QHZY 111.063-2025 猴子岩水电站35kV变电站运行规程（试行）

猴子岩水电站猴子岩水电站35kV变电站运行规程（试行）2025-09-15发布2025-09-15实施国能大渡河猴子岩发电有限公司发布Q/HZY111.063-2025Q/HZY111.063-2025I35kV变电站运行规程（试行）范围本规程介绍了猴子岩水电站35kV变电站配电系统、变压器、保护装置及其附属设备、测控装置，35kV变电站交直流系统、监控与通讯系统、辅助设备的组成及功能，并对上述设备的运行方式、监视和检查、运行操作、设备故障及事故处理等做出了具体规定。本规程适用于国能大渡河猴子岩发电有限公司应急值守人员、生产管理人员及变电站值守人员，供有关检修及维护人员参考。规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB26860-2011电力安全工作规程DL/T596-2021电力设备预防性试验规程DL/T572-2021电力变压器运行规程DL/T969-2005变电站运行导则术语和定义定义开关“运行”位置断路器处于“合闸”位置，隔离刀闸处于“合闸”位置，接地刀闸处于“分闸”位置，二次回路空开合闸。开关“热备用”位置断路器处于“分闸”位置，隔离刀闸处于“合闸”位置，接地刀闸处于“分闸”位置，二次回路空开合闸。开关“冷备用”位置断路器处于“分闸”位置，隔离刀闸处于“分闸”位置，接地刀闸处于“分闸”位置，二次回路空开合闸。开关“检修”位置断路器处于“分闸”位置，隔离刀闸处于“分闸”位置，接地刀闸处于“合闸”位置，二次回路空开分闸。充电充电装置用不同的工作方式对蓄电池补充容量的工作状态。浮充电（浮充）在充电装置的直流输出端始终连接着蓄电池和负载，以恒压充电方式工作。正常运行时充电装置在承担经常性负荷的同时向蓄电池补充充电，以补偿蓄电池的自放电，使蓄电池组以满容量的状态处于备用。浮充电采用恒压方式均衡充电（均充）为补偿蓄电池在使用过程中产生的电压不均匀现象，使其恢复到规定的范围内而进行的充电，称为均充电。蓄电池事故放电后进行的快速补充充电，也称为均充电。均充电时采用恒流—恒压充电方式。不间断电源设备（UPS）由变流器、开关和储能装置（蓄电池）等组合构成的，在输入电源故障或消失时维持负载供电连续性的电源设备。静态转换开关又称静止开关，它是一种无触点开关，是用两个可控硅（SCR）反向并联组成的一种交流开关，其闭合和断开由逻辑控制器控制。UPS中实现逆变器向旁路或旁路向逆变器转换的电子式快速转换开关，其切换时间一般不大于5ms（1/4周波）。整流利用二极管的单相导电性将交流电改为单向脉动的直流电的过程。逆变利用晶闸管电路把直流电变成交流电的过程。PT电压互感器。CT电流互感器。C-GIS气体绝缘交流金属封闭开关设备。NSA-YBLCD电压并列重动装置。ZV有载分接开关。ZD3智能电动机构。CY50C智能档位监控装置。35kV变电站35kV变电站是电力系统中连接35kV电网与10kV电网的节点，核心功能是通过变压器将35kV高压电降至下游用户所需的10kV电压。目前，猴子岩水电站35kV变电站主要采用电站内10kV母线向35kV变电站10kV母线供电的方式运行。术语断路器/开关合上、拉开。刀闸合上、拉开。地刀合上、拉开。压板投入、退出。熔断器装上、卸下。切换开关切至“XXX”位置。设备概述配电设备35kV变电站主接线配置一段35kV母线和两段10kV母线。两段10kV母线命名分别为10kVⅦ段和10kVⅧ段。10kVⅦ段母线与猴子岩水电站1号副厂房10kV配电室内10kVⅠ段母线连接；10kVⅧ段母线与猴子岩水电站1号副厂房10kV配电室内10kVⅣ段母线连接；35kV母线和火地水电站供电线路、1号主变压器1ZB连接。10kVⅦ段所带负荷有孔玉乡四清坝营地913线路（停用）、1号站用变；10kVⅧ段所带负荷有孔玉乡四清坝营地925线路、2号站用变、S217公路隧洞照明。35kV配电系统及10kV配电系统采用气体绝缘交流金属封闭开关设备（英文简称：C-GIS），其将真空断路器、三工位隔离/接地刀闸等功能单元的高压电器安装在一个密封箱体内，内充1.2-1.4bar的SF6气体，具有整体小型化、高可靠性、免维护的特点。气体绝缘交流金属封闭开关设备具备监控系统上位机操作、后台监控服务器操作、现地电动操作、现地手动操作等方式。当采用监控系统上位机操作、后台监控服务器操作、现地电动操作时，断路器、隔离刀闸、接地刀闸为电动操作；现地手动操作时，断路器、隔离刀闸、接地刀闸为机械操作。1号主变压器1ZB采用户外型35kV油浸式有载调压变压器SZ20-5000/35，采用Yd11接线方式，油浸自冷（ONAN）冷却方式，额定电压及分接范围为(35±3×2.5%)/10.5kV。变压器内装设有ZV有载分接开关、ZD3智能电动机构、CY50C智能档位监控装置、QJ系列气体继电器、压力释放阀、油位计等设备。1号、2号站用变采用无载调压干式变压器SCB14-50/10.5，采用Dyn11接线方式，具备空气冷却和强迫风冷两种冷却方式，额定电压及分接范围为(10.5±2×2.5%)/0.4kV。保护装置及其附属设备35kV变电站保护装置由10套NSA-3111线路过流保护装置、2套NSA-3121所用变/接地变保护装置、1套NSA-3123母联（分段）保护装置、1套NSA-YBLCD电压并列重动装置、1套NSA-3178变压器成套保护装置、1套NSA-3161非电量保护装置组成。NSA-3111线路过流保护装置安装在10kVⅦ段进线开关柜、10kVⅧ段进线开关柜、孔玉乡四清坝营地913线路开关柜、孔玉乡四清坝营地925线路开关柜、S217公路隧洞照明开关柜、备用开关柜及35kV进线开关柜。保护装置具备三段相过流保护、两端零序过流保护、三相一次重合闸、合闸后相电流/零序电流加速保护等保护作用于发信和跳开馈线开关。保护装置配备保护合闸、保护跳闸出口压板和投低频减载、投低压减载、闭锁重合闸、保护远方、检修态功能压板。NSA-3121所用变/接地变保护装置安装在1、2号站用变开关柜。保护装置具备三段相过流保护、两段零序过流保护、非电量保护等保护作用于发信和跳开馈线开关。保护装置配备保护跳闸、跳变低压侧1、跳变低压侧分段1、跳变高侧1、跳变中侧、闭锁低备投1等出口压板和保护远方、检修态等功能压板。NSA-3123母联（分段）保护装置安装在Ⅶ段-Ⅷ段联络开关DL807柜。保护装置具备两段充电相过流保护、一段充电零序过流保护等保护作用于发信和跳开联络开关。保护装置配备保护跳闸出口压板和投充电过流、保护远方、检修态等功能压板。NSA-3178变压器成套保护装置安装在主变保护测控柜。保护装置具备差动速断保护、比率差动保护、故障分量差动保护等保护作用于发信和跳开1号主变压器1ZB两侧开关。保护装置配备保护跳高压侧、保护跳低压侧、保护跳高压侧分段、保护闭锁高压侧备投、保护联跳地区电源并网线1、保护联跳地区电源并网线2、保护跳低压侧分段、保护闭锁低压侧备投、保护联跳启动通风、保护联跳闭锁有载减压等出口压板和保护主保护投入、保护高压侧后备保护投入、保护高侧电压投入、保护低侧后备保护投入、保护低压侧电压投入、保护低压中性点保护投入、保护远方操作投入、保护检修态等功能压板。