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变配电运行使用维护技术操作规程编号YG－JS—600拟制部门动力作业区审核批准张玉亮版次发放编号受控状态受控2006年3月1日发布2006年3月10日实施酒钢集团翼城钢铁有限责任公司1目的加强电系统设备运行维护管理，使运行维护工作规范化、制度化，确保设备使用周期，减少设备事故，特制订本规程2适用范围本规程规定了电系统运行岗位设备的维护及操作本规程适用动力作业区电系统职工和大友维修巡检人员3术语／定义技术术语使用公司技术文件规定的标准术语质量术语使用ISO9000标准术语
4.职责
4.1维护单位职责
4.
1.1负责向电系统提供电检记录及设备缺陷报告，参与质量验收
4.
1.2负责专业点检与精密点检工作的具体实施
4.2岗位运行人员职责
4.
2.1负责电系统所有设备的日常点检及日常维护工作
4.
2.2负责检修后的试车工作并参与检修质量验收5管理内容及要求本规程规定了变电所运行维护技术操作规程该规程也适用于翼城钢铁有限责任公司动力系统变电所及电气设备上工作的一切人员
5.1变压器
5.
1.1正常运行方式正常情况下，变压器须在铭牌规定的电压、电流范围内运行（电压允许变动范围一般为±5％）
5.
1.2风冷变压器按下列方式运行a当负荷小于70％额定值时，不开冷却风扇；b当油温不超过55℃时，可允许负荷在100％额定值下运行，不开冷却风扇；c当负荷大于100％的额定值时，必须开冷却风扇
5.
1.3允许温度及温升
5.
1.
3.1变压器的上层油温最高不准超过95℃，一般情况下上层油温应限制在85℃以下
5.
1.4允许短时过负荷
5.
1.
4.1a过负荷的数值与时间决定于该变压器温升，其过负荷的数值与时间遵照表3--1规定；b在过负荷的过程中，变压器油的温升不应超过45℃超过时要联系调度限负荷；c正常过负荷只允许在过负荷的130%以下，若超过130%时，要限负荷作事故过负荷论
5.
1.
4.2事故过负荷事故过负荷只许在没有备用变压器的情况下或事故情况下进行其过负荷的数值与时间应遵照表3--2的规定表3--1油冷或风冷变压器的过负荷与持续时间负荷与额定负荷之比值过负荷期间的温度18℃24℃30℃36℃42℃48℃54℃持续时间（小时～分）1∶01∶
0.51∶11∶
1.51∶
2.01∶
2.51∶
3.01∶
3.51∶
4.01∶
4.5持 续 运 行5～503～502～502～
0.51～351～100～550～400～255～253～252～251～401～150～500～350～250～104～502～501～501～150～500～300～150～304～002～001～200～450～253～001～250～351～300～10表3-2事故过负荷负荷与额定负荷的比值
1.
31.
61.
752.
02.
43.0允许持续时间室 内室 外1小时2小时15分30分8分
7.5分4分
7.5分2分
3.5分1分
1.5分
5.
1.
4.3风冷变压器在通风停止时，其过负荷的数值与时间遵照表3-3规定表3-3风冷变压器通风停止时，过负荷的数值与时间负荷与额定负荷的比值通风停止时过负荷期间之温升１８℃２４℃３０℃３６℃４２℃４８℃54℃持续时间（小时～分）
0.
700.
750.
800.
850.
900.
951.
001.
051.
101.
151.
201.
251.30连 续 运 行12～207～405～304～203～252～452～151～501～301～100～500～3011～407～005～003～502～552～201～501～251～100～500～300～2010～556～204～203～152～251～501～251～000～450～300～1510～005～253～352～351～451～200～550～350～200～088～404～202～401～451～080～400～200～067～003～001～300～450～154～000～
505.
1.5绝缘电阻允许值
5.
1.
5.1变压器在保护装置跳闸后或停运一个月以上，在投运前应做绝缘电阻测定，并符合表3--4的规定10℃~30℃时，R60/R15不应小于
1.3表3--4油浸式电力变压器线圈绝缘电阻允许值（mΩ）高压线圈电压等级温度（℃）10203040506070803～10KV4503002001309060402520～35KV6004002701801208050356～220KV
1200800540360240160100705.
1.
5.2如测得的绝缘电阻低于表3--4的最低值时，应汇报调度或有关领导，综合分析后做出结论a温差5℃时的换算系数为
1.2；b用2500伏不低于10000兆欧量程的表测试
5.
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5.
5.
6.1起动前的准备a拆除有关妨碍送电的全部安全措施；b对该变压器及附属开关、刀闸和所属线路作一次全面检查均应正常；c新投运的变压器应作各种保护脱扣试验并合格，各信号指示装置应正常；d油位正常，各截门开闭位置正确；e接地良好，电阻应合格；f冷却装置良好；温度测量回路良好g新投运或大修后的变压器在正式投运之前二次开关不合），用额定电压对变压器空投冲击试验，试验次数为新投入变压器五次，大修后变压器三次h冲击试验前，应将该变压器的保护全部投入运行；I每次冲击试验后，要检查变压器有无异常；j第一次冲击试验，主变压器应至少带电运行10分种，冲击试验时，应记录主变空载电流和激磁涌流k新投运或大修后的变压器，空载运行24小时无问题后方可带负荷投入使用，在此期间应加强巡视检查
5.
1.
6.2变压器的投运操作顺序，按操作规程进行（参照本规程“
2.
5.2”条）
5.
1.
6.3变压器投运正常后，应全面检查变压器及开关、刀闸所属线路应正常，信号装置指示应正确
5.
1.
6.4检查时间规定a变压器正常运行每4小时检查一次，新装或大修后投运的变压器16小时内每小时检查一次；b变压器在允许过负荷运行时间内或天气突然变化时，要增加检查次数；c呼吸器硅胶每月检查一次，应不变色
5.
1.
6.5正常检查项目a声音正常，无放电及杂音；b变压器油温及温升不得超过“
3.
1.2”之规定，散热器散热均匀，无偏热现象（散热器各部截门应开放）；c油面接近于该温度的标准线，且油色透明不发黑；d变压器各部应清洁，无破损，不漏油；e呼吸器之硅胶无凝块，并呈浅兰色（兰色的硅胶吸收水分后由浅兰色逐渐变成淡紫色，最后变成淡粉红色）；f变压器导电部分附近无杂物，各接头无发热变色现象;g瓦斯断电器观察窗中应无气体，接地线良好；h
一、二次套管应清洁，无破损或放电痕迹
5.
1.
