电力公司变电站运行规程通用规程大学论文.doc

变电站运行规程（通用部分）（试行）山西省电力公司（2005年1月）前 言变电站是电力系统的重要组成部分，是电网的中枢和节点，也是电力生产主要场所之一。变电站的运行工作是保证电力系统安全、可靠、经济运转的基础。为规范健全全省变电运行管理标准，提高变电站整体运行水平，根据部颁规程和调度规程、反措要求，参考有关设备说明书，结合山西省电力公司运行专业特点，特制定变电站运行规程（通用部分）。本规程由山西省电力公司生产技术部于2004年1月提出，在充分征集各直属供电分公司意见的基础上，组织专业人员编写而成。本规程既是山西省电力公司主网各级变电站编写现场运行规程的参照依据，又与电业安全规程、各变电站编写的运行作业指导书、事故处理预案、现场运行规程等共同作为变电站运行人员运行维护、倒闸操作、事故处理的工作指南。各级运行及相关维护专业人员要认真学习，严格执行。在执行中如有与上级规程相抵触之处，请及时上报省公司生产技术部，以便组织修订。本规程由山西省电力公司生产技术部提出并归口编写人员：郑会权、武兰民、路进龙、贺临元、康敬武、余红梅、闫君、白如斌、安立进、黄晋华、王志平、纪东奎、高磊、邢玉平、赵彦伟审核：王礼田、刘焕明、穆广祺、郑会权批准：燕福龙目 录 前言1 适用范围2 引用标准3 总 则4 设备调度范围的划分5 变电站运行方式6 事故处理7 高压电器设备运行规定7.1一般规定7.2电力变压器7.3高压断路器7.4 SF6组合电器7.5隔离开关7.6母线、瓷瓶及架构7.7电压互感器、电流互感器7.8电力电容器7.9电力电缆7.10电力电抗器7.11消弧线圈7.12耦合电容器和阻波器7.13过电压保护与接地装置8 二次设备及公用系统运行规定8.1直流系统8.2站用电系统8.3中央信号及二次回路8.4仪表及计量装置8.5防误闭锁装置8.6微机监控系统8.7远动装置9 继电保护及自动装置运行规定9.1一般规定9.2微机型保护运行中的注意事项9.3主变压器的保护9.4纵联保护的运行9.5双母线电流相位比较式母差保护9.6微机型母线差动保护9.7母联断路器的保护9.8断路器失灵保护9.9低周减载装置9.10重合闸装置9.11故障录波器9.12备用电源自投装置变电站运行规程（通用部分）（试行）1 适用范围本规程适用于山西省电力公司主网所属35kV及以上电压等级的变电站（含发电厂升压站）。本规程规定了变电运行值班人员及相关专业人员进行设备运行、操作、异常及故障处理的行为准则。2 引用标准GB 50150-1991 电气设备交接试验标准GB 50168-1992 电缆线路施工及验收规范GB 50169-1992 接地装置施工及验收规范GB 50170-1992 旋转电机施工及验收规范GB 50172-1992 蓄电池施工及验收规范GB 50171-1992 盘、柜二次回路接线施工及验收规范GB 50254-1996 低压电器施工及验收规范GBJ147-1990 高压电器施工及验收规范GBJ148-1990 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GBJ149-1990 母线装置施工及验收规范GB11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器DL/T408-1991 电业安全工作规程DL/T572-1995 电力变压器运行规程DL/T573-1995 电力变压器检修导则DL/T574-1995 有载分接开关运行维护导则DL/T587-1996 微机继电保护装置的过电压保护和绝缘配合DL/T639-1997 SF6电气设备运行试验及检修人员安全防护细则DL/T 596-1996 电气设备预防性试验规程DL/T 603-1996 气体绝缘金属封闭断路器设备运行维护规程DL/T 620-1997 交流电气装置的接地DL/T 623-1997 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行维护技术规程DL/T 727-2000 互感器运行检修导则DL/T 755-2001 电力系统安全稳定导则DL/T 781-2001 电力用高频断路器整流模块1580125.69 