最新变电所常见故障判断及处理方案.docx

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最新变电所常见故障判断及处理方案

牵引变电所常见故障判断及处理方案

牵引变电所常见故障判断及处理方案

提纲：

*一．故障处理原则*

二．*变电所故障事故抢修汇报信息反馈流程图*

*三．故障判断的一般方法步骤*

*四．常见故障处理方案*

*五．典型故障分析*

*六．越区供电方案*

*七．事故处理中的安全*

一、处理故障的原则

1、故障处理及事故抢修，要遵循“先通后复”的原则。

2、有备用设备，首先考虑投入备用，采用正确、可行的方案，迅速、果断地进行

处理和事故抢修，以最快的速度设法先行送电。

并及时通知有关部门再修复或更换

故障设备，恢复正常运行状态。

3、限制事故、故障的发展，消除事故、故障根源及对人身设备威胁。

4、在危及人身安全或设备安全的紧急情况下，必要时值班人员可以先行断开有关

的断路器和隔离开关，然后再报告电力调度。

5.事故抢修，情况紧急时可以不开工作票，但应向供电调度报告概况，听从供电调

度的指挥，在作业前必须按规定做好安全措施，并将作业的时间，地点，内容及批

准人的姓名等记入值班日志中。

6、事故抢修时，牵引变电所所长或负责人应尽快赶到现场担任事故抢修工作领导人，如所长不在即由当班值班负责人自动担任抢修领导工作。

二．变电所故障事故抢修汇报信息反馈流程图

信息反馈流程图（见《管理标准》省略）

1．所在变电所值班人员应对事故报告单分析及对相关设备巡视后，将详细情况先

汇报分局供电调度，再汇报段生产调度。

然后，按照事故抢修原则及段发事故抢修

方案组织事故抢修。

2．供电段调度在得到变电所事故汇报后，应及时向主管段长或负责人汇报并向安

调技术室，变电领工区汇报，随时收集现场事故处理进度等有关信息。

3．安调技术室，变电领工区根据汇报的信息情况可参与抢修方案的制定及指导工

区进行事故抢修。

4．若事故范围较大，接触网工区按段下发的《越区供电方案》随时做好合上相应分

相隔离开关的准备。

三．故障判断的一般方法步骤

1、一般方法：

一般情况下，要根据指示仪表、灯光显示、事故报告单，以及设备巡视、外观等情

况，综合分析判断。

2、一般步骤

⑴、根据断路器的位置指示灯，确定是哪台断路器跳闸。

⑵、根据保护装置面板显示，光字牌指示及事故报告单信号继电器的掉牌确定是哪

个设备的哪套保护动作。

⑶、根据故障报告单及继电保护范围，推判出故障范围，明确故障点。

⑷、结合设备外观检查情况，确定故障设备是否需要退出，如需退出，可申请投入

备用设备或改变运行方式。

四．常见故障处理方案

*<一>馈线侧*

*1．          **馈线断路器*

*1.1馈线断路器自动跳闸、且重合成功***

1.1.1 解除事故音响，记录跳闸时间。

1.1.2确认哪台断路器跳闸及各种信号。

1.1.3 查看事故报告单并复归信号。

1.1.4 计算、查找故障点对应的位置。

1.1.5巡视相关设备，并将有关情况做好记录。

1.1.6向供电调度汇报跳闸情况。

1.1.7按有关规定及时向段生产调度汇报跳闸情况。

*1.2馈线开关自动跳闸且重合失败（或重合闸闭锁）*：

1.2.1 解除事故音响，记录跳闸时间。

1.2.2确认哪台断路器跳闸及各种信号。

1.2.3 查看事故报告单、确认重合闸启动情况并复归信号。

1.2.4 计算、查找故障点对应的位置。

1.2.5巡视相关设备，并将有关情况做好记录。

1.2.6向供电调度汇报跳闸情况，做好试送电的各项准备。

1.2.7按有关规定及时向段生产调度汇报跳闸情况。

1.2.8恢复送电后，巡视设备，并将有关情况做好记录。

*2、馈线断路器故障应急措施*

*2.1 馈线断路器远动操作拒合***

   2.1.1检查直流系统，电压是否正常，绝缘是否良好，有无接地现象。

2.1.2值班员向电调申请将控制盘上位置转换开关打至“直接位”，在控制盘上手动

操作“WK”进行合闸操作；或值班员向电调申请将控制盘上位置转换开关打至“单独

位”，在断路器本体上将位置转换开关打至“当地位”，手按合闸按钮进行合闸。

2.1.3若上述操作仍合不上闸，值班员向电调申请投入备用断路器。

