第一篇：东方红一级电站运行规程(试行)
东一站运行规程（试行）
第一章 电站概况
文山东方红一级水电站位于文山州文山县追栗街乡白石岩村，距离文山县城约20公里。60年代末期由国家兴建，原总装机容量3×2000KW，1#机分别于 2001红一级电站厂房、升压站所有设备被水淹没。对东方红一级电站进行恢复建设，并增容改造为年1月19
月3#、1971年51975年2月建成投产。日3#机首先建成投产，112#机组于10日水情退后，×2500KW。4月10日投产。2#、2001 1 混流式卧轴机组。月11973年2月、年79日，东方红发电厂发生特大崖崩自然灾害，东方月3日1#机组先后并网发电，东一站运行规程（试行）
第二章 水轮发电机组运行规程
第一节
设备参数
水轮机组的铭牌数据标明了水轮机组在设计中的技术规范,以及满足机组长期正常运行和允许的额定值。在操作运行维护中，必须严格保证机组在额定值所允许的范围内工作。
一、水轮机1、1#水轮机
型号：HL702-WJ-71 水头：70米 流量：4立方米/秒 转速：750转/分 出力：2200千瓦 飞逸转速：1555转/分 转轮直径：71厘米 总重量：12000千克 技术条件：OEK.150.1022、2#水轮机
型号：HL702-WJ-71 水头：30-70米 流量：3.5-5立方米/秒 转速：750转/分 出力：750-2690千瓦 飞逸转速：1555转/分 转轮直径：71厘米3、3#水轮机
型号：HL702-WJ-71 水头：62米 流量：4.5立方米/秒 转速：750转/分 出力：2120千瓦 飞逸转速：1555转/分
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转轮直径：71厘米
二、发电机
1#、2#、3#发电机为同一型号：
型号：SFW-2500-8/1730 额定容量：2500千瓦 额定电压：6300V 额定电流：269.5A 额定功率因数：0.85 频率：50HZ 相数：3 定子绕组接线：Y
第二节、开停机操作
一、开机前的检查
（一）、发电机组
1、机组大修后启动或运行，应按厂家技术规范或上级有关领导批准的项目程序进行。
2、机组启动准备及并入系统操作，应取得上级有关领导的同意，并应取得调度值班员同意，在值班长或上级值班员的的指挥下进行一系列的操作。
3、发电机启动前电气值班员应进行下列检查和准备工作：(1)、检查一切有关检修的工作是否结束，工作人员是否全部退出现场，检修终结手续是否办理完毕。
(2)、拆除检修前所做的安全措施，如检查各短路线和接地线是否都已拆除等，并要恢复常设遮拦和标示牌。
(3)、应详细检查各部清结无杂物，所连接设备完整良好。
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(4)、检查发电机滑环接触良好。
(5)、测量发电机定子和全部励磁回路绝缘电阻均合格。(6)、应做断路器及励磁开关的拉合闸试验；做断路器及励磁开关的联锁实验。
(7)、检查起励接触器在不带电位臵(断开位臵)。(8)、给励磁屏风机电源及各工作电源(交流、直流电源)。(9)、励磁系统处于正常工作状态，励磁调节器无报警（观察励磁屏上触摸屏），励磁屏上的电源开关均处于合位。
(10)、检查各保护装臵均处于正常运行状态，控制台上指示灯与开关位臵实际相符。各光字牌能正常点亮，事故、故障音响正常（操作事故、故障光字牌试验开关1SK、2SK及事故、故障音响试验按钮1YA、2YA观察），连接板均已投入，信号继电器未掉牌。
(11)、直流系统处于正常工作状态，充电控制器无报警，各直流馈线无接地（观察直流装臵上微机的显示器）。
(12)、检查并合上励磁变压器，励磁电压互感器，机频电压互感器以及保护测量电压互感器的隔离刀闸或保险，以及各电压互感器二次保险。
(13)、检查出口真空断路器，六氟化硫断路器及操作机构连续性，正常可靠后，合上本机隔离刀闸。
(14)、检查发电机灭火装臵应良好，消防水管有水压。(15)、检查中发现缺陷时应立即消除后再起动机组。
（二）、水轮机组
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（1）、机组大修后起动前的检查
1、清除钢管及蜗壳中杂物； ○
2、清除风道中的杂物； ○
3、检查导水机构，剪断销无松动或损坏； ○
4、检查发电机内部、空气间隙有无杂物或遗留工具； ○
5、检查自动装臵是否正常； ○
6、发电机碳刷无卡阻、松动； ○
7、水轮机各密封装臵良好； ○
8、水轮机的蝶阀、进水闸操作可靠，动作灵活； ○
9、检查油、水、气系统是否正常； ○
10、检查各轴承油位、油色是否正常； ○
11、空压机能否正常起动、停止； ○
12、检查调速器工作是否正常； ○
13、水轮发电机组周围无杂物。○(2)、机组检修后起动前的试验工作
1、接力器充油试验：机组大修后，调速器排油检修，调速系○统管路及接力器内部进入了空气，应将其排出。检查蝶阀、旁通阀在关闭状态后，将导叶全行程关闭多次，将接力器及调速系统管路内的空气排出。
2、尾水管、压力钢管充水试验：关闭机组过水系统上的全部○进人孔和排水阀，提起尾水闸向机组尾水管充水，使尾水管水位与下游水位相等；检查导叶、蝶阀、旁通阀关闭，调速器接力器锁定、蝶
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阀锁定投入后，提起坝头取水闸缓慢向钢管充水。
3、蜗壳充水试验：在钢管充水试验后应对蜗壳进行充水试验。○检查导叶在全关位臵，调速器锁定投入，蜗壳取水阀、排水阀关闭，将旁通阀打开，向蜗壳进行充水，检查空气阀动作情况及蜗壳充水后有无异况。
4、发电机组轴承充油试验：轴承及所属设备在检修必须进行○充油试验，油温要求在15℃以上，以检验轴承及管路系统的严密性。
5、机组冷却水系统充水试验：检修后将冷却系统充入工作水○压，检查各冷油器、空冷器、阀门及冷却系统的所有管路，有无泄漏情况。
6、风闸动作试验：机组检修后应对风闸做一次动作试验，检○查风闸动作情况、管路有无泄漏现象。将风闸排气阀关闭，打开供气阀。检查风闸气压表指示应在规定范围内，各风闸闸板应在顶起位臵，风闸活塞及管路无漏气现象。
(3)、机组起动前的检查：
正常运行的机组，不需做全面的检查；若停机时间较长，必须认真做好以下工作，方可起动机组。
1、检查导水机构，剪断销无松动或损坏； ○
2、检查自动装臵是否正常； ○
3、发电机碳刷无卡阻、松动； ○
5、水轮机各密封装臵良好； ○
6、水轮机蝶阀操作可靠，动作灵活； ○
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7、检查油、水、气系统是否正常； ○
8、检查各轴承油位、油色是否正常； ○
9、空压机润滑油位，能正常起动、停止； ○
10、检查调速器工作是否正常。○
二、开停机操作
发电机并列操作是重要的一项工作，应由班长监护，由专门考试合格的值班人员担任操作，大修后或事故处理后应由有经验的值班员操作，值班负责人(班长)监护；
１、自动开机自动准同期操作：
（1）、完成开机前的检查，水力机 部份，电气部份具备开机条件，开机准备灯（41BD）亮。
（2）、将开停机控制开关（41KK）向自动开机方向扳一下，机组将自动打开蝶阀，打开导叶，机组升速至额定转速；
（3）、将本机同期开关“TK”切入到投入位臵；
（4）、当机组转速达到95%额定转速时，灭磁开关自动合上；（5）、励磁系统自动起励，并升压至6000V左右；（6）、将手动准同期开关“STK”切到切除位臵；
（7）、将自动准同期开关“DTK”切入试验位臵，监视自动调整机组转速、电压过程，观察自动准同期装臵上合闸指示灯点亮后缓慢熄灭，并且时间较长时，当合闸指示灯又再次点亮，把自动准同期开关
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“DTK”切到投入位臵；
（8）、待机组投入系统后，将同期开关“TK”切到切除位臵，自动准同期开关“DTK”切到切除位臵；
（9）、自动开机，自动准同期过程中如不能自动，则手动协助完成。
2、手动升压并列操作
（1）、当机组达到额定转速时（观察机组自动屏上的机组转速监测装臵或调速器上的触摸屏），合上灭磁开关（把励磁分关“61KK”向合位臵上切一下），励磁屏风机自动启动。（2）、按下起励按钮“QLA”进行升压，用集控台上励磁增减开关“62KK”进行电压调整，调整电压与系统电压相近，的起励按钮及励磁增减开关进行操作；
（3）、将本机同期开关“TK”切入投入位臵，手动准同期开关切入投入位臵；
（4）、观察同步表中电压差、频率差及指针的旋转快慢，并调整电压、频率与系统电压、频率相近；
（5）、待同步表指针缓慢接近同步表的“S”处，角度尽可能小时，把断路器开关“KK”向合位臵上扳一下，把机组断路器合上，并入系统后将“TK”开关切于切除位臵，手动准同期开关“STK
3、发电机并列操作注意事项
（1）、在用自动屏上的转速监测装臵监视机组转速时，察该装臵是否正常工作，如不能正常工作则应从新输入定值
合开“STK” 8，以可用励磁屏上”切于切除位臵。应注意观(参照转
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速监测装臵说明书)；
（2）、机组起励后应把机组频率保持在47HZ以上，如低于47HZ则励磁屏将逆变灭磁；
（3）、使用手动准同期并列操作中，遇到同步表指针不动，卡住跳动或振动，停止在同期点上时，应立即停止并列操作；
（4）、发电机并入系统后根据系统需要，来水量情况增加负荷，在增加负荷时尽可能慢一些，并要注意不能进相。增加负荷时值班人员应全面检查机组各部是否正常；
（5）、在进行同期操作后，一定注意切除同期开关“TK”并将手柄取出，不允许同时投入两只断路器的同期开关“TK”。
三、停机操作
1、自动解列停机操作
①、接到上级及调度停机命令后，将要停机组有功和无功转移到运行机组上，注意不要进项。通知水机值班员做好自动停机准备。②、将自动开停机开关41KK向自动停机方向扳动一下，水机及电气值班员各监视水机电气停机过程，如不能自动时，手动帮助完成。
③、停机结束后，进行机组全面检查。
2、手动解列停机操作程序：
①、接到上级及调度停机命令后，将要停机组有功和无功转移到运行机组上，注意不要进项。通知水机值班员做好手动停机准备。
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②、扳动本机出口断路器控制开关KK，本机出口断路器跳闸。③、扳动本机灭磁开关控制开关61KK，灭磁开关跳。④、水机值班员按手动停机程序操作水机停机。⑤、机组停机完成后，对机组作全面检查。
3.备用机组及辅助设备，应视为运行机组，定期进行检查维护，各部保持良好状态，随时可以起动并入系统运行。
第三节 运行维护
一.水轮机组的运行维护
(一)、机组在各状态下的注意事项
１、一般注意事项
⑴、机组各监控装臵、保护装臵、自动装臵、表计整定值，值班员不得任意更改；
⑵、机组不得在低于额定转速的５０％以下运行。
２、起动机组注意事项
⑴、有下列情况之一者，禁止起动机组： ①、工作票未收回； ②、机组机械保护装臵失灵；
③、进水闸门、尾水闸门及蝶阀尚未全开； ④、水轮机或发电机主要保护失灵； ⑤、轴承油位、油色不合格；
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⑥、冷却水不能正常供给；
⑦、油压装臵无法维持正常压力或调速器失灵；
⑧、制动气压力低于0.5Mpa。制动装臵故障，不能安全停机； ⑨、轴承油位、油质不合格； ⑩、剪断销剪断。
⑵、过流系统大修后，起动前必须作充水试验。
⑶、导叶接力器检修排油后或调速器总进油阀关闭时间过长时，需在蝴蝶阀关闭状态下将接力器全行程开关数次后，方可起动机组。
３、机组运行中注意事项： ⑴、开机后需作全面检查一次；
⑵、机组运行中发生强烈振动，应及时查找原因，并迅速消除； ⑶、当机组轴承或油温较正常运行时升高２～3℃时，应检查油位、油质和冷却系统，查找原因进行处理；
⑷、当机组发生冲击时，应检查机组各部份是否正常； ⑸、机组正常运行时，调速器应处在自动位臵，只有当调速器发生摆动或故障时，方可用切换至手动运行；
⑹、导叶开度应调整在与机组负荷相适应的位臵上，不可在开度限制已很大的情况下，将有功给定调整在较高的位臵上；
⑺、正常情况下，机组不允许超过额定负荷运行； ⑻、运行中应注意水库水位变化情况。
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４、停机时注意事项：
⑴、正常停机时，当制动系统发生故障不能制动时，应立即将机组恢复空载运行，待处理后再进行停机;⑵、导叶漏水量过大时，应立即关闭蝴蝶阀停机，若因剪断销剪断无法将有无功负荷减到零，应先关闭蝴蝶阀，监视仪表，至机组空载时跳开主机开关解列机组，将机组停稳。
(二)、水轮机组运行中的监视和维护
在运行中应了解机组的运行方式、状态，每隔一小时应对机组各运行参数作一次认真的检查记录。根据机组的运行情况，应随时注意调整机组的运行方式。严禁私自变更机组的任何整定值。
１、调速器部分
⑴、调速器运行稳定，液晶显示屏显示正常，无异常摆动和卡阻现象。若调速器自动失灵或不稳定，应立即改为手动，并对故障进行检查处理；
⑵、主配压阀、主接器应无异常抖动现象； ⑶、调速器柜内各连杆、销钉无松动、脱落现象； ⑷、调速器各油管、接头无漏油现象；
⑸、调速器油泵运行正常，电气回路良好，能在规定油压内起动和停止；
⑹、安全阀、逆止阀动作可靠； ⑺、综合显示屏无故障显示；
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⑻、定期切换、清扫双滤油器，检查油色、油位应正常； ⑽、注意油气比变化，及时对油气比进行调整。
２、发电机部分
⑴、1#、2#、3#轴承油位、油色正常。无漏油、甩油现象； ⑵、发电机内部无异常声响，冷却水系统畅通； ⑶、发电机进、出气口无堵塞，气流畅通；
⑷、发电机滑环、炭刷无异常摆动，振动和异常声音。炭刷无冒火和发热现象，炭刷在刷握内无摆动或卡阻现象；
⑸、发电机风洞内无异常气味； ⑹、各部引出线完整，无松动现象； ⑺、定子基础螺丝、连接螺丝无松动现象； ⑻、振动无突然增大现象； ⑼、水源、灭火器完好。
３、水轮机部分
⑴、油、水、气系统无漏油、漏水、漏气及阻塞情况，阀门位臵正确；
⑵、冷却水压力正常，水流畅通；
⑶、机组运转声音正常，无异常振动、摆动和气味；
⑷、导水叶、导叶拐臂、剪断销正常无破损，导叶套筒无严重漏水，控制环无跳动；
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⑸、各表计指示正确；
（6）、尾水管无剧烈振动和噪音。进人门、尾水管无漏水；
（7）、高、低压气系统各阀门位臵正确，各压力值正常，空压机润滑油位正常，运转无异常声音及异常振动。各排气温度正常。
４、机组自动屏、动力屏
⑴、各仪表动作灵敏、准确，指示不超过额定范围，各指示灯指示正确；
⑵、温度保护，仪表整定值正确；
⑶、动力屏电源正常，分合闸位臵正确，熔断器完好，各接头无发热及变色现象
二、发电机
(一)、发电机的正常运行方式
发电机应按照制造厂铭牌规定数据长期连续运行，一般不得超出额定出力运行(特殊情况经上级批准)当发电机按铭牌额定数据运行时：
1.定子铁蕊绕组允许最高温度为120℃ 转子绕组允许最高温度为135℃ 冷却空气温度不超过40℃
2.发电机运行电压允许在额定电压±5%以内，即6000V～6600V 范围内变化，在额定转速及额定功率因数情况下，其输出额定功率不
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变。
3.发电机频率变化范围不超过±0.5HZ，即49.5～50.5HZ范围内变化，在额定电压及额定功率因数情况下，其输出额定功率不变。
4.当电压与频率同时发生偏差(两者偏差分别不超过±5%和±1%)，若两者偏差均为正者，两者偏差之和不超过6%；若电压与频率两者偏差不同时为正偏差时，两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%；或者电压与频率两者偏差超过上述规定值时，输出功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%时，其输出额定功率不变。
5.发电机额定功率因素为0.8(滞后)，当功率因数在额定值到1的范围内变动时，发电机出力可维持不变，为了保证运行的稳定，规定发电机功率因数不超过0.95(滞后)运行。
6.发电机在额定负荷连续运行时，定子电流允许各相相差不得超过20%。同时任何一相的电流不得大于额定值，转子绕组和铁蕊温度不得超过允许值；机组振动不得超过允许值。
发电机在运行中，运行人员发现三相电流不平衡超过允许值时，应立即查明原因消除，否则应按规定减负荷。
7、在正常运行时，发电机不允许过负荷运行，只有在电力系统发生事故情况下才允许发电机在短时间内过负荷运行，但要加强监视发电机各部温度不超过允许值。
表
五、发电机过负荷允许值
过负荷电流／额定电流
1.1
1.12
1.15
1.25
1.5 15
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持续时间(min)60 30 15 5 2 8.发电机在正常停机48小时后开机，开机前用2500伏摇表测量定子线圈绝缘电阻，换算至同一温度下的电阻与以前测量结果进行比较，如果有显著降低时(降至以前测量结果的1/3～1/5)：吸收比不合格时应查明原因，并将其消除后，才可投运。
9.正常停机48小时后开机，开机前转子及其它励磁回路绝缘电阻可用500～1000V摇表测量，应不小于0.5MΩ，否则应查明原因，并恢复绝缘。
10.每次机组大修时用500V摇表测量轴承绝缘电阻，一般不应低于0.3MΩ，每次测量结果应有记录存档，便于比较。
11.对于担任调峰任务起动频繁的发电机，不必每次起动前进行测量，但每月至少应测量一次。
(二).发电机正常运行的检查维护
1.机组在正常运行中，值班人员每小时进行全面检查一次，如果机组发现异常，应增加检查次数，监视薄弱环节，并采取措施消除；
2.发电机正常时的巡视检查项目：(1)发电机外部清洁及温度情况；(2)检查滑环、碳刷工作及跳火情况；(3)机组各部的响声，振动是否正常；
(4)发电机定子线圈、铁芯温度，轴承温度情况；(5)检查进出口风温度，冷却水压力是否正常；
(6)励磁回路接头是否发热变色，励磁开关接触是否良好；
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(8)发电机出线及尾线、断路器、母线等有无发热变色现象，电压、电流互感器有无异常，漏油、破损等情况。
3.在外部短路事故引起发电机跳闸后重新并入系统应对发电机进行全面检查一次；
4.对运行机组滑环应保持清洁，不积电刷粉末，电气值班员每周用2kg/cm2空气压力吹灰擦拭一次，保持无火花运行；
5.更换电刷注意外物不能掉入机组内，防止两端短路或接地，女同志长发应卷入工作帽内，站在绝缘垫上。
第四节
水轮发电机组故障及事故处理
一.水轮机组
(一)、水轮机组故障处理
机组发生故障时，电铃发出音响信号，相应故障光字牌亮，相应故障的信号继电器掉牌。值班员应根据情况，查明原因进行处理。故障消除后，将故障经过及处理情况汇报值班长，并做好记录。
1、轴承温度不正常升高 现象：
（１）、轴承温度不正常上升，温度表读数上升很快；（２）、轴承温度较正常运行时高。处理：
（１）、检查各部有无漏油，油位、油色是否正常。对水导轴承应检查油循环是否正常，甩油是否良好。必要时进行加油（上导、下
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导轴承严禁在机组运行时加油）；
（２）、检查冷却水供给是否正常，对总冷却水压偏低应调整水压，对只是某导轴水压偏低应进行反冲；
（３）、机组振动、摆度有无增加、过大；（４）、轴承内部有无不正常的声响；（５）、加强轴承温度的监视；
（６）、若无法消除，确认无法继续运行时，立即请示领导和调度停机进行处理。
2、轴承油位不正常 现象：
（１）、油位高于或低于正常油位规定线；
（２）、轴承温度上升或下降（轴承进水导致油位升高，开始时有可能伴随轴承温度降低）。
处理：
（１）、检查阀门位臵是否正确，有无漏油；（２）、检查轴承进、排油阀门是否关闭严密；
（３）、根据需要加油或排油，使轴承油面达到正常油位规定线；（４）、若轴承油位不断升高，确认各阀门已关闭严密，则是冷油器漏水引起，通过油色可判断，确属漏水引起，应停机处理。
