10kV及400V厂用电运行作业规程.doc

备案号：1010—

Q/CDT-YTHP
大唐岩滩水力发电厂公司原则

Q/CDT-YTHP103 0305-

10kV及400V厂用电运营规程

—××02—××012发布 —××02—××012实行

大唐岩滩水力发电厂 发 布

目 次

前言 …………………………………………………………………………………………………………Ⅱ
1 范畴………………………………………………………………………………………………………1
2 规范性引用文献…………………………………………………………………………………………1
3 厂用电重要技术参数……………………………………………………………………………………1
4 基本技术规定……………………………………………………………………………………………3
5 运营方式…………………………………………………………………………………………………3
6 正常操作…………………………………………………………………………………………………4
7 事故解决…………………………………………………………………………………………………8

前 言

为了贯彻“安全第一，防止为主”方针，切实执行“两票三制”制度，防止误操作和其她不安全状况发生，保证厂用电安全可靠运营，依照电力行业关于原则规定以及《中华人民共和国大唐集团公司公司原则编制规则》（试行）和厂颁《公司原则编制规则》中关于规定，参照《红水河岩滩水电站技术设计报告》，特制定本规程。
本规程是对Q/YTD—1040009—《厂用电运营规程》修订。本规程1992年初次发布，本次为第三次修订。本规程自发布之日起实行，自实行之日起原规程同步作废。
本规程对原规程作了如下重要内容修改：
（1） 增长了目次和前言。
（2） 增长了规范性引用文献。
本规程重要起草人：杨新贵 陆杉光 黄国庚 黄显文 黄自和
本规程重要审核人：黄其标 陆杉光 韦 辉 兰耀设 陈海华 伍以敏
本规程重要审定人：王连华 陈湘宁
本规程批 准 人：段忠民陈湘宁
本规程由大唐岩滩水力发电厂发电部负责解释。

10kV及400V厂用电运营规程

1 范畴
本规程规定了厂用电设备重要技术参数、基本技术规定、运营方式、设备运营操作、设备运营监视及检查与操作、设备故障及事故解决等内容。
本规程合用于大唐岩滩水力发电厂。
2 规范性引用文献
下列文献中条款通过本规程引用而成为本规程条款。凡是注日期引用文献，其随后所有修改单（不涉及勘误内容）或修订版均不合用于本规程，然而，勉励研究使用这些文献最新版本。凡是不注日期引用文献，其最新版本合用于本规程。
DL 408-1991 电业安全工作规程（发电厂变电站电气部份）
3 厂用电重要技术参数
3.1 10kV开关重要技术参数见表1。
表1 10kV开关重要技术参数
项 目
参 数
型号
HS3110M-12MF-C
额定电压（kV）
12
额定短路开断电流（kA）
31.5
额定电流(A)
1250
额定频率(Hz)
50
额定短路开断电流（峰值）(kA)
80
额定短时耐受电流(kA)
31.5
额定峰值耐受电流(kA)
80
绝缘水平
工频1min(kV)
42
雷电冲击耐受电压（1.2X50μs(kV)）
75
合闸时间(s)
≤0.03～0.07
操作顺序
O-0.3s-CO-180s-CO
分闸时间(s)
≤0.02～0.06
合闸操作
操作办法
电机弹簧式（迅速投入）
电机操作蓄能操作电流
DC22V1A
合闸控制电流
DC22V1.5A
弹簧蓄能时间(s)
≤5
分闸装置
脱扣方式
间接式过电流脱扣式
分闸脱扣电流
DC22V1A

3.2 10kV高压开关柜上层控制回路某些设备参数
3.2.1 10kV高压开关室负荷开关柜：
3.2.1.1 ZKK（C45N-6A/2P+ON）：本柜开关控制直流小空气开关。
3.2.1.2 1RD、2RD（HG30-32/6A 250V）：本柜开关控制直流保险。
3.2.1.3 3RD、4RD（HG30-32/6A 250V）：本柜开关合闸直流保险。
