35kV变电站现场运行规程(最新)

*电力公司输变电运行管理所 35kV*变电站现场运行规程 *电力公司输变电运行管理所 1 范围本指导书适用于35kV*变电站现场运行工作。凡参加本站运行、检修、试验等一切工作人员均应熟悉，执行本规程一切规定，并接受上级领导的监督。 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。中华人民共和国电力行业标准DL/T800-2001电力企业标准编制规则能源部高压断路器运行规程 1991国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）电力部1982电力部电气设备预防性试验规程 DL/T5961996电力工业标准汇编电气卷断路器设备 第四分册电力部电力变压器运行规程（ DL/T572 95 ）电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程电力部电力工业技术管理法规1982年电力部火力发电厂,变电所直流系统技术规定（ DL/T5044 95 ）水电部水电部继电保护和安全自动装置运行管理规程1982年水电部继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定1988年国家电网公司安全生产健康环境质量管理体系（试行）国家电网公司变电站管理规范内蒙古电力公司内蒙古西部电网继电保护装置现场运行规程汇编2002年鄂尔多斯电业局伊旗供电局继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-93电力线载波结合设备GB/T7329-1998有关厂家设备技术说明书3 设备概况3.1 35kV*变电站建设概况35kV*变电站位于鄂尔多斯市*。本工程于2008年5月由鄂尔多斯勘测设计院设计，由*电公司施工安装，占地面积2400平方米，本期工程建成6.3MVA主变二台；35kV进线二回；10kV出线十回； 10kV电容器二台，消弧线圈两台，2008年12月05日投入运行。3.2 主设备接线方式、控制方式3.2.1 接线方式主变：1、2号主变高压侧351、352断路器接于35kV、段母线；低压侧951、952断路器接于10kV 、段母线。35kV部分：35kV 单母分段接线方式，母联310断路器连接35kV、段母线。381电压互感器、 311断路器、1号主变351断路器；382电压互感器、321断路器、 2号主变352断路器接于35kV、段母线。10kV 部分：10kV单母分段接线方式，母联910断路器；981电压互感器、1号主变951断路器、911断路器、912断路器、913断路器、914断路器、915断路器、991断路器、9501断路器、961站用变；982电压互感器、2号主变952断路器、921断路器、922断路器、923断路器、924断路器、925断路器、992断路器、9502断路器、962站用变接于10kV、段母线。3.2.2 控制方式35kV*变电站为当地监控综合自动化变电站3.3 各种图表3.4 主变及无功设备容量、进出线名称及送受关系3.4.1 主变压器及无功设备容量名称额定容量单台容量总容量1号主变6.3MVA6.3MVA12.6MVA2号主变6.3MVA6.3MVA号电容器1500kVar250kVar3000 kVar2号电容器1500kVar250kVar3.4.2 进出线名称及送受关系电压等级进出线编号及名称送受关系投运日期35kV311新丁线联络线2008.12.0535kV321宝丁线联络线2008.12.0510kV911主扇一回送电、煤矿2008.12.0810kV912主井一回送电、煤矿2008.12.0810kV913地面一回送电、煤矿2008.12.0810kV914辅助一回送电、煤矿10kV915下井一回送电、煤矿2008.12.0810kV921主扇二回送电、煤矿2008.12.0810kV922主井二回送电、煤矿2008.12.0810kV923地面二回送电、煤矿2008.12.0810kV924辅助二回送电、煤矿10kV925下井二回送电、煤矿2008.12.083.5 保护、自动装置配置及保护范围3.5.1 1、2号主变设有下列保护配置及保护范围：1) 差动保护；保护范围为主变二侧电流互感器之间设备故障2) 本体瓦斯(重瓦斯、轻瓦斯)； 保护范围为变压器本体内部故障3) 调压瓦斯(重瓦斯、轻瓦斯)；保护范围为变压器有载调压开关本体内部故障4) 主变高后备：保护范围为主变及高压侧母线及出线故障5) 主变低后备：保护范围为主变及低压侧母线及出线故障6) 35kV侧过负荷：7) 主变压力释放阀；保护范围为；变压器本体内部故障3.5.2 311、321线路保护配置及保护范围3.5.2.1 保护配置：电流差动保护、重合闸。