目       录
1 运行管理与规定 4
1.1电器设备管辖范围的划分 4
1.2运行方式 4
1.3 电力变压器的运行规定 4
1.4站用变运行规定 7
1.5电力电容器的运行规定 7
1.6保险装置及二次回路运行规定 8
1.7断路器运行规定 9
1.8设备允许负荷 9
1.9直流电源运行方式 9
1.10闭锁装置的运行规定 10
2 系统异常运行与事故处理 10
2.1主变事故处理 10
2.2全站失电的处理 11
2.3 35kV --- 6kV系统异常运行及处理 12
2.4 线路的事故处理 12
2.5 断路器的异常与事故处理 13
2.6互感器的异常与事故处理 15
2.7直流系统接地的事故处理。 15
2.8避雷器的事故处理 16
2.9 电力电缆的异常及事故处理 16
2.10母线的异常运行及事故处理 。 16
2.11电力电容器的异常与事故处理。 17
2.12站用变的事故处理 17
3、电器设备巡视检查规定 17
3.1主变巡视检查项目 17
3.2断路器的巡视检查 18
3.3 隔离开关巡视检查 18
3.4互感器巡视检查 18
3.5 配电盘巡视检查 18
3.6 防雷设备 18
3.7 整流装置 19
4 倒闸操作 19
4.1 变电所倒闸操作术语 19
4.2 标准倒闸操作 19
4.2.1 8463史深线由运行转检修 19
4.2.2  8463史深线由检修转运行 19
4.2.3史深线8463开关由运行转检修 20
4.2.4  史深线8463开关由检修转运行 20
4.2.5  6kVI段电容器8491开关由运行转检修 21
4.2.6  6kVI段电容器8491开关由检修转运行 21
4.2.7  6kVI段PT61P由运行转检修 21
4.2.8  6kVI段母线PT61P由检修转运行 22
4.2.9  6kVZ6-1站用变由运行转检修 22
4.2.10  6kVZ6-1站用变由检修转运行 22
4.2.11 龙南线8431开关由运行转检修 23
4.2.12 龙南线8431开关由检修转运行 23
4.2.13  8431龙南线由运行转检修 24
4.2.14  8431龙南线由检修转运行 24
4.2.15  35kVZ35--2站用变由运行转检修 25
4.2.16   35kVZ35--2站用变由检修转运行 25
4.2.17  35kVI段母线I#主变及6kVI段母线由运行转检修 25
4.2.18   35kVI段母线I#主变及6kVI段母线由检修转运行 26
 

1 运行管理与规定
1.1电器设备管辖范围的划分
1.1.1 油田中心调度管辖的设备
35kV进线
1.1.2 区域调度管辖的设备
6kV母线及所属设备，35kV母线及I#II#主变
1.1.3 本站管辖的设备
6kV电力电容器  6kV站用变
1.2运行方式
1.2.1 正常运行方式
本站正常情况下，经35kV8434龙居线供电，35kVI  II段母线及I#II#主变并列运行，6kVI  II段母线并列运行，35kV8434、8431开关及I  II段PT31P、32P运行，35kVI#站用变Z35--1运行，6kV 8463史深线、8464梁60连线，8466史注线、8467龙北线、8469龙东线、8470龙西线、6kV I II段PT61P、62P运行，6kV  II#站用变Z6--2热备用。
本站除龙居线8434开关保护未投外，其他保护均投入。
1.2.2   异常运行方式
本站特殊情况下，经35kV8431龙南线供电，35kVI、II段母线及I#II#主变并列运行，6kVI II段母线并列运行，35kV8434、8431开关及I  II段PT31P、32P运行，35kV I#站用变Z35--1运行，6kV 8463史深线、8464梁60连线，8466史注线、8467龙北线、8469龙东线、8470龙西线、6kV I II段PT61P、62P运行，6kV  II#站用变Z6--2热备用。
本站除龙南线8431开关保护未投外，其他保护均投入。
1.3 电力变压器的运行规定
1.3.1 电力变压器的正常运行规定
1.3.1.1 运行电压不得高于相应分接头电压值的5%
1.3.1.2 冷却装置应按制造厂铭牌规定运行。对于无厂家规定的油浸风冷式变压器，上层油温达到55或超过三分之二时，应启动风扇。达到80时应报警。对强油风冷式变压器，上层油温达到65时应报警。
1.3.1.3长期备用的变压器应定期充电，一般一月一次
1.3.1.4 有载调压变压器分接头开关位置的调整，按调度规定执行。
1.3.1.5有载调压开关运行时间满一年或变换次数达4000次应换油，变换次数达5000次（新投的调压开关）应将切换部吊出检查。
1.3.1.6电力变压器运行前，应投入全部保护
1.3.1.7电流表应满足监视负荷的需要，在满负荷处作红线标志。
1.3.2电力变压器过负荷运行，见部颁“电力变压器运行规程”第2.2及第2.3条。
1.3.2.1正常过负荷方式
变压器正常过负荷可以经常使用，其允许值可据变压器的负荷曲线，冷却介质温度以及过负压器所带负荷情况来确定。变压器存在重大缺陷时，不准过负荷运行，油浸式变压器正常过负荷可参照下述规定确定。
a 全天满负荷运行的变压器，不宜过负荷运行。
b 变压器在低负荷期间，负荷系数小于1时，则在高峰负荷期间允许的过负荷倍数和持续时间，按年等值环境温度变压器的冷却方式和容量，有负荷曲线（19），来分别确定。当最高环境温度超过35时也应按曲线（1012）来确定（年等值环境温度计算公式见部颁“电力变压器运行规程”）
c在夏季根据变压器的典型负荷曲线，其最高负荷低于变压器的额定容量时，则每低1%可允许冬季过负荷1%，但以过负荷15%为限。
d油浸自冷和油浸风冷变压器，其总过负荷值不应超过变压器额定容量的30%强油循环风冷的变压器不应超过20%。
e变压器在过负荷运行前，应投入全部工作冷却器，必要时应投入备用冷却器。
f变压器正常过负荷的计算方法如下：
变压器根据过负荷曲线，或过负荷前的负荷值，计算出等效起始负荷系数K1和过负荷倍数K2，按附录中A中的曲线运行。当年等值环境温度小于或等于15使用15度时的一组曲线，当夏季最高环境温度大于35度时，应按附录A中图1012的曲线运行。
起始负荷系数：K1=起始过负荷值/额定容量
过负荷倍数：K2=过负荷值/额定容量
1.3.2.2 事故过负荷的允许值
油浸变压器事故过负荷的允许值，按照不同的冷却方式和环境温度，可参照表2、表3规定运行（此时应投入备用冷却器）
表2    油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间（小时：分）

