目 录
第一章 110kV系统安全运行规程 ................................................................................................. 3
1 运行总则 .............................................................................................................................. 3 2 系统运行方式 ..................................................................................................................... 3 3 倒闸操作事项 ..................................................................................................................... 3 4 巡视检查事项 ..................................................................................................................... 4 第二章 动力电源系统安全运行规程 ............................................................................................. 5
1 动力电系统方式 ................................................................................................................. 5 2 动力电系统有关规定.......................................................................................................... 6 3 动力电源系统的操作原则.................................................................................................. 6 第三章 电气事故处理规程 ............................................................................................................. 8
1 处理事故的原则 ................................................................................................................. 8 2处理事故时值班人员的职责 ............................................................................................... 9 3 事故处理 ........................................................................................................................... 10 第四章 直流系统安全运行规程 ................................................................................................... 11
1 直流设备技术参数 ........................................................................................................... 11 2 直流系统正常运行方式及操作原则 ................................................................................ 11 3 直流系统的检查与维护.................................................................................................... 11 4 直流系统的有关规定........................................................................................................ 11 5 直流系统运行异常及事故处理 ........................................................................................ 12 6 逆变电源电源系统工作原理和特性参数 ........................................................................ 13 第五章 高压配电装置安全运行规程 ........................................................................................... 15
1 GIS组合电器技术参数 ..................................................................................................... 15 2 GIS组合电器的正常运行和维护 ..................................................................................... 15 3 母线、刀闸运行与维护 .................................................................................................. 18 4 互感器运行与维护 ........................................................................................................... 20 5 避雷器运行 ....................................................................................................................... 22 6 电缆技术参数与运行........................................................................................................ 22 7 10kV开关柜技术参数与运行 ........................................................................................... 23 第六章 变压器安全运行规程 ....................................................................................................... 26
1 变压器参数 ....................................................................................................................... 26 2 变压器正常运行方式........................................................................................................ 26 3 变压器异常运行和事故处理 ............................................................................................ 30 第七章 谐波装置安全运行规程 ................................................................................................... 33
1 谐波装置的运行与维护.................................................................................................... 33 2 谐波装置操作注意事项 .................................................................................................. 34 3 谐波装置异常运行与事故处理 ...................................................................................... 35 附 录 ............................................................................................................................................ 35
1。 值班制度 ....................................................................................................................... 35 2．交接班制度 ..................................................................................................................... 36 3．巡视检查制度 ................................................................................................................. 37 4．“两票\"、“三制”制度 ................................................................................................ 38 5．运行操作五、四、三、二、一制度 .............................................................................. 38
0
6。 设备缺陷管理制度........................................................................................................ 38 7. 设备定期试验和轮换制度 ............................................................................................... 39 8。 倒闸操作制度 ............................................................................................................... 39 9。 培训制度 ....................................................................................................................... 43 10. 运行分析制度 ................................................................................................................ 43 11 设备编号及规范用语 ...................................................................................................... 43 12 变电站消防系统设备安全运行规程 .............................................................................. 45
1
2
第一章 110kV系统安全运行规程
1 运行总则 1.1 一般规定
1。1。1 值班人员在当值工作中必须严守各级人员岗位责任条例规定。在安全第一的思想指导下进行值班和操作，按最安全可靠和经济合理的运行方式组织设备运行，做好各种记录及报表，并按巡视制度做好巡视工作。
1.1。2 变电站应具备下列技术资料。
1.1。2。1 图纸：变电站供电系统一次接线图、继电保护原理图及二次控制接线图。 1。1。2。2 记录：值班日志、巡视记录、设备缺陷记录、事故分析记录。 1。1。2.3 两票：电气设备倒闸操作票、电气设备工作票。 1。1.2.4 报表：日用电量报表。
1。1。2.5 规程：运行规程、 电业安全工作规程、 电气设备检修规程及调度规程。 1。2 调度规定
1。2。1 110kV变电站电气设备一次系统进线开关和刀闸及母联开关和刀闸调度权限归省调，操作按上级命令执行，同时要汇报变电站领导。每逢运行方式改变均应事先申请，事后汇报。针对威胁人身或设备安全的情况可先行操作,事后向变电站领导、地调说明情况。 1。2。2 10kV系统运行方式按分厂要求执行. 1.2.3 所有对外重要命令都要进行记录。 2 系统运行方式 2.1 110kV系统运行方式
2.1.1 1＃、2#主变两台分列运行。 2.1.2 I母：110kv拜金一线；1#主变. 2.1。3 II母：110kV 拜金二线；2#主变. 2.1。4 母联1150断路器在合位。 2.2 非正常运行方式
2。2。1 任一元件固定连接破坏。 2.2.2 任一母线停电。
2。2。3 隔离开关双跨母线运行. 2。2。4 任一供电线路停电。 3 倒闸操作事项 3.1 倒闸操作的原则
3。1.1 操作前应充分考虑操作后系统接线方式的正确性，并特别注意对变电站供电的可靠性及系统的稳定性.
3。1。2 设备停电的操作顺序：应先拉断路器，后拉隔离开关，先拉负荷或线路侧隔离开关，后拉电源或母线侧隔离开关；送电操作顺序与此相反。
3。1。3母联隔离开关的操作顺序：停电时先拉停电母线侧隔离开关，后拉运行母线侧隔离开关,送电顺序与此相反。
3。1。4母线倒闸操作时，母联开关在合位，拉开母联开关控制直流电源,采用先将应合入的隔离开关全部合好,再拉需断的全部隔离开关。合断路器时选择离母联隔离开关由近至远依次合上各元件，拉隔离开关时顺序相反。
3。1.5 各种保护、自动装置的投退，应根据系统运行方式变化核对使用. 3。1.6下列情况下禁止将设备投入运行： 3。1。6.1 无保护的设备.
3
3。1。6。2绝缘电阻不合格的设备。
3.1。6。3 开关机构拒绝跳闸或三相不同期的设备. 3。2 倒闸操作的基本要求
3.2。1 110kV、10kV系统的倒闸操作应得到值班长的命令方可进行。
3。2。2 110kV系统拜金一线1135、拜金二线1136和110KV分段1150的运行方式由阿克苏地区调度确定。
3.2.3 110kV、10kV系统的操作：操作票填写完毕后经过逐级审核正确后签字，最后经值班长审批同意后方可操作。
3.2。4 倒母线前检查连接母线的母联断路器及母联断路器两侧隔离开关均在合位，拉开该断路器的控制直流电源。
3.2。5 停送电操作隔离开关前,先检查断路器确在断开位置，严禁带负荷拉、合隔离开关. 3.2.6 拉合隔离开关后应检查隔离开关的实际分合位置。 3.3 倒闸操作注意事项
3。3.1 倒闸操作及事故处理,应严格遵守《电业安全工作规程》、《运行规程》.
3.3.2 新安装或检修后的设备投运前，应按其规定完成送电前的检查、具备条件后,才能执行倒闸操作。 3.3。3 倒闸操作涉及到二次保护时应根据具体情况，投退相关保护及自动装置。 3。3.4变电站各系统的同期性及系统间的同期性.
3.3.5 系统的运行方式，负荷分配是否合理，保护运行是否满足一次系统的要求。 3。3。6 倒闸操作前做好事故预想。
3。3.7 倒闸操作过程中，装有电气或机械防误闭锁装置的设备,不允许擅自解锁进行操作，若防误闭锁装置失灵，按操作票操作程序执行操作,闭锁装置打不开时，操作人员绝不可盲目怀疑闭锁装置存在问题而强行解锁，必须核对操作顺序无误后，经值班长至少两人来到现场查看无误后,请示变电站主管领导或运行专工同意解除闭锁。操作完毕后应对闭锁装置存在的问题作详细记录,通知检修处理。
3.3.8隔离开关误合后，严禁将此隔离开关立即拉开，隔离开关误拉后，严禁将隔离开关立即合上，必须判明情况，将此回路断路器断开，才能重新操作此隔离开关。
3.3。9 雷雨天不可在室外进行倒闸操作,特殊情况及事故处理时，应按 《电业安全工作规程》执行. 3.3.10 拉合隔离开关后必须在母差保护屏触确认隔离开关变位是否正确，如不正确可使用母差保护屏处强制转换开关将隔离开关强制变位保持与实际相符，然后再确认隔离开关位置。 4 巡视检查事项
巡视检查设备是随时掌握运行设备健康状况,及时发现设备隐患及异常情况，确保设备和系统安全运行的重要措施，为此特制定本制度. 4。1 巡视检查的要求
4。1.1 巡视检查工作分为定期巡视和特殊性巡视检查。 4.1。2 巡视设备时必须遵守有关安全工作规程的规定。 4。1。3 巡视检查必须正确穿戴劳动保护用品. 4.1.4 当班值班长必须对设备至少巡视一次. 4。1.5 用绝缘杆检查高压设备时必须有两人进行。 4。1.6 对巡视中发现的问题应及时汇报。 4.1.7 必须按时填写巡视设备巡视记录. 4.1.8 未经同意的其他人员不得巡视检查设备. 4。2 巡视检查的周期
4。2.1 当班期间，每2小时巡视一次，夜间每4小时巡视一次。 4.2。2 10kV配电室、变压器每班巡视一次。
4。2。3 遇有下列情况应增加巡视次数，每小时进行一次特巡：
4
4。2.3。1 试运行或大修后投入运行的设备。 4.2。3.2 设备缺陷近期有发展时。
4.2。3.3 恶劣天气、事故跳闸和设备运行中有可疑现象时. 4。3 巡视检查的主要项目
4.3.1 已做的安措有无异常。有无未经许可的工作在进行。 4。3。2 运行设备有无异常杂音。
4.3。3 电气设备瓷质是否清洁，有无裂纹，有无放电痕迹和表面瓷损坏现场。 4.3.4 各电气设备连接部分引线有无接触不良,过热断股现象。 4。3.5 充油设备的油色、油位、油温是否正常，有无渗油、漏油现象. 4.3。6 充气设备的气压是否正常，有无泄漏. 4。3.7 信号、保护、仪表装置动作正常，指示良好。 4。3。8 工具器材、安全操作用品齐备完好。 4。3。9 暖、照明装置良好。 4.3.10 各接地装置良好。
4。3。11 主变运行是否正常,所用供电系统运行是否正常。
4.3。12 夜间对110kV、10kV以及整流机组设备进行熄灯巡视，检查带电设备连接部分有无过热发红、放电痕迹及闪络情况。
4。3.13 10KV室、主控室的门窗是否关好。 4。3.14主设备控制箱应定期开门检查是否正常。 4。3。15 防误装置应完好。 4.4 特殊巡视检查的主要项目
4。4.1 雨季下雨天特别要主要检查积水坑内积水情况，即时汇报。
4。4.2 雷雨季节检查电缆沟积水和二次回路绝缘情况,检查门窗屋顶墙壁有无渗水现象，设备排油坑是否积水、雷击后检查瓷瓶、套管有无闪络,检查避雷器动作计数器动作情况。
4.4。3 大风季节检查避雷针、避雷器、构架是否牢靠,场地周围有无容易吹起飞扬的物件，导线摆动及接头有无异常情况。
4。4。4 高温季节重点检查充油设备油面高度、油温温升、接头发热是否正常，检查通风冷却装置是否正常。
4。4.5 寒冷季节重点检查充油设备油面是否过低，导线拉力是否过紧，瓷瓶积雪结冰，管道有无冻裂等现象，检查防小动物进入室内的措施有无问题,加温装置是否完好并投入运行。
4.4.6 事故跳闸后重点检查信号和继电保护、及现场开关动作情况，故障录波器动作情况，有关事故范围内设备有无损伤，充油设备的油色、油位、油压是否正常，瓷瓶和套管有无烧损、闪络、断裂现象。 4。4.7高峰负荷时重点检查各线路负荷是否超过限额，检查导线、引线、接头有无过热发红现象。 4。4.8对运行方式变更、压板切换情况及定值变更的继电保护及自动装置，接班时必须作为巡视项目复核校对一次。
第二章 动力电源系统安全运行规程
1 动力电系统方式 1.1 正常运行方式
1。1。1 10kV系统运行方式 1.1.1.1 两台主变分列运行。
1.1。1.2 10kVⅠ、Ⅱ段母线运行，Ⅰ、Ⅱ段母联断路器分位，用电单元断路器合位。 1.1.2 380V系统运行方式
1。1。2。1 1#、2＃所用变带380V所用Ⅰ、Ⅱ段运行，母联断路器断开。
5
1.1.2。3 变电站低压各双电源负荷一路电源运行，一路电源充电备用。 1。2 特殊运行方式
1。2。1 一台主变停电检修，另一台主变带全部动力负载。 2 动力电系统有关规定
2。1 两台主变环并时，电源系统必须为同一系统方可进行。 2。2 10kV电源断路器在投备用状态时，必须检查其控制电源良好。 2。3 380V各动力配电柜正常运行规定:
2。3.1 各动力配电柜有双回路电源者，正常由单回路供电，另一回路充电备用。 2。3。2 同一母线供电的双电源各动力配电柜不允许长期环并运行。
2.3。3 非同一段母线供电的双电源各动力配电柜必须采用瞬停方式切换电源.
2。3.4 双电源各动力配电柜电源，不论是否能够环并切换，检修后必须进行定相试验. 3 动力电源系统的操作原则 3。1 一般规定
3。1.1 动力电源系统的操作和运行方式改变应得到值班长命令,方可进行。
3.1.2 除事故处理外,一切正常操作均应按规定填写操作票，并严格执行操作监护及复诵制。 3。1.3 动力电源系统在相序、相位未经检验确认相同者，及事故处理系统不清时,不得并列切换. 3.1.4 倒闸操作应考虑环并回路与变压器有无过载的可能，运行是否可靠,事故处理是否方便等.
3。1。5 断路器拉合闸操作中，应根据指示灯，仪表变化和相关信号，验证开关动作的正确性。 3.2 10kV系统操作原则 3.2。1主变停电操作原则 3。2。1.1通知分厂，并同意.
3。2。1.2 断开10KV负荷断路器、断开主变二次侧10kV断路器,摇出断路器手车到试验位置. 3.2。1。3 合上主变中性点地刀闸。 3。2.1。4 断开主变进线侧110kV断路器。 3。2.1.5 拉开主变中性点地刀闸. 3.2。1.6 拉开主变进线侧110kV隔离开关. 3。2。1.7 拉开主变两侧控制和保护电源开关. 3.2.2 分厂送电操作原则
3。2。2。1通知分厂，并同意,确认已具备送电条件。
3.2。2.2 检查主变已具备送电条件，安全措施全部拆除、绝缘测量合格。 3.2.1.3 给上主变两侧控制和保护电源开关。 3.2。2。4 合上主变进线侧110kV隔离开关。 3。2。2。5 检查主变中性点地刀闸在合位。 3。2.2。6 合上主变进线侧110kV断路器。 3.2.2。7 合上主变负荷侧10kV断路器。 3。2。2.8 拉开主变变中性点接地刀闸。 3.2。2.9 合上各分厂断路器。 3.2。3 所用变停电操作原则
3。2.3。1 检查1#、2＃所用变为同一系统供电.
3。2.3。2 合上380V所用Ⅰ、Ⅱ段母联断路器,检查环并良好,电流显示正常. 3.2。3.3 拉开所用变低压侧断路器。
3。2.3.4 检查所用变低压侧断路器确在分位，摇至检修位置，拉开控制电源开关。 3。2。3。5 拉开所用变高压侧断路器。 3.2。3。6 检查所用变高压侧断路器确在分位。
6
3。2。3。7 拉开所用变高压侧控制和保护电源开关。 3。2.4 所用变送电操作原则
3。2。4。1 检查所用变已具备送电条件,安全措施全部拆除、绝缘测量合格。 3。2。4.2 检查所用变高压侧断路器确在分位. 3。2.4。3 合上所用变高压侧控制和保护电源开关
3.2。4.4 检查所用变低压侧断路器确在分位,给上控制电源开关,摇至工作位置. 3。2。4。5 合上所用变高压侧断路器,检查所用变充电良好. 3.2.4。6 检查所用变两并列变压器为同一系统。
3.2.4。7 合上所用变低压侧断路器，检查环并良好，电流指示正确.
3。2。4.8 拉开380V所用Ⅰ、Ⅱ段母联断路器，并调整Ⅰ、Ⅱ段母线负荷分配。 3.2。5 10kV母线PT停电操作原则 3。2.5。1 将PT并列把手投置并列位置 3。2。5.2 退出该段低电压保护。
3.2。5.3 拉开10kV母线PT消谐装置电源开关。 3.2。5。4 拉开10kV母线PT二次断路器. 3.2.5.5 将10kV母线PT小车摇至试验位置。 3.2.5。6 拉开10kV母线PT二次插件。 3.2.6 10kV母线PT送电操作原则
3。2.6.1 收回所有工作票，拆除临时安全措施，测绝缘电阻合格. 3。2.6.2合上10kV母线PT二次插件。 3。2.6。3 将10kV母线PT小车摇至工作位置。 3.2。6.4 合上10kV母线PT二次开关
3。2.6。5 合上10kV母线PT消谐装置电源开关。 3。2.6.6 检查电压指示正确. 3.2。6。7 投入该段电机低电压保护。 3.2。7 10kV母线停电操作原则
3。2.7。1 通知有关部门将本段所带负荷倒至另一段或备用段母线电源运行. 3。2.7。2 检查本段10kV母线进线电源断路器,确在分位。 3。2.7.3 检查本段10kV母线所带负荷电流显示为零。
3。2.7.4依次拉开本段10KV所带负荷全部高压侧断路器及PT二次. 3。2.7。5 拉开10kVⅠ、Ⅱ段或备用段母联断路器。
3。2。7。6 检查本段10kV母线所带负荷均已停电,母线电压显示为零。
3.2。7.7 检查本段10kV母线所带全部高压侧断路器确在分位， 将其摇至试验位（拉开母线隔离开关），拉开控制及保护直流开关。
3。2。7。8 检查10kVⅠ、Ⅱ段或备用段母联断路器，确在分位，将其摇至检修位,拉开控制及保护直流开关。
3.2.7.9 验电,按工作票布置安全措施。 3.2。8 10kV母线送电操作原则
3。2。8。1 检查本段10kV母线已具备送电条件，安全措施全部拆除、绝缘测量合格。 3.2.8。2 将本段10kV PT隔离开关摇至工作位置，合上二次开关. 3。2.8.3 将10kVⅠ、Ⅱ段或备用段隔离开关摇至工作位置.
