kV及以下变电站通用运行规程

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1、110kV及以下变电站通用运行规程110kV及以下变电站通用运行规程江苏省电力公司二一四年二月前言为规范江苏省电力公司（以下简称公司）对所辖110kV及以下变电站的运维管理，提高公司变电运维管理水平特制定本规程。本规程主要针对110kV及以下变电站的设备巡视、运行要求、设备操作、事故及异常的处理等方面制定了原则要求，对变电站设备具有特殊监视及运行操作等要求的，需在变电站现场运行规程中根据本通用规程的原则加以明确。本规程起草单位：江苏省电力公司无锡供电公司、泰州供电公司、南通供电公司、淮安供电公司本规程主要起草人：许建刚、吴曦、唐达獒、江红成、黄薛凌、廖英祺、刘其锋、潘晴宇本规程由江苏省电力公司

2、运维检修部提出并解释。1110kV及以下变电站通用运行规程目 录1适用范围12引用标准13总 则24倒闸操作34.1设备状态定义34.1.1一次主设备34.1.2一次附属设备44.1.3继电保护及自动装置44.2操作术语54.3倒闸操作基本要求54.4倒闸操作基本步骤54.5倒闸操作技术要求64.5.1一般原则64.5.2安措操作要求74.5.3遥控方式的管理84.5.4顺控操作要求85高压设备95.1变压器95.1.1概述95.1.2巡视与检查95.1.3运行与操作105.1.4检修后的验收135.1.5事故及异常处理145.2接地变及消弧设备185.2.1概述185.2.2巡视与检查185

3、.2.3运行与操作195.2.4检修后的验收195.2.5事故及异常处理205.3高压断路器（简称开关）215.3.1概述215.3.2巡视与检查215.3.3运行与操作235.3.4检修后的验收245.3.5事故及异常处理255.4高压隔离开关（简称闸刀）275.4.1概述275.4.2巡视与检查275.4.3运行与操作275.4.4检修后的验收285.4.5事故及异常处理285.5互感器295.5.1概述295.5.2巡视与检查295.5.3运行与操作305.5.4检修后的验收315.5.5事故及异常处理315.6电力电容器（简称电容器）325.6.1概述325.6.2巡视与检查335.6

4、.3运行与操作335.6.4检修后的验收345.6.5事故及异常处理345.7防雷及接地装置355.7.1概述355.7.2巡视与检查355.7.3运行与操作355.7.4检修后的验收365.7.5事故及异常处理365.8母线、构架375.8.1巡视与检查375.8.2运行与操作375.8.3检修后验收386继电保护及自动装置396.1一般管理规定396.2巡视与检查406.3运行与操作406.4检修后的验收436.5事故及异常处理437站端自动化系统447.1概述447.2巡视与检查447.3运行与操作447.4检修后验收457.5异常处理458智能化设备478.1概述478.2运行与操作4

5、78.3事故及异常处理489通信设备509.1概述509.2巡视与检查509.3运维注意事项509.4检修后验收519.5异常处理5110直流系统5210.1概述5210.2一般规定5210.3巡视与检查5210.4运行与操作5310.5检修后验收5310.6异常处理5411站用电5511.1概述5511.2巡视与检查5511.3运行与操作5511.4检修后验收5611.5异常处理5612防误闭锁装置5712.1概述5712.2一般规定5712.3巡视与检查5712.4异常处理5813辅助设施5913.1概述5913.2视频监控系统5913.2.1巡视与检查5913.2.2异常处理5913.3

6、消防设施5913.3.1巡视与检查5913.3.2异常处理6013.4安防系统6013.4.1巡视与检查6013.4.2异常处理6113.5排水系统6113.5.1巡视与检查6113.5.2异常处理6114事故及异常处理6214.1事故处理一般原则6214.2火灾事故处理6314.3线路事故处理6314.4母线故障处理6314.5母线失电处理6314.6谐振过电压处理6414.7小电流接地系统接地处理6414.8设备发热处理64110kV及以下变电站通用运行规程1 适用范围1.1 本规程适用于公司系统内各110kV及以下变电站的运维管理。各变电站现场运行规程的有关管理规定与本规程有矛盾者，均应

7、根据本规程予以修订。1.2 本规程规定了对变电站电力设备的运行监视、运行维护、运行操作、事故及异常情况处理等方面的基本要求。1.3 公司系统内各级相关调控人员、变电运维人员、相关领导和管理人员等均应熟悉本规程。2 引用标准2.1 国家电网安监2009664号电力安全工作规程（变电部分）2.2 国家电网安质2013945 号国家电网公司关于印发国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）、（线路部分）修订补充规定的通知2.3 DL/T 5722010电力变压器运行规程2.4 DL/T 5741995有载分接开关运行维修导则2.5 DL/T 6032006 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程2.6

8、 国家电网生技2005172号110（66）kV-500kV油浸式变压器（电抗器）运行规范高压开关设备运行规范110（66）kV-500kV互感器运行规范10kV-66kV干式电抗器运行规范10kV-66kV消弧线圈运行规范直流电源系统运行规范110（66）kV -750 kV避雷器运行规范10kV -66 kV并联电容器运行规范2.7 苏电生20102097号 关于印发变电站电气设备倒闸操作规范的通知2.8 苏电调2011370号 江苏电力系统调度规程2.9 苏电生20121144号 关于印发智能变电站运行管理规范的通知2.10 苏电运检20121727号 江苏省电力公司变电站防误操作技术规

9、定（修订稿）2.11 苏电生20111818号 设备非电量保护装置管理规定2.12 苏电调20121456号 江苏电网220kV系统继电保护与安全自动装置调度运行规定2.13 苏电运检2013421号 江苏省电力公司关于印发江苏省电力公司变电站运维管理办法等规章制度的通知2.14 苏电运检20131007号 江苏省电力公司变电站交直流电源设备运维管理规定110kV及以下变电站通用运行规程3 总 则3.1 变电站的运行安全与否直接关系到系统能否实现安全经济运行，因此，变电运维人员必须具有高度的工作责任心和事业心，严格执行有关的规程、制度以及上级颁布的有关运行管理规定，确保安全供电。3.2 变电运

10、维人员应熟练掌握所辖设备的运行方式、调度管辖范围、技术规范、安装地点、操作要领、安全注意事项、事故及异常情况的处理要求等。3.3 变电运维人员欲变更所属设备运行状态的一切操作均应按调度命令执行。对调度命令有疑问者必须询问清楚，若调度坚持原来命令，则必须迅速执行。但执行该命令确将危及人身、设备或者危及电网安全时，变电运维人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由汇报给发令的值班调度员和本单位领导。3.4 调度正式操作命令一般应由正值接令，并随时做好记录和电话录音。110kV及以下变电站通用运行规程4 倒闸操作4.1 设备状态定义4.1.1 一次主设备电气设备状 态状 态 释 义开关运 行开关及两侧闸

11、刀合上（含开关侧压变等附属设备）热备用两侧闸刀合上，开关断开冷备用开关及两侧闸刀均断开（接在开关上的电压互感器高低压熔丝一律取下，一次闸刀拉开）检 修开关及两侧闸刀拉开，开关操作回路熔丝取下，开关二侧挂上接地线(或合上接地闸刀)闸刀合 上动静触头接触拉 开动静触头分离三工位闸刀合 上闸刀主断口接通的合闸位置拉 开闸刀主断口分开的分位置接 地闸刀在接地位置双工位闸刀合 上闸刀主断口接通的合闸位置接 地闸刀主断口断开并在接地位置线路运 行线路开关运行（包括压变避雷器等）热备用线路开关热备用（压变避雷器等运行）冷备用线路开关及闸刀都在断开位置，线路压变避雷器运行，线路站用变冷备用。检 修闸刀及开关均

12、断开，线路接地闸刀合上或装设接地线（压变高低压熔丝取下、一次闸刀拉开）压变运 行高低压熔丝装上、一次闸刀合上冷备用高低压熔丝取下、一次闸刀拉开母线运 行冷备用、检修以外的状态均视为运行状态冷备用母线上所有设备的开关及闸刀都在断开位置，母线压变冷备用。检 修该母线的所有开关、闸刀均断开，母线压变冷备用或检修状态，并在母线上挂好接地线(或合上接地闸刀)。变压器运 行一侧及以上开关（闸刀）运行热备用一侧及以上开关热备用，且其余侧开关非运行冷备用各侧开关及附属设备均冷备用（有高压闸刀的则拉开）检 修各侧开关及附属设备均冷备用（有高压闸刀的则拉开），变压器各侧挂上接地线(或接地闸刀)，并断开变压器冷却器

13、电源。手车式开关柜运 行开关手车在“工作”位置，开关在“合闸”位置热备用开关手车在“工作”位置，开关在“分闸”位置冷备用开关手车在“试验”位置，开关在“分闸”位置开关检修开关手车在“移开”位置线路检修开关手车在“试验”或“移开”位置，线路侧接地闸刀在合位充气式开关柜运 行母线侧闸刀在合位，开关在”合闸”位置热备用母线侧闸刀在合位，开关在”分闸”位置冷备用无开关检修母线侧闸刀在接地位置，线路侧加装接地线，开关在”分闸”位置线路检修母线侧闸刀在接地位置，开关在”合闸”位置，断开开关控制电源4.1.2 一次附属设备电气设备状 态状 态 释 义站用变运 行电源侧开关运行，一次闸刀合上，高低压熔丝装上冷

14、备用电源侧开关冷备用，一次闸刀拉开，高低压熔丝取下接地变运 行电源侧开关运行，一次闸刀合上，高低压熔丝装上冷备用电源侧开关冷备用，一次闸刀拉开，高低压熔丝取下电容器运 行电源侧开关运行热备用电源侧开关热备用冷备用电源侧开关冷备用电抗器运 行电源侧开关运行热备用电源侧开关热备用冷备用电源侧开关冷备用消弧线圈运 行与其相连的开关闸刀均合上冷备用与其相连的开关闸刀均断开避雷器运 行一次闸刀合上冷备用一次闸刀拉开4.1.3 继电保护及自动装置4.1.3.1 保护及自动装置投退状态释义：电气设备状 态状 态 释 义主变差动保护启用保护直流电源投入，保护功能压板接通停用保护直流电源投入，保护功能压板断开瓦

15、斯保护跳闸保护直流电源投入，保护功能压板接通信号保护直流电源投入，保护功能压板断开主变后备保护启用保护直流电源投入，保护功能压板接通，保护出口跳闸压板接通停用保护直流电源投入，保护功能压板断开重合闸启用装置直流电源投入，装置功能压板接通，出口压板接通，方式开关按调度要求放置停用装置功能或出口压板断开（出口压板优先）备自投启用装置直流电源投入，跳闸及合闸出口压板接通停用装置直流电源投入，跳闸及合闸出口压板断开低周低压减载装置启用装置直流电源投入，出口跳闸压板接通停用装置直流电源投入，出口跳闸压板断开线路保护启用保护直流电源投入，保护出口跳闸压板接通停用保护直流电源投入，保护出口跳闸压板断开说明：

16、1）整套保护停用，应断开出口跳闸压板；保护的部分功能退出，应断开相应的功能压板；2）其它保护及自动装置状态定义按相关规定执行。4.2 操作术语4.2.1 常用设备名称包括：主变，站用变，开关，闸刀（闸刀），手车，接地闸刀（接地闸刀），母线，线路，压变，流变，电缆，避雷器，电容器，电抗器，消弧线圈，令克（跌落熔断器），空开、熔丝，保护。4.2.2 常用操作术语包括：操作设备操作动词开关、闸刀、接地闸刀、令克合上、拉开接地线装设、拆除手车拉至、推至、摇至各种熔丝放上、取下继电保护及自动装置启用、停用二次压板放上、取下、投入、退出、切至交直流回路各种转换开关切至保护二次回路插把插入、拔出二次空气开关

17、合上、分开二次回路小闸刀合上、拉开4.2.3 设备状态定义与调度术语以管辖调度的定义为准，各种类型的操作应符合调度操作管理规定的要求。4.3 倒闸操作基本要求4.3.1 要有考试合格并经上级领导批准公布的操作人员名单。4.3.2 现场设备要有明显标志，包括命名、编号、铭牌、转动方向、切换位置的指示以及区别电气相别的色标。4.3.3 要有与现场设备和运行方式符合的一次系统模拟图（或计算机模拟系统图）。4.3.4 要有现场运行规程、典型操作票和统一的、确切的调度操作术语。4.3.5 要有确切的调度指令和合格的操作票（或经单位主管领导批准的操作卡）。4.3.6 要有合格的操作工具、安全用具和设施（包

18、括对号放置接地线的专用装置），电气设备应有完善的“五防”装置。4.4 倒闸操作基本步骤4.4.1 操作人员按调度（调控）预先下达的操作任务（操作步骤）正确填写操作票。4.4.2 经审核并预演正确或经技术措施审票正确。4.4.3 操作前明确操作目的，做好危险点分析和预控。4.4.4 调度（调控）正式发布操作指令及发令时间。4.4.5 操作人员检查核对设备命名、编号和状态。4.4.6 按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作，确认设备状态变位并勾票。4.4.7 向调度（调控）汇报操作结束时间。4.4.8 做好记录，并使系统模拟图与设备状态一致，然后签销操作票。4.5 倒闸操作技术要求4.5.1 一般原则

19、4.5.1.1 停电拉闸操作应按照开关负荷侧闸刀电源侧闸刀的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。4.5.1.2 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、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时，至少应有两个不同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，才能确认该设备已操作到位。以上检查项目应填写在操作票中作为检查项。检查中若发现其他任何信号有异常，均应停止操作，查明原因。若进行遥控操作，可采用上述的间接方法或其他可靠的方法判断设备位置。4.5.1.3 对无法进行直接验

20、电的设备和雨雪天气时的户外设备，可以进行间接验电，即通过设备的机械指示位置、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。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，才能确认该设备已无电。4.5.1.4 在一项操作任务中，如同时停用几个间隔时，允许在先行拉开几个开关后再分别拉开闸刀，但拉开闸刀前必须在每检查一个开关的相应位置后，随即分别拉开对应的两侧闸刀。4.5.1.5 倒闸操作过程中要严防发生下列误操作：1、 误拉、合开关。2、 带接地线（接地闸刀）合闸。3、 带电装设接地线、带电合接地闸刀。4、 带负荷拉、合闸刀。5

21、、 走错间隔。6、 非同期并列。7、 误投退压板（插拔插把）、连接片、短路片，切错定值区。4.5.1.6 下列情况下一般不进行倒闸操作：1、 交接班时。2、 系统发生事故或异常时。3、 雷电时 （注：事故处理确有必要时，可以对开关进行远控操作）。4、 雨雪天气时不得进行室外直接验电。4.5.1.7 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时运维人员必须重新进行”四核对”（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态）工作，确认操作设备、操作步骤正确无误。4.5.1.8 当发生带负荷误拉、合闸刀时，禁止再将已拉开（或合上）的闸刀合上（或拉开）。4.5.1.9 倒排操作1、 双母

22、线并列运行时进行的倒排操作（简称热倒），必须检查母联开关及两侧闸刀在合位，并将母联开关改为非自动；操作热倒间隔母线闸刀时必须先合后拉。2、 倒排间隔的开关在分位的状态下所进行的倒排操作（简称冷到），操作冷倒间隔母线闸刀时必须先拉后合（有备自投的热备用开关应采用热倒方式）。4.5.1.10 旁代操作1、 旁路替代操作前，如旁路母线长期停用，应先用旁路开关对旁路母线进行一次检验性充电。2、 旁路开关与被替代开关结排方式应对应，结排方式不对应时应将旁路开关冷倒。3、 拉、合被替代开关的旁路闸刀前，应检查旁路开关确已拉开。4、 旁路开关替代线路开关操作要求1） 旁路保护屏上主变差动保护电流切换端子应在

23、退出短接位置。2） 旁路开关与被替代线路开关并列之前，应将旁路保护二次方式调整为被替代线路二次方式，其中包括保护定值、保护投入方式以及重合闸方式等。3） 旁路开关与被替代线路开关并列时，应检查负荷分配正常。5、 旁路开关替代主变开关操作要求1） 停用旁路开关本身线路保护及重合闸。2） 旁路开关的电流、电压回路应切至相应主变保护。切换过程中应将主变差动临时停用，但不得将所有保护同时停用。3） 主变差动回路电流端子的切换操作应在开关热备用状态下进行，即旁路开关并列前，投入旁路开关至被替代主变差动回路电流端子；被替代主变开关拉开后，退出并短接被替代主变开关差动回路电流端子，严防流变二次回路开路。4）

24、 在旁路开关并列前投入被替代主变保护跳旁路开关出口压板，在主变开关解列后退出被替代主变保护跳主变开关出口压板。4.5.1.11 线路改冷备用，接在线路上的压变高低压熔丝不取下，压变高压侧闸刀不拉开。4.5.1.12 线路改检修，利用线路压变进行带电闭锁的，接在线路上的压变应在合上线路接地闸刀后，再拉开线路压变高压侧闸刀和二次侧空开（或熔丝）。4.5.2 安措操作要求4.5.2.1 安措内容包括停送开关控制及储能电源、拉开或合上待检修设备可能来电侧的闸刀操作电源、投退相关二次压板和二次电流回路、装拆接地线或拉合接地闸刀等操作。4.5.2.2 设备停电检修，需将检修设备保护联跳和开出至其它回路的压

25、板退出。4.5.2.3 对采用内桥接线的变电站，主变本体改检修，当本侧进线开关及桥开关仍在运行时，必须退出该主变的本体和有载调压开关瓦斯保护的运行开关出口跳闸压板，且电流回路不能开路。4.5.2.4 验电接地操作：1、 设备改检修，在合上接地闸刀或装设接地线前，应分别验明接地处三相确无电压。2、 设备改检修，当无法直接验电时（如GIS、电缆、中置柜等），允许采用间接验电，通过检查线路/母线压变无电压、带电显示装置显示无电（事先确认带电显示装置工作正常）、线路/母线避雷器无泄漏电流等判断线路/母线是否带电。当线路上无任何装置可供判断是否有电时，根据调度指令合线路接地闸刀。3、 电容器必须经充分放

26、电后才能验电接地，分列电容器组工作前应逐个放电。4、 对无法进行直接验电的设备和雨雪天气时的户外设备，可以进行间接验电，即通过设备的机械指示位置、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。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，才能确认该设备已无电。以上检查项目应填写在操作票中作为检查项。检查中若发现其他任何信号有异常，均应停止操作，查明原因。若进行遥控操作，可采用上述的间接方法或其他可靠的方法进行间接验电。4.5.3 遥控方式的管理4.5.3.1 正常运行时，变电站所有运行或热备用状态的开关，其方式选择开关（遥

27、控压板）必须置于“远方”（投入）位置。4.5.3.2 变电站现场操作，开关由热备用转冷备用状态前，应先将方式选择开关（遥控压板）切至“就地”（退出）位置；开关由冷备用转热备用状态后，再将方式选择开关（遥控压板）切至“远方”（投入）位置。4.5.3.3 开关遥控方式选择开关的切换操作只能操作测控屏上的“远方/就地”转换开关，不得操作开关机构箱内的“远方/就地”转换开关。4.5.3.4 设备检修过程中需要进行遥控操作试验时，应由调控班（监控班）值班员通知变电运维人员，将遥控方式开关（遥控压板）切至“远方”（投入）位置，试验完毕后由变电运维人员将其恢复原位。4.5.4 顺控操作要求4.5.4.1 顺

