高压科运行操作标准化指导书无图.doc

机动处高压科运行操作岗位作业指导书 文 件 编 号：YGGY/WI7.5.1-01-01持 有 者 编 号：实 施 时 间： 2009年8月8日 江苏永钢集团有限公司永钢集团高压科运行操作岗位作业指导书 文件编号：YG GY/W7.5.1-01-0.1岗位编号：YG GY 01岗位名称：运行操作部门：高压科版本号： 作业前准备岗位工具 工具数量 单位 检查安全服、安全帽、安全鞋是否按公司规定穿戴完毕； 巡视人员精神状态正常,无妨碍工作病症； 所用工具已准备就绪； 工具按现场5S要求摆放在规定位置。手电筒1把测温仪1把柜门钥匙1把手车摇柄1把接地刀闸手柄1把望远镜1只岗位使用物料名称 物料编号数量 单位作业步骤标准作业时间：安全、质量控制点一、巡视类别及周期1.1类别1.1.1正常巡视1.1.2特殊巡视1.1.3定期巡视2、周期1.2.1正常巡视。变电所按照现场运行规程规定的巡视时间对变电所有设备进行 巡视。 1.2.2特殊巡视。凡属于下列情况应进行特殊巡视。 （1）设备过负荷或负荷有显著增加时。 （2）新设备投入运行时。 （3）设备经过检修、改造或长期停运后重新投入系统运行。 （4）长时间备用的设备投入运行。 （5）设备有严重缺陷或设备缺陷有发展时。 （6）恶劣气候。 （7）设备经过故障电流后。 （8）设备运行有可疑的现象时。 （9）法定节假日及上级通知有重要供电任务期间。1.2.3定期巡视 （1）由变电所专工按规范要求对所内设备进行定期巡视。 （2）每季对管辖设备至少进行一次设备接点测温检查。 二、准备工作 2.1人员要求 2.1.1巡视一般宜由两人进行,经过本单位批准,允许单独巡视高压设备的人员, 方可单独巡视高压设备。 2.1.2巡视前,应检查巡视人员精神状态正常,无妨碍工作病症,着装符合要求。 2.2进行危险点分析 2.2.1巡视人员误碰、误登、误动运行设备。 2.2.2擅自打开设备网门,擅自移动临时安全围栏,擅自跨越设备固定遮栏。 2.2.3发现设备缺陷、异常擅自进行处理。 2.2.4擅自改变检修设备状态,变更工作地点安全措施. 2.2.5登高检查设备,如登上开关机构平台检查设备时,感应电使人失去平衡,造 成人员碰伤、摔伤。 2.2.6检查设备操动机构气泵油泵等部件时,电机突然启动,转动装置伤人. 2.2.7高压设备发生接地时,与接地点安全距离不够,造成人身感电。 2.2.8夜间巡视,造成人员碰伤、摔伤。 2.2.9开、关设备门，振动过大，造成设备误动。 2.2.10随意动用设备防误解锁钥匙。 2.2.11在继电保护室使用移动通信工具，造成保护误动。 2.2.12雷雨天气,靠近避雷针、避雷器，造成人员伤亡。 2.2.13进出高压室,未随手关门,造成小动物进入。 2.2.14不戴安全帽,不按规定着装,在突发事件时失去保护。 2.2.15不按照巡视路线巡视,造成巡视不到位,漏巡视。 2.2.16使用不合格的安全工器具。 2.2.17生产现场安全措施不规范,如警告标志不齐全,孔洞封闭不良、带电设备隔 离不符合要求，宜造成人身伤害等。 2.2.18人员身体状况不适,思想波动,造成巡视质量不高或发生人身伤害。 2.3安全措施 2.3.1巡视检查应与带电设备保持足够的安全距离,500KV不小于5m,220KV不小于 3m,110KV不小于1.5m, 10KV不小于0.7m。 2.3.2巡视检查时,不得进行其他工作(严禁进行电气工作),不得移开或越过遮栏. 2.3.3高压设备发生接地,室内不得接近故障点4m以内,室外不得接近故障点8m 以内,进入上述范围人员必须穿绝缘靴,接触设备的外壳和构架时,必须戴 绝缘手套. 2.3.4夜间巡视,应及时开启设备区照明(夜间巡视应带照明工具). 2.3.5开、关设备门应小心谨慎，防止过大振动。 2.3.6在继电保护室禁止使有各种移动通信工具。 2.3.7雷雨天气，需要巡视高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷针和避雷 器。 2.3.8进出高压室必须随手将门关好。 2.3.9进入设备区，必须戴安全帽。 2.3.10发现设备异常时，应按照设置备缺陷管理制度执行，不得擅自处理。 2.3.11巡视设备禁止变更检修现场安全措施,禁止改变检修设备状态。 2.3.12巡视前,检查所使用的安全工器具完好. 2.3.13严格按照巡视路线、巡视项目进行巡视，保证巡视质量。 2.4 工器具准备。依据现场设备实际，事先准备好安全帽、钥匙、对讲机等足够 的工器具。 