| 玉溪汇溪金属铸造制品有限公司 | 制度编号： 制度页数：共 页 |
| 10kV高压系统运行、操作、检修管理办法 | 编 制 人： 审 核 人： 批 准 人： |
| 主办单位：动力厂 | 发布日期：2012年 月 日 生效日期：2012年 月 日 |
第一条 为实现汇钢公司10kV高压系统安全、平稳、经济运行之目的，加强10kV高压系统设备的管理，特做出如下管理规定。本规定适用于全公司各有关部门、单位及生产厂。
第二条 本规定由动力厂组织，有关部门、单位及生产厂严格按规定贯彻执行。
第二章 职责
第三条 10kV高压系统设备管理范围划分
公司汇溪变内部10kV高压系统由总降压站负责管理和维护。
各厂10kV进线开关及以下高压开关柜电气设备由所属单位负责管理与维护。
第三章 管理内容与方法
第四条 10kV高压系统的运行管理
（一）总降压站及各生产厂应对所辖10kV变、配电值班室建立相应的管理制度（包括《值班人员管理制度》、《交管理制度》、《门禁制度》等）和运行、操作规程，并设置专人值班，值班室至少两人值班。
2、总降压站及各生产厂应对各10kV变、配电室的保护整定值设专人管理，其他人员不得进入设置程序。保护整定值应报工程设备部审核并备案，本单位不得对运行中的保护整定值随意进行修改，确因负荷情况需要更改整定值时须报工程设备部审批。
3、值班室人员要求熟练掌握并严格执行10kV高压系统的各项管理制度和运行、操作规程，并严格按照运行、操作规程对设备进行巡检和操作。
4、值班室人员应认真填写各项记录，记录内容必须工整、清晰、详实。
5、值班室人员必须严格按《交管理制度》进行交。
6、对于无人值班室每天至少进行一次巡检，巡检人员的工作内容和要求参照值班室的各项管理规定。
第五条 10kV高压系统的操作、检修管理
1、凡是高压设备停电检修或低压停电检修涉及到高压设备的都必须填写第一种工作票。第一种工作票根据具体的单位停电检修计划安排和上级调度指令，由指定的工作票签发人签发本工作票，第一种工作票签发人必须是熟知《电业安全规程》和本单位的高压设备的具体接线方式和运行状态、有一定资质的电气技术人员，工作票签发人必须详细了解本次停电检修的工作内容和范围、起止时间，严格按照《电业安全规程》填写第一种工作票，确保现场设备和检修人员的安全。第一种工作票须提前一天送到操作岗位，以备填写操作票。本工作票执行完后收档保存，保存期至少为一年。
2、为确保整个电网的安全运行，凡涉及高压设备操作、停电检修都必须按照已定的组织程序建立完整的工作许可制度。本单位的具体检修计划确定后报上一级批准，上级指令下达后，由本单位主管指令指定的工作票签发人签发第一种工作票，明确工作负责人，工作负责人必须熟知《电业安全规程》、现场设备情况及工作班人员的情况，操作人员根据第一种工作票认真填写倒闸操作票，操作监护人复审无误后，方可执行操作。操作过程中操作人员必须穿戴好试验合格的绝缘手套和绝缘靴并使用合格的绝缘用具，按照操作票内容逐项进行操作，操作过程中认真执行唱复制。
3、凡是可能送电到工作范围的开关及刀闸都必须停电，对于可能反送电到工作范围的开关及刀闸也必须停电，停电线路必须有明显断开点。
4、验电必须使用电压等级合适并合格的验电器（验电时，应先在有电的设备上检验验电器确实有效时，再立即在停电设备上验电），无指示的电压表、电流表不得作为无电的提示。
5、经验明无电后，应立即封装接地线，装设接地线时应先装接地端，后装导体端，接触要可靠。接地线应装在刀闸的负荷侧，对于可能送电到工作地点的所有刀闸的负荷侧都应装设接地线，对于临近带电部分可能产生感应电压的线路也应装设接地线。
6、在可能送电到工作地点的刀闸和开关的操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标志牌，对可能误上到带电部分的爬梯或台阶上应悬挂“高压危险，禁止攀登”标志牌，对工作范围周围带电部分（包括高压试验）应装设醒目遮拦，并悬挂“止步，高压危险”标志牌。
7、操作完毕后，操作监护人应向工作负责人详细介绍现场设备情况（带电与否、电压等级、及其它注意事项）后，由工作负责人向工作班成员交代清楚现场情况和具体的工作任务后，方可进入现场工作。
8、工作负责人是工作现场的监护第一责任人，时刻巡视监护不得从事检修工作，发现违犯《电业安全规程》和检修工艺规程的人员和行为应及时给予纠正和制止，不得中途离开，如确因工作需要离开时应指定合适的人员代理履行监护职责。
9、由于工作需要间断时，应保持现场的设备操作状态，维持操作时所做的技术措施，由操作监护人和工作负责人共同检查无误后，工作班成员撤离工作现场。因工作需要工作地点发生转移时操作监护人应向工作负责人交代清楚转移工作地点的现场情况，工作负责人应向工作班人员重新说明现场设备状态及注意事项，并认真履行监护职责。工作终结后，工作负责人应向操作监护人（值班长）说明检修情况及设备存在问题，值班长负责检修质量确认，认可后，工作人员清理工作现场、撤离。双方签字结束工作票，工作负责人填写检修记录。
第六条 规范化巡视的要求和有关规定
规范化巡视对于发现设备异常及缺陷并能及时有效地处理，对设备安全运行有关极其重要的作用，规范化巡视是规范化作业中必不可少的部分。
1、 设备巡视的要求
（1）设备巡视时，必须严格遵守安全规程，认真执行有关制度，做到不漏巡、错巡，不断提高设备巡视质量，防止设备事故的发生。
（2）值班员在巡视高压设备时，不得进行其他工作，不得移开或越过遮栏。
雷雨天气，需要巡视高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和避雷针。原因：①防止直击泄放的电流产生跨步电压；②防止避雷针上产生较高电压对人造成反击；③防止有缺陷的避雷器发生爆炸。
（3）高压设备发生接地时，室内不得接近故障点4m以内，室外不得接近故障点8m以内，进入上述范围人员必须穿绝缘靴，接触设备外壳和构架时，应戴绝缘手套。
（4）巡视高压设备时，必须戴安全帽并按规定着装。值班员必须按规定认真巡视检查设备，对设备异常状态和缺陷做到及时发现，认真分析，正确处理，做好记录并按信息汇报程序进行汇报。
（5）设备的巡视检查应按规定的巡视路线图进行，每天对设备进行两次常规性巡视检查（夏季9：00、16：00；冬季10：00、16：00）。每周应进行一次例行巡视，每次巡视都必须填写巡视卡。
2、设备巡视的有关规定
有些情况，在进行专项检查时，可以不使用巡视卡，但应详细记录在运行记录中，这些情况具体如下：
（1）设备经过检修或长期停运并重新投运时。
（2）新投设备及经过检修、改造的设备。
（3）事故跳闸、存在重大缺陷的设备及其他需要特殊巡视的情形及重点。
六、规范化巡视的程序
1、巡视安排
（1）交巡视于交时进行，特殊巡视应根据气候情况、负荷变化，设备健康状况，提前安排。
（2）交的设备巡视工作由正值负责组级织进行，至少两人参加；常规巡视在当值只有两人值班时，由当值正值进行设备巡视。
（3）巡视安排时必须明确本次巡视的性质（交巡视、常规巡视、特殊巡视等），并根据现场情况提出安全注意事项，特殊巡视还应明确巡视的重点及对象。
2、巡视准备
（1）领取巡视卡。
（2）根据巡视性质，检查所用的钥匙、工器具、照明器具是否合适。
（3）检查着装是否符合现场规定。
3、核对设备
（1）开始巡视前，巡视人员记录巡视开始时间。
（2）设备巡视应按规定的设备巡视路线进行，不得漏巡。
（3）到达巡视现场后，巡视人员根据巡视卡的内容认真核对设备名称和编号。
4、设备检查
（1）设备巡视时，巡视卡由巡视负责人手持，根据巡视卡的内容，逐一宣读巡视部位。其他巡视人员按照分工，依据巡视性质逐项检查设备状况，并将巡视结果清楚汇报巡视负责人。巡视卡的宣读和汇报必须清楚简洁。
（2）巡视负责人根据汇报，在巡视卡上做好记录。
（3）在同一类设备开始巡视前，巡视负责人可一次性明确该设备的各巡视部位，在实际巡视设备时，巡视负责人可只宣读设备名称，巡视人逐一汇报巡视结果。
（4）巡视中发现紧急缺陷时，应立即终止其他设备巡视，仔细检查缺陷情况，详细记录，及时汇报。
（5）巡视中，巡视负责人应做好其他巡视人的安全监护工作。
5、 巡视汇报
（1）全部设备巡视完毕后，由巡视负责人填写巡视结束时间，所有参加巡视人，分别签名。
（2）巡视性质、巡视时间、发现问题，均应记录在运行工作簿中。
（3）使用过的巡视卡妥善保存，按月归档。
