35kv箱式变电站施工

35kv箱式变电站施工（精选9篇）

1.35kv箱式变电站施工 篇一

XX35kV变电站（XX）间隔扩建工程

总施工进度计划

一、工程概况

工程名称：XX35kV变电站（XX）间隔扩建工程

建设单位：XX公司

设计单位：XX设计院

监理单位：XX公司

施工单位：XX公司

建设地点：XX

建设规模：电压等级：35kV

(1)迁移30米避雷针一座；

(2)新建进线间隔1个；

(3)新增线路保护、计量各一套；

(4)新增与间隔配套设施。

要求工期：

开工时间2011年09月17日

竣工时间2011年10月17日

总工期为31天

二、编制原则

⑴ 按照本工程合同文件规定的合同控制工期要求，总体进行施工规划，科学合理地安排施工程序及其施工进度，确保节点工期与合同总工期；

⑵ 根据合同规定的各控制性工期要求，确定施工关键线路，紧紧围绕施工关键线路组织施工，确保施工进度，使本工程整体协调推进；

⑶ 合理安排组织各项作业，提高施工生产效率，加快工程施工进度； ⑷ 采用适中的施工强度指标排定施工日程，对不可预见因素留有一定余地，并在施工中力求实现均衡生产，文明施工；

⑸ 对项目进行统筹协调，服从大局，为相关方提供方便；

⑹ 按照本集团公司的施工管理水平及已建类似工程施工经验，合理地进行人、机、物等各种资源的配置；

⑺ 按照同类工程施工技术水平，详细进行施工规划，保证进度计划在技术上的可行性。

三、控制性工期

按合同文件要求，本工程应于2011年09月17日开工，2011年10月

17日完工。因此，本方案拟定人员设备于2011年09月15日开始进场，合同工程于2011年09月17日正式开工，2011年09月23日前全部完成基础浇筑，为基础混凝土结构强度达到要求抢时间，10月6日前完成设备安装，为调试创造条件，全部工程竣工日期为2011年10月17日，总工期为31天，严格按照招标文件规定的工期完工。

具体进度见《XX35kV变电站（XX）间隔扩建工程施工计划进度横道图》。

三、主要项目施工程序及进度安排

根据合同范围，本工程主要包括土建工程、电气安装调试工程，其中避雷针、支构架基础工程、支构架焊接组立工程和电气设备安装调试工程是关键路线。具体进度安排如下：

1、基础工程

进场后即进行测量放样，首先采用机械开挖避雷针基础，同时人工开挖其他支构架基础（原避雷针基础影响的待迁移避雷针后开挖），计划时间为9月19日至9月22日，21日即可浇筑避雷针基础，到23日完成全部可开挖基础浇筑；23日至25日完成电缆沟开挖和砌筑，为后续工序创条件，留余地。

2、支构架组立和避雷针迁移

土建平整场地后，计划9月27日开始支构架焊接和组立，到10月1日结束。按往常经验，避雷针基础7天可达到70%设计强度，9月28日可迁移避雷针（必须关注天气预报7天内没有台风），然后完成原避雷针影响的基础。

3、设备安装一、二次设备安装计划于10月2日至6日完成，包括设备就位和单体调试。10月7日完成一次设备交接试验。

4、电缆敷设、配线，系统调试

计划于10月6日至10日完成电缆敷设和配线，11日至14日完成系统调试。

5、验收接火

计划10月15日进行阶段验收，16日全站停电接火，17日进行该工程竣工验收。

四、工期保证措施

按合同文件要求，本工程于2011年09月17日开工，2011年10月17日完工。

按工程合同工期完工，不仅是承包人应尽的合同责任，而且工程能否

按期完成也直接影响着承包人的社会信誉和经济效益，为此本承包人将忠实执行合同条款、业主的指示和要求，采取各种有效的措施，确保控制性工期目标的实现。针对本工程施工进度计划和关键线路，拟采取以下工期保证措施。

1、组织方面

⑴ 本承包人在签订合同后，立即组织精干的项目领导班子，从公司抽调有经验、责任心强的工程技术、经济、行政等各类专业管理干部，组成现场项目经理部，选派一名年富力强的项目经理和具有丰富的电力工程施工现场经验的总工程师，全权负责现场各方面的工作。在整个工程施工过程中实行项目法施工，做到统一组织、统一计划协调、统一现场管理，统一物质供应和统一资金收付。

⑵ 建立健全项目管理机构，明确各部门、各岗位的职责范围，为该项目配备充足的能适应现场施工要求的各类专业技术管理人员。

⑶ 发挥公司的整体优势，做好队伍组织动员工作，针对工程项目特点，组建高素质的专业施工队伍并按施工计划及时组织进场。

⑷ 加强现场的思想政治工作，充分利用本公司的优势条件，做到进场快、安家快、开展施工快，迅速掀起施工生产高潮。作为搞好现场施工生产的一个重要保证，使每一个参加施工的职工充满责任感、荣誉感，发挥出最大的积极性。

2、技术方面

⑴ 进场后根据现场实际情况认真编写施工组织设计和分项工程施工技术方案，在充分考虑到本工程施工现场条件的前提下，制定详细的施工进度计划，并在工程实施过程中检查计划的落实情况，发现问题，分析原因及时汇报，提出修正方案，及时调整和修订进度计划，保证关键线路上的工期按时完成。

⑵ 在开工前组织图纸会审，逐级进行技术交底，如有异议及时向监理工程师反映并共同核实，避免因施工放样错误而造成工程返工而延误工期。

⑶ 建立技术管理的组织体系，逐级落实技术责任制。严格按照质量保证大纲建立质量管理体系，完善管理机制和施工程序，提高质量管理素质，防止因质量问题造成停工或返工。

⑷ 建立技术管理程序，认真制订各施工阶段技术方案、措施，以及应急技术措施，做好技术交底，建立技术档案，把技术管理落实到实处。

⑸及时解决施工中出现的技术问题。

3、工器具、试验设备方面

⑴ 加大设备投入，由公司统一根据工程实际情况安排工器具和试验设备投入本工程施工。

⑵ 提前着手进行工器具、设备的维修保养，一旦接到进场通知后即按计划将工器具、机械设备组织运到现场，并在施工中进行及时保养，以确保设备的出勤率。

4、计划控制方面

⑴制定施工进度计划，队和班组制定每周工作计划以至每天的实施计划，把全部工作纳入严密的网络计划控制之下，以确保预期目标的实现。

⑵ 加强对计划的检查、跟踪、督促。建立每天碰头会等制度，检查工程进展和计划执行情况。认真分析可能出现的问题。尽可能的做好各方面的充分估计和准备，避免一切可预见的不必要的停工和延误。对于因难以预见的因素导致施工进度延误时，要及时研究着手安排追赶工期措施。

⑶ 坚持实行施工进度快报制度，坚持每天报一次各分项工程的工程进度，并提出两者相差的原因分析，以便项目经理部和业主及时了解各分项工程的进度情况，采取相应的对策措施。

5、其他方面

⑴ 坚持以生产为中心的原则，统一指挥、统一调度，及时协调各施工部位工作，减少干扰，现场管理机构准确及时地掌握生产及设备等各种情况，加快施工进度。

⑵ 做好工程的施工资源保障工作，对重点项目要进行重点保障，确保各重点项目的资源配置。

⑶ 充分利用专业技术、专业化施工队伍和专用设备，确保重点关键项目按进度顺利施工。

⑷ 充分利用网络、微机管理等新技术，对各生产过程进行控制、管理，提高人员、机械的劳动生产率。

⑸ 紧抓关键项目，兼顾其它项目，尽量缩短主导工序和关键线路施工时间。

⑹ 确保安全施工，充分利用作业面，组织立体交叉，平行流水作业，做到均衡生产，文明施工。

⑺ 建立明确的经济责任制，严格考核，奖惩兑现，充分调动合作各方和各施工队伍的积极性。对能按时或提前完成施工任务的班组给予表扬和物质奖励，对无故拖延工期的班组重罚。

⑻ 加强现场维护，处理好各方面的关系，为生产的顺利进行创造条

件。

⑼ 随时掌握气象等自然因素的动态信息，对收集的信息经处理后，有效利用，合理组织发挥对施工现场的超前能动指导作用。

6、设备、材料供应

本工程工期紧，设备、材料进场时间是按时完成工程的关键，我们将作出设备、材料进场计划，积极和监理工程师和业主沟通，按计划有序的安排设备、材料进场。

2.35kv箱式变电站施工 篇二

我国一般采用的风力发电机组的出口电压为690V,必须通过升压来达到远距离送电的目的。在风电场一般采用电缆将风力发电机接至风电专用箱式升压变压器,将电压升到40.5k V后送到风力场中心变电站,再由中心变电站进一步升压后送到电网中。由于风力发电地区的特殊性,目前使用的箱式变电站(以下简称 “箱变”)还存在很多不足,例如,保障在温度起伏较大、气候潮湿等特殊区域正常运行。因此,有效改进结构,提高其安全性能,减少检修难度,使其更好的为人们服务势在必行。

1结构改进

35KV箱变多用于户外或者风电,因此对于35k V箱变的性能有较高的技术和安全要求。为了提高35KV箱变的工作性能,可以从箱变的结构改进。高压开关柜作为箱变中最重要的单元,其安全性能不容忽视,它担负着过电流保护、过电压保护,开断和关合负载电流的作用,在设备检修时形成隔离断口并可靠接地。高压开关柜的安全检修十分重要,确保在检修时将高压开关柜内高压负荷开关的并网输出端与检修部分可靠地隔离开来。

1.1高压柜负荷开关的改进

目前,35KV箱变高压开关柜内主要使用的负荷开关绝大多数是FZRN21- 40.5D型高压真空负荷开关-- 熔断器组合电器。FZ(R)N21-40.5D/50-20型真空负荷开关- 熔断器组合电器用于交流50Hz,额定电压40.5k V的网络中,作为开断负荷电流、过载电流和短路电流之用。

FZRN21-40.5D型高压真空负荷开关-- 熔断器组合电器主要由框架、真空灭弧室、隔离开关、隔离刀闸、熔断器、接地刀闸、脱扣传动装置以及弹簧操作机构组成。隔离刀闸与真空灭弧室通过绝缘子被固定在框架上,熔断器装置在隔离刀闸背面,接地刀闸主轴直接安装在框架下面,弹簧操作机构装于框架的左侧板上, 操作方式为侧面操作。操动机构驱动开关主轴,主轴转动并用拐臂通过绝缘操作拉杆带动真空灭弧室或隔离刀闸动作,实现分闸与合闸的操作,接地刀闸与隔离刀闸通过传动连杆连在一起,操作时二者传动。

实际应用中,多采用绝缘隔板将并网输出端与检修部分隔离开来,这样的方案仍存在不足,它的联锁机构太复杂,而且检修空间非常狭小,给安装人员和检修人员带来不便,如图2-2。

对此,本文采用的改进方法是更换负荷开关,型号为FZRN21C-40.5D(C的含义为穿墙套管),它的结构与FZRN21- 40.5D型区别的地方在于它的熔断器与隔离刀闸分别安装于底架正反两面,不再合为一体,这样大大增大了检修空间,同时隔离开关在穿墙出线侧,一旦需要停电检修,隔离开关断开,和电网有一个明显的隔离断口,这时检修室不带电,可以进行安全检修,如图2-1。

通过图2-1和图2-2对比可以清楚地看到,在更换新的负荷开关前,隔离刀闸和限流熔断器是固定在一起的,通过侧面操作,使隔离刀闸的动触头和绝缘板背面的支柱绝缘子上的静触头完全接触,更换了新的负荷开关后,限流熔断器和穿墙套管上的静触头是固定的,通过后方的隔离开关来决定合闸、分闸的状态。改进前高压柜检修室检修空间较小,改进后的高压柜维修室检修空间增大。这样既节省了高压柜正面的空间,也给维修人员带来了方便。

1.2高压柜门联锁的改进

高压柜设有完善的联锁结构,以保证操作程序本身的准确性和操作者的安全, 防止失误操作,因此,高压柜的联锁至关重要。目前,高压柜联锁机构设计较为复杂,为保证安全性,需要安装绝缘板将带电体隔离,但又导致检修空间狭小,给检修人员带来很大不便。同时,绝缘板和门联锁的安装、调试费时较长,通常,一台高压柜的安装、调试需要耗时2.5个小时左右,降低了装配工人的生产效率,也给安装工作增加了难度。

箱变如果安装在某些湿度较大的风场,例如海边、山顶,负荷开关隔离刀和绝缘板之间的空气间隙易充满水气,空气间隙太小,易造成相间放电和相间短路,引发事故。若是增大绝缘板开口,检修板合上后长条孔不能完全封闭,若增大绝缘板尺寸,则需要增加动绝缘板的活动行程, 这就需要重新设计开关的联锁机构。

本文的改进方案是通过改变与新负荷FZRN21C-40.5D相配套的门联锁,使门联锁安装方便。改进前的门联锁部件组成较多,送电时柜门关上,检修板操作至分闸位置,左门联锁轴在凸轮的作用下伸出,穿进右门闭锁孔,柜门就无法打开了,保证人员安全。但这种门联锁结构复杂, 不方便操作。

为使门联锁的安装、操作更加方便, 又适用于新的负荷开关,新的门联锁采用左门压右门的方式,送电的时候,先关右门再关左门,然后操作面板,至分接地合隔离状态,联锁轴在凸轮作用下伸出锁住左门,右门自然也打不开。这样既保证了人员安全,也使门联锁简单化。改进后,新的安全性能也能得到保证。当操作至隔离分、接地合时,检修室和并网隔离端完全断开,能安全地进行检修。

2综合自动化系统装置的选择

本文研究的风电箱变采用了ISA-300综合自动化系统装置,该系统是为适应变电站自动化技术的发展要求而推出的新一代微机保护与自动化、数采控制与防误闭锁、智能设备信息采集、远动通信、保护信息管理、当地监控等功能于一体的综合自动化系统,该系统能无缝接入不同厂家的保护测控装置和其他站用智能设备,方便监视和控制变电站内各种设备的运行, 为变电站安全、经济运行提供更可靠的保证,为变电站综合自动化提供一个完整的解决方案。

