风力发电场升压站资料

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北京天源科创风电技术有限责任公司

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前 言

为了加强风电场变电站值班人员理论知识的学习，以提高自身的运行维护水平，特编写本书。

本书共分为四章。第一章主要讲述了变电站的各项运行制度及一些工作规范；第二章主要讲述了变电站倒闸操作的步骤、相关注意事项及事故处理的基本原则；第三章主要讲述了变电站的一次设备的原理、运行维护及异常故障处理；第四章主要讲述了变电站的二次设备的原理、运行维护及异常故障处理。内容紧密结合现场设备做了系统地介绍，融合了最新的技术，并注重了实用性。

因编写时间较为仓促，加之编者水平有限，疏漏错误之处在所难免，敬请各位同仁能及时地提出，以便修订和完善。

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目 录

第一章 变电站运行制度汇编 ……………………………………………… 4

第一节 各运行岗位职责及权限 ……………………………………… 4 第二节 操作票制度 …………………………………………………… 5 第三节 工作票制度 …………………………………………………… 6 第四节 交制度 …………………………………………………… 7 第五节 巡回检查制度 ………………………………………………… 7 第六节 设备定期试验切换制度 ……………………………………… 8 第二章 变电站倒闸操作及事故处理原则 ………………………………… 9

第一节 风电场升压站典型主接线方式 ……………………………… 9 第二节 电气设备状态描述 …………………………………………… 10 第三节 倒闸操作的基本原则 ………………………………………… 10 第四节 倒闸操作的步骤 ……………………………………………… 11 第五节 事故处理的一般规定基本原则 ……………………………… 12 第三章 一次系统设备 ……………………………………………………… 14

第一节 风力发电场升压站一次系统示意图 ……………………………… 14 第二节 主变运行规程 ………………………………………………… 14 第三节 电压无功补偿装置运行规程 ………………………………… 22 第四节 高压断路器运行规程 ………………………………………… 25 第五节 隔离开关运行规程 …………………………………………… 26 第六节 接地刀闸运行规程 …………………………………………… 27 第七节 电压互感器运行规程 ………………………………………… 28 第八节 电流互感器运行规程 ………………………………………… 29 第九节 避雷器运行规程 ……………………………………………… 30 第十节 电力电缆运行规程 …………………………………………… 31 第十一节 所用变运行规程 ……………………………………………… 32 第四章 二次系统介绍 ……………………………………………………… 34

第一节 风电场升压站二次系统示意图 ……………………………… 34 第二节 变电站综合自动化系统 ……………………………………… 34

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第三节 电气设备主要保护介绍 ……………………………………… 36 第四节 微机保护测控装置 …………………………………………… 43 第五节 电压无功补偿控制装置 ……………………………………… 44 第六节 故障录波装置 ………………………………………………… 46 第七节 直流系统 ……………………………………………………… 47

第一章 变电站运行制度汇编

第一节 各运行岗位职责及权限

1． 站长 1.1 岗位职责

1.1.1 全面负责本站各项工作，是本站安全经济运行负责人。

1.1.2 组织本站的技术、业务、政治学习，作好政治思想工作和安全教育工作，不断提高本站人员的技术水平。

1.1.3 经常查阅有关记录，了解生产运行情况。较为复杂的停送电操作，应组织做好准备工作并参加现场监督。 1.1.4 做好技术资料管理工作。

1.1.5 组织搞好全站设备维护、环境卫生和文明生产。 1.2 权限

1.2.1 对本站生产管理和各项工作有工作指挥权。 1.2.2 有权决定本站的人员分配和工作分配。

1.2.3 对违反操作规程，不遵守劳动纪律，不服从分配的人员，有权批评制止和提出处理意见。 2． 值长

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2.1 岗位职责

2.1.1 协助站长完成变电站的各项工作。 2.1.2 在值班期间，为安全生产第一责任人。 2.1.3 负责与调度联系，进行负荷或运行方式的调整。 2.1.3 负责电气倒闸操作的监护工作。 2.1.4 负责第一、第二种工作票的许可工作。 2.1.5 风机故障时，及时派遣风机维护人员进行处理。 2.2 权限

2.2.1 对本值期间的各项工作有工作指挥权。 2.2.3 对变电站值班员及风机维护人员有调遣权。 3． 值班员岗位职责 3.1 岗位职责

3.1.1 掌握电气设备及风机运行情况和负荷变化情况。

3.1.2 正确进行倒闸操作和一般事故处理，根据要求做好安全措施。 3.1.3 负责按时巡视设备、抄表、核算电量工作。 3.1.4 及时填写各种记录、台帐。 3.1.5 保管好各种工具、仪表。 3.1.6 搞好环境卫生工作。 3.2 权限

3.2.1 对违章作业有权制止，有权拒绝违章指挥。 3.2.2 除事故处理外，无权进行单人倒闸操作。 3.2.3 有权拒绝违章指挥并可越级反映。

第二节 操作票制度

1. 操作票的使用规定

1.1 在正常情况下凡两项以上的操作均应填写操作票。

1.2 紧急事故的处理时，两项以上的操作可不填写操作票，但事故后应在运行日志中写明，并报告调度。 2．操作票的填写内容

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2.1 应拉合的设备。

2.2 拉合设备后检查设备的位置。

2.3 验电及安装、拆除接地线，安装或拆除控制回路或电压互感器回路的熔断器，切换保护回路和自动化装置及检验是否确无电压。

2.4 进行停送电操作时，在拉合隔离开关前，检查断路器确在分闸位置。 2.5 在进行倒负荷或解、并列操作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况。 2.6 设备检修后合闸送电前，检查送电范围内接地刀闸已拉开，接地线已拆除。 3．操作票填写的注意事项

3.1 操作票要用钢笔或圆珠笔填写，字迹要清晰，不得涂改。 3.2 填写设备的双重编号（设备名称及编号）。

3.3 每项（一个操作的程序号）只填写一个操作程序或一个检查项目。

3.4 操作票填写完毕核对无误后，监护人和操作人分别签字，重要的操作还应由站长或主值签名。 4．操作票的使用及保存

4.1 同一变电站的操作票应事先连续编号，计算机生成的操作票应在正式出票前连续编号。 4.2 操作票按编号顺序使用。

4.3 作废的操作票，应注明“作废”字样 4.4 未执行的应注明“未执行”字样， 4.5 已操作的应注明“已执行”字样。 4.6 操作票应保存一年。

第三节 工作票制度

1．在电气设备上的工作的几种形式 1.1 填用第一种工作票 1.2 填用第二种工作票 1.3 口头或电话命令

2．填用第一种工作票的工作行为

2.1 高压设备上工作需要全部停电或部分停电者。

2.2 二次系统和照明等回路上的工作，需要将高压设备停电者或做安全措施者。

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2.3 高压电力电缆需停电的工作。

2.4 其他工作需要将高压设备停电或要做安全措施者。 3．填用第二种工作票的工作行为

3.1 控制盘和低压配电盘、配电箱、电源干线上的工作。

3.2 二次系统和照明等回路上的工作，无需将高压设备停电者或做安全措施者。 3.3 非运行人员用绝缘棒和电压互感器定相或用钳型电流表测量高压回路的电流。 3.4 高压电力电缆不需停电的工作。

3.5 带电设备外壳上的工作以及无可能触及带电设备导电部分的工作。 4．工作票中所列人员

4.1工作票签发人：由熟悉人员技术水平、熟悉设备情况、熟悉安全规程，并具有相关工作经验的生产领导人、技术人员或经本单位主管生产领导批准的人员担任。 4.2 工作负责人：由具有相关工作经验，熟悉设备情况、熟悉工作班人员工作能力和安全规程，经生产领导书面批准的人员。

4.3工作班成员：由具有相关工作经验，熟悉设备情况和安全规程人员担任。 4.4工作许可人：一般为值班负责人担任。

第四节 交制度

1．交注意事项

1.1 人员提前20分钟做好工作和室内外卫生，人员提前15分钟到现场进行交手续。

1.2 在事故处理和倒闸操作期间不允许进行交。

1.3 严禁在交人员互不见面的情况下利用电话或捎口信的方式进行交。 1.4 完毕，双方在运行记录簿上签名后，人员才能离开现场。 1.5 人员有一未到者则应由人员留下一人继续值班。 2．交接内容

2.1 人员向人员介绍变电站运行方式、设备状况、设备缺陷、事故发生处理情况、上级指示、调度命令及有关记录情况。

2.2 人员根据人员介绍的情况查看现场，核对记录。 2.3 查看工作票及操作票记录。

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2.4 检查仪表、灯光、音响信号是否正常。 2.5 检查各种工具是否齐全。

第五节 巡回检查制度

1．巡回检查周期 1.1 前巡视一次。 1.2 班中每两小时巡视一次。

1.3 每月一日、十五日1-2点夜巡（闭灯）。 2．巡视路线

2.1 线路最优，不重复。 2.2 便于观察、不漏项。

2.2 巡视检查的线路应保证巡视人员与带电设备的安全距离，防止发生触电事故。 3．巡回检查时的安全注意事项

3.1 巡视高压设备时不得从事其他工作，不得移开或越过遮拦。 3.2 要保持与高压带电设备的安全距离。

3.3 雷雨天气巡视高压设备时应穿绝缘靴，并不得靠近避雷针和避雷器。 3.4 高压设备发生接地时，室内不得靠近故障点4米以内，室外不得接近故障点8米以内，进入上述范围时应穿绝缘靴，戴绝缘手套。