3.5.2.2 保护范围：主保护电流差动保护保护线路全长。3.5.3 10kV线路保护配置及保护范围3.5.3.1 保护配置：三段式电流保护、过负荷告警3.5.3.2 保护范围：主保护过流保护线路全长。3.5.4 10kV电容器保护配置及保护范围3.5.4.1 保护配置：差压I段、过流I段、过电压、低电压和PT断线告警3.5.4.2 保护范围：过流I段保护电容器外接引线和电容器电缆，差压、过电压、低电压保护电容器本体。3.6 主要设备规范3.6.1 变压器主要技术参数3.6.1.1 1号变压器变电站名称35kV丁家渠变电站使用条件户外式电压等级35kV耐震水平8级地震裂度间隔名称1号主变压器空载损耗6.173KW运行编号1号空载电流0.32%产品代号11.7120.4311.3绝缘类别油绝缘设备名称有载调压变压器额定容量6300kVA设备型号SZ10-M-6300/35额定电压354*2.5%/10.5kV相 数3相绝缘水平LI/AC 200/85KV LI/AC 75/35连结组别标号YNd11总油重3090Kg额定频率50Hz器身吊重6650Kg冷却方式ONAN(油浸自冷)油箱重1701Kg出厂日期2008-07添加油重800Kg安装日期2008-09附件重2050Kg投运日期2008-12运输重10645Kg出厂编号S海拔1480m标准代号GB1094.12-1996 GB1094.3 2003 GB1094.5 - 2003生产厂家三变科技股份有限公司短路阻抗高对低7.94%(75)负载损耗高对低36.002kw3.6.1.2 2号变压器变电站名称35kV丁家渠变电站使用条件户外式电压等级35kV耐震水平8级地震裂度间隔名称1号主变压器空载损耗6.173KW运行编号1号空载电流0.32%产品代号11.7120.4311.3绝缘类别油绝缘设备名称有载调压变压器额定容量6300kVA设备型号SZ10-M-6300/35额定电压354*2.5%/10.5kV相 数3相绝缘水平LI/AC 200/85KV LI/AC 75/35连结组别标号YNd11总油重3090Kg额定频率50Hz器身吊重6650Kg冷却方式ONAN(油浸自冷)油箱重1701Kg出厂日期2008-07添加油重800Kg安装日期2008-09附件重2050Kg投运日期2008-12运输重10645Kg出厂编号S海拔1480m标准代号GB1094.12-1996 GB1094.3 2003 GB1094.5 - 2003生产厂家三变科技股份有限公司短路阻抗高对低7.94%(75)负载损耗高对低36.002kw3.6.2 断路器主要技术参数3.6.2.1 ZN1240.5型真空断路器（311、321、310、351、352）变电站名称35kV丁家渠变电站额定操作电压DC220V设备名称断路器额定短路开断电流31.5kA设备型号ZN1240.5额定雷电冲击耐受电压185KV额定电压40.5kV机械寿命10000次额定电流1250A额定频率50Hz符合标准GB19842003出厂日期2008-05重 量350kg安装日期2008-09出厂编号投运日期2008-12额定操作顺序分-0.3S-合分-180S-合分生产厂家山东泰开真空开关有限公司3.6.2.2 ISM/TEL 12-31.5/1250-081真空断路器(911、912、913、914、915、921、922、923、924、925、992、991、910、9501、9502、951、952)变电站名称35kV丁家渠变电站额定操作电压DC220V电压等级10kV额定短路开断电流31.5kA额定操作顺序0-0.3S-CO-15S-CO重 量68kg设备名称断路器额定短路持续时间4S设备型号 ISM/TEL 12-31.5/1250-081额定电压12kV额定电流1250A投运日期2008-12-5额定频率50Hz使用环境户内额定电压12kV 机械寿命10000次生产厂家TAVRIDA ELECTRIC3.6.3 隔离开关主要技术参数运行编号型 