电石厂电气设备运行规范

陕西新元洁能有限公司电石厂电气设备运行规范

适用范围

本规范适用于电压为UOkV及以下的电力变压器、电炉变压器，电抗器、消弧线圈;额定电

压126kV及以下，频率为50Hz的户内和户外安装的气体绝缘金属封闭开关设备(GIS);额定

电压为35〜110kV电压等级的电力变压器用的国产电阻式油浸分接开关;电力电容器及电力

电缆运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理。

引用标准

GB1094.5—2003电力变压器

GB1094.il—2007干式,电力变压器

GB645I-20I5油浸式电力变压器技术参数和要求

GB/T15164—2008油浸式电力变压器负载导则

GBJ148—90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

SDJ7电力设备过甩压保护设计技术规程

SDJ9电气测量仪表装置设计技术规程

DL/T573—2010电力变压器检修导则

DLT572—2010电力变压器运行规程

DL/T574-20I0有载分接开关运行维修导则

GB8905—1997六氨化硫电气设备中气体管理检测导则

GBI1022—2011高压开关设备通用条件

GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准

DL/T506—92六氟化硫气体绝缘设备中水份含量现场测试方法

DL/T603-200I气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程

DL/T639-1997六氟化硫气体设备运行、试验及检修人员安全防护细则

GB10230—2007有载分接开关

GB50227-2008《并联电容器较置设计规范》

GB/T1IO2.1-2(X)1《电力系统并联电容器运行导则》

GB50168-2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》

1、电石炉变压器运行规范

1.1电石炉变压器(包括附属设备：风冷器、水冷器、110KV电缆及配套高压设备，过电

压保护装置)。

1.2正常运行规定

121电石炉变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规定范围运行.

1.2.2电石炉变压器，其运行中的上层油温的允许值应按照制造厂规定。通常为了防止变压

器油和其他绝缘质的劣化过速，强迫油循环风冷变压器上层油温不得超过85C,强迫油循

环水冷变压器上层油温不得超过703

油浸式变压器顶层油温一般限值

冷却方式冷却介质最高温度(C)最高顶层油温(°C)

自然循环自冷、风冷40(95)

强迫油循环风冷40(85)

强迫油循环水冷30(70)