3。2.8。4 将10kVⅠ、Ⅱ段母联断路器摇至工作位置,给上控制及保护直流开关。 3。2.8.5 根据当时运行方式由带电段母线向停电段母线充电，合上母线充电压板。 3。2.8。6 合上Ⅰ、Ⅱ段母联断路器。
7
3.2.8.7 检查母线充电良好，母线PT电压显示正常，退出母线充电压板。 3。2。8。8 依次合上本段10kV所带负荷全部高压侧断路器，将各负荷送电。 3.2。8.9 送电完毕，检查各负荷断路器、信号和表计显示是否正常. 3。2。9 380V所用母线停电操作原则
3。2。9。1 将380V所用母线备自投保护装置退出.
3.2.9。2 检查380V所用Ⅰ、Ⅱ段母线上所带配电箱负荷断路器均在合位。 3。2。9。3 将380V停电母线负荷全部倒至另一段母线运行.
3。2。9.4 检查380V所用Ⅰ、Ⅱ段母线母联断路器确在分位, 将其摇至检修位置。 3.2.9.5 拉开380V需停电母线的电源断路器，检查380V母线电压为零。
3.2。9。6 检查380V母线停电电源断路器在分位。将其摇至检修位置，拉开控制直流开关。 3。2.9.7 拉开停电母线的变压器高压侧断路器.
3.2.9.8 检查变压器高压侧断路器在分位,将其摇至试验位置，拉开控制及保护直流开关。 3。2.10 380V所用母线送电操作原则
3。2.10.1 检查380V所用母线已具备送电条件，安全措施全部拆除、绝缘测量合格。 3。2.10.2 检查高压断路器确在分位，将其摇至工作位置，给上控制及保护直流开关。
3.2。10。3 检查低压断路器在分位,将其摇至工作位置，给上380V母线电源进线开关控制直流开关。 3.2.10.4 检查380V所用Ⅰ、Ⅱ段母线母联断路器确在分位， 将其摇至工作位置。 3.2.10.5 合上380V母线的变压器高压侧断路器，检查变压器充电良好. 3.2.10。6 合上380V母线电源进线断路器,检查母线电压指示正常. 3.2.10。7 将Ⅰ、Ⅱ段母线上的负荷，重新调整均衡分配.
第三章 电气事故处理规程
1 处理事故的原则 1。1 处理事故的要求
1.1.1尽快限制事故发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备的威胁。 1.1。2尽一切可能，保证非故障设备继续运行。
1。1.3在事故处理时，首先设法保证所用电电源和直流电源，对变电所事故必须保证断路器及隔离开关的交流控制电源和直流电源。
1.1。4 尽快对已停电的设备恢复送电。 1.1。5 调整系统运行方式,使其恢复正常。
1。1.6 在处理事故时，运行人员必须留在自己的工作岗位上,全力以赴保证运行设备的正常运行，迅速正确地执行值班长的命令，只有在接到值班长的命令后,或者对人身及设备有明显和直接威胁时，方可停止设备运行或离开工作岗位。
1.1。7值班长在处理事故时，不一定要到发生事故的地点，通常应留在控制室，值班长的任务是领导班组人员处理事故，掌握事故的全面情况，发出必要的指令，使各值班人员的行动互相配合。
1.1。8 分厂专业管理人员，在得知事故报告后，必须立即到出事地点，配合值班长，参加事故处理。 1。1。9 如果在交接班时发生事故，且交接班的签字手续尚未完成时，交班人员应留在自己的工作岗位上，处理事故在恢复正常运行方式之前，接班人员应协助交班人员处理事故.凡不是参加处理事故的人员，禁止进入发生事故的现场及控制室。 1.2 事故处理的程序
1.2.1 根据表计的指示、有关的信号和当时的其它现象，正确判断事故性质。
1。2。2 如果对人身和设备有威胁时，应立即设法解除,必要时停止设备运行.如果对人身和设备没有直接威胁,应尽力设法保持或恢复设备的正常运行或投入备用设备，且对事故设备进行隔离。
1.2.3 当保护自动装置应动作而未动作时，应手动执行。
8
1。2.4 迅速切除故障点。
1。2.5 检查保护的动作情况及设备的外部特征，进一步判断事故的范围和性质。 1.2。6 尽快恢复对已停电重要设备的供电。
1。2.7 将故障设备停电，并进行必要的测试，通知检修处理。 1。2。8 恢复系统的正常运行方式及有关设备的运行。
1.2.9 对有关设备系统进行全面检查,详细记录事故发生的现象及处理过程。
1。2。10 为防止事故扩大,在事故处理过程中，值班人员必须将事故的每一段,迅速正确地向值班长汇报。
1。2。11 对于故障设备，在判明故障部分和故障性质后，能够处理的要及时处理，否则要通知检修进行处理，在检修人员到达之前，值班人员应做好安全措施。
1.2。12 值班人员在接到处理事故命令时,必须向发令人重复一次，若命令不清应再次询问，值班人员只有接到值班长命令后方可执行，命令执行后，应立即报告发令人. 如果处理事故的下一个命令需根据前一个命令的执行情况来确定时, 则应等待受令人的汇报，不得由第三者传达，也不得单纯根据表计的指示判断命令执行情况。
1.2.13 发生事故时，值班人员应注意监视表计和信号的指示，必须有人记录各项操作的执行时间和继电保护、自动装置的动作情况。 2处理事故时值班人员的职责
2。1 值班长是处理事故的直接领导人，应对处理事故的正确性负责；值班人员在工作过程中，所发现的一切不正常现象，都要首先汇报值班长，并执行值班长下达的命令。
2.2 受令者如果认为发令人所下达的命令有错误时，应予以指出，并向发令人作简单的解释，如发令人确认自己的命令正确时，受令人应立即执行。
2。3 如果发令人命令直接威胁人身和设备安全，则无论在任何情况下均不得执行，应把拒绝执行命令的理由报告发令人和发令人的上一级领导，并记载在操作记录本中.
2。4 处理事故时，值班长有权召集分厂的任何有关工作人员参加事故处理，被召集的人员快速赶到现场协助值班长执行任务，不得延误。
2.5 处理事故时，分厂专业管理人员可直接参加事故处理，并可以对值班员发出必要补充命令，但这些命令不得与值班长命令相抵触,如有抵触则应按值班长的命令执行。
2.6 为了防止事故扩大进行的紧急操作，值班人员可先执行，后汇报值班长。紧急操作的项目如下： 2。6。1 将直接对人身安全有威胁的设备停电。 2.6.2 将已损坏的设备隔离。
2。6.3 运行中的设备有受严重损坏的威胁时将其停电。 2.6.4 当母线电压消失时,拉开连接在该母线上的开关。 2。7 属下列情况设备跳闸时，可以进行试送电。 2。7.1 由于误碰、误拉电气设备,造成设备跳闸。
2。7.2 设备跳闸，无电流电压冲击，并对设备检查无问题时。
2。7。3 确认保护误动作造成设备跳闸，退出误动作保护试送电,但设备不得无保护运行。
2.7.4 后备保护动作跳闸,并且外部故障已经切除，根据值班长令，可经外部检查或不经外部检查试送电。
2.8 试送电时注意事项
2.8.1 严密监视相应电流电压的指示，若送电时电流电压有较大的冲击时，立即拉开断路器。 2。8。2 分厂试送电前，必须将调变降至最低级数，方可进行。 2.8。3 试送电原则上只允许进行一次.
9
3 事故处理 3.1 系统全停电
3.1。1 当系统全停电时，所有电气设备停止运行，欠压保护动作跳闸。
3。1.2 当系统全部停电时，首先断开各机组、主变断路器,然后向地调查询停电原因，合上各机组和主变的中性点接地刀闸，将主变送电后，降各机组有载调压开关至3—5级，做送电准备。
3。1。3 停电原因分析判断及处理：
3.1.3。1检查进线断路器﹑母联断路器或其它设备无保护动作跳闸信号，则可以判断为外部故障，立即联系地调询问原因，然后将停电情况汇报公司领导.
3.1.3.2检查进线断路器﹑母联断路器或其它设备有保护动作跳闸信号记录，则必须查明设备故障点及事故范围，并迅速将故障设备退出运行。
3。1.3.3事故处理完毕后应该加强对设备的巡视,重点检查整流柜是否有渗﹑漏水的现象以及变压器的运行状况。
3.1.3。4 如果其它分厂低压部分电源消失的情况，应该根据公司领导指令配合各分厂对10kV配电系统进行检查和处理。
3.2 系统全停处理步骤
3.2.1 根据实际情况向分厂，地调汇报停电情况，查明停电原因。 3.2.2 合上主变中性点接地刀闸.
3。2.3 断开分厂及主变断路器，等待来电。
3。2。4 110kV母线复电后,首先恢复主变，待主变送电正常后，拉开主变中性点接地刀闸，并确认其运行正常。
3。2。5 合上各分厂断路器，待机组送电正常后拉开其中性点接地刀闸。 3。2.6 向公司领导汇报可以向分厂送电。
3.2。7 加强对设备的巡视向地调或电厂值长和公司领导汇报。 3.3 主变跳闸
检查主变电源系统运行是否正常；检查主变保护动作情况，查找故障点,通知检修。 3.4 110kV母线故障 3。4。1 现象:
3.4.1.1 系统冲击，警报响。
3.4.1.2 母线差动保护动作，故障母线所接组件断路器跳闸。 3。4.1.3 故障母线电压指示回零. 3。4。2 处理：
3.4.2。1 检查故障母线所接组件是否跳闸，未跳闸应立即拉开未跳闸断路器。 3。4。2。2 检查保护动作情况,查明故障原因,消除故障点。 3。4.2.3 恢复母线运行,恢复系统正常运行方式。
3。4。2.4 如故障不能在短时间内消除，应将故障母线上所有组件倒至非故障母线运行。
3.4.2.5 如对母线检查未发现明显故障经试验合格后，经地调同意后，应投入母联断路器充电保护，用母联断路器试送母线。
3.5 110kV线路跳闸 3.5。1 现象：
3。5.1.1 警报响，线路断路器跳闸。
3。5。1.2 跳闸线路表计无指示值，保护动作信号来,后台监控显示报文。 3。5。2 处理：
3。5.2.1 检查保护动作情况， 如为线路后备保护动作或误动作，是否强行送电按地调命令执行。 3.5。2。2 如为线路主保护动作，先查明原因,送电按地调命令执行。
10
第四章 直流系统安全运行规程
1 直流设备技术参数 1.1 蓄电池参数 标称电压(V/只） 容量（AH） 2V 200 基本电池(台） 整组电池电压(V） 104 220 1。2 GZS智能高频开关直流电源屏参数
输入电压 输入电压频率 控制母线输出电流 合.控制母线电压 通讯接口 2 直流系统正常运行方式及操作原则 2。1 整流所110V直流系统
2。1.1 变电站直流系统充电柜正常通过开关接于直流母线，组蓄电池组通过保险和开关接于直流母线浮充电，控制及动力直流负荷、事故照明、逆变电源电源接于直流母线.
2。1.2充电柜有一路380V交流电源，电源开关在合位置. 2。1。3直流负荷每一支路均为双电源供电,正常为开环运行. 3 直流系统的检查与维护
3.1 在下述情况下，充电装置将自动进入均充状态： 3.1。1 电池连续浮充720小时以上。
3。1。2 交流电源失电时间超过10分钟,交流恢复供电时。
3.1.3 在均充状态下，交流失电后恢复供电时,充电装置将继续工作在均充状态. 3.2 蓄电池的运行检查与维护
检查维护工作由检修人员负责，运行值班人员每班对蓄电池组进行一次外部检查，发现问题，通知检修人员处理，运行检查项目如下:
3。2.1 蓄电池使用温度范围为-15℃～+45℃，最佳使用温度为10℃～30℃。 3.2.2 蓄电池平时采用浮充方式运行，直流系统电压应保持地220V±2。5％. 3.2。3 蓄电池单个电压在浮充方式运行中应保持在2V±3％ 3。2.4 蓄电池瓶应密封良好，无渗漏现象，外壳无损坏. 3。2。5 蓄电池连线牢固，端子清洁,并涂有凡士林油。
3.3 微机监控高频开关直流电源系统和直流配电装置的检查项目：
3.3。1 直流母线输出电压应在规定范围内， 电压正常范围为：220V±2.5％。 3.3。2 直流系统绝缘良好，无接地现象。
3。3.3 高频电源模块装置运行中声音正常﹑不过热, 各指示灯、参数与运行方式相符合，输出电压、电流不超过规定值.
3.3。4 各负荷开关、监视灯与运行方式相符，各触面接触良好、无松动、无过热现象. 3。4 维护规定
3.4。1 每个蓄电池的电压和内阻半年测量一次 3.4。2 对电池的充放电和相关维护，按相关规定。 4 直流系统的有关规定 4.1 充放电
4。1。1 充电柜故障使蓄电池组大量放电，此时可不再进行核对性放电。 4.1.2 蓄电池组的充放电工作，由检修人员进行，运行值班人员配合。
11
380V±20％ 50Hz±10% 20A 220V RS485
4.1.3 浮充转均充条件:(以下任一条件成立，则转均充) a） 手动转均充；
b) 维护性均充，当电池长期浮充超过设定的维护均充时间（默认为30天）则自动转均充;
c） 交流上电，当交流停电后又恢复供电时，进入均充状态;但当电池充电电流在20分钟内降到0。02C以下时，自动返回浮充状态；
d) 大电流均充，当电池充电电流大于0。03C时自动进入均充状态；但当电池充电电流在20分钟内降到0。02C以下时，自动返回浮充状态；
4.1。4均充转浮充条件:当电池处于均充的时间超过设定的“均充限时”时间，自动转浮充；或当充电电流小于“转换电流”时，延时“均充延时”时间后转浮充。
4.1。5当一个系统中配有2组充电机2组电池时，系统自动默认为2组电池的容量和电池节数相等，同时各组充电机组上的充电模块数量均为设定的“充电模块总数”的一半。
4.2 直流系统绝缘检查规定
4.2。1 蓄电池绝缘电阻用高内阻万用表测量不低于0。2MΩ。 4.2。2 直流母线用500V摇表测量不低于50MΩ。
4.2.3 全部直流系统（不包括蓄电池和微机监控高频开关直流电源）绝缘用500V摇表测量不低于0.5MΩ。
5 直流系统运行异常及事故处理 5.1 电压的异常
5.1。1 现象：警铃响，发“充电母线电压异常\"“直流母线电压异常”信号. 5.1.2 处理： 5.1.2。1 恢复警铃。
5.1。2.2 如果电压过高，应检查充电柜是否在均衡充电状态，如充电柜故障应将其所带负荷倒至另一段直流母线带，并联系检修处理。
5.1.2。3 电压过低,应立即检查电压低原因，并联系检修处理。 5.2 直流系统接地
5.2.1 查找直流接地注意事项；
5.2。1。1 查找直流接地应两人进行,一人操作、一人监护。 5.2.1.2 查找直流接地时，采用瞬停法查找。
5.2。1。3 查找直流接地必需使用高内阻电压表或监视绝缘监察装置中绝缘电阻的变化,来判断是否为多点接地。
5。2。1。4 瞬停保护直流前，应考虑切断直流后发生事故的相应措施。 5.2.1.5 在断开每一回路时，无论回路接地与否应立即合上. 5.2.1.6 查找过程中切勿造成另一点接地. 5.2.2 直流系统接地现象及处理
5.2.2.1 现象：警铃响,发“直流母线绝缘降低\"信号. 5.2.2。2 处理：
1）切换有操作的设备,用瞬停法查找接地点. 2）切换绝缘不良或有怀疑的设备。
3）根据天气、环境以及负荷的重要性依次进行查找。 4）查找出接地点后，联系检修处理。 5.3 交流电源输入异常
5。3.1 现象：警铃响,发“充电柜交流电压异常\"信号，装置直流电压、电流表均无指示。 5。3.2 处理：
5。3。2.1 交流电源电压过低、过高或缺相，应检查原因并处理。
12
5.3.2。2 充电柜交流取样熔断器熔断，更换熔断器。再次熔断，联系检修处理。 5.3。2.3 交流变送器损坏，联系检修处理。
5.3.2。4 380V上一级电源引起的交流电源消失，可不经任何处理,电源恢复后装置可自动投入运行. 5。3。2。5 两路交流电源均跳闸,检查跳闸原因并通知检修处理。 5。4 直流母线短路
5。4.1 现象：警报响，发“充电柜监控系统告警”、“充电母线电压异常”信号，该段母线电压降低为零，该段蓄电池出口直流保险熔断.
