1、变电站安全工作及设备运行规程及事故应急预案作业指导书编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: ESZAQDGF001 编 制： 审 核: 批 准： 发 布： 二XX年X月第一部分：变电站安全工作规程1、总则11为加强电力生产现场管理，规范各类工作人员的行为，保证人身、电网和设备安全，制定本规程。1.2现场的基本条作业件1.2.1作业现场的生产条件和安全设施等应符合有关标准、规范的要求，工作人员的劳动防护用品应合格、齐备。1.2.2 现场使用的安全工器具应合格并符合有关要求。1.2.3各类作业人员应被告知其作业现场和工作岗位存在的危险因素、防范措施。1.3 作业人员的基本条件1.3.1经医师鉴2、定，无妨碍工作的病症（体格检查每两年至少一次）。1.3.2 具备必要的电气知识和业务技能，且按工作性质，熟悉本规程的相关部分，并经考试合格。1.3.3 具备必要的安全生产知识，学会紧急救护法，特别要学会触电急救。14教育和培训1.4.1 各类作业人员应接受相应的安全生产教育和岗位技能培训，经考试合格上岗。1.4.2 作业人员对本规程应每年考试一次。因故间断电气工作连续三个月以上者，应重新学习本规程，并经考试合格后，方能恢复工作。1.4.3 新参加电气工作的人员、实习人员和临时参加劳动的人员(管理人员、临时工等)，应经过安全知识教育后，方可下现场参加指定的工作，并且不得单独工作。1.4.4外单位3、承担或外来人员参与公司系统电气工作的工作人员应熟悉本规程、并经考试合格，方可参加工作。工作前，设备运行管理单位应告知现场电气设备接线情况、危险点和安全注意事项。1.5任何人发现有违反本规程的情况，应立即制止，经纠正后才能恢复作业。各类作业人员有权拒绝违章指挥和强令冒险作业；在发现直接危及人身、电网和设备安全的紧急情况时，有权停止作业或者在采取可能的紧急措施后撤离作业场所，并立即报告。1.6 在试验和推广新技术、新工艺、新设备、新材料的同时，应制定相应的安全措施，经本单位总工程师批准后执行。1.7 电气设备分为高压和低压两种：高压电气设备：电压等级在1000V及以上者；低压电气设备：电压等级在14、000V以下者。所谓运用中的电气设备，系指全部带有电压、一部分带有电压或一经操作即带有电压的电气设备。2 高压设备工作的基本要求2.1 一般安全要求2.1.1 运行人员应熟悉电气设备。单独值班人员或运行值班负责人还应有实际工作经验。2.1.2 无论高压设备是否带电，工作人员不得单独移开或越过遮栏进行工作；若有必要移开遮栏时，必须有监护人在场，并符合表2-1的安全距离。表2-1 设备不停电时的安全距离电压等级（kV）安全距离（m）10及以下（13.8）0.7020、351.0063（66）、1101.502203.003304.005005.00注：表2-1中未列电压按高一档电压等级的安全距离25、.2 高压设备的巡视2.2.1 经本单位批准允许单独巡视高压设备的人员巡视高压设备时，不得进行其他工作，不得移开或越过遮栏。2.2.2 雷雨天气，需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和避雷针。2.2.3 火灾、地震、台风、洪水等灾害发生时，如要对设备进行巡视时，应得到设备运行管理单位有关领导批准，巡视人员应与派出部门之间保持通讯联络。2.2.4 高压设备发生接地时，室内不得接近故障点4m以内，室外不得接近故障点8m以内。进入上述范围人员应穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架时，应戴绝缘手套。2.2.5 巡视配电装置，进出高压室，应随手关门。2.2.6 高压室的钥匙至少应有三把，由运行6、人员负责保管，按值移交。一把专供紧急时使用，一把专供运行人员使用，其它可以借给经批准的巡视高压设备人员和经批准的检修、施工队伍的工作负责人使用，但应登记签名，巡视或当日工作结束后交还。2.3 倒闸操作2.3.1 倒闸操作应根据值班调度员或运行值班负责人的指令，受令人复诵无误后执行。发布指令应准确、清晰，使用规范的调度术语和设备双重名称，即设备名称和编号。发令人和受令人应先互报单位和姓名，发布指令的全过程(包括对方复诵指令)和听取指令的报告时双方都要录音并作好记录。操作人员（包括监护人）应了解操作目的和操作顺序。对指令有疑问时应向发令人询问清楚无误后执行。2.3.2 倒闸操作可以通过就地操作、遥7、控操作、程序操作完成。遥控操作、程序操作的设备应满足有关技术条件。2.3.3 倒闸操作的分类2.3.3.1 监护操作：由两人进行同一项的操作。监护操作时，其中一人对设备较为熟悉者作监护。特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的运行人员操作，运行值班负责人监护。2.3.3.2 单人操作：由一人完成的操作。1）单人值班的变电站操作时，运行人员根据发令人用电话传达的操作指令填用操作票，复诵无误。2）实行单人操作的设备、项目及运行人员需经设备运行管理单位批准，人员应通过专项考核。2.3.3.3检修人员操作：由检修人员完成的操作。1）经设备运行管理单位考试合格、批准的本企业的检修人员，可进行 220kV及以下8、的电气设备由热备用至检修或由检修至热备用的监护操作，监护人应是同一单位的检修人员或设备运行人员。2）检修人员进行操作的接、发令程序及安全要求应由设备运行管理单位总工程师（技术负责人）审定，并报相关部门和调度机构备案。2.3.4 操作票2.3.4.1 倒闸操作由操作人员填用操作票。2.3.4.2 操作票应用钢笔或圆珠笔逐项填写。用计算机开出的操作票应与手写格式一致；操作票票面应清楚整洁，不得任意涂改。操作人和监护人应根据模拟图或接线图核对所填写的操作项目，并分别签名，然后经运行值班负责人（检修人员操作时由工作负责人）审核签名。每xx操作票只能填写一个操作任务。2.3.4.3 下列项目应填入操作票9、内：1) 应拉合的设备断路器(开关)、隔离开关(刀闸)、接地刀闸等，验电，装拆接地线，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等；2) 拉合设备断路器(开关)、隔离开关(刀闸)、接地刀闸等后检查设备的位置；3) 进行停、送电操作时，在拉、合隔离开关(刀闸)、手车式开关拉出、推入前，检查断路器(开关)确在分闸位置；4) 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；5) 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。2.3.4.4 操作票应填写设备的双重名称。2.3.5 倒闸操作的基本条件2.3.5.1 有与现场10、一次设备和实际运行方式相符的一次系统模拟图（包括各种电子接线图）。2.3.5.2 操作设备应具有明显的标志，包括：命名、编号、分合指示，旋转方向、切换位置的指示及设备相色等。2.3.5.3 高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置。防误闭锁装置不得随意退出运行，停用防误闭锁装置应经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经变电站站长或发电厂当班值长批准，并应按程序尽快投入。2.3.5.4 有值班调度员、运行值班负责人正式发布的指令（规范的操作术语），并使用经事先审核合格的操作票。2.3.5.5 下列三种情况应加挂机械锁：1) 未装防误闭锁装置或闭锁装置失灵的刀闸手柄和网门；2) 当电11、气设备处于冷备用时，网门闭锁失去作用时的有电间隔网门；3) 设备检修时，回路中的各来电侧刀闸操作手柄和电动操作刀闸机构箱的箱门。机械锁要一把钥匙开一把锁，钥匙要编号并妥善保管。2.3.6 倒闸操作的基本要求2.3.6.1停电拉闸操作应按照断路器(开关)负荷侧隔离开关(刀闸) 电源侧隔离开关(刀闸)的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。严禁带负荷拉合隔离开关(刀闸)。2.3.6.2 开始操作前，应先在模拟图（或微机防误装置、微机监控装置）上进行核对性模拟预演，无误后，再进行操作。操作前应先核对设备名称、编号和位置，操作中应认真执行监护复诵制度（单人操作时也应高声唱票），宜全过程录12、音。操作过程中应按操作票填写的顺序逐项操作。每操作完一步，应检查无误后做一个“”记号，全部操作完毕后进行复查。2.3.6.3 监护操作时，操作人在操作过程中不得有任何未经监护人同意的操作行为。2.3.6.3 操作中发生疑问时，应立即停止操作并向发令人报告。待发令人再行许可后，方可进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。解锁工具（钥匙）应封存保管，所有操作人员和检修人员严禁擅自使用解锁工具（钥匙）。若遇特殊情况，应经值班调度员、值长或站长批准，方能使用解锁工具（钥匙）。单人操作、检修人员在倒闸操作过程中严禁解锁。如需解锁，应待增派运行人员到现场后，履行批准手续后处理。解锁工具（钥匙）13、使用后应及时封存。2.3.6.5 用绝缘棒拉合隔离开关（刀闸）或经传动机构拉合断路器（开关）和隔离开关（刀闸），均应戴绝缘手套。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。雷电时，一般不进行倒闸操作，禁止在就地进行倒闸操作。2.3.6.6 装卸高压熔断器，应戴护目眼镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳，并站在绝缘垫或绝缘台上。2.3.6.7 断路器（开关）遮断容量应满足电网要求。如遮断容量不够，应将操作机构用墙或金属板与该断路器（开关）隔开，应进行远方操作，重合闸装置应停用。2.3.6.8 电气设备停电后（包括事故停电），在未拉开有关隔离开关（14、刀闸）和做好安全措施前，不得触及设备或进入遮栏，以防突然来电。2.3.6.9 单人操作时不得进行登高或登杆操作。2.3.6.10电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、仪表及各种遥测、遥信信号的变化，且至少应有两个及以上指示已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。2.3.6.11 在发生人身触电事故时，为了抢救触电人，可以不经许可，即行断开有关设备的电源，但事后应立即报告调度和上级部门。2.3.7 （原第30条）下列各项工作可以不用操作票：1）事故应急处理；2）拉合断路器（开关）的单一操作；3）拉开或拆除全站（厂）唯一的一组接地15、刀闸或接地线。上述操作在完成后应作好记录，事故应急处理应保存原始记录。2.3.8 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，操作票按编号顺序使用。作废的操作票，应注明“作废”字样，未执行的应注明“未执行”字样，已操作的应注明“已执行”字样。操作票应保存一年。2.4 高压设备上工作2.4.1 在运用中的高压设备上工作，分为三类：2.4.1.1 全部停电的工作，系指室内高压设备全部停电（包括架空线路与电缆引入线在内），并且通至邻接高压室的门全部闭锁，以及室外高压设备全部停电（包括架空线路与电缆引入线在内）。2.4.1.2 部分停电的工作，系指高压设备部分停电，或室16、内虽全部停电，而通至邻接高压室的门并未全部闭锁。2.4.1.3 不停电工作系指：1) 工作本身不需要停电并且没有偶然触及导电部分的危险；2) 许可在带电设备外壳上或导电部分上进行的工作。2.4.2 在高压设备上工作， 应至少由两人进行，并完成保证安全的组织措施和技术措施。3 保证安全的组织措施3.1 在电气设备上工作，保证安全的组织措施3.1.1 工作票制度；3.1.2 工作许可制度；3.1.3 工作监护制度；3.1.4 工作间断、转移和终结制度。3.2 工作票制度3.2.1 在电气设备上的工作，应填用工作票或事故应急抢修单，其方式有下列6种：3.2.1.1 填用变电站（发电厂）第一种工作票（17、见附录2）。3.2.1.2 填用电力电缆第一种工作票（见附录3）。3.2.1.3 填用变电站（发电厂）第二种工作票（见附录4）。3.2.1.4 填用电力电缆第二种工作票（见附录5）。3.2.1.5 填用变电站（发电厂）带电作业工作票（见附录6）。3.2.1.6 填用变电站（发电厂）事故应急抢修单（见附录7）。3.2.2 填用第一种工作票的工作为：3.2.2.1 高压设备上工作需要全部停电或部分停电者。3.2.2.2 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。3.2.2.3高压电力电缆需停电的工作。3.2.2.4 其他工作需要将高压设备停电或要做安全措施者。3.2.3 填18、用第二种工作票的工作为：3.2.3.1 控制盘和低压配电盘、配电箱、电源干线上的工作。3.2.3.2 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。3.2.3.3 转动中的发电机、同期调相机的励磁回路或高压电动机转子电阻回路上的工作。3.2.3.4 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。3.2.3.5 大于表2-1距离的相关场所和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。3.2.3.6 高压电力电缆不需停电的工作。3.2.4 填用带电作业工作票的工作为：带电作业或与邻近带电设备距离小于表2-1规定的工作。3.2.5 填用事故应急19、抢修单的工作为: 事故应急抢修可不用工作票，但应使用事故应急抢修单。3.2.6 工作票的填写与签发3.2.6.1 工作票应使用钢笔或圆珠笔填写与签发，一式两份，内容应正确、填写应清楚，不得任意涂改。如有个别错、漏字需要修改，应使用规范的符号，字迹应清楚。3.2.6.2 用计算机生成或打印的工作票应使用统一的票面格式，由工作票签发人审核无误，手工或电子签名后方可执行。工作票一份应保存在工作地点，由工作负责人收执；另一份由工作许可人收执，按值移交。工作许可人应将工作票的编号、工作任务、许可及终结时间记入登记簿。3.2.6.3一xx工作票中，工作票签发人、工作负责人和工作许可人三者不得互相兼任。工作20、负责人可以填写工作票。3.2.6.3 工作票由设备运行管理单位签发，也可由经设备运行管理单位审核且经批准的修试及基建单位签发。修试及基建单位的工作票签发人及工作负责人名单应事先送有关设备运行管理单位备案。第一种工作票在工作票签发人认为必要时可采用总工作票、分工作票,并同时签发。总工作票、分工作票的填用、许可等有关规定由单位主管生产的领导(总工程师)批准后执行。3.2.6.5供电单位或施工单位到用户变电站内施工时，工作票应由有权签发工作票的供电单位、施工单位或用户单位签发。3.2.7工作票的使用3.2.7.1 一个工作负责人只能发给一xx工作票，工作票上所列的工作地点，以一个电气连接部分为限。如21、施工设备属于同一电压、位于同一楼层，同时停、送电，且不会触及带电导体时，则允许在几个电气连接部分使用一xx工作票。开工前工作票内的全部安全措施应一次完成。3.2.7.2 若一个电气连接部分或一个配电装置全部停电，则所有不同地点的工作，可以发给一xx工作票，但要详细填明主要工作内容。几个班同时进行工作时,工作票可发给一个总的负责人，在工作班成员栏内，只填明各班的负责人，不必填写全部工作人员名单。 若至预定时间,一部分工作尚未完成，需继续工作而不妨碍送电者，在送电前，应按照送电后现场设备带电情况，办理新的工作票，布置好安全措施后，方可继续工作。3.2.7.3 在几个电气连接部分上依次进行不停电的同22、一类型的工作，可以使用一xx第二种工作票。3.2.7.4 在同一变电站或发电厂升压站内，依次进行的同一类型的带电作业可以使用一xx带电作业工作票。