电力公司变电运行规程范本

变电站运行规程（通用部分）

（试行）

山西省电力公司

（2005年1月）

前言

变电站是电力系统的重要组成部分，是电网的中枢和节点，也是电力

生产主要场所之一。变电站的运行工作是保证电力系统安全、可靠、经济

运转的基础。为规范健全全省变电运行管理标准，提高变电站整体运行水

平，根据部颁规程和调度规程、反措要求，参考有关设备说明书，结合山

西省电力公司运行专业特点，特制定《变电站运行规程（通用部分）》。

本规程由山西省电力公司生产技术部于2004年1月提出，在充分征集

各直属供电分公司意见的基础上，组织专业人员编写而成。本规程既是山

西省电力公司主网各级变电站编写《现场运行规程》的参照依据，又与《电

业安全规程》、各变电站编写的《运行作业指导书》、《事故处理预案》、《现

场运行规程》等共同作为变电站运行人员运行维护、倒闸操作、事故处理

的工作指南。各级运行及相关维护专业人员要认真学习，严格执行。在执

行中如有与上级规程相抵触之处，请及时上报省公司生产技术部，以便组

织修订。

本规程由山西省电力公司生产技术部提出并归口

编写人员：郑会权、武兰民、路进龙、贺临元、康敬武、余红梅、闫

君、白如斌、安立进、黄晋华、王志平、纪东奎、高磊、邢玉平、赵彦伟

审核：王礼田、刘焕明、穆广祺、郑会权

批准：燕福龙

目录

前言

1适用范围

2引用标准

3总则

4设备调度范围的划分

5变电站运行方式

6事故处理

7高压电器设备运行规定

7.1一般规定

7.2电力变压器

7.3高压断路器

7.4SF6组合电器

7.5隔离开关

7.6母线、瓷瓶及架构

7.7电压互感器、电流互感器

7.8电力电容器

7.9电力电缆

7.10电力电抗器

7.11消弧线圈

7.12耦合电容器和阻波器

7.13过电压保护与接地装置

8二次设备及公用系统运行规定

8.1直流系统

8.2站用电系统

8.3中央信号及二次回路

8.4仪表及计量装置

8.5防误闭锁装置

8.6微机监控系统

8.7远动装置

9继电保护及自动装置运行规定

9.1一般规定

9.2微机型保护运行中的注意事项

9.3主变压器的保护

9.4纵联保护的运行

9.5双母线电流相位比较式母差保护

9.6微机型母线差动保护

9.7母联断路器的保护

9.8断路器失灵保护

9.9低周减载装置

9.10重合闸装置

9.11故障录波器

9.12备用电源自投装置

变电站运行规程（通用部分）

（试行）

1适用范围

本规程适用于山西省电力公司主网所属35kV及以上电压等级的变电

站（含发电厂升压站）。本规程规定了变电运行值班人员及相关专业人员进

行设备运行、操作、异常及故障处理的行为准则。

2引用标准

GB50150-1991电气设备交接试验标准

GB50168-1992电缆线路施工及验收规范

GB50169-1992接地装置施工及验收规范

GB50170-1992旋转电机施工及验收规范

GB50172-1992蓄电池施工及验收规范

GB50171-1992盘、柜二次回路接线施工及验收规范

GB50254-1996低压电器施工及验收规范

GBJ147-1990高压电器施工及验收规范

GBJ148-1990电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

GBJ149-1990母线装置施工及验收规范

GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器

DL/T408-1991电业安全工作规程

DL/T572-1995电力变压器运行规程

DL/T573-1995电力变压器检修导则

DL/T574-1995有载分接开关运行维护导则

DL/T587-1996微机继电保护装置的过电压保护和绝缘配合

DL/T639-1997SF6电气设备运行试验及检修人员安全防护细则

DL/T596-1996电气设备预防性试验规程

DL/T603-1996气体绝缘金属封闭断路器设备运行维护规程

DL/T620-1997交流电气装置的接地

DL/T623-1997电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程

DL/T724-2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行维护技术规程

DL/T727-2000互感器运行检修导则

DL/T755-2001电力系统安全稳定导则

DL/T781-2001电力用高频断路器整流模块

1580125.69电力电缆运行规程

(80)电技字第26号电力工业技术管理法规

继电保护及自动装置安全运行管理规程

国家电网生(2003)426号电业生产事故调查规程

电供(1991)30号高压断路器运行规程

省公司1998.11山西省电力系统调度规程

省公司2001.12山西省电网继电保护与安全自动装置运行管理规程

省公司1999.3山西省电网微机线路保护现场运行规程

晋电安字(2003)737号电气、线路操作票和工作票制度的补充规定

晋电生技字(2004)531号关于下发变压器非电量及中性点保护管理规定的

通知

3总则

3.1为提高变电运行管理水平，保证电网安全、经济、稳定运行，根

据国家行业标准及有关规程，结合省公司有关规定和电网运行情况，特制

定变电站运行规程(试行)。

3.2变电站运行规程是运行人员进行设备验收、操作、巡视、检查及

维护的基本原则，是设备异常和事故处理的依据。变电站现场运行规程应

按照本规程内容、格式、术语等，结合本站设备特点进行编制或完善。

3.3变电运行人员在执行本规程基础上，当遇有操作、巡视、检查及

维护等相关工作时应参照现场相应的作业指导书。

3.4变电站运行、维护、调度及相关专业人员应熟悉本规程，并认真

贯彻执行。

3.5本规程自批准之日起正式执行，解释权属山西省电力公司生产技

术部。

4设备调度范围的划分

依据当年各级调度下发的年度运行方式及新设备投运批准书进行调度

范围的划分和调度权限的划分。

5变电站运行方式

5.1变电站运行方式是指站内电气设备主接线方式、设备状态及保护

和自动装置、直流、站用变、通道配置的运用情况。

5.2正常与非正常运行方式的定义

根据系统要求，调度部门制定的最安全、可靠、灵活、经济的方式为

系统正常运行方式，除此之外的方式为非正常运行方式。