5。4.2 处理： 5.4。2。1 恢复警报。
5。4.2.2 拉开蓄电池出口保险。 5。4。2.3 将该段充电柜交流电源停电。 5。4.2。4 将双电源供电的负荷倒由另一路电源。
5。4。2.5 将故障母线停电,联系检修处理好后，恢复正常运行方式。 5.5 蓄电池故障处理
5。5.1 蓄电池发生损坏，外壳破裂,着火等情况时应立即退出运行，汇报值班长，联系检修。 5。5。2 蓄电池着火时，用干粉灭火器灭火，灭火时用防酸用具，防止灼伤人体。 6 逆变电源电源系统工作原理和特性参数 6。1 逆变电源特性参数
型号 直流输入 交流输入 交流旁路输入 直流输入 工作环境 故障干接点 保护功能 输入额定电压（VDC） 额定交流输入电压（VAC） 交流电压允许范围（VAC） 输出额定电压及频率 使用环境温度 WZJ—21 220 380V 三相四线 380V±15% 220AC，50 Hz —10℃～＋50℃ 逆变异常、电池异常、过载故障、逆变电源故障 输入欠压保护、输入过压保护、输出过载保护、输出短路保护过热保护
6。2 逆变电源工作原理与面板显示说明 6。2.1 逆变电源工作原理
逆变电源采用的是逆变器电力专用不间断电源供电，正常时,交流电经过隔离，整流滤波后给逆变器供电;若交流输入断电或整流桥故障时，则将由电力系统自备的直流屏经过防反二极管逆变器供电，再经过输出隔离后给重要负载供电；若直流屏欠压、逆变器过载、故障或逆变电源过热,则由静态开关自动切换至旁路供电.逆变电源工作原理图如下
市电22旁路电源、相（来自工作段）隔离变稳压稳压器4723工作电源380（来自工作段）5611126312蓄电池263 6.2。2 逆变电源操作面板显示说明
旁路指示灯：输出指示，灯亮表示输出为旁路工作模式
13
逆变指示灯:逆变器供电输出指示，灯亮表示逆变器工作正常 输出指示灯:逆变电源输出指示，灯亮表示逆变电源工作正常 直流源指示灯：直流电量指示,灯亮表示直流电量正常 故障指示灯：系统故障指示
ON:开机按钮，按开机按钮2秒即可开机 OFF：关机按钮，按关机按钮2秒即可关机
复位按钮：当机器出现故障（过流、欠压等）时,逆变会停止。按此按钮重新启动逆变. 消音按钮:当蜂鸣器报警时,可按此按钮终止蜂鸣器鸣响. 6.3 逆变电源开机与关机操作
6。3.1 先将直流输入空气开关，输入空气开关,旁路输入空气开关送电闭合,液晶显示板主电指示灯、直流指示灯、旁路指示灯和电源输出指示灯同时亮起,电源处于旁路工作模式。
6。3。2 按下开机（ON）按钮,逆变器开始工作,旁路指示灯熄灭， 逆变指示灯亮起,输出由旁路工作模式转为在线工作模式.
6。3.3 测量输出电压值正常后，合上逆变电源输出端负载开关。
6。3。4 如需逆变电源关机时， 按关机按钮关机,此时逆变电源处于旁路状态，输出由电网供电.若长时间不使用时,先断开输出空气开关，再按关机按钮关闭逆变器,然后再断开所有输入空气开关。
6。4 逆变电源电网、直流、旁路、维修电路互倒操作原则 1) 2) 3) 4) 5) 6)
给上逆变电源直流回路中熔断器。 合上直流屏合母逆变器电源空开。 合上逆变电源逆变屏处直流输入空开。
拉开逆变电源逆变屏处交流输入空开，逆变电源自动从电网转至直流供电。
逆变电源监控装置主电指示灯灭（LINE），故障指示灯(FAULT）亮，蜂呜器间断报警，按下消音取下逆变电源充电输出回路熔断器。
按钮消音。
6.4.2 逆变电源由直流转电网操作过程： 1) 给上逆变电源充电输出回路熔断器.
2) 合上逆变屏处交流输入空开，逆变电源自动从直流转至电网供电。 6。4。3 逆变电源由直流转旁路操作过程： 1) 检查维修旁路钥匙指示在退出位置。 2) 合上逆变电源旁路柜处旁路输入开关。
3) 按逆变电源监控装置OFF按钮，将逆变器停运，逆变电源自动切换至旁路运行. 4) 检查逆变电源旁路电源供电正常。
5) 拉开（取下）逆变电源交流输入回路或直流输入回路空开（熔断器）。 6.4.4 逆变电源转维修旁路操作过程 1) 合上逆变电源旁路柜处旁路输入开关。
2) 按逆变电源监控装置OFF按钮,将逆变器停运,逆变电源自动切换至旁路运行。 3) 将维修旁路钥匙切至投入位置。 4) 检查维修旁路供电正常。
5) 拉开逆变电源旁路柜处总输出空开。
6) 拉开（取下）逆变电源交流输入回路或直流输入回路空开（熔断器).
14
第五章 高压配电装置安全运行规程
1 GIS组合电器技术参数
1.1 GIS电器设备参数
设备名称 型 号 生产厂家 额定电压（kV） 额定峰值耐受电流 额定短时耐受电流(4s） 额定短时工频耐受电压kV 额定雷电冲击耐受电压kV SF6 气体额定压力 SF6 气体报警压力 SF6 气体最低功能压力 1.2 断路器设备参数
设备名称 型 号 生产厂家 额定短路开断电流 额定失步开断电流 额定线路充电开断电流（有效值) 额定短路开断电流下累计开断次数 额定电压 额定电流（A） 额定频率 额定短路持续时间 额定操作顺序 额定压力（20℃，表SF6 气体压力 补气报警压力 最低功能气体压力 2 GIS组合电器的正常运行和维护
ZF—145型气体绝缘金属封闭开关设备是三相交流50Hz输变电设备,它适用于额定电压为145kV的电力系统中，用以开合系统故障电流、母线转换和隔离线路、过电压保护和电压、电流测量等.它由以下组件组成：断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、共箱母线、电缆连接装置、套管、汇控柜、波纹管等。
2。1 GIS组合电器送电前检查项目
2。1。1 组合电器应安装牢靠，外表清洁完整，动作性能符合产品的技术规定。 2.1.2 电气连接可靠，接触良好。
2.1.3 组合电器及其传动机构的联动正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确。 2。1。4 辅助开关及电气闭锁动作正确可靠。 2.1.5 支架及接地引线无锈蚀损伤，接地良好。
2。1.6 密度继电器的报警、闭锁定值符合规定，电气回路传动正确。 2。1。7 六氟化硫气体漏气率和含水量符合规定。
15
MPa 110kV气体绝缘金属封闭开关设备断路器 ZF—145 许继(厦门）智能电力设备股份有限公司 kA A 次 kV 进线、母联、联络 Hz s 50 10 160 20 145 2000 50 4 O-0。3s—CO—180s-CO 0。6 0。56 0。50 MPa 断路器室 0。6 0.55 0。5 145 100kA 110kV气体绝缘金属封闭开关设备(简称GIS） ZF-145 许继(厦门）智能电力设备股份有限公司 额定电流（A） 额定频率（Hz） 40kA 275 650 其余气室 0.5 0。44 0。42 进线、母联、主母线 50 2000
2。1.8 油漆应完整，相色标志正确。 2.2 GIS组合电器正常检查项目 2.2。1 指示器、指示灯是否正常. 2。2。2 有无任何异常声音或气味发生。 2.2.3 端子上有无过热变色现象。 2。2.4 瓷套有无开裂、破坏或污损情况。 2.2。5 接地线或支架是否有生锈或损伤情况。 2。2。6 压力表指示是否正常，爆破片应完好.
2。2。7 操作控制箱和控制盘内部有无受潮、生锈和脏污情况。 2。2。8 低压回路连接导线正常。 2。2。9 加热器回路是否正常。
2。2.10每个连接部分的销子有无异常情况. 2.2.11 GIS巡视中发现问题的初步分析和对策表 序号 1 巡视发现的问题 GIS外壳表面漆出现局部漆膜颜色加深、焦黑、起泡 环氧树脂浇注的绝缘子外露部分油颜色异常焦黑、裂纹 从GIS内部发出异常的声响而且较大 初步分析 对 策 此部分应立即停电检修 此部分应立即停电检修 停电检修 找出故障部位,更换损坏的组件或电线 仔细查找，分清是机械原因还是电气原因 重新装配 重新紧固 维护时表面重新刷漆处理 找出故障部位,更换损坏的组件或电线 检修相应的操作机构 针对文字提示查找原因，采取对策 密切注意全电流的变化 分清原因，对症处理 分清原因,对症处理 内部有过热或有放电现象 绝缘子曾有放电或遭受机械损伤 内部部件松动或存在放电现象 内部有过热或有放电现象 可能是机构的原因，也可能是本体三相传动的原因 原先没装配好 原先没装配好 原先表面没有处理好 2 3 4 机构内部有烧焦的气味或痕迹 GIS的高压开关(断路器、隔离开关、接地开关）分、合指示不正确，不到位 操作机构输出轴外露的传动装配上的卡圈或开口销脱落 GIS的外露紧固件有松懈、脱落 GIS的钢构件和底架生锈腐蚀绝缘子外表面漆脱落较严重 汇控柜内有烧焦的气味、痕迹;发现线头有脱落 5 6 7 8 9 局部有过热或有放电现象 辅助开关切换不到位 根据报警单元上的文字提示决定 阀片老化加剧 机械或电器原因 有液压油内漏 10 汇控柜面板模拟线上各高压开关分、合指示（或信号灯）与GIS相对应开关的实际状态不相符 11 汇控柜的报警装置发出报警信号 12 避雷器全电流测量显示值超过0。8mA 13 油泵的打压时间超过规定 14 油泵每天打压次数超过10次 2.3 GIS断路器投入前检查和试验项目
2.3。1 断路器液压操动机构打压至额定油压,在额定SF6气压、额定操作电压下，对断路器进行单分、单合操作各二次，分—0。3s—合分操作二次，失压防慢分操作二次，其主要机械特性应符合规定值。每次
16
操作之间要有1。5min的时间间隔.
2。3.2 在断路器不动作时,油泵每天最多只能启动10次。每天油泵启动次数多于25次时，应与生产厂家联系(确定油泵电机的启动次数时,应扣除分合闸操作引起的油泵启动次数）。
2.3.3 当分闸线圈端子间的操作电压为额定值的65~120％，合闸线圈端子间的操作电压为额定值的85～110％，断路器应可靠动作.
2.3.4 防失压慢分检查，当断路器处于合闸位置时，如液压机构突然失压至零表压，油泵启动打压，断路器应维持在合闸位置。
2。3。5 回路电阻测量不大于100μΩ（整体运输时只测量整体运输单元的回路电阻）。
2.3.6 断路器用泄压手柄打开泄压阀，把操动机构油压放至低于电机启动压力值，然后关闭泄压阀，电机应启动并能发出打压信号，打压结束，信号解除；如果不关闭泄压阀,则油泵电机不会停止,时间继电器在油泵电机打压超过2min时，应能自动切除电机电源，并发出打压超时信号。
2。3.7 断路器用泄压手柄把操动机构油压泄至重合闸最低功能油压，应能给出重合闸最低功能信号，继续放至合闸最低功能油压,应能发出合闸最低功能信号；再继续放至分闸最低功能油压，应能发出分闸最低功能信号；然后关闭泄压阀并启动电机打压,当油压升至分闸最低功能解除油压及合闸最低功能解除油压、重合闸最低功能解除油压时,分闸最低功能信号及合闸最低功能信号、重合闸最低功能信号应解除。
2.3。8 检查SF6气体压力，指针式密度控制器。由于其指示值带有温度补偿，因此，从指示值可直接判断出气体压力降低情况。
2。3.9 检查操动机构的位置指示是否正确，液压操动机构的油箱油位是否正常。电缆插接头是否可靠。 2。3。10 检查油泵启动、停止油压值（碟簧压缩量)、分、合闸最低功能油压值（碟簧压缩量）、安全阀开启、关闭油压值(碟簧压缩量）。
2.3。11 各种操作顺序应符合组件的连锁条件。 2。4 GIS断路器运行中检查项目 2.4。1 液压系统的外观有无渗漏油处。 2.4。2 油箱中的油位是否符合规定. 2。4.3 油泵的打压时间是否符合规定。 2.4.4 油泵每天打压次数。
2。4.5 油泵电机支架碳刷是否正常，如碳刷长度≤11mm，更换碳刷. 2。4。6 断路器分合的次数。
2.5 GIS隔离、接地开关投入前后检查项目
2。5。1 投入运行前手摇机构进行慢分慢合操作，检查电机电源回路是否切换、动作正常。 2.5。2 投入运行前在85%、100％、110%额定电压下进行电动操作三次应正常。 2.5.3 投入运行前检查分、合闸动作时间，三相同期性应满足技术要求。 2。5。4 运行中对本体转动密封部分进行定期检查，定性检漏。 2.6 GIS设备的维护周期
2。6。1 GIS投运后头一年和再隔1—2年进行一次一般维护和气室的水分测量。如情况正常，以后每隔3—4年进行一次一般维护，同时进行GIS气室的水分测量一遍。
2.6。2 必要时，校验密度继电器动作压力值，进行GIS本体SF6气体检漏. 2.6.3 如果GIS经过检修，修过的部分按投运时间重新安排巡视和维护。 2.7 GIS维护内容及注意事项
2.7。1 清除GIS表面的灰尘和污垢，用干布和吸尘器将GIS表面的灰尘和污垢清除干净，实在不能清除干净的地方可用白布沾少许汽油擦拭。
2.7.2 气室的SF6气压的检查与补气，记录各气室SF6气体压力值.运行中如果某气室的密度继电器发出补气信号，按补气要求，立即给该气室补充SF6气体至额定气压。
2。7。3 SF6气体检漏，如果发现GIS某气室的密度继电器发出补气报警信号，或接近补气信号,可以
17
对该气室进行SF6气体检漏，用SF6气体检漏仪灵敏度不低于10
2.7.4 检查机构、汇控柜等是否有积水，对户外产品，打开汇控柜、操作机构手孔盖或门，检查机构内部、CT出线盒、电缆接插件等是否有积水现象.如有积水应查找水的由来,看是外面进来的水还是内部凝露的水,一般采用上面和侧面密封,下面疏导的办法分别进行处理。
2.7。5 检查GIS接地情况，检查GIS本体、机构、金属构件、支架、接地开关的下引导是否与GIS所在建筑物的接地网可靠相连.如连接螺栓松动要紧固；如下引导被腐蚀或断开，应及时修复。
2.7.6 检查机构门和盖密封情况，检查液压机构的门、盖等能否关严,密封锁紧。门与金属箱体或构架之间的连接导体是否完好.如关不严，要求进行修理；如锁损坏要换新锁。
2.7。7 断路器的动作时间测量，必要时，对退出运行的断路器进行动作时间的测量。有条件亦可测量断路器的动作特性。
2。7。8 除锈，补漆，针对户外GIS的钢构件和底架生锈腐蚀情况，先清除表面的灰尘和污垢,然后用粗砂纸或钢丝刷将生锈腐蚀部分清除干净,再补刷底漆和两遍聚胺脂漆,原来刷什么颜色还补刷什么颜色的漆。
2.7。9 对运行中的GIS补气,如果GIS某气室的密度继电器发出或接近补气报警信号，可以在主回路带电的情况下对该气室进行补气。
2。8 GIS气室SF6气体检漏及微水测量 2。8。1 定性检漏
定性检漏是初步查找GIS漏气处的简单办法，也是定量检漏前必经阶段.要求被测部分周围环境无风,同时不得有SF6气体,如有需吹拂掉。
2。9 GIS组合电器异常及事故处理 2。9.1 操动机构不自动打压
2.9.1。1 电源电压过低，确保有电源电压. 2。9.1.2 电机出现故障,更换电机。 2.9。1.3 碳刷磨坏，更换碳刷.
2。9。1.4 泄压阀未关闭,放下泄压杆使泄压杆复位。 2.9。2 电机转动但碟型弹簧不储能 2.9。2。1 油泵损坏，更换油泵。 2.9。2。2 油位太低，重新充油。 2.9。2。3 过滤器堵塞,更换过滤器。 2.9.2。4 操作电压过低，确保有操作电压。 2.9。3 操动机构不动作
2。9.3.1 线圈损坏，更换线圈。
4.9.3。2 辅助开关动作失效，调整辅助开关. 2.9。4 操动机构受潮、凝露
2。9。4。1 加热回路开关处于分闸位置，合上加热回路开关。 2.9。4.2 无加热回路电压，检查加热回路电压。 2.9。4.3 加热板损坏,更换加热器。
2.9。5 操动机构油泵启动过于频繁（每天打压超过20 次） 2.9。5。1 如泄压手柄不在合闸位置，放下泄压手柄。
2。。9.5。2 操作操动机构几次，如还有故障，进行泄漏试验,必要时通知制造厂家。 3 母线、刀闸运行与维护 3.1 母线、刀闸正常运行与维护
3.1。1母线与刀闸各部的允许温度为70℃,母线接头允许最高温度为105℃。 3.1.2 母线及刀闸送电前的检查
.