3.2.7.5持线路或电缆工作票进入变电站或发电厂升压站进行架空线路、电缆等工作，应增填工作票份数，工作负责人应将其中一份工作票交变电站或发电厂工作许可人许可工作。上述单位的工作票签发人和工作负责人名单应事先送有关运行单位备案。3.2.7.6 需要变更工作班成员时，须经工作负责人同意，在对新工作人员进行安全交底手续后，方可进行工作。非特殊情况不得变更工作负责人，如确需变更工作负责人应由工作票签发人同意并通知工作许可人，工作许可人将变动情况记录在工作票23、上。工作负责人允许变更一次。原、现工作负责人应对工作任务和安全措施进行交接。3.2.7.7 在原工作票的停电范围内增加工作任务时，应由工作负责人征得工作票签发人和工作许可人同意，并在工作票上增填工作项目。若需变更或增设安全措施者应填用新的工作票，并重新履行工作许可手续。3.2.7.8 变更工作负责人或增加工作任务，如工作票签发人无法当面办理，应通过电话联系，并在工作票登记簿和工作票上注明。3.2.7.9 第一种工作票应在工作前一日预先送达运行人员，可直接送达或通过传真、局域网传送，但传真的工作票许可应待正式工作票到达后履行。临时工作可在工作开始前直接交给工作许可人。 第二种工作票和带电作业工作24、票可在进行工作的当天预先交给工作许可人。3.2.7.10 工作票有破损不能继续使用时，应补填新的工作票。3.2.8 工作票的有效期与延期3.2.8.1第一、二种工作票和带电作业工作票的有效时间，以批准的检修期为限。3.2.8.2 第一、二种工作票需办理延期手续，应在工期尚未结束以前由工作负责人向运行值班负责人提出申请（属于调度管辖、许可的检修设备，还应通过值班调度员批准），由运行值班负责人通知工作许可人给予办理。第一、二种工作票只能延期一次。工作票所列人员的基本条件工作票的签发人应是熟悉人员技术水平、熟悉设备情况、熟悉本规程，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25、人员。工作票签发人员名单应书面公布。工作负责人应是具有相关工作经验，熟悉设备情况、熟悉工作班人员工作能力和本规程，经工区（所、公司）生产领导书面批准的人员。工作许可人应是经工区（所、公司）生产领导书面批准的有一定工作经验的运行人员或检修操作人员（进行该工作任务操作及做安全措施的人员）；用户变、配电站的工作许可人应是持有效证书的高压电工。专责监护人应是具有相关工作经验，熟悉设备情况和本规程的人员。3.2.10 工作票所列人员的安全责任3.2.10.1 工作票签发人：1) 工作必要性和安全性；2) 工作票上所填安全措施是否正确完备；3) 所派工作负责人和工作班人员是否适当和充足。3.2.10.2 26、工作负责人（监护人）：1) 正确安全地组织工作；2) 负责检查工作票所列安全措施是否正确完备和工作许可人所做的安全措施是否符合现场实际条件，必要时予以补充；3) 工作前对工作班成员进行危险点告知，交待安全措施和技术措施，并确认每一个工作班成员都已知晓；4) 严格执行工作票所列安全措施； 5) 督促、监护工作班成员遵守本规程、正确使用劳动防护用品和执行现场安全措施；6) 工作班成员精神状态是否良好，变动是否合适。3.2.10.3 工作许可人：1) 负责审查工作票所列安全措施是否正确、完备，是否符合现场条件；2) 工作现场布置的安全措施是否完善，必要时予以补充；3) 负责检查检修设备有无突然来电的27、危险；4) 对工作票所列内容即使发生很小疑问，也应向工作票签发人询问清楚，必要时应要求作详细补充。3.2.10.4 专责监护人：1) 明确被监护人员和监护范围；2) 工作前对被监护人员交待安全措施，告知危险点和安全注意事项；3) 监督被监护人员遵守本规程和现场安全措施，及时纠正不安全行为。3.2.10.5 工作班成员：1) 熟悉工作内容、工作流程，掌握安全措施，明确工作中的危险点，并履行确认手续；2) 严格遵守安全规章制度、技术规程和劳动纪律，对自己在工作中的行为负责，互相关心工作安全，并监督本规程的执行和现场安全措施的实施；3) 正确使用安全工器具和劳动防护用品。3.3 工作许可制度3.3.28、1工作许可人在完成施工现场的安全措施后，还应完成以下手续，工作班方可开始工作：3.3.1.1 会同工作负责人到现场再次检查所做的安全措施，对具体的设备指明实际的隔离措施，证明检修设备确无电压。.2 对工作负责人指明带电设备的位置和工作过程中的注意事项。.3 和工作负责人在工作票上分别确认、签名。3.3.2运行人员不得变更有关检修设备的运行接线方式。工作负责人、工作许可人任何一方不得擅自变更安全措施，工作中如有特殊情况需要变更时，应先取得对方的同意。变更情况及时记录在值班日志内。3.4 工作监护制度3.4.1工作票许可手续完成后，工作负责人、专责监护人应向工作班成员交待工作内容、人员分工、带电部29、位和现场安全措施，进行危险点告知，并履行确认手续，工作班方可开始工作。工作负责人、专责监护人应始终在工作现场，对工作班人员的安全认真监护，及时纠正不安全的行为。3.4.2 所有工作人员（包括工作负责人）不许单独进入、滞留在高压室内和室外高压设备区内。若工作需要（如测量极性、回路导通试验等），而且现场设备允许时，可以准许工作班中有实际经验的一个人或几人同时在它室进行工作，但工作负责人应在事前将有关安全注意事项予以详尽的告知。3.4.3 工作负责人在全部停电时，可以参加工作班工作。在部分停电时，只有在安全措施可靠，人员集中在一个工作地点，不致误碰有电部分的情况下，方能参加工作。工作票签发人或工作负30、责人，应根据现场的安全条件、施工范围、工作需要等具体情况，增设专责监护人和确定被监护的人员。专责监护人不得兼做其他工作。专责监护人临时离开时，应通知被监护人员停止工作或离开工作现场，待专责监护人回来后方可恢复工作。3.4.4工作期间，工作负责人若因故暂时离开工作现场时，应指定能胜任的人员临时代替，离开前应将工作现场交待清楚，并告知工作班成员。原工作负责人返回工作现场时，也应履行同样的交接手续。若工作负责人必须长时间离开工作的现场时，应由原工作票签发人变更工作负责人，履行变更手续，并告知全体工作人员及工作许可人。原、现工作负责人应做好必要的交接。3.5 工作间断、转移和终结制度3.5.1 工作间31、断时，工作班人员应从工作现场撤出，所有安全措施保持不动，工作票仍由工作负责人执存，间断后继续工作，无需通过工作许可人。每日收工，应清扫工作地点，开放已封闭的通路，并将工作票交回运行人员。次日复工时，应得到工作许可人的许可，取回工作票，工作负责人应重新认真检查安全措施是否符合工作票的要求，并召开现场站班会后，方可工作。若无工作负责人或专责监护人带领，工作人员不得进入工作地点。3.5.2 在未办理工作票终结手续以前，任何人员不准将停电设备合闸送电。在工作间断期间，若有紧急需要，运行人员可在工作票未交回的情况下合闸送电，但应先通知工作负责人，在得到工作班全体人员已经离开工作地点、可以送电的答复后方可32、执行，并应采取下列措施：1) 拆除临时遮栏、接地线和标示牌，恢复常设遮栏，换挂“止步，高压危险！”的标示牌；2) 应在所有道路派专人守候，以便告诉工作班人员“设备已经合闸送电，不得继续工作”。守候人员在工作票未交回以前，不得离开守候地点。3.5.3 检修工作结束以前，若需将设备试加工作电压，应按下列条件进行：1）全体工作人员撤离工作地点；2）将该系统的所有工作票收回，拆除临时遮栏、接地线和标示牌，恢复常设遮栏；3）应在工作负责人和运行人员进行全面检查无误后，由运行人员进行加压试验。工作班若需继续工作时，应重新履行工作许可手续。3.5.4 在同一电气连接部分用同一工作票依次在几个工作地点转移工作33、时，全部安全措施由运行人员在开工前一次做完，不需再办理转移手续。但工作负责人在转移工作地点时，应向工作人员交待带电范围、安全措施和注意事项。3.5.5 全部工作完毕后，工作班应清扫、整理现场。工作负责人应先周密地检查，待全体工作人员撤离工作地点后，再向运行人员交待所修项目、发现的问题、试验结果和存在问题等，并与运行人员共同检查设备状况、状态，有无遗留物件，是否清洁等，然后在工作票上填明工作结束时间。经双方签名后，表示工作终结。待工作票上的临时遮栏已拆除，标示牌已取下，已恢复常设遮栏，未拉开的接地线、接地刀闸已汇报调度，工作票方告终结。3.5.6 只有在同一停电系统的所有工作票都已终结，并得到值34、班调度员或运行值班负责人的许可指令后，方可合闸送电。3.5.7 已终结的工作票、事故应急抢修单应保存一年。4 保证安全的技术措施4.1在电气设备上工作，保证安全的技术措施4.1.1 停电；4.1.2 验电；4.1.3 接地；4.1.4 悬挂标示牌和装设遮栏（围栏）。上述措施由运行人员或有权执行操作的人员执行。4.2 停电4.2.1 （原第67条）工作地点，应停电的设备如下：4.2.1.1 检修的设备；4.2.1.2 与工作人员在进行工作中正常活动范围的距离小于表4-1规定的设备；4.2.1.3 在35kV及以下的设备处工作，安全距离虽大于表4-1规定，但小于表2-1规定，同时又无绝缘挡板、安全35、遮栏措施的设备；4.2.1.4 带电部分在工作人员后面、两侧、上下，且无可靠安全措施的设备；4.2.1.5 其它需要停电的设备。表4-1 工作人员工作中正常活动范围与带电设备的安全距离电压等级（kV）安全距离（m）10及以下（13.8）0.3520、350.6063（66）、1101.502203.003304.005005.00 注：表4-1中未列电压按高一档电压等级的安全距离4.2.2 检修设备停电,应把各方面的电源完全断开（任何运用中的星形接线设备的中性点，应视为带电设备）。禁止在只经断路器（开关）断开电源的设备上工作。应拉开隔离开关（刀闸），手车开关应拉至试验或检修位置，应使各方面有一36、个明显的断开点（对于有些设备无法观察到明显断开点的除外）。与停电设备有关的变压器和电压互感器，应将设备各侧断开，防止向停电检修设备反送电。4.2.3 检修设备和可能来电侧的断路器（开关）、隔离开关（刀闸）应断开控制电源和合闸电源，隔离开关（刀闸）操作把手必须锁住，确保不会误送电。4.2.4 对难以做到与电源完全断开的检修设备，可以拆除设备与电源之间的电气连接。4.3 验电4.3.1 验电时，应使用相应电压等级而且合格的接触式验电器，在装设接地线或合接地刀闸处对各相分别验电。验电前，应先在有电设备上进行试验，确证验电器良好；无法在有电设备上进行试验时可用高压发生器等确证验电器良好。如果在木杆、木37、梯或木架上验电，不接地线不能指示者，可在验电器绝缘杆尾部接上接地线，但应经运行值班负责人或工作负责人许可。4.3.2 高压验电应戴绝缘手套。验电器的伸缩式绝缘棒长度应拉足，验电时手应握在手柄处不得超过护环，人体应与被验电设备保持表2-1距离。雨雪天气时不得进行室外直接验电。4.3.3 对无法进行直接验电的设备，可以进行间接验电。即检查隔离开关（刀闸）的机械指示位置、电气指示、仪表及带电显示装置指示的变化，且至少应有两个及以上指示已同时发生对应变化；若进行遥控操作，则应同时检查隔离开关（刀闸）的状态指示、遥测、遥信信号及带电显示装置的指示进行间接验电。4.3.4 表示设备断开和允许进入间隔的信号38、经常接入的电压表等，如果指示有电，则禁止在设备上工作。4.4 接地4.4.1 装设接地线应由两人进行（经批准可以单人装设接地线的项目及运行人员除外）。4.4.2 当验明设备确已无电压后，应立即将检修设备接地并三相短路。电缆及电容器接地前应逐相充分放电，星形接线电容器的中性点应接地，串联电容器及与整组电容器脱离的电容器应逐个放电，装在绝缘支架上的电容器外壳也应放电。4.4.3 对于可能送电至停电设备的各方面都应装设接地线或合上接地刀闸，所装接地线与带电部分应考虑接地线摆动时仍符合安全距离的规定。4.4.4 对于因平行或邻近带电设备导致检修设备可能产生感应电压时，应加装接地线或工作人员使用个人保39、安线，加装的接地线应登录在工作票上，个人保安线由工作人员自装自拆。4.4.5 在门型架构的线路侧进行停电检修，如工作地点与所装接地线的距离小于10m，工作地点虽在接地线外侧，也可不另装接地线。4.4.6 检修部分若分为几个在电气上不相连接的部分如分段母线以隔离开关（刀闸）或断路器（开关）隔开分成几段，则各段应分别验电接地短路。降压变电站全部停电时，应将各个可能来电侧的部分接地短路，其余部分不必每段都装设接地线或合上接地刀闸。4.4.7 接地线、接地刀闸与检修设备之间不得连有断路器（开关）或熔断器。若由于设备原因，接地刀闸与检修设备之间连有断路器（开关），在接地刀闸和断路器（开关）合上后，应有保40、证断路器（开关）不会分闸的措施。4.4.8 在配电装置上，接地线应装在该装置导电部分的规定地点，这些地点的油漆应刮去，并划有黑色标记。所有配电装置的适当地点，均应设有与接地网相连的接地端，接地电阻应合格。接地线应采用三相短路式接地线，若使用分相式接地线时，应设置三相合一的接地端。4.4.9 装设接地线应先接接地端，后接导体端，接地线应接触良好，连接应可靠。拆接地线的顺序与此相反。装、拆接地线均应使用绝缘棒和戴绝缘手套。人体不得碰触接地线或未接地的导线，以防止感应电触电。4.4.10 成套接地线应用有透明护套的多股软铜线组成，其截面不得小于25mm2，同时应满足装设地点短路电流的要求。禁止使用其41、他导线作接地线或短路线。接地线应使用专用的线夹固定在导体上，严禁用缠绕的方法进行接地或短路。4.4.11 严禁工作人员擅自移动或拆除接地线。高压回路上的工作，需要拆除全部或一部分接地线后始能进行工作者如测量母线和电缆的绝缘电阻，测量线路参数，检查断路器（开关）触头是否同时接触，如：1）拆除一相接地线；2）拆除接地线，保留短路线；3）将接地线全部拆除或拉开接地刀闸。上述工作应征得运行人员的许可（根据调度员指令装设的接地线，应征得调度员的许可），方可进行。工作完毕后立即恢复。4.4.12 每组接地线均应编号，并存放在固定地点。存放位置亦应编号，接地线号码与存放位置号码应一致。4.4.13 装、拆接42、地线，应做好记录，交接班时应交待清楚。4.5 悬挂标示牌和装设遮栏（围栏）4.5.1 在一经合闸即可送电到工作地点的断路器（开关）和隔离开关（刀闸）的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作！”的标示牌（见附录9）。如果线路上有人工作，应在线路断路器（开关）和隔离开关（刀闸）操作把手上悬挂“禁止合闸，线路有人工作！”的标示牌。对由于设备原因，接地刀闸与检修设备之间连有断路器（开关），在接地刀闸和断路器（开关）合上后，在断路器（开关）操作把手上，应悬挂“禁止分闸！”的标示牌。在显示屏上进行操作的断路器（开关）和隔离开关（刀闸）的操作处均应相应设置“禁止合闸，有人工作！”或“禁止合闸，线路有人工作43、！”以及“禁止分闸！”的标记。4.5.2 部分停电的工作，安全距离小于表2-1规定距离以内的未停电设备，应装设临时遮栏，临时遮栏与带电部分的距离，不得小于表4-1的规定数值，临时遮栏可用干燥木材、橡胶或其他坚韧绝缘材料制成，装设应牢固，并悬挂“止步，高压危险！”的标示牌。 35kV及以下设备的临时遮栏，如因工作特殊需要，可用绝缘挡板与带电部分直接接触。但此种挡板应具有高度的绝缘性能，并符合附录10要求。4.5.3 在室内高压设备上工作，应在工作地点两旁及对面运行设备间隔的遮栏（围栏）上和禁止通行的过道遮栏（围栏）上悬挂“止步，高压危险！”的标示牌。4.5.4 高压开关柜内手车开关拉出后，隔离带44、电部位的挡板封闭后禁止开启，并设置“止步，高压危险！”的标示牌。4.5.5 在室外高压设备上工作，应在工作地点四周装设围栏，其出入口要围至临近道路旁边，并设有“从此进出！”的标示牌。工作地点四周围栏上悬挂适当数量的“止步，高压危险！”标示牌，标示牌应朝向围栏里面。若室外配电装置的大部分设备停电，只有个别地点保留有带电设备而其他设备无触及带电导体的可能时，可以在带电设备四周装设全封闭围栏，围栏上悬挂适当数量的“止步，高压危险！”标示牌，标示牌应朝向围栏外面。严禁越过围栏。4.5.6 在工作地点设置“在此工作！”的标示牌。4.5.7 在室外构架上工作，则应在工作地点邻近带电部分的横梁上，悬挂“止步45、，高压危险！”的标示牌。