第六节 设备定期试验切换制度

1．定期试验切换的目的

通过对设备的定期试验切换运行，以保证设备的完好性，保证在运行设备故障时，备用设备能真正起到备用作用。 2．变电站定期试验切换项目 2.1 所用变的两路电源切换 2.2 设备停电时的绝缘摇测 2.3 监控主机UPS电源试验 2.4 事故照明

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2.5 蓄电池定期放电 2.6 一、二次设备年检

第二章 变电站倒闸操作及事故处理原则

第一节 风电场典型电气主接线方式

1．单母线接线

单母线接线方式适合小型风电场，其特点是结构简单，设备少，投资小。缺点是当线路、母线检修或线路断路器及隔离开关检修时，必须将风电场停运。 2．单母分段接线

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单母线接线方式适合中型风电场，其特点是结构简单，两线路可互为备用。缺点是当母线检修时，必须将检修段母线所接风机停运。 3．双母线接线

双母线接线方式适合大型风电场，其特点是任何一个断路器或隔离开关检修时，均不需将风机停运，可靠性高。缺点是所需设备较多，投资大。

第二节 电气设备状态描述

电气设备所处的状态有四种，即检修、冷备用、热备用、运行。

1. 检修状态：是指检修设备各方面的电源及所有操作电源均已断开，并布置了与检修有关的安全措施（如合接地刀闸或挂接地线、悬挂标示牌、装设临时遮拦等） 2. 冷备用状态：是指设备的检修工作已全部结束，有关检修临时安全措施已全部拆除，恢复常设安全措施，其各方面的电源和所有操作电源仍断开，设备具备投入运行的条件。

3. 热备用状态：设备一经合闸便带电运行的状态。 4. 运行状态：凡带电设备均为运行状态。

第三节 倒闸操作的基本原则

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1．送电操作原则

1.1 拉、合隔离开关及小车断路器前，必须检查并确认断路器在断开位置。 1.2 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。 1.3 停电时，先断开断路器，再拉开负荷侧隔离开关，最后拉开电源侧隔离开关；送电时相反。

1.4 在操作过程中，发现误合隔离开关时，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．母线倒闸操作原则

2.1 母线送电前，应先将该母线的电压互感器投入；母线停电前，应先将该母线上的所有负荷转移完母线停运后，再将该母线电压互感器停止运行。

2.2 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。

3．变压器操作原则

3.1 变压器停送电操作顺序：送电时，先送电源侧，后送负荷侧；停电时相反。 3.2 凡是中性点接地的变压器，变压器的投入或停用前，均应合上各侧中性点接地隔离开关。原因如下：

3.2.1 防止单相接地时产生的过电压或操作过电压，保护变压器中心点的绝缘。 3.2.2 发生单相接地时，有接地故障电流流过变压器，使变压器差动、零序电流保护动作，切除故障点。

3.2.3 两台变压器并联运行，在倒换中性点隔离开关时，应先合上中性点未接地的接地隔离开关，再拉开另一个中性点接地隔离开关，并将零序保护切换到中性点接地的变压器上。

3.2.4 变压器分接开关的切换（有载、无载）。用欧姆表测量分接开关接触电阻合格后方可送电。

第四节 倒闸操作的步骤

倒闸操作的步骤 1．接受任务

系统调度员下达操作任务时，预先用电话将操作项目及原因下达给值长。值长

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接受操作任务时，应将下达的任务复诵一遍。值长向电气值班长下达操作任务时，要说明操作目的、操作项目、设备状态。接受任务者接到操作任务后，复诵一遍，并记入操作记录本中。 2．填写操作票

值班长接受操作任务后，立即指定操作人填写操作票。 3．审核操作票

3.1 自审由写票人（操作人）自己审查。 3.2 初审由监护人负责审查。 3.3 复审由（值班长、值长）审查。

各审票人应认真检查操作票的填写是否有漏项，操作顺序是否正确，内容是否简单明了，各审核人审核无误后在操作票上签字，操作票经值班负责人签字后生效。正式操作待系统调度或值长下令后执行。 4．接受操作命令

正式操作必须有系统调度员或值长发布的操作命令。系统调度员发布操作命令时，监护人、操作人同时受令，并由监护人按照填写的操作票向发令人复诵，经双方核对无误后，在操作票上填写发令人、受令人姓名及发令时间。值长发布操作命令时，操作人、监护人同时受令，监护人、操作人接到操作命令后，值长、监护人、操作人均在操作票上签字，并记录发令时间。 5．模拟操作

正式操作之前，监护人、操作人应先在模拟图板上按照操作票上所列项目和顺序进行模拟操作，监护人按操作票的项目顺序唱票，操作人复诵后在模拟图板上进行操作，最后一次核对检查操作票的正确性。 6．正式操作

操作时，必须执行唱票、复诵制度。每进行一项操作，其程序是：唱票—对号—复诵—核对—下令—操作—复查—做执行记号“√“。监护人按照操作票项目先唱票，然后操作人按照唱票项目的内容，查对设备名称，自己所处的位置，操作方向（四对照）确定无误后，手指所要操作的设备（对号），复诵操作命令。监护人听到操作人复诵操作命令后，再次核对设备名称、编号无误后，最后下令“对，执行”。操作人听到监护人下令后方可进行操作。操作完一项后，复查该项，检查该项操作结果和正确性，如断路器实际分、合位置，机械指示、信号指示灯、表计变化情况

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等，并在操作该项编号前做一个记号“√”。重要步骤要记下该项操作时的时间。 7．复查设备

操作完毕后，操作人、监护人应全面复查一遍，检查操作过的设备是否正常，仪表指示、信号指示、联锁装置等是否正常。 8．操作汇报

操作结束后，监护人立即向发令人汇报操作情况、操作起始时间和终结时间，经发令人认可后，由操作人在操作票上盖“已执行”印章。 9．操作记录

监护人将操作任务、起始时间和终结时间记入操作记录本中。

第五节 事故处理的一般规定及基本原则

1．事故处理的一般规定

1.1 发生事故和处理事故时，值班员不得擅自离开岗位，应正确执行调度、值长的命令处理事故。

1.2 在交手续未办完而发生事故时，应由人员处理，人员协助、配合。在系统未恢复稳定状态或值班负责人不同意交之前，不得进行交。只有在事故处理告一段落或值班负责人同意后，方可进行交。

1.3 处理事故时，系统值班员是系统事故处理的领导和组织者，值长是变电站事故处理的领导和组织者。值长应受系统调度员指挥。

1.4 处理事故时，各级值班员必须严格执行发令、复诵、汇报、录音和记录制度。发令人发出事故处理的命令后，要求受令人复诵自己的命令，受令人应将事故处理的命令向发令人复诵一遍。如果受令人未听懂，应向发令人问清楚。命令执行后，应向发令人汇报。为便于分析事故，处理事故时应录音。事故处理后，应记录事故现象和处理情况。

1.5 事故处理中，若下一个命令需要根据前一个命令执行情况来确定，则发令人必须等待命令执行人亲自汇报后再定。不能经第三者传达，不准根据表计的指示信号判断命令的执行情况。

1.6 发生事故时，各装置的动作信号不要急于复归，以便查核，便于事故的正确分析和处理。

2．事故处理基本原则

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2.1 迅速事故的发展，清除事故的根源，解除对人身和设备安全的威胁。 2.2 注意所用电的安全，设法保持所用电源正常。

2.3 事故发生后，根据表计、保护、信号及自动装置动作情况进行综合分析、判断，做出处理方案，处理中应防非同期并列和系统事故扩大。

2.4 在不影响人身及设备安全的情况下，尽一切可能使设备继续运行。

2.5 在事故已被并趋于正常稳定状态时，应设法调整系统运行方式，使之合理，让系统恢复正常。

2.6 尽快对已停电的用户恢复供电。

2.7 做好主要操作及操作时间记录，及时将事故处理情况报告有关领导和系统调度员。

第二章 一次系统设备

第一节 风力发电场升压站一次系统示意图

风力发电场升压站一次系统示意图一般如下：

风力发电机发出的电压经塔底的箱变升至10KV或35KV，分组并到架空线路上，接至10KV或35KV开关室内。再经升压变至110KV或220KV，送至变电站进行电能分

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配。10KV或35KV的母线上并有电容器组，用以补偿系统的无功。

第二节 主变运行规程

1．工作原理

变压器是一种按电磁感应原理工作的电气设备，当一次线圈加上电压，流过交流电流时，在铁心中就产生交变磁通。在交变磁通的作用下，两侧的线圈分别产生感应电势，电势的大小与匝数成正比。变压器的原、副线圈匝数不同，这样就起到了变压作用。 2．功能

用以电能传输前的升压，减少线路损耗，达到远距离送电目的。 3．主变压器的投运

3.1 主变压器投运前的检查项目如表1

表1 主变压器投运前的检查项目

序号 检查项目 要求 （1）本体及周围环境清洁。 （2）高、低压套管完好。 （3）接线紧固、无过热现象。 （4）油位、油色正常。 （5）呼吸器的吸湿剂正常,油位正常。 （6）防爆管及防爆膜完好。 （7）瓦斯继电器中无空气。 变压器 （8）温度计齐全,信号接点定位正确。 间隔 （9）通向油枕内和散热器的蝴蝶阀在开通位置。 （10）油箱、散热器和油枕等无渗漏现象。 （11）分接头位置正确，三相一致，有载调压装置调节正常。 （12）通风系统正常。 （13）灭火器材配备齐全、完好。 （14）本体及构架可靠接地。 （15）主变栅栏、门完整并加锁。 开关室压 （1）有关电压互感器无渗油, 互感器油位正常。 一、二次熔断器完好并投入。 器回路备 和即将运 （2）电流互感器及电缆紧固。 的母线设（3）刀闸断开操作机构灵活，闭锁装置可靠。 备 （4）开关断开，位置指示准确，合闸电源正常。 1 2 文档大全