七、规范化巡视的分类及具体规定
（一）设备巡视检查的分类及其巡视内容
1、交巡视
在交时进行。对所有设备进行全面的外观检查，对缺陷有无发展做出鉴定，检查设备的薄弱环节，检查防火、防小动物、防误闭锁等措施有无漏洞，检查接地网及引线是否完好。
2、正常巡视
每天两次，主要检查设备实际位置、状态及模拟图板是否相符，一次设备温度、音响是否正常，设备油色、油位、瓷质有无异常，接地有无发热等。检查蓄电池及充电电流和充电电压是否正常等。即巡视卡中标“*”的项目。
3、例行巡视
检查各种记录的同时判断是否合理，缺陷异常有无发展，接地线是否齐全，设备铭牌标志是否清楚，消防器材是否齐全，合格，检查建筑设施是否完好，有无渗漏水，有无倾斜等其他现象，检查生活电器接地是否良好。
4、特殊巡视
每周进行一次熄灯巡视，内容是检查设备有无电晕、放电，接头有无过热现象。
（1）在下列情况下应进行特殊巡视：
1）设备过负荷、超负荷运行时（每小时一次，记录负荷电流，检查设备接点等）。
2）大雾、大雪、冰冻、大风、汛期、雷雨、高温等异常天气。
3）当接点温升39℃及以上。
4）每周一21：00应进行熄灯巡视。
5）新投入或大修后的主设备，24h内每小时巡视一次。
（2）特殊巡视的分类及具体规定：
（1） 夜间巡视：
以耳听、鼻嗅、眼观、触摸为主。
眼观：注意有无放电、闪络现象。
耳听：听有无杂音，或声音较平时有无不同。
鼻嗅：辩别有无设备过热或绝缘材料被烧焦产生的异味。
触摸：手触变压器、多油开关不带电部位试温度与平时有无明显不同。
2） 异常天气巡视的重点：
大风：注意母线及引线是否摆动过大，端头是否松动，设备有无倾斜、移位。设备上及周围有无杂物。
雷雨后：注意套管、绝缘子避雷器等瓷件有无外部放电痕迹，有无破裂损伤现象；避雷器、避雷针的接地引下线有无烧伤痕迹，并记录避雷器放电记录器的动作次数。
雾、露、小雨及雨后：注意套管、绝缘子、母线有无放电现象，设备接点处有无热气流现象。
雪天：注意导线履冰及设备端子、接头处的落雪有无特殊融化（与其他比较），套管、绝缘子上是否有冰溜，积雪是否过多，有无放电现象。
高峰负荷期：注意设备接点及导线有无发红过热现象及热气流现象。
气温突变：注意有油设备的油面和导线弛度有无变化，变压器、油开关、电容器的套管有无变化，各开关电气是否运行正常。
开关事故跳闸后：注意开关是否喷油，油色、油位有无突然变化，接地端子有无松动或过热，传动部分有无损坏及销子脱落。
（3） 设备异常的表现及巡视检查方法有以下方面：
1） 目测：可发现的异常主要现象有：①破裂、断线；②变形（膨胀、收缩、弯曲）；③松动；④漏油、漏气；⑤变色（烧焦、硅胶变色、油变黑）；⑥冒烟，接头发热（示温蜡片融化）；⑦产生火化；⑧有杂质异物；⑨不正常的动作等。
2） 耳听：听运行设备（TV、TA、开关）内部有无杂音，或声音较平时有无不同。
实例：变压器异常声音故障现象分析及处理：
声音大而嘈杂，强烈而不均匀的“噪声”：铁芯穿心螺丝夹的不紧，松动。（个别螺丝松动，发出“叮当”声；硅钢片松动而震动，发出“营营”声）。
变压器内部发出“吱吱”或“劈啪”的放电声：内部接触不良或有绝缘击穿的可能。
声音中夹杂着水的沸腾声：可能是绕组中有严重的故障，使其附近的零件发热，也可能是分接开关的接触不良，局部点严重过热。
声音中夹有爆裂声，既大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。
以上情况可确认变压器内部有故障，应立即汇报调度，或将变压器停运。
变压器发出很高且沉重的“嗡嗡”声：由于过负荷引起，可从电流表的指示判断，按变压器过负荷处理。
变压器内发出“嗡嗡”声和尖细的“哼哼”声，声音忽而变粗，忽而变细，电压表指示摆动较大，系统频率低的铁磁谐振所致，若是操作引起，应断开操作设备。
变压器瞬间发出“哇哇”声：变压器所带大动力设备，负荷变化较大，应密切监视电压、电流表的指示，汇报调度，进行处理。
3）鼻嗅：辩别是否有设备过热或绝缘材料被烧焦时产生的异味。
处理：应检查有无冒烟的地方，变色的部位，听一听有无放电的声音，以确定异常部位。
（4）设备接点发热的巡视：常用的测温方法有示温蜡片法、涂变色漆法、红外线测温法。
1） 设备过热原因及分类：
通过负荷电流的设备，当导体接触不良时，将引起局部过热。如母线、线路、变压器、开关、刀闸、套管、阻波器、电缆、互感器等
由于设计、制造及运行故障等原因，而引起铁芯漏磁增大，若变压器、电抗器的铁芯漏磁偏大，箱壳处在漏磁磁场中，产生涡流，引起局部过热。如变压器、电抗器及电容器等。
处理：可在变压压器油格内壁及绕组钢托板上加装磁屏蔽，在大型变压器中，在特定的面积上（如套管安装部位）有时用不导磁钢板来代替普通钢板，对大电流变压器，在绕组下端的钢托上加装磁屏蔽，能使钢托板表面的磁密变得很小，从而降低绕组端部的漏磁损耗，防止绕组端部绝缘过热故障。
充油设备的油路不通或出现假油位时，引起温度异常。如套管及油枕的油位变化，瓦斯的阀门关闭，散热器的阀门关闭等。
不通过负荷电流的设备，当设备内部绝缘受潮，老化等异常时，引起发热。避雷器、电压互感器、耦合电容器等。
处理：检查瓦斯保护、散热器的阀门，如关闭应立即打开，使油路流通。
2） 设备接点发热运行监视有以下几种方式：
变压器引线、线卡处过热。
原因：套管接线端部紧固部分松动，引线接头线鼻松动，接触面严重氧化。
表现：接触处过热，颜色变暗，失去光泽，表面镀层缺失。接头部分可能超过70℃（示温蜡片黄色为60℃，绿色为70℃，红色为80℃）。
处理：汇报调度，转移负荷，直至停电检修。
油开关过热。
原因：如果开关过负荷，或由于调整不当，造成接触压力不足，或由于上下连接处接触不良，氧化，形成电阻过大，导电回路电阻增加造成过热。
表现：是桶体发热，少油开关的部分框架也会发热。若发现油箱外部颜色异常，且可闻到焦臭味，会使油位升高。
处理：汇报调度，转移负荷，直到停电检修；如发生喷油，则应将断路器停用，进行计划外检修，如断路器经常过负荷，则应更换容量更大的断路器。
电流互感器过热
原因：一次侧接线接触不良，二次侧接线板表面氧化严重，内部匝间短路或一二次侧绝缘击穿引起。
表现：冒烟、流胶。
处理：汇报调度，取得同意后应立即停用电流互感器。
母线过热
环境温度25℃时，温度不能超过70℃
原因：容量小，接头连接螺丝松动或接触面氧化，使接触电阻增大，母线严重过负荷，母线连接处接触不良，母线与引线接触不良。
表现：变色漆变黄、变黑，说明母线过负荷严重。
处理：汇报调度，倒母线或转移负荷，直至停电检修。
刀闸过热
原因：容量不足或过负荷；操作不到位，导电接触面变小，接触电阻超过规定值，触头烧伤或表面氧化，或静刀片压紧弹簧压力不足，接触电阻增大，刀闸引线连接处螺丝松动发热。
表现：触头发黑、氧化，雨雪天时会产生蒸汽。
处理：汇报调度，转移负荷，减少通过的电流，若发热严重，应停电处理。
（二） 有关设备温升缺陷性质及处理（见表1—1）
表1-1 设备温升缺陷性质的处理
| 温升（℃） | 缺陷分类 | 处理 |
| 20～49 | 一般缺陷 | 及时列入检修计划，提出处理措施 |
| 50～130 | 严重缺陷 | 尽快通知检修部门根据发热程度及重要性及时检查处理 |
| ＞130 | 危急缺陷 | 立即检查处理，并同时上报 |
表1-2 电气设备最高允许温度参考值
| 被测设备 | 部 位 | 最高允许温度（℃） | 被测设备 | 部 位 | 最高允许温度（℃） |
| 变压器 | 接线端子 | 75 | 互感器 | 接线端子 | 75 |
| 本体 | 90 | 本体 | 90 | ||
| 开关 | 接线端子 | 75 | 母线接头处 | 硬铜线 | 75 |
| 机械部分 | 110 | 硬铝线 | 70 | ||
| 刀闸 | 接头处 | 65 | 电容器 | 接线端子 | 75 |
| 接线端子 | 75 | 本体 | 70 |
1、规范化设备巡视卡的组成
规范化设备巡视卡由两部分组成：设备巡视记录卡和设备的巡视手册。两部分相互配合使用，设备巡视记录卡用来记录设备的运行状态，设备巡视手册将各型号设备正常运行情况下的运行状况以图表方式予以标注，作为巡视时的参考。
2、设备巡视卡的填写规范
（1）交巡视必须填写巡视卡上的全部内容。常规巡视和特殊巡视时，根据规范填写巡视卡上的相关内容。
