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第一章 一次设备的运行、维护
第一节 变压器、消弧线圈、所变的运行、维护
一、变压器运行、维护
第1条 变压器的巡视项目：
1、油枕、充油套管及有载调压开关的油色、油位正常，无渗漏油。
2、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
3、声音正常，本体无渗漏油，呼吸器硅胶变色不超过 2／3。
4、冷却系统正常，各散热器温度均衡，温度计指示正确。
5、引线接头无松动、发热，引线无散股、断股。
6、压力释放阀应密封良好，防爆管无喷油。
7、瓦斯继电器充满油，油色正常，防雨罩完好。
8、铁芯及夹件接地刀闸应投入且与变压器外壳可靠连接，外壳接地良好，无松动锈蚀。
9、有载调压分接头位置指示正确，室内外位置指示一致，操作箱封闭良好。
10、二次电缆无破损、老化，封堵严密。
11、设备铭牌、名称应正确齐全。基础无倾斜下沉及风化。
第2条 新安装或大修的变压器投运前应检查的项目：
1、检查本体冷却装置及所有附件应无缺陷，无渗漏油，油漆应完整，相色标志正确，变压器顶盖无杂物。
2、事故排油设施应完好。
3、检查变压器各阀门所在的位置应正确。
4、检查铁芯、夹件以及油箱应可靠接地，高压侧末屏接地可靠。
5、储油柜和充油套管油位应正常，瓷质部分清洁无裂纹。瓦斯继电器应充满油，硅胶颜色应正常。
6、检查分相式变压器分接开关位置三相正确一致，带有载调压开关的应检查调压机构操作箱及远程显示器指示一致。
7、风扇，有载开关电机的旋转方向正确，所有控制，保护信号系统运行应可靠。
8、变压器绝缘实验符合标准，油实验合格。
第3条 变压器运行：
1、变压器应在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。
2、变压器上层油温一般不超过85℃，最高不得超过95℃,当上层油温达到55℃或负荷超过2/3时，应启动风扇。
3、变压器的外加一次电压一般不得超过相应分接头电压值的5％。
4、变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。
5、当变压器内部产生一定压力时，释放阀自动开启，油箱压力正常后，释放器的阀盖应自动的关闭。释放器动作，指示杆顶起，须用手动按压复位。
6、110KV及以上的三圈变压器任何一侧不得悬浮运行，若主变中、低压侧接有避雷器或经消弧线圈接地，则可悬浮运行。
7、新安装、大修、事故抢修或换油后的变压器，在投运前静置时间不少于24小时。
8、新装变压器或停电检修进行滤油，注油、更换气体继电器、散热器以及套管等工作，在投入运行时，须待空气排尽，方可将重瓦斯保护投入跳闸，但变压器在冲击合闸或新装变压器的空载试运行期间，重瓦斯保护必须投入跳闸。
9、变压器在带电状态下进行滤油、注油、大量放油、放气，更换硅胶、开闭净油器阀门，开闭瓦斯继电器连接管道的阀门，应将重瓦斯保护从跳闸改投信号位置，此时变压器的差动、复合电压闭锁等保护应投入，待工作结束后，空气排尽，再从信号改投跳闸位置。
第4条 变压器并列运行应满足以下条件：
1、绕组接线组别相同。
2、电压比相等（允许误差士0．5％）。
3、阻抗电压相等（允许误差土 10％）。
4、容量比不超过3：1。
第5条 变压器运行监视：
1、变压器运行时，应经常监视仪表的指示，及时掌握变压器的运行情况，当运行变压器超过额定电流时应作好记录。
2、在下列情况下应进行特殊巡视检查，增加巡视次数。
1）新设备或经过检修改造的变压器在投运72小时内。
2）有严重缺陷时。
3）天气突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮及雷雨）时。
4）高温季节，高峰负载期间变压器事故过负荷期间。
5）节假日及重大活动期间；
第6条 变压器正常过负荷允许值，一般最高不得超过额定容量20%,变压器在下列情况下不准过负荷运行：
1、冷却系统不正常。
2、严重漏油。
3、有载调压分接开关异常。
4、变压器油色谱分析异常。
变压器出现过负荷时，值班员应立即报告当值调度员，调整负荷，应每半个小时抄表一次，并加强监视。
第7条 变压器的操作：
1、变压器的停送电操作应遵守：送电时由电源侧至负荷侧；停电时从负荷侧至电源侧的原则。
2、倒换变压器时应证实并入的变压器确已带上负荷，另一台变 压器退出后，检查运行变压器不会过负荷。
3、在110千伏及以上中性点直接接地的系统中，投、退变压器时，操作高压侧断路器前，中性点必须先接地，操作完毕再断开。
第8条 运行中的变压器调整电压的规定：
1、值班员根据调度下达的电压曲线及电压规定值，自行调压操作，每次操作应认真检查分接头动作和电压电流变化情况，并作好记录。
2、两台有载调压变压器并联运行时，允许在变压器85%额定负荷电流下进行调压操作，应考虑两台主变的负荷分配，避免出现环流，从1－N方向调整时，先操作负荷小的主变，然后操作负荷大的主变，并在差一级的情况下轮换调整。从N－1方向调整时与上述相反，不能在单台变压器上连续进行两级调压操作。
3、运行中有载分接开关的瓦斯继电器发出信号或分接开关换油时，禁止调压操作，并拉开有载调压电源开关。
4、当电动操作出现“连动”（即操作一次，会出现调整一个以上档位，称滑档）现象时，应立即按下紧急停止按钮，并切断电机的电源，然后手动操作到符合要求的档位，并通知检修人员及时处理。
5、电动调档时，计数器及分接位置指示正常，而电压指示又无相应变化，应立即切断操作电源中止操作。
6、分接开关发生拒动、误动，电压指示异常，电动机构或传动机构故障，位置指示不一致，内部切换异常，看不见油位或大量喷油等其它异常情况时，应禁止操作。
7、手动机械调档时，必须将电动调档电源断开。
8、投入备用变压器，应将其档位先调整至运行变压器相同档位。
9、在任何情况下，有载调压开关，机构箱档位指示和控制室远方档位指示必须完全一致。
10、有载调压开关每操作一档，动作计数器自动记录一次，有载调压累计操作次数超过15000次时，应申请检修。
11、远方操作（后台机或装置操作）调压，不能操作时应作如下检查：
1）通信传输是否正常。
2）检查远方就地切换把手位置是否正确。
3）检查调压装置是否异常及装置电源是否正常。