b强油循环风冷变压器，运行时必须投入冷却器，在各种负荷情况下，投入的冷却器台数，应在附件B中予以规定。
C 强油循环风冷变压器，当冷却的系统发生故障切除全部冷却器时（停止油泵及风扇）。在额定负荷下允许的运行时间为20分钟。20分钟后如油面温度仍未达到75度时，则允许上升到75度。但切除冷却器后的最长运行时间不得超过一小时（若有厂家规定，应遵守制造厂的规定）。
1.3.3瓦斯保护装置的运行
1.3.3.1变压器运行时瓦斯保护应投入信号或跳闸。备用变压器的瓦斯保护应投入信号，以便监视油面。
1.3.3.2   变压器在运行中进行滤油，加油及换硅胶时，应先将重瓦斯改投信号，工作完毕，变压器空气排尽后，再把重瓦斯重新投跳闸位置。
1.3.3.3变压器有异常现象，需要打开各个放气或放油塞子，阀门，检查吸湿器或其它工作时，必须先将重瓦斯改投信号，方可工作。
1.3.3.4地震预报期间，根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的类型来确定将瓦斯保护投跳闸或信号。地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查实验，确无异常后方可投运。
1.3.4变压器并列条件
1.3.4.1变比相等
1.3.4.2阻抗电压相等
1.3.4.3接线组别相同
1.3.5 110 kV及以上的电力变压器，在停送电前，应按调度命令，将所有中性点接地，并投入接地，零序电流保护，解除间隙零序电流电压保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点的接地方式和保护的投入方式。
1.3.6 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后拉开停运的中性点接地刀闸。
1.3.7 大修、新装电力变压器投运前应进行下列验收。
1.3.7.1 大修项目、质量及实验结果
1.3.7.2 检修过程中发现的问题处理的结果
1.3.7.3 大修报告和有关记录齐全
1.3.7.4  核对保护定值，检查冷却装置完好，各阀门位置正确，顶部无杂物，电压分解开关位置正确等。
1.3.7.5大修后在全电压下合闸冲击三次，新装合闸冲击五次。第一次受电后，持续时间不少于10分钟。
1.4站用变运行规定
1.4.1 Z6--1站用变和Z6--2站用变二次不能并列运行，正常情况下Z6--1站用变运行，如需运行，应首先断开交流低压母联开关，合上Z6--2站用变低压开关，后拉开Z6--1站用变低压开关，最后再将交流低压母联开关合上。
1.4.2交流低压母联在合位时，由Z61站用变（或Z62站用变）带一台硅整流，并带有照明负荷。
1.5电力电容器的运行规定
1.5.1 电力电容器的最高允许电压值应按制造厂的规定执行。在厂家没有明确规定时：
a 电容器可在额定电压1.05倍下长期运行。
b 当24小时平均温度低于20度，电容器可在1.1倍额定电压下长期运行。当超过+20度时，累计运行时间，不能超过6小时/天，且及时告诉调度。
c母线电压低于额定电压时要及时投入电容器
1.5.1.2 电容器组运行电流的最大允许值应按制造厂的规定执行，在厂家无明确规定时
a电容器组可在小于1.3倍额定电流下长期运行。
b 各相电流不平衡系数小于等于±5%，当超过此限度时应查明原因进行处理。
1.5.1.3 电容器的最高允许温度应按制造厂的规定执行。厂家无明确规定时，国产矿物油的电容器油箱表面温度最高不超过50度。
1.5.1.4发现运行中的变压器有鼓肚、变形、漏油、保险熔断等现象，应及时停电处理。
1.5.1.5 电容器室应保持通风良好。
1.5.1.6电容器投入运行前应估计到投入后由于补偿作用，使网络电压升高后不能超过电容器的允许运行电压。
1.5.1.7 电容器自网络断开后，三分钟内不得重新投入。       
1.5.1.8 电容器组停电检修，必须放电，对于星形接线的电容器组还须对中性点进行单独放电（本站为三角形接线）。
1.5.1.9电容器组投入运行前，应先投入各种继电保护。
1.5.1.10电容器应定期进行清扫。
1.5.1.11电容器的熔丝每月至少检查一次。
1.5.2 新装电力电容器投运前应做如下检查
a 电容器完好，实验合格
b电容器组的布线正确，安装合格
c各部连线严密可靠，外壳接地良好
d 放电变压器容量符合设计要求，实验合格
e电容器的各部件及电缆实验合格
f 电容器组的保护与监视回路完好，并全部投入
g 电容器的开关应符合要求
h 电容器外皮应贴有50度的试温蜡片
1.5.3 配电装置的运行规定
1.5.3.1配电装置内各种熔断器的熔丝规格，应符合电器图纸的要求。
1.5.3.2户外电缆沟和场地，雨季流水畅通。
1.5.3.3户外开关场、户内高压室夜间照明灯应保持良好。
1.5.3.4高压配电室门、洞、沟均应装设防小动物遮拦。
1.6保险装置及二次回路运行规定
1.6.1交接班和就寝前应对中央信号系统，闪光装置及母线电压的切换装置等进行实验。如果音响、信号失灵，未消除前应临盘值班。
1.6.2 改变电流继电器线圈接线时应注意
1.6.2.1检查开关是否已经断开
1.6.2.2改变后检查，核对接线及定值是否正确
1.6.3运行中改变保护定值时，改变前应先解除掉闸压板，并注意严防电流互感器开路，改变后再投入掉闸压板。
1.6.4 继电保护和二次线的工作结束后，工作负责人详细填写继电保护，自动装置记录，并会通值班人员进行现场验收。值班员将改变后的保护定值等情况想调度汇报核对，按调度命令“投入”或“停用”保护及自动装置。
1.6.5对设有相互联跳的保护装置的有关设备，在操作前应根据调度命令，解除有关联跳压板。
1.6.6各种保护屏、控制屏、配电屏、直流屏、保护压板及信号指示，操作把手等，应有命令编号，不得无标志进行，并保持清洁。
1.6.7对于一个配电屏上有两个以上设备单元时，屏前。屏后应有明显分界标志，设备变更时应及时修改。
1.6.8不得使用保护操作电源作实验电源。
1.6.9二次回路上检修发生直流接地造成保险熔断时应停止工作，待查明原因消除后方可继续工作。
1.6.10在运行的控制屏，保护屏上工作时应做相应的安全措施。
1.6.11值班人员不得自行用保护装置作开关掉闸实验，必要时应征的继保人员同意。
1.6.12 带有交流电压回路的保护装置（高频保护，距离保护，低电压保护、低压闭锁过流保护，方向闭锁过流保护）。运行中不允许失去电压电源。在可能失去电压电源前。进行电压切换，或将此类保护解除，并报告调度。
1.6.13 运行中因故失去直流电源，应将高频保护解除运行，并汇报调度，工作结束后，经过通道检查，保护装置正常，方可投入跳闸压板。
1.6.14 运行人员进行保护投、停工作，只限于掉闸压板，不得拆、动接线或端子排。
1.6.15值班人员应熟悉所管理的继电保护及自动装置，发现负荷电流超过允许值时应立即汇报调度。
1.6.16 当仅有一条线路供电时，应将受电变电所电源线路侧开关的保护及自动装置解除。当受电侧变压器中，低压侧有调相机或地区电源时，线路两侧的保护按正常方式投运。
1.6.17继电保护及自动装置的运行方式定值由电网结构，设备健康水平所决定的。
1.6.17.1根据《调度规程》规定，继电保护及自动装置的投入、停用由该管辖范围的调度命令执行。
1.6.17.2根据《变电所运行管理规定》，变电所应建立“继电保护及自动装置定值表”，保护定值由变电站按继电保护班的现场交代，自行管理，此内容不纳入运行规程之内。
1.6.17.3主变零序刀闸正常时不合（受电端的变电所）。作为电源端，主变零序刀闸必须合上。
1.6.18当电压互感器停电影响到计量表计正确指示时，应将有关计量表计指示和停电时间做好记录，并计算电量，月末上报。
1.7断路器运行规定
1.7.1断路器的正常运行规定
