现场运行规程

现场运行规程（共3篇）

现场运行规程 篇1

随着电网的快速发展, 新建变电站大量投运, 现有运行人力资源与运行需求的矛盾日益突出, 无人值班站及其集控运行建设正在全国范围内大力推进, 新的管理模式下造成变电运行人员所辖各变电站巡视、操作、维护工作量较大, 难以做到对所辖设备性能、操作以及巡视重点做到心中有数, 无法保证设备安全优质运行, 为安全留下隐患。

如何让集中控制运行方式下的变电运行人员在有限的时间内高效工作:用尽可能少的时间安全可靠操作;到现场有重点的巡视设备, 保证变电一二次设备优质变电运行;发生事故、异常快速打印事故报告分析事故原因, 恢复电网变电运行;发生变电站间人员调动, 让调动人员到站即能及时熟悉掌握所辖设备设备的操作、巡视、维护要点。

2009年度河南省电力公司鹤壁供电公司变电运行部积极探讨解决的方案, 经过多次分析讨论例举出了三种解决方案:一是:加大培训力度, 每月列出培训重点, 请各专业人员进行专题讲座, 提高运行人员技能水平, 从而适应设备对人员的需求。二是:查巡资料, 按照变电站将每站内所有型号的设备的巡视项目、操作步骤及维护注意事项列出, 装订成册放至变电站内, 到站运行人员有问题可以快速查巡该资料解决问题。三是:做成卡片, 将内容写到卡片上, 粘贴到设备上, 便于操作、巡视时及时查看, 即为现场的说明书和规程标准。通过三种方案比较, 第一种方案, 需要事件较长, 它是一个循序渐进的过程, 不能马上解决问题, 可以制定为长期方案;第二种方案, 不便于查巡, 且不醒目;最后决定使用第三种方案即通过制作卡片, 将说明书和标准制度现场化。

2009年变电运行人员通过查资料、说明书以及保护配置表历经三个月将鹤壁供电公司所辖四个220kV变电站和14座110kV变电站的“三卡一表”制作安装完毕。

“三卡一表”即为:安全警示卡、运行巡视卡、操作提示卡和保护压板投退表。三卡一表”针对变电站实际情况, 对不同的一次设备、二次设备、通信自动化、变电站照明部分以及覆盖变电站所有要进行操作、巡视和维护的设备, 通过查询说明书、现场规程、保护定值结合变电站现场实际, 制作了符合设备运行情况, 便于运行人员掌握的“三卡一表”形式, “三卡一表”即为浓缩了的现场规程。

在2010年3月5号鹤壁供电公司110kV瑞祥站投运时“三卡一表”起到了应有的作用, 有效缩短了保护投入的时间, 对变电运行人员学习、掌握保护压板能力以及操作指导起到了有效作用。

2010年7月份, 新分来的大学生到变电站实习, 在运行部领导和站长的监护下, 安排一个学生按照变电站“三卡”内容进行了如下操作: (1) 正常照明、事故照明的送电操作。在试送事故照明时, 送上本照明箱上的开关, 灯不亮, 按照:操作提示卡:找到了上一级电源开关位置, 将上一级电源开关送上, 再送本开关, 照明灯亮。通过操作提示卡上内容可以找到上一级电源位置, 一级级往上找对于不熟悉的人员到站按照照明箱“操作提示卡”可以快速将变电站照明送上。 (2) 保护定值和故障信息的打印。按照“三卡”内容对所辖的保护设备进行巡视、操作, 该学生认为通过该卡可以尽快熟悉保护装置应巡视的重点内容, 依据操作提示卡, 对220kV线路PSL631A保护装置中定值进行了打印, 选择以前的故障事件进行了故障报告的打印。通过保护装置“操作提示卡”可以快速将故障报告进行打印, 在发生事故时, 缩短事故处理的事件。

变电站创建“三卡一表”现场规程活动, 通过变电运行人员查资料、整理所有设备操作顺序、提炼巡视重点、提升设备警示内容, 提高了变电运行人员的技能素质。通过“三卡一表”活动的开展进一步提高了变电站基础管理水平, 达到了让变电运行人员在有限的时间内高效工作, 有重点的巡视设备, 发生事故、异常快速打印事故报告分析事故原因, 恢复电网变电运行;发生变电站间人员调动, 让调动人员到站即能及时熟悉掌握所辖设备设备的操作、巡视、维护要点;该活动取得了变电运行人员的大力支持和认可。通过安全警示卡, 让员工认识到了每个设备的安全危险源, 提高了员工的安全辨识能力, 充分做到了安全有提示;变电运行巡视卡让员工对于各种各样的设备巡视有重点, 巡视质量有保证, 从而保证了设备的健康变电运行水平;操作提示卡作为员工日常培训内容之一, 保证了各种突出事件下正确有效的操作, 提高了员工应对突发事件的能力;保护投退表让员工一目了然熟悉每个保护压板的功能和正常投退位置, 保证了保护压板正确投退率。通过该活动形成了安全生产标准化, 达到了提高变电运行人员安全技能水平, 规范了现场巡视、操作标准, 做到了安全有提示, 巡视有标准, 操作有依据, 实现了变电运行作业现场的全过程有效防控, 确保电网、设备、人身安全。

