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供电安全操作

		点击数：	更新时间： 2022年03月10日
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供电安全操作
7.1概述
变电站是电石企业供电系统的心脏，肩负着向电炉变压器和 各工序动力设备安全、平稳供电的任务。
变电站供电电压可根据所在地区电网的电压等级和生产规模 进行选择，常用的供电电压为llOkV或35kV。供电线路1〜2 回，主接线采用单母线或单母线分段接线方式。
变电站可按有人值守或无人值守设计，无人值守的变电站应 采用微机综合自动化保护装置，将电气设备运行参数、各种状态 信号和报警信号远传到电炉控制室或中控室进行监视和控制。
供电岗位主要负责电气设备的倒闸操作、巡回检查以及高低 压电气设备的维护检修工作。及时处理各个岗位运行中发生的电 气设备故障。
由于电石企业采用的供电电压、设备选型、运行方式和无功 补偿方式各不相同，对变电站设备和运行方式不作具体介绍。
7.2供电流程
变电站引入高压供电电源，接入企业变电站高压母线，主供 电炉变压器和动力变压器，动力变压器经过变电（配电）后再向 86 
生产工序各岗位供电。
电炉变压器二次输出三相短网引至三相电极集电环，由集电 环与导电额板连接的铜管将电输入导电额板直至电极。
供电系统无功补偿有以下四种方式：
（1）	在电石炉变压器以前进行集中补偿，即采用降压变压器 将进线电压降到10kV后，采用10kV电容器进行补偿；
（2）	在电石炉变压器中设置第三绕组，在第三绕组接入 10kV电容器进行补偿；
（3）	在电石炉变压器二次侧采用低压电容器直接进行补偿；
（4）	在电石炉变压器二次侧接入升压变压器，将二次电压升 高到10kV,选用10kV电容器进行补偿。
变电站主接线示意见图7-1。

7.3主要设备安全运行及操作规定
7.3.1变压器安全运行及操作规定
（1）新安装、大修后的油浸式变压器投入运行前，应在额定 电压下做空载全电压冲出合闸试验，加压前应将变压器保护全部 投入，新变压器冲击5次，大修后的变压器冲击3次。第一次送 电后的运行时间lOmin,停电lOmin后再继续第二次冲击合闸 试验；
1.	变压器并列条件
1.	相序相同；
2.	结线组别相同；
3.	电压比相差不超过5%;
4.	短路比相差不超过10%;
5.	变压器投入运行时，应先合上电源侧开关，后合上负荷 侧开关，退出运行时相反；
6.	中性点直接接地系统中，变压器投入或退出运行时，应 先将送电侧中性点接地刀闸合上；
7.	变压器过载时，不可频繁操作有载分接开关；
8.	电炉变压器(补偿变压器)送电时，调压开关应调在低 电压挡位；
9.	正常运行时电炉变压器三相挡位之间允许相差1挡运行, 特殊情况下经主控人员同意，最多可以相差2挡运行；
10.	运行中的变压器有下列工作时，应向主控人员申请将重 瓦斯•保护由跳闸改投信号：
(1)	带电滤油或加油；
(2)	变压器油路处理缺陷及更换油泵；
(3)	为查找油面异常升高的原因打开有关放油阀、放气塞；
(4)	气体继电器进行检查试验及在其继电保护回路上进行工 作，或回路有直接接地故障。
⑪变压器输入电压不应超过所在挡位额定电压的±5%运 行，制造厂另有规定时，按制造厂规定执行；
⑫油浸式变压器最高顶层油温一般不超过表7-1中的规定
（制造厂另有规定时，按制造厂规定执行）。
表7-1油浸式变压器量高允许油温
冷却方式	冷却介质最高温度/t	最高顶层油温/£
自冷或风冷	40	95
强油风冷	40	85
强油循环水冷	30	70

（3）变压器正常情况下不允许过负荷运行，事故时可以例 外，正常冷却条件下事故过负荷倍数和允许持续时间应满足表 7-2中的规定（制造厂另有规定时，按制造厂规定执行）。
表7-2过负荷倍数与允许时间关系
事故过负荷倍数	1. 3	1. 6	1. 75	2. 0
允许持续时间/min	120	30	15	7. 5

（4）	变压器油水冷却器正常运行时油压应高于水压0. 05MPa （制造厂不作要求时例外）。
（5）	变压器冷却系统故障时，若变压器油面温度低于允许 值，变压器运行时间可按油面温升情况确定。
①	3.2电容器安全运行及操作规定
（1）	对新投入运行的电容器组应在额定电压下冲击合闸三次 （每次间隔5min）, 24h试运行期间，应加强巡视检查；
（2）	连接电容器组的母线或设备停电时，应先停电容器组， 后停负荷；送电时顺序与此相反；
（3）	电容器组开关拉开、合闸间隔时间，不宜小于5min或 按制造厂要求执行；
（4）	电容器停电工作时，必须经过充分放电才能工作，熔丝 熔断的单个电容器工作时必须对该电容器进行充分放电；
（5）	电容器室应通风良好，温度达到40°C或超过厂家规定 时，应将电容器短时停止运行；
（6）	电容器本体温度不得超过60°C；
（7）	串、并联电容器的长期运行电压不得超过其额定电压的 1.1倍，电流不得超过其额定电流的1.3倍；
（8）	电容器容量不能任意变动，个别电容器损坏时，应更换 容量和参数相同的产品，并经试验合格方可投入运行。
7.3.3电动机安全运行及操作规定
（1）	电动机可在额定温度下按厂家铭牌数据长期运行。
（2）	电动机一般可在额定电压变动一5%〜10%的范围内运 行，其额定出力不变。
（3）	电动机在额定出力运行时，其三相不平衡电压差不得超 过额定电压的5%,三相不平衡电流差不得超过额定电流的 10%,并且任一相电流不得超过额定值。
（4）	电动机运行时，各部位的允许温度与温升应按制造厂铭 牌规定执行，当制造厂没有规定时，绕组温度可按表7-3中的规 定执行。
表7-3电动机绕组允许温升及温度
绝缘等级	A级'	B级	E级
测量方法	温度计法	电阻法	温度计法	电阻法	温度计法	电阻法
定子绕组	温升/匸	50	60	60	75	70	80
	温度/匸	80	95	100	110	105	115

（5）	环境温度为35°C以上时，滑动轴承不得超过80°C,滚 动轴承温度不得超过95°C。
（6）	装有空冷器的电动机，入口水温不得低于5°C,不得超 过30°C,进风温度不允许超过40°C。
（7）	电动机运行时的振动不应超过表7-4中的规定。
表7-4电动机转速与振动值的关系
额定转数/（r/min）	3000	1500	1000	750	750以下
振动值（双振幅）/mm	0. 05	0. 085	0. 10	0. 12	0. 16

