ICS  29.240

Q/GDW

国  家  电  网  公  司  企  业  标  准

Q/GDW  10333—2016 代替 Q/GDW 333—2009

±800kV 直流换流站运行规程

Code of operation for ±800kVUHVDC substation

2017 - 03 - 24 发布                                     2017 - 03 - 24 实施

目    次

前  言  II

1  范围  1

2  规范性引用文件  1

3  术语和定义  1

4  运行规程管理  1

5  运行方式及设备运行规定  2

6  设备巡检  33

7  典型操作票  48

8  设备异常及事故处理  55

附录 A（规范性附录）  设备概述编制模板  81

附录 B（规范性附录）  运行图册编制模板  89

编制说明  92

前    言

为规范±800kV 特高压换流站的运行管理，使±800kV 直流换流站运行管理标准化、制度化，保证 特高压电网的安全、可靠和经济运行，制定本标准。

本标准代替 Q/GDW 333—2009，与 Q/GDW 333—2009 相比，主要技术性差异如下：

——增加了隔直装置状态说明及运行规定、阀厅消防系统相关内容、阀厅设备着火应急处置作业标 准；

——修改了直流系统正常运行方式、直流系统状态定义、巡检的分类、周期及内容，与《国调中心 调控运行规定》保持一致；

——删除了高压配电装置相关内容，将此内容合理分布至巡检和定期工作章节。 本标准由国家电网公司运维检修部提出并解释。

本标准由国家电网公司科技部归口。

本标准起草单位：国网浙江省电力公司。

本标准主要起草人：冀肖彤、张劲、姚晖、张民、孙杨、乔敏、杨松伟、陈水耀、程兴民、潘成程、 单金华、胡锦根、魏华兵、焦晨骅、邹根水、祁炜雯、刘永杰、楼汉宁、马法浩、徐东东、富银芳、宋 国超、苗瑜、曹力潭、黄智。

本标准 2009 年 10 月首次发布，2015 年 12 月第一次修订。

本标准在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网公司科技部。

±800kV 直流换流站运行规程

1  范围

本标准规定了±800kV 换流站设备的监盘、巡视、倒闸操作、状态分析、事故及异常处理的一般要 求和方法。

本标准适用于国家电网公司所属±800kV 特高压换流站运行规程的编制、审批的流程。±800kV 换 流站现场运行规程可参照本规程制定。

2  规范性引用文件

下列文件对于本文件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（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB 2900    电工术语

3  术语和定义

GB 2900 界定的术语和定义适用于本文件。

4  运行规程管理

4.1  编写要求

4.1.1  换流站应按照本标准的要求编写运行方式及设备运行规定、设备异常及事故处理、典型操作 票、设备巡检。

4.1.2  各换流站应按照附录 A 的模板编写设备概况。

4.1.3  各换流站应按照附录 B 的模板编写设备图册。

4.2  编制和修订

4.2.1  新建换流站在设备带电前一个月应完成试行版运行规程的编制，设备调试完毕后一个月内完成 正式版运行规程的编制。

4.2.2  改扩建工程在设备带电前一周完成运行规程的修订工作，有关内容独立成册或并入修编的运行 规程中。

4.2.3  运行规程同上级新颁发规程、制度、规定和反事故技术措施要求不一致时，应在其规定时间内 完成补充或修订工作。

4.2.4  运行规程的编写、补充和修订，应严格履行审批程序。

4.3  审核和批准

4.3.1  运行规程由所在运维管理部门组织编写和审核，并报送上级主管单位批准后实施，同时报有关 调度备案。

4.3.2  运行规程的修订工作由所在运行管理单位生产技术部门组织进行，总工程师或分管生产领导批 准后实施。

4.3.3  运行规程内容不需修改的，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。

4.3.4  运行规程应按照规定定期进行修订。

4.3.5  运行规程内容不适应现场需要时，应及时予以废止。

4.4  使用和保存

运行规程应制作成册，生产人员人手一份。发布后的运行规程应存档保存。

5  运行方式及设备运行规定

5.1  一般规定

5.1.1  运行监盘

5.1.1.1  换流站应设专人 24 小时不间断监盘，并填写监盘记录表。

5.1.1.2  发现异常告警或运行数据异常变化，应密切跟踪监视并及时分析处理。

5.1.2  设备巡检

5.1.2.1  设备巡检应至少两人共同完成，其中一名为副值班员及以上岗位，单人巡检须具备单独巡视

资格。

5.1.2.2  换流站应定期进行例行巡检、全面巡检、专业巡检以及熄灯巡检，必要时进行特殊巡检，并 做好记录。

5.1.2.3  遇有保电任务、恶劣天气、设备异常、方式变化、新设备投运、设备故障检修后投运等情况 须进行特殊巡检。

5.1.2.4  巡视中发现异常或缺陷应立即汇报，分析处理。

5.1.3  定期维护

5.1.3.1  定期维护项目包括一二次设备、在线监测装置、备用电源、通风系统、消防、安防、照明等 辅助设备的轮换、试验、检查以及对房屋、围墙等土建设施的检查等。

5.1.3.2  换流站应根据环境、设备、人员等情况。制订定期维护工作计划。

5.1.4  状态分析

5.1.4.1  换流站应对设备巡视、在线监测及带电检测等设备状态数据开展“日比对、周分析、月总 结”工作，及时掌握设备健康状况，及时发现设备异常。

5.1.4.2  对发现设备异常及重要状态量变化，应制定应急处置措施。

5.1.5  工作票办理

5.1.5.1  在生产现场进行安装、检修、试验、调试、检查、测量、施工等工作时须办理工作票，必要 时进行现场勘查。

5.1.5.2  工作票所列工作地点、工作任务须明确，安全措施正确、完备，符合现场条件。

5.1.5.3  工作过程中若需变更或增设安全措施应填用新的工作票，并重新履行签发许可手续。

5.1.5.4  工作终结经验收合格后可办理工作票终结手续。

5.1.6  倒闸操作

5.1.6.1  倒闸操作应根据值班调度员或值班负责人指令，填写操作票并经审核后方可执行，倒闸操作 过程中应执行监护复诵制。

5.1.6.2  操作中发生疑问时，应立即停止操作并向发令人报告，待发令人再行许可后方可操作。

5.1.6.3  设备一端带电或一经合闸即可带电的设备均应视为运行设备，不得进行验收操作。

5.1.6.4  电气设备操作后的位置检查应以设备各相实际位置为准，无法看到实际位置时，应通过间接 方法，如设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表以各种遥测、遥信信号的变化来判断。

判断时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发 生对应变化，方可确认该设备已操作到位。严禁在未确认或无法确认高压开关柜内开关或刀闸实际状 态的情况下操作。

5.1.6.5  停电拉闸操作应按照开关——负荷侧刀闸——电源侧刀闸的顺序依次进行，送电合闸操作应 按与上述相反的顺序进行。禁止带负荷拉合刀闸。3/2 接线方式下，设备停电时，应先拉开中间开关， 后拉开母线侧开关；设备送电时，应先合母线侧开关、后合中间开关。

5.1.6.6  特高压直流系统应采用顺控操作，顺控操作不成功，在查明原因并经调度值班员许可后方可 进行单步操作。

5.1.6.7  正常情况下，直流系统顺控操作应在运行人员工作站上进行。若运行人员工作站故障，可在 后备工作站上进行。

5.1.6.8  直流系统解闭锁前应告知对站。直流系统两端换流站间发生系统通信故障时，原则上保持直 流系统的现状运行。若要操作时，两站间的操作应根据值班调度员的指令配合执行，同时应与对站取  得联系。

5.1.6.9  高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置。防误操作闭锁装置不得随意退出运行，停 用防误操作闭锁装置应经运维单位分管生产领导批准；短时间退出防误闭锁装置应经站长批准，并均  应按程序尽快投入。软件“置位”应视同解除闭锁装置。

5.1.6.10  操作中不准随意解除防误操作闭锁装置，禁止擅自使用解锁工具（钥匙）。防误操作闭锁装 置发生异常，应立即停止操作，确认无误并经站长同意后，方可继续进行。

5.1.7  事故处理

5.1.7.1  设备出现异常情况，由值班负责人按照调度管辖设备范围向相应调度汇报，若异常情况影响 到其它设备安全运行，除向该设备对应调度汇报外，还应向受影响设备对应的调度进行汇报。

5.1.7.2  出现下列情况，值班负责人应立即向上级调度汇报：

a)     调度管辖设备范围内发生设备事故和人身伤亡事故；

b)    调度管辖设备发生故障停运；

c)     调度管辖设备发生异常需停电处理；

d)    对设备运行造成重大影响的自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等；

e)     调度管辖设备运行过程中出现严重或危急缺陷，对系统运行构成潜在威胁；

f)     调度管辖设备红外测温、紫外探伤等发现异常，影响设备安全运行；

g)    调度管辖设备有关通信系统故障；

h)    调度管辖设备出现过负荷或超过热稳定限额、断面潮流限额等运行情况；

i)      出现母线电压、频率越限情况；

j)     调度管辖设备备用系统在运行过程中失去备用，影响系统运行可靠性，需要及时处理；

k)    只有一路站用电源运行；

l)      出现需改变调度管辖设备运行状态的情况；

m)   有影响调度管辖范围设备安全运行的异常情况。

5.1.7.3  为防止事故扩大，运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作：

a)    对人身和设备安全有威胁的设备停电；

b)    将故障停运已损坏的设备隔离；

c)     当站用电部分或全部停电时，恢复其电源；

d)    现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。 5.1.7.4  设备故障跳闸后试送电按下列原则进行：

a)    试送应经运维单位分管生产领导同意，选用的试送开关应完好且有完备的继电保护；

b)    母线跳闸后，找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后可恢复该母线运行；找到故障点 但不能隔离的，应将该母线转检修；确认母线故障但找不到故障点的，一般不得对停电母线 试送。对停电母线进行试送时，应优先采用外来电源。试送开关应完好，并有完备的继电保 护。有条件者可对故障母线进行零起升压；

c)     线路故障跳闸后，一般试送一次。线路保护、线路高抗保护均动作跳闸时，应在查明线路高 抗保护动作原因并消除故障后试送；

d)    变压器重瓦斯保护或差动保护动作跳闸，不得试送电；其它保护动作，通过检查变压器外

观、瓦斯气体、保护动作和故障录波等情况，确认变压器无内部故障后，可试送一次；变压

器后备过流保护动作跳闸，找到故障并有效隔离后，可试送一次。 5.1.7.5  事故汇报的要求如下：

a)     国家电力调度控制中心（简称国调中心或国调）管辖系统发生故障时，相关调控机构、厂站、 运维单位应立即向国调汇报故障发生时间，故障后厂站内一次设备状态变化情况，厂站内有 无设备运行状态（电压、电流、功率）越限、有无需进行紧急控制的设备，周边天气及其他 可直接观测现象；

b)    故障发生 5 分钟内，汇报保护、安控动作情况，汇报线路故障类型、开关跳闸及开关重合闸 动作情况，依据相关规程采取相关处理措施；15 分钟内，汇报相关一、二次设备检查基本情 况，确认保护、安控装置是否全部正确动作，确认是否具备试送条件；30 分钟内，汇报站内 全部保护动作情况，线路故障测距情况，按国调要求传送事件记录、故障录波图、故障情况 报告、现场照片等材料；

c)    其他汇报按照运维单位相关要求进行。

5.1.8  保护定值管理

保护定值管理要求如下：

a)     继电保护和安全自动装置的定值应依据直调该设备的调控机构（含被授权单位）下达的定值单 整定；

b)    运行值班员应按调度令执行国调下发的继电保护整定单，并在执行后一周内将定值单回执返 回国调。如有特殊情况需要对定值进行调整，以继电保护处出具的临时整定单或特别说明为 准；

c)    保护定值单应履行校核、审批、盖章等手续。执行正式定值单应经保护人员和运行人员签字 确认，保护校验、保护装置本体消缺或其他可能影响保护定值的工作结束后，保护人员和运 行人员应重新核对保护定值，确认保护装置定值和定值单一致。

5.1.9  直流控保系统软件的管理

直流控制保护系统软件的修改、使用、备案遵循以下要求：

a)     投入正式运行的直流控制保护软件，应采用经过现场试验验证的最终软件版本；

b)    对已经投入正式运行的直流系统，若需要对控制软件进行修改，应由设备运行维护单位提前 两周向国网运检部提出软件修改工作联系单，并报国调中心备案；若需要对保护软件进行修 改，应由设备运行维护单位提前四周向国调中心提出软件修改工作联系单，并报运检部备案；

c)     事故处理、紧急消缺等需要对控制保护软件进行修改时，设备运行维护单位应立即提交软件 修改联系单，经技术监督单位同意。控制软件由国网运检部、保护软件由国调中心批准后可进 行相应修改工作；

d)    运行维护单位应做好直流控制保护软件修改的记录工作。修改工作完毕后向软件管理部门报 送标明软件修改工作联系单号的完整直流控制保护软件；

e)  直流系统保护软件修改前，应具备由国调中心继电保护处签字的书面申请，经国调中心许可 进行修改工作；直流系统控制软件修改前，应具备国网运检部签字的书面申请，汇报国调中 心并由现场做好安全措施，确保软件修改期间相关系统稳定运行。

5.2  调度管辖规定

5.2.1  调度管辖范围

5.2.1.1  特高压换流站具备的调度关系有：国调、国调分中心、省调、地调、县调。各级调度在运行 指挥时是上下级关系，进行调度业务联系时应服从调度纪律，严格执行下令、复诵、录音、记录和汇  报制度。

