变电站主系统一次设备巡视及维护完全指南

变电站主系统的设备用于输送和分配电能，变电站主系统的一次设备主要有电力变压器、断路器、隔离开关、互感器等，这些都是高电压、大电流的强电设备。为了确保变电站及电力系统的安全稳定运行，必须对变电站主系统一次设备进行巡视及维护，使变电站主系统能正常稳定运行。

教学目标

知识目标：

（1）熟悉典型变电站一次设备巡视及维护的主要内容及要求。

（2）熟悉变电站设备巡视的标准化作业流程（国家电网公司）。

（3）掌握一次设备特殊巡视项目及要求、巡视标准和测温方法。

能力目标：

（1）能熟读变电站主系统正常运行方式。

（2）能根据变电站电气设备巡视维护的基本流程及基本要求、变电站电气设备的布局，确定变电站一次电气设备巡视路线。

（3）能够按标准化作业流程在仿真机上对照变电站一次电气设备巡视及维护内容，熟练进行电气设备巡视及维护的操作。

（4）能够通过特殊巡视发现设备的隐蔽性缺陷，并能进行分级上报。

素质目标：

（1）能主动学习，在完成任务过程中发现问题、分析问题和解决问题。

（2）能严格遵守专业相关规程标准及规章制度，与小组成员协商、交流配合，按标准化作业流程完成学习任务。

任务分析

（1）对照变电仿真系统仿真变电站主接线图，结合各设备平面布置情况，确定变电站设备巡视路线。

（2）对照电气设备巡视及维护的内容，按照变电站设备巡视的标准化作业流程，在仿真机上对仿真变电站一次设备进行巡视。

（3）对在特殊巡视过程中发现的缺陷设备进行处理。

相关知识

变电站一次设备正常巡视的内容包括主变压器、开关设备、母线、互感器、避雷器和配电装置等。由于设备巡视的内容比较多，运行人员在巡视时很容易遗漏，巡视不全面，为避免这种情况，可以实行设备巡视卡制度，逐项巡视检查，保证巡视质量。

一、变压器的运行、巡视检查与维护

变压器在运行中，运行人员应按照变压器运行规程制订的周期和巡视项目进行检查，及时掌握变压器的运行状况。

（一）变压器运行

1.一般运行条件

（1）变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。并联电抗器、消弧线圈、调压器等设备允许过电压运行的倍数和时间，按制造厂的规定执行。

（2）无励磁调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定执行。

（3）油浸式变压器正常运行时，顶层油温一般不超过表1－4－1规定（制造厂有规定的按制造厂规定）。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温一般不易经常超过85℃，若运行中超过85℃，应采取措施启用备用冷却器或转移负荷。

表1－4－1　油浸式变压器顶层油温

（4）干式变压器的温度限制应按制造厂的规定执行。

（5）变压器三相负载不平衡时，应监视最大相的电流。

2.主变压器负载运行

（1）变压器周期性负载的运行。

①变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。

②当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。

③长期急救周期性负载下运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流运行的时间，降低超额定电流的倍数，有条件时（按制造厂规定）投入备用冷却器。

④在长期急救周期性负载下运行期间，应有负载电流记录，并计算该运行期间的平均相对老化率。

（2）干式变压器的正常周期性负载和急救负载的运行要求，按制造厂规定和相应导则的要求。

（3）无人值班变电站内变压器超额定电流的运行方式，可视具体情况在现场规程中规定。

（4）一般规定：长期周期性负载的运行，室外变压器过负荷总数不得超过30%；对室内变压器过负荷总数则不得超过20%。

过负荷百分数＝（负荷电流－变压器额定电流）／变压器额定电流×100%

3.变压器的并列运行

多台变压器并列运行方式能够提高供电的可靠性；可根据负荷情况增减变压器并列台数，达到经济运行的目的。

（1）变压器的并列运行条件。

①接线组别相同。任何奇数组变压器不能和任何偶数组别的变压器并列运行；不同奇数组别的变压器可以通过改变其外部接线的方式来满足并列运行的要求，否则在绕组间产生很大环流，使变压器严重过热以致烧毁变压器。

②电压变比相同。变比偏差不应超过±5%，否则会在绕组内产生一个环流，降低变压器的输出容量，甚至烧毁线圈。

③短路阻抗相等。允许偏差不超过±10%，否则不能按变压器容量成比例负荷分配，会造成短路阻抗电压百分数小的过负荷，短路阻抗百分数大不能满负荷。

④容量比不宜超过3∶1，否则会使负荷分配不合理，造成一台变压器过负荷，另一台变压器不能满负荷。

（2）新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。

（3）发电厂升压变压器高压侧跳闸时，应防止变压器严重超过额定电压运行。厂用电倒换操作时应防止非同期。

4.油浸变压器冷却器装置的运行

（1）强油风冷变压器投入运行时，必须投入冷却装置，在合上主变压器任一电源侧断路器时，冷却装置应自动投入。有自然循环和强油循环两种冷却装置的变压器另行规定。

（2）强油风冷变压器正常运行时一般将冷却器总台数的1／3 至1／2 作为工作冷却器和一台备用冷却器以外，其他冷却器均作为“辅助”冷却器。在空载和轻载时，不应投入过多的工作冷却器。

（3）500 kV 变压器在工作、辅助冷却器无故障时严禁将备用冷却器投入运行，以避免油流静电现象。

（4）严禁用风冷动力电源隔离开关投入或退出冷却装置，以免烧损隔离开关。

（5）主控制室应具备以下强油冷却装置的监视信号：

①风冷工作电源Ⅰ、风冷工作电源Ⅱ故障信号。

②辅助、备用冷却器控制电源失电信号。

③冷却器故障信号

④冷却器全停信号。

（6）强油水冷变压器运行按制造厂规定执行。

（二）变压器巡视检查

1.主变压器正常巡视检查项目及要求

（1）变压器的油温和温度计应正常，1 号主变压器油温应在75℃以下，2 号主变压器油温应在85℃以下。储油柜的油位应与温度相对应。

（2）变压器各部位应无渗油、漏油。

（3）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象。

（4）变压器声响应均匀、正常。

（5）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。

（6）吸湿器完好，吸附剂干燥，油封油位正常。

（7）引线接头、电缆、母线应无发热现象。

（8）压力释放器、安全气道应完好无损。

（9）有载调压分接开关的分接位置及电源指示应正常。

（10）气体继电器内应无气体。

（11）各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，温控装置工作正常。

（12）各类指示、灯光、信号应正常。

（13）检查变压器各部件的接地应完好。

2.新安装变压器投运前的检查项目及要求

（1）检查本体、冷却装置及所有附件，应无缺陷，无渗漏油现象。

（2）事故排油设施应完好，消防设施齐全。

（3）根据阀门的作用，检查其所在的位置（开或闭）应正确。

（4）接地系统应可靠，铁芯接地情况必须保证只能是一点接地。

（5）储油柜及充油套管油位正常，储油柜呼吸用干燥器油位正常，干燥剂（硅胶）颜色正常，呼吸器应畅通。

（6）检查各保护装置和断路器整定情况及动作灵敏度应良好，继电保护应正确。

（7）检查冷却器控制系统控制投入、退出应可靠。

（8）根据系统情况，调整系统保护整定值，以便有效保护变压器。

3.新安装变压器空载试运行

（1）进行空载冲击合闸时，其中性点必须接地。

（2）空载冲击合闸前，应将气体继电器信号触点并入重瓦斯触点上（即电源跳闸回路），合闸结束后应将气体继电器的信号触点恢复至报警回路上。

（3）变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸，冲击合闸时，变压器宜从高压侧投入。

（4）冲击合闸电压为系统额定电压，合闸次数最多为5 次，第一次受电后持续时间不应少于10 min，变压器开始带电试运行，并带一定的载荷即可能的最大负荷连续运行24 h，无异常后转入正常运行状态。