2.1系统结构

该系统按结构层次可划分为站控层和间隔层两部分。站控层由若干具有特定功能角色的工作站或操作员站、远动工作站、服务器等组成,它是系统的监视控制中心、集成中心和远动联结中心。间隔层主要由各种保护装置、测控装置和保护测控一体化装置组成,它具备高标准电磁兼容功能,在恶劣环境下可长期可靠运行, 适用于各种电压等级、各种自动化设计模式的变电站。

2.2系统功能

(1)数据库的建立与维护。该装置能采集实时数据,变电站主要电气设备的参数,历史资料数据,经程序处理数据等。

(2)报警。监控后台运行中,当所采集的模拟量发生越限、数字量变位及系统自诊断故障时进行报警处理。

2.3主要技术参数

(1)环境参数

正常工作温度 :-10~55°

极限工作温度 :-20~60°

储存及运输 :-40~70°

(2)额定电气参数

频率:50Hz

交流电流:5A或者1A(额定电流IN)

交流电压:100V或者200V(额定电压UN)

交流零序电流(不接地系统电容电流):0.3A

直流工作电源:220V/110V允许偏差:±20%

继电器回路工作电压:+24V允许偏差:±2V

功耗:

交流电压回路:UN=57.7V,每相不大于0.5VA

交流电流回路:IN=5A, 每相不大于1VA

IN=1A, 每相不大于0.5VA

IN=0.3A, 每相不大于0.5VA

直流电源回路 :正常动作时,不大于15W

保护动作时,不大于25W

保护回路过载能力 :

交流电压回路:1.2倍额定电压,连续工作

交流电流回路:2倍额定电流,连续工作

10倍额定电流,允许10s

40倍额定电流,允许1s

装置经受上述的过载电流或过载电压后,绝缘性不下降。

3结束语

3.35kV变电站设计研究 篇三

关键词：变电站；主接线；设备平面布置；综合自动化；电气主接线

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0100-02

为了提高地区的供电质量，我国如火如荼地进行着电网改造工程，35kV变电站建设工程也有大力发展。工程人员在各种不同项目中不断探索各种新技术、新方法，力求达到缩短工期、降低造价、提高质量的要求。

1 主接线和主设备的选择

1.1 主接线选择

某地区农业负荷相对于工业用电比例更大，全年中二、三季度用电负荷相对较大，对负荷平台水平有一定的要求。电气主接线设计分两期进行，终期按照两台主变进行考虑。

对于首期工程。35kV变电站若采用一条35kV进线和一台主变，单元接线为变压器-线路。设计时还注意给二期工程做预留，若断路器、隔离开关等于首期不上，利用瓷柱过渡跳线。35kV电压母线变压器的安装需要结合计量管理及电网位置状况决定；可在35kV进线侧接35kV站变。对于二期工程。主接线采用两回进线，两台主变压器。35kV侧可采用桥形接线分内桥接线和外桥接线，前者适合于操作简单，主变压器运行相对稳定的变电站，后者更适合于操作较为复杂的变电站。与单母线接线相比，桥形接线少断路器一台却增加了操作难度，而我国当前35kV断路器已国产化，没有太大的经济压力。所以，35kV侧两进线两主变压器的变电站，宜采用单母线接线。为满足未来城乡用电标准一体化需求，双回进（出）线将成为变电站的发展趋势，但其造价也大幅度上涨。对此，35kV变电站采取一主一备（即能手拉手）形式，检修时启动备用线路。主备电源设有自动投入装置（BZT）。若主接线超过3回，可采用单母线分段接线，每段宜2～3回，电源进线母线各段宜1回，分段断路器由BZT控制，若地形条件满足，35kV配电装置可进行双列布置，否则只能单列布置。10kV侧主接线，一般采用一期为单母线，终期为单母线分段。

上述接线方式清晰有序、运行方便、经济可靠且运行及检修方式灵活。

1.2 主设备选择

采用低损耗、油浸、自冷、有载调压变压器，容量为2～10MVA。主变若为2台，容量比宜为1∶2；若负荷高峰（≥5MVA）持续时间长，容量比宜为1∶1。全密封变压器在条件允许时优先选择。高压断路器优先选择SF6国产断路器。10kV等级户外布置断路器优先采用柱上真空断路器；解决漏气问题后也可选择10kVSF6断路器。对于10kV等级户内布置断路器采用机构本体一体化的真空断路器较合适。高压隔离开关要求材质好、耐腐蚀的防污型产品；无人值守变电站优先选用GW4型带电动机构的隔离开关。高压熔断器尽量选择质量较好的。互感器和避雷器：为防止铁磁出现谐振，优先选择干式电压互感器，过励磁时呈容性。若选择电容器式电压互感器，可省去高压侧熔断器。选择带0.2级副线圈专用电流互感器。保护用电流互感器选择独立式的，但断路器附带的套管式电流互感器也可在电气伏安特性满足二次要求的情况下采用。避雷器选金属氧化物材料，户外选瓷绝缘避雷器，户内选合成绝缘避雷器。电力电容器：优先选用全膜电容器；若电容器组超过2组，要配置6%的空心或干式电抗器。针对季节负荷较大变电站，为提高功率因数，实现无功补偿，宜选可无载投切分组的集合式电容器组。直流电源：优先选择带微机检测和远传接口的高频开关电源的成套直流电源装置，采用5～10A2块模块。蓄电池可选阀控全密封铅酸蓄电池，容量40～80Ah。二次设备：优先选用具有与变电站综合自动化或RTU灵活接口的微机型继电保护设备，分散布置10kV保护；35kV保护备用电源发挥联络线功能时需配备线路保护，集中组屏布置馈线保护；根据实际情况考虑配置主变纵差动保护。变电站自动化系统：设备选型要求满足无人值守需要。综合自动化系统应具备微机“五防”闭锁及接入火警信号等功能。通信采用数字式载波通信，条件允许可选扩频、光纤等方式。

2 设备平面布置

合理的35kV布置需考虑到各个方面，主要包括五种：第一，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋外半高型配电装置，屋外设主变，采用集中式控制保护，设2层建筑物，控制室设于2层。第二，35kV同上，10kV采用屋外中型配电装置，双列布置，设集中式控制保护，控制室设于单层建筑物。于10kV和35kV配电装置间且偏向10kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于35kV配电装置和主变之间。此种布置虽清晰明了、维护方便、易扩建，但高压电器暴露于室外，设备运行条件相对恶劣。第三，35kV、10kV配电装置同上，户外就地设10kV控制保护，35kV设集中式控制保护。控制室设于单层建筑内。此种布置比较节约土地，但比较紧凑导致维护不便，不利于扩建。同第二点设备运行条件较差，对绝缘工作要求较高。第四，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用箱式配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。箱体内置10kV配电装置和全站控制保护，控制室不需另外设置。此种布置节约土地、安装简便、设备运行环境好、检修方便且有利于搬迁扩建。第五，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋内成套配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。控制室内集中设置全站控制保护。此种布置节约土地，检修维护方便，但房屋建设开支大。

针对不同的情况，相对而言，我们推荐第二、第四及第五种模式。

3 变电站综合自动化设计

按照设计思想和安装物理位置的区别可以将系统硬件结构形式分为许多类别，如分布式、集中式、分散分布式等。

分布式为35kV变电站综合自动化系统一种典型的结构形式。装置划分为管理层、变电站层以及间隔层，传送信息采用现场总线进行，独立设计保护系统，间隔层信息采集系统供远动系统和监控系统共同使用，满足分布式RTU技术标准的要求。依照一次设备来组织间隔层，其组成成分为许多不同独立的单元装置，这些单元由担负这集中处理和管理数据，上传下达信息任务的站控层通过现场总线控制。通常根据断路器间隔进行结构布设，分为测量部分、控制部分以及断电保护部分。管理层的主要构成就是计算机，通常为数台微机，要求界面清晰、操作简便。值班人员通常必备的基本技能包括：简单数据处理分析、显示画面、打印等。

集中组屏的分层分布式综合自动化系统一般比较适用于改造35kV变电站的工程中。综合自动化改造时，为缩短工期，工程人员还可对现有的二次电缆进行充分利用。分散分布式与集中组屏相结合的综合自动化系统比较适用于新建35kV变电站的工程中。这种结构设计方法是面向电气一次回路或电气间隔的，是一种“面向对象”的设计理念。在间隔层中集中设计各种数据采集单元监控单元及保护单元，并于开关柜上或者别的一次设备旁进行就地分散安装。如此，每个间隔单元的二次设备便独立起来，管信交换和息理由站控机通过光纤或电缆线路实现，从而将二次设备及电缆的材料降低到最低限度，节约了开支并简化了二次回路调试工作。

4 结语

当前，我国35kV变电站建设和改造工程十分紧迫，也极具挑战性。在设计阶段，必须结合变电站实际情况，进行合理的规划和设计，减少甚至彻底消除变电站的缺陷，最大限度地保证人身、电网及设备安全。

参考文献

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讯，2006，（35）.

[2] 贾荣.浅谈农网35kV变电站的综合自动化设计[J].

民营科技，2008，（3）.

[3] 顾工川.35kV数字化变电站的设计[D].南昌大学，

2012.

[4] 王业成.浅谈提高变电站供电可靠性的措施[J].广东

科技，2011，（16）.

[5] 周林.浅谈变电站35kV进出线段防雷保护[A].云南

电力技术论坛论文集[C].2008.

4.35KV变电站技术参数 篇四

变压器

SFZ11-8000/35有载调压变压器

高压：36570V

电流：125.7A

额定容量：8000KVA 低压：6300V 电流：733.4

额定电压：35+3*25%/6.3KV

额定电流：132/733.14A

相数：3

额定频率：50Hz

冷却方式：ONAN/ONAN（70%/100%）

绝缘耐热等级：A 使用条件：户外

联结组标号：Ynd11 绝缘水平：LI200AC85/LI65AC25 油箱及储油柜的真空耐受能力50Kpa 空载损耗：7278W 负载损耗：44385W 空载电流：0.22%

短接阻接：7.36%

标准代号：GB1094.1-2-1996

GB1094.3.5-2003 出厂序号：200806045

江苏中电输配电设备有限公司 开关参数

XGN17A-40.5箱型固定式金属封闭开关柜 额定电压：40.5KV

执行标准:GB3906-91 额定电流:50A-100A

防护等级:IP2X

开断电流:2.5KA 重量:1800Kg 山东泰开电气有限公司 电流互感器

型号：LCZ-350型电流互感器 电压：35kV

额定电流比：300/5 额定绝缘水平：40.5/95/185V 厂家：江苏靖江互感器厂 电压互感器

型号：JDZX9-35型电压互感器 额定绝缘水平：40.5/95/200KV 额定电压比：3500/厂家江苏镇江互感器厂 电容器

型号：TVQC2-7.2/2000-4N 额定容量：2000kvar 额定电流：175A 额定电压：7.2kV 容量：500kvar 电抗器

型号：CKSG-30/6.6-6 额定容量：30kvar 额定电流：43.79A 额定电压：6kV

35kV线路技术参数

5.35KV变电站安装工程合同 篇五

中 华 人 民 共 和 国 建 设 部 国家工商行政管理局 一九九九年十二月

合 同 书

第一部分 协 议 书

发包人：XXXX矿业有限责任公司

承包人：XXXX建设（集团）有限责任公司

依照《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》及其有他有关法律、行政法规、遵循平等、自愿、公平和诚实信用的原则，双方就本建设工程施工事项协商一致，订立本合同。

一、工程概况

工程名称：XXXX矿业有限责任公司北阳庄矿井35KV变电站安装工程。工程地点：XX矿业有限责任公司。工程内容：35KV变电站安装工程。资金来源：自 筹。

二、工程承包范围

承包范围： 35KV开关柜15台;6KV开关柜35台；低压开关柜9台；变压器SF9-10000／35 10000KVA 3台；变压器SCB9-800／6 800KVA干式电力变压器2台；消弧线圈及小电流接地选线装置2套；无功补偿装置2套；交流电源屏1台；直流屏1套；继电保护为综合自动化，详见招标文件及设计图纸。

三、合同工期

1、开工日期：以具备开工条件发包人书面开工令为准；

2、竣工工期：收到开工令后40天完工。

总日历天数：40 天

四、质量标准

工程质量标准：符合国家及行业现行的施工质量验收规范，质量优良。

五、合同价款

金额（大写）： 壹佰伍拾万元（人民币）。￥:1500000元。

六、组成合同的文件

组成本合同的文件包括：

1、本合同协议书；

2、本合同专用条款；

3、本合同通用条款；

4、标准、规范及有关技术文件；

5、图纸；

6、工程报价单或预算书。

7、招标文件、投标文件、答疑书及承诺书。

8、中标通知书

双方有关工程的洽谈、变更等书面协议或文件视为本合同的组成部分。

七、本协议书有关词语含义与《通用条款》中分别赋予它们的定义相同。

八、承包人向发包人承诺按照合同约定进行施工、竣工并在质量保修期内承担工程质量保修责任。

九、发包人向承包人承诺按照合同约定的期限和方式支付合同价款及其它应当支付的款项。

十、合同生效

合同订立时间： 年 月 日。合同订立地点： 河北蔚县 本合同双方约定 签字盖章 后生效。

发包人：XXXX蔚州矿业 承包人：XXXX建设（集团）

有限责任公司 有限责任公司

法定代表人: 法定代表人： 委托代理人： 委托代理人： 电 话： 电 话： 传 真： 传 真： 开 户银 行： 开户 银 行： 账 号： 账 号： 邮政 编 码： 邮 政 编 码： 第二部分 通 用 条 款

本合同所称《通用条款》指一九九九年十二月由中华人民共和国建设部和国家工商行政管理局制定的（GF-1999-0201）《建设工程施工合同》示范文本中的第二部分《通用条款》。详细内容（略）

第三部分 专 用 条 款

一、词语定义及合同文件：

2、合同文件及解释顺序

合同文件组成及解释顺序：执行《通用条款》。

3、语言文字和适用法律、标准及规范

3.1 本合同除使用 汉语 外，不使用其他 语言文字。3.2 适用法律和法规

需要明示的法律、行政法规：《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》、《建设工程质量管理条例》、《建设工程安全生产管理条例》。3.3 适用标准、规范

