1.1 本规程的说明：
1.1.1 本规程根据设计资料和设备的技术要求及有关规程结合现场实际编制而成，是
本站一、二次设备的运行依据。
1.1.2 本规程主要是规定现场运行监视、运行操作、事故及异常情况处理的要求和对
一些设备的工作原理、使用操作方法及影响设备操作正确性的关键操作步骤。
1.1.3 编写依据：
1、《电业安全工作规程》 2、《电气事故处理规程》 3、《电力变压器的运行规程》 DL/T572-95 4、《高压断路器的运行规程》 电供（1991）30号 5、《江苏电力设备交接和预防性试验规程》 2001年12月 6、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》 （82）水电生产第11号 7、《继电保护和电网安全自动装置现场保安规定》 （87）电生供字第254号 8、《微机继电保护装置运行管理规范》 DL/T587-1996 9、 其它相关规程、调度、反措及技术资料。
1.1.4 适用范围：
1、本规程仅适用于中电电气南京科技园110KV变电站。
2、变电站全体运行人员均应熟悉本规程并严格按照本规程之规定进
行设备的运行维护和事故处理工作。同时有关部门领导、技术人员亦应熟悉和掌握本规程。
3、本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程规定执行。
1.2 对运行人员的基本要求：
1.2.1 严格执行两票三制（工作票、操作票 、交接班制、巡回检查制、定期切换试验
制。）做好安全措施、检查验收，把好安全质量关。
1.2.2 正确执行调度命令、倒闸操作及事故异常处理。
1.2.3 按时准确抄表，及时做好各项记录。做到字迹工整清楚，内容简明正确，认真
进行监屏和设备巡视检查工作。
1.2.4 严格遵守公司的各种规章制度，按站内分工做好设备的维护管理工作。管理好
各种技术资料、图纸、记录和报表；管理好各类安全生产工具、仪器设备、材料及生活设施。
1.2.5 严格执行变电站出入制度，对变电站的安全保卫负责，不允许外人擅自进入。 1.2.6 重视岗位培训工作，钻研业务技术，积极开展岗位练兵，提高运行分析能力和
处理设备异常及事故的水平。
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1.2.7 交接班要求：
1、接班人员应提前15分钟到达变电站，查阅交接班记录，认真了解所管辖设备的运行方式、运行状况、了解有关运行工作事项。
2、交班人员必须在交班前详细填写当值的各种记录，核对模拟图板，做好清洁卫生及其它有关工作。
3、交接班要严肃认真，交接双方应集体站立交接全部运行情况。交接运行方式时，应在模拟图板前进行，对一、二次设备、资料、卫生应分组进行检查，并集体汇报检查情况。
4、接班人员应该认真听取交待内容，检查记录；核对上一班操作过的一、二次设备；检查各种保护压板的位置是否正确和保护定值的变动情况；核对模拟图板应与运行方式一致；清点图纸资料、工具、备品及安全用具；接班时如有疑问应当面询问清楚。
5、交接班时，双方应履行交接手续。按规定的项目交接清楚后，交、接班人员应分别在运行日志上签名。
6、如果在交接班时发生异常、事故或有重要操作时，交接班应中断。由交班人员处理，接班人员协助。在处理或操作完成后方可继续交接班。
7、交班人员如发现接班人员饮酒或精神不正常时应拒绝交班并主动报告有关领导。
8、接班人员接班后，值班负责人应根据当日操作任务及工作计划，合理安排操作、巡视维护等工作。
1.2.8 交接班内容：
1、运行方式及模拟图板接线情况；
2、本班当值期间系统异常、事故处理、缺陷处理等情况； 3、操作任务的执行情况，包括未执行的操作任务；
4、设备停复役的变更、保护和自动装置运行或定值的变更情况； 5、工作票的执行情况、现场安全措施、接地线组数、编号及位置； 6、设备调试、校验情况和设备缺陷情况； 7、各种记录、资料图纸的收存保管情况； 8、上级命令和有关通知；
9、现场安全用具、钥匙及有关资料等情况；
10、本值未完成需下一值完成的工作和注意事项等； 11、其它需要交接的事项。
1.2.9 设备巡回检查的要求：
1.2.9.1 巡视设备必须按照本规程规定的项目和巡回检查路线进行巡查，不得漏查设
备。发现设备缺陷时，应按照缺陷管理规范及时填写缺陷记录并上报。
1.2.9.2 除正常巡视外，应根据设备情况、负荷情况、气候情况等安排特巡、夜巡。 1.2.9.3 巡视设备时，遇有事故、异常等情况，应根据管辖范围及时报告市调度和公
司职能部门。然后根据调度和职能部门的要求，进行事故、异常情况的处理及倒闸操作。
1.2.9.4 对已布置的安全措施进行检查，发现检修与维护工作人员的违规行为应及时
制止。
1.2.9.5 每天对运行和备用设备进行四次巡视和检查。即交接班时，12点、16点作全
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面检查；每晚20点作一次熄灯检查。每年第三季度（即7月1日至9月30日）增至六次巡视检查。即交接班时，12点、14点、16点、18点作全面检查；每晚21点作一次熄灯检查。站长应每班参加一次监督性巡视。
1.2.9.6 遇有下列情况应增加巡视次数：
1、设备过负荷或负荷有显著增加时； 2、新投入运行的设备；
3、设备经过大修、改造或长期停用又重新投入系统运行； 4、设备缺陷近期有发展时；
5、恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑现象时； 6、政治任务及法定节假日。
1.2.10 定期切换、试验要求及项目：
1.2.10.1 变电站根据定期切换、试验项目，按规定的时间完成定期切换、试验工作。 1.2.10.2 定期切换、试验内容应填写在运行日志记录中，发现问题或缺陷应及时汇报。 1.2.10.3 定期切换、试验的内容及周期为：
1、中央信号、直流系统绝缘监察装置交接班时切换试验一次； 2、蓄电池组根据型式采取不同的测试项目和周期； 3、主变微机差动保护不平衡电流每天测试一次； 4、事故照明每天切换试验一次； 5、所用电源每月切换试验一次；
6、备用变压器每20天充电运行一次（根据调度指令执行）。
1.3 对变电站安全用具、工具、备品的管理和使用要求：
1.3.1 变电站的安全用具指绝缘操作棒、绝缘手套、绝缘靴、验电笔（高低压）、接
地线等。还包括安全遮栏（绳）、标示牌等。绝缘工具必须定期试验、合格证齐全，随时保持合格可以使用，并整齐存放在指定地点。接地线数量充足并按顺序编号存放。
1.3.2 高压验电笔应在规定的电压下使用，110KV及以上电压也可用绝缘棒验电，绝
缘棒使用要求按《安全工作规程》规定进行。
1.3.3 接地线和尾端接地栓应保持完好，按操作票和工作票要求使用，严格执行《安
全工作规程》的有关规定。送电前必须检查接地线是否拆除，严防带地线合闸和带电装接地线和合接地刀闸。
1.3.4 变电站内的常用工具和仪表，应存放在工具仪表柜内，逐班交接，妥善保管，
正确使用，应急灯或手电筒应保证随时可用。
1.3.5 变电站内应有的备品指的是日常工作中需要随时更换的易耗品（如各种规格的
熔丝、指示灯、照明灯、干电池等材料）。各种备用品的领用应记录，用时应登记以便核查。
1.3.6 变电站应有足够的接地线和安全遮栏及标示牌并保持完整、清晰，正确使用。
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1.3.7 各种绝缘工具、安全用具、工具、备品如有损坏或消耗后应及时补充至规定的
数量。
1.4 对倒闸操作的基本要求：
1.4.1 倒闸操作必须严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定。
1.4.2 属哪一级调度管辖设备的倒闸操作，必须有哪一级值班调度员的命令。
1.4.3 倒闸操作前必须了解系统的运行方式，继电保护及自动装置等情况。并考虑保
护及自动装置是否适应新的运行方式的需要。
1.4.4 电气设备合闸送电之前，应收回有关工作票，拆除送电范围内的所有接地线和
拉开所有的接地刀闸及临时安全措施，恢复常设遮栏及标示牌并将设备网门锁好。
1.4.5 交接班及负荷高峰时，应尽量避免进行倒闸操作。雷雨时，禁止进行户外设备
的倒闸操作。
1.4.6 倒闸操作时，必须使用合格的安全工具，操作人员应对其进行详细的检查。
1.4.7 倒闸操作必须根据值班调度员的命令，值班人员复诵无误后执行。发布命令应
准确、清晰，使用正规操作术语和设备双重名称，即设备名称和编号。发令人使用电话发令前，应先和受令人互报姓名。值班调度员发布命令（包括对方复诵命令，）和接受命令的全过程，都应录音并做好记录。
1.4.8 停电拉闸操作必须按照断路器（开关）——负荷侧隔离开关（刀闸）——电源
侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，送电合闸操作应按上述相反的顺序进行。严防带负荷拉合刀闸。
1.4.9 开始操作前，应先在模拟图板上进行核对性模拟预演无误后，再进行设备操作。
操作前应核对设备名称、编号和位置。操作过程中应认真执行监护复诵制。发布操作命令和复诵命令都应严肃认真，声音宏亮清晰。必须按操作票填写的顺序严格操作。每操作完一项，应检查无误后划一勾作记号，全部操作完毕后进行复查。
1.4.10 操作必须有两人进行，其中一人对设备较为熟悉者作监护人。特别重要和复杂
的操作，由熟悉设备的值班员操作，值班负责人监护。
1.4.11 操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告。弄清
问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。
1.4.12 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时运行人员必须重新进行“四核对”工
作（即核对模拟图板，核对设备名称，核对设备编号，核对设备的实际位置及状态。），确信操作设备、操作步骤正确无误后方可进行操作。
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1.4.13 电气设备停电后，即使是事故停电，在未拉开有关隔离开关（刀闸）和做好安
全措施前，不得触接设备或进入遮栏，以防突然来电。
1.4.14 发生人员触电事故时，为了解救触电人，可以不经许可，即行断开有关设备的
电源，但事后必须立即报告上级。
1.4.15 下列各项操作可以不用操作票：
A. 事故处理；
B. 拉开断路器（开关）的单一操作；
C. 拉开接地刀闸或拆除全站仅有的一组接地线； D. 同时拉合几路开关的限电操作；
E. 为控制系统电压进行的投切电容器及调整变压器的有载调压分接头的操
作。
注：上述操作均应记入操作记录内。
1.4.16 倒闸操作的“六要”：
1、要有考试合格并经上级领导批准公布的操作人员的名单。
2、现场设备要有明显标志，包括命名、编号、铭牌、转动方向、切换位置的指示以及区别电气相色的漆色。
3、要有与现场设备标志和运行方式符合的一次系统模拟图，应有完善的“五防”装置。
4、要有确切的调度指令和合格的操作票。
5、要有现场运行规程、典型操作票和统一的、确切的调度操作术语。 6、要有合格的操作工具，安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置）。
1.4.17 倒闸操作的“八个步骤”：
1、操作人员按调度预先布置的操作任务正确填写操作票。 2、经审查并预演正确或经技术措施审查正确。 3、操作前明确操作目的，做好危险点控制。 4、调度正式发布操作指令及发令时间。
5、操作人员检查核对设备命名、编号和状态。
6、按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作，确信设备状态变化并勾票。 7、向调度汇报操作结束及时间。 8、做好记录，签销操作票。
1.5 正常运行方式
110KV系统：
1、1号主变供全部负荷，10KV 长山线191开关备用。
2、110KV 殷马线线路或1#主变停，10KV 长山线供保安负荷。 10KV系统：
1、1号主变由10KV 101开关接至10KVⅠ段母线；
2、10KV I 段与II 段1与10KV 100母联开关联络；
3、变电站内部两路电源1#主变101开关，保安电源长山线191开关严禁并列
运行。
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1.6 特殊运行方式:
1.6.1 787 开关检修或相应线路停电，均可用内桥—710开关代本段主变运行。
766 开关检修或相应线路停电，均可用内桥—710开关代本段主变运行。 注意事项：
1、停用110KV备自投；
2、787开关检修或预试，应将1号主变保护跳787开关压板取下，并将1号主变保护787开关差动流变二次压板短接。
3、766开关检修或预试，应将2号主变保护跳766开关压板取下，并将2号主变保护766开关差动流变二次压板短接。
1.6.2 710 开关停电检修，应停用110KV备自投，将分段—710开关差动流变压板拆
短，并取下1号、2号主变保护跳710开关压板。
1.6.3 1号（2号）主变停电检修时，10KVⅠ、Ⅱ段母线并列运行，所有负荷由2号（1
号）主变供电。 注意事项：1号主变停电，将7872闸刀拉开后，787、710开关仍可作为2号主变的备用电源。2号主变停电与之相同。
1.7 调度管辖范围的划分：
第一路电源性质：主供 线路名称：110KV 殷马线，认可容量：31500千伏安； 第二路电源性质：保安 线路名称：10KV 长山线，认可容量：3000千伏安；
1、本站实行南京市调度、中电集团职能部门两级调度管辖。 2、110KV殷马线787开关110KV I 段母线接1#主变由南京供电公司地调许可：
10KV 长山线1913进线闸刀，191开关由南京供电公司配调二班调度许可。
注：变电站内1#主变101开关，10KV 长山线191开关装有电气联锁装置。（即
同一时刻，两台开关仅能合上一台）
3.中电集团职能部门管辖范围:10KVⅠ.Ⅱ段母线及其连接的所有一,二次设备.
