版权信息 主管单位：国家海洋局 主办单位：中国电源学会;国家海洋技术中心 国际标准刊号：2095-2805 国内统一刊号：12-1420/TM 联系我们
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220千伏黔江变电站实习报告
实习报告摘要
本人为了了解电能生产的全过程及主要变电所电气设备的构成、型号、参数、结构、布置方式，对变电所生产过程有一个完整的概念。熟悉变电所主接线连接方式、运行特点；初步了解电气二次接线、继电保护及自动装置，巩固和加强所学理论知识，为今后在工作岗位打下良好基础。同时学习工人阶级的优秀品质，培养正确的劳动观念，为今后走向基层、服务基层奠定思想基础。
实习报告正文内容
一、实习目的
实习的目的是理论联系实际，增强学生对社会、国情和专业背景的了解；使学生拓宽视野，巩固和运用所学过的理论知识，培养分析问题、解决问题的实际工作能力和创新精神；培养劳动观念，激发学生的敬业、创业精神，增强事业心和责任感；本次实习在学生完成部分专业课程学习后进行，通过本次实习，使学生所学的理论知识得以巩固和扩大，增加学生的专业实际知识；为将来从事专业技术工作打下一定的基础；进一步培养学生运用所学理论知识分析生产实际问题的能力。
二、 实习的主要内容
1、 初步了解220KV黔江变电站接线方式，分析主接线的运行方式及其优缺点。
2、 深刻了解220KV黔江变电站主要设备的型号、性能及参数。
3、 了解220KV黔江变电站电流、电压互感器的配置、作用、型号及接线方式。
4、 了解220KV黔江变电站户内外配电装置及电气设备的布置。本电装置的结构。发电机变电器间及它们与户内外配电装置的连接方式，母线结构。
5、 着重了解220KV黔江变电站操作电源形式、配置。电气设备的控制方式，阅读有关设备的控制、测量、保护、信号图纸。
6、 了解220KV黔江变电站同期点的设置，同期方式以及同期装置。
7、 了解220KV黔江变电站变压器、站用变等测量仪表的配置情况。
8、 着重了解220KV黔江变电站变压器、站用变继电保护的配置情况。
9、 了解220KV黔江变电站过电压保护总体方案（避雷针、避雷器的布置情况。避雷针高度、保护范围、构架型式、避雷器型号），收集典型雷击事故。
10、 着重了解220KV黔江变电站各电压等级线路的继电保护、自动重合闸的配置及运行状况。
11、 了解系统中性点（变压器）的运行方式，消弧线圈的型号、参数、作用、补偿方式如何调节。
12、 了解220KV黔江变电站计算机监控系统的结构及功能。
13、 了解220KV黔江变电站与调度通讯的方式。
三、 实习单位简介
1 概述
220KV黔江变电站，隶属于重庆市电力公司检修分公司，坐落于黔江冯家镇。220KV黔江变电站担负着黔江、酉阳地区的供电任务；联络着酉阳、彭水、石柱电网；是渝东南重要的枢纽站之一。
2 变电站基本情况
220KV黔江变电站共有台2自然油循环风冷有载调压变压器即：1号主变、2号主变；总容量为18万千伏安；全站共有3个电压等级；220kV、110kV、10kV；
四 、变电站现场运行
1 电气主接线：
220kV：采用双母线接线，两组母线经母联212并列运行；共有4条出线，张家坝站来电通过张黔二261、张黔一262上1、2号母线，经黔彭北263、黔彭南264送黔江变电站
110kV：采用双母线接线，两组线经母联112并列运行；有6条出线，水濯西161、水濯东162双回供渝怀电铁濯水牵引站，水湖线163供湖海变电站（为湖海变电站上网线路），水高北164、水高南165双回供渝怀电铁高谷牵引站，水东线166供黔江东门变电站。
10KV：采用单母线分段接线，10kV1段共有3组电容器，容量分别为6000千乏；2段共有3组电容器，5号、6号容量分别为6000千乏。7号容量分别为3000千乏。
2. 220KV黔江变电站主要设备的型号、性能及参数
2.1.2、作用及其组成部份
2.1.2.1、主变压器的作用：担负着降低电压，进行电力的经济输送、分配作用，是电力系统中最重要的电气设备之一。
2.1.2.2、主变压器的组成部分：主变压器由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管出线装置、冷却装置和保护装置等部分组成。
2.2 220KV断路器
2.2.1断路器的作用：高压断路器是电力系统的最重要的工作和保护设备，它对维持电力系统的安全、经济和可靠运行起着非常重要的作用。在负荷投入或转移时，它应该准确地开、合。在设备出现故障或母线、输配电线路出现故障时，它能自动地将故障切除，保证非故障点的安全连续运行。断路器的组成部分：由操作机构和断路器本体两部分组成。（本站220KV断路器绝缘介质为SF6，操作机构为弹簧操作机构）
2.2.2 220KV和110kv断路器的型号均是西安开关厂生产的LW25-252和LW25-126
2.3 隔离开关
2.3.1隔离开关的作用是在有电压无负荷电流情况下，分、合电路，达到安全隔离的目的。其主要用途：分
断隔离、倒换母线、开合空载电路、自动快速隔离。
2.3.2隔离开关的型号是重庆新汇源高压开关有限公司生产的GW22-252W/1600和GW4A-126W
2.4 电流互感器
2.4.1电流互感器的型号：是牡丹江第一互感器厂生产的LB7-220W2和湖南电力电瓷电器厂生产的LCWB6-110W2
2.4.2电流互感器正常运行操作注意事项
2.4.2.1、电流互感器的负荷电流：对独立式电流互感器，应不超过其额定值的110%；对套管式电流互感器，应不超过其额定值的120%（宜不超过110%）
2.4.2.2、在运行中，电流互感器的二次侧不得开路。
2.5 站用电
2.5.1． 安装XGN2-12Z-07 (1#)、(2#)站用变各1台,分别装于10KV 1、2段母线。
2.5.2．380V系统为单母线分段, 1段接于1号站用变压器, 2段接于2号站用变压器.
