1。1 为了加强变电站的安全运行管理水平，建立和完善变电运行操作的规范化、标准化、制度化建设。根据《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)及赣西供电局的典型运行规程、参照省级有关规程及电力工业法规有关规定并结合祥符变电站现场实际编写。
1.2 变电站全体运行人员必须严格遵守本规程，树立“安全第一，预防为主\"的思想，努力钻研业务，练好过硬本领；
1.3 变电站运行人员，每年进行一次本规程的考试.对新参加工作及脱离运行岗位达三个月以上的运行值班人员,在值班前学习本规程，经考试合格才能值班；
1.4 本规程在实践中将不断总结经验，每年进行一次修改，使其成为指导的适用规程; 1。5 本规程在实践中，如与上级有关规定相抵触，应按上级规程执行. 二、应用标准
国家电网安监[2005］83 电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分) 国家电网安监[2005］145 电力生产事故调查规程 国家电网生技[2003]387 变电站管理规范（试行） 国家电网生技[2003]243 防止电气误操作装置管理规定
国电发[2000]589 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 国家电网生技[2005］400 十八项电网重大反事故措施 国家电网办[2005]474 关于加强安全生产工作的决定 国家电网安监[2005]513 安全生产职责规范（试行) 国家电网安监[2005]512 安全生产工作奖惩规定
国家电网安监[2005]516 电力安全工器具管理规定（试行) 国家电网公司 电气事故处理规程
国家电网公司 电力系统电压和无功电力管理条例
国家电力部生第53号 电力电缆运行规程
国家电力部生第11号 继电保护及安全自动装置运行管理规程 电供（1991)30号 高压断路器运行规程
电安生（1996）374号 电业生产人员培训制度（修订本） 国务院令第239号 电力设施保护条例 国务院令第196号 电力供应与使用条例 DL/T633-1997 农电事故调查统计规程 DL/T572-95 电力变压器运行规程 DL/T596—1996 电力设备预防性试验规程 DL/T587-1996 微机继电保护装置运行管理规程
DL/T724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行及维护技术规程 GB/T7595—2000 运行中变压器油质量标准 赣电农（2006）49号 农电安全生产工作规定 赣电农（2006）50号 农电安全工作奖惩办法（暂行) 赣电安（2006）8号 电气两票管理规定(试行） 省公司—2005 供电企业三级控制措施 省公司-2006 变电站管理规范细则（试行）
三、本站概况
本站系＊＊电网一座35KV变电站，位于＊＊**＊*镇，原建1983年，后于2002年9月进行扩建，并于当年10月建成投运，设计容量为2×3150KVA，我站现有两台山东现代达弛电工电气股份有限公司生产的SZ9—3150/35型有载调压变压器,35KV六氟化硫开关采用LW8—40.5-Ｃ型，10KV母线为单母线分段，供电对象主要是祥符镇工农业生产、农村居民生活、新世纪工业园和城区部分客户用电,10KV开关均采用LN28—10型真空断路器。
四、本站运行方式
4。1 运行方式按调度命令执行。
4.2 主接线方式为35KV母线为单母线带35KV电压互感器、＃1＃2主变降压并列运行， 10KVI 、 II段线经9311、9312刀闸分段组成单母线分段并列带911工业园一线、912工业园二线、921高安线、922祥符线、923大城线、10KV电压互感器运行。 4。3 10KV母线检修运行方式。
4。3.1 Ⅰ段10KV母线检修运方式:断开#1＃2主变10KV侧901、902开关,断开#1主变301开关,拉开9013、9011、3011刀闸。拉开9311刀闸后，合902开关。
4.3.2 Ⅱ段10KV母线检修运行方式：断开＃1#2主变10KV侧901、902开关，断开#2主变35KV侧302开关,拉开9023、9022、3021、9312刀闸后，合上901开关。 4.4 主变停电检修运行方式
4。4.1 #1主变停电检修运行方式：降低负荷后，断开901真空开关,拉开9013、9011刀闸，断开301SF6开关、拉开3011刀闸.
4。4.2 ＃2主变停电检修运行方式：降低负荷后，断开902真空开关，拉开9023、9022刀闸,断开302SF6开关、拉开3021刀闸
4。5 系统运行中35KV电源、主变35KV侧电流及各回路出线负荷电流，不得超过其最大允许值。
线路名称 35KV高祥线 35KV奉祥线 #1主变35KV侧 #2主变35KV侧 911工业园一线 912工业园二线 921高安线 922祥符线 923大城线 991电容器 4。6 电源切换
电流互感器变比 100/5 100/5 50/5 50/5 150/5 150/5 100/5 150/5 150/5 75/5 最大允许负荷电流 80A 100A 50A 50A 150A 135A 110A 135A 135A 67.5A 4。6。1 311高祥线供电:35KV311高祥线供35kV母线带#1#2主变,35KV高祥线未给35kV母线供电前，先拉开35KV312奉祥线3123刀闸，断开301开关及302开关,拉开3511刀闸，才可推上3111、3113刀闸，合上311开关向35KV母线供电。
4。6。2 312奉祥线供电：35KV312奉祥线供35kV母线带＃1#2主变,35KV奉祥线未给35kV母线供电前，先断开311开关,拉开3113 、 3111刀闸，断开301开关及302开关，拉开3511刀闸，才可推上3123刀闸向35KV母线供电。 五、岗位职责 5.1 站长职责
5.1.1 站长应在公司生产技术部的直接领导下,对站内各项工作全面负责。
5。1.2 站长应如实传达、贯彻、执行各级领导的指示，会同政治宣传员组织全站人员的政治学习，如实向直属领导请示汇报站内的工作。
5。1。3 站长应熟悉并带头严格执行本岗位的规章制度和劳动纪律，对违反规章制度者，有权及时批评指出或停止工作.
5。1.4 站长应熟悉和掌握全站设备特性、运行情况、正常与事故情况下的倒闸操作及事故处理. 5.1.5 站长应会同安全员开好运行分析会,过好安全活动日,结合季节性特点及设备状况，制定工作计划.
5.1.6 站内设备进行大修或重要的倒闸操作时，站长应事先组织认真讨论，并制定安全措施，站内设备出现异常运行情况时，除了及时向有关领导汇报外，应组织全站人员进行分析，根据情况,积极消除或防止事故扩大.
5.1.7 当站内频繁操作,检修工作多或发生重大事故时,站长应亲自到现场，协助当值做好工作,如遇不当，站长有权纠正，必要时可亲自主持工作，但应报告调度或所领导。
5。1。8 站长应会同培训制订培训计划，经常组织全站人员学习技术开展岗位练兵活动，对全站人员,应定期进行本岗位规章制度，的考核。
5.1.9 站内的正常维护工作，如不涉及到倒闸操作及继电保护运行的变更，站长有权签发本站人员在本站内工作的第二种工作票.
5.1.10 站长应会同资料员保管好全站各种运行资料。定期组织五大员和值长商量工作，组织全站人员按时完成上级下达的各项生产任务。
5。1.11 站长应发动群众，搞好站内环境和设备清洁工作。
5.1。12 站长应经常审阅运行日志和各种记录，检查双录执行情况，发现问题，及时纠正， 5。1.13 站长应及时做好年、季、月生产工作计划和总结月报工作。 5。1.14 站长应负责安排运行班次，调整好值人员。 5.1.15 站长有权批准本站职工事假一天。
5.1。16 站长应带领全站人员认真遵守劳动纪律,坚持考勤制度。对违反劳动纪律的本站成员负有教育和帮助的义务,有批评和提出处理意见的权利. 5。2 安全员职责
5.2。1 安全员是站长在安全生产管理工作的助手，是变电站安全生产的监督者。
5。2.2 宣传安全生产的方针，认真贯彻执行上级有关安全生产的指令，以身作则，模范遵守各项安全规章制度,监督全站人员认真执行安全规章制度.
5.2。3 抓好每周安全日活动，做好安全生产状况的分析，提出切实可行的反事故措施，负责站内的第三级安全教育.
5。2.4 发生异常及以上的各类不安全事件，保护现场，汇报上级,会同站长调查分析，查明原因，明确责任,落实防范措施.
5.2.5 负责每月两票的汇总、审查、上报工作。 5.3 主值班员职责
5.3。1 主值员在运行上受站长领导，在值班期间，应正确执行值班调度所下达的一切操作指令，主值班员应及时完成站长所布置的工作任务。
5.3。2 主值班员值勤班期间，应坚守工作岗位,在工作中要按规章制度办事,严格遵守劳动纪律，如需短时间离开控制室,一定要告诉值班人员并迅速反回本岗位，主值班员对违反规章制度造成的事故负责任.
5。3。3 主值班人员要按时,认真，正确地抄录运行中的各种表计，做好各种运行记录并对全站台票设备进行巡视，发现问题，及时向站长汇报。
5。3.4 主值班员在当班期间发生的事故，应准确判断事故，在站长的指导下,迅速成处理。没有得到站长的许可，不允许随便乱动,任何运行中的设备,如有直接危及人身和设备安全时，可先处理再告诉站长。
5。3.5 主值班员应主动做好交接班前的日常维护工作。
5。4 值班员职责
5.4。1 值班员在运行上受值长领导，在当值期间，应正确执行值长所下达的一切操作命令，值班员应及进完成值长所布置的设备维修工作.
5.4。2 值班员在当值期间，应坚守工作岗位，在工作中要按规章制度办事,严格遵守劳动纪律，需短时间离开本岗位,值班员对违犯规章制度造成的事故负责任.
5。4。3 值班员要按时、认真、正确地抄录运行中的各种表计，做好各种运行记录,并对全站设备进行巡视，发现问题，及时向值长汇报。
5。4。4 值班员在当值期间发生事故，应准确判断事故，在值长指导下，迅速处理，没有得到值长的许可，不允许随便乱动，任何运行中的设备,如有直接危及人身和设备安全是，可先处理再告诉值长。 5。4。5 应主动做好交接班前的日常维护工作。 5。5 学员职责
5.5.1 学员在行政和业务上，受站长和值长，值班员的领导。2、学员在值班期间，应认真学习本岗位的规章制度，在师付指导下，熟悉站内运行情况，在值班员的监护下,按时抄录运行中的各种表计。 5。5.2 学员在值班期间，应认真学习技术业务，协助值长，值班员做好操作前的准备工作,和检修上的事务工作。
5。5。3 学员在值班期间，应坚守工作岗位,遵守劳动纪律，如需离开工作岗位，应报告值长，值班员，并应迅速返回本岗位，不允许随便乱动运行中的设备,如发现异常情况，应立即报告值长,值班员。 5.5.4 学员应主动做好交班前的清洁卫生工作。
5.5。5 学员学习期满，应对本岗位的规章制度进行考核，合格后，经领导批准才担任运行值班工作。 六、工作制度 6。1 值班工作制度
6。1。1 值班人员应坚守工作岗位,不许随便离开，如需短时间离开应有人代班，并交代当时的运行情况及注意事出有因项要离开较长时间须经站长批准。
6。1.2 值班人员应熟悉本岗位工作制度，随时接受当值调度下达的令命，并记录清楚,正确执行。 6.1.3 值班人员在值班时间，应集中精力,不断监督视各种表计变化情况，按时抄录各种表计数据，详细记录运行中的各种情况。在值班期间不准穿背心、短裤、裙子、拖鞋、高跟鞋、不准做与运行无关的事情，不准确性看与运行无关的书籍各资料。
6.1。4 值勤班人员应严格遵守各专业规程的规定，对运行中的设备应全面巡视，在巡视中发现设备缺陷或异常情况时，尤其是重大缺陷，应立即向当值调度员、站长或有关领导汇报，并详细做好记录. 6。1。5 站内发生事故，值勤班人员应立即解除音响信号、迅速处理事故，并把情况及时准确地汇报给当值调度员及有关人员,并做好记录。
6。1。6 值班人员离站半月以上重返工作岗位时，应先了解站内的设备运行状况，才能正式值班。 6。1.7 值班人员应保持变电站室内外环境卫生,在交班前应对地面、仪表、继电器外壳、门窗进行一次清扫。禁止在控制室、高压室、电容器室室及设备上晾睡衣物、存放食品，站内严禁动物入内。 6.1.8 新来值班员应经过现场学习、技术培训、跟班学习，正式值班前应经现场规程考核,领导批准，方可担任值班工作。
6。1.9 值勤班人员应保管好本站常用工具及其它一切公产。 6.2 交接工作制度
6.2。1 值班人员应按交接班制度进行交接，未办完交接班手续前,不得擅离职守：
6。2.1.1 每日9：00交接班，交接双方(包括正副班人员）全部参加，认真了解所管辖设备运行方式、运行状况等各方面的情况。
6。2。1。2 接班人员应在每日交接前15分钟进入值班室，并查看值班记录及模拟图板，列队听取交班人员的交待，提前5分钟进行对口交接。
6。2.1。3 交接班实行模拟系统与值班记录薄交接，接班人员如发现现场情况与交班者交待不符时,应立即汇报接班负责人.
6。2.1.4 正在进行倒闸操作时，不得交接班。
6。2.1。5 交接班时如发现或发生事故，应立即停止交接班，由交班人员处理，接班人员在交班负责人的指挥下协助处理。
6.2.1.6 交班者应交待下列内容 6。2。1。6.1 运行方式;
6。2。1。6.2 保护及自动装置的运行各变更情况； 6。2.1。6。3 设备异常事故及处理情况，缺陷消除情况； 6.2。1.6.4 倒闸操作及操作预告;
6。2.1。6。5 设备检修试验收情况，安全措施布置，装设接地线号及地点； 6。2.1.6。6 收到工作票份数及开工份数；
6。2.1.6。7 上级命令，通知及与运行有关的其它情况； 6。2。1.7 接班检查下列内容:
6.2.1.7。1 核对模拟接线图与交待相符； 6。2.1。7。2 检查值勤班记录及两票与交待相符； 6。2。1。7.3 检查通讯工具处于良好状态，工具齐全； 6。2.1。7.4 检查值班室卫生清洁，各类物品完整无损； 6.2.1。7.5 有关记录填写齐全正确；
6.2.1。8 交接班双方值班负责人在9:00前分别签名后，即为交接班结束. 6。3 设备巡视制度
6.3。1 正常巡视检查按本站规定时间、路线进行，一般包括:
接班后，当班人员应每4小时全面巡视检查设备一次具体时间为4点、8点、12点、16点、20点、24点
6。3。1.1 交接班时,由交接班人员共同检查； 6.3。1.2 高峰负荷时,由当值人员检查巡视一次；
6。3。1。3 每班在值班期间应在晚上负荷高峰时间对室外高压设备进行熄灯检查一次； 6。3.1.4 每月由站长、安全员和主值班员对全站一次设备检查一次，巡视要求:
6。3。1。4。1 单独巡视高压设备时,不得移开或越过遮栏,不得进行其它工作。未经局书面批准的人员(如学员、实习人员）不得单独巡视高压设备。
6。3。1。4.2 雷雨天气巡视高压设备时应穿绝缘靴，不得靠近避雷针各避雷器。
6。3.1。4.3 高压设备发生接地室内不得靠近故障点4米，室外不得接近故障点8米以内，进入上术范围人员应穿绝缘靴，接触设备外壳应戴绝缘手套。
6.3.1。4。4 巡视设备时，应认真负责，每次巡视后应将巡视情况记入运行记录,发现设备异常，应做好记录,特别是威胁设备安全运行时,应立即报告,并尽快消除.