1.7.1.1开关的遮断容量，应大于装设地点的母线短路容量
1.7.1.2正常运行的断路器，工作电压和电流不得超过铭牌规定值
1.7.1.3速断、距离Ⅰ段，零序Ⅰ段高频保护动作；统计为一次短路掉闸。延时过流保护动作、距离Ⅱ段，零序Ⅱ段，保护动作掉闸，算0.5次。
1.7.1.4液压机构箱内加热器的投解，油泵启动和压力指示，按厂家规定执行
1.7.2 断路器运行操作规定
1.7.2.1 将控制开关扭到“合闸”位置，监视电流表，待红灯亮后，将开关返回到“合闸后”位置。
1.7.2.2在带电情况下，禁止用千斤顶慢合开关
1.7.2.3检查合闸指示器及拐臂位置，传动杆，支持瓷瓶等无异常，开关内部无异常构架、无震动
1.7.2.4液压机构管道口附近不准站人
1.7.3 断路器新装验收规定
1.7.3.1 检修与实验的各项数据，应符合规程要求
1.7.3.2有关部分的密封和防潮处良好
1.7.3.3设备上无临时短路线和遗留物。导线松紧程度和电器距离应合格，相序正确螺丝紧固
1.7.3.4 瓷质部分清洁无破损，套管铁帽应涂相色漆，且与实际相符
1.7.3.5 油箱及套管的油色，油位正常，外壳及油标清洁，无渗漏现象
1.7.3.6 外壳应去锈喷漆，接地应良好
1.7.3.7 机构箱内清洁，端子完整，各部动作灵活无卡涩现象，箱门严密，开关灵活。
1.7.3.8“分”、“合”指示正确，字迹清楚，拐臂无断裂。
1.7.3.9 二次接线图紧固，接线正确，绝缘良好。接触器动作灵活，辅助接点接触良好，消弧罩齐全。
1.7.3.10压力指示仪表指示正确，各种压力信号反映正确，微动开关动作可靠。
1.7.3.11加热器完好，温控器灵敏。
1.7.3.12手动慢合闸不卡涩，不抗劲电动拉合可靠，保护信号动作可靠。
1.8设备允许负荷
1.8.1 一个间隔或一个设备单元允许的最大负荷电流值，可根据组成该单元的设备（如母线，刀闸，开关，电流互感器，电力电缆，继电保护仪表等）的允许负荷电流中选择最小值，即为该间隔或设备单元的允许最大负荷电流值。
1.9直流电源运行方式
直流母线由蓄电池浮充机供电，并带有 35kV 合闸电源、6kV合闸电源、6kV 保护电源 、35kV 保护电源、 信号控制回路，正常情况下，浮充机向蓄电池浮充，当全站失电时，蓄电池向直流母线供电，但当时应将信号回路断开，以延长蓄电池使用时间，全站来电后，应按报警复位，主控制，主接通的顺序将蓄电池投入运行。        
正常情况下，单个电池的电压为13.5伏 ，共18组电池，全站失电时，蓄电池向直流母线供电，但应将信号回路断开，以延长蓄电池使用时间，全站来电后，应按报警复位。
1.10闭锁装置的运行规定
1.10.1闭锁装置的钥匙应妥善保管，只有在保护、开关、刀闸传动实验，带电作业及事故处理时才可使用，其它情况下不准使用，对室外闭锁装置，应做好防雨，防锈措施。
1.10.2 操作完毕后，将钥匙放回钥匙箱上
2 系统异常运行与事故处理
2.1主变事故处理
2.1.1 主变过温度：
现象：警铃响，“主变过温度”光字牌亮，温度表指示到或超过额定值85度。
处理： 复归音响，经检查冷却装置正常，负荷不变而温度不断上升，则可能是变压器内部已发生故障，变器保护失灵，在这种情况下要求将变压器停处理。如冷却装置故障。立即查找故障。使冷却装置恢复正常运行。
2.1.2主变轻瓦斯动作象征及处理
现象：警铃响，“主变轻瓦斯动作”轻瓦斯动作光字牌亮，瓦斯继电器看窗内有气体。
处理：
1）解除音响。
2）检查变压器声音，温度，电压及瓦斯看窗内有无气体，汇报调度。
3）经调度允许，停用瓦斯掉闸压板，放瓦斯实验。
4）如果是空气，可继续运行，若动作信号间隔时间逐次缩短（应请示调度，将瓦斯掉闸改为信号）。
5）如气体性质表明内部绝缘损坏，应断开鼓故障变压器两侧开关，停止故障变压器运行。
6）经检查确定信号回路故障或继电器本身故障（请示调度将瓦斯掉闸改接信号）
2.1.3 主变重瓦斯保护动作的象征及处理
象征：警铃、警笛响，“掉牌未复归”、“温度”、“6kV电压回路断线”光字牌亮，重瓦斯信号继电器掉牌，主变两侧开关掉闸，绿灯闪光，表计指示为零，主变声音消失。
处理：1）复归音响及闪光，检查表计。信号指示及保护动作情况。复归掉牌，检查跳闸开关的实际位置外部象征做好记录。
2）检查主变上层油温。本体外观。防爆管，各侧开关及有载调压开关情况，汇报调度。
3  ）有备用变压器应立即投入。
4）确认由于二次回路故障造成误动作，应根据调度命令，将瓦斯保护解除后，变压器应重新投入运行。
5）主变内部无气体外部无异常，但未确认主变良好之前不得试送。
6）确认是主变内部故障不得试送，按调度命令拉开各侧刀闸做好安全措施，等待处理。
7）根据瓦斯继电器内气体颜色、气味判明故障性质。
8）将已判明故障全过程做好记录，向调度及上级汇报。
2.1.4 主变差动保护动作象征及处理
现象：警铃、警笛响，“掉牌未复归”“6kV电压回路断线”“温度”光字牌亮，差动信号继电器掉牌，主变两侧开关掉闸，绿灯闪光，表计指示为零
处理：
1）复归音响及闪光，检查表计，信号指示及保护动作情况，复归掉牌。
2）检查主变温度，外部特征及差动范围内的设备情况和各侧开关的实际位置，做好记录，汇报调度。
3）有备用变压器应立即投入。
4）无备用变压器时，将已查出的故障设备切除，立即试送一次，然后汇报调度。
5）不能迅速自行排除的故障应立即向调度汇报。按命令做好安全措施。
6）确认差动保护二次回路故障，但主变急需送电。在重瓦斯和过流保护齐备的条件下，可按调度命令解除差动保护，试送主变恢复运行，但应尽快消除故障投入差动保护。
7）差动保护范围内无故障，变压器无异常，差动保护动作，在未查明原因前不得试送，应向调度汇报，按命令处理。
2.1.5 主变过流保护动作
现象：警笛响、“掉牌未复归”光字牌亮，8460及主变两侧开关掉闸，绿灯闪光，主变及分段表指示为零，主变过流信号继电器掉牌，功率表指示为零，电度表停转，6kV母线电压表指示为零。
处理：
a  复归音响及闪光，检查表计、信号指示及保护动作情况，复归掉牌。
b 根据音响、信号、闪光、表计指示、开关位置情况，判明故障性质及范围，做好记录。
c  检查6kV过流保护范围内设备情况，确认母线短路故障，应立即汇报调度并按调令处理，确认是连接在母线上的设备故障，应立即断开故障设备，恢复母线供电，然后汇报调度。
d  线路故障，开关拒动，造成越级跳闸，按调令立即拉开故障线路开关、两侧刀闸及电容器开关，立即试送主变6kV侧开关及线路开关，然后向调度汇报。
e  线路故障，保护拒动，造成越级跳闸，则应拉开全部线路开关，试送6kV侧开关，然后汇报调度。6kV过流保护动作确认是过负荷或保护误动，立即试送一次然后汇报调度。
2.1.6 主变过负荷的现象及处理
象征：警铃响，变压器“过负荷”光字牌亮，变压器过负荷侧电流表指示值达到或超过其整定植。
处理：
a  复归音响
b  汇报调度，迅速调整主变负荷
c  主变负荷暂时无法转移时，运行人员应严密监视主变油温情况和过负荷时间，风机运转情况。
d  主变油温超过75度或过负荷时间超过所规定的允许时间时，运行人员应汇报调度，按调度令处理。
2.2全站失电的处理
2.2.1    全站失电或35kV母线故障造成全站失电
象征：警笛响、警铃响“35 kV电压回路断线”光字牌亮，I#II#主变声音消失，控制盘上全部交流表计指示为0。
6k VI  II 段低电压保护，光字牌亮，“掉牌未复归”光字牌亮，低电压出口继电器掉牌，所有电机掉牌相应绿灯闪光。
处理：全面检查站内设备，若属进线无电或35kVI段母线故障，造成全站失电，向调度汇报按命令处理，如35kVI段母线故障，造成全站失电，可拉开分段开关及相应刀闸，拉开8831开关汇报调度，按命令处理。
2.2.2 全站失电时，若通讯中断，应尽快设法与调度联系，并按调度命令处理。
2.3 35kV --- 6kV系统异常运行及处理