5.2.1.2  换流站内各级调度管辖的设备以及与其他调度部门管辖设备的分界点，以调度下达的文件为

准。

5.2.1.3  换流站内各级调度管辖设备以外的设备，如站用电、阀冷、空调、消防等辅助系统，由换流 站值班负责人调管。

5.2.2  调度操作分类

5.2.2.1  调度下令操作项目如下： a） 直流极系统的启动、停运； b） 直流接线方式的转换；

c） 除交流滤波器外的直流系统设备状态的转换；

d） 直流潮流方向的转换； e） 直流电压方式的变更；

f） 执行国调继电保护定值单。 5.2.2.2  调度许可操作项目如下：

a） 主控站的转换；

b） 输送功率（电流）及其变化率调整；

c） 有功功率和无功功率控制方式、运行方式的调整；

d） 极开路实验（OLT）；

e） 交流滤波器的状态转换； f） 直流系统保护的投退；

g） 最后断路器跳闸装置、最后断路器跳闸接收装置的投退； h） 就地与远方操作权的转移；

i） 保证安全的前提下，检修或调试设备的操作。

5.2.3  调度常用操作术语

涉及调度常用操作术语应按照表 1 执行：

表 1  调度常用操作术语

5.3  直流系统方式运行规定

5.3.1  一般规定

5.3.1.1  正常情况下，国调直调直流系统采用双极平衡方式运行，单极大地回线运行方式应作为直流 系统的非正常运行方式，仅适用于故障闭锁后的紧急处理和检修等特殊情况，按照调度运行规定严格  控制大地回线电流，尽量减小单极大地回线运行特别是大电流运行方式下的持续时间。发生单极闭锁  后，按照国调要求尽快开展大地/金属回线转换。

5.3.1.2  直流系统启动前，备用交流滤波器数量须满足直流系统启动后最小运行方式要求，每极直流 系统至少有一组直流滤波器在连接状态。

5.3.1.3  换流器在线投入时，投入之前的功率不得小于换流器在线投入后的极最小运行功率，阀组在 线退出前，应核实当前运行功率满足阀组退出后运行电压所允许的最大运行功率值。

5.3.1.4  直流系统升降功率或启停前应确认功率设定值不小于当前系统允许的最小功率（最小电流）， 且不能超过当前系统允许的最大功率（一般情况下不使用过负荷能力）；速率设定值不得超过

1000MW/15min。

5.3.1.5  功率（电流）升降过程中，不得进行主控站、有功功率和无功功率控制方式和直流电压方式

的调整。

5.3.1.6  直流系统正常停运时，应将直流功率降至最小功率值后再正常闭锁。

5.3.1.7  潮流反转时，直流输送功率先降至最小功率后直流系统闭锁，待直流两侧电网调整方式完 毕，国调下令直流系统功率反向解锁，并按要求升功率至目标值。

5.3.1.8  一极双极功率控制、一极单极功率控制情况下，若双极实际运行功率大于双极功率指令值， 将单极功率控制极转为双极功率控制前，应先重新整定双极功率指令值为当前双极实际运行功率。

5.3.1.9  当大地回线与金属回线方式相互转换时应确认具备转换条件后由主控站进行，从控站须检查 直流场转换回路设备状态，方式转换时两站应保持电话联系。

5.3.1.10  在运行中进行单极大地回线方式和单极金属回线方式相互转换不成功时，由主控站协调对 站返回原接线方式；当不能返回原接线方式时，可申请国调将该极正常停运，待转换接线方式后恢复 该极运行。

5.3.2  直流运行方式

5.3.2.1  单极双换流器运行方式（以极 I 为例）：两侧换流站极 I 高、低端换流器均为运行状态。 5.3.2.2  单极单换流器对称运行方式（以极 I 为例）有以下两种：

a） 极 I 高运行方式：两侧换流站的极 I 高端换流器均为运行状态。极 I 低端换流器均为连接或以 下状态；

b） 极 I 低运行方式：两侧换流站的极 I 低端换流器均为运行状态。极 I 高端换流器均为连接或以 下状态。

5.3.2.3  单极单换流器非对称运行方式（以极 I 为例）有以下两种：

a） 极 I 高低运行方式：整流站极 I 高端换流器、逆变站极 I 低端换流器均处于运行状态。整流站 极 I 低端换流器、逆变站极 I 高端换流器均处于连接或以下状态；

b） 极 I 低高运行方式：整流站极 I 低端换流器、逆变站极 I 高端换流器均处于运行状态。整流站

极 I 高端换流器、逆变站极 I 低端换流器均处于连接或以下状态。 5.3.2.4  双极全方式：双极均为单极双换流器运行方式。

注：当接地极系统故障时，若直流系统双极平衡运行，接地极系统退出运行，MRTB 开关及刀闸（包括 05000 刀闸） 在拉开位置，直流系统通过 NBGS 开关短时接地运行。

5.3.2.5  直流回线接线方式：单极大地回线方式、单极金属回线方式和双极方式。

5.3.2.6  电压方式：额定电压方式、降压方式（70%-100%可调，一般为 70%或 80%的额定电压）。单换 流器无降压方式。

5.3.2.7  潮流方向：潮流方向定义为××（换流站名）送××（换流站名）。

5.3.2.8  有功控制方式：双极功率控制、单极功率控制、单极电流控制、紧急电流控制。

5.3.2.9  有功运行方式：联合、独立。

5.3.2.10  无功控制方式：定无功控制、定电压控制。

5.3.2.11  无功运行方式：开放模式（ON）下包括自动、手动两种方式；关闭模式（OFF）下无对应方 式。直流系统正常运行时，一般采用开放模式。

5.3.3  极开路试验规定

5.3.3.1  极开路试验分为带线路极开路试验和不带线路极开路试验。

5.3.3.2  直流系统正常停运后，如直流设备无检修工作，启动前可不进行极开路试验。

5.3.3.3  不需要进行极开路试验的情况如下：

a)     换流阀局部或少量晶闸管、触发板、光纤更换等；

b)    直流控制保护系统检修后；

c)    VBE 更换光发射板、接收板后；

d)    换流变检修后；

e)     其他通过设备单体检测、试验可以验证完好性的检修工作。

5.3.3.4  直流线路检修或故障后，在正式送电前，相应直流线路应由任一换流站进行带线路极开路试 验；试验成功，该直流线路具备正式送电条件。

5.3.3.5  直流双极线路检修完成后，因一极站内设备检修工作未完工，无法进行该极（检修未完成极） 带线路 OLT 试验，该极线路可作为另一极单极金属回线方式运行的金属返回线使用。但在另一极站内   设备检修工作完工恢复运行前，需安排该极带线路 OLT 试验，试验成功后方可恢复运行。

5.3.3.6  直流输电系统因直流线路故障闭锁后，一般在正式送电前，相应直流线路应由任一换流站进 行带线路极开路试验，试验成功，该直流线路具备正式送电条件。直流因线路故障闭锁后，若需尽快  恢复运行，可不进行 OLT 试验以最低功率解锁一次，若解锁成功，并维持最低功率运行 15 分钟，则可 以逐步增加功率。若解锁不成功，则不再安排解锁，待故障点查明且清除，并进行 OLT 试验成功后，

方可恢复该极正常运行。

5.3.3.7  直流系统阀厅内设备、极母线、平波电抗器等直流设备检修或故障后，相应换流站的检修或 故障极应进行不带线路极开路试验，试验成功方具备正式送电条件。

5.3.3.8  一般情况下，直流输电系统两侧换流站及直流线路均需进行极开路试验时，由一侧换流站进 行不带线路极开路试验，由另一侧换流站进行带线路极开路试验。带线路极开路试验不成功，可进行  不带线路极开路试验，以确定缺陷设备的具体位置，也可转由对侧换流站进行带线路极开路试验。

5.3.3.9  特高压直流系统单极单换流器进行 OLT 试验时，极内另一换流器应处于冷备用及以下状态。 5.3.3.10  直流输电系统两侧换流站站间通讯故障时，一般不进行带线路极开路试验；如确需进行， 应电话联系对侧换流站确定接线方式满足极开路试验要求。

5.3.3.11  极开路试验可选择自动模式或手动模式。一般情况下，应采取自动模式，当自动模式无法 进行或达不到全压时，可视情况采取手动模式。

5.3.3.12  手动模式设定试验电压范围为 0kV 至额定电压，应从 0 kV（每档 100kV）逐步提高直流电 压，在电压达到每一档位时，应保持一段时间（一般为 1~2 分钟），确认直流系统运行稳定后再开始下 一步升压过程。

5.3.3.13  极开路试验试验电压升至目标值，并保持 120 秒，即认为试验成功。

5.3.3.14  极开路试验操作流程如下：

a)     换流站站内直流设备、直流线路检修工作结束，相关安措已拆除时或直流输电系统故障，经 检查已具备恢复条件时，值班负责人向国调调度员申请进行极开路试验；

b)     国调调整直流输电系统两端站待试验极至试验所需状态后，许可进行相应极开路试验；

c)     直流输电系统采用不同模式进行极开路试验时，试验结果与对应结论见表 2。 表 2  极开路试验结论对照表

5.3.4  降压运行规定

5.3.4.1  直流系统单极双换流器降压运行一般取 70%额定电压等级，单极单换流器无降压运行方式。 降压模式下无过负荷能力。

5.3.4.2  直流系统线路保护动作启动再启动逻辑，导致直流线路出现降压或全压再启动成功情况时， 换流站向国调汇报内容应包括故障时间、发生故障极、目前该极运行电压、线路保护动作情况、再启 动次数、故障测距及本站天气状况等。

5.3.4.3  直流系统进行手动降压运行前，应查看当前功率是否满足降压条件下的运行要求，必要时应 先降低输送功率。

5.3.4.4  直流系统手动降压运行，应先投入安控装置上降压运行压板，恢复全压运行后应立即退出降 压运行压板。保护性降压，应立即投入降压运行压板。

5.3.4.5  直流系统因站内天气原因自动降压运行时，运行人员须加强巡视，天气转好后向调度申请恢 复全压运行。

5.3.4.6  当天气恶劣，严重影响直流系统的运行时，应向调度申请降压运行。

5.3.4.7  直流系统手动降压运行参照以下条件进行：

a)     绝缘子串覆冰冰凌接近或已桥接，应及时汇报调度并建议将相应极降压运行；

b)    在大雾、小雨天气情况下，应加强直流设备巡视，巡视中遇有较严重的放电时，应特巡和驻  足观察，并拍照和录像，当放电弧光达绝缘子长度的 1/4-1/3 时，应及时申请调度将直流输电 系统相应极降压运行。降压运行后，应驻足观察0.5 小时以上，确认放电现象明显改善。当天 气明显好转，应及时申请调度将相应极升至额定电压运行；

c)     直流线路十分钟内三次或三次以上全压再启动成功时，应及时汇报调度并建议将相应极降压 运行。

5.3.5  过负荷运行规定

5.3.5.1  当直流系统发生单极或换流器闭锁后，若运行极或换流器出现过负荷情况，主控站值班员可 不待国调调度指令立即将该极输送功率控制到当前电压水平下最大允许功率（一般情况下不使用过负荷 能力），并立即向国调汇报。如短时不具备恢复双极运行条件，应进行金属回线转换，如转换不成功， 应将电流降至安全限值或以下，全部时间不超过国调所规定的转换时间。如果确有需要在单极大地回  线或双极不平衡运行情况下运行，可以在安全限值及以下运行，运行时间按接地极设计总安时数控

制。

5.3.5.2  直流系统的过负荷能力与冗余冷却能力及环境温度有关。过负荷运行应满足以下条件：

a)     过负荷能力（OWS 显示）完全恢复（100%) ;

b)    环境温度以及阀厅温度小于设计值；

c)     换流阀、换流变的全部冷却系统完好；

d)     阀厅、水冷设备室的全部空调系统完好；

e)     一次设备不存在严重过热或可能影响过负荷运行的缺陷；

f)     可用交流滤波器数量满足过负荷功率要求。

5.3.5.3  过负荷运行时，应密切监视并记录环境温度、阀厅温度、换流阀结温，换流变油温和绕组温 度，内水冷系统进出水温度，主通流回路接头温度等关键运行状态值。

5.3.5.4  过负荷运行时，应密切关注并记录交流滤波器、外水冷冷却塔、换流变冷却器等冗余设备投

入情况。

5.3.5.5  过负荷运行时，当发现异常现象应及时汇报并组织处理。

5.3.6  双极中性区域运行规定

5.3.6.1  单极或双极正常运行时，严禁双极中性区域主设备及相关二次回路的检修、注流试验等工 作。双极直流中性母线设备的检修维护、预试、验收工作要求在双极停运时进行。

5.3.6.2  当接地极线路电流大于 100A 时，严禁站内接地点代替站外接地极运行。双极平衡运行时， 整流站可用接地极刀闸 05000 代替金属回线转换开关（MRTB）0300 运行。

5.3.6.3  直流场中性区域内分闸状态的刀闸只要一侧为运行状态，则视该刀闸为运行设备，不允许对 该刀闸进行检修、验收操作等工作。

5.3.6.4  直流输电系统一极运行，一极停运时，禁止对停运极中性区域互感器进行注流或加压试验。 5.3.6.5  运行极的直流滤波器停运检修时，严禁对该组直流滤波器内与直流极保护相关的电流互感器 进行注流试验。