（8）	电动机运行时的轴向串动值，滑，动轴承不超过2〜 4mm,滚动轴承不超过0. 05mm。
（9）	6〜10kV电动机应用1000-2500V摇表测量绝缘电阻， 在常温下6kV电动机不应低于6MC, 10kV电动机不应低 于 lOMHo
（10）	380V及以下低压电动机，用500-1000V摇表测量绝 缘电阻，其值不应低于0. 5MC。
（11）	直流和绕组式电动机的转子线圈，用500V摇表测量 绝缘电阻，其值不应低于0.5MC。
（12）	容量为500kW及以上的高压电动机，应测量吸收比 R60/R15M1.3,所测电阻值应与前次相同条件下比较，不低于 前次所测值1/2,否则查明原因，电动机绝缘不合格，不得送电 启动。
（13）	大修后的大型电动机的轴承绝缘，应用1000V摇表测 定绝缘电阻，其值不应低于0.5MC。
（14）	备用中的电动机，应每隔两周定期测定绝缘一次。
（15）	对周围环境恶劣温度变化大的电动机，停止备用时， 应缩短测定绝缘的时间间隔，并加强定期试转工作（试转时间不 应低于两小时）。
（16）	电动机停用不超过一周，未经检修时，送电或启动前 可不测绝缘。虽没超过一周，但遇电动机发生异常情况，在送电 前应测绝缘。
（17）	互为备用的电动机，每半月应轮换运行一次或采用试 转半小时的方式，以提高其备用电动机绝缘。
（18）鼠笼式电动机在热状态下只允许启动一次，在冷状态 下允许连续启动两次，每次间隔不得小于5min。在事故或启动 时间不超过2~3S的电动机可以多启动一次。
7.4岗位安全操作
7. 4.1操作规定
（1）	高压倒闸操作前必须根据调度指令，下达调度指令必须 采用双重编号，受令人复诵无误后根据指令填写操作票。单项操 作时可不填操作票，操作完成后记入倒闸操作记录簿。
（2）	供电线路的倒闸操作按照与地方电网签订的调度协议执 行，严格按照地方电网调度指令进行倒闸操作。
（3）	变电站母线及线路的倒闸操作由电气负责人（或有资质 下达调度指令的人员）下达操作指令。
（4）	电炉具备送电条件后，由主控人员下达电炉开车操作指 令，电炉运行过程中的开、停和负荷调整由主控人员向地方电网 电力调度报告。
（5）	各生产岗位用电设备具备受电条件后，由各岗位负责人 （班长）向电气负责人申请送电。电源送到各用电设备后（用电 设备转热备用），由各岗位班长负责指挥操作人员进行开机操作。
（6）	在开关柜前操作时应穿棉质长袖工作服，穿绝缘鞋、带 绝缘手套和安全帽。高压设备户外操作时应穿高压绝缘靴。装卸 高压可熔保险器应戴护目眼镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹 钳，并站在绝缘垫或绝缘台上。
（7）	高压设备和低压总进线开关或重要线路的倒闸操作必须 由两人执行，其中一人对设备较为熟悉者作监护，操作中应认真 执行监护复诵制度。
（8）	操作前应先核对设备名称、编号和位置，停电拉闸操作 必须按照先拉开关(即断路器)，其次拉开负荷侧隔离刀闸，最 后拉开母线侧隔离刀闸，送电合闸的顺序与此相反。
1	操作中不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。
2	在发生人身触电事故时，为了抢救触电人，可以不经 许可，即行断开有关设备的电源，但事后应立即报告调度和上级 部门。
3	在交接班时，应避免进行倒闸操作。在事故处理时, 其它操作程序应暂停，即时报告主控人员或电气负责人。雷雨时 避免在露天进行倒闸操作。
4	新设备首次送电或设备检修后，在送电操作前必须进 行现场检查核实。
5	任何人发现有违反安全规程的情况，应立即制止。各 类作业人员有权拒绝违章指挥和强令冒险作业行为。
7. 4.2送电前的准备
7. 4. 2. 1 设备验收
7.3.1	经检修后的设备在投入运行前，应经电气技术负责人员 进行验收，且检修及试验数据应合格；
7.3.2	新设备投运时，安装检验及所有资料应合格齐全，并有 新设备投运技术方案，按新设备投运方案进行送电操作。
7. 4. 2. 2 安全检查
7.5.3	检修工作已完结，检修工作负责人和工作许可人双方在 工作票结束栏上签字确认；
7.5.4	电气设备及线路上确实无检修人员；
7.5.5	送电线路(设备)接地线均已撤回、接地刀闸已经 拉开；
7.5.6	检修标识及相关检修的安全措施已拆除；
7.5.7	设备安装现场通风装置良好，消防设施齐全。
7. 4. 2. 3 设备检查
（1）	保护及控制设备检查
8	保护屏内的所有空气开关（保护装置电源、控制电源、 信号电源等）均在工作位置，电源电压正确，保护装置面板指示 正确；
9	保护装置经试验完好，保护压板已按规定投入运行；
10	开关控制回路完好，监控机（或操作台）上显示在“远 方”操作位置；
11	监控系统工作正常，主接线上开关及刀闸的分、合指示 与现场设备一致并正确，遥信一览表（信号指示灯）无故障报警 信号。
（2）	变配电和用电设备检查
3	设备固定牢靠、外表清洁完整、无杂物；
4	电气接线应正确，连接牢靠且接触良好；
5	设备相色标志正确，接地良好；
6	隔离刀闸、开关机械位置和指示位置一致并正确；开关 柜上“远方/就地”开关置于“远方”位置；
7	电容器外壳应无凹凸或异常现象；
8	盘动电机转子时应转动灵活，无碰卡现象；
9	充油设备无渗漏油，事故排油设施完好；
10	变压器储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均 打开，油位指示正确；
11	变压器温度计指示正确，整定值符合要求。
7. 4. 2. 4电炉“紧急停车”试验
电炉变压器应设“紧急停车”按钮，在设备检修后与主控人 员共同进行试验，其操作步骤为：
（1）确认电炉变压器开关两侧隔离刀闸在断开位置； 
（2）	对电炉变压器开关进行合闸和分闸各一次，检查分、合 闸回路是否正确；
（3）	对电炉变压器开关合闸，按主控室“紧急停车”按钮， 开关分闸正确；
（4）	对电炉变压器开关合闸，.按现场“紧急停车”按钮，开 关分闸正确。
7. 4. 3送电操作程序
7. 4. 3. 1 正常送电流程
正常送电操作应先从高压逐级向低压送电。
（1）	动力电送电流程
高压线路一高压母线一动力变压器（10kV母线）一配 电变压器（0.4kV母线）一各岗位配电室一各岗位用电设备
（2）	电炉送电流程
水系统、油压系统及相关辅助岗位设备一变压器辅机（冷 却器或风机）一电炉变压器（补偿变压器）一补偿电容器
7. 4. 3. 2 送电操作步骤
（1）动力系统送电操作步骤
8.7	进线线路由检修转运行的操作步骤（由地方电网电力调 度下达操作指令）
(1)	拉开线路接地刀闸或拆除接地线，拆除检修相关标示牌；
(2)	合上线路电压互感器一次隔离刀闸和二次空气开关；
(3)	合上线路避雷器隔离刀闸；
(4)	由供电电源侧合上线路开关；
(5)	监视线路电压是否正常。
8.8	HOkV （35kV）母线由检修转运行的操作
(1)	拉开母线接地刀闸或拆除母线上的接地线，拆除检修相 关标不牌；
(2)	合上母线电压互感器一次隔离刀闸和二次空气开关；
C.合上母线避雷器隔离刀闸；
(1)	确认进线开关在断开位置，先合上母线侧隔离刀闸，后 合上线路侧隔离刀闸；
(2)	合上进线开关；
(3)	检查母线电压是否正确。
8.9	动力变压器及10kV配电母线由检修转运行的操作步骤
①	拉开动力变压器高压和低压侧接地刀闸或拆除接地线, 拆除检修相关标示牌；
②	合上10kV母线电压互感器一次隔离刀闸和二次空气开关；
③	合上动力变压器中性点接地刀闸（用于HOkV电压等级）；
④	确认动力变压器高压侧开关在断开位置，合上高压侧隔 离刀闸；
⑤	确认动力变压器低压侧开关在断开位置，合上低压侧隔 离刀闸；
⑥	合上动力变压器高压侧开关；
⑦	合上动力变压器低压侧开关；
⑧	检查动力变压器及10kV母线电压是否正确；
⑨	拉开动力变压器中性点接地刀闸。
8.10	10kV配电变压器及0. 4kV母线由检修转运行的操作步骤
(1)	拉开配电变压器高压侧接地刀闸或拆除高、低压侧接地 线，拆除检修相关标示牌；
(2)	确认配电变压器高压侧开关在断开位置，合上高压侧隔 离刀闸（或将高压开关手车置工作位置）；
(3)	确认配电变压器低压侧开关在断开位置，合上低压侧隔 离刀闸（或将低压开关手车置工作位置）；
(4)	合上配电变压器高压侧开关；
(5)	合上配电变压器低压侧开关；
f.检查0.4kV母线电压是否正确。
8.11	0.4kV线路（各工序配电室、配电柜）送电操作程序
(1)	拆除线路两侧接地线或检修相关标示牌；
(2)	确认电源侧低压开关在断开位置，合上送电线路电源侧 隔离刀闸（或将线路开关手车置工作位置）；
(3)	确认受电侧低压开关在断开位置，合上线路受电侧隔离 刀闸（或将线路开关手车置工作位置）；
(4)	合上线路电源侧开关；
e-合上线路受电侧开关；
(6)	检查配电柜电压是否正确。
8.12	用电设备送电操作
(1)	拆除检修相关标示牌；
(2)	确认用电设备开关在断开置，合上隔离刀闸；
(3)	合上用电设备开关；
(4)	合上用电设备控制回路保险；
(5)	检查现场电源指示是否正确，回复受电岗位送电情况；
(6)	岗位运行人员进行开机操作；
8.13	10kV高温引风机由检修转运行的操作步骤
(1)	电炉具备开车条件；
b-拉开高温引风机接地刀闸或拆除接地线，拆除检修相关 标示牌；
(3)	确认高温引风机开关在断开位置，合上隔离刀闸；
(4)	由电炉主控人员按高温引风机运行程序进行开机操作。
（2）电炉变压器送电操作
(1)	电炉变压器由检修转运行的操作步骤
(1)	拉开电炉变压器接地刀闸或拆除接地线，拆除检修相关 标示牌；
(2)	合上升压变压器10kV母线电压互感器及避雷器隔离刀 闸（采用电炉变二次侧升压进行无功补偿时进行此操作）；
C.水系统、油压系统及相关辅助岗位设备已开机，变压器 辅机（冷却器或风机）已准备就绪；
(1)	合上电炉变压器中性点接地刀闸；
(2)	确认电炉变压器开关在断开位置，合上隔离刀闸；
(3)	检查或调整电炉变及补偿变压器在低电压档位（主控人 员操作）；
(4)	合上电炉变压器开关，调整及监视运行电流是否正常 （主控人员操作）；
(5)	拉开电炉变压器中性点接地刀闸。
(2)	电炉变压器二次侧补偿电容器由检修转运行的操作步骤 （在电炉变压器二次侧进行补偿时）
(1)	拉开补偿电容器接地刀闸或拆除接地线；
(2)	确认补偿电容器开关在断开位置，合上隔离刀闸；
(3)	主控人员投入电容器组，并根据电炉运行情况对补偿电 容器电压或补偿电容器组数进行调整。
（3）电炉变压器（补偿变压器）冷却器的操作步骤
2.	开启电炉变压器（补偿变压器）油路全部阀门；
3.	开启运行油泵进口和出口阀门，关闭备用油泵进口阀门；
4.	开启运行油泵电源，油泵运行；
5.	先开启水系统出水阀门，后开启进水阀门；
6.	调整油压和水压在正常范围（正常情况下油压应高于水 压 0. 05MPa） o
7. 4.4停电操作程序
7. 4. 4. 1 正常停电流程
（1）停补偿电容器一电炉变压器一相关辅助设备（冷却 器、高温引风机、循环水泵等）
（2）全站停电流程
动力电停电由低压到高压逐级停电，特殊情况例外，正常停 电流程为：
用电设备一岗位配电室—*0.4kV母线及配电变压器一 10kV母线及动力变压器一 llOkV （35kV母线）高压母线一＞ llOkV （35kV）线路
11.	4. 4. 2电炉变压器（补偿变压器）及相关设备停电操作步骤
（1）	补偿电容器由运行转检修操作
(5)	拉开补偿电容器开关（在电炉变压器二次侧进行补偿时）；
(6)	确认补偿电容器开关在断开位置，拉开隔离刀闸（转热 备用时可不进行以下操作）；
(7)	合上电容器接地刀闸或挂接地线和“检修”标示牌（转 冷备用时可不进行此项操作）。
（2）	电炉变压器由运行转检修的操作
6	接受电炉变压器停车指令后，合上电炉变中性点接地刀闸；
7	主控人员拉开电炉变压器开关；
8	确认电炉变压器开关已断开，拉开隔离刀闸；
9	合上电炉变压器线路接地刀闸或挂接地线，设置“检修” 标示牌等安全措施。
（3）	高温引风机由运行转检修的操作步骤
7.3.3	按电炉停车要求，主控人员拉开高温引风机开关；
7.3.4	确认高温引风机开关已断开，拉开高温引风机隔离刀闸；
7.3.5	合上高温引风机接地刀闸或挂接地线，设置“检修”标 示牌等安全措施。
（4）	电炉变压器（补偿变压器）油水冷却器停运操作步骤
7.5.8	先关闭油水冷却器进水阀门，后关闭出水阀门；
7.5.9	停油水冷却器油泵电源（油泵阀门在油路检修时需要关 闭，正常停运可以不关闭）；
7.5.10	根据电气检修需要关闭总电源。
7. 4. 4. 3 动力全部停电的操作步骤
（1）	低压用电设备（回路）由运行转检修的操作
12	确认用电设备已停运；
13	拉开空气开关；
14	根据检修需要拉开隔离刀闸。
（2）	配电变压器及0.4kV母线由运行转检修的操作
12	拉开配电变压器低压侧开关，确认开关已断开；
13	拉开配电变压器高压侧开关，确认开关已断开；
14	拉开配电变压器高压侧隔离刀闸（将配电变高压侧手车 退到检修位置）；
15	拉开配电变压器低压侧隔离刀闸（将配电变低压侧手车 退到检修位置）；
16	合上接地刀闸或挂接地线，设置“检修”标示牌等安全 措施。
（3）	动力变压器及10kV母线由运行转检修的操作（各 10kV线路已处于冷备用或检修状态）
8.14	合上动力变压器中性点接地刀闸；
8.15	拉开动力变压器低压侧开关，确认开关已断开；
8.16	拉开动力变压器高压侧开关，确认开关已断开；
8.17	拉开动力变压器高压侧隔离刀闸（将动力变高压侧手车 退到检修位置）；
8.18	拉开动力变压器低压侧隔离刀闸（将动力变低压侧手车 退到检修位置）；
8.19	拉开动力变压器中性点接地刀闸；
8.20	拉开10kV电压互感器隔离刀闸和二次空气开关；
8.21	合上接地刀闸或挂接地线，设置“检修”标示牌等安全 措施。
7.4.5正常操作中的安全注意事项
（1）	拉、合刀闸前必须核实断路器在断开位置，检查位置时 应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械 位置指示、电气指示、仪表及各种遥测、遥信信号的变化，且至 少应有两个及以上指示已同时发生对应变化，才能确认该设备已 操作到位。
（2）	拉开刀闸时应检查刀闸断开距离满足安全要求，有闭锁 装置的刀闸，操作结束后，应检查倒闸操作机构是否闭锁良好。
（3）	严禁带负荷拉、合隔离刀闸，如果已经操作错误，不准 把已经合上的刀闸再拉开，只有用相应的断路器把这一回路电流 断开后，才能将误合的刀闸拉开［对涡轮转动的操作机构由于误 动而产生电弧时，应立即投入，由于误合而产生电弧时，应立即 拉开。对快动式刀闸（杠杆转动操作机构）由于误拉而产生电弧 时，应立即拉开不得投入，由于误合而产生电弧时，应立即合到 底不得拉开］。
（4）	母线送电前要将母线电压互感器（避雷器）刀闸先投 入，停电时最后拉开电压互感器（避雷器）刀闸。
（5）	拉、合电压互感器前，应防止继电保护装置和安全自动 装置误动作。用断口带并联电容器的断路器拉、合装有电磁电压 互感器的空载母线 应先将该电压互感器停用。
（6）	操作中发生疑问时，应立即停止操作并向发令人报告， 待发令人再行许可后，方可进行操作。
（7）	当电气设备投入运行时发生“保护动作”跳闸事故，或 运行中的电气设备发生“保护动作”跳闸事故，必须立即向主控 人员及电气负责人报告，在事故原因未分析清楚前，不能将设备 重新投入运行。
（8）	检修验电操作注意事项
①验电必须使用试验合格（试验合格有效期半年）、符合使 用电压等级的验电器；
	验电前必须先将验电器在带电设备上试验，确定验电器 是否指示正确；
	验电工作必须在施工设备进出两侧，如开关则应检査所 有套管；
	验电时必须戴绝缘手套；
	室外验电不能在下雨天进行；
	表示设备断开的常设信号装置，经常接入的电压表和其 它信号指示，只能作参考，不得以此作为设备无电的根据。
	检修装拆接地线的注意事项
	接地时，必须使用专门的携带型接地线，禁止使用不合 格的导线作接地或短路之用，禁止使用缠绕的方法进行短路和 接地；
	对于可能来电的各方面都要装设接地线；
	接地线应装设在从工作地点可以明显看到的地方；
	接地线与施工部分之间不得连有开关或保险；
	装接地线先接地一侧，后接设备一侧；拆接地线时先拆 设备一侧，后拆接地一侧；
	每组接地线应编号，存放在固定地点，每班交接；
	每组接地线在使用之前均应认真检查，有损坏的接地线 严禁继续使用；
	装拆接地线必须做好记录，交接班时必须交接清楚。
7.5异常及事故情况
7. 5.1异常及事故处理措施
(1)变压器
变压器异常及事故处理方法见表7-5o

