220kV及以下变电所通用规程2010年

ICS

Q/JDJ 局企业标准 Q/JDJ 35599—2010 金华电业220kV及以下变电所运行通用规程

2009-12-31发布 2010-01-01实施 金华电业局 发布 注

前 言

本标准依据Q/JDJ21111-2009 《变电所现场运行规程编写规定》，结合金华电业局实际制定。 本标准对220kV及以下变电所现场运行作出规定，主要包括主变压器、配电装置、二次保护、自动装置、直流系统、事故处理、防雷接地、防误装置、所用电、防小动物、厂房土建等。为变电运行人员全面系统地熟悉、掌握变电所电气设备，正确进行变电运行维护、倒闸操作和异常事故处理提供指导。

本标准由金华电业局提出。

本标准由金华电业局变电工区起草。

本标准主要起草人：龚渝宁 华春翔 周勤跃 王健国 朱岩 王彬 胡志伟 邵光明 章春祥

虞明智 蒋景枫 潘宏伟

本标准审核人：童庆芳 杜志兰 毛珠江 郭伯宙

本标准审定人：李一鸣 本标准批准人：何云良 本标准由金华电业局负责解释。 本标准为Q/JDJ 35599—2010。

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目 次

前 言 ............................................................................... I 1 范围 ................................................................................. 3 2 规范性引用文件...................................................................... 3 3 变电运行倒闸操作 ................................................................... 4 3.1 倒闸操作规范...................................................................... 4 3.2 倒闸操作一般原则 ................................................................. 4 4 运行一般规定 ........................................................................ 6 4.1 特殊巡视要求...................................................................... 6 4.2 特殊巡视项目...................................................................... 6 4.3 系统异常及故障处理 ............................................................... 6 5 高压电气设备的运行、异常及故障处理 .............................................. 10 5.1 主变压器 ......................................................................... 10 5.2 有载调压开关..................................................................... 14 5.3 主变冷却装置..................................................................... 15 5.4 瓦斯继电器 ....................................................................... 16 5.5 压力释放阀 ....................................................................... 17 5.6 油压速动继电器 .................................................................. 17 6 配电装置 ........................................................................... 18 6.1 一般运行规定..................................................................... 18 6.2 六氟化硫设备安全防护规定 ....................................................... 18 6.3 断路器 ........................................................................... 19 6.4 闸刀 .............................................................................. 22 6.5 互感器 ........................................................................... 23 6.6 耦合电容器、结合滤波器、高频阻波器............................................ 24 6.7 电力电容器 ....................................................................... 24 6.8 并联电抗器 ....................................................................... 25 6.9 避雷器 ........................................................................... 25 6.10 母线 ............................................................................ 26 6.11 电力电缆 ........................................................................ 27 7 二次保护 ........................................................................... 28 7.1 继电保护运行规定 ................................................................ 28 7.2 主变保护 ......................................................................... 29 7.3 母联充电解列保护 ................................................................ 30 8 防雷接地 ........................................................................... 31 8.1 接地装置 ......................................................................... 31 8.2 避雷针、避雷线 .................................................................. 31 8.3 消谐装置 ......................................................................... 32 8.4 雷季运行规定..................................................................... 32 9 防误装置 ........................................................................... 33

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9.1 防误装置管理要求 ................................................................ 33 9.2 防误闭锁装置维护管理要求 ....................................................... 33 10 JB-3101G消防报警系统及电子防盗系统 ............................................ 35 10.1 JB-3101G消防报警系统 .......................................................... 35 10.2 电子防盗装置 ................................................................... 35 11 直流系统 .......................................................................... 37 11.1 直流系统运行维护 ............................................................... 37 12 所用电 ............................................................................ 39 12.1 所用电运行方式 ................................................................. 39 12.2 施工现场临时电源管理标准 ...................................................... 39 13 防小动物 .......................................................................... 40 13.1 防小动物重点部位 ............................................................... 40 13.2 防小动物具体要求及注意事项 ................................................... 40

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变电运行通用规程

1 范围

本标准规定了220千伏及以下变电所现场运行基本要求。 本标准适用于220千伏及以下变电所。 2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

国家电网安监【2009】664号 国家电网公司电业安全工作规程（变电部分） 2005版 电业生产事故调查规程

DL/T 572-1995 电力变压器运行规程 DL/T 573-1995 电力变压器检修导则

DL/T 574-1995 有载分接开关运行维修导则 DL/T 587-1996 微机继电保护装置运行管理规程 DL 400-1991 继电保护及安全自动装置运行管理规程 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程 能源部 1991 高压断路器运行规程

DL/T 603-1996气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程 国家电网公司 高压开关设备运行规范 2003.5 浙江省电力系统调度规程

QJDJ 21301-2006 金华电力系统调度规程

Q/JDJ21111-2004 变电所现场运行规程编写规定

Q/GDW168—2008 国家电网输变电设备状态检修试验规程

Q/GDW11—120—2007 浙江省电力公司输变电设备状态检修试验规程

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3 变电运行倒闸操作

3.1 倒闸操作规范

3.1.1 倒闸操作基本条件（六要）

1.要有考试合格并经批准公布的操作人员名单 2.要有明显的设备现场标志和相别色标 3.要有正确的一次系统模拟图

4.要有经批准的现场运行规程和典型操作票 5.要有确切的操作指令和合格的倒闸操作票 6.要有合格的操作工具和安全工器具 3.1.2 倒闸操作禁止事项（七禁） 1.严禁无资质人员操作 2.严禁无操作指令操作 3.严禁无操作票操作 4.严禁不按操作票操作 5.严禁失去监护操作 6.严禁随意中断操作 7.严禁随意解锁操作

3.1.3 倒闸操作基本步骤（八步） 1.接受调度预令，填写操作票； 2.审核操作票正确

3.明确操作目的，做好危险点分析和预控 4.接受调度正令，模拟预演 5.核对设备命名和状态 6.逐项唱票复诵操作并勾票 7.向调度汇报操作结束及时间

8. 改正图板，签销操作票，复查评价 3.2 倒闸操作一般原则

3.2.1 用绝缘棒拉合隔离开关（刀闸）、高压熔断器或经传动机构拉合断路器（开关）和隔离开关（刀闸），均应戴绝缘手套。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。雷电时，一般不进行倒闸操作，禁止在就地进行倒闸操作。

3.2.2 安全工器具使用前必须由使用人员进行外观检查不得发生破损、霉变、受潮、变形、变质等现象，定期试验标签附贴完好并在有效期内。

3.2.3 防护安全用具使用时要保证其能发挥防护作用，安全帽内帽衬位置正确，扣牢帽后箍紧下颔带。 3.2.4 绝缘棒、验电器、绝缘夹钳等基本电气安全工具使用前必须核对安全工具与电气设备的额定电压等级相符。操作时抓握工具握手部分，人体不得接触有效绝缘部分。绝缘手套、绝缘靴使用前应进行外观检查，应无损伤、破漏，在高压设备操作中作为辅助安全用具禁止直接接触带电导体。

3.2.5 属于各级调度管辖的任何设备，未经当值调度员的命令，变电所运行人员不得自行操作或自行命令操作，但对人员及设备安全有威胁者，和经调度核准的现场规定者除外（上述未得到指令进行的操作，应在操作后立即报告值班调度员）。

3.2.6 调度值班员发布的操作指令（或预发操作任务）一律由“可以接受调度命令的人员”接令，非上述人员不得接受调度值班员发布的操作指令（或预发操作任务）。

3.2.7 接受调度命令时除录音外，应按下达的操作任务逐字逐句记录于值班日志中，然后按记录复诵，绝对不能凭记忆和印象来执行。

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3.2.8 在进行倒闸操作时，先互报单位、姓名，严格遵守发令、复诵、录音、监护、记录等制度，并使用有关调度规程所规定的统一调度术语的操作术语及系统主要设备、名称、统一编号等。

3.2.9 为了确保操作的正确性，使操作人员有足够的准备时间，对有计划的大型停、复役操作，可由上一班拟票，下一班审核、操作。

3.2.10 “发令时间”是调度员正式发出操作命令的依据，运行人员没有接到“发令时间”不得进行操作，操作结束时间是现场操作执行完毕的依据。

3.2.11 除紧急事故处理外，所有倒闸操作必须填写操作票。且每张操作票只能填写一个操作任务。 3.2.12 典型操作票不能代替操作票，只能作为拟开操作票的参考，拟写操作票时，必须核对系统和现场实际运行情况。

3.2.13 所有倒闸操作必须由二人进行，其中安全等级较高，对设备较熟悉者为监护人。未顶岗的学徒工，必须经考试合格，在双重监护下方可操作。非变电运行人员协助运行人员操作，必须是熟悉变电电气设备，熟悉电气安规的人，并事先经本单位主管领导批准。

3.2.14 当值值长在操作过程中应履行领导操作的职责。对特别重要的大型的操作（例如: 主变压器停、复役操作，系统解、合环操作，母线停、复役操作等），值长应亲自监护操作过程。

3.2.15 对特别重要的、复杂的、大型的操作工区主管领导应到现场或指派专职人员（技术人员、总安全员）到现场加强监护。

3.2.16 操作中发生疑问时，不准擅自更改操作任务和操作内容，应立即停止操作并向当值调度汇报，弄清楚后再进行操作。发现调度发布的操作命令有错误时，则应指出错误所在。若调度员经认真考虑后并重复命令时，值班人员应立即执行，但对人身和设备有严重威胁的重复命令，可拒绝执行，并立即向局领导汇报。

3.2.17 开关、闸刀操作前均应检查实际位置，操作闸刀前，还应检查开关在断开位置。操作顺序：停役操作先拉负荷侧闸刀，后拉电源侧闸刀；复役操作的次序相反。装有程序锁时，按程序锁设计程序进行。

3.2.18 严禁约时停、送电，严禁不验电挂设接地线或合接地闸刀。

3.2.19 操作中发生防误闭锁装置失灵时，应经工区分管主任批准，才能进行紧急解锁操作。

3.2.20 变电所内设备的操作需要相应调整继电保护与自动装置时，值班员应按继电保护与自动装置的有关规定进行操作。

3.2.21 线路停役操作，调度一般不发布线路由运行直接改为线路检修的操作命令。双电源的线路操作应在两端均改为“冷备用”状态后才允许线路改为检修状态。

3.2.22 新投产的线路在第一次送电时，应尽可能进行零起升压试验，或以额定电压对线路冲击合闸三次，经核相正确后方可投入系统运行。

3.2.23 在有效接地系统中，对于中性点不接地运行的变压器，在投入或退出操作前，应将主变压器中性点接地并考虑中性点保护的投入、退出。

3.2.24 有效接地系统中，装有自投装置的备用变压器，应将其中性点隔离开关合上。

3.2.25 并列运行的220kV主变，出现接地主变中压侧开关停役，由主变高压侧送主变低压侧方式时，则中压侧运行的主变中性点应改为接地，中压侧停役的主变中性点不接地。

3.2.26 正常方式下，220kV三圈变压器要求主变高、中两侧同时接地运行或不接地运行；当变电所只有一台普通变时，这台主变必须直接接地运行；有两台或三台220kV三圈变压器的，仍保持一台主变直接接地运行，其它不接地；当有四台220kV三圈变压器时，则要求Ⅰ、Ⅱ段母线上各保持一台主变直接接地运行，其它不接地。

3.2.27 若220kV变电所的220kV母线分裂运行，110kV母线也分裂运行，要求每段母线上有一台主变直接接地运行。

3.2.28 220kV三圈变压器接地运行时，一般情况下220kV和110kV侧应同时接地。若变电所220kV母线合环运行，110kV母线分裂运行，则规定一段母线上的一台主变220kV和110kV侧同时直接接地，另一段

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110kV母线上的一台主变220kV侧不接地，110kV侧改直接接地运行（即要求220kV 母线接地方式不变，110kV每段母线上都有一台主变直接接地运行）。

4 运行一般规定

4.1 特殊巡视要求

4.1.1 设备新投运及大修后，巡视周期相应缩短，72 h以后转入正常巡视。 4.1.2 遇有下列情况，应对设备进行特殊巡视 1.设备负荷有显著增加

2.设备经过检修、改造或长期停用后重新投人系统运行 3.设备缺陷近期有发展

4.恶劣气候、事故跳闸和设备运行中发现可疑现象 5. 法定节假日和上级通知有重要供电任务期间 4.2 特殊巡视项目

4.2.1 大风天气:引线摆动情况及有无搭挂杂物； 4.2.2 雷雨天气:瓷套管有无放电闪络现象；

4.2.3 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； 4.2.4 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； 4.2.5 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； 4.2.6 节假日时:监视负荷及增加巡视次数；

4.2.7 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；

4.2.8 短路故障跳闸后:检查隔离开关的位置是否正确，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； 4.2.9 设备重合闸后:检查设备位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的音响或气味； 4.2.10 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。 4.3 系统异常及故障处理 4.3.1 事故处理的一般原则

1. 尽速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的危险； 2. 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电； 3. 尽速对已停电的用户恢复供电，首先是对重要用户恢复正常供电； 4. 调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。 4.3.2 事故处理的一般规定

1. 处理事故时，运行人员必须坚守岗位，集中注意力，保持设备的正确运行方式，迅速而正确地向有关领导汇报事故及其处理情况和执行领导的指示。只有在接到直接领导者的命令后，或者在对于人身安全或设备完整有明显和直接的危险时，方可停止设备运行或离开工作岗位。