28、控操作时，应填写倒闸操作票。4.5.4.2 顺控操作结束后，应对所操作的设备进行一次全面检查，以确认操作正确完整，设备状态正常。4.5.4.3 顺控操作中发生中断时，应按以下要求进行处理：1、 若设备状态未发生改变，须在排除停止顺控操作的原因后继续进行顺控操作，若停止顺控操作的原因无法在短时间内排除，应改为常规操作。2、 若设备状态已发生改变，根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票进行常规操作，对程序化已执行步骤，需现场核对设备状态并打勾。110kV及以下变电站通用运行规程5 高压设备5.1 变压器5.1.1 概述5.1.1.1 变压器是变电站最主要的一次设备，它的作用是进行电压变换、输送电

29、能，变压器主要由本体、冷却装置、调压装置、套管、油枕、保护装置及其它附件组成。5.1.1.2 变压器在额定使用条件下，可按额定容量运行。同时应执行调度发布的变压器稳定限额。5.1.1.3 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行，允许运行时间不得超过部颁变压器运行规程及有关专业文件的规定，或变压器制造厂家的有关规定。当变压器有较严重的缺陷(严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时，不得过负荷运行。5.1.2 巡视与检查5.1.2.1 变压器日常巡视项目1、 油浸式变压器本体及套管：1） 变压器的油温及线圈温度正常，温度计指示正确。2） 变压器油枕的油位应正常，符

30、合油位与油温的关系曲线。3） 套管油位、油色应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。4） 变压器的声音均匀，无异声。5） 变压器的油枕、套管及法兰、阀门、油管、瓦斯继电器等各部位无渗漏油。6） 变压器各连接引线无异常，各连接点无发热现象。7） 瓦斯继电器内充满油，无气体。 8） 压力释放装置完好，无喷油痕迹及动作指示。9） 呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，呼吸畅通（油中有气泡翻动），受潮变色硅胶不超过2/3。10） 各接线箱、控制箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮。2、 油浸式风冷变压器冷却系统：1） 冷却器控制箱内各电源开关、切换开关应在正确位置，信号显示正确，无过

31、热现象。2） 风扇运转正常，无异常声音，油流计指示正常。3） 冷却器本体及蝶阀、管道连接处等部位无渗漏油。3、 干式变压器本体1） 变压器的线圈温度正常，温度计指示正确。2） 变压器的声音均匀，无异声。3） 变压器各连接引线无异常，各连接点无发热现象。4） 各接线箱、控制箱和端子箱应封堵完好，无进水受潮。4、 有载调压开关：1） 控制箱内各控制选择开关位置正确，档位显示与机械指示一致，无异常信号。2） 机构箱密封良好，马达电源开关应合上。3） 有载调压开关油位正常。4） 有载开关油箱及有关的法兰、阀门、油管等处无渗漏油。5.1.2.2 特殊巡视项目1、 在下列情况下，应对变压器进行特殊巡视：1

32、） 新投运或经过大修、改造的变压器投运72小时内；2） 变压器保护动作跳闸后；3） 变压器有严重缺陷时；4） 气候突变时（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）；5） 雷雨季节特别是雷雨后；6） 高温季节、高峰负荷期间；7） 变压器过负荷或过电压运行时。2、 变压器的特殊巡视项目：1） 夜间熄灯检查套管的瓷质部分有无放电现象，连接点有无发热情况；2） 大风时检查变压器上及周围无杂物，引线的摆动情况；3） 雷雨后检查瓷质部分无放电痕迹，避雷器的动作情况；4） 大雾时检查套管瓷质部分放电闪络现象；5） 大雪时检查积雪情况及连接处雪的融化情况；6） 气温突变时应检查油面及引线的弧垂情况；7） 变压器过负

33、荷或过电压运行时，至少每小时巡视一次，特别要注意温度和连接点过热情况，以及有无异声及油枕油位情况等。5.1.3 运行与操作5.1.3.1 主变的并列操作1、 主变并列运行的条件：接线组别相同、电压比相等、短路电压相等。当上列条件不符合时，必须事先进行计算，在任何一台变压器都不会过负荷才可并列。2、 变电站内几台主变分接头对应档位的电压比不一致时，应有主变允许并列的档位对照表。5.1.3.2 油浸式自冷/风冷变压器运行中的温度监视以上层油的温升为主。最高上层油温监视为85，上层油温升不得超过55，变压器超温信号整定为85。正常运行时，当油温达到80，应及时汇报调度，当油温达到85时，调度应设法转

34、移负荷。5.1.3.3 干式变压器运行中的温度监视以绕组温度为主，具有主变绕组超温报警（整定120）功能。一般情况下，超温跳闸功能投信，最高温度限值为155,线圈最高温升100K。5.1.3.4 油浸风冷变压器当冷却系统故障后，顶层油温不超过55时，允许带额定负载运行；若顶层油温超过55时，则主变所带负荷应限制在额定容量的66.7，且应同时控制上层油温温升不得超过55K,否则由调度设法转移负荷。5.1.3.5 变压器的运行电压一般不得超过相应分接头额定电压的105，或按厂家规定执行。5.1.3.6 油中熄弧有载开关每天分接变换最大次数：35kV电压等级为30次，110kV电压等级为20次。真空

35、式有载开关不受此限制。5.1.3.7 变压器正常运行时冷却系统均应投入运行，当所用电进行切换后，应检查冷却器运转正常。5.1.3.8 运行中变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。变压器差动保护及重瓦斯保护不得同时退出运行。5.1.3.9 运行中的变压器在进行下列工作时，应先征得调度同意，将重瓦斯改接信号，才能许可工作，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸：1、 变压器进行滤油、加油或放油工作。2、 变压器瓦斯继电器进行检查或校验。3、 更换变压器滤油器的吸附剂。4、 当变压器油位计指示的油面有异常升高等情况，为查明原因有必要打开放气或放油阀门、检查呼吸器等工作时。5、 在进行调换呼吸器矽胶或

36、拆动呼吸器检查等工作前应确认呼吸器畅通，否则也应将重瓦斯改接信号。6、 运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时。5.1.3.10 110kV主变压器高压侧中性点的接地方式，由调度确定，下列情况必须接地运行：1、 主变压器停启用操作时（主变失电前合上，主变带电后拉开）。2、 三圈变压器中、低压侧二圈运行时，高压侧中性点地刀必须合上。5.1.3.11 主变压器投入运行时，应先从电源侧充电，再送负荷侧，且充电断路器应有完备的继电保护，并保证有足够的灵敏度。退出运行时则反之。5.1.3.12 凡备用中的变压器，应随时可以投入运行。变压器连续备用超过半年应向调度提出需对

37、变压器充电两小时。5.1.3.13 主变大修后应冲击合闸3次。新投主变应冲击合闸5次，第一次充电10分钟，以后每次冲击间隔5分钟。5.1.3.14 主变冷却器交流工作电源应具备三相电源监测回路，保证任一相电源失去均能可靠自投。5.1.3.15 无励磁调压变压器在额定电压5范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。5.1.3.16 油浸式变压器正常过负荷运行可参照下述规定：1、 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。2、 油浸自冷和油浸风冷的变压器不应超过变压器额定容量的30，强油循环风冷的变压器不应超过20。3、 变压器存在较大缺陷（如冷却系统不

38、正常、严重漏油、色谱分析异常等），不准过负荷运行。4、 变压器过负荷运行应投入全部工作冷却器，必要时投入备用冷却器。5.1.3.17 新装或变动过内、外连接线以及改变过结线组别的变压器，在并列运行之前必须核定相位。5.1.3.18 变压器的事故储油坑应保持在良好状态，卵石厚度符合要求。储油坑及排油管道应畅通，事故时应能迅速将油排出。防止油排入电缆沟内，室内变压器也应有储油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。5.1.3.19 变压器自动消防装置必须严格按照制造厂的要求安装和使用，并按照公司有关规定投入运行。5.1.3.20 变压器定期检修时需对其消防装置操作机构进行检查。5.1.3.21 主变冷却装置的

39、运维规定1、 不允许在带有负荷的情况下将强油冷却器（非片扇）全停，以免产生过大的铜油温差，使线圈绝缘受损伤。2、 新装的强油循环风冷变压器要启动全部冷却设备使油循环一小时，在停泵排除残留气体后方可带电运行。3、 新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间110kV不应少于24h。4、 强油循环的变压器应将冷却器自动投切回路投自动状态（试验位置）。5、 强油循环风冷变压器冷却装置全停跳闸回路投信号。6、 强油循环风冷的变压器，在各种负荷情况下投入的冷却器台数，应按制造厂要求投运，并在现场运行规程中予以规定。若冷却装置自启动回路失灵时应按此原则人工投入冷却装置。7、 冷却系统必须有

40、两个独立的能自动切换的工作电源，并应定期进行切换试验。变压器冷却装置的定期切换试验规定：1） 具有两路冷却装置电源的，每半年进行一次电源切换试验。2） 强油循环的冷却装置，油泵及风扇每季度进行一次工作、辅助及备用组的调换运行。3） 自循环风冷的冷却装置，每年迎峰度夏前进行一次风扇运行状况检查。5.1.3.22 有载分接开关的运维规定：1、 有载分接开关的分接变换操作，由调控中心按调度确定的电压曲线或调度命令执行，当调控中心遥控操作有载分接开关失灵时，可通知变电运维人员到现场进行操作。分接开关的位置应按变电站用户受电端的电压偏差不超过允许值，并在充分发挥无功补偿设备的经济效益和降低线损的原则下优

41、化确定。2、 分接开关巡视检查项目：1） 电压指示应在规定电压偏差范围内。2） 控制器电源指示灯显示正常。3） 分接位置指示器应指示正确。4） 分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。5） 分接开关及其附件各部位应无渗漏油。6） 计数器动作正常。7） 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。8） 分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。3、 现场变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：1） 应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化。2） 有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行。3） 有载调压变压器与无励磁调压变

42、压器并联运行时，档位的调整应使两变压器的分接电压尽量接近。4） 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合U（）1105K2的要求。5） 主变过载1.2倍时禁止操作有载分接开关。4、 有载分接开关控制回路宜设有过电流闭锁装置，其整定值取配置的变压器额定电流的1.2 倍，电流继电器返回系数应大于或等于0.9，其过电流闭锁动作应正确可靠。5、 有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，应先将有载调压变压器分接位置调整到与无励磁变压器相对应的分接位置，然后切断分接开关操作电源（主变负荷切换操作过程中的短时并列除外）再并联运行。6、 分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检

43、修。1） 操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置。2） 远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作。3） 分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；内部切换异声；过压力的保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。7、 当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常（主要为乙炔和氢的含量超标）或分接开关油位异常升高，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报，暂停分

44、接变换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障。8、 运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压不低于30kV。当击穿电压低于30kV时，应停止自动电压控制器的使用。当击穿电压低于25kV时，应停止分接变换操作，并及时处理。9、 当有载调压开关动作次数或运行时间达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与时间进行测试。5.1.4 检修后的验收5.1.4.1 变压器的验收1、 检修和试验合格，有明确可以投运的结论。2、 变压器无遗留物件、引线接头应紧固。3、 有载调压开关应在投运前操作一个循环，检查动作正常。各相分接开关位置符合调度要求，档位显示与机械指示相符。4、 冷却装置运转正常，内部空气开

45、关（或熔丝）、转换开关投切位置已符合运行要求。5、 中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠。6、 变压器各部位阀门位置正确。7、 变压器本体、有载、套管油位指示正常。8、 瓦斯继电器装有防雨罩，瓦斯继电器与油枕间的阀门在打开位置，继电器内充满油，二次小线无腐蚀接地。9、 呼吸器内的矽胶无受潮变色，油封杯内油量适当，油色正常。10、 变压器就地及远方温度指示正确。11、 各接线箱、控制箱和端子箱封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置投入。12、 无异常告警信号。13、 所有电缆应标志清晰。14、 变压器新投运或经大修、滤油和换油后，投运前冷却器应全部运转一段时间，并提醒检修人员放气。5.1.4.2 变压器

46、投运前的检查1、 变压器的保护应正常投入，无异常动作信号。2、 调压装置分接头档位显示与现场机械指示应一致。3、 冷却系统电源正常投入，各组冷却器运行方式符合要求。4、 外部无异物，无遗留接地线。5.1.5 事故及异常处理5.1.5.1 变压器保护动作开关跳闸，应立即查明跳闸原因，根据保护动作情况和对变压器外部检查情况，作出是变压器内部还是外部故障的判断。5.1.5.2 重瓦斯和差动保护（或差动速动保护）同时动作跳闸，在未查明保护动作原因和消除故障前不得强送。5.1.5.3 变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，经瓦斯气体检查及试验证明变压器内部无明显故障后，在系统

47、急需时，经公司总工程师同意，可以试送一次。5.1.5.4 如因越级跳闸或差动二次回路故障而造成误动作，可以试送一次。5.1.5.5 变压器后备保护动作跳闸，主变差动及瓦斯保护未动作，应对变压器进行外部检查，在查明故障点并有效隔离后，可对变压器试送一次；若主变回路及母线检查均正常，则拉开母线上所有出线开关后，可以试送一次，试送成功后，再逐路试送出线开关。5.1.5.6 变压器有下列情况之一者，应立即将其停运：1、 变压器冒烟着火时。2、 变压器内部声音明显异常增大，有爆裂声。3、 如果轻瓦斯动作发信后经分析已判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短时。4、 在正常负载和冷却条件下，变压器油

48、温偏高并不断上升，且经检查证明温度计指示正确。5、 油枕或防爆阀喷油。6、 大量漏油致使油面下降至看不见油位。7、 油色变化过甚，油内出现炭质等。8、 套管严重渗漏或瓷套破裂时。9、 套管末屏有放电声时。10、 当发生危及变压器安全运行的故障现象，而变压器的有关保护装置有异常时。5.1.5.7 变压器有下列情况之一者，应加强监视和检查，判断原因，并立即汇报调度和相关领导，采取相应措施：1、 在同等负荷情况下，声音比平时大、电磁震动声不均匀。2、 在同样运行条件下，油温比平常异常增高。3、 油枕或套管的油面高度不符合监视线要求。4、 瓦斯继电器内有气体，轻瓦斯保护发信。5、 外壳有漏油现象。6、

49、 瓷套管有裂纹、渗油现象。5.1.5.8 变压器过负荷1、 记录过负荷起始时间、负荷值及当时环境温度。2、 变压器过负荷运行应投入全部工作冷却器，必要时投入备用冷却器。3、 将过负荷情况向调度汇报，采取措施压降负荷。根据本变压器的过负荷规定及限值，对正常过负荷和事故过负荷的幅度和时间进行监视和控制。4、 对过负荷变压器进行特巡，检查风冷系统运转情况及各连接点有无发热情况。5、 调控中心应严密监视过负荷变压器的负荷及温度，若过负荷运行时间已超过允许值时应设法将变压器停运。5.1.5.9 变压器超温1） 核对现场油温表与后台油温显示是否一致，核对是否由于温度表、变送器等故障引起，汇报相关领导，进行

50、处理。2） 检查是否由于冷却器故障或因散热片污秽引起冷却效率降低引起，应投入全部可用冷却器。如因散热片污秽引起则应对散热片进行水冲洗。3） 检查是否由于过负荷引起，按变压器过负荷规定处理。4） 如系原因不明的异常升高，必须立即汇报调度及本单位领导，进行检查处理。5.1.5.10 变压器油位过高或过低1、 油位过高的原因：1） 油位计故障；2） 油枕内胶囊破裂（视油位计原理）；3） 呼吸器堵塞；4） 变压器温度急剧升高；5） 有载调压开关油位升高可能是有载调压开关桶密封不良。2、 油位过低的原因：1） 油位计故障；2） 油枕内胶囊破裂（视油位计原理）；3） 变压器漏油。3、 发现油位过高或过低，

51、立即汇报调度及分管领导。5.1.5.11 冷却装置故障处理： 1、 运行中的单组冷却器故障，应立即将备用冷却器投入运行，并对故障冷却器进行检查，汇报本单位领导。2、 冷却装置部分故障时，变压器的允许负载和运行时间应按制造厂规定。3、 冷却器全停后应检查冷却器电源是否正常，尽快恢复冷却器运行。如不能恢复应汇报调度并指定专人监视，记录变压器的负荷与温度，并对变压器应进行不间断监视，运行时间及上层油温超过规定时应立即汇报调度将变压器停运。4、 在运行中，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，变压器在额定负载下允许运行时间不小于20min。当油面温度尚未达到75时，允许上升到75，但冷却器全停的最长运行

52、时间不得超过1小时。对于同时具有多种冷却方式（如ONAN、ONAF或OFAF），变压器应按制造厂规定执行。5、 油浸（自然循环）风冷变压器，风机停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。6、 强油循环冷却的变压器故障跳闸后应检查冷却器是否自动停运，如未能自动停运的需尽快手动切除强油循环油泵，以免游离碳、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。5.1.5.12 压力释放装置动作1） 检查瓦斯继电器内气体情况，瓦斯保护的动作情况；2） 检查呼吸器的管道是否畅通；3） 各个附件是否有漏油现象；4） 外壳是否有异常情况；5） 二次回路是否有故障。6） 汇报调度及相关领导，通知检修人员采取本体油

53、样及气体进行分析。5.1.5.13 主变重瓦斯保护动作后的检查处理：1、 变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况。2、 压力释放阀及其它保护装置动作信号情况。3、 变压器本体及有载分接开关油位、油色情况。4、 气体继电器内有无气体积聚，积聚气体是否可燃，油色谱分析结果有无异常。5、 保护及直流二次回路有无异常。5.1.5.14 变压器轻瓦斯信号动作后的检查处理：1、 有无其它保护装置动作，有无外部故障现象。2、 对瓦斯继电器取气样化验分析，并找出产生气体的原因，判断其（故障）性质。产生气体的原因大致有以下几种情况：1） 油温下降或油箱漏油致使油面降低。2） 因滤油、加油致使空气进入油箱内。3）

54、 变压器内部发生轻微故障而产生少量气体。4） 由于变压器外部穿越性故障（震动、油流涌动）引起的内部绝缘物受损。5） 新投运变压器运行一段时间后缓慢产生的气体，如产生的气体不是特别多，一般可将气体放空即可，有条件时可做一次气体分析。3、 若瓦斯继电器内无气体，则应检查有无因轻瓦斯继电器接点绝缘劣化或二次回路绝缘劣化而误动作的可能。5.1.5.15 变压器瓦斯气体检查判别方法：1、 变压器瓦斯保护动作后，检查气体是否可燃，可用下列三种方法：1） 用（气体采集器）特制皮囊收集，在屋内点火以鉴别是否可燃。2） 用火柴或打火机的火焰在离瓦斯继电器放气阀顶端56厘米处检查气体是否可燃。3） 用注射针筒对准

