江苏省电力公司智能变电站运行管理规范(试行)

第一篇：江苏省电力公司智能变电站运行管理规范(试行)

江苏省电力公司智能变电站运行管理规范（试行）总则.1 2 引用标准.1 3 术语.2 4 管理职责.3 4.1 省电力公司职责.4 4.2 供电公司职责.4 5 运行管理.4 5.1 巡视管理.4 5.2 定期切换、试验制度.6 5.3 红外测温制度.6 5.4 缺陷管理制度.6 5.5 倒闸操作管理.7 5.6 异常及事故处理.10 5.7 验收管理.11 6 设备管理.11 6.1 智能组件.11 6.2 站端自动化系统.12 6.3 在线监测设备管理.13 6.4 辅助设备.14 7 技术管理.15 7.1 文件资料管理.15 7.2 设备命名及台帐建立规范.16

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（试 行）江苏省电力公司 2010年12月

目 录 总则

1.1 为规范智能电网设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。

1.2 本规范规定了智能变电站设备的管理职责、运行维护、倒闸操作、缺陷及异常、资料管理和相关技术文件管理，智能变电站常规设备的管理仍按照江苏省电力公司《变电运行管理规范》执行。

1.3 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。2 引用标准

2.1 Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》

2.2 Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》 2.3 Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》及编制说明 2.4 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 2.5 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 2.6 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 2.7 Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 2.8 Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 2.9 Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 2.10 Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 2.11 Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 2.12 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 2.13 国家电网生[2006]512号《变电站运行管理规范》

2.14 国家电网生[2008]1256号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 2.15 苏电生〔2010〕962号《变电运行管理规范》

2.16 苏电生〔2010〕2097号《变电站电气设备倒闸操作规范》 3 术语 3.1 智能变电站

采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。3.2 智能终端

一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.3 智能组件

由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.4 电子式互感器 一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.5 合并单元

用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。3.6 设备在线监测

通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.7 交换机

一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。3.8 IED能力描述文件（ICD文件）

由装置厂商提供给系统集成厂商。该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。

3.9 IED实例配置文件（CID 文件）

每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED相关配置生成。3.10 全站系统配置文件；SCD 文件

应全站唯一。该文件描述所有 IED 的实例配置和通信参数、IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。3.11 系统规格文件（SSD 文件）

应全站唯一。该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。4 管理职责

4.1 省电力公司职责

4.1.1 生产技术部负责组织制定智能设备及在线监测系统的技术标准和管理标准，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能设备运行分析并提出技术防范措施。

4.1.2 电力调度通信中心负责制定智能二次设备的技术标准和管理标准，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施。

4.1.3 安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。

4.2 供电公司职责

4.2.1 生产技术部负责细化落实上级单位关于智能设备及在线监测系统的技术标准和管理标准，负责管辖范围内的智能变电站运行维护管理，组织编制智能变电站现场运行规程，组织开展智能设备运行分析并提出技术防范措施。4.2.2 电力调度中心负责细化落实上级单位智能二次设备的技术标准和管理标准，负责监视智能设备的运行工况，组织开展智能二次设备运行分析并提出技术防范措施。

4.2.3 安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。

4.2.4 变电运行中心负责贯彻执行上级单位颁发的智能设备运行标准和规范，负责编制智能变电站现场运行规程，负责智能变电站的日常操作、巡视和缺陷管理，定期开展智能化设备运行分析。

4.2.5 变电检修中心负责贯彻执行上级有关单位、部门颁发的智能设备检修标准和规范，负责编制智能化设备检修策略，负责智能化变电站设备的检修、维护和缺陷处理。5 运行管理

5.1 巡视管理

5.1.1 变电站巡视管理应按照相关巡视检查制度执行。

5.1.2 智能设备的正常巡视由运行单位负责，按照一般设备巡视周期开展相应巡视工作。5.1.3 智能设备的专业巡检由检修维护单位负责，巡检内容按智能变电站检修管理规范要求执行。5.1.4 电子互感器的巡视项目

5.1.4.1 设备标识齐全、明确、正确；

5.1.4.2 基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形； 5.1.4.3 内部无异声、无异味；

5.1.4.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象； 5.1.4.5 均压环固定良好，无倾斜；

5.1.4.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形； 5.1.4.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.5 智能组件的巡视项目

5.1.5.1 检查后台机保护功能压板、出口压板、装置压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，与保护装置显示相符，无异常报文；

5.1.5.2 检查智能终端、合并单元、保护装置、网络交换机、自动装置等各种指示灯、通讯状态正常； 5.1.5.3 检查室外智能终端箱密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常；

5.1.5.4 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好； 5.1.5.5 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口未使光纤外皮受损；

5.1.5.6 检查各交直流空气开关位置正确，装置的回路压板投退状态与运行状态和调度要求相一致； 5.1.5.7 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.6 在线监测设备的巡视项目

5.1.6.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固； 5.1.6.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂； 5.1.6.3 检查油气管路接口应无渗漏； 5.1.6.4 检查就地显示面板应显示正常； 5.1.6.5 检查数据通讯情况应正常； 5.1.6.6 检查主站计算机运行应正常。

5.2 定期切换、试验制度

5.2.1 变电站常规定期切换、试验工作应按照相关制度执行。

5.2.2 装设避雷器在线监测系统的变电站，可不再抄录避雷器动作次数及泄漏电流，应每月进行历史数据比较和现场实际数值核对。

5.2.3 蓄电池具有自动采集装置，可不再测量蓄电池电压，应每季进行历史数据比较和现场实际数值核对。

5.3 红外测温制度

5.3.1 变电站红外测温工作应按照相关红外测温制度执行。5.3.2 智能组件及现场端子箱应纳入红外普测范围。

5.4 缺陷管理制度

5.4.1 变电站缺陷管理应按照相关缺陷管理制度执行。5.4.2 智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。5.4.3 智能设备的危急缺陷 5.4.3.1 电子互感器故障； 5.4.3.2 合并单元故障；

5.4.3.3 GOOSE断链，可能造成保护不正确动作的； 5.4.3.4 保护开入异常变位，可能造成保护不正确动作的； 5.4.3.5 保护装置故障或异常退出； 5.4.3.6 GOOSE交换机故障；

5.4.3.7 光功率发生变化导致装置闭锁； 5.4.3.8 保护装置接收合并单元数据异常； 5.4.3.9 智能终端故障；

5.4.3.10 其它直接威胁安全运行的情况。5.4.4 智能设备的严重缺陷

5.4.4.1 GOOSE断链，对保护功能没有影响的； 5.4.4.2 接线端子锈蚀严重；

5.4.4.3 装设智能组件的户外端子箱温控装置故障； 5.4.4.4 测控装置接收合并单元数据异常； 5.4.4.5 装置液晶显示屏异常；

5.4.4.6 其它有可能威胁安全运行的情况。5.5 倒闸操作管理

5.5.1 变电站倒闸操作应按照相关倒闸操作管理制度执行。

5.5.2 智能变电站应具备适应不同主接线、不同运行方式下顺控操作功能。一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。5.5.3 顺控操作

5.5.3.1 顺控操作的基本条件

1、符合倒闸操作的基本要求。

2、监控系统中有合格的顺控票。

3、现场规程、典型操作票有专门的顺控操作要求和内容。

4、监控系统设有设备顺控操作监控分图，顺控监控分图中有设备状态切换关系图、汇控柜、测控装置的远近控方式，联闭锁方式，保护软硬压板对应方式等信息。5.5.3.2 顺控操作的基本要求

1、顺控操作的基本步骤 ① 进入待操作设备的顺控操作界面； ② 检查待操作设备确在初始状态；

③ 将待操作设备从初始状态改为目标状态； ④ 检查待操作设备确在目标状态。

2、顺控操作执行时，监控后台应以规范的操作票模式显示顺控票，逐步显示每一步操作进程，并与站端方式保持一致。

3、顺控操作结束后，现场运行人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次操作。5.5.3.3 顺控票管理

1、系统顺控操作票应根据设备的接线情况，按照典型操作任务的操作步骤，形成固化的操作票存储在系统中，采用两层显示模式：

① 第一层（底层）：操作票与相应间隔设备绑定，票内编号名称均为绑定无法修改。

② 第二层（显示层）：显示层操作票与底层操作票为可以修改（需密码）对应关系，票内编号名称可以修改（需密码）。

2、固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次，由二次专业人员导出，运行人员审核。5.5.3.4 顺控操作中断处理原则

1、若设备状态未发生改变，须在排除中断顺控操作的原因后继续顺控操作；

2、若设备状态未发生改变，由于监控中心与站端通信故障引起操作中断，无法立即排除时，调控班须转交运行操作班现场继续顺控操作；若系其他原因中断顺控操作，在短期内无法排除的，须改为常规操作；

3、若设备状态已发生改变，应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行”章，并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断原因，同时应根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票，操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。5.5.4 智能装置操作 5.5.4.1 压板操作

1、运行人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；

2、正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运行人员不得改变压板状态；

3、正常运行的智能组件严禁投入“置检修”压板，运行人员不得操作该压板；

4、设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板；

5、设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查间隔中各智能组件的“置检修”压板已取下。5.5.4.2 定值操作

1、运行人员定值区切换操作在监控后台进行。操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确；

2、检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。

5.6 异常及事故处理

5.6.1 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。

5.6.2 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。

5.6.3 对于双套配置的保护及智能终端装置，在一套装置故障影响保护正确动作时，应退出故障设备。5.6.4 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，现场运行人员应按设备所属调度关系上报值班调度员，申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。

5.6.5 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。5.6.6 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。5.6.7 交换机故障

5.6.7.1 应根据GOOSE网络图、MMS网络图等分析故障交换机可能造成的网络影响；

5.6.7.2 间隔交换机故障，影响本间隔GOOSE链路，应视为失去本间隔保护，等同于智能终端故障处理； 5.6.7.3 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。

5.7 验收管理

5.7.1 变电站验收管理应按照相关设备验收管理制度执行。

5.7.2 新建、修试后的智能设备，应在设备投运前组织资料验收、外观验收、功能验收，验收中发现问题应及时处理。对于暂时无法处理的一般缺陷，急需投运时，必须经设备主管部门批准后方能投运，要求限期整改。

5.7.3 新建、修试后的在线监测设备，应在设备投运前组织资料验收和外观验收。对于不能在主设备停电时完成的功能验收，在主设备运行、验收条件满足后，立即完成。

5.7.4 新建及改扩建工程施工完成后，工程施工人员应按文件管理的要求备份全站配置SCD文件，各智能电子设备的CID文件、ICD文件，GOOSE联系表，网络参数表等，记录所有设备版本号和CRC码等，并以光盘介质（一式两份）进行备份，在验收时提交运行和维护等专业人员做备份管理。6 设备管理

6.1 智能组件

6.1.1 智能组件适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、降雨（雪）、振动等恶劣运行环境。

6.1.2 智能终端、合并单元、保护装置、测控装置、网络交换机、自动装置等智能组件应备份各种参数设置，防止由于设置信息丢失而造成的设备异常。

6.1.3 光纤应有明确、唯一的名称，需注明两端设备、端口名称，光纤敷设时预留的备用光纤芯和备用法兰头应加装保护套。

6.1.4 室外智能终端箱应具备温度控制装置，箱内温度应保持在5-50℃之间、湿度应小于75%。

6.1.5 光纤接头应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），光纤应无打折、破损现象。6.1.6 压板管理

6.1.6.1 所有保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修”硬压板应根据现场工作需要进行投退，监控后台应具备监视该压板状态的功能；

6.1.6.2 监控后台应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）； 6.1.6.3 监控后台应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）和保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）；

6.1.6.4 监控界面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在后台机操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。

6.2 站端自动化系统

6.2.1 站端自动化系统运行的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。

6.2.2 用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。6.2.3 用户对密码必须严格保密，防止泄露。

6.2.4 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。

6.2.5 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的USB接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。

6.2.6 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。

6.2.7 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。

6.2.8 智能装置异常信号设置原则

6.2.8.1 智能装置的所有异常报文应归并为装置闭锁、装置告警、通信异常三种报警信号发至监控系统； 6.2.8.2 装置闭锁是指装置发生严重故障，装置已闭锁，应立即汇报调度将装置停用；

6.2.8.3 装置告警是指装置发生异常现象，未闭锁装置，可以继续运行。运行人员需立即查明原因，并汇报相关调度；

6.2.8.4 通信异常是指装置与相关设备联系中断，应立即查明原因，并汇报相关调度申请停用装置。

6.3 在线监测设备管理

6.3.1 在线监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。

6.3.2 在线监测报警值由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。

6.3.3 在线监测数据异常信号告警后，运行人员应进行现场检查： 6.3.3.1 核对报警值的设置是否变化；

6.3.3.2 检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； 6.3.3.3 查看是否有异常天气影响；

6.3.3.4 核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； 6.3.3.5 检查监测装置及系统是否异常； 6.3.3.6 比较分析在线监测数据变化的趋势。

6.3.4 在线监测系统报警后，监视人员应通知运行及检修人员对主设备进行检查、诊断和处理，若经检查是由于系统误报警的，经公司生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经生产技术部门同意不得随意退出运行。

6.4 辅助设备

6.4.1 按照变电运行管理规范要求开展常规辅助设备管理。6.4.2 安保设备管理

6.4.2.1 变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网等组成，系统具备设备运行状况、视频信息、入侵警报等信息的数字传输功能；

6.4.2.2 应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。6.4.3 消防设备管理

6.4.3.1 变电站应设置全站消防报警系统，系统应具备设备运行状况、火灾警报等信息的数字传输功能，并与烟感、红外感应等智能感应设备构成智能消防系统；

6.4.3.2 应定期检查智能消防系统和附属智能消防感应设备的运行状况和数据传输情况。6.4.4 防汛设施管理

6.4.4.1 变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施，防汛设施应具备设备工况、水位异常警报等信息的远方监测及控制功能；

6.4.4.2 应定期检查防汛设备的运行状况和数据传输情况。6.4.5 空调设备管理

6.4.5.1 变电站内空调应具备环境温度、设定温度、运行状况等信息的远方监测及控制功能； 6.4.5.2 应定期检查空调设备的运行状况和数据传输情况。6.4.6 其他设备管理

6.4.6.1 GIS室或SF6充气柜室装设SF6泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、设备运行状况等信息的数字传输功能；

6.4.6.2 对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。7 技术管理

7.1 文件资料管理

7.1.1 智能变电站文件资料管理应包括如下文件：

7.1.1.1 各装置技术使用说明书、调试大纲、实验报告、图纸资料等； 7.1.1.2 全站SCD配置文件；

7.1.1.3 各智能电子设备的CID、ICD文件；

7.1.1.4 全站的GOOSE网络图、网络参数表，包括交换机配置文件、VLAN设置情况等； 7.1.1.5 智能电子设备的配置文件和配置软件。

7.1.2 设备维护部门应按专业技术管理范围，对上述文件存档备案管理。

7.1.3 全站SCD配置文件必须通过专用工具修改。全站SCD配置文件有变更时，必须事先告知各相关专业部门，各专业部门许可后方可更改。维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程。

7.2 设备命名及台帐建立规范

7.2.1 一次设备

7.2.1.1 电流互感器（OCT）

1、台帐建立原则：电流互感器在其所对应的断路器、主变单元中按组建立组设备台帐，分相设备按台建立从设备台帐；

2、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+组别号（A或B组+1或2号）+流变+（从设备相别：A、B、C相），举例：“220kV石利2535断路器A组1号流变”，“220kV石利2535断路器B组2号流变C相”。

7.2.1.2 电压互感器（EVT）

1、台帐建立原则：电压互感器在其所对应的断路器、主变或母线单元中按组建立组设备台帐，分相设备按台建立从设备台帐；

2、命名规范：设备单元线路名称编号（写明电压等级）+组别号（A或B组）+压变+（从设备相别：A、B、C相），举例：“220kV石利2535线路A组压变”，“220kV正母线B组压变C相”，“2号主变220kV侧A组压变”。7.2.2 二次设备

7.2.2.1 合并单元（MU）

1、设备类型：继电保护-合并单元；

2、台帐建立原则：电流、电压光信号合并单元在其所对应的断路器、主变、母线单元中按台建立台帐；

3、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+合并单元类型（OCT、EVT）+合并单元+组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535断路器OCT合并单元A组”，“1号主变220kV侧EVT合并单元A组”，“220kV母线EVT合并单元B组”。7.2.2.2 智能终端

1、设备类型：继电保护-智能终端；

2、台帐建立原则：断路器智能终端在其所对应的断路器、主变单元中按台建立台帐；

3、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+智能终端+组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535断路器智能终端A组”，“1号主变本体智能终端B组”。7.2.2.3 保护测控装置

1、设备类型：自动化设备-测控保护装置；

2、台帐建立原则：保护测控一体化装置在其所对应的断路器、主变单元中按台建立台帐。

3、命名规范：设备单元名称编号+保护测控装置+组别号（A或B组），举例：“1号主变保护测控装置A组”，“220kV石利2535线路保护测控装置B组”，“220kV母联2510断路器保护测控装置A组”。7.2.2.4 交换机

1、台帐建立原则：单独建立交换机间隔单元，单元中各回路交换机设备按台建立台帐；

2、命名规范：交换机对应回路设备+交换机+网络组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535线路过程层交换机A组”，“1号主变过程层交换机B组”，“220kV过程层中心交换机B组”。7.2.2.5 屏柜

1、台帐建立原则：线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜按柜面建立台帐，纳入屏柜单元；

2、命名规范：线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号），举例：“1号主变保护测控屏A”，“1号主变本体智能终端柜”，“石利2535线路保护测控屏B”。7.2.3 在线监测设备

7.2.3.1 智能电子设备（IED）

1、台帐建立原则：在线监测智能电子设备（IED）根据其监视的一次设备分类按套建立台帐，纳入在线监测单元；

2、命名规范：监测的一次设备类型+在线监测对象（如断路器状态、SF6状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测+编号（第几套，唯一套则省略）+IED，举例：“220kV断路器状态在线监测第1套IED”，“1号主变油色谱在线监测IED”，“220kV组合电器SF6状态在线监测第5套IED”，“110kV出线避雷器状态在线监测第10套IED”。7.2.3.2 在线监测监控后台主机

