中梁220KV变电站运行规程

220KV中梁变电站运行规程PAGE55220KV中梁变电站运行规程（试行）批准：审核：校核：编写：时间：2010.12 目录第一章总则 4第二章调度命名及管辖范围 51.中梁水电站及220KV变电站设备调度命名。（12.2万千瓦） 52.调度管辖范围 5第三章设备运行概况 6第四章变压器 61.本站主变压器技术参数 72.变压器的作用及组成 73.变压器运行巡视检查维护项目 84.变压器投运和检修验收项目 105.主变异常情况及事故处理 10第五章SF6断路器 131.SF6断路器技术参数 132.断路器的运行 143．运行巡视检查维护项目 144.投运和检修验收项目 155.正常运行及操作注意事项 156.异常情况及事故处理 167.事故预案 168.其它注意事项 18第六章隔离开关 181.隔离开关技术参数 182．运行巡视检查维护项目 193.投运和检修验收项目 204．正常运行及操作注意事项 215.异常情况及事故处理 226.其它注意事项 22第七章互感器 231.电流互感器运行参数 232.电压互感器运行参数 233.运行巡视检查维护项目 234.投运和检修验收项目 245.正常运行及操作注意事项 246.异常情况及事故处理 257.其它注意事项 27第八章母线 271．运行巡视检查维护项目 272．投运和检修验收项目 283.异常情况及事故处理 284．其它注意事项 29第九章电缆 291.运行巡视检查维护项目 292．投运和检修验收项目 293.正常运行及操作注意事项 304.异常情况及事故处理 305.其它注意事项 30第十章结合滤波器、阻波器、避雷器 301.结合滤波器运行巡视检查维护项目 312．阻波器运行巡视检查维护项目 313．避雷器运行巡视检查维护项目 324.投运和检修验收项目 325.正常运行及操作注意事项 336.异常情况及事故处理 347.其它注意事项 35第十一章站用电源 351.运行巡视检查维护项目 35第十二章直流系统 361.本变电站直流系统概述 362.主要设备 362.直流系统维护及注意事项 38第十三章继电保护及自动装置 391.主变保护组成及保护范围 392.线路保护装置 40第十四章倒闸操作制度 421、操作指令 422、操作票 423．倒闸操作注意事项及规定 434．操作基本规定 435.倒闸操作的基本步骤、规范及要求 436.倒闸操作流程 447.操作票的管理 468.倒闸操作执行“六要、七禁、八步” 469．设备操作状态的分类 47第十五章事故处理 471.事故处理的主要任务 472.事故处理的原则 473.事故处理的组织原则 484.发生事故时值班员一般应采取的步骤 485.发生事故时下列操作可不经调度命令由值班员自行进行，但在操作后向调度报告 48第一章总则1.1本规程主要内容包括220KV中梁变电站的设备技术参数、本站的倒闸操作、设备巡视、维护、验收、事故处理等内容。1.2本规程适用于在220kV中梁变电站值班员、实习人员以及各级生产管理人员。1.3本规程按照以下依据制订1.3.1《国家电网公司电力安全生产工作规定》1.3.2《国家电网公司电力安全工作规程》1.3.3《重庆市电力公司变电运行规程》1.3.4《重庆市电力公司变电站管理规范》1.3.5《220kV变电运行培训教材》第二章调度命名及管辖范围1.中梁水电站及220KV变电站设备调度命名。（12.2万千瓦）根据重庆电力调度通信中心文件规定，中梁水电站220KV变电站调度命名为“220KV中梁变电站”，中梁一级水电站调度命名为“中梁水电站一级电站”，中梁二级水电站调度命名为“中梁水电站二级电站”，中梁三级水电站及原西宁水电站调度命名为“西宁水电站”。中梁水电站一级电站三台24兆瓦的机组分别命名为中梁水电站一级电站1#机、2#机和3#机，220KV中梁变电站至中梁水电站一级电站的110千伏双回线路命名为“半中南线”和“半中北线”。中梁水电站二级电站的三台8兆瓦机组分别命名为中梁水电站二级电站1#机、2#机和3#机，220KV中梁变电站至中梁水电站二级电站的110千伏线路命名为“大中线”。西宁水电站新增的两台10.5兆瓦机组分别命名为西宁水电站1#机、2#机，原西宁水电站的四台1.25兆瓦机组分别命名为西宁水电站３#机、4#机、5#机、６＃机,220KV中梁变电站至西宁水电站的110千伏线路命名为“宁中线”。220KV中梁变电站至国网巫溪220KV变电站的线路命名为“中巫线”，“中巫线”通过220KV中梁变电站的201#开关与巫溪站的265#开关联络。2.调度管辖范围市调调度管辖范围：220KV中梁变电站内的220千伏全部设备、1#变压器、110千伏侧101#开关回路、10千伏侧901#开关回路；中梁水电站一级电站内的1～3#发电机及其出口开关；中梁水电站二级电站内的1～3#发电机及其出口开关；西宁水电站内的1～6#发电机及其出口开关（其中：1#～２＃发电机及其开关为中梁三级站新增机组；３#～６＃发电机及其开关为原西宁水电站机组）。220KV中梁变电站（即：本站）为中梁水电站梯级调度中心，调度管辖范围为：除市调调度管辖范围外的220KV中梁变电站及中梁水电站一级电站、中梁水电站二级电站、西宁水电站内的所有设备，含110千伏半中南线、半中北线、大中线、宁中线等输电线路。第三章设备运行概况220KV中梁变电站接线方式情况220KV中梁变电站位于距离巫溪县城49公里的中梁乡,负责中梁一级水电站、中梁二级水电站、西宁水电站的输电任务和梯级调度任务。本站共有220KV、110KV、10KV三个运行电压等级，其接线方式为：220kV系统为变压器单元接线方式，现有出线一回：即中巫线#201开关与国网220kV巫溪站联络。110kV系统为单母接线方式，现有进线四回：中梁一级电站两回110KV进线:即半中北线和半中南线，半中北线通过163#开关与本站110kV母线联络，半中南线通过164#开关与本站110kV母线联络。中梁二级一回110KV进线：大中线，通过161#开关与本站110kV母线联络。西宁水电站（即中梁三级站）一回110KV进线：宁中线，通过162#开关与本站110kV母线联络。10kV系统为单母接线方式，主要联络：营地、二级大坝、厂用电源。第四章变压器1.本站主变压器技术参数1#主变型号SFP10—H—150000/220容量150000KVA容量比150000/150000/45000电压组合（242±2x2.5%）/110/10.5kv联结组合方式Ynyn0+d11额定频率50HZ相数`3冷却方式ODAF温升限徝绕组65K顶层油54K短路阻抗12.69%上节油箱重量3x6.6t油箱真空耐压133Pa绝缘水平h.v线路端子LI/AC950/395KVh.v中性点端子LI/AC400/200KVI.v