55、瓦斯继电器放气阀孔采气，然后以点火鉴别是否可燃。2、 瓦斯继电器中气体性质故障判别及处理办法：气体性质故障性质处理要求无色、无臭、不能燃烧存有空气排出空气，如发信间隔逐渐缩短，应汇报调度及有关部门，申请停运处理。灰白色、有臭味、可燃性氢气、乙炔、甲烷结构中间部分的油中有电弧，绝缘纸、棉纱等损坏。将变压器停运，进行检查和试验。灰色、有臭味、可燃性氢气、乙炔、甲烷酚绝缘恶化，引起电弧，如分接开关故障。灰黑色或黑色、可燃性氢气、甲烷、乙烯绝缘油分解或铁芯烧坏。淡黄色、可燃性氢气、乙烯、甲烷、丙烯、二氧化碳绕组绝缘或木质材料损坏。5.1.5.16 主变差动保护动作后的检查和判断：1、 检查其它保护装置

56、（包括气体继电器和压力释放阀）的动作信号情况，主变保护装置有无异常情况。2、 检查差动保护范围内的一次设备（变压器、套管、压变、流变、绝缘子、母线桥、电缆、架空引线、避雷器等）有无着火、爆炸、喷油、放电痕迹、导线断线、短路、异物引起短路等情况，以判断出是变压器本体故障还是外部设备故障。3、 检查故障录波器的动作情况。5.1.5.17 主变后备保护动作后的检查和判断：变压器后备保护动作跳闸，除对变压器和母线作外部检查外，还应检查出线开关保护是否动作，若变压器外部无异常情况时，可按下列原则处理：1、 若检查发现中、低压母线部分有明显故障象征，应立即进行主变油色谱分析和绕组变形试验，试验无异常后方能

57、试送变压器。2、 若某出线开关保护动作而该开关拒动，则应拉开该开关，如确系非近区故障经分管领导同意后可试送一次。3、 若出线开关保护均未动作，则应拉开该主变所在母线上的所有出线开关，然后试送变压器，试送成功后再逐路试送各出线开关。若试送某出线开关时又引起越级跳闸，则应将该出线开关拉开，恢复其余出线送电。5.1.5.18 如主变开关跳闸后主变保护无动作信号，则应检查母线保护及开关失灵保护的动作情况，有无母差保护动作因主变开关失灵而联跳主变开关的可能。5.1.5.19 地震引起重瓦斯动作跳闸的变压器在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确定无异状后方可投入运行。5.1.5.20 变压器着火处理

58、：1、 变压器着火时，立即拉开变压器各侧开关。2、 立即切除变压器所有二次控制电源和交流电源。 3、 确保人身安全的情况下采取必要的灭火措施，如开启主变消防灭火装置、开启事故放油阀排油、使用消防器材（干粉或黄沙）灭火等。4、 应立即将情况向调度及本单位领导汇报。灭火处理时如不能有效控制火势应及时拨打火灾报警电话。5.2 接地变及消弧设备5.2.1 概述5.2.1.1 按照使用状况的不同，接地变分为两种，一种为消弧线圈提供中性点，其容量与消弧线圈容量基本匹配，同时带有额定容量的二次绕组，可作为所用电源，二次容量一般有80、100、200KVA等多种形式。另一种接地变使用在小电阻接地系统，为中性点

59、电阻提供中性点，不兼做站用变。5.2.1.2 在消弧线圈接地系统中，当系统发生单相接地时，经消弧线圈流入接地点的电感性电流抵消经健全相流入接地点的电容性电流，使接地电流大大减小。现场安装的消弧线圈可分为两种，一种为油浸式消弧线圈，其分头调节一般为手动。另一种为干式消弧线圈，其分头调节一般为根据电容电流测量值自动调节。5.2.1.3 采用小电阻接地系统中，线路单相接地故障瞬时跳闸，可有效限制弧光接地过电压、降低操作过电压和系统各种谐振过电压。5.2.2 巡视与检查5.2.2.1 接地变的正常巡视项目1、 接地变本体无变形，无放电闪络痕迹；2、 声音均匀，无异声、无异味；3、 瓷质部分清洁，无裂纹

60、、放电痕迹及其它异常现象；4、 温度传感线无松脱，断裂现象；5、 温控仪运行正常，无异常报警信号，故障灯熄灭，三相温度指示正常；6、 接地变本体、各导引线、次级熔丝等部位无发热现象。5.2.2.2 油浸式消弧线圈的正常巡视项目1、 箱体、油枕完好、清洁、无渗漏油；2、 无异声，无异味；3、 呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，矽胶变色不超过2/3；4、 瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象；5、 油位应正常；6、 引线线夹压接牢固、接触良好，无发热现象，引线无断股、散股、烧伤痕迹；7、 二次箱门关闭严密，箱内清洁、干燥、无锈蚀、封堵严密，接线无松动、脱落现象。5.2.2.3 干式消弧线圈

61、的正常巡视项目1、 消弧线圈本体无变形，发热现象；2、 无异声，无异味；3、 瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象；4、 消弧线圈控制器显示各运行数据正常，电容电流、档位、中性点电压、电流、脱谐度在正常范围内；5、 消弧线圈控制器无异常信号。5.2.3 运行与操作5.2.3.1 小电阻接地系统不得出现两个及以上中性点同时接地运行。5.2.3.2 消弧线圈的一般采用过补偿方式。5.2.3.3 带自动调谐装置的消弧线圈正常应运行在自动状态。5.2.3.4 接地变的温度定值应设为：风机关闭温度T1：80，风机启动温度T2：100，超温报警温度：120，其高温跳闸出口停用。5.2.3.5 系统

62、合环时，两段母线上运行的消弧线圈如为自动控制，应适应一次运行方式。5.2.3.6 带消弧线圈的接地变投入运行前，考虑到与消弧线圈的配合问题，应将其分接头档位放至合适位置。5.2.3.7 系统接地，消弧线圈动作时间不应超过铭牌规定的允许时间，一般为2小时。5.2.3.8 消弧线圈的投入、停用或分接头调整，应按调度要求执行。5.2.3.9 油浸式消弧线圈分接头的调整，必须在消弧线圈的各侧隔离开关均断开的情况下进行，对于直接接于接地变中性点的消弧线圈则必须将接地变改为冷备用后进行。档位调节前，应将消弧线圈或接地变高压侧接地，调节结束后，拆除接地线或拉开接地隔离开关并测量消弧线圈分接头接触良好。5.2

63、.3.10 消弧线圈由一台变压器切换至另一台变压器运行时，应先将消弧线圈从前一台变压器断开后，再投入到另一台变压器上运行，不许将消弧线圈同时接于二台变压器中性点上运行。5.2.3.11 消弧线圈停启用操作前，必须先检查消弧线圈的信号装置正常，接地电压、电源等正常。只有在其系统内部确无接地故障时方可操作。不得用隔离开关接通或切断消弧线圈的接地电流。5.2.4 检修后的验收5.2.4.1 接地变检修后的验收要求1、 接地变本体清洁、完好，各接地点接触良好2、 各接头处连接完好、螺丝紧固，示温片完好3、 瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象4、 温度传感线无松脱，断裂现象5、 温控仪运行正常

64、，故障灯熄灭，无异常报警信号，三相温度指示正常6、 各联锁回路试验正常7、 设备编号、标示齐全、清晰、无损坏，相色标示清晰、无脱落8、 地面无积灰，无遗留杂物9、 各回路封堵严密，无遗留孔洞5.2.4.2 油浸式消弧线圈检修后的验收要求1、 箱体、油枕完好、清洁、无锈蚀、无渗漏油2、 呼吸器完好，油杯内油面、油色正常3、 油位应正常4、 二次箱门内清洁、干燥、无锈蚀、封堵严密，接线无松动、脱落现象5、 引线线夹压接牢固，螺丝紧固6、 消弧线圈档位显示正常7、 地面清洁，无遗留物5.2.4.3 干式消弧线圈检修后的验收要求1、 消弧线圈本体清洁、完好，各接地点接触良好2、 各接头处连接完好、螺丝

65、紧固，示温片完好3、 瓷质部分清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象4、 各联锁回路试验正常，接地指示灯试验正常5、 设备编号、标示齐全、清晰、无损坏，相色标示清晰、无脱落6、 地面无积灰，无遗留杂物7、 消弧线圈控制器无异常信号8、 各回路封堵严密，无遗留孔洞5.2.5 事故及异常处理5.2.5.1 消弧线圈在发生永久接地的系统中运行，发现下列情况时，应立即汇报调度及相关领导，运维人员严禁操作消弧线圈。1、 套管有明显裂纹或破损。2、 外壳破裂，严重漏油。3、 温度和温升达到极限值。4、 带接地运行时间超过规定时间。5、 内部有强大响声或放电声。6、 冒烟或着火。当发生以上情况时，应立即拉开其

66、所接接地变的开关，再拉开消弧线圈隔离开关，然后恢复接地变的运行；对于无法用开关直接切除的消弧线圈，如已找到接地线路，应立即拉开接地线路；如未找到接地线路，应立即拉开主变次级开关，在确证消弧线圈无故障电流后可以拉开消弧线圈隔离开关，然后恢复主变运行。5.2.5.2 运行中，消弧线圈发生下列情况时，应汇报调度及相关领导，联系检修人员进行处理：1、 中性点位移电压超过15%的相电压时而消弧线圈未动作；2、 消弧线圈控制器工作状态异常及交直流电源工作异常时。5.2.5.3 消弧线圈的自动调谐装置发生下列异常时应及时联系处理：1、 消弧线圈在最高档运行，但脱谐度或残流还不能满足要求（容量不够，补偿不足）

67、；2、 中性点电压大于15相电压；3、 阻尼电阻箱有异常响声；4、 交、直流电源失电；5、 装置熔丝连续熔断；6、 若装置意外死机故障时，重新启动不成功。5.3 高压断路器（简称开关）5.3.1 概述断路器是变电站重要的电气设备。在正常情况下，断路器用来接通和断开负载；故障情况下，断路器通过保护动作来断开故障，同时又能完成自动重合闸功能，以提高供电可靠性。110千伏及以下断路器按其灭弧介质分为SF6断路器和真空断路器等；按其操动机构分为液压机构断路器、弹簧机构断路器断路器等；按其结构形式分为常规断路器，GIS断路器和手车式断路器等。5.3.2 巡视与检查5.3.2.1 SF6开关的巡视检查项目

68、：1、 套管清洁、无破损裂纹及闪络发电现象；2、 内部无异声（漏气、振动、放电声），无异味；3、 壳体整洁无锈蚀，外壳接地良好；4、 连接部分无过热、变色现象；5、 开关分、合闸位置指示（包括灯光、机械指示）正确，与当时运行工况相符；6、 开关操作机构完好，储能机构储能情况正常；7、 检查开关SF6气体密度指示正常。5.3.2.2 真空开关的巡视检查项目：1、 套管、绝缘拉杆、支持瓷瓶等瓷质部分清洁、无破损裂纹及闪络发电现象；2、 内部无异声（振动、放电声）；3、 透明真空泡内应无辉光放电现象；4、 壳体整洁无锈蚀，外壳接地良好；5、 连接部分无过热、变色现象；6、 开关分、合闸位置指示（包括

69、灯光、机械指示）正确，与当时运行工况相符；7、 开关操作机构完好，储能机构储能情况正常。5.3.2.3 组合电器的巡视检查项目：1、 设备外观检查无变形、无锈蚀、连接无松动；传动元件的轴、销齐全无脱落、无卡涩；箱门关闭严密；无异常声音、气味等。2、 气室压力在正常范围内，并记录压力值。3、 闭锁装置完好、齐全、无锈蚀。4、 位置指示器与实际运行方式相符5、 套管完好、无裂纹、无损伤、无放电现象。6、 避雷器在线监测仪指示正确，并记录泄漏电流值和动作次数。7、 带电显示器指示正确。8、 防爆装置防护罩无异样，其释放出口无障碍物，防爆膜无破裂。9、 汇控柜指示正常，无异常信号发出；操动切换把手与实

70、际运行位置相符；控制、电源开关位置正常；连锁位置指示正常；柜内运行设备正常；封堵严密、良好；加热器及驱潮电阻正常。10、 接地线、接地螺栓表面无锈蚀，压接牢固。11、 设备室通风系统运转正常，无异常声音、异常气味等。5.3.2.4 开关柜的巡视项目1、 手车、开关及接地闸刀位置指示与运行工况相符；2、 开关柜内设备无放电、过热等现象；3、 开关柜内部无异声（振动、放电声）及异味；4、 各单元带电显示器交流工作电源指示灯应亮，三相带电指示灯指示与设备运行工况相符；5、 开关柜内加热器工作正常；6、 仓内照明正常，示温蜡片无变色；7、 所有柜门应正常关闭。5.3.2.5 液压操动机构巡视检查项目：

71、1、 机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等；2、 计数器动作正确并记录动作次数；3、 储能电源开关位置正确；4、 机构压力正常；5、 油箱油位在上下限之间，无渗（漏）油；6、 油管及接头无渗油；7、 油泵正常、无渗漏；8、 行程开关无卡涩、变形；9、 活塞杆、工作缸无渗漏；10、 加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确；5.3.2.6 弹簧机构巡视检查项目：1、 机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等；2、 储能电源开关位置正确；3、 储能电机运转正常；4、 行程开关无卡涩、变形；5、 分、合闸线圈无冒烟、异味、变色；6、 弹簧储能状态完好，储能指示器指示

72、正常；7、 二次接线压接良好，无过热变色、断股现象；8、 加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确。5.3.2.7 电磁操动机构巡视检查项目：1、 机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等；2、 合闸电源开关位置正确；3、 合闸保险检查完好，规格符合标准；4、 分、合闸线圈无冒烟、异味、变色；5、 合闸接触器无异味、变色；6、 直流电源回路端子无松动、锈蚀；7、 二次接线压接良好，无过热变色、断股现象；8、 加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确。5.3.2.8 气动机构巡视检查项目1、 机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味；2、 压力表指示正常，并记录实际值；3、 贮

73、气罐无漏气，按规定定期放水；4、 接头、管路、阀门无漏气现象；5、 空压机运转正常，油位正常。计数器动作正常并记录次数；6、 加热器（除潮器）正常完好，投（停）正确。5.3.2.9 下列情况对断路器进行特殊巡视：1、 断路器跳闸后；2、 新投运或检修后；3、 高温季节、恶劣天气，高峰负荷时；4、 断路器操作机构频繁建压；5、 断路器存在严重缺陷时。5.3.2.10 特殊巡视的检查项目1、 大风天气：引线摆动情况及有无搭挂杂物；2、 雷雨天气：瓷套管有无放电闪络现象；3、 大雾天气：瓷套管有无放电，打火现象，重点监视污秽瓷质部分；4、 大雪天气：根据积雪溶化情况，检查接头发热部位，及时处理悬冰；

74、5、 温度骤变：检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等情况；6、 节假日时：监视负荷及增加巡视次数；7、 高峰负荷期间：增加巡视次数，监视设备温度，触头、引线接头，特别是限流元件接头有无过热现象，设备有无异常声音；8、 短路故障跳闸后：检查断路器的位置是否正确，各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象，油断路器有无喷油，油色及油位是否正常，测量合闸保险丝是否良好，断路器内部有无异音；9、 设备重合闸后：检查设备位置是否正确，有无不正常的音响或气味；10、 严重污秽地区：瓷质绝缘的积污程度，有无放电、爬电、电晕等异常现象。5.3.3 运行与操作5.3.3.1 断路器一般设有“远控”、“近

75、控”和“手动”操作功能。1、 通过监控系统在监控中心、变电所后台机或中央控制屏上进行的操作，为“远控”操作方式。正常时运行中，应采用“远控”操作方式，2、 变电所现场保护测控屏或断路器保护测控装置所在断路器柜上进行的操作，为“近控”操作方式。“近控”操作只有在远动通道异常或后台机故障的情况下，经相关领导专职确认同意后方可使用。3、 断路器操作机构上进行的手动分合断路器操作，为“手动”操作方式。“手动”操作一般在上述两种操作都不能进行，且断路器两侧均不带电情况下使用。5.3.3.2 操作前应检查断路器控制回路及操作机构正常，即具备运行操作条件。开关合闸前，须检查继电保护已按规定投入。5.3.3.

76、3 操作中应同时监视有关电压、电流、功率表计的指示及断路器变位情况。5.3.3.4 操作后应检查断路器状态指示、有关表计指示是否正常，有无异常信号，并检查现场机械指示正确，断路器储能正常。5.3.3.5 断路器合闸送电时，如因保护动作跳闸，应立即停止操作并向调度汇报，并进行现场检查，严禁不经检查再次合闸强送。5.3.3.6 断路器故障跳闸后，应立即进行外部检查，并填写故障跳闸记录。当断路器允许故障跳闸次数已达允许次数的前一次时，应汇报调度，要求停用其重合闸。5.3.3.7 手车式断路器允许停留在运行、试验、检修位置，不得停留在其它位置。检修后, 应推至试验位置, 进行传动试验，试验良好后方可投

77、入运行。5.3.3.8 手车式断路器无论在工作位置还是在试验位置,均应用机械联锁把手车锁定。5.3.3.9 插拔全封闭中置柜式小车断路器二次插头前应先断开断路器操作电源，储能电源等二次回路电源后再操作断路器二次插头。5.3.3.10 若断路器远近控切换开关切至“近控”位置时，切断了保护及自动装置的跳闸或合闸回路，则必须有“断路器在近控位置”和“控制回路断线”的告警信号。5.3.3.11 旁路断路器代其它断路器时，在合环后应检查三相有电流且基本平衡后，方能拉开被代断路器。5.3.3.12 断路器检修时，应退出断路器及两侧闸刀的操作电源，两侧闸刀的操作把手应加锁。5.3.3.13 新装SF6断路器

78、投运前必须复测断路器本体内部气体含水量和漏气率，灭弧室气室含水量应小于150PPM（体积比），开关漏气率应小于0.5。5.3.3.14 运行中的SF6开关应定期进行SF6气体含水量检测，110kV及以上3年一次，35kV及以下6年一次。灭弧室气室含水量应小于300PPM（体积比）。5.3.4 检修后的验收5.3.4.1 检修试验项目齐全，试验数据符合要求。5.3.4.2 现场清洁，设备上无临时短路接线及其他遗留物。5.3.4.3 瓷瓶清洁、无破损裂纹，断路器及其操作机构、引线固定牢固，金属件无锈蚀或机械损伤，外壳接地引线焊接牢固。5.3.4.4 相色标志明显、正确。5.3.4.5 机构箱密封良

79、好，二次接线排列整齐，接头应紧固、无松动，编号清楚。二次端子排及各辅助开关等元件绝缘良好清洁牢固，各辅助开关应在相应位置。5.3.4.6 SF6断路器压力正常。5.3.4.7 液压机构无渗漏，油位计的玻璃应完整清洁，油位监视窗内充满油。5.3.4.8 气动机构空压机工作正常，空气压力指示正常，气路无漏气，气阀无锈蚀卡涩现象。5.3.4.9 弹簧机构电动及手动储能到位，储能指示正确。5.3.4.10 断路器位置信号、异常报警信号应正确动作。5.3.4.11 防误操作装置齐全、良好。5.3.4.12 远方和就地的各种分、合闸操作应正确动作。5.3.4.13 检查熔断器及熔丝元件接触良好，熔丝元件容