NSA-3161非电量保护装置安装在主变保护测控柜。保护装置具备冷控失电（带延时）用于延时告警和跳1号主变压器1ZB两侧开关，本体重瓦斯、有载重瓦斯用于直接跳1号主变压器1ZB两侧开关。保护装置配备非电量保护跳高压侧、非电量保护跳低压侧出口压板和本体重瓦斯跳闸投入、有载重瓦斯跳闸投入、本体压力释放跳闸投入、非电量保护远方操作、非电量保护检修态等功能压板。NSA-YBLCD电压并列重动装置安装在10kVⅦ段-Ⅷ段母联开关柜上。装置内安装有交流电压并列YBL插件和交流电压重动YCD插件。YBL插件用于实现母线电压的并列或隔离；YCD插件能实现母线电压重动功能。NSA3000+断路器操作箱安装在主变保护测控柜。该装置具备交流电压并列、重动和切换等功能，主要用于1号主变压器低压侧断路器DLC7和高压侧断路器DL3502的分合闸控制。测控装置35kV变电站测控装置由5套NSA-3108测控装置组成，分别安装在10kVⅦ段YH柜、10kVⅧ段YH柜、35kV母线YH柜、主变保护测控柜和公用测控柜。安装在10kVⅦ段YH柜、10kVⅧ段YH柜、35kV母线YH柜的测控装置主要用于10kV/35kV母线的电压测量。安装在主变保护测控柜的测控装置主要用于1号主变压器1ZB高低压侧的电压、电流等电气量的测量。安装在公用测控柜的测控装置主要用于交流电源屏内交流电压、电流、频率、功率等电气量的测量。交直流系统35kV变电站交直流系统由1面交流电源柜、1面UPS电源柜、1面直流馈电柜、1面电池柜组成，为35kV变电站站内设备提供交流和直流电源。交流电源系统的1号进线电源取自1号站用变，2号进线电源取自2号站用变，两路电源通过FLQ5G-250双电源切换装置后为交流母线供电。双电源切换装置可根据1号进线与2号进线的电源情况进行自动切换。直流电源系统2路交流电源均取自交流母线，经过ATS双电源切换装置后输出至4组整流模块，为直流母线供电。直流电源系统还配置了18只12V40Ah的蓄电池组，起稳压和事故备用、承受冲击负荷的作用。UPS电源系统采用1路交流主路电源、1路交流旁路电源、1路直流电源的供电方式。交流主路电源与交流旁路电源均取自交流电源柜，交流主路电源经过隔离变压器后进入UPS模块，经过整流模块、交直流共用逆变器模块后输出至静态切换开关并为UPS母线供电，交流旁路电源经过隔离变压器后直接输出至静态切换开关并作为UPS母线的备用电源。直流电源取自直流电源屏，经过交直流共用逆变模块后输出至静态切换开关并作为UPS母线的备用电源。UPS电源柜还配置1路手动旁路检修电源，该路电源取自交流旁路隔离变压器。该电源不经过UPS装置，直接与UPS母线连接，正常情况下不投入。监控与通讯系统35kV变电站监控与通讯系统由中央控制单元、交换机、后台监控服务器及其附属设备组成。该系统主要用于35kV变电站内一次设备的远方监视、控制和与猴子岩计算机监控系统通信。中央控制单元采用NSA-3100G-S1型，能实现与各类保护装置及数据采集装置通讯，同时直接支持各种远动规约。该设备主要用于与猴子岩计算机监控系统的通讯，实现主变保护装置、主变及公用测控装置等设备的数据上送和接收猴子岩计算机监控系统的遥控命令。后台监控服务器采用NSA3000T监控系统，具备系统组态、数据库组态和图形组态等配置工具，主要用于35kV变电站内设备操作、运行状态和运行参数的监视。交换机采用NSA-NET-Z交换机，由主交换机与间隔层交换机组成。主交换机用于主变保护装置、主变及公用测控装置、对时系统、间隔层交换机、后台监控服务器等设备的数据传输；间隔层交换机用于10kV及35kV设备的数据汇集以及间隔层设备和主交换机之间的通信。35kV变电站通过变电站监控系统通信屏内光纤将变电站内的数据送至猴子岩水电站2号副厂房现地控制单元6LCU的交换机从而接入计算机监控系统。辅助设备辅助设备包含对时系统、电能量采集系统、五防系统、工业电视系统、智能巡检机器人系统、SF6泄漏报警系统、风机控制系统、消防控制系统。对时系统安装在公用测控柜内，采用NSA2620-HY时钟同步装置作为35kV变电站内所有设备的主时钟。电能量采集系统安装在公用测控柜内，采用WFET-3000电能量数据采集终端，能实现35kV变电站内10kV与35kV母线的电能量采集。五防系统安装在远动通讯柜内，五防电子解锁钥匙能实现断路器现地操作，隔离刀闸、接地刀闸的现地操作的五防解锁。工业电视系统能实现35kV变电站内区域的实时监控，具备录像回放功能。智能巡检机器人系统安装在35kV变电站高压配电室内，采用轨道式机器人，能实现10kV及35kV所有开关柜的巡检与监视。SF6泄漏报警系统安装在35kV变电站高压配电室内。SF6泄漏报警系统包含6个SO-20型SF6、O2双气体变送器，3个安装在10kVⅦ段母线后墙壁上，3个安装在10kVⅧ段母线后墙壁上。SF6泄漏报警主机安装在35kV二次屏盘室1号门左侧墙壁上，当变送器检测到SF6气体时报警主机能实现声光报警。风机控制系统控制箱安装在35kV变电站二次屏盘室，用于控制35kV变电站高压配电室内风机启停。消防控制系统控制箱安装在35kV变电站二次屏盘室，当监测到35kV变电站内火灾或浓烟时能实现声光报警。门禁系统包含二次屏盘室门禁和35kV变电站大门门禁。二次屏盘室门禁采用大华的电子密码锁，当密码输入正确，大门自动开启。35kV变电站大门门禁采用大华的柜式抓拍一体机，当识别到车牌正确时，大门自动开启。一般规定运行方式10kV配电系统联络运行方式时，10kVⅦ段与10kVⅧ段通过母联断路器DL807联络运行，DL701与DL804两个断路器中仅一个断路器处于“运行”状态，另外一个处于“冷备用”状态。分段运行方式时，10kVⅦ段通过DL701断路器或1号变压器1ZB供电，10kVⅧ段通过DL804断路器供电，母联开关处于“冷备用”状态。正常情况下，10kV负荷开关柜处于“运行”状态（其中，孔玉乡四清坝营地913线路开关柜处于“冷备用”状态），母线YH柜“运行”状态，备用开关柜处于“冷备用”状态。35kV配电系统正常运行方式时，35kV母线通过1号主变压器1ZB供电，1号主变低压侧与高压侧断路器均为“运行”状态。特殊运行方式时，35kV母线由火地水电站通过35kV出线开关柜DL3501供电，再通过1号主变压器1ZB为10kVⅦ段供电。正常情况下，35kV母线进线开关处于“运行”状态，35kV母线YH柜处于“运行”状态，35kV出线开关柜DL3501处于“冷备用”状态。1号主变压器有载调压方式正常情况下应采用“自动”方式，档位运行在“4”档。交直流系统正常运行方式正常情况下，交流系统两路进线电源开关均应合闸。正常情况下，直流系统两路进线电源开关均应合闸，4组整流模块全部投入运行，蓄电池组投入运行且处于“浮充”状态。正常情况下，UPS系统三路进线开关均应合闸，手动旁路检修开关应处于“分闸”状态。