3、发电机热风温度不正常升高 现象：
（１）、发电机热风温度不正常上升，温度表读数上升很快；
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（２）、发电机热风温度较正常运行时高。处理：
（１）、检查检查发电机进、出风口，是否有异物堵塞，将清除；（2）、检查发电机是否过负荷或过流。
4、冷却水压异常 现象：
（１）、水压表指示下降或为零；（２）、轴承温度上升。处理：
（１）、检查进、出水阀门，并用蜗壳取水阀或技术供水阀进行调整；
（２）、检查滤水器有无堵塞，堵塞时进行冲洗排污；（3）、若管路堵塞、阀芯脱落，应停机处理。
5、导叶剪断销剪断 现象：
（１）、运行中听到金属断裂声；（２）、剪断销剪断，剪断销松动；（３）、剪断销剪断的导叶开度与众不同；（４）、机组振动和摆度增加，轴承温度升高。处理：
（１）、剪断销剪断，一般需停机更换。停机时先关闭蝶阀，监视负荷下降至零时迅速解列机组停机；
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（２）、若系统不允许停机，则应使机组避开振动范围，停止调整负荷，停机后再处理。
6、油压装臵油压降低
现象：油压表指示低于正常工作油压范围。处理：
（１）、检查油泵是否投入运行；
（２）、检查油泵是否能正常启动，自动回路失灵时，应改为手动运行。若手、自动两台油泵均不能启动，应检查动力电源、操作电源、熔断器、热继电器等；
（３）、若两台油泵同时运行，油压仍继续降低，应检查集油槽油位是否过低、安全阀是否动作，有无漏油现象，油泵电机是否反转；
（４）、对于调速器油压装臵，此时应尽量不调整负荷若压力油罐油位较高时，可以用充气的方法暂时保住油压；
（５）、若调速器油压装臵大量漏气、漏油及其它一时无法消除的故障，应立即关闭蝴蝶阀停机处理。
7、调速器自动失灵 现象：
（１）、调速器不能自动；
（２）、调速器出现异常摆动，使负荷和频率不稳定。处理：
（１）、立即切换至手动运行；
（２）、首先检查各压力表的指示情况，再判断故障原因；
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（３）、监视改为手动操作的变化情况；
（４）、检查厂用电是否消失，调速器操作、控制电源是否正常；（５）、检查插件板有无损坏；
（６）、检查调速器其它部件有无损坏或失灵；（７）、检查调速系统油管路是否堵塞，使油路不通；（８）、检查测频模块是否正常，机频、网频是否消失；（9）、如均无异常情况，可切回自动位臵进行观察。
(二)、水轮机组事故处理
水轮机发生事故时，电笛发出音响信号，相应的信号继电器掉牌，机组自动停机。此时值班员应作如下工作：
１、监视机组自动停机情况，不正常时应手动进行； ２、机组转速降至额定转速的30％时，手动进行刹车； ３、检查开度限制打到零位以下，手动投入调速器锁锭； ４、事故处理完毕后，复归事故继电器、信号继电器及紧急停机电磁阀；
５、做好记录，只有在已找到事故原因，并处理后方可开机。运行中若遇到下列情况之一者，应立即停机处理： １、水轮机运转声音异常，并处理无效； ２、水轮机某轴承温度超过70℃； ３、水机重要部件断裂；
４、机组振动、摆度超过允许值，并经处理无效；
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５、发电机内部着火；
6、蜗壳失压；
7、其它有危及人身、设备安全时。常见事故现象及处理：
1、机组过速 现象：
（１）、机组甩负荷后，转速上升超过额定转速的150％，转速表指示很高；
（２）、机组发出高速旋转声。处理：
（１）、检查调速器是否失灵，失灵时应立即关闭蝶阀停机；（２）、导叶剪断销是否剪断，导致过速时，应立即关闭蝶阀停机；
（３）、停机后检查主配压阀是否卡塞；
（４）、全面检查机组转动部分、基础螺丝有无松动；（５）、确认情况良好方可开机。
2、调速器低油压事故 现象：
（１）、油压装臵压力表、调速器控制系统压力表指示低于极限值；
（２）、机组自动停机。处理：
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（１）、将机组立即改为手动操作；（２）、检查油压装臵有无漏油；（３）、检查油泵电源及控制回路；（４）、检查进油管路有无堵塞；
（５）、检查回油箱油位是否过低，致使打不上油；（６）、查明原因后若能恢复正常，即可开机。
3、机组轴承温度过高
现象：轴承温度不正常上升，超过70℃。处理：
（１）、停机后检查轴承油位及冷却水供给是否正常；（２）、检查轴瓦是否受损；（３）、是否由于机组过速引起；（４）、确认事故处理完毕后方可开机。
4、机组振动、摆度超过允许值
现象：机组振动、摆度增加，超过允许值。处理：
（１）、若因负荷不适当引起，应避开该负荷运行；（２）、若一时无法处理，应立即停机检查原因。
二、发电机
(一)、发电机不正常运行的处理
1、发电机电压低于5700V以下，值班员应设法调整增加发电机
东一站运行规程（试行）
励磁电流，但转子电流或定子电流不应超过规定，报告调度减少部分负荷，恢复电压至正常值；
2、在系统事故时，发电机过负荷信号发出，允许按规定过负荷运行，但转子电流和发电机各部份温度不能超过规定，若超过应减少励磁电流，降低定子电流至最大允许值，与调度联系切除部份负荷；
3、发电机温度不正常，应检查冷却供水情况，滤水器是否堵塞，冷却器供、排水阀门是否打开，出风口是否堵塞，发电机电流是否超标，温度计是否失灵，查明原因设法消除，必要时可以减少部份负荷；
4、发电机数值显示不正常，不能反映发电机真实情况，应参照其它正常的数值显示运行，汇报领导派人校验修复；
5、发电机有异常的机械声音，在外壳发现的振动现象或电刷发现较大的火花应立即查明原因，设法消除，必要时停机处理。
(二)、发电机励磁回路故障
1、发电机失去励磁： 现象：
（1）、转子电流数值为零或接近于零；（2）、定子电压下降，定子电流急剧增大；（3）、有功功率降低或接近零，功率因数进相；（4）、其它数值忽时高忽时低，机组转速超过正常转速；（5）、发电机失磁保护动作，断开发电机出口断路器。处理：
东一站运行规程（试行）
（1）、值班人员依据上述现象，确认发电机失磁，如发电机失磁保护未动作；
（2）、查明原因消除后再并入系统。
2、发电机转子一点接地： 现象：
（1）、励磁回路的正极或负极，对地有电压指示。（2）、机组运转正常，各表计指示正常。处理：
（1）、测量转子接地电压值，判明“＋”或“－”极接地；（2）、确认接地应进行励磁回路外部检查，在检查过程中防止造成另一点接地，如不发现缺陷时，应报告调度或请示有关领导停机检查处理。
3、发电机转子回路两点接地： 现象：
（1）、发电机失磁保护动作，发声光信号，本机出口断路器断开，与系统解列：
（2）、如失磁保护不动，则有下列现象： ①、转子电流数值增大；
②、转子电压数值降低或接近于零； ③、无功负荷数值降低或低于零(进相)； ④、发电机定子电流可能变化大；
⑤、若个别磁极两端短路，机组会发生振动。
东一站运行规程（试行）
处理：
根据上述现象确认为转子回路接地，应立即解列机组，停下进行检查处理。
4、转子回路极性变化： 现象：
转子电流、电压数值为负数，其它各数值正常； 处理：
若发现极性变化，值班员只需把电流及电压数值按反调后联接就行。
(三)、发电机故障及保护跳闸处理
1、发电机振荡或失步： 现象：
（1）、定子电流数值变化太大，明显超过正常值；
（2）、发电机电压和母线电压数值不稳定，通常是电压下降；（3）、发电机有功和无功数值忽高忽低，转子电流在正常附近变化太大；
（4）、发电机发出不正常声音的变化和振动一致； 处理：
（1）、励磁屏上自动未投入应手动调整励磁电流，若自动已投入，应减少有功负荷以使系统稳定；
（2）、机组振荡两分钟后不能稳定时，则将发生故障引起失步的
东一站运行规程（试行）
发电机与系统解列，保持机组转速，对发电机进行全面检查，证实正常无误后经上级领导同意再升压并入系统。
2、发电机差动保护动作跳闸： 现象：
（1）、发电机各数据发生急剧变化。机组有冲击声，在发电机内部可能有短路弧光或冒烟着火；
（2）、发电机出口开关，励磁开关跳闸，“发电机事故”光字牌亮。电笛响，信号继电器掉牌。
（3）、其它发电机运行数据为零，机组事故停机； 处理：
（1）、监视机组事故停机过程，若事故自动不灵，应立即手动停机；
（2）、详细检查发电机内部及差动保护范围内所有设备有无损坏或短路现象，如发现设备有损坏，汇报领导派人处理；
（3）、如未发现明显异常现象，拉开主机刀闸，查明差动保护动作原因，检查该装臵是否正常，测量定子回路绝缘电阻，如绝缘电阻合格未能查明故障原因，应将发电机电压从零升高至额定值，严密监视运行参数正常后，自动准同期并入系统进行。
4、复合电压起动过电流保护动作： 现象：
（1）、定子电流数值剧烈增大，发电机电压降低很多；（2）、本机油开关，励磁开关跳闸，“电气事故”光字牌亮。电笛
东一站运行规程（试行）
响，信号继电器掉牌
（3）、发电机强磁动作，机组会发生异常冲击声；（4）、发电机跳闸后各运行参数为零，机组可能过速； 处理：
（1）、如果差动保护已切除，复合电压起动过电流保护动作后，应按差动保护动作处理程序进行处理；
（2）、差动保护在投入运行时复合电压起动的过流保护动作跳闸后，检查保护范围内所有设备有无异常；
（3）、如检查发现异常，采取措施，消除后起励升压，并入系统运行；
（4）、如检查未发现异常，询问调试系统有无故障，经调度同意后启励升压并入系统；
5、发电机过电压保护：
发电机过电压保护是为了保护发电机定子线圈绝缘过压而受到损坏，一般机组过速或自动不灵敏而引起过压保护动作后，应保持机组转速，将发电机升压自动准同期并入系统。6、6.3KV电压系统单相接地处理： 现象：
（1）、“6.3KV母线接地”光字牌亮，警铃响，提醒运行人员注意；（2）、在发电机的接地保护装臵显示屏上检查三相电压是否平衡，有接地时应是接地相电压降低或为零，其它两相电压升高至相间电压，零序电压升高；
东一站运行规程（试行）
（3）、如接地间隙性，则信号和电压数值也是间隙性的出现； 处理：
（1）、立即检查6.3KV母线电压互感器(保险)是否熔断；（2）、检查熔断器完好，则断开6.3KV母线电压互感器柜隔离刀闸，测量发电机出口电压互感器二次侧电压是否正常，以便确定6.3KV避雷器好坏，并外观检查支柱瓷瓶等是否有裂纹；
（3）、若未查出原因，接地又存在，根据规定运行不超过一小时，并向领导汇报，停机查找原因。
7、发电机着火： 现象：
（1）、从发电机密封不严的上盖板、风洞内冒出绝缘胶臭味或浓烟；
（2）、发电机参数忽高忽低不稳定，保护动作停机。信号继电器动作，警铃响，光字牌亮。
处理：
（1）、如果机组自动停机，值班人员发现发电机着火应立即按紧急停机按钮紧急停机；
（2）、主机开关、励磁开关断开后，打开灭火栓进行灭火，在灭火时保持机组转速80%～90%，待火全灭后做好安全措施进行修理。
8、发电机强励动作处理：
由于系统故障引起发电机电压下降到额定值80%以下时，强励动作，供给系统最大无功功率，保护系统稳定运行和保护装臵可靠动作，东一站运行规程（试行）
值班人员在此情况下，一分钟内不必调整。
9、本站强励、强减在励磁屏内，属自动调整。
10、外部短路而保护拒动： 现象：
（1）、定子电流数值为最大值；
（2）、定子电压明显下降，转子电流明显升高；（3）、机组发出不正常声响； 处理：
（1）、降低励磁电流；
（2）、断开本机油开关，查明原因后，经调度命令后，重新升压并网。
11、如碰到规程中没有的情况，根据本人情况或请示上级有关部门进行处理，如有危害人身或设备的事故可采取紧急措施停电或停机，但事后向有关领导及调度报告。
第三章 变压器运行规程
第一节 变压器铭牌数据
产品型号：SF9-10000/35/6.3 额定容量：10000KVA 额定频率：50HZ
东一站运行规程（试行）
额定电流：149.96/916.43A 相数：3 相 联结组标号：YNd11 分接范围：38.5±2×2.5%/6.3KV
第二节 变压器运行与维护
一、变压器正常运行方式
1、容许温度与容许温升
（1）、正常运行时变压器上层油温最高不得超过95℃，为避免变压器油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃。
（2）、在正常运行时，当最高环境温度为40℃时，变压器线圈温度不得超过105℃。
（3）、当环境最高温度为40℃时，上层油温容许温升为55℃绕组温升65℃。
（4）、当环境温度超过规定值后，不允许变压器满负荷运行。（5）、只有在变压器允许温度、温升、电流不超过允许值时，方能保证变压器安全运行。
2、变压器电流、电压变化的允许范围
（1）、变压器电源电压变动范围应在其所接分接头额定电压的±5%范围以内，其额定容量也保持不变，即当电压升高5%时，额定电流应降低5%；当电压降低5%时，额定电流允许升高5%。
（2）、变压器电源电压最高不得超过额定电压的10%。（3）、变压器在运行中随电源侧电压的变化，以及负荷的变化，31
东一站运行规程（试行）
副边电压便有较大的变化，为了保证供电电压的质量，使负荷、电压在一定范围内变动，则需要根据变化情况在电力系统中进行调整，以保证用电设备的正常需要。
二、变压器运行的监视和维护
（1）、变压器在运行中，负荷不应超过额定值，电压变化应在允许范围以内，变压器的温度及温升均应在规定范围内。
（2）、变压器温度值、电压、电流值应每小时抄录一次。每个班至少在班中检查巡视一次变压器。
变压器巡视检查时应注意以下项目：
①、检查变压器油枕内油面的高度及有无漏油或油色是否正常。②、检查变压器各部份是否有漏油现象，如顶盖、套管、散热器和油门下面及其它部份。
③、检查套管瓷面是否清洁，瓷管有无裂纹和破损，是否有放电痕迹以及是否有渗漏及缺陷。接头是否接触良好和变色现象。
④、检查变压器的声音是否有变化。呼吸器是否畅通，干燥剂是否饱和。
⑤、变压器外壳接地良好
（3）、运行中的变压器油，每年至少进行一次耐压试验 变压器经常过负荷或短路次数过多，则应每年吊心检查一次。
三、变压器的操作
东一站运行规程（试行）
1、变压器在合闸前，特别是检修工作后恢复送电以前，值班人员应详细检查，检查项目包括：
(1)、各级电压（高压、低压）的一次回路中的设备、变压器分接头的位臵从母线检查到变压器的出线为止。
(2)、根据安全规程检查临时接地线、遮拦和工作牌是否均已拆除，全部工作票是否都已收回。
(3)、测量变压器的绕组绝缘电阻，在测定线圈绝缘电阻时，由于电缆与主变连接。此时可将电缆包括在内，但电压互感器应该切断。如测得的绝缘电阻值低于规定值，应由电厂技术负责人根据变压器状况决定是否可以投入运行。
(4)、检查变压器油位应在当时环境温度的油位线上，不宜过高或过低。
2、在合上变压器的隔离开关前，应先检查变压器断路器的传动机构可先对断路器进行合、跳闸各一次，并投入变压器保护，然后合上隔离开关，再合上断路器使变压器投入运行。
3、变压器停送电应遵守下列原则：
(1)、对变压器跳、合闸必须使用断路器进行，对空载变压器也如此，不得使用隔离刀闸切断空载变压器。
(2)、变压器合闸时应先从电源侧进行，后送负荷侧，变压器跳闸时应先从负荷侧进行，后断电源侧。
(3)、变压器投入运行时应从具有继电保护的一侧投入，以使故障时断开。
东一站运行规程（试行）
(4)、本站所设变压器为无载调压变压器，在需用分接开关调整电压时应先将变压器与各电源点断开，做好安全措施。才能对变压器的分接头进行调整。变换分接头时，必须注意分接头位臵的正确性，变换好分接头后，必须用欧姆表或测量用电桥检查回路的完整性和三相电阻的均一性。
变压器分接头变换的情形应记入值班操作记录簿内，变压器分接头的位臵应有专门的记录，以便随时查核。
第三节 变压器故障及事故处理
一、变压器的不正常运行
1、变压器在运行中常见的不正常现象
（1）、变压器在外温及其负荷不变的情况下，温度明显升高且达到额定值。
（2）、变压器油面低下或油色不正常。（3）、外壳漏油严重。（4）、套管有裂纹。（5）、端头引线严重过热。
（6）、变压器内部有异音或有火花放电声。
①、由于大动力设备起动，负荷变动较大，使变压器产生“哇哇”声。
②、由于过负荷，使变压器内发出很高且沉重的“嗡嗡”声。
东一站运行规程（试行）
③、由于个别零件松动，使变压器发出异常响声。
④、由于系统短路或接地，因通过大量的短路电流使变压器内发生很大的噪声。
⑤、由于内部接地不良或有击穿的地方，使 变压器发出“吱吱”声或“劈啪”声。
⑥、由于铁磁谐振，使变压器发出“嗡嗡”声或尖细的“哼哼”声且忽粗忽细。
当发生上述不正常现象时，应立即报告运行负责人，加强监视做好记录。
2、当发现下列严重的不正常现象时应立即停止故障变压器，进行检查处理主要有：
（1）、变压器外壳破裂，大量漏油；（2）、油枕喷油或压力释放阀喷油；
（3）、变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声；（4）、在正常冷却条件下，变压器油温度不断上升且超过额定值；
（5）、套管有严重的破损和放电现象；（6）、油色变化过甚，油内出现炭质等；（7）、变压器冒烟、着火。
3、变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员应做以下工作：（1）、检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷
东一站运行规程（试行）
和冷却介质温度下应有的油温核对；
（2）、核对温度表
若发现变压器油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不定，油温不断上升，变压器通风良好，温度计正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁蕊严重短路、绕组匝间短路等），而变压器的保护装臵因故不起作用，此时应立即把变压器停下修理。
二、变压器常见故障及事故处理
1、对于变压器绕组主要为匝间短路和对外壳短路
(1)、匝间短路时，短路绕组内电流超过额定值，但整体绕组电流不超过额定值，在这种情况下，瓦斯保护动作，情况严重时，差动保护装臵动作。
(2)、绕组对外壳接地时，一般都是瓦斯保护装臵动作和接地保动作。
(3)、变压器绕组回路断线是因短路时的电动应力或连接处接触不良引起的。因回路断线时产生电弧，这种电弧能使绝缘油劣化，并能引起相间短路和外壳短路，因断线产生电弧时瓦斯保护会动作，有时差动保护也动作。
2、对变压器铁蕊最严重的情况即为所谓“铁蕊起火”其使油温上升，瓦斯保护装臵动作。
3、对于变压器套管最常见的故障为套管漏油，严重的套管故障
东一站运行规程（试行）
表现在对外壳击穿或相间闪络，其原因主要是套管出现裂纹或套管赃污而引起的，一般引起差动保护装臵和过电流保护装臵动作。
4、分接头开关因接触面不良或接触面压力不够，当近处发生短路时，因过电流的热作用使其烧毁，分接头开关发生事故时，一般是瓦斯保护动作。
5、当变压器因保护装臵动作而自动跳闸时：
（1）、首先要根据简报及光字信号来确定哪个保护装臵动作，并应了解在变压器跳闸的同时发生有哪些外部现象；（如变压器过负荷，电力系统短路及其它等）
（2）、判断变压器跳闸的原因不是由于变压器内部故障引起，而是由于过负荷，外部短路或保护装臵回路有故障等引起，变压器可不做外部检查而再度投入运行；
（3）、判断为保护装臵，因变压器内部故障而正确动作时，应对变压器设备作外部检查，并应测量变压器线圈的绝缘电阻以查明变压器跳闸的原因，如发现内部有损环时，应对变压器进行内部检查；
（4）、应注意若为差动保护动作时，应对差动保护范围内进行检查，如：检查变压器套管是否有损伤；电缆头是否有损伤；以及连接变压器的母线是否有闪络的痕迹等，待故障消除后再送电；
（5）、瓦斯保护动作于发信号时，值班人员复归信号，立即对变压器进行检查，检查项目为油枕中的油位及油色，变压器的电流、电压、温度和声音等的变化，如经外部检查未发现变压器有任何异常现象时，应查明瓦斯继电器气体的性质，判明保护装臵动作的原因：
东一站运行规程（试行）
①、无色无嗅不可燃的气体，是说明变压器内有空气； ②、黄色不易燃的气体，是说明木质有故障； ③、淡黄色带强烈臭味可燃的，说明纸或纸板故障； ④、灰色和黑色易燃的。说明油故障。
同时可取油样和气样作色谱分析，然后根据有关的规程和导则判断变压器故障性质。若判断为内部故障，必须停电检查，在未经试验合格前不准许运行。