使用标准、规范的名称：执行国家最新标准及规范。发包人提供标准、规范的时间：不采用。国内没有相应标准、规范时的约定：无。

4、图纸

4.1 发包人向承包人提供图纸日期和套数：开工前15日，提供设计图纸4套。

发包人对图纸的保密要求：不采用。

使用国外图纸的要求及费用承担：不采用。

二、双方一般权利和义务

5、工程师

5.2 监理单位委派的工程师

姓名：

职务：监理工程师。发包人委托的职权：见《监理合同》。

需要取得发包人批准才能行使的职权：见《监理合同》。5.3 发包人派驻的工程师

姓名：

职务：高级工程师。

职权：全权代表发包人行使发包人的权利和义务。5.6 不实行监理的，工程师的职权：执行5.3款

7、项目经理

姓名： 职务： 项目经理

8、发包人工作

8.1 发包人应按约定的时间和要求完成以下工作：

（1）施工场地具备施工条件的要求及完成的时间：开工前3日内；

（2）将施工所需的水、电接至施工场地的时间、地点和供应要求：开工前3日内；（3）施工场地与公共道路的通道开通时间和要求：开工前3日内；（4）工程地质和地下管线资料的提供时间：开工前3日内；

（5）由发包人办理的施工所需证件、批件的名称和完成时间：开工前3日内完成。（6）水准点与坐标控制点交验要求：开工前3日内以书面形式交水准点及坐标控制点，并进行现场复验。

（7）图纸会审和设计交底时间：开工前15日；

（8）协调处理施工场地周围地下管线和邻近建筑物、构筑物（含文物保护建筑）、古树名木的保护工作：执行《通用条款》。（9）有权对工程的变更进行签证并签字盖章有效。（10）双方约定发包人应做的其他工作：无。8.2、发包人委托承包人办理的工作：无。

9、承包人工作

9.1、承包人应按约定时间和要求，完成以下工作：

（1）需由设计资质等级和业务范围允许的承包人完成的设计文件提交时间：不采用；（2）应提供计划、报表的名称及完成时间：每月20日前向发包人提供本月实际完成进度报表及下月作业计划；

（3）承担施工安全保卫工作及非夜间施工照明的责任和要求：承包人自行负责；（4）向发包人提供的办公和生活房屋及设施的要求：无；

（5）需承包人办理的有关施工场地交通、环卫和施工噪音管理等手续:无；（6）已完工程成品保护的特殊要求及费用承担：执行《通用条款》 ；

（7）施工场地周围地下管线和邻近建筑物、构筑物（含文物保护建筑）、古树名木的保护要求及费用承担：执行《通用条款》 ；

（8）施工场地清洁卫生的要求：保持场地清洁卫生，符合环境卫生和文明施工；（9）双方约定承包人应做的其它工作：无 ；（10）有权拒绝非发包人对工程的变更签证。9.2 遵守发包人的各项管理制度。

三、施工组织设计和工期

10、进度计划

10.1、承包人提供施工组织设计（施工方案）和进度计划的时间：开工前3日内提供。

工程师确认的时间：收到后3日内。10.2、群体工程中有关进度计划的要求：无。

13、工期延误

13.1、双方约定工期顺延的其它情况：执行《通用条款》。

四、质量与验收

17、隐蔽工程和中间验收

17.1、双方约定中间验收部位：另行协商。

19、工程试车

19.5、试车费用的承担：执行《通用条款》。

五、安全施工：执行《通用条款》及双方签订《安全施工协议》。

六、合同价款与支付

23、合同价款及调整

23.2、本合同价款采用 固定价格 方式确定。

采取固定价格合同，合同价款中包括风险范围：承包范围内工程的风险。23.3、双方约定合同价款的其它调整因素：无。

24、工程预付款

发包人向承包人预付工程款的时间和金额或占合同价款总额的比例：合同生效后7日内预付合同价款的 20%。

扣回预付工程款的时间、比例：工程进度款支付到合同总额的40%时，按比例逐月 扣回工程预付款。

25、工程量确认

25.1、承包人向工程师提交已完工程量报告的时间：每月20日前提交当月已完成工程量报表，3日内经发包人审批后生效。

26、工程款（进度款）支付

双方约定的工程款（进度款）支付的方式和时间：次月10日内发包人按签批的进度拨付工程款，拨款比例按85％拨付，竣工结算后10日内拨付至总价款的95%，余5%待项目审计后10日内付清。

七、材料设备供应

27、发包人供应材料设备：发包人负责提供本工程设备、设备厂家随机配套高低压柜母线。

28、承包人采购材料：

28.1、承包人采购材料的约定：本工程全部材料由承包人负责采购，采购的材料应满足设计和有关规范、标准要求，保证质量，资料齐全。

八、工程变更：

九、竣工验收与结算：执行《通用条款》。

32、竣工验收

32.1、承包人提供竣工图的约定：工程竣工验收合格后，15日内向发包人提供完整的竣工图纸四套和竣工资料四套，质保期一年，从实际竣工之日起算。

32.6、中间交工工程的范围和竣工时间：另行协商。

十、违约、索赔和争议

35、违 约

35.1、本合同中关于发包人违约的具体责任如下：

本合同通用条款第24条约定发包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。本合同通用条款第26.4条约定发包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。本合同通用条款第33.3条约定发包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。双方约定的发包人其它违约责任：执行《通用条款》。

35.2、本合同中关于承包人违约的具体责任如下：执行《通用条款》。

本合同通用条款第14.2条约定承包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。本合同通用条款第15.1条约定承包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。双方约定的承包人其它违约责任：执行《通用条款》。

37、争 议

37.1、双方约定，在履行合同过程中产生争议时：

本合同在履行过程中发生的争议，由双方当事人协商解决，协商不成的按以下条款执行

（1）依法向工程所在地人民法院提起诉讼。

十一、其 它

38、工程分包

38.1、本工程发包人同意承包人分包的工程：无。

分包施工单位为：无。

39、不可抗力

39.1、双方关于不可抗力的约定：执行《通用条款》及风、洪水、地震等自然灾害。40、保 险

40.6、本工程双方约定投保内容如下： ⑴、发包人投保内容：不采用。

发包人委托承包人办理的保险事项：不采用。

⑵、承包人投保内容：不采用。

41、担保

41.3、本工程双方约定担保事项如下：

（1）发包人向承包人提供履约担保，担保方式为：不采用 担保合同作为本合同附件。（2）承包人向发包人提供履约担保，担保方式为：不采用 担保合同作为本合同附件。（3）双方约定的其它担保事项：无。

46、合同份数

46.1、双方约定合同副本份数：正本两份，双方各持一份；副本共八份，双方各持四份。

47、补充条款

6.35KV变电站事故专项应急预案 篇六

停 电 应 急 预 案

汤原县东风山矿业有限公司

二〇一四年四月

35KV变电站事故应急预案 事故类型和危害程度分析 1.1事故类型按事故性质分为: 1.1.1 地面变电站35KV供电电源----上级110KV变电站发生停电事故或两路电源线路上的“T”接负荷发生事故，都会造成全矿井停电事故。

1.1.2变压器事故

变压器是电力系统中改变电压和传递能量的主要设备，运行一般比较稳定，但有时其各部件接线头发热，变压器油面下降变质，使变压器引线暴露在空气中，绝缘降低，引起内部闪络，过电压等原因，致使变压器发生故障或损坏，会造成矿井全部或部分停电。

1.1.3供电系统设施事故

35KV系统的供电设施由于线路设施老化，关键设备、系统故障或接地速断导致高压供电设施线路存在不安全隐患，会造成矿井全部或部分停电。

1.1.4雷电的形成与危害

当不同的电荷雷云对架空线路及地面供电设施放电接触一定程度时，会产生激烈放电闪络。由于放电温度高达2万度以上时空气受热剧烈膨胀，产生雷击电流，可达数百千安，雷电放电时间短，电压高，具有很大的破坏力，会造成矿井全部停电。

1.1.5电缆着火事故

动力电缆积尘过厚、长期高温过负荷、绝缘老化。击穿引燃，电

缆在运行中受到机械损伤，运行中的电缆接头氧化，电缆接头绝缘物质灌注存有空隙，裂纹侵入空气，使绝缘击穿，爆炸起火，电缆接头瓷套管破裂及引出线相间距离小导致闪络起火，会造成系统停电。

1.1.6人为误操作造成事故

操作人员违章操作，操作思路不清造成误操作，未严格执行操作票制度及一人操作一人监护制度造成弧光短路等事故。

1.2事故危害程度分析

矿井发生停电事故，其后果相当严重，根据停电范围不同，会造成主扇停风，井下瓦斯积聚，井下空气成分恶化，含氧量降低；随着矿井水的不断涌出而不能将矿井水排至地面，会造成淹井；提人设备因无电而无法正常运转，致使井下工作人员无法快速上井，会造成人员的伤亡。应急处臵基本原则

全站人员接到通知后，应立即赶到站内事故现场，协助事故抢救，事故现场有关人员根据可能发生的事故类别及现场情况及时向本单位值班人员及调度室汇报，并根据事态发展情况，启动相应应急预案。组织机构和职责： 3.1组织机构 组 长：初元海 副组长：尚德连 王春雷

成 员：安立伟 邵长春 田密伟 韩明月 3.2职责

组长职责：全面掌握事故情况，协调公司人力、物力、财力，领导有关人员处理事故，发出必要的指令并组织实施。

成员职责：了解清楚事故真实情况，如实向有关部门、领导汇报，积极参加事故应急救援。预防与预警 4.1危险源监控

4.1.1在变电站电器设备上工作，必须执行《电力安全工作规程》中有关规定，严禁违章指挥操作。

4.1.2在变电站内外搬动梯子、管子等金属长物，应两人放倒搬运，并与带电部分保持足够的安全距离。

4.1.3工作地点应有足够的照明。

4.1.4进入高空作业现场，应带安全帽，高空作业人员必须使用安全带，高处工作传递物件不得上、下抛掷。

4.1.5遇到电器设备着火时，应立即将有关的电源切断，然后进行救火，对带电设备应使用干式灭火器，不得使用泡沫灭火器，断电后对有油类设备应使用泡沫灭火器或干燥的砂子灭火。

4.2预警行动

4.2.1作业人员、事故发现者应立即向调度室汇报，明确事故发生具体位臵地点、设备状况和受伤人员情况；

4.2.2接警人员应根据现场汇报情况，立即向应急组长及相关领导汇报事故情况。

4.2.3值班调度主任根据报告情况，迅速确定应急响应级别，并

根据确定的响应级别展开应急行动。信息报告程序

5.1事故发生后，立即启动预警行动程序。5.2报警方式为电话报警。

5.3调度室24小时值班，随时接听报警电话。

5.4调度室值班人员要掌握清楚事故情况，并将具体情况向应急组长及相关领导汇报。应急处臵 6.1响应分级

6.1.1发生全矿井停电事故和电缆着火事故时，响应级别为四级； 6.1.2发生供电系统设施事故和变压器事故时，响应级别为三级。6.1.3人为误操作造成人员受伤事故时，响应级别为二级。6.2响应程序

根据事故响应级别，启动相应的响应程序 6.3处臵措施 应急物资与装备保障

7.1运行单位应有救援事故备品、抢修工具、照明设施及必要的通讯用具。事故备品一般不许它用，抢修使用后，应立即清点补充。

7.2变电站应有事故备品：灭火砂箱、纸质砂袋、木把铁钩、绝缘手套、绝缘靴、验电器、接地线。

7.谈35kV送变电工程施工管理 篇七

1 工程概况

35 kV古凤变电站站扯位于广西梧州市苍梧县城南工业园区,站址交通便利,35 kV古凤变配套35 kV线路工程自龙圩至新地35 kV线路31#杆起,终于古凤35 kV变电站出线架。

(1)变电站工程。35 kV古凤变电站工程按远期110 kV设计,目前建设35 kV变电站一座。

(2)线路工程。本线路工程架设35 kV双回路输电线路2.395 km,全线使用铁塔12基,导线型号为LGJ-240/40,避雷线(GJ-50);迁移110kV双回线路0.8 km,其中一回导线型号为LGJ-240/40,避雷线(GJ-50),另一回导线型号为LGJ-150/30,避雷线(GJ-35)。

2 质量管理

(1)质量是企业竞争的焦点和基石,没有质量就没有竞争力,也就没有顾客和市场。质量管理成为企业管理中的最重要方面。实行全面质量管理,必须严格执行三级验收检查和隐蔽工程验收签证制度,三级技术交底制度,材料、设备检验制度。主要材料和设备必须有出厂合格证或经检验、试验合格,关键项目编制专门的施工技术措施指导施工;对特殊作业实行签定制度等。

(2)加强和规范送变电工程质量管理工作,尤其是做好变电站施工和验收阶段的质量监理工作,对于确保送变电工程的质量和进度具有重要意义。例如,电缆沟及明沟施工必须保证沟底排水坡度,禁止沟底积水,标高及墙体砌筑符合设计要求,沟中预埋件应先焊后埋,位置准确,无任何开裂现象。隐蔽工程(主接地网、电缆沟内电缆敷设、主变芯部检查等)具备覆盖条件后,书面通知监理组织检查验收,接到合格通知后方可覆盖。整个系统产品质量过硬,必须从每一道工序抓起,使每道工序的质量都符合规范标准,这样才能使整个建筑产品质量符合规范要求,用过程精品铸精品工程。对施工所要遵守的各种设计资料,以及技术资料、标准规范等质量文件进行审核,对工程所用图纸进行认真核查和签发,并保存记录。

(3)加强对人员的管理。一切管理的根源都是对人的管理,要想实现一流的管理质量,必须保证有一流的管理人才。在目前建筑市场分包挂靠盛行的市场环境下,有些建筑企业为了保证业绩和维持生存,往往对工程质量疏于管理,或者根本就不具备完整的管理系统来保证质量控制的实施,从而导致工程质量难以保证,甚至会频繁出现重大的质量安全事故。