（2）巡视性质在巡视卡中所列的“巡视性质”上打“√”
（3）一般情况下，对于巡视无问题的项目，在相关栏目下打“√”；如果存在缺陷，则在该项目下填写“异常“两字，并在巡视卡最后的说明栏内，逐一详细描述新发现缺陷的部位，性质及内容。对于现存缺陷，在交接性巡视时，详细填写在巡视卡中的相关位置。
（4） 对于指示性巡视项目（包括液压机构液压、SF6气压，变压器油温等），每天16：00巡视时，必须详细记录其具体数值。其他时间巡视中，若观察值在合格范围，则在相关栏中打“√”；若存在问题，则详细记录具体数值。
3、设备巡视卡的管理要求：
（1）巡视卡填写必须清楚、工整，严禁涂改。
（2）作业长应每周对已使用的巡视卡，认真进行审核签名，并进行一次监督巡视，检查巡视卡的使用情况，落实已发现的问题。
（3）每月运行分析会中，应对巡视卡的使用情况进行分析。
（4）每月5日前，将上月巡视卡进行统计归档，并保存3年。
九、变压器的运行
变压器是一种静止的电气设备，其构造比较简单，运行条件较好，因此运行的可靠性较高。变压器的运行方式有三种：变压器的允许运行方式，变压器并列运行，变压器的经济运行。电气运行人员必须掌握有关变压器的基本知识，当变压器在工作过程中发生事故时，能根据故障现象正确判断事故的原因，迅速处理，防上扩大事故。
（一）变压器的允许运行方式
1、允许温度
变压器运行时各部分的温度是不同的，绕组的温度最高，其次是铁芯，最后是变压器油。电力变压器在运行中绝缘材料的温度直接影响着变压器的使用寿命，油浸自冷变压器的绕组绝缘电缆线的最热点温度在95～98℃时，它的正常寿命约为20年，显然，变压器油的温度在95℃以下时，绕组绝缘不会迅速成老化，那么，就把保证变压器使用寿命的工作温度，称为允许温度。
对于油浸自冷、风冷变压器冷却介质的最高温度为40℃时，变压器可按最上层油温度为95℃下运行，为防止绝缘油加速老化，自然循环变压器的上层油温一般不宜超过85℃，在其允许的温度范围内运行，使用年限为20年。
2、允许温升
对于自然油循环冷却的变压器，其绕组的平均温升极限为65℃，自然油循环冷却的变压器，其绕组对油的平均温升不大于21℃，则油的平均温升为44℃。在一般情况下，自然油循环的变压器，其油顶层温度较油的平均温升高11℃，所以允许油顶层的温升极限为55℃。只要上层油温及温升不超过规定值，就能保证变压器在规定的年限内安全运行。
3、变压器油的运行
变压器中的绝缘油起绝缘和冷却作用，变压器带上负荷，油的温度将逐步升高。油的温度升高使油的氧化速度加快，严重时会使绝缘油变质，同时，氧化的油又极易受潮，受潮的油，又将加快其劣化速度，最后导致绝缘油的绝缘强度迅速下降，严重影响变压器的安全运行。
一般来说，温度在60～70℃时，油的老化过程是很缓慢的，而温度达到120℃时，油的氧化加剧，温度再高，氧化更加激烈，使油色变成深暗、浑浊，其粘度、酸度、灰分都大大增加，在巡视时还可能嗅到酸味及烧焦的气味，用mg（KOH）/g（油）来表示时，运行中的油不应超过0.4mg（KOH）/g。
4、电压变化的允许值
变压器在电力系统中的运行，由于系统运行方式的改变以及负荷的不断变化，电网电压也发生变化。当电压低于变压器的额定电压时，对变压器本身无什么危害，只是降低了变压器的出力，但电压高于变压器的额定电压时，对变压器的运行将会产生影响，所以，对变压器的运行电压要规定一个范围。规定电压变化不得超过±5%范围内，在这个范围下，无论调压器分接开关在何位置，变压器的二次侧可带额定负荷运行。
5、变压器的负荷能力
变压器的负荷能力是指不影响变压器使用寿命，并在正常和事故状态下，变压器所能带负载的能力，在不损害变压器绝缘情况下，它可能大于变压器的额定容量，变压器可以在正常过负荷或事故过负荷的情况下运行。变压器在正常过负荷下可以继续运行，其允许值应根据变压器的负荷曲线，冷却介质的温度以及过负荷前变压器所带负荷多少等情况来确定，变压器事故过负荷只允许在事故情况下使用。
（1）正常过负荷。变压器在正常运行时允许过负荷，是依据负荷的变化，季节的变化，即利用昼夜间的低谷负荷时变压器的温度较低以及利用季节间在夏季负荷较低的情况下，使变压器在日负荷高峰及冬季时过负荷运行，这就是变压器的正常过负荷能力，变压器正常过负荷实际上指变压器在日负荷高峰及冬季时过负荷运行。
一般总过负荷值对油浸自冷和油浸风冷变压器不应超过变压器额定容量的30%，强油循环风冷和强油循环水冷的变压器不应超过20%，变压器过负荷运行前，应投入全部工作冷却器。
（2）事故过负荷。当发电机或电力系统发生事故，以及并列运行变压器一台故障跳闸又无备用变压器时，为确保对重要负荷的连续供电，允许变压器在短时间内过负荷运行，并称之为事故过负荷。
（二）变压器并列运行方式
将两台或多台变压器的一次侧以及二次侧同极性端子之间，通过母线连接起来，这种运行方式称为变压器的并联运行。
（1）并列运行的意义有以下方面：
1）提高供电的可靠性，当一台变压器帮故障时，余下的变压器可继续供电，以保证重要设备的用电。
2）利用变压器的检修。当变压器需要检修时，要先并联一台备用变压器，然后将需检修的变压器从电网中退出，这样，既能保证有计划的轮流检修，又能保证不间断供电。
3）利于经济运行。随着负载的变化确定并列运行变压器的台数，既可减少变压器的空载损耗，提高效率，又可减少无功激磁电流，改善高压电网的功率因素。
4）随负荷增加，可分期安装变压器，以减少初期投资。
（2）并列运行的条件。理想变压器并列运行应是：当变压器空载运行时在并列回路中没有环流；带上负荷运行，各台变压器能按其容量比例合理地分配负载。为此，理想并联运行要满足下列条件：①接线组别相同；②变压器的变比要相等，即并列的各台变压器的一次额定电压和二次额定电压分别相等；③阻抗电压应（Ud%）相等。
（3）并列条件不满足时所产生的后果有以下方面：
1）接线组别不同，但变比相等、阻抗电压相等时的变压器并列运行的后果。
接线组别不同，说明变压器的二次线电压不同相，如Y，d11和Y，y0接线的两台变压器并列运行，由于变压器的内阻很小，因此在二次绕组回路中产生很大的环流，会烧毁绕组，所以接线组别不同的变压器是绝对不能并列运行的。
2）变比不等，但接线组别相同、阻抗电压相等的变压器并列运行的后果：
变压器的变比不等，说明变压器的二次电压不等。二次绕组中产生了环流，同时一次绕组也会相应的感应出环流，环流的出现使变压器的损耗增加，降低了工作效率。另外，变比小的变压器，其二次电压高，则绕组中的电流增大，变比大的变压器，其二次电压低，则绕组中的电流减小。结果当变比小的变压器满载时，变比大的变压器则处于欠载状态，使变压器的容量不能充分利用。
3）阻抗电压（短路电压）Ud%不等，但变比相等，接线组别相同时变压器的并列的后果。
变压器的阻抗电压即短路电压是表明变压器在额定负载条件下，变压器绕组内部阻抗所产生的电压降。简言之，阻抗电压不等的变压器并列运行时，其变压器的负荷分配与变压器的阻抗电压大小成反比，因此，要求并列运行的变压器其阻抗电压值之差应不大于±10%。
此外，考虑到运行的经济性以及备用容量的需要，当阻抗电压百分值有差异的不同容量的变压器并列运行时，还应保证变压器的容量比不能大于3：1。
（三）变压器的经济运行方式
要确定一台变压器的经济运行特性，首先要对具有相同额定容量的变压器的运行成本和制造成本进行经济上的比较，并且分析总年度费用或损耗核定值的总投资。
变压器的电能消耗（指空载损耗和负载损耗）会随着电力系统电压变化而变化，因此在制定变压器经济运行方案时，必须确定变压器的总损耗方案。
一般认为，当变压器空载损耗的年度费用等于负载损耗的年度费用时，变压器损耗的总年度核定值最低，因此认为这种情况是变压器的最佳经济运行。
变压器运行效率是代表变压器运行的一个重要方面。变压器效率等于输出功率（P2）与输入功率（P1）的比值，即
η=P2/P1×100%
如果能够保证变压器功率因素在运行时达到1，则可以提高变压器运行效率。
如何使变压器在运行中达到均衡负载，是实现变压器经济运行的另一个重要方面，并联运行是变压器达到均衡负载的有效方式。
由于负荷在昼夜和一年四季中的变化，多台变压器运行时，应采用最经济的运行方式。当变压器铁损和铜损相等时，变压器的效率最高，所带的负荷最经济。最佳经济运行时变压器并联运行的台数为：
最佳运行台数= N台变压器的总负载÷一台变压器的容量
最佳运行台数＜ √ N（N-1）÷变压器负载损耗与空载损耗的比值