4.南京供电公司(含地调,配调二班)调度员,本公司职能部门专职人,值班负责人(正值)和值班人员名单应予以公布.
2 高压设备
2.1 主变压器：
2.1.1 本站1号主变为SZ11-31500/110二圈式油浸自冷有载调压变压器。2号主变为
SZ11-31500/110二圈式油浸自冷有载调压变压器。
2.1.2 主变压器的定期巡视检查要求：
2.1.2.1正常巡视检查项目：
1、变压器的响声正常。本体、套管的油面正常，气温骤变时应注意油面变化。 2、瓦斯继电器应充满油，变压器外壳清洁无渗漏，防爆管完整无裂纹。 3、套管清洁，无渗漏油，无破损和放电痕迹，引线夹头无发热、发红等异常情况。
4、变压器本体、冷却器、油枕、净油器无渗漏油，冷却系统的阀门应在开启位置。
5、检查呼吸器中的硅胶干燥剂，正常为蓝色。当硅胶受潮3/4变为粉红色时，
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通知有关部门更换。油盒中的油位变化应在油面线以上。
6、为防止变压器线圈过热，加速绝缘老化和油质劣化，必须严格监视变压器的上层油温在允许范围内。
7、有载调压变压器还应检查操作计数器动作应正常，并与动作次数记录一致。调压档位指示灯与机械指示器的档位相一致。 8、控制箱、端子箱等应密封、无受潮和进水现象。
9、瓦斯继电器及其管路各接头的密封应完好，无渗漏油现象。
2.1.2.2特殊巡视检查项目：
1、过负荷时，检查油温和油位是否正常，各引线接头是否良好。试温腊片有无熔化，冷却系统是否正常。
2、大风天气时，检查引线摆动情况以及变压器上是否搭挂有杂物。
3、雷雨天气时，检查套管是否放电闪络。避雷器放电计数器是否动作。 4、下雾天气时，检查套管有无放电及电晕现象，并应重点监视瓷质部分有无
异常。
5、下雪天气时，可根据积雪情况检查出发热部位并及时处理冰柱。 6、夜间应检查套管引线有无发热和异常放电。
7、天气气温骤变时，应检查变压器及其套管的油面有无异常变化。
8、变压器保护动作后，检查变压器本体、引线接头及有关设备有无异常。
2.1.2.3变压器有载调压开关的巡视检查项目：
1、电压指示应在规定的范围内。
2、就地与远方位置指示器应一致并正确反应档位。 3、小油枕油位正常，无渗漏油现象。
4、瓦斯继电器内无气体，通往油枕的阀门应打开。
2.1.3 主变压器允许过负荷运行的要求：
2.1.3.1正常过负荷，即以不牺牲变压器寿命的正常周期性负载，按下列曲线图规定的
时间执行。图中θa为环境温度，K1为过负荷前的长时间负荷倍数（负荷电流与额定电流之比。），K2为过负荷倍数，t为允许在K2过负荷状态下的小时数。例如环境温度为30℃时，查θa＝30℃曲线：当K1＝0.9时，K2＝1.1, t＝1.5，即正常负荷为90%额定电流时，过负荷至110%额定电流的允许运行时间为1.5小时。如果实际温度不是图中所示的温度，应选择比实际温度稍高的图来进行核定，例如环境温度为33℃时，查θa＝40℃曲线。
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2.1.3.2变压器正常过负荷时不同的环境温度下允许运行的时间曲线图：
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2.1.3.3 短时事故过负荷，即以牺牲变压器寿命的短期急救负载，应严格按照《电
力变压器的运行规程》4.2.9条“短期急救负载的运行”执行。短时事故过负荷运行时间不超过30分钟，其过载能力按下表执行。如果实际温度不是附表中所示的温度，应选择比实际温度稍高的值来进行核定。例如环境温度为32℃时，取θa＝40℃时的K2值。
2.1.3.4 主变事故过负荷时0.5n短期急救负载允许的负载系数K2取值表： 急救前的负载环 境 温 度（℃） 系数 K1 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 40℃ 30℃ 20℃ 10℃ 1.45 1.42 1.38 1.34 1.30 1.26 1.50 1.48 1.45 1.42 1.38 1.32 1.50 1.50 1.50 1.48 1.42 1.38 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.45 0℃ 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 —10℃ 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 —20℃ 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 —25℃ 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 2.1.4 主变非电量保护投入方式及要求：
2.1.4.1主变非电量保护接有压力释放、本体重瓦斯保护、本体轻瓦斯保护、有载
调压重瓦斯保护、有载调压轻瓦斯、油位、调压油位。
2.1.4.2主变本体重瓦斯保护、有载调压重瓦斯保护正常运行时投跳闸位置、动作
后跳开主变各侧开关。
2.1.4.3压力释放、本体轻瓦斯保护、调压轻瓦斯保护、油位、调压油位等其余非
电量保护均接信号位置。
2.1.4.4当变压器重瓦斯保护二次回路有工作或出现异常时，应考虑将主变重瓦斯
保护改接信号；当变压器有载调压重瓦斯保护二次回路有工作或出现异常时，应考虑将有载调压重瓦斯保护改接信号。
2.1.4.5 变压器运行中进行滤油、加油以及冷却器、呼吸器、潜油泵及其油路等检
修工作时应先将主变重瓦斯保护改接信号。此时变压器的差动等保护应接入跳闸位置。工作完毕，待变压器中空气排尽后，方可将重瓦斯保护重新投入跳闸位置。
2.1.4.6当主变油位计指示的油面有异常升高或油路系统有异常现象时，为查明原
因，需打开各个放气或放油塞子、阀门以及检查吸湿器或进行其他工作时，必须先将重瓦斯改接信号，然后才能开始工作，以防止瓦斯保护误动作跳闸。
2.1.5 主变压器的运行要求：
2.1.5.1主变压器运行时上层油温不应超过85℃，温升不超过55℃。当环境温度下
降时，最高上层油温也应相应下降。
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2.1.5.2 变压器的每一绕组负荷不得超过其额定值；两侧总损耗不得超过产生最大
损耗的一个负荷组合的额定总损耗。
2.1.5.3 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经
常使用，其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带负荷等确定。事故过负荷只允许在事故情况下使用。变压器存在较大缺陷（例如严重漏油、色谱分析异常等。）时不允许过负荷运行。
2.1.5.4 变压器运行时应严格监视变压器的负荷情况，当变压器过负荷时应立即向
调度汇报并按有关规定处理。
2.1.5.5全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行；变压器在低负荷期间，负荷系
数小于1时，则在高峰负荷期间变压器允许过负荷倍数和持续时间按年等值环境温度；在夏季根据变压器的典型负荷曲线，其最高负荷低于变压器的额定容量时，则每低于1%可允许在冬季过负荷1%，但以过负荷15%为限。上述两项过负荷可以相加，但总过负荷值对强油循环风冷变压器不应超过20%。
2.1.6 主变压器操作的一般要求：
2.1.6.1主变停电前应将所带负荷移出，严防调空主变。
2.1.6.2操作主变高压侧开关前应将主变中性点地刀合上，操作完可根据调度要求
将主变中性点地刀合上或拉开。
2.1.6.3主变停电操作必须按照由低压侧、高压侧的顺序依次操作，送电操作应按
上述相反的顺序进行。
2.1.6.4主变送电前应检查主变送电范围内接地线已全部拆除（接地刀闸已拉开）。 2.1.6.5主变送电后应检查主变二侧母线电压符合要求。
2.1.6.6由于两台主变并列运行。如果发生出线短路，形成很大的短路电流，将会
因10KV真空开关遮断容量的不足而造成事故。所以两台主变10KV侧的并列一定要得到调度的许可。
2.1.6.7两台变压器并列运行时应满足：绕组接线组别相同；电压比相等；阻抗电
压相等。两台变压器并列运行前应检查其抽头位置应在同一档位上。
2.1.6.8两台主变器并列运行时，当停用其中一台主变，应考虑另一台主变所带负
荷情况。防止造成过负荷运行，甚至因过负荷而跳闸。
2.1.6.9 110KV及以上变压器，处于热备用状态时（开关一经合闸变压器即可带电），
其中性点闸刀应合上。
2.1.7 主变的事故及其异常情况处理：
2.1.7.1运行人员在变压器运行中发现有任何不正常现象（如渗漏油、油位变化过
高或过低、音响不正常等），应设法尽快消除，并汇报调度、职能部门指定的专职人员。同时将异常情况记入运行日志和设备缺陷记录簿内。
2.1.7.2变压器的负荷超过允许的正常过负荷时，运行人员应立即汇报调度、职能
部门指定的专职人员，或按限负荷序位表进行限负荷。
2.1.7.3若发现异常现象非停运变压器不能消除，见有威胁整体安全的可能时，应
主动汇报调度停用变压器，查明原因。
2.1.7.4变压器有下列情况之一者应立即汇报调度申请停电检修：
1、变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；
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2、在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升； 3、储油柜或安全气道喷油；
4、严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度； 5、油色变化过甚，油面出现碳质等； 6、套管有严重的破损和放电现象。
2.1.7.5变压器油温的升高超过许可限度时，运行人员应判明原因，采取办法使其
降低，因此必须进行下列工作： 1、检查变压器的负荷和上层油温，并与在同一负荷条件下应有的油温核对；若发现油温较平时同一负荷条件下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明变压器通风良好，温度表指示正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁芯严重短路，绕组匝间短路等），而变压器保护未能动作，在这种情况下应立即将变压器停下检修。 2、检查温度表指示是否正常。
2.1.7.6当发现变压器的油面较当时的油温所对应的油位显著降低时，应立即通知
检修部门补加油。加油时应遵守本规程的有关规定。
2.1.7.7变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位高出油位指示
计时，则应通知检修部门放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。
2.1.7.8变压器瓦斯保护动作的处理：
1、当变压器本体轻瓦斯保护动作时，运行人员应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因侵入空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。当瓦斯继电器内部存在气体时，应立即汇报检修部门提取气样和油样作色谱分析。
2、若瓦斯继电器内的气体经检修部门色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。若轻瓦斯动作是因油中剩余空气逸出，而且信号动作间隔时间逐次缩短，应汇报有关领导将重瓦斯改接信号，同时立即通知检修部门查明原因加以消除。若气体是可燃的，经检修部门色谱分析后其含量超过正常值，通过常规试验综合判断，如说明变压器内部已有故障，必须将变压器停运，以便分析动作原因和进行检查、试验。
3、本体重瓦斯保护动作跳闸，瓦斯继电器内的气体经检修部门色谱分析判断为可燃性气体，则变压器未经检查及试验合格前不许再投入运行。
2.1.7.9变压器后备保护或非电量保护跳闸时，运行人员应迅速查明变压器跳闸的
原因，根据保护动作情况查明何种保护装置动作跳闸，在变压器跳闸时有何种外部现象（如外部短路、变压器过负荷等。）。如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障造成，而是由于外部短路或保护装置二次回路故障所造成，则在故障消除后变压器可重新投入运行；否则必须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因。若变压器有内部故障象征时，应进行内部检查。
