变电运行规程要点.docx

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变电运行规程要点

QB/NYDL/WI750—38—1014

赵河变电站

现场规程

方城县电业局

说明

本规程的制定是根据上级有关规程之规定，并结合我站设备实际运行特点，为便于值班人员有章可循或学员学习之用；特制订了我站“现场运行规程”及“事故处理”两大部分。

由于时间仓猝，加之编写人员水平有限，编写内容可能不够完善，有待今后实践中逐步完善补充，望同志们在学习使用当中发现有错误之处请予以纠正。

现特呈请上级局领导申阅并指正。

待批准后，我站方可正式施用。

赵河站校对：

审核人：

审核日期：

目录

一、一次设备运行规程

1、主要设备技术参数

2、正常情况下的巡视检查及维护项目

3、正常运行操作注意事项

4、异常运行及事故情况下的分析、检查、处理

5、投运前和检修后的验收项目

二、继电保护及自动装置现场运行规程

1、保护及自动装置配置情况

2、保护的电流、电压取向及保护范围

3、正常运行方式下有关保护及自动装置压板的位置

4、正常倒闸操作及运行方式倒换时，有关保护及自动装置压板的投、退操作方法及注意事项

5、保护装置的巡视、维护注意事项

6、异常运行及事故情况下的分析、检查、处理

7、投运前和检修后的验收项目

三、直流、站用电系统现场运行规程

1、设备系统接线图及正常运行方式

2、正常巡视检查、维护项目

3、运行操作注意事项

4、异常情况及事故处理

一、一次设备运行规程

1、主要设备技术参数

赵河变电站35KV母线为单母线接线方式，进线侧刀闸为GW5-35G/600A，操作机构为CS-17，母线避雷器为FZ-35阀型避雷器，母线为钢芯铝绞线LGJ-95。

351南刀闸为GW5-35G/600A，操作机构为CS-G.。

高压油断路器为DW1-35配CD2-XG/600A，沈阳高压开关厂的产品。

主变压器是南阳电力变压器厂的SZ9节能型产品，容量为3150KVA，接线方式为Y/d-11，10KV电压的断路器均为SN10-10/600A,操作机构为CD10-1型为六台。

10KV母线为LMY-6×60，10KV母线电压表为JSJW-10/0.1KV，10KV母线刀闸均为GN8-10系列。

电流互感器：

赵101为LFC-10200/5、赵面LA-1050/5、赵砦LFC-10100/5、赵吴、赵中LA-1075/5、赵平LFZ-1050/5。

2、正常情况下的巡视检查及维护项目

（一）变压器运行：

变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规范执行；

a）变压器运行时上层油温一般不超过85℃，运行温升不得超过55℃；

b）严禁变压器过负荷运行，过负荷期间按《运规》要求执行；

c）设备正常巡视和检查项目以及特殊巡视项目及巡视时间应按《运规》要求执行；

d）大小修及予试后变压器应严格按照《检修工艺规程》、《预防性试验规程》中规定的项目履行检查，验收合格后方可投运；

e）变压器调档应做好记录，当负荷达170A时，一般不进行调档操作；

（二）高压开关运行：

a）油开关应有明显的油位指示线，油位正常环境温度在1/2处，冬季不低于1/4处，夏季不高于3/4处；

b）油开关采用国标25号油；

c）高压开关与同回路刀闸采用“五防”闭锁装置；

d）按《运规》中规定的巡视检查项目详细进行检查。

（三）配电装置运行

a）应符合《运规》中规定的各项要求（包括防误闭锁装置防雷设备及接地装置，电力电览、电容器、阻波器、耦全电容器、母线、低压配电装置、隔离开关、互感器、消弧线圈的运行）

b）在变电站生产区内，不准堆积杂草和种植高杆作物，不得饲养动物；

c）站用变禁止带外负荷。

3、正常运行操作注意事项

（一）变压器操作注意事项

（1）操作前检查负荷情况

（2）认真按照《运规》的要求进行

（二）开关操作注意事项

（1）缺油开关仅作为刀闸使用

（2）开关电动操作时，控制把手必须按分解动作进行，“预合位置、合闸位置；预跳位置、跳闸位置”，在“预合”或“预跳”位置时，发出闪光信号，引起操作人员注意，此时稍停一下，再次核对设备编号，确认无误后再进行操作。