电力电缆运行规程（80）电技字第26号 电力工业技术管理法规继电保护及自动装置安全运行管理规程国家电网生（2003）426号电业生产事故调查规程电供（1991）30号 高压断路器运行规程省公司1998.11 山西省电力系统调度规程省公司2001.12 山西省电网继电保护与安全自动装置运行管理规程省公司1999.3 山西省电网微机线路保护现场运行规程晋电安字（2003）737号电气、线路操作票和工作票制度的补充规定晋电生技字（2004）531号关于下发变压器非电量及中性点保护管理规定的通知3 总 则3.1为提高变电运行管理水平，保证电网安全、经济、稳定运行，根据国家行业标准及有关规程，结合省公司有关规定和电网运行情况，特制定变电站运行规程（试行）。3.2变电站运行规程是运行人员进行设备验收、操作、巡视、检查及维护的基本原则，是设备异常和事故处理的依据。变电站现场运行规程应按照本规程内容、格式、术语等，结合本站设备特点进行编制或完善。3.3变电运行人员在执行本规程基础上，当遇有操作、巡视、检查及维护等相关工作时应参照现场相应的作业指导书。3.4变电站运行、维护、调度及相关专业人员应熟悉本规程，并认真贯彻执行。 3.5本规程自批准之日起正式执行，解释权属山西省电力公司生产技术部。4 设备调度范围的划分依据当年各级调度下发的年度运行方式及新设备投运批准书进行调度范围的划分和调度权限的划分。5 变电站运行方式5.1变电站运行方式是指站内电气设备主接线方式、设备状态及保护和自动装置、直流、站用变、通道配置的运用情况。5.2正常与非正常运行方式的定义根据系统要求，调度部门制定的最安全、可靠、灵活、经济的方式为系统正常运行方式，除此之外的方式为非正常运行方式。5.3拟定变电站运行方式时应遵循下列原则5.3.1保证系统的安全经济运行和连续可靠供电；5.3.2保证操作的灵活性；5.3.3潮流分布合理，电气元件不过负荷；5.3.4便于事故处理，限制事故范围，避免事故扩大；5.3.5满足继电保护和自动装置的要求；5.3.6短路容量不超过系统内设备所允许的规定值；5.3.7使电力系统的电能质量符合规定标准。5.4变电站改变运行方式时，必须按所属调度有关规定和调度命令执行。5.5因电网运行方式变化或检修、试验等工作，出现非正常运行方式时，在工作结束后，应按所属调度命令及时恢复正常运行方式。6 事故处理6.1处理原则6.1.1事故处理时值班人员应做到6.1.1.1迅速限制事故发展，消除事故根源，在保证运行人员人身安全前提下，解除事故对人身和设备的威胁; 6.1.1.2用一切可能的办法保持无故障设备继续运行，以保证对用户的供电；6.1.1.3尽快对已停电的用户恢复供电；6.1.1.4保证站用电及直流系统的正常运行；6.1.1.5事故处理后立即汇报所属调度和上级主管部门。6.1.2事故处理时，值班人员必须坚守岗位，集中精力，听从所属调度命令，在值长（主值）的指挥下进行处理。任何人不得擅离工作岗位，严禁占用调度电话；应优先接受上一级调度命令。6.1.3处理事故时，必须迅速、果断、慎重、判断准确；不应慌乱，以免因考虑不周造成事故扩大。6.1.4事故处理可以不填写操作票，但必须至少有两人进行，并应严格执行监护制度。不得在无人监护下进行任何事故处理的操作。6.1.5设备在事故停电后，在未做好安全措施之前，现场任何人员不得触及停电设备。6.1.6在交接班过程中发生事故，由交班人员处理事故，接班人员协助。6.1.7发生事故后，值班人员应仔细观察表计和信号指示或远动信息，并至少两人在现场共同检查出现的保护信号、掉牌、光字牌、远动信息和其它与事故有关的现象并详细记录后，方可复归信号。同时记录各项操作的执行时间。严禁事故后凭记忆记录。6.1.8事故发生后，值班人员应立即向所属调度及上级有关部门报告以下内容6.1.8.1事故发生的时间及断路器跳闸情况；6.1.8.2出现哪些信号(掉牌)或光字牌；6.1.8.3继电保护、自动装置的动作及运行情况；6.1.8.4故障录波器动作情况；6.1.8.5频率、电压、负荷及潮流的变化情况；6.1.8.6站内设备检查情况；6.1.8.7有关事故的其它现象和情况。