倒闸操作.docx

1、倒闸操作倒 闸 操 作一、 什么是倒闸操作因为电力系统运行方式的需要，将电气设备（含二次设备）从一种状态转变到另一种状态的操作叫倒闸操作。二、 倒闸操作的基本原则1、 操作是电网运行方式必须进行的。依据设备状态变化需要，电网安全、经济运行需要，规程规定的需要，设备安全需要，事故处理需要等等；2、 以人为本，安全第一，对操作人有人身危险的，以保人身为主，如，遮断容量不够，严禁就地操作；拉旁路电流时代路开关跳闸；接地前验电；用刀闸充母线前的开关充电等等；3、 操作中不得造成事故4、 尽量不影响或减少影响对用户的供电5、 尽量不影响或少影响系统的正常运行6、 在下列情况时，尽量避免进行倒闸操作1)

2、交接班时2) 系统接线不正常时3) 系统高峰负荷时4) 雷、雨、大风恶劣天气时5) 系统发生事故时6) 有特殊供电要求时7) 保护和自动装置不能满足要求时7、 二次设备服从一次设备需要。充电时的保护定值调整，保护的加用，停用；8、 尽量减少操作范围和操作项目。不必要的操作不操作，如，设备停电范围的扩大；开关停电后保护的停用；9、 局部服从电网的需要。如，联络线操作；负荷倒换；10、 在保证安全和符合规定的前提下，优化操作项目的顺序，达到科学合理，符合人们操作常规。如，机构电源和控制保险的操作；倒母线时按单一单元或按母线进行刀闸的倒换（高层，半高层）；11、 操作结果满足设备检修工作需要。工作票

3、的提前送达，工作票安全措施的提前预知。如，阻波器工作；母线上的重复接地；保护上工作对其他设备的影响，需停电的联跳压板等；12、 意外发生时对人身和设备电网影响最小。如，拉刀闸顺序；投退与一次的配合；设备充电一般应由有保护的一侧进行，并且由对电网运行影响较小的一侧进行；13、 合理取舍；三、 那些项目应填入操作票中1、 应拉合的设备（断路器（开关）、隔离刀闸（刀闸、接地刀闸）；2、 拉合设备（断路器（开关）、隔离刀闸（刀闸、接地刀闸）后，设备位置的检查；3、 验电并挂接地线，拆除接地线和拆除后的检查；4、 设备检修合闸送电前，检查送电范围内接地刀闸全部拉开，接地线已全部拆除；5、 进行停送电操作

4、时，在拉、合隔离开关（刀闸），手车式开关拉出、推入前，核对断路器（开关）确在分闸位置；6、 安装或拆除（合上或断开）控制回路，电压回路，机构电源回路（含电动操作隔离开关机构电源），合闸回路的熔断器（空气开关）；7、 切换保护回路，自动化装置及检查确认有无电压，保护及电压切换后，相应保护装置屏面确认检查等；8、 进行倒负荷或解、并列操作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况，如，主变倒前防止过负荷；PT送电后检查二次电压正常等）9、 与操作项目有关的元件位置或状态核查。如，倒母线检查母联在合位；热备用转到运行检查刀闸在推上位置；热备用转检修检查开关在断开位置；10、 不需要使用操作票的操作1) 事

5、故处理2) 拉、合开关的单一操作3) 拉开或拆除全站（厂）唯一的一组接地刀闸或接地线4) 继电保护、安全自动装置的压板投退和定值区域跳闸5) 有载调压变压器的档位调整6) 拉、合变压器中性点刀闸的单一操作7) 发动机组开、停的程序操作上述操作应做好记录，必要时应打印相关原始报告。四、 操作前的准备工作1、 明确操作任务和停电范围，并做好分工2、 拟定操作顺序，确定接地线部位、组数及应设遮拦、标示牌，明确工作现场临时带电部位，并订出相应措施3、 考虑保护和自动装置相应变化及应断开的交、直流电源和防止电压互感器、所用变压器二次反高压的措施；4、 分析操作过程中可能出现的问题和应采取的措施；5、 与