4.变压器大修后投运前的检查项目及要求

（1）每组冷却器的上、下联管阀门，净油器的上、下联管阀门，储油柜与油箱联管阀门都在开启位置。

（2）有载调压开关与接头指示已按调度规定的使用分接头（抽头）位置调整好。

（3）气体继电器动作，重瓦斯保护接跳主变三侧断路器，轻瓦斯保护动作于信号。

（4）主变保护（后备保护、主保护）整组试验符合要求，即保护整定正确，每套保护装置信号、光字牌信号、接跳断路器均与设计图纸相符。

（5）变压器油箱接地要良好。

（6）油箱顶盖无杂物，瓷套表面清洁完整。

（7）接通电源，启动各组强油循环油泵，检查油泵和风扇的电动机旋转方向是否正确，整个冷却器有无强烈振动。冷却器运行2 h 后，停止运行，拧开顶部放气塞排出散热器里面的空气（如此反复2～3 次）。

（8）放去各套管升高座、冷却器、净油器等上部的残存空气。

（9）检查并试验变压器强油循环、冷却系统自动控制装置，其控制和信号均应正确无误。

5.主变压器检修后的试运行

（1）主变压器新安装或大修后，在试运行前，应由检修和运行双方工作人员密切配合，对其本体及其有关设备进行全面检查，集中检修、试验、保护及运行方式的意见，确认符合运行条件后，方可进行试运行。

（2）大修后的主变压器应进行3 次冲击合闸试验，第一次冲击带电后运行时间应不少于10 min，以后为5 min，主变压器带电后检查内部有无不正常杂音，每次冲击合闸应检查冲击励磁涌流对差动保护的影响，并记录空载电流。

（3）主变压器差动保护和瓦斯保护同时投入跳闸位置，经试运行不发生异常情况，24 h空载运行后投入正式带负荷运行。主变压器带负荷后，对主变压器差动保护测量电流相位和不平衡电流或电压，测试差动保护电流相位前，退出差动保护跳闸连接片，证实二次接线及极性正确无误后，再将差动保护跳闸连接片投入。

（4）变压器的运行维护应按照DL／T 572—2010 《电力变压器运行规程》和国家电网公司的有关规定进行。为监视和防止变压器绝缘老化，不得随意改变冷却方式运行，要经常监视上层油温和温升（温升＝上层油温－环境温度）。当环境温度在20℃以上时，上层油温不得超过75℃ （1 号主变压器）或85℃ （2 号主变压器）；当环境温度在20℃以下时，上层油温不得超过55℃ （1 号主变压器）或65℃ （2 号主变压器）。

6.变压器的特殊巡视检查项目

（1）气温骤变时，检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否有断股或接头处是否有发红现象，各密封处有否渗漏油现象。

（2）雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其他杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。

（3）在雷雨天气过后，应检查有无放电闪络，避雷器放电记录器有无动作情况。

（4）大雾天气时，检查瓷套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分。

（5）下雪天气时，根据积雪融化情况检查接头发热部位；检查引线积雪情况，及时处理引线过多的积雪和冰柱。

（6）大风天气时，检查引线摆动情况及有无搭杂物。

（7）高温天气时，检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。

（8）过负荷时，监视负荷、油温和油位的变化，接头接触应良好，试温蜡片（贴有试温蜡片时）无熔化现象，冷却系统应运行正常。

（9）大短路故障后，检查有关设备、接头有无异状。

（三）变压器的维护项目

（1）处理已发现的缺陷。

（2）放出储油柜积污器中的污油。

（3）检修油位计，调整油位。

（4）检修冷却装置，包括油泵、风扇、油流继电器，必要时吹扫冷却器管束。

（5）检修安全保护装置，包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等。

（6）检修油保护装置。

（7）检修测温装置，包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等。

（8）检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试。

（9）检查接地系统。

（10）检修全部阀门和塞子，全面检查密封状态，处理渗漏油。

（11）清扫油箱和附件，必要时进行补漆。

（12）清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）。

（13）定期更换呼气器硅胶。

（14）按有关规程规定进行测量和试验。

二、断路器的运行、巡视检查与维护

（一）断路器的运行

（1）断路器本体应标明相别、设备编号和调度编号，并要求整体漆皮应完整。

（2）断路器的额定开断电流应不小于安装地点的最大运行方式下的母线短路电流，所用断路器应符合制造厂规定的要求。

（3）装有电热装置的断路器操动机构，电热电源的投入和断开应适应运行条件的要求，加温电热投切控制宜采用自动温控装置，温控装置应按0℃投入、10℃退出调整。

（4）在机构箱外或开关柜门外的手动脱扣装置应拆除，不能拆除的应加防误跳闸措施，并涂有红色标志。

（5）断路器在正常运行时，断路器机构箱内的“远方／当地”切换手把应放在“远方”位置；断路器机构箱内的当地操作手把只允许在检修、试验时使用。

（6）操作液压机构断路器时，工作人员应避开高压管道接口处，以防高压油喷出伤人。

（7）运行人员不允许对运行中的液压机构泄压。

（8）电磁操动机构断路器严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电进行合闸操作。

（9）电磁机构主合闸熔断器的熔体应按主合闸电流的1／4～1／3 选择；对于弹簧操作直流电动机回路，熔件的额定电流应大于等于额定电流3 倍。

（10）真空断路器的操动机构应定期进行检修。

（11）真空断路器的灭弧室应按周期进行试验。

（12）气动操动机构的断路器，每周应进行一次放水；定期检查空气压缩机润滑油的油位。

（13）新投的SF6断路器（含GIS）气体压力应符合制造厂家规定。

（14）对于SF6设备的配电装置室应装设强力通风装置，风口应设置在室内底部，定期开启通风系统进行排风。SF6配电装置室与其下方电缆层、电缆隧道相通的孔洞应封堵。工作人员进入SF6 配电装置室，入口处若无SF6 气体含量显示器，在进入前应先通风15 min，并用检漏仪测量SF6气体含量是否合格。