式额定电压kV额定电流A厂 家出厂日期311-1、311-6、321-2、321-6、310-1、310-2、351-1、351-6、352-2、352-6GN27-40.5405 kV1250A仪征市电瓷电气有限公司2008.05951-1、951-6、952-2、952-6、910-1、910-2、GN19-1212 kV1250A仪征市电瓷电气有限公司2008.05911-1、911-6、912-1、912-6、913-1、913-6、914-1、914-6、915-1、915-6、921-2、921-6、922-2、922-6、923-2、923-6、924-2、924-6、925-2、925-6、991-1、991-6、992-2、992-6、9501-1、9501-6、9502-2、9502-6GN19-12/630-2012 kV630A仪征市电瓷电气有限公司2008.053.6.4电压互感器主要技术参数编号型号额定电压比厂 家使用变比381JDZX9-35Q353/0.13/0.13/0.1/3大连第二互感器厂382JDZX9-35Q353/0.13/0.13/0.1/3大连第二互感器厂981JDZJ-1010/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3大连第二互感器厂982JDZJ-1010/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3大连第二互感器厂3.6.5电流互感器主要技术参数编号型号额定电流比厂 家使用变比351LZZB9-35D200-400/5大连第二互感器厂200/5352LZZB9-35D200-400/5大连第二互感器厂200/5311LZZB9-35D300-600/5大连第二互感器厂600/5321LZZB9-35D300-600/5大连第二互感器厂600/5911LZZBJ9-10C2Q50-100/5大连第二互感器厂50/5912LZZBJ9-10C2Q50-100/5大连第二互感器厂100/5913LZZBJ9-10C2Q100-200/5大连第二互感器厂100/5914LZZBJ9-10C2Q50-100/5大连第二互感器厂50/5915LZZBJ9-10C2Q500/5大连第二互感器厂500/5921LZZBJ9-10C2Q50-100/5大连第二互感器厂50/5922LZZBJ9-10C2Q50-100/5大连第二互感器厂100/5923LZZBJ9-10C2Q100-200/5大连第二互感器厂100/5924LZZBJ9-10C2Q50-100/5大连第二互感器厂50/5925LZZBJ9-10C2Q500/5大连第二互感器厂500/5991LZZBJ9-10C2Q200/5大连第二互感器厂200/5992LZZBJ9-10C2Q200/5大连第二互感器厂200/59501LZZBJ9-10C2Q50/5大连第二互感器厂50/59502LZZBJ9-10C2Q50/5大连第二互感器厂50/5910LZZBJ9-10C2Q600/5大连第二互感器厂600/5951LZZBJ9-10C2Q600/5大连第二互感器厂600/5952LZZBJ9-10C2Q600/5大连第二互感器厂600/5310LZZB9-35Q300-600/5大连第二互感器厂300/5961LMZJ1-0.5100-200/5天正集团有限公司200/5962LMZJ1-0.5100-200/5天正集团有限公司200/53.6.6避雷器主要技术参数运行编号型号额定电压(kV)残压(kV)出厂日期生产厂家35kV段母线HY5WZ-51/134511342008.04宜宾市庆丰实业公司35kV段母线HY5WZ-51/134511342008.04宜宾市庆丰实业公司10kV段母线HY5WZ-17/4517452008.08宜宾市庆丰实业公司10kV段母线HY5WZ-17/4517452008.08宜宾市庆丰实业公司3.6.7 10kV电容器主要技术参数3.6.7.1 、2号电容器型 号BAM211/3-250-1W电 抗 器额定容量250kVar型 号CkSG-90/10-6额定电压11/3kV容 量90kVar执行标准GB/TH024绝缘等级B级额定频率50Hz冷却方式自冷电容20.34uF相 数三相温度类别-40/D 额定电流78.7A出厂日期2008. 03额定电抗率6内部接法1额定端电压0.381KV图号2GR.