18
3.1.2.1 母线与刀闸的绝缘电阻应用1000V～2500V摇表测定，其值不低于1000ＭΩ。 3。1。2.2 送电前应收回所有工作票，拆除除安全措施,恢复常设遮栏及标示牌。 3.1。2.3 刀闸的静触头和动触头应完好无损。
3.1.2.4 周围无防碍操作的对象，联接牢固，机构接触良好。 3.1。2。5 绝缘碍子完好无损。 3.1.2.6 各机构架保护接地应良好. 3。1。3 母线及刀闸正常运行中的检查 3.1.3。1 母线室无漏水和蒸汽.
3.1.3。2 母线各接头和螺丝无松动、脱落、振动和过热现象. 3。1.3.3 刀闸接触良好,无过热及放电现象。 3.1.3。4 瓷瓶完整，无破损裂纹，无放电现象。 3.1。3.5 各连接触杆、销子无断裂及脱落现象。 3.1。4 允许用刀闸进行下列操作
3。1。4。1 拉合无故障的电压互感器，避雷器。
3。1。4.2 确认母线无故障后,可用刀闸拉合母线的电容电流. 3。1.4.3 系统无故障,拉合整流变、动力变中性点接地刀闸。 3。1。5 禁止带负荷拉合刀闸及拉合故障点(接地或短路)电流。 3.1.6 凡电动操作的刀闸，在操作结束后，将刀闸电机电源拉开。 3.1.7 母线的操作及注意事项
3。1。7.1 新投入的母线或事故后的母线,应进行递升加压试验或全电压合闸充电试验。
3.1.7。2 倒母线时，应检查母联开关与两侧刀闸确在合位，拉开母联开关控制直流开关，方可进行倒母线操作。
3。1。5 刀闸的操作与注意事项
3。1。5.1 合刀闸前,应检查接地刀闸和相应开关在开位时方可进行，刀闸合上后检查其触头接触是否良好.在拉开刀闸时，确认与连接的开关在开位后，方可进行操作,拉开刀闸后，检查其开闸角度是否达到限位。
3。1.5.2 手动操作刀闸不可用力过猛，有闭锁的刀闸，应检查闭锁是否良好。 3。1.5。3 刀闸手动拉不开或合不上禁止强拉、强合，应通知检修人员进行处理。 3。1。5。4 操作中，当发生瓷瓶部分断裂时，应停止操作，请示值班长将故障刀闸停电处理. 3.1。5。5 远方操作刀闸时,就地必须有人检查刀闸位置。
3。1。5。6 远方电动操作的刀闸拉合不动,应检查操作电源是否故障，并查明原因，若操作回路故障或机构有问题联系检修处理.
3。1。5.7 刀闸操作，主轴转动不平稳,有跳动,全程时间过长或电机提前较大角度自动停止转动，应联系检修处理.
3。2 母线和刀闸异常事故处理 3。2.1 刀闸误操作的处理
3。2.1。1 杠杆传动操作或电动操作时，应立即进行到底，在带负荷误拉开刀闸时，禁止再合上此刀闸，在带负荷误合刀闸时，禁止再将误合的刀闸拉开。
3。2.1.2 电动机构刀闸,手摇操作动作缓慢，在带负荷误拉刀闸，拉开距离很小，发生连续火花时,应迅速改变操作方向，将刀闸合上。
3.2.2 母线和刀闸接触部分过热 3。2。2。1 现象：
1） 过热处能看见热气流，表面氧化发黑。 2） 过热严重时甚至发红,有火花放电声。
19
5。4。2。2 处理： 1） 汇报值班长，加强监视。
2） 刀闸接触不良过热，立即联系检修处理. 3) 改变运行方式,降低发热点电流或拉开过热刀闸。 4) 母线或刀闸过热严重，不能运行,应请示分厂停电处理。 3.2.3 刀闸瓷质部分断裂处理
3.2.3。1 停止刀闸操作，迅速离开故障刀闸,保持安全距离. 3。2。3.2 汇报值班长，改变运行方式，将故障刀闸停电处理。 3。2.3.3 刀闸瓷质裂纹时，严禁在刀闸带电的情况下进行操作。 3。2。4 10kV系统接地 3。2.4。1 现象：
1） 警铃响，发“10kV母线接地”信号.
2） 10kV母线绝缘监察电压表一相降低或为零，另两相升高或等于线电压。 5.4.4.2 处理：
a） 恢复警铃,汇报值班长。
b) 询问净化、空压等有无新启动的设备或电动机有无异常，如有应选择瞬停一次。
c) 到10kV高压室检查保护装置(必须穿上绝缘靴和相应劳动保护用品才允许进入10kV高压室,如要触碰设备需要戴上绝缘手套)，有“接地”表示者重点检查，并瞬停切换查出接地点。
d) 10kV母线切换为备用电源运行，判断是否为工作电源接地。 e) 经检查未找出接地点,则证明为母线接地，停电处理。 f) 10kV系统单相接地运行时间不得超过两个小时. g） 故障消除后，恢复正常运行方式。 4 互感器运行与维护
4.1 电压、电流互感器正常运行和维护 4.1.1 电压互感器送电前的检查
4.1.1.1 检查瓷质部分清洁无破损，设备上和周围无影响送电的杂物. 4。1.1.2 各连接部分接触良好，无松动现象。 4。1.1。3 气体压力正常，各部无渗漏现象. 4.1。1。4 设备地基无下沉。 4.1。2 电流互感器送电前的检查 4。1。2。1 设备周围无影响送电的杂物。 4.1。2。2 临时安全措施已拆除除。
4。1。2。3 各连接部分连接良好，无松动现象。 4。1.2.4 变比、接线正确，二次回路无开路现象. 4。1.2.5 瓷质部分清洁无破损.
4.1。2.6 气体压力正常，各部无渗漏现象。 4。1.3 电压互感器运行中的检查
4.1.3。1 正常运行中的检查按4.1。1检查外，还应检查 1)运行中声音是否正常，有无放电声及放电痕迹。 2）干式电压互感器不应流胶，外壳不应破裂。
4。1。3.2 电流互感器运行中的检查除按6。3。2中有关部分检查外，还应检查 1）接头是否过热，变色,其温度不允许超过70℃。 2）无放电声和异音，无异味。 4。1。4 互感器操作及注意事项
20
4。1。4。1 电压互感器不允许大于额定电压10％情况下运行,电流互感器不允许大于额定电流10%的情况下运行.
4。1。4.2 电压互感器二次不能短路,电流互感器二次不能开路。
4.1.4.3 10kV及以上的电压互感器绝缘电阻一次用2500V摇表测定,其值不低于500MΩ.二次用500V摇表测定其值不低于1MΩ.电流互感器二次侧绝缘电阻值不低于1MΩ。
4.1。4。4 两组电压互感器二次并列时，必须在一次并列后进行。
4。1。4。5 新投入或大修后有可能变动相别的电压互感器必须定相正确。 4。1.4.6 电压互感器停电时，注意对继电保护及自动装置的影响,以防误动或拒动。
4。1。4.7 电压互感器停电时,注意应将负荷转移至其它电压互感器上或将失去电压有可能误动的保护退出。
4。1.4。8 110kV电压互感器应先合上一次隔离开关，再合上二次开关。10kV电压互感器送电前，应先合上二次插件,然后将手车摇到工作位置,再合上二次开关。
4.1.4.9 电压互感器故障情况下应用开关停电，正常情况下可用隔离开关停送无故障的电压互感器。 4。1.4.10 110kV及以下电压等级的母线送电前先投入电压互感器，停电后拉开电压互感器。 4。2 电压、电流互感器异常与事故处理 4.2.1 发生下列情况应立即将电压互感器停电 4.2.1.1 电压互感器内部有劈啪声. 4。2。1.2 发生绝缘烧损的气味或冒烟. 4。2.2 处理：
4.2。2。1 110kV母线电压互感器故障，汇报值班长，用上一级电源开关停电. 4.2.2.2 线路电压互感器故障，将线路停电，汇报分厂领导，变电站领导。 4。2。2。3 10kV母线电压互感器故障，汇报值班长用电源进线开关将其立即停电。 4.2。3 电压互感器着火处理
4.2.3.1 电压互感器着火时,按母线故障处理。 4.2.3。2 汇报值班长，组织人员自救火。 4.2。3.3 做好措施,避免危及其它设备。
4。2。4 110kV线路或母线电压互感器二次回路断线 4。2.4.1 现象：
1）警铃响,发“PT电压回路断线\"信号. 2）相应的有功、无功、电压指示降低或为零。 4.2.4。2 处理： 1）汇报值班长。
2)线路PT二次开关或母线PT二次开关跳闸，外部检查无问题可合一次，再跳闸,通知检修处理。 4。2.5 10kV母线电压互感器回路断线 4.2.5.1 现象：
1)警铃响，发“10kV PT电压回路断线”信号。 2）绝缘监察表指示不平衡. 3）母线电压表指示降低或为零. 4.2.5.2 处理： 1)汇报值班长。
2）对断线PT停电，PT所在母线带有备自投时应断开BZT装置投入开关。 3）二次开关跳开,应合上二次开关,再跳开，停电，通知检修处理。 4）一次保险熔断，应测电压互感器绝缘良好后更换. 4。2.6 电流互感器二次回路断线
21
4.2。6.1 现象:
1）警铃响，发CT电流回路断线信号。
2）测量回路断线时，电流表指示为零，功率表指示降低或为零。 3）电流互感器有嗡嗡声、放电声，严重时冒烟有焦味。 4。2.6。2 处理： 1)汇报值班长。
2)根据其它表计指示，对该设备进行监视。
3）保护用电流互感器二次回路断线时,应退出相应保护. 4)无法判断电流互感器二次回路断线，立即通知检修处理。
5）电流互感器二次回路断线,检查处理时要穿绝缘靴，戴绝缘手套，以防二次产生高压触电。 4。2.7 10kV母线PT铁磁谐振 4。2.7.1 现象：
1）基波谐振：两相对地电压升高，一相降低.或是两相对地电压降低，一相升高。且高于线电压. 2）分频谐振：三相电压依次轮流升高，电压在同范围内低频摆动，约每秒一次。 3）高频谐振:三相电压同时升高，其数值相同. 4.2.7。2 处理：
1）投入一个备用设备，改变系统参数,消除谐振. 2)切换到备用电源，改变系统参数，消除谐振。
3）谐振造成PT一次保险熔断，谐振可自行消除；可能造成继电保护和自动装置的误动,更换一次保险，恢复PT正常运行.
4）禁止用拉PT小车的方法来消除谐振。 5 避雷器运行
5。1 避雷器正常运行和维护
5.1.1 避雷器投入运行前,必须经高压试验合格。 5。1。2 投入运行前的检查 5.1。2。1 瓷质和法兰清洁无破损。 5。1。2.2 连接线、接地线、拉线应牢固。 5。1。2.3 放电记录装置完整，并记录其指示值。
5。1。2。4 避雷器投入运行前，必须经高压试验人员测定其绝缘电阻及各项参数合格后方可投入运行。 5.1.2.5 避雷器的绝缘电阻用2500V摇表测量，电压为6kV至15.75kV的避雷器绝缘电阻不得低于200MΩ.110kV以上电压等级的绝缘电阻不低于2000MΩ。
5。1。3 运行中的检查 5。1.3.1 内部有无响声. 5.1。3.2 有无放电现象。
5.1。3。3 雷雨后要对全所避雷放电记录器检查是否动作，并记录其指示值. 5.1.4 发生下列情况之一时，用开关切断避雷器电源 5。1。4.1 避雷器套管爆炸，冒烟、冒火、放电。 5.1.4。2 避雷器套管严重破裂，严重放电造成接地. 6 电缆技术参数与运行 6.1 电缆允许最高温度运行值
电缆额定电压 电缆芯最高允许温度（℃） 电缆外皮最高允许温度(℃） 10kV 65 50 22
6.2 电缆正常运行与维护
6。2.1 电力电缆的正常工作电压，一般不应超过电缆额定电压的15%。
6。2.2 电缆原则上不允许过负荷，即使在事故时出现的过负荷，也应迅速控制在允许载流量内。 6。2。3 投入前的检查
6。2.3。1 测量绝缘电阻值应合格。 6.2.3。2 接头螺丝应压紧。 6。2.3。3 电缆头不漏油。 6。2。3。4 外皮接地应接好。
6。2。3。5 电缆更换或大修后检查相位，并作耐压试验合格后方可投入运行. 6.2。4 运行中的检查
6.2。4。1 电缆头不漏油、不发热、无放电现象。 6。2.4。2 电缆沟内不应积水。 6.2。4。3 外皮接地良好. 6。2。4.4 电缆头应无裂纹。 6。2.5 电缆绝缘电阻的测定：
6。2。5。1 测量电缆绝缘前后必须进行放电。
6。2。5.2 1000V以上电缆用1000V或2500V摇表测1分钟，每kV不低于1MΩ。 6。2.5.3 低压电缆用1000V摇表测量1min，不低于0。5 MΩ. 6.2。5.4 任意两相绝缘值之比不得大于2。 6。3 电缆事故的处理
6.3.1 发生下列事故应立即拉开电源 6.3。1。1 电缆头爆炸、电缆冒烟或着火. 6。3.1.2 电缆绝缘损坏，接地放电。 6.3.2 下列情况可联系处理,不需切断电源 6.3.2。1 电缆漏油. 6.3。2.2 铝皮鼓包. 6。3.2.3 接地线脱落。 7 10kV开关柜技术参数与运行 7.1 10kV断路器参数
设备名称 各馈线断路器 进线、母联、分段断路器 接地变断路器 电容柜断路器 7。2 10kV开关正常运行和维护 7.2。1 投入前的检查
7。2。1.1 检查断路器各部位清洁,完整，断路器本体及柜内无影响送电的杂物。 7.2。1.2 瓷质部分无破损、裂纹积尘现象。 7.2。1。3 控制室、操作柜无异常信号。
7。2.2 新安装或检修后的断路器投入运行前应做下列试验 7.2。2。1 远方和就地拉合闸试验良好,位置指示正确。 7。2。2。2五防锁 、电气和机械闭锁装置动作准确可靠. 7.2。2.3 继电保护及二次回路作业后，应有检修交待。 7。2。3 断路器运行中的检查
23
型 号 ZN63A(VS1） ZN63A（VS1) ZN63A（VS1） ZN63A（VS1） 额定电压kV 额定电流A 额定开断电流KA 12 12 12 10 1600 4000 1250 1250 31。5 40 31。5 31。5
7。2.3.1 断路器的固定遮栏完整,断路器本体及柜内无影响安全的杂物. 7.2.3。2 断路器连接部分无松动、过热现象. 7.2.3。3 瓷质部分清洁无破损、裂纹及放电痕迹。
7.2.3.4 断路器无异常信号，断路器位置指示正确，电压、电流、功率等数据显示正常,地基无明显倾斜下沉,设备外壳接地良好。
7。2。4 断路器操作注意事项
7。2.4。1 就地操作按钮只允许在符合本规程事故处理规定需立即停电者和远方操作失灵，开关需要就地操作者。
7.2.4.2 断路器操作时，应通知附近其它人员离开现场.
7。2。4.3 断路器手车在工作位置时二次插件被锁定不能拔除，二次插件未接通之前仅能分闸不能合闸。
7。2.4。4 对断路器设备的投入与退出，不应随意操作,更不应在操作受阻时，不加分析强行操作。 7。2。4。5 拒绝跳闸和三相不同期的开关严禁投入运行。
7.2.4.6 断路器停、送电不必取下二次插件,只将断路器摇到试验位置，拉开控制直流开关。 7.2.4.7 在测量断路器负荷侧电缆绝缘时,应先解除紧急解锁，验明确无电压后方可测量。 7。2。4.8 断路器合闸时跳跃，拉开控制直流开关，联系检修处理。 7。2。4。9 断路器合闸时应插入五防锁，检查无误方能操作。 7.2.5 10kV开关柜具有以下连锁
7.2.5。1 只有当断路器处于分闸位置时，隔离开关、手车方能拉出或推入。 7.2.5.2 只有当隔离开关、手车处于工作位置、试验位置时，才可以操作断路器。
7.2.5.3 只有当隔离开关、手车拉至试验位置和柜外线路侧电缆无电压时，接地刀闸才能合闸. 7。2.5.4 接地刀闸处于合闸位置时，隔离开关、手车不允许从试验位置推向工作位置。
7。2。5.5 电缆室后面采用挂板形式。挂板只有手车在试验位置或检修位置及接地刀闸合上的情况下方能打开.
7.2.5。6 只有当隔离开关、手车处于试验或移开位置时，才能拔下二次插件，从试验位置以后到达工作位置间及工作位置都不能拔出二次插件，开关柜在工作、试验位置都能锁定。
7.3 10kV断路器异常与事故处理 7.3.1 开关拒绝合闸 7。3.1.1 原因：
1)断路器处于未储能状态。 2）转换接点接触不良。 3）操作电压过低。 4)断路器连杆机构卡涩。 5)操作回路断线。 6)转换把手位置不正确。 7。3.1。2 处理：
1）控制直流开关跳闸，应合上一次，再次跳开,联系检修处理。 2)操作电压过低应调整。
3）转换把手位置不正确，应切至正确位置. 4）其它原因联系检修处理。 7。3.2 开关拒绝跳闸 7.3.2。1 原因： 1）转换接点接触不良。 2)断路器机构卡涩.