正常情况下，交流电源屏、直流电源屏内双电源切换应在“自动”位置。技术要求10kV母线的额定电压为10.5kV，其允许运行范围为9.975～11.025kV（±5%），最高不得超过11.55kV（±10%）。400V站用变的额定电压为400V，其允许运行范围为380～420V（±5%），最高不得超过440V（±10%）。当高压设备发生接地故障时，室外不得接近故障点8m以内，室内不得接近故障点4m以内。进入上述范围的人员必须穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架应戴绝缘手套。进入35kV配电室前应确定无SF6泄漏报警并启动通风机不少于15分钟。发生SF6泄漏，在室外，至少应离开漏气点10米以上，并站在上风口；在室内，人员应立即撤至室外，启动全部通风机。当C-GISSF6压力下降到1.1bar及以下时严禁进行合闸操作或分闸操作。1号主变压器在额定使用条件下，可按铭牌规范长期运行。1号主变压器呼吸器运行中应保证呼吸顺畅且油杯内有可见气泡。变压器本体及有载分接开关呼吸器硅胶受潮达到2/3时，应及时进行更换；呼吸器硅胶变为粉红色时应及时更换硅胶。1号主变压器停运满一个月者,在恢复送电前应测量绝缘电阻,合格者方可投入运行。搁置或停运6个月以上的变压器,投入前应做绝缘电阻和绝缘油耐压试验。运行中的1号主变压器出现严重漏油、油箱外壳或各部引线温度过高等情况时，应立即请示分管副总经理同意停运，汇报生产技术处、通知检修维护人员检查处理。运行中的1号主变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦斯保护功能压板退出。严禁变压器成套保护和非电量保护同时退出运行。厂用电倒换操作时应防止非同期并列。厂用干式变压器第一次投运时，应在全电压下冲击合闸试验5次，全部更换绕组的干式变压器冲击合闸试验为5次（部分更换绕组为3次），冲击合闸试验第一次间隔10分钟，以后每次间隔5分钟。新安装或变动过内外连接线的干式变压器在投入运行前必须核相。1号、2号站用变压器采用无载调压方式，禁止在运行过程中进行档位切换。35kV变电站内配电设备严禁无保护运行，保护装置各压板、控制字、跳闸出口的投退应根据保护定值单执行。在下列情况下应退出整套保护装置装置内部作业。保护使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业。保护定值整定。保护装置内部故障。正常情况下，交流电源屏、直流电源屏、UPS电源屏内各开关按要求合上。正常情况下，直流系统蓄电池组与充电装置并联运行。微机监控模块随母线投运而投入运行，电池巡检仪应持续投入运行以监视蓄电池运行情况。UPS电源屏内非UPS装置检修的情况，禁止投入手动旁路检修开关。UPS负荷禁止频繁倒换；严禁将电热器、制冷电器、电动设备作为UPS负荷。UPS系统需确保通风通道的畅通，保持UPS周围环境的洁净，及时清理灰尘、杂物。操作规定35kV变电站配电系统断路器、隔离刀闸、接地刀闸等具备监控系统上位机操作、后台监控服务器操作、现地电动操作、现地手动操作等功能，正常情况下以后台监控服务器操作为主。一般情况下，禁止通过现地电动操作、现地手动操作进行分/合闸操作。当监控系统上位机及后台监控服务器操作时，断路器控制方式应处于“远方”位置；当现地电动操作和现地手动操作时，断路器控制方式应处于“现地”位置。操作35kV变电站配电系统断路器时，必须严格按电气闭锁逻辑及断路器本体的机械防误闭锁的顺序进行操作。如断路器操作拒动，应查明原因（严禁无操作票操作、擅自修改操作票、擅自解除高压电气设备的防误操作闭锁装置或跳过闭锁逻辑进行操作）。操作35kV变电站配电系统断路器时，应先检查SF6气体压力在1.2-1.4bar左右。若SF6气体压力下降到1.1bar及以下时，应立即停止操作。10kV断路器运行时应为“运行”状态，备用开关应为“冷备用”状态，做安全措施时应置“检修”状态。35kV变电站内倒闸操作应避开四清坝营地用电高峰，保证四清坝营地工作和生活用电。配电系统倒闸操作时，必须遵循“先停后送”原则，禁止在10kVⅦ段与10kVⅧ段联络的情况下同时合上10kVⅦ段进线开关DL701与10kVⅧ段进线开关DL804。配电系统倒闸后，应检查重要设备：交直流系统、厂用电测控装置、厂用电保护装置、厂用电监控与通讯系统、厂用电辅助设备运行正常。操作断路器、隔离刀闸、接地刀闸时，应确保位置正确，并以现场实际指示为准。当远方操作断路器、隔离刀闸、接地刀闸失败时，禁止重复操作，应到现地确认断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置，查明操作失败原因后，方可再次操作。注意事项为防止故障扩大，当35kV变电站配电系统负荷跳闸时，禁止自行恢复供电，应先对故障原因进行排查。35kV变电站配电系统故障、系统事故以及倒闸操作后应检查负荷运行情况，将负荷恢复供电。蓄电池组熔断器熔断后，更换时必须使用同容量型号的熔断器。35kV变电站配电系统电缆检修后恢复送电前及新设备投入运行前，应进行核相和绝缘测量，合格后方可投入运行。保护信号的复归必须联系应急指挥室征得当班应急处置长的同意，用保护装置面板上复归键复归保护信号。在操作压板时，严禁触碰金属裸露部位，并注意不要和相邻压板以及盘柜接触，以免造成直流短路。高压开关柜检修结束，应充分检查开关本体三相是否存在试验短路连接线或其他异常情况。当四清坝营地线路发生故障后，应将孔玉乡四清坝营地913线路与925线路转为“检修”状态，待故障处理后，将913和925线路转冷备用，合上DL8612开关对925线路送电。保护装置启用前，35kV变电站运行人员应检查下列各项保护装置各开关位置正确。核对保护定值正确。保护装置所有功能压板、出口压板均在退出位置。调度规定35kV变电站操作应得到应急处置长的调令后方可操作，严禁约时停送电、无调令停送电。35kV变电站操作的下令与回令应使用录音电话，并使用调度术语，明确设备的双编号。设备监视和检查每班开展一次变电站设备巡检。监视项目：监视监控系统上位机35kV变电站配电系统设备参数、状态是否正常。每班开展一次工业电视巡屏，每4个小时开展一次监控后台巡屏。巡检项目检查35kV变电站保护装置、测控装置运行正常，指示灯显示正确，各压板、切换开关位置正确，装置内部或外部无异味、异常声音。检查35kV变电站各变压器温度正常，无过载、异音、异味或异常放电发热等现象。检查35kV变电站配电系统各母线供电正常，各表计或指示灯指示正常，开关、切换开关位置正确。检查各柜门关闭完好，电缆孔封堵严密，电缆接头无过热、发黑、烧焦等异常现象。检查35kV变电站交直流系统各母线供电正常，各表计或指示灯指示正常，电缆接头无过热、发黑、烧焦等异常现象。检查35kV变电站监控与通讯系统设备运行正常，触摸屏无卡死，交换机及中央控制单元无死机、无过热、发黑、烧焦等异常现象检查35kV变电站智能巡检机器人巡检结果正常，机器人本体无卡死、无过热、发黑、烧焦等异常现象。