110kV变电站现场运行规程
110k V民乐变电站
现场运行规程
版本号[3.0]
2012年2月20日发布2012年2月20日实施
110k V民乐变电站现场运行规程
目录
1总则 (4)
2高压设备 (7)
2.1主变压器 (7)
2.2高压断路器（简称开关） (9)
2.3高压隔离开关（简称刀闸） (10)
2.4电压互感器及电流互感器 (11)
2.5电力电容器 (11)
2.6消弧线圈 (13)
2.7防雷设备 (17)
3防误操作闭锁装置 (18)
3.1防误装置的运行管理规定 (18)
3.2防误装置的解锁操作管理 (18)
3.3防误装置闭锁措施的设置 (19)
4设备状检巡视 (22)
4.1设备状检巡视管理规定 (22)
4.2设备状检巡视的周期规定 (22)
4.3设备状检巡视的项目及要求 (22)
4.4设备状检巡视的记录要求 (22)
4.5重要变电站、重要设备的巡视要求 (22)
5继电保护及自动装置 (24)
5.1主变压器保护及测控装置 (24)
5.2线路保护 (30)
5.3电容器保护 (38)
5.410kV1号消弧（站用）变保护及测控装置 (40)
5.5变电所综合自动化监控系统 (42)
5.6公用设备 (45)
5.7备用电源自投装置 (46)
6通信设备 (49)
6.1通信系统的构成 (49)
6.2信号灯意义及开关作用 (50)
6.3通信系统运行及巡视要求 (53)
6.4通信系统异常及故障处理 (54)
7站用电 (55)
7.1站用电的正常运行方式： (55)
7.2站用电投入运行的操作 (55)
7.3站用电的配电方式 (56)
7.4站所用电失电后的处理 (57)
8直流系统 (58)
8.1蓄电池及整流装置 (58)
8.2直流配电系统 (59)
8.3UPS不间断电源系统 (60)
9倒闸操作 (63)
9.1一般操作原则 (63)
9.2主变压器的送、停电操作 (63)
9.310kV配电装置的停、送电操作 (65)
10事故及异常的处理 (67)
10.1事故处理原则 (67)
10.2异常情况处理原则 (68)
10.3事故处理预案 (68)
11安防装置 (70)
11.1防盗系统 (70)
11.2视频监控系统 (70)
12消防设施 (76)
12.1消防设施器材的使用方法及巡视检查要求 (76)
12.2防火报警装置使用方法及注意事项 (76)
附录A12号主变铭牌数据 (78)
附录A2高压断路器铭牌数据 (80)
附录A3高压隔离开关铭牌数据 (81)
附录A4电压互感器铭牌数据 (81)
附录A5电流互感器铭牌数据 (82)
附录A6电力电容器、放电线圈及电抗器铭牌数据 (82)
附录A7避雷器铭牌数据 (83)
附录A8高压电缆数据 (84)
附录A9站用变铭牌数据 (84)
附录C1高压熔丝配置 (85)
附录C2低压熔丝配置 (85)
附录C3直流屏熔丝配置 (85)
附录C4直流屏空气开关配置 (85)
附录C5交流屏熔丝配置 (86)
附录D1消防设施的配置 (87)
附录E110kV民乐变电站现场运行规程修订记录 (88)
附录F110kV民乐变电站一次系统结线图 (89)
附录G110kV民乐变电站现场运行规程年审记录 (90)
附录H110kV民乐变电站巡视作业指导卡 (91)
110k V民乐变电站现场运行规程
1总则
1.1本规程仅适用于现有电气结线方式和设备配置情况。对以后电气结线方式的调整或
新增设备后如有特殊运行要求者，将另作补充。
1.2操作人员对变电站内设备技术规范、安装地点、操作要领及注意事项、事故及异常
情况的处理均必须认真熟悉、掌握。
1.3变电站操作人员欲变更站属设备运行状态的一切操作均应按调度命令或许可手续
执行。操作前应明确操作任务，并根据当时运行方式校验其正确性。
1.4调度正式操作命令应由正值接令，并随时做好记录和电话录音。对调度命令有疑问
者必须询问清楚，若调度坚持原来命令，则必须迅速执行。但执行该命令确将危及人身、设备或者危及电网安全时，操作人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。
1.5对设备的巡视检查、运行操作、事故及异常情况的处理等一般原则按市公司颁《变
电站运行规程》、《变电设备巡视标准化作业指导书》和《江苏省电力公司输变电设备状态检修试验规程实施细则》和《调度规程》规定执行。认真填写设备巡视标准化作业卡，发现异常需进行分析评估，必要时及时向有关部门汇报。对本站内有特殊要求的设备，本规程中将有具体规定。