6.7变压器的特殊检查a大雪天检查套管接线端子，隔离开关及引线接头，落雪后应不立即融化；b大风天，
一、二次引线应不剧烈摆动，线路及变压器上无杂物；c阴雨天检查套管接线端子等有无火花及放电现象；d每星期日夜间应进行一次熄灯检查，看套管接线端子等有无放电及火花；e过负荷运行期间，检查变压器的温度，应不超过“
3.
1.2”之规定套管端子，隔离开关接触部分，开关一.二次端子及所属该线路接头应无发热变色现象，开关内部无放电声，变压器及其附属部分均应正常；f雾雨后检查套管碍子等有无放电痕迹；检查避雷器放电记录器的动作情况
5.
1.
6.8变压器停止运行的操作，按操作规程进行
5.
1.
6.9备用变压器的检查与维护a交接班时，对备用变压器全面检查一次；b每月测定绝缘一次，其值应符合“
3.
1.4”之要求；c备用变压器停运10天以上，在投运前应将两侧开关分别做空投试验一次
5.
1.
6.10变压器并列运行时，应符合下列条件a变比相等（许可相差±5%）；b短路阻抗相等（许可相差短路电压的±10%）；c线圈接线组别相同；d容量之比不得超过3∶
15.2开关设备
5.
2.1真空高压开关
5.
2.
1.1验收试验项目a查对开关柜及柜内文件的规格、型号是否符合订货资料的要求；b检查紧固件、拧紧松动件；c检查母线接点确保接触良好联件牢固，连接方式正确；d检查真空断路器外观是否完好无损；测试真空断路器的机械特性，应符合规定的要求，并按规定做最高电压和最低电压的操作试验，应能正常分合e按程序手动操作断路器、小车、门闭锁程序等锁3-5次，要求各部动作准确无误灵活可靠操作正常；f测试隔离开关的机械特性，应符合本身规定的要求；g检查二次接地应符合图纸要求，在主回路无电的情况下，对二次回路进行通电测试，二次元件应动作准确无误，符合二次系统的技术要求；h测量回路电阻，断路器不超过本身标准值，母线各联接处不应大于1μΩ，采用直流压降法测量，通直流电100A，测压降推算电阻值；i1min50HZ工频耐压试验一次回路根据开关柜的额定电压按规定值的85%进行极与极间、极与地间的试验二次回路在导体与外壳之间作加压2000v的试验，所有的试验应无击穿闪络现象
5.
2.2运行准备a活动部位加油处加注润滑油；b手动操作使所有真空断路器处于分闸状态；c拉开所有小车使之处于试验位置，组合式小车开关应在接地位置；d关闭所有的门和盖板，有“访误”闭锁的锁门机构均应处于待闭锁状态；e接通控制、保护、信号、照明等电源，确认其正确无误，运行准备工作即告完成
5.
2.3运行与维护
5.
2.
3.1投运合闸注意事项a合闸时如系统发生接地信号应立即切断真空断路器；b合闸后，合闸接触器应不粘住；c运行中最高电流不得超过真空断路器的额定电流；
5.
2.
3.2检查周期及检查项目a正常运行时，每4小时检查一次；高负荷时由值班长决定增加检查次数；b真空灭弧室无火花等异常现象；c开关分合位置指示正确，并与实际运行工况相符；d入套管端子及接头无松弛过热现象；套管及支持碍子或拉力瓷瓶无破损或放电痕迹，各部位清洁;e传动机构保持完整无脱落；f真空断路器接触部位最高发热温度应不超过80℃，超过时联系处理；g每组真空断路器在故障跳闸后，必须填写跳闸记录，并详细检查，发现问题及时汇报调度，停电进行处理表3—5真空断路器操作机构技术数据名称ZN-10/1000-16ZN10/1250-
31.5ZN-10/2000-
31.5额定工作电压KV610最高工作电压KV
6.
911.5额定工作电流A100012502000额定频率505050额定短路开断电流KA有效值6KA/2010KA/
1631.
531.5额定短路关合电流KA50408080额定短时耐授电流KA
201631.
531.5机械寿命（次）10000100006000额定短路持续时间（S）2或42或42或4直流电磁操作器配用机构型号CD10-ⅠCD10-II工作电压（V）合闸线圈110220分闸线圈24，48，110，220工作电流（A）合闸110V196240220V99120分闸24V373748V
18.
518.5110V55220V
2.
52.5合闸时间S直流电磁≤
0.20固有分闸时间S≤
0.
065.
2.4母线、小车开关及电缆
5.
2.
4.1母线接头最大允许温度是80℃，小车开关插件接触点最大允许温度是75℃，超过时联系停电处理
5.
2.
4.2母线及小车开关的绝缘用2500伏摇表测定，其值三相应平衡，并不小于下列标准表3--6母线及小车开关绝缘测试标准电压等级运行中交接和大修后电压为3-15千伏300兆欧1000兆欧电压为20-220千伏1000兆欧2500兆欧
5.
2.
4.3特殊检查规定a在每次短路故障跳闸后，对跳闸真空断路器及其所属插件、母线检查一次，应无异状；b检修后或高负荷时，由值班长根据情况决定增加检查次数；c每周夜间熄灯检查一次
5.
2.
4.4母线检查项目A室外a母线楔型线夹螺丝不松弛，无断股无杂物悬挂；b悬垂碍子无裂纹无电弧伤痕，金具连接销钉完整，各接头无发热变色现象B室内a母线支持瓷瓶清洁良好，夹板螺丝不松弛脱落，各接头无发热现象；b母线无震动声音
5.
2.
4.5220KV隔离开关检查项目a接触部位及接头应紧密，无发热变色现象，支持碍子应清洁，无破损及电弧伤；b合入深度适当，应在2/3以上，无生锈和弯曲等现象
5.
2.
4.6电缆的检查项目a电缆头应固定牢固，接地线连接良好，无渗漏现象；b电缆头及引线接头无过热和绝缘断裂或熔化现象电缆外皮温度不应超过45℃～50℃
5.
2.
4.7停电超过一星期但不满一个月的电缆，在重新投入运行前，应用摇表测量绝缘电阻绝缘电阻值一般不小于下列表中所列的数值表3-7电缆长度为500米的绝缘电阻值电缆额定电压（千伏）3KV及以下6～10KV20～35KV绝缘电阻（兆欧）200400600a电缆长度为500m以下时，其绝缘电阻不必按长度换算；长度为500m以上时，绝缘电阻按长度成反比例计算；b1000伏以上的电缆使用2500伏摇表，1000伏以下电缆使用1000伏摇表，读测数值以1分钟为准；c各相绝缘电阻不平衡系数，应不大于
2.5倍
5.3仪用互感器
5.