线路端子LI/AC480/220KVI.v中性点端子LI/AC325/140KVw.v线路端子LI/AC75/35KV总重214t油重44.4t冷却方式油浸风冷（户外式）厂家山东泰开变压器有限责任公司2.变压器的作用及组成变压器的作用变压器是借助于电磁感应，以相同的频率在两个或多个相互耦合的绕组回路之间传输功率的静止电器。变压器通过交换（升高或降低）交流电压和电流，传输交流电能。变压器的组成变压器由铁芯、绕组、油箱、变压器油、绝缘套管、冷却装置、净油器、储油柜（油枕）和呼吸器组成。3.变压器运行巡视检查维护项目变压器巡视周期1．每天交接班时应对运行中的变压器进行日常巡视；2．每月15号应进行定期详细巡视；3．天气较恶劣、变压器过负荷、变压器及附件有异常、变压器故障跳闸、线路故障时保护或断路器拒动引起变压器后备保护动作等情况下，应根据需要进行特殊巡视。变压器的日常巡视项目1.变压器的就地油温、线圈温度和主变控制屏上的数字巡检仪的各个值是否一致检查本值内变压器的运行中油温、线圈温度达到的最高温度；2.用红外线测温仪测各引线接头的温度；3.变压器的油枕油位是否与油温相对应，变压器各部份（特别是压力释放阀，冷却器，阀门，表计接头，法兰连接处以及焊缝处等）是否有渗油，漏油现象；4.变压器无异常的声响和振动；5.检查呼吸器内硅胶受潮变色程度（2／3以上变色要更换），油封杯油位、油色正常；6.变压器三侧引线接头是否松动及有无发红，发黑现象，引接线无断股现象，变压器外壳及中性点接地应完好；7.变压器瓦斯继电器中应充满油；8.变压器三侧及中性点套管应无破损和放电痕迹，油位正常，无渗油现象，检查瓷瓶污染及污染变化情况；9.各冷却器风扇，油泵，油流继电器是否正常工作，有无异常声响。变压器的定期详细巡视1.变压器就地各个温度计；2.变压器油枕的油位；3.变压器声响和振动的噪音水平；4.检查呼吸器内硅胶的变红程度，油封杯油面高度，油色情况；5.变压器三侧避雷器动作次数；变压器的夜间巡视1.各引线接头有无发红、火花放电现象；2.套管瓷瓶有无闪络、放电、电晕发生；3.变压器本体有无异常音响。变压器的特殊巡视1.变压器过负荷和过电压运行：检查变压器冷却器是否正常，温度是否越限，持续时间是否越限；2.变压器有重大缺陷时：检查变压器的油温、绕组温度、油位；3.小雨或大雾时：检查套管有无火花放电；4.雷雨后：检查瓷瓶有无放电痕迹；5.气温骤变时：检查油枕中油位是否正常；6.大风天气：变压器的顶部，周围有无杂物，引线有无剧烈摇摆、有无脱落，引线上有无杂物；7.变压器发生故障后应对其一、二次设备进行按特殊项目进行检查；巡视和检查技术要求（1）变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与制造厂提供的油温、油位曲线相对应，温度计指示清晰。（2）储油柜采用玻璃管作油位计，储油柜上标有油位监视线，分别表示环境温度为-20℃、+20℃、+40℃（3）根据温度表指示检查变压器上层油温是否正常。变压器冷却方式不同，其上层油温或温升亦不同，具体应不超过规定。不能只以上层油温不超过规定为标准，而应该根据当时的负荷情况、环境温度以及冷却装置投入的情况等，及历史数据进行综合判断。就地与远方油温指示应基本一致。（4）变压器各部位无渗油、漏油。应重点检查变压器的油泵、压力释放阀、套管接线柱、各阀门等。(5）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。检查瓷套，应清洁，无破损、裂纹和打火放电现象。（6）变压器声响均匀、正常。（7）各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、运转正常，油流继电器工作正常。冷却器组数应按规定启用，分布合理，油泵运转应正常，无其它金属碰撞声，无漏油现象，运行中的冷却器的油流继电器应指示在“流动位置”，无颤动现象。（8）油泵及风扇电动机声响是否正常，有无过热现象，风扇叶子有无抖动碰壳现象。（9）冷却器连接管是否有渗漏油。（10）油泵、风扇电动机电缆是否完好。（11）冷却器检查及试验工作以及辅助、备用冷却器运转和信号是否正常。（12）运行中油流继电器指示异常时，应检查油流继电器档板是否损坏脱落。（13）吸湿器完好，吸附剂干燥。检查吸湿器，油封应正常，呼吸应畅通，硅胶潮解变色部分不应超过总量的2／3。运行中如发现上部吸附剂发生变色，应注意检查吸湿器上部密封是否受潮。（14）引线电缆、母线接头应接触良好，接头无发热迹象。接头接触处温升不应超过70。（15）压力释放阀及防爆膜应完好无损。压力释放阀的指示杆未突出，无喷油痕迹。（16）气体继电器内应无气体。（17）各控制箱和二次端子箱、机构箱门应关严，无受潮，电缆孔洞封堵完好，温控装置工作正常。冷却控制的各组工作状态符合运行要求。（18）各类指示、灯光、信号应正常。（19）用红外测温仪检查运行中套管引出线联板的发热情况及本体油位、储油柜、套管等其它部位。（20）事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。（21）检查灭火装置状态应正常，消防设施应完善。4.变压器投运和检修验收项目大修后的变压器，投运前应作如下检查验收项目（1）变压器的状态良好，外部无异物，临时接地线拆除，确定所做的实验全部合格，变压器的一次接线正确紧固，中性点及外壳可靠接地，主变送电时所需要的保护已按调度要求投入，信号指示正常；（2）变压器的所有阀门位置正确，变压器各处无渗、漏油现象发生，各油位计的油位正常；（3）变压器呼吸器的硅胶应全部更新，油封杯内的油色、油位正常；（4）变压器油枕与瓦斯继电器间的阀门开启，瓦斯继电器内充满油，无气泡；油枕中的油位正常；（5）变压器的套管应清洁完整，无破损、裂纹、渗油现象；（6）冷却器的油泵和风机的转向必须正确，电机的保护跳闸必须检查，确保在接到信号后能正常跳闸。（7）变压器冷却系统状态良好，冷控柜内各交、直流电源，主、辅电源完好，各冷却风扇皆经手动启动试验正常，冷控柜内的各开关位置正确，各指示灯信号正确。变压器送电前要开启冷却器和油泵，使油循环20-30分钟后将套管升高座、散热器等部件的残留空气排尽；（8）变压器投入运行前应检查分接头位置是否一致，并符合调度要求；（9）检查变压器三侧断路器正常；（10）变压器各部份相色应清洁醒目，外观清洁。（11）大修后的变压器（更换线圈），在投入运行前，应冲击合闸5次，第一次应加压5分钟，以后每次间隔3分钟，大修后未更换线圈的应冲击合闸3次。（12）大修后的变压器首次投运时，变压器重瓦斯保护应投入。运行中的变压器进行滤油或加油时，应将重瓦斯保护投信号。变压器投运后或加油、滤油后要等变压器完全排出气泡后才可将重瓦斯保护改投跳闸，以上保护变更需经调度许可。