1.6调度管辖范围的划分：
1.6.1地调管辖的设备：
1)乐汇711开关、乐启751开关、110kV内桥770开关；
2)2号主变及702开关。
1.6.2地调许可的设备：
1)2号主变102开关。
1.6.3县调操作许可、启东变电运维班管辖的设备：豪门182线站用变、10kV1号电容器、
10kV2号电容器（包括开关）
1.6.4其余设备均属县调管辖。
1.7变电站运行方式
1.7.1正常方式：由乐汇711线经110kV内桥770开关供2号主变，2号主变经10kVI、
II段母线供10kV实小、豪门、东珠、金亚、欧陆、民宾、公园、幸福、永安、环球、文峰。乐启751开关热备用， 110kV线路备自投启用、内桥备自投停用。
1.7.2其它可能出现的方式
1、乐汇711线停电，由乐启751线供2号主变，2号主变经10kVI、II段母线供
10kV负荷，110kV线路备自投停用；
2、乐启751线、乐汇711线均停电或2号主变停电，由10kV 豪门线或欧陆线转
供10kV负荷；
1.7.3消弧(站用)变运行方式：10kV1号消弧(站用)变正常运行，包括消弧线圈运行。1.8监控范围：本站设备及安防消防系统由市公司监控班监控。
1.9重要变电站：重要公共客户。重点保电设备1.民宾186线：中国工商银行启东分行；
2.欧陆185线：中国建设银行股份有限公司启东支行；
3.实小181线：中国银行。
1.10本站有限空间管理
1.10.1有限空间是指封闭或部分封闭，进出口较为狭窄有限，未被设计为固定工作场所，
自然通风不良，易造成有毒有害、易燃易爆物质积聚或氧含量不足的空间。
1.10.2本变电站有限空间有：污水池（集水井）、化粪池、电缆半层、电缆井、SF6开关室。
1.10.3有限空间作业安全管理要求
(1)凡进入有限空间进行施工、检修、清理作业的，应实施作业审批。未经作业负
责人审批，任何人不得进入有限空间作业。
(2)应在有限空间进入点附近设置醒目的警示标志标识，并告知作作业者存在的危
险有害因素和防控措施。
(3)应对有限空间作业负责人、作业者和监护者开展安全教育培训，培训应有记录。
(4)应制定有限空间作业应急救援预案，明确救援人员及职责，落实救援设备器材，
掌握事故处理程序，提高对突发事件的应急处置能力。预案每年至少进行一次演练，并不断修改完善。
(5)有限空间发生事故时，监护者应及时报警，救援人员应做好自身防护，配备必
要的呼吸器具、救援器材，严禁盲目施救，导致事故扩大。
(6)有限空间发生事故后，应当按照国家有关规定向所在地安全生产监督管理部门
和相关行业监管部门报告。
1.10.4进入有限空间作业前的注意事项
(1)要了解有限空间作业存在的危害，增强防范意识；
(2)认真遵守操作规程，杜绝违章作业；
(3)要按规定佩戴个人防护用品和应急设备；
(4)定期接受有限空间专业培训；
(5)对作业前的各项安全措施进行确认，措施不到位应拒绝作业。
(6)进入有限空间作业的工作票安全措施要有“有限空间”作业前通风、防护要求
等预控措施，运维人员许可工作时要把好关。
1.10.5有限空间作业应采取的措施
(1)进入作业现场前，有要详细了解现场情况，对作业现场进行危害识别和评估，
并有针对性地准备检测与防护器材；
(2)进入作业现场后，首先对有限空间进行氧气、可燃气体、硫化氢、一氧化碳等
气体检测；
(3)对作业面可能存在的电、高（低）温及危害物质进行有效隔离。
(4)采取通风净化等措施，使有限空间工作条件符合要求。
(5)进入有限空间时应佩戴隔离式空气呼吸器或佩戴氧气报警器和正确的过滤式空气呼吸器；
(6)进入有限空间是应佩带有效的通讯工具，系安全绳；
(7)配备监护员和应急救援人员；
(8)严格安全管理，落实作业许可
(9)进入有限空间作业要求安排专人现场监护，并为其配备便携式有毒有害气体和氧含量检测报警仪器、通讯、救援设备，不得在无监护人的情况下作业。
(10)应使用安全电压和安全行灯，应穿戴防静电服装，使用防爆工具。
2高压设备
2.1主变压器
2.1.12号主变为SZ9-50000/110型带有载调压开关的三相二圈自冷油浸式变压器，其设
备规范见附录。主变的运行操作、正常巡视及事故处理按市公司颁《变电所运行
规程》及部颁《变压器运行规程》执行。
2.1.2主变110kV侧中性点正常运行不接地，但在进行主变的停送电操作前和热备用状
态时均必须合上主变压器110kV中性点接地刀闸。
2.1.3主变有载调压开关操作的注意事项：
2.1.