十、 变压器的巡视检查
1、 正常运行中的巡视检查
（1）变压器的油温和温度计指示应正常，储油柜的油位应与温度相对应（本体储油柜油位高于调压机构储油柜），各部位无渗油、漏油。
（2）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。
（3）变压器声音正常，为均匀的“嗡嗡”声，本体无异味。
（4）各冷却器手感温度应相近（以两块温度计及远传温度相对照），且在正常范围内。
（5）呼吸器完好，吸附剂干燥为白色或蓝色。
（6）引线接头、电缆、母线应无发热现象。
（7）压力释放器应完好无损，事故喷油口无油渍。
（8）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常，并与实际相符。
（9）气体继电器及导气盒内应无气体，继电器防雨盖完好。
（10）控制箱和二次端子箱应关严，无受潮，防潮装置应按规定投入。
（11）检查各侧排管截门位置正常，冷却装置按规定投入，风扇运行平稳，无异音，异味。
（12）放油器各连接法兰，阀门等无渗漏油。
（13）变压器本体及端子箱接地良好。
（14）辅助设施应齐全，完好。
（15）变压器的基础完好，无下沉，裂纹。
2、非正常运行中的巡视检查
在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，并增加巡视检查次数：
（1）新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内。
（2）严重缺陷时。
（3）气象突变（如大风、大雾、冰雹、寒潮等）时。
（4）雷雨季节特别是雷雨后。
（5）高温季节，高峰负载时。
（6）变压器故障跳闸后。
（7）变压器急救负载运行时。
3、特殊巡视重点
（1）过负荷时：监视负荷、油温和油位的变化，声音是否正常，接头接触是否良好，示温蜡片有无熔化现象，冷却系统应运行正常且投入足够，防爆膜，压力释放器是否动作。
（2）大风天气：监视引线摆动情况，有无断股及有无搭挂杂物。
（3）雷雨天气：监视瓷套管有无放电闪络现象，避雷器的放电记录器动作情况。
（4）大雾天气：监视瓷套有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分。
（5）下雪天气：根据积雪融化情况检查接头发热部位，及时处理冰棒。
（6）故障跳闸：短路故障或穿越性故障后，检查有关设备，接头有无异状，防爆膜，安全气道是否完好，释压器是否动作，气体继电器内是否有气体，油色有无变黑，油温是否正常，接地引下线等有无烧断。
（7）气温骤变时：检查油枕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发热现象。
4、变压器定期检查
（1）外壳及箱沿应无异常发热。
（2）各部位的接地应良好，必要时应测量铁芯和夹件的接地电缆。
（3）冷却装置的自动切换实验。
（4）有载调压装置的动作情况应正常。
（5）各种标志应齐全明显。
（6）各种保护装置信号应正常。
（7）温度计应在检定周期内，超温信号应动作正确。
（8）消防设施应齐全完好。
（9）储油池和排油设施应保持良好状态
十一、变压器的维护
1、变压器的小修项目
小修项目一般指本体不放油、不吊出的检修，变压器的小修至少每年一次，小修项目主要有以下方面：
（1）维护绝缘瓷件、外壳、散热器的清洁，进行补漆。绝缘瓷件破损应及时更换。
（2）要拧紧本体引出线的接头，如发现烧伤应用砂布擦光后接好。
（3）消除巡视中发现一切缺陷。
（4）检查变压器的接地是否完好，地线腐蚀严重时应更换。
（5）缺油时应补油，清除油枕的水和污垢。
（6）检查气体继电器工作情况，它的引出回路是否良好。
（7）检查散热器有无渗漏，油泵、风扇电机是否完好，油泵、风扇应解体检修。
（8）对有载分接开关，取出有载分接头开关切换状置后，应检查引出线焊接质量、绝缘有无损伤、螺栓是否松动、开关动静触头是否烧毛及导电是否良好，分接头开关在空气中暴露时间不易过长，应及时装回调试。
2、变压器的大修项目
大修一般吊出器身进行检修，投入运行第五年内要大修一次，以后每5～10年大修一次，变压器在运行中发生故障，或在预防性试验中发生问题，也应大修，大修的项目有：
（1）对于运行时间较长的变压器在吊芯时，检查铁芯有无放电及烧伤痕迹；接地片是否良好。拧紧铁轭螺杆及方铁，打开接地片用兆欧表摇测夹件对铁芯及油箱的绝缘电阻应不小于10MΩ；如有铁轭螺杆，测其绝缘电阻不应低于：电压等级为10KV及以下为2 MΩ，35KV为5 MΩ，110KV及以上为10 MΩ。
检查绕组外观及绝缘状况、压紧程度、有无变形；撑条、垫块、油道是否正常。
引线检查：绝缘外观有无断裂，焊接头是否良好，绝缘距离是否合格，支架是否牢固。
检查分接开关的绝缘外观及固定状况，转动是否灵活，动静触头表面光洁度及弹簧弹性，外部位置指示是否与分接位置相符。
检查并紧固全部螺钉和紧固件。
对器身各部位进行清扫，必要时用油冲洗。
（2）对绕组、引线及磁屏蔽装置进行检修。
（3）对油箱、套管、散热器、安全气道和储油柜等进行检修。
十二、断路器的巡视项目
（1）断路器分、合闸位置指示正确，与实际运行情况，位置指示灯指示相符。
（2）检查弹簧机构，合闸时，弹簧机构应在储能状态，且储能灯亮。
（3）检查装置指示灯是否与实际相符，液晶面板显示是否正常。
（4）检查开关位置状态指示仪与实际位置是否相符。
十三 断路器的运行
1、断路器的正常运行
由于断路器在电网安全运行中具有重要地位，为了使断路器更好的工作，断路器在正常运行时一般4h进行一次定时检查，主要检查断路器及套管清洁，有无裂纹，破损或放电痕迹，油位及油色是否正常，各部分有无漏油现象，尤其漏油严重时使断路器的油位降低，油量不足，影响开路容量，外壳接地线紧固，接触良好，分合闸机械位置指示器指示是否正确，各元件接触紧固，螺丝无松动，小车插头应正常，本身各部分机械零件正常，无损坏现象，机械闭锁销子应打开，操作机构清洁，辅助触点及小车顶部触点正确良好，各部分接线无松动，有外盖的应盖好，除此以外还应查看有无电晕或放电现象，有无异音和振动现象，运行中不论什么原因造成断路器跳闸，应立即进行一次全面检查。
2、断路器的异常运行
断路器异常运行时会出现以下情况
（1）断路器内部有严重异声。
（2）套管有裂纹
（3）接触发热在70℃以上
（4）看不到油位
十四 断路器运行操作的注意事项
在操作断路器的远方控制开关时，不要用力过猛，以防损坏控制开关，在进行合闸操作时，当控制开关打到合闸位置时，控制开关要停顿一下不能返回太快，以防断路器机构未合上。
在就地操作断路器时，要迅速果断，有条件时应做好防止断路器故障威胁人身安全的必要措施。
在断路器操作后，应检查有关信号灯及测量仪表的指示，以判断断路器动作的正确性。但不得以此为依据来证明断路器的实际分、合位置，还应到现场检查断路器的机械位置指示器，才能确定实际分、合位置，以防止操作隔离开关时，发生带负荷误操作事故。断路器运行中当出现下列情况之一时，应立即切断断路器：①套管炸裂；②断路器爆炸或着火；③触点式断路器本身烧红熔化；④断路器大量往上喷油。
十五 断路器的检修维护
维护一般是不解体进行检修、清扫、局部的修理维护。主要修理维护内容有：
（1）要对断路器的外部进行维护，清扫检查瓷件，应无裂纹、无放电、无松动、胶合部分良好。
（2）对断路器的引线进行维护，保证引线的接头良好、不松动、无过热现象。
（3）要对断路器的操作箱进行维护，对传动和操作机构、缓冲器等，要检查各部分间隙，设备上的螺丝应紧固，操作箱里面的金属构件没有变形、磨损，加润滑油使传动和操作机构动作灵活。同时，要对辅助开关进行维护，保证它切换正常、灵活。
（4）要对断路器的控制回路进行维护，保证回路的工作良好、跳合闸线圈、合闸接触器及熔断器工作正常、绝缘合格。
（5）断路器的接地应良好。
十六 隔离开关的巡视项目及内容
1． 巡视项目
（1）基础良好，水泥基础无下沉、倾斜、裂纹，钢架构无扭曲变形。
（2）瓷绝缘清洁，无裂纹，无打火放电痕迹。
（3）引线接地良好，无发热，示温蜡片未熔化。
（4）动、静触头接触良好，无卡涩、扭劲现象。
（5）传动机构、闭锁装置完好，无锈蚀，防雨帽齐全。
（6）标志齐全，编号、名称与实际对应。
2. 隔离开关的巡视内容