4）检查调压机构交流电源是否正常。
12、调整无载电压分接头，变压器必须停电，当值运行人员必须做好安全措施。
二、消弧线圈
第1条 消弧线圈的巡视项目：
1、油温油位正常，外观清洁，无渗漏油，呼吸器硅胶变色不超过2/3。
2、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
3、引线接头无松动、发热，引线无散股、断股。
4、外壳接地及中性点接地良好，无松动锈蚀。
5、消弧线圈正常运行时无声音，系统出现接地时应有嗡嗡声，但无杂音。
第2条 消弧线圈的运行、操作：
1、消弧线圈的投退操作，必须按调度命令执行。
2、消弧线圈的运行方式一般采用过补偿方式运行，只有消弧线圈的容量满足不了要求时，方采用欠补偿运行方式。
3、当系统接地时，消弧线圈运行时间不得超过2小时，上层油温不得超过85℃。
第3条 消弧线圈操作注意事项：
1、只有在35KV网络中无接地故障存在及中性点位移电压不超过正常相电压的15%时，方可进行消弧线圈的操作，雷雨天气禁止进行消弧线圈操作。
2、一个消弧线圈不能同时投到两台变压器的中性点上。如需从一台主变中性点倒至另台主变中性点时，先将消弧线
圈退出，再投至另一台主变中性点上。
3、投入或退出带有消弧线圈的变压器时，操作前应先退出消弧线圈。
4、系统有接地，消弧线圈运行时间超过两个小时，或接地造成消弧线圈本体故障，不得用刀闸操作消弧线圈，必须先报告调度，拉开有接地的线路断路器，待系统无接地时，方可进行操作。并做好记录。
第4条 消弧线圈补偿接地电容电流后，应做下列检查：
1、油色、油位正常，上层油温正常。
2、声音正常，无喷漏油。
3、瓷件无闪络，损坏。
4、引线、接头等导流部分接触良好无发热。
第5条 消弧线圈有下列故障应立即停运：
1、从防爆管向外喷油。
2、严重漏油、油面急剧下降至看不到油位指示。
3、有强烈不均匀噪音或内部放电声。
4、分接开关接触不良。
5、接地引线断裂或接触不良。
三、所用变的运行与操作
第1条 所用变的巡视项目：
1、上层油温、油位、油色正常，油箱各处应清洁，无渗漏油。
2、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
3、所用变声音应正常，呼吸器硅胶变色不超过2/3。
4、引线接头无松动、发热，外壳接地良好。
第2条、所用变的运行：
1、所用变只供本站使用，未经领导批准不准随意外接用户。
2、所用变低压配电盘上电流、电压指示正常。
3、所用变三相负载应均衡。
4、所变投运前，二次回路及保护的投切应正常。
第3条、10KV接地变压器、消弧线圈：
干式接地变压器与消弧线圈成套装置主要用于6KV－35KV中性点不接地电网中，用来自动跟踪动态补偿电网中的单相接地电容电流。
接地变压器及消弧线圈运行：
1、检查接地变压器及消弧线圈室内通风情况，室内温度应不大于40℃，并保持室内清洁。
2、运行中的接地变设备柜门应闭锁良好。
3、根据变压器安装场所的环境污染情况，定期切断电源，检查如下：
1）检查铁芯、引线及所有金属部件是否有腐蚀现象。
2）检查绝缘表面有无积尘，表面碳化和划痕，必要时进行清理。
3）检查接地变及消弧线圈上所有紧固螺栓是否有松动。
4）检查所有接头连接处有无过热变色现象。
第二节 断路器的运行、维护
一、SF6断路器的运行维护
第1条 SF6断路器的巡视项目：
1、断路器分、合闸位置指示正确，与当时运行状况一致。
2、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
3、引线接头无松动、发热，引线无散股、断股。
4、压力表指示正常，不低于报警值。
5、机构箱密封良好，弹簧储能指示正确。
6、二次电缆无破损、老化，封堵严密。
7、外壳与构架接地良好，无锈蚀、断裂。
8、设备铭牌、名称应正确齐全，基础构架无倾斜、下沉及锈蚀、裂纹。
第2条 SF6断路器的运行、维护：
1、额定短路电流开断达20次或正常跳合达3000次后，应按照实际情况进行检修。
2、压力异常导致分、合闸回路闭锁时，不准擅自解锁操作。
3、当空气湿度较大或环境温度较低时，应投入加热器。
二、真空断路器的运行维护
第1条 真空断路器的巡视检查：
1、断路器分、合闸位置指示正确，与当时运行状况一致。
2、真空罩颜色正常，无破损、裂纹，内部无放电声。
3、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
4、弹簧储能指示正确。
5、室内高压开关柜门闭锁完好。
6、引线接头无松动、发热，引线无断股、散股。
7、二次电缆无破损、老化，封堵严密。
8、外壳与构架接地良好，无锈蚀断裂。
9、设备铭牌、名称应正确齐全，室外断路器基础构架无倾斜、下沉及锈蚀、断裂。
第2条 10KV、35KV真空断路器的运行、维护：
1、运行中的高压开关柜门不得随意打开；必须解锁时应征得生技科、工区有关人员批准，由两人进行，保持安全距离，不得误碰紧急分闸按钮。
2、真空开关切断额定短路电流的次数，不得超过50次，正常机械寿命为10000次，超过上述次数后，应申请检修。
3、正常检修或预防试验后，清除绝缘子表面灰尘，并检查紧固件是否松动。
三、新安装或大修后的断路器投运前，应检查以下项目：
第1条、检查机构电气回路完好，元器件无损坏。
第2条、检查断路器压力表压力正常。
第3条、防误闭锁装置必须投入。
第4条、操作机构清洁完好，传动机构动作灵活，弹簧储能指示正确。
第5条、瓷质部分清洁无裂纹。
第6条、断路器的实验报告齐全、合格。
四、断路器的操作
第1条、断路器检修后，恢复运行操作前，应检查所有工作票已收回，所有安全措施已全部拆除，防误闭锁装置正常。
第2条、长期停运的断路器在正式投运前，应进行2－3次传动试验，确认无异常后方能正式操作。
第3条、操作前操作人员应明确断路器具备投运条件。
第4条、操作后应检查表计指示情况及位置变化，以判断断路器动作是否正确。
第5条、在条件允许的情况下，应尽可能在远方操作断路器，如必须就地手动操作，应征得有关主管生产领导，并要有保证人身安全的防护措施。
第6条、带有就地操作按钮的断路器，在操作隔离开关前，应按断路器跳闸按钮，作为该断路器已拉开的依据。
第7条、SF6断路器气体压力降低到闭锁值、真空断路器真空泡破损，视为断路器已不能切断负荷电流，应断开其操作电源，断路器只能当刀闸使用。