2.1.7.10变压器差动保护动作跳闸处理：
1、查明主变各侧开关继电保护动作情况，做好记录，汇报当值调度员。 2、对变压器的差动保护范围内的设备做详细检查，有无短路、放电、断
线等异常现象，继电保护装置本身有无异常现象。
3、差动保护动作后经检查证实不是变压器的本体故障，则在故障消除后
将该保护投入运行。
4、差动保护跳闸后，若变压器的差动保护范围内均未查出故障，应对主
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变进行试验鉴定合格后经总工程师批准方可投运。
2.1.7.11变压器着火的处理：当变压器着火时，首先应断开变压器各侧电源，用干
燥的沙子和灭火器进行灭火。若油溢在变压器的顶盖而着火时，则应打开下部放油阀放油至适当的油位；若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。
2.1.7.12本体压力释放装置动作处理：
1、应立即汇报调度，查明是否同时伴有轻瓦斯或其他保护动作，若有则采集气体进行分析。
2、检查硅胶呼吸器是否畅通，有关阀门是否在打开位置。 3、检查壳体、附件、管路是否有变形、胀裂及漏油现象。
4、将检查结果汇报调度及有关领导。只有在查明原因并经处理后，经领
导同意方可恢复压力释放装置。
2.1.8 变压器调压开关的运行要求：
2.1.8.1 变压器有载调压开关的操作由运行人员依据调度部门确定的电压曲线按当
值调度员的命令进行，以确保本站母线电压在合格范围内。24小时之内变压器的有载调压开关的调节次数应小于20次（每调节一个分接头为一次。）。采用逆调压方式调压，尽可能把供电电压控制在合格范围内。
2.1.8.2 变压器有载调压开关应定期在切换开关中取油样作试验。若低于标准时应
换油或过滤。
2.1.8.3 变压器有载调压开关不论调压操作次数多少，当变压器有载调压开关运行
至6至7年后，都必须进行定期检修。
2.1.8.4 变压器的运行电压不应超过有载调压开关抽头额定电压值的105%。即变压
器抽头位置电压应适应高压侧母线电压。
2.1.9 变压器调压开关的操作方法：
2.1.9.1 运行人员进行调压操作后应该认真检查分接头的动作情况和电压、电流的
变化情况，并做好记录。有载调压装置每调一次档位应过一分钟才能继续第二次调压。
2.1.9.2 当变压器过负荷时，禁止进行调压操作。
2.1.9.3 两台有载调压变压器并列运行时允许变压器在120%额定负荷下进行调压，
不得在单台变压器连续调节两级，必须一台变压器调节一级完成后再调节另一台变压器。每调节一级后检查电流变化情况，是否过负荷。升压调节应先调整相对负荷电流较小的一台，再调节相对负荷电流较大的一台，降压时与此相反，调整完毕应再次检查两台变压器是否在同一级位置上，并注意负荷分配。由于两台主变并列运行，如果发生出线短路，形成很大的短路电流，将会因10KV真空开关遮断容量不足而造成事故。所以两台主变10KV侧的并列，一定要得到调度的许可。
2.1.10 变压器调压开关的事故及异常情况处理： 2.1.10.1 当变压器有载调压重瓦斯保护动作跳闸时，必须对有载调压分接开关及变
压器进行检查，在故障未查明和排除前，禁止将变压器投入运行。
2.1.10.2 变压器在调压过程中，如发现电流表指示严重抖动，应立即停止调压操作，
并做好记录，汇报调度及有关部门。
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2.1.10.3 当变压器有载调压远方操作失灵时，可在有载调压控制箱内就地进行调压
操作。当电动调压失灵时，可进行手动调压，但应断开有载调压装置控制电源。
2.1.10.4 当变压器有载调压远方操作过程中，发生滑档现象时，运行人员应立即按
下有载调压急停按钮，断开有载调压装置控制电源，必要时手动操作至相应档位，并汇报有关部门。
2.2 高压断路器 2.2.1 110KV开关
2.2.1.1 110KV开关配置情况
1、本站110KV开关均为3APIFG-145型SF6开关，开关使用弹簧操作机构。开关所需的能量储存于三相共用的一只合闸弹簧和一只分闸弹簧内。开关在合闸位置时，分闸弹簧和合闸弹簧均处于储能状态，此时开关可进行分→合→分操作程序。
2、机构箱内有总闭锁接触器K10、储能电机电源开关F1（交流220V）、加热器及防凝露开关F3（交流220V）。运行中开关F1、F3均应在合上位置，总闭锁接触器K10吸合。
3、开关设有SF6泄漏报警信号，SF6泄漏闭锁分、合闸信号，弹簧未储能信号、电机、加热回路故障信号。
4、殷马线计量PT 7878刀闸必须合闸后方可合787开关。
2.2.1.2 开关及其操作机构的巡视检查要求：
1、断路器的电气及机械指示应与实际位置相符；
2、各部线夹接触良好、无发热、发红和引线断股现象；
3、机构箱、端子箱、控制柜门平整，开启灵活、关闭严实； 4、断路器SF6气体压力表指示正常，无异常闭锁信号； 5、直流控制电源，储能电源应在合上位置； 6、断路器瓷件整洁完好、无放电、闪络痕迹； 7、弹簧操作机构弹簧储能完好。
2.2.1.3 开关的运行及操作规定：
1、正常运行时断路器SF6压力（20℃时）应保持0.64MPa，当SF6压力（20℃时）低于0.54MPa时发报警信号，低于0.51MPa时闭锁断路器操作回路。 2、正常运行时断路器弹簧储能电源及驱湿器电源均应合上。
3、断路器控制箱内装有远方（REMOTE）/就地（LOCAL）钥匙开关和就地分
合闸控制按钮。正常运行时应将开关置于远方控制，仅在事故处理或断路器检修时将选择开关置于就地控制，再通过就地分合闸按钮进行操作。
4、合上储能电动机电源闸刀时电机运转，弹簧储能后电机停止运转。 5、当合上开关的操作电源后，分合闸指示灯应亮。
6、合闸操作后，弹簧未储能光字牌应亮，弹簧储能完毕后熄灭。 7、当断路器SF6压力低于0.5MPa时断路器不允许操作。 8、断路器操作规定：
A、开关送电前应检查送电范围内接地线已全部拆除（接地刀闸应拉开）。 B、线路断路器停电操作必须按照断路器（开关）—负荷侧隔离开关（刀闸）—电源侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，送电合闸操作应
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按上述相反的顺序进行。严防带负荷拉合刀闸。
2.2.1.4 断路器允许故障跳闸次数及退出重合闸次数：
3APIFG断路器额定开断电流为40KA，根据允许最大开断次数和开断电流的相应关系，额定开断短路电流下允许开断即跳闸20次，一般短路电流按31.5KA计可开断短路次数为30次。允许重合闸次数比开断次数少一次。
2.2.1.5 断路器及其操作机构的事故及异常情况处理：
1、断路器正常运行中发生套管炸裂、冒烟冒火、引线熔断和合闸后内部有异常响声时应迅速向调度汇报，将该断路器隔离。 2、当断路器拒绝合闸时应进行下列检查：
A、直流故障如：操作熔丝熔断、断路器辅助接点接触不良，直流电压过高或过低，控制开关返回过早，继电器接点返回等；
B、机构故障如：断路器辅助接点调整不当，弹簧操作机构弹簧未储能，断路器传动机构松脱和卡住；
C、当断路器拒绝合闸保护未动作时，可将两侧刀闸拉开后空合断路器，检查原因；
D、当断路器拒绝合闸时是由于保护动作，说明线路存在故障，应将线路故障消除后再操作；
E、当断路器出现拒合时，应立即将操作电源瞬间拉合一下，防止合闸线圈长期通电而烧坏。
3、当断路器拒绝分闸时应进行下列检查：
A、操作电源跳闸，断路器辅助接点接触不良，直流电压过低； B、分闸机构松脱或卡死，辅助接点接触不良；
C、断路器发生拒分闸时，应将断路器操作电源瞬间拉合一下，防止
烧坏分闸线圈。
4、断路器跳闸后应检查：
A、检查指示仪表是否均无指示，确信断路器已分闸后方可将控制开关切至“分闸后”位置；
B、检查保护及自动装置动作情况；
C、检查断路器外部有无其它不正常现象（如瓷瓶有无破裂，机械及传动部分有无变形脱落等）SF6压力指示是否正常，有无泄漏； D、检查操作机构位置信号指示是否正确。
5、断路器跳闸后可根据下列原则来决定试合一次：
A、断路器跳闸次数在规定次数以内；
B、断路器经外部检查无异常现象，SF6气体压力正常；
C、断路器试合必须得到当值调度同意，试合前应停用重合闸，试合
不成不准再合，必须查明原因。
6、断路器故障跳闸后，若瓷瓶有裂痕、SF6泄漏、操作机构异常或其它
不正常现象，即使未达到规定次数，也应及时汇报有关领导，等候处理。
7、断路器一次分、合不成，可再操作一次（但应确定不是继电保护动作
而合不上），如仍然分、合不成应检查原因，并立即向调度汇报。 8、断路器允许故障跳闸次数按规定执行。
9、当断路器SF6压力降低至总闭锁时，不准手动操作，应切断断路器直
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2.2.2 10KV
2.2.2.1 2.2.2.2 2.2.2.3
流操作电源，并悬挂“禁止分闸”标示牌，同时向调度汇报。 10、当弹簧操作机构不能储能，“弹簧未储能”光字牌常亮，应检查储能
马达电源是否正常，必要时可手动储能，但此时必须切断储能电动机电源，防止突然来电；当手动储能完毕时，应立即将手柄取下，防止手柄转动伤人，并恢复电动机电源。
11、当弹簧储能过程中出现弹簧储能终止、合闸锁扣滑扣而空合时，将
使弹簧再次储能，甚至连续储能现象，（此时弹簧未储能光字牌熄灭后又亮，），应立即将电动机电源切断并查明原因。
12、断路器在合闸过程中如出现机构滑扣、断路器未能合上（分闸指示
灯熄灭后又亮，弹簧未储能灯亮，）时应立即停止合闸操作，并检查滑扣原因。
13、当断路器发出“SF6压力闭锁”、“控制回路断线”信号时，断路器位
置信 号灯熄灭。此时说明断路器已处于非自动状态，不能进行正常操作，要及时汇报处理。
开关柜 配置情况：
1、本站10KV系统均为KYN28A-12型手车式开关柜。
2、101、102、100开关采用VD4型真空开关、弹簧操作机构。 3、各出线均采用VD4型真空开关、弹簧操作机构。
断路器及其操作机构的巡视检查要求：
1、断路器的电气及机械指示应与实际位置相符； 2、断路器内部无异常响声；
3、断路器瓷件整洁完好，无放电、闪络痕迹；
4、断路器机械传动机构连接良好，无断裂、脱落现象； 5、断路器前后控制柜门应关闭严密； 6、真空断路器真空包无裂痕、破损； 7、弹簧操作机构弹簧储能完好。
断路器的运行操作规定：
1、正常运行时断路器弹簧储能电源及加热器电源均应合上；
2、现场开关柜上装有远方（REMOTE）/就地（LOCAL）控制开关和就地分
合闸控制按钮。正常运行时应将开关置于远方控制，仅在紧急操作或断路器检修时将选择开关置于就地控制，再通过就地分合闸按钮进行操作。
3、当合上断路器的操作电源后，分合闸指示灯亮。合闸操作后，弹簧未
储能光字牌应亮，弹簧储能完毕后电机停止运转，弹簧未储能光字牌熄灭。
4、断路器的操作规定：
A、断路器送电前应检查送电范围内接地线已全部拆除（线路接地刀
闸应拉开）。
B、断路器停电操作必须按照先拉断路器，再将断路器手车摇至“试
验”位置的顺序进行。送电操作与此相反。
C、断路器检修时，应将断路器马达电源断开，拔出开关航空插件，
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再将开关手车摇出开关柜。
D、线路断路器送电前，应检查保护确在正常投入状态，防止开关无
保护运行。
E、母线并列时（系指一台主变运行），停用分段断路器应考虑母线电
源情况，防止调空母线。
F、若需将10KV开关转为线路检修，操作人员到达现场后应先检查该线路的“三相带电显示器”指示完好，再将该开关的开关柜Qk切换至“就地”位置，然后再用Qk拉开该开关，并检查开关确已拉开（开关柜上合闸指示灯熄灭，分闸指示灯亮）后用钥匙打开该开关的门，将手车从“工作位置”拉至“试验位置”，检查该线路的“三相带电显示”，在三相指示灯均熄灭的状况下方可合上该线路接地闸刀。若该线路的“三相带电显示”发生故障，则应将该出线开关的手车开关柜拉出隔仓，在该出线的线路侧验明无电后，方可合上该线路的接地闸刀。
G、10KV开关检修，操作人员在将该开关转为冷备用后，拔下二次插
头并将该开关拉出隔仓，锁好仓门，此时该开关一、二次回路均与系统断开，开关呈检修状态。
H、10KV分段开关与分段闸刀车之间采用电磁闭锁防误装置，只有在
