玛依塔斯风电场企业标准
Q/301--104—2008
变电站运行规程
版 本：A0
编 制： 杨明西 校 对： 徐建军 审 核： 李智强 批 准： 智刚
2008-09-01发布 2008-09-15实施 北京天源科创风电技术有限责任公司颁布
目 录
一 总 则 ............................................................................................................................................. 3 二 变电站运行规范 ............................................................................................................................. 4
2.1主变压器运行规范................................................................................................................... 4 2.2所用变运行规范 ...................................................................................................................... 7 2.3 断路器运行规范 ..................................................................................................................... 8 2.4 隔离开关运行规范................................................................................................................ 9 2.5 电压互感器（PT）运行规范 .............................................................................................. 10 2.6 电流互感器（CT）运行规范 .............................................................................................. 12 2.7 10KV母线并联电容器运行规范 ........................................................................................... 13 2.8 10KV无功补偿装置电抗器参数： ....................................................................................... 14 2.9避雷器（氧化锌）运行规范 ................................................................................................. 15 2.10 避雷针运行规范................................................................................................................ 15 2.11 消弧消谐及过电压保护装置 ............................................................................................ 16 2.12 直流系统运行及维护........................................................................................................ 16 2.13蓄电池的运行规范............................................................................................................... 16 2.14运行方式： .......................................................................................................................... 19 2.15倒闸操作 .............................................................................................................................. 19 2．16 设备的异常事故处理........................................................................................................ 21 附录一 电气一次系统图............................................................................................................ 28 附录二 典型操作票 ................................................................................................................... 29
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一 总 则
1 范围
本规程适用于风电场变电站的试运行、启动、正常运行、停止与事故处理。 2 规范性引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。在规定出版时，所示版本均为有效，所有标准都会被修订，使用本规程的各方应使用下列标准的最新版本。
DL408—91 《电业安全规程》（发电厂和变电所电气部分） DL558—1994 《电业生产事故调查规程》
DL428—91 《电力系统自动低频减负荷技术规定》 DL5027—93 《电力设备典型消防规程》
DL/T5047－95 《电力建设施工及验收技术规范》 GB14285—93 《继电保护和安全自动装置技术规程》
国发电（2000）589号 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 3基本要求
3．1 下列人员应熟悉本规程
3．1．1运行维护专业技术人员。 3．1．2 值长，主值班员，值班员
3．1．3 检修班班长，检修人员，安全专责工程师 3．2 对运行人员的要求：
3．2．1 各岗位运行人员必须熟知，执行本规程
3．2．2 各岗位运行人员必须执行《电业安全工作规程》
3．2．3 运行人员应严格按各项规定对运行设备进行监视和调整，严凭个人经验随意改变运行状态。
3．3 对运行设备的要求
3．3．1运行设备必须符合公司及电网有关部门对运行设备管理的规定和要求
3．3．2运行设备必须在规程规定的工况下运行，超参数或带缺陷运行时应有可靠的安全技术措施。
3．3．3各项保护必须正常投入，特殊情况需要短时间退出时，必须经总工程师批准后，方可执行。
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二 变电站运行规范
2.1主变压器运行规范
2.1.1 主变参数： 型号 SFZ9-50000/110 短路阻抗 10．56% 冷却方式 ONAF/ONAN 上节油箱重 6.34T 相数 3 器身吊重 28.66T 额定容量 50000KVA 油重 16.34T 额定电压 121±8×1.25%/10.5KV 带油运输重 49.59T 额定频率 50Hz 总重量 61.82T 联结组别 YN/d11 制造年月 2008年4月 顶层温升 55K 出厂编号 8073 绕组温升 65K 生产厂家 山东泰开变压器有限公司 变压器油 DB-45 2.1.2 变压器运行前的检查 2.1.2.1 检查变压器电源侧中性点是否已可靠接地（冲击时应直接接地） 2.1.2.2 检查各保护装置、断路器整定值和动作灵敏度是否良好。
2.1.2.3 检查继电保护、如气体继电器、温度计、压力释放器及套管式电流互感器测
量回路，保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动实验。
2.1.2.4 检查套管式电流互感器不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。 2.1.2.5 检查冷却器风扇投入和退出正常（包括自动装置） 2.1.2.6 检查储油柜呼吸器是否正常通畅。
2.1.2.7 检查分接开关的位置，三相是否一致，有载调变压器应检查快速机构，操作
箱及远程显示器，动作数据是否一致。
2.1.2.8 检查储油面高度，有无假油位。
2.1.2.9 检查接地系统是否可靠正确，如：有载调压开关中性点。 2.1.2.10 检查变压器铁芯必须保证一点接地，不能形成回路。 2.1.2.11 检查油箱是否可靠接地。
2.1.2.12 检查投入运行组件阀门，是否呈开启位置，（事故放油阀除外必须对气体继
电器再次排气）
2.1.2.13 查对保护定值。
2.1.2.14 空载冲击合闸时，气体继电器须投入垂直动作接点上（即跳闸回路） 2.1.3 变压器投入正常运行后的检查。
2.1.3.1 在试运行阶段，应经常检查油面温度、油位变化，储油柜有无冒油或油位下
降现象。
2.1.3.2 查看、倾听变压器运行声音是否正常，有无爆裂等杂音，冷却系统运转正常，
备用及辅助冷却器能正常投入和切除。
2.1.3.3 经试运行正常后，可认为变压器已投入运行。 2.1.4 变压器投入正常运行后维护
2.1.4.1 新投入运行的变压器在第一个月内，不少于5次（1、4、10、20、30天）取
油样进行试验，如耐压值下降快应进行过滤，如下降到110KV/2.5mm时，应
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停运，如发现有碳化物，必须进行吊罩检查。
2.1.4.2 如冷却器电源故障，全部风扇停运时，上层油温应低于65℃、可带额定负
荷，保证油温在65℃以下运行。变压器运行中的允许温度应按上层油温来检查，在正常运行条件下，当冷却介质最高温度为40℃时，主变的上层油温一般不宜超过85℃，最高不应超过95℃。当周围冷却介质温度较低时，顶层油温也应相应降低。运行中的主变上层油温温升不得超过55℃，绕组温升不得超过60℃。当油温达到55℃时风机自动启动，当温度降低至45℃时，风机自动停止。
2.1.4.3 测量铁芯接地电流应小于5A，反映铁芯接地情况，避免瞬间开路。
2.1.4.4 有载调压开关，每三个月抽取一次油样，必要时滤油或更换，并记录操作次
数。
2.1.4.5 检查净油器、吸潮器内硅胶，受潮率达60%应更换。 2.1.4.6 测量绝缘油电气强度。
2.1.4.7 检查继电器保护（气体继电器、压力释放阀等）和差动保护接点回路，接线
是否松动、牢靠、端子有无老化。
2.1.4.8 检查装配螺栓是否松动，密封衬垫有无渗油情况。日常维护如发现以上问题，
应立即修复或通知制造厂家协助修复，并作好记录。
2.1.5 变压器的一般巡视检查内容和要求