3.1调档操作原则：10kV母线电压一般控制在10-10.7kV范围内。
2.1.
3.2操作人员应熟悉部颁的《有载分接开关运行维修导则》（DL/T574-95）。
2.1.
3.3调档操作应按调度命令或下达的电压曲线执行。
2.1.
3.4每次调档操作前后要检查10kV母线电压情况，操作要及时做好调档操作记录。2.1.3.5主变过载1.2倍以上时禁止操作有载调压开关。
2.1.
3.6在调档操作中，手揿按钮的时间不宜过长，以免造成连续性调档现象。若要调节
两档，则应逐级调档，每次调档间隔不得少于5秒钟。
2.1.
3.7主变每天调节次数一般不得超过10次（每调一个分头为一次）。特殊情况下超过，
需得到总工程师批准。
2.1.
3.8主变运行前，须检查调压开关的机械档位指示器在红色刻度线上处，其档位和数
字位置显示器及监控系统档位指示一致。
2.1.4主变有载调压开关运行操作中的异常情况处理：
2.1.4.1调档操作中出现滑档现象时，应立即分开操作电源开关，然后手摇至所需档位。
2.1.4.2如电动操作失灵，经车间领导批准后可进行手动调节操作。其方法为：首先将开
机构箱内电机电源开关Q1断开。然后，装上手摇把，每摇约33圈至位置指示线
为一档。由低档到高档应顺时针方向摇，由高档到低档应逆时针方向摇，操作完
毕后应拔出手摇把，关好操作机构箱门。电动操作回路故障排除后，合上电机电
源开关。
2.1.5操作机构检修时，应分开机构箱内操作电源开关。
2.1.6主变有载调压开关监控系统调档操作步骤：
2.1.6.1将有载调压开关机构箱内电机开关Q1切至“ON”（此开关正常运行均在“ON”位）；
2.1.6.2检查2号主变测控保护屏遥调升、降档遥控压板2LP20、遥调急停遥控压板2LP21
确在投入位置，正常运行中此压板在投入位置；
2.1.6.3检查记录10kV母线电压指示、主变负荷电流、运行档位；
2.1.6.4首先操作人、监护人进行操作登录，
2.1.6.5鼠标右键点击监控系统主变调压“升”或“降”图标，确认后系统将首先操作的
闭锁进行校验；校验通过后再弹出操作登录对话框，选择操作人、监护人并输入
操作密码，再次确认后，主变有载调压开关进行调档；
2.1.6.6每次调档操作中须注意检查：
①主变监控系统档位显示与现场机构箱内所示机械档位相一致；
②有载调压开关内无异声。
2.1.6.7每次调档操作后，需将操作时间、分接开关位置及电压变化情况作好记录。
2.1.7主变有载调压开关就地调档操作步骤：
2.1.7.1将有载调压开关机构箱内电机开关Q1切至“ON”（此开关正常运行均在“ON”位）；
2.1.7.2退出2号主变测控保护屏遥调分档(升、降)2LP20压板；
2.1.7.3检查记录10kV母线电压指示、主变负荷电流、运行档位；
2.1.7.4由高档调至低档使用机构箱内调压开关S3顺时针旋转（即0→1）；
2.1.7.5由低档调至高档使用机构箱内调压开关S3逆时针旋转（即0→2）；
2.1.7.6每次调档操作中须注意检查：
①主变监控系统档位显示与现场机构箱内所示机械档位相一致；
②有载调压开关内无异声。
2.1.7.7每次调档操作后，需将操作时间、分接开关位置及电压变化情况作好记录。
2.2高压断路器（简称开关）
2.2.1高压断路器的配置
110kV进线开关：DT1-123 F1配F1弹簧操作机构
110kV内桥开关：DT1-145 F1配F1弹簧操作机构
10kV开关：VEP12T配一体化弹簧操动机构
其设备规范见附录。开关的巡视检查与异常情况处理按市公司颁发的《变电所运