2.5.3 正常运行方式380V系统1、2段母线经分段开关联络运行,1号站用变供电，2号站用变备用.
2.5.4．站用变压器配备有过流、过压保护.
2.5.5．过流保护电流取至高压侧CT。
2.5.6．380V系统馈线回路均由空气开关及保险进行保护.
2.5.7．站用变压器控制屏上仪表电流取至站用变压器低压侧CT.计度为低压记度方式
3 直流系统
3.1. 220kv黔江变电站直流系统图
1路交流空开 1路交流空开
2路交流空开
2路交流空开
充电输出空开
1号蓄电池组空开 2号蓄电池组空开
1号蓄电池组 2号蓄电池组
直流并列空开
2号直流负荷总空开
1号直流负荷总空开
馈线空开 馈线空开
直流并列空开 馈线空开 馈线空开
3.2 蓄电池
3.2.1、本站有两组蓄电池为密封免维护铅酸蓄电池,型号为UPS3002V,每组各104个. 容量：300Ah， 单个电池规格2V
3．2.2、 蓄电池运行管理
本站蓄电池一般情况采用全浮充运行方式, 浮充运行是蓄电池的最佳运行条件,运行时蓄电池一直处于满荷电状态.在此条件下运行电池将有最长寿命. 浮充运行时的充电电压应随环镜变化作适应调整,温度越高,电压应越小.一般情况下(25°C), 蓄电池的浮充电压应控制在2.21V/只。
3.2.3、 维护与注意事项:
3.2.3.1、 密封电池浮充运行若有三只以上低于2.17V/只,须以平均2.35—2.40V/只的电压进行充电(限电流小于0.1 C10A)直至浮充电压恢复到大于2.17V/只.
3.2.3.2、 蓄电池使用一定时间后,应进行放电试验以判断蓄电池在线容量.每三年以实际负荷作一次核对性放电试验,放出额定容量的20%--30%,使用四年后每年做一次容量试验.
3.2.3.3、 电池投入运行后,每1—3个月测量浮充电压一次,并做好以下记录：（1）每个单体电池的浮充电压、
（2）电池组总电压、（3）环境温度、（4）测量日期、（5）充放电情况记录
3.3. 充电装置
3.3.1、 主要配置有微机控制高频开关电源直流屏，高频开关整流模块HD20020-2（控制模块2台、充电模块2台）、监控系统监控器PCC2003（1台）；调压装置硅降压二极管（1套）、绝缘监察装置WZJ-5B（1台）；
3.3.2、 参数设置：均充电压设定值为254V；浮充电压设定为243V；主充限流设定值为27A；交流电压报警上限为243V、下限为197V；电池活化负载为30A；合闸母线电压报警上限为260V、下限为194V；交流停电浮充转主充计时时间为600S；控制母线电压报警上限为243V、下限为197V；浮充限流设定值为15A；浮充传主充时间为2160S；均充转浮充时间为36000S电池温度报警上限为35℃；电池检测时刻为12小时；
3.3.3、 当装置欠压时,即电压低于设定电压,装置要报警。当装置过压时,即电压高于设定电压,装置要报警。
3.4. 微机直流系统绝缘监察装置的运行:
3.4.1、 巡视检察时应注意其“装置正常”应点亮，运行温度应在25℃左右。使用微机直流系统绝缘检察装置背板上的10（CM+）、11(CM-)段选开关来选择运行方式，10、11端子短路时，表示并联运行方式，窗口显示“直流母线并联运行”，这时监测的是单母线或两段并联母线。10、11端子断开时，表示分段运行方式，窗口显示“母线分段运行：1（或2）段”。
3.4.2、微机绝缘监察装置对被测直流母线进行监测时，窗口显示参数：直流电压、正绝缘电阻、负绝缘电阻的测量值（循环测量值）。
3.4.3、 当直流系统发生故障时，该装置发出报警信号，故障消失后报警信号自动消失。 14.2.2.5、发生直流接地故障时，查找接地故障点，可使用该装置的支路巡检功能来完成。
3,5、 220kv黔江变电站采用的免维护铅酸蓄电池应每月测量浮充电压一次，并做好记录（每个单电池浮充电压，蓄电池系统端电压，环境温度等）。每班中应检察蓄电池组接线是否有松动现象和腐蚀污染现象。在运行中如发现：电压异常；蓄电池的壳、盖有裂纹或变型；电池液泄漏；温度异常等情况应立即向上级汇报。
4 继电保护及自动装置
4.1 主变保护
1)差动保护
2)瓦斯保护(主变重／轻瓦斯和有载调压开关瓦斯)
3)复合电压闭锁过流保护
4)110KV零序电流、电压保护
5)过负荷保护
6)温度过高信号
4.2 2200KV线路保护
220kv线路保护配置:光纤差动、高频保护、三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、单相重合闸、失灵保护、零序保护等。
