变压器运行规程080602.doc

、QB/TWH田湾河水力发电总厂技术标准QB/TWHJS.YX022008变压器(运行规程)2007XXXX发布 2007XXXX实施田湾河水力发电总厂 发 布5第 页 共 29 页变压器运行规程Operation code of transformer 下列人员应熟悉，了解本规程总厂：厂长、生产副厂长总工程师生产技术部正、副主任生产技术部专责工程师运行部：正、副主任总值长、运行专责工程师检修部：正、副主任专责工程师电气、机械、保护、自控班班长运行部下列人员应熟悉、考试本规程：值长值班员副值班员变压器运行规程Q/DYX032007规程的用词说明A.1 GB/T1.1 推荐用词A.1.1 表示要准确地符合标准而应严格遵守的要求的用词正面用词采用“应”；反面用词采用“不应”。A.1.2 表示在正常情况下首先应这样做的用词正面应采用“宜”；反面用词采用“不宜”。A.1.3 表示在标准规定的范围内允许稍有选择的用词正面词采用“可以”；反面用词采用“不必”。A.1.4 表示事物因果关系的可能性和潜在能力的用词正面词采用“能”；反面用词采用“不能”。A.2 工程建设标准推荐用词A.2.1 表示很严格，非这样做不可的用词正面词采用“必须”；反面用词采用“严禁”。A.2.2 表示严格，在正常情况下均这样做的用词正面词采用“应”；反面用词采用“不应”或“不得”。A.2.3 表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词正面词采用“宜”；反面用词采用“不宜”。A.2.4 表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词采用“可”。A.2.5特别说明：机组部分以1F机组为例进行编写23目 录1 范围12 引用标准13 变压器运行规定13.1 概述13.2 主变运行规定13.3 其它变压器的运行规定23.4 冷却系统运行规定33.5保护装置运行规定34 变压器运行方式44.1主变的运行方式44.2主变中性点接地方式44.3变压器短期急救负载的运行方式44.4变压器冷却器运行方式54.5变压器保护装置运行方式55 变压器的运行监视和检查55.1 基本要求55.2 变压器的监视和检查55.3 变压器冷却器的监视和检查：66 变压器的运行操作（以大发变压器为例）：66.1 主变投退操作原则66.2 变压器送电的操作76.3 变压器的停电及退出备用操作76.4变压器恢复备用的操作86.5. 变压器隔离做安全措施的操作96.6其它操作106.7 主变冷却器的投入和退出运行操作117 变压器的维护保养117.1变压器的维护保养规定117.2变压器的维护保养128 变压器的故障和事故处理128.1变压器发生下列现象时，应采取有效措施设法消除：128.2变压器有下列情况之一者应立即停运：128.3变压器的故障和事故判断及处理129 变压器的试验和验收159.1变压器的预防性试验项目及规定159.2 变压器大修后试运行流程169.3 变压器的验收项目及规定1610 附录1710.1 规范性附录1710.2资料性附录191 范围本标准规定了四川川投田湾河水力发电总厂变压器的运行规定、运行方式、监视和查、运行操作、维护保养、故障和事故处理、试验及验收等有关事项。本标准适用于四川川投田湾河水力发电总厂变压器的运行管理。2 引用标准GB1094.11996 电力变压器 第一部分 总则GB1094.21996 电力变压器 第二部分 温升GB1094.31996 电力变压器 第三部分 绝缘水平和绝缘试验GB1094.51996 电力变压器 第五部分 承受短路的能力GB/T 134991992 电力变压器应用导则GB6450-1986干式电力变压器GB/T 102281997 干式电力变压器技术参数DL/B 57295 电力变压器运行规程SSP9-X-135000/220、SSP9-X-160000/220GY电力变压器产品出厂文件。