*7-5变压带异常及事故处理
序号	异常现象	原因分析	处理方法
1	电炉变“有载 调压轻瓦斯” 动作	（1）	调压开关动作 频繁；
（2）	开关内变压器 油绝缘性能差；
（3）	有载调压开关 触头接触不良	（1）	对调压开关瓦斯气体进行排放，并 记录轻瓦斯动作时间间隔；
（2）	关注轻瓦斯的动作频率和调压开 关动作次数，按有载调压开关说明书要 求对调压开关内绝缘油进行分析.
（3）	当油耐压不合格时，应计划停电对 调压开关进行清洗换油或检修
2	变压蛊“本体 轻瓦斯”动作	（1）	变压器内空气 没排完；
（2）	变压器内部引 线接触不良；
（3）	变压器内部绝
缘老化	（1）	监视变压器电流，有功和无功功 率，上层油温，并记录；
（2）	注意倾听变压器内部声响有无明 显变化；
（3）	在确保人员安全的条件下取出瓦 斯继电器内积气，判断故障类别。
	无气体：油枕和轻瓦斯继电器无油， 或油路堵塞。阀门未打开，或二次回路 短路引起误动，通知检修人员进行处理。
	有气体：无色、无臭味、不可燃，说明 是空气，排气后变压器可继续运行。
	有气体:有色、有臭味、可燃，说明是 变压器内部故障，向主控人员请求停电 处理
3	电炉变压器 “过负荷”动作	负荷控制不当	（1）	记录此时变压器三侧电流、有功和 无功功率以及上层油温；
（2）	适当降负荷，直到过负荷信号消失 为止；
（3）	如果情况特殊（如处理炉内故障） 必须过负荷运行时，应按变压器过负荷 规定执行，并控制变压器温度，必要时开 启备用冷却油泵或加大冷却水量，加强 对变压器进行巡视
4	变压器“油位
低”动作	变压器油箱或出 线导管渗漏	（1）	检查是否漏油，在保证安全的前提 下，采取措施制止漏油；
（2）	如果油位下降不能及时控制时，应 紧急停电处理