分段开关拉开时方可操作分段闸刀车；分段开关转为冷备用时，应将分段开关及分段闸刀车均拉至“试验位置”。
I、10KV出线接地闸刀与该线路带电显示器之间采用电磁闭锁防误装
置，只有在线路无电时，电磁锁打开时，方可操作该线路接地闸刀。
J、10KV电容器检修，应先将电容器开关转为冷备用，合上该电容器
放电闸刀，再操作电容器柜体接地闸刀。
2.2.2.4 断路器允许故障跳闸次数及退出重合闸次数： 1、101、102、100 允许故障跳闸次数为50次。
2、线路允许故障跳闸次数为100次，故障跳闸次数达到99次时应停用重
合闸。
2.3 高压隔离开关
2.3.1 隔离开关及其操作机构的配置情况：（配置OJ电动操作机构） 名称 厂名 型号 额定电压（KV） 额定电流（A） 126 1250 110KV隔离开关 南京电气集团 GW4-110
2.3.2 隔离开关的正常巡视检查：
2.3.2.1 隔离开关绝缘子及套管应清洁无裂纹，无放电闪络痕迹。
2.3.2.2 隔离开关应分合灵活，导电回路接触良好无发热现象，机构应可靠锁住。
锁具应完好不锈死，每季度加一次润滑油。
2.3.2.3 隔离开关各部导电桩头应固定连接良好，不松动不发热，导线无断股现象。 2.3.2.4 隔离开关装有防误闭锁装置，应按闭锁装置要求进行操作，不准擅自解锁，
并保持装置良好。辅助触点位置正确，接触良好，安装牢固，动作正确。
2.3.2.5 隔离开关的操作机构箱应关闭严密，封堵良好。
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2.3.3 正常运行方式下的隔离开关操作要求：
2.3.3.1 线路停电时，必须拉开断路器，再拉开负荷侧隔离开关，最后再拉开电源
侧隔离开关的顺序。送电操作与之相反。
2.3.3.2 操作隔离开关前应检查断路器确在断开位置方可进行，拉合必须迅速稳妥，
终了时不能冲击过猛。因机构卡涩或接触过紧或瓷柱有裂纹而不能拉合时不能强行操作，应汇报当值调度员及本单位有关领导。
2.3.3.3 正常情况下隔离刀闸可以进行下列操作： 1、拉合无故障的电压互感器； 2、拉合无雷击时的避雷器；
3、在没有接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸或消弧线圈； 4、拉合空载母线和电容电流不超过5A的空载线路； 5、拉合空载电流不超过2A的空载变压器。
2.3.4 隔离开关操作机构的正常操作要求：
2.3.4.1 隔离开关操作机构电动机电源在正常时应保持拉开，操作隔离开关时合上。 2.3.4.2 手动隔离开关操作机构把手的销子操作后应销好，防止脱落。 2.3.4.3 正常运行时刀闸机构箱内切换开关共有三个位置：“远方”、“就地”、“手摇”，
采用后台或端子箱操作方式时切换开关置“远方”位置；采用就地闸刀箱操作时置“就地”位置；电动不成，需手摇操作时置“手摇”位置。然后方可拉开手摇闭锁插片，再进行手摇操作。
2.3.4.4 110KV闸刀一般采用电动操作，不得采用手摇操作。电动不来，必须使用
手摇操作时，按解锁有关规定执行后方可手摇（手摇等同于解锁）。
2.3.5 隔离开关异常情况及事故处理：
2.3.5.1 隔离开关发生下列情况时应立即汇报当值调度员及有关领导，听候处理： 1、隔离开关瓷瓶破裂、放电或闪络； 2、各部导电回路接头严重发红、发热等； 3、刀闸电动机构操作失灵；
4、支柱瓷瓶胶合部因质量不良和自然老化造成瓷瓶掉盖； 5、因严重污秽或过电压，产生闪络、放电、击穿接地。 2.3.5.2 隔离开关拉不开或合不上的处理：
1、手动操作机构隔离开关拉不开或合不上时，不能强行操作，首先检查是
否跑错间隔，并检查瓷瓶及操作机构有无异常，防止瓷瓶破裂；
2、电动操作机构隔离开关拉不开或合不上时，应立即停止操作，检查隔离
开关操作电源、防误闭锁装置及电气操作回路是否完好；
3、因隔离开关本身传动机构故障不能操作时，应向当值调度员汇报，并做
好倒负荷及停电处理的准备。
2.3.5.3 隔离开关合不到位时可以拉开后重新再合一次。对于电动操作的隔离开关
应检查机械传动装置是否到位，如不到位应手动操作将隔离开关合到位。若机械传动装置已到位，应汇报调度，并通知检修部门处理。
2.3.5.4 运行中隔离开关刀口过热，触头熔化粘连时的处理：
主动向当值调度申请倒负荷后停电处理，如不能倒负荷则应设法减负荷，
并加强监视。
2.3.5.5 当误拉隔离开关并已完全拉开时不准再合上。若触头刚分开即发现误拉，
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应迅速再合上。当误合隔离开关时，在任何情况下都不得将误合隔离开关再拉开。
2.4 电流互感器和电压互感器 2.4.1 互感器的巡视检查要求：
2.4.1.1 互感器的瓷质部分应清洁无破损，无放电现象。 2.4.1.2 检查油位、油色应正常，无渗漏油。
2.4.1.3 引线接头应接触良好，无发红发热现象。
2.4.1.4 互感器应无焦臭味，内部无放电声及电磁震动声。
2.4.1.5 电压互感器一、二次熔丝，仪表指示正常，接线紧固，接地良好，二次不
短路。
2.4.1.6 电流互感器一、二次接线紧固，接地良好，二次回路不开路。
2.4.2 互感器的操作要求及操作注意事项：
2.4.2.1 电压互感器的操作要求及注意事项：
1、停用电压互感器应先断开电压互感器二次电源，再断开电压互感器一次
侧电源；
2、在电压互感器的二次回路上工作应注意不得造成二次短路；
3、停用10KV电压互感器或断电压二次开关及熔丝时应考虑主变保护复压
电压闭锁；
4、停用110KV电压互感器或断开电压二次开关时应考虑主变保护复压电压
闭锁；
5、停用专用计量电压互感器须考虑电能表的计量问题。 2.4.2.2 电流互感器操作要求及注意事项：
1、在电流互感器的二次回路上操作应注意不得造成二次开路；
2、差动保护电流互感器的二次回路上有操作或工作时，应考虑退出差动保
护；
3、电流互感器的二次回路上有工作时，应考虑电能表的计量问题； 4、电流互感器进行电流试验时，应将该电流互感器的二次短路并接地。
2.4.3 电压互感器的二次并列、解列操作要求：
2.4.3.1 母线电压互感器二次回路需并列时， 必须在桥开关运行状态下方可操作。
操作后应检查电压二次回路并列情况良好。
2.4.3.2 当一组母线电压互感器二次回路发生故障时，在故障未消除前不得将电压
互感器二次并列。
2.4.3.3 母线电压互感器二次回路解列后，应立即检查恢复送电的电压互感器所供
的二次电压正常。
2.4.4 母线运行中停用电压互感器（电压互感器二次不能并列时）对有关保护的
调整要求：
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2.4.4.1 母线运行中停用一组电压互感器时，应先将电压互感器二次并列： 1、母线电压互感器二次并列必须确保联络断路器在运行状态下方可进行并
列操作；
2、母线电压互感器二次并列后，对于继电保护、自动装置及表计的电压回
路仍按两组压变运行时的方式，不需要进行其它操作。
2.4.4.2 母线运行中停用电压互感器时，电压互感器二次回路故障不能并列，对有
关保护应做如下调整：
1、110KV停用备自投；
2、主变保护中某一侧电压互感器停用，应将另外一侧复合电压闭锁过流
用本侧电压闭锁压板退出；
3、低频保护。
2.4.5 电压互感器的事故及异常处理：
2.4.5.1 电压互感器在运行中出现下列情况之一时，应立即停用： 1、电压互感器高压熔丝连续熔断2至3次；
2、电压互感器内部有异常响声，温度异常升高，引线与外壳之间有放电现
象；
3、电压互感器严重漏油或流绝缘胶现象。 2.4.5.2 电压互感器熔丝熔断后的现象及处理：
1、电压互感器高压熔丝熔断，熔断相电压降低或接近于零，其它相不变或
稍有降低。有功、无功表指示降低，电能表走慢，“母线接地”及“电压回路断线”光字牌亮。处理时汇报调度，停用有关保护，停用电压互感器更换熔丝；若连续熔断，应汇报有关部门等候处理。
2、电压互感器低压熔丝断线时，所接母线的电压表、有功、无功表为零或
偏低，低电压继电器动作，频率监视灯熄灭，发电压回路断线信号。处理时应汇报调度，将有关电压、低周等保护退出，检查及更换同容量熔丝；若熔丝未断，则检查电压回路有无断线、接头有无松动、切换回路接触情况。进行上述检查时应做好安全措施，保证人身安全，防止保护误动。
2.4.5.3 110KV电压互感器故障，不得用近控的方法操作该电压互感器的高压闸刀。 2.4.5.4 该电压互感器高压闸刀可以远控操作时，可用高压闸刀进行隔离。无法采
用高压闸刀进行隔离时，可用开关切断该电压互感器所在母线的电源，然后再隔离故障的电压互感器。
2.4.6 电流互感器的事故及异常处理。
2.4.6.1 电流互感器发生下列情况之一时应立即停用：
1、电流互感器内部发生异常响声、过热，并有冒烟及焦味； 2、电流互感器严重漏油，瓷质损坏或有放电现象； 3、电流互感器喷油燃烧或流胶；
4、电流互感器金属膨胀器的伸张明显超过环境温度时的规定值。 2.4.6.2 电流互感器二次开路时的处理：
1、电流互感器二次开路时电流表无指示，功率表、电能表值降低，电流互
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感器有异常响声；
2、首先解除可能误动的保护，若能停电处理尽量停电处理，暂不能停电应
尽量减少电流互感器一次负荷电流。要穿戴安全保护用具，可在就近试验端子上短接二次，然后再处理开路点。
3、若电流表失去指示又未发现不正常现象时应汇报有关部门听候处理。
2.4.7 压变并列
1、 110KV压变并列：
Ａ、自动并列：并列切换开关切至“允许并列”位置，内桥７１０开
关运行状态７87（７6６）开关分闸位置，压变自动并列；
Ｂ、禁止并列：并列开关切换至“禁止并列”位置，压变二次不并列； Ｃ、远方并列：并列开关切换至“远方并列”位置，通过远程解并列
（并列时必须满足A条件）。
注：正常运行放“允许并列”位置。 2、 10KV压变并列条件：
A、自动并列：并列切换开关切至“允许并列”位置，分段1000闸刀车
100开关在运行位置，压变自动并列；
B、禁止并列：并列开关切换至“禁止并列”位置，压变二次不并列； C、远方并列：并列开关切换至“远方并列”位置，通过远程解并列（并
列时必须满足Ａ条件）。
注：正常运行时Ⅰ段、Ⅱ段母线电压并列置“允许并列”位置。 3、 10KV任一压变单一停役时（非故障原因），并列切换开关切至“允许
并列”（此时一次远方必须满足A条件）；调整时先使用电压并列，再停压变，否则应先将相应的低周装置、电容器电压保护（压板）停用，待压变二次并列后再启用。
2.5 电力电容器
2.5.1 电力电容器的一般运行规定：
2.5.1.1 电容器在额定电流下运行，最高不应超过额定电流的1.3倍。
2.5.1.2 电容器应在额定电压下运行，一般不超过额定值的1.05倍，但允许在额定
电压的1.1倍以下运行四小时。如电容器使用电压超过母线额定电压的1.1倍时应将电容器停用。
2.5.1.3 正常运行时，电容器周围环境温度不应超过40℃,电容器外壳温度不得超
过55℃。
2.5.1.4 电容器在运行时，三相不平衡电流不宜超过额定电流的5%。 2.5.1.5 系统发生单相接地时，不准带电检查该系统上的电容器。
2.5.1.6 当电容器的开关投切次数达到200次时，运行人员应填报缺陷，及时通知
检修部门检查试验。
2.5.2 电容器正常巡视、监视要求：
2.5.2.1 检查电容器应在额定电压和额定电流下运行，三相电流应平衡。 2.5.2.2 电容器、放电压变套管及本体无渗漏油现象，油标管油位正常。
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2.5.2.3 电容器及放电压变、电抗器运行无异常响声。
2.5.2.4 电容器及放电压变、电抗器、避雷器套管及支持瓷瓶应无裂纹，无放电痕
迹。
2.5.2.5 与电容器的所有电气连接应紧固可靠，无松动发热现象。试温蜡片无融化
脱落。
2.5.2.6 电容器外壳接地良好。
2.5.2.7 电容器室通风设施良好，环境温度不超过40℃。电容器外壳温度不超过
55℃。
2.5.3 电容器的操作要求及注意事项。
2.5.3.1 正常运行情况下电容器的投切由运行人员根据系统电压高低及力率情况按
调度部门确定的电压曲线范围自行投切，或根据当值调度命令投切。
2.5.3.2 利用电容器及主变有载调压调整母线电压时，当母线电压偏低应先投电容
器，若仍不满足电压要求，再通过主变有载调压进行调整。当母线电压偏高应先停电容器，如仍不满足要求，再通过主变有载调压进行调整。
2.5.3.3 在环境温度过高或电流超过允许值时应停用电容器。