80、量符合规定。5.3.5 事故及异常处理5.3.5.1 断路器在运行中发生下列情况，应立即汇报调度和相关领导，将其停用。1、 瓷套有严重的破损和放电现象； 2、 SF6断路器中气体严重泄漏，已低于闭锁压力；3、 操作机构的压力降低，闭锁分、合闸； 4、 断路器内部有爆裂声或喷油冒烟；5、 断路器引线严重发热；5.3.5.2 断路器SF6压力低报警时，断路器仍可运行，应立即汇报调度和相关领导，安排断路器SF6气体补气。当发出SF6压力低闭锁信号时，闭锁断路器分合闸，应立即汇报调度及相关领导，将该断路器停役后处理，处理原则参见5.3.5.4。5.3.5.3 当断路器发生合闸闭锁时，经现场检查确认后，

81、立即汇报调度和相关领导。如断路器在分闸位置，将断路器改为检修后处理。如断路器在合闸位置，应按以下原则将故障断路器进行隔离：1、 液压机构，应检查是油泵电机不启动还是液压系统泄漏引起。1） 如果是电机不启动，则应检查其交流电源是否正常，电源开关是否跳开，接触器是否动作，电机有无异常等，并设法恢复打压；若无法恢复，则应汇报调度和相关领导，停用断路器后处理。2） 如为液压系统泄漏或油泵故障不能建压，则应断开油泵电机电源，汇报调度和相关领导，停用断路器后处理。3） 双母线接线方式，若有旁路断路器，可采用旁路代供的方式将其隔离；若无旁路断路器，将故障断路器拉停隔离。2、 气动机构，应检查是空压机不启动还

82、是空压系统泄漏引起。处理同上。3、 弹簧机构，断路器由于合闸弹簧未储能造成的合闸闭锁。应对储能电机电源、储能电机、储能弹簧行程开关进行检查，设法恢复。如因电机损坏或交流电源失去不能电动储能时，必要时可进行手动储能。5.3.5.4 当断路器发生分闸闭锁时，经现场检查确认后，应立即将断路器可以改为非自动，做好防慢分措施，再汇报调度和相关领导，等候调度指令。1、 如断路器在分闸位置，将断路器改为检修后处理。2、 如断路器在合闸位置，一般应按以下原则将故障断路器进行隔离：1） 对于线路、主变断路器故障，若有旁路断路器，可采用旁路代供的方式，在旁路断路器与故障断路器并联后，解锁拉开故障断路器两侧隔离开关

83、将其隔离，操作前旁路断路器应改非自动；若无旁路断路器，且为双母线接线方式的，为尽量保障其他线路的正常供电，可在双母线并列运行后，将故障断路器所在母线上的其余元件热倒至另一段母线，再拉开故障断路器所在回路的电源侧断路器将其隔离；否则直接拉开故障断路器所在回路的电源侧断路器方式隔离。2） 对于双母线接线方式，其母联断路器故障，优先采取合上出线（或旁路）断路器两把母线隔离开关的方式隔离，同时应先将母差改单母方式；否则采用倒母线方式隔离。3） 对于单母分段接线方式，其分段断路器故障，一般采用拉开该分段断路器所在回路的电源侧断路器方式隔离。 5.3.5.5 断路器拒合时应检查：1、 远方操作条件是否满足

84、；2、 有无保护动作信号，出口自保持继电器是否复归；3、 机构或SF6气体压力是否正常；4、 操作及储能电源是否正常；5、 控制回路有无明显异常，合闸线圈是否冒烟或烧焦。经检查无异常或故障排除后，可再合一次，如仍合不上立即并汇报调度和相关领导。5.3.5.6 断路器拒分时应检查：1、 远方操作条件是否满足；2、 机构或SF6气体压力是否正常；3、 操作电源是否正常；4、 控制回路有无明显异常，分闸线圈是否冒烟或烧焦。经检查无异常或故障排除后，可再分一次，如仍分不开，应拉开控制电源空开并汇报调度和相关领导。5.3.5.7 弹簧机构的异常处理：1、 在断路器合闸后，“弹簧未储能”长期不能复归，则应

85、迅速检查断路器储能电源，查明原因。如能检查出故障原因，应设法消除，再予以储能。若无法消除和储能，则应立即汇报调度及相关领导，在拉开断路器储能电源后，进行手动储能，供投入重合闸需要，同时通知相关部门检查处理。2、 当弹簧机构出现储能终了，合闸锁扣滑扣而空合时，将使弹簧再一次储能，甚至连续储能现象，此时应立即拉开断路器储能电源，检查原因进行处理。5.3.5.8 断路器液压或气动机构频繁打压，应检查机构是否存在外部泄漏，压力表指示是否正常，若外部无泄漏，压力下降很快，则可能是机构内部泄漏，则应汇报调度和相关领导，将断路器停役后处理。5.3.5.9 “断路器机构电动机或加热器回路电源故障”报警，应立即

86、到现场检查。如为加热回路电源自动跳开，应进行初步检查，如未发现明显故障，可以试送一次，试送不成应汇报相关领导。如为油泵电机电源跳开，应进行初步检查，如未发现明显故障，可以试送一次，试送不成应立即汇报相关领导派人处理，并加强对液压的监视。 5.3.5.10 当SF6断路器发生爆炸或严重漏气等事故，接近设备时应尽量选择上风侧，若事故现场为室内，应通风15分钟，查看SF6泄漏报警仪正常后方可入内，必要时要带防毒面具、穿防护服。5.3.5.11 当真空断路器在运行中发现真空泡有放电现象或真空泡内出现放电异声时，应立即汇报调度及相关领导，将断路器改非自动，按断路器分闸闭锁处理原则进行隔离。5.4 高压隔

87、离开关（简称闸刀）5.4.1 概述隔离开关在结构上无灭弧装置，但有明显断开点，因此隔离开关在断路器断开电路后用来隔离有电与无电部分，起到隔离电源的作用。5.4.2 巡视与检查5.4.2.1 瓷瓶清洁，应无破损、裂纹，无放电痕迹。5.4.2.2 分合闸到位；合闸时触头接触良好，应无发热现象。5.4.2.3 机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形。5.4.2.4 均压环应平正牢固，刀臂无变形、偏移。5.4.2.5 引线应无松动、严重摆动、烧伤断股现象，线夹无开裂发热现象。5.4.2.6 传动机构的可见定位固定螺丝无脱落。5.4.2.7 闸刀机械位置指示正确、三相一致；控制屏、监控屏、有关保护屏上闸刀位

88、置指示与现场实际位置相符。5.4.2.8 操作机构箱、端子箱应封堵良好，无积水受潮。 5.4.2.9 闸刀机构箱内远近控开关正常应在“远方”位置，马达电源开关应合上。5.4.2.10 机构箱、端子箱内温控除湿装置应在自动投入状态。5.4.3 运行与操作5.4.3.1 隔离开关的操作电源宜长期投入；若隔离开关机构箱、操作箱及端子箱存在密封不良、进水受潮情况，必须将隔离开关操作电源拉开，操作时临时投入。5.4.3.2 当发生带负荷拉隔离开关时应迅速拉开，不允许中途再合上。当发生带负荷合隔离开关时应迅速合上，不允许中途再拉开。5.4.3.3 隔离开关电动操作失灵，严禁任意解除闭锁，必须查明原因、确认

89、操作正确，并得到有权限人员批准后，方可解锁操作。5.4.3.4 隔离开关验收过程中，如果要解锁操作，必须由运维人员进行，并履行监护复诵制度，严禁检修人员自行短接闭锁接点。5.4.3.5 隔离开关的操作顺序：停电操作，在断路器拉开后，应先拉非电源侧隔离开关，后拉电源侧隔离开关；送电时反之。5.4.3.6 隔离开关操作前，应检查相应断路器在分闸位置，严禁带负荷拉合隔离开关。5.4.3.7 隔离开关合闸前，应检查回路中地刀均已拉开，地线全部拆除，严禁带地线合闸。5.4.3.8 合接地隔离开关前，应检查相应隔离开关已拉开，并验明无电后进行。5.4.3.9 隔离开关操作后，应检查其辅助接点的切换正确，母

90、差、线路保护、监控系统等有关信号指示正确。5.4.3.10 双母线系统带电倒换母线，应在母联断路器合闸（正、付母线环通），且改非自动状态下进行，操作隔离开关的顺序为前先合后拉（热倒）。若馈线在热备用状态时倒换母线时，母联断路器可不合，操作隔离开关的顺序为先拉后合（冷倒），避免用隔离开关进行合解环。5.4.3.11 闸刀机构箱内驱潮加热器正常应投入，有自动控制装置的应投入自动状态。5.4.3.12 允许直接用闸刀进行下列操作：1、 在无接地告警指示时拉开或合上电压互感器。2、 在无雷击时拉开或合上避雷器。3、 在没有接地故障时， 拉开或合上变压器中性点接地闸刀或消弧线圈。4、 拉开或合上220千

91、伏及以下母线的充电电流。5、 拉开或合上站用变的空载电流；6、 拉合并列回路的旁路电流（另一并列回路有开关的必须将开关改为非自动）。7、 用闸刀进行拉合空载主变压器或空载线路等设备时，运行维护单位必须事先经过计算、试验和批准。5.4.4 检修后的验收5.4.4.1 检修试验项目齐全，试验数据符合要求。5.4.4.2 防误操作装置齐全、良好。5.4.4.3 外观检查1、 现场清洁，设备上无临时短路接线及其他遗留物。2、 瓷瓶清洁、无破损裂纹，金属件无锈蚀或机械损伤。3、 隔离开关及其操作机构、引线固定牢固，桩头线夹应有排水孔。4、 相色标志明显、正确。5、 机构箱、端子箱封堵良好，二次接线排列整

92、齐，接头应紧固、无松动，编号清楚。5.4.4.4 试操作检查1、 远控、就地电动、手动操作隔离开关试验良好。机构动作应灵活、平稳、无卡阻等异常情况。2、 辅助接点切换正确、可靠，核对隔离开关的分合闸位置指示与实际一致。3、 具有灭弧触头的隔离开关，由分到合时，主动触头接触前灭弧触头应先接触，由合到分时，触头的断开顺序应相反。4、 合闸时动静触头间接触紧密，接触面应清洁、平整。5.4.5 事故及异常处理5.4.5.1 运行中发现隔离开关出现下列情况时，应立即汇报调度和相关领导，停电处理：1、 隔离开关支持或转动瓷瓶损伤或放电；2、 隔离开关动静触头或连接头发热或金具损坏；3、 隔离开关在操作过程

93、中，拉不开或合不到位；4、 隔离开关操作连杆断裂，支持瓷瓶断裂。5.4.5.2 隔离开关电动操作失灵时，首先应该核对设备名称编号，检查相应断路器及隔离开关状态，判断隔离开关操作条件是否满足，严禁不经检查即进行解锁操作。在确认操作正确后，检查操作电源、电机电源是否正常，电机热继电器是否动作，电源缺相保护继电器是否失电；并设法恢复，如故障无法消除或未发现异常，立即汇报调度及相关领导，进行处理。必要时可以申请解锁操作，包括手动操作。5.4.5.3 运行中如发现隔离开关接触不良、桩头松动开裂等现象，应立即进行红外测温，并汇报调度及相关领导，减少负荷或停电处理，停电前应加强监视。5.4.5.4 若电动操

94、作过程中因电源中断或操作机构故障而停止并发生拉弧时，为避免触头间持续拉弧和隔离开关辅助接点在不确定状态对保护构成不利影响，运维人员应设法立即手动操作将该隔离开关合上或拉开，事后进行相关汇报和检查处理。5.5 互感器5.5.1 概述互感器分为电压互感器和电流互感器两大类，其主要作用有：将一次系统的电压、电流信息准确地传递到二次侧相关设备；将一次系统的高电压、大电流变换为二次侧的低电压（标准值）、小电流（标准值），使测量、计量仪表和继电器等装置标准化、小型化，并降低了对二次设备的绝缘要求；将二次侧设备以及二次系统与一次系统高压设备在电气方面很好地隔离，从而保证了人身和二次设备的安全。互感器按外绝缘

95、材质分为硅橡胶绝缘和瓷绝缘；按工作原理分为普通型和光电型（数字型）；按内绝缘介质分为干式和油浸式。5.5.2 巡视与检查5.5.2.1 正常巡视一般要求1、 设备外观完整无损。2、 一、二次引线接触良好，接头无过热，名连接引线无发热、变色。3、 外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。4、 金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。5、 架构、遮栏、器身外涂漆层清洁、无爆皮掉漆。6、 无异常震动、异常声音及异味。7、 瓷套、底座、阀门和法兰等部位应无渗漏油现象。8、 电压互感器端子箱熔断器和二次空气开关正常。9、 电流互感器端子箱引线端子无松动、过热、打火现象。10、 油色、油位正常。11、 防爆

96、膜有无破裂。12、 金属膨胀器膨胀位置指示正常，无渗漏。13、 各部位接地可靠。5.5.2.2 SF6气体绝缘电流互感器巡视特殊要求除与油浸式互感器相关项目相同外，尚应注意检查项目如下：1、 检查压力表指示是否在正常规定范围，有无漏气现象，密度继电器是否正常。2、 复合绝缘套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象，憎水性良好。5.5.2.3 树脂浇注互感器巡视特殊要求1、 互感器有无过热，有无异常振动及声响。2、 互感器有无受潮，外露铁心有无锈蚀。3、 外绝缘表面是否积灰、粉蚀、开裂，有无放电现象。5.5.2.4 特殊巡视下列情况对互感器进行特殊巡视：1、 故障跳闸后；2、 新投

97、运、检修试验后；3、 高温季节、恶劣天气，高峰负荷时；4、 存在缺陷时。5.5.3 运行与操作5.5.3.1 母线停电时应先停电容器，后停线路；送电时先送线路，然后根据电压或无功情况投入电容器。5.5.3.2 电容器从运行状态拉闸后，应经过充分放电（不少于5分钟）才能进行合闸运行。5.5.3.3 母线在热备用、冷备用状态时及母线受电前应将压变改为运行。5.5.3.4 对有可能产生谐振的母线，在母线受电前不得将压变改为运行，待母线充电正常后再将压变投入运行。5.5.3.5 双母线并列运行倒排操作前须将母联开关改为非自动并将压变二次侧并列，倒排操作结束后须检查各开关无“切换继电器同时动作”信号发信

98、后方可将压变二次侧解列。5.5.3.6 双母线结线的母线，需将一组母线停运，在拉开母联开关前，应将欲停母线的压变二次侧断开，以防压变二次侧倒充电。5.5.3.7 操作压变的二次回路或在压变二次回路上进行工作时，谨防将压变二次回路短路，以免压变二次侧跳开影响保护及自动装置的正常运行。5.5.3.8 旁路开关替代主变开关运行操作时，一般应在旁路开关替代后再进行二次电压回路的切换，恢复运行操作时，亦应在被代开关恢复后再进行二次电压回路的切换。5.5.3.9 流变的运行及操作1、 运行中流变二次不得开路，并必须有且只有一点接地。2、 运行中元件的流变二次端子按照“先投后退（连接/短接片）”的顺序进行操

99、作，操作前停用相关保护。1） 投入操作：先放上连接片，后取下短接片；2） 退出操作：先放上短接片，后取下连接片。1、 断路器分开情况下，流变二次端子按照“先退后投（连接/短接片）”的顺序进行操作。1） 投入操作：先取下短接片，后放上连接片；2） 退出操作：先取下连接片，后放上短接片。2、 新投运流变或二次结线改动后，应做带负荷试验。3、 内桥接线采用大差动的主变保护，当110kV进线断路器或内桥断路器改检修时时，应做好防止保护误动的安全措施。5.5.3.10 压变的运行及操作1、 运行中压变二次不得短路，并必须有且只有一点接地。2、 压变启用一般应先操作高压侧，后操作低压侧；停用时操作顺序相反

100、。3、 双母线或单母分段接线的一组母线压变单独停役前，应将母线压变二次联络。4、 双母线方式下热倒母线时，在母联断路器在运行状态并将母联断路器改非自动后，为防止电压切换中间继电器承受过大的压变不平衡负荷，把压变二次并列开关投入，待倒母线结束，将母联断路器改为自动之前，再分开该并列开关。5、 双母线中停用一组母线，在倒母线后，应先拉开空出母线上压变次级开关，再拉开母联断路器，恢复时反之。6、 新投运压变或二次结线改动后，应进行核相。5.5.3.11 智能变电站互感器采集系统包括其二次线圈、采集单元、合并单元。当采集系统有维护工作，可能影响继电保护系统正常运行时，应报告继电保护专业，并提前向调度申

101、请。母线电压互感器合并单元异常，按母线电压异常处理。5.5.3.12 智能变电站采用双母线接线方式下，当一段母线压变停用（数据异常）时，可采用母线电压合并单元的电压切换功能进行电压切换，母联开关处于合位。5.5.4 检修后的验收5.5.4.1 检修试验项目齐全，试验数据符合要求。5.5.4.2 现场清洁，设备上无临时短路接线及其他遗留物。5.5.4.3 瓷瓶清洁、无破损裂纹，引线固定牢固，金属件无锈蚀或机械损伤，外壳接地引线焊接牢固。5.5.4.4 相色标志明显、正确。5.5.4.5 端子箱密封良好，二次接线排列整齐，接头应紧固、无松动，编号清楚。5.5.4.6 硅橡胶绝缘SF6流变的硅橡胶表

102、面应呈灰色，无龟裂、无放电烧蚀。5.5.4.7 SF6流变压力正常。5.5.4.8 油浸式流变、压变的油位、油色正常，无渗漏，油位计的玻璃应完整清洁。5.5.5 事故及异常处理5.5.5.1 互感器出现下列情况时，应立即汇报调度和相关领导，将其退出运行：1、 引线连接部位严重发热；2、 内部有异声；3、 压变高压熔丝连续熔断；4、 冒烟或异味。5、 硅橡胶绝缘SF6流变：1） 硅橡胶表面有严重龟裂、放电烧蚀；2） SF6气体泄漏。6、 瓷绝缘油浸式流变：1） 瓷套有严重的破损和放电现象；2） 严重漏油，见不到油位。7、 电磁式压变（PT）：1） 瓷套有严重的破损和放电现象；2） 严重漏油，见不

103、到油位。3） 二次电压异常。8、 电容式压变（CVT）：1） 瓷套有严重的破损和放电现象；2） 轻微渗油；3） 二次电压异常。5.5.5.2 流变二次回路开路由下列现象判断：1、 流表无指示，功率表指示变小；2、 相关的流变二次回路发出CT断线信号；3、 流变内部有异声。流变二次开路后，应确定是流变测量回路还是保护回路开路，并立即汇报调度及相关领导，转移负荷或停电处理。紧急情况下，可先拉停断路器后，再汇报调度和相关领导。5.5.5.3 压变发生异常可能发展成故障时，处理原则如下：1、 不得用近控方法拉开压变一次隔离开关；2、 不得将压变次级与正常运行压变次级并列；3、 不得将该压变所在母线的母