3.2.1.4 11RD（HG30-32/4A 250V）：本柜开关柜内加热及照明保险。
3.2.2 10kV高压开关室9201QF、9501QF、9504QF联系开关柜：
3.2.2.1 3RD、4RD（HG30-32/6A 250V）：本柜开关合闸直流保险。
3.2.2.2 11RD（HG30-32/4A 250V） 本柜开关柜内加热及照明保险。
3.2.3 10kV高压开关室9203QF、9403QF联系开关柜
3.2.3.1 ZKK（C45N-6A/2P+ON）：本柜开关控制直流小空气开关。
3.2.3.2 3RD、4RD（HG30-32/6A 250V）：本柜开关合闸直流保险。
3.2.3.3 11RD（HG30-32/4A 250V） 本柜开关柜内加热及照明保险。
3.2.4 10kV高压开关室910QF（940QF）进线开关柜
3.2.4.1 1ZKK（C45N-6A/2P+ON）：910QF（940QF）控制直流小空气开关。
3.2.4.2 2ZKK（C45N-6A/2P+ON）：151QF（154QF）开关柜照明、加热及实验交流电源。
3.2.4.3 3RD、4RD（HG30-32/6A 250V）：本柜开关合闸直流保险。
3.2.4.4 11RD（HG30-32/4A 250V） 本柜开关柜内加热及照明保险。
3.2.5 10kV高压开关室920QF进线开关柜
3.2.5.1 1ZKK（C45N-6A/2P+ON）：920QF控制直流小空气开关。
3.2.5.2 2ZKK（C45N-6A/2P+ON）：152QF开关柜照明、加热及实验交流电源。
3.2.5.3 3RD、4RD（HG30-32/6A 250V）：本柜开关合闸直流保险。
3.2.5.4 11RD（HG30-32/4A 250V） 本柜开关柜内加热及照明保险。
3.2.5.5 1DK（C45N-6A/2P+ON）：10kV系统开关控制直流电源联系小空气开关。
3.2.5.6 2DK（C45N-6A/2P+ON）：备用。
3.2.6 10kV高压开关室930QF进线开关柜
3.2.6.1 1ZKK（C45N-6A/2P+ON）：930QF控制直流小空气开关。
3.2.6.2 2ZKK（C45N-6A/2P+ON）：备用。
3.2.6.3 3ZKK（C45N-6A/2P+ON）：153QF开关柜照明、加热及实验交流电源。
3.2.6.4 1DK（C45N-6A/2P+ON）：10kV系统开关合闸直流电源联系小空气开关。
3.2.6.5 3RD、4RD（HG30-32/6A 250V）：本柜开关合闸直流保险。
3.2.6.6 11RD（HG30-32/4A 250V） 本柜开关柜内加热及照明保险。
3.2.7 950QF进线开关柜
3.2.7.1 1RD、2RD（HG30-32/6A 250V）：本柜开关控制直流保险。
3.2.7.2 3RD、4RD（HG30-32/6A 250V）：本柜开关合闸直流保险。
3.2.7.3 11RD(HG30-32/4A 250V):本柜开关柜内加热及照明保险。
3.2.8 91TV、92TV、93TV、94TV柜
3.2.8.1 1RD、2RD、3RD（HG30-32/4A 250V）：TV二次侧保险。
3.2.8.2 11RD（HG30-32/4A 250V） 本柜开关柜内加热及照明保险。
3.2.9 95TV柜
3.2.9.1 ZKK（C45N-6A/2P+ON）：控制直流小空气开关。
3.2.9.2 1RD、2RD、3RD（500V 4A）：TV二次侧保险。
3.2.9.3 11RD（HG30-32/4A 250V） 本柜开关柜内加热及照明保险。
3.2.10 10kV高压开关室各联系开关控制直流电源接引：
3.2.10.1 9201QF控制直流电源引自保护室直流屏Ⅰ段57ZKK。
3.2.10.2 9504QF控制直流电源引自保护室直流屏Ⅰ段58ZKK。
3.2.10.3 9203QF控制直流电源引自保护室直流屏Ⅰ段62ZKK。
