变电运行规程.doc

Q/ZGJ 005-2002变电运行规程1 范围为适应我局变电站运行管理工作的需要，保证电网及变电站的安全运行，特制定本标准。本标准参照部颁有关安全规程、运行规定、技术规范编制而成。本标准在运用中应结合各站实际设备，依据设备说明书及有关运行说明进行具体使用，编制切合现场实际的“现场运行规程”。本标准适用于我局运行人员、工作人员和有关部门管理人员对变电运行工作的规范化管理和监督检查。 2 引用标准2.1 能源部 DL4089l电业安全工作规程2.2 电力部电力工业技术管理法规19822.3 电力部DL/T572-95电力变压器运行规程2.4 电力部DL/T596-1996电力设备预防性试验规程2.5 电力部高压断路器运行规程 (1991年版)2.6 水电部电气事故处理规程2.7 水电部继电保护和安全自动装置运行管理规程1982年2.8 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2.9 DL/T.559-94中华人民共和国行业标准220kV-500kV电网继电保护装置运行整定规程2.10 GB14285-93继电保护和安全自动装置技术规程3 责职权限3.1 总工程师负责本标准的批准和颁布实施。3.2 总师室负责本标准编写的技术指导和最终审定。3.3 安全监督部负责本标准的执行监督。3.4 供电运行部负责本标准的编写、修订、实施、检查和监督。3.5 调度中心负责依据本标准指导变电站值班员进行设备的维护、操作、事故处理。3.6 变电站值班人员负责依据本标准搞好现场的运行管理工作。4 名词术语 本标准给出的名词和术语按照“国家电力行、地区电力行业有关规程、规定、条例”所给出的名词和术语进行定义和解释。5 基本要求5.1 值班人员必须用劳动纪律约束自己，严格组织纪律，加强责任感和责任心，严格的认真执行“两票三制”（工作票、操作票、交接班制、巡回检查制、设备定期试验与轮换制）。对已发生的事故要严肃对待，具体分析，吸取教训，妥善处理。5.2 值班人员必须经过现场实习，考试合格，供电运行部批准，才能独立担任值班工作。实习人员在正班监护下可进行操作，但无权接受调度命令。5.3 值班员行政上属供电运行部领导，业务上属当值班调度员领导。5.4 站长是变电站的总负责人，负责各方面的组织领导工作。运行工程师（助工）是变电站技术负责人，可代理站长工作。值班长是站长的助手，是当值的生产组织者。正值班员、副值班员都是值班长的助手，正值班员可代理值长工作。5.5 正值班员可充当监护人和接受调度命令。5.6 值班人员离站一个月以上重新值班时，应经过二至三天熟悉站内设备运行情况。超过三个月者，需要通过安规考试。5.7 值班人员应积极对站内设备进行一般性维护。5.8 值班人员必须做到“三熟三能”（熟悉设备构造、性能、系统布置和工作原理；熟悉操作和故障处理方法；熟悉本岗位的规章制度；能分析运行状况；能及时发现故障和排除故障；能掌握一般维护技能）。5.9 值班人员应经常保证控制室内有以下记录簿：负荷日志；设备运行记录；设备缺陷记录； 断路器自动跳闸记录； 一次设备检修（试验）记录； 保护及自动装置检修记录； 倒闸操作记录； 倒闸操作票； 雷电观察及防雷装置动作记录； 运行工作记录； 交接班记录； 反事故演习记录； 会议记录； 继电保护及自动装置整定书； 安全活动记录； 蓄电池电压、比重测量记录； 地线地刀使用记录； 事故预想记录； 运行分析记录；主变档位调整记录；高频通道检查；培训记录；巡视测温记录QC活动记录电度表指示记录党团活动记录巡视测温记录5.10 每年应对各种记录整理成册，分类归档。5.11 值班员除熟悉本标准外，还应熟悉以下规程： 部颁电业安全工作规程（发电厂及变电所部份）； 部颁电力生产事故调查规程；省局颁贵州电力系统调度规程；贵州电力公司贵州省变电运行管理标准（试行）贵州电力公司操作票 工作票使用管理规定 局颁遵义电力系统调度规程； 本站现场运行规程； 部颁有关电力设备运行规程。 本标准及电力安全工作规程，调度规程中“失去通讯联系的处理”及本站有关部份必须考试合格。还应了解相关检修、试验规程。5.12 值班人员的岗位职责5.12.1 值班人员值班时的职责5.12.1.1 值班人员在其值班时间内要认真负责，踏踏实实，反对粗心大意，盲目蛮干，不允许违反安规和运规的无组织、无纪律现象存在。5.12.1.1.2 值班人员接班后，应根据本站的运行方式及其可能发生的变化或遇恶劣天气，预想在本班内可能发生的事故及其处理对策。5.12.1.1.3 控制室内应经常保护有人，值班人员应按变管所规定的时间（其中典型负荷日每小时一次）抄表，按时巡视设备，注意表计的指示，正确判断本站设备的运行状况。