公司总降运行操作规程样本.doc

总降运行操作规程
一、目标
1、为了确保我企业总降运行管理有序，参考《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》、《进网作业电工培训教材》部分内容，并依据《中国电力法》，编写本规程；
2、企业分管领导、电气技术人员、企业值班调度、电气运行值班员等人员必需熟悉本规程并接收本规程考试；

3、本规程如发生和上级电气规程有抵触部分，以上级电气规程为准。
二、交接班制度
1、交班人员工作
1.1统计清楚设备和系统运行方法；
1.2统计清楚设备运行情况及缺点；
1.3统计清楚设备检修情况及检修中所使用接地线（或接地闸刀），数量、位置和编号；
1.4统计清楚上级指示和命令；
1.5当值末完，需要下值继续实施工作；
1.6当值最大负荷及需要尤其注意事项；
1.7当值限电情况；
1.8出现不正常运行（事故）情况；
1.9工作票、操作票及多种统计应正确完整；
1.10清点工具、安全用具、接地线、事故备品、钥匙等应齐全；
1.11根据“卫生制度”进行交接班前清扫工作。
2、交接班过程中必需做到：严格、认真、注意力集中。严禁信任交接班。
3、交接班双方应按下列手续办理交接班
3.1双方口头讲清发生异常情况，问清应交接事项；
3.2接班时应检验多种统计簿、工作票、操作票及清点资料、工具、安全用具、接地线、事故备品、钥匙等是否齐全；
3.3应交接项目逐项交待清楚后，交接班双方分别在值班统计簿上署名，以示交接手续完成。
4、有下列情况之一者，不准进行交接班，并立即汇报技术责任人
4.1事故处理时；
4.2实施关键倒闸操作时；
4.3交接班人未经正式交接班手续就私自离开岗位者；
4.4喝酒或精神不正常者。
5、新发觉设备缺点及关键情况要连交四班。
6、上班要为下班做好操作及检修准备工作，如操作票填写和安全方法准备等。
7、接班后应向供电企业调度员汇报当班人员姓名、运行情况，并问询对方值班人员姓名。
三、巡回检验制度
1、巡回检验要求
1.1值班人员必需认真巡查设备，对发觉异常情况要做到立即发觉、认真分析、立即处理、做好统计，并向相关领导汇报；
1.2巡查应在本变电所要求时间和线路进行；
1.3值班人员巡查后，应立即将巡查情况和时间给予统计；当遇有特殊情况必需增加巡查次数或进行特殊巡视；
1.4雷雨时通常不宜巡查室外配电装置。如必需巡视，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器、避雷针及接地引线（对避雷针应保持距离5米以上）。
2、变压器检验项目
2.1正常巡视项目
2.1.1音响正常；
2.1.2油位应正常，外壳清洁，无渗油现象；
2.1.3油温应正常；
2.1.4负荷情况；
2.1.5引线不应过松过紧，接头接触良好，示温片（蜡片）无变色（熔化）现象；
2.1.6 主变110（66）ｋV中性点接地闸刀应在指定位置；
2.1.7瓦斯继电器应充满油；
2.1.8防爆系统运行正常；
2.1.9瓷套管清洁无裂纹、无打火放电现象；
2.1.10呼吸管通畅，硅胶不应吸潮饱和，油封呼吸器油位应正常；
2.1.11各类运行参数是否在正常范围之内。
2.2特殊巡视项目
2.2.1监视负荷、油温和油位改变，接头处有没有变色，示温片（蜡片）无变色（熔化）现象；
2.2.2大风天气时引线摆动情况及有没有搭挂杂物；
2.2.3雾天时瓷套管有没有放电，关键监视污秽瓷质部分；
2.2.4雷雨天气时瓷套管有没有放电打火现象，避雷器放电统计动作情况；
2.2.5雪天在积雪熔化时检验接头发烧部分，立即处理冰凌；
2.2.6大短路故障后，检验相关设备，接头有没有异状。
3、GIS组合电器检验
3.1检验全部气室压力表指针是否指在绿色安全区内;
3.2检验GIS进、出线套管有没有放电现象；
3.3检验GIS控制柜指示灯是否有异常指示。
4、母线巡视检验
4.1正常巡视检验项目
导线带电部位接头是否发烧，检验绝缘子和电气设备绝缘部分有没有破损、裂纹、放电痕迹。
4.2特殊巡视检验项目
4.2.1降雪时，各接头及导线导电部分有没有冰凌及发烧现象；
4.2.2大风天气时，检验导线摆动情况，有没有杂物挂附着。
5、防雷设施巡视项目
5.1独立避雷针、避雷线是否完好，接地线接触是否紧固，应无锈蚀现象；