3.2.10.4 9403QF控制直流电源引自保护室直流屏Ⅱ段57ZKK。
3.2.10.5 9501QF控制直流电源引自保护室直流屏Ⅱ段58ZKK。
3.2.10.6 950QF控制直流电源引自保护室直流屏Ⅱ段59ZKK。
4 基本技术规定
4.1 设备运营前保护应安装完毕并能投入运营。
4.2 10kV开关柜应具备操作“五防”闭锁装置。但当前状况是：所有开关柜具备闭锁功能有防止带负荷拉（合）刀闸；所有负荷开关柜均具备闭锁功能为防止带接地刀合闸或防止带电合地刀合闸。所有开关柜均无防止错误拉合开关闭锁功能；防止误入带电间隔闭锁功能也不完善。
4.3 厂用电运营方式，由厂生技部制定，发电部实行。
5 运营方式
5.1 10kV系统运营方式
5.1.1 10kV系统共分五段，正常运营时，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段分别由四台机组（主变低压侧）所带四台高压厂变21TM、22TM、23TM、24TM供电，10kV Ⅴ段由降压站通过950QF供电，9201QF为Ⅰ、Ⅱ段母线联系开关，9203QF为Ⅱ、Ⅲ段母线联系开关，9403QF为Ⅲ、Ⅳ段母线联系开关，9504QF为Ⅳ、Ⅴ段母线联系开关，9501QF为Ⅰ、Ⅴ段母线联系开关。正常运营时，各段母线独立运营，9201QF、9203QF 、9403QF、95040F、9501QF在断开状态。10kV系统开关均具备计算机监控系统远方操作和现场操作两种操作方式，现场操作分为现场电动、开关柜本体按纽操作。正常状况下应采用远方操作方式。
5.1.2 10kV系统备自投（BZT）：10kV系统五个母联开关9201QF、9203QF 、9403QF、95040F、9501QF均有备自投功能，通过计算机监控系统实现。
5.1.2.1 10KV系统备自投（BZT）中，Ⅰ、Ⅱ段互为主备用，Ⅲ、Ⅳ段互为主备用，相邻另一侧母线为副备用，Ⅴ段不设自动投入功能。
5.1.2.2 每一段母线三相失压信号串联通过一投切压板后进入PLC作为该母线BZT启动信号。
5.1.2.3 通过远方操作设立可以闭锁单段母线备自投功能。
5.1.2.4 当一段母线备自投动作时，将闭锁相邻母线备自投功能10秒钟。
5.1.2.5 当一段母线备自投动作时，向上位机报备自投动作信息：“x母备自投动作合xx”(其中x—为母线编号；xx—为母联开关编号)。
5.1.2.6 通过远方操作设立软压板可以闭锁主备用自动优先，即闭锁主备用，而选取副备用作为相应母线备用。
5.2 10KV BZT流程阐明
5.2.1 BZT动作总闭锁条件：
（1） 母线进线高压厂变过流动作；
（2） 本母线不失压（开关量）；
（3） 本母线电压模仿量>0.5kV；
（4） 相邻母线备自投动作。
5.2.2 Ⅰ母失压
5.2.2.1 合9201QF条件：Ⅱ母有压； 9203QF在分； 9201QF及9501QF在分；
5.2.2.2 合9501QF条件：Ⅴ母有压；Ⅱ母失压或设定优先； 9504QF在分； 9201QF及9501QF在分；
5.2.3 Ⅱ母失压
5.2.3.1 合9201QF条件： I母有压； 9501QF在分； 9201QF及9203QF均在分；
5.2.3.2 合9203QF条件：Ⅲ母有压；I母失压或设定优先；9403QF在分；9201QF及9203QF均在分；
5.2.4 Ⅲ母失压
5.2.4.1 合9403QF条件：Ⅳ母有压；9504QF在分；9403QF及9203QF均在分；
5.2.4.2 合9203QF条件：Ⅱ母有压；IV母失压或设定优先；9201QF在分；9403QF及9203QF均在分；
5.2.5 Ⅳ母失压
5.2.5.1 合9403QF条件：Ⅲ母有压；9203QF在分；9403QF及9504QF均在分；
5.2.5.2 合9504QF条件：Ⅴ母有压；Ⅲ母失压或设定优先；9203QF在分；9203QF及9201QF均在分；
5.3 400V厂用电系统运营方式