（13）大修后的变压器首次投运时，应在带负荷后，进行主变的差动保护、距离保护、复合电压电流保护的相位测量，以保证保护的正确性。5.主变异常情况及事故处理主变运行时有下列情况时，应立即向值班领导汇报（特别严重，已直接危及设备安全时，可不等命令，自行将变压器停运），将主变退出运行（1）主变声音明显增大，内部有爆裂声；（2）本体和调压装置严重漏油或喷油；（3）主变套管有破损或放电严重；（4）主变冒烟着火；（5）在正常负荷和冷却器工作情况下，主变绕组和油温超过规定值，并不断上升。在发生威胁主变安全的故障时，如果主变有关的保护又拒动，值班员应立即将主变退出运行，并报告调度值班员；在发生主变周围的设备着火、爆炸等情况时，如果严重威胁主变的运行，值班员应立即汇报调度值班员，要求将主变退出运行；主变油温、绕组温度异常升高的处理（1）检查主变负荷情况和环境温度；（2）核对主控室仪表和现场的仪表数据；（3）检查主变冷却器工作情况；（4）如果由于主变过负荷引起的应做如下处理：a.投入主变所有冷却器；b.与调度值班员联系设法降低主变的负荷；c.详细记录过负荷的时间和倍数；e.设定专人监视有关的仪表和数据；f.拟订应急的措施；g.通报值班领导和调度。主变瓦斯装置的动作处理变压器瓦斯保护装置可反应变压器油箱内的各种故障以及油面的降低。变压器瓦斯继电器通过变压器内部产生的气体和油流速度快而动作。正常运行时，瓦斯继电器内应充满油，当变压器内部产生轻微故障时，少许气体产生，瓦斯继电器轻瓦斯触点动作报警，当变压器内部发生严重故障时，大量的气体产生，使油枕至本体间油管的油流大大加速，瓦斯继电器重瓦斯动作跳开变压器三侧开关，同时报警。主变轻瓦斯动作的处理轻瓦斯动作的故障类型（1）绝缘缺陷；（2）由于铁芯绝缘恶化而引起的不严重短路；（3）变压器内部电气连接处的接触不良；（4）由于过多的涡流分布而引起的绕组局部过热和绝缘损坏；（5）对地绝缘的金属零件放电；（6）二次回路故障。轻瓦斯动作的处理方法（1）变压器轻瓦斯动作报警，值班人员应解除音响，向调度值班员汇报；（2）检查变压器的油枕油位是否正常，瓦斯继电器内有无气体，有无喷油，有无异常油温和声响；（3）外部检查无异常，而瓦斯继电器内又有气体则应通知有关部门检查气体性质；（4）若轻瓦斯连续动作，又无气体排除，应检查瓦斯保护二次回路是否有故障；若有气体排出，则要通知有关部门分析气体性质，判别故障原因。故障；若有气体排出，则要通知有关部门分析气体性质，判别故障原因。重瓦斯动作的故障处理重瓦斯动作的故障类型（1）变压器内部相间、接地短路；（2）变压器线圈相间短路；（3）变压器线圈匝间短路（4）变压器铁芯烧损（5）二次回路故障。重瓦斯动作的处理方法（1）重瓦斯保护动作，变压器从系统中隔离，值班人员应解除音响，立即向调度值班员及运行汇报；（2）重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。应进行的检查工作1)检查其它保护装置动作信号情况、一/二次回路情况、直流系统情况；2)察看各线路的负荷情况；3)检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况；4)检查气体继电器内有无气体积聚；5)检查变压器本体及有载分接开关油位情况。6）检查油枕及瓦斯继电器中是否有油；变压器重瓦斯保护动作跳闸，若没对收集的气体进行分析，查明故障原因前，未经供电局总工批准，不得将变压器投入运行。经查明确系二次回路故障而引起的误动，经供电局总工批准后，可将重瓦斯改投信号，将变压器投运，并加强监视。瓦斯继电器气体性质与故障对应关系气体颜色气体可燃性故障特征黄色不易燃木质损坏淡灰色或灰白色带强烈臭味、可燃绝缘纸或电工纸板损坏灰黑色或深灰色易燃绝缘油过热闪烙而分解或铁心故障无色不可燃、无味空气进入套管爆炸处理预案套管发生爆炸时，变电运行值班人员应进行的工作：（1）首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应手动拉开故障变压器各侧开关，并立即停油泵。（2）应进行的检查工作：1)检查保护装置动作情况；2)检查变压器有无着火等情况，检查消防设施是否启动；3)检查套管爆炸引起其它设备的损坏情况。（3）现场有着火情况时，应先报警并隔离变压器，迅速采取灭火措施。处理事故时，首先应保证人身安全。注意油箱爆裂情况。（4）应立即将情况向调度及有关部门汇报。（5）应根据调度指令进行有关操作。（6）若检修人员不能立即到达现场，必要时在做好安全措施后，采取措施以避免雨水或杂物进入变压器内部。变压器起火处理基本要求(1)变压器起火时，立即拉开变压器各侧电源。(2)立即切除变压器所有二次控制电源。(3)立即向消防部门报警。(4)确保人身安全的情况下采取必要的灭火措施。(5)应立即将情况向调度及有关部门汇报。(6)变电运行值班人员应进行的工作：变压器起火处理（1）变压器起火时，首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应立即手动拉开故障变压器各侧开关，立即停运冷却装置，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。必要时开启事故放油阀排油。处理事故时，首先应保证人身安全。（2）应进行的检查工作：1)检查保护装置动作信号情况；2)察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；3)检查变压器起火是否对周围其它设备有影响。6.其它注意事项本体严重漏油管理和处理要求（1）变压器本体严重漏油，使油面下降到低于油位计的指示限度时，变压器应立即停运，检查变压器漏油点并消除，补充油使之达到正常值后方可将变压器投入运行。（2）变压器本体严重漏油，油位尚处在正常范围内时，应检查油箱是结构性渗漏油还是密封性渗漏油。1）结构性渗漏油的处理方法一般是补焊。油箱上部渗漏时，只须排出少量油即可处理。油箱下部渗漏油时，可带油处理，但带油补焊应在漏油不显著的情况下进行，否则应采取抽真空或排油法去除油气混合物并在油箱内造成负压后补焊；2）密封性渗漏油的处理方法是更换质量合格的密封胶垫，密封胶垫的安装应符合工艺质量要求。3）变压器内部故障压力升高引起渗漏油情况，此时应查明变压器内部故障的原因，待故障消除试验合格后变压器方可投入运行。第五章SF6断路器1.SF6断路器技术参数本站201#高压六氟化硫断路器六氟化硫断路器型号LW35-252W/T4000-50额定电压252KV雷电冲击耐受电压1050KV额定电流4000A额定短路开断电流50KASF6气体重量33K总重量4500K额定SF6气压（20℃制造日期2009.10额定操作顺序分-0.3S-合分-180S-合分生产厂家：河南平高电气股份有限公司本变电站161#、162#、163#、164#、101#六氟化硫断路器六氟化硫断路器型号LW35-126额定电压126KV雷电冲击耐受电压550KV额定电流3150额定短路开断电流40KASF6气体重量7.6Kg总重量1300K额定SF6气压0.5MPa制造日期2009.8额定操作顺序分-0.3S-合分-180S-合分生产厂家：河南平高电气股份有限公司2.