3.1检查时间规定a正常运行时每4小时检查一次；b检修清扫后和运行前应各检查一次;c发生短路故障跳闸后，检查相应的电流互感器一次
5.
3.2电压互感器检查项目a外观清洁，各部不漏油，套管无裂纹及放电现象；b各接头连接紧密，无松弛发热现象，一二次保险完好;c互感器本身无过热冒烟及焦味等现象
5.
3.3电流互感器的检查项目a一二次接线紧密，无放电声音，变流器本身应无其它不正常声音，外观清洁无漏油现象；b在发生线路短路时，检查变流器一二次线路有无变形干式变流器有无破裂变形，无冒烟及焦味，充油变流器的油色、油位正常c新装或大修后投运的变流器，应全面了解各种试验结果，一.二次接线牢固
5.4避雷器
5.
4.1检查时间的规定a正常运行时，每交接班检查一次；b雷雨后必须检查一次
5.
4.2避雷器的检查项目a避雷器的外部瓷套管应清洁，无破损、无放电痕迹，内部应无放电音响各接线完好紧固记数器是否动作；b避雷器的配合电容器应无漏油及外壳膨胀现象，瓷套管及接头完好紧固；c雷雨后除检查上述部分外，还应检查避雷器的放电记数器是否动作，动作的日期、次数应记入日志
5.
4.3变电所防止外部过电压的避雷器可自12月1日脱离运行，于次年3月1日前投入运行，投入前应进行外部检查并测定绝缘电阻，如避雷器运行正常，也可终年投入运行如该系统有旋转电机者，为防止内部过电压的避雷器应终年投入运行
5.
4.4对运行的避雷器停电摇绝缘时，必须充分放电方可进行，其绝缘电阻值符合下表规定表3--8避雷器绝缘测试标准额定电压（KV）新装避雷器最低绝缘电阻值（兆欧）已运行避雷器的绝缘电阻可用（兆欧）6KV10KV35KV及以上25002500不低于
3000020002000300005.
4.5消弧线圈正常巡视检查的内容a上层油温应正常；b套管应清洁无破损和裂纹；c引线接触应牢固，接地装置应良好；d油面应正常合格；e应无渗油、漏油现象；f吸潮剂不应变色；g运行中无杂音；h表计指示正常；
5.
4.6自动跟踪消弧线圈
5.
4.
6.1当系统发生单相接地时，采用自动跟踪消弧线圈，接地残流小于5A，消弧线圈必须处于补偿状态，接地线路及非接地线路流过的零序电流方向相同
5.
4.
6.2自动跟踪调节消弧线圈所用接地变压器采用Z型接线，规定用普通变压器带消弧线圈时，消弧线圈容量不得超过变压器容量的20%，采用Z型变压器可带90%～100%容量的消弧线圈
5.
4.
6.3接地变压器除带消弧线圈外，也可带二次负载，可代替所内变，在带用二次负载时，接地变的容量应为消弧线圈容量与二次负载容量之和
5.
4.
6.4消弧线圈必须处于过补方式运行，且长期运行中的中性点电压不能超过相电压的15%
5.
4.
6.5在欠补方式下，显示器的“残流”显示第一位为“十”表示残流为容性；在过补方式下，显示器“残流”显示符号为“一”即残流为感性
5.
4.
6.6自动跟踪消弧线圈与老式消弧线圈并列运行时，当消弧线圈接近谐振点运行时，由于自动跟踪消弧线圈装有电压阻尼电阻，其中性点有可能产生过电压，而老式线圈没有阻尼电阻，中性点有可能产生过电压，因此与自动跟踪消弧线圈并列运行的老式消弧线圈必须加装阻尼电阻箱
5.5无功补偿装置
5.
5.1一般规定
5.
5.
1.1本规定适用于用电单位为改善功率因数而采用的无功补偿装置
5.
5.
1.2对每台运行的电容器都要编号，号码写在电容器的明显部位，以便于运行管理
5.
5.
1.3电容器在运行时，室内温度不得超过40℃，如果室内自然温度不能满足此要求，应开动强力机械通风装置
5.
5.
1.4电容器室冷却空气温度，系指最热的两台电容器之间的空气温度对单台电容器是指离电容器底座2/3高度距离壳30厘米处的空气温度（为监视电容器室内温度，应在最热区内设置温度计）
5.
5.
1.5电容器外壳最热点的温度允许如下，对YY型电容为60℃，对YL型为80℃
5.
5.
1.6安装在室外的电容器，为防止低温情况下介质外部凝固而使内部产生真空，从而造成电容器介质击穿，在严寒的冬季尽可能不要让正常运行的电容器退出运行电容器运行的最低温度允许为-25℃
5.
5.
1.7电容器允许在未超过
1.05倍额定电压和
1.3倍额定电流下长期运行，在
1.1倍额定电压，允许短时运行（每昼夜运行6小时以下）
5.
5.
1.8电容器采用熔断器保护时，应每台单独装设熔丝，熔丝的额定电流，可按电容器额定电流的
1.5～
2.5倍来选择，电容器分组装设熔丝时，每组不应超过4台，其熔丝为额定电流的
1.3～
1.8倍
5.
5.
1.9电容器采用真空断路器保护装置时，其动作电流不应大于电容器组额定电流的
1.5倍
5.
5.
1.10禁止电容器组在带负荷情况下再次合闸充电电容器刚停运，至少放电三分种，方可再次合闸送电
5.
5.
1.11变电所全所无电时，应将接在母线上的电容器组从电网中切除，变电所恢复送电后，应先将各配出开路送出，最后根椐母线电压和无功补偿情况决定投入电容器组数
5.
5.
1.12电容器组的投入和退出运行，应根据电网电压、电容器运行时的温度以及用电负荷的功率因数来决定为了防止电容器组投入或退出时产生的过电压，应尽量减少电容器的操作
5.
5.
1.13为了减小高压电容器组的合闸涌流，应尽量避免在一组电容器运行的情况下，把另一组电容器投入，如两组电容器分别接在两段母线上，可采取解列两段母线的办法，使另一组投入运行
5.
5.
1.14禁止从运行的电容器油箱里取油样或向油箱内加油
5.
5.
1.15检修或试验过程中，需搬运电容器时，严禁搬动电容器的瓷绝缘套管
5.
5.