（6）、瓦斯保护动作于跳闸时，值班人员应断开变压器各侧所有开关并做好安全措施，对变压器进行检查，检查项目为油枕、压力释放阀、散热器、法兰和导油管是否喷油；变压器顶盖与外壳间的盘根是否因油膨胀而损坏，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否鼓起，最后分析瓦斯气体性质，变压器油样实验，以判断变压器内部故障性质，根据分析结果应作如下处理：
①、如果气体可燃和在检查中发现外部异常现象（不论轻重），则变压器未经内部检查，并试验合格，均不得投入运行。
②、如果气体为空气，且变压器外部检查又无异常现象，而且查明瓦斯保护动作的原因，证明变压器内部无故障，此时变压器可不经内部检查而投入运行。
③、若有必要，可将瓦斯保护跳闸回路断开，变压器可短时间投入运行。
6、变压器着火时，继电保护动作将变压器与系统断开，但因故不能断开时，应立即手动断开，并拉开隔离刀闸，对事故变压器进行
东一站运行规程（试行）
灭火。如果油在变压器顶盖上燃烧时，应从故障变压器的一个油门把油面放低一些，最好向变压器外壳浇水，使油冷却而不易燃烧，如变压器外壳爆炸时，必须将变压器所有的油都放到储油坑中去，如果变压器内部故障着火时，则不能放油，防止变压器爆炸。变压器灭火时，最好使用泡沫灭火器，不得已时使用砂子灭火，有时也用特种灭火器灭火。
第四章 配电装臵运行规程
第一节 开关设备的运行维护及事故处理
一、断路器设备的运行维护及检查
（1）、对于断路器的检查周期：交接班一次，早晚最大负荷时各一次，至少每五天进行一次夜间检查，断路器每开断一次短路故障后，应进行外部检查。
（2）、在一般情况下，断路器不允许带电手动合闸，因为手动合闸速度慢易产生电弧，但特殊需要时例外。
东一站运行规程（试行）
（3）、断路器操作结束后，应检查所有状态信号及测量参数的数值，来判断断路器的正确性，但不能从状态信号及参数的数值显示来判断断路器的实际开、合位臵，最好到现场检查，断路器机械位臵来确定实际开、合位臵，以防止在操作隔离开关时发生带负荷拉合隔离开关。
（4）、值班人员应对六氟化硫断路器进行定期进行维护检查：
○
1、断路器有无漏气点，气体压力是否在正常范围（20℃时，0.42—0.48Mpa），确定年漏气率是否在规定范围内。
○
2、定期测量SF6气体含水量是否小于150ppm（20℃时）。
○
3、定期校验密度继电器及压力表。当气体压力低于0.42Mpa时发出报警信号，当气体压力低于0.40Mpa时，应发出闭锁信号。
○
4、断路器瓷套有无破损及严重脏污，放电现象。
○
5、检查六氟化硫开关分、合闸指针的指示位臵是否正确。
⑥、断路器内部有无异常声响，导电部分接触良好、不发热、不变色。
⑦、检查操作机构动作是否正常，有无松动现象，常在转动部分加适量的润滑油。
⑧、正常情况下，断路器在下列情况时应进行大修： a、运行时间10年； b、操作次数达3000次；
c、开断额定短路开断电流达15次。（5）、对于CT14型操作机构
东一站运行规程（试行）
机构在投运前应在各转动部分加润滑油，运行中的开关应定期检查维修行程开关和辅助开关的触头，并检查维修接触器、电机和分、合闸线圈的绝缘电阻和在转动部分加适量的润滑油。
（6）、值班人员对真空断路器的定期维护检查
1、正常运行的断路器应予定期维护，清除绝缘表面灰尘，给○所有磨擦转动部位加润滑油；
2、定期或在累计操作2000次以上时，检查各部位螺钉有无松○动，必要时应进行处理；
3、定期检查合闸接触器和辅助开关触头，若烧损严重应及时○修理或更换；
4、更换灭弧室时，灭弧室在紧固件紧固后不应受弯矩，也不○应受到明显的拉应力和横向应力，且灭弧室的弯曲变形不得大于0.5mm，上支架安装后，上支架不可压住灭弧室导向套，其间要留有0.5—1.5mm的间隙。
二、开关设备的故障及事故处理
1、断路器常见故障主要为电气故障或机械故障造成断路器拒绝动作
其主要原因：
（1）、操作回路断线、熔丝接触不良、熔断。断路器辅助触头不导通等；
（2）、继电保护失灵，或操作电源电压过低；（3）、操作机构故障，如：联杆脱销或驱动机构毛病。
东一站运行规程（试行）
2、断路器拒绝分、合闸时，应根据监控系统所发简报确定分、合闸回路是否正常及是否有操作电源。根据分、合闸接触器是否带电来判断是机械或电气部分故障后再分别处理。
3、操作机构拒绝跳闸的开关禁止投入运行；
4、当发生故障时，而断路器拒绝跳闸时，应立即进行现地电动跳闸或手动跳闸，事后将事故记录清楚，报告调度及有关领导。
三、隔离开关的运行维护
1、严禁带负荷拉、合隔离刀闸。
2、隔离刀闸操作顺序：送电时先合电源侧隔离刀闸，再合负荷侧隔刀闸，然后再合断路器，停电时，先断断路器，再断开负荷侧隔离刀闸，然后断开电源侧隔离刀闸。
3、本站6.3kv的隔离刀闸，35kv隔离开关都带锁定装臵，在进行断、合操作时都应拨出锁定后才能进行。
4、在进行隔离刀闸的操作时，首先应检查断路器是否在断开位臵，确定在断开位臵后才能进行操作，而且在拉、合的瞬间要快，不能拖泥带水。
5、当隔离刀闸的接触部分过热，须立即减少负荷，如果该隔离开关是与母线联接的，则应尽可能停止使用，只有在退出该隔离刀闸引起停电时，才允许暂时使用，但此时应该设法减少其发热，并对该隔离刀闸进行监视。
6、当误合隔离刀闸时，在任何情况下，均不许把合上的隔离刀
东一站运行规程（试行）
闸再拉开，只有用断路器将这一回路断开后或用开关将该隔离刀闸跨接以后，才允许将误合的隔离刀闸拉开。
7、当误拉刀闸时，若在接点拉开不大于20.30mm以前就发现错误，这时应迅速作反方向操作可能立即消灭电弧并避免事故发生。
8、投入运行后的隔离刀闸应注意下列事项：
（1）、隔离刀闸在一般情况下，必须当负荷切除后（即断路器分闸后）方可进行拉合操作。
（2）、带接地刀闸的隔离刀闸，必须在隔离刀闸闸刀完全分开后方可合上接地刀闸，反之，当接地刀闸完全分闸后，方可进行隔离刀闸的合闸操作。
9、隔离刀闸必须经常维护，应定期检查，检查时应注意：（1）、隔离刀闸与操作机构的外表面是否完好无损（尤其是瓷瓶）（2）、合闸时，触头部分是否保持良好接触位臵，触头是否变形，拉力是否改变。
（3）、三相联动中各相是否接触同步。
（4）、操作时各转动部分是否灵活，应无卡塞现象。（5）、接地处的接地是否良好。
四、隔离开关故障及事故处理
1、当隔离刀闸的接触部分过热，须立即减少负荷，如果该隔离开关是与母线联接的，则应尽可能停止使用，只有在退出该隔离刀闸引起停电时，才允许暂时使用，但此时应该设法减少其发热，并对该隔离刀闸进行监视。
东一站运行规程（试行）
2、当误合隔离刀闸时，在任何情况下，均不许把合上的隔离刀闸再拉开，只有用断路器将这一回路断开后或用开关将该隔离刀闸跨接以后，才允许将误合的隔离刀闸拉开。
3、当误拉刀闸时，若在接点拉开不大于20.30mm以前就发现错误，这时应迅速作反方向操作可能立即消灭电弧并避免事故发生。
第二节 互感器的检查维护和事故处理
一、互感器的运行维护
1、互感器是电力系统中供测量和保护用的重要设备，为了确保人在接触测量仪表和继电器的安全，互感器的二次侧一端必须接地，因此，值班人员应注意检查接地是否良好。
2、电流互感器在正常情况下，由于二次阻抗很小，近似于短路状态运行，在电流互感器一次线圈通有电流时若二次侧开路，则会在二次侧感应出很大的电势，形成高电压，因此，电流互感器是不允许二次侧开路，当二次电流回路中要拆出设备时，必须用导线（压板）将二次线圈或该设备端子短接起来，然后再进行工作。
3、电压互感器相当于一个小容量的变压器，二次线圈所接负荷的阻抗很大，在正常运行时，电压互感器接近于空载，所以电压互感器二次回路中不允许短路。
4、运行注意事项：
（1）、运行时应经常检查是否有异常声音及外壳是否有裂纹。（2）、油浸式应检查密封情况是否良好，每次大修时放出底部油
东一站运行规程（试行）
塞看是否有结水情况。
二、互感器故障及事故处理
1、当互感器或二次回路发生故障而显示的参数值错误时，应尽可能根据其它参数的数值对设备进行监视，并尽可能改变设备的运行方式，避免出现由于仪表指示错误而引起对设备情况的错误判断甚至造成不必要的事故，如果这些事故可能引起保护装臵动作（如保护装臵的电压回路失压）应尽可能消除这些故障；
2、当发现电流互感器的二次回路开路时，应设法在该电流互感器附近的端子上将其短路，如不能时，则应将该电流互感器停用；
3、如果互感器高压则绝缘有损伤的现象或在电流互感器内冒烟等现象时，则应用开关将故障的互感器切断，此时应先进行必要的倒闸操作，禁止用隔离刀闸或摘下熔断器等方法来断开故障的电压互感器；
4、充电式互感器，当发现下列故障时，应立即停使用：（1）、高压侧熔断器连续熔 断2至3次；（2）、互感器内有“劈啪”声或其它噪声；（3）、互感器发热过高或冒烟；
（4）互感器内或引出线出口处有漏油现象；（5）、线圈与外壳、引线与外壳之间有火花放电。
5、当油浸式互感器着火时，应立即与故障互感器连接的连线切断，并用砂或干式灭火器来灭火。
东一站运行规程（试行）
第三节 母线、电缆的运行维护
一、6.3kv、35kv母线维护（1）、6.3kv母线运行维护：
○
1、支柱瓷瓶应完好，无破裂和放电现象；
○
2、母线的接头是否有过热变色现象；
○
3、绝缘子应清洁，拦网无破损。（2）、35kv母线运行维护
○
1、检查母线绝缘子串是否有裂纹和放电现象；
○
2、各进出线在母线上的接头是否接触良好，有无发热现象；
○
3、应保持母线绝缘子串的清洁。
二、电缆的运行维护
（1）、电缆的巡视维护：
本站用的不论是低压控制电缆还是6.3kv高压电缆，其维护主要是检查电缆及附近有无酸碱等物，发现是否有可能损坏电缆安全现象存在，电缆头是否有发热、漏电放电等现象。
（2）、电缆运行的定期检查内容：
○
1、电压不允许超过电缆额定电压15%（长期运行）
○
2、电流不允许超过电缆的规定值（长期运行）
第四节 厂用电的维护及事故处理
东一站运行规程（试行）
一、本站厂用电为一台S9—160/0.4、160伏安，6.3/o.4kv，三相变压器，接在6.3kv母线上。低压经厂用盘一把空气开关输出。它负责供给全站动力，控制，照明等，在巡视中应检查以下几点：
1、厂变油位是否正常，油色是否清亮。
2、高低压瓷瓶是否清洁和是否有裂纹及放电现象。
3、特别注意低压出线接头是否有发热变色现象。
4、处理厂变及在厂变上工作，在高压侧开关和低压侧开关断开的基础上一定要在低压开关（空气开关）的隔离开关上挂牌或用绑扎的方法，绑扎起来，（因两个空气开关互合送电）。
另外，本站厂用低压盘与东二站厂用低压盘有一段母联，可与东二站低压厂用互为备用。
二、厂用盘事故处理：
1、指示灯、电压表、电流表、指示不正确，检查盘内保险及开关是否合上，指示灯、电压表、电流表是否损坏，互感器接线是否正确等。
2、空气开关拒绝合闸，检查空气开关控制回路及机械联动装臵。
3、厂用电部分停电及全部停电时，值班人员应做以下工作：（1）、立即查明原因，进行处理。如值班人员一时无法处理，应立即通知有关人员及汇报领导予以解决。
（2）、在确定机组完好情况下，值班人员应保留或迅速开出一台机组，作为本厂的自用电。
（3）、本站厂用盘上的馈线空气开关都为低压抽出式开关柜，47
东一站运行规程（试行）
操作时必须按照操作手柄所标注的位臵进行正确操作，若操作不慎就可损坏该开关柜。
（4）、当厂用盘上的某一馈电开关因操作不慎，致使开关损坏，可利用相同整定值的备用开关进行互换。
4、在投运前，对低压抽出式开关柜应检查：
(1)、柜内是否干燥清洁，电器元件的操作机构是否灵活，不应有卡涩或操作力过大现象。
(2)、主要电器的主辅触头的通断是否可靠、准确。
(3)、抽屉或抽出式机构抽位应灵活、轻便，无卡阻和碰撞现象。(4)、机械联锁或电气联锁装臵应动作正确，闭锁或解除均应可靠。
(5)、在相同整定值的两把抽屉应能方便的互换，无卡阻和碰撞现象。
(6)、保护的额定值及整定值应正确，动作可靠。
东一站运行规程（试行）
第五章 继电保护运行规程第一节
总 则
1、继电保护应有专门记录，即“效验后继电器的整定值及继电。
2、在通常情况下，电气设备不允许无保护运行。
3、投入运行中的继电保护，应防潮、防震、防污染，并经常监
4、继电保护整定值及二次接线，任何人不得随意改变。如需更
5、运行中的继电保护装臵，如需效验更换，应切除运行，特殊
器更换记录”
视。
改，必须经主管生产领导和技术人员同意，由继电保护人员操作，完毕后记录。
东一站运行规程（试行）
情况，不能切除时应采取措施，还应经主管生产领导及值班调度允许方可进行。
6、在效验及更换继电保护装臵时，绝对不允许“电压回路短路，电流回路开路”。
7、继电保护装臵，在正常情况下应定期检查效验，一般最好配合机组大修进行。
8、在配合机组大修时，效验及更换的继电保护装臵，在投入运行前必须做联动试验。
第二节 发电机保护
1、纵联差动保护
发电机纵联差动保护是根据比较发电机定子绕组始末两端的电流大小和相位的差异来判断故障所在，它由发电机中性点侧与靠近发电机出口断路器处分别装设的两组同变比、同型号电流互感器，只DCD-2型差动继电器构成，两组电流互感器按照环流式差动接线。纵差保护作为发电机定子线圈及引出线相间短路的主保护，围是：发电机尾端1LH至引出线端6LH之间。正常时，流入差动继电器中的电流为1LH和6LH的电流差，电流接近于零，作；当在其保护范围内发生相间短路时，流入差动继电器的电流为1LH和6LH电流之和，电流大于动作电流，差动继电器动作，启动出口中间继电器1BCJ动作，跳本机出口断路器，本机励磁开关，水机事故停机，信号由串接于差动回路中的信号继电器1XJ
及三其保护范差动继电器不动动作掉牌，集
第二篇：余热电站锅炉运行规程(试行)精讲
四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站 锅炉运行规程（试行）
文件编号:
NO.四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程
（试行）
****年**月**日
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****年**月**日
实施
审
核:_______
批
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起
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_
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批准日期:_______
起草日期:
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锅炉运行规程（试行）
第一章 运行管理制度
第一节
运行人员岗位责任制
1.1 总则
1.1.1 锅炉运行人员应热爱本职工作，认真学习锅炉运行技术，树立安全第一的思想，认真执行各项规章制度，确保锅炉安全运行。
1.1.2 必须遵守劳动纪律，严格值班岗位，不做与生产无关的事情。1.1.3 严格执行调度操作命令，接到命令时，应复诵无误。
1.1.4 每小时认真仔细地巡回检查设备运行情况，发现缺陷和问题时，应及时汇报和处理。
1.1.5 做到勤检查、勤联系、勤分析、勤调整，努力降低各种消耗，提高设备的经济性，做好各种生产技术记录。1.1.6 及时做好事故预想，做到防患于未然，发现异常和事故时应认真分析及时处理。进行事故分析时应实事求是，不隐瞒真相，对事故做到三不放过。
1.1.7 爱护公共财产，保持现场和设备的整洁，保持现场图纸资料记录报表的完整，搞好文明生产。
1.2
职责
1.2.1 行政上受本班班长领导，业务上受专业技术人员领导。
1.2.2 接班前认真查阅值班记录和运行日志，检查仪表指示情况，发现问题通知交班人员 1.2.3 了解上班运行情况，对设备缺陷应做到心中有数。1.2.4 值班期间密切监视仪表变化，力求安全经济运行。
1.2.5 炉子发生事故时，应沉着、冷静、准确、果断地判断，并尽快与有关人员进行处理。1.2.6 对所属设备应按规定全面检查。
1.2.7 认真填写运行记录，运行报表每小时一抄。1.2.8 对现场卫生认真清扫。
1.2.9 做好烟气调整和流量、汽压、汽温、水位等参数的调整工作。1.2.10离开现场应向班长请假。
第二节
运行交接班制度
2.1 凡酗酒或身体不适应者，不得接班，交班人员也不应交班，并向车间领导汇报。
2.2 接班人员必须提前十五分钟进入现场，察看设备运行日志和记录，全面检查和了解设备和系统运行情况和检修情况，检查设备是否完善和各项措施是否符合要求。2.3 接班人员对异常设备应注意重点检查，详细询问，做到心中有数。
2.4 接班人员应认真听取交班人员的口头交接，务必做到全面清楚地掌握生产情况，交班人员应认真回答接班人员的询问，虚心听取接班人员对本班工作提出的意见，做好清洁工作和补充好接班人员提出的问题，经接班人员同意双方签字后方可离开现场。
2.5 交接班时若发生意歧，不应争吵，应向双方班长汇报，协商解决。四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程（试行）
2.6 正点交接班，并办理接班手续，如遇接班人员未到现场，交班人员应报告领导，坚持值班直到有人接班为止。
2.7 接班后，应主动向班长汇报运行情况，设备备用或检修情况。
2.8 发生事故或进行重大操作时不得进行交接班，待操作完毕后，并向接班人员交待清楚后方可下班。
第三节
巡回检查制度
3.1 巡回检查制度是消灭隐患事故，确保设备安全经济运行的重要措施之一，运行人员必须严格执行。3.2 检查时，思想要集中，路线要合理，重点应突出；做到腿要走到、眼要看到、耳要听到、手要摸到、鼻要嗅到，发现问题及时处理，做好记录。
3.3 班长每班应对所辖设备进行一次全面检查，发现问题及时处理
3.4 对有异常运行的设备应随时检查，采取一些措施，注意异常发现情况，确保安全经济运行。3.5 运行人员对所辖设备应定期检查，发现问题及时处理。3.6 检查的内容包括
3.6.1各表计，信号指示是否正确、灵敏。3.6.2各承压部位是否有泄漏、变形现象。
3.6.3各烟道阀门指示位置是否正确，开度是否合适，开关是否灵活。3.6.4锁风阀、拉链机、绞刀是否正常运转。3.6.5烟道、锅炉本体保温是否有漏风现象。3.6.6各安全防护措施是否完善可靠。
第二章
锅炉检修后的检查与试验
第一节
锅炉机组检修后的检查
1.1 AQC和SP炉进行检修后运行人员应对设备进行全面检查和验收，确认锅炉机组检修质量是否能进行试验和启动。
1.2 按锅炉启动前的检查要求进行。
1.3 凡在检查中发现问题，均应通知电站领导和有关技术人员共同处理，防止带病试验或启动运行。
2.1 水压试验
2.1.1 锅炉本体（蒸汽炉、热水炉、省煤器）及管路阀门和仪表安装完毕后，检查及清理锅炉内部，关闭人孔，手孔，准备进入水压试验。
2.1.2 水压试验的压力为锅筒工作压力的1.25倍。
第二节
检修后的试验 四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程（试行）
2.1.3 水压试验时周围环境不得低于5℃，水温应略高于环境温度，但不得高于60℃。
2.1.4锅炉上水时应将最高点的空气阀打开，将水全部注满后再关闭空气阀，如无漏水即可开压。2.1.5 升压速度不得太快，并且要均匀上升。
2.1.6 压力升到0.3-0.4 MPa，应暂停升压，检查锅炉有无渗漏和异常，并严格禁止压力超过0.4 MPa时再紧法兰、人孔、手孔上的螺母，以防发生危险。升压到试验压力后要保持20分钟，此时不可进行敲击检查，降压到工作压力后关闭进水阀，做全面检查，如各焊口法兰、阀门、人孔、手孔均无渗漏，便认为水压试验合格。2.1.7 水压试验后，便可以防水降压，防水时要将空气阀打开。
2.1.8 水压试验方法及试验结果应严格按照《蒸汽锅炉安全技术监考规程》的有管规定执行。2.1.9 锅炉工作压力下的水压试验，水位计参加试验，并有防止安全门动作的措施。2.1.10锅炉检查结果应存入技术档案，并有检查人员的签字。2.1.11进入锅炉的水质化验人员分析合格后，方可使用。2.2 冲洗过热器
2.2.1 锅炉检修时，应根据化水方面的意见，由电站领导决定对SH过热器和低压过热汽段进行反复冲洗。2.2.2 冲洗SH过热器时，有关阀门开关状态
主汽门及旁路门
关闭
对空排汽门
关闭
进口集箱流水门
关闭
蒸汽取样门
关闭
压力表一次门
开启
出口集箱流水门
关闭 冲压低压过热器时，有关阀门开启状态 主汽门及旁路门
关闭 对空排汽门
关闭 过热器疏水门
关闭 紧急防水门
关闭 冷气加紧门
关闭 蒸汽取样门
关闭 压力表一次门
开启 给水总门及旁路门
关闭 连排阀门
关闭 2.2.3 冲洗过热器的程序