6、调度联系后写出操作票草稿，由全体人员讨论通过，站长或值班长审核批准；6、 设备检修的送电操作，必须收回送电范围的全部工作票，检修设备合格，允许送电的情况。操作前应认真检查设备状况及一、二次设备的分合位置与工作前相符，以及检修范围有无检修人员遗留的个人保安线和临时接地线；7、 检查接地线登记薄和清理未装接地线组数，是否与现场地线情况相符；8、 准备好操作用具及安全工器具，并进行检查，大型操作可将接地线预放到预挂设地点；9、 检查防误闭锁电脑钥匙确已充好电，微机防误装置画面接线与实际相符。10、 倒闸操作前，必须了解系统运行方式，继电保护及自动装置等方面情况，并考虑电源、负荷的合理分布及系统运行方

7、式。五、 倒闸操作的基本步骤分为两个阶段十个步骤。两个阶段即为：准备阶段、执行阶段。准备阶段，五个步骤：1、 接受任务，通常称为受票；2、 审查任务（审命令票）；3、 填写倒闸操作票；4、 审查倒闸操作票5、 向调度汇报，并做好操作前的准备工作执行阶段，五个步骤：1、 接受命令（通称受令）2、 模拟操作3、 现场执行操作1) 说明操作项目及内容2) 核对设备名称、编号和 位置3) 发布操作指令4) 操作人复诵正确5) 审核正确后，监护人发执行命令6) 执行操作7) 检查操作结果、质量8) 打“”4、 复查，盖章5、 向发令人汇报操作完毕六、 操作要领1、 KK操作操作前无任何异常信号，分、合闸

8、时应在预分、合位置停留13秒，然后进行分、合闸，合闸力不宜过大，在分、合位停留0.51秒，防止断开过早，造成分、合闸脉冲不能保持。操作中要监视表计，有强烈冲击时，马上断开，操作后要进行现场检查。2、 刀闸手动操作（含地刀）手动操作刀闸过程采用慢快稳。开始慢是调整操作位置，中间快是能量爆发，最后稳是避免到位时冲击过大，损坏刀闸。地刀在开始时发现有较大放电声音应立即停止，再次验电。3、 电动刀闸操作按下分（合）按钮后，及时观察刀闸的动作情况，发现电流声响大，有机械卡涩时，应马上按停止按钮，查明原因，再进行操作，操作前要作好急停准备。4、 控制保险操作1) 保险型号要符合2) 先装一端再装另一端3)

9、 接触时要迅速，不得出现连续通、断的情况4) 操作后检查接触良好，应消失的光字牌确已消失，回路工作正常5、 二次压板操作1) 加用前应检查压板两端无电压2) 操作中要防压板脱落，误碰其它压板或接地，接入和断开要干脆利落，紧固3) 操作后检查装置正常4) 不得手持金属物件（手表，手环要取下），防止误碰其他压板6、 保护及自动装置投退操作停用装置：先退出口压板，再停装置电源加用装置：先加电源，检查装置工作正常后，再加用压板7、 验电与接地线的操作验电：先检查验电器电压等级是否相符，绝缘表明无损伤，试验完好，然后在有电设备检验验电器完好，再在挂接地线或地刀处三相分别验电。无法进行直接验电的设备可采用

10、间接验电的方式，即检查隔离开关的机械位置知识，电气指示，仪表和带电显示装置指示的变化，且至少应有两个及以上指示已同时发生变化。带电显示器指示应事先检查完好，防止因灯泡损坏造成误判断。七、 操作项目内容的顺序1、 检查开关的位置操作刀闸之前一项解列前操作后合上后2、 拉、推隔离开关的顺序基本原则是：单元停电开关、负荷侧刀闸、母线侧刀闸具体应视运行方式而定，原则：保护能启动快速切除故障，停电影响小，检修停电范围小。3、 电压互感器的一、二次停、送先高压，后低压4、 电磁式电压互感器的母线停送电防止母联开关分、合带电压互感器的空母线。先停电压互感器，在停母联开关。电容式电压互感器不存在此问题，可用母