2. 当值值长是事故处理的现场负责人，领导指挥全值人员进行事故处理，应对事故处理的正确和迅速负责。

3. 如果变电所值班人员认为值班调度员的命令有错误，变电所值班员可向调度员提出，在调度员重复命令后，应立即执行，在行动上不得反对；不同意见可以保留，并向有关领导汇报。如果值班调度员的命令直接威胁人身或设备的安全，则无论在什么情况下均不得执行。当变电所值班人员接到此类命令时，应把拒绝招待命令的理由报告值班调度员和本单位的生产或技术负责人，并记载在有关簿册中，然后按本单位生产或技术负责人的指示行动。

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4. 在事故处理时，为了减小对用户少送电需要，对故障线路进行强送或通过应急的运行方式送电而进行的操作可以不开操作票，但当故障设备（线路）已与电源隔离（各侧电源均断开），为了组织抢修而增设安全措施的，抢修结束恢复送电时，这些操作仍应填写操作票。

5. 事故处理时，可以不使用操作票，但必须严格执行发令、复诵、汇报和录音制度，必须使用统一的调度术语和操作术语，指令和汇报内容应简明扼要。

6. 在事故处理时不得进行交接班，交班时，发生事故应由交班值负责处理，接班人员在交班值长要求下，可协助处理，在事故处理告一段落，征得调度同意，方可进行交接班。

7. 事故处理期间，值长应在控制室全面指挥处理事故，并随时与有关调度保持联系，如确必要离开时，应指定一合适的人员代替。

8. 对有故障的设备，在判明故障部位和性质后，进行必要的处理，如值班人员不能处理时，应立即通知修试单位前来处理，并做好现场准备工作。

9. 当发生设备误动、拒动等故障时，由于原因不明运行人员一时无法查清处理者，应保护现场，保持设备原始状态，应等待有关人员来检查处理。

10.发生任何大小事故，事故处理完毕后应及时向局有关领导、?工区汇报，同时应及时组织事故分析，将事故起因、过程、时间、人员、损失、存在问题，经验教训等情况书面汇报上级。 11．在事故处理时应做到

1）严密监视检查负荷与电压、指示灯、光字信号、保护动作信号以及现场设备情况，判断分析故

障原因和性质，提出处理方案。 2） 立即清楚正确地向有关调度汇报(涉及到几级调度时，首先汇报最高一级调度)，内容包

括：事故发生时间，现象，跳闸开关，运行线路潮流的异常变化，继电保护自动装置动作情况，人员设备损伤情况及电压、潮流的变化等，并认真作好记录。 3）尽快隔离故障点，制止事故的发展，解除对人身和设备的威胁。 4）迅速恢复所用电，保证系统无故障设备的正常运行。 5）调整运行方式，尽快恢复对已停电系统的运行。

在处理事故时，凡涉及对系统运行有重大影响的操作（如改变电气运行结线方式等）均应得到值班调度员的指令或许可进行。

12．为了防止事故扩大，凡符合下列情况的操作，可由运行人员自行处理，并迅速向值班调度员作简要报告，事后再作详细汇报。

1）将直接对人员生命有威胁的设备停电；

2）在确知无来电可能的情况下，将已损坏的设备隔离；

3）运行设备故障造成严重威胁人员安全及相邻设备的安全时自行作最小范围内的停电操作； 4）所用电部份或全部停电时，恢复其供电；

5）当系统故障，应自行解列的开关未跳开，应立即自行拉开该开关。 4.3.3 系统振荡的处理 系统振荡时的现象

变压器及联络线的电流表，功率表周期性地剧列摆动，各点电压表也摆动（振荡中心的电压波动最大，并周期性地降到接近于零），电灯忽明忽暗，变压器发出有节奏的嗡鸣声。 系统振荡时的处理原则

系统振荡时，运行人员应密切监视各表计的变化情况，防止事故扩大，且与调度密切联系，在调度的命令下进行必要的解环操作或紧急拉路。 4.3.4 系统谐振的处理 系统谐振的现象

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1）非有效接地中性点非直接接地系统，三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相升高（可达线电压），或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振；如三相电压同时升高，并超过线电压（指针可摆到头），则可能是分频或高频谐振。

2） 中性点直接接地系统，母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频摆动，一般为串联谐

振现象。

系统谐振的处理原则

1）确认发生谐振后，应报告调度，以改变网络参数为原则； 2） 过电压未消除前禁止靠近避雷器、消弧线圈和电压互感器。

4.3.5 非有效接地系统接地故障 非有效接地系统接地故障现象

接地相电压下降，接近为零，非接地相电压升高，接近线电压。 非有效接地系统接地故障处理原则

1）单相接地时，应穿绝缘靴检查站内设备，不得触及开关柜和金属架构。 2） 装有接地选线装置时，应先将自动查找接地结果报告调度，听候处理。

3） 未装接地选线装置时，经判定接地故障不在变电站内，应按调度指令用试停的方法查找

接地线路。

4） 严禁用隔离开关拉、合系统有接地故障的消弧线圈。

4.3.6 非有效接地系统高、低压熔丝熔断 非有效接地系统高、低压熔丝熔断现象 故障相别 A相 B相 C相 AB相 BC相 CA相 信号 开口三角 高压熔丝熔断 A相 降低很多 正常 正常 降低 正常 降低 接地信号 100/3V A、B两相 电压很小，接近于0 电压很小，接近于0 正常 0 50％Uφ 50％Uφ 接地信号 100/3V A相 降低不多 正常 正常 略降低 正常 略降低 无接地信号 无电压 低压熔丝熔断 A、B两相 降低 降低 正常 0 略降低 略降低 无接地信号 无电压 非有效接地系统高、低压熔丝熔断处理原则 1) 低压熔丝熔断时，应换上同容量的熔丝，若再次熔断应检查二次回路是否有故障。 2) 高压熔丝熔断时，应停用压变，换上同容量的熔丝。若再次熔断，应汇报调度，对压

变进行检查处理。

4.3.7 10kV系统异常运行各表计（参考值）及信号指示 异常运行 UA A相接地 A相接地、B相高压熔丝熔断 A相接地、A0 装有零序PT UB 线电压 UC 线电压 字牌信号 接地 UA 0 UB 线电压 未装零序PT UC 线电压 字牌信号 接地 0 正常 下降 线电压 线电压 线电压 接地 接地 0 0 0 0 线电压 线电压 接地 接地 8

相高压熔丝熔断 A相接地、AB两相高压熔丝熔断 A相接地、BC两相高压熔丝熔断 A相高压熔丝熔断 AB两相高压熔丝熔断 AB两相低压熔丝熔断 降低 降低 线电压 接地 0 0 线电压 接地 0 0 0 无 0 0 0 无 下降 下降 下降 正常 下降 正常 正常 正常 正常 接地 接地 无 0 0 下降 正常 0 正常 正常 正常 正常 接地 接地 无 4.3.8 非全相运行 非全相运行现象

开关一相或两相在合闸位置，其余相在断开位置。 非全相运行处理原则

1）发生非全相运行时，应立即报告调度，经调度同意进行处理 ① 运行中220千伏断路器断开两相时应立即将断路器拉开。 ② 运行中220千伏断路器断开一相时，可手动试合断路器一次，试合不成功，应将断路器拉开。 ③ 主变220千伏断路器断开一相或两相时，应拉开主变220千伏断路器。

2）非全相断路器不能拉开或合上时，可考虑采用旁路断路器与非全相断路器并联、母联

断路器与非全相断路器串联及拉开对端断路器等方法，使非全相断路器退出运行。

4.3.9 线路断路器跳闸 下列情况不得试送

1）全电缆线路；

2）调度通知线路有带电检修工作； 3）断路器切断故障次数达到规定时；

4）低频减载保护、系统稳定装置、联切装置及远动装置动作后跳闸的断路器。

单电源的重要线路，重合闸未动作或无重合闸，应经调度同意，试送一次，并将试送结果报告调度。 内桥接线的变电站，在一回进线运行而另一回进线备用的方式下，若运行线路跳闸，互投装置失灵或无互投装置，经调度同意，合上另一回线路的断路器;若两回进线运行而母分断路器在备用的方式下，发生一回进线跳闸，自投装置失灵或无自投装置，经调度同意，合上母分断路器。 线路故障越级跳闸，应先隔离故障元件，再恢复供电。 4.3.10 变电站全停故障 变电站全停故障的处理

1）全面检查继电保护动作信号、断路器位置、表计指示及直流系统情况，并报告调度； 2）恢复站用电，确保直流系统完好。

变电站全停故障的注意事项

1）利用备用电源恢复供电时，应考虑其负载能力和保护整定值，防止过负载和保护误动作。必要时，只恢复站用电和部分重要用户的供电；

2）防止非同期并列，防止向有故障的电源线路反送电。

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电网故障造成变电站全停时，检查确认站内设备正常，若电容器断路器己在拉开位置，则其他一次设备不作任何操作，报告调度，等候指令。

站内故障造成变电站全停时，应尽快隔离故障点，恢复站用电，检查各线路有无电压，按调度指令处理事故。

5 高压电气设备的运行、异常及故障处理

5.1 主变压器

5.1.1 变压器运行规定

变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105％。对于特殊的使用情况（例如变压器的有功功率可以在任何方向流通），允许在不超过ll0％的额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K（K≤1）倍时，按以下公式对电压U加以限制

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U（％）＝110一5K

—— 并联电抗器、消弧线圈、调压器等设备允许过电压运行的倍数和时间，按制造厂的规定。 无励磁调压变压器在额定电压土5％范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。如为-7.5％和-10％分接时，其容量按制造厂的规定；如无制造厂规定，则容量应相应降低2.5％和5％。

—— 有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。

油浸式变压器顶层油温一般不应超过下表的规定（制造厂有规定的按制造厂规定）。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过85℃。

表1 油浸式变压器顶层油温一般限值

冷却方式 自然循环自冷、风冷 强迫油循环风冷 冷却介质最高温度（℃） 40 40 最高顶层油温（℃） 95 85 —— 经改进结构或改变冷却方式的变压器，必要时应通过温升试验确定其负载能力。 正常周期性负载的运行。

—— 长期急救周期性负载下运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运

行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流运行的时间，降低超额定电流的倍数，有条件时控制造厂规定投入备用冷却器。

—— 当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常，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，不宜超额定电流运行。

—— 长期急救周期性负载运行时，平均相对老化率可大于1甚至远大于1。超额定电流负载系数

K2和时间，可按负载导则的下述方法之一确定：

1）根据具体变压器的热特性数据和实际负载图，用温度计算方法计算； 2）查下表

表2 变压器负载电流和温度最大限值

负载类型 正常周期性负载 长期急救周期性负载 短期急救负载 电流（标幺值） 热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度℃ 电流（标幺值） 热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度℃ 电流（标幺值） 热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度℃ 大型电力变压器 1.3 120 1.3 130 1.5 160 10

—— 在长期急救周期性负载下运行期间，应有负载电流记录，并计算该运行期间的平均相对老化

率。

短期急救负载的运行

—— 短期急救负载下运行，相对老化率远大于1，绕组热点温度可能达到危险程度。在出现这种

情况时，应投入包括备用在内的全部冷却器（制造厂另有规定的除外），并尽量压缩负载、减少时间，一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 —— 0.5h短期急救负载允许的负载系数K2见下表

表3 0.5h短期急救负载的负载系数K2表

变压器类型 大型变压器（冷却方式ODAF或ODWF） 急救前的负载系数K1 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 环境温度℃ 40 1.45 1.42 1.38 1.34 1.30 1.26 30 1.50 1.48 1.45 1.42 1.38 1.32 20 1.50 1.50 1.50 1.48 1.42 1.38 10 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.45 0 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 -10 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 -20 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 -25 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 —— 在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。并计算该运行期间的相对老化率。 变压器过载运行的具体规定

当变压器负荷电流达到额定电流时，应考虑采取转移或减少负荷的措施，若负荷继续上升时，将视为急救负载运行，并按表1的规定对各变压器进行限制。

—— 变压器允许急救负载运行的前提条件

1）变压器运行时间必须在15年以内（出厂日期在1988年后）。 2）变压器运行状况良好，并确保没有下列任何异常现象。

3）冷却系统无异常。强迫油循环的变压器4组冷却器均能正常投入运行。 4）本体绝缘和油色谱无异常。 5）无严重渗漏油现象。 6）变压器无局部过热现象。

7）有载分接开关动作正常，无异常缺陷。 —— 过载运行时的要求

1）按DL/T572-95《电力变压器运行规程》有关要求执行。

2）有载开关的电流闭锁装置在变压器过载1.2倍以上时应闭锁，此时禁止开关调档操作。 3）变压器的冷却系统应全部投入运行。

4）变压器在过负荷时，应加强红外测温工作，做好对变压器的温度及接头的监视、检查和特巡。变电所、监控站应掌握重负荷变电所的负荷规律，变压器处在高负荷时应缩短监视周期。 5）变压器急救负载倍数中所列的“允许运行时间”含括减负荷操作所需的时间，为此，一旦出现过负荷或发现异常，变电所或监控站应立即汇报调度，调度应及时采取减负荷措施，以确保不超过允许的运行时间。

6）过负荷时变电所或监控站应将变压器过载时的负荷电流，有功、无功负荷和起止时间记录在值班日志上，并通过OA系统或生技系统及时向本单位和局生技处的专业人员反映。 7） 短时急救负载运行发生后，应取样做油色谱分析。

变压器油温升高超过制造厂规定或表1所示的限值时，值班人员应按以下步骤检查处理：

—— 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对； —— 核对温度测量装置；

—— 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。

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若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。

在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。

变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。 变压器运行其它规定

—— 装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气。对强

油循环变压器，应开启油泵，使油循环一定时间后将气排尽。开泵时变压器各侧绕组均应接地，防止油流静电危及操作人员的安全。

—— 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，

直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。

—— 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应应将其重

瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸，禁止从变压器下部补油。

—— 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使

油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。

—— 铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制

在100mA左右，并加强监视。

5.1.2 变压器的巡视检查

新投或大修后的变压器运行前检查:

—— 气体继电器或集气盒及各排气孔内无气体；

—— 附件完整安装正确，试验、检修、二次回路、继电保护验收合格、整定正确； —— 各侧引线安装合格，接头接触良好，各安全距离满足规定； —— 变压器外壳接地可靠，钟罩式变压器上下体连接良好；

—— 强油风冷变压器的冷却装置油泵及油流指示、风扇电动机转动正确； —— 电容式套管的末屏端子、铁心、变压器中性线接地点接地可靠； —— 变压器消防设施齐全可靠，室内安装的变压器通风设备完好；

—— 有载调压装置升、降操作灵活可靠，远方操作和就地操作正确一致；

—— 油箱及附件无渗漏油现象，储油柜、套管油位正常，变压器各阀门位置正确；

—— 防爆管的呼吸孔畅通，防爆隔膜完好，压力释放阀的信号触点和动作指示杆应复位；

—— 核对有载调压或无励磁调压分接开关位置;检查冷却器及气体继电器的阀门应处于打开位

置，气体继电器的防雨罩应严密。

在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数

—— 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内； —— 有严重缺陷时；

—— 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时； —— 雷雨季节特别是雷雨后； —— 高温季节、高峰负载期间； —— 变压器急救负载运行时。 变压器日常巡视检查一般包括以下内容

—— 变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油； —— 套管油位应正常，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； —— 变压器音响正常；

—— 各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常； —— 吸湿器完好，吸附剂干燥；

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—— 引线接头、电缆、母线应无发热迹象； —— 压力释放器及防爆膜应完好无损； —— 气体继电器内应无气体；

—— 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；

—— 冷却器运转正常，投入运行组数应与主变负荷相对应。

—— 正常投入运行的变压器，应密切监视仪表的指示，及时掌握变压器运行情况，每小时应检查

一次负荷及温度曲线，当变压器超过额定电流运行时，应作好记录。

5.1.3 变压器的并列运行 变压器并列运行的基本条件

—— 连接组别相同； —— 电压比相等； —— 短路阻抗相等。

电压比不等或短路阻抗不等的变压器，在任何一台满足《电力变压器运行规程》4.2节规定的情况下，也可以并列运行。

短路阻抗不同的变压器，可适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压，使并列运行变压器的容量均能充分利用。

新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。 5.1.4 变压器的不正常运行和处理 运行中的不正常现象和处理

—— 值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和作好记录。 —— 变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行。

1）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；

2）严重漏油或喷油，使泊面下降到低于油位计的指示限度； 3）套管有严重的破损和放电现象； 4）变压器冒烟着火；

5）当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时；

6）当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时。 —— 变压器油温升高超过制造厂规定或顶层油温超过85℃(强油风冷)时，值班人员按以下步骤检

查处理：

1）检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对； 2）核对温度测量装置；

3）检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。

—— 若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理，

若不能立即停运修理，则值班人员应按规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。 —— 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则

认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。

—— 变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。 —— 当发现变压器的油面较当时油温显著降低时，应查明原因。 瓦斯保护装置动作的处理

—— 瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位

降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气体及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。若气体继电器内气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。

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—— 若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。

—— 瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因清除故障前不得将变压器投入运行，为查明原因应重点考

虑以下因素，作出综合判断。 1）是否呼吸不畅或排气未尽；

2）保护及直流等二次回路是否正常；

3）变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象； 4）气体继电器中积聚气体量，是否可燃；

5）气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果； 6）必要的电气试验结果；

7）变压器其它继电保护装置动作情况。

变压器跳闸和灭火

—— 变压器跳闸后，应立即查明原因，如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部的故障所引起，

可重新投入运行。

—— 变压器跳闸后，应立即停油泵。

—— 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取防灭火措施，防止火势蔓延。 5.1.5 变压器的操作 在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护是否已投入，分接开关位置是否正确。 新装、大修、事故检修或换油后的220kV（110kV）变压器，在施加电压前静止时间不应少于48（24）小时。

新投产及大修后变压器在第一次投入运行时，应在额定电压下冲击合闸五次，并应进行核相，有条件时应先进行零起加压试验。

变压器投运和停运的操作程序须遵守下列各项

—— 强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数；

—— 变压器的充电应在有保护装置的电源侧，应按高、中、低顺序，用断路器操作，停运时应先

停负载侧，后停电源侧，顺序应低、中、高；

—— 倒换变压器时，应检查并列的变压器确已带上负荷后，才可以拉开要停用的变压器开关。 5.2 有载调压开关

5.2.1 主变有载开关运行规定及注意事项（按照有载分接开关运行维护导则编写）

1.有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。故障停用，应立即汇报，同时通知检修单位检修。

2.有载调压装置的分接变换操作，由运行人员按调度部门确定的电压曲线或调度命令，在电压允许偏差范围内进行。为保证用户受电端的电压质量合降低线损，220kV及以下电网电压的调整宜采用逆调压方式。

3.正常情况下，一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手摇操作。当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。就地操作按钮应有防误操作措施。

4.分接开关变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换，操作时应同时观察电压表和电流表的指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示等都有相应变动。

5.两台变压器并联运行时，允许在85％变压器额定负荷电流及以下的情况下进行分接变换操作，不得在单台变压器上连续进行2个分接变换操作，必须一台变压器的分接变换完成后，再进行另一台变压器的分接变换操作。每进行1个分接变换操作后，都要检查电压和电流的变化情况，防止误操作和过负荷。升压操作，应先操作负荷电流相对较少的一台，再操作负荷电流较大的一台，以防止过大的环流。降压操作时与此相反。操作完毕，应再次检查并联的两台变压器的电流大小与分配情况。

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6.每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录在有载分接开关分接变换记录表上。每次投停、试验、维修缺陷与故障处理都应做好记录。

7.分接开关每天分接变换次数可按检修周期分接变换次数、检修周期与运行经验兼顾考虑。一般平均每天分接变换次数可参考在下列范围内：35kV电压等级为30次，60～110kV电压等级为20次，220kV电压等级为10次。

8.有载调压变压器与无载调压变压器并联运行时，应预先将有载调压变压器分接位置调整到与无载调压变压器相应的分接位置，然后切断操作电源再并联运行。

9.当变动分接开关操作电源后，在未确证电源相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气控制操作。 10. 按局检修规定，MR有载调压开关每日切换次数不限，但每次调压应间隔3分钟，否则，无论遥控或就地调档均切断调压电源。当发生有载调压机构电源消失时，监控人员应及时告知当值值长安排人员到现场。检查装置确无异常后，将机构电源合上并经远方试调，所有信息上传、动作情况正确后，才可离开现场；如不能正常调压，则应汇报调度，要求检修人员进行处理。

11. 分接开关头部盖上装有超压保护顶盖与本体释压器相通，上主变顶部时，严禁踩踏此板。 12. 有载开关重瓦斯保护正常运行时投跳闸，当有载开关重瓦斯油回路工作时，应将有载开关重瓦斯保护改停用或信号。其余参照主变重瓦斯保护有关规定执行。 5.2.2 主变有载开关的异常

分接变换操作中发生下列异常情况时应作相应处理，并及时汇报，安排检修。

—— 操作中发生连动时，在指示盘上应出现第二个分接位置。此时应立即切断操作电源，并手摇

操作至适当分接位置；（连动：发出一个指令，失控地连续完成一个以上分接变换）。

—— 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。此时

应立即切断操作电源，中止操作。

—— 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；切换时内部有异声；过压力保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油以及危及分接开关和变压器安全运行的其他异常情况时，应禁止或终止操作。

有载调压变压器可按照各单位批准的现场运行规程的规定过载运行。但过载1.2倍以上时，禁止分接变换操作。

5.2.3 有载分接开关的巡视检查项目

—— 电压指示应在规定电压偏差范围内；（有载分接开关运行维护导则） —— 控制器电源指示灯显示正常； —— 分接位置指示器应指示正确；

—— 分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常； —— 分接开关及其附件各部位应无渗漏油； —— 计数器动作正常，及时记录分接变换次数；

—— 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；

—— 分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。 5.3 主变冷却装置

5.3.1 变压器的冷却装置应符合以下要求 1.按制造厂的规定安装全部冷却装置；

2.强油循环的冷却系统必须有两个独立的工作电源并能自动切换。当工作电源发生故障时，应自动投入备用电源并发出音响及灯光信号；

3.强油循环变压器，当切除故障冷却器时应发出音响及灯光信号，并自动投入备用冷却器；

4.风扇、水泵及油泵的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；应有监视油泵电机旋转方向的装置； 5.强油循环冷却的变压器，应能按温度和（或）负载控制冷却器的投切。

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5.3.2 强油循环冷却装置 强油循环冷却装置的运行规定

—— 强油循环风冷却变压器运行时，必须投入冷却器，空载和轻载时不应投入过多的冷却器(空

载状态下允许短时不投)，各种负载下投入冷却器的相应台数，应按制造厂的规定，按温度和(或) 负载投切冷却器的自动装置应保持正常。

—— 投“工作”状态冷却器组数尽量做到二侧对称，对冷却器投“工作”、“停止”的组数及“辅

助”、“备用”组数每月进行适当轮换，防止长期运行造成机械磨损及损坏。

—— 当主变油温达到55℃或高压侧电流达到额定值的60%时，应自动投入辅助冷却器。当运行中

的“工作”及投入工作的“辅助”冷却器发生故障停运时，能自动投入备用冷却器。

强油循环主变冷却装置正常运行时的检查项目

—— 冷却器的运行方式应符合要求； —— 潜油泵、风扇马达运转正常； —— 流量继电器动作正确；

—— 冷却器上、下进出油管阀门在开启位置； —— 净油器上、下进出阀门在开启位置；

—— 冷却器总箱内信号指示灯指示和实际一致；

—— 潜油泵、散热管、净油器、连接管道阀门无渗漏油情况； —— “备用”和“辅助”冷却器按规定投入。 强油循环主变冷却器风扇故障的检查和处理

—— 风扇马达烧坏、有焦味，用手摸马达发烫、热耦继电器动作等情况处理时，可在分控箱内在

拆开故障风扇电源小线，恢复正常风扇运行。热耦继电器动作，手动能复归，则进行试投；不能复归，则应检查原因，要求更换热耦继电器。

—— 恶劣天气(如大雪、大雾、大雨等)引起冷却器电源端子连续发生接地或短路故障，至使频繁

启动备用冷却器，这时可将该冷却器的风扇电机退出运行，只投入潜油泵。但在任何情况下，严禁将潜油泵退出运行。

强油循环主变冷却器潜油泵故障的检查处理

—— 潜油泵发生机械磨擦，发出异常声，或油泵出现不正常发热现象，应立即停用。 —— 油泵流量继电器故障，流量继电器动作指示不正确，也应更换该冷却器。

—— 潜油泵-电源回路热耦继电器故障，引起冷却器停运，则应更换该热耦继电器。 5.3.3 主变冷却器电源故障的检查处理

1.若两段电源都故障或冷却器全停时，允许运行20分钟，如20分钟后顶层油温未达到75℃，则允许上升到75℃，但在这种状态下运行的最长时间不得超过1小时。

2.若冷却器电源故障是由所用电三相电压不正常引起，应设法调整电压，或投入备用所用变，退出原工作所用变。

3.检查冷却器Ⅰ、Ⅱ段交流电源熔丝、交流空气开关是否完好。若Ⅰ段(或Ⅱ段)电源熔丝熔断，换上同容量熔丝，再次熔断，则不准再调换，应检查所用屏到冷却器总控箱电缆是否存在短路现象。 4.若Ⅰ段、Ⅱ段熔丝均熔断，则应检查Ⅰ、Ⅱ段接触器1JC、2JC到各组冷却器空气开关nZKK连接线是否存在短路故障。如果该连接线是正常的，也不排除因某只空气开关拒跳而不能隔离该空气开关冷却器分控箱电缆或分控箱内接线端子之间及油泵、风扇电机、电源线之间的短路故障。 5. 检查Ⅰ、Ⅱ段接触器1CJ和2CJ上、下接头之间接触是否良好。 5.4 瓦斯继电器

瓦斯继电器的作用是当变压器内部发生绝缘击穿、线匝短路及铁芯烧毁故障时，给运行人员发出信号或切断电源以保护变压器。装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1％～1.5％的升高坡度。

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5.5 压力释放阀

释压阀的释放压力由弹簧控制，当油箱内的压力达到释压器的开启压力时，阀盖上升力超过了弹簧压力而动作，阀盖打开，把油箱内的压力释放。当油箱内压力降低或恢复正常值后，阀盖自动复位，这样既防止了变压器由于内部故障引起的压力过大造成破坏和事故扩大的影响，又可防止当变压器内部压力解除后仍继续喷油和雨水及空气侵入变压器内部。 5.6 油压速动继电器

变压器运行时，因速动油压继电器安装位置低于变压器油面线，继电器油室与变压器油箱相连，正常情况下速动油压继电器不动作，当变压器内部发生故障时，油室内压力突然上升，当上升速度超过一定数值时，压力开关动作，发出信号并切断电源使变压器退出运行。在继电器内部装有平衡器，通过平衡器的作用，当变压器内部压力由于非故障原因缓慢增长，但低于一定数值时，压力开关不会动作。

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6 配电装置

变电所内除变压器外的所有电气设备，包括GIS、断路器（开关）、隔离开关（闸刀）、互感器（电流、电压）、电力电缆、避雷器、电抗器、耦合电容器、高频阻波器、结合滤波器、电容器、母线等统称为配电装置。 6.1 一般运行规定 6.1.1 输送限额