5.3拟定变电站运行方式时应遵循下列原则

5.3.1保证系统的安全经济运行和连续可靠供电；

5.3.2保证操作的灵活性；

5.3.3潮流分布合理，电气元件不过负荷；

5.3.4便于事故处理，限制事故范围，避免事故扩大；

5.3.5满足继电保护和自动装置的要求；

5.3.6短路容量不超过系统内设备所允许的规定值；

5.3.7使电力系统的电能质量符合规定标准。

5.4变电站改变运行方式时，必须按所属调度有关规定和调度命令执

行。

5.5因电网运行方式变化或检修、试验等工作，出现非正常运行方式

时，在工作结束后，应按所属调度命令及时恢复正常运行方式。

6事故处理

6.1处理原则

6.1.1事故处理时值班人员应做到

6.1.1.1迅速限制事故发展，消除事故根源，在保证运行人员人身安

全前提下，解除事故对人身和设备的威胁；

6.1.1.2用一切可能的办法保持无故障设备继续运行，以保证对用户

的供电；

6.1.1.3尽快对已停电的用户恢复供电；

6.1.1.4保证站用电及直流系统的正常运行；

6.1.1.5事故处理后立即汇报所属调度和上级主管部门。

6.1.2事故处理时，值班人员必须坚守岗位，集中精力，听从所属调

度命令，在值长（主值）的指挥下进行处理。任何人不得擅离工作岗位，

严禁占用调度电话；应优先接受上一级调度命令。

6.1.3处理事故时，必须迅速、果断、慎重、判断准确；不应慌乱，

以免因考虑不周造成事故扩大。

6.L4事故处理可以不填写操作票，但必须至少有两人进行，并应严

格执行监护制度。不得在无人监护下进行任何事故处理的操作。

6.1.5设备在事故停电后，在未做好安全措施之前，现场任何人员不

得触及停电设备。

6.1.6在交接班过程中发生事故，由交班人员处理事故，接班人员协

助。

6.1.7发生事故后，值班人员应仔细观察表计和信号指示或远动信息,

并至少两人在现场共同检查出现的保护信号、掉牌、光字牌、远动信息和

其它与事故有关的现象并详细记录后，方可复归信号。同时记录各项操作

的执行时间。严禁事故后凭记忆记录。

6.1.8事故发生后，值班人员应立即向所属调度及上级有关部门报告

以下内容

6.1.8.1事故发生的时间及断路器跳闸情况；

6.1.8.2出现哪些信号（掉牌）或光字牌；

6.1.8.3继电保护、自动装置的动作及运行情况；

6.1.8.4故障录波器动作情况；

6.L8.5频率、电压、负荷及潮流的变化情况；

6.1.8.6站内设备检查情况;

6.1.8.7有关事故的其它现象和情况。

6.1.9为了防止事故扩大，值班人员在遇有下列情况时，可先自行操

作，然后尽快汇报所属调度及有关部门

6.1.9.1将直接威胁人身安全和可能扩大事故的设备立即退出运行；

6.1.9.2将已损坏的设备以及运行中有受损坏可能的设备进行隔离；

6.1.9.3当母线发生故障失电后，将连接在该母线上的所有断路器拉

开；

6.1.9.4站用电和直流系统全部停电或部分停电，恢复其电源；

6.1.9.5电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的

保护退出运行。

6.1.10事故处理过程中，非值班人员必须立即撤离现场，并严禁使用

站内通讯设备。

6.1.11录音设备应连续运转，满足事故分析要求。

6.1.12事故处理应在所属调度的指挥下进行，恢复送电时要防止非同

期并列。

6.1.13在紧急情况下，上级调度有权直接调度下级调度范围的设备，

运行人员在执行该命令后，应立即汇报发令人及设备所属调度，并进行全

过程录音和详细记录。

6.2母线停电的处理

6.2.1母线失压时，现场运行人员应根据现场仪表指示、继电保护和

自动装置动作情况，正确判断故障原因，及时向所属值班调度员汇报。

6.2.2母线停电事故处理原则

6.2.2.1母线失压，同时伴有火光、爆炸声等明显的故障现象（确认不

是由于PT断线或二次快速开关跳开），值班人员应立即拉开该母线上所有

断路器（包括母联断路器），对母线设备及保护动作情况进行全面检查，并

汇报所属调度及上级有关部门；

6.2.2.2未查明故障原因，严禁将该母线转入运行；

6.2.2.3若有明显的故障点，应迅速将故障点隔离，恢复母线的运行;

6.2.2.4双母线运行，有一条母线故障停电，值班人员应首先隔离引

起该母线故障的间隔，立即检查母联断路器应在断开位置，然后将故障母

线所接分路断路器由无故障母线送出（一定要先拉开故障母线上的刀闸后

再合正常母线上的刀闸）。

6.2.3处理母线失压事故时，还应注意以下几点

6.2.3.1双母并列运行，因故障被切除一条母线时，装有相比式母差

保护应立即合上非选择性P刀闸；

6.2.3.2当母线及中性点接地的变压器断路器被切除后，应立即合上

另一台不接地变压器的中性点接地隔离开关，同时应监视运行主变不得长

时间过负荷运行；

6.2.3.3当35kV母线或10kV母线发生故障时，应尽快恢复站用变运

行;

6.2.3.4在恢复各分路断路器送电时，应防止两个独立电源系统非同

期并列。

6.2.4母差保护动作后的检查项目

6.2.4.1检查母线和连接在该母线上的所有设备是否有短路、接地或

闪络等故障痕迹；

6.2.4.2检查故障母线上的各出线断路器母差电流互感器二次是否有

开路现象，检查电流互感器本体有无异常；

6.2.4.3检查直流系统和二次线的绝缘情况；

6.2.4.4检查母差保护所属继电器有无损坏。

6.2.5母差保护动作后的处理

6.2.5.1单母运行时，若检查母线及连接在母线上的设备无明显故障,

应在所属调度指挥下，选用外电源断路器向停电母线充电一次，若充电成

功，将跳闸断路器逐路送出；若不成功，有备用母线的应由备用母线送出，

无备用母线时，待故障排除或隔离后再恢复母线；

6.2.5.2运行的双母同时失压，应立即拉开母联断路器，检查母线及

其所连设备有无明显故障，并在所属调度指挥下进行处理

a.若母线无明显故障，选用外电源断路器分别向两条母线充电。充电

正常后，恢复运行；

b.若母线有明显故障，应迅速隔离故障点，选用外电源向无明显故障

的母线充电，充电正常后将其它出线断路器恢复至本母线运行；

6.2.5.3双母运行，母差保护有选择性动作，其中一条母线失压时，

应检查停电母线，无明显故障时，在所属调度指挥下，选用外电源断路器

向停电母线充电（尽量避免用母联断路器充电），正常后恢复双母运行，若

充电不成功或母线有故障,将跳闸的分路断路器恢复到非故障母线上运行;

