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设备异常指导书--高压断路器部分
设备异常指导书--高压断路器部分
高压断路器的常见故障和异常，大多数是由操动机构和断路器控制回路的元件故障，本体异常往往是渗漏油引起缺油等故障。
一、断路器拒绝合闸故障的分析、判断与处理
发生“拒合”情况，墓本上是在合闸操作和重合闸过程中。拒合的原因主要有两方面，一是电气方面故障；二是机械方面原因。判断断路器“拒合”的原因及处理方法一般可分以下三步。
1、用控制开关再重新合一次，目的检查前一次拒合闸是否因操作不当引起的（如控制开关放手太快等）。
2、检查电气回路各部位情况，以确定电气回路是否有故障。方法是：
①检查合闸控制电源是否正常；
②检查合闸控制回路熔丝和合闸熔断器是否良好；
③检查合闸接触器的触点是否正常（如电磁操动机构）；
④将控制开关板至“合闸时”位置，看合闸铁芯是否动作（液压机构、气动机构、弹簧机构的检查类同）。若合闸铁芯动作正常，则说明电气回路正常。
3、如果电气回路正常，断路器仍不能合闸，则说明为机械方面故障，应停用断路器，报告有关领导安排检修处理。
经以上初步检查，可判定是电气方面，还是机械方面的故障。常见的电气回路故障和机械方面的故障分别叙述如下。
1、电气方面常见的故障。
（1）电气回路故障可能有：若合闸操作前红、绿指示灯均不亮，说明控制回路有断线现象或无控制电源。可检查控制电源和整个控制回路上的元件是否正常，如：操作电压是否正常，熔丝是否熔断，防跳继电器是否正常，断路器辅助触点是否良好，有无气压、液压闭锁等。
（2）当操作合闸后红灯不亮，绿灯闪光且事故喇叭响时，说明操作手柄位置和断路器的位置不对应，断路器未合上。其常见的原因有：
①合闸回路熔断器的熔丝熔断或接触不良；
②合闸接触器未动作；
③合闸线圈发生故障。
（3）当操作断路器合闸后，绿灯熄灭，红灯亮，但瞬间红灯又灭绿灯闪光，事故喇叭响，说明断路器合上后又自动跳闸。其原因可能是断路器合在故障线路上造成保护动作跳闸或断路器机械故障不能使断路器保持在合闸状态。
（4）若操作合闸后绿灯熄灭，红灯不亮，但电流表计已有指示，说明断路器已经合上。可能的原因是断路器辅助触点或控制开关触点接触不良，或跳闸线圈断开使回路不通，或控制回路熔丝熔断，或指示灯泡损坏。
（5）操作手把返回过早。
（6）分闸回路直流电源两点接地。
（7）SF6断路器气体压力过低，密度继电器闭锁操作回路。
（8）液压机构压力低于规定值，合闸回路被闭锁。
2、机械方面常见的故障。
（1）传动机构连杆松动脱落；
（2）合闸铁芯卡涩；
（3）断路器分闸后机构未复归到预合位置；
（4）跳闸机构脱扣；
（5）合闸电磁铁动作电压太高，使一级合闸阀打不开；
（6）弹簧操动机构合闸弹簧未储能；
（7）分闸连杆未复归；
（8）分闸锁钩未钩住或分闸四连杆机构调整未越过死点，因而不能保持合闸；
（9）机构卡死，连接部分轴销脱落，使机构空合；
（10）有时断路器合闸时多次连续做合分动作，此时系开关的辅助动断触点打开过早。
二、断路器运行中发生拒绝跳闸故障的分析、判断与处理
断路器的“拒跳”对系统安全运行威胁很大，一旦某一单元发生故障时，断路器拒动，将会造成上一级断路器跳闸，称为“越级跳闸”。这将扩大事故停电范围，甚至有时会导致系统解列，造成大面积停电的恶性事故。因此，“拒跳”比“拒合”带来的危害性更大。对“拒跳”故障的处理方法如下。
1、根据事故现象，可判别是否属断路器“拒跳”事故。“拒跳”故障的特征为：回路光字牌亮，信号掉牌显示保护动作，但该回路红灯仍亮，上一级的后备保护如主变压器复合电压过流、断路器失灵保护等动作。在个别情况下后备保护不能及时动作，元件会有短时电流表指示值剧增，电压表指示值降低，功率表指针晃动，主变压器发出沉重嗡嗡异常响声，而相应断路器仍处在合闸位置。
2、确定断路器故障后，应立即手动拉闸。
（1）当尚未判明故障断路器之前而主变压器电源总断路器电流表指示值碰足，异常声响强烈，应先拉开电源总断路器，以防烧坏主变压器。
（2）当上级后备保护动作造成停电时，若查明有分路保护动作，但断路器未跳闸，应拉开拒动的断路器，恢复上级电源断路器；若查明各分路保护均未动作（也可能为保护拒掉牌），则应检查停电范围内设备有无故障，若无故障应拉开所有分路断路器，合上电源断路器后，逐一试送各分路断路器。当送到某一分路时电源断路器又再跳闸，则可判明该断路器为故障（拒跳）断路器。这时应隔离之，同时恢复其他回路供电。
（3）在检查“拒跳”断路器除属可迅速排除的一般电气故障（如控制电源电压过低，或控制回路熔断器接触不良，熔丝熔断等）外，对一时难以处理的电气或机械性故障，均应联系调度，作为停用、转检修处理。
3、对“拒跳”断路器的电气及机械方面故障的分析判断方法。
（1）断路器拒跳故障查找方法。
首先应判断是电气回路故障还是机械方面故障：
①检查是否为跳闸电源的电压过低所致；
②检查跳闸回路是否完好，如跳闸铁芯动作良好断路器拒跳，则说明是机械故障；
③如果电源良好，若铁芯动作无力、铁芯卡涩或线圈故障造成拒跳，往往可能是电气和机械方面同时存在故障；
④如果操作电压正常，操作后铁芯不动，则多半是电气故障引起“拒跳”。
（2）电气方面原因有：
①控制回路熔断器熔断或跳闸回路各元件接触不良，如控制开关触点、断路器操动机构辅助触点、防跳继电器和继电保护跳闸回路等接触不良；
②液压（气动）机构压力降低导致跳闸回路被闭锁，或分闸控制阀未动作；
③SF6断路器气体压力低，密度继电器闭锁操作回路；
④跳闸线圈故障。
（3）机械方面原因有：
①跳闸铁芯动作冲击力不足，说明铁芯可能卡涩或跳闸铁芯脱；
②分闸弹簧失灵，分闸阀卡死，大量漏气等；
③触头发生焊接或机械卡涩，传动部分故二（如销子脱落等）。
三、运行中断路器误跳闸故障的分析、判断和处理
若系统无短路或直接接地现象，继电保护未动作，断路器自动跳闸称断路器“误跳”。对“误跳”的分析、判断与处理一般分以下三步进行。
1、根据事故现象的以下特征，可判定为“误跳”。
（1）在跳闸前表计、信号指示正常，表示系统无短路故障。
（2）跳闸后，绿灯连续闪光，红灯熄灭，该断路器回路的电流表及有功、无功表指示为零。
2、查明原因，分别处理。
（1）若由于人员误碰、误操作，或受机械外力振动，保护盘受外力振动引起自动脱扣的“误跳”，应排除开关故障原因，立即送电。
（2）对其他电气或机械部分故障，无法立即恢复送电的则应联系调度及有关领导将“误跳”断路器停用，转为检修处理。
3、对“误跳”断路器分别进行电气和机械方面故障的检查、分析。
（1）电气方面故障原因有：
①保护误动或整定位不当，或电流、电压互感器回路故障；
②二次回路绝缘不良，直流系统发生两点接地（跳闸回路发生两点接地）。
（2）机械方面故障原因有：
①合闸维持支架和分闸锁扣维持不住，造成跳闸；
②液压机械a分闸一级阀和逆止阀处密封不良、渗漏时，本应由合闸保持孔供油到二级阀上端以维持断参器在合闸位置，但当漏的油量超过补充油量时，在二级阀上下两端造成压强不同。当二级习上部的压力小于下部的压力时，二级阀会自动返回，而二级阀返回会使工作缸合闸腔内高压油泄掉，从而使断路器跳闸。
四、断路器误合闸故障的分析、判断和处理
若断路器未经操作自动合闸，则属“误合”故障。一般应按如下做法判断处理。
1、经检查确认为未经合闸操作
（1）手柄处于“分后位置”，而红灯连续闪光。表明断路器已合闸，但属“误合”。
（2）应拉开误合的断路器。
2、对“误合”的断路器，如果拉开后断路器又再“误合”，应取下合闸熔断器，分别检查电气方面和机械方面的原因，联系调度和有关领导将断路器停用作检修处理。“误合”原因可能有：
（1）直流两点接地，使合闸控制回路接通。
（2）自动重合闸继电器动合触点误闭合，或其他元件某些故障接通控制回路，使断路器合闸。
（3）若合闸接触器线圈电阻过小，且动作电压偏低，当直流系统发生瞬间脉冲时，会引起断路器误合闸。
（4）弹簧操动机构的储能弹簧锁扣不可靠，在有震动情况下，（如断路器跳闸时）锁扣可能自动解除，造成断路器自行合闸。
五、油断路器油位异常的处理