5.12.1.1.4 按照当值调度员命令，正确执行倒闸操作，如命令直接威胁人身或设备安全，应提出理由，拒绝执行，并立即报告上级领导。如无正当理由而拖延执行调度命令，应由不执行命令的值班员和允许其不执行命令的上级领导负责。5.12.1.1.5 根据运行及作业情况和有关信号指示，正确处理事故及设备的异常现象，及时汇报当值班调度员。5.12.1.1.6 根据运行及作业情况，正确填写各种记录簿。5.12.1.1.7 检修或试验人员来站工作，应主动配合，并按工作票的要求，严格作好工作票所要求的安全措施，并在必要时加以补充。工作结束后，进行检查验收。 工作人员拆除变电站的设备，必须办理有关手续，并在检查或二次记录上作好记录。5.12.1.1.8 严格执行保卫部门规定的各项保卫制度，特别是要严格出入制度，节假日更要加强值班保卫工作。5.12.1.1.9 掌握好直流系统的运行，注意直流母线电压和充电电流是否符合要求，并按时测量蓄电池的电压、比重和搞好清洁卫生工作。5.12.1.1.10 搞好文明生产，保护设备和生产场的整洁，保管好安全用具，常用工具、材料、仪表、钥匙、记录表格等。使其经常保持良好和整洁。 变电站设施和绿化植物因工作原因被损坏，工作负责人应将损坏原因及范围书面向站内交待清楚，方可办理工作票终结手续。5.12.1.1.11 完成上级领导布置的其它工作。5.12.2 值班人员的在交接班时的职责5.12.2.1 值班人员应按站长排定、供电运行部批准的值班表按时上下班。5.12.2.2 值班人员在交班前，应在交接班记录簿上填写交班总结，内容包刮下列各项：a） 运行方式；b） 继电保护和自动装置运行情况；c） 蓄电池运行及其充电方式；d） 作业及工作票使用情况；e） 安全措施情况；f） 工具、资料情况；g） 本班填写过何种记录；h） 其它应交待的事项。5.12.2.3 未办清交接班手续或接班员未按时接班，以及接班员因病重或其它原不能支持上班时，交班员必须继续留下值班，并报告站长或供电运行部。5.12.2.4 接班人员接班时的注意事项：a） 提前15分钟到控制室；b） 从交班人员交待的情况查看各种表计、信号、模拟图板等是否符合现场设备实际运行情况；c） 向交班人员了解本站的作业情况，查阅并索取有关工作票；d） 了解上班曾发生的事故、障碍、设备缺陷及异常情况，以及处理意见，核对事故、重大障碍及异常现象记录簿； e） 检查一次设备、继电保护和自动装置、直流设备的运行情况； f） 查阅各种记录簿，了解本班上次值班以来的运行情况； g） 核对接地线，检查绝缘工具、设备、钥匙及仪表等； h） 检查文明生产的情况； I） 交接清楚后，交、接班员分别在交搪班记录簿上签字，并由接班员记上交接班时间；J） 交接班时发生事故或正在进行倒闸操作，暂不进行交接班。6 电气设备倒闸操作6.1 倒闸操作的组织措施6.1.1 倒闸操作前，值班员均应对所要操作的各项内容全部了解清楚，操作时思想集中。6.1.2 倒闸操作必须填用倒闸操作票，并注意下列各项：a） 操作票应有编号；b） 一张操作票只能填写一项操作任务；c） 操作票上应有当值调度员发布之操作任务命令内容以及发布人姓名、时间、受令人、操作人及监护人姓名，操作起止时间；d） 操作票上操作项目必须按操作顺序填写，不得任意涂改或加以备注。操作票应保存三个月，作废的操作票应加盖“作废”图章。6.1.3 倒闸操作应由两人进行，并严格执行监护制。接受命令，审核操作票及监护应由技术较熟练者担任，操作人负责填写操作票。6.1.4 操作步骤如下：a） 受令人向当值调度员核对已填好的操作票。当得到当值调度员同意和立即执行的命令后，监护人会同操作人到模拟图板前按操作顺序演习，并调整运行模拟图板。b） 配带好安全工具后，监护人携带操作票、钥匙与操作人同到操作地点。c） 监护人按操作票上顺序逐项给操作人发布操作指令，操作人核对设备编号及现状无误，复诵一遍，监护人认可后，将钥匙交给操作人，方可进行操作。每项操作完后，必须检查操作质量符合要求，监护人在每项左边打“”,然后再进行下一项操作。d） 操作完成后，监护人在操作票上记上完成时间。 e） 操作完毕后，向当值调度员汇报，并在操作票上加盖“已执行”图章和填写各种记录。6.1.5 在发生火灾，人身触电及设备损坏事故时，为了迅速切除故障，限制事故的发展，可不填写操作票和可不经当值调度员许可进行操作。但事后应立即报告当值调度员和上级领导，并填写记录。6.1.6 下列情况可不填写倒闸票：a） 拉合断路器的单一操作；b） 拉开或拆除全站仅有的一把接地刀闸或一组接地线；c） 事故处理；d） 在未投运设备上进行操作；6.1.7 上术不填写倒闸操作票的操作，仍然必须严格执行监护制，并在记录薄上作好记录。