在工作人员上下铁架或梯子上，应悬挂“从此上下！”的标示牌。在邻近其他可能误登的带电架构上，应悬挂“禁止攀登，高压危险！”的标示牌。4.5.8 严禁工作人员擅自移动或拆除遮栏（围栏）、标示牌。5 线路作业时变电站的安全措施5.1 线路的停、送电均应按照值班调度员或线路工作许可人的指令执行。严禁约时停、送电。停电时，应先将该线路可能来电的所有断路器（开关）、线路隔离开关（刀闸）、母线隔离开关（刀闸）全部拉开，手车开关应拉至试验或检修位置，验明确无电压后，在线路上所有可能来电的各端装设接地线或合上接地刀闸。在线路断路器（开关）和隔离开关（刀闸）操作把手上均应悬挂“禁止合闸，线46、路有人工作！”的标示牌，在显示屏上断路器（开关）和隔离开关（刀闸）的操作处均应设置“禁止合闸，线路有人工作！”的标记。5.2 值班调度员或线路工作许可人应将线路停电检修的工作班组数目、工作负责人姓名、工作地点和工作任务记入记录簿。工作结束时，应得到工作负责人（包括用户）的工作结束报告，确认所有工作班组均已竣工，接地线已拆除，工作人员已全部撤离线路，并与记录簿核对无误后，方可下令拆除变电站或发电厂内的安全措施，向线路送电。5.3当用户管辖的线路要求停电时，应得到用户停送电联系人的书面申请经批准后方可停电，并做好安全措施。恢复送电，应接到原申请人的工作结束报告，作好录音并记录后方可进行。用户停送电47、联系人的名单应在调度和有关部门备案。6在六氟化硫电气设备上的工作6.1装有SF6设备的配电装置室和SF6气体实验室，应装设强力通风装置，风口应设置在室内底部，排风口不应朝向居民住宅或行人。6.2在室内，设备充装SF6气体时，周围环境相对湿度应80%，同时应开启通风系统，并避免SF6气体泄漏到工作区。工作区空气中SF6气体含量不得超过1000ppm。6.3主控制室与SF6配电装置室间要采取气密性隔离措施。SF6配电装置室与其下方电缆层、电缆隧道相通的孔洞都应封堵。SF6配电装置室及下方电缆层隧道的门上，应设置“注意通风”的标志。6.4 SF6配电装置室、电缆层（隧道）的排风机电源开关应设置在门外48、。6.5在SF6配电装置室低位区应安装能报警的氧量仪或SF6气体泄漏报警仪,在工作人员入口处也要装设显示器。这些仪器应定期试验，保证完好。6.6工作人员进入SF6配电装置室，入口处若无SF6气体含量显示器，应先通风15min，并用检漏仪测量SF6气体含量合格。尽量避免一人进入SF6配电装置室进行巡视，不准一人进入从事检修工作。6.7 （工作人员不准在SF6设备防爆膜附近停留。若在巡视中发现异常情况，应立即报告，查明原因，采取有效措施进行处理。6.8进入SF6配电装置低位区或电缆沟进行工作应先检测含氧量（不低于18%）和SF6气体含量是否合格。6.9 在打开的SF6电气设备上工作的人员，应经专门49、的安全技术知识培训，配置和使用必要的安全防护用具。6.10设备解体检修前，应对SF6气体进行检验。根据有毒气体的含量，采取安全防护措施。检修人员需穿着防护服并根据需要配戴防毒面具。打开设备封盖后，现场所有人员应暂离现场30min。取出吸附剂和清除粉尘时，检修人员应戴防毒面具和防护手套。6.11设备内的SF6气体不得向大气排放，应采取净化装置回收，经处理合格后方准使用。回收时作业人员应站在上风侧。 设备抽真空后,用高纯度氮气冲洗3次压力为9.810pa（1个大气压）。将清出的吸附剂、金属粉末等废物放入20%氢氧化钠水溶液中浸泡12小时后深埋。6.12 （从SF6气体钢瓶引出气体时，应使用减压阀降50、压。当瓶内压力降至9.810pa（1个大气压）时，即停止引出气体，并关紧气瓶阀门，戴上瓶帽。6.13SF6配电装置发生大量泄漏等紧急情况时，人员应迅速撤出现场，开启所有排风机进行排风。未配戴隔离式防毒面具人员禁止入内。只有经过充分的自然排风或恢复排风后，人员才准进入。发生设备防爆膜破裂时，应停电处理,并用汽油或丙酮擦试干净。6.14进行气体采样和处理一般渗漏时，要戴防毒面具并进行通风。6.15 SF6开关进行操作时，禁止检修人员在其外壳上进行工作。6.16检修结束后，检修人员应洗澡，把用过的工器具、防护用具清洗干净。6.17 SF6气瓶应放置在阴凉干燥、通风良好、敞开的专门场所，直立保存，并应51、远离热源和油污的地方，防潮、防阳光曝晒，并不得有水份或油污粘在阀门上。搬运时，应轻装轻卸。7一般安全措施7.1 任何人进入生产现场，应戴安全帽。7.2工作场所的照明，应该保证足够的亮度。在操作盘、重要表计、主要楼梯、通道、调度室、机房、控制室等地点，还应设有事故照明。7.3变、配电站及发电厂遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后进行救火。消防器材的配备、使用、维护，消防通道的配置等应遵守DL-5027-93电力设备典型消防规程的规定。7.4电气工具和用具应由专人保管，定期进行检查。使用时，应按有关规定接入漏电保护装置、接地线。使用前应检查电线是否完好，有无接地线，不合格的不准使用52、。7.5凡在离地面（坠落高度基准面）2m及以上的地点进行的工作，都应视作高处作业。7.6高处作业应使用安全带（绳），安全带（绳）使用前应进行检查，并定期进行试验。安全带（绳）应挂在牢固的构件上或专为挂安全带用的钢架或钢丝绳上，并不得低挂高用，禁止系挂在移动或不牢固的物件上如避雷器、断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、电流互感器、电压互感器等支持件上。在没有脚手架或者在没有栏杆的脚手架上工作，高度超过1.5m时，应使用安全带或采取其他可靠的安全措施。7.7高处作业应使用工具袋，较大的工具应固定在牢固的构件上，不准随便乱放，上下传递物件应用绳索栓牢传递，严禁上下抛掷。7.8在未做好安全措施的情况下，53、不准登在不坚固的结构上(如彩钢板屋顶)进行工作。7.9梯子应坚固完整，梯子的支柱应能承受作业人员及所携带的工具、材料攀登时的总重量，硬质梯子的横木应嵌在支柱上，梯阶的距离不应大于40cm，并在距梯顶1m处设限高标志。梯子不宜绑接使用。7.10在户外变电站和高压室内搬动梯子、管子等长物，应两人放倒搬运，并与带电部分保持足够的安全距离。在变、配电站（开关站）的带电区域内或临近带电线路处，禁止使用金属梯子。7.11 在带电设备周围严禁使用钢卷尺、皮卷尺和线尺（夹有金属丝者）进行测量工作。第二部分：变电站运行规程一、适用范围1.本作业指导书适用于xxxxxx有限责任公司110KVxx变电站变配电设备的54、运行、操作、维护、事故及异常处理。2.按作业指导书内容进行操作，保证变电站设备的安全、稳定运行和公司生产的顺利进行。二、变配电及仪表流程1.配电流程：通过主变将110KV电源电压降至10KV直接向高压电气设备提供电源，或再通过总变配电变压器、循环水配电变压器、工艺区配电变压器、厂前区配电变压器、7#厂房配电变压器、新硅芯厂房配电变压器、江边泵房配电变压器、办公照明配电变压器将10KV电压降至0.4KV向低压电气设备提供380V/220V电源。110KV松新一回 110KV母线 1#主变、 10KV母线 高压电气设备 110KV松新二回 2#主变 各配电变压器2.仪表流程：变电站采用CBZ-8055、00变电站综合自动化系统。系统分为两层：站控层和间隔层。各间隔设备相对独立，仅通过站内通信网与站控层进行互联。变电站主控室设两台监控主机（互为备用），对110KV间隔（GIS）、10KV间隔（中压室开关）、主变的开关状态、电流、电压、功率、功率因数、温度等运行参数进行监控，并通过监控主机对110KV间隔（GIS）、10KV间隔（中压室开关）、主变有载调压开关、冷却风机进行“远方”操作： 间隔层： 110KV 开关状态、电流、 间隔 电压、功率 （GIS）站控层 通信 开关状态、电流、 主变 电压、温度、功率、CBZ-8000 有载调压分接开关 档位、冷却风机 开关状态、电流、 10KV间隔 电56、压、功率、 功率因数三、基本资源1.人力资源：变电站共有值班运行人员9名，其中本科学历1名，大专学历3名，中专学历4名，。设运行班长1名、主控制员4名、副控制员4名。2.设备资源：变电站主要设备表序号设备名称、位号设备型号单位位数量1GIS开关设备ZF5T-126间隔321#主变、TR1SFZ9-6300/110台132#主变、TR2SFZ9-6300/110台143#主变、TR3(35KV应急变)S9-5000/35台151#所用变、SYB1SC9-50/10台162#所用变、SYB2SC9-50/10台17户外高压SF6断路器莲新线501开关LW34-40.5台18高频直流成套系统308C57、ZL1GZDW-M40A/220V套19中压开关柜AH0AH63KYN28A-12-02面641010KV电容补偿装置SHFC 12/6000套2111#总变低压变ZBDYB1S10-M-2500 10/0.4台1122#总变低压变ZBDYB2S10-M-2500 10/0.4台1133#总变低压变ZBDYB3S10-M-1250 10/0.4台1143#厂房应急变SCB0-1250/10台1151#循环水变XHSDYB1S10M台1162#循环水变XHSDYB2S10M台1171#厂前区变CQQDYB1S10M2500/10台1182#厂前区变CQQDYB2S10M2500/10台1191#58、工艺区低压变GYQDYB1S10M台1202#工艺区低压变GYQDYB2S10M台121后整理工序变台122新硅芯厂房变SCB00-1000/10台123办公区变压器S9-M-630/10台124380V低压开关柜308AA1AAE12CMD190面4525380V低压开关柜308AA39/41SGHK面226380V低压开关柜305AA1305AAE2CMD190面2427380V低压开关柜106AA1106AAE2CMD190面37SGHK面228380V低压开关柜CMD190面56SGHK面229380V低压开关柜1AT11AT5/EATCMD190面730380V低压开关柜1AT11A59、T5GCS面6四、控制参数变电站在运行过程中，主要控制参数见下表：序号控制参数控制值110KV母线电压1010.5KV210KV母线功率因数0.93变压器上层油温（环境温度为40C时）85C4变压器上层油面温升45C50.4KV母线电压380380+5V五、主要操作规定1.电气设备运行管理原则：1.1 110KV松新、回线路与对应的松林站侧线路间隔、110KV松新、回进线117、118开关间隔、110KV母线及附属设备（包括、段母线、段母线PT、110KV母线分段130开关间隔）、与电力系统有关的通讯、远动和自动化设备由乐山地调直接调度管辖。1#、2#主变的110 KV中性点接地方式以及10K60、V、段母线分段930开关为乐山地调调度许可设备。未经地调值班调度许可，任何人不得操作由乐山地调调度管辖范围内的设备，如遇危及人身和设备安全时可先处理后向地调值班调度汇报。其余设备执行厂内调度命令。1#、2#主变、10KV、段母线改变运行方式必须事先得到地调值班调度员许可方能进行操作，除短时切换负荷需要外，不能采用通过110KV母线分段130开关或10 KV母线分段930开关与110KV松新回、松新回线路形成环路的运行方式。1.2调度通讯设备的运行管理：（1）总变电站使用专用光纤通讯作为与乐山地调联系的主要通讯手段，公网市话作为应急通讯手段。（2）值班运行人员交接班时应对通讯设备完好情况进行交接61、，定期对通讯设备进行检查。（3）未经地调通讯管理部门允许，任何人不得擅自搬迁、移动通讯设备或将专用通讯设备作为它用。1.3本站采用变电站综合自动化系统，集中监控，110KVGIS所有开关的倒闸操作以及主变、有载调压开关的升、降档与急停规定均在主控室通过监控主机进行远方操作，操作时应有运行人员持对讲机在设备现场监视开关动作情况，并与主控室随时保持联系。110KVGIS所有开关的倒闸操作以及主变有载调压开关的升、降档、急停规定在监控系统故障或事故情况下才允许进行就地手动操作。2.变电站主接线运行方式：2.1 110KV松新I回117开关、松新II回118开关在合位，110KV内桥开关130热备用，62、两回110KV进线互为暗备用，由110KV松新线I回带1#主变运行：110KV松新I回117开关运行、110KV松新松新II回118开关运行，110KV130开关热备用，1#主变运行，2#主变空载运行（即2#主变10KV侧902开关热备用）。或由110KV松新线II回带2#主变运行：110KV松新I回117开关运行、110KV松新松新II回118开关运行，110KV130开关热备用，2#主变运行，1#主变空载运行（即1#主变10KV侧901开关热备用）。2.2 10KV一段、二段母联开关930运行，10KV一段、应急段母联开关950运行。3#主变（35KV应急变）空载运行、3#主变10KV侧963、00开关热备用。2.3 35KV莲新线与110KV松新I回（或110KV松新II回）为不同的两个电源点，不符合同期条件，在35KV应急变10KV侧900开关和10KV一段、应急段950母联开关设有电气联锁，禁止解除联锁同时运行35KV应急变10KV侧900开关和10KV一段、应急段950母联开关。2.4 10KV900开关应随时处于热备用状态。当故障情况下10KVI段失电后不能及时恢复供电时，10KV900开关备自投装置检:35KV莲新线有压时，确认断开10KV一段、应急段950母联开关后，合上10KV应急段进线900开关，由35KV莲新线带10KV应急段负荷运行。2.5按规定运行方式正常运行64、时，将全部负荷从110KV松新一回切换到110KV松新二回（或将全部负荷从110KV松新二回切换到110KV松新一回），将造成110KV松新一回（或110KV松新二回）的负荷大量超出公司与乐山电业局签订的负荷需量合同，给公司造成巨大经济损失。将全部负荷从110KV松新一回切换到110KV松新二回（或将全部负荷从110KV松新二回切换到110KV松新一回）时，必须报告专责工程师，经与乐山电业局联系同意后方可切换负荷。事故或110KV松新一回、二回其中一条线路失电情况下，为保证公司生产用电时除外。2.6.主变中性点的运行规定:2.6.1主变中性点的运行方式按地调调度命令进行。投运或停运主变的操作，65、主变110KV中性点必须先接地。投入后可按系统需要由地调调度决定中性点是否断开。2.6.3相应的保护硬压板随变压器中性点接地方式进行切换。2.7.高压电机开关操作原则：全部高压电机开关均处于热备用状态，“远方/就地”转换开关置于“远方”（检修时置于“就地”），高压电机的投运或停机均由各相关工艺操作人员进行操作，变电站操作人员禁止分、合开关。2.8在进行变配电设备切换操作时，均不能造成相应的母线失电（如：110KV松新一、二回之间，1#主变、2#主变之间，1#低压变、2#低压变等之间的切换均不能造成110KV母线、10KV母线、0.4KV母线失电）。.对生产安全构成影响的操作：110KV松新一、66、二回切换，1#、2#主变切换、110KV、10KV、0.4KV母联开关改变运行方式等对生产安全构成影响的操作，操作票由专责工程师、变电站电气运行组长、当班主控制员共同审核，并经部门负责人同意后方能执行操作。3.倒闸操作的基本要求：3.1倒闸操作必须根据值班调度员或值班负责人的命令，复诵无误后按操作票执行（事故处理除外）。操作任务完成后应及时汇报发令人。3.2倒闸操作前必须明确操作任务的内容和目的以及安全措施。3.3倒闸操作前应考虑到：（1）是否会造成带负荷拉合刀闸或带地线合闸。（2）是否会造成设备过负荷。（3）继电保护、自动装置使用是否正确，是否需要切换。（4）被操作设备能否满足操作要求。（567、）主变分接头位置是否合理，无功补偿装置投退情况，防止操作过程中引起过电压。3.4倒闸操作必须至少有两人进行，其中一人操作，一人监护，倒闸操作必须严格执行监护复诵制，以确保操作安全。3.5操作中每执行一项，应严格执行“四对照”，即对照设备名称、编号、位置和拉合方向。每到被操作设备前，监护人和操作人要先核对设备名称、编号、位置和拉合方向与操作票所列顺序、内容是否相符，确认符合后方可执行。