2.1.5.1 储油柜和充油套管的油位、油色是否正常，器身及套管有无渗、漏油现象。 2.1.5.2 变压器上层油温是否正常、温度。 2.1.5.3 变压器声音是否正常。
2.1.5.4 瓷瓶管应清洁、无破损、无裂纹或打火现象。 2.1.5.5 冷却器运行正常。
2.1.5.6 引线接头接触良好，不发热，触头温度不超过70℃
2.1.5.7 吸潮气油封应正常，呼吸畅通。硅胶变色不应超过总量的1/2否则应更换硅
胶。
2.1.5.8 防爆管玻璃膜片应完整无裂纹、无积油，压力释放器无喷油痕迹。
2.1.5.9 气体继电器与储油柜间连接阀门应打开，气体继电器内无气体，且充满油。 2.1.5.10 变压器铁芯接地和外壳接地应完好。
2.1.5.11 有载调压分接开关应指示正确，位置指示一致。 2.1.6 变压器的特殊巡视和检查内容：
2.1.6.1 气温骤变时，检查储油柜和瓷套管油位是否有明显的下降，各侧连接引线
否有过紧或断股现象。
2.1.6.2 大风、雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况、有无断股、设备上有无其他杂物，
瓷瓶套管有无放电痕迹及破裂现象。
2.1.6.3 浓雾、毛雨、下雪时，瓷瓶套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中或
落雪后，不应有水蒸汽或立即融化，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外测温仪进一步检查。
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2.1.6.4 瓦斯保护动作后，应立即进行检查。
2.1.6.5 过负荷运行时，应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压
器的声音是否正常，检查接头是否过热，冷却器投入数量是否足够，运行是否正常，防爆膜、压力释放器是否动作。
2.1.6.6 变压器发生短路故障或穿越性故障时，应检查变压器有无喷油、油色是否变
黑、油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断、瓷瓶绝缘有无破裂，接地引下线有无烧断。
2.1.7 变压器运行发生下列情况，应立即停运，并检查器身： 2.1.7.1 变压器油温超过厂家说明书的允许值。 2.1.7.2 因大量漏油，油面急剧下降不能处理时。 2.1.7.3 变压器内部声音异常，有爆裂声。
2.1.7.4 在正常冷却、正常负荷下，油温不正常上升。 2.1.7.5 压力释放阀、储油柜、开关防爆膜破裂喷油时。 2.1.7.6 油色变化严重，油内出现碳质。 2.1.7.7 套管严重损坏，有放电时。
2.1.7.8 不停电无法消除人身或其他事故。 2.1.7.9 变压器着火。
2.1.8 变压器运行的异常情况及事故处理 2.1.8.1 变压器内部发出异常声音：
2.1.8.1.1 变压器在正常运行时，内部发出的声音是均匀的“嗡嗡”声，如有下列情
况之一，应确认变压器内部故障，必须立即汇报调度和主管工程师；若认为情况严重，可立即停用；若有备用变压器，应先投入，然后汇报调度。
1) 声音较大而嘈杂，强烈而不均匀的“噪声”可能是铁芯的穿心螺丝未夹紧，使铁芯松动而造成。个别零件的松动，会发出“叮当”声。某些离开叠层的硅钢片端部振动，有“嗡嗡”声。
2) 变压器内部发出“吱吱”或“劈啪”的放电声，这是因为内部接触不良或有绝缘击穿。
3) 声音中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热；也可能是分接开关的接触不良，造成局部严重过热。
4) 声音中夹有爆裂声，既大又不均匀时，可能是变压器器身绝缘有击穿现象。 2.1.8.2 变压器内发出很高而沉重”嗡嗡“声，这是由于过负荷引起的，可以从电流
表指示判断。
2.1.8.3 由于铁磁谐振，使变压器声音变为“嗡嗡”声和“哼哼”声，声音忽而变粗，
忽而变细，电压表指示摆动较大，一般是系统低频率的谐振所致。若是因操作引起，则立即用断路器来停用刚投入的设备。
2.1.8.4 变压器如带有大动力设备（如大型轧钢机、电弧炉等）负荷变化较大，由于
五次谐波分量大，变压器瞬间发出“哇哇“声，应密切监视电压、电流表指示，汇报调度，可采用改变电网运行方式的方法来改变、处理。
2.1.8.5 过负荷: 当变压器发出过负荷信号，首先汇报调度，并根据命令减负荷，严
密监视变压器的上层油温和冷却器的运行情况，随时注意和记录负荷变化，及时汇报调度。
2.1.8.6 上层油温过高。
当变压器发出上层油温过高信号时，应做以下检查：
1) 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与以往同样负荷及冷却条件相比较，若
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高出10℃而又无冷却器及温度表等异常，则可认为变压器内部有故障或异常。 2) 检查温度计本身是否失灵，变压器左右温度计是否指示一样。
3) 检查冷却系统。如冷却风扇故障，应设法排除，如不能排除，变压器可以继续运行，但必须汇报调度；同时汇报领导，要求减负荷并尽快处理；此时应严密监视油温不超过允许值，否则立即停用变压器。
4) 冷却器、温度表指示均正确无误，如果油温比正常条件高10℃，且呈上升趋势，此时可先减负荷或停运，再向调度汇报。 2.1.8.7 油位异常
2.1.8.7.1 油位过低。
1) 若变压器无漏油现象，油位明显低于当时油温下应有的油位，应尽快补油，补油时不能从下部截门补油，防止底部沉淀物冲入绕组内，并将重瓦斯保护由跳闸位改为信号位；补油后，应及时检查气体继电器内的气体。
2) 若大量漏油造成油位下降时，应立即采取措施制止漏油。此时不能将重瓦斯保护退出或改接信号位；若不能制止漏油，且油位低于油位计指示限度时，应立即汇报调度，要求紧急停用变压器。 2.1.8.7.2 油位过高
如变压器油位高出油位计顶端，且无其他异常时，为防止油溢出，则应放油到适当高度，同时应注意油位计、吸潮器和防爆管是否堵塞；避免假油位造成判断失误。 2.1.8.8 油色异常:油色变化明显，油内出现强烈碳质，说明油质急剧下降，这时很容
易引起绕组与外壳间发生击穿事故，应汇报调度，立即停用变压器。
2.1.8.9 变压器套管缺陷: 若套管出现严重破裂或漏油，表面有放电及电弧闪络的痕
迹时，会引起套管的击穿，此时应立即汇报调度，立即停运。 2.1.8.10 变压器着火
1) 变压器着火的主要原因是套管的破损和闪络，油溢出并在顶部燃烧；变压器内部故障，使外壳或散热器破裂，溢出的变压器油燃烧。此时应立即将变压器各侧断路器和隔离开关拉开，断开冷却器电源，然后进行灭火。灭火时应使用干式二氧化碳、四氯化碳、1211、沙子等灭火，不能使用泡沫灭火器。
2) 若变压器顶盖着火，则应打开事故放油阀，将变压器放置着火处以下。 3) 若系变压器内部故障而着火，则不允许放油，已防止变压器发生爆炸。 2.2所用变运行规范 2.2.1.1所用变参数 容量 相数 250KVA 3相 绝缘等级 频率Hz 电流A 生产厂家 H 50 13.746/360.844 新疆特变电工 10.5/0.69 50 额定电压 10．5×（1±2×2.5%）/0.4 联结组标号 2.2.1.2箱变的参数 型号 额定容量（KVA） ZGS11-Z-800/10.5 800 Dyn11 额定电压（KV） 额定频率（Hz） 7
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额定电流（A） 绝缘水平 连接组标号 43.99/669.4 LI75AC35/AC3 Dyn11 使用条件 调压范围 相数 户外式 10.5±2×2.5% 3 2.2.2干式变压器 2.2.2.1所用变为干式变压器，正常巡视内容： 2.2.2.1．1声音正常、无放电声及其他异音。
2.2.2.1.2温度指示器指示正常，110℃风扇自停，130℃自启。150℃跳闸
2.2.2.1.3平时运行温度如偏高，可手动启动风扇运行；用测温仪测量实际温度与指示
温度是否相符；
2.2.2.1.4用测温仪测量变压器引线温度应正常；
2.2.2.1.5检查风扇运行状况良好，无异音、可正常启、停。 2.3 断路器运行规范
2.3.1． 110KV 高压断路器型号： 型号 额定电压 额定电流（A） SF6气体重量 总重量 LW36-126 126KV 3150A 10Kg 1700Kg 额定SF6气压 雷电耐受冲击电压 额定断路器开关电流 短时工频耐受电压 生产日期 出厂编号 0．55MP 20℃ 653/550KV 40KA 230KV 2008-4 0E080387 额定操作顺序 分-0.3S-合分-180S-合分 江苏如高高压电器有限公司
2.3.1.2 SF6开关巡视内容（正常巡视）： 2.3.1.2.1 检查瓷瓶的运行状态及污秽情况。 2.3.1.2.2 检查并记录SF6气体压力是否正常。 2.3.1.2.3 检查开关位置指示是否正确。
2.3.1.2.4 检查极间连杆、横梁及支架上螺母是否松动。 2.3.1.2.5 检查防雨罩是否破损。
2.3.1.2.6 检查断路器接头处及连通部分有无打火、冒烟、变色现象。 2.3.1.3 断路器异常运行
2.3.1.3.1 当发生SF6气压降低，密度继电器发信号时，根据压力表指示判断确属压
力降低时，通知检修人员补气并及时查找漏气部分处理；若压力降至0.5MPa以下闭锁分合闸时，应用其他方法将断路器退出运行，但不允许带电操作此断路器，并断开控制电源和合闸电源。
2.3.1.3.2 SF6断路器在运行中内部有放电声或其他异常声音时，应将其停运。 2.3.1.3.3 SF6断路器瓷瓶严重放电时，应将其停运。 2.3.1.4 断路器不允许投入的几种情况：
2.3.1.4.1 断路器切断故障电流后，套管或瓷套瓷质破裂。
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2.3.1.4.2 接头烧熔，引线烧断。
2.3.1.4.3 弹簧操动机构的短路器在运行中，发出弹簧未储能信号时，运行人员应迅
速检查交流回路及电机是否有故障；电机有故障时，应手动将弹簧储能；若交流电机无故障而且弹簧已拉紧储能，则系二次回路误发信号；若系弹簧锁住机构有故障，且不能处理时，应汇报调度，申请停用。
2.3.2 10KV高压真空断路器
2.3.2.1 10KV侧真空断路器，型号为： 型号 频率 电压 电流 质量 ZN63A 50HZ 12KV 1250A 126Kg 生产厂家 雷电冲击耐受电压 操作电压 额定断路器开断电流 短路持续时间 短路关合电流 75KV -220V 25KA 4S 100KA 施耐德（陕西）宏兴电器有限公司 10KV断路器分合闸电磁铁型号：VS1 220V-DC 156欧姆 2.3.2.2 10KV开关巡视内容
2.3.2.2.1断路器分闸、合闸、储能位置与机械、电气指示位置一致。 2.3.2.2.2检查带电指示器指示正确，报警正常。 2.3.2.2.3断路器的运行声音正常，无噪声和放电声。
2.3.2.2.4 检查断路器面板指示与实际相符，储能指示应显示已储能。
2.3.2.3 弹簧操动机构的断路器在运行中，发出弹簧未储能信号时，运行人员应迅速
检查交流回路及电机是否有故障；若电机有故障时，应手动将弹簧储能；若交流电机无故障而且弹簧已拉紧储能，则系二次回路误发信号；若系弹簧锁住机构有故障，且不能处理时，应汇报调度，申请停用。 2.4 隔离开关运行规范
2.4.1 110KV出线侧隔离开关铭牌 型号 额定电流 GW4(A)-110W 630A 额定电压 重量 110KV 750Kg 雷电耐受冲击电压 3S短时额定耐受电流 110KV母线PT隔离开关铭牌 型号 额定电流 GW4(A)-110DDW 630A 450KV 31.5KA 江苏如高高压电器有限责任公司2008年5月 额定电压 重量 110KV 750Kg 雷电耐受冲击电压 3S短时额定耐受电流 450KV 31.5KA 9