6。3.1。4。5 进出高压室、控制室外、应随手关门，严防小动物入内。 6。3。2 特殊巡视
6。3.2。1 遇有结冰、下雪、大风、大雾等恶劣天气时，值班员应认真巡视室外设备一次; 6.3.2。2 每次事故跳闸后，值班员对故障电流所通过的设备单元进行一次认真的检查； 6.3.2.3 新投入或大修投入运行的变压器在24小时内，应每小时巡视一次；
6.3。2。4 设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行，新安装设备加入系统运行，应增加巡检次数;
6.3。2。5 对35KV主设备，如存在严重漏油、声音异常等或威胁安全的重大缺陷，值班员应缩短巡视周期，加强巡视检查；
6.3.2。6 变压器过负荷，值班员除报告公司调度调整负荷外，每小时应巡视变压器一次，并加强对变压器温度和声音的巡视；
6。3。2。7 值班员对各种仪表、指示灯异常变化时，应查明原因报告调度; 6。3。2。8 法定节假日及上级通知有重要供电任务期间,应增加巡检次数。 6.4 工作票制度
6.4.１ 在电气设备上工作,应填用工作票，工作票字迹应清楚，详细记载工作任务，停电范围,安全措施。工作票可由工作负责人填写,经局批准有权签发的人员签发后生效，工作票签发人不得兼任工作负责人。
6.4。2 下列工作必须填用第一种工作票：
6。4.2.1 高压设备上工作需要全部停电或部分停电者；
6。4。2。2 二次系统和照明等回路上的工作、需要将高压设备停电或做安全措施者。 6。4.2。3 高压电力电缆需停电的工作。
6。4.2.4 其他工作需要将高压设备停电或要做安全措施者。 6。4.3 下列工作必须填用第二种工作票：
6。4。3。1 控制盘和低压配电盘、配电箱、电源干线上的工作；
6.4。3.2 二次系统和照明等回路上的工作，无需将高压设备停电或做安全措施者。 6.4.3。3 转动中的发电机、同期调相机的励磁回路或高压电动机转子电阻回路上的工作. 6。4.3。4 非运行人员用绝缘棒和电压互感器定相或用钳形电流表测量高压回路的电路。
6.4。3。5 大于设备不停电的安全距离的相关场所和带电设备外壳上的工作以及无可能触及带电设备导电部分的工作。
6。4.3。6 高压电力电缆不需停电的工作。
6.4。4 值班人员在收到工作票后,应认真审查工作票上所列安全措施是否与现场相符，是否正确完备，并正确执行。
6.4.5 对两个以上的工作班，应各自开一张工作票，但在同一设备上的工作，可使用一张工作票，由总负责人与值班负责人联系.
6.4.6 值班员在做好全部安全措施后,由值班负责人向工作负责人交待检修现场停电范围和安全措施，并指明带电部位，双方签字后，许可允许工作班开始工作。
6.4。7 工作负责人到现场后，应向全班成员交待工作范围，安全措施及注意事项，工作期间，工作负责人若因故需离开现场时，应指明专人负责，并告诉全班成员和值班负责人;工作中需要变更安全措施时，必须取得值班负责人的同意，任何一方不时得擅自变更工作票上所列的安全措施.
6.4。8 工作间断施工，安全措施应保持不变。如施工设备急需送电时，值班人员应在合闸送电前，通知检修班人员，否则应派专人看守已送电的设备，直至通知到全班工作人员为止。
6.4。9 工作票一式两份，工作许可后，双方各执一份,对施工设备当日不能完工的，应将工作票交给值班许可人，并取回工作票：次日复工时，应重新认真查实安全措施，确实符合工作票的要求，才可工作。工作终结后，经双方签字各保存一份工作票，保存期一年。
6.4.10 值班人员发现工作班人员有违反规程时，应立即制止，若不听劝阻又危及人身或设备安全者，有权停止其工作，并立即报告有关领导。
6.4。11 工作终结时，由工作班清理现场，设备验收合格,工作班人员全部撤出后，才能办理工作票终结手续,值班人员查明现场确实无问题后方能拆除全部安全措施，在得到当值调度的命令后，方可合闸送电.
6。4.12 严禁约时停、送电。 6.5 设备缺陷制度
6。5。1 设备缺陷的定义:
凡在运行中的设备，若出现技术性能降低，发热、变色、声响异常、油质劣化变黑、油位下降、瓷件破裂或放电烧伤,螺丝松动，发出异常信号、闻到异常臭味等均应视为设备存在缺陷。 6.5.2 设备缺陷的分类：
6。5.2.1 危急缺陷：凡严重威胁人身设备安全,不立即进行处理，继续发展下去会造成事故。 6.5。2.2 重大缺陷：对人身和设备安全有一定威胁，但仍能继续支持运行,不致于很快造成事故. 6.5。2.3 一般缺陷：对安全运行影响不大. 6.5.3 设备缺陷的上报制度：
6.5.3。1 值班人员在发现危急缺陷后应立即电话汇报局调和局分管领导. 6.5.3。2 值班员发现重大缺陷应立即电话汇报局调和生产技术部领导。 6。5.3。3 值班员发现一般缺陷可以以月报表的方式上报生产技术部专责人员.
6.5.3。4 发现重大、危急缺陷除用电话汇报外，还应在月报表内填报当月的危急、重大缺陷表上报生产技术部.
6.5。3。5 一般缺陷，除应每月在综合月报表中上报生产技术部外，还应填报缺陷月报表至生产技术部。
6。5.4 设备缺陷的处理方法：
6。5.4。1 对于紧急缺陷,必须立即进行处理，有的缺陷甚至要争分夺秒进行处理.值班人员要作好记录，值班长核实，并向调度员、生产技术部变电专责汇报。变电专责填写缺陷单报送变电工区负责人要求派人处理。
6.5。4。2 对于重大缺陷：值班员应做好缺陷记录，由值班长审核后向值班调度员、生产技术部运行专责汇报。
6。5.4.3 对于一般缺陷，站内值班员做好缺陷记录，值班长核实，站内每月底做报表或设备评级表中若有缺陷情况,由公司生计部在季度大修、年度大修计划中安排消除。
6。5。4.4 不论何类缺陷，在修理人员未到之前，值班人员必须加强监视，以防缺陷发展酿成事故。 6.5。5 设备缺陷输入微机管理，消缺后的缺陷应及时进行消号；
6.5。6 电能计量回路的缺陷除上述管理外，还须另行记录,且把当时电压、负荷电流、故障时间记录。
6.6 安全管理制度
6.6.1 本站全体运行人员必须认真贯彻执行上级有关加强安全生产的各项指示，坚持“安全第一，预防为主”的方针，切实保证安全生产。
6。6.2 各级运行人员在进行安全生产工作中,必须明确各自的安全职责，任何工作首先要考虑安全，遵守有关规定。
6。6。3 班站人员的安全与职责: 6。6。3.1 站长安全职责
6。6。3。1。1 站长为本站安全第一责任人，对本站人员在生产劳动过程中的安全和健康负责,对所辖设备的安全运行负责.
6.6。3。1。2 负责制订和组织实施控制异常和未遂的安全目标，按设备运行状况进行技术分析预测,及时发现异常，进行安全控制。
6.6。3。1.3 带领本站人员认真贯彻执行安全规章制度,及时制止违章行为,组织学习事故通报吸取教训，采取措施。防止同类事故的发生。
6。6。3。1.4 认真开展安全活动，召开班前、班后会和每周一次的安全日活动。负责和督促本站人员做好每项工作任务的危险点分析与预控。开展好本站的定期安全检查活动，落实上级下达的反事故措施。 6。6。3。1。5 做好岗位安全技术培训工作，对全站人员进行经常性的安全思想教育,掌握现场急救，提高事故处理能力。
6。6。3.1.6 经常检查本站工作环境、安全、设施、设备、工器具的安全状况.对发现的隐患及缺陷及时登记上报，做好安全工器具的使用及管理。 6.6.3.2 安全员安全职责：
6。6.3.2。1 督促本站人员的安全学习，严格执行“两票三制\"。 6.6。3。2。2 负责本站安全技术培训及岗位培训.
6。6。3.2.3 提供本站及专业方面的事故报告,对所发生的事故、障碍、异常提出原因分析及改进措施。 6.6.3。2。4 协助站长搞好本站技术安全工作，负责本专业方面的技术安全工作。 6.6。3.2。5 负责“两票”统计考核,安全工器具和消防器材的管理及验收工作。 6。6.3.2。6 负责本站人员的安全教育、安规学习、考试等工作。
6。6。3。2。7 督促运行人员对工作现场安全措施的实施及危险点分析。 6.6.3.3 本站人员安全职责:
6.6.3.3.1 认真执行上级有关安全生产规定，认真执行《电业安全工作规程》,加强现场安全措施。 6。6.3。3.2 认真执行现场运行规程、操作规程。
6.6.3.3。3 在工作现场按规定使用劳动防护用品和安全工器具。 6。6。3.3。4 各负其责，相互关心。随时制止他人的违章违纪行为。
6。6.3。3。5 积极参加站上的安全活动，并提出安全生产工作方面的合理化建议及要求。 6.6.3.4 根据本站实际情况，每年制定三措计划。
6。6。3。5 做好防火、防小动物管理工作，按防火、防小动物各分项制度开展工作。
6。6。3.6 做好安全记录管理，安全运行记录同期达到上级规定时应上报，此项工作由安全员负责. 6。6。3.7 建立个人反违章档案，互相监督，对发现的违章行为及时处理及上报.
6。6。3.8 安全生产实行严格的奖惩制度，对在安全生产工作中作出贡献的个人给予奖励，对违反安全规定，严重违章的个人给予重罚.
6.6.3。9 临时工的安全管理，按有关规定执行：
6.6.3.9。1 本站如需使用临时工，须经生产技术部领导批准，按有关规定审批。
6。6。3。9。2 禁止临时工从事有危险的、有安全技术要求的工作,如电气设备的操作、设备本体上的工作、运行电缆敷设等工作。
6.6。3。9.3 临时工进入生产现场，必须由工作人员带领。工作前应由工作负责人对临时工进行安全思想教育，交清工作任务、范围及有关注意事项，实行全过程安全监护. 6.6.3.9。4 使用非生产性临时工,应明确双方的责任和义务,签订安全协议书。
6.6。3.9。5 此项工作站长全面负责，各值运行人员应积极配合,并做好监督管理工作，对违章行为及时制止。
6.7 运行分析制度
6.7.1 正常运行分析，每月应结合安全生产活动进行。
6.7.2 遇有下列情况应进行运行分析： 6。7.2.1 计划及临时检修试验前； 6。7.2.2 运行方式有重大变更前； 6。7.2.3 异常运行及天气恶劣时； 6.7。2.4 系统及站内出现不安全局面时。 6.7。2.5 发生事故后；
6.7.2。6 兄弟单位有经验教训时； 6.7.2。7 有关本站经济运行问题。
6。7。3 运行分析会主要内容是：一月内发生的事故，障碍，不安全局面、设备缺陷、异常运行及事故通报等,并结合站内情况制定措施.表彰在遵守规章制度，确保安全经济运行和对要作认真负责发现重大设备缺陷的同志。
6。7.4 运行分析会，由安全员负责，一般每月组织一次，并做好记录。
6.7。5 全站人员必须参加运行分析会，并将采取的措施对策，落实到人，下次分析会要检查执行情况。 6.7。6 运行分析记录,按年汇总长期保存。 6。8 文明生产制度
6。8.1 值班人员应养成文明生产的好作风、好习惯。
6.8.1。1 值班开会学习时间应精神集中，不得做与工作无关的事。
6.8.1.2 值班期间衣着整齐，不得穿拖鞋，高跟鞋，裙子,短裤，背心，必须穿公司所发的工作衣并佩带标志牌。
6。8。1.3 遵守值班制度，待人热情礼貌，说话和气。接听电话时应首先说“您好！祥符变***”. 6.8。1。4 不准在控制室及高压室内吃饭。
6.8。1.5 不随地吐痰,不乱扔纸屑,果皮，烟头，废弃物，不乱倒垃圾。
6.8。1.6 不在设备架构，墙壁,门窗，桌椅和记录纸上乱涂乱画不得随意撕记录纸. 6.8。1.7 工作场所及工作过程中严禁吸烟。
6。8。2 值班室、控制室、蓄电池室要求
6。8.2.1 室内窗户，值班台,桌椅，电话清洁完好，墙壁地面保持干净，休息室被褥清洁叠放整齐。 6.8。2.2 记录报表及抽屉内物品,工具放置整齐，室内不准放杂物。 6.8。2。3 照明,通风设备完好,灯具整洁。
6.8.2.4 设备清洁，保护盘，二次线经常保持清洁，室内无蜘蛛网、杂物。 6。8。3 户外设备区走廊
6。8.3。1 场地平整，无乱石碎砖、垃圾，所区道路不得放杂物，经常保持清洁畅通。 6.8.3.2 设备无渗、漏油现象，清洁显本色，标志应清晰、正确.
6.8。3。3 设备机构操作箱、端子箱门锁灵活，定期维护清扫。箱内保持干燥清洁. 6。8.3。4 开关，主变周围无杂物、易燃品。排油、排水沟（管）道畅通无阻。
6。8。3.5 电缆沟盖板摆放整齐,沟道内无积水，无杂物,电缆排列整齐,标志清楚，附件无锈蚀。
七、设备巡视检查与运行维护 7.1 设备运行的一般规定 7.1.1 变压器：
7。1。1.1 加在变压器各分头上的电压不得大于相应电压的１０.５%.
7。1.1.2 变压器上层油温不应超过85℃， •若上层油温达到85℃时,应手动或自动启动冷却风扇.或降低负荷。
7.1.1.3 •变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。正常过负荷可以经常使用,事故过负荷只允许在事故情况下使用。
7.1.1。4 变压器经过事故过负荷后，•应将事故过负荷的大小和持续时间作好记录。 7。1。1。5 变压器存在较大缺馅时,不准过负荷运行。
7.1.2 开关:
正常运行中开关的工作电压和电流不应超过铭牌规定，在任何情况下，不得超过最大允许电流。 7.1。3 刀闸及母线:
7.1。3.1 所有运行中的一次系统刀闸，•不论其在分闸还是合闸位置都必须用锁锁住.
7。1.3。2 刀闸装的电磁锁必须投入使用，不得任意退出运行.如需退出运行时，应经安监部同意. 7。1.3.3 通过母线和刀闸的负荷电流不得超过其额定电流。 7.1.3.4 刀闸和裸导体接头温度不允许超过85℃. 7.1.4 互感器:
7。1。4。１ 电流互感器不得开路,短接其二次回路不得使用保险丝，短接必须接触良好。 7.1。4。2 电压互感器二次保险容量不得大于其规定容量(一般不超过5A)。
7.1.4.3 各类型电流互感器不得过电流运行。当超过额定值时，应立即汇报调度和采取减载措施。 7。1.4。4 两段母线分列运行时，ＰＴ二次不得并列。 7.1.5 继电保护及自动装置:
7。1。5。1 单元保护应保持完整清洁。继电保护的调试工作应办理工作票，并经调度批准后方可工作。每次工作完毕,记入《继电保护工作记录簿》内。
7。1.5。2 继电保护及自动装置动作应在事故处理完毕后将动作信息、动作内容记录清楚后，且现场有两人以上时,方可复归信息。
7.1.5。3 电气设备不允许无保护运行.只有在下列情况下，经值班调度同意，•方可对不停电设备的继电保护和自动装置进行检查和调试. ①。有两种以上可以单独运行的保护。 ②.以临时保护代替原保护。 ③.事故后的检查和调试.
④.需要在运行状态下测试的工作,如六角图的测试。
7.1。5。4 在二次回路工作完毕后，或值班员切换二次回路的操作完毕后，投保护掉闸压板时，值班员应用万用表测量压板两端确无电压后，方可投掉闸压板（微机保护除外)。 7.1.6 瓦斯继电器:
新安装或大修后的主变压器投入运行后,重瓦斯保护只动作于信号；待瓦斯继电器连续运行48小时,若其内部再没有空气出现，并测量重瓦斯保护跳闸压板两端确无电压后，方可投入跳闸压板（微机保护除外)。当变压器停运时，轻瓦斯保护信号压板应仍在接通位置，其目的是便于发现变压器的油面下降，并可及时加油。当变压器油位计的油面异常升高时，为查明原因,在未将瓦斯保护投入信号位置前,禁止打开放气阀、放油阀，或清理呼吸器的眼孔或进行其它工作，以防瓦斯保护发生误动。在瓦斯保护装置和其二次回路处工作时，重瓦斯保护应改为动作于信号。 7。1。7 直流系统：
7.1。7.1 直流母线电压应保持在215-—225伏范围内运行,最高不得超过230伏。 7.1。7。2 蓄电池正常采用浮充电方式运行。 7.1。7。3 直流系统保险应按设备情况逐级配备.