检查35kV变电站工业电视系统运行正常，摄像头及服务器无过热、发黑、烧焦等异常现象。检查35kV变电站SF6泄漏报警系统、门禁系统、五防系统、通风系统等运行正常。运行操作10kV/35kV开关弹簧储能操作电动操作：合上开关柜内储能电源空开。当观察孔显示“已储能”时，开关储能完毕；手动操作：用操作手柄插入手动储能操作孔，顺时针转动，当观察孔显示“已储能”时，开关储能完毕。10kV/35kV开关现地分/合闸操作现地电动分/合闸操作：检查断路器SF6气压正常，将断路器控制方式切至“现地”后，按下断路器合闸/分闸按钮。可根据分/合闸指示灯以及开关本体上的机械指示判断分/合闸是否到位。现地手动分/合闸操作：检查断路器SF6气压正常，将五防锁解锁取下后，旋转开关本体上的分闸/合闸旋钮。可根据分/合闸指示灯以及开关本体上的机械指示判断分/合闸是否到位。10kV/35kV开关柜隔离刀闸现地操作现地电动操作：将断路器控制方式切至“现地”后，按下隔离刀闸合闸/分闸按钮。可根据分/合闸指示灯以及开关本体上的机械指示判断分/合闸是否到位。现地手动操作：按照《国能大渡河猴子岩发电有限公司生产现场防误闭锁装置管理办法》规定要求将五防锁解锁后取下五防挂锁，将隔离刀闸操作把手插入隔离/接地刀闸操作孔内，逆时针旋转把手合上隔离刀闸，顺时针旋转把手拉开隔离刀闸。可根据分/合闸指示灯以及开关本体上的机械指示判断分/合闸是否到位。10kV/35kV开关柜接地刀闸现地操作现地电动操作：将断路器控制方式切至“现地”后，按下接地刀闸合闸/分闸按钮。可根据分/合闸指示灯以及开关本体上的机械指示判断分/合闸是否到位。现地手动操作：按照《国能大渡河猴子岩发电有限公司生产现场防误闭锁装置管理办法》规定要求将五防锁解锁后取下五防挂锁，将接地刀闸操作把手插入隔离/接地刀闸操作孔内，逆时针旋转把手拉开隔离刀闸，顺时针旋转把手合上隔离刀闸。可根据分/合闸指示灯以及开关本体上的机械指示判断分/合闸是否到位。10kV/35kV开关远方分/合闸操作监控系统上位机分/合闸操作：检查断路器SF6气压正常，检查断路器控制方式在“远方”后，在监控系统上位机点击需要拉开的断路器。在弹出窗口中确认分/合闸条件满足后，点击分/合对应断路器的按钮。后台监控服务器分/合闸操作：检查断路器SF6气压正常，检查断路器控制方式在“远方”后，在后台监控服务器触摸屏上点击需要拉开的断路器。在弹出窗口中确认分/合闸条件满足后，点击分/合对应断路器的按钮。10kV/35kV开关柜隔离刀闸远方操作监控系统上位机分/合闸操作：检查断路器控制方式在“远方”后，在监控系统上位机点击需要拉开的隔离刀闸。在弹出窗口中确认分/合闸条件满足后，点击分/合对应隔离刀闸的按钮。后台监控服务器分/合闸操作：检查断路器控制方式在“远方”后，在后台监控服务器触摸屏上点击需要拉开的隔离刀闸。在弹出窗口中确认分/合闸条件满足后，点击分/合对应隔离刀闸的按钮。10kV/35kV开关柜接地刀闸远方操作后台监控服务器分/合闸操作：检查断路器控制方式在“远方”后，在后台监控服务器触摸屏上点击需要拉开的接地刀闸。在弹出窗口中确认分/合闸条件满足后，点击分/合对应接地刀闸的按钮。10kV/35kV开关柜运行转冷备用检查10kV/35kV开关SF6气压正常。拉开10kV/35kV开关。检查10kV/35kV开关分闸良好。拉开10kV/35kV开关柜内隔离刀闸。10kV/35kV开关柜冷备用转运行检查10kV/35kV开关SF6气压正常。检查10kV/35kV开关柜内接地刀闸分闸良好。合上10kV/35kV开关柜内隔离刀闸。检查10kV/35kV开关柜内隔离刀闸合闸良好。合上10kV/35kV开关。检查10kV/35kV开关合闸良好。10kV/35kV开关分合闸后台监控服务器操作（以DL7611分闸为例）在后台监控服务器人机界面登录系统。选择需要操作的DL7611开关操作分图。检查DL7611开关在合闸。检查DL7611开关操作分图中无闭锁报警。点击分图中DL7611开关图例。在弹出窗口中检查开关操作执行为分闸。在弹出窗口选择操作人并输入密码。在弹出窗口选择监护人并输入密码。在弹出窗口选择操作确认，等待右侧进度条显示100%。在弹出窗口选择操作执行。在DL7611开关操作分图中检查开关分闸良好。在现地检查DL7611开关操作分图中检查开关分闸良好。10kVⅦ段、Ⅷ段由联络转为分段运行（以10kVⅣ段带10kVⅧ段联络10kVⅦ段为例）将10kVⅦ段倒为空母线运行。拉开10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关DL807。检查10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关DL807分闸良好。检查10kVⅧ段母线电压正常、负荷运行正常。拉开10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关柜内隔离刀闸G807。拉开10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内隔离刀闸G708。联系应急指挥室：合上10kVⅠ段-Ⅶ段联络开关DL107。合上10kVⅦ段进线开关DL701柜内隔离刀闸。合上10kVⅦ段进线开关DL701。检查10kVⅦ段母线电压正常。恢复10kVⅦ段相关负荷。10kVⅦ段、Ⅷ段由分段转为联络运行（以10kVⅣ段带10kVⅧ段联络10kVⅦ段为例）将10kVⅦ段倒为空母线运行。拉开10kVⅦ段进线开关DL701。拉开10kVⅦ段进线开关DL701柜内隔离刀闸。联系应急指挥室：拉开10kVⅠ段-Ⅶ段联络开关DL107。检查10kVⅦ段母线电压为零。合上10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内隔离刀闸G708。合上10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关柜内隔离刀闸G807。合上10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关DL807。检查10kVⅦ段、10kVⅧ段母线电压正常。恢复10kVⅦ段相关负荷。10kVⅦ段、Ⅷ段由DL408带倒为DL107带将10kVⅦ段倒为空母线运行。拉开10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关DL807。拉开10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内隔离刀闸G708。拉开10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关柜内隔离刀闸G807。检查10kVⅦ进线电源开关DL701分闸良好、隔离刀闸G701分闸良好。联系应急指挥室：合上10kVI段-Ⅶ段联络开关DL107。合上10kVⅦ进线电源开关柜内隔离刀闸G701。合上10kVⅦ进线电源开关DL701。