（15）SF6全封闭组和电器GIS 设备进行正常操作时，为了防止接触电压对人身的危害，凡在GIS 设备外壳上进行的任何工作均应停止，工作人员应远离GIS 设备。

（16）运行人员手动操动GIS 的隔离开关或接地隔离开关时，应戴绝缘手套并与设备外壳保持一定距离。

（17）GIS 室内应有GIS 设备的系统模拟图，图上应标明气室分隔情况，气室应有编号；室内GIS 本体上应有明显牢固的GIS 一次示意图。

（18）对于GIS 设备操作室，应注意设备的机械位置与电气位置指示应完全一致，若发现不一致应立即查明原因，待处理后方可继续操作，禁止用解除联锁的方法强行操作。

（二）断路器的巡视检查

1.断路器运行巡视检查内容

（1）断路器内部应无打火放电声响。

（2）断路器的本体及液压机构常压油箱的油位、油色应正常。

（3）断路器的分合闸指示器应指示正确。

（4）断路器本体及机构应无渗漏油现象。

（5）定期检查断路器本体SF6气体及机构压力值，压力值应符合制造厂规定。

（6）室外安装的多油断路器在每年入冬季节前进行一次放水检查。

（7）绝缘子套管瓷质部分应无损伤及裂纹，充胶套管膏子无外流。

（8）载流接头无发热现象。

（9）弹簧储能机构应储能正常。

（10）机构箱、接线箱应密封严密。

（11）防雨帽应安装良好。

（12）SF6断路器本体及机构压力值应每周记录一次。

2.SF6断路器的正常巡视检查内容

（1）检查环境温度，若温度下降超过允许范围，应启用加热器，防止SF6气体液化。

（2）检查SF6气体压力是否正常，其压力一般应为0.4～0.6 MPa （20℃）。

（3）检查断路器各部分通道有无异常（漏气声、振动声）及异味，通道连接头是否正常。

（4）检查其绝缘子套管，应无裂纹、无放电痕迹和脏污现象。

（5）检查接头接触处有无过热现象，引线弛度要适中。

3.空气断路器的正常巡视检查内容

（1）检查压缩空气的压力是否正常，空气断路器储气筒气压是否保持在（20 ±0.05）MPa 气压范围内，若超过允许气压范围，则应及时调整减压阀开度，使其达到允许工作压力，因为工作气压过低，将降低断路器的灭弧能力，工作气压过高，将使断路器的机械寿命缩短。

（2）空气系统的阀门、法兰、通道及储气筒的放气螺丝等处应无明显漏气。如有漏气，可以听到“嘶嘶”的响声，同时耗气量增加，空气压力降低。

（3）检查断路器的环境温度，应不低于5℃，否则应投入加热器。

（4）检查充入断路器内的压缩空气的质量是否合格，要求其最大相对湿度应不大于70%。

（5）检查各接头接触处接触是否良好，有无过热现象。

（6）检查绝缘子套管有无放电痕迹和脏污现象。

（7）检查绝缘拉杆，应完整无断裂现象。

（8）检查空压垫及其管路系统的运行，应符合正常运行方式，空压机运转时应正常，无其他异常的声音。此外，空压机气缸外壳强度不得超过允许值，各级气压应正常，且应定期开启各储气罐的放油水阀门，检查有无水排出。在排污时，直到水排空为止。检查运转中的空压机定期排污装置是否良好，排污电磁阀能否可靠开启和关闭及电磁线圈有无过热现象。

4.真空断路器的正常检查内容

（1）检查绝缘瓷柱有无破裂损坏、放电痕迹和脏污现象。

（2）检查绝缘拉杆，应完整无断裂现象，各连杆应无弯曲现象，开关在合闸状态时，弹簧应在储能状态。

（3）检查接头接触处有无过热现象，引线弛度是否适中。

（4）检查分、合闸位置指示是否正确，并是否与当时实际运行情况相符合。

5.操动机构的正常巡视内容和要求

（1）机构箱门应关好，断路器辅助触点接触到位正确，断路器在分闸状态时绿灯应亮，在合闸状态时红灯应亮。断路器的实际位置与机械指示器及红绿灯指示应相符。对于电磁式操动机构，还应检查合闸熔断器是否完好。

（2）对于液压（气压）式操动机构，检查压力表指示，应在规定的范围（液压式还应检查传动杆行程和液压油位的位置），外部通道应无漏油、漏气现象，电机电源回路应完好，油泵启动次数应在规定的范围内。

（3）对于电磁式操动机构，应检查直流合闸母线电压，其值应符合要求，当合闸线圈通电流时，其端子的电压应不低于额定电压的80%，最高不得高于额定电压的110%。分、合闸线圈及合闸接触器线圈应完好，无冒烟和异味。

（4）对于弹簧式操动机构，应检查其弹簧状况，当其在分闸状态时，合闸弹簧应储能。

6.断路器的特殊巡视检查项目和标准

设备新投运及大修后，巡视周期相应缩短，投运72 h 以后转入正常巡视。遇有下列情况时，应对设备进行特殊巡视检查：①设备负荷有显著增加；②设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行；③设备缺陷近期有发展；④恶劣气候、事故跳闸和设备运行中发现可疑现象；⑤法定节假日和上级通知有重要供电任务期间。

特殊巡视检查项目如下：

（1）大风天气时，检查引线摆动情况及有无搭挂杂物。

（2）雷雨天气时，检查瓷套管有无放电闪络现象。

（3）大雾天气时，检查瓷套管有无放电、打火现象，重点监视污秽瓷质部分。

（4）大雪天气时，根据积雪融化情况，检查接头发热部位，及时处理悬冰。

断路器巡视步骤（视频文件）

（5）温度骤变时，检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等情况。

（6）节假日时，监视负荷及增加巡视次数。

（7）高峰负荷期间，增加巡视次数，监视设备温度，检查触头、引线接头，特别是限流元件接头有无过热现象，设备有无异常声音。

（8）短路故障跳闸后，检查隔离开关的位置是否正确，各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象，油断路器有无喷油，油色及油位是否正常，测量合闸熔断器是否良好，断路器内部有无异常声音。

（9）设备重合闸后，检查设备位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的音响或气味。

（三）断路器的维护项目

（1）进行不带电的正常清扫。

（2）配合带电设备停电的机会，进行传动部分的检查，清扫绝缘子积垢，处理缺陷，除锈刷漆。

（3）对断路器及操动机构传动部件添加润滑油。

（4）根据需要进行补气或放气，完成放气阀泄漏处理。

（5）检查控制熔断器（或自动空气开关）、油泵电动机熔断器及储能电源自动空气开关是否正常。

（6）记录断路器的动作次数。

（7）检查各断路器防误闭锁功能是否齐全，有无缺陷。

三、隔离开关的运行、巡视检查与维护

（一）隔离开关的运行

（1）隔离开关不能用于开断负荷电流。

（2）可用隔离开关操作的项目有：

①拉合电压互感器（新建或大修后的电压互感器，在条件允许时第一次受电应用断路器进行拉合）。

②拉合避雷器（无雷雨时）。

③拉合变压器中性点接地开关，拉合消弧线圈隔离开关（小电流接地系统，变压器中性点位移电压不超限的情况下）。

④拉合同一电压等级变电站内经断路器闭合的旁路电流（在拉合前须将断路器的操作电源退出）。

⑤拉合空母线，但不能对母线试充电。

⑥当可用隔离开关操作的设备（电压互感器、避雷器、站用变压器等）在运行中发生故障或接地时，不允许使用隔离开关将故障设备隔离，应使用本电压级的相应断路器将故障设备停电后，再将故障设备隔离。

（二）隔离开关的巡视检查

1.隔离开关的正常巡视检查

（1）监视隔离开关的电流不得超过额定值，温度不超过允许温度70℃，接头及触头应接触良好，无过热现象。否则，应设法减小负载或停用，若电网负载暂时不允许停电时，则应采取降温措施并加强监视。