7.2 正常巡视检查的一般规定 设备的巡视检查除按规定的巡视路线和《设备巡视检查制度》规定的时间进行外还应遵守下列规定:
7。2.1 单独巡视高压设备时,不得移开或越过遮栏，不得进行其它工作。未经公司书面批准的人员（如学员、实习人员等）不得单独巡视高压设备。
7。2.2 雷雨天气需要巡视室外高压设备时,应穿绝缘靴,并且不得靠近避雷针和避雷器。
7.2。3 高压设备发生接地时,室内不得接近故障点4米以内，室外不得接近故障点8米以内,进入上述范围内需穿绝缘靴，•接触设备外壳和架构时,应戴绝缘手套。
7.2.4 巡视检查时,应认真负责，每次巡视后应将巡视情况记入《运行记录》,发现设备有异常,应做好记录，•特别是威胁设备安全运行时,应立即汇报,并尽快消除。 7。2.5 进出高压室、控制室，应随手关门,严防小动物入内。 7.3 一次设备
7.3.1 主变压器的运行维护 7.3.1。１ 主变铭牌技术参数
编号名称 型号 容量 额定电压 冷却方式 接线组别 重量 阻抗电压 油号 调压档 制造厂 出厂日期 运行日期 序号 #1主变 Sz9—3150—35 3150KVA 35/10.5KV 油浸自冷ONAN Yd—11 器重 油重 总重 #2主变 Sz9—3150—35 3150KVA 35/10。5KV 油浸自冷ONAN Yd—11 器重 油重 总重 4785公斤 2375公斤 9620公斤 4785公斤 2375公斤 9620公斤 7。28％ #25 共7档 山东现代达驰电工股份有限公司 2002年08月 2002年11月 020700 7。34% ＃25 共7档 山东现代达驰电工股份有限公司 2002年08月 2002年11月 020701 7。3。1.2 运行巡视检查维护项目 运 行 要 求 检 查 内 容 油色 油位 油温 声音 引线及接点 瓦斯继电器 压力释放阀 淡黄透明 变压器油枕油位正常 不高于85℃ 正常无杂音 无发红发热、氧化、变色、无断股、松股现象 瓦斯无漏油及二次电缆引线无腐蚀现象 无破裂、喷油现象 散热器 本体联接 接地装置 呼吸器 套管
无漏油、渗油现象 紧密、无漏油、渗油现象 无松动、脱帽现象 硅胶颜色正常，不变色 无漏油、破损裂纹和放电现象
7.3。1。3 投运和检修的验收项目
7.3.1。3。1 核对铭牌，查看铭牌电压等级与线路电压等级是否相符.
7。3.1。3。2 变压器绝缘是否合格,检查时用1000或2500伏摇表，测定时间不少于1分钟，表针稳定为止。绝缘电阻每千伏不低于1兆欧，测定顺序为高压对地，低压对地，高低压之间。
7.3。1。3。3 油箱有无漏油和渗油现象，油面是否在油标所指示的范围内,油表是否畅通，呼吸孔是否通气，呼吸器内硅胶呈蓝色.
7.3.1。3。4 分接头开关位置是否正确，接触是否良好。 7.3.1.3。5 瓷套管应清洁，无松动。 7。3。1.4 正常运行操作注意事项
7。3.1。4.1 在正常情况下，变压器不得超过铭牌规范运行和随意更改冷却方式运行。为监视和防止变压器绝缘老化,要经常监视上层油温和温升.当气温在20℃以上时，上层温度不得超过75℃，当气温在20℃以下时，上层温度不得超过55℃.
7。3。1。4.2 变压器冷却器全停时，在额定电流下允许运行20分钟，如运行20分钟油面温度尚未达到75℃,允许上升到75℃，但切除冷却器后的最长运行时间不得超过1小时.
7。3。1。4。3 正常运行的主变压器不允许过负荷，当过负荷运行时，应及时报告调度转移负荷并注意监视温度变化。
7.3。1.4。4 有载调压开关切换不准太频繁,在下列情况下不许调整主变有载调压装置的分接头，并三个月取油样化验一次.
7.3.1.4。4。1 主变过负荷运行时。 7。3.1.4.4。2 小瓦斯频繁出现信号时. 7.3.1。4.4。3 有载调压装置的油标无油位时。 7.3。1。4.4。4 调压次数超过规定次数时。
7。3。1.4。5 电流闭锁装置整定值不超过额定电流的1。5倍。 7.3.1.4.6 小瓦斯保护动作时，应查明原因。
7。3。1。4。7 调压后应及时检查档位指示器是否与机构箱指示一样。
7。3。1。4。8 若要多档调压，每次调压后至少间隔一分钟，才允许进行下一档调压。
7.3。1.4。9 冷却器的上下联管阀门，净油器的上下联管阀门，油柜与油箱联管上的阀门都在开启的位置上.
7.3。1。4。10 有载调压开关指示已在调度规定的抽头位置。
7.3。1。4。11 检查瓦斯继电器的动作，轻瓦斯动作于信号，重瓦斯跳主变两侧开关。 7。3.1.4。12 变压器油箱接地要良好，滚轮与轨道完全接触，制动可靠. 7.3。1.4。13 变压器各侧的高压引线正确,联接处接触良好。 7.3.1。4.14 油箱顶盖无杂物，瓷套表面清洁完整。 7。3。1.5 异常情况及事故处理
检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据,还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常,油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障. 7.3.1.5.1 变压器的事故处理
为了正确的处理事故，应掌握下列情况：①系统运行方式,负荷状态，负荷种类;②变压器上层油温,温升与电压情况;③事故发生时天气情况;④变压器周围有无检修及其它工作；⑤运行人员有无操作;⑥系统有无操作；⑦何种保护动作，事故现象情况等。
变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下： 7。3.1。5。1。1 绕组故障
主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等.产生这些故障的原因有以下几点： ①在制造或检修时,局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏.④绕组受潮,绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。 由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿,就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作;严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。 7。3。1.5.1.2 套管故障
这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油,其原因有： 7。3。1.5。1。2.1 密封不良,绝缘受潮劣比;
7.3。1。5.1.2.2 呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。值班人员一旦发现，运行中的变压器发生外部套管放电，或内部发生不均匀的很大响声，绝缘部位击穿、部件间隙局部放电、分接开关接触不良打火放电，发生异常。应认真断,必要时立即将变压器停运、等候处理。值班人员一旦发现，运行中的变压器发生外部引线或套管放电，或内部发生不均匀的很大响声,绝缘局部击穿、部件间隙局部放电、分接开关接触不良打火放电，发生异常的噼啪爆炸声和咕噜声。应认真断必要时立即将变压器停运、等候处理。并向局调及局分管领导汇报。 7.3.1。5。1。3 分接开关故障
常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有: 7.3.1。5。1。3.1 连接螺丝松动;
7。3。1。5.1.3.2 带负荷调整装置不良和调整不当； 7。3.1。5。1.3.3 分接头绝缘板绝缘不良；
7。3。1。5。1。3。4 接头焊锡不满，接触不良,制造工艺不好,弹簧压力不足； 7.3.1.5.1.3.5 油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。 7.3。1。5。1。4 铁芯故障
铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接,出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁.也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化. 运行中变压器发生故障后,如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查.首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较,如差别较大,则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查,再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大,在损坏处涂漆即可. 7.3。1。5.1.5 瓦斯保护故障
瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：
(1)轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障;变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查,如未发现异常现象，应进行气体取样分析。
（2)瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查。检查油枕防爆门,各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形；最后检查气体的可燃性。
变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查.经检查不是内部故障而是由于外部故障(穿越性故障）或人员误动作等引起的,则可不经内部检查即可投入送电。如差动保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。
7.3.1.5.2 变压器着火是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。变压器着火的主要原因是：套管的破损和闪落，油在油枕的压力下流出并在顶盖上燃烧;变压器内部故障使外壳或散热器破裂，使燃烧着的变压器油溢出。发生这类事故时，变压器保护应动作使断
路器断开。若因故断路器未断开，应用手动来立即断开断路器，拉开可能通向变压器电源的隔离开关，停止冷却设备，进行灭火。变压器灭火时，最好用泡沫式灭火器，必要时可用砂子灭火。 7。3。1.6 特殊部件和元件的运行注意事项及操作注意事项 7.3。1.6。1 轻瓦斯动作
7.3。1.6。1.1 新投运或大修后投入运行，由于内部空气未排除干净，在运行24小时内发出此信号,这是正常现象，只需将放气阀打开放出气体（冒油）即可。
7.3。1。6.1.2 严重漏油、油面降低,值班人员要认真查明原因,积极采取堵漏措施，延缓油位下降,并立即报告生技部和调度组织处理.
7.3。1。6.1.3 运行中轻瓦斯动作,值班人员应首先检查瓦斯继电器是否有气体，如有气体应收集气体并分析判断：如气体无色，无臭，不易燃为空气进入，如为有色可燃则是变压器内部有故障;如无气体，可能是直流多点接地，二次回路短路。例：瓦斯电缆接地或瓦斯接地端子脏污、腐蚀、受潮造成,应立即检查排除故障。
7.3。1.6.1.4 外部发生穿越性短路故障。 7.3.1。6。2 重瓦斯动作
7.3。1。6.2.1 重瓦斯是变压器本体内部故障的主要保护.动作后，值班人员应作记录,复归有关信号，检查主变保护动作后应跳的开关是否全部跳开,详细检查变压器瓦斯有无气体、喷油、冒油，油温等有无异常情况。
7。3。1.6。2。2 重瓦斯动作,但瓦斯继电器无气体，油温亦无显著变化,可能的原因是： 7.3.1.6.2.2。1 瓦斯电缆破损短路。
7。3.1。6。2.2.2 接线端子受潮、接线盒内积水或端子短路。 7。3.1。6。2.2。3 二次回路工作时误碰。 7。3。1.6。2。2.4 直流系统绝缘不良，两点接地。
7。3.1。6。2.2.5 有由于外因爆炸和振动所引起，经查明原因后，具备下列条件时,并经生技部或调度同意后，主变才可投入运行：（1）差动没动作；(2）主变外部无异常；（3)收集不到气体;（4）重瓦斯动作，当时系统无变化.
7。3.1.6。2。2。6 是可燃或带颜色的气体时，禁止将故障变压器投入运行,(检查气体是否可燃，须特别小心，不要将火靠近变压器的顶端，而要在离瓦斯继电器放气孔5-6公分处)。
7。3.1.6。2.2.7 若变压器内发生气体未查出原因之时，应立即取油样化验鉴定，油的闪点不得低于上次试验的5℃，否则变压器必须停止运行，进行检查和试验。 7.3。1.6。2 差动保护动作
7.3。1.6。2.1 差动保护动作后，值班人员应详细检查做好记录，复归有关信号，并向生技部和调度报告，然后详细检查如无明显的故障点检查主变差动保护后应跳开的开关是否全部跳开。
7.3.1。6。2。2 主变二侧引线套管（含主变本体）＃302,＃902、电流互感器之间瓷瓶(含母线瓷瓶），主变各侧套管及引线接点是否良好，瓷瓶有无外部破损，裂纹和闪络痕迹。 7.3.1。6。2.3 保护接线交流差动电流回路是否开路和短路. 7.3。1。6。2.4 差动整定定值是否错误。
7。3.1。6.2。5 差动直流回路工作过后是否极性接错. 7。3.1。6。2.6 差动直流回路绝缘不良，造成二点接地.
7.3.1。6。2.7 差动保护动作的同时,伴随瓦斯信号发出，可初步判断主变内部故障引起,必须立即做油、气分析，禁止将主变投入运行,并做好主变运行方式的调整和主变事故过负荷处理的操作和负荷监视.
7。3。1。6.3 有载分接开关 7.3.1。6.3.1 维修周期
7.3.1。6.3。1。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。
7。3.1。6。3。1。2 运行中分接开关油室内绝缘油,每分接变换2000—4000次，至少采样做耐压试验一次。
7.3。1。6.3.1。3 分接开关投运分接变换5000次，切换开关或选择开关就吊芯检查一次。 7。3。1.6。3.1.4 运行中的分接开关,每分接变换5000—10000次或油击穿电压低于25KV时，应开盖清洗换油或滤油一次。
7。3.1。6.3.1。5 运行中分接开关累计分接变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,或三、五年也应吊芯检查。
7.3。1.6.3。1。6 运行中分接开关，每年结合变压器小试或小修，必须手摇及远方电器控制至少操作各1个循环。
7。3.1。6。3。2 运行
7.3。1。6.3。2。1 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，同时通知有关单位检修.
7。3.1.6。3.2。2 有载调压装置的分接变换操作，电气运行人员和调度人员按《局无功电压管理规定》执行,我们还应坚持按逆调压方式进行调档的原则.
7.3.1.6.3。2。3 本站有载调压开关无手动操作机构,只能配合自动控制器实现自动调压（鉴于电动机全部浸在油中，不受外界影响，加之运行时间又短，损坏性极小，故本系列开关省去了手动操作机构）。自动控制器上的熔断器作为电动机过负载保护，保证电动机在发生卡死时切断电源。
7.3。1。6。3.2.4 分接变换操作必须在一个分接变换完成后，方可进行第二次分接变换，操作时间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变动。
7。3.1.6.3.2.5 每次分接变换操作者应将操作时间，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。 7。3.1。6。3。2.6 主变有载分接开关每天分接变换次数35KV不超过20次。
7。3.1.6.3。2.7 当变动分接开关操作电源后，在未确定电源相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气控制操作.
7.3.1.6。3.2.8 两台有载调压变压器并联运行，允许在85%变压器额定电流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,必须在一台变压器的分接变换后,再进行另一台变压器的分接变操作，每进行1次分接交换后,都要检查电压和电流变化情况，防止误操作和过负荷升压操作，操作时应先操作负荷相对较少的一台，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。
7.3.1.6.3。2.9 有载调压变压器不能进行两台同步切换。正常运行时有载调压变压器不应在“自动\"模式下工作;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：操作中发生连动时,应在指示盘上出现第二个分接位置时，立即停止操作或切断操作电源.
7。3.1。6。3.2.10 远方电气控制操作时，分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断电源中断操作。
7.3.1。6.3。2.11 分接开关发生拒动，电压表和电流表变化正常,电动机构式传动机械故障,分接位置指示不一致,内部切换声音异常；过压的保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时,应禁止或终止操作并立即切断操作电源,并及时向调度汇报。 7。3。1.6.3。2.12 有载调压变压器当负载出现过负荷闭锁有载调压时，禁止分接变换操作。
7。3.1。6.3.2。13 运行中分接开关的气体继电器应有校验合格有效的测试报告，运行中多次分接变换后手动发信号，应及时放气，若分接变换不频繁，而发信号频繁，应作好记录，及时汇报并暂停变换，查明原因，若气体继电器动作跳闸,必须查明原因，在未查明原因消除故障时，不得将变压器及其分接开关投入运行.