控制把手扭向“合闸位置”时稍停约两秒钟，以免返回过快使开关合不上闸

（3）开关操作跳、合闸后，操作人应进行必要的检查

（4）开关电动合闸时，监护人、操作人应注意监视表计、灯光信号显示是否正常，有无异常报警，以防合闸接触器接点打不开烧坏合闸线圈

1.（三）刀闸操作注意事项按：

（1）、赵351南、博姬赵支2甲刀闸合闸时，用力不能过猛。

开始合闸时应慢，后期应迅速。

（2）、发现误合刀闸时，不得再拉开。

（3）、误拉刀闸时，发现大的弧光，但未造成短路时，应迅速合回。

但如刀闸已全部拉开，则不许将误拉刀闸再合上。

2.（四）操作必须由两人进行，正值受令并进行监护，副值操作。

7、操作中听到调度电话，应停止操作，收听电话，弄清原因，再继续操作。

8、电气设备的倒闸操作顺序按《运规》中倒闸操作规定执行。

4、异常运行及事故情况下的分析、检查、处理

电气设备的异常现象是电气设备故障和事故的前兆。

运行值班人员的主要职责就是要及时发现和消除缺陷，把事故隐患消灭在萌芽状态。

以确保安全供用电。

变电所内某一设备或全所发生异常运行状态时，运行人员必须尽早作出判断，尽快予以处理。

在异常和事故处理中，时间是十分宝贵的，提早一分一秒，都会制止异常状态的进一步扩展，减少系统和用户的损失。

第一部分变压器的异常分析及处理

变压器内部故障，造成事故之前及发生事故的最初阶段，一般都会有异常情况出现。

所以，通常变压器出现异常情况，可能是要发生事故的先兆。

因为，内部故障多是由轻微到严重发展的。

当值班人员发现变压器有以下异常情况，应立即汇报调度和有关上级并将详细情况作好记录，分析判断是否属于变压器本身问题。

可能影响变压器安全的，应立即转移负荷，投入备用变压器或备用电源，使有异常的变压器停电检查，若无备用变压器，应加强监视，转移负荷及供电质量时应停电检查处理：

一、声音异常

正常变压器的声音，应是均匀的“嗡嗡”声，这是因为变压器的内部结构是绕组绕在铁芯上，铁芯是由导磁率较高的薄硅钢片叠成经夹紧部件连成一体，与绕组中在是电流流过时，励磁电流的磁场作用使硅钢片振动，同时绕组之间电磁力作用也将引起振动的响声。

如果声音不均匀或有其它异音，都属不正常，但不一定都是内部异常。

1、内部有较高且沉重的“嗡嗡”声，可能是过负荷，由于电流大，铁芯振动力增大引起。

可根据变压器负荷情况鉴定，并加强监视。

2、内部短时的“哇哇”声。

一种可能是电网中发生过电压，如中性点不接地电网中有单相接地故障或铁磁谐振；另一种可能是大动力设备起动，负荷变化大，因高次谐波作用产生。

可根据当时有无接地信号，电压、电流表指示情况，有无负荷摆动来判定。

3、内部有尖细的“哼哼”声，可能是系统中有无铁磁谐振现象，也可能是系统中有一相断线或单相接地故障。

“哼哼”声会忽粗忽细，可参考有无接地信号，电压表指示，绝缘监察电压表指示情况判断。

4、系统内发生短路或接地故障，变压器内部通过短路电流而发生很大的噪声，声音持续时间很短，可根据有无接地信号及断路器跳闸情况而判断。

5、内部有“吱吱”声或“劈啪”响声，可能是内部有放电故障。

如铁芯接触不良、分接开关接触不良，内部引线对外壳放电等。

6、内部个别零件松动，发出异音。

如负荷突变，个别零件松动，内部有“叮铛”声；轻负载时，某些离开叠层的硅钢片振动发出“营营”声；铁芯松动，内部有强烈不均匀的噪声。

7、内部响声大，不均匀，有放电爆裂声。

这种情况，加上振动大，可能由于铁芯穿芯螺丝松动，硅钢片振动而破坏片间绝缘层，引起局部过热。

内部“吱吱”声大，可能是由于线圈或引线对油箱等闪络放电，或是铁芯接地断线，使铁芯对外壳产生感应高电压放电引起。

放电的电弧会使绝缘损坏。

在这种情况下，应立即投入备用电源或备用变压器，将故障变压器停止运行。

8、变压器连续的声响中有“噼啪”的放电声，这可能是因变压器内部或外部发生局部放电所致，如是外部放电，在夜间或阴雨天气下可看到变压器套管附近蓝色的电晕或火花，说明绝缘子有严重污秽或设备线夹接触不良，此情况应加强监视，尽快安排检修，或带电处理，以避免发展成为事故。