（2）检查隔离开关的绝缘子（瓷质部分）应完整无裂纹、无放电痕迹及无异常声音。

（3）隔离开关本体与操作连杆及机械部分应无损伤。各机件紧固、位置正确，电动操作箱内应无渗漏雨水，密封应良好。

（4）检查隔离开关运行中应保持“十不”：不偏斜、不振动、不过热、不锈蚀、不打火、不污脏、不疲劳、不断裂、不烧伤、不变形。

（5）检查隔离开关在分闸时的位置，应有足够的安全距离，定位锁应到位。

（6）检查隔离开关的防误闭锁装置应良好，应检查电气闭锁和机构闭锁均在良好状态，辅助触点位置应正确，接触应良好。隔离开关的辅助切换触点应安装牢固，动作正确（包括母线隔离开关的电压辅助开关），接触良好。装于室外时，应有防雨罩壳，并密封良好。

（7）检查带有接地隔离开关的隔离开关，应接地良好，刀片和刀嘴应接触良好，闭锁应正确。

（8）合上接地隔离开关之前，必须确知有关各侧电源均已断开，并经验明无电后才能进行。

（9）对液压机构（指油压操作）的隔离开关，机构内应无渗油现象，油位指示应正常；对电动操作的隔离开关，操作完毕后应拉开其操作电源。

（10）装有闭锁装置的隔离开关，不得擅自解锁进行操作（包括电动隔离开关，直接启动接触器、铁芯等进行操作），当闭锁确实失灵时，应重新核对操作命令及现场命名，检查有关断路器位置等确保不会带负载拉合隔离开关时方可操作，不准采取其他手段强行操作。

（11）在110 kV 及以上双母线带旁路的接线中，隔离开关和断路器之间、正副母线隔离开关之间、母线隔离开关和母联断路器之间、旁母隔离开关和旁路断路器之间设有电气回路闭锁，接地隔离开关与有关隔离开关之间设有机械或电气闭锁装置，因而在操作过程中应特别注意操作的正确性。

（12）在运行或定期试验中，发现防误装置有缺陷时，应视同设备缺陷及时上报，并催促处理。

隔离开关巡视（动画）

2.隔离开关的特殊巡视检查

（1）隔离开关通过短路电流后，应检查隔离开关的绝缘子有无破损和放电痕迹，以及动静触头及接头有无熔化现象。

（2）下雪或冰冻天气时，检查隔离开关接触处积雪是否立即融化，绝缘子是否有冻裂现象。

（3）大雾、阴雨天气的夜间，应检查隔离开关上的绝缘子是否有放电及电晕声音。

（4）大风时注意检查引线有无摆动，有无落物，能否保持相间或对地距离。

（5）高峰负荷时检查隔离开关接头及接触处是否有发热烧红现象。

（三）隔离开关的维护项目

对于隔离开关，应趁停电机会进行定期清扫和维护工作，其内容如下：

（1）铁件除锈刷漆，活动部件加润滑油；擦拭绝缘子。

（2）检查和调整隔离开关的触头弹簧压力，用0 号砂纸修理触头的接触面，旋紧各部件螺丝。

（3）调整隔离开关的开度和三相同期。

（4）检查隔离开关支柱绝缘子底座结合处是否开裂。

（5）检查防误闭锁装置是否操作灵活、闭锁可靠。

（6）隔离开关的锁定装置安装是否牢固，动作是否灵活，能否将隔离开关可靠地保证在既定的位置。

（7）对于电动操动机构的隔离开关，在确信机构各部正常后用电动开合操作几次；在隔离开关的电动操动机构动作正常、回路切换正常、连锁可靠后方可投入运行。

（8）户外隔离开关电气锁应每月加润滑油一次，每年进行一次校准性维护检查。

（9）隔离开关操作上存在问题时，应趁停电机会给予处理。

（10）缺陷处理工作可配合检修工作进行。

隔离开关的日常巡检（视频文件）

四、电流互感器的运行、巡视检查与维护

（一）电流互感器的运行

（1）运行中电流互感器的负荷电流，对独立式电流互感器应不超过其额定值的110%，对套管式电流互感器应不超过其额定值的120% （宜不超过110%）。如长时间过负荷，会使测量误差加大和绕组过热或损坏。

（2）电流互感器的二次绕组在运行中不允许开路。因为出现开路时，将使二次电流消失，全部一次电流都成为励磁电流，使铁芯中的磁感应强度急剧增加，其有功损耗增加很多，因而引起铁芯和绕组绝缘过热，甚至造成互感器的损坏；此外，由于磁通很大，在二次绕组中感应产生一个很大的电动势，这个电动势在故障电流作用下可达数千伏，无论对工作人员还是对二次回路的绝缘都是很危险的。

（3）应定期检查油浸式电流互感器油位的变化是否在规定的范围内，若发现异常，应及时汇报调度和相关部门。

（4）电流互感器的二次绕组至少应有一个端子可靠接地，以防止电流互感器主绝缘故障或击穿时，二次回路上出现高电压，危及人身和设备的安全。但为了防止二次回路多点接地造成继电保护误动作，对电流差动保护等交流二次回路只允许有一点接地，接地点一般设在保护屏上。

（二）电流互感器的巡视检查

1.电流互感器的正常巡视检查

（1）设备外观完整无损。

（2）一、二次引线接触良好，接头无过热现象，各连接引线无过热、变色现象。

（3）外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。

（4）金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。

（5）架构、遮栏、器身外涂漆层清洁，无爆皮掉漆。

（6）无异常振动、异常声音及异味。

（7）瓷套、底座、阀门和法兰等部位无渗漏油现象。

（8）端子箱引线端子无松动、过热、打火现象。

（9）油色、油位正常。

（10）金属膨胀器膨胀位置指示正常，无渗漏。

2.电流互感器的特殊巡视检查

（1）大负荷期间用红外测温设备检查互感器内部、引线接头发热情况。

（2）大风扬尘、雾天、雨天，检查外绝缘有无闪络现象。

（3）冰雪、冰雹天气，检查外绝缘有无损伤。

（三）电流互感器的维护项目

应趁停电机会安排对电流互感器的清扫维护。其维护工作内容如下：

（1）检查高低压螺栓是否松动。

（2）检查引线夹是否断裂，工作接地、外壳接地是否牢固。

（3）擦抹绝缘子各部件，清除渗漏。

五、电压互感器的运行、巡视检查与维护

电流互感器巡视（动画）

（一）电压互感器的正常运行

（1）电压互感器允许在1～2 倍额定电压下长期运行。

（2）在运行中若高压侧绝缘击穿，电压互感器二次绕组将出现高电压，为了保证安全，应将二次绕组的一个出线端或互感器的中性点直接接地，防止高压窜至二次侧对人身和设备造成危险。

（3）启用电压互感器时，应检查绝缘是否良好，定相是否正确，外观、油位是否正常，接头是否清洁。

（4）停用电压互感器时，应先退出相关保护和自动装置，断开二次侧自动空气开关（取下二次熔丝），再拉开一次侧隔离开关，防止反充电；记录有关回路停止电能计量时间。

（5）电压互感器二次侧严禁短路。(www.xing528.com)