11、联分段同时断母线及PT5、 控制保险停电，最后一项送电，最开始一项，并检查二次设备的正常与否6、 电磁机构的合闸保险停电，在断开开关后，拉刀闸之前送电，推上刀闸之后7、 机构电源、保险或开关在推地刀、挂接地线之后，取控制保险之前8、 接地线一般在开关刀闸均操作完毕后9、 相关设备停、送电时开关与刀闸的配合停电，先将停电设备的开关全部断开，然后再逐一检查开关位置，拉刀闸。送电，先将送电设备的刀闸全部推上，再逐一送开关，防止带负荷拉推刀闸。10、 代路操作中，旁路刀闸的操作解路操作中，先操作旁路开关的旁路刀闸，可以减少被代开关旁母刀闸拉开时的空母电容电流。11、 倒母线操作可采用按单元逐一倒换方式

12、和按母线逐一倒换两种方式，具体视情况而定。12、 变压器中性点地刀操作大电流接地系统的主变投、退操作前中性点地刀必须推上。投入根据系统运行方式决定是否拉开。中性点间隙保护需进行相应配合，推上前，停用间隙；拉开后，加用间隙（要根据间隙CT所装位置决定）。八、 保护配合1、 220KV开关停、送电停电，先停远切压板，后停重合闸，失灵送电，交换高频信号正常后高频保护方可加用2、 送电前保护的加用对设备动电时，其送电开关保护应加用3、 中性点间隙保护与中性点地刀4、 主变停电时，停用其联跳压板5、 代主变差动CT切换应在旁路充电后，推被代开关旁路刀闸之后，原因：1) 在旁路刀闸推上后，如再合上旁路开关

13、，则中、低压侧出线穿越性故障，差动保护可能出现差流而动作2) 在旁路刀闸推上后，如再合上旁路开关，相当于两个并联支路向主变供电，由于各支路中元件接触电阻影响，出现严重分流不平衡，造成差流6、 代线路1) 高频通道交换2) 保护定值选择正确3) 重合闸最后加用，高频保护停、加用应向调度汇报7、 倒母线1) 停用母联开关控制电源2) 考虑母差保护选择性九、 操作中发生异常的处理1、 断路器拒合、拒分，包括合一、二相先断、合一次控制电源开关（保险），防止合闸、分闸线圈烧毁，到现场检查有无异常后，确认送电范围无故障，无保护动作信号，无电流冲击，可试合、分一次。不成功时，将拒分的开关采用机械分闸进行分闸

14、。拒合开关不得在进行合闸，向调度汇报后，可在拉开刀闸后进行试合，判定操作回路或机械部分是否存在故障。2、 装保险（或合空气开关）时熔断（跳闸）可再装（合）一次，再次熔断（跳闸）后，不得再装（合），应查明回路故障，并排除后再进行操作。注意严禁增大保险容量进行试装。3、 刀闸切换辅助接点不到位引起相应切换回路不正常一般在刀闸操作后，立即发现，应检查辅助开关是否确已切换，可手动辅助切换（或是动切换开关），临时处理，处理不了，或临时处理正常均汇报上级部门，马上处理和计划安排处理。4、 电动刀闸操作，电机不动作首先看接触器是否动作，没动作，检查电源开关（本机构和中电源）是否合上，采用电气闭锁的要检查电气

15、闭锁回路是否沟通，是否走错间隔。禁止用手按接触器的方式分、合。然后检查接触器是否有卡涩现象，如不能处理，在系统需要时，可手动方式进行操作。5、 刀闸分合不到位重新分、合，再不能到位，汇报上级，由检修人员处理，特别紧急情况在上级许可下，可用绝缘杆进行临时处理。6、 误断、合开关禁止将联络线开关再合上或断开。必须马上汇报调度，听候调度处理，馈线开关应马上合上或断开。然后向调度和上级汇报。7、 误拉、合刀闸1) 已误拉、合上的刀闸严禁再合上或拉开2) 误拉刀闸在刚出线负载性弧光时，应马上推上3) 误推刀闸在出线弧光时应迅速推上，消除弧光一十、 新设备送电新设备送电操作与正常设备送电操作不同在于：新设