2.3.1 35kV ---6kV系统接地
现象：警铃响，35kV或6kV系统接地光字牌亮，接地信号继电器掉牌，“掉牌未复归”光字牌亮，接地相电压表指示为零，其它两相升高为相电压的根3倍。
处理：a 复归警铃
b  检查表计指示及信号动作情况。
c  用小电流接地测试仪查找接地线路并穿上绝缘靴检查本站有无接地。
d  汇报调度，按令处理。
2.3.2   35kV---  6kVPT高压保险一相熔断
现象：警铃响，35kV  6kV接地信号继电器掉牌，“掉牌未复归”光字牌亮，  “PT保险熔断”光字牌亮，35kV 或 6kV 系统接地光字牌亮，熔断相指示接近为零，其它两相不变。
处理：a 复归音响
b  切换电压表，确认哪相断线。
c  经调度同意，拉开PT刀闸（6kVPT应先取下低压保护压板），取下一次保险，做好安全措施后检查，确定保险熔断后，更换同类保险，如果保险更换后，再次熔断，应停用该PT，做好安全措施后，测量绝缘消除故障后，方可送电。
2.3.3   35kV（6kV）PT二次保险熔断或接点接触不好
现象：警铃响，35kV  （6kV）PT熔断器熔断光字牌亮，35kV  （6kV）相电压熔断相为零，其它相正常。
处理：
a 复归音响
b  检查哪些相断线或接触不好
c 汇报调度，解除低电压保护压板（6kV)
d 更换保险后，检查三相电压
e 经检查三相电压指示正常后，投入低电压保护压板，汇报调度。
f 若B相保险熔断，更换后再次熔断，则是击穿保险击穿，应拉开PT甲刀闸，取下二次保险，更换击穿保险后，恢复PT送电。
g 击穿保险的检查，用万用表电阻档测量，若通是好的，不通是坏的。
h  若击穿保险再次击穿，说明PT内部有故障，应做好安全措施，进行绝缘检查。
2.4 线路的事故处理
2.4.1  6kV出线过流保护动作，重合闸成功。
现象：警笛响；XX线重合闸动作；红灯亮；XX线电流表指示大于零；XX线过流信号继电器掉牌；XX线重合闸信号继电器掉牌；掉牌未复归光字牌亮；重合闸动作光字牌亮。
处理：
a 检查表计指示情况与红灯亮否
b 检查哪些信号继电器掉牌
c 复归掉牌，认清保护动作情况
d  汇报调度
2.4.2   6kV速断保护动作，重合闸不成功
现象：警笛响；XX线开关掉闸、红灯灭、绿灯闪光、XX线电流表为零；XX线速断信号继电器、重合闸信号继电器掉牌；掉牌未复归光字牌亮；重合闸动作光字牌亮。
处理：
a 复归音响
b 将XX开关控制把手打到掉后位置停止闪光
c 复归掉牌，认清保护动作情况。
d 对开关及线路首端进行检查
e 汇报调度
f  如果情况允许，在调度指挥下，解除重合闸压板，强送线路，若再次掉闸，看清保护动作情况，汇报调度。
2.4.3  6kV线路保护掉牌，但开关拒动
象征：警笛、警铃响；主变电源开关掉闸、绿灯闪光；分段断路器掉闸、绿灯闪光；该段电机掉闸；绿灯闪光；“低电压动作”光字牌亮、相应信号继电器掉牌；“掉牌未复归”各出线电流表、主变6kV侧电流表指示为零；电度表停转、若站用变在该段故障线路上，本站将失去照明。
a 解除音响，将已跳闸的开关把手打到跳后位置，复归闪光。
b 检查信号继电器动作情况，做好记录，复归掉牌确认该线路掉牌，开关拒动未跳闸引起的应汇报调度。
c 检查母线确无电压后，立即拉开该开关及刀闸，试送电源开关，恢复母线送电，汇报调度，按令处理。
2.5 断路器的异常与事故处理
2.5.1 运行中的开关有下列情况应立即汇报调度并记录在设备缺陷记录薄上内：
a  油面低于标准线但尚能看到油位。
b  瓷质部分有轻微裂纹和放电现象；
c 筒身及法兰与套管连接处轻微渗油；
d  油筒温度显著升高；
e 液压机构频繁启动打压；
2.5.2   运行中的开关有下列情况，应立即汇报调度按命令处理。
a 开关严重漏油；
b 筒体内部有严重的放电异音；
c 支持瓷瓶破损，底座陷落；
d  开关严重喷油、冒烟、油变色；
e  瓷套管有严重裂纹或弧光放电现象；
f   设备线夹松动、发热，油温超过85度；
2.5.3 开关露油致使看不到油位，应立即取下控制保险，并解除保护和自动装置并挂上“禁止分闸”标示牌。汇报电力调度按命令处理。
2.5.4开关拒合闸的处理
2.5.4.1  把KK开关扳于合闸位置，合闸接触器不动作，应检查控制回路。
a 直流电源电压；b  控制保险；c  KK开关（5，8）接点；d 合闸接触器HC线圈；e 开关辅助接点DL；f  有关继电器的接点；g  二次插头；
2.5.4.2  把KK开关扳于合闸位置，合闸接触器动作，但开关合不上应检查：
a  合闸母线电源电压；b 合闸保险；c 合闸接触器的接点及行程开关；d 合闸线圈；e 合闸铁芯是否卡涩；f 跳闸铁芯是否返回；g 传动装置各部件、拐臂、连杆、销子；h 液压机构压力；i 弹簧储能机构；j 有关继电器接点。
2.5.5开关拒绝掉闸的处理，拒绝掉闸的开关应手动掉闸，同时拉开两侧刀闸进行下列检查 ：
2.5.5.1 把KK开关切置分闸位置，跳闸铁芯不动作应检查：
a直流电源；b 控制保险；c KK开关的（6，7）接点；d 测量TQ跳闸线圈电压；e 检查操作机构的跳闸铁芯；f 液压机勾的压力；j 二次插头。
2.5.5.2将KK开关扳到分闸位置，跳闸铁芯动作应重点检查操作机构各部件位置；跳闸铁芯动作无力，则应检查跳圈及跳闸铁芯。
2.5.5.3 拒绝跳闸的开关在未查明原因和消除故障以前，禁止投入运行。
2.5.6 开关合闸后应检查HC接触器，若该接触器接点，不返回，应迅速断开控制回路电源及合闸回路电源，但操作时应注意防止弧光伤人和造成短路，当出现合闸线圈冒烟时不得再次进行操作。
2.5.7运行中的开关发出“控制回路断线”或“熔断器熔断”信号时的处理
2.5.7.1 立即检查控制保险是否完好，控制回路中继电器接点是否完好，查明原因立即消除，不能消除时，汇报调度。
2.5.7.2 有双母线时，按电调令将开关单独倒在一条母线上。
2.5.7.3 按调令将负荷调出。
2.5.7.4 手动跳开停电待修。
2.5.8 开关液压机构异常的处理
2.5.8.1 液压机构发“压力异常”信号的处理
a 立即检查机构压力表，是低压力还是高压力汇报调度，做好调电准备；b是高压力解除加热器，使环境温度降低，若油泵连续启动压力增强，是汽缸内充油，立即解除油泵电源，待检修处理。c是低压力，垫子裂或阀口密封不好，立即用机械闭锁方法，将开关闭锁在合闸位置，闭锁前严禁打压。
2.5.8.2液压机构发出“合闸闭锁”信号的处理
a 检查油泵电源及电机回路的完好性；
b 检查控制回路、微动开关是否完好；
c 不能消除时汇报调度；
2.5.8.3 液压机构发出“分闸闭锁”信号的处理
a 检查油泵电源及电机回路的完好性；
b 检查控制回路及微动开关的完好性；
c 用机械办法将开关闭锁在合闸位置，之后汇报调度，做好调电准备。
2.5.9  油开关严重缺油的处理
2.5.9.1取下该开关的控制保险；
2.5.9.2悬挂“禁止分闸”的标示牌；
2.5.9.3设法制止漏油无效时，对开关进行调电处理；
a 当负荷压缩为“0”时，在刀闸允许切断空载电流下断开本身开关；
b 超过刀闸操作范围的漏油开关应按调度命令执行。
2.5.10 油开关掉闸而保护未掉牌，应汇报调度，做如下处理：
2.5.10.1因误动或误碰掉闸装置造成跳闸，可不经任何检查立即送电；
2.5.10.2开关因受震动而自动跳开，应拉开两侧刀闸。打开操作机构箱观察再次合闸，如仍合不牢，应待检修处理后再送电。
2.5.10.3若跳闸的同时直流系统有接地，应查明原因再做处理。
2.5.10.4掉闸原因不明而有重合成功时，应对控制回路、开关机构、继电保护回路进行外部检查，禁止触动设备。
2.5.10.5 拉开两侧刀闸，分、合闸试验良好后，根据调令试送。若开关再次跳闸，则为系统故障。
2.5.11 开关爆炸着火的处理
