成都铁路局无人值班有人值守牵引变电所运行管理实施细则.docx

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1、成都铁路局无人值班有人值守牵引变电所运行管理实施细则总则第1条随着牵引变电所设备装备水平的不断提高，设备运行可靠性不断增强，牵引变电所实行“无人值班有人值守”的运行管理模式是适应科技进步、提高劳动生产率的必由之路。为搞好该模式下我局牵引变电所的运行、检修和抢修工作，确保无人值班有人值守牵引变电所的安全可靠运行，特制定本实施细则。第2条牵引变电所包括开闭所、分区所、AT所，除特别指明外,以下皆同。第3条本实施细则根据牵引变电所安全工作规程实施细则、牵引变电所运行检修规程实施细则（文号）制定，适用于成都铁路局管内无人值班有人值守的牵引变电所、开闭所、分区亭，以及无人值班无人值守的开闭所、分区亭、A

2、T所。第4条为积极稳妥推进牵引变电所无人值班管理模式，提高劳动效率，各供电段应根据牵引变电所设备、环境、人员条件进行安全评估，通过后方可组织实施，并报铁路局备案。第一章统一领导分级管理第5条无人值班有人值守牵引变电所的运行管理工作实行路局统一领导、站段分级负责的管理原则，充分发挥路局、站段各级组织的作用。第6条铁路局职责1 .按照铁道部有关规章、标准和命令，组织制定本局无人值班有人值守牵引变电所运行管理相关管理制度。2 .监督检查全局无人值班有人值守牵引变电所的运营管理工作，指导督促供电段推进牵引所无人值班有人值守。3 .积极推广新技术、新设备的应用，提高技术管理水平。第7条供电段职责1 .贯

3、彻执行路局无人值班有人值守牵引变电所运行管理实施细则，可根据自身实际制定本段无人值班有人值守牵引变电所运行管理实施细则的补充规定。2 .负责管内无人值班有人值守牵引变电所实施方案的编制、实施。3 .负责无人值班有人值守牵引变电所的日常运营管理，根据生产方式的改变及时调整运行管理模式以适应现场实际需要。4 .负责对无人值班有人值守牵引变电所职工的适应性培训，对无法胜任该工作的人员及时做出调整。第8条供电段各级部门管理范围及职责一、抢修调度车间1 .负责相关牵引变电所的远动倒闸操作和发布相关作业命令，并认真填写各类报表记录。2 .负责相关牵引变电所的设备远程监视和在线检测数据分析，及时复归各类报警

4、信息并做好相关记录。3 .负责组织相关牵引变电所的事故抢修。4 .在事故情况下，及时调整运行管理模式以适应现场实际需要。二、供电车间1 .负责相关牵引变电所的运营管理工作，严格执行有关管理制度。2 .负责相关牵引变电所职工的业务培训及岗位练兵工作。3 .负责相关牵引变电所的日常巡检和维护工作。4 .当运行方式发生改变需调整管理模式时应上报技术科审核通过，待恢复正常运行时应恢复成无人值班有人值守管理模式。严禁私自变更各牵引变电所的运行管理模式，事故情况下除外。5,负责相关牵引变电所的事故抢修。三、变电检修车间1 .负责相关牵引变电所职责范围内的设备缺陷处理。2 .负责相关牵引变电所周期检测和检修

5、。3 .负责相关牵引变电所的事故抢修。第二章运行管理规定第9条一般规定1 .无人值班有人值守牵引变电所的日常值班要求按有人值班牵引变电所的规定执行。2 .正常情况下，由供电调度实行远动操作，通过遥信、遥视系统监视情况是否正确。3.远动失败时，准许值守人员单独在主控室内控制盘上进行当地操作和高压室内分间外进行手动分合操作。若要进行当地倒闸操作，由值守员通知备守员立即赶往所在牵引变电所进行应急操作。第10条无人值班有人值守牵引变电所必须按周期巡检。每个变配电工区设置不少于3人的专职人员组成巡检组，负责管辖内牵引变电所的巡视检查和维护工作。牵引变电所、开闭所、分区亭设备巡检周期为15天，高铁区段设备