6.2.5.4如因直流回路故障造成误动，应及时排除故障点，并采取相

应的措施。

6.2.6母线非故障性停电的处理

6.2.6.1因工作人员造成，值班人员应立即停止其工作；令工作人员

撤离工作现场，汇报所属调度；

6.2.6.2因电源断路器偷跳、保护误动造成的跳闸，值班人员应立即

汇报所属调度，等候处理。

6.2.7母线停电是由于变压器、线路发生故障，由断路器机构拒动引

起，应立即拉开该断路器两侧隔离开关，断路器保持原有状态，恢复其它

线路送出。

6.2.8母线停电，若为系统拉闸限电动作所致，值班人员无需操作设

备，但应立即汇报所属调度，等候命令。

6.3变压器事故处理

6.3.1差动和瓦斯保护同时动作，必须查明原因再送。变压器重瓦斯

保护动作后的处理

6.3.1.1重瓦斯保护动作跳闸后，在未查明原因消除故障前不得将变

压器投入运行；

6.3.1.2为查明原因应重点考虑以下因素，做出综合判断

a.是否呼吸不畅或排气末尽；

b.保护及直流等二次回路是否正常；

c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；

d.气体继电器中积聚气体，是否可燃；

e.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；

f.必要的电气试验结果；

g.变压器其它继电保护装置动作情况。

6.3.1.3如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重

新投入运行。若变压器有内部故障的迹象时，应作进一步检查。

6.3.2主变差动保护动作原因

6.3.2.1主变内部故障，重瓦斯保护拒动；

6.3.2.2主变各侧电流互感器范围内设备故障；

6.3.2.3电流互感器故障；

6.3.2.4差动保护二次回路故障；

6.3.2.5工作人员错接线或误碰；

6.3.2.6主变近区穿越性故障，差动保护误动。

6.3.3主变差动保护动作跳闸处理原则

6.3.3.1有备用变者投备用变，无备用变按所属调度命令改变运行方

式；

6.3.3.2检查主变各侧套管或各侧电流互感器范围内及电流互感器本

身有无故障；

6.3.3.3检查主变温度，油位、油色是否正常；

6.3.3.4检查主变近区有无明显短路故障；

6.3.3.5检查差动继电器和二次回路有无异常；

6.3.3.6如果外观检查无异常，且确定是由于继电器或二次回路引起

差动保护误动作，可汇报所属调度，取得同意后退出差动保护压板试送主

变；

6.3.3.7若是近区穿越性故障引起差动保护误动作，在隔离故障后可

试送主变；

6.3.3.8未查明原因，不得试送主变；

6.3.3.9检查油中溶解气体的色谱分析结果。

6.3.4主变后备保护动作的原因

6.3.4.1线路故障，该线路断路器拒动或保护拒动；

6.3.4.2母线故障、母差保护拒动；

6.3.4.3主变主保护范围内故障，主保护拒动。

6.3.5主变后备保护动作跳闸处理原则

6.3.5.1主变后备保护动作后，检查主控室内灯光信号及光字信号，

判断是否有拒动开关，室外主变有无异常；

6.3.5.2检查主变电流互感器至出线电流互感器范围内有无故障；

6.3.5.3当确知主变后备保护属人员误碰跳闸，可不请示所属调度试

送主变，然后汇报调度。

6.3.6主变压器着火的处理

6.3,6.1拉开各侧断路器及隔离开关；

6.3,6.2断开该变压器的冷却装置及有载调压装置电源；

6.3.6.3如果变压器油溢在顶盖上部而着火，应立即打开变压器下部

放油截门放油，使油面低于着火面以下；

6.3.6.4通知消防部门和上级；

6.3.6.5组织站内人员用干粉灭火器，泡沫灭火器和沙子灭火；

6.3.6.6采取措施,控制火势蔓延；

6.3.6.7主变内部严重故障（或着火）严禁放油，以防止主变爆炸。

6.3.7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

不是由于内部故障所引起，可重新投入运行；若变压器有内部故障的征象

时，应作进一步检查。

6.3.8变压器故障跳闸后，强迫油循环变压器应立即停运强油循环系

统。

6.3.9轻瓦斯动作后的处理

若当天有加油等工作，可以进行排气。若无工作，必须收集气体作点

燃试验。

6.4线路断路器跳闸的处理

6.4.1单电源线路断路器跳闸的处理

6.4.1.1单电源送电线路断路器跳闸后，断路器自动遮断次数小于临

修周期规定次数；重合闸装置应投而未投或未启动时，值班人员应不等待

所属调度命令立即强送一次，然后向所属调度汇报；

6.4.1.2线路断路器跳闸，重合或试送不成功时，不允许再强送，应

汇报所属调度；

6.4.1.3电缆线路断路器跳闸后严禁强送，待故障处理后方可试送。

6.4.2低电压、低周减载装置动作后切除的线路，值班人员不得自行

送电，应立即汇报所属调度，听候处理。

6.4.3联网和双电源线路断路器跳闸，值班人员严禁强送，应汇报所

属调度等候处理；恢复送电时，要严防非同期合闸。

6.4.4断路器遮断容量不够，重合闸装置必须停用。当断路器跳闸后,

必须对断路器进行外部检查，发现异常应汇报所属调度听候命令。

6.4.5线路带电作业或线路检修后恢复送电时，断路器跳闸不得试送,

应汇报调度，听候命令。

6.4.6强送和试送断路器时，应严密监视该断路器表计指示，发现异

常时立即拉开该断路器。不论强、试送断路器成功与否，值班人员都应对

断路器进行认真检查。

6.5小接地系统接地的处理

6.5.1中性点不接地或经消弧线圈接地的网络中发生单相接地时，应

汇报所属调度，迅速寻找故障点，带接地故障运行的规定为：

发生金属性接地，允许继续运行的时间不得超过2小时；经消弧线圈

接地的网络或母线装有干式电压互感器的，允许带接地故障运行的时限以

厂规定为准，主要注意控制消弧线圈的温升。

6.5.235kV、10kV系统接地现象

6.5.2.1警铃响，“35kV或10kV接地”光字牌明亮；