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江苏如高高压电器有限责任公司2008年5月 110KV主变母线侧，出线侧隔离开关铭牌 型号 额定电流 GW4(A)-110W 630A 额定电压 重量 110KV 750Kg 雷电耐受冲击电压 3S短时额定耐受电流 450KV 31.5KA 江苏如高高压电器有限责任公司2008年5月 隔离开关运动靠CSA人力操动机构或CJTA电动操动传动轴旋转90℃而实现分或合的。 接地开关运动靠CS19人力操动机构实现。 2.4.2隔离开关的正常巡视内容
2.4.2.1隔离开关的瓷绝缘应完整无裂纹或无放电现象。
2.4.2.2 操作机构包括连杆及部件、应无开焊、变形、锈蚀、松动和脱落现象连接轴
销子紧固螺母等应完好。
2.4.2.3 闭锁装置应完好；机构外壳等接地应良好。 2.4.2.4 接地刀闸接地应良好。
2.4.2.5 隔离开关合闸后触头应完全进入刀嘴内，触头之间应接触良好，在额定电流
下运行温度不超过70℃。
2.4.5.6 隔离开关通过短路电流后，应检查绝缘子有无破损和放电痕迹，以及动静触
头及接头有无熔化现象。
2.4.3隔离开关异常及事故处理
2.4.3．1发热超过70℃时，应停用。
2.4.3．2支持绝缘子有裂纹、破损、应视程度轻重决定是否停用。 2.4.3．3拒绝分合闸；此时应查明原因，禁止盲目操作：
如是防误装置失灵，应检查操作程序是否正确，如程序正确，则汇报值长或总工程师，方可解除闭锁进行操作；
如电动操作机构故障，可改为手动操作； 如传动机构故障，则应申请检修处理；
如操作时发现刀刃与刀嘴接触部分有抵触时，则不应操作，否则可能造成支持绝缘子的破坏而而造成事故。 2.5 电压互感器（PT）运行规范 2.5.1 110KV母线PT参数： 型号 额定一次电压 额定电容 端子标志 TYD110/3-0.02H 3 频率 温度类别 绝缘水平 准确级次 50Hz -40/D 200/48KV 额定变压比 U1n 110/0.02Uf 额定输出 10
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主二次1a 1n 主二次2a 2n 剩余电压绕组da na 二次绕组热极限输出 实测分压比 实测电容 编号
2.5.1 110KV线路PT参数： 型号 额定一次电压 额定二次a,n 额定电容 端子标志 主二次1a 1n 剩余电压绕组da na 150VA 200VA 100VA 700VA 3.14 0.02011uF 08-551 0.2级 0.5级 3P级 额定开断中间电压 电容器型号 重量 100/100/3V 3V 100V 20KV OWF110/3-0.02H 760Kg TYD110/3-0.01H 3 频率 温度类别 污秽等级 绝缘水平 准确级次 0.5/3P级 50Hz -40/D Ⅳ 200/48KV 额定变压比 U1n 110/100/3 0.01Uf 额定输出 150VA/100VA 额定电压100V 1.2Un连续运行 1.5Un连续运行30S 二次绕组热极限输出 实测分压比 实测电容
700VA 4.87 0.01033uF 额定开断中间电压 15KV 电容器型号 OWF110/3-0.01H
2.5.1.1 110KV母线PT为成套电容式PT、高海拔、污秽型。
运行期间应经常检查产品密封情况，重点检查的部位； 二次接线盒及调节线段盒内的接线板、油表、油箱焊缝。
如发现漏油，又无法处理，PT应退出运行。如发现油位高于3/4视窗口或低于1/4视窗口，PT应退出运行，通知厂家处理。
2.5.1.2 PT在输电线或母线上停电后，需将PT的导电部分通过接地棒多次接地放电，
方可接触PT。
2.5.1.3 正常巡视项目和要求：
2.5.1.3.1 连接在母线上的PT故障相当于母线故障；
PT绝缘子应清洁、完整、无损坏及裂纹、无放电现象。
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2.5.1.3.2 PT油位、油色应正常，无漏油现象，硅胶变色部分不应超过1/2若油位看
不清，应查明原因。
2.5.1.3.3 PT内部声音正常
2.5.1.3.4 高压侧引线的接头连接应良好，不应过热，二次回路电缆导线不应损伤，
高低压熔断器（或低压侧空气开关）应完好。
2.5.1.3.5 PT二次侧和外壳接地应良好；二次出线端子箱的门应关好。
2.5.1.4 PT异常及处理
2.5.1.4.1 如PT声音异常、冒烟、喷油、焦臭味和引线与外壳有火花，应立即停用，
停电时，因110KV高压侧无熔断器，应用断路器停用；
2.5.1.4.2 如遇着火，则立即停电，在用干粉式、1211灭火器或干砂灭火。 2.5.1.4.3 PT漏油或不见油位时，应立即停用。 2.5.1.4.4 PT本体过热、漏油、流胶、应停用。 2.5.1.4.5 套管放电或有严重裂纹，应停用。 2.5.1.4.6 本体有断线或短路时，应停用。 2.6 电流互感器（CT）运行规范 2.6.1 110KV出线开关侧CT参数： 型号 额定动稳定电流 油重 端子标志 （1-2）S1-S2 3S1-3S2 4S1-4S2 LB6-110W3 30KA 170Kg 额定输出 50VA 50VA 50VA 频率 短时热稳定电流 额定动稳定电流 准确级次 10P20 0.2SFS10 0.5FS10 50Hz 31.5KA 80KA 额定变流比 600/5 600/5 600/5 2.6.2 CT正常巡视内容（与PT内容一致，另加一条：三相电流平衡，无过负荷） 2.6.3 CT特殊巡视
CT流过故障电流后，应检查其瓷质绝缘有无破损、裂纹、放电痕迹和接头熔化现象，油色、油位是否正常，是否喷油，油色是否透明有无碳黑悬浮物。 2.6.4 CT异常运行及处理
2.6.4.1 当CT二次侧开路时，电流表计指示不正常，保护及自动装置会发出相应的异
常信号，CT本体发热，有电磁声。当CT二次开路时，应立即处理；若无法处理，应立即汇报调度，要求停用CT，同时应退出可能误动的保护。
2.6.4.2 当发现CT过热、漏油、发出焦臭味、冒烟、大量漏油，不见油位等现象，应
立即停用CT，并立即汇报值长进行处理。
2.6.4.3 如遇CT失火，应立即停电、停用、然后用干粉、1211、或干砂灭火。
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2.7 10KV母线并联电容器运行规范
2.7.1.10KV电容器的型号
型号 额定电压 标称容量 接线方式 额定电流 生产厂家 10000/3V 5000KVar Y 262A BAMH 113 -5000-1×3W 频率 相数 出厂日期 编号 桂林电容器有限责任公司 50Hz 3 2008-1 08-11 2.7.2 电容器投运前的检查项目
投用前，应用2500V摇表测量各相间及各相对地绝缘电阻，阻值不应小于1000兆欧电容器停电检修应先停电10min，当信号灯熄灭后并后上接地隔离开关方可进入护栏内；在人接触电容器前，即使有放电器件，仍需有绝缘接地棒将电容器短路接地放电，任何时候均不能将两手直接接触两个套管的接线头，对已损坏退出的电容器尤其如此；检修后及时拆除接地线，并将接地隔离开关打开。
2.7.3. 电容器的运行检查与维护
2.7.3.1 检查电容器所在母线电压，应不超过额定电压的110%
2.7.3.2 检查通过电容器的三相电流、应平衡；通过电容器的电流不超过130%，否则
应停用电容器；
2.7.3.3 检查外壳、不应有胀鼓、渗漏油等现象；
2.7.3.4 检查声音，电容器内部无放电声或其他异常声音；
2.7.3.5 检查绝缘子和瓷套管，应清洁、完好、无损伤和放电痕迹
2.7.3.6检查电容器的环境温度，最高为40℃，外壳温升不超过15-20℃，即外壳最高
温度不应超过55-60℃，在正常情况下，室外电容器最低环境温度不低于-40℃，否则应停用电容器。
2.7.3.7 检查各电气接头，应接触良好，无发热现象。 2.7.3.8检查放电线圈（避雷器）等保护设备完好。
2.7.3.9 电容器的投切，一般应按就地补偿无功功率，无功不倒送系统为原则进行，
其具体操作应按有关电压曲线参数关系决定；与我场有载调压变压器配合进行；
1）电压在规定范围内时，而无功过多或不足，应切除或投入变压器。
2）电压超上限，当无功不足时，应先调整变压器分接头，在投入电容器；当无功合适时，只调节变压器分接头；当无功过多时，应先切除电容器，再调节变压器分接头。
3）电压超下限时，当无功不足时，应先投入电容器，再调整变压器分接头；当无功合适时，只调变压器分接头；当无功过多时，应先调整变压器分接头，再切除电容器。
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4）电容器停止运行后，一般至少应放电3min，方可再次合闸送电。
2.7.3.10 若必须测电容器极间及对地绝缘，应先放电；测极间绝缘时，应先将兆欧表
转到规定转速后，将引线接到两极（注意高压电击），直到指针稳定才能读数，并在拆下引线后，才能停转兆欧表，最后进行放电。
2.7.4.电容器的异常处理
2.7.4.1 电容器过流，达额定值130%时，应退出电容器运行。 2.7.4.2 电容器本体出现下列情况之一时，应立即停用；
1）喷油、爆炸、起火。
2）瓷瓶发生严重放电闪络现象。 3）接头过热或熔化。
4）内部有放电声及放电设备异音
5）外壳温度超过55℃，或环境温度超过40℃。 6）三相不平衡电流超过5%以上。 7）电容器渗漏油严重。
8）当遇电容器着火，应先断开电源，然后使用泡沫灭火器、1211或干砂灭火。 2.8 10KV无功补偿装置电抗器 2.8.1.10KV无功补偿装置电抗器参数 型号 额定电压 标称容量 电抗器额定端电压 额定电抗 额定电流 设备种类 耐热等级 绝缘水平 生产厂家 10KV 100KVar 381v 1．45 262.5A 户外式 B级 CKDGKL-10-100/381-6W 频率 相数 额定电抗率 出厂日期 编号 冷却方式 安装方式 50Hz 单相 6% 2008-5 08-04 AN 叠装式 工频耐受电压（干、湿）1MIN（有效值）42KV 冲击耐受电压（峰值）1./50 75KV 桂林电力电容器有限责任公司 2.8.2.电抗器运行维护：
2.8.2.1电抗器维护和保养简单，堪称免维护，但应定期检查； 2.8.2.2使用环境温度-25℃—+45℃； 2.8.2.3电抗器支柱完整无裂纹； 2.8.2.4线圈无变形；
2.8.2.5支持绝缘子可靠接地； 2.8.2.6无倾斜现象；
2.8.2.7各部油漆完整无脱落；
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2.8.2.8母线与电抗器相连接的连接、接头应接触良好、可靠、无过热现象。 2.8.2.9电抗器通过故障电流后，应检查线圈匝间是否变形，水泥支柱是否有变形破碎； 2.8.2.10支持绝缘子无裂纹，载流母线和引出线接头是否良好，是否有过热烧损现象。 2.8.2.11当发现电抗器局部过热，应尽可能停用。
2.8.2.12当发现支柱损伤、绝缘子有裂纹、线圈变形和接地时，应立即停用。 2.9 避雷器（氧化锌）运行规范
2.9.1 10kv避雷器（氧化锌）运行规范 2.9.1.1 型号：MT-FGB-10P，额定电压：10kv 2.9.1.2 避雷定期巡视内容与PT、CT相同
2.91..3 避雷器出现瓷套管破裂或爆炸，造成永久性接地故障时，人员避免靠近，应
设法改变运行方式，并用断路器将其断开，氧化锌避雷器应定期测量泄露电流。
2.9.2 110kV氧化锌避雷器
2.9.2.1 110kV氧化锌避雷器参数 型号 避雷器额定电压KV 100 HY10W5-100/260 系统额定电压kV 直流参考电压kV≥ 291 260 221 110 145 避雷器持续运行电压kV 78 陡波 残压 KV（峰值）≤ 雷电 操作 2.9.2.2 110kV氧化锌避雷器运行维护：