运行中油断路油位指示应正常，油位过低应注油，过高应放油，及时调整油位。当油面看不到并伴有严重漏油情况时，应视为严重缺陷。这时禁止将其断开，同时应设法使断路器退出运行，如用旁路代或取下该断路器的操作熔丝，以防断路器突然跳闸，造成设备的更大损坏。
油断路器严重缺油的原因主要有：
(1)放油阀门胶垫龟裂或关闭不严引起渗漏油。特别是使用水阀的设备应更换为油阀。
(2）油标玻璃裂纹或破损而漏油。
(3）修试人员多次放油后未作补充。
(4)气温突降且原来油量不足。
六、SF6断路器漏气的分析、判断和处理
SF6断路器气压是非常重要的，如果压力过低，将对断路器性能有直接影响。因此，在SF6断路器上装有密度继电器，当断路器的气体压力下降到一定值时，将发出信号；若漏气严重，则红、绿灯熄灭。此时，自动闭锁分合闸回路，以确保断路器可靠运行和动作。平时可用气压表监视气压。
1、在相同的环境温度下，气压表的指示值在逐步下降时，说明断路器漏气。若SF6气压突然降至零，应立即将该断路器改为非自动，断开其控制电源。并与调度和有关部门联系，及时采取措施，断开上一级断路器（或旁路代）以将该故障断路器停用、检修。
2、如运行中SF6气室漏气引起发出补气信号，但红、绿灯未熄灭，表示还未降到闭锁压力值。如果由于系统的原因不能停电时，可在保证安全的情况下（如开启排风扇等），用合格的SF6气体做补气处理。造成漏气的主要原因有：
（1）瓷套与法兰胶合处胶合不良。
（2）瓷套的胶垫连接处，胶垫老化或位置未放正。
（3）滑动密封处密封圈损伤，或滑动杆光洁度不够。
（4）管接头处及自封阀处固定不紧或有杂物。
（5）压力表，特别是接头处密封垫损伤。
七、真空断路器的真空度下降的分析、判断和处理
真空断路器是利用真空的高介质强度灭弧。真空度必须保证在0.0133Pa以上，才能可靠的运行。若低于此真空度，则不能灭弧。由于现场测量真空度非常困难，因此一般均以检查其承受耐压的情况为鉴别真空度是否下降的依据。正常巡视检查时要注意屏蔽罩的颜色，应无异常变化。特别要注意断路器分闸时的弧光颜色，真空度正常情况下弧光呈微兰色，若真空度降低则变为橙红色。这时应及时更换真空灭弧室。造成真空断路器真空度降低的原因主要有：
(1)使用材料气密情况不良。
(2)金属波纹管密封质量不良。
(3)在调试过程中，行程超过波纹管的范围，或超程过大，受冲击力太大造成。
八、断路器过热的分析、判断和处理
断路器运行中若发现油箱外部颜色异常，且可嗅到焦臭气味，则应判为出现过热现象。断路器过热会使油位升高，迫使断路器内部缓冲空间缩小，同时由于过热还会使绝缘油劣化、绝缘材料老化、弹簧退火等。多油断路器油箱可用手摸，以判断是否过热。对少油断路器，可注意观察油位、油色和引线接头示温片有无熔化等过热特征。必要时可用红外线测温仪测试。
造成断路器过热的原因有：
（1）过负荷。
（2）触头接触不良，接触电阻超过标准值。
（3）导电杆与设备接线卡连接松动。
（4）导电回路内各电流过渡部件、紧固件松动或氧化，导致过热。
九、分、合闸线圈冒烟
合闸操作或继电保护自动装置动作后，出现分合闸线圈严重过热或冒烟，可能是分合闸线圈长时间带电所造成的。发生此现象时，应马上断开直流电源，以防分、合闸线圈烧坏。
1、合闸线圈烧毁的原因有：
（1）合闸接触器本身卡涩或触点粘连。
（2）操作把手的合闸触点断不开。
（3）重合闸装置辅助触点粘连。
（4）防跳跃闭锁继电器失灵。
（5）断路器辅助触点打不开。
2、跳闸线圈烧毁的原因主要有：
（1）跳闸线圈内部匝间短路。
（2）断路器跳闸后，机械辅助触点打不开，使跳闸线圈长时间带电。
十、其他异常
1、若发现断路器瓷套管闪络破损、导电杆端头烧熔、绝缘油着火以及套管漏胶或喷胶时，应及时处理。
2、油断路器的油色变黑，应在维修或检修时换油。
3、SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班人员接近设备要防止气体中毒，应尽量选择从“上风”部位接近设备。对室内设备，应先开启排气装置。
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设备异常指导书之一 变压器部分
设备异常指导书之一 变压器部分
一、变压器渗漏油的分析
设备的渗漏概念为：有油迹者为渗油，有油珠下滴者为漏油。有油渗出为渗点，有油滴落为一般漏点，油每五分钟一滴为严重漏点。
当渗漏使变压器油位低于气体继电器时，轻瓦斯保护动作告警；当空冷器放空塞及散热器渗漏或下部净油器、潜油泵密封不好，启动空冷器时会造成向变压器内吸水及进气现象，重者轻瓦斯保护也会动作，同时使变压器绝缘降低；套管导管渗漏后，造成引线及绕组匝绝缘降低，进而引起匝间短路烧损变压器。
变压器渗漏油的原因有两个方面：一是油箱与管道的连接部位，二是油箱箱体本身焊缝的渗漏。
变压器渗漏油的常见具体部位及原因如下：
1、阀门系统、蝶阀胶垫材质不良、安装不良、放油阀精度不高，螺纹处渗漏。
2、高压套管基座CT出线桩头胶垫处不密封或无弹性，造成接线桩头胶垫处渗漏。小绝缘子破裂，造成渗漏。
3、胶垫不密封造成渗漏。一般胶垫应保持压缩2/3时仍有一定的弹性，随运行时间、温度、震动等因素，胶垫易老化龟裂失去弹性。胶垫材质不合格安装，位置不对称、偏心、也会造成胶垫不密封。
4、设计制造不良。高压套管升高座法兰、油箱外表、油箱底盘大法兰等焊接处，因有的发蓝材质太薄、加工粗糙，造成渗漏油。
二、气体继电器保护动作分析
气体继电器是变压器内部故障的一种基本保护。正确地分析气体继电器动作的原因，判断故障性质，正确地进行处理，是保证变压器可靠运行的基础。
1、变压器内部故障
当变压器内部出现匝间短路、绝缘损坏、接触不良、铁心多点接地等故障时，都将产生大量的热能，使油分解出可燃性气体，向油枕方向流动。当流速超过气体继电器的整定值时，气体继电器的挡板受到冲击，使断路器跳闸，从而避免事故扩大，此为重瓦斯保护动作。当气体沿油面上升，聚集在气体继电器内部超过30mL时，也可以使气体继电器的信号接点接通，发出警报，此为轻瓦斯保护动作。
2、附属设备异常
（1）呼吸系统不畅通：变压器的呼吸系统包括气囊呼吸器、有载调压呼吸器等。呼吸系统不畅或堵塞会造成轻、重瓦斯保护动作。
（2）冷却系统漏气： 当冷却系统密封不严进入了空气，或新投入运行的变压器未经真空脱气时，都会引起气体继电器的动作。
（3）冷却器入口阀门关闭：冷却器入口阀门关闭造成堵塞也会引起气体继电器频繁动作。
（4）散热器上部进油阀门关闭：散热器上部进油阀门关闭，也会引起气体继电器的频繁动作。
（5）潜油泵有缺陷：潜油泵缺陷对油中气体的影响一是潜油泵本身烧损，使本体油热分解，产生大量可燃性气体；二是当窥视玻璃破裂时，由于轴尖处油流急速而造成负压，可以带入大量空气。以上两种情况都会造成气体继电器动作。
（6）变压器进气：轻瓦斯动作的原因绝大多数是变压器进气造成的。造成进气的原因主要有：密封垫老化和破损、法兰结合面变形、油循环系统进气、潜油泵滤网堵塞、焊接处砂眼进气等。
（7）变压器内部出现负压区：变压器在运行中有的部位的阀门可能被误关闭，如：①油枕下部与油箱连通管上的蝶阀或气体继电器与油枕连通管之间的蝶阀；②安装时，油枕上盖关得很紧而吸湿器下端的密封胶圈又未取下。由于上述阀门被误关闭，当气温下降时，变压器主体内油的体积缩小，进而缺油又不能及时补油，致使油箱顶部或气体继电器内出现负压区，有时在气体继电器中还会形成油气上下浮动。油中逸出的气体向负压区流动，最终导致气体继电器动作。
（8）油枕油室中有气体：大型变压器通常装有胶囊隔膜式油枕，胶囊将油枕分为气室和油室两部分。若油室中有气体，当运行时油面升高就会产生假油面，严重时会从呼吸器喷油或防爆膜破裂。此时变压器油箱内的压力经呼吸器法兰突然释熬，在气体继电器管路产生油流，同时套管升高座等死区的气体被压缩而积累的能量也突然释放，使油流的速度加快，导致瓦斯保护动作。
（9）净油器的气体进入变压器：在检修后安装净油器时，由于排气不彻底，净油器人口胶垫密封不好等原因，使空气进人变压器，导致轻瓦斯保护动作。另外，停用净油器时也可能引起轻瓦斯保护动作。