① 开启反冲洗门向过热器内注水，水温在100℃以下，适当控制冲洗水量。② 轮流开启各联箱疏水门和排污门放水。
③ 通知化水取样分析水值，待合格后结束冲洗。关闭反冲洗门和反冲洗给水阀及排污门。2.3 机械振打试运行
2.3.1 减速箱、链条、振打锤、轴承检修后，应进行不少于30分钟的试运行，以试验期可靠性 2.3.2 经检查确认转动机械及电器设备检修完毕后，联系送电，电信号指示正常。2.4 烟道阀的试运行 四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
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按开启或关闭观察开度是否与实际位置相符,是否转动灵活。2.5 电动阀门及电动调节阀的试验 2.5.1 试验前应通知送电
2.5.2 试验时要求电气、热工及锅炉人员共同到场。
2.5.3 做全开和全关的试验，全开时红灯亮，全关时绿灯亮，红灯灭，并到现场核实开关方向和位置是否与实际相符。
2.5.4 全开、全关试验无问题时，应做开度试验，核对开度指示是否相符，开关是否灵活。2.5.5 做好试验记录 2.6 安全门检验
2.6.1 安全阀调整试验时，司炉应听从统一安排，配合做好试验工作。
2.6.2 调整安全门时，应注意监视汽温和汽包水位，保持锅炉压力稳定，严禁超压。
2.6.3 安全门应进行动作试验，若锅炉压力超过动作压力未动作时，应降低至正常压力，停止试验，再重新调整。2.6.4 记录试验结果
2.7 AQC炉和SP炉的拉链和绞刀是否运转正常，有无不畅现象，锁风阀开关灵活，灰斗有无堵塞现象。如有异常，消除异常后，方可启动锅炉。
第三章
锅炉机组的启动
第一节
启动前的检查
1.1检修后或冷态用锅炉，启动前的全面检查，其目的是为了检验检修质量，了解和掌握设备的现状。1.2全部检修工作必须验收合格，全部工作结束，并办理工作票手续后方可启动。1.3锅炉本体及烟道符合下列要求：
1.3.1炉膛及烟道内应无人工作，无遗留工具、材料杂物、脚手架已拆除。1.3.2过热器、省煤器、蒸发器应正常，护板保温完整。1.3.3烟道内浇注料无脱落现象，风阀能灵活启闭。
1.3.4各测量仪表和控制装置的位置应正确、完整、严密和畅通。1.4锅炉外部检查
1.4.1各膨胀指示器完整，刻度清楚，指针在零位，无妨碍设备自由膨胀的杂物。1.4.2人孔、手孔完整严密不漏风。
1.4.3各管道支架完整，弹簧吊杆无断裂，并不妨碍设备自由膨胀。1.4.4各保温处完整，介质流向标有箭头。1.5振打及变速箱检查
1.5.1电振打电机正常，变速箱油位正确，传动链经验收正常，轴承充满润滑油脂。1.5.2锤头无松动,振打正常。1.6灰斗及锁风阀检查 1.6.1灰斗里无积灰 1.6.2锁风阀能正常好用。四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
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1.6.3拉链机、绞刀维修后正常 1.7操作盘及仪表检查
1.7.1仪表、灯光、警报信号和各电动机供电正常
1.7.2所有仪表、信号、操作开关及接地开关、配备齐全，完整好用。1.7.3现场仪表指示正确。1.8汽水管道阀门的检查
1.8.1支吊架完好，管道能自由膨胀。1.8.2保温完整，表面光洁。
1.8.3管道上有明显的表示介质流动方向的箭头。
1.8.4手动阀门手轮完整，固定牢固，法兰螺丝紧固，门杆无弯曲变形，开关灵活严密不漏。1.8.5电动阀门试验操作，能正常开启和关闭，开关位置与实际相符。1.9安全门的检查
1.9.1排气管、疏水管完整畅通，装设牢固。1.9.2没有妨碍其动作的杂物。1.10其他检查
1.10.1平台、栏杆、盖板、孔洞通道恢复原状，装设牢固。1.10.2照明充足。
1.10.3现场没有影响巡视的杂物
2.1有充足的锅炉合格用水包括疏水箱满水，除氧器水位正常，软化器具备正常制水条件。2.2检查开关下述阀门
2.2.1检查确认备用给水泵进出口阀“关”
2.2.2待用给水泵出口阀“关”进口阀“全开”，旁通阀“开”。2.2.3待用疏水泵出口阀“关”进口阀 “全开”。2.2.4备用疏水泵进口阀“关” 2.2.5AQC锅炉热水段进口门“全开”.2.2.6 AQC锅炉热水段出口门放汽门“全开”。2.2.7 AQC锅炉出水手动截阀“全开” 2.2.8AQC锅炉低压汽包进水手动门“全开” 2.2.9AQC锅炉中压段省煤器进口阀“全开” 2.2.10AQC连续排污手动阀“全开” 2.2.11AQC紧急放水手动阀“全开” 2.2.12AQC两汽包加药门“全开” 2.2.13蒸汽管道疏水阀“开” 2.2.14定期排污集箱排污阀“关”
2.2.15、低压汽包、中压汽包紧急排气阀“微开”手动排气阀“全开”
第二节
启动前的准备 四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
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2.2.16SP炉省煤器上水手动阀“全开” 2.2.17SP连续排污手动门“全开” 2.2.18SP加药一次门“开”
2.2.19SP锅炉紧急排气阀“微开”手动排气阀“全开” 2.2.20SP炉紧急排水手动阀“全开” 2.3检查仪表控制系统
2.4检查烟道、灰斗无积灰，确认炉壁，烟道检查门、人孔门已关闭。2.5检查烟门位置 2.6锅炉上水
2.6.1检查锅炉汽包水位和蒸发器是否有水。若汽包水位低于正常水位或无水时，应对汽包上水,上水时应有人监视，若发现水击现象及时和水泵操作联系，并采取有效措施。
2.6.2启动疏水泵，泵压力稳定后，逐步开大出口阀，当热水段满水后关闭热水段出口放气阀，调整低压汽包进水调节门给低压汽包上水，上水应缓慢，防止管道或汽包有水出来。
2.6.3启动给水泵，泵压力稳定后，逐步开大出口阀，适当关闭旁通阀，分别调整AQC和SP炉上水电动调节阀。2.6.4检查汽包、集箱上各孔门的阀门、法兰、堵头是否有漏水现象，当发现漏水时应停止给水、疏水及时处理。
第三节
SP炉的启动
3.1确定锅炉启动准备工作已完成
3.2汽包空气门开启，蒸汽管道疏水门开启。3.3对空排气门手动门全开，电动门“微开” 3.4给水流量表一次门全开，汽包压力表门开启。3.5水位计汽水门全开。
3.6锅炉停止上水时，再循环门开启。3.7投入自动振打装置。
3.8稍开烟道进口阀，汽包开始升温升压。3.9升温速度根据汽包压力要求控制在1℃/min。3.10汽包空气门有蒸汽冒出时关闭。
3.11汽包压力升到0.2 MPa后冲洗和校对汽包水位计，3.12汽包压力升到0.3-0.4 MPa后进行下列操作：
3.12.1进行一次汽包排污，排污阀不可开的太大，排污时注意水位变化。3.12.2冲洗取样管和仪表管，进行炉水取样化验。
3.12.3检查锅炉本体，管道热膨胀情况及烟道膨胀节是否有变形现象。3.12.4对人孔、手孔、法兰等进行螺丝热紧工作，对受压元件进行一次检查。
3.12.5依次对联箱进行放水，达到受热后膨胀均匀，并注意汽包水位变化，水位低于-100mm时及时调整给水量，关闭再循环门。
3.13锅炉连续升温升压后，汽包压力为1.0-1.1MPa进行下述工作 3.13.1保持汽包为低水位 四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程（试行）
3.13.2再次冲洗汽包水位计
3.13.3调整烟气阀门使饱和蒸汽升温升压 3.13.4通过蒸汽对空排气，保持蒸汽压力。
第四节
AQC的启动
4.1确认锅炉启动准备工作完成
4.2将过热蒸汽管道放汽阀打开，紧急放气手动阀全开，电动截至阀“微开” 4.3低压汽包饱和蒸汽管上部放气打开，紧急放水手动门打开，汽包放汽门打开。4.4中压汽包省煤器出口压力表阀开启，汽包放汽门开启。4.5所有压力表阀门打开，水位计阀门打开，流量计阀门开启。
4.6热水段上水时进口放汽门出口集汽罐放门打开，进口放汽门冒水后关闭，出口放汽阀有水冒出时关闭，汽包进口放汽冒水时关闭，待低压汽包水位为-50mm时停止进水，关闭上水调节阀。
4.7省煤器进水手动阀全开，汽机房给水手动阀打开，旁路阀开启，启动给水泵，待电动调节门两侧压力平衡时，关闭旁路阀，用调节阀调整上水流量，至汽包水位-50mm时，关闭电动调节阀。4.8开启中压对空排气手动阀门，微开电动截至门。4.9根据情况稍开低温烟压进口阀，汽包开始升温升压。4.10升温速度根据汽包压力要求控制在1℃/min。4.11低中压汽包空气门有蒸汽冒出时关闭空气门。4.12汽包压力升到0.2MPa后冲洗和校对水位计。4.13汽包压力升到0.3-0.4MPa后进行下列操作：
4.13.1进行一次汽包排污，排污阀不可开得太大，并注意水位变化。4.13.2冲洗取桶管和仪表管，进行炉水取样化验。
4.13.3检查锅炉本体，管道热膨胀情况及烟道膨胀节是否变形。
4.13.4对人孔、手孔、法兰等进行螺丝垫紧工作，对受压元件进行一次检查。
4.13.5依次对联箱进行放水，达到受热膨胀均匀，并注意汽包水位变化，水位低于-100mm时及时上水。4.14锅炉连续升温升压后汽包压力为1.0-1.1MPa进行下述工作： 4.14.1保持汽包为低水位。4.14.2再次冲洗汽包水位计
4.15调大烟气阀门，关旁通阀，使饱和蒸汽升温升压。4.16通过调整蒸汽对空排气，保持蒸汽压力。
第五节
ASH过热器的投运
5.1在SP炉、AQC炉的升压时，对过热器开始暖管，开启蒸汽旁路门和疏水门，开电动门前门后手动门，ASH过热器压力表门开启。四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程（试行）
5.2将过热器进出口集箱疏水门全部打开，排空一二次手动门要打开，电动排空门微开。5.3将主蒸汽管道疏水开启。
5.4开始对ASH过热器暖管和主蒸汽管道暖管，冷态暖管不少于2小时，热态为0.5-1小时。5.5逐渐开大AQC、SP炉进口烟气阀，逐渐升温升压。
5.6当ASH过热器出口压力到0.5MPa时，微开主蒸汽电动调节阀适当开启ASH过热器进出口烟气阀对蒸汽升、温升压。
5.7当AQC炉和SP炉、ASH过热器达到工作温度压力时，开启电动门，关闭旁路阀疏水阀和对空排气阀。5.8根据蒸汽参数要求及时调整烟气进口阀、旁通阀和冷风阀。
6.1 锅炉启动时，应通知大窑，冷态起炉至额定压力的时间为2小时，热态起炉时间可缩短至1—1.5小时。6.2 锅炉蒸汽管道的暖管,一般应随锅炉升压同时进行,在起炉时开启主汽和隔离门前的疏水用锅炉的蒸汽加热蒸汽管道.6.3 升压中温度压力应平稳上升,并注意汽包水位,蒸汽温度,压力.当温度达到额定时,可依次关闭疏水门.根据压力调整排气门.6.4锅炉并列时前,应冲洗汽包水位计,验证其可靠性。
6.5 当过热蒸汽压力升至0.5Mpa时，通知汽机人员进行暖管。
第六节
锅炉启动、升压和并列
第六章
锅炉运行中的监视和调整
第一节
锅炉运行调整的目的和任务
1.1锅炉正常运行中为保证其安全经济运行，要做到“四勤三稳”（勤检查，勤联系、勤分析、勤调整，汽压稳、汽温稳、水位稳）并做好以下调整： 1.1.1保证锅炉蒸发量（额定）满足汽机需要。1.1.2均衡进水并保持汽包在正常水位。1.1.3保持正常的汽压、汽温。1.1.4保证蒸汽质量合格。1.1.5保证除灰系统正常运行。
1.2 余热锅炉运行工况同炉窑工况有直接关系，为保证锅炉正常运行参数的稳定和运行的绝对安全，必须与炉窑的运行人员保持密切联系及运行协调一致的同时，对锅炉参数的变化运行工况进行严密的监视，并加以分析随时调整。
2.1锅炉运行中注意事项
2.1.1锅炉运行后，应注意监视蒸汽压力、蒸汽温度、锅筒水位、水流量、给水温度、给水压力、锅炉入口烟气
第二节
锅炉运行中注意事项 四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程（试行）
温度、负压及各受热面的磨损情况等。如炉窑送入锅炉的烟气量及温度发生变化，经调整无效时，就及时联系有关部门调整锅炉的进口烟温，以保证锅炉的安全运行和锅炉参数的稳定。
2.1.2巡视检查：为了保证安全经济运行，每班至少进行两次全面巡视检查，检查的项目有：锅炉的全部设备、护板是否完好无损、护板上的人孔门是否漏风、锅炉上的各种阀门是否完好、水位计、压力表、温度计等仪表是否正常工作，各部位受热面磨损情况及锅炉排烟温度等。
2.1.3记录抄表连续进行，日常记录是每一小时进行一次，记录的目的是在于分析运行工况以及综合分析整个系统（包括炉窑）的负荷变化规格，合理改进操作。
2.1.4对锅炉的给水、锅水，蒸汽及出水应定期取样分析化验，达到经济运行的目的。
2.1.5根据水质情况和化验结果，对锅炉的对流管束按期进行定期排污，放水量根据化验结果而定。2.1.6严格履行交接班制度，并在日常记录抄表中记录明确。
第三节
锅炉的正常运行
3.1锅炉正常运行时，要求做到水位正常，压力稳定，蒸汽温度正常，要加强对各种设备和仪表的监督，确保安全运行。
3.2给水要求：锅炉的给水必须经过软化处理，软化水适应符合国家相关水质要求的规定。
3.3锅内水位应保持在正常水位75mm范围内，并有轻微晃动为正常，若水位不动则有可能堵塞，应对水位计进行冲洗。
3.4压力和温度是锅炉运行的重要参数指标，汽压和温度波动太大直接影响锅炉和汽轮机的安全，运行中一定要和窑上保持适当的联系，及时调整烟气进口阀及旁通阀来保持汽压和气温在标准范围之内，汽压2.09—2.45之间，汽温370±15℃。
第四节 安全附件的操作与管理
4.1水位计
4.1.1水位计的冲洗，每班应至少一次，须保持水位计清洁、不漏水、不漏气、保持明亮度，以便于观察水位位置。
4.1.2水位计应有良好的照明，指示正确，应更新冲洗 a.开放水门冲洗水管和玻璃管 b.关水门冲洗气管和玻璃管
c.开水门、关汽门，冲洗水管和玻璃管 d.开汽门，关放水门，恢复水位计运行
e.水位计冲洗后，应与另一个对照明水位，如指示不正确，应更新冲洗。
在进行冲洗工作时，应注意操作要缓慢，不应同时关闭进汽进水门，以免造成玻璃管剧烈冷却，冲洗时脸面应勿正对水位计，并戴手套，上述工作完毕后，做好详细记录，并汇报班长。4.1.3经常注意给水的压力变化正常为3.0MPa，要求给水压力稳定，温度不得低于104℃。4.1.4给水流量变化平稳，避免给水猛增猛减，给汽温带来影响。
4.2经常保持压力表的清洁（在校对表时应把工作压力用红线标在刻度盘上）使表针指示清晰可见，须定期冲洗 四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程（试行）
压力表弯管，冲洗后在存水弯管内凝结冷凝水后再缓慢接通压力表。4.3安全阀
4.3.1安全阀的调整与校验方法为：拆去开口销，去除顶盖，松开锁紧螺母，拧动调节螺杆，使安全阀的整定压力符合《蒸规》的规定。锅炉投入运行后，应定期检验安全阀，并将整定压力、回座压力、阀芯提升高度等检验结果记录锅炉技术档案，安全阀调整或校验完毕后，应加锁或打铅封。4.3.2应定期做手动或自动排气试验，每二到四周做一次，以防粘结。
第五节 锅炉排污
5.1为了保证受热面内部清洁，保证汽水品质合格，必须进行排污，锅炉排污有两种。
5.1.1连续排污：在循环回路中含盐浓度最大地点排出炉水中的杂质和悬浮物，以维持额定的含盐量。5.1.2定期排污：排出沉淀在锅炉下联箱的杂质，迅速调整水质，以补充连排的不足，当炉水品质不良好时应加强排污。
5.2连续排污根据化验通知开大开小，定排应在低负荷时进行，每班至少一次。
5.3每次排污前，必须检查管路、阀门是否正常，并将水位调整到高于水位35mm左右，每次排污量的水位下降控制在35mm左右。
5.4严禁使命杠杆、锤子等类工具，强力拧动或敲击阀门，以防发生危险。5.5排污注意事项
5.5.1排污前应加强联系，排污时注意监视水位以及汽压的变化，排污完毕检查排污门是否关闭严紧。5.5.2排污时每个阀门全开不得超过30秒，不准同时开启两个排污点，以免影响水循环或造成缺水。
5.5.3排污时，先开一次门，缓慢开启二次门。防止发生水冲击和管道振动，排污完毕后应先关闭一次门，后关二次门。
5.5.4排污过程中，如锅炉发生事故应立即停止，但汽包水位过高或产生汽水共存时应继续排污。
第六节
锅炉除灰
6.1运行应经常检查SP炉的振打装置，电动机、变速箱是否正常运行，振打锤、振打杆是否有变形，松动现象，传动链运转情况及时加油。
6.2灰斗及时放灰，以防积灰，根据出口风压变化情况分析是否有积灰现象。6.3检查绞刀和拉链机是否受热变形，不能正常运转出现积灰。6.4检查锁风阀开关现状，能否达到正常放灰。
6.5停炉应打开人孔检查灰斗，检查浇注料清况，并进行清灰。
第六章
锅炉机组的停运
锅炉停炉，当然一方面取决于窑的运行状况，另一方面也取决于锅炉的运行状况和汽轮机的要求，一般根 四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程（试行）
据停炉时间的长短可分为正常停炉（包括暂时停炉、完全停炉）和紧急停炉。1.1 暂时停炉、计划停炉： 1.1.1 全开烟道旁通阀
1.1.2 根据汽轮机降负荷要求逐渐关闭锅炉烟气蝶阀。1.1.3 注意水位不断补充给水。
1.1.4 注意观察给水泵电流，当电流较小时，开启给水泵再循环水门。
1.1.5 汽轮机停机后关主气门电动隔离阀，开紧急排气阀降低至0.7MPa时关闭。1.1.6 AQC锅炉当汽包水位不低于正常水位时，关闭给水调节阀。1.1.7 SP锅炉当汽包水位不低于正常水位时，关闭给水调节阀。1.1.8 停运给水泵和疏水泵。
1.1.9 使锅炉压力降到零后再关闭主汽阀。1.2 紧急停炉
锅炉运行中遇有下列情况时，应采取紧急停炉。（步骤见暂时停炉）1.2.1 锅炉水降低到锅炉运行规定的水位下极限以下时。
1.2.2 不断向锅炉内加大给水及采取其它措施，但水位仍继续下降时。1.2.3 锅炉水位已升至运行规程规定的水位的上限以上时。1.2.4 给水设备全部失效。
1.2.5 水位表、压力表或安全阀全部失效。
1.2.6 炉墙严重损坏，钢架烧红等，严重威胁锅炉安全运行时。1.2.7 烟道中发生爆炸，严重危及锅炉和运行人员时。1.2.8 窑本身要求锅炉紧急停炉时。
1.2.9 汽轮机发电机组发生故障突然紧急停机，需停炉。
1.2.10 锅炉省煤器爆管或蒸发器进出口管道法兰、阀门严重泄露，需立即停炉。1.3 锅炉的维护和保养
锅炉运行至六个月以后，应停炉检修。1.3.1 清除锅筒、联筒内部的水垢、泥渣。1.3.2 清除受热面外表上的水垢。
1.3.3 对锅炉内外进行检查，如受压部件的焊缝及钢板内外有无腐蚀现象，若发现有严重缺陷，应立即处理；若发现有可疑之处，但并不影响安全运行时，应做出记录，以便日后参考。
1.3.4 必要时刻拆除部分炉墙进行彻底检查，如有发现有严重损坏，须修妥后可继续使用。锅炉短期的保养：
1.3.5 短期停炉、省煤器、过热器管束中可放空排净，但蒸发器及汽包内仍需保留，进行温保养。锅炉长期不用的保养：
1.3.6 湿保养法：用经过处理的水灌满锅炉，将锅水煮沸排出空气后，将锅炉内的所有孔门关严，或用碱度较高的软化水注满锅炉，防止腐蚀，通常往软化水中加入药剂有NaOH（2kg/m³）和Na3PO4（5kg/m³），往锅水中注入的药剂有NaOH（5kg/m³）和Na3PO4（15-20kg/m³），此法用于短期停炉保养，并要求锅炉受热面外部及炉墙干燥。
1.3.7 压力保养法：锅炉除垢后关闭所有阀门，加入保护液至锅炉出口集箱最低点，加热产生0.1-0.2 MPa压力，四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程（试行）
并在该压力下保持2-3小时，降压后再用保护液灌满整个锅炉，然后用液压方法使锅炉保持0.2MPa压力。保护也的成分和浓度为苛性钠100mg/L可氧化而磷100mg/L硫酸钠250mg/L，在保养期间必须定期地检查保护液的浓度，当硫酸钠的浓度降到50mg/L以下的时候，应予以补充。1.3.8 充氮保护法和加十八胺保护法（略）1.4 电控基本要求及连锁保护
1.4.1 锅炉电控接收点压力表信号，当锅炉起压时，实施报警和连锁保护，关闭锅炉烟气进口阀门。1.4.2 锅炉电控系统应有高低水位报警及连锁保护，极限高水位时，停止给水泵报警；极限低水位时报警并关闭锅炉烟气进口阀门。
1.4.3 起压报警和极限高低水位报警的声光信号应能区分。
第七章 事故处理
第一节
事故处理总则
1.1 事故处理的总原则：消除事故的根源，限制事故的发展，并迅速消除事故对人身和设备的危害，找出事故的原因消除故障，同时应注意非故障设备的运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保证汽机的用汽。