（6）严密监视各电压等级的相电压、线电压是否正常。

（二）电压互感器的巡视检查

（1）设备外观完整无损，外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。

（2）一、二次引线接触良好，接头无过热现象，各连接引线无发热、变色现象。

（3）金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。

（4）架构、遮栏、器身外涂漆层清洁，无爆皮掉漆。

（5）无异常振动、异常声音及异味，油色、油位正常。

（6）瓷套、底座、阀门和法兰等部位无渗漏油现象。

（7）电压互感器端子箱熔断器和二次自动空气开关正常。

（8）金属膨胀器膨胀位置指示正常，无渗漏。

（9）各部位接地可靠。

（10）注意电容式电压互感器二次电压（包括开口三角形绕组电压）无异常波动。

（三）电压互感器的维护

（1）大修，一般指将互感器解体，对内、外部件进行检查和修理。

（2）大修周期，根据互感器预防性试验结果、在线监测结果进行综合分析判断，认为必要时进行大修。

（3）小修，一般指对互感器不解体进行的检查与修理。

（4）小修周期，结合预防性试验和实际运行情况进行，1～3 年1 次。

（5）利用停电机会进行清扫，擦抹绝缘子，检查引线接头是否接触良好，工作接地、保护接地是否牢固，渗油是否清除。

电压互感器巡视（动画）

六、避雷器的运行、巡视检查与维护

（一）避雷器的正常运行与维护

（1）加在避雷器上的工频电压不允许长时间超过持续运行电压。

（2）避雷器正常运行时应无任何响声。

（3）雷电临近变电站时，一切人员应远离避雷针5 m 以外，不得在户外配电装置场地上逗留。

（4）雷雨天气过后，应尽快特巡避雷器和避雷针，同时记录避雷器放电计数器动作情况。

避雷器（动画）

（5）每月中旬和月底应对全站避雷器放电计数器动作情况进行全面检查，并做好记录。

（6）每星期四检查避雷器泄漏电流情况，并做好记录。

（7）避雷针、接地网的接地电阻每6 年测量一次。

（8）对于避雷器应每年雷雨季节前定期试验一次。

（9）利用停电机会对避雷器进行清扫，擦抹绝缘子，并检查绝缘子有无裂纹或放电痕迹，接线装置是否牢固、可靠，引线接头是否紧固。

（二）避雷器的巡视检查

1.避雷器的正常巡视检查

（1）瓷套表面有无严重污秽，有无裂纹、破损及放电现象。

（2）避雷器内部有无放电响声，是否发出异味（若发生上述现象，须立即退出运行）。

（3）避雷器引线有无烧伤痕迹或断股。

（4）避雷器曾否动作、计数器读数是否有变化，连接是否牢固，连接片有无锈蚀，连接线是否造成放电计数器短路。

（5）落地布置时，围栏内应无杂草，以防避雷器电压分布不均。

巡视检查时应注意，雷雨时，人员严禁接近避雷器。避雷器应设有集中接地装置，其接地电阻一般不大于10 Ω。集中接地装置与主地网之间应有可以拆卸的连接。

避雷器漏电流记录器是一种在线监测设备，用于监测在运行电压作用下通过避雷器的漏电流峰值，以判断避雷器内部是否受潮，元件有无异常。其运行注意事项有：①应保持记录器观察孔玻璃的清洁，若玻璃内部脏污或积水，应要求维修人员处理；②巡视时，应注意各相记录器的指示是否基本一致，记录器发光管是否发亮；③应按规定及时记录毫安表读数，并注意分析其有无异常变化。

2.避雷器雷雨天气后的特殊巡视检查

检查引线是否松动，本体是否有摆动，均压环是否歪斜，瓷套管有无闪络、损伤，放电计数器的动作情况，避雷针有无倾斜、摆动，接地引下线有无损伤等。

避雷器日常巡检（视频文件）

七、母线的运行、巡视检查与维护

变电站的母线是站内重要的一次设备，通过巡视检查，及时发现母线设备的缺陷或故障隐患，对保证变电站安全运行，避免全站失电等事故发生是十分重要的。因此，需要对运行中的母线加强巡视检查。

（一）母线的正常运行与维护

（1）运行中母线接头温度不得超过70℃，每日负荷晚高峰时期应用红外线测温仪对接头温度（或薄弱点）进行抽测，并做好记录。

（2）每年由带电班测试悬式绝缘子绝缘及运行情况。

（3）遇有高温或冰冻气候，应观察母线垂度是否符合规定。

（4）利用母线停电机会进行清扫，擦抹母线绝缘子，同时检查母线接头紧固情况。

（5）每两年至少进行一次对各种线夹的紧固检查。

（二）母线的巡视检查

1.母线的正常巡视检查

（1）检查导线、母排和连接用金具的连接部分接触是否良好，有无氧化、电腐蚀、发热、熔化等现象，有无断股、散股现象或烧伤痕迹。

（2）耐张线夹、双槽夹板有无松动和发热现象。检查方法为用远红外测温仪进行测试，各接头温度一般不超过70℃。

（3）母线伸缩接头是否有裂纹、折皱或断股现象。

（4）绝缘子是否清洁，有无裂纹或破损，有无放电现象。

（5）低压配电屏母线支持绝缘子及母线固定螺丝是否垫好。

（6）母线上有无不正常声音。

2.母线的特殊巡视检查项目和标准

（1）下雪时检查接头积雪有无融化、冒气现象，线夹及导线、母排导电部分可根据积雪情况判断有无发热现象。

（2）大风天气时检查母线有无剧烈摆动；导线、绝缘子上是否挂有落物，以及摆动、扭伤、断股等异常情况。

（3）雷雨后检查绝缘子有无闪络痕迹。

（4）天气过冷或过热时检查室外母线有无拉缩过紧、弛度过大现象，检查导线是否存在受力过大的地方。

（5）夜间熄灯后检查导线、母排及线夹各部位有无发红、电晕或放电现象等。

（6）当导线、母排及线夹经过短路电流后，检查有无熔断、散股，连接部位有无接触不良，母排有无变形，线夹有无熔化变形等现象。

3.母线大修或新投入运行的检查项目及要求

（1）耐张绝缘子清洁、无裂纹、表面无剥落现象。

（2）各部螺丝紧固，螺丝杆露出螺丝长度不少于3～5 mm。

（3）各部螺丝、零件完整，无损裂。

（4）导线无断股，连接可靠，接触良好。

（5）绝缘电阻合格。

八、电缆线路的运行、巡视检查与维护

（一）电缆线路的正常运行

（1）电缆线路的运行电压应不超过其额定电压的115%；备用或不使用的电缆线路应连接在电网上，加以充电，以防受潮而降低绝缘强度；在中性点不接地系统中，当发生单相接地时，要求电缆线路运行时间不超过2 h。