（10）气温骤降：对开放式的变压器，其油中总气量约为10％左右，大多数分解气体在油中的溶解度是随温度的升高而降低的。但空气却不同，当温度升高时，它在油中的溶解度是增加的。因此，对于空气饱和的油，如果温度降低，将会有空气释放出来。即使油未饱和，但当负荷或环境温度骤然降低时，油的体积收缩，油面压力来不及通过呼吸器与大气平衡而降低，油中溶解的空气也会释放出来。所以，运行正常的变压器，压力和温度下降时，有时空气过饱和而逸出，严重时甚至引起瓦斯保护动作。
（11）忽视气体继器防雨：下大雨时，气体继电器的触点被接线端子和地之间的雨水漏电阻短接，使跳闸回路接通。当出口继电器两端电压达到其动作电压时，导致变压器两侧的断路器跳闸。
3、放气操作不当
当气温很高、变压器负荷又大时，或虽然气温不很高，负荷突然增大时，运行值班员应加强巡视，发现油位计油位异常升高（压力表指示数增大）时，应及时进行放气。放气时，必须是缓慢地打开放气阀，而不要快速大开阀门，以防止因油枕空间压力骤然降低，油箱的油迅速涌向油枕，而导致重瓦斯保护动作，引起跳闸。
4、器身排气不充分
有的变压器在大修后投人运行不久就发生重瓦斯保护动作，引起跳闸的现象。这可能是检修后器身排气不充分造成的。当变压器投运后，温度升高时，器身内的气体团突然经气体继电器进人储油柜，随之产生较大的油流冲击造成重瓦斯保护动作。动作后，气体继电器内均有气体，经化验确为空气。这足以说明有的空气由变压器器身流向储油柜。
5、安装不当
新装的变压器，轻瓦斯保护动作80％是安装存在问题。例如，某部分出攻真空、没有进行真空注油、气体继电器安装不当等，都可能使瓦斯保护动作。
三、变压器声音异常的分析
变压器正常运行时，应发出均匀的“嗡嗡”声，这是由于交流电通过变压器线圈时产生的电磁力吸引硅钢片及变压器自身的振动而发出的响声。如果产生不均匀或其它异音，都属不正常的。
1、变压器声音比平时增大，声音均匀，可能有以下原因：
（1）电网发生过电压。电网发生单相接地或产生谐振过电压时，都会使变压器的声音增大，出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断。
（2）变压器过负荷时，将会使变压器发出沉重的“嗡嗡”声，若发现变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应根据现场规程的规定降低变压器负荷。
2、变压器有杂音
有可能是由于变压器上的某些零部件松动而引起的振动。如果伴有变压器声音明显增大，且电流电压无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺钉松动，使硅钢片振动增大所造成的。
3、变压器有放电声
变压器有“劈啪”的放电声，若在夜间或阴雨天气下，看到变压器套管附近有蓝色的电晕或火花，则说明瓷件污秽严重或设备线卡接触不良。若是变压器内部放电则是不接地的部件静电放电或线圈匝间放电，或由于分接开关接触不良放电，这时应对变压器作进一步检测或停用。
4、变压器有爆裂声
说明变压器内部或表面绝缘击穿，应立即将变压器停用检查。
5、变压器有水沸腾声
变压器有水沸腾声，且温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路或分接开关接触不良引起的严重过热，应立即将变压器停用检查。
四、变压器油温异常的分析
油温表指示的是变压器顶层油温，运行中的油温监视点为85℃;，温升是指变压器顶层油温减去环境温度，运行中变压器在外温40℃时，其温升不得超过55℃，运行中以顶层油温为准，温升是参考数据。
若变压器在同等条件下（环境温度、负荷、油位等），油温比平时高出10℃或负荷不变但温度不断上升，并且冷却装置正常运行，则认为变压器发生内部故障（应注意温度表有无误差或失灵）。
我国变压器的温升标准，均以环境温度40℃为准，故变压器顶层油温一般不得超过40℃＋55℃＝95℃。顶层油温如超过95℃，其内部线圈的温度就要超过线圈绝缘物的耐热强度，为了使绝缘不致过快老化，所以规定变压器顶层油温的监视应控制在85℃以下。
导致变压器温度异常的原因：
1、内部故障引起温度异常
变压器内部故障如匝间短路或层间短路，线圈对围屏放电，内部引线接头发热，铁芯多点接地使涡流增大过热，零序不平衡电流等漏磁通与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常时，还将伴随着瓦斯或差动保护动作，故障严重时还可能使防爆管或压力释放阀喷油，这时变压器应停用检查。
2、冷却器不正常运行引起温度异常
冷却器不正常运行或发生故障如潜油泵停运，风扇损坏，散热管道积垢，冷却效率不良，散热器阀门没有打开等原因引起温度异常。应及时对冷却系统进行维护和冲洗或投人备用冷却器，否则就要调整变压器的负荷。
3、温度指示器有误差或指示失灵，应更换温度表。
五、变压器油位异常的分析
1、假油位
变压器的油面正常变化决定于变压器油温的变化，如果变压器油温变化正常，而油位的变化不正常或不变，则说明是假油位。运行出现假油位的原因可能是油标管堵塞、油枕呼吸器堵塞，在处理时应将重瓦斯改接信号。
2、油位过低
变压器油位过低可能造成瓦斯保护误动，严重缺油时，变压器内部线圈暴露，可能造成绝缘损坏击穿事故。另外，处于备用的变压器严重缺油使线圈暴露则容易吸潮，并使线圈绝缘下降。
造成变压器油位过低的原因主要有：
（1）变压器严重漏油或长期渗漏油；
（2）修试人员因工作需要（如取油样），多次放油后没补油；
（3）气温过低而油枕储油量不足，或油枕设计容积小不能满足运行要求等。
（4）变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示，则应放油至适当高度，以免溢出。
六、变压器外表异常的分析
1、防爆管防爆膜破裂，引起水和潮气进人变压器内，导致绝缘油乳化及变压器绝缘强度下降，其主要原因有：
（1）防爆膜材质与玻璃选择不当。材质未经压力试验验证，玻璃未经退火处理，受到自身内应力的不均匀导致裂面。
（2）防爆膜及法兰加工不精密平正，装置结构不合理，检修人员安装防爆膜时工艺不符合要求，紧固螺丝受力不均，接触面无弹性等造成。
（3）呼吸器堵塞或抽真空充氮情况下不慎，受压力而破损。
（4）受外力或自然灾害袭击。
（5）变压器内部短路故障。
2、压力释放阀的异常
目前，大中型变压器已大多应用压力释放阀装置，代替原来的防爆管装置，因为，一般防爆管油枕只能起到“半密封”作用，而不能起到全密封的作用。当变压器油在超过一定标准时释放装置便开始动作进行溢油或喷油，从而减少油压保护了油箱。如属变压器的油量过多，气温高而非内部故障发生的溢油现象，释放阀便自动复位。当压力释放装置动作时，其信号杆自动弹出，此时应检查导油管口或地面是否有油迹。释放装置设有报警信号，以便运行人员迅速对异常进行处理。
3、套管闪络放电
套管闪络放电会造成发热导致老化，绝缘受损甚至引起爆炸，常见为下列原因：
（1）套管表面过脏，如粉尘污秽等在阴雨天气就会发生套管表面绝缘强度下降，容易发生闪络事故，若套管表面不光洁在运行中电场不均匀会发生放电异常。
（2）高压套管制造不良，末屏接地。焊接不良，形成绝缘损坏或接地末屏出线的瓷瓶心轴与接地螺套不同心，接触不良，或末屏不接地，也有可能导致电位提高而逐步损坏。
（3）系统出现内部或外部过电压，套管内存在隐患而导致击穿。
4、呼吸器硅胶变色过快
可能由于硅胶玻璃罩罐有裂纹及破损、呼吸管道密封不严或者由于呼吸器下部油封罩内无油或油位太低，起不到良好油封作用，使湿空气未经油封过滤而直接进人硅胶罐中。也有可能呼吸器安装不良，如胶垫龟裂不合格，螺丝松动安装不密封受潮。
七、变压器引线接头发热、气味异常的分析
变压器的许多故障常伴有过热现象，使得某些部件或局部过热，因而引起一些有关部件产生特殊气味。
1、线头（引线）、线卡处过热引起异常
套管接线端部紧固部分松动·引线头线鼻子滑牙等，接触面氧化严重，使接触处过热，颜色变暗失去光泽，表面镀层也会遭到破坏。连接处接头部分温度一般不宜超过70℃，可用示温腊片检查，一般熔化温度黄色为60℃，绿色为70℃。红色为80℃。也可用红外线测温仪侧量。温度很高时，会产生焦臭味。
2、套管、绝缘子污秽或在损伤严重，发生放电、闪络时会产生一种特殊的臭氧味。
3、附件电源线或二次线老化，造成短路，产生异常气味。
4、冷却器中电机短路，分控制箱内接触器、热继电器因过热而烧损，产生焦臭味。