3.6操作必须按操作票的顺序依次进行，不得跳项、漏项，不得擅自更改操作票，不需要的操作项目，要在操作票备注栏注明原因，在操作中严禁穿插口头命令的操作项目。3.7在操作中，若发生事故，应停止操作，先处理事故。待事故处68、理完毕或告一段落后，经值班调度员和班长许可，方可继续操作。3.8在操作过程中，如对某一操作项目发生疑问，应立即停止操作，直到弄清后方可继续操作。严禁在操作中随意更改操作步骤。4.倒闸操作的步骤: 4.1接受命令：由值班负责人接受值班调度员的命令，经复诵无误后，把命令记录在操作命令记录本上。4.2对图填票：操作人根据操作命令核对主接线图填写操作票。4.3审核批准：操作票应经监护人和值班负责人分别审核并确认无误后签名批准，将操作票交还操作人。4.4模拟操作：正式操作前由监护人按操作票的项目顺序唱票，由操作人对照主接线图，核对其操作票的正确性。4.5唱票复诵及逐项勾票：操作人和监护人携带操作票和安全69、工具进入操作现场，监护人在操作设备前持票高声唱票，操作人核对复诵并接到监护人“执行”的口令后，方可操作。监护人在操作开始时，应记录操作时间，每项操作完后，即在操作票该项前做“”记号。4.6检查设备：操作人在监护人的监护下，检查操作结果，包括表计指示及各种信号指示灯是否正常。4.7汇报完成：操作票上的全部项目依次操作完毕后，应记下完毕时间，并向值班调度员报告执行完毕，在操作票上盖上“已执行”印章。5.倒闸操作票的填写：5.1倒闸操作的基本操作术语及其含义见附录（一）。5.2变电站设备及输电线路（开关、线路、主变、母线、PT等）的状态共四种：运行状态、热备用状态、冷备用状态、检修状态。5.3操作票70、的填写项目，除按照电业安全工作规程第20条的内容填写外，还应填写以下项目：5.3.1自动装置的投退；5.3.2二次回路空气开关和控制回路电源开关（熔断器）的投入或解除；5.3.3保护装置的投入或解除；5.4下列操作可不用操作票但必须执行监护复诵制，并记录在值班记录本内：5.4.1断合开关的单一操作：5.4.2事故处理；5.4.3拆除全站仅有的一组接地线或断开仅有的一组接地刀闸。6.允许用刀闸进行的操作：6.1拉合无故障的电压互感器及避雷器；6.2拉合母线及直接连接在母线上的电容电流；6.3拉合无接地故障变压器的中性点接地刀闸6.3用三连刀闸拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过571、安培的空送线路。7.设备不停电（无遮拦）时的安全距离：电 压 等 级 (kV)安全距离 （m）10及以下351100.701.001.508.乐山电业局地调中心可遥测的电气量：8.1 110KV线路电流、电压、有功功率、无功功率、有功电量、无功电量。8.2 1#、2#主变两侧电流、有功功率、无功功率。8.3 10KV母线线电压，相电压。8.4地调中心遥信部分8.4.1开关位置信号：117、118、130、930、950位置信号。8.4.2刀闸位置信号：1176、1173、1171、1011、1301、1186、1183、1181、1021、1302位置信号。8.4.3地刀位置信号：11760、72、11730、11720、11710、101100、10130、13010、11860、11830、11820、11810、102100、102300、13020位置信号。8.4.4主变中性点接地刀闸位置信号：1019、1029位置信号。8.4.5110KV线路保护动作信号。8.4.6主变保护动作信号。8.4.7主变分接开关档位、油温信号。六、设备运行（一）变压器：1.变压器参数（1）主变1#、2#主变由青岛青波变压器股份有限公司生产，变压器主要参数如下：型 号SFZ9-63000/110联接组标号YNd11额定容量63000KVA额定电压110/10.5KV额定电流330.7/3464A分接范73、围81.25%额定频率50HZ相数3相空载损耗36.2KW负载损耗220.5KW空载电流0.12%短路阻抗10.42%调压方式有载调压绝缘水平LI480AC200-LI325AC140/LI75AC35冷却方式ONAN/ONAF 70/100%分接开关高 压分接位置分接容（KVA）分接电（V）分接电流（A）开关连接163000KVA121000300.6X1-Y1-Z1AK-A+BK-B+CK-C+2119630304X2-Y2-Z23118250307.6X3-Y3-Z34116880311.2X4-Y4-Z45115500314.9X5-Y5-Z56114130318.7X6-Y6-Z6774、112750322.6X7-Y7-Z78111380326.6X8-Y8-Z89a110000330.7X9-Y9-Z99bAK-BK-CK9cX1-Y1-Z1AK-A-BK-B-CK-C-10108630334.8X2-Y2-Z211107250339.1X3-Y3-Z312105880343.5X4-Y4-Z413104500348.1X5-Y5-Z514103130352.7X6-Y6-Z615101750357.5X7-Y7-Z716100380362.4X8-Y8-Z81799000367.4X9-Y9-Z9低 压电压（V）电流（A）105003464（2）1#、2#总变低压变（成都75、蜀能）主要技术参数如下： 型号规格S10M额定容量2500KVA额定电压（高压/低压）10000/400V额定电流（高压/低压）1445/3608A相数3相频率50HZ分接型式22.5%联接组标号Dyn11调压方式无载调压冷却方式ONAN3#总变低压变(应急变，成都蜀能)主要技术参数如下：型号规格S10M额定容量1250KVA额定电压（高压/低压）10000/400V额定电流（高压/低压）722/1804A相数3相频率50HZ分接型式22.5%联接组标号Dyn11调压方式无载调压冷却方式ONAN（3）总变1#、2#所用变（干变）主要技术参数如下： 型号PP0PK（100）I0UKKVAWW%S76、C9-50/10503401100284（4）1#、2#循环水低压变主要技术参数如下：型号规格S10M额定容量800KVA额定电压（高压/低压）10000/400V额定电流（高压/低压）46.2/1155A相数3相频率50HZ分接型式22.5%联接组标号Dyn11调压方式无载调压冷却方式ONAN（5）取水泵房低压变主要技术参数如下：型号容量（KVA）变比短路电压UK分接范围接线组别S10-250/1025010/0.4KV4%5%Y/Y0-12（6）1#厂前区低压变(青变成都双星)主要技术参数如下：型号规格S10-M-2500/10额定容量2500KVA额定电压（高压/低压）10000/40077、V额定电流（高压/低压）144.3/3608A相数3相频率50HZ分接型式22.5%联接组标号Dyn11调压方式无载调压冷却方式ONAN阻抗电压5.75（7）2#厂前区低压变（成都蜀能）主要技术参数如下：型号规格S10M额定容量2500KVA额定电压（高压/低压）10000/400V额定电流（高压/低压）144.3/3608A相数3相频率50HZ分接型式22.5%联接组标号Dyn11调压方式无载调压冷却方式ONAN阻抗电压5.73（8）1#、2#工艺区低压变（成都蜀能）主要技术参数如下：型号规格S10M额定容量2000额定电压（高压/低压）10000/400额定电流（高压/低压）115.5/278、887相数3相频率50HZ分接型式22.5%联接组标号Dyn11调压方式无载调压冷却方式ONAN阻抗电压5.722.变压器投运准备工作：2.1送电前的检查项目和准备工作：（1）检查变压器一次侧和二次侧回路中的设备，从母线开始检查到变压器的出线开关为止。（2）收回工作票，确认与操作无关人员全部退出现场，并在安全措施（临时接地线、临时遮拦）拆除前，由运行人员进行下列检查：a.检查变压器本体、分接开关、套管各处油位是否正常，油色是否正常。变压器、油枕、散热器应无渗漏油。b.变压器顶部无杂物。c.变压器套管应清洁、无破损裂纹。d.变压器外壳接地完好。e.变压器分接开关档位正确。f.检查瓦斯继电器和散热79、器阀门是否打开，瓦斯继电器内无气体。g.检查呼吸道是否畅通，硅胶是否变色。h.变压器各接线端子应牢固可靠，变压器各侧待合断路器和刀闸是否正常可靠。i.变压器微机保护装置是否完好，保护装置的整定值是否符合给定值，并按调度命令启用。各保护装置的跳闸压板在投入位置。j.变压器绝缘试验合格。3.变压器投、停电注意事项：（1）变压器经注油、换油、大量油补充及滤油脱气后，应先静置，待油中气体分离出，并排除套管法兰、油管、瓦斯继电器和冷却器联箱等处的残存空气。油静置时间遵守厂家规定。当制造厂无明确规定时，静置时间应24小时。（2）新装变压器初次进行空载投入时，应投入差动保护，待变压器带有负荷时，退出差动保护80、，进行带负荷测试，检查结线正确后，再投入差动保护。（3）新装、检修或长期停运的变压器经过检查验收，值班人员确认已具备条件时，方可按调度命令投入运行。4.变压器的冲击合闸试验：新安装或大修后的变压器在投入运行前要进行冲击合闸试验，新安装的变压器应全电压连续冲击5次，大修后的变压器应全电压连续冲击3次，每次冲击间隔时间不少于5min无异常，变压器方可投入运行。5.变压器停、送电操作：（1）变压器送电操作：a、核对保护定值符合现场运行要求。b、检查保护启用停用符合现场运行要求。c、拆除接地线（接地刀闸）及临时遮栏等安全措施。d、合上主变高压侧中性点接地刀闸。e、合上变压器高压侧断路器两侧隔离开关。f81、合上变压器高压侧断路器。g、合上变压器低压侧断路器。(2)变压器的停电操作:其顺序与送电操作相反。6.主变有载调压分接开关的操作和运行：（1）有载调压变压器在并联运行时，不允许采用自动调压方式。（2）变压器分接开关的位置和变换情况应记入值班操作记录中。（3）新安装和大修后的有载调压分接开关，其瓦斯保护应完好，并投入运行。变压器送电带负荷前（经冲击合闸后，在空载运行的情况下，应进行电动操作有载分接开关一个循环）检查无异常，极限位置、电气闭锁可靠，方可调至所需要的分接位置。（4）正常情况下，调压操作通过电动机械进行，调压切换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时要注意观察电压82、电流指示值，位置指示器有相应的变化，并符合调压目的。电动机运转和切换分接开关响声应正常。（5）当有载调压装置拒动时，应立即按下“紧急跳闸”按钮，通知检修处理。若分接头没有调整到所需要位置，可就地手动进行调节；当远方有载调整装置失灵时，可到就地用电动或手动进行相应调节。有载调压就地手动操作方法：用手柄插入，顺时针转动为升压，逆时针为降压。（6）变压器过负荷时，不得进行调压操作。（7）有载调压分接开关多次切换后，可能产生气体，使瓦斯保护动作，此时应停止有载调压操作，作好记录、分析原因。（8）每三个月应取分接开关油样进行试验，当运行时间满一年或切换次数达4000次应换油。（9）电动调压时，如果进行83、一级调整后，电压无变化，可反向调一级，再正向调一级，电压如仍无变化，则不得再进行电动操作。请示调度后，进行手动调节。（10）手动调节分接开关时，应先切断电机电源，顺时针摇动把手，显示递增，反之递减，当听到分接开关切换“嗒嗒”声，档位显示正中，则完成一次调压。（11）正常时，有载调压“远方/就地”开关应投在“远方”位置，在主控室内进行调压，操作时现场有运行人员进行监护并持对讲机与主控室保持联系。7.变压器的运行和维护7.1变压器的有关运行规定：（1）变压器在额定冷却条件下可按铭牌规定出力运行。（2）变压器的运行电压一般不应高于该分接额定电压的105。（3）在正常运行条件下，当冷却介质最高温度为484、0时，变压器的上层油温一般不宜超过85，当周围冷却介质温度较低时，顶层油温也应相应降低。运行中的变压器上层油温允许温升为55，为防止变压器油劣化，上层油面温升不应超过45。绕组温升不得超过60。（4）变压器允许的过负荷运行方式：a.变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。变压器在正常过负荷下可以继续运行，其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质的温度以及过负荷前变压器所带的负荷等来确定。事故过负荷只允许在事故情况下使用。b.变压器事故过负荷的允许值规定。事故过负荷对额定负荷之比1.31.451.61.752.03.0过负荷允许的持续时间（min）120804520101.5c.油浸式自冷85、或油浸风冷电力变压器，正常过负荷的允许值和允许时间规定如下：过负荷倍数过负荷前上层油的温升K为下列数值时的允许负荷持续时间（时：分）172228333944501.00连续运行1.055：505：254：504：003：501：301.103：503：252：502：101：250：101.152：502：251：501：200：351.202：051：401：150：451.251：351：150：500：251.301：100：500：301.350：550：350：151.400：400：251.450：250：101.500：15d.油浸风冷电力变压器在风扇停止工作，其上层油面温升不超86、过45时，可不开风扇在额定负荷下运行。当冷却系统发生故障，切除全部风扇时，变压器允许带额定负荷的时间应遵照下表规定：空气温度（）-100+10+20+30+40允许运行时间（h）35158421e.变压器经过事故过负荷后，应将事故负荷的大小和持续时间记入变压器技术档案内。7.2主变油箱油温、油位关系曲线图:油位10987654321油温 -20 0 20 40 60 808.变压器运行监视：（1）变压器负荷以电流的指示进行监视，看其是否超过允许值，变压器的一、二次额定电压通过电压指示进行监视，看其是否正常，通过监视三相电流的各相数值及电压各相数值来判断三相负荷及三相电压是否平衡。（2）监视变压87、器上层油温，判断变压器温度和温升是否超过允许值。（3）抄表内容有电流、电压、功率、电能等数值。注：本变电站采用综合自动化系统，电流、电压、温度等运行参数在主控室主机上可进行监视。9.变压器运行中的检查项目：9.1油枕和充油导管油位、油色均应正常，无渗漏现象，储油柜的油位应与温度相对应；9.2导管应清洁，无破损裂纹和闪络放电及其它异常现象；9.3监听变压器声响是否正常，有无加重、不均匀异常声响（正常运行时为连续的嗡嗡声）；9.4检查油箱、散热器是否有漏油，各部温度是否均匀，外壳接地线是否牢固可靠；9.5检查上层油温、温升是否符合规定值，并根据负荷情况和环境温度分析油温是否正常；9.6检查引线接头88、应无发热征象；9.7瓦斯继电器内应无气体，瓦斯继电器至油枕连接阀门应当打开；9.8油枕呼吸道畅通，硅胶应干燥、变色部分不超过2/3；9.9各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；9.10有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；9.11压力释放器应完好无损；10.变压器的特殊检查项目10.1在暴风雷雨后，应检查变压器上是否有杂物，绝缘子有无裂纹及放电现象，避雷器放电记录器是否动作过；10.2气候骤冷骤热时，检查导线接头有无过热，油位变化情况及是否有油渗漏；10.3夜间检查导线接头有无发红，绝缘子表面有无电晕及放电火花；10.4变压器过负荷运行时，应加强检查导线接头有无过热，环境温度和变压器上层油温变89、化情况，注意过负荷程度和经历时间，确保变压器的过负荷不得超过允许值；11.变压器运行巡检、记录（主变、一般配电变压器）11.1交、接班时各巡检一次、班中巡检一次，主变班中巡检二次；11.2每小时对主变压器负荷向生产调度汇报；11.3每个中班晚上对变压器进行夜间检查一次；11.4在大风雷雨后，异常天气，变压器过负荷和异常时，应增加检查次数；12.变压器的异常处理12.1发现变压器有任何不正常现象（如漏油、油位过高或过低、油温、音响不正常等）时，应及时报告值班负责人，设法尽快消除；12.2变压器有下列情况之一时，应立即报告值班负责人，并停电检修：a.变压器内部音响很大，且不均匀，有爆裂声；b.