(4)工程竣工验收严格把关,加大检查复测力度。新安装的接地装置,为了确定其是否符合设计的要求,在工程完工后,必须经过检验才能正式投入运行。运行过程中对接地装置应进行定期检查和试验,接地线或接零线由于遭受外力破坏或化学腐蚀等影响,往往会有损伤或断裂的现象发生,因此为保证接地与接零的可靠,必须对接地装置进行定期检查和试验。对存在质量问题的接地网,应及早安排开挖检查,务必在雷雨季节前将安全隐患消除。

项目业主督促项目监理部按(现行)国家标准《工程施工质量验收规范》的质量评定标准和办法,对完成的分项、分部工程、单位工程进行检查验收;对于有使用要求的分项(如电器、设备调试等项)必须在检测、试验或运转后再进行检查评定。同时应督促承包单位做好竣工资料的整编工作,审查承包单位提交的竣工资料及工程质量报告,针对工程质量和资料存在的问题,提出整改及时间要求,整改完毕后签署竣工报验。

3 安全管理

牢固树立安全第一的思想,不仅仅体现在口号上,更重要的是在贯彻落实上。对于现场施工人员,安全第一的思想要体现在日常的生产行为中,要加强自我教育、自我管理和自我约束,改变以往粗放散漫的工作作风,真正体现从“要我安全”转变为“我要安全”。

此外,队伍是安全生产执行的主体,加强队伍管理对安全生产至关重要。队伍管理本身牵涉方方面面,队伍管理中最重要的是作风管理,要真正做到令行禁止。在建设过程中,要加强安全教育与培训,例如特种及特定的安全教育、经常性安全教育等。进行安全教育培训,能增强人的安全生产意识,提高安全生产知识,有效地防止人的不安全行为,减少人的失误。安全教育培训是进行人的行为控制的重要方法和手段。加强教育管理,增强安全教育效果。教育内容要全面,重点要突出,系统性强,抓住关键反复教育、反复实践,使受教育者养成自觉采用安全操作方法的习惯,使受教育者了解自己的学习成果。鼓励受教育者树立坚持安全操作方法的信心,养成安全操作的良好习惯。此外,危险源的识别与控制及安全生产的检查与奖罚等安全工作也应该扎扎实实地落到实处。

建立各级人员安全生产责任制度,明确各级人员的安全责任。抓制度落实、抓责任落实,定期检查安全责任落实情况,及时报偿。同时,要做到生产技术与安全技术的统一。两者的实施目标虽各有侧重,但工作目的完全统一在保证生产顺利进行、实现效益这一共同的基点上。生产技术、安全技术统一,体现了安全生产责任制的落实及管生产同时管安全的管理原则。

4 进度管理

(1)在合同签约阶段,业主应在监理工程师的协助下制定出合同中有关进度的条款,明确合同工期及界定工期延期或延误的条件,规定承包单位对项目施工进度的责任及相应的经济条款,以减少在合同执行中的纠纷。进度计划要满足合同及业主主要时间节点的要求。承包商的进度计划首先必须满足合同工期的要求,同时还必须符合业主控制性进度计划中一些关键时间节点的要求。由于本送变电工程项目工期长、体积庞大、影响因素多而复杂,因此要求编制计划时必须留有余地,使计划有一定的弹性。

(2)加强计划管理,严格实行网络计划控制。项目的进行是一个动态的过程。因此进度控制随着项目的进展而不断进行。项目管理人员需要在项目各阶段制定各种层次的进度计划,需要不断监控项目进度并根据实际情况及时进行调整。承包商施工结合进度横道图、工程形象进度图,严格控制施工工期,根据工程进度情况,项目业主适时召开现场协调会,检查计划执行情况,对进度滞后项目及时研究对策,采取有效措施,确保计划工期。首先抓好计划完成情况的检查,正确估测完成的实际量,计算已完成计划的百分率;其次分析比较,将已完成的百分率及已过去的时间与计划进行比较,每月组织召开一次计划分析会,以发现问题、分析原因,及时提出纠正偏差的措施,必要时进行计划的调整,以使计划适应变化了的新条件,以保证计划的时效性,从而保证整个项目工期目标的实现。

5 结语

电网改造工程是一个系统的大工程,从线路规划、测量定位、设计出图到工程施工,接触面广,涉及工程环节多,供电可靠性要求高。城市一、二类负荷集中,停电将造成较大的社会影响和经济损失,故要求较高的供电可靠性。因此,需要业主单位在工程建设过程认真研究、积极探索,加强管理,不断创新,最终实现企业安全管理的宏伟目标。

目前部分送变电的土建工程项目管理存在工程建设效率低下,成本管理意识不强,人员素质不高、责任心不强,材料管理不严,成本核算流于形式、项目执行力不足等问题,工程项目实施过程中往往出现“超投资、超工期、超标准”现象,使项目的经济效益和社会效益达不到预期。35 kV古凤变电站工程建设中,实行了项目法人责任制、招标承包制、建设监理制和合同管理制。在建设过程中,承建各方团结协作、共同努力,结合该工程实际做好对工期、质量、造价的“三大控制”。一个土建项目,其所需应对的措施和对策也会更多,但只要我们采取切合实际的控制方法和手段,就会使工程在质量、安全、进度等方面始终处于受控状态,从而最终圆满地实现建设的总体目标。

摘要：送变电工程由不同电压等级电网组成的送电网络及连接这些电压等级的变电站所组成。文章着重从送电变电工程建设过程中的质量管理、安全管理、进度管理3个方面进行阐述。

关键词：送变电,古凤变电站,施工管理

参考文献

[1]温渡江.配电线路作业技术与安全1000问[M].北京:中国电力出版社,2008.

[2]鲁宗相.电网复杂性及大停电事故的可靠性研究[J].电力系统自动化,2005(12).

8.35KV变电站电能计量技术改造 篇八

公司领导：

根据集团公司《关于开展所属供电企业线损四分管理试点工作有关事项的通知》(××电司供管„2011‟××号)文件精神要求，我公司今年底前要实现线损“四分”管理，并通过集团公司达标验收，35KV变电站各关口电能计量装置尚需技术改造。从变电站有限场地、日后抄表维护、安全、经济等考虑，宜采取“各关口电能计量装置的表计装于室内控制盘上，相电流与本路关口断路器0.5或0.2S级、变比匹配、相应顺相序的一组TA二次绕组构成闭合回路，线电压与本路母线TV二次绕组引至室内控制盘顶0.1KV母线相应构成闭合回路”的方案，从安装、调试、验收投资测算如下：

一、现公司运行35kv变电站有31条干支线，应装关口电能计量装置58套；用户自备已运行17套、年初完成改造9套、有32套尚需投资61.23万元进行技术改造（详见附表1）。

二、12座35KV变电站主变高、低压侧,应装设电能计量装置各15套，年初完成改造各2套；各尚有13套需投资分别为：45.30万元、12.65万元进行技术改造（详见附表2、3）。

以上投资测算约为119.18万元（不含工程各项费率）,测算单价依据柳开等厂家提供。

为在今年底线损“四分”管理的35KV、母线平衡管理工作通过集团公司达标验收，议草本方案，建议公司请有关技术部门进行初设、有资质的队伍施工,妥否？恳请公司领导批示。特此请示

发变电管理部电能计量测试中心

9.35kv箱式变电站施工 篇九

延川县供电分公司35kV稍道河变电站

陕西省地方电力（集团）有限公司

事故预想及事故处理

二0一二年

35kV变电站 事故预想及事故处理

(2012版)

编制时间：二O一二年

目

录

前言„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„05 第一章

事故处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„06 第一节

总则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„06 第二节

典型事故处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„06 1.2.1 系统事故的处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„06 1.2.2 母线故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„07 1.2.3 主变压器故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„08 1.2.4 电源线路故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10 1.2.5 站用电源故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10 1.2.6 直流电源故障处理原则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10 1.2.7 睡在、火灾事故的处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11 第三节

事故预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11 1.3.1 母线故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11 1.3.2 主变压器故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12 1.3.3 电源线路故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13 1.3.4 站用电源故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13 1.3.5 直流电源故障预防措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13 第二章

变电站事故预想„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14 第三节

母线故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14 2.3.1 预想题目：10kV电压互感器本体故障„„„„„„„„„„„„„„„14 2.3.2 预想题目：10kV电压互感器一次熔断器熔断„„„„„„„„„„„„15 2.3.3 预想题目：10kV电压互感器二次熔断器熔断„„„„„„„„„„„„15 2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障„„„„„„„„„„„„„„„„16 2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号„„„„„„„„„„„„16 2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地„„„„„„„„„„„„16 2.3.7 预想题目：电压互感器二次开路„„„„„„„„„„„„„„„„„„16 2.3.8 预想题目：10kV电容器保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„„17 2.3.9 预想题目：351开关液压机构压力降到零„„„„„„„„„„„„„„17 2.3.10 预想题目：SF6断路器SF6低压力报警„„„„„„„„„„„„„„„18 2.3.11 预想题目：SF6断路器SF6低压闭锁„„„„„„„„„„„„„„„„18 2.3.12 预想题目：SF6断路器液压机构打压超时故障„„„„„„„„„„„„18 2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红„„„„„„„„„„„„„„„„„„19 2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分、拒合„„„„„„„„„„„„„„19 2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„19 2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 第四节

主变压器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 2.4.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作„„„„„„„„„„„„„„„20 2.4.1.1 预想题目：1号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障）„„„„„„„20 2.4.1.2 预想题目：1号主变压器内部故障、重瓦斯保护动作„„„„„„„„„„21 2.4.2 预想题目：1号主变差动保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„21 2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障„„„„„„„„„„„22 2.4.2.2 预想题目：1号主变压器差动保护动作二次回路故障„„„„„„„„„„22 2.4.3 预想题目：主变后备保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„22 2.4.3.1 预想题目：1号主变压器过流保护范围设备故障„„„„„„„„„„„„23 2.4.3.2 预想题目：1号主变过流动作（第一种形式的配电线保护拒动）„„„„„23 2.4.3.3 预想题目：1号主变过流动作（第二种形式的配电线保护拒动）„„„„„24 2.4.3.4 预想题目：1号主变压器过流保护动作（二次回路故障）„„„„„„„„24 2.4.3.5 预想题目：1号主变压器过负荷保护动作„„„„„„„„„„„„„„„24 2.4.4 预想题目：1号主变压器轻瓦斯动作„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.4.5 预想题目：1号主变油温过高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.4.6 预想题目：1号主变套管严重跑油„„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.4.7 预想题目：1号主变着火„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„26 2.4.8 预想题目：1号主变压力释放保护动作„„„„„„„„„„„„„„„„26 2.4.9 预想题目：1号主变保护动作，使全站失压„„„„„„„„„„„„„„26 第五节

电源线路故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.1 预想题目：35kV 系统故障造成所内电源全停„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.2 预想题目：正常10kV 配电线接地„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.3 预想题目：10kV 配电线同相两点接地„„„„„„„„„„„„„„„„„27 2.5.4 预想题目：10kV 线路永久性故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„28 2.5.5 预想题目：10kV 线路瞬时故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„28 2.5.6 预想题目：10kV Ⅰ段母线单相接地的故障„„„„„„„„„„„„„„„29 2.5.7 预想题目：系统出现谐振过电压事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„29 第六节

站用电源本体故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„30 2.6.1 预想题目：10kV 站用变压器本体故障„„„„„„„„„„„„„„„„„30 2.6.2 预想题目：10kV 站用变压器一次熔断器熔断„„„„„„„„„„„„„„30 2.6.3 预想题目：站用低压配电箱烧坏起火„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 2.6.4 预想题目：1#站用变低压空气开关410跳闸„„„„„„„„„„„„„„„31 2.6.5 预想题目：全站失压„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 2.6.6 预想题目：站用变919开关故障跳闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 第七节

直流电源故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 2.7.1 预想题目：直流系统接地故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„32 2.7.2 预想题目：直流母线电压过低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„33 2.7.3 预想题目：单只电池开路处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„33 2.7.4 预想题目：蓄电池故障造成直流消失，一时不能将蓄电池投运„„„„„„„33 2.7.5 预想题目：蓄电池爆炸 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„34

2.7.6 预想题目：10KV 电压并列装置的使用„„„„„„„„„„„„„„„„„34

前 言

1、本书主要按母线（含开关、CT、PT）、主变、电源线路、站用电源、直流电源共五种典型故障类型进行编写。

2、本书是以实际接线情况进行预想编制的。并首先给出了事故处理的原则和预防事故的措施，请使用时请参照。

3、由于水平所限，书中难免存在一些不足和错误，如有发现请及时提出来，以便再次汇编时更正。

4、本书在使用时不可盲目照搬，实际情况可能有较大不同，谨记！

编 者 2011年05月01日

第一章 事故处理原则

第一节 总则

事故处理要坚持“保人身、保设备、保电网”的原则。应迅速限制事故的发展，解除对人身和设备的威胁，并尽快恢复对已停电用户的供电。事故处理必须按照调度指令进行；有危及人身、设备安全的事故时，应按有关规定进行处理。

一般程序

1、及时检查并记录保护及自动装置的动作信号。

2、迅速对故障范围内的一、二次设备进行外部检查，并将检查情况向调度及主管领导汇报。

3、根据调度指令采取措施，限制事故的发展，恢复对无故障部分的供电。隔离故障设备，排除故 障，尽快恢复供电。

4、将事故处理的全过程做好记录，并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况，电压及负荷变

化情况，设备异常情况，运行方式、天气情况等。

小结：原则九个字：“保人身、保设备、保电网”。程序八个字：“检查、记录、汇报、隔离”。

第二节 典型事故处理原则

1.2.1 系统事故的处理

一、变电站全停故的处理方法

1、夜间事故时，应先打开事故照明，检查以下项目，并汇报调度及领导 1）保护动作情况、信号、仪表指示、开关跳闸情况。

2）各母线、连接设备及变压器等有无异常，电源进线上有无电压。3）断开有保护动作信号的开关。

2、变电站全站失压，所有开关和保护均未动作者，不待调令即拉开失压母线上的电容器开关，立即将设备检查情况报告调度。

3、单电源变电站全站失压时，不得进行任何操作，应立即汇报调度。

4、有备用电源的变电站全站失压后，可自行拉开原供电电源开关、刀闸，检查本站设备无异常后，将热备用中的备用电源恢复供电，然后汇报调度。

5、多电源变电站全站失压后，应立即拉开母线上连接的所有开关和刀闸，检查所有设备正常时，按以下原则保留电源： 1）单母线运行只保留一个电源。

2）所有向用户供电的线路(指线路末端无电源的)，且其断路器保护并没有动作的不应断开其断路器。但另有规定者(如停电后需经联系送电的线路)除外。

二、系统谐振过电压事故的处理方法

1、发生谐振过电压时，应先检查以下项目，并汇报调度及领导

1）保护动作情况、后台电压参数、特别是 3UO 值、信号、仪表指示、开关跳闸情 况。

2）PT 柜上消谐装置记录情况。

2、处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件，值班人员应根据系统情况、操作情况做出正确判断，不经调度按以下方法处理，然后将处理结果汇报调度。