7.3。1.6。3。2。14 分接开关巡视检查项目: 电压指示在规定电压偏差范围内； 控制器电源指示灯显示正常； 分接位置指示器应指示正常;
分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常；
分接开关及其附件各部位应无渗漏油;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；
分接开关加热应良好，并按要求及时投切。
7。3。1.6。3.2.15 当有载变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常(主要为乙炔和氢的含量超标）或分接开关油位异常升高或降低，直到接近变压器储油时，就及时汇报，暂停分接变换操作，进行追踪分析，查明原因。
7.3。1.6.3.2.16 运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压,应不低于30KV，当击穿电压低于30KV时,应停止自动控制作用，当击穿电压低于25KV时,应停止分接变换操作，及时处理。
7.3。1.6。3.2.17 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“在线”净油器的运行管理与维护并正确使用。
7。3。1。6。3。2.18 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运行单位通知有关部分进行检修。 7.3。2 开关的运行维护 7。3。2.１ 开关的铭牌技术参数 开关编号 型号 311 301 302 901 额定电流 操作机构 开断电流 厂家 CT14 CT14 CT14 CD-10 25KA 25KA 25KA 20KA 湖南开关厂 湖南开关厂 湖南开关厂 新余开关厂 投运日期 2002-11 2002—11 2002-11 2002-11 LW8—40。5— C 1600A LW8—40.5— C 1600A LW8—40。5— C 1600A ZN28A—10 630A 902 911 912 921 922 923 991
ZN28A—10 ZN28A—10 ZN28A—10 ZN28A—10 ZN28A—10 ZN28A—10 ZN28A—10 630A 630A 630A 630A 630A 630A 630A CD—10 CD—10 CD-10 CD-10 CD-10 CD-10 CD—10 20KA 20KA 20KA 20KA 20KA 20KA 20KA 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 2002—11 2002—11 2002—11 2002—11 2002-11 2002—11 2002—11 7.3。2。2 开关的巡视检查项目 7.3.2.2.1 开关的巡视
7.3。2。2。1.1 开关的分、合闸指示正确,并与当时实际运行相符。
7.3。2。2。1。2 35KVSF6开关外壳与环境相比无较大差异，内部无异常声响. 7.3。2.2.1.3 无漏气现象，充气阀关闭紧密。 7。3.2.2.1.4 气压在0.42-0。45MPa之间无漏气。 7。3.2.2.1.5 真空灭弧室无裂痕，无放电和电晕。
7.3。2.2。1.6 引线的连接部位接触良好，无过热,瓷瓶无破裂放电,. 7。3.2.2.1。7 排气装置完好，隔栅完整。 7。3。2。2。1.8 接地良好。
7。3。2。2.1。9 设备附近无杂草，高压室门窗，通风及照明应良好。 7。3.2.2.2 操作机构的巡视
7.3。2。2.2.1 机构箱门平整,开启灵活，关闭紧密
7.3。2.2.2。2 检查跳，合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟异味。 7.3。2.2.2。3 直流电源回路接线端子无松动，无铜绿或锈蚀.
7。3.2.2。3 开关的特巡:
7.3。2.2。3.1 新投运设备的巡检，周期应相应缩短，投运72小时以后转入正常巡视. 7。3。2.2.3.2 夜间闭灯巡视检查每天一次。 7.3。2。2.3.3 雷雨季节雷电后应进行巡检。 7.3。2.2.3.4 气候突变，增加巡视。
7。3.2.2.3.5 高温季节，高峰负荷期间应加强巡检. 7。3.2.3 开关的正常运行和维护
7。3.2。3。１ 不带电部分的定期清扫,每月5 、15 、25 日各一次.
7。3.2.3.2 配合停电机会,进行传动部位的检查、清扫、瓷瓶积垢及铁件除锈刷漆及缺陷处理. 7.3。2.3.3 对机构添加润滑油，每半年一次. 7.3.2。3.4 检查合闸保险熔丝是否正常。 7。3。2。4 开关的操作注意事项
7。3。2.4.1 开关检修投入运行,操作前应检查检修中装设的接地线，推上的接地刀闸是否全部拆除、拉开,防误闭锁是否正常.
7.3。2。4.2 35KVSF6开关气压是否正常，10KV真空开关是否无漏气。
7。3。2。4。3 长期停运的开关操作送电前应对开关跳闸、合闸操作2—3次,无异常后方能进行操作. 7。3.2。4.4 操作前应检查控制、信号、保护、遥测回路均应正常，保护装置已按实际运行方式投入,即具备运行操作条件.
7。3。2.4。5 操作中应监视电压，电流，功率等电脑显示及跳、合闸位置红、绿灯变化。 7.3。2.5 开关故障跳闸检查和异常运行的处理 7。3.2。5。1 开关故障跳闸后的检查内容：
7。3.2。5。1。1 瓷套管有无短路烧伤痕迹、裂纹或破损；引线有无发热、变色和松断股. 7。3。2.5。1.2 各连接处有无漏气.
7.3。2.5.1.3 位置指示器是否正常。 7。3。2。5。1.4 有无冒烟、气压下降等。 7。3。2。5。1。5 开关内有无不正常声音，位移。
7.3.2.5。2 发现35KV开关严重漏气至0.42MPa以下、10KV开关漏气时，应立即报告生技部和调度，严禁对少气、漏气的开关进行操作。
7。3。2。5。3 开关在运行中发现下列现象时应立即联系调度，紧急停电检修： 7。3。2.5。3。1 套管严重破裂、烧伤、或对地放电引起接地。 7。3。2.5.3.2 开关内有较大的放电声 ，外壳温度过热。 7.3.2.5.3.3 引线发红、烧熔或烧断
7.3.2。5。3.4 35KV开关气压过低, 10KV真空开关包变色或夜间巡视触头有火花 .
7.3.2。6 开关的异常情况和事故处理: 7。3。2.6。1 开关的异常情况 7.3。2.6.2 开关事故处理
7。3.2.6.2。1 开关跳闸后， 当值人员应立即记录故障发生时间， 并立即进行事故巡视检查， 判断开关本身有无故障.
7。3。2.6.2.2 事故跳闸不论重合成功与否, 均应 对开关外观进行仔细检查。
7。3。2。6.2.3 开关拒跳造成越级跳闸， 对拒动开关在未查明原因前， 禁止投入系统运行, 并将拒动开关保持原状
7。3.3 隔离开关的运行维护 7.3。3。1 隔离开关的铭牌技术参数 运行编号 型号 额定电额定电压 流 （KV） 厂家 投运日期 机构 （ A ） 630 湖南湘潭中南电瓷电2002-11 GS17机构 器厂 3113 GW—35GD/630 35 3111 3123 3511 31203 35101 3021 3011 9013 9011 9022 9023 9111 9113 9121 9123 9911 9913 9212 9213 9222 9223 9232 9233 9311 9312 GW-35GD/630 GW-35GD/630 GW—35GD/630 GW—35GD/630 GW—35GD/630 GW-35GD/630 GW-35GD/630 35 35 35 35 35 35 35 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 630 湖南湘潭中南电瓷电器厂 2002—11 GS17机构 湖南湘潭中南电瓷电2002-11 GS17机构 器厂 湖南湘潭中南电瓷电2002—11 GS17机构 器厂 湖南湘潭中南电瓷电2002—11 GS17机构 器厂 湖南湘潭中南电瓷电器厂 2002—11 GS17机构 湖南湘潭中南电瓷电2002—11 GS17机构 器厂 湖南湘潭中南电瓷电2002—11 GS17机构 器厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 新余开关厂 2002—11 F1—A 2002—11 F1—A 2002—11 F1—A 2002-11 F1-A 2002-11 F1—A 2002-11 F1-A 2002-11 F1—A 2002-11 F1—A 2002-11 F1-A 2002—11 F1-A 2002—11 F1-A 2002-11 F1-A 2002—11 F1—A 2002-11 F1-A 2002—11 F1-A 2002-11 F1-A 2002—11 F1-A 2002—11 F1-A GN30—10/630-20 10 GN30-10/630—20 10 GN30-10/630-20 10 GN30-10/630—20 10 GN30—10/630—20 10 GN30—10/630—20 10 GN30-10/630—20 10 GN30—10/630—20 10 GN30—10/630—20 10 GN30—10/630—20 10 GN30—10/630—20 10 GN30-10/630-20 10 GN30—10/630-20 10 GN30—10/630—20 10 GN30-10/630—20 10 GN30—10/630-20 10 GN30-10/630—20 10 GN30—10/630-20 10 9611 9511 GN30-10/630—20 10 JSZGF6—10 10 630 630 新余开关厂 2002—11 F1-A 江西赣南互感器有限2002—11 F1-A 公司 7。3.3.2 隔离开关运行正常检查项目：
7。3.3.2.1 瓷瓶是否清洁, 有无裂纹或破损， 瓷件结合是否牢固 , 有无开裂。 7.3.3。2。2 接点有无发热。
7.3.3。2。3 引线有无松动，断股烧伤现象。
7.3。3.2.4 刀闸是否合平,触头是否全部落入槽内，触头有无烧伤或发热现象. 7。3.3.2.5 操作机构是否完好，闭锁装置是否可靠。 7。3。3。2.6 刀闸是否加锁。
7。3。3。2。7 接地刀闸的连接有无折断，接地是否良好. 7。3。3。3 隔离开关正常停电维护工作： 7.3.3.3。1 擦拭瓷瓶。
7。3.3.3.2 铁件除锈刷漆，活动部分应加润滑油。 7.3.3。3。3 扭紧各部件螺丝。 7.3。3。3。4 调整刀闸触头弹簧压力. 7。3。3.3.5 调整刀闸开度和三相同期. 7。3。3。3.6 用#10砂纸修理触头接触面. 7.3.3。3。7 检查弹子锁销子应灵活可靠。
7.3.3.3。8 刀闸的锁定装置安装是否牢固，动作是否灵活，能否将刀闸可靠地保持既定的位置. 7。3。3。4 隔离开关的特殊巡视项目:
7.3。3.4。1 每次短路故障后，检查触头有无发热或烧伤，瓷瓶有无闪络或机械动作等现象。 7。3。3.4。2 雷雨冰雪后检查瓷瓶有无闪络裂纹的痕迹。
7。3。3。4.3 大风时注意引线有无摆动,能否保持相同或等距离，接点有无松动。 7。3。3.5 隔离开关的异常运行和事故处理：
7。3.3.5.1 刀闸严重不同期，如三相不对位，可用绝缘棒分相进行调整，实在无法调整应停电检修。 7.3.3。5。2 接触部分过热，应立即设法减少负荷或转移负荷。
7.3.3.5.3 瓷瓶有外伤,硬伤,不严重的外伤和放电痕迹,暂不停电处理, 严重的外伤，硬伤，应报生技部申请停电处理.
7。3.3。5。4 隔离开关拒绝拉开时，应均衡用力，轻拉摆动，逐步克服阻力，观察各部元件开关,找出不正常的阻力的地点，如阻力发生在刀闸的两触头上时（如烧伤或焊接等）不应进行操作，待停电进行检修。
7。3。3。5.5 隔离开关拒合时，应检查传动装置并轻微的活动，若不能合闸时，不应再强行合闸，向生技部和调度报告处理。
7。3.3。5.6 瓷瓶过热、严重放电、应申请停电处理。
7。3。3。5.7 误带负荷拉、合刀闸或带接地线合刀闸时，不论当时情况如何（如短路爆炸，越级跳闸,烧坏设备等），均不得将误操作的刀闸再拉开，只有待开关断开后方可操作。
7。3.4 母线的运行维护 7。3.4。1 母线正常检查项目:
7。3.4。1。1 瓷瓶是否清洁,有无裂纹破损，有无放电现象。 7。3。4。1.2 耐张线夹双槽夹板有无松动。
7。3。4.1。3 低压配电屏母线支持瓷瓶及母线固定螺丝固定是否良好. 7.3.4。1。4 母线有无断股或烧伤.
7.3.4.1。5 母线接头接触是否良好，有无氧化, 电腐蚀,发热 , 熔断等现象。 7.3。4.2 母线的特巡项目：
7.3。4.2。1 大风时检查母线有无剧烈摆动，导线、瓷瓶上有无悬挂落物等.
7.3.4.2。2 雷雨后检查瓷瓶有无闪络痕迹.
7。3.4。2。3 下雪时检查接头处积雪有无熔化,冒气现象。
7.3。4。2.4 天气过冷或过热时,检查室外外母线有无弧度过大、伸缩过度现象. 7.3.4.3 母线异常运行和处理：
7。3。4.3。1 母线接头发热或发红时，立即报告生技部和调度，并按本规程“隔离开关的运行”接触部分过热进行处理。
7.3。4.3.2 当母线断股时，首先应分析断股的原因是属机械损伤，拉力过紧或过负荷烧断,然后再根据情况报告生技部进行停电处理。 母线故障的事故处理:
7.3。4.3。3 当母线发生故障后，当值人员应自行将故障母线上全部开关断开，并对停电母线进行外部检查， 上述停电操作和检查情况应报告调度。
7.3.4.3。4 按照调度指令，对故障点进行隔离，在隔离故障后，将停电母线恢复供电，若不能隔离，则将其停用。
7.3.5 电力电容器的运行维护
7.3.5。1 电力电容器组的配置及技术规范 电力电容器组容量度750KVAR
一、10KV密集型并联电容
器
型号：BFF11/3-750-3W 出厂编号：363
额定电压：11/√3KV 额定容量：750kvar
额定频率：50HZ 三相接法：Y 出厂日期：1997.12
内部单元串并联数：1并4串
投运日
实测电流：59。9μF
期: 1997-12—20
额定电流： 39.4A 安装地点：10KV出线场地
厂家：无锡电力电容器厂
7。3.5。2 电力电容器的检查巡视项目 7。3.5.2.1 外壳有无膨胀及漏油
7.3。5.2。2 桩头有无过热变色，如有异状应停运。
7.3.5。2。3 放电线圈是否漏油，套管有无裂纹、损伤和放电痕迹。 7.3。5.2.4 串联电抗器的检察院查项目应与主变相同。 7。3。5.3 电力电容器组的正常运行与维护
7.3。5。3.1 电容器投入运行前应对电容器组开关、电压互感器、保护、控制信号按电压标准进行严格验收，应收集移交安装施工记录、竣工报告、出厂说明书和出厂试验报告。投运事宜完善后,方可投入运行。
7.3。5。3.2 在额定电压下对电容器进行三次冲击合闸试验，再次合闸之前,应对电容器进支充分放电.
7。3.5。3。3 在投运一个月后应停运，全面检查一次，三个月内，就对电容器加强巡检。 7。3.5.4 电力电容器组异常、故障运行和事故处理
7.3.5。4.1 当值班人员应经常监视电容器的运行电压,电容器的过压时间应符合下表规定： 工作过电压力 11000伏 注：指长期过电压的最高值应不超过1.1Ue
最大持续时间 长期 7.3。5.4。2 运行人员应经常监视电容器三相运行电流是否平衡或超过最大允许值（额定电流的1。3倍)各相电流差不应超过5％。
电容器组运行电流超过47.3A(1.2倍额定电流)时，应查明原因,采取措施，当运行电流超过51A时应将电容器退出运行,找出原因,处理后投运。
7.3。5。4.3 运行人员经常监视电容器的温度，电容器的最高温度不得超过50度。
7.3。5.4.4 电容器电压、电流、温度均应注意前后对较,如有突变均视为异常运行,必须查明原因，进行处理。
7。3.5.4。5 任何情况下电容器组开关跳闸，5分钟内不得强送，在未找出原因之前不得重新合闸。 7.3。5。4.6 电容器停电检修前须将电容器组接地刀闸合上放电，更换高主保险应逐个放电。 7.3.5.4.7 主变停电操作应先停电容器组，投入时应先投变压器，待线路带负荷后再投电容器组，严禁将变压器和电容器同时投退.
7。3.5。4.8 电容器的记录，严格按表格填写，运行累计时间,异常现象，每日累计投切次数，设备变换试验等按时间顺序填与.
7.3。5。5 变电站全站故障停电后，必须将电容器组开关断开，自动投切装置停用。
7.3。5.6 电容器组不论发生何种故障，应首先将自动投切装置停用。若电容器的保险突然熔断,为查明原因前,不得更换熔丝恢复送电.
7。3。5.7 发生下列情况时，应立即将电容器组停止运行： 7。3。5。7.1 电容器组爆炸。 7。3.5.7。2 接头严重过热或熔化。 7.3.5。7。3 套管严重放电闪络。 7.3.5.7.4 电容器喷油或起火。 7.3。5.7.5 电容器内部有异常声响.