（2）电缆线路在运行中不得超过其允许温度，否则将加速绝缘老化，导致电缆的损坏而引起事故。因此，当电缆的表面温度超过允许温度时，应采取限制负荷措施。

（3）全线敷设电缆的线路一般不装重合闸，因此当断路器跳闸后不允许试送电。这是因为电缆线路故障多为永久性的。

（4）电缆线路不得长期过负荷运行，但经常性负荷电流小于最大长期运行电流的电缆，允许短时少量过负荷。

（5）电缆线路接入时，相位应正确。

（6）运行中的电缆线路，禁止值班人员用手直接触试电缆表面，以免发生意外，禁止搬动运行中的电缆线路。

（二）电缆线路的巡视检查

1.电缆线路的正常巡视检查

（1）电缆沟盖板应完好无缺。对于敷设在地下的电缆，应检查其所经过的路面有无挖掘工程及其他损坏覆盖层的施工作业，路线标桩是否完整。

（2）电缆沟支架必须牢固，无松动和锈蚀现象，接地应良好。

（3）电缆沟内不应积水或堆积杂物和易燃品，防火设施应完善。

（4）电缆线路标示牌应无脱落，电缆铠甲和保护管应完整、无锈蚀。

（5）电缆终端头绝缘子应完整、清洁、无闪络放电现象；外露电缆的外皮应完整，支撑应牢固，外皮接地应良好。

（6）引出线的连接线夹应紧固，使用红外线测温仪测量其温度，应不超过70℃。

（7）电缆头上应无杂物，如鸟巢等。

（8）电缆终端头接地线必须良好，无松动、断股和锈蚀现象，相序色应明显。

（9）电缆中间接头应无变形和过热。

2.电缆线路的特殊巡视检查项目和标准

（1）电力电缆线路已达满载或过载运行时，应检查电缆头接触处是否发热变色。

（2）故障跳闸后特别是听到巨响时，应检查电缆头是否正常，引线接头是否有烧伤或烧断现象。

（3）下雨或冰冻天气，应检查电缆瓷套管是否被冻裂，引线接头是否过紧。

（4）雷雨天气，应检查电缆瓷套管是否有放电闪络的现象。

（5）大雾或阴雨天气，应检查电缆头上瓷套管是否有放电电晕声音。

（三）电缆线路的维护

（1）电缆线路除正常和特殊巡视检查外，还应利用停电机会清扫、擦抹电缆和绝缘子，同时检查是否有裂纹及闪络痕迹，以及电缆头接触部位是否紧固。

（2）经常用红外线测温仪测试电缆接头温度，要求不超过70℃，并做好相关记录。

（3）每季度检查电缆运行情况及防小动物孔洞是否封堵严密，措施是否到位。

（4）电缆层应装设温度自动控制灭火器，以防电缆温度过高而引发火灾。

（5）电缆线路发生故障，在处理完毕后，必须进行电缆绝缘的潮气试验和绝缘电阻试验。

九、电力电容器的运行、巡视检查与维护

（一）电力电容器的正常运行

（1）电容器组投运前应对电容器组断路器、保护、控制信号按质量标准进行严格验收，并收集移交安装施工记录、竣工报告、出厂说明书和出厂试验报告，这些投运事宜完善后方可投入运行。

（2）在额定电压下，合闸冲击三次，每次合闸间隔时间为5 min；应将电容器残留电压放完时方可进行下次合闸。

（3）在投运1 个月后应停运全面检查一次，3 个月内应对电容器组加强巡检。

（4）电容器允许在不超过额定电流的30%工况下长期运行，三相不平衡电流不应超过±5%。

（5）运行人员应经常监视电容器组的温度，应不超过50℃。

（6）电容器组的电压、电流、温度均应前后比较，如有突变，视为异常运行，必须查明原因，进行处理。

（7）任何情况下电容器组的断路器跳闸后，5 min 内不得强送电，在未找出原因之前不得重新合闸。

（8）电容器退出运行后虽已自动放电，但在人体接触其导电部位时仍需按规定用接地棒对地放电并接地。

（9）电容器的投切一般应按就地补偿无功功率，不得向系统倒送的原则进行。其具体操作应按规定电压曲线及有关参数进行，同时还应与主变压器的有载分接开关相配合，其配合原则如下：

①电压在规定的上下限之间，而无功功率过多或不足时，应当切除或投入电容器。

②电压超上限，当无功功率不足时，应先调整变压器分接开关，再投入电容器；当无功功率合适时，应调整变压器分接开关；当无功功率过多时，应先切除电容器，再调整变压器分接开关。

③电压超下限，当无功功率不足时，应先投入电容器，再调整变压器分接开关；当无功功率合适时，应调整变压器分接开关；当无功功率过多时，应先调整变压器分接开关，再切除电容器。

④电容器停止运行后，一般至少应放电5 min，方可再次合闸送电。

（10）电容器停电维修前须将接地开关合上。

（11）主变压器停电操作时，先停电容器组的断路器；主变压器送电时，待主变压器低压侧母线配电装置投运后，再视具体情况投入电容器组。严禁主变压器和电容器组同时投退。

（二）电力电容器的巡视检查

1.对集中式电力电容器应检查的内容

（1）油位、油色、油温是否正常。

（2）吸湿器内硅胶是否变色。

（3）电容器有无渗漏油。

2.对电力电容器成套装置应检查的内容

（1）电容器外壳有无膨胀及变形。

（2）电容器熔丝有无熔断。

（3）电容器套管瓷质部分有无闪络痕迹。

（4）电气连接部分有无松动、过热现象。

（5）电容器室温度是否在允许范围内。

3.电容器的特殊巡视项目和标准

（1）雨、雾、雪、冰雹天气，应检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电现象，表面是否清洁；冰雪融化后有无悬挂冰柱，桩头有无发热；建筑物及构架有无下沉倾斜、积水、屋顶漏水等现象。大风后应检查设备和导线上有无悬挂物，有无断线；构架和建筑物有无下沉倾斜变形。

（2）大风后检查母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热。

（3）雷电后应检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹。

（4）环境温度超过或低于规定温度时，检查试温蜡片是否齐全或熔化，各接头有无发热现象。

（5）断路器故障跳闸后应检查电容器有无烧伤、变形、移位等，导线有无短路；电容器温度、音响、外壳有无异常。熔断器、放电回路、电抗器、电缆、避雷器等是否完好。

（6）系统异常（如振荡、接地、低频或铁磁谐振）运行消除后，应检查电容器有无放电，温度、音响、外壳有无异常。

（三）电力电容器的维护

（1）利用停电机会，做好箱壳表面、套管表面及其他各部位的清洁工作，并应定期清扫，以保证安全运行。

（2）运行人员每周进行一次测温，以便于及时发现设备存在的隐患，保证设备安全可靠运行。

（3）每季定期检查一次电容器组设备所有的接点和连接点。

（4）电容器投运后，每年测量一次谐波。

十、消弧线圈的运行、巡视检查与维护

安装消弧线圈的目的是为了减少10 kV 系统接地时的残流值，减缓恢复电压的上升速度以及抑制谐振过电压的产生等。

（一）消弧线圈的正常运行与维护

（1）正常运行中10 kV 两段主母线各投一套消弧线圈，因故需要停运接地变压器或消弧线圈时，必须报告值班调度员，按给定的运行方式倒闸操作。

（2）在正常情况下，消弧线圈自动调谐装置必须投入运行，且应投入自动运行状态。

（3）消弧线圈自动调谐装置投入运行操作步骤如下：先合上消弧线圈自动控制屏后的交、直流电源自动空气开关，再推上消弧线圈与中性点之间的单相隔离开关（站用变压器断路器须在断开位置，消弧线圈与中性点之间单相隔离开关只有站用变压器断路器在断开时才能推上），最后将站用变压器断路器由热备用（冷备用）转运行，合上控制器电源开关。

（4）消弧线圈自动调谐装置退出运行操作步骤如下：先断开控制器电源开关，将站用变压器断路器由运行转热备用（冷备用），再拉开消弧线圈与中性点之间的单相隔离开关，最后断开消弧线圈自动控制屏后的交、直流电源自动空气开关。