24
3）操作电压过低。 4）操作回路断线。 5）转换把手位置不正确。 7。3。2。2 处理：
1)控制直流开关跳闸，应合上一次,再次跳开，联系检修处理. 2)操作电压过低应调整。
3）转换把手位置不正确，应切至正确位置。
4）其它原因引起拒绝分闸，紧急时应手动跳开开关，停电后，联系检修处理。 7。3.3 断路器手车不能在柜体中进出 7。3。3.1 原因： 1）断路器在合闸状态。
2）操作手柄未完全插入推进孔中。 3）接地刀闸在合位。 7。3.3.2 处理：
1）核对设备标识、编号无误后，检查断路器在合闸状态，应断开断路器。 2）操作手柄未完全插入推进孔中，应完全插入操作手柄。
3）核对设备标识、编号无误后，检查接地刀闸在合位，应拉开接地刀闸. 4)经以上检查处理后开关手车仍不能在柜体中进出,联系检修处理. 7。3。4 下列情况不经批准，值班人员可用上一级开关停电 7.3.4.1 接点熔化。 7.3。4.2 断路器着火。 7。3。4。3 人身触电。 7。3.4。4 断路器本身爆炸.
7.3。4。5确信故障点在断路器负荷侧,断路器或保护拒动。 7。4 10kV 补偿消弧线圈工作原理及结构用途
消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，提供一电感电流，补偿接地电容电流，使接地电流减小，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压速度降低，达到熄灭电弧的目的。当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效的抑制过电压的辐值,同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等。该装置适用于6～10kV中性点不接地的电网，对电网单相接地的电容电流进行自动跟踪补偿，并可根据设定的脱谐度实现欠补、全补或过补运行.
7.4.1 由可调电感的消弧线圈、自动跟踪补偿控制装置和特制的高压开关柜三部分组成。
7.4.2消弧线圈采用三相五柱干式结构，将消弧线圈和接地变压器合二为一，既有消弧线圈、又有接地变压器的作用.
7.4.3 消弧线圈在其额定电流范围内，可以通过可控硅调节电感电流，实现对电网对地电容电流的自动跟踪补偿。调可控硅式消弧线圈是把高短路阻抗变压器的一次绕组作为工作绕组接入配电网中性点，二次绕组作为控制绕组由2个反向连接的可控硅短接，调节可控硅的导通角由0～180°之间变化，使可控硅的等效阻抗在无穷大至零之间变化,输出的补偿电流就可在零至额定值之间得到连续无极调节。可控硅工作在与电感串联的无电容电路中，其工况既无反峰电压的威胁，又无电流突变的冲击，因此可靠性得到保障。
7.4。4 自动跟踪补偿控制装置具有日历时钟显示、电网电容电流值显示、补偿脱谐度设定和显示、电网电压值显示、电网零序电压值显示、自动跟踪补偿状态指示、故障追忆、补偿追忆以及通道精度整定等功能，并且可以选择自动运行或手动运行.
25
7。4.5 具有RS232、RS485通信接口，接入综合自动化系统.消弧线圈控制回路具有过压、短路、闭锁等保护功能，能充分保证消弧线圈的正常工作运行。
第六章 变压器安全运行规程
1 变压器参数 1。1 各变压器参数 名称 接地变 站内变 型号 DKSC11 S11-M-80/10 额定容量(KVA) 400 80 数量 额定电压V 接线组别 2 2 10。5/400 10.5/400 ZN Yyn0 阻抗电压 4。18％ 绝缘级别 F F 1.2 主变压器参数 主 变 本 型 号 接线组别 额定电压（kV） 额定电流（A） 负载损耗kW 2 变压器正常运行方式 2.1 变压器的运行条件
2。1.1 变压器在规定参数条件下可长期运行。
2。1。2 变压器在对应分接头额定电压±5%范围内变化时,其额定容量不变。
2。1.3 自冷变压器，上层油温最高不得超过95℃，为防止绝缘油加速劣化，一般不应经常超过85℃，上层油温温升不得超过50℃。
2。1。4 干式变压器运行中允许温度（环境温度为40℃）:
变压器部位 绝缘等级 A E 绕 组 B F H 铁芯表面及结 构零件的表面 最大不超过接触绝 缘材料的允许温升 允许温升(℃） 60 75 80 100 125 温度计法 电阻法 测量方法 SZ11—50000/110 YN，d11 110±8×1。25% 4.62 183。750 调压方式 冷却方式 容 量KVA 阻抗电压 空载电流 有载调压 ONAN 50000 15％ 0。07％ 相 数 周波(Hz) 油 种 空载损耗制造厂家 3 50 45 25.545kw 鲁特电工 2。1.5 干式变压器当强制风机启动时变压器输出容量可提高40％，适用于断续过负荷或应急事故过负荷运行.(所自用变80℃自动启动散热风机,60℃自动返回,110℃温度高报警,130℃跳闸)
2。1.6 当环境温度低于－5℃时，干式变压器输出功率可以略高于额定值，当环境温度高于40℃时,应降低使用容量.
2.2 变压器正常过负荷运行条件
2.2。1 变压器在正常情况下，允许过负荷运行,正常过负荷的数值及允许运行时间决定于过负荷运行前油的温升，在正常过负荷运行期间，应对油浸饱和电抗器震动及变压器各部加强监视。
2。2。2 变压器过负荷数值及允许运行时间：
在事故情况下,有备用变压器应投入备用变压器,无备用时，允许按下表规定运行： 油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间（小时：分) 过负荷倍数 1。1 环 境 温 度 ℃ 0 24:00 10 24：00 20 24：00 30 19:00 40 7:00 26
过负荷倍数 1。2 1.3 1。4 1。5 1.6 1。7 1。8 1.9 2。0 环 境 温 度 ℃ 0 24:00 23：00 8：30 4：45 3:00 2：05 1：30 1:00 0:40 10 24：00 10：00 5：10 3：10 2:05 1:25 1:00 0:35 0:22 20 13:00 5:30 3：10 2:00 1：20 0：55 0：30 0:18 0：11 30 5:50 3：00 1：45 1:10 0：45 0：25 0:13 0:09 0:06 40 2:45 1：30 0：55 0：35 0：18 0:09 0：06 0:05 2.3 变压器投运前的操作与规定
2.3.1 变压器在新安装或检修后，投入运行前及停运半个月以上者，均应测量线圈的绝缘电阻，并将测量数值和当时的油温记入运行值班记录薄中。
2.3.2 测量绝缘电阻时,对绕阻运行电压为500V及以下者用500 V摇表，测量运行电压为500Ｖ以上用1000V～2500V摇表测量。
2。3.3 变压器的充电，必须在装有保护(一般为高压侧）的电源侧进行,停运时先停负荷侧，后停电源侧。
2。3。4 110kV主变在投入和断开变压器时，操作前中性点必须接地，操作完毕才允许经避雷器接地。 2。3。5 无载调压变压器，切换分接开关位置工作,必须在停电后由检修人员进行,容量超过1000KVA的变压器,倒换分接头后，应测其直流电阻，三相相差不得超过2%.1000KVA以下的变压器，倒换后用万用表测电阻合格后，方可投入运行。分接开关的切换档位应记录在值班记录本上。
2.3.6 主变送电前，应检查变压器低压侧中性点接地是否良好。 2。3.7 正常运行和备用中的变压器保护按规定使用.
2。3。8 新装或变动过内、外连接以及改变过接线组别的变压器，在并列运行之前，必须核定相位。 2。3.9 变压器并列运行应满足下列条件 2。3.9.1 绕组接线组别相同.
2。3。9.2 电压比相等（最大允许相差±0.5％）. 2。3.9。3 阻抗电压相等(最大允许相差±10％）。
2.3.9.4 电压比和阻抗电压不同的变压器在任何一台都不过负荷的情况下，可以并列运行。 2.4 瓦斯保护投运操作与规定
2。4。1 正常运行或备用的变压器,重瓦斯保护应投“跳闸”位置，轻瓦斯保护应投“信号”位置，有载调压分接开关的瓦斯保护应投“跳闸”位置。
2.4.2 运行中变压器差动保护和瓦斯保护不得同时退出,试验探针严禁按动。两保护任一退出须经变电站领导批准。
2.4。3 运行中进行下列工作时重瓦斯保护应改投“信号”位置,工作结束后连续运行1 小时未出现误动现象时（不包括正常反映），投“跳闸”位置。
2.4.3。1 变压器滤油、加油、换硅胶。 2。4.3.2 处理呼吸器畅通。
2。4.3。3 油泵及其油管路检修后接于运行变压器本体。
2。4。4 运行中进行下列工作时，重瓦斯保护改投“信号”位置,工作结束后，应立即改投“跳闸”位置：
2。4。4。1 瓦斯继电器及二次回路检验.
2.4.4。2 变压器除采油样和用瓦斯继电器上部放气阀放气外，在其它所有部位放气放油。
27
2.4。4。3 开闭瓦斯继电器连接管上的阀门.
2.4.5 新安装或大修后的变压器投入运行时,重瓦斯保护应投“跳闸\"位置。 2。5 变压器送电前的准备和检查 2。5.1 变压器投运前的试验
2.5。1。1 检修后开关的拉、合闸试验。
2.5。1。2 新安装或二次回路作业过的变压器，自控班应配合运行人员做保护传动试验。
2。5。1.3 新安装变压器在投入运行前进行五次全电压冲击合闸试验，大修更换线圈的变压器投入运行前进行三次全电压冲击合闸试验.
2。5.2 变压器运行前，应收回所有工作票，拆除全部安全措施，测量变压器各绕组绝缘电阻合格,并进行如下检查：
2.5。2。1 变压器本体、套管、散热器、瓷瓶清洁无缺陷,无渗漏油。
2.5。2。2 各部油位，油色正常，各阀门的开关位置应正确,散热器、硅胶罐、油枕的阀门全部打开并放气。
2。5.2。3 变压器外壳接地良好，铁芯接地套管必须接地。 2.5。2。4 基础牢固,无下沉。
2。5。2。5 调压传动机构灵活好用、指示正常，分接开关在规定位置。 2。5.2。6 变压器各部导线接头应紧固良好，相位正确，标志明显。 2。5.2.7 套管清洁完整,无损坏裂纹。 2。5.2.8 压力释放阀完好。
2。5.2.9 吸潮器应装有合格的干燥剂. 2.5。2.10 温度计及测量回路完好。 2.5.2.11 变压器上无遗留物。
2。5.2.12 冷却系统完好、冷却器控制箱、端子箱、机构箱的门要关好。 2.5.2.13 保护测量信号及控制回路接线正确。 2.5.3 干式变压器投入运行前还应检查：
2.5。3.1 变压器本体部件紧固、螺栓及绕组垫块不应发生松动或移位,铁芯接地连接片是否可靠连接，无缺件。
2。5。3.2 变压器和铁芯表面无污垢，绕组不应有破损及变形。 2.5。3。3 变压器外罩完好。
2。5。3。4 冷却风机启动试验良好，温度控制器良好。
2。5。4 新安装或大修后的变压器必须经下列试验合格，并有完整试验记录 2.5.4。1 变压器及套管绝缘油试验.
2.5。4。2 变压器线圈及套管介质损失角测量。 2。5.4.3 泄漏电流试验。
2.5。4.4 110kV及以上电压等级的变压器做局部放电试验. 2.5。4.5 工频耐压试验.
2。5。4。6 变压器直流电阻测量. 2。5.4.7 所有分接头变比的测量。 2.5。4.8 变压器的接线组别和极性测试. 2.5.4。9 变压器套管绝缘电阻和吸收比测试。 2。6 变压器运行中维护和检查
2。6.1 正常运行中油浸式变压器检查项目：
2.6.1。1 变压器油位和温度计应正常,油枕的油位、油色均正常且不渗油。 2.6。1.2 套管外部清洁，无破损、无裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。
28
2。6.1。3 变压器本体声音正常,无渗油、漏油、吸湿器完好，硅胶干燥有效，潮解变色部分不应超过总量的1/2。
2。6。1。4 检查变压器铁芯接地线和外壳接地线是否完好，采用钳形电流表测接地线电流值，应小于0.5A
2.6。1。5 防爆管隔膜完好无损，压力释放阀无动作。
2。6。1.6 瓦斯继电器内充满油，无气体,有载分接开关的位置和电源指示应正确。 2。6.1.7 变压器室的门、窗完整，室内无进汽、积水、漏水,温度、照明适宜。
2.6.1.8 启用的冷却器组数是否正确，分布是否合理,风机和油泵运转是否正常，有无金碰撞声,油流继电器的指示是否在“流动位置”。
2。6.1。9 冷却装置正常各控制箱及二次端子箱门应关严，以防受潮。
2.6.1.10 导电部分、引线接头无发热迹象，各部温度正常，接头温度不应超过70℃。 2。6.1。11 变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常，地基无下沉。 2。6.2 变压器特殊巡视检查项目：
2.6.2。1 气温骤变时，检查油位和瓷套管油位是否有明显的下降，各侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。
2.6。2.2 大风、雷雨、冰雹后,检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象,雷电记录仪数字有无变化并做好记录。
2.6.2。3 浓雾、毛毛雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和落雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。
2.6。2。4 过负荷运行时,应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器声音是否正常，检查接头是否发热，冷却器装置投入量是否足够，运行是否正常，防爆膜,压力释放器是否动作过.
2。6。2.5 变压器发生短路故障或穿越性故障时,应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断,瓷质外绝缘有无破裂,接地引下线等有无烧断,瓦斯继电器有无动作，收集气体辨别色、味，气体可燃否。
2.6。3 正常运行中干式变压器检查项目：
2。6。3。1 高低压侧接头无松动过热,电缆头无放电、漏油、渗油现象.
2。6。3.2 根据变压器采用的绝缘等级，监视绕组和铁芯的温升不得超过规定值，线圈、端部引线、固体绝缘有无变色.
2.6。3.3 变压器间隔内无异味,运行声音正常，温度正常.
2。6。3。4 变压器套管、分接板及本体清洁，无损伤和局部变形，各焊接处无开焊现象. 2。6.3.5 支持瓷瓶无裂纹、放电痕迹。 2。6。3.6 冷却风扇运行正常。 2。6.3。7 干式变检查时的注意事项：
1） 运行中不得私自进入系统参数设定状态，为了避免引起变压器误跳闸，输出功能检测不允许模拟跳闸状态。
2） 变压器投入运行后,禁止进入隔栏检查设备,特别是禁止触摸变压器本体，不得超越人与带电体安全距离.
3） 对变压器进行高压测试前,应先将传感电缆从温控箱上卸下,以防损坏温控仪。 2.6。4 下列情况应对变压器进行特殊检查，增加巡视检查次数： 2.6。4.1 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72小时内. 2.6.4。2 有严重缺陷时.
2。6。4.3 气象突变（大风,大雾,大雪，冰雹，寒潮等时） 2。6。4.4 雷雨季节特别是雷雨后。 2。6.4。5 高温季节、高负荷期间。
29
2.6。4。6 变压器大负荷运行时.
2。6.5 有载分接开关运行中的检查和规定:
2。6。5.1 有载分接开关用的压力释放阀、吸潮器应良好，油枕油位、油色应正常，分接开关及其附件各部位应无渗漏油。
2。6。5。2 在严重过负荷或系统短路时，禁止调压.
2.6。5。3 有载调压变压器控制器电源指示灯显示正常，就地、远方分接开关显示级数应相同。 2.6.5。4 变压器投入运行前，即可投入其有载分接开关操作机构的电源，分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。
2。6。5。5 有载分接开关操作机构应经常保持良好状态，电动机构箱内部应清洁,润滑油位正常，机构箱门关闭严密,防潮、防尘、防小动物密封良好。
2。6。5.6 长期不调的有载分接开关,应在有停电机会时，在最高和最低分接头间操作几个循环。 2。6.5。7 有载开关正常运行12个月或切换4000次后，必须更换合格新油。 2。6。5.8 在正常运行情况下,有载开关每切换30000次，应将开关吊芯检查。 2.6.5.9 新投入的有载开关，在切换5000次后，应将开关吊芯检查。 2。7 有载分接开关的操作与规定
2.7。1 有载分接开关可以在控制室远方操作或就地进行电动操作，也可就地手动操作，变压器有载分接开关在运行中，应逐级调压，同时监视分接位置和电流变化，正常每次调压一档后应间隔1min以上，才能进行下一档调节.
2。7.2 有载调压变压器调压时，运行人员应根据公司下达的电压曲线，电流标准，进行逐档调整。其分接头额定容量应严格遵守制造厂规定。
2.7.2 操作有载分接开关时，每操作一次只能调一个级数（其中主变9a、9b、9c三个位置相同）。 2.7。3 在操作有载分接开关时，发现失控应立即 “有载急停”切断操作机构电源。
2.7.4 在操作有载分接开关时,发现重瓦斯动作，若断路器没有跳闸，人为切开，绝对禁止再操作有载分接开关。
3 变压器异常运行和事故处理 3。1 变压器异常运行的现象 3。1.1 变压器的异常情况 3。1.1。1 噪音较大，声音异常. 3.1.1.2 套管裂纹，有放电现象。 3。1.1.3 引线发热变色，但未熔化。 3。1.1.4 温度超过正常值。
3.1。1。5 塞垫盘根凸出，严重漏油。 3。1.1.6 油标显着下降。 3。1.1.7 油质不合格。
3。1。2 发现上述情况,应汇报有关领导,通知检修，做好事故预想，并采取下列措施: 3.1.2。1 加强监视。
3.1。2.2 有备用变压器倒换备用变运行. 3.1。2。3 减少该变压器负荷。
3.1。2。4 不能长时期坚持运行，请示分厂主管领导停电处理。
3.1。3 运行中变压器温度显著升高接近或超过允许值时，需进行下列工作:
3。1.3.1 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷下冷却介质温度比较。 3。1。3。2 核对温度表.