5.2避雷器外瓷套是否有裂纹、破损，瓷瓶有没有放电现象；
5.3放电统计器运作应灵活可靠，其指示数和防雷电统计应相符；
5.4每次雷击后，检验避雷器及雷击计数器动作情况并做好统计。
6、电容器巡视项目
6.1电容巡视检验每班不得少于二次；
6.2检验电容器有没有鼓肚、喷油、渗漏油等现象；
6.3电容器是否过热，粘有示温片是否变色。
6.4套管瓷质部分有没有松动和发烧；
6.5套管有没有裂纹和放电痕迹；
6.6电容器外壳接地是否牢靠；
6.7放电电压互感器是否完好；
6.8检验通风及照明各部分是否完好；
6.9检验电流表、电压表指示是否正常。
四、卫生制度
1、每班在下班前应做好清洁卫生工作。做到窗明几净，文明生产；
2、开关室应保持清洁，地面每班清扫一次。室外做到无杂草；
3、总降内严禁堆放杂物。控制室、开关室不准存留食物，以免遭受鼠害；
4、微机屏、操作台保持清洁，操作台上不得摆放杂物。现场技术资料、专用统计簿和悬挂图表应保持清洁整齐；
5、继电器、仪表等装置应外壳清洁；
6、安全用具、备品备件及工具应保持清洁，并整齐放在使用时取之方便固定地点。
五、保卫制度
1、为了确保变电所安全，闲杂人员严禁进入变电所；
2、进入本变电所人员，必需推行登记手续；必需遵守值班人员安全管理；
3、来所参观学习人员须经相关部门同意后，方可办理参观学习手续，并在值班人员引导下进行；
4、外单位来所从事临时工作，凭所在单位证实，或我厂接待单位相关人员陪同，方可进入；
5、基建维修等工作，需用外单位人员时，应由使用单位编造名单，经审查同意后方可工作；
6、严禁在总降室内吸烟、取暖和动用明火；
7、总降内消防器材要保持完好。
六、岗位责任制
1、通用职责
1.1坚守岗位，严格遵守企业各项规章制度；
1.2熟悉本岗位各项规章制度、并严格实施；
1.3认真实施“两票四制”（工作票、操作票、交接班制度、巡回检验制度、卫生制度、保卫制度），精心操作，认真做好交接班，巡回检验和定时试验工作；
1.4要按要求时间，正确、清楚地做好各项统计。工作中如发觉异常（包含事故）要立即处理如实汇报，不得拖延及隐瞒；
1.5认真做好设备维护、检修工作。搞好文明生产、保持现场整齐清洁；
1.6努力学习业务技术，不停提升技术水平，确保经济安全运行。
2、班长职责
1、以身作则，督促电气值班人员严格实施多种规章制度，发觉问题立即纠正；
2、定时组织、督促、实施做好运行分析和安全活动；
3、组织电气维修人员搞好设备维护检修工作，安全文明生产；
4、组织召开事故分析会，并邀请相关领导及专职人员到会，总结、交流经验，提出改善方法。
3、电气主管职责
3.1负责做好总降技术管理工作，制订技术培训计划，定时做好技术培训工作；
3.2负责总降设备检修计划制订，设备检修过程中技术指导和设备投运前验收工作；
3.3依据设备检修及设备事故处理需要，下达停送电操作命令；
3.4负责审核经典操作票；
3.5事故处理时，到现场指导和帮助值班人员进行处理，当发觉值班人员有错误时应立即阻止和纠正；
3.6负责总降综合自动化保护、电能计量统计及微机管理工作；
3.7负责并督促做好技术资料、图纸管理工作；
3.8新设备投入运行前质量验收工作。
4、值班人员职责
4.1值班人员是当值时间内运行责任人；
4.2含有总降综合自动化系统操作权限，必需熟记自己操作密码；
4.3值班人员在110（66）ｋV线路上操作及10（6）kV保安线路上操作属所在地方供电企业进行调度，在10（6）ｋV线路上操作属工厂调度；
当操作调度命令有错误时，应主动向管辖调度员提出，并快速汇报领导；
4.4所内设备有缺点，凡影响到生产均应立即向调度汇报；如设备缺点严重而须停止运行时，应立即向主管电气责任人汇报；
4.5按《变电所电气事故处理规程》正确处理多种事故；
4.6掌握本所在系统中运行方法（包含雷雨季节运行方法及设备情况）；
4.7做好运行、操作维护等各项工作；
4.8在当值期间应全方面巡检设备二次，内容包含设备运行情况，及停役设备隔离方法；
4.9负责做好设备检修前安全方法；
4.10监视多种表计指示改变情况，若有异常应立即汇报；
4.11对微机保护系统实时数据遥测量进行监视，并分析设备运行是否正常。
七、运行规程
1、倒闸操作管理规程
1.1倒闸操作应严格实施《电业安全工作规程》、《电力系统调度管理规程》及本规程。