在上述原则下要求运行人员在处理事故中，应以认真负责的精神始终保持清醒的头脑，冷静沉着，判断正确，抓住要点迅速果断地将事故消灭在萌发状态，确保安全供气。1.2 机组发生故障时应做到：
1.2.1 根据仪表的指示和机组外部的象征肯定设备确已发生故障。1.2.2 迅速消除对人身和设备的危害，必要时应立即解列发生故障的设备。1.2.3 迅速查清故障性质，发生地点和损伤范围。
1.2.4 消除故障的每一段需要尽可能地报告到班长及电站领导，以便及时地采取更正确的对策防止故障蔓延。1.2.5 应及时记录下来事故发生的现象，发展的过程和采取的消除故障措施，并汇报电站有关人员。
2.1 缺水事故 2.1.1现象
a.水位低于正常水位 b.看不到水位
c.水位警报器发出低水位信号 d.蒸汽温度上升
e.给水流量不正常的小于蒸汽流量 2.1.2原因
a.对水位控制监视不严或误操作 b.给水自动调节器失灵
第二节
事故处理 四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
锅炉运行规程（试行）
c.水位计污脏形成的假水位 d.给水管路发生故障
e.锅炉放水阀定期排污阀等泄露，或并联锅炉抢水 2.1.3处理
a.如经判断为轻微缺水做如下处理
①将给水阀门开大，进行调整，恢复水位。②如给水压力低，提高给水压力
③如经上述处理，水位继续下降，并降至-100mm时，继续加强上水，关闭所有排污门及放水门，必要时降负荷。④如果水位继续下降，水位在水位计消失时，应立即停止锅炉进行，但应继续加强上水。
b.经判断为严重缺水时，应立即停止锅炉运行外，应关闭所有阀门，禁止向锅炉进水，并查出锅炉缺水的原因。c.水位在水位计中消失，应采取叫水法对水位进行判断。2.2锅水膨胀事故
当锅水含盐量大，锅水表面上呈现大量的泡沫，蒸发溢出的水膜破裂，溅出水滴进入蒸汽管道。2.1.1现象
①汽包水位发生急剧波动，水位计看不到水位 ②饱和蒸汽的盐分及水位增加
③严重时蒸汽管道发生水冲击，法兰处冒白汽 2.1.2原因 ①炉水质量不合格 ②没有进行必要的排污 ③增负荷太快或长时间超负荷 2.1.3处理
①开大连排排水或紧急放水 ②通知汽机降低负荷，加强管道疏水 ③停止向锅炉加水并取样化验 ④加强换水，迅速改善锅水的品质。2.3压力过高事故
余热锅炉在运行中的出口压力超过额定值的1.1倍，就可认定为压力过高事故。2.3.1原因 ①汽机降负荷所致
②压力表指示失灵或安全阀失灵 ③运行人员操作不当造成 2.3.2处理
①减少或切断窑头烟气
②以手动装置开启安全阀降低出水压力，并校对压力表 ③加强排污 2.4锅炉爆管事故 2.4.1现象 四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站
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①锅炉爆管是重大的设备事故，此时会有大量水汽喷出 ②出口压力骤然降低 2.4.2原因
①给水品质不好，造成受热面管内结垢，致使局部过热或腐蚀 ②也可能因炉窑烟气中粉尘浓度高，磨损了管道 2.5蒸汽管道发生水击事故 2.5.1现象
水冲击时，管道发出响声及振动，法兰处冒白泡 2.5.2原因
①由于送汽前没有充分的暖管和疏水 ②管道支架、吊架损坏松脱
③锅炉增负荷过快，低温蒸汽进入管道 2.5.3处理
①开启蒸汽管道上的疏水阀进行充分的疏水 ②及时修理支架或吊架 ③缓慢增加锅炉负荷 2.6给水管道发生水冲击 2.6.1现象
管道发出响声及振动 2.6.2原因
①由于管道内集箱存有空气 ②水泵止回阀失灵 ③给水温度剧烈变化 ④给水压力不稳定 ⑤管道支架松脱 2.6.3处理
①排除管道内积存的气体
②检查止回阀、给水压力表、温度计如有不正常现象发生应及时清除 ③检查给水管道的支架及时修复 2.7余热锅炉用电中断事故
本余热锅炉为窑外布置，因某种原因停电或工业用电方同时中断供电 锅炉辅机的电机停运，造成烟气继续进入，使锅炉的安全受到威胁
如果没有备用汽泵，应立即与炉窑系统联系，停止窑的燃料供给，即切断热源，保证余热锅炉的安全。
第三篇：《分布式储能电站运行维护规程》(2018征求意见稿)
ICS 27.180 F 19
T/CEC
T/CEC 20170238—201 8 中 国 电 力 企 业 联 合 会 标 准
分布式储能电站运行维护规程
Code for operation and maintenance for the power station of
distributed energy storage
（征求意见稿）
2018-X-XX 发布
2018-X-XX 实施
发布 中国电力企业联合会
前 言
本标准按照GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第一部分：标准的结构和编写》规定编写。本标准由xxxx提出。
本标准由xxxxx归口。
本标准主要起草单位：xxxxxxxxxxxx 本标准主要起草人：xxxxxxxxxxxx
目 次 范围...................................................................1 2 规范性引用文件.........................................................1 3 术语和定义.............................................................1 4 一般规定...............................................................2 5 运行...................................................................2 5.1 一般要求............................................................2 5.2 运行监视............................................................3 5.3 巡视检查............................................................3 5.4 异常运行及故障处理..................................................3 6 维护...................................................................4 6.1 一般要求............................................................4 6.2 系统维护............................................................5 6.3 设备维护............................................................5 6.4 维护项目............................................................5 附 录 A（规范性附录）巡视检查项目....................................7
分布式储能电站运行维护规程 范围
本标准规定了分布式储能电站运维的基础技术条件，运行、维护与要求。
本标准适用于通过 35kV 及以下电压等级接入电网的新建、改（扩）建的分布式储能电站，储能介质为锂电池和铅蓄电池。规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 50054 低压配电设计规范
GB 51048 电化学储能电站设计规范 GB/T 22473 储能用铅酸蓄电池 GB 26860 电力安全工作规程
GB/T 34120 电化学储能系统储能变流器技术规范 GB/T 33592 分布式电源并网运行控制规范 GB/T 33593 分布式电源并网技术要求 DL/T 969 变电站运行导则
DL/T 1102 配电变压器运行规程 DL 5027 电力设备典型消防规程 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 741 架空送电线路运行规程
NB/T 33015 电化学储能系统接入配电网技术规定
NB/T 33014 电化学储能系统接入配电网运行控制规范 NB/T 33012 分布式电源接入电网监控系统功能规范 NB/T 42091 电化学储能电站用锂离子电池技术规范 IEEE 1547 分布式电源并网技术标准 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
分布式储能电站 the power station of distributed energy storage 接入 35kV 及以下电压等级电网，在用户所在场地或附近建设运行，通过能量存储介质进行可循环电能存储、转换及释放的设备系统所组成的电站。一般规定
4.1 分布式储能电站运行应结合电站实际编制运行规程。
4.2 分布式储能电站应满足《设计规范》、《施工及验收》的规定。4.3 分布式储能电站应满足《通用技术条件要求》的要求。
4.4 分布式储能电站应建立远方监视系统，具备集中运行维护的条件。
4.5 分布式储能电站运行和维护人员应掌握本岗位运行和维护技术要求，遵守安全操作规程，并经岗位培训方能上岗。
4.6 分布式储能电站的运行和维护人员应严格执行工作票与操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、设备定期试验与轮换制度。
4.7 分布式储能电站运行前，应制定分布式储能电站各类突发事件应急预案。
4.8 分布式储能电站应建立、健全档案管理制度。各种运行、检修、检测记录以及试验报告等技术资料应及时整理、分析，并及时归档。
4.9 接受电网调度的分布式储能电站，要遵守所在电网的电网调度运行规程和有关规定，保证电站和电网的安全稳定运行。
4.10 分布式储能电站的人员操作要求应满足 GB 26860 相关要求 4.11 分布式储能电站的消防安全管理应满足 DL 5027 相关要求。4.12 分布式储能电站应配备安全操作工器具，并定期检查。运行
5.1 一般要求 5.1.1 运行原则：
5.1.1.1 分布式储能电站应具有信息网络通讯基础、具备各类设备的数据采集能力。5.1.1.2 分布式储能电站的相关数据要具备接入集中监视和运维平台的能力； 5.1.1.3 分布式储能电站根据不同的设置目标自动运行或远程控制运行； 5.1.2 运行方式
5.1.2.1 分布式储能电站按照控制方式可分为远程控制和就地控制两种方式。
a）远程控制方式分布式储能电站执行调度指令或储能集中控制系统（模块）指令，实现启停、充放电控制；
b）就地控制由运行人员操作储能电站厂站监控系统，实现启停、充放电控制以及紧急情况下的停机控制。
5.2.1.2 分布式储能电站按照应用需求可分为削峰填谷、平抑功率波动、计划曲线、定电压控制和定无功功率控制等运行模式。
5.1.3 运行操作
分布式储能电站可通过远程控制和就地控制实现启停、下发功率指令和策略投切。若运 行中出现异常需要紧急停机时，可手动紧急停机。储能设备宜具有以下 7 种运行操作方式： a)就地启动操作：复位储能变流器所有故障，依次合上电池组串接触器或断路器、储能变流器直流侧刀闸、储能变流器交流侧刀闸，确认变流器处于就地控制模式，按下储能变流器启动按钮，自动合上储能变流器直流侧和交流侧接触器，并启动储能变流器。（这些写在操作手册里）
b)就地停机操作：确认储能变流器处于就地控制模式，按下储能变流器停止按钮停止储能
变流器，断开储能变流器交流侧和直流侧接触器。
c)远程启动操作：储能变流器为远程控制模式，储能单元所有故障复位，储能单元处于冷备用状态，从储能单元监控系统点击储能单元启动按钮，远程合上储能变流器交直流侧接触器，并启动储能单元并网。
d)远程停机操作：储能变流器为远程控制模式，储能单元处于启动状态，从储能单元监控系统点击储能单元停止按钮停止储能变流器，远程断开储能变流器交直流侧接触器，并停止储能变流器。
e)紧急停机操作：除储能单元因故障自动执行紧急停机过程外，运行人员如发现储能单元出现异常需要紧急停机时，应直接快速拍下储能变流器的急停按钮，储能变流器停止运行，断开储能变流器直流侧和交流侧接触器。
f）下发功率指令操作：储能变流器为远程控制模式，从储能单元监控系统发出功率指令，远程调节储能单元发出功率。
g）策略投切操作：储能变流器为远程控制模式，从储能单元监控系统发出投切策略，远程切换储能单元运行模式。
5.2 运行监视
5.2.1 运行人员应监视储能系统的运行状态，检查储能系统的遥信、遥测量是否正常。5.2.2 运行人员应监视分布式储能电站储能单元交直流侧电压、交直流侧电流、有功功率、无功功率、异常告警及故障等信息。
5.2.3 运行人员应监视电池管理系统上传的电压、电流、荷电状态（SOC）、功率、温度及异常告警等信息。
5.2.4 运行人员应监视其他设备异常告警等信息。
5.2.5 运行人员应定期检查火灾报警及灭火系统完好性。
5.2.6 运行人员应对日常监视检查的项目内容做好运行记录，并定期对分布式储能电站的各类运行记录进行备份检查并导出，保存时间不少于 3 年。
5.3 巡视检查
5.3.1 分布式储能电站的巡视检查分为日常巡视检查和定期巡视检查和特殊巡视检查。5.3.2 日常巡视检查通过远程监视的手段每日进行，并将检查结果记入工作日志。
5.3.3 定期巡视检查需在分布式储能电站现场进行，其周期为 7 天，具体巡视检查项目见附录 A。
5.3.4 特殊天气（如雷雨过后、极寒、极热）或分布式储能电站发生严重缺陷情况下进行特殊巡视检查。
5.3.5 分布式储能电站变压器、高压开关柜、互感器、避雷器及接地装置、母线及引线、电力电缆等高压电气设备的巡视检查应满足DL/T 969《变电站运行导则》规定。
5.3.6 分布式储能电站继电保护及安全稳定自动装置、仪表及计量装置、远动装置、防误闭锁装置等二次设备的巡视检查应满足DL/T 969《变电站运行导则》规定。
5.3.7 分布式储能电站的巡视检查应形成工作记录归档保存。5.4 异常运行及故障处理 5.4.1.储能变流器
a)储能变流器发生异常和故障时，应立即停运检查处理，做好相应的记录并上报相关负责人，待确认故障消除后方可投入运行。记录包括但不限于：故障现象及代码、设备型号及编号、故障发生时间等。
b)储能变流器发生异响，关键部件异常（如采样错误、开出自检错误等）时，应立即停机检查。
c)储能变流器的温度超过规定值时，应停机检查。
d)储能变流器的控制系统工作异常时，应停机检查。
e)储能变流器的功率输出异常时，应停机检查其功率元件及其控制驱动模块、控制通信通道。
f)储能变流器的冷却装置发生异常时，应停机检查冷却装置、控制回路和工作电源。g)储能变流器的电缆头故障、支持绝缘子破裂、接头严重过热、缺相运行时，应采取相应措施。
h)储能变流器故障处理宜在停电30分钟后方可打开盘柜进行处理。5.4.2 电池系统（分铅酸蓄电池、锂离子电池）5.4.2.1 一般要求
a)储能电池发生过放电、过充电、短路等故障时，应停机检查。
b)储能电池电压过低或过高，应通过均衡充电的方法进行处理，不允许长时间持续运行。c)储能电池出现异味、鼓肚等异常情况，应停机检查。
d)储能电池发生冒烟、起火、爆炸等异常情况时，应及时疏散周边人员，按应急预案立即采取相应措施，停机隔离，防止故障扩大并及时上报。
5.4.2.2 锂离子电池
a）发生异常时，锂电池保护系统首先将锂电池与外部回路断开。b）及时将并联的电池簇之间相互连接断开，断开电池故障蔓延的通道 c）检查消防设备是否发生作用，是否还有明火产生。d）有合适的工装设备将故障或异常电池拔出 5.4.2.3 铅酸蓄电池电池 a）运行环境
环境温度：-20℃～55℃，推荐20℃～25℃ 相对湿度：≤95% 大气压强：86kPa～106Pa b）封闭或通风不畅环境使用，除安装气体灭火装置外，还应考虑安装氢气检测与报警系统，报警联动自动通风装置。
c）充电：一般胶体电池充电电流0.1C10～0.2C10，铅炭电池充电电流0.2C10～0.3C10，电压
2.35V/单位。
d）放电：一般放电电流小于0.5C10，放电截止电压1.8V/单位，放电深度60%～70%为宜； 各类铅蓄电池差异较大，胶体电池最大放电电流可达2C10以上，铅碳电池最大放电电流可达5C10以上。
5.4.3 电池管理系统
a)电池管理系统发生通讯故障时，检查通讯线是否松脱或接触不良。
b)电池管理系统在运行中出现告警和保护动作信号且不能复归，应停机检查。c)电池管理系统发生操作失效时，检查电池管理系统主机和电源模块。
5.4.4 分布式储能电站内隔离变压器、升压变压器异常运行与故障处理参照DL/T 572 的规定处理。
5.4.5 分布式储能电站内架空线路及电缆的异常运行与故障处理参照 DL/T 741 的规定处理。5.4.6 分布式储能电站内电气设备的异常运行与故障处理参照DL/T 969 的规定处理。维护
6.1 一般要求
6.1.1 分布式储能电站应具备维护相关工具，并列有清单，定期核对并记录数据。
a）必备维护设备清单； b）维护专用设备清单； c）运维人员防护设备清单；
6.1.2 分布式储能电站的易损耗部件应有备件，并建立备件库，定期核对记录。
6.1.3 分布式储能电站的设备维护后应做好记录，对有缺陷的设备、故障隐患等应做好详细记录，并建立电子档案。
6.1.3 分布式储能电站设备的维护周期为 1 个月。6.2 系统维护
6.2.1 定期对接地防雷系统进行检查，线路连接稳固，器件性能完好，接地电阻负荷标准。6.2.2 火灾探测及消防报警定期检查测试，确保性能完好；消防灭火设施定期检查，确保性能完好，符合使用标准。
6.2.3 定期对通讯设备、远方监控系统、辅助电源等设备进行检查，维护远程控制系统的正常运行。
6.3 设备维护
6.3.1 储能单元及电池组
a）储能单元应定期进行满充满放，测试可用容量； b）必要情况下对电池模组进行均衡； c）电池模组电压、可用容量测试； 6.3.1 铅酸电池
a）保证运行环境干燥、温度适宜，无阳光直射； b）检查电池壳、盖有无鼓涨、漏液、损伤；
c）检查连接线、连接条、端子等有无腐蚀生锈异常，紧固螺栓螺母有无松动； d）利用红外测温仪检查蓄电池端子、电池壳表面温度，应在 35℃以下； e）暂时停放不用的电池组，定期补充电；
f）长期处于充电状态电池，每三月进行一次放电试验；
g）装有BMS 的电池组，应特别注意单体压差、电池温差是否过大，绝缘电阻是否正常。
6.3.3 应对电池组承载结构进行定期维护检查，包括框架外观、焊接点、金属材料等。6.3.4 应对储能变流器进行定期维护，包括储能变流器的结构、主线路连接、二次线路及电气元器件、转换效率、保护功能等，确保其功能完好；
6.3.5 变压器的维护参照 DL/T 572 中相关规定执行。6.4 维护项目
6.4.1 储能变流器、电池机柜清扫，更换防尘网。
6.4.2 储能变流器散热风扇风速测量、清扫、转动情况检查。
6.4.3 储能变流器冷却系统冷冻液的添加、管路漏液检查、管路连接紧固等。6.4.4 测量储能变流器相关回路电流是否正常。
6.4.5 更换储能变流器相关接触器、保险等易损元器件。6.4.6 电池及电池模块的清扫及连接紧固。6.4.7 电池运行温度红外测温跟踪处理。6.4.8 电池模块、电池簇均衡维护处理。6.4.9 电压异常、容量异常电池更换处理。
6.4.10 液流电池电解液循环泵电流测量、管路压力测量。
6.4.11 储能变流器、电池管理系统应急电源的电压测量、工作电源检查。6.4.12 电池管理系统电池 SOC 等状态参数的校验。
6.4.13 储能单元充放电时间测试。
附 录 A（规范性附录）
巡视检查项目
对分布式储能电站巡视检查项目提出要求。补充储能电站需求 B.1 储能变流器
B.1.1 变流器结构和电气连接应保持完整，不存在锈蚀、积灰等现象，散热环境应良好，运行时不应有较大振动和异常噪声。B.1.2 变流器上的警示标识应完整无破损。
B.1.3 变流器中模块、电抗器、变压器的散热器风扇根据温度自行启动和停止的功能正常，散热风扇运行时不应有较大振动及异常噪音。
B.1.4 变流器中直流母线电容温度过高或超过使用年限，应及时更换。