6.5.2.235kV或10kV绝缘监察电压表指示：一相电压指示降低或落

零，其它两相电压表指示升高或为线电压。线电压表指示不变。

6.5.3寻找接地故障的处理原则

6.5.3.1发生接地后，应认真检查站内设备，并汇报调度。站内35kV

或10kV设备接地时，严禁用隔离开关切除故障点，应设法用断路器断开接

地点；

6.5.3.2产生间歇性接地的同时，发现某线路电流表摆动不正常，应

先试拉该线路；

6.5.3.3先拉不影响供电的线路（充电线路双回线路中的一回）断路

器；

6.5.3.4试拉线路质量不好、经常易发生接地的线路；

6.5.3.5按拉路序位表试拉负荷线路；

6.5,3.6一切操作必须按所属调度命令执行。

6.5.4线路跳闸伴随其它线路接地，应判断为不同出线的不同相多点

接地，值班人员不得自行强送跳闸断路器，应先拉路寻找接地线路，故障

消除后，再送跳闸线路。

6.5.5在寻找和消除接地故障中，值班人员还应注意监视网络潮流和

设备运行情况及消弧线圈温升，并随时汇报所属调度。

6.5.6当发生永久性接地，威胁人身和设备安全且无法采取措施时，

应迅速将该线路停电，并汇报所属调度及有关领导。

6.6小接地系统谐振的处理

6.6.1当系统内发生接地、断线、操作等，都可能引起系统谐振。

6.6.2谐振的现象（系统出现谐振过电压时）

6.6.2.1三个相电压表发生剧烈摆动，有时出现一相降低、二相升高,

有时出现三相同时升高，线电压表也发生指示升高；

6.6.2.2发生谐振的母线电压互感器有响声；

6.6.2.3电压互感器可能出现高压保险熔断或烧毁；

6.6.2.4可能产生高值零序电压分量，出现虚幻接地现象和不正确的

接地信号，、'35kV接地〃或、'10kV接地〃光字牌动作。

6.6.3接地故障和铁磁谐振的判别

故障性质相电压特征

金属性接地故障相电压为0,非故障相电压大于线电压

非金属性（经电一相（或两相）电压低，但不为0,另两相（或一相）电

阻或电弧）接地压高，近似于线电压

基波谐振一相电压低，但不为0,两相电压高，超过线电压，

表针打到头（不超过三倍相电压）或两相电压低，但

不为零，一相电压高，表针到头。

分频谐振三相电压依次轮流升高，并超过线电压（不超两倍相

电压），表针打到头，三相电压表指针在同范围内低频

摆动。

高频谐振三相电压同时升高，远超过线电压（可达到四倍线电

压，表针打到头）。

6.6.4金属性接地故障与电压互感器一相熔断，电压表针指示的区别

（以C相为例）

相别

故障性质

ABCABBCCA

C相接地线电压线电压0正常正常正常

C相高压熔降低很接近相电

线电压相电压正常接近相电压

断器熔断多压

C相二次保1/2相小于相电

相电压相电压正常小于相电压

险熔断电压压

注：电压互感器二次保险熔断，“开口三角”无电压，即不发接地信号。

6.6.5发生谐振的处理

6.6.5.1当35kV或10kV系统发生谐振时，值班人员应根据本站的运

行方式和现场操作情况及时采取措施进行消除；

6.6.5.2因接地引起谐振时；应立即拉开站内经常发生接地的线路断

路器；

6.6.5.3因检修、限电等拉开某一出线断路器而发生谐振时，应立即

合上该断路器，然后汇报所属调度；

6.6.5.4空载母线送电后发生谐振，尽快送出一条分路，不得使电压

互感器长时间在谐振下运行；

6.6.5.5若双母解列运行发生谐振时，应立即合上母联断路器，待谐

振消失后，再拉开母联断路器。不得造成非同期并列。

6.7系统电压、周波降低的处理

6.7.1当系统电压、周波降低时，值班人员应密切注意负荷电流变化,

随时听候所属调度命令。

6.7.2系统电压、周波降至下达的规定定值时，如相应的低电压、低

周减载装置拒动或停修时，应手动断开该轮应切除的线路开关，并汇报调

度。

6.7.3低电压、低周减载装置动作切除的线路断路器，值班人员不得

自行强送。当系统电压、周波恢复到规定值后，应征得调度同意恢复跳闸

或拉闸线路送电。

6.8全站通讯中断的处理

6.8.1系统正常运行时，变电站和地调与省调的通讯联系中断时，运行

值班人员应积极采取措施与地调、省调取得联系，并通知相应的通讯值班

人员尽快处理。

6.8.2与地调、省调失去通讯联系的变电站，应尽可能保持系统的电

气结线方式不变，按原先给定的电压曲线运行，且依据相关规程的调压和事

故处理的有关规定处理。

6.8.3值班调度员正在发布调度指令、调度指令虽已重复，但未经值

班调度员同意执行操作前，通讯突然中断，受令人应停止执行该调度操作

指令。调度指令发布后，经省调值班调度员同意执行时，通讯突然中断，

该调度操作指令可全部执行完毕。

6.8.4凡能与省调取得通讯联系的变电站，均有责任转达值班调度员

发布的调度指令和联系事项及有关变电站的回复调度指令（转达调度指令

和回复调度指令时，要求做好记录、复诵和使用录音）。

6.8.5系统发生事故或异常时，变电站和调度通讯中断时，值班运行

人员可根据现场事故处理预案和本规程的有关规定进行必要的和慎重的分

析处理，但要严防非同期合闸，同时采取一切可能的办法与调度恢复通讯

联系。凡与调度中断通讯联系期间，按规程规定自行处理事故或异常的变

电站，应在通讯恢复后向值班调度员详细汇报情况。

6.8.6全站突然无电且通讯中断的处理办法

6.8.6.1对双电源或多电源的变电站，若本站有故障，保护动作跳闸，

值班人员应迅速拉开进出线断路器，并对设备进行检查，迅速隔离故障点，

并尽快恢复正常部分设备的运行；

6.8.6.2若故障不在站内而全站停电，且通讯中断时

a.每隔5分钟轮流试合电源断路器一次，严禁同时合上两个及以上电

源断路器；

b.若有备用电源，确认受电断路器均在断开位置时，再合上备用电源

断路器；

c.来电后，应立即恢复站用变，然后根据系统周波电压情况恢复直配

线路供电。

6.8.7终端变电站全站无电且通讯中断时，可按下述规定处理

6.8.7.1检查母线无故障或倒备用母线后，每隔5分钟试合受电断路

器一次，来电后，根据周波及电压情况恢复供电；