三、设备巡视 3.1无特殊情况,变电所运行人员必须按时进行设备巡视。 3.2正常巡视必须按照所规定的巡视路线进行,继电保护及有关交直流二次设备 也应进行巡视。 3.3设备巡视必须按照设备巡视项目进行,如设备存在缺陷或异常应做好记录,按 照变电所缺陷管理制度执行。 四、主要设备的巡视项目 4.1变压器巡视检查项目。 （1）变压器储油柜的油位是否与环境温度相对应，各部位是否有渗、漏油。 （2）套管油位是否正常、套管是否清洁、有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。 （3）变压器声响是否正常。 （4）测温仪器测出的散热片温度与手感温度是否相近。 （5）呼吸器是否完好。 （6）引线接头、电缆、母线是否有发热迹象，导线弛度是否适当。 （7）压力释放阀或安全气道防爆膜是否完好无损。 （8）瓦斯继电器内是否充满油和二次端子箱是否关严，且无受潮现象。 （9）变压器箱体外壳有无过热现象。 （10）各部位的接地是否完好。 （11）各种标志是否齐全明显。 （12）各种保护装置是否齐全良好。 （13）消防设施是否齐全完好。 （14）储油池和排油设施是否保持良好状态。 （15）变压器各测温装置正常，自然循环自冷风冷变压器上层油温一般不宜超过 85，最高不得超过95，温升不得超过55。 4.2断路器巡视检查项目。 （1）分、合位置是否指示正确。 （2）各部油位是否在正常范围内，油色是否正常。 （3）各部有无渗、漏油现象，放油阀是否关闭紧密。 （4）SF6断路器气体压力是否正常。 （5）瓷套是否清洁，有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。 （6）各部引线接点是否接触良好，有无过热现象，导线弛度是否适当。 （7）各处接地是否完好。 （8）防雨帽是否齐全，有无鸟巢。 （9）机构箱门是否平整、开启灵活、关闭紧密。 （10）机构电源开关及熔丝是否完好。 （11）加热系统是否处于良好状态。 （12）各部压力是否正常，管道有无异常声响及异味。 4.3电压互感器、电流互感器巡视项目 （1）各部接点是否连接紧固，接触良好，有无过热现象，引线弛度是否适当。 （2）各部接地是否完好。 （3）油位、油色是否正常，各部份有无渗漏现象。 （4）呼吸器、膨胀器是否正常，硅胶是否变色。 （5）瓷套是否清洁，有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。 （6）运行声音是否正常，有无异味、过热、冒烟现象。4.4 隔离开关巡视项目 （1）各部连接是否紧固，有无过热、松动、脱落现象，引线弛度是否适当。 （2）触头接触部分是否接触良好、插入深度是否适当，有无过热现象。 （3）支持瓷柱是否清洁、有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。 （4）各部接地是否完好。 （5）传动部分有无锈蚀、断裂现象，销针是否齐全。 （6）设备基础构架是否完好、有无倾斜、下沉、锈蚀、裂纹现象。4.5避雷器巡视项目 （1）各部接点连接是否紧固，有无过热、松动、脱落现象，引线弛度是否适当。 （2）支持瓷柱是否清洁，有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。 （3）接地是否完好。 （4）放电记数器指示是否正确，密封是否良好。 （5）监视泄漏电流在合格范围内，有无大的变化。 （6）设备基础构架是否完好，有无倾斜、下沉、锈蚀、裂纹现象。 4.6电容器巡视项目 （1）外壳温度是否正常,外壳上的示温片有无融化、变形。 （2）电容器本体、附件及各连接处有无渗漏油。 （3）有无异音。 （4）电容器外壳有无明显鼓肚变形现象。 （5）电容器外壳和构架应可靠接地，接地极焊接是否紧固，有无锈蚀现象。 （6）套管是否清洁，有无破损、裂纹、有无放电声，法兰有无裂纹和严重。 （7）引线线夹压接是否紧固、接触良好，有无变色、有无氧化加剧、有无热气 流上升、示温片或变色漆有无融化变色现象、夜间有无发红等。 （8）熔断器是否完好，有无熔断、锈蚀、变形。 4.7架空线 （1）杆塔倾斜在允许范围（偏离中心线不大于0.1m），混凝土杆无裂纹、疏松、 钢筋外露，焊接缝无开裂、锈蚀。 （2）基础无损坏、下沉或上拔，周围土壤无挖掘或沉陷。 （3）杆塔周围无杂草和蔓藤类植物附生，无危及安全的鸟巢、风筝等杂物。 （4）横担、金具无锈蚀、变形，螺栓紧固，开口销无锈蚀、断裂、脱落。 （5）绝缘子、瓷横担应无脏污、裂纹、损伤、和闪络；釉面剥落面积在规定范 围（不大于100平方毫米）。 （6）导线三相驰度应平衡，无过紧、过松现象。 （7）导（地）线接头无过热现象，连接线夹螺栓应紧固。 （8）导（地）线无断股、损伤、烧伤痕迹，与塔杆、构件及其他引线间距符合 规定；固定导线用绑扎线无松动开断现象。 （9）拉线棒无严重锈蚀、变形、损伤及上拔现象。 （10）沿线建筑物、树木、工程设施等与导线保持规定距离。 （11）横担上下倾斜、左右偏歪，不大于横担长度的2%。 （12）避雷器无裂纹、损伤及闪络痕迹，表面无脏污。 （13）避雷器固定应牢固，各部附件无锈蚀，接地端焊接处无开裂、脱落。4.8电缆桥架 （1）桥架立柱倾斜在允许范围（偏离中心线不大于0.1m）； （2）桥架立柱基础无损坏、下沉或上拔，周围土壤无挖掘或沉陷； （3）立柱、桥架的保护设施（限高、混凝土保护）完好； （4）立柱标志、桥架限高标志齐全、明显； （5）立柱、桥架不应锈蚀严重； （6）立柱、桥架无被撞损坏、变形、歪斜； （7）立柱、桥架连接牢固，无脱焊、开裂； （8）桥架盖板应卡牢或绑扎牢固，电缆无掉落现象； （9）接地可靠，接地极焊接应紧固，无锈蚀现象； （10）周围无威胁立柱、桥架、电缆安全的因素存在，且应拉好限高钢丝绳。限高标志 4.10灭火器、安全用具 （1）安全用具应进行分类和统一编号； （2）存放安全用具场所，应有明显标志并“对号入座”，场所要干净，无任何杂 物堆放； （3）橡胶制品的安全用具，不可与石油类油脂相接触，不可与锐器、铁丝等放 在一起； （4）绝缘手套、绝缘靴等，应放在柜内，要与其他安全用具分开； （5）安全用具应外观完好，连接处牢固，无损伤、受潮、受污； （6）绝缘棒应垂直存放，不可与墙壁接触； （7）验电笔应放在匣内并放置在干燥处； （8）验电笔音响试验应正常； （9）绝缘手套、绝缘靴等无外伤、裂纹、气泡或毛刺； （10）携带型接地线导线无断股，透明绝缘层完好，线夹符要求； （11）绝缘棒、验电器、携带型接地线操作棒握手部分和工作部分交接处护环完 整或标志明显； （12）安全工器具应试验合格、在有效期内、电压等级与系统电压相适应； （13）安全用具配置齐全，无丢失或挪作它用； （14）消防灭火器应配备齐全； （15）灭火器类型应与防电气火灾相适应； （16）灭火器放置地点应适当； （17）灭火器应在有效期内且压力、重量在规定范围。 4.11干式电抗器。 （1）电抗器本体外观检查良好，有无变形现象，表面漆完整，有无脱落，有无严重 发热变色现象。 （2）接点连接是否牢固可靠，接头有无松动发热现象。 （3）电抗器支持绝缘子是否完好，有无破损、倾斜。 （4）检查有无异常声响。4.12母线 4.12.1硬母线。（1）母线完好无异物。（2）终端、滑动、连接等金具良好。（3）无异常声音。（4）母线无异常变形。（5）母线无过大振动。 （6）接头无松动、发热，软连接无断片。 4.12.2软母线。（1）检查母线及母线连接跨线有无断股，线夹有无松动脱落。 （2）检查母线各部接点有无明显过热现象，雨雪天时接头处积雪是否迅速融化和发 热冒气。 （3）检查母线固定部位有无窜动等应力现象。 （4）检查母线弧垂变化正常，对地、相间距离正常，无挂落异物。 （5）母线绝缘子有无破损及放电迹象。 （6）构架无锈蚀、变形、裂纹、损坏。 （7）天气气温突变时，母线有无弛张过大，或收缩过紧的现象。 4.12.3继电保护及自动化装置。 （1）保护屏上各交直流熔丝（控制开关）是否投入正确。 （2）各“运行”指示灯是否指示正确，有关固化开关位置是否正确。 （3）保护压板投、退位置是否正确，压接牢固。 （4）标志是否齐全完好。 （5）二次接线有无松脱、发热变色现象，电缆孔洞封堵严密。 （6）窗口显示是否正常。 （7）有无异音、异味。 （8）打印机是否工作正常。 （9）各部接地良好。 4.13直流系统。 （1）检查直流母线电压是否在合格范围（一般控制母线225-230V；合闸母线电压230- 240V）。 （2）检查浮充电流符合蓄电池的要求。 （3）检查直流系统绝缘良好,正、负极对地绝缘电阻值是否在合格范围。 （4）充电机是否按照规定的充电方式进行，各切换开关位置是否正确。 （5）检查充电机各模块工作是否正常，交流电源是否正常。 （6）面板上各指示灯是否指示正确、符合装置说明书规定。 （7）屏内接线有无松脱、发热变色现象，电缆孔洞封堵是否严密，屏、柜是否整洁， 柜门严密。 （8）直流屏各开关位置是否正确，熔断器是否完好，标志是否齐全，各部接点连接 是否紧固，有无发热现象。 （9）抽测蓄电池电压是否正常（参照说明书）。 （10）蓄电池瓶体密闭是否良好，有无渗漏液现象，液面是否在规定的范围，极板是 否变形、破损，颜色是否正常。 （11）各连接部位接触是否良好，有无松动、腐蚀现象。 （12）蓄电池及电池室温度、取暖设施是否正常。 （13）蓄电池室通风设施、防爆灯具是否正常。 （14）屏内外标志齐全完好。 4.14低压交流屏。 （1）切换检查母线（电源）电压正常；负荷分配正常。 （2）检查各低压开关、刀闸、熔断器是否完好，各部连接是否紧固，有无发热现象。 （3）各低压开关位置是否正确。 （4）各低压电器应无异音、异味，电缆孔洞封堵严密。 （5）屏、柜应整洁，柜门严密。 （6）屏内外标志齐全完好。 五、设备接点测温 5.1变电所应根据变电所管理规范要求进行接点测温工作，并按照规定填写测温 记录。 5.2测温工作应尽可能安排在负荷较大的时候进行,并根据本指导卡的规定进行缺陷 定性.危急缺陷应立即处理,严重缺陷应在24h内处理,在处理前应每1/2h进行一 次测温,如温度上升趋势很快,也应立即处理。 5.3接点过热缺陷分类。 5.3.1危急缺陷。 （1）已明显可见过热发红。 （2）相对温差95%。 （3）接点温度超过最高允许温度10%。 5.3.2严重缺陷。（1） 相对温差在80%95%之间。（2） 接点温度超过GB763相关规定，但未超过最高允许温度10%，无需计算相对温 差。 5.3.3一般缺陷。相对温差大于等于35%，且小于等于80%。 六、受令及审核 6.1倒闸操作必须根据当值值班调度员或值班负责人的命令，受令人复诵无误后执 行。 发布命令应准确、清晰、使用标准操作术语和设备双重名称，即设备名称和 运行编号。 发令人使用电话发布命令前，应先和受令人互报姓名。值班调度员发布命令 的全过程（包括对方复诵命令）和听取命令的报告时，都要录音并做好记录。 6.2变电所受令人员、值班负责人对值班调度员下达的操作命令有疑问时，应立即向值班调度员汇报，如值班调度员坚持调度命令，变电所应立即执行，如执行调度命令会威胁人身、设备安全时，变电所拒绝执行，但必须将详细理由向调度汇报。 七、操作票填写及审核7.1除规程规定的可以不填写操作票的操作外，其他任何操作都必须填写操作票。7.2倒闸操作票的填写应按操作任务进行，并结合实际情况，内容要正确合理，不得擅自扩大或缩小操作任务，严防发生带负荷拉刀闸、误拉合开关、带电装设接地线、带接地线合闸送电等事故的发生，防止操作、谐振过电压伤害设备、继电保护误动、拒动及非同期并列等。还应尽量缩短保护停用时间，安排好操作顺序，以便减少操作用时。7.3值班负责人应尽量提前安排值班人员填写操作票，以便在发现问题后有足够的 时间进行更改，保证按时操作。7.4填写操作票必须按规定使用统一专业术语。7.5操作票应由操作人员填写，填写完毕自检无误后由操作监护人、值班负责人分别审核，发现问题及时修改。大型、复杂操作（主变停电、母线及母线联带线路停电、多回路改方式等），变电运行负责人也应对操作票进行审核。7.6在接班后2h内即将进行的操作，其操作票的填写应由上班完成，并经监护人、 值班负责人审核无误后进行交接。7.7安排在交接班时间的操作任务，由交班方负责，操作完毕后交班。7.8核对系统及相关二次设备的运行方式。7.9操作票票面内容填写。 7.9.1票头填写 填写操作所所在地方名称。 年 月 日：填写执行操作当天日期 编号 ：同一变电所操作票要求连续编号。 下令时间：填写与调度联系操作时间可填写值班负责人下令操作时间。 调度指令号：填写该操作调度指令号。 下令人：填写批准操作的值班调度员姓名，自行负责人的所内操作，填写值班负责人姓名。 受令人：填写受令人姓名，所内自行负责的操作，填写操作监护人姓名。 7.9.2操作任务的填写：按照调令下发的操作任务进行填写。 7.9.3操作内容的填写。 线路停电操作,必须按照断路器、负荷侧隔离开关、母线侧隔离开关的顺序进行，送电与此相反。 如果多条线路同时停送电，调令为一具操作任务，可填写一份操作票。如果是综合操作任务，拉开各线路断路器操作项，可首先进行，不能并项，余下操作均按单元分组进行，即每个线路停电操作完成后再进行下一线路操作。 在执行逐项操作任务中，含有自行负责操作部分时，以调令下发的顺序为基准，所内自行负责的操作应与调令总的顺序相符。 旁路代送的操作，旁路充电前，应检查旁路充电保护在投入中，并列前退出与所代断路器不配合的保护，只投代送线路匹配的保护。旁路代送的操作，也应按断路器、负荷侧隔离开关、母线侧隔离开关的停电顺序进行，送电与此相反。