B.2 电池系统
B.2.1 电池系统主回路、二次回路各连接处应连接可靠，不存在锈蚀、积灰等现象。
B.2.2 电池模组外观应正常，不存在变形、漏液等现象。
B.2.3 储能电池绝缘及接地电阻应正常。
B.2.4 电池柜或集装箱内烟雾、温度探测器应工作正常。
B.3 电池管理系统
B.3.1 电池管理系统电气连接应保持完整，不存在锈蚀、积灰等现象。
B.3.2 电池管理系统功能应保持正常，温度、电压等参数测试正常。
B.3.3 电池管理系统通讯功能应保持正常，上层设备能正常读取数据。
B.3.4 当电池管理系统关键部件更换或软件升级重新运行时，需要对电池管理系统进行功能测试、保护测试等。B.4 接地与防雷系统
B.4.1 电池接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。
B.4.2 电池支架、集装箱房、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠，一次设备接地电阻应小于 4Ω，二次设备接地电阻应小于 1Ω。B.5 交流配电柜及线路
B.5.1 交流配电柜的维护应符合下列规定：
a)交流配电柜维护前应提前通知停电起止时间，并将维护所需工具准备齐全。
b)交流配电柜维护时应注意以下安全事项：
c)停电后应验电，确保在配电柜不带电的状态下进行维护；
d)在分段保养配电柜时，带电和不带电配电柜交界处应装设隔离装置；
e)操作交流侧真空断路器时，应穿绝缘靴，戴绝缘手套，并有专人监护；
f)在电容器对地放电之前，严禁触摸电容器柜；
g)配电柜保养完毕送电前，应先检查有无工具遗留在配电柜内；
h)配电柜保养完毕后，拆除安全装置，断开高压侧接地开关，合上真空断路器，观察变压器投入运行无误后，向低压配电柜逐级送电。B.5.2 交流配电柜维护时应注意以下项目：
a）确保配电柜的金属架与基础型钢应用镀锌螺栓完好连接，且防松零件齐全；
b）配电柜标明被控设备编号、名称或操作位置的标识器件应完整，编号应清晰、工整；
c）母线接头应连接紧密，不应变形，无放电变黑痕迹，绝缘无松动和损坏，紧固联接螺栓不应生锈；
d）手车、抽出式成套配电柜推拉应灵活，无卡阻碰撞现象；动静头与静触头的中心线应一致，且触头接触紧密；
e）配电柜中开关，主触点不应有烧溶痕迹，灭弧罩不应烧黑和损坏，紧固各接线螺丝，清洁柜内灰尘。
f）把各分开关柜从抽屉柜中取出，紧固各接线端子。检查电流互感器、电流表、电度表的安装和接线，手柄操作机构应灵活可靠性，紧固断路器进出线，清洁开关柜内和配电柜后面引出线处的灰尘。
g）低压电器发热物件散热应良好，切换压板应接触良好，信号回路的信号灯、按钮、光字牌、电铃、电筒、事故电钟等动作和信号显示应准确。
h）检验柜、屏、台、箱、盘间线路的线间和线对地间绝缘电阻值，馈电线路必须大于 0.5M Ω；二次回路必须大于 1 MΩ。
B.5.3 电线电缆维护时应注意以下项目：
a)电缆不应在过负荷的状态下运行，电缆的铅包不应出现膨胀、龟裂现象；
b)电缆在进出设备处的部位应封堵完好，不应存在直径大于 10mm 的孔洞，否则用防火堵泥封堵；
c)在电缆对设备外壳压力、拉力过大部位，电缆的支撑点应完好；
d)电缆保护钢管口不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平，内壁应光滑；金属电缆管不应有
严重锈蚀；不应有毛刺、硬物、垃圾，如有毛刺，锉光后用电缆外套包裹并扎紧；
e)应及时清理室外电缆井内的堆积物、垃圾；如电缆外皮损坏，应进行处理。
f)检查室内电缆明沟时，要防止损坏电缆；确保支架接地与沟内散热良好；
g)直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺；路径附近地面无挖掘；确保沿路径地面上无堆放重物、建材及临时设施，无腐蚀性物质排泄；确保室外露地面电缆保护设施完好； h)确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺；沟道中不应有积水或杂物；确保沟内支架应牢固、有无锈蚀、松动现象；铠装电缆外皮及铠装不应有严重锈蚀；
i)多根并列敷设的电缆，应检查电流分配和电缆外皮的温度，防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。
j)确保电缆终端头接地良好，绝缘套管完好、清洁、无闪络放电痕迹；确保电缆相色应明显；
k)金属电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地（PE）或接零（PEN）可靠 ； 桥架与桥架间应用接地线可靠连接。l)桥架穿墙处防火封堵应严密无脱落；
m)确保桥架与支架间螺栓、桥架连接板螺栓固定完好。
n)桥架不应出现积水。
B 7 变压器（如有）
B 7.1 变压器的巡视检查项目
a）检查变压器的电流、电压变化情况；
b）变压器的声音、温度应正常；
c）充油套管和油标管内的油位、油色正常，本体无渗漏油；
d）接线端子无过热现象；
e）瓷套管应清洁，无裂纹和碰伤、放电现象；
f）压力释放器动作情况；
g）散热器阀门应打开；
h）瓦斯继电器应充满油无气泡存在，阀门打开；
I）呼吸器应畅通，干燥剂受潮变色情况；
j)各温度表计指示正常；
k)检查变压器基础应无下沉现象；
l)外壳接地应良好；
m)特殊天气时检查对变压器的各种影响，如线摆大小、放电闪络、积雪冰棒、杂物落下等
情况；
n)以手触及各散热器，感知其温度应一致。
注：干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。
B 7.2 油温
油浸式变压器的上层油温不得超过 85 ℃，装有风冷装置变压器的上层油温达到 55 ℃时应
手动或自动启用风扇。变压器在停运后，风扇应继续运行 1 h。变压器的温度应有现场或远
传进行监视，不能超过制造厂家规定值且温升不能超过 60 ℃。
B 7.3 变压器的清扫
变压器应根据周围环境和负荷情况确定停电清扫和检查周期，最少半年 1 次。在特殊环境中运行的变压器，（如多尘、有腐蚀性气体、潮湿等场所）应适当增加清扫和检查次数。B 7.4 异常现象处理
值班人员发现运行中的变压器有异常现象，如漏油、油位、温度、声音不正常及瓷绝缘破坏等，应尽快排除，并报告有关部门和人员，在值班记录中记载事件发生的经过。B 7.5 故障及处理
a)可立即停止变压器运行的项目
— 变压器内声音很大并有爆裂声；
— 正常的负荷和冷却条件下，变压器温度不断上升；
— 油枕或压力释放器喷油冒烟；
— 漏油严重，已见不到油位；
— 油色变化很快，油内可见碳粒；
— 瓷套管损坏，有放电现象；
— 接线端子熔断形成两相运行；
— 变压器着火；
— 瓦斯继电器内充有可燃气体。
b)允许先请示有关部门待批准后处理的项目
— 变压器的实际负荷超过规定值。
— 应与调度联系停止一些生活和辅助生产设施的用电，停止或减少用电负荷。
—
变压器上层油温或温升超过允许值。
因油温、气温升高导致油位上升超过标准线时应放油；而当油位低时则应及时补油。—
— 因低温造成油凝滞时，应逐步加大负荷，同时监视上层油温。
c)变压器发生可不经事先请示必须立即停止的故障任何一项，按下列步骤进行处理
—
立即断开故障变压器两侧的断路器及隔离开关，做好检查检修的安全措施； 拉开与变压器有关的直流电源、测量装置和风扇电源； —
— 变压器着火时，应尽快打开底部的放油阀进行放油，并用电气专用灭火器灭火；
— 投入备用电源；
— 及时向电力调度和有关部门汇报故障情况；
— 对已停止运行的故障变压器进行检查和试验，鉴定出变压器的损坏程度，提出处理意见。
第四篇：电站运行管理办法
发电有限公司
电站运行管理办法（试行）
发电有限公司
电站运行管理办法（试行）
编 制：
审 核：
批 准：
2015-8-3实施
发电有限公司
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电站运行管理办法（试行）
第一章 总 则
第一条
为加强发电有限公司（以下简称公司）已投运光伏电站（以下简称电站）的运行管理，规范电站生产运行过程的安全、质量、环境控制要求，根据《中国新能源公司电力生产管理制度》制定本办法。
第二条
本办法规定了公司电站运行管理的职责、生产保障体系、发电控制、设备设施维护、风险与应急管理等内容，旨在保证人员人身安全，保障电站设备设施的安全、稳定和经济运行。第三条
本办法适用于项目公司（项目公司指直接仅从事电力生产业务的法人单位）电站运行管理工作。第二章 管理机构与职责
第四条
电站电力生产运行组织体系由项目公司组成。项目公司主要职责：
制定电站安全运行管理相关制度与现场运行规程；
建立并保持质量、环境、职业健康安全管理体系，落实人员、物资、装备、备品配件等保障措施，满足电站生产需求；
负责编制电站发电建议计划，完成电站生产经营目标； 电站设备设施的操作、维护、检修及事故处理； 制定电站运行人员培训计划并组织实施；
负责与电站运行管理相关的调度、技术监督、环境保护等协调工作； 负责电站消防、安全保卫、车辆安全、应急管理等。第三章 管理内容与要求 第一条
运行调度管理
电力调度按照电站并网调度协议等执行，接受电网调度机构的统一调度。电力调度管理主要工作包括： 电站发电计划及运行方式安排。
设备检修管理、生产统计及报表管理。
调度范围的线路、母线、变压器等设备继电保护整定计算工作。电站并网调度协议签订。新设备并网调试等。
进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名，严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。受令人在接受调度指令时应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达执行命令后才能执行。执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况及完成时间，确认指令已执行完毕。电站设备发生异常或故障情况影响设备正常运行时，应按照调度管辖权限立即向调度汇报。
电站发生事故后，运行单位应立即将事故简要情况报告电网调度。第二条 运行值班人员
运行人员必须具备相应岗位的上岗资质，经考试合格，持证上岗。运行人员班前8小时及工作期间不准喝酒，并应保证班前休息，且不能连值两班。现场倒班间隔原则上不能超过7天。
运行人员因故请假，应提前一天办理请假手续。班中因特殊情况临时请假，经值班负责人同意后方可离岗。值班负责人认为人员不足时，应及时报告运行管理部门调配人员。
项目公司应根据考核结果定期公布工作票签发人、工作负责人、工作许可人、操作票监护人以及单独巡视人员名单。第三条 运行方式
项目公司应根据电网要求、设备检修计划、新设备投产计划、设备定期试验轮换工作规定并结合电力安全经济运行的特点，制定合适的发电运行方式并提前1天下达到中控室。
运行方式主要内容有：
（一）主要设备停、复役计划，电网接线方式变更情况及存在的薄弱环节；
（二）继电保护及自动装置变更情况；
（三）季节变化及环境条件；
（四）采取的防范措施等。
项目公司电力运行部应按运行方式安排做好相关准备，指导运行值班负责人根据上级调度命令调整设备运行方式，同时通知维修人员根据运行方式安排进行设备检修和消缺。
项目公司电力运行部应妥善保管运行方式安排文件，并不断优化运行方式。第四条 工作票
项目公司应认真执行公司工作票管理办法，并制定本单位的检修工作管理细则。在生产设备上或在生产区域内的工作，均应填用工作票，不得无票作业或先作业后补工作票。
事故抢修可不用工作票，但须经运行当值负责人同意并及时记入值班记录簿内。记录包括工作负责人姓名、所采取的安全措施、工作开始和结束时间等。如果设备损坏严重不能在短时间内修复，应在事故处理告一段落后，填用工作票并办理许可手续后，方可继续作业。运行值班人员在收到工作票后应审核工作任务的必要性，工作票所列安全措施的合理性和完备性。
凡属在调度管辖设备上的工作，均应根据相应调度机构的调度指令做好安全措施。
凡是改进设备的工作和重要试验，应有经项目公司技术负责人批准的方案才能开工作业。
设备交付检修时，运行值班人员应事先按照《电力安全工作规程》和工作票上的要求，做好安全措施。检修作业完工后，工作票负责人应填写检修交待，向运行值班人员书面交待检查发现问题、修理项目、试验结果、参数整定、存在问题等。
检修作业完毕后，运行值班员和工作负责人共同到现场检查工完、场清、料净、人员撤离和设备位置状况，然后在工作票上填写工作终结时间，经双方签字后工作票方告终结。
项目公司应定期书面公布工作票签发人、工作负责人、工作许可人、动火工作票签发人员名单。第五条 操作票
项目公司应认真执行公司操作票管理办法，并制定本单位的操作票管理细则。运行人员在进行倒闸操作时，必须执行操作票制度，填用操作票。事故处理可不填写操作票进行操作，但处理完后，要做详细记录。
运行人员倒闸操作必须有上级调度员或值班长命令，在受令人复诵无误后执行。值班长应将相互关联的不同操作任务编写执行顺序，明确各项操作票的操作人、监护人、批准人，然后依次逐个安排操作任务。值班长不得安排不具备操作资格或不熟悉现场设备、操作工具及精神状态不佳的人员操作，也不得同时向同一组操作人员（操作人、监护人）安排二个及以上操作任务。
值班人员在计算机监控系统上进行远方操作应由值班长担任操作监护人。每份操作票只能填写一个操作任务，操作任务应填写设备的双重名称，即设备名称和运行编号。操作票内填写的设备名称和运行编号应与现场标示一致，必要时写明操作地点。
制定操作票应做到“三考虑、五对照”。三考虑：考虑一次系统改变对二次保护自动装置的影响，考虑系统方式改变后的安全可靠性和经济合理性，考虑操作中可能出现的问题及处理措施和注意事项。五对照：对照现场实际设备状态，对照系统运行方式，对照现场规程及有关规定，对照图纸，对照原有操作票和参考操作票。
重大复杂的操作，值班负责人应组织讨论，进行危险点分析，制定操作方案和异常情况处理预案。
填写操作票应使用调度规程和运行规程统一的术语，如合上（断开）断路器，推上（拉开）隔离开关，装设（拆除）接地线，悬挂（取下）标示牌，装上（取下）保险，加用（停用）保护、自动装置，投入（退出）连片等。应填入操作票内的操作项目包括：应合上或断开的断路器和应推上或拉开的隔离刀闸，检查断路器和隔离刀闸的位置，检查潮流变化和负荷分配，装拆接地线，安装或拆除控制回路和电压互感器回路的保险器，切换自动装置和保护回路及检验是否确无电压。
操作票执行二级审批制。即监护人审核，值班负责人批准。操作时执行操作监护制度和唱票复诵制度。
现场操作结束后，操作人员应整理操作票，盖“已执行”章，填写有关技术记录，整理好操作工具、接地线等。第六条 运行值班人员交接班
运行人员的交接班应按如下规定进行：
（一）值班人员必须按规定的值班表进行值班，不得自行换班，不得连值两班；
（二）交接内容以规定的值班日志记录为准，记录应完整详细，准确无误。由于记录不清而发生的安全责任，由交班值负责；
（三）正常情况下，交接班工作必须按时进行。有下列情况之一者，不得进行交接班：
1.接班值班长未到岗前；
2.事故处理（不包括事故的善后工作）未告一段落； 3.设备的试验、操作未告一段落；
4.记录不清楚或设备运行方式的状态交待不清楚； 5.现场卫生不整洁，工器具、钥匙、资料等交接不清； 6.交班时，双方发生不同意见时，应向运行部负责人报告。
（四）在交接班过程中发生事故时，由交班人员进行事故处理，接班人员可应交班值班长要求协助处理事故。
交班前的准备工作包括：打扫值班现场卫生，检查清点及整理工器具、钥匙、安全防护用具、台帐，作好值班记录，向接班人员交待设备运行、备用、检修、试验情况、安全措施及交班后的操作任务、注意事项等方面的准备等。
接班前的准备工作包括：提前15分钟到达值班点，认真查阅各种记录，掌握设备方式和状况，与交班值人员进行对口交接，必要时到现场查看。接班值班长应于接班前5分钟在规定地点召集全值人员开接班会议。值班长向全值人员简明扼要地介绍主要运行方式安排、领导和调度指令，布置工作任务，分析不安全因素，交代注意事项。
值班长在认可值班记录并签名后方可办理正式交接班手续，接班值开始正式值班。
交班后，交班值班长应组织召集全值人员开班后会，听取值班员的意见和建议，总结当班的生产工作，指出存在的问题，提出解决措施等。第七条 设备巡回检查
项目公司应明确规定运行人员设备巡回检查时间、频次与项目等，并应根据现场情况制定、标示设备巡视路线，在各重点设备最佳巡视处建立显著的重点巡视标记。巡视人员必须沿设备巡视路线进行并在该标记处停留观察。设备巡回检查工作由项目公司电力运行部进行检查考核。
项目公司电力运行部应根据设备情况，按照运行规程的要求编制设备巡视记录簿。记录格式应包括设备名称、检查项目及状态栏、数据记录栏等。根据巡视记录所列检查项目认真检查并认真填写。
运行值班人员接班后应按规定对设备进行巡回检查。如遇下列情况，应增加设备巡检次数，对设备进行不受定时检查规定限制的特殊巡视，并在值班日志上做详细记录:
（一）存在较大缺陷或异常情况的运行设备；
（二）新安装或大修后新投入运行的设备以及长期停运后初次投入的设备；
（三）采用特殊运行和新技术时；
（四）高温、发电高峰时，特别是满载运行的设备；
（五）雷雨后、大雾、高温、冰雪等恶劣天气时；
（六）事故跳闸后；
巡检发现的设备缺陷应及时记录设备缺陷并报告值班长。值班长对危及设备安全的重大缺陷，应立即联系处理并按规定向上级领导或（和）调度汇报。第八条 设备定期试验轮换
值班长应根据现场《运行规程》和设备运行情况，安排运行人员进行设备定期试验、轮换工作。
设备定期试验轮换工作至少包括：
晚间开关站户外设备熄灯检查，每晚进行一次； 直流220V（48V）对地电压测量，每班进行一次； 中央音响试验和语音报警试验，交接班时进行； 电缆廊道、蓄电池巡视，每班进行一次；
消防泵手动启动试验及自动、备用方式轮换，每月进行一次； 防火报警装置试验，每月进行一次；
开关站站用电BZT试验，站用电系统检修后进行； 开关站事故照明交直流切换试验，每月进行一次； 未列定期工作按照设备运行规程规定执行。
设备定期试验、维护、轮换工作进行前后，操作人应通知中控室值班人员。值班人员在执行定期工作任务中，遇设备异常时应停止操作和试验，立即恢复设备的原运行方式，并将相应情况汇报当班值班长。
设备定期工作完成后，操作人应回复发令人或告知值班长。
试验正常，操作人通知中控室值班人员，然后恢复设备原运行方式。值班长应将定期工作的执行情况写入当值值班日志。
电力运行部每月对设备定期轮换试验工作的执行情况进行检查、评价，对存在问题提出改进措施，并进行考核。
值班长应督促值班员认真执行设备定期试验、维护、轮换工作，值班人员对设备定期轮换试验的各种记录资料（包括定期工作中发现的设备缺陷）妥善保存、归档。
第九条 设备异常处理
值班长当班期间是其管辖设备范围内设备异常处理工作的指挥人。值班长按调度指令和现场规程进行异常处理。设备发生异常时，值班员在值班长的统一指挥下应立即赶赴异常设备现场，将设备运行状况、保护、信号、仪表指示、现场环境等情况及时向值班长报告，值班长进行综合分析，判断异常性质，作出处理方案或及时联系维修人员检查处理。异常信号在未得到值班长同意时，任何人不得复归。
设备发生重大异常（事故）时值班长应立即向调度扼要汇报主要设备状态，按调度命令组织事故处理、控制危险源。对重大异常发生时间和主要操作时间应作好记录。经检查后，再详细汇报以下内容：
（一）事故现象、设备状况及有无明显故障特征；
（二）保护及安全自动装置动作情况；
（三）事件记录和故障录波器动作情况；
（四）单位线路状态及潮流情况。同时，在不影响对异常处理的情况下，值班长应及时将设备异常概况向电力运行部经理、单位分管领导报告，并接受领导的指导。
设备发生重大异常时值班长可以不待调度命令即进行以下紧急操作（事后应立即向调度、领导简要汇报）：
（一）对直接威胁人身和设备安全的设备停运；
（二）未直接危及人身和设备安全时，如系统发生振荡或线路、主变压器严重过载等，值班长应按规程规定采取紧急调整措施进行处理。设备重大异常处理的一般原则：
（一）尽快限制事故发展，解除人身及设备安全威胁；
（二）尽力保证站用电；
（三）及时报告相关调度、主管领导，通报相关人员；
（四）尽快恢复对站内设备供电；
（五）服从大局；
（六）重大异常发生后根据表计、保护信号及自动装置动作情况进行全面分析，作出应急处理或启动相关应急预案。处理中特别注意防止非同期并列和事故扩大。
当异常现象消除后，值班长应迅速汇报调度，按调度命令恢复正常运行方式。事故处理完毕，值班长应详细记录异常发生和处理经过，收集保存故障录波及计算机事件打印记录，并在值班日志上详细记录事故处理经过。