SCB9-1250（1000、800、400、160）/10.5 树脂绝缘干式电力变压器安装使用说明书3DC10-500/15.75（13.8），Q/DYX032000 水电站运行规程3 变压器运行规定3.1 概述3.1.1本厂共有6台主变，其中大发（1B、2B）、仁宗海（5B、6B）是江西变压器科技股份有限公司生产的户内三相组合式双绕组铜线圈无载调压强迫油循环水冷升压电力变压器，型号为SSP9-X-135000/220,冷却器型号为WKDH-250-DIN-Z防堵型双重管冷却器；金窝（3B、4B）是西安西电变压器有限责任公司生产的户外三相组合式双绕组铜线圈无载调压强迫油循环风冷升压电力变压器，型号为SFP9-X-160000/220，冷却器型号为YFZL2-230；主变的技术规范分别见：附录A。3.1.2 本厂共有6台高厂变（11B16B），大发、仁宗海的型号为3DC9-500/13.8，金窝的型号为3DC9-500/15.75；低厂变6台，型号为SCB9-1250/10.5；励磁变6台(1LB6LB)，大发、仁宗海的型号为ZDCB9-400/13.8/3，金窝的型号为ZDCB9-400/15.75/3；首部变7台，型号为SC10-160/10.5；以上变压器均为海南金盘电气有限公司生产的树脂浇注干式变压器，变压器为F级绝缘；调压井变3台, 型号为SC9-80/10.5,制动变压器6台, 型号为ZLSC-150/0.38/0.085 kVA；干式变压器的技术规范分别见：附录A和附录B。3.2 主变运行规定 3.2.1主变压器在额定使用条件下，可按铭牌规范长期运行。铭牌规定的使用条件见附录A。3.2.2变压器的运行电压一般不应高于该运行分接开关额定电压的105%（档266kV、档260kV、档254.1kV、档247.7kV、档241.4kV）。 3.2.3无励磁调压的主变在额定电压5%范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。3.2.4油浸式变压器的运行温度以顶层油温为判断依据,油浸式变压器顶层油温一般不应超过（附录表1）的规定。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。 3.2.5分接电压为额定电压并供给额定输出容量时，其温升实测值不应超过规定的温升限值（计及海拔修正）：3.2.5.1绕组（用电阻法测量）61K3.2.5.2顶层油（用温度传感器测量） 51K3.2.5.3铁芯75K3.2.5.4油箱内结构件 75K3.2.6变压器存在漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常、绝缘有弱点以及其冷却效果不良时，应加强运行监视，必要时退出运行。3.2.7新安装、经检修、事故后或停运7天以上的变压器，投入运行或备用前必须测量其各侧线圈对地及相互之间的绝缘电阻应不低于表2的值，对于油浸式变压器，测量温度以上层油温为准，测量时记录当时的线圈温度、环境温度和湿度。用2500V及以上兆欧表测量主变线圈各侧对地绝缘，其标准如下： 3.2.7.1在1030范围内，吸收比R60/R15不低于1.3；3.2.7.2绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比不应低于40。换算公式参见附录C；3.2.7.3与换算到同温度的初始绝缘电阻相比较不应低于50。变压器的初始绝缘电阻值参见表3；3.2.7.4若低于以上数值时，应立即查明原因，采取措施加以恢复。如一时不能恢复，是否允许运行需经总工程师批准。3.2.7.5一般规定，每1000V额定电压其绝缘电阻不小于1M(换算到75)变压器测试时温度与初始温度不同时，应换算到初次值的相同温度下的绝缘电阻，再进行比较其换算系数见表43.2.8主变检修前、后均应测量并记录其绝缘电阻。3.2.9主变全电压充电时应从高压侧进行充电，充电侧所有保护均须投入，若某保护有“信号”和“跳闸”两个位置，则应投在“跳闸”位置。停运时应先停负载侧，后停电源侧。对主变需要从低压侧充电时，只能由发电机带主变做递升加压带电， 禁止用机组对主变进行全电压冲击合闸，主变充电前主变中性点必须接地。3.2.10 运行中主变的铁芯接地电流不得大于0.1A。3.2.11主变变换分接开关位置，应在停电情况下进行，经多次转动分接开关，在确认变换正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻合格。