旁路代送主变一次、主变二次时，停电解列，按照断路器、变压器侧隔离开关、母线侧隔离开关进行，送电与此相反。 变压器停电操作，应先停低压侧，后停高压侧，送电与此相反。变压器停电装设接地线前，必须检查与变压器高、低压侧引线连接的隔离开关均在开位。、 填写操作时间的操作项：开始、结束、拉合断路器、投退保护、装拆接地线、拉合接地刀闸及按调令执行的操作项目。 操作票上的操作项目必须填写双重名称，即设备名称和运行编号。 拆、装接地线要写明确切地点和接地线编号。 填入操作票的检查项目，要单列一项，并有如下要求。 （1）拉、合隔离开关前，检查相关的断路器 图2-1 （2）拉、合隔离开关后，如操作人员不能直接看到所操作的刀闸，还需检查刀闸 位置。 （3）倒闸操作需要拉、合的刀闸，在操作前，已经在开、合位置的，在操作票中 也应列入检查实际开、合位置。 （4）解并列操作时（包括系统并解列、变压器并解列、双回线并解列、侧路带、 倒母线）检查负荷分配（检查三相电流平衡），并在该项的末尾记上实际电流 数值。 （5）拉开接地刀闸、拆除接地线，应检查接地刀闸确已拉开、接地线确已拆除。 （6）备用母线投入运行前，要检查该母线完好无异物，可以投入运行。 （7）旁路代线路时，送电前检查侧路断路器、两侧隔离开关位置，各回路侧母隔 离开关位置（可列一总检查项目），特殊的要单列。 （8）拉开断路器后，检查相关表计指示正确用“表计指示正确0A”。 填写操作票及调度命令应用术语 （1）操作断路器、隔离开关用“拉开”、“合上”，并填在操作项目之前。 （2）检查断路器、隔离开关位置用“检查在开位”、“检查在合位”。 （3）验电用“三相验电确无电压”。 （4）装、拆接地线用“装设”、“拆除”。 （5）检查接地线拆除用“检查X X X确已拆除”，检查接地刀闸在开位应用“检查 X X X确已拉开“。 （6）操作保护压板用“投入”、“退出”。 （7）检查负荷分配用“表计指示正确X X X A”。设备检修后，合闸送电前，如果送电范围内有多组接地线（接地线之和在三组及 以上），应列统检项目，并在每一组接地线编号上打“”填写操作票严禁并项、添项及使用勾划的方法颠倒操作顺序。调度发布的操作计 划顺序号要填入操作票的指令栏内。填写错误的操作票或未执行的操作票，要盖“作废”章，并与已执行的操作票统 一保管。备注栏内不许填写操作项目。 八、倒闸操作 8.1操作前准备工作。（1） 值班负责人组织操作人、操作监护人及有关人员对标准化操作指导书进行学 习，并进行危险点预控分析，相关人员应熟知本操作任务中的危险点。（2） 操作监护人应带领操作人在操作前做好准备工作，如对讲机充电，检查绝缘工 具、仪表和接地线等，为操作提前做好准备。（3）监护人、操作人在操作前必须进行操作预演，有关保护等二次操作项还应在 设备实际位置（4) 模拟预演必须认真，监护人按照操作项目逐项唱票，操作人复诵，并进行预演 操作，唱票、复诵声音要清晰洪亮，并对预演的每一项进行思考、审核，确保 预演效果。（5） 模拟预演应启用模拟图板防误系统。预演无误后，操作人、监护人、值班负责 人按序分别在操作票上签名。（6） 人员要求：监护人应具有监护资格，操作人应具有操作资格。当值的值班负责 人要注意观察每个值班员的思想、精神状态，发现有不正常现象，必须及时地 进行安全教育，必要时应换人。8.2操作中（1） 逐项操作任务需按调令逐项进行。综合操作任务，操作前由值班负责人与值班 调度员联系，值班调度员同意后方可进行。（2） 操作中遇有事故或异常时，应停止操作，如因事故、异常影响原操作任务时， 应报告调度，并根据调度令重新修改操作票。（3） 由于设备原因不能操作时，应停止操作，检查原因，不能处理时应报告调度和 上级部门。禁止使用非正规方法强地操作设备。（4） 倒闸操作一般应在天气良好的情况下进行，有雷电活动或雨较大时，应终止操 作，并向值班调度员汇报。（5） 倒闸操作必须按操作票填写的顺序进行，不得擅自跳项进行操作，如有特殊情 况，必须经调度同意，并在备注栏内详细填写原因，如有个别项作废，也应由 调度许可，并在不执行的项目前盖上“作废”小章，并在备注栏内详细填写原 因。（6） 正常操作中途严禁换人，操作时必须精神集中，不得从事与操作无关的事（包 括打手机）。没有监护人的命令和监护，操作人不得擅自操作。（7） 操作中每执行一项应严格执行“四对照”，即对照设备名称、编号、位置和拉合方向。操作前监护人、操作人应首先核对设备位置，并对设备进行检查（操作刀闸前检查瓷柱完好）无问题后，由监护人唱诵操作项目，操作人根据监护人的唱票内容，指牌复诵核对设备的名称、编号。