7.3。5。4 电容器组开关掉闸，不允许强送，应根据保护动作情况进行判断，待查明原因后再决定是否试送.
7.3。6 氧化锌避雷器的运行维护 7。3.6。1 氧化锌避雷器的配置 电 压 等 级 35KV母线间隔 35KV放电记数器 10KV电容间隔 10KV母线间隔 10KV大城线间隔 10KV高安线间隔 10KV祥符线间隔 型 号 Y5W—51/134 JS—8 HY5WS-17/45 Y5WS-17/50FT 额定电压 制 造 厂 家 出厂日期 51KV 西安安特高压电器有限公司 2002—8 35KV 西安安特高压电器有限公司 2002—8 10KV 伏安特电器公司 2002-8 17KV 保定永安线路器材有限公司 2002—8 2002-8 2002-8 Y5WS—17/50FT 17KV 保定永安线路器材有限公司 Y5WS-17/50FT 17KV 保定永安线路器材有限公司 Y5WS—17/50FT 17KV 保定永安线路器材有限公司 2002—8 2002-8 2002-8 2002-8 10KV工业园一线间隔 Y5WS—17/50FT 17KV 保定永安线路器材有限公司 10KV工业园二线间隔 Y5WS-17/50FT #1主变间隔 #2主变间隔 17KV 保定永安线路器材有限公司 Y5WS—17/50FT 17KV 保定永安线路器材有限公司 Y5WS-17/50FT 17KV 保定永安线路器材有限公司 2002—8 7。3。6.2 避雷器的巡视检查
7.3.6。2。1 瓷套表面是否清洁，完整，有无放电现象. 7.3。6.2。2 接地是否完整，有无松动现象.
7.3.6.2。3 均压环有无松动，锈蚀。
7.3。6。2.4 放电记数器的指示有无变化，若发现缺陷应作好记录。
7.3。6。2.5 避雷器、避雷针接地网的接地电阻每三年测量一次，避雷器每年两季前定期试验1次。 7.3。6。2。6 防雷保护与其他设备一起巡视,雷雨后进行特殊检查放电记数器动作情况并做好记录。 避雷器正常运行与维护 序号 1 2 项目 绝缘电阻 直流泄露电流 周期 每年雷雨季节前一次 标准 10KV不低于2500MΩ 每年雷雨季节前一不大于50ЦA 次 3 测得值与初始值比较:当有功分量泄露电流运行电压下交流每年雷雨季节前一增加到2倍初始值时，应缩知监测周期为3泄露电流 次 个月一次 7。3。6.4 避雷器的异常、故障运行和事故处理
7。3。6.4。1 避雷器异常现象和处理方法：运行中发现避雷器瓷套有裂纹时,如天气晴好，或无打雷预兆天气，应申请调度停电更换合格的避雷氢.如天气不正常（雷雨)，待雷雨后再处理，如果因瓷套裂纹已造成闪烙但未接地者，在可能条件下,应将故障相避雷器停用。 7.3。6.4。2 运行中避雷器爆炸的处理
7.3.6.4.2.1 避雷器的爆炸倘未造成接地时，报告调度设法在雷雨后将避雷器停用，并立即更换。
7.3。7 电压、电流互感器的运行维护 7。3.7。1 电流互感器的配置和技术规范 运行编号 型号 额定电压 变比 35KV 35KV 35KV 35KV 10kV 备注 311高祥线计量 LABN-6—35GW 311高祥线保护 LZZBJ5-35w3 312奉祥线 ＃1主变301 ＃1主变901 LABN-6-35GW LZZBJ5—35w3 LAJ-100 100/5 江苏如臬高压电器厂 100/5 湖南开关有限责任公司 100/5 江苏如臬高压电器厂 50/5 湖南开关有限责任公司 200/5 华仪集团华仪互感器有限公司 #2主变302 ＃2主变902 LZZBJ5-35w3 LAJ-100 35KV 10kV 10kV 10kV 10kV 10kV 10kV 10kV 50/5 湖南开关有限责任公司 200/5 华仪集团华仪互感器有限公司 150/5 华仪集团华仪互感器有限公司 150/5 华仪集团华仪互感器有限公司 75/5 华仪集团华仪互感器有限公司 911工业园一线 LAJ-100 912工业园二线 LAJ-100 991电容器 921高安线 922祥符线 923大城线 LAJ—100 LAJ—100 LAJ—100 LAJ-100 100/5 华仪集团华仪互感器有限公司 150/5 华仪集团华仪互感器有限公司 150/5 华仪集团华仪互感器有限公司 7。3。7。2 电流互感器的巡视检查
7。3。7。2。1 瓷套管是否清洁,有无裂纹和放电痕迹。
7.3。7.2。2 油色是否正常，油位是否在标准线附近，有无突然升高降低的现象. 各连接处是否接触紧密,压接螺丝有无松动，过热，变色，发红和放电现象。 7.3.7。2。3 有无开路异常响声。 7。3.7。2.4 二次接地是否良好。 7.3.7.2.5 阀门接缝是否渗油。 7。3。7.3 电流互感器正常运行与维护 序号 项目 期 1大修时 标准 1 绝缘电阻测定 210kV1-3年一次 必要时 绝缘电阻自行规定 3 测量电流互感器VA特性 与同类电流互感受器特性相比较 项目 闪点 简化试验 140度 无 无 新油：0。03mg（KOH)运行中0.1mg(KOH）/g油 绝缘油的试验 一年一次 杂质 流高炭 酸价 4 酸碱反应 水分 无 无 油耐压 5 测量电流感器一次绕组直流电阻 大修时 新油40KV运行中35KV 和前一次测得数值相比较应无明显变化 油中熔解气体含量在下表之一项准标范围内时，应开始引起注意 6 油色普分析 1-3年一次 烃总和100PPM 氢 150PPM 乙炔 3PPM 7。3.7。4 电流互感器异常、故障运行及事故处理 7。3。7。4。1 故障现象
7.3.7。4.1。1 严动开路的电流互感受器发出嗡嗡的声音 7.3。7.4。1.2 胶木烧坏,气味难闻,用手接线发出噼啪火花。 7。3。7.4。1.3 电流表指示不正常,电度表转得很慢或不转。 7。3.7.5 检查处理方法:
7.3.7。5。1 立即将故障现象报告局调和公司
7.3.7.5。2 根据现象判断电流互感器是属于测量回路还是保护回路开路.
7.3.7.5。3 若开路处很明显，立即设法将开路处用螺丝刀拧紧或在开路点前用短路线短接进行处理,注意高压出现，穿带和使用安全用具进行工作。
7.3.7.5。4 开路处不很明显，可用左手或右手按接线,开路点产生噼啪的火花出现，还可以分别测量电流互感器回路对地电压，判断开路在什么位置后再进行检查。
7。3.7。5。5 当判断电流互感器二次出线端子开路，不能进行短接处理，申请调度停电处理。 7.3。7.5。6 凡检查电流互感器回路开路的工作人员必须注意安全,使用权用良好的绝缘工具进行。 7。3。7.5。7 电流互感器二次回路开路引起火花时，在源侧短接后处理。 7。3.7。5 电压互感器配置和技术规范 7.3.7。5。1 电压互感器配置和技术规范表 电压比 名称 35KV JDX6-35 电压互感器 10KV JSZGF6—10 10/0。1 3×40/50VA 电压互感器 7.3。7.5。2 电压互感器的巡视检查
7。3.7.5。2.1 套管瓷瓶是否清洁,有无裂纹或破损及放电痕迹。 7。3.7。5。2。2 油位是否符合标准，光亮透明，油色有无变化。
7.3.7。5。2。3 有无不正常声音，外壳是否渗油、漏油放油阀是否拧紧，有无渗漏油。 7。3。7.5。2。4 10KV35KV电压互感受器高压熔断器是否良好，有无异状。 7。3。7。5.3 电压互感器正常运行与维护 型号 KV 最大容量VA 制造厂 江西赣南互感器 运行日期 35/0。1 250VA 有限公司 江西赣南互感器 2002-11 2002—11 有限公司 序号 1 2 3 项目 绝缘电阻定 测量电压互感器VA特性 绝缘油的试验 周期 1、修时2、10KV1—3年一次 必要时 一年一次 标准 绝缘电阻自行规定 与同类型电流互感器特性相比较 项目 闪点 杂质 流高炭 简化试验 140度 无 无 新油:0。03mg（KOH)运酸价 行 中0。1mg(KOH）/g油 酸碱反应 水分 油耐压 4 测量电压互感器一次绕组直流电阻 大修时 无 无 新油40KV运行中35KV 和前一次测得的数值相比较应无明显变化 油中熔解气体含量在下表之一项目标准范围内时,应开始引起注意： 5 油色普分析 1—3年一次 烃总和 100PPM 氢 150PPM 乙炔 3PPM 7。3。7。5。4 电压互感器异常、故障运行及事故处理
7。3。7.5.4。1 电压互感受器一次二次保险熔断故障判断的方法 10KV电压互感器
7。3.7。5。4.1。1 当高保险熔一相断时，产生对地电容不平衡，警铃响.10KV接地信号发出绝缘监视指示故障相电压小于相电压，正常电压不升高。
7.3.7.5.4。1。2 当二次保险一相熔断时，各相对地电压电容分布相等，无接地信号发生。 7。3.7.5。4。2 电压互感器一、二次保险熔断或断线的处理
7.3。7.5.4。2。1 对10KV电压互感受器断相处理：从绝缘监视可以看出，用万用表可以判明，小电流接地告警是高压保险熔断,否则是低压保险熔断，是高压应停电做好安全措施,进特更换同规格的（0。5A)高压保险，严禁用“保险丝裸体缠绕\"代替。 7.3。7.5.4.2。2 电压互感器本体故障现象.
7。3.7。5.4.2.2.1 35KV 、10KV电压互感器故障现象：互感器高压保险连接烧断电压无指示，内部有火花放电声或不正常的噪音。
7。3。7.5。4.2。2.2 电压互感器本体故障的事故处理具体处理方法(母线停运或保护定值修改）由调度定.
7.3.7。5.4.2.2.3 故障发生在35KV 10KV电压互感受器内部故障时，不得用刀闸切断电源，35KV高祥线供电应断开311开关,再拉开3511刀闸，如果是312奉祥线供电时应在上一级变电站停电后再拉开3511刀闸。10KV电压互感受器内部故障时用＃1#2主变901、902开关断开电源后再拉9511刀闸。 7.3.7.5.4.2。2。4 若电压互感受器由于故障引起着火时，应立即断开高低压电源,用干粉灭器或1211灭火机、黄沙进行灭火。 7.3。8 直流设备的运行维护 7。3。8。1 直流设备的技术参数 7。3。8。1.1 蓄电池的规范 型号 FM-100 容量（安时） 每只电瓶电压（伏） 电瓶量 100AH 2 107 厂家 淄溥大洋电源有限公司 7。3。8。1.2 整流器设备规范 系统型号 DF0231—220/10 DF0320—48/10 额定电压 额定电流 整流模块及满配置数量 220V 48V 30A 10A 220/10 220/10 3个 1个 屏体组成 充馈电屏 充馈电屏 7.3。8.1.3 直流母线绝缘电阻应不小于10MΩ;绝缘强度应受工频2kV，耐压1min； 7.3。8.1。4 蓄电池组浮充电压稳定范围:稳定范围电压值为90％～130% 7。3。8.1。5 蓄电池组充电电压调整范围为90%~125％
7。3。8.1。6 恒流充电时，充电电流调整范围为（20%~100％）In。 7.3。8。1。7 恒压运行时，负菏电流凋整范围为（0～100％)In。 7。3.8。2 直流系统的巡视检查
7。3。8.2.1 室内温度不得低于5℃,不得高于35℃，并保持较好的通风和照明。 7。3.8.2。2 通风设备良好 7.3。8。2.3 照明良好
7。3.8。2。4 每个电池液面高于极板5公分，处于两线之间，沉定物与极板下端不小于10Cm
7.3。8。2。5 检查极板颜色正常，极板无严重脱落，短路，生盐，弯曲和断裂，变色等现象，接点紧密，无发热，无锈蚀。
7.3。8.2。6 电池浮充电流约为6—10A，充入蓄电池组的浮充电池,当单格电池电压在2。25时,为0.24A左右
7。3.8.2。7 可控整流器检查巡视
7。3.8。2。7.1 整流元件元件温度不得超过90℃ 7.3.8.2.7.2 电流、电压指示是否正常,极性有无接反 7.3.8.2.7.3 运行指示灯是否良好
7.3。8。2。7。4 将交流输入和直流输入保险器接触是否良好 7.3。8.2。7.5 所有二次线有无断股或松股
7.3。8。2.7.6 声音是否正常，整流元件和散执片连接是否良好. 7。3.8.3 直流系统正常运行与维护用注意事项 7。3.8.3.1 铅酸蓄电池的运行方式和充电方式 7.3。8。3。1。1 铅酸蓄电池组的运行方式及监视
7.3。8.3.1.1。1 铅酸蓄电池组在正常运行中均以浮充方式运行，浮充电压值一般控制为(2.15-2。17)V×107(电池个数)。
7.3。8。3.1.1。2 铅酸蓄电池组在正常运行中主要监视端电压值、每只单体蓄电池的电压值、蓄电池液面的高度、电解液的比重、蓄电池内部的温度、蓄电池室的温度、浮充电流值的大小. 7.3.8。3。1.2 铅酸蓄电池组的充电方式
7.3。8.3.1。2.1 初充电：按制造厂家的使用说明书进行初充电.
7。3.8.3.1。2。2 浮充电：铅酸蓄电池组完成初充电后,以浮充电的方式投入正常运行，浮充电流的大小，根据具体使用说明书的数据整定，使蓄电池组保持额定容量。
7.3.8.3.1。2。3 均衡充电:铅酸蓄电池组在长期浮充电运行中，个别蓄电池落后，电解液密度下降，电压偏低,采用均衡充电方法，可使蓄电池消除硫化恢复到良好的运行状态。 7。3。8。3.2 维护检查
7.3。8.3。2.1 每月底抽测蓄电池一次以监视电池电压、比重、温度及液面是否正常。 7。3。8.3.2。2 每月15日、30日清扫电池室，保持室内清洁。 7.3。8.3。2。3 及时处理不合格的落后电池。
7。3.8。3。2.4 做好电池运行状况记录,每年取样分析一次电解液的纯度。 7.3.8。4 直流系统的异常、故障运行及事故处理 7。3.8。4。1 直流系统接地处理有关说明：
7。3.8。4.1.1 当发生直流接地时，应对全站所有的直流回路进行全面检查一次
7。3.8.4。1。2 值班人员不能只靠绝缘监测装置证明直流已接地，还应检查直流正负母线对地电压,证明确实正极负极接地
7。3。8.4.1.3 若直流接地点一时找不到时，应要求继保专业人员到站共同进行查找
7.3.8.4。1。4 若接地点在装置内，值班人员不得打开装置的外盖进行查找，应由继保专业人员处理
7。3.8.4。1.5 查找直流接地时，值班人员不得测量跳合闸回路，更不得拆除跳合闸回路的接线 7。3。8。4.1。6 若发现接地点在某线路的二次回路，值班人员应汇报调度将该开关停电后进行查找
7.3。8。4。1.7 若在取下某一保险发现直流接地转极时，直流接地一般在该回路内
7。3。8.4.1.8 绝缘监视装置本身也有可能出现接地,拆除绝缘监视正负电源后，这样只有借助万用表直流250伏测量直流正负对地电压来进行判断
7.3.8.4.1.9 拉控制、信号保险时，不论该回路中有无故障，均立即投入控制和信号保险,时间不能超过3秒
7.3。8。4。2 监控单元不能正常运行
7。3.8。4。2.1 监控单元上的602电源输入输出电压是否正常； 7。3。8。4。2。2 主处理器插件和语音插件是否插在要求的位置； 7.3.8。4.2。3 检查各插件是否插接牢固. 7.3。8。4。3 液晶显示不正常
7.3.8.4。3.1 液晶控制板与母线板连接电缆是否插好;
7.3。8。4.3.2 调整液晶控制板上的可调电位器RP1调节液晶显示的对比度。
7.3。8。4。4 监控单元没有报警指示、语音报警重复误动 7.3.8.4.4.1 监控单元是否能检测到串行口扩展板;
7.3。8.4.4.2 语音插件上的跳线应为“TTL”方式，1、2脚短路。 7.3.8。4。5 监控单元有报警指示、语音报警与显示内容不相符 7。3.8.4。5。1 参数设置不正确; 7.3.8.4.5。2 某些报警被屏蔽,修改参数。 7.3。8.4。6 遥信不变位或不对位
7。3.8.4。6.1 遥信插件损坏或监控单元找不到遥信插件； 7.3.8.4.6。2 遥信电缆插错；
7.3。8.4。6.3 遥信辅助电源未加上或极性不对，应从接线端子上检查； 7.3.8.4。6。4 遥信接线不正确； 7.3.8。4.6。5 参数的遥信部分不正确。 7。3。8.4.7 遥测不准或不对位 7.3.8.4.7.1 遥测1插件损坏； 7.3.8.4。7.2 遥测电缆连接不正确； 7.3。8.4。7.3 遥测接线不正确；
7。3.8.4.7.4 调整遥测的测量系数纠正测量偏差。 7。3.8.4。8 直流电流测量值为零或偏差很大
7.3。8。4。8。1 检查信号连接板上的DC—DC输出的±15V电压是否正常; 7。3.8.4.8.2 检查各传感器接线是否正确。 7。3。8.4.9 监控单元报告“找不到功能插件” 7.3。8。4.9。1 检查功能插件是否插接牢固；
7。3.8.4.9。2 重新设置功能插件并复位监控单元。 7。3。8。4.10 铅酸蓄电池故障及处理
7。3。8.4.10。1 铅酸蓄电池内部极板短路或断路,应更换蓄电池.