1.2.3变压器室门上应加锁，在变压器室的门和墙上清楚地写明变压器名称和厂内编号，门

外挂“高压危险”字样警示牌。

1.3、允许过载运行规定

1.3.1电石炉变压器的过载允许时间规定（包括温度为40℃及以下场合）：1.2倍可连续运

行。

1.3.2当冷却器发生故障,如风扇停转.油泵或水泵停I卜时.变压器允许的负载大小和持续

运行时间应遵照制造厂家规定，若无厂家规定，对于在额定冷却空气温度下连续运行的变压

器，其负载不应超过额定量的70%。

1.3.3强迫油循环水冷式电炉变压器，不论负载多少，均应与水冷装置同时运行。（制造厂

家有特殊规定者除外）

1.3.4强油循环风冷及强油循环水冷电炉变压器，当冷却系统发生故障（如风扇水泵等停止

工作）时，在额定负载以下允许运行时间为20min,运行后，如果油温尚未达到规定值，则

允许上升到规定值，但故障切除冷却器后的炉变运行时间最长不得超过1小时。

1.4.停送电操作规定

1.4.1送电时要将三根电极提起300mm以上，防止大负荷冲击电炉变压器。

1.4.2送电后，要听其有无异常声音，观察各电流表、电压表是否正常，如有异常，立即停

电通知电气人员检查原因，

1.4.3有载分接开关的电石炉变压器，严禁在超负荷运行的情况下进行切换绕组分接头位置。

1.4.4三相操作电流差V20%。且送电后电流值要缓慢给上，不允许负荷激增。

1.4.5停电。除特殊情况外，正常停电应先降负荷（满负荷的20%）后再断开电石炉变压器

电源开关，停电后，根据情况，做好停电后的安全技术措施。

1.5.电石炉变压器运行巡检规定

1.5.1外部检查周期

1.5.1.1每班至少四次。

1.5.1.2强迫油循环水冷变压器，要每1小时检查一次。

1.5.1.3发现异常现象时，及时报告并增加检查次数。

1.5.2外观检查的项目和要求

1.5.2.1查看储油柜油位计是否干净，其中油色和油位高度是否正常，检查油标气孔是否畅

通。

1.5.2.2查看电炉变压器套管及配套各绝缘支柱，过压保护元件是否清洁，有无破损、裂纹，

有无放电痕迹，套管螺钉、引出线接头有无发热、变色等不正常现象。

1.5.2.3检查电炉变压器各密封处和焊接处有无渗漏油现象。

1.5.2.4电炉变压器的声音是否正常，音响是否增加，有无新的音调发生。

1.5.2.5检查冷却装置的运行是否正常。

1.5.2.6检查电流和母线有无异常情况。

1.5.2.7检查过电压保护设备上放电记录仪是否动作，并做好记录。

1.5.2.8检杳油温是否符合规定（以器身上装的温度计为准）。

1.5.2.9检查变压器电压、电流值是否超过允许值。

1.6.对强油水冷式电炉变压器检查项目如下

1.6.1要求冷却器中的油压应比水压高98—147KPa。

1.6.2油冷却器的出水中不应含油，如含油说明冷却器漏油，应立即处理。

1.6.3泵和电动机的轴承必须良好。

1.7、运行人员每周附加检查一次下列各项内容：

1.7.1电炉变压器和过压保护器、电缆头接地是否良好。

1.7.2储油柜的积泥器内有无水分、不洁物，如有应排除掉。

1.7.3吸湿器是否畅通，其中干燥剂是否已失效，如己吸潮饱和失效应更新。

1.7.4检查各油位计是否有堵塞现象。

1.8、在特殊情况下运行的电炉变压器，要检查下列各项内容：

1.8.1在过载运行时，要检查变压器声音、油温、外壳温度是否正常。

1.8.2气温突变时，检查储油柜油位计的油面是否正常，雨天雷天，要检查套器有无放电声

音。

1.8.3每隔七天，在夜间做一次熄灯检查，查看套管有无放电，接头有无过热现象。

1.9.电炉变压器绝缘油的运行规定

1.9.1简化及耐压试验（油色普分析），各电石炉变压器，每运行六个月至少做一次。

1.10、电炉变压器的异常运行和事故处理发生下列情况之一者，应立即停运。

1.10.1变压器外壳破裂，大量漏油；

1.10.2安全气道防爆膜破裂，向外喷油；

11.3套管破裂，严重损坏，有放电现象发生；

11.4变压器声音异常，有放电声；

11.5在正常冷却条件下，变压器温度突然剧烈上升；

11.6变压器油的颜色变化甚大，突然发黑；

11.7电缆头放电或接头，接点烧熔，打火严重。

12、发生下列情况之一者，应立即向调度报告，严密监视，尽快处理。

12.1电炉变压器声音不正常；

12.2在正常冷却条件下，油温不正常，不断上升；

12.3变压器漏油，储油柜的油标看不到油位；

12.4电炉变压器油色异常；

12.5端头引线过热变色：

12.6套管有轻微放电声；

12.7冷却装置出故障，出现不允许的过载运行。

13、电炉变压器自动跳闸的处理规定

13.1过电流继电器动作跳闸

13.1.1如果属下列情况之一者，可不经检查直接送电；

13.1.1.1偶尔过载或工作短路引起的跳闸；（经总工核实签字）

13.1.1.2确定继电器误碰或振动而误跳以及保护装置二次回路故障且故障排除者；

13.1.1.3确属明显的外部短路造成，且故障已排除者。

1312除上述情况外，需经过外部检查，并测试绝缘电阻，经检查合格且未发现外部短路现

象及放电烧伤痕迹，也未发现内部故障现象时，可重新投入运行。经检查有内部故障现象时，

应进行内部检查处理。

13.2气体继电器动作跳闸

13.2.1轻瓦斯信号动作

13.2.1.1应检查油温变化：

13.2.1.2检查是否因气温下降或漏油等使油面降低，如果是则应处理漏油并增加油量；

13.213是否因滤油，注油或冷却器系统不严使空气混入变压器内，在24小时内有信号动

作属正常应放气消除，如果继续发信号，应把重瓦斯改接在信号回路；

13.2.1.4是否因变压器有故障而产生气体；

13.2.1.5如果未发现异常，应认为气体继电器本身回路有故障，要检查或更换。为了检查

变压器内部是否有故障存在，可对气体继电器取气样进行化验检查，这时不应解除重瓦斯。

经检查如果是可燃气体，应将变压器停止运行，并采取安仝措施后进行处理或更换。

1322重瓦斯动作跳闸

13.2.2.1发现重瓦斯动作跳闸时，要采取安全措施，对变压器进行内部检查，检查有无内

部故障现象。

13.2.2.2迅速收集瓦斯气样做分析经检查如果确定是保护回路或气体继电器故障，应及时处

理。如经外部检杳发现变压器内部有故障，很象或发现气体是可燃性气体，则说明变压器内

部确有故障，在未经处理并进行绝缘试验合格之前，不许再将电石炉变压器投入运行。

14、电石炉变压器常见故障

14.1.异常响声

14.1.1音响较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题。例如，夹件或压紧铁芯的螺钉松动时，

仪表的指示一般正常，绝缘油的颜色、温度与油位也无大变化，这时应停止变压器的运行，

进行检查。

14.1.2音响中夹有水的沸腾声，发出“咕噌咕噌”的气泡逸出声，可能是绕组有较严重的

故障，使其附近的零件严重发热使油气化。分接开关的接触不良而局部点有严重过热或变压

器匝间短路，都会发出这种声音。此时，应立即停止变压器运行，进行检修。

14.1.3音响中夹有爆炸声，既大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。这

时，应将变压器停止运行，进行检修。

14.1.4音响中夹有放电的“吱吱“声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。如果

是套管的问题，在气候恶劣或夜间时，还可见到电晕辉光或蓝色、紫色的小火花，此时，应

清理套管表面的脏污，再涂上硅油或硅脂等涂料。此时，要停下变压器，检查铁芯接地与各

带电部位对地的距离是否符合要求。

14.1.5音响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件因铁芯振

动而造成机械接触，或者是因为静电放电引起的异常响广，而各种测景表计指示和温度均无

反应，这类响声虽然异常，但对运行无大危害，不必立即停止运行，可在计划检修时予以排

除。

14.2、温度异常

变压器在负荷和散热条件、环境温度都不变的情况下，较原来同条件时的温度高，并有

不断升高的趋势，也是变压器温度异常升高，与超极限温度升高同样是变压卷故障象在。

引起温度异常升高的原因有：

14.2.1变压器匝间、层间、股间短路；

14.2.2变压器铁芯局部短路；

14.2.3因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热；

14.2.4长期过负荷运行，事故过负荷；

14.2.5散热条件恶化等。

运行时发现变压器温度异常，应先查明原因后，再采取相应的措施予以排除，把温度降

下来，如果是变压器内部故障引起的，应停止运行，进行检修。

14.3、喷油爆炸

喷油爆炸的原因是变压器内部的故障短路电流和高温电弧使变压器油迅速老化,而继电

保护装置又未能及时切断电源，使故障较长时间持续存在，使箱体内部压力持续增长，高压

的油气从防爆管或箱体其它强度薄弱之处喷出形成事故.