配电装置在运行中，一般不能超额定运行。如超定额运行，须经局生技主管部门同意，并应加强监视，以防长期超载运行，危及设备安全。

线路控制输送限额，如果受流变限制。保护和指示仪表不受限制时，可允许流变过载10％～20％（但不应超过线路控制输送限额）。

在事故特殊运行方式下，导线发热温度可以短时间按90℃考虑(环境温度为25℃)，但必须经局总工程师批准后执行。

开关跳闸次数的统计方法

—— 允许跳闸次数指的是短路故障跳闸，非短路故障引起的跳闸应不计及； —— 一次重合闸失败，作二次短路跳闸计算；

—— 110kV及以上电压等级断路器中，累计开断故障短路电流将达30%额定寿命及以上者报局生

产处。累计方法暂统一为简单算术和。（金电生【2005】61号） —— 断路器开断电流统计表

注 变电所 注 运行编号 注 额定开断电流 注 开断电流（累计） 注 达到寿命的% 注 注 注 注 注 注 注 注 注 注 注 断路器开断电流统计表说明：

注 ×××开关：额定开断电流50/40kA×额定开断次数（20）=1000/800 kA次。 注 记录：1）×年×月×日故障开断电流假设12 kA；

2）×年×月×日故障开断电流假设13 kA，那累计为25 kA次，即达到寿命的2.5%/3.12%。 6.1.2 设备加热器运行维护管理规定

1.对开关、闸刀等设备机构箱，35kV开关柜、10kV开关柜及设备端子箱内防潮、防湿作用的加热器，运行单位对照设备说明书要求，按规定投入运行，并在巡视中检查其完好性。

2.对开关、闸刀等设备机构箱，35kV开关柜、10kV开关柜及设备端子箱内防潮、防湿作用的加热器，未明确规定的按要求投入运行。

3.要求各单位在梅雨季节来临前对防潮、防湿设备的运行情况进行检查，根据天气变化情况将该内容列入巡视检查的特殊要求中。

4. 要求检修单位将设备加热器及电源的检查维修列入年检项目。要求运行单位对空调、除湿机进行常规检查，确保防潮、防湿、降温设备能正常投入运行。 6.2 六氟化硫设备安全防护规定

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6.2.1 设备运行中的安全防护

1.六氟化硫电气设备安装室与主控室之间要作气密性隔离，以防有毒气体扩散进入主控室。

2.设备安装室内应具有良好的通风系统，通风量应保证在15min内换气一次。抽风口应设在室内下部。

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3.设备安装室底部应安装六氟化硫浓度报警仪和氧量仪，当六氟化硫浓度（体积比）超过1000×10，氧量低于18％时，仪器应报警。

4.工作人员不准单独和随意进入设备安装室。进入设备安装室前，应先通风15min。 5.不准在设备防爆膜附近停留。

6.工作人员在进入电缆沟或低凹处工作时，应测含氧量及SF6气体浓度，确认安全后方可进入。空气中氧含量不得小于18％（体积比），空气中SF6气体浓度不得大于1000μl/l。

7.设备内六氟化硫气体的定期检测参照DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》进行。如发现气体中毒性分解物的含量不符合要求时，应采取有效的措施，包括气体净化处理、更换吸附剂、更新六氟化硫气体、设备解体检修等。

8.防止接触电势的危害。在GIS上正常操作时，任何人都应禁止触及外壳，并保持一定距离。手动操作隔离开关或接地开关时，操作人员应戴绝缘手套。

9. 气体采样操作及处理渗漏时，工作人员要穿戴防护用品，并在通风条件下，采取有效的防护措施。 6.3 断路器 6.3.1 一般规定

1.断路器投运前，应检查接地线是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。 2.操作前应检查控制回路和辅助回路的电源，检查机构已储能。

3.检查油断路器油位、油色正常;真空断路器灭弧室无异常;SF6断路器气体压力在规定的范围内;各种信号正确、表计指示正常。

4.操作前，检查相应隔离开关和断路器的位置;应确认继电保护已按规定投人。

5.操作开关柜时，应严格按照规定的程序进行，防止由于程序错误造成闭锁、二次插头、隔离挡板和接地开关等元件损坏。

6.断路器(分)合闸动作后，应到现场确认本体和机构(分)合闸指示器以及拐臂、传动杆位置，保证开关确已正确(分)合闸。同时检查开关本体有无异常。 对SF6开关的运行补充规定

—— 装有SF6开关的配电装置室，必须装有强力通风装置，风口应设于室内底部。 —— 应定期检查记录SF6气体压力，并注意其与温度的关系。 —— 进入SF6开关室，必须先通风15～20分钟后方可进入。

—— 设备运行后每三个月检查一次SF6气体含水量，直至稳定后方可每年测一次含水量。

—— SF6开关发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员靠近设备要谨慎，尽量选择从“上风”

接近设备，必要时要戴防毒面具，穿防护服。 —— 运行中的SF6开关发生严重漏气并发出“SF6泄漏”报警时，必须将该开关停役，进行补充SF6

气体的处理。

6.3.2 开关的操作 开关操作的规定

—— 装有同期装置的线路开关，不论是同期并列还是合环操作，同期并列装置均应投入，以防止

非同期事故的发生。

—— 开关操作前，检查相应隔离开关和断路器的位置，应确认继电保护已按规定投入。

—— 开关操作后应通过机械位置指示、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，应有两个及以上的指示，且所有指示均已同时发生对应变化，才能确认开关已操作到位。

—— 凡装有电动操作机构的开关，禁止带电进行人工手动操作。

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—— 开关合闸操作不能多次连续进行，应有足够的间隙时间以保证合闸线圈冷却。

—— 为防止操作过电压，电容器开关两次带电合闸间应至少相隔5分钟，以保证电容器组放电压

变将电容器剩余电荷放至规定值。

—— 弹簧储能操作机构的开关，合闸后应确保操作机构在储能状态。

—— 在紧急或事故情况下，允许不以KK开关就地手动分闸。如果开关的遮断容量小于系统的短

路容量时，禁止进行就地操作，带电情况下禁止用撬棒或千斤顶进行慢速分、合闸。装有重合闸的开关就地手动分闸时应先停用重合闸。

—— 开关检修，应取下开关操作、合闸熔丝，手车开关二次插件，拉开开关机构电源闸刀。 测控装置屏上转换开关的操作

测控装置屏有以下切换开关及压板：远方/就地切换开关，五防锁，手动控制转换开关，手动同期/非同期切换开关，断路器遥控跳闸压板，断路器遥控合闸压板。

—— 开关遥控操作：远方/就地切换开关切“远方”，放上断路器遥控跳闸压板和断路器遥控合

闸压板就可进行，合闸操作经测控装置自动判定是否检同期；

—— 开关就地操作：远方/就地切换开关切“就地”，此时非同期操作不受断路器遥控跳闸压板

和断路器遥控合闸压板控制，但经五防锁闭锁。当手动同期/非同期切换开关切“同期”位置时，合闸操作还需经断路器遥控合闸压板进行同期判定。

手车式开关的操作

—— 手车式开关三种位置

● 工作位置:手车开关上、下触头插进，二次插件放上；

● 试验位置:手车开关上、下触头拉开，手车固定在试验位置，二次插件放上； ● 柜外位置:手车开关拉出柜外，二次插件取下，柜门关上锁住。 —— 手车开关操作注意事项

● 手车开关进柜前，应将手车上的CS6型操作手柄拉至分位置。为便于操作，建议采用液压

搬运小车及导向轨道。

● 当手车开关推至试验位置后，应将二次插件放上，务必插好，使二次回路投入工作。 ● 手车开关从试验位置拉出柜外时，则应先将二次插件取下，并挂置在门内挂钩上，以免损

坏。

● 手车开关操作手柄具有定位功能，该手柄和开关跳闸机构联动，其优点是拉开和推入手车

开关时能保证开关在断开位置。但也有不足之处，触动该手柄有使开关跳闸的危险。因此在运行中，严禁随意打开柜门，并触动该手柄。 ● 将手车开关由试验位置推至工作位置时，在推入手车的同时，应迅速将CS6操作手柄从“分”

推至“合”位置，中途不得停顿。 ● 将手车开关由“工作”位置拉至“试验”位置时，应在CS6操作手柄迅速由“合”拉至“分”

位置的同时用力拉出开关，开关拉至试验位置后应将CS6操作手柄由“分”推至“合”位置，并将开关固定在试验位置。

● 手车开关从柜外推入柜内时，应先将CS6操作机构置于“分”位置。这样定位钩位于钩向

上位置，不会被阻挡，如果CS6操作机构置于“合”位置，则定位钩位于钩向下位置，推进时被阻挡，无法推入。

● 当手车开关从柜内拉出柜外时，必须将CS6操作机构从“合”拉至“分”位置，这样，定

位钩外侧斜面将沿着停档向外滑动，手车缓冲弹簧弹力将使手车向外移动，手车极易拉至试验位置，使开关一次触头迅速脱离接触。如果CS6操作机构置于“合”位置，定位钩被钩住，手车拉不出来。

气体绝缘金属封闭电器

—— 一般规定

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1） 严防外逸气体侵袭的意外事故

● 当SF6泄漏报警时，未采取安全措施前，不得在该场所停留；

● 对值班、检修人员出入的装有SF6设备的场所，应定期通风，通风时间不少于15min； ● 进入电缆沟或低凹处工作时，应测含氧量（不低于18%）及SF6气体浓度，合格后方可进入。 2） 防止接触电势危害人身

● 操作时，禁止人员在设备外壳上停留；

● 运行中气体绝缘金属封闭开关外壳及构架的感应电压不应超过36V，其温升不应超过30K。 3） 运行中应记录断路器切断故障电流的次数和电流数值;定期记录动作计数器的数值。

4） 设备气体管道有符合规定的颜色标示，在现场应配置与实际相符的SF6系统模拟图和操作系统

图，应标明气室分隔情况、气室编号，汇控柜上有本间隔的主接线示意图。设备各阀门上应有接通或截止的标示。

6.3.3 开关的检查项目

SF6断路器正常巡视检查项目

—— 每日定期记录SF6气体压力和操作机构压力， 并要求在规定范围内； —— 断路器各部分及管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常； —— 套管无裂纹，无放电声和电晕；

—— 引线连接部位无过热、引线驰度适中；

—— 断路器分、合位置指示正确，与实际运行方式相符； —— 接地完好；

—— 气动操作机构的缓冲器是否渗油； —— 气泵机油油位不得低于中线；

—— 落地罐式断路器应检查防爆膜无异状。 35kV手车式开关正常巡视检查项目

—— 瓷瓶表面无裂纹、放电、闪络现象； —— 触头无发热变色，示温腊片无熔化； —— 合闸熔丝正常；

—— 分合闸指示和实际位置一致； —— 开关柜门，后门五防锁已锁好； —— 带电显示装置指示正常。

气体绝缘金属封闭电器巡视检查（气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程）

1） 断路器、隔离开关及接地开关的位置指示正确，并与当时实际运行工况相符； 2） 现场控制盘上各种信号指示、控制开关的位置及盘内加热器； 3） 通风系统；

4） 各种压力表、油位计的指示值；

5） 断路器、避雷器的动作计数器指示值； 6） 外部接线端子有无过热情况； 7） 有无异常声音或异味发生； 8） 各类箱、门的关闭情况；

9） 外壳、支架等有无锈蚀、损伤，瓷套有无开裂、破损或污秽情况； 10） 各类配管及阀门无损伤、锈蚀，开闭位置是否正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好； 11） 有无漏气（SF6气体、压缩空气）、漏油（液压油、电缆油）； 12） 接地完好； 13） 压力释放装置防护罩有无异样，其释放窗口有无障碍物。 6.3.4 开关异常运行处理

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开关事故跳闸后的检查项目

1） 油位指示和油色变化情况；

2） 各固定部位有否断裂，松动现象； 3） 瓷套表面有否裂纹，漏油现象； 4） 油气分离器无喷油，喷烟现象； 5） 开关动作次数是否正常。 开关的异常处理

开关在下列情况下应停电处理 1） 套管有裂纹；

2） 套管连续发生较大的火花或闪络； 3） 接头熔化，引线断股；

4） SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号。 SF6开关的气体泄漏处理

—— 现象：SF6型开关气体低压力报警。

1） SF6型开关气体低压力报警时，值班员检查时必须佩戴防毒面具才能进入泄漏开关周围现场，并

应尽量站在高处，一般不要停留在10米以内的地方。之后短期内不得从事电缆沟内的工作，应待有毒气体消失于大气中。

2） 室内紧急事故发生后，应立即开启全部通风系统，工作人员根据事故情况，佩戴防毒面具或氧气

呼吸器，进入现场进行处理。

3） SF6型开关气体压力降低至闭锁定值以下时，还应立即汇报调度，解除其保护，将开关改非自动，

等候处理。

6.4 闸刀

6.4.1 运行一般规定

1.隔离开关操作前应检查断路器、相应接地刀闸确已拉开并分闸到位，确认送电范围内接地线已拆除。 2.隔离开关电动操动机构操作电压应在额定电压的85%一110%之间。

3.手动合隔离开关应迅速、果断，但合闸终了时不可用力过猛。合闸后应检查动、静触头是否合闸到位，接触是否良好。

4.手动分隔离开关开始时，应慢而谨慎;当动触头刚离开静触头时，应迅速，拉开后检查动、静触头断开情况。

5.隔离开关在操作过程中，如有卡滞、动触头不能插人静触头、合闸不到位等现象时，应停止操作，待缺陷消除后再继续进行。

6.在操作隔离开关过程中，要特别注意若瓷瓶有断裂等异常时应迅速撤离现场，防止人身受伤。对GW6,GW16型等隔离开关，合闸操作完毕后，应仔细检查操动机构上、下拐臂是否均已越过死点位置。 6.4.2 闸刀的操作