直流电阻的标准如下：3.2.11.1各相之间的差别不得超过2。3.2.11.2与以前相同部位测量值换算到同一温度下比较，其变化不得大于2。变压器直流电阻的换算公式参见附录D。3.2.12 新安装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前应遵守以下规定：3.2.12.1主变的静止时间不应少于48h，若有特殊情况不能满足时，必须经电厂总工程师批准。3.2.12.2投入运行24小时后，由相关人员排尽套管升高座、散热器等上部的残留空气，应排尽瓦斯继电器内的残留空气。3.2.12.3主变在其投运前，开启其潜油泵进、出油阀，并启动潜油泵，使油循环一定时间后将气排尽。启动冷却器装置应遵守3.4、4.4的相关规定。3.2.13 新安装或经过内部查的主变投入运行前，必须先作递升加压试验。试验正常后进行全电压冲击合闸，第一次冲击合闸后，持续时间不小于10min，每次冲击合闸间隔应大于5min（新安装的主变冲击合闸5次，大修后冲击合闸3次）。3.2.14主变补油需经储油柜注油管注入，严禁从下部油阀注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。主变的补油必须在停电状态下进行，并注意不要破坏变压器的真空。3.2.15变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。3.2.16油浸变压器吸湿器内吸附剂超过2/3的部分变色时，应进行更换。3.2.17油浸变压器油枕（油位计）油位应与当时油温的温度相对应，过低时应补油，过高时则应放油。3.2.18工频电压升高时主变持续运行时间规定见表5：3.2.19变压器充电后带负荷之前，应查变压器的运行情况及其电源侧断路器的合闸情况。若对变压器带母线充电，还应查母线电压是否正常，防止或消除可能发生的谐振过电压。3.2.20变压器大、小修后第一次带负荷时，应按5.2.1的规定增加对变压器的巡检次数，并分析各运行参数是否正常.3.3 其它变压器的运行规定3.3.1干式变压器在额定使用条件下，可按铭牌规范长期运行。铭牌规定的使用条件见附录A、附录B。3.3.2新安装的干式变压器投入运行前，在所有保护装置投入后，进行空载合闸冲击5次（每次相隔10min）,应无异常。3.3.3干式变压器投入运行后，所带负荷应由轻到重，且查有无异响。3.3.4厂用变、励磁变采用树脂浇注干式电力变压器，其线圈温升限值为100K，线圈最高温度不超过150；一般不宜经常超过140。（即其最高限值温度为：tzg=100+thj(tzg表示最高限值温度， thj表示环境温度)。3.3.5变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流和最高一相的温度。3.3.6干式风冷变压器，风扇不能正常工作时，若变压器温度报警或温度指示异常，应降低变压器负荷，使其温度不继续上升并恢复至正常范围，如温度继续上升应转移该变压器的重要负荷，做好该变压器停运的准备；若变压器温度已达跳闸温度保护未动作跳闸时，并立即将该变压器退出运行。3.3.7室内变压器应有足够的通风和散热条件，避免变压器温度过高。3.3.8干式变压器在停运期间，应防止绝缘受潮。3.3.9干式变压器一般不宜过负荷运行。3.4 冷却系统运行规定3.4.1变压器正常应在规定的冷却条件下按规范运行。3.4.2冷却器油泵电机绝缘不得低于2M。3.4.3主变冷却水取自技术供水总管，冷却器进口水压控制在0.2-0.3Mpa范围内,油侧的最大工作压力为0.3Mpa，运行时应注意保持油压大于冷却水压。3.4.4主变油水冷却器投入运行之前应查其进出油阀门在全开，进、出水阀门开至适当位置。3.4.5主变油水冷却器开始使用时，排泄阀必须处于开启位置，直到运行介质充满冷却器，排气结束关闭排泄阀。3.4.6 主变油水冷却器充水时应缓慢充水，避免压力急剧波动。3.4.7运行中主变冷却装置控制电源交、直流电源应投入。3.4.8主变油水冷却器投入运行时，必须防止湿气进入冷却器壳体。