2.9.2.2.1 环境温度不低于-40℃，不高于+40℃；
2.9.2.2.2 长期施加在避雷器上的工频电压不超过避雷器的持续运行电压；
2.9.2.3 避雷器投入运行前，应作预防性试验，在运行中的没1-2年因作一次检验，
其项目如下：
2.9.2.3.1 绝缘电阻试验。用2500V邀标测定避雷器的绝缘电阻，其绝缘电阻值不作
具体规定，但每次检测结果应相近。
2.9.2.3.2 直流1mA参考电压试验及0.75U1mA电压下泄露电流试验。避雷器两端施
加直流电压，其电压值应符合参数表中的规定，在施加0.75倍的直流1mA电压，流过避雷器的电流应小于50μA。
2.9.2.3.3 用户不可随意打开避雷器。
2.9.2.3.4 无间隙金属氧化物避雷器决不允许做工频放电电压试验，否则会损坏避雷
器。 2.10 避雷针运行规范
2.10.1 运行及维护，正常巡视内容：
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2.10.1.1 阴雨天及雷电接近变电站时，人员应远离避雷针5m以下，不得在户外配电
装置地上逗留。
2.10.1.2 避雷针支架应无断裂、锈蚀、侵斜、基础牢固。 2.10.1.3 避雷针接地引下线应连接牢固、无锈蚀。
2.10.1.4 雷雨过后，应对避雷针的巡视内容：有无侵斜、摆动、接地电线损伤等；发
现异常，应及时联系处理。 2.11 消弧消谐及过电压保护装置
2.11.1消弧消谐及过电压保护装置的投运
①先给控制器上加上电源，控制器LED循环显示PT二次相电相UA、UB、UC； ②再给真空接触器操作电源开关，按试合键对真空接触器进行分、合试验、检查； 实际动作的真空接触器要与实验的真空接触器相一致，否则应检查二次接线； ③合上隔离开关，控制器显示PT二次相电压，装置投入运行。 2.11.2 定期检查项目
2.11.2.1 检查装置的工作电源，装置严禁失电；
2.11.2.2 装置正常运行不需要维护，系统故障动作后应对单相真空接触器进行检查，
查看故障记录。
2.11.2.3 定期检查装置的接地情况，严禁将装置的接地线开路。 2.11.3 简单故障排除
故障现象： 排除方法： ①设备无显示 检查电源
②设备偶尔死机 按“复位“键复位系统
③设备经常死机 检查接地线是否完好，必要时测接地电阻应 2.12 直流系统运行及维护
2.12.1 直流设备的巡视与检查：
2.12.1.1 电池应清洁完整，无漏液现象，支架完好、清洁并保持并保持干燥：
2.12.1.2直流母线电压、浮充电电流、电池组电压等值正常， 发现异常应立即汇报、
联系处理、消除。
2.12.1.3 检查标示电池的电压，注意有无落后电池： 2.12.1.4 电池抽头连接线及连接螺丝应紧固：
2.12.1.5 母线及连接线所有支持绝缘子应完好、清洁、无破损、无放电痕迹： 2.12.1.6 电池无过热现象（10—25℃），极板无生盐及有效物脱落等现象：
2.12.1.7 检查充电设备是否正常，温度应正常，无过热现象，负荷电流不突变： 2.12.1.8直流系统绝缘监察装置、电压监察装置运行、指示正常；发现有直流接地现
象应立即进行实测（用高压阻万用表）；确定接地后，组织人员查找、消除接地。（直流接地的查找、详见继电保护运行规程） 2.13蓄电池的运行规范
2．13 .1 本站采用GFM-200型铅酸免维护电池组；（固定 酸类 免维护）
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2．13．2 蓄电池组按照浮充电方式运行，正常运行时应处浮充状态； 2．13．3 GFM—200型蓄电池电池组的浮充使用：200Ah，单体电压：2V 2．13．3．1浮充电压超出232V应手动进行调整，否则影响电池寿命。 2．13．3．2最佳环境温度15℃-25℃可获得较长期的使用寿命。
2．13．3．3每周应对典型电池的电压进行测量，每隔一段时期应对单体电池进行全检
测，并做好相应的记录。
2．13．4 检测蓄电池充电程度的方法：
测量标示电池的电压，连续保持64小时的稳定，说明电池应充足，具备
100%的容量。（标示电池：指蓄电池中最能反映所有单体电池一般状态的代表性电池，通常是安装使用后第一次充电时，所有电池组中电压最低的那个）
2．13．5 出现下列情况时，应查找原因，必要时更换有故障的电池。 2．13．5．1电压异常时 2．13．5．2物理性损伤 2．13．5．3电能液泄漏 2．13．5．4温度异常
2．13．6 正负直流母线对地电压超过±170v时，应视为直流接地，其持续运行时间
不得超过4小时。正常时应为±110v
2．13．6 环境温度过高时，应加强通风调整浮充电压，避免电池过充，同时还应保
持母线电压合格范围内。
2．13．7 直流系统出现“过压”信号时，应检查电压表的指示是否准确；充点装置
的工作状态是否正常（如长期处于均衡充电状态而不能切换或浮充状态）确认蓄电池的电压过高，可减少浮充电流或暂时推出充电机，并即时通知有关人远处理。
2.13.8 蓄电池的定期充放电
2.13.8．1、蓄电池应按厂家的指定周期进行核对性放电，如果在该时间内曾经由于充
电装置故障，而致使蓄电池放过电，则可以不进行核对性放电,但必须进行充电。放电采用10小时放电率，放出额定容量的50%为止。放电电流为10安培。
2.13.8．2、放电时注意事项
2.13.8．2．1放电时使用专用的ZFD-1型蓄电池放电装置； 2.13.8．2．2放电容量不超过额定容量的50%;
2.13.8．2. 3蓄电池在放电时，应保证直流母线电压的稳定；
2.13.8．2．4放电时，每隔1小时测量和记录一次蓄电池的放电电流、总电压、表示
电池的电压和温度，其他电池应做到针对性的检查和测试，在放电前、中、后期应普检一次，在放电后期增加多落后的电瓶的测量次数；
2.13.8．2．5放电时，如发现个别电池电压有不正常下降情况，应立即将该电池从放
电回路中切除，查明原因进行处理。
2.13.8．3、蓄电池核对性放电后，应吗上进行充电。充电时，采用分级恒压充电法，
一直到符合充电终期特征为止（一般充电时间为5-7小时）。如蓄电池充电时间案由特殊规定按厂家说明书要求执行。
2.13.9、 充电时注意事项
2.13.9．1 在充电过程中，每隔1-2小时测量一次充电的电流、总电压，标示蓄电池
的电压和温度，其它电池做相应的检查和测试。在充电的前、中、后期
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应普测一次；
2.13.9．2 严禁发生明火，并注意开窗通风，及时排除易燃易爆气体；
2.13.9．3 随着电池的电压升高和电池的内阻的减小，要及时调整直流母线电压和
蓄电池的充电电流。
2.13.10、 ZZG-12高频开关型整流器的使用与维护 2.13.10．1 技术参数 电压 380V±20% 频率 50±5Hz 输入过电压保护 460V±5V 功率因数 文波系数 稳压精度 输出电压 程控电压斜率 不小于0.9 ≤0.3% ≤0.5% 180-286可调 -6.5V/V 输入欠电压保护 300V±5V 音响噪声 稳流精度 最大输入功率 最大输出电流 制造公司 ∠45dB ≤0.5% 3Kv 11A 许继电源有限公司 输出过电压保护 295±5V 限流值设定范围 1-10A 2.13.10．2 功能与特点 2.13.10．2．1 稳压限流功能，整流器能以设定值的电压值和限流值长期对电池组
充电并带负荷运行。当输出电流大于限流值时整流器自动投入稳流运行状态，输出电流值小于限流值时整流器自动投入稳压运行状态。
2.13.10．2．2 输出电压、电流本机调节功能，由于采用多提案整流器并联运行，
装置本身的电压，电流调节功能就不再单独调节，以出厂整定值为准，负则影响均流精度。
2.13.10．2．3 具有LED显示功能：可以通过面板上的转换开关，显示整流器当前输
出的电压、电流值。
2.13.10．2．4此外，还具有输出电压程控调节功能，并机功能，热插拔，自冷功能。 2.13.10．3 保护功能
2.13.10．3．1 输入保护，输入交流电压出现过压，欠压时整流器自动停机，出“异
常”信号。
2.13.10．3．2 输出过压保护，整流器直流输出电压大于整定值时，整流器停机，
面板上异常灯亮，无直流输出电压，泵重新启动，如整流器正常，整流器即正常运行，否则整流器处于启动→保护→关机→再启动→再保护的循环中。重新这种情况时，请将整流器拔出，通知厂家检修。
2.13.10．3．3 过流保护，无论何种原因引起的过留，整流器都将保护停机，面板
上异常灯亮，过一段时间后，可自动启动，进入正常运行。并机运行时，若有短路或有突然加大负载情况下，整流器可能会出现过留保护，并再启动工作于限流状态，此现象属正常。
2.13.10．3．4 短路保护，本机设有多重限流保护环节，可承受连续短路不损坏机
器，使整机的可靠性得到很大的提高。
2.13.10．3．5 过温保护，当整流器的主要原件温度超过75℃时，自动停机，异常
灯亮，温度降至正常时，自动投入运行。
2.13.10．3．6 报警及显示，整流器设有报警指示及故障输出端子。当整流器出现
故障时，异常灯亮，并输出一洞合触点。（常闭触点）
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2.13.11 故障及处理 故障现象 原因及处理方法 “工作”灯不亮，数码管无显示，无原因：交流电源故障（无电，电压严重偏低，熔断器熔直流输出 断，开关跳闸等） 处理：1.检查电源。2.检查整流器本身保险是否熔断，若熔断更换。3.检查整流器内部电源有没有正常工作，说明有故障更换。 “工作”灯和“异常”灯时亮时灭，原因：1.交流输入电源故障。包括交流输入电源特别低整流器内部有继电器动作的声音。始严重超出范围，交流输入电源缺项其余线电压低。 终无直流输出。 处理方法：1.检查整流器的交流输入电源是否正常。2.检查整流器的交流输入电源的熔断器是否断路。3.若交流电源正常，说明辅助电源故障，更换。 “工作”灯亮，“异常”灯亮， 有原因：1.交流输入电源故障。包括交流输入欠压，交流始终无直流输出。 输入过压，交流输入缺项。2.整流器内部过温保护， 处理方法：1.检查整流器输入电源是否正常。2.检查整流器是否因过热而引起的过温保护。若是，等待整流器自动冷却。整流器恢复到正常温度，会自动启动，并进入正常工作状态。 “工作”灯亮，“异常”一亮一灭交原因：1.直流输出过压保护。2整流器内部过压保护。 替变化，数码管的显示时有时无，支处理方法：1.检查整流器的直流输出线及控制信号线的流输出也时有时无。 连接是否正确，接触是否可靠。 2．检查整流器的控制信号电压是否超出正常范围。 3. 检查整流器的设定电压值是否正确。 4．检查整流器的输出是否短路。若均无上述原因，请与厂家联系，送回厂家检修。
2.14变电站一次设备运行方式：
2.14．1 正常情况下，110kv系统：铁依线，额依线，1#主变，110kvPT运行于110kv
母线上。10kv系统：所用变，10kvPT，及各路风机进线，1#电容器运行10kv母线上。
2.14.2 特殊情况下，铁依线或额依线只有一条出线运行，10kv电容器根据场内无功
情况投退。 2.15倒闸操作
2.15.1 电气设备由一种状态转换到另一种状态，或改变系统运行方式所进行的一
系列操作叫做倒闸操作。
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2.15.2 电气设备的四种状态：运行状态、热备用状态、冷备用状态和检修状态。 2.15.3 倒闸操作的基本步骤： 2.15.3.1 接受任务。 2.15.3.2 填写操作票。 2.15.3.3 审核操作票。 2.15.3.4 接受操作命令。 2.15.3.5 模拟操作。 2.15.3.6 正式操作. 2.15.3.7 复查设备。 2.15.3.8 操作汇报。 2.15.3.9 操作记录。 2.15.4停送电操作原则
2.15.4.1拉、合隔离开关及小车断路器送电前，必须检查并确定认断路器在断开位置。
