电力公司总降运行操作规程

总降运行操作规程

一、目的

1、为了确保我公司总降运行治理有序，参照《电业安全工作规程（发电厂和变电所电

气部分）》、《进网作业电工培训教材》部分内容，并依据《中华人民共和国电力法》，编写

本规程；

2、公司分管领导、电气技术人员、公司值班调度、电气运行值班员等人员必须熟悉本

规程并接受本规程考试；

3、本规程如发生与上级电气规程有抵触的部分，以上级电气规程为准。

二、交接班制度

1、交班人员的工作

1.1记录清楚设备和系统的运行方式；

1.2记录清楚设备运行状况及缺陷；

1.3记录清楚设备检修情形及检修中所使用的接地线（或接地闸刀），数量、位置和编

号；

1.4记录清楚上级指示和命令；

1.5当值末完，需要下值连续执行的工作；

1.6当值最大负荷及需要特别注意的事项；

1.7当值限电情形；

1.8显现不正常运行（事故）情形；

1.9工作票、操作票及各种记录应正确完整；

1.10清点工具、安全用具、接地线、事故备品、钥匙等应齐全；

1.11按照“卫生制度”进行交接班前的清扫工作。

2、交接班过程中必须做到：严格、认真、注意力集中。严禁信任交接班。

3,交接班双方应按下列手续办理交接班

3.1双方口头讲清发生的非常情形，问清应交接的事项；

3.2接班时应检查各种记录簿、工作票、操作票及清点资料、工具、安全用具、接地

线、事故备品、钥匙等是否齐全；

3.3应交接项目逐项交待清楚后，交接班双方分别在值班记录簿上签名，以示交接手

续完毕。

4、有下列情形之一者，不准进行交接班，并立刻汇报技术负责人

4.1事故处理时；

4.2执行重要倒闸操作时；

4.3交接班人未经正式交接班手续就擅自离开岗位者；

4.4喝酒或精神不正常者。

5、新发觉的设备缺陷及重要情形要连交四班。

6、上班要为下班做好操作及检修准备工作，如操作票填写和安全措施的准备等。

7、接班后应向供电公司调度员汇报当班人员的姓名、运行情形，并询问对方值班人员

姓名。

三、巡回检查制度

1、巡回检查要求

1.1值班人员必须认真巡查设备，对发觉的非常情形要做到及时发觉、认真分析、及时

处理、做好记录，并向相关领导汇报；

1.2巡查应在本变电所规定的时间和线路进行；

1.3值班人员巡查后，应立刻将巡查情形和时间予以记录；当遇有特别情形必须增加巡

查次数或进行特别巡视；

1.4雷雨时一样不宜巡查室外配电装置。如必须巡视，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器、

避雷针及接地引线（对避雷针应保持距离5米以上）。

2、变压器的检查项目

2.1正常巡视项目

2.1.1音响正常；

2.1.2油位应正常，外壳清洁，无渗油现象；

2.1.3油温应正常；

2.1.4负荷情形；

2.1.5引线不应过松过紧，接头接触良好，示温片（蜡片）无变色（熔化）现象；

2.1.6主变no（66）kV中性点接地闸刀应在指定的位置；

2.1.7瓦斯继电器应充满油；

2.1.8防爆系统运行正常；

2.1.9瓷套管清洁无裂纹、无打火放电现象；

2.1.10呼吸管畅通，硅胶不应吸潮饱和，油封呼吸器的油位应正常；

2.1.11各类运行参数是否在正常的范畴之内。

2.2特别巡视项目

2.2.1监视负荷、油温顺油位的变化，接头处有无变色，示温片（蜡片）无变色（熔

化）现象；

2.2.2大风天气时引线摆动情形及有无搭挂杂物；

2.2.3雾天时瓷套管有无放电，重点监视污秽瓷质部分；

2.2.4雷雨天气时瓷套管有无放电打火现象，避雷器放电记录动作情形；

2.2.5雪天在积雪熔化时检查接头发热部分，及时处理冰凌；

2.2.6大短路故障后，检查有关设备，接头有无异状。

3、GIS组合电器的检查

3.1检查所有气室压力表指针是否指在绿色安全区内；

3.2检查615进、出线套管有无放电现象；

3.3检查GIS控制柜指示灯是否有非常指示。

4、母线的巡视检查

4.1正常巡视检查项目

导线带电部位接头是否发热，检查绝缘子和电气设备的绝缘部分有无破旧、裂纹、放

电痕迹。

4.2特别巡视检查项目

4.2.1降雪时，各接头及导线导电部分有无冰凌及发热现象；

4.2.2大风天气时，检查导线的摆动情形，有无杂物挂附着。

5、防雷设施的巡视项目

5.1独立避雷针、避雷线是否完好，接地线接触是否紧固，应无锈蚀现象；

5.2避雷器的外瓷套是否有裂纹、破旧，瓷瓶有无放电现象；

5.3放电记录器的运作应灵活可靠，其指示数与防雷电记录应相符；

5.4每次雷击后，检查避雷器及雷击计数器的动作情形并做好记录。

6、电容器巡视项目

6.1电容的巡视检查每班不得少于二次；