八、变压器冷却器异常的分析
在80-140℃范围内，温度每升高6℃，变压器纸绝缘的寿命损失增加一倍。这一规律通常称为六度法则。当冷却设备故障时．冷却条件遭到破坏，变压器运行温度迅速上升，变压器绝缘的寿命损失急剧增加。因此，对冷却设备的故障必须高度重视，迅速处理。
1、变压器冷却设备发生故障时，运行人员应当作到以下几方面。
（1）立即向上级调度和运行负责人报告。
（2）同时立即检查故障情况，投人备用冷却设备，尽快恢复冷却系统的正常运行。
（3）根据查明的情况作进一步处理。
（4）在冷却设备故障期间，运行人员要密切监视变压器的温度和负荷，随时向上级调度部门和运行负责人报告。如变压器负荷超过冷却设备故障条件下规定的限值时，应按现场规程的规定申请减负荷。
DL/T 572中指出：在环境温度较低、过负荷时间不长、油温上升不太多的情况下，变压器还是可以运行的，即使冷却装置全停，按照规程规定，仍然允许变压器带额定负荷运行20min。如20min后上层油温尚未达到75℃，则允许上升到75 ℃，但这样运行的最长时间不得超过1h。在油温上升过程中，绕组和铁芯的温度上升快，而油温上升较慢。可能从表面上看油温上升不多，但铁芯和绕组的温度已经很高了，所以，在冷却装置存在故障时，不仅要观察油温，还应注意变压器运行的其它变化，综合判断变压器的运行状况。
2、检查冷却设备的故障，应根据故障停运的范围（是个别抽泵风扇停转还是整组停转，是一相停转还是三相停转），对照冷却设备控制回路图查找故障点，尽量缩短冷却设备停运时间。
如果变压器个别风扇或油泵故障停转，而其他运行正常，可能的原因有：
（1）该风扇或油泵三相电源有一相断路（熔断器熔断、接触不良或断线），使电动机运行电流增大，热继电器动作切断电源，或使电机烧坏；
（2）风扇或油泵轴承或机械故障；
（3）该风扇或油泵控制回路中相应的控制继电器、接触器或其它元件故障，或者回路断线（如端子松动，接触不良）；
（4）热继电器定值过小而误动作。
如查明原因属于电源或回路故障时，应迅速修复断线，更换熔断器，恢复电源及回路正常。如控制继电器损坏，应用备品更换。热继电器定值过小，可按现场规程规定适当调整（一般约整定为电机正常额定电流的1.2倍）。若风扇或油泵损坏，应立即申请检修。
如果变压器有一组（或若千台）风扇或油泵同时停转，可能原因是该组电源故障（例如电源缺相等），熔断器熔断或热继电器动作，或控制继电器损坏。应立即投人备用风扇或备用油泵，然后处理恢复。
主变压器有一相或三相油泵风扇全部停止运转，必然是主变压器该相或三相冷却总电源故障引起，应迅速手动投人备用电源，查明故障原因，予以消除。
3、冷却设备一般应有备用电源自动投人回路，当工作电源故障时，备用电源应能自动投人。若备用电源未自动投人，可能原因有：
（1）备用电源无电压（断路器未合上或熔断器断开）；
（2）工作电源监视继电器因故不动作；
（3）备用电源自动投人装置本身存在缺陷或故障，拒绝动作；
（4）备用电源供电回路有故障或熔断器容量太小，自动投人又断开。
4、处理电源故障，恢复电源应注意以下几点。
（1）重装熔断器时，应先拉开回路电源和负荷侧开关刀闸。因为在带电逐相换装熔断器的过程中，当装上第二相熔断器时，三相电动机加上两相电源，会产生很大电流，使装上的熔断器又熔断。
（2）应使用合乎设计规格容量的熔断器。
（3）恢复电源重新启动冷却设备时，尽可能采取分步分组启动的步骤，避免所有风扇油泵同时启动，造成电流冲击，可能使熔断器再次熔断。
（4）三相电源恢复正常后，风扇或油泵仍不启动，可能是由于热继电器动作未复归所致。可复归热继电器，冷却设备若无故障，应可重新启动。
九、变压器有载调压开关异常的分析和处理
有载分接开关可以在变压器带有负载的运行状态下改变分接位置，达到不停电改变变压比调整运行电压的目的。它由分头选择器和切换开关两部分组成，由统一的电动操作机构控制和协调工作。分头选择器的作用是先在无载状态下变换选择分头，然后由切换开关进行有负载的切换。
有载分接开关异常运行或故障的处理
1、调压开关拒动
发生拒动时应检查以下内容：
（1）操作是否正确。
不正确的操作有：
①操作方式选择开关（如远方或就地操作选择开关，手动或自动选择开关等）位置不正确，应将它们置于正确位置上；
②操作超越极限位置（已在最高位继续调增．或已在最低位继续调减），应向发令人报告，改正错误。
（2）操作回路直流电源是否正常。
如不正常应处理恢复电源。
（3）操作机构交流电源是否正常。
不正常的情况可能有：
①机构动力电源三相或两相无电压（断路器未合或熔断器断开），电动机不能启动；
②操作动力电源有一相无电压，电动机两相受电引起过电流使电源接触器跳闸；
③机构交流控制电源无电压，控制回路不能动作；
④操作交流电源三相相序错误，使电动机反向旋转，有关保护动作使电源接触器跳闸。如属这种情况，将三相电源中两相互换，调正电源相序即可重新操作。如属①②③情况应排除电源故障，然后再启动调压；
⑤控制回路是否闭锁。
闭锁的可能原因：交流失压，三相失步，调整时间过长或其它，根据直流控制回路的设计而定。应根据设计回路图及出现的信号，查明并排除引起闭锁的原因。
2、有载分接开关机械故障。
有载分接开关机械故障包括切换开关或分头选择器故障、操作机构机械故障在内，是一种严重故障，可能产生以下情况：
（1）分头选择器带负荷转换。这种情况与带负荷分合隔离开关相似，将使变压器本体主瓦斯继电器动作跳闸。
（2）切换开关拒动或切换不到位。如果切换开关在切换中途长时间停止在某一中间位置，会使过渡电阻因长期通电而过热，可能使切换开关瓦斯继电器动作，将变压器跳闸．
（3）切换开关或分头选择器触头接触不良过热。
发生以上类似情况时，应及时申请将变压器退出运行，进行检修。
3、有载分接开关失步。
变压器有载分接开关三相应在同一位置。所谓“失步”，是指调压中由于某种原因，使三相分头位置不一致。在这种状态下，由于次级电压三相不平衡，会产生零序电压和零序电流。在变压器调压过程中，短时不一致是可能的，如果长时间不一致，可能使变压器过热或者跳闸。
有载分接开关失步的原因，可能是其中一相或两相由于电气或机械故障而拒动（原因见上面分析），或启动后中途停止。
发生有载分接开关失步故障时，运行人员应立即到现场，检查变压器三相分接开关的实际位置，查明拒动原因，予以处理，使三相恢复同步．为了避免变压器长期在失步状态下运行，可将已动作的相先调回原位（现场电动或手动），然后检查拒动相拒动的原因。如因机械故障不能使变压器恢复同步，应按现场规程的规定申请将变压器退出运行。
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设备异常指导书一 变压器部分
设备异常指导书一
变压器部分
一、变压器渗漏油的分析
设备的渗漏概念为：有油迹者为渗油，有油珠下滴者为漏油。有油渗出为渗点，有油滴落为一般漏点，油每五分钟一滴为严重漏点。
当渗漏使变压器油位低于气体继电器时，轻瓦斯保护动作告警；当空冷器放空塞及散热器渗漏或下部净油器、潜油泵密封不好，启动空冷器时会造成向变压器内吸水及进气现象，重者轻瓦斯保护也会动作，同时使变压器绝缘降低；套管导管渗漏后，造成引线及绕组匝绝缘降低，进而引起匝间短路烧损变压器。
变压器渗漏油的原因有两个方面：一是油箱与管道的连接部位，二是油箱箱体本身焊缝的渗漏。
变压器渗漏油的常见具体部位及原因如下：
1、阀门系统、蝶阀胶垫材质不良、安装不良、放油阀精度不高，螺纹处渗漏。
2、高压套管基座CT出线桩头胶垫处不密封或无弹性，造成接线桩头胶垫处渗漏。小绝缘子破裂，造成渗漏。
3、胶垫不密封造成渗漏。一般胶垫应保持压缩2/3时仍有一定的弹性，随运行时间、温度、震动等因素，胶垫易老化龟裂失去弹性。胶垫材质不合格安装，位置不对称、偏心、也会造成胶垫不密封。
4、设计制造不良。高压套管升高座法兰、油箱外表、油箱底盘大法兰等焊接处，因有的发蓝材质太薄、加工粗糙，造成渗漏油。
二、气体继电器保护动作分析
气体继电器是变压器内部故障的一种基本保护。正确地分析气体继电器动作的原因，判断故障性质，正确地进行处理，是保证变压器可靠运行的基础。
1、变压器内部故障