断路器的运行断路器的基本运行条件（1）断路器应能长期承受最高工作电压，而且还能承受操作过电压和大气过电压。（2）断路器的最大工作电流不得超过其额定电流。（3）断路器应具有足够的动稳定性和热稳定性。（4）断路器额定开断容量必须大于安装地点的最大短路容量。（5）新投运的断路器设备必须满足防污等级的要求。（6）断路器端子箱、机构箱应具有防尘、防雨、防潮、防小动物进入及通风措施。3．运行巡视检查维护项目3.1SF6断路器巡视检查应按表1的项目、标准要求进行。表1SF6断路器巡视检查项目和标准序号检查项目标准1标志牌名称、编号齐全、完好。2套管、瓷瓶无断裂、裂纹、损伤、放电现象3分、合闸位置指示器与实际运行方式相符。4软连接及各导流压接点压接良好，无过热变色、断股现象5控制、信号电源正常，无异常信号发出6SFs气体压力表或密度表在正常范围内，并记录压力值7端子箱电源开关完好、名称标志齐全、封堵良好、箱门关闭严密8各连杆、传动机构无弯曲、变形、锈蚀，轴销齐全9接地螺栓压接良好，无锈蚀。10基础无下沉、倾斜4.投运和检修验收项目断路器新安装、检修完毕后，在竣工投运前，运行人员应参加验收工作。验收标准按《电气装置验收规范》执行，主要验收项目如下：1.断路器应固定牢固，外表清洁完整；2.电气连接应可靠且接触良好；3.断路器或组合电器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确；调试操作时，辅助开关及电气闭锁应动作正确可靠；4.瓷套应完整无损，表面清洁；5.电缆管口、洞口应封堵完好；6.支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好；7.油漆应完整，相序色标志正确。8.对于油断路器，还应检查本体及机构无渗油现象，油位正常，压力表指示正常。9.对于SF6断路器，还应检查密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定，空气系统应无漏气，密度继电器与开关本体之间的连接阀门在开启位置，压力异常升高时有就地声光报警或远方报警。10.施工单位应提交下列资料和文件(新设备)：(1)变更设计的证明文件；(2)厂家提供的产品说明书、试验记录、合格证及安装竣工图纸（包括电子版）等技术文件；(3)安装、调整、试验资料及记录；(4)备品、备件、专用工具及测试仪器清单。11.验收时发现的问题，应及时处理。暂时无法处理，且不影响安全运行的，经本单位主管领导批准后方能投入运行。5.正常运行及操作注意事项断路器的操作一般规定(1)长期停运超过6个月的断路器，在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作2－3次，无异常后方能正式操作。(2)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。(3)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。(4)检查油断路器油位、油色正常；真空断路器灭弧室无异常；SFá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。(5)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。(6)操作控制把手时，不能用力过猛，以防损坏控制开关；不能返回太快，以防时间短断路器来不及合闸。操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化。(7)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.异常情况及事故处理(1)断路器动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间，停止音响信号，并立即进行事故特巡，检查断路器本身有无故障。(2)对故障分闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。(3)断路器故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。(4)SF6设备发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备要谨慎，对户外设备，尽量选择从上风接近设备，对户内设备应先通风，必要时要戴防毒面具、穿防护服。SF6断路器的异常运行及处理（1）当SF6气体压力降低到一定值时，发出“SF6气体压力降低第一报警”光字牌示警信号。此时，值班员应立即到现场检查设备。若发现SF6压力表读数正常，则属误发信号，汇报领导及相关部门处理。若发现SF6气体压力仍在降低，应立即拉开该断路器的控制电源，报告调度申请停用该断路进行处理。（2）当SF6断路器的气体压力降低至“SF6气体压力降低跳合闸闭锁”光字牌发出，并事先有“SF6气体压力降低第一报警”光字牌发出，则应先拉开该开关的控制电源，立即至现场检查SF6气体压力值，若情况属实，断路器进行处理。若只出现“SF6气体压力降低跳合闸闭锁”光字牌，则立即至现场检查SF6气体压力表读数，若正常，则属误发信号汇报相关部门进行处理；若压力在继续降低或表计指示为零，则应立即退出该断路器的控制电源，申请调度停用该断路器进行处理。SF6断路器漏气(1)压力表特别是接头处密封垫被损坏；管接头处及自封阀处固定不紧或有脏物；动触头连杆滑动密封处密封圈损坏或滑动杆光洁度不够；瓷套与法兰胶合不良。（2）SF6断路器SF6气体泄漏事故检查处理时，应佩戴好防毒工具，选择好站位，不得蹲下检查或处理SF6气体泄漏事故。7.事故预案断路器合闸失灵的检查及处理（1）检查是否合闸操作时间太短。（2）合闸保险，控制保险是否松动或熔断，直流接触器接点、控制开关接点及开关辅助接点是否接触不良。（3）对控制回路、合闸回路及直流电源进行检查处理。（4）检查是否有液压异常、弹簧未储能等闭锁动作。(5)检查是否有继电保护装置动作，发出跳闸脉冲。（6）检查机构箱内“检修/运行”切换开关是否在“运行”位置；“远方/就地”切换开关是否在“远方”位置。断路器分闸失灵的检查及处理（1）控制保险是否松动或熔断（控制电源空开是否跳开），分闸回路是否断线，控制开关接点或开关辅助接点是否接触不良。