6.2检查电容器有无鼓肚、喷油、渗漏油等现象；

6.3电容器是否过热，粘有示温片是否变色。

6.4套管的瓷质部分有无松动和发热；

6.5套管有无裂纹和放电痕迹；

6.6电容器外壳接地是否坚固；

6.7放电电压互感器是否完好；

6.8检查通风及照明各部分是否完好；

6.9检查电流表、电压表指示是否正常。

四、卫生制度

1、每班在下班前应做好清洁卫生工作。做到窗明几净，文明生产；

2、开关室应保持清洁，地面每班清扫一次。室外做到无杂草；

3、总降内严禁堆放杂物。控制室、开关室不准存留食物，以免遭受鼠害；

4、微机屏、操作台保持清洁，操作台上不得摆放杂物。现场技术资料、专用记录簿和

悬挂的图表应保持清洁整齐；

5、继电器、外表等装置应外壳清洁；

6、安全用具、备品备件及工具应保持清洁，并整齐的放在使用时取之方便的固定地点。

五、保卫制度

1、为了确保变电所的安全，闲杂人员禁止进入变电所；

2、进入本变电所人员，必须履行登记手续；必须遵守值班人员的安全治理；

3、来所参观学习人员须经有关部门同意后，方可办理参观学习手续，并在值班人员引

导下进行；

4、外单位来所从事暂时工作，凭所在单位证明，或我厂接待单位有关人员陪同，方可

进入；

5、基建修理等工作，需用外单位人员时，应由使用单位编造名单，经审查批准后方可

工作；

6、禁止在总降室内吸烟、取暖和动用明火；

7、总降内消防器材要保持完好。

六、岗位责任制

1、通用职责

1.1坚守岗位，严格遵守公司各项规章制度；

1.2熟悉本岗位的各项规章制度、并严格执行；

1.3认真执行“两票四制”（工作票、操作票、交接班制度、巡回检查制度、卫生制度、

保卫制度)，精心操作，认真做好交接班，巡回检查和定期试验工作；

1.4要按规定的时间，正确、清楚地做好各项记录。工作中如发觉非常(包括事故)

要及时处理如实汇报，不得拖延及隐瞒；

1.5认真做好设备保护、检修工作。搞好文明生产、保持现场整齐清洁；

1.6努力学习业务技术，不断提高技术水平，确保经济安全运行。

2、班长职责

1、以身作则，督促电气值班人员严格执行各种规章制度，发觉问题及时纠正；

2、定期组织、督促、执行做好运行分析和安全活动；

3、组织电气修理人员搞好设备保护检修工作，安全文明生产；

4、组织召开事故分析会，并邀请有关领导及专职人员到会，总结、交流体会，提出改

进措施。

3、电气主管的职责

3.1负责做好总降的技术治理工作，制定技术培训计划，定期做好技术培训工作；

3.2负责总降设备检修计划的制定，设备检修过程中的技术指导和设备投运前的验收

工作；

3.3根据设备检修及设备事故处理需要，下达停送电操作命令；

3.4负责审核典型操作票；

3.5事故处理时，到现场指导和协助值班人员进行处理，当发觉值班人员有错误时应

及时禁止和纠正；

3.6负责总降综合自动化保护、电能计量统计及微机的治理工作；

3.7负责并督促做好技术资料、图纸的治理工作；

3.8新设备投入运行前的质量验收工作。

4、值班人员的职责

4.1值班人员是当值时间内的运行负责人；

4.2具有总降综合自动化系统的操作权限，必须熟记自己的操作密码；

4.3值班人员在H0(66)kV线路上操作及10(6)kV保安线路上操作属所在地方供

电公司进行调度，在10(6)kV线路上操作属工厂调度；

当操作调度命令有错误时，应主动向管辖调度员提出，并迅速报告领导；

4.4所内设备有缺陷，凡影响到生产均应立刻向调度汇报；如设备缺陷严重而须停止

运行时，应立刻向主管电气负责人汇报;

4.5按《变电所电气事故处理规程》正确处理各种事故；

4.6把握本所在系统中的运行方式（包括雷雨季节的运行方式及设备状况）；

4.7做好运行、操作保护等各项工作；

4.8在当值期间应全面巡检设备二次，内容包括设备运行情形，及停役设备的隔离措

施；

4.9负责做好设备检修前的安全措施；

4.10监视各种表计指示变化情形，若有非常应及时汇报；

4.11对微机保护系统实时数据遥测量进行监视，并分析设备运行是否正常。

七、运行规程

1、倒闸操作治理规程

1.1倒闸操作应严格执行《电业安全工作规程》、《电力系统调度治理规程》及本规程。

1.2总降微机操作系统程序设有保护密码（操作密码、保护密码、系统参数修改密码）,

该密码视为秘密，操作员只答应把握操作密码，保护密码和系统参数修改密码由负责总降

的技术人员和班长把握。

1.3倒闸操作的七个条件

1.3.1考试合格的操作人和监护人；

1.3.2现场一、二次设备要有明显标识，包括命名编号、转动方向、切换位置以及区

别相位的标色；

1.3.3要有与现场设备位置和运行方式一致的一次系统模拟图及现场运行规程、图纸;