3.4.9强迫油循环冷却变压器投入运行时，必须将冷却器投入运行，其冷却器投运的数量应满足主变运行温度的规定。在上述要求下，当顶层温度低于45时，应至少启动一台冷却器运行。按温度和负载自动投切冷却器，冷却器自动装置应保持正常。 3.4.10当主变只有一台冷却器运行时，其负荷不得超过额定值的70%；冷却器全停时应密切监视主变上层油温不超过75，空载运行不得超过3小时。3.4.11主变运行时，尤其是在冷却系统发生故障情况下，应严密监视其上层油温和绕组温度，如主变上层油温达到75或绕组温度达到90时，主变温度过高保护将动作并发信号。3.4.12强油循环风冷和强油循环水冷变压器，在环境温度为40和冷却水进口温度25时，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75，则允许上升到75，但在这种状态下运行的最长时间不得超过1h。如超过此时限未恢复，主变冷却器全停保护将动作出口。3.4.13当发现某台冷却器有漏水、漏油时，应该立即停运并隔离该冷却器,投入备用冷却器，及时通知检修人员处理。3.4.14应15天对主变冷却装置的备用电源进行切换。3.4.15在一组冷却器检修或故障时，变压器应能满载连续运行。3.4.16只有在主变退出运行后，其冷却系统才能退出运行。3.4.17主变油水冷却器必须在壳体和管侧的温差不大于20，方能退出运行。3.4.18主变油水冷却器停止运行较长时间，冷却水侧必须完全排干、通风并干燥。3.4.19停止运转时壳体必须充满油。冷却器停运检修时，应将冷却器中的水放尽。3.4.20主变的冷却器潜油泵及其电动机拆装后，投运前应充分排气，并作一次空车试运转试验，以判明转向是否正确，试验时间不得超过10S。3.4.22干式风冷变压器，风扇停止工作时，应密切监视变压器的温度不超过130，视情况减少变压器的负载运行或将变压器退出运行。3.5保护装置运行规定3.5.1变压器保护、保护定值及动作后果参见继电保护装置运行规程。3.5.2正常情况下，运行或备用状态的变压器，所有的保护均应投入；特殊情况下不能全部投入时，则必须遵守以下相关规定，否则应将变压器停运。3.5.3主变不许无主保护运行，主变两套差动保护不得同时退出运行。3.5.4 因地震引起重瓦斯动作停运的主变，在投运前应对主变及瓦斯保护进行查试验，确认无异常后方可将主变投入运行。3.5.5 干式变压器运行时不得退出速断保护。3.5.6变压器大修、补油或滤油后恢复送电前，重瓦斯保护应投“跳闸”位置，待送电正常后则应将重瓦斯保护改投“信号”位置，经24h运行正常后再将重瓦斯保护投“跳闸”位置。3.5.7在进行下列工作时，运行中的变压器重瓦斯保护应改投“信号”位置：3.5.7.1进行补油、滤油、更换潜油泵时。3.5.7.2除开启采油样阀、瓦斯继电器放气阀及冷却器潜油泵进出油阀外，在其它地方开启放气、放油或进油阀门时。3.5.7.3启闭瓦斯继电器与油枕的联通阀门时。3.5.7.4在瓦斯继电器及其二次回路上工作时。在上述所列项工作结束后，确认变压器油中空气完全逸出、阀门恢复正常、瓦斯继电器及其二次回路正常后应立即将重瓦斯保护改回“跳闸”位置。3.5.7.5在主变温度回路上的工作。4 变压器运行方式4.1主变的运行方式4.1.1 主变正常运行是单机单变的运行方式并入系统运行。4.1.2 需发电机组带厂用电运行时，主变可经高厂变带厂用电运行。4.1.3 当需系统倒送电带厂用电运行时，主变可从系统倒送电经高厂变带厂用电运行。4.2主变中性点接地方式4.2.1 并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸，须由一台倒换至另一台时，应先推上另一台中性点接地刀闸，然后再拉开原来的中性点接地刀闸。4.2.2在220kV中性点有效接地系统中，投运或停运主变的操作，应先将该变压器中性点接地，投切相应保护。4.2.3调度要求中性点不接地运行的变压器，在投入系统后随即拉开中性点接地刀闸，投切相应保护；运行中变压器中性点接地的数目和地点由调度根据系统需要决定。4.2.4但在严重危及人身和设备的安全时，允许在其中性点接地刀闸未合闸时将主变停运。