续表
序号	异常现象	原因分析	处理方法
5	变压器“压力 异常”动作	（1）	变压器内部故
（2）	释压器故障误 发信号	（1）	检査释压器和变压器油枕是否喷 油，如严重喷油应立即将变压器停电；
（2）	如变压器释压器少量泄油，应检查变 压器油位、油色和油温，密切关注负荷电 流、温度、声响，即时向电气负责人报告；
（3）	未发现异常时为释压器故障，作好 缺陷记录，停电时进行处理
6	变压器“温 度高”	（1）	变压器过负荷 运行；
（2）	变压器冷却水 压低或水温高；
（3）	变压器冷却器 故障*
（4）	变压器油路或 水路堵塞	（1）记录此时变压器的电流、电压、有 功、无功功率以及上层油温，比较该负荷 下的油温是否正常；
（2〉检査温度表的实际指示是否与“温 度高”信号动作值相符；
（3）	检査冷却器是否正常，有无堵塞现 象；冷却器油压、水压、进水温度及流量 是否正常；
（4）	经上述检査，若油温比同样负荷和 冷却条件下高岀10X?以上，则认为变压 器内部发生故障。此时应报吿电气负责 人或相关技术人员进行分析，如果温度 继续上升，应向主控人员申请停电处理， 在未停电之前应加强冷却和运行监视
7	配电变压器
“过负荷”	负荷分配不当	即时核实报警信号是否正确，并报告 主控人员，即时对负荷进行调整
8	油水冷却器 流量低	（1）	油水冷却器电 机失电；
（2）	油泵电机或控 制回路故障；
（3）	油路阀门没 打开	（1）	检査处理电机电源；
（2）	启动备用油泵；停电检查故障泵控 制回路或更换油泵；
（3）	检査打开油路阀门
9	“过电流”保 护动作跳闸	变压器外部连接 母线故障	（1）	检査变压器连接的相关母线有无 故障点，将故障点隔离处理；
（2）	无故障点时可将变压器试送一次， 试送不成功必须查明原因
10	“差动”或“重 瓦斯”保护动作 跳闸	（1）	“差动”动作： 变压器内部或变压 器外部套管以及相 关设备故障；
（2）	“重瓦斯”动 作:变压器油箱内部 故障。	（1）	“差动”或“重瓦斯”同时发出，应将 变压器吊芯检查；
（2）	仅有“差动”保护动作，应检査变压 器外部相关设备