5.3.1 正常运营时，厂内400V Ⅰ～Ⅵ段母线分别由#1～#6厂低变（41TM～46TM）供电，正常状况下各段母线分段运营。Ⅰ段与Ⅱ段母线由421ZKK联系，Ⅲ段和Ⅳ段母线由443ZKK联系，Ⅴ段与Ⅵ段母线由465ZKK联系，并装有备自投BZT装置，正常状况下投入运营。
5.3.2 机旁400V动力盘运营方式
5.3.2.1 每台机机旁动力盘均分为Ⅰ、Ⅱ段母线，其间设有联系开关，正常状况下分段运营，备自投BZT装置投入，互为备用。
5.3.2.2 每台机机旁动力盘Ⅰ段母线均有主用、备用两个供电电源，#2、#3、#4机主用电源分别来自厂用电400VⅡ、Ⅲ、Ⅳ段，备用电源均来自厂用电400V Ⅴ段。#1机主用电源分别来自400V Ⅴ段，备用电源来自厂用电400V Ⅰ段。各台机机旁动力盘Ⅱ段母线都由400VⅥ段供电。
5.3.3 400V厂用照明盘运营方式
5.3.3.1 400V照明电源分别由10kV Ⅱ段和Ⅲ段母线供电，47TM带照明Ⅰ段母线，48TM带照明Ⅱ段母线，正常状况下分段运营，487ZKK联系开关在断开位置，备自投（BZT）装置投入运营，互为备用。
5.3.3.2 事故照明:中控室、174层上游侧走廊及发电机层、169层均装有事故照明灯。事故照明交流电源引自400V照明Ⅰ段母线，在400V事故照明交流电源消失时，自动切换到220V直流照明电源。220V直流照明电源引自保护室220V直流屏Ⅱ段17ZKK。
5.3.4 坝顶400V电源运营方式
51～53TM坝顶变分别由10kVⅠ、Ⅴ、Ⅳ段供电。坝顶400VⅠ、Ⅱ、Ⅲ分别由51TM、52TM、53TM供电，正常状况下分段运营，坝顶400V母线备自投（BZT）装置投“Ⅰ”位置运营。在坝顶400VⅡ段带Ⅰ段运营、Ⅲ段独立运营时，BZT装置投“Ⅱ”位置运营。52TM退出运营时，BZT装置退出运营。
6 正常操作
6.1 所有高、低压厂变退出运营时，采用先断开低压侧开关（即母线进线开关）方式，让备自投（BZT）装置动作自动投入母联开关，母联开关投入正常后，退出备自投（BZT）装置。如果BZT动作不成功，则退出备自投（BZT）装置，手动合上母联开关。
6.2 有远方分合闸功能开关，必要运用远方进行分合闸操作，如果远方分合闸不成功，则必要通过发电部、生产部批准后才干到现场进行操作，最大限度地防止由于设备防护性能不佳导致对人员伤害。
6.3 厂用母线倒电操作应先停电后送电，厂用变压器禁止并列运营。
6.4 10kV系统母联开关合闸回路闭锁条件：
9201QF合闸应满足下列条件之一：1、910QF在分；2、920QF在分。
9403QF合闸应满足下列条件之一：1、930QF在分；2、940QF在分。
9203QF合闸应满足下列条件之一：1、920QF在分+9201QF在分；2、930QF在分+9403QF在分。
9501QF合闸应满足下列条件之一：1、910QF在分+9201QF在分；2、950QF在分+9504QF在分。
9504QF合闸应满足下列条件：940QF在分+9403QF在分。
6.5 计算机监控系统10KV单项操作流程阐明：
6.5.1 要实现功能：变化母线运营方式
6.5.2 详细实现办法：跳母联，合该母联两侧母线进线开关或合与该母联相邻两侧母线母联开关，分闸合闸在短时间[<200ms]内完毕。以9201QF为例：跳9201QF，合910QF或合920QF或合9501QF或合9203QF。（为了简化操作，不考虑操作失败后反操作。）
6.5.3 操作前自动闭锁该母线备自投功能。
6.5.4 不考虑IV段带V段运营方式[V母倒闸+跳9501+合9504]
6.5.5 操作办法：
6.5.5.1 在操作员工作站增长“10kV母线单项倒闸操作”画面，画面按所操作母联开关分类，作虚拟选控功能键盘，控制键分别定义为：I母倒闸，II母倒闸，III母倒闸，IV母倒闸，V母倒闸，跳9201，跳9203，跳9403，跳9501，跳9504，合9201，合9203，合9403，合9501，合9504，合910，合920，合930，合940，合950
6.5.5.2 功能操作键盘序列定义见表2。