1.2总降微机操作系统程序设有保护密码（操作密码、维护密码、系统参数修改密码），该密码视为机密，操作员只许可掌握操作密码，维护密码和系统参数修改密码由负责总降技术人员和班长掌握。
1.3倒闸操作七个条件
1.3.1考试合格操作人和监护人；
1.3.2现场一、二次设备要有显著标识，包含命名编号、转动方向、切换位置和区分相位标色；
1.3.3要有和现场设备位置和运行方法一致一次系统模拟图及现场运行规程、图纸；
1.3.4要有确切调度命令和合格操作票，事故处理可不用操作票，但应该做好具体统计；
1.3.5属本企业调度操作设备，在进行停电操作前，必需在企业调度室办理合格停送电申请单，操作人员依据停送电申请进行操作；
1.3.6要有统一、确切操作术语；
1.3.7要有合格操作工具（闸刀把手操作杆及钥匙）、安全用具（绝缘手套、绝缘棒、绝缘鞋、验电器）和设施（包含对号位置放地线专用装置）。
1.4倒闸操作十三个步骤
1.4.1调度预发命令时，值班责任人接收调度命令应统计正确，并复诵无误；
1.4.2操作人查对模拟图，填写操作票；
1.4.3监护人核查操作票并署名；
1.4.4监护人和操作人相互考问和操作预想；
1.4.5调度正式公布操作命令，监护人接收命令并复诵无误和填写操作开始时间；
1.4.6操作人解开微机倒闸程序密码开始操作
1.4.7监护人逐项唱票；
1.4.8操作人复诵无误并查对设备名称、编号和位置正确后，监护人发令操作；
1.4.9操作人操作，监护人逐项钩票；
1.4.10全部操作完成进行复查，将模拟图板调整和实际情况一致；
1.4.11监护人向调度汇报操作任务完成，并填写操作结束时间；
1.4.12做好统计，签销操作票和调度命令；
1.4.13复查评价，总结经验。
1.5尤其关键和复杂倒闸操作（如主母线送电），应由值班责任人进行监护，操作票应由技术责任人审批。
1.6操作中发生疑问，应停止操作，并汇报调度和技术责任人，搞清楚后继续操作，严禁私自更改操作票。
1.7总降在接收命令和汇报命令实施情况时均应进行录音，录音带保留半个月。一切联络工作必需严格认真，不可含糊不清。
2、GIS组合电器操作规程
2.1 GIS组合电器合闸操作
2.1.1 GIS组合电器合闸操作必需得到当地供电企业调度许可，在得到许可后操作人员对照模拟盘认真填写操作票；
2.1.2操作人员和监护人员首先对变压器进行检验，确定GIS组合电器和变压器能够受电；
2.1.3操作人员和监护人员在供电企业调度指令下，分断线路接地快速开关，线路转为冷备用；再分断全部接地开关，合上GIS线路断路器上、下隔离开关，再合上GIS线路断路器，确定110（66）kV系统电压正常；
2.1.4操作人员和监护人员再次检验变压器正常后，根据操作票程序，确定断开上、下接地开关，然后依次合上GIS变压器断路器上、下隔离开关及变压器中性点接地闸刀，再合上GIS变压器断路器；
2.1.5根据巡检规程对GIS和变压器进行巡检。运行正常后，拉开变压器中性点接地闸刀，再合上10（6）kV进线断路器。
2.2 GIS组合电器分闸操作
2.2.1 GIS组合电器分闸操作必需得到当地供电企业调度许可，在得到许可后操作人员对照模拟盘认真填写操作票；
2.2.2操作人员和监护人员首先对10（6）kV系统进行检验认定满足停电条件，确定变压器能够断电；
2.2.3操作人员和监护人员根据操作票程序，首先分断10（6）kV进线断路器开关，然后分断GIS变压器断路器，再分断上隔离开关和下隔离开关，依次合上接地检修开关；当线路需要转检修时，操作人员和监护人员根据供电企业调度指令，依次分断GIS线路断路器、上下隔离开关和相关接地开关。
3、变压器运行规程
3.1额定运行方法
3.1.1变压器在要求自冷条件下可按铭牌要求运行;
3.1.2油浸式电力变压器运行中许可温度按上层油温检验，上层油温许可值最高不得超出95ｏC。为了预防变压器油劣化过速，上层油温不许可长久超出85ｏC。
3.2许可过负荷
3.2.1变压器能够在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。正常过负荷能够常常使用，其许可值依据变压器负荷曲线、冷却介质温度和过负荷前变压器所带负荷来确定，事故过负荷只许可在事故情况下使用；
3.2.2变压器事故过负荷许可值
事故过负荷对额定负荷之比