1.3.4要有确切的调度命令和合格的操作票，事故处理可不用操作票，但应该做好详

细记录；

1.3.5属本公司调度操作的设备，在进行停电操作前，必须在公司调度室办理合格的

停送电申请单，操作人员根据停送电申请进行操作；

1.3.6要有统一的、确切的操作术语；

1.3.7要有合格的操作工具（闸刀把手操作杆及钥匙）、安全用具（绝缘手套、绝缘棒、

绝缘鞋、验电器）和设施（包括对号位置放地线的专用装置）。

1.4倒闸操作的十三个步骤

1.4.1调度预发命令时，值班负责人接受调度命令应记录准确，并复诵无误；

1.4.2操作人查对模拟图，填写操作票；

1.4.3监护人核查操作票并签名；

1.4.4监护人和操作人相互考问和操作预想；

1.4.5调度正式发布操作命令，监护人接受命令并复诵无误和填写操作开始时间；

1.4.6操作人解开微机倒闸程序密码开始操作

1.4.7监护人逐项唱票；

1.4.8操作人复诵无误并核对设备名称、编号和位置正确后，监护人发令操作；

1.4.9操作人操作，监护人逐项钩票；

1.4.10全部操作完毕进行复查，将模拟图板调整与实际情形一致；

1.4.11监护人向调度汇报操作任务完成，并填写操作终止时间；

1.4.12做好记录，签销操作票和调度命令；

1.4.13复查评判，总结体会。

1.5特别重要和复杂的倒闸操作(如主母线送电)，应由值班负责人进行监护，操作票

应由技术负责人审批。

1.6操作中发生疑问，应停止操作，并报告调度和技术负责人，弄清楚后连续操作，

严禁擅自更换操作票。

1.7总降在接受命令和汇报命令执行情形时均应进行录音，录音带储存半个月。一切

联系工作必须严格认真，不可模糊不清。

2、GIS组合电器操作规程

2.1GIS组合电器的合闸操作

2.1.1GIS组合电器的合闸操作必须得到当地供电公司调度的许可，在得到许可后操

作人员对照模拟盘认真填写操作票；

2.1.2操作人员和监护人员第一对变压器进行检查，确认GIS组合电器和变压器可以

受电；

2.1.3操作人员和监护人员在供电公司调度的指令下，分断线路接地快速开关，线路

转为冷备用；再分断所有接地开关，合上GIS线路断路器的上、下隔离开关，再合上GIS

线路断路器，确认H0(66)kV系统电压正常；

2.1.4操作人员和监护人员再次检查变压器正常后，按照操作票的程序，确认断开上、

下接地开关，然后依次合上GIS变压器断路器上、下隔离开关及变压器中性点接地闸刀，

再合上GIS变压器断路器；

2.1.5按照巡检规程对GIS和变压器进行巡检。运行正常后，拉开变压器中性点接地

闸刀，再合上10(6)kV进线断路器。

2.2GIS组合电器的分闸操作

2.2.1GIS组合电器的分闸操作必须得到当地供电公司调度的许可，在得到许可后操

作人员对照模拟盘认真填写操作票；

2.2.2操作人员和监护人员第一对10(6)kV系统进行检查认定满足停电条件，确认

变压器可以断电；

2.2.3操作人员和监护人员按照操作票的程序，第一分断10(6)kV进线断路器开关,

然后分断GIS变压器断路器，再分断上隔离开关和下隔离开关，依次合上接地检修开关；

当线路需要转检修时，操作人员和监护人员按照供电公司调度指令，依次分断GIS线路断

路器、上下隔离开关和相关接地开关。

3、变压器运行规程

3.1额定运行方式

3.1.1变压器在规定的自冷条件下可按铭牌规定运行；

3.1.2油浸式电力变压器运行中的答应温度按上层油温检查，上层油温的答应值最高

不得超过95℃。为了防止变压器油劣化过速，上层油温不答应长期超过85℃。

3.2答应的过负荷

3.2.1变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情形下运行。正常过负荷可以经常使

用，其答应值根据变压器的负荷曲线、冷却介质的温度以及过负荷前变压器所带负荷来确

定，事故过负荷只答应在事故情形下使用；

3.2.2变压器事故过负荷答应值

事故过负荷对额定负

1.31.61.752.02.43.0

荷之比

过负荷时答应的连续

12030157.53.51.5

时间(分钟)

3.2.3变压器正常过负荷的答应数值和答应时间

过负荷前上层油的温升℃为下列数值时的答应过负荷的

过负荷

连续时间(时一分)