1、台帐建立原则：在线监测监控后台主机按套建立台帐，纳入在线监测单元；

2、命名规范：编号（第几套，唯一套则省略）+在线监测监控后台主机，举例：“在线监测监控后台主机”，“第一套在线监测监控后台主机”。

第二篇：《智能变电站运行管理规范》(最新版)

《智能变电站运行管理规范》（最新版）

为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。目录 1 总则 2 引用标准 3 术语 4 管理职责

4.1 管理部门职责 4.2 运检单位职责 5 运行管理 5.1 巡视管理

5.2 定期切换、试验制度 5.3 倒闸操作管理 5.4 防误管理

5.5 异常及事故处理 6 设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7 智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8 资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9 培训管理 9.1 管理要求

9.2 培训内容及要求 1 总则

1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。

1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。

1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。

1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。

1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。引用标准

Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》

Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW394 《330kV～750kV 智能变电站设计规范》

Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》 及编制说明 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》 及编制说明 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》 及编制说明 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》 及编制说明 Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》 及编制说明 Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》 及编制说明 Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》 及编制说明 Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》 及编制说明 Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》 及编制说明 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》 Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》

Q/GDW640 《110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW6411 《220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》

Q/GDW642 《330kV 及以上 330～750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》

国家电网安监[2006]904 号 《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》 国家电网生[2008]1261 号 《无人值守变电站管理规范（试行）》 国家电网科[2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》

国家电网安监[2009]664 号 国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》 国家电网生[2006]512 号《变电站运行管理规范》

国家电网生[2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 3 术语

3.1 智能变电站

采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

3.2 智能电子设备

包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。3.3 智能组件

由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。

可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.4 智能终端

一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.5 电子式互感器 一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.6 合并单元

用以对来自互感器二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成部分，也可以是一个分立单元。3.7 设备在线监测

通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.8 交换机

一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。

3.9 IED 能力描述文件（ICD 文件）

由装置厂商提供给系统集成厂商。该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。3.10 系统规格文件（SSD 文件）应全站唯一。该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。

3.11 全站系统配置文件（SCD 文件）

应全站唯一。该文件描述所有 IED 的实例配置和通信参数、IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。

3.12 IED 实例配置文件（CID 文件）

每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED 相关配置生成。4 管理职责

4.1 管理部门职责

生产技术部（运维检修部）负责组织制定和执行智能一次设备及在线监测设备的技术规范，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能一次设备运行分析并提出技术防范措施。电力调度控制中心负责制定和执行智能二次设备的技术规范，负责所辖受控智能站运行信息的日常监视及遥控、遥调工作，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施。安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。4.2 运检单位职责

运维单位负责贯彻执行上级单位颁发的智能设备运行标准和规范，负责编制智能变电站现场运行规程，负责智能变电站的日常操作、巡视和缺陷管理，定期开展智能化设备运行分析。检修单位负责贯彻执行上级有关单位、部门颁发的智能设备检修标准和规范，负责编制智能化设备检修策略，负责智能化变电站设备的检修、维护和缺陷处理。5 运行管理 5.1 巡视管理

5.1.1 巡视管理基本要求

5.1.1.1 智能变电站巡视管理按照相关巡视检查制度执行，巡视周期按照《变电运行管理规范》 有关要求执行。

5.1.1.2 智能变电站设备巡视分为正常巡视、全面巡视、熄灯（夜间）巡视、特殊巡视和远程巡视。

5.1.1.3 智能变电站的正常巡视每周应不少于 1 次。

5.1.1.4 智能变电站根据设备智能化程度、设备状态远方可视化程度，可采用远程巡视。远程巡视可代替正常巡视，但不允许代替熄灯巡视、全面巡视和特殊巡视。

5.1.1.5 智能化变电站一次设备、二次系统设备、通信设备、计量设备、站用电源系统及辅助系统设备的日常巡视工作由运行单位负责，设备的专业巡检由检修单位负责。5.1.2 电子式互感器的巡视项目

5.1.2.1 设备标识齐全、明确、正确；

5.1.2.2 设备基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形； 5.1.2.3 设备无锈蚀，内部无异声、无异味； 5.1.2.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象； 5.1.2.5 均压环固定良好，无倾斜；

5.1.2.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形； 5.1.2.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.3 智能在线监测设备的巡视项目

5.1.3.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固；

5.1.3.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂，检查油气管路接口应无渗漏； 5.1.3.3 检查电源指示正常，各类信号显示正常；

5.1.3.4 监控后台、在线监测系统主机监测数据正常，数据通讯情况应正常；

5.1.3.5 定期检查在线监测设备运行数据，与历史数据比较，确认设备运行状态正常。5.1.4 保护设备（保护测控一体化设备）的巡视项目

5.1.4.1 检查设备外观正常，各交直流空气开关正确，电源指示正常，各类信号指示正常，无告警信息。

5.1.4.2 检查保护定值区正确，设备软、硬压板投退正确。5.1.4.3 检查装置无其他异常声响及异常气味。

5.1.4.4 远程巡视时利用远方监控后台定期查看保护设备告警信息，检查保护通信正常，保护定值区正确，各软压板控制模式和投退状态正确。

5.1.4.5 远程巡视重点检查测控装置“SV 通道” 和“GOOSE 通道” 信号正常。5.1.5 交换机的巡视项目

5.1.5.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，设备运行环境温度正常，无告警。

5.1.5.2 远程巡视时利用远方监控后台检查计算机系统网络运行正常，网络记录仪无告警。5.1.6 对时系统的巡视项目

5.1.6.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，无告警。5.1.6.2 检查对时系统主、备机运行状态符合运行方式要求； 5.1.6.3 检查保护装置时钟与对时系统同步正常。

5.1.7 监控系统、智能终端、合并单元和智能控制柜的巡视项目

5.1.7.1 检查监控系统运行正常，各连接设备通信正常，设备信息正确，保护软压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，监控后台无异常报文；

5.1.7.2 检查智能终端、合并单元设备外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；

5.1.7.3 检查室外智能终端箱、智能控制柜密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常，设备运行环境温度正常，无异常发热，柜内温度应保持在 5-50℃之间、湿度应小于 75%； 5.1.7.4 检查光纤应有明确、唯一的标牌，需注明传输信息种类、两端设备、端口名称等。5.1.7.5 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好；

5.1.7.6 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于 10cm（光缆的弯曲内径大于 70cm），光纤应无打折、破损现象；

5.1.7.7 检查各交直流空气开关位置正确，压板投退状态与运行状态和调度要求相一致； 5.1.7.8 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.8 站用电源系统（一体化电源）的巡视项目

5.1.8.1 检查站用电源系统外观正常，监测单元数据显示正确，无告警信息，交直流系统各表计、指示灯指示正常；

5.1.8.2 检查站用电系统交直流系统运行方式正确，各出线开关分合位置正确； 5.1.8.3 检查蓄电池组外观正常，蓄电池电压正常，无漏液；

5.1.8.4 远程巡视时利用远方监控后台定期检查站用电系统通信状态、告警信息，检查交直流系统运行方式和蓄电池电压正常，重点检查直流系统充电模块、直流接地告警和绝缘监察装置信息。

5.1.9 辅助系统的巡视项目

5.1.9.1 检查辅助系统外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；

5.1.9.2 远程巡视时利用辅助系统监控后台检查各辅助设备通信正常，运行数据正常，无异常告警，检查历史数据，确认设备运行状态正常。5.2 定期切换、试验制度

5.2.1 智能变电站常规定期切换、试验工作应按照公司《变电运行管理规范》有关要求执行。5.2.2 智能变电站定期切换、试验工作可通过远方控制方式进行。

5.2.3 装设避雷器在线监测系统的变电站，可不再抄录避雷器动作次数及泄漏电流，应每月进行历史数据比较和现场实际数值核对。

5.2.4 蓄电池具有自动采集装置，可不再测量蓄电池电压，应每季进行历史数据比较和现场实际数值核对。

5.3 倒闸操作管理

5.3.1 变电站倒闸操作应按照《江苏省电力公司变电站倒闸操作规范》的相关管理制度执行。5.3.2 智能变电站应具备适应不同主接线、不同运行方式下顺控操作功能。一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。5.3.3 顺控操作

5.3.3.1 顺控操作的基本要求

a）实行顺序控制时，顺序控制设备应具备电动操作功能。条件具备时，宜和图像监控系统实现联动。

b）顺序控制操作票应严格按照《安规》有关要求，根据智能变电站设备现状、接线方式和技术条件进行编制，符合五防逻辑要求。顺序控制操作票的编制要严格例行审批手续，不能随意修改。当变电站设备及接线方式变化时应及时修改。

c）顺序控制操作前应核对设备状态并确认当前运行方式，符合顺序控制操作条件。

d）在远方或变电站监控后台调用顺序控制操作票时，应严格核对操作指令与设备编号，顺序控制操作应采用“一人操作一人监护”的模式。

e）进行顺序控制的操作时，继电保护装置应采用软压板控制模式。

f）顺序控制操作完成后，现场运维人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次操作。

5.3.3.2 顺控票管理 a）顺序控制典型操作任务和操作票需要经过各运维管理单位生产分管领导审批。b）顺序控制典型操作任务和操作票应备份，由专人保存。

c）顺序控制典型操作票必须经过现场试验，验证正确后方可使用。

d）变电站改（扩）建、设备变更、设备名称改变时，应同时修改顺序控制典型操作票，并重新履行审批手续，同时完成顺序控制典型操作票的变更、固化。

f）固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次，由二次专业人员导出，运维人员审核确认。5.3.3.3 顺控操作中断处理原则

a）顺序控制操作中断时，应做好操作记录并注明中断原因。待处理正常后方能继续进行。b）若设备状态未发生改变，应查明原因并排除故障后继续顺控操作；若无法排除故障，可根据情况改为常规操作。

c）若设备状态已发生改变，应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行”章，并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断原因，同时应根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票，操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。5.3.4 压板操作

5.3.4.1 运维人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；

5.3.4.2 正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运维人员不得改变压板状态；

5.3.4.3 正常运行的智能组件严禁投入“置检修” 压板，运维人员不得操作该压板；

5.3.4.4 设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板； 5.3.4.5 设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查确认间隔中各智能组件的“置检修” 压板已取下。

5.3.4.6 禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护。5.3.5 定值操作

5.3.5.1 运维人员定值区切换操作在监控后台进行。操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确； 5.3.5.2 检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。5.4 防误管理

5.4.1 各单位要严格执行公司的相关规定，并制定有关智能变电站的防误闭锁装置管理制度。

5.4.2 安装独立微机防误闭锁系统的智能变电站，防误闭锁系统管理同常规站。

5.4.3 采用监控防误功能的变电站，应按照公司《变电站防误操作技术规定》的相关技术规范要求，采用“计算机监控系统的逻辑闭锁＋本设备间隔电气闭锁” 来实现防误操作闭锁功能。

5.4.4 采用监控防误功能的防误闭锁逻辑应经过运维管理单位审核批准后方能维护进相应自动化设备及后台监控系统，并做好相应备份处理。

5.4.5 监控系统的防误闭锁逻辑应定期进行复核，防误闭锁逻辑软件升级、修改，应严格履行审批手续。

5.4.6 智能化变电站的解锁操作应严格按照安规的相关管理规定执行，各类解锁钥匙及工具应进行统一封存管理。5.5 异常及事故处理

5.5.1 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。

5.5.2 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。5.5.3 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，应申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。

5.5.4 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。

5.5.5 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。

5.5.6 交换机故障

5.5.6.1 间隔交换机故障，影响本间隔 GOOSE 链路，应视为失去本间隔保护，应申请停用相应保护装置，及时处理；(按间隔配置的交换机故障，当不影响保护正常运行时（如保护采用直采直跳方式）可不停用相应保护装置；当影响保护装置正常运行时（如保护采用网络跳闸方式），应视为失去对应间隔保护，应停用相应保护装置，必要时停运对应的一次设备。)5.5.6.2 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。6 设备管理

6.1 设备分界

6.1.1 主变压器、断路器、隔离开关、互感器（含电子式互感器）、电抗器、电容器、避雷器等属一次设备。电子式互感器以采集单元为维护分界点。采集单元随电子互感器归属一次专业维护，合并单元归属二次专业维护。

6.1.2 成套的智能设备以智能终端的外侧端子排为界，智能终端（含智能终端）至设备本体属一次设备，外侧引线属二次设备；由外配智能终端组成的智能设备，以设备本体（控制端子箱、操作机构箱、汇控柜）二次接线端子排为界，内侧引线（含端子排）属一次设备，外侧引线（含智能终端）属二次设备。

6.1.3 变电站站端设备状态监测系统作为主设备的辅助设备，属于一次设备。6.2 验收管理

6.2.1 工程启动及竣工验收应满足技术协议标准，工程启动调试部门应事先编制调试方案，完成竣工报告。

6.2.2 工厂验收时，对不能具备实际设备拍摄图像的情况，应提供模拟方案，验收合格后应完成出厂验收报告。

6.2.3 变电站严格按照《智能变电站验收细则》 和《智能变电站改造工程验收规范》 验收，并参照相关设备验收管理制度。

6.2.4 运维人员宜提前介入工程安装调试工作，结合现场安装调试，组织运维人员技术培训，做好各项投运前生产准备工作。

6.2.5 验收除常规的移交技术资料外，还应包含全站智能装置的配置文件、软件工具及各类电子文档等资料。

6.2.6 新建、修试后的智能设备，应在设备投运前组织资料验收、外观验收、功能验收，验收中发现问题应及时处理。对于暂时无法处理的一般缺陷，急需投运时，必须经设备主管部门批准后方能投运，要求限期整改。

6.2.7 新建、修试后的在线监测设备，应在设备投运前组织资料验收和外观验收。对于不能在主设备停电时完成的功能验收，在主设备运行、验收条件满足后，立即完成。

6.2.8 工程验收时除移交常规的技术资料外还应包括：

6.2.8.1 系统配置文件、GOOSE 配置图、全站设备网络逻辑结构图、信号流向、智能化设备技术说明等技术资料；各智能电子设备的 CID 文件、ICD 文件，记录所有设备版本号和 CRC 码等；以光盘介质（一式两份）进行备份； 6.2.8.2 系统集成调试及测试报告；

6.2.8.3 设备现场安装调试报告（在线监测、智能组件、电气主设备、二次设备、监控系统、辅助系统等）；

6.2.8.4 在线监测系统报警值清单及说明。6.3 缺陷管理

6.3.1 按照智能变电站智能设备的功能及技术特点，应制订和完善智能设备缺陷定性和分级，使运维人员及专业维护人员了解设备缺陷的危急程度，及时处理，保障设备安全运行。6.3.2 智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。6.3.3 智能设备的危急缺陷主要包括下列情况： a）电子互感器故障（含采集模块及其电源）； b）合并单元故障； c）智能终端故障；

d）保护装置、保护测控一体化装置故障或异常； e）纵联保护装置通道故障或异常；

f）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，可能造成保护不正确动作； g）过程层交换机故障；

h）光功率发生变化导致装置闭锁； i）其它直接威胁安全运行的情况。

6.3.4 智能设备的严重缺陷主要包括下列情况：

a）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，不会造成保护不正确动作； b）对时系统异常；

c）智能控制柜内温控装置故障，影响保护装置正常运行的； d）监控系统主机（工作站）、远动设备、站控层交换机故障或异常； e）装置液晶显示屏异常； f）接线端子锈蚀严重；

g）测控装置接收合并单元数据异常； h）其它不直接威胁安全运行的情况。

6.3.5 智能设备的一般缺陷主要包括下列情况：

a）智能控制柜内温控装置故障，不影响保护装置正常运行； b）在线监测系统故障； c）网络记录仪故障；

d）辅助系统故障或通讯中断； e）其他不危及安全运行的缺陷。6.4 台账管理

6.4.1 电子式电流互感器

6.4.1.1 电子式电流互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。

6.4.1.2 电子式电流互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流互感器A 相”。6.4.2 电子式电压互感器

6.4.2.1 电子式电压互感器按对应的母线或间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.2.2 电子式电压互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电压互感器A 相”。6.4.3 电子式电流电压互感器

6.4.3.1 互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.3.2 互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流电压互感器 A相”。6.4.4 合并单元

6.4.4.1 设备类型：继电保护-合并单元；

6.4.4.2 合并单元按对应的断路器、主变、母线间隔按台建立台帐

6.4.4.3 合并单元的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+合并单元类型+合并单元+组别号。例：“220kV XXX 断路器电流合并单元 A 组”。6.4.5 智能终端

6.4.5.1 设备类型：继电保护-智能终端；

6.4.5.2 智能终端按对应的断路器、主变间隔按台建立台帐。

6.4.5.3 智能终端的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+智能终端+组别号”。例：“220kVXXX 断路器智能终端 A 组”。6.4.6 保护测控一体化装置

6.4.6.1 设备类型：继电保护-测控保护装置；

6.4.6.2 保护测控一体化装置按对应的母线、断路器、主变单元中按台建立台帐。6.4.6.3 保护测控一体化装置的命名按照“设备间隔名称编号+保护测控装置+组别号”。例： “1 号主变保护测控装置 A 组”。6.4.7 交换机

6.4.7.1 单独建立交换机间隔单元，单元中各交换机设备按台建立台帐；

6.4.7.2 属于单个间隔的交换机命名按照“交换机接入的设备间隔名称+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例：“220kV 石利2535 线路过程层交换机 A 组”，“1 号主变间隔层交换机 B 组”。跨间隔的交换机命名按照接入设备的电压等级+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例： “220kV 设备过程层交换机 B 组”。6.4.8 在线监测设备

6.4.8.1 设备类型：一次设备-在线监测设备。

6.4.8.2 按间隔配置的在线监测设备按间隔建立台账，跨间隔配置的在线监测系统单独建立台账。

6.4.8.3 单间隔在线监测设备命名按照“设备间隔名称编号+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测设备+编号，例： “1 号主变油色谱在线监测设备第一套”。跨间隔在线监测系统命名按照“电压等级+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测系统+编号，例： “220kV 断路器状态在线监测系统第一套”。6.4.9 智能辅助系统