事故处理结束后，电力运行部应及时组织异常情况分析，查找原因，采取对策，防止事件重复发生。
电力运行部负责编制设备重大异常预想及处理预案。设备重大异常预想及处理预案主要考虑以下几个方面：
（一）系统的运行方式及线路潮流的分布情况；
（二）全站机电主设备的运行方式及当日发电情况；
（三）站用电运行方式；
（四）计算机监控系统的运行情况；
（五）设备缺陷及设备检修情况；
（六）季节性特点及天气变化；
（七）系统大型倒闸操作；
（八）设备运行的薄弱环节和运行方式变化后可能出现的异常、系统或设备事故及运行操作中可能造成对其它设备的影响等情况；
（九）预想事故发生后，仪表参数的变化、保护和自动装置的动作情况及可能出现的信号等，提出正确的处理方案和步骤。第十条 防误操作
项目公司负责制定防误操作装置的运行规程，明确技术要求、运行操作方法、巡 视内容、定期维护要求等。
项目公司负责制定防误操作装置检修规程，明确对防误装置的试验、检查、维护、检修工作内容，以确保装置的正常运行。对新建或更新改造的电气设备，防误装置必须同步设计、同步施工、同步投运。防误装置的缺陷定性应与主设备的缺陷管理相同。
项目公司电力运行部负责组织对防误装置的运行操作方法、巡视内容、定期维护等方面技术培训，运行人员及维修人员均应熟悉防误装置并考试合格。
采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。单元电气闭锁回路加微机“五防”应是防误装置优先采用的方案。防误操作装置正常情况下严禁解锁或退出运行。防误操作装置的解锁工具(钥匙)和备用解锁工具(钥匙)必须制定保管办法。
所有解锁操作均应经项目公司电力运行部经理同意、做好相应安全措施在专人监护下进行，并做好记录。
送电操作前必须查清相关设备和系统的接地线及接地装置，确认断路器、隔离开关、接地刀闸位置、状态的机械和电气指示准确、清晰，无误后方可进行操作。防误操作装置整体停用应经项目公司分管领导批准，并报公司安全管理部门备案；同时还要采取相应的防止电气误操作的有效措施，并加强操作监护。
项目公司电力运行部监督各值在防误装置使用中存在的问题，并提出整改要求。第十一条 工器具
项目公司电力运行部应制定公用工器具使用维护管理细则，建立公用工器具送检、使用情况台帐，登记好规格型号及数量，记录校验时间和有效周期。
公用工器具由项目公司电力运行部负责按规定时间送到具备检定资质的试验单位进行定期校验。对校验不合格的工器具进行报废处理，并及时补充新的工器具。公用工器具应保持完整、清洁，定点存放，按值移交。
值班人员在使用工器具前，应按有关规定进行检查，若发现不合格应停止使用。在使用中，应按规定操作。第十二条 中控室工作
中控室工作包括监屏及电力生产调度电话联系。
项目公司电力运行部应制定监屏管理细则，明确运行值班人员的监屏工作要求。运行值班人员应按以下规定进行监屏工作：
（一）监视系统运行方式及设备运行工况，按规定填写各种记录及报表；
（二）不在监控系统上做与工作无关的其它事情；
（三）在发生异常时，准确地提供有关表计的瞬间参数变化值和光字牌信号、事件报警信息，为分析和处理事故提供可靠依据，必要时在后台打印相关信息画面。项目公司电力运行部应根据当地电网调度规程的要求制定生产调度电话管理细则。
运行人员除生产和工作需要外，不得随意占用电话；事故时，除事故处理联系之外，任何人不得使用电话。非运行人员一般不得使用生产调度电话。运行各值交接班时应检查电话及其录音功能是否正常，当现场通讯设备发生故障时，应及时联系处理。如影响工作时应及时向电力运行部领导汇报，并将故障及处理情况填写值班日志。
运行人员在使用生产调度电话时应做到：
（一）用电话进行工作联系时，双方首先互通单位名称、姓名，送话人先通报姓名；
（二）在发布操作命令时应加上设备的名称与编号。对阿拉伯数字的发音规定为：“0”发成“洞”，“1”发成“么”，“7”发成“拐”；
（三）在用电话发令与受令的过程中，应严格执行复诵制度，并使用录音电话。项目公司电力运行部每月对调度电话进行抽查调听，督促值班人员规范使用调度电话，并保证录音功能正常。第十三条 设备维护管理
电站实行运行值班与设备维护相对分离的方式。维护人员在作业前应履行工作票手续。
电站设备维护包括： 定期巡回检查，发现缺陷及时消除； 定期进行设备方式倒换；
定期校核设备定值及装置功能；
按照相关规程或厂家建议定期维护保养、试验、修理、更换等。电站应备有数量合适的备品配件并定期检验备件的有效性。计划性的检查维护物资材料，应按照月度、周期提前编制采购计划，并上报公司核准和采购。电站应建立设备履历等台账，归类记录设备运行维护信息，满足统计分析、状态评估等需要。遵照《新能源新疆分公司发电单位设备台账管理办法》执行。需要停机、停电处理的重大设备缺陷，或者短时间内无法处理的设备缺陷及安全隐患，执行《新能源新疆分公司电力设备检修管理办法》。第十四条 运行分析
项目公司电力运行部应定期进行运行分析会，对设备运行情况进行分析和总结。项目公司电力运行部应组织各值在值班期间根据系统和设备的具体运行情况、气候变化等，做好反事故预想和反事故演习，以提高运行值班员处理事故的应变能力。
第四章 安全与应急管理
电力生产作业应严格执行电力生产安全规程，工作过程中的许可、监护、间断、转移、终结等环节执行应规范，始终满足人员、设备、环境的安全需要。
项目公司应对电站设备设施运行、检修维护、技术改造等各过程进行技术监督管理，保障设备设施处于安全可靠的状态。
项目公司应编制电站重大反事故措施与应急预案，并定期组织预案演练。
项目公司要严格控制人员伤亡、全厂停电、重大设备损坏、重点消防部位火灾等恶性事件，明确各级生产运行管理人员的安全责任，编制相关现场处置方案。项目公司应根据季节特点、运行环境、设备实际状态采取不同形式的安全活动，加强风险辨识，完善提高安全水平和应急响应速度。
第一条 项目公司应明确应急处理过程中的各级人员职责，其中电站值班负责人在值班期间发生事故时，应全面指挥或接受上级调度指令做好应急处理。第二条 事故处理的一般原则是：
（一）尽快限制事故发展，解除人身及设备安全威胁；
（二）尽力保证厂用电安全，避免扩大事故；
（三）及时通知和召集相关人员进行检查处理，并报告相关调度、主管领导；
（四）尽快恢复对已停电用户的供电；
（五）根据故障现象和设备动作情况全面分析，做出初步应急处理或启动相关应急预案；
（六）处理中防止非同期并列和事故扩大。
第三条 电站在生产运营期间发生异常事件，项目公司必须按照规定的程序进行信息报送。第五章 附 则
第一条 本办法由电力运行部门负责起草和修订，经总经理办公会审议通过后发布。
第二条 本办法由电力运行部门负责解释。
第五篇：架空配电线路及设备运行规程(试行)
架空配电线路及设备
运行规程
(试
行)SD 292-88
中华人民共和国能源部
关于颁发《架空配电线路及设备
运行规程》(试行)的通知
能源电［1988］20号
为了加强架空配电线路及设备的管理，提高安全、经济运行水平，原水利电 力部组织有关单位制订了《架空配电线路及设备运行规程》，现颁发试行。
在试行中，如发现问题，请随时告我部电力司。
中华人民共和国能源部
1988年9月1日
第一章 总
则
第1.0.1条 本规程适用于10kV及以下架空配电线路及其设备的运行。
第1.0.2条 运行单位应贯彻预防为主的方针。根据地区和季节性特点，做好 运行、维护工作，及时发现和消除设备缺陷，预防事故发生，提高配电网的供电 可靠性，降低线损和运行维护费用，为用户提供优质电能而努力。
第1.0.3条 配电线路应与发电厂、变电所或相邻的维护部门划分明确的分界 点。分界点的划分，各地应根据当地情况，制订统一的规定。与用户的分界点划 分，应按照“全国供用电规则”执行。
第1.0.4条 为了保障配电网络的安全运行和便于调度管理，在供电部门所管 辖的配电线路上一般不允许敷设用户自行维护的线路和设备，如需要敷设时，必 须经供电部门同意，并实行统一调度，以保安全。
第1.0.5条 各级供电部门可以根据规程规定，制订现场运行规程。
第二章 防
护
第2.0.1条 配电线路及设备的防护应认真执行“电力设保保护条例”及其 “实施细则”的有关规定。
第2.0.2条 运行单位要发动沿线有关部门和群众进行护线和做好护线宣传工 作，防止外力破坏，及时发现和消除设备缺陷。
第2.0.3条 配电线路对地距离及交叉跨越距离应符合“架空配电线路设计技 术规程”的要求。修剪树木，应保证在修剪周期内树枝与导线的距离符合上述规 定的数值。
第2.0.4条 当线路跨越通航江河时，应采取措施设立标志，防止船桅碰线。
第2.0.5条 配电运行部门的工作人员对下列事项可先行处理，但事后应及时 通知有关单位：
(1)修剪超过规定界限的树木。(2)为处理电力线路事故，砍伐林区个别树木。
(3)消除可能影响供电安全的收音机、电视机天线、铁烟囱或其它凸出物。
第2.0.6条 运行单位对可能威胁线路安全运行的各种施工或活动，应进行劝 阻或制止，必要时应向有关单位和个人提出防护通知书。对于造成事故或电力设 施损坏者，应按情节与后果，予以处罚或提交公安、司法机关依法惩处。
第三章 架空配电线路的运行
第一节 巡 视、检 查、维 护
第3.1.1条 为了掌握线路的运行状况，及时发现缺陷和沿线威胁线路安全运 行的隐患，必须按期进行巡视与检查。
第3.1.2条 线路巡视有以下几种：
(1)定期巡视。由专职巡线员进行，掌握线路的运行状况，沿线环境变化情 况，并做好护线宣传工作。
(2)特殊性巡视。在气候恶劣(如：台风、暴雨、复冰等)、河水泛滥、火灾和 其它特殊情况下，对线路的全部或部分进行巡视或检查。
(3)夜间巡视。在线路高峰负荷或阴雾天气时进行，检查导线接点有无发热打 火现象，绝缘子表面有无闪络，检查木横担有无燃烧现象等。
(4)故障性巡视。查明线路发生故障的地点和原因。
(5)监察性巡视。由部门领导和线路专责技术人员进行，目的是了解线路及设 备状况，并检查、指导巡线员的工作。
第3.1.3条 线路巡视周期按表3-1规定执行。
表3-1 线路巡视周期表
第3.1.4条 巡视的主要内容：
一、杆塔
(1)杆塔是否倾斜：铁塔构件有无弯曲、变形、锈蚀：螺栓有无松动：混凝土 杆有无裂纹、酥松、钢筋外露，焊接处有无开裂、锈蚀；木杆有无腐朽、烧焦、开裂，绑桩有无松动，木楔是否变形或脱出。
(2)基础有无损坏、下沉或上拔，周围土壤有无挖掘或沉陷，寒冷地区电杆有 无冻鼓现象。
(3)杆塔位置是否合适，有无被车撞的可能，保护设施是否完好，标志是否清 晰。
(4)杆塔有无被水淹、水冲的可能，防洪设施有无损坏、坍塌。
(5)杆塔标志(杆号、相位警告牌等)是否齐全、明显。
(6)杆塔周围有无杂草和蔓藤类植物附生。有无危及安全的鸟巢、风筝及杂物。
二、横担及金具
(1)木横担有无腐朽、烧损、开裂、变形。
(2)铁横担有无锈蚀、歪斜、变形。
(3)金具有无锈蚀、变形；螺栓是否紧固，有无缺帽；开口肖有无锈蚀、断 裂、脱落。
三、绝缘子
(1)瓷件有无脏污、损伤、裂纹和闪络痕迹。
(2)铁脚、铁帽有无锈蚀、松动、弯曲。
四、导线(包括架空地线、耦合地线)
(1)有无断股、损伤、烧伤痕迹，在化工、沿海等地区的导线有无腐蚀现象。
(2)三相驰度是否平衡，有无过紧、过松现象。
(3)接头是否良好，有无过热现象(如：接头变色，雪先熔化等)，连接线夹弹 簧垫是否齐全，累帽是否紧固。
(4)过(跳)引线有无损伤、断股、歪扭，与杆塔、构件及其他引线间距离是否 符合规定。
(5)导线上有无抛扔物。
(6)固定导线用绝缘子上的绑线有无松弛或开断现象。
五、防雷设施
(1)避雷器瓷套有无裂纹、损伤、闪络痕迹，表面是否脏污。
(2)避雷器的固定是否牢固。
(3)引线连接是否良好，与邻相和杆塔构件的距离是否符合规定。
(4)各部附件是否锈蚀，接地端焊接处有无开裂、脱落。
(5)保护间隙有无烧损，锈蚀或被外物短接，间隙距离是否符合规定。
(6)雷电观测装置是否完好
六、接地装置
(1)接地引下线有无丢失、断股、损伤。
(2)接头接触是否良好，线夹螺栓有无松动、锈蚀。
(3)接地引下线的保护管有无破损、丢失，固定是否牢靠。
(4)接地体有无外露、严重腐蚀，在埋设范围内有无土方工程。
七、拉线、顶(撑)杆、拉线柱
(1)拉线有无锈蚀、松弛、断股和张力分配不均等现象。
(2)水平拉线对地距离是否符合要求。
(3)拉线绝缘子是否损坏或缺少。
(4)拉线是否妨碍交通或被车碰撞。(5)拉线棒(下把)、抱箍等金具有无变形、锈蚀。
(6)拉线固定是否牢固，拉线基础周围土壤有无突起、沉陷、缺土等现象。
(7)顶(撑)杆、拉线柱、保护桩等有无损坏、开裂、腐朽等现象。
八、接户线
(1)线间距离和对地、对建筑物等交叉跨越距离是否符合规定。
(2)绝缘层是否老化、损坏。
(3)接点接触是否良好，有无电化腐蚀现象。
(4)绝缘子有无破损、脱落。
(5)支持物是否牢固，有无腐朽、锈蚀、损坏等现象。
(6)弛度是否合适，有无混线、烧伤现象。
九、沿线情况
(1)沿线有无易燃、易爆物品和腐蚀性液、气体。
(2)导线对地、对道路、公路、铁路、管道、索道、河流、建筑物等距离是否 符合规定，有无可能触及导线的铁烟筒、天线等。
(3)周围有无被风刮起危及线路安全的金属薄膜、杂物等。
(4)有无威胁线路安全的工程设施(机械、脚手架等)。
(5)查明线路附近的爆破工程有无爆破申请手续，其安全措施是否妥当。
(6)查明防护区内的植树、种竹情况及导线与树、竹间距离是否符合规定。
(7)线路附近有无射击、放风筝、抛扔外物、飘洒金属和在杆塔，拉线上栓牲 畜等。
(8)查明沿线污秽情况。
(9)查明沿线江河泛滥、山洪和泥石流等异常现象。
(10)有有违反“电力设施保护条例”的建筑。
第3.1.5条 配电线路的检查与维护周期按表3-2规定执行。
表3-2 配电线路预防性检查、维护周期表
第二节 运 行 标 准
第3.2.1条 杆塔位移与倾斜的允许范围：
(1)杆塔偏离线路中心线不应大于0.1m。
(2)木杆与混凝土杆倾斜度(包括挠度)
转角杆、直线杆不应大于15/1000，转角杆不应向内角倾斜，终端杆不应向 导线侧倾斜，向拉线侧倾斜应小于200mm。
(3)铁塔倾斜度
50m以下：10/1000 50m及以上：5/1000
第3.2.2条 混凝土杆不应有严重裂纹、流铁锈水等现象，保护层不应脱落、酥松、钢筋外露，不宜有纵向裂纹，横向裂纹不宜超过1/3周长，且裂纹宽度不 宜大于0.5mm；木杆不应严重腐朽；铁塔不应严重锈蚀，主材弯曲度不得超过 5/1000，各部螺栓应紧固，混凝土基础不应有裂纹、酥松、露筋。
第3.2.3条 横担与金具应无严重锈蚀、变形、腐朽。铁横担、金具锈蚀不应 起皮和出现严重麻点，锈蚀表面积不宜超过二分之一。木横担腐朽深度不应超过 横担宽度的三分之一。
第3.2.4条 横担上下倾斜、左右偏歪，不应大于横担长度的2%。
第3.2.5条 导线通过的最大负荷电流不应超过其允许电流。
第3.2.6条 导(地)线接头无变色和严重腐蚀，连接线夹螺栓应紧固。
第3.2.7条 导(地)线应无断股；七股导(地)线中的任一股导线损伤深度不得超 过该股导线直径的二分之一；十九股及以上导(地)线，某一处的损伤不得超过三 股。
第3.2.8条 导线过引线、引下线对电杆构件、拉线、电杆间的净空距离，不 应小于下列数值
1～10kV
0.2m 1kV以下
0.1m；
每相导线过引线、引下线对邻相导体、过引线、引下线的净空距离，不应小 于下列数值：
1～10kV
0.3m 1kV以下
0.15m；
高压(1～10kV)引下线与低压(1kV以下)线间的距离，不应小于0.2m。
第3.2.9条 三相导线弛度应力求一致，弛度误差不得超过设计值的-5%或 +10%；一般档距导线弛度相差不应超过50mm。
第3.2.10条 绝缘子、瓷横担应无裂纹，釉面剥落面积不应大于100mm2，瓷 横担线槽外端头釉面剥落面积不应大于200mm2，铁脚无弯曲，铁件无严重锈蚀。
第3.2.11条 绝缘子应根据地区污移等级和规定的泄漏比距来选择其型号，验 算表面尺寸。污移等级标准见附录1。
第3.2.12条 拉线应无断股、松弛和严重锈蚀。
第3.2.13条 水平拉线对通车路面中心的垂直距离不应小于6m。
第3.2.14条 拉线棒应无严重锈蚀、变形、损伤及上拔等现象。
第3.2.15条 拉线基础应牢固。周围土壤无突起、淤陷、缺土等现象。
第3.2.16条 接户线的绝缘层应完整，无剥落、开裂等现象；导线不应松弛； 每根导线接头不应多于1个。且应用同一型号导线相连结。
第3.2.17条 接户线的支持构架应牢固，无严重锈蚀、腐朽。
第3.2.18条 导线、接户线的限距及交叉跨越距离应符合部颁“架空配电线路 设计技术规程”的规定。
第四章 配电设备的运行
第一节 变压器和变压器台
第4.1.1条 变压器及变压器台的巡视、检查、维护、试验周期按表4-1规定 执行。
表4-1 变压器和变压器台巡视、检查、维护、试验周期
第4.1.2条 变压器和变压器台的巡视、检查内容：
(1)套管是否清洁，有无裂纹、损伤、放电痕迹。
(2)油温、油色、油面是否正常，有无异声、异味。
(3)呼吸器是否正常，有无堵塞现象。
(4)各个电气连接点有无锈蚀、过热和烧损现象。
(5)分接开关指示位置是否正确，换接是否良好。(6)外壳有无脱漆、锈蚀；焊口有无裂纹、渗油；接地是否良好。
(7)各人密封垫有无老化，开裂，缝隙有无渗漏油现象。
(8)各部螺栓是否完整、有无松动。
(9)铭牌及其他标志是否完好。
(10)
一、二次熔断器是否齐备，熔丝大小是否合适。
(11)
一、二次引线是否松弛，绝缘是否良好，相间或对构件的距离是否符合规 定，对工作人员上下电杆有无触电危险。
(12)变压器台架高度是否符合规定，有无锈蚀、倾斜、下沉；木构件有无腐 朽；砖、石结构台架有无裂缝和倒塌的可能；地面安装的变压器，围栏是否完 好。
(13)变压器台上的其他设备(如表箱、开关等)是否完好。
(14)台架周围有无杂草丛生、杂物堆积，有无生长较高的农作物、树、竹、蔓 藤植类物接近带电体。
第4.1.3条 新的或大修后的变压器投入运行前，除外观检查合格外，应有出 厂试验合格证和供电局(电业局)试验部门的试验合格证，试验项目应有以下几项：
(1)变压器性能参数：额定电压(各分接端电压)：额定电流；空载损耗；负载 损耗；空载电流；阻抗电压。
(2)工频耐压。
(3)绝缘电阻和吸收比测定。
(4)直流电阻测量。
(5)绝缘油简化试验。
注：有条件的单位，还可做匝。层间绝缘耐压试验。各项试验标准见附录2。
第4.1.4条 新变压器的技术性能应符合GB6451.1—86和GB1094.1～ 1094.5—85“电力变压器标准”的规定。
第4.1.5条 变压器停运满一个月者，在恢复送电前应测量绝缘电阻，合格后 方可投入运行。搁置或停运六个月以上的变压器，投运前应做绝缘电阻和绝缘油 耐压试验。干燥、寒冷地区的排灌专用变压器，停运期可适当延长，但不宜超过 八个月。
第4.1.6条 运行变压器所加一次电压不应超过相应分头电压值的105%。最大 负荷不应超过变压器额定容量(特殊情况除外)。上层油温不宜超过85℃。
第4.1.7条 变压器有下列情况之一者应进行检查、处理。
(1)瓷件裂纹、击穿、烧损、严重污秽；瓷裙损伤面积超过100mm2。
(2)导电杆端头过热、烧损、熔接。
(3)漏油、严重渗油、油标上见不到油面。
(4)绝缘油老化，油色显著变深。
(5)外壳和散热器大部分脱漆，严重锈蚀。
(6)有异音、放电声、冒烟、喷油和过热现象等。
第4.1.8条 配电变电器并列运行应符合下列条件：
(1)额定电压相等，电压比允许相差±0.5%。
(2)阻抗电压相差不得超过10%。
(3)结线组别相同。
(4)容量比不得超过3∶1。第4.1.9条 变压器并列前应作核相试验，并列运行后，应在低压侧测量电流 分配，在最大负荷时，任何一台变压器都不应过负荷。
第二节 配
变
站
第4.2.1条 配变站的巡视、检查、维护、试验周期按表4-2规定执行。
表4-2 配变站(包括箱式)的巡视、检查、维护、试验周期
第4.2.2条 配变站的巡视、检查内容：
(1)各种仪表、信号装置指示是否正常。
(2)各种设备、各部接点有无过热、烧伤、熔接等异常现象；导体(线)有无断 股、裂纹、损伤；熔断器接触是否良好；空气开关运行是否正常。
(3)各种充油设备的油色、油温是否正常，有无渗、漏油现象；呼吸器中的变 色硅胶是否正常。
(4)各种设备的瓷件是否清洁，有无裂纹、损坏、放电痕迹等异常现象。
(5)开关指示器位置是否正常。
(6)室内温度是否过高，有无异音、异味现象：通风口有无堵塞。
(7)照明设备和防火设施是否完好。
(8)建筑物、门、窗等有无损坏；基础有无下沉；有无渗、漏水现象，防小动 物设施是否完好、有效。