额定电抗4.84/相制造厂家 桂林电力电容器有限公司厂家丹东长兴电器有限公司3.6.8 站用变压器主要技术参数运行编号1号站变接线组别Yyn0冷却方式AN型号SC9-80/10总重(kg)500Kg出厂日期2008.05额定容量kVA80KVA序号00335投运日期2008.11标准GB1094、11-2007.短路阻抗4.3%绝缘等级F级相数三相使用条件户内式额定频率50Hz防护等级IPCD气候等级C2环境等级E1绝缘水平L175AC35/IOAC 3厂家中国广东四会互感器厂有限公司运行编号2号站变接线组别Yyn0 冷却方式AN型号SC9-80/10总重(kg)500Kg出厂日期2008.05额定容量kVA80KVA序号00336投运日期2008.11标准GB1094、11-2007.短路阻抗4.3%绝缘等级F级相数三相使用条件户内式额定频率50Hz防护等级IPCD气候等级C2环境等级E1绝缘水平L175AC35/IOAC 3厂家中国广东四会互感器厂有限公司3.6.9 直流系统主要技术参数编号型 号电池数量容量AH额定输出电压出厂日期厂家1号PZD-MQ104200220V2008保定华北电力3.6.10 消弧线圈技术参数3.6.10.1 1号消弧线圈1）1号主变消弧线圈型 号DSG-150/10绝缘水平L175AC35额定电流中性点电流25A系统电压10kV额定频率50Hz标准号GB10229-88GB6450-86额定容量150kVA额定电压10500V零序阻抗26.25/相出厂序号08160冷却方式AN连结组标号ZN总重510Kg产品代号1HB、720相数三相生产日期2008.06厂家天津市天变航博电器发展有限公司2）有机外套氧化锌避雷器型 号HY5W-17/50出厂序号持续运行电压136KV额定电压17kV出厂日期2008.03厂家西安西电高压电瓷电器厂3）测量电流互感器型 号LZZBJ9-10C2Q 额定短时热电流1 秒 63KA出厂序号83444电流比50/5额定绝缘水平12/42/75kV出厂日期2008年3月执行标准1208-2006额定动稳定电流12.5KA厂家大连第二互感器集团有限公司4）干式偏磁消弧线圈产品型号XDG-150/10产品代号1HB720出厂序号68159额定容量150kVA系统电压10kV绝缘水平L175AC35额定电压6062V补偿电流5-25A出厂日期2008.06使用条件户内额定频率50HZ总重695kg标准代号GB6450-86GB/T10228-1997GB/T10299-1988冷却方式AN厂家天津市天变航博电气发展有限公司3.6.10.2 2号消弧线圈1）2号主变消弧线圈型 号DSG-150/10绝缘水平L175AC35额定中性点电流25A系统电压10kV额定频率50Hz标准号GB10229-88GB6450-86额定容量1100kVA额定电压10500V零序阻抗26.25/相出厂序号08161冷却方式AN连结组标号ZN总重510Kg产品代号1HB、720相数三相生产日期2008.06厂家天津市天变航博电器发展有限公司3）有机外套氧化锌避雷器型 号HY5W-17/50出厂序号持续运行电压136KV额定电压17kV出厂日期2008.03厂家西安西电高压电瓷电器厂5）测量电流互感器型 号LZZBJ9-10C2Q 额定短时热电流1 秒 63KA出厂序号83445电流比50/5额定绝缘水平12/42/75kV出厂日期2008年3月执行标准1208-2006额定动稳定电流12.5KA厂家大连第二互感器集团有限公司6）干式偏磁消弧线圈产品型号XDG-150/10产品代号1HB720出厂序号68158额定容量150kVA系统电压10kV绝缘水平L175AC35额定电压6062V补偿电流5-25A出厂日期2008.06使用条件户内额定频率50HZ总重695kg标准代号GB6450-86GB/T10228-1997GB/T10299-1988标准代号GB6450-86冷却方式AN厂家天津市天变航博电气发展有限公司4 调度范围划分及运行方式4.1 调度范围划分区调管辖设备县调管辖一类设备所调管辖二类设备站调设备35kV311新丁线35kV321宝丁线及上述设备相应的继电保护及自动装置。35kV、段母线；310母联；1号主变压器及二侧断路器；2号主变压器及二侧断路器；及上述设备相应的继电保护及自动装置。