4.3 110KV线路保护
110KV线路保护配置:光纤差动、三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、单相重合闸、失灵保护、零序保护、不对称故障相继动作、低周低压保护等。
4.4 10KV线路保护
10KV保护配置:电容器配置有过电流、过电压、不平衡电压、欠压保护功能。站用变配置有过电流、过电压、零序过流保护功能
4.5 电容器保护
10KV #1、#2、#3电容器回路均采用了微机保护装置。型号为LFP-963A型电容器保护装置；10KV #5、#6、#7电容器回路均采用了微机保护装置。型号为RCS-9631AⅡ型电容器保护装置
4.6 自动化装置
4.6.1、远动RTU：本站为IES-R70P分布式远动装置，生产厂家为山东鲁能积成电子有限公司。本装置共包括七面屏：远动主机屏一面，遥测屏两面，遥信屏两面，遥测遥信屏两面，实现了对全站遥信、遥测量的采集，并将采集的远动信息送当地后台、地调及市调。
4.6.2、远动主机屏：R70电源箱：系统RTU的电源模块，负责进行交直流电源的切换和电压的变换。MODEN机箱：信息远传单元，用于调制、解调远动信号。CC200通讯控制器：RTU主机，用于处理遥信、遥测信息，并将信号远专到地、市调。
R704电度单元：电表电度信息的采集单元，目前暂未使用。IES—T10： RTU同步时钟，负责RTU对时。
4.6.3、遥测屏：R7019交直流采集单元：遥测信息采集单元，负责进行电流、电压量的采集，P、Q、Cos等的计算。
4.6.4、遥信屏： R703/708遥信单元：遥信采集单元，负责进行开关（刀闸）位置、保护状态的采集。
4.7 一次设备的运行管理原则
4.7.1市调管辖的设备：220kV张黔二#261、张黔一#262、黔彭北#263、黔彭南#264、母联#212、220KV母线及主变及中、低压侧开关（包括所属设备）
4.7.2、地调管辖的设备:110kV水濯西#161、水濯东#162、水湖#163、水高北#164、水高南#165、水东#166、母联#112、旁路#115及110kV母线、配电装置及所属设备、10kV #1电容器#981、#2电容器#982、#3电容器#983、#5电容器#985、#6电容器#986、#7电容器#987、#1站用变#961、#2站用变#962。上述设备的操作均应听从地调、市调调度员的命令执行。站用变（备用站用变）及附属设备、直流系统为站自管设备。
5 电气设备倒闸操作
5.1 一般规定
5.1.1 倒闸操作必须根据值班调度员或值班负责人的命令，复诵无误后按操作票执行（事故处理除外）。操作任务完成后应及时汇报发令人。在变电站设备上的工作，无需进行倒闸操作者，亦应根据工作内容和调度管辖范围，向值班调度员汇报，并得到许可方可进行。
5.1.2 倒闸操作前必须明确操作任务和目的、停电范围、停电时间及安全措施等。
5.1.3 倒闸操作前应考虑到：
1) 是否会造成带负荷拉合刀闸或带地线合闸。
2) 是否会造成设备过负荷。
3) 继电保护、自动装置的整定与压板投退是否正确，是否需要切换。
4) 被操作设备（包括二次回路）能否满足操作要求。
5) 主变分接头位置是否合理，无功补偿装置投退情况，应防止操作过程中引起过电压。
6) 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，防止设备超稳定极限或过负荷、过电压运行。
7) 对线路或设备送电前，确认所有接地线已全部拆除，工作人员已全部撤离现场，工作票已全部收回等。
8) 操作中发生钥匙打不开五防锁时，应立即停止操作，应再次核对开关名称、编号及位置，钥匙是否对号。当确认操作无误而为五防锁失灵时应汇报调度员或值班负责人，确定解锁方案。严禁未经检查随意解除闭锁装置。
5.1.4倒闸操作必须至少有两人进行，其中一人操作，一人监护。有条件的应设第二监护人。倒闸操作必须严格执行监护复诵制，以确保操作安全。
5.1.5操作中每执行一项，应严格执行“四对照”，即对照设备名称、编号、位置和拉合方向。每到被操作设备前，监护人和操作人要先核对设备名称、编号、位置和拉合方向与操作票所列顺序、内容是否相符，确认符合后方可执行。
5.1.6操作必须按操作票的顺序依次进行，不得跳项、漏项，不得擅自更改操作票，在特殊情况下（如系统运行方式改变等）需要跳项操作或不需要的操作项目，必须有值班调度员命令或值班长的批准，确认无误操作的可能，方可进行操作。不需要的操作的项目，要在操作票备注栏注明原因，在操作中严禁穿插口头命令的操作项目。