（倒母线列外，此时母联断路器必须合上）
2.15.4.2严禁带负荷拉、合隔离开关，所装电气和机械闭锁装置不能随意退出。 2.15.4.3停电时，先断开断路器，后拉负荷侧隔离开关，最后拉开电源侧隔离开关。
送电时相反。
2.15.4.4在操作过程中，发现合隔离开关时，不准把误合的隔离开关再拉开，发现误
拉隔离开关时，不准把已拉开的隔离开关重新合上。
2.15.5母线倒闸操作原则
2.15.5.1母线送电前，应将该母线的电压互感器投入；母线停电前，应将该母线上的
所有负荷转移完后，再将该母线电压互感器停止运行。
2.15.5.2母线充电时，必须用断路器进行，其充电保护必须投入，充电正常后停用充
电保护。
2.15.5.3倒母线操作时，母联开关应合上，确认合好后，取下其控制保险，然后进行
母线隔离开关的切换操作。母联开关断开前，检查母联开关电流表指示为零，再断开母联开关。
2.15.5.4拉、合母线隔离开关，应检查重动继电器（切换继电器）的动作情况 2.15.6倒闸操作的内容
2.15.6.1拉开或合上某些断路器和隔离开关。
2.15.6.2拉合或合上接地刀闸（拆除或挂上接地线）
2.15.6.3装上或取下某些控制回路、合闸回路、电压互感器回路的熔断器 2.15.6.4投入或停用某些继电保护和自动装置及改变其整定值 2.15.6.5改变变压器或消弧线圈的分接头
2.15.7正常运行方式下倒闸操作的原则及步骤
正常运行方式下倒闸操作的原则是严禁带负荷拉，合刀闸，必须使用开关来接通或断开负荷电流。因此在停电操作时，应先断开开关，再拉开线路侧刀闸和母线侧刀闸，送电操作程序与此相反。
2.15.7.1线路开关停（送）电操作：
线路停电先断开线路开关，其次是先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸，送电时的操作程序与此相反。
结合我站实际，假若铁依线路需停电时，应先断开1112开关，再拉开11123刀闸和11121刀闸，送电时应先检查11123D开关确在开位，再推上11121刀闸和11123刀闸，最后合上1112开关。
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2.15.7.2主变开关停（送）电操作：
停电时应先停负荷侧，后停电源侧，送电时先送电源侧，后送负荷侧。
结合我站实际，假若1#主变需停电，则应先依次断开1013开关，1014开关，1015开关，1016开关，1017开关，1018开关，1019开关，1020开关，1012开关，10R1开关，10R2开关，然后断开1001开关、1101开关；摇出1001小车开关至实验位，拉开11011刀闸，拉开11013刀闸；送电时先检查1001开关确在开位，1101开关确在开位，在推上11013刀闸，11011刀闸，将1001小车开关摇至工作位置，合上1101开关，1001开关。
2.15.7.3 PT停（送）点操作 2.15.7.3．1停电操作时：
1）停用电压互感器二次侧带电测量仪表和继电保护及自动装置； 2）取下二次侧熔断器或拉开自动开关，以放反充电使高压侧带电； 3）拉开电压互感器一次侧出口刀闸；
4）在电压互感器进线侧各相分别验电，验明确无电压后，装设接地线，悬挂标示牌。
2.15.7.3.2送电操作时：
1）拆除停电时所做的安全措施； 2）装上熔断器或合上自动开关；
3）合上出口刀闸，使电压互感器投入运行；
4）投入电压互感器二次侧所带的电测仪和继电保护及自动装置。 2．15．7．4所用变停（送）电操作
我站所用变电源是通过1012开关于10kv母线连接，所用变本题高压侧装有开关及熔断器，负荷侧断路器控制综合大楼和锅炉房等用电电源。因此，在停电时，应先分别断开控制所有的所用电源断路器；送电时，先装上断路起，再分别合上高低断路器。
2．15．7．5母线停（送）电操作
我站均采用单母线接线。当10kv母线停电时，应先断开1013，1014，1015，1016，1017，1018，1019，1020，1012开关，再断开1001开关，然后依次摇出1013，1014，1015，1016，1017，1018，1019，1020，1012，1001小车开关至实验位、拉开PT刀闸；送电操作程序与此相反。 2．16 设备的异常事故处理
2．16．1 事故处理的主要任务
2．16．1．1 尽速限制事故发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的威胁。 2．16．1．2 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户正常供电。 2．16．1．3 尽速对停电设备恢复供电。
2．16．1．4调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。 2．16．2 事故处理的一般原则
2．16．2．1 变电站发生事故或异常情况，运行值班人员应尽快到现场检查。处理事
故时，对系统有重大影响的操作，必须依照值班调度员的命令或经其同意后进行。
2．16．2．2 如果值班调度员的命令直接威胁人身或设备的安全，无论在何种情况下
均不得执行。当值班长接到此类命令时，应该把拒绝的理由报告值班调
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度员和本单位的总工程师，并记载在操作记录本上，然后按本单位总工程师的指示行动。
2.16.2.3 事故时运行人员应向值班调度员报告如下内容： 2.16.2.3．1 事故现象
2.16.2.3．2 继电保护、重合闸及其他安全自动装置动作情况 2.16.2.3．3 开关跳闸次数及跳闸状态
2.16.2.3．4 重合闸动作后的高压开关的外观情况 2.16.2.3．5 出力、潮流、频率、电压的变化
2.16.2．4 事故时值班人员应按照下列顺序消除事故：
2.16.2．4．1根据表计的指示和设备的外部征象，判断事故的全面情况。
2.16.2．4．2如果对人身和设备有威胁，应尽力设法解除这种威胁，并在必要时停止
设备的运行。如果对人身和设备没有威胁，则应尽力设法保持或恢复设备的正常运行。应该特别注意对未直接受到损害的设备进行隔离，保证完好设备的正常运行。
2.16.2．4．3迅速进行检查和实验，在判明故障的性质后，进行必要的处理。
2.16.2．4．4为了防止事故扩大，必须主动将事故处理的每一个阶段迅速地报告调度
及直接的上级领导
2.16.2．5 事故发生时，值班调度员是处理事故的指挥人。
处理事故时，必要迅速正确，不应慌乱。在接到处理事故的命令时，必要想法令人重复一次；若命令不清楚或对他不了解，应再问明白。命令执行后，要立即报告发令人。2.16.2．6事故处理期间，运行人员应服从值班调度员的指挥。凡涉及系统的操作，均应得到值班调度员的指令或许可。但下列操作无须等待调度员的指令，可以执行后再详细报告：
2.16.2．6．1将直接对人身安全有威胁的设备停电； 2.16.2．6．2将已损坏的设备隔离；
2.16.2．6．3双电源的线路开关跳闸后，开关两侧有电压恢复同期并列； 2.16.2．6．4电压互感器保险熔丝熔断时将有关保护停用； 2.16.2．6．5已知线路故障而开关绝动时，可将开关断开； 2.16.2．6．6站用电消失，恢复站用电的操作。
2.16.2．7 事故处理过程中，不得进行交接班，只有到事故处理告一段落后，接班
人员能够工作时，才允许交接班。
2.16.3 全所停电事故处理
2.16.3．1 全所停电时，不论保护动作与否均应立即对所内设备进行详细检查。 2.16.3．2 当全所停电而本所未发现异常情况，且本所没有保护动作等，影响电镀报
告，等待电镀命令机型处理。
2.16.3．3 如本所有故障，需要立即断开故障点，必须用开关操作，防止带负荷拉刀
闸，扩大事故。操作完毕后，立即回报调度。
2.16.4 线路开关跳闸事故处理
2.16.4．1 开关跳闸后，运行人员在下列情况下报告值班调度员，并提出观察后意见。 2.16.4．1.1 开关跳闸次数以超过规定次数； 2.16.4．1.2 油开关液压机构压力闭锁；
2.16.4．1.3 真空开关出现异常声音或灭弧室内出现放电痕迹；
2.16.4．2 线路开关跳闸时，应立即检查保护的动作、保护屏信息、后台机信息情
况，报告调度，按调度命令执行。
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2.16.4．3 启动重合闸10Kv或110Kv线路开关跳闸后重合闸不成功时，是否强送按调
度命令执行。若开关跳闸后重合闸拒动时，应立即强送一次，若强送不成功，不需再次强送。
2.16.4．4 开关跳闸后下列情况不准强送 2.16.4．4.1 电源联络线开关跳闸后；
2.16.4．4.2 有关设备存在明显的故障或缺陷； 2.16.4．4.3 开关跳闸后严重漏油或喷油；
2.16.4．4.4 设备检修后或试验后，充电时开关跳闸； 2.16.4．4.5 系统先接地而后跳闸； 2.16.4．4.6 线路有带电作业人员；
2.16.4．4.7发现保护失灵或开关有拒动现象； 2.16.4．4.8 新投运的线路或线路作业后充电时。 2.16.5 母线故障或母线电源消失的故障处理
2.16.5.1 母线失压时，运行人员根据继电保护的动作情况，开关跳闸情况、现场
发现故障的声、光等信号，判断是否母线故障。并将情况立即报告值班调度人员。
2.16.5．2 母线故障后，现场运行人员应对母线和故障母线上的个组件设备进行外
观检查，查明情况立即报告值班调度员。
2.16.5．3 母线事故处理原则
2.16.5．3.1 找到故障点并尽快隔离，对停电母线恢复送电；
2.16.5．3.2经检查找不到故障时，若要试送电，应尽可能有外来电源。当使用本站电
源送电时，应首先是用带充电保护的母联，也可使用主变开关，但应该主变设定值，提高灵敏度及缩短动作时限。
2.16.5.4 母线电源消失是指母线本身无故障失去电源，一般是有系统故障或组件开
关柜动，引起越级跳闸所致。判断的依据是：
2.16.5.4.1该母线电压表指示消失；
2.16.5.4.2该母线各组件负荷、电流指示为零； 2.16.5.4.3由母线供电的站用电消失；
2.16.5.5 多电源变电站母线电压消失，在确定非本母线故障时，为防止各电源突然
来电引起的非同期并列，现场值班人员应按下述方法区别处理：
2.16.5.5.1拉开查明是拒动的开关。
2.16.5.5.2单母线仅保留一路电源开关，拉开所有其他电源开关。
2.16.5.6 主变开关因线路越级跳闸，使110kv或10kv母线停电时的事故处理：当能
够根据保护及表计、信号或无明显故障点等事故现象判断出故障线路时：
2.16.5.6.1立即拉开故障线路开关或刀闸，将故障点隔离； 2.16.5.6.2合上主变开关恢复送电；
2.18.5.6.3故障线路可由旁路开关强送，但应根据调度命令执行，拒动开关在未查名
原因之前不能送电；
2.16.5.6.4检查主变器冷却器运行情况。
2.16.5.7当母线故障时，必须停电处理，做好安全措施。 2.16.6通讯中断时的事故处理
2.16.6.1变电站的通讯完全与调度失去联系后，值班人员应主动采取措施，尽快恢复
通讯联系。
2.16.6.2 若此时发生故障，值班人员应按事故处理原则和现场规程进行事故处理。
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2.16.7变压器的事故处理
2.16.7.1变压器有下列情况之一者，应立即停运。若运行中的变压器，应尽可能先将
其投入运行。
2.16.7.1.1变压器内部声音很不正常，有爆裂声。 2.16.7.1.2 变压器油枕或安全阀向外喷油。
2.16.7.1.3 变压器的套管爆炸或破损严重，放电严重。
2.16.7.1.4 变压器大量漏油，油位急剧下降且至瓦斯继电器以下。 2.16.7.1.5 变压器套管端头发热熔化。 2.16.7.1.6 变压器外壳破裂。
2.16.7.1.7 变压器轻瓦斯信号发出，放气检查为可燃性气体。