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3 4 5 （5）母线绝缘合格。 （1）继电保护正常投入。 主控室配 （2）仪表齐全、准确。 电室二回 （3）控制回路完好、指示灯正常。 路 （4）二次回路正常。 （1）综合自动化系统正常。 （2）直流系统正常。 公用系统 （3）必须的交直流照明系统完好。 （4）通讯系统完好。 变压器及其运行范围一、二次回路的工作票均已收回，其它方面 短路接地线已拆除。

3.2 主变压器投运前绝缘的摇测

3.2.1 测量前应将瓷套管清扫干净，拆除全部接地线(或中性线)。

3.2.2 使用合格的1000V～2500V摇表，摇测时摇表放平。当转速达到120转／分，测R15、R60（加压时间分别为15S、60S时所测绝缘电阻值）。吸收比R60/R15一般应不低于1.3，R60的绝缘电阻值应不低于上次测量值的50%。 3.2.3 测量项目：一次对地；二次对地；一、二次之间的绝缘电阻。

3.2.4 不准在摇测时用手摸本体或接触摇表线,测量前后应将变压器线圈放电。 3.3 投运时的注意事项

3.3.1 主变压器的冲击应当在装有保护装置的高压侧进行。

3.3.2 新安装的变压器应进行5次额定电压的冲击合闸试验，大修后的变压器应进行3次额定电压的冲击合闸试验，用以检查变压器的绝缘是否正常及差动保护是否会误动作。

3.3.3 主变压器的投入运行应先投电源侧，后投负荷侧。 4．主变压器的允许运行方式

4.1 变压器在环境温度下不超过35℃的条件下，可按铭牌规范运行。

4.2 变压器运行中的允许温度，应按上层油温来检查。变压器上层油温最高不超过95℃，变压器上层油温升不超过55℃。为防止变压器油劣化过速，上层油温一般不宜经常超过85℃。

4.3 变压器外加一次电压可以较额定电压高，但不得超过各分接头额定电压的105％，不论电压分接头在任何位置，如果所加一次电压不超过其相应额定值的5％时，变压器的二次侧可输出额定电流。

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4.4 主变在遇到下列情况之一者，则需开冷却风扇运行。 4.4.1 变压器的负荷超过额定值的66.7％。 4.4.2 变压器上层油温已超过55℃。

4.5 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常使用，事故过负荷只允许在事故情况下（如：运行中的若干台变压器中有一台损坏，而又无备用时，则其余变压器允许按事故过负荷运行使用。变压器存在较大的缺陷（如：冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等）时不准过负荷运行。 4.6 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相负荷不超过额定值。 4.7 变压器的并列运行应满足以下条件： 4.7.1 电压变比相等。 4.7.2 阻抗电压相等。 4.7.3 绕组联接组别相同。

4.7.4 变压器经大修或第一次投用须检查相位相同。

4.8 新装或变动过内、外接线以及改变过接线组别的变压器，并列运行前必须核定相位。

4.9 为防止断路器的非同期性引起的操作过电压危及变压器的绝缘，110KV及以上电压等级主变在停电或送电前必须将变压器中性点接地刀闸合上。 5．运行中巡视项目

5.1 检查变压器上层油温、油位正常，油色透明。 5.2 变压器内无异音，各部分无漏油、渗油现象。

5.3 检查变压器本体及套管外部应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹，变压器本体无杂物。

5.4 检查吸湿器应完好，硅胶无变色。 5.5 检查变压器的压力释放阀完好。

5.6 检查变压器的冷却系统运行正常，冷却系统电源正常。 5.7 变压器各侧接线端子无过热痕迹。 5.8 检查调压分接头位置正确。

5.9 检查变压器铁芯地线和外壳地线是否良好。 6．变压器运行的特殊巡视项目

6.1 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，

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瓷瓶套管有无放电痕迹及破裂现象。

6.2 气温骤变时，检查储油柜和瓷套管油位是否有明显的下降，各侧连接引线是否有过紧或断股的变化。

6.3 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。

6.4 在瓦斯继电器发出信号时，应对变压器进行外部检查。

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；防爆膜、压力释放器是否动作。

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现象。

7．变压器瓦斯保护的运行

7.1 变压器在正常运行时，重瓦斯保护应投“跳闸”位置，有载调压装置瓦斯保护应投“跳闸”位置，未经总工批准不得将其退出运行。

7.2 变压器进行下列工作时，重瓦斯保护改投“信号”位置，工作结束后，待变压器中空气排尽，再将重瓦斯保护投入“跳闸”位置。 7.2.1 在瓦斯继电器及其二次回路上有工作时。

7.2.2 变压器在运行中加油、滤油、油箱底部放油及更换净油器的吸附剂时。 7.2.3 当油位计上指示的油面有异常升高或油路有异常现象时，为查明原因，需要打开各个放气阀门或放油塞子或进行其他工作时。 7.2.4 更换吸湿器内硅胶，检查畅通呼吸器时。 7.2.5 开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。

7.3 因大量漏油而使变压器油位迅速下降时，禁止只将瓦斯保护改投信号，而必须迅速采取消除漏油的措施，必要时立即加油，禁止从变压器下部加油。 7.4 变压器重瓦斯与差动保护禁止同时退出运行。

7.5 在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的抗震性能来确定将重瓦斯保护投入跳闸或信号。 8．主变压器有载分接调压装置的运行

8.1 主变分接头的切换，应根据系统电压需要来决定，切换分接头位置应有上级调

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度的命令。

8.2 操作机构的机械传动部分应保持良好的润滑，定期检查油杯中是否缺油，使润滑油脂充分侵入。

8.3 分接开关中的油每年应有检修负责更换一次，油耐压值不低于20KV，油位在油表2/3处。

8.4 运行6个月至1年后，应有检修负责检查分接开关一次，以后可根据情况定期检查。

8.5 在运行或切换操作中，若发生电压、电流指示连续摆动，可能因切换开关或切换电阻烧伤引起，此时应停止变压器运行，通知检修处理。

8.6 分接开关操作过程中,须待当前挡位操作完成后方可进行下一挡位的操作 8.7 禁止在变压器过负荷情况下进行操作。

8.8 长期不调的分接开关，存在长期不用的分接位置的分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。

8.9 操作机构门应关闭严密，以防止雨雪尘土的侵入。 9．异常及事故处理

9.1 主变压器有下列情况之一者，应立即汇报并通知检修处理 9.1.1 在正常负荷及冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。 9.1.2 变压器漏油，油枕油面低于允许值以下。 9.1.3 变压器防爆膜或压力释放阀打开。 9.1.4 变压器油色显著变化。 9.1.5 变压器套管有裂纹。 9.1.6 变压器接头发热、变色。 9.1.7 变压器冷却系统故障。 9.1.8 变压器内部声音不正常。

9.2 变压器有下列情况之一者，应立即停止变压器运行 9.2.1 变压器内部声音很不正常，有爆裂声。 9.2.2 变压器油枕或安全阀向外喷油。

9.2.3 变压器的套管爆炸或破损严重，放电严重。

9.2.4 变压器大量漏油，油位急剧下降且至瓦斯继电器以下。 9.2.5 变压器套管端头发热熔化。

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9.2.6 变压器着火、冒烟。 9.2.7 变压器外壳破裂。

9.2.8 变压器轻瓦斯信号发出，放气检查为可燃性气体。

9.2.9 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。 9.3 变压器油温异常升高的处理

9.3.1 检查温度计指示是否准确、测温装置是否正常，外壳温度是否也有所升高，油位有无异常的升高。

9.3.2 检查冷却系统工作是否正常。

9.3.3 检查变压器是否过负荷，若为过负荷所致，则立即减负荷。

9.3.4 检查变压器的三相电流是否平衡，如有不平衡现象，应进行调整，使之设法保持基本平衡。

9.3.5 若发现上层油温比平时同样负荷，同样冷却介质时的温度高出10℃以上，变压器负荷不变且冷却系统正常，而油温不断上升，则可认为变压器内部故障（如：绕组匝间短路）。若变压器的保护拒动，应立即汇报，停运变压器进行检修。 9.4 变压器内部声音异常处理

9.4.1 声音较大而吵杂，强烈而不均匀的“噪声”可能是铁芯的穿心螺丝未夹紧，铁芯松动而造成的。个别零件的松动，会发出“叮当”声。某些离开叠层的硅胶钢片端部振动，有“营营”声。停运检查。

9.4.2 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。停运检查。

9.4.3 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，而局部点严重过热。停运检查。 9.4.4 声音中夹有暴烈声，既大又不均匀时，可能是变压器器身绝缘有击穿现象。停运检查。

9.4.5 如检查发现内部有放电声或不正常的声音时，应立即停运检查。

9.4.6 变压器内发出很高而沉重的“嗡嗡”声，这是由于过负荷引起的，可以从电流表指示判断，立即减负荷。

9.4.7 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才操作的设备。

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9.4.8 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。 9.5 变压器油位异常处理