当变压器内部出现匝间短路、绝缘损坏、接触不良、铁心多点接地等故障时，都将产生大量的热能，使油分解出可燃性气体，向油枕方向流动。当流速超过气体继电器的整定值时，气体继电器的挡板受到冲击，使断路器跳闸，从而避免事故扩大，此为重瓦斯保护动作。当气体沿油面上升，聚集在气体继电器内部超过30mL时，也可以使气体继电器的信号接点接通，发出警报，此为轻瓦斯保护动作。
2、附属设备异常
（1）呼吸系统不畅通：变压器的呼吸系统包括气囊呼吸器、有载调压呼吸器等。呼吸系统不畅或堵塞会造成轻、重瓦斯保护动作。
（2）冷却系统漏气： 当冷却系统密封不严进入了空气，或新投入运行的变压器未经真空脱气时，都会引起气体继电器的动作。
（3）冷却器入口阀门关闭：冷却器入口阀门关闭造成堵塞也会引起气体继电器频繁动作。
（4）散热器上部进油阀门关闭：散热器上部进油阀门关闭，也会引起气体继电器的频繁动作。
（5）潜油泵有缺陷：潜油泵缺陷对油中气体的影响一是潜油泵本身烧损，使本体油热分解，产生大量可燃性气体；二是当窥视玻璃破裂时，由于轴尖处油流急速而造成负压，可以带入大量空气。以上两种情况都会造成气体继电器动作。
（6）变压器进气：轻瓦斯动作的原因绝大多数是变压器进气造成的。造成进气的原因主要有：密封垫老化和破损、法兰结合面变形、油循环系统进气、潜油泵滤网堵塞、焊接处砂眼进气等。
（7）变压器内部出现负压区：变压器在运行中有的部位的阀门可能被误关闭，如：①油枕下部与油箱连通管上的蝶阀或气体继电器与油枕连通管之间的蝶阀；②安装时，油枕上盖关得很紧而吸湿器下端的密封胶圈又未取下。由于上述阀门被误关闭，当气温下降时，变压器主体内油的体积缩小，进而缺油又不能及时补油，致使油箱顶部或气体继电器内出现负压区，有时在气体继电器中还会形成油气上下浮动。油中逸出的气体向负压区流动，最终导致气体继电器动作。
（8）油枕油室中有气体：大型变压器通常装有胶囊隔膜式油枕，胶囊将油枕分为气室和油室两部分。若油室中有气体，当运行时油面升高就会产生假油面，严重时会从呼吸器喷油或防爆膜破裂。此时变压器油箱内的压力经呼吸器法兰突然释熬，在气体继电器管路产生油流，同时套管升高座等死区的气体被压缩而积累的能量也突然释放，使油流的速度加快，导致瓦斯保护动作。
（9）净油器的气体进入变压器：在检修后安装净油器时，由于排气不彻底，净油器人口胶垫密封不好等原因，使空气进人变压器，导致轻瓦斯保护动作。另外，停用净油器时也可能引起轻瓦斯保护动作。
（10）气温骤降：对开放式的变压器，其油中总气量约为10％左右，大多数分解气体在油中的溶解度是随温度的升高而降低的。但空气却不同，当温度升高时，它在油中的溶解度是增加的。因此，对于空气饱和的油，如果温度降低，将会有空气释放出来。即使油未饱和，但当负荷或环境温度骤然降低时，油的体积收缩，油面压力来不及通过呼吸器与大气平衡而降低，油中溶解的空气也会释放出来。所以，运行正常的变压器，压力和温度下降时，有时空气过饱和而逸出，严重时甚至引起瓦斯保护动作。
（11）忽视气体继器防雨：下大雨时，气体继电器的触点被接线端子和地之间的雨水漏电阻短接，使跳闸回路接通。当出口继电器两端电压达到其动作电压时，导致变压器两侧的断路器跳闸。
3、放气操作不当
当气温很高、变压器负荷又大时，或虽然气温不很高，负荷突然增大时，运行值班员应加强巡视，发现油位计油位异常升高（压力表指示数增大）时，应及时进行放气。放气时，必须是缓慢地打开放气阀，而不要快速大开阀门，以防止因油枕空间压力骤然降低，油箱的油迅速涌向油枕，而导致重瓦斯保护动作，引起跳闸。
4、器身排气不充分
有的变压器在大修后投人运行不久就发生重瓦斯保护动作，引起跳闸的现象。这可能是检修后器身排气不充分造成的。当变压器投运后，温度升高时，器身内的气体团突然经气体继电器进人储油柜，随之产生较大的油流冲击造成重瓦斯保护动作。动作后，气体继电器内均有气体，经化验确为空气。这足以说明有的空气由变压器器身流向储油柜。
5、安装不当
新装的变压器，轻瓦斯保护动作80％是安装存在问题。例如，某部分出攻真空、没有进行真空注油、气体继电器安装不当等，都可能使瓦斯保护动作。
三、变压器声音异常的分析
变压器正常运行时，应发出均匀的“嗡嗡”声，这是由于交流电通过变压器线圈时产生的电磁力吸引硅钢片及变压器自身的振动而发出的响声。如果产生不均匀或其它异音，都属不正常的。
1、变压器声音比平时增大，声音均匀，可能有以下原因：
（1）电网发生过电压。电网发生单相接地或产生谐振过电压时，都会使变压器的声音增大，出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断。
（2）变压器过负荷时，将会使变压器发出沉重的“嗡嗡”声，若发现变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应根据现场规程的规定降低变压器负荷。
2、变压器有杂音
有可能是由于变压器上的某些零部件松动而引起的振动。如果伴有变压器声音明显增大，且电流电压无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺钉松动，使硅钢片振动增大所造成的。
3、变压器有放电声
变压器有“劈啪”的放电声，若在夜间或阴雨天气下，看到变压器套管附近有蓝色的电晕或火花，则说明瓷件污秽严重或设备线卡接触不良。若是变压器内部放电则是不接地的部件静电放电或线圈匝间放电，或由于分接开关接触不良放电，这时应对变压器作进一步检测或停用。
4、变压器有爆裂声
说明变压器内部或表面绝缘击穿，应立即将变压器停用检查。
5、变压器有水沸腾声
变压器有水沸腾声，且温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路或分接开关接触不良引起的严重过热，应立即将变压器停用检查。
四、变压器油温异常的分析
油温表指示的是变压器顶层油温，运行中的油温监视点为85℃;，温升是指变压器顶层油温减去环境温度，运行中变压器在外温40℃时，其温升不得超过55℃，运行中以顶层油温为准，温升是参考数据。
若变压器在同等条件下（环境温度、负荷、油位等），油温比平时高出10℃或负荷不变但温度不断上升，并且冷却装置正常运行，则认为变压器发生内部故障（应注意温度表有无误差或失灵）。
我国变压器的温升标准，均以环境温度40℃为准，故变压器顶层油温一般不得超过40℃＋55℃＝95℃。顶层油温如超过95℃，其内部线圈的温度就要超过线圈绝缘物的耐热强度，为了使绝缘不致过快老化，所以规定变压器顶层油温的监视应控制在85℃以下。
导致变压器温度异常的原因：
1、内部故障引起温度异常
变压器内部故障如匝间短路或层间短路，线圈对围屏放电，内部引线接头发热，铁芯多点接地使涡流增大过热，零序不平衡电流等漏磁通与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常时，还将伴随着瓦斯或差动保护动作，故障严重时还可能使防爆管或压力释放阀喷油，这时变压器应停用检查。
2、冷却器不正常运行引起温度异常
冷却器不正常运行或发生故障如潜油泵停运，风扇损坏，散热管道积垢，冷却效率不良，散热器阀门没有打开等原因引起温度异常。应及时对冷却系统进行维护和冲洗或投人备用冷却器，否则就要调整变压器的负荷。
3、温度指示器有误差或指示失灵，应更换温度表。
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4月17日
供电公司生产管理
供电公司生产管理
一、生产技术管理
缺陷管理：生产技术管理通过对电力设备、线路运行状态的监控，了解各种设施的缺陷情况，掌握设备缺陷产生的规律，做好电力设施预防性试验和继电保护校验的计划工作，
检修计划：及时合理地安排停电检修计划，搞好设备检修维护工作，尽量减少停电次数，缩短停电时间，严格地控制大修、维护费用，提高电力设施运行的可靠性；
通过对电网运行状态的监控，掌握电网电压的变化情况，适时采用无功补偿设备以及变压器分头调节的方法，以提高电网电压运行质量以及电压的稳定性，不断地满足各类用户对电压的需求；
通过对电力设施技术状态的监控，提高电力计量器具仪表的标准化程度，保证各种绝缘和油类的技术指标；