（5）若微机调节装置不能投运需要手动倒换消弧线圈的挡位时，应和值班调度员取得联系，根据脱谐度和位移电压的大小确定挡位。

（6）禁止将一台消弧线圈同时接在两台接地变压器（或变压器）的中性点上。

（二）消弧线圈的巡视检查

（1）检查声音是否正常，有无异常噪声。

（2）检查紧固件、连接件是否松动，导电零件有无生锈、腐蚀的痕迹。

（3）绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象，瓷套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹。

（4）引线、电缆接头是否紧固，有无过热发红现象。

（5）检查其附件设备（电阻器、真空接触器、电压互感器）运行是否正常，隔离开关刀口是否接触良好，有无发热现象。

十一、电抗器的运行、巡视检查与维护

（一）电抗器的正常运行

（1）电抗器允许在额定电压、额定电流下长期运行。

（2）运行中应检查线圈垂直通风道是否畅通，发现异物应及时清除。

（3）运行中应检查电抗器水平、垂直绑扎带有无损伤，出现异常时应及时处理或通知制造厂修理。

（二）电抗器的巡视检查

1.电抗器的正常巡视检查

（1）设备外观完整无损，无异物。

（2）引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色。

（3）外包封表面清洁、无裂纹、无爬电痕迹、无油漆脱落现象，憎水性良好。

（4）撑条无错位。

（5）无动物巢穴等异物堵塞通风道。

（6）支柱绝缘子金属部位无锈蚀，支架牢固、无倾斜变形、无明显污染情况。

（7）无异常振动和声响。

（8）接地可靠，周边金属物无异常发热现象。

（9）场地清洁无杂物，无杂草。

（10）电抗器门窗应严密，以防小动物进入。

2.电抗器的特殊巡视项目和标准

（1）投运期间用红外测温设备检查电抗器包封内部、引线接头发热情况。

（2）大风扬尘、雾天、雨天，应检查外绝缘有无闪络，表面有无放电痕迹。

（3）冰雪、冰雹天气，应检查外绝缘有无损伤，本体有无倾斜变形，有无异物。

（4）检查电抗器接地体及围网、围栏有无异常发热，可对比其他设备检查，通过积雪融化较快、水汽较明显等进行判断。

（5）故障跳闸后未查明原因前不得再次投入运行，应检查保护装置是否正常，干式电抗器线圈匝间及支持部分有无变形、烧坏等现象。

（三）电抗器的维护

（1）干式电抗器及其电气连接部分，每季度应进行带电红外线测温和不定期重点测温。红外测温发现有异常过热现象时，应申请停运处理。

（2）户外干式电抗器表面应定期清洗，5～6 年重新喷涂憎水绝缘材料。

（3）发现包封表面有放电痕迹或油漆脱落，以及流（滴）胶、裂纹现象，应及时处理。

十二、变电站设备缺陷管理

变电站设备缺陷管理的目的，一方面是为了掌握正在运行的电气设备存在的问题，以便按轻、重、缓、急消除缺陷，提高设备的健康水平，保障变电站的安全运行。另一方面，对缺陷进行全面分析，总结变化规律，为大修、技改提供依据，加强对设备缺陷的管理。对于在巡视中发现的一些缺陷，特别是严重缺陷，应及时做分析，分析它对运行有哪些危害，有没有继续发展的可能。任何一个细小的纰漏都可能造成非常严重的后果。例如，当变电站运行人员巡视发现掉地上的绝缘子小碎片，就可以查出绝缘子断裂的危急缺陷，避免了母线停电事故的严重后果。

1.设备缺陷分级

变电站的设备缺陷管理是变电运行值班人员的一项重要工作，通过设备巡视，发现设备的缺陷，及时掌握主要设备缺陷。结合设备评价工作对设备缺陷进行综合分析，根据缺陷产生的规律，提出反事故措施，并报上级。变电运行值班人员的职责是及时掌握本站或管辖站设备的全部缺陷和缺陷处理情况；对设备缺陷实行分类管理，做到每个缺陷都有处理意见和措施；发现缺陷后应对缺陷进行定性，并记入缺陷记录，报告主管部门。

变电站设备缺陷分类的原则：

（1）危急缺陷：设备或建筑物发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故。

（2）严重缺陷：对人身或设备有严重威胁，暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。

（3）一般缺陷：上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷，指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷。

2.设备缺陷管理

变电站的设备缺陷实行闭环管理，所谓闭环管理就是从发现缺陷→缺陷记录→缺陷上报→检修计划→缺陷处理→缺陷消除→消缺记录等环节形成闭环。

运行单位发现危急、严重缺陷后，应立即上报。一般缺陷应定期上报，以便安排处理。消缺工作应列入各单位生产计划中，对危急、严重或有普遍性的缺陷还要及时研究对策，制定措施，尽快消除。缺陷消除时间应严格掌握，对危急、严重、一般缺陷要严格按照本单位规定的时间进行消缺处理。

十三、变电站主要设备的缺陷分级

1.变压器的缺陷分级

根据国家电网公司《变压器运行规范》，变压器的运行可分为三种状态加以评估，即危急状态、严重状态和一般状态。

（1）一般情况下变压器存在以下缺陷可定为危急状态：

①油中乙炔或总烃含量和增加速率严重超过注意值，有放电特征，危急变压器安全，绝缘电阻、介质损耗因数等反映变压器绝缘性能指标的数据大多数超标，且历次数据比较，变化明显的。

②变压器有异常响声，内部有爆裂声。

③套管有严重破损和放电现象。

④变压器严重漏油、喷油、冒烟着火等现象。

⑤冷却器故障全停，且在规定时间内无法修复的。

⑥轻瓦斯发信号，色谱异常。

变压器出现上述危急状态时，应立即停役，安排检修处理；并按设备管辖范围及时报告上级主管部门，要求在24 h 内予以处理。

（2）变压器存在以下缺陷可定为严重状态：

①根据绝缘电阻、吸收比和极化指数、介质损耗、泄漏电流等反映变压器绝缘性能指标的数据进行综合判断，有严重缺陷的。

②强油循环变压器的密封破坏造成负压区、套管严重渗漏油或储油柜胶囊破损的。

③变压器出口短路后，绕组变形测试或色谱分析有异常，但直流电阻测试为正常的。

④铁芯多点接地，且色谱异常的。

变压器出现上述严重状态时，应及时报告上级主管部门，尽快安排检修处理。

（3）变压器存在以下缺陷可定为一般状态：

①变压器本体及附件的渗漏油。

②备用冷却装置故障。

③变压器油箱及附件锈蚀。

④铁芯多点接地，其接地电流大于100 mA。

对于变压器的一般缺陷应定期上报，以便安排处理。消缺工作应列入各单位生产计划中。

2.开关设备的缺陷分级

在变电站一次设备巡视检查中，开关设备是重要的巡视检查内容。根据缺陷对设备安全运行的影响程度，高压开关设备的缺陷也分三种，即：危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷。开关设备缺陷分类标准见表1－4－2。

表1－4－2　开关设备缺陷分类标准

续表

3.互感器的缺陷分级

互感器的缺陷是指互感器任何部件的损坏、绝缘不良或不正常的运行状态，分为危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷。

（1）危急缺陷：互感器发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电和火灾等事故，例如下列情况等：

