监护人的姓名以及操作的起止时间；
d） 操作票上操作项目必须按操作顺序填写，不得涂改或加以备注。操作票应保存三个月，作废的操作票应加盖“作废”图章。
6.1.3 倒闸操作应由两人进行，并严格执行监护制。接受命令，审核操作票及监护应由技术较熟练者担任，操作人负责填写操作票。 6.1.4 操作步骤如下：
a） 受令人向当值调度员核对已填好的操作票。当得到当值调度员同意和立即执行的命令后， 监护人会同操作人到模拟图板前按操作顺序演习，并调整运行模拟图板。
b） 配带好安全工具后，监护人携带操作票、钥匙与操作人同到操作地点。
c） 监护人按操作票上顺序逐项给操作人发布操作指令，操作人核对设备编号及现状无误，复诵一遍，监护人认可后，将钥匙交给操作人，方可进行操作。每项操作完后，必须检查操作质量是否符合要求，符合监护人在每项左边打“√”,然后再进行下一项操作。
d） 操作完成后，监护人在操作票上记上完成时间。
e） 操作完毕后，向当班调度员汇报，并在操作票上加盖“已执行”章和填写各种记录。
6.1.5 在发生火灾，人身触电及设备损坏事故时，为了迅速切除故障，限制事故的发展，可不填写操作票和可不经当班调度员许可进行操作。但事后应立即报告当班调度员和上级领导，并填写记录。 6.1.6 下列情况可不填写倒闸票：
a） 拉合断路器的单一操作；
b） 拉开或拆除全站仅有的一把接地刀闸或仅有的一组接地线； c） 事故处理；
d） 在未投运设备上进行操作；
6.1.7 上述不填写倒闸操作票的操作，仍然必须严格执行监护制，并在记录薄上作好记录。 6.2 倒闸操作的技术规定 6.2.1 线路开关的操作
a） 送电时：先合上母线侧隔离开关，再合上线路侧隔离开关，最后合上断路器。 b） 停电时：先拉开断路器，再拉开线路侧隔离开关，最后拉开母线侧隔离开关。 6.2.2 进线开关的操作
a） 送电时：先合上线路侧隔离开关，再合上母线侧隔离开关，最后合上断路器。 b） 停电时：先拉开断路器，再拉开母线侧隔离开关，最后拉开线路侧隔离开关。 6.2.3 电炉变的操作：
a） 送电操作：先合上母线侧隔离开关，后合上负荷侧隔离开关，再合上断路器； b） 停电操作：先拉开断路器，再拉开负荷侧隔离开关，最后拉开母线侧隔离开关； 6.2.4 接地刀闸的操作原则：
a） 合接地刀闸之前必须使用合格的验电器验明需接地侧确无电压，方可合接地刀闸。 b） 合接地刀闸时，应先检查地刀刀杆方向，防止误合地刀。
6.2.5 禁止用隔离开关拉合负荷电流，但允许用隔离开关进行下列操作：
a） 投切电压互感器，避雷器及220kv及以下空母线；
b） 改变变压器中性点接地运行方式，在35kV网中无接地故障时，投切中性点上的消 弧线圈；
c） 投切电压在35kV及以下，容量在1800千伏安以下的空载变压器；
d） 拉、合电压为10kV及以下，电流不大于15安的负荷电流（但必须是户外三联刀闸）； e） 拉、合电压为10kV及以下，电流在70安以下的环路均衡电流；
f） 与断路器并联的旁路刀闸，当断路器在合闸位置时，可拉、合断路器的旁路电流。 6.2.6 线路停送电操作的一般顺序
停电操作：
a） 除重合闸；
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b） 拉开断路器；
c） 拉开断路器两侧隔离开关； d） 验电；
e） 验明确无电压后立即装设接地线或合地刀。 送电操作顺序，按停电操作的相反顺序执行。 6.2.7 电力变压器停送操作的一般顺序
停电操作：
a） 拉开低压侧断路器； b） 拉开高压侧断路器；
c） 检查低压侧断路器确在开位； d） 拉开低压侧两侧隔离开关； e） 检查高压侧断路器确在开位； f） 拉开高压侧两侧隔离开关；
送电操作：按停电操作的相反顺序执行。
6.2.8 在拉开电压互感器时，必须考虑继电保护装置是否会因失压而误动作或拒动。否则应采取相应措施，如电压互感器因故障不能投运时，应考虑投入该组的避雷器，对用户专线还必须考虑高压计量。 6.2.9 10kV断路器检修时，应在母线侧隔离开关动触头上装设绝缘罩。停电操作时，装绝缘罩应在搭地线之前；送电操作时，拆绝缘罩应在拆除地线之后。 6.2.10 禁止对无保护的设备或线路进行送电操作。