5.1.7在操作中，若发生事故，应停止操作，先处理事故。待事故处理完毕或告一段落后，经值班调度员和班长许可，方可继续操作。
5.1.8在操作过程中，如对某一操作项目发生疑问，应立即停止操作，直到弄清后方可继续操作。严禁在操作中随意更改操作步骤。
5.1.9重要或复杂的操作，站长或技术员应到现场监督，并与监护人共同对操作的正确性负责，及时纠正操作人员的不正确行为，增强操作的严肃性。
5.1.10倒闸操作的步骤
（1）接受命令：由值班负责人接受值班调度员的命令，经复诵无误后，把命令记录在操作命令记录本上。如果受令人认为值班调度员下达的命令不正确时，应立即向值班调度员提出意见，如果发令人仍坚持原命令，受令人必须迅速执行。如果执行命令将威胁人身、设备或系统安全时，受令人应拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告调度所和公司分管生产的领导、本部门领导。
（2）对图填票：操作人根据操作命令核对模拟图板或变电站主结线图填写操作票，有条件时尽量采用微机开票，但操作人应首先对操作票进行校核签名。
（3）审核批准：操作票应经监护人和值班负责人分别审核并确认无误后签名批准，将操作票交还操作人。
（4）模拟操作：正式操作前由监护人按操作票的项目顺序唱票，由操作人翻正模拟图板，核对其操作票的正确性。
（5）唱票复诵及逐项勾票：操作人和监护人携带操作票和安全工具进入操作现场，监护人在操作设备前持票高声唱票，操作人核对复诵并接到监护人“执行”的口令后，方可操作。监护人在操作开始时，应记录操作时间，每项操作完后，即在操作票该项前做“√”记号。
（6）检查设备：操作人在监护人的监护下，检查操作结果，包括表计指示及各种信号指示灯是否正常。
（7）汇报完成：操作票上的全部项目依次操作完毕后，应记下完毕时间，并向值班调度员报告执行完毕，在操作票上盖上“已执行”印章。
5.1.11倒闸操作票的填写
1) 变电站设备及输电线路（开关、线路、主变、母线、PT等）的状态共四种：运行状态、热备用状态、冷备用状态（试验状态）、检修状态。设备各种状态的具体规定见附录（二）。
2) 操作票的填写项目：应拉合的断路器(开关)和隔离开关(刀闸)，检查断路器(开关)和隔离开关(刀闸)的位置，检查接地线是否拆除，检查负荷分配，装拆接地线，安装和拆除控制回路或电压互感器回路的熔断器(保险)，切换保护回路和检验是否确电压等。自动装置的投退及投退方式开关（如远方就地切换开关）的切换；二次回路空气开关和控制回路电源开关（熔丝）的投入或解除；保护装置的投入或解除；电流互感器二次端子的切换。还应按照省局《发电厂、变电所电气部分执行“两票”的补充规定》第2.3条内容要求填写。
5.1.12下列操作可不用操作票但必须执行监护复诵制，并记录在记录本内：
1) 断合开关的单一操作；
2) 事故处理；
3) 拆除全站仅有的一组接地线或断开仅有的一组接地刀闸。
5.2断路器(开关)操作
5.2.1断路器操作的一般要求如下：
1) 断路器经检修恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所设置的措施（如接地线等）是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常；
2) 长期停运的断路器在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作2-3次，无异常后方能按操作票拟定的方式操作；
3) 操作前应检查控制回路、 辅助回路、控制电源 （气源） 或液压回路均正常、 储能机构已储能， 即具备运行操作条件；
4) 操作中应同时监视有关电压、电流、 功率等表计的指示及红绿灯的变化， 操作把手不宜返回太快。
5.2.2正常运行的断路器操作时注意检查下列项目：
1) 油断路器油位、 油色是否正常；
2) SF6断路器气体压力在规定的范围内。
5.2.3操作断路器时操动机构应满足：
1) 电磁机构在合闸操作过程中，合闸线圈端子电压、 合闸接触器线圈电压均在合格范围；
2) 操动机构箱门关好， 栅栏门关好并上锁，脱扣部件均在复归位置；
3) 弹簧机构合闸操作后应自动再次储能。
5.2.4运行中断路器几种异常操作的规定：