6.1.9为了防止事故扩大，值班人员在遇有下列情况时，可先自行操作，然后尽快汇报所属调度及有关部门6.1.9.1将直接威胁人身安全和可能扩大事故的设备立即退出运行；6.1.9.2将已损坏的设备以及运行中有受损坏可能的设备进行隔离；6.1.9.3当母线发生故障失电后，将连接在该母线上的所有断路器拉开；6.1.9.4站用电和直流系统全部停电或部分停电，恢复其电源；6.1.9.5电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行。6.1.10事故处理过程中，非值班人员必须立即撤离现场，并严禁使用站内通讯设备。6.1.11录音设备应连续运转，满足事故分析要求。6.1.12事故处理应在所属调度的指挥下进行，恢复送电时要防止非同期并列。6.1.13在紧急情况下，上级调度有权直接调度下级调度范围的设备，运行人员在执行该命令后，应立即汇报发令人及设备所属调度，并进行全过程录音和详细记录。6.2母线停电的处理6.2.1母线失压时，现场运行人员应根据现场仪表指示、继电保护和自动装置动作情况,正确判断故障原因,及时向所属值班调度员汇报。6.2.2母线停电事故处理原则6.2.2.1母线失压，同时伴有火光、爆炸声等明显的故障现象(确认不是由于PT断线或二次快速开关跳开)，值班人员应立即拉开该母线上所有断路器(包括母联断路器)，对母线设备及保护动作情况进行全面检查，并汇报所属调度及上级有关部门； 6.2.2.2未查明故障原因，严禁将该母线转入运行；6.2.2.3若有明显的故障点，应迅速将故障点隔离，恢复母线的运行；6.2.2.4双母线运行，有一条母线故障停电，值班人员应首先隔离引起该母线故障的间隔，立即检查母联断路器应在断开位置，然后将故障母线所接分路断路器由无故障母线送出(一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸)。6.2.3处理母线失压事故时，还应注意以下几点6.2.3.1双母并列运行，因故障被切除一条母线时，装有相比式母差保护应立即合上非选择性P刀闸；6.2.3.2当母线及中性点接地的变压器断路器被切除后，应立即合上另一台不接地变压器的中性点接地隔离开关，同时应监视运行主变不得长时间过负荷运行；6.2.3.3当35kV母线或10kV母线发生故障时，应尽快恢复站用变运行；6.2.3.4在恢复各分路断路器送电时，应防止两个独立电源系统非同期并列。6.2.4母差保护动作后的检查项目6.2.4.1检查母线和连接在该母线上的所有设备是否有短路、接地或闪络等故障痕迹；6.2.4.2检查故障母线上的各出线断路器母差电流互感器二次是否有开路现象，检查电流互感器本体有无异常；6.2.4.3检查直流系统和二次线的绝缘情况；6.2.4.4检查母差保护所属继电器有无损坏。6.2.5母差保护动作后的处理6.2.5.1单母运行时，若检查母线及连接在母线上的设备无明显故障，应在所属调度指挥下，选用外电源断路器向停电母线充电一次，若充电成功，将跳闸断路器逐路送出；若不成功，有备用母线的应由备用母线送出，无备用母线时，待故障排除或隔离后再恢复母线；6.2.5.2运行的双母同时失压，应立即拉开母联断路器，检查母线及其所连设备有无明显故障，并在所属调度指挥下进行处理a.若母线无明显故障，选用外电源断路器分别向两条母线充电。充电正常后，恢复运行；b.若母线有明显故障，应迅速隔离故障点，选用外电源向无明显故障的母线充电，充电正常后将其它出线断路器恢复至本母线运行；6.2.5.3双母运行，母差保护有选择性动作，其中一条母线失压时，应检查停电母线，无明显故障时，在所属调度指挥下，选用外电源断路器向停电母线充电（尽量避免用母联断路器充电），正常后恢复双母运行，若充电不成功或母线有故障，将跳闸的分路断路器恢复到非故障母线上运行；6.2.5.4如因直流回路故障造成误动，应及时排除故障点，并采取相应的措施。6.2.6母线非故障性停电的处理6.2.6.1因工作人员造成，值班人员应立即停止其工作；令工作人员撤离工作现场，汇报所属调度；6.2.6.2因电源断路器偷跳、保护误动造成的跳闸，值班人员应立即汇报所属调度，等候处理。 6.2.7母线停电是由于变压器、线路发生故障，由断路器机构拒动引起，应立即拉开该断路器两侧隔离开关，断路器保持原有状态，恢复其它线路送出。