行规程》执行。
2.2.2
2.2.3DT1-123 F1型、DT1-145 F1型开关内SF6气体额定压力为0.58MPa(20℃)，告警
压力为0.48MPa(20℃) ，闭锁压力为0.45MPa(20℃)；
2.2.4DT1-123 F1型、DT1-145 F1型开关和弹簧操作机构的运行监视除按《变电所运行
规程》中的要求对开关进行一般检查外，还需要注意进行以下的检查：
2.2.4.1每次巡回检查时应检查开关内SF6气体压力正常；
2.2.4.2正常巡视时应检查开关机构箱内弹簧在储能位置（开关在合闸位置，分闸弹簧和
合闸弹簧均处于储能状态）；
2.2.4.3正常巡视时应检查开关机构的机械指示应与实际一致；
2.2.4.4开关机构箱内操作控制钥匙开关应在“远方”位置；
2.2.4.5机构箱门正常应关闭。机构箱内设有加热器，加热器电源正常应投入，当环境温
度低于10℃时自动投入，加热器投入后应检查加热器发热情况。
2.2.5DT1-123 F1型、DT1-145 F1型开关和F1弹簧操作机构的异常处理：
2.2.5.1开关合闸后，“弹簧未储能”信号发讯时，其发讯时间不应超过15秒，如果不亮
或长亮不得返回时，应立即切断机构弹簧储能电源。
2.2.5.2开关“SF6气体闭锁”信号出现时，不得进行开关的分合闸操作，立即分开控制电
源开关，汇报调度和工区。
2.2.5.3开关“SF6气体告警”信号出现时，立即汇报调度和工区。
2.2.6手车式VEP12T真空开关及一体化弹簧操动机构：
2.2.6.1“∣”表示开关在合位，“○”表示开关在分位。弹簧拉伸为储能，箭头向上；弹
簧压缩为释能，箭头向下。
2.2.6.2在二次电源不带电时，只可分闸操作，不可进行合闸操作。
2.2.6.3手车在试验位置时，开关柜面板上“试验位置”指示灯亮；手车在工作位置时，“工
作位置”指示灯亮；合闸用“合闸按钮”，合闸后红灯亮；分闸用“分闸按钮”，
分闸后绿灯亮；手车在试验位置时合闸用“试验合闸”按钮，分闸用“分闸按钮”。
2.2.6.4手车操作顺时针摇进，逆时针摇出。
2.2.6.5弹簧储能机构既可实现电动储能，也可进行手动储能。
2.2.6.6开关合闸操作后，弹簧储能时间一般不超过15秒。
2.2.6.7当发现弹簧不能储能时，应立即切断电机电源，以免烧坏电机。
2.2.6.8如因电机损坏或电机电源消失不能电动储能时，可进行手动储能。其方法为：先
拉开电机电源，再将手柄套入手动储能轴来回向下压，即能使弹簧储能。
2.2.6.9弹簧储能机构在遇有开关检修工作时，应先释放开关的弹簧储能。
2.3高压隔离开关（简称刀闸）
2.3.1隔离开关的配置：
110kV隔离开关：
进线刀闸：S3CT-126，主刀配EMAT2000电动操作机构，地刀配手动操作机构；
内桥刀闸：S3C-126，主刀配EMAT2000电动操作机构；
GW5A-126DW，配CJ5电动操作机构，地刀配CS17手动操作机构；
GW13-72.5GW，配CJ2电动操作机构。
其设备规范见附录。
2.3.2隔离开关的巡视、操作及异常情况处理按市公司颁发的《变电所运行规程》执行。
2.3.3操作S3CT-126、S3C-126前，应在开关端子箱内合上操作电源开关，将“远方/就
地”开关切至“就地”位置，使用分合闸按钮进行。如果在后台机上进行操作，则将“远方/就地”开关切至“远方”位置，然后进行遥控操作，执行完成后，在合开关前应进行检查刀闸是否已经确已合上，正常操作使用分合闸按钮就地操作，不允许在后台机上进行操作。