104、差保护停用或改为单母方式；4、 可远控操作压变一次隔离开关将压变停用，如无法用一次隔离开关进行隔离，可用断路器切断所在母线的电源，再将压变隔离。5.5.5.4 运行中压变二次失压的处理：1、 压变次级开关跳开或熔丝熔断后，若经检查未发现故障点允许试合一次或换上相同规格熔丝后试送一次，若次级开关再次跳开或熔丝再次熔断后不允许再送，应汇报调度及相关领导，将相关保护停用后处理。2、 双母线接线的母线压变次级总开关跳开后，可将各有关分路开关拉开后，合上总开关，再逐路试送分路开关，查找故障支路并隔离。5.6 电力电容器（简称电容器）5.6.1 概述110kV主变低压侧配备电容器组，用以调节系统电压。电容

105、器有组合式和分布式两种，装置包括并联电容器、串联电抗器、真空接触器、放电线圈（放电压变）、高压熔断器、氧化锌避雷器等。各部件功能：1）电容器：补偿感性无功功率、改善功率因数；2）串联电抗器：防止高谐波扩大（改善电压质量），抑制电容器投切时产生的涌流，限制电容器组短路电流；3）放电线圈：其二次电压供差压保护及带电显示装置用，当电容器与电力系统断开后，使残余电荷放电以确保安全。5.6.2 巡视与检查5.6.2.1 正常巡视要求1、 检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹，表面是否清洁。 2、 母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热。 3、 设备外表涂漆是否变色，变形，外壳无鼓肚、膨胀变形，接缝

106、无开裂、渗漏油现象，内部无异声。外壳温度不超过50。 4、 电容器编号正确，各接头无发热现象。 5、 熔断器、放电回路完好，接地装置、放电回路是否完好，接地引线有无严重锈蚀、断股。熔断器、放电回路及指示灯是否完好。 6、 电容器室干净整洁，照明通风良好，室温不超过40或低于-25。门窗关闭严密。 7、 电抗器附近无磁性杂物存在；油漆无脱落、线圈无变形；无放电及焦味；油电抗器应无渗漏油。 8、 电缆挂牌是否齐全完整，内容正确，字迹清楚。电缆外皮有无损伤，支撑是否牢固电缆和电缆头有无渗油漏胶，发热放电，有无火花放电等现象。 5.6.2.2 特殊巡视要求1、 雨、雾、雪、冰雹天气应检查瓷绝缘有无破损

107、裂纹、放电现象，表面是否清洁；冰雪融化后有无悬挂冰柱，桩头有无发热；建筑物及设备构架有无下沉倾斜、积水、屋顶漏水等现象。大风后应检查设备和导线上有无悬挂物，有无断线；构架和建筑物有无下沉倾斜变形。2、 大风后检查母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热。 3、 雷电后应检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹， 4、 环境温度超过或低于规定温度时，检查温蜡片是否齐全或熔化，各接头有无发热现象。 5、 断路器故障跳闸后应检查电容器有无烧伤、变形、移位等，导线有无短路；电容器温度、音响、外壳有无异常。熔断器、放电回路、电抗器、电缆、避雷器等是否完好。 6、 系统异常（如振荡、接地、低周或铁磁谐振）

108、运行消除后，应检查电容器有无放电，温度、音响、外壳有无异常。5.6.3 运行与操作5.6.3.1 电容器在运行中电流不得超过额定电流的130，三相电流应基本一致，各相电流差一般不得超过5。5.6.3.2 电容器运行电压一般不得大于其额定电压的10，具体按照厂家说明书执行。5.6.3.3 正常运行时，电容器外壳带有0.5倍相电压，运维人员严禁进入遮拦触及运行中的电容器外壳。5.6.3.4 运维人员进入电容器室巡视前应通知监控在保证母线电压处于正常范围的前提下拉开电容器，并将电容器断路器遥控切换开关切至就地方可进入巡视，巡视结束后应将遥控切换开关切回远方，通知监控恢复正常。5.6.3.5 电容器投

109、切由VQC系统自行控制或运维人员根据母线电压水平自行操作。电容器投切应与主变有载调压开关配合使用。操作原则为：当电压过低时，应先投入电容器，后调节主变分头，当电压过高时，应注意调节变分头再切出电容器，10kV母线电压合格范围为10kV-10.7kV、20kV母线电压监视为20kV-21.4kV。5.6.3.6 母线停电时应先切除电容器，再停各馈线。送电时则先将各馈线投入运行，再看电压情况或无功情况来决定是否投入电容器，原则上是10kV母线电压不超过10.7kV、20kV母线电压不超过21.4kV，主变110kV侧无功不能倒送。5.6.3.7 电容器从运行状态拉闸后应经过充分放电（不少于5分钟）

110、才能进行合闸运行。5.6.3.8 电容器停用时应经放电线圈充分放电后才可合接地隔离开关。5.6.3.9 电容器进行检修时，当电容器从电网切除后，虽然已自动经放电线圈放电，但在人体接触其导电部分前仍需用接地棒接地放电，此项工作由检修人员进行。5.6.3.10 电容器室应具有良好的通风条件，其室内温度一般不得超过40，电容器外壳温度不应超过50。如制造厂运行条件要求与此不符的按制造厂的要求执行。5.6.3.11 油浸式电容器应有防火措施，地面上应有储油池或挡油坎，储油池或挡油坎内应有鹅卵石或黄沙。5.6.3.12 星形接线的电容器改检修时，高压侧装设接地后，其中性点也必须接地。星形接线的电容器应装

111、设四联接地闸刀，以方便电容器改检修时的接地操作。5.6.4 检修后的验收5.6.4.1 检修试验项目齐全，试验数据符合要求。5.6.4.2 现场清洁，电容器及附属设备上无临时短路接线及其他遗留物。5.6.4.3 瓷瓶清洁、无破损裂纹，电容器及附属设备、引线固定牢固，金属件无锈蚀或机械损伤，外壳接地引线焊接牢固。5.6.4.4 相色标志明显、正确。5.6.4.5 防误操作装置齐全、良好。5.6.4.6 端子箱、机构箱封堵良好，二次接线排列整齐，接头应紧固、无松动，编号清楚。5.6.4.7 电容器及其放电线圈无渗漏油现象。5.6.4.8 电容器熔丝完好，无锈蚀及损伤。5.6.5 事故及异常处理5.

112、6.5.1 电容器遇有下列情况，应立即汇报调度及相关领导，将电容器停用：1、 电容器、放电线圈有严重异声；2、 电容器严重漏液，放电线圈严重漏油；3、 电容器、引线接头等严重发热；4、 电容器外壳明显膨胀变形；5、 瓷套有严重的破损和放电；6、 电容器的配套设备明显损坏，危及安全运行者；7、 母线电压超过电容器额定电压的1.1倍，电流超过额定电流的1.3倍，三相电流不平衡超过5时；8、 当电容器外壳温度超过55，或室温超过40时，采取降温措施无效时；9、 成套式电容器压力释放阀动作。5.6.5.2 电容器运行中，应监视电容器的三相电流是否平衡，当中性点不平衡电流较大时，应检查电容器熔丝是否熔断

113、。必要时向调度申请停用电容器，进行处理。5.6.5.3 电容器保护动作断路器跳闸后，应立即进行现场检查，查明保护动作情况，并汇报调度和相关领导。电流保护动作未经查明原因并消除故障，不得对电容器送电。系统电压波动致使电容器跳闸，5分钟后允许试送。5.6.5.4 电容器自投切装置动作后，应检查系统电压情况，若确实符合动作条件，汇报调度，听候处理。 5.6.5.5 电容器或放电线圈发生爆炸着火时，应立即拉开断路器及隔离开关，用合适灭火器或干燥的沙子进行灭火，同时立即汇报调度和相关领导。5.7 防雷及接地装置5.7.1 概述为了防止直击雷对变电站电气设备及建筑物的侵害，应装设足够数量的避雷针或避雷线。

114、独立避雷针和避雷器的接地应牢固，应有独立接地装置。5.7.2 巡视与检查5.7.2.1 引线线夹压接牢固、接触良好，无发热现象；5.7.2.2 避雷器瓷瓶应清洁、无裂纹及放电痕迹；5.7.2.3 避雷器放电记录器指示正确清晰，外观完好；5.7.2.4 避雷器泄漏电流指示正确清晰、数据差异不超过10%；5.7.2.5 避雷器末裙屏蔽引下线连接良好；5.7.2.6 避雷器的绝缘底座瓷质部分无破损；5.7.2.7 均压环装设牢固，表面无锈蚀变形；5.7.2.8 避雷器内部无异声、放电声；5.7.2.9 避雷针垂直、牢固，本体完好，无严重锈蚀，基础无下沉和倾斜；5.7.2.10 站内接地体无锈蚀，连接

115、牢固。5.7.3 运行与操作5.7.3.1 每年的3月1日至10月31日为雷雨季节。3月1日前所有防雷设施及接地装置均应试验合格并投入运行，值班人员应抄录所有避雷器计数器底数。在雷季应严格执行雷季运行方式。5.7.3.2 在雷雨天气若需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和避雷针。5.7.3.3 氧化锌避雷器泄漏电流异常升高，超过20，应加强监视，并立即汇报调度和相关领导。5.7.3.4 为了保证人身和设备安全，所有电气设备的外壳必须接地，并与总接地网联接，接地良好并有明显标志。5.7.3.5 变电站接地装置、避雷器应定期进行试验，试验合格投入运行。5.7.3.6 变电站设备构架

116、应有两点接地，接地引下线直接引入接地网。5.7.3.7 各种防雷装置的接地引下线，每年在雷雨季节前检查一次。5.7.3.8 变电站接地装置、避雷器应定期进行试验和开挖检查，发现不合格的应及时处理。5.7.3.9 避雷器动作计数器应分相安装，不得短接。5.7.3.10 装有泄漏电流监测表的避雷器，在避雷器绝缘瓷瓶的末端应装设屏蔽环，以免瓷瓶的泄漏电流影响对避雷器泄漏电流的监测。屏蔽环必须采用绝缘线，屏蔽环的接地引下线必须接在漏电流监测仪的下方。5.7.3.11 雷雨季节，没有避雷器的线路开关不得长期热备用运行。5.7.4 检修后的验收5.7.4.1 检修试验项目齐全，试验数据符合要求。5.7.4

117、.2 现场清洁，避雷器上无临时短路接线及其他遗留物。5.7.4.3 瓷瓶清洁、无破损裂纹，引线固定牢固，金属件无锈蚀，外壳接地引线焊接牢固。5.7.4.4 相色标志明显、正确。5.7.4.5 避雷器绝缘底座瓷质部分无破损，应有导水孔（或缝）并保证排水畅通。5.7.4.6 均压环装设牢固，表面无锈蚀变形。5.7.4.7 避雷针垂直、牢固。5.7.5 事故及异常处理5.7.5.1 运行中避雷器有下列故障之一时，应汇报调度和相关领导，立即停用：1、 避雷器瓷套破裂；2、 避雷器底座支持瓷瓶严重破损、裂纹；3、 避雷器内部有异声；4、 连接引线严重烧伤或断裂。5.7.5.2 雷击放电后，连接引线严重烧

118、伤或烧断。切断故障避雷器前，应检查有无接地现象，若有接地现象，则不得用闸刀隔离避雷器，须待母线停运后方可退出运行，避雷器直接接于母线者也须待母线停运后方可退出运行。5.7.5.3 氧化锌避雷器的在线监测泄漏电流异常升高时，应根据天气情况及历史数据情况进行比较，如超过正常值的10应加强监视，超过正常值的20应立即汇报，并及时做好记录和跟踪监测，必要时应进行带电测试。5.8 母线、构架5.8.1 巡视与检查5.8.1.1 母线及连接导线的一般检查项目：1、 引线无断股、散股、烧伤痕迹，无异物挂落；2、 设备编号、标示齐全、清晰、无损坏，相色标示清晰、无脱落；3、 引线线夹压接牢固、接触良好，无发热

119、现象；4、 构架应平正牢固，防腐涂层良好，无严重锈蚀，接地良好；5、 瓷质部分应清洁，无裂纹、放电痕迹及其它异常现象；6、 硬母线无严重弯曲变形现象；7、 检查设备引线、跨线对构架、对其他设备及本身相间的安全距离裕度足够，严防风偏故障，伸缩接头无断片或过松过紧现象。5.8.1.2 母线及连接导线的特殊性检查项目：1、 每年冬、夏二季检查母线弧垂符合要求；2、 下雪时，检查各接头及导线导电部分有无冰溜及发热现象；3、 大风天气，检查导线应无严重振动、摆动等现象，导线上应无悬挂物；4、 大雾时，检查户外母线的瓷瓶有无放电情况；5、 高温或高峰负荷时，检查母线及接头有无过热情况。6、 定期检查构架无

120、倾斜下沉，无严重裂纹及风化剥落。7、 钢构架件涂层完好，排水孔畅通，无堵塞、积水和锈蚀现象。5.8.2 运行与操作5.8.2.1 母线及连接导线的相序排列应一致。硬母线应涂相色漆：A相黄色，B相绿色，C相红色。绞质母线及室外管型母线一般只标明相别。5.8.2.2 检修后或长期停用的母线，投运前启用充电保护对母线充电5.8.2.3 母线停送电操作1、 母线冷备用时，母线上的所有开关、闸刀全部断开，母线上的电压互感器高低压熔丝全部取下。2、 母线停电操作，应先拉开母线压变次级空气开关（或取下熔丝），然后再拉开压变高压侧闸刀；复役操作反之。3、 母线停电前，有站用变接于停电母线上的，应做好站用电的调

121、整操作。4、 双母线结线停用一组母线时，在倒母线操作结束后，应先拉开空出母线上压变次级开关后，再拉开母联开关，最后拉开空出母线上的压变闸刀。5、 双母双分段、双母单分段结线方式倒停母线操作应先断开该母线分段开关。如母联开关设有断口均压电容且母线压变为电磁型的，为了避免拉开母联开关后可能产生串联谐振而引起过电压，应先停用母线压变，再拉开母联开关；复役时相反。6、 母线检修结束恢复送电时，必须对母线进行检验性充电。用母联开关对母线充电时必须启用母差充电保护或母联开关电流保护，用旁路开关对旁路母线充电时必须启用旁路开关线路保护并停用重合闸。5.8.3 检修后验收5.8.3.1 母线支持绝缘子应完整，

122、外观清洁。5.8.3.2 母线各连接处接头，穿墙套管无松动接触可靠。5.8.3.3 油漆应完好，相色标志正确完好，绝缘支柱瓷瓶底座接地良好。5.8.3.4 检查所有试验项目应合格。6 继电保护及自动装置6.1 一般管理规定6.1.1 各继电保护及自动装置的屏前屏后均须具有设备名称编号牌，已投运的保护屏后应有“运行设备”的遮拦或字样。各单元装置名称编号必须准确、清晰，各端子排、端子箱的二次接线的标志应清晰、准确无误。屏内具有多单元设备合并组屏的，则各单元装置之间应有分隔线。6.1.2 各压板、切换端子、切换小开关、熔丝、空气小开关、表计等设备的标签标字必须规范、清晰、简明，压板的标字应有双重名称

123、（即压板编号和名称）。各二次设备标签与所指的设备必须准确对应，避免混淆。6.1.3 保护定值区存放的一般规定：保护运行的正式定值存入第一存储区（有些老保护是“0”区），备用定值（指方式变化或通道故障等原因需要调整的定值）存入第二存储区，其余的以此类推。调试定值存入最后一个存储区以备溯源。6.1.4 变电运维人员必须按照现场运行规程的要求，做好保护及自动装置的有关定期测量和试验工作，如差动保护的不平衡电流检测等。6.1.5 运行中备用的回路压板连片应拆除，压板标签名称填写“备用”。 6.1.6 变电站的电缆沟应有可靠的排水系统，控制电缆不得长期浸泡在水中。6.1.7 为保障变电站二次设备的安全稳

124、定运行，并综合考虑经济节能的需要，对环境温度的控制作如下规定：6.1.7.1 变电站保护及自动化等二次设备运行的室内环境温度应常年保持在530之间，无法自然保持该温度的继电保护室、控制室及安装了二次设备的开关室等场所，应安装空调设备。无人值班变电站二次设备运行场所的空调宜具有远方控制的功能。6.1.7.2 二次设备运行场所的空调，环境温度达到30时开启制冷，制冷后室内温度不得低于27；环境温度低于5时开启制热，制热后室内温度不得高于10。6.1.7.3 人员工作或休息环境与二次设备运行场所混杂的，夏天空调制冷温度设置不得低于26。6.1.7.4 蓄电池室环境温度达到30时开启制冷，制冷后室内温

125、度不得低于26；环境温度低于6时开启制热，制热后室内温度不得高于10。蓄电池室空调设备要符合防爆要求。6.1.7.5 通信设备室运行环境温度控制与二次设备场所要求一致。6.1.7.6 梅雨季节，二次设备运行场所湿度过大时，应开启空调进行除湿。6.1.8 保护及自动装置运行状态（运行、信号、停用、联跳方式、更改定值等）的改变必须得到相应设备管辖调度值班员的命令或许可后方可执行。6.1.9 新装置投运（含更新的保护装置）及定值更改后，在一次设备投运前调度员应按定值通知单与现场变电运维人员核对定值及状态，并在通知单上签署投用、核对日期和双方姓名。6.1.10 在运行中的继电保护及自动装置或二次回路上

126、进行工作，均须经相应的管辖调度同意后方可进行，工作结束后须向相应的管辖调度汇报。6.2 巡视与检查6.2.1 常规变电站检查项目6.2.1.1 各电源开关、熔丝投入正确；6.2.1.2 各保护压板、各切换开关、电流切换端子接触良好，与运行方式一致；6.2.1.3 装置运行正常，各指示灯位置正确，微机保护时钟应准确；6.2.1.4 液晶屏各参数显示正常，CPU工作正常，保护装置通讯正常；6.2.1.5 各保护定值区运行位置正确； 6.2.1.6 内部无异声及放电声，无异味，装置无严重发热；6.2.1.7 各保护装置无告警信号；6.2.1.8 打印机应正常，打印纸足够；6.2.1.9 各屏柜门关闭

127、并锁住，密封良好，无锈蚀，屏内清洁，接地良好，封堵完好。6.2.1.10 各保护及自动装置、继电器、仪表、电度表等设备的外壳应清洁、完好，柜门玻璃无破损。6.2.2 智能变电站增加检查项目6.2.2.1 远程巡视时利用远方监控后台定期查看保护设备告警信息，检查保护通信正常，保护定值区正确，各软压板控制模式和投退状态正确。6.2.2.2 远程巡视重点检查测控装置“SV通道”和“GOOSE通道”信号正常。6.2.2.3 室外智能终端箱、智能控制柜密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常，设备运行环境温度正常，无异常发热，柜内温度应保持在5-50之间、湿度应小于75%；6.2.2.4 光纤应有