如套管上有大的破损和裂纹，表面上有放电及电弧闪络时，会使套管的绝缘击穿，剧裂发热，表面膨胀不均，严重时会爆炸，此时认为变压器已经失去了正常运行的功能，应立刻将故障变压器停运，用备用变压器继续供电。

在上述中前四种情况，属外部内素引起，应加强监视，而第5.6条则可能属内部内素造成，如经判定是内部问题时，为防止变压器损坏，应投入备用变压器，将故障变压器停电检查。

等候上级主管部门的处理。

变压器运行中的异音较复杂，检查时要注意以下几点：

（1）观察电压、电流表指示变化，保护、信号装置动作是否同时发生。

（2）用手或绝缘杆敲击油箱外部附件或引线，判断响声是否来自外部设备。

借助于听音棒可细听内部声音变化。

（3）在几个不同位置听响声，并注意排除变压器以外的其它声音。

（4）不同天气条件下，或不同时间，不同运行状态下巡视检查，仔细观察和听其响声。

（5）注意发生异音的同时，有关系统、设备的运行状况和动作情况。

（6）必要时取油样送交做色谱分析，检测内部有无过热、局部放电等潜伏性故障。

二、变压器温度异常

由于运行中的变压器内部的铁损和铜损转化为热量，热量以辐射、传导等方式向四周介质扩散。

当发热与散热达到平衡状态时，各部分的温度趋于稳定。

铁损是基本不变的，而铜损随负荷变化。

温度表指示的变压器上层油温与周围环境温度的差值。

当环境温度为40℃时，运行中变压器最高温升不得超过55℃，运行中要以上层油温为准，温升是参考数字。

若发现变压器上层油温超过允许值，温升超过规定，或相同运行条件下温度比平是升高10℃及以上，或负荷不变但油温不断上升，应认为变压器温度异常。

应查明原因：

（1）检查散热器是否正常；各散热器阀门是否全部都打开，温度是否一致。

散热器的工作状态与变压器上层油温有直接关系。

各散热器温度若不一致，说明温度较低的散热器组的油不循环散热。

散热器的各散热管之间，被油垢、脏物堵塞或覆盖会影响散热。

（2）检查冷却器风冷系统，油循环系统有无异常，风扇、油泵转向是否正确。

（3）负荷、气温有无变化。

若以上无问题，可能属变压器内部有问题。

但应注意温度计指示是否正确，有无大的误差或失灵。

应用几个不同安装点的温度计，压力温度计和水银温度计及远方测温表计相互参照比较，才能正确判别。

若以上检查均无问题，为防止变压器损坏，应投入备用变压器，将故障变压器停电检查，如无备用变压器应加强监视，转移负荷，如在加强监视的运行中，在正常负荷和冷却条件下，上层油温异常并继续上升。