9.5.1 如因冷却效果低使油温上升导致溢油，应增开冷却装置，同时适当降低负荷。 9.5.2 如因本身油位太高造成溢油，可适当放油。 9.5.3 若因温度升高而使油位过度升高时，应适当放油。

9.5.4 若因温度降低或漏油而使油位过度降低时，应适当补油或采取堵漏措施。补时严禁从变压器下部进行。如漏油无法停止，禁止将重瓦斯保护投信号。同时应迅速将变压器停运，并采取防火措施，排除变压器周围积油。 9.6 变压器轻瓦斯保护动作

9.6.1 检查是否因空气侵入变压器内。 9.6.2 检查变压器油位、油色有无明显变化。 9.6.3 检查是否因漏油导致油位降低。

9.6.4 检查是否由于二次回路故障或二次回路有人工作所致。

9.6.5 如检查发现内部有放电声或不正常的声音时，应立即停运检查。

9.6.6 经外部检查未能查出不正常象征，若瓦斯继电器内有气体时，应记录含量，立即取出瓦斯继电器内积聚的气体鉴定气体性质，并进行分析，根据分析结果按表2处理。

表2 瓦斯继电器内气体性质与故障性质的关系及处理方法

气体性质 无色、无味、不可燃 黄色、不易燃 故障性质 空气侵入 木质故障 处理方法 放气后继续运行 停止运行 停止运行 停止运行 淡黄色、强烈臭味、可燃 绝缘材料故障 灰色、黑色、易燃

9.7 变压器重瓦斯保护跳闸

油故障 9.7.1 变压器内部故障，应对变压器进行外部检查，检查瓦斯保护动作是否正确，并采油样和气体进行分析。

9.7.2 检查变压器大量是否漏油、油面下降太快，或二次回路故障。

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9.7.3 检修后油中空气分离太快，也可能使保护动作。 9.7.4 摇测变压器的各侧绝缘，测试线圈的直流电阻。

9.7.5 在未查明原因，确认变压器内部无故障或消除故障前，变压器不可投入运行。 9.8 变压器差动保护动作

9.8.1 进行外部检查，检查保护范围内有无明显的故障点。 9.8.2 摇测变压器各侧的绝缘电阻，测试线圈的直流电阻。。

9.8.3 检查差动保护范围外的设备，是否发生过短路而使差动保护误动及是否为保护装置二次回路所造成差动保护动作，若为上述原因造成差动保护动作则变压器可重新投入运行，将误动的差动保护暂停运行（此时瓦斯保护必须投入跳闸位置）。 9.8.4 若为变压器内部故障，在故障未消除前不可将其投入运行。 9.9 变压器着火

9.9.1 若瓦斯或差动保护未动作，应立即断开各侧断路器及隔离开关，通知消防队、启动该变压器的消防装置进行灭火，汇报有关领导。 9.9.2 停止变压器的冷却系统。

9.9.3 变压器顶盖上着火时，应打开下部放油门放油，使油面低于着火处。 9.9.4 若变压器内部着火冒烟时，压力释放阀不返回或动作频繁，向外喷油冒烟着火，不许放油，以防变压器发生爆炸。 9.9.5 当火势较大时应采取必要的隔离措施。

9.9.6 发生着火后应采取与其它设备隔离的措施，防止火灾漫延，受火灾威胁或影响灭火的带电设备应停电。

9.9.7 使用灭火器和干砂迅速将火扑灭，不能使用泡沫灭火器。

第三节 电压无功补偿装置运行规程

S48/750风力发电机为异步发电机，运行时需要吸收系统的无功进行励磁。为防止系统因无功不足引起电压的下降，选用无功补偿装置来中和系统中的感性负载，抬高系统功率因数。

变电站无功补偿装置由电压调节变压器、串联电抗器、并联电容器组三部分组成。

1．电压调节变压器 1.1 工作原理

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同有载调压变压器原理。 1.2 功能

通过调节变压器的分接变比来调节加在电容器组的的电压，从而调节电容器组的输出容量。 1.3 运行及事故处理 同主变。 2．电抗器 2.1 功能

电抗器是一个不带铁芯的线性电感线圈，串接在高压回路中。故障时可以短路电流，抬高母线残压；电容器组投入时的涌流和高频率谐波；抑制电容器组连接回路中产生高次谐波的谐振；减少电网中谐波源对电容器过负荷的影响；减少电容器组断路器两相重燃时的涌流，以利灭弧。 2.2 运行中正常巡视项目

2.2.1 电抗器接头应接触良好，无发热现象。

2.2.2 检查电抗器噪音和振动无异常，无放电声及焦臭味。 2.2.3 电抗器本体及周围应清洁无磁性杂物。

2.2.4 电抗器线圈无变形；支持瓷瓶清洁，安装牢靠，无裂纹及破损。 2.2.5 垂直分布的电抗器应无倾斜，地面完好无开裂下沉。 2.3 异常及事故处理 2.3.1 电抗器局部过热

巡视时，若发现电抗器有局部过热现象，则应减少电抗器的负荷，并加强通风，必要时可采用临时措施，采用强力风扇，待有机会停电时，再进行处理。 2.3.2 电抗器支持瓷瓶破裂

现象：电抗器水泥支柱损伤，支持瓷瓶有裂纹，线圈凸出或接地。 处理：停用电抗器或断开线路开关，将故障电抗器停用。 2.3.3 电抗器烧坏

现象：电抗器水泥支柱和引线支持瓷瓶断裂，电抗器部分线圈烧坏。 处理：检查继电保护是否动作，若拒动，应立即手动断开电抗器电源，停用故障电抗器。 3．电容器组

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3.1 功能

并联电容器组并接在母线上，类似于系统上的一个容性负载，它吸收系统的容性无功功率，相当于向系统输送感性无功。可以提高系统运行的功率因数，提高受电端母线的电压水平，同时，它减少了线路上感性无功的输送，减少线路上电压和功率的损耗。

3.2 运行中正常巡视项目

3.2.1 检查电容器所在母线电压，应不超过额定电压的110%。

3.2.2 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。

3.2.3 检查外壳、不应有胀鼓、渗漏油等现象。 3.2.4 检查声音，电容器内部无放电声或其它异常声音。 3.2.5 检查绝缘子和瓷套管应清洁、完好、无损伤和放电痕迹。

3.2.6 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℃，否则停用电容器。

3.2.7 检查各电气接头，应接触良好，无发热现象。 3.2.8 检查放电线圈等保护设备完好。 3.3 电容器摇测绝缘

3.3.1 摇测前，应先将电容器对地放电。

3.3.2 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。 3.3.3 测试完毕，对地进行放电。 3.4 异常及事故处理

3.4.1 电容器本体出现下列情况之一时，应立即停用 3.4.1.1 喷油、鼓肚、爆炸、起火。 3.4.1.2 瓷瓶发生严重放电闪络现象。 3.4.1.3 接头过热或熔化。

3.4.1.4 内部有放电声及放电设备异音。

3.4.1.5 外壳温度超过55℃，或环境温度超过40℃。 3.4.1.6 三相不平衡电流超过5%以上。

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3.4.1.7 渗漏油严重。 3.4.2 电容器开关跳闸

3.4.2.1 检查动作保护类型，一般为过流、过压、失压。

3.4.2.2 过流保护动作时，检查电容器有无爆炸、喷油、鼓肚现象。 3.4.2.4 过压、失压保护动作时，检查系统电压。 3.4.2.5 检查开关本体。

3.4.2.6 以上均无异常，可试送电一次。 4．无功补偿装置投切原则

4.1 无功补偿装置的投切，一般应按就地补偿无功功率，无功不倒送系统为原则进行。

4.2 电压在规定范围内时，而无功过多或不足，应切除或投入无功补偿装置。 4.3 电压超上限，当无功不足时，应先调整主变压器分接头，再投入无功补偿装置；当无功合适时，只调节主变压器分接头；当无功过多时，应先切除电容器，再调节主变压器分接头。

4.4 电压超下限时，当无功不足时，应先投入电容器，再调整主变压器分接头；当无功合适时，只调主变压器分接头；当无功过多时，应先调整主变压器分接头，再切除电容器。

第四节 高压断路器运行规程

1．功能

高压断路器有灭弧装置，不仅可以切断和接通正常电路中的空载电流和负荷电流，还可以在系统发生故障时与保护装置及自动装置相配合，迅速的切除故障，防止事故的扩大，保证系统的安全运行。根据灭弧介质的不同可分为真空断路器、SF6断路器、少油断路器等。 2．运行中巡视项目

2.1 断路器分闸、合闸、储能位置与机械、电气指示位置一致。 2.2 开关外壳接地线接地良好。

2.3 套管、瓷瓶无裂痕，无放电痕迹和电晕。 2.4 引线的连接部位接触良好，无过热现象。

2.5 断路器的运行声音正常，断路器内无噪声和放电声。

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2.6 SF6断路器应检查SF6气体压力应正常。其压力值04~0.6MPa（20℃）。 3．异常及事故处理

3.1 开关发生下列故障之一者，应立即停电，切断开关各侧电源 3.1.1 套管有严重损坏、爆炸或放电现象。 3.1.2 不停电不能解救的人身触电。 3.1.3 接点或进、出线引线接头熔化。 3.1.4 冒烟着火或受灾害威胁必须停电者。