对控制回路、分闸回路进行检查处理.当发现断路器的跳闸回路有断线的信号或操作回路的操作电源消失时，应立即查明原因。（2）检查是否操动机构故障；（3）若为远方监控机操作，检查遥控压板是否投入。（4）检查是否有液压异常、弹簧未储能等闭锁动作。（5）检查断路器机构箱内“检修/运行”切换开关是否在“运行”位置，“远方/就地”切换开关是否在“远方”位置。若是，则可手动远方操作跳闸一次，若不成，请示调度，隔离故障开关。液压机构异常现象的处理（1）当压力不能保持，油泵频繁启动或“打压超时”，应检查液压部分有无漏油，油泵是否有机械故障，压力是否升高超出规定值等。若液压异常升高，应立即切断油泵电源，并报缺陷。（2）压力低于启泵值，但油泵不启动，应检查油泵及电源系统是否正常，并报缺陷；（3）若液压机构压力降低，出现合闸或分闸闭锁，应报告调度，并设法打压，若打压无效，则应报告上级领导要求尽快处理；但不得断开断路器操作电源，以防当压力继续降低需要闭锁油泵电源时，不能实现闭锁。（4）若油压突然降至零，则严禁对该断路器进行操作，同时严禁启动油泵打压。值班人员应先拉开油泵电机电源，停用操作电源，汇报调度，根据命令，采取措施将故障开关隔离；然后报缺陷，等待检修。弹簧机构异常现象的处理（1）弹簧储能机构异常，若断路器发弹簧闭锁信号且不能复归，值班人员应检查储能电机电源回路，紧急情况下可用手动方式储能，若仍不成功，应立即申请停电处理。（2）弹簧机构储能电机长时间运转不停，值班人员应立即拉开储能电机电源，并查明原因。断路器灭弧介质缺陷的处理SF6断路器气体泄漏的处理(1)运行中SF6气体压力降低，发出重合闸闭锁时，应向调度汇报，并通知专业人员进行处理。当发出分闸闭锁时，应立即断开操作电源，并根据调度命令，采取措施将故障开关隔离。(2)在接近设备时要谨慎，尽量选择从上风处接近设备，必要时要戴防毒面具或氧气呼吸器，穿防护服。事故处理后，应将所用的防护用品清洗干净。(3)室内SF6气体开关泄漏时，除应采取紧急措施处理，还应开启风机通风15分钟后方可进入室内。(4)在事故处理中发生人员中毒，应立即送往医院检查治疗。故障跳闸处理（1）断路器跳闸后，值班员应立即记录事故发生的时间，恢复音响信号，有人值班变电站应立即进行特巡，检查断路器本身有无故障汇报调度，等候调度命令再进行合闸，合闸后又跳闸亦应报告调度员，并检查断路器；（2）系统故障造成越级跳闸时，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器与系统隔离，并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入运行；下列情况不得强送a.线路带电作业时；b.断路器已达允许故障跳闸次数；c.断路器失去灭弧能力；d.系统并列的断路器跳闸；e.低周减载装置动作断路器跳闸。断路器有下列情况之一时，应立即申请停电处理(1)套管严重破损或有放电现象；(2)少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响；(3)SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；(4)真空断路器出现真空损坏的“丝丝”声；(5)液压机构突然失压到零；(6)SF6气压异常升高。（此时所有人员应远离开关）8.其它注意事项本站断路器在运行中遇以下情况应退出操作电源a.断路器故障时。b.断路器检修时。c.继电保护及二次回路工作需要停用时。d.发现真空断路器出现真空损坏的“丝丝”声。e.远方手动操作断路器合闸而未合上时，应短时退出操作电源。本站断路器在运行中遇以下情况应退出重合闸a.断路器的开断容量达不到要求时。b.故障电流次数超过规定次数时。c.断路器在试送、强送电过程中。d.重合闸装置不正常时。e.会造成不允许的非同期合闸时。f.线路带电作业要求停用重合闸时。第六章隔离开关1.隔离开关技术参数本站隔离开关配置情况电压等级调度编号设备型号额定电流（A）额定电压（KV）数量220KV2016GW7-252(双接地刀闸)16002201220KV中心点2019GW8-126(单相)4001101110KV1631、1641、1611、1621、1011GW4-126(单接地刀闸)100011051636、1646、1918、1616、1626、1016GW4-126(双接地刀闸)10001106110KV中心点1019GW8-72.5(单相)40063110KV9016、9017CN19-104001022．运行巡视检查维护项目巡视周期（1）每天交接班时、下午班内，应对运行中的隔离刀闸进行日常巡视；（2）每周1次闭灯巡视；（3）天气较恶劣、线路过负荷、隔离刀闸本体有异常、线路或主变故障跳闸等情况下，应根据需要进行特巡.隔离刀闸的日常巡视（1）标示牌齐全、完好；（2）所有接触部位应良好，无过热、变黒、烧红、热气流等现象；（3）瓷瓶应清洁完好，无裂纹及放电现象；（4）引线应无松动、严重摆动及烧伤、断裂现象；（5）均压环安装应牢固可靠，伸缩电杆联接片无变形、偏移、发热、断裂等现象；（6）操作机构箱、汇控箱应密闭良好，无受潮、进水现象；（7）设备无严重腐蚀现象；（8）闭锁装置完好；附：隔离开关巡视检查项目及标准序号检查内容标准1标志牌名称、编号齐全、完好。2瓷瓶清洁，无破裂、无损伤放电现象；防污闪措施完好。3导电部分触头接触良好，无过热、变色及移位等异常现象；动触头的偏斜不大于规定数值。接点压接良好，无过热现象，引线驰度适中。4传动连杆、拐臂轴销连杆无弯曲、连接无松动、无锈蚀，开口销齐全；无变位脱落、无锈蚀、润滑良好；金属部件无锈蚀，无鸟巢。5法兰连接无裂痕，连接螺丝无松动、锈蚀、变形。6接地刀闸位置正确，三相接地刀闸接地均应良好，弹簧无断股、闭锁良好，接地杆的高度不超过规定数值；接地引下线完整可靠接地。7闭锁装置机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形，锁销应锁牢。8操动机构箱密封良好，无受潮。操作电源刀闸(空开)在分位，二次线无放电、无异味、名称标注齐全、封堵良好、电机无异常、手动分合闸手柄完好、箱门关闭严密，箱体接地扁铁无锈蚀、断裂。9接地应有明显的接地点，且标志色醒目。螺栓压接良好可靠，无锈蚀。隔离刀闸的定期详细巡视（1）隔离刀闸操作机构的润滑油是否正常足够；（2）各端子接地是否牢固。隔离刀闸的夜间巡视瓷瓶有无闪络、放电、电晕发生，接头处有无发红、打火。