10kV、段母线及母联；10kV所有出线；10kV所有电容器；1号站变2号站变直流系统1号站变2号站变4.2 运行方式4.2.1 正常运行方式：主变：1、2号主变高压侧母线并列运行，1、2号主变低压两侧母线分列运行， 351、352、951、952断路器运行。 35kV部分：35kV单母线经310母联断路器并列运行，35kV段母线带381电压互感器、新丁线311断路器 ，1号主变351断路器运行，35kV 段母线带382电压互感器、 2号主变352断路器运行，宝丁线321断路器热备用状态。10kV 部分： 10kV段母线带981电压互感器、911主扇一回、912主井一回、913地面一回、914辅助一回、915下井一回、961站用变、991电容器、9501断路器、1号主变951断路器运行。10kV 段母线带982电压互感器、921主扇二回、922主井二回、923地面二回、924辅助二回、925下井二回、962站用变、992电容器、9502断路器、2号主变952断路器运行。所用电部分：961隔离开关带1号站变运行，962隔离开关带 2号站变运行。4.2.2 特殊运行方式：（1） 321*线运行方式有两种，一种方式是宝山变电站代丁家渠站运行；另一种方式是丁家渠变电站代宝山站运行；正常运行方式为宝山站代丁家渠站运行。如需*站代宝山站运行注意定值更改，定值更改由检修人员进行。5 设备运行及操作注意事项一般规定：春秋查期间对站内停电设备的套管，支柱绝缘子，瓷瓶等清扫。每月15日对站内端子箱、机构箱、保护盘柜等不需停电的设备进行集中清扫维护，至少两人进行，一人工作一人监护。每日8时、12时、16时、22时进行正常巡视；站长每月跟班进行一次全面巡视，各值每周一进行全面巡视，周日进行闭灯巡视。5.1 变压器部分5.1.1 设备作用及组成部分：改变电压等级，传输分配电能；主要组成部件有：铁芯、绕组、油箱、油枕、呼吸器、防爆管、散热器、绝缘套管、分接开关、气体继电器、温度计、净油器等。5.1.2变压器正常运行规定5.1.2.1 在正常情况下,变压器不允许超过铭牌的额定值运行。5.1.2.2 变压器在规定的冷却条件下，全年按规定容量运行，上层油温不得超过80。5.1.2.3 只有当变压器高压和低压二侧都固定地接上相应电压等级的避雷器后，才允许将变压器投入运行。5.1.2.4 变压器运行时,设计中规定的所有保护均要投入运行。特殊情况下要返回有关保护需经主管调度批准。5.1.2.5 变压器的油位要与油温相适应，不允许油位越上下限运行。5.1.2.6 1、2号主变在高压侧停电的情况下，低压侧不能继续运行；1号、2号主变额定容量为6.3MVA 5.1.3 变压器过电压运行规定变压器任何一侧的负荷功率不高于额定值时，变压器可以在最高工作电压下运行，但不宜超过其额定电压的105%对于特殊情况，允许在不超过110%的额定电压下运行。5.1.4 变压器过负荷运行规定5.1.4.1 主变压器可以在正常过负荷和事故过负荷下运行，正常过负荷可经常使用，事故过负荷只允许在事故情况下使用。5.1.4.2 变压器过负荷运行时,应及时向上级调度汇报，并派专人监视负荷和油温表计，监视现场设备运行情况。若变压器超过规定的过负荷能力，应立即申请调度减负荷，同时运行人员应作好相应记录。5.1.4.3 变压器允许事故过负荷的能力过负荷电流/额定电流（倍） 1.3 1.45 1.60 1.75 2.00 持续时间（min） 120 80 45 20 105.1.4.4 变压器存在较大的缺陷如严重漏油、色谱分析异常、有载分接开关异常和冷却介质（环境）温度超过规定而无特殊措施时，不准过负荷运行。5.1.4.5 经常全天基本上满负荷运行的变压器，不宜过负荷运行。5.1.5 压力释放阀运行维护规定：5.1.5.1 运行中的压力释放阀动作后，必须检查主变的电气量情况及本体情况并将压力释放阀的机械、电气信号手动复归后及时上报。5.1.5.2 压力释放阀一般接于信号。5.1.5.3 压力释放阀如有渗漏现象时应及时采取措施解决。5.1.5.4 压力释放阀的胶圈自出厂之日起每十年必须更换一次，以免因胶圈老化导致释放阀漏油甚至失效。5.1.6 变压器操作规定； 5.1.6.1 变压器停电应由先停负荷侧后停电源侧，送电顺序相反；5.1.6.2 变压器在操作过程中，如发现异常情况、故障信号时，应立即停止操作，待查明原因，核实处理后，方可继续进行。