1) 电磁机构严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电进行合闸操作；
2) 无自由脱扣的机构严禁就地操作；
3) 以硅整流作合闸电源的电磁操动机构，如合闸电源不符合部颁 《关于变电所操作能源的暂行规定》 的要求， 不允许就地操作；(合闸操作时，蓄电池应投入运行)
4) SF6气体 如因SF6压力异常导致断路器分、 合闸闭锁时， 不准擅自解除闭锁进行操作。
5.2.5断路器故障状态下的操作规定：
1) 断路器运行中， 由于某种原因造成油断路器严重缺油，空气和SF6断路器气体压力异常（如突然降至零等），严禁对断路器进行停、 送电操作， 应立即断开故障断路器的控制电源， 及时采取措施，断开上一级断路器， 将故障断路器退出运行；
2) 断路器的实际短路开断容量接近于运行地点的短路容量时，在短路故障开断后禁止强送， 并应停用自动重合闸；
5.2.6其它相关说明
1) 开关允许断合负荷电流、各种设备的充电电流以及额定遮断容量内的故障电流。
2) 开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入。
3) 开关操作前后，必须检查有关仪表、显示器上开关显示及指示灯的指示是否正常。
4) 没有保护动作信号而跳闸的开关，在未查明原因前禁止投入运行。
5) 开关具有“远方/就地”操作切换开关的，应根据需要，置于不同的位置，且开关操作后应将KK操作把手与开关实际位置对应。
6) 110KV及35KV少油开关，在一般情况下，禁止手动合闸。
5.3刀闸操作
5.3.1允许用刀闸进行的操作：
1)拉合无故障的电压互感器及避雷器；
2)拉合母线及直接连接在母线上的电容电流；
3)拉合无接地故障变压器的中性点接地刀闸；
4)用三连刀闸拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空送线路；
5.3.2 操作刀闸前，应检查该单元开关确已断开（若该单元开关的控制回路有“远方/就地”选择开关应切换在“就地”位置）；开关确已断开判断依据为控制屏绿色指示灯亮，电流表、功率表指示为零和开关机构机械位置指示分闸。
5.3.3电动操作机构的刀闸，在该刀闸操作完毕后，还应断开其操作机构操作电源。
附：110KV隔离开关CJ5型电动操作机构说明：
1）可进行刀闸的分合闸，控制按扭分别有合闸、分闸、停止（切断合分闸电源），电动操作前应取下手柄，以免发生意外，主闸门与接地闸刀之间设计形成机械闭锁与电气闭锁。（注：操作完毕后，电动隔离刀闸的控制电源及其电动机的操作电源应断开）
2）CJ5电动机操作机构系三相交流380V异步电动机驱动，以齿轮及蜗轮的操作，输出轴为垂直安装，用以操作500KV及以下高压隔离开关和接地开关，可进行远距离和近距离控制，并配有手柄，可现场手动操作。
3）合闸：按下合闸按钮，中间继电器控制电源接通，常开接点闭合，接通三相电源，电动机启动，经齿轮和蜗轮减速后，带动与输出轴相连的隔离开关实现合闸。当接近合闸终点时，装于输出轴上的弹片使微动开关动作而切断电源，继电器常开接点复位，电动机电源被切断，装于蜗杆下的缓冲定位装置使隔离开关准确合闸。
4）分闸：按下分闸按钮，其后的动作程序与合闸相同，但输出轴向相反的方向旋转，从面准确地使隔离开关准确分闸。
5）若在操作中发现异常情况，应按下停止按钮，停止操作，进行处理。
5.4主变压器操作
5.4.1变压器在连接组别、相位相同，电压比、短路电压值相等的条件下允许并列。
5.4.2变压器送电时应先送电源侧开关，停电时应先拉负荷侧开关。变压器倒换操作时，应先检查并入的变压器已带上负荷后，方可进行停役变压器的操作。
5.4.3主变中性点的操作
1) 110kV变压器的停送电操作均应在该变压器中性点接地时进行，以防止操作过电压。
2) 为防止操作中线路跳闸造成变压器中性点不接地运行，以及防止操作中中性点接地数少于保护要求，因此主变中性点的倒闸操作应按先合后断的原则进行，并缩短操作时间。
3) 两主变轮换运行时，可使两110KV侧中性点接地刀闸都处于接地状态。
4) 为保证电网零序网络运行方式基本保持稳定，使零序保护范围比较稳定，两主变并列运行时，只能有一台主变110KV侧中性点处于接地状态。（注特殊运行方式：当桥路断路器断开时，两台主变分别供电的运行方式下，两台主变110KV侧中性点都应接地，但应提前向地调申请）