此情况下检查散热器和冷却风扇，油泵无异常，说明变压器内部有故障，如铁芯严重发热或线圈有匝间短路。

铁芯着火是由涡流引起，或铁芯穿芯螺丝绝缘损坏造成的。

因为涡流使铁芯长期过热，使铁芯片间绝缘破坏，铁损增大，油温升高，油劣化速度加快。

穿芯螺丝绝缘损坏会短接硅钢片，使涡流增大铁芯过热，并引起油的分解劣化。

油化验分析时，发现油中有大量油泥沉淀、油色变暗、闪光点降低等，多为上述故障引起。

三、变压器油位、油色异常

变压器油枕的油位表，一般标有－30℃、20℃、40℃三条线，它是标志变压器未投入运行前不同油温时的三个油面标志，根据这三个标志可以判断是否需要加油或放油。

变压器的油位的变化，排除渗漏油原因后，决定于上层油温，上层油温的变化，使油体积变化，从而引起油位的上下位移。

影响上层油温的因素有：

负荷变化，环境温度的变化，冷却系统的运行情况等。

常见的油位异常有假油位和油面过低两种。

运行中的变压器如发生防爆管通气管堵塞、油标管堵塞、油枕呼吸器等故障，则在负荷温度变化正常时油标管内的油位就会变化不正常或不变，这些现象称为假油位。

油面过低一般是由变压器严重渗漏或大量跑油，多次放油后未补充油，原来油量不足又遇温度骤降等原因造成。

变压器严重缺油时，内部的铁芯、线圈就可能暴露在空气中使绝缘受潮。

同时露在空气中的部分线圈因无油循环散热导致散热不良而引起损坏事故。

配有瓦斯保护的变压器，瓦斯继电器装设在油枕下方，当油位降到一定程度，还会发生轻、重瓦斯保护动作。

当发现油面低于油枕油位指示器的油位，都将变压器停止运行。

当发现油位低于正常刻度时，应汇报调度及有关上级，听从处理，此时应加强监视。

当发现油色变化过甚时，油内出现碳质，易引起线圈和外壳之间发生击穿事故，此时加强监视。

有备用变压器应投入运行，将故障变压器停运，如无备用变压器，应转移负荷，加强监视。

如听到变压器内部有放电时，应立即将变压器停止运行。

四、变压器外表异常

运行中的主变压器多置到室外，长期通电带负荷运行和自然条件影响，会使变压器外表发生下列异常变化：

1、渗油、漏油。

由于变压器本体充满油，各连接部位是中间夹有胶垫以防渗漏油，长时间运行会使胶垫老化龟裂，从而引起渗漏油。

当然螺丝松动或放油阀门关闭不严，制造时有沙眼或焊接质量差也是渗漏油的主要原因。

2、套管闪络放电。

多是因制造中有隐伤或安装中发生轻微碰伤，套管表面落有导电尘埃，系统出现内、外过电压引起。

套管闪络放电会造成其发热，导致老化，引起套管接地或爆炸。

3、防爆管玻璃破损，此情况发生次数少，这主要是由内部发生短路故障，更换防爆管玻璃时螺丝拧得太紧，法兰盘表面不整整，呼吸器堵塞等原因造成。

当油枕呼吸器堵塞后，油枕上方空气压力变化，引起防爆管玻璃破损，这样水蒸气和湿的空气将进入变压器，引起绝缘受潮。

4、呼吸器中的硅胶变色。

变压器装设呼吸器是为了保证变压器油枕上方空气压力与外部压力平衡。

呼吸器下端玻璃筒内装有变色硅胶。

其目的是为了便于运行人员监视。

正常情况下变色硅胶呈浅蓝色，若其变成粉红色时，说明它已不具备吸潮性能，应予以更换。

5、无月光或阴雨天晚上，有时发现套管与引线夹处发热。

这是由于连接部位螺丝松动，接触面氧化严重，使接头过热。

一般规定接头连接部位温度不宜超过70℃，可用示温蜡片试验，有条件也可以用红外线测烛仪测量。

当测温发现温度超过规定时应汇报调度及上级主管，当发现接触继续发热，危及安全运行时，停运故障变压器，投入备用变压器。

以上几种变压器外部异常在运行中，轻者汇报调度及主管部门，加强监视；严重者应请示停电变压器，等候处理。

对于下列三种特殊严重情况，可先停下运行变压器，再向调度及设备主管部门汇报。

A、防爆玻璃管破碎向外喷油

变压器顶盖上部设有防爆装置，用于将变压器运行中产生的、不能承受的高压气体及时泄放。

运行中的变压器一旦发现防爆玻璃破碎向外喷油则应立即将其退出运行（在重瓦斯保护失录时）。

发生这种情况的原因是变压器内部有急剧发生大量热量的部位。

如绕组短路击穿，分接开关严重接触不良起弧发热，使变压器油受热急剧分解出大量气体引起的。

B、套管严重破裂、放电

变压器的套管一旦发生严重破损，并引起放电，则认为该变压器已经失去正常的运行的功能，应立即退出运行。