六、小车开关柜的运行维护
第1条 小车开关柜的巡视检查项目：
1、小车柜无异音、异味，柜门无发热。
2、小车柜的各指示灯指示正确。
3、设备铭牌、名称应正确齐全。
4、小车柜柜门封闭严密，五防装置完好。
第2条 小车柜的操作注意事项：
1、小车由工作位置摇至实验位置或由实验位置摇至工作位置，应检查柜门关闭完好和断路器分合闸位置。
2、小车摇至工作或实验位置后，应检查位置指示灯指示正确。
3、小车摇至检修位置后，柜门应关闭完好。
4、小车在操作接地刀闸前，应检查带电显示灯灭。
5、不允许互换的小车开关柜禁止互换。
第三节 隔离开关的运行、维护
第1条 隔离开关的巡视项目:
1、导流杆、引线接头及触头无过热现象，接触良好，传动机构完好正常，销子无脱落，引线无断股、散股。
2、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
3、闭锁装置完好，电动操作箱封闭严密。
4、隔离开关触头咬合良好，辅助接点罩完好，辅助接点动作正确。
5、外壳与构架接地良好，无锈蚀断裂。
6、铭牌、编号应正确齐全，基础构架无倾斜、下沉及锈蚀、裂纹。
第2条、新安装或大修后的隔离开关投入前应检查以下项目：
1、检查传动机构、销子完好，各引线应接触牢固，无断股、散股。
2、检查隔离开关无倾斜、基础无下沉，接地良好。
3、检查资质部分清洁无破损、刀闸相色正确。
4、检查隔离开关铭牌、编号应齐全正确。
5、检查闭锁装置应完好。
6、隔离刀开关三相应同期。
第3条 隔离开关的运行、操作注意事项：
1、隔离开关引线接头和刀口温度不得超过70度。
2、隔离开关的闭锁装置，不得随意解锁。解锁时必须征得生技科、工区有关人员批准。
3、操作隔离开关的顺序是：设备送电操作从电源侧逐步送向负荷侧，设备停电操作与此相反。
4、在拉合隔离开关前，必须检查断路器确已拉开。
5、双母线隔离开关操作时，应检查其辅助接点切换是否正确。
6、电动操作的隔离开关，操作前必须确认分、合按钮，操作时查看隔离开关是否动作，否则应迅速断开操作电源，防止电动机烧坏。
7、发现隔离开关支持瓷瓶有裂纹，不牢固或掉帽等影响操作时，则禁止进行操作。
8、分合闸时应以慢快慢的节奏进行操作，在触头即将分离或接触时，操作应迅速果断，分合闸终了时不得有冲击。隔离开关合上后，检查三相触头接触良好，操作完毕，闭锁销子应销住并加锁。
9、双母线系统只有在母联断路器处于合闸位置并取下操作电源后，方可用隔离开关从一组母线倒换至另一组母线上。
第4条 允许用隔离开关进行的操作：
1、拉合正常运行时的电压互感器、无雷击时的避雷器、空载所用变。
2、拉、合110KV及以下空载母线的电容电流。
3、拉、合系统无接地时的变压器中性点接地刀闸。
4、拉合经断路器或隔离开关闭合的旁路电流。
5、拉、合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路。
6、拉合10KV以下的70安培以下环路电流。
7、拉合10KV以下的15安培以下负荷电流。
第四节 互感器的运行、维护
第1条 互感器的巡视项目：
1、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
2、充油互感器的油位、油色正常，无渗漏。干式互感器外观无破损裂纹，无异常声音。
3、端子箱封闭严密，一、二次接线良好、无松动、过热现象。
4、膨胀器完好，封闭严密。
5、互感器电压、电流指示正确，电流互感器无过载。
6、外壳与构架接地良好，无锈蚀断裂。
7、设备铭牌、名称应正确齐全。
8、基础构架无倾斜、下沉及锈蚀、裂纹。
第2条 互感器的运行：
1、电流互感器二次不得开路，并可靠接地。
2、电压互感器二次不得短路，并可靠接地。
3、互感器应在铭牌参数下运行，电压互器电压变动范围不超过±10％，电流互感器过载不超过20％。小电流接地系统发生接地时，电压互感器运行时间不得超过2小时。
第3条 电压互感器的操作注意事项：
1、电压互感器停运时，应根据运行方式切换二次并列开关，若二次无法并列，应根据调度命令将所带保护及自动装置退出（如欠压、距离、低周，方向闭锁等保护），并做好电量估算，防止该电压互感器所带的继电保护及自动装置
误动。
2、两组母线的电压互感器，高压侧未并列前，严禁二次并列。
3、电压互感器操作，除拉开一次隔离开关外，还应取下一、二次保险或切断快速开关。
4、电压互感器二次侧并、解列操作，要检查相关电压指示情况是否正常。
5、操作电压互感器隔离开关时，应检查隔离开关辅助接点动作是否正确，避免造成失去二次电压。
6、电磁式电压互感器不应与空载母线同时充电，母线停电时，在出线拉完后，母线停电前，退出电压互感器。送电时，在母线带电后，先投入电压互感器再送出线。电容式电压互感器可以与空载母线同时充电。
第五节 电力电容器的运行、维护
第1条 单只电容器的巡视项目：
1、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
2、外壳无渗油、无鼓肚、变形。
3、引线接头无松动、发热，引线无散股、断股，熔丝无熔断。
4、室内温度不超过40°。
5、三相电流平衡，两相电流差不超过5%，放电回路完好。
6、外壳与构架接地良好，无锈蚀断裂。
7、设备铭牌、名称应正确齐全，检查遮栏门关闭并加锁。
8、基础构架无倾斜、下沉及锈蚀、裂纹。
第2条 密集型电容器的巡视项目：
1、油枕的油色、油位正常，无渗漏油。
2、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
3、声音正常，本体无渗漏油，呼吸器硅胶变色不超过 2／3。
4、引线接头无松动、发热，压力释放阀未开启。
5、放电回路完好。
6、外壳接地良好，无松动锈蚀。中性点接头连接紧固，电缆无破损、老化。
7、二次电缆无破损、老化，封堵严密。
8、检查遮栏门关闭并加锁。
9、设备铭牌、名称应正确齐全。基础无倾斜下沉及风化。
第3条 新安装或大修后的电容器投运前应做如下检查：
1、电容器外观完好，各种试验合格。
2、电容器布线正确，安装合格。
3、三相电容之间的差值不超过一相总电容的5%。
4、各部连接牢固可靠，不与地绝缘的每个电容器外壳和构架，均应可靠接地。
5、放电电压互感器的容量符合设计要求，各部件完好。
6、电容器组的保护和监视回路完整并全部投入。