在正90、常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常，有爆裂声且不断上升；c.漏油使油面下降低于油位计的指示限度；d.油色剧变，油内出现碳质等；e.套管有严重的破损和放电现象；12.3变压器上层油温超过85，应进行下列工作，判明原因，采取办法使其降低。a.根据环境温度核对上层油温是否与变压器负荷相对应；b.、核对温度计是否有故障；c.检查冷却风机是否开启，查明原因后，按下列情况处理：若系冷却系统故障，且运行中可以处理，值班人员应报告调度，调整变压器负荷后进行处理；若冷却系统故障且运行中无法处理时，应立即报告调度，转移负荷后停电检修；12.4若冷却系统和温度计均正常，但温度较正常值（同样负荷和冷却介质温度应有的91、温度）高10以上，或负荷不变油温不断上升，则说明变压器已经发生内部故障（如铁芯严重短路，绕组匝间短路等），且相应的保护未动作，应立即报告调度，要求紧急停运。12.5当发现变压器的油面较当时的油面应有油位置显著降低时应立即加油。如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护只动作于信号，而必须采取停止漏油的措施，并立即加油，套管严重缺油时应立即停电加油；12.6变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示计时，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。13.变压器事故处理13.1瓦斯保护动作后的处理：13.1.1轻瓦斯保护动作后的处理：对变压器进行检查，检查的主要内容有：92、a.变压器油位、油色是否正常。若变压器油色异常，可能是内部问题。若看不到油面，气体继电器内部也没有充满油，则可能是油位低于气体继电器而误动。在冬季，油位很低时，在负荷小且严寒天气下，油位会更低，可能会低于气体继电器。b.变压器声音有无异常。c.上层油温是否比平时明显升高。d.油枕、防爆管有无喷油、冒油，盘根和塞垫有无凸出变形。e.气体继电器内有无气体，若有，应取气检查分析气体性质。如果气体继电器内部充满油，且无气泡上冒，则属误动作。 取气分析：检查瓦斯继电器小窗口内有无气体存在，如有应鉴定气体的颜色及是否可燃，并参考下表初步确定故障性质，同时取气样和油样作色谱分析，进一步判断故障性质。变压器故93、障性质鉴定表序号气体性质故障性质1无色、无味、不燃变压器内有空气2黄色不易燃木质故障3浅灰色、有强烈气味、可燃纸质或纸板故障4灰色、黑色、易燃油质故障如气体是无色、无臭而不可燃的，且外部检查变压器无内部故障特征，则变压器仍可继续运行。若瓦斯保护信号是因为油内剩余空气逸出而动作时，应放出瓦斯继电器内积聚的空气，但必须注意再发信号的时间间隔，如间隔时间逐步缩短，可能导致开关跳闸时，应报告值班负责人，将重瓦斯保护改接信号，待瓦斯继电器运行正常后，方可接至跳闸。如气体是可燃的，或油的闪光点较过去记录降低5以上，则说明变压器内部已有故障，将变压器停运检查处理。气体颜色的鉴别必须迅速进行，否则经一定时间，94、颜色即会消失。收集气体可用无色玻璃和聚氯乙烯管，将气体引入瓶底（瓶口向上）慢慢开启瓦斯阀门，使气体慢慢进入瓶内。检查是否可燃，火从瓶口慢慢深入瓶底，而不应一下子把火引入瓶内，根据气体的性质，如气体不可燃，说明气体是空气，变压器可继续运行。如气体是可燃，说明变压器内部有故障，禁止变压器继续运行。根据检查分析确定处理方法：a.若外部检查发现有故障现象和明显异常，气体继电器内有气体。如声音、油色异常，上层油温异常升高，变压器有明显故障的，应立即停电检查，取气分析。不经检查合格的变压器，不能投入运行。b.若外部检查无明显故障和异常现象，取气检查气体可燃、有色、有味，说明属于内部故障。将故障变压器停电检95、查、不经试验合格，不许投入运行。c.若变压器未发现任何异常及故障现象，取气检查为无色、无味，不可燃气体，可能是属进入空气。气体放出后，检查有无可能进入空气的部位，如：散热器、潜油泵、各接口阀门等，有无密封破坏进入空气之处。d.变压器无明显异常和故障现象，气体继电器内充满油无气体，说明属于误动作。13.1.2重瓦斯保护动作处理:重瓦斯保护动作原因：a.新注油的变压器带电后，油中空气分离出太快；b.大量漏油使油面迅速下降；c.瓦斯保护回路故障；d.变压器内部严重故障。重瓦斯保护动作的处理：检查鉴定瓦斯继电器的气体，如经查明继电器内的气体是可燃的，则变压器在未经检查并试验合格之前，不允许再投入运行。96、13.2差动保护动作处理：主变差动保护动作后，应对差动保护范围内的一次设备进行全面详细检查，并测试主变绝缘电阻，在故障未排除前禁止合闸送电，并报告调度，由专业技术人员进行进一步处理。13.3复合电压闭锁过流保护动作处理 复压过流保护动作后，检查母线及母线上设备是否有短路，检查变压器两侧设备是否有短路。在故障未排除前禁止对变压器合闸送电。13.4变压器着火时的事故处理13.4.1主变压器着火时，应立即断开各侧断路器和冷却装置电源，使各侧至少有一个明显的断开点，然后用灭火器进行扑救并投入水喷雾装置，同时立即通知消防队、向调度汇报；13.4.2若油溢在主变压器顶盖上着火时，则应打开下部油门放油至适当97、油位，若主变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防止主变压器发生严重爆炸事故；13.4.3消防队前来灭火，必须指定专人监护，并指明带电部分及注意事项；13.5运行中的变压器出现下列情况之一者，应立即停运：13.5.1套管有严重破损和放电现象。13.5.2强烈而不均匀的噪声和内部炸裂声。13.5.3压力释放装置动作。13.5.4油位骤然变化，油内出现碳质。13.5.5在正常负荷和正常冷却条件下，有不正常的高温出现。13.5.6套管接头，引线发红、融化或熔断。13.5.7变压器范围内发生人身事故或变压器着火。（二）气体绝缘全封闭组合电器（GIS）1.GIS概述GIS就是将断路器、隔离开关、接地开98、关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、进出线套管等高压电器元件，按照所需要的电气主接线安装在充有一定压力的SF6气体，金属壳体内所组成的一套变电站设备，叫做气体绝缘变电站，或叫做气体绝缘全封闭组合电器，英文全称为Gas Insulated Switchgear（简称GIS）。2.GIS的技术参数总变电站GIS采用河南平高电气股份有限公司生产的ZF5T-126GIS组合电器，其电气主接线方式为内桥接线，结构型式为：三相主母线共箱，分支母线为分箱。GIS的主要技术参数如下：ZF5T-126 GIS设备主要技术参数技术参数单位数值额定电压KV110最高工作电压KV126额定电流A1250额定频率99、HZ50额定短路开断电流KA31.5额定动稳定电流KA80额定热稳定电流KA31.5（3S）SF6气体相对年泄漏率1%SF6气体定额压力断路器、负荷开关Mpa(20)0.5其它气室0.4SF6气体含水量断路器、负荷开关PPm(V/V)150（交接值）300（运行值）其它气室250（交接值）500（运行值）1min工频耐压对地/断口（有效值）KV230/265雷电冲击耐压对地/断口（峰值）KV550/630断路器额定电压KV110额定电流A1250额定短路开断电流KA31.5额定短路开断电流连续开断数次20机械寿命次3000额定操作循环0-0.3S-CO-180S-CO合闸时间ms10015分闸100、时间ms35（5）合闸不同期时间ms5分闸不同期时间ms3合分时间ms80（10）储能电机电源/操作回路电源电压VDC220/DC220分闸/合闸线圈电流A1.47/2.1操作机构型式弹簧隔离开关分合闸时间S5驱动电机电源/控制回路电源电压VDC220/DC220操作机构型式电动快速隔离开关分合闸时间（含储能时间）S7驱动电机电源/控制回路电源电压VDC220/DC220操作机构型式电动弹簧接地开关分合闸时间S5驱动电机电源/控制回路电源电压VDC220/DC220操作机构型式电动快速接地开关分合闸时间（含储能时间）S7驱动电机电源/控制回路电源电压VDC220/DC220操作机构型式电动弹簧101、负荷开关分合闸时间（含储能时间）S7驱动电机电源/控制回路电源电压VDC220/DC220操作机构型式电动弹簧额定空载变压器电流A12.5电流互感器进、出线侧线圈保护线圈300-600/5 10P20 30VA测量线圈300-600/5 0.5 30VA计量线圈300-600/5 0.2S 30VA母联侧线圈保护线圈300-600/5 10P20 30VA测量线圈300-600/5 0.5 30VA电压互感器型式电磁式额定变比KV110/3/0.1/30.1/3/0.1二次绕组准确级次和输出容量0.2级75VA，0.5级120VA，3P 300VA氧化锌避雷器额定电压/系统额定电压KV108/102、126长期持续运行电压KV73额定雷电冲击残压KV2682ms方波流通容量A800直流1mA参考电压KV155额定放电电流KA10套管爬电比距mm/KV25型式SF6充气式汇控柜照明及驱潮电阻电源电压VAC220说明：负荷开关在某些场合下可代替断路器，能有效可靠地使用于无需开断短路电流的场合3.SF6气体的基本特性3.1物理性质：SF6为无色、无味、无毒、不易燃烧的惰性气体，具有优良的绝缘性能，且不会老化变质，比重约为空气的5.1倍，在标准大气压下，-62时液化。3.2化学性质：SF6是一种极不活泼的惰性气体，具有很高的化学稳定性。在一般情况下，根本不发生化学变化，与氧气之类的各种气体，水分以103、及碱性之类的各种化学药品均不反应。所以，在常规使用情况下，完全不会使材料劣化。但是在高温和放电的情况下，就有可能发生化学变化，产生含有S或F的有毒物质，即可与各种材料起反应。3.3灭弧性能：、a）SF6气体是一种理想的灭弧介质，它具有优良的灭弧性能，SF6气体的介质绝缘强度恢复快，约比空气快100倍，即它的灭弧能力为空气的100倍。b）弧柱的导电率高，燃弧电压很低，弧柱能量较小。c）SF6气体的绝缘强度较高。3.4传热性能：SF6气体的热传导性能较差，其导热系数只有空气的2/3。但SF6气体的比热是氮气的3.4倍，因此其对流散热能力比空气大得多。SF6气体的实际导热能力比空气好，接近于氦、氢等104、热传导较好的气体，因此SF6断路器的温升问题不会比空气断路器的严重。和温度下，SF6气体的介质强度约为空气的2.5倍，而在三个大气压时，就与变压器油的介质强度相近。4.SF6气体技术标准SF6气体技术标准名称指标名称指标空气（N2+O2）0.05%可水解氟化物（以HF计）1.0ppm四氟化碳0.05%矿物油10ppm水份8ppm纯度99.8%酸度（以HF计）0.3ppm生物毒性实验无毒5.GIS设备中SF6气体水分的允许含量标准交接验收值：有电弧分解物的隔室15010-6（150ppm）；断路器、负荷开关气室无电弧分解物的隔室25010-6（500ppm）；其它气室运行允许值：有电弧分解物的隔105、室30010-6（300ppm）；断路器、负荷开关气室无电弧分解物的隔室50010-6（500ppm）；其它气室6.GIS组合电器SF6气体水分的来源和危害 SF6气体水分的来源主要有以下几个方面：（1）装配过程中吸附过量的水分；（2）密封件的老化和渗透；（3）各法兰面密封不严；（4）吸附剂饱和失效。（5）在测试SF6气体压力、水分以及补气过程中带入水分。SF6气体含水量较多时，将产生以下严重危害：SF6气体的电弧分解物在水分参与下会产生很多有害物质如：氟化亚硫酸气（SoF2）、氢化氟（HF），从而腐蚀断路器内部结构材料并威胁运行、检修人员安全。另外，含水量过多时，由于水分凝结，湿润绝缘表面，106、将使其绝缘强度下降，威胁安全运行。7.GIS微水含量检测本变电站GIS使用上海唐山仪表厂的DWS-II型微量水分测量仪。该测量仪系电量法水分析仪，可间断或连续测定气体中的微量水分。该测试方法为电解法，其测量原理是将气体样品通过电解池，在电解池的两个电极之间施加一直流电压，气体中的水分被电解池上的P2O5膜层吸附，生成磷酸，并被电解为氢和氧，同时P2O5得以再生，此时电解电流就是SF6气体中微量水分含量的量度，显示值为水分与气体容积的百万分之一（ppm）。测量前，连接管和阀门要用电吹风的热风或高纯氮气吹拂，将水分吹掉，管路连接处要避免漏气。GIS的含水量在设备安装之后测得的数值一般很小，运行几个107、月后复测，一般都有较大升高，半年以后趋于稳定，只要半年以后的含水量不超标，则GIS可稳定运行相当长时间（除GIS发生大的泄漏和故障外）。8.SF6气体的毒性问题纯SF6气体是一种可与氮气相比拟的十分稳定的气体，没有毒性。其对人体的危害主在表现在以下几方面：（1）SF6是重气体，特别在室内有可能引起窒息问题；（2）新气体由于制造中含有各种杂质，可能混有一些有毒物质。检验的有效方法是生物试验。一般气体的出厂都必须经过检验合格。（3）在电弧高温作用下，SF6气体分解物与水分和空气等杂质反应可能产生一些有毒物质。9.GIS中气体密度的监视在GIS中，SF6的绝缘强度及灭弧能力均取决于SF6气体的密度，108、若SF6气体密度降低，则GIS的耐压强度降低，不能承受允许过电压，断路器的开断容量下降，达不到铭牌参数，大量的泄漏会使水分进入GIS本体中，气体中微水含量将大幅上升，从而导致耐压强度进一步下降和有害副产物的增加。运行中SF6的密度监测至关重要。ZF5T-126GIS的年漏气率规定为小于1%。采用密度计对气隔压力进行检测，当气体泄漏时，先发出补气信号，如不及时补气，继续泄漏，则进一步对断路器进行分闸闭锁，并发出闭锁信号。按照电力行业标准DL/T603-1996气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规定，密度继电器应定期检查或校验，周期为每4年进行1次，或根据实际情况确定。GIS各气室SF6气体压力整109、定值（温度为20）（1）断路器气室：额定压力0.5 Mpa，过压报警0.55 Mpa，补气压力0.42 Mpa，闭锁压力0.4 Mpa（2）负荷开关气室：额定压力0.5 Mpa，过压报警0.55 Mpa，补气压力0.42 Mpa（3）其它气室：额定压力0.4Mpa，过压报警0.45 Mpa，补气压力0.32 Mpa 10.GIS检漏10.1定性检漏，定性检漏只作为判断GIS泄漏率的相对程度，而不测量其具体泄漏率。定性检漏方法有：10.2抽真空法检漏：该方法主要是用于GIS安装或解体大修后配合抽真空干燥设备时进行。先将GIS抽真空至133 Mpa，维持30分钟，然后停泵，30分钟后读取真空度A，110、再静置5小时，读取真空度B，如果B-A小于133 Mpa，初步认为密封性能良好。10.3用肥皂泡检漏：这是一种较简单的定性检漏法，能较准确地发现漏气点。10.4检漏仪检漏：运行中的GIS可直接用检漏仪对怀疑漏气的部位进行检漏。10.2定量检漏10.2.1挂瓶法检漏：用软胶管连接检漏孔和挂瓶，经过一段时间后，测量瓶内气体的浓度，通过计算确定相对泄漏率。此种方法只适用于法兰面有双道密封槽的场合。10.2.2扣罩法检漏：用塑料罩将GIS封罩在内，经一定时间，测试罩内泄漏气体的浓度。通过计算确定相对泄漏率。扣罩前应吹净待测设备周围残留的SF6气体，扣罩时间一般为24小时，然后视设备大小，测试26个点，111、求取罩内SF6气体的平均浓度，以便计算。10.2.3局部包扎法检漏：设备局部用塑料薄膜包扎，经一定时间后测量包扎腔内气体浓度，经过计算确定相对泄漏率，一般是在24小时后进行包扎腔内气体浓度的测量。11.GIS的吸附剂本变电站GIS采用的吸附剂是分子筛，分子筛为多孔性物质，具有强吸附能力，可对GIS中的水分以及在电弧作用下产生的气态分解物进行吸收。当吸附剂饱和时，应进行更换。12.GIS组合电器的运行维护SF6气体压力（密度）是断路器绝缘、载流和开断与关合能力的xx观标志，运行中必须保持在产品技术条件规定的范围内。气体压力是通过气室的密度计进行监视的。在额定容量状态下，气体压力与温度成正比，因此112、，必须记录环境温度和载流大小。当发现相近两次检测压力读数相差较大或密度控制器发出报警信号时，应及时分析发生的原因，进行及时处理。