隔离刀闸特殊巡视检查(1)大风天气：引线摆动情况及有无搭挂杂物；(2)雷雨天气：支柱瓷瓶有无放电闪络现象；(3)大雾天气：支柱瓷瓶有无放电，打火现象，重点监视污秽瓷质部分；(4)大雪天气：根据积雪溶化情况，检查接头发热部位，及时处理悬冰；(5)节假日时：监视负荷及增加巡视次数；(6)高峰负荷期间：增加巡视次数，并对接头和接触部分用红外测温仪进行测试，监视设备温度，触头、引线接头有无过热现象，设备有无异常声音；(7)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；绝缘子有无破损、裂纹、放电痕迹。中性点直接接地系统发生单相接地短路后，应检查变压器中性点连接线、中性点接地刀闸和接地引下线无烧伤和异常。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入系统运行；(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。设备新投运及大修后，巡视周期相应缩短，72小时以后转入正常巡视。测温周期根据设备运行情况制定测温计划，每月不少于1次。根据运行方式的变化，在下列情况下应进行重点测温：(1)长期重负荷运行的隔离开关设备；(2)负荷有明显增加的隔离开关设备；(3)出现异常情况的隔离开关设备；（4）检修后的隔离开关设备；(5)其他情况有必要进行测温时。注：测温范围主要是运行隔离开关的导流部位。3.投运和检修验收项目大修后的隔离刀闸，投产前应经验收合格后方可施加工作电压大修后的隔离刀闸验收必须严格按照《电气设备和预防性试验标准》及有关规定执行。隔离刀闸投入运行前，应作以下检查（1）支持瓷瓶应清洁完好，试验合格；（2）引线接触良好，触头插入接触良好，弹簧片压力均正常，接触电阻小于规定值；（3）机械及微机防误装置良好；（4）操作机构接地部分良好，隔离刀闸断合灵活；（5）拆除临时接地线及短接线，户外隔离刀闸机构应加锁；（6）各部件应刷漆，各相的相位、相色应明显正确，设备名称、编号正确醒目。（7）电动机构箱内，操作电源、加热器电源正常，各个元件完好。4．正常运行及操作注意事项隔离刀闸运行要求（1）备用隔离刀闸，投运前应进行分、合试验。（2）隔离开关长期运行应满足热稳定要求。系统短路时，应有足够的动热稳定性。（3）隔离开关允许在额定电流、额定电压下长期运行。（4）隔离开关导体连接部分在运行中的温度不应超过70℃（5）隔离开关处于分闸状态时，带电部分与停电部分设备之间的断开距离应符合有关安全技术标准。（6）隔离开关应满足“五防”要求。隔离刀闸操作规定（1）运行中隔离刀闸，如装有电动操作机构的，必须采用电动操作；（2）电动刀闸严禁按动接触器进行电动分、合闸，正常情况下禁止手动操作，在特殊情况必须用摇柄进行手动分、合闸时，应断开电机电源；（3）隔离刀闸的闭锁装置，正常运行应全部投入运行；（4）操作隔离刀闸时，眼睛应看着隔离刀闸，以检查动作及位置是否正常；（5）手动分、合闸时应迅速果断，不可用力过猛，以防震碎支柱瓷瓶，合闸后应检查三相接触情况，发现隔离刀闸、支柱瓷瓶有裂纹、不紧固等会影响操作时，则禁止手动操作；（6）隔离刀闸操作前，应检查相应的断路器和接地隔离刀闸三相均在断开位置，并分闸到位，特别要注意防止带负荷拉、合隔离刀闸和带地线合闸的恶性事故发生（7）隔离刀闸操作完成后，应检查其辅助接点切换是否可靠、正确；（8）对电动刀闸，每次操作完成后，应立即断开机构箱内的电机电源；（9）所有隔离刀闸在进行合闸操作时，均应检查三相隔离刀闸接触情况是否良好；（10）在运行中的隔离刀闸二次回路上进行工作时，必须应采取足够安全措施，防止隔离刀闸突然分、合闸，造成带负荷拉、合隔离刀闸、带地线送电等事故发生。接地刀闸操作规定1.在使用接地刀闸时必须首先验明设备三相确无电压后，方可进行合闸操作；2.对于接地刀闸闭锁装置，在不能正常工作时，不能解除闭锁操作。3.隔离开关操作前应检查断路器在“分”位、合闸前应检查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。4.送电操作时应先合母线侧刀闸，后合负荷侧刀闸；停电操作时与送电操作顺序相反。5.合接地隔离开关，应先验明其接地点确无电压。严禁用隔离开关进行下列操作a.带负荷分、合闸操作；b.雷电时，拉合避雷器；c.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；e.系统有接地时，拉合消弧线圈。5.异常情况及事故处理1.运行中发现隔离刀闸的瓷瓶破损、断裂或严重放电，触头和设备过热，烧红变色等异常现象时，应立即向调度汇报，申请减负荷或倒换运行方式，防止缺陷扩大或发展，加强巡视，并汇报有关部门领导，尽快停电处理，如情况发展严重，有可能造成设备损坏或对人身有严重威胁时，应立即断开其所属断路器，停止运行，汇报调度及有关部门领导，尽快派人处理；2.隔离刀闸电动分合失灵时，应作如下检查，如值班人员能够消除，应尽快处理后继续操作，如原因查明，且无法处理的应立即汇报调度及有关部门领导，派人处理：(1)检查操作是否正确，有关闭锁的隔离刀闸(含微机闭锁)和开关的位置是否正确，线路或母线是否有电等；(2)电机电源是否正常，保险是否熔断，接触是否良好，电机电源开关是否已全部投入；(3)隔离刀闸机构的接触器，控制回路的接触器接触是否良好，启动是否正常，接触器热藕是否复归；(4)隔离刀闸的辅助接点是否接触良好；(5)紧急停止按钮是否复归；(6)转轴销子，联接口，螺丝是否松动，转动齿轮有无卡涩、顶齿现象；(7)各电气元件是否正常，有无过热烧坏和接触不良现象。(8)隔离刀闸操作中，如发现卡涩，动触头不能插入静触头等现象，应将隔离刀闸恢复到原来位置，待消除故障后方能进行操作；(9)误合、误断隔离刀闸时，不允许把已误合或误断的隔离刀闸再次断开或合上，应向值班调度汇报，按其命令操作。6.其它注意事项允许用隔离刀闸进行的操作（1）拉、合无接地的电压互感器和避雷器；（2）拉、合空载母线；（3）拉、合电压在20kV以下，电容电流不超过5A的无负载线路.（4）分、合变压器中性点的直接接地（系统无故障时）；（5）分、合70A以下的环路均衡电流；（6）分、合10KV及以下15A的负荷电流；（7）分、合并联支路电流；（8）分、合电压在110KV及以下、励磁电流不超过2A第七章互感器1.电流互感器运行参数电压等级型号变比安装地点数量220KVLB7-220500/5A220KV中巫线3500/5A1#变高压侧3110KV1000/5A1#变低压侧3LB5-66300/5A1#变中心点2LB6-110200/5A1#变中心点1200/5A1#变中心点12×500/5A110kV母线3400/5A110kV半中南线3,200/5A110kV大中线3110kV宁中线3110kV半中北线32.电压互感器运行参数电压等级型号变比安装地点数量220KVTYD-220220/0.1220KV中巫线3110KVTYD-110110/0.1110KV半中南线、半中北线、大中线、宁中线12TYD110110/0.1110KV母线33.