4.3变压器短期急救负载的运行方式4.3.1变压器允许在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行4.3.2变压器正常过负荷可以经常使用，其允许值应按下列条件决定。4.3.2.1经常全天基本上满负荷运行的变压器，不宜过负荷运行。4.3.2.2变压器在过负荷期间，负荷系数大于1时，按表6规定运行。4.3.2.3正常过负荷一般最高不得超过额定容量的20%。4.3.3变压器在系统故障过负荷运行方式4.3.3.1变压器在系统故障情况下，可以过负荷运行，采用强迫油循环风冷的主变，参照表7中数据运行。4.3.3.2主变事故过负荷能力见表8：4.3.4变压器过负荷运行注意事项4.3.4.1在下列情况时不允许过负荷运行4.3.4.1.1冷却器系统不正常4.3.4.1.2主变漏油4.3.4.1.3色谱分析异常4.3.4.1.4冷却介质(环境)温度超过规定而无特殊措施时4.3.4.2变压器过负荷时，根据温度变化情况，应部分或全部投入冷却器。4.3.4.3变压器出现过负荷时，运行人员应立即报告省调调度员和运行部，设法转移负荷，并加强监视。4.3.4.4变压器过负荷运行中，应将过负荷的大小、持续时间及油温等情况作详细记录。对事故过负荷，除应将事故过负荷的情况记入日志外，还应在变压器的技术档案内作详细记录。4.4变压器冷却器运行方式4.4.1 主变冷却器正常运行在“自动”位置运行，由PLC实现自动控制。4.4.2当主变投运时，自动投入第一台冷却器运行。4.4.3当油温升至65时自动投入第二台冷却器运行。4.4.4当油温升至75时自动投入第三台冷却器运行。4.4.5当运行的冷却器发生故障时备用冷却器能自动投入运行。4.4.6当油温低于70时自动切除一台冷却器运行。4.4.7当油温低于55时自动切除两台冷却器运行。4.4.8主变冷却器可在“现地”位置手动投入或切除。4.4.9干式变压器的冷却装置正常运行在“自动”位置运行。4.4.10当温度升至100时自动投入冷却装置运行。4.4.11当温度低于80时自动退出冷却装置运行。4.4.12干式变压器的冷却装置也可在现地手动投入或退出运行。4.5变压器保护装置运行方式4.5.1 主变正常运行时两套保护装置的所有保护必须投入运行。4.5.2干式变压器的所有保护必须投入运行。5 变压器的运行监视和检查5.1 基本要求5.1.1巡屏人员应严密监视变压器的电压、电流、温度在规定的范围内运行。5.1.2巡检人员应对运行和备用中的变压器至少每天巡检一次，点检人员每周点检两次。5.1.3备用中的变压器及其全部附属设备应按规定进行运行维护和巡回查，其安全和技术规定应与运行变压器同等对待。5.1.4未经调度同意，不得在备用的变压器上工作。5.1.5备用变压器及其全部附属设备应经常处于完好状态，保证能随时投入运行。5.2 变压器的监视和检查5.2.1在下列情况下应对变压器进行特殊巡视查，增加巡视查次数：5.2.1.1新设备或经过检修、改造的变压器在投入运行后72h内。5.2.1.2有严重缺陷时（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时。5.2.1.3气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。5.2.1.4雷雨季节特别是雷雨后。5.2.1.5高温季节、高峰负载期间。5.2.1.6变压器急救负载运行时。5.2.2 变压器日常检查项目：5.2.2.1油浸式变压器的检查项目：5.2.2.1.1运行时声响正常，无异音、异味和声音增大现象。5.2.2.1.2各部位无渗油、漏油现象。5.2.2.1.3油温和温度指示应正常，油枕的油位、油色正常（应与温度相对应）。5.2.2.1.4套管油位、油色应正常、外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。5.2.2.1.5引线接头、电缆、母线应无发热现象。5.2.2.1.6压力释放器或防爆膜应完好无损。5.2.2.1.7瓦斯继电器内应无气体、油位、油色正常，与油枕的联通阀应在全开位置。5.2.2.1.8各控制箱和主变端子箱应关严，无受潮损坏现象，箱内设备完好无损，接线牢固。5.2.2.1.9变压器各部位的接地应完好。