表2 功能操作键盘序列定义
操作阐明
操作办法
操作前运营方式
变化10kV I母运营方式
I母倒闸+跳9201+合910
10kVⅡ段带I段运营
I母倒闸+跳9501+合910
10kVⅤ段带I段运营
I母倒闸+跳9501+合9201
10kVⅤ段带I段运营
I母倒闸+跳9201+合9501
10kVⅡ段带I段运营
变化10kVⅡ母运营方式
Ⅱ母倒闸+跳9201+合920
10kVI段带Ⅱ段运营
Ⅱ母倒闸+跳9201+合9203
10kVI段带Ⅱ段运营
Ⅱ母倒闸+跳9203+合920
10kVⅢ段带Ⅱ段运营
Ⅱ母倒闸+跳9203+合9201
10kVⅢ段带Ⅱ段运营
变化10kV Ⅲ母运营方式
Ⅲ母倒闸+跳9403+合930
10kVⅣ段带Ⅲ段运营
Ⅲ母倒闸+跳9203+合930
10kVⅡ段带Ⅲ段运营
Ⅲ母倒闸+跳9203+合9403
10kVⅡ段带Ⅲ段运营
Ⅲ母倒闸+跳9403+合9203
10kVⅣ段带Ⅲ段运营
变化10kV Ⅳ母运营方式
Ⅳ母倒闸+跳9403+合940
10kVⅢ段带Ⅳ段运营
Ⅳ母倒闸+跳9504+合940
10kVⅤ段带Ⅳ段运营
Ⅳ母倒闸+跳9403+合9504
10kVⅢ段带Ⅳ段运营
Ⅳ母倒闸+跳9504+合9403
10kVⅤ段带Ⅳ段运营
变化10kV Ⅴ母运营方式
Ⅴ母倒闸+跳9501+合950
10kVI段带Ⅴ段运营
Ⅴ母倒闸+跳9504+合950
10kVⅣ段带Ⅴ段运营
Ⅴ母倒闸+跳9504+合9501
10kVⅣ段带Ⅴ段运营
6.6 计算机监控系统10KV单项操作描述
6.6.1 跳9504QF单项操作
6.6.1.1 跳9504QF，合950QF；
运营条件：IV段带V段. 操作成果：V段独立。
动作条件：940QF在合,950QF在分； 9501QF在分。
6.6.1.2 跳9504QF，合940QF；
运营条件：V段带IV段。操作成果：IV段独立。
动作条件：950QF在合且940QF在分。9403QF在分。
6.6.1.3 跳9504QF，合9501QF:
运营条件：IV段带V段. 操作成果：I段带V段。
动作条件：I母有压。950QF在分且9501QF在分；9201 QF在分。
6.6.1.4 跳9504QF，合9403QF；
运营条件：V段带IV段。操作成果：III段带IV段。
动作条件：III母有压；940QF在分且9403QF在分；9203 QF在分。
6.6.2 跳9501QF单项操作
6.6.2.1 跳9501QF，合950QF；
运营条件：I段带V段. 操作成果：V段独立。
动作条件：910QF在合且950QF在分； 9504 QF在分。
6.6.2.2 跳9501QF，合910QF；
运营条件：V段带I段. 操作成果：I段独立。
动作条件：950QF在合且910QF在分；9201QF在分。
6.6.2.3 跳9501QF，合9201QF；
运营条件：V段带I段. 操作成果：II段带I段。
动作条件：II母有压； 910QF在分且9201QF在分； 9203QF在分。
6.6.3 跳9403QF单项操作
6.6.3.1 跳9403QF，合940QF；
运营条件：III段带IV段. 操作成果：IV段独立。
动作条件：930QF在合且940QF在分。 9504QF在分。
6.6.3.2 跳9403QF，合930QF；
运营条件：IV段带III段. 操作成果：III段独立。
动作条件：940QF在合且930QF在分。 9203QF在分。
6.6.3.3 跳9403QF，合9504QF:
运营条件：III段带IV段. 操作成果：V段带IV段。
动作条件：V母有压；940QF在分且9504QF在分。9501QF在分。
6.6.3.4 跳9403QF，合9203QF；
运营条件：IV段带III段. 操作成果：II段带III段。
动作条件：II母有压；930QF在分且9203QF在分。9201QF在分。
6.6.4 跳9203QF单项操作
6.6.4.1 跳9203QF，合920QF；
运营条件：III段带II段. 操作成果：II段独立。