2.1.4送电后,巡视设备，并将有关情况做好记录并向段调度汇报相关情况。

*2.2馈线断路器远动操作拒分*

2.2.1检查直流系统，电压是否正常，绝缘是否良好，有无接地现象。

2.2.2值班员向电调申请将控制盘上位置转换开关打至“直接位”，在控制盘上手动

操作“WK”进行分闸操作。

2.2.3若上述操作仍不能分闸，且操作过程中出现“控制回路断线”光字牌，值班员

向电调申请将控制盘上位置转换开关打至“单独位”，在断路器本体上将位置转换开

关打至“当地位”，手按分闸按钮进行分闸。

2.2.4若上述操作还不能分闸，手动操作断路器“紧急分闸”按钮分闸。

2.2.5值班员向电调申请投入备用断路器；并将有关情况做好记录并向段调度汇报

相关情况。

*/小结/*：

1./可以通过检查馈线断路器二次回路的HJ或TJ是否吸合上，若合上说

明断路器内部故障，只有通过手动倒断路器或者手动分合；若合不上可以可以通过

短接63保护的1n1,1n9端子来合闸或1n1,1n12端子来分闸。

/

/2.馈线断路器出现故障时，投运备用断路器是首选的最快捷方案。

/

2.3*馈线在送电时，电动合不上主断路器，而备用断路器又在检修时，如何处理？

*

（1）、断开主变相应的次边断路器；

（2）、手动合上馈线断路器；

（3）、用主变次边断路器代替馈线送电（本身就是馈线备用）；

 （4）尽快恢复备用断路器。

*2.4**馈线断路器越级跳闸处理*

2.4.1观察母线是否出现低电压，馈线是否出现大电流，低电压保护是否出口；

2.4.2如果低电压保护没有出口，则说明馈线断路器有问题，必须倒馈线断路器，

停运故障馈线断路器；

2.4.3如果主用断路器，备用断路器同时出现问题，则手动强行合上其中的某个断

路器。

*3、馈线隔离开关故障应急措施*

*3.1馈线隔离开关瓷柱击穿*

隔离开关瓷柱击穿,将爆炸瓷柱用手锤敲掉或拆除掉，按下列任何一种灵活处理：

3.1.1采用同型号的导线直接从穿墙套管出线侧进行短接，先行送电，等有停电点

时，再进行更换。

在此期间，值班人员应加强巡视、观察、监控其它运行情况，等

有停电点时再更换、恢复正常运行。

3.1.2在保证人身安全的情况下，将隔离开关刀闸闭合后用细铁线或铝带绑扎牢

固，使其刀闸接触良好，并保证带电体与接地体安全距离后再送电即可。

送电后要

加强巡视和监控设备状态。

*3.2馈电线隔离开关触头损坏***

3.2.1轻微损坏，但触头能够接触密贴的，应想办法使触头接触，临时运行。

3.2.2损坏后不能接触的，应立即用短连线短接（短连线变电所自制，长期与抢修

料放在一起。

尺寸：

长2m，配4个并钩线夹在上面）。

*3.3 馈线隔离开关在引线处烧断***

应及时向供电调度汇报事故概况，经供电调度同意后，在做好安全措施的前提下，

用同型号（或载流量相同）的导线和并沟线夹将引线接好，并尽快送电。

等有停电

点时再更换整个引线。

*3.4馈线隔离开关机械部分故障***

3.4.1合不上

*常见原因*：

这类故障多由操作机构附件故障或机械调整不当引起的，常见的原因

有隔开内部行程开关，限位开关不到位，隔开或联动断路器辅助接点转换不到位。

*判断方法：

*检查馈线隔开的合闸继电器或跳闸继电器的相应接点是否吸合上，若

吸合上说明控制保护回路没有问题，问题出在开关内部，需要手动操作解决，如果

吸合不上说明控制保护回路有问题，可以通过短接相应的接点解决*。

*

*故障处理*：

在确保人身安全的情况下，甩开机械部分，用手动使两触头合闸先行

送电之后，再利用停电时间进行处理；若为电动隔离开关用手动摇柄合闸，隔离开

关仍合不上或合不到位时，应拆开机构输出轴与隔离开关转动主轴的连接螺栓，在

作好安全措施的前提下，用手直接将左右触头拉合，先行送电。

等有停电点时再检

修操动机构，恢复正常运行状态。

3.4.2分不开

拉出相应的断路器小车以形成明显的断开点。

*3.5馈线隔离开关“远动”不能操作*

3.5.1控制盘“WK”打到“单独”位，隔开本体打到“就地”位，操作电动“分，合”按钮

操作；

3.5.2如果上述操作不行，将隔开本体打到“手动”位，用隔开摇把手动操作隔离开

关进行分合.