3.1.5 油开关严重漏油，油位不见或内部有异常声响。 3.1.6 真空开关出现真空损坏的丝丝声。 3.1.7 SF6开关严重漏气发出操作闭锁信号。 3.2 开关拒绝合闸处理

3.2.1 检查操作机构是否已储能。

3.2.2 检查开关操作回路切换开关位置是否正确。

3.2.3 检查控制电源是否正常投入，操作、合闸保险是否熔断。 3.2.4 就地机械合闸一次，检查开关操作机构有无故障。 3.2.5 检查合闸回路是否良好，合闸线圈、辅助接点是否良好。 3.3 开关拒绝分闸处理

3.3.1 检查开关操作回路切换开关是否位置正确。

3.3.2 检查控制电源是否正常投入，操作、分闸保险是否熔断。 3.3.3 就地机械分闸一次，检查开关操作机构有无故障。 3.3.4 检查分闸回路是否良好，分闸线圈、辅助接点是否良好。

3.3.5 汇报值长，转移负荷，设法用上一级开关先断开，再处理本开关。 3.3.6 对于操作机构失灵拒绝跳闸的开关，未处理好时禁止再次投入运行。 3.4 开关自动跳闸处理

3.4.1 若为保护装置正确动作，则按有关规定处理。 3.4.2 若系保护或人员误动作引起，查明原因后，重新合闸。

第五节 隔离开关运行规程

1．功能

在设备检修时，拉开隔离开关，将所在回路形成明显的断开点。

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2．运行中巡视项目

2.1 隔离开关的瓷绝缘应完整无裂纹或无放电现象。

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。

2.3 闭锁装置应完好：电磁锁或机械锁无损坏，其辅助触点位置正确，接触良好，机构外壳等接地应良好。

2.4 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℃。超过70℃时，应降低其负荷电流。

2.5 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。

3．回路中未装设开关时，可使用隔离开关进行下列操作 3.1 拉合电压互感器和避雷器。

3.2 拉合厂用变压器的空载电流和电容电流不超过5A的空载线路。 4．操作注意事项

4.1 操作隔离开关必须遵守《电业安全操作规程》，使用合格的安全用具。隔离开关合闸后，必须检查接触良好。

4.2 隔离开关拉不开，不可冲击强拉、应查明原因、消除缺陷后，再进行拉闸。 4.3 严禁带负荷拉、合隔离开关。禁止解除隔离开关与相应开关的联锁装置，以防误操作。

4.4 若误合上隔离开关发生接地或短路，不许拉开该隔离开关。只有用开关切断电流后，才能再将隔离开关拉开。

4.5 若误拉开隔离开关，禁止再合上，只有用开关将电路切断后，才能再将隔离开关合上。如系蜗轮传动操作的闸刀，误拉分开1~2mm时即能发现弧光，此时应迅速向相反方向合上。

4.6 送电时，先合电源侧隔离开关，后合负荷侧隔离开关，最后合开关；停电时顺序相反。

第六节 接地刀闸运行规程

1．功能

有接地刀闸的设备在检修时，将接地刀闸合上，可防止设备在检修突然来电的

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危险，以保证人员的安全。 2．操作注意事项

2.1 对于户外式接地刀闸，一定要验明三相确无电压方可合上；对于手车开关自带的封闭式接地刀闸，操作时不要走错间隔。

2.2 在操作时，如遇闭锁装置闭锁，查明是否因操作顺序错误或走错间隔所致。判明确为闭锁装置本身故障时，得到总工批准后，方能解除闭锁装置。

2.3 在送电操作前，一定要查看相关接地刀闸所处状态，防止带地刀合闸恶性事件的发生。

第七节 电压互感器运行规程

1．工作原理

电压互感器两个线圈绕在一个闭合的铁芯上，一次绕组匝数很多，二次绕组匝数很少，为降压变压器。一次侧并联地接在电力系统中，一次绕组的额定电压与所接系统的母线额定电压相同。二次侧并联接仪表、保护及自动装置的电压绕组等负载，由于这些负荷的阻抗很大，通过的电流很小，工作状态相当于变压器的空载情况。电压互感器可以做成单相的，也可以做成三相的。 2．功能

将一次侧的高电压按变比转换成二次侧的低电压，并将高压系统与二次回路进行隔离，连接到仪表、保护及自动装置，保证了人身及设备的安全。 3．电压互感器的运行

3.1 在运行中，电压互感器二次侧不得短路。

3.2 允许工作电压在不超过额定值10%的情况下长期运行。 3.3 互感器每组二次回路均应有一处可靠接地。

3.4 当互感器或二次回路发生故障而仪表指示不准时，应尽可能根据其它仪表的指示对设备进行监视，避免由于仪表指示错误而引起对设备运行情况的错误判断。 4．运行中巡视项目

4.1 有无放电、电晕及异常噪音。

4.2 有无渗油、异常发热（示温片不熔化、变色漆不指示过热）冒烟及焦味。

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4.3 瓷套管或环氧树脂外壳是否完整，有无闪络放电现象。 5．异常及事故处理

5.1 电压互感器有下列故障现象之一者，应立即停止运行 5.1.1 发热、冒烟、有异味。

5.1.2 套管闪络、线圈内部有放电声，引线与外壳之间有放电火花。 5.1.3 油箱漏油严重。 5.1.4 高压熔丝连续熔断三次。 5.2 电压互感器熔丝熔断处理 5.2.1 现象

5.2.1.1 综合自动化装置弹出“PT断线”报警信息并发出警铃声报警。 5.2.1.2 熔断相相关的电压表计指示归零或降低。 5.2.1.3 保护装置显示“PT断线”。 5.2.2 处理步骤

5.2.2.1 根据其它正常表计监视运行。

5.2.2.2 首先用万用表交流电压档测试二次熔丝的入口及出口电压，判断熔断熔丝为高压熔丝还是低压熔丝。

5.2.2.3 若为低压熔丝熔断，直接更换熔断相。

5.2.2.4 若为高压熔丝熔断，停用与该电压互感器相关的保护及自动装置。将PT手车拉出，将PT线圈对地放电。工作人员戴上绝缘手套更换。 5.2.2.5 电压互感器正常后，应根据故障时间对电能表追加电量。

第八节 电流互感器运行规程

1．工作原理

电流互感器有两个或多个绝缘的线圈，套在一个闭合的铁芯上，原线圈匝数少，副线圈匝数较多。电流互感器为恒流源，二次回路所串负载的阻抗很小，正常运行情况相当二次侧短路的变压器状态。 2．功能

将大电流按变比转换为小电流，连接到仪表、继电保护及自动装置，并将二次系统和高压系统隔离。它不仅保证了人身和设备的安全，也使仪表和继电保护的制造简单化、标准化。

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实用标准

3．电流互感器的运行

3.1 在运行中，电流互感器二次侧不得开路。

3.2 允许工作电流在不超过额定值10%的情况下长期运行。 3.3 互感器每组二次回路均应有一处可靠接地。

3.4 当互感器或二次回路发生故障而仪表指示不准时，应尽可能根据其它仪表的指示对设备进行监视，避免由于仪表指示错误而引起对设备运行情况的错误判断。 4．运行中巡视项目

4.1 有无放电、电晕及异常噪音。

4.2 有无渗油、异常发热（示温片不熔化、变色漆不指示过热）冒烟及焦味。 4.3 瓷套管或环氧树脂外壳是否完整，有无闪络放电现象。 5．异常及事故处理

5.1 电流互感器有下列故障现象之一者，应立即停止运行 5.1.1 发热、冒烟、有异味。

5.1.2 套管闪络、线圈内部有放电声，引线与外壳之间有放电火花。 5.1.3 油箱漏油严重。 5.2 电流互感器二次开路处理 5.2.1现象

5.2.1.1 综合自动化装置弹出“CT断线”报警信息并发出警铃声报警。 5.2.1.2 断线相相关的电流表计指示归零。 5.2.1.3 保护装置显示“CT断线”。 5.2.2 处理步骤

5.2.2.1 根据其它正常表计监视运行。 5.2.2.2 设法降低运行电流值。

5.2.2.3 应设法尽快在该电流互感器附近的端子上将其短路（穿上绝缘鞋和戴好绝缘手套）。

5.2.2.4 查找电流回路断开点。

5.2.2.5 电流互感器正常后，应根据故障时间对电能表追加电量。

第九节 氧化锌避雷器运行规程

1．工作原理

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氧化锌掺以微量的氧化锰、氧化钴等添加剂制成避雷器的阀片，具有及其优异的非线性特性，即在正常工作电压下，其阻值很大，通过的泄漏电流很小，而在过电压的情况下，阻值会急剧变小。氧化锌避雷器就是利用氧化锌的这一特性。 2．功能

氧化锌避雷器的主要作用是防止雷电波或内部过电压的侵入。避雷器与被保护装置并联，当线路上出现雷电波过电压或内部操作过电压时，通过避雷器对地放电，避免出现电压冲击波，防止被保护设备的绝缘损坏。 3．运行中巡视项目 3.1 瓷质部分清洁无破损。

3.2 油面高度正常，油色清晰透明，各部分无渗油或漏油现象。 3.3 接头是否过热，变色，其温度不许超过70℃。 3.4 内部无响声。 3.5 无放电现象。

3.6 雷雨后放电记录是否动作，并记录其计数器指示值。 3.7 大雨天检查避雷器的摆动情况、引线、拉线紧固无损。 3.8 运行中110KV母线避雷器对地泄漏电流一般不大于0.5毫安。 3．异常及事故处理