在操作闸刀前必须检查开关确在断开位置，操作闸刀时，如发现拉不开或合不上，不应强行拉开或合上，应查明原因，待异常排除后方可再行操作，电动操作时，必须确认操作按钮的分合标志， 操作时应观察闸刀是否动作，若不动要查明原因，防止电动机烧坏。操作后检查闸刀刀片分合角度是否正常。

闸刀分、合闸操作时，应检查其限位开关W1或W2接点转换正确、接触良好。 允许用闸刀进行下列操作

1） 在系统无接地时拉、合电压互感器； 2） 在无雷击时拉、合避雷器； 3） 拉合变压器中性点接地闸刀； 4） 拉合220kV及以下母线的充电电流； 5） 拉合开关旁路闸刀的旁路电流；

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6） 在母联开关合上时，正副母倒排。 6.4.3 闸刀正常巡视检查项目

1.瓷瓶无裂纹、放电和闪络现象；

2.触头、引线、接头无发热、变色，60℃、70℃示温腊片未熔化，引线无松、断股； 3.操作箱、操作把手锁住，闸刀支架、底座无锈蚀； 4.分合闸到位，位置指示与实际相符，操作电源正常； 5.闸刀操作机构箱，接地闸刀操作把手锁住； 6. 微机五防装置可靠。

6.4.4 闸刀的异常运行及处理

1.实际运行及操作中，如遇到闸刀合不好，三相不同期，接触过紧拉不开，机构调节不当，闸刀变形，机构传动失灵或操作闭锁回路失灵等情况，应及时汇报调度及有关部门，通知检修单位予以处理。 2.闸刀支持瓷瓶损环，有裂纹，或出现严重闪络现象，应立即汇报调度，设法倒换负荷，停电处理。 3.闸刀出现触头之间接触不良，触头发热严重情况时，应立即汇报调度，设法减负荷或停电处理。 4.闸刀位置由于安全销松动，脱落及其它原因不能固定时，必须采取临时固定措施，并通知检修单位来处理。

5.误合隔离开关，在合闸时产生电弧也不准将隔离开关再拉开。（高压开关设备运行规范）

6.误拉隔离开关在闸口刚脱开时，应立即合上隔离开关，避免事故扩大。如果隔离开关已全部拉开，则不允许将误拉的隔离开关再合上。（高压开关设备运行规范）

7. 闸刀操作中如遇微机五防锁失灵，须在确证操作正确的前提下经工区分管主任同意，方可使用解锁钥匙解锁操作。 6.5 互感器

6.5.1 互感器运行一般规定

1.电压互感器二次侧严禁短路。

2.电压互感器允许在 1.2倍额定电压下连续运行;中性点有效接地系统中的互感器，允许在 1.5倍额定电压下运行30 s；中性点非有效接地系统中的电压互感器，在系统无自动切除对地故障保护时，允许在 1.9倍额定电压下运行8 h。

3.电流互感器二次侧严禁开路，备用的二次绕组也应短接接地。

4.电流互感器允许在设备最高电流下和额定连续热电流下长期运行。SF6互感器.若压力表偏出绿色正常压力区(表压小于0. 35 MPa)时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气。

6.5.2 互感器的检查项目

1.压变的高、低熔丝（快速小开关）完好，配置适当；

2.油标的油色、油位正常，无渗漏油、漏气，金属膨胀器指示正常，硅胶不变色； 3.瓷套无裂纹、放电、闪络、瓷表面清洁； 4.导线接头无发热、示温腊片未熔化；

5.压变、流变内部声音正常、无异味、冒烟；

6. 端子箱内干燥，无鸟、蜂窝，无锈蚀，孔洞已封堵。 6.5.3 互感器的异常处理

当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用（注意保护的投切） 1) 电压互感器高压熔断器连续熔断2~3次。

2) 高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时。 3) 互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。

4) 油浸式互感器严重漏油，看不到油位；SF6气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零；电容式

电压互感器分压电容器出现漏油时。

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互感器本体或引线端子有严重过热时。 膨胀器永久性变形或漏油。

压力释放装置（防爆片）已冲破。

电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。

9) 二次短路，不能消除时。

10) 互感器着火时，应立即切断电源，用灭火器材灭火。

11) 发生不明原因的保护动作，除核查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电流、电压互感

器退出运行，进行电流复合误差、电压误差试验和二次回路压降测量。

6.5.4 互感器的操作

电压互感器停用前应注意下列事项

—— 按继电保护和自动装置有关规定要求变更运行方式，防止继电保护误动； —— 将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止电压反送。

1.35kV及以下中性点非直接接地系统发生单相接地或产生谐振时，严禁就地用闸刀或高压熔断器拉、合电压互感器。

2.严禁就地用闸刀或高压熔断器拉开有故障(油位异常升高、喷油、冒烟、内部放电等)的电压互感器。 3.为防止串联谐振过电压烧损电压互感器，倒闸操作时，不宜使用带断口电容器的开关投切带电磁式电压互感器的空母线。

4. 分别接在两段母线上的电压互感器，二次并列前，应先将一次侧经母联（分）开关并列运行。 6.5.5 电压互感器发生异常情况可能发展成故障时，处理原则 1.不得到现场操作异常运行的电压互感器的高压闸刀；

2.不得将异常运行电压互感器的次级回路与正常运行电压互感器次级回路进行并列；

3.不得将异常运行的电压互感器所在母线的母差保护停用或将母差改为非固定结线(单母差)；

4.无法采用高压闸刀进行隔离时，可用开关切断该电压互感器所在母线的电源，然后再隔离电压互感器。

5.当发生任一组正(副)?电压互感器低压空气开关合不上的现象时，应检查二次回路是否故障。考虑将正(副)母电压互感器上所有开关改非自动倒至副(正)母线上，再作隔离处理。

6. 高压熔丝熔断应停用压变，换上同容量熔丝，若再次熔断应进行检查处理，在停母线压变时，必须将压变低压熔丝及仪表熔丝同时取下，防止倒送电，还应事先停用母差保护，主变35kV复合序电压闭锁过流保护及重合闸，短接各出线保护方向元件，退出电容器。 6.6 耦合电容器、结合滤波器、高频阻波器

6.6.1 耦合电容器、结合滤波器、高频阻波器的正常检查项目 1.耦合电容器电容压变无渗漏油，瓷套清洁、无放电闪烙现象； 2.阻波器连接头无松动发热，内部无放电声、无鸟窝；

3. 运行中结合滤波器接地闸刀在拉开位置，接地线连接良好。 6.7 电力电容器

6.7.1 电力电容器的运行规定

1.电容器可在1.05倍额定电压下长期运行，但不得超过1.1倍。电流不得超过1.3倍，三相电流不平衡度不得超过相电流的5％，电容器外壳温度最高不得超过50℃。 2. 电力电容器两次带电合闸间隔时间不宜小于5分钟。 6.7.2 电力电容器的检查项目

1.外壳、套管外表清洁，无渗漏油、鼓肚、裂纹及放电痕迹； 2.熔丝完好，母线及引线完整无损，各连接点无发热变色； 3.放电压变三相监视灯指示正常；

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5) 6) 7) 8)

4.大风、雷雨等恶劣天气后，应对电力电容器进行特巡； 5.电容器间清洁、无杂物，围栏门锁好；

6. 室内电容器组的环境温度不宜超过-25℃～40℃。 6.7.3 电力电容器的操作 母线停电操作时，应先断开电容器开关。因事故或系统故障引起母线失压时，应立即断开电容器开关。 电容器开关拉开后，应经充分放电，才能再次合闸。

电容器改检修时，为保证安全，必须按顺序在电容器线路闸刀电容侧，电容器构架上，电容器电抗器电容器侧三处验电放电，并挂接地线。在构架上挂地线的原因是构架在运行中带50％额定电压。 6.7.4 电力电容器的异常处理

电容器发生下列情况，可视为异常运行

1） 过流，过压，超温现象； 2） 外壳有明显鼓肚； 3） 渗、漏油；

4） 瓷瓶放电、闪络； 5） 保护熔丝熔断。

在下列情况下，经调度许可，可停用电容器，并进行检查、处理

1） 电容器有明显的鼓肚； 2） 接头严重过热或熔化； 3） 套管放电闪络； 4） 喷油或起火； 5） 三相电流不平衡值超过5％； 6） 内部有放电声； 7） 保护熔丝熔断； 8） 环境温度高于40℃。 电容器保护熔丝熔断的处理步骤 1） 汇报调度，停用电容器；

2） 按顺序在电容器线路闸刀电容侧，电容器构架上，电容器电抗器电容器侧三处验电放电，并挂接

地线；

3） 将熔断器熔断的电容器及其邻近上下电容器两端用接地线接地侧短接，使其充分放电；更换同型

号熔丝；

4） 在整个更换熔丝过程中，必须有安全监护人在场，对可能触人体的单只电容器必须重新单只放电；

5） 汇报调度，投入电容器。

6.8 并联电抗器

6.8.1 并联电抗器检查项目

1. 运行时应注意监视电抗器的声音是否异常，导线接头是否牢固，室内通风情况是否良好；

2. 检修后验收应注意检查电抗器，从通风孔往上看有无堵塞，顶部有无遗留金属异物、螺丝有无拧紧。 6.9 避雷器

6.9.1 一般规定

1. 氧化锌避雷器表计的正常泄漏电流值为投运运行后天气晴好时的读数。

2. 避雷器应装有动作记录器，每次雷雨后及在可能出现引起过电压的运行和操作后，均应检查避雷器运行和动作情况。避雷器动作后应作好记录，并进行分析，判明动作原因，必要时向上级汇报。 3. 巡回检查时应对表计指示作认真观察并作专门记录(时间、温度、气候、泄漏电流值)。在氧化锌避雷器泄漏电流表上应用不同颜色的细线标明正常值、1.2倍正常、1.4倍正常值。 4. 当泄漏电流达到1.2倍正常值时，应加强监视，并汇报主管部门。

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5. 当泄漏电流达到1.4倍正常值时，应立即汇报调度，并将其停用，等候修试人员处理。 6. 当表计读数小于正常泄漏电流值时，应加强监视并作为缺陷上报局生技部门。 6.9.2 巡视项目及内容

1. 瓷套表面积污程度及是否出现放电现象，瓷套、法兰是否出现裂纹、破损； 2. 避雷器内部是否存在异常声响；

3. 与避雷器、计数器连接的导线及接地引下线有无烧伤痕迹或断股现象； 4. 避雷器放电计数器指示数是否有变化，计数器内部是否有积水； 5. 对带有泄漏电流在线监测装置的避雷器泄漏电流有无明显变化； 6. 避雷器均压环是否发生歪斜。 6.10 母线

6.10.1 母线及绝缘子检查项目

1. 各部接头接触良好，无过热、变色等现象； 2. 母线无损伤.断股情况，硬母线无强烈振动声； 3. 绝缘子无破损、裂纹、放电、闪络现象； 4. 母线上无异物。 6.10.2 母线的操作 进行倒母线操作注意事项

1） 母差保护不得停用并作好相应调整； 2） 母联开关应改非自动； 3） 各组母线上电源与负荷分配的合理性； 4） 一次结线与保护二次交直流回路是否对应； 5） 一次结线与压变二次负载是否对应； 母线停复役操作注意事项

1） 双母线中停用一组母线，在倒母线后，一般先拉开空载母线上压变次级开关，再拉开母联开

关（注意谐振过电压）。

2） 进行母线操作时应注意对母差保护的影响，各组母线电源与负荷分布是否合理，以及对系统

稳定的影响。

3） 向母线充电时，充电开关必须有反映各种故障的快速保护（利用母联开关充电时，应先投入

母联充电保护）。

4） 向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因三相对地电容不平衡而产生的过电压。 5） 母线压变停役操作时，母联开关不改非自动，母差保护方式不改变，电压回路切换时，必须

先拉开压变次级开关，再拉开压变高压侧闸刀，以防止压变二次侧电压反馈至高压侧。

6.10.3 母线的事故处理

1. 母线故障的迹象是母线保护动作开关跳闸，并出现由于故障引起的声、光、信号等。

2. 当母线发生故障停电后，现场值班员应立即汇报有关调度，同时对停电母线进行外部检查，并把检查结果汇报调度(如母线故障系对侧跳闸切除故障，值班员应自行拉开故障母线全部电源开关)。 3. 母线故障停电后，找到故障点并能迅速隔离，在隔离故障后对停电母线恢复送电，找到故障点不能很快隔离的，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。

4. 母线故障停电后，经外部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。

5. 若属于开关拒动而使开关失灵保护动作跳闸，应立即将拒动开关隔离，恢复其它开关的正常运行。 6.10.4 母线电压消失的事故处理

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母线电压消失是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于系统故障，继电保护误动或该母线上出线、变压器等设备本身开关拒跳，而使联接在该母线上的所有电源越级跳闸所致，判别依据是同时出现下列现象：

—— 该母线的电压表指示消失；

—— 该母线的各出线及变压器负荷消失(主要看电流表指示为零)； —— 该母线所供所用电失电。

当变电所母线电压消失时，经判断并非由于本变电所母线故障或线路故障开关拒动所造成，运行人员必须立即向有关调度汇报，并立即完成下列操作：拉开母联开关，在正、副母线上各保留一个电源开关(由调度决定)。拉开其它电源开关，主变高压侧开关合上，中、低压侧应解列，等待来电。