1.16运行中的电容器组应建立以下技术资料a电容器的铭牌记录；b投入运行前电容器的交接试验记录；c历次预防性试验记录；d电容器的缺陷记录；e电容器组断电保护装置的接线图及整定值记录；保护熔丝的规范、保护装置动作情况记录
5.
5.2电容器组
5.
5.
2.1新安装的电容器组在投入运行前应符合下列要求a电容器及其附属电气设备外观良好，电气试验合格；b电容器组的接线正确，三相电容值误差不应超过一相总电容值的5%；c电容器的放电回路、保护装置和监视回路应完整；d电容器的外壳和构架应可靠接地（要求外壳与地绝缘者除外）
5.
5.
2.2新电容器投入运行时，应在额定电压下试通电三次，如无故障再试运行24小时在使用期间应加强巡视和检查切断电容器之后，应检查外壳有无膨胀变形，熔丝有无熔断等
5.
5.
2.3对电容器组的日常巡视检查，有人值班时，每班不少于一次无人值班时，应每周巡视一次每次巡视发现问题应记入运行日志内
5.
5.
2.4对电容器组日常巡视检查的内容如下a观察电容器外壳有无膨胀；b电容器油箱是否渗油；c观察各相电流是否正常，有无不稳定及激增现象；d观察放电指示灯，以鉴别放电回路电阻是否完好；e电容器外壳上贴的示温蜡片是否熔化，各部接点是否过热；f有无异常的声响和火花；g套管的瓷质部分有无闪络痕迹
5.
5.
2.5除对电容器组运行日常巡视和检查外，还应定期进行停电检查，以及在发生掉闸、熔丝熔断等现象时进行特殊巡视检查
5.
5.
2.6电容器组的定期停电检查，一般每季进行一次定期停电检查的内容除按日常巡视检查的项目外，还应检查如下内容a各部螺丝接点要紧固及接触良好；b检查放电回路的完整性；c检查通风道的畅通情况；d检查电容器外壳的保护接地是否完好（不允许接地者除外）；e检查继电保护装置的动作情况及熔丝是否完好；f检查电容器组的开关及线路等电气设备；g构架、瓷绝缘有无破裂等情况
5.
5.
2.7电容器组的特殊巡视检查内容除“
3.
5.
2.4”条外，必要时还应对电容器进行电气试验，以鉴别电容器是否发生故障
5.
5.
2.8对电容器组母线电压以及电容器室内的温度应定期进行测量和记录，时间应选择在负荷的低谷期间（即系统电压最高时）
5.
5.
2.9电容器的运行数据a滤波电容器使用环境温度根据厂家规定，一般为-40～45℃b电容器室的室内温度不得超过40℃，当周围温度超过40℃时，应将电容器停止运行注意空气的相对湿度不得超过80%，为保证电容器的运行寿命，应加装通风装置或设排、进气孔；c滤波电容器，按厂家规定一般允许130%过载运行；每小时间隔过载允许不超过145%，时间不得超过6小时；d滤波电容器过压运行按厂家规定，一般允许达到110%，每24小时内允许达到115%，不超过6小时e电力电容器的最大允许电压不得超过额定电压的10%，当超过10%电压时，应密切注视电容器的温度不得超过标准，若电容器没有装设过电压保护装置而电压超过额定值时，应将电容器断开停止运行，直到电压恢复允许值后方可投入
5.6滤波器
5.
6.1必须保证滤掉进入它所安装母线处的谐波，使母线电压中的谐波分量不低于下列规定
0.38KV5%6或10KV4%35或60KV3%110KV
1.5%
5.
6.2滤波电容器的容量按最大基波无功可能出现的最大谐波考虑当谐波器参数确定后，应根据系统的具体结构及谐波源的位置，检验在所要滤波次数的频带范围附近，必须使滤波器的残留阻抗成容性，以避免与系统形成并联谐振及谐波放大现象
5.
6.3滤波器装置的母线上必须装有频率保护
5.
6.4当同一母线有两套及以上的同次滤波器或两段母线装有同次滤波器，需并列运行时，必须具备以下两个条件a滤波器串联电抗器的调谐度、品质因数必须近似相等；b电容器的型号及规格必须近似相等
5.
6.5当由多次滤波器构成一整套滤波装置由一组断路器切合，某次滤波器发生故障时，不应采用将发生故障的滤波器退出运行，剩余滤波器投入的运行方式如需将故障的滤波器短时退出运行，其它全部运行时，必须保证不会出现谐振及剩余滤波器不会产生谐波过电流时方可进行
5.
6.6滤波器数据参考“
3.
5.
2.10”条的有关规定
5.7电抗器
5.
7.1饱和电抗器、油温度器、热相保护、瓦斯继电器及风机等在投运前均无异常现象
5.
7.2运行中电抗器的检查a运行中的电抗器应无异常振动声、放电声及其它不正常的响声；b运行中电抗器的绝缘良好，无脱落及松脱现象；c电抗器的导电接头应无打火、过热现象；d支持瓷瓶及套管应无裂纹及放电现象；e电抗器线圈周围介质温度为35℃时温升不超过65℃；f在雨雪时，不能飞进雨雪
5.
7.3在短路事故后对电抗器的检查a电抗器线圈有无变形；b瓷瓶有无破损及裂纹；c各接头是否松弛；注电抗器绝缘电阻测定标准用1000V摇表测量，在15～20℃时，其值应不小于3--6千伏---50兆欧；10千伏----110兆欧更多资料在资料搜索网www.
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5.
7.4饱和电抗器的巡视检查内容a所有的阀门、塞栓及翻板等应无漏油现象；b所有的法兰及端盖应无漏油现象；c呼吸器应畅通无堵塞；d油面高度符合要求；e散热器冷却风扇应完好；f检查油温应符合规定；g电抗器应无异常响声
5.
7.5补偿装置除上述检查内容外还必须检查下述内容
5.
7.
5.1检查饱和电抗器负荷电流是否在正常规定范围内，三相电流是否平衡，不平衡电流不得超过5%；
5.
7.
5.2根据不同的整定值，检查功率因数表指示是否正常；
5.
7.
5.3检查频率是否在正常范围内；
5.
7.
5.4检查各次滤波器的电流表指示是否在规定范围内，三相电流是否平衡，不平衡电流不得超过5%；
5.
7.
5.5检查信号装置是否正常；
5.
7.
5.6检查电压表指示是否在规定范围；
5.
7.
5.7根据不同的整定值，检查无功表指示是否成立对应关系
5.
7.6应用补偿装置时的注意事项
5.
7.
6.1无功补偿装置在运行中，不得随意变动继电器整定值；
5.
7.
6.2不得随意改变无功整定值；
5.
7.