7 一次设备
7.1 一次设备的巡迴检查
7.1.1 一次设备包括变压器、断路器、母线、隔离开关、电流互感器、电压互感器、电力电缆、 电容器、电抗器、防雷设备等。
7.1.2 对一次设备每小时进行一次巡回检查。
7.1.3 有下列情况之一，应分别对有关设备作特殊巡检：
a） 每次短路故障后；
b） 在设备检修后重新投入运行的设备；
c） 天气突变时（大风、雷雨过后、浓雾、冰冻及细雨）； d） 当发生系统接地时；
e） 设备处于过载或异常运行时。
7.1.4 一次设备均应按铭牌规定运行，负荷电流一般不应大于额定电流。 7.1.5 巡回检查项目：
a） 套管、瓷瓶等应无裂纹、无放电痕迹并保持清洁，悬式瓷瓶及金具应完好； b） 变压器瓦斯继电器内应无气体，瓦斯继电器到油枕间的阀门应打开； c） 导电部份，特别是接触部分，无明显过热现象。设备无放电现象；
d） 防雷设备的泄漏通道，中性点接地的回路以及构架设备外壳等接地应完好；
e） 导线应无断股，线夹无松动和变动，机构部份及构架应无异状或明显危及安全的现象； f） 储油设备油位无过高或过低现象，油色应正常，设备不漏油、防爆筒玻璃或压力释放阀应完
好，无喷油痕迹；
g） 变压器及断路器内部无噪音或杂音，无放电声，断路器机械指示器与实际相符； h） 电缆头不流液，无裂纹，无破损和放电痕迹；
i） 电力电容器外壳有无膨胀现象，有无液体渗出及监视灯是否完好，集合式电容器还应检查油
位、油色、油温应正常。电容器组的放电回路应完好； j） 真空断路器玻璃罩应完好，罩内清晰透明；
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k） SF6断路器的压力和温度，各部分及管道无漏气、振动声和异味，管道夹头正常； l） 弹簧操作机构的工作压力和储能状态在正常位置。
7.1.6 凡电力电缆、站用变压器、互感器，在动过接线后，必须核对相位，证明与原相位一致后，才能投入运行。 7.2 变压器
7.2.1 主变压器的正常运行及事故过负荷
7.2.1.1 主变压器必须根据厂家铭牌及规定冷却方式运行。110kV及以上中性点刀闸的投切，按照当值调度员的命令执行。
7.2.1.2 变压器运行电压，不得超过运行分接头额定电压的5%，同时电力变压器各线圈的电流，不得超过额定电流。电炉变压器的运行电流在变压器油温低于55℃时，不能超过当前分接位置额定电流的30%。
7.2.1.3 油浸式电力变压器的允许上层油温，应参照制造厂规定，但最高不得超过95℃，为了防止变压器油劣化过快，上层油温不宜经常超过85℃。
7.2.1.4 油浸风冷式电力变压器在风扇停止工作时的允许负荷和持续时间应遵守制造厂规定，制造厂无规定时，风扇停止工作允许带额定负荷的70%，连续运行的变压器。 7.2.1.5 强迫油循环水冷式变压器的使用，运行温度不能长时间超过55℃，运行温度达到85℃时必须停运变压器。
7.2.1.6 变压器投入运行的条件
a） 变压器应按照有关标准的规定装设保护和测量装置；
b） 冷却风扇或冷却油泵的附属电动机应有过负载、短路及断相保护； c） 变压器应装设指示顶层油温最高值的温度计； d） 变压器应装有远方测温装置；
e） 变压器应装有远方监视负载电流和顶层油温的装置；
f） 压力释放装置的安装应保证事故喷油畅通，并且不致喷入电缆沟、母线及其它设备上，必 要时应予遮挡；
g） 变压器应有铭牌，并标明运行编号和相位标志；
h） 变压器在运行情况下，应能安全地查看储油柜和套管油位、顶层油位、气体继电器，以及能 安全取气样等，必要时应装设固定梯子；安装油浸式变压器的场所应按有关设计规程规定设置消防措施和事故储油设施，并保持完好状态。
7.2.1.7 电力变压器允许的事故过负荷倍数及时间 事故过负荷与额定负荷之比 事故过负荷允许持续时间（分） 1．3 120 1．6 30 1．75 15 2．0 7．5 2．4 3．5 3．0 1．5 7.2.1.8 变压器每次事故过负荷运行时间及负荷电流均应记入值班记录内。 7.2.1.9 无载调压变压器的分接头变换须由生产技术科提出，并经主管副总批准后，由专责人员进行。分接位置调整后，未经线圈直流电阻测试合格后不准投运。