6.8.7.2若母线有故障，在隔离处理故障点后，可按上述办法进行试

送和恢复供电；

6.8.7.3若故障发生在受电断路器以外无法断开的线路侧，不得触动

设备。

6.9系统振荡时的处理

6.9.1系统发生振荡时可能出现的现象

6.9.1.1电源联络线上的电流表、功率表往复摆动，母线电压表出现

周期性的变化；

6.9.1.2若振荡中心离本站愈近，电压振荡愈激烈，并每一周期降至

零值一次。离中心愈远，电压摆动愈小；

6.9.1.3有关保护及自动装置可能动作发出“振荡闭锁”、“交流电压

断线”、“故障录波器动作”等光字信号；

6.9.1.4振荡解列装置有可能动作，跳开断路器。

6.9.2系统振荡时的处理

6.9.2.1值班人员应严密监视电源联络线上屏表指示变化情况，及时

汇报所属调度，听候命令，不得自行投停设备；

6.9.2.2监视振荡解列装置，如动作后跳开断路器，不得强送；

6.9.2.3做好随时按调度命令进行倒闸操作的准备；

6.9.2.4监视各种保护信号是否有误动的可能。

6.10全站停电事故的处理

6.10.1终端变电站如由于电网电源中断，造成全站停电，本站受电断

路器未跳闸，无任何保护动作，则不需拉开进、出线断路器，应立即汇报

所属调度，听侯处理。

6.10.2终端变电站由于站内事故造成全站停电时，一边将所有进、出

线断路器拉开，一边对站内设备进行检查，隔离故障点。然后汇报所属调

度，听候处理。

6.10.3多电源变电站，由于母差、失灵保护动作全站停电。将所有进、

出线断路器拉开，并对站内设备进行检查，隔离故障点。然后汇报所属调

度，听候处理。

6.11断路器非全相运行的处理

6.11.1高压线路不得长期处于非全相运行状态，断路器在正常运行中

发生一相断开时，现场值班员应强合断路器一次，若无效，立即报告值班调

度员。

6.11.2在拉开联络线的断路器时，若断路器只拉开一相或两相，应立

即报告值班调度员。

6.11.3联络线的断路器在进行合闸操作时，断路器只合上一相或两相,

现场值班人员应立即将断路器拉开，若不能拉开时，应立即报告值班调度

员。

6.11.4非全相保护动作使断路器跳闸而断路器机构失灵不能跳闸时,

现场值班人员应立即报告值班调度员。

6.11.5非全相断路器不能断开或合上时的处理方法

6.11.5.1用旁路断路器与非全相断路器并联，用隔离开关解环路，使

非全相断路器断电；

6.11.5.2用母联断路器与非全相断路器串联，用母联断路器断开负荷

电流,再用非全相断路器两侧隔离开关使非全相断路器断电；

6.11.5.3如果非全相断路器所带元件（线路、变电器等）有条件断电，

则可先将对侧断路器拉开，再按上述办法将非全相运行断路器断电。

7高压电器设备运行规定

7.1一般规定

7.1.1设备特巡规定

在下列情况下应对设备进行特殊巡视检查，并增加巡视次数

7.1.1.1有严重缺陷时；

7.1.1.2气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时；

7.1.1.3雷雨季节特别是雷雨过后；

7.1.1.4高温季节，高峰负荷期间；

7.1.1.5重要的节假日和特殊政治保电期间；

7.1.1.6新投运或经过检修、改造的变压器在投运72h内；

7.1.1.7变压器急救负载运行。

7.1.2在验收时应向变电站移交下列资料和文件

7.1.2.1变更设计部分的实际施工图；

7.1.2.2变更设计的证明文件;

7.1.2.3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；

7.1.2.4安装技术记录、器身检查记录、干燥记录等；

7.1.2.5试验报告;

7.1.2.6备品备件移交清单。

7.2电力变压器

7.2.1一般规定

7.2.1.1变压器应按规定装设保护装置

a.变压器装设的保护装置，必须符合设计要求；

b.装有气体继电器的油浸式变压器，应使顶盖沿瓦斯继电器方向有1%

一1.5%的升高坡度；

c.从瓦斯继电器连接于变压器本体端子箱的连线应采用耐油电缆，瓦

斯继电器应采取防雨措施。

7.2.1.2变压器应按规定装设温度测量装置

a.8000kVA及以上的变压器应装有远方测温装置；

b.无人值班变电站内20000kVA及以上的变压器，应装设远方监视负载

电流和上层油温的装置；

c.lOOOkVA及以上的油浸式变压器、630kVA及以上的干式厂用变压器，

应将信号温度计接远方信号；

d.测温时，温度计管座内应充有变压器油；

e.干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。

7.2.1.3变压器冷却装置应符合以下要求

a.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，自动投入备用电源并发出音响及灯光信号；

b.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；

c.风扇、油泵的附属电动机应有过负载、短路及断相保护，有监视油

泵电机旋转方向的装置；

d.强油循环冷却的变压器，应能按温度（或）负载控制冷却器的投切。

7.2.1.4变压器的其它规定

a.变压器铭牌清晰，厂家技术说明书、有关试验记录、竣工图纸、报

告等资料齐全；

b.变压器应标明运行编号和相位；

c.油浸式电力变压器的场所应按有关设计规程规定设置消防设施和事

故储油设施，并保持完好状态；

d.变压器压力释放装置的安装应当保证事故喷油畅通，并且不致喷入

电缆沟，母线及其它设备上，必要时应予遮挡。

7.2.2变压器运行前的检查

7.2.2.1新投产或大修后的变压器在投运前的检查项目

a.变压器投入运行前，应按照《电气设备交接试验标准》进行全项目

试验，并依据工作记录确认试验合格；

b.保护装置及测量仪表和相应的二次设备验收合格，保护装置的整定

值符合定值通知单的要求；

c.继电保护校验整定、传动结果及运行注意事项填入继电保护记录薄;