值班人员在巡视时，应当对隔离开关仔细检查，如果发现问题应及时解决，以保证隔离开关正常运行。
（1）对隔离开关绝缘子进行检查时，应注意绝缘子完整无裂纹，无电晕和放电现象。
（2）操作连杆及机械各部分应无损伤和锈蚀，各机械元件要紧固，位置应正确，无歪斜、松动、脱落等不正常现象。
（3）闭锁装置应良好，销子应锁牢，辅助触点位置正确且接触良好。机构外壳等接地应良好。液压式操作机构的液压装置应无漏油。
（4）刀片和刀嘴的消弧角应无烧伤、不变形、不锈蚀、不倾斜，否则会使触头接触不良，在触头接触不良时，会有较大的电流通过消弧角，引起两个消弧角发红、发热。
（5）刀片和刀嘴应无脏污、无烧痕，弹簧片、弹簧及铜辫子应无断股和折断现象。
（6）接地隔离开关应接地良好，特别注意检查其易损坏的可烧部分。
（7）要检查隔离开关的触头是否接触良好。因为隔离开关在运行中，刀片和刀嘴的弹簧片会锈蚀，使弹力降低；隔离开关断开后，刀片和刀嘴暴露在空气中，容易氧化和脏污；隔离开关在操作过程中会有一定的机械磨损；所以，运行人员要加强对触头检查和维护，及时消除设备隐患，保证隔离开关安全稳定运行。
十七 隔离开关的事故处理
1. 隔离开关接触部分过热
在巡视设备时，隔离开关接触部分过热，通常是压紧的弹簧或螺栓松动和表面氧化造成的。可以从变色漆、示温片、刀片的颜色来判断隔离开关接触部分是否发热，处理要按不同接线方式分别进行。
（1）当双母线接线时，如果母线侧的隔离开关发热，则应该将该回路转移到另一条母线上工作，然后将发热的隔离开关退出运行。
（2）当单母线接线时，如果母线侧的隔离开关发热，因为没有办法进行倒闸操作，无法将发热的隔离开关退出运行，所以必须降低它的负荷，加强监视，条件允许就停用，若不允许，可用风扇进行吹风冷却。
（3）线路隔离开关处理与上一项基本相同，所不同的是该隔离开关之后有断路器，可以事故跳闸。因此，隔离开关可以继续运行直到停电检修为止，但要加强监视。
（4）在可能的条件下尽量采用带电作业方法来处理，如拧紧螺丝、采用短路线等办法。
2. 隔离开关拒绝分、合闸
当出现隔离开关拒绝分、合闸的情况时，应分析原因，不可以盲目操作。针对不同原因采取相应处理方法。具体如下：
（1）在操作时，发现隔离开关的刀刃和刀嘴接触部分有接触时，不能强行操作，否则造成支持绝缘子的损坏，此时必须停用进行处理。
（2）如果隔离开关本身出现故障不能操作时，应及时向调度汇报，请求停电处理。
（3）自动掉落合闸，这多是操作机构闭锁装置失灵。运行人员应检查其操作程序是否正确，如果程序正确则应停止操作，向上级汇报；若判断是闭锁装置的问题，则应解除闭锁进行操作，或者等检修人员处理正常后，再进行操作。
（4）如果是冰冻或者锈蚀影响正常操作，不能用很大的力强行操作，则应轻轻摆动，用一个比较小的力去克服这种不正常的阻力。
十八 隔离开关的运行维护
隔离开关进行合闸操作时必须迅速果断，但合闸快结束时用力不可过猛。合闸后应使刀闸完全进入固定接触位置。
隔离开关分闸开始要慢而小心，当刀片刚离开时应迅速果断拉开，以利于迅速消弧。隔离开关拉开后应拉到闭锁位置。
当隔离开关操作失灵时，不能进行合、分，应当及时处理，防止操作机构损坏。
如果发生误合隔离开关时，在任何情况下均不得再行拉开，因为隔离开关没有专门的灭弧装置，所以不能用它切断负荷电流，只有用断路器将这一回路断开，或用断路器跨接后才允许将隔离开关拉开。
在刚分时发现误拉隔离开关，应立即迅速将隔离开关合上。如果已拉开了，则不允许再合上，以免事故扩大。
十九 电压互感器的巡视项目
（1）铭牌、标志应齐全，安装应牢固、醒目。
（2）构架和法兰接地应良好，无严重锈蚀，架构无倾斜和下沉现象。法兰无裂纹、破损现象。
（3）瓷瓶应清洁、完整，无损坏即无裂纹，无放电现象。
（4）油位应正常。
（5）油色正常为淡黄色，无黑色碳质等杂物，无渗、漏油现象。
（6）内部声音应正常。
（7）引线张弛度适中，无搭挂杂物，引线接头连接应良好，油位无过热现象。
（8）端子箱内二次接线端子应紧固，接线无破损，无放电打火及绝缘不良现象。
二十、 电流互感器的巡视项目
（1）基础应完好，无倾斜、下沉。
（2）瓷绝缘应清洁、无裂纹、无放电痕迹。
（3）引线接头应牢固，无发热、锈蚀。
（4）互感器油位、油色应正常，外壳无渗、漏油。
（5）相应电流指示应正常。
（6）互感器内部应无异味、异声。
（7）铭牌、标志应齐全。
（8）互感器接地应良好、可靠。
（9）二次引线接头应无松动、发热、放电打火现象。
二十一 互感器的运行和维护
电压互感器在额定容量下允许长期运行，但在任何情况下，不允许超过最大容量运行。电压互感器在运行中不能短路。如果在运行中，发生短路现象，二次电路的阻抗值大大减少，就会出现很大的短路电流，使二次绕组严重过热而烧毁。因此，在运行中值班人员要注意检查高、低压侧熔断器良好，如果发现有发热及熔断现象，应及时处理。
1．电压互感器的运行参数
（1）电压互感器运行中的容量不准超过其铭牌的规定值。
（2）电压互感器绝缘电阻值的规定：1000V及以上的电压互感器，采用1000V摇表测量，其绝缘电阻不得小于1 MΩ/KV；1000V以下的电压互感器，采用500V的摇表测量，其绝缘电阻不得小于0.5 MΩ；绝缘击穿熔断器采用500V摇表测量，其绝缘电阻不得小于0.5 MΩ。
（3）熔断器熔丝的规定：一次侧熔丝不得大于1A，二次侧熔丝不得大于2A；一、二次侧熔丝必须用消弧绝缘套住。
（4）运行中电压互感器在任何情况下不准短路。
2.电压互感器正常运行操作
电压互感器投入前的检查有以下方面：
（1）设备周围应无影响送电的杂物。
（2）各接触部分良好，无松动、发热和变色现象。
（3）充油式的电压互感器，油位正常，油色清洁，各部无渗、漏油现象。
（4）瓷瓶无裂纹及积灰。
（5）二次的B相或中性点接地良好。
3. 互感器运行操作注意事项
电压互感器在运行中，二次侧不得短路。因为电压互感器本身阻抗很小，短路会使二次回路通过很大电流，使二次熔断器熔断，影响表计的指示，甚至引起保护装置的误动作。为了防止一、二次绕组间绝缘击穿时，高压窜入二次，危及人身和设备安全，二次侧必须有一端接地。电压互感器一、二次侧一般应装设熔断器作为短路保护。
运行中的电流互感器二次回路不准开路，否则在二次绕组两端产生很高电压，可能烧坏电流互感器。
二十二 检查与考核
1、本标准由工程设备技术部监督执行并考核。
2、本标准的考核纳入单位及个人经济责任制。
本标准由公司提出。
本标准由动力厂起草并负责解释。
附表1：正常巡视检查项目表
| 日常巡视内容 | 作业要求及质量标准 | 巡视检查结果 | |
| 变压器 | 1 本体及附属设备 | 1.1）本体发出的声音为连续均匀的“嗡嗡”声，且无异常响声； | |
| 1.2）本体及附属设备无渗漏油。 | |||
| 2 瓷套管 | 2.1）外表无破损、裂纹； | ||
| 2.2）套管引线或结合处无松股和断股； | |||
| 2.3）铜、铝过渡接线板无变色； | |||
| 2.4）油色、油位正常，无渗漏。 | |||
| 3 本体及有载调压开关油色、油位 | 3.1）本体油位及有载调压开关油位指示在正常范围内。 | ||
| 4 有载调压档位 | 4.1）档位与监控系统一致；满足并列要求。 | ||
| 5 冷却器运行情况 | 5.1）各冷却器运行正常； | ||
| 5.2）风扇、油泵运行良好，连接法兰，连接管路蝶阀无渗漏油。 | |||
| 6 温度 | 6.1）油温正常，最高顶层油温，绕组温度不超过105℃；油浸自冷、油浸风冷不超过95℃；强油循环风冷不超过85℃（个别厂家除外）； | ||
| 6.2）变压器本体温度计与远方测温温度指示一致。 | |||
| 7中性点接地 | 7.1）中性点接地符合运行方式要求。 | ||
| 8 冷却器控制箱 | 8.1）电源指示灯亮，电源切换开关位置正确； | ||
| 8.2）各组冷却器控制开关位置正确，冷却器按规定投入； | |||
| 8.3）冷却器控制箱门密封良好。 | |||
| 9 端子箱 | 9.1）端子箱门密封完好； | ||
| 9.2）端子排端子无烧焦、冒烟、打火。 | |||
| 10 在线滤油装置 | 10.1）运行指示灯正常燃亮。根据需要将系统设置为“定时”运行。 | ||
| 11 消弧线圈 | 11.1）本体及附属设备无渗、漏油； | ||
| 11.2）套管无破损和裂纹； | |||