6.3不得随意拔出电子调节器的任何插件；
5.
7.
6.4事故停运，原因未查明，不允许再送电，事故后要及时上报；
5.
7.
6.5无功补偿装置停运时，必须经过5分钟以后，方允许重新投入运行，不允许连续启动；
5.
7.
6.6无功补偿装置停电后，必须合上接地刀闸或挂好接地线方能进入电容器区；
5.
7.
6.7电容器保险丝熔断，需进行处理时，必须用接地线进行放电，才能进行处理；
5.
7.
6.8禁止采用仅投入滤波器，不投入饱和电抗器的运行方式；
5.
7.
6.9禁止采用先投入高次滤波器，后投低次滤波器和饱和电抗器的运行方式；
5.
7.
6.10禁止只投入高次滤波器单独运行，而不投入低次滤波器和饱和电抗器的运行方式；
5.
7.
6.11两套以上的静止动态无功补偿装置，禁止并列运行；
5.
7.
6.12虽已停电但未经短路放电的电容器，在8小时内应认为处于带电状态，人身不得接触；
5.
7.
6.13在未肯定电容器内部确实发生问题以前，不可打开密封
5.
7.7硅整流器
5.
7.
7.1硅整流投入前的检查硅整流装置在投入前应对其内、外结构电气元件，硅整流原件线路等进行全面检查，有无损坏，连接部分有无松动现象，接线是否正常，装置是否可靠接地；
5.
7.
7.2用1000伏摇表测定二次回路及对地绝缘是否良好，主回路对二次回路绝缘电阻不得小于5MΩ，二次回路对地绝缘不得小于2MΩ；
5.
7.
7.3检查灯光指示和二次回路是否灵敏可靠；
5.
7.
7.4检查风机断相保护是否灵敏，否则调节低压继电器的整定值，直至其动作灵敏可靠为止
5.
7.8硅整流器的正常维护
5.
7.
8.1风机运行应无异声，指示灯是否正常，出现断相故障能自动切换主回路；
5.
7.
8.2直流电压指示是否正常；
5.
7.
8.3直流电流表在带负荷时指示是否正常，两台以上并列运行负荷应平衡；
5.
7.
8.4各部接头有无发热、放电、脱焊现象
5.
7.9蓄电池运行维护及注意事项
5.
7.
9.1蓄电池投入使用前，应进行补充电，充电电压为a存放期未过半年，用
13.65v/只×只数的恒压充电3～5天；b存放期已达
0.5-1年，用
14.1v/只×只数的恒压充电3～6天；c存放期超过一年，用
14.1v/只×只数的恒压充电5～8天
5.
7.
9.2蓄电池的环境温度应控制在25±5℃左右；充电电流应控制在
0.1C10A以内
5.
7.
9.3在25±12℃的环境中，电池的总浮充电压为
13.65v/只×只数，并保持稳定
5.
7.
9.4每周以
0.5级以上的高精度电压表检查电池组的总充电压，若与规定不符，应进行调整
5.
7.
9.5每月检查一次单只电池的充电电压并作记录
5.
7.
9.6每月进行一次电池组均衡充电维护［均衡充电时，以
14.1v/只×电池只数的充电电压进行恒压充电，充电20～24小时后，再转入正常浮充电压（
13.65v/只×电池只数）进行浮充电运行］
5.
7.
9.7每月应检查电池组的整体状况；有无破壳渗漏现象，连接部分应牢固，表面清洁，温度应正常
5.
7.
9.8电池不宜并联充放电
5.
7.
9.9电池清洗时，应使用肥皂水，不得使用有机溶剂
5.
7.
9.10电池维护时要注意安全，一旦沾上硫酸液时，应立即用流水冲洗；如果溅入眼睛，要尽快用大量的清水冲洗并立即找医生治疗
5.8SF6开关运行维护
5.
8.1运行维护
5.
8.
1.1开关正常运行时，应保证SF6气体开关在正常范围；
5.
8.
1.2断路器投停操作，一般只能在控制室远方操作，不得就地操作；
5.
8.
1.3SF6气体泄气率为1%（年），如超出上述规定，则应认为管路封闭不严，应及时检查处理
5.
8.2检查项目
5.
8.
2.1检查瓷套有无损伤和变形
5.
8.
2.2测量机构箱中温度，如需要应投加热器
5.
8.
2.3检查SF6气体压力是否在正常范围
5.
8.
2.4检查直流母线电压是否正常
5.
8.3当控制回路出现断线，红灯熄灭，应立即检查开关压力表，如确系漏气引起压力降低，到
0.4MPA时，开关跳合闸回路闭锁，应立即汇报调度及作业区，用上级开关切断负荷，使故障开关退出运行
5.
8.4当SF6气体压力降至
0.4MPa时，开关禁止进行传动操作
5.
8.5开关跳闸次数规定遮断短路故障电流开关跳闸10次，遮断额定电流（2KA）开关跳闸5000次（或运行满10年）
5.
8.6运行值班人员在巡视检查设备发现异常（如表压下降、有刺激味，自感不适等），应分析原因必要时用SF6气体检漏仪进行检漏，查出漏气点，并做好记录
5.
8.7若SF6开关气体管路破裂，大量向外喷漏SF6气体时，人员不得靠近现场，如需靠近时应戴防毒面具
5.
8.8此开关设有就地紧急分闸装置（ACCIDNTTRIP），正常运行中严禁使用
5.
8.9液压机构的运行检查项目
5.
8.
9.1油泵电源良好，压力正常；
5.
8.
9.2液压机构无漏油现象，行程杆的位置与压力应相符
5.
8.
9.3液压机构箱内油位应正常，电机运行正常；
5.
8.
9.4冬季在0℃及以下时投入加热器，20℃退出；
5.
8.
9.5注意油泵启动情况，正常时每天启动一次，启动次数增多时应查明原因；
5.
8.
9.6开关各连接部位温度不允许超过70℃，开关外壳温度不允许超过50℃
5.
8.10耦合电容和阻波器的运行
5.
8.
10.1耦合电容器及阻波器新投入时，应检查
一、二次接线是否正确，引线和接地线接触是否良好，瓷件应无破损及裂纹，无漏油，并试验合格
5.
8.
10.2耦合滤波器引线松弛程度应合适，紧固螺丝应加降母（背螺母）
5.
8.
10.3阻波器的安全载流量应满足最大负荷要求，引线不应过紧或过松，接头接触良好；
5.
8.
10.4结合滤波器二次不准开路运行，二次回路有工作时，应合上相应的接地刀闸
5.
8.