2.3.4操作GW13-72.5GW前，应在刀闸机构箱内合上操作电源开关，将“远方/就地”开
关切至“就地”位置，使用分合闸按钮进行。如果在后台机上进行操作，则将“远方/就地”开关切至“远方”位置，然后进行遥控操作，执行完成后应进行检查刀闸是否已经确已合上，正常操作使用分合闸按钮就地操作，不允许在后台机上进行操作。
2.3.5隔离开关事故及异常情况的处理
2.3.5.1拒合、拒分：
1、首先核对设备编号及操作程序是否有误，检查开关是否在断开位置；
2、检查接地刀闸是否完全拉开到位；
3、无上述问题时，应立即汇报工区、调度。
2.3.5.2隔离开关不能合闸到位：隔离开关操作时若合不到位，应拉开重合，可以反复合几
次，操作动作应符合要领，用力要适当。如果确实无法完全合到位，汇报调度及工区，安排计划停电检修。
2.4电压互感器及电流互感器
2.4.1电压互感器（以下简称压变）和电流互感器（以下简称流变）的正常巡视检查和异
常情况处理见南通市公司颁《变电所运行规程》。
2.4.2压变冷备用状态，其高、低压侧均应在断开位置。无高压闸刀的压变当低压熔丝退
出后，即处于冷备用状态。将压变停用应按照先低压后高压的顺序，投运时顺序与此相反。
2.4.3母线改为冷备用时，其相应的母线压变应改为冷备用，母线改为运行时，其相应的
母线压变改为运行。
2.4.4线路改为冷备用时，其相应的线路压变仍为运行状态，线路改为冷备用时，其相应
的压变应改为运行。
2.4.510kV系统发生接地时，不得操作其压变刀闸，压变带接地允许连续运行的时间一般
不得超过两小时。
2.4.6母线在运行中因故需停运母线压变，应首先考虑压变所带保护及自动装置二次回路
或运行方式的调整，为防止误动可将有关保护及自动装置停用。
2.4.7压变停用或压变二次侧空气开关断开或二次侧熔丝断开恢复不上时，应将相应的方
向零序保护、方向过流保护、低周减载装置停用，对电压闭锁过流保护应加强监视其负荷电流，视当时运行情况决定是否停用。上述保护的停用，紧急情况下除外，一般均应在得调度许可后方可执行。
2.4.8当出现流变开路时，应穿绝缘靴，戴绝缘手套，用短接线将二次侧进行短接。如负
荷电流较大时，应尽可能降低负荷后将其短接。如是保护级开路，应将相应保护停用后再行处理。
2.4.9流变一般不得过载运行，当过载运行时，必须及时向调度及有关领导汇报,及时采取
限负荷措施。
2.5电力电容器
2.5.110kV系统设有两组电力电容器，10kV1号电容器配置了BFM11 3 -200-1W型分散式
电容器，共21只，容量总计4200kVAR，10kV2号电容器配置了BFM11/2 3 -200-1W 型分散式电容器共30只，容量总计6000 kVAR，其设备规范见附录。
2.5.2每班交接须对电容器、电抗器和放电电压互感器进行检查。其检查项目参照公司颁
《变电所运行规程》。
2.5.3在用主变有载调压开关或电容器调节10kV母线电压时，应根据当时系统中无功是
否缺乏，若无功缺少时，应优先利用电容器并尽可能使电容器处于运行。当电容器投入后，系统电压仍达不到要求时，再调节主变有载调压开关；若系统无功不缺乏时,应将电容器切出,调节主变有载调压开关。
2.5.4当10kV母线电压达到上限后，靠主变有载调压开关已不能调低电压，须将电容器
切出。
2.5.5电容器的投切与否，由运行人员根据10kV母线电压情况和系统中无功情况随时调
节。电容器开关或电容器由运行改为冷备用或检修状态须得到调度命令或许可后方可执行。
2.5.610kV母线送电时，应先送各路出线，最后根据10kV母线电压决定是否将电容器投