6.4.9.1 智能辅助系统按套建立台帐，纳入智能辅助系统单元；

6.4.9.2 智能辅助系统命名按照“编号（第几套）+智能辅助系统。例： “第一套智能辅助系统”。6.4.10 屏柜

6.4.10.1 线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜纳入屏柜单元，按屏柜建立台帐。

6.4.10.2 屏柜命名按照“线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号）”，智能控制柜命名应含盖对应所有设备名称编号。例： “1 号主变保护测控屏 A”，“1 号主变本体智能终端柜”，“石利 2535 线路保护测控屏 B”。7 智能系统管理

7.1 站端自动化系统 7.1.1 站端自动化系统一般管理要求

7.1.1.1 站端网络设备服务器、交换机、合并单元、智能终端、GOOSE 网络、通讯光纤等设备均属运行设备，任何人员不得随意停用或拔插设备。确需停用时，必须办理相关手续方可停用。

7.1.1.2 站端自动化系统的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除、添加文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。

7.1.1.3 工程师站、运行操作站等人机接口系统应分级授权使用，用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。工程师站、运行操作站微机的光驱、UBS 接口硬密封，严禁非系统管理员使用。

7.1.1.4 用户对密码必须严格保密，防止泄露，必要时定期进行更新。

7.1.1.5 后台机使用必须办理相关手续，并经变电运维人员许可后方可使用，严禁将后台机移作他用。

7.1.1.6 后台机调试、升级或故障处理时，应在做好防止误控运行设备的措施。同时做好系统硬件、软件故障的记录台账，软件修改记录台账，详细记录系统发生的所有问题处理情况。7.1.1.7 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。7.1.1.8 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的 USB 接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。7.1.1.9 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。

7.1.1.10 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。每次修改或升级后，均应进行一次数据备份，并妥善保存。7.1.2 站端自动化系统监控画面设置原则

7.1.2.1 监控主界面目录索引应包含与实际设备运行状态相对应的一次系统图、站用电系统图、直流系统图、全站 GOOSE 网络图、UPS 系统图；分间隔告警总、运行报表（报表应具备导出功能）； 电流、电压、电能平衡曲线； 故障录波； 无功电压优化控制等。7.1.2.2 一次系统监控画面设置设备的电流、有功、无功、功率因数、母线电压、主变档位、主变温度、开关远方/就地位置、线路有压指示灯、事故总、间隔事故总等基本信息。当任一间隔出现告警、异常、通讯中断时，该间隔开关图形应闪烁提醒，或设置告警总提醒。主变、母线、线路、开关间隔等按电压等级以不同颜色区分，并在有压与无压时自动变色。

7.1.2.3 点击监控主界面任一间隔单元应能进入间隔分画面，分画面应包含该间隔一次接线图，测控、保护、合并单元、智能终端、交换机、远方/就地开关等位置状态提示； 间隔逻辑闭锁功能提示； 负荷电流、电压、有功、无功、功率因数等数据； 光字信号、线路有压指示； 保护定值区切换、保护定值修改、压板投退索引； 顺控操作索引； 智能告警、事故分析索引； 在线监测索引等。间隔分画面内应具备设置屏蔽某一具体信号功能。

7.1.2.4 监控画面应具备监视各间隔保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修” 硬压板状态的功能。

7.1.2.5 监控画面应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）、保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）和接收软压板（MU 投入、GOOSE 接收等）。

7.1.2.6 监控画面应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）。

7.1.2.7 监控画面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在监控后台操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。7.1.3 站端自动化系统异常处理原则

7.1.3.1 监控系统服务器、交换机、网络等设备出现异常，应立即查明原因并切换至备用设备，对不能及时恢复的异常及时通知检修人员进行处理。

7.1.3.2 监控系统双服务器、GOOSE 交换机故障、与该交换机连接的间隔层和过程层设备相应的 GOOSE 断链故障，监控系统发 GOOSE 断链故障，应立即检查相关 GOOSE 交换机、合并单元、智能终端、继电保护及自动装置有无异常信号。

7.1.3.3 终端系统或信号传输通道异常，造成上述信号无法实时监控，由监控值班员通知运维操作班加强相关变电站的巡视，运维操作人员发现异常应及时向监控值班员汇报。7.2 设备状态监测系统

7.2.1 设备状态监测设备的日常管理及维护应按照公司《输变电设备状态监测系统运行管理规定》 相关要求执行。

7.2.2 设备状态监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。

7.2.3 设备状态监测报警值应由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。7.2.4 设备状态监测数据异常信号告警后，运维人员应进行现场检查，主要检查内容如下： a）核对报警值的设置是否变化；

b）检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； c）查看是否有异常天气影响；

d）核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； e）检查监测装置及系统是否异常； f）比较分析在线监测数据变化的趋势。7.2.5 设备状态监测系统报警后，运维人员应通知检修人员进行现场检查，若经检查是由于系统误报警的，经生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经运维检修部门同意不得随意退出运行。7.3 智能辅助系统

7.3.1 应按照公司《变电运行管理规范》 有关要求开展常规辅助设备管理。7.3.2 视频监控管理

a）定期巡视视频监控系统，发现问题，及时上报处理。

b）定期检查站内摄像机等图像监控系统设备，定期测试视频联动及智能分析等功能的运行情况发现故障及时处理，确保其运行完好。

7.3.3 安保设备管理

a）变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网、门禁系统等组成，系统具备设备运行状况、视频信息、入侵警报等信息的数字传输功能。

b）应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。c）危急情况下能够解除门禁，迅速撤离，门卡的使用权限应经运行管理部门批准，由运维人员监督使用。7.3.4 消防设备管理

a）变电站应设置全站消防报警系统，系统应具备设备运行状况、火灾警报等信息的数字传输功能，并与烟感、红外感应等智能感应设备构成智能消防系统。

b）运维人员应定期巡视火警监测装置配置的传感器，确保其运行完好；应定期检查、试验报警装置的完好性，发现故障及时上报处理。7.3.5 防汛设施管理

a）变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施，防汛设施应具备设备工况、水位异常警报等信息的远方监测及控制功能。

b）运维人员应定期检查防汛设备的运行状况和数据传输情况。7.3.6 环境监测管理

a）变电站内空调、风机等设施应具备环境温度、设定温度、运行状况等信息的远方监测及控制功能。

b）运维人员应定期检查风机及空调联动运行状况，发现缺陷及时上报处理。7.3.7 其他设施管理

a）GIS 室或 SF6 充气柜室装设 SF6 泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、设备运行状况等信息的数字传输功能。

b）对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。资料管理

8.1 管理要求

8.1.1 设备维护部门应按专业技术管理范围，对上述文件存档备案管理。

8.1.2 变电站 SCD 文件、智能电子设备的配置文件、交换机配置文件等电子资料的存储应使用单独的存储介质，并定期进行备份，防止资料受到病毒或者恶意代码的破坏。8.1.3 全站 SCD 配置文件有变更时，必须事先告知各相关专业部门，各专业部门许可后方可更改。维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程，SCD 配置文件修改前后应进行备份。8.2 应具备的规程

8.2.1 常规变电站应具备的法规、规程。8.2.2 智能变电站技术导则。8.2.3 高压设备智能化技术导则。8.2.4 变电站智能化改造技术规范。8.2.5 智能变电站继电保护技术规范。8.2.6 智能变电站改造工程验收规范。8.3 应具备的图纸资料

8.3.1 常规变电站应具备的图纸、装置说明书、调试大纲、试验报告。8.3.2 一体化电源负荷分布图。

8.3.3 在线监测传感器位置分布图。

8.3.4 站内 VLan、IP 及 MAC 地址分配列表。8.3.5 交换机端口分配表及电（光）缆清册。8.3.6 监控系统方案配置图。8.3.7 网络通信图。

8.3.8 网络流量计算结果表。8.3.9 保护配置逻辑框图。8.3.10 GOOSE 配置表。8.3.11 SV 配置表。8.3.12 VLan 配置表。8.3.13 屏柜配置表。8.3.14 交换机接线图。8.3.15 功能互操作图。8.3.16 逻辑信号图。

8.3.17 智能电子设备的配置文件和配置软件。培训管理

9.1 管理要求

9.1.1 智能变电站运行维护人员应进行系统培训，了解上级下发的有关智能变电站的相关规定，熟悉智能变电站的新技术、新特点。

9.1.2 智能变电站运维人员应提前学习智能变电站的设计图纸，熟悉变电站的整体结构。9.1.3 设备在厂家联调期间，运维人员入厂学习，熟悉其工作原理。9.1.4 设备现场统调期间，运维人员参与调试工作，熟练操作流程。9.1.5 设备验收结束，设备厂家及现场施工人员应对运维人员进行综合培训，便于运维人员对设备有一整体认识，利于今后的维护与操作。9.2 培训内容及要求

9.2.1 掌握智能变电站的设备结构、原理、性能、技术参数和一、二次设备布置情况，以及设备的运行、维护、操作方法和注意事项。9.2.2 掌握智能变电站一次设备的接线和运行方式。9.2.3 掌握智能变电站二次设备的网络拓扑结构。

9.2.4 掌握智能变电站光互感器、合并装置、智能终端、光纤交换机、在线监测设备等新设备的日常巡视工作。

9.2.5 能审核智能变电站的设备检修、试验、检测记录，并能通过在线监测系统、智能辅助系统和设备红外测温情况等分析设备的健康状况，掌握设备缺陷和运行薄弱环节。9.2.6 熟悉智能变电站相关调度指令，掌握智能变电站软压板操作、定值操作方法。

9.2.7 熟练掌握智能变电站的顺控操作技术（包括顺控操作步骤、顺控票审核、顺控中断处理原则等）。

9.2.8 智能变电站发生事故和异常时，能根据网络分析仪、站端自动化系统、智能状态监测系统、智能辅助系统正确判断故障范围，并能做到迅速、正确地处理事故。9.2.9 掌握 IEC61850 规约的基本知识。

9.2.10 掌握智能变电站 GOOSE、SV 网络传输的具体内容，网络中断时对设备正常运行的影响。

9.2.11 掌握智能变电站检修设备和运行设备的隔离方法，熟悉装置检修压板对位的意义。注意二次设备停电检修安全措施的设置与常规变电站的不同之处。9.2.12 了解智能变电站过程层、站控层和对时同步原理。

第三篇：陕西省电力公司智能变电站现场验收规范(试行)

陕西省电力公司智能变电站继电保护验收规范（试行）适用范围

本规范对陕西省电力公司智能变电站继电保护及相关设备验收的基本原则、组织管理、验收内容、验收标准、验收流程提出了明确要求。

本规范适用于陕西省电力公司110kV及以上电压等级智能变电站新建、改（扩）建和技术改造项目的继电保护验收工作。110kV以下的智能变电站可参照执行。规范性引用文件

下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

DL/Z860.1-2004 变电站通信网络与系统

DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 Q/GDW 394-2009 330～750kV智能变电站设计规范 Q/GDW 396-2009 IEC-61850工程继电保护应用模型 Q/GDW 383-2010 智能变电站技术导则

Q/GDW 393-2010 110（66）kV～220kV智能变电站设计规范 Q/GDW 410-2010 高压设备智能化技术导则 Q/GDW 426-2010 智能变电站合并单元技术规范 Q/GDW 428-2010 智能变电站智能终端技术规范 Q/GDW 429-2010 智能变电站网络交换机技术规范 Q/GDW 430-2010 智能变电站智能控制柜技术规范

Q/GDW 431-2010 智能变电站自动化系统现场调试导则

Q/GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范

西电调字〔2011〕19号《750千伏洛川变电站继电保护运行管理若干规定》 西电调字〔2011〕103号《西北网调直调继电保护设备命名规定》

陕电调〔2011〕44号 《陕西省电力公司智能变电站继电保护运行管理规定（试行）》 3 术语和定义 3.1 现场验收

现场验收是设备现场安装调试完毕后，由安装调试单位申请，并由现场验收组织部门组织相关单位进行的启动投运前验收。

3.2 互操作测试

针对基于智能变电站智能设备进行的模型测试、文档检测以及保护、测控装置的互操作功能测试。

3.3 缺陷

在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，影响设备安全稳定运行的问题。

3.4 偏差

在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，但不影响设备稳定运行，可通过简易修改补充得以纠正的问题。验收必备条件 4.1 验收工作开始前，应具备以下资料：

a)设备安装、调试记录草录；

b)c)d)设备厂家资料（含安装、使用说明书、出厂检验报告等）； 与实际相符的竣工图和设计变更文件； 施工单位的自检报告和验收申请表。

4.2 工程安装调试工作全部结束，施工单位已经自验合格，自查缺陷消除完毕。

4.3 继电保护装置及相关设备的测试、试验已经完成，施工单位出具试验报告草录。4.4 待验收设备已在现场完成安装调试。4.5 完成全站配置文件SCD现场集成。4.6 IED能力描述文件ICD完成现场检验。

4.7 安装调试单位已提交现场验收申请报告及调试报告。4.8 验收单位完成现场验收方案编制及审核。5 验收组织管理及要求

5.1 工程管理单位负责组织工程设计、安装调试，运行维护单位进行工程验收，并建立工程设计、安装调试质量追溯制度，完善工程后续管理措施。

5.2 运行维护单位应在验收前成立验收工作组，验收工作组设测试组和资料审查组。

5.3 验收工作组编制整体验收方案，并在验收测试工作结束后完成验收测试报告的编制、上报、审批、归档。

5.4 现场验收的时间应根据现场验收方案的工作量决定，原则上330kV及以上智能变电站现场验收的时间应至少在启动投运前30个工作日进行，110kV智能变电站现场验收的时间应至少在启动投运前20个工作日进行，改造项目的现场验收需按照工程进度安排进行各阶段验收，验收时间由验收工作组根据验收方案的工作量决定。

5.5 验收过程中，应合理安排工程调试、投产验收工期，验收试验项目齐全、完整，对发现的缺陷应及时处理，确保无缺陷投运。

5.6 对于新建智能变电站可提前介入工程安装调试工作，严格按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》的相关要求，对继电保护装置、二次回路进行整组测试，重视对电流/电压互感器、断路器、隔离开关、光纤（高频）通道等二次回路的验收检验。

5.7 新设备投产前，工程管理单位应组织新设备投产交底，向运行维护单位移交与现场投产设备相一致的图纸、保护装置技术资料、调试报告、备品备件和专用试验仪器工具等；新设备投产后1个月内，工程管理单位向运行维护单位提交纸质和电子版竣工图纸。

5.8 对设备验收中存在的问题和缺陷各验收单位以书面上报工程主管单位，工程主管单位将各缺陷单交施工单位进行核对、消缺，施工单位需对全部缺陷处理结果进行书面回复，消缺回复由工程主管单位移交各验收单位，工程主管单位组织对消缺情况进行复验。5.9 验收中应按照验收方案所列测试内容进行，详细流程见附录A。5.10 验收依据

a)上级颁发的规程、规范、标准及经过批准的本单位制订的实施细则；

b)施工图及设计变更文件；

c)国家或部颁有关工艺规程、质量标准； d)施工合同或有关技术协议。

5.11 现场测试过程不允许采取抽测方式，必须采用逐点全部测试方式，现场验收测试项目应至少包括第8节内容。

5.12 现场验收报告由验收工作组制定，应包含以下内容：

a)现场验收方案； b)现场验收测试记录及分析报告；

c)现场验收遗留问题备忘录（应包含现象描述、解决方案和预计解决时间）；

d)现场验收结论。

5.13 现场验收达到以下要求时，可认为现场验收合格： a)文件及资料齐全；

b)所有软、硬件设备的型号、数量、配置符合技术协议要求； c)现场验收结果必须满足本规范要求，无影响运行的缺陷。6 文件及资料验收

6.1 设备硬件清单及系统配置参数。

6.2 设备说明书。

6.3 IED能力描述文件ICD、全站配置文件SCD。6.4 全站MMS、GOOSE、SV网络通信配置表。6.5 交换机VLAN配置表。

6.6 设备现场安装调试报告（包括现场设备维护、升级记录表）。

6.7 竣工草图(包括GOOSE配置图、二次逻辑回路图等)。

6.8 现场验收申请报告。7 屏柜及接线验收

7.1 待验收设备数量清单，型号及外观验收。

设备型号、外观、数量需满足技术协议所列的设备清单。

7.2 设备铭牌及标示验收。

a)设备铭牌及标示应齐全、清晰、正确；

b)电流（电压）互感器极性、额定电流、准确级等标示正确、清晰。7.3 屏柜验收。

a)屏柜内螺丝紧固，无机械损伤，无电弧烧伤现象；检修压板解除是否良好；

b)保护装置各部件固定及装置外形检查：应固定端正，无松动、损坏及变形等现象； c)屏柜内小开关、电源小刀闸、空开电气接触良好；切换开关、按钮、键盘操作灵活； d)屏内各独立装置、继电器、切换把手和压板标识正确齐全，且其外观无损坏；

e)保护装置各插件上的元器件外观检查：印制电路应无损伤或变形，连线连接良好，各插件上元器件焊接良好，芯片接触可靠，各插件上变换器、继电器固定良好； f)屏柜二次电缆接线正确；

g)端子接触良好、编号清晰、正确；

h)装置背面接地端子接地可靠，接地铜牌、接地线符合要求。

7.4 智能控制柜验收。

a)智能控制柜应装有100mm2 截面的铜接地铜排（缆），并与柜体绝缘；接地铜排（缆）末端应装好可靠的压接式端子，以备接到变电站的接地网上；柜体应循环通风良好；

b)控制柜内设备的安排及端子排的布置，应保证各套保护的独立性，在一套保护检修时不影响其他任何一套保护系统的正常运行； c)控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，并可通过智能终端GOOSE 接口上送温度、湿度信息；

d)控制柜应能满足GB/T 18663.3 变电站户外防电。7.5 电缆、光纤、光纤配线架、网线验收。

a)电缆屏蔽线接地良好； b)尾纤、光缆、网线应有明确、唯一的名称，应注明两端设备、端口名称；

c)尾纤的连接应完整且预留一定长度，多余的部分应采用弧形缠绕。尾纤在屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），不得承受较大外力的挤压或牵引； d)尾纤不应存在弯折、窝折现象，不应承受任何外重，不应与电缆共同绑扎，尾纤表皮应完好无损； e)尾纤接头应干净无异物，连接应可靠，不应有松动现象；

f)光纤配线架中备用的及未使用的光纤端口、尾纤应带防尘帽；

g)网线的连接应完整且预留一定长度，不得承受较大外力的挤压或牵引。8 配置文件验收 8.1 装置ICD文件验收。8.1.1 模型测试：

站控层、间隔层和过程层访问点（AccessPoint）健全，文件中逻辑设备、逻辑节点和数据集等参数符合Q/GDW 396-2009 《IEC 61850 工程继电保护应用模型》标准。