1431绝缘损坏：匝间短路等局部过热使绝缘损坏；变压器进水使绝缘受潮损坏；雷击等过

电压使绝缘损坏等导致内部短路的基本因素。

1432断线产生电弧：线处导线焊接不良、引线连接松动等因素在大电流冲击下可能造成断

线，断点处产生高温电弧使油气化促使内部压力增高。

14.3.3调压分接开关故障：配电变压器高压绕组的调压段线圈是经分接开关连接在一起的，

分接开关触头串接在高压绕组回路中，和绕组一起通过负荷电流和短路电流，如分接开关动

静触头发热，跳火起弧，使调压段线圈短路。

14.4、严重漏油

变压器运行中渗漏油现象比较普遍，油位在规定的范围内，仍可继续运行或安排计划检

修。但是变压器油渗漏严重，或连续从破损处不断外溢，以致于油位计已见不到油位，此时

应立即将变压器停止运行，补漏和加油。

变压器油的油面过低，使套管引线和分接开关暴露于空气中，绝缘水平将大大降低，因

此易引起击穿放电。引起变压器漏油的原因有：焊缝开裂或密封件失效；运行中受到震动；

外力冲撞；油箱锈蚀严重而破损等。

14.5.套管闪络

变压器套管积垢，使变压器高压侧单相接地或相间短路。变压器套管因外力冲撞或机械

应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。变压器箱盖上落异物，如大风将树枝吹落在箱盖

时引起套管放电或相间短路。

以上对变压器的声音、温度、油位、外观及其他现象对配电变压器故障的判断，只能作

为现场直观的初步判断。因为，变压制的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多

因素，有时甚至会出现假象。必要时必须进行变压器特性试验及综合分析•，才能准确可靠地

找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的合理的处理方法

2、动力变压器运行规范

2.1基本要求

2.1.1保护、测量、冷却装置

2.1.1.1变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。

2.LL2油浸式变压器本体的安全保护装置、冷却装置、油保护装置、温度测量装置和油箱

及附件等应符合GB6451的要求。

干式变压器有关装置应符合相应技术要求。

2.1.13变压器用熔断器保护时，熔断器性能必须满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要

求。分级绝缘变压器用熔断器保护时，其中性点必须直接接地。

2.1.1.4装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方

向有1%〜1.5%的升高坡度。

2.2变压器运行方式

2.2.1一般运行条件

2.2.1.1变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情

况（例如变压器的有功功率可以在任何方向流通），允许在不超过110%的额定电压下运行，

2.2.1.2无励磁调压变压器在额定电压土5%范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。

有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。

221.3油浸式变压器顶层油温一般不应超过下列的规定（制造厂有规定的按制造厂规定）。

当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经

常超过85℃。

油浸式变压器顶层油温一般限值

冷却方式冷却介质最高温度(℃)最高顶层油温(C)

自然循环自冷、风冷40(95)

强迫油循环风冷40(85)

强迫油循环水冷30(70)

经改进结构或改变冷却方式的变压器，必要时应通过温升试验确定其负载能力。

2.2.1.4干式变压器的温度限值应按制造厂的规定。

2.2.1.5变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。

接线为YN,ynO的大、中型变压器允许的中性线电流，按制造厂及有关规定。接线为Y,

ynO(或YN,ynO)>fnY,Znll(或YN,znll)的配电变压器，中性线电流的允许值分别为额定

电流的25%和40%,或按制造厂的规定。

2.3强迫冷却变压器的运行条件

2.3.1强油循环冷却变压器运行时，必须投入冷却器。空载和轻载时不应投入过多的冷却器

(空载状态下允许短时不投)。各种负载下投入冷却器的相应台数，应按制造厂的规定。按温

度和(或)负载投切冷却器的自动装置应保持正常。

232油浸(自然循环)风冷和干式风冷变压器，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。油浸风冷变压器当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过65℃时，

允许带额定负载运行。

2.3.3强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带

额定负载运行2()min。如20min后顶层油温尚未达到75C,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iho

2.4变压器的运行维护

2.4.1变压器的运行监视

2.4.1.1安装在发电厂和变电站内的变压器，以及无人值班变电站内有远方监测装置的变压

器，应经常监视仪表的指示，及时掌握变压器运行情况。监视仪表的抄表次数由现场规程规

定。当变压器超过额定电流运行时，应作好记录。

无人值班变电站的变压器应在每次定期检杳时记录其电压、电流和顶层油温，以及曾达到

的最高顶层油温等。对配电变压器应在最大负载期间测量三相电流，并设法保持基本千衡。

测量周期由现场规程规定，

2.4.2变压器的日常巡视检查

2.4.2.1变电站内的变压器.每天至少一次；每周至少进行一次夜间巡视；

2A.2.22500kVA及以下的配电变压器，装于室内的每月至两次。

2.4.3在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：

2.4.3.1新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内；

243.2有严重缺陷时；

243.3雷雨季节特别是雷雨后；

2.434高温季节、高峰负载期间；

2.435变压器急救负载运行时。

2.4.4变压器日常巡视检查包括以下内容：

2.4.4,1变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏

油；

2.4.4.2套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重汨污、无放电痕迹及其它异常现象；

2.4A.3变压器音响正常；

2.444各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工

作正常；

2.445水冷却器的油压应大于水压（制造厂另有规定者除外）；

2.446吸湿器完好，吸附剂干燥：

2.447引线接头、电缆、母线应无发热迹象；

2.448压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；

2.449有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；

2.4.4.10气体继电器内应无气体；

2.4.4.11各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮：

2.4.4.12干式变压器的外部表面应无积污；

2.4.4.13变压器空的门、窗;照明应完好，房屋不漏水，温度正常；

2.4.5应对变压器作定期检查，并增加以下检查内容：

2.4.5.1外壳及箱沿应无异常发热；

2.4.5.2各部位的接地应完好；必要时应测量铁芯和夹件的接地电流；

2.453强油循环冷却的变压器应作冷却装置的自动切换试验；

2A5.6水冷却器从旋塞放水检查应无油迹；

2.4.5.7有载调压装置的动作情况应正常；

245.8各种标志应齐全明显；

2.459各种保护装置应齐全、良好；

2.4.5.10各种温度汁•应在检定周期内，超温信号应正确可靠；

2.4.5.11消防设施应齐全完好；

2.4.5.12室（洞）内变压器通风设备应完好；

2.4.5.13贮油池和排油设施应保持良好状态。

2.4.6下述维护项目的周期，可根据运行具体情况规定：

2.4.6.1清除储油柜集污器内的积水和污物；

2A.6.2冲洗被污物堵塞影响散热的冷却器；

2.463更换吸湿器和净油器内的吸附剂；

2A.6.4变压器的外部（包括套管）清扫；

2.465各种控制箱和一次I可路的检查和清扫。

2.5动力变压器的投运和停运

251在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，

具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，

各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器因结冰被堵。

2.5.2运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电，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，其数量不超过