检查10kVⅦ母线电压显示正常。恢复10kVⅦ段相关负荷。将10kVⅧ段倒为空母线运行。拉开10kVⅧ段进线电源开关DL804。检查10kVⅧ段母线电压为零。联系应急指挥室：拉开10kVⅣ-Ⅷ段联络开关DL408并摇至“试验”位置。拉开10kVⅧ段进线电源开关柜内隔离刀闸G804。合上10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内隔离刀闸G708。合上10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关柜内隔离刀闸G807。合上10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关DL807。检查10kVⅧ段母线电压正常。恢复10kVⅧ段母线下属负荷。35kV变压器档位调整（以4档升至5档，再由5档降至4档为例）检查35kV1号变压器1ZB运行正常。检查35kV1号变压器1ZB有载调压系统运行正常。检查35kV1号变压器1ZB运行在4档。在主变保护测控柜中CY50C智能档位监控装置上按下“升档”按钮。检查35kV1号变压器1ZB本体档位指针位置已由4变为5。检查35kV1号变压器1ZB运行正常。在主变保护测控柜中CY50C智能档位监控装置上按下“降档”按钮。检查35kV1号变压器1ZB本体档位指针位置已由5变为4。检查35kV1号变压器1ZB运行正常。35kV变压器由运行转检修拉开1号变压器高压侧断路器DL3502。检查1号变压器高压侧断路器DL3502分闸良好。拉开1号变压器高压侧断路器DL3502柜隔离刀闸G3502。检查1号变压器高压侧断路器DL3502柜隔离刀闸G3502分闸良好。拉开1号变压器低压侧断路器DLC7。检查1号变压器低压侧断路器DLC7分闸良好。拉开1号变压器低压侧断路器DLC7柜隔离刀闸GC7。检查1号变压器低压侧断路器DLC7柜隔离刀闸GC7分闸良好。测35kV1号变压器高压侧对地绝缘：R高-地＝MΩ，T=℃。测35kV1号变压器低压侧对地绝缘：R低-地＝MΩ，T=℃。合上1号变压器高压侧断路器DL3502柜接地刀闸G35020。在1号变压器高压侧悬挂一组三相短路接地线。合上1号变压器低压侧断路器DLC7柜接地刀闸GC70。在1号变压器低压侧悬挂一组三相短路接地线。35kV变压器由检修转运行检查相关工作票已办理终结。拆除1号变压器高压侧上悬挂一组三相短路接地线。拆除1号变压器低压侧上悬挂一组三相短路接地线。拉开1号变压器高压侧断路器DL3502柜接地刀闸G35020。检查1号变压器高压侧断路器DL3502柜接地刀闸G35020分闸良好。拉开1号变压器低压侧断路器DLC7柜接地刀闸GC70。检查1号变压器低压侧断路器DLC7柜接地刀闸GC70分闸良好。测35kV1号变压器高压侧对地绝缘：R高-地＝MΩ，T=℃。测35kV1号变压器低压侧对地绝缘：R低-地＝MΩ，T=℃。检查35kV母线电压互感器隔离刀闸G3571合闸良好。检查35kV母线进线隔离刀闸G3501分闸良好。合上1号变压器低压侧断路器DLC7柜隔离刀闸GC7。检查1号变压器低压侧断路器DLC7柜隔离刀闸GC7合闸良好。检查1号变压器1ZB运行在4档。合上1号变压器低压侧断路器DLC7。检查1号变压器低压侧断路器DLC7合闸良好。检查1号变压器1ZB充电正常。合上1号变压器高压侧断路器DL3502柜隔离刀闸G3502。检查1号变压器高压侧断路器DL3502柜隔离刀闸G3502合闸良好。合上1号变压器高压侧断路器DL3502。检查1号变压器高压侧断路器DL3502合闸良好。检查35kV母线电压正常。10kV站用变压器由运行转检修（以1号站用变压器为例）将交流电源屏内双电源切换装置切至手动。将交流电源屏内双电源切换装置切至Ⅱ路运行。检查交流电源屏、UPS电源屏、直流电源屏运行正常。拉开10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151。检查10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151分闸良好。拉开10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151柜隔离刀闸G7151。检查10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151柜隔离刀闸G7151分闸良好。测10kV1号站用变高压侧对地绝缘：R高-地＝MΩ，T=℃。测10kV1号站用变低压侧对地绝缘：R低-地＝MΩ，T=℃。合上10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151柜接地刀闸G71510。检查10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151柜接地刀闸G71510合闸良好。合上10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151。检查10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151合闸良好。在10kV1号站用变低压侧悬挂一组三相短路接地线。10kV站用变压器由检修转运行（以1号站用变压器为例）检查相关工作票已办理终结。取下在10kV1号站用变低压侧悬挂一组三相短路接地线。拉开10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151。检查10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151分闸良好。拉开10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151柜接地刀闸G71510。检查10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151柜接地刀闸G71510分闸良好。测10kV1号站用变高压侧对地绝缘：R高-地＝MΩ，T=℃。测10kV1号站用变低压侧对地绝缘：R低-地＝MΩ，T=℃。合上10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151柜隔离刀闸G7151。检查10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151柜隔离刀闸G7151合闸良好。合上10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151。检查10kVⅦ段1号站用变电源开关DL7151合闸良好。检查10kV1号站用变压器充电正常。将交流电源屏内双电源切换装置切至自动。检查交流电源屏、UPS电源屏、直流电源屏运行正常。