5.3.7  融冰模式运行管理规定

5.3.7.1  换流站应制定完善低温高湿雨雪冰冻等恶劣天气条件下站内设备预防事故的具体措施和应急 处理，并从组织上、技术上和物资保障上予以落实。

5.3.7.2  换流站应在即将出现降温、冰冻雨雪天气时，密切跟踪近期、中长期天气预报，及时启动冰 情观测工作，全面监视站内设备的覆冰情况，及时向上级生产部门和调度部门报告天气和站内设备运  行情况。

5.3.7.3  换流站在开展直流融冰工作时，要针对恶劣天气和直流输电系统大电流运行情况，开展特巡 检查，密切监控站内设备运行状况，做好天气持续恶化，直流输电系统的事故预想和处理方案及应急  处理的相关准备工作。

5.3.7.4  直流融冰方式转运行前，换流站直流安控装置应由调度下令调整。

5.3.7.5  并联融冰运行期间，现场人员应加强运行监控，如发生单个换流器故障闭锁、另外换流器未 闭锁的情况，可不待调度指令立即将另外换流器手动闭锁，并汇报国调。

5.3.7.6  当正常运行设备、直流控制保护系统、通信通道等出现异常或故障，并影响直流系统融冰运 行时，应汇报国调。

5.4  设备状态定义

5.4.1  交流系统设备状态定义

交流系统一次设备状态主要分为检修状态、冷备用状态、热备用状态和运行状态四种。 母线状态定义见表 3。

表 3  母线状态对照表

线路状态定义见表 4。

表 4  线路状态对照表

表 4（续）

开关状态定义见表 5。

表 5  开关状态对照表

变压器状态定义见表 6。

表 6  变压器状态对照表

表 6（续）

5.4.1.1  高抗状态定义见表 7。

表 7  高抗状态对照表

5.4.1.2  低抗状态定义见表 8。

表 8  低抗状态对照表

5.4.2  直流系统设备状态定义

5.4.2.1  换流变

检修：换流变与交流系统隔离（有换流变交流侧刀闸的，要求交流侧刀闸在拉开位置；无换流变交 流侧刀闸的，要求交流侧开关在冷备用及以下状态，下同），相应换流器阳极、阴极刀闸拉开，换流变 各侧地刀在合上位置。

冷备用：安全措施拆除，换流变与交流系统隔离，相应换流器阳极、阴极刀闸拉开，换流变各侧 地刀在拉开位置。

热备用：安全措施拆除，相关保护投入，换流变各侧接地刀闸在拉开位置，换流变交流侧开关在 热备用状态（有换流变交流侧进线刀闸的，要求刀闸在合上位置）。

运行：安全措施拆除，相关保护投入，换流变各侧地刀在拉开位置，换流变交流侧开关在运行状 态（有换流变交流侧进线刀闸的，要求刀闸在合上位置）。

5.4.2.2  换流变中性点隔直装置

退出：与中性点隔直装置并联的接地刀闸在合上位置，与中性点隔直装置串联的刀闸在拉开位 置。

投入：与中性点隔直装置并联的接地刀闸在拉开位置，与中性点隔直装置串联的刀闸在合上位 置。

5.4.2.3  阀组

检修：换流变与交流系统隔离，相应换流器阳极、阴极刀闸拉开，阀组相关地刀在合上位置。

冷备用：安全措施拆除，换流变与交流系统隔离，相应换流器阳极、阴极刀闸拉开，阀组相关地

刀在拉开位置。

5.4.2.4  换流器

检修：换流变及阀组在检修状态。

冷备用：换流变及阀组在冷备用状态。

热备用：安全措施拆除，相关保护投入，换流变在热备用状态。相应换流器阳极、阴极刀闸，换 流器阳极、阴极接地刀闸在拉开位置。

充电：安全措施拆除，相关保护投入，换流变在运行状态，相应换流器阳极、阴极刀闸，换流器 阳极、阴极接地刀闸在拉开位置，阀闭锁。

连接：安全措施拆除，相关保护投入，换流变在运行状态，相应换流器阳极、阴极刀闸在合上位 置，换流器阳极、阴极接地刀闸在拉开位置，旁通刀闸在拉开位置，阀闭锁。

运行：安全措施拆除，相关保护投入，换流变在运行状态，相应换流器阳极、阴极刀闸在合上位 置，换流器阳极、阴极接地刀闸在拉开位置，旁通开关、旁通刀闸在拉开位置，阀解锁。

5.4.2.5  极

直流场极隔离：中性母线开关、金属回线刀闸、大地回线刀闸、极母线刀闸在拉开位置。

直流场极连接：相关保护投入，中性母线开关、金属回线刀闸、大地回线刀闸、极母线刀闸在合 上位置。

检修：极内所有换流变、阀组、直流滤波器在检修状态，直流场极隔离状态，极母线、中性线等 有关地刀在合上位置。

冷备用：安全措施拆除，极内所有换流变、阀组在冷备用状态，直流场极隔离状态，极母线、中 性母线等有关地刀在拉开位置。

热备用：安全措施拆除，相关保护投入，换流变在充电状态，至少有一个换流器在连接状态，旁  通刀闸在拉开位置，本极内非连接换流器的旁通刀闸在合上位置，直流侧极连接状态，有必备数量的  直流滤波器运行，极母线、极线路、中性母线等有关地刀在拉开位置，接地极系统运行（或金属回线运

行），阀组闭锁。其中，接地极系统运行状态称为单极大地回线（GR）热备用，金属回线运行状态称 为单极金属回线（MR）热备用。

运行：相关保护投入，且至少有一组换流器在运行状态，直流场极连接状态，有必备数量的直流 滤波器运行，极母线、极线路、中性母线有关地刀在拉开位置，接地极系统运行（或金属回线运行）， 极按确定的方式形成直流回路，阀解锁。

5.4.2.6  不带线路极开路试验（OLT）

状态：极母线刀闸拉开，其余设备状态同单极大地回线热备用。 5.4.2.7  带线路极开路试验（OLT）

状态：本侧单极大地回线热备用，对侧极线路冷备用。 5.4.2.8  交流滤波器

检修：交流滤波器开关检修。

冷备用：安全措施拆除，交流滤波器开关冷备用。

热备用：安全措施拆除，相关保护投入，交流滤波器开关热备用。 运行：安全措施拆除，相关保护投入，交流滤波器开关运行。

5.4.2.9  直流滤波器

检修：直流滤波器两侧刀闸在拉开位置，两侧地刀在合上位置。

运行：安全措施拆除，相关保护投入，直流滤波器两侧刀闸在合上位置，两侧地刀在拉开位置。 5.4.2.10  接地极系统（适用于非共用接地极）

检修：站内接地极刀闸在拉开位置，站内靠近接地极线路侧接地极地刀在合上位置。若站内有金 属回线转换开关，还需金属回线转换开关及其两侧刀闸在拉开位置。

冷备用：安全措施拆除，接地极刀闸及其两侧地刀在拉开位置。若站内有金属回线转换开关，还 需金属回线转换开关及其两侧刀闸在拉开位置。

运行：安全措施拆除，相关保护投入，若站内有金属回线转换开关，则金属回线转换开关及其两 侧刀闸在合上位置，站内接地极刀闸及其两侧地刀在拉开位置。若站内无金属回线转换开关，则站内 接地极刀闸在合上位置，站内接地极刀闸两侧地刀在拉开位置。

5.4.2.11  接地极站内部分（适用于共用接地极）

检修：站内接地极刀闸在拉开位置，站内靠近接地极线路侧接地极地刀在合上位置。若站内有金 属回线转换开关，还需金属回线转换开关及其两侧刀闸在拉开位置。站内接地极线路刀闸在拉开位

置。

冷备用：安全措施拆除，站内接地极刀闸及其两侧地刀在拉开位置。若站内有金属回线转换开 关，还需金属回线转换开关及其两侧刀闸在拉开位置。站内接地极线路刀闸在拉开位置。

运行：安全措施拆除，相关保护投入，若站内有金属回线转换开关，则金属回线转换开关及其两 侧刀闸在合上位置，站内接地极刀闸及其两侧地刀在拉开位置。若站内无金属回线转换开关，则站内 接地极刀闸在合上位置，接地极刀闸两侧地刀在拉开位置。站内接地极线路刀闸在合上位置。

5.4.2.12  接地极线路（适用于共用接地极）

检修：站内接地极线路刀闸在拉开位置，共用接地极侧线路刀闸在拉开位置或共用接地极侧接地 极线路隔离引线断引。接地极线路地刀在合上位置，必要时加装安全措施。

冷备用：安全措施拆除，站内接地极线路刀闸在拉开位置，共用接地极侧线路刀闸在拉开位置或 共用接地极侧接地极线路隔离引线断引。接地极线路地刀在拉开位置。

运行：安全措施拆除，相关保护投入，站内接地极线路刀闸在合上位置，共用接地极侧线路刀闸 在合上位置或共用接地极侧接地极线路隔离引线接引。接地极线路地刀在拉开位置。

5.4.2.13  共用接地极（适用于共用接地极）

检修：共用接地极两侧接地极线路刀闸均在拉开位置或共用接地极两侧接地极线路隔离引线均断 引，并加装安全措施。

运行：共用接地极安全措施拆除，共用接地极任一侧接地极线路刀闸在合上位置或共用接地极任一 侧接地极线路隔离引线接引。

5.4.2.14  直流线路

检修：两换流站极母线刀闸、旁路线刀闸在拉开位置，线路地刀在合上位置。

冷备用：安全措施拆除，两换流站极母线刀闸、旁路线刀闸及线路地刀在拉开位置。

运行：安全措施拆除，相关保护投入，运行极直流线路两侧换流站极母线刀闸在合上位置，旁路 线刀闸、线路接地刀闸在拉开位置；单极金属回线运行时，非运行极两侧换流站旁路线刀闸在合上位 置，极母线刀闸、线路接地刀闸在拉开位置。

5.5  一次设备

5.5.1  引线/线路/母线

5.5.1.1  裸导体正常工作时最高允许温度一般不超过 80℃, 有特殊说明的除外。 5.5.1.2  引线、线路、母线运行温度符合DL/T 664 的规定。

5.5.1.3  当任一线路的电流达到允许载流容量的 80％时，应立即向调度汇报。

5.5.1.4  交流母线、线路转检修时应断开相应电压互感器二次小开关。

5.5.1.5  线路的合环、并列操作须经同期装置检测。

5.5.1.6  线路故障跳闸后，应立即检查线路潮流和母线电压是否越限或接近越限值，并及时向调度汇

报，按调度指令进行线路试送、投退无功补偿设备、调整直流输送功率、更改安控方式等操作。 5.5.1.7  线路故障跳闸后，一般允许试送一次。如试送不成功，再次试送须经主管领导同意。 5.5.1.8  需要线路应停运的有以下情况：

a)       两套线路保护均退出；

b)       两套远方跳闸及就地判别装置均退出；

c)       两套过电压保护均退出；

d)       线路任一侧电压互感器不可用。

5.5.1.9  母线发生故障或失压后，值班监控人员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即报 告国调值班调度员，同时将故障或失压母线上的开关全部断开。

5.5.1.10  母线跳闸后，找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后可恢复该母线运行；找到故障 点但不能隔离的，应将该母线转检修；确认母线故障但找不到故障点的，一般不得对停电母线试送。 5.5.1.11  对停电母线进行试送时，应优先采用外来电源。试送开关应完好，并有完备的继电保护。

5.5.2  开关

5.5.2.1  正常运行时，交、直流开关在运行人员工作站上操作；运行人员工作站故障时，交流开关在 就地工作站进行，直流开关在后备工作站进行。

5.5.2.2  正常运行时，开关的“远方/就地 ”控制切换把手（钥匙）须设置在“远方 ”位置，GIS 开关 的“解联锁 ”须设置在“联锁 ”位置。开关应采用远方操作，远方操作不成功时，可就地三相同时电  动操作一次，不得分相操作。开关操作时，发生非全相运行，应立即拉开该开关。直流系统正常运行  时，直流开关禁止就地操作。

5.5.2.3  开关运行时发生单相或两相断开且三相不一致保护未跳开开关运行相，应立即将该开关三相

拉开。

5.5.2.4  开关出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”异常时，应立即拉开异常开关。出现“分闸闭 锁”时，应停用开关的操作电源，并断开相邻带电设备进行隔离。

5.5.2.5  开关操作前后，应现场检查操作设备状态及其 SF6 压力、储能等正常。

5.5.2.6  开关在未调试正常、未充入额定 SF6 气体、储能不正常或其操作机构未与开关本体连接好 前，均严禁操作。

5.5.2.7  开关经故障处理、检修后或停止备用时间超过 6 个月，应在投运前作一次远方手动分、合闸 试验，详细检查开关的分、合闸情况。

5.5.2.8  应定期抄录开关动作次数、液压机构打压次数、SF6 压力，检查开关储能情况，对开关本体 及操作机构进行红外测温。

5.5.3  刀闸/地刀

5.5.3.1  正常运行时，刀闸/地刀在运行人员工作站上操作；运行人员工作站故障时，交流刀闸/地刀 在就地工作站进行，直流刀闸/地刀在后备工作站进行。

5.5.3.2  正常运行时，刀闸/地刀的“远方/就地 ”控制切换把手（钥匙）应设置在“远方 ”位置。刀 闸/地刀应远方操作，远方操作不成功时，可就地电动操作一次，操作不成功时，在查明原因后，可就