入；将10kV母线停电时,应先将电容器切出，再停各路出线。
2.5.7电容器不得未经充分放电而合闸。电容器开关拉闸或保护动作掉闸压变放电后至少
须三分钟后方可合闸。
2.5.8发生下列情况时应将电容器切出，并汇报调度及工区领导：
1、10kV母线失电后（一般会自动切出）；
2、电容器三相电流不平衡超过±5%；
3、电容器爆炸；
4、电容器内部有异声；
5、套管破裂或严重放电闪络；
6、接头严重过热。
2.5.9电容器保护动作开关跳闸后一般不得试送，但如果是低电压或过电压保护动作，在
查明不是保护误动且电容器本体无异常情况，根据10kV母线电压曲线要求，得调度或工区领导同意后可试投一次。
2.6
消弧线圈
2.6.1
10kV1号消弧(站用)变配电网智能快速消弧系统及接地故障智能检测成套装置，选用的是广州智光电气有限公司KD-XH 型的成套装置。成套装置中，10kV1号消弧(站用)变中的消弧线圈为广州智光电气有限公司产KD-XH01-315/10.5型可控变压器式消弧线圈，10kV1号消弧(站用)变中的站用变为广州顺特电气有限公司产DKSC-400/80/10.5型的干式变压器，其设备规范见附录。
2.6.2
KD-XH 型消弧系统由接地变压器、高短路阻抗变压器式消弧线圈、控制柜和中性点电压互感器、中性点电流互感器及控制屏（KD-XH 快速消弧系统控制装置、DDS 接地故障智能检测装置）组成，采用过补偿方式，脱谐度为5％。 2.6.3
KD-XH 快速消弧系统控制装置的菜单结构
在运行状态下持续按住[返回]键数秒后，进入主菜单，此后按[▲]、[▼]、[确认]等键可依次显示如下菜单
2.6.4
KD-XH 快速消弧系统控制装置的操作
2.6.4.1 装置人机交流直观，快捷，功能齐全。配有实时跟踪系统电容电流变化、单相选线功能、通信、自检、显示与报警和事故记录与打印等多项功能。
2.6.4.2
装置开机后即进入主菜单，共有4个子菜单。
[系统信息]:测量1号消弧的中性点电压、电流的瞬时值；对1号消弧系统进行自检；本机状态信息的查询； [状态设定]：对时间、补偿状态、是否自动打印、通信地址进行设定；
[数据处理]：对接地信息进行查询、打印和删除；
[运 行]：进入主显示画面，对系统进行测量和监控。
2.6.4.3
在主菜单下，通过按[▲]、[▼]将光标移到[系统信息]子菜单并按[确认]键，即可进入[系统信息]子菜单:
[I 段中性点电压、电流]：对I 号消弧的中性点电压、电流进行测量；
[系统自检]：对I 号消弧系统进行自检，以及对本机的有关信息查询；
2.6.4.4
在主菜单下，通过按[▲]、[▼]将光标移到[状态设定]子菜单并按[确认]键，即可进入[状态设定]子菜单:
[时间设定]：设定系统控制器的时间和延迟跳闸时间； [补偿状态设定]：设定消弧线圈的补偿状态(过补、全补、欠补)和脱谐度； [自动打印 开]:发生单相接地时系统控制器自动打印接地信息
[地址设定]:设定与变电站监控系统通信时本机的地址号 2.6.4.5
在主菜单下，通过按[▲]、[▼]将光标移到[数据处理]子菜单并按[确认]键，即可进入[数据处理]子菜单:
[数据查询]：查询所有的接地信息和打印查询显示的接地信息； [数据打印]：打印报需要的接地信息； [删 除]：删除所有的接地信息。
2.6.5
消弧线圈投入与退出运行的操作，一般情况必须在消弧站用变同时投入运行。 2.6.5.1
投入运行的操作
1. 合上交流电源开关ACKG ；
2. 合上10kV1号消弧线圈1710刀闸；
3.将10kV1号消弧（所用）变171开关改为运行；