10.5正常运行中，接地刀闸应断开，不得随意触及结合滤波器的接地刀闸应根据继电保护及通风设备的要求进行操作，操作时应使用合格的安全工具
5.
8.
10.6运行人员应加强巡视检查，特别是初投和天气换季时，应注意检查耦合电容器是否漏油，若出现漏油，应立即汇报并采取措施停电处理
5.
8.
10.7若运行中发现结合电容器的放电器长时间连续放电，应立即汇报调度，并在对高频保护，重合闸装置采取措施后合上相应地刀
5.9事故处理
5.
9.1总则
5.
9.
1.1发生事故时值班人员的任务是a尽快限制事故扩大，消除事故根源，解除对人身设备的危害b采取一切有效措施，尽力保持设备连续运行，保证正常供电c用正确的处理方法，采取果断措施，消除事故状态，并迅速对已停电的设备恢复送电
5.
9.
1.2如在交接班中发生事故时，由交班者处理，接班人员协助
5.
9.
1.3为了处理事故正确，对于一般性事故或事故虽已出现而未造成后果且时间允许，应先联系调度批准后方可进行处理对已经发生并造成后果的事故，则事故处理告一段落后再汇报调度
5.
9.2下列事故不请示调度，可自行处理后再汇报a十分火急的设备事故，人身事故对有关设备的停电b将已坏设备进行隔离c当母线电压消失时，将所接母线上的馈线开关切断
5.
9.3处理事故时应遵守的原则
5.
9.
3.1至少两人一起进行处理，并注意安全
5.
9.
3.2事故处理时应按正确停送电程序进行（十分火急的人身事故、设备事故又必须立即切断总电源的除外）
5.
9.
3.3处理中不应慌乱、侥幸和冒险，每项处理都应力求做到迅速、正确和稳妥
5.
9.
3.4事故发生后，根据表计指示、保护动作及信号指示情况，设备外部迹象及开关掉闸等情况，综合判明故障性质、范围及地点，然后决定正确的处理方法，避免盲动
5.
9.
3.5处理事故时值班人员受调度指挥，变电所班长、技术员、工程师、作业长等在场时应给予协助，但不得直接向值班员发指令
5.
9.
3.6值班人员应将事故发生及处理的操作时间，事故经过等情况详细作好记录
5.
9.4变压器故障及处理办法
5.
9.
4.1必须立即切断变压器电源的事故种类a变压器声音严重异常，内部有严重放电爆裂声；b油箱、油翅破裂，大量漏油使油面下降到低于油位计的指示限度c当发生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护装置拒动时；e在正常负荷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时d套管放电闪络、炸裂或套管螺杆端头熔断或熔化；e变压器冒烟着火或其附近的设备着火爆炸等，对变压器构成严重威胁时；f投运时瓦斯继电器动作；
5.
9.
4.2对上述故障的处理办法:a立即切断变压器
一、二次侧开关及刀闸并做好安全措施；b报告调度或有关领导c如有火灾发生时，应按本规程第“
4.
2.4”条处理d查明原因，设法消除e如有备用变压器或备用容量时，可投入并将故障变压器停运f呼吸器堵塞时，经调度批准时，将重瓦斯接信号，由检修人员处理
5.
9.
4.3负荷及气温稳定，如变压器温度不正常或升高，应检查a器身与散热器的温度有无显著差别（油门开放应不堵塞）；b是否由于漏油或其它原因使油位低于冷却管以下；c是否由于温度计本身不良而发生误指示；d如检查上述无问题，应认为是变压器内部故障，请求停电修理
5.
9.
4.4变压器着火处理a立即切断变压器
一、二次侧油开关及刀闸b根据情况打电话报告消防队或调度c以干粉式灭火器灭火，当火苗危及附近设备时，以防火沙、泥土打断火道禁止用水向着火的油上浇
5.
9.
4.5变压器过流保护动作跳闸原因a变压器内部及引出线、二次母线至配出开关段故障；b配出线路故障造成越级跳闸；c保护误动作
5.
9.5变压器过流保护动作跳闸的处理
5.
9.
5.1一台运行、一台备用时，当过流跳闸后则应a切除停电母线上的全部配出线，详细检查变压器及引出线、母线及馈线，找出故障点并加以隔离；b如属变压器及其引出线故障，拉开隔离开关后，请示调度投入备用变压器再送出；c如属母线故障，则切断母联开关及刀闸，投入变压器给正常母线送电；d如属越级跳闸，将故障馈线隔离后，可将变压器重新投入运行并配出正常馈线；e当变压器过流动作跳闸后，经检查没有任何异常征象时（可能是某一馈线故障保护拒动造成越级跳闸）可请示调度试投备用变压器，待空载运行正常后再送至母线，送各馈线时必须谨慎，必要时摇绝缘（相间不能确定时，摇测对地绝缘）测一路送一路，先送主要线路
5.
9.
5.2两台变压器分段供电时，如一台过流跳闸，母联重合成功，可将BZT投零位，保持继续供电若母联重合在永久性短路故障上，则在故障点切除或消除后恢复送电
5.
9.
5.3一台变压器单独送电过流动作跳闸后若属变压器故障，可请示调度投入备用电源送电，若属母线故障应排除故障后送电属越级跳闸时，隔离故障馈线后送电
5.
9.
5.4变压器在投入时，差动保护动作的处理a详细检查差动保护区域内的线路及变压器应无异常现象b投入前经过绝缘试验的变压器及保护回路在投入时保护动作可以再投一次，如投入前未做绝缘试验的，则应进行线路及变压器的绝缘测定，合格后再投入
5.
9.
5.5差动保护在变压器运行中动作跳闸时的处理a严格检查差动保护区域内是否有短路闪络现象，套管有无破裂及放电痕迹，压力释放器是否动作，油位油色是否正常，盘根是否突然漏油，电流回路有无开口或接触不良等b汇报调度，查明故障点，修好后投入运行
5.
9.
5.6变压器轻瓦期动作时，应立即报告调度并做下列检查a检查瓦期继电器内是否因内部故障而产生了气体b负荷及气候是否有突然变化c是否因温度下降或漏油致使油面过低d是否因新加油后空气未全部放出e以上各项检查未发现问题时，应认为是瓦斯继电器本身及其回路的故障
5.
9.
5.7变压器轻瓦斯动作的处理a请示调度，根据具体情况，投入备用变压器或备用电源供电，故障变压器进行检查处理b不具备停电条件时，应收集瓦斯气体，进行鉴别，如为空气进入，变压器可继续运行，并注意每次动作的间隔时间如为可燃性气体，请示调度立即处理c当继电器或二次线故障时，根据情况并经调度批准，将重瓦斯接入信号运行，并申请检修
5.