5.1.6.3 1号（或2号）主变停电时应检查1、2号主变负荷情况，防止发生变压器过负荷；5.1.6.4 变压器检修应断开有载调压电源；5.1.6.5 变压器检修应返回主变本体保护跳主变各侧出口压板（即本体保护跳二侧出口压板）；5.1.7 变压器有载分接开关操作规定及注意事项：5.1.7.1 有载调压分头的调整必须根据县调调度员指令进行；调压开关进行调压时,不得将调压重瓦斯跳闸压板返回运行。5.1.7.2 运行中的主变调压一天不宜超过10次，每次调节间隔时间不少于1min。每月核对有载分接开关动作累计次数，并计入运行日志。5.1.8.3 1、2号主变进行分接变换操作。不得在单台变压器上连续进行两个分接变换操作，必须在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。每进行一次变换后，都要检查电压和电流的变化情况，防止误操作。升压操作，先操作负荷电流相对较少的一台，后操作负荷电流相对较大的一台，降压操作与此相反。每次调压操作应记录操作前后主变各侧电压，及动作次数。 5.1.8.4 电动调压装置故障不能电动调压时，可用手动摇把操作，手动操作时必须断开调压电源，每33圈为一个分头位置，手摇时，注意听切换开关有无响声，如无响声或响声不正常应停用检查（切换开关正常响声是：嗒嗒的连续两响，如是嗒声或嗒嗒声再拖长就是响声不正常）。5.1.8.5 主变有载调压分接头可在后台遥控操作，在后台软件主接线图中遥控操作按钮进行电压升、降操作。例如电压升操作：点击电压升遥控按钮后自动弹出对话窗口，再点击遥控校返两秒内提示校返成功后，点击遥控执行两秒左右后提示执行成功，高压侧电压升高，反之进行电压降操作可使高压侧电压降低，操作步骤同上。就地1号主变操作时“1N”为“升高”按钮，“N1”为 “降低”按钮，每变换一个分头位置自动停止；就地操作1号、2号主变时，使用“升高/降低”把手调节；如果连续不停，立即按急停按钮并切断调压电源，汇报上级并报缺陷。5.1.8.6 1号、2号主变各有两个温度表显示上层油温；并接于本体保护上测控屏；5.1.8.7 HMK7智能型控制原理简介:本控制器有三种控制功能:第一,选择”本地”指令从控制器面板输入;第二,选择”远控”指令从控制器控制器后面的接线端子输入;第三,选择”电操”指令从SHM-I电动操作机构面板输入。输入”1-N”或” N-1”指令后,控制器输出单一驱动信号,SHM-1电动机构完成从一个工作位置变换到相邻的工作位置,其分接变换指示轮指针转动一圈,完成一次操作后自动停止.如果操作过程中控制器断电,恢复供电后控制器继续完成前一次中断的操作.操作过程中若输入”停止”指令,将停止正在进行的位置变换操作.如果过电流闭锁输入触电闭合,将立即禁止”1-N”或” N-1”变换操作.控制器还送出一组220V AC电源,供SHM-1加热回路使用.5.1.9 主变压器巡视检查项目5.1.9.1 日常巡视1) 油枕和套管内的油色，油位指示应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗漏现象；2) 套管瓷质部分无破损、裂纹及放电痕迹；3) 变压器内部声音应正常，油温正常；4) 气体继电器内充满油，无气体；瓦斯取气盒内无气体，充满油；5) 压力释放阀应完好，无渗漏现象；6) 呼吸器内硅胶无受潮变色；7) 变压器外壳接地应良好；8) 各接头部分无过热现象；9) 各连接部位的胶垫应完好，无渗漏油；10) 变压器各温度计指示一致并正常；11) 有载调压指示位置正常并与主控室一致，无渗漏现象；5.1.9.2 特殊巡视1) 大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。2) 设备变动后的巡视。3) 设备新投入运行后的巡视。4) 设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视。5) 异常情况下的巡视。主要是指：过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视。6) 设备缺陷近期有发展时、法定休假日、上级通知有重要供电任务时，应加强巡视。5.1.10 运行维护、试验5.1.10.1 主变压器运行维护1) 端子箱的每月清扫一次；2) 各种告警信号模拟试验；5.1.10.2 主变压器试验（预试）1) 绕组连同套管的绝缘电阻；2) 绕组连同套管的泄漏电流；3) 线圈直流电阻；4) 绕组连同套管的介质损耗；5) 绝缘油的试验；6) 绝缘油的色谱分析。