7。3.8.4.10.2 长期浮充电运行中的铅酸蓄电池，极板表面逐渐产生白色的硫酸铅结晶体，通常称之为“硫化”;处理方法：将蓄电池组退出运行，先用I10电流进行恒流充电，当单体电压上升为2。5V时，停充0.5h,再用0。5I10电流充电至冒大气时后，又停0.5h后再继续充电,直到电解液沸腾,单体电压上升到（2。7～2.8）V停止充电(1～2)h后，用I10电流进行恒流放电，当单体蓄电池电压下降至1。8V时,终止放电，并静置(1～2)h，再用上述充电程序进行充电和放电，反复几次，极板白斑状的硫酸铅结晶体将消失，蓄电池容量将得到恢复。
7.3.8。4.10。3 铅酸蓄电池底部沉淀物过多,用吸管清除沉淀物，并补充配制的标准电解液. 7。3。8.4。10.4 铅酸蓄电池极板弯曲，龟裂或肿胀，若容量达不到80%以上，此蓄电池应更换。在运行中防止电解液的温度超过35℃。
7。3.8。4。10.5 铅酸蓄电池绝缘降低，当绝缘电阻值低于现场规定值时，将会发出接地信号,正对地或负对地均能测到泄漏电压.处理方法：对蓄电池外壳和支架采用酒精清擦，改善蓄电池室外的通风条件，降低湿度，绝缘将会提高。
7。3。8。4.10。6 铅酸蓄电池容量下降，更换电解液,用反复充电法，可使蓄电池的容量得到恢复。若进行了三次充电放电,其容量均达不到额定容量的80％以上,此组蓄电池应更换.
7。3。8。4.10.7 铅酸蓄电池在日常维护还应做到以下各点：蓄电池必须保持经常清洁，定期擦除蓄电池外部上的硫酸痕迹和灰尘，注意电解液面高度、不能让极板和隔板露出液面，导线的连接必须安全可靠，长期备用搁置的蓄电池，应每月进行一次补充电。 7。3。9 特殊项目的巡视检查与维护
7.3.9.1 严寒季节应重点检查充油设备有无过低、导线过紧、接头渗油、瓷瓶导线结冰现象，检查取暖装置是否正常。
7。3。9。2 节重点检查充油设备有无油面过高,导线过松，通风设备是否正常. 7.3.9.3 应检查引线，•地面有无杂物，并采取措施,防止刮到设备上。
7.3。9。4 雷雨冰雹后，应检查有无放电痕迹，瓷质部分有无破碎,设备基础有无下沉和倾斜避雷器，记数器有无动作。
7。3.9.5 浓雾毛雨时，检查瓷质部分有无严重放电，设备接头有无蒸汽. 7。3。9。6 下雪时检查设备积雪情况，接头落雪是否立即溶化。
7。3.9.7 高峰负荷期间及运行方式改变时，应检查设备是否过负荷运行,并根据情况，增加检查次数，注意变压器温度，接头有无过热现象
7.3。9。8 事故后重点检查信号和继电保护的动作情况,检查事故范围的设备情况，如导线有烧伤、断股，设备的油色、油位是崐否正常，有无喷油或异音，瓷瓶有无闪络、断裂等情况.
八、倒闸操作基本原则及一般规定 8。1 倒闸操作的一般规定 8。1。1 倒闸操作的步骤 1)断开开关 2）取下合闸保险 3)拉开线路侧刀闸 4）拉开母线侧刀闸 5）验电接地 6)取下控制保险 送电时顺序相反。
8。1。2 新建或大修后线路在投入运行前应核相,在投入运行前以工作电压对线路冲击合闸三次. 8.1。3 变压器停电操作，先拉负荷侧开关后拉电源侧开关，送电操作顺序与停电操作顺序相反. 8.1.4 新投入或大修变压器投入运行前，应在额定电压下冲击合闸五次。 8。2 倒闸操作的技术术语
操作票根据调度员下达的操作计划和综合操作命令填写，操作项目应按规范术语,使用双重名称填写。 开关：合上，断开； 刀闸（含接地刀闸）：推上,拉开; 保险丝：装上,取下； 接地线：装设，拆除； 保护：投入，退出； 验电：验明确无电压 8。3 倒闸操作票
8。3。1 倒闸操作原则
8。3。1.1 操作人员必须熟悉系统、设备现场运行规程和电业安全工作规程，并经公司或生技部考试和审查合格，持有合格证，方可进行倒闸操作。倒闸操作必须由二人执行，主值监护，付值操作，复杂的操作必须实行双监护，即站长亲自参加监护。
8.3。1。2 有权与局调联系运行操作人员，为公司批准并书面调度的本站站长、主值班员。 8。3。1。3 接受操作命令时，受令人应逐字逐句记录运行记录簿,并进行核对一次经调度审核无误，并只有接到值班调度员的“正式操作命令和操作时间后,才可以开始操作,操作结束后主值应向值班调度汇报，并报告“结束时间”。“结束时间”才是现场操作完毕的依据。
8.3。1.4 倒闸操作组织准备：值班负责人根据上级调度员下达的操作计划和综合操作命令,依据操作茧自缚任务的繁简，指定操作人员,对重要的倒闸操作应组织站长在内的操作人员进行安全检查分析，内容如下：
8。3.1。4.1 一次接线改变后的正确性、合理性和可靠性，以及运行方式改变后的事故预想及其对策。 8。3.1.4。2 继电保护、安全自动装置运行方式改变应特别注意的事项。 8。3。1.4.3 对重要的用户供电的影响要及时通知有关单位。
8。3。1。4.4 操作人员根据布置任务填好操作票,并做好操作前各项准备。 8。3。1.4.5 操作票的填写应严格执行如下规定： 8.3。1.4。5。1 “二义”“三审”“四对照”。 8.3。1.4。5。2 “二义\"主值与副值互义.
8.3.1。4。5.3 “三审\"审查操作任务、步骤的正确性，继电保护自动装置投退正确性，安全措施正确性。
8.3。1。4.5.4 “四对照”对照模拟图板，对照现场实际位置，对照操作任务，对照典型操作票。 8。3.1.4。5。5 每张操作票只能填写一个操作任务。
8.3.1.4.5。6 操作票任务栏内须填写设备的名称和调度认可的编号,操作任务与操作内容相符合。 8。3。1。4.5.7 在操作项目栏内必须填明设备编号、部件名称，装拆接地线要写明接地线编号及其确切位置，一项一栏,不得并项，添项。
h在一个操作任务中，如需同时断开几个开关时,允许先断开几个开关后，再分别拉开刀闸，但在拉刀闸之前,必须检查相应的开关确已断开，才能操作，同时合几个开关时的操作与此相反.
8。3.1。4.5。8 操作票应由操作人填写，字迹应清楚，不得任意涂改，如有个别漏字要加入（不得超过二个字),字迹更应清楚，不应有发生任何误解的可能,操作票应编号，填写错误的要盖“作废”章,已执行的盖“已执行”章.
8.3.2 倒闸操作典型票(见附面） 8.4 操作票填写标准
8。4.1 下列项目应填入操作票内
8。4.1。1 应拉合的设备[断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、接地刀闸等],验电,装拆接地线，安装或拆除控制回路或电压互感器回路的熔断器，切换保护回路和自动化装置及检验是否无电压等； 8.4。1.2 拉合设备[断路器(开关)、隔离开关(刀闸)、接地刀闸等]后检查设备的位置；
8.4.1。3 进行停、送电操作时，在拉、合隔离开关（刀闸），检查断路器（开关)确在分闸位置； 8。4.1.4 在进行倒负荷或解、并列操作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况； 8.4.1.5 设备检修后合闸送电前，检查送电范围内接地刀闸已拉开，接地线已拆除。
8.4.2 操作票按顺序操作，断、合开关以后记录时间,每操作一项做记号√，严禁操作完后一起打√，更不得无票操作，盲目操作.全部操作完后进行复查。 8。4。3 下列操作可不用倒闸操作票 8.4.3.1 事故处理
8.4。3.2 断、合开关的单一操作
8.4。3.3 拉开单一接地刀闸或拆除仅存一组接地线 8。4.3.4 单一投入或退出继电保护一块压板
8。4。3.5 单一装上或取下控制回路及电压互感器二次保险
8.4。4 倒闸操作票应按局统一编号，填写错误或未执行要盖“作废”章，已执行盖“已执行\"章. 8.4.5 倒闸操作票的执行
8.4。5.1 操作人，监护人对填好的操作票，在正式操作前必须在模似图板上进行预演，确认无误后再操作
8.4。5.2 倒闸操作时对每一项目应严格执行“四对照”，操作位置适当，面对所要操作的设备，监护人手持操作票唱标票,操作人要手指该设备进行复诵，唱票和复诵时，应态度严肃，声音宏亮，监护人认为操作人复诵无误，方可下令执行。
8.4。5。3 操作中发生疑问时，不得擅自更改操作票,必须向值班调度汇报,弄清楚后再操作 8。4。5.4 操作必须按操作票中的顺序依次进行，不能跃项,漏项,不得擅自更改操作顺序.严禁穿插口头命令的操作项目。
8。4.5.5 执行一个操作任务，中途严禁换人,在执行操作中严禁进行与操作无关的事,在操作过程中监护人应自始至终认真监护，没有监护人的命令，操作人不得擅自操作和做其它的工作，操作完毕后及时汇报调度员。
8.4.5.6 设备的检修及措施按第一种工作票要求装投。 8.4。5。7 不准约时停送电.
8.4。6 本站可使用刀闸(保险）进行下列操作 8。4。6.1 拉合站用变压器 8。4。6.2 拉合电压互感器 8.4.6。3 拉合避雷器 九、事故处理的一般原则 9。1 事故处理的一般原则
当变电站发生事故时，当值人员对事故应正确、迅速地进行处理,并正确迅速向调度报告事故发生的时间、线路和设备的名称,保护和自动装置的动作情况，对故障设备的检查结果，正确迅速地执行调度值班员所发出的一切事故处理的命令。
除站变及站变低压系统，直流充电设备及不涉及保护自动装置运行的电流回路、交流电压回路可本站自行处理外，其他一切事故处理，均应在调度的指导下进行事故处理. 9.2 值班员在处理事故时的主要任务
9.2.1 尽快限制事故的发展,消除事故的根源并解决对人身和设备安全的威胁。
9。2.2 尽一切可能保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。
9.2.3 尽快对已停电的用户恢复送电，对重要用户应尽可能优先恢复供电。 9.2.4 尽快调整一次设备运行方式,使其恢复运行。 9.3 事故处理的一般规定
9.3.1 变电站设备发生异常或事故时,当值人员应迅速、准确、如实地将有关事故情况报告调度值班员，其内容包括：
9.3。1。1 事故发生的时间及象征，设备运行及异常情况。 9.3.1.2 事故跳闸的设备名称及编号。 9.3。1。3 继电保护及自动装置动作情况。 9.3.1.4 负荷、周波、电压变化情况。
9.3。2 在事故时若无法全面了解和报告全面情况，可简明扼要报告概况，待详细检查弄清情况后，再具体向调度汇报。
9.3。3 在处理事故时，值班人员应坚守在控制室内，并保持与调度联系,以便及时接受和执行调度发布的事故处理命令。
9.3。4 非事故单位不得在事故当时向值班人员询问事故情况，以免影响事故处理.值班人员在事故处理过程中，应密切监视负荷、周波、电压变化及设备运行情况，做好事故预想，以防事故扩展，如发现异常情况应及时报告调度值班员。
9。3.5 变电站在事故处理时，对系统运行有重大影响的操作，均应得到调度值班远的命令或同意后方可执行。、
9。3。6 为防止在处理事故时事故扩大，下列操作值班人员可不待调度命令立即自行处理，但事后应迅速报告调度值班员：
9.3。6。1 将直接对人员生命有威胁的设备停电。 9.3。6。2 将已损坏的设备隔离。
9。3.6。3 站变压器故障退出的倒换和站低压母线故障的倒换操作。 9。3。6。4 当母线电压消失时，应将连接在该母线上的开关断开.
9.3.6。5 当站变故障引起主变强油风冷电源全停时恢复其供电。
9。3.7 事故处理过程中，当值值班人员在接受调度命令和联系事宜均需严格执行命令、复诵和汇报制度，必须使用调度下达的统一调度术语和操作术语，汇报内容应简明扼要。
9。3。8 发生重大事故时,值班员应在事故处理告一段落后,尽快报告生技领导和当值调度员。 9.3。9 处理事故时，只允许与事故处理有关的领导、总工程师、生技、安监等有关技术人员留在控制室内，与事故处理无关人员不得进入或停留在控制室。
9。3。10 正在交接班时发生事故，仍由交班者负责处理，接班者协助进行处理,待告一段落或处理结束后才允许交接班.
9.3.11 变电站发生事故时，变电站站长应监督值班人员处理事故的正确性，当发现处理不当,则应即使纠正。
9。3。12 如果值班调度员的命令直接威胁人身或设备的安全，则无论在任何情况下均不得执行,当值班长接到此类命令时，应该将拒绝执行命令的理由报告当值调度员并记录在操作记录薄中，然后按照当值调度员的指令进行处理,不得擅自进行。
9.3.13 当变电站内发生事故而通信中断时，当值人员应按照有关规定自行处理. 十、继电保护装置的运行维护 10.1 主变保护 10。1.1 主变保护装置
10。1。1。1 DF3233变压器保护装置(差动保护）
10。1.1。1。1 为了保证变压器在运行中有主保护，差动保护和本体瓦斯保护不允许同时停用。差动保护的停用，应取得调度和设备所在单位的总工程师的同意。
10。1.1。1。2 差动保护在第一次投入运行时,为检查其躲励磁涌流的性能，应对变压器作5次空载冲击合闸试验。
10.1.1.1。3 在差动回路上有工作时，应先将差动保护退出。
10.1。1。1。4 新装、定期校验或二次差动回路经过工作后的差动保护,在变压器充电和空载试运行时应将差动保护暂时投入使用，但在正式带负荷前应停用。差动保护应作带负荷测六角图证明二次电流同路极性正确及差电压满足规定的要求后，方可将其正式投入运行，以防止二次回路接线错误，造成变压器带负荷后差动保护误动。
10。1。1.1.5 当差动保护的交流电流回路发生断线时，应立即停用差动保护，待断线故障处理完毕、测量跳闸压板无脉冲后（无正电位输出)，方可投入其跳闸压板.