6.2 倒闸操作的技术规定6.2.1 线路路开关的操作a） 送电时：合上母线侧刀闸，再合上线路侧刀闸，最后合上开关。b） 停电时：先拉开开关，再拉开线路侧刀闸，最后拉开母线侧刀闸。6.2.2 母联开关的操作a） 并列时：先合上运行母线侧刀闸，在合上备用母线侧刀闸，最后合上母联开关。b） 解列时：先拉开母联开关，再拉开停电侧母线刀闸，最后拉开运行侧母线刀闸。c） 若两组（段）母线在母联开关并列前或解后都带有电压的情况下，母联开关的两侧刀闸操作顺序无严格规定，由现场掌握。6.2.3 旁路开关的操作a） 送电时：先合上运行母线侧刀闸，再合上旁路母线侧刀闸，最后合上旁路开关。若利用旁路开关代替线路或主变开关运行时，应先用旁路开关对旁路母线充电正常后，拉开旁路开关。待被代开关的旁路刀闸合上后，在合上旁路开关。确认旁路开关已带上负荷时，才能对被代开关进行停电操作。b） 停电时：先拉开旁路开关，再拉开旁路母线侧刀闸，最后拉开运行母线侧刀闸。若旁路开关停电前是代替线路或主变开关运行的，应待被代的开关及两侧刀闸均合上且确已带上负荷后，才能对旁路开关进行停电操作，最后拉开被代开关的旁路刀闸。6.2.4 隔离开关倒闸操作原则：a） 停电操作次序：必须按照先切断路器，再拉负荷侧隔离开关，最后拉母线侧隔离开关的顺序依次操作；b） 送电操作次序：必须按照先合母线侧隔离开关，后合负荷侧隔离开关，再合断路器的顺序依次操作；c） 双母线接线热倒换方式：必须先合母联断路器并退出其控制电源，采取先合后拉隔离开关的方式进行，然后投入母联断路器控制电源的操作方式进行；d） 双母线接线冷倒换方式：必须先检查断路器确在分位，在拉开负荷侧刀闸后，采用先拉后合的方式操作母线隔离开关。6.2.5 接地刀闸的操作原则：a） 合接地刀闸之前必须使用验电器验明需接地侧确无电压，方可合接地刀闸。b） 合接地刀闸时，应先检查地刀刀杆方向，防止误合地刀。6.2.6 禁止用隔离刀闸拉合负荷电流，但允许用隔离刀闸进行下列操作：a） 投切电压互感器，避雷器及220kv及以下空母线；b） 改变变压器中性点接地运行方式，在35kV网中无接地故障时，投切中性点上的消弧线圈；c） 投切电压在35kV及以下，容量在1800千伏安以下的空载变压器；d） 拉、合电压为10kV及以下，电流不大于15安的负荷电流（但必须是户外三联刀闸）；e） 拉、合电压为10kV及以下，电流在70安以下的环路均衡电流；f） 与断路器并联的旁路刀闸，当断路器在合闸位置时，可拉、合断路器的旁路电流。6.2.7 线路停送电操作的一般顺序停电操作：a） 除重合闸；b） 拉开断路器；c） 拉开断路器两侧刀闸；d） 验电；e） 验明确无电压后立即装设接地线或合地刀。送电操作顺序，按停电操作的相反顺序执行。6.2.8 主变压器停送操作的一般顺序停电操作：a） 拉开低压侧断路器；b） 拉开中压侧断路器；c） 拉开高压侧断路器；d） 检查低压侧断路器确在开位；e） 拉开低压侧两侧刀闸；f） 检查中压侧断路器确在开位；g） 拉开中压侧两侧刀闸；h） 检查高压侧断路器确在开位；i） 拉开高压侧两侧刀闸；送电操作：按停电操作的相反顺序执行。6.2.9 双母线倒闸操作的原则a） 母线停役一组母线时，要注意防止电压互感器低压侧反充电。母线复役时，设有母差保护时，应使用母差保护“母线充电”合闸按钮对备用母线充电。b） 母线操作，应在两组母线已通过母联开关并列且母联开关的控制电源已断开以后才能进行。以防在倒闸的过程中母线潮流分配不均或其他原因使母联开关跳闸，造成带负荷拉闸或合闸。待母线刀闸倒换完毕后再投入母联开关的控制电源。c） 设有母差保护的母线倒闸操作，应按母线保护现场运行规程中有关规定进行二次回路切换。d） 倒母线操作时各回路的两把母线刀闸，应严格按照先合后拉的原则进行。及先合上原来是断开的母线刀闸，才能拉开原来是合上的母线刀闸。e） 倒母线操作时应注意电流分布，防止母联开关过负荷。同时应检查电压切换继电器的动作情况，检查设备的二次电压是否已作相应切换。避免二次电压失压引起有关保护误动。f） 热备用设备倒母线操作时，应将该设备转为冷备用后再进行，防止发生通过母线刀闸合环或解环的误操作。6.2.10 倒换双母线操作的一般顺序： a） 投入母差保护无选择DK刀闸（相位比较式母差保护）；b） 切除母联断路器控制电源；c） 检查母联断路器及两侧刀闸确在合位； d） 合上运行馈线组母刀；e） 拉开运行馈线组母刀；f） 合上运行主变组母刀；g） 拉开运行主变组母刀；h） 检查组母线负荷确已全部倒在组母线上运行；i） 投入母联断路器及控制电源；j） 拉开母联断路器及两侧刀闸。6.2.11 旁路代供线路操作的一般顺序：a） 检查旁路断路器与被代断路器在同一母线上。