（2） GIS开关柜
GIS开关柜异常及处理方法见表7-6。
表7-6 GIS开关柜异常及事故处理
序号	异常现象	原因分析	处理方法
1	GIS“SF6 压 力低”报警	GIS设备密封不 严,造成气体泄漏	（1）	报告电气负责人；
（2）	开启GIS室排风扇，带上防护用 品，由两人一同到现场进行检查；
（3）	报警信号动作正确，应用SF6检漏 仪进行检查，找出泄漏点；
（4）	关注气体泄漏情况，如果不能控制 时,应安排立即停电检修
2	GIS“SF6 压 力低闭锁”	GIS设备密封不 严，造成气体泄漏	（1）	报告主控人员及电气负责人,
（2）	严禁对开关进行分、合闸操作。处 理方式同序号1有关步骤外，必须进行 以下操作：
	断开“SF6压力闭锁”回路控制电 源，在断路器远方和就地控制手柄上挂 “严禁操作”标示牌；
	启用上一级断路器断电；
	退出故障断路器进行检修
3	GIS设备发 生爆炸事故	GIS设备密封不 严，造成气体泄漏； 开关内部短路或接 地故障	（1）	立即报告主控人员及电气负责人 保护动作情况，确认相关设备已经停电；
（2）	开启室内通风，带上防毒用品，在 电气负责人的指挥下，进入开关室进行 检查，隔离故障设备；
（3）	联系专业人员进行检修
4	GIS间隔“电 源空开跳”信号	控制电源，弹簧储 能电机电源、交流电 源、接地刀闸电机电 源、控制及信号电源 中有一路电源失电	根据所发信号点位，到现场检查开关 跳闸原因，如果控制箱内未发现异常、异 味时，可先试送开关一次，否则应查明跳 闸原因

（3）开关（断路器）

开关（断路器）异常情况及处理方法见表7-7。
表7-7开关（断路器）异常悄况处理
序号	异常现象	原因分析	处理方法
1	开关出现“控 制断线”信号	（1）	控制电源或熔断器接 触不良或跳闸（熔断）；
（2）	开关常闭辅助接点未 闭合；
（3）	开关内的接点或接线 松动；
（4）	保护单元箱控制回路 故障	（1）	拒绝电动跳闸的开关禁止 投入运行；
（2）	应及时检査控制电源、开关 二次回路及保护单元箱。不能及 时处理时，则报告电气负责人和 主控人员，将拒绝电动跳闸的开 关手动切除后进行检査处理；
（3）	拒绝电动跳闸的开关应到 现场手动打跳
2	断路器不能 进行电动合闸 的故障	（1）	弹簧没有储能；
（2）	控制电源开关及合闸 回路保险接触不好或熔断；
（3）	合闸回路断线（常闭 辅助接点断开或合闸线圈 断线）；
（4）	保护控制单元箱 故障；
（5）	操作机构故障	（1）	合上储能开关，对弹簧 储能；
（2）	检査或合上控制电源开关 或更换合闸回路保险；
（3）	处理合闸回路断线及辅助 接点故障或更换合闸线圈；
（4）	检查或更换保护单元箱；
（5）	检査处理操作机构故障
3	不能进行电 动分闸的故障	（1）	控制电源开关断开或 接触不良；
（2）	分闸回路断线（常开 辅助接点闭合不好或分闸 线圈断线）；
（3）	保护控制单元箱 故障；
（4）	操作机构故障	（1）	检査控制回路是否正常，合 上控制电源开关；
（2）	检查处理合闸回路断线故 障或更换分闸线圈；
（3）	检查或更换保护单元箱；
（4）	检查处理操作机构故障。
不能处理时，应采取紧急分闸 措施

（4）电动机
电动机异常情况及处理方法见表7-8。

表7・8电动机异常情况处理
序号	异常现象	原因分析	处理方法
1	高温引风机 “过负荷”报警	风机负荷调整不当	（1）	检查风机风门开度是否正 常，调节风机进风或配风阀门，使 电流控制在额定范围以内；
（2）	检査机械部分是否发生故障；
（3）	检测关注风机运行温度，如 果过负荷现象不能得到控制肘， 应请示停电处理
2	电动机运行 温度高	（1）	负载电流过大；
（2）	电动机缺相运行；
（3）	定子转子相擦；
（4）	水冷风机的冷却器水 流量不够或阻塞	（1）	核对负荷电流'
（2）	检査电机电源；
（3）	检査电机转动间隙；
（4）	调整水压、水量，消除阻塞
3	电动机运行 中跳闸	（1）	负载电流过大，保护 动作；
（2）	过载定值偏小或热元 件故障；
（3）	电动机或线路绝缘损 坏接地或短路	（1）	电动机过载保护或热元件 动作时，检査负载有无卡塞，电机 转动是否灵活，未见异常时，可恢 复热元件重新启动电动机；
（2）	调整过载保护定值或更换 热元件,
（3）	电动机或线路绝缘损坏时 空气开关或熔断器动作，此时应 对线路和电动机进行绝缘检查并 检修
4	电动机完全 不能启动	（1）	电动机缺相；
（2）	无电压或电压不正常	（1）	査对电源线、熔断器及接线 端子；
（2）	检查电源
5	电动机有交 流声，但不能 启动	定子或转子一相开路	检査电动机定子电源或转子 回路
6	电动机不能 带负载启动	（1）	负载转矩过大；
（2）	线路压降太大；
（3）	线绕式电动机转子 开路	（1）	电机选型不当；
（2）	负载阀门调节不当，或有 卡塞；
（3）	检查转子回路是否开路
7	电机轴承 过热	（1）	润滑油选择不正确；
（2）	油量不合适；
（3）	油杯不转动；
（4）	负载过大；
（5）	轴承粗糙、歪斜、轴颈 压力过度	（1）	检査所用润滑油是否正确；
（2）	检査油位是否正常；
（3）	检查导油沟与油杯是否对直；
（4）	检查轴线是否对直，轴是否 弯曲；
（5）	调整轴瓦间隙