5.4.4有载调压切换开关，可带负荷变换分接头。操作完后，应记录母线电压变化并检查有载调压操作机构内机械档位指示是否到位，是否与盘表指示相符。
5.4.5严禁变压器无主保护运行。
1） 运行中的变压器滤油、加油以及打开各种阀门放气、放油、清理呼吸孔时，重瓦斯保护应投信号。
2） 变压器充电时，重瓦斯及差动保护应投跳闸。
5.5互感器操作
5.5.1电压互感器操作应按下列顺序进行：投入时，应先合上高压侧刀闸，再合上二次侧空气开关或插上二次熔丝，停用时顺序与此相反。每次操作后应检查母线电压表指示是否正常。
5.5.2因工作需要带电将电流互感器二次侧短接或二次侧电流端子切换时，操作者应戴绝缘手套，站在绝缘垫上。在短接时，应先接好接地线，然后逐相短接。若是二次侧电流端子切换时，应先将电流端子逐相短接后再进行切换，切换后再逐相解除短接。在操作过程中要严防电流回路开路，且在操作前应将有关保护退出。
5.5.3 母线PT并列的操作：因运行方式变化或一台PT检修时，要求PT二次侧并列，必须先查相关母联开关及其两侧刀闸或(或旁路联络刀闸)确在合闸位置，然后才将PT切换开关切至投入位置，再查二次电压显示正常，查确认电压切换信号光字牌已发出信号，才可对检修PT操作。恢复分列时，应先投入检修完毕的PT，再分列。
5.6线路操作
5.6.1线路停电应先断开关、再断负荷侧刀闸、后断开母线侧刀闸。送电时顺序以此相反。
5.6.2 线路停电转检修时，必须在线路两侧开关、刀闸、旁路刀闸、PT刀闸（或PT二次侧开关）完全断开后方可挂地线或合接地刀闸。送电时则应在线路两侧接地线或接地刀闸完全拆除或断开后，方可进行刀闸、开关的操作。并按照《电业安全工作规程》第五章规定执行。
5.7母线操作
5.7.1 新投入或经过检修的母线、旁路母线送电时应选择保护能尽快切除故障的开关试送电，优先选择带充电保护的母联或旁母开关。只有经充电证实母线无故障后，方能由刀闸操作带电。
5.8 继电保护及自动装置
5.8.1值班人员应按照值班调度员的命令，通过操作保护压板、各种电源开关、熔丝、转换开关、空气开关、按钮及CT二次回路的切换片来改变继电保护装置的投停方式。运行人员禁止改动保护屏内整定用的旋钮、键盘、开关。
5.8.2正常情况下，继电保护和自动装置投入运行或退出运行的操作，应根据调度命令执行，不得擅自进行操作。在投运前应作周密检查：考虑该回路是否有人工作，工作票是否已经结束、收回；二次回路拆开的线头均已恢复或处理；保护装置完好；保护定值符合下达要求。
5.8.3保护功能的投入或停用，其方法是投入或断开专为此目的而装设的压板。操作压板时，应看清“用途标签”确认无误后再动手，防止投错、停错或虚接。操作时应防止压板因距离较近而互相碰连。
5.8.4在投入保护出口压板前，应使用高内阻电压表测量其两端无电压方可投入。所用电压表应符合国家计量要求。
5.9 站用变压器
5.9.1站用电投入时，应先插上电源侧高压熔丝，再合上电源侧刀闸，后合低压侧负荷开关（刀闸），停用时次序相反。
5.9.2用双投刀闸操作互为备用的两台变压器低压侧电源时，应迅速、一步到位，切换后应检查三相电压电流是否正常、事故切换是否正常。并应及时恢复硅整流屏的运行（切换站变可能引起整流装置失压跳闸）。
5.10 电容器
5.10.1电容器的操作，应特别注意下列几点：
1) 电容器的开关断开电源后，应经3-5分钟放电才能合闸送电；
2) 合闸前应检查继电保护、熔断器是否完好；
3) 当母线电压超出允许电压限额时不得合闸。
5.10.2 电容器拉闸后，虽然电容器已经自动放电，但仍应每只电容器单独多次放电，并在电容器母线上挂好接地线后，才能接触电容器。
5.10.3电容器合闸后，应即检查电容器的电流和电压是否正常。
5.10.4 电容器的投切应记录在电容器投切记录簿内。
5.11 装拆接地线
5.11.1装接地线应先接接地端，后接导体端，装设接地线前必须在停电设备上验明确无电压，然后迅即挂上接地线。挂接地线时，应戴绝缘手套。在设备上挂接地线应先接靠近人身的一相，然后再接其他两相。拆除接地线时顺序相反。
5.12 高压熔断器
5.12.1高压熔断器通常安装在隔离刀闸负荷侧，采用绝缘杆单相操作高压熔断器的操作和操作隔离刀闸一样，不允许带负荷断合。
为防止发生事故，水平和三角形排列的高压熔断器操作顺序为；先中间，后两边；有风时，先中间，再下风，后上风。在断开第一相熔断器时要根据弧光情况慎重判断操作是否有误，然后再决定是操作还是停止操作。
五 事故处理预案
1、事故处理的原则