8.1.2 ICD文件与装置一致性检查：

核对ICD文件中描述中的出口压板数量、名称，开入描述应与设备说明书一致，与设计图纸相符。

8.1.3 ICD文件中站控层信息应与装置提供服务一致。8.2 SCD文件验收。

8.2.1 SCD文件应视同常规变电站竣工图纸,统一由现场调试单位提供。8.2.2 系统 SCD文件合法性静态检测。

8.2.3 检查VLAN-ID、VLAN优先级等配置应与设计图纸相符。

8.2.4 检查报告控制块和日志控制块使能数应满足正常运行要求。

8.2.5 检测SCD文件中使用的ICD模型应与装置厂家提供的ICD文件一致。

8.2.6 检查SCD文件包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。8.3 二次系统虚端子验收。

8.3.1 检查SCD文件中的虚端子连接应与设计图纸一致。8.3.2 检查SCD文件中信息命名应与装置显示及图纸一致。9 过程层设备验收

9.1 合并单元

9.1.1 采样值报文格式检查。

a)报文格式应符合国网支持通道可配置的扩展IEC 60044-8和IEC61850-9-2协议格式； b)报文中采样值发送通道顺序应与SCD文件中配置相同。9.1.2 采样报文通道延时测试，包括MU级联条件下的测试。9.1.3 采样值同步性能检验

a)合并单元输出的采样同步误差不大于±1μs；

b)守时误差不大于±4μs；

c)采样值发送间隔离散度不大于250±10μs； d)失步再同步功能测试不大于250±20μs。9.1.4 同步异常告警检查。

a)外时间同步信号丢失GOOSE告警报文检查； b)合并单元失步GOOSE告警报文检查；

c)同步异常时合并单元1PPS告警指示灯指示检查。9.1.5 采样值状态字测试。

a)同步/失步时，检测合并单元发送的采样值数据同步指示位应指示正确；

b)投入检修压板，检测合并单元发送的采样值数据检修指示位应指示正确；

c)检验采样环节出现故障后，与故障相关的采样值数据有效位应正确指示采样值状态。9.1.6 丢帧检查。

9.1.7 采样数据准确度检验。

9.1.8 计量相关参数安全防护功能检查。

9.1.9 装置电源功能检验。

合并单元电源中断与恢复过程中，采样值不误输出。9.1.10 装置接收、发送的光功率检验。9.1.11 装置告警功能检验。

a)开关量异常告警功能检验；

b)采样数据无效告警功能检验；

c)采集器至合并单元光路故障告警功能检验； d)合并单元电路故障告警功能检验。9.1.12 电压切换功能检验。

合分母线刀闸，合并单元的切换动作逻辑是否正确。9.1.13 电压并列功能检验。

加二次电压到合并单元，分合断路器及刀闸，检查各种并列情况下合并单元的并列动作逻辑是否正确。

9.1.14 人机对话功能检验。

9.1.15 与间隔层设备的互联检验。9.2 智能终端

9.2.1 GOOSE报文格式检查。

a)GOOSE通信配置是否与SCD文件配置一致； b)GOOSE发送机制是否符合规范要求； 9.2.2 GOOSE配置文本检查。

GOOSE配置应与SCD文件配置一致。

9.2.3 GOOSE中断告警功能检查。

GOOSE链路中断应点亮面板告警指示灯，同时发送订阅GOOSE断链告警报文。9.2.4 智能终端动作时间检验。

智能终端从收到GOOSE命令至出口继电器接点动作时间应不大于7ms。

9.2.5 GOOSE控制命令记录功能检查

GOOSE跳、合闸、遥控命令应在动作后，点亮面板相应的指示灯，控制命令结束后面板指示灯只能通过手动或遥控复归消失。9.2.6 开关量检验。

检查隔离开关、断路器位置节点等硬接点开入状态是否与GOOSE变位是否一致。9.2.7 防抖功能检查。

9.2.8 遥控功能检查，包括断路器遥控分合检查；可控隔离开关遥控分合检查。9.2.9 装置异常告警功能检查。9.2.10 对时和守时误差检查。装置对时误差应不大于±1ms。9.2.11 同步异常告警检查。

a)智能终端时间同步信号丢失GOOSE报文； b)智能终端失步GOOSE报文。9.2.12 装置电源功能检验。

9.2.13 装置接收、发送的光功率检验。

9.2.14 检修功能检验。

a)智能终端投入检修后，只执行带检修位的接收GOOSE命令； b)智能终端投入检修后，发送的所有GOOSE报文检修位置“1”。9.2.15 与间隔层装置的互联检验。10 间隔层功能验收 10.1 继电保护装置

10.1.1 装置版本与校验码核对。

保护定值、版本与校验码核对，应与SCD文件一致。10.1.2 回路绝缘检查。10.1.3 装置对时功能检查。

装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。10.1.4 SV数据采集检查；

a)采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致；

b)SV投入压板应与输入的SV数据一致，不一致时装置应报采样异常告警，同时闭锁相关保护。

10.1.5 采样异常闭锁试验。

a)双A/D 采样值不一致保护闭锁测试； b)采样值丢帧保护闭锁测试；

c)采样值发送间隔误差过大闭锁测试。

d)采样不同步或采样延时补偿失效闭锁相关保护。10.1.6 GOOSE检查。

a)GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致；

b)GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中有明确回路定义； c)GOOSE断链、不一致条件下，装置应给出对应告警报文；同时上送站控层告警报文。10.1.7 单装置保护逻辑功能调试。

参照DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》执行。10.1.8 检修状态测试。

a)采样检修状态测试：采样与装置检修状态一致条件下，采样值参与保护逻辑计算；检修状态不一致时，只用来采样显示，不参与保护逻辑计算。b)GOOSE检修状态测试：GOOSE信号与装置检修状态一致条件下，GOOSE信号参与保护逻辑计算；检修状态不一致时，如线路保护在检修状态，母线失灵保护在运行状态，当线路保护动作启动母线失灵保护，GOOSE信号只用来显示，不参与保护逻辑计算。

10.1.9 与站控层通信检查。

a)站控层报文应与SCD配置文件一致性检查； b)装置通信对点功能检查。

10.1.10 装置接收、发送的光功率检验。10.1.11 整组传动试验。10.1.12 保护通道检验与联调。10.1.13 线路保护与对侧联调。10.1.14 装置电源检验。

a)110%额定工作电源下检验；

b)80%额定工作电源下检验；

c)直流电压大幅度变化自启动功能检查；

d)装置工作电源瞬间掉电和恢复检验。

10.2 安全自动装置

10.2.1 装置版本与校验码核对。

保护定值、版本及校验码应与SCD文件一致。10.2.2 回路绝缘检查。

10.2.3 装置对时功能检查。

装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。10.2.4 SV数据采集检查。

a)采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致；

b)SV投入压板应与输入的SV数据一致，不一致时装置应报采样异常告警。10.2.5 采样异常闭锁试验。

a)双A/D 采样值不一致保护闭锁测试；

b)采样值丢帧保护闭锁测试；

c)采样值发送间隔误差过大闭锁测试。

10.2.6 GOOSE检查。

a)GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致；

b)GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中有明确回路定义； c)GOOSE断链、不一致条件下，装置应给出对应告警报文；同时上送站控层告警报文。10.2.7 装置逻辑功能检查。

参照DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》执行。10.2.8 与站控层通信检查。

站控层报文应与SCD配置文件一致。10.2.9 装置接收、发送的光功率检验。10.2.10 整组传动试验。10.2.11 通信通道检验与联调。10.2.12 装置电源检验。

a)110%额定工作电源下检验； b)80%额定工作电源下检验；

c)直流电压大幅度变化自启动功能检查；

d)装置工作电源瞬间掉电和恢复检验。

10.3 故障录波装置

10.3.1 SV数据采集检查。

a)采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致

b)应记录一路模拟量的两个A/D采样数据报文。10.3.2 GOOSE配置检查。

GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致。10.3.3 故障录波装置功能测试。

a)电流量、电压量、开关量、频率量启动测试； b)手动启动录波功能测试； c)录波文件存储功能测试； d)录波文件分析功能测试； e)录波图打印功能等试验；

f)采样值异常录波启动检查测试。10.3.4 重要告警信号检查。

a)装置异常告警信号检查；

b)装置失电告警信号检查；

c)故障录波装置启动信号等信号检查。

10.3.5 与继电保护信息子站通信检查。

10.3.6 装置对时功能检查

装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。11 站控层验收

11.1 计算机监控系统继电保护部分

11.1.1 继电保护装置及相关设备异常告警、动作报文正确性检查。11.1.2 远方修改定值、切换定值区功能检查。

11.1.3 继电保护装置及相关设备软压板名称、投退正确性检查。11.1.4 召唤定值、动作报告、软压板状态打印功能检查。

11.2 继电保护信息子站功能

11.2.1 保护状态、定值、软压板的召唤功能。

11.2.2 保护告警信息、开关量信息、保护动作信息的报警功能检查。11.2.3 保护远方复归功能检查。11.2.4 录波召唤、分析功能检查。

11.2.5 保护信息功能检验要求参见Q/GDW273-2009《继电保护故障信息处理系统技术规范》。11.3 网络通信记录分析装置 11.3.1 装置电源功能检验。

11.3.2 报文记录功能检查。

a)站控层MMS网络通信信息记录功能检查；

b)间隔层GOOSE信号信息记录功能检查； c)过程层SV采样值信息记录功能检查； d)IEC61588对时报文记录功能检查。11.3.3 报文存储记录功能检查。

a)报文信息记录时间连续性检查； b)报文信息记录完整性检查；

c)SV报文存储周期不应少于2周； d)MMS不应少于3个月；

e)GOOSE报文不应少于6个月。

11.3.4 报文在线分析报警、离线分析功能检查。

a)设备GOOSE连接状态； b)GOOSE信号连接状态； c)GOOSE信号实时状态； d)MU当前连接状态； e)采样值实时波形； f)采样值实时报文； g)采样点离散度。

11.3.5 报文格式转换功能检查。

应支持网络报文装置存贮格式转换为其它格式报文的格式。11.3.6 网络分析功能检查。

a)采样值、GOOSE与SCD配置一致性分析功能检查；

b)采样值异常分析功能检查；

c)GOOSE发送机制分析功能检查。11.3.7 装置告警功能检查。

a)采样值异常告警功能检查； b)GOOSE异常告警功能检查； c)装置网络通信中断告警功能检查； d)网络风暴进行报警及记录功能检查。

11.3.8 装置对时精度检查。

a)所记录的每一帧数据必须带独立的时标，时标精度不大于1μs； b)网络报文记录分析装置GOOSE事件不超过1ms； c)采样值同步偏差不大于1μs；

d)网络报文记录分析装置的事件记录分辨率小于1ms；

e)用网络测试仪发送满负荷数据（100M），网络分析记录仪应无丢失数据现象，其分辨率应满足要求。11.4 网络性能验收

a)网络交换机性能测试，包括 EMC抗干扰测试、吞吐量、传输延时、丢包率及网络风暴抑制功能、优先级 QOS、VLAN功能及端口镜像功能测试；

b)网络通信负荷率测试；

c)网络通信可靠性测试，采用专用设备测试系统在雪崩及正常运行情况下各节点网络通信可靠性，各节点数据丢包率，网络传输时延应满足规范要求；

d)双网切换期间性能检查，数据应不丢失；

e)光纤链路测试，包括光纤链路衰耗（两端）测试，光纤端面洁净度（两端）检查，备用芯可用性检查。附录A（规范性附录）验收流程图

第四篇：江苏省电力公司变电运行管理规定

附件4 江苏省电力公司变电运行管理规定 第一章 总则

第一条 为规范变电站运行管理工作，提高变电运行专业规范 化、标准化、精益化管理水平，确保变电站运行的安全、可靠,特制 定本规定。

第二条 本规定明确了江苏省电力公司变电运行管理职责、管理 模式、运行制度、倒闸操作管理、工作票管理、资料管理、设备管 理、防误管理、安防管理、班组建设和培训管理等方面的要求。第三条 本规定适用于江苏省电力公司（以下简称省公司）系统 各单位的变电运行专业管理。第二章 工作职责

第四条 省公司生产技术部：归口变电运行专业管理。贯彻执行 上级颁发的各项标准、制度，并督促实施；负责制定、修订变电运 行专业相关管理规定和制度；负责新建变电站和改扩建变电工程的 验收和生产准备管理；负责变电站防误操作技术和变电站交直流电 源技术等管理，做好现场技术指导，针对专业工作中存在的问题，提出反事故措施，并督促检查落实;负责变电站缺陷管理，督促消除 变电站各类缺陷；组织开展变电运行检查评比和专业交流，提出专 业培训计划；负责有关变电运行管理各类报表的统计和上报工作，做好生产管理系统变电运行专业功能应用管理工作；参加变电事故 调查、分析，提出改进意见。第五条 省检修分公司：

一、省检修分公司：归口220千伏及以上变电站运行管理。贯彻执行上级颁发的各项标准、制度和反事故措施,并制定实施细 则;监督检查各检修分部变电运行专业管理工作开展情况，及时解 决专业中存在的问题;开展设备缺陷管理，协调重大缺陷处理;参加 基建工程验收启动；负责生产准备工作;组织开展变电运行专业安 全性大检查活动;组织开展变电运行专业技能竞赛、劳动竞赛、技 术培训和专业交流活动;做好生产管理系统变电运行专业功能应用 管理工作;审核上报各类运行专业报表。

二、省检修分公司检修分部：贯彻执行上级颁发的各项标 准、制度，落实反事故措施;定期开展运行分析、做好危险点预控，组织开展各类专项检查;针对复杂操作、薄弱运行方式、大型基建 工程等进行现场安全监督;结合季节特点和保电工作，组织变电站 特巡、夜巡;及时分析设备缺陷，制定预防措施，督促消除设备缺 陷;参与基建、改造工程的方案审核，参加新设备的验收、启动投 运工作，做好新设备投运生产准备工作;定期组织开展班组专业互 查活动;制定培训计划、组织开展技术培训工作;做好生产管理系统 变电运行专业功能应用管理工作;上报各类运行专业报表。第六条 市供电公司

一、生产技术部：归口 110 千伏及以下变电站运行管理。贯彻 执行上级颁发的各项标准、制度和反事故措施,并制定实施细则；监 督检查市检修公司变电运行管理工作开展情况，及时解决专业中存 在的问题；开展设备缺陷管理，协调重大缺陷处理；指导基建工程 验收启动和生产准备工作；组织开展变电运行专业安全性大检查活 动；组织开展变电运行专业技能竞赛、劳动竞赛、技术培训和专业 交流活动；做好生产管理系统变电运行专业功能应用管理工作；审 核上报各类运行专业报表。

二、市检修公司变电运维工区：贯彻执行上级颁发的各项标准、制度，落实反事故措施；定期组织开展各类专项检查，开展运行分 析、做好危险点预控；针对复杂操作、薄弱运行方式、大型基建工 程等进行现场安全监督；结合季节特点和保电工作，组织变电站特 巡、夜巡；及时分析设备缺陷，制定预防措施，督促消除设备缺陷； 参与基建、改造工程的方案审核，做好新设备投运生产准备工作，参加新设备的验收、启动投运工作；定期组织开展班组专业互查活 动；制定培训计划、组织开展技术培训工作；做好生产管理系统变 电运行专业功能应用管理工作；上报各类运行专业报表。

三、市检修公司县域检修分公司：贯彻执行上级颁发的各项标 准、制度，落实反事故措施；定期组织开展各类专项检查，开展运 行分析、做好危险点预控；针对复杂操作、薄弱运行方式、大型基 建工程等进行现场安全监督；结合季节特点和保电工作，组织变电 站特巡、夜巡；及时分析设备缺陷，制定预防措施，督促消除设备 缺陷；参与基建、改造工程的方案审核，做好新设备投运生产准备 工作，参加新设备的验收、启动投运工作；定期组织开展班组专业 互查活动；制定培训计划、组织开展技术培训工作；做好生产管理 系统变电运行专业功能应用管理工作。第七条 变电运维班组

一、班长：是安全第一责任人，全面负责本班工作；组织本班 的政治、业务学习，编制本班年、季、月工作计划，值班轮值表，并督促完成；落实本班人员的岗位责任制；组织本班安全活动，开 展季节性安全大检查、安全性评价、危险点分析等工作，制定和组 织实施控制异常和未遂的措施；参与本班事故调查分析，主持本班 障碍、异常和运行分析会；定期巡视设备，掌握生产运行状况，核 实设备缺陷，督促消缺；签发并按时报出总结及各种报表；做好新、改、扩建工程的生产准备，组织或参与设备验收；检查、督促两票、两措、设备维护和文明生产等工作；主持较大范围的停电工作和较 复杂操作的准备工作，并现场把关。