小电流系统接地
10kV (35kV)发生单相接地故障时。应立即报告电气负责 人，允许母线带接地故障运行时间不超过2h。
小电流系统接地异常情况及处理方法见表7-9o
« 7-9小电流系统接地异常情况处理
序号	异常现象	原因分析	处理方法
1	母线对地电 压一相为零或 接近零，另二相 电压上升至线 电压或接近线 电压。发“* * 母线接地”信号		配电回路电缆故障；
	母线配电设备(开关、 变压器、电动机等)故障'
	配电母线绝缘瓷瓶或 相关设备故障		对发生接地系统的各出线 电缆和设备进行检査；
	未发现故障点时，可采取逐 路停电的方法检査，先断影响面 小的次要回路，最后断重要配电 回路。故障点危及电炉运行安全 时，应向主控人员申请将电炉变 压器停电后再对故障进行检查
2	同上		10kV电容回路电缆 故障；
	10kV电容配电开关、 电容器、电抗器、放电线圈 等故障；
	10kV电容补偿母线 绝缘瓷瓶或相关设备故障		逐路停用补偿电容器，检査 接地在补偿电容器出线侧还是母 线侧；
	两组电容器断开后，接地信 号仍未消失时，应向主控人员申 请停电炉变压器电源，对补偿变 压器出线及10kV开关柜及母线 进行检查

(6) PT断线
PT断线异常情况及处理方法见表7-10。
表7-10 PT断线异常悄况处理
序号	异常现象	原因分析	处理方法
1	对地电压一 相为零或接近 零，另二相电压 不变，发“PT断 线''信号		PT二次回路熔断器 或接触不良；
	PT -次电压回路一 相导线接触不好；
	PT —次熔断器接触 不良或熔断	(1)测量PT二次回路熔断器进 线端电压是否正确，如果电压正 确，应检查PT二次回路熔断器和 二次线；
<2)PT输出的二次电压不正 确，应向主控人员申请停故障PT 检査一次熔断器(停PT前，需要 停用相关的低电压保护)

（7）直流电源
直流电源故障及处理方法见表7-11 o
表7-11直流电源故障处理
序号	异常现象	原因分析	处理方法
1	充电机交流 失电	（1）	充电机交流回路 短路；
（2）	交流供电电源 失电；	（1）	检査充电机交流回路是否短路， 排除短路故障后合上空气开关；
（2）	检査交流配电电源是否失电，处 理查找失电原因，恢复供电
2	直流运行参 数显示异常	监控装置或通讯发 生故障	通知检修人员或专业人员进行处理
3	合闸母线电 压正常，控制母 线电压偏低	（1）	控制母线“自动” 调压装置故障；
（2）	控制母线“手动” 调压开关工作位置不 正确	（1）	将“自动”控制转换为“手动” 控制；
（2）	调整“手动”控制开关电压挡位
4	监控器发“电 池过压”告警	（1）	充电机过电压保 护装置故障；
（2）	过电压定值不 正确	（1）	关掉两路交流电源开关，停止向 畜电池充电，待“电池过压”信号消失 后再合上空气开关；
（2）	检査调整过电压保护整定值 （256V）
5	监控器发“电 池欠压”告警	（1）充电机交流 失电；
（2〉充电模块故障；
（3）直流系统有局部 短路或过载	（1）	检査交流电源，恢复交流供电；
（2）	检查“充电模块”是否损坏，更换 充电模块；
（3）	检查蓄电池电流是否正常，处理 直流系统局部短路或过载故障
6	监控器发“直 流绝缘低”告警	二次回路设备绝缘 损坏,造成接地故障	（1〉报告电气负责人；
（2）	监控机上直接显示出故障回路 时将故障回路断开后进行检査；
（3）	没有宜接显示故障回路时，可采 取逐路停电的方法检查：
	先断次要回路（如事故障照明，开 关储能电源，开关信号电源卄
	最后断重要回路（如开关控制电 源、保护信号电源）；
	断开某一回路后，如故障没有消 失，可重新合上恢复供电，再断下一个 回路，直到査出故障点

（8）监控系统或保护单元
监控系统或保护单元装置异常情况及处理方法见表7-12.
表7-12监控系统或保护单元装置异常悄况处理
序号	异常现象	原因分析	处理方法
1	运行数据不 刷新	监控系统全部或 部分通讯中断	（1）	全部中断时可重新启机试验；
（2）	重点检查集线器电源是否正常， 接线是否正确、牢固：
（3）	保护单元通讯线是否接触良好；
（4）	不能处理时尽快通知专业人员进 行处理
2	运行中的开 关出现状态 变位	（1）	开关不明原 因显示分闸位；
（2）	开关控制电 源失电；
（3）	开关辅接点 故障，信号误发	（1）	检査运行电流是否正常，电流正 常说明状态信号误发；
（2）	检査直流电源是否失电，处理见 “控制回路断线”处理方法；
（3）	检査处理开关辅助接点故障
3	监控机在运 行中突然退出 系统	监控系统故障	（1）	重新启机或通知专业人员进行 处理；
（2）	如果系统短时不能恢复，立即报 告电气负责人，安排供电值班人员在现 场进行监视和操作