6.2.8母线停电，若为系统拉闸限电动作所致，值班人员无需操作设备，但应立即汇报所属调度，等候命令。 6.3变压器事故处理6.3.1差动和瓦斯保护同时动作，必须查明原因再送。变压器重瓦斯保护动作后的处理6.3.1.1重瓦斯保护动作跳闸后，在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行；6.3.1.2为查明原因应重点考虑以下因素，做出综合判断a.是否呼吸不畅或排气末尽；b.保护及直流等二次回路是否正常；c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；d.气体继电器中积聚气体，是否可燃；e.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；f.必要的电气试验结果；g.变压器其它继电保护装置动作情况。6.3.1.3如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。若变压器有内部故障的迹象时，应作进一步检查。6.3.2主变差动保护动作原因6.3.2.1主变内部故障，重瓦斯保护拒动；6.3.2.2主变各侧电流互感器范围内设备故障；6.3.2.3电流互感器故障；6.3.2.4差动保护二次回路故障；6.3.2.5工作人员错接线或误碰；6.3.2.6主变近区穿越性故障，差动保护误动。6.3.3主变差动保护动作跳闸处理原则6.3.3.1有备用变者投备用变，无备用变按所属调度命令改变运行方式；6.3.3.2检查主变各侧套管或各侧电流互感器范围内及电流互感器本身有无故障；6.3.3.3检查主变温度，油位、油色是否正常；6.3.3.4检查主变近区有无明显短路故障；6.3.3.5检查差动继电器和二次回路有无异常；6.3.3.6如果外观检查无异常，且确定是由于继电器或二次回路引起差动保护误动作，可汇报所属调度，取得同意后退出差动保护压板试送主变；6.3.3.7若是近区穿越性故障引起差动保护误动作，在隔离故障后可试送主变；6.3.3.8未查明原因，不得试送主变；6.3.3.9检查油中溶解气体的色谱分析结果。6.3.4主变后备保护动作的原因6.3.4.1线路故障，该线路断路器拒动或保护拒动；6.3.4.2母线故障、母差保护拒动；6.3.4.3主变主保护范围内故障，主保护拒动。6.3.5主变后备保护动作跳闸处理原则6.3.5.1主变后备保护动作后，检查主控室内灯光信号及光字信号， 判断是否有拒动开关，室外主变有无异常；6.3.5.2检查主变电流互感器至出线电流互感器范围内有无故障；6.3.5.3当确知主变后备保护属人员误碰跳闸，可不请示所属调度试送主变，然后汇报调度。6.3.6主变压器着火的处理6.3.6.1拉开各侧断路器及隔离开关；6.3.6.2断开该变压器的冷却装置及有载调压装置电源；6.3.6.3如果变压器油溢在顶盖上部而着火，应立即打开变压器下部放油截门放油，使油面低于着火面以下；6.3.6.4通知消防部门和上级；6.3.6.5组织站内人员用干粉灭火器，泡沫灭火器和沙子灭火；6.3.6.6采取措施，控制火势蔓延；6.3.6.7主变内部严重故障（或着火）严禁放油，以防止主变爆炸。6.3.7变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行；若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。 6.3.8变压器故障跳闸后，强迫油循环变压器应立即停运强油循环系统。 6.3.9轻瓦斯动作后的处理若当天有加油等工作，可以进行排气。若无工作，必须收集气体作点燃试验。6.4线路断路器跳闸的处理6.4.1单电源线路断路器跳闸的处理6.4.1.1单电源送电线路断路器跳闸后，断路器自动遮断次数小于临修周期规定次数；重合闸装置应投而未投或未启动时，值班人员应不等待所属调度命令立即强送一次，然后向所属调度汇报；6.4.1.2线路断路器跳闸，重合或试送不成功时，不允许再强送，应汇报所属调度；6.4.1.3电缆线路断路器跳闸后严禁强送，待故障处理后方可试送。6.4.2低电压、低周减载装置动作后切除的线路，值班人员不得自行送电，应立即汇报所属调度，听候处理。