10。1。1。1。6 当主变压器晶体管差动保护发出“差动保护直流消失”信号或电源指示灯熄灭时，
应退出差动保护的跳闸压板,然后按复归按钮，若电源指示灯亮，在测量跳闸压板无脉冲后，方可投入跳闸压板。若电源指示灯仍未点亮,不得投入跳闸压板，应汇报调度，并通知保护人员处理。 10。1。1。2 DF3232变压器本体保护装置（瓦斯保护）
10。1。1.2。1 瓦斯继电器有上、下两对动合触点，上触点动作后发信号,下触点动作后跳闸。变压器在投运前，应检查气体继电器内部是否有残留的气体存在，如有则应放尽，并试验其上触点．能否准确地动作发信号。气体继电器的下触点动作机构为挡板式，结构应能保证不进水、不渗漏油，并能手动试验其动作情况。
10。1。1。2。2 新安装或大修后的主变压器投入运行后，重瓦斯保护一般只动作于信号，正常后，才投入运行。在更换硅胶、强迫油循环装置油路系统进行检修或气体保护装置和其二次回路有工作时，为防止重瓦斯保护误动，应征得调度同意后将其改投信号位置.在加油、滤油、更换硅胶和强迫油循环装置油路系统工作完毕后，为了防止有空气进入，经调度同意，重瓦斯保护不立即投入跳闸，应每隔12h释放气体继电器内部的空气，当连续两次油中无空气放出时,方可将重瓦斯保护投入跳闸. 10。1。1。2.3 当油位计的油面异常升高或油路系统有其他异常现象时,为查明原因，在未将重瓦斯保护改投信号前，禁止打开放气阀、放油阀或清理吸湿器的眼孔或进行其他工作，以防重瓦斯保护误动跳闸。
10.1.1.2。4 检查气体继电器内应充满绝缘油,顶部无气泡，气体继电器至变压器储油柜的管道阀门应在打开位置，气体继电器的接线端子无渗油现象,端子盒应完好,为防止雨、雪，灰尘浸入造成气体保护误动作,可做一个铁皮罩子盖在气体继电器上。 10.1。1。2.5 变压器停运时，轻瓦斯保护应投入信号。
10.1。1.2.6 用挡板式气体继电器的主变压器,新装或大修后，其重瓦斯可考虑投入跳闸回路。 10.1.1。3 DF3231B变压器后备保护装置（后备保护)
10。1.1。3.1 主变压器10kV侧后备过流保护瓦斯保护及过流保护的后备.10kV后备过流保护动作跳闸时,应首先解除音响，然后详细检查气体保护有无动作，变压器本体及差动范围内有无故障情况，若检查未发现变压器差动保护范围内有明显的故障痕迹,差动、瓦斯保护又均未动作，则应检查主变压器过流保护的动作情况,看有无信号继电器掉牌、操作机构是否有卡涩等现象，同时应对低压侧的引流线及母线进行认真巡视，看有无短路及烧伤痕迹。当判断为某一侧故障越级跳闸时,应立即断开该侧断路器。若未查出明显的故障点,变压器可在空载的情况下试投一次，并依次恢复供电。当合断路器，10kV后备过流保护又动作跳闸时，说明是该侧故障引起越级跳闸，这时应断开该侧断路器。在检查时，若发现差动保护范围内有明显的故障痕迹或变压器本体有异常现象，不允许对变压器试送电.
10。1。1.3。2 当后备过流保护经低压或复合电压闭锁,且所接电压互感器因故退出运行(如电压互感器检修）又不能切换至其他运行的电压互感器上时,如果总负荷电流能使并列运行中的一台变压器的过流保护启动，则各台主变压器的、低压侧不能并联运行；否则当一台主变压器故障跳闸退出运行时，另一台变压器会因负荷电流突然加大而引起后备电流保护误动跳闸。 10.1。2 主变定值整定 序号 0 代码 IQD 定值名称 突变量启动电流定值 整定范围 0.1In—2In 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
ILI IL2 IL3 TL1 TL2 TL3 V2 VL ISD TSD ISH TSH IFH TFH ITF TTF ITY TTY VJO TV1 KG1 KG2 TTR V2X VLX 复压闭锁(方向)过流I段电流定值 复压闭锁(方向）过流II段电流定值 0.1In—20In 0。1In—20In 复压闭锁（方向）过流III段电流定值 0.1In—20In 复压闭锁(方向）过流I段电流定值 复压闭锁(方向)过流II段电流定值 0。1-10s 0。1—10s 复压闭锁（方向）过流III段电流定值 0.1-10s 负序电压闭锁定值 低电压闭锁定值 限时速断电流定值 限时速断时间定值 母线充电电流定值 母线充电时间定值 过负荷电流定值 过负荷时间定值 启动风冷电流定值 启动风冷时间定值 过载闭锁调节器压电流定值 过载闭锁调压时间定值 接地告警电压定值 接地告警时间定值 保护投退控制字 保护方式控制字 母充保护短时投入时间定值 复合电压出口用负序电压定值 复合电压出口用低电压定值 2—100V 2-100V 0.1In-20In 0.1—10s 0。1In—20In 0.1-10s 0.1In-2In 0.1—80s 0.1In—2In 0。1-80s 0.1In-2In 0.1—80s 2—200V 0。1—10s 0000-FFFFH 0000-FFFFH 0.1-10s 2—100V 2—100V 10.3 二次回路的运行检查及维护
二次回路又称二次接线,是指变电所的测量仪表、监察装置、信号装置、控制和同期装置、继电保
护和自动装置等所组成的电路。二次回路的任务是反映一次系统的工作状态，控制一次系统并在一次系统发生事故时能使事故部分迅速退出工作.二次回路的日常运行检查很重要,运行经验表明,所有二次回路在系统运行中都必须处于完好状态，应能随时对系统中发生的各种故障或异常运行状态作出正确的反应，否则造成的后果是严重的. 10.3。1 二次回路综合检查
10.3。1。1 检查二次设备应无灰尘，保证绝缘良好。值班员应定期对二次线、端子排、控制仪表盘和继电器的外壳等进行清扫。
10。3。1.2 检查表针指示应正确，无异常(每班抄表时进行）。
10.6.1。3 检查监视灯、指示灯应正确应完好，保护连接片在要求的投、停位置（交接班时进行）. 10.3.1。4 检查警铃、蜂鸣器应良好。
10.3.1.5 检查继电器的接点、线圈外观应正常，继电器运行应无异常现象。
10。3.1。6 检查保护的操作部件，如熔断器、电源小闸刀、保护方式切换开关、保护连接片、电流和电压回路的试验部件应处在正确位置，并接触良好. 10。3.1。7 各类保护的工作电源应正常可靠。
10。3.1.8 断路器跳闸后，应检查保护动作情况，并查明原因。 10.3。1。9 送电时必须将所有保护装置的信号复归。 10。4 交接班对继电保护及二次回路的检查的主要内容
10。4。1 各断路器控制开关手柄的位置与断路器位置及灯光信号应相对应. 10.4.2 检查事故信号、预告信号及闪光信号的音响、灯光及光字牌显示应正常。 10。4。4 控制屏和继电保护屏应清洁,屏上所有元件的标示齐全。
10。4.5 继电保护屏上的压板、组合开关的接入位置应与一次设备的运行位置相对应，信号灯显示应正常。
10.4。6 继电器、表计外壳应完整并盖好.
10.4。7 检查端子箱、操作箱、端子盒的门,应关好，无损坏。 10。4.8 用直流绝缘监察装置检查直流绝缘应正常。
10。4。9 检查二次没备屏是否清洁，屏上标示是否齐全，接线有无脱落和放电现象，各继电器的工作状态是否与实际相符，有无异常响声。各继电器铅封是否完好。 10。4。10 检查表计指示是否正常，有无过负荷。 10.5 值班中对继电保护及二次回路的检查维护 10。5.1 特殊巡视检查
10.5.1.1 高温季节应加强对微机保护及自动装置的巡视。 10.5。1.2 高峰负荷以及恶劣天气应加强对二次设备的巡视。
10.5.1.3 当断路器事故跳闸后，应对保护及自动装置进行重点巡视检查，并详细记录各保护及自动装置的动作情况。
10。5。2 值班中检查的主要内容
10.5。2.1 检查信号继电器掉牌或动作灯，应在恢复位置。 10.5。2.2 屏上的表计指示正常,负荷未超过允许值。
10。5.2.3 检查并核对上一班改过的整定值，操作的压板和转换开关的位置应符合要求。
10。5。2.4 观察继电器触点状态应正常。
10。5。2.5 当装置发出异常或过负荷信号时，要适当增加对该设备的巡视检查次数。 10.5.3 在值班中应做的维护工作
10。5.3。1 每天应清洁控制屏和继电保护屏正面的仪表及继电器二次元件一次。
10.5。3。2 每月至少作一次控制屏、继电保护屏、开关柜、端子箱、操作箱的端子排等二次元件的清洁工作，最好用毛刷（金属部分用绝缘胶布包好）或吸尘器来清扫。并定期对户外端子箱和操作箱进行烘潮。
10.5。3.3 注意监视灯光显示和音响信号的动作情况. ， 10。5.3。4 注意监视仪表的指示是否超过允许值。
10。5.3.5 在夏季,装有微机型保护及自动装置的继电器室的室温应保持在25℃-35℃之间，当开动空调降温时，应经常注意空调机的运转是否正常.
10.5。3.6 配合设备停电，用短路继电器触点方法对35kV及以下设备的电流电压保护及自动重合闸作整组动作试验(一个月内多次停电的只作一次）,其余保护及安全自动装置的整组动作试验由继电保护专业人员在定期检查时会同值班员进行。 10.5。4 带电清扫二次线时的注意事项
10。5.4.1 禁止用水和湿布擦洗二次线,清扫工具应干燥，金属部分应包好绝缘,防止触电或短路.
10。5。4.2 清扫标有明显标志的出口继电器时，应小心谨慎,不许振动或误碰继电器外壳，不许打开保护装置外罩.
10。5。4。3 清扫人员应摘下手表(特别是金属表带的手表），应穿长袖工作服，带线手套。 10.5。4。4 不许用压缩空气吹尘的方法，以免灰尘吹进仪器仪表或其他没备内部。 10.5。4。5 清扫高于人头的设备时,必须站在坚固的凳子上，防止跌倒触动保护装置。 10。5.5 当继电保护和安全自动装置动作,开关跳闸或合闸以后，值班员应作的工作： 10.5.5.1 恢复音响信号。
10.5。5.2 根据光字牌、红绿灯闪光等信号及表计指示判明故障原因恢复音响及灯光信号或将控制开关扳至相应的位置.
10。5.5。3 在继电保护屏上详细检查继电保护和安全自动装置及故障录波器的动作情况并作好记录，然后恢复动作信号；并向当值调度员汇报，根据调度命令进行事故后处理。 10。5。5.4 向主管领导及主管技术部门汇报事故情况。 10。6 继电保护及自动装置的运行条件和维护 10。6。1 继电保护装置的基本要求 10.6.1.1 继电保护装置的任务
在电力系统的运行过程中，往往由于电气设备绝缘损坏、操作维护不当以及外力破坏等原因，造成短路事故或不正常的运行状态。发生短路事故时，故障点产生的电弧可能将电气设备烧毁；比额定电流大数倍至数十倍的短路电流的热效应和电动力效应会加速电气设备的老化或损坏设备；电力系统的电压会瞬时降低而影响到用户的生产；严重的短路事故除会造成停电外,还可能使电力系统的稳定受到破坏，使系统解列并造成地区大面积停电。因此，电力系统发生事故时，必须及时地采取有效措施迅速排除，以避免产生严重的后果。
当电力系统出现不正常的运行状态（如中性点不接地系统的一相接地及电气设备过负荷等)时，继
电保护装置能及时发出信号或警报,通知运行值班人员进行处理;而当供电系统中发生事故时，他能自动地将故障切除，限制事故的范围. 10.6。2 对继电保护的具体要求
10。6.2。1 选择性：当供电系统发生事故时，继电保护装置应能有选择地将事故段切除，即断开事故点最近的开关设备，从而保证供电系统的其他部分正常运行。
为了保证继电保护装置的动作有选择性，上级开关保护启动值应比下级开关的启动值大1.1倍以上，而且要求上级开关的动作时间比下级开关的动作时间长0。5~0.7s。
10。6。2。2 快速性：一般要求继电保护装置应快速切除故障，以尽量减少事故的影响。在有些情况下，快速动作与选择的要求是有矛盾的。例如，为了使继电保护装置具有选择性，它的动作就必须具有时限，从而影响了它的快速性。但是如果不快速的切除故障会对生产造成很大的破坏时，则应选用快速性较好的保护装置。
对于只是用来反映电力系统不正常工作状态的保护装置,就不要求快速动作，如过负荷保护等都是具有较长动作时限的。
10。6。2。3 灵敏性:继电保护装置对其保护范围内发生事故和不正常运行状态的反应能力称为灵敏性，它可用灵敏系数来衡量。以过电流保护为例，灵敏系数为: Km=Idmin/IDZ
式中 Km —过电流保护的灵敏系数；
Idmin—系统在最小运行方式时，保护区末端的短路电流； IDZ —保护装置一次侧动作电流。
对于反映故障时参数量减少的保护装置，如低电压保护等,灵敏系数可按下式确定： Km = 保护装置的动作电压/保护区末端最大故障电压
保护装置的灵敏系数应根据最不利的运行方式和故障类型进行计算.必要时,还应计及短路电流衰减的影响。对不同的保护装置和被保护设备，灵敏系数的要求也是不同的。 10。6.3 继电保护装置的运行维护
10。6.3。1 变电所运行人员对继电保护运行管理
10。6.3.1。1 有关保护装置及二次回路的操作及工作均须经相应的管辖该装置的人员（调度或现场值班负责人）的同意方可进行。保护装置的投入、退出等操作须由运行人员负责进行。
10.6。3.1.2 在保护装置及二次回路上工作前,运行人员必须审查继电保护工作人员的工作票及其安全措施，更改整定值和变更接线一定要有经领导批准的定值通知单和图纸,才允许工作。运行人员应认真按工作票与实际情况作好安全措施。凡可能引起保护装置误动作的一切工作，运行人员必须采取防止保护装置可能误动的有效措施。
在继电保护工作完毕时，运行人员进行验收，如检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常,连接片位置、继电保护记录簿所写内容是否清楚等。
10。6.3。1。3 凡调度管辖的保护装置的新投入或经过变更时,运行人员必须和当值调度员进行整定值和有关注意事项的核对，无误后方可投人运行。
10.6.3.1。4 运行人员必须按继电保护运行规程，对保护装置及其二次回路进行巡视、检测、对试或按规程规定更改定值；监督交流电压回路，使保护装置在任何时候不失去电压;按保护装置整定所规定的允许负荷电流或允许负荷曲线。对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。如发现可能使保护装置误动的异常情况时，应及时与继电保护部门联系，并向调度汇报，紧急情况下，可先行将保护装置停用（断
开连接片)，事后立即汇报。发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常情况，应作好记录，通知及督促有关部门消除及处理。
10。6。3。1。5 对继电保护动作时的信号、灯光信号，运行人员必须准确记录清楚，及时向有关调度汇报。
十一、自动化系统的运行维护
计算机的管理维护工作由站长和计算机系统管理人员进行。
一、计算机系统安全运行包括四个方面的内容：1、计算机系统数据源的安全保护，2、计算机硬件设备及机房环境的安全运行，3、计算机病毒的防治，4、计算机的维护。 11.1 数据资源的安全保护
11。1。1 变电站运行的数据资料，必须做到每日一备份； 11.1.2 计算机系统的重要数据及时备份；
11.1.3 系统软件和各种应用软件采用磁盘及时备份；
11。1.4 数据备份必须进行登记以备检查，数据备份必须正确、可靠。 11。2 硬件及机房环境安全运行规定
11.2.1 硬件设备的供电电源，必须保证电压及频率的质量（220V±5％，50HZ），一般应配有不间断稳定电压电源设备；
11。2。2 必须有接地系统，接地电阻≤4Ω；
11。2。3 设备的检修、维护与操作必须严格按要求办理，杜绝因人为因素破坏硬件设备; 11。2。4 计算机房必须有防火防盗措施；
11.2.5 保证机房环境清洁,避免因积灰影响设备正常运行； 11。2。6 严禁计算机在正常运行中人为的非法关机； 11。2.7 禁止开机状态下强行退出后台操作系统。 11.3 计算机病毒的防治
11。3。1 定期对计算机系统进行病毒检查和清理； 11。3。2 所有软磁盘必须确认无病毒后可上机；
11。3.3 严格控制外来磁盘和交换磁盘使用；
11.3。4 加强上机人员的职业道德教育，严禁使用游戏盘。 11.4 计算机的维护
11。4。1 计算机的软硬件维护应二个月进行一次，异常设备可缩短维护周期； 11。4。2 计算机在运行过程中应杜绝遭到外力破坏的因素；
11。4。3 计算机关机后如想再使用，必须等待约半分钏后再启动，以免损坏硬盘。 11。5 变电站综合自动化安全运行注意事项
11。5。1 自动装置运行环境：应工作在－10- +35°C、相对湿度不大于80%。 11.5.2 运行中的自动装置插件应可靠插牢，严禁带电插拨装置插件。 11。5.3 各”远方／就地”的操作把手位置应正确,禁止非运行人员随意变动。
11。5。4 自动化监控屏／柜内各接地点应牢靠，电缆屏蔽应可靠接地，接地点直流电阻应满足规程要求.