3.1 避雷器有下列故障现象之一者，应立即停止运行 3.1.1 有放电现象。

3.1.2 瓷套法兰胶合处发生裂缝。 3.1.3 瓷套表面很脏。

3.1.4 接地线接触不良，发生锈损，接地不牢固。 3.2 避雷器故障时的切除

避雷器发生损坏，冒烟，闪络接地等故障时，严禁直接拉开避雷器闸刀，并不得进入故障地点，此时应用开关或其它适当措施切除避雷器上的电压。

第十节 电力电缆运行规程

1．运行中巡视项目

1.1 电缆不漏油、不溢胶、不发热、无放电现象。 1.2 电缆沟内无积水，无易燃物、垃圾。

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1.3 外皮接地线完好。 1.4 环氧树脂电缆头应无裂纹。 2．异常及事故处理

2.1 发生下列情况，应立即启动停用故障电缆 2.1.1 电缆绝缘击穿放电。

2.1.2 电缆头或电缆接线盒过热冒烟。 2.1.3 电缆头破裂或漏油严重。

2.1.4 电缆损坏、腐蚀严重，危害安全运行。 2.2 电缆着火的处理 2.2.1 立即切断电源。

2.2.2 用四氯化碳、二氧化碳灭火器灭火，禁止使用泡沫灭火器灭火。

2.2.3 当电缆着火时，应将门窗及通风设备关闭，灭火人员应戴防毒面具、绝缘手套，穿绝缘靴。

2.2.4 灭火时禁止用手触及不接地金属，电缆钢甲或移动电缆。 2.2.5 做好火势蔓延的措施，防止事故扩大。

第十一节 所用变运行规程

1．功能

为变电站内电气设备及照明提供交流电源。 2．运行中巡视项目 2.1 油浸式变压器

巡视项目同主变。 2.2 干式变压器

2.2.1 高、低压侧接头无过热现象。

2.2.2 监视绕组的温升不得超过规定值100℃。 2.2.3 变压器无异味，运行声音正常。 2.2.4 支持瓷瓶无裂纹及放电痕迹。 2.2.5 变压器室内无漏水、渗水现象。 2.3 对所用电的要求

2.3.1 所用电必须有可靠的工作电源和备用电源及UPS电源。

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2.3.2 对于风电场所用电，为保证运行的经济性，工作电源必须接在本场电气主系统内。

2.3.3 在所内主控室、开关室及户外高压设备处，必须接有事故照明（直流）。 2.4 异常及事故处理 2.4.1 所用变跳闸

2.4.1.1 工作电源跳闸后备用电源应自动投入。

2.4.1.2 若备用电源也跳闸，在所内查找故障点，排除后再送电。

2.4.1.3 备用电源未跳闸，检查所用变的高压保险是否熔断；检查所用变本体有无故障。

2.4.1.4 摇测所用变压器的绝缘电阻是否合格。 2.4.1.5 检查均无异常，可试送电一次。 2.4.2 所用交流电全失

2.4.2.1 若因本所工作电源跳闸而备用电源未自动投入，合上备用电源开关送电。 2.4.2.2 若系变电站主变开关或线路开关跳闸所致，查明保护动作类型，做出相应处理。

2.4.2.3 夜晚停电时，应投入事故照明，以便处理故障。

2.4.2.4 在停电期间，UPS电源提供综合自动化监控主机及风机监控主机电源，尽量减少UPS电源所带负荷，延长使用时间。

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第三章 二次系统介绍

第一节 风力发电场升压站二次系统示意图

风力发电场升压站二次系统示意图一般如下：

升压站的二次系统以综合自动化系统为中心，对一次电气设备进行测量、控制、保护，并完成各装置之间、变电站与调度之间的通讯。

第二节 变电站综合自动化系统

1． 系统特点 1.1 设计方式

1.1.1 分布式设计。系统采用模块化、分布式开放结构，各控制保护功能均分布在

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开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机，各就地单元相互，不相互影响。

1.1.2 集中式设计。系统采用模块化、集中式立柜结构，各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。

1.2 简单可靠。由于用多功能继电器替代了传统的继电器，大大简化了二次接线。 1.3 可扩展性。系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。 1.4 兼容性好。系统由标准化之软硬件组成，并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口，用户可按照自己的需要灵活配置，系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。 2． 主要功能

2.1 变电站单线图。单线图可显示变电站系统接线上各控制对象的运行状态并动态更新。如:

2.1.1 馈线开关之状态，开关的状态可用颜色区别。 2.1.2 开关的操作由鼠标选择对应之开关或刀闸。 2.1.3 每路馈线之测量值可在同一画面上显示。

2.2 数据采集、处理。采集有关信息，如开关量、测量值、外部输入讯号等数据，传至监控系统作实时处理，更新数据库及显示画面，为系统实现其他功能提供必需的运行信息。

2.3 运行监视。系统的运行状况可通过文字、表格、图像、声音或光等方式为值班人员及时提供变电所安全监控所必需的全部信息。

2.3.1 报警。按系统实际需要，用户可以指定在某些事件发生时或保护动作时自动发出报警，如一般可设置在以下情况发出报警：开关量突变(如保护跳闸动作)；断路器位置错位；模拟量超过整定值；变压器保护动作(如瓦斯、温度)。

2.3.1 事件。系统中所有动作事件，如继电保护动作，断路器、隔离开关、接地刀闸的操作等。均可自动打印及存入系统硬盘记忆，如设置对以下情况的事件进行记录：所有报警信息；操作人员确认有关报警；开关的操作；继电器动作和状态信息；系统通讯状况。每个事件均有时间及有关信息文字说明，并可自动打印记录。 2.4 调整微机保护整定值。可通过系统主机或集中控制柜修改各微机保护的保护功

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能和整定值。所有遥改功能均为在线方式，修改完成后的定值将直接传回对应的微机保护内储存。

2.5 操作闭锁。系统对所有操作对象均可进行五防逻辑编辑，按照设定的操作顺序执行，并进行微机开操作票，以防止操作人员误操作。

2.6 模拟量采集及报表产生。采集的数据储存于系统硬盘作为编辑报表的基础。按变电站实际输入的信号，可制作出不同的报表：有功电量日、月、年报表；馈线电流日、月、年报表。

2.7 趋势图。趋势图提供操作人员快速及直观的数据统计，趋势图可分为图形式或表格式两种 3．五遥功能介绍

3.1 遥信。监测断路器位置、隔离开关位置、手车位置、地刀位置等开关量输入。 3.2 遥测。通过专用CT、PT测试输入的电流及电压值。 3.3 遥控。由网络命令实现断路器及隔离开关的操作。

3.4 遥调。由网络命令实现对有载调压变压器及无功补偿装置调压器档位的调整。 3.5 遥脉。监测脉冲电能表 (有功、无功) 脉冲输入。 4．五防内容介绍

4.1 防止误拉、合断路器。 4.2 防止带负荷拉、合隔离开关。 4.3 防止带接地刀闸或接地线合闸。 4.4 防止带电合接地刀闸或挂接地线。 4.5 防止误入带电间隔。

第三节 电气设备主要保护介绍

1．主变压器 1.1 差动保护

变压器纵联差动保护单相原理接线图如下：

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差动保护为变压器的主保护，保护范围为变压器各侧差动电流互感器所包括的区域，它通过比较变压器各侧同名相电流之间的大小及相位构成。 1.1.1比率制动保护

为了躲区外故障保护误动，区外故障带制动。微机保护装置设置有计算公式，根据各侧电流的大小及相位自动生成差动电流及制动电流。差动电流同制动电流拥有一条关系曲线，曲线上方为动作区，下端为制动区。曲线形状一般如下：

其中：Id为差动电流；Ir为制动电流；Isd为差动速断值；Iqd为启动电流；Igd为拐点；K为比率制动系数。 1.1.2差动速断保护

当区内故障电流很大时，差动电流互感器可能饱和，从而使差流中含有大量的谐波分量，涌流判别元件可能制动，使保护拒动。差动速断元件只反应差流的有效值，不受差流中谐波及波形畸变的影响。当差动电流值达到此值后，保护立即出口。 1.1.3 二次谐波制动保护

当变压器空载投入时，可能出现很大的励磁涌流，励磁涌流中包含有大量的以二次谐波为主的高次谐波。为了防止在变压器投入时产生的励磁涌流使差动保护误动作，特设置了二次谐波制动保护。原理为比较各相差流中二次谐波分量对基波分量的百分比，当其值大于整定值时，闭锁差动元件。 1.2 相间故障后备保护

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单侧电源双绕组或三绕组变压器，相间短路后备保护宜装于各侧。非电源侧保护带两段或三段时限，用第一时限断开本侧母联或分段断路器，缩小故障影响范围；用第二时限断开本侧断路器；用第三时限断开变压器各侧断路器。电源侧带一段时限，断开变压器各侧断路器。两侧或三侧带有电源的双绕组或三绕组变压器，各侧相间短路后备保护可带两段或三段时限。