第4条 电力电容器的运行：
1、电容器运行中电压一般不超过额定电压的1.1倍，电流不得超过额定电流的1.3倍，两相电流之差不得超过5%，若超过此数值，一般应将电容器退出运行。
2、电容器室的温度一般应在±40℃之间，充矿物油或烷基苯的电容器外壳最高允许温度为50℃，充硅油的电容器为55℃。
3、密集型电力电容器的档位调整必须在停电后进行，一般由检修人员调整，紧急情况下，经调度和主管生产领导同意，可由运行人员进行档位操作，调整完毕后，应报告公司生技部门。
4、密集型电力电容器投运期间，应定期检查，若发现桩头发热，电容器外壳膨胀，应停止使用。
第5条 电容器的操作注意事项：
1、在正常情况下，电容器的投、退必须根据系统的无功以及电压情况来决定。
2、将电容器组停电时，除电容器组自动放电外，还应进行人工放电（单只逐个放电），运行人员方能触及电容器。
3、母线失压或停电操作时，应先退出电容器，后拉开各出线。恢复线路送电后，视电压和无功情况投入。
4、电容器断路器跳闸后不得强送。保险熔丝熔断，经检查无异常后可更换同容量熔丝，试送一次，如再次熔断，不得送电。
5、电容器组禁止带电荷合闸，带放电电压互感器的电容器组跳闸5分钟后才能进行再次合闸，带放电电阻电容器跳闸10－15分钟后，才能进行再次合闸。
第六节 电抗器的运行、维护
第1条 干式电抗器的巡视项目：
1、干式电抗器本体外观检查良好，无严重发热变色现象。
2、声音正常，引线接头无松动、发热，引线无散股、断股。
3、检查冷却风道无杂物，垂直绑扎带绑扎严密无破损。
4、支持绝缘子外观清洁，无破损、裂纹、倾斜及放电痕迹。
5、外壳与构架接地良好，无锈蚀断裂。
6、基础无倾斜、下沉及风化。
第2条 充油电抗器的巡视项目：
1、充油电抗器外观清洁，无变形，无渗漏油。
2、声音正常，瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
3、引线接头无松动、发热，引线无散股、断股。
4、外壳接地良好，无松动锈蚀。
5、检查遮栏门关闭并加锁。基础无倾斜、下沉及风化。
第3条 电抗器的运行：
1、补偿电容器组回路中的串联电抗器，能抑制电容器支路的高次谐波和合闸涌流，降低操作过电压，限制故障过电流。
2、正常运行中的电抗器的工作电流应不大于其额定电流。
3、电抗器周围不得散落铁件，防止被电抗器吸附。
第七节 耦合电容器、阻波器、电力电缆的运行、维护
第1条 耦合电容器的巡视检查项目：
1、正常状况下接地刀闸应在断开位置。
2、引线与电容器间接线紧固，无松动、脱落现象。
3、瓷质部分外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
4、无异音。
第2条 阻波器的巡视检查项目：
1、安装牢固可靠，无较大摆动。
2、悬式绝缘子完好，无破损。
3、引线无断股，线夹无松动、脱落、发热现象。
第3条 电力电缆的巡视检查项目：
1、电缆外层无腐蚀、老化、机械损伤。
2、电缆头无破损及放电痕迹。引线接触良好，无发热、无溢胶。
3、电缆外壳接地良好，电缆标识齐全。
第4条 电缆投入前巡视检查：
1、电缆沟的盖板应完好。
2、沟内无积水、渗水现象，不应堆有易燃、易爆物品。
3、支架牢固，无腐蚀现象。
4、接地线应良好，无断股、散股现象。
5、电缆名称、相色应齐全正确。
6、引入室内的电缆孔应封堵严密。
第3条 电力电缆的运行：
1、电缆在正常运行中外皮温度不应超过60℃，交联聚乙电缆不超过80 ℃。
2、电缆一般情况下应在额定电流下运行，在事故情况下不超过额定电流的10％，运行时间不得超过2小时。
第八节 过电压保护装置的运行、维护
第1条 过电压保护装置：
变电站用于过电压保护的主要装置是避雷器、过电压保护器，用于雷击过电压保护装置主要是避雷针。
第2条 避雷器、避雷针的巡视项目：
1、绝缘子外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
2、引线接头无松动、发热，引线无散股、断股。
3、检查放电记数器的动作情况。
4、基础构架无倾斜、下沉及锈蚀、裂纹。接地牢固可靠。
5、避雷针有无倾斜，各焊接部分牢固。
第3条 避雷器、避雷针的运行注意事项：
1、当雷电或系统有过电压出现后，应及时检查其动作情况，并做好记录。
2、在雷雨天气，运行人员应远离避雷针5米以外。
3、避雷针的接地电阻不应超过规程规定值（一般不得超过10欧）。
4、严禁在装有避雷针避雷线的构架上架设通讯线，广播线和低压线。
第九节、母线、瓷瓶、套管的运行、维护
第1条 母线的巡视项目：
1、母线绝缘子外观清洁，无破损、裂纹及放电痕迹。
2、母线上无搭挂杂物，各接头连接处无明显过热现象。
3、软母线无断股、散股，线夹无松动、脱落。
4、所有构架接地完好，无锈蚀断裂。
5、硬母线无异常变形及异常声音。
第2条 母线接头的运行：
1、母线应标明相序，硬母线应分相涂色，软母线在支架两端标明。
2、母线接头，母线与设备引线的接触部分，最高允许温度不超过75℃。
3、新装母线，长期停用母线，更换支持瓷瓶的母线，投运前应做绝缘耐压试验，并对母线充电。
第3条 瓷瓶、套管运行
1、变电站每逢设备停电，应自行清扫，保持瓷件清洁，防止污闪事故。
2、每年春秋两季节应及时申请带电水冲洗。
3、充油套管应监视油位的变化，保证油位正常。
4、对油浸纸质电容式变压器套管，注意套管法兰应与变压器外壳可靠地连接并接地;且套管密封良好。
第二章 二次设备的运行、维护
第一节 二次设备的运行
第1条 二次设备的巡视检查：
1、检查二次设备各装置、继电器外壳清洁、无破损。
2、检查音响、灯光信号正常，测控保护装置窗口显示正常。
3、检查二次设备各装置的工作正常，无异音和异味；二次接线无松动脱落、发热变色现象。
4、检查二次设备各表计指示正常。
5、保护屏上各交直流保险及空开投入正确，各把手位置正确。
6、检查直流系统正常，绝缘良好。
7、检查二次电缆无破损、老化，封堵严密。
8、检查二次设备接地良好。
9、检查端子箱、机构箱的门封闭严密，无损坏。
第2条 二次设备投运前的检查：
1、检查二次设备（包括所变低压配电盘、配电箱、直流盘）的名称、编号和相色漆等标示齐全，正确清晰。
2、试验报告、调试、整定记录齐全且合格，并有可投运结论。
3、开关、保护传动实验正确，各信号显示正确。