d.本体、冷却装置及所有附件无缺陷，且不渗油；

e.油漆应完整，相色标志正确；

f.变压器顶盖上应无遗留杂物；

g.事故排油设施应完好，消防设施齐全；

h.储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开，且指示正

确；

i.分接头的位置符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作动作可

靠；指示位置正确；

j.变压器的相位及绕组的接线组别符合并列运行要求；

k.测温装置指示正确，整定值符合要求；

1.冷却装置试运行正常，联动正确；强迫油循环的变压器应启动全部

冷却装置，进行循环4h以上，放完残留空气；

m.变压器中性点间隙每年检查一次，间隙保护放电后也应及时检查

220kV间隙为280mm〜300mm,HOkV间隙为105nmi〜115mll1。

7.2.2.2变压器试运行时应按下列规定进行检查

a.接于中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸时，其中性点必须

接地；

b.变压器应进行5次（大修后3次）空载全电压冲击合闸且无异常情

况，第一次受电后持续时间不应少于lOmin；

c.变压器并列前，应符合并列运行条件；

d.带电后，检查本体及附件所有焊缝和连接面，无渗油现象。

7.2.3运行中的规定

7.2.3.1根据所属调度命令，正确投入各种保护；

7.2.3.2有远方监测装置的变压器，应经常监视、记录变压器各侧电

流、有功负荷、无功负荷和油温。监视仪表的抄表次数由现场规程规定；

7.2.3.3变压器投运和停运的操作程序应在现场规程（作业指导书）

中规定，并须遵守下列各项

a.运用中的备用变压器应能随时投入运行并应定期充电试验，同时投

入冷却装置。如系强油循环变压器，充电后不带负载运行时，应轮流投入

部分冷却器，其数量及位置应符合制造厂规定；

b.允许用熔断器投切35kV及以下的空载站用变压器；

c.当用不接地系统的断路器（低压或中压）对变压器充电时，应在充电

前合上该变压器大电流接地系统的中性点接地隔离开关。当大电流接地系

统侧断路器需处断开位置时，其相应侧中性点应接地。

7.2.3.4运行中瓦斯保护的投停规定

a.变压器正常运行时重瓦斯保护装置应接跳闸，有载分接开关的瓦斯

保护应接跳闸；

b.变压器带电滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将

其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸；

c.当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或

放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号；

d.在预报可能有地震期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的

抗震性能，规定重瓦斯保护的运行方式。

7.2.3.5变压器的压力释放器触点宜作用于信号。

7.2.3.6变压器并列运行的基本条件

a.绕组的接线组别相同；

b.电压比相等（允许差值不大于0.5%）；

c.短路阻抗相等（允许差值不大于10%）；若短路阻抗差值大于10%,

在保证任一台变压器都不会过负荷的情况下经所属调度同意，可以并列运

行。

d.容量比不大于3：1；

7.2.3.7变压器日常巡视检查项目：

a,变压器的油温和温度计及负荷应正常，储油柜的油位应与温度相对

应，各部位无渗油，漏油；

b.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；

c.变压器音响正常；

d.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；

e.吸湿器完好，吸附剂干燥部分大于三分之一；

f.经测温或通过试温蜡片检查引线接头、电缆、母线应无发热迹象；

g.压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；

h.有载分接开关的分接位置符合运行要求；

i.气体继电器内应无气体；

j.控制箱和二次端子箱应关严、无受潮；

k.室内安装的变压器，门、窗照明完好，房屋不漏雨；变压器基础无

下沉；

1.现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目检查正常；

m.有载调压开关巡视检查项目

m.1分头位置应在规定电压偏差范围内；

m.2控制器电源指示灯显示正常；

m.3有载调压开关位置指示器应指示正确；

m.4有载调压开关储油柜的油位、油色正常；吸湿器完好，吸附剂干

燥部分大于三分之一；

m.5有载调压开关及其附件各部位应无渗漏油；

m.6计数器动作正常，及时记录有载调压开关变换次数；

m.7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；

m.8有载调压开关机构加热器完好，并按要求及时投切。

7.2.3.8变压器的特殊巡视重点项目

a.大风时检查引线摆动情况，引线有无断股，引线及变压器顶部是否

有搭挂杂物；

b.暴雨后，应检查变压器基础有无下沉，套管有无闪络现象；

C.下大雪时，应检查积雪溶化情况，如接头较其它溶化快说明该接头

有过热现象，如溶化的积雪结成冰溜，应及时进行处理；

d.雾天时，应检查套管有无沿面放电现象；

e.下冰雹后，应检查瓷瓶部分有无破损、裂纹现象；

f.过负荷时，应检查导流等部分的接头有无过热烧红现象；

g.地震后，应检查变压器基础有无倾斜；

h,三相负载不平衡时应监视最大一相电流；

7.2.3.9强油循环风冷变压器在送电前应先开启冷却装置，停运并确

认变压器本体降至环境温度后才可停止冷却装置。

7.2.3.10油浸风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，

应按制造厂的规定。一般上层油温不超过65°（时，允许带额定负载运行。

7.2.3.11强迫油循环风冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器

时，允计带额定负载运行20mino如20min后上层油温尚未达到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lho

7.2.3.12冷却系统工作电源和备用电源的自动投切装置，按温度（或）

负载投切冷却器的自动装置应保持正常。

7.2.3.13油浸式变压器顶层油温一般规定值:

冷却介质最高顶层运行中不宜

冷却方式

最高温度（℃）油温（℃）超过（℃）

自然循环

409585

自冷、风冷

强迫油循环风

408575

冷

7.2.3.14负载电流和温度的限制:

负载类型中型电大型电

配电

力变压力变压

变压器

器器

正常周期负载电流（标幺值）1.51.51.3

性负载热点温度与绝缘材料接

140℃140℃120℃

触的金属部件的温度

长期急救负载电流（标幺值）1.81.51.3

周期性负热点温度与绝缘材料接

150℃140℃130℃

载触的金属部件的温度

负载电流（标幺值）2.01.81.5

短期急救

热点温度与绝缘材料接

负载160℃160℃

触的金属部件的温度

7.2.3.15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，不得

超额定电流运行。

7.2.3.16变压器的正常周期性负载、长期急救周期性负载和短期急救

负载的运行要求，按制造厂规定和《变压器运行规程》的要求在变电站现

场运行规程中明确。

7.2.3.17无励磁调压变压器在变换分头时，应作多次转动，以便消除

触头上的氧化膜和油污。在确认变换分头正确并锁紧后，测量绕组的直流

电阻。分接变换情况应作记录。10kV及以下变压器和消弧线圈变换分接时

的操作和测量工作，也可在现场规程中自行规定。

7.2.3.18变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定

a.变电站值班人员必须严格按调度下达的电压曲线进行调整；

b.应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；

c.有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级进行；

d.有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，两台变压器的分

接头电压应尽量靠近；

e.系统电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105%,特殊情况

下允许在不超过110%的额定电压下运行；

f.长期不调节的有载分接开关，应结合变压器停电时进行最低和最高

分接头间的循环操作；

g.有载分接开关调压间隔时间不得少于1分钟，每日调压次数累计应

不超过：35kV电压等级为30次，llOkV电压等级20次，220kV电压等级

为10次。

7.2,3.19两台有载调压变压器并联运行时，允许在变压器额定电流

80%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次分接变换后，都应检查电压和电流的变化

情况，防止过负荷。

升压操作，应先操作负荷电流相对较少的一台，再操作负荷电流相对

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。

7.2.3.20在过负载1.2倍，不得进行调压操作，在恶劣气候条件下，

应在电压曲线下限运行。

7.2.4变压器异常处理

7.2.4.1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

a.变压器声响明显增大，很不正常、内部有爆裂声；

b.本体或套管严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；

c.套管有严重的破损和放电现象；

d.变压器冒烟着火；

e.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，值

班人员应立即将变压器停运；

f.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，值班人员应立即将变压器停运；

h.在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，使顶层油

温超过105c且确认温度指示正确，则应立即将变压器停运；

i.有载调压开关操作、限位及指示装置失灵，或其切换机构油室内部有

放电声；

j.强油循环变压器冷却系统故障不能及时排除，不能保证按制造厂家规

定投入足够的冷却器且负荷较大；或切除全部冷却器后运行超过1小时。

7.2.4.2变压器油温升高超过制造厂规定值时，值班人员应按以下步

骤检查处理

a.检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与正常情况下在同一负载

和冷却介质时的温度核对；

b.核对温度测量装置；

c.检查变压器冷却装置或变压器室的通风状况；

d.若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且不能立即恢复，值班人

员应汇报所属调度调整变压器的负载至允许运行温度下的相应负荷。

7.2.4.3变压器油位明显下降或异常升高时，应查明原因，通知有关

专业处理。

7.2.5变压器轻瓦斯动作后的处理

7.2.5.1变压器轻瓦斯动作后，应在保证人身安全的前提下，立即对

变压器进行检查，查明确因气体积聚，在系统允许的情况下且经调度同意

将该台变压器停运，若不能停运可在保证安全的前提下收集气体，记录气

量，观察气体的颜色及作点燃试验，并取气样及油样做色谱分析；

7.2.5.2若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，判断为空气,

则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷；

7.2.5.3若气体是可燃的，应汇报调度停运变压器。

7.2.5.4收集气体的方法：首先将医用胶皮管（胶皮管应稍细于放气

嘴，长度不宜超过10cm）的一头套在瓦斯继电器的放气嘴上，绑紧并排尽

空气，然后将200毫升的注射器插入胶皮管的另一头，慢慢扭开瓦斯继电

器放气阀，充满注射器，拧紧放气阀。用火在注射器头部作点燃试验。

7.2.6分接开关变换操作中发生异常时的处理

7.2.6.1操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立

即切断操作电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置；

7.2.6.2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，应立即切断操作电源，中止操作；

7.2.6.3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，内部切换有异声，压力释放

保护装置动作，看不见油位或大量喷漏油，及危及分接开关和变压器安全

运行的其它异常情况时，应禁止或终止操作。

7.3高压断路器

7.3.1一般规定

7.3.1.1断路器应有完善的技术资料（包括：厂家说明书、安装图、试

验、检修、调试报告等）；

7.3.1.2断路器应有制造厂铭牌，断路器如经增容改造，改造单位应

修改铭牌的相应内容；

7.3.1.3断路器的技术参数必须满足装设地点运行工况的要求；

7.3.1.4断路器的分、合闸指示器应醒目，且指示正确；

7.3.1.5断路器应有醒目的运行编号和名称；

7.3.1.6断路器不带电的金属部分应可靠接地，并有明显的接地标记;

7.3.1.7断路器的投运，必须依据《电气设备交接试验标准》和《电

气设备予防性试验规程》所规定的周期和项目经试验合格。

7.3.1.8对各种类型的断路器尚有下列要求

a,油断路器

有易于观察油位的指示器；断路器三角腔处涂刷红色漆。

b.SF6断路器

b.1为监视SF6气体压力，应装有SF6气体压力密度继电器和压力表;