1）由于操作而产生的谐振过电压，一般可立即恢复到操作以前的运行状态。2）运行中发生的谐振过电压，可以试断开一条不重要负荷的线路，消除谐振。3）接地后发生的谐振，应立即断开接地线路。

1.2.2 母线故障处理原则

一、当母线本身无保护装置时，或其母线保护因故停用中，母线故障时，其所接之线路断路器不 会动作，而由对方之断路器跳闸，应经联系处理。

1、单母线运行时，经检查没有发现明显故障点，应即选择适当电源强送一次。不良时切换至备用 母线运行。

2、双母线运行时，应即断开母联断路器，经检查没发现明显故障点，应立即选择适当电源分别强 送一次，然后恢复强送良好的母线运行。

3、在处理母线事故过程要注意以下问题： 1)尽量不用母联断路器试送母线。

2)注意防止非同期合闸，对端有电源的线路必须联系调度处理。3)受端无电源的线路，可不经联系送出(另有规定者除外)。4)母线靠线路对端保护者，在试送电前应将对端的重合闸停用。

4、经判断是由于连接在该母线上的元件故障造成的，即将故障元件切除，然后恢复该母线送电。

5、母线故障，在电话末联系通时，运行人员要正确判断。根据上述原则，能自行处理的先自行处理;处理不了的应做好一切准备，并积极设法与调度联系。

二、高压断路器的事故处理

1、断路器有下列情形之一者，立即停电处理，并采取相应的防跳措施

套管有严重破损和放电现象；真空断路器突然出现真空损坏的现象；SF6 断路器严重漏气，发出闭 锁信号。

注意事项

1）断路器动作跳闸后，应立即对断路器及本站设备进行外部检查，检查断路器本身有无故障。

2）对故障跳闸线路强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。3）SF6 断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班人员严禁接近故障断路器。操作机构故障的处理

1）检查二次回路，包括刀闸、保险、电极回路、继电器等是否正常。2）检查机械部分是否正常。

3）将检查情况汇报调度及领导，并做好记录。SF6 断路器气压降低的处理

1）当 SF6 断路器气体压力降低时，应加强监视，并检查压力指示及信号告警是否正确。

2）当压力闭锁时，应立即取下该开关的控制电源保险。3）将检查结果汇报调度及领导，由专业人员进行处理。

三、越级跳闸事故的处理

1、保护动作，开关拒跳造成越级跳闸事故的处理 1）检查保护动作信号，开关跳闸情况，汇报调度。

2）检查跳闸开关有无异常，将拒跳的开关与母线隔离；若跳闸开关无异常，将跳闸开关加入运行，恢复对其它用户的供电。

2、保护拒动造成越级跳闸事故的处理

1）检查保护动作信号，开关跳闸情况，汇报调度。

2）检查与停电母线所连接的所有设备有无故障。若无故障，将停电母线上连接的所有线路开关断 开。

3）若跳闸开关无异常，可试送一次。试送成功后，对线路逐条试送。

四、线路接地故障的处理

1、接地故障的判定

1）完全接地时，绝缘监察表三相指示不同，故障相对地电压为零或接近零，非故障相电压将升高3 倍，且持久不变。

2）不完全接地时，接地相电压降低，非故障相电压升高且持久不变。3）弧光接地时，非故障相电压可能升高到额定电压的 2.5-3 倍。

4）间隙性接地故障时，接地相电压时增时减，非故障相电压时增时减且正常。

2、接地故障的查找

接地故障持续 5 分钟不消失，首先检查站内设备有无明显接地放电现象，若无明显迹象，应对线路进行推拉试验，其推拉顺序如下：

1）备用空载线路。

2）双回线路或其他电源线路。

3）分支较多、线路较长、负荷轻和负荷较为次要的线路。4）分支较少、线路较短、负荷重和负荷较为重要的线路。

3、接地故障的处理

1）确定线路接地后，尽快汇报调度组织查线。

2）线路发生稳定性接地时，允许带接地运行 2 小时。若是不稳定接地时，可立即拉开线路。

3）接地故障如发生在雷雨期间，可立即拉开线路。

4）带接地运行时，要注意监视电压互感器声响和发热情况。

5）应能准确判断电压互感器熔断器熔断、谐振过电压与接地故障的区别。

1.2.3 主变压器故障处理原则

一、运行中的变压器发生下列现象之一者，可不经调度批准，立即停止运行，若有备用变压器，应先将备用变压器投入

1、变压器声音异常，有爆裂声。

2、在正常负荷和冷却条件下，变压器温度异常并不断上升。

3、储油柜、释压器或安全气道严重喷油。

4、套管严重破损和有放电现象。

5、严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。

6、油色变黑，油内出现碳质。

二、变压器油温异常升高的处理

变压器油温升高超过许可限度时，值班人员需进行下列工作：

1、检查负荷是否有突然增加。

2、核对温度表指示是否正常。

3、检查变压器冷却装置是否正常，散热器是否全部打开。

4、检查完毕后，应立即汇报调度及领导。

三、油位异常的处理

1、当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著升高或降低时，应立即上报调度和领导。

2、如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护撤出运行，应迅速采取停止漏油的措施，并立即汇报调度和领导。

四、重瓦斯保护动作的处理

1、重瓦斯保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查瓦斯继电器内有无气体。

2、检查油温、油位的情况。

3、检查油枕有无喷油和冒油，防爆膜是否冲破（释压器是否动作）。

4、检查各法兰连接处、导油管处有无冒油。

5、检查外壳有无鼓起变形，套管有无破损。

6、检查有无其它保护动作信号。

7、检查后应汇报调度及领导。

五、轻瓦斯打出信号后，对变压器工作情况进行判断，检查瓦斯继电器内有无气体，汇报调度。

六、主变差动保护动作的处理

1、差动保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送。检查以下内容，并将检查情况汇报调度

1）差动保护范围内的所有一次设备瓷质部分有无闪络放电痕迹、变压器各侧开关、刀闸、避雷器及引线等有无短路。

2）差动电流互感器本身有无异常，瓷质部分有无闪络放电痕迹，回路有无断线接地现象。

3）差动保护范围外有无短路故障（其它设备有无保护动作）。

4）差动保护回路是否有开路、接触不良，直流有无两点接地等现象。

七、主变过流保护动作的处理

过流保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查以下内容，并将检查情况汇报调度

1、检查母线开关及引线有无短路。

2、检查主变压器高、低压侧引线有无短路，瓷绝缘有无异常。

3、检查线路保护动作情况和开关跳闸情况。

1）变压器的断路器跳闸时，应首先根据继电保护的动作情况和跳闸时的外部现象，判明故障原因 后再进行处理。

a)若主保护(气体、差动等)动作，末查明原因消除故障前禁止送电。b)若只是过流或低压过流保护动作，不必检查即可送电。

c)当主变压器故障所代负荷需倒由其他电源供电或主变压器过流保护动作跳闸需恢复原方式供电 时，应先给母线充电，然后逐个送出各出口断路器。

d)有备用变压器或备用电源自动投入装置的变电站，当运行变压器跳闸时，应启用备用变压器或 备用电源，然后检查跳闸的变压器。

2)变压器一般不允许无保护运行，必要时应请示总工批准。

3)变压器事故过负荷时，应立即设法使变压器在规定时间内降低到额定负荷。其方法如下: a)投入备用变压器。

b)经联系将负荷转移到系统中别处去，如改变系统接线方式等。c)按规定的顺序限制负荷。

1.2.4 电源线路故障处理原则

一、单电源线路开关事故跳闸，应立即检查开关及保护动作情况。重合闸不成功或雷雨大风天气时不得强送，无重合闸或重合闸未动作的开关在无异常的情况下，可不经调度指令强送一次，并将结果及时汇报调度。

二、双电源线路开关事故跳闸，不得强送，应立即对开关进行外观检查做好记录，并汇报调度，按调度指令进行处理。

1、线路故障跳闸，重合不良，如无特殊规定，允许强送一次。若线路强送不良，一般不再强送。

2、有下列情况之一者禁止强送电

1)线路跳闸或重合不良的同时伴有明显的故障象征，如火光、爆炸声、系统振荡等。2)空充电线路。

3)有特殊要求的线路。

1.2.5 站用电源故障处理原则

一、当两台站用变压器一台运行一台备用时，应立即进行站用变压器切换，将故障变压器停电。

二、当两台站用变压器分代站用负荷时，应将故障站用变压器停电，合上站用电联络断路器，将所有负荷倒至良好的站用变压器运行。

三、站用变压器内部故障严禁用隔离开关停电，应用断路器将其停电。四、一台站用变压器故障后，要保证另一台站用变压器可靠运行。必要时报告调度。

1.2.6 直流电源故障处理原则

一、直流系统发生接地时，应立即查找处理，不允许直流系统长期接地运行。

二、发现直流接地在分析、判断基础上，用拉路查找分段处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外后室内部分为原则，直流系统接地故障查找的顺序

1、推拉直流事故照明回路。

2、将直流母线解环运行，充电设备停运，判断是正极还是负极接地，是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地。

3、推拉合闸回路。

4、推拉控制信号回路。

5、检查蓄电池本体。

6、查找直流接地的注意事项：

1)查找和处理直流接地故障时至少有两人进行。

2)在取下直流操作或保护熔断器时，应先将可能误动的保护退出，再操作。

3)接地选择取下或装上熔断器的顺序:先取正、后取负，先装负，后装正，防止产生寄生回路，造成断路器跳闸。

4)查找和处理直流一点接地时，严禁造成直流另一点接地或短路。5)当直流系统发生接地时，禁止在二次回路上工作。

6)用拉路的方法查找接地时，无论该回路有无接地，均应迅速将断开的直流熔断器装上。

1.2.7 水灾、火灾事故的处理

一、当变电站发生水灾，应尽快疏通水流。危及到设备运行安全时，应立即停电处理。

二、当变电站发生火灾时，使用灭火器或沙子阻断火势，防止火势蔓延。

三、充油设备着火时，应将设备停电后再灭火。

四、发生水、火灾时要马上上报调度、领导及报当地火警，并注意报告的时间空隙，不得因报告贻误最佳阻水、灭火时间。

第三节事故预防措施

1.3.1 母线故障预防措施

一、电压互感器在倒闸操作时应注意:

1、两组电压互感器的并联操作，必须是高压侧先并联，然后才允许二次并联;防止运行中的电压互感器由二次向不带电的电压互感器反充电，造成电压回路熔断器熔断。

2、双母线各有一组电压互感器，在母线元件倒闸操作时，保护装置站用的交流电压应与元件所在母线相一致。

3、双母线只有一组电压互感器，在母线元件倒闸操作时，电压互感器的隔离开关只有在双母线己并列的情况下才能操作，防止在电压互感器隔离开关切换中失压。

4、当二次电压回路使用中间继电器，由隔离开关辅助触点联动实现自动切换方式时，1)当两组电压切换继电器同时动作供给电压时应发信号，此时不允许操作母联断路器。

2)当电压自动切换回路发生不正常现象时，应先向省调提出申请，将涉及范围的保护停用或切换到另一组母线电压回路上，然后才能进行处理。

3)电压互感器隔离开关辅助触点维修工作应有明确的责任制，运行中的隔离开关不允许进行辅助触点维修工作。

5、电压断线信号表示后，应将下列保护装置停用: 1)距离保护和方何高频保护。2)零序电压、低电压保护和经电压元件(零序、负序、低电压元件等)控制的保护(有特殊规定的除外)。

3)经方向元件控制的保护，如方向过流、零序方向保护。4）振荡解列装置。5)故障录波器。

6)3/2 接线的检无压的重合闸。

7)然后将这些保护切换到另一组电压互感器上运行。1.3.2 主变压器故障预防措施

一、变压器正常巡视应达到以下要求:

1、变压器的油温和温度计指示应正常，储油柜的泊位指示应与环境温度相对应，各部位无渗漏油。

2、套管油位应正常，套管外部无破损裂纹，无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象。

3、变压器声音正常。

4、各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常。

5、吸湿器完好，吸附剂干燥。

6、引线接头、电缆母线应无发热迹象。

7、压力释放阀或安全气道防爆膜应完好无损，指示正确。

8、有载分接断路器的分接位置及电源指示正常。

9、气体继电器及集气盒内无积存气体。

10、各控制箱和二次端子箱应严密，无潮湿、进水、锈蚀、灰尘、杂物。

11、主变压器分接断路器的巡视项目

1）电压指示应在规定的电压偏差范围内。2）控制器电源指示灯显示正常。3）分接位置指示器应指示正确分接。

4）断路器储油柜的泊位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。5）分接断路器及其附件各部分应无渗漏油。

6）计数器动作正常，及时记录分接断路器的变换次数。

7）电动机构箱内部应清洁，润滑油油位正常，机构箱门关闭严密防潮、防尘、防小动物密封良好;分接断路器加热器应完好，并按要求及时投入。

二、特殊巡视项目与标准:

1、大风天，检查导线及悬挂设备摆动情况;端子无松动，摆动不过大，设备上无杂物，现场内无易被风刮起的物件。

2、雷电后，检查全部设备元放电烧伤痕迹，避雷针、避雷器无损伤变形，记录避雷器动作次数及泄漏电流值.3、雾天、阴雨天检查绝缘子、瓷套表面无闪络放电现象。

4、霜雪天检查触点有无发热现象，检查绝缘子、瓷套是否积雪过多，有无特殊熔化或结冰串过长现象。

5、气温突变，检查导线、引线是否过紧、过松，泊位是否在标准线内，有无严重渗漏油。检查绝缘子、瓷套有无裂纹，液压机构断路器压力是否过高或过低。

6、设备在满载及过载时，检查触点及载流导体有无发热、发红、变色现象。

7、新装、备用、大修后的设备投入运行的特殊巡视检查项目与标准，按正常巡视检查项目和标准执行。

三、主变压器保护使用及主要操作:

1、主变压器主保护投人或退出须经调度同意。

2、主变压器正常运行时，其重瓦斯保护，差动保护必须投入，各侧后备保护相应投入，变压器中性点零序电流保护，随中性点接地方式而定。即中性点直接接地肘，中性点直接接地零序电流保护且1段投入，间隙接地零序电流保护、零序电压保护退出;中性点间隙接地运行时，直接接地零序电流保护2 段、间隙接地零序电流保护、零序电压保护均投人运行。

3、变压器不论由高压侧或低压侧充电，变压器中性点必须直接接地，充电完后该变压器中性点按规定方式接地，变压器的中性点零序电流保护、零序电压保护按正常方式下的保护使用规定投入；由高压侧充电时，则将母线其他中性点直接接地运行变压器的中性点直接接地零序电流保护一段、二段均退出，充电良好后恢复。

4、主变压器本身的重瓦斯保护和差动保护不准同时退出，特殊情况须经总工程师批准。

5、主变压器重瓦斯保护的使用规定: 当进行下列工作时，重瓦斯应由“跳闸位置”改到信号位置，工作结束后立即恢复。

1)变压器除采油祥和在气体继电器阀门处放气外，在其他所有地方打开放气、放油阀门以及开闭气体继电器连接管上的阀门时。

2)在气体保护及其二次回路上进行工作时。Y 3)确认气体保护回路发生直流接地。

6、当进行下列工作时，重瓦斯保护应由跳闸位置改接到信号位置，工作完毕后，经充分放尽油回路气体，无问题后将重瓦斯保护投入跳闸位置。

1)变压器酌呼吸器进行畅通工作或更换硅胶时。2)变压器进行注泊(补泊)和滤泊时。3)变压器油路系统设备检修后投入时。

7、主变压器差动保护使用规定，1)主变压器差动保护回路作业时差动保护退出。

2)差动回路作业结束后，在主变压器充电前投入差动保护，充电后退出。待测定相序正确、连接片两端无电压后再投入。

1.3.3 电源线路故障预防措施

电源线路正常巡视应达到以下要求：

1、三相电流值、三相电压值平衡。

2、保护装置按调度要求和保护使用有关规定正确投入。

3、一次设备运行正常，没有影响系统正常运行的缺陷。

1.3.4 站用电源故障预防措施

一、站用变压器正常巡视参照以上标准执行。

二、站用变压器启动投运前应检查项目参照以上标准执行。

三、特殊巡视项目与标准参照以上标准执行。

1.3.5 直流电源故障预防措施

一、直流系统及蓄电池运行维护:

1、每周检查一次单只电池浮充电压，并做好记录，如运行达 6 个月/浮充电压差超过 0.05V/单格，则应与厂家联系处理。

2、浮充总电压超出(2.23 士 0.01)*nV(当温度为 25C 时，n 为电池单个数，U 为单个电池的电压值)范围内应进行调整，否则影响电池寿命。

3、每放电一次做好放电及充电记录，记录好时间、电压、电流及温度。

4、每天交接班应通过液晶显示屏检查输入电压、电池组电压、电流、控制母线电 压、电流、单只电池电压是否正常。

5、值班人员每日应检查屏内设备的运行状态，有无异味、异音、接线端子有无发热、断路器有无损坏及电池有无变形、漏液 端子过热等现象。

6、值班人员每日应检查模拟图运行状况是否与实际相符，运行方式是否正确，有无异常指示。

7、值班人员每日应检查直流系统运行情况、各种表计、信号、显示屏是否正常，8、在交接班及值班期间应检查直流系统绝缘检测仪运行情况;查看其各种信息，及时发现直流系统接地故障并进行处理。

9、当系统告警显示时，应根据故障现象及时准确处理，并及时向调度汇报。

二、直流系统及蓄电池运行注意事项

1、每年检查一次连接部分是否有松动现象，及时处理。

2、蓄电池最佳环境温度 15~25C。

3、蓄电池尽量避免产生过放电及过充电，且放电后应尽快进行充电。

4、不得使用有机溶剂而用肥皂水清洁蓄电池，避免用易产生静电的干布擦拭电池。

5、如果从电池中溢出硫酸溅到皮肤或眼睛上，应立即用大量的水冲洗，并找医生治疗。

6、微机直流系统的绝缘监察装置应处于良好的运行状态。直流系统发生接地时，应立即查找处理，不许直流系统长期接地运行。

7、不准用具有腐蚀性、摩擦性的清洗剂擦拭直流电源，应用湿布清洗，并立即擦干。要防止从通风孔或格栅进入水滴或其他物体。

8、不准用手或导电工具直接接触直流电源和电池的接线端子以及电池柜内设备。

9、直流电源在只断开启动断路器时，并不说明电源都关掉了，因为电池还在供电。

10、千万不要拆卸电池，电池申的硫酸溶液是有毒的，会对人的皮肤和眼睛造成伤害。

第二章 变电站事故预想

第三节 母线故障

2.3.1 预想题目：10KV 电压互感器本体故障

象征

1、后台微机显示Ｉ段 10kv 系统接地信号，信号报警。

2、现场警铃响，Ｉ段 10kv 系统接地，Ｉ段 PT 有异音并亦放电声或冒烟。

处理步骤

1、马上汇报调度，并记录故障时间及现象，穿绝缘靴戴绝缘手套查看消谐装置事件记录。如开始冒烟，立即将该段母线停电。

2、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)穿绝缘靴戴绝缘手套。

2)将 10kv 该段母线电容器断路器拉开。3)将该 PT 退出运行至检修位置。

4)进行 PT 倒换，使得 10kv 两段母线共用 1 个 PT。

5)查找故障原因并处理。2.3.2 预想题目：10KV 电压互感器一次熔断器熔断

象征

1、后台微机显示相电压一相降低，其他两相不变，线电压两相降低，一相不变，开口三角出现电压信号，信号报警。

2、现场警铃响，相电压一相降低，其他两相不变，线电压两相降低，一相不变，开口三角出现电压。

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kV 电压互感器一次熔断器熔断。

3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)根据现象应判断一次熔断器熔断。2)了解系统是否有波动情况。3)拉开该段的电容器断路器。4)将该 PT 退出运行至检修位置。5)应用万用表对 PT 一次熔断器测量。6)将熔断器更换。

7)对 PT 用兆欧表进行测试，测试前将 PT 接地点断开，合格后将 PT 投运。

2.3.3 预想题目：10KV 电压互感器二次熔断器熔断

第一种

(l)后台微机显示相电压一相为零，其他两相不变，线电压两相降低一相不变，信号报警。

(2)现场警铃响，相电压一相为零，其他两相不变，线电压两相降低一相不变。处理步骤：

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kV 电压互感器二次熔断器熔断。

3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。

1)用万用表对二次熔断器熔断的 PT 二次电压进行测量并对该段电容器断路器进行检查，是否低电压保护动作，断路器跳闸。

2)确认二次熔断器熔断(联系调度退出该段的主变压器过流保护）。3)将熔断相熔断器更换。4)投入主变压器过流保护。

5)如电容器低电压保护动作，可将保护信号复归后，将电容器送出。第二种 现象：“电压回路断线”，“Ⅰ段（或Ⅱ段）计量电压回路消失”保护装置告警,表计指示熔断相基本为零,其它两相指示不变,有功、无功功率表指示下降，电能表转慢。

处理步骤：

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，据仪表指示判断熔断相。

3、停用母线上的可能误动的出口压板（低压保护）。

4、将 PT 切换把手置于退出位置。

5、更换保险，恢复投运。

6、若再次熔断，可能是二次回路有短路故障，应记录时间，负荷情况。

7、派二次专业人员处理。

2.3.4 预想题目：电压互感器二次回路故障

象征

预告音响和“电压回路断线“信号，同时低电压继电器动作，电压表指示也不正常。处理步骤：

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、记录处理时应考虑 PT 所带保护及自动装置防止其误动，再检查二次保险是否熔断（在二次保险两端分别测量相电压和线电压）

4、如果熔断应立即更换再次熔断应查明原因，不得任意更换大容量熔丝。

5、如果保险未熔断，应检查二次回路有无断线，接头有无松动及切换回路（PT 刀闸的辅助接点等）接触有无不良现象。

6、进行以上检查应先做好安全措施以保证人身安全并防止保护误动。

2.3.5 预想题目：电压互感器发出电压回路断线信号

处理步骤：

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、停用与该电压互感器有关的保护和自动装置，防止误动作。

4、检查保险（一、二次）是否熔断，如一次保险熔断时，应查明原因进行更换。如二次保险熔断时，应立即更换。

5、再次熔断，且不可将保险容量增大，如保险完好时，可检查电压互感器回路接头有无松动，断头现象，切换回路有无接触不良现象。

6、如果电压互感器内部绝缘有损伤的象征，禁止再使用该电压互感器。

2.3.6 预想题目：电压互感器套管严重破裂放电接地

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、取下 918PT 二次保险。

4、拉开 918 隔离刀闸。

5、将 928PT 二次切换把手打至并列位置。

6、插入 918PT 二次保险。

7、派人处理故障 PT。

2.3.7 预想题目：电流互感器二次开路

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、发现电流互感器二次开路,应先分清故障属于哪一组电流回，开关的相别，对保护有无影响，解除可能误动的保护。

4、尽量减小一次负荷电流，若电流互感器严重损伤，应转移负荷，停电检查处理。

5、尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点，短接的应使用良好的短接线，并按图纸进行。

6、短接时发现有火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可进一步查找。

7、若短接没有火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以前的回路中，可逐点向前更换短接点，缩小范围。在故障范围内，应检查容易发生故障的端子及元件，检查回路有工作时触动过的部位。

8、检查出的故障能自行处理的，如接线端子等外部元件松动，接触不良等，可立即处理，然后投入所退保护，若开路故障点在互感器本体的接线端子上，应停电处理。

9、不能自行处理的故障（如继电器内部）或不能自行查明故障，应派人检查处理。

10、处理电流互感器二次开路时，应使用绝缘良好的工具，戴线手套并尽量站在绝缘垫上，防止开关产生的高电压伤人。

2.3.8 预想题目：1OKV 电容器保护动作

象征

(1)后台微机显示 10kv 电容器过流保护或过电压保护，低电压保护信号标示，电容器断路器在开位，电流指示零，信号报警。

(2)现场警铃响、警报响，10kv 电容器过流保护或过电压保护，低电压保护信号标示，电容器断路器在开位，电流指示零。

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为 l0kv 电容器保护动作。

3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行

1)电容器过流保护动作应检查该电容器有无明显故障。2)无明显故障时，做好安全措施通知相关人进行试验。3)故障没有检查前不应对电容器送电。

4)过电压保护动作应检查系统电压是否过高引起动作。5)如系统电压过高应联系调度对电压进行调整。

6)低电压保护动作首先应对 PT 二次电压进行测量是否 PT 电压二次缺相或电压过低引起电压保护动作。

7)如 PT 二次电压低或二次熔断器熔断引起动作在停 PT 处理时考虑到 1 号主变压器负荷电压闭锁过流保护退出。

8）PT 二次电压处理结束投入 PT 将主变压器过流保护投入。

2.3.9 预想题目：351 开关液压机构压力降到零

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、取下开关的控制电源保险，拉开机构油泵打压电源。

4、用防慢分卡板将开关的传动机构卡死，防止慢分闸，卡死传动机构时，应注意将卡板固定牢固。

5、改变运行方式转移负荷，进行带电或停电检修。

6、不停电检修时，在检修完毕后，应先启动油泵打压到正常压力，再进行一次合闸操作，使机构阀系统处于合闸保持状态，才能去掉卡板，装上控制电源保险，去掉卡板时，应检查卡板不受力时则说明机构已处于合闸保持状态。

2.3.10 预想题目：SF6 断路器SF6 低压力报警

象征

SF6 断路器 SF6 气体压力下降到第一报警值（5.2Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力下降报警信号。

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、及时检查密度继电器压力指示，检查信号报出是否正确，是否漏气。如果检查没有漏气现象，属于长时间动作中气压正常下降。

4、由专业人员带电补气，补气以后，继续监视压力。

5、如果检查有漏气现象，申请转移负荷或倒动作方式，将漏气开关停电检查处理。注意事项

运行中在同一温度下，相邻两次记录的压力值相差 0.1—0.3Mpa 时，可初步判断为有漏气。检查的时候，如感觉有刺激性气味，自感不适，人不应下蹲，且应立即离开现场 10M 以外，接近调试必须穿戴防护用具。

2.3.11 预想题目：SF6 断路器SF6 低压闭锁

象征

SF6 断路器 SF6 气体压力下降到第二报警值（5.0Mpa）时，密度继电器动作发出气体压力降低闭锁信号，此时气压下降较多，说明有漏气现象，开关跳合闸回路已被闭锁，一般情况下，发出闭锁信号之前，应先发出低压报警信号，发出此信号后运行人员应到开关处检查液压和气压值，判断是气压降低闭锁还是液压为零闭锁.处理步骤

1、汇报调度。

1、取下 SF6 断路器控制电源保险；防止开关跳闸时不能灭弧。

2、使用专用的闭锁工具，将开关的传动机构卡死，装上开关的控制电源保险，以便线路有故障保护动作时，开关的失灵启动回路能够动作。

3、汇报调度，立即转移负荷，用倒运行方式的方法，将故障开关隔离处理漏气并补气。

2.3.12 预想题目：SF6 断路器液压机构打压超时故障

处理步骤：

1、汇报调度。“电机超时运转”信号发出后，说明油泵打压运转时间超过整定时限（180 秒），此时应作如下检查判断：

1、检查液压机构压力值，若超过额定压力值，说明液压机构打压不能自动停止，应稍释放压力至正常工作压力；

2、检查 5W 微动开关，是否返回卡涩，必要时更换 5W 微动开关；

3、检查液压机构压力值，若未达到额定压力值，说明液压机构打压，压力不上升，此时应检查机构有无严重渗漏；

4、高压放油阀是否关严，油泵是否有故障，若液压机构在严重渗漏和油泵故障，应汇报分局派个检修，同时密切注意压力下降情况，若压力下降至分，合闭锁或零压，同时密切注意压力下降情况，应按“压力降至零”的方法处理。