b） 检查旁路断路器在热备用；c） 检查旁路断路器保护按代供线路要求确已投入；d） 合上旁路断路器对旁路母线充电；e） 拉开旁路断路器；f） 合上线路旁刀；g） 合上旁路断路器；h） 检查旁路断路器确已带负荷；i） 投入旁路断路器的重合闸（方式与线路重合闸相同）。j） 切除线路断路器的重合闸；k） 拉开线路断路器；l） 拉开线路断路器两侧刀闸；m） 切除线路断路器控制信号电源；6.2.12 在拉开电压母感器时，必须考虑继电保护装置是否会因此失压而误动作（拒动）。否则应采取相应措施，如电压互感器因故障不能投运时，应考虑投入该组的避雷器，对用户专线还必须考虑高压计量。6.2.13 10kV断路器检修时，应在母刀动触头上装设绝缘罩。停电操作时，装绝缘罩应在搭地线之前；送电操作时，拆绝缘罩应在拆除地线之后。6.2.14 禁对无保护的设备或线路进行送电操作。7.2.15 500kV线路(或主变高压侧)停电操作时，先断开一个半断路器的中间断路器，后断开母线侧断路器。对于隔离开关，应从负荷侧逐步拉向电源侧停电操作。送电操作与此相反。 7.2.16 禁止用隔离开关向500kV母线充电；7 一次设备7.1 一次设备的巡视7.1.1 一次设备包括变压器、断路器、母线、隔离刀闸、电流互感器、电压互感器、电力电缆、消弧线圈、电抗器、防雷设备等。7.1.2 对一次设备每天都得进行一次详细检查，一次夜间熄灯检查。7.1.3 有下列情况之一，应分别对有关设备作特殊巡视：a） 每次短路故障后，无论有无重合闸或重合成功与否；b） 在设备修后，投入运行前作一次详细检查，投入运行后的四小时内，每小时进行一次检查；c） 经消弧圈接地系统发生持续性接地故障时，对消弧线圈及隔离刀闸进行检查；d） 天气突变时（大风、雷雨后果、浓雾、冰冻及细雨）；e） 设备处于过载或异常运行时。7.1.4 一次设备均应按铭牌规范运行，负荷电流一般不应大于额定电流。7.1.5 巡视检查项目：a） 套管、瓷瓶等应无裂纹、放电痕迹并保护清洁，悬式瓷瓶及金具应完好；b） 变压器瓦斯继电器内应无气体，瓦斯继电器到油枕间的阀门应打开；c） 导电部份，特别是接头，无明显过热情况。设备无放电现象；d） 防雷设备的泄漏通道，消弧线圈接地及中性点直接接地的回路以及构架设备外壳等接地应完好；e） 导线应无断股，线夹无松动变动，机构部份及构架应无异状或明显危及安全的现象；f） 储油设备油位无过高过低现象，油色应正常，设备不漏油、防爆筒玻璃完好，无喷油迹；g） 变压器及断路器内部无噪音或杂音，无放电声，断路器机械指示器与实际相符；h） 电缆头不流油，无裂纹；i） 消弧线圈是否承受电压或带有电流；j） 电力电容器外壳有无膨胀现象，有无液体渗出及监视灯是否完好，集合式电容器还应检查油位、油色、油温应正常。电容器组的放电回路应完好；k） 真空开关玻璃罩应完好，罩内清晰透明；l） SF6断路器的压力和温度，各部分及管道无漏气、振动声和异味，管道夹头正常；m） 液压机构的油位及压力在正常范围内。7.1.6 凡电力电缆、站用变压器、互感器，在动过接线后，必须核对相位，证明与原相位一致后，才能投入运行。7.2 主变压器7.2.1 主变压器的正常运行及事故过负荷7.2.1.1 主变压器必须根据厂家铭牌及规定冷却方式运行。110kV及以上中性点刀闸的投切，按照当值调度员的命令执行。7.2.1.2 变压器运行电压，不得超过运行分接头额定电压的5%，同时变压器各线圈的电源，不得超过额定电流。8.2.1.3 油浸式电力变压器的允许上层油温，应参照制造厂规定，但最高不得超过95，为了防止变压器油劣化过快，上层油温不宜经常超过85。7.2.1.4 油浸风冷电力变压器在风扇停止工作时的允许负荷和持续时间应遵守制造厂规定，制造厂无规定时，风扇停止工作允许带额定负荷的70%，连续运行的变压器，在超过70%时可参考表3-1。7.2.1.5 强油循环变压器的使用，按变电站的现场规程执行。7.2.1.6 变压器事故过负荷的允许值应遵守制造厂的规定，无制造厂规定时，对于自然冷却和吹风冷却的油浸式电力变压器，可参照表3-2。7.2.1.7 变压器投入运行的条件a） 压器应按照有关标准的规定装设保护和测量装置；b） 风扇的附属电动机应有过负载、短路及断相保护；c） 变压器应装设指示顶层油温最高值的温度计；d） 变压器应装有远方测温装置；e） 变压器应装有远方监视负载电流和顶层油温的装置；f） 压力释放装置的安装应保证事故喷油畅通，并且不致喷入电缆沟、母线及其它设备上，必要时应予遮挡；g） 变压器应有铭牌，并标明运行编号和相位标志；h） 变压器在运行情况下，应能安全地查看储油柜和套管油位、顶层油位、气体继电器，以及能安全取气样等，必要时应装设固定梯子；安装油浸式变压器的场所应按有关设计规程规定设置消防措施和事故储油设施，并保持完好状态。