纯净的SF6气体是无色、无味、无毒的，不易引人注意。但是，由于SF6气体比空气密度大几倍。因而会在地势较低处沉积。当空气中的SF6气体密度超过一定量时，可使人窒息。因此，工作人员进入安装现场，尤其进入电缆沟等低洼场所工作时，必须进行通风换气，并检测空气中氧气的浓度。只有氧气的浓度大于18%时，才能开始工作。从安全的角度出发，一般空气中SF6的浓度不应超过1000ppm。SF6气体在常温下是很稳定的，不会裂化。但是，在电弧高温作用下，会发生分解和电离，形成低氟化物，与气113、体中的水分、电极材料等发生反应，会生成多种对人体有害的金属氧化物和酸类物质。有的甚至是剧毒的，会造成零部件腐蚀、绝缘件劣化、导体接触不良等严重后果。因此，投运初期一年或两年，稳定后三年或四年检测各气室中气体水分量是必要的。试验表明，上述低氟化物在气体温度降低时，绝大部分都能复合还原，剩余的经吸附剂吸收后对动物不产生毒害。但是，为防止意外，在正常检修或紧急处理重大事故时，必须严格按规程作安全防护。GIS是一种高可靠性的成套设备，通常，运行事故率极低。但如果一旦发生事故，处理也比较麻烦。因此发现GIS有异常现象后，应与制造厂联系，以便厂方派人检查处理。事故发生后，应保护好现场，以便分析原因，采取相114、应措施。13.GIS维护检修类型及周期GIS的维护与检修可分为巡视检查、一般检查、定期检查和临时检修四种。13.1巡视检查周期主要对运行中的设备进行外观检查，目视其有无异常情况，检查气室SF6压力、温度、声音、操作机构、进出线套管等，一般每班检查一次，每天记录一次气室压力。13.2一般检查维修一般检修是指将断路器停止运行，从外部进行一般检查与修理。一般检修周期及内容见下表一般检修周期及内容项目检修内容周期备注机构操作试验（1） 分合闸指示情况（2） 操作前后压力表的读数，有无漏气现象（3） 确认指示仪表信号是否正常每3年一次若开关不经常操作，每年应人为地进行分合闸操作一次外部连接套管端子紧固情115、况每3年一次机械检查汇控柜（1） 柜内有无受潮、锈蚀和污损情况（2） 润滑和清扫（3） 低压回路配线有无松动每3年一次机械检查测试（1） 测量主回路电阻（2） 测量绝缘电阻每3年一次每3年一次14.GIS设备的巡视检查用SF6气体绝缘的设备可免除外界环境，诸如温度、湿度及大气污染等因素的影响，并能保持设备在良好的条件下运行。这是由于SF6气体具备了优良的绝缘和灭弧性能。其触头和其它零部件的使用寿命更长，结构更简单，机构部分的协调性和可靠性更高。显然SF6气体绝缘设备较一般通用电气设备的各方面特性都优越得多，一般情况下，设备无需修理，并具有检修周期长的特点。GIS巡视检查的目的是保护SF6气体绝116、缘设备及其它附属设备的性能以及预防故障发生。从SF6全封闭组合电器的结构特征出发，其检查要点就是通过SF6气体的压力和人的各种直接感觉来发现金属罐内部主回路的异常情况。另外，操作机构和金属罐外部结构件的检查要点与非SF6气体绝缘的电器相同。14.1SF6气体的压力维持和控制SF6全封闭组合电器中气体的压力是非常重要的。因此，设置带有温度补偿的压力开关对SF6气体压力进行自动监视，还可通过密度计进行辅助监视。由于定期地监视SF6气体压力，就有可能在温度补偿式压力开关发出警报以前发现漏气的征兆。14.2异常声音一旦在金属罐内主回路中出现不正常的局部放电时，就能够听到通过SF6气体、金属罐壁中传出来117、的具有某种特征的声音。此外，由于电流通过内部导体产生的电磁力、静电力而出现的微振动、螺母松动等不正常情况，都可从金属罐中传出的声音变化反映出来。14.3发热、异臭带电的内部导体接触不正常，将会在不正常部位附近的金属罐上出现发热现象。当操作机构的控制继电器、电动机等出现发热、异常气味时，检查要点与其它设备相同。14.4生锈生锈表明沾水，还要考虑会发展成为被腐蚀、滑动不灵、接触不良的情况。金属罐法兰连接部分、露在外面的连接导体或操作机构部件等都是需要检查、预防生锈的部件。14.5其它结构的目测检查检查组合电器的操作机构、连接机构的轴销、弹簧挡圈、开口销有无损伤，有无漏气、漏油的痕迹，连杆有无变形，118、水是否渗入外壳，结构件有无变形，漆层有无剥落等方面，其检查要点与其它电力设备相同。SF6全封闭电器独特的结构部分有密度计、温度补偿压力开关、法兰的绝缘装配，外部连接导体、SF6管道系统、阀门，应通过目测检查这些部件有无损伤。14.6巡检时的注意事项：运行人员进入GIS室巡视，先通过GIS室门外左侧的开关启动室内风机，必须先通风15分钟，并且SF6泄漏在线检测系统无报警才能进入。发生紧急事故应立即开启全部通风系统进行通风。14.6.2进入GIS室低位区或电缆沟进行工作应先检测含氧量(不低于18%)。15.SF6气体的保管要求：15.1SF6新气应具有厂家名称、装灌日期、批号及质量检验单。SF6新119、气到货后应按有关规定进行复核、检验，合格后方准使用。15.2气瓶的安全帽，防振圈应齐全，安全帽应拧紧，搬运时应轻装轻卸，严禁抛掷溜放。15.3气瓶应存放在防晒、防潮和通风良好的地方，不得靠近热源和油污的地方，严禁水分和油污粘在阀门上。15.4SF6气瓶不得与其它气瓶混放。未经检验的SF6新气气瓶和已检验合格的气体气瓶应分别存放，不得混淆。15.5在气瓶内存放半年以上的SF6气体，使用前应先检验其水份和空气含量，符合标准后方准使用。16.SF6气体的充注SF6气体运输到现场向GIS充注前，应对每瓶SF6气体作含水量测定。充注气体应符合下列要求：16.1充注前，充注设备及管路应洁净，无水分、无油污120、，管路连接处无渗漏。16.2当GIS的气室内已充有SF6气体，而且含水量测定合格时，可直接补气。16.3在GIS室内充装SF6气体时，周围环境相对湿度应80%，同时必须开启通风系统，并避免SF6气体漏泄到工作区。工作区空气中SF6气体含量不得超过1000ppm。 16.3从SF6气体钢瓶引出气体时，必须使用减压阀降压。当瓶内压力降至9.8104Pa(1个大气压)时，即停止引出气体，并关紧气瓶阀门，戴上瓶帽，防止气体泄漏。17.GIS发生SF6漏气时的处理17.1查明漏气部位。17.2根据漏气速度，采取应急补充气体。17.3安排停电计划，修理漏气部位。17.4GIS严重漏气时，巡检人员接近设备应121、谨慎，尽量选择从“上风”处接近设备，并启动全部风机通风，必要时要戴防毒面具、穿防护服。17.5进行气体采样和处理一般渗漏时，要戴防毒面具并进行通风。18.SF6气体的回收和处理。GIS设备内的SF6气体不得向大气排放，应采用净化装置回收，经处理合格后方准使用。设备抽真空后，用高纯氮气冲洗3次压力为9.8104Pa(1个大气压)。将清出的吸附剂、金属粉末等废物放入20%氢氧化钠水溶液中浸泡12h后深埋。（三）10KV中压开关柜1.开关柜及五防联锁：10KV中压开关柜采用xx开关厂KYN28A-12中置式开关柜。该铠装移开式金属封闭开关设备，结构上分为柜体和可移开部件两部分。柜体分为主母线室、小车122、室、电缆室（电流互感器室）、继电器室。开关柜具有完整的“五防”联锁装置，其联锁关系如下：1.1断路器小车与接地开关与电缆室门之间的联锁为了防止在小车未退出时，合上接地开关或接地开关未分就推入小车或者在检修时接地开关未合上而打开电缆室门，开关柜设置了机械联锁，当电缆室门未关闭或接地开关还处于合闸状态或接地开关的操作手柄如果没有取下，断路器在试验位置时联锁板阻止摇动手车摇把，即不能进车或在同样情况下，如果试图由试验位置移动到运行位置时，联锁板将阻止小车移动。只有分开接地开关并取下操作手柄，关上电缆小室门，小车才能移动。当手车移动后，机械联锁立即将接地开关的操作孔封闭，这种状态一直到小车回到试验位置123、后，才能向下按下联锁板，合上接地开关，解除电缆室门的联锁，这时才能打开电缆室门进行检修维护。1.2推进机构与断路器之间的联锁为了防止在断路器关合状态下推拉小车而造成带负荷拉手车的恶性事故，开关柜小车上设有机械联锁。当断路器处于合闸状态时，断路器机构大轴的拐臂阻挡联锁杆向上运动，阻止进车螺杆转动，从而使小车无法由定位状态转变为移动状态。只有分开断路器才能改变小车的状态，使小车可以运动。此时，当移动小车未进入定位位置或推进摇把未及时拔出时，小车也无法由移动状态转变为定位状态，同时，通过断路器内的机构联锁，挡住断路器的合闸机构，使合闸无法完成。2.投运前的检查：中压开关柜投运前的检查：2.1断路器外124、绝缘罩外表清洁、光整无破损，柜内无杂物。2.2真空泡无漏气现象。2.3手车摇进、摇出机构灵活、无卡阻现象，隔离挡板开合正常。2.4各防误装置正确可靠。2.5触指光亮，无破损，压力合适。2.6手车在工作位置时，动静触头接触良好。2.7跳合闸、储能机械电气指示正确，并可靠储能。2.8操作机构自由脱扣器正常。2.9断路器只在合闸后启动储能。2.10手车紧急跳合闸按钮灵活、可靠。2.11各柜门开关灵活，关闭严密。2.12开关拉杆瓷瓶、支持瓷瓶是否清洁，有无裂纹损伤。2.13就地和遥控操作均正确可靠。3.中压开关柜的操作：3.1无接地开关的开关柜的操作3.1.1断路器可移开部件装入柜体：断路器小车准备由125、柜外推入柜内前，应认真检查断路器是否完好，有没有漏装部件，有无工具等杂物放在机构箱或开关内，确认无问题后将小车装在运载车上并锁定好，将运载车推到柜前，调整微调让导向板与导轨定位平整，运载车挂钩及导向套与断路器柜上相应联锁锁定后，将小车平稳推入柜体。当确认已将小车与柜体锁定好后，向左移动运载车手柄解除运载车与柜体锁定，将运载车推开，此时断路器手车处于试验位置。3.1.2小车在柜内的操作：小车从运载车装入柜体后，即处于柜内储存位置，若想将小车投入运行，首先应将辅助回路插头插好，使小车处于试验位置，此时可在主回路未接通的情况下对小车进行电气操作试验。若要继续进行操作，首先必须把柜门锁好，插入摇把，即126、可使小车进入移动状态，顺时针转动摇把，约25圈后，摇把明显受阻时取下摇把，小车在工作位自动定位，二次插座处于联锁状态。此时，主回路接通，断路器已处于准备状态，可通过控制回路对其进行合、分操作。若准备将小车从工作位置退出，首先应确认断路器已处于分闸状态，然后插入摇把，逆时针转动进车机构至听到定位响声后，小车回到试验位置。若需检修，应开门并取下二次控制插头，继续转动推进机构使小车退至检修位置定位，此时主回路已经完全断开，金属活动帘板关闭。3.1.3退车操作：从柜中取出小车，首先应确定小车已处于试验位置锁定后，然后打开柜门，把运载车与柜体锁住（与把小车装入柜体时相同），摘除运载辅助回路插头，解除小车127、锁定板，将小车拉至运载车上锁定，解除运载辅助回路插头，解除小车锁定板，将小车拉至运载车上锁定，解除运载车挂钩，向后拉出适当距离。3.2有接地开关的开关柜的操作：有接地开关的开关柜将小车装入柜内和从柜内取出小车的程序与无接地开关的断路器操作程序完全相同，仅在小车在柜内移动过程和操作接地开关过程中要注意以下问题：3.2.1推进机构与断路器之间的联锁，见1.2条。3.2.2断路器小车与接地开关与电缆室门之间的联锁，见1.1条。3.3操作人员只有严格按照操作规程操作才能有效发挥联锁装置的保障作用，防止误操作事故的发生。在操作过程中，如果发现操作受阻（如操作阻力增大）应首先检查是否有误操作的可能，而不应128、强行操作以至损坏设备、甚至导致误操作事故的发生。4.中压开关柜的定期检查与维护：4.1检查小车推进机构及联锁的情况。4.2检查主回路触头情况。4.3检查接地回路各部分情况，如接地触头、主接线及过门接地线等，保证其电连续性。4.4检查各部分紧固件，如有松动，应及时紧固。4.5检查真空泡是否漏气。4.6检查套管完好情况。5.事故处理：5.1开关事故跳闸后，巡检人员应尽快赶往现场，检查保护动作情况并对开关进行全面检查，巡检人员还应做好记录并向调度汇报。5.2开关事故跳闸后强送，不论成功与否，均应对开关外观进行仔细检查。5.3开关拒跳，在未查明原因、消除缺陷前，不能投入运行。5.4开关有下列情况者,应129、立即向调度申请停电处理：5.4.1.套管严重破裂和放电现象。5.4.2.真空泡漏气。（四）低压开关操作规程1.值班员接受调度命令经复诵无误后，把命令记录在操作命令记录本上。2.向开关所属的岗位核对设备位号、名称是否正确后填写设备操作卡。3.操作人持设备操作卡到现场进行操作。4.操作完毕后向值班调度进行汇报。（五）直流系统1.系统配置变电站直流系统采用哈尔滨光宇电源股份有限公司生产的GZDW-M40A/220V高频直流成套装置。装置一共有四面屏，其中充电屏一面，馈线屏一面，电池屏二面。充电屏：由整流模块、微机监控器、配电监控盒、交直流采样盒及显示仪表等组成。系统中还加装有消音开关按钮SB1，设备130、出现故障时，蜂鸣器发声，运行人员听到告警信号后，可按下消音开关按钮，消除告警声音。一旦故障消除，蜂鸣器将再次发声提示恢复消音按钮位置。按SB3按钮即可彻底消除告警声音。馈电屏：由微机绝缘监察装置，母线自动及手动调节装置和动力负荷和控制负荷馈出断路器等。直流系统母线为单母线分段，共分为两段。蓄电池屏：蓄电池采用固定型阀控密封式铅酸蓄电池GFM-200AH 额定电压2V，单体浮充电电压2.24V， 共 104只，屏内安装有电池巡检仪BTU-I-A 共5只。2.系统性能特点：2.1充电模块可以带电热插拔，平均维护时间大幅度减少。2.2合闸母线和控制母线可由充电模块单独直接供电，可通过降压装置热备份。131、2.3可靠的防雷和电气绝缘措施，绝缘监测装置能够实时监测系统绝缘情况，确保系统和人身安全。2.4监控模块采用大屏幕液晶汉字显示，声光告警。2.5通过监控模块进行系统各个部分参数的设置。2.6模块具有平滑调节输出电压和电流的功能，具备电流充电温度补偿功能2.7备有多个扩展通讯口，可接入电池巡检仪、绝缘监测装置等外部智能设备。2.8通过计算机网络对电源系统进行遥测、遥控、遥信、遥调。2.9蓄电池自动管理及保护，实时自动监测蓄电池的端电压、充放电电流，并对蓄电池的均浮充电进行智能控制，设有电池欠压和充电过流声光告警。3.系统组成：3.1充电模块（HD22010）完成AC/DC变换，输出220V/10132、A直流，具有手动/自动控制功能。在自动工作方式下，充电模块接收来自监控模块的指令，通常情况下，所有模块在自动状态下工作。3.2交流配电将交流电源引入分配给各个充电模块，实现两路交流输入自动切换。3.3直流馈电将直流输出分配到每一路输出。3.4配电监控将系统的交流、直流中的各种模拟量、开关量信号采集并处理，同时提供声光告警。3.5监控模块进行系统管理，主要为电池管理和实现后台监控。3.6电池监测仪支持单体电池电压及电导监测和告警。单个电池巡检仪最多可监测24节电池。4.系统开通：4.1检查全部接线是否正确，安装是否紧固，待检查完毕后，拆下电池熔断器，监控器电源开关置“断”位置。4.2接通交流电源133、，将交流输入空开Q1（Q2）合上，此时指示灯有指示。接通了1-4#整流模块输入电源，对应的模块上的数码管有显示，如果此时无负载，则每个模块显示的电流值应为0A左右，按下模块A/V按钮，则整流模块输出电压为233V左右；本装置为两路交流输入，自动互投，所以再合上空开Q2（Q1），以备当一路交流故障时，另一路交流自动投入。4.3将充电屏直流输出空开Q3合上，指示灯亮。再分别合上Q4、Q5及所有控制、合闸回路空开，指示灯都亮。4.4全部正常后，将监控器面板上船形开关置于“合”位置，检查整流设备在出厂前设置的参数是否符合工况需要，确认无误后，方可进行下一步操作。4.5断开输入电源，将电池输出保险合上，134、将电池接入输入熔断器下端，再合交流空开和直流空开，将所需回路空开合上，系统即进入正式运行阶段。4.6系统退出运行时，先断开直流输出空开Q3，然后断开交流输入开关Q1、Q2即可。5.系统运行方式（浮充电运行）：5.1交流输入正常时本变电站控制、保护、合闸电源额定电压为直流220V，系统输入正常时，两路交流输入经过交流切换控制板选择其中一路输入，并通过交流配电单元给各个充电模块供电。充电模块将输入三相交流电转换为220V直流，一方面给电池充电，另一方面提供合闸母线和控制母线电源。系统监控部分对系统进行管理和控制，绝缘监测装置对母线绝缘情况进行监视出现。5.2交流输入停电或异常时交流输入停电或异常时135、，充电模块停止工作，由电池供电。