二、副班长：协助班长做好本班工作，负责分管工作，完成班 长指定的工作，班长不在时履行班长职责。

三、班组专业工程师：是全班的技术负责人。监督检查现场规 章制度执行情况，参加较大范围的停电工作和较复杂操作的监督把 关，组织处理技术问题；督促修试计划的执行，掌握设备的运行状 况，组织完成设备评价工作；负责所辖变电站各种设备技术资料的 收集、整理、管理，建立健全技术挡案和设备台帐；组织编写、修 改现场运行规程和典型操作票；编制本班培训计划，完成本班值班 人员的技术培训和考核工作；制定保证安全的组织措施和技术措施，并督促执行。

四、正值：在当值值班负责人领导下负责与调度之间的操作联 系；遇有设备事故、障碍及异常运行等情况，及时向有关调度（调 控）、监控及当值值班负责人汇报并进行处理，同时做好相关记录； 组织做好设备巡视、日常维护工作，认真填写各种记录，按时抄录 各种数据；受理调度（操作）指令，填写或审核操作票，并监护执 行；受理工作票，并办理工作相关手续；填写或审核运行记录，做 到正确无误；根据培训计划，做好本值培训工作；参与设备验收。参加站内安全活动，执行各项安全技术措施。

五、副值：在当值值班负责人及正值的领导下对设备的事故、障碍及异常运行情况进行处理；按本单位规定受理调度（操作）指 令，向当值值班负责人汇报，并填写倒闸操作票，经审核后在正值 监护下正确执行操作；做好设备的巡视、日常维护、监盘和缺陷处 理工作；按本单位规定受理工作票并办理工作许可手续；按本单位 规定做好各种记录；保管好工具、仪表、钥匙、备件等；参与设备 验收；参加站内安全活动，执行各项安全技术措施。第三章 管理模式

第八条 运行模式：500千伏变电站原则上采用“集中监控、少 人值守”运行模式；220 千伏及以下变电站全部采用“集中监控、无人值班”运行模式。第九条 班组设置

一、按地域、电压等级设置 220 千伏及以上变电运维班、110 千伏及以下变电运维班两类班组。

二、220千伏及以上变电运维班设置原则1、220 千伏及以上变电运维班管辖变电站的范围不跨原地市 范围，可跨县域范围。

2、220 千伏及以上变电运维班驻地可以选择在 500 千伏变电 站、220 千伏变电站或其它合适的场所，优先以现有的 500 千伏变 电站为中心设置。

3、220 千伏及以上变电运维班管辖变电站数量一般按不超过 10个站（如含1个500千伏变电站，则总数不超过8个站）设置，路途半径原则上在60分钟以内，最远不超过90分钟。

4、如 500 千伏变电站布点不能满足路程半径要求，可以某个 220千伏变电站为中心建立变电运维班驻地。

三、110千伏及以下变电运维班设置原则1、110 千伏及以下变电运维班管辖变电站的范围不跨市区和 县域范围。市区的变电运维班管辖市区范围内的 110 千伏及以下变 电站，县域的变电运维班管辖各县域范围内的 110 千伏及以下变电 站。

2、市区的变电运维班人员以每班不超过30人为宜，县域的变 电运维班人员以每班不超过 25 人为宜，原则上班组人员不得少于 10人，保证有6人倒班、两组及以上操作人员。

3、110 千伏及以下变电运维班管辖变电站数量根据江苏变电 运维班定员标准（110 千伏变电站：1.5 人/站，35 千伏变电站：1 人/站）进行测算与控制。

4、110 千伏及以下变电运维班驻地一般选择在 110 千伏变电 站或其它合适的场所，驻地距离所辖各变电站的路途半径原则上在 60分钟以内。

四、变电运维班值班宜采用“3＋1”运转方式。三组采用24小 时轮值，一组上白班，提高人员使用效率。

五、变电运维班应配备必要的监控工作站，监控工作站应封锁 控制功能，并按变电运维班区域划分。

六、各单位应结合电网发展，做好变电运维班设置规划。在新 建变电站设置变电运维班，应在输变电工程项目可研阶段提出，由 省公司审核后确定。第四章 运行制度 第一节 值班制度

第十条 运维人员必须按有关规定进行培训、学习，经考试合格 后方能上岗值班。

第十一条 运维人员在值班期间，应统一着装（穿工作服），佩 戴岗位标志。

第十二条 运维人员在值班期间，必须坚守工作岗位，履行工作 职责，遵守劳动纪律，保持24小时通讯畅通，不得擅离职守或从事 无关工作。如有特殊情况需请假批准，履行交接手续后方可离开岗 位。

第十三条 运维人员在值班期间，应完成当班的运行、维护、操 作和管理工作，并填写工作记录。第十四条 运维人员外出工作时，必须保证通讯工具始终处于良 好状态。

第十五条 变电运维班接到监控班（调控班）关于变电站设备异 常的通知后，应立即到现场检查处理，并将检查情况向调度、监控 班（调控班）汇报。当出现调度监控系统（调度自动化系统）异常，暂时无法恢复时，运维人员应根据要求进行现场监控。第十六条 变电运维班应合理安排运维人员值班方式，确保完成 所辖变电站各项工作任务。

第十七条 特殊天气情况和特殊运行方式下，变电运维班应加强 值班力量，做好应急处理工作准备。

第十八条 实行监盘制的有人值班变电站，控制室应 24 小时有 人值班。

第二节 交接班制度

第十九条 交接班应遵循准时、严肃、前后衔接、手续清楚、责 任明确的原则。

第二十条 交接班工作由指定负责人组织，不得随意变更。交班 人员应在生产管理信息系统中认真填写运行日志和有关记录，提前 做好交班准备；接班人员应于规定时间前到达班组，查阅交接班记 录，认真了解管辖设备的运行方式、运行状况和有关运行工作事项。第二十一条 交班人员应将所辖变电站的运行方式变动、检修工 作进度情况、本值内完成的运行工作和未完成的运行工作等做详细 介绍，接班人员应认真听取，仔细核对，确认无误后，方可接班。交接班双方在生产信息系统中办理完交接手续后，交接班工作方告 结束。

第二十二条 在交接班过程中，如接班人员有异议时，交班人员 必须核对解释清楚，双方确认无误后再履行交接手续。否则，接班 人员有权拒绝接班，交班人员不得离岗。

第二十三条 当遇有事故或正在操作过程中，不得进行交接班工 作，待事故处理完毕或操作告一段落后进行。当交接班过程中发生 事故或异常时，由交班人员负责处理，接班人员协助。第二十四条 交接班工作应分工明确，责任到人。第二十五条 交班前交班人员的准备工作：

一、根据运行方式，填写运行日志及相关记录。

二、对当班工作内容进行总结。

三、对填写的记录、表单进行核对。

四、复查操作票、工作票。第二十六条 交接班的内容：

一、所辖变电站的一、二次运行方式的变动。

二、缺陷、异常、事故处理情况。

三、各项操作任务的执行情况，包括未执行的操作任务。

四、工作票的执行情况，现场安全措施及接地线组数、编号及 位置等情况。

五、自动化设备的运行情况、消防管理及视频监控、变电站防 盗情况。

六、现场安全用具、钥匙、车辆及有关备品备件情况。

七、各种记录、资料、图纸的收存保管情况。

八、遗留工作和注意事项等。

九、上级领导的有关指示及其他事项。第三节 巡视检查制度

第二十七条 运维人员应认真巡视设备，发现异常和缺陷后及时 汇报调度和上级，杜绝事故发生。

第二十八条 变电站设备巡视检查，分为正常巡视（含交接班巡 视）、熄灯巡视、全面巡视和特殊巡视。

第二十九条 正常巡视指对变电站设备进行全面的外部检查。第三十条 熄灯巡视指夜间熄灯开展的变电站设备巡视，重点检 查设备有无电晕、放电，接头有无过热现象。

第三十一条 全面巡视指对变电站内一、二次设备，以及防误装 置、安防装置、动力照明、备品备件、安全工器具等设施进行全面 检查。

第三十二条 特殊巡视指因变电站设备运行环境、运行方式变化 而开展的巡视。遇有以下情况，应进行特殊巡视：

一、大风前后。

二、雷雨后。

三、冰雪、冰雹、雾天。

四、设备变动后。

五、设备新投入运行后。

六、设备经过检修、改造或长期停运后重新投入系统运行后。

七、异常情况下，包括：过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况、设备缺陷近期有发展等。

八、法定节假日或上级通知有保电任务时。第三十三条 巡视周期管理：

一、正常巡视周期 1、500千伏变电站每天巡视不得少于2次； 2、220千伏无人值班变电站每周巡视不得少于2次； 3、110千伏及以下无人值班变电站每周不得少于1次。

二、全面巡视每月一次。

三、熄灯巡视每月一次，结合正常、全面巡视或红外测温进行。

四、特殊巡视根据实际需要安排。第四节 红外测温制度

第三十四条 设备测温工作应使用红外成像仪完成，设备测温工 作分为计划普测与重点测温。

第三十五条 计划普测指按固定周期安排的测温。红外测温周期 如下：

一、500千伏变电站每两周1次；

二、220千伏变电站每月1次；

三、110千伏及以下变电站每3月1次；

四、迎峰度夏或重大保电期间适当缩短测温周期。

第三十六条 每年对110千伏及以上断路器、避雷器、互感器、变压器、套管、电缆终端等设备进行一次精确测温。第三十七条 重点测温指根据电网运行方式和设备运行情况变 化安排的测温。按以下原则掌握：

一、高温天气大负荷的设备应安排测温；

二、长期大负荷的设备应安排测温；

三、设备负荷有明显增大时，根据需要安排测温；

四、设备存在异常情况，需要进一步分析鉴定，安排测温；

五、新建、改扩建的电气设备在其带负荷后应进行一次测温（投 运24小时后，不超过1个月内进行）；

六、大修或试验后的设备必要时安排测温；

七、设备通过较大穿越性故障电流后，安排测温；

八、上级有明确要求时，安排测温；

第三十八条 红外检测填写的检测记录及结果应及时录入生产 管理信息系统，并按照树形图层次要求存储红外检测结果电子文件，以便于检索管理及检查、比较。第五节 定期试验、切换、维护制度

第三十九条 变电运维班应结合本地区气象、环境、设备情况等 制订所辖变电站定期试验、切换、维护工作计划，执行试验、切换、维护工作时应遵守保证安全的组织措施和技术措施。第四十条 变电站设备定期试验、切换工作周期如下：

一、高频保护通道测试，结合巡视进行；

二、事故照明每季度切换一次；

三、主变备用冷却器每季度切换一次；

四、主变冷却电源自投功能每半年试验一次；

五、备用充电机每半年启动一次；

六、所用变每季度切换一次。

第四十一条 变电站其他日常运行维护工作：

一、避雷器泄漏电流抄录，结合巡视进行；

二、每周抽测一次典型蓄电池，全部蓄电池测量每月一次；

三、微机保护装置时钟每月核对一次；

四、排水系统每月检查一次；

五、防小动物设施每月检查一次；

六、机构箱加热器及照明每季度检查一次；

七、避雷器动作次数每月抄录一次；

八、全站安全用具每月检查一次；

九、全站消防器材每季度检查一次；

十、全站室内、外照明系统每季度检查一次；

十一、变电站内的漏电保安器每月进行一次试验。第六节 安全日活动制度

第四十二条 班组每周开展一次安全活动，安全活动必须结合本 班组的具体情况，做到有分析、有措施、有记录。

第四十三条 每月组织一次安全运行分析活动，分析应有重点、有内容、有措施、有记录。

第四十四条 结合季节性特点，定期开展安全大检查，检查有重 点、有内容。

第四十五条 定期进行班组及个人的安全情况分析、总结。第四十六条 对事故及异常按“四不放过”的原则进行分析。第四十七条 表扬和奖励在安全生产中作出贡献的人和事。第四十八条 认真分析“两票三制”的执行情况。

第四十九条 学习规程、事故通报、上级文件、会议精神，结合 本班组的实际情况，制订相应措施。第七节 运行分析制度

第五十条 运行分析指对所辖变电站的运行管理情况进行分析，使运维人员掌握运行现状，找出薄弱环节，制订防范措施，提高运 行工作质量和运行管理水平。运行分析分为综合分析、专题分析两 种。

第五十一条 变电运维班组每月开展一次综合分析，对影响安全 运行的因素、运行管理上存在的问题提出建议或制定措施。综合分 析由班长组织全体运维人员参加。综合分析的主要内容包括：

一、根据设备运行状况和发现的缺陷，提出注意事项，对可能 出现的问题，制定对策；

二、分析“两票”执行中存在的问题；

三、提出培训重点；

四、根据设备试验、检修中发现的问题，提出注意事项和措施；

五、根据季节性特点，提出具体工作要求；

六、根据电力系统运行中的事故教训，结合实际情况对照进行 检查分析，找出漏洞，制定措施；

七、分析巡视检查和倒闸操作中的注意事项，提出合理化建议；

八、根据所辖设备薄弱点和运行管理上的需要，向上级提出改 进措施和建议。

第五十二条 运维班组每月至少开展一次有针对性的专题分析。专题分析由班长组织有关人员进行，根据运行中出现的特定问题，制定对策，及时落实，并向上级汇报。第八节 规程编审制度

第五十三条 变电站现场运行规程编审制度

一、新建变电站投运前必须完成变电站现场运行规程的编制和 审核；改扩建或设备发生变更后必须及时修订变电站现场运行规程。

（一）、220千伏及以上新建变电站现场运行规程 1、220千伏及以上新建变电站现场运行规程由各检修部变电运 维班负责编写； 2、220 千伏新建变电站现场运行规程由各检修部有关专职审 核，分管负责人批准执行； 3、500千伏新建变电站现场运行规程由省检修分公司各检修分 部有关专职、分管负责人，以及省检修分公司有关专职、部门负责 人逐级审核，省检修分公司总工程师批准执行。

（二）、110千伏新建变电站规程 1、110千伏新建变电站现场运行规程由各市检修公司变电运维 工区（县域检修分公司）变电运维班负责编写； 2、110千伏新建变电站现场运行规程由市检修公司变电运维工 区（县域检修分公司）、生技部、调度控制中心有关专职及负责人审 核，由市供电公司总工程师批准执行。

（三）、变电站改扩建或设备发生变更后变电站现场运行规程 的修订及审批规定：

1、省检修分公司各检修分部、市检修公司变电运维工区（县 域检修分公司）变电运维班负责修订；

2、省检修分公司各检修分部、市检修公司变电运维工区（县 域检修分公司）专职负责审核；

3、省检修分公司各检修分部、市检修公司变电运维工区（县域 检修分公司）分管负责人负责批准。

二、每年对变电站现场运行规程进行一次复查、修订，不需修 订的，也应出具经复查人、批准人签名的“可以继续执行”的书面 文件。

三、每三年对变电站现场运行规程进行一次全面的修订、审定。第五十四条 变电站典型操作票编审制度

一、在新建、扩建的变电、线路设备正式投运前，应制订典型 操作票；现场设备情况如有变更时、系统方式变动时应修订变电站 典型操作票。

二、变电站典型操作票的编制（修订）和审批流程：

1、变电运维班负责编制（修订）；

2、变电运维部门相关专职负责审核；

3、变电运维部门分管领导负责批准。

三、变电站典型操作票每年进行一次全面审查、修订。第五十五条 变电站反事故预案编审制度

一、新建 220 千伏及以上变电站必须编制变电站反事故预案并 经过审批；改扩建或设备发生变更后必须及时修订变电站反事故预 案。

二、变电站反事故预案的编制（修订）和审批流程

1、变电运维班负责编制（修订）。

2、变电运维部门专职负责审核。

3、变电运维部门分管领导负责批准。

三、变电站反事故预案每年进行一次全面审查、修订。第九节 缺陷管理制度

第五十六条 设备缺陷按照轻重缓急程度分为危急缺陷、严重缺 陷、一般缺陷。

一、危急缺陷：设备发生直接威胁安全运行并需立即处理的缺 陷，否则，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾 等事故。危急缺陷应在半个小时内安排消缺工作，并在 24 个小时 内完成消缺或采取限制其继续发展的临时措施。

二、严重缺陷：对人身或设备有严重威胁，暂时尚能坚持运行 但需尽快处理的缺陷。严重缺陷的消除时间不得超过1 个月，应列 入月度生产计划进行管理。三、一般缺陷：上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷，指性质 一般、情况较轻、对安全运行影响不大的缺陷。一般缺陷的消除时 间原则上不得超过半年。第五十七条 缺陷的三级管理职责

一、省检修分公司和市供电公司应按三级管理要求加强缺陷管 理。省检修分公司各检修分部和省检修分公司层面的变电运维班组、省检修分公司各检修分部和省检修分公司，以及市检修公司层面的 变电运维班组、变电运维工区（县域检修分公司）、市供电公司生产 技术部，均应在生产管理系统中建立设备缺陷记录，并由专人负责。

二、变电运维班发现缺陷应及时分析、鉴定、分类，记录；应 掌握所辖设备的全部缺陷，并负责对设备缺陷的督促、处理。缺陷 未消除前，运维人员应加强监视设备缺陷的发展趋势。

三、变电运维部门应掌握和核对所辖设备的各类缺陷，及时联 系、安排、督促消除，并进行验收。

四、省检修分公司（市供电公司生产技术部）需定期与变电运 维部门核对缺陷情况和消缺进展，以便按轻、重、缓、急督促安排 检修计划，不断提高设备健康水平。

五、各单位应重视设备的危急缺陷，及时督促消除设备的危急 缺陷和 220 千伏及以上设备缺陷。110 千伏及以下重要设备危急缺 陷和 220 千伏及以上设备危急缺陷不能及时消除的，应上报省公司 生产技术部。

六、重大缺陷因故不能按规定及时消缺，应及时逐级汇报，其 中危急缺陷应得到各公司总工程师同意方可延期处理。第五十八条 缺陷处理流程

一、运维人员定期巡视设备，及时发现缺陷。

二、运维人员对运行发现的设备缺陷和监控发现的设备缺陷按 性质分类，填入设备缺陷记录，流转至检修单位。

三、危急、严重缺陷应经值班负责人核实后填报。对于危急缺 陷应立即汇报调度、变电运维部门和省检修分公司（市供电公司生 产技术部），加强监视，并制定预防发生事故的措施。