4、二次设备（包括端子箱、机构箱及控制室盘架）接地牢固，二次端子排接头接触良好，二次电缆无破损。
5、装置上电后工作正常，各保护压板的投退与调度下令一致。
6、后台机运行良好，通信畅通，信息能正确传输。
7、操作把手和切换把手拉合、切换灵活。
第3条 继电保护工作完毕后，值班人员应根据下列内容检查：
1、试验中连接所有临时线应全部拆除。
2、在试验中所拆动的接线应全部恢复正确。
3、盘上的标志应齐全，工作现场应清理完毕。
4、检查屏面信号及各种装置状态正常。
5、各相关连接片及切换开关位置恢复至工作许可时的状态。
第4条 继电保护工作完毕后，值班人员应按以下内容检查继电保护工作人员所填写的工作记录：
1、工作内容或试验项目。
2、整定值及接线变更情况。
3、发现的问题及处理情况。
4、对保护使用运行人员应注意的事项。
5、保护装置能否投入运行的结论。
第5条 二次设备的运行：
1、各种继电保护及自动装置，必须按调度命令投入或退出，在改变系统方式时，保护和自动装置应做相应变更，并做好记录。任何人不得擅自将其投入、退出、试验或改变其定值。
2、一般情况下，运行中的电气设备不允许无保护运行。
3、运行中的主变差动和瓦斯保护不允许同时退出。
4、接入电压互感器二次电压的测控保护装置，当发PT断线信号时，运行人员应检查屏后三相电压是否正常。
5、接有交流电压的保护，交流电压应取自相应的一次设备所接母线的电压，在倒闸操作过程中，不允许使保护失去交流电压，若在交流电压回路进行工作，必须采取防止保护误动的措施。
6、在盘上进行打眼及其他有震动工作时，应根据调度命令将本盘及相邻盘的无时限保护停用。
7、当保护校验完后，由运行、保护人员共同进行开关的传动试验。
8、高频保护的投、退应按调度命令两侧同时进行，严禁擅自将收发讯机电源中断。
9、不论保护装置是否投入运行，继电保护装置的电源切断与投入，必须由当值运行人员操作，检修人员不得随意操作后台机和控制盘上的任何把手与按钮，必要时经值班员监护，才可进行操作。
10、用旁母开关代路时，旁母开关保护应按拟代线路整定投入，对于简易旁母代路，运行人员应考虑代路线路相关保护是否退出，并根据调度命令执行。
11、三相四线制供电应使负荷分配均匀，不得用大地或接地网做零线。
12、配电盘室不得堆放垃圾、杂物（特别是易燃易爆品）配电盘前地面应划出安全警戒线。
13、电缆层不准堆放易燃易爆的物品，电缆层应有防火措施。
第二节继电保护、自动装置的异常处理
第1条 保护有下列情况之一者应停用有关保护：
1、保护回路存在缺陷有误动危险或已发生误动时。
2、保护装置进行校验工作时。
3、保护装置发出装置故障I类告警信号时。
第2条 微机保护装置异常的处理：
1、装置电源消失或装置黑屏：
1）断开装置电源开关。
2）检查装置直流电源空开或保险以及电压情况，如空开跳开或保险熔断，应重新投上空开或更换保险，若再次跳开或熔断，可能是装置电源板有问题，应退出该装置。
3）如检查装置直流电源电压不正常，应检查上一级直流电源。
2、装置故障告警时，分为I类告警和II类告警。I类告警为严重告警，II类告警为预告告警。属 I类告警，下列情况应退出该装置：
1）保护跳闸失败。
2）开关量输出回路异常或保护开出异常。
3）保护采样出错。
4）模数变换回路异常。
5）保护自检出错。
发生以上情况应上报调度和主管生产领导。
II类告警：
1）保护开入异常或开关量输入回路异常。
2）PT断线告警。
除以上情况，应根据装置使用说明进行判断处理上报。
第3条 自动重合闸一般应投入使用，如有下列情况之一者，根据调度命令，应退出运行。
1、重合闸装置本身故障。
2、线路充电试验和线路试运行期间。
3、开关遮断容量不足。
4、线路上有带电作业。
5、恶劣天气时。
第4条 当继电保护装置动作后，值班人员应进行下列工作：
1、检查有哪些保护动作，断路器跳闸，并发出信号。
2、向调度报告以下情况：
1）哪些保护动作。
2）哪些断路器跳闸及跳闸时间。
3、在值班记录中详细记录所发生的异常情况。
4、复归信号前，应检查记录无误后再进行。
第三节 后台机的运行
第1条 后台机巡视检查：
1、检查后台机开关、刀闸及小车位置指示与调度下令运行方式一致。
2、检查后台机电流、电压、功率指示正常。
3、检查后台机通讯正常。
4、检查后台机音响及位置信号正常。
5、检查主变档位、温度与实际一致。
第2条 后台机注意事项：
1、断路器必须在后台机上操作，如后台不能进行断路器操作，需在保护屏上使用万能解锁钥匙进行就地操作时，应先征得公司主管生产领导同意，方可操作，操作前，应核对设备名称、编号。变电站万能解锁钥匙必须封存管理。
2、后台遥控分、合闸失败：
1）检查被遥控设备装置通讯是否正常。
2）检查断路器“就地/远方”把手位置，应置于“远方”位置。
3）遥控操作超时或后台监控程序出错。
第四节 交流、直流系统的运行
第1条 直流系统运行注意事项：
1、交流电源输入正常，有备自投装置的，能实现交流互投功能，各整流模块工作正常。
2、正常运行时，检查直流母线电压在合格范围，一般控制母线225～230V。合闸母线电压230～240V。
3、直流系统绝缘良好，直流屏上各指示灯指示正确。
4、正常运行时，调压装置转换开关应打开自动装置，如自动调压装置发生故障，根据控制母线电压值手动调压。
5、防雷装置开关应投入运行，用于吸引雷击残压，保证模块后级电路的安全。
6、正常运行时，均浮充开关应打开自动装置。
7、直流各开关位置正确，熔断器应完好。
8、蓄电池密封良好，无溢液，各连接部位无松动脱落、发热、腐蚀现象。
第2条 低压交流屏：
1、母线（电源）电压正常，负荷分配正常。
2、低压开关、刀闸位置正确，熔断器完好，各连接部位无松脱、发热现象。
3、各低压电器应无异声、异味、电缆孔洞封堵是否严密，柜门关闭严密。
4、屏、柜应整洁，屏内外标志齐全完好。
第三章 事故处理
第一节 变压器异常分析及事故处理
第1条 变压器运行中发现下列情况之一者，应立即投入备用变压器或备用电源，将故障变压器停止运行：
1、内部响声大，且不均匀，并伴有放电爆裂声。
2、油枕、呼吸器、防暴管喷油，压力释放器动作(因油位过高喷油除外)。
3、正常负荷和冷却条件下，上层油温异常升高超过95℃以上。
4、变压器大量跑油。
5、套管有严重破损、放电现象。
6、变压器冒烟、着火。