*3.5馈线隔离开关“误合”或“误分”*

*3.5.1**错拉隔离开关*

*     *错拉隔离开关在触头刚分开时，便产生电弧，这时应立即合上，可以消灭

电弧，避免事故，但刀闸如果已经全部拉开，则不允许将误拉的刀闸再合上，若是

单级刀闸，操作一相后发现错位，对其他两相则不应继续操作。

*3.5.2**错合隔离开关*

     错合隔离开关时，即使在合闸时发生电弧，也不准将颗粒开关再拉开；

因为带负荷拉隔离开关，将造成弧光放电，烧毁设备。

*4.馈线侧穿墙套管闪络或者击穿*

4.1.1如果是瓷瓶表面发生轻微闪络，可强送一次，如果强送电成功，就可以正常

投入设备运行。

4.1.2如果强送一次后失败，那就说明穿墙套管发生严重闪络或击穿，在保证人身

安全的前提下，拆除旧穿墙套管，安装新穿墙套管。

4.1.3申请采取越区供电方式。

*5.馈线侧63保护装置“死机”后的判断处理*

5.1人机对话板上的显示繁乱，不计时。

5.2人机对话板操作失灵。

5.2.1、不能修改时钟。

5.2.2、不能修改定值。

5.2.3、不能调出故障报告。

5.2.3、不能查看交流参数量。

 处理方法：

关闭装置，重新启动。

*6.馈线“过电流”保护动作跳闸后，且重合不成功，如何判断故障性质？

*

    过负荷引起的过电流保护跳闸，一般具备以下六种特征：

   6.1、馈线过流保护定值均大于主变过负荷保护定值（归算至次边）。

一般来

说，在馈线过电流保护动作之前，主变过负荷保护已启动，此时值班人员必须注意

电流变化。

在主变过负荷保护启动后的馈线过流保护跳闸一般为过负荷原因。

  6.2、阻抗角在34°至42°之间（故障跳闸时阻抗角一般在65°左右）。

  6.3、故障测距一般为供电臂末端。

  6.4、三次谐波电流一般占故障电流的10%以上。

  6.5、故障母线电压较高，一般在20KV以上；故障电流略大于馈线过电流保护定值。

  6.6、馈线仅有过电流保护出口。

*7.馈线侧机车带电过分相的判断*

*7.1**同一个变电所两条相邻馈线所或相邻两变电所相邻馈线发生机车带电过分相

时，具有四个典型的特征：

*

7.1.1两条馈线断路器几乎同时跳闸；

 7.1.2保护动作类型不一样，顺机车运行方向，已通过的馈线保护为过电流出口，

机车前方的馈线保护为距离保护出口；

7.1.3故障报告显示的阻抗角不同。

机车已通过的馈线其故障报告中的阻抗角大于

90度，机车前方的馈线其故障报告中的阻抗角大于0度，小于37度。

7.1.4根据馈线保护是否重合成功可以判断机车运行方向，若一条馈线重合失败，

另一条馈线重合成功，则机车运行方向为自重合失败的馈线向重合成功的馈线方向

前进。

*7.2**带电过分相故障中存在的问题及处理方案*

1.针对两所跳闸时间不对应的问题，解决办法是要求值班人员每天交接班时和电调

核对时间，保持时间的准确性。

 2．针对微机故测仪与馈线保护装置测距误差大的问题，技术部门和领工区要做好

数据收集工作，必要时对微机故测仪或馈线保护装置进行调整修正参数，对测量误

差加以修正。

〈二〉110KV侧

*1.110kv线路失压如何处理

*1.1、有线路自备投装置投入的变电所，失压后自投装置动作，监测有电后向供电

调度报告。

1.2、有电压监测装置的变电所，观察另一回路是否有电，如有电应立即建议供电

调度切换到另一回路。

1.3、无电压监测装置的变电所，应立即在另一回路验电，如有电应立即建议电调

切换到另一回路。

2*.在“直接位”操作110Kv电动隔离开关拒动如何处理？

*

2.1、若控制回路小保险熔断。

更换同型号保险后，再次合闸（分闸）。

2.2、若控制回路小保险未熔断，在隔离开关机构箱内进行“当地”操作。

2.3、若“当地”操作不成功，用摇把手动操作。

*3.110KvSF6断路器拒动如何处理？

*

3.1、若控制回路小保险熔断。

更换同型号保险后，再次合闸（分闸）。

3.2、如果备用开关不能投运，则应断开所有控制电源，手动碰击合（分）圈铁心,

进行合（分）闸.