倍数

18°C24°C30°C36°C42°C48°C54°C

1.00连续运行

1.055-505-254-504-003-001-30—

1.103-503-252-502-101-250-10—

1.152-502-251-501-200-35——

1.202-051-401-150-45———

1.251-351-150-500-25———

1.301-100-500-25————

1.350-550-350-15————

1.400-400-25—————

1.450-250-10—————

1.500-15——————

3.2.3当夏季变压器上层油温超过75°C时，应外加风机强迫冷却。

3.3变压器在正常运行时的监视和保护

3.3.1对变压器线圈的绝缘监视

3.3.1.1变压器安装和检修后，以及长期停用投运前，均应测量线圈绝缘电阻，测得的

数值及测量时的油温都应记入变压器绝缘电阻的记录档案中。

3.3.1.2测量绝缘电阻应使用电压为2500伏的兆欧表。

3.3.1.3在变压器使用期间所测得的绝缘值与变压器在大修或安装干燥后投入运行前

测得的数值的比，是判定变压器运行中绝缘状态的主要依据。绝缘电阻的测量应尽可能在

相同的温度，用电压相同的兆欧表进行。

3.3.1.4如变压器的绝缘电阻剧烈降至初次值的50%或更低时，则应测量变压器介质缺

失tgS、电容比和吸取比（R60〃/R15〃）,并取油样做分析试验（包括测量油的介质缺失

tg8）。

3.3.1.5变压器绝缘状态的最后结论应综合全部试验数据并与以前运行中的数据比较

分析得出。

3.4变压器的检查

3.4.1值班人员应根据控制盘上外表监视变压器的运行，如果变压器在过负荷下运行，

则应加强对变压器的监视。

3.4.2变压器的外部检查，每班检查不少于一次，在气候急变时（冷、热、结冰等）

应增加检查次数。

变压器非常运行情形下（过负荷、瓦斯继电器动作、过流保护动作等）亦应加强外部

检查。

3.4.3变压器外部检查项目

3.4.3.1检查变压器油枕内和充油套管内的油色、油面的高度和有无漏油现象；

3.4.3.2检查变压器套管是否清洁，有无破旧裂纹、放电痕迹及其它现象；

3.4.3.3根据运行变压器嗡嗡声的性质，判定音响是否加大，有无新的杂音发生，如

内部有无间断的放电声等；

3.4.3.4检查电缆和母线非常情形；

3.4.3.5检查防爆系统有无非常；

3.4.3.6检查瓦斯继电器内有无油及油阀的状态；

3.4.3.7检查有载调压开关档位与控制室显示数字是否一致；

3.4.3.8变压器外壳接地情形；

3.4.3.9呼吸器内的干燥剂是否吸潮，当干燥剂变色大于1/3时应即调换或烘干处理。

3.5变压器的合闸和分闸

3.5.1变压器在合闸前，应对变压器外观仔细检查，确认完好状态；检查所有接地线、

标示牌、遮栏等是否已经拆除；永久性遮栏、标示牌是否装好；检修工作票是否办理终止;