2.5.3.4 电容器开关分闸后，一般应间隔5分钟才能再次进行合闸操作，防止合闸
瞬间电源电压极性正好和电容器上残留的电荷极性相反，损坏电容器。
2.5.3.5 电容器开关合闸操作时，若由于开关机构问题，开关未合上，不可连续进
行合闸操作。
2.5.3.6 电容器停用检修时，应经充分放电后才能验电、合接地刀闸。其放电时间
不得少于5分钟。
2.5.3.7 接有电容器的母线突然失电，同时电容器失压保护未动作或电容器开关未
跳开时，运行人员应立即拉开电容器开关。
2.5.3.8 空母线恢复送电时应先合上各线路开关，再根据母线电压及系统力率情况，
决定是否投入电容器。
2.5.3.9 为防止过电压和当空载变压器投入时，可能与电容器发生铁磁谐振产生的
过电压，在主变压器投入运行后，再投入电容器，在主变压器停止运行前，先停用电容器。
2.5.4 电容器及放电压变、电抗器的事故及异常情况处理。 2.5.4.1 电容器及放电压变、电抗器遇有下列情况之一时应立即将电容器退出运行： 1、接头处严重发红、发热。
2、电容器放电压变、电抗器、避雷器套管及支持瓷瓶破裂、闪络放电。 3、电容器放电压变、电抗器响声异常。
4、电容器外壳温度超过55℃或环境温度超过40℃。 5、电容器起火。
2.5.4.2 电容器开关跳闸后，不允许强行试送，应进行下列检查处理： 1、检查保护动作情况、分析判断故障原因。
2、检查电容器及放电压变、电抗器等一次设备有无异常。如电容器压力释
放阀喷油，套管炸裂或有放电痕迹等。
3、检查电容器开关、电力电缆、隔离开关等设备，进行详细检查。
4、如经上述检查无异常，电容器开关跳闸是由于外部故障造成母线电压波
动而引起的，经15分钟后允许进行试合闸。
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2.5.4.3 电容器运行过程中发生内部故障跳闸后，需将电容器退出，汇报有关部门
进行检查处理。
2.6 防雷设备
2.6.1 防雷设备正常巡视检查项目：
2.6.1.1 避雷针不应倾斜，无搭挂物，刮风时无剧烈摇摆现象。有关构架、接地引
下线等无锈蚀断裂等现象。
2.6.1.2 避雷器瓷套清洁、无损坏、无闪络痕迹。
2.6.1.3 避雷器导线、接地引下线应有足够的截面积，导线不应过紧过松，接触良
好，不锈蚀，无烧伤痕迹。
2.6.1.4 避雷器基础和瓷套、瓷垫应完整无损。均压环无损伤，环面应保持在水平
位置。
2.6.1.5 雷电流放电计数器应安装正确，无受潮现象，从计数器到避雷器的接地引
线不应接地，防止分流影响计数。
2.6.1.6 雷雨后，应对避雷器及接地装置作详细检查并抄录避雷器动作次数。雷雨
时，遇特殊需要巡视高压设备时，严禁接近避雷器和避雷针，以防止雷电流产生跨步电压和缺陷的避雷器在雷雨天气可能发生的爆炸对人体造成伤害。
2.6.2 防雷设备正常巡视检查要求：
2.6.2.1 避雷器泄漏电流表每天抄录一次，数值应符合规定要求。
2.6.2.2 全站总接地网接地电阻应在每年二季度前按规定进行测量，电阻值≤0.5
Ω,独立避雷针接地电阻不应大于10Ω。
2.6.3 防雷设备的异常及事故处理：
2.6.3.1 避雷器爆炸尚未造成接地时，在雷雨过后拉开相应隔离开关，将避雷器停
用更换。
2.6.3.2 避雷器瓷套有裂纹或爆炸已造成接地，必须停电更换。禁止用隔离开关操
作故障的避雷器。
2.6.3.3 避雷器发生下列异常情况之一时应及时汇报有关部门尽快处理： 1、避雷器的上、下引线接头松脱或折断； 2、避雷器瓷套管破裂放电；
3、避雷器内部有异常响声或放电声； 4、110KV避雷器的绝缘底部瓷质裂纹；
5、避雷器放电后，连接引线严重烧伤或断裂，或雷电流放电计数器损坏； 6、避雷器、避雷针接地不良，阻值过大。全站总接地网接地电阻超过规定
值；
7、避雷器三相泄漏电流比较，差值超过平均值20%或与安装时的泄漏电流
值相比，超过原来数值20%。
3 继电保护及自动装置
3.1 主变压器保护
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3.1.1 主变保护为南瑞公司生产的DSA型主变压器保护检测装置。 3.1.2 主变保护的配置 （1）、主变保护采用的DSA3322C型变压器差动保护装置，该装置包括差动
速断保护、二次谐波制动的比率差动保护、CT断线判断及低压侧过流保护（低压侧过流保护停用）。
（2）、110KV侧后备保护为DSA3326C型变压器的后备保护装置，该装置包
括三段式复合电压闭锁过流保护、零序解列保护（间隙零序过流保护、零序过流保护）、过负荷闭锁有载调压、过负荷发信号。本站采用二段式复合电压闭锁过流保护、过负荷闭锁有载调压，过负荷发信号。保护出口采用的是跳闸矩阵方式、可灵活调整。过流Ⅰ、Ⅱ段跳主变各侧开关、复压元件、过流Ⅲ段停用。
（3）、开关量保护为RDSA3243C型变压器非电量保护装置，包括变压器本
体重瓦斯保护（0秒跳主变各侧开关）、有载重瓦斯保护（跳主变各侧开关）、本体轻瓦斯保护及压力释放阀动作（仅发信号）、主变过温发信号。
（4）、主变10KV侧后备保护均为DSA3326C型变压器后备保护装置，本站
采用复合电压闭锁，过流Ⅰ段、Ⅱ段，动作于本侧开关。
3.1.3 主变保护运行注意事项： （1）、主变差动、瓦斯保护动作后，应待有关领导到达现场确认后方可复归
信号。
（2）、正常时各装置上仅运行指示灯亮，报警及跳闸指示灯为熄灭状态。 （3）、各保护定值、控制及压板应符合调度要求。 （4）、保护的停、启用应以调度的命令为依据。 （5）、有载遥控压板、中性点闸刀遥控压板均应放上。
3.1.4 1号主变保护所具有的压板 功能压板：
1、升降档遥控投/退压板 2、急停遥控投/退压板
3、高压侧开关遥控投/退压板 4、低压侧开关遥控投/退压板 5、中性点地刀遥控投/退压板 6、主变高压侧刀闸遥控投/退压板 7、110KV母线PT隔离开关遥控压板 8、110KV进线PT隔离开关遥控压板 9、110KV进线主变侧隔离开关遥控压板 10、110KV进线线路侧隔离开关遥控压板 11、主变压力释放跳闸投/退压板
跳闸压板：
1、差动保护跳1＃殷马线 787开关压板 2、差动保护跳1号主变101开关压板 3、差动保护跳110KV 710桥开关压板 4、主变高后备跳1＃殷马线 787开关压板
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5、主变高后备跳1号主变101开关压板 6、主变高后备跳110KV 710桥开关压板 7、主变高后备闭锁10KV备自投压板 8、主变低后备跳10KV 101开关压板
9、主变低后备跳10KV 100母线开关压板 10、主变低后备闭锁10KV备自投压板 11、主变本体重瓦斯跳闸压板
12、主变有载调压重瓦斯跳闸压板 13、主变非电量跳高压侧787开关压板 14、主变非电量跳低压侧101开关压板 15、主变非电量跳110KV 710桥开关压板
3.2 线路保护
3.2.1 所有10KV出线均采用DSA3119C型微机保护装置，该装置保护方面的功能有： （1）、三段式过流保护； （2）、加速段过流（Ⅱ段加速）； （3）、过负荷（发信号）； （4）、独立的操作回路，通过断路器柜上远方（就地）分、合切换断路器实
行对断路器操作。
3.2.2 10KV出线具有的压板： （1）、保护跳闸压板； （2）、保护合闸压板； （3）、开关检修位压板（正常状态取下）； （4）、低压投入压板； （不投） （5）、低频投入压板； （不投） （6）、闭锁重合闸压板。（不投）
3.2.3 本站10KV电容器采用DSA3131C型微机保护装置，该装置保护方面的功能有： （1）、二段式过流保护； （2）、过电压保护1.1倍； （3）、不平衡电压保护； （4）、独立的操作回路，通过断路器的柜上远方（就地）分、合切换断路器
实行对断路器的操作。
3.2.4 10KV电容器保护具有的压板： （1）、保护跳闸压板； （2）、保护合闸压板； （3）、开关检修位压板（正常取下）。
3.3 110KV备自投装置：
3.3.1 本站110KV备自投采用DSA3363C型微机备自投装置，保护方面的主要功能
有：
（1）、两种方式的进线自投功能；
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（2）、两种方式的桥开关自投功能。
3.3.2 线路备投（方式1）： （1）、787、710开关运行、766
开关备用，当766无压、无流、10KVⅠ、Ⅱ段母线无压时，则787开关跳闸，766开关合闸，且只允许动作一次；
（2）、787开关偷跳，10KVⅠ、
Ⅱ段母线无压，则备自投动作，若10KV任一母线有压则闭锁备自投。
3.3.3 线路备投（方式2）： （1）、766、710开关运行，787
开关备用，当766无压、无流，10KVⅠ、Ⅱ段母线无压时，则766开关跳闸，787开关合闸，且只允许动作一次；
（2）、766开关偷跳，10KVⅠ、Ⅱ段母线无压，则备自投动作，若10KV任一
母线有压则闭锁备自投。
3.3.4 桥开关自投（方式3、方式4）： （1）、787（766）均在运行，710开关备用，当787（766）开关无压、无流，
10KVⅠ段（Ⅱ段）母线无压，则787（766）开关跳闸 710开关合闸；
（2）、787（766）开关偷跳，10KVⅠ段（Ⅱ段）母线无压，则备自投动作，
若10KVⅠ段（Ⅱ段）母线有压，将闭锁备自投。
3.3.5 110KV备自投所具备的压板： （1）、110KV备自投跳殷马线787开关压板 （2）、110KV备自投合殷长线766开关压板
（3）、110KV备自投合110KV桥710开关压板
3.3.6 110KV备自投运行注意事项： （1）、当备自投装置发生任何闭锁信号后都应立即进行复归，否则备自投装
置不能正确动作；
（2）、当备自投装置动作后应到现场对开关把手进行复位，否则备自投不能
再次动作。
4 防误闭锁装置
4.1 防误装置的运行与管理规定 4.1.1 防误装置的维护与管理：
1、室外刀闸锁和临时接地锁平时应将防雨罩罩上，防止雨水进入； 2、每季度应对室外刀闸锁和临时接地锁加油一次；
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3、防误锁出现故障时不得私自拆卸；
4、解锁钥匙应加封管理，履行许可手续； 5、解锁钥匙正常操作严禁使用，因开关防误系统失灵等确须解锁时必须按解锁规定进行。 4.1.2 操作人员应熟悉防误系统的原理，通晓其使用方法，严格按本规程规定执
行。
4.1.3 闭锁装置解锁批准人由本单位书面公布。
4.1.4 防误系统在投入运行后无特殊情况不得退出；防误装置长期退出运行（超
过一个月）必须提交书面报告，说明原因并经本单位职能部门负责人同意。
4.2 防误装置的解锁操作 4.2.1 总则
1、操作解锁钥匙由变电站集中管理，不得私藏使用。
2、设备检修修试、调试需解锁时由检修工作负责人向值班负责人（正值）
申请，其解锁钥匙必须始终由值班员掌握，并履行解锁监护制，不得将钥匙交给检修人员自行解锁。解锁结束后，钥匙立即收回。
3、运行设备需解锁，必须填写操作解锁申请记录，并履行必要的申请手
续。
4.2.2 使用紧急解锁的规定：
1、紧急解锁钥匙箱应定点放置，解锁钥匙不得私藏使用，箱内紧急解锁
钥匙类型、数量应与紧急解锁钥匙清单记录相符。
2、因“五防”系统软件或硬件在操作过程发生异常或故障、闸刀控制操作电源或回路故障无法排除需解锁操作时，应严格执行“四核对”即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备实际位置及状态，在确信操作无误后，得到批准，方可操作，并由现场负责人根据情况增派监护。
3、在发生严重威胁人身安全、危及设备安全的情况下，需进行紧急解锁操作时，应严格执行“四核对”，可先操作，然后再向领导汇报解锁情况。
4.3 防误闭锁逻辑：
4.3.1 110KV线路接地闸刀
7873分+线路无电压
4.3.2 787开关与7873间接地闸刀 7871分+7873分
4.3.3 787开关与7871间接地闸刀 7871分+7873分 4.3.4 7873闸刀
787开关分+7871闸刀分+787开关与7873间接地闸刀分+787开关与7871
间接地闸刀分+110KV线路接地闸刀分
4.3.5 7871闸刀
787开关分+7873闸刀合+787开关与7873间接地闸刀分+787开关与7871
间接地闸刀分+7011母线侧接地闸刀分
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4.3.6 7011闸刀