动作条件：930QF在合且920QF在切。9201QF在分。
6.6.4.2 跳9203QF，合930QF；
运营条件：II段带III段. 操作成果：III段独立。
动作条件：920QF在合且930QF在分。9403QF在分。
6.6.4.3 跳9203QF，合9201QF:
运营条件：III段带II段. 操作成果：I段带II段。
动作条件：I母有压； 920QF在分且9201QF在分；9501QF在分。
6.6.4.4 跳9203QF，合9403QF；
运营条件：II段带III段. 操作成果：IV段带III段。
动作条件：IV母有压； 930QF在分且9403QF在分。9504QF在分。
6.6.5 跳9201QF单项操作
6.6.5.1 跳9201QF，合920QF；
运营条件：I段带II段.操作成果：II段独立。
动作条件：910QF在合920QF在分。9203QF在分。
6.6.5.2 跳9201QF，合910QF；
运营条件：II段带I段. 操作成果：I段独立。
动作条件：920QF在合且910QF在分。9501QF在分。
6.6.5.3 跳9201QF，合9501QF:
运营条件：II段带I段. 操作成果：V段带I段。
动作条件：V母有压； 910QF在分且9501QF在分；9504QF在分。
6.6.5.4 跳9201QF，合9203QF；
运营条件：I段带II段；操作成果：III段带II段。
动作条件： III母有压； 920QF在分且9203QF在分。9403QF在分。
6.7 厂用电倒闸操作：
6.7.1 10kV母线停电倒闸操作：
6.7.1.1 转移该母线负荷。
6.7.1.2 退出该段母线BZT装置。
6.7.1.3 断开该段进线开关，并将开关小车拉出。
6.7.1.4 断开该段所有负荷开关和联系开关，并将开关小车拉拉出。
6.7.1.5 退出该段所有负荷开关和联系开关控制电源、控制保险及保护压板。
6.7.1.6 切除电压互感器二次保险，并将小车拉出。
6.7.1.7 断开该段电源变压器高压侧开关，并将开关手车拉出。
6.7.1.8 将该段母线真空开关操作机构释压。
6.7.1.9 做好其他相应安全办法。
6.7.2 400V母线停电操作：
6.7.2.1 转移该母线负荷。
6.7.2.2 退出BZT装置。
6.7.2.3 断开该段母线进线开关和刀闸。
6.7.2.4 切除该段母线负荷开关和刀闸。
6.7.2.5 断开该段母线电源变压器高压侧开关，并将开关小车拉出。
6.7.2.6 切除该电源变压器高压侧开关操作电源及变压器保护压板。
6.7.2.7 做好相应安全办法。
6.7.3 机旁动力盘母线停电操作：
6.7.3.1 将停电母线负荷倒至运营母线。
6.7.3.2 退出BZT装置。
6.7.3.3 断开进线侧电源开关及刀闸。
6.7.3.4 检查该断电母线联系开关在切，切开联系刀闸。
6.7.3.5 做好其他相应安全办法。
6.7.4 厂用母线（10kV、400V及机旁动力盘）恢复送电操作：
6.7.4.1 测母线绝缘，摇绝缘前应注意10kV母线接地刀闸在断开位置。
6.7.4.2 切除所有暂时安全办法，恢复常设安全办法。
6.7.4.3 恢复操作电源和保护压板。
6.7.4.4 恢复停电母线电源变压器和电源开关，并向母线充电。
6.7.4.5 恢复该段母线应带负荷。
6.7.4.6 投入BZT装置运营。
7 事故解决
7.1 10kVⅠ段中某段母线瞬间失电（指正常运营方式下）
7.1.1 现象
计算机监控系统有信息：“10kVⅠ段BZT动作”、“10kVⅠ段BZT退出”、“10kVⅠ段母线电压消失”、#1高压厂变低压侧910QF断开，10kV联系开关9201QF或9501QF合上，“10kVⅠ段母线电压恢复”,“ #1高压厂变（速断保护）动作”（当有保护动作时）及语音报警。
7.1.2 解决：
7.1.2.1 检查Ⅰ段母线带电状况。
7.1.2.2 退出Ⅰ段母线BZT电压信号引入压板。
7.1.2.3 检查Ⅰ段母线负荷带电状况。