为满足选择性的要求或降低后备保护的动作时间，相间后备保护可带方向，方向宜指向母线，但断开变压器各侧断路器的后备保护不带方向。 1.2.1 过电流保护

35～66KV及以下中小容量的降压变压器，多采用过电流保护。

变压器各侧的过电流保护均按变压器可能出现的最大负荷电流整定，其动作时间所有出线保护最长时间。 1.2.2 复合电压闭锁过流保护

110～500KV的变压器，宜采用复合电压闭锁过流保护。

复合电压闭锁元件的启动判据是线电压和负序电压两个判据。保护逻辑框图如下：

电流高于整定值，负序电压高于整定值或线电压低于整定值，经过延时后，保护出口。

1.3 接地故障后备保护 1.3.1 零序（方向）过流保护

中性点直接接地的电网中，如果变压器中性点直接接地运行，对接地引起的变压器过流，应装设零序过流保护。零序方向过流保护由零序过流元件及零序功率方向元件通过逻辑与的关系构成。

零序过流元件可用三相电流互感器组成的零序电流回路中的电流，也可以用变压器中性点的专用电流互感器电流。 1.3.2 间隙保护

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110KV及以上的大型变压器一般采用分级绝缘设计，其中性点绝缘水平相对较低。为防止系统发生接地短路时，因故障点的间歇性弧光过电压危及系统中性点不接地变压器中性点的绝缘，在变压器中性点与接地点间安装了放电间隙和零序过压、间隙零序电流保护，统称为间隙保护。其主要作用是系统发生单相接地故障后，对中性点不接地的变压器出现的过电压以及间隙击穿后产生的零序电流进行判断，达到定值并经整定时间后，切除变压器。

间隙保护原理图如下：

1.4 过负荷保护

过负荷保护反应变压器对称过负荷引起的过电流，经延时动作于信号。变压器的过负荷电流在大多数情况下都是三相对称的，因此只需装设单相过负荷保护。 1.5 瓦斯保护

瓦斯保护为变压器内部故障的主要保护，对变压器的匝间和层间短路、铁芯故障、套管内故障、绝缘劣化及油面下降等故障均能灵敏动作。

当油浸式变压器发生内部故障时，电弧将使变压器油分解并产生大量气体，瓦斯保护就是利用感应气体状态的气体继电器来反应变压器的内部故障的。 1.5.1 重瓦斯保护。故障性质较为严重，动作结果跳闸或发信号可选投。 1.5.2 轻瓦斯保护。故障性质较为轻微，发信号。 1.6 压力释放保护

当变压器内部发生故障时，为快速释放内部压力，防止变压器爆炸和减轻变压器的损坏程度，一般大型变压器装设了压力释放保护。

变压器压力保护动作过程一般分为两个阶段。当变压器内部压力增大到一定程度时，压力释放装置内部的金属薄膜鼓起触动压力监视中间继电器，发“变压器压力异常”信号或跳开变压器各侧开关；当变压器发生内部故障时，压力释放装置内部的金属薄膜破裂，有效释放变压器内部压力。

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2．高压线路 2.1 光纤差动保护

将模拟量通过光电隔离装置转换为光信号，采用光纤作为传输通道。两侧保护装置一侧设为主机，另一侧设为从机。两侧同步采样，并将进行两侧电流相位及大小的比对，得出差流。电流差动保护弱电源侧保护启动元件启动判据如下： 2.1.1 收到对侧启动信号。

2.1.2 某一相的差动电流值大于分相整定电流值。 2.1.3 对应相或相间电压低于电压闭锁值。 2.2 距离保护

距离保护是反应故障点到保护安装处的距离（或阻抗）而动作的继电保护装置，其核心是阻抗继电器，通过阻抗继电器测量故障点到保护安装处的阻抗，并与整定阻抗相比较，当测量阻抗小于整定阻抗且保持设定时限后，保护出口。

目前常采用三段式阶梯时限特性的保护。距离I段保护范围为本线路的80％左右，一般为无时限动作；距离II段保护范围为本线路全长及下一相邻线路首端部分区域，动作时限较短；距离III段为本线路及相邻线路的后备保护，动作时限较长。

距离保护又分为接地距离保护及相间距离保护。接地距离保护主要是保护大电流接地系统单相接地故障；相间距离保护主要保护相间短路故障。

距离保护具有方向性，即正方向故障保护动作，反方向故障保护不动作。正反方向的判定是通过判断接入阻抗继电器的电压与电流的夹角来确定的。 2.3 零序电流保护

零序电流保护主要保护大电流接地系统单相接地故障。当出现接地故障时，就会有零序电压产生，零序电压有通路时，便会产生零序电流。当零序电流定值大于整定值且保持设定时限后，保护出口。同接地距离保护互为备用。

零序电流保护一般采用三段式阶梯时限特性的保护。零序I段故障电流整定值最大，动作时间最短；零序III段故障电流整定值最小，动作时间最长。

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零序保护同样具有方向性，即正方向故障保护动作，反方向故障保护不动作。正反方向的判定是通过判断零序电压与零序电流的夹角来确定的。 3．高压母线 3.1 差动保护

同变压器差动保护原理。 3.2 母联充电保护

一组母线在投运前，用母联断路器对该母线进行充电时，可投入母联充电保护连接片。当被充电母线存在故障时，充电保护动作跳开母联断路器。充电结束后，应及时退出充电保护连接片。母联充电保护启动条件如下： 3.2.1 一段母线无压。 3.2.2 母联断路器在分闸位。 3.2.3 任一相母联电流从无到有。 3.2.4 充电保护连接片投入。 3.3 断路器失灵保护

3.3.1 无电流元件的断路器失灵保护

保护本身只完成选择失灵元件所在的母线段及复合电压闭锁功能，不进行电流判别。出口逻辑如下：

3.3.1.1 经较短时间延时跳开母联断路器。

3.3.1.2 经较长时间延时跳开与该支路所在同一母线上的所有支路断路器。 3.3.2 有电流元件的断路器失灵保护

保护由线路保护（跳A、跳B、跳C）或元件保护（三跳）出口继电器动作启动，开入持续有效、跳闸相有故障电流且复合电压闭锁元件开放时，断路器失灵保护确定失灵元件，完成选择失灵元件所在母线段。出口逻辑如下： 3.3.2.1 在整定时间内跟跳本断路器。

3.3.2.2 若经延时确定故障还未切除，经较短时间延时跳开母联断路器。 3.3.2.3 经较长时间延时跳开与该支路所在同一母线上的所有支路断路器。 4．低压线路 4.1 过流保护

一般为三段式定时限过流保护，并可设定经电压及方向闭锁。未设置闭锁时，电流大于整定值且保持设定时限后，相应保护段出口；设置电压及方向闭锁时，电

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流大于整定值、线电压低于整定值及方向在动作区内时，保持设定时限后，相应保护段出口。 4.2 低周减载保护

当系统频率由正常状态变为低于额定频率且保持设定时限后，低周元件启动，保护出口。低周减载保护一般有以下闭锁条件： 4.2.1 最小线电压小于低周闭锁电压定值。 4.2.2 滑差值（△F/△t）大于低周滑差闭锁值。 4.2.3 负荷电流小于低周有流定值。 4.2.4 PT断线。 4.3 三相一次重合闸

断路器合闸时，重合闸装置开始充电，充电时间一般为15秒左右。 4.3.1重合闸的启动条件 4.3.1.1 保护跳闸启动。 4.3.1.2 开关位置不对应启动。 4.3.2 重合闸的放电条件

4.3.2.1 控制回路断线（一般延时10秒）。 4.3.2.2 弹簧未储能（一般延时2秒）。 4.3.2.3 手跳或遥跳后。 4.3.2.4 重合未成功再次跳闸后。 4.3.2.5 检无压或检同期不成功。 4.3.3 重合闸方式

4.3.3.1 非同期（不检无压不检同期）。 4.3.3.2 检无压。 4.3.3.3 检同期。

4.3.3.4 检无压不成功自动转为检同期。 5．电容器保护 5.1 过压保护

任一线电压超过整定值且保持设定时限后，保护出口。 5.2 欠压保护

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三个母线线电压均低于整定值、三相电流均小于有流整定值且保持设定时限后，保护出口。 5.3 过流保护

一般为两段式定时限电流保护。电流超过整定值且保持设定时限后，保护出口。 5.4 不平衡保护

不平衡保护用来保护电容器内部故障。三相不平衡输入量中的任一相大于不平衡整定值且保持设定时限后，保护出口。

第四节 微机保护测控装置

1．功能

1.1 测量表计。包括设备的实时运行数据（电压、电流、功率）计算、运行累计值（电度量）计算以及外部电度表脉冲输入（P、Q）计数。

1.2 断路器控制。断路器的正常分合闸操作可通过通讯端口、保护屏上的操作把手或装置操作界面来完成。装置提供防止误操作的间隔闭锁功能。

1.3 保护功能。当发生故障时，相应的保护类型启动，动作于跳闸或告警。 1.4 运行方式的控制。装置提供主要保护元件的软投退功能。

1.5 事故记录和分析。装置能实时监控并记录运行设备、相关二次回路及装置本身的运行工况，包括故障记录、录波记录、事件顺序记录及装置操作记录。 2．硬件组成框图及其作用

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2.1 数据采集系统。由电压形成回路、模拟低通滤波（ALF）、采样保持电路（S/H）、多路转换开关（MPX）、模数转换（A/D）所组成。这一部分的主要作用是将代表电力系统工作状态的模拟量转化成相应的数字量。