1.1、保人身、保电网、保设备是事故处理的基本原则
1.2、发生事故后，值班员应根据调度命令进行处理。若通讯中断，则按通讯中断事故处理办法进行处理。
1.3、处理事故时，值班员应认真执行安全、调度、运行等规程、文件的有关规定。
2、通讯中断
发生事故，且有下列情况之一者，称为“通讯中断”：
2.1、本站主控室全部电话不通（拔号后无回音或杂音太大而无法通话）；
2.2、拔号后对方占线，连续5分钟无法接通；
2.3、电话虽已接通，但调度因处理更大事故无力顾及本站而将电话挂断。
2.4、通讯中断后，尽可能采取措施，减少通讯中断时间，保持与调度联系。
3、发生事故时值班员一般应采取的步骤：
3.1、恢复音响信号
3.2、记录事故发生时间
3.3、对主控室的开关动作和保护信号进行初步判断
3.4、向调度和上级有关部门进行初步的事故汇报
3.5、检查保护动作、开关跳闸情况
3.6、检查站内一次、二次设备损坏情况
3.7、向调度进行详细报告
3.8、对于站内损坏设备根据缺陷管理制度执行
3.9、根据调度命令处理事故
3.10、作好记录
3.11、提取故障录波资料，搜集事故设备参数，填报事故报表
4、全站典型运行方式下事故处理方案
此方案为典型事故处理方案，供在通讯中断时处理事故参考，以及运行人员通过学习本预案，提高在调度命令下处理事故时的熟练程度。
4.1、我站的一次设备典型运行方式：
4.1.1、一次设备运行方式
4.1.1．1、220kV由张黔二261、张黔一262来电分别供220KV1#、2#母线，黔彭北263、1#主变201上1#母线运行，黔彭南264、2#主变202上2#母线运行，母联212运行，1#、2#母线PT运行，2#主变中性点接地刀闸2029、1029在合位，1#主变中性点不接地。
4.1.1.2、110kV由1#主变101、2#主变102来电分别上110KV1#、2#母线，水濯西161、水湖163、水高南165上1#母线运行，水濯东162、水高北164、水东166上2#母线运行，母联112运行，1#、2#母线PT运行。
4.1.1.3、10kV由1#主变901、2#主变902来电分别上1段、2段母线。1#电容器981、2#电容器982、3#电容器983备用在1段母线，1#站变961、1#母线PT上1段运行。5#电容器985、6#电容器986、7#电容器987备用在2段母线，2#站变962、2#母线PT上2段运行。分段920备用。
4.1.2、220KV出线故障本路保护动作出口，开关机构拒动（以264为例）
4.1.2.1、事故现象：262、212、202开关跳闸， 264保护动作并出口。
4.1.2.2、判断： 220KV2#母线失灵保护动作，264本路保护动作并出口，但264开关未跳，所以判断为264线路故障，264开关机构回路故障。
4.1.2.3、处理：
4.1.2.3.1、将262、212、202开关复位。
4.1.2.3.2、检查220KV 2#母线确无电压，拉开2646、2642刀闸，将264回路进行隔离
4.1.2.3.3、检查220KV 2#母线及母线设备正常。
4.1.2.3.4、合上1#主变中性点接地刀闸、合上212开关对220KV 2#母充电正常（充电时投入212的充电保护；充电正常后退出充电保护，将220KV母差保护调整为正常运行方式）。
4.1.2.3.5、合上202开关。
4.1.2.3.6、检同期合上262开关、拉开1#主变中性点接地刀闸。
4.1.3 110KV母差动作切除2#母线上设备（以2#母线故障为例）
4.1.3.1、现象：110KV母差保护动作；162、164、166、112、102开关跳闸，110KV 2#母线失压。
4.1.3.2、判断：一种情况为110KV2#母线故障，包括母线、各回路CT靠母线侧所有设备、引线、支柱瓷瓶、母线PT、避雷器等母差保护范围内的设备故障；另一种情况为母差保护误动作。
4.1.3.3、处理（注意：如果失去中性点，应先切换中性点）
4.1.3.3.1、将跳闸的162、164、166、112、102开关复位。
4.1.3.3.2、对母差保护范围内的设备进行仔细认真的检查看是否有故障点存在；对母差保护装置进行检查看是否装置故障导致误动作。