当变电所母线失电后，运行人员根据开关失灵保护或出线，主变保护的动作情况查明系本所开关或保护拒动，则自行将失电母线上的拒动开关与所有电源线开关拉开，然后利用母联开关恢复对母线充电(用上充电保护)。 6.11 电力电缆

6.11.1 电力电缆巡视检查周期

1. 电缆竖井中的电缆，每半年至少一次。

2. 变电所的电缆沟、电缆井、电缆架及电缆线段的巡查，至少三个月一次。 6.11.2 电力电缆正常巡视检查项目

1. 电缆终端头有无漏油、溢胶、放电和音响现象；

2. 电缆终端头瓷瓶是否完整，有无裂纹、放电现象，引出线的连接是否坚固，有无发热现象； 3. 电缆终端头接地是否良好，有无松动、断股、锈蚀现象； 4. 电缆外皮有无松动、渗油现象；

5. 对敷设在地下的每一电缆线路，应查看路面是否正常，有无挖掘痕迹及路线标桩是否完整无缺； 6. 电缆线路上不应堆置瓦砾、矿渣、建筑材料、笨重物件、酸碱性排泄物和砌堆石灰坑等；

7. 电缆层、电缆井内的电缆，要检查位置是否正常，接头有无变形、漏油，温度是否正常，物件是否失落。

6.11.3 电力电缆的运行规定 电缆的防火与阻燃

1） 对易受外部影响着火的电缆密集场所或可能着火蔓延而酿成严重事故的电缆回路，必须按设计要

求的防火阻燃措施施工。

2） 电缆的防火阻燃尚应采取下列措施：

—— 在电缆穿过竖井、墙壁、楼板或进入电气盘、柜的孔洞处，用防火堵料密实封堵。 —— 在重要的电缆沟和隧道中，按要求分段或用软质耐火材料设置阻火墙。

—— 对重要回路的电缆，可单独敷设于专门的沟道中或耐火封闭槽盒内，或对其施加防火涂料、

防火包带。

—— 在电力电缆接头两侧及相邻电缆2~3m长的区段施加防火涂料或防火包带。 —— 用耐火或阻燃型电缆。 —— 设置报警和灭火装置。

3） 防火阻燃材料必须经过技术或产品鉴定。在使用时，应按设计要求和材料使用工艺提出施工措施。 4） 涂料应按一定浓度稀释，搅拌均匀，并应顺电缆长度方向进行涂刷，涂刷厚度或次数、间隔时间

应符合材料使用要求。

5） 包带在绕包时，应拉紧密实，缠绕层数或厚度应符合材料使用要求。绕包完毕后，每隔一定距离

应绑扎牢固。

6） 在封堵电缆孔洞时，封堵应严实可靠，不应有明显的裂缝和可见的孔隙，孔洞较大者应加耐火衬

板后再进行封堵。

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7） 阻火墙上的防火门应严密，孔洞应封堵；阻火墙两侧电缆应施加防火包带或涂料。 7 二次保护

7.1 继电保护运行规定

7.1.1 继电保护正常运行时注意事项

1) 电气设备和线路不允许处于无保护状态下运行。

2) 线路保护校验，应配合线路停电或使用旁路开关代线路开关运行。

a) 当某条母线ＰＴ总的二次回路故障时，要求故障ＰＴ所在母线的出线冷倒至另一条母线上运行，以防止出线故障时保护拒动而越级跳闸。

b) 当某间隔ＰＴ二次保护回路故障时，若保护配置了差动保护或PT断线过流保护有灵敏度时，可短时运行，并尽快通知检修部门处理；若不能在短时处理完毕，可考虑将该线路用旁路开关代或停用。

c) 严禁在保护装置断电情况下进行定值区切换操作，对于采用拨轮切换定值区的装置严禁从面板菜单上进行定值区软切换，以防止造成CPU实际运行定值区与拨轮显示定值区不一致。

d) 旁路开关代线路开关运行时，要求将线路第一套纵联保护切换至旁路保护上（即高频距离或光纤距离保护应投跳），线路第二套纵联保护两侧改信号。

e) 旁路开关代线路开关运行时，若线路第一套纵联保护为光纤差动保护，则不考虑旁路代线路开关运行。

f) 旁路开关代主变开关正常运行时，根据变电所主变保护的配置情况，将主变的两套保护或第一套保护（包括差动及后备保护）切换至旁路开关上。一次操作前要求先停用主变的两套差动保护，待一次操作结束后再投入相应主变差动保护（不作切换的主变第二套差动保护应停用）。 g) 正常运行时，220kV变压器开关失灵保护具备投跳条件的应投跳；当旁路开关代主变开关运行时，220kV变压器开关失灵保护应停用，旁路开关失灵保护应同时停用。

h) 220kV线路重合闸方式改为“停用”方式或重合闸装置停用时，有关保护应沟通三跳。 3) 在变压器冲击结束后保护需带负荷试验时，应把需要带负荷试验的变压器保护及同一组CT回路的其他可能受影响的保护停用。

4) 配置220kV母差保护的变电站，当220kV开关改检修时，应将检修开关的母差CT脱离母差回路并短接接地，还应取下该开关启动失灵保护压板，操作时应短时退出220kV母差保护。

5) 保护装置定值更改，应根据上级调度部门的整定通知书执行。定值整定完毕后，执行人员在作好定值更改记录的同时应向运行当值人员交底。整定通知书执行人员应会同运行人员一起核对定值，核对无误后，双方在整定通知书和定值清单上签名，运行验收人员在整定通知书上盖上“已执行”章。整定通知书与定值清单一并保存。并完成保护定值的执行流程。

6) 金华电业局调度所下发的整定通知书在金华电业局调度系统上流转，网调、省调下发的整定通知书由继保科书面或OA上（电子文档）下发给各执行单位和运行验收单位。网调、省调整定通知书执行后，由运行人员在2个工作日内将已执行签字后的整定通知书邮寄一份给局继保科。

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7) 各变电所现场应具备正确、齐全的继电保护装置整定通知书，整定通知书以最新执行的为准，新定值执行后原编号的整定通知书应立即作废，盖上“作废”章。 8) 保护装置动作24小时内，运行人员需将保护装置动作报告、故障录波器录波报告送交给继保科。（2007版《金华电网继电保护及安全自动装置运行规定》2.2条规定）

9) 微机继电保护装置动作（跳闸或重合闸）后，现场运行人员应按要求作好记录和复归信号，并将动作情况和测距结果立即向主管调度汇报。保护动作月报每月27日前上报。

10)现场运行人员应保证打印报告的连续性，严禁乱撕、乱放打印纸，妥善保管打印报告，并及时移交继电保护人员。无打印操作时，应将打印机防尘盖盖好，并推入盘内。现场运行人员应定期检查打印纸是否充足、字迹是否清晰。

11)对已固化好的定值区切换操作，若切换定值区与修改内部定值为同一密码时，由检修单位切换，否则由运行单位切换。

12)在修改保护定值区时，应先将保护改信号或在开关热备用状态下修改，在检查装置运行正常后，才能投入保护或将开关改运行。

13)运行人员应按继电保护运行规程对保护、自动装置及其二次回路进行定期巡视、测温、切换试验和通道测试，并对交流电压回路、直流电源、设备或线路的负荷限额进行监视。继电保护状态检修周记录表、月记录表在每月5日前上报局继保科。

14)由于微机保护抗干扰能力较差，严禁在运行微机保护附近使用无线通讯装置，并严禁在运行微机保护附近进行电焊或使用冲击电钻。

15) 微机保护正常运行时，严禁拉合保护直流逆变电源、严禁按下保护红色“复位”按钮。 7.1.2 继电保护动作后处理程序

凡是继电保护装置动作后，变电所值班人员应详细检查保护、自动装置、故障录波器动作及信号等情况。作好记录，及时详细地汇报值班调度。微机保护动作，应仔细阅读并保存打印报告，事故当值应及时将动作跳闸的保护装置名称、故障相别、重合闸装置及录波器动作情况，故障测距汇报当值调度，并收集保管好故障录波波图形，打印报告，及时通知有关部门。具体程序如下： 1)检查各类信号（光字信号、保护面板指示等）；

2)检查装置动作情况（动作保护、故障相别、故障距离、故障性质、重合闸动作情况等）；

3)检查故障录波器动作情况（录波是否正常、故障地点、故障类型、故障相别、故障距离、故障波形、故障电流、重合闸动作情况、高频动作情况等）；

4)检查相关一次设备情况（开关实际位置，机构压力，有无故障点等）； 5)详细记录检查情况，并立即汇报调度；

6) 保护误动或拒动应尽可能保持原状，立即汇报调度，同时汇报工区及上级主管部门。 7.2 主变保护

7.2.1 主变纵差保护运行说明

主变纵差保护作为主变的主保护，保护范围主变线圈层间短路，严重匝间短路，线圈相间短路以及主变各侧纵差CT以内的所有引线及设备的相间短路，中性点直接接地侧的接地短路故障，保护动作跳主变各侧开关。

主变纵差保护和瓦斯保护不得同时退出运行，当纵差保护停用时，瓦斯保护必须投跳闸。 主变差动保护投入前，应检查差流不得大于规定值。 7.2.2 主变瓦斯保护运行说明

1.主变瓦斯保护作为主变的主保护，反映主变内部故障。

2.主变瓦斯保护由轻瓦斯保护和重瓦斯保护组成，轻瓦斯动作于信号，重瓦斯可动作于信号，也可动作跳主变各侧开关，正常运行方式下，重瓦斯投跳闸位置。

3.若因变压器漏油而造成油面下降，引起瓦斯保护误动时，必须立即采取措施。 4.瓦斯保护投跳前，应无动作信号。

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5. 运行中变压器进行下列工作时，应将主变重瓦斯保护改“信号”。 1） 变压器进行加油、滤油或换潜油泵。 2） 进行呼吸器畅通工作及更换硅胶。

3） 打开放气或放油阀门，开闭瓦斯继电器联通管道阀门。 4） 充氮变压器的油枕抽真空或充氮。 7.2.3 主变压器后备保护运行说明

1. 220kV复合序电压闭锁过流保护作为主变各侧、母线及线路相间短路故障的总后备保护，保护动作跳主变各侧开关。

2. 220kV复合序电压闭锁方向过流保护作为主变110kV侧、110kV母线及线路相间短路故障后备保护，方向由220kV母线指向主变，保护第一时限动作跳主变110kV开关，保护第二时限跳主变各侧开关。 3. 220kV零序过流保护作为主变110kV、220kV侧母线及线路接地短路故障的总后备保护。 4. 220kV零序方向过流保护作为主变110kV侧、110kV母线及线路接地短路故障后备保护，方向由220kV母线指向主变，保护第一时限动作跳主变110kV开关，保护第二时限跳主变各侧开关。

5. 110kV复合序电压闭锁方向过流保护作为主变110kV侧、110kV母线及出线相间短路故障的后备保护，方向由变压器指向110kV母线，保护第一时限跳110kV母联开关，保护第二时限跳主变110kV开关。

6. 110kV方向零序过流保护作为主变110kV侧、110kV母线及出线接地短路故障的后备保护，方向由变压器指向110kV母线，保护分Ⅰ、Ⅱ段运行。

7. 公共绕组保护作为主变各侧、母线及线路相间短路故障的总后备保护，保护动作跳主变三侧开关。 8. 主变35kV 复合序电压闭锁过流保护作为主变各侧、35kV母线及线路相间短路的后备保护，保护动作第一时限跳主变35kV开关，第二时限跳主变各侧开关。 7.3 母联充电解列保护

7.3.1 220kV母联充电解列保护运行注意事项

1.220kV母联充电保护和过流解列保护正常投信号。

2.保护正常运行时，“OP”灯亮，如不亮，说明保护装置有问题，应及时反映有关部门。 3.220kV母联充电保护一般仅短时投入。

4.220kV母联过流解列保护可较长时间投入，通过利用定值区实现跳闸时限长短延时间的切换。 5.当利用220kV母联开关向母线充电合闸时，采用定值区X中定值，用上跳闸压板和充电保护压板投入220kV母联充电保护，充电结束后必须及时退出220kV母联充电保护：

6.当220kV母联开关与相邻元件串接作为相邻元件后备保护或220kV母差保护停用需投母线解列保护时，采用定值区X中定值，用上跳闸压板和过流解列保护压板投入220kV母联过流解列保护。并控制220kV母联负荷电流小于整定值。

7.当220kV母联开关向母线设备冲击时，采用定值区Y中定值，用上跳闸压板和过流解列保护压板投入220kV母联过流解列保护。

8. 220kV母联充电解列保护具体投跳方式以调度发令为准。 7.3.2 110kV母联充电解列保护运行注意事项 1.本保护正常投信号状态。

2.当母线复役操作中用110kV母联开关向母线充电合闸时，应投入110kV母联充电保护，充电成功后退出。

3.其余情况110kV母联充电解列保护的投退以调度发令为准。

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8 防雷接地

过电压保护装置包括：避雷线、避雷针、避雷器、接地装置、消弧线圈和消谐装置。 8.1 接地装置

8.1.1 一般运行规定

1.大电流接地系统接地装置的接地电阻应小于0.5Ω，小电流接地系统接地装置的接地电阻小于10Ω，变压器中性点的接地电阻不超过4Ω，独立避雷针、避雷线的接地电阻不大于10Ω。 2.接地装置的导体截面，应满足热稳定的要求，并符合有关反措的规定。 3. 接地装置（包括避雷针等）若严重锈蚀应及时除锈、刷漆，或予以更换。 8.1.2 接地装置其它规定