7.1.2.4 检查与Ⅰ段母线相联系厂高变保护动作状况及一次设备状况。
7.1.2.5 检查Ⅰ段母线电压互感器一、二次保险与否完好。
7.1.2.6 报告关于部门。
7.1.2.7 依照检查成果，查明因素消除故障后方可恢复设备正常运营方式。（10kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段信号及解决类似）
7.2 10kV Ⅰ段母线永久性失电（指正常运营方式下）
7.2.1 现象
计算机监控系统有信息：“#1高压厂变（过流）动作，#1高压厂变低压侧910QF断开，”、400V系统相应有 “#XX低压厂变低压侧XXXQF断开，400V厂用电XX段电压消失，400V厂用电XX段 BZT动作，400V厂用电XX段联系开关XXXZKK合上，400V厂用电XX段电压恢复” 信号，并有语音报警。
7.2.2 解决：
7.2.2.1 检查关于400V BZT动作状况， 400V母线带电正常后，切BZT装置。（BZT不动作，应退出BZT装置，断开失电母线进线开关，手动合上联系开关）
7.2.2.2 检查故障母线设备状况及其所带负荷保护动作状况。
7.2.2.3 检查与故障母线相联系厂高变保护动作状况及一次设备状况。
7.2.2.4 退出故障母线BZT装置及电压信号引入压板。
7.2.2.5 联系检修人员检查BZT控制流程与否动作对的，检查一次设备与否有故障。
7.2.2.6 报告关于部门。
7.2.2.7 依照检查成果，查明因素，消除故障，恢复设备正常运营方式。（10kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段信号及解决类似）
7.3 10kVⅤ段母线失电
7.3.1 现象
计算机监控系统有信息：“10kVⅤ段母线电压消失”、“#2坝顶变低压侧620ZKK断开”，“400V坝顶Ⅱ段电压消失”，“400V坝顶Ⅰ、Ⅱ段 BZT动作”，“400V坝顶Ⅰ、Ⅱ 段联系开关612ZKK合上”，“400V坝顶Ⅱ段电压恢复”，有语音报警。
7.3.2 解决：
7.3.2.1 检查400V坝顶Ⅰ、Ⅱ段 BZT动作动作状况， 400V母线带电正常后，切BZT装置。（BZT不动作，应退出BZT装置，断开400V坝顶Ⅱ段母线进线开关620ZKK，手动合上联系开关612ZKK）。
7.3.2.2 联系降压站，询问对方状况，如为对方因素应断开950QF，投入母联开关9501QF或9504QF
7.3.2.3 检查Ⅴ段母线负荷保护动作状况。
7.3.2.4 报告关于部门并联系检修人员解决。
7.3.2.5 依照检查成果，查明因素，消除故障后方可恢复设备正常运营方式。
7.4 400V机旁盘Ⅰ段母线失电
7.4.1 现象
计算机监控系统有信息：“（某号）机旁400V Ⅰ段母线电压消失”，有语音报警。
7.4.2 解决：
7.4.2.1 检查BZT装置动作状况及失压保险与否完好。将压板3LP放切。
7.4.2.2 检查母线有无明显故障点。
7.4.2.3 若无明显故障点，将该母线所带压油泵控制把手放切，试送电一次，观测母线带电与否正常，若正常则恢复压油泵正常运营方式。
7.4.2.4 若试送电不成功，或有明显故障点，则将Ⅰ段所带压油泵放切位置，监视漏油箱油位状况。
7.4.2.5 报告关于部门并联系检修解决。
7.4.2.6 查明因素后，消除故障，恢复设备正常运营方式。
7.5 400V机旁盘Ⅱ段母线失电
7.5.1 现象
计算机监控系统有信息：“（某号）机旁400VⅡ段母线电压消失”，有语音报警。
7.5.2 解决：
7.5.2.1 检查BZT装置动作状况及失压保险与否完好，将3LP压板放切。
7.5.2.2 检查母线有无明显故障点。
7.5.2.3 若无明显故障点，将该母线所带压油泵控制把手放切，强送电一次，观测母线带电与否正常，若正常则恢复压油泵正常运营方式。
7.5.2.4 若强送电不成功，或有明显故障点，则将该母线所带压油泵控制把手放切。
7.5.2.5 报告关于部门并联系检修解决。