生产技术管理均由生产技术处负责，对全局的生产在业务上和技术上起着管理和协调作用。生产技术管理由输电管理、变电管理、生产调度管理、技术监督管理、可靠性管理、无功电压管理、大修管理、科技管理组成。
1、输、配电线路管理
线路专责工程师在生技处处长的领导下，接收并完成上级主管部门布置的各项工作，传达、贯彻各项专业制度和技术管理精神。年初召开专业会议，制订年度工作重点和重大检修工作计划，结合上级部门各项要求和专业工作规程，从线路专业日常运行、检修、大修和技术管理等方面对各线路运行单位进行工作布置、业务审核、专业指导和技术管理等。
2、变电管理
及时掌握供电公司各个变电站主设备的资产信息、运行状况及电网运行方式等信息，进行收集汇总、统计分析，以帮助管理人员做出严谨周密、准确科学的生产计划，对设备检修运行综合调控，从而保证主网安全运行，提高经济效益。
3、技术监督管理
绝缘、油务、电测三项监督。
油务监督
依据科学标准，利用先进的测试与管理手段，加强对油类的质量监督，及时发现变压器等充油电气设备潜伏性故障，提高设备的安全经济性，延长其使用寿命。
绝缘监督
绝缘监督工作的任务：认真贯彻执行《电力设备交接和预防性试验规程》以及其它有关规程制度与反事故措施；掌握设备的绝缘变化规律，及时发现和消除绝缘缺陷；分析绝缘事故；指定反事故措施，不断提高电网运行的安全可靠性。
电测监督
供电单位负责电测仪表及相关计量装置的台帐管理、检定管理、人员管理，并生成相关报表，统计报告上报电科院。
4、可靠性管理
电力工业的可靠性管理就是利用数理统计方法，用定量指标来分析、比较和预测电力系统的规划、设计、运行和管理各个方面各个环节的可靠性，提高设备利用率，降低停运率，以提高经济效益。进行可靠性管理的目的在于充分发挥发供电设备的潜力，不间断地向用户供电，保证电能质量。
上述软件所管理的可靠性基础数据，实际上就是各类主设备运行过程中的各种事件、状态和时间的记录，并且由此计算产生可靠性评价指标。因此可靠性数据是反映设备健康状况的权威数据，也是设备大修、评级等业务的重要参考数据。
输变电设备可靠性
输变电设备可靠性主要是指各主设备元件的可靠性。对于变压器、电抗器、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、耦合电容器、阻波器、避雷器和输电线路，其可靠性是指元件本身的故障率，可用系数等指标；对于继电保护、自动装置，则用正确动作率或不正确动作率来描述其可靠性。
输变电设备可靠性管理主要表现为5个处理环节：1.变电管理方面处理变压器、断路器、隔离开关、电抗器、电压互感器、电流互感器、耦合电容器、阻波器、避雷器等设备的运行情况、停运情况；2.继电保护管理方面处理继电保护、自动装置的保护动作情况；3.输电管理方面处理高压输电线路设备的运行情况、停运情况等；4.各直属供电单位、省电力公司负责汇总统计上述各方面数据，产生输变电设备可靠性的各种统计数据,上报本单位领导及集团公司；5.集团公司生技部可靠性专工负责汇总统计各供电公司上述各方面数据，产生输变电设备可靠性的各种统计数据,上报集团公司领导及可靠性管理中心。
供电可靠性
电力系统管理所要达到的向全社会、向国民经济各行业可靠供电的目标，也就是配电系统供电可靠性所要着重描述和考核的目标。对电能用户的供电可靠性指标是衡量电能工业对国民经济需求所能满足程度的最主要一项综合指标，并通过配电系统对用户连续供电能力反映出来。
供电可靠性指标中主要统计项目是配电设备和用户的停电情况，以及配电设备故障情况。其中停电情况包括计划和故障停电，所以配电可靠性管理不单纯是配电系统自身的事情，还和主网输变电管理直接相关，因为主网设备的检修或故障常常迫使配电网停止运行。从这种意义上说，配电系统可靠性指标实质反映了供电企业全系统的运行水平，是一项很重要的管理指标，所以供电企业只有加强输变配全方位生产管理，才能提高供电可靠性水平。
5、电压无功管理
电压合格率是电网正常运行的重要指标之一。为了保证电网电压的波动在允许的范围之内，即保持电压的稳定性，同时降低线路功率损失，通常采用在变电站投入无功补偿装置，将无功功率控制在足以保证电压稳定的范围之内。
电压无功管理系统应根据电网整点电压数据以及典型日电压数据，分析得到电网电压合格率，结合各变电站电力电容器组的组数、容量、投入与可投入情况，并根据电网电压的变化情况，安排变电站及时投入或退出电力电容器组。同时，对有载调压变压器设计变比选择，分头运行位置选择提出建议。
6、生产调度管理
生产调度管理面向生技处生产调度专工，协调、组织、布置具体工作，安排设置停送电时间。对各类缺陷进行统一管理，通过缺陷的分类、汇总、分析，通过优化生产调度，合理安排停电方式及计划，减少停电次数，缩短停电时间，提高电力可靠性。
生产调度管理面向生技处生产调度专业管理的需求，由月度停电检修计划、年度停电检修计划、临时停电检修、生产调度日志、日常工作管理组成。
7、大修管理
在电力行业，历来坚持“安全第一”的方针，各级电力部门通常都采取各种行之有效的措施来保证安全发、供、用电。大修技改涉及发电机组、输电线路、变电、二次设备、调度通信、配电、用电、公用系统等大修的全过程。
8、科技管理
生技处科技专责工程师负责供电公司科技进步管理工作。负责贯彻执行国家、国家电力公司等上级单位有关科技进步的方针、政策；结合供电公司的生产、建设、经营实际，制订年度科技项目计划并组织实施；负责科研成果、新产品鉴定验收；负责科研成果的专利管理。负责编制供电公司科技成果推广计划并组织实施；负责供电公司科技成果评定，标准化管理等。
9、继电保护、自动化、通讯管理
及时掌握供电公司相关设备台帐信息，进行收集汇总、统计分析，以帮助管理人员做出严谨周密、准确科学的生产计划。
二、调度管理
供电公司调度管理主要负责电力运行调度和指挥电力生产工作的专业职能管理，是全公司电力生产管理体系中的一个重要环节，是连接电力生产、计划、检修以及公司领导的桥梁和纽带。电力调度是电力系统的运行指挥中心，负责电网的安全经济运行，协调正常的生产业务体系。调度管理的主要服务对象是生产技术处、各变电站、电厂和电力检修公司的管理人员、生产人员及公司领导。电力调度为各生产部门以及领导提供重要的生产情况及各种实时数据，同时根据各类基础信息进行数据的统计分析，从而辅助管理人员和决策人员进行管理和决策，是整个公司电力网调度、继电保护远动自动化和通讯工作管理的职能部门。又是公司电网运行和维护通讯的职能部门，是全公司各生产原始数据的来源部门。负责日常电力调度，继电保护整定计算及经济运行工作，确保系统安全经济运行和生产。
供电公司电力调度是供电企业主要的职能单位，主要承担地区电力系统的调度管理，充分发挥系统内发、供电设备能力，以供应系统负荷需要；使整个系统在经济的方式下运行。
供电公司调度担负着供电公司调度运行管理，继电保护、调度自动化、通信专业的管理和运行维护工作。调度专业负责电网运行方式的安排，部分主网及配网检修计划的制订和输、变、配设施停送电的调度（包括事故处理）；继电保护专业负责主网继电保护的运行维护和继电保护的管理；远动自动化专业负责定时将电网中数据传送到调度端并负责无人值班变电站三遥设备的运行与维护；通讯专业负责通讯设备的管理，保证话务通讯和继电保护、远动信道的畅通，保障生产调度的信息渠道有效运行。总之，调度担负着供电公司所辖地区的电网管理、电网保护、电网服务的职能。
三、安全监察管理
在电力的正常运行过程中，安全是至关重要的。没有安全 ，就谈不上生产，因此，安全监察管理是电力安全生产的保证。
尽管从主观愿望方面人们不希望发生事故，但从客观上讲事故并不可能永不发生。只有正确地看待事故，科学地分析事故发生的人为因素和客观原因，发现相似事故的规律性，才能有效地避免类似的事故再次发生。安全监察管理的工作之一:
是要在事故发生后及时地处理事故，然而更重要的是要收集事故发生的第一手资料，分析事故发生的原因，找出事故发生的规律性，从而制定出相应的防范措施，避免类似的事故再次发生。
同时，还必须制定一整套严格的安全规程，做好安全生产计划，并监督各生产车间和单位执行。
四、输电管理