787开关分+7011闸刀与主变间接地闸刀分+7011母线侧接地闸刀分 4.3.7 7011闸刀与1号主变间接地闸刀 7011分+101开关分 4.3.8 10KV采用柜内自带闭锁 4.3.9 电容器放电闸刀
电容器开关分+电容器开关车试验位置
4.3.10 101后仓带电磁闭锁，后仓有电时，后仓门闭锁无法打开挂接地线 4.3.11 分段闸刀后仓带电磁闭锁，后仓有电时，后仓门闭锁无法打开挂接地线 4.3.12 本站开关闭锁装置如下：
4.3.12.1 110KV殷马线787开关与进线计量PT7878刀闸联锁。
4.3.12.2 10KV长山线保安电源191开关与10KV长山线保安电源1913刀闸联锁。 4.3.12.3 10KV长山线保安电源191开关与1#主变10KV侧101开关联锁。 4.3.12.4 10KV母联100开关与10KV母联隔离1000刀闸联锁。
4.3.12.5 10KV母联100开关与10KV1#变101开关，2#变102开关联锁。 4.3.12.6 电容柜出线开关与本柜电容装置联锁。 4.3.12.7 中值电阻箱与接地变压器开关柜闭锁。
5 所用电
5.1 所用变的正常运行方式：
5.1.1 1#所用变选用中电生产的DKDC-10。5KV、200/80KVA干式接地变压器（接地
变、所用变兼用），该变压器接于1段10KV母线。2#所用变80KVA，连接在10KV长山线保安电源上。当某台所用变失电后，通过自动切换装置供交流所用屏负载。
5.1.2 所用电屏负载开关的位置： 1号所用屏：
1、至直流充电装置；
2、至一层插座电源箱；
3、至1号主变检修电源箱； 4、至一层照明配电箱； 5、至一层照明配电箱；
6、至110KV变一侧端子箱电源； 7、至1#中性点刀闸；
8、至10KV开关室空调（1）； 9、至10KV开关室空调（2）； 10、至10KV开关柜加热电源； 11、至10KV开关柜闭锁电源； 12、至10KV开关柜储能电源； 13、至10KV中值电阻箱； 14、至保护监控屏顶电源。
2号所用屏：
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1、至直流充电装置；
2、至10KV配电装置检修电源箱； 3、至2号主变检修电源箱； 4、至110KV 1#PT端子箱电源； 5、至二次设备空调电源： 6、至二次设备空调电源； 7、至监控主台机；
8、至10KV开关加热电源； 9、至10KV开关闭锁电源； 10、至10KV开关储能电源；
11、至10KV配电装置加热电源； 12、至通信屏。
5.2 所用电的投退操作：
5.2.1 所用变的停电操作必须遵循先停低压侧，后停高压侧的顺序。送电时与此相
反。
5.2.2 当一台所用变停电时，需停用该所用变低压侧开关，然后检查所电自切装置
是否正确动作，并检查各负载运行正常。
5.2.3 所用变的停电操作步骤：
1、拉开所用电屏上低压侧开关。
2、检查所用电自切装置动作正常（若是备供所变停役则自切装置不动作）。 3、拉开所用变高压侧刀闸。 5.2.4 所用变的送电操作步骤： 1、合上所用变高压侧刀闸。
2、合上所用电屏上低压侧开关。
3、检查所用电屏电压指示正常后将所用变低压侧负载进行调整，检查负载
运行正常。
4、若是主供电源恢复则所电自切装置正常动作切换至主供电源，若是备供
电源恢复则所电自切装置不动作。
5.2.5 正常运行时所用电自切装置切置1号所变“主供”全所用电。2号所用变
“备供”位置，KK置“自动”位置。
5.3 所用电失电后的处理
5.3.1 某台所用变失电后的处理：
5.3.1.1 检查所用变低压侧开关跳闸原因，如果是由于某台所变高压侧电源失电，
造成所用变低压侧开关跳闸，应检查所电自切装置动作正常，然后拉开该台所用变所供的所用电屏上低压进线刀闸。
5.3.1.2 如果所用变高压侧电源正常，而某台所用变低压侧开关跳闸，应检查跳闸
所用变所供的低压母线和低压负载有无异常现象，处理步骤如下：
1、如跳闸所用变所供的低压母线和低压负载无异常现象，运行人员应先断
开低压负载，将跳闸的所用变低压侧开关试送一次，检查各负载运行正
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常。
2、如跳闸所用变所供的低压母线和低压负载无异常现象，跳闸所用变低压
侧开关试送合不上去，应拉开所用电屏低压进线刀闸，检查所电自切装置动作正常，汇报检修部门处理。
3、如跳闸所用变所供的低压母线有异常现象应立即汇报有关部门处理。 5.3.1.3 因所用变高压侧熔丝熔断引起所用变失电或电压不正常时，运行人员应检
查该所用变及其送电范围内有无异常，如无异常可将该所用变停电后并做好安全措施，立即更换相同型号、规格的熔丝，正常后可恢复供电。如再次熔断，应查明原因并汇报有关部门。
5.3.2 全所所用电失电后的处理：
5.3.2.1 由于所用电低压回路故障引起，运行人员应先断开低压负载，将任一所用
变低压侧开关试送一次，送电正常可以依次将低压负载送电。如送电过程中再次引起所用变低压侧开关跳闸，此时将引起所用变低压侧开关跳闸的负载开关拉开后，再次将低压侧开关和负载恢复送电。
5.3.2.2 由于两台所用变高压侧熔丝熔断造成全所所用电失电，运行人员应检查所
用变及其送电范围内有无异常，如无异常可将所用变停电后并做好安全措施，立即更换相同型号、规格的熔丝，正常后可恢复供电。如再次熔断，应立即汇报调度及有关检修部门。
5.3.2.3 由于系统原因造成两台所用变高压侧电源同时失电，应立即向调度汇报，
尽快恢复所用变电源。同时应严密监视直流系统的供电情况，并切除不重要的直流负载。
6 直流系统
6.1 直流系统配电
6.1.1 直流系统的正常巡视与监视要求：
6.1.1.1 每天应按规定对直流系统进行巡视检查。
6.1.1.2 直流屏上表计、指示灯、开关位置应符合运行要求。
6.1.1.3 装置各元件正常，无过热、烟熏及异常气味，内部无放电异声。 6.1.1.4 监控装置运行正常，各数据符合规定，无异常信号。 6.1.1.5 电源模块及调压装置运行正常，指示灯绿灯亮。 6.1.1.6 闪光信号装置试验正常。
6.1.2 直流屏上开关的设置： 切换开关的设置：
1、双路进线切换装置的切换开关、置工作。 2、蓄电池开关、置合位。 3、降压硅开关、置自动位置。 负荷开关的设置：
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1、至测控屏屏顶电源（1）。 2、至测控屏屏顶电源（2）。
3、至10KV 106开关柜柜顶电源。 4、至10KV 205开关柜柜顶电源。 5、至站内直流箱。
6.1.3 直流系统的正常配电方式：
6.1.3.1 本站直流系统是由一个独立的直流系统和一组蓄电池组成。交流进线分别
由交流自动切换装置供至高频充电模块。
6.1.3.2 正常运行时，直流系统的交流进线转换开关分别运行在Ⅰ路；Ⅱ路备用，
通过电源切换箱能实现自动切换。
6.1.3.3 正常运行时直流负荷由高频斩波稳压电源提供，降压硅链作为自动旁路备
用。
6.1.4 事故照明的巡视检查及定期切换试验要求：
6.1.4.1 每天交接班时应对事故照明进行切换试验检查，确保事故照明装置完好。 6.1.4.2 定期对事故照明回路及灯具进行巡视检查。
6.2 绝缘监察装置
6.2.1 直流系统的正常绝缘监察要求：
6.2.1.1 本站采用微机智能型微机监控装置。该装置集监控、控制、故障报警、数
据打印、直流系统在线检测、均/浮充的转换、远程通讯于一体。
6.2.1.2 直流系统正常工作时，装置能显示母线电压，监测直流系统正、副母线的
绝缘状况。
6.2.1.3 直流系统发生接地时，装置发出报警信号，显示接地电阻和接地支路。 6.2.1.4 当直流母线电压低或高至整定值时，监控装置报警灯亮。待电压恢复正常
时，报警灯灭。
6.2.1.5 当装置本身故障时，装置发出报警信号。 6.2.1.6 装置能存储接地故障报警信息，可在装置面板上进入主菜单/事件信息查看
母线或支路接地时间/接地电阻/接地线路号。
6.2.2 直流系统出现绝缘异常时的处理要求：
6.2.2.1 当直流系统发生接地后及接地电压超过规定值时，监控装置启动报警，面
板报警灯亮，并巡回监测。
6.2.2.2 值班人员应根据监控装置上的操作面板，对直流系统进行检查，查出对地
电压、接地电阻、接地支路。
6.2.2.3 如是直流永久性接地时运行人员应汇报调度及有关部门。经调度员同意后
并根据报警路数依次试拉该支路分支直流电源查找。
6.2.2.4 发生直流系统接地故障后，应停止在直流回路上工作，以防止造成两点接
地。
6.2.3 寻找直流系统接地时的试拉路检查要求：
6.2.3.1 值班人员根据直流监控装置显示的信号，在取得调度许可后采取试拉路的
方法寻找接地故障的位置。
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6.2.3.2 查找和处理直流系统接地故障时，应按先查找室外设备，再查找室内设备
的原则进行。
6.2.3.3 查找和处理直流系统接地故障时，不得造成直流短路和另一点接地，用仪
表检查时应用高内阻仪表，禁止使用灯泡查找。
6.2.3.4 如果拉开保护、自动装置及断路器的控制电源应做好防止直流失电可能引
起的保护和自动装置误动的措施。
6.2.3.5 采取试拉路的方法寻找接地故障时。应有两人进行，其中一人操作，一人
监护，同时应监视表计的变化情况。
6.2.3.6 拉开保护、自动装置及断路器的控制电源时，拉路的时间不得超过3秒钟。
6.3 充电装置和蓄电池 6.3.1 蓄电池的配置情况：
6.3.1.1 本站蓄电池采用GNB生产的阀控密封式免维护铅酸蓄电池，每组共18只，
每只电压12V，容量128安时。
6.3.2 蓄电池的正常巡视、维护要求：
6.3.2.1 每天应按规定对蓄电池进行巡视、检查，确保蓄电池运行正常。
6.3.2.2 正常运行时蓄电池应在浮充电状态下工作，蓄电池的浮充电流调整在0.5A
左右，满足蓄电池的自放电。
6.3.2.3 蓄电池的电解液液面应在规定范围以内，外壳无裂纹，无渗漏现象，蓄电
池的连接处无腐蚀。
6.3.2.4 蓄电池柜的温度应保持在5～25℃之间，低于5℃时应使用加热装置。
6.3.3 充电装置的正常运行方式：
6.3.3.1 本站直流系统的充电装置是由高频开关电源控制，该电源模块将输入的
380V三相交流电及功率因数进行校正、滤波、高频逆变，转换后变成220V直流输出，经高频斩波稳压装置分别供给Ⅰ、Ⅱ段直流母线。两组蓄电池经空气开关分别与Ⅰ、Ⅱ段直流母线相连，由充电装置经直流母线向蓄电池进行浮充电。
6.3.3.2 正常运行时，两组充电装置分别对Ⅰ、Ⅱ段直流母线进行浮充电。每一组
充电装置由四个高频开关电源和一个高频斩波稳压电源组成。降压硅链作为自动旁路备用。
6.3.4 充电装置的启用和操作停用。 6.3.4.1 充电装置的启用操作：
1、合上交流所用电屏上充电装置交流电源开关。
2、将直流屏后充电装置交流电源开关切至运行位置。 3、检查充电模块在浮充状态且运行正常。 4、检查直流母线电压正常。
5、将直流屏上各直流负载开关合上。 6.3.4.2 充电机装置的停用操作。
1、将直流屏上充电装置交流电源开关切至停用位置。 2、拉开交流所用电屏上充电装置交流电源开关。 3、检查直流系统电压正常。
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6.3.5 蓄电池退出运行的操作。 6.3.5.1 将该组充电装置停用。 6.3.5.2 分开该组蓄电池空气开关。
6.3.6 所用电失电后充电装置的处理要求：
6.3.6.1 当某一路充电装置交流失电后的处理要求。 1、当某一路充电装置交流失电后，运行人员应检查该路交流电源失电原因，
直流充电装置的交流电源是否已自动切换至另一路交流电源供电。如电源未自动切换，应手动进行切换，并汇报检修部门尽快处理。
2、若是所用变失电造成充电装置交流失电，应立即恢复所用变。
6.3.7 充电装置故障后的处理要求：
6.3.7.1 充电装置故障后，集中监控系统应能正确反应故障回路。
6.3.7.2 当充电模块（高频开关）发生故障时，应向有关部门汇报。运行人员可将
故障模块拔出，其余充电模块正常运行不受影响。
6.3.7.3 当高频斩波稳压电源故障时直流母线将失电，此时旁路装置将在0.3秒左
右自动恢复向直流母线供电。当高频斩波稳压电源恢复正常后，应将旁路装置复位开关进行复位操作，即将旁路装置复位开关指向运行位置以准备第二次的旁路投入。
6.3.7.4 当一台充电装置的交流电源空气开关跳闸后，则自动启动充电装置的电源
切换回路。运行人员应立即查找原因并汇报有关部门。