| 11.3）运行中无异常响声。 |
| 真空断路器 | 1 真空断路器 | 1.1）断路器固定牢固，瓷套完整； | |
| 1.2）油漆完整，相色标志正确； | |||
| 1.3）真空包无裂纹、损伤； | |||
| 1.4）相色标志正确； | |||
| 1.5）断路器位置、机构储能位置指示正确，并与实际运行方式相符合。 | |||
| 2 开关柜 | 2.1）柜体检查无变形；柜内照明完好； | ||
| 2.2）手车机械锁紧和防误装置可靠； | |||
| 2.3）开关柜内无异声（振动声、放电声）及异味； | |||
| 2.4）柜体接地良好。 | |||
| 3 弹簧操作机构 | 3.1）检查弹簧状况，当其在分闸状态时，检查其合闸弹簧储能。 | ||
| 压互感器 | 1 瓷套 | 1.1）无裂纹、无损伤。 | |
| 2 油色、油位（SF6气体压力） | 2.1）油色、油位（SF6气体压力）正常。 | ||
| 3 引线接头 | 3.1）连接牢固无断股状况，接线板无变色。 | ||
| 4 互感器本体 | 4.1）无异常响声，无渗漏油（漏气），油位计玻璃完好； | ||
| 4.2）呼吸器完好﹑硅胶未变色。 | |||
| 5 端子箱 | 5.1）端子箱门密封完好； | ||
| 5.2）端子排端子无烧焦、冒烟、打火。 | |||
| 电流互感器 | 1 瓷套 | 1.1）无裂纹、无损伤。 | |
| 2 油色、油位（SF6气体压力） | 2.1）油色、油位（SF6气体压力）正常。 | ||
| 3 引线接头 | 3.1）连接牢固无断股状况，接线板无变色。 | ||
| 4 本体 | 4.1）无异常响声，无渗漏油（漏气）； | ||
| 4.2）呼吸器完好﹑硅胶未变色。 | |||
| 5 端子箱 | 5.1）端子箱门密封完好； | ||
| 5.2）端子排端子无烧焦、冒烟、打火。 |
| 电容器 | 1 引线接头 | 1.1）连接牢固无断股状况，接线板无变色。 | |
| 2 本体及套管 | 2.1）本体无渗漏油；无异物及异常响声； | ||
| 2.2）外壳无变形及膨胀。 | |||
| 3 单台电容器熔丝 | 3.1）完好。 | ||
| 4 放电装置及接地线 | 4.1）放电装置完好，二次线正常，接地部位接地良好。 | ||
| 5 集合式电容器 | 5.1）油位正常，无渗漏，温度指示正常。 | ||
| 6 电缆 | 6.1）电缆外观无损伤，绝缘良好； | ||
| 6.2）电缆有标志，编号； | |||
| 6.3）电缆头外壳接地正确良好。 | |||
| 电抗器 | 1 空芯干式电抗器 | 1.1）引线接头连接牢固无断股状况，接线板无变色； | |
| 1.2）绝缘子无破损，法兰无裂纹、无放电； | |||
| 1.3）本体无异物及异常响声和放电，无发热变黑； | |||
| 1.4）本体外表绝缘漆无裂纹、脱落、无受潮。 | |||
| 2 并联电抗器 | 2.1）本体发出的声音为连续均匀的“嗡嗡”声，且无异常响声；本体及附属设备无渗漏油； | ||
| 2.2）中性点设备运行正常，绝缘无损伤，接地良好。 | |||
| 2.3）套管外表清洁，无破损闪络、裂纹，无电场不均匀产生放电声。 | |||
| 2.4）套管引线或结合处无松动，松股和断股。 | |||
| 避雷器 | 1 瓷套、法兰 | 1.1）无裂纹、无损伤，无放电声或异常响声。 | |
| 2 引线接头 | 2.1）连接牢固无断股状况，接线板无变色。 | ||
| 3 均压环 | 3.1）完好，无歪斜。 | ||
| 4 动作记数器 | 4.1）完好(有人值班变电站和少人值班变电站每周，无人值班变电站每个巡检周期定期抄录避雷器动作情况﹑泄漏电流，雷雨后检查放电动作记录器动作情况并作好记录)。 | ||
| 5 接地线 | 5.1）接触良好无松动。 |
| 母线 | 1 母线运行的声音 | 1.1）无异常声音。 | |
| 2 柜内母线 | 2.1）开关柜内母线无异味、异响； | ||
| 2.2）绝缘防护完好。 | |||
| 3 接头 | 3.1）接头是否接触良好，无散股断股，无悬挂物。 | ||
| 4 绝缘子 | 4.1）雷雨后绝缘子无破损、裂纹及放电痕迹。 | ||
| 5 支持瓷瓶 | 5.1）发生接地故障时，检查支持瓷瓶无放电痕迹。 | ||
| 电力电缆 | 1 电力电缆 | 1.1）电缆头热塑材料完好，电缆无机械损伤痕迹； | |
| 1.2）电缆及终端盒无渗、漏油，绝缘胶是否较化溢出； | |||
| 1.3）绝缘子是否清洁完整； | |||
| 1.4）外露电缆的外皮完整，支撑牢固。 | |||
| 低压交流屏 | 1 低压交流屏 | 1.1）切换检查母线（电源）电压正常，负荷分配正常； | |
| 1.2）检查各低压断路器、隔离开关、熔断器是否完好； | |||
| 1.3）各低压断路器位置是否正确； | |||
| 1.4）各低压电器无异音、异味，电缆孔洞封堵严密； | |||
| 1.5）屏、柜整洁，柜门严密。 | |||
| 直流系统 | 1 检查蓄电池外观 | 1.1）无破裂，无漏液、渗液，外表清洁。 | |
| 2 直流系统对地绝缘 | 2.1）检查绝缘监察装置正、负极对地电压接近110V，直流母线绝缘电阻不小于10MΩ。 | ||
| 3 直流充电屏 | 3.1）电源指示灯、控母电压、控母电流、负荷电流、交流电压、交流电流正常；无异常响声等。 | ||
| 4 直流馈线屏 | 4.1）各分路电源开关位置及指示灯指示正确。 |
附表2：精密巡视检查项目表
| 精密巡视内容 | 作业要求及质量标准 | 巡视检查结果 | |
| 变压器 | 1 本体及附属设备 | 1.1）本体发出的声音为连续均匀的“嗡嗡”声，且无异常响声； | |
| 1.2）本体及附属设备无渗漏油； | |||
| 1.3）中性点设备运行正常，绝缘无损伤，接地良好。 | |||
| 1.4）温度计显示与监控系统是否相符且三相平衡； | |||
| 1.5）温度计封堵是否完好、吊牌是否完整； | |||
| 1.6）本体各附件标签是否完好； | |||
| 1.7）本体接地体是否完好且无锈蚀。 | |||
| 2 瓷套管 | 2.1）外表清洁，无明显污垢，无破损闪络、裂纹，法兰无生锈、无电场不均匀产生放电声； | ||
| 2.2）套管引线或结合处无松动，松股和断股，铜、铝过渡接线板无过热产生变色（温度不超过90℃）； | |||
| 2.3）油色、油位正常。 | |||
| 3 本体及有载调压开关油色、油位 | 3.1）本体油位及有载调压开关油位指示在正常范围内； | ||
| 3.2）油色为透明微黄色，若油色变深或成红棕色，甚至发黑时，则怀疑油质已劣化，取油样进行色谱分析。 | |||
| 4 有载调压档位 | 4.1）与运行方式一致，分接头位置指示正确，对调压次数进行抄录。 | ||
| 5 冷却器运行情况 | 5.1）各冷却器无杂物封堵，运行正常；风扇、油泵运行良好，备用冷却器能正确投运，连接法兰，连接管路蝶阀无渗漏油； | ||
| 5.2）油流继电器动作指示正常，且无积水。手触各冷却器温度基本一致。 | |||
| 6 温度 | 6.1）油温正常，最高顶层油温：油浸自冷、油浸风冷不超过95℃；强油循环风冷不超过85℃（个别厂家除外）、强油循环水冷不超过70℃； | ||
| 6.2）变压器本体温度计与远方测温温度计指示一致。 | |||
| 7 呼吸器 | 7.1）呼吸畅通，硅胶未受潮失效；硅胶变为粉红色未超过2/3。 | ||
| 8 储油坑及排道 | 8.1）不积水，不积油，无杂物。 | ||
| 9 外壳及中性点接地 | 9.1）接地良好。中性点接地良好且中性点接地符合运行方式要求。 | ||
| 10 气体继电器 | 10.1）气体继电器内充满油无气体，放气阀无堵塞。无积水、受潮。 | ||
| 11 压力释放装置或防爆管 | 11.1）防爆管、防爆膜完整无存油； | ||
| 11.2）压力释放装置正常。 | |||
| 12 冷却器控制箱 | 12.1）电源指示灯亮；电源切换开关位置正确； | ||
| 12.2）各组冷却器控制开关位置正确，冷却器按规定投入；冷却器控制箱门密封良好，孔洞封堵完好，冷却器控制箱体及箱门接地良好。 | |||