C、变压器着火

变压器一旦着火，除应立即将变压器从系统中隔离外，还应立即采取正确的防火措施。

变压器着火时，若油溢在变压器顶盖上着火，则应打开变压器下部的放油阀放油，并将油引入储油坑内，采取措施防止再燃。

变压器火灾的补灭，应使用1211泡沫灭火剂以及干粉等不导电灭火剂。

五、变压器过负荷处理

变压器的过负荷分为正常过负荷和事故过负荷两种。

根本区别在于是否损害了变压器的正常使用期限，是否增加了其绝缘的自然损坏。

事故过负荷应遵守厂家的有关规定，各变电所运行规程也有规定。

当超过规定值时，要采取措施直至限荷拉闸。

正常过负荷的必须条件是不损坏变压器的正常使用期限，过负荷数值不得超过30%。

对冷却系统不能正常工作，内部存在异常未予消除，全天满负荷运行的变压器不允许超负荷运行。

第二部分互感器的异常分析及处理

一、电压互感器异常分析及处理

35KV变电站中的电压互感器多为充油式，当有下列情况之一时，应立即将电压互感器停用：

1、高压保险连续熔断两次。

2、内部发热，温度过高；电压互感器内部匝间、层间短路或接地时，高压保险可能不熔断，引起过热甚至可能会冒烟起火。

3、内部有放电“避叭”响声或其它噪声；可能是由于内部短路、接地、夹紧螺丝松动引起，主要是内部绝缘破坏。

4、互感器内或引线出口处有严重喷油、漏油或流胶现象；此现象可能属内部故障过热引起。

5、内部发生焦臭味、冒烟、着火；此情况说明内部发热严重，内部问题较严重，绝缘已烧坏。

6、套管严重破裂放电，套管、引线与外壳之间有火花放电。

7、严重漏油至看不到油面。

严重缺油使内部铁芯露于空气中，当雷击线路或有内部电压出现时，会引起内部绝缘闪络烧坏互感器。

将故障电压互感器停电，应首先考虑防止继电保护和自动装置误动作，应退出有可能误动的保护及自动装置后再停电。

同时应注意，如发现电压互感器高压侧有绝缘损坏时，若高压保险未熔断或未装高压保险的，不能用刀闸拉开故障电压互感器，应用开关将其切除。

若用刀闸切除故障，可能拉开故障电流时引起母线短路、设备损坏或人身事故等。

应根据本站实际接线方式运行方式，若时间允许，尽量不中断供电用倒运行方式的方法，用开关切除故障电压互感器。

如双母线接线，可经倒运行方式后，用母联开关切除故障。

因此，发现电压互感器有上述故障，其处理程序和方法一般为：

1、退出可能误动的保护及自动装置，断开二次开关。

2、高压保险三相或故障相已熔断时，可拉开刀闸隔离故障。

3、高压保险未熔断，电压互感器故障不严重，高压侧绝缘未损坏的故障，可以拉开刀闸隔离故障。

4、高压保险未熔断，内部故障严重，且高压侧绝缘已损坏的，只能用开关切除故障。

尽量用倒运行方式的方法停电，不能倒运方式时，只能在不带电情况下拉开刀闸，然后恢复供电。

5、故障电压互感器隔离后，可经倒闸操作，一次母线并列后，合上电压互感器二次联络，重新投入所退出的保护及自动装置。

二、电流互感器异常分析及处理

电流互感器运行中有下列情况之一者，应转移负荷停电处理。

轻微的声音可不立即停电，应汇报调度和主管领导，安排停电检修，停电前应加强监视。

1、有过热现象；原因可能是：

负荷过大、接线接触不良、二次回路开路及内部故障等。

应减少线路负荷若温度有上升或负荷不大但温度很高，应停电处理。

2、内部有臭味、冒烟。

3、内部有放电声或引线与外壳之间有火花放电现象。

4、内部声音异常；电流互感器二次阻抗很小，正常工作在近于短时状态，一般应无声音。

电流互感器的故障常伴有异常声音或其它现象，原因有：

铁芯松动，发出不随一次负荷变化的“嗡嗡”声；某些离开叠层的硅钢片在空负荷时，会有一定的“嗡嗡”声；二次开路时因饱和及磁通的非正弦性，使硅钢片振荡且振荡不均匀，发出较大的噪声。

5、充油式电流互感器严重漏油。

6、主绝缘破裂放电。

第三部分高压断路器的异常分析及处理

一、断路器的声音异常

运行中或刚合闸后的断路器内部有较规律的噼啪声，可能是断路器内部绝缘损坏，造成带电部分对外壳放电；如是不规则的放电声，则可能是断路器内与带电部分等电位的绝缘部分连接松脱，形成悬浮电位放电；如有开水似的“咕噜”声，是可能是断路器静触头接触不良，形成主电流回路跳火，使油在电弧作用下受热翻滚。