6.4.3联网和双电源线路断路器跳闸，值班人员严禁强送，应汇报所属调度等候处理；恢复送电时，要严防非同期合闸。6.4.4断路器遮断容量不够，重合闸装置必须停用。当断路器跳闸后，必须对断路器进行外部检查，发现异常应汇报所属调度听候命令。6.4.5线路带电作业或线路检修后恢复送电时，断路器跳闸不得试送，应汇报调度，听候命令。6.4.6强送和试送断路器时，应严密监视该断路器表计指示，发现异常时立即拉开该断路器。不论强、试送断路器成功与否，值班人员都应对断路器进行认真检查。6.5小接地系统接地的处理6.5.1中性点不接地或经消弧线圈接地的网络中发生单相接地时，应汇报所属调度，迅速寻找故障点，带接地故障运行的规定为：发生金属性接地，允许继续运行的时间不得超过2小时；经消弧线圈接地的网络或母线装有干式电压互感器的，允许带接地故障运行的时限以厂规定为准，主要注意控制消弧线圈的温升。6.5.2 35kV、10kV系统接地现象6.5.2.1警铃响，“35kV或10kV接地”光字牌明亮；6.5.2.2 35kV或10kV绝缘监察电压表指示：一相电压指示降低或落零，其它两相电压表指示升高或为线电压。线电压表指示不变。6.5.3寻找接地故障的处理原则6.5.3.1发生接地后，应认真检查站内设备，并汇报调度。站内35kV或10kV设备接地时，严禁用隔离开关切除故障点，应设法用断路器断开接地点；6.5.3.2产生间歇性接地的同时，发现某线路电流表摆动不正常，应先试拉该线路；6.5.3.3先拉不影响供电的线路(充电线路双回线路中的一回)断路器；6.5.3.4试拉线路质量不好、经常易发生接地的线路；6.5.3.5按拉路序位表试拉负荷线路；6.5.3.6一切操作必须按所属调度命令执行。6.5.4线路跳闸伴随其它线路接地，应判断为不同出线的不同相多点接地，值班人员不得自行强送跳闸断路器，应先拉路寻找接地线路，故障消除后，再送跳闸线路。6.5.5在寻找和消除接地故障中，值班人员还应注意监视网络潮流和设备运行情况及消弧线圈温升，并随时汇报所属调度。6.5.6当发生永久性接地，威胁人身和设备安全且无法采取措施时，应迅速将该线路停电，并汇报所属调度及有关领导。6.6小接地系统谐振的处理6.6.1当系统内发生接地、断线、操作等，都可能引起系统谐振。6.6.2谐振的现象(系统出现谐振过电压时) 6.6.2.1三个相电压表发生剧烈摆动，有时出现一相降低、二相升高，有时出现三相同时升高，线电压表也发生指示升高；6.6.2.2发生谐振的母线电压互感器有响声；6.6.2.3电压互感器可能出现高压保险熔断或烧毁；6.6.2.4可能产生高值零序电压分量，出现虚幻接地现象和不正确的接地信号，“35kV接地”或“10kV接地”光字牌动作。6.6.3接地故障和铁磁谐振的判别故障性质相电压特征金属性接地故障相电压为0，非故障相电压大于线电压非金属性（经电阻或电弧）接地一相(或两相)电压低，但不为0，另两相(或一相)电压高，近似于线电压基波谐振一相电压低，但不为0，两相电压高，超过线电压，表针打到头（不超过三倍相电压）或两相电压低，但不为零，一相电压高，表针到头。分频谐振三相电压依次轮流升高，并超过线电压（不超两倍相电压），表针打到头，三相电压表指针在同范围内低频摆动。高频谐振三相电压同时升高，远超过线电压（可达到四倍线电压，表针打到头）。6.6.4金属性接地故障与电压互感器一相熔断，电压表针指示的区别（以C相为例）故障性质相 别ABCABBCCAC相接地线电压线电压0正常正常正常C相高压熔断器熔断线电压相电压降低很多正常接近相电压接近相电压C相二次保险熔断相电压相电压1/2相电压正常小于相电压小于相电压注：电压互感器二次保险熔断，“开口三角”无电压，即不发接地信号。6.6.5发生谐振的处理6.6.5.1当35kV或10kV系统发生谐振时，值班人员应根据本站的运行方式和现场操作情况及时采取措施进行消除；6.6.5.2因接地引起谐振时；应立即拉开站内经常发生接地的线路断路器；6.6.5.3因检修、限电等拉开某一出线断路器而发生谐振时，应立即合上该断路器，然后汇报所属调度；6.6.5.4空载母线送电后发生谐振，尽快送出一条分路，不得使电压互感器长时间在谐振下运行；6.6.5.5若双母解列运行发生谐振时，应立即合上母联断路器，待谐振消失后，再拉开母联断路器。不得造成非同期并列。