监控模块监测电池电压、放电时间，当电池放电到一定程度时，监控模块告警。交流输入恢复正常后，充电模块对电池进行充电。5.3GFM-200蓄电池在运行中采用恒压低压浮充电，无需均衡充电。也无需定期对电池进行放电维护。6.直流系统的运行维护：6.1检查母线电压是否保持在规定范围之内。220V直流母线电压应保持在220V222V之间。6.2定期检查直流母线绝缘是否良好，在潮湿气候时，应加强对直流母线对地电压的监测。正负直流母线对地电压超过65V时，应视为直流接地，其持续运行时间不得超过4小时。6.3检查直流屏上各回路开关投切位置是否正确，保险是否良好。6.3检查充电装置136、的运行是否正确，各仪表和信号指示是否正常。6.5检查蓄电池组每个单体是否有渗、漏液现象，是否有鼓肚现象，接头有无锈蚀。6.6蓄电池室温度是否正常，照明通风是否良好。最佳环境温度1525蓄电池可以获得较长寿命。6.7每月检查一次单只电池浮充电压，并作好记录，如运行达六个月，浮充电压差超过规定值，则与厂家联系，厂家派人处理。6.8每年检查一次连接部分是否有松动现象，及时处理。6.9尽量避免产生过放电及过充电，放电后应及时进行充电。6.10不得使用有机溶剂而应用肥皂水清洁电池，避免用易产生静电的干抹布擦拭电池。6.11电池组按照浮充电方式运行，正常运行时应处于充满电方式；6.12环境温度高于25时，137、浮充电压应相应减小，反之，则应适应地提高（注意：环境温度每升高1，每个单位电池浮充电压应减小0.003V，环境温度降低，则增高浮充电压，调节系数同温度升高。）6.13每周一白班测量蓄电池单体电压一次，并详细检查蓄电池运行情况。6.14对直流系统工作状态进行检查，包括交流输入状态、直流输出状态和充电模块、监控模块、绝缘监测装置等部件。通过工控机查阅模块告警信号。7.直流系统的故障及处理：7.1直流系统接地信号发出时，值班员在消除了音响信号后，应使用直流绝缘监测装置检查是哪一直流回路接地，并查阅正、负极对地电压和对地电阻，确定哪一极接地。直流系统寻找接地时，应采用瞬停法、顺序依次是：断路器合闸电源138、回路、蓄电池回路、可控硅回路、控制、保护回路。7.2寻找接地时，要防止造成另一点再接地。断开直流回路可能引起保护动作时，应报告值班调度并通知继保人员处理。（六）10KV电容补偿装置1.装置构成：本成套装置包括：高压真空接触器、避雷器、放电用高压PT、串联电抗器、高压电容器、控制器、电容器组、柜体及辅助连线等。其主要设备型号如下：放电线圈：FD211/3/1.7 -1避雷器：HY5WR1-12.7/45电流互感器：LZZBJ9-10 400/5熔断器：BRW10-7.5/80A-P接触器：JCZ5-12/D400-4.T电抗器：CKGKL-48/10-12电容器：AFM7.5-400-1W带电显139、示装置：DXN3-10/Q 220V补偿控制器：JKFG-4TM2.系统特点本装置具有对一种和多种谐波电流提供一低阻通道，以提高电网功率因数，降低线损、改善电压质量的功能。2.1电容器的主要性能指标：2.1.1电容器安装运行地区环境温度范围，AFM型电容器为25+45。海拔高度不超过1000M。2.2.2电容器极间介质应能承受下列二种试验电压之一，历时10Sa.工频交流电压：Ut()=2.15Unb.直流电压：Ut(-)=4.3Un2.1.3电容器端子与外壳的绝缘水平应承受下表试验电压电容器使用系统电压（KV）绝缘水平（KV）工频试验电压（1min）雷电冲击试验电压1.25/50us、峰值一般140、淋雨325184063023601042307519，2065501202.1.4电容器具有下表所示的工频稳态过电压能力工频过电压最大持续时间说明1.10Un长期指长期工作电压的最高值不超过1.10Un1.15Un每24小时中的30分系统电压调整与波动1.20Un5分钟轻负荷时电压升高1.30Un1分钟同上注：表中的1.20Un、1.30Un及其对应的运行时间在电容器的寿命期间总共应不超过200次，其中若干次电压可能是在电容器内部温度低于0，但在下限温度以内发生的。为了延长电容器的使用寿命，电容器应经常维持在额定电压下运行。2.1.5电容器能承受第一个峰值不超过2.2Un持续1/2周期的过度电141、压。2.1.6电容器允许在由于电压升高及高次谐波造成的有效值为1.3In的稳定过电流下运行，对于电容具有最大正偏差的电容器，这个电流允许达到1.43In2.1.7电容器的实测电容值不超过额定值的-5+52.1.8电容器在工频额定电压下，温度为20时的损耗角正切值0.00052.1.9内部装有放电电阻的电容器，在与电源断开后，能在10分钟内由额定电压的峰值降低到75V以下2.2电抗器电容器切除后，两极处于储能状态，具有一定的储存电能和电压，电压初始值为电容器所在线路的交流电压峰值。所带电荷反应在电容器两端为直流电，极性不定，若在这种情况下再次合闸，会产生很大的冲击合闸涌流和很高的过电压。因此在电142、容器组切除后要尽快将电容充分放电，方法是在电容器组上并联放电线圈。由于切除后的电容器所带电为直流电，并联一般的电压互感器或变压器的一次线圈，都可以快速的将电容器所带电能放掉。本装置采用标准的电压互感器作为放电线圈，1200Kvar电容3秒内就将电容两端电压下降至50V以下。3.高压无功补偿控制器3.1基本功能：3.1.1高压电压互感器取样，显示高压值3.1.2采用编码及循环控制，全负荷范围运行稳定可靠。3.1.3控制器自动检测、控制相应容量电容器投切。3.1.4显示系统功率因数，还可显示电容器的循环投切次数、电网电压、电流、有功功率、无功功率等参数。3.1.5有过电压、欠电压判断，显示并快速切143、除补偿电容。3.2技术参数3.2.1基本参数 额定电压：10KV/220V或100V（高压电压互感器提供） 电流取样 5A电流输入阻抗 0.1欧输出触点容量 交流 380V 5A 220V 7A动态型输出容量 12V直流 50Ma(每路)介电强度 交流 4000Va.面板功能能键名称内容功能键设置程序选择键+当置于某一功能设定时用于增加数值当自动运行时用于查询投切次数及有功功率当置于某一功能设定时用于减少数值当自动运行时用于查询电容电流及无功功率b.调试c.参数设置d.参数设置方法：按设置键，选择需要重设参数（对应小灯亮），按+键或-号键，改变设置键。投入：设置投入点切除：设置切除点延时：设置144、投、切延时过压：设置过压保护点，欠压保护自动为过压的70手动：表示控制器处于手动投切状态，按+手动投入，按手动切除，需按设置返回自动状态变比：设置互感器变比容量：按Q1设置（必须设置），投入点为1.1 Q1,2Q1,XQ1,Q1为第一路电容器容量，X可为2、3、4。等容量的电容器循环投切路数：设置编码X值参数设置完毕后15秒，恢复自动运行状态，自动保存设置后的参数。以上修改设置开关，全部数据存储在数据库内，断电后仍保存查询方法控制器在自动运行状态下（自动灯亮），按+键显示投切次数，后显示电压，在按+键，显示有功功率代号P及KW数，按键显示变比，后显示电流，再按-键显示先是无功功率的代号Q及Kv145、ar数低压无功状态“低无功灯亮时，表示负载无功功率小于一组电容的补偿量，为防止投切震荡，功率因数较低时也不会投入补偿电容4.偿装置的运行及维护4.1装置投入运行初期，应观察装置是否按设置的投切方式正常工作。同时对变电站所测量的该线路有关数据（如功率因数、电流等）进行分析，是否达到预期的补偿效果，是否有过补偿现象等，如不正常，应调整设置参数。4.2除交接班外每班班中巡检二次，电压及各相电流、功率因数、电气设备、电气接线等是否有异常现象等。4.3保护动作跳闸，未找出原因并正确处理之前，不得再次合闸。检查中如果电容器完好，其它电气设备正常，应对安装处的谐波情况进行测量，如超过标准规定将引起装置因过电146、流而跳闸，致使装置不能正常运行。应采取措施抑制谐波后才能投运。4.4每对装置进行一次维护检查，清洁绝缘套管，各电器设备按相应的使用说明.54.5装置中的真空开关、电容器的金属表面每隔两年应涂覆一次油漆。4.6装置的主要电气设备应进行预防性定期检查试验。4.7必须在断开总真空开关10min以后，用带有绝缘手柄的导体使电容器短路充分放电，并将其端子短路接地，才能进行检修。4.8手动到自动的状态转换时，要事先切除已经投入的电容器。4.9自动到手动的状态转换时，要事先关闭控制器的电源开关4.10对运行的电容器组的外观巡视检查，应按规程规定每天都要进行，如发现箱壳膨胀应停止使用，以免发生故障。 4.11147、电容器组投入时环境温度不能低于-40，运行时环境温度1小时，平均不超过+40，2小时平均不得超过+30，及一年平均不得超过+20。如超过时，应采用人工冷却(安装风扇)或将电容器组与电网断开。 4.12电容器的工作电压和电流，在使用时不得超过1.1倍额定电压和1.3倍额定电流。 电容器套管和支持绝缘子表面应清洁、无破损、无放电痕迹，电容器外壳应清洁、不变形、无渗油，电容器和铁架子上面不应积满灰尘和其它脏东西。 4.13由于保护装置动作而使电容器组的断路器跳开，此时在未找出跳开的原因之前，不得重新合上。 4.14在运行中如发现电容器外壳漏油，可以用锡铅焊料钎焊的方法修理。 4.15电力电容器组倒闸148、操作时必须注意的事项 a.在正常情况下，10KV母线停电操作时，应先断开电容器组断路器后，再拉开各路出线断路器。恢复送电时应与此顺序相反。 b.事故情况下，10KV母线失电后，必须将电容器组的断路器断开。 c.电容器组断路器跳闸后不准强送电。保护熔丝熔断后，未经查明原因之前，不准更换熔丝送电。 d.电容器组禁止带电荷合闸。电容器组再次合闸时，必须在断路器断开5分钟之后才可进行。 5.电容器在运行中的故障处理5.1当电容器喷油、爆炸着火时，应立即断开电源，并用砂子或干式灭火器灭火。此类事故多是由于系统内、外过电压，电容器内部严重故障所引起的。为了防止此类事故发生，要求单台熔断器熔丝规格必须匹配，149、熔断器熔丝熔断后要认真查找原因，电容器组不得使用重合闸，跳闸后不得强送电，以免造成更大损坏的事故。5.2电容器的断路器跳闸，而分路熔断器熔丝未熔断。应对电容器放电5分钟后，再检查断路器、电流互感器、电力电缆及电容器外部等情况。若未发现异常，则可能是由于外部故障或母线电压波动所致，并经检查正常后，可以试投，否则应进一步对保护做全面的通电试验。通过以上的检查、试验，若仍找不出原因，则应拆开电容器组，并逐台进行检查试验。但在未查明原因之前，不得试投运。 5.3当电容器的熔断器熔丝熔断时，要断开电容器的断路器。在切断电源并对电容器放电后，先进行外部检查，如套管的外部有无闪络痕迹、外壳是否变形、漏油及接150、地装置有无短路等，然后用绝缘摇表摇测极间及极对地的绝缘电阻值。如未发现故障迹象，可换好熔断器熔丝后继续投入运行。如经送电后熔断器的熔丝仍熔断，则应退出故障电容器，并恢复对其余部分的送电运行。5.4处理故障电容器应注意的安全事项 处理故障电容器应在断开电容器的断路器，拉开断路器两侧的隔离开关，并对电容器组经放电电阻放电后进行。电容器组经放电电阻(放电变压器或放电电压互感器)放电以后，由于部分残存电荷一时放不尽，仍应进行一次人工放电。放电时先将接地线接地端接好，再用接地棒多次对电容器放电，直至无放电火花及放电声为止，然后将接地端固定好。由于故障电容器可能发生引线接触不良、内部断线或熔丝熔断等，因此151、有部分电荷可能未放尽，所以检修人员在接触故障电容器之前，还应戴上绝缘手套，先用短路线将故障电容器两极短接，然后方动手拆卸和更换。 对于双星形接线的电容器组的中性线上，以及多个电容器的串接线上，还应单独进行放电。 电容器在变电所各种设备中比同级电压的其他设备的绝缘较为薄弱，内部元件发热较多，而散热情况又欠佳，内部故障机会较多，制造电力电容器内部材料的可燃物成分又大，所以运行中极易着火。因此，对电力电容器的运行应尽可能地创造良好的低温和通风条件。（七）隔离开关1.隔离开关运行中的巡视检查的项目：1.1刀闸及各电气接触部分良好,无发热、变黑。1.2瓷瓶清洁完好,无裂纹及放电现象。1.3操作机构完好,152、无锈蚀。1.4每两轮中班应进行一次夜巡,主要检查的项目：1.4.1有无电晕及放电现象。1.4.2有无异常声响。1.5特殊情况下的巡视检查的项目：1.5.1高峰负荷时,应检查各电气接触部分有无发热。1.5.2接地故障后,检查瓷瓶有无放电现象。1.5.3雷雨后检查所有瓷瓶有无裂纹及放电现象。2.隔离开关的异常处理隔离开关无法分合闸操作时,应检查的项目；2.1操作顺序是否正确。2.2闭锁装置是否正常。2.3操作机构是否故障。2.4运行中支持瓷瓶破裂、放电严重，或操作刀闸时,若发生刀闸错位或支持瓷瓶破裂等,则立即汇报调度和检修部门处理。2.5发生带负荷分合隔离开关时,应遵守如下规定：2.5.1带负荷误153、合刀闸或将刀闸误合至故障回路,无论是否故造成事故,均只能用开关切断该回路,再分开该刀闸。2.5.2带负荷误分刀闸,一发现刀口出现电弧应立即合上,若已拉开,应迅速果断操作完毕,不可停顿,更不能把已误拉的刀闸再合上。2.5.3发现刀闸发热,应及时汇报调度，设法减轻负载或改变运行方式将其退出运行,同时汇报检修部门处理。(八)互感器1.互感器运行中的巡视检查项目：1.1套管瓷瓶清洁,无裂纹及放电现象。1.2互感器清洁无异味,填充物不溢出。1.3引线接头无发热,声音正常。1.4外壳接地良好。1.5互感器特殊情况下的巡视检查项目：1.5.1新投运的互感器,在投运的8小时内巡视次数应每小时一次。1.5.2天154、气异常变化或高压熔丝熔断。1.6每两轮中班应进行一次夜巡,主要检查：1.6.1有无电晕及放电现象。1.6.2无异常声响。1.6.3接头无烧红现象。2.互感器运行中的注意事项：2.1电压互感器二次侧不允许短路,电流互感器二次侧不允许开路。2.2电压互感器一般不与空母线同时运行；同一电压等级的两组P.T二次侧正常运行不允许并列,仅在切换时允许短时并列。2.3母线P.T停用,将会引起由其供电的保护的拒动或误动,应根据调度命令,切换电压回路或解除有关保护。(九)母线、避雷器1.母线正常运行中的巡视检查项目户外软母线及引线无断股、扭伤、发热发黑，母线构架无鸟窝无杂物悬挂，瓷瓶无裂纹、破损、放电及严重积灰155、。2.母线特殊情况下的巡视检查内容：2.1短路故障后检查接头无烧伤，瓷瓶无放电。2.2雷击后检查瓷瓶无放电痕迹；2.3天气冷热骤变时，支持瓷瓶有无因母线伸缩造成损伤；2.4大风后检查户外母线有无杂物悬挂。3.避雷器正常运行时的巡视检查项目：3.1套管无裂纹、破损和放电痕迹。3.2内部无异常声响，外部接地良好；3.3放电记录仪外观良好无进水、发生雷击、接地或谐振后，应对避雷器重点检查，并记录动作次数；（十）电力电缆电力电缆正常运行的巡视检查项目：1、户内外电缆头无发热放电、流胶，电缆温升正常。2、裸露的铅包无损伤、龟裂。3、接地是否良好。（十一）变电站继电保护及综合自动化系统的运行管理1.二次设156、备巡回检查项目：1.1保护装置“装置异常”灯应灭。1.2母线的线路保护装置指示应与实际运行方式相对应。1.3对重合闸投入的线路，保护屏上液晶显示重合闸电池应充满电，未投入的应显示空电池。1.4检查直流系统双电源供电正常，蓄电池处浮充状态、显示正常。1.5检查保护屏上无保护动作信号灯亮。1.6检查保护装置、故障录波器显示时间与GPS时间相对应。2.继电保护装置及二次回路运行的一般规定2.1继电保护装置的投入或停用必须有当值调度的命令。如确认保护有误动危险时，可先停用，然后马上汇报有关调度。2.2正常情况下，运行中的电气设备不允许无保护运行，由于工作需要，在得到调度及有关领导同意后，可停用部分保护157、。2.3电压互感器二次回路不得短路，电流互感器二次回路不得开路。2.4电压互感器二次回路，一次设备不并列；二次回路不允许并列。2.5继电保护装置检修定校等工作结束后，应有工作负责人“可以投入运行” 的书面结论，方可使用。2.6保护装置的操作，应填写操作票（事故处理例外）。2.7投入一次设备运行中的跳闸压板前，应用万用表电压档测量压板两端电压，发现有电压应查明原因，否则不得投入运行。对未投保护和保护不完善的以及不符合设备安全运行要求的一次设备严禁投入运行。2.8对微机保护装置内的弱电压板投入，不测量压板两端电压。