6.3.7.5 当两台充电装置都发生故障时，应立即拉开两台充电装置的交流电源空气
开关并向有关部门汇报。拉开不重要的直流负载，密切注意蓄电池的运行情况。
7 倒闸操作
7.1 主变压器停、送电的操作
7.1.1 主变压器停、送电的一般操作原则。
7.1.1.1 主变压器送电前应经试验合格，由检修部门出具可投运结论并经运行人员
验收合格后方可投入运行（新投运或大修后的主变压器应经三级验收）。
7.1.1.2 主变压器停电时间超过20天，必须经电试合格后方可恢复送电。（但在停
运期间可定期充电运行。启用时务必做电试。）
7.1.1.3 主变压器送电前要检查主变压器调压抽头符合运行要求，并检查三相抽头
位置一致。
7.1.1.4 主变压器送电前应检查主变压器送电范围内主变压器二侧开关送电范围内
接地线已全部拆除，接地刀闸已全部拉开。
7.1.1.5 主变压器送电前应检查主变压器保护按定值单和调度要求投入运行。 7.1.1.6 主变压器送电操作应选择励磁电流影响较小的一侧送电，一般应先从电源
侧充电，后合上负荷侧开关，变压器停电时，操作顺序相反。
7.1.1.7 主变压器停电操作必须按照由低压侧——高压侧的顺序依次操作，送电操
作应按上述相反的顺序进行。
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7.1.1.8 主变压器停、送电前应合上主变压器各侧中性点接地刀闸，防止操作过电
压。操作结束后再按调度要求调整主变压器中性点运行方式。
7.1.2 各种运行方式主变压器停、送电操作的一般操作要求： 7.1.2.1 主变压器停电前应将主变压器所带负载全部移出，严防调空造成母线停电。 7.1.2.2 主变压器送电后应检查主变压器两侧的母线电压符合要求。
7.1.2.3 两台主变压器并列运行必须满足电压比相等、短路阻抗相等、接线组别相
同的条件方可并列运行。
7.1.2.4 两台主变压器并列、解列操作时要考虑主变压器潮流的变化，防止其中一
台主变压器过负荷。由于两台主变压器并列运行，如果发生出线短路，形成很大的短路电流，将会因10KV真空开关遮断容量不足而造成事故，所以两台主变压器10KV侧并列一定要得到调度的许可。
7.1.2.5 变压器运行中，当某一侧停电，应将主变后备保护用该侧电压闭锁压板退
出。
7.2 母线（母线压变）停、送电的操作
7.2.1 母线（母线压变）停、送电的一般操作原则。
7.2.1.1 母线及母线压变送电前应检查母线及母线压变送电范围内接地线确已全部
拆除，接地刀闸已全部拉开。
7.2.1.2 在母线停送电操作过程中要防止发生铁磁谐振现象，造成谐振过电压，损
坏电气设备。
7.2.1.3 母线停电前应将该母线上的负载停役。
7.2.1.4 当10KV母线检修后需投入运行，应启用分段开关充电保护，用分段开关向
空母线充电。
7.2.1.5 母线正常运行时，母线压变停电前，压变二次负载要作相应调整。
7.2.1.6 停用母线压变应先断开电压互感器低压负载，再断开电压互感器高压侧电
源。
7.2.2 母线（母线压变）停、送电操作要求。
7.2.2.1 10KV母线停电，应将该母线上的所有负载停役，将母线压变由运行转冷
备用，再将分段开关由运行转冷备用。
7.2.2.2 停用母线或母线压变时，应将压变二次电压进行相应的调整，避免因停用
母线或母线压变造成二次失压。
7.2.2.3 停用母线压变时，应按先停二次低压再停一次高压部分的原则进行，即将
母线压变二次负载全部停用，再拉开母线压变高压侧刀闸。
7.3 线路停、送电操作
7.3.1 线路停、送电及倒母线操作的一般原则。
7.3.1.1 线路送电前应检查送电范围内接地线已全部拆除，接地刀闸确已拉开。 7.3.1.2 线路送电前应检查线路保护按定值单和调度要求全部投入运行，防止线路
无保护运行。
7.3.1.3 当线路故障跳闸后试送电时，应确保断路器良好，保护及自动装置应作相
应配合。
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7.3.1.4 装有线路压变的线路在由冷备用转检修状态前，应取下线路压变二次熔丝。
线路由检修转为冷备用状态后应放上线路压变二次熔丝。
7.3.1.5 线路停电操作时必须按先拉开开关，后拉开负荷侧刀闸，再拉开电源侧刀
闸的顺序进行。送电操作时顺序与之相反。
7.3.2 线路停、送电操作的要求。
7.3.2.1 线路开关送电前，应检查继电保护已按规定投入。开关合闸送电后，应检
查开关三相确已合上。
7.3.2.2 当线路故障跳闸后要求试送电时，运行人员应检查该间隔无异常，检查开
关跳闸次数符合规定。
7.3.2.3 10KV开关柜的操作按照开关章节的有关规定执行。
8 事故及异常情况处理
8.1 事故处理
8.1.1 事故处理的原则：
8.1.1.1 在事故处理过程中，市调度员是事故处理的指挥者，有关职能部门（指定
的专职人）、变电站站长、值班负责人（正值）是事故处理现场的领导者，所有当值运行人员是事故处理的执行者。他们均应对事故处理的正确性、迅速性负责。
8.1.1.2 在事故处理中，调度员和运行人员应紧密配合，必须做到： 1、迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备安全的威胁。 2、限制停电范围的扩大，用一切可能的方法保证设备继续运行，以保证对
各条出线的正常供电。
3、尽快对已停电的出线恢复供电，特别是重要出线应优先考虑。 4、调整系统的运行方式，使其全部恢复正常。
8.1.1.3 事故处理中，不得进行交接班，接班人员可在站长或当值正值的指挥下协
助处理，待事故处理告一段落，征得有关调度同意才可交接班。在不影响事故处理的前提下尽快向有关部门汇报。
8.1.1.4 变电站值班人员必须认真严肃执行调度命令，在进行事故处理时不受其他
任何人的干扰，并对运行操作负责。值班人员发现调度员命令和指挥有误时，有权向调度提出纠正意见，当调度员坚持原命令时，值班人员应立即执行，但在事后应向上级行政领导报告。若调度命令有威胁人身或设备安全时，应拒绝执行，并报告上级领导。
8.1.2 事故处理的规定。
8.1.2.1 按调度规则，对调度管辖范围的设备规定：“未经值班调度人员许可，任何
人不得操作调度部门管辖范围内的设备。”
8.1.2.2 当发生下列情况之一，值班员可自行操作，处理完毕后及时汇报有关调度。 1、威胁人身和设备安全的紧急情况，变电值班人员可自行采取应急措施，
以至断开有关电源，解除对人身和设备安全的威胁。
2、对已损坏的设备隔离。
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3、恢复站用电、及直流充电设备的操作。
4、确认母线电压消失，拉开故障母线上所有开关（需保留的电源开关应由
有关调度部门明确规定）。
8.1.2.3 发生事故时，值班人员应坚守岗位，正确执行当值调度命令，处理事故。
此时，除有关领导和专业人员外，其他人员均不得进入控制室和事故地点。事前进入的人员均应迅速离开，便于处理事故。
8.1.2.4 发生事故时，值班人员应迅速向有关当值调度准确简要汇报事故发生的时
8.1.2.5 8.1.2.6 8.1.2.7
8.1.3 8.1.3.1 8.1.3.2 8.1.3.3 8.1.3.4 8.1.3.5 8.1.3.6 8.1.3.7 8.1.3.8 8.1.3.9
8.1.4 8.1.4.1 10KV 1
间、现象、设备名称、编号、跳闸开关、继电保护和自动装置重合闸动作情况以及周波、电压、潮流变化等，听候处理。
变电值班人员在进行事故处理时，各装置的动作信号不要急于复归以便核
查，作出正确分析处理。
事故处理时，必须严格执行发令、复诵、监护、汇报、录音和记录制度（汇
报内容应使用调度术语与操作术语）。
对于事故处理的倒闸操作不需要填写倒闸操作票。对于故障设备事故抢修
的工作和处理停送电操作过程中的设备异常情况的工作可不填写工作票，但必须经调度许可，填写安全措施票做好安全措施后，方可允许开工。
事故处理一般程序：
事故发生后，值班人员应迅速将那一级保护动作致使开关跳闸，就表计指
示的变化、信号现象、重合闸动作情况及其主要象征，扼要而准确地向有关调度汇报，然后对故障设备及其保护动作情况进行全面检查，再作必要的补充汇报。
根据表计，信号指示、保护掉牌，正确判断事故的性质。如果事故对人身
和设备安全有严重威胁时，应立即解除这种威胁，迅速切除故障点。
优先考虑恢复站用电和通讯电源。力求保护和尽快恢复重要出线的正常供
电。
检查故障设备，判明故障点及其严重程度后，将故障设备停电，进行详细
检查并汇报有关部门。对无故障象征，属于保护装置误动作或限时后备保护越级动作而跳闸的设备可进行试送电。
按当值有关调度命令，调整未直接受到损害的系统及设备的运行方式，保
持其正常工作状况，尽力保证主网的安全。
当地调和市调同时发布操作命令时，值班员可按重要性和迫切性择优操
作，若操作时间均较长，值班员可向调度汇报，申明理由，由双方调度协商后作出决定通知值班员，求得协调一致。
调整系统运行方式，尽量缩小故障范围，必要时应设法在未受到事故损害
的设备上增加重要负荷。
调整系统的运行方式，使其恢复正常。
对有关设备系统进行全面检查，详细记录事故的发生现象及处理过程，必
要时召开运行分析会吸取教训。
母线失电后的处理要求。
母线失电后的处理要求：
、由于10KV线路开关拒动造成10KV母线失电时，值班人员应汇报调度
将拒动的线路开关隔离，拉开失电母线上其余线路开关，根据具体运行
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方式及调度命令恢复母线运行。
2、由于主变故障主变保护动作造成10KV母线失电时，值班人员应汇报调
度将故障主变隔离，拉开失电母线上所有线路开关，根据具体运行方式及调度命令恢复母线运行。
3、因线路保护拒动造成10KV母线失电后，值班人员应立即向有关调度汇
报，查明保护拒动线路，并将该线路转为冷备用，根据具体运行方式及调度命令恢复母线运行。
4、若因母线短路或由母线到断路器间的引线发生短路引起母线电压消失，
8.1.5 8.1.5.1 8.1.5.2 1 2 3
8.1.6 8.1.6.1 8.1.6.2 8.1.6.3 8.1.6.4
8.1.7 8.1.7.1 1 2 3 4 5
运行人员应汇报调度并将故障母线隔离。
全所失电后的处理要求。
当系统故障造成全所失电时，运行人员应将仪表指示、信号、掉牌、继电
保护、自动装置的动作情况向调度及有关部门汇报，并根据调度令进行如下操作：
、拉开各条母线上所有断路器，电压互感器可保持运行状态。 、将主变转为冷备用，合上主变中性点接地闸刀。 、根据调度令投入保安电源长山线191开关。
、待电源侧线路充电成功后，逐级恢复正常运行方式，但根据南京供电
公司宁供发（2007）222号文规定，只能使用不超过3000KVA重点负荷。
发生全所失电时除按照上述方法处理外，尚应注意以下几点：
、监视蓄电池及直流母线电压正常运行，停用不必要的直流负荷，确保
蓄电池可靠运行。待交流恢复后，应对蓄电池进行均充电。
、尽快恢复站用电的供电。
、力求保证通信电源正常。当通信中断时，运行人员应根据调度命令合
上一路电源侧断路器等待受电。
误拉合各类开关或刀闸后的处理要求。
误拉开关时，对馈电线路应立即合上误拉的开关，恢复送电。 误合开关时，应立即拉开误合的开关。
发生带负荷误拉刀闸时，如刀闸触头刚分离，应立即将刀闸反方向操作合
上；但如已误拉开，且已切断电弧时，则不许再合刀闸。
误合刀闸时，不论任何情况，都不准再拉开。如确需拉开，则应拉开该回
路开关后，再拉开误合的刀闸。
主变发生事故后的处理要求。 主变重瓦斯动作跳闸的处理：
、解除查明变压器各侧开关及继电保护动作情况，并做好记录，向调度
汇报。
、对变压器进行外部检查，有无不正常情况。
、然后对瓦斯继电器进行抽气，检查气体颜色和可燃性，判断故障性质。 、根据调度令将主变两侧开关转为冷备用后，调整运行方式，恢复线路
供电。
、重瓦斯保护跳闸后，变压器应经试验合格并经总工程师批准后方可投
运。
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1 2 3 48.1.7.2 主变后备保护动作跳闸的处理：
1、查明变压器各侧开关和全站各出线、开关继电保护动作情况并作好记
录，汇报调度部门。
2、检查变压器外部及各侧开关和其他一次设备有无不正常现象。检查主
变保护及二次回路有无不正常情况。
3、调整运行方式，恢复线路供电。
4、经检查确定后备保护动作是变压器差动保护范围外引起，则变压器可
不经试验即投入运行。
5、如检查未发现任何不正常现象，则变压器及其继电保护应经试验合格，
经总工程师同意后方可投入运行。