①设备漏油，从油位指示器中看不到油位。

②设备内部有放电声响。

③主导流部分接触不良，引起发热变色。

④设备严重放电或瓷质部分有明显裂纹。

⑤绝缘污秽严重，有污闪可能。

⑥电压互感器二次电压异常波动。

⑦设备的试验、油化验等主要指标超过规定不能继续运行。

⑧SF6气体压力表为零。

（2）严重缺陷：互感器的缺陷有发展趋势，但可以采取措施坚持运行，列入月计划处理，不致造成事故者，例如下列情况等：

①设备漏油。

②红外测温设备内部异常发热。

③工作、保护接地失效。

④瓷质部分有掉瓷现象，不影响继续运行。

⑤充油设备油中有微量水分，呈淡黑色。

⑥二次回路绝缘下降，但下降不超过30%者。

⑦SF6气体压力表指针在红色区域。

（3）一般缺陷：上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷。它是指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷，例如下列情况等：

①储油柜轻微渗油。

②设备上缺少不重要的部件。

③设备不清洁、有锈蚀现象。

④二次回路绝缘有所下降者。

⑤非重要表计指示不准者。

⑥其他不属于危急、严重的设备缺陷。

发现设备缺陷时应及时记录在设备缺陷记录簿上，并立即按规定汇报，根据缺陷严重程度进行处理。缺陷消除的期限一般规定为：

（1）危急缺陷：立即汇报调度和上级领导，并申请停电处理，应在24 h 内消除。

（2）严重缺陷：应汇报调度和上级领导，并记录在缺陷记录本内进行缺陷传递，在规定时间内安排处理。一般视其严重程度在一周或一个月内安排处理。

（3）一般缺陷：设备存在缺陷但不影响安全运行，应加强监视，针对缺陷发展做出分析和事故预想。可列入月度或季度大修计划进行处理或在日常维护工作中消除。

运行单位应全面掌握设备的健康状况，及时发现缺陷，认真分析缺陷产生的原因，尽快消除设备隐患，掌握设备的运行规律，努力做到防患于未然，保证设备经常处于良好的运行状态，实现设备缺陷的闭环管理。通常，变电站设备缺陷管理应进入生产管理和信息系统管理，变电站设备的所有缺陷管理流程都应在生产管理和信息系统上进行，特殊情况用消缺通知单来实现闭环管理。

运行人员发现设备缺陷后应对缺陷做出正确判断和定性。发现危急缺陷时，在按照现场运行规程进行必要的应急措施后，应首先汇报调度，交当值调度值班员处理，需要立即消缺的，当值调度值班员应直接通知检修维护单位负责人组织消缺，同时上报生产管理部门。发现其他缺陷后，由所属各班班长审核后录入生产管理和信息系统，同时报生产管理部门。对于特别重大和紧急缺陷，设备检修维护单位在接到设备缺陷汇报后，应立即组织消缺。消缺后应主动补充完善生产管理信息系统资料。对一般缺陷，生产管理部门缺陷管理专责按计划下达设备消缺通知单给检修维护单位，并将汇总表报安保部和分管生产领导。相应班组在接到消缺通知单后，应按消缺通知单规定时间内自行完成缺陷处理。

检修维护部门处理完设备缺陷后，应认真填写相关记录。变电运行人员同时组织验收，验收后应做好归档工作。生产部门跟进各自管辖范围按季度统计设备缺陷消缺率，累计消缺率将作为检修维护部门月度、季度、年度考核依据。消缺率统计的分类：按缺陷的划分，消缺率分为一般缺陷消缺率、严重缺陷消缺率和危急缺陷消缺率。各生产部门负责人、班组长每天应定时进入生产管理信息系统进行缺陷查询，及时了解设备消缺任务和消缺完成情况。

十四、设备测温

变电站的各种电气设备在运行中，由于负荷电流过大、接头接触不良、导电部分存在缺陷或设备内部故障等原因都可能导致局部发热，对设备测温是发现这类缺陷或故障的有效手段。因此，开展测温工作能检查电气设备工作状态是否异常、是否存在缺陷或隐患，指导消缺、预试和检修。通过测温，常常还能发现一些隐蔽性的缺陷。

根据设备测温管理的要求，变电站的测温有三种类型：计划普测、跟踪测温及重点测温。

1.测温周期

（1）计划普测：带电设备每年应安排两次计划普测，一般在预试和检修开始前应安排一次红外检测，以指导预试和检修工作。

（2）跟踪测温：发现设备某处温度异常时，除按程序填报设备缺陷外，还要对其跟踪测温。根据温度变化情况，采取相应措施。

（3）重点测温：根据运行方式和设备变化安排测温时间，按以下原则掌握：

①长期大负荷的设备应增加测温次数。

②设备负荷有明显增大时，根据需要安排测温。

③设备存在异常情况时，需要进一步分析鉴定。

④上级有明确要求时，如保电等，需进行测温。

⑤新建、改扩建的电气设备在其带负荷后应进行一次测温，大修或试验后的设备必要时应进行测温。

⑥遇有较大范围设备停电（如变压器、母线停电等），应酌情安排对将要停电设备进行测温。

2.测温范围

只要表面发出的红外辐射不受阻挡的器件都属于红外诊断的有效检测设备。例如：变压器、断路器、隔离开关、互感器、电力电容器、避雷器、电力电缆、母线、导线、组合电器、低压电器及二次回路等。

3.测温方法

目前，电气设备的测温一般都采用红外热像仪或红外测温仪，红外热像仪可以从电气设备外部显现的温度分布热像图，判断出各种内部故障。对于无法进行红外测温的设备，可采取其他测温手段，如贴试温蜡片等。

红外检测技术是集光电成像技术、计算机技术、图像处理技术于一身，通过接收物体发出的红外辐射将其热像显示在显示器上，从而准确判断物体表面的温度分布情况，具有准确、实时、快速等优点。与传统的测温方式相比，红外热像仪可在一定距离内实时、定量、在线监测发热点的温度。通过扫描，还可以绘出设备在运行中的温度梯度热像图，而且灵敏度高，不受电磁场干扰，便于现场使用。它可以在－20～2 000℃的宽量程内以0.05℃的高分辨率监测电气设备的热故障，揭示出如导线接头或线夹发热，以及电气设备中的局部过热点等现象。

任务实施

1.变电站设备巡视路线

对照变电仿真系统仿真变电站主接线图，结合各设备平面布置情况，确定变电站设备巡视路线。

2.变压器的设备巡视卡

按照变电站设备巡视的标准化作业流程，对照以下各电气设备巡视及维护的内容，在仿真机上对仿真变电站变压器进行巡视，并记录本值巡视检查的开始时间、结束时间、巡视类别、巡视中发现的缺陷及巡视人姓名。填写油浸式变压器的设备巡视卡，见表1－4－3。

表1－4－3　油浸式变压器的设备巡视卡

续表

续表

3.设备消缺

变电站运行人员在巡视设备时，发现变电站4 号母线U 相电压互感器的瓷质部分有明显裂纹。

由于这种缺陷可能直接导致互感器损坏，甚至可能导致母线故障，引起全站停电事故。根据设备缺陷分级标准，这是属于危急缺陷。按照危急缺陷的要求，运行人员应立即汇报调度和上报生产管理部门，并申请停电处理。设备检修维护单位在接到设备缺陷汇报后，应立即组织消缺，缺陷应在24 h 内消除。运行人员做好缺陷记录，录入生产管理系统，报生产管理部门。消缺后及时完善生产管理系统资料。