输电线路是整个电网管理的重要组成部分之一。维护输电线路和设施，保证输电线路的正常运行是整个电网正常安全运行的前提和保障。故需对整个系统的信息合理地组织管理起来，使其及时、规范、准确地传输，满足现代化的生产经营管理机制中各层次的要求，使企业降低生产经营成本，安全 、高效、经济地运行。
输电管理包括以下内容：设备台帐及资料管理、计划管理、运行管理。
五、变电管理
变电管理是供电公司生产管理工作中重要的部分，变电管理处是供电公司变电管理工作的主要职能单位，在此职责范围内包括：所属变电站运行管理工作；负责所辖变电站设备的维护、检修、试验工作；负责所辖变电站内电源设备及直流系统的维护、检修工作；负责所辖变电站内闭锁设备的维护、检修工作；负责所辖变电站内无功补偿设备的维护、检修工作。
供电公司变电管理主要划分为变电计划管理、变电设备管理、变电运行管理、变电缺陷管理、变电检修管理、变电预试管理、变电专业管理等七个职能部分。
1、变电设备管理
变电设备管理工作负责设备管理业务，处理电气设备技术参数台帐、缺陷情况的查询和检索。同时负责记录设备的预试、检修、大修情况，油类特性测试数据，以及电气仪表校验检测结果；即主要负责有关设备台帐、设备记事、设备周期的相关工作。
2、变电运行管理
变电运行管理工作是负责供电公司所辖变电站的日常管理工作；检查所辖变电站及其他运行岗位的设备台帐、资料、纪录、规程、制度的建立及填写情况，随时给予纠正，参加变电事故分析会分析原因，提出杜绝措施；解决变电运行岗位需要解决的各类问题，填写变电运行岗位运行日志，负荷记录等记录，进行无责任事故安全记录的统计。
3、变电检修管理（一次、二次设备检修管理）
变电检修管理工作是负责供电公司所辖变电设备检修管理工作；负责所辖变电站内应用变压器二次及直流系统的维护、检修、更换工作；负责变电主设备及附属设备的检修、维护工作；负责变电工作中工作票管理。变电检修工作包含变电一次检修管理和变电二次检修管理。
4、变电预试管理
变电预试管理是变电生产的重要组成部分，关系着变电生产是否安全顺利进行的关键任务，包含变电一次设备、变电二次设备的预试管理工作。
六、修试管理
电力设备的修试是维护电力设备正常运行，延长电力设备使用寿命的必要手段。电力设备除了在遇到重大缺陷或使用到预定的大修期时需要进行大修外。更重要的是对电力设备进行的日常的修试工作。修试公司主要负责主网110kV及以上变电站（包括50万站、串补站）内35 kV及以上一次设备和变电架构、地网的维护、大修、处缺工作；负责主网30个变电站的电气设备的绝缘监督工作（包括电气试验和油务化验）以及仪表监督工作；负责主网30个变电站的变压器及35 kV配电变压器的大修、试验、维护及处缺工作。
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4月14日
电力生产技术经济指标 初览
电力生产技术经济指标 初览
电力生产技术经济指标：反映电力生产企业生产技术管理水平和经济效果的重要指标，有安全指标、可靠性指标、质量指标、消耗指标、效率指标、技术经济指标和效益指标
煤消耗 375g/kw.h 30*24h×0.375=
线损管理按照电压等级分类：
一次供电损失（网损）＝一次供电量－二次供电量/一次供电量
一次供电量 ＝ 网内发电量－厂用电量＋购入电量＋电网送入电量－电网输出电量
二次供电量 ＝ 各个供电局的输入电量（包括各自自备电厂的购入电量）
一般有网调（中调）负责管理
二次供电损失（地区损失）＝ 二次供电量 － 售电量/二次供电量
由地区供电局地调负责管理，转供、互供和共用线路的损耗由网局、省局根据具体情况合理分摊。
配电及不明损失：属于供电局配电设备的电能损失，营业漏电、窃电、电能表误差造成，由供电局负责管理。
线损按照类型分类：
固定损失：铁损，不随负荷变化而变动，只要设备带电就有这部分损失。
变动损失：随符合变动变化，铜损
其他损失：管理方面的损失
工作票：准许在设备上工作的书面命令，是保证安全的组织措施。为了在设备上进行检修、清扫或其他工作时保障人身及设备安全而制定的。分为第一种工作票和第二种工作票。
操作票：准许值班人员进行操作的书面命令，是保障安全的技术措施。
部件：为达到快速修理的目的，对生产流水线和重点设备，以及由于制造工艺复杂、技术条件要求高、制造周期长而储备的组件
备件： 在设备维修工作中，为了缩短修理停歇时间而按照储备原则事先进行准备的零（部）件。备件种类可按下列划分。按零件类别分：机械备件，电气备件，动力备件，起重运输备件等，便于分类储备。按零件来源分：自制备件，外购备件，协作加工备件等，便于编制采购、生产计划。按照零件使用性能分：易损件，配套储备件，关键件以及标准件，便于编制储备定额。
循环性备件：在大修或定期修理时更换下来的备件，能采用新技术、新工艺加以修复后供下一个循环使用。又称周期性备件
点检为核心的维修：
(1)定人。设立设备操作者兼职的和专职的点检员。
(2)定点。明确设备故障点，明确点检部位、项目和内容。
(3)定量。对劣化倾向的定量化测定。
(4)定周期。不同设备、不同设备故障点，给出不同点检周期。
(5)定标准。给出每个点检部位是否正常的依据，即判断标准。
(6)定点检计划表。点检计划表又称作业卡，指导点检员沿着规定的路线作业。
(7)定记录。包括作业记录、异常记录、故障记录及倾向记录，都有固定的格式。
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供电设备管理与维修
供电设备管理与维修
电能是现代社会的基本能源，电力被视为生命线的核心。住宅小区或高层楼宇要保持正常使用功能，都离不开电力的正常供应。若电力供应中断，则其他系统的工作将随之停顿。
目前，供电方式主要有２种：一种是供电部门把电力直接送到用户单位，另一种是供电部门把高压电送到小区或高层楼宇，通过该地区变电站再送到各用户单位。
对供电设备管理的目的是保证正常运行，不间断供电。为此，物业物理企业必须了解和掌握全部设备的各种资料 ，制定有效可行的管理办法，搞好供电设备的正常维护保养。
一、管理范围界定
居住小区内住宅楼低压供电设施管理职责：
１．使用架空线路供电的，高层楼以楼内配电箱为界，多层楼以楼外墙为界。界限以内（不包括配电箱和计费电度表）至用户的供电线路及设备，由物业管理企业负责维护、管理；
２．使用地下埋设线路供电的，以电缆进线兀接箱为界。界限以内（不包括兀接箱和计费电度表）至用户的供电线路及设备，由物业管理企业负责维护、管理；
３．上述界限以外供电线路及设备由供电部门与建设单位协商落实维护管理职责。
非居住小区的其他物业供电线路的产权分界与维护管理的职责，可参照《全国用电规则》的划分原则来界定。
二、掌握设备情况
１．供电范围内各建筑物的构造方式、用电内容及其主要要求（如住宅和商业服务设施、工厂车间、办公楼等，对用电的要求 是不一样的）
２．供电方式、电压等级、用电容量、分配方案、配线方法（如高、低压重点保护单位，单、双路供电等）
３．全部电器平面图、系统图和原理图。所有专用设备的产品说明说、配件图、各类产品的出厂合格证明、有关设备的试验、检验报告单等。
４．施工中的各级、各阶段的验收证明书，变更洽商记录（如绝缘遥测记录、接地电阻值的测定、单或全负荷试验结果报告、各支路的负荷电流实测记录、电压变化情况记录等）。
５．核对实际安装的线路及设备的数量、规格、型号、位置是否与图纸要求一致，地下埋设管路的具体位置与平面图是否一致。
６．正式使用后，各用户内的主要用电设备数量、容量及使用规律与负荷变动情况等。
三、制定管理办法
（一）一般内容
１．定期巡视维护和重点检测。根据供电范围内的具体情况，参照供电局的“电气设备运行管理规程”，定出固定的巡视日期和内容（可分为一般部位及重点部位，一般项目和重点项目等）。按照设备的使用频率和季节的不同，定出测定的项目，如雨季前要将地极的接地电阻值遥测，夏季要对线路的绝缘电阻遥测，特殊节日前的有关项目检查等。
２．建立各项设备档案。所有较大的用电设备均应按台编号，建立档案。如锅炉房内的风机、水泵、厨房内的机具。一般建立如下档案：电气平面图、设备原理图、接线图等有关图纸；用电电压、频率、功率、实测电流等有关数据；维修记录、运行记录、巡视记录及大修后的试验报告等各项记录。
３．积极有效的宣传安全用电、合理用电的知识，掌握用电的一般知识和应遵守的用电规定。