第2条 变压器运行声音异常：
1、变压器运行声音异常，应做如下检查：
1）检查负荷变化情况。
2）电源电压是否过高。
3）系统中是否有冲击。
4）系统中是否发生铁磁谐振。
经上述检查正常后,可用金属棒进行检测，并加强监视,必要时报告调度及工区。
2、处理：
1）投入备用变压器或减少变压器负荷。
2）减少大容量动力设备起动次数。
3）与调度联系调整电源电压。
4）改变运行方式，破坏谐振参数。
第3条 变压器运行油温、油位异常：
1、变压器油温、油位过低时，应做如下检查：
1）局部是否有渗漏油，若严重漏油，使油面迅速下降，严禁将瓦斯改接信号位置，应迅速采取必要措施。
2）是否气温骤降。
3）变压器的油位与温度不符时，应查明原因申请加油。
2、变压器油位、油温过高时，应做如下检查：
1）是否有过载现象。
2）冷却装置是否正常。
3）三相负载是否严重不平衡。
4）呼吸器出气孔是否堵塞造成假油位。
5）是否气温过高。
处理：
1）减轻负载。
2）恢复冷却装置正常运行。
3）调整三相负载。
4）放油至与当时温度相对应的油位。
经以上检查均正常，则可能为变压器内部故障，应加强监视，必要时报调度申请停电处理。
第4条 变压器通风回路故障时的处理：
1、检查热继电器是否动作。
2、检查风扇空开是否断开，如断开可投入试送一次，再次断开，应查明原因。
3、测量交流电压是否正常，电机启动回路有无异常。
第5条 变压器轻瓦斯动作处理：
1、原因：
1）因滤油、加油或冷却系统不严，使空气进入变压器。
2）因温度下降或漏油使油位降低。
3）内部轻微故障产生气体。
4）二次回路故障。
2、处理：
1）检查主变运行情况，瓦斯继电器内有无气体，温度、油位是否正常。
2）瓦斯继电器有气体时，检查气体颜色、气味和可燃性来判明故障性质：
气体性质 故障种类
无色无味，不可燃 空气
黄色，不可燃 木质绝缘损坏
白色、浅灰色，强烈臭味，可燃 纸质绝缘损坏
灰黑色、褐色，有焦油味，易燃 绝缘油故障
3）经查如果是空气，变压器经放气后，仍可继续运行，但要加强监视。
4）根据气体性质，判断为变压器内部故障时，应将重瓦斯立即恢复至跳闸位置，立即报调度和工区，根据调度命令，
调整负荷，停电处理。
5）如果瓦斯继电器内无气体，经检查判断确为二次回路故障，将重瓦斯改信号位置，查明原因报告调度和工区。
6）经查油枕和主变连管阀门未打开时，将重瓦斯改接信号，放气后，打开油枕阀门，使瓦斯继电器充油，正常后再投入跳闸位置。
7）看到瓦斯继电器内有气体，而放不出气体时，应迅速关闭放气阀，防止倒吸气体，将重瓦斯投信号位置，查明是否由于呼吸器堵塞等造成负压。
8）如因气温骤降或漏油,使轻瓦斯保护动作,应上报处理,申请加油。
第6条 变压器重瓦斯动作跳闸处理：
1、原因：
1）变压器内部严重故障。
2）剧烈震动。
3）瓦斯继电器及二次回路故障。
4）穿越性故障造成变压器损坏。
2、处理：
1）立即投入备用变压器。如果两台变压器并列运行,检查运行变压器负荷情况,必要时先调整运行变压器负荷。
2）对变压器进行外部检查，并根据检查结果、气体性质、二次回路上有无工作、系统是否有冲击、有无震动等，判断瓦斯继电器动作是否正确。
3）若二次回路故障造成误动，根据调度命令将瓦斯保护退出，变压器其它保护必须投入，方可重新投入变压器。
4）若内部有故障，不允许对变压器送电，应申请检修处理。
第7条 主变差动保护动作跳闸的处理：
1、原因：
1）变压器各侧电流互感器之间的一次设备故障。
2）二次回路故障。
3）变压器内部故障。
4）穿越性故障引起差动保护误动。
2、处理：
1）投入备用变压器，如果两台变压器并列运行,检查运行变压器负荷情况,必要时先调整运行变压器负荷。
2）对差动保护范围内的一次设备进行检查。
3）若有瓦斯保护同时动作，应按瓦斯动作处理。
4）检查二次回路是否有故障或二次回路上工作造成误动作。
5）检查是否有穿越性故障引起差动保护动作。
6）以上检查未发现问题，摇测变压器线圈的绝缘电阻，若无问题,在必要时，可请示调度停用差动保护，对变压器试送电（瓦斯保护必须投入）。
第8条 变压器过负荷处理：
1、检查各侧电流情况，明确过负荷数值。
2、应投入备用变压器。
3、检查变压器油位、油温是否正常，投入全部冷却器。
4、联系调度，及时调整负荷分配。
5、对变压器各侧设备进行检查，若发现接头过热，应及时处理。
第9条 变压器着火处理：
1、立即拉开着火变压器各侧断路器、隔离开关。
2、通知消防队。
3、切除变压器辅助设备电源。
4、使用1211灭火器、二氧化碳、四氯化碳泡沫、干粉灭火器及沙子灭火，禁止用水灭火。
5、打开放油阀将变压器油放到储油池中(根据现场情况而定)。
6、将火区和可能蔓延的其它设备隔离。
第10条 变压器中后备、低后备保护动作，断路器跳闸的处理：
1、原因：
1）变压器中、低压侧母线上设备故障或线路故障越级。
2）二次回路故障。
2、处理：
1）拉开失压母线上各线路断路器。
2）若线路保护动作，断路器拒动,引起母线失压,立即隔离故障线路,恢复无故障设备运行。
3）检查失压母线上各设备，发现故障点，立即隔离故障设备，恢复无故障设备运行。
4）检查站内保护范围内一次设备无故障，可根据调度命令，对母线充电正常后，依次试送线路，查明若有保护拒动线路，将其隔离，恢复无故障设备运行。
5) 检查二次回路是否故障或二次回路上工作造成误动作。
第11条 变压器110KV复合闭锁过电流（高后备保护）保护动作，断路器跳闸处理：
1、原因：
1）110KV母线设备故障或线路故障。
2）变压器高压侧CT以下设备故障，开关或保护拒动。
3）二次回路故障。
2、处理：
1）拉开失压母线上各线路断路器。
2）检查站内保护动作情况及保护范围内一次设备，若发现故障点，对故障设备进行隔离，恢复无故障设备运行。
3）若110KV线路保护动作，断路器拒动,引起母线失压,立即隔离故障线路,恢复无故障设备运行。
4）对既无其他保护动作，母线设备无异常者，征得调度同意后，通过逐级逐条试送，判断是否因保护拒动引起越级。
5）检查二次回路是否故障或二次回路上工作造成误动作。
第二节 系统接地故障分析判断及处理
第1条 系统接地故障可根据电压指示的情况判断：
1、一相电压为零或接近零，其它两相电压升高为线电压，此现象为金属性接地，接地相电压为零。
2、一相电压降低但不为零，两相电压升高但不相等，其中一相可略高于线电压，此现象为单相不完全接地，电压降低相为接地相。