*4.110KvSF6断路器不能储能如何处理？

*

4.1、在机构箱内按下储能控制继电器，进行储能。

4.2、如果电机不转，则应将手动或电动连锁开关打至手动储能位，用储能专用手

柄手动储能。

*5、110kvSF6断路器气体泄漏低于规定值时，如何处理？

*SF6断路器气体泄漏低于规定值后：

5.1、当发出“气体压力过低警告”光字牌时，监视设备运行并及时向段生产调度报告。

5.2、当发出“气体压力过低闭锁”光字牌时，及时向供电调度报告。

值班人员采取

下列方法进行处理：

5.2.1、设备处于热备状态，则应退出热备，禁止合闸（自动闭锁分闸），尽快由

检修人员检修补气。

5.2.2、设备处于运行状态，值班人员立即申请倒主变，用隔离开关将断路器及主

变撤除运行。

*6、110KV少油断路器故障应急措施*

6.1 液压操作机构压力降低，油泵频繁打压。

6.2 如果发生以上情况，应立即向供电调度汇报，并申请倒主变。

*7.110KV侧少油断路器着火*

7.1在“远方”位分闸，如果上述操作失灵时手动击打机构箱顶端的“分“闸按钮进行

分闸，立即将其撤出运行。

7.2同时断开断路器两侧的连接线，使其与其他设备隔离，然后使用具有绝缘功能

的灭火器灭火。

*〈三〉高压室故障*

*1.高压室并补或动力变穿墙套管闪络或击穿*

1.1并补穿墙套管闪络或击穿，则将并补装置退出运行，拉出开关小车，先行送

电；送电后对并补装置断路器重点检查及保护校验，等有停电点再对穿墙套管进行

更换。

1.2动力变穿墙套管闪络或击穿，则将动力变退出运行，拉出开关小车，先行送

电；送电后对动力变断路器重点检查及保护校验，等有停电点再对穿墙套管进行更

换。

同时改变10Kv供电方式，有贯通线的由贯通线供电，无贯通线的采用越区供电。

*2.高压室进线穿墙套管闪络或击穿*

高压室进线穿墙套管闪络或击穿，首先向供电调度汇报，并申请倒主变，尽快供

电。

送电后对主变高、低压侧断路器重点检查及保护校验，等有停电点再对穿墙套

管进行更换。

*3.高压室母线支持瓷瓶闪络或击穿*：

3.1值班员加强巡视，如果是瓷瓶表面发生轻微闪络，可采用强送一次，如果强送

电成功，就可以正常投入设备运行。

3.2如果强送一次后失败，那就说明瓷瓶发生严重闪络或击穿，在保证人身安全的

前提下，用手锤将闪络或击穿的瓷瓶打掉（或直接拆除）后再送电。

*4.高压室隔离开关支持瓷瓶闪络或击穿：

*

4.1值班员加强巡视，若发生在负荷侧，直接将其隔离开关拉开后，再投另一台电

压互感器或自用变。

4.2如发生在27.5kV母线侧，将该隔离开关拉开后，在保证人身安全的前提下，将

其闪络或击穿的瓷瓶用手锤敲掉（或直接拆除）后，再投另一台电压互感器或自用变。

4.3如果为母联开关，若1或2支支持瓷瓶爆炸，将爆炸瓷柱用手锤敲掉，先行送

电；若3或4支支持瓷瓶爆炸，拆除母联开关引线，用采用同型号的母线直接将母线

短接，先行送电。

以上两种情况等有停电点时，再进行更换。

*5．27.5kv电压表指示摆动时的应急措施*

在运行中，值班人员如果发现27.5kv电压表指示低于正常值很多或出现忽高忽低异

常时，主要由该电压互感器一次高压熔断器所熔断引起。

值班人员应及时向供电调

度汇报，投入备用电压互感器，然后撤除故障电压互感器，在保证人身安全的情况