11.5.5 值班人员应经常巡视自动装置及各种指示灯工作是否正常，显示是否正确。
11。5.6 对当地后台监控系统报警窗所发信息应及时核对检查，若发现异常应及时汇报、处理，并及时查阅和记录“历史事件记录”，以防信息丢失。
11.5。7 后台监控微机上进行遥控操作时应由两人进行,一人对设备进行操作，一人监护，执行唱票复诵制。
11.5.8 值班人员应定期检查运行装置及后台监控系统时钟是否正确。应核对站内时钟是否与调度、集控中心的时钟相符，如有误差，误差是否在允许范围之内，如超出误差范围,要及时汇报，以便尽快处理。
11.5。9 总控、遥测、遥信柜及各种保护柜信号指示正常，自动装置运行状态正常。 11。5。10 当地后台监控微机巡视项目：
11.5。10.1 巡视主接线图断路器、隔离开关位置是否与实际相符.
11。5。10。2 各种显示窗显示数据正确，后台机主接线图上电流、电压、主变档位及其他位置信号显示正确。
11。5.10.3 遥测表电压、电流、温度、档位显示是否正常有无过负荷。 11.5。10。4 检查报警窗口、登陆信息有无异常信号。
11。5.10。5 翻看系统配置图数据传送是否正确，通信是否正常。
11。5.10。6 其他开关信号位置、继电保护和自动装置的压板，切换开关位置应正确。 11.5。10.7 当监控系统出现遥控、遥调误动或遥信、遥测误差大时应及时汇报主管部门。 11.5。10。8 禁止在监控机系统使用个人软盘，更改数据库或进行其他有碍系统安全的工作。 11。5.10。9 后台机应有不间断电源可靠供电,保证工作于逆变状态。 十二、防误装置运行管理规定
12。1 严格执行国家电网公司、网（省)公司防误工作的有关规定。
12.2 防误闭锁装置应保持良好的运行状态,变电站现场运行规程中对防误装置的使用应有明确规定,电气闭锁装置应有符合实际的图纸;运行巡视同主设备一样对待,发现问题应记入设备缺陷记录簿并及时上报；防误闭锁装置的检修维护工作,应有明确分工和专门单位负责。 12.3 解锁钥匙应封存管理。
12。4 解锁钥匙只能在符合下列情况并经批准后方可开封使用。 12。4.1 确认防误装置失灵、操作无误。
12.4。2 紧急事故（如人身触电、火灾、不可抗拒自然灾害）处理时使用，事后立即汇报。 12.4。3 变电站已全部停电，确无误操作的可能，履行规定程序后使用。 12.5 每次使用后,立即将解锁钥匙封存，并填写记录。
12.6 在倒闸操作中防误闭锁装置出现异常时，必须停止操作，应重新核对操作步骤及设备编号的正确性，查明原因，确系装置故障且无法处理时，履行审批手续后方可解锁操作。
12。7 电气设备、单一电气设备及无电压鉴定装置线路侧接地刀闸,可使用普通挂锁作为弥补措施。 12。8 本站采用的防误装置是无弹子式防电气误操作程序锁,它能实现良好的“五防”功能. 12。8.1 防误拉合开关
每一回路只有一把钥匙保留在模拟盘上，开放在相应位置，当停电操作时,操作人和监护人先按照操作的规定在模拟盘上演习后,取出相应钥匙，钥匙即有该回路的设备编号，又有程序编号。到现场操作时，只有将该钥匙插入相应锁体的钥匙槽中，才能操作。如果走错间隔或不按程序操作钥匙不能插入,设备不能操作，从而实现防误拉合开关。 12。8.2 防止带负荷拉合刀闸
该系列程序锁一般情况只有一把钥匙按程序编排置换操作,只有在开关分闸位置时操作人员才能得到拉开刀闸的钥匙去操作刀闸，相反只有在两侧刀闸合上后,才能去合开关,程序决定停电操作时,先断开关，再拉开刀闸。送电时先合刀闸后合开关如不能按程序操作，刀闸就不能拉合，这就有效地防止了带负荷拉合刀闸.
12.8。3 防止带接地线合刀闸
户外接地锁与回路开关控制开关锁和刀闸锁一起编入程序逻辑，只有当开关和刀闸在断开位置,才能装疫接地线,相反接地线不拆除，接地锁将刀闸锁合闸钥匙止在接地锁上，刀闸和开关不能进行合闸操作,,程序保证不会带接地线合闸. 12。8.4 防止带电挂接地线
户内开关柜由锁控制网门开启，网门和接地座之间采取机械联锁，当需要装设接地线时,必须按程序将开关停电刀闸断开后,才能打开网门装设接地线。户外是以接地锁,开关锁和刀闸锁编入程序,当回路开关和刀闸均在断开位置时,才能操作接地线锁,接地棒方可插入接地锁孔内装设地线，对于户外的接地锁各变电站应根据现场实际情况确定安装位置，控制接地线长度，使接地锁安装在开关两侧,这样接地线只能挂在开关与母线侧刀闸之间或线路刀闸之间。这就防止了带电挂地线。 12。9 ”万能钥匙\"
程序锁采用程序控制,不按程序操作不能进行下去,但在一些特殊情况下,需要进行单项操作,如检修中试验操作,为此厂家设置了\"万能钥匙”每个变电站可配1-2把”万能钥匙\"不编码,可以代替任意钥匙使用去操作，但各站”万能钥匙\"的使用必须经领导批准，并在制度中明确规定. 12.10 本站安装的无弹簧式防电气误操作程序锁的使用、维修与保养
12.10.1 操作时，应使钥匙号码与锁体上号码对应(几号钥匙插入几号孔)所有钥匙均为直插直拨，不应用力扭转.
12。10.2 需操作程序锁应先插入相应的钥匙，再操作锁及相应的设备（切意锁栓未拨起强行操作刀闸，以免损坏锁具)使锁栓到位后,再拨出相应的程序钥匙，按程序进行。
12.10。3 如发现锁有失灵或打不开现象，应立即拆除,并电告或送生产厂及时修理后再投入运行。
12。10.4 \"万能钥匙”可能用于非程序操作及特别情况下解锁和设备检修时的操作试验，平时应作特殊保管,需要使用时应经领导或调度批准,必须严格管理制度，使用时应有专人监护。
12。10。5 对不经常操作的锁，应定期（一季度左右)将锁加油(变压器油)并反复操作几次防止积尘卡死.
12.10。6 该装置安装投运后，应接合回路设备大、小修，预防性试验，停电机会进行操作检查试验。 12.11 程序举例
12。11。1 10KV出线开关操作程序 12.11。2 停电操作
12.11.2。1 根据调度命令填好操作票复核无误后,由操作人监护人先在模拟图板上进行模拟操作,从模拟图板小开关跳闸后位置中取出921（开关编号)0＃钥匙.
12.11.2.2 按照操作制度进行，将921（开关编号)0＃号钥匙, 插入远方转就地开关转动开关到就地位置后取出1＃钥匙打到跳闸位置插入921开关的KK控制开关锁右上角,转动KK开关手柄打到跳闸位置，使921开关跳闸.
12.11。2.3 921KK控制开关跳闸后取出2#钥匙,将2#钥匙插入负荷侧9213刀闸锁中打开分闸锁栓拉开刀闸,锁上合闸锁栓，取出3#钥匙。
12.11。2。4 将3＃钥匙插入电源侧9212刀闸锁中，打开分闸锁栓拉开刀闸，锁上合闸锁栓取出4#钥匙.
12.11。2.5 如需接地，验电后将4#钥匙插入接地锁进行，安装接地线办完许可证手续后，方可工作。
12.11.3 送电操作
12.11。3。1 拆除接地线办完工作终结手续后，拆除接地线后取出的4＃钥匙插入9212刀闸锁中取出#3钥匙合上9212刀闸换得3#钥匙将3＃钥匙插入9213刀闸锁中合上9213刀闸换得2＃钥匙将2#钥匙插入KK开关打到合闸位置合闸后, 换得1＃钥匙用1#钥匙插入远方转就地开关转动开关到远方位置后换得0＃钥匙将911（0＃）钥匙返回模拟图小开关, 操作完成. 12.12 防误装置的使用原则和维护管理
12。12.1 所有运行人员应熟悉防误装置的结构、性能、工作原理和操作方法。新上岗的值班员必须经培训并考核合格后，方可进行防误装置的倒闸操作。
12。12.2 防误装置在正常操作中发生异常情况时,应立即报告本站装置专责人,待查明原因,确认操作程序无误后，应取得当值值班调度员同意,如因通讯失灵与调度联系不上时,当值值长有权批准进行解锁操作，但应做好相应的安全措施和详细记录,事后必须向调度室和本站专责人报告。 12.12.3 在事故处理中，防误装置发生异常现象时，可不经批准进行解锁操作, 但事后必须向调度室和本单位专责人报告.
12。12。4 防误装置的停运,必须向安监部办理停运申报手续，经公司批准后方可将防误装置退出运行。
12.12。5 解锁工具和备用钥匙,应按班进行交接,由主值班员(值长）保管，不得随意启用. 12。12.6 为使防误装置保持操作灵活,防止机械故障,应每月进行一次加油润滑处理和取下防雨罩进行去潮处理。
12.12.7 防误装置的操作,必须在倒闸操作票的基本上进行对号操作(装置钥匙片正反面分别标有设备编号和操作程序号），严禁无票操作.
十三、安全工器具的检查与维护 13。1 安全工器具的配置
13.2 安全工器具正常检查与维护 13.2.1 安全工具试验周期表 .2 安全工器具的检查和使用
13.2.2.1 安全工器具每周结合安全活动进行检查。 13.2。2。2 安全工器具的使用要求： 13.2。2。2。1 绝缘棒
绝缘棒的使用电压应与设备电压相一致，但允许用高一级电压登记的绝缘棒在低于电压等级的电气设备上操作。在使用时，作业人员手不得超过握手部分的界线。雨天在户外操作电气设备时，绝缘棒的绝缘部分应罩防雨罩。
13.2.2。2。2 绝缘靴
绝缘靴在1KV以上电气设备中,只作为辅助安全用具，而在1KV以下电气设备中则作为基本安全用具。绝缘靴作为安全用具严禁挪作他用，任何其他用途的靴等,均不能作为电气设备的安全用具. 13.2.2。2。3 绝缘手套
绝缘手套每次使用前,必须做外观检查。如有发粘或破损禁止使用，检查时采用充气挤压法，观察有无漏气，即使有轻微漏气也不能使用。操作电气设备时，操作人员必须正确使用绝缘手套，只能将手套戴在双手上,不得用一只手套包着绝缘棒使用。 13。2。2.2。4 高压验电器
在使用验电器时，操作人员必须戴绝缘手套、或站在绝缘垫上,手握在护环下面的握柄部分，不得接触护环以上部分，并注意指示部分不得触及相邻或接地部分,以防短路。并且人体与带电部分距离要符合《安规》规定，被测设备的电压要与验电器的工作电压相适应.验电器只适用户内和户外良好天气下使用,天气不良时，如：雷、雨、雾、冰雹等，禁止在户外使用. 13.2.2.2。5 携带型短路接地线
短路接地线是重要的安全工器具之一，它可保证工作地点为零电位防止停电设备突然来电，或邻近的带电高压线路的影响产生感应电压,还可满泄放残余电荷。
携带型短路接地线必须存放在固定地点的专用构架上,构架上的号码与接地线的号码必须一致，接地线夹和接地线应编相同的号码,接地线的号码不能重复.
携带型接地线要经常注意维修,使用前要认真检查是否完好,如发现导线松股、断股、护套破损、线夹断裂等均不得使用. 13。2.2.2。6 安全帽
帽壳完整无裂纹或损伤、无明显变形;帽衬组齐全，牢固；帽舌伸出长率10-50mm，倾斜度在30-60度之间.永久性标志清楚，A、制造厂家名称及商标；B、型号制造年月日；C、许可证编号。 13.2。2.2。7 安全带
组件完整,无短缺，无伤残；绳索，纺织带无脆裂，断股或扭结;皮革配件完好，无伤残；金属配件无裂纹，无焊接缺陷，无严重锈蚀；挂钩的钩舌咬口平整不错位，保险装置完整可靠;定期检验合格，有记录。
13.2.2。2。8 手持电气工具
有漆写清楚的编号；外壳、手柄无裂纹或破损；电源线使用多股铜芯橡皮护套软电线;保护接地线连接正确、牢固可靠;软电线或软线完好、无破损；插头符合安全要求，完整无破损；开关动作正常,灵活，无破损；机械防护装置良好；转动部分转动灵活;绝缘电阻符合要求，有定期测量记录。 十四、消防工作规定
14.1 配四氯化碳和干粉灭火器,消防砂等灭火器具；
14.2 各站要组织全站人员学习《电气设备典型消防规程》，熟悉消防常识，掌握本站消防设备的构造、性能、使用方法、注意事项、检查保管方法，每半年进行一次消防演习.
14。3 二氧化碳、四氯化碳灭火机,使用要切实注意安全，使用二氧化碳灭火机时，手要握在雪花喷射器的木柄上,防止触及喷嘴冻伤,在空气不流通的场所内，喷射后立即通风，喷射时不可时启时闭，防止阀门冻结堵塞、在火焰喷灭时，应连续喷射，消止余火复燃。
14.4 四氯化碳在高温下,会产生有毒气体,在室内灭火时应注意通风，在室外灭火时,应站在上风头方向,以防中毒.灭火时，应注意与高压设备的安全距离。
14.5 电气设备着火前，绝缘材料因受热将发出特殊气味,值班人员应保持高度责任心,及时发现火灾预兆,迅速查明灾源，切断有关电源，在行处理。
14.6 变压器着火时，首先将其所有油开关、隔离开关切断，并将备用变压器投入运行。若变压器油溢在顶盖上，则应打开下部油门放油,使油面低于着火处. 14.7 经常检查和妥善保管消防器材,使其保持在完好状态.
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