上述3种声音异常，对运行中的油断路器威胁很大，应尽快处理。

一般用上一级断路器先将所在电路断开，再将该断路器拉开，然后拉开其两侧隔离开关，转为冷备用后认真进行内部检查和油的分析化验，以确定故障的性质。

二、断路器油位异常

运行中的油断路器油位指示异常，都应相应调整。

油位过高会使断路器内部缓冲空间减少，当遮断较大的故障电流时，所产生的电弧先将油气化并生成很高的压力，此时由于缓冲空间太小，就会使断路器喷油。

油开关严重缺油，引起油面过低，在开断负荷电流和故障电流时，弧光冲了油面，游离气体混入空气中产生燃烧，甚至可能爆炸。

另外，绝绝暴露在空气中极易受潮。

运行中的油开关，油位计内油面低于下限甚至看不到油面，应及时汇报缺陷，设法带电加油或计划停电加油。

否则，当气温骤降时油面会更低，可能人使开关不能安全地断开电路。

油开关运行中缺油，是否已严重到不能保证分闸时的灭弧性能，应根据情况作出判断。

油开关油面较低时，如在冬季，气温很低时会看不到油面，而在气温有所上升时又能看到有很低的油面。

一天中，后夜和凌晨会看不到油面，而到中午及下午时又能看到油面。

上述情况并不是已无灭弧能力，但应尽快加油。

若发现开关油位计看不到油面，同时有明显的漏油现象时，才确系严重缺油，已不能保证可靠灭弧，不能安全地断开电路。

严重缺油的开关，不能带电加油又不能倒运行方式停电，开关所控电路又不具备拉空载电流条件的，只有当上一级电源断开后，不带电断开开关后再恢复其它部分的供电及正常运行。

缺油开关加油并处理漏油。

油断路器缺油严重的原因有以下四方面：

1、放油阀门胶垫龟裂或关闭不严的渗漏油。

2、油标玻璃裂纹或破换漏油。

3、检修人员多次放油后未作补充。

4、气候影响且原来油量不足。

三、断路器油色变黑及跳闸后严重喷油冒烟

断路器内绝缘油正常情况下显浅黄色。

当断路器切断负荷电流，特别是多次切断故障电流时，电弧将会使油迅速分解，大量金属粉末和游离炭的存在使绝缘油能力下降。

在配有自动重合闸电路中，可能出现短时间内二次断弧，情况更严重。

因此，运行规程中均规定了各断路器极限跳闸次数。

当断路器切断故障的次数达到规定值或油已发黑时，应申请停运该断路器，并安排换油或临时检修。

当油断路器切合故障发生喷油现象时，运行人员不应对断路器盲目强送，应报告调度，待检修排除故障后，方可继续再投运。

如果情况紧急，必须在检查处理前将该断路器投运，则应停用重合闸，再投入运行。

四、断路器运行中发热

开关运行中发热致使温度升高。

原因有：

过负荷而造成发热，开关实际达不到额定出力，触头接触不良，接触电阻大而造成发热。

开关发热使油温过高，使油质劣化。

油氧化后产生沉淀物，酸价升高而绝缘强度降低，灭弧能力差。

开关发热严重时，灭弧室内压力增大，易引起喷油。

其次，使绝缘老化，弹簧退火失效，触头氧化加剧使发热更严重。

开关运行中如发现油箱外部变色，油位异常升高，有焦糊气味，油色和声音异常等现象，可以判断为温度过高。

多油开关可以从油箱表面温度直接检查出发热现象。

发现开关温度过高，应汇报调度，设法降低负荷使温度下降。

若温度不下降或发现内部有响声，油位异常升高以致冒油，油色变暗应立即转移负荷，将发热开关停电后作内部检查。

运行中的油断路器，如发现有下列情况之一者，应立即退出运行。

1、断路器套管严重破裂闪络和爆炸。

2、连接部分熔化和断开。

3、断路器内部有严重放电声。

4、断路器严重缺油等。

上述几种断路器故障处理后，均应尽快向主管部门和调度部门汇报，并作详细记录。

第四部分隔离开关的异常分析及处理

一、隔离开关接触部分过热

正常情况下，隔离开关不应出现过热现象，其温度不应超过70℃，可用试温蜡片检查试验。

若接触部分温度达到80℃时，则应减少负荷或将其停用。

隔离开关接触部分过热是由于压紧的弹簧、螺栓松动和表面氧化所致，而且能常是过热发展很快。

因为受热影响接触部分表面更易氧化，使其电阻增加，温度升度。

若不断地发展下去，则可能会产生电弧，进而发生事故。

在运行中，值班人员如发现隔离开关有发热现象时，应报告调度，并采取下列措施。

1、在双母线系统中，当一组母线隔离开关发热时，应将发热的隔离开关切换到另一组母线上去。

如是单母线系统的母线隔离开关，则应设法减轻负荷。

若条件允许的话，最好将隔离开关退出运行，如母线可以停电，应立即停电进行检修。

因负荷重要不能停电检修又不能减轻负荷时，应加强监视，这时如发现发热温度上升剧烈，则应按规程有关规定断开相应的断路器。

2、线路隔离开关接触部分过热时，其处理办法与单母线隔离开关相同。

所不同的是