6、巡检周期缩短至10天。巡检项目及内容按附表1无人值班牵引变电所设备巡检标准进行。第条遇故障、检修及施工时，无人值班有人值守的牵引变电所恢复为有人值班制度。无人值班无人值守的开闭所、分区亭检修按以下要求执行：L工作票的办理。可由巡检组实施，但工作领导人、工作票签发人、工作票办理人不能相互兼任。2 .互检验收制度。检修作业后的设备质量自检由检修作业小组自行负责，互检由巡检组负责，确保检修质量。3 .安全监护制度。设备检修作业小组工作领导人为检修作业安全监护人，当作业范围较大时，临时增设安全监护人。4 .倒闸制度。非远动操作的设备检修时，倒闸操作由巡检组人员操作，由办理工作票的监护人负责监护。5 .

7、验电接地制度。验电接地操作由巡检组担任。第三章值守制度第12条值守人员设置：1 .无人值班有人值守的牵引变电所每班设置一名值守员、一名备守员。正常情况下，备守员可不在牵引变电所备守，但需随叫随到。2 .牵引变电所值守员安全等级不低于三级，备守员安全等级不低于二级。3 .非专业人员担任备守员，需经过上岗培训考试并定期进行适应性培训。4 13条值守人员职责1 .掌握设备运行状态，监视设备运行。2 .供电调度进行倒闸操作时对设备的动作情况进行确认，并与电调进行呼唤应答。3 .设备出现故障时，在电调的指挥下根据应急预案进行事故抢修，确保及时恢复供电4 .远动不能遥控、设备检修、故障处理等情况需要现场倒

8、闸操作时，在电调的指挥下进行操作。5 .维护所内治安，允许间休，确保能随时接听电话，电调能随叫随到。第四章应急抢修管理第14条故障处理原则严格执行“先通后复”原则，变电所设备正常跳闸后，电调尽量通过远动操作恢复供电；需牵引变电所现场操作配合处理，则在电调的指挥下值守、备守人员共同抢修事故，尽快恢复供电，必要时可通知相关人员前往协助；短时间无法恢复正常供电时，可根据具体情况采取越区供电；需电检车间或巡检组处理的故障，应在发生事故后及时前往处理。第15条事故处理的基本顺序1 .当发生设备及人身触电事故时，调度人员应及时向有关人员汇报并立即启动应急处理预案。2 .供电调度应根据保护动作数据报告、信号

9、显示及设备外部现象，判明事故的基本情况。对危及设备及人身安全时，应立即停止该设备运行。3 .对不能及时恢复该所供电，供电调度应立即启动越区供电方案。要加强与行车调度联系、密切配合、适当调整运行方式，尽可能减少对行车的影响。4 .及时通知供电车间、电检车间相关人员到现场排除故障，尽快恢复正常供电。5 .在事故抢修中调整的整定值要在事后及时恢复。第五章设备条件第16条电气绝缘所有设备的绝缘部件防污能力应满足：L海拔高于IOOOmm地区：户外0千伏爬距不小于3650mm,27.5千伏爬距不小于1200mm；户内27.5千伏爬距不小于710mm,10千伏爬距不小于260mm。2 .海拔低于IOOOmm

10、地区：户外110千伏爬距不小于3150mm,27.5千伏爬距不小于1200mm,户内27.5千伏爬距不小于630mm,10千伏爬距不小于240mm。3 .对于重污区的牵引变电所，还应进行加强绝缘处理，在表面涂RTV涂料或更换为复合材料绝缘件。4 .低压系统应设置有低压防雷保护。5 17条主变压器1 .油温、油位等非电量参数具备“遥信”条件。2 .工作电量参数具备“遥测”、“遥信”条件。3 .两台主变压器具备互投条件。4 18条HO千伏断路器1 .使用SF6型断路器。2 .机构箱内具有防潮处理措施。第19条27.5千伏断路器1.开关动作可靠，年运行故障率小于0.1%。第20条隔离开关1 .开关动