9.
5.8重瓦斯动作跳闸的处理a拉开故障变压器两侧隔离开关，报告调度，如引起母线停电时，切断所停母线全部配出油开关，投入备用变压器或备用电源送电b将故障变压器瓦斯继电器气体收集分析，变压器未经试验或不合格在未经上级主管部门作出结论前不得投入
5.
9.
5.9瓦斯继电器气体的鉴别a空气无色不可燃b木质故障产生的气体黄色可燃c因铁质故障使绝缘油有分解产生的气体灰黑色易燃d纸质故障产生的气体浅灰色带强烈臭味可燃
5.
9.6开关设备的故障
5.
9.
6.1必须切断开关的故障a真空断路器漏气或一相炸裂；b套管炸裂或连续发生较大火花；c套管引出线接头熔化及熔断时；d电流互感器冒烟或有炸裂声；e电缆头内部有炸裂声或引线严重烧焦时；f送电当时系统接地或电流、电压大幅度波动时
5.
9.
6.2开关设备的故障处理a发现上述情况时，立即切断故障开关及刀闸并取下直流电源保险b发生火灾时，根据火势情况进行灭火或通知消防队并采取必要的安全措施用防火砂或专用灭火器灭火c当开关失去消弧能力时，按本规程第“
4.
3.4”条处理
5.
9.
6.3先联系后处理的故障a开关内部有放电声；b套管裂纹或防水沿破裂；c引出线及各接头发热；d电流互感器或电缆头等有轻微放电现象时；e真空开关漏气或出现裂纹时；
5.
9.
6.3处理a发现上述情况时，立即派人现场监视b属上述
1、
2、
3、4项的情况时，联系调度和用户做倒负荷处理，单回线的做减负荷处理，必要时停电处理
5.
9.
6.4真空开关破裂，有两项失去灭弧能力时，禁止断开负荷电流并做如下处理a拿下脱扣电源保险，挂“禁止操作”牌b是馈线开关时，联系倒负荷，单回线的用户联系停电后，切断故障真空开关（注意防止带负荷切故障开关，必要时从上一级开关停电）c如受电开关失去灭弧能力时，经请示，母线并列后停电处理，必要时先停上一级电源开关
5.
9.
6.5开关拒绝合闸时，可按下列检查a操作电源是否符合标准，微机控制回路是否完好b如果电磁型操作机构合闸接触器不吸合，则应检查合闸操作回路是否断线，电源保险是否熔断，操作手柄及该回路辅助接点是否接触良好c如合闸接触器吸合而拒合，则应检查合闸回路的大电流保险是否熔断，接触器接点是否接触良好，该回路是否有断线处
5.
9.
6.6如合闸铁芯冲击而机构拒合时，可能有下列原因a操作把手返回太快b直流电源电压太低c某种保护处于动作状态（合闸当时脱扣铁芯有冲击现象）；d机构挂钩挂不住，机构未复原位或合闸铁芯的冲击杆变短e合闸操作回路的常闭接点断开过早f拉杆销子不完好或三连板弓起
5.
9.
6.7液压操作机构拒合时，应按电气回路、联锁机构等分别检查
5.
9.
6.8弹簧式操动机构，应检查其弹簧状况，当其在分闸状态时，合闸弹簧应储能
5.
9.
6.9当开关拒绝合闸时，符合下列条件者，可用手动合闸紧急送电a情况紧急，用户迫切要求送电b保护及联锁装置完好并满足要求，开关能可靠地自动跳闸，SF6开关气体压力符合规定c用手动合闸送电只限于馈线变压器容量650KVA及以下电动操作的开关
5.
9.7对手动合闸操作人员的要求a合闸时应迅速，用力适当并注意人身安全b合闸当时如出现异常现象，如系统接地、电流、电压严重波动应立即切断开关c合闸正常后，应将此开关的操作把手打到合闸位置，以适应开关位置的需要
5.
9.
7.1开关拒绝跳闸时，可立即用手切断并按下列顺序检查a该回路微机控制系统是否出现故障，电源保险是否熔断，操作把手及辅助接点闭合是否良好，二次回路是否断线b跳闸铁芯被尘土堵塞使其不能动作或铜套是否脱落c机构的连板是否过低或灵活，位置应基本保持水平位
5.
9.
7.2变电所与用户互控开关拒合、拒切时拒合时应拉开隔离开关，用变电所空投卡子合开关，没有空投卡子的，可用导线短接现场控制部分，如能合上则是现场存在问题，通知现场修理如合不上则是所内部分故障，进行查找并处理
5.
9.
7.3开关拒绝跳闸时，应从微机系统、电气回路、机械方面分别进行检查，试验进行处理液压操作机构应检查压力是否合格，SF6开关应检查气体压力
5.
9.8开关拉力瓷瓶断裂，传动部分销子脱落，真空管漏气等原因，不能断开电源时的处理方法
5.
9.
8.1开关只能切开一相电源，仍有两相不能切开时，应将开关重新合上，请示作业长或调度后，区别情况进行下列处理a故障在受电开关时，重新合闸后，如
一、二段母线处于并列状态，可请示先停上一级电源开关，如为五防开关，应停电处理b如遇母线停电（无负荷），可直接拉开故障受电开关的两侧刀闸，小车开关应先断开开关，再将小车拉到试验位c上述故障在馈线开关时，重新合上后，联系调度和用户在适当时期停用母线处理；以母线开关切断故障开关的负荷电流后，设法隔离故障开关，恢复母线及正常馈线送电
5.
9.
8.2隔离开关（或小车式开关插件）接触部分发热处理a馈线出口隔离开关或插件发热时，根据情况，可减少负荷继续运行，必要时倒负荷或停电处理；http://shop
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5.
9.
8.3小车开关拒绝拉出时，不可强力拉开，应仔细检查，找出原因，妥善处理，防止其它部件损坏
5.
9.
8.4母线接头发热或附件脱落处理a母线发热时，报告调度听候处理，并对故障的变化情况加强监视b母线附属零件脱落时，影响严重的，请示倒负荷停母线处理，无关大局的继续运行，待停电处理
5.
9.9仪用互感器的故障
5.
9.
9.1电流互感器二次开口现象a开口处有火花放电声，互感器本身有类似变压器的电磁声b该相电流表无指示，感应型电流继电器停转，电能表减速c检验该相开口处有高电压
5.
9.