3.1。3.3 检查变压器冷却装置或变压器室通风情况. 3。1.3。4 以上均正常，应将变压器停电处理。
30
3.1.4 油浸变压器的油位较当时油温应有油位显着降低，应加油，如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改投信号，采取措施，处理漏油,并加油。
3。2 变压器异常事故的处理
3。2。1 值班人员在变压器运行中发现异常情况时,应设法尽快消除，汇报上级领导并做好记录. 3。2.2 变压器有下列情况之一者应立即停止运行 3。2.2.1 变压器内部声音异常，有明显放电声. 3。2.2.2 压力释放阀喷油. 3。2。2.3 严重漏油使油面下降。 3。2。2.4 套管有严重破坏和放电现象。 3。2.2.5 变压器着火。
3.2。2.6 套管接头，引线发红熔化或熔断. 3。2.3 变压器断路器跳闸
3.2.3。1 变压器跳闸时，警报响,保护动作信号来，此时应该根据系统冲击及保护信号判断故障性质，进行处理。
3。2.3。2 变压器跳闸,备用变如未联投应迅速投入备用变.
3。2。3.3 如确认变压器是由于外部故障使过流保护动作，则在确认故障切除后，不经内部检查即可投入运行。
3。2。3。4 如确认有人误动二次线，系统无冲击，则可将变压器立即投入运行。
3。2.3.5 瓦斯保护动作跳闸，应立即对变压器本体进行检查，外部有明显故障现象，将该变压器停电,测定绝缘电阻，做好安全措施,汇报变电站领导。
3.2.4 变压器着火的处理
3。2.4。1 拉开变压器各侧断路器和隔离开关，停止动力电源、潜油泵运行。 3.2.4。2 迅速启动消防喷雾装置隔绝氧气。(详见消防操作规程)
3.2.4。3 通知消防队，组织人员自救火,干式变压器使用干式灭火器、二氧化碳等灭火器灭火，油浸变压器使用泡沫灭火器或干燥的沙子等灭火。
3.2.4.4 油溢出变压器顶盖着火时，应打开下部放油门放油至适当油位。变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸.
3.3 瓦斯保护动作的原因及处理
3.3.1 瓦斯保护动作的原因和故障性质可由内部积聚的气体量，颜色和化学成份鉴别。根据气体的多少可估计故障程度。如积聚的气体是无色无味且不可燃的，则瓦斯继电器动作是空气所致。如气体是可燃的则瓦斯继电器动作的原因是变压器内部故障所致。
3.3。2 变压器故障的性质可根据下表来确定
气体颜色 无色、无味，不可燃 黄色，不易燃 浅灰色，带强烈臭味，可燃 灰色和黑色,易燃 故障性质 空气 木质故障 纸或纸板故障 油故障 处理方法 放气后继续运行 停止运行 停止运行 停止运行 3.3。3 气体颜色的鉴别必须迅速进行，否则经一定时间颜色会消失. 3。3。4 轻瓦斯保护动作的原因
3。3。4。1 因滤油，加油或冷却系统不严,以致空气进入变压器. 3.3。4.2 因温度下降或漏油，使油面缓慢下降。 3.3.4。3 由于发生轻微故障或发生穿越性故障。 3。3.4.4 二次回路故障. 3.3。5 轻瓦斯保护动作后的处理
31
3.3。5.1 如瓦斯信号来的同时,伴随有表计冲击、压力释放阀动作或有关接地信号，应立即停止变压器运行。
3.3.5。2 记录瓦斯继电器气体量，观察其颜色,判断故障性质，并联系取样化验.
3.3.5.3 如瓦斯保护动作是由于油内剩余空气逸出造成，应放出瓦斯继电器的空气，并注意下次信号动作的时间间隔。若时间逐渐缩短,有备用变压器应倒备用变压器运行.
3。3。5。4 如油面过低造成，应联系加油,并按3.5.3规定执行，并做好措施. 3。3.5。5 如外部检查不能查出原因时，则需鉴定继电器内积聚的气体性质. 3。3。5.6 如气体是无色无味不可燃的，则变压器可继续运行。
3。3.5.7 如气体是可燃的，或油中溶解气体分析结果异常,应综合判断变压器是否停运。 3.3.5。8 若瓦斯保护动作是由于瓦斯保护本身或二次回路故障，通知自控处理。 3.3.6 重瓦斯保护动作（或轻瓦斯保护同时动作)的原因 3.3。6。1 变压器内部发生严重故障。 3.3.6。2 由于漏油等原因使油面下降过速. 3.3。6.3 检修后，油中空气分离速度过快。 3。3。6。4 二次回路故障。 3.3.6.5 人为误动。
3。3。7 重瓦斯保护动作(或轻瓦斯保护同时动作）的处理 3.3。7。1 检查变压器确已跳闸,应立即投入备用变压器.
3。3.7.2 如瓦斯保护动作的同时，伴随有表计冲击、压力释放阀动作或有关接地信号，应立即将变压器停电。
3。3。7.3 对变压器本体进行检查，检查项目 1）变压器本体外壳有无破裂或变形。 2)防爆管隔膜是否完整,压力释放阀是否动作。 3）检查瓦斯继电器有无气体，并联系化验. 4）检查变压器的油温、油位是否正常。
5)测定变压器绝缘，做好停电安全措施，通知检修处理.
3。3.7.4 瓦斯保护动作跳闸确属人为过失造成，可不经任何检查,立即投入跳闸变压器。
3。3.7。5 轻重瓦斯同时动作，或重瓦斯动作时，不得任意将瓦斯继电器内气体放出，应立即取样化验。
3.4 差动保护动作的原因
3。4。1差动继电器在变压器投入时动作，如果变压器在投入运行前未做差动保护试验，则应进行变压器保护试验,合格后才能再次投入.
3。4。2差动保护在运行中动作
3.4。2.1检查变压器的一次，二次断路器之间是否有短路,闪络，放电等现象。 3。4.2.2检查套管，电缆头,断路器电流互感器引线等是否有烧伤放电现象。
3。4。2.3检查变压器的安全气道有无喷油，溢油现象，变压器外壳有无裂纹跑油现象. 3。4.2。4对变压器做全面高压绝缘试验。
3。4.2。5检查保护回路故障时，做保护试验，合格后，投入运行.
3。4。2。6检查电流互感器的故障,更换电流互感器或修理合格后再投入运行. 3。4.2.7差动保护动作后，不经检查不能投入运行。 3.5 变压器过流动作跳闸检查和处理
3。5.1 检查变压器各表计有无短路冲击，电压是否下降，根据故障现象做具体判断. 3。5。2由于保护误动、误碰,则变压器可不经检查立即投入运行。
3。5.3变压器各表计有冲击，且电压一直下降,判明是否外部故障造成，当外部故障消除后，变压器的
32
外部检查无问题可投入运行。
3.5。4 如线路故障造成越级跳闸,可先切除故障回路，再迅速联系恢复送电。
第七章 谐波装置安全运行规程
1 谐波装置的运行与维护 1.1 电容器投运前的检查
1。1.1 检查电容器的配套件的连接是否正确,安装是否符合要求。 1。1.2 检查电容器的配套件的调试与保护整定是否符合要求。 1.1。3 检查电容器是否设有防护措施，防止误操作,保证人员安全。 1.1.4 若电容器损坏以新电容器更换时，须注意两者参数是否完全一致。 1。2 电容器运行中的检查
1.2。1 检查电容器运行时应无异常震动、噪声及放电声。
1.2。2 电容器箱体无鼓肚、变形，无喷油、渗漏油现象，箱体无锈蚀、油漆脱漆起壳现象。 1.2.3 检查各台电容器上套管（或支持绝缘子）无裂纹及放电闪络痕迹，无破损现象,外观清洁. 1.2.4 检查各连接点无烘黑、变色、烤红、冒水汽等过热现象；连接引线铝排无松动、脱落、断线、扭曲等损伤；螺栓、螺帽连接应紧固，无松脱现象.
1。2.5 电容器外壳接地良好,各构架无发热现象.
1。2。6 对电容器回路附属设备(串连电抗器，放电压变,避雷器)检查,按相应类型设备的巡视检查项目进行。
1。2。7 环境最温度不应超过37。6℃，最低温度不应低于—39。60℃ 1。2.8 检查电容器组运行时网门应锁好。 1。3 电容器运行注意事项
1。3.1 电容器运行电压和运行电流不应超过厂家的规定，三相电流表指示应平衡。 1.3.2 电容器应在额定电流下运行，最高不应超过额定电流的1。3倍。
1。3.3 电容器应在额定电压下运行，一般不超过额定电压的1。05倍，在额定电压1.15倍（瞬时过电压除）情况下,一昼夜不超过30min，额定电压1。2倍允许运行5min。
1。3。4 环境温度为40℃时，运行中电容器芯子最热点温度不得超过60℃，电容器外壳温度不得超过55℃。故电容器组较长时间运行后，需用红外线测温仪测量每台电容器外壳与接头处温度.
1.3。5 电容器在运行时，三相不平衡电流不宜超过额定电流的5％.
1.3.6 电容器开关拉开后，应经充分放电后才能再合闸(一般应间隔5min后才允许再次合闸）。因而在操作时，发生开关合不上或跳跃等情况，不可连续进行合闸。
1。3。7 严禁在电容器组运行时或电容器未经充分放电情况下开启网门进入电容器仓位；若需要查看电容器运行状况必须在网门外并保持足够的安全距离;只有在电容器组改为检修状态后才能打开网门。
1.3.8 电容器组在停电时尽管由放电线圈进行自动放电,待自动放电过程5min后，再合上全部三相电容器接地刀闸。
1。3.9 运行人员在操作电容器接地刀闸时必须戴绝缘手套。
1.3.10 电容器组必须在整流机组送电正常后方可投运，整流机组正常停电前，先将电容器组停运。 1.4 电容器安全注意事项
1.4.1 由于电容器是一种电能存储设备，其储存的电荷不可能在短时间内释放完，而且电容器中的电荷容易发生转移.因此，在人体接触电容器的带电部件前,即使电容器断电时间足够长,也应将电容器接地、短路、放电。任何时候都不要两手同时接触电容器的两个出线端子，以免受到残余电荷的冲击，造成不必要的伤害。退出运行的电容器应将其长期短路接地，以免在拆线、接线时受到残余电荷的冲击。
1。4。2 电容器及其单元内的油是一种微毒液体，但可能会对眼角膜造成伤害,所以应避免入眼，一旦入眼应及时用清水清洗干净；与人体的其它部位接触时不会对人体造成伤害,但不能食用。另外，电容器中
33
的油是一种可燃性绝缘油，注意做好消防安全.
1。5 电抗器的检查
1。5。1 检查绕组引出线，应无任何损坏或折断，如有损坏必须焊好. 1。5.2 检查绕组各层通风道有无异物或堵塞。
1。5.3 检查确认电抗器上下星形架玻璃钢绑扎带是否有损坏.
1。5.4 检查电抗器外表是否有损伤,电抗器绕组无变形，位移，支撑结构无变形。 1.5。5 检查电抗器的紧固螺栓是否拧紧,接线端是否良好。 1.6 电抗器的运行与维护
1。6。1 电抗器经检修后，在送电前均需测量绝缘电阻。用1000-2500V遥表进行分相测量，其结果不得低于1M/kV.
1。6。2 正常运行时，电抗器的工作电流应不大于额定电流，当环境温度超过35℃时，其工作电流应低于额定电流值.
1。6。3 值班人员在检查时，须注意电抗器周围应清洁无杂物，如有磁性物体存在，当电抗器外部短路时，由于短路电流大，磁场强,磁性物体易被吸入电抗器绕组上而使电抗器损坏，另外,电抗器间隔中有不断流通的冷却空气。
1.6。4 电抗器正常运行中的维护和检查： （1）检查支撑瓷瓶有无裂纹及胀污现象. (2）电抗器周围应清洁无杂物。
(3）电抗器间隔中应有不断流通的冷却空气，空气通风良好。 （4）电抗器应重叠牢靠，无倾斜不稳现象。 （5）检查电抗器有无放电声及焦气味。 (6）检查电抗器线圈是否变形。
（7）引线接头接触良好，无松动过热现象. （8）检查电抗器本体无异常。 （9）检查电抗器声音是否正常 . 2 谐波装置操作注意事项 2.1 谐波装置联锁机构操作程序 2。1。1 谐波装置由检修转运行送电操作
开关柜处于检修状态:即上、下隔离开关及断路器处于分闸状态，接地刀闸处于合闸状态，前后柜门均已打开。准备送电时，用程序锁钥匙将开关柜后门关上，再将钥匙插进前门上的钥匙座内，扭至关闭位置，将前门关上。
2.1。1。1 操作电压互感器柜送电
将操作位置手柄（操作把手）从“检修\"位置旋至“操作”位置 ，将操作杆插入接地开关操作盘内,拔下此盘下的小拔杆，拉操作杆把接地开关打开,再将操作杆插入上隔离开关操作盘内，拔下此盘下的小拔杆，推操作杆把上隔离开关合上，然后将操作位置手柄（操作把手）从“操作”位置旋至“工作”位置.
2。1.1.2操作断路器柜送电
将操作位置手柄(操作把手）从“检修\"位置旋至“操作\"位置 ,将操作杆插入接地开关操作盘内,拔下此盘下的小拔杆,拉操作杆把接地开关打开,再将操作杆插入上隔离开关操作盘内，拔下此盘下的小拔杆,推操作杆把上隔离开关合上。再将操作杆插入下隔离开关操作盘内，拔下此盘下的小拔杆，同时将电磁锁电源开关接通，拉出电磁锁芯（注意：电磁锁通电时间不大于5min)此时方可推操作杆把下隔离开关合上，然后将操作位置手柄（操作把手)从“操作”位置旋至“工作”位置。
2。1.2 谐波装置由运行转检修停电操作
开关柜出于工作状态：即上、下隔离开关及断路器处于合闸状态，接地开关处于分闸状态，前后柜门均已关闭。
34
2。1。2。1 操作断路器柜停电
遥控将断路器断开，将操作位置手柄（操作把手）从“工作”位置旋至“操作\"位置，将电磁锁电源开关接通，拉出电磁锁芯,同时将操作杆插入下隔离开关操作盘内，拔下此盘下的小拔杆,拉操作杆把下隔离开关断开，在将操作杆插入上隔离开关操作盘内，拔下此盘下的小拔杆，拉操作杆把上隔离开关断开，然后将操作杆插入接地开关操作盘内,拔下此盘下的小拔杆,推操作杆把接地开关合上,最后将操作位置手柄（操作把手）从“操作\"位置旋至“检修”位置.
2.1。2.2 操作电压互感器柜停电
将操作位置手柄（操作把手）从“工作”位置旋至“操作”位置，将操作杆插入上隔离开关操作盘内，拔下此盘下的小拔杆，拉操作杆把上隔离开关断开，然后将操作杆插入接地开关操作盘内，拔下此盘下的小拔杆,推操作杆把接地开关合上，然后将操作位置手柄（操作把手）从“操作”位置旋至“检修\"位置。
2.1。3 只有在断开墙壁上的进线隔离开关后,才允许打开柜前门，取出钥匙,再打开柜后门。
2.1。4 机械联锁结构操作时出现卡塞现象时,首先检查操作顺序是否正确，如非操作程序错误应立即通知检修处理,严禁野蛮操作。
2.2 谐波装置保护联跳压板投退要求
2。2。1整流机组保护屏处滤波保护跳主、副分闸压板，为滤波保护总的出口压板，机组正常运行时必须投入,该压板不随机组滤波装置投退而改变。
2.2.2整流机组滤波高压柜处低电压保护联跳三压板为滤波装置低电压保护出口联跳220kV主开关压板，该压板随滤波装置投运、退出而改变,即滤波装置停电，开关拉开后即退出联跳三压板。机组送电正常，合滤波装置开关前，检查滤波PT电压指示正常，低电压保护动作信号复位后，测量低电压保护联跳三压板两端电压正确,投入联跳三压板。如整流机组的滤波装置不需要送电，则滤波高压柜处低电压保护联跳三压板不必投入。
2.2.3整流机组滤波PT如需要退出运行或断开PT二次空开时,则必须先取下滤波高压柜处低电压保护联跳三压板后，才允许对PT进行操作，防止整流机组滤波低电压保护动作联跳误将相关整流机组220kV开关跳闸.
3 谐波装置异常运行与事故处理
6.1 器遇下列情况之一，应立即拉开电容器开关 3.1.1 电容器爆炸.
3。1。2 电容器接头严重过热或温度超限值. 3.1.3 电容器严重喷油或起火。
3.1。4 电容器套管破裂并伴随闪络放电。 3。1。5 明显膨胀或有油质流出。 3。1.6 相电流不平衡超过5％以上。 3.1.7 联电抗器内部有异常声响。
附 录
1。 值班制度
变电站运行值班工作是金晖集团生产的第一线,是确保设备安全运行的有力措施，值班人员必须树立高度的工作责任感，自觉遵守值班纪律，精心工作,一丝不苟，为此特制定本制度。
1.1 运行人员上岗前必须取得运行电工证后方能正式担任值班工作。
35
1。2 值班班次要按变电站领导批准的值班方式和时间进行,值班人员应自觉遵守劳动纪律,不得迟到早退,值班人员请假应及早提出并得到本班值班长允许、运行专工同意后报站长批准。
1.3 值班人员当值期间是设备安全运行的直接责任者,有权处理设备的异常问题. 1。4 当值期间要服从调度命令（严重威胁设备和人身安全者除外）听从指挥。 1。5 当值期间应坚守岗位,任何情况下控制室内不得少于一人.