7.2.1.8 对于自然冷却和吹风冷却的油浸式电力变压器，正常过负荷的允许值和允许时间按表3-3执行。表3-1 吹风停止时变压器过负荷允许时间负荷与变压器额定容量之比吹风停止时变压器上层油的温升为下列数值时的允许过负荷的持续时间（小时/分）1824303642485407512：2011：4010：5510：008：407：004：000807：407：006：205：254：203：000：500855：305：004：203：252：401：30094：203：503：152：351：450：450953：252：552：251：451：080：151002：452：201：501：200：401052：151：501：250：550：201101：501：251：000：350：061151：301：000：450：201201：100：500：300：081250：500：350：151300：350：20注：此表在气温在40及以下时适用。表3-2 变压器允许的事故过负荷倍数及时间事故过负荷与额定负荷之比1316175202430事故过负荷允许持续时间（分）1203015753515表3-3 自然风冷油浸变压器过负荷允许时间过 负 荷倍 数过负荷前上层油温升（）为下列数值时的允许过负荷持续时间（小时/分）182430364248541055：505：254：504：003；001：301：301103：503：252：502：101：250：101152：502：351：501：200；351202：051：401：150：451301：100：400：301350：550：350：151400：400：251452：250：101500：157.2.1.9 变压器每次事故过负荷运行时间及负荷电流均应记入值班记录簿内。7.2.1.10 无载调压变压器的分接头变换须有当值调度员命令，由专责人员进行。7.2.1.11 有载调压变压器分接头的调整，由变电值班员进行。 主变10kV侧电压必须保持在正常范围内。各侧电压值不相等或档位电压百分数不等的两台有载调压主变在并列运行时，其档位的配合必须经核算后在该变电站现规中作明确规定。7.2.1.12 有载调压和无载调压的变压器并列运行时，严禁任意调整有载调压分接头；它们的档位配合必须经核算后在该站现规中规定。无论是有载、无载调压主变的调压，值班员应将每次调整分接头前后的电压值及档位作好记录，并向当值调度员汇报。7.2.1.23 新装变压器由高压侧进行5次空载全电压冲击合闸，大修后变压器进行3次全电压冲击合闸，应无异常情况第一次受电后持续时间不少于10分钟，励磁涌流不应引起保护装置误动；7.2.2 变压器的并列运行及经济运行7.2.1 变压器并列运行的条件：a） 结线组别相同；b） 电压比相等；c） 短路电压相等。电压比不同和短路电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下可以并列运行。短路电压不同的变压器并列运行时，可适当提高短路电压大的变压器的二次电压，以使并列运行的变压器容量均能充分利用。7.2.2 新装和大修后的变压器，必须经过核相，并满足7.2.1的要求，才能并列运行。7.2.3 若变压器并列运行，其负荷低于变压器运行经济点时可征得当值调度员同意停用一台，若不超过3小时，可不考虑变压器的经济运行。7.2.3 变压器的异常运行和事故处理7.2.3.1 值班人员发现有下列异常现象，应立即报告当值班调度员及站长或有关领导，并加强监视。a） 音响不正常，有加重和新的声音；b） 油温比正常高（在相同条件下）；c） 外壳漏油，油面低下；d） 油色变化；e） 轻瓦斯保护连续动作。7.2.3.2 变压器有下列情况之一，应立即停用，并立即向当值调度员和有关领导汇报，听候处理。a） 内部音响很大而不均匀，有爆裂声；b） 在正常冷却条件下，温度不正常地持续上升；c） 油枕或防爆管喷油；d） 漏油使油面下降，以致看不见油位；e） 油色剧变，且出现炭质；f） 套管严重破坏和有放电现象。7.2.3.3 变压器过负荷，应向当值调度员汇报，请求减少负荷，如电话不通，且过负荷又超过允许时间，值班员应按事故拉电顺序进行限电。7.2.3.4 变压器因漏油油位下降，这时禁止将瓦斯保护改为信号，应向当值调度员汇报，派专责人员来处理。7.2.4 瓦斯保护动作的处理7.2.4.1 主变瓦斯保护动作，应检查变压器有无异状，特别是检查瓦斯继电器玻璃内有无气体存在，如有，应立即鉴定气体的性质及颜色。7.2.4.2 收集瓦斯继电器内气体不必停用变压器，重瓦斯保护仍接于跳闸。