9.2电流互感器二次开口处理a发现有明显开口处（螺丝松动、断线、接触不良等）将其拧紧或连接b当找不到明显开口处时，可从端子板以短路线短接回路的方法逐步查找，若见效时，是短接点以下线路开口，找出故障点，排除后拿掉短接线如短接后仍不见效，则是短接点以上线路至变流器本身出口端子开口，应申请停电处理c差动变流器开口时，应先退出差动保护后再进行处理d变流器开口时，先报告调度，批准后再处理，处理中要做好措施，防止高电压伤人
5.
9.
9.3变流器无开口现象，二次仪表或感应型继电器突然出现指示降低时，有可能是二次线出现另一点接地或接线错误，应查明原因，分别处理
5.
9.
9.4凡影响电能表计量的开始和结束时间，要做记录并汇报调度（如电压互感器检修、运行中保险熔断、电流互感器开口、更换电能表等）
5.
9.
9.5电压互感器的故障现象a电压互感器发出异味或冒烟；b内部有放电声；c引出线与外壳之间有火花放电；d高压侧保险接连熔断两次以上；e互感器本身严重发热；f外壳漏油严重
5.
9.
9.6电压互感器故障的处理a高压保险熔断应查明原因，禁止加大高压侧保险丝容量b如高压侧保险确已熔断两相时，可拉开其隔离开关进行检查处理，如熔断两相已引起停电事故时，应做好措施再送电c高压侧保险未熔断或只熔断一相时，则不可轻易将电压互感器隔离开关拉开，以免引起重大事故电压互感器发生短路，内部有放电声或着火时，可直接切断电源开关，事后报告调度d外壳漏油时，停电压互感器进行处理
4.
4.7系统发生间歇性电弧接地或其它原因引起一次保险熔断两相以上时的现象
5.
9.
9.7两相电压指示为零或全部为零；
5.
9.
9.8成组低电压动作跳闸
5.
9.
9.9对上述事故的处理a将母联BZT打零位b拉开电压互感器隔离开关更换保险后送电c检查母线全部电压正常后，恢复BZT自动位，联系送出其它跳闸开路
5.
9.
9.10电压互感器二次保险接连熔断两次后应停止更换，此时应测试二次回路的绝缘（注意应解开接地线）
5.
9.
9.11如电压表指示极不稳定并同时发出间歇接地信号，互感器和所内变有异音时，可能是系统谐振或间歇性接地，产生弧光所致，若检查系统正常时，应申请调度轮停受电试验，仍不见效时应停互感器进行检查
5.
9.
9.12只有电压表指示不稳定，但无其它异状时，则可能是互感器二次线路有接触不良处，应检查二次线的接线情况，仍未发现问题时，应申请将互感器停电处理，进行全面检查
5.
9.
9.13仪表冒烟或有焦臭味时，应立即将该表计的电流回路短路，电压回路断开，工作中注意勿使电流线开口或电压线短路并保证人身安全
5.
9.10直流系统故障
5.
9.
10.1直流系统接地查找a发现直流接地时应汇报调度，批准后方可用短时分路停电的方法判断故障范围b查找时，应先考虑本所容易发生接地的部分；查找的基本原则是先事故照明和信号电源部分；后操作和保护电源部分；先室外后室内；先现场后所内部分c查找时，断开时间不得超过三秒种，不论接地与否，均应合上d当发现某一专用回路接地时，先判明是哪一极，一级一级查找，直至故障点并加以排除；e查找带有补偿电容的控制回路时，应将公共负极回路全部断开，以免引起错误判断；f查带电容回路的直流接地时，应将电容器进行放电g如通过正确分路查找仍不能判明故障点时，则可能是充电设备母线及蓄电池接地或同极多点接地，应尽快处理
5.
9.
10.2查找直流接地时应注意a禁止使用灯泡法查找；b用仪表查找时，仪表内阻不应低于2000Ω/伏；c注意防止因停电引起设备的保护装置动作跳闸或不能正常运行
5.
9.
10.3直流母线电压降低的原因
5.
9.
10.4交流电源电压过低a整流器交流保险一相熔断，接触不良或断线；b一相硅元件损坏或接触不良
5.
9.
10.5直流电压降低故障处理a检查交流电源电压应符合标准；b保险熔断时，应更换相同容量的保险试送一次，如再熔断，则应切换后停运整流设备进行检查
5.
9.
10.6高压系统故障
5.
9.
10.7母线电压消失的原因（指单母线分段运行）a上级设备故障使电源撤回；b馈线线路故障造成越级跳闸；
5.
9.
10.8一二段母线进线电源同时撤回后的检查处理a检查全所
一、二段母线有无短路故障；b处理将BZT投零位；更多资料在资料搜索网www.
3722.cnhttp://www.
3722.cn海量资料下载c经检查确认后，切断各配出线开关；d如不属母线和越级跳闸者，汇报调度；e如进线一路恢复，另一路暂不能送电时，经调度同意联系用户，合母联并恢复各馈线送电
5.
9.
10.9一二段进线电源先后全部消失的现象a有声光信号，系统表计指示回零；b低电压保护动作，母联重合闸动作后又一段电源撤回，但后失电的开关不跳闸
5.
9.11一二段进线电源先后全部消失的处理
5.
9.
11.1如属上级（电厂、线路）故障电源中断时；a恢复声光信号，将BZT投零位；b检查确系电源消失时，切所属各配出开关并汇报调度c如某一进线先来电时，则手动空送母线后再配出，联系后再配出各路如跳闸的进线先来电，则用电动或手动空送母线后再配出d另一进线来电后，合该进线开关并检查确已带上负荷；e切母联开关并将BZT投自动位
5.
9.
11.2如故障在母线上或母线至馈线开关之间及馈线越级跳闸时母联重合后其保护或开关失灵引起正常段进线电源撤回时，作如下处理a恢复声光信号将BZT投零位b检查确系电源全部消失后，切开母联开关及全部配出各路开关；c汇报调度并要求正常母线段送电及配出；d若属母线故障，修好后再送电；e属越级跳闸者，将故障点隔离后母线恢复送电
5.
9.
11.3
一、二段母线之一电源消失后，母联重合时，应认真检查引起电源消失的原因，分别情况，区别对待，注意将母联BZT投零位
5.
9.
11.4硅整流器的检查及事故处理a更换硅整流元件时，应注意极性的一致性，夹紧螺栓压力应合适，以防造成硅元件的损坏；b过热指示灯亮时，应检查原因进行处理；c运用中的硅整流装置，应每季进行一次试验，每周进行一次清扫
6、考核
7、相关／支持性文件
8、记录
9、附录PAGE3。
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