1.3
1.6
1.75
2.0
2.4
3.0
过负荷时许可连续时间（分钟）
120
30
15
7.5
3.5
1.5
3.2.3变压器正常过负荷许可数值和许可时间

过负荷
倍数
过负荷前上层油温升0C为下列数值时许可过负荷连续时间（时－分）
180C
240C
300C
360C
420C
480C
540C
1.00
连 续 运 行
1.05
5-50
5-25
4-50
4-00
3-00
1-30
——
1.10
3-50
3-25
2-50
2-10
1-25
0-10
——
1.15
2-50
2-25
1-50
1-20
0-35
——
——
1.20
2-05
1-40
1-15
0-45
——
——
——
1.25
1-35
1-15
0-50
0-25
——
——
——
1.30
1-10
0-50
0-25
——
——
——
——
1.35
0-55
0-35
0-15
——
——
——
——
1.40
0-40
0-25
——
——
——
——
——
1.45
0-25
0-10
——
——
——
——
——
1.50
0-15
——
——
——
——
——
——
3.2.3当夏季变压器上层油温超出75ｏC时，应外加风机强迫冷却。
3.3变压器在正常运行时监视和维护
3.3.1对变压器线圈绝缘监视
3.3.1.1变压器安装和检修后，和长久停用投运前，均应测量线圈绝缘电阻，测得数值及测量时油温全部应记入变压器绝缘电阻统计档案中。
3.3.1.2测量绝缘电阻应使用电压为2500伏兆欧表。
3.3.1.3在变压器使用期间所测得绝缘值和变压器在大修或安装干燥后投入运行前测得数值比，是判定变压器运行中绝缘状态关键依据。绝缘电阻测量应尽可能在相同温度，用电压相同兆欧表进行。
3.3.1.4如变压器绝缘电阻猛烈降至首次值50%或更低时，则应测量变压器介质损失tgδ、电容比和吸收比（R60″/R15″），并取油样做分析试验（包含测量油介质损失tgδ）。
3.3.1.5变压器绝缘状态最终结论应综合全部试验数据并和以前运行中数据比较分析得出。
3.4变压器检验
3.4.1值班人员应依据控制盘上仪表监视变压器运行，假如变压器在过负荷下运行，则应加强对变压器监视。
3.4.2变压器外部检验，每班检验不少于一次，在气候急变时（冷、热、结冰等）应增加检验次数。
变压器异常运行情况下（过负荷、瓦斯继电器动作、过流保护动作等）亦应加强外部检验。
3.4.3变压器外部检验项目
3.4.3.1检验变压器油枕内和充油套管内油色、油面高度和有没有漏油现象；
3.4.3.2检验变压器套管是否清洁，有没有破损裂纹、放电痕迹及其它现象；
3.4.3.3依据运行变压器嗡嗡声性质，判定音响是否加大，有没有新杂音发生，如内部有没有间断放电声等；
3.4.3.4检验电缆和母线异常情况；
3.4.3.5检验防爆系统有没有异常；
3.4.3.6检验瓦斯继电器内有没有油及油阀状态；
3.4.3.7检验有载调压开关档位和控制室显示数字是否一致；
3.4.3.8变压器外壳接地情况；
3.4.3.9呼吸器内干燥剂是否吸潮，当干燥剂变色大于1/3时应即调换或烘干处理。
3.5变压器合闸和分闸
3.5.1变压器在合闸前，应对变压器外观仔细检验，确定完好状态；检验全部接地线、标示牌、遮栏等是否已经拆除；永久性遮栏、标示牌是否装好；检修工作票是否办理结束；全部保护是否正确投入运行；
3.5.2合闸次序是：应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。分闸次序和合闸次序相反；
3.5.3在合高压侧断路器前，变压器中性点接地闸刀应在合闸位置，待主变投运检验确定后，再拉开中性点接地闸刀；
3.5.4变压器在大修和事故检修及换油后，须等候油中汽泡全部排除后方可进行充电和加负荷；
3.5.5变压器在检修工作前应将全部相关开关和闸刀按要求拉开，并按安全规程做好安全方法。
3.6瓦斯继电保护装置运行
3.6.1变压器由运行改为备用时，瓦斯保护装置应正常工作，其目标是能够发觉变压器油面下降方便立即补油。
3.6.2对运行变压器进行滤油或加油时，应将瓦斯继电器保护装置从跳闸状态改为信号显示。
变压器加油或滤油后，应静置二十四小时，待完全排除空气气泡时，才可将瓦斯继电器保护装置重新投入运行。