1.在接地线引向建筑物的入口处和在检修用临时接地点处，均应刷白色底漆并标以黑色记号，其代号为。

2.进行检修时，在开关室、配电间、母线分段处、发电机引出线等需临时接地的地方，应引入接地干线，并应设有专供连接临时接地线使用的接线板和螺栓。

3.当电缆穿过零序电流互感器时，电缆头的接地线应通过零序电流互感器后接地；由电缆头至穿过零序电流互感器的一段电缆金属护层和接地线应对地绝缘。

4.直接接地或经消弧线圈接地的变压器、旋转电机的中性点与接地体或接地干线的连接，应采用单独的接地线。

5.变电所、配电所的避雷器应用最短的接地线与主接地网连接。

6.全封闭组合电器的外壳应按制造厂规定接地；法兰片间应采用跨接线连接，并应保证良好的电气通路。

7.高压配电间隔和静止补偿装置的栅栏门绞链处应用软铜线连接，以保持良好接地。

8.高频感应电热装置的屏蔽网、滤波器、电源装置的金属屏蔽外壳，高频回路中外露导体和电气设备的所有屏蔽部分和与其连接的金属管道均应接地，并宜与接地干线连接。

9. 接地装置由多个分接地装置部分组成时，应按设计要求设置便于分开的断接卡。自然接地体与人工接地体连接处应有便于分开的断接卡。断接卡应有保护措施。 8.1.3 测量检查周期

1.变电所接地电阻测量，投运或恢复性大修满1年时测一次以后5年一次。 2.设备接地引线随同设备检修。 3.主接地网开挖检查，投运满10年一次，以后检查年限根据前次开挖的结果决定，但一般不超过5年。 8.2 避雷针、避雷线 8.2.1 运行规定

1.110kV及以上的配电装置，可将避雷针装在配电装置的构架或房顶上，但在土壤电阻大于1000Ω/m的地区，应装设独立避雷针。

2.35kV及以下配电装置的构架或房顶，不宜装避雷针。

3.避雷针与主接地网的地下连接点至主变压器接地线与主接地网的地下连接点间，沿接地体的长度不得小于15m。

4.变压器的门型构架上，不应装设避雷针、避雷线。

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5.严禁在装有避雷针、避雷线的构架上架设通信线路、广播线和低压线。 6.独立避雷针和配电装置和其它物体间的空气距离应大于5m。

7.独立避雷针的接地装置和被保护物的接地体间的地中距离不应小于3m。

8.独立避雷针（线）宜设独立的接地装置，在非高土壤电阻率地区，其接地电阻不宜超过10欧。当有困难时，该接地装置可与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至35kV及以下设备与主接地网的地下连接点，沿接地体的长度不得小于15m。

9. 独立避雷针应设在人经常通行的地方，避雷针及其接地装置与道路或出入口等的距离不宜小于3m，否则应采取均压措施或铺设砾石或沥青地面。 8.3 消谐装置 8.3.1 运行规定

1.装有消谐装置的35kV及以下不接地系统，应按规定经常投入消谐装置。 2.当系统发生单相接地等异常时，应对消谐装置进行检查。

3.在中性点不接地系统中，为防止铁磁谐振过电压，按不同条件可在压变一次绕组中性点对地间加装零序压变，串接消谐电阻，或在开口三角绕组中间加阻尼等措施。

4.运行人员应每班检查一次消谐装置动作情况。当35kV系统发生铁磁谐振时，应作好详细记录。 8.4 雷季运行规定

8.4.1 每年的3月1日至10月31日为雷季，恶劣的天气对运行极为不利，为确保运行安全制定如下措施：

1)系统的运行方式严格按各级调度下发的雷季运行方式运行。

2)雷季期间，所有防雷保护装置必须处于运行状态，如因特殊情况需改变方式或撤出防雷设备，应按设备分级管理规定，经专职人员同意，总工批准。

3) 由于本省非雷季期间仍有雷电活动，一般不能将避雷器撤出运行。

4)变电所设备必须在母线避雷器的保护范围内。在雷雨季节期间，线路开断运行时线路开口侧必须要有避雷器（或放电间隙）保护，不能带电开口的线路应改为检修状态。 5)压变退出运行时，应特别注意不能使连在一起的避雷器也退出运行。

6)在配合系统操作及异常，事故处理时应遵照雷季运行方式，特殊运行方式应征得调度同意。 7)做好开关故障跳闸管理，严禁开关超过跳闸次数运行。

8)采用自动重合闸是减少雷害事故的有效措施，应尽量使自动重合闸装置正常投运，可靠动作。 9)关好各机构箱、端子箱的门、开关室门窗应关好、雷雨时关好保护室门窗、检查开关室、保护室的渗漏水、必要时汇报班组。

10) 加强备品备件的管理使用后及时汇报班组以便补充。

11) 雷雨后特巡设备，重点是防雷设备，并抄写避雷器动作记录。

12) 雷雨时加强值班力量，加强监视，并及时做好事故预想，雷雨后及时进行设备特巡。 13) 做好设备限额管理，严格控制负荷在限额内运行。

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9 防误装置

9.1 防误装置管理要求

9.1.1 防误装置由局生技处主管，变电运行单位、检修单位主管负责日常管理工作。 9.1.2 局安监处负责防误装置的监察管理工作。

9.1.3 各运行单位和变电所负责防误装置的日常运行管理，变电所防误专管员，负责装置的日常维护。各检修单位负责装置的检修工作。防误装置运行，检修的分工按局有关文件执行。 9.2 防误闭锁装置维护管理要求 9.2.1 防误闭锁装置维护管理总则

防止电气误操作需要达到的重点目标（以下简称“五防”）

—— 防止误分、误合开关； —— 防止带负荷拉、合闸刀；

—— 防止带电挂（合）接地线（开关）； —— 防止带接地线（开关）合开关（闸刀）； —— 防止误入带电间隔。 9.2.2 紧急解锁钥匙的管理规定 防误解锁分为以下五类

1） 第一类：操作中装置故障解锁。指在正常操作过程中，操作正确但防误闭锁装置（系统）故障进

行的解锁操作（包括使用微机防误的人工置位授权密码）；

2） 第二类：操作中非装置故障解锁。指在非正常运行状态下或采用非正常操作顺序（程序）且防误

闭锁装置（系统）无故障进行的解锁操作（包括使用微机防误的人工置位授权密码）； 3） 第三类：配合检修解锁。指在检修、验收工作过程中，配合检修工作需要进行的解锁；

4） 第四类：运行维护解锁。指防误闭锁装置、钥匙箱、机构箱、开关柜等检查、维护需要，但不进

行实际操作的解锁；

5） 第五类：紧急（事故）解锁。指遇有人身、电网和设备安全等紧急情况需要进行的解锁。 在确需使用解锁钥匙的情况下，应按照解锁钥匙使用管理流程执行

1） 第一类解锁，当班值长应汇报当值调度员、站长、工区（防误分管领导、分管领导或总工程师）。

分管领导指派的防误操作装置专责人赶往现场处理，并经工区分管领导或总工程师批准，由分管领导指派的防误操作装置专责人员到现场核实无误并签字后，方能使用。

2） 第二类解锁，当班值长应汇报当值调度员、站长、工区（分管领导或总工程师），应经工区分管

领导或总工程师批准，由分管领导指派的防误操作装置专责人员到现场核实无误并签字后，方能使用。

3） 第三类解锁，由检修工作负责人现场确认无误后向工作许可人提出申请，并经站长批准，做好相

应的安全措施，方可进行解锁。工作结束，双方应确认解锁设备已恢复正常。

4） 第四类解锁，由维护工作负责人现场确认无误后向当班值长提出申请，并经站长批准，做好相应

的安全措施，方可进行解锁，但不得进行任何形式的实际操作。维护工作结束，立即恢复正常。 5） 第五类解锁，经当班值长或站长同意批准，报告当值调度员后进行解锁操作，并及时向分管领导

汇报。

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6） 第一、二类解锁在接到启用解锁钥匙的批准后，防误操作装置专责人在现场核实无误并签字后方

可启用。

7） 第三、四、五类解锁在得到站长同意批准后方可启用。

8） 凡第一、第二及第五类解锁钥匙使用，班组都应启动“说清楚”机制，五天内向工区汇报。 9） 使用解锁钥匙应检查核对解锁设备命名无误后，解锁钥匙的拆封必须在操作就地进行、解锁使用

后应及时封存，做好相应记录，并汇报站长。集控站应及时检查。 10） 解锁钥匙原则上一次解锁只能解锁一个对象（点）。对于机械钥匙的解锁使用，由于是连

环相扣，在解锁使用后，为满足下一程序的使用，由防误操作装置专职人员进行调整后交与操作人继续操作。操作人员无权进行调整。 11） 对于第二、第三类的解锁，以一个电气单元为记录单位。 12） 任何一级许可使用解锁钥匙的人员，在许可使用前应向使用者询问清楚运行方式并提醒操

作过程中注意事项。 13） 解锁钥匙使用后应做好相应记录，站应组织人员进行分析，并以专题报告的形式在三天内

上报工区。 14） 各站防误兼职每季对解锁钥匙使用情况进行分析，对重复出现的问题上报工区。 微机五防电脑钥匙使用管理规定

微机五防电脑钥匙是微机五防装置的重要组成部分，具有该钥匙的所、站应明确使用规范和操作要求，并按如下要求执行：

1） 对电脑钥匙的充电情况，各班组应明确每周一次的钥匙充电检查，以防钥匙因自放电而造成无

压现象。

2） 在大型操作中，要注意节约其电能，在操作间隙应随手将电脑钥匙关闭。

3） 当电脑钥匙发生故障时，除按说明要求进行处理外，不得随意拆开钥匙检查，应写明故障现象

及时返回工区或厂家。

4） 操作结束后，操作人员应将电脑钥匙处在关闭的状态放入其充电状态进行充电。决不能将电脑

钥匙在“开”状态放入充电座，以免造成电脑钥匙电池长时间放电。 5） 电脑钥匙在使用前应对其编码、芯片版本号进行登记，以备后用。 6） 所有的备用钥匙应保持在满充电状态，以备紧急换用。

7） 电脑钥匙的传票、操作请严格按电脑通讯的提示执行，不得提前或滞后任意摁“确认”键执行，

以免造成通讯的误判断和系统运行的不稳定。

8） 如发生电脑钥匙没有电时，应保证装置先充电，后传票的原则，保证钥匙充电要在五分钟以上。 9） 在电能不足的情况下，不可以使用“背光”效果。以保证钥匙里面所存票的正常执行。 变电所常、备用钥匙管理规定

1） 变电所应设有常用钥匙柜和备用钥匙柜，常用钥匙柜不锁而备用钥匙柜应按规定上锁。 2） 备用钥匙柜内的钥匙正常一般不得使用，备用钥匙柜门钥匙要求存放在解锁钥匙盒（或抽屉）内。 3） 如需打开备用钥匙柜门时，启封解锁钥匙盒（或抽屉）外层封条必须经站长同意，开启外层封条

只需在解锁钥匙记录本上记录即可，无需在网上记录。

4） 常、备用钥匙柜内的钥匙应进行定置管理，所有钥匙均应挂牌，牌中的标签应清晰明了，并注明

是常用还是备用柜中的钥匙，以便于管理。

5） 常用钥匙均应分别存放在常、备用钥匙柜中(具体分类见附表)。对机械程序锁电控回路中已存钥

匙的备用钥匙，使用应特别谨慎。

6） 如发现常用钥匙丢失，应及时配齐，不能将备用钥匙柜中的钥匙放入常用钥匙柜中。 7） 正常情况下，紧急解锁钥匙盒（或抽屉）应存放在常用钥匙柜内。 8） 备用钥匙一律不准外借，常用钥匙的外借应按规定程序办理。

9） 对无人值班变电所，可将变电所大门、主控室、开关室等房间的门钥匙交一付给门卫保管，以便

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于日常巡视、检查等工作。 10） 变电所钥匙在满足以上要求后还有多余一律统一放置，不得随意处置。 10 JB-3101G消防报警系统及电子防盗系统

10.1 JB-3101G消防报警系统 10.1.1 操作说明 开机

—— 将主机上的主副电源开关合上，电源指示灯亮，主机面板各部位指示灯进行自检，主机将自

动登记烟感、温感、手动报警按钮、输入模块、远动模块等，然后主机进入监控状态。

—— 如果需要重新配置烟感、远动控制模块等，按编程键输入密码（4321）进入查看菜单，选择

（1）“系统配置”按（确认）键进入下级菜单，进行配置之后按（退出）键，退回上级菜单，再按（退出）确认，主机进入监控状态。

按键说明

—— 复位键：主机恢复至正常监视状态，一般在所有故障处理完毕后，按复位键复位。

—— 消音键：在主机任何报警音响存在时，按下消音键，音响消除，消音指示灯亮，当报警信号

再次发生时，可以重新启动音响，按下消音键后再次消音。

—— 联动自/手动切换：按下自动键，自动指示灯亮表示已进入自动状态，按下手动键，手动指

示灯亮表示已进入手动状态。联动部分的自动/手动状态是否处于所要求的状态，一般情况下要求处于手动状态。

—— 联动启动/停止键：应处于停止状态。 隔离功能

按编程键，输入密码（4321）进入查看菜单，选择（3）屏蔽点，按（确认）键进入下级菜单，按数字键或上下键移动光标到所需处，选择所需要隔离的数据，进行操作，按（退出）键，退回查看菜单。 联动说明

任意一只烟感报警后，启动声光讯响器，任意一只烟感和任意一只温感或任意二只烟感报警后，启动排风系统。

10.2 电子防盗装置

10.2.1 电子防盗系统运行规定

1.集控站电子围栏系统管理专职应做好电子围栏系统主机的管理。

2.正常情况下，电子防盗系统、报警装置必须开启，任何人不得随意关闭系统和装置。 3.任何人不得在电子围栏主机或其他相关的主机上任意更改本系统有关设置。

4.外来人员未经许可不得擅自使用本系统，确因工作需要而停用或使用该系统的须征得当值值长的同意，履行工作票许可手续，并做好记录方可进行。其它有关影响电子围栏系统正常运行的工作，必须事先与运行当值人员联系，征得同意后方可工作。工作完毕后应及时恢复正常运行状态，并汇报运行当值人员。