通过我公司创建“三卡一表”现场规程活动及应用效果检验, 说明在电网集控运行管理模式下, 通过设备上粘贴浓缩的现场规程, 可有效提高变电设备安全可靠运行的能力, 且可有效提高变电运行人员现场综合技能水平。

摘要：随着自动化及通信技术在电力系统应用, 变电站管理模式发生根本性变革:有单一的变电站管理变为集控操作队管理模式。本文讨论了在新的管理模式下, 通过“三卡一表”如何有效提高变电运行人员现场技能水平;减少设备倒闸操作时间, 提高设备可用率;通过关注设备巡视重点, 提高设备巡视质量, 及时发现设备隐患, 减少设备强迫停运率;防止变电设备误操作, 提高变电设备安全优质可靠变电运行水平;有利于企业人力资源的优化配置和资源配置的进一步优化, 实现企业效益的最大化。

关键词：变电站,三卡一表,现场规程

现场运行规程 篇2

（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

5S现场管理规程 篇3

一、现场管理检查组职责

1、检查组成员：总经理和部门经理，检查组成员有三个人以上即可开展检查。

2、自觉遵守公司各项规章制度，并顺从公司工作安排。

3、对职工进行5S现场管理的教育培训。

4、对公司办公室、厂区、仓库、车间不定时检查。

二、5S通用标准

1.现场管理：是指生产制造办公等场所的人员管理、设备管理、物料管理、作业方法管理、环境管理的总称。本文件以5S管理思想为中心，为生产、办公管理提供一个规范、有序、人员素质逐步提升的基础条件。

2.5S：来自日文SEIRI（整理）、SEITON(整顿)、SEISO（清扫）、EIKETSU(清洁)、SHITSUKE（修养）发音的第一个字母S。所以统称为5S。

3.整理：就是将必须物品与非必需物品分开。不要的东西坚决处理掉，在岗位上不要放置必须品以外的物品。

4.整顿：必须物品规范、分类、定位、整齐放置，并能够立即取到。保证物流人流畅通。

5.清扫：就是将工作场所、环境、仪器、设备材料、工具等上的灰尘、污垢、碎屑、泥沙等脏东西擦拭干净，创造一个良好的环境。

6.清洁：就是在清扫、整顿、整理之后的日常维持活动，即形成制度和习惯。

7.修养：就是培养员工良好的工作习惯、组织纪律和敬业精神。

8.5S 活动不是运动，是全员全场所的日常活动，全公司每个员工对自己活动的每个场所都有不可推卸的责任。

三厂区5S标准

1.厂区按卫生区划分，由各车间或班组安排清扫，每天早晨上班彻底清扫一次。

2.任何人不许扔垃圾，垃圾收入垃圾桶，不许随地吐痰。

3.物料运输时洒落的物料、物品立即捡起。

4.装卸车时产生的垃圾，由装卸工负责清理，保管监督。

5.各部门不使用的物品或垃圾不允许随意放置到厂区。可使用的物品、工具、用具等应放置到指定位置；钢铁废脚料放到指定区域；生活垃圾放入垃圾箱。谁随意乱放，部门主管承担责任并负责清理。

6.室外施工工作完毕后，下班完工前清理干净。

7.绿化带划入卫生区管理，与厂区道路一样要求清理。

8.厂区内禁止流动吸烟，车间、仓库严禁吸烟；公共办公室严禁吸烟。

四、办公室

1.办公桌物品摆放整齐，不能有污渍灰尘，桌下不准有从外

观看上去零乱现象。

2.工作只占用一个座位；临时放置物品的座位，5S工作由物品放置人负责，物品放置要整齐美观，不能有明显尘土，用不到的物品撤离办公室，放到仓库。

3.室内卫生区由卫生值日人员轮流打扫，清理卫生。

4.室内公共区域临时放置的物品要放置整齐，时间不能超过一天，由放置人负责管理。

5.楼道楼梯由专人进行清理，不允许随地吐痰。

6.会客室接待、会议室会议结束后，桌椅归位，谁接待、召集会议，谁负责安排清理。

7.打印机复印机传真机归电脑管理员管理。

8.更换下来的衣服整齐放置在衣架上。

9.灯、饮水机、复印机、空调、电脑根据需要及时关闭，空调开放时门窗及时关闭。

五．仓库

1.物品按区位架位整齐摆放，明确标识

2.地上货架上不允许有散落物料。

3.物料做好防护。

4.地面货架保持干净整洁，地面必须保持每天清扫一遍。

5.需退货的物料需放置到专门退货的区域，明确标识。

6.仓库办公区要求与办公室同样。

六．车间

1.设备按要求保养，保持干净，不允许有脏东西。

2.半成品、附件、工具等摆放整齐。

3.地面：车间内不允许有垃圾，任何人不允许丢垃圾，地上如果有垃圾人人有责任捡起来。每天至少扫一次地，车间地面不允许有积水、扬尘。

4.节能：设备、灯、饮水机、排风扇等根据需要开启，并及时关闭。

七．相关规定或制度

1.厂区卫生区划分及清扫标准

2.车间卫生区划分及清扫标准

3.办公楼卫生区划分及卫生标准

4.5S检查评定办法

八．处分

1.违反本规定，每条处罚10元；造成损失的除罚款外赔偿损失。领导减半连带处分；查不到直接责任人的，主管领导承担责任人责任。