制造厂规定空载时的运行台数。

2.5.3变压器投运和停运的操作程序应在现场规程中规定，并须遵守下列各项：

2.53.1强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数；

水冷却器应先启动油泵，再开启水系统；停电操作先停水后停油泵；冬季停运时将冷却器中

的水放尽。

253.2变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停

电源侧。

2.5.3.3在无断路器时，可用隔离开关投切IIOkV及以下且电流不超过2A的空载变压器；

用于切断20kV及以上变压器的隔离开关，必须三相联均且装有消弧角；装在室内的隔离开

关必须在各相之间安装耐弧的绝缘隔板。若不能满足上述规定，乂必须用隔离开关操作时,

须经总工程师批准。

253.4允许用熔断器投切空载配电变压器和66kV的站用变压器。

2.5.4新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定：

UOkV及以下24h

220kV及以下48h

5OOkV及以下72h

若有特殊情况不能满足上述规定，须经总工程师批准。

装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气。对

强油循环变压器，应开启油泵，使油循环一定时间后将气排尽。开泵时变压器各侧绕组均应

接地，防止油流静电危及操作人员的安全。

255在llOkV及以上中性点有效接地系统中，投运或停运变压器的操作，中性点必须先

接地。投入后可按系统需要决定中性点是否断开。

2.5.6干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。

2.5.7瓦斯保护装置的运行

2.5.7.1动力变压器运行时瓦斯保护装置应接信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接跳

闸。

用一台断路器控制两台变压器时，当其中一台转入备月，则应将备用变压器重瓦斯改接信

号。

257.2动力变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换冷油器的吸附剂时，应将其重瓦

斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸。

257.3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。

2.574在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯

保护的运行方式。

地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检杳试验，确认

无异常后方可投入。

2.5.7动力变压器的压力释放器接点宜作用于信号

2.5.8动力变压器分接开关的运行维护

2.5.8.1无励磁调压变压器在变换分接时，应作多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污。

在确认变换分接正确并锁紧后，测最绕组的直流电阻。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。

2.5.8.2.1变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：

2.5.822应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；

25823单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作；

2.5.824有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行；

2.5.8.2.5有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，其分接电压应尽量靠

近无励磁调压变压器的分接位置。

259变压器有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无制造厂规定者可参照以下

规定：

2.5.9.1运行6〜12个月或切换2000〜4000次后，应取切换开关箱中的油样作试验；

2.5.9.2新投入的分接开关，在投运后1―2年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，

此后可按实际情况确定检查周期；

2.593运行中的有载分接开关切换5000~10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时,

应更换切换开关箱的绝缘油；应将切换开关吊出检查。

2.5.9.4操作机构应经常保持良好状态。

2.595长期不调和有长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高

和最低分接间操作几个循环。

2.5.10为防止开关在严重过负载或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关控制回路中加

装电流闭锁装置，其整定值不超过变压器额定电流的1.5倍。

2.6动力变压器的不正常运行和处理

2.6.1运行中的不正常现象和处理

2.6.L1值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好

记录。

261.2动力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：

261.2.1变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；

2.6.1.2.2严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；

2.6.1.2.3套管有严重的破损和放电现象；

2.6.1.2.4变压器冒烟着火。

261.3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。

261.4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。

2.6.1.5变压器油温升高超过制造厂规定或表1所示的限值时，值班人员应按以卜.步骤检查处

理：

2.6.1.5.1检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的

温度核对；

2.6.1.5.2核对温度测量装置：

2.6.1.5.3检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。若温度升高的原因是由于冷却系统

的故隙，旦在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则值班人员

应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条

件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内

部故障，应立即将变压器停运。

261.6变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增

加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。

261.7当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时禁

止从变压器下部补油。

2.6.1.8变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应

放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。

261.9铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将

电流限制在100mA左右，并加强监视。

2.6,1.10系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。

2.6.2瓦斯保护装置动作的处理

2.6.2.1瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空

气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记

录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和

导则判断变压器的故障，若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空

气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果

异常，应综合判断确定变压器是否停运。

262.2瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因

应重点考虑以下因素，作出综合判断：

2.6.2.2.1是否呼吸不畅或排气未尽；

2.6.2.2.2保护及直流等二次回路是否正常；

2.6.2.23变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；

262.2.4气体继电器中积集气体量，是否可燃；

2.6.2.2.5气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；

2.6.2.2.6必要的电气试验结果；

2.6.2.2.7变压器其它继电保护装置动作情况。

2.6.3动力变压器跳闸和灭火

2.6,3.1动力变压器跳闸后，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。

263.2动力变压器跳闸后，应立即停油泵。

2.633动力变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火

势蔓延。

3、变压需有载分接开关运行规范

3.1运行

3.1.1运行现场应具备下列技术资料：产品安装使用说明书、技术图纸、自动控制装置整定

书、绝缘油试验记录、检修记录、缺陷记录、分接变换记录及分接变换次数运行记录等。

3.1.2有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。故障停用，应立即汇

报，同时通知检修单位检修。

3.1.3正常情况下，一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要

时，可使用就地电气控制或手摇操作。当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确

认操作方向无误后方可进行。

3.1.4分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第一次分接变换。操作时应同时观

察电压表和电流表的指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及

动作计数器的指示等都应有相应变动。

3.1.5每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录在

有载分接开关分接变换记录表上，每次投停、试验、维修、缺陷与故障处理，都应作好记录。

3.1.6当变动分接开关操作电源后，在未确证电源相序是否正确前.，禁止在极限位置进行电

气控制操作。

3.1.7由3台单相变压器构成的有载调压变压器组，在进行分接变换操作时，应采用三相同

步远方或就地电气控制操作并必须具备失步保护，只有在不带负荷的情况下，充电后的试验

操作或在控制室远方控制回路故障而又急需操作时，方可在分相电动机构箱内操作，同时应

注意下列事项：

3.1.7.1只有在三相分接开关依次完成1个分接变换后，方可进行第2次分接变换，不得

在一相连续进行2次分接变换；

3.1.7.2分接变换操作时，应与控制室保持联系，密切注意电压表与电流表的变动情况：

3.1.7.3操作结束，应检查各相分接开关的分接位置指示是否一致。

3.1.8分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修。

3.1.8.1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；

3.1.8.2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；

3.1.8.3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：内部切换异声；过压力的保护装置动作；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，应禁止或中止操作。