| 12.3）运行模式开关位置；主辅电源切换正常；运行信号指示灯正常；电缆吊牌是否完整；柜内照明完好；手动启动正常；空气开关全在合闸位置；加热器工作正常；温度正常，无异味； | |||
| 12.4）各电源监视继电器ON灯亮；箱门关闭可靠，开启灵活；各元件标签齐全完好；冷却器控制箱体及箱门接地良好，接地扁铁接头无锈蚀，连接紧固。 | |||
| 13 端子箱 | 13.1）端子箱门密封完好；电缆孔封堵完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀； | ||
| 13.2）端子排端子无烧焦、冒烟、打火、锈蚀；接地线完好，接地线端子无松脱； | |||
| 13.3）加热器根据季节或天气情况投入或切除，端子箱体及箱 | |||
| 门接地良好。 | |||
| 14 油枕 | 14.1）本体及有载油枕油位是否正常；有载呼吸器硅胶是否变色、无渗漏油； | ||
| 14.2）本体呼吸器硅胶是否变色、无渗漏油；与油枕相连的油路无渗漏情况。 | |||
| 15 有载调压机构 | 15.1）箱门是否上下可靠关闭，开启灵活，箱内照明正常； | ||
| 15.2）在线滤油装置设置在定时运行，在线滤油装置电源空开位置投入，运行指示灯燃亮正常； | |||
| 15.3）调压机构电源空开位置投入，调压机构手动操作把手完好； 15.4）箱内各元件标签齐全、完好；加热器工作正常，无异味。 | |||
| 16 消弧线圈 | 16.1）套管清洁、无破损和裂纹； | ||
| 16.2）引线接触牢固，无发热，接地装置完好； | |||
| 16.3）无渗、漏油；运行中无杂音。 | |||
| 17 测温 | 17.1）所有传输能量、载流部分，风扇、端子箱、汇控箱设备测温正常，并有记录。 |
| 真空断路器 | 1 真空断路器 | 1.1）断路器固定牢固，瓷套完整； | |
| 1.2）油漆完整，相色标志正确； | |||
| 1.3）绝缘部件无变形； | |||
| 1.4）真空包无裂纹、损伤； | |||
| 1.5）相色标志正确; | |||
| 1.6）接头接触部分无发热及放电。 | |||
| 1.7）断路器位置、机构储能位置指示正确，并与实际运行方式相符合。 | |||
| 2 开关柜 | 2.1）柜体检查无变形；柜内照明完好； | ||
| 2.2）机械锁和防误装置可靠； | |||
| 2.3）开关柜内无异声（振动声、放电声）及异味； 2.4）柜体接地良好。 | |||
| 3 弹簧操作机构 | 3.1）检查弹簧状况，当其在分闸状态时，检查其合闸弹簧储能。 | ||
| 电压互感器 | 1 瓷套 | 1.1）清洁完好，无裂纹，无放电痕迹。 | |
| 2 油色、油位（SF6气体压力） | 2.1）油色、油位（SF6气体压力）正常。 | ||
| 3 引线 | 3.1）接头接触良好，无断股及发热。 | ||
| 4 一次接地 | 4.1）接地良好。 | ||
| 5 均压环 | 5.1）完好，无松动、锈蚀、歪斜。 | ||
| 6 本体 | 6.1）无异常响声，无渗漏油（漏气），油位计玻璃完好，呼吸器完好﹑硅胶未变色。 | ||
| 7 测温 | 7.1）对带负荷的所有螺栓连接处进行测温。 | ||
| 8 端子箱 | 8.1）电压互感器二次侧禁止在端子箱内接地（必须在控制室内专用地点接地）； | ||
| 8.2）端子箱关闭、密封完好，电缆孔封堵完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀； | |||
| 8.3）端子排端子无烧焦、冒烟、打火、锈蚀；接地线完好，接地线端子无松脱；加热器根据季节或天气情况投入或切除；端子箱体及箱门接地良好。 |
| 电流互感器 | 1 瓷套 | 1.1）清洁完好，无裂纹，无放电痕迹。 | |
| 2 油色、油位（SF6气体压力） | 2.1）油色、油位（SF6气体压力）正常。 | ||
| 3 引线 | 3.1）接头接触良好，无断股及发热。 | ||
| 4 接地 | 4.1）接地良好。 | ||
| 5 本体 | 5.1）无异常响声，无渗漏油（漏气），呼吸器完好﹑硅胶未变色。 | ||
| 6 测温 | 6.1）对带负荷的所有螺栓连接处进行测温。 | ||
| 7 端子箱 | 7.1）二次回路1点接地良好，各连接端子紧固；端子箱关闭、密封完好；电缆孔封堵完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀； | ||
| 7.2）端子排端子无烧焦、冒烟、打火、锈蚀；加热器根据季节或天气情况进行投入；端子箱及箱门接地良好。 | |||
| 电容器 | 1 引线接头 | 1.1）无松动，松股和断股，铜、铝过渡线卡无过热变色； | |
| 1.2）接线板无变色、温度正常（不超过90℃）。 | |||
| 2 本体及套管 | 2.1）本体无渗漏油；无异物及异常响声；电容器上无杂物，温度正常（外壳温度不超过60℃）； | ||
| 2.2）外壳无变形及膨胀、套管无裂纹。 | |||
| 3 运行电压、电流 | 3.1）一般不超过额定电压的1.05倍，在1.1倍的额定电压下只允许运行4小时，超过1.1倍额定电压时将电容器停运； | ||
| 3.2）电流最高不超过额定电流的1.3倍，超过时将电容器停运。 | |||
| 4 单台电容器熔丝 | 4.1）完好。 | ||
| 5 三相电流平衡情况 | 5.1）三相不平衡电流不超过额定电流的5%。 | ||
| 6 放电装置及接地线 | 6.1）放电装置完好，接地部位接地良好。 | ||
| 7 构架及基础 | 7.1）基础无下沉，构架及接地引下线无锈蚀、裂痕； | ||
| 7.2）防雨棚安装牢固；排水设施完好。 | |||
| 8 室内电容器 | 8.1）除检查上述内容外，还需检查室温（-25℃～40℃），检查通风装置完好。 | ||
| 9 集合式电容器 | 9.1）油位正常，无渗漏，温度指示正常。 | ||
| 10 测温 | 10.1）对带负荷的所有螺栓连接处和本体进行测温。 | ||
| 11 电缆 | 11.2）电缆外观无损伤，绝缘良好； | ||
| 11.2）电缆有标志，编号； | |||
| 11.3）电缆头外壳接地正确良好。 |
| 电抗器 | 1 空芯干式电抗器 | 1.1）引线接头无松动，松股和断股，铜、铝过渡接头无过热产生变色； | |
| 1.2）引线接头接线板无变色、温度正常（不超过90℃）； | |||
| 1.3）绝缘子清洁，无明显污垢，无破损，法兰无生锈、裂纹、无电场不均匀产生放电； | |||
| 1.4）防雨罩完好、安装紧固，无螺栓松动后的振动响声； | |||
| 1.5）本体无异物及异常响声和放电； | |||
| 1.6）本体电抗器无杂物封堵，三相温度相近，温升正常； | |||
| 1.7）本体外绝缘无裂纹，无发热变黑； | |||
| 1.8）基础无下沉及电抗器支架无倾斜，构架接地良好，中性点接地良好； | |||
| 1.9）电抗器周围无铁磁物品及其他杂物； | |||
| 1.10）电压、电流不超过额定值（符合厂家标准）； | |||
| 1.11）对带负荷的所有螺栓连接处和本体进行测温。 | |||
| 2 并联电抗器 | 2.1）本体发出的声音为连续均匀的“嗡嗡”声，且无异常响声；本体及附属设备无渗漏油； | ||
| 2.2）中性点设备运行正常，绝缘无损伤，接地良好； | |||
| 2.3）套管外表清洁，无明显污垢，无破损闪络、裂纹，法兰无生锈、无电场不均匀产生放电声； | |||
| 2.4）套管引线或结合处无松动，松股和断股，铜、铝过渡接线板无过热产生变色（温度不超过90℃）； 2.5）对带负荷的所有螺栓连接处和本体进行测温。 | |||
| 避雷器 | 1 瓷套、法兰 | 1.1）清洁完好，无裂纹，无放电声或异常响声，无锈蚀。 | |
| 2 引线 | 2.1）无松动，无严重摆动和烧伤、断股，连接牢固。 | ||
| 3 均压环 | 3.1）完好，无松动、锈蚀、歪斜。 | ||
| 4 动作记数器 | 4.1）完好(每周定期抄录避雷器动作情况﹑泄漏电流，雷雨后检查放电动作记录器动作情况并作好记录)。 | ||