2.16.7.1.8变压器外部发生严重故障或者变压器本身故障，而相关保护或开关拒动 2.16.7.1.9当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时。值班人
员应立即将变压器停运。
2.16.7.1.10当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁
时，值班人员应立即将变压器停运。
2.16.7.2 变压器过负荷和温升高超过８５℃时，值班人员应按以下步骤查处理： 2.16.7.2.1 变压器过负荷超过允许值时，值班人员应按现场规程的规定调整变压器
的负荷；
2.16.7.2.2核对温度测量装置；
2.16.7.2.3 检查变压器冷却装置。若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运
行中无法处理者，应将变压器停运修理：若不能立即停运修理，则值班员应按现场的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。
2.16.7.2.4在正常负载的冷却条件下，若发现油温较平时同样负荷和冷却温度高出
10℃以上，或变压器负荷不变，变压器温度不正常并不断上升，而检查结果证明冷却装置正常，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即报告调度装变压器停运。
2.16.7.2.5当发现变压器的油面较当时温度所有的油位显著降低时，应查明原因。补
油时应将重瓦斯保护改投信号位置，禁止从变压器下部补油。
2.16.7.2.6变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致
时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。
2.16.7.3 瓦斯保护信号动作时的处理
2.16.7.3.1瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否
因积聚空气、油位降低保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及实验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质： 气体性质 故障性质 黄色不易燃的 本质故障 淡灰色带强列臭味可燃的 纸或纸板故障 灰色或黑色易燃的 油故障 无色、无味不可燃的 空气 若判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。若气体是可燃的或油油中溶解气体分析结果异常，应停运进行检查实验。若气体是可
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燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
2.16.7.4瓦斯保护动作于信号时，通常有下列原因：
2.16.7.4.1因滤油、加油或冷却系统不严密，以至空气进入变压器； 2.16.7.4.2因温度下降或漏油致使油面缓缓低落； 2.16.7.4.3因变压器故障而产生少量气体；
2.16.7.4.4由于发生跳电短路而引起油冲过气体继电器（保护装置的误动作）； 2.16.7.5 瓦斯保护动作跳闸时，在在查名原因消除故障前，不得将变压器投入运行。
为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：
2.16.7.5.1是否呼吸不畅或排气未尽；
2.16.7.5.2 保护及直流装置等二次回路是否正常；
2.16.7.5.3 变压器外观有无明显故障性质的的异常现象； 2.16.7.5.4气体继电器中集聚气体量，是否可燃；
2.16.7.5.5 气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果； 2.16.7.5.6必要的电气实验结果；
2.16.7.5.7 变压器其它继电器保护装置动作情况。 2.16.7.6 主变差动保护动作时的处理 2.16.7.6.1 拉开主变各侧开关和刀闸；
2.16.7.6.2 检查继电器动作的情况，重点检查瓦斯保护动作情况；
2.16.7.6.3 只有差动保护动作，瓦斯保护不动作时，应重点检查差动范围内的开关，
电流互感器、刀闸、变压器及引线；
2.16.7.6.4 如差动、瓦斯同时动作，则可判断变压器内部严重故障。 2.16.7.6.5 外部检查未发现异常时，应对差动保护二次回路进行检查； 2.16.7.6.6 变压器差动保护动作后，没有查明原因不允许送电。 2.18.7.7 主变压器复合闭锁过流保护动作时的处理
2.18.7.7.1 线路无保护动作有无法判断某出线越级跳闸时，应首先对母线及全部配出
线、主变外观进认真检查，并检查瓦斯继电器内部有无气体及瓦斯继电器各阀门开启是否正确，无问题后，应对其二次回路进行检查，均无异常后，拉开各出线开关，请示调度，合上母线高压侧给母线充电，然后试送个出线。若发现故障点在差动保护范围内，应查明差动保护未动作原因；
2.16.7.7.2 线路有保护动作时，按越级跳闸事故处理。 2.16.7.8 变压器跳闸和灭火
2.16.7.8. 1 变压器跳闸后，应立即查明原因。如如综合判断证明变压器跳闸不是由
于内部故障引起，可重新投入运行。若变压器有内部故障的征像时，应做出进一步检查；
2.16.7.8.2 变压器跳闸后，立即停油泵；
2.16.7.8.3 变压器着火时，应立即将所有的开关和刀闸拉开，如有备用变压器应立即
将备用变压器投入运行，如变压器油溢到变压器顶上着火，应打开下部放油门放油，使油面低于着火处；同时进行灭火工作，防止火势蔓延。
2.16.8 互感器的事故处理
2.16.8.1 互感器发生下列情况之一时，应立即报告调度，停电处理： 2.16.8.1.1 严重发热、冒烟、喷油、发出焦味； 2.16.8.1.2 内部有放电或其它异常声音； 2.16.8.1.3 瓷套表面有火花放电现象； 2.16.8.1.4 外壳破裂，严重漏油。
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2.16.8.2 电压互感器高压保险熔断、低压保险开关跳闸时可能发生下列现象： 2.16.8.2.1 后台机发出电压回路断线音响及简报，高压保险熔断还发出系统接地、电
压断线闭锁信息；
2.16.8.2.2 电压显示异常，功率显示降低或为零，电度显示降低或为零。 2.16.8.2.3 立即记录出现故障时间，并更换熔断地保险。 2.16.8.3 发生下列现象时，应判断为电流互感器二次开路：
2.16.8.3.1 该回路电流、功率显示降低或为零，电度表转速减慢； 2.16.8.3.2 电流互感器有嗡嗡或刺耳的响声； 2.16.8.3.3 开路有火花或打火现象。 2.16.8.4 电流互感器开路时的处理：
2.16.8.4.1 带电处理开路时，应使用绝缘工具，穿绝缘靴、戴绝缘手套、戴护目镜，
防止触电和火花伤眼睛；
2.16.8.4.2 发现明显断开点时，应迅速将断开点恢复或在开路点的电源端子排上将端
子短接；
2.16.8.4.3 没发现明显断开点时，应首先在端子箱处用短接线将开路的线圈端子短
接；
2.16.8.4.4 如上述方法均无效时，则可能是内部开路，应报告调度停电处理。 2.16.9 10kv系统接地现象及处理： 2.16.9.1 事故现象：
A.接地相电压降低或为零，其它两项电压升高或为线电压； B.10Kv系统的信息弹出，警铃响；
C.消弧线圈补偿电流增大，中性点电压有显示。
2.16.9.2 处理方法
2.16.9.2．1记录时间和接地时后台机显示情况。 2.16.9.2．2向调度报告，按调度命令拉路选择 2.16.9.2．3监视消弧线圈的运行状况 2.16.9.2．4停用接地线路的重合闸
2.16.9.2．5接地运行时间（视线弧线圈的运行情况），但一般不超过2小时，超过2
小时应经总工程师批准。
2.16.10 直流系统的事故处理：
2.16.10.1 发生直流系统接地时，应报告调度并应迅速检查处理。首先检查是否由于
检查试验人员工作不慎造成的，然后再分析可能发生接地的原因，查找时应采用拉路选择的方法进行，根据重要程度逐路试断，直至查出为止。
保护回路存在接地时，应征得调度同意，依次拉开各回路的操作电源。二
次路接地时，应通知继电保护人员处理。
2.16.10.2 处理直流接地时注意事项：
2.16.10.2.1 直流接地时，立即停止二次回路上的工作；
2.16.10.2.2 处理接地故障时，防止造成直流短路或另一点接地；
2.16.10.2.3 在继电保护回路中须拆线头寻找直流接地时，应先停用该保护跳闸压板
和断开保护电源，防止寄生回路 引起保护误动；
2.16.10.2.4 控制回路用拉合操作电源方法寻找直流接地应迅速，必须请示调度并批
准后执行，不论接地与否应立即合上。
2.16.10.2.5直流盘主母线故障时应及时将直流系统停运，充电机直接带保护、控制信
号电源。（此方案继电人员执行）
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继电保护，安全自动装置运行规程及远动、通信规程另附
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附录一 电气一次系统图
附录二 典型操作票
玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位 玛依塔斯风电场 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务：110 KV母线由检修改为热备用 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 接调度令 110KV母线段所有工作票已终结，所有安全措施已拆除。 拉开110 KV母线PT111YD接地刀闸 检查110 KV母线PT111YD接地刀闸确已拉开 拉开110 KV母线111MD接地刀闸 检查110 KV母线111MD接地刀确已拉开 合上110 KV母线PT111Y隔离开关 检查110 KV母线PT111Y隔离开关确已合上 合上110 KV母线PT二次开关 检查110 KV铁依线1112断路器在分闸位置 合上110 KV铁依线线路侧11123隔离开关控制回路开关 合上110 KV铁依线线路侧11123隔离开关 检查110 KV 铁依线线路侧11123隔离开关确已合上 合上110 KV铁依线母线侧11121隔离开关控制回路开关 合上110 KV铁依线母线侧11121隔离开关 检查110 KV铁依线母线侧11121隔离开关确已合上 合上110 KV铁依线1112 断路器的控制回路开关 合上110 KV铁依线1112 断路器的储能回路开关 检查110 KV铁依线1112 断路器指示灯正常 将110 KV铁依线1112 断路器控制柜内就地远方转换开关打至远方位置 检查110 KV铁依线1127断路器在分闸位置 合上110 KV额依线线路侧11273 隔离开关控制回路开关 合上110 KV 额依线线路侧11273 隔离开关 检查110 KV额依线线路侧 11273隔离开关确已合上 合上110 KV额依线母线侧 11271 隔离开关控制回路开关 合上110 KV额依线母线侧 11271隔离开关 检查110 KV额依线母线侧 11271隔离开关确已合上 合上110 KV额依线 1127断路器的控制回路开关 合上110 KV额依线1127 断路器的储能回路开关 检查110 KV额依线1127 断路器指示灯正常 将110 KV额依线1127断路器控制柜内就地远方转换开关打至远方位置 操作项目 √ 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 Q/301－104－2008