3.6.3当油位计上指示油面有异常升高迹象时，为查明油面升高原因，在未取下瓦斯继电器跳闸压板前，严禁打开多种放气或放油塞子及阀门，清理呼吸器孔眼和其它工作，以防瓦斯继电器误动作跳闸。
3.6.4在变压器检修时，应切断瓦斯继电器保护装置电源。
3.7变压器不正常运行和事故处理
3.7.1运行中不正常现象
3.7.1.1变压器在运行中有任何不正常现象时（如漏油、油枕内油面高度异常、发烧不正常、音响不正常），均应立即采取方法将其消除，并向生产调度汇报，经过情况应记入交接班统计簿或设备缺点统计簿内。
3.7.1.2如发觉异常情况非停运变压器不能消除且威胁整体可靠性时，在向企业分管领导和企业调度汇报后，拉开高低压则开关、闸刀，然后按电气事故处理相关条款处理。
3.7.1.3变压器有不列情况之一者应立即停运处理
▲变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声
▲在室外温度正常情况下，变压器温度不正常，不停上升
▲油枕或防爆装置动作或喷油
▲油色改变过甚，油内出现炭质等
▲漏油至使油面低于油位指示计上程度
▲套管严重破损和放电现象
▲差动继电器或瓦斯继电器动作，经检验确为变压器内部出现故障现象
3.7.2不正常温升或油位
3.7.2.1变压器油温升高过快时，值班人员应判别原因，采取方法，使其降低，所以必需进行下列工作
▲检验变压器负荷，并查对在这种负荷下正常油温
▲查对温度表
若发觉油温较平时一样负荷下高出100C以上，而检验结果证实温度计正常，则认为变压器已发生内部故障（如线圈匝间短路等）。此时变压器保护装置虽未动作，也应立即将变压器停运处理。
3.7.2.2当发觉变压器油位较当初环境温度下应有油温油位显著降低，应立即进行认真检验，若大量漏油，造成油位快速下降时，变压器应停止运行。
3.7.2.3因温度上升油位逐步升高，若判定油位可能高出油位指示计，则应放油将油面降至合适高度，以免溢油。
3.7.3瓦斯继电器保护装置动作处理
3.7.3.1瓦斯继电器装置信号动作后，值班人员应立即停止音响信号，并检验变压器，查明瓦斯继电器信号动作原因，是否因空气侵入变压器内、或因油位降低、或是因为二次回路故障，假如检验变压器外部不能查出不正常运行现象，则应判定继电器内积聚气体，假如气体是无色、无嗅、不可燃，则变压器仍可继续运行，假如气体是可燃，必需停下变压器，方便确定产生原因。
检验气体是否可燃时，须尤其小心，不要将火靠近继电器顶端。
如瓦斯继电器动作原因，不是因为空气侵入变压器而引发，则应检验油闪光点，若闪光点较过去降低500C以上，则说明变压器内部已经有故障，必需将变压器停止运行。
若瓦斯继电器保护装置信号因油内剩下空气分离出而动作时，值班人员应放出瓦斯继电器内积聚空气，并注意这次信号和下信号动作间隔时间。
若信号动作时间逐步缩短，就表示开关立即跳闸，此时应将瓦斯继电器只和信号连接，并汇报生产调度（每次动作时间应统计）。
3.7.3.2假如变压器因瓦斯继电器动作而跳闸时，首先应拉开高低压侧闸刀，在按电气事故处理规程相关条款处理。然后再检验瓦斯继电器动作原因，经检验证实是可燃性气体而使保护装置动作时，则变压器在未经检验并试验合格前不许再投入运行。
3.7.3.3瓦斯继电器保护装置信号动作而不跳闸原因
▲因滤油加油造成空气进入变压器本体内
▲因温度下降或漏油致使油面缓缓降低
▲因变压器故障而产生少许气体
▲因为发生穿越性短路而引发
3.7.3.4轻瓦斯和重瓦斯同时动作，或仅重瓦斯保护动作，原因有
▲变压器内部发生严重故障
▲油面下降太快
▲二次回路有故障
3.7.3.5瓦斯保护装置动作原因和故障性质，由继电器内积聚气体量、颜色和化学成份来判别。
依据气体多少，可估量故障严重程度，如积聚气体是无色无嗅不可燃，则瓦斯继电器动作原因是油中分离出来空气所致。
如气体是可燃则瓦斯继电器动作原因是变压器内部故障所致。
气体颜色判别必需快速进行，不然经过一定时间，颜色即会消失（有色物质沉淀）。
3.8变压器保护动作跳闸和灭火
3.8.1变压器保护动作至使开关跳闸时，拉开两侧隔离开关后，首先应按电气事故处理规程相关条款处理；然后在依据微机屏显示指示何种保护装置动作，立即查明变压器跳闸（变压器有内故障征兆时，应测量变压器线圈绝缘电阻）原因，消除故障，立即恢复正常运行。
