好，信号回路的信号灯、按钮、光字牌、电铃、电筒、事故电钟等动作和信号显示应准确。

h）检验柜、屏、台、箱、盘间线路的线间和线对地间绝缘电阻值，馈电线路必须大于 0.5M Ω；二次回路必须大于 1 MΩ。

B.5.3 电线电缆维护时应注意以下项目：

a)电缆不应在过负荷的状态下运行，电缆的铅包不应出现膨胀、龟裂现象；

b)电缆在进出设备处的部位应封堵完好，不应存在直径大于 10mm 的孔洞，否则用防火堵泥封堵；

c)在电缆对设备外壳压力、拉力过大部位，电缆的支撑点应完好；

d)电缆保护钢管口不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平，内壁应光滑；金属电缆管不应有

严重锈蚀；不应有毛刺、硬物、垃圾，如有毛刺，锉光后用电缆外套包裹并扎紧；

e)应及时清理室外电缆井内的堆积物、垃圾；如电缆外皮损坏，应进行处理。

f)检查室内电缆明沟时，要防止损坏电缆；确保支架接地与沟内散热良好；

g)直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺；路径附近地面无挖掘；确保沿路径地面上无堆放重物、建材及临时设施，无腐蚀性物质排泄；确保室外露地面电缆保护设施完好； h)确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺；沟道中不应有积水或杂物；确保沟内支架应牢固、有无锈蚀、松动现象；铠装电缆外皮及铠装不应有严重锈蚀；

i)多根并列敷设的电缆，应检查电流分配和电缆外皮的温度，防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。

j)确保电缆终端头接地良好，绝缘套管完好、清洁、无闪络放电痕迹；确保电缆相色应明显；

k)金属电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地（PE）或接零（PEN）可靠 ； 桥架与桥架间应用接地线可靠连接。l)桥架穿墙处防火封堵应严密无脱落；

m)确保桥架与支架间螺栓、桥架连接板螺栓固定完好。

n)桥架不应出现积水。

B 7 变压器（如有）

B 7.1 变压器的巡视检查项目

a）检查变压器的电流、电压变化情况；

b）变压器的声音、温度应正常；

c）充油套管和油标管内的油位、油色正常，本体无渗漏油；

d）接线端子无过热现象；

e）瓷套管应清洁，无裂纹和碰伤、放电现象；

f）压力释放器动作情况；

g）散热器阀门应打开；

h）瓦斯继电器应充满油无气泡存在，阀门打开；

I）呼吸器应畅通，干燥剂受潮变色情况；

j)各温度表计指示正常；

k)检查变压器基础应无下沉现象；

l)外壳接地应良好；

m)特殊天气时检查对变压器的各种影响，如线摆大小、放电闪络、积雪冰棒、杂物落下等

情况；

n)以手触及各散热器，感知其温度应一致。

注：干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。

B 7.2 油温

油浸式变压器的上层油温不得超过 85 ℃，装有风冷装置变压器的上层油温达到 55 ℃时应

手动或自动启用风扇。变压器在停运后，风扇应继续运行 1 h。变压器的温度应有现场或远

传进行监视，不能超过制造厂家规定值且温升不能超过 60 ℃。

B 7.3 变压器的清扫

变压器应根据周围环境和负荷情况确定停电清扫和检查周期，最少半年 1 次。在特殊环境中运行的变压器，（如多尘、有腐蚀性气体、潮湿等场所）应适当增加清扫和检查次数。B 7.4 异常现象处理

值班人员发现运行中的变压器有异常现象，如漏油、油位、温度、声音不正常及瓷绝缘破坏等，应尽快排除，并报告有关部门和人员，在值班记录中记载事件发生的经过。B 7.5 故障及处理

a)可立即停止变压器运行的项目

— 变压器内声音很大并有爆裂声；

— 正常的负荷和冷却条件下，变压器温度不断上升；

— 油枕或压力释放器喷油冒烟；

— 漏油严重，已见不到油位；

— 油色变化很快，油内可见碳粒；

— 瓷套管损坏，有放电现象；

— 接线端子熔断形成两相运行；

— 变压器着火；

— 瓦斯继电器内充有可燃气体。

b)允许先请示有关部门待批准后处理的项目

— 变压器的实际负荷超过规定值。

— 应与调度联系停止一些生活和辅助生产设施的用电，停止或减少用电负荷。

—

变压器上层油温或温升超过允许值。

因油温、气温升高导致油位上升超过标准线时应放油；而当油位低时则应及时补油。—

— 因低温造成油凝滞时，应逐步加大负荷，同时监视上层油温。

c)变压器发生可不经事先请示必须立即停止的故障任何一项，按下列步骤进行处理

—

立即断开故障变压器两侧的断路器及隔离开关，做好检查检修的安全措施； 拉开与变压器有关的直流电源、测量装置和风扇电源； —

— 变压器着火时，应尽快打开底部的放油阀进行放油，并用电气专用灭火器灭火；

— 投入备用电源；

— 及时向电力调度和有关部门汇报故障情况；