6.7系统电压、周波降低的处理6.7.1当系统电压、周波降低时，值班人员应密切注意负荷电流变化，随时听候所属调度命令。6.7.2系统电压、周波降至下达的规定定值时，如相应的低电压、低周减载装置拒动或停修时，应手动断开该轮应切除的线路开关，并汇报调度。6.7.3低电压、低周减载装置动作切除的线路断路器，值班人员不得自行强送。当系统电压、周波恢复到规定值后，应征得调度同意恢复跳闸或拉闸线路送电。6.8全站通讯中断的处理6.8.1系统正常运行时,变电站和地调与省调的通讯联系中断时,运行值班人员应积极采取措施与地调、省调取得联系，并通知相应的通讯值班人员尽快处理。6.8.2与地调、省调失去通讯联系的变电站，应尽可能保持系统的电气结线方式不变,按原先给定的电压曲线运行,且依据相关规程的调压和事故处理的有关规定处理。6.8.3值班调度员正在发布调度指令、调度指令虽已重复，但未经值班调度员同意执行操作前，通讯突然中断，受令人应停止执行该调度操作指令。调度指令发布后，经省调值班调度员同意执行时，通讯突然中断，该调度操作指令可全部执行完毕。6.8.4凡能与省调取得通讯联系的变电站，均有责任转达值班调度员发布的调度指令和联系事项及有关变电站的回复调度指令(转达调度指令和回复调度指令时，要求做好记录、复诵和使用录音)。6.8.5系统发生事故或异常时，变电站和调度通讯中断时，值班运行人员可根据现场事故处理预案和本规程的有关规定进行必要的和慎重的分析处理，但要严防非同期合闸，同时采取一切可能的办法与调度恢复通讯联系。凡与调度中断通讯联系期间，按规程规定自行处理事故或异常的变电站，应在通讯恢复后向值班调度员详细汇报情况。6.8.6 全站突然无电且通讯中断的处理办法6.8.6.1对双电源或多电源的变电站，若本站有故障，保护动作跳闸，值班人员应迅速拉开进出线断路器，并对设备进行检查，迅速隔离故障点，并尽快恢复正常部分设备的运行； 6.8.6.2若故障不在站内而全站停电，且通讯中断时a.每隔5分钟轮流试合电源断路器一次，严禁同时合上两个及以上电源断路器；b.若有备用电源，确认受电断路器均在断开位置时，再合上备用电源断路器；c.来电后，应立即恢复站用变，然后根据系统周波电压情况恢复直配线路供电。6.8.7终端变电站全站无电且通讯中断时，可按下述规定处理6.8.7.1检查母线无故障或倒备用母线后，每隔5分钟试合受电断路器一次，来电后，根据周波及电压情况恢复供电；6.8.7.2若母线有故障，在隔离处理故障点后，可按上述办法进行试送和恢复供电；6.8.7.3若故障发生在受电断路器以外无法断开的线路侧，不得触动设备。6.9系统振荡时的处理6.9.1系统发生振荡时可能出现的现象6.9.1.1电源联络线上的电流表、功率表往复摆动，母线电压表出现周期性的变化；6.9.1.2若振荡中心离本站愈近，电压振荡愈激烈，并每一周期降至零值一次。离中心愈远，电压摆动愈小；6.9.1.3有关保护及自动装置可能动作发出“振荡闭锁”、“交流电压断线”、“故障录波器动作”等光字信号；6.9.1.4振荡解列装置有可能动作，跳开断路器。6.9.2系统振荡时的处理6.9.2.1值班人员应严密监视电源联络线上屏表指示变化情况，及时汇报所属调度，听候命令，不得自行投停设备；6.9.2.2监视振荡解列装置，如动作后跳开断路器，不得强送；6.9.2.3做好随时按调度命令进行倒闸操作的准备；6.9.2.4监视各种保护信号是否有误动的可能。6.10全站停电事故的处理6.10.1终端变电站如由于电网电源中断，造成全站停电，本站受电断路器未跳闸，无任何保护动作，则不需拉开进、出线断路器，应立即汇报所属调度，听侯处理。6.10.2终端变电站由于站内事故造成全站停电时，一边将所有进、出线断路器拉开，一边对站内设备进行检查，隔离故障点。然后汇报所属调度，听候处理。6.10.3多电源变电站，由于母差、失灵保护动作全站停电。将所有进、出线断路器拉开，并对站内设备进行检查，隔离故障点。然后汇报所属调度，听候处理。6.11断路器非全相运行的处理6.11.1高压线路不得长期处于非全相运行状态,断路器在正常运行中发生一相断开时,现场值班员应强合断路器一次,若无效，立即报告值班调度员。6.11.2在拉开联络线的断路器时,若断路器只拉开一相或两相,应立即报告值班调度员。