所有保护是否正确的投入运行；

3.5.2合闸的顺序是：应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。分闸顺序与合闸顺序相

反；

3.5.3在合高压侧断路器前，变压器中性点接地闸刀应在合闸位置，待主变投运检查

确认后，再拉开中性点接地闸刀；

3.5.4变压器在大修和事故检修及换油后，须等待油中的汽泡全部排除后方可进行充

电和加负荷；

3.5.5变压器在检修工作前应将所有有关的开关和闸刀按规定拉开，并按安全规程做

好安全措施。

3.6瓦斯继电保护装置的运行

3.6.1变压器由运行改为备用时，瓦斯保护装置应正常工作，其目的是能够发觉变压

器油面下降以便及时补油。

3.6.2对运行变压器进行滤油或加油时，应将瓦斯继电器保护装置从跳闸状态改为信

号显示。

变压器加油或滤油后，应静置24小时，待完全排除空气气泡时，才可将瓦斯继电器保

护装置重新投入运行。

3.6.3当油位计上指示的油面有非常升高的迹象时，为查明油面升高的原因，在未取

下瓦斯继电器跳闸压板前，禁止打开各种放气或放油的塞子及阀门，清理呼吸器的孔眼和

其它工作，以防瓦斯继电器误动作跳闸。

3.6.4在变压器检修时，应切断瓦斯继电器保护装置的电源。

3.7变压器的不正常运行和事故处理

3.7.1运行中的不正常现象

3.7.1.1变压器在运行中有任何不正常现象时（如漏油、油枕内油面高度非常、发热

不正常、音响不正常），均应及时采取措施将其排除，并向生产调度汇报，经过情形应记入

交接班记录簿或设备缺陷记录簿内。

3.7.1.2如发觉非常情形非停运变压器不能排除且威逼整体的可靠性时，在向公司分

管领导和公司调度汇报后，拉开高低压则开关、闸刀，然后按电气事故处理有关条款处理。

3.7.1.3变压器有不列情形之一者应立刻停运处理

▲变压器内部音响很大，很不平均，有爆裂声

▲在室外温度正常的情形下，变压器温度不正常，不断上升

▲油枕或防爆装置动作或喷油

▲油色变化过甚，油内显现炭质等

▲漏油至使油面低于油位指示计上的限度

▲套管严重的破旧和放电现象

▲差动继电器或瓦斯继电器动作，经检查确为变压器内部显现故障现象

3.7.2不正常的温升或油位

3.7.2.1变压器的油温升高过快时，值班人员应判别原因，采取措施，使其降低，因

此必须进行下列工作

▲检查变压器的负荷，并核对在这种负荷下正常油温

▲核对温度表

若发觉油温较平时同样负荷下高出10℃以上，而检查结果证明温度计正常，则认为变

压器已发生内部故障（如线圈匝间短路等）。此时变压器的保护装置虽未动作，也应立刻将

变压器停运处理。

3.7.2.2当发觉变压器的油位较当时环境温度下应有的油温油位显著降低，应立刻进

行认真检查，若大量漏油，导致油位迅速下降时，变压器应停止运行。

3.7.2.3因温度上升油位逐步升高，若判定油位可能高出油位指示计，则应放油将油

面降至适当的高度，以免溢油。

3.7.3瓦斯继电器保护装置动作的处理

3.7.3.1瓦斯继电器装置信号动作后，值班人员应立刻停止音响信号，并检查变压器,

查明瓦斯继电器信号动作的原因，是否因空气侵入变压器内、或因油位降低、或是由于二

次回路的故障，如果检查变压器外部不能查出不正常运行的现象，则应判定继电器内积聚

气体，如果气体是无色、无嗅、不可燃的，则变压器仍可连续运行，如果气体是可燃的，

必须停下变压器，以便确认产生的原因。

检查气体是否可燃时，须特别小心，不要将火靠近继电器的顶端。

如瓦斯继电器的动作原因，不是由于空气侵入变压器而引起，则应检查油的闪光点，

若闪光点较过去降低50℃以上，则说明变压器内部已有故障，必须将变压器停止运行。

若瓦斯继电器保护装置的信号因油内剩余空气分离出而动作时，值班人员应放出瓦斯

继电器内积聚的空气，并注意这次信号与下信号动作的间隔时间。

若信号动作的时间逐步缩短，就表示开关即将跳闸，此时应将瓦斯继电器只与信号连

接，并报告生产调度（每次动作时间应记录）。

3.7.3.2如果变压器因瓦斯继电器动作而跳闸时，第一应拉开高低压侧闸刀，在按电

气事故处理规程有关条款处理。然后再检查瓦斯继电器动作的原因，经检查证明是可燃性

气体而使保护装置动作时，则变压器在未经检查并试验合格前不许再投入运行。

3.7.3.3瓦斯继电器保护装置信号动作而不跳闸原因

▲因滤油加油导致空气进入变压器本体内

▲因温度下降或漏油致使油面慢慢降低

▲因变压器故障而产生少量气体

▲由于发生穿越性短路而引起

3.7.3.4轻瓦斯和重瓦斯同时动作，或仅重瓦斯保护动作，原因有

▲变压器内部发生严重的故障

▲油面下降太快

▲二次回路有故障

3.7.3.5瓦斯保护装置动作的原因和故障的性质，由继电器内积聚的气体量、颜色和

化学成份来鉴别。

根据气体的多少，可估量故障的严重程度，如积聚的气体是无色无嗅不可燃的，则瓦

斯继电器动作的原因是油中分离出来的空气所致。

如气体是可燃的则瓦斯继电器动作的原因是变压器内部故障所致。

气体颜色的鉴别必须迅速进行，否则经过一定时间，颜色即会消逝(有色物质沉

淀)。

3.8变压器保护动作跳闸和灭火

3.8.1变压器保护动作至使开关跳闸时，拉开两侧隔离开关后，第一应按电气事故处

理规程有关条款处理；然后在根据微机屏显示指示何种保护装置动作，立刻查明变压器跳

闸(变压器有内故障的征兆时，应测量变压器的线圈绝缘电阻)原因，排除故障，尽快复