3.1.8.4有载调压变压器可按各单位批准的现场运行规程的规定过载运行。但过载1.2倍以

上时，禁止分接变换操作,

3.1.8.5运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应有校验合格有效的测试报告。若

使用气体继电器替代油流控制维电器，运行中多次分接变换后动作发信，应及时放气。若分

接变换不频繁而发信频繁，应作好记录，及时汇报并暂停分接变换，查明原因。若油流控制

继电器或气体继电器动作跳闸，必须查明原因。按DUT572-2010《电力变压器运行规程》

的有关规定办理。在未杳明原因消除故障前，不得将变压器及其分接开关投入运行。

3.2分接开关巡视检查项目

3.2.1电压指示应在规定电压偏差范围内；

3.2.2控制器电源指示灯显示正常；

3.2.3分接位置指示器应指示正确；

3.2.4分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常；

3.2.5分按开关及其附件各部位应无渗漏油；

3.2.6计数器动作正常，及时记录分接变换次数；

3.2.7电动机构箱内部应清洁，润滑油位正常，机构箱匚关闭严密，防潮、防尘、防小动物

密封良好；

3.2.8分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。

3.3当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常（主要为乙快和氢的含量超标）或

分接开关油位异常升高或降低，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报，暂停分接变换

操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障。

3.4运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压应不低于35kVo当击穿电压低于30kV时，

应停止分接变换操作，井及时处理。

3.5运行中分接变换操作频繁的分接开关，宜采用带电滤油或装设“在线”净油器，同时应加

强带电或“在线”净油器的运行管理与维护并正确使用。

3.6分接开关检修超周期或累计分接变换次数达到所规定的限值时，由主管运行单位通知检

修单位，按本标准的有关条文进行维修。

3.7分接开关维修周期

3.7.1有载调压变压器大、小修的同时，相应进行分接开关的大、小修。

3.7.2运行中分接开关油室内绝缘油，每6个月至1年或分接变换2000〜4000次，至少采

样1次。

3.7.3分接开关新投运1〜2年或分接变换10000次，切换开关或选择开关应吊芯检查一次。

3.7.4运行中的分接开关，每1〜2年或分接变换5000-1万次或油击穿电压低于30kV时，

应开盖清洗换油或滤油1次。

3.7.5运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定的桧修周期分接变换次数限额后，应进

行大修。如无明确规定，一般每分接变换1〜2万次，或3〜5年亦应吊芯检查。

3.7.6运行中分接开关每年结合变压器小修，操作3个循环分接变换。

3.8分接开关电动机构的维护：

3.8.1每年清扫1次，清扫检查前先切断操作电源，然后清理箱内尘土；

3.8.2检查机构箱密封与防尘情况：

3.8.3检查电气控制回路各接点接触是否良好；

3.8.4检查机械传动部位联接是否良好，是否有适量的涧滑油；

385使用500-1000V兆欧表测最电气回路绝缘电阻值；

386刹车电磁铁的刹车皮应保持干燥，不可涂油；

3.8.7检查加热器是否良好；

3.8.8值班员验收：手摇及远方电气控制正反二个方向至少操作各1个分接变换。

3.9分接开关常见故障及其排除方法。

3.9.1连动：交流接触器剩磁或油污造成失电延时，顺序开关故障或交流接触器动作配合

不当；检查交流接触器失电是否延时返回或卡滞，顺序开关触点动作顺序是否正确。清除

交流接触器铁芯油污，必要时予以更换。调整顺序开关顺序或改进电气控制回路，确保逐级

控制分接变换

3.9.2手摇操作正常、而就地电动操作拒动：无操作电源或电动机控制回路故障，如手摇

机构中弹簧片未复位，造成闭锁开关触点未接通，检查操车电源和电动机控制【可路的正确性,

消除故障后进行整组联动试验。

3.9.3电动操作机构动作过程中空气开关跳闸、凸轮开关组安装移位：用灯光法分另!检查

S11〜S13(1-n)与S12〜S13(n一1)的分合程序，调整安装位置。

3.9.4电动机构仅能一个方向分接变换：限位机构未复位、手拨动限位机构，滑动接触处

加少量油脂润滑。

3.9.5分接开关无法控制操作方向：电动机电容器回路断线、接触不良或电容器故障、检

查电动机电容器回路，并处理接触不良、断线或更换电容器。

3.9.6电动机构正、反二个方向分接变换均拒动：无操作电源或缺相，手摇闭锁开关触点

未复位检查三相电源应正常，处理手摇闭锁开关触点应接触良好。

3.9.7远方控制拒动而就地电动操作正常：远方控制回路故障、检查远方控制回路的正确

性，消除故障后进行整组狭动试验。

3.9.8远方控制和就地电动或手动操作时，电动机构动作，控制回路与电动机构分接位置