2.3.13 预想题目：刀闸刀口发热、发红

处理步骤：

1、汇报调度。

2、对刀闸发红，要停下相应刀闸上一级并做好安全措施后进行检修。

3、对负荷侧刀闸只要对该间隔停电并做好安全措施后进行检修。在调度暂没有下达停电命令前，应要求调度减小负荷，并派专人监视刀闸发红变化情况，4、对于箱式变内发红刀闸，在没有停电前还应采用通风降温措施。

2.3.14 预想题目：手动操作机构刀闸拒分，拒合

处理步骤：

1、汇报调度。

2、核对设备编号及操作程序是否有误,检查开关是否在断开（合上）位置。

3、若为合闸操作,应检查地刀是否完全拉开到位,将地刀拉开到位后,可继续操作。

4、无上述问题时,可反复晃动操作把手,检查机械卡涩,抗劲部位，如属于机构不灵活，缺少润滑，可加注机油，多转动几次，合上刀闸。若问题在传动部位，刀闸的接触部位等，无法自行处理，对合闸操作，可利用倒运行方式的方法恢复供电。

2.3.15 预想题目：真空开关拒绝合闸

处理步骤：

1、汇报调度。

2、用万用表检查合闸电源是否正常、合闸保险是否熔断.3、检查合闸线圈是否完好。

4、检查直流合闸接触器是否动作。

5、检查 DL 辅助接点是否到位、完好。

6、检查连杆、拐臂是否卡涩、扭曲。

7、以上疑点排除后，在试合一次开关。

2.3.16 预想题目：真空开关拒绝跳闸

处理步骤：

1、汇报调度。

2、应先动手切断真空开关.3、如开关红灯亮，应检查跳闸线圈是否烧坏，铁芯是否卡死。

4、检查 KK 把手接触点是否良好。

5、检查操作机构有无卡死。

6、检查开关辅助接点是否良好。

7、检查防跳继电器电流线圈是否断开。

8、做好相关记录。

2.3.17 预想题目：阀型避雷器故障

处理步骤：

1、汇报调度。

2、若天气正常时，发现避雷器瓷套有裂纹，则向调度申请停电，将故障相避雷器退出运行更换合格的避雷器，如没有备品更换，又在短时间内不致威胁安全运行，可在裂纹处涂漆或环氧树脂以防受潮，然后再安排更换合格的避雷器。

3、若在雷雨中发现有裂纹而造成闪络，但未引起系统接地者在可能条件下应将其停用。

4、若发现避雷器内部有异常音响或套管有炸裂现象并引起系统接地故障时，应避免接近，此时可用开关或人工接地转移的方法断开故障避雷器。

5、若在运行中突然爆炸，但未造成系统永久性接地时，可在雷雨后拉开故障相的刀闸将其停用并及时更换合格的。若爆炸后已引起系统永久性接地，则禁止使用刀闸来操作停用故障避雷器。

6、如发现避雷动作指示器内部烧黑或烧毁，经及接地引下线连接点上有烧痕或烧断现象时，可能存在阀片电阻失效，火花间隙灭弧特性变坏等内部缺陷，引起工频电流增大，应及时对其进行电气试验或解体检查。

第四节 主变压器故障

2.4.1 预想题目：1 号主变压器重瓦斯保护动作

处理步骤：

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。

3、立即断开 351、901 开关（是否已跳闸），要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。

4、派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。

5、派人做气体分析及二次回路检查。

2.4.1.1 预想题目：1 号主变压器重瓦斯保护动作（二次回路故障）

象征

警报响、警铃响，监控申心微机显示 1 号主变保护显示重瓦斯保护动作，1 号主变压器无声音，主变压器无喷油，气体继电器无气体无动作现象，10kv 各配电线路断 路器在合位、电流表指示零值，直流正极接地显示。

处理步骤

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。

3、立即断开 351、901 开关（是否已跳闸），要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。

4、派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。

5、派人做气体分析及二次回路检查。

6、经判断是二次回路故障，直流两点接地造成的，将直流电缆线正极接地处绝缘重新处理，端子排处脏污处理结束，用 2500V 兆欧表摇测 1 号主变压器-、二次绝缘及对地绝缘在 3000M 欧以上，说明1号主变压器内部无间题，没有查明原因不能将 1 号主变压器送电。

2.4.1.2 预想题目：1 号主变压器内部故障，重瓦斯保护动作

象征

后台报警，后台微机显示 1 号主变重瓦斯保护动作，1 号主变压器无声音，10kV 各配电线断路器在合位，无电流显示，1 号主变压器本体着火。10kv 各配电线电流表指示零。

处理步骤

1、汇报调度。

2、立即断开主变两侧开关（是否已跳闸），迅速向在站人员发出火警信号，通知在站人员和 119灭火。

3、灭火前再次核实主变两侧电源是否确已断开。

4、灭火时应沉着、冷静，用 35kg 推车式干粉灭火器灭火，同时辅助其他型号的干粉灭火器灭火，如果火势较大、着火点在主变顶盖上部，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处。

5、如果干粉灭火机一时难以将火扑灭，应迅速考虑用沙子进行灭火，严禁用水灭火。

6、详细检查了解着火原因，将发生的情况及处理情况做好详细记录，等待处理。

2.4.2 预想题目：1 号主变差动保护动作

处理步骤（综述）

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。

3、检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。

4、如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。

5、如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。

6、差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。

2.4.2.1 预想题目：差动保护动作差动保护范围设备故障

象征

1、后台微机报警，主变压器差动动作，主变压器一次主断路器、二次主断路器变位，主变压器一、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线电流、有功、无功指示值为零。

2、现场主变压器保护显示差动保护动作，主变压器一次主断路器、二次主断路器在开位，绿灯闪光，l0kV 各配电断路器在合位，主变压器一次主 CT 至主变压器二次主 CT 间设备有明显故障(二次配电线 A 相端子过热熔化造成对地绝缘不良放电引起的)。

处理步骤

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为主变压器差动保护动作。

3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行，发现二次配电线 A 相端子过热熔化造成对地绝缘不良放电引起的。

2.4.2.2 预想题目：1 号主变压器差动保护动作二次回路故障

象征

1、后台微机报警，1 号主变压器差动动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器一、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线电流、有功、无功指示值为零。

2、现场 1 号主变压器保护指示差动动作，1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器在开位，绿灯闪光，10kv 各配电线断路器在合位、电流表计指示零，I 号主变压器一次主 CT 至 I 号主变压器二次主 CT 间设备无明显故障。

处理步骤

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为 1 号主变压器差动保护动作。

3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行，发现，1 号主变压器二次主 CT 差动 A 相 CT 端子没拧紧或断线，造成 1 号主变压器差动保护动作。

2.4.3 预想题目：主变后备保护动作

处理步骤

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。

3、根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围,检查 10kV 出线侧有无保护动作信号掉牌。

4、断开失压的母线上出线开关，并检查确已断开。

5、断开出线开关上有保护动作、信号掉牌的线路开关。

6、检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。

7、检查失压母线连接的设备有无异常。

8、如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。

2.4.3.1 预想题目：1 号主变压器过流保护范围设备故障

象征（综述）(1)后台微机报警，1 号主变压器过流保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器-、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10KV 配电线电流、有功、无功指示值为零。

(2)现场 1 号主变压器保护指示过流保护动作，1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器在开位，绿灯闪光，10KV 各配电线断路器在合位、电流表计指示零。

处理步骤（综述）

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为 1 号主变压器过流保护范围内设备的故障。

3、立即组织人员进行查找;查找时应两人进行。1)检查过流母线及断路器设备损坏情况。2）如发现明显情况，派专人进行抢修。

2.4.3.2 预想题目：1 号主变过流动作（第一种形式的配电线保护拒动）

象征

1、后台微机报警，1 号主变压器过流保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器-;二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线断路器在合位;电流、有功、无功指示值为零。

2、现场 1 号主变压器保护指示过流保护动作。

3、l 号主变压器及所属 10KV 设备无明显故障。处理步骤

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为配电线保护拒动造成 1 号主变压器过流保护动作跳闸。

3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。

1)将所属 10KV 各配电线断路器拉开。检查保护范围内的设备无问题。

2)将 I 号主变压器送电，良好后联系调度 1 号主变压器二次主断路器送电，良好后按调度令送出其他配电线路。

3)当送到某条线路时，1 号主变压器过流保护动作。判断出为该条线路断路器故障。

2.4.3.3 预想题目：1 号主变过流动作(第二种形式的配电线保护拒动)象征

1、后台微机报警，1 号主变压器过梳保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位，1 号主变压器-、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10kV 配电线电流、有功;无功指示值为零。

2、现场 1 号主变压器保护指示过流保护动作，配电线保护屏显示某线过流保护动作，断路器未跳闸。3、1 号主变压器及所属 10kv 设备无明显故障。处理步骤

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为配电线保护拒动造成 1 号主变压器过流保护动作跳闸。

3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)将所属各配电线断路器拉开，将配电线保护屏显示过流保护动作的断路器跳闸连接片取下并将断路器拉至检修位置。

2)将 1 号主变压器送电，良好后联系调度 1 号主变压器二次主断路器送电，良好后按调度令送出其他配电线路。

3)当送到某条线路时，1 号主变压器过流保护动作。判断出为该条线路保护拒动。

2.4.3.4 预想题目：1 号主变压器过流保护动作（二次回路故障）

象征

1、后台微机报警，1 号主变压器过流保护动作。1 号主变压器一次主断路器、1 号主变压器二次主断路器变位;1 号主变压器-、二次电流、电压、有功、无功指示值为零，所带 10KV 配电线电流、有功、无功指示值为零。

2、现场 1 号主变压器保护屏过流保护动作显示。3、1 号主变压器及所属 10kV 设备无明显故障。处理步骤

1、汇报调度。

2、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号。初步判断为二次回路故障造成 1 号主变压器过流保护回路亦直流两点接地、继电人员工作误碰或亦寄生跳闸回路、误碰过流保护）。

3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行 1)检查过流保护范围内设备无明显故障点。

2)停止继电人员工作，查找直流系统接地正极并处理，3)如有寄生跳闸回路，或二次回路误动误碰，应通如继电人员进行处理。4)故障判断有处理结束后，联系调度进行送电，配出各线路。

2.4.3.5 预想题目：1 号主变压器过负荷保护动作

象征

1、后台微机显示，1 号主变压器过负荷显示，信号报警。

2、现场 1 号主变压器温度升高，电流超过 1 号主变压器额定电流。处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，记录好时间，环境温度、上层油温，油位，并按主变压器过负荷曲线表掌握 1 号主变压器运行时间，1 号主变运行温度不许超过 85C

3、初步判断为1 号主变压器过负荷。

4、按调度令进行减载，加强巡视，增加次数。严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。

2.4.4 预想题目：1 号主变压器轻瓦斯动作

象征

1、微机显示，1 号主变压器轻瓦斯动作，信号报警。2、1 号主变压器气体继电器内部有气体。处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为 1 号主变压器内部有轻微故障。

3、立即组织人员进行查找，查找时应两人进行。

1)检查 1 号主变压器本体温度、泊位、气体继电器等，如果气体继电器有气体，应二人进行气体取气(注意保持安全距离)，判断气体性质并及时送验。

2)如气体有异味(如臭味)，应判明产生的原因，如轻瓦斯连续功作，且间隔肘间逐渐缩短。则说明 1 号主变压器内部有故障，必要时进行停电检查处理。

3)严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。

4）若无明显故障迹象，由专业人员取气分析及检查二次回路。

2.4.5 预想题目：1 号主变油温过高

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、加强监视，查明原因，采取措施使其降低。

4、检查温度计是否正常；

5、检查变压器散热及冷却风机是否正常，若有问题，应立即查明原因，进行处理。

6、若气温高，且负荷已超过额定值，则报告调度要求降低负荷。

7、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，油温不断上升而检

查证明以上几项无问题时，则认为变压器发生内部故障，保护装置拒动，在此情况下应严密监视并报告调度及上级领导，申请将变压器停电处理。

2.4.6 预想题目：1 号主变套管严重跑油

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、立即断开主变高压侧 351 开关和 3511 隔离刀闸。

4、立即断开主变低压侧 901 开关。

5、要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变不能过负荷。（注意控制负荷）

6、将以上情况汇报值班调度，做好记录等待处理。

2.4.7 预想题目：1 号主变着火

处理步骤

1、汇报调度。

2、立即断开主变两侧开关，迅速向在站人员发出火警信号，通知站长及在站人员、119 灭火。

3、灭火前再次核实主变两侧电源是否确已断开。

4、灭火时应沉着、冷静，用 35kg 推车式干粉灭火器灭火，同时辅助其他型号的干粉灭火器灭火，如果火势较大、着火点在主变顶盖上部，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处。

5、如果干粉灭火机一时难以将火扑灭，应迅速考虑用沙子进行灭火，严禁用水灭火。

6、详细检查了解着火原因，将发生的情况及处理情况做好详细记录，等待处理。

2.4.8 预想题目：1 号主变压力释放保护动作

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，将检查结果报告值班调度。

4、若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保护动作正确。

2.4.9 预想题目：１号主变保护动作，使全站失压

象征

事故照明灯亮，电脑由 UPS 电池供电，后台信号出现，１号主变保护动作。处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象。