收集瓦斯继电器内气体，可用无色透明的玻璃瓶以便查看气体的颜色，动作需快，否则气体颜色就会消失。放气可用耐油橡胶或聚氯乙稀管，将气体引入瓶底（瓶口向上），取气时，可慢慢开启瓦斯继电器采气阀门，使气体慢慢进入瓶底，并将瓶内较轻的空气排出，但需注意不要把油排至瓶内。收集气体，检查可燃性时，应把火由瓶口慢慢伸入瓶底而不应一下把火投入瓶内。7.2.4.3 若气体无色、无味、不燃，说明内有空气，变压器可继续运行。7.2.4.4 若为黄色不易燃的气体，说明木质故障，淡灰色且带有烈性臭味的气体，说明是线或纸板故障；灰色和黑色易燃气体说明是油故障，这几种气体存在，应立即启用备用变压器。若无备用变压器，则请求当值调度员停用故障变压器，并报告有关领导。7.2.4.5 重瓦斯保护跳闸，未经鉴定不许投入运行。若经鉴定，确定变压器内部有故障，未经检查和试验合格，不许投入。若经鉴定，确认此变压器无内部故障，跳闸系瓦斯保护本身故障引起，经局有关领导同意后，可投入此变压器。瓦斯保护可停用，其余保护必须投入。7.2.5 变压器自动跳闸和灭火7.2.5.1 变压器自动跳闸，应检查系什么保护动作，变压器外部有无异状。若当时有瓦斯保护动作，则按第7.2.4处理。差动保护动作，应检查是否系主变外部故障引起，如差动保护范围内的主变套管、引线、穿墙套管、变刀等处接地短路。若有，排除故障并对变压器试验后可向当值调度员申请试送。若没有外部故障，应认为主变内部已发生故障，未经有关部门检查试验，任何人不得投入主变。若当时是速断，过流保护动作，则故障可能发生在主变外部，切除故障后可向当值调员申请试送。7.2.5.2 变压器起火时，应先将变压器的所有各侧断路器及刀闸拉开，若项端有油有燃烧，则应打开底部油阀放油，使油面低于着火点。值班员可用灭火器及砂子灭火，并通知消防部门。7.3 断路器7.3.1 断路器的正常运行7.3.1.1 新投入运行的断路器和它的传动机构应在三个月内进行一次检查，以后每三年至少应大修一次，并应针对下列情况作临时性的检修。a） 开断短路故障次数达到局规定值时；b） 严重短路故障跳闸后（如喷油、拉弧放电、油色变黑等）。带有自动重合闸的断路器，在其切断最后一次故障前，应将重合闸切除。7.3.1.2 运行中的SF6断路器应定期测量SF6气体水份和空气含量。7.3.1.3 液压机构压力应正常范围内运行。运行中不得随意搬动液压机构减压阀。7.3.1.4 断路器投运必须具备的条件：a) 断路器及操动机构应安装牢固，油漆完整，相位色标正确，外表清洁；b) 电气连接牢靠，接触良好；c) 少油断路器及液压机构应无渗漏油现象，油质、油位正常；d) SF6断路器压力降低和闭锁能发相的信号；e) 断路器高压及保护整组传动试验正确，操作机构的闭锁、报警信号正确。f) 液压机构压力正常且与微动触点对应的压力所发的信号相符；g) 机构箱的密封垫应完整，电缆穿孔封堵应完好，加热器良好，温控开关在标准范围内；h) 真空断路器应配有限制操作过电压的保护装置；i) 断路器及其相应的刀闸应有五防闭锁装置，闭锁装置应有专用的解锁工具；j) 断路器应有运行编号和名称牌；k) 断路器远控、就地分合闸正确。7.3.2 断路器事故运行及其处理7.3.2.1 运行中断路器严重缺油绝对不准用来切断负荷电流，应立即切除该断路器的保护及操作电源。此时，上一级断路器的保护作为该回路的保护。7.3.2.2 电动操作的断路器拒绝跳闸时，应检查跳闸回路元件、控制和保护电源是否正常，如检查所需时间较长，应手动使其跳闸，然后进行处理。7.3.2.3 断路器拒绝合闸时，首先应检查防误装置是否符合闭锁条件。如正确再检查操作电源的电压，检查合闸回路的保险是否熔断和有无断线情况，检查操作机构有无故障以及信号灯指示有无错误，若一切正常可再合闸一次。7.3.2.4 当SF6断路器气压降到发出“压力警报”信号，或降到发出“压力闭锁”信号时应立即报告调度，并检查压力表，如由于温度变化引起压力降低应立即补气。如由于漏气引起压力下降，应联系调度采取倒负荷或代路的办法，将负荷转移后，停电处理。7.3.2.5 严禁用机构中供检修的“千斤顶”进行带负荷合闸。7.3.2.6 SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班人员接近设备时要谨慎，尽量选择从上风口接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。如断路器在室内时，应先开启事故排风装置进行排风，再进入室内。7.3.2.7 手车断路器不能运行时，可用完好的相同型号备用手车断路器互换。