b.2断路器应附有SF6气体压力温度特性曲线；

C.真空断路器

C.1真空断路器应配有限制操作过电压的保护装置；

c.2真空断路器必须在其线路侧装有带电显示装置；

7.3.1.9操动机构的一般要求

a.断路器最低跳闸电压及最低合闸电压，其值不低于30%的额定电压,

且不大于65%额定电压。

b.采用电磁操动机构时，对合闸电源有如下要求：

b.1在任何运行工况下，合闸过程中合闸电源应保持稳定；

b.2运行中电源电压如有变化，其合闸线圈通流时，端子电压不低于

额定电压的80%（在额定短路关合电流大于或等于50kA时不低于额定电压

的85%）,最高不得高于额定电压的110%；

b.3当直流系统运行接线方式改变时（如直流电源检修采取临时措施

以及环形母线开环运行等），也应满足b.2项要求。

C.采用气动机构时，对合闸压缩空气气源的压力要求基本保持稳定，

变化幅值应符合制造厂规定。

d.液压操动机构及采用差压原理的气动机构应具有防、、失压慢分〃装

置。

e.机构箱应具有防尘、防潮、防小动物进入及通风措施,开关机构应有

加热装置或恒温装置。

7.3.1.10若断路器遮断容量不能满足安装地点短路容量时，严禁就地

操作。重合闸装置必须退出运行。

7.3.2投运前的检查

7.3.2.1投运前的一般检查

a.断路器应固定牢靠，外表清洁完整；

b.电气连接应可靠且接触良好；

c.断路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，辅助开关动作应准确可靠，触点无电弧烧损；

d.瓷套应完整无损，表面清洁；

e.油漆应完整，相色标志正确，接地良好。

7.3.2.2油断路器应无渗油现象，油位正常。

7.3.2.3SF6断路器

a.密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定；电气回路传动正确；

b.SF6气体压力、泄漏率和含水量应符合规定；

7.3.2.4真空断路器

a.灭弧室的真空度应符合产品的技术规定；

b.并联电阻、电容值应符合产品的技术规定；

7.3.3断路器的操动机构在验收时，应进行下列检查

7.3.3.1操动机构应固定牢靠，外表清洁完整。

7.3.3.2电气连接应可靠且接触良好。

7.3.3.3液压系统应无渗油，油位正常；空气系统应无漏气；安全阀、

减压阀等应动作可靠；压力表应指示正确。

7.3.3.4操动机构与断路器的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指

示正确；压力开关、辅助开关动作应准确可靠；触点无电弧烧损。

7.3.3.5操动机构箱的密封垫应完整，电缆管口、洞口应封堵严密。

7.3.3.6油漆应完整，接地良好。

7.3.4运行中的规定

7.3.4.1油断路器巡视检查项目

a.断路器的分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符；

b.主触头不过热，变色漆不变色，多油断路器外壳温度与环境温度相

比无较大差异。内部无异常声响；

c.本体套管的油位在正常范围内，油色透明无碳黑悬浮物；

d.无渗、漏油痕迹，放油阀关闭紧密；

e.套管、瓷瓶无裂痕，无放电声和电晕；

f.引线的连接部位接触良好，无过热；

g.排气装置完好；

h.接地完好；

i.防雨帽无鸟窝；

7.3.4.2SF6断路器的巡视检查项目

a.每日定时检查SF6气体压力和温度；

b.断路器各部分及管道无漏气、振动等异声、异味及其它异常现象；

c.套管无裂痕，无放电声和电晕；

d.引线连接部位无过热、引线弛度适中；

e.断路器分、合位置指示正确，并和当时实际运行工况相符；

f.落地罐式断路器应检查防爆膜有无异状；

g.接地完好；

h.巡视环境条件要求附近无杂物。

7.3.4.3真空断路器的巡视检查项目

a.分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。

b.支持绝缘子无裂痕及放电异声；

c.真空灭弧室无异常；

d.接地完好；

e.引线接触部分无过热，引线弛度适中。

7.3.4.4电磁操动机构的巡视检查项目

a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；

b.检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟异味；

c.直流电源回路接线端子无松脱、无锈蚀；

d.加热器正常完好。

7.3.4.5液压机构的检查项目

a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；

b.检查油箱油位正常、无渗漏油；

c.高压油的油压在允许范围内；

d.机构箱内无异味；

e.加热器正常完好。

7.3.4.6弹簧机构的检查项目

a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；

b.断路器在运行状态，储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭合位置；

c.检查储能电动机、行程开关接点无卡住和变形现象，分、合闸线圈

无冒烟及异味；

d.断路器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸

弹簧应储能；

e.加热器良好。

7.3.4.7气动机构的检查项目

a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；

b.检查气泵油箱油位正常、无渗漏油；

c.储气罐的气压在允许范围内；

d.机构箱内无异味；

e.加热器正常完好；

f.及时放掉空气储压罐中的水；

7.3.4.8断路器的特殊巡视要求

a.新设备投运的巡视检查，周期应相对缩短。投运72h以后转入正常

巡视；

b.夜间闭灯巡视，有人值班的变电所每周一次，无人值班的变电站二

个月一次；

C.气象突变，增加巡视；

d.雷雨季节雷击后应进行巡视检查；

e.高温季节高蜂负荷期间应加强巡视。

7.3.4.9断路器的特殊巡视重点项目

a.大风时检查引线摆动情况，引线有无断股，引线及断路器顶部是否

有搭挂杂物；

b.下暴雨后，应检查断路器基础有无下沉，套管有无闪络现象；

c.下大雪时，应检查积雪溶化情况，如接头较其它溶化快，说明该接

头有过热现象，如溶化的积雪结成冰溜，应及时进行处理；

d.雾天时，应检查套管有无放电和打火现象；

e.下冰雹后，应检查瓷瓶部分有无破损、裂纹现象；

f.过负荷时，应检查导流等部分的接头有无过热烧红现象；

g.地震后，应检查断路器基础有无倾斜；

h.在严寒气候下，应检查引线有无过紧现象，油位是否正常；

i.切断故障电流后，应立即进行事故特巡，检查断路器有无喷油，油

色是否变黑，本体有无变形，导流部分有无异常。

7.3.5断路器跳闸次数的规定

7.3.5.1根据系统短路容量，每年进行断路器切断故障电流的次数的

校核，达到规定次数后，（按状态检修规定次数）应进行断路器内部检修。

各站现场运行规程中应有本站各台断路器的规定跳闸次数；

7.3.5.2当断路器切断故障的次数比规定值少一次时，应退出重合闸，

并报告所属调度和上级；

7.3.5.3当断路器跳闸次数达到规定值后，未经所属调度及上级领导

批准不得继续投运。

7.3.6断路器操作的一般要求如下

7.3,6.1断路器经检修恢复运行，操作前应认真检查所有安全措施是

否全部拆除，防误闭锁装置是否正常；

7.3.6.2操作前应检查控制回路、信号回路、辅助回路、控制电源（气

源）或液压回路均正常、储能机构已储能，即具备运行操作条件；

7.3.6.3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，操作把手不宜返回太快。

7.3.7运行中断路器出现异常时的操作规定

7.3.7.1电