3、中性点不接地电网，一相电压升高不超过线电压，两相电压降低，但不相等，按正序，对地电压最高相的下一相为接地相，此现象为单相不完全接地。
4、中性点经消弧线圈接地的系统（过补偿），一相电压升高，两相电压降低，按正序对地电压最高相的上一相为接地相。
5、一相电压升高不超过1.5倍，两相电压降低且相等，不低于0.866倍，电压升高相为断线相，此现象为电源干线单相断线。
6、一相电压降低不为零，两相电压升高且相等，但不超过线电压，电压升高的两相为断线相，此现象为电源干线两相断线。
7、三相电压均升高且电压波动较大，幅值可达1.5～2.5倍，此现象为铁磁谐振。
8、一相电压降低，两相电压不变，此为电压互感器一相高压保险熔断。
9、两相电压降低，一相电压不变，此为电压互感器两相高压保险熔断。
10、二次保险熔断后，各站电压指示不同，可根据现场情况判断。
第2条 系统接地的查找：
1、若母线有母联断路器，经调度同意后，通过断开母联断路器，判明接地点在哪一段。
2、发生接地以后，值班人员应对站内接地系统的母线及辅助设备、各支路设备进行检查。
3、若站内未发现接地点，根据调度命令进行拉路查找。
4、拉路查找接地的顺序应先从线路最长、负荷最轻、用户不重要的线路拉路查找。
5、若拉路查找未发现接地线路，判断可能为多条线路同相接地。可请示调度，逐路停电查找。
6、有小电流接地选线装置的变电所，可根据装置所发报文判断接地线路。
第3条 系统接地后注意事项：
1、电压互感器带系统接地运行的时间不得超过两小时，对于单台运的电压互感器,超过两小时应退出运行，必要时15分钟投入一次，以检查接地是否消除,同时做好电量估算。
2、凡使用两台电压互感器运行时，系统接地以后，可根据允许持续运行的时间倒换互感器，不必两台同时都退出运行以至失去监视。
3、中性点经消弧线圈接地的系统发生接地以后，消弧线圈运行时间超过2小时,应将故障线路切除。
4、35KV、10KV线路接地时，应联系调度，通知线路管辖单位查找处理，必要时申请调度将接地线路停电。
5、当空载母线送电后，发出接地信号，经检查未发现接地点时，可认为是虚幻接地，可试送几路出线。
6、接地时，应加强对接地系统电压互感器及接地变压器运行状况的监视。
第三节 直流系统接地查找处理
第1条 直流系统接地查找：
1、检查直流绝缘监察装置报文，根据报文判断接地点。
2、无直流接地选线装置的，检查直流接地监察电压表，确定接地极（＋、－），按先室外后室内的原则，依次拉路查找：
1）拉合事故照明回路。
2）拉合直流母线分段刀闸，确定是哪一段。
3）拉合合闸回路和信号回路。
4）拉合控制回路。
5）对接地点的小母线再分别断开查找，按其主次进行排除。
6）如上述查找仍未消除，判断接地点在蓄电池上或电缆上。
第四节 断路器的异常处理
第1条 断路器出现下列异常情况时应立即上报，停电处理：
1、支持瓷瓶断裂或套管炸裂。
2、连接处过热烧红。
3、绝缘子严重放电。
4、SF6断路器气室严重漏气，发出操作闭锁信号。
5、液压机构突然失压到零。
6、真空断路器真空泡破损。
第2条 断路器拒分、拒合：
1、检查操作方式是否正确，操作把手不到位或返回过快。
2、电气回路检查：操作电源是否正常，合闸、跳闸回路元件（空开、辅助接点、分闸线圈等）是否接触不良或损坏。
3、SF6气体或液压机构压力不足降低到闭锁值。
4、操作机构或传动机构故障。
5、合闸弹簧不储能。
6、小车开关的二次插针未插或插针变形、松动接触不良。
7、小车未推到位或限位开关接触不良。
第3条 断路器误跳闸：
1、是否有人误碰。
2、断路器自动脱扣。
3、直流多点接地。
4、装置故障(如合位继电器短路)。
第五节 线路断路器跳闸处理
第1条 10KV及35KV线路断路器跳闸的处理：
1、单电源辐射线路，馈电线路断路器跳闸后，在站内保护范围内检查,无故障的情况下，进行一次试送。
2、当重合或试送不成功时，应报告调度，再次检查站内设备若无异常，根据调度命令再试送一次，若再次跳闸，则必须消除故障后，方能送电。
3、遇有浓雾或大风时，断路器跳闸，无论有无重合闸，一般不试送，如试送，应按调度命令执行。
4、断路器跳闸后经检查发现有严重故障的不准试送。
5、35KV双电源线路断路器跳闸，应立即报告调度，并按调度命令进行试送。
6、断路器已达到规定跳闸次数，但对重要用户停电会造成人身死亡或重大损失时，可经开关外部检查无异常后，再试送一次，如开关经检查，无法再送电，允许将线路断路器当刀闸使用，用上一级断路器对线路试送电，上述操作按调度命令执行。
7、断路器遮断容量不足，或存在缺陷时，跳闸后，必须经检查，并经调度许可后，方可试送电。
8、全部或部分电缆组成的线路，必须按调度命令试送电。
第2条 110KV线路断路器跳闸的处理：
1、检查保护动作及断路器跳闸情况。
2、检查该线路保护范围内一、二次设备有无故障，将检查结果报告调度。
3、根据调度命令进行送电，严防非同期并列。
第六节 电力电容器的异常及故障处理
第1条 电力电容器发生下列情况应退出运行：
1、电容器爆炸。
2、接头严重过热或熔化。
3、电容器喷油起火。
4、套管严重破裂，并有放电现象。
5、外壳严重鼓肚、漏油。
6、室温超过40℃。
7、电容器内部或放电设备有严重异常响声。
第2条 电容器断路器跳闸的事故处理：
1、电容器开关跳闸不得强送。
2、当过流、速断、不平衡保护动作，应报告调度，并进行检查，查明原因，消除故障后，才能恢复运行。
3、外部无短路，保险无熔断，应拉开隔离开关进行短路放电后，以手触摸电容器外壳是否有过热等现象，必要时进行绝缘电阻的摇测。
4、电容器跳闸后，外部检查如无故障时，经调度同意后，可试送一次，其跳闸到试送的时间应间隔5分钟以上（35KV电容器按厂家规定间隔时间进行试送，无明确规定的间隔15分钟）。
第3条 电容器的异常处理：
1、不论何种原因，电容器组与系统断开后，不得立即强送，间隔时间遵循上述第4条之规定。
2、母线失压后，应先退出未断开的电容器，以免发生过电压引起电容器爆炸、保险熔断等事故。
3、电容器组检修或维护时，应充分放电，做好安全措施后才能进行工作。
4、一相单只电容器故障后，为保持回路的电流平衡,应将其它两相退出等容量的电容器。
5、单只电容器保险熔断，在做好安全措施后，更换同容量保险，若再次熔断，应查明原因。