3、检查主变保护动作是否是由于区外穿越性故障引起保护误动，如果是，应先隔离区外故障后，迅速恢复主变送电。

4、检查主变保护是否是由于主变低压侧母线或线路故障引起主变后备保护动作，如果是，应隔离故障间隔设备，然后恢复主变运行。

5、如果是主变本身主保护动作，在确认两侧开关确已跳闸的情况下，要求调度下令将 I 段母线负荷转入 2#主变运行，应监视运行 2#主变，防止其过载。

第五节 电源线路故障

2.5.1 预想题目：35KV 系统故障造成所内电源全停 象征

1、事故照明灯亮，电脑由 UPS 电池供电。

2、后台微机显示所受电源的 1 号主变压器，一、二次电流、电压指示零，所有配电线无电流，各断路器均在合位，保护无动作指示，信号报警。

3、现场所受电源的 1 号主变压器，一、二次电流、电压指示零，所有配电线无电流;各断路器均在合位;保护无动作指示。

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为“35kV 系统故障造成所内电源全停”。

3、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断。

4、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）。

5、如站内设备无明显问题，与电业局联系核实系统供电运行情况。

6、结合信息反馈情况，考虑试送可能或倒换运行方式。

2.5.2 预想题目：正常1OKV 配电线接地

象征

1、后台微机显示 10kv 相电压-相指示为 0，其他两相升高到 3 倍，信号报警。2)现场警铃响，10kv 相电压一相指示为 0，其他两相升高到 3 倍，PT 柜上微机消谐装置置显示接地。

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“单相接地故障”。

3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。

4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；

5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；

6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，则有可能是某线路接地故障，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止。

7、PT 停运前联系调度将该 1 号主变压器过流保护退出正在运行的电容器。

8、以上整个处理时间必须控制在 40 分钟之内。

2.5.3 预想题目：10KV 配电线同相两点接地

象征

1、监控申心微机显示 10kv 相电压二相指示为 0，其他两相升高到 3 倍，信号报警。

2、现场警铃响，10kv 相电压一相指示为巴其他两相升高到 3 倍。消谐装置显示接地，开口三角为100v 左右。

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“单相接地故障”。

3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。

4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；

5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；

6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，则有可能是某线路接地故障，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止。

7、PT 停运前联系调度将该 1 号主变压器过流保护退出正在运行的电容器。

8、以上整个处理时间必须控制在 40 分钟之内。注意事项

1、当将该段 10kv 各配电线路选择后，接地没瞬间消除，在确认所内无接地情况下，应确认两条配电线接地。

2、联系调度，将该段配电线停电方式进行选择。

3、按调度令将配电线逐条停电到消除为止。

4、按调度令对停电线路送电，当送到某条线路，接地出现时将该线路断路器切开，接地消除，对其他线路继续送电。当送到某条线路接地出现时，切开该线路断路器;说明以上两条线路接地，将其余线路送电。

2.5.4 预想题目：I0KV 线路永久性故障

象征

1、后台微机报警，10kv 配电线路过流保护动作;断路器变位，10kv 配电线直流、有功、无功指示值为零。保护盒显示保护动作的情况下，重合闸动作重合不良。

2、现场警报响、警铃响，10kv 配电线路过流保护动作,断路器在开位，配电线电流、有功、无功指示值为零，绿灯闪光。

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kv 配电线路过流保护动作。

3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。

4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；

5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；

6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，进行分析。

7、该故障线路是否强送应按调度令执行，如强送保护再次动作断路器跳闸，说明线路永久故障。

8、第一次强送不成功，用电单位自身的原因没有查清楚，严禁第二次强送。

2.5.5 预想题目：10KV 线路瞬时故障

象征

1、后台微机报警，10kv 配电线路过流保护动作，配电线电流，有功、无功指示值正常。

2、现场警报响、警铃响，10kv 配电线路过流保护动作，断路器在合位，配电线电 流、有功、无功指示值正常。

处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为 10kv 配电线路过流保护动作。

3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。

4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；

5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；

6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，进行分析。

7、该故障线路是否强送应按调度令执行，如强送成功，说明为线路瞬时故障。

2.5.6 预想题目 ：10KVI 段母线单相接地的故障

象征：运行中“10kVI 段母线接地”后台报警，1#主变低后备接地告警，电压表 A 相为零，其它两相为线电压。

分析：从故障现象来看，为 10kVI 段母线有永久性接地。电压互感器高压保险一相熔断，虽报出接地信号，但从表计可分析，接地故障时，故障相对地电压降低，另两相电压升高。而高压保险熔断一相时，对地电压一相降低，另两相不变。

处理步骤：

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“单相接地故障”。

3、电话联系用电单位限时查找其故障，并及时回馈查找信息。

4、根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；

5、对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；

6、若站内设备无问题，结合用电单位的信息反馈情况，则有可能是某线路接地故障，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止。

7、以上整个处理时间必须控制在 40 分钟之内。

2.5.7 预想题目 ：系统出现谐振过电压事故

象征：对于小电流接地系统，可能报出接地信号，电压表指示超过线电压，表针会打到头。

A：基波谐振时，一相电压低，但不为零，另两相电压高，超过线电压，表针打到头。或两相电压低，但不为零，一相电压高，表针打到头。

B：分频谐振时，三相电压依次升高，并超过线电压，表针打到头，三相电压表针在同范围内低频摆动。

C：高频谐振时，三相电压同时升高，超过线电压，表针打到头，也可能一相电压上升高于线电压，另两相电压下降。

处理步骤：

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，至 PT 柜前查看消谐装置的事件记录，初步判断为“谐振过电压故障”。

3、发生谐振过电压时，应根据系统情况，操作情况作出判断。处理谐振过电压的关键：是破坏谐振的条件。

4、由于操作后产生的谐振过电压，一般可以恢复到操作关前的运行方式，分析原因，汇报调度，采取措施，再重新操作；对母线充电时产生的谐振过电压，可立即送上一条线路，破坏谐振的条件，消除谐振。如果是运行中，突然发生谐振过电压。可以试断开一条不重要负荷的线路，改变参数，消除谐振。

6、若谐振现象消失后，仍有接地信号，三相电压不平衡，一相电压降低，另两相电压升高为线电压，说明有谐振的同时，有单相接地或断线故障。查找处理接地或断线故障。

7、若谐振现象消失后，三相电压仍不平衡，一相降低，另两相不变，则可能是谐振过电压同时，使高压保险熔断，检查电压互感器有无异常后，更换保险试送一次。

第六节 站用电源本体故障

2.6.1 预想题目：10KV 站用变压器本体故障

象征

1)监控申心微机无报警，10kv 站用变压器二次电压电流有波动。2)现场 10kV 站用变压器有异音及放电声，二次电压电流有波动。处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为“10kv 站用变压器本体故障”。

3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。

1)发现以上现象，立即拉开故障站用变压器断路器及二次总隔离开关。2)进行站用变倒换。3)原因查明进行处理。

2.6.2 预想题目：10KV 站用变压器一次熔断器熔断

象征

(1)后台微机无报警，10kV 站用变压器二次电压电流有波动、电压不平衡。(2)现场 10kv 站用变压器有异音及放电声，二次电压电流有波动、电压不平衡。处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为“站用变压器一次熔断器熔断”。

3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。

1)发现以上现象，立即拉开故障站用变压器断路器及二次总隔离开关。2)进行站用变倒换。

3)原因查明处理完后，更换一次熔断器。

2.6.3 预想题目：站用低压配电箱烧坏起火

处理步骤：

1、汇报调度。

2、断开 410 断路器。

3、用灭火器进行灭火；

4、采取好安全措施，检查配电柜烧坏原因；

5、向值班调度和领导汇报；

6、更换配电箱，恢复送电；

7、做好相关记录。

2.6.4 预想题目：1＃站变低压空气开关410 跳闸

处理步骤：

此种现象说明 1＃站变低压回路存在故障：

1、汇报调度，记录故障时间及现象。

2、立即断开 1＃站用变低压回路所有负荷。

3、试送 401 空气开关，如不成功，说明 1＃站用变低压柜内低压回路有故障，应尽快查找处理故障。

4、试送 401 空气开关成功后，逐一试送各分路负荷，当试送至某一分路负荷时，空气开关再次跳闸，说明该分路存在故障，此时应断开该分路负荷，合上 1K 空气开关，恢复其它低压回路负荷，处理故障分路故障点。

2.6.5 预想题目：全站失压

象征：事故照明灯亮，后台系统失压报警：主变温度异常，电压回路断线等，交流全部消失。

处理步骤：

1、汇报调度，记录故障时间及现象。

2、首先检查后台系统所发的信号情况及各开关位置指灯有无绿灯闪光，还要检查所有开关保护掉牌情况。分析是否由于站内站用变及其它开关跳闸引起全站失压。

3、如果是由于 35kV 开关跳闸使站内失压，应检查后做好记录并迅速向调度及领导汇报。

2.6.6 预想题目：站用变919 开关故障跳闸

处理步骤：

1、汇报调度，记录故障时间及现象。

2、迅速手动断开路 1＃站用变低压空气开关 410，拉开 919 隔离刀闸，断开低压联络空气开关。

3、将 4201 双电源开关由“IN 主供电源”转换至“IR 备用电源”，合上 2#站用变联络空气开关。

第七节 直流电源故障

2.7.1 预想题目 ：直流系统接地故障

象征：运行中“直流母线接地”后台系统报警，直流系统保护装置告警未复归。处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为“直流系统接地”。

3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。1)到现场首先对直流绝缘监视进行切换。

2)如负极全接地，监视切换到负极时表计指示电压为零。3)如正极全接地，监视切换到正极时表计指示电压为零。4)应对直流进行瞬间拉合法选择。

5)在直流屏上拉开直流断路器或熔断器，应先次要后主要的原则进行。6)当拉到某回路时接地瞬间消除，则是该回路接地。7)对该回路下级断路器拉合，拉到该回路末端断路器。8)对接地回路，用外观检查及万用表测量进行。

9)如接地处理需要将高压设备停电时，应联系有关人员。10)防止两点接地造成断路器误跳误合。11)查找应抓紧时间，接地超过 2h 为障碍。注意事项

因为直流系统关系到整个变电站及电力系统的安全运行，所以应及时汇报调度。查找直流接地故障的一般顺序和方法是：

1、分清接地故障的极性，粗略分析一下故障发生的原因。

2、查找之前，先在直流盘上用直流绝缘监测转换开关判明接地故障的极性，然后分析接地故障是否与天气变化有关，长时阴雨天气，会使直流系统绝缘受潮，室外端子箱、机构箱、接线盒等可能因密封不良进水，是否与设备操作有关。

3、进一步查出故障回路，用瞬拔直流操作保险、信号保险的方法，查明故障所在回路。

4、查找直流系统接地故障，应随时与调度联系，并由二人及以上配合进行，其中一人操作，一人监护，并监视表计指示及信号的变化。

5、在直流系统接地故障中，危害较大的是两点接地，可能构成接地短路，造成继电保护、信号、自动装置误动（正极两点接地）、拒动（负极两点接地）或电源保险熔断（正负极两点接地）保护及行动装置失去电源。

6、在检查处理直流系统接地过程上，绝不允许造成两点接地。到直流系统绝缘监测仪前检查观察是第几回分支线，正极或负极接地。汇报调度及负责人。

7、在调度的指挥下，由二人以上配合进行查找。利用“瞬停法”，查找分路所带回路中有无接地。若经检查，故障点在某一线路的控制、信号回路中，应汇报调度，由专业人员配合查找。

8、若用瞬拔保险的方法检查（一般不超过３秒钟）所有设备的操作、信号保险，直流接地信号仍不消失，故障点可能在直流小母线上或在小母线与直流盘电缆线上，可进一步检查，直至恢复正常。

9、在查找过程中，无论回路有无故障点，接地信号是否消失，瞬拔保险均应及时投入。

2.7.2 预想题目：直流母线电压过低

象征

后台微机报警，“直流母线电压过低”信号标示。处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为“直流母线电压过低”。

3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。

1)用万用表测母线电压数值是否与电压表指示一致。2)测量数值正常，认为电压表指示不准，通知处理。3)电压数值与电压表指示一致。4)检查浮充机是否正常。5)检查浮充电流是否正常。

6)如浮充机停运重新启动，如浮充电流小则调高。

2.7.3 预想题目：单只电池开路处理

象征：

后台，浮充机停运时，“直流母线无电压”信号标示，微机报警。处理步骤

1、汇报调度。

2、记录故障时间及现象，初步判断为 “单只电池开路”。

3、组织人员进行查找，查找时应两人进行。

1)用万用表测母线电压数值是否与电压表指示一致。2)测母线电压数值为零。

3)用万用表对电池组进行分段快速测量。4)当测到某段电池时没有电压认为是故障。

5)当测到单只电池两端出现电池组全电压时认为该电池开路。6)应用连接线将该电池跨接良好，将电池拆除。

2.7.4 预想题目：蓄电池故障造成直流消失，一时不能将蓄电池投运

象征：直流母线电压表无电压，“蓄电池有明显故障”。处理步骤

1、发现直流母线电压表无电压，直流消失。经检查发现蓄电池有较大故障后，应迅速向调度汇报。

2、退出硅整流。

3、将直流屏上的充电闸刀向上倒向母线侧。

4、起动硅整流。

5、拉开蓄电池与直流母线上的连接闸刀。

6、取下蓄电池进入直流屏母线上的正、负极保险。

7、将充电屏上的电位器调节到母线电压为 220V 为止。

8、退出所有开关的重合闸压板。

9、拉开直流屏上所有合闸电源开关。

10、派人对蓄电池检修。

2.7.5 预想题目：蓄电池爆炸

处理步骤

1、汇报调度。

2、发现蓄电池爆炸首先断开充电电源，检查哪组电瓶爆炸并迅速停掉该组蓄电池充电，拉开该组电池充电开关。

3、进行灭火处理，灭火时戴好防毒和安全用具，没有防毒罩用湿手帕捂住口鼻防止中毒，并防止继续爆炸。

4、隔离故障电池组拆除爆炸电瓶

2.7.6 预想题目：10KV 电压并列装置的使用

1）当 10kvⅠ段Ⅱ段母线分别运行，当 10kvⅠ段Ⅱ段电压互感器在投入位置时，将电压切换把 手切置停用位置，此时电压使用所对应母线 PT 的电压。

2）当 10kvⅠ段Ⅱ段需要退出其中一段电压互感器，且所退出电压互感器所在在母线所属设备需 要电压时，可根据需要将 10kvⅠ段Ⅱ段母线并列。只有在 10kv 母联断路器合上后，才允许将两段电压 互感器二次并列，并列时将电压切换把手切置投入位置，此时“Ⅰ母”灯亮，即可实现 10kvⅠ、Ⅱ段 母线电压并列。可保证保护及计量二次电压回路不中断供电。