10kV母线由运行转检修（以10kVⅦ段运行转检修为例，工况为10kVⅣ段带10kVⅧ段联络10kVⅦ段）将10kVⅦ段倒为空母线运行。拉开10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关DL807。检查10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关DL807分闸良好。检查10kVⅧ段母线电压正常、负荷运行正常。检查10kVⅦ段母线电压为零。拉开10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关柜内隔离刀闸G807。检查10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关柜内隔离刀闸G807分闸良好。拉开10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内隔离刀闸G708。检查10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内隔离刀闸G708分闸良好。检查1号主变压器1ZB低压侧开关DLC7分闸良好。检查1号主变压器1ZB低压侧隔离刀闸GC7分闸良好。检查10kVⅦ段DL701、DL791、DL792、DL7611、DL7151分闸良好。检查10kVⅦ段进线开关DL701柜内隔离刀闸G701分闸良好。拉开10kVⅦ段负荷开关柜内隔离刀闸G791、G792、G7611、G7151。检查10kVⅦ段负荷开关柜内隔离刀闸G791、G792、G7611、G7151分闸良好。拉开10kVⅦ段电压互感器1077YH本柜隔离刀闸G1077。检查10kVⅦ段电压互感器1077YH本柜隔离刀闸G1077分闸良好。联系应急指挥室：检查10kVⅠ段-Ⅶ段联络开关DL107在“试验”位置。开启10kVⅦ段备用开关DL791柜后门。测10kVⅦ段母线三相对地绝缘：RA-地＝MΩ，RB-地＝MΩ，RC-地＝MΩ，T=℃。测10kVⅦ段母线三相相间绝缘：RA-B＝MΩ，RB-C＝MΩ，RC-A＝MΩ，T=℃。联系应急指挥室：合上10kVⅠ段-Ⅶ段联络开关DL107本柜地刀G1070。合上10kVⅦ段进线开关DL701柜本柜地刀G7010。检查10kVⅦ段进线开关DL701柜本柜地刀G7010合闸良好。合上10kVⅦ段电压互感器1077YH本柜地刀G10770。检查10kVⅦ段电压互感器1077YH本柜地刀G10770合闸良好。合上10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内本柜地刀G7080。检查10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内本柜地刀G7080合闸良好。合上10kVⅦ负荷柜地刀G7910、G7920、G76110、G71510。检查10kVⅦ负荷柜地刀G7910、G7920、G76110、G71510合闸良好。在10kVⅦ段备用开关DL791柜后门10kV母线静触头处悬挂一组三相短路接地线。10kV母线由检修转运行（以10kVⅦ段检修转运行为例，工况为10kVⅣ段带10kVⅧ段，10kVⅦ段母线检修）检查相关工作票已办理终结。拆除10kVⅦ段备用开关DL791柜后门10kV母线静触头处悬挂一组三相短路接地线。拉开10kVⅦ段负荷柜本柜地刀G7910、G7920、G76110、G71510。检查10kVⅦ段负荷柜本柜地刀G7910、G7920、G76110、G71510分闸良好。拉开10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内本柜地刀G7080。检查10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内本柜地刀G7080分闸良好拉开10kVⅦ段电压互感器1077YH本柜地刀G10770。检查10kVⅦ段电压互感器1077YH本柜地刀G10770分闸良好。联系应急指挥室：拉开10kVⅠ段-Ⅶ段联络开关DL107本柜地刀G1070。测10kVⅦ段母线三相对地绝缘：RA-地＝MΩ，RB-地＝MΩ，RC-地＝MΩ，T=℃。测10kVⅦ段母线三相相间绝缘：RA-B＝MΩ，RB-C＝MΩ，RC-A＝MΩ，T=℃。关闭10kVⅦ段备用开关DL791柜后门。检查10kVⅦ段进线开关DL701分闸良好。检查10kVⅦ段进线开关DL701柜内隔离刀闸G701分闸良好。联系应急指挥室：检查10kVⅠ段-Ⅶ段联络开关DL107在“试验”位置。合上10kVⅦ段电压互感器1077YH本柜隔离刀闸G1077。检查10kVⅦ段电压互感器1077YH本柜隔离刀闸G1077合闸良好。合上10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关柜内隔离刀闸G807。检查10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关柜内隔离刀闸G807合闸良好。合上10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内隔离刀闸G708。检查10kVⅦ段-Ⅷ段联络开关柜内隔离刀闸G708合闸良好。合上10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关DL807。检查10kVⅧ段-Ⅶ段联络开关DL807合闸良好。检查10kVⅦ段母线电压正常。检查10kVⅧ段母线电压正常。检查10kVⅧ段负荷运行正常。恢复10kVⅦ段相关负荷。10kV馈线开关运行转检修（以S217公路隧道照明系统DL8340为例）联系外线维保队伍拉开S217公路隧道照明系统下端负荷。拉开10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340分闸良好。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统停运正常。拉开10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关内隔离刀闸G8340。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关内隔离刀闸G8340分闸良好。合上10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关本柜地刀G83400。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关本柜地刀G83400合闸良好。合上10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340合闸良好。拉开10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340柜内二次空开。