地手动操作一次。刀闸的分相操作，拉开时，先拉开中间相，后拉开其他两相；合上时顺序相反。直 流刀闸不允许带电就地分、合闸。

5.5.3.3  刀闸合上前，应检查其两侧地刀及对应开关均在拉开位置。

5.5.3.4  地刀合上前，应检查其两侧刀闸均在拉开位置；对于线路地刀，还应核实对站线路刀闸在拉

开位置。

5.5.3.5  金属回线转换开关旁路刀闸、阀组阴阳极刀闸、阀组旁路刀闸可在建立有效的旁路连接后拉

合。

5.5.3.6  严禁使用刀闸拉合线路、母线、换流变、并联电抗器、交流滤波器、站用变等高压设备。

5.5.3.7  作为检修设备各来电侧隔离点的刀闸应断开其电机电源和控制电源，并将操作机构加挂机械

锁。

5.5.3.8  应定期对刀闸触头及操作机构进行红外测温。

5.5.4  换流变及主变

5.5.4.1  变压器在额定工况下可以长期运行，过负荷运行期间，应详细记录负荷、油温、冷却器投入 情况，密切监视变压器运行情况。当冷却系统不正常或产品严重渗漏油、有局部过热现象、油中溶解  气体分析结果异常、绝缘有严重弱点时，不允许过负荷运行。

5.5.4.2  正常运行时，变压器冷却器两回交流电源都应投入，当主电源失去时，备用电源自动投入。 冷却器控制方式为“ 自动”，当冷却器控制功能故障并全停时，应及时采取冷却器强投措施。

5.5.4.3  正常情况下，变压器呼吸器硅胶吸潮变色应由下至上，呼吸器油杯油量应适中。当硅胶被油

浸或有 2/3 硅胶变色时须更换，硅胶更换应在换流变温度升高气流向外的情况下进行。 5.5.4.4  正常运行时，定期检查油枕实际油位，特别是温度或负荷异常变化时。

5.5.4.5  正常运行时，变压器应定期进行油色谱分析等常规检查，发现变压器在线油色谱数据明显增 大时，应进行离线油色谱分析。换流变承受近区故障后，应对变压器本体油取样分析 1 次。当气体含  量指标达到国家或行业规定的告警值时，应及时向调度调申请采取必要措施。

5.5.4.6  正常运行时，换流变分接头的控制应采用自动控制，阀组内换流变间分接头档位应一致。禁 止使用摇把手摇换流变分接开关。现场电动操作换流变分接开关，应监视凸轮位置指示盘表针显示位  置，发现凸轮位置指示盘表针到达指定位置后没有停止而仍继续转动时，应立即手动断开电机电源小  开关，防止换流变分接开关滑档。

5.5.4.7  正常运行时，变压器滤油机进油管、回油管的阀门打开，采样阀门关闭，压力应在厂家规定

范围内。若滤油机电机电源小开关跳开，检查电机及压力表无异常后，可试合该小开关一次。 5.5.4.8  正常运行时，变压器阀门应与厂家提供的阀门位置图一致，并采取防止误动的措施。

5.5.4.9  装有隔直装置换流变在转热备用之前，应投入隔直装置。换流变中性点隔直装置故障需退出 运行时，应停运相应换流变。

5.5.4.10   新投运、本体油处理后的换流变，在施加电压前静置时间不应小于 72 小时。如换流变厂 家有明确要求，则静置时间应按厂家要求执行。

5.5.4.11  变压器重瓦斯保护或差动保护动作跳闸，不得试送电，通过检查变压器外观、瓦斯气体、 保护动作和故障录波等情况，确认变压器无内部故障后，可试送一次；变压器后备过流保护动作跳  闸，找到故障并有效隔离后，可试送一次。

5.5.4.12  变压器有下列情况之一者应立即停运：

a)     有不正常的噪声和振动，且声响明显增大；

b)    严重漏油或喷油，油位低于油位计的指示限度；

c)     套管有严重的破损、放电现象；

d)    变压器冒烟着火，或附近的设备着火、爆炸，对变压器构成严重威胁时。

5.5.4.13  变压器重瓦斯保护动作跳闸时，为查明原因应综合判断，重点考虑以下因素：

a)     是否呼吸不畅或排气未尽，油枕油位是否正常；

b)    保护及直流等二次回路是否正常；

c)     变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；

d)    瓦斯继电器中积集气体量，是否可燃；

e)     瓦斯继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；

f)     必要的电气试验结果；

g)    变压器其它继电保护装置动作情况。

5.5.5  换流阀

5.5.5.1  换流阀投运前应具备的条件：

a)     阀厅内地刀已全部拉开；

b)     阀厅大门和紧急出口门已关好；

c)     阀厅空调设备投入正常；

d)     阀水冷系统投运正常；

e)     阀控制保护系统工作正常；

f)     可控硅监测装置工作正常；

g)     阀厅消防系统工作正常，消防跳闸功能投入。

5.5.5.2  仅在确定阀厅设备已停电，阀厅内地刀已合上时，方可解除阀厅大门联锁进入阀厅。

5.5.5.3  换流阀投运前，应检查相应阀厅地面及阀塔构架，确保无遗留物。阀组投运后，严禁从阀厅 大门或紧急出口门进入阀厅。运行人员日常巡检和进行事故处理时应从阀厅巡检走道进入，非运行人  员进入阀厅巡检走道，应征得值班负责人许可。

5.5.5.4  正常运行时，阀厅空调系统应投入，阀厅温湿度应控制在设计范围内。

5.5.5.5  阀投运前应将空调装置和水冷却系统先投入运行。阀设备短时停用时冷却水仍维持循环；若 阀设备停用时间较长，仍应保持冷却水系统运行，以避免金属部件腐蚀；当冷却水停用做检修工作

后，在换流阀组带电前，冷却水应提前投入运行。

5.5.5.6  换流阀投运时，相应的阀控设备应全部投入运行，相应阀控机箱、OWS 故障列表应均无报警 信号和事件。

5.5.5.7  换流阀阀塔漏水检测装置动作宜投报警，不投跳闸。

5.5.5.8  单换流器停电检修时，应在检修工作开工前投入相应停电检修阀组的“阀组检修钥匙”；检 修工作结束后，应在换流变充电前退出相应停电检修阀组的“阀组检修钥匙”。

5.5.5.9  当单阀内可控硅无回报或故障数达到冗余、保护性触发达到允许数量时，应立即汇报调度， 并申请停运处理。

5.5.5.10  换流器因故障退出运行后，应检查其他换流器的过负荷情况，必要时申请调度进行系统运 行方式调整。

5.5.6  交流滤波器及无功补偿设备

5.5.6.1  运行中的交流滤波器组数无备用时，应立即汇报调度和领导。

5.5.6.2  大组交流滤波器保护动作跳闸，若小组交流滤波器开关没有自动跳开，应立即拉开所带交流 滤波器的开关并锁定。

5.5.6.3  严禁使用大组交流滤波器开关直接投切交流滤波器组。交流滤波器母线停运时，应先退出该 交流滤波器母线所带的小组交流滤波器，再拉开大组交流滤波器进线开关。

5.5.6.4  在进行交流滤波器投切、直流系统方式变更、升功率操作前，应确定操作前后直流系统对交 流滤波器的型式需求和数量需求，交流滤波器组数不能满足需求时，应立即汇报调度和站领导。

5.5.6.5  功率升降及系统运行方式转换时不允许进行手动投切交流滤波器的操作。

5.5.6.6  手动切除交流滤波器时应遵循“先投后切”的原则。运行中的交流滤波器组退出运行后，手 动再次投入运行时，应满足电容器放电时间要求。

5.5.6.7  手动投切交流滤波器应考虑投切后绝对滤波器最小组数、交流母线电压限制、无功限制是否 满足要求，如不满足要求，可申请调度预先进行适当的调整。

5.5.6.8  交流滤波器转检修时，靠交流滤波器侧地刀在进线刀闸拉开后 420 秒才能合上。

5.5.6.9  小组交流滤波器停电检修时，应采取必要的安全措施，防止小组交流滤波器进线电流互感器 扰动导致大组母差保护动作。

5.5.6.10  宜及时优化调整交流滤波器运行方式，将不同类型的小组滤波器分散投入不同大组下运 行，避免交流滤波器大组保护动作时交流母线电压大幅波动。

5.5.7  直流滤波器

5.5.7.1  特高压直流单极可以在缺少一组直流滤波器的情况下运行。

5.5.7.2  直流滤波器可以在±800kV 下在线退出。在线投入前应将双换流器降压至 70%  (±560kV） 下带电投入；单换流器运行时，在±400kV 下带电投入。

5.5.7.3  手动投切直流滤波器应与顺控操作顺序一致。切除时，先拉高压侧刀闸，后拉低压侧刀闸。 投入时操作顺序相反。正常情况，应采用顺控操作。

5.5.7.4  直流滤波器转至检修状态操作时，高压侧地刀在高压侧刀闸拉开延时 420 秒后才自动合上。 5.5.7.5  运行极的一组直流滤波器停运检修时，禁止对该组直流滤波器内与直流极保护相关的电流互 感器进行注流试验。

5.5.8  高抗

5.5.8.1  线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障考虑，在未查明高抗保护动 作原因和消除故障之前不得进行试送。线路不允许不带高抗运行时，如需对故障线路送电，在试送前  应将高抗退出。

5.5.8.2  配有高抗的线路，一般不允许无高抗运行。

5.5.8.3  未装设开关的线路高抗，只能在线路处于冷备用或检修时进行操作。

5.5.8.4  500kV 的高抗在新装、大修、事故或换油后，在施加电压前静置时间不应少于 72 小时。

5.5.9  电压互感器

5.5.9.1  正常运行时，电压互感器二次绕组应有且仅有一点永久性的、可靠的保护接地。

5.5.9.2  正常运行时，电压互感器油位、SF6 气体密度应在正常范围内。

5.5.9.3  停运半年及以上的电压互感器应按有关规定试验检查合格后方可投运。

5.5.9.4  电压互感器因故障退出运行时，应采取防止相应保护装置和自动装置误动的措施，必要时可 申请将相应保护装置、自动装置及有关一次设备退出运行。

5.5.9.5  在带电的电压互感器二次回路上工作时，应采取下列措施：

a)     严格防止短路或接地。应使用绝缘工具，戴手套。必要时，工作前申请停用有关保护装置、 安全自动装置或自动化监控系统；

b)    接临时负载，应装有专用的刀闸和熔断器；

c)     工作时应有专人监护，禁止将回路的安全接地点断开。

5.5.9.6  电压互感器的二次回路通电试验时，为防止由二次侧向一次侧反充电，除应将二次回路断开 外，还应取下电压互感器高压熔断器。

5.5.10  电流互感器

5.5.10.1  正常运行时，电流互感器二次回路应有且仅有一点永久性的、可靠的保护接地。

5.5.10.2  停运半年及以上的电流互感器应按有关规定试验检查合格后方可投运。

5.5.10.3  在带电的电流互感器二次回路上工作时，应采取下列措施：

a)     禁止将电流互感器二次侧开路（光电流互感器除外）；

b)    短接电流互感器二次绕组，应使用短路片或短路线，禁止用导线缠绕；

c)     在电流互感器与短路端子之间导线上进行任何工作，应有严格的安全措施，并使用“二次工 作安全措施票 ”。必要时申请停用有关保护装置、安全自动装置或自动化监控系统；

d)    工作中禁止将回路的永久接地点断开；

e)     工作时，应有专人监护，使用绝缘工具并站在绝缘垫上。

5.5.10.4  对于光电流互感器，在其一次设备封盖打开后，禁止在设备附近使用无线通信设备。

5.5.11  平波电抗器及阻波器

5.5.11.1  每月应定期对电抗器本体及其电气连接部分进行红外线测温。

5.5.11.2  电抗器表面应定期清洗，发现包封表面有放电痕迹或油漆脱落，以及滴胶、裂纹现象，应 及时处理。

5.5.12  避雷器

5.5.12.1  避雷器压力释放装置的排气口正常时，应无放电痕迹，如发现有此现象，应申请停电检查

处理。

5.5.12.2  应定期抄录避雷器动作次数及泄漏电流，事故和雷雨后应进行特巡。

5.5.12.3  雷雨时严禁接近避雷器。

5.5.13  绝缘子

5.5.13.1  在大风、大雾、雨雪等天气和经过检修、改造或长期停运重新投入运行应加强对绝缘子的 特殊巡视检查。

5.5.13.2  停电期间应对绝缘子进行清扫并按周期进行超声波探伤检测，发现绝缘子有裂纹时应及时

处理。

5.5.14  防雷接地系统

5.5.14.1  雷雨天气时严禁接近防雷设备。

5.5.14.2  应定期对全站防雷系统进行检查。

5.5.14.3  避雷线截面断股超过 1/3 ，应立即更换。

5.5.15  接地极

5.5.15.1  站内接地点运行要求如下：

a)     单极运行时，严禁合上站内接地开关 0600（NBGS）；

b)    站内接地点正常备用时，应将 06001 刀闸合上，0600 开关热备用；

c)     站内接地点故障停用时，应拉开 0600 开关，将 06001 刀闸拉开并置“就地 ”；

d)    双极电流平衡运行时，站外接地极发生故障，可转至站内接地点短时运行，站外接地极恢复 正常后，应迅速转至站外接地极运行；

e)     双极电流不平衡运行时，严禁站内接地点代极替接地极运行。 5.5.15.2  站外接地极运行要求如下：

a)    双极平衡运行时，接地极不平衡电流应小于报警值；

b)    接地极线路或接地极故障，应采取改变直流系统接线方式的方法将接地极线路隔离；如无法 将接地极线路隔离，应将直流系统停运；

c)    接地极线路单组电流超过 1 小时过负荷能力，将启动功率回降将电流降至 1 小时过负荷能力， 之后运行人员应在 1 小时内将电流降至接地极线路长期耐受水平；

d)    直流接地极线路发生单组故障，运行人员应立即汇报调度；

e)    单极大地回线或双极不平衡运行情况下，接地极电流不得超过安全限值，累积运行时间不得 超过设计总安时数。

5.5.16  换流变中性点隔直装置

5.5.16.1  换流变处于热备用及运行状态时，相应隔直装置应处于投入状态（电容接地）。

5.5.16.2  现场应实时监视换流变中性点隔直装置运行情况及换流变中性点直流电流，若换流变中性 点隔直装置故障需退出时，应停运相应换流变。

5.5.17  PLC 装置运行规定

5.5.17.1  正常运行时，滤波电抗器、耦合电容器、调谐单元均应投入运行。

5.5.17.2  正常运行时，调谐单元端子箱上的耦合电容器旁路接地操作把手应在“OFF ”位置，严禁 在 PLC 装置运行时将操作把手打至“ON”位置。

5.6  二次设备

5.6.1  总则

5.6.1.1  原则上一次设备不允许无主保护运行。

5.6.1.2  继电保护和安全自动装置（简称安自装置）的状态分为投入及退出两种。投入状态为装置正 常运行、出口及相应功能压板正常投入；退出状态为装置出口及相应功能压板断开。