32 备注： 操作完毕，汇报调度 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位___玛依塔斯风电场__ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务：110KV母线由热备用改为检修 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 备注： 接调度令 检查110KV铁依线1112断路器在分闸位置 断开110KV铁依线1112断路器的控制回路开关 断开110KV铁依线1112断路器的储能回路开关 拉开110 KV铁依线母线侧11121隔离开关 检查110 KV铁依线母线侧11121隔离开关确已拉开 断开110 KV铁依线母线侧11121隔离开关控制回路开关 拉开110 KV铁依线线路侧11123隔离开关 检查110 KV铁依线线路侧11123隔离开关确已拉开 断开110 KV铁依线母线侧11123隔离开关控制回路开关 检查110KV额依线1127断路器在分闸位置 断开110KV额依线1127断路器的控制回路开关 断开110KV额依线1127断路器的储能回路开关 断开110KV额依线母线侧11271隔离开关 检查110KV额依线母线侧11271隔离开关确已拉开 断开110 KV额依线母线侧11271隔离开关控制回路开关 拉开110KV额依线线路侧11273隔离开关 检查110KV额依线线路侧11273隔离开关确已拉开 断开110 KV额依线母线侧11273隔离开关控制回路开关 拉开110KV母线PT111Y隔离开关 检查110KV母线PT111Y隔离开关确已断开 断开110KV母线PT二次开关 合上110KV母线PT111YD接地刀闸 检查110KV母线PT111YD接地刀闸已合上 合上110KV母线111MD接地刀闸 检查110KV母线111MD接地刀闸已合上 在110KV母线下方装设110KV地线一组 操作完毕，汇报调度 操作项目 √ 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 30
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操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场__ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务：110KV母线由热备用改为运行（铁依线加入运行） 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 接调度令 根据调度要求投入相关保护 检查铁依线应投保护均在投入位置 合上110KV铁依线1112断路器 检查110KV铁依线1112断路器确已合上 检查110KV母线电压表计指示正常 检查110KV线路保护测控装置无异常 检查110KV一次送电设备无异常 操作完毕，汇报调度 操作项目 √ 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场____ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务：110KV母线由热备用改为运行（额依线加入运行） 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 接调度令 根据调度要求投入相关保护 检查额依线应投保护均在投入位置 合上110KV额依线1127断路器 检查110KV额依线1127断路器确已合上 检查110KV母线电压表计指示正常 检查110KV线路保护测控装置无异常 检查110KV一次送电设备无异常 操作完毕，汇报调度 操作项目 √ 31
Q/301－104－2008
玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务：110KV母线由热备用改为运行（铁依线，额依线在运行） 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 接调度令 根据调度要求投入相关保护 检查铁依线应投保护均在投入位置 合上110KV铁依线1112断路器 检查110KV铁依线1112断路器确已合上 检查110KV母线电压表计指示正常 检查110KV铁依线路保护测控装置无异常 检查额依线相应投保护均在投入位置 合上110KV额依线1127断路器 检查110KV额依线1127断路器确已合上 检查110KV额依线路保护测控装置无异常 检查110KV一次设备无异常 操作完毕，报告调度 操作项目 √ 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务：110KV母线由运行改为热备用（铁依线在运行） 顺序 1 2 3 4 5 6 备注： 接调度令 断开110KV铁依线1112断路器 检查110KV铁依线1112开关确已断开 检查110KV母线电压表计指示归零 根据调度要求，退出相关保护 操作完毕，汇报调度 操作项目 √ 32
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操作人： 监护人： 值班负责人（值长）：
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单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务：110KV母线由运行改为热备用（额依线在运行） 顺序 1 2 3 4 5 6 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 接调度令 断开110KV额依线1127断路器 检查110KV额依线1127开关确已断开 检查110KV母线电压表计指示归零 根据调度要求，退出相关保护 操作完毕，汇报调度 操作项目 √ 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务：110KV母线由运行改为热备用（铁依线，额依线在运行） 顺序 1 2 3 4 5 6 6 7 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 接调度令 断开110KV铁依线1112断路器 检查110KV铁依线1112开关确已断开 断开110KV额依线1127断路器 检查110KV额依线1127开关确已断开 检查110KV母线电压表计指示归零 根据调度要求，退出相关保护 操作完毕，汇报调度 操作项目 √ 33
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单位_玛依塔斯风电场_ 编号_____________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务：1＃主变由检修改为热备用 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）：
34
操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作项目 接调度令 1#主变所有工作票已终结，所有安全措施已拆除 检查1＃主变低压侧1001小车开关在试验位置 检查1＃主变中性点111D接地刀闸在断开位置 摇测变压器高压侧三相对地绝缘合格 摇测变压器低压侧三相对地绝缘合格 摇测变压器高低压之间绝缘合格 将变压器高压侧三相对地放电 将变压器低压侧三相对地放电 合上1＃主变中性点111D接地刀闸 检查1＃主变中性点111D接地刀闸确已合上 检查1＃主变高压侧1101断路器在分闸位置 合上1＃主变高压母线侧11011隔离开关控制回路开关 合上1＃主变高压母线侧11011隔离开关 检查1＃主变高压母线侧11011隔离开关确已合上 合上1＃主变高压侧本体侧11013隔离开关控制回路开关 合上1＃主变高压侧本体侧11013隔离开关 检查1＃主变高压侧本体侧11013隔离开关确以合上 合上1#主变高压侧1101断路器控制回路开关 合上1#主变高压侧1101断路器储能回路开关 检查1#主变高压侧1101断路器的指示灯指示正常 检查1#主变高压侧1101断路器控制柜内就地/远方转换开关在远方位置 将1#主变低压侧1001小车开关摇至工作位置 检查1#主变低压侧1001小车开关确已摇至工作位置 合上1#主变电压侧1001小车开关的操作，合闸电源 检查1#主变电压侧1001小车开关指示灯指示正常 合上10KV母线PT101Y隔离开关 检查10KV母线PT101Y隔离开关确已合上 操作完毕，汇报调度 √ Q/301－104－2008
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单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务： 1＃主变由热备用改为检修 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 接调度令 检查1＃主变低压侧1001小车开关在断开位置 将1＃主变高压侧1001小车开关摇至实验位置 检查1＃主变高压侧1101断路器在分闸位置 拉开1＃主变高压本体侧11013隔离开关 检查1＃主变高压本体侧11013隔离开关确以拉开 断开1＃主变高压本体侧11013隔离开关控制回路开关 拉开1＃主变高压母线侧11011隔离开关 检查1＃主变高压母线侧11011隔离开关确以拉开 断开1＃主变高压母线侧11011隔离开关控制回路 拉开1#号主变1#主变111D接地刀闸 检查1#号主变1#主变111D接地刀闸确以拉开 断开1＃主变高压侧1101断路器控制回路开关 在1#主变低压侧验明无电压 在1#主变低压侧装设接地线一组（ ） 在1#主变高压本体侧验明无电压 在1#主变高压本体侧装设接地线一组（ ） 操作完毕，汇报调度 操作项目 √ 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作
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单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务：1＃主变由热备用改为运行 顺序 1 2 3
操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作项目 接调度令 根据调度要求投入相关保护 检查1＃主变应投保护均在投入位置 35
√ Q/301－104－2008
4 5 6 7 8 9 10 11 备注： 合上1＃主变高压侧1101断路器 检查1＃主变高压侧1101断路器确已合上 合上1#主变低压侧1001开关 检查1#主变低压侧1001开关确以合上 检查1＃主变保护测控装置无异常报警 检查1＃主变高压侧无异常 检查10kv配电室无异常 操作完毕，汇报调度 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务： 1＃主变由运行改为热备用 顺序 1 2 3 4 5 6 7 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 接调度令 断开1#主变低压侧1001开关 检查1#主变低压侧1001开关确已断开 断开1＃主变高压侧1101断路器 检查1＃主变高压侧1101断路器确已断开 检查1＃主变电流指示为0 操作完毕，汇报调度 操作项目 √ 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作
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单位_玛依塔斯风电场__ 编号____________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务：10KV母线由检修改为热备用 顺序 1 2 3