6.11.3联络线的断路器在进行合闸操作时,断路器只合上一相或两相,现场值班人员应立即将断路器拉开,若不能拉开时,应立即报告值班调度员。6.11.4非全相保护动作使断路器跳闸而断路器机构失灵不能跳闸时,现场值班人员应立即报告值班调度员。6.11.5非全相断路器不能断开或合上时的处理方法6.11.5.1用旁路断路器与非全相断路器并联，用隔离开关解环路，使非全相断路器断电；6.11.5.2用母联断路器与非全相断路器串联，用母联断路器断开负荷电流,再用非全相断路器两侧隔离开关使非全相断路器断电；6.11.5.3如果非全相断路器所带元件(线路、变电器等)有条件断电，则可先将对侧断路器拉开，再按上述办法将非全相运行断路器断电。7高压电器设备运行规定7.1一般规定7.1.1设备特巡规定在下列情况下应对设备进行特殊巡视检查，并增加巡视次数7.1.1.1有严重缺陷时；7.1.1.2气象突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时；7.1.1.3雷雨季节特别是雷雨过后；7.1.1.4高温季节，高峰负荷期间；7.1.1.5重要的节假日和特殊政治保电期间；7.1.1.6新投运或经过检修、改造的变压器在投运72h内；7.1.1.7变压器急救负载运行。7.1.2 在验收时应向变电站移交下列资料和文件7.1.2.1变更设计部分的实际施工图；7.1.2.2变更设计的证明文件；7.1.2.3制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；7.1.2.4安装技术记录、器身检查记录、干燥记录等；7.1.2.5试验报告；7.1.2.6备品备件移交清单。7.2电力变压器7.2.1一般规定7.2.1.1变压器应按规定装设保护装置a.变压器装设的保护装置，必须符合设计要求；b.装有气体继电器的油浸式变压器，应使顶盖沿瓦斯继电器方向有1%1.5的升高坡度；c.从瓦斯继电器连接于变压器本体端子箱的连线应采用耐油电缆，瓦斯继电器应采取防雨措施。7.2.1.2变压器应按规定装设温度测量装置a.8000kVA及以上的变压器应装有远方测温装置；b.无人值班变电站内20000kVA及以上的变压器，应装设远方监视负载电流和上层油温的装置；c.1000kVA及以上的油浸式变压器、630kVA及以上的干式厂用变压器，应将信号温度计接远方信号； d.测温时，温度计管座内应充有变压器油； e.干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。 7.2.1.3变压器冷却装置应符合以下要求a.强油循环的冷却系统必须有两个独立的工作电源，并能自动切换。当工作电源发生故障时，自动投入备用电源并发出音响及灯光信号；b.强油循环变压器，当切除故障冷却器时应发出音响及灯光信号，并自动投入备用冷却器；c.风扇、油泵的附属电动机应有过负载、短路及断相保护，有监视油泵电机旋转方向的装置；d.强油循环冷却的变压器，应能按温度(或)负载控制冷却器的投切。7.2.1.4变压器的其它规定a.变压器铭牌清晰，厂家技术说明书、有关试验记录、竣工图纸、报告等资料齐全；b.变压器应标明运行编号和相位；c.油浸式电力变压器的场所应按有关设计规程规定设置消防设施和事故储油设施，并保持完好状态；d.变压器压力释放装置的安装应当保证事故喷油畅通，并且不致喷入电缆沟，母线及其它设备上，必要时应予遮挡。7.2.2 变压器运行前的检查7.2.2.1新投产或大修后的变压器在投运前的检查项目a.变压器投入运行前，应按照电气设备交接试验标准进行全项目试验，并依据工作记录确认试验合格；b.保护装置及测量仪表和相应的二次设备验收合格，保护装置的整定值符合定值通知单的要求；c.继电保护校验整定、传动结果及运行注意事项填入继电保护记录薄；d.本体、冷却装置及所有附件无缺陷，且不渗油；e.油漆应完整，相色标志正确；f.变压器顶盖上应无遗留杂物；g.事故排油设施应完好，消防设施齐全；h.储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开，且指示正确；i.分接头的位置符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作动作可靠；指示位置正确；j.