16、备的初充电操作，送电设备的一次和二次回路的核相操作，新送电设备带负荷测量保护极性接线和方向性的检查操作，操作中需及时对新送电设备的电流、电压回路正确性检查以及对新设备的带电调试工作（如有载调压调档试验）1、 新设备的充电操作1) 新设备的充电操作必须由有保护的断路器进行，禁止用刀闸直接向新设备进行充电，主变充电五次，线路及其它变电设备充电三次2) 充电断路器的保护应由足够的灵敏性和快速性，电气量定值缩小和时间定值缩短3) 为保证切除故障的可靠性，必要时用两台开关串联充电2、 新设备投运时必须核相（核对相位）核相的目的：检查新投设备的相位应满足各种正常运行方式 的需要，防止发生合环，并列运行时出

17、现相间短路，对所供负载相位正确提供保证1) 线路核相（架空、电位）2) 变压器三侧核相3) 母线核相，电压互感器的核相4) 站用系统核相，核相位和检查负荷相序3、 核相方法1) 用高压核相仪直接核相2) 用母线电压互感器二次间接核相（1） 在核相PT二次进行自核相（2） 在核相PT二次进行互核相（3） 进行合环用电压表采用电压测量法4、 二次回路带负荷测试检查1) 电流、电压回路检查所有保护及自动装置、测量仪表、计量仪表、电流回路、电流检查、电流值是否与一次相对应。电压二次回路各部位电压是否正常，特别是开口三角处。2) 保护极性检查（1） 方向性保护极性检查线路保护：距离、方向零序、方向过流、

18、相差高频波形（2） 差动式保护极性检查电压与电流相位、差流；母差保护电流和差流，注意带负荷前，保护应退出。（3） 方向性测量，计量表计，方向性相位3) 注意事项（1） 电网的功率方向应由调度提供（2） 未经带负荷测试正确的保护在送电时，其方向退出（3） 测极性时，将被测保护出口压板停用（4） 未经差流测试正确的差动保护在带负荷前应退出5、 有载调压装置带电压和带负荷调压试验一十一、 新设备送电方案1、 充电时的注意事项1) 对电网安全影响最小2) 对用户停电影响最小3) 有那些需进行核相的设备，选择合适的核相点和核相方式4) 有那些需进行带负荷测试的保护装置，有带负荷测试保护极性的足够负荷0.

19、5A5) 有那些需进行充电的新设备，严禁用刀闸对新设备充电6) 新设备保护未经测试前可能误动或推动，有相应的措施7) 对相应设备的检验应在充电时一次完成8) 新设备充电一般分段、分级进行2、 基本步骤1) 将系统运行方式进行调整到送电的方式2) 得到运行单位报完工及可送电的准确汇报3) 作好充电准备工作，包括安全措施拆除，充电时保护定值调整等4) 逐级进行一次设备的充电及核相操作5) 进行保护带负荷测试工作及变压器调档试验6) 恢复保护定值7) 调整系统运行方式为正常方式110KV丙变电站投产送电方案条件：丙变电站为新站，1线路和2线路原为一条线路，开后进丙变。一、 充电前系统运行方式1、 甲

20、变电站110KV所有元件倒至110KV母运行，1线路甲21开关接母冷备用，母联23开关热备用；2、 乙变乙25开关冷备用。二、 运行单位汇报丙站设备验收合格，具备送电条件，且充电操作准备工作完毕，1线路、2线路工作以完毕，接地线已拆除。三、 110KV线路及丙站110KV母线充电核相操作1、 丙变所有设备接地线已拆除，地刀已拉开，所有开关及刀闸均在断开位置，所有设备保护自动装置定值通知单已执行并加用，其中丙04开关Z、Z、I02、I03时位改为0.5秒，零序方向已短接，重合闸已停用，1、2主变110KV、35KV、10KV复压过流时位改为0.5秒，零序过流时位改为0.5秒，释压器保护投跳闸，间