5.6.1.3  对设备屏内各开关和压板的投退应有明确的规定，对保护、安自装置的告警信息或信号有明 确的释义。更改相应保护、安自装置状态时，现场运行人员需严格按照现场运行规定自行拟定并负责  落实具体操作步骤、内容和相关安措。

5.6.1.4  原则上，交流一次设备处于热备用和运行状态时，设备相应保护装置应处于正常投入状态； 交流一次设备处于冷备用和检修状态时，设备相应保护装置由现场根据需要向调度申请投退。继电保 护装置的投退操作，应在相应交流一次设备处于冷备用或检修状态时进行。

5.6.2  直流系统控制

5.6.2.1  正常运行时双重化的控制系统一套值班，一套备用，可相互切换，严禁两套控制系统同时退

出运行。

5.6.2.2  控制系统故障处理应将该主机退出运行，不得影响值班系统。

5.6.2.3  特高压直流工程的控制直流控制保护系统结构复杂，控制主机与保护主机之间、控制保护主 机与冗余系统之间存在大量的信号交换。在开始控制保护故障处理前，应仔细分析危险点，有计划、

有针对性地开展故障处理工作，禁止盲目重启主机，避免引起其它主机故障或者功能异常，或两套系 统均不可用，或直流闭锁。

5.6.2.4  控制系统故障处理完毕将系统恢复备用之前，应对板卡或主机进行一次重启动，检查该系统 功能正常，和相关系统接口正常，且无直流闭锁、开关跳闸等命令。

5.6.2.5  控制故障处理完毕，应尽快将系统恢复备用。若对系统投入运行存在疑虑，经本单位分管领 导批准，可向国调申请将系统暂放置试验状态进行试运行，待试运行结束后投入运行。

5.6.2.6  无功控制包含 5 个优先级，按优先级别分为绝对最小滤波器（ABS）、最大最小交流电压

（Umax/Umin）、最大无功功率（Qmax）、最小滤波器（Minfilt）、无功功率控制或交流电压控制（Q/U control），任何情况下绝对最小滤波器（ABS）都须满足。正常运行时无功控制应采用自动控制，手动 控制时无功控制须满足绝对最小滤波器（ABS）、最大最小交流电压（Umax/Umin）、最大无功功率  （Qmax）控制要求。

5.6.2.7  投入正式运行的直流控制保护软件，须采用经过现场试验验证的最终软件版本，严禁进行未 经批准的直流控制保护软件修改。

5.6.2.8  控制保护主机应满足安全防护要求，严禁随意使用移动存储介质，拷贝直流控保系统数据 时，应采用空白光盘进行刻录。

5.6.3  交流系统控制

5.6.3.1  正常运行时双重化的交流控制系统一套值班，一套备用，可相互切换。严禁两套控制系统同 时手动退出，当交流系统的两套控制主机均出现故障时，远方不能操作，不影响保护跳闸出口，不应  导致对应区域开关跳闸。

5.6.3.2  交流滤波器选相合闸装置运行规定如下：

a） 正常运行时，交流滤波器开关对应的选相合闸装置应投入；

b） 当选相合闸装置工作异常或需退出运行进行检修时，应退出其选相合闸装置。 5.6.3.3  交流场中开关运行规定如下：

a)     换流变与交流线路配串，出现两个边开关三相跳开，仅中开关运行时，应立即闭锁直流相应 单换流器；

b)    换流变与大组交流滤波器配串，出现两个边开关三相跳开，仅中开关运行时，应立即闭锁直 流相应单换流器；

c)     大组交流滤波器与交流线路配串，出现两个边开关三相跳开，仅中开关运行时，应立即跳开 中开关，使大组交流滤波器停电；

d)    大组交流滤波器与主变、厂用变配串，出现两个边开关三相跳开，仅中开关运行时，应立即 跳开中开关，使大组交流滤波器停电；

e)     换流变与主变配串，出现两个边开关三相跳开，仅中开关运行时，应立即闭锁直流相应单换 流器；

f)     换流变与交流线路配串，换流变与母线间的边开关检修或停运时，该串的交流线路发生单相 故障时，如果该线路投入了单相重合闸，为避免非全相运行，在该线路单相故障跳开单相的 同时应三相连跳中开关，与线路相连的边开关应按设定跳闸逻辑动作，不应三相连跳；

g)    大组交流滤波器与交流线路配串，大组交流滤波器与母线间的边开关检修或停运时，该串的 交流线路发生单相故障时，如果该线路投入了单相重合闸，则在线路单相故障跳开单相的同 时应三相连跳中开关，与线路相连的边开关应按设定跳闸逻辑动作，不应三相连跳。

5.6.4  辅助系统控制

5.6.4.1  站用电两台主机均故障退出运行时，站用电控制功能失效，站用电 10kV、400V 系统备自投 功能被闭锁，主机恢复运行后应尽快将备自投投入。

5.6.4.2  两台辅助设备控制系统主机均退出运行时，空调、消防、给排水、等辅助设备有关信号将不 能上传至服务器，应加强现场巡视，尽快恢复主机运行。

5.6.5  直流系统保护

5.6.5.1  交流滤波器保护运行规定如下：

a)     交流滤波器按大组、双重化配置两套滤波器保护装置，交流滤波器按大组、双重化配置两套 滤波器保护装置；

b)     大组（小组）滤波器处于热备用和运行状态时，其相应保护装置应处于正常投入状态；大组（小 组）滤波器处于冷备用或者检修状态时，其相应保护装置由现场根据需要向国调申请投退。大 组（小组）滤波器相应保护装置的投退操作，应在滤波器冷备用或者检修状态下进行；

c)     小组滤波器保护投入：投入小组滤波器保护功能压板、投入小组滤波器开关出口压板。小组 滤波器保护退出：退出小组滤波器保护功能压板、退出小组滤波器开关出口压板；

d)    交流滤波器保护装置的维护、试验和故障处理等工作应在保护退出的条件下进行；

e)     交流滤波器保护装置故障处理完毕后，保护装置重新投入运行前，应检查确认该保护装置无 任何报警信号。

5.6.5.2  换流变非电量保护运行规定如下：

a)     运行中的换流变的重瓦斯保护短时退出，应经运维单位分管领导批准；

b)    遇下列情况之一时，重瓦斯保护应临时改投信号或退出相应保护：

1)    换流变在运行中补油或更换潜油泵时；

2)    当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象时；

3)    需要打开放气或放油阀门时；

4)    在地震预报期间，根据换流变的具体情况和瓦斯继电器的抗震性能，可能导致重瓦斯保 护误动时；

5)    换流变停电或处于备用，其重瓦斯动作后，可能导致运行中的设备跳闸时；

6)    有载调压开关油路上有工作时；

7)    瓦斯继电器或其连接的电缆有缺陷时；

8)    保护回路有工作时。

c)     换流变其它非电量保护动作或告警时，应综合判断换流变状态，必要时采集气样或油样进行 分析，采取相应措施。

5.6.5.3  直流系统保护运行规定如下：

a)     直流系统严禁无保护运行；

b)    正常情况下，三重化的阀组保护、极保护、双极保护均保护装置均为“值班（Active） ”状 态，直流保护按三取二出口。当单套保护装置不可用时，除直流双极中性母线差动按二取二 出口外，其他直流保护按二取一出口；

c)     直流线路再启动功能只在整流侧起作用，当需要退出线路再启动功能时，可只退出整流侧的 直流线路再启动功能；

d)     国调保护定值须该按定值单整定和投入，严禁擅自修改；

e)     三重化配置的直流保护，可允许单套短时运行，但在实际运行中应尽量避免单套保护运行的 情况；

f)     直流滤波器保护包含在直流极保护内，不能单独投退；

g)    保护主机的故障处理应在“试验（Test）”或“退出”状态下进行；

h)    保护主机自检发现故障自动退至“ 试验（Test） ”状态时，运维人员要根据事件记录分析故 障原因，确定故障位置；

i)     在控制保护屏柜上进行工作时，要采取防止静电感应的措施，拔插板卡硬件设备应先关闭电 源，以免损坏设备；

j)     保护主机故障处理前，应仔细分析危险点，有计划、有针对性地开展故障处理工作，禁止盲 目重启主机，避免引起其它主机故障或者功能异常，或直流闭锁；

k)    保护主机故障处理结束后，应先检查接线无误方可上电，手动将系统由“ 试验（Test） ”状 态切至“值班（Service）”状态之前，应检查该系统功能正常，和相关系统接口正常、且无直 流闭锁、开关跳闸等命令。

5.6.6  交流保护装置

5.6.6.1  交流一次设备处于热备用和运行状态时，设备相应保护装置应处于正常投入状态。

5.6.6.2  交流继电保护装置的状态分为投入、退出两种。投入状态时要求保护装置正常，保护装置功 能压板和出口压板正常投入；退出状态时要求保护装置出口压板退出。继电保护装置的投退操作，应  在相应交流一次设备处于冷备用或检修状态时进行。

5.6.6.3  交流继电保护装置应严格执行所辖调度下发的定值单，其状态变更按调度令执行，继电保护

装置定值应在保护退出状态下整定。

5.6.6.4  一次设备状态改变后，应及时将保护装置中反映一次设备状态的把手切至对应位置。 5.6.6.5  保护装置本体消缺或其他可能影响保护定值的工作结束后，应重新核对保护定值。

5.6.6.6  在下列情况下应停用整套继电保护装置：

a)     在继电保护装置使用的电压、电流、开关量输入输出回路作业；

b)    在保护装置内部作业；

c)     维护人员输入定值；

d)    保护装置定检。

5.6.6.7  继电保护装置电源恢复后，应校对时钟。

5.6.6.8  当保护装置交流电压输入回路断线和失压时，应退出带有该电压回路的保护装置。

5.6.6.9  线路保护通道告警时应立即汇报调度，若通道告警闭锁保护装置应申请退出该保护装置，并 联系维护人员处理。

5.6.6.10  在通信设备或复用通道上工作而影响继电保护装置的工作时，应向调度申请停用有关继电 保护装置。

5.6.6.11  在保护装置上进行工作需断开装置直流电源时，应先向调度申请退出保护装置，再断开直 流电源。恢复时，应先恢复直流电源，再投入保护装置。

5.6.6.12  继电保护装置正常运行时，严禁对装置的带电部位触摸或拔插设备及插件，严禁改变装置

设置。

5.6.6.13  严禁在运行的保护盘附近进行任何有震动的工作，在其过道上搬运试验设备，要注意与运 行设备保持一定距离，防止误碰。

5.6.6.14  交流线路保护运行规定如下：

a)     交流线路相应保护装置包括线路的线路保护和独立配置的远方跳闸及过电压保护，应按双重化 配置，其中每套线路保护装置配置有完整的主保护和后备保护；

b)    线路正常运行时两侧对应的线路保护装置、远方跳闸及过电压保护装置运行状态应保持一 致，一侧线路相应保护装置状态改变，线路对侧线路相应保护装置也要对应改变状态；

c)     两套线路保护或两套远方跳闸及过电压保护均退出运行时，线路应停运；

d)    线路保护通道发生故障无法正常运行时，应退出该套线路保护、远方跳闸及过电压保护，待 通道恢复正常运行后投入相应保护。

5.6.6.15  交流开关保护运行规定如下：

a)     开关保护一般按开关配置，包括开关重合闸、失灵保护、充电保护、三相不一致保护。开关 相应保护装置包括该开关的失灵保护和按调度规定应投入的重合闸；

b)    开关正常运行时，其失灵保护应投入。开关失灵保护退出运行时，该开关应停运；

c)     开关充电保护的投退通过外部硬压板实现，充电保护投入压板应根据调度命令和调试、试验需 要投退，正常运行时严禁投入该压板；

d)    线路重合闸采用开关保护的重合闸，线路保护中的重合闸停用。开关重合闸投入时，仅投单 重方式；

e)     换流站有两回及以上交流线路运行时，投入线路重合闸；若出现单回交流线路运行时，线路 重合闸应停用；

f)     线路正常运行时，线路两侧重合闸方式应保证一致。当一侧需要退出重合闸时，另一侧应同 时退出重合闸。

5.6.6.16  交流母线均配置两套母差保护，两套母差保护均退出时，该母线应停运。

5.6.6.17  变压器保护运行规定如下：

a)     变压器配置两套保护装置，两套差动保护均退出运行时，该变压器应停运；

b)    变压器非电量保护仅重瓦斯投跳闸。 5.6.6.18  短引线保护运行规定如下：

a)     短引线对应的出线设备正常运行时，短引线保护应在退出状态；

b)    短引线对应的出线设备停运且开关合串运行，短引线保护应在投入状态；

c)     短引线处于热备用（对应开关至少有一个为热备用）时，对应出线设备所属保护及短引线保护 不应同时退出；

d)    在有短引线的开关间隔，双重化配置短引线保护。配置目的是在进出线设备停运或基建预留 接引点空置而开关继续（合串）运行时保护开关间的短引线；

e)     短引线相应保护装置包括该短引线的两套短引线保护；

f)     短引线保护装置的投退由厂站运行人员按一次、二次设备状态自行操作，相关操作步骤应在厂 站规程中明确。

5.6.6.19  35kV 母线及低抗保护运行规定如下：

a)     35kV 母线、低抗保护均按单重化原则配置；

b)    低抗保护退出运行时，该低抗应停运；母差保护退出运行时，该母线应停运。

5.6.7  辅助系统保护

5.6.7.1  站用电保护运行规定如下：

a)     35kV 站用变压器差动保护及重瓦斯保护均退出运行，该站用变应停运；

b)    站用变非电量保护仅重瓦斯投跳闸；

c)     10kV 进线开关、母线联络开关、干式变处于热备用和运行状态时，其相应保护装置应处于正 常投入状态，10kV 设备处于冷备用或者检修状态时，其相应保护装置由现场根据需要进行投 退。10kV 设备相应保护装置的投退操作，应在其冷备用或者检修状态下进行；

d)    站用变处于热备用和运行状态时，其相应保护装置应处于正常投入状态；站用变处于冷备用 或者检修状态时，其相应保护装置由现场根据需要进行投退。站用变相应保护装置的投退操 作，应在站用变冷备用或者检修状态下进行。