2.5.11.1开关的跳闸过程中，爆炸着火或引起母线短路，总（主变）开关保护动作跳闸时应立即拉开两侧刀闸，组织灭火，然后向电力调度汇报。
2.5.11.2火势蔓延扩大时，应通知消防队员协助灭火。
2.5.11.3对油开关灭火只能用四氯化碳和干粉灭火器。严禁用水灭火。
2.6互感器的异常与事故处理
2.6.1 运行中的电压互感器发现下列情况之一时，将负荷倒换至另一组电压互感器运行。此时两组电压互感器所在母线必须并列运行。
a 高压保险连续熔断二三次；
b 从电压互感器内部发出臭味或冒烟、溢油；
c 内部有异音或放电声且伴随接地；
d 外壳接头过热接近或超过70度；
e 瓷质绝缘裂纹，且有电弧放电；
2.6.2 运行中的电流互感器发现下列情况之一时，按电调令处理：
a 内部连续的异音或放电声；
b 内部发出臭味或冒烟；
c 外壳接头过热接近或超过70度；
d 瓷质绝缘裂纹有弧光放电；
2.6.3 电压互感器高压保险熔断的处理
2.6.3.1 拉开电压互感器刀闸，取下二次保险，更换同类保险。
2.6.3.2更换的保险再次熔断，应停用该电压互感器，并做好安全措施，待检修处理。
2.6.4电压互感器低压保险熔断的处理
2.6.4.1更换同类保险
2.6.4.2若再次熔断，检查电压互感器二次回路有无接地短路故障，消除后送电。
2.6.5电流互感器二次开路的处理
2.6.5.1汇报调度调电或负荷
2.6.5.2穿戴安全用具，将二次回路端子分别短路，自己不能处理时汇报调度。
2.6.5.3差动保护电流互感器开路，应立即汇报调度，尽快短路，保护装置是否停用应按调度命令执行。
2.7直流系统接地的事故处理。
2.7.1复归警铃，判明接地极性和接地电压。
2.7.2检查直流母线和直流设备，并汇报电调。
2.7.3查找故障前应经电力调度同意，解除有关保护及自动装置。
2.7.4查找步骤
2.7.4.1解除有关保护及自动装置。
2.7.4.2试拉直流照明回路。
2.7.4.3试拉充电设备。
2.7.4.4直流母线分闸查找
2.7.4.5试拉合闸回路。
2.7.4.6试拉可疑性较在，近期检过的二次回路。
2.7.4.7试拉信号回路。
2.7.4.8试拉控制回路。
2.7.4.9将充电机带母线，试拉蓄电池回路。
2.7.5断开时间要短，断开每一路进行查找。
2.7.6寻找直流接地时，应尽量缩小故障范围，若无法查找时，汇报电力调度，待检修人员处理。
2.8避雷器的事故处理
2.8.1当避雷器瓷瓶、套管破裂或爆炸，雷击放电后，连接引线严重烧伤或烧断，应做下列处理： 
a检查有无接地现象，如有接地，则不得断开避雷器，应汇报电力调度，按命令处理。
b在系统无接地的情况下，进行电压互感器切换拉开电压互感器刀闸，汇报电力调度，若引起主变跳闸时应首先查明是那侧避雷器故障，停用该侧开关，拉开该侧刀闸，恢复其它侧的送电，汇报电力调度，按命令处理。
2.9 电力电缆的异常及事故处理
2.9.1电缆在正常情况下，不得过负荷运行，在事故情况下，允许过负荷15%连续运行2小时，超过此极限应设法减负荷，前一次过负荷后经10—12小时才允许再次过负荷。
2.9.2运行中的电缆发生下列情况之一时，汇报调度并记录缺陷。
a电缆头流胶渗油；
b接头松动发热；
c引线有断股；
d电缆外皮有腐蚀或机械损坏。
2.9.3上述缺陷严重时，要求调度停电处理。
2.9.4电力电缆着火应立即停电处理，然后汇报调度。
2.10母线的异常运行及事故处理 。
2.10.1运行中若发现有下列情况之一时，应立即汇报调度。
a悬垂瓷瓶破损、裂纹、放电；
b软母线断股，汇流排振动；
c架构裂纹下沉轻微倾斜；
d线夹接头压紧螺丝松动发热。
2.10.2母线故障引起主变跳闸应根据信号指示，首先查找事故点，消除故障或拉开拒动开关，恢复送电然后汇报电力调度。
2.11电力电容器的异常与事故处理。
2.11.1电力电容器有下列情况之一，应立即停电，然后汇报电力调度。
a 电力电容器爆炸；
b接头严重过热或熔化；
c套管发生严重放电、闪络；
d电容器严重喷油或着火；
e室内温度超过40度；
f电容器严重鼓肚变形
2.11.2电容器开关跳闸不许强送，必须查明保护动作原因，若由于外部故障，造成母线电压波动，检查后可以试送。
2.11.3处理电容器故障时，必须拉开电容器开关，拉开刀闸，验电，多次放电，直至无火花及放电声为止，打接地线。
2.12站用变的事故处理
2.12.16kV（35kV ）母线故障造成站用变失去电源，应拉开故障母线上的变压器投入备用变压器。
2.12.2站用变或站用变高压电缆故障，应立即将变压器退出运行，拉开刀闸或开关投入备用变压器或将负荷倒至无故障站用变运行。
2.12.3低压回路故障，造成总保险熔断，查明原因，若影响主变冷却装置运行时，应立即拉开各低压回路开关，更换保险试送，恢复冷却装置供电，然后逐一恢复无故障设备供电。
3、电器设备巡视检查规定
规定巡视时间一般为8:00  12:00  18:00  22:00及交接班时，遇有天气突变，运行方式变更，设备带缺陷运行，过负荷运行等特殊情况要增加巡视次数，本站运行规定每天8:00 12:00 18:00 22:00各巡视一次，发现一类设备缺陷，必须及时向值班调度汇报，二、三类缺陷必须及时向上级领导汇报，并记入缺陷记录薄内。
3.1主变巡视检查项目
1）无异常、无异音
2）冷却装置运行正常
3）散热器油门位置指示正常，手触各散热器其温度一致
4）主变上层油温温度指 示正常无异常
5）瓦斯看窗清洁，内部无气体
6）表计指示正常，无过负荷情况
7）变压器油位计指示油位应与实际一致
8）贮油坑卵石清洁下油道畅通
9）瓦斯端子严密，瓦斯继电器防水罩完好，上盖卡卡好
3.2断路器的巡视检查
1）分、合闸指示器与开关位置相一致
2）分闸弹簧完整均匀
3）各连杆销子、转轴无脱出，拐臂无断裂或异常。
4）外壳无过热现象
5）液压机构压力正常，各高低压接头、活塞杆工作缸密封良好，无渗漏油现象。
6）液压机构贮压器无漏气现象
7）真空断路器的真空灭弧室内无电晕、辉光
8）室内操作机构、端子、配电箱关闭严密，防雨、防尘
9）六氟化硫压力正常、无渗漏
3.3 隔离开关巡视检查
1）分、合闸指示器与刀闸位置相一致
2）刀闸室内的六氟化硫压力正常，无渗漏
3）刀闸开合位置与实际运行方式相一致
4）瓷瓶法兰连接处无裂纹
5）电动操作机构密封良好无进水受潮现象
6）刀闸闭锁装置良好完整
3.4互感器巡视检查
1）电压互感器保险应完整，接触良好，无断路、短路现象
2）电流互感器二次无开路、放电现象
3）端子箱密封良好
3.5 配电盘巡视检查
1）盘面、仪表、继电器清洁无异常，外壳完整
2）压板压接牢固，接触良好，位置正确
3）信号显示、控制按钮位置正确
4）仪表指示正确、指针无卡、弯曲、断现象   
3.6 防雷设备
1）底座和发兰无裂纹
2）放电计数器完好，动作正确
3）内部无异音
4）接地引线良好
3.7 整流装置
1）交直流电压指示正常
2）各整流元件无击穿损坏现象
3）整流变压器声音应正常无异味和过流现象
4）表计、灯光指示正常
4 倒闸操作
4.1 变电所倒闸操作术语
运行、冷备用、热备用、检修、拉开、合上、检查三相确已断开，三相确已合好，电流指示正常，三相电流平衡，三相电压正常，母线三相电压为零，无接地短路，
验明确无电压，装设、拆除、取下、投入、用上、退出、使用，检查保护投入正确（重合闸）切换，没遮拦，警告布缦，将XKVX号站用变负荷倒至XKVX号站用变供电，拉开XX手车开关闭锁把手，将手车开关拉至试验位置，取下XX手车二次插头，将XX手车开关推至实验位置，将XX手车开关推至工作位置，合上XX手车开关闭锁把手，检查XX
手车开关上下三相插头确已插好， 用上二次插头，检查XX手车开关柜门关闭，打开XX开关柜门， 光字牌亮，检查“PT”切换光字牌亮，装设X号地线，拆除X号地线。
4.2 标准倒闸操作
4.2.1 8463史深线由运行转检修