128、明确、唯一的标牌，需注明传输信息种类、两端设备、端口名称等。6.2.2.5 光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好；6.2.2.6 光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），光纤应无打折、破损现象；6.3 运行与操作6.3.1 一般要求6.3.1.1 除系统运行方式允许退出的继电保护及自动装置外，正常运行的电气设备不得无保护运行。6.3.1.2 保护停役操作只需将保护改至信号状态。保护装置的工作时，运维人员将信号状态的保护许可给工作人员工作；工作结束后，工作人员将保护恢复到许可前的信号状态移交

129、给运维人员。6.3.1.3 一次设备停役，调度一般不单独发令保护装置停用。运维人员应根据一次设备状态和现场运行规定，对二次回路作相应的调整。6.3.1.4 启用保护时，应按照先放保护功能压板，最后放出口压板的顺序，停用反之。6.3.1.5 运维人员所作安全措施，应当以空开、压板、插孔、切换开关等为主，涉及端子排上的短接操作、光纤操作等由继电保护等专业人员在工作前完成。6.3.1.6 设备停电检修，需将检修设备保护联跳和开出至其它回路的压板退出。 6.3.1.7 凡保护屏上的电流切换端子，必须标明端子的来源，一般端子两侧可分别标明“电流互感器侧”和“装置侧”。电流切换端子的短路接地应在电流互感器

130、侧完成，电流切换端子的操作过程中应严防带电的电流互感器开路。6.3.1.8 微机保护的投退操作1、 停用整套保护时，只须退出保护的出口压板、联跳（或启动、闭锁）其它装置的压板，开入量压板不必退出。 2、 停用整套保护中某套保护时，对有单独跳闸出口压板的保护只须退出该保护的出口压板；对无单独跳闸出口压板的保护，应退出该保护的开入量压板，保护的总出口压板不得退出。 6.3.1.9 开关运行状态时修改保护定值必须退出保护相应出口压板。微机保护切换定值区的操作不必停用保护。6.3.1.10 对于微机保护出口或开入量压板在投入前可不测量压板两端电压，但投入前应检查保护装置无动作或告警信号。非微机保护出口

131、压板投入时需测量压板两端电压情况。6.3.1.11 在倒闸操作过程中进行主变差动电流回路的切换操作时，保护临时退出不必向调度汇报，但保护退出的时间应尽可能短，操作步骤要求应在变电站现场运行规程明确。6.3.2 主变保护6.3.2.1 主变保护跳中低压侧母联（分段）断路器的投退操作由运维人员自行掌握。其操作原则如下：1、 主变中低压侧母联（分段）断路器作为母联（分段）作用时，运维人员应按整定单要求启用主变保护跳该断路器。6.3.2.2 110kV 主变高压侧零序过压保护及间隙零序过流保护的投退规定：1、 当主变高压侧中性点间隙零序过流保护采用独立流变时，该主变高压侧零序过压保护及间隙零序过流保护

132、正常均启用，且不随主变高压侧中性点接地方式的变更而调整。 2、 当主变高压侧中性点间隙零序过流保护采用主变中性点套管流变时，该主变高压侧零序过压保护及间隙零序过流保护将随运行方式及主变高压侧中性点接地方式的变更而调整， 其调整原则为： 1） 正常方式下（主变由高压侧系统送电时）：当主变高压侧中性点接地时， 该主变高压侧零序过压及间隙零序过流保护停用；反之，当主变高压侧中性点不接地时，该主变高压侧零序过压及间隙零序过流保护启用。2） 主变高压侧开关分开，中压侧线路倒送主变低压侧负荷时，该主变高压侧中性点接地闸刀合上，该主变高压侧零序过流保护启用，零序过压及间隙零序过流保护停用。6.3.2.3 运

133、行主变中压侧或低压侧开口运行时，应停用相应的电压元件。6.3.2.4 当主变压器在运行中，涉及纵差回路的电流互感器一、二次有工作时，应将该电流互感器电流切换端子切出主变纵差回路，如现场无差动电流切换端子，应由继保人员在端子排上将该断路器差动电流互感器切出主变差动电流回路。6.3.3 重合闸、备自投6.3.3.1 对于重合闸与备自投装置既有软压板又有硬压板的变电站：1、 变电站启动结束后，运维人员应检查确认软压板对应硬压板在投入状态，运维人员现场进行操作时，原则上应在操作员站上遥控软压板，确保与调控中心一致。2、 涉及监控远方操作的软压板，停启用应遵循“谁停谁送”的原则3、 新设备验收交接时，不

134、论以后线路断路器是否备用，重合闸、备自投软压板全部放在合上位置，硬压板按调度命令停启用。新出线路时，由调度发令至运维班启用重合闸或备自投。6.3.3.2 对于重合闸只有软压板没有硬压板的变电所：1、 运维人员和监控人员正常停启用重合闸均操作软压板。2、 新设备投运时，备用线路重合闸软压板应放在断开状态，送电线路按调度命令执行。6.3.3.3 监控投退线路重合闸、备自投软压板后，应通知运维班。运维班应结合正常巡视检查保护装置重合闸、备自投装置启用与否，包括装置充电指示灯，以及现场软压板投退情况。6.3.3.4 运维人员停启用重合闸或备自投，待装置充电条件满足后应检查充电指示状态。6.3.3.5

135、软压板监控远方操作失败时，应改由运维人员进行现场操作。运维人员操作结束后，应检查软压板位置无误，并汇报调控中心，双方均应做好相关记录，同时尽快通知检修人员进行消缺6.3.3.6 主变中低压侧双分支断路器同供一条母线的情况，在一台分支断路器停役检修，另一台运行时，应做好相关安全措施，防止因停役分支断路器分合导致备自投频繁放电。6.3.4 母联（分段）、旁路断路器保护6.3.4.1 旁路方式空充旁路母线运行时，应启用保护，停用重合闸，主变保护联跳旁路断路器出口压板应停用。6.3.4.2 旁代线路断路器运行时，旁路保护及重合闸状态应根据被代线路保护定值单要求执行。6.3.4.3 旁代主变断路器运行时

136、，应将本身保护及重合闸停用。6.3.4.4 母联（分段）断路器运行时，应停用保护及重合闸,是否启用主变保护跳母联（分段）断路器，应按调度命令或继电保护整定单执行。6.4 检修后的验收6.4.1 验收时先听取工作负责人讲解工作情况。注意有无定值更改、接线更改，以及运维人员应注意的事项，必要时对照图纸检查核实，并根据工作的实际情况进行验收。6.4.2 验收时，应模拟故障，进行传动试验，并检查各装置信号、掉牌、断路器动作等情况是否正确，自动化信息是否正确，对存有疑问的应由工作人员作出合理解释。6.4.3 二次接线有变动或更改时，应要求工作人员修改图纸，在图纸上注明修改依据、修改人及修改日期，并会同工

137、作人员现场核对接线的正确性。6.4.4 装置定值正确。6.4.5 若装置存在缺陷，应汇报相关领导并请示主管部门同意后方可运行。6.4.6 验收结束后，应检查压板及切换小开关与许可时状态一致，检查保护屏内清洁无杂物，拆动的接线应恢复。6.4.7 工作人员应做好记录，记录内容应与实际工作内容一致。装置在运行中应注意的事项，也应在工作记录中详细说明。6.5 事故及异常处理6.5.1 继电保护及自动装置动作后，变电运维人员必须及时准确地将动作情况进行检查和记录，有继电保护动作记录卡的应使用记录卡进行检查记录，并及时向有关调度和运行管理单位汇报。6.5.2 如发现可能使保护及自动装置误动的异常情况时，应

138、立即向有关调度汇报，并及时通知有关检修部门处理。6.5.3 微机保护故障时，应立即汇报相关调度和相关领导，停用有关保护，进行装置重启。若重启正常，观察一段时间无异常后汇报调度和相关领导，将保护启用；若重启不正常，应汇报调度和相关领导，联系处理。6.5.4 遇有下列情况之一者，应立即汇报调度和相关领导，将继电保护及自动装置停用：6.5.4.1 装置冒烟着火；6.5.4.2 装置内部出现放电或异常声；6.5.4.3 装置变形、继电器过热变形；6.5.4.4 其它能引起有明显误动或拒动危险的情况；6.5.4.5 装置面板无任何显示，电源灯、运行灯熄灭6.5.4.6 装置出现严重故障信号且不能复归。1

139、10kV及以下变电站通用运行规程7 站端自动化系统7.1 概述7.1.1 站端自动化系统具备对变电站运行设备的遥测、遥信、遥控、遥调功能，在监控后台机上实现变电站设备运行工况监视、设备操作、事件记录、实时数据采集、报表的查看打印等功能。7.1.2 站端自动化系统一般采用以太局域网结构，分为站端层与间隔层。站端层设备包括通信管理机（前置机、总控单元）、监控后台等。间隔层包括各单元测控装置。站内微机保护、故障录波器等设备直接接于以太网，直流监控装置、UPS电源、火灾报警等智能设备通过智能接口装置接于以太网，电能表通过终端服务器接于以太网。变电站内不能直接上网的其它公用设备，可采用串行接口，经规约转

140、换后接入以太网。7.2 巡视与检查7.2.1 站端自动化系统巡视检查周期同变电站二次设备。7.2.2 巡视内容如下：1、 监控后台一次主接线图与设备实际运行状态是否一致，命名编号是否正确，有无设备状态异常闪烁。2、 监控后台有无异常告警信息及未复归告警信息。3、 监控后台各电压量、电流量、潮流及主变油温等实时数据显示应正确，无越限信号。4、 通信单元（总控单元）工作正常，无异常告警信号。5、 各测控装置压板、转换小开关位置投放符合运行要求。6、 各测控装置电源及信号指示正常，装置上”运行”灯应亮，液晶屏显示信息正常，装置无异常信号。 7、 检查主变、电抗器等绕组温度、油温后台指示与现场指示不大

141、于5度。7.3 运行与操作7.3.1 监控后台应具有信息索引表界面，能分层显示全站、各间隔、各设备的信息，未复位的告警信息应以醒目方式显示。7.3.2 自动化系统后台计算机应接入不间断电源。7.3.3 运维人员应根据运维管理规范要求定期与调度核对遥测量信息。7.3.4 运维人员应将站端自动化系统后台计算机的检查作为日常巡视检查的重要内容，检查有无异常告警信号。7.3.5 倒闸操作时，应优先考虑在站端自动化后台上进行，宜在各间隔分图中操作，应注意检查后台计算机的信息变化情况，以证实操作的正常。倒闸操作结束后的全面检查应包括检查后台计算机的信息，特别是有无异常光字信号。7.3.6 一次设备结线发生

142、变更、设备命名等改变时，应根据调度信息接入流程提出书面申请修改调度系统主接线，应通知二次人员对站端自动化系统后台接线等进行相应修改。7.3.7 采用测控逻辑防误系统，在新建及改造后须检查核对防误规则表是否正确，防误规则设置完毕后，需将测控装置、监控后台的防误规则表导出后打印，经设置人员和验收人员签名后保存。7.3.8 运维人员应严格控制开机密码，防止其它人员随意开启、关闭计算机。7.3.9 站端自动化系统后台计算机应开启屏幕保护功能，输入密码后方可使用计算机，防止其它人员随意使用计算机。7.3.10 严禁在当地监控系统中进行其它无关操作；严禁将其它无关软盘、光盘插入PC机中使用，以防病毒的侵入

143、。7.3.11 在站端自动化系统后台执行遥控操作，必须两人操作，执行本规程倒闸操作部分规定。7.3.12 站端自动化系统操作人员用户名应及时更新，保证与有权操作人员一致，操作人员密码应由本人掌握，不得采用通用密码，不得向他人泄露密码。7.3.13 当设备检修时，应将相应的保护、测控等装置的”置检修位置”压板投入，此操作应列入安全措施票。7.3.14 对设备位置的状态信息采集不全的变电站，应保证后台计算机与独立独立微机防误计算机的通信，保证闸刀等位置信息及时更新，如不能通信、通信失败或解锁操作后，在倒闸操作后须将监控系统中设备状态人工置位至对应位置。7.3.15 站端自动化系统后台中应包括一次系

144、统结线图、各间隔分图、直流系统图、交流系统图，各接线图的图标、各电压等级的色标均须符合国标要求。7.3.16 站端自动化系统后台应有模拟操作画面，应与正常操作画面有明显区别。7.4 检修后验收7.4.1 对照”四遥”信息表，进行遥控、遥信、告警信息的传动验收，并与调度监控端进行相应的核对和传动试验。7.4.2 新增设备或设备结线变更后，需核对一次设备结线图及相应”四遥”信息。并重新核对各测控装置及监控后台的防误规则表，核对正确后应将规则表重新导出后打印，并签名后保存。7.5 异常处理7.5.1 运维人员在巡视、检修中发现站端自动化系统缺陷，或接到调控人员的故障通知，应立即汇报本单位领导，并配合

145、调控人员检查判断故障性质。7.5.2 如整个站端自动化系统与调度通信中断，应判断是调度主站端故障、通信故障还是站端故障，由调度部门、通信部门与运检单位分别处理。7.5.3 如站端自动化系统单个间隔通信中断，应联系检修人员进行检查处理，及时恢复通信。7.5.4 为了提高缺陷处理速度，缩短处理时间，保证系统安全，运维人员在检修人员未到场前，应在检修人员的指导下，作如下检查。1、 整站自动化系统通信中断时，应检查主控单元（通信单元、远动管理机、通信管理机）电源是否正常，运行指示灯、通信指示灯是否正常。2、 站端自动化系统单个间隔通信中断，应检查相应测控装置电源是否正常，运行指示灯、通信指示灯是否正常

146、。3、 站端自动化系统指示某个保护、自动化装置通信中断，应检查保护、自动化装置通信指示灯是否正常。4、 装置电源中断应及时恢复供电，如测控装置运行指示灯不亮，可退出遥控压板后重新启动装置；如通信指示灯不亮，可试拔插网络插头。7.5.5 整站自动化系统通信中断并在短时间内不能恢复的应按规定加强现场有人值守运维。8 智能化设备8.1 概述智能化变电站采用基于IEC61850标准的变电站自动化系统，采用常规一次设备和智能二次设备相结合的智能化变电站模式。数字化系统通过对全站装置统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口，实现各装置之间互操作和信息共享，实现不同厂家设备之间互操作及无

147、缝连接自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。8.2 运行与操作8.2.1 所有保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修”硬压板应根据现场工作需要进行投退，监控后台应具备监视该压板状态的功能；8.2.2 监控后台应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）；8.2.3 监控后台应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）和保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合

148、闸出口）；8.2.4 监控界面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在后台机操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。8.2.5 电子互感器的巡视项目1、 设备标识齐全、明确、正确；2、 基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形；3、 内部无异声、无异味；4、 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象；5、 均压环固定良好，无倾斜；6、 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形；7、 前端装置外观正常，指示灯状态正常。8、 光纤及光缆无脱落、松动、断线现象8.2.6 智能组件的巡视项目1、 检查后台机保护功能压板、出口压板、装置压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，与保护装置显示相符，无异常报

149、文；2、 检查智能终端、合并单元、保护装置、网络交换机、自动装置等各种指示灯、通讯状态正常；3、 检查室外智能终端箱密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常；4、 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好；5、 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口未使光纤外皮受损；6、 检查各交直流空气开关位置正确，装置的回路压板投退状态与运行状态和调度要求相一致；7、 检查装置无其他异常声响及异常气味。8.2.7 在线监测设备的巡视项目1、 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固；2、 检查电（光）缆的连接无松动和断裂；3、 检查油气管路接口应无渗漏；4、

150、 检查就地显示面板应显示正常；5、 检查数据通讯情况应正常；6、 检查主站计算机运行应正常。8.2.8 智能装置操作1、 压板操作1） 运维人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态，禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护；2） 正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运维人员不得改变压板状态；3） 正常运行的智能组件严禁投入“置检修”压板，运维人员不得操作该压板；4） 设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投

151、入压板；5） 设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查间隔中各智能组件的“置检修”压板已取下。2、 定值操作1） 运维人员定值区切换操作在监控后台进行。操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确；2） 检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。8.3 事故及异常处理8.3.1 变电站缺陷管理应按照相关缺陷管理制度执行，智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。1、 智能设备的危急缺陷1） 电子互感器故障；2） 合并单元故障；3） GOOSE、SV断链，可能造成保护不正确动作的；4） 保护开入异常变位，可能造成保护不正确

152、动作的；5） 保护装置故障或异常退出；6） GOOSE交换机故障；7） 光功率发生变化导致装置闭锁；8） 保护装置接收合并单元数据异常；9） 智能终端故障；10） 其它直接威胁安全运行的情况。2、 智能设备的严重缺陷1） GOOSE、SV断链，对保护功能没有影响的；2） 接线端子锈蚀严重；3） 装设智能组件的户外端子箱温控装置故障；4） 测控装置接收合并单元数据异常；5） 装置液晶显示屏异常；6） 其它有可能威胁安全运行的情况。8.3.2 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。8.3.3 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。8.3.4 对

153、于双套配置的保护及智能终端装置，在一套装置故障影响保护正确动作时，应退出故障设备。8.3.5 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，现场运维人员应按设备所属调度关系上报值班调度员，申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。8.3.6 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。8.3.7 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。8.3.8 交换机故障1、 应根据GOOSE网络图、MMS网络图等分析故障交换机可能造成的网络影响；2、 间隔交换机故障，影响本间隔GOOSE链路，应视为失去本间隔保护

154、，等同于智能终端故障处理；3、 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。110kV及以下变电站通用运行规程9 通信设备9.1 概述9.1.1 变电站通信系统是变电站重要组成部分，可分为光纤通信系统、载波通信系统及通信专用电源。9.1.2 变电站通信系统主要功能有：保护业务、自动化业务数据、调度电话、行政电话、视频监控和生产MIS系统传输电路等。9.2 巡视与检查9.2.1 运维人员负责变电站通信机房及通信设备的日常巡视。9.2.2 通信设备、机房动力环境等日常巡视应结合变电站正常巡视周期开展。日常

155、巡视项目如下：1、 机房卫生条件良好，无灰尘。2、 通信设备所处房间，要保证空调良好，环境温度应在 10-28，不满足温度时，应开启空调。3、 通信设备所处房间防鼠板完好，房间无漏雨、墙皮无脱落、门窗无破损并关闭严密，消防设施齐全。4、 室内照明及事故照明应能正常开启。5、 各通信设备装置运行指示灯正常，无异响。9.2.3 运维人员在日常巡视的基础上，结合变电站全面巡视工作，还需要重点检查以下几方面的内容：1、 各通信机柜封堵完好，机房出入管孔封堵完好。2、 各通信设备装置运行指示灯正常。3、 通信电源交直流输入输出电压正常，交流输入电压应为380V（-15%+10%），直流输出电压应在48V

156、（10%），通信蓄电池无渗液、无变形。 4、 站内构架处引下光缆无松动，引下钢管固定良好，钢管口封堵严密，线缆标牌齐全、完好。若站内有OPGW光缆引下线的，则需检查其余缆架和接头盒情况，应固定良好，无损伤和光缆散落现象。5、 结合滤波器固定牢固，无异响，且标识清楚。9.2.4 通信光缆日常巡视主要对通信线缆、金具、余缆架、引下线夹、接头盒和标牌等进行全面检查。9.3 运维注意事项9.3.1 运维人员应结合变电站测温工作对通信设备装置面板和构架处OPGW引下光缆进行二维成像红外测温，通信设备正面和背面的面板温度应小于40，构架处OPGW引下光缆温度应与环境温度相同。发现通信设备和OPGW引下光缆