7.5.2紧急事故处理程序
（1）当发生以下电气事故时，应立即向电气负责人和电炉主 控人员报告请求停电，如果情况紧迫，有权紧急操作处理。
	直接对人员生命有严重威胁时；
	运行中电气设备发生下述情形之一时：
	内部音响非常大，并有爆裂声；
	在正常负荷和环境下变压器温升不断上升，且超过极限 温升;
	变压器油箱破裂，造成严重漏油，至使油面严重下降， 且低于油位指示计的下限以下位置时；
	变压器套管严重破损，出现严重的放电现象；
	架空线路绝缘子严重放电时；
	电气设备岀现严重的放电现象或有严重爆裂声、内部冒 烟或有严重的臭味时；
	动力电失电或循环水系统断水时。
(2)当动力变压器或llOkV (35kV)母线或进线线路发生 故障时，可拉开动力变压器高压侧和低压侧开关，拉开10kV高 压电动机配电开关，投入10kV检修电源，保证动力系统继续 供电。
7.5.3异常及事故处理安全操作要点
	异常情况及事故处理时，必须首先弄清情况，作出正确 分析和罰断后迅速向主控及电气负责人报告，避免因慌乱而扩大 事故。
	发生事故时首先解除对人身、设备和供电安全的威胁, 清除事故根源，限制事故发展，用一切办法保持正常设备的安全 运行。
	值班人员应正确迅速执行指令，其他人员不能占用调度 电话，以免延误事故处理时间。
	现场检查必须戴好个人防护用品，采取相应的安全措 施，保证人身安全。
	发现接地故障时，不允许接近故障点，更不允许接触带 电设备金属外壳，在室内至少保持4m,室外保持8m。穿绝缘 鞋，带绝缘手套或采取了其它安全措施而紧急救护触电人员时不 受此限。
	交接班过程中发生事故时，处理事故应以交班人员为 主，接班人员则在交班人员的指导下协助处理。
	处理事故时，即使是事故停电，在未拉开有关刀闸和 做好安全措施以前，不得触及设备或进入遮栏，以防突然 来电。
	当现场设备着火，必须首先切断着火设备电源或通向着 火设备现场的电源，用干粉灭火器、四氯化碳、二氧化碳等灭火 器，火势不能控制时应打119启动火灾紧急预案。
7.6检查与维护
7. 6.1巡检
7. 6. 1. 1 巡检要求
	检查高压设备时，不允许接近故障点，人体任何部位与 带电体的安全距离不得小于表7-13中的规定。
表7-13安全距离
电压等级/kV	无遮栏/m	有遮栏/m
10	0. 7	0. 35
35	1. 0	0. 6
110	1. 5	1. 5