操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作项目 10KV母线所有工作票已终结，所有安全措施已拆除 检查10KV母线所有手车开关均在试验位置 摇测10KV母线三相对地绝缘合格 36
√ Q/301－104－2008
4 5 6 7 8 9 10 11 12 备注： 摇测10KV母线相间绝缘合格 合上10KV母线PT101Y隔离开关 检查10KV母线PT101Y隔离开关确已合上 合上10KV母线PT二次开关 检查1＃主变低压侧1001小车开关在试验位置 合上1＃主变低压侧1001小车开关控制回路开关 将1＃主变低压侧1001开关手车摇至工作位置 检查1＃主变低压侧1001开关柜上就地远方转换开关在远方位置 操作完毕 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务：10KV母线由热备用改为检修 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 15 16 17 18 19 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）：
37
操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作项目 检查1＃主变低压侧1001小车开关在分闸位置 将1＃主变低压侧1001小车开关摇至试验位置 断开1＃主变低压侧1001小车开关控制回路开关 检查所用变已解备，1012开关在实验位置 检查风一开关1013在实验位置 检查风二开关1014在实验位置 检查风三开关1015在实验位置 检查风四开关1016在实验位置 检查风五开关1017在实验位置 检查风六开关1018在实验位置 检查风七开关1019在实验位置 检查风八开关1020在实验位置 检查电容器开关10R1在实验位置 检查电容器开关10R2在实验位置 断开10KV母线PT二次侧回路开关 拉开10KV母线PT101Y隔离开关 检查10KV母线PT101Y隔离开关确以拉开 在10KV母线上三相验明无电压 在10KV母线上挂接地线一组编号（ ） 操作完毕 √ Q/301－104－2008
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单位_玛依塔斯风电场 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务：10KV母线由运行改为热备用 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 接调度令 断开1#电容器10R1小车开关 检查1#电容器10R1小车开关在确已断开 断开2#电容器10R2小车开关 检查2#电容器10R2小车开关在确已断开 断开风一进线1013小车开关 检查风一进线1013小车开关确已断开 断开风二进线1014小车开关 检查风二进线1014小车开关确已断开 断开风三进线1015小车开关 检查风三进线1015小车开关确已断开 断开风四进线1016小车开关 检查风四进线1016小车开关确已断开 断开风五进线1017小车开关 检查风五进线1017小车开关确已断开 断开风六进线1018小车开关 检查风六进线1018小车开关确已断开 断开风七进线1019小车开关 检查风七进线1019小车开关确已断开 断开风八进线1020小车开关 检查风八进线1020小车开关确已断开 断开所用变进线1012小车开关 检查所用变进线1012小车开关确已断开 断开1＃主变低压侧1001小车开关 检查1＃主变低压侧1001小车开关确已断开 检查10KV母线电压表计指示归零 操作完毕，汇报调度 操作项目 √ 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 38
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编号______________ 发令人 受令人 发令时间 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作 （ ）单人操作 （ ）检修人员操作 操作任务：10KV母线由热备用改为运行 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 接调度令 检查所用变应投保护均正常投入 合上所用变1012小车开关 检查所用变1012小车开关确已合上 检查所用变线路电流指示正常 检查所用变保护装置无异常告警 检查风一应投保护均正常投入 合上风一1013 小车开关 检查风一1013 小车开关确已合上 操 作 项 目 √ 39
10 检查风一线路电流指示正常 11 检查风一保护装置无异常告警 12 检查风二应投保护均正常投入 13 合上风二1014 小车开关 14 检查风二1014 小车开关确已合上 15 检查风二线路电流指示正常 16 检查风二保护装置无异常告警 17 检查风三应投保护均正常投入 18 合上风三1015 小车开关 19 检查风三1015 小车开关确已合上 20 检查风三线路电流指示正常 21 检查风三保护装置无异常告警 22 检查风四应投保护均正常投入 23 合上风四1016 小车开关
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24 检查风四1016 小车开关确已合上 25 检查风四线路电流指示正常 26 检查风四保护装置无异常告警 27 检查风五应投保护均正常投入 28 合上风五1017 小车开关 29 检查风五1017小车开关确已合上 30 检查风五线路电流指示正常 31 检查风五保护装置无异常告警 32 检查风六应投保护均正常投入 33 合上风六1018 小车开关 34 检查风六1018小车开关确已合上 35 检查风六线路电流指示正常 36 检查风六保护装置无异常告警 37 检查风七应投保护均正常投入 38 合上风七1019 小车开关 39 检查风七1019 小车开关确已合上 40 检查风七线路电流指示正常 41 检查风七保护装置无异常告警 42 检查风八应投保护均正常投入 43 合上风八1020 小车开关 44 检查风八1020 小车开关确已合上 45 检查风八线路电流指示正常 46 检查风八保护装置无异常告警 47 操作完毕，汇报调度 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）：
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单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 操作结束时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 40
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年 月 日 时 分 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务： 10KV风机风一进线由检修改为热备用 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 备注： 操作项目 检查风一进线所有工作票已收回 合上风一1013开关控制回路开关 检查风一1013开关接地刀闸在分闸位置 在风一1013开关柜下口摇测电缆相对地绝缘合格 在风一1013开关进线开关柜下口将电缆三相对地放电 检查风一进线所有风机相变开关均在分闸位置 检查风一1013开关在分闸位置 将风一1013开关手车摇至工作位置 检查风一1013开关柜就地/远方转换开关在远方位置 操作完毕 √ 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作任务：风一由热备用改为运行 顺序 1 2 3 4 5 6 备注： 检查风一应投保护均正常投入 合上风一1013 小车开关 检查风一1013 小车开关确已合上 检查风一线路电流指示正常 检查风一保护装置无异常告警 操作完毕 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作项目 √ 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 操作结束时间： 41
年 月 日 时 分 操作开始时间：
Q/301－104－2008
年 月 日 时 分 操作任务： 风一由运行改为热备用 顺序 1 2 3 4 5 6 7 备注： 断开风一进线上所有箱变开关 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作项目 断开风一进线上所有风机的主空开 检查风一进线上所有箱变开关确已断开 检查风一进线电流指示归零 断开风一1013开关 检查风一1013开关确已断开 操作完毕 √ 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务：1# 电容器无功补偿装置由检修改为热备用 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 备注： 送上1#电容器的控制合闸开关 将1#电容器就地刀闸合至工作位置 检查1#电容器就地刀闸确在工作位置 拉开1#电容器开关10R13D接地刀闸 检查1#电容器开关10R13D接地刀闸确已拉开 检查1#电容器开关10R1小车开关在试验位置 合上1#电容器开关10R1小车开关控制回路开关 将1#电容开关10R1小车开关摇至工作位置 检查1#电容开关10R1小车开关确已摇至工作位置 检查1#电容开关10R1小车开关就地/远方转换开关在远方位置 操作完毕 操作项目 检查1#电容器工作已终结，工作票已收回所有安全措施拆除 √ 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 玛依塔斯风电场变电站倒闸操作票
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单位_玛依塔斯风电场 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务：电容器无功补偿装置由热备用改为检修 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 操作项目 检查电容器10R1小车在分闸位置 将电容器10R1小车开关摇至试验位置 检查电容器10R1小车开关确已摇至试验位置 合上电容器10R1小车开关10R13D接地刀闸 检查电容器10R1小车开关10R13D接地刀闸确已合上 将1#电容器就地刀闸合至接地位置 查1#电容器就地刀闸确在接地位置 断开电容器10R1小车开关控制回路 操作完毕
√
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单位_玛依塔斯风电场_ 编号______________ 发令人 受令人 发令时间： 年 月 日 时 分 操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分 （ ）监护下操作（ ）单人操作（ ）检修人员操作 操作任务：1#无功补偿装置由热备用改为运行 顺序 1 2 3 4 5 6 7 备注： 操作人： 监护人： 值班负责人（值长）： 操作项目 检查电容器应投保护均正常投入 合上1#电容器进线10R1小车开关 检查1#电容器进线10R1小车开关确已合上 检查1#电容器电流指示正常 检查1#电容器保护装置无异常 检查无功补偿装置一次设备无异常 操作完毕
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