四、检修单位接到缺陷后需由相关专职确认，制定检修计划安 排消除缺陷。

第十节验收及启动阶段管理制度 第五十九条 基本要求

一、变电站新建、改扩建、修试的一、二次设备工作完成后，必须经过质量验收，验收工作结束后，应按照有关要求填写检修、试验记录，并履行相关交接手续。交接手续完备后，方能投入运行。

二、新建、改扩建工程竣工验收，施工部门应向变电站移交有 关资料，包括设备制造厂说明书、设备出厂试验记录、安装竣工图 纸、安装记录及试验报告。设备检修后竣工验收，检修部门应移交 检修、试验报告，并填写有关检修、试验记录。

三、验收时发现问题，应及时处理。对于暂时无法处理，且不 影响安全运行的，又急需投入运行时，应经本单位主管领导批准后 方能投入运行，缺陷必须限期处理。第六十条 工程建设过程的管理

一、变电运维部门应及早参与变电站工程建设，做好各项生产 准备。

二、在运行变电站内进行施工，施工前变电运维单位应对施工 单位进行安全交底，详细交代工程建设工作地点及安全注意事项。设备作业区与运行设备区应用安全围栏围护，施工人员不得随意进 入运行设备场区。

三、基建设备与运行设备应有明显断开点，与变电站相连接的 未投运线路终端塔的跳线应保持断开。运维人员应督促施工人员做 好可靠的安全措施，严防误动、误碰和误跳运行设备。

四、基建施工电源宜使用与站用电源分开的独立电源。若必须 使用站用电源，运维人员必须合理安排站用电的运行方式，严防主 变冷却、刀闸操作、开关储能及直流充电电源失去。

五、运维人员应提前介入工程建设，参与设备安装、设备调试 等主要环节的工作，全面了解设备性能，及时发现新设备存在的问 题。

第六十一条 新设备的交接验收

一、工程建设完工后，运维人员应积极参与工程预验收和正式 交接验收。对验收中发现的问题，及时提交工程建设单位现场处理。

二、新设备验收合格后，应办理交接手续，新设备交接手续应 以正式的交接记录为依据。交接记录的内容包括交接的设备范围、工程完成情况、遗留问题及结论等。

三、新设备交接验收过程中，设备操作由运维人员进行，对设 备名称、编号、状态应仔细确认，并严格执行监护制度。

四、运维人员应配合做好新设备的接收工作，包括设备出厂资 料、试验资料、图纸、现场设备、联动操作、备品备件、工器具等。新设备的验收受到工程进度和停电计划的影响时，允许进行分步交 接验收。分步交接验收后的设备同样要履行交接手续，具备书面交 接记录。

五、交接后的新设备应调整至冷备用状态，所有保护自动化装 置在停用状态。

第六十二条 新设备交接验收后的管理

一、新设备交接验收结束、办理交接手续后，应视作运行设备，交由运维人员管理，不允许擅自改变交接后的新设备状态。新设备 状态的改变、接地刀闸或接地线等的操作要作为交接班内容移交。在新设备上工作，必须履行正常的工作票手续，由运维人员操作、许可、验收及终结，工作人员必须填写工作记录；工作结束后，由 运维人员将新设备恢复到工作前的冷备用状态。

二、新设备必须办理交接手续后方可进行与运行设备的搭接工 作。搭接后的新设备（包括二次设备）应有可靠的防误措施，严防 误分、误合或误投而造成事故。第六十三条 新设备启动必须具备的条件

一、工程已按照设计要求全部安装、调试完毕，验收中发现的 缺陷已消除；启动范围内的所有设备均符合安全运行的要求，设备 名称标牌、安装调试报告等齐全，具备投运条件。

二、完成各项生产准备工作：

1、运维人员开展现场培训，经部门考试合格。

2、编写典型操作票、现场运行规程、反事故预案等，并通过审 批。

3、安装相关标示牌、指示牌、各类图表等。

4、购置必要的生活设施和办公用品。

5、备齐必要的工器具、备品备件、图纸资料、设备说明书。

6、建立并完善生产管理系统的设备台账。

7、建立健全通讯、信息网络。

三、变电运维人员应认真组织学习启动调试方案，准备好相应 的操作票，明确每一步操作的目的及意义，并做好事故预想。

四、新设备启动前，变电运维人员应根据启动方案的要求，认 真、仔细核对启动范围内所有一、二次设备的实际状态是否正确，若发现不正确时，要立即进行操作调整。检查及调整操作内容要有 书面记录并签名，可纳入倒闸操作票进行管理。第六十四条 新设备启动过程管理

一、新设备自向调度汇报具备启动条件起，即属于调度管辖设 备，改变设备的状态必须有调度的正式操作指令。

二、所有启动操作应严格按照启动方案的规定程序规范作业，强化解锁钥匙管理，严防误操作。

三、启动过程中发现缺陷，应立即暂停启动，并将缺陷情况汇 报调度及有关部门。设备消缺工作应履行正常的检修申请手续，办 理工作票。

四、新设备启动过程中发生事故，当值人员应服从当值调度指 挥，迅速进行故障隔离，并立即汇报有关部门。事故处理结束后，运维单位应将详细情况汇报调度，根据调度指令停止或继续进行启 动工作。

第六十五条 新建、改扩建设备的监控权移交流程

一、新建无人值班变电站或改扩建设备启动投运结束后，由现 场运维人员汇报监控（调控）班，核对运行方式及现场设备情况，监控（调控）班正式承担新建变电站或改扩建设备的监控职能。

二、新建220千伏及以上变电站，省检修分公司应在投运前10 天行文向省电力公司报告变电站归属情况。新建 220 千伏变电站，行文应抄送省公司生产技术部和调度控制中心；新建 500 千伏变电 站，行文应同时抄送华东电网公司调度中心。第五章 倒闸操作管理 第一节 倒闸操作相关术语

第六十六条 常用设备名称包括：主变，所用变（厂变），开关，刀闸（闸刀），手车，接地刀闸（接地闸刀），母线，线路，压变，流变，电缆，避雷器，电容器，电抗器，消弧线圈，令克（跌落熔 断器），熔丝，保护。第六十七条 常用操作术语包括

一、开关、闸刀、接地闸刀、令克：合上、拉开。

二、接地线：装设（挂）、拆除。

三、各种熔丝：放上、取下。

四、继电保护及自动装置：启用、停用。

五、压板：放上、取下、投入、退出、从××位置切至××位 置。

六、交、直流回路各种转换开关：从××位置切至××位置（二 次插件：插入、拔出）。七、二次空气开关：合上、分开。八、二次回路小闸刀：合上、拉开。

九、小车、中置开关：由××位置拉、推或摇至××位置。第六十八条 设备状态定义与调度术语以管辖调度的定义为准，各种类型的操作应符合调度操作管理规定的要求。第二节 倒闸操作基本要求

第六十九条 要有考试合格并经上级领导批准公布的操作人员 名单。

第七十条 现场设备要有明显标志，包括命名、编号、铭牌、转 动方向、切换位置的指示以及区别电气相别的色标。第七十一条 要有与现场设备和运行方式符合的一次系统模拟 图（或计算机模拟系统图）。

第七十二条 要有现场运行规程、典型操作票和统一的、确切的 调度操作术语。

第七十三条 要有确切的调度指令和合格的操作票（或经单位主 管领导批准的操作卡）。第七十四条 要有合格的操作工具、安全用具和设施（包括对号 放置接地线的专用装置），电气设备应有完善的“五防”装置。第三节 倒闸操作基本步骤

第七十五条 操作人员按调度（调控）预先下达的操作任务（操 作步骤）正确填写操作票。

第七十六条 经审核并预演正确或经技术措施审票正确。第七十七条 操作前明确操作目的，做好危险点分析和预控。第七十八条 调度（调控）正式发布操作指令及发令时间。第七十九条 操作人员检查核对设备命名、编号和状态。第八十条 按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作，确认设备状 态变位并勾票。

第八十一条 向调度（调控）汇报操作结束时间。

第八十二条 做好记录，并使系统模拟图与设备状态一致，然后 签销操作票。

第四节 倒闸操作注意事项

第八十三条 倒闸操作过程中要严防发生下列误操作：

一、误拉、合开关；

二、带接地线(接地闸刀)合闸；

三、带电装设接地线、带电合接地闸刀；

四、带负荷拉、合闸刀；

五、走错间隔；

六、非同期并列；

七、误投退压板（插拔插把）、连接片、短路片，切错定值区。第八十四条 下列情况下一般不进行系统正常倒闸操作：

一、交接班时；

二、系统发生事故或异常时；

三、雷电时(注：事故处理确有必要时，可以对开关进行远控 操作)；

四、雨雪天气时不得进行室外直接验电。

第八十五条 在操作过程中遇有危及人身及设备安全的情况时，运维人员可按有关规程规定进行紧急处理，但处理结束后应立即汇 报当值调度（监控班），并做好相关记录。

第八十六条 在操作过程中遇有锁打不开等问题时，严禁擅自解 锁或更改操作票。必须先停止操作，然后检查操作票的执行情况是 否有误（“四核对”，即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编 号、核对设备的实际位置及状态），确认被操作设备、操作步骤正确 无误后，再查找、处理被操作设备的缺陷。若遇特殊情况需要进行 解锁操作，应经运维管理部门防误操作装置专责人到现场核实无误 并签字后，由运维人员报告当值调度员，方能使用解锁工具（钥匙）。第八十七条 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时运维人员 必须重新进行“四核对”工作，确认操作设备、操作步骤正确无误。第八十八条 倒闸操作过程因故中断不能进行的，汇报调度后，按其要求进行。操作票可在已操作的最后一项下方盖“已执行”章，并在备注栏内注明原因。第八十九条 当发生带负荷误拉、合闸刀时，禁止再将已拉开（或 合上）的闸刀合上（或拉开）。第五节 操作票的一般要求

第九十条 下列操作可以不用操作票，其他一切倒闸操作均需填 写操作票：

一、事故应急处理；

二、拉、合断路器（开关）的单一操作。

第九十一条 一张操作票只能填写一个操作任务，一个操作任务 是指根据同一个调度命令所进行的一次不间断操作。第九十二条 操作票须连号使用。

第九十三条 操作票票面应清楚、整洁，操作票面不得涂改。第九十四条 下列项目应作为独立的操作步骤填入操作票内：

一、拉、合开关；

二、拉、合闸刀/地刀或操作手车；

三、装、拆高压熔丝；

四、装、拆接地线；

五、检查项目（一次设备状态、二次设备状态、电压电流、负 荷分配、保护定值、送电范围内无接地线等）；

六、设备验电；

七、投、退保护及自动装置压板或拔、插插把（开入量、出口、旁路电流切换等）；

八、设备二次转（切）换开关、方式选择开关的操作（远近控 切换开关、同 期开关、PT并列、高频通道、重合闸方式、“单母” 方式、旁路电压切换等）；

九、保护改定值或切换定值区；

十、装、拆低压熔丝；

十一、合、分空气开关；

十二、拉、合二次回路小闸刀。第六节 操作票管理

第九十五条 操作票票面统一使用以下印章:已执行、未执行、作废、合格、不合格。

第九十六条 在操作中每执行完一个操作项后，应在该项“执行” 栏内划执行勾“√”。整个操作任务完成后，在操作票最后一步下边 的中间加盖“已执行”章。

第九十七条 操作票因故作废应在“操作任务”栏内盖“作废” 章，若一个任务使用几页操作票均作废，则应在作废各页均盖“作 废”章，并在作废操作票首页“备注”栏内注明作废原因，当作废 页数较多且作废原因注明内容较多时，可自第二张作废页开始只在 “备注”栏中注明“作废原因同上页”。

第九十八条 在操作票执行过程中因故中断操作，则应在已操作 完的步骤下面盖“已执行”章，并在“备注”栏内注明中断原因。若此任务还有几页未操作的票，则应在未执行的各页“操作任务” 栏盖“未执行”章。

第九十九条 操作完毕全面检查操作质量，由下值对上值评议。执行后的操作票应按值移交，每月由专人进行整理收存。操作票正 确性的评议包括票面和执行两个部分。凡不符合本规范有关操作票 填写、执行规定，操作票缺号、同号，降低安全标准或发生操作错 误者，一经发现均应统计为错票。

第一百条 经评议票面正确，评议人在操作票备注栏中盖“合格” 评议章并签名；对于存在问题的操作票，应报班组长或技术员进一 步加以审核，如确为错票，应加盖“不合格”评议章并签名，同时 应在操作票备注栏说明原因。一份操作票超过一页时，评议章盖在 最后一页。

第一百零一条 操作票应按月进行统计评议，装订成册，保存一 年。班组长或技术员每月应对操作票汇总、统计、审核、评析。对 存在的问题应在运行分析会上进行认真分析，提出针对措施。部门 安全员应每月会同有关专职进行审核，在封面上签署审核意见。第一百零二条 操作票合格率的计算办法：

其中该月应执行总票数＝该月已执行合格票数＋该月已执行不 合格票数。本月预发和填写的操作票，本月发令执行，但执行时间 跨月的，统计在本月；隔月发令执行的，统计在下月。第六章 工作票管理 第一节 基本原则

第一百零三条 电气工作票应严格按《国家电网公司电力安全工 作规程》（变电部分）中的有关规定。第一百零四条 工作票包括变电站第一种工作票、第二种工作 票、电力电缆第一种工作票、电力电缆第二种工作票、动火工作票、变电站带电作业工作票、事故应急抢修单。事故抢修工作，原则上 是指隔离故障设备和尽快使正常部分恢复运行，可不用工作票, 应 做好安全措施。如果设备损坏，需要更换、检修的事故检修工作，必须填用工作票。

第一百零五条 工作票的工作内容和工作地点或工作任务栏内 应填写设备的双重名称。

第一百零六条 工作票使用前必须统一格式、按顺序编号，一个 之内不能有重复编号。

第一百零七条 工作票签发人和负责人应是熟悉人员技术水平、熟悉设备情况、熟悉安全规程，并具有相关工作经验的生产负责人、技术人员或经本单位批准的人员。

第一百零八条 工作票签发人、工作负责人、工作许可人需经安 全知识培训、考试合格，工作票签发人、工作票负责人名单由安全 监察部门每年审查并书面公布，第一种工作票的工作许可人应由正 值班员担任。

第一百零九条 一张工作票中，工作票签发人、工作负责人、工 作票许可人三者不得互相兼任。工作负责人可以填写工作票。第一百一十条 履行工作票许可、间断、终结等手续，工作负责 人、许可人必须全过程录音。第二节 工作票签发 第一百一十一条 工作票应一式两份，内容应正确，不得任意涂 改。用计算机生成或打印的工作票应使用统一的票面格式，必须由 工作票签发人审核无误，签名后方可执行。

第一百一十二条 凡工作中需进行高压电气试验项目，则必须在 工作票的工作任务栏内写明。在同一个电气连接部分发出带有高压 试验项目的工作票后，禁止再发出第二张工作票，原先已发出的工 作票应予收回或办理工作间断。

第一百一十三条 非本企业的施工、检修单位单独在变电站进行 工作，必须使用工作票，并履行工作许可、监护手续。工作票(包括 第一种、第二种工作票)必须实行设备管辖单位和施工、检修单位双 签发，检修、施工单位为第一签发人，设备管辖单位为第二签发人。第一百一十四条 工作票双签发中的安全责任

一、设备管辖单位会签人应对工作必要性、工作是否安全、工 作票上运行管理单位所做安全措施是否正确完备负责；

二、施工、检修单位签发人应对工作必要性、工作是否安全、工作票上所填安全措施是否正确完备、所派负责人和工作班人员是 否适当和足够、人员精神状态和防护措施是否良好负责。第三节 工作票审核

第一百一十五条 第一种工作票应在工作前一日预先送达运维 人员，第二种工作票、带电作业工作票可在当日工作开始前送达。第一百一十六条 运维人员接到工作票后，应根据工作任务和现 场设备实际运行情况，认真审核工作票上所填安全措施是否正确、完善并符合现场条件，如不合格，应返回工作负责人，不受理该工 作票。工作许可人如发现待办理的(待许可)工作票中所列安全措施 不完善，而工作票签发人又不在现场，无法及时更改的情况下，允 许在工作许可人填写栏内对安全措施加以补充完善，并向工作负责 人说明后执行。

第一百一十七条 检修人员针对作业内容和现场实际，编制相应 的危险点分析及控制单，与工作票一起送到变电站，运维人员进行 审核。二次回路有工作应按安全规程有关规定填写《二次工作安全 措施票》。

第四节 工作票安全措施

第一百一十八条 运维人员应根据工作票要求填写并执行安全 措施票。安措票内容包括停送开关控制电源、开关储能电源、检修 设备可能来电侧的刀闸操作电源、装拆接地线或拉合接地闸刀，投 退相关二次压板等操作（防止检修工作误跳运行设备或影响二次运 行回路）。

第一百一十九条 运维人员审核工作票合格后，根据工作票“安 全措施”栏内填写的应拉开断路器（开关）和闸刀，应装设地线、应合接地闸刀等，与实际所做的现场措施核实后，在相应的已执行 栏内打“√”，并在“补充工作地点保留带电部分和安全措施”栏内 填写相应内容，经核对无误后，方能办理工作许可手续。第一百二十条 第一种工作票应拉断路器（开关）和闸刀栏内，应写明在工作范围内需拉开的所有断路器（开关）、闸刀，应取下的 控制回路电源保险，应拉开的二次空开关和有关的操作电源等。第一百二十一条 运维人员应在已装设的接地线位置后注明接 地线的编号。