7.5.2.6 查明因素后，消除故障，恢复设备正常运营方式。
7.6 400V厂用母线失电（指正常运营方式下）
7.6.1 现象
计算机监控系统有信息：“400V厂用电X段电压消失，#XX低压厂变低压侧XXXQF断开，#XX低压厂变（有关）保护动作，400V厂用电X段 BZT动作，400V厂用电X段联系开关XXXZKK合上，400V厂用电X段电压恢复，400V厂用电X段联系开关XXXZKK断开，400V厂用电X段电压消失”,有语音报警。
7.6.2 解决：
7.6.2.1 检查相应低压厂变保护动作状况。
7.6.2.2 检查400V相应段BZT装置与否动作状况及失压保险与否完好，退出BZT。
7.6.2.3 检查母线有无明显故障点。
7.6.2.4 若无明显故障点，强送电一次，观测母线带电与否正常。
7.6.2.5 若强送不成功，或有明显故障点则转移故障段上负荷到另一段母线上。
7.6.2.6 报告关于部门并联系检修解决。
7.6.2.7 查明因素，消除故障，恢复正常运营。
7.7 坝顶400V母线Ⅰ段失电（指正常运营方式下）
7.7.1 现象
计算机监控系统有信息：“400V坝顶Ⅰ段母线电压消失,#1坝顶变低压侧610ZKK断开，400V坝顶Ⅰ、Ⅱ段 BZT动作，400V坝顶Ⅰ、Ⅱ 段联系开关612ZKK合上，400V坝顶Ⅰ段电压恢复，400V坝顶Ⅰ、Ⅱ 段联系开关612ZKK断开，400V坝顶Ⅰ段母线电压消失，#1坝顶变(速断或过流)保护动作”信号,并有语音报警。
7.7.2 解决：
7.7.2.1 检查相应#1坝顶变保护动作状况。
7.7.2.2 检查坝顶400V BZT装置与否动作状况及失压保险与否完好，BZT装置放“Ⅱ”运营。
7.7.2.3 检查母线有无明显故障点。
7.7.2.4 检查迅速门系统动力电源与否正常。
7.7.2.5 报告关于部门并联系检修解决。
7.7.2.6 查明因素，消除故障，恢复正常运营。
7.8 坝顶400VⅢ段母线失电解决同Ⅰ段解决相似，但“BZT”装置放“Ⅰ”位置运营。（不用检查迅速门系统控制电源。）
7.9 坝顶400V Ⅱ段母线失电解决同5.7项，但“BZT”装置放“切”位置。
7.10 400V照明母线失电
7.10.1 现象
计算机监控系统有信息：“#1（2）照明变（有关保护）动作，400V照明Ⅰ（Ⅱ）段母线电压消失，400V照明母线联系开关487ZKK合上，400V照明Ⅰ（Ⅱ）段母线电压恢复，400V照明母线联系开关487ZKK断开，400V照明Ⅰ（Ⅱ）段母线电压消失”。并有语音报警.
7.10.2 解决：
7.10.2.1 检查相应照明变变保护动作状况。
7.10.2.2 检查400V各段BZT装置与否动作状况及失压保险与否完好，退出BZT。
7.10.2.3 检查母线有无明显故障点。
7.10.2.4 报告关于部门并联系检修解决。
7.10.2.5 查明因素，消除故障后方可恢复正常运营。
7.11 当10kV系统与400V系统均失电时，事故解决原则应先解决10kV系统，即变压器低压侧开关断开，变压器充电正常后，再解决400V系统。
7.12 如因工作需要，将某段厂用电退出运营时，应先将停电段BZT装置退出，负荷转移或暂停。
7.13 10kV系统接地解决
7.13.1 用10kV母线电压表切换开关测量母线电压，依照测得电压值判断信号性质，判明故障相。
7.13.2 检查母线电压互感器一、二次保险与否完好，对互感器外观进行检查，如果是互感器高压熔断器爆断则更换相应熔断器。
7.13.3 依次由次至主断开负荷，检查接地状况。
7.13.4 如在母线上，可将母线所有负荷开关断开，停电测量母线绝缘。
7.13.5 找出故障点，作停电检查办法，联系检修解决。
7.13.6 接地运营不得超过1小时。
7.13.7 查找接地时，应穿绝缘鞋，操作时戴绝缘手套，并注意人身安全，注意跨步电压，并作好防止无关人员误入接地区域隔离和警告。。

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