5.集控站当班人员每季利用该系统定时对所辖无人值班变电所电子围栏试验一次，试验时间定于每月中旬。试验必须使用电子围栏试验工具进行，并且在运行日志和专用的检查记录本上做好记录。 6.当电子围栏因故不能正常使用时，集控站当班人员应及时汇报站长，并按缺陷上报处理。

7. 系统防盗报警动作时，门卫人员应按报警区域的显示到现场核实情况，并根据具体情况作出处理，并汇报集控站当值人员。集控站根据情况安排人员到现场检查处理，必要时应及时汇报上级有关部门和工区并报警。

10.2.2 电子防盗系统缺陷管理

运行值班人员在巡视监视中发现的缺陷应及时上报，同时汇报工区生产调度。电子围栏系统的缺陷定性按以下原则划分：

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—— 一般缺陷：指电子围栏系统中部分元件故障，但不影响系统功能的正常运行。 —— 重大缺陷：指电子围栏系统不能正常运行。

—— 紧急缺陷：指因电子围栏系统原因，而危急到电网设备安全运行的故障。 10.2.3 电子防盗系统操作、试验和检查 电子防盗系统的投入

—— 合上220V电源开关（在JK-1206型直流稳压电源上）； —— 合上（1～4区）信号电源开关。

退出操作按相反步骤执行。

电子防盗系统报警复归

将控制箱内的复位开关由“0”拨到“1”，再拨回到“0”。若仍不能复归应通知厂家处理。电子防盗系统的试验

变电所现场的电子围栏巡视，列入集控站日常巡视周期一起进行，检查内容包括：

—— 控制报警装置运行正常，装置上的绿色“ON”灯亮，红色“ALARM（报警）灯不”亮。—— 电子围栏是否完好。 —— 无其他异常情况。

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11 直流系统

11.1 直流系统运行维护

11.1.1 蓄电池的正常检查项目

1.蓄电池的电压、比重、温度正常，无过充、欠充现象，蓄电池的防酸爆帽正常；

2. 蓄电池室内温度正常，通风照明良好，门窗关紧，工具、仪表及保护用品齐全，电压表、温度计、比重计完好。

11.1.2 蓄电池的运行维护

1.蓄电池必须选择适合的浮充电压值，才有合适的浮充电流值，以补偿蓄电池的自动电量，使蓄电池在任何时候处于完全充电状态，以备急用，该蓄电池选用浮充电压为2.25± 0.01伏，小于此值时，则使蓄电池充电不足，而降低其电功能，大于此值时，则使蓄电池过充电而偏短其使用寿命，浮充电流随温度的升降而升降。

2.蓄电池在运行过程中，严禁过度充放电，放电后，应立即（最迟不超过24小时）用改进的恒压充电进行完全充电。

3.蓄电池在运行过程中，应定期检查充电器是否完好，不能使蓄电池长期处于过充电或欠充电状态。 4.当蓄电池在运行三个月后，用改进的恒压充电法进行一次均衡充电，以使蓄电池组处于完全充电状态。

5.当蓄电池运行一年后，应用1小时率进行一次检查放电，若达到要求，进行完全充电备用。

6.采用浮充电压2.25V对蓄电池组进行浮充电时，个别蓄电池有端电压小于2.2V或放电循环使用的蓄电池完全充电后，个别蓄电池的开路电压小于2.1V时，则应将蓄电池单独进行一次均衡充电，以使其达到完全充电状态。

7.对运行中的蓄电池组，每月定期测量，记录单只蓄电池电压，蓄电池组总电压，环境温度，以使采取正确措施，消除在使用，维护或环境上出现的问题，使蓄电池保持良好的电气性能。 8.蓄电池着火，必须用四氯化碳灭火器，不能使用二氧化碳灭火器。

9.蓄电池在运行中，应保持其表面清洁干净，必要时可用肥皂水清洗表面污物，清洗后擦干。 11.1.3 充电浮充电装置的运行维护

若发现运行中的直流电源柜动力母线电压在逐渐降低，且无充电电流，应先停止微机控制工作，断开运行中的充电装置相关开关，用手动方式启动备用充电机，然后汇报有关部门进行处理。 11.1.4 直流接地的处理

1.先确定何极接地；再根据BWZJ-Ⅱ型绝缘监测系统显示，找出故障支路，然后要根据气候、设备工作情况及直流系统绝缘的薄弱环节选定检查重点和拉路顺序，试拉分路熔丝，一般顺序为：先照明、合闸及信号回路，后控制回路；先室外后室内；先次要后重要；先局部后综合回路。

2.涉及保护、控制回路的拉路须经调度许可，并由两人进行：一人操作，一人监护，并应及时观察母线绝缘回升情况。拉路时要迅速，要防止保护误动。

3.直流一旦发生接地首先应停止一切电气设备上的工作，以防止再发生多点接地情况。

4.使用仪表寻找接地点时，应使用高内阻电压表，并应防止直流系统的另一点接地、短路等异常发生。使用欧姆表或摇表测量时，应确认被测回路的电源已完全切断后进行，不得使用人为短路和串接灯泡等方法寻找故障。

5.取熔丝时应先正极后负极，放上时相反，并注意可能造成的接地极性转移。 6.接地故障发生在电源母线上时，可试拉充电装置或蓄电池。 7. 查找直流接地的方法，应在值班日志上做好详细记录。

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11.1.5 熔丝配置的原则及运行要求

1. 熔丝元件的选择应尽可能做到故障时有选择性，因此总熔丝应根据电源容量选择，选用容量最大的元件，最后一级熔丝应根据负荷容量选择，选用容量最小的元件，上一级熔丝元件的容量与下一级熔丝元件的容量相差尽可能最大，不允许等于或小于下一级熔丝元件的容量，级数一般采用?2-3级，不应过多，故障时如短路电流过大，则上一级熔丝与下一级熔丝仍有可能不配合，同时熔断。

2. 熔丝元件的额定容量1安，系指该熔丝元件长期允许通过的电流 3. 蓄电池总熔丝元件容量一般按照一小时放电容量选择。 4. 开关合闸熔丝元件容量按照合闸电流的1/3-1/4选择。

5. 开关操作熔丝元件容量按照开关跳闸，保护全部动作时的电流选择，如操作熔丝供几台开关同时跳闸用时，则操作熔丝元件容量应按照几台开关跳闸电流的总和选择。 6. 压变低压侧总熔丝按照压变最大允许负载选择。

7. 继电保护交流回路，一般负载小于2安，可选用0.71线径(#22)铝锡合金熔丝元件，表计电压回路负荷更小，可选用0.56线径(24#)铝锡合金熔丝元件。

8. 采用快速小开关代替熔丝时，脱扣电流由继电保护人员根据整定要求确定。

9. 直流指示灯信号回路，电磁闭锁回路等熔丝元件按照最大负荷电流的1.2倍选择，最大负荷电流小于2安的回路选用0.71线径(#22)铝锡合金熔丝元件。 10. 低压电动机的熔丝元件，按满载额定电流的2.5倍选择，对于载重起动机按照3.5倍选择。 11. 所用变压器低压熔丝元件，按照变压器额定电流的1.2倍选择，供电热及电灯用的交流低压熔丝元件按照最大负荷的1.2倍选择。 12. 熔丝元件容量应与熔丝器容量相适应，熔丝元件容量不得超过熔丝器容量，熔丝元件应挂牌，表明熔丝名称型号及熔丝元件的容量。 13. 操作高压熔丝应戴护目眼镜并戴绝缘手套，操作其它熔丝时应戴绝缘手套。 14. 每月进行一次低压熔丝检查，主要检查接触是否良好，装置是否符合要求，元件有无损坏变形，容量是否符合规定。 15. 熔丝元件应储备足够数量的备品，放在固定地点存放整齐。 16. 更换熔丝元件时，尽量停电操作，不能停电操作时，在放上熔丝接通电源时，动作要迅速，注意防止熔丝熔断时电弧灼伤及触及导电部份。 17. 取保护直流熔丝时，应先取正极熔丝，后取负极熔丝，或同时拉开，以免由于寄生回路而引起保护误动，放上时相反。 18. 操作高压熔丝(跌落式)时，应先合迎风一相，再合背风一相，最后合中间相，拉开先拉开中间一相，再拉背风一相，最后拉迎风一相。 19. 回路发生故障，熔丝熔断后一般应查明原因，确知故障已消失后放上新的熔丝元件，重要回路可以不进行检查立即试送。 20. 回路发生短路故障时，不论熔丝元件是否熔断，应对该回路的熔丝元件进行检查一次，发现熔丝元件受伤或变色的均应进行调换。 21. 直流总控制熔丝应按下列原则配置：直流总控制熔丝(熔件)额定熔断电流应为1.6～2倍的变电所直流最大负荷电流。变电所的最大负荷电流包括变电所的经常性负荷(信号灯、继电保护、自动装置和中央信号等)短时负荷(继电保护，自动装置和跳、合闸闸线圈等)及事故负荷。核对和更换熔件的工作，由各运行单位负责，需要更换熔丝底座时，由检修单位负责。

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12 所用电

12.1 所用电运行方式

正常情况下，一台所用变运行，另外一台所用变充电备用。 12.2 施工现场临时电源管理标准 12.2.1 定义

1. 临时电源是指因现场工作需要而从电源的开关箱、盘上搭接的临时性的电源。 2. 通过电源插头直接从检修电源插座上插取的电源称为检修电源。 12.2.2 临时电源敷设程序

1. 因工作需要必须在现场敷设临时电源的，临时电源用户的项目负责人应事先向电气设备所辖的班组（变电所）提出申请，说明使用地点、需要的负荷量、使用时间及特殊要求。

2. 由电气设备所辖的班组（变电所）安排人员会同项目负责人到现场进行临时电源的敷设工作。 3. 在运行管辖的配电盘、备用开关、照明（包括事故照明）开关箱、插座电源开关箱等设备上搭接临时电源，应征得运行人员同意，办理运行许可手续，方可进行搭接工作，并由运行当值人员在值班日志上作好记录。

4. 电气检修人员自行搭接的临时电源的范围为检修专用的配电箱。

5. 在检修专用的插座上插接检修电源可允许本局非电气专业人员自行进行。

6. 临时电源使用完毕应及时通知相应人员拆除。在运行管辖的设备上拆除临时电源必须办理工作许可手续。

12.2.3 临时电源敷设要求

1. 临时电源所用的线材一律使用绝缘良好的动力电缆。 2. 临时电源接入后应保证动力箱箱门可靠关闭。 3. 临时电源负荷不得大于动力箱空开容量。

4. 如临时电源电缆不够长时而需要加长，接头必须牢固，绝缘包扎良好。

5. 临时电源线必须进行临时固定，穿越通道必须高架，不影响人和车辆物资的通过，如放在路面上电源线必须穿护套管，以防损伤绝缘。

6. 临时电源线不准接触热体，不准放在湿地上。

7. 使用插座电源（380V、220V），必须使用相应的插头，严禁将导线直接插入孔内。

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13 防小动物

13.1 防小动物重点部位

变电所的开关室、控制室、继保室、电容器室、所用变（接地变）室、电缆层、蓄电池室为防小动物重点部位。

13.2 防小动物具体要求及注意事项

1. 防小动物重点部位的门窗应关闭严实；门锁、插销等不可有损，应装设防小动物挡板，防止门开

启时小动物窜入室内。

2. 户内生产场所的通风、排水等孔洞应加装防止小动物进入的网罩，并保持完好。

3. 开关室、控制室、电缆层、蓄电池室的电缆进出孔洞要进行封堵。开关室、电缆层的电缆进出口

处应有内外两道封墙，并填充黄沙。

4. 生产区户内应按防小动物设施配置要求设置防小动物器具。

5. 每月一次对防小动物器具、电缆孔洞封堵情况检查，并做好记录。

6. 敷设电缆工作需要临时开启封墙和其他通道时，应采取临时防小动物的措施，并作好记录。工作

结束后立即督促施工人员按要求封严。若开始工作前未采取临时措施，当值人员可不予许可工作；反之未将电缆通道封堵严密，可不予终结工作，且作为工作结束验收项目之一。

7. 勤捣鸟窝，但须在安全距离和条件允许的情况不进行，如有可能危及安全运行时，应上报作缺陷

处理。

8. 建立防小动物管理台帐，落实防小动物工作的各项防范措施。

9. 及时分析防小动物管理工作中的各种情况，根据季节特点，采取有效措施。

10. 应管好、用好现有的防、灭鼠工具。电猫布置安全、合理。驱鼠器要经常试验装置是否良好。鼠

夹放置要安全、合理，诱饵要经常换新鼠药，由专人定期施放。

11. 进出开关室、控制室、电缆层、蓄电池室均要随手关门，不得擅自取下防鼠挡板、停用防小动物

设施功能，若因工作需要确需停用时，应经工作许可人同意。

12. 在防小动物重点部位作业或需打开电缆盖板或开启电缆封堵孔洞的工作，应按“谁施工，谁负责”

的原则，做好防小动物的相关安全措施。 13. 电缆孔洞被打开后，工作负责人应指派专人进行看管防范，工作简短时，必须采取临时封堵措施，

以防止小动物窜入。

14. 工作（程）完成后，工作人员必须对电缆孔洞进行永久性（正式）封堵（不能用防火封堵代替）。

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