第一百二十二条 应设遮栏、应挂标示牌栏的填写：

一、应注明装设围栏的具体地点和范围；

二、在一经合闸即可送电到工作地点的断路器（开关）及闸刀 的操作把手上，应悬挂“禁止合闸，有人工作！”或“禁止合闸，线 路有人工作！”标示牌；

三、凡填用第一种工作票的一、二次设备工作，都应在具体的 工作地点悬挂“在此工作！”标示牌，在入口处悬挂“从此进出！”标 示牌；

四、由于设备原因，接地闸刀与检修设备之间连有断路器（开 关），在接地闸刀与断路器（开关）合上后，在断路器（开关）操作 把手上悬挂“禁止分闸！”标示牌；

五、工作地点周围的带电设备应悬挂“止步，高压危险！”标 示牌；工作地点设有围栏时，“止步，高压危险！”标示牌可悬挂在围 栏上、面向内(工作人员)；

六、高层设备检修时，应在上下通道处悬挂“从此上下！”标 示牌，没有转入检修状态的设备爬梯和通道上，应悬挂“禁止攀登，高压危险！”标示牌。

第一百二十三条 工作地点保留带电部分和补充安全措施栏，应 由工作许可人填写清楚工作地点邻近的带电部分、包括低压带电部 分。提醒工作人员注意的安全事项，不得填写“同左”或空白不填。第一百二十四条 对工作人员应保持的与带电设备的安全距离，应按照“安规”的规定，在“安全措施”栏内写明具体的要求，不 能笼统地写“与带电设备保持足够的安全距离”等。第五节工作票许可

第一百二十五条 工作许可人在完成施工现场的安全措施后，还 应：会同工作负责人到现场再次检查所做的安全措施，对具体的设 备指明实际的隔离措施，证明检修设备确已无电；对工作负责人指 明带电设备的位置和工作过程中注意事项；和工作负责人在工作票 上分别确认、签名。完成上述许可手续后，工作班方可开始工作。第一百二十六条 工作间断时，工作班人员应从工作现场撤出，所有安全措施保持不动，工作票仍由工作负责人执存；间断后继续 工作，无需通过工作许可人。每日收工，应清扫工作地点，开放已 封闭的道路，并将工作票交回运维人员；次日复工时，应得到工作 许可人许可，取回工作票，工作负责人必须事前重新认真检查安全 措施是否符合工作票的要求后，并召开现场站班会后，方可工作。若无工作负责人或监护人带领，工作人员不得进入工作地点。第一百二十七条 在无人值班变电站，工作票的首次许可应执行 现场许可，工作票的每日收工和复工可执行远方间断和重许，工作 负责人、工作人员变动和工作票延期手续，可以用电话方式联系。第一百二十八条 工作许可手续由工作负责人到现场后电话联 系工作许可人办理，工作负责人、工作许可人在各自收执的工作票 上分别签上工作许可人、工作负责人的姓名和许可开始工作时间。第六节工作票终结

第一百二十九条 当全部工作结束，现场清理完毕，运维人员验 收合格，工作人员全部撤离后，运维人员可与工作负责人办理工作 终结手续，在工作负责人收持的工作票上签名。

第一百三十条 运维人员在拉开检修设备的接地闸刀或拆除接 地线后，应在本变电站所收持的工作票上填写“×#、×#接地线共 ×组已拆除”或“××、××接地闸刀共×组已拉开”，并加盖“已 终结”章（调度下令的接地除外），工作票终结。

第一百三十一条 如几份工作票共用一组接地线或接地闸刀，该 工作票中又没有拆除或操作记录，则应注明：×#、×#接地线或接 地闸刀在×#工作票中继续使用，即可对该工作票进行终结。对未拆 除的接地线、未拉开的接地闸刀，在最终拆除后工作许可人还要在 所持该工作票备注栏中补写最终拆除时间。第七节 工作票评价

第一百三十二条 凡有下列情况之一，均应统计为错票：

一、票面内容不完整，如：编号、时间、签名不全；

二、票面时间、动词、人员签名、设备编号等错误或有涂改；

三、缺项、漏字、错项、错字或安全措施与工作任务不符；

四、时间顺序不正确；

五、已执行或作废的票面未及时盖章。

第一百三十三条 工作票合格率应按月评议统计，每年进行一次 汇总统计。

第一百三十四条 工作票合格率的统计方法：

其中该月应执行的总票数＝该月已执行合格票数＋该月已执行 不合格票数＋该月已执行没有回收票数＋该月应开而未开票数。本 月已许可，但执行时间跨月的，统计在下月。第一百三十五条 作废的工作票不纳入合格率统计。第七章 资料管理

第一百三十六条 应具备的规程

一、变电站运行导则（DL/T969—2005）

二、国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）

三、各级调度规程（根据调度关系）

四、国家电网公司电力生产事故调查规程

五、继电保护及安全自动装置运行管理规程

六、电气设备预防性试验规程

七、国家电网公司输变电设备运行规范

八、国家电网公司输变电设备技术监督规定

九、国家电网公司预防输变电设备事故措施

十、国家电网公司输变电设备评价标准

十一、国家电网公司十八项电网重大反事故措施

十二、国家电网公司现场标准化作业指导书编制导则

十三、国家电网公司安全生产工作规定

十四、国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定

十五、国家电网公司 110 千伏—500 千伏油浸式变压器管理规 范

十六、国家电网公司高压断路器（开关）设备管理规范

十七、国家电网公司110千伏—500千伏互感器管理规范

十八、国家电网公司110千伏—500千伏干式电抗器管理规范

十九、国家电网公司110千伏—500千伏消弧线圈管理规范

二十、国家电网公司直流电源系统管理规范 二

十一、国家电网公司高压并联电容器管理规范

二十二、国家电网公司110千伏—750千伏避雷器管理规范 二

十三、国家电网公司 72.5 千伏级以上电压等级支柱绝缘子 管理规范

二十四、电力建设安全工作规程

二十五、电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规 程

二十六、变电运行标准化巡视作业指导书

二十七、电力电缆运行规程(（79）电生字第53号）二

十八、SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 二

十九、现场运行规程

注：必备的规程可根据各单位实际运行管理情况采用纸质或电 子版方式保存、使用。第一百三十七条 应具备的记录

一、安全活动记录

二、反事故演习记录

三、运行分析记录

四、技术问答记录

五、继电保护及自动装置检验记录

六、应有的生产管理系统记录

七、运行方式记录

八、运行记事

九、移交事项

十、交接班记录

十一、巡视记录

十二、设备测温记录

十三、故障跳闸记录

十四、蓄电池测量记录

十五、避雷器漏动作记录

十六、避雷器漏电流记录

十七、解锁钥匙使用记录

十八、设备缺陷记录

十九、设备检修试验记录

二十、定期切换试验记录 二

十一、闭锁式收发信机测试记录

注：各单位可根据生产信息系统的应用和实际运行管理情况确 定是否保存纸质或电子版记录。应有的纸质或电子版记录 第一百三十八条 应具备的图表

一、运维班应具备下列图表

二、所辖变电站一次系统图

三、有权发布调度指令人员名单

四、有权签发工作票的人员、工作负责人、工作许可人名单 第一百三十九条 变电站应具备下列图表 一、一次系统模拟图

二、有权发布调度指令人员名单

三、有权签发工作票的人员、工作负责人、工作许可人名单

四、巡视路线图

五、事故拉闸顺序表

六、消防器材布置图（表）

七、有效定值单

第一百四十条 应具备的技术资料

一、所辖变电站设备台帐

二、所辖变电站主设备产品说明书

三、上级有关安全生产的“两措”及其他文件

四、所辖变电站设备修试报告

五、所辖变电站设备评价报告

六、所辖变电站信息量表 第一百四十一条 应具备的图纸

一、运维班应具备的图纸

二、所辖无人值班变电站常用一、二次图纸

三、所辖无人值班变电站直流系统图

四、所辖无人值班变电站站用电系统图

五、所辖无人值班变电站电气闭锁逻辑

六、变电站应具备的图纸 七、一次系统接线图

八、全站平面图

九、继电保护、自动装置及二次回路图

十、远动及自动化设备二次回路图

十一、站用变系统图

十二、直流系统图

十三、组合电器气隔图（有组合电器设备的变电站）

十四、各级交直流熔丝配置图 第八章 设备管理 第一节 一次设备

第一百四十二条 设备应设计合理，站内设备无发热现象。第一百四十三条 充油设备油位正常、无渗漏。

第一百四十四条 电气设备、金属架构无严重锈蚀，外表整洁。第一百四十五条 室外油开关、瓦斯继电器等设备应有防雨罩。第一百四十六条 独立避雷针（编号）、构架或建筑物避雷针不 歪斜、无锈烂，连接处无脱焊开裂或法兰螺丝松动的现象，避雷针 接地良好，接地引下（线）排无断裂及锈蚀现象。第一百四十七条 设备的接地应有明显的标志，符合规定。第二节 二次设备

第一百四十八条 接线规范、美观，二次接线不松动、无脱落，空线头应套线帽并整理。

第一百四十九条 室内外机构箱、端子箱、动力箱无锈蚀，箱门 应关闭，密封良好。

第一百五十条 箱内交直流熔丝（或交直流小开关、小闸刀）、切换开关完好，分、合状态及位置正确。

第一百五十一条 闭锁式高频通道应结合巡视进行测试。第三节 站端自动化系统

第一百五十二条 系统能正常操作，稳定可靠运行，无死机或其 它异常影响操作。

第一百五十三条 系统具有GPS时钟，且能对变电站自动化设备 进行对时。

第一百五十四条 系统有良好、可靠的接地系统。第四节 交直流设备

第一百五十五条 直流系统运行电压和蓄电池电压符合要求，空 开或熔丝级差配合符合要求。

第一百五十六条 每个变电站均应编制直流熔丝配置表和交流 熔丝配置表，各种熔丝均应保持足够数量的备品。

第一百五十七条 交直流系统功能完备，交流系统具备非全相报 警，主要附件（直流接地选择、高频模块、降压装置等）工作正常。第五节 其它设备

第一百五十八条 站内照明完好无缺、全部通亮，完好率达到 100%；事故照明工作正常；照明电源箱外壳应接地，箱内清洁。第一百五十九条 GIS室或SF6充气柜室应装设SF6泄露报警装 置，应无误报警现象。

第一百六十条 电缆沟盖齐全完整、放置整齐且，沟内电缆排列 整齐，无杂物、无堵塞。

第一百六十一条 二次设备运行场所的空调，环境温度达到 30 ℃时开启制冷，制冷后室内温度不得低于 27℃；环境温度低于 5℃ 时开启制热，制热后室内温度不得高于10℃。

第一百六十二条 接入内联网的计算机应安装国网公司桌面管 理系统，必须安装防火墙，定期检测病毒。严禁更改、删除系统文 件，严禁私自改变计算机的安全设置，禁止安装各种外来软件。第一百六十三条 运维班应配备足够的、工况良好的生产车辆，满足事故处理、巡视及操作等运行需要；应做好车辆检查、维护工 作，保证车辆处于良好状态；生产用车，一律不得作为他用；除单 位批准的专、兼职驾驶员外，其他人员不得动用。第九章 防误管理

第一节 防误装置的技术要求

第一百六十四条 防误装置的各项电气性能和机械性能必须满 足国家标准和电力行业标准。所选用的防误装置，必须有省部级及 以上主管部门的鉴定证书和检测报告。

第一百六十五条 防误装置必须保证基本“五防”功能的实现，其“五防”功能为：防止误分、合开关，防止带负荷拉、合隔离开 关或手车触头，防止带电挂（合）接地线（接地闸刀），防止带接地 线（接地闸刀）合开关（隔离开关），防止误入带电间隔。第一百六十六条 “五防”功能除“防止误分、误合开关”可采 取提示性措施外，其余四防功能必须采取强制性防止电气误操作措 施。

第一百六十七条 防误装置的结构应简单、可靠、操作和维护方 便，必须满足变电站正常操作和事故处理的要求。

第一百六十八条 防误装置的装设不能降低站内其它电气设备 的技术性能（包括电气性能和机械性能），应不影响或干扰继电保护、自动装置和通讯设备的正常工作。

第一百六十九条 凡新建、扩建、改建的变电站防误装置应做到 “三同时”，即与主体工程同时设计、同时安装、同时投产。第一百七十条 新建变电站的防误系统应采用监控防误系统，变 电站进行综自系统改造也应改为监控防误系统形式。第二节 防误装置的运行和维护管理

第一百七十一条 变电运维部门应做好防误装置的基础管理工 作，建立健全防误装置的基础资料、台帐和图纸以及防误闭锁（机 械闭锁、电气闭锁、微机闭锁、监控防误闭锁等）逻辑图，并保证 与现场实际相符。第一百七十二条 变电运维部门应结合实际，在变电站现场运行 规程中设立防误装置运行管理的章节。内容应包括：站内防误装置 配置情况，防误装置的基本原理和使用方法、闭锁原理、闭锁逻辑，日常巡视的检查项目及定期维护项目，防误装置正常操作要求及特 殊方式下的操作要求，明确防误装置异常情况的处理要求及解锁规 定等。

第一百七十三条 防误装置的巡视检查应与主设备巡视同时进 行。

第一百七十四条 防误装置整体停用应经分管生产的副总经理 或总工程师批准，才能退出，并报防误技术管理部门和安监部门备 案。同时，要采取相应的防误操作有效措施，并加强操作监护。第一百七十五条 正常情况下，防误装置严禁解锁或退出运行，如遇下列特殊情况需解锁操作，应经防误操作装置专责人到现场核 实无误并签字后，由值班员报告当值调度员，方能使用解锁工具（钥 匙）。

一、设备异常需紧急停运消缺；

二、防误装置发生故障；

三、特殊运方操作；

四、检修工作需要。

第一百七十六条 防误装置的解锁工具（钥匙）应严格管理，封 存保管，并按值移交。使用解锁工具（钥匙）时，应在生产管理系 统及时做好记录，使用后立即封存。第一百七十七条 应定期对防误装置进行维护和检修，确保装置 完好，防误装置的维护和检修工作结合主设备的检修项目同时进行。防误装置的更换、维修等工作应纳入基建、技改、修理项目一并考 虑。

第三节 防误规则库的管理

第一百七十八条 防误规则库应按照变电站运行规程审核要求 履行审核、批准手续。

第一百七十九条 防误逻辑软件变动或软件版本升级后应进行 全面核对。

第四节 防误装置的功能验收

第一百八十条 新建变电站、改扩建变电站、五防装置版本升级 或消缺，需要对防误装置功能进行验收。

第一百八十一条 验收中优先采用对照规则库和电气闭锁规则，逐一进行实际操作验收；无法实际操作验收的，应采用核对逻辑库、人工置位等方式进行验证。第十章 其他管理 第一节 消防管理

第一百八十二条 变电站消防设备的设置应符合消防部门的规 定，运维人员应定期检查消防设备的放置、完好情况并清点数量，发现缺陷及时报送专业部门，并记入相关记录。

第一百八十三条 运维班人员应熟知消防器具的使用方法，熟知 火警电话及报警方法，并定期进行消防演习。第一百八十四条 变电站应有防火预案，一旦发生火情，按预案 程序采取措施，灭火中要严格执行电气设备灭火注意事项。第一百八十五条 电缆隧道和夹层应有消防设施，机柜、配电盘、设备区的端子箱等设备的电缆孔应用防火材料封堵。

第一百八十六条 变电站设备室或设备区不得存放易燃、易爆物 品。

第一百八十七条 变电站内易燃易爆区域禁止动火作业，特殊情 况需要到主管部门办理动火（票）手续，并采取安全可靠的措施。第一百八十八条 变电站消防室（雨淋阀室、泵房室等）的门应 有醒目的“消防重地，未经许可不得入内”的标示牌。第二节 保卫管理

第一百八十九条 变电站防盗报警系统应定期检查、试验报警装 置完好，发现缺陷要及时处理。变电站防盗报警系统正常应设置成 布防状态。因施工、工作等频繁进出，可临时性撤消布防状态,并采 取相应的防范措施。

第一百九十条 无人值班变电站必须制定有效的防护措施，大门 应关闭、上锁。

第一百九十一条 变电站安全技术防范装置的配置 1、500 千伏变电站（换流站）应安装实体防护装置、视频监 控系统和脉冲电子围栏，有条件的应与公安110服务系统联网.2、220千伏变电站应安装实体防护装置、周界入侵报警系统和 视频监控系统，有条件的应与公安 110 服务系统联网。对农村或偏 远地区的枢纽变电站，宜采用脉冲电子围栏替代周界入侵报警系统。3、110千伏变电站应安装实体防护装置和周界入侵报警系统（或 视频监控系统），有条件的应与公安110服务系统联网。对农村或偏 远地区的枢纽变电站，宜采用脉冲电子围栏替代周界入侵报警系统。4、35 千伏变电站应安装实体防护装置，重要负荷的变电站应 加装周界入侵报警系统（或视频监控系统）。

第一百九十二条 变电站实体防护装置设置的具体要求

1、变电站围墙高度应符合设计规范要求，外侧墙面保持实体 垂直立面，无可供攀登的台延和缺口。

2、变电站主控制室、开关室、变压器室、大门值班室等建筑物 二层及以下窗户应设置金属防护栏，窗框应用铁框加固，大门值班 室应无门窗与围墙外相通。

3、变电站控制室、开关室、大门值班室等建筑物与室外相通的 出入口应安装坚固的防盗安全门，变电站出入口防盗门锁须采用具 有防撬功能的机械防盗锁。

4、无人值班变电站大门宜采用安全防盗门，高度不得低于2.1 米，上端及表面应采取措施防止攀越。

5、无人值班变电站内建筑物底层不宜设窗，必要时少设窗。窗 户应设置金属防护栏，窗框应采用金属材料加固。对经改造实现无 人值班后建筑物留下的窗户，应将其改为金属固定窗，并加设金属 防护栏。

第一百九十三条 围墙内的场地照明应满足照度标准，避免出现 照明死角。

第一百九十四条 无人值班变电站围墙内的场地不得作为露天 仓库存放电力器材。

第一百九十五条 下列类型的具备无人值班条件的变电站，宜实 施有人看守。

1、地处农村偏远地区的；

2、有重要保电任务的特殊时期；

3、地区社会治安形势恶劣时；

4、具备重要（枢纽）作用的变电站。

第一百九十六条 变电站视频监控图像和入侵报警信号应能可 靠、稳定地传输至监控中心或调度监控班，并明确专人实时监控。第一百九十七条 外来人员进入变电站必须到有关部门办理相 关手续、出示有关证件，经核实后方可进入，并做好登记；外来人 员如违反变电站安全管理规定，运维人员有权责令其离开变电站。第一百九十八条 进入变电站施工作业现场的施工人员应遵守 变电站安全管理规定，履行工作票手续。