下检查更换该电压互感器高压熔断器。

*6.**3YH,4YH,5YH,6YH断线故障预防措施：

*

措施:

1.馈线没有电流时倒压互；

 2.封上低压保护插针再倒压互；

 3.馈线停电时拉下相应相位的YH,通过观察中央信号盘的电压表判断本相压互是否

有断线。

*<四〉主变故障处理*

*1.**运行中变压器轻瓦斯保护动作的应急措施***

1.1信号显示

警铃响，发：

主变轻瓦斯光字牌、信号继电器未复归。

1.2处理方法

1.2.1首先巡视变压器的油箱看有无异常、观察瓦斯继电器（集气盒）内有无气

体，若无气体，则复归信号主变继续运行并作好相应的记录。

1.2.2若有气体，则向供电调度和段生产调度汇报相关情况，在条件许可情况下向

电调申请倒主变，改变运行方式。

1.2.3保护好变压器状态，等待分析处理。

2.低电压过电流保护出口的处理措施

先行巡视观察主变的状态是否正常，如若正常可不倒闸。

*3.**瓦斯，压力释放，差动，过热动作后的处理***

主变自投应该启动，若没有启动则要手动和闸。

出现异常可以直接短接1DL01和1DL12（或2DL01和2DL12）接点，合上101（或102）.

*4.运行中的变压器应该立即停止运行的情况：

*

4.1变压器音响很大且不均匀或有爆裂声；

4.2油枕或防爆管喷油；

4.3冷却及油温测量系统正常，但油温较平常相同条件下运行时高出10度以上，或

不断上升时；

4.4套管严重破损和放电；

4.5由于漏油使油位不断下降或低于下限；

4.6油色不正常（隔膜式油枕者除外），或油内有碳质等杂物；

4.7变压器着火；

4.8重瓦斯保护工作；

4.9因变压器内部故障引起纵差动保护动作.

*5.变压器音响异常*

*5.1过电压、过电流引起的异音*

出现上述异音时，值班人员应迅速观察该变压器的电流表和电压表。

若指针与声音

同时摆动，一般可认为正常。

可以通过观察供电臂内机车运行情况以及查问所内动

力负荷使用情况。

大功率的电机（如滤油泵，电焊机，电力机车）启动，电力机车

过分相绝缘器换相，馈电线短路等均会出现上述异音。

*5.2安装在变压器上的附件撞击外科或振动引起的异音*

**原因是由于变压器内部铁芯振动引起其它附件振动，或在两部件接触处相互撞

击造成。

 出现上述情况时，如果变压器各部运行正常，各种表计指示也符合规定，值班人

员仍应认真寻找声源，在最响的一侧用手或木棒按住可能发出声响的部件，再听声

音有何变化。

如按住后不在发生异音，可稍改变该部件安装位置或进行局部加固，

以便尽量消除这种干扰性杂音音响。

*5.3外部放电引起的异音*

在雨，雾，雪天气下，因套管电晕放电或辉光放电，套管电晕放电或辉光放电，套

管与引线连接不良，测试介损用的引出小套管损坏或与地间的连线连接不良等造成

放电。

这类放电均为均匀的“嘶嘶”声。

在进行夜间熄灯巡视时，可发现蓝色小火

花，外部引线连接不良处还可能有过热发红的现象。

对于此类现象值班人员应及时向电力调度提出停电申请，将改主变压器解裂进行清

扫及禁固等处理。

在没有处理以前应该密切监视放电的发展。

*5.4变压器内部接触不良或短路而放电的异音。

*

现象：

这时会产生剧烈的“噼啪”声或“嗤嗤”声，伴之有变压器油局部沸腾的“咕嘟”