5.1.11 主变验收项目：1) 检修、试验、校验项目齐全、合格、记录完整，记录清楚；2) 本体及所有附件均无缺陷（特殊情况例外），且不渗漏油；3) 顶盖及其他部件上无遗留杂物和工具；4) 引线接头线夹连接紧固，可靠；5) 油枕和本体上的阀门位置均应正确；6) 油枕的油位和高、低压套管油位指示是否正确；7) 温度计指示正确，整定值符合要求；8) 如果绝缘油进行了热油循环或更换油时，则需在投运前，静油48小时；9) 变压器有载调压装置操作，指示正常；10) 缺陷处理后的验收工作，应根据缺陷的内容在工作完毕后进行验收，但仍需按上述要求的项目作相应的检查；11) 除上述验收内容外，还应按巡视检查项目中的有关内容检查验收。5.2 断路器部分5.2.1 断路器组成及作用：改变运行方式，在一次系统正常运行的情况下，开断负荷电流，故障情况下与保护装置配合开断短路电流。高压断路器的组成部分：导电部分、灭弧部分、绝缘部分、操动机构部分。5.2.2 断路器运行维护规定: 5.2.2.1 在正常情况下，断路器不允许在超过额定参数下长期运行，不能非全相运行； 5.2.2.2 主回路带电情况下严禁将断路器远方就地切换把手打至就地。加热器和照明开关则根据需要投退。5.2.2.3 断路器切断故障电流后，达到跳闸次数应汇报调度及上级领导，切断最后一次故障电流前应返回重合闸，跳闸次数根据说明书执行。5.2.2.4 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。5.2.2.5 当气温低于0摄氏度时，应立即投入断路器机构加热电源，并检查加热正常。5.2.3 断路器正常操作规定：5.2.3.1 断路器正常停电或送电操作时，严禁就地电动分合断路器；5.2.3.2断路器和机构停电检修后需手动拉合两次验证断路器良好。保护检修后应带断路器进行保护传动，带断路器传动保护不应超过两次，其它可传动信号 5.2.3.3 断路器的操作在后台遥控操作或在测控屏进行操作。如不成功应及时断开其操作电源开关，以防止分合闸线圈烧毁。5.2.3.4 弹簧储能机构弹簧不储能时，禁止分、合闸。5.2.3.5 10kV真空开关部分操作注意事项：1) 拉、合断路器，一般只允许在后台进行远方遥控操作，除非遇到紧急事件特殊情况，在站长及领导的同意下进行就地操作。2) 操作时应注意真空断路器的漏气及线路的反送电现象；在拉合断路器前、后应检查三相带电显示灯状态，如果在断路器在分闸后三相带电显示灯仍有灯亮，一定要注意查明原因。5.2.3.6 断路器合闸后检查：1) 红灯亮，机械指示应在合闸位置；2) 送电回路的电流、功率及计量是否指示正确；3) 在合闸后应检查是否储能。5.2.3.7 断路器分闸后的检查：1) 绿灯亮，机械指示应在分闸位置和后台分闸信号；2) 检查表记指示正确5.2.4 手动操作功能在特殊情况下的使用规定：5.2.4.1 手动合闸功能可以在断路器二次回路还没有电源的特殊情况下使用；5.2.4.2 手动合闸功能只能使用在断路器主回路不带电的情况下，否则绝对不允许手动合闸； 5.2.4.3 手动分闸功能可以在紧急情况下提供给操作者直接对断路器进行分闸操作；5.2.4.4 正常运行时，断路器机构箱内的各电源和控制小开关均应合上，“远方/就地”选择开关应置于“远方”位置；加热器和照明开关则根据需要投退。5.2.5 断路器巡视检查项目：5.2.5.1 日常巡视：1) 检查断路器瓷套、瓷柱无损伤、无裂纹，无放电闪络和无严重污垢的现象。2) 断路器金具连接接点和接头处应无过热及变色发红现象，金具无异常。3) 断路器实际分、合位置与机械、电气指示位置是否一致。4) 断路器各部位无异常，无严重锈蚀现象，传动机构连接正常。5) 断路器端子箱内端子连接良好，无锈蚀和严重受潮现象，名称标注齐全、封堵良好，各小断路器无自动跳闸。交流转换开关及引线完好，双回电压正常。6) 机构箱门关闭良好。7) 检测断路器接点，接头的温度（用专用仪器测量），并作记录。5.2.5.2 特殊巡视：1) 断路器操作或跳闸后。2) 过负荷或过电压运行。3) 天气异常时。4) 断路器异常运行时。5) 新投运的断路器。6) 设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行；5.2.5.3 断路器切断故障电流跳闸后（包括重合闸动作后）应及时进行下列检查：1) 引线及接点有无短路或烧伤痕迹。2) 瓷套有无破损、裂纹和闪络。