第一百九十九条 外来车辆服从运维班的指挥，进入变电站内应 按指定路线行驶，满足限高、限速的要求，停放在指定地点。第三节 防小动物管理

第二百条 变电站应有防小动物措施，定期检查落实情况，发现 问题及时处理并做好记录。

第二百零一条 变电站各设备室的门窗应完好严密，出入时随手 将门关好。与室外相通的设备区出入门应装有防小动物挡板。第二百零二条 变电站各设备室通往室外的电缆沟、道应严密封 堵，因施工拆动后及时封堵好。

第二百零三条 变电站各设备室，应放置驱鼠或捕鼠器械，并定 期检查。

第二百零四条 变电站各断路器（开关）柜、电气间隔、端子箱 和机构箱应封堵严密，防止小动物进入。35千伏及以下电压等级高 压配电室、低压配电室、电缆层室、蓄电池室出入门应有防小动物 挡板。

第四节 防汛防台防寒管理

第二百零五条 变电站应根据本地区的气候特点和设备实际，制 订相应的设备防高温、防寒和防风措施。

第二百零六条 变电站内应根据需要配备适量的防汛设备和防 汛物资，防汛设备在每年汛前要进行全面的检查，处于完好状态。防汛物资要专门保管，并有专门的台帐。

第二百零七条 运维班应定期检查断路器（开关）、瓦斯继电器 等设备的防雨罩应扣好，端子箱、机构箱等室外设备箱门应关闭，密封良好。

第二百零八条 雨季来临前，运维班应对可能积水的地下室、电 缆沟、电缆隧道及场区的排水设施进行全面检查和疏通，做好防进 水和排水措施；下雨时运维班应对房屋渗漏、下水管排水情况进行 检查；雨后运维班应检查地下室、电缆沟、电缆隧道等积水情况，并及时排水，设备室潮气过大时做好通风。

第二百零九条 运维班应定期检查和清理变电站内的异物等，防 止大风时引起设备故障。刮大风时，运维班应重点检查设备引流线、阻波器、瓦斯继电器的防雨罩等是否存在异常。

第二百一十条 冬季气温较低时，运维班应重点检查断路器（开 关）机构内的加热器运行是否良好，发现问题及时处理，对机构箱 要采取防寒保温措施。第五节 安全工器具管理

第二百一十一条 运维班应定期检查安全工器具的使用和管理 情况，保证安全工器具合格。

第二百一十二条 安全工器具应按规定定期试验，并取得试验合 格证；试验不合格或损坏的工器具应及时修复或更换。第二百一十三条 安全工器具应建立台帐、帐物相符，应按定置 管理要求定点、定位、对号放置，排列整齐有序，应试安全工器具 标明试验日期、试验人。

第二百一十四条 运维人员应熟练掌握本所各种工器具的使用 方法和注意事项。

第二百一十五条 变电站应具备必要的安全工器具。

第二百一十六条 安全工器具不得挪作它用，严禁使用其它工具 代替安全工器具。

第二百一十七条 接地线应做好使用和恢复记录。第六节 钥匙管理

第五篇：变电站运行维护管理办法(试行)（推荐）

煤矿变电站运行维护管理办法（试行）

110kv变电站是煤矿的重要部门之一，承担着全矿的生产和日常供电，关系到全矿的安全生产、办公及生活利益，为保证变电站的安全运行，使变电站的运行工作程序化、规范化，特制定本管理办法。

一、站内管理

1、非值班人员不准进入机房，若需进入，须经煤矿机电部批准，并在值班人员陪同下方可入内；

2、站内严禁存放易燃、易爆、危险物品；

3、变电站内应备齐消防器材，并禁止吸烟；

4、每班打扫一次主控室卫生，每周清洁一次设备设施卫生，做到地面、墙壁、天花板、门窗、设施设备表面无灰尘、无油渍、无污物、油漆完好，整洁光亮；

5、机房内应当通风良好，光线充足，门窗开启灵活，防止小动物进入主控室；

6、变电站要做到随时上锁，钥匙由值班保管，值班不得私自配钥匙；

7、所有人员严格执行各岗位责任制及安全生产责任制。

8、严格执行交接班制度，有下列情况之一不得交班： A)上一班运行情况未交代清楚； B)记录不规范、不完整、不清楚； C)机房卫生差； D)接班人员未到岗；

E)事故正在处理中或交接班时发生故障，此时应由交班人员负责继续处理，接班人员进行协助，待事故处理完毕，交班人员方可离开。

9、各类设施设备的运行记录，每月需进行整理成册存档，妥善保存。

二、巡视要求

1、变电站值班每班巡视三次高压开关柜、变压器、配电柜、电容器，每周巡视一次落地箱、电表箱，并做好记录；

2、变电站值班应按规定的频次进行检查、巡视、监控，并把每次所到巡视点的时间记录下来；

3、对于巡视中发现的问题，当班人员应及时采取整改措施加以解决，处理不了的问题应及时如实汇报给上级领导。

三、安全操作注意事项

1、操作高压设备时，必须带绝缘手套、穿绝缘鞋、着棉工作服、使用绝缘操作杆；

2、严禁带电工作，紧急情况需带电工作时，需具备如下条件;1)有监护人；

2)工作场地空间足够，光线足够； 3)所有工具材料齐全；

4)工作人员必须穿戴绝缘手套、棉工作衣、绝缘鞋。

3、自动空气跳闸熔断器熔断时，应查明原因并排除故障后，再行恢复供电。不允许强行送电，必要时允许试送电一次；

4、电流互感器不得开路，电压互感器不得短路，不得用摇表测量带电体的绝缘电阻；

5、变电室拉、合闸时，应一人执行一人监护。

四、异常情况的处理

1、触电处置。发现有人触电时，当尽快使触电者脱离电源，并进行紧急抢救；

2、拉开电源开关、拔去插头或熔断器；

3、用干燥的木棒、竹竿移开电线或用绝缘工具（平口钳、斜口钳等）剪断电线；

4、用干燥的衣服或绝缘塑料布垫住，将触电者脱离电源；

5、防止在触电后跌倒；

6、如果触电者尚未失去知觉，则必须让其保持安静，并立即请医生进行诊治，密切注意其症状变化；

7、如果触电者已失去知觉，但呼吸尚存，应使其舒适、安静的仰卧，将上衣与裤带放松，使其容易呼吸，若触电者呼吸困难，有抽筋现象，则应立即进行人工呼吸，并拨打120求救及上报上级领导部门；

8、如果触电者的呼吸、脉搏及心跳都已经停止，此时不能认为其已死亡，应当及对其进行人工呼吸。人工呼吸必须不断的进行直到触电者自行呼吸或医生赶到现场救治呼吸为止。

五、变电站运行管理

1、变电站的日常运行、管理维护、故障处理及安全工作，要做到位，杜绝事故的发生。

2、所有运行值班人员，必须持有有效的经电力主管部门颁发的《电工进网作业证》上岗。

3、每班值班员不少于2人，严格按照《劳动合同法》规定要求，实施人员安排。

在全站停送电、倒母线、主变压器切换等大型操作时，必须有3人及以上值班，站长或技术员必须在现场，审核操作票，监督操作的正确性。

4、值班人员应严格执行保证安全的组织措施：工作票制度、工作许可制度、工作监护制度、工作间断转移和终结制度。

5、每天做好设备巡视和维护工作，及时发现设备缺陷，提高设备的健康水平。在节假日或有重要任务期间、恶劣天气、设备过负荷、设备有缺陷等情况下，应按规定进行特殊巡视，并做好相关记录。

6、按规程规定做好变电站的设备操作工作。负责受理和审查工作票、操作票，严格执行“二票三制”，并组织实施。各用电单位因生产、检修等原因，需要变电站“停、送电”操作时，值班人员接到经批准的《停送电申请表》后，由值班负责人组织按规定程序操作。因用户线路和设备造成线路跳闸时，由本站值班人员通知用户单位进行线路检查和维修，在用户单位确认故障排除前，值班人员有权拒绝执行送电操作。有权签发《停送电申请表》的应是各施工单位在变电站备案人员名单上的人员。

7、变电站110KV母线及以上设备属鄂尔多斯电业局电力调度中心调度的一类设备，操作关系属电力调度中心领导，必须正确执行调度命令；主变为电力调度中心的二类设备，操作时必须征得调度的同意。

8、主变、6KV馈出线、母联及其他设备是分公司的一类设备，由煤炭分公司机电物资部和矿机电部门领导，必须正确执行机电物资部和矿机电部门的命令。如命令中有直接威胁人身和设备安全时，应向发令人及时提出异议，若发令人坚持原来命令应拒绝执行，并立即向上级汇报。

9、遇变电站设备发生事故时，应讯速进行事故处理，隔离故障设备，减少停电范围，并立即报告矿机电科，属调度管辖的设备及时向调度汇报。

10、按规定对备用的主变压器、站用变压器、电压互感器等设备进行定期轮换运行。操作前应书面汇报矿机电科，说明备用设备的健康状况，切换操作时有哪些影响，需要有关单位如何配合等情况，得到允许后方可

进行。

11、按规程规定做好设备相应台帐、记录的整理和存档工作，负责填写运行工作记录、操作记录，管理好各种资料，对记录的正确性、真实性负责，并对其它记录的填写进行管理审查。

12、按时抄表计算有功、无功电量，及时进行运行数据和设备状况的记录。每月10号、20号、25号将有功、无功报给电业局计算中心，每月25号将施工单位用电量报给监理。

13、负责各种工具、安全工器具、仪表、备品、备件的管理，根据实际情况及时书面上报矿机电科测试或购置计划。严格执行备品备件的出库、入库制度，实行以旧换新。

14、值班人员严格执行国家法令、法规，认真学习并严格执行变电站《现场运行操作规程》、《调度规程》、《电力安全工作规程》及各项规章制度。

15、承包单位应组织变电站职工的政治学习，关心职工生活，搞好站内团结，严格履行岗位责任制。组织职工学习安全知识，加强安全思想教育，组织安全活动，做好“五防”工作。组织职工加强技术业务学习，全面提高职工技术素质。

16、运行人员必须熟悉所管辖的设备运行状况，并根据季节特点掌握设备的周围环境变化规律，对运行中出现的异常情况及时分析，提出防止事故的措施并书面汇报矿机电科。根据设备运行情况编制大修、更新、技改计划，并书面上报矿机电科审批、实施（费用由矿负担）

17、值班人员必须严格遵守劳动纪律，坚守岗位，按时交接班，值班期间不得从事与值班无关的工作，值班期间不得饮酒。

18、值班人员应做好本站的危险源辨识和预控措施，并进行学习，每次操作前，进行事故预想，思考防范措施。

19、非本变电站人员，未经矿机电科允许不准进入变电区域。外来检查人员、参观人员进入变电站，应由有关部门领导陪同或同意，并由当值值班人员引导参观，并应按规定进行登记。各用户联系停、送电的电工名单必须在变电站备案。严禁携带危险品进入变电站。

20、做好变电站的卫生保洁和防火、防盗、防小动物及防汛、防雷电等工作。

21、配合电力管理单位做好春季、秋季两次安全大检查。配合电力修

试单位做好消缺工作和周期预防性试验工作。做好设备检修后的验收工作。

22、按照供电方的要求积极配合完成电网主管单位下达的临时工作。

23、承包单位负责全站的安全运行管理维护工作，并接受矿方的管理、监督和考核。

24、值班人员应严格遵守《国家电网公司电力安全工作规程》的有关规定，久益公司每年对值班人员进行一次安规培训，考试合格后方可上岗。

25、值班人员身体健康，无妨碍工作的病症，体格检查每两年一次，不符合条件的严禁上岗。

26、值班人员应严格执行保证安全的技术措施：停电、验电、接地、装设遮栏和悬挂标示牌。

27、变电站负责人按时参加矿组织的有关会议及其他活动，如负责人有事应事先与矿联系并安排他人参与。每周一的生产、安全会负责人必须参加。

28、负责人离开矿区必须向矿机电物资科负责人请假，并指定现场负责人。

29、认真履行要害场所登记制度及站内各项规章制度、岗位职责。30、制定变电站应急预案，经本单位主管领导审批后，报机电科备案。

31、丢失、损坏站内资料、设备、物品要照价赔偿，并承担由此产生的所有责任。

32、承包单位工作人员应掌握安全用电基本知识，熟悉本岗位操作规程，按规定穿戴相应劳动防护用品。

33、作业人员对相关安规考试，每年一次，因故间断电气工作连续三个月以上者，必须重新学习安规，并经考试合格后，方能恢复工作。

34、变电站作业人员应具备必要的安全生产知识，掌握紧急救护法，特别要学会触电急救。

35、因用户线路和设备造成线路跳闸时，值班人员应通知用户单位进行线路检查和维修，并书面汇报矿机电科。在用户单位确认故障排除前，应拒绝执行送电操作。

36、变电站值班人员发现设备缺陷或线路故障报警信息，根据危险程度的不同，可采取先停电后通知或先通知后停电的措施，进行应急处理。

因上级供电网络故障，造成全站停电时，值班人员应根据调度命令，做好本站送电的安全措施。值班人员应提前写好全站送电的操作票，并经

审核无误，得到调度送电命令后按操作票顺序逐项操作。

37、因变电站设备故障造成全站停电时，值班人员应迅速查看故障情况，明确故障原因，判断能否继续送电。同时向调度汇报故障情况。能采取隔离措施的，立即进行故障隔离，并向调度申请送电。事后向矿机电部门汇报。不能采取隔离措施的，立即向供电方有关负责人汇报，进行事故抢修。

38、因设备故障造成部分出线停电时，值班人员应迅速查看故障情况，明确故障原因，判断能否继续送电。在采取隔离措施后，能送电的回路可以进行送电，不能送电的回路，立即向供电方有关负责人汇报，进行事故抢修。

六、变电站管理考核

依据本办法，承包变电站的单位应加强自身管理，提高业务水平，杜绝各类事故的发生。矿有关部门进行监督管理，如发现问题，责令变电站整改，并视情节轻重，对承包单位进行考核。

1、违反交接手续，考核100元。

2、交接内容不清、交接班巡视检查不到位，考核100元。

3、监控不到位，考核100元。

4、工作人员无证上岗，考核200元。

5、擅自允许非站内人员进入变电站，考核200元。

6、未做好变电站的卫生保洁和防火、防盗、防小动物及防汛、防雷电等工作，考核1000元。

7、人员工作安排不符合《劳动合同法》规定，考核10000元。

8、在站内吸烟，考核100元。

9、未按时参加矿组织的有关会议及其他活动，每次考核200元。

10、负责人离开矿区未向矿方请假，每次考核200元。

11、误删除保护、录波报告，考核500元。

12、当值期间不按规定着装佩带上岗证，考核100元。

13、对站内公共设施、环境卫生破坏者或对破坏行为视而不见者，考核200元。

14、设施、设备不按定置管理，考核500元。

15、接受或发布操作指令时，未正确使用调度术语，考核200元。

16、操作票执行过程中出现错误时，考核1000元。

17、操作票项目出现错误时，考核1000元。

18、未严格执行“二票三制”，考核1000元。

19、未严格执行保证安全的技术措施：停电、验电、接地、装设遮栏和悬挂标示牌，考核1000元。20、无故拖延操作时间，考核200元。

21、未正确执行调度命令，视情节严重，考核100-10000元。如出现事故，承担所有责任。

22、发生以下违章操作行为，但未造成事故时： 1）违反规定单人操作或无票操作，考核100元； 2）跳项、漏项操作，考核200元； 3）无调度命令操作，考核1000元； 4）不执行监护复诵制，考核500元； 5）不核对设备名称编号，考核200元； 6）未执行解锁操作许可制度，考核200元。

23、不按时认真抄录和核算电量，考核200元。

24、未及时上报各种工具、安全工器具、仪表、备品、备件测试或购置计划，考核500元。

25、不按时填报运行生产月报表，考核100元。

26、不按时填写（或录入）各种记录，考核100元。

27、记录、报表填写错误，记录严重涂改、不整洁，考核100元。

28、发现缺陷未及时按规定汇报，考核200元。

29、未及时将缺陷录入生产管理信息系统，考核200元。

30、对发现的重大及以上缺陷未进行危险点分析及制定控制措施，考核500元。

31、运行人员能处理的缺陷，未进行处理，考核100元。

32、未发现明显的设备缺陷，考核200元。

33、未对设备测温结果进行分析，考核200元。

34、设备维护项目遗漏或维护结果不符合标准，考核200元；在维护过程中，发现自己不能处理的问题，未向值班负责人汇报，考核500元。

35、未按工作票要求落实安全措施，考核500元。

36、工作许可前未带工作负责人到现场交代安全措施及注意事项，考

核500元。

37、工作许可时现场进行安全措施及注意事项交代，内容不全面，考核500元。

38、外单位到站工作时，安全交底单交代内容不清楚、不全面，考核1000元。

39、工作票终结时未到现场验收，考核100元。

40、验收不认真造成环境卫生不整洁，考核100元。设备存在明显的缺陷、隐患，验收未发现，考核500元。

41、工作终结时未督促工作负责人作相关记录，记录不合格，考核500元。

42、工作票、操作票不符合《工作票、操作票使用管理标准》，考核200元。

43、未及时开展安全活动、记录不符合要求、发现问题未采取措施，考核500元。

44、不接受矿方管理，视情节严重，直接扣除剩余承包款，并追究违约责任。

45、及时发现设备紧急缺陷，并得到处理，避免了重大事故发生的，奖励500元。

46、及时发现设备重大缺陷，并得到处理，避免了一般事故发生的，奖励300元。

七、说明

本管理办法最终解释权归中天合创煤炭分公司，如有不完善，随时进行补充更改，补充更改条款同样有效。

中天合创能源有限责任公司 煤炭分公司 二○一○年十月