5.6.7.2  阀水冷系统保护运行规定如下：

a)     阀水冷系统保护跳闸出口采用“三取二”逻辑；

b)     阀水冷系统补水期间，应退出积分型泄漏保护；

c)     正常运行时，严禁阀水冷控制保护系统全部退出运行；

d)     阀水冷系统一套控制系统检修时，应退出该套控制系统的跳闸和功率回降功能。

5.6.8  安全稳定控制装置

5.6.8.1  在涉及安控装置二次回路（包括电压、电流回路）的相关设备上工作，应做好安全措施，必 要时向调度申请相应安控装置陪停。

5.6.8.2  安控装置异常或动作时，运行人员应立即到安控装置上进行检查，向调度汇报，按照调度指

令处理。

5.6.9  解列装置

5.6.9.1  直调联络线解列装置投退由相关调度调度员下令操作。

5.6.9.2  联络线运行过程中，不允许任一联络线两侧的解列装置同时退出运行，也不允许任一联络线 两侧的失步快速解列装置同时退出运行。

5.6.10  故障录波装置

5.6.10.1  正常情况下故障录波器应处于投入状态。

5.6.10.2  故障录波装置出现异常时，经调度同意，可将装置退出进行消缺。

5.6.10.3  当相应设备发生故障时，应及时打印故障录波，汇报调度。

5.6.11  故障测距装置

5.6.11.1  正常情况下故障测距装置应处于投入状态。

5.6.11.2  直流线路在启动、交流线路故障跳闸或重合成功时，应查看故障测距结果，并向调度汇

报。

5.6.12  信息管理子站

5.6.12.1  正常情况下信息管理子站应处于投入状态。

5.6.13  电能计费系统

5.6.13.1  在一次设备正常运行时，对应的电能表及电能计量终端设备屏应投入运行。

5.6.13.2  正常运行时，严禁操作电能表重置键，严禁拆除电能表铅封。

5.6.14  SCADA 系统

5.6.14.1  应加强安全防护管理，严禁外联网络，防止感染病毒。

5.6.14.2  SCADA 系统各类服务器发生故障时，应及时汇报调度，并尽快恢复。

5.6.14.3  应定期对 SCADA 系统各类服务器数据备份。

5.6.14.4  OWS 工作站应保证多台同时运行，防止单台故障导致失去交直流系统运行监视。

5.7  辅助系统

5.7.1  站用电系统

5.7.1.1  站用电系统 10kV、400V 备自投功能应具备自动和手动控制方式，正常运行时 10kV、400V 备 自投功能均应采用自动方式，10kV 备自投应先于 400V 备自投动作。

5.7.1.2  正常情况下，三回站用电系统两路主用一路备用。任一回主用站用电源故障，自动切换至备 用电源运行。若 10kV 一路主用电源需退出运行，应先将 10kV 备自投切换至手动方式。

5.7.1.3  站用电两段 400V 母线采用分列方式运行，当一段母线失电时，两段母线联络运行。若其中 一段母线 400V 电源需退出运行，应先将 400V 备自投切换至手动方式。

5.7.1.4  站用电进线和母联开关保护动作后，应闭锁相应的备自投功能。

5.7.1.5  站用电运行时，开关严禁紧急操作；若有必要操作时，应经运维单位分管领导批准。

5.7.1.6  站用变压器运行规定如下：

a)     站用变的分接开关电动操作分自动、手动方式，正常时采用自动方式；当无法自动调节时， 经运维单位分管领导批准可采用远方或就地电动方式；

b)    站用变带电运行时，严禁在就地用摇柄手动操作；

c)     交流系统电源切换，应先停后送，严防交流系统非同期合闸。 5.7.1.7  110V 直流电源系统运行规定如下：

a)     直流母线进行切换时，应先合联络开关，再将进线开关分闸；

b)    充电机停用时应先分开直流开关再分开交流电源开关，启动与上述顺序相反；

c)     严禁充电机单独带直流负荷运行；

d)    直流电源系统出现支路绝缘降低告警，首先应查明该支路所带负载，申请停运相关设备后进 行拉路检查；当直流电源系统出现直流母线绝缘降低告警，应先确认该母线所有支路绝缘正 常，而后将该母线停运检查。

5.7.1.8  UPS 逆变电源系统运行规定如下：

a)    UPS 电源发报警后，应检查盘面运行方式、负荷开关是否正常；

b)    正常运行时，UPS 电源系统应由整流/逆变装置供电，当任意一套UPS 系统的输出切换装置和 检修旁路开关同时故障断开时，合上 A 、B 两套 UPS 之间的母联开关，使 UPS 母线联络运

行；当 A 、B 两套 UPS 输出切换装置都故障时，手动合上检修旁路开关，由交流站用电源直 接带负荷。

5.7.2  阀冷系统

5.7.2.1  内水冷系统运行规定如下：

a)     正常运行时内水冷主循环泵应为一用一备，控制模式为“远方”、“自动”。两台主循环泵 应 168 小时自动切换一次；

b)    正常运行时内水冷阀门应采取加装机械锁、位置固定器等防误动措施；

c)     内水冷加热器应根据阀塔出水温度自动投退；

d)     内水冷主循环泵检修时，主循环泵电源开关及其就地安全开关应断开；

e)     换流阀停运一定时间后方可停运阀冷却系统，以确保换流阀晶闸管结温在正常范围内。停运 时间达到 1 个月以上或结冰环境条件下时，应放空系统内的冷却水，并且清除离子交换器的 树脂。

5.7.2.2  外水冷系统运行规定如下：

a)     冷却塔投入运行前，应检查内水冷的进、出水阀门在打开位置，冷却塔的风扇电机电源、喷 淋水泵电源正常；冷却塔检修时，风扇电机电源开关及其就地安全开关应断开；

b)    检修后或直流系统投运前，应手动启动冷却塔检查风扇及喷淋泵工作是否正常；

c)     喷淋水系统停运时间超过一周，但少于 6 个月时，应保证系统每周循环一次，每次时间不少  于 30 分钟；加药系统应正常投入，以防缓冲水池和管道中有机物的沉积。若系统停运时间超 过 6 个月，应排空整个喷淋系统并清洁缓冲水池。

5.7.3  空调通风系统

5.7.3.1  每个阀厅均配备两套空调通风系统，每一套都由独立的风系统、水系统及其自动控制系统组 成，两套系统按运行时间定期自动切换交替运行。当运行系统发生故障时， 自动切换至备用系统运

行。

5.7.3.2  GIS 室设置自然进风、机械排风系统，确保使室内空气含量达标，事故排风时，排风系统均 投入运行。

5.7.4  消防系统

5.7.4.1  设备运行时，应确认全站消防系统已正常投运。

5.7.4.2  主控室设置消防后台及 VESDA 后台，阀厅内消防告警应在后台主机反映，消防的屏蔽、启 动可在后台操作。

5.7.4.3  阀厅火灾检测设备分为 VESDA 和紫外火焰探测器，若 VESDA 检测主机发生故障，可在

VESDA 后台对其单个检测设备进行隔离，隔离后 VESDA 检测设备即默认为故障退出运行，不再参与 跳闸逻辑。紫外火焰探测器在消防后台主机上无法进行彻底隔离操作，其隔离操作仅对火灾报警后台 有效，与送入阀组控制主机信号无关。

5.7.4.4  阀厅空调进风口 VESDA 检测设备故障后，阀组控制主机自动屏蔽极早期烟雾探测功能，此 时至少 2 个紫外火焰探测器动作后，阀组控制保护主机仍发出跳闸指令。

5.7.4.5  阀厅紫外火焰探测器检修后应进行功能验证，试验通过后方可投入运行。

5.7.4.6  阀厅空调进风口极早期烟雾探测装置若检测到烟雾报警，应立即检查周边环境，确认报警的 真实性，并进行分析处理。

5.7.4.7  火灾探测报警系统检测有火灾后，空调应退出运行，防火阀应关闭。

5.7.4.8  换流变、站用变的感温电缆发出报警时，应立即组织人员现场进行检查，如确实发生火灾， 由值班负责人组织进行灭火。

5.7.4.9  变压器雨淋阀间均设有一个紧急手动阀，紧急情况方可打开该阀门启动消防，正常时严禁触

碰。

5.7.4.10  变压器水喷雾系统的启动方式具备后台机指令启动、控制主机和雨淋阀间现场手动三种。

5.7.4.11  手动启动变压器水喷雾系统时，运行人员应确认相应阀组交流进线开关处于分闸状态。

5.7.4.12  变压器水喷雾系统在变压器检修后应进行一次喷水试验。

5.7.4.13  消防泵和柴油机每年应定期启动一次。

6  设备巡检

6.1  巡检分类

6.1.1  例行巡检

对站内设备及设施外观、异常声响、设备渗漏、监控系统、二次装置及辅助设施异常告警、消防 安防系统完好性、直流换流站运行环境、缺陷和隐患跟踪检查等方面的常规性巡查，具体巡视项目按 照现场运行规程执行。

6.1.2  全面巡检

在常规巡检项目基础上，对站内设备开启箱门检查，记录设备运行数据，检查设备污秽情况，检 查防火、防小动物、防误闭锁等有无漏洞，检查接地网及引线是否完好，检查直流换流站设备厂房等 方面的详细巡查。

6.1.3  专业巡检

由运维、检修、设备状态评价人员联合开展对设备的集中巡查和检测。

6.1.4  熄灯巡检

夜间熄灯检查设备有无电晕、放电。

6.1.5  特殊巡检

在以下情况时应开展特殊巡检：

a)     大雾、大风、雷雨、冰雪及冰雹后的巡检；

b)    设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡检；

c)     异常情况下的巡检。主要指过负荷或负荷明显增加、设备过热或超温、系统发生冲击或故障 等情况下应增加的巡检；

d)    设备缺陷近期有发展、法定节假日、上级通知重要保电任务及迎峰度夏期间应增加的巡检；

e)     交接班时，交、接人员应共同对一个值班周期内状态发生变化的设备进行的巡检；

f)     电网供电可靠性下降或存在发生较大电网事故（事件）风险时段应增加的巡检。

6.2  巡检周期

各巡视项目的周期如下：

a)     例行巡检每天不少于 2 次，配置智能机器人巡检系统的可降低例行巡视频次；

b)    全面巡检每周不少于 1 次；

c)     专业巡检每月不少于 1 次；

d)    熄灯巡检每月不少于 1 次。

6.3  巡检前准备

6.3.1  巡检人员要求

巡检人员应具备以下条件：

a)     作业人员经年度《电力安全工作规程》考试合格，并经批准上岗；

b)    人员精神状态正常，无妨碍工作的病症，着装符合要求；

c)     具备必要电气知识，熟悉本站一、二次电气设备，年度定岗考试考核合格；

d)    运行值当班期间的巡检应两人及以上，其中至少一名为副值班员以上岗位。

6.3.2  巡检危险点

巡检时应注意以下危险点：

a)     误碰、误动、误登运行设备；

b)    擅自打开设备网门，擅自移动临时安全围栏，擅自跨越设备固定围栏；

c)     发现缺陷及异常单人进行处理；

d)    发现缺陷及异常时，未及时汇报，造成处理不及时；

e)     擅自改变检修设备状态，变更工作地点安全措施；

f)     登高检查设备，如登上断路器机构平台检查设备时，感应电使人员失去平衡，造成人员碰伤 摔伤；

g)    检查设备机构、气泵、油泵等部件时，电机突然启动，转动装置伤人；

h)    高压设备发生接地时，保持距离不够，造成人员伤害；

i)     夜间巡检，造成人员碰伤、摔伤；

j)     开、关设备门，振动过大，造成设备误动作；

k)     随意动用设备闭锁万用钥匙；

l)     在继电室使用移动通讯工具，造成保护误动；

m)   特殊天气未按安规规定佩带安全防护用具；

n)    雷雨天气，靠近避雷器和避雷针，造成人员伤亡；

o)    进出高压室，未随手关门，造成小动物进入；

p)    不戴安全帽、不安规定着装，在突发事件时失去保护；

q)    巡检不到位，漏巡检；

r)     使用不合格的安全工器具；

s)     人员身体状况不适，思想波动，造成巡检质量不高或发生人身伤害。

6.3.3  巡检工器具

工作人员巡检应根据现场情况携带工器具（见表 9）。

表 9  巡检工器具

表 9（续）

6.4  巡检路线

根据巡检周期以及设备现场布置，按照巡视全面、路线最佳并兼顾工作量的原则制定巡视路线，做 到准确、合理、省时、有效。

6.5  巡检规定

巡检时，应遵循如下规定：

a)  巡检检查时应与带电设备保持足够的安全距离。500kV 交流不小于 5.00m，±800kV 直流不小 于 9.3m，±400kV 直流不小于 5.9m  ，35kV 不小于 1.00m；