157、温度异常，应及时将测温报告报送信通公司，由信通公司组织分析和现场处理。9.3.2 对变电站通信机房的消防器材、空调排风装置应列入定期检查、维护范围。9.3.3 通信机房内严禁存放易燃、易爆和腐蚀性物品，同时应备有适宜电气设备的消防器材，并保持完好。9.4 检修后验收9.4.1 一类通信检修工作完成后，现场通信检修人员应通知现场电网设备运行负责人进行验收。在电网设备运行负责人核实涉及的继电保护、安全自动装置等电气设备已投入正常运行后，通信检修人员方可向通信调度申请竣工。9.4.2 通信检修工作完成后，现场运维人员应检查通讯设备运行正常，空气开关位置正确，无异常告警信号和声音，站内保护设备通讯正常

158、，如有通信停电申请单的，应先汇报通信调度，得到许可后方可终结工作。9.4.3 通信机房所有的金属外壳和其他金属构件必须有良好可靠的接地，接地电阻应符合设计规定。9.5 异常处理9.5.1 电力通信故障的处理原则是：先生产运行，后行政管理；先干线，后支线；先抢通，后调整。在规定时间内不能完成故障处理时，应主动向电力通信调度和相关部门说明情况。9.5.2 因装置故障造成保护通道故障时，应立即汇报调度和监控，无法继续运行的保护向调度申请退出；并立即通知专职和通信抢修人员及时安排抢修。9.5.3 当调度自动化人员反映变电站通讯中断要求检查时，应注意检查通讯室温湿度情况，是否有因空调损坏致使通讯设备温度

159、异常升高而造成死机的情况。9.5.4 变电站发生所用交流电源失电或交流电源切换后，变电运维人员应检查48V通信电源情况，如有异常应立即汇报信通公司并联系变电检修人员同时到场处理。10 直流系统10.1 概述10.1.1 直流电源是供操作、保护、灯光信号、通信等设备使用。直流系统的部分组成：充电机，斩波稳压模块，微机直流监控装置，微机绝缘监控装置，DC-DC48V变换器，馈电部分，蓄电池组。而微机监测系统则由以下四个部分组成：电池巡检模块、高频充电模块的监控单元、通信电源、支路馈线检测变送器。10.1.2 正常两路三相交流电主备工作，可进行自动切换，再经过交流空气开关供给充电模块，充电模块并联至

160、合闸母线上，合闸母线通过通过硅链降压与斩波稳压装置调节控制母线的电压。通信模块DC-DC48V变换器接在合闸母线上，将电压变为48V通信电源输出，各直流支路和微机绝缘监控装置均接在控制母线上。正常情况下，由充电单元向蓄电池组进行浮充电，当所用电中断的情况下，由蓄电池组单独向合闸母线供电。直流监控装置，负责对直流系统状态进行监控和告警。10.2 一般规定10.2.1 运维人员在进行定期巡视时必须检查直流系统母线电压、直流系统绝缘情况、各回路配电情况、事故照明、蓄电池、充电装置等运行状况是否正常。10.2.2 直流配电的各级熔丝必须按照有关规程及图纸设计要求放置。变电站现场应有各级交、直流熔丝配置

161、图或配置表，各级直流熔丝（或空开）按照必须具有34级保护级差的原则进行配置，各熔丝的标签牌上须注明其熔丝的规格及额定电流值。10.2.3 蓄电池正常必须与直流母线并列作浮充运行。10.2.4 蓄电池的定期维护规定：10.2.4.1 必须根据不同类型的蓄电池进行定期检测与维护。除免维护蓄电池外，对其它蓄电池应按照厂家要求进行电解液的定期化学检测及电解液的定期更换。10.2.4.2 蓄电池投运后4年以内每两年进行一次核对性充放电，4年以后每年进行一次核对性充放电。10.2.4.3 专用的蓄电池室必须定期进行通风及冲洗，并配置取暖设备。10.3 巡视与检查10.3.1 直流系统的巡视检查要求：10.

162、3.1.1 直流控制母线、充电母线电压值在规定范围内，浮充电流值符合规定。10.3.1.2 直流系统的绝缘状况良好。10.3.1.3 各支路的运行监视信号完好、指示正常，熔断器无熔断，自动空开位置正确。10.3.2 充电模块的巡视检查要求：10.3.2.1 充电装置交流输入电压正常，直流电源输出电压、电流正常。10.3.2.2 各充电模块工作正常。各充电模块的积尘及冷却效果状况正常。10.3.3 蓄电池的运行监视10.3.3.1 蓄电池必须进行定期巡视与检测。10.3.3.2 蓄电池正常必须处于浮充电运行状态。变电运维人员必须严格监视并及时调节蓄电池（包括基本电池及端电池）浮充电流在规定范围内

163、（已实行无人值班的变电站由巡视人员在巡视时检查调整），不得造成蓄电池过充电或欠充电。10.3.3.3 蓄电池室的温度宜保持在（530），最高不应超过35，并应通风良好。10.3.3.4 蓄电池室通风、照明及消防设备完好，温度符合要求，无易燃、易爆物品。10.3.3.5 蓄电池外壳无裂纹、漏液，呼吸器无堵塞，密封良好，电解液液面高度在合格范围。10.3.3.6 蓄电池组外观清洁，无短路、接地。10.3.3.7 各连片连接牢靠无松动，端子无生盐，并涂有中性凡士林。10.4 运行与操作10.4.1 充电装置在检修结束恢复运行时，应先合交流侧开关再带直流负荷。10.4.2 两组蓄电池组的直流系统，应满

164、足在运行中两段母线切换时不中断供电的要求，切换过程中允许两组蓄电池短时并联运行，禁止在两系统都存在接地故障情况下进行切换。10.4.3 对于直流母线母联兼蓄电池开关的接线方式，两段母线并列前应检查相应母线充电机运行正常，防止操作中造成母线失电。10.4.4 在直流系统DC-DC48V变换器输入直流回路上工作需将变换器停役时，操作前需通知通信专业，许可后方可作业。10.4.5 变电站交直流系统切换操作过程中，如影响对通信设备供电的，操作前应告知信通公司通信人员，经其确认不影响通信网安全运行后，方可进行操作。10.5 检修后验收10.5.1 蓄电池验收：10.5.1.1 组柜安装的蓄电池应排列整齐

165、，标识清晰、正确。蓄电池间距符合规定，通风散热设计合理，测温装置工作正常。10.5.1.2 蓄电池编号正确，应由正极按序排列，蓄电池外壳清洁、完好，密封电池无渗液。10.5.1.3 初充电、放电容量及倍率校验的结果应符合要求。10.5.1.4 蓄电池组的绝缘应良好。10.5.1.5 蓄电池呼吸装置完好，排风正常。10.5.2 充电装置验收：10.5.2.1 设备屏、柜的固定及接地应可靠，外表防腐涂层应完好、设备整洁。10.5.2.2 设备屏、柜内所装电器元件应齐全完好，安装位置正确，固定牢固。10.5.2.3 设备屏、柜应做好电缆孔洞封堵和防止电缆护管积水结冰的措施。10.5.2.4 空气断路

166、器或熔断器选用符合规定，动作选择性配合满足要求。10.5.2.5 二次接线连接应正确、可靠，标志齐全、清晰，绝缘符合要求。10.5.2.6 交流电源切换正常。10.6 异常处理10.6.1 直流电源系统发生接地时，现场变电运维人员应及时检查记录接地发生的时间、接地母线、各母线的对地电压和绝缘电阻、接地支路等信息，如发生接地时正在进行倒闸操作或检修工作时则立即暂停操作或工作，并立即汇报有关调度。10.6.2 查找直流电源系统接地点需断开保护或测控装置的直流电源时需得调度同意后方可断开，断开直流电源的时间应尽可能短。10.6.3 查找直流电源系统接地点需停用线路高频保护、线路纵差保护时，须得调度值

167、班员的同意，将线路高频保护、线路纵差保护改接信号后方可断开。10.6.4 查找直流电源系统接地点时需断开有关回路直流电源时应按照“先次要后重要先户外后户内”的顺序逐路进行，拉路顺序原则：1、 若有人在直流系统或二次回路上工作，应先令其停止工作。2、 拉开直流事故照明。3、 拉开信号或辅助电源。4、 依次拉开各回路控制保护电源。5、 拉开直流充电装置。6、 必要时拉开蓄电池回路。10.6.5 处理直流系统接地时的注意事项：1、 使用拉路法查找直流接地时，至少应由两人进行。2、 双套保护配置的线路或元件保护直流，应逐一试拉两组直流，对于线路主保护，应事先问清调度是否要将主保护退出运行。3、 雷雨天

168、气时，禁止拉路查找直流接地。4、 对于压变二次交流切换装置的控制电源、母差保护等重要回路应慎拉。5、 对于智能终端设备应严禁拉路。10.6.6 在寻找直流系统接地过程中，当试拉某支路有直流电源后，在恢复该支路直流电源时应先退出（或检查）该支路保护出口压板。110kV及以下变电站通用运行规程11 站用电11.1 概述110kV变电站一般配置二台接地变兼站用变，部分单主变变电站设有一台接地变和一台站用变。1、2号接地变分别接于两段母线，低压侧设有闸刀和交流接触器供400V母线，400V一般为单母线不分段运行，可以通过分支开关对负荷供电。交流系统配备回路主供、回路主供转换方式开关，或手动自动方式开关

169、。11.2 巡视与检查11.2.1 站用变的巡视项目：1、 站用变油枕的油位应正常。2、 干式变散热风扇能按照温度自动投入，运转时无异常响声。3、 干式变表面涂层无严重变色、龟裂、脱落或爬电痕迹。4、 站用变的声音均匀，无异声。5、 站用变的油枕、套管及法兰、阀门、油管等各部位无渗漏油。6、 站用变各连接引线、电缆无异常，各连接点无发热现象。7、 呼吸器完好，油杯内油面、油色正常，呼吸畅通（油中有气泡翻动）。8、 站用变的运行电压应在420380V之内，发现超限时应及时通知调整。9、 站用变室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常。11.2.2 站用电屏的巡视项目：1、 站用交流系统运行方

170、式正确、各支路运行指示灯应正常。2、 环路电源开环正确，有警示标志。3、 各处仪表指示正常，各支路开关位置正确，符合运行要求。4、 无异常声响、无异味，无冒烟、发热等现象。5、 无异常信号，各指示灯指示正确。6、 公共段母线备用电源自动切换装置试验动作正确。7、 屏内清洁，电缆封堵完好。11.3 运行与操作11.3.1 站用变送电操作顺序应先合高压侧，后合低压侧；停电顺序与此相反。11.3.2 站用电系统停启用低压回路的操作应尽量避免带负荷插拔熔丝，在插拔熔丝前可先拉开站用电低压隔离开关，无低压隔离开关的可先将交流馈线负载先断开。11.3.3 站用变检修必须将高低压侧闸刀拉开，并在站用变两侧装

171、设接地线。11.3.4 站用变在投退操作过程中，在进行站用电切换操作时须严禁站用变低压侧并列，严防造成站用变倒送电。11.3.5 站用电备用电源自投装置动作后，应检查站用电的切换情况是否正常。站用电正常工作电源恢复后，备用电源自投装置不能自动恢复正常工作电源的须人工进行恢复。11.4 检修后验收11.4.1 所有缺陷已消除并经验收合格。11.4.2 一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。11.4.3 站用变无渗漏油，油位指示正常。11.4.4 干式变表面涂层无严重变色、龟裂、脱落或爬电痕迹。11.4.5 干式变散热风扇能按照温度自动投入，运转正常。11.4.6 三相相序标志正确，接线端子标志清

172、晰，运行编号完备。11.4.7 站用变需要接地的各部位应接地良好。11.4.8 金属部件油漆完整，整体擦洗干净。11.5 异常处理11.5.1 站用电因故失电，应查明原因，隔离故障点，尽快恢复送电，事故处理过程中应充分考虑站用电失去对重要负荷的影响。11.5.2 站用变有下列情况之一者，严禁用拉初级闸刀的方法切断站用变电源，应立即汇报调度和本单位领导，将其停用：1、 站用变内部有异常响声且声音异常增大。2、 站用变喷油或冒烟。3、 站用变严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。4、 站用变套管有严重的破损和放电现象。5、 站用变着火。11.5.3 站用变高压侧熔丝熔断时应先转移负荷，检查站用

173、变无明显异常后更换熔丝；若熔丝再次熔断应立即将该站用变停运，查明原因并消除故障后方可投入运行。11.5.4 站用变低压总开关跳闸，经检查未找到明显故障点时，可采用分段逐路试送的办法，找到故障支路后，应尽快隔离修复。11.5.5 站用电分路空气开关跳闸或熔丝熔断时，应对该回路进行检查，未发现明显故障点时可试送一次，试送不成则不得再行强送。在未查明原因并加以消除前，不得合上环路联络闸刀，以免事故扩大。12 防误闭锁装置12.1 概述12.1.1 变电站防误闭锁装置的主要有监控闭锁、电气闭锁、机械闭锁装置、微机防误等形式。12.2 一般规定12.2.1 变电站防误闭锁应具备完善的全站性逻辑闭锁功能，

174、除判别本间隔电气回路的闭锁条件外，还对其它跨间隔的相关闭锁条件进行判别。12.2.2 电气闭锁是将断路器、隔离开关、接地闸刀等设备的辅助接点接入电气操作电源回路构成的闭锁。电气闭锁实现设备本间隔内的防误闭锁，不设置跨间隔电气闭锁回路。12.2.3 机械闭锁装置是利用电气设备的机械联动部件对相应电气设备操作构成的闭锁。一般用于主闸刀和地刀之间的闭锁。12.2.4 独立微机防误是采用计算机采集分析信息，发出控制命令，依靠闭锁逻辑和现场锁具实现对断路器、隔离开关、接地开关、地线、网门或开关柜门的闭锁，以达到防误操作的目的。12.2.5 防误装置日常运行时应保持良好的状态；运行巡视及缺陷管理应同主设备

175、一样对待。12.2.6 正常情况下，防误装置严禁解锁或退出运行。12.2.7 防误装置整体停用应经本单位分管防误装置的副经理批准才能退出。同时，要采取相应的防误操作有效措施，并加强操作监护。12.2.8 解锁钥匙应封存保管，禁止擅自使用解锁钥匙。若遇特殊情况需解锁操作须履行相关许可手续。特殊情况需解锁操作的项目如下： 1、 设备异常需紧急停运消缺。2、 防误装置发生故障。3、 特殊运方操作。4、 检修工作需要。12.3 巡视与检查12.3.1 独立微机防误系统与监控后台机通信正常，监控画面或独立微机防误系统状态显示与一次运行方式相一致，逻辑闭锁规则正确，电脑钥匙充电良好，语音报警提示正确，液晶

176、屏显示清晰，数据传输传送正常。12.3.2 监控画面中开关、闸刀、接地端遥信位置正常、无告警信号。监控画面各间隔联锁、解锁方式开关位置正确。12.3.3 正常情况下，测控解锁开关、电气解锁开关应置“联锁”位置正确。12.3.4 锁具运行编号与现场实际设备对应，齐全、清晰、规范。12.3.5 电磁锁具闭锁可靠，无锈蚀、无损坏变形，电磁锁电源正常。12.3.6 线路有压或带电显示装置显示正确。12.3.7 柜门、网门闭锁完好。12.3.8 接地线桩头完好。12.4 异常处理12.4.1 在操作过程中遇有设备不能操作或防误锁具打不开等情况时，必须先停止操作，然后检查操作票的执行是否有误，按照“四核对

177、”（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态）的要求确认被操作设备、操作步骤正确无误后，再查找、处理被操作设备的缺陷。严禁擅自解锁操作或更改操作票。12.4.2 当解除监控系统防误闭锁时不得联解现场设备电气闭锁；解除电气闭锁时不得联解监控系统逻辑闭锁。68110kV及以下变电站通用运行规程13 辅助设施13.1 概述13.1.1 变电站安防设施以出入口安全控制、防火、防盗、防破坏、视频记录与监视为目的，由脉冲式电子围栏、红外对射、室内入侵防盗报警装置、安防视频监控系统、辅助灯光照明装置、门禁系统、火灾自动报警装置、实体防护设施等构成。13.1.2 站端视频监控系统由

178、视频管理单元和前端设备构成，实现对站内设备的外观运行状态、安防告警、辅助设备（空调、风机、灯光、排水泵等）的监控。13.1.3 变电站的消防设施由火灾自动报警系统、灭火系统（消火栓系统、水喷雾灭火系统、合成型泡沫喷雾灭火系统、油浸变压器排油注氮灭火装置系统等）、供水设施、消防器材等组成。13.1.4 变电站的排水系统由排水泵、控制装置、集水井、排水管网等组成，目的将变电站雨水及时排出站外。13.2 视频监控系统13.2.1 巡视与检查13.2.1.1 变电站主机运行正常、画面清晰，摄像机控制灵活，传感器运行正常。13.2.1.2 视频主机屏上各指示灯正常，网络连接完好，交换机（网桥）指示灯正常

179、。13.2.1.3 摄像机镜头清洁，显示器显示各摄像机图像清晰正常。13.2.1.4 枪式云台摄像机接线正常，无缠绕、脱落、挣断。13.2.1.5 信号线和电源引线安装牢固，无松动及风偏现象。13.2.1.6 遥视系统工作电源及设备应正常，无影响运行的缺陷。13.2.2 异常处理13.2.2.1 变电站视频离线或故障时，汇报并联系相关人员处理。 13.3 消防设施13.3.1 巡视与检查13.3.1.1 火灾报警装置1、 消防主机各指示灯显示正常，无异常报警。2、 备用电源可正常供电。3、 触发装置工作指示灯正常。4、 打印纸数量充足。13.3.1.2 消防器材1、 消防器材检验不超期，合格证

180、齐全 。2、 消防器材数量和存放符合要求。3、 灭火器压力正常。13.3.1.3 主变充氮灭火装置1、 控制屏各指示灯显示正确，工作状态正常，无异常及告警信号。2、 控制屏压板的投退、启动控制方式符合现场运行规程要求。3、 控制屏手动启动方式按钮防人员误碰措施完好。4、 法兰、管道、支架和紧固件无变形、无损伤、防腐层完好。5、 断流阀、充氮阀、排油阀、排气塞等位置标识清晰、位置正确，无渗漏。6、 火灾探测器安装牢固，无损坏。7、 消防柜红色标记醒目，无锈迹、污物、损伤；所有零部件表面应无锈蚀，无机械性损伤。8、 消防柜氮气瓶压力、氮气输出压力合格。9、 消防柜排油管接至事故油池，无堵塞。10、