声。

通常还会随之出现轻瓦斯动作的信号或油色加深等外部现象。

处理：

发生上述现象时，值班人员应将耳朵紧贴变压器外壳，或通过管子按在外壳

上仔细分辨声音，并结合轻瓦斯动作后应采取的措施进行必要的检查。

有条件的可

立即进行红外线测温，以及用超声波探测局部放电等，以确定是否存在有局部过热

的部位。

经检查和综合分析确认有异常时，应停止运行并进行调芯检查。

*5.5变压器内部固定用的个别零件松动而引起的异音*

*     *现象：

一般情况下初发现时声音多呈间歇性，逐渐发展至频繁出现以致持

续的声音，且声响逐渐增大，但是油色，油温，油位均正常。

     处理：

值班人员除加强巡视认真辨别外，在负荷较大时或发生穿越性短路时

应有意识地注意声音的变化。

经过一段时期的观察，排除外部声源的可能，确认为

内部异音或异音已频繁出现时，应请求将发生内部异音的主变压器停止运行并掉芯

检查。

*6.油温不断急剧升高*

*     *变压器油温超过规定值后，值班员要检查原因，采取降温措施，进行下列

工作：

6.1检查变压器负荷和温度，并与正常情况下油温核对；

6.2核对油温温度计是否正常，指示是否正确；

6.3检查冷却装置及通风情况，如散热器阀门是否全部开启，通风电机是否全部开

动，叶片安装位置及转动方向是否正确等。

6.4经上述检查没有发现异常时，应增加巡视次数，密切监视变压器上的负荷和温

度。

一旦发现油温比相同条件下高出10度以上，且仍继续上升或油温已达到75度以

上超过20分钟时，一般可认为变压器有内部故障。

若油温持续升高，变压器油色转

暗，则预示着油有燃着的危险，应该及时将其退出等待检查。

*7.油位异常*

7.1影响油位变化的因素为负荷，环境温度，冷却装置运行情况，渗漏油等因素。

7.2若由于渗漏油严重使油位过低，则在加油同时采取堵漏，防渗措施。

7.3若因突然降温，油位已低至不见，在没有处理以前，值班人员应该关闭部分散

热器，以免油温降得太快而暴露线圈。

7.4若油温变化正常，而油标管内油位不变或变化异常，应检查是否油标管，吸湿

器，防爆管气孔堵塞，这时不应加油或放油，而应该安排检查和处理。

*8.冷却装置失常*

8.1油浸风冷式变压器若故障前已超过55度，通风电机在运行中失常，则当变压器

发出过热信号时，单台变压器运行的牵引变电所应投运备用变压器；若没有备用变

压器，当变压器油温达到85度及以上时，则应该报告电力调度，此时应减少列车对

数以减轻负荷。

8.2强迫油循环水冷或风冷的变压器，冷却装置全停时，如有备用变压器，应该将

其迅速投运，然后再将故障变压器解裂后排除故障，如没有备用变压器，容量在

120000KVA以下，一般允许运行20分钟，当超过20min时，若变压器油温还没有达到

75度，还可延长运行至上层油温达75度。

但停运冷却系统时间不得超过1小时。

*9．变压器着火*

9.1值班人员首先应该切断电源。

9.2若变压器顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处。

9.3救火时应采用四氯化碳灭火机或砂子，严禁用水灭火，并应注意油流方向，防

止火灾扩展到其他设备上。

*10.变压器故障后应该检查试验的项目*

10.1绝缘电阻及吸收比的测量；

10.2直流电阻的测量；

10.3介损的测试；

10.4泄露电流试验；

10.5气体继电器中的气体分析；

10.6油中溶解气体的气相色谱分析；

10.7油分析及试验；

10.8红外线测温；

10.9空载试验；

10.10超声波探测；

*<五>直流系统故障*

*5.1交流电源故障引起直流故障的常见处理措施*

5.1.1切换交流电源的“一路交流”和“二路交流”开关；

5.1.2更换交流自用变；

5.1.3改为XDC充电；

5.1.4换上冗余的充电机；

*5.2直流母线电压消失或者过低处理措施*

5.2.1母线明显短路，立即将故障母线所供的一切负载转到另一段（或者另一组）

母线上运行，再对故障母线停电检修；

5.2.2硅整流变电装置故障时，应改由XDC组单独供电，XDC