| 5 接地线 | 5.1）接触良好无松动、无锈蚀，接地线截面积符合要求。 | ||
| 8 测温 | 6.1）对带负荷的所有螺栓连接处进行测温。 |
| 母线 | 1 绝缘子或绝缘棒 | 1.1）无裂纹、无损伤、无闪络、无杂物、无严重污垢。 | |
| 2 上、下接线板或线夹 | 2.1）连接牢固无发热、无腐蚀、连接的导线无过紧、过松、断股状况，接线板或线夹无变色、温度正常（不超过90℃）。 | ||
| 3 连接在母线上的单元设备运行方式 | 3.1）运行方式正确并和当时实际运行状态以及主控室监控系统上指示的位置相符。 | ||
| 4 运行的声音 | 4.1）无异常声音。 | ||
| 5 构架及基础 | 5.1）基础无下沉，构架及接地引下线无锈蚀、裂痕﹑接地良好。 | ||
| 6 对地距离 | 6.1）符合规程要求。 | ||
| 电力电缆 | 1 电力电缆 | 1.1）电缆头热塑材料完好，电缆无机械损伤痕迹； | |
| 1.2）引线接头无过热变色； | |||
| 1.3）电缆及终端盒无渗、漏油，绝缘胶无较化溢出； | |||
| 1.4）绝缘子清洁完整，无裂纹及闪络痕迹，引线接头完好，无发热； | |||
| 1.5）外露电缆的外皮完整，支撑牢固，外皮接线良好。 | |||
| 低压交流屏 | 1 低压交流屏 | 1.1）切换检查母线（电源）电压正常，负荷分配正常； 1.2）检查各低压断路器、隔离开关、熔断器是否完好，各部连接是否紧固，无发热； | |
| 1.3）各低压断路器位置是否正确； | |||
| 1.4）各低压电器无异音、异味，电缆孔洞封堵严密； | |||
| 1.5）屏、柜整洁，柜门严密。 | |||
| 直流系统 | 1 检查蓄电池外观 | 1.1）无破裂，无漏液、渗液，外表清洁。 | |
| 2 电解液 | 2.1）注意检查电解液的液面高度是否符合要求。 | ||
| 3 蓄电池的连接端 | 3.1）接头紧固、无腐蚀。 | ||
| 4 蓄电池室温度 | 4.1）5℃～35℃。 | ||
| 5 防酸蓄电池室附属设备 | 5.1）保持良好的通风和照明。 | ||
| 6 直流母线电压 | 6.1）符合现场运行规程规定。 | ||
| 7 蓄电池电压 | 7.1）防酸蓄电池组浮充电压值控制为（2.15～2.17）V×N（N为电池个数），GFD防酸蓄电池组浮充电压值控制到2.23VV×N； | ||
| 7.2）高倍率镉镍蓄电池浮充电压值（1.36～1.39V×N）； | |||
| 7.3）中倍率镉镍蓄电池浮充电压值（1.42～1.45V×N）； | |||
| 7.4）阀控蓄电池组浮充电压值控制为（2.23～2.28）V×N。 | |||
| 8 浮充电流 | 8.1）符合现场运行规程规定。 | ||
| 9 直流系统对地绝缘 | 9.1）检查绝缘监察装置正、负极对地电压接近110V，直流母线绝缘电阻不小于10MΩ。 | ||
| 10 直流充电屏 | 10.1）电源指示灯、控母电压、控母电流、负荷电流、蓄电池电压、浮充电流、交流电压、交流电流正常； | ||
| 10.2）无异常响声等。 | |||
| 11 直流馈线屏 | 11.1）各分路电源开关位置及指示灯指示正确。 |
| 其它 | 1 主控事故照明箱 | 1.1）锁具完好、开启灵活，门体关闭紧密，封堵完好，箱内空气开关位置正确，线路完好，无烧伤痕迹，无异味，标签完好正确； | |
| 1.2）箱内各空开标签完好正确，箱内多余线头绝缘措施可靠。 | |||
| 2 辅助设备及建筑 | 2.1）前后门开启灵活，门体关闭紧密； | ||
| 2.2）室内、外消防器材定位存放并在有效期内，消防器材放置点标识完好； | |||
| 2.3）空调完好，启动正常； | |||
| 2.4）室内照明灯能满足照明，窗户能正常开闭，空调孔洞封堵完好，地板无破损、变形。 | |||
| 3 防小动物 | 3.1）控制室、高压室、继电器室的门口防鼠挡板齐全严密； | ||
| 3.2）主控室、高压室通风口防小动物网是否完好； | |||
| 3.3）与电缆沟防小动物沙堵处是否封堵严密； | |||
| 3.4）门窗是否关好并严密； | |||
| 3.5）电缆孔洞是否封堵严密； | |||
| 3.6）粘鼠胶摆放数量充足，并定期更换。 | |||
| 4 各类消防器材 | 4.1）消防器材外观无积尘； | ||
| 4.2）灭火器箱体及沙箱是否变形，柜门能否灵活开启； | |||
| 4.3）灭火器的压力指示是否在额定范围内；消防器材的管件无破损及龟裂； | |||
| 4.4）消防及防盗系统运行是否正常； | |||
| 4.5）防火阻燃包摆放是否整齐、防火泥封堵处是否封堵严密; | |||
| 5 防洪、汛期设施 | 5.1）防洪沟是否通畅、站内排水系统无积水； | ||
| 5.2）电缆沟无杂物、排水是否通畅； | |||
| 5.3）设施是否存在安全隐患。 | |||
| 6 装有SF6及GIS设备的高压室 | 6.1）通风装置是否完好、风扇运转是否正常。 | ||
| 7 照明系统 | 7.1）高压室、开关场照明系统是否正常。 |
| 安全工器具和常用工器具 | 1 绝缘手套 | 1.1）编号清楚 | |
| 1.2）表面无裂纹、破损或污渍 | |||
| 1.3）内部清洁、干燥 | |||
| 1.4）卷曲试验无漏气 | |||
| 1.5）处于试验有效期内 | |||
| 2 验电器 | 2.1）编号清楚 | ||
| 2.2）表面无裂纹、破损或污渍 | |||
| 2.3）试验标签齐全、完整，试验项目齐全 | |||
| 2.4）试验周期和试验数据符合新安规附录J要求 | |||
| 2.5）处于试验有效期内 | |||
| 2.6）连续三次按动试验按钮，能可靠发出声光报警信号 | |||
| 2.7）伸缩功能正常 | |||
| 2.8）工作部分与绝缘杆连接无松动、脱落 | |||
| 2.9）工作部分顶部金属部件无松动、脱落 | |||
| 3 绝缘杆 | 3.1）各节编号清楚 | ||
| 3.2）表面是无裂纹、破损或污渍 | |||
| 3.3）试验标签齐全、完整，试验项目齐全 | |||
| 3.4）处于试验有效期内 | |||
| 4 接地线 | 4.1）编号清楚 | ||
| 4.2）导线无松股、断线，表面塑料护套无破损 | |||
| 4.3）绝缘杆表面无裂纹、破损或污渍 | |||
| 4.4）绝缘杆金属操作部件功能完好；无锈蚀、断裂、脱落 | |||
| 4.5）导线与绝缘杆连接紧固 | |||
| 4.6）接地头与导线连接紧固，接地头无锈蚀、断裂、脱落 | |||
| 4.7）处于试验有效期内 | |||
| 5 安全带 | 5.1）编号清楚 | ||
| 5.2）带身无磨损、断裂 | |||
| 5.3）金属部件无锈蚀、断裂、脱落 | |||
| 5.4）布带与布带之间的连接牢固，无绽线 5.5）处于试验有效期内 | |||
| 6 防毒面具 | 6.1）外观完好，面罩无损伤，透光效果良好 | ||
| 6.2）进行气密性试验结果正常 | |||
| 6.3）过滤剂在有效期内 | |||
| 7 护目镜 | 7.1）外观完好，能够可靠佩戴 | ||
| 8 万用表 | 8.1）编号清楚 | ||
| 8.2）外观无破裂、变形 | |||
| 8.3）试验标签齐全、完整 | |||
| 8.4）处于试验有效期内 | |||
| 8.5）表笔完好，金属部分无锈蚀、断裂 | |||
| 8.6）表笔与插孔配合良好 | |||
| 8.7）实际测量试验，显示值正确 | |||
| 9 红外测温仪 | 9.1）外观完好 | ||
| 9.2）使用功能正常 | |||
| 10 500V、1000V兆欧表 | 10.1）编号清楚 | ||
| 10.2）外观无破裂、变形 | |||
| 10.3）试验标签齐全、完整 | |||
| 10.4）处于试验有效期内 | |||
| 10.5）表笔完好，金属部分无锈蚀、断裂 | |||
设备精密巡视情况汇总表
| 序号 | 发现缺陷及存在问题 | 备注 | ||
| 厂名 | 巡视检查结论人员 | |||
| 巡检时间 | 巡视检查确认人员 | |||
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