5.2.2.1.10防火门及防火墙设置应合格完好，变压器的消防设施应齐全、可靠。5.2.2.1.11查主变通风，中性点接地方式，避雷器动作次数。5.2.2.2干式变压器的检查项目5.2.2.2.1干式变压器的外部表面应无积污。5.2.2.2.2运行时声响正常，无异音、异味和声音增大现象。5.2.2.2.3引线接头、电缆、母线应无发热迹象。5.2.2.2.4温度控制器面板显示正常，其温度指示应在规定范围内，有无故障信号。5.2.2.2.5箱门应关严，箱内设备无受潮损坏现象，自然通风良好。5.2.2.2.6分接开关位置正确。5.2.2.2.7干式变压器本体柜门应完好无损且关闭严密。5.2.2.2.8干式变压器各部位的接地应完好。5.2.2.2.9干式变压器的消防设施应齐全、可靠。5.2.3 变压器必须作定期查，定期查应增加以下查内容： 5.2.3.1各部位的接地应完好；必要时应测量铁芯和夹件的接地电流； 5.2.3.2强油循环冷却的变压器应作冷却装置的自动切换试验； 5.2.3.3水冷却器从旋塞放水查应无油迹； 5.2.3.4各种标志应齐全明显； 5.2.3.5各种保护装置应投入、定值正确； 5.2.3.6各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠； 5.2.3.7消防设施应齐全完好； 5.2.3.8室(洞)内变压器通风设备应完好； 5.2.3.9贮油池和排油设施应保持良好状态。 5.2.4变压器在特殊天气情况的查5.2.4.1当大风时，查变压器附近应无容易被吹动飞起的杂物。5.2.4.2当大雾、细雨、小雨天气时,应查套管、绝缘子有无电晕和放电闪络现象，接头处有无冒热气现象。5.2.4.3大雪天气应查引线接头、钟罩、油枕及套管出线有无积雪、挂冰情况。5.2.4.4雷雨后，查变压器各侧避雷器动作情况。5.2.4.5高负荷和高温时，注意查变压器的油位情况，上层油温绕组温度情况及冷却器的工作情况,必要时应开启备用冷却器，加强对设备接头温度的红外线测量检测工作。5.2.4.6严寒季节重点查主变各侧套管油位是否过低，导线拉力是否过紧,查设备控制箱加热器已投入。5.3 变压器冷却器的监视和检查：5.3.1每组冷却器的投入位置应正确、合理。5.3.2冷却器的工作电源、备用电源应正常，接线端子无过热、发黑现象。5.3.3控制箱内各控制把手位置正确及各分控箱内的元器件完好，信号指示正确。5.3.4风冷却的变压器风扇运转正常，无异音，叶片无裂纹、断裂现象。5.3.4水冷却的变压器冷却水压正常，示流器指示正常，各部无漏油漏水现象。5.3.5潜油泵运转正常，无异音，无异常振动现象，各潜油泵按设定运行方式运行无误，示流器指示正常，主变油温及泵进出口油水温度正常。5.3.6各阀门位置正确，各部无渗漏油现象，散热器温度正常。6 变压器的运行操作（以大发变压器为例）：6.1 主变投退操作原则6.1.1 主变充电前，其保护、测量及信号装置正常投入；6.1.2 主变正常投运时应从高压侧充电，发电机从主变低压侧并入系统；6.1.3 主变正常投入或退出运行时应由高压侧220kV断路器操作，严禁用隔离开关操作投入和切除主变；6.1.4主变送电操作应退出10 kV厂用备自投装置。主变停电时，应先倒换厂用电的运行方式，然后进行停电操作。6.2 变压器送电的操作6.2.1 1B主变及11B高厂变充电操作(以220kVM对大发1B主变充电为例)：6.2.1.1确认1B和11B本体正常、外部条件正常、试验结果合格、保护和测量装置正常，具备带电运行条件；6.2.1.2查地刀20130ES、20140ES、20160ES在拉开位置；6.2.1.3查1F机组出口开关1QF、11QS确在分闸位置；6.2.1.4查11B高厂变10.5kV侧断路器901QF确在分闸位置；6.2.1.5查10.5kV备自投退出；6.2.1.6查1B及11B低压侧电压互感器918TV、901TV投入正常；6.2.1.7查2011QS、2016QS刀闸在合好位置；6.2.1.8查1B及11B所有保护在投入位置；6.2.1.9确认1B及11B已进入热备用状态，中性点接地刀闸2019QS在合好位置，投入相应保护；6.2.1.10按3.4的规定投入冷却器；6.2.1.11联系调度同意合上1B高压侧断路器201QF对1B主变及11B充电；6.2.1.12按5.2.2、5.2.3、5.2.4的规定进行相关查，确认其送电正常；6.2.1.13按4.2的规定决定1B主变中性点接地刀闸2019QS的运行方式。