b)    巡检检查时，不得进行其它工作（严禁进行电气工作），不得移开或越过遮栏；

c)     高压设备发生接地时，室内不得接近故障点 4m 以内，室外不得接近故障点 8m 以内。进入上 述范围人员应穿绝缘靴，接触设备的外壳和架构时，应戴绝缘手套；

d)    夜间巡检，应及时开启设备区照明（夜巡应带照明工具）；

e)     开、关设备门应小心谨慎，防止过大振动；

f)     在继电室禁止使用各类移动通讯工具；

g)    雷雨天气，需要巡检高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和避雷针；

h)    进出高压室，应随手将门锁好；

i)     进入设备区，应戴安全帽；

j)     发现缺陷及异常时，应按局缺陷管理制度规定执行，不得擅自处理；

k)    巡检设备禁止变更检修现场安全措施，禁止改变检修设备状态；

l)     巡检前，检查所使用的安全工器具完好；

m)   严禁不符合巡检人员要求者进行巡检。

6.6  例行巡检内容

6.6.1  一次设备

6.6.1.1  断路器运行规定 断路器运行规定如下：

a)     直流断路器的巡检项目如下：

1)    运行状态与机械、电气显示相同；

2)    压力指示正常；

3)    控制方式在“远方 ”位置；

4)    柜门关好，照明和加热器工作正常。

b)    500kV 交流断路器的巡检项目如下：

1)    运行状态与机械、电气显示相同；

2)    SF6 压力正常；

3)    控制方式在“远方 ”位置；

4)    机构箱柜门关好，照明和加热器工作正常；

5)    绝缘子清洁无杂物，外观无裂纹和破损，无放电或闪络痕迹。

c)     66kV 及以下断路器的巡检项目如下：

1)    运行状态与机械、电气显示相同；

2)    压力指示正常；

3)    控制方式在“远方 ”位置；

4)    柜门关好，照明和加热器工作正常。 6.6.1.2  隔离开关

隔离开关的巡检项目如下：

a)     引线无松股、断股和驰度过紧及过松现象(或引排无变色、弯曲、变形现象），接头无发热、 变色现象；

b)    隔离开关支柱绝缘子无裂纹及放电闪络痕迹，无破损现象，外观清洁；

c)    合闸状态的隔离开关接触良好，合闸角度符合规定，无变形偏移现象。触头不污脏、发热、锈 蚀和无烧痕，弹簧触指不锈蚀、断裂。拉开的隔离开关断口的空间距离或两侧刀臂角度符合  规定；

d)    转轴、齿轮、框架、连杆、拐臂等零部件应无开焊、变形、锈蚀和位置不正确、歪斜、卡涩等 不正常现象，各处连接轴开口销完好；

e)     电动隔离开关操作机构箱密封良好，无渗漏水现象，加热器按要求投入；

f)     支架及机构箱外壳接地良好，基础应无下沉和倾斜，接地引下(线）排无断裂及锈蚀现象。 6.6.1.3  接地刀闸

接地刀闸的巡检项目如下：

a)     支柱绝缘子无裂纹及放电闪络痕迹，无破损现象，外观清洁；

b)    接触良好，无变形偏移现象。触头不污脏、发热、锈蚀和无烧痕，弹簧触指不锈蚀、断裂；

c)     转轴、齿轮、框架、连杆、拐臂等零部件应无开焊、变形、锈蚀和位置不正确、歪斜、卡涩 等不正常现象，各处连接轴开口销完好；

d)     电动隔离开关操作机构箱密封良好，无渗漏水现象，加热器按要求投入；

e)     支架及机构箱外壳接地良好，基础应无下沉和倾斜，接地引下(线）排无断裂及锈蚀现象。 6.6.1.4  换流变压器

换流变压器的巡检项目如下：

a)    换流变压器本体及套管的定期巡视项目如下：

1)    换流变压器的油温及线温正常，表计指示正确；

2)    换流变压器油枕的油位、油色应正常；

3)    套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象；

4)    换流变压器的声音均匀，无异声；

5)    换流变压器的油枕、套管及法兰、油管等各部位无渗漏油；

6)    换流变压器各连接引线无异常，各连接点无发热变色现象；

7)    压力释放装置完好，无动作，无喷油痕迹；

8)    呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，呼吸通畅（油中有气泡翻动），硅胶变色不超过

2/3。

b)    冷却系统的定期巡视项目如下：

1)    冷却器控制箱内各电源开关、切换开关在正常位置；

2)    检查投入运行的冷却器组是否恰当，是否与负荷及温度相适应；

3)    冷却器风扇和油泵运转正常，无异常声音和振动，油流指示正常；

4)    冷却器本体、阀门、闷头、法兰和管道连接处等部位无渗漏油。

c)    有载调压开关的定期巡视项目如下：

1)    有载调压控制箱内远近控制开关正常应在“REM ”(远方）位置，档位显示与机械指示一 致，无异常信号。机构箱密封良好，加热器正常，马达电源开关合上，动作计数动作正常；

2)    有载调压开关油位、油色正常，应根据其油位与油温关系曲线相比较；

3)    有载调压开关油箱及有关的法兰、阀门、闷头等处无渗漏油。

d)    滤油装置的定期巡视项目如下：

1)    控制箱内各控制开关、电源开关应在正确位置，接触器、继电器无异常，计数器、计时器 动作正常；

2)    滤油机内部无异声，压力表指示正常，法兰、盖板连接处等部位无渗漏油；

3） 各管道阀门、采样阀应在正确位置，无渗漏油。 6.6.1.5  站用变压器

站用变的巡检项目如下：

a)     上层油温是否正常，是否接近或超过允许限额；

b)    油枕上的油位是否正常，是否与油温相对应；

c)     各侧套管表明是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹；法兰应无生锈、裂纹，无因电场不均 匀产生的放电声；

d)     各侧接线端子是否完整、紧固， 有无过热痕迹；

e)     油箱有无渗漏油现象，箱壳上的各种阀门的状态是否符合运行要求；

f)     冷却装置是否运行正常。风扇、潜油泵运行声音是否正常，冷却器有无异常振动；

g)    检查调压分接头位置指示是否正确；

h)    检查呼吸器硅胶是否变色；呼吸器油杯中油位是否正常；呼吸器是否畅通；

i)      电控箱和机构箱内各种电器装置是否完好，位置和状态是否正确；箱壳密封是否良好；

j)     压力释放装置的指示导杆是否突出，有无喷油痕迹；

k)    检查变压器铁芯地线和外壳接地线是否良好。 6.6.1.6  阀厅

阀厅的巡检项目如下：

a)     阀组件外观无明显异常，无焦糊味；

b)     阀厅内地面无水迹；

c)     熄灯检查阀设备无放电、火苗、异常声响；

d)     阀厅的温度、湿度在正常范围内；

e)     阀控系统开关、把手位置正确，状态指示灯正常。 6.6.1.7  平波电抗器

平波电抗器的巡检项目如下：

a)     引线无断股、松股现象；

b)     电感线圈、接头无发热、变色， 螺丝无松动现象；

c)    外观无变形，内部无鸟巢；

d)    支持绝缘子无裂缝、破损，无放电及闪络痕迹，外观清洁，安装牢固。 6.6.1.8  高压并联电抗器

并联电抗器的巡检项目如下：

a)     引线无松股、断股和驰度过紧及过松现象；

b)    接头无松动、发热或变色现象；

c)     瓷套无裂纹及放电闪络痕迹，无破损现象，外观清洁；

d)    本体油位正常，气体继电器无积气、漏油现象，气体继电器防雨罩盖好；

e)     压力释放器无漏油现象；

f)     呼吸器畅通，呼吸硅胶不变色（变色不超过 2/3），硅胶桶无破损；

g)    油和绕组温度计指示正确，温度在规程允许范围内；

h)     电抗器运行声音正常，内部无放电及其他异声；

i)      电抗器本体及附件无渗漏油情况，外观清洁；

j)     外壳（及铁芯）接地良好，接地引下排（线）无断裂及锈蚀现象。 6.6.1.9  直流穿墙套管

直流穿墙套管的巡检项目如下：

a)    外观无异常声响、振动和气味，无异物悬挂；

b)    气体压力在正常范围内；

c)    二次端子箱关闭严密，无积水、锈蚀情况，无过热痕迹及焦糊味。 6.6.1.10  电流互感器

电路互感器的巡检项目如下：

a)     引线无松股、断股和驰度过紧及过松现象；

b)    接头无松、发热或变色现象；

c)     瓷套无裂纹及放电痕迹，无破损现象，外观清洁；

d)    油位、油色应正常，示油玻璃清洁完好；

e)     运行无异常声音及气味；

f)     本体无渗漏油现象，电流互感器放油引出阀门关闭良好，无渗漏油现象。油箱、防雨罩及电 流互感器支架无锈蚀现象；

g)    二次端子箱关闭严密，无漏水、锈蚀情况，二次线和电缆无腐蚀及损伤；

h)    接地良好，接地引下排（线）无断裂及锈蚀现象。 6.6.1.11  电压互感器

电压互感器的巡检项目如下：

a)     引线无松股、断股和驰度过紧及过松现象；

b)    接头无松、发热或变色现象；

c)     瓷套无裂纹及放电痕迹，无破损现象，外观清洁；

d)    油位、油色应正常，示油玻璃清洁完好；

e)     运行无异常声音及气味；

f)     本体无渗漏油现象，电流互感器放油引出阀门关闭良好，无渗漏油现象。油箱、防雨罩及电 流互感器支架无锈蚀现象；

g)    二次端子箱关闭严密，无漏水、锈蚀情况，二次线和电缆无腐蚀及损伤；

h)    接地良好，接地引下排（线）无断裂及锈蚀现象。 6.6.1.12  避雷器

避雷器的巡检项目如下：

a)    避雷器引下线无松股、断股和驰度过紧及过松现象；

b)    避雷器接头无松动、发热或变色现象，均压环不歪斜；

c)    避雷器运行无异常声音；

d)    避雷器底座固定良好，固定螺丝不锈蚀；

e)    避雷器瓷套无裂纹及放电痕迹，无破损现象，外观清洁；

f)     避雷器放电计数器完好，内部不进潮，读数正确；

g)    避雷器泄漏电流表上小套管清洁、螺丝紧固，泄露电流读数在正常范围内，内部不进潮；

h)    避雷器底座接地连接良好，接地引下排（线）无断裂及锈蚀现象。 6.6.1.13  交流滤波器组及电容器组

交流滤波器组及电容器组的巡检项目如下：

a)     电抗器无异常声音，异味；

b)     电容器无漏油，生锈和变形；

c)     电阻器无异味，防雨罩完好；

d)    各引线和接头无过热；

e)    滤波器中性点接地良好；

f)     各支持瓷瓶牢固，清洁，无放电现象。 6.6.1.14  500kV 站用变压器

站用变的巡检项目如下：

a)    上层油温是否正常，是否接近或超过允许限额；

b)    油枕上的油位是否正常，是否与油温相对应；

c)    各侧套管表明是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹；法兰应无生锈、裂纹， 无因电场不均 匀产生的放电声；