4.检查液晶屏显示正常；
5.检查装置无异常信号。
2.6.5.2
退出运行的操作
1. 分开交流电源开关ACKG ；
2. 拉开10kV1号消弧线圈1710刀闸；
2.6.6
消弧线圈正常运行的巡视项目及注意事项 1.运行无杂音；
2.引线连接可靠牢固，接地装置完好。
3.消弧线圈、控制箱运行正常，无异声；
4.屏幕上无异常信息显示及异常信号；
5.检查是否有新的接地记录，并及时进行记录。
6.检查中性点电压是否在合适的范围内（正常范围为30V ～200V ）
7.观察系统即时零序对地电容是否在合理的范围内。
2.6.7信号、异常情况的处理
正常运行状态下，本控制器屏幕布上可看到主画面所显示的内容。当出现异常画面时，可操作菜单，执行系统自检程序，从自检清单得到相应故障信息，并对照下表的含义及处理方法。其中带框字为会闪烁在主画面上的信号，灰底字为干节点输出或遥信信号，其它为自检时的信息。
2.6.8
2.7防雷设备
2.7.1每年三月一日─十月三十一日为雷雨季节，在雷雨季节期间，必须检查所有防雷
设备在良好运行状态。
2.7.2避雷器的正常检查项目：
1、瓷套管应清洁，无破损及闪络痕迹；
2、避雷器顶帽中间及引线应无电晕及放电现象,引线及接地扁铁连接要牢固、无
松动，避雷器的绝缘底座应无裂纹和破损。
3、雷击计数器外壳及装置应完好，避雷器至雷击计数器的引线不应碰地。
4、JSH型雷击计数器的泄漏电流表，指示是否正常,当电流表指示值异常升高时,
应及时记录并汇报。
2.7.3雷雨后的巡视，应检查并记录避雷器雷击计数器动作情况,检查避雷器瓷套外部有
无闪络及放电现象。
3防误操作闭锁装置
3.1防误装置的运行管理规定
3.1.1防误装置投运后不得任意退出运行，如需停运应经总工程师批准；
3.1.2变电站现场设置常用钥匙箱、备用钥匙箱和解锁钥匙箱，应全部放在主控室。解
锁钥匙箱放置独立微机五防的解锁总钥匙、测控装置的解锁钥匙、电气联锁的解
锁钥匙等。
3.1.3防误解锁通用（万能）钥匙由防误专责人负责单独封存管理。加强变电站钥匙
使用管理，检修或其它工作人员需借用钥匙，变电运维班当值人员应按要求认真
履行借用手续，当防误装置及电气设备出现异常或特殊方式需要解锁操作时，严
格执行解锁程序，并填写解锁钥匙使用记录，解锁钥匙使用后应及时封存管理。
3.1.4有权许可解锁操作的人员在变电站现场时，必须跟随操作人员到现场核对解锁设
备后，方可解锁。变电运维班长的许可权限仅限于现场许可。如解锁许可人不
在现场，必须是操作人员在解锁的设备处向许可人通过电话核对解锁设备名称后
方可解锁，解锁过程须全程录音。
3.1.5110kV、10kV配电装置装有电磁锁闭锁、机械闭锁防误操作闭锁装置。如操作中发
现防误装置打不开，应首先检查操作步骤是否正确，如因锁具失灵，则按防误装
置解锁规定，得同意后方可解锁，解锁钥匙必须信封加封保管。电磁锁等防误装
置每季度应检查维护一次。
3.1.6防误装置的定期检查、维护：
1)机械闭锁：检查维护项目有锁栓、弹簧螺丝紧固件；
2)防误装置应列入设备定级范围。
3)防误装置在巡视中发现有缺陷或损坏，值班员应及时汇报。
3.2防误装置的解锁操作管理
3.2.1.1解锁钥匙全部存放在解锁钥匙箱中，解锁钥匙箱应由防误专责人负责封存管理。
3.2.1.2操作时禁止擅自使用解锁钥匙。防误装置及电气设备出现异常或特殊方式需要
解锁操作时，应由防误装置专责人现场核实无误，确认需要解锁操作并签字同
意后，由操作人员报告当值调度员，方可解锁操作，并填写使用记录。