6.2.2 10.5kVM的送电操作：6.2.2.1查大发10kV 备自投装置已退出，测量母线绝缘合格，低厂变保护正常并投入；6.2.2.2查10kV M电压互感器91TV投入并正常；6.2.2.3查11T高厂变10.5kV侧断路器901QF在分闸位置；6.2.2.4查21T低厂变10.5kV侧断路器911QF在分闸位置；6.2.2.5查大发调压井变10.5kV侧断路器912QF在分闸位置；6.2.2.6查10.5kV母联断路器9012QF在分闸位置；6.2.2.7合上11T 10.5kV侧断路器901QF对大发厂用10kVW 的充电；6.2.2.8 全面查（三相电压是否平衡，有无异常声响等）确认其送电正常。6.2.3 低厂变21T的送电操作：6.2.3.1确认21T本体及外部条件正常、试验结果合格、测量装置正常，具备带电条件；6.2.3.2确认低厂变21T已进入热备用状态，10kV备自投装置已退出；6.2.3.3合上低厂变21T 10.5kV侧911QF开关对21T厂变充电；6.2.3.4查400V母联断路器4012QF在分闸位置；6.2.3.5合上低厂变21T 0.4kV侧401QF开关对400V厂用W送电；6.2.3.6全面查（三相电压是否平衡，有无异常声响等）确认其送电正常。6.2.4 首部变23T的送电操作：6.2.4.1确认23T本体及外部条件正常、试验结果合格、测量装置正常，具备带电条件；6.2.4.2确认首部变23T已进入热备用状态；6.2.4.3合上首部变23T 高压侧10.5kV W 932QF开关对23T厂变充电；6.2.3.4查400V母联断路器4034QF在分闸位置；6.2.4.5合上首部变23T 低压侧403QF开关对400V厂用电 W厂变送电；6.2.4.6全面查（三相电压是否平衡，有无异常声响等）确认其送电正常。6.2.5调压井变25T的送电操作:6.2.5.1确认25T本体及外部条件正常、试验结果合格、测量装置正常，具备带电条件；6.2.5.2查调压井变25T 高压侧912QF断路器确在分闸位置；6.2.5.3查调压井变25T 变压器侧91210QS刀闸确在拉开位置；6.2.5.4合上调压井变25T变压器侧9121QS刀闸；6.2.5.5合上调压井变25T 10.5kVW侧912QF开关对调压井400V母线送电；6.2.5.6全面查（三相电压是否平衡，有无异常声响等）确认其送电正常。6.3 变压器的停电及退出备用操作6.3.1 1B主变及11B高厂变的停电及退出备用操作： 6.3.1.1向省调申请大发1B主变由运行转冷备用并经同意；6.3.1.2查1B主变中性点接地刀闸2019QS在合闸位置，相应保护在投入；6.3.1.3查1F机组出口1QF在分闸位置；6.3.1.4查11B所带厂用负荷已倒换，11B高厂变10.5kV侧901QF在分闸位置；6.3.1.5拉开1B高压侧断路器201QF开关；6.3.1.6拉开1F机组出口11QS刀闸；6.3.1.7拉开1B主变220kVW侧2011QS；6.3.1.8拉开1B主变高压侧2016QS；6.3.1.9查1B主变220kVW侧2012QS刀闸确在拉开位置；6.3.1.10视需要退出1F机组发变组保护装置及作好其它安全措施。6.3.2 21T低厂变的停电及退出备用操作：6.3.3.1退出400V备自投装置；6.3.3.2拉开21T低厂变0.4kV侧断路器401QF；6.3.3.3合上0.4kV母联断路器4034QF，将0.4kVW厂用电倒换至0.4kVW供；6.3.3.4拉开21T低厂变10.5kV侧断路器911QF；6.3.3.5视需要作好其它安全措施。6.3.4 23T首部变的停电及退出备用操作：6.3.4.1 查首部0.4kV用电是由首部变23T供电；6.3.4.2退出400V备自投装置；6.3.4.3拉开首部变23T 0.4kV侧断路器403QF；6.3.4.4合上0.4kV母联断路器4034QF，将0.4kV W厂用电倒换至0.4kV W供；6.3.4.5拉开首部变23T 10.5kV侧断路器932QF；6.3.4.6视需要作好其它安全措施。