1）拉开史深线8463开关
2）检查史深线8463开关三相确已断开
3）取下史深线8463开关合闸保险
4）拉开史深线8463-3刀闸并闭锁
5）检查史深线8463-3刀闸三相确已断开
6）拉开史深线8463-1刀闸并闭锁
7）检查史深线8463-1刀闸三相确已断开
8）取下史深线8463开关控制保险
9）在8463史深线穿墙套管线路侧验明确无电压
10）在8463史深线穿墙套管线路侧装设X号地线

4.2.2  8463史深线由检修转运行
1）拆除8463史深线穿墙套管线路侧X号地线
2）检查8463史深线穿墙套管线路侧无接地短路
3）用上史深线8463开关控制保险
4）检查史深线8463开关保护投入正确
5）检查史深线8463开关三相确已断开
6）合上史深线8463-1刀闸并闭锁
7）检查史深线8463-1刀闸三相确已合好
8）合上史深线8463-3刀闸并闭锁
9）检查史深线8463-3刀闸三相确已合好
10）用上史深线8463开关合闸保险
11）合上史深线8463开关
12）检查史深线8463开关三相确已合好

4.2.3史深线8463开关由运行转检修

1）拉开史深线8463开关
2）检查史深线8463开关三相确已断开
3）取下史深线8463开关合闸保险
4）拉开史深线8463-3刀闸并闭锁
5）检查史深线8463-3刀闸三相确已断开
6）拉开史深线8463-1刀闸并闭锁
7）检查史深线8463-1刀闸三相确已断开
8）取下史深线8463开关控制保险
9）在史深线8463开关与-3刀闸间验明确无电压
10）在史深线8463开关与-3刀闸间装设X号地线
11）在史深线8463开关与-1刀闸间验明确无电压
12）在史深线8463开关与-1刀闸间装设X号地线