变压器的相位及绕组的接线组别符合并列运行要求；k.测温装置指示正确，整定值符合要求；l.冷却装置试运行正常，联动正确；强迫油循环的变压器应启动全部冷却装置，进行循环4h以上，放完残留空气；m.变压器中性点间隙每年检查一次，间隙保护放电后也应及时检查220kV间隙为280mm300mm，110kV间隙为105mm115mm。7.2.2.2变压器试运行时应按下列规定进行检查a.接于中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸时，其中性点必须接地；b.变压器应进行5次（大修后3次）空载全电压冲击合闸且无异常情况，第一次受电后持续时间不应少于10min；c.变压器并列前，应符合并列运行条件；d.带电后，检查本体及附件所有焊缝和连接面，无渗油现象。7.2.3运行中的规定7.2.3.1 根据所属调度命令，正确投入各种保护；7.2.3.2有远方监测装置的变压器，应经常监视、记录变压器各侧电流、有功负荷、无功负荷和油温。监视仪表的抄表次数由现场规程规定；7.2.3.3变压器投运和停运的操作程序应在现场规程（作业指导书）中规定，并须遵守下列各项a.运用中的备用变压器应能随时投入运行并应定期充电试验，同时投入冷却装置。如系强油循环变压器，充电后不带负载运行时，应轮流投入部分冷却器，其数量及位置应符合制造厂规定；b.允许用熔断器投切35kV及以下的空载站用变压器；c.当用不接地系统的断路器(低压或中压)对变压器充电时，应在充电前合上该变压器大电流接地系统的中性点接地隔离开关。当大电流接地系统侧断路器需处断开位置时，其相应侧中性点应接地。7.2.3.4运行中瓦斯保护的投停规定a.变压器正常运行时重瓦斯保护装置应接跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸；b.变压器带电滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸；c.当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号；d.在预报可能有地震期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，规定重瓦斯保护的运行方式。7.2.3.5变压器的压力释放器触点宜作用于信号。7.2.3.6变压器并列运行的基本条件a.绕组的接线组别相同；b.电压比相等(允许差值不大于0.5)；c.短路阻抗相等(允许差值不大于10)；若短路阻抗差值大于10，在保证任一台变压器都不会过负荷的情况下经所属调度同意，可以并列运行。d.容量比不大于3:1；7.2.3.7变压器日常巡视检查项目：a.变压器的油温和温度计及负荷应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油，漏油；b.套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；c.变压器音响正常；d.各冷却器手感温度应相近，风扇，油泵运转正常，油流继电器工作正常；e.吸湿器完好，吸附剂干燥部分大于三分之一；f.经测温或通过试温蜡片检查引线接头、电缆、母线应无发热迹象；g.压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；h.有载分接开关的分接位置符合运行要求；i.气体继电器内应无气体；j.控制箱和二次端子箱应关严、无受潮；k.室内安装的变压器，门、窗照明完好，房屋不漏雨；变压器基础无下沉；l.现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目检查正常；m.有载调压开关巡视检查项目m.1分头位置应在规定电压偏差范围内； m.2控制器电源指示灯显示正常； m.3有载调压开关位置指示器应指示正确； m.4有载调压开关储油柜的油位、油色正常；吸湿器完好，吸附剂干燥部分大于三分之一； m.5有载调压开关及其附件各部位应无渗漏油； m.6计数器动作正常，及时记录有载调压开关变换次数； m.7电动机构箱内部应清洁，