d)    各侧接线端子是否完整、紧固，有无过热痕迹；

e)    油箱有无渗漏油现象，箱壳上的各种阀门的状态是否符合运行要求；

f)    冷却装置是否运行正常。风扇、潜油泵运行声音是否正常，冷却器有无异常振动；

g)    检查调压分接头位置指示是否正确；

h)    检查呼吸器硅胶是否变红；呼吸器油杯中油位是否正常；呼吸器是否畅通；

i)    电控箱和机构箱内各种电器装置是否完好，位置和状态是否正确；箱壳密封是否良好；

j)    压力释放装置的指示导杆是否突出，有无喷油痕迹；

k)    检查变压器铁芯地线和外壳接地线是否良好。 6.6.1.15  母线及线路

母线及线路的巡检项目如下：

a)     构架、绝缘子等设备接地应完好；

b)    硅橡胶复合绝缘子无鸟粪、无脱胶；

c)     设备接头无过热、无氧化、无异常；

d)     多股导线无松散、无伤痕和断股；

e)     三相导线驰度适中，管型母线无异常；

f)     设备金具应牢固，伸缩接头应正常；

g)    雨雾天气观察设备放电情况和雪天设备融雪情况；

h)    硬母线应平直不弯曲，固定金具与母线之间应有间隙；

i)     绝缘子、套管无裂纹和破损。设备标志正确、相色正确清晰。 6.6.1.16  绝缘子

绝缘子的巡检项目如下：

a)    表面应清洁；

b)    瓷质部分无破损和裂纹现象；

c)     瓷质部分是否有闪络现象；

d)    金具是否有生锈、损坏的现象；

e)    检查支持绝缘子铁脚螺丝有无松动或丢失；

f)     对支持绝缘子沿面作放电检查，检查易放电部位有无放电现象。

6.6.2  二次设备

6.6.2.1  保护屏柜

保护屏柜的巡检项目如下：

a)    保护屏玻璃门和继电器面板完好无损；

b)     电源及各信号指示正确无误；

c)    屏内无异常声音；

d)    所有把手及开关整定值位置正确；

e)    保护装置无动作信号，无装置故障信号。 6.6.2.2  控制屏柜

控制屏柜的巡检项目如下：

a)     查看机架、端子排、柜门外观完好；无变形，无锈蚀，受潮现象；

b)    检查屏柜主机、I/O 机架的电源指示灯、对应的信号灯正常；无报警指示，无异常情况发生；

c)     查看主机、板卡正常工作，无异常声音，无继电器接点抖动声响；

d)    检查屏柜内接线正常，无脱落、掉线，无焦糊味；

e)     检查交直流电源按钮开关、切换开关位置正确，当柜门打开后柜内照明灯正常点亮；

f)     检查屏柜的温控器正常工作且温度设置正常，加热器工作正常；

g)    检查各光纤连接牢固，无松动、脱落现象；

h)    不定期使用红外测温仪检测端子排、继电器、板卡的温度。 6.6.2.3  SCADA 系统

SCADA 系统的巡检项目如下：

a)     查看机架、端子排、柜门外观完好；无变形，无锈蚀，无受潮现象；

b)    检查通道切换装置、数据交换机、网关机、调制解调器的电源指示灯、对应的信号灯正常； 无报警指示，无异常情况发生；

c)     检查屏柜内接线正常，无脱落、掉线，无焦糊味；

d)    检查各光纤连接牢固，无松动、脱落现象；

e)     SCADA 系统时间正确。如果时间存在秒级误差，应按照说明书的方法重新设定时间。 6.6.2.4  安稳装置

安稳装置的巡检项目如下：

a)     装置电源指示灯均应点亮；

b)    模件指示灯应显示正确，没有异常信号；

c)     液晶显示屏上显示的时间正确，电压、电流、功率、相位角及频率测量结果应正确。如果时 间存在秒级误差，应按照说明书的方法重新设定时间。如果测量误差较大，应查明原因，进 行排除；

d)    继电器运行正常，没有节点抖动等异常现象；

e)     如本站安稳装置与其它站安稳装置有通信，应查看通信是否正常，是否有通道异常信号发 出。发现装置异常，汇报国调并联系检修；

f)     当发现装置判出的运行方式与实际运行方式不一致时，应立即向调度部门汇报，查明原因。 6.6.2.5  直流线路故障定位装置

直流线路故障定位装置的巡视项目如下：

a)     盘面各指示灯显示是否正常；

b)    盘面显示时间是否正确；

c)     显示器上有无故障提示；

d)    检查装置能否正确启动；

e)     通风散热情况是否良好。 6.6.2.6  信息管理子站

信息管理子站的巡视项目如下：

a)    显示器上有无故障提示；

b)    与故障录波装置的连接是否正常。 6.6.2.7  故障录波装置

故障录波装置的巡视项目如下：

a)    故障录波装置电源指示灯正常；

b)    故障录波装置显示屏上无异常信号。

6.6.2.8  电能计量装置

电能计量装置的巡视项目如下：

a)     电能计量装置电源指示灯和运行灯指示正常；

b)    通讯灯正常时应亮。

6.6.2.9  室外操作机构箱、端子箱、检修电源箱

室外操作机构箱、端子箱、检修电源箱的巡视项目如下：

a)    箱体外观无损伤，挂锁完好；

b)    箱门开启、关闭完好；

c)    箱内加热器正常；

d)     内部接线应无断线、锈蚀和受潮情况；

e)    箱体里小开关合上正常。

6.6.2.10  相量测量装置

相量测量装置巡视项目如下：

a)    相量测量装置采集电源、数据集中器电源指示灯正常，液晶面板显示正常，无异常告警；

b)    与调度中心网络通信正常。 6.6.2.11  计划检修终端

计划检修终端巡视项目如下：

a)    计划检修终端运行正常；

b)    消息邮件收发正常，无异常告警，无邮件堆积。

6.6.3  辅助系统

6.6.3.1  站用电系统运行规定

a)  35kV 站用变的巡检项目如下：

1)    检查油位、油温是否正常，变压器是否渗漏油；高压套管的保护间隙有无击穿痕迹；呼 吸器的硅胶是否变色；

2)    站用变有载分接头动作计数器工作正常。

b)  10kV 断路器的巡检项目如下：

1)    断路器接点、接头处有无过热及变色发红现象；

2)    断路器分、合位置与机械、电气指示位置是否一致；

3)    断路器运行声音是否正常；

4)    控制、信号电源是否正常，控制柜内“远方——就地 ”选择开关是否在“远方 ”位置；

5)    液压机构油箱的油位是否正常，有无渗漏油现象；

6)    气动机构的气体压力是否正常。

c)  400V 断路器的巡检项目如下：

1)    断路器分、合位置与机械、电气指示位置正确；

2)    断路器内无噪声和放电声；

3)    断路器储能正常；

4)    各配电盘继电器完好，表计指示、位置灯指示正确。

d)  110V 直流配电柜的巡检项目如下：

1)    直流母线电压及电流正常；

2)    直流系统绝缘良好；

3)    各断路器位置正确，保险完好；

4)    充电机各元件无过热，无焦糊味，无异常声音；

5)    各引线接头无过热，松动及异常声音；

6)    盘面各指示灯指示正确，无故障光字报警信号。

e)  直流蓄电池的巡检项目如下：

1)    室内清洁无杂物，室温正常；

2)    蓄电池外壳应保持清洁，接头无腐蚀，松动；

3)    室内无积水，照明完好，消防器材齐备。

f)  不间断电源 UPS 装置的巡检项目如下：

1)    柜内风机运行正常，无异常噪音，柜内无焦糊味；

2)    盘面运行方式指示正常，输出电流正常，报警灯不亮；

3)    柜内开关把手的位置正确；

4)    各负荷开关投入正常。 6.6.3.2  阀冷系统运行规定

a)  内水冷系统的巡检项目如下：

1)    检查整个系统有无渗漏水现象；

2)    检查主泵和管道声音和振动是否正常；

3)    用手触摸检查柜门有无过热；

4)    检查相关表计读数是否在规定范围之内。

b)  外水冷系统的巡检项目如下：

1)    定期启动系统检查有无渗漏水现象；

2)    定期启动系统检查主泵声音和振动是否异常；

3)    检查平衡水池、盐池和盐水池水位正常；

4)    定期启动系统检查相关表计读数是否在规定范围之内。 6.6.3.3  空调系统

空调系统的巡检项目如下：

a)     检查全站空调系统报警，复归报警，并记录不能复归的报警；

b)    各空调单元的控制面板上显示正常，无黑屏现象；

c)     检查冷却水回路无渗漏水现象；

d)    检查外冷水房的风扇运行正常；

e)     检查安全开关均合上；

f)     检查电源柜内清洁无杂物、照明正常、电源小开关均合上。 6.6.3.4  消防系统

消防系统的巡检项目如下：

a)     压力管道无漏水；

b)    控制盘内各指示信号正常；

c)     消防水池水位正常；

d)    各喷头无误喷水；

e)     温度传感器工作正常；

f)     各阀门位置正常；

g)     消防水池水位正常。 6.6.3.5  给排水系统

给排水系统的巡检项目如下：

a)    检查水泵房中所有泵的电源均投用；

b)    检查所有可自动控制的泵均打至自动，若打至手动，应查明原因；

c)    水泵运行中无异常声音，无过热，剧烈振动；

d)    各阀门位置正确；

e)    各阀门无漏水现象；

f)     控制盘各指示信号正常。 6.6.3.6  工业电视

工业电视重点监视区域不得随意更换。 6.6.3.7  照明系统

照明系统均应正确投入。 6.6.3.8  电缆沟道

电缆沟道的巡检项目如下：

a)     电缆沟道不得堆放重物；

b)     电缆沟道井盖应完好；

c)     如有工作，沟道周围安全遮拦应完好。 6.6.3.9  防小动物设施

防小动物设施的巡检项目如下：

a)     各设备室门窗应完好；

b)    各设备室墙面应完好；

c)     防小动物档板应齐全；

d)     鼠笼应完好，放置正确；电子驱鼠器应工作正常。

6.7  全面巡检内容

按照巡检规定，对站内全部设备进行详细巡查。

6.8  专业巡检内容

专业巡检要求如下：

a)     了解设备运行情况，对存在异常、缺陷的设备进行巡视；

b)     了解设备参数趋势变化，对有故障倾向的设备进行巡视；

c)     检查设备在线监测数据；

d)    定期开展红外、紫外、局放和噪声检测。必要时开展换流变振动检测试验；

e)  定期抄录设备数据，与一体化监测系统数据或前期数据对比。

6.9  熄灯巡检内容

按照巡检规定，重点检查容易发热、放电设备。

6.10  特殊巡视内容

6.10.1  换流站过负荷运行

应监视过负荷程度，检查设备声响、油温、油色、油位是否正常，载流接头是否过热（观察试温腊 片是否熔化或用红外线测温仪测试），情况严重时应报告调度限负荷或转移负荷。

6.10.2  大雾天气

大雾潮湿天气时，应注意套管及绝缘部分是否有污闪和放电现象。

6.10.3  暴风雨天气

大风天气时，应注意临时设备牢固情况，导线摆动情况及有无杂物刮到设备上，室外设备箱门是 否已关闭好。雷雨天气后，注意检查设备有无放电痕迹，避雷器放电记录器动作情况并做好记录。

6.10.4  迎峰度夏期间

迎峰度夏期间的特巡应做到以下要求：

a)     对各设备的接头做好红外测温工作；

b)    做好交直流滤波器检查工作。重点检查电容器是否漏油。对刚投切的滤波器要重点测温；

c)     检查换流变压器、主变油温、绕温是否正常；

d)    检查冷却系统是否正常运行。

6.10.5  设备带缺陷运行

密切关注设备的缺陷部位，看有无扩大的趋势。

6.10.6  新设备投运

设备运行是否正常，发出的声音是否正常。监视导线有无发热现象。检查各部件有无漏油现象。 设备的各个部件是否运行良好。

6.10.7  大修后检查

设备运行是否正常，发出的声音是否正常。监视导线有无发热现象。检查各部件有无漏油现象。 设备的各个部件是否运行良好。

6.10.8  政治/节日保电

增加巡视次数，提高警惕，做好保卫工作。

7  典型操作票

7.1  操作票填写项目

7.1.1  操作票上应填写内容

7.1.1.1  应拉合的设备断路器、隔离开关、接地刀闸等，验电，装拆接地线，安装或采取控制回路或 电压互感器回路的熔断器，切换保护回路和自动化装置及检验是否确无电压等。

7.1.1.2  拉合设备断路器、隔离开关、接地刀闸等后检查设备的位置。

7.1.1.3  进行停、送电操作时，在拉、合隔离开关，手车式断路器拉出、推入前，检查断路器确在分

闸位置。

7.1.1.4  在进行倒负荷或解、并列操作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况。

7.1.1.5  设备检修后合闸送电前，检查送电范围内接地刀闸已拉开，接地线已拆除。

7.1.1.6  高压直流输电系统启停、功率变化及状态转换、控制方式改变、主控站转换，控制、保护系

统投退，换流变压器冷却器切换及分接头手动调节。

7.1.1.7  阀冷却、阀厅消防和空调系统的投退、方式变化等操作。 7.1.1.8  直流输电控制系统对断路器（开关）进行的锁定操作。

7.1.2  不用填写操作票的情况

7.1.2.1  事故应急处理。

7.1.2.2  拉合断路器的单一操作。

7.1.2.3  拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线。

7.2  操作原则

7.2.1  一般原则

7.2.1.1  电气操作应根据调度指令进行。紧急情况下，为了迅速消除电气设备对人身和设备安全的直 接威胁，或为了迅速处理事故、防止事故扩大、实施紧急避险等，允许不经调度许可执行操作，但事  后应尽快向调度汇报，并说明操作的经过及原因。

7.2.1.2  发布和接受操作任务时，应互报单位、姓名，使用规范术语、双重名称，严格执行复诵制， 双方录音。

7.2.1.3  电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械 位置指示、电气指示、仪表及各种遥测、遥信信号的变化，且至少应有两个及以上指示已同时发生对  应变化，才能确认该设备已操作到位。

7.2.1.4  一次设备不允许无保护运行。一次设备带电前，保护及自动装置应齐全且功能完好、整定值 正确、传动良好、压板在规定位置。

7.2.1.5  原则上不允许在无防误闭锁装置或防误闭锁装置解锁状态下进行倒闸操作，特殊情况下解锁 操作须经变电运行部门主管领导批准，操作前应检查防误闭锁装置电源在投入位置。

7.2.1.6  停电拉闸操作按照断路器－负荷侧隔离开关－电源侧隔离开关的顺序依次进行，送电合闸操 作应按与上述相反的顺序进行。

7.2.2  断路器操作原则

7.2.2.1  断路器允许断开、合上额定电流以内的负荷电流及切断额定遮断容量以内的故障电流。

7.2.2.2  下列情况下，应停用断路器自动重合闸装置：