运行巡视检查维护项目互感器的巡视检查周期互感器的正常巡视应结合变电站开关或刀闸设备一并进行。互感器巡视的主要检查内容（1）瓷套是否清洁、完整，有无损坏及裂纹，有无放电现象；（2）油位、油色是否正常，有无漏油现象，矽胶潮解变色部分是否超过1/2。若油位看不清楚，应查明原因；（3）内部有无异常声响；（4）各侧引线的接头连接是否良好，有无过热发红；（5）电压互感器的高压熔断器限流电阻及断线保护用电容器是否完好，一、二次保险（空开）是否正常；（6）电流互感器端子箱引线端子无松动、过热、打火现象；（7）互感器的外壳和二次侧接地是否良好；（8）检查端子箱是否清洁、受潮，箱门是否关好；（9）检查二次回路的电缆及导线有无腐蚀和损伤现象，二次回路有无短路、开路现象；互感器出现以下情况应进行特殊巡视（1）过载运行时；（2）有严重缺陷时；（3）出现其他异常时。4.投运和检修验收项目大修后电流互感器在投入之前应进行如下检查(1)技术资料齐全；（2）一、二次接线应正确，引线接头接触良好；（3）套管应清洁良好，无裂纹；（4）油位油色正常，无渗漏油现象；（5）外壳应接地良好，相色正常醒目。大修后电压互感器在投入之前应进行如下检查（1）技术资料齐全；（2）一、二次接线应正确，引线接头接触良好；（3）套管应清洁良好，无裂纹；（4）油位油色正常，无渗漏油现象；（5）外壳应接地良好，相色正常醒目。5.正常运行及操作注意事项电流互感器的运行（1）电流互感器的负荷电流：对独立式电流互感器，应不超过其额定值的110%；对套管式电流互感器，应不超过其额定值的120%（宜不超过110%）。（2）在运行中，电流互感器的二次侧不得开路。电压互感器的运行（1）电压互感器的运行电压不得超过其额定电压的110%（宜不超过105%）。（2）电压互感器一般在额定电压下运行，在超过额定电压时，应符合下列的规定：a.过电压的倍数1.2Ue允许连续运行；b.过电压的倍数1.5Ue允许运行30秒(3)在运行中，电压互感器的二次侧不得短路（4）电压互感器的停、送电操作：停电操作时先操作二次侧，后操作一次侧；送电操作时相反。（5）若停用电压互感器可能引起继电保护及自动装置（备用电源自动投入、距离保护、低频减载等）误动作，则应在停用前退出相应的保护及自动装置或采取其他措施。若停用电压互感器可能影响电能计量，则应记录停用的起止时间，以便计算电量。（6）电压互感器二次侧可能另有电源时，应在其二次回路中接入与一次联动的辅助接点或采取其他措施，使二次侧和一次侧能同时与电源断开。（7）电压互感器停用或检修时，其二次侧保险应退出（空气开关断开），防止二次向一次反充电。（8）严禁就地用隔离开关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。（9）电压互感器所带的负载及停用时应退的保护6.异常情况及事故处理1.电流互感器二次回路开路时，产生高电压，故障点端子排会击穿冒烟或产生火花。此时运行人员应立即申请停电处理。2.充油型互感器油位异常的处理3.金属膨胀器密封的互感器，若油位急剧上升，可能是互感器内部存在短路或过热故障，应申请停电处理。4.油位急剧下降，可能是互感器严重漏油、渗油引起，应视其情况，加强监视并报告调度，或要求检修处理。5.对运行中的互感器发现有下列情况之一时，应立即报告调度，申请停用互感器（申请时应考虑停用有关保护）：（1）严重漏油、流胶，瓷套严重裂纹；（2）主导流部分接触不良，引起发热变色；（3）绝缘污秽严重，有污闪可能；（4）有火花或放电声；（5）有严重异响、异味或冒烟、喷油；（6）电压互感器的高压熔断器连续熔断2-3次；（7）电压互感器二次电压异常波动；（8）油浸式互感器严重漏油、看不见油位；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；（9）膨胀器永久性变形或漏油。注意：发生上述异常时，若情况紧急，危及设备运行安全，则可先行停用，然后向调度报告。6.电压互感器发生熔断器熔断或二次侧快速空气开关断开，应立即停用可能误动作的保护，然后查明原因，尽快恢复。电流互感器常见异常判断及处理（1）电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷，二次开路，或绝缘介损升高。应报告调度和值班领导部门，要求处理。（2）互感器产生异常声响，可能是铁芯或零件松动，电场屏蔽不当，二次开路或接触不良，末屏开路及绝缘损坏放电。应报告调度和上级部门，要求处理。（3）电流互感器二次开路的处理a.现象：A.开路处有火花放电现象；B.相应保护电流互感器二次回路发出电流互感器断线光字牌信号，不平衡电流变大；C.电流可能降为0，有功表，无功表波动异常；D.距离保护或负序保护频繁起动；E.母差保护闭锁；F.开路电流互感器内部有较大嗡嗡声。b.处理方法：A.母线保护电流互感器开路，断线信号发出，应立即解除母线保护各出口压板，并向调度汇报。B.根据现象对电流互感器二次回路进行检查，找出故障点。但不得接触二次线。C.如开路很明显时，立即穿上绝缘鞋，带上绝缘手套。用绝缘工具在开路点前将电流互感器二次仪表、端子排、接线板逐级进行短接。D.当判断电流互感器二次出线开路不能进行处理或外部短接无效时电流互感器内部声音仍很大，可能电流互感器内部开路时，应立即报告调度进行停电处理。E.查找电流互感器二次开路应特别小心注意安全，使用合格绝缘工具且至少两人进行工作。F.若电流互感器二次开路引起着火时应立即断开电源，进行扑救处理，待灭火后向调度及有关领导汇报，要求派人处理。电容式电压互感器二次电压异常现象及引起的主要原因（1）二次电压波动：引起的主要原因可能为，二次连接松动；分压器低压端子未接地或未接载波线圈；电容单元可能被间断击穿的；铁磁谐振引起。（2）二次电压低：引起的主要原因可能为，二次连接不良；电磁单元故障或电容单元C2损坏。（3）二次电压高：引起的主要原因可能为，电容单元C1损坏；分压电容接地端未接地。（4）开口三角形电压异常升高：引起的主要原因可能为，某相互感器的电容单元故障。电压互感器本体故障及处理(1)现象：a.本体爆炸着火；b.内部有严重的放电声及异常声响；c.二次电压异常升高或降低；d.二次熔丝或小开关多次熔断或跳闸；e.瓷套严重破损，接头发热烧红。(2)处理方法：立即汇报调度，申请停电处理。若情况紧急，可先停用再汇报调度。若发现电压互感器冒烟，大量喷油等严重故障时，应按以下方法处理：a.220kV线路电压互感器故障时，把220kV线路及开关一起停用。b.若电压互感器发生爆炸或着火，应立即断开其电源，采取必要的隔离措施，用沙子或灭火器灭火，以防事故扩大。7.其它注意事项1.