（二）供电系统管理
１．建立严格的配送电运行制度和电气维修制度；
２．负责供电运行和维修的人员必须持证上岗，并配备主管电气工程技术人员；
３．建立２４小时运行和维修值班制度，及时排除故障；
４．加强日常维护检修，公共使用的照明、指示灯具线路、开关要保证完好，确保用电安全；
５．停电应预先告示，以防发生意外事故。
６．对临时施工及住（用）户装修要有用电管理措施；
７．发生地震、火灾、水灾等情况，要及时切断电源。
（三）配电房管理
配电房是供电中心，属小区或大楼的“心脏”，应制定严格的规章制度，加强管理。
１．配电房应由机电 技术人员负责管理和值班，无关人员禁止入内；
２．室内照明、通风保持良好，室温控制在４０度以下，墙上配挂温度计；
３．建立配电运行记录，每班巡查１次，每月细查１次，半年大检修１次，查出问题及时处理，并做好记录，不能解决的问题要及时书面上报主管部门；
４．供电回路操作开关的标志要明显，停电拉闸要挂标志牌，检修停电，更应挂牌；
５．房内禁止乱拉乱接线路，供电线路严禁超载供电，如确需要，应经有关主管人员书面同意后进行；
６．配电房内设备及线路变改要经主管部门同意，重大变更要上报经理批 准；
７．操作及检修时必须按规定使用电工绝缘工具、绝缘鞋、绝缘手套等。
四、供电设备的正常维护和保养
供电设备的维护范围，须照供电规则中所规定的产权分界点的划分原则来执行。其中规定：低压供电的以供电接户线的最后支持物为分界点，支持物属供电局；１０kv及以下高压供电的，以用户厂界或地区界外或配电室前的第一断路器或进线套管为分界点。供电局和用户分工维护管理的供电设备，未经分管单位同意，对方不得操作或变动。
维护工作有以下几项规定：
１．观察总盘上的各类仪表、电压是否正常，使用电流的变化情况，高峰用电时的电流数值，三相电流是否平衡，对照值班记录检查分析有无差异。
２．核对各个支路的实际负荷是否与装设的保护元件整定值相符合（按规定采用热元件时，整定值应为负荷电流的１－１.5倍，采用熔丝时，按负荷电流的1.25-1.5倍选用）。
３．配电箱固定是否牢固，箱内器件是否完好无损，各闸具的接头有无松动，操作是否灵活，刀刃及接点有无烧伤，导线绝缘是否老化、变脆，熔断器有无焦痕。
４．导线绝缘是否良好（用兆欧表遥测绝缘电阻值，低压线路应不低于0.5兆欧），各类绝缘导线的绝缘是否老化，各接头处有无烧焦、变脆，绝缘包布有无换效，接头之间有无腐蚀现象。
５．金属管连接的地线是否良好，有无虚脱或腐蚀，各种管路固定是否牢固。管子接头有无脱扣拔节，管路有无塌腰变形。
６．各用电器具（如灯头、开关、插座等）是否牢固，灯头吊线距地是否太低，有无自行拉扯的临时线路等。
７．各种地极的接地电阻是否符合规定（防雷接地１０欧以下，保护接地４欧以下），接地螺栓有无松动，接地导线有无伤痕和腐蚀。
８．特殊房间（如潮湿、高温、易燃、易爆等场所）应按照有关规定重点进行检查维护。
五、避雷设施的管理
（一）建（构）筑物防雷等级的划分
一类建（构）筑物：是指存放爆炸物品或经常发生互斯、蒸汽、尘埃与空气的混合物，因电火花能发生爆炸，致使建（构）筑物损坏或人员伤亡者。
二类建（构）筑物：凡贮存大量易燃物品的房屋（构筑物），或具有重要政治意义的民用建筑物。
三类建筑物：凡不属于前两类的范围，而需要作防雷保护的建筑物。
（二）防雷装置的一般要求
一般建筑物的防雷设施有针式和带式两大类，避雷针又可分为单支、双支、多支保护等几种形式。建筑物的防雷装置，一般由３个基本部分组成：
１．接闪器：接闪器也叫做受雷装置，是接受雷电流的金属导体，即通常所指的避雷针、避雷带或避雷网。当建筑物由于美观上的要求，不允许装设避雷针时，可采用避雷带或避雷网。利用直接敷设在屋顶和房屋突出部分的金属条（圆钢或扁钢）作为接闪器。
２．引下线：引下线又称引流器，它是把雷电流由接闪器引到接地装置的导体。一般敷设在外墙面或暗敷设于混凝土柱子内。
３．接地装置：接地装置是埋在地下的接地导体（即水平连接线）和垂直打入地内的接地体的总称。其作用是把雷电流疏散到大地中去。
接闪器、引下线、接地装置等各防雷部分都要按照有关规范的具体要求装置，才能防止雷击的危害。
（三）维修与检测
１．接闪器应保持镀锌、涂漆完好。
２．引下线应保持镀锌、涂漆完好。在承受机械损伤的地方，地面上的１.7M 至0.3M处应保护设施。
３．接地线
防雷接地、电气设备的保护接地和工作接地，都是合在一起的，组成混合接地系统。为防止雷击时产生的跨步电压，故接地装置与道路及建筑物的主要入口距离一般不得小于３Ｍ。
避雷设施各部分之间均应焊接牢固，其接地电阻应符合规范要求。一般不应小于５－１０欧。高层建筑接地电阻按最小的要求而定，通常在４欧以下。
避雷装置的检查包括外观巡查和测量两个方面。一般可用接地摇表来测量各类建筑物的防雷接电阻是否符合要求。接地电阻的检测每３年进行１次。
外观检查主要包括对接闪器、引下线等各部分的连接是否可靠，有没有受机械损伤、腐蚀、锈蚀等情况，支撑是否牢固。对检查出的不同问题，采取不同的修缮办法，如加固、 补强、调整、涂刷保护漆膜，局部更换等，以经常保持其在正常状态下工作，对外观检查每年应进行１次。雷雨后也应注意对防雷保护装置进行巡视，发现问题，及时处理。
六、配电系统过负荷的问题与对策
改革开放以来，人民生活水平迅速提高，冰箱彩电已经普及，空调微波炉等大容量家用电器进入家庭，通常空调用电量占总安装容量的１/3 ，致使居民用电量大幅度增加。而原有住宅供电设计容量太小，北京地区８０年代以前的设计标准为２－１０瓦/建筑平米。因此原设计标准与实际用电量之间矛盾极为突出。
（一）配电系统过负荷的后果
１．烧毁电表、闸具、电线的事故频繁发生
几十年长期使用的供电设施，加之近年来用电量的逐年增加使电线绝缘加速老化，闸具烧蚀严重。电表容量过小，夏季持续高温，高峰负荷持续时间长，电线、闸具自身发热量大增，而且高温使散热条件变坏，导致烧毁供电设施事故大增。居民经常遇到院内勤单元门总保险丝烧断的情况，换１次烧１次，有的索性换上铜丝，用电高峰时，烧红的铜丝打着火花，吱吱作响，居民擅自加大保险的错误做法导致事故大增。
２．批量烧毁家用电器
由于居民购买力水平差异较大，各户家用电器安装容量差异很大，加剧三相用电负荷的不平衡，使零线电流加大，中性点位移增大，加之设施老化，年久失修，零线被烧断的情况增加。零线断开就会造成整个单元各户同时烧毁电器的事故。
３．电气火灾逐年增加
在大城市中煤炉日减，特别是烟花爆竹禁放之后，电气火灾比例逐年增加。
４．影响安定团结
由于上述事故频繁发生，居民四处告状，反应强烈，对此物业管理企业应高度重视。
（二）实际用电负荷调查
１．以北京市为例，据有关部门统计，自1980年以来，居民生活用电平均每年以２０％的速度递增。
２．住宅每建筑平方米用电量测算
（１）照明占生活用电比例较小。
（２）一般家庭拥有的单位１００瓦左右的主要家用电器有：冰箱、电视、洗衣机、风扇、录音机、抽排油烟机等。
（３）近年来单件用电负荷为１０００瓦左右的高能耗家用电器主要有：空调、电饭煲、微波炉、电烤箱、电暖器、电热水器等。１９９４年北京城镇每户安装容量为８００－１２００瓦。每建筑平米２２－２６瓦。
３．北京市住宅供电标准
年代７０年代８０年代９０年代
瓦/建筑平米２\１０\２５
而平房及７０年代以前的楼房，原设计仅考虑到每户２盏灯，１台收音机，每月每户用电量１００瓦左右。这显然是远远不够的。
（三）配电系统过负荷的对策
１．供电设施改造
针对严重过负荷的现状，解决的根本的出路和在增容换线改造。据有关部门测算，进入小康水平时，每户要装容量为２０００瓦，故７０、８０年代设计的楼房宜采用２５－４０瓦/建筑平米进行改造增容，一次到位，避免在马路上反复开沟的现象。平房院应结合危改拆迁及房屋大修，从具体情况出发适当降低标准。
２．加强用电管理
因住宅供电设施过负荷普遍存在，需要增容换线的数量巨大，改造任务与资金匮乏的矛盾难以解决，改造必将是一个长期的过程，因此改造与用电管理并重，这有利于保证居民基本家用电器正常使用，以解燃眉之急。
物业管理企业在加强用电管理时，要限制沿街商业店铺从居民住宅私自接用电等现象，以减少配电系统严重过载。
京公网安备 11010802033920号