在S217公路隧道照明系统线路验明三相确无电压。通知外线维保队在S217公路隧道照明系统线路上悬挂一组三相短路接地线。10kV馈线开关检修转运行（以S217公路隧道照明系统DL8340为例）检查相关工作票已办理终结。联系外线维保队伍拆除S217公路隧道照明系统线路上悬挂一组三相短路接地线。联系外线维保队伍确认S217公路隧道照明系统下端负荷均退出运行。合上10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340柜内二次空开。拉开10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340分闸良好。拉开10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关本柜地刀G83400。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关本柜地刀G83400分闸良好。合上10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关内隔离刀闸G8340。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关内隔离刀闸G8340合闸良好。合上10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统负荷开关DL8340合闸良好。检查10kVⅧ段S217公路隧道照明系统下属负荷变压器充电正常。通知外线维保队对S217公路隧道照明系统下属负荷逐一送电。故障及事故处理厂用电事故处理原则迅速限制故障发展，消除故障根源，解除对人身、电网、设备安全的威胁。在处理厂用电事故时，首先应设法保障重要负荷连续供电，以保证发供电设备对电网的正常供电及厂房设备的安全。在对人身、设备安全有明显或直接威胁时，立即停止设备的运行。厂用电双母线失压现象上位机报10kVⅦ段、Ⅷ段母线失压报警信号。相应开关“跳闸”位置灯亮。相应10kV母线无电压指示。处理首先检查保护动作情况，判明故障性质及位置。若DL107（DL408）跳闸导致双母线失压，在联系应急指挥室确认DL107（DL408）已分闸并摇至试验位置后，立即拉开变电站内所有进线及负荷开关与本柜隔离刀闸：若DL107（DL408）电缆绝缘及母线绝缘正常，XX支路绝缘异常，将该支路隔离后，可向生产技术处管理人员申请恢复供电；若母线绝缘正常，所有负荷支路绝缘均正常，DL107（DL408）电缆绝缘异常，向生产技术处管理人员汇报后，可采用DL408（DL107）供电的方式恢复供电；若所有负荷支路绝缘均正常，DL107（DL408）电缆绝缘无异常，XX母线绝缘异常，可将异常母线隔离，汇报生产技术处管理人员后，申请正常母线及下属负荷供电；若双母线绝缘异常，则立即通知维护人员检查处理。在故障处理过程中，未经生产技术处管理人员同意严禁私自恢复送电。在判明故障原因并隔离故障的情况下，优先恢复营地供电。变电站直流蓄电池仅能供电8h，全站失电故障尽量在8小时内完成处理并恢复供电。厂用电单母线失压现象监控上位机报XX开关分闸动作、10kVXX段母线失压报警信号。现场检查相应开关“跳闸”位置灯亮，XX段10kV母线无电压指示。处理首先检查保护动作情况，若装置动作成功，监视另一段母线及其设备运行情况，并查明故障原因，及时恢复正常运行方式。若为外部线路导致，做好故障线路安全隔离措施，通知外线队伍对外部线路开展排查，未查明具体原因前严禁私自送电。若故障原因已排查清楚并已处理，经生产技术处管理人员同意后，方可送电。若为母线故障，则将该母线进行隔离，做好安全措施，测母线绝缘，通知维护人员处理。负荷线路单开关跳闸现象监控上位机报XX开关过流保护动作、XX开关分闸动作。现场检查相应开关“跳闸”位置灯亮。处理首先检查保护动作情况，若装置动作成功，监视站内其余设备运行情况，并通知查明故障原因，及时恢复正常运行方式。确认保护动作跳闸后，做好安全隔离措施，通知外线队伍对外部线路开展排查，未查明具体原因前严禁私自送电。若故障原因已排查清楚并已处理，经生产技术处管理人员同意后，方可送电。若开关跳闸，保护未动作且无任何故障现象，可试合一次，逐级恢复供电。若系开关本身故障，联系维护人员处理。厂用电母线电压缺相现象上位机报10kVⅦ段、Ⅷ段母线PT断线。上位机显示10kV母线*相电压为零。现地交采表相显示*相电压为零。现地保护装置报“控制回路断线”。处理检查YH柜一次设备有无火花、放电痕迹、异味等异常情况，检查电压互感器是否在正常位置。使用万用表在YH柜端子排一次侧检测对应异常相的电压，若端子排一次侧电压测试正常，应通知维护人员对异常相回路进一步进行检查。若端子排一次侧电压测试异常，则通过逐步拉开负荷开关进行排查，确认故障线路后，做好安全隔离措施，通知外线队伍对外部线路开展排查。若二次侧回路、负荷开关排查无异常，则停运该母线，做好安全隔离措施，通过维护人员检查处理。异常处理完毕后，方可对10kV母线送电，三相电压正常后可恢复10kV负荷。厂用电系统接地故障现象上位机报10kV系统接地报警信号。10kV母线PT(YH)柜有电压异常信号。现地选测10kV母线有两相电压升高，另一相电压降低，线电压不变化。处理若是线路故障，拉开故障线路负荷开关，做好安全隔离措施，通知外线队伍检查处理。若是母线故障，则将该母线停运，做好安全隔离措施，测母线绝缘，通知维护人员处理。若因PT(YH)负荷小开关跳开，用万用表检测回路无短路，试投入一次，再次跳开则须查明原因；若YH本体故障，应立即将该段母线停电后，拉出故障PT(YH)通知维护人员处理。若未发现故障点，则将该10kV母线隔离，做好安全措施，通知维护人员处理。查找接地时应穿绝缘靴，戴绝缘手套，接地运行时间不得超过2小时。厂用电母线YH谐振现象上位机显示10kV母线电压不平衡，某相电压升高，线电压有波动。现地测10kV母线电压不平衡，某相电压升高，线电压有跳变。该10kV母线上可能有大容量负荷在投运。处理依次拉开该10kV母线上负荷开关，直至10kV系统恢复正常。若现场检查10kV母线PT(YH)及负荷开关有异常，则做好隔离措施，通知维护人员处理。厂用变保护动作跳闸现象上位机报厂用变保护动作报警信号。厂用变高压侧开关跳闸。交流电源屏双电源切换装置动作。处理检查双电源切换装置的动作情况，恢复交直流电源屏供电。对变压器外部及高、低压侧电缆进行全面检查，若变压器着火，停电隔离后立即灭火。做好安全措施，检查变压器外部及高、低压侧引线、电缆有无明显故障，如未发现明显故障，停电隔离后，测量变压器绝缘，同时检查保护装置。若电流速断保护未动作，绝缘测量正常，外观检查无明显故障，可对该变压器试送电一次。如试送电不成功，通知维护人员处理。如果电流速断保护动作，不能试送电，通知维护人员处理。厂用电保护装置故障现象上位机报厂用变保护装置故障信号。保护装置面板故障告警指示灯点亮。处理现场检查保护装置情况。