(9)各种标志是否齐全、清晰。
(10)周围有无威胁安全、影响运行和阻塞检修车辆通行的堆积物等。
(11)接地装置连结是否良好，有无锈蚀、损坏等现象。
第4.2.3条 仪表、保护装置等设备的运行，参照部颁有关专业规程。
第三节 柱上油断路器和负荷开关
第4.3.1条 柱上开关设备的巡视，清扫周期与线路的周期相同，柱上油断路 器、油负荷开关绝缘电阻测量每两年进行一次，大修周期不应超过五年，操作频 繁的开关应缩短大修周期。
第4.3.2条 巡视检查内容：
(1)外壳有无渗、漏油和锈蚀现象。
(2)套管有无破损、裂纹、严重脏污和闪络放电的痕迹。
(3)开关的固定是否牢固：引线接点和接地是否良好；线间和对地距离是否足 够。
(4)油位是否正常。(5)开关分、合位置指示是否正确、清晰。
第4.3.3条 交接和大修后的柱上开关，应进行下列试验，合格后方可投入运 行，其试验项目及其标准如下：
(1)绝缘电阻测量：用2500V兆欧表，绝缘电阻值不低于1000MΩ。
(2)每相导电回路电阻测量：导电回路电阻值不宜大于500μΩ。
(3)工频耐压试验：工频耐压试验值按表4-3规定。
表4-3 柱上开关工频耐压试验值kV
(4)绝缘油试验：按附录2附表2-4规定。
第4.3.4条 通过开关的负荷电流应小于其额定电流，断路器安装点的短路容 量应小于其额定开断容量。
第四节 隔离开关和熔断器
第4.4.1条 隔离开关、熔断器的巡视、检查、清扫周期与线路的周期相同。其巡视、检查内容如下：
(1)瓷件有无裂纹、闪络、破损及脏污。
(2)熔丝管有无弯曲、变形。
(3)触头间接触是否良好，有无过热、烧损、熔化现象。
(4)各部件的组装是否良好，有无松动、脱落。
(5)引线接点连接是否良好，与各部间距是否合适。
(6)安装是否牢固，相间距离、倾斜角是否符合规定。
(7)操作机构是否灵活，有无锈蚀现象。
第4.4.2条 检查发现以下缺陷时，应及时处理：
(1)熔断器的消弧管内径扩大或受潮膨胀而失效。
(2)触头接触不良，有麻点、过热、烧损现象。
(3)触头弹簧片的弹力不足，有退火、断裂等情况。
(4)机构操作不灵活。
(5)熔断器熔丝管易跌落，上下触头不在一条直线上。
(6)熔丝容量不合适。
(7)相间距离不足0.5m，跌落熔断器安装倾斜角超出15°～30°范围。
第4.4.3条 熔断器遮断容量应大于其安装点的短路容量；通过隔离开关和熔 断器的最大负荷电流应小于其额定电流。
第五节 电容器 第4.5.1条 电容器的巡视、检查、清扫与所在线路设备同时进行。
第4.5.2条 巡视检查内容：
(1)瓷件有无闪络、裂纹、破损和严重脏污。
(2)有无渗、漏油。
(3)外壳有无鼓肚、锈蚀。
(4)接地是否良好。
(5)放电回路及各引线接点是否良好。
(6)带电导体与各部的间距是否合适。
(7)开关、熔断器是否正常、完好。
(8)并联电容器的单台熔丝是否熔断。
(9)串联补偿电容器的保护间隙有无变形、异常和放电痕迹。
第4.5.3条 发现下列情况应停止运行，进行处理：
(1)电容器爆炸、喷油、漏油、起火、鼓肚。
(2)套管破损、裂纹、闪络烧伤。
(3)接头过热、熔化。
(4)单台熔丝熔断。
(5)内部有异常响声。
第4.5.4条 电容器运行中的最高温度不得超过制造厂规定值。
第4.5.5条 电容器的保护熔丝可按电容器的额定电流的1.2～1.3倍进行整 定。
第五章 防雷与接地
第5.0.1条 防雷装置应在雷季之前投入运行。
第5.0.2条 防雷装置的巡视周期与线路的巡视周期相同。
第5.0.3条 防雷装置检查、试验周期为：
避雷器绝缘电阻试验
1～3年
避雷器工频放电试验
1～3年
第5.0.4条 FS型避雷器的绝缘电阻应大于2500MΩ。
第5.0.5条 FS型避雷器的工频放电电压应在表5-1和表5-2的规定范围内。
表5-1 FS型普通阀型避雷器工频放电电压
注：表中分子为新品或大修后数值、分母为运行中避雷器要求满足的数值。
表5-2 低压阀型避雷器工频放电电压
第5.0.6条 接地装置的巡视、检查与其设备的巡视检查同时进行。
第5.0.7条 柱上变压器、配变站、柱上开关设备、电容器设备的接地电阻测 量每二年至少一次；其他设备的接地电阻测量每四年至少一次。接地电阻测量应 在干燥天气进行。
第5.0.8条 总容量100kVA及以上的变压器其接地装置的接地电阻不应大于4 Ω，每个重复接地装置的接地电阻不应大于10Ω：总容量为100kVA以下的变压 器，其接地装置的接地电阻不应大于10Ω，且重复接地不应少于3处。
第5.0.9条 中性点直接接地的低压电力网中的零线，应在电源点接地；在配 电线路的干线和分干线(支线)终端处，应重复接地；在线路引入车间或大型建筑物 处，也应将零线重复接地。
第5.0.10条 柱上开关、隔离开关和熔断器的防雷装置，其接地装置的接地电 阻，不应大于10Ω。
第5.0.11条 配变站的接地装置的接地电阻不应大于4Ω。
第5.0.12条 有避雷线的配电线路，其杆塔接地电阻不宜大于表5-3所列数 值。
表5-3 电杆的接地电阻
第5.0.13条 接地引下线与接地装置应可靠连接。接地引下线一般不与拉线、拉线抱箍相接触。
第六章 事 故 处 理
第6.0.1条 事故处理的主要任务：
(1)尽快查出事故地点和原因，消除事故根源，防止扩大事故。
(2)采取措施防止行人接近故障导线和设备，避免发生人身事故。
(3)尽量缩小事故停电范围和减少事故损失。
(4)对已停电的用户尽快恢复供电。
第6.0.2条 配电系统发生下列情况时，必须迅速查明原因，并及时处理。
(1)断路器掉闸(不论重合是否成功)或熔断器跌落(熔丝熔断)。(2)发生永久性接地或频发性接地。
(3)变压器一次或二次熔丝熔断。
(4)线路倒杆、断线；发生火灾、触电伤亡等意外事件。
(5)用户报告无电或电压异常。
第6.0.3条 运行单位为便于迅速、有效的处理事故，应建立事故抢修组织和 有效的联系办法。
第6.0.4条 高压配电线路发生故障或异常现象，应迅速组织人员(包括用电监 察人员)对该线路和其相连结的高压用户设备进行全面巡查，直至故障点查出为止。
第6.0.5条 线路上的熔断器或柱上断路器掉闸时，不得盲目试送，必须详细 检查线路和有关设备，确无问题后，方可恢复送电。
第6.0.6条 中性点不接地系统发生永久性接地故障时，可用柱上开关或其他 设备(如用负荷切断器操作隔离开关或跌落熔断器)分段选出故障段。
第6.0.7条 变压器一、二次熔丝熔断按如下规定处理：
(1)一次熔丝熔断时，必须详细检查高压设备及变压器，无问题后方可送电。
(2)二次熔丝(片)熔断时，首先查明熔断器接触是否良好，然后检查低压线 路，无问题后方可送电，送电后立即测量负荷电流，判明是否运行正常。
第6.0.8条 变压器、油断路器发生事故，有冒油、冒烟或外壳过热现象时，应断开电源并待冷却后处理。
第6.0.9条 事故巡查人员应将事故现场状况和经过做好记录(人身事故还应记 录触电部位、原因、抢救情况等)，并收集引起设备故障的一切部件，加以妥善保 管，作为分析事故的依据。
第6.0.10条 事故发生后，运行单位应及时组织有关人员进行调查、分析，制 订防止事故的对策。并按有关规定提出事故报告。
第6.0.11条 事故处理工作应遵守本规程和其他有关的部颁规程的规定。紧急 情况下，可在保障人身安全和设备安全运行的前提下，采取临时措施，但事后应 及时处理。
第6.0.12条 运行单位应备有一定数量的物资、器材、工具作为事故抢修用 品。
第七章 技 术 管 理
第一节 技 术 资 料
第7.1.1条 运行部门应备有以下主要技术资料：
(1)配电网络运行方式图板或图纸。
(2)配电线路平面图。
(3)线路杆位图(表)。
(4)低压台区图(包括电流、电压测量记录)。
(5)高压配电线路负荷记录。
(6)缺陷记录。
(7)配电线路、设备变动(更正)通知单。
(8)维护(产权)分界点协议书。
(9)巡视手册。
(10)防护通知书。
(11)交叉跨越记录。(12)事故、障碍记录。
(13)变压器卡片。
(14)断路器、负荷开关卡片。
(15)配变站巡视记录。
(16)配变站运行方式结线图。
(17)配变站检修记录。
(18)配变站竣工资料和技术资料。
(19)接地装置布置图和试验记录。
(20)绝缘工具试验记录。
(21)工作日志。
第7.1.2条 运行部门应备有下列规程：
(1)电力工业管理法规。
(2)架空配电线路及其设备运行规程。
(3)电业安全工作规程(电力线路部分)。
(4)电力设施保护条例。
(5)架空配电线路设计技术规程。
(6)电力设备过电压保护设计技术规程。
(7)电力设备接地设计技术规程。
(8)电气装置安装工程施工及验收规范(10kV及以下架空配电线路篇)。
(9)电业生产人员培训制度。
(10)电气设备预防性试验规程。
(11)电业生产事故调查规程。
(12)配电系统供电可靠性统计办法。
(13)变压器运行规程。
(14)并联电容器装置设计技术规程。
第二节 缺 陷 管 理
第7.2.1条 缺陷管理的目的是为了掌握运行设备存在的问题，以便按轻、重、缓、急消除缺陷，提高设备的健康水平，保障线路、设备的安全运行。另一 方面对缺陷进行全面分析总结变化规律，为大修、更新改造设备提供依据。
第7.2.2条 缺陷按下列原则分类：
(1)一般缺陷。是指对近期安全运行影响不大的缺陷。可列入年、季检修计划 或日常维护工作中去消除。
(2)重大缺陷。是指缺陷比较严重，但设备仍可短期继续安全运行。该缺陷应 在短期内消除，消除前应加强监视。
(3)紧急缺陷。是指严重程度已使设备不能继续安全运行，随时可能导致发生 事故或危及人身安全的缺陷，必须尽快消除或采取必要的安全技术措施进行临时 处理。
第7.2.3条 运行人员应将发现的缺陷，详细记入缺陷记录内，并提出处理意 见，紧急缺陷应立即向领导汇报，及时处理。
第三节 设 备 标 志
第7.3.1条 配电线路及其设备应有明显的标志，主要标志内容如下：(1)配电线路名称和杆塔编号。
(2)配变站的名称或编号。
(3)相位标志。
(4)开关的调度名称和编号。
第7.3.2条 变电所配电线的出口和配变站的进、出线应有配电线名称、编号 和相位标志。架空配出线的标志设在出线套管下方(或构架上)。电缆配出线的标志 设在户外电缆头下方。
第7.3.3条 每基杆塔和变压器台应有名称和编号标志，标志设在巡视易见一 侧，同一条线路标志应设在一侧。
第7.3.4条 导线的三相用黄、绿、红三色标志。下列杆塔应设有相色标志。
(1)每条线的出口杆塔。
(2)分支杆。
(3)转角杆。
第7.3.5条 配电站(包括箱式)和变压器应有警告牌。
第四节 电 压 管 理
第7.4.1条 配电运行人员应掌握配电网络中高压线路和低压台区的电压质量 情况，运行部门要采取技术措施，为提高供电电压质量而努力。
第7.4.2条 供电局供到用户受电端(产权分界点)的电压变动幅度应不超过受电 设备(器具)额定电压的下列指标范围：
1～10kV用户 ±7%；
低压动力用户 ±7%；
低压照明用户 +5%～10%。
第7.4.3条 配电线路的电压损失，高压不应超过5%，低压不应超过4%。
第7.4.4条 低压网络每个台区的首、末端每年至少测量电压一次。
第7.4.5条 有下列情况之一者，应测量电压：
(1)投入较大负荷。
(2)用户反映电压不正常。
(3)三相电压不平衡，烧坏用电设备(器具)。
(4)更换或新装变压器。
(5)调整变压器分接头。
第五节 负 荷 管 理
第7.5.1条 配电变压器不应过负荷运行，应经济运行，最大负荷电流不宜低 于额定电流的60%，季节性用电的专用变压器。应在无负荷季节停止运行。
第7.5.2条 变压器的三相负荷应力求平衡，不平衡度不应大于15%，只带少 量单相负荷的三相变压器，零线电流不应超过额定电流的25%，不符合上述规定 时，应将负荷进行调整。不平衡度的计算式为：
不平衡度00最大电流最小电流10000
最大电流 第7.5.3条 变压器熔丝选择，应按熔丝的安—秒特性曲线选定。如无特性曲 线可按以下规定选用。
(1)一次熔丝的额定电流按变压器额定电流的倍数选定，10～100kVA变压器 为1～3倍，100kVA以上变压器为1.5～2倍。
(2)多台变压器共用一组熔丝时，其熔丝的额定电流按各变压器额定电流之和 的1.0～1.5倍选用。
(3)二次熔丝的额定电流按变压器二次额定电流选用。
(4)单台电动机的专用变压器，考虑起动电流的影响，二次熔丝额定电流可按 变压器额定电流的1.3倍选用。
(5)熔丝的选定应考虑上下级保护的配合。
附录A 架空线路污秽分级标准
附录B 变压器试验标准
一、绝缘电阻测量
使用额定电压为1000～2500V的兆欧表进行测量，其值不低于出厂值的 70%。(附表2-1为换算到同一温度后比较)。
附表2-1 绝缘电阻换算系数
变压器绝缘电阻测量工作，应在气温5℃以上的干燥天气(湿度不超过75%)进行，测量时断开其他设施，擦净套管，测量变压器的温度，绝缘电阻值不应低 于附表2-2规定。
二、工频耐压试验
(1)绝缘电阻值低于允许值时，不得进行耐压试验。
(2)新产品和大修后的变压器按附表2-3规定值试验合格。
附表2-2 变压器的绝缘电阻允许值(MΩ)
附表 2-3 工频耐压试验值
注：运行中非标准的变压器，如需做工频耐压试验，可按大修后规定值进 行。括号中数字为1965年以前的产品的规定值。
三、直流电阻试验
(1)检查变压器分接头位置是否正常，回路的连接是否良好。(2)三相线间直流电阻的不平衡度按下式计算不大于百分之二。
不平衡度三相最大值最小值1000
平均值0
四、绝缘油简化试验
1.绝缘油的标准按附表2-4规定。
附表2-4 绝 缘 油 标 准
2.为使试验值正确反映绝缘油状况，应注意做好以下几项工作：
(1)取油样的专用瓶必须用白土洗净，进行干燥后才可使用。
(2)取油样必须在干燥天气进行。
(3)取油样前应将变压器放油栓上的污秽擦净、取样后应将瓶盖严，保持干 净，防止受潮。
附录C 本规程用词说明
一、本规程根据要求严格程度，采用以下用词：
(1)表示很严格，不允许选择的用词：
正面词采用“必须”；
反面词采用“严禁”。
(2)表示严格，在正常情况下不允许选择的用词：
正面词采用“应”；
反面词采用“不应”或“不得”。
(3)表示允许稍有选择，在条件许可时，应首先选择作的用词：
正面词采用“宜”或“可”；
反面词采用“不宜”。
二、条文中必须按指定的标准、规范或有关规定执行的写法为“应按„„执 行”或“应符合„„的要求或规定”。如条文中非必须按指定的标准、规范执行 的写法为“可参照„„”。
附录D “架空配电线路及设备运行规程”
主要条文说明
1.第1.0.1条
本条指出本规程的适用范围。本规程适用于电力系统10kV及以下的运行中架 空配电线路，对工业企业和有特殊规定架空配电线路，应符合有关国家标准或专 业标准的规定。
2.第1.0.3条
全国各地的维护界限的规定各不相同，考虑到各地现行的规定，故对维护界 限不作统一的规定。为了搞好管理，一个地区或一个供电局应有统一的明文规定。
3.第1.0.5条
因我国地域广大，情况各不相同，因此各地供电部门可以根据本规程并结合 本地区的具体情况，制订现场运行规程，但一般不应低于本规程规定的标准。
4.第2.0.1条
防护是配电线路运行工作中重要的项目之一，因此运行人员必须认真执行国 务院发布的“电力设施保护条例”，把线路防护工作做好。由于“电力设施保护 条例”是运行单位必备的文件，因此本规程不再重叙。
5.第3.1.3条
线路巡视周期以及后面规定的变压器、开关等设备的巡视、检查、试验周期 的规定，主要根据大多数供电局的运行经验，按照全国大部分地区都能适用的原 则来规定的。
6.第3.1.5条
本条规定登杆检查为5年至少一次，是根据目前大多数地区的配电线路绝缘 水平和设备完好程度较高，为提高供电可靠性，降低成本和工量的消耗而决定 的。从北京、上海等地的运行经验证明也是可行的。
7.第3.2.1条
本规程制订的运行标准是根据以往运行经验和计算确定的，它比《电气装置 安装工程施工及验收规范》第十二篇10kV及以下架空配电线路篇规定的标准要低 一些，因为验收规范规定的对象是新建线路，而运行规程规定的对象是已运行的 线路。新建线路经过一段时间的运行后，不能保持原先的状态，但仍可继续安全 运行。低于本规程的运行标准，应视为缺陷，及时予以处理。检修、改造时，凡 是线路变动的元件、设备，都应执行验收规范的标准。
8.第4.1.1条
负荷测量周期在长江以南地区，一般为每月1～2次，北方地区大多为每年 1～2次，但变压器的负荷率较低，高峰负荷一般在第四季度。综合两方面的情 况，确定测量负荷周期为每年至少一次。对于测量周期必须短的单位，可在现场 规程中规定。
9.第4.1.3条
新品和经过修、改后的变压器，应有出厂合格证。另外，由于运输、搬运可 能使内部结构松动或损伤：雨淋、搁置可能使绝缘物受潮，为确保配电系统安全 运行，在投运前，供电局的试验部门还要进行鉴定性试验。
10.第4.1.5条
搁置或停运六个月以上的变压器，投运前要重做鉴定性试验。在干燥、寒冷 地区的排灌专用变压器，本规程规定不宜超过8个月，是根据北方地区运行经验 决定的。
11.第四章第二节配变站
目前各地对6～10kV变压为380/220V的配电网中的变电部分名称很不统 一，有称配电站、配电所、变电站、变电亭等等，最近几年，各地又安装了一些 箱式配电站变电所。经讨论定名为“配电变压器站”，简称为“配变站”，它包 含了屋式和箱式的配电变压器站。
12.第4.2.1条
本条规定中提到保护装置、仪表、二次线等设备的检查，校验周期为每年一 次。而检查内容、校验内容在本节中未提到，因为本规程主要对象是架空线路，另外配电站在配网中结构简单，一般无保护装置等设备，如果将保护装置、仪 表、蓄电池等都列入规程将大大增加篇幅，为此文中未作规定，若需要时，请参 照专业规程，或在现场规程中规定。
13.第4.3.1条
柱上油负荷开关的大修周期、根据各地反映都不超过5年。频繁操作的开关 本条作了原则说明，因为这与开关性能、负荷大小，操作频繁程度等因素有关，问题比较复杂，各地应根据实际运行经验决定大修周期。
14.第4.3.3条
柱上油负荷开关的工频耐压值，GB311.1—83中规定10kV开关耐压值为 30kV、6kV开关耐压值为23kV，而水电部在电气设备预防性试验规程中规定，10kV断路器出厂试验工频耐压值为42kV：6kV断路器为32kV，这个值是根据 GB—311—64标准规定的，考虑到柱上开关过去都是按预防性试验规程做试 验，开关绝缘裕度较大，容易达到，另因开关不作冲击试验，故工频耐压相应的 作为等效冲击试验。
15.第6.0.8条
带油设备发生事故，要求待冷却后处理，主要是从安全方面考虑的。
16.第6.0.12条
本条规定了运行单位应有一定数量的备品，因配电生产所用器材消耗量大，补充也较容易，为减少积压物资。故固定备品一般不规定数量。
17.第7.4.1条
本规程只列出了资料的目录，没有列出具体的格式、内容。这是因为目前全 国各地表格式样、内容很不统一、管理记载方法也不一样、若规定统一格式，不 少单位要做大量的工作，改变传统的管理方法，涉及面较广，因此本规程仅作原 则规定，各地可根据本规程要求完善本地区的技术管理资料。
18.第7.4.2条
电压变动幅度的允许值是根据“全国供用电规则”规定的。是衡量电压质量 是否合格的标准。
供电局供到用户受电端的电压，不超过本条规定的电压变动幅度则供电电压 质量合格，否则，电压质量不合格。
电压变动幅度是指实际电压偏移额定值的大小，一般用相对值来表示：
U00UzUe100
Ue式中 U%——实际电压偏移额定电压的相对值； Ue——额定电压；
Uz——实际工作电压。
19.第7.4.3条
本条规定的电压损失是指线路输送负荷，电压从首端到末端降低了多少，一 般用相对值表示。
U00式中 ΔU%——电压损失；
U1——线路首端电压；
U2——线路末端电压。
线路增加负荷就会使线路增加电压损失，当电压损失超过本条规定值时，往 往会使线路末端的电压质量达不到上条要求，因此，当线路增加负荷时，在审核 设备和导线供电能力的同时还应验算电压损失是否符合本条规定。
20.第7.5.2条
三相负荷平衡，会使线损减少、电压质量提高、设备的使用寿命增加，在三 相四线制低压网内，当三相负荷不平衡度不超过15%时，中性点电压的位移一般 不超过5%。
只带少量单相负荷时是指变压器的负荷很小或者专用变压器正常负荷停用 后，只有单相照明负荷，为了减少线路投资和便于控制，允许零线电流在不超过 额定电流的25%情况下运行，这和“变压器运行规程”规定是一致的。
本规程及条文说明主要起草人：徐德征、顾三立、胡健英、银景德、蔡钧、刘忠辉。
U1U2100
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