3.8.2变压器着火时，首先应将其全部开关和隔离开关拉开，若变压器油溢在变压器顶盖着火，则应打开变压器下面油门放油，使油面低于着火处，灭火时应遵守“电气设备消防规程”相关要求。
3.9有载调压开关在运行时监视和维护
3.9.1有载调压开关调压范围
3.9.1.1有载调压开关档数及电压、电流范围及数值见主变铭牌；
3.9.1.2当10（6）kV电压高于10.3（6.3）kV或低于10（6）ｋV时，经过调整有载调压开关档位，使电压恢复到10（6）～10.3（6.3）kV范围内；
3.9.1.3有载调压开关严禁一次连续调整3档以上。
3.9.2有载调压开关检验及使用
3.9.2.1新安装或检修后有载调压开关投运前，应进行根本检验；
3.9.2.2检验操作机构中所指示分接头位置和操作盘上所指示分接头位置是否相符；
3.9.2.3检验操作机构内传动齿轮油位是否正常；
3.9.2.4检验保护继电器跳闸功效是否正常。按动跳闸试验按钮应能灵活反转，按动复位按钮接点即可接通；
3.9.2.5检验有载调压分接开关油位是否正常；
3.9.2.6在有载调压分接开关顶部检验时，注意不能用脚踩防爆盖。
3.9.3运行监视和维护
3.9.3.1在变压器过负荷时，不可频繁地操作有载调压开关；
3.9.3.2定时检验切换开关绝缘筒内油污损程度，调整次数达1000次后进行一次油样化验，检验油耐压值超出30ｋV以上，每十二个月必需更换一次新油。有载调压开关动作5000次或工作五年以上后，必需进行吊芯检修；
3.9.3.3 检验有载调压开关油应无变色现象；
3.9.3.4有载调压开关因内部故障，气体继电器动作跳停主变高、低压侧开关时，切不可误认为主变故障，应立即检验确定何信号继电器动作而引发；
3.9.3.5超压保护爆破盖在有载调压分接开关顶部，当切换开关内部发生故障，油箱内压力超出2ｋｇ/cm2时，超压保护盖爆破（此保护无信号，只能依据气体继电器保护动作来判定）。
3.9.4有载调压开关事故处理
3.9.4.1主变气体继电器因有载调压开关内部故障动作跳开主变高、低压侧断路器后，首先拉开两侧隔离开关，再按电气事故处理规程相关条款处理，同时对有载调压开关进行检验，待问题查明后打开继电器顶盖，操作复位接钮复原。
3.9.4.2经过检验分接开关确定须进行检修，首先断开有载调压开关电源，用手动操作方法，将有载调压开关调至10档位置后，取出有载调压分接开关，将变压器投入运行。恢复正常供电。
注意：以上检修方法不得随意使用
3.9.4.3在操作有载调压开关时，如发生连跳数档时（8—10—12除外），应立即按下紧急脱扣按钮，切断电源，使其停止转动，然后在操作箱内恢复空气开关。
3.9.4.4当有载调压开关头部爆破盖因故破裂后，必需将爆破处用保护盖板临时把爆破盖安装孔封闭，预防切换开关内部长久暴露在空气中而受潮。
4、电力电容器运行规程
4.1电容器设置
4.1.1为了无功调整灵活性，总降无功赔偿电容器分段分组设置；
4.1.2电容器应在不超出额定电压5%情况下正常运行，当额定电压超出10%时运行不得超出6小时，电压过高则应退出运行；
4.1.3新电容器和停止使用较长时间电容器使用前，须进行5－10秒钟耐压试验，试验前后均应测量电容器容量并和电容器铭牌比较无显著改变，不然不能投入运行。
4.2电容器组保护
4.2.1每只电容器全部安装有单个熔断器，以作为单个电容器短路保护。
4.2.2电容器组装设有过流速断保护，作为电容器组过负荷、谐波过流及母线短路故障保护。
4.2.3电容器组装设有接地保护，当馈线发生故障时，经过小电流继电器指示出故障线路。
4.2.4因电容器组无失压保护，当失去电源时，必需分断失电前运行电容器组开关，以避免忽然来电时电容器受冲击。
4.3电容器新使用（或长久停用）投运前后检验
新电容器组使用（或长久停运）投入运行前，必需试验合格并作下列检验
4.3.1外观检验，电容器上有没有遗留物品；
4.3.2接线正确；
4.3.3各接线端子紧固无松动；
4.3.4各接线处连接牢靠；
4.3.5电容器套管清洁，无裂纹、破损；
4.3.6外壳无显著鼓肚、渗油等异常现象；
4.3.7熔断器应完好；
4.3.8继电器指示值和校验统计相符；
4.3.9示温片已贴好；
4.3.10放电电压互感器一次、二次侧接线连接可靠。
4.4电容器运行