互感器的接地外壳应可靠接地；电压互感器的各个二次绕组(包括备用)均必须有可靠的保护接地，且只允许有一个接地点；电流互感器备用的二次绕组应短路接地。2.互感器应有明显的接地符号标志，接地端子应与设备底座可靠连接，并从底座接地螺栓用两根接地引下线与地网不同点可靠连接。接地螺栓直径应不小于12mm，引下线截面应满足安装地点短路电流的要求。3.电压互感器二次侧应装设空开或熔断器；当配备有距离保护时，相应电压互感器二次回路一般应装设快速空气开关。35kV及以下的电压互感器一次侧应装设熔断器。变电站内应备有相应规格的熔断器备品。4.停运半年及以上的互感器应按有关规定试验检查合格后方可投运。5.互感器的准确度计量用互感器的准确级比保护用的要求高，具体要求如下：电能计量装置类别ⅠⅡⅢⅣ电压互感器精度0.20.20.50.5电流互感器精度≤0.2或0.2S0.2或0.2S0.5S0.5S第八章母线1．运行巡视检查维护项目巡视周期(1)每天交接班时、下午班内，应对运行中的母线进行日常巡视；(2)每星期一晚上应进行夜间巡视；(3)天气较恶劣、线路或主变故障跳闸、母线故障等情况下，应根据需要进行特巡。母线的日常巡视(1)检查母线、金具有无损伤、是否光滑；(2)导线接头是否牢固并接触良好，有无局部过热、发红现象；对流过大电流的接头，可用红外线测温仪测量接头处温度，当测试结果超过允许值（裸母线及接头处为70℃；接触面有锡覆盖层时为85℃，有银覆盖层时为95℃(3)导线有无断股、散股，线卡有无弯曲、裂纹，构架有无倾斜现象；(4)检查支持瓷瓶有无破损及放电痕迹；(5)检查连接板等金具的螺栓是否断损、脱落；(6)检查220kV母线上所接的隔离刀闸的圆形状静触头是否完好。(7)天气晴朗时，母线附近不应产生可见电晕。母线的定期详细巡视母线的定期详细巡视内容与日常巡视相同。母线的夜间巡视断路器的夜间巡视除日常巡视项目外，还要检查：(1)母线上及金具无可见电晕；(2)220kV母线上所接的隔离刀闸的圆形状静触头无明显的打火。母线的特殊巡视母线的特殊巡视除完成日常巡视的内容外，还要根据情况检查：(1)雷雨、冰雹后，应检查瓷瓶有无破碎、裂纹，表面有无闪络放电痕迹；(2)大风时母线设备上有无杂物、导线摆动、接近、扭伤及断股及对地放电等；(3)细雨、大雾时，应检查沿瓷瓶表面有无严重放电现象;(4)线路、变压器故障后：母线无明显的位移、变形，金具完好；(5)母线故障后对母线极其所连接的设备进行彻底的检查。2．投运和检修验收项目1．大修后的母线，投产前应经验收合格后方可施加工作电压；2．大修后的母线验收必须严格按照有关规定执行。3．母线在投入前，应进行下列检查：(1)支持瓷瓶应清洁完好；(2)直接连在母线上的各电气设备应良好；(3)各相的相位、相色应明确，每段母线的编号应明确。4．验收中发现的问题，应及时进行处理。暂时无法处理，且不影响安全运行的，经本单位主管领导批准后方能投入运行。5．新安装的母线验收时应着重注意进行以下项目的检查：(1)软母线不应有接头，不应有断股、散股现象；(2)管母线应有防微震措施；(3)硬母线较长时应在适当位置装设伸缩补偿装置；(4)从母线引向设备的连线不应过紧或过松；引线及母线（指软母线，包括组合母线）本身应有适当的弧垂，弧垂与跨度之比一般应约为1/15～1/30；(5)母线瓷瓶的型号应与母线的电压等级、实际承受的机械负荷、母线的实际位置（户内或户外）以及环境条件（污秽等级）等相适应。母线瓷瓶应按试验规程的要求试验合格；3.异常情况及事故处理5.4.3.1当母线及母线上的金具、接头等发热温度达到70℃以上时，应及时报告调度值班员，并根据发热情况作如下处理:（1）可考虑是否减负荷，如减负荷仍然无效时，应立即将设备停运处理；（2）无法停电处理者，报告有关领导是否考虑进行带电处理；5.4.3.2瓷瓶严重破损、放电闪络、母线接头、接点发热烧红或母线上的金具变形等较恶劣的情况下，应作如下处理:立即汇报调度及有关领导，申请将该母线停电检修。4．其它注意事项母线涂漆的颜色应符合下列规定(1)三相交流母线：A相为黄色，B相为绿色，C相为红色，单相交流母线与引出相的颜色相同；(2)交流中性汇流母线：不接地者为紫色，接地者为紫色带黑色条纹；第九章电缆1.运行巡视检查维护项目电缆的巡视周期 (1)站变和二级首部电力电缆（含电缆本体及电缆头）每三个月不少于一次。(2)电缆沟道内的电缆每半年抽查不少于一次。电缆沟检查1.是否有积水和杂物，沟体是否有垮塌或沉陷；2.电缆沟盖板是否完整无缺，是否有损坏和缺失；3.沟道内的电缆支架是否牢固，接地是否良好，有无锈蚀；4.电缆标示是否完好；5.电缆保护管基座是否完好；电缆及附件1.电缆是否受机械损伤、化学作用、地下振动、热、虫鼠等危害2.电缆头相序色是否明显，芯线相间及对地距离是否符合规定3.电缆中间接头和终端头是否完整、清洁，有无闪络放电现象4.电缆与接线端子连接是否接触良好，有无过热现象2．投运和检修验收项目1.电缆线路的安装应按已批准的设计施工。2.在验收时，施工部门移交运行部门的资料：1)电缆线路的设计图纸资料、电缆清册、变更设计的证明文件和竣工图（包括电子版）；2)实际电缆线路路径的平面图（应标明电缆接头确切位置）3)制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；特殊电缆应附必要的技术文件4)建筑工程和隐蔽工程的图纸资料；5)敷设后电缆线路的试验记录：6)电缆线路耐压试验和泄漏电流记录7)高压单芯电力电缆外护套绝缘电阻及耐压试验记录验收项目1)电缆的安装应符合有关规程的规定2)电缆终端头各相的相位，应与电力系统的相位相符合；3)电缆终端头、电缆接头、拐弯处、夹层内、隧道及竖井的两端、人井内等地方，电缆上所挂标志牌正确、完整；。4)电缆排列整齐，电缆的固定和弯曲半径应符合设计图纸和有关规定，电缆应无机械损伤，标志牌应装设齐全、正确、清晰。5)电缆沟及隧道内应无杂物，电缆沟盖板应齐全，隧道内的照明、通风、排水等设施应符合设计要求。6)电缆的防火设施应符合设计要求，施工质量合格7)电缆线路的试验项目应齐全，试验结果应符合要求3.正常运行及操作注意事项电缆运行电压和电流的一般规定1.电缆的运行电压，应不超过其额定电压的115％；2.电缆的负荷电流，在正常运行时应不大于其允许的载流量；在事故或紧急情况下可以过负荷，过负荷电流一般应不超过其允许载流量的110％，时间不超过2小时。4.异常情况及事故处理1.当电缆线路发生故障时，应立即汇报值班领导并根据需要切断故障电缆的电源，通知专业人员寻找故障点并进行处理。2.发现电力电缆故障部分后，应安《电业安全工作规程》的规定进行工作3.电缆故障修复后，必须核对相位，并作耐压试验，经合格后，才可恢复运行4.电缆无论为运行或者试验故障，其故障部分经发现割除后，应妥慎保存，进行研究并分析原因，采取防止对策。如故障属于制