操作监护人根据复诵进行核对，无误后，发出“对，执行”的命令，操作人接到命令后进行开锁操作，操作人、监护人共同检查操作正确后，操作人将防误锁锁好。每操作完一项，监护人在操作票顺序栏左侧空格中打一个“”，严禁操作完一起打“”或提前打“”。决不允许不按操作票而凭经验或记忆进行操作。（8） 操作中如果发生疑问，应立即停止操作并向值班负责人及值班调度员报告，弄 清问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。（9）操作断路器时应检查有关指示灯及有关表计指示正确；操作隔离开关、接地刀 闸时应首先控制传动速度，以便再次对操作项目及设备状态进行核对。 (10)高压验电应使用相应电压等级并经试验合格的验电器，并戴绝缘手套，将验电 器各节全部拔出，手握在安全档以下位置，验电前应先在有电部位进行试验， 确认验电器良好后，再对停电设备进行三相验电。验电时避开验电器盲区，确 无电压后立即 （11）装设接地线首先核对安装位置及接地线编号，并先装接地端，后装导体端。 装设前应检查清理地面杂物，地线举起后不得低头行进或取物，应精力集 中，操作中途如地线夹松脱，不得用绝缘杆挽救，防止误触带电部位。8.3操作后 （1）应由监护人、操作人全面复查，以防遗漏。无问题后，在内容栏右上角盖“已 执行”章。 （2）执行完的操作票每月由值班负责人进行审核，按顺序号整理装订，并保存一 年备查。 九、高压设备验收基本要求9.1凡高压室新建、改（扩）建及大修、小修、预试的一、二次设备的工作完成后，必须经过质量验收。设备验收工作结束后，应按照有关要求填写有关检修、试验记录，并履行相关手续。交接手续完备后，方能投入系统运行。9.2 验收前验收人员应首先弄清作业内容，确立验收项目及验收标准。9.3 设备安装、检修在作业过程中需要中间验收时，作业单位应向事先与高压科制 定有关中间验收项目，高压科指派合适人员跟踪完成，并做好记录。9.4 新建、改（扩）建工程竣工验收，作业单位应向变电所提供有关资料，包括设备说明书、出厂试验记录、安装竣工图纸、安装记录及试验报告等有关技术资料，并填写有关检修、试验记录。设备大修后竣工验收，作业单位应移交大修、试验报告，并填写有关检修、试验记录。9.5 验收过程中，设备操作应由高压科操作班人员进行，应对设备名称、编号、状 态进行仔细确认，并严格进行监护。9.6 新安装、大修后的高压设备，其防误闭锁装置必须完善并良好，否则不得投入 运行。9.7 验收时发现问题，应及时进行处理。暂时无法处理，且不影响安全运行的，急 需投入运行时，必须限期，经机动处主管领导批准方能投入运行。9.8 交接验收后的新设备应调整至冷备用状态，所有保护自动化装置在停用状态。9.9 新设备交接验收结束、办理交接手续后，应视作运行设备，交由运行人员管理, 任何人不允许擅自改变交接后的新设备状态。9.10 在新设备上的任何工作，必须履行正常的工作票手续，由运行人员许可、操 作、验收及终结，工作人员必须填写有关记录。9.11 新设备必须办理交接手续后方可进行与运行设备的接引工作。接引后的新设 备（包括二次设备）应有可靠的防误措施，严防误分、误合或误投而造成事 故。 十、主要设备的验收项目10.1变压器 (1) 油枕油位与温度相对应,器身上无遗留杂物,外壳接地良好,各阀门开闭位置正 确,各部油漆完整无锈蚀。（2） 套管清洁无破损、裂纹，相位标志齐全，油标油色正常，油位适宜（2/3）， 电容套管末屏接地引线应可靠接地，引线安装牢固接触良好，松紧程度合 适，软连接部分完整无断层。 （3）温度计指示正常，报警值设置正确。 （4）压力释放阀清洁无锈蚀、卡涩，信号电缆进线封闭良好，防爆筒玻璃无破 损、密封良好。（5） 冷却器连接阀门已全部打开，风扇启动停止正常、运行平稳，油泵运行正常 平稳，油流表指示正确，控制电源箱自动切换良好，箱内清洁箱体密封良 好，冷却器编号正确。（6）呼吸器硅胶无潮解，铁芯及夹件外引接地线良好。（7）有载调压装置电机运行良好，销轴齐全，控制箱密封良好，位置显示与实际 位置一致且符合运行要求，油枕油位正常且低于本体油枕油位，滤油器及控 制部分工作正常，滤油器清洁无渗油。（8） 各瓦斯继电器清洁无油污，内部充满油，无气体，防雨罩齐全，观察窗已打 开。（9）10KV出线铝排及软连接正常。 (10）端子箱内清洁且密封良好，各端子接触良好，各控制电缆安装符合规定要 求。（11） 变压器各部件清洁，无渗、漏油、油污现象。 图10-1（12）套管及本体油中无残留气体。 (13）新装变压器大盖坡度符合要求，安装图纸、产品说明书、出厂合格证、安装 技术文件、交接试验数据齐全。（14）有载分接开关、冷却系统、保护装置等传动试验良好，信号正确。 (15）各种检修试验数据齐全且合格，检修试验人员在记录中已签字，确有可投运 结论。（16）各项反措是否落实。10.2断路器10.2.1 10KV真空断路器(弹簧机构)。（1）本体各部清洁完好无破损，支持绝缘子完好，各部连接螺栓紧固。（2）储能弹簧无锈蚀、无断裂隙，拐臂、拉杆完整，卡簧、螺丝备帽齐全。（3）机构的传动部分完整无锈蚀、脱漆，机械闭锁装置齐全完整，分合闸指示正 确，弹簧储能正常，机构内无遗留杂物，构架接地完好。（4） 机构外壳完整无锈蚀，二次接线螺丝紧固绝缘良好，各转动部件灵活，销针 齐全劈开，辅助开关接点无过热烧伤，接触正确良好。（5） 新装断路器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐 全。（6） 各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可投 运结论。 （7）各项反措是否落实。10.2.2 10KV真空断路器(小车、电磁机构)。（1）小车上各种设备安装牢固，金属架油漆完整无脱落，设备上无遗留杂物。（2）真空断路器完好无破损现象，支持绝缘子完好。手车柜、行程开关和触头无 磨损，触头无弯曲。（3） 弹簧无锈蚀，分合闸指示鲜明、正确，观察孔玻璃完整，拐臂及水平拉杆销 针、卡簧、备帽齐全。（4）操动机构动作灵活可靠。（5）小车插件接触良好，无开路、短路现象。端子排和控制、分合闸熔断器完 好。端子无松动、无锈蚀。（6） 小车推入和拉出无卡涩现象，试验位置、工作位置信号正确。远方及就地传 动和带重合闸试验良好。（7）防误闭锁功能齐全有效。（8）新装断路器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐 全。（9） 各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确认可投 运。（10）各项反措是否落实。10.3 电流互感器（1） 瓷套清洁无裂痕，油位正常，无渗漏油现象，各引线接点紧固，呼吸器、膨 胀器完好，硅胶干燥不变色，一次接线正确，变比正确，油位观察窗玻璃完 好透明。（2） 二次端子箱清扫干净，端子无松动，构架及外壳油漆完整无锈蚀，接地良 好。（3） 构架上的电压抽取置完整无破损，接地刀闸位置正确，绝缘子无裂痕，引线 接点无松动。（4）保护间隙的距离应符合规定，末屏接地良好，相位标志齐全准确。（5）新装电流互感器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料 齐全。（6） 各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可投 运结论。（7）各项反措是否落实。 10.4 隔离开关（1）支持绝缘子清洁无裂痕破损，引线松紧程度合适。（2）各连接部分螺栓紧固，拉杆、连杆等无弯曲、变形，转动部分已涂润滑油， 转动灵活，销针、卡簧、备帽齐全、可靠，接头焊缝无开裂。（3）电机转动平稳无异音，绝缘良好，手动、电动传动无卡劲现象。（4）同期、开距合格，触头接触良好，触指深度合格。（5）接地刀闸传动无卡劲现象,同期合格,接触良好,合入深度足够，电气、机械防 误闭锁装置完整、可靠，无破损无卡涩。（6）辅助开关、微动开关切换、接触、弹性良好，信号传动正确。（7）机构箱、辅助接点箱内清洁，外壳油漆完整无锈蚀，密封良好。（8）新装隔离开关安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐 全。（9） 各种修试数据齐全合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可投运结 论。（10）各项反措是否落实。10.5 母线10.5.1软母线（1） 绝缘子清洁无裂纹，各接点紧固无锈蚀，相位标志明显，弛度合适，各部销 针齐全完整，构架无锈蚀、接地良好。（2）线夹无松动，导线无断股。（3）新装母线安装文件、各部件出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。（4）各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可投 运结论。（5）各项反措是否落实。