1.6 当值期间及班前严禁喝酒,严禁看与生产无关的书刊报纸，严禁做与生产无关的事.
1.7 当值期间要严格执行有关规章制度，认真监视各种信号和提示，准时抄表，定期进行各种检查和试验，对不正常的情况要加强监视。
1。8 各种数据情况要按规定记入各种记录薄中，要做到字迹清楚，工整，内容正确,齐全无误，严禁弄虚作假。
1。9 要认真执行安全工作规程,严格执行“两票三制”，严格把关，认真监护.
1.10当值期间不许会客，更不许带小孩值班，非当值人员未经许可不得进入控制室和室外高压区。 1.11 按规定要求仔细巡视设备（包括特巡）,不得走马观花，漏查项目,认真填写巡视记录. 1。12 发生异常和差错，要如实反映情况，从中吸取教训，不得弄虚做假,隐瞒真相。 1。13 当值期间必须穿戴劳保用品。
1.14 控制室电话，录音机是生产工具，不准在电话里聊天，录音机不准放音乐,听广播。 1。15 当值期间要做好设备与环境卫生、安全保卫、防火、保密工作。
1。16 当值期间按要求做好运行维护工作，控制室各工控机、控制电脑、触摸界面除维护人员外任何人不得擅自安装、改动系统软件、应用软件，不得使用光盘、软盘及U盘。
2．交接班制度
交接班制度是上下班之间对当班设备等运行情况进行的责任交接，是明确交接双方责任,保证设备安全运行的一项重要制度，全体运行人员必须严肃认真的执行。
2.1 交接班要求:
1) 交接班前交班人员须对当班工作进行一次认真检查，做好交班前的一切准备工作，接班人员在接班前15分钟到交接班室做好上岗前的准备工作。
2) 交接双方人员要相互尊敬,热情友好，交接双方在交接过程中要严格认真执行变电站交接班制度。 2。2 交接班注意事项：
1) 若交接班时间已到而接班人员未到齐,交班人员应立即向运行班长汇报,并留在岗上继续工作，在接班人员未到之前，不得擅自离岗。
2） 交接班期间内应避免倒闸操作和许可工作，如有紧急操作仍由交班人员负责，并中断交接手续，操作结束后重新履行交接班手续.
3) 交接手续未结束前,一切工作仍由交班人员负责,如在交班时发生事故，由交班人员负责处理，交班人员可要求及指挥接班人员协助处理。
4） 交接班巡视过程中发现的隐患和异常情况，由接班人员如实填写记录。 5） 在下列情况下不得进行交接班： 1) 在倒闸操作及许可工作未告一段落时. 2) 在处理事故时。
3） 接班人员有喝酒和精神不正常时。 4） 卫生未进行打扫时。 5) 接班人员未到齐。 2。3 交接内容:
1) 交待运行情况，交班值班长根据运行日记，交待本值内进行的倒闸操作及运行方式的改变情况;事故和故障处理,发现和消除设备隐患及设备检修试验情况；继电保护、自动装置、通信设备运行情况；整定值变更情况；现场安全措施布置；地线组数、编号及位置；有关上级指示及落实情况，下一步要进行的工
36
作及待完成的指令等.接班人员提问，查阅资料，直至无疑问。
2） 现场检查，接班值班长安排接班值班员分头进行检查核对，重点检查新发现的设备隐患和前一班未完的工作及现场安全措施布置情况，明确接班后的检修试验工作和安全注意事项；核对实际运行方式；试验有关信号装置；检查室内室外设备、继电保护、直流设备的运行和变动情况;检查安全用具、工具、仪器等；检查房屋建筑设施、照明、上下水道、消防器材、通信设备及环境卫生等。
3) 办理交接班手续,接班人员检查无问题后,先由交班值班长在运行日记上签名，后由接班值班长签名；注明交接时间,交接班工作方可结束。
4) 卫生责任区域的卫生清洁工作。 2。4 交接班的责任划分
1） 若因接班记录不全或未交待清楚,造成接班后发生问题，主要应由交班者负责.
2) 接班人员在交接班时，没有按规定认真检查设备，造成接班后发生问题，主要应由接班者负责. 3) 交接班过程中发现或发生的问题,由交班者负责处理、鉴定、记录。 4) 接班值班长未签名，交班人员不得离岗.
5） 如无记录,任何时候发现公用工器具丢失,均由当班人员负责按赔偿标准赔偿。 3．巡视检查制度
巡视检查设备是随时掌握运行设备健康状况,及时发现设备隐患及异常情况，确保设备和系统安全运行的重要措施,为此特制定本制度.
3。1 巡视检查的要求：
1) 巡视检查工作分为定期巡视和特殊性巡视检查。 2） 巡视设备时必须遵守有关安全工作规程的规定. 3） 巡视检查必须正确穿戴劳动保护用品. 4） 当班值班长必须对设备至少巡视一次. 5) 用绝缘杆检查高压设备时必须有两人进行。 6. 对巡视中发现的问题应及时汇报。 7） 必须按时填写设备巡视记录。
8） 未经批准的其它人员不得巡视检查设备。 3。2 巡视检查的周期：
1) 每班不得少于四次（交、接班各一次，当班期间二次），每次间隔时间不得超过两小时。 2) 遇有下列情况应增加巡视次数，每小时进行一次特巡： 3） 试运行或大修后投入运行的设备。 4) 设备缺陷近期有发展时。
5) 恶劣天气、事故跳闸和设备运行中有可疑现象时。 6） 法定节假日和上级通知有重要任务时。 7) 电解有工艺要求期间。
8) 10KV所变、高压室、电缆沟每天一次。 3.3 定期进行巡视检查的主要项目：
1） 已做的安措有无异常。有无未经许可的工作在进行. 2） 运行设备有无异常杂音。
3) 电气设备瓷质是否清洁，有无裂纹，有无放电痕迹和表面瓷损坏现象。 4) 各电气设备连接部分引线有无接触不良，过热断股现象。 5） 充油设备的油色、油位、油温是否正常，有无渗油、漏油现象。 6） 充气设备的气压是否正常，有无泄漏。 8) 机械部分:部件齐全、螺丝紧固，有无异常杂音. 9） 信号、保护、仪表装置：动作正常,指示良好。
37
10) 工具器材、安全操作用品齐备完好。 11) 水、暖、照明装置良好。 12) 各接地装置良好.
13) 主变运行是否正常,所用电系统运行是否正常。
14) 夜间对110kV设备进行熄灯巡视，检查带电设备连接部分有无过热发红、放电痕迹及闪络情况。 15) 各高压室、主控室、GIS室的门窗是否关好。 16) 主设备控制箱应定期开门检查是否正常. 17） 防误操作装置应完好。
3。4 特殊性巡视检查的主要检查项目：
1) 雨季下雨天重点检查各整流器室、电缆沟、泵坑等积水情况及房屋是否漏雨,发现问题,及时汇报。 2) 雷雨季节检查电缆沟积水和二次回路绝缘情况，检查门窗屋顶墙壁有无渗水现象，设备排油坑是否积水、雷击后检查瓷瓶、套管有无闪络痕迹，检查避雷器动作记数器动作情况.
3） 台风季节检查避雷针、避雷器、构架是否牢靠,场地周围有无容易吹起飞扬的对象，导线摆动及接头有无异常情况。
4） 高温季节重点检查充油设备油面高度、油温温升、接头发热是否正常，检查通风冷却装置是否正常.
5) 寒冷季节重点检查充油设备油面是否过低,导线拉力是否过紧，瓷瓶积雪结冰，管道有无冻裂等现象，检查防小动物进入室内的措施有无问题，加温装置是否完好并投入运行。
6） 事故跳闸后重点检查信号和继电保护、及现场开关动作情况，故障录波器动作情况，有关事故范围内设备有无损伤,充油设备的油色、油位、油压是否正常，瓷瓶和或套管有无烧损、闪络、断裂现象.
7) 高峰负荷时重点检查各线路负荷是否超过限额,检查导线、引线、接头有无过热发红现象. 8) 对运行方式变更、保护压板切换情况、定值变更的继电保护及自动装置，接班时必须作为巡视项目复核校对一次。
4．“两票”、“三制”制度
4。1 “两票”、“三制”是保证运行倒闸操作及设备的检修工作安全的组织措施，必须按运行、检修规程规定，严格执行。“两票”实施的办法，详见电气安全工作规程。
4.2 “两票” 1) 倒闸操作票； 2） 检修工作票； 4。3 “三制\" 1) 工作许可制度; 2） 工作监护制度；
3) 工作间断、转移和终结制度; 5．运行操作五、四、三、二、一制度
五清： 一．运行方式清;二．操作目的清；三．操作方法清；四．操作现场情况清;五．安全注意事项清
四审： 一．操作人写完操作票自审；二．监护人审；三．监盘人审;四．值班长审 三准： 一．设备编号看准；二．位置站准；三．操作准 二认真：一．认真执行唱复诵制；二．认真监护 一正确：操作完正确向值班长汇报 6. 设备缺陷管理制度
根据公司缺陷管理规定的要求,结合我站的实际情况特别制定设备缺陷管理制度如下：
6.1 运行班长是运行班组缺陷管理的负责人，负责全面掌握缺陷的记录、联系、验收等具体内容，运行人员发现缺陷后应及时汇报当班班长，由当班班长核对后，联系检修消除,并认真填写到值班记录上。
38
6.2 值班期间运行人员检查和发现缺陷，视其严重程度采取必要的措施，防止缺陷进一步发展和扩大，并尽可能创造条件，安排缺陷处理。检查发现的较大缺陷要及时汇报班长，变电站主管，对重大缺陷要及时向站长汇报，并做好事故预想及防范措施。
6.3 检修处理设备缺陷时，运行要布置好相应的安全措施,执行工作票制度或现场进行监护。 6.4 对暂不影响运行，不停电处理不了的缺陷，应请示主管同意，待有机会停电进行消除,同时做好防范措施,并严格按规定加强检查和维护，直至消除，以防扩大事故。
6。5 设备缺陷消除后，检修工作负责人应及时通知运行班长，由运行班长指定专人会同检修人员验收，验收合格后可送电.
6.6 检修人员未及时消缺，运行人员应主动再次联系检修处理。对重大缺陷运行人员应跟踪缺陷处理的全过程，对缺陷的处理时间，原因,消缺情况都要掌握并详细记录.
6。7 杜绝运行人员填写缺陷不认真，或与实际不符现象,凡发现存在上述问题,一经查处,将严肃处理。 7。 设备定期试验和轮换制度
7。1 为保证设备运行的安全,使备用设备始终处于良好的备用状态，及时发现备用设备的隐形缺陷，必须按规定对设备进行定期试验和轮换工作，当班因故不能按期进行试验和轮换时，班长需交待清楚,次日上班补做或让接班人员继续操作。
7。2 本制度规定的定期试验和轮换项目指运行中的设备、保护装置、自动装置所需进行的定期试验和轮换项目；新设备的投运、设备大小修后定期进行的试验和轮换工作，按运行规程及有关的规定执行.
7.3 未按期执行设备的定期试验和轮换的，而导致发生事故、障碍及异常时，负责执行此项工作的运行班长应负主要责任.
7。4 对长期无法进行定期试验和轮换的项目,应提出改进措施，未改之前，必须做好相应的反事故措施，否则出现问题应由有关的领导负责。
7.5 在进行定期试验和轮换工作时,若出现事故,应立即停止进行，根据当时的运行方式，按运行规程规定进行事故处理,待恢复正常时方可继续进行试验与轮换工作。
7。6 设备定期试验和轮换内容
7.6.1 每日每值接班后首先将每个监控机报警音响试验一次，由当值值班长负责指定操作员进行操作。 7.6。3 每月10日白班将本所(包括各个分配高压室）所有换气风机启动试验一次，由当值值班长负责指定操作员进行操作。
7。6.4 每月19日白班将本所内火灾报警控制器声音报警试验一次，由当值值班长负责指定操作员进行操作；检查所内、分配所及变压器室内各个灭火器是否失效，并作详细记录且马上上报主管.
7。6。5 每月28日白班将本所内事故照明试验一次，由当值值班长负责指定操作员进行操作。 8. 倒闸操作制度
倒闸操作是变电运行值班人员的一项重要工作。它关系着变电所及电力系统的安全运行，也关系着在电气设备上工作人员的生命及操作人员本身的安全。运行人员一定要树立“安全第一\"的思想，严肃认真地进行倒闸操作。
8。1 操作一般原则
8.1。1 凡是动力分厂的运行人员，根据工作范围，必须熟知本规程的全部或与工作有关的部分. 8。1.2 值班长在下列情况之一,可改变运行方式，然后报告。 8。1。2.1 上级调度命令
8.1.2。2 工作需要（在不影响完成供电任务的情况下) 8。1。2。3 根据工作票的需要 8。1。2。4 因设备严重缺陷 8。1.2。5 因处理事故需要 8。1。3 操作票的填写与批准程序
8.1。3。1 操作票的填写人，根据当班值班长的命令，逐次清楚地填写操作票（目的、地点、操作顺
39
序、时间），其操作顺序包括该项的主回路及与该项操作有关部分，虽不是自己直接操作,但也必须填写到操作票中，如：有关二次回路上的操作(压板停启、控制电源的倒换、把手开关倒换、属于对侧的操作等），操作票全部填写好后，经自己复查无问题后签字。
8。1。3.2 监护人复核同意后签字。
8。1.3。3 当班值班长审核签字后，操作票生效。
8.1。3.4 在严重威胁人身安全和设备完整时，确实了解该系统的值班员可在无人命令、无票的情况下，单人切除该设备开关，解除危险。事后立即报告班长。
8.1.4 进行倒闸操作，须正确使用安全用具，两人进行。操作时须对准设备，实行唱复制。操作完一项，用笔画一项记号∨，不属于自己直接操作的项目,应用电话通知值班长,确知该项操作已作好,用笔画上记号,再进行下一步操作。
8。1.5 操作前、后检查 8。1.5。1 操作前:
1) 操作断路器的储能情况应正常 2） 操作断路器的压力应正常
3) 操作断路器、开关等设备应置远控位，用计算机操作 8.1.5。2 操作后：
1） 隔离开关刀嘴的接触情况是否良好,分合位置指示是否正确 2) 检查断路器的分合位置指示是否正确 3) 检查仪器仪表的指示是否正常 4） 检查计算机上的信号是否正确
5) 检查模拟屏上的位置设备运行状态指示是否正确
8。1.6 当拉合隔离开关前须检查断路器确实断开(应检查断路器的导电杆或操作机构是否真正断开，不能单凭指示灯、指示牌来判断开关是否真正断开，除看电流表和指示牌外，还要听变压器的声音，对于进线操作,一定听调度的命令）.
8.1。7 进行母线倒闸操作时，应先检查母联断路器确实合入，并采取防止在倒母线过程中母联断路器跳闸的措施，为此，取下母联跳闸压板或把控制把手转到“禁止跳闸”位置。
8。1。8 断路器和隔离开关合入或断开是否良好，尤其是对远方控制的断路器和隔离开关远动操作后,必须到现场检查断路器和隔离开关的实际位置。
8.1.9 凡是主回路停电检修,该回路控制、信号保险器均应在主回路断开后取下。
8。1.10 为简化本规程条文，本规程操作的一般原则中5、6、7、8、9条文之各点及停电后做安全措施，送电前拆除安全措施，测量绝缘电阻向班长报告等项，均不填入或不详细填入本规程条文内，但填写操作票时，应根据现场情况逐项填写，不得遗漏。
8.1.11 启用或停用110kV保护和有关地调掌握设备之操作,必须经地调批准。启用压板之前，须用高内阻电压表测量无电压后，方可启用。
8.1.12 凡是操作中取下PT一、二次熔断器前应先将PT验电，证明无电后方可进行.取下熔断器的顺序，应当先取二次侧，后取一次侧，上熔断器的顺序反之。
8。1。13 地线拆除、绝缘电阻测后，由监护人向值班长报告情况，得到允许后，方可按操作票中的顺序进行倒闸操作(属于上级调度范围内设备装拆除地线必须得到上级调度的批准)。一项操作完了用电话报告班长.
8.1.14 配合操作时,应按操作票的顺序,了解他端操作情况，得到他端负责人的通知，班长下令后方可按操作票的顺序继续操作.