7.2.1.10 有载调压变压器分接头的调整，由当班调度指令变电值班员进行，值班员应将每次调整分接头档位作好记录。
7.2.1.11 新装变压器初次投运时，应由高压侧进行5次空载全电压冲击合闸，大修后变压器重新投运时应进行3次全电压冲击合闸，应无异常情况．第一次受电后持续时间不少于10分钟，励磁涌流不应引起保护装置误动；
7.2.1.12 变压器并列运行的条件：
a） 结线组别相同； b） 电压比相等； c） 短路电压相等。
电压比不同和短路电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下可以并列运行。
短路电压不同的变压器并列运行时，可适当提高短路电压大的变压器的二次电压，以使并列运行的
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变压器容量均能充分利用。
7.2.2 变压器的异常运行和事故处理
7.2.2.1 值班人员发现有下列异常现象，应立即报告当值班调度员及站长或有关领导，并加强监视。
a） 音响不正常，有加重和新的声音； b） 油温比正常情况高（在相同条件下）； c） 外壳漏油，油面低下； d） 油色变化；
e） 轻瓦斯保护连续动作。
7.2.2.2 变压器有下列情况之一，应立即停用，并立即向当班调度员和有关领导汇报，听候处理。
a） 内部音响很大而不均匀，有爆裂声；
b） 在正常冷却条件下，温度不正常地持续上升； c） 油枕或防爆管喷油；
d） 漏油使油面下降，以致看不见油位； e） 油色剧变，且出现炭质； f） 套管严重破坏和有放电现象。
7.2.2.3 变压器过负荷，应向当班调度员汇报，请求减少负荷。
7.2.3.4 变压器因漏油导致油位下降，这时禁止将瓦斯保护改为信号，应向当值调度员汇报，派专职人员来处理。
7.2.4 瓦斯保护动作的处理
7.2.4.1 主变瓦斯保护动作，应检查变压器有无异状，特别是检查瓦斯继电器玻璃内有无气体存在，如有，应立即鉴定气体的性质及颜色。
7.2.4.2 收集瓦斯继电器内气体不必停用变压器，重瓦斯保护仍接于跳闸。收集瓦斯继电器内气体，可用无色透明的玻璃瓶以便查看气体的颜色，动作需快，否则气体颜色就会消失。放气可用耐油橡胶或聚氯乙稀管，将气体引入瓶底（瓶口向上），取气时，可慢慢开启瓦斯继电器采气阀门，使气体慢慢进入瓶底，并将瓶内较轻的空气排出，但需注意不要把油排至瓶内。收集气体，检查可燃性时，应把火由瓶口慢慢伸入瓶底而不应一下把火投入瓶内。
7.2.4.3 若气体无色、无味、不燃，说明内有空气，变压器可继续运行。
7.2.4.4 若为黄色不易燃的气体，说明木质故障，淡灰色且带有烈性臭味的气体，说明是线或纸板故障；灰色和黑色易燃气体说明是油故障，这几种气体存在，应立即启用备用变压器。若无备用变压器，则请求当值调度员停用故障变压器，并报告有关领导。
7.2.4.5 重瓦斯保护跳闸，未经鉴定不许投入运行。若经鉴定，确定变压器内部有故障，未经检查和试验合格，不许投入。若经鉴定，确认此变压器无内部故障，跳闸是瓦斯保护本身故障引起，经公司主管领导同意后，可停用瓦斯保护投入此变压器，但其余保护必须投入。 7.2.5 变压器自动跳闸和灭火
7.2.5.1 变压器自动跳闸，应检查是什么保护动作，变压器外部有无异状。
差动保护动作，应检查是否由主变外部故障引起，如差动保护范围内的主变套管、引线、穿墙套管、变刀等处接地短路。若有，排除故障并对变压器试验后可向当值调度员申请试送。若没有外部故障，应认为主变内部已发生故障，未经有关部门检查试验，任何人不得投入主变。
若当时是速断，过流保护动作，则故障可能发生在主变外部，切除故障后可向当值调员申请试送。 7.2.5.2 变压器起火时，应先将变压器的所有各侧断路器及隔离开关拉开，若顶端有油有燃烧，则应打开底部油阀放油，使油面低于着火点。值班员可用灭火器及砂子灭火，并通知消防部门。 7.3 断路器