3) 分、合闸电气和机械指示装置是否一致和正确。4) 操作机构等是否正常和有无异常情况。5) 重合闸装置是否动作正确，如果不正确，应查明原因。5.2.6 断路器验收项目：5.2.6.1断路器部分1) 修试校项目齐全，合格，记录完整，结论清楚。2) 断路器及其操作机构的联动应正常，无卡阻现象，分合闸指示正确，辅助断路器动作正确可靠。3) 机构箱内端子及二次回路连接正确，元件完好。4) 油漆完整，并按规定颜色在设备上进行涂刷。5.3 隔离开关部分5.3.1 隔离开关的作用及组成：与断路器配合改变运行方式，在一次回路中形成明显的断点；隔离开关由动静触头、手动操动机构、支持绝缘部分等部件组成。5.3.2 隔离开关运行规定：5.3.2.1 正常情况下，隔离开关不允许超过额定参数运行；5.3.2.2 若断路器分闸闭锁无法正常断开时，应在得到调度及有关领导的同意，改变运行方式后，可用隔离开关将故障断路器返回运行；5.3.3 隔离开关操作规定：5.3.3.1 隔离开关一般应在现场就地进行手动操作，但必须严格核实电气闭锁条件和采取相应的技术措施，并在监护下方可进行；5.3.3.2 隔离开关、接地刀闸和断路器等之间安装和设置有防误操作的电气和机械闭锁装置，在倒闸操作时一定要按操作顺序进行（如验电接地）。如果闭锁装置失灵或隔离开关和接地刀闸不能正常操作时，必须严格按闭锁要求的条件逐一检查相应的断路器、隔离开关和接地刀闸的位置状态，待条件满足，通过申请和审批手续后，使用解锁钥匙方能解除闭锁进行操作；5.3.3.3 在拉开接地刀闸，操作主隔离开关前，应检查隔离开关与接地刀闸的机械闭锁确已解除，防止损坏设备。5.3.3.4操作隔离开关后必须检查三相触头接触良好，必要时使用绝缘拉杆进行校正。 5.3.3.5 严禁用隔离开关进行下列操作:1) 带负荷分、合操作；2) 配电线路的停送电操作；3) 雷电时，拉合避雷器；4) 系统有接地（中性点不接地系统）或电压互感器内部故障时，拉合电压互感器；5.3.4 巡视检查项目：5.3.4.1 日常巡视：1) 检查瓷瓶是否清洁、完整无损伤或无严重放电，隔离开关无锈蚀。2) 检查接头、接点接触是否完好，有无螺丝断裂松脱，无严重发热变形现象。3) 操作机构和辅助接点盒应关闭或密封良好。4) 检查设备接地完好。5) 测量隔离开关的接头、接点的温度。5.3.4.2 特殊巡视： 出现下列情况之一时，应进行特殊巡视：1) 设备异常运行或过负荷运行时（每小时一次）。2) 天气异常，雷雨后。3) 下雪时，应重点检查接头、接点处无发热现象。4) 倒闸操作后。5.3.4.3 验收规定：1) 隔离开关手动操作均正常；2) 操作机构、传动装置、辅助接点动作灵活可靠,位置指示正确；3) 隔离开关与接地刀闸之间机械闭锁装置功能正常，电磁锁、电气闭锁回路正确，功能完好；4) 支撑瓷瓶和旋转瓷瓶表面无尘垢、无破损、胶接处无松动；5) 分、合闸时,隔离开关三相触头应同期,触头插入深度应符合制造厂家规定；6) 微机五防闭锁装置电气闭锁回路正确,功能完整正确；7) 应有完整的试验报告及设备检修记录。8) 在检修人员对隔离开关进行发热处理后，运行人员要求检修人员做隔离开关回路电阻测试合格后方可通过验收，否则不予结票。5.4 电压互感器部分5.4.1 电压互感器的作用：将高电压变为低电压供给保护、计量、测量、同期等二次装置5.4.2 运行规定：5.4.2.1 电压互感器二次回路严禁短路。5.4.2.2 电压互感器检修时,首先将一次并列；再将二次并列后；将其二次空气开关全部断开；拉开一次隔离开关；以防二次回路向一次回路倒送电。（注意检查二次并列是否正常）。5.4.2.3 当电压互感器二次回路失压时（如电压互感器二次空气开关跳闸），通过试合后；运行人员应申请调度将与电压互感器有关的继电保护和自动装置（有可能误动的保护本站为：复合电压保护、低频低压减载）返回运行。5.4.3 操作规定及注意事项：5.4.3.1 电压互感器任一电压互感器停用时应一次应为并列状态下先将二次并列。5.4.3.2 电压互感器停电前应先断开电压互感器二次空气开关，然后再拉开电压互感器隔离开关，严禁用隔离开关拉开有故障的电压互感器。5.4.3.3 送电后应检查二次空气开关接触可靠，防止因接触不良引起保护和自动装置误动或拒动。5.4.3.4 电压互感器投入运行后，应立即检查仪表指示是否正确，有无异常声音。5.4.4 巡视检查项目：5.4.4.1 日常巡视：1) 检查瓷瓶无裂纹、破损和放电痕迹。2) 检查接