181、 基础无倾斜、下沉。11、 柜体完好无锈蚀、接地良好，封堵良好，柜内无异物。12、 设备编号、标示齐全、清晰、无损坏，相色标示清晰、无脱落。13.3.1.4 消防用水系统的管网、消防栓、消防泵应完好，水压充足，高压水龙带、连接头、水枪按定置存放，保持状态完好。13.3.1.5 消防水系统的水泵、管路和消防栓、水龙带等消防设施应始终保持完好。13.3.1.6 每年冬季到来前，应全面检查上下水管道的保温防冻工作，防止低温季节水管冻裂。13.3.2 异常处理13.3.2.1 火灾报警控制系统故障1、 检查各部位消防报警探头是否正常，如主机发生故障应及时通知维护人员处理。2、 误报或故障按”消音”、”

182、复位”键进行处理。3、 复归不掉或无法处理的，对装置异常情况做好记录，按照缺陷管理流程联系处理。13.3.2.2 消防水泵或补充水泵不能正常工作1、 控制装置故障：检查控制开关、联锁开关位置是否正确，水位感应装置是否正常，接线是否松动等，如不能恢复则报维护人员处理。2、 动力电源问题：检查动力电源是否正常，如电源不能恢复则报维护人员处理。3、 消防水池水位低：补充消防水。13.4 安防系统13.4.1 巡视与检查13.4.1.1 检查防盗报警等装置的工作电源应正常，装置信号显示正确，报警系统应按规定开启，定期试验报警装置正常。13.4.1.2 防盗报警主机各指示灯正常，网络连接完好，交换机（网

183、桥）指示灯正常。13.4.1.3 红外探测器安装牢固，角度正常，外观完好。13.4.1.4 红外探测器指示灯正常。13.4.1.5 红外探测器工作区间无异物遮挡。13.4.1.6 电子围栏主机各指示灯正常，无异常报警。13.4.1.7 电子围栏立杆安装牢固，无异常倾斜。13.4.1.8 电子围栏标牌无脱落，合金导线无断线、连接正常。13.4.1.9 电子围栏合金导线无异物粘挂。13.4.1.10 门禁系统及其部件运行正常，使用良好。13.4.1.11 辅助灯光照明装置联动开启或关闭正常。13.4.1.12 入侵报警装置运行正常，各项功能正常。13.4.2 异常处理13.4.2.1 系统或装置故

184、障时，应及时联系相关人员处理。13.5 排水系统13.5.1 巡视与检查13.5.1.1 水泵能正常运转，手动、自动切换正常。13.5.1.2 水位感应装置反应灵敏、正确，水泵自动启动、停止正常。13.5.1.3 水泵控制箱关闭严密，表计或指示灯显示正确；电源开关、继电器正常，接线无过热现象。13.5.1.4 潜水泵绝缘良好，运行工况正常。13.5.1.5 集水井内无杂物、淤泥，安全护栏坚固、完整，盖板完整，安全标示齐全。13.5.1.6 站内地面排水畅通、无积水，窨井篦网完好、周围无杂物、井内无泥土堵塞。13.5.1.7 排水沟（管、渠，下同）道应完好、畅通，无杂物堵塞。13.5.2 异常处

185、理13.5.2.1 排水泵不能正常工作1、 控制装置故障：检查控制开关、联锁开关位置是否正确，水位感应装置是否正常，接线是否松动等，如不能恢复报检修处理。2、 动力电源问题：检查动力电源是否正常，如电源不能恢复，报检修处理。110kV及以下变电站通用运行规程14 事故及异常处理14.1 事故处理一般原则14.1.1 当值调度员是系统事故处理的指挥者，变电运维人员应按当值调度员的命令迅速正确的进行事故处理。当通讯中断时，应按本规程有关条款和现场运行规程有关规定执行。14.1.2 事故处理的主要任务：1、 尽快弄清事故发生的原因，限制事故的发展，清除事故的根源，解除对人员和设备安全的威胁。2、 用

186、一切可能的方法，保持设备继续安全运行，以保持对用户的正常供电。3、 尽可能对已停电的用户恢复供电。14.1.3 事故处理的要求：1、 发生事故情况后，应根据保护信号或信息、开关动作、表计指示及设备外部象征等全面分析判断事故的情况。2、 迅速正确地向调度报告事故发生的时间、事故象征、跳闸开关、保护动作情况、设备状况、处理方法及周波、电压、潮流变化等。根据调度命令进行事故处理，若事故危及人身、设备的安全时，则先作紧急处理后再作汇报，整个处理过程须详细记录并录音。3、 在事故及异常处理告一段落后，需将事故发生及处理过程向有关领导汇报，紧急情况下需立即汇报。在向调度及有关领导汇报时，应按时间顺序将事故

187、发生的时间、事故象征、开关掉闸情况、保护及信号动作情况、处理方法、设备状况等详细说明。4、 事故处理时必须严格执行发令、复诵、监护、汇报、录音及记录规定，事故的处理必须迅速果断，必须使用规范的调度术语和操作术语，汇报内容应简明扼要。14.1.4 下列情况下，为防止事故扩大，现场变电运维人员可在先做紧急处理后再汇报调度：1、 将直接威胁人员安全的设备停电。2、 为保证系统的正常运行将已损坏的设备隔离。3、 当备用电源因故未能自投，手动投入备用电源恢复供电。14.1.5 现场变电运维人员汇报要求：1、 第一次汇报：变电运维人员接到调控中心电话通知后，应立即派出人员赶赴现场检查，同时将信息汇报本单位

188、的相关专职人或相关领导。2、 变电运维班立即安排人员检查调度自动化系统WEB发布平台上的开关跳闸及保护动作信息以及视频监控系统所观察到的情况，并将检查的信息随时通报给赶赴现场检查人员，以提供现场检查的信息支持。3、 第二次汇报：到达现场经初步检查后，首先将开关的跳闸情况和主保护的动作情况向管辖调度汇报。4、 第三次汇报：现场详细检查后，及时将相关设备各保护动作信息的详细情况向通知检查的调控中心和管辖调度汇报，并将相关设备状况及各保护动作信息的详细情况向本单位的相关专职人或相关领导。5、 第四次汇报：现场事故处理工作结束后，根据调度指令进行恢复运行的操作结束后应将恢复运行的状况汇报相关的调控中心

189、及本单位的相关专职人或相关领导。14.2 火灾事故处理14.2.1 电气设备着火，应立即将着火设备停电，并组织人员灭火。同时立即汇报调度和本单位领导。14.2.2 如自行无法进行灭火，立即拔打119报警并向本单位领导汇报。14.2.3 消防队到达变电站时，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，指明附近带电设备，协助消防队负责人指挥灭火。14.2.4 变电站火灾事故处理的注意事项：1、 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。2、 电气设备上灭火时应先将着火设备停电，防止触电。3、 灭火时应将无关人员紧急撤离现场，防止发生

190、人员伤亡。14.3 线路事故处理14.3.1 馈供出线开关跳闸后，若该出线开关重合闸未投入或重合闸未动作，得调度同意后可不经检查向线路强送一次。 14.3.2 线路开关跳闸后，若该线路有带电作业或采用线路无压鉴定、同期鉴定重合闸的，线路指示有电压则不得向线路强送电。14.3.3 线路开关故障跳闸时发生拒动造成越级跳闸，在恢复系统送电前，应将拒动的开关脱离系统并保持原状。拒动开关待查清原因并消除缺陷后方可投入运行。14.4 母线故障处理当母线故障停电后，应立即对现场停电的母线进行外部检查，尽快把检查的详细结果报告相应调度及本单位相关领导，并按下述原则处理：14.4.1 严禁对故障母线不经检查即行

191、强送电，以防事故扩大。14.4.2 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电，有条件时应考虑用外来电源对停电母线送电，联络线要防止非同期合闸。14.4.3 找到故障点但不能迅速隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件检查，确认无故障后，冷倒至运行母线并恢复送电。联络线要防止非同期合闸。14.4.4 经过检查找不到故障点时，应用外来电源对故障母线进行试送电，禁止将故障母线的设备冷倒至运行母线恢复送电。14.4.5 当GIS设备母线发生故障时必须查明故障原因，同时将故障点进行隔离或修复后对GIS设备恢复送电。14.5 母线失电处理变电站母线失电是指母

192、线本身无故障而失去电源，对多电源变电站母线失电，为防止各电源突然来电引起非同期，应按下述要求自行处理：14.5.1 单母线应保留一电源开关，其它所有开关（包括主变和馈供开关）全部拉开。14.5.2 双母线应首先拉开母联开关，然后在每一组母线上只保留一个主电源开关，其它所有开关（包括主变和馈线开关）全部拉开。14.5.3 如停电母线上的电源开关中仅有一台开关可以并列操作的，则该开关一般不作为保留的主电源开关。14.5.4 变电站母线失电后，保留的主电源开关根据省调发布的规定执行。14.6 谐振过电压处理14.6.1 谐振过电压的特征表现均为一相、二相或三相电压越过线电压，其他相电压降低。14.6

193、.2 处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件。发生谐振过电压时，应根据系统情况、操作情况迅速作出判断和处理，在调度指令下进行处理。14.6.3 带均压电容的断路器，有可能与母线压变产生谐振的，应避免将断路器热备用于该母线。14.6.4 母线发生谐振时可以在空母线上合一台空载变压器或一条无源线路，以打破谐振条件。操作尽量采用远控方式，不得就地操作压变闸刀，防止谐振压变发生爆炸伤害人身。14.7 小电流接地系统接地处理14.7.1 单相接地处理的操作，应按调度命令或调度许可令执行操作。14.7.2 当发出接地信号，同时母线一相电压降低或为零，其它二相升高或等于线电压，可判为系统单相接地。14.7.

194、3 当系统发生单相接地后，应对发生单相接地的系统所有设备进行检查，检查时应穿绝缘靴，操作设备时须戴绝缘手套。14.7.4 经检查后站内未发现故障点时，可用拉路的方法寻找接地点，有小电流接地选线装置的可按照选线的顺序逐路试拉，试拉某路后接地信号消失时则判断为该路有接地，但不得用闸刀拉停设备。14.7.5 若因系统原因一时无法进行单相接地处理或无法将接地设备隔离的情况下，允许系统带接地运行，但不得超过2小时。这时，加强对设备的巡视和检查。密切监视接地故障点有无发展趋势。14.8 设备发热处理14.8.1 设备发热缺陷类型的确定及处理方法：14.8.1.1 红外检测发现的设备过热缺陷同其他设备缺陷一

195、样，纳入设备缺陷管理制度的范围，按照设备缺陷管理流程进行处理。14.8.1.2 根据过热缺陷对电气设备或运行的影响程度，一般分成三类：一般缺陷：指设备存在过热，有一定温差，温度场有一定梯度，但还不会马上引起事故，一般要求记录在案，注意观察其缺陷的发展，利用停电检修机会，有计划的安排试验检修消除缺陷。严重缺陷：指设备存在过热，程度较重，温度场分布梯度较大，温差较大，应尽快安排处理。电流致热的设备应视情况降低负荷电流，电压致热的设备应安排其它测试手段，确认缺陷性质后，立即消缺。危急缺陷：指设备最高温度超过GB/T11022规定的最高允许温度，应立即安排处理。电流致热的设备应立即紧急降低负荷电流或立

196、即消缺，电压致热的设备应立即安排其他试验手段，确定缺陷性质，立即消缺。14.8.1.3 电流致热的设备测量温升小于10K时，只记录在案，不必确定故障性质，对于小负荷要注意负荷变化引起的发热过程。14.8.1.4 电压致热的设备缺陷一般定为严重及以上的缺陷。14.8.2 电流致热设备缺陷诊断判据设备类别和部位热像特征故障特征缺陷性质备注一般缺陷严重缺陷危急缺陷电器设备与金属部件的连接接头和线夹以线夹和接头为中心的热像，热点明显线夹和接头接触不良3580或热点温度8095或热点温度110：相对温差值金属部件与金属部件的连接接头和线夹以线夹和接头为中心的热像，热点明显线夹和接头接触不良3580或热点

197、温度9095或热点温度130导线以导线为中心的热像，热点明显导线松股或断股3580或热点温度8095或热点温度110输电导线的连接器（耐张线夹、接续管、修补管、并沟线夹、跳线线夹、T型线夹、设备线夹以线夹和接头为中心的热像，热点明显接触不良3580或热点温度9095或 热点温度130闸刀转头以转头为中心的热像转头接触不良3580或热点温度9095或热点温度130刀口以刀口压接弹簧为中心的热像弹簧压接不良3580或热点温度9095或热点温度130断路器动静触头以顶帽和下法兰为中心的热像，顶帽温度大于下法兰温度压指压接不良2080或热点温度5595或热点温度80内外部的温差为50K-70K中间触头

198、以下法兰和顶帽为中心的热像，下法兰温度大于顶帽温度压指压接不良2080或热点温度5595或热点温度80内外部的温差为40K-60K电流互感器内联接以串并联出线头或大螺杆出线夹为最高温度的热像螺杆接触不良2080或热点温度5595或热点温度80内外部的温差为30K-45K套管柱头以套管顶部柱头为最热的热像柱头内部并线压接不良2080或热点温度5595或热点温度8014.8.3 电压致热设备缺陷诊断判据设备类别热像特征故障特征允许温升相间温差备注电流互感器10kV浇注式以本体为中心整体发热铁芯故障4K包含局放增大35kV-110kV油浸式以瓷套整体温升增大，且瓷套上部温度偏大介损偏大4K1.2K2

199、20kV-500kV油浸式4.5K1.4K含气体绝缘的电压互感器（含电容式电压互感器）10kV浇注式以本体为中心整体发热铁芯故障4K包含局放增大35kV-110kV油浸式以整体温升偏高，且中上部温度大介损偏大5K1.5K铁芯故障特征相似，温升更明显220kV-500kV油浸式6K1.8K耦合电容器35kV油浸式以整体温升偏高或局部过热介损偏大，电容量变化、老化或局放0.5K-1.0K上限为油纸，下限为膜纸110kV-220kV油浸式以整体温升偏高或局部过热，且发热符合自上而下逐步的递减的规律1.5K-3.0K0.5K-1.0K500kV2.0K-5.0K0.6K-1.5K移相电容器热像一般以肚

200、子上部为中心的热像图，正常热像最高温度一般在宽面垂直平分线的三分之二高度左右，其表面温升略高，整体发热或局部发热介损偏大，电容量变化、老化或局放75K-t环温采用相对温差判别即30高压套管热像特征呈现以套管整体发热热像介损偏大1K穿墙套管或电缆头套管温差更小热像为对应部位呈现局部发热区故障局放故障1K充油套管瓷瓶柱热像特征是以油面处为最高温度的热像，油面有一明显的水平分界线。缺油氧化锌避雷器10kV-60kV 正常为整体轻微发热，较热点一般在靠近上部，引起整体发热或局部发热为异常阀片受潮或老化1.2K-2K3K110kV-220kV 正常为整体轻微发热，较热点一般在靠近上部且不均匀，多节组合从

201、上到下各节温度递减，引起整体发热或局部发热为异常3K-4K0.5K500kV4K-5K1.2K绝缘子正常绝缘子串的温度分布同电压分布规律，即呈现不对称的马鞍型，相邻绝缘子温差很小，以铁帽为发热中心的热像图，其比正常绝缘子温度高低值绝缘子发热1K发热温度比正常绝缘子要低，热像特征与绝缘子相比，呈暗色调，零值绝缘子发热1K其热像特征是以瓷盘（或玻璃盘）为发热区的热像于表面污秽引起绝缘子泄漏电流增大0.5K电缆 油纸电缆以整个电缆头为中心的热像电缆头受潮、劣化15K20K充油电缆25-30K交联聚乙烯电缆30K-40K橡皮电缆20K备注：1、电压致热的设备推荐使用相间温差进行判断。 2、电缆头是指冷

202、缩式和热缩式的电缆头。 3、带套管的电缆头的判断按套管类设备判断。 4、污秽的情况是指表面的不正常发热。14.8.4 高压开关设备和控制设备各种部件、材料和绝缘介质的温度和温升极限部件、材料和绝缘介质的类别（见说明1、2和3）最大值温度 周围空气温度不超过40时的温升K1触头（说明4） 裸铜或裸铜合金 在空气中7535 在SF6(六氟化硫）中（见说明5）10565 在油中8040 镀银或镀镍（见说明6） 在空气中10565 在SF6(六氟化硫）中（见说明5）10565 在油中9050 镀锡（见说明6) 在空气中9050 在SF6(六氟化硫）中（见说明5）9050 在油中90502 用螺栓的或与

203、其等效的联结（见说明4） 裸铜、裸铜合金或裸铝合金 在空气中9050 在SF6(六氟化硫）中（见说明5）11575 在油中10060 镀银或镀镍 在空气中11575 在SF6(六氟化硫）中（见说明5）11575 在油中10060 镀锡 在空气中10565 在SF6(六氟化硫）中（见说明5）10565 在油中100603其他裸金属制成的或其他镀层的触头或联结（见说明7）（见说明7）4用螺钉或螺栓与外部导体连接的端子（见说明8） 裸的9050 镀银、镀镍或镀锡10565 其他镀层（见说明7）（见说明7）5油开关装置用油（见说明9和10）90506用作弹簧的金属零件（见说明11）（见说明11）7绝缘

204、材料以及与下列等级的绝缘材料接触的金属材料（见说明12） Y9060 A10565 E12080 B13090 F155115 瓷漆：油基10060 合成12080 H180140 C其他绝缘材料（见说明13）（见说明13）8除触头外，与油接触的任何金属或绝缘件100609可触及的部件 在正常操作中可触及的7030 在正常操作中不需触及的8040说明1：按其功能，同一部件可以属于表列出的几种类别。在这种情况下，允许的最高温度和温升值是相关类别中的最低值。说明2：对真空开关装置，温度和温升的极限值不适用于处在真空中的部件。其余部件不应该超过表给出的温度和温升值。说明3：应注意保证周围的绝缘材料不

205、遭到损坏。说明4：当接合的零件具有不同的镀层或一个零件是裸露的材料制成的，允许的温度和温升应该是：a）对触头，表项1中有最低允许值的表面材料的值b）对联结，表项2中的最高允许值的表面材料的值说明5：六氟化硫是指纯六氟化硫或六氟化硫与其他无氧气体的混合物注：1、由于不存在氧气，把六氟化硫开关设备中各种触头和联接的温度极限加以协调看来是合适的。在六氟化硫环境下，裸铜和裸铜合金零件的允许温度极限可以等于镀银或镀镍零件的值。在镀锡零件的特殊情况下，由于摩擦腐蚀效应，即使在六氟化硫无氧的条件下，提高其允许温度也是不合适的。因此镀锡零件仍取原来的值。2 裸铜和镀银触头在六氟化硫中的温升正在考虑中。说明6：按照设备有关的技术条件：a）在关合和开断试验（如果有的话）后；b）在短时耐受电流试验后；c）在机械耐受试验后；有镀层的触头在接触区应该有连续的镀层，不然触头应该被看作是“裸露”的。说明7：当使用表没有给出的材料时，应该研究他们的性能，以便确定最高的允许温升。说明8：即使和端子连接的是裸导体，这些温度和温升值仍是有效的。说明9：在油的上层。说明10：当采用低闪点的油时，应当特别注意油的气化和氧化。说明11：温度不应该达到使材料弹性受损的数值。说明12：绝缘材料的分级在GB/T11021中给出。说明13：仅以不损害周围的零部件为限