指示正常一致，而电压表、电流表均无相应变动：分接开关拒动、分接开关与电动机构联结

脱落，如垂直或水平转动联结销脱落、检查分接开关位置与电动机构指示位置一致后，.重

新联接然后做联结校验。

3.9.9切换开关切换时间延长或不切换：储能拉簧疲劳，拉力减弱、断裂或机械卡死、调

换拉簧或检修传动机械。

3.9.10分接开关与电动机构分接位置不一致：分接开关与电动机构联接错误、查明原因并

进行联结校验。

3.9.11分接开关储油柜油位异常升高或降低直至变压器储油柜油位：如调正分接开关储油

柜油位后，仍继续出现类似故障现象，应判断为油室密封缺陷，造成油室中油与变压器本体

油互相渗漏。油室内放油螺栓未拧紧，亦会造成渗漏油；分接开关揭盖寻找渗漏点，如无渗

漏油，则应吊出芯体，抽尽油室中绝缘油，在变压器本体油压下观察绝缘护筒内壁、分接引

线螺栓及转轴密封等处是否有渗漏油。然后，更换密封件或进行密封处理。有放气孔或放油

螺栓的应紧固螺栓，更换密封圈。

3.9.12变压器本体内绝缘油的色谱分析中氢、乙块和息烧含量异常超标：停止分接变换操

作，对变压器本体绝缘油进行色谱跟踪分析，如溶解气体组分含量与产气率呈卜降趋势，则

判断为油室的绝缘油渗漏到变压器本体中检查与排除方法同序号11。

3.9.13运行中分接开关频繁发信动作：油室内存在局部放电，造成气体的不断枳累，吊芯

检查有否悬浮电位放电，连线或限流电阻有否断裂、接触不良而造成经常性的局部放电。应

及时消除悬浮电位放电及其不正常局部放电源。

3.9.14分接选择器或选择开关静触头支架弯曲变形造成变压器绕组直流电阻超标：分接变

换拒动或内部放电等，分接选择器或选择开关绝缘支架材质不良，分接引线对其受力及安装

垂直度不符合要求更换静触头绝缘支架。纠正分接引线不应使分接开关受力。开关安装应垂

直呈自由状态。

3.9.15连同变压器绕组测量直流电阻时呈不稳定状态：运行中长期不动作或长期无电流通

过的静触点接触面形成一层膜或油污等造成接触不良、每年结合变压器小修，进行3个循

环的分接变换。

3.9.16切换开关吊芯复装后，测量连同变压器绕组直流电阻，发现在转换选择器不变的情

况下，相邻分接位置直流电阻值相同或为二个级差电阻值：切换开关拨臂与拐臂错位，不能

同步动作，造成切换开关至动，仅选择开关动作；重新吊装切换开关，将拨臂与拐臂置F同

一方向，使拨臂在拐臂凹处就位。手摇操作,观察切换开关是否左右两个方向均可切换动作，

然后注油夏装，并测量连同变压器绕组直流电阻值，以复核安装的正确性。

3.9.17储能机构失灵：分接开关干燥后无油操作；异物落入切换开关芯体内；误拨枪机使

机构处于脱扣状态严禁干燥后无油操作，排除异物。

3.9.18切换开关动触头的丫形臂中性线对主触头之间放电，造成变压器二分接间短路故

障：切换开关Y形臂中性线，为裸多股软线，易松散并座落在切换开关相间分接接头间，

在级电压下易击穿放电、切换开关Y形臂中性线加包绝缘。

3.9.19分接开关有局部放电或爬电痕迹：紧固件或电极有尖端放电，紧固件松动或悬浮电

位放电，加固紧固件，消除悬浮放电。

3.9.20断轴：分接开关与电动机构联接错位或分接选择器严重变形检查分接选择器受

力变形原因，予以处理或更换转轴。进行整定工作位置的判断结合见有载调压开关CM说

明书2011.08和有载调压开关CV说明书2011.07.并进行联结校验。

4、10KV中压补偿电容器装置运行规范

4.1设备运行要求和操作程序

4.1.1运行中的电抗器室温度不应超过35C,不低于-25℃。当室温超过35c时，干式三相

重叠安装的电抗器线圈表面温度不应超过85'C,单独安装不应超过75℃。

4.1.2电容器组电缆在运行中需加强监视，一般可用红外线测温仪测量温度，在检修时，成

检查各接触面的表面情况，停电超过一个星期不满一个月的电缆，在重新投入运行前，应用

摇表测量绝缘电阻。

4.1.3电力电容器允许在额定电压±5%波动范围内长期近行。电力电容器过电压倍数及运行

持续时间如下规定执行，尽量避免在高于额定电压下运行。

4.1.4电力电容器允许在不超过额定电流的30%状况下长期运行。三相不平衡电流不应超过

±5%o（允许运行电压并联电容器装置应在额定电压下运行，一般不宜超过额定电压的1.05

倍，最高运行电压不用超过额定电压的1.1倍；母线超过1.1倍额定电压时，电容器应停用；

允许运行电流正常运行时，电容器应在额定电流下运行，最大运行电流不得超过额定电流的

1.3倍）。

4.1.5电力电容器运行室温度最高不允许超过40℃,外壳温度不允许超过50C。

4.1.6电力电容器组必须有可靠的放电装置，并且正常投入运行。高压电容器断电后在5s

内应将剩余电压降到50伏以下。

4.1.7电力电容器组安装投运前，除各项试验合格并按一般巡视项目检查外，还应检查放电

回路，保护回路、通风装置应完好。在额定电压下合闸冲击三次，每次合闸间隔时间5分

钟，应将电容器残留电压放完时方可进行下次合闸。

4.1.8装设自动投切装置的电容器组，应有防止保护跳闸时误投入电容器装置的闭锁回路，

并应设置操作解除控制开关。

4.2投切电容器组时应满足下列要求：

4.2.1,分组电容器投切时，不得发生谐振（尽量在轻载荷时切出）；对采用混装电抗器的电

容器组应先投电抗值大的，后投电抗值小的，切时与之用反；

4.2.2.投切一组电容器引起母线电压变动不宜超过2.5%.