4.2.4  史深线8463开关由检修转运行

1）拆除史深线8463开关与-1刀闸间X号地线
2）检查史深线8463开关与-1刀闸间无接地短路
3）拆除史深线8463开关与-3刀闸间X号地线
4）检查史深线8463开关与-3刀闸间无接地短路
5）用上史深线8463开关控制保险
6）检查史深线8463开关保护投入正确
7）检查史深线8463开关三相确已断开
8）合上史深线8463-1刀闸并闭锁
9）检查史深线8463-1刀闸三相确已合好
10）合上史深线8463-3刀闸并闭锁
11）检查史深线8463-3刀闸三相确已合好
12）用上史深线8463开关合闸保险
13）合上史深线8463开关
14）检查史深线8463开关三相确已合好

4.2.5  6kVI段电容器8491开关由运行转检修

1）拉开6kVI段电容器8491开关
2）检查6kVI段电容器8491开关三相确已断开
3）取下6kVI段电容器8491开关合闸保险
4）拉开6kVI段电容器8491-1刀闸并闭锁
5）检查6kVI段电容器8491-1刀闸三相确已断开
6）取下6kVI段电容器8491开关控制保险
7）在6kVI段电容器8491开关与电缆头间验明确无电压
8）在6kVI段电容器8491开关与电缆头间装设X号地线
9）在6kVI段电容器8491开关与-1刀闸间验明确无电压
10）在6kVI段电容器8491开关与-1刀闸间装设X号地线

4.2.6  6kVI段电容器8491开关由检修转运行
1）拆除6kVI段电容器8491开关与-1刀闸间7号地线
2）检查6kVI段电容器8491开关与-1刀闸间无接地短路
3）拆除6kVI段电容器8491开关与电缆头间X号地线
4）检查6kVI段电容器8491开关与电缆头间无接地短路
5）用上6kVI段电容器8491开关控制保险
6）检查6kVI段电容器8491开关保护投入正确
7）检查6kVI段电容器8491开关三相确已断开
8）合上6kVI段电容器8491-1刀闸并闭锁
9）检查6kVI段电容器8491-1刀闸三相确已合好
10）用上6kVI段电容器8491开关合闸保险
11）合上6kVI段电容器8491开关
12）检查6kVI段电容器8491开关三相确已合好

4.2.7  6kVI段PT61P由运行转检修

1）合上6kVI段母线PT61P二次切换开关
2）检查6kVPT切换光字牌亮
3）取下6kVI段母线PT61P二次保险
4）拉开6kVI段母线PT61P-1刀闸并闭锁
5）检查6kVI段母线PT61P-1刀闸三相确已断开
6）在6kVI段母线PT61P与二次保险间验明确无电压
7）在6kVI段母线PT61P与二次保险间装设X号地线
8）在6kVI段母线PT61P与-1刀闸间验明确无电压
9）在6kVI段母线PT61P与-1刀闸间装设X号地线

4.2.8  6kVI段母线PT61P由检修转运行

1）拆除6kVI段母线PT61P与-1刀闸间X号地线
2）检查6kVI段母线PT61P与-1刀闸间无接地短路
3）拆除6kVI段母线PT61P与二次保险间X号小地线
4）检查6kVI段母线PT61P与二次保险间无接地短路
5）合上6kVI段母线PT61P-1刀闸并闭锁
6）检查6kVI段母线PT61P-1刀闸三相确已合好
7）用上6kVI段母线PT61P二次保险
8）拉开6kV母线PT二次切换开关

4.2.9  6kVZ6-1站用变由运行转检修
1）拉开6kVZ6-1站用变高压零克
2）检查6kVZ6-1站用变高压零克三相确已断开
3）在6kVZ6-1站用变低压电缆头上验明确无电压
4）在6kVZ6-1站用变低压电缆头上装设X号地线

4.2.10  6kVZ6-1站用变由检修转运行

1）拆除6kVZ6-1站用变低压电缆头上X号地线
2）检查6kVZ6-1站用变低压电缆头上无接地短路
3）合上6kVZ6-1站用变高压零克
4）检查6kVZ6-1站用变高压零克三相确已合好

4.2.11 龙南线8431开关由运行转检修
1）拉开龙南线8431开关
2）检查龙南线8431开关三相确已断开
3）取下龙南线8431开关合闸保险
4）拉开龙南线8431手车开关操作把手并拉至试验位置
5）取下龙南线8431手车开关二次插头
6）将龙南线8431手车开关拉至柜外
7）将龙南线8431手车开关柜门闭锁
8）取下龙南线8431开关控制保险

4.2.12 龙南线8431开关由检修转运行

1）用上龙南线8431开关控制保险
2）检查龙南线8431开关保护投入正确
3）检查龙南线8431开关三相确已断开
4）将龙南线8431手车开关推至试验位置
5）用上龙南线8431手车开关二次插头
6）合上龙南线8431手车开关操作把手并推至工作位置
7）用上龙南线8431开关合闸保险
8）合上龙南线8431开关
9）检查龙南线8431开关三相确已合好

4.2.13  8431龙南线由运行转检修
1）拉开龙南线8431开关
2）检查龙南线8431开关三相确已断开
3）取下龙南线8431开关控制保险
4）拉开龙南线8431开关操作把手并拉至试验位置
5）取下龙南线8431手车开关二次插头
6）将龙南线8431手车开关拉至柜外
7）将龙南线8431手车开关柜门闭锁
8）取下龙南线8431开关控制保险
9）在8431龙南线穿墙套管线路侧验明确无电压
10）在8431龙南线穿墙套管线路侧装设X号地线

4.2.14  8431龙南线由检修转运行
1）拆除8431龙南线穿墙套管线路侧X号地线
2）检查8431龙南线穿墙套管线路侧无接地短路
3）用上龙南线8431开关控制保险
4）检查龙南线8431开关保护投入正确
5）检查龙南线8431开关三相确已断开
6）将龙南线8431手车开关推至实验位置
7）用上龙南线8431手车开关二次插头
8）将龙南线8431手车开关推至工作位置并合上操作把手
9）检查龙南线8431手车开关上下三相插头确已合好
10）用上龙南线8431开关合闸保险
11）合上龙南线8431开关
12）检查龙南线8431开关三相确已合好

4.2.15  35kVZ35--2站用变由运行转检修
1）拉开35kVZ35--2手车操作把手并拉至柜外
2）取下35kVZ35--2手车二次插头
3）将35kVZ35--2手车拉至柜外
4）将35kVZ35--2手车柜门闭锁