21、隙保护停用；2、 甲变甲23开关充电保护SHJ瞬动接点短接加用，甲21开关Z、I0保护加用，其中Z、Z、I02、I03时位改为0.5秒，重合闸停用；乙变乙25开关保护加用，Z、Z、I02、I03时位改为0.5秒；3、 对1线路及丙变110KV、段母线设备充电1) 合上04开关及两侧刀闸，合上05、051，合上011、021、互01、互02、031、0322) 合上甲212、216、21、231、2323) 用充电按钮合上23开关，充电3次，第一次10分钟（并检查互01、互02二次电压回路正常），其余3分钟4) 在互01、互02PT二次侧核对相位正确，并合环一次4、 对2线路充电及110KV核相

22、1) 断开甲21，推丙056，合甲21，分05，三次后断052) 断甲21，断丙031，合甲213) 合乙251、256、254) 在丙站互01、互02二次核相正确5、 对丙04、05开关保护带负荷测极性1) 停用甲23开关充电保护，并解除SHJ瞬动接点短接2) 断丙05，推丙0323) 合05（甲、乙站110KV合环）4) 分别停用丙04 距离、零序保护，带负荷测试丙04开关保护极性正确后，恢复原定值加用，重合闸停用（其中计量表计，04、05各电流回路检查）5) 分别停用丙05距离、零序保护，带负荷测试丙05开关保护极性正确后，恢复原定值加用，重合闸停用（其中计量表计，04、05各电流回路检

23、查）6、 断开04开关7、 恢复220KV甲变110KV母线正常运行方式四、 丙变电站主变及35KV、10KV设备充电及核相1、 丙站1主变及10KV、母充电及自核相1) 推上019、313、513，推上013，1主变档位置1档2) 用01开关向1主变充电4次后跳开，其中第一次10分钟，其余5分钟，间隔5分钟（3分钟）3) 合上511、互05、541、551、561、531、532、611、621、互06、631、5214) 合01，合51，对10KV母充电三次（并检查互05二次电压回路正常）5) 合53，对10KV母充电二次（并检查互06二次电压回路正常）6) 在10KV互05、互06PT二

24、次核相正确后，合环一次7) 在10KV1、2站用变低压侧核相正确并合环一次，并检查站用负荷相序正确2、 对35KV、母母线充电及自核相1) 合上311、321、341、351、互03、331、332、361、371、互042) 合上31，对35KV母充电三次（并检查互03二次电压回路正常）3) 合上33，对35KV母充电二次（并检查互04二次电压回路正常）4) 在35KV互03、互04PT二次核相正确，并合环一次3、 2主变充电及互核相1) 断开53，拉开532，断开33，拉开3322) 拉开019，加用间隙保护3) 推上029，推023、323、523，2主变档位位置1档4) 用02开关向2

25、主变充电五次，其中第一次10分钟，其余5分钟，间隔5分钟（3分钟）5) 合32，在35KV互03、互04二次核相正确后，推332，合33，合环一次后断开6) 合52，在10KV互05、互06二次核相正确后，推532、合53，合环一次后断开4、 1、2主变有载调压带电调档试验1) 对1主变进行空载调压一个循环，试验注意高压侧电压不得高于对应档位电压5，调压一个循环后，将档位放置与高压侧电压对应的档位；2) 对2主变进行空载调压一个循环，试验注意高压侧电压不得高于对应档位电压5，调压一个循环后，将档位放置与高压侧电压对应的档位；五、 丙变电站35KV、10KV I段各馈线送电带负荷测量1主变保护1、 将各馈线过流保护时位改至0.5秒2、 停用1主变差动保护3、 将35KV段母线线路送电，并测量1主变差动保护极性正确，110KV、35KV侧电流回路正常，线路送电正常后，过流保护时位恢复正常4、 将10KV段母线线路送电，并测量1主变差动保护极性正确后加用，10KV侧电流回路正常，线路送电正常后，过流保护时位恢复正常5、 带负荷对1主变进行调压一个循环，试验注意高压侧电压不得高于对应档位电压5，调压一个循环后，将档位放置与高压侧电压对应的档位；六、 带负荷测量2主变保护七、 恢复所有保护定值按正常加用八、 按系统正常方式运行