8.1.7.3 主变差动保护动作跳闸的处理：
1、查明变压器各侧开关及继电保护动作情况，做好记录。并及时向调度部
门汇报。
2、对变压器各侧开关及其范围内的全部一次设备进行检查，有无闪络、放
电等异常现象，检查变压器油面、温度是否正常，继电保护装置本身有无不正常现象。
3、差动保护动作后，经检查证实不是变压器本体故障，则在故障消除后主
变可投入运行。
4、差动保护跳闸后，若变压器外部及差动保护范围内的一次设备未查出故
障，根据调度令将主变二侧开关转为冷备用后，调整运行方式，恢复线路供电。主变则需进行试验鉴定，合格后经总工程师批准方可投入运行。
8.1.8 通讯失灵时的事故处理要求。
8.1.8.1 当变电站发生通讯失灵时，运行人员应设法与调度恢复联系。在无法与调
度取得联系前应按下列原则进行处理，通讯恢复后应及时将处理情况向调度汇报。
8.1.8.2 线路故障按下列原则处理：
1、10KV馈电线路跳闸，重合不成，经检查无异常，可将重合闸停用后试
送一次。
2、未投重合闸或重合闸未动作的开关跳闸后，可以不待调度指令立即强送
一次。如受线路开关跳闸次数限制或有缺陷而停用重合闸的应待调度指令处理。
8.1.8.3 母线故障按下列原则处理：
1、不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大。
2、找到故障点并能迅速隔离的，在故障点已经隔离，并确认停电母线无问
题后，方可对停电母线恢复送电。
3、找到故障点但不能迅速隔离的，将母线停役。
4、经检查找不到故障点时，应继续查找，不得擅自恢复送电。
8.1.8.4 变电站内某些元件（开关、变压器、流变、压变、避雷器、刀闸等）发生
故障，处理时以迅速隔离故障点为原则，尽快恢复其它设备的正常运行。
8.1.9 线路事故情况处理要求。 8.1.9.1 线路故障的处理要求：
1、当高压断路器故障跳闸后，运行人员应检查断路器保护的动作情况，判
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断故障性质，做好记录并向调度汇报。
2、复归跳闸断路器的信号，对跳闸断路器进行全面外观检查，包括油位、
油色、瓷件完整情况、SF6气体压力、弹簧储能是否正常、断路器接线有无短路、传动机构是否正常以及相邻设备是否正常。
3、对110KV及以下馈线断路器，在外观检查无异常且未发生明显故障点及
重合闸已投入而未动作时，可手动试送电一次。如重合闸装置、母线保护及远方切负荷装置启动而没动作或重合闸装置动作不成功者，不允许送电。
4、凡经调度命令退出重合闸的馈线，不得试送电。
5、馈电线路跳闸后，不论其重合闸或强送电是否成功，运行人员均应对断
路器及其相关设备进行详细检查，并将断路器跳闸和检查情况及时汇报当值调度，听候处理。断路器遮断容量不足时，应向当值调度申请，退出重合闸压板。
6、对于永久性故障线路，应进行停电检查，消除故障后方可送电。 8.1.9.2 线路故障越级跳闸的处理要求：
1、对于10KV线路故障而造成主变断路器越级跳闸后，运行人员应检查保
护及断路器的动作情况，并向调度部门汇报。
2、如果是保护动作，断路器拒绝跳闸而造成越级，则应在拉开拒断路器两
侧的隔离开关后，将其它非故障线路送电。
3、如果是因为保护未动作造成越级，则应将各线路断路器断开，合上越级
跳闸的断路器，再逐条线路试送电，发现故障线路后，将该线路停电，拉开断路器两侧的隔离开关，再将其它非故障线路送电。最后再查找断路器拒绝跳闸或保护拒动的原因。
8.2 异常情况处理
8.2.1 系统异常情况的一般处理要求。
8.2.1.1 当系统发生异常后，运行人员应根据光字牌、表计、保护装置等信号，迅
速、准确地判断异常的性质、内容并向调度及有关部门汇报。（详见各章节的异常处理）
8.2.1.2 在异常的设备情况十分严重，危及系统安全运行时，运行人员在征得调度
同意后，调整运行方式将异常设备与系统隔离。
8.2.1.3 10KV系统发生单相接地时的处理要求：
1、10KV系统发生单相接地时仍可继续运行一段时间，一般不应超过2小
时。
2、10KV系统发生单相接地时，运行人员应根据光字牌信号、仪表指示判
断故障相别、接地性质，做好记录向调度部门汇报。
3、经调度许可进行分段试拉接地线路，如接地现象消失，应汇报调度，立
即停用故障线路。如经检查未查明接地线路，则可能是母线接地。应汇报调度，按其命令转移有关负荷后，停用10KV故障母线。
4、若接地发生在主变低压侧开关与主变之间，应汇报调度，按其命令转移
有关负荷后，停用主变。
5、如有需要，运行人员应检查站内10KV系统中的设备有无异常现象，检
查时应自身做好安全措施，穿绝缘靴，必要时应戴绝缘手套，进行接地巡视，如发现明显接地点时，室内不得接近故障点4米，室外不得接近
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故障点8米，并设安全遮栏。
8.2.2 主设备发生异常后影响系统运行的处理要求。 8.2.2.1 主变轻瓦斯动作后的处理：
1、主变轻瓦斯动作后运行人员应立即向调度部门汇报，检查主变油温、油
位变化，如无不正常现象应进行抽气检查。
2、如果空气进入变压器内，使瓦斯继电器信号动作，应把继电器内积储的
空气放空。注意再次发生信号的时间，若间断时逐次延长，一般可判断是空气。
3、若轻瓦斯动作而继电器内无气体，变压器外部亦无不正常现象，则可能
是继电器本身或直流回路有故障。
4、若轻瓦斯动作频繁，则禁止将重瓦斯改接为信号位置。 8.2.2.2 主变发生异常响声的处理：
1、当主变的声音比平时增大时，可能是系统发生过电压或主变过负荷，此
时运行人员应密切注意上层油温的变化，并汇报调度部门。
2、当主变的声音比平时增大并有明显杂音时，可能主变内部夹件螺丝松动，
此时运行人员应密切注意声音的变化，并汇报调度部门。
3、当主变内部有放电时，可能主变内部绝缘受损或分接开关接触不良，此
时运行人员应加强监视，并汇报调度部门，做好停电准备。
4、当主变内部发出水沸腾声或爆裂声时，且油温、油位升高，则应判断为
主变内部发生短路或绝缘击穿，此时运行人员应汇报调度部门，并立即停用主变。
8.2.2.3 主变过负荷的处理：
1、当主变过负荷时，运行人员应密切注意上层油温的变化，并汇报调度部
门。
2、根据调度令调整运行方式，减轻主变负荷。 8.2.2.4 母线异常情况的处理：
1、当母线发生过热时，可能是接头连接松动或接触面氧化，此时运行人员
应尽快汇报调度部门，根据调度令停用过热母线。
2、当母线绝缘子发生破损放电时，此时运行人员应加强监视，尽快汇报调
度部门，根据调度令停用母线。
8.2.2.5 断路器异常情况的处理：
1、当断路器SF6气体发生泄漏时，同时发出“压力闭锁”信号，运行人员
应将该断路器转为非自动，并汇报调度及有关部门。
2、当断路器操作机构发出“弹簧未储能”信号时，运行人员应检查电动机
电源开关是否跳开，不行则汇报调度及有关部门。
3、当断路器发生过热时，可能是接头连接松动或接触面氧化，此时运行人
员应尽快汇报调度部门，根据调度令停用过热断路器。
8.2.3 操作中发生异常情况的处理。
8.2.3.1 操作中发生断路器合闸时合不上的处理：
1、当断路器合不上时应检查操作回路有无故障：如操作熔丝熔断、断路器
辅助接点接触不良、直流电压过高或过低、控制开关返回过早、继电器接点返回等。
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2、检查断路器操作机构有无故障，如断路器辅助接点调整不当、弹簧机构
未储能、断路器传动机构松脱和卡住等。
3、如断路器合不上，保护未动作，可将两侧刀闸拉开空合断路器，检查原
因。
4、断路器合不上可能是由于控制线路存在故障，保护动作跳闸，应查明原
因并消除故障后方可送电。
5、操作中断路器出现拒合时，应立即将操作电源瞬间拉合一下，防止合闸
线圈长期通电而烧坏。
8.2.3.2 操作中发生断路器拉不开的处理：
1、当断路器拉不开时应检查操作回路有无故障：如操作熔丝熔断、断路器
辅助接点接触不良、直流电压过高或过低、控制开关返回过早、继电器接点返回等。
2、检查断路器操作机构有无故障，如断路器辅助接点调整不当、弹簧机构
未能储能、断路器传动机构松脱和卡住等。
3、断路器发生拒绝分闸时，应立即将断路器操作电源瞬间拉合一下，防止
烧坏分闸线圈。
8.2.3.3 操作中发生隔离开关拉不开或合不上时的处理：
1、手动操作机构隔离开关拉不开或合不上时，不能强行操作，首先检查是
否跑错间隔，并检查瓷瓶及操作机构，防止瓷瓶破裂；
2、电动操作机构隔离开关拉不开或合不上时，应立即停止操作，检查刀闸
电源，防误闭锁装置及电气操作回路等是否完好；
3、因隔离开关本身传动机构故障不能操作时，应向调度申请倒负荷后停电
处理。
4、隔离开关合不到位时可以拉开后重新再合一次。对于电动操作的隔离开
关应检查机械传动装置是否到位，如不到位应手动操作将隔离开关合到位。
5、隔离开关在操作过程中由于电动机故障而不能合上或分开时，运行人员
应迅速拉开操作电源，手动将隔离开关合上或拉开，防止电弧损坏触头。
8.2.3.5 操作中保护发生异常的处理：
1、操作中引起保护发出异常信号时，应首先复归信号，如信号复归后保护
装置运行正常，可继续进行操作。
2、操作中引起保护发出异常信号，且信号不能复归时，应汇报调度及有关
领导，经处理正常后，可继续进行操作。
8.2.4 其它异常情况处理要求。
8.2.4.1 当保护装置发出“装置异常”或“告警”信号时，运行人员应到装置处复
归信号，若复归不掉，应汇报调度及有关部门。
8.2.4.2 当微机保护装置在运行中发生死机时，运行人员应立即与当值调度联系，
征得其同意后瞬间拉合一下保护直流电源。若装置故障信号可复归，则保护仍可继续运行。若在一天内连续死机或报警超过三次，则应申请停用保护，通知检修人员处理。禁止运行人员按保护装置的复位键来重新启动保护（包括保护发信号无法复归）。
8.2.4.3 当一组电压互感器发生异常时，运行人员应立即与当值调度联系停用电压
互感器，若是一次回路故障，则可在停用异常电压互感器后，将二次回路
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并列运行。若是二次回路故障，则严禁将二次回路并列运行，同时采取必要措施防止保护和自动装置误动。
8.2.4.4 当直流回路发生接地时，应立即停止二次回路上的工作并汇报调度及有关
部门。迅速查找并消除故障点，防止保护误动。
9 消防设施
9.1 消防设施的设置及巡视检查要求
9.1.1 变电站消防设施、消防器材的配置根据《电力设备典型消防规程》，由公
司保卫部负责。
9.1.2 变电站消防设施指定专人负责定期检查和维护管理，非火警事故一律不得
动用。
9.1.3 消防器材每月检查一次，每季度登记一次；消防器材发生漏气、过期和损
坏，应及时与保卫部门联系更换，确保消防器材完好可用。
9.2 消防设施的日常维护
9.2.1 值班人员应该对变电站常用消防器材原理、构造、性能有一定了解，掌握
其检查维护及使用方法，确保消防器材在灭火时的可用性和有效性。
9.2.2 泡沫灭火机筒内液体一般一年更换一次； 9.2.3 二氧化碳钢瓶应每隔三年进行一次耐压检验；
9.2.4 “1211”灭火机、干粉灭火器的有效期一般为4～5年。
9.3 发生火灾情况下的处理
9.3.1 变电站发生火灾，当值正值是临时灭火指挥者，必须立即将有关设备的电
源切断，迅速组织灭火，同时根据火灾情况报告有关部门领导（火灾报警“119”、生产总值班、调度），火灾报警应讲清火灾地点、火势情况、燃烧设备、报警人姓名及电话，公司领导、保卫部门接到火灾报警后必须立即赶到火灾现场，组织灭火及落实有关急救抢修工作，电力生产设备火灾扑灭后必须保持火灾现场。
9.3.2 变压器着火时，立即将变压器隔离电源。在火灾报警的同时，采取一定的
消防灭火措施。重点防止变压器着火时的事故扩大。
9.3.3 电力电容器在火灾时，虽然切断电源，但由于电容器的特性，内部还储有
电荷，因此救火时使用二氧化碳或“1211”灭火机，要合上电容器组接地闸刀，在电荷对地放尽前应防止人员触电。
9.3.4 电缆发生火灾时，应防止火势蔓延，立即采取扑救措施。对于低压交直流
电缆应尽量保障正常设备的运行，断开有关低压交流电源，可采用二氧化碳、干粉、“1211”等灭火机灭火；对于高压电缆应立即切断电源，采用二氧化碳、干粉、“1211”等灭火机灭火。电缆失火后燃烧会分解出氯化氢等有毒气体，所以在电缆室或其它通风不良的场所灭火时，应戴好呼吸器，以防中毒，高压电缆灭火还应穿绝缘靴。
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