将该故障保护装置重新启动（重启前退出保护出口压板）。如果现象仍然存在，通知维护人员处理。厂用电保护装置CT断线现象监控上位机报保护装置CT（TA）断线告警。现场检查相应保护装置CT断线告警灯点亮。处理做好故障信号记录。如信号不能复归，应及时通知维护人员检查处理。检查保护装置电流采样值及相应保护电流互感器，若电流互感器有异常，立即联系应急处置长转移机组负荷，并注意观察电流互感器的异常变化，做好停电处理准备。厂用电保护装置PT断线现象监控上位机报保护装置PT断线告警。现场检查相应保护装置有PT断线告警灯点亮。处理查看保护装置电压采样值及相关报文。检查相关电压互感器一次设备有无火花、放电痕迹、异味等异常情况，检查电压互感器有无滑出现象，YH端子箱二次空开合闸是否良好。检查电压空开是否跳闸，检查空开是否有放电、火花痕迹。若外观检查无异常，则试合一次，若合上后跳闸，禁止再合，保持出口压板退出状态，立即通知维护人员检查处理。若无电压空开跳闸，则应查找电压互感器回路接线及端子有无松动及断线开路现象，查找前应退出出口压板，防止保护装置误动，立即通知维护人员检查处理。直流馈线故障现象上位机报直流系统异常。馈线开关跳闸。直流监控模块报警。处理检查跳闸支路有无明显短路现象，若无明显短路点，在做好措施（停用相关保护或自动装置）后，可试合一次开关。若再跳闸则严禁送电，通知维护人员查明原因。直流母线电压异常现象上位机报直流系统异常。直流监控装置报直流系统母线电压异常。直流母线电压显示值超出正常范围。处理检查母线负荷情况，如表计周期性波动，检查是否有交流电串入，如充电装置故障。检查交流输入电源是否故障，如故障则尽快恢复交流供电。检查母线是否有接地现象。工业电视摄像头图像模糊现象图像显示模糊不清。处理现场检查摄像机镜头是否被遮挡或灰尘过多。球型摄像机自动调焦失灵时应通知维护值守人员检查。对摄像机内部参数重新设定，如调整亮度、聚焦、对比度、色度、图像格式等。工业电视液晶显示屏画面不刷新现象液晶显示屏画面不显示当前时间段画面。处理检查解码器工作是否正常，解码器工作电源是否正常。检查解码器网络连接是否正常。检查解码器视频输出HDMI电缆连接是否正常。若以上均正常，可重新启动解码器。解码器经重新启动后故障仍存在时，可重新启动计算机室内工业电视管理服务器。查不清原因时，通知维护值守人员处理。上位机操作开出不成功（通讯中断）现象上位机开出操作命令后，现场设备无执行反馈信号。处理一次开出不成功后，严禁再次尝试操作。查看网络通信是否正常。查看现场设备有无故障。若通信正常，现场设备也无故障，则汇报应急值守负责人，通知维护人员处理。

附录A（资料性附录）10kV/35kV配电系统设备技术参数表A.135kV开关柜技术参数项目及名称技术要求单位实测结果触头开距18±1mmA18.4B18.5C18.4触头超行程4±1mmA3.61B3.62C3.6主回路电阻≤45μΩA37.5B31.7C38.8合闸线圈直流电阻185±5%Ω185分闸线圈直流电阻260±5%Ω260合闸时间30～70mSA38.6B38.7C38.8分闸时间20～50mSA22.0B33.0C22.0三相合闸不同期≤2mS0.15三相分闸不同期≤2ms0.03触头合闸弹跳时间≤3msA1.0B1.0C1.0合闸速度（6~0mm）1.3±0.3m/s1.51分闸速度（0~12mm）1.7±0.3m/s1.83弹簧储能时间≤15S9表A.210kV开关柜技术参数项目及名称技术要求单位实测结果触头开距9±1mmA8.8B8.5C8.8触头超行程2.5±1mmA2.2B2.5C2.6合闸时间20～60mSA42.5B42.4C42.2分闸时间15～45mSA27.0B26.9C27.0三相合闸不同期≤2mS0.1三相分闸不同期≤2ms0.3触头合闸弹跳时间≤2msA1.2B1.2C0.6合闸速度（6~0mm）0.7～1.3m/s1.2分闸速度（0~12mm）0.9±1.5m/s1.4表A.335kV开关柜电压互感器参数一览表项目单位数值备注型号靖江JDZX6-35额定电压（有效值）kV35/EQ\R(3)额定二次电压（第一副绕组）kV0.1/EQ\R(3)额定二次电压（第二副绕组）kV0.1/EQ\R(3)额定二次电压（第三副绕组）kV0.1/EQ\R(3)额定二次电压（第四副绕组）kV0.1/3额定频率Hz50精确等级0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/3P表A.410kV开关柜电压互感器参数一览表项目单位数值备注型号靖江JSZW-10FR2额定电压（有效值）kV10/EQ\R(3)额定二次电压（第一副绕组）kV0.1/EQ\R(3)额定二次电压（第二副绕组）kV0.1/EQ\R(3)额定二次电压（第三副绕组）kV0.1/3额定频率Hz50精确等级0.2/0.5(3P)/3P附录B（资料性附录）保护装置技术参数及配置一览表表B.1NSA-3121所用变/接地变保护装置技术参数额定频率50Hz相序ABC额定电流(In)1A5A线性范围40A200A连续过载能力2In2In 10s过载能力10In10In 1s过载能力30In30In额定电流下的功耗<0.5VA/相<1VA/相额定电压(Un)100V/√3线性范围130V连续过载能力150V/1.5Un10s过载能力200V1s过载能力250V额定电压下的功耗<0.5VA/相表B.2NSA-3121所用变/接地变保护装置配置一览表名称装置型号保护功能配置所用变/接地变保护装置NSA-3121相过流Ⅰ段保护相过流Ⅱ段保护相过流Ⅲ段保护零序过流Ⅰ保护零序过流Ⅱ保护低压侧零序过流保护非电量保护过负荷告警高压侧零序过流告警非电量告警非电量跳闸弹簧未储能告警控制回路断线告警TWJ异常告警PT断线告警CT断线告警表B.3NSA-3111线路过流保护装置技术参数额定频率50Hz相序ABC额定电流(In)1A5A线性范围40A200A连续过载能力2In2In 10s过载能力10In10In 1s过载能力30In30In额定电流下的功耗<0.5VA/相<1VA/相额定电压(Un)100V/√3线性范围130V连续过载能力150V/1.5Un10s过载能力200V1s过载能力250V额定电压下的功耗<0.5VA/相表B.4NSA-3111线路过流保护装置配置一览表名称装置型号保护功能配置线路过流保护装置NSA-3111相过流Ⅰ段保护相过流Ⅱ段保护相过流Ⅲ段保护零序过流Ⅰ保护零序过流Ⅱ保护三相一次重合闸合闸后相电流/零序电流加速保护过负荷保护低频减载保护低压减载保护过负荷告警零序电流告警频率异常弹簧未储能告警PT断线告警CT断线告警控制回路断线告警TWJ异常告警表B.5NSA-3123母联（分段）保护装置技术参数额定频率50Hz相序ABC额定电流(In)1A5A线性范围40A200A连续过载能力2In2In 10s过载能力10In10In 1s过载能力30In30In额定电流下的功耗<0.5VA/相<1VA/相额定电压(Un)100V/√3线性范围130V连续过载