423电容器不可•带残留电荷合闸，如在运行中发生跳闸，拉闸或合闸一次未成，必须经过

充分放电后，方可合闸；对有放电电压互感器的电容器，可在断开5min后进行合闸；运行

中投切电容器组的间隔时间为15mino

在出现保护跳闸或因环境温度长时间超过允许温度，及电容器大量渗油时禁止合闸。

4.2.4电容器组停用时：应先断开断路器，再拉开电容器侧隔离刀闸。投入时的操作顺序与

此相反。

4.2.5电容器组的断路器笫一次合闸不成功，必须待5分钟后再进行第二次合闸，事故处理

亦不得例外。

4.2.6电炉变停电操作时，应先断开电容器组总进线断路器，再断开各组断路器。电炉恢复

供电时，应先合电容器组总进线断路器，再合电容器组断路器，禁止带电容器组运行时停、

送电炉变压器。

4.2.7电容器装置与其它电器设备不同，严禁在不接入主保护（不平衡保护）的情况下试合

闸或运行！

4.2.8电容器组投入的总容量严禁大于二相电石炉变压据的补偿总容量（二相电石炉变压器

的额定补偿容量为18000KVAR）,补偿容量在小于等于16000KVAR可连续运行（补偿容

量在三相电石炉变压器的补偿总容量的0.86倍可连续运行）。

4.2.9装置投运前，必须检查断路器与隔离开关及接地开关的联锁位置是否正确，联锁是否

准确可靠，且必须关好柜门。运行时严禁打开柜门！

4210开关柜、电抗器、电容器柜体及二次端子室（箱）及电缆终端盒等的接地点均应保护

良好，接触良好。

4.2.11检查保护装置各参数设置是否正确，接线是否正确、可靠，检查保护压板是否在正确

的位置。设置了自动重合闸的保护装置，保护压板应该在退出状态。高压并联电容器装置禁

止设置自动重合闸装置！

4212并联电容器与大多数电器不同，一旦投入就连续运行，仅在电压和频率变动时，其负

荷才有所变化。轻负荷时的电容器端子上的电压可能特别高，此时，为了防止电容器单元过

电压及网络电压过分升高，应将部分或全部电容器切出。只有在紧急情况下才允许电容器在

最高允许电压和最高环境温度同时出现的条件下运行，并且只能是短时的。

4213检修时，装置必须在停电10分钟后，合上接地开关，并接好地线，做好“安全措施”

以后，检修人员方可入内进行检修。

4.2.14有放电线圈的装置，手动重合闸的最短时间不能小于30秒；对于没有放电线暖，且

电容器内部附有放电电阻的装置，应在断电10分钟后，再合上接地刀补充放电，然后拉开

接地刀，方可进行重合闸。

4.2.15严禁各电容器组断路器在合闸状态下进行电石炉变压器送点操作。

4.3电容器（组）巡视检查

4.3.1正常巡视周期为每小时巡检一次；每周夜间熄灯巡视一次。

4.3.2特殊巡视周期

4.3.2.1环境温度超过规定温度时应采取降温措施，并应每半小时巡视一次；

4.3.2.2设备投入运行后的72h内，每半小时巡视一次。

4.3.2.3电容器断路器故障跳闸应立即对电容器的断路器、保护装置.、电容器、电抗器、放

电线圈、电缆等设备全面检查；

4.3.2.4（系统接地，谐振异常运行时，应增加巡视次数:

4.3.2.5重要节假日或按上级指示增加巡视次数；

4.3.2.6每月结合运行分析进行一次鉴定性的巡视。

正常巡视项目及标准

序号巡视内容及标淮备注

1检查在绝缘有无破损裂纹、放电痕迹，表面是否清洁。

2母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热。

设备外表涂漆是否变色，变形，外壳无鼓肚、膨胀变形，接缝无开裂、渗漏外壳温度不超过

3

油现象，内部无异声。50℃o

4电容器编号正确，各接头无发热现象。

熔断器、放电路完好，接地装置、放电问路是否完好，接地引线有无严重

5

锈蚀、断股。熔断器、放电回路及指示灯是否完好。

电容器室干净整洁，照明通风良好，室温不超过40℃或低于-25C。门窗关

6

闭严密。

电抗器附近无磁性杂物存在；油漆无脱落、线圈无变形；无放电及焦味：油

7

电抗器应无渗漏油。

电缆挂牌是否齐全完整，内容正确，字迹清楚。电缆外皮有无损伤，支撑是

8

否牢固电缆和电缆头有无渗油漏胶，发热放电，有无火花放电等现象。

特殊巡视项目及标准

序号巡视内容及标准备注

雨、雾、雪、冰雹天气应检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电现象，表面是否清

洁：冰雪融化后有无悬挂冰柱，桩头有无发热：建筑物及设备构架有无下沉

1

倾斜、积水、屋顶漏水等现象。大风后应检查设备和导线上有无悬挂物，有

无断线；构架和建筑物有无下沉倾斜变形。

2大风后检查母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热。

3雷电后应检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹

环境温度超过或高于规定温度时，检查试温蜡片是否齐全或熔化，各接头有

4

无发热现象。

断路器故障跳闸后应检查电容器有无烧伤、变形、移位等，导线有无短路；

5电容器温度、音响、外壳有无异常。熔断器、放电回路、电抗器、电缆、避

雷器等是否完好c

系统异常（如振荡、接地、低周或铁磁谐振）运行消除后，应检查电容器有

6

无放电，温度、音响、外壳有无异常；

4.4事故和故障处理

4.4.1电力电容器的常见故障：

4.4.1.1外壳鼓肚变形

4.4.1.2严重渗漏油

4.4.1.3温度过高，内部有异常音响

4.4.1.4爆炸、着火

4.4.1.5单台熔丝熔断

4.4.1.6套管闪络或严重放电

4.4.1.7触点严重过热或熔化

电容器故障产生的原因及处理方法:

故障现象产生原因处理方法

1.介质内产生局部放电，使介质分解而析

出气体。

外壳鼓肚变形立即将其退出运行

2.部分元件击穿或极对外壳击穿，使介质

析出气体。

1.搬运时提拿瓷套，使法兰焊接出裂缝。

2.接线时拧螺丝过紧，瓷套焊接出损伤。

渗漏油

3.产品制造缺陷。

4.温度急剧变化。

1.用铅锡料补焊，但勿使过热，以免

瓷套管上银层脱落。

2.改进接线方法，消除接线应力，接

漆层脱落，外壳锈蚀线时勿搬摇骁套，勿用猛力拧螺丝

帽。

3.防爆晒，加强通风。

4.及时除锈、补漆。

1.环境温度过高，电容器布置过密。

温度过高2.高次谐波电流影响。

3.频繁切合电容器，反复受过电压和作用。

1.改善通风条件，增大电容器间隙。

2.加装串联电抗器。

介质老化，tg8不断增

3.采取措施，限制操作过电压及涌

大

流。

4.停止使用及时更换。

内部发生极间或机壳间击穿而又无适当保

1.立即断开电源

爆炸着火护时，与之并联的电容器组对它放电，因

2.甩沙子或干式灭火器灭火。

能量大爆点着火

1.严格控制运行电压。

2.测量绝缘，对于双极对地绝缘电阻

不合格或交流耐压不合格的应及时

更换。投入后继续熔断，则应退出该

1.过电流。

电容器；

单台熔丝熔断2.电容器内部短路。

3.查清原因，更换保险。若内部短路

3.外壳绝缘故障。

则应将其退出运行。

4.因保险熔断。引起相对电流不平衡

接近2.5%时，应更换故障电容器或

拆除其它相电容器进行调整。

4.4.2检查处理电容器故障时的注意事项：

4.4.2,1电容器组断路器跳闸后，不允许强送电。过流保护动作跳闸应查明原因，否则不允

许再投入运行：

4.4.2.2在检查处理电容器故障前，应先拉开断路器及隔离刀闸，然后验电装设接地线；

4.4.2.3由于故障电容器可能发生引线接触不良，内部断线或熔丝熔断，因此有一部分电荷

有可能未放出来，所以在接触故障电容器前，应戴绝缘手套，用短路线将故障电容器的两极

短接，方可动手拆卸。对•双星形接线电容器组的中性线及多个电容器的串接线，还应单独放

电。

4.4.3遇有下列情况时，应退出电容器：

4.4.3.1电容器发生爆炸；

4.4.3.2接头严重发热或电容器外壳试温蜡片熔化；

4.4.3.3电容器套管发生破裂并有闪络放电；

4.4.3.4电容器严重喷油或起火：

4.4.3.5电容器外壳明显膨胀，有油质流出或三相电流不平衡超过5%以上，以及电容器或电

抗器内部有异常声响；

4.4.3.6当电容器外壳温度超过55℃,或室温超过40C时，采取降温措施无效时；

5、气体绝缘金属封闭开关（GIS）设备运行规范

5.1运行与维修的基本技术要求

设备的分解检修周期不小于十五年，或按制造厂要求。

5.2GIS室的环境保护：GI5室内SF6气体的允许含量，不应超过1000uL/L（或6g/m3）。空

气中含氧量不得小于18%,

5.3运行中GI5对于运行、维修人员易触及的部位，在正常情况下，其外壳及构架上的感应

电压不应超过36V,其温升不应超过30K。如果外壳可触及，但在正常操作时无需触及，其

温升极限可增加到401G

5.4GIS室应具有良好的通风系统，应保证60分钟内换气一次，抽风口应设在室内下部。对

运行、维修人员经常出入的场所，每班至少通风一次（15min）；对不经常出入的场所，在

进入应先通风15min。

5.5巡视检查：每天至少一次，无人值班的每周一次。对运行中GIS设备进行外观检杳，主

要检查设备有无异常情况，并做好记录。内容包括：

551断路器、隔离开关及接地开关的位置指示是否正确，并与当时实际运行工况相符，

5.5.2现场控制盘上各种佶号指示、控制开关的位置及加热器。

5.5.3通风系统。

5.5.4各种压力表、油位计的指示值。

5.5.5断路器、避雷器的动作计数器指示值。（每月一次）

5.5.6外部接线端子有无过热情况。

557有无异常声音或异味发生。

5.5.8各类箱、门的关闭情况。

558外壳、支架等有无锈蚀、损伤，瓷套有无开裂、破损或污秽情况。

5.5.9各类配管及阀门有无损伤、锈蚀，开闭位置是否正确。

5.5.10有无漏气、漏油。

5.5.11接地完好。

5.6GIS运行时的安全技术措施

5.6.1G1S装于室内时，设备安装室底部应设置SF6浓度报警仪和氧量仪，当SF6浓度超过100（）

HL/L,氧量低于18与时，仪器应发警。

5.6.2运行人员经常出入的GIS室,每班至少通风一次（15min）；对工作人员不经常出入的室

内场所，应定期检查通风设施，进入前先通风15min。

5.6.3工作人员进入电缆沟或低凹处工作时,应测含氧量及气体浓度,确认安全后方可进入。

空气中含氧量不得小于18$：空气中SF6浓度不得大于1000uL/Lo

5.6.4气体采样操作及处理一般渗漏时，要在通风条件下戴防毒面具进行。当GIS发生故障

造成大量SF6外逸时，应立即撤离现场，并开启室内通风设备。事故发生后4h内，任何人进

入室内必须穿防护服，戴手套，以及戴具有氧气呼吸器H勺防毒面具。事故后清扫GIS室或故

障气室内固态分解物时，工作人员也应采取同样的防护措施。

5.6.5处理GIS内部故障可，应将SF6气体回收加以净化处理，严禁排放到大气中。

5.6.6