4.4.1电容器组投切，必需依据系统无功分量及功率因数、电压情况来决定，尽可能保持0.95＜COSφ＜0.94；
4.4.2运行人员应监视电容器运行电压及三相运行电流是否平衡，其电流最大值不得超出制造厂家要求数值范围；
4.4.3电容器组各相电流差值不超出±5%，当超出时应查明原因，进行处理；
4.4.4运行人员应巡视电容器运行温度，依据温度差异判定电容器运行是否正常，运行时电容器表面最高温度不超出55℃；
4.4.5电容器日常巡视和检验内容
4.4.5.1检验电容器保护熔丝是否熔断；套管是否清洁完好，有没有裂纹、放电现象；油箱各部是否渗油；油箱膨胀量是否超出正常热胀冷缩弹性许可度；油箱表面温度指示情况；引线连接各处有没有脱落和断线；各连接点有没有发烧变色现象；母线各处有没有烧伤过热现象；支持瓷瓶清洁及绝缘情况，接地线连接情况等；
4.4.5.2检验电压电流指示是否正常；当运行电压、电流超出许可值或环境温度过高时，应将电容器组退出运行；
4.4.5.3检验开关、刀闸、互感器等部件运行情况，柜门是否关紧，通风设施是否良好。
4.4.6每班巡视检验应不少于二次；
4.4.7电容器在运行中如发觉熔丝熔断，应查明原因；
4.4.8电容器组开关跳闸后，未查明原因前，不许可强行试送；
4.4.9发生下列情况之一，立即将电容器组停止运行
▲电容器爆炸
▲接头严重过热
▲电容器严重放电闪络
▲电容器喷油或起火
4.4.10电容器组退出运行3分钟内不得重新投入运行。
4.5电容器维护和检修
4.5.1电容器组检修项目
▲外部清扫，支持瓷瓶、套管及外壳表面清扫
▲电容器外壳渗油处理，除锈及涂刷保护漆
▲各联接部分紧固
▲保护熔丝检验，如熔丝锈蚀应更换新熔丝
▲绝缘子检验及更换
▲损坏电容拆除及更换
▲配套设备清扫检修，换油等
4.5.2电容器组停止运行后，必需进行人工放电后方可许可作业。因运行中熔断器熔断而切除电容器，要单独进行放电。
4.5.3对渗油电容器应先经过测试，如没有问题，则用焊锡补焊后可继续使用。
4.5.4在处理破损电容器时，要采取对应防护方法，并妥善保管，以免造成污染毒害。
5、电气事故处理规程
5.1为了加强对电气设备运行管理，保障电气安全运行，当发生事故情况时快速处理提供依据而制订本规程。
5.2适用各企业110（66）ｋV总降压变电所。
5.3本规程依据《电业安全工作规程》、《电气事故处理规程》进行制订。
5.4总降设备首席责任人、安全员、分管领导、企业值班调度、电气技术员、电气运行值班人员必需熟悉掌握本规程，并严格实施。
5.5发生事故时处理标准
5.5.1发觉事故后，立即进行控制，避免扩大化，以降低对人身和其它设备危害，快速进行处理并汇报；
5.5.2用一切可能方法保持非故障设备继续运行，以确保生产系统正常供电；
5.5.3事故处理正常后，立即恢复正常运行方法。
5.6事故处理时值班人员职责
5.6.1电气运行人员在事故处理时，依据《电力调度协议》明确各自职责范围进行事故处理;
5.6.2当班责任人为事故处理责任人，处理事故时应尽可能留在控制室，以掌握全所情况并随时和上级取得联络；
5.6.3在发生事故时，运行人员应正确快速地实施责任人命令；
5.6.4当受令人认为发令人命令有疑问时，应向其做简单问询。如发令人坚持自己命令，受令人则应立即实施，但该命令如有显著危及人身、设备安全时，可拒不实施，并快速越级汇报，根据上级领导命令实施。
5.7为立即地消除事故或异常，当发生下列情况时，能够不经当地供电企业调度和本企业生产调度同意，由当班责任人先行处理，再行汇报。
5.7.1设备发生故障并有可能扩大为事故时停电操作（包含很情况下，主变停运操作）；
5.7.2将直接对人员生命有危险设备停电；
5.7.3将已损坏设备隔离；
5.7.4运行中设备有损伤危险时，依据本规程要求将其停用；
5.7.5为恢复所用电正常供电而运行切换操作；
5.7.6当母线电压消失时，依据本规程要求，将连接到该母线上开关拉开；
5.7.7当和调度失去联络时，按本规程要求进行操作。
5.8事故处理通常次序和注意事项
5.8.1首先统计事故发生时间、表计、报警信号和保护继电器动作情况，并复归音响信号；
5.8.2信号继电器和控制开关把手复位，应有两人在场，并做好统计；
5.8.3快速分析、判定事故性质和原因，必需时应对设备进行外观检验，并将情况汇报分管领导；