第七节 所用变（包括干式接地变）异常及事故处理
第1条 接地变保护动作断路器跳闸的处理：
1、原因：
1）低压母线短路，低压电缆短路。
2) 接地变本身故障。
3) 高压电缆短路。
4) 二次回路故障。
2、处理：
1) 投入备用接地变。
2）检查接地变及其高、低压回路设备有无故障，如故障不能立即消除，将故障设备隔离。
3）若为二次回路故障站内无法处理的，上报处理。
第2条 干式接地变有下列情况之一者，应停运检查：
1、绝缘表面有碳化、划痕、破损现象。
2、导电部分的连接处有严重腐蚀、变色、过热现象。
3、接地变铁芯、引线及金属附件有腐蚀现象。
4、接地变有严重放电声或有异味。
第3条 所用变有下列情况之一者应停运检查：
1、高压熔丝连续熔断二次。
2、正常负荷下及正常气温下变压器温度异常升高。
3、内部有放电声、爆裂声和其它杂音。
4、发生臭味和轻微冒烟。
第八节 母差保护动作及全站失压的处理
第1条 母差保护动作断路器跳闸的处理：
1、检查保护及断路器动作情况。
2、检查母线上各电流互感器以内一、二次设备及母线辅助设备有无故障，判断母差保护动作是否正确。
3、若母线设备故障，应将故障点隔离，恢复无故障的设备运行。
4、若为母差保护误动，查明原因，申请调度退出母差保护，恢复母线运行。
第2条 全站失压事故处理：
1、检查保护、断路器动作情况。
2、检查站内一、二次设备有无故障。
3、若站内无异常，属上级电源消失，将站内设备转为热备用，等候调度命令恢复送电。
4、若站内设备故障或线路故障越级，立即隔离故障设备，上报调度恢复无故障设备运行。
5、对多电源变电站,若不是本站故障引起,根据调度命令保留一条电源线。
第九节 互感器的事故处理
第1条 电压互感器有下列故障时，应立即停用：
1、电压互感器高压保险连续熔断两次以上。
2、内部有放电声或冒烟着火，发出焦臭味。
3、严重喷油、流胶现象。
4、套管严重破裂有火花放电。
5、严重渗漏油使内部铁芯暴露于空气中。
第2条 电压互感器故障的处理：
1、退出可能误动的保护及自动装置，断开故障电压互感器二次空关（或取下二次保险）。
2、电压互感器三相或故障相的高压保险已熔断时，可以用隔离开关隔离故障。
3、高压保险未熔断，高压侧绝缘未损坏的故障（如漏油至看不到油面、内部发热等故障），可以用隔离开关隔离故障。
4、高压保险未熔断，电压互感器故障严重，高压侧绝缘已损坏，只能用断路器切除故障，否则，只能在不带电情况下拉开隔离开关隔离故障电压互感器。
6、故障隔离后，可经倒闸操作，一次母线并列后，合上电压互感器二次并列开关，重新投入所退出的保护及自动装置。
第3条 电流互感器有下列故障，应立即停止运行：
1、过热引起冒烟或发出臭味（负荷过大、主导流接触不良、内部故障、二次回路开路等）。
2、内部有放电响声或引线对外壳间有火花放电。
3、主绝缘发生击穿造成单相接地故障。干式互感器外壳开裂。
4、充油式电流互感器严重渗漏油。
5、一次侧接线处松动严重过热。
6、瓷质部分严重脏污破损，影响爬距或放电严重。
第4条 电流互感器在运行中异常声音较轻微，可不立刻停电，汇报调度和有关上级，停电前加强监视。若属于二次回路开路故障，汇报调度解除可能误动作的保护，并尽量减少一次负荷电流，若电流互感器严重损伤，应转移负荷停电处理。
第十节 隔离开关、避雷器、避雷针异常处理
第1条 隔离开关触头过热应做如下检查：
1、动静触头接触部位有氧化层或积存污垢太厚，造成回路电阻过大引起发热。
2、触头咬合不到位。
3、负荷过大，超过额定值。
第2条 电动隔离开关拒合、拒分应做如下检查：
1、检查操作电源是否正常，操作回路有无断线或接触不良。
2、检查传动机构有无变形。
3、隔离开关限位开关越位或不到位。
第3条 避雷器、避雷针异常处理：
1、运行中的母线避雷器，发现瓷质部分破裂放电或爆炸，未造成接地，可用隔离开关将避雷器退出运行。
2、运行中的母线避雷器，如发生爆炸造成接地，必须通过上一级开关将避雷器退出运行。
3、运行中发现避雷器内部有放电声，应立即退出运行。
4、避雷针基础下沉，接地电阻不合格，接地体开焊、锈蚀，应申请处理。
第四章、设备缺陷管理和运行分析
第1条 设备缺陷管理：
1、设备缺陷是指已投入运行或备用的各个电压等级的设备，有威胁安全的异常现象需要进行处理的，其范围包括如下：
1）变、配电一次设备（如变压器、断路器、隔离开关、母线、电力电缆、互感器、电力电容器、耦合电容器、消弧线圈、阻波器、避雷器、电抗器等）。
2）变配电二次回路设备（如仪表、继电保护和自动装置，控制电缆、信号系统、蓄电池及其它直流系统等）。
3）接地装置，通讯设备及与供电有关的其它辅助设备。
4）配电装置构架及房屋建筑。
第2条 缺陷按其供电安全的威胁程度，分为紧急、重要和一般缺陷三类：
1、紧急缺陷：性质严重，情况危急，必须立即处理，否则即将发生人身伤亡、设备损坏、用户停电。
2、重要缺陷：性质重要，情况严重有恶化发展的趋势，虽可继续运行，不致立即发生事故，但已经影响或威胁设备安全运行，不能满足系统正常运行之需要，或短期内将会发生事故，威胁安全运行。
3、一般缺陷：性质一般，对设备安全运行影响不大，可列入计划进行处理。
第3条 发现缺陷后应及时填写相关记录，并逐级上报：
1、紧急缺陷：发现紧急缺陷后，运行人员应立即向当值调度和工区及公司生技科汇报。
2、重要缺陷：发现重要缺陷应向工区及公司生技科汇报，不能满足当时系统正常运行需要的重要缺陷，应立即向当值调度汇报。
3、一般缺陷：按值上报工区。
4、对所发现的一切缺陷应做好记录，在交接班时将缺陷情况进行交待。
第4条 缺陷处理通知单的填写：
1、缺陷处理通知单的填写，应一式三份。
2、缺陷填写要准确，能反映设备的真实情况，包括设备的型号、参数、厂家。
3、缺陷处理完后，运行人员应组织验收，检修人员应将处理结果和存在问题，以及是否具备投运条件填写清楚，双方签字。
4、设备缺陷在未处理前，应加强监视，采取有效措施，防止发展成为事故。
第5条 运行分析：
1、综合分析：由站长组织全站人员每月一次对变电站设备运行状况、技术管理进行综合分析，通过分析，使全站人员了解本站设备状况，保证安全运行。
2、专题分析：对变电站已发生的各类事故和设备异常状况进行的分析，分析时遵照发生事故的“四不放过”原则。对本站发生的事故，要求各值都应进行分析，非本站发生的事故，由站长带领全站人员进行分析。