10.5.2硬母线（1） 支持绝缘子清洁无裂纹、无倾斜，伸缩接头无松动、断片，固定部位无窜动 等应力现象，各部接点紧固无锈蚀，相位标志明显，弯曲度不超过标准，构 架无锈蚀、接地良好。（2）消振措施完善。（3）终端、滑动、连接等金具良好。（4）新装母线安装文件、各部件出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。（5）各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可投 运结论。（6）各项反措是否落实。10.6电压互感器。（1）瓷套清洁无裂痕，冲油式互感器油位正常，无渗漏油现象。（2）各引线接点安装牢固，一次接线正确，一次绕组尾端接地良好。（3）二次端子箱清扫干净，端子无松动、密封良好，端子箱内熔丝（控制开关） 完好。（4）构架及外壳油漆完整无锈蚀，接地良好。（5）新装电压互感器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料 齐全。（6） 各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可投 运结论。（7）各项反措是否落实。 10.7避雷器（1） 瓷套清洁无破损、无裂纹，垂直度符合要求，引线安装牢固、采用双螺栓连 接，松紧程度合适，均压环水平，法兰连接处无缝隙。（2） 油漆完整无锈蚀，接地良好，放电计数器、全电流表密封良好，玻璃完好 透明。 （3） 新装避雷器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐 全。（4） 各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可 投运结论。 10.8电力电容器 （1）电容器、放电线圈外壳无变形和渗油现象，引出端子连接牢固，垫圈螺母 齐全，熔断器安装牢固、方法正确，熔丝配置合适。 （2）集合式电容器外壳油漆完整无锈蚀，各部无渗漏油现象，储油柜油位正 常。 （3）电容器各套管无裂纹、无破损，表面清洁，电容器组及构架接地良好，油 漆完整、无锈蚀，铝排安装牢固，接点紧固，相位色漆明显，各部无搭挂 杂物，每只电容器应按顺序标号。 （4）放电回路是否完整正确。 （5）支持绝缘子表面清洁、无裂纹、无破损。 （6）固定遮拦完好，接地良好，防误装置齐全可靠。 （7）新装电容器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐 全。 （8）各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可 投运结论。 （9）各项反措是否落实。10.9电抗器 （1）电抗器本体外观检查良好，有无变形现象，表面漆完整，有无脱落，电抗 器冷却风道是否堵塞。 （2）引线连接牢固可靠，各部接点安装牢固。 （3）支持绝缘子清洁完好，无破损，无倾斜。 （4）叠放顺序符合规定，接地符合要求。 （5）新装电抗器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐 全。 （6）各种试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可投运 结论。 （7）各项反措是否落实。在操作及点检时保持足够的安全距离，防止触电（见附表）三轮车安全注意事项：1、 保持安全距离2、遵守交通规则观察变压器储油柜内的油位情况是否处于规定范围内 干燥剂变色不超过2/3 瓦斯继电器内应充满油 电气设备保护接地 灭火器应进编号并放置在指定位置 分、合闸位置指示应与后台监控、高压模拟图相符 在20额定压力为0.5MPA,当压力降低到0.45MPA时，发补气信号，当压力降低到0.43MPA时开关闭锁，红绿灯熄灭 巡检时应检查操作机构箱箱门是否关好 巡检时观察电流互感器、电压互感器油位变 干燥剂变色达过2/3以上应更换 雷雨天气过后，应检查雷击计数器上的数字有无变动且应做好记录 电容器周围温度为40时，电容器外壳温度不得超过55 电容器开关带电容器拉开后，一般间隔5分钟后才允许再次合闸 桥架立柱上应统一编号，且刷好警示标语和高压科联系电话 验电时，必须使用电压等级合适、经试验合格、试验期限有效的验电器。验电时，应先将验电器在带电的设备上检验其是否良好。验电工作，应在施工或检验设备的进出线的各相进行。 高压验电必须带绝缘手套。35KV及以上的电气设备，可以使用绝缘杆验电，根据绝缘杆端部有无火花和放电劈啪声