2.2 CPU主系统。由微处理器（MPU）、只读存储器（EPROM）、随机存储器（RAM）、定时器等组成。这一部分的主要作用是完成保护功能。

2.3 开关量输入输出系统。由并行接口、光电隔离电路及中间继电器等组成。其主要作用是完成保护出口跳闸、报警信号、人机对话等功能。 3．运行中巡视项目

3.1 检查电源指示灯及工作电源正常工作。

3.2 检查自检信息及报告信息，发现异常及时处理。 3.3 检查时钟准确，如有误差及时调准。 3.4 检查装置无异常告警。

3.5 检查保护装置的连接片、切换把手在正确位置。 4．运行注意事项

4.1 运行中变压器瓦斯保护与差动保护不得同时停用。

4.2 运行中出现CT断线时，若该回路有差动保护，应将其停用。 4.3 线路两侧不得同时投入检线路无压重合闸。

4.4在PT退出运行前，应退出低压低周、距离等相关保护。

第五节 电压无功补偿控制装置

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1．功能

电压无功补偿综合控制装置按系统电压无功构成的九区图进行控制，电压上、下限可按GB12325-1990标准整定，10KV系统上限可为10.7KV，下限为9.3KV；无功以功率因数为判据，按要求变电站COSφ一般不低于0.95，可为下限，上限为0.98，以不向系统倒无功为准。

2．电压无功（COSФ）九区图（见上图）

2.1 1区时：U〈下限9.3KV，COSФ〈下限0.9，无功延时时间到，调节电压调节器，增大电容器无功出力，即COSФ上升；若调节后有一项仍不满足要求，到设定延时后调主变分接头，升电压。

2.2 2区时：U〈下限9.3KV，COSФ满足要求，升电压延时时间到，先调节主变分接头，升电压。若调节后有一项仍不满足要求，到设定延时后调电压调节器，强行增加无功。

2.3 3区时：U〈下限9.3KV，COSФ〉上限0.98；将无功延时时间到，调节电压调节器，减小电容器无功出力，若调节后有一项仍不满足要求，到设定延时后调节主变分接头，升电压。

2.4 4区时：U满足要求：COSФ〈下限0.9；升无功延时时间到，调节电压调节器，升无功，此时主变分接头不动作。 2.5 5区时：U、 COSФ均满足要求。

2.6 6区时：U满足要求：COSФ〉上限0.98时；将无功延时时间到，调节电压调节器，减小无功出力，此时主变分接头不动作。

2.7 7区时：U〉10.7KV，COSФ〈下限0.9；将电压延时时间到，调主变分接头，减小电压，若调节后有一项仍不满足要求，到设定延时后调电压调节器，升无功。

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2.8 8区时：U〉10.7KV，COSФ满足要求；将电压延时时间到，调主变分接头，减小电压，此时电压调节器不动作。

2.9 9区时：U〉10.7KV，COSФ〉上限0.98时，将无功延时时间到，调节电压调节器，减小无功，调解后有一项仍不满足要求，到设定延时后调主变分接头，降电压。 3．控制器调节原则

保证供电电压在允许的变动（整定值）范围内的前提下，充分调节控制无功补偿控制器，实现电网无功功率就地平衡。 4．无功补偿屏柜维护

4.1 注意屏柜表计显示无异常波动。 4.2 屏柜内接线无松动，压板运行正常。 4.3 检查控制屏无异常报警。

4.4 屏内调压器控制器显示位置与实际分接头位置一致。

第六节 故障录波装置

1．功能

1.1 当任一路模拟量或开关量满足所设置的启动录波条件后，装置开始录波。必要时对此波形分析，以更为准确地判断所发生的故障。

1.2 可实时监视多路模拟量的波形。实时监测采用一次接线图方式，分层显示有效值、正序、负序、零序、频率、有功、无功、矢量图。 1.3 可对所录波形进行波形分析，包括最值及谐波分析等。

1.4 根据所设置的测距参数，故障时可较为准确地计算出故障的发生地点。 2．启动录波条件

2.1 模拟量越限启动。包括：交流电流各相和零序电流突变量启动；交流电压过限启动；负序分量启动；正序分量启动；频率越限与变化率启动；直流量启动等。 2.2 开关量启动。 2.3 系统振荡启动。

2.4 手动启动，由人工控制启动录波。

2.5 遥控启动，由上级部门通过远传下达启动命令。 3．录波数据记录方式

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3.1 模拟量采样时序图如下：

3.1.1 A 时段：系统大扰动开始前的状态数据，输出高速原始记录波形。 3.1.2 B 时段：系统大扰动后初期的状态数据，输出高速原始记录波形。 3.1.3 C 时段：系统动态过程数据，输出低速原始记录波形。 3.1.4 D 时段：系统长过程的动态数据，每周波输出一有效值。 3.2 模拟量记录方式

3.2.1 第一次启动。符合任一启动条件时，按ABCD顺序执行。

3.2.2 重复启动。在已经启动记录的过程中，有开关量或突变量输出时，若在B时段，沿BCD时段重复执行；否则沿ABCD时段重复执行。 3．装置硬件原理框图

第七节 直流系统

1. 概述

1.1 直流电源一般由充电装置、蓄电池提供，作为操作、控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等电源。

1.2 正常运行时，充电装置与蓄电池并列运行，采用浮充电方式。

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1.3 浮充电方式运行时，充电装置提供直流母线上经常性负荷所需电源，同时以很小的电流向蓄电池组浮充电，以补偿蓄电池的自放电损耗。

1.4 当直流系统中出现较大的冲击性直流负荷时（如断路器合闸时的合闸电流），由蓄电池组供给。 2．运行中的巡视项目 2.1 充电装置

2.1.1 充电装置输出电压在规定范围内。 2.1.2 浮充电流值在规定范围内。 2.1.3 直流系统对地绝缘良好。 2.1.4 表计及信号指示正常。 2.2 蓄电池组

2.2.1 蓄电池室应清洁、干燥、通风良好。

2.2.2 蓄电池无外溢、漏液现象，液面在上下限之间。 2.2.3 各联接部分联接良好，无松动、脱落、腐蚀、放电现象。 2.2.4 各蓄电池本体无破裂现象。 3．异常及事故处理

3.1 直流母线电压过高或过低

3.1.1 现象：音响信号警铃响；故障信息为“直流母线电压过高”或“直流母线电压过低”；直流母线电压指示偏离允许值。 3.1.2 处理方法

3.1.2.1 根据仪表指示或用万用表测量，确定直流母线电压确已偏离允许值。 3.1.2.2 调整充电装置的输出，使直流母线电压及浮充电流恢复至正常值。 3.1.2.3 若因充电装置故障造成直流母线电压异常，启动备用充电装置。 3.2 直流系统接地

当直流系统发生接地时，为防止再出现另一点接地，引起保护误动或拒动，或造成两极接地短路，必须立即查找并消除故障点。

3.2.1 现象：音响信号警铃响；故障信息为“直流系统接地”；绝缘监察的“绝缘降低”指示灯亮。 3.2.2 处理方法

3.2.2.1 根据信号及绝缘监察装置对地电压测量值，判断出接地极和接地程度。

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3.2.2.2 检查是否有刚起动的设备，如果有则应试拉此开关，看是否接地点在此设备回路中。

3.2.2.3 用拉路法来寻找接地点。对直流馈线开关进行分路断开，看故障信号有无消失。不管接地信号有无消失，在3s之内应合上拉开开关。故障消失，证明接地此回路内，再顺其回路查找。若此回路有分路，应继续试拉。

3.2.2.4 若所有支路均未查出接地点，则检查母线、充电装置及蓄电池。 3.2.3 拉路法原则

3.2.3.1 先拉次要负荷，后拉重要负荷。

3.2.3.2 先拉故障可能性大的设备，后拉故障可能性小的设备。 3.2.3.3 试拉过程中应尽量缩短断电时间。 3.3 充电装置交流失电

3.3.1 现象：事故信号喇叭响；故障信息为“充电装置交流失电”；浮充电流表指示为零；蓄电池组输出电流表指示增大。 3.3.2 处理方法

3.3.2.1 检查信号及保护动作情况，判明失电原因。 3.3.2.2 对充电装置进行外部检查。

3.3.2.3 外部检查无异常，若系交流电源熔断器熔断所致，更换熔断器，对充电装置试送电。

3.3.2.4 若熔断器再次熔断停用该充电装置，启动备用充电装置。 3.4 蓄电池出口熔断器熔断

3.4.1 现象：事故信号喇叭响；故障信息为“蓄电池熔断器熔断”；浮充电流表指示为零。 3.4.2 处理方法

3.4.2.1 用万用表的直流电压档检查蓄电池出口熔断器确已熔断，测量出口电压值是否正常。

3.4.2.2 对蓄电池组进行外部检查。

3.4.2.3 外部检查无异常，更换熔断器，恢复正常运行。 3.5 直流系统母线失压

3.5.1 现象：事故信号喇叭响；故障信息为“直流母线失压”；直流母线电压表指示为零；直流系统内各信号灯均熄灭；充电装置开关、蓄电池开关跳闸；直流系统内

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可能发生短路，短路点有强烈的弧光烧伤现象，同时伴有浓烈的焦臭味或着火冒烟。 3.5.2 处理方法

3.5.2.1 确认母线故障，则应将负荷切至完好的母线，恢复设备供电。 3.5.2.2 如果负荷切换困难，则应迅速隔离故障点，恢复完好母线供电。 3.5.2.3 如果检查未发现异常，则应断开母线上的所有负荷，测母线绝缘合格，恢复母线供电，然后试送各分支负荷，确认某一分支故障时，此回路不再送电。 3.5.2.4 若直流电源中断且不能短时间恢复者，应汇报有关领导，必要时将失去控制、保护电源的设备停运或采取其它措施。

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