原正常运行。

3.8.2变压器着火时，第一应将其所有的开关和隔离开关拉开，若变压器的油溢在变

压器顶盖着火，则应打开变压器下面的油门放油，使油面低于着火处，灭火时应遵守“电

气设备消防规程”的有关规定。

3.9有载调压开关在运行时的监视和保护

3.9.1有载调压开关调压范畴

3.9.1.1有载调压开关档数及电压、电流范畴及数值见主变铭牌；

3.9.1.2当10(6)kV电压高于10.3(6.3)kV或低于10(6)kV时，通过调整有载

调压开关档位，使电压复原到10(6)-10.3(6.3)kV范畴内；

3.9.1.3有载调压开关严禁一次连续调剂3档以上。

3.9.2有载调压开关的检查及使用

3.9.2.1新安装或检修后的有载调压开关投运前，应进行彻底检查；

3.9.2.2检查操作机构中所指示的分接头位置和操作盘上所指示的分接头位置是否相

符；

3.9.2.3检查操作机构内传动齿轮的油位是否正常；

3.9.2.4检查保护继电器的跳闸功能是否正常。按动跳闸试验按钮应能灵活反转，按

动复位按钮接点即可接通；

3.9.2.5检查有载调压分接开关油位是否正常；

3.9.2.6在有载调压分接开关顶部检查时，注意不能用脚踩防爆盖。

3.9.3运行监视和保护

3.9.3.1在变压器过负荷时，不可频繁地操作有载调压开关；

3.9.3.2定期检查切换开关绝缘筒内油的污损程度，调整次数达1000次后进行一次油

样化验，检查油的耐压值超过30kV以上，每年必须更换一次新油。有载调压开关动作5000

次或工作五年以上后，必须进行吊芯检修；

3.9.3.3检查有载调压开关油应无变色现象；

3.9.3.4有载调压开关因内部故障，气体继电器动作跳停主变高、低压侧开关时，切

不可误认为主变故障，应立刻检查确认何信号继电器动作而引起；

3.9.3.5超压保护爆破盖在有载调压分接开关顶部，当切换开关内部发生故障，油箱

内的压力超过2kg/cm?时，超压保护盖爆破（此保护无信号，只能根据气体继电器保护动

作来判定）。

3.9.4有载调压开关事故处理

3.9.4.1主变气体继电器因有载调压开关内部故障动作跳开主变高、低压侧断路器后，

第一拉开两侧隔离开关，再按电气事故处理规程有关条款处理，同时对有载调压开关进行

检查，待问题查明后打开继电器顶盖，操作复位接钮复原。

3.9.4.2通过检查分接开关确认须进行检修，第一断开有载调压开关电源，用手动操

作方法，将有载调压开关调至10档位置后，取出有载调压分接开关，将变压器投入运行。

复原正常供电。

注意：以上检修方式不得随意使用

3.9.4.3在操作有载调压开关时，如发生连跳数档时（8—10—12除外），应立刻按下

紧急脱扣按钮，切断电源，使其停止转动，然后在操作箱内复原空气开关。

3.9.4A当有载调压开关头部爆破盖因故破裂后，必须将爆破处用保护盖板暂时把爆破

盖安装孔封闭，防止切换开关内部长期暴露在空气中而受潮。

4、电力电容器运行规程

4.1电容器设置

4.1.1为了无功调剂的灵活性，总降无功补偿电容器分段分组设置；

4.1.2电容器应在不超过额定电压的5%情形下正常运行，当额定电压超过10%时运行

不得超过6小时，电压过高则应退出运行；

4.1.3新的电容器和停止使用较长时间的电容器使用前，须进行5-10秒钟的耐压试

验，试验前后均应测量电容器容量并与电容器铭牌比较无明显变化，否则不能投入运行。

4.2电容器组的保护

4.2.1每只电容器都安装有单个熔断器，以作为单个电容器短路保护。

4.2.2电容器组装设有过流速断保护，作为电容器组过负荷、谐波过流及母线短路故

障的保护。

4.2.3电容器组装设有接地保护，当馈线发生故障时，通过小电流继电器指示出故障

线路。

4.2.4因电容器组无失压保护，当失去电源时，必须分断失电前运行的电容器组开关,

以避免突然来电时电容器受冲击。

4.3电容器新使用（或长期停用）投运前后的检查

新电容器组使用（或长期停运）投入运行前，必须试验合格并作下列检查

4.3.1外观检查，电容器上有无遗留的物品；

4.3.2接线正确；

4.3.3各接线端子紧固无松动；

4.3.4各接线处连接坚固；

4.3.5电容器套管清洁，无裂纹、破旧；

4.3.6外壳无明显鼓肚、渗油等非常现象；

4.3.7熔断器应完好；

4.3.8继电器指示值与校验记录相符；

4.3.9示温片已贴好；

4.3.10放电电压互感器一次、二次侧接线连接可靠。

4.4电容器的运行

4.4.1电容器组投切，必须根据系统无功分量及功率因数、电压情形来决定，尽量保

持0.95<C0S（p<0.94；

4.4.2运行人员应监视电容器的运行电压及三相运行电流是否平稳，其电流最大值不

得超过制造厂家规定数值范畴；

4.4.3电容器组的各相电流差值不超过±5%,当超过时应查明原因，进行处理；

4.4.4运行人员应巡视电容器的运行温度，根据温度差别判定电容器的运行是否正常,

运行时电容器表面最高温度不超过55℃；

4.4.5电容器的日常巡视和检查内容

4.4.5.1检查电容器的保护熔丝是否熔断；套管是否清洁完好，有无裂纹、放电现象;

油箱各部是否渗油；油箱膨胀量是否超过正常热胀冷缩的弹性许可度；油箱表面温度指示

情形；引线连接各处有无脱落和断线；各连接点有无发热变色现象；母线各处有无烧伤过

热现象；支持瓷瓶的清洁及绝缘情形，接地线的连接情形等;