电气设备必须认真地按时进行巡视，对设备异常状态要 做到及时发现、认真分析、正确处理并做好记录，及时向主控人 员和电气负责人报告；
	巡视检查设备必须思想集中，做到看、听、嗅、触、 想、测配合进行，把事故和异常情况消灭在发生之前；
	巡视设备应按巡视路线每日至少巡检一次；
	巡视人员对设备巡视后，应将检查情况及巡视时间记入 记录簿内；
	单人巡视设备时，不得进行其它工作，不得移开或越过 遮栏。雷雨天气需巡视室外高压电气时，应穿绝缘靴，并不得靠 近避雷器和避雷针。接触设备的外壳和构架时，应戴绝缘手套。 进出高压配电室必须随手关门；
	遇到下列情况，应增加巡视次数
	设备过负荷或负荷有显著增加时；
	设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行。 新安装的设备加入系统运行；
	设备缺陷近期有发展时；
	恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑的现象时；
	法定节、假日及上级通知有重要供电任务期间。
7. 6. 1.2日常巡视检查的主要项目
	一、二次设备的实际运行状况是否和当时运行方式要求 的运行位置相符；
	各充油设备的油位、油色应正常；设备无泄漏；
	各接头应无异常过热，特别不应有变色或热浪、熔化、 断股等现象；
	主变温度与负荷对比应正常，散热器排管阀门应开启； 主变瓦斯继电器导油管阀门应开启；
	各瓷件无闪络、裂碎、异常放电；
	站用交直流装置电压应正常，信号、控制、保护通讯电 源可靠；
	各继电保护、自动装置投运正确；
	遮栏完好，防误锁完备，防小动物措施有效；
	各路负荷电流在规定值以内运行；
	防雷设施完好。
7. 6. 1. 3 电气设备巡检内容
	变压器的巡回检查内容
	油枕及充油套管油面高度是否在规定范围内，有无渗油 及变色等现象；
	变压器上层油温是否正常，抚摸散热器或各油管的温度 有无明显差别，阀门是否开启，有无堵塞现象。油水冷却器油压 是否高于水压、流量是否正常；
	变压器内部声音是否正常，有无加大，放电声和其它异 常音响；
	套管是否清洁，有无裂纹，破损放电等异常现象；
	接头引线有无发热、变色、冒气、接触不良等现象；
	变压器是否完整，有无破裂，呼吸器是否畅通，硅胶是 否受潮变色；
	瓦斯继电器内是否充满油，二次引线绝缘是否有油腐蚀 情况；
	电炉变压器低压出线冷却水管有无漏水、发热现象；
	基础有无下沉现象；
	外壳接地是否良好；
⑪变压器中性点接地刀闸、电流互感器、避雷器等是否 正常。
	llOkVGIS开关巡查内容
	传动机构是否完好，油缓冲器有无漏油，开关位置、弹 簧位置指示是否与实际位置相符；
	控制电源、合闸保险是否完好，接触是否良好；“远方/ 就地”转换开关是否与运行要求一致；
	设备接地是否良好，支架有无锈蚀、裂纹等现象；
	各间隔SF6气体压力是否正常，有无异常声响或异常气 味产生；
	避雷器泄漏电流是否正常；
	二次回路接线端子导线有无腐蚀、破损、变色、弯曲、 松动、断线、发热等现象；
	控制端子排是否清洁，螺丝是否松动，号牌字迹是否清 洁正确、完整；
	柜内照明是否完好，箱体是否密封，加热器工作是否正 常，箱内是否潮湿。
(3) 10kV开关巡查内容
	开关柜巡查内容
	刀闸触头或接头连接处有无发热、变色、冒气等异常 情况；
	瓷套管表面是否清洁，有无裂纹、破损、放电或其它明 显缺陷；
	套管内有无放电声及其它不正常声音；
	传动机构是否完好，开关位置指示是否与实际位置 相符；
	控制电源、合闸保险是否完好，接触是否良好；
	“远方/就地”转换开关是否与运行要求一致；
	接地线是否良好，支架有无锈蚀、裂纹等现象；
	开关柜底部密封是否良好、有无间隙；
i-过电压保护器是否清洁完好，有无放电现象；
j.柜内照明是否完好。
	开关柜上保护单元箱及计量设备检查内容
	检查单元箱运行指示灯是否正常，有无报警信号；
	保护压板设置是否正确；
	装置有无异常声响；
	计量及测量表电源及显示是否正常。
（4）	电容器室及配电室的检查内容
	室内温度、湿度是否满足设备运行要求；
	各门窗是否完好、紧固，有无渗漏水现象；
	室内照明是否正常；
	通风设备，防小动物设施是否完好。
（5）	母线（软母线和硬母线）检查内容
	接头是否紧固，螺栓是否完整，有无锈蚀、过热、冒气 等现象；
	母线上是否落有杂物；
	软母线有无扭曲断股，硬母线有无损伤断裂等现象；
	绝缘子有无损坏、放电现象。
（6）	电容、电抗器的巡回检查内容
	电容器巡回检查内容
	电容器外壳有无膨胀、渗油、喷油等现象；
	套管有无裂纹、放电现象，表面是否清洁；
	电容器有无异常声响和放电声音；
	接头是否良好，有无发热等现象；
	放电变压器（电压互感器等）是否完好，瓷件有无裂纹、 破损、放电等现象；
	高压熔断器有无熔断或接触不良现象；
	电压是否过高，三相电流差是否超过10%；
	接地是否良好，有无断线，接地不良等现象。
	电抗器的巡视检查内容。
	有无杂音及其它异常响声；
	接头接触是否良好，有无发热、变色、冒气等现象；
	支持瓷件是否清洁、牢固，有无破损，放电等现象；
	保护层是否有裂缝、线圈是否有变形、破损等情况；
	基础有无下沉、倾斜等现象。
	电力电缆巡回检查内容
	电缆终端头是否清洁，有无裂纹、破损、放电现象；
	引出线接头是否紧固，有无线断、锈蚀、发热等现象, 相序标志是否明显；
	电缆头和外皮接地是否完好；
	电缆室、沟、竖井支架是否牢固，有无锈蚀现象；
	室内电缆沟是否有积水，渗水等现象；
	敷设在地面下的电缆线路上的地面是否有挖掘下沉现 象，是否堆放重物和排泄酸、碱等污物；线路标示是否完 整等。
	防雷设备(包括避雷针、避雷器、引下线等)巡回检查 内容
	避雷器内部有无响声：外部瓷件是否清洁，有无裂纹、 破损、放电现象；
	避雷器泄漏电流是否正常，放电记录是否动作；
	引下线是否完好(锈蚀截面积不得超过引下线截面积的 25%),接头是否良好；
	金属构架是否锈蚀。
	主控室(保护屏、交流站用屏、电度表屏)巡回检查 内容
	各仪表指示是否正常；
	各仪表、继电器、插件等元件的连接线是否完好，有无 螺丝松动脱焊断线，接触不良、烧焦、绝缘老化等现象；
	面板、背板是否清洁完整，铅封是否完好，盖子罩子是 否盖好，有无破损等现象；
	开关位置，信号指示是否正常，是否符合运行状态；
	继电保护的整定值是否与要求值一致；
	导线有无腐蚀、破损、变色、弯曲、松动、断线、发热 等现象；
	端子排是否清洁，螺丝是否松动，号牌字迹是否清洁正 确、完整；
	逆变器运行是否正常。
	蓄电池的巡回检查内容
	蓄电池是否整齐清洁，有无松动，破损现象，连接片接 头是否完好，螺丝有无松动、发热等情况；
	直流母线电压是否维持在215-225V范围内，浮充电电 流是否正常；
	充电柜是否完好，有无异音、异味、过热、放电、冒烟 等异常现象。
7.6.2维护保养
7. 6. 2. 1 变压器维护保养
	每日对变压器进行巡视检查；
	每年对变压器进行一次例行检查和试验(即直流电阻测 试、绝缘测试、保护试验、变压器油样分析等)；
	每三个月或有停电机会时对变压器外壳、套管进行 清扫；
	定期对变压器外壳进行防腐；
	根据有载调压开关说明书要求对调压开关进行油分析， 当油耐压不合格时，对调压开关进行清洗换油或检修；
	统计有载调压开关动作次数和轻瓦斯动作次数，根据运 行情况酌情安排检修。
7. 6. 2. 2 高压配电设备及线路维护保养
	每日对设备进行巡视
（2）	每周对设备连接部位进行一次温度检测；
（3）	定期对设备卫生进行清扫；
（4）	1~3年对设备进行一次预防性试验。
7. 6. 2. 3 电动机维护保养
（1）	每日进行一次巡视；
（2）	高压电动机停运时间超过1周时，运行前对电动机进行 绝缘检查；
（3）	高压电动机停运时间超过1月时，必要时对电动机进行 防潮（加热）处理；
（4）	定期对电动机轴承进行清洗换油（高压电机lOOOh,其 它电动机2000h或按电动机说明书要求进行维护）。
7.7操作记录
7.7. 1记录要求
（1）	必须认真按巡检和值班规定填写各种记录；
（2）	记录填写要及时、真实、内容完整、字迹清晰，不得随 意涂改；
（3）	填写记录时，除要求复写一式几份时需用圆珠笔填写 外，其余均用蓝色或黑色笔书写；
（4）	如因笔误、错误需要修改记录时，应采用单杠划去原记 录，在其上方写上正确内容，并在其上方、备注栏签上更改人的 姓名及日期；
（5）	空格记录应在格中划顶格斜线。
7. 7.2记录内容
（1）llOkV线路电流、有功功率、功率因数；
（2）	动力变、电炉变电流、有功功率、功率因数、运行 温度；
（3）	10kV各路出线电流、有功功率。补偿电容器电流及无 功功率；
（4）	llOkV母线电压、10kV母线电压；
（5）	蓄电池电流，直流合闸母线电压、控制母线电压；
（6）	llOkV （35kV）以上线路、变压器有功电度及无功 电度；10kV变压器、高压电机有功电度，电容器无功 电度；
（7）	llOkV避雷器泄露电流、六氟化硫断路器压力；
（8）	高压配电室的温度和湿度；
（9）	设备维护检修内容、设备缺陷；
（10）	各种异常现象和事故处理及倒闸操作内容。
7.8防护用品的配备
7.8.1个人安全防护用品
个人防护用品的配备可参照附录4。
7.8.2公用安全防护用品的配备
本岗位配置的安全用具设专人管理，定期进行检验。配置的 安全用具有：高压验电笔、绝缘操作棒、绝缘靴、绝缘手套、接 地线等，其检验周期为6个月。
7.8.3急救药品的配置
急救药品的数量和品种应根据实际需要配备，一般情况可参 照附录5配置，并且应设专人管理，保证药品的基本数量和看 效期。
7.9检修
7.9.1检修安全要求
（1）	电气检修应严格执行《国家电网公司电力安全工作规 程》及公司制定的相关检修管理规定；
（2）	凡独立担任工作的人员必须经过特种作业培训合格，取 得操作证后持证上岗；
（3）	停电时必须切断各回线可能来电的电源，不能只拉开关 （即热备用状态）进行工作，必须拉开隔离刀闸，使各回线至少 有一个明显的断开点，刀闸操作把手要锁住；
（4）	严禁电气设备在运转时进行拆卸修理；
（5）	检修设备时，断电后应使用专用接地线接地，并三相短 路，对可能送电至停电设备的回线或停电设备可能产生感应电压 的，都要装设接地线，使工作地点处于各接地线的中间，工作中 其他人员不许装拆或变动接地线；
（6）	高压设备检修工作必须有2人以上，其中应有1人作为 监护；
（7）	检修人员应熟悉工作内容、工作流程，掌握安全措施， 明确工作中的危险点，并履行确认手续。应对自己在工作中的 行为负责，互相关心工作安全，并监督相关安全规程的执行和 现场安全措施的实施。并且正确使用安全工器具和劳动防护 用品。
7.9.2检修工作流程
7. 9. 2. 1 检修流程
计划或临时检修一签发工作票一接受指令（或按工作票 填写倒闸操作票）一断电一验电一装设接地线一悬挂警示 牌与装设临时遮拦一值班人员许可签字一检修负责人检査签 字一检修负责人向检修人员交明工作任务及安全注意事项一 开始检修。
7. 9. 2. 2 交付使用流程
检修工作结束一检修与使用单位双方验收（重要设备应经 电气负责人或专业工程师验收）一*拆除警示牌与临时遮拦一 拆除接地线一完结工作票（值班人员及检修负责人共同签 字）一接受送电指令一填写倒闸操作票一设备试运行合 格一交付使用一做好检修记录。

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