4.1.3.3.3. 经检查发现有故障点，调整110KV母差为单母线（1＃母线）运行方式，则将2#母线负荷倒至1#母线运行（若是某回路母线侧设备故障则将该回路隔离例如为164母线刀闸烧毁）， 检查162、102、166开关在分位：拉开1622刀闸 →合上1621刀闸→拉开1022刀闸 →合上1021刀闸→拉开1662刀闸 →合上1661刀闸→合上162开关→合上102开关→合上166开关→检查164、112开关在分位→ 拉开1646、1642、1121、1122刀闸，启用110KV旁路115代164开关在110KV1#母线运行。 [注：如是故障不在各回路“人”字刀闸CT之间，则所有回路均可倒至1#母线]
4.1.3.3.4若检查2#母线上所有设备无任何异常可判断为2#母线母差保护误动作。退出110KV母线差动保护，恢复110KV2#母线的运行。
4.1.4、主变冷却器全停事故预案
4.1.4.1、现象：中央信号屏、主变保护屏非电量保护发“冷却器故障”信号。
4.1.4.2、处理：
4.1.4.2.1、检查2#主变负荷、温度情况。（如是#2主变可以手动起动风扇，如能起动说明308V电压过高或过低，可以不管它）
4.1.4.2.2、记录信号，时间，汇报调度，检查2#主变冷却器全停跳闸压板退出。并监视好主变温度、负荷变化情况。
4.1.4.2.3、检查380V配电室冷却器工作电源空开是否断开。
4.1.4.2.4、检查380V配电室冷却器工作电源电缆接头是否被烧断。
4.1.4.2.5、检查跳闸主变冷空箱电源电缆是否烧坏。
4.1.4.2.6、检查跳闸主变冷空箱各组运行冷却器的空开是否均已跳开。
4.1.4.2.7、检查各组冷却器热偶是否跳开或烧坏。
4.1.4.2.8、采取将380V配电室空开复位等措施。确保380V电源送至主变冷空箱
4.1.4.2.9、将冷空箱内跳闸空开复位。
4.1.4.2.10、将各组冷却器热偶复位。
注：不得将有明显烧伤痕迹的冷却器组的空开和电源开关倒至合位。
4.1.4.2.11、将冷空箱内冷却器组的电源开关由停用位置倒至手动位置。
4.1.4.2.12、在启用冷却器过程中若遇冷却器空开跳闸，不得再试送。
4.1.4.2.13、将冷却器组的停用、工作、备用、辅助数量分配适当。
4.1.4.2.14、检查主变运行正常。
4.1.4.2.15、汇报调度、所部，做好记录。
注：.以上操作须按调度命令执行；
.在检查冷空箱是否有电源来电时应使用电压表或万用表，不得使用试电笔。以防感应电造成误判断。
.各组冷却器组的电源箱应仔细检查，并不得将有明显短路的冷却器组再次投入。
.冷却器全停故障往往是一个复合型故障，应将电源至冷却器设备回路检查完全，不得匆忙合上电源对设备送电，造成对电缆等设备的更大伤害。
4.1.5 本站全站失电事故处理方案
4.1.5.1、因某种情况下造成全站失电后,当值运行人员应根据电流,电压,有功无功表计指示,主变压器有无声响,照明以及控制屏各光字牌掉牌情况,正确判断是否全站失电.
4.1.5.2、当准确判断为全站失电后,拉开各级出线开关,各级母联和分段开关,立即向有关调度汇报,在无法与调度取得联系时,则按本站通讯中断事故处理有关规定进行事故处理.
4.1.5.3、在拉开各级出线开关, 各级母联和分段开关后，当张彭一262、张彭三266任一开关来电后，合上261开关对220KV1号母线充电，合上262开关对220KV2号母线充电充电正常后。合上彭黔北263、彭黔南264开关、检同期合母联212,立即对2号主变进行充电(注:因此时2#主变220KV及110KV侧中性点为直接接地方式,可减少操作不耽误对外送电).当对2#主变充电正常后,可用2#主变总路902对10KV2号母线充电,启用2#站用变保证全站站用电投入运行.再立即用2#主变110KV侧总路102开关110KV2号母线充电,再用母联112对110千伏1母进行充电,在充电正常后,合上110KV各出线开关对外送电.在对1号主变进行充电(注:因此时应合1#主变220KV及110KV侧中性点接地刀闸)充电正常后，调整中性点的运行方式。
备注: 任何电压等级的失电,必须在无法与调度取得联系时,则按通讯中断事故处理原则进行事故处理,如与调度通讯正常,则按调度命令执行.
六 实习体会
通过本次学习充分认识到变电所安全运行的重要性，如何在运行中贯彻实施“安全第一、预防为主”的方针，保证在电力生产活动中的人身安全，保证电网安全稳定运行的重要性和供电的可靠性，它对社会经济发展、安定及人们生活起着不可代替的作用。深刻地认识到在我们日常生活应该如何利用电能，节约电能，让它成为我们生活的主题。
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