4.4.5.2检查电压电流指示是否正常；当运行电压、电流超过答应值或环境温度过高

时，应将电容器组退出运行；

4.4.5.3检查开关、刀闸、互感器等部件的运行情形，柜门是否关紧，通风设施是否

良好。

4.4.6每班巡视检查应不少于二次；

4.4.7电容器在运行中如发觉熔丝熔断，应查明原因；

4.4.8电容器组开关跳闸后，未查明原因前，不答应强行试送；

4.4.9发生下列情形之一，立刻将电容器组停止运行

▲电容器爆炸

▲接头严重过热

▲电容器严重放电闪络

▲电容器喷油或起火

4.4.10电容器组退出运行3分钟内不得重新投入运行。

4.5电容器的保护和检修

4.5.1电容器组的检修项目

▲外部清扫，支持瓷瓶、套管及外壳表面的清扫

▲电容器外壳的渗油处理，除锈及涂刷保护漆

▲各联接部分的紧固

▲保护熔丝的检查，如熔丝锈蚀应更换新熔丝

▲绝缘子的检查及更换

▲损坏电容的拆除及更换

▲配套设备的清扫检修，换油等

4.5.2电容器组停止运行后，必须进行人工放电后方可答应作业。因运行中熔断器熔

断而切除的电容器，要单独进行放电。

4.5.3对渗油的电容器应先经过测试，如没有问题，则用焊锡补焊后可连续使用。

4.5.4在处理破旧的电容器时，要采取相应的防护措施，并妥善保管，以免造成污染

毒害。

5、电气事故处理规程

5.1为了加强对电气设备的运行治理，保证电气的安全运行，当发生事故情形时迅速

处理提供依据而制定本规程。

5.2适用各公司no(66)kV总降压变电所。

5.3本规程依据《电业安全工作规程》、《电气事故处理规程》进行制定。

5.4总降设备首席负责人、安全员、分管领导、公司值班调度、电气技术员、电气运

行值班人员必须熟悉把握本规程，并严格执行。

5.5发生事故时处理原则

5.5.1发觉事故后，立刻进行控制，避免扩大化，以减少对人身和其它设备的危害，

迅速进行处理并汇报；

5.5.2用一切可能的方法保持非故障设备连续运行，以保证生产系统的正常供电；

5.5.3事故处理正常后，尽快复原正常运行方式。

5.6事故处理时值班人员的职责

5.6.1电气运行人员在事故处理时，依据《电力调度协议》明确的各自职责范畴进行

事故处理；

5.6.2当班负责人为事故处理的负责人，处理事故时应尽量留在控制室，以把握全所

情形并随时与上级取得联系；

5.6.3在发生事故时，运行人员应准确迅速地执行负责人的命令；

5.6.4当受令人认为发令人的命令有疑问时，应向其做简单询问。如发令人坚持自己

的命令，受令人则应立刻执行，但该命令如有明显危及人身、设备的安全时，可拒不执行,

并迅速越级汇报，按照上级领导的命令执行。

5.7为尽快地排除事故或非常，当发生下列情形时，可以不经当地供电公司调度和本

公司生产调度同意，由当班负责人先行处理，再行汇报。

5.7.1设备发生故障并有可能扩大为事故时的停电操作(包括非常情形下，主变停运

的操作)；

5.7.2将直接对人员生命有危险的设备停电；

5.7.3将已损坏的设备隔离；

5.7.4运行中的设备有伤害的危险时，根据本规程的规定将其停用；

5.7.5为复原所用电的正常供电而运行的切换操作；

5.7.6当母线电压消逝时，根据本规程的规定，将连接到该母线上的开关拉开；

5.7.7当与调度失去联系时，按本规程的规定进行操作。

5.8事故处理的一样顺序和注意事项

5.8.1第一记录事故发生的时间、表计、报警信号和保护继电器的动作情形，并复归

音响信号；

5.8.2信号继电器和控制开关把手的复位，应有两人在场，并做好记录；

5.8.3迅速分析、判定事故的性质和原因，必要时应对设备进行外观检查，并将情形

汇报分管领导；

5.8.4根据本规程的规定或分管领导的命令进行事故处理；

5.8.5事故处理过程中凡涉及到H0(66)kV系统运行的每一个重要步骤，都应向供

电公司当值调度员作简明汇报，并作好记录；

5.8.6当设备急需复原运行或进行检修时，必须经分管领导同意，未经检查和记录的

事故和故障现场不得任意变动；

5.8.7事故处理过程中，往来电话必须录音，以便分析事故时备查；

5.8.8事故处理完毕，应对设备作一次全面检查，并由工段组织讲评，然后向分厂书

面汇报；

5.8.9在交接班签字手续完成之前发生的事故，应由交班人员负责处理，接班人员协

助，直到事故处理告一段落方可交接班；接班签字后，交接人员尚未离开工作岗位发生事故

时，交班人员应主动协助处理事故。

5.9110(66)kV系统事故处理

5.9.1系统发生振荡的现象

▲系统的电压表、电流表及功率表的指针周期性地剧烈摆动

▲变压器在表针摆动的同时伴有节奏的鸣声

▲振荡中心的电压波动最大，它的电压周期性地降到接近于零

▲失去同期的电源之间虽有电气联系，但送电端部分的频率升高，而受电端部分的频

率降低并略有摆动，此时，电气频率表指示不切实，应用机械测速方式反映频率

▲失去周期的电源间的联络线的功率表摆动最大

5.9.2系统振荡的操作处理

5.9.2.1根据以上现象判定系统振荡后，配合供电公司当班调度增(或限)负荷；

5.9.2.2根据供电公司当班调度的命令进行投、切负荷，尽快复原稳固运行，与调度

失去联系时不答应值班人员投、切负荷操作(对设备造成损坏时或严重威逼时除外)；

5.9.2.3除系统振荡自动解列装置外，值班人员只有得到供电公司当班调度的“系统

解列“命令时，才准操作;

5.9.2.4值班人员在接到供电公司当班调度拉电的命令时，应积极配合执行；

5.9.2.5值班人员接到供电公司当班调度限负荷命令时，应立刻通知本公司生产调度

执行；

5.9.2.6在处理系统非同期振荡故障的同时，严格监视所用电的可靠运行。

5.9.3系统低频率故障操作处理

5.9.3.1系统低频率现象

▲频率表指示值下降

▲电压下降，灯光变得较暗、闪动

▲负荷电动机转速变慢，电流值增大

5.9.3.2系统低频率处理

当系统频率达到49.5Hz时，低频减载装置将自动切除预先设定的工序(多为水泥磨)

供电。当系统频率低于49.5Hz以下时，供电公司调度再通知限负荷时，须立刻配合拉负荷

操作，拉负荷操作顺序为原料磨、煤磨。

5.9.4系统低电压事故处理操作处理

5.9.4.1系统低电压现象

▲各级母线电压表指示值均下降低于正常值

▲室内照明明显暗下来

5.9.4.2系统低电压处理

5.9.4.2.1电压控制点的母线电压，一样不超过额定电压的±5%运行，最低电压也不

应该低于额定电压的90%,若运行电压超过规定值，应立刻进行无功调整或作必要的运行

方式调整；

5.9.4.2.2在发觉系统电压下降到额定值的90%,通过对变压器分接开关的调整，电压

无明显升高时，立刻通知公司生产调度限负荷。

5.9.5110(66)kV设备事故处理

5.9.5.1110(66)kV线路跳闸事故处理

5.9.5.1.1110(66)kV线路失电现象

▲控制室内微机显示屏报警，文字提示失电原因

▲10(6)kV母线电压指示到零

▲no(66)kV线路电压指示到零

5.9.5.1.2110(66)kV线路失电操作

(1)、复归音响信号；

(2)、分断no(66)kV进线开关;