11、作可靠，运行故障率小于0.1%,馈线隔离开关无接地刀闸或主、接地刀闸不联动。2 .投切27.5kV电压互感器的隔离开关位置信号应纳入“遥信”。3 21条高压母线及接地网LnOkV进线电源具备互投功能。2 .高压软母线尽量取消T接，采取整母线或双线夹连接的方式,避免电气连接接触不良。3 .接地网符合成都铁路局安规、检规实施细则的技术标准。第22条保护控制装置1.采用综合自动化保护，保护功能满足成都铁路局牵引变电所继电保护运行管理细则的要求。2保护装置具备完善的自检功能，能将故障跳闸信息及装置内部检测信息上传到远动调度端，并具备远方复归保护信号及远方投切重合闸、保护投退功能。第23条交直流电源装置

12、1 .采用性能稳定、可靠的铅酸免维护型蓄电池。2 .采用双整流回路、双控制电源，与综合自动化接口，并将运行状态及相关参数传输到调度端，具备“遥控”及自复位功能。3 24条远程监控系统1 .具有“四遥”（遥控、遥测、遥信、遥视）及安全报警功能，远动通道采用光缆，设备运行稳定可靠。2 .同一被控设备只允许由一个远方控制端对其实施遥控。3 .远动调度端、终端及光端机等应采用不间断电源。4 25条安全视频监控系统1 .摄像头采用数字式高清摄像头，布置合理，实现全所全覆盖。2 .系统平台采用B/S模式，当地端、供电段调度端、铁路局调度端按权限能实现控制；具备异常情况报警及图像智能化识别功能且能上传至调度

13、端；图像数据自动压缩存盘，故障时自启动录像，调用方便。3 .传输通道稳定,采用光纤通道,接入路局综合监控视屏数据传输网。4 .应设置周界报警装置，状态良好。有条件时可设置水位、火灾、地震等环境监测告警装置。第26条牵引变电所末端接触网电分相处尽可能设置成电动隔离开关,并纳入远程监控。第27条有人值守的牵引变电所应配备移动式通讯器具，如载波机、无线电话等。附表1无人值班牵引变电所设备巡检标准序号项目标准1一般项目1 .按规定办理工作票。2 .绝缘工具齐全，试验合格，未超试验期；仪器仪表、工具材料齐全，状态良好，摆放有序、有编号。技术资料齐全，保存完好。3 .生产记录齐全，填写规范。4 .警示牌、

14、标示牌设置齐全，保存完好，无遗漏，无丢失。序号项目标准5 .防止小动物措施完备，孔洞封堵严密。6 .室内外环境整洁，生产区域无杂物，尤其在主控室、高压室内不得存放粮油食品等。7 .检查试温贴片颜色正常，用红外测温成像仪检测各电气连接点、关键设备无温度异常升高现象。2主变压器1 .油枕油位正常，绝缘套管油位正常，无脏污、破损。2 .压力释放阀无破损,密封良好。3 .呼吸器内干燥剂颜色正常,变色超过50%时应更换。油封无渗、漏油现象。4 .瓦斯继电器内应无气体。5 .温度计指示无异常，油温正常。6 .金属部位、油箱、配电箱、温度计连接可靠，二次电缆端子号清晰、连接可靠。7 .变压器外壳、套管无积尘

15、、无污垢。8 .引线连接紧密，无松股、断股及散股等现象，线夹无变形。9 .连接螺栓基本无锈蚀。3SF6断路1.外观检查SE6断路器及其操作机构的外部状态，绝缘子无机械损伤及放序号项目标准器电现象。2 .检查SF6气体的密封性及比重，与上一次读数比较应无明显变化。3 .气压表读数低于正常值时，应立即上报段技术科。4 .控制、信号、合闸回路及电气连接紧固，连接端子无锈蚀现象。5 .必要时清扫断路器外壳、瓷套，要求无积尘、无污垢；设备底座无锈蚀、接地良好。6 .各部连接螺栓应紧固。7 .弹簧储能正常。8 .分合闸位置信号显示正常,动作次数未超过规定值（与技术说明书核对）o9 .操作机构箱内及所有元器件无受潮、凝露现象，箱门应锁闭、开启灵活。4HOkVH感器1 .外观检查，确定油位、油色（气压）正常，无渗漏油（气）现象。绝缘部件工作正常，无放电、裂纹、瓷釉剥落等现象。2 .引线连接紧密，无松股、断股及散股等现象，线夹无变形，连接螺栓基本无锈蚀。3 .二次接线连接紧密，无锈蚀。检查压互二次回路应无