8.1。16 对主变及110 kV、10kV各断路器,合闸送电后均应到现场检查设备实际状况.保证操作准确无误，避免误操作，特制定以下操作原则。
8。1。16.1 操作中不得造成事故。
40
8.1。16.2 尽量不影响或少影响对用户的供电。 8。1。16.3 尽量不影响或少影响对系统的正常运行。 8.1.16。4 万一发生事故,影响的范围应尽量小。 8。1.16.5 操作顺序
停电:先断路器，后隔离开关，再保护、信号; 送电：先保护、信号，后隔离开关，再断路器。
8。1.16.6 操作中发现误合隔离开关时，不允许将误合的隔离开关再拉开.发现误拉隔离开关时，不允许将误拉的隔离开关再重新合上。
8.1。16.7 倒闸操作尽量远方操作。 8。2 操作方法
8.2。1 断路器的操作：
8。2。1。1 远方操作的断路器，不允许带电手动合闸，以免合入故障回路,使断路器损坏或引起爆炸. 8.2。1。2 断路器合闸送电或跳闸后试送电时，其它人员应尽量远离现场，避免因带故障合闸造成断路器损坏或引起爆炸，发生意外。
8.2.1。3 拒绝跳闸或跳闸回路断线的断路器不得投入运行或列为备用。
8.2。1。4 断路器分、合闸后，应立即检查有关信号和测量仪表的指示,同时应到现场检查其实际分合闸位置。
8。2。2 隔离开关的操作：
8。2.2.1 拉开或合上隔离开关时断路器必须在断开位置，并核对编号无误后，方可操作。 8.2。2。2 远方操作的隔离开关,一般不得在带电情况下就地手动操作，以免失去电气闭锁。 8.2。2.3 就地手动操作隔离开关，合闸应迅速果断，但在合闸终了，不得用力过猛,以免损坏机械，当合入接地或短路回路或带负荷合闸时，严禁将隔离开关再次拉开；拉开隔离开关时，应慢而谨慎，特别是动、静触头分离时，如发现拉弧光，弧光没有完全断开应迅速合上，停止操作，查明原因。
8.2.2。4 隔离开关操作后，应到现场检查实际位置，以免传动机构或控制回路有故障.出现拒合拒分，同时检查触头位置情况。
8。2。3 验电的操作：
8。2.3。1 高压验电时,操作人员必须戴绝缘手套，穿绝缘鞋（靴）. 8。2.3.2 高压验电时，必须使用电压等级合适,试验合格的验电器.
8。2.3.3 雨天室外验电时，禁止使用普通（不防水)的验电器或绝缘拉杆，以免其受潮闪络或沿面放电，引起事故。
8。2。3。4 验电前先在有电的设备上检查验电器，应确证良好.
8。2。3.5 应在停电设备的各侧（如断路器的两侧、变压器的高、低两侧等）以及需要短路接地的部位,分相进行验电.
8。2。4 装设（拆除）接地线的操作:
8.2.4.1 装设(拆除）接地线前，必须验电，验明设备确无电压后,立即将停电设备接地并三相短路,操作时，先装接地端,后装设导体端。
8.2.4。2 装设（拆除)接地线时,操作人员必须戴绝缘手套,以免受感应电(或静电)电压的伤害.所装设地线应与带电设备保持足够的安全距离。
8.2.4。3 必须使用合格的接地线，其截面就满足要求，且无断股，严禁将地线缠绕在设备上或将接地端缠绕在接地体上。
8.3 操作制度
8.3.1 倒闸操作发令人： 8.3.1.1 当值地调。 8。3.1.4 站长及运行专工
41
8。3。2 倒闸操作受令人： 8。3.2.1 当值运行班值班长. 8.3。2.2 当值运行班代值班长。
8。3.3 每次下达操作指令只能下一个操作任务。
8。3。4 严格执行操作票制度，每张操作票只能填写一个操作任务。 8.3。5 严格按照操作票上操作内容的顺序进行操作，不得漏项或倒项操作。
8.3。6 倒闸操作远控时:值班员操作,值班长监护，并现场检查. 8.3。7 现场操作至少有两人：一人操作,一人监护。
8。3。8 操作中发生疑问时，应立即停止操作，并向发令人询问清楚，不得擅自更改操作顺序和内容。 8。3.9 雷雨时禁止进行倒闸操作。 8。4 操作流程
收到操作指令远控操作副值到现场就地操作确认操作指令正值和值班员到现场监护人（正值）向操作人（值班员）口述下一步的操作内容有对指令有无异议监护人（正值）向操作人（值班员）口述下一步的操作内容核对设备名称及编号无核对设备名称及编号填写倒闸操作票监护人下达操作命令操作人和副值复诵监护人下达操作命令操作人和副值复诵审核倒闸操作票正式操作正式操作有错检查操作情况模拟操作检查操作情况无错打√记时向发令人汇报操作准备完毕全部操作完毕后发令人下达操作命令操作结束检查操作结束检查全部操作完毕后打√记时向下命人汇报操作完毕向下命人汇报操作完毕变电站倒闸操作流程
8.5 操作注意事项
8.5.1 值班人员必须熟悉系统的运行方式、继电保护及自动装置情况。
8。5。2 倒母线时,必须先检查母联开关确实合好，并将母联开关控制电源断开，防止操作时开关跳闸。 8.5。3 操作票由操作人或监护人用钢笔或圆珠笔填写，票面应清楚整洁，不得任意涂改.操作人应根据模拟屏或接线图核对填写的操作项目，并分别签名,然后经运行班长审核签名.
8。5.4 操作票应按操作步骤分项填写操作内容，包括断路器、隔离开关、一二次回路保险、压板、验电、装设地线、设围栏、定相、安措、有载开关、把手位置等。每一操作步骤为一项，填写应准确、清楚,对欲操作的断路器应写双重编号。
8.5.5 经审核生效后操作票上的每一项操作与正确查看应由二人共同执行。操作中应正确使用安全用
42
具，严格执行唱复诵制度，每操作完一项打“√”。
8.5。6 分变变压器二次刀及低压联络刀闸的操作，由值班长向调度汇报,调度下令由所属单位的电工复诵无误后方可操作，并将操作结果记在值班日志内.
8.5。7 下列工作可以不填写操作票： 8.5.7.1 事故处理时， 8。5.7。2 两项以下的操作， 8。5。7.3 拉合断路器的单一操作，
8。5。7。4 拉开接地刀闸或拆除除全所仅有的一组接地线。
8.5。8 拉合断路器回路的隔离开关时,必须先查断路器确断，然后采取防止在拉合隔离开关时误合断路器的措施。
8。5.9 断路器或隔离开关操作后必须到现场检查，确认合好或断开后方可执行下一步操作。 8。5。10 在投入保护压板前应验明压板两端确无电压。
8.5。11 操作隔离开关时，任何人不得在隔离开关对面站立，防止短路伤人。 9。 培训制度
9.1 变电站值班人员必须经过培训,考试合格后，方可正式参加值班工作.一般在脱离运行岗位三个月以上者、改变工种后参加值班的人员,也应进行培训、考试.
9.2 变电所值班人员的培训方法可以多种多样，注意理论联系实际。常用的方法有规程学习、反事故演习、预想事故和技术表演等。
9。3 值班人员应积极坚持努力学习技术业务,通过学习提高技术业务水平,达到“三熟三能”，即熟悉设备、系统；熟悉设备操作和事故处理；熟悉本岗位的规程制度。能分析运行情况；能及时发现和排除故障；能掌握一般维修技能。
10. 运行分析制度
运行分析主要是定期和不定期地对变电所的设备运行工作状态、运行方式及技术管理状态进行分析，摸索规律，找出薄弱环节，有针对性地制定防止事故措施，提高运行质量。运行分析分为综合分析、专题分析两种
10。1 综合运行分析一般每月一次。针对安全运行、经济运行存在的问题，提出改善安全、经济运行的措施.其主要方面包括接线及运行方式；保护装置配备；保护及断路器正确动作率；设备异常、事故、重大缺陷；规章制度执行情况；供电质量；各种技术资料的管理与应用以及文明生产等。
10.2 专题运行分析一般是不定期进行。主要针对上述综合分析中某个问题,进行专门深入的分析. 运行分析的内容结论和解决方法、意见，应记入运行分析记录中，并根据需要,呈报有关业务技术管理部门.
11 设备编号及规范用语 11.1 设备名称及编号
11。1。1 一次设备详见 “110kV系统主接线图”的设备编号。 11。1.2 10KV系统编号详见 “110kV系统主接线图”。 11.1。3 主变压器由北向南分别为：1#主变、2＃主变。 11.2 规范用语 11.2.1 调度指令:
11。2。1。1 电网值班调度员对管辖的设备发布有关运行和操作的指令。 11.2.2 调度同意:值班调度员对现场值班人员提出的工作申请及要求等予以同意。
11。2。3 许可操作:在改变电气设备的状态和运行方式前,根据有关规定，由有关现场人员提出操作项目，值班调度员同意其操作。
11。2.4。 合上（拉开）：合上（拉开）断路器、隔离开关。
11。2。5 装设(或拆除）：在电力设备上装设（拆除）三相接地短路线.
43
11.2。6 并列：1母PT与2母PT在相序、电压、频率相同情况下，二次侧开关合上并联运行。 11.2。7 解列:1母PT与2母PT二次侧开关断开独立运行。
11.2.8 倒母线：将母线上电源、负荷从一组母线全部或部分倒换到另一组母线的操作. 11.2.9 倒负荷:将线路（或变压器）所带负荷移至其它线路(或变压器）供电。 11.2。10 带电：对线路、母线、变压器等电气设备保持空载带电状态。
11。2。11 冲击合闸：对新建或大修(改建）的线路、变压器等设备以额定电压进行的合闸试验。
11。2.12 冲击：系统发生短路或大电流接地时，有关发电厂、变电站的表计瞬间异常剧烈摆动，同时在发电机（变压器）处往往发生一种异常的响声。
11.2。13 试送（强送）：线路故障或检修后试送电。
11。2。14 试运行：变压器等新设备正式投产前,送电试运行。
11。2。15 合环（或解环）：几条线路或者由线路、变压器构成的环网，闭合（或开断）行. 11。2。16 投入（或切除）：将自动重合闸、继电保护等设备投入运行（或退出运行）. 11。2.17 ×××动作：指保护动作。
11.2.18 脱空：将断路器或隔离开关的两侧搭头拆除开，用导线分别将三相直接连通。 11。2。19 死开关:保护装置停用,或控制保险取下，开关不能自动跳闸。 11.2.20 核相：用仪表或其它手段核对两电源或环路相位是否相同。 11。2.21 换相：相位或相序错误后调换相位。
11.2.22 电气设备热备用:指线路、母线、变压器等电气设备的断路器断开,相关接地刀闸断开，而其两侧隔离开关仍处于接通位置，设备的继电保护投入位置。
11。2。23 电气设备冷备用:指线路、母线、变压器等电气设备的断路器断开，而其两侧隔离开关和相关接地刀闸处于断开位置。
11。2。24 退出备用：做好设备安全措施，准备检修.
1.2.25 可以停电：指设备已具备停电条件，可以停电了。其中包括：设备停电后，不会使其它设备过载,供电负荷已转移出去，或用户已作好停电准备，对有可能由用户反送电的用户线路有一个明显断开点。
11.2.26 可以复电：电气设备已检修完,检修人员已全部撤离现场，安全措施已全部拆除除，工作票已收回，自行操作的设备已恢复原来状态。
11。2.27 核对操作票:
11。2。27.1 值班调度员与现场值班员核对其管辖范围内一次设备的操作顺序。 11.2。27.2 值班长与操作员核对操作顺序。
11.2.27。3 现场实际操作票步骤,应包括二次回路的调整,设备位置状况检查，装设接地线前的验电和装设标示牌等.
11.2。28 带电巡线:对有电或虽停电但没采取安全措施的线路进行的巡线。
11.2.29 事故巡线：线路发生事故后,无论线路送电正常与否，为查明故障原因的带电巡线. 11.2。30 计划检修：经上级批准，由调度统一安排的检修。 11.2。31 临时检修:计划外临时批准的检修. 11.2。32 事故检修：因设备故障进行的检修。
11.2。33 系列电流：专指电解直流系列电流，单位：kA 11。2。34 系列电压：专指电解直流系列电压，单位：V
11。2.35 控制电流：为保持平稳供电,自动稳流系统自动向饱和电抗器输出的控制电流，控制电流越大，系列电流越大.
11。2.36 偏移电流：为改善饱和电抗器的控制特性，向饱和电抗器的偏移绕组预先输入的电流。偏移电流越大，系列电流越小。
11。2。37 易混阿拉伯数字的读法: 0读“洞”
44
1读“腰”；2读“两\"；7读“拐”。 12 变电站消防系统设备安全运行规程 12。1。 一般灭火规则
12。1.1 电力生产现场所有电话机近旁应悬挂厂内火警电话号码。发现火灾，必须立即扑救，并通知厂内消防队和站长。设有火灾自动报警装置或固定灭火装置时,应立即启动报警或灭火.火灾报警要点:
a） 火灾地点；b) 火势情况；c) 燃烧物和大约数量;d） 报警人姓名及电话号码。
12。1.2 电气设备发生火灾时应首先报告当值值班长和有关调度，并立即将有关设备的电源切断，采取紧急隔停措施。电气设备灭火时，仅准许在熟悉该设备带电部分人员的指挥或带领下进行灭火。
12.1.3 参加灭火的人员在灭火时应防止被火烧伤或被燃烧物所产生的气体引起中毒、窒息以及防止引起爆炸。电气设备上灭火时还应防止触电.
12.1.4 消防队未到火灾现场前，临时灭火指挥人应由下列人员担任： a) 运行设备火灾时由当值值班长担任； b） 其他设备火灾时由现场负责人担任； 临时灭火指挥人应戴有明显标志。
12.1。5 电力生产企业的领导、防火责任人，保卫、安监部门负责人在接到火灾报警后,必须立即奔赴火灾现场组织灭火并做好火场的保卫工作。
12。1.6 消防队到达火场时，临时灭火指挥人应立即与消防队负责人取得联系并交待失火设备现状和运行设备状况，然后协助消防队负责人指挥灭火。
12.1.7 电力生产设备火灾扑灭后必须保持火灾现场。 12.2 消防器材使用原理及方法 12。2。1 干粉灭火器
12.2.1.1 主要适用于扑救石油及其产品、可燃气体和电器设备的初起火灾。
12。2。1.2 干粉灭火器主要由盛装粉末的粉桶、贮存二氧化碳的钢瓶、装有进气管和出粉管的器头以及输送粉末的喷管组成。干粉灭火器是以高压二氧化碳气体作为动力,喷出粉末扑灭火灾的.
12.2。1。3 使用干粉灭火器时，应先打开保险销,把喷管喷口对准火源，另一手紧握导杆提环，将顶针压下，干粉即喷出。
12。2。1。4 干粉灭火器应保持干燥、密封,以防止干粉结块.同时要防止日光曝晒,以防二氧化碳受热膨胀而发生漏气现象。应定期检查干粉是否结块，二氧化碳气量是否充足。干粉灭火器的有效期一般为4～5年。干粉灭火器分为手提式和推车式两种。
12.2。2 其他消防用具 12.2。2。1 消火栓
消火栓是连接消防供水系统的阀门装置，分室内消火栓和室外消火栓两种。消火栓的设置和安装应符合国家的有关规定。
12。2。2.2 水龙带
常用的水龙带有内扣式和压簧式两种。水龙带平时应卷好存放在通风、干燥的地方，防止腐烂.水龙带是连接消防泵（或消火栓)和水枪等喷射装置的输水管线.
12。2。2。3 消防水枪
水枪是一种增加水流速度、射程和改变水流形式的消防灭火工具.根据水枪喷射出的不同水流，分为直流水枪、开花水枪、喷雾水枪和开花直流水枪等,它们的作用如下: a) 直流水枪是用来喷射密集充实水流的水枪。
b) 开花水枪是用来喷射密集充实水流的水枪，它还可根据灭火的需要喷射开花水，用来冷却容器外壁、阻隔辐射热，掩护灭火人员靠近着火点。
c） 喷雾水枪是在直流水枪的枪口上安装一只双级离心喷雾头,使水流在离心力作用下,将压力水变成水雾。喷雾水枪喷出的雾状水流，适用于扑救油类火灾及油浸式变压器、多油式断路器等电气设备火灾.
45
d) 开花直流水枪是一种可以喷射充实水流，也可以喷射伞形开花水流的水枪.
12.2.2.4 使用方法
使用时首先打开消火栓箱门，取出消防水带和消防水枪。将消防水带向火场方向甩开后，一头连接消防栓，另一头连接水枪，将连接扣准确插入滑槽，并按顺时针方向拧紧，注意避免扭折。连接完毕后，至少有２名操作者紧握水枪,对准火源（严禁对人，避免高压伤人）,另外一名操作者缓慢打开消火栓阀门至最大，对准火源根部喷射进行灭火，直到将火完全扑灭。
12.3 变电站安全管理制度
12.3.1 消防工作，人人有责。各级人员要认真执行《消防责任制》，按要求各负其责，把好消防安全关。 12。3.2 每月对消防工作进行一次检查，并做好记录.
12。3.3 经常进行消防宣传工作，要求在安排、布置生产工作的同时，安排布置消防工作.并利用安全活动日学习安全消防知识。全员动员搞好安全工作.
12.3.4 对防火重点部位要重点做好规范工作，要求经常保持防火重点部位整洁，物品存放有序，不允许任何人以任何形式在该区吸烟和携带火种。对违反者处以及时制止外要进行处罚。
12.3。5 各班室内照明,实验电源。插头插座等都要符合安全要求，在没人时应随手关闭。
12。3。6 高压气瓶依然易爆等物件，要安全妥善存放,远离火源，使用时要严格遵守有关安全规程。 12.3。7 各班班长是本班安全消防工作的第一负责人，班长要主动抓消防工作，没用检查一次站里的消防用具和消防工作,防止火灾发生。
金晖110KV变电站设备运行规程
46
金晖110KV变电站 2012。年8月1日
47
因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容