7.3.2.8 如发现下列现象之一时，应申请立即停电处理：a） 断路器的内部有爆裂声；b） 套管严重破损；c） 油断路器严重漏油，油面下降到看不见油；d） 少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响；e） SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；f） 真空断路器出现破坏真空的丝丝声。g） 断路器温度持续不断升高，应立即停止断路器运行。7.3.2.9 运行中液压机构压力低于规定值，但未达到分合闸闭锁值，应手动打压到正常值。7.3.2.10 液压操作机构运行中异常处理：a） “压力异常”信号，应立即检查，停止油泵打压。发现电触点压力表指示压力过高，危及安全运行时，可先打开高压放油阀放油，使液压降到额定值。若无法恢复时，应汇报调度及有关部门。b） 油泵频繁起动时间过长，应检查漏油部位，予以排除，严重漏油要停电处理，不能停电时，须采取液压机构“防慢分”措施，并报调度和有关部门。c） 运行中发生“压力异常”、“分闸闭锁”或“合闸闭锁”信号时，应立即检查机构箱内储压缸活塞杆位置及油压表指示值，将检查情况报告调度与上级领导，同时做以下处理：1) 活塞杆在低位置时，应检查是否漏油，油泵起动回路是否正常或油泵本身是否有故障，合闸保险是否熔断，空开是否跳闸，若检查均正常，手动起动油泵电机将油压恢复正常；若无法重新建压或发现漏油，则需将负荷转移后，隔离断路器后进行处理；2) 活塞杆在高位置时，油压指示降低，则说明储压筒漏气，使压力降低，需将负荷转移后，隔离断路器后进行处理；3) 若某些原因使液压失压至零，应先拉开油泵电源开关，用专用卡板卡死在合闸位置；报告调度将负荷转移并派人前来处理，消缺后投入油泵电源，从零值起打压至正常值，取下专用卡板，恢复正常运行。 严禁送电运行中的断路器不用卡板措施从零值起打压，以免断路器机构防慢分装置失灵造成爆炸。g） 当发现机构漏油时，应立即将加热器退出运行（断开加热器电源）。7.3.2.11 气动机构运行中的异常及处理a） 当发出“气压高”信号时，应立即检查，停止气泵打压。发现电触点压力过高，危及安全运行时，必要时可先打开排气阀放气，使气压降到额定值。若无法恢复时，应汇报调度及上级领导。b） 当发出“重合闸闭锁”、“跳闸闭锁”、“气压低”信号时，应立即检查机构是否发生漏气，如无漏气，则应检查气泵起动回路，电机保险是否熔断、空开跳闸或微动接点发生卡涩原因所至。检查确认确为气泵回路原因时，可手动起动电机回路恢复气压至额定值。c） 若气泵起动时间过长或起动频繁时，应检查是否漏气或因气温过低等原因造成，如发生漏气，严重时应停电处理，不能停电时，应汇报调度和上级领导。d） 当气动机构发“气压低闭锁分合闸”时，应立即汇报调度，通知有关班组进行处理，同时取出控制保险或断开操作箱电源，在检修班组未采取相应措施前禁止自行启动气泵建压。7.3.2.12 弹簧机构运行中的异常及处理弹簧机构在开关合闸后弹簧应储能，储能指示灯应点亮。如开关未储能则应检查储能电机保险是否熔断、空开是否跳闸，或辅助接点卡涩、接触不良等7.4 SF6全封闭组合电器（GIS）7.4.1 巡视检查7.4.1.1 每日至少进行一次巡回检查。遇有高峰负荷、雷电后或设备状况异常增加巡视次数。7.4.1.2 设备有无异常声响、气味或异常现象。7.4.1.3 各装置的位置指示与灯光指示是否相符，并指示正常。7.4.1.4 各设备气室的SF6气体压力是否正常，有无故障信号显示。7.4.1.5 各气体管道接头、气阀有无漏气声、振动声或异味，阀门的开闭位置是否正确。7.4.1.6 钢架、接地体等连接螺栓是否有松动或损伤。7.4.1.7 液压机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密。7.4.1.8 检查油箱油位正常、无渗漏油。7.4.1.9 检查油压在允许范围内。7.4.1.10 机构箱内无异味，加热器正常完好。7.4.2 运行维护规定7.4.2.1 GIS室必须装设强力通风装置，风口应设置在室内底部。7.4.2.2 进入GIS室必须先通风15min，尽量避免一人进入室内巡视，不准一人进入室内从事检修工作。7.4.2.3 进入GIS室，若有窒息感或刺鼻异味时应立即退出，戴上防毒面具后，才能进入室内检查压力降低情况。7.4.2.4 若发现大量气体泄漏（压力低报警或闭锁）或压力升高超过允许值时，应立即向调度和上级汇报处理。7.4.2.5 运行中，严禁踩踏气体管道或抓住管道攀登。7.4.2.6 巡回检查中，不准碰触隔离刀闸、接地刀闸的拐臂和连杆等外露部分。7.4.2.7 GIS设备的开关和刀闸均有“近控”和“远控”两种方式，正常运行时，均应打在“远控”位置。7.4.2.8 凡停、送电操作，均应确认GIS设备上无人工作才能进行。