6.3.5 25T调压井变的停电及退出备用操作：6.3.5.1 拉开调压井变25T 10.5kV母线W侧断路器912QF；6.3.5.2拉开调压井变25T 10.5kV变压器侧刀闸9121QS；6.3.5.3视需要作好其它安全措施。6.4变压器恢复备用的操作6.4.1 220kV1B主变及11B高厂变由检修恢复热备用的操作程序（以大发220kVW、1B主变为例）：6.4.1.1工作人员确已退出现场，拆除临时遮拦和标示牌，常设遮栏已经恢复，消防设施完善具备恢复热备用条件。6.4.1.2收回主变大修全部工作票，并办理结束手续。6.4.1.3查变压器本体正常：6.4.1.3.1查油枕和套管的油位、油色正常，无漏油、渗油现象；6.4.1.3.2查高低压侧各套管清洁无破裂及其他异常现象；6.4.1.3.3查铁芯、夹件接地引线接地良好；6.4.1.3.4查外壳接地良好；6.4.1.3.5查压力释放装置完好，无渗漏油现象；6.4.1.3.6查瓦斯继电器两侧的阀门全开；6.4.1.3.7查冷却器各阀门在全开位置；6.4.1.3.8查各部阀兰接合处无渗漏油现象；6.4.1.3.9查进排油阀全关；6.4.1.3.10查取油样阀全关；6.4.1.3.11查分接开关档位正确且三相一致；6.4.1.3.12查冷却器正常；6.4.1.3.13查控制箱内各设备完好，接线无松动；6.4.1.4 分别检测变压器高、低压侧线圈绝缘电阻，其值应满足3.2.7条的要求用500V绝缘测试仪检测冷却器各电动机的绝缘电阻值不得低于0.5M；6.4.1.5将1B二次设备及主变组保护恢复投运；6.4.1.6拉开1B主变高压侧20160ES、20140ES、20130ES接地刀闸；6.4.1.7拆除1B主变低压侧接地线 ；6.4.1.8投上电压互感器918TV高压侧熔断器；6.4.1.9将电压互感器918TV小车柜推至工作位置；6.4.1.10合上电压互感器918TV二次侧空气开关；6.4.1.11查11B高厂变10.5kV侧断路器901QF在分闸位置；6.4.1.12将11B高厂变10.5kV侧小车901QF推至工作位置；6.4.1.13查1B主变高压侧201QF开关确在分闸位置；6.4.1.14合上1B主变220KVW母线侧2011QS刀闸；6.4.1.15合上1B主变高压侧2016QS刀闸；6.4.1.16合上1B主变中性点2019QS接地刀闸，相应保护在投入位置。6.4.2 21T低厂变由检修恢复热备用的操作：6.4.2.1确认有关21T厂变的工作票已全部办理工作结束手续，工作人员全部撤离工作现场，核对分接开关位置正确，临时遮栏已经拆除，常设遮栏已经恢复，消防设施完善，具备恢复热备用条件；6.4.2.2按6.6.3的方法测量21T厂变的绝缘电阻，其值应满足3.2.7的规定；6.4.2.3将21T低厂变二次设备及保护恢复投运；6.4.2.4查21T低厂变0.4kV侧401QF确在分闸位置；6.4.2.5将21T低厂变0.4kV侧401QF推至工作位置；6.4.2.6查21T低厂变10.5kV侧911QF确在分闸位置；6.4.2.7将21T低厂变10.5kV侧小车911QF推至工作位置。6.4.3 23T首部变由检修恢复热备用的操作：6.4.3.1确认有关23T的工作票已全部办理工作结束手续，工作人员全部撤离工作现场，核对分接开关位置正确，临时遮栏已经拆除，常设遮栏已经恢复，消防设施完善，具备恢复热备用条件；6.4.3.2将23T首部变二次设备及保护装置恢复投运；6.4.3.3按6.6.3的方法测量23T的绝缘电阻，其值应满足3.2.7的规定；6.4.3.5查23T首部变0.4kV侧断路器403QF确在分闸位置；6.4.3.4将23T首部变0.4kV侧403QF推至工作位置；6.4.3.5查23T首部变10.5kV侧断路器932QF确在分闸位置；6.4.3.6将23T首部变10.5kV侧小车932QF推至工作位置。6.4.4调压井变25T的恢复热备用操作：6.4.4.1确认有关调压井变25T的工作票已全部办理工作结束手续，工作人员全部撤离工作现场，核对分接位置正确