5.8.4依据本规程要求或分管领导命令进行事故处理；
5.8.5事故处理过程中凡包含到110（66）kV系统运行每一个关键步骤，全部应向供电企业当值调度员作简明汇报，并作好统计；
5.8.6当设备急需恢复运行或进行检修时，必需经分管领导同意，未经检验和统计事故和故障现场不得任意变动；
5.8.7事故处理过程中，往来电话必需录音，方便分析事故时备查；
5.8.8事故处理完成，应对设备作一次全方面检验，并由工段组织讲评，然后向分厂书面汇报；
5.8.9在交接班签字手续完成之前发生事故，应由交班人员负责处理，接班人员帮助，直到事故处理告一段落方可交接班;接班签字后，交接人员还未离开工作岗位发生事故时，交班人员应主动帮助处理事故。
5.9 110（66）ｋV系统事故处理
5.9.1系统发生振荡现象
▲系统电压表、电流表及功率表指针周期性地猛烈摆动
▲变压器在表针摆动同时伴有节奏鸣声
▲振荡中心电压波动最大，它电压周期性地降到靠近于零
▲失去同期电源之间虽有电气联络，但送电端部分频率升高，而受电端部分频率降低并略有摆动，此时，电气频率表指示不切实，应用机械测速方法反应频率
▲失去周期电源间联络线功率表摆动最大
5.9.2系统振荡操作处理
5.9.2.1依据以上现象判定系统振荡后，配合供电企业当班调度增（或限）负荷；
5.9.2.2依据供电企业当班调度命令进行投、切负荷，立即恢复稳定运行，和调度失去联络时不许可值班人员投、切负荷操作（对设备造成损坏时或严重威胁时除外）；
5.9.2.3除系统振荡自动解列装置外，值班人员只有得到供电企业当班调度“系统解列”命令时，才准操作；
5.9.2.4值班人员在接到供电企业当班调度拉电命令时，应主动配合实施；
5.9.2.5值班人员接到供电企业当班调度限负荷命令时，应立即通知本企业生产调度实施；
5.9.2.6在处理系统非同期振荡故障同时，严格监视所用电可靠运行。
5.9.3系统低频率故障操作处理
5.9.3.1系统低频率现象
▲频率表指示值下降
▲电压下降，灯光变得较暗、闪动
▲负荷电动机转速变慢，电流值增大
5.9.3.2系统低频率处理
当系统频率达成49.5Hz时，低频减载装置将自动切除预先设定工序（多为水泥磨）供电。当系统频率低于49.5Hz以下时，供电企业调度再通知限负荷时，须立即配合拉负荷操作，拉负荷操作次序为原料磨、煤磨。
5.9.4系统低电压事故处理操作处理
5.9.4.1系统低电压现象
▲各级母线电压表指示值均下降低于正常值
▲室内照明显著暗下来
5.9.4.2系统低电压处理
5.9.4.2.1电压控制点母线电压，通常不超出额定电压±5%运行，最低电压也不应该低于额定电压90%，若运行电压超出要求值，应立即进行无功调整或作必需运行方法调整；
5.9.4.2.2在发觉系统电压下降到额定值90%，经过对变压器分接开关调整，电压无显著升高时，立即通知企业生产调度限负荷。
5.9.5 110（66）kV设备事故处理
5.9.5.1 110（66）kV线路跳闸事故处理
5.9.5.1.1 110（66）kV线路失电现象
▲控制室内微机显示器报警，文字提醒失电原因
▲10（6）ｋV母线电压指示到零
▲110（66）ｋV线路电压指示到零
5.9.5.1.2 110（66）kV线路失电操作
（1）、复归音响信号;
（2）、分断110（66）kV进线开关；
（3）、分断10（6）ｋV进线开关；
（4）、分断10（6）kV馈线开关、电容赔偿组开关；
（5）、当确定110ｋV线路永久性失电时，应立即汇报本企业调度，并合上保安电源和总降联络开关，工厂处于保安电源供电状态；
（6）、失电事故发生后，总降值班人员要保持和供电企业值班调度亲密联络，了解失电原因和能够恢复正常供电具体时间。
5.9.5.2 110（66）ｋV线路恢复供电操作
（1）、110（66）ｋV线路来电后，首先汇报企业调度，分断保安电源开关，进行恢复正常供电操作；
（2）根据送电次序先合上110（66）kV隔离开关和断路器，再合上10（6）kV进线开关；
（3）、通知各受电单位，逐一送上10（6）kV馈线开关；
（4）、依据显示功率因数，按需合上电容器组开关；
（5）、按规程巡检GIS组合电器、变压器、电容器组和10（6）kV开关柜运行情况。
5.9.5.3有双回路供电企业，当一条主供线路永久性失电时，应立即向供电企业值班调度汇报