3.2.1.3每次防误解锁只能实现单一项解锁操作。
3.2.1.4当值运维人员实施解锁操作后应立即将解锁钥匙归还批准本次解锁的防误专责
人，该防误专责人负责将解锁钥匙封存。
3.2.1.5运维人员在交接班时应详细交待本值使用解锁钥匙的情况，发现未封存时应立
即向原批准解锁的防误专责人汇报。
3.2.1.6启用解锁钥匙箱内的钥匙必须经“市公司办法的有权解锁人员名单”上的有权
解锁人批准，并做好相应的记录。
3.3防误装置闭锁措施的设置
3.3.1110kV配电装置防误装置所有主刀采取电气闭锁，地刀和临时接地采用电磁锁：
1、110kV各主刀闸与其两侧接地刀闸及临时接地电磁锁之间互相设有电气闭锁；
2、乐汇7111刀闸操作：711开关分开，7117地刀分开和7111刀闸母线侧临时接
地端地线拆除，711开关两侧临时接地端地线拆除；
3、乐汇7113刀闸操作：711开关分开，7114地刀分开和7113刀闸线路侧临时接
地端地线拆除，711开关两侧临时接地端地线拆除；
4、乐汇711开关两侧临时接地电磁锁：7111、7113分开
5、7114地刀和7113刀闸线路侧临时接地电磁锁：7113分开，线路侧带电显示器
无电；
6、7117地刀和7111刀闸母线侧临时接地电磁锁：7111、7701分开；
7、110kV内桥7701刀闸操作：770开关分开，7117地刀分开和7111刀闸母线侧
临时接地端地线拆除，110kV内桥770开关两侧临时接地端地线拆除；
8、110kV内桥7702刀闸操作：770开关分开，7517地刀分开和7511刀闸母线侧
临时接地端地线拆除，110kV内桥770开关两侧临时接地端地线拆除；
9、110kV内桥770开关两侧临时接地电磁锁：7701、7702刀闸分开
10、乐启7511刀闸操作：751开关分开，7517地刀分开和7511刀闸母线侧临时
接地端地线拆除，751开关两侧临时接地端地线拆除；
11、乐启7513刀闸操作：751开关分开，7514地刀分开和7513刀闸线路侧临时
接地端地线拆除，751开关两侧临时接地端地线拆除；
12、乐启751开关两侧临时接地电磁锁：7511、7513分开
13、7514地刀和7513刀闸线路侧临时接地电磁锁：7513分开，线路侧带电显示
器无电；
14、7517地刀和7511刀闸母线侧临时接地电磁锁：7511、7702、7021分开；
15、2号主变7021刀闸操作：751开关分开，7517地刀分开和7511刀闸母线侧
临时接地端地线拆除，770开关分开，7024地刀分开和7021刀闸主变侧临时
接地端地线拆除，以及2号主变10kV侧临时接地端地线拆除；
16、2号主变7024接地刀闸、7021刀闸主变侧临时接地端、2号主变10kV侧临
时接地端操作：7021刀闸分开，2号主变102开关分开；
17、操作方法：
A、7024接地刀闸电磁锁开启
在保证倒闸操作顺序正确的情况下，将操作钥匙插入需操作刀闸的钥匙孔内，向右旋转90度，当看到电磁锁指示灯亮和听到锁内铁芯励磁声后，向右旋转手动
旋钮，锁头即被打开，此时可进行刀闸操作。刀闸操作完毕后，锁头自行插入操
作机构附件槽内重新锁住刀闸操作连杆。若开锁时指示灯不亮，而听到锁内铁芯
励磁声音后，可先行操作。若能操作，则可能是指示灯损坏。若指示灯不亮，锁
内铁芯无励磁声，此时应首先检查倒闸操作顺序是否正确。若顺序正确则应检查
联锁回路接触是否良好、防误电源是否已经投入，不得私自解锁操作。
B、7024解锁方法
当电磁锁因某种原因失灵而打不开时，经请示同意后，可用紧急解锁钥匙打