7.3.1 断路器的正常运行
7.3.1.1 新投入运行的断路器和它的传动机构应在三个月内进行一次检查，以后每三年至少应大修一次。
7.3.1.2 运行中的SF6断路器应定期测量SF6气体水份和空气含量。
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7.3.1.3 断路器投运必须具备的条件：
a) 断路器及操动机构应安装牢固，油漆完整，相位色标正确，外表清洁； b) 电气连接牢靠，接触良好；
c) SF6断路器气体压力降低时闭锁装置能发出相应的信号；
d) 断路器高压及保护整组传动试验正确，操作机构的闭锁、报警信号正确。 e) 操作机构正常且与微动触点对应的信号位置相符；
f) 机构箱的密封垫应完整，电缆穿孔封堵应完好，加热器良好，温控开关在标准范围内； g) 真空断路器应配有限制操作过电压的保护装置；
h) 断路器及其相应的刀闸应有五防闭锁装置，闭锁装置应有专用的解锁工具； i) 断路器应有运行编号和名称牌； j) 断路器远控、就地分合闸正确。 7.3.2 断路器事故运行及其处理
7.3.2.1 运行中真空断路器严重漏气、变色或玻璃罩破裂时绝对不准用来切断负荷电流，应立即切除该断路器的保护及操作电源。此时，上一级断路器的保护作为该回路的保护。
7.3.2.2 电动操作的断路器拒绝跳闸时，应检查跳闸回路元件、控制和保护电源是否正常，如检查所需时间较长，应手动使其跳闸，然后进行处理。 7.3.2.3 断路器拒绝合闸时，首先应检查防误装置是否符合闭锁条件。如正确再检查操作电源的电压，检查合闸回路的保险是否熔断和有无断线情况，检查操作机构有无故障以及信号灯指示有无错误，若一切正常可再合闸一次。
7.3.2.4 当SF6断路器气压降到发出“压力警报”信号，或降到发出“压力闭锁”信号时应立即报告调度，并检查压力表，如由于温度变化引起压力降低应立即补气。如由于漏气引起压力下降，应联系调度采取倒负荷或代路的办法，将负荷转移后，停电处理。
7.3.2.5 严禁用操作机构中提供的检修“千斤顶”进行带负荷合闸。
7.3.2.6 SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班人员接近设备时要谨慎，尽量选择从上风口接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。如断路器在室内时，应先开启事故排风装置进行排风，再进入室内。
7.3.2.7 手车断路器不能运行时，可用完好的相同型号备用手车断路器互换。 7.3.2.8 如发现下列现象之一时，应申请立即停电处理：
a） 断路器的内部有爆裂声； b） 套管严重破损；
c） SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号； d） 真空断路器出现破坏真空的丝丝声。
e） 断路器温度持续不断升高，应立即停止断路器运行。 7.4 隔离开关及接地刀闸
7.4.1 隔离开关接触部份过热，应向当班调度员汇报，请求减轻负荷，并加强监视。如温度不断上升，则应通知主管领导申请尽快停用，进行处理。
7.4.2 发现隔离开关操作机构不灵，应查明原因，尽可能进行消除，切不可猛推猛拉，引起瓷瓶及操作机构损坏。
7.4.3 当发生误操作隔离开关时，无论在任何情况下，后果如何，都不允许将已误操作的隔离开关恢复到原位置。
7.4.4 用隔离开关拉开中性点之前，要检查系统上确无接地故障，方可进行操作。 7.5 互感器
7.5.1 电流互感器二次侧开路，将产生高压危及人身安全，造成设备损坏，应及时向当值调度员汇报。在处理电流互感器开路时一定要将负荷减小或使负荷为零，应停用相应保护装置。没有切实的安全措施和把握时，应申请停电处理。
7.5.2 电流互感器或电压互感器高压绝缘击穿或有内部故障需停用时，必须向当班调度员要求用断路
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