操作完后，均应检查设备的实际指示位置是否与灯光指示相符。7.4.2.9 正常情况下，GIS设备只允许电动操作，严禁手动操作。当事故处理或电动失灵的情况下，需经站长或值班负责人同意，在确保安全的情况下才能使用手动操作。7.4.2.10 GIS室应保持清洁、通风、干燥。7.5 隔离开关及接地刀闸7.5.1 隔离刀闸接触部份过热，应向当值调度员汇报，请求减轻负荷，并加强监视。如温度不断上升，则应申请尽快停用，进行处理。7.5.2 发现隔离刀闸操作机构不灵，应查明原因，尽可能进行消除，切不可猛推猛拉，引起瓷瓶及操作机构的操作。7.5.3 当误操作发生在隔离刀闸时，无论在任何情况下，后果如何，都不允许将已误操作的隔离刀闸恢复到原位置。7.5.4 用隔离刀闸投切消弧线圈之前，要检查系统上确无接地故障，方可进行操作。7.6 消弧线圈7.6.1 禁止将一台消弧线圈同时投在两台变压器中性点上。7.6.2 当系统发生单相接地时，值班人员应注意消弧线圈温升情况，并及时向当值调度员汇报。7.6.3 消弧线圈发生故障需要停用时，应向当值调度员汇报，严禁用隔离刀闸断开带故障的消弧线圈。7.6.4 消弧线圈的档位调整：7.6.4.1 在满足中性点位移电压不超过相电压15%的条件下，消弧线圈的调整应该是使故障点的电流越小越好；7.6.4.2 故障点的电流最大不超过10安培；7.6.4.3 消弧线圈的调整应尽量采用过补偿，在不能满足过补偿的情况下，也可采用欠补偿。7.6.5 消弧线圈的正常操作：7.6.5.1 消弧线圈的投切，须得到当值调度员的命令后执行；7.6.5.2 消弧线圈调档位时，应注意分接转换声音是否正常，并左右轻摆动使其到位；7.6.6.6 在过补偿运行方式下，若因线路停电需要重新调整消弧圈分接头时，应先停线路后调整消弧线圈，线路复电时则相反进行。7.7互感器7.7.1 电流互感器二次侧开路，将产生高压危及人身安全，造成设备损坏，应及时向当值调度员汇报。在处理电流互感器开路时一定要将负荷减小或使负荷为零，应停用相应保护装置。7.7.2 电流互感器或电压互感器高压绝缘击穿或有内部故障需停用时，必须向当值调度员要求用断路器断开故障设备的电源。7.7.3 互感器发现下列故障之一时，应立即停用：a） 电压互感器高压侧保险熔丝连续熔断二、三次；b） 有过热现象，火花放电声，噪音或瓷瓶闪络声；c） 引出线漏油，且看不见油位；d） 发出臭气或冒烟。7.7.4 三芯五柱式电压互感器（JSJW型）在系统发生接地超过两小时还未消除，应申请停用。7.7.5 停用电压互感器，需考虑先停有关的电压保护，避免造成误跳闸。倒换电压互感器时应尽量减少计量影响。7.7.6 停用电压互感器进行检修，必须全部断开主低压侧隔离刀闸和保险。7.7.7 电压互感器在倒换母线时允许短时并列，其它时间不得并列运行。7.7.8 电流互感器二次开路故障的处理：7.7.8.1 电流互感器开路时其声音变大，二次开路处有放电声、电流表、有功功率表和无功功率表指示为零或偏低，电度表不转或转速缓慢。7.8 电力电容器7.8.1 电力电容器允许在下列情况下运行：a） 电力电容器在1.05倍额定电压下长期运行。 b） 在额定电压下长期运行，周围空气温度为40时，外壳温度应小于55。 c） 室内温度应在-40+40范围内。 d） 电流值不应超过额定电流的5%。 e） 电容器在运行时，三相不平衡电流不宜超过额定电流的57.8.2 发现下列情况，立即将电力电容器停止运行：a） 电容器本身膨胀、爆炸、喷油或起火。b） 接头严重发热冒烟。 c） 电容器严重放电。 d） 电容器三相电流不平衡，相差超过5%。7.8.3 电力电容器跳闸不允许强送。首先根据保护动作情况进行判断，然后检查断路器、电流互感器及电容器。经证明确无故障，电容器断路器跳闸系外部故障造成母线电压波动所致，可以试送。否则应对保护作全面电气试验或拆开电容器逐个进行试验，未查明原因前不得试送。7.8.4 电力电容器组的合理运行根据就地补偿原则进行。7.8.5 全站失压后应断开电力电容器。电力电容器组应经放电电压互感器放电10分钟以上才能投运。7.8.6 电力电容器检修前，必须在电力电容器组母线上验明无电压后搭接地线，如有电力电容器的熔断器熔断还要对该电力电容器单独充分放电。7.8.7 电力电容器测地绝缘电阻之后，应将两极接地短路放电。7.8.8 电容器投运前，应具备下列条件：a） 电容器组接线应正确，电容器组的保护回路应完整；b） 外壳应无凹凸或渗油现象，引出端子连接牢固，垫圈螺母齐全；c） 熔断器熔体的额定电流应符合设计规定；d） 放电回路应完整且操作灵活；e） 电容器外壳及构架的接地应可靠，其外部油漆应完整；f） 电容器室内