4.2.16   35kVZ35--2站用变由检修转运行
1）将35kVZ35--2站用变手车推至试验位置
2）用上35kVZ35--2站用变手车二次插头
3）合上35kVZ35--2站用变手车操作把手并推至工作位置
4）将35kVZ35--2站用变手车柜门闭锁

4.2.17  35kVI段母线I#主变及6kVI段母线由运行转检修
1）检查I#II#主变负荷分配
2）拉开6kV分段8460开关
3）检查6kV分段8460开关三相确已断开
4）拉开I#主变8461开关
5）检查I#主变8461开关三相确已断开
6）拉开I#主变8451开关
7）检查I#主变8451开关三相确已断开
8）拉开35kV分段8450开关
9）检查35kV分段8450开关三相确已断开
10）取下6kV分段8460开关合闸保险
11）拉开6kV分段8460-1刀闸并闭锁
12）检查6kV分段8460-1刀闸三相确已断开
13）拉开6kV分段8460-2刀闸并闭锁
14）检查6kV分段8460-2刀闸三相确已断开
15）取下6kV分段8460开关控制保险
16）取下I#主变8461开关合闸保险
17）拉开I#II#主变8461-1刀闸并闭锁
18）检查I#II#主变8461-1刀闸三相确已断开
19）取下I#II#主变8461开关控制保险
20）取下6kVI段母线PT61P二次保险
21）拉开6kVI段母线PT61P-1刀闸并闭锁
22）检查6kVI段母线PT61P-1刀闸三相确已断开
23）取下I#主变8451开关合闸保险
24）拉开I#主变8451手车开关操作把手并拉至试验位置
25）取下I#主变8451手车开关二次插头
26）将I#主变8451手车开关拉至柜外
27）取下I#主变8451开关控制保险
28）取下35kV分段8450开关合闸保险
29）拉开35kV分段8450手车开关操作把手并拉至试验位置
30）取下35kV分段8450手车开关二次插头
31）将35kV分段8450手车开关拉至柜外
32）将35kV分段8450手车开关柜门闭锁
33）拉开35kV分段8450-1隔离手车操作把手并拉至试验位置
34）取下35kV分段8450-1隔离手车二次插头
35）将35kV分段8450-1隔离手车拉至柜外
36）取下35kV分段8450开关控制保险
37）拉开35kVI段母线避雷器35B1手车操作把手并拉至柜外
38）取下35kVI段母线PT31P二次保险
39）拉开35kVI段母线PT31P手车操作把手并拉至柜外
40）取下35kVI段母线PT31P二次插头
41）将35kVI段母线PT31P手车拉至柜外
42）停用I#主变6kV过流跳分段压板
43）停用II#主变6kV过流跳分段压板
44）在6kVI段母线PT61P与二次保险间验明确无电压
45）在6kVI段母线PT61P与二次保险间装设X号小地线
46）在6kV分段8460开关与-2刀闸间验明确无电压
47）在6kV分段8460开关与-2刀闸间装设X号地线
48）在6kVI段母线上验明确无电压
49）在6kVI段母线上装设X号地线
50）在35kV分段8450开关柜下静触头与8450-1隔离手车柜下静触头间验明确无电压
51）在35kV分段8450开关柜下静触头与8450-1隔离手车柜下静触头间装设X号地线
52）在35kVI段母线上验明确无电压
53）在35kVI段母线上装设X号地线

4.2.18   35kVI段母线I#主变及6kVI段母线由检修转运行

1）拆除35kVI段母线上X号地线
2）检查35kVI段母线上无接地短路
3）拆除35kV分段8450开关柜下静触头与8450-1隔离手车柜下静触头间2#地线
4）检查35kV分段8450开关柜下静触头与8450-1隔离手车柜下静触头间无接地短路
5）拆除6kVI段母线上3#地线
6）检查6kVI段母线上无接地短路
7）拆除6kV分段8460开关与-2刀闸间4号地线
8）检查6kV分段8460开关与-2刀闸间无接地短路
9）拆除6kVI段母线PT61P与二次保险间02号地线
10）检查6kVI段母线PT61P与二次保险间无接地短路
11）投入II号主变6kV过流跳分段压板
12）投入I号主变6kV过流跳分段压板
13）将35kVI段母线PT31P手车推至实验位置
14）用上35kVI段母线PT31P手车二次插头
15）将35kVI段母线PT31P手车推至工作位置并合上操作把手
16）检查35kVI段母线PT31P手车三相插头确已插好
17）用上35kVI段母线PT31P二次保险
18）将35kVI段母线避雷器35B1手车推至工作位置并合上操作把手
19）检查35kVI段母线避雷器35B1手车三相插头确已插好
20）用上35kV分段8450开关控制保险
21）检查35kV分段8450开关保护投入正确
22）检查35kV分段8450开关三相确已断开
23）将35kV分段8450-1隔离手车推至试验位置
24）用上35kV分段8450-1隔离手车二次插头
25）将35kV分段8450-1隔离手车推至工作位置并合上操作把手
26）检查35kV分段8450-1隔离手车上下三相插头确已插好
27）将35kV分段8450-1隔离手车推至工作位置并合上操作把手
28）用上35kV分段8450手车开关二次插头
29）将35kV分段8450手车开关推至工作位置并合上二次插头
30）检查35kV分段8450手车开关上下二次插头确已合好
31）用上35kV分段8450开关合闸保险
32）用上I#主变8451开关控制保险
33）检查I#主变8451开关保护投入正确
34）检查I#主变8451开关三相确已断开
35）将I#主变8451手车开关推至试验位置
36）用上I#主变8451手车开关二次插头
37）将I#主变8451手车开关推至工作位置并合上操作把手
38）检查I#主变8451手车开关上下三相插头确已合好
39）用上I#主变8451开关合闸保险
40）合上6kVI段母线PT61P-1刀闸并闭锁
41）检查6kVI段母线PT61P-1刀闸三相确已合好
42）用上6kVI段母线PT61P二次保险
43）用上I#主变8461开关控制保险
44）检查I#主变8461开关保护投入正确
45）检查I#主变8461开关三相确已断开
46）合上I#主变8461-1刀闸并闭锁
47）检查I#主变8461-1刀闸三相确已断开
48）用上I#主变8461开关合闸保险
49）用上6kV分段8460开关控制保险
50）检查6kV分段8460开关保护投入正确
51）检查6kV分段8460开关三相确已断开
52）合上6kV分段8460-2刀闸并闭锁
53）检查6kV分段8460-2刀闸三相确已合好
54）合上6kV分段8460-1刀闸并闭锁
55）检查6kV分段8460-1刀闸三相确已合好
56）用上6kV分段8460开关合闸保险
57）合上35kV分段8450开关
58）检查35kV分段8450开关三相确已合好
59）检查35kVI段母线三相电压正常
60）合上I#主变8451开关
61）检查I#主变8451开关三相确已合好
62）合上I#主变8461开关
63）检查I#主变8461开关三相确已断开
64）检查6kVI段母线三相电压正常
65）合上6kV分段8460开关
66）检查6kV分段8460开关三相确已断开
67）检查I#II#主变负荷分配
 

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