(3)、分断10(6)kV进线开关；

(4)、分断10(6)kV馈线开关、电容补偿组开关；

(5)、当确认HOkV线路永久性失电时，应立刻汇报本公司调度，并合上保安电源与

总降联络开关，工厂处于保安电源供电状态；

(6)、失电事故发生后，总降值班人员要保持与供电公司值班调度的密切联系，了解

失电原因以及能够复原正常供电的具体时间。

5.9.5.2110(66)kV线路复原供电操作

(1)、no(66)kV线路来电后，第一汇报公司调度，分断保安电源开关，进行复原

正常供电操作；

(2)按照送电顺序先合上no(66)kV隔离开关和断路器，再合上10(6)kV进线开

关；

(3)、通知各受电单位，逐个送上10(6)kV馈线开关；

(4)、根据显示的功率因数，按需合上电容器组开关；

(5)、按规程巡检GIS组合电器、变压器、电容器组和10(6)kV开关柜运行情形。

5.9.5.3有双回路供电的公司，当一条主供线路永久性失电时，应及时向供电公司值

班调度汇报，合上线路母联断路器，用一条线路带全公司负荷，当失电的回路复原正常供

电后，再分断线路母联断路器。

5.10馈电10(6)kV设备事故处理

5.10.1馈电10(6)kV母线失电操作处理

5.10.1.1馈电10(6)kV母线失电现象

▲微机屏报警，显示故障原因；

▲开关跳闸，相应开关跳闸指示灯闪光；

▲10(6)kV线路的电压表计指到零。

5.10.1.2馈电10(6)kV母线失电操作处理

5.10.1.2.1解除音响信号；

5.10.1.2.2根据微机屏故障显示，尽快查清故障原因，处理故障，复原供电；

5.10.1.2.3若故障已查明是10(6)kV进线开关故障，但在较短的时间内无法排除

时，将10(6)kV进线开关拉到试验位置后，通过10(6)kV母联开关合闸送电，保证

各下游变电室有电使用。

若故障发生在10(6)kV母线上，且一时无法排除时，立刻汇报，生产单位采取变电

室之间倒电来保证修理用电。

5.10.210(6)kV馈电线路开关跳闸操作处理

5.10.2.1开关跳闸现象

▲微机屏报警，显示故障动作原因

▲开关故障跳闸，相应开关跳闸指示灯闪光

▲保护继电器动作信号继电器指示

5.10.2.210(6)kV开关跳闸操作处理

5.10.2.2.1解除微机报警信号；

5.10.2.2.2检查保护动作情形，复位动作指示；

5.10.2.2.3汇报公司生产调度；

5.10.2.2.4保护动作，开关跳闸，必须尽快查明故障原因，排除故障，复原送电。

当主电缆沟内电缆发生短路放炮时，应立刻拉开6kV进线开关，待进一步检查确认。

当发生馈电线路故障时，如果判明故障存在波及其它非故障线路的安全运行时，也应

立刻断开6kV进线开关，以避免事故进一步扩大。

5.10.310(6)kV线路单相接地故障处理

5.10.3.110(6)kV单相接地原因

5.10.3.1.16kV馈线电缆单相接地；

5.10.3.1.2雷击等造成外部架空线路单相接地。

5.10.3.2单相接地故障现象

5.10.3.2.1中性点不接地系统，当一相不完全接地时，故障相相电压降低，另两相对

地电压升高；当完全接地时，故障相相电压为零，另两相对地电压升高到线电压(百倍相

电压)。

5.10.3.2.2在系统发生单相接地时故障时，微机屏将显示“XX系统接地”，并伴有

报警信号。

5.10.3.3单相接地故障的操作处理

5.10.3.3.1发生单相接地故障后，应先解除报警信号；

5.10.3.3.2单相接地故障时间至多不得超过2小时，当值人员根据微机显示屏显示接

地故障线路，将情形汇报公司调度，并在规定的时间内拉开线路开关，及时组织相关人员

查找故障点，故障排除后才能复原送电。

5.11配电装置中互感器的事故（故障）处理

5.11.1电压互感器或电流互感器有下列情形之一时，应立刻退出运行

5.11.1.1互感器内部有劈啪声或其它非常的响声；

5.11.1.2互感器有冒油的现象;

5.11.1.3从互感器内部发生臭味或冒烟；

5.11.1.4电压互感器高压熔丝连续熔断。

5.11.2互感器有下列非常情形可作相应处理：

5.11.2.1电压互感器一次侧熔丝熔断而二次侧熔丝未熔断时，应测量绝缘电阻，如绝

缘良好，可更换熔丝后试送电，如再次熔断则应进行试验；

5.11.2.2电压互感器的二次侧熔丝熔断时，可更换熔丝后试送二次回路。如再次熔断,

立刻退出运行，经检查处理后再送；

5.11.2.3电流互感器发生非常音响，表计指示非常，二次回路有放电现象，应检查二

次侧是否开路或减少负荷运行处理；

5.11.3互感器失火时，先断开电源，后按变压器着火的消防方法扑灭。

5.12所用变设备事故处理

5.12.1高压熔丝熔断后，汇报分管领导；

5.12.2将所用变开关小车拉到试验位置后，合上低压联络开关；

5.12.3对变压器及连接电缆进行测试、检查，无明显故障后，拉开低压联络开关后更

换高压熔丝试送所用变；

5.12.4若高压熔丝再次熔断，说明变压器内部有故障，合上低压联络开关，将变压器

退出运行，进行检修。

6、电气安全基本规程

6.1电气安全基本规程

6.1.1电气设备按电压等级分为三种：

▲高压：设备对地电压在250V以上

▲低压：设备对地电压在250V及以下

▲安全电压：36V以下

6.1.2在停电作业或巡视中，人体与带电导体之间最小安全距离应为：

第一种第二种第三种

电压等级