2.9流变检修结束，应保证其极性变比符合要求。如二次回路更动，流变更换应带负荷试验，158、测量其向量图正确，方可投入运行。对差动流变更动还需测量差电压，在规定范围。2.10继电保护与自动装置的定值应定期核对。2.11保护装置应在设备投运前投入，设备停运后应将保护出口压板断开。2.12继电保护的定值调整，必需按当值调度员的命令执行。 2.13值班员不得擅自更改运行中的继电保护和自动装置的定值。2.14值班员不得在运行设备的继电保护、自动装置及其它二次回路上工作。2.15运行设备若保护动作跳闸，在对设备送电合闸前，应先将保护信号复归。3.运行中更改保护装置定值规定：3.1更改定值工作，必须有调度的正式命令，并做好记录。3.2更改定值工作，必须有两人进行，其中一人始终进行监视，更改定值前159、需将有关保护装置停用，更改定值前后都应仔细检查核对。3.3更改完整定值后，必须现场打印保护定值，再与定值单检查核对，确认无误后双方在打印定值单上分别签名、存档。3.4保护装置定值更改完毕后，新定值整定单必须与相应调度核对无误后执行，原整定单作废。3.5更改定值情况，详细记录在运行日志中。4.主变保护4.1变压器保护装置的配置和功能：本变电站采用许继保护及自动化公司的WBH-810系列微机变压器保护装置，它适用于110KV及其以下各种电压等级的变压器，差动回路最多可接入4个分支电流。本系列微机变压器保护主要有WBH-812、WBH-813、WBH-814；WBH-812完成变压器的主保护，采用二160、次电流自动调整相位的方法，并提供了可靠的励磁涌流判据；WBH-813完成变压器一侧的后备保护和测控功能；WBH-814完成变压器非电量保护，需要延时的非电量不需要外加延时继电器，由CPU延时出口。人机接口采用大屏幕、图形化、彩色液晶。十进制定值在线整定。实时显示主接线图；运行参数等。装置具有故障录波器功能，并与COMTRADE格式兼容。支持IEC60870-5-103通讯规约。设有两组通讯接口（RS-485、RS-232）满足变电站综合自动化系统的要求。WBH812：差动保护、低压侧过流保护WBH813/H（高压侧后备保护）：高压侧复压过流、高压侧零序过流、高压侧零序过压、高压侧间隙零序、通风161、启动、调压闭锁。WBH813/L（低压侧后备保护）：低压侧复压过流、限时速断。WBH814（非电量保护）：本体重瓦斯、调压重瓦斯、压力释放、温度过高、调压轻瓦斯、冷却器全停、油位异常、油温异常、绕组温度、本体轻瓦斯。5 WBT-821微机备自投装置的保护原理6.电动机保护6.1装置简介WDH-821微机电动机保护是适用于2000kW以下中小型异步电动机的保护，是3KV10KV电压等级的中高压异步电动机保护测控装置，既可以直接安装在开关柜上，也可组屏安装。6.2功能配置保护功能功能名称动作电动机起动超时保护跳闸、跳闸信号（告警信号不投跳闸控制字）二段电流保护跳闸、跳闸信号反时限电流保护跳闸、跳闸162、信号两段式负序电流保护负序I段跳闸、跳闸信号负序I段跳闸、跳闸信号（告警信号不投跳闸控制字）低电压保护跳闸、跳闸信号过电压保护跳闸、跳闸信号过负荷跳闸、跳闸信号（告警不投跳闸控制字）零序电流保护跳闸、跳闸信号（告警不投跳闸控制字）过热保护跳闸、跳闸信号非电量I保护跳闸、跳闸信号（告警不投跳闸控制字）非电量II保护跳闸、跳闸信号（告警不投跳闸控制字）控制回路异常告警告警信号TV断线检测告警信号测控功能8路遥信开入采集、装置遥信变位、事故遥信8路断路器遥控分合、小电流接地探测遥控分合P、Q、IA、IC、Uab、Ubc、Uca、f等模拟量的遥测开关事故分合次数统计及事件SOE等故障录波4路脉冲输入6163、.3动作告警信息及说明保护运行中发生动作或告警时,自动开启液晶背光,将动作信息(见下表)显示于LCD,同时上传到保护管理机或当地监控。如多项保护动作,动作信息将交替显示于LCD。开入等遥信量报告不弹出显示，但可在“报告” 菜单下查阅。装置面板有复归按钮，也可以用通信命令复归；保护动作后如不复归,信息将不停止显示,信息自动存入事件存贮区。运行中可在”检查”菜单下查阅所有动作信息，包括动作时间、动作值。动作信息掉电保持，在“报告”菜单下，可清除所有事件信息。显示内容动作意义起动时间过长跳闸、跳闸信号（投跳闸控制字）；告警（不投跳闸控制字）保护跳闸出口或告警过流I段动作跳闸、跳闸信号保护跳闸出口过流164、II段动作跳闸、跳闸信号保护跳闸出口反时限动作跳闸、跳闸信号保护跳闸出口负序I段动作跳闸、跳闸信号保护跳闸出口负序II段动作跳闸、跳闸信号（投跳闸控制字）；告警信号（不投跳闸控制字）保护跳闸出口或告警零序过流动作跳闸、跳闸信号（投跳闸控制字）；告警信号（零序过流不投跳闸控制字）保护跳闸出口或告警低电压保护动作跳闸、跳闸信号保护跳闸出口过电压保护动作跳闸、跳闸信号保护跳闸出口过负荷动作跳闸、跳闸信号（投跳闸控制字）；告警信号（不投跳闸控制字）保护跳闸出口或告警过热动作跳闸、跳闸信号（过热投跳闸控制字）；告警信号（过热不投跳闸控制字）保护跳闸出口或告警磁平衡差动保护跳闸、跳闸信号保护跳闸出口差动速165、断保护跳闸、跳闸信号保护跳闸出口比率差动保护跳闸、跳闸信号保护跳闸出口差流越限动作告警信号告警TA断线检测告警信号闭锁相关保护(可选择)非电量1动作跳闸、跳闸信号（非电量1投跳闸控制字）；告警信号（不投跳闸控制字）保护跳闸出口或告警非电量2动作跳闸、跳闸信号（非电量2投跳闸控制字）；告警信号（不投跳闸控制字）保护跳闸出口或告警控制回路异常告警信号告警TV断线检测告警信号闭锁低电压保护A/D故障告警信号装置的数据采集回路故障，除遥信、遥控外，其余功能全部退出开出回路故障告警信号或无信号装置的继电器驱动回路故障，除遥信、遥测外，其余功能全部退出FLASH故障告警信号装置程序出错，退出运行定值出错告166、警信号各种保护退出，遥控检定合闸退出定值区号出错告警信号各种保护退出，遥控检定合闸退出EEPROM故障告警信号装置EEPROM出错，退出运行6.3异常处理及注意事项6.3.1异常处理：异常现象处理方法控制回路异常检查开关辅助触点，KM，KM保险TV断线检查TV二次保险A/D故障更换CPU或采样插件开出回路故障更换CPU或出口插件定值出错重新整定定值定值区号出错重新切换定值区EEPROM故障更换CPU插件6.3.2大修后投运注意事项：a.投运前应严格按说明书装置对外接线所述检查，确认装置及外围回路无误。b.投运前应严格按说明书定值单整定，未投入保护项目应设为退出，确认无误。c.确认定值区号、定值167、无误。d.检查装置各插件是否连接可靠，各电缆及背后端子是否连接固定可靠。e.检查直流电源极性是否正确。f.清除所有保护事件记录及装置复位记录。确认保护显示各交流通道是否正常,网络通讯是否正常。7.变压器保护7.1装置简介WCB-821系列微机厂用变保护装置主要适用于310kV电压等级小电流接地系统或小电阻接地系统中的厂用变、所用变或接地变的保护。7.2功能配置保护功能功能名称动作两段电流保护电流I段动作保护跳闸电流II段动作保护跳闸非电量保护重瓦斯动作保护跳闸、轻瓦斯保护动作告警油温过高保护跳闸（告警信号不投跳闸控制字）压力释放保护跳闸高压侧三段零序过流保护保护跳闸（告警信号不投跳闸控制字）低168、压侧三段零序过流保护保护跳闸（告警信号不投跳闸控制字）TV断线检测告警信号过负荷保护跳闸（告警信号不投跳闸控制字）测控功能遥信开入采集、装置遥信变位、事故遥信断路器遥控分合、小电流接地探测遥控分合P、Q、IA、IC、Ua、Ub、Uc、f等模拟量的遥测开关事故分合次数统计及事件SOE等故障录波4路脉冲输入7.3动作告警信息及说明保护运行中发生动作或告警时,自动开启液晶背光,将动作信息(见下表)显示于LCD,同时上传到保护管理机或当地监控。如多项保护动作,动作信息将交替显示于LCD。开入等遥信量报告不弹出显示，但可在“报告” 菜单下查阅。装置面板有复归按钮，也可以用通信命令复归；保护动作后如不复归169、,信息将不停止显示,信息自动存入事件存贮区。运行中可在”检查”菜单下查阅所有动作信息，包括动作时间、动作值。动作信息掉电保持，在“报告”菜单下，可清除所有事件信息。显示内容动作意义过流I段跳闸跳闸、跳闸信号过流I段动作，保护跳闸过流II段跳闸跳闸、跳闸信号过流II段动作，保护跳闸过流III段跳闸跳闸、跳闸信号过流III段动作，保护跳闸正序反时限跳闸跳闸、跳闸信号正序反时限过流动作，保护跳闸过负荷跳闸（跳闸投入）跳闸、跳闸信号过负荷动作，保护跳闸过负荷告警（告警投入）告警信号过负荷动作，保护告警负流I段跳闸跳闸、跳闸信号负序电流I段动作，保护跳闸负流II段跳闸跳闸、跳闸信号负序电流II段动作，保170、护跳闸零流I段跳闸跳闸、跳闸信号零序电流I段动作，保护跳闸零流II段跳闸跳闸、跳闸信号零序电流II段动作，保护跳闸零流III段跳闸（跳闸投入）跳闸、跳闸信号零序电流III段动作，保护跳闸零流III段告警（告警投入）告警信号零序电流III段动作，保护告警零序过压跳闸（跳闸投入）跳闸、跳闸信号零序过压动作，保护跳闸零序过压告警（告警投入）告警信号零序过压动作，保护告警低压零流I段跳闸跳闸、跳闸信号低压侧零序电流I段动作，保护跳闸低压零流II段跳闸跳闸、跳闸信号低压侧零序电流II段动作，保护跳闸低压零流III段跳闸跳闸、跳闸信号低压侧零流III段动作，保护跳闸零序反时限跳闸跳闸、跳闸信号低压侧零序反171、时限动作，保护跳闸低电压跳闸跳闸、跳闸信号低电压动作，保护跳闸重瓦斯跳闸跳闸、跳闸信号重瓦斯动作，保护跳闸轻瓦斯告警非电量告警信号轻瓦斯动作，非电量告警油温过高跳闸（跳闸投入）跳闸、跳闸信号油温过高动作，保护跳闸油温过高告警（告警投入）非电量告警信号油温过高动作，非电量告警压力释放跳闸跳闸、跳闸信号压力释放动作，保护跳闸备用非电量跳闸（跳闸投入）跳闸、跳闸信号备用非电量动作，保护跳闸备用非电量告警（告警投入）非电量告警信号备用非电量动作，非电量告警控制回路异常告警信号控制回路故障TV断线告警告警信号母线TV断线A/D出错告警信号装置的数据采集回路故障，除遥信、遥控外，其余功能全部退出开出回路出172、错告警信号装置的继电器驱动回路故障，除遥信、遥测外，其余功能全部退出EEPROM出错告警信号装置EEPROM出错，退出运行定值出错告警信号各种保护退出，遥控检定合闸退出定值区号出错告警信号各种保护退出，遥控检定合闸退出弹簧未蓄能告警信号弹簧未蓄能7.4异常处理及注意事项7.4.1异常处理：异常现象处理方法控制回路异常检查开关辅助触点，KM，KM保险TV断线检查TV二次保险A/D故障更换CPU或采样插件开出回路故障更换CPU或出口插件定值出错重新整定定值定值区号出错重新切换定值区EEPROM故障更换CPU插件大修后投运注意事项：a.投运前应严格按说明书装置对外接线所述检查，确认装置及外围回路无误173、。b.投运前应严格按说明书定值单整定，未投入保护项目应设为退出，确认无误。c.确认定值区号、定值无误。e.检查装置各插件是否连接可靠，各电缆及背后端子是否连接固定可靠。f.检查直流电源极性是否正确。g.清除所有保护事件记录及装置复位记录。h.确认保护显示各交流通道是否正常,网络通讯是否正常。8.电容器保护WDR-821系列微机电容器保护装置主要适用于66kV及以下电压等级所装设的并联电容器的保护及测控。8.1功能配置保 护 功 能功能名称动作二段过流保护电流段动作保护跳闸电流段动作保护跳闸过电压保护保护跳闸（告警信号不投跳闸控制字）欠电压保护保护跳闸不平衡电流保护保护跳闸不平衡电压保护保护跳闸174、零序电流保护/小电流接地选线保护跳闸（告警信号不投跳闸控制字）TV断线告警告警信号控制回路异常告警告警信号独立的操作回路及故障录波告警信号测 控功能8路遥信开入采集、装置遥信变位、事故遥信正常断路器遥控分合、小电流接地探测遥控分合P、Q、CIA、CIB、CIC、Uab、f等模拟量的遥测开关事故分合次数统计及事件SOE等故障录波4路脉冲输入8.2动作告警信息及说明保护运行中发生动作或告警时,自动开启液晶背光,将动作信息(见下表)显示于LCD,同时上传到保护管理机或当地监控。如多项保护动作,动作信息将交替显示于LCD。开入等遥信量报告不弹出显示，但可在“报告” 菜单下查阅。装置面板有复归按钮，也可175、以用通信命令复归；保护动作后如不复归,信息将不停止显示,信息自动存入事件存贮区。运行中可在”检查”菜单下查阅所有动作信息，包括动作时间、动作值。动作信息掉电保持，在“报告”菜单下，可清除所有事件信息。显示内容动作意义电流段动作跳闸、跳闸信号电流段保护跳闸电流段动作跳闸、跳闸信号电流段保护跳闸过电压保护动作跳闸、跳闸信号过电压保护跳闸过电压保护告警告警信号过电压保护告警欠电压保护动作跳闸、跳闸信号欠电压保护跳闸不平衡电流动作跳闸、跳闸信号不平衡电流跳闸不平衡电压动作跳闸、跳闸信号不平衡电压跳闸桥差电流动作跳闸、跳闸信号桥差电流保护跳闸差电压动作跳闸、跳闸信号差电压保护跳闸零序电流动作跳闸、跳闸信176、号零序电流保护跳闸零序电流告警告警信号零序电流告警控制回路异常告警信号闭锁过电压、欠电压保护TV断线告警信号TV故障告警A/D故障告警信号装置的数据采集回路故障开出回路故障告警信号或无信号装置的继电器驱动回路故障定值出错告警信号各种保护退出定值区号出错告警信号各种保护退出EEPROM故障告警信号EEPROM出错，退出运行8.3异常处理及注意事项异常处理：异常现象处理方法控制回路异常检查开关辅助触点，KM，KM保险TV断线检查TV二次保险A/D故障更换CPU或采样插件开出回路故障更换CPU或出口插件定值出错重新整定定值定值区号出错重新切换定值区EEPROM故障更换CPU插件大修后投运注意事项：a177、.投运前应严格按说明书装置对外接线所述检查，确认装置及外围回路无误。b.投运前应严格按说明书定值单整定，未投入保护项目应设为退出，确认无误。c.确认定值区号、定值无误。d.检查装置各插件是否连接可靠，各电缆及背后端子是否连接固定可靠。e.检查直流电源极性是否正确。f.清除所有保护事件记录及装置复位记录。g.确认保护显示各交流通道是否正常,网络通讯是否正常。9.10KV线路保护WXH-822系列微机线路保护测控装置实现中低压线路的保护和测控功能，主要用于66kV及以下各级电压等级的线路及馈出线。9.1功能配置功能名称动作保护功能三段经电压闭锁的方向过流保护保护跳闸零序过流保护/网络小电流接地选线178、保护跳闸三相一次重合闸合闸、重合闸信号过负荷保护保护跳闸低频减载保护保护跳闸TV断线告警告警信号控制回路异常告警告警信号测控功能8路遥信开入采集、装置遥信变位、事故遥信正常断路器遥控分合、小电流接地探测遥控分合P、Q、IA、IC、Uab、Ubc、Uca、f等模拟量的遥测开关事故分合次数统计及事件SOE等故障录波4路脉冲输入9.2动作告警信息及说明保护运行中发生动作或告警时,自动开启液晶背光,将动作信息(见下表)显示于LCD,同时上传到保护管理机或当地监控。如多项保护动作,动作信息将交替显示于LCD。开入等遥信量报告不弹出显示，但可在“报告” 菜单下查阅。装置面板有复归按钮，也可以用通信命令复归179、；保护动作后如不复归,信息将不停止显示,信息自动存入事件存贮区。运行中可在”检查”菜单下查阅所有动作信息，包括动作时间、动作值。动作信息掉电保持，在“报告”菜单下，可清除所有事件信息。保护动作及告警信息显示内容动作意义电流段跳闸跳闸、跳闸信号电流段保护跳闸出口电流段跳闸跳闸、跳闸信号电流段保护跳闸出口电流段跳闸跳闸、跳闸信号电流段保护跳闸出口零序电流跳闸跳闸、跳闸信号零序过流保护跳闸出口零序电流告警告警信号零序过流保护告警信号过流加速跳闸跳闸、跳闸信号过流加速保护跳闸出口过负荷保护跳闸跳闸、跳闸信号过负荷保护跳闸出口过负荷保护告警告警信号过负荷保护告警信号重合闸动作合闸、重合闸信号重合闸保护合180、闸出口低频减载跳闸跳闸、跳闸信号低频减载保护跳闸出口控制回路异常告警信号控制回路异常告警信号母线断线告警信号母线断线线路断线告警信号线路断线定值出错告警信号各种保护退出定值区号出错告警信号各种保护退出EEPROM故障告警信号EEPROM出错，退出运行A/D出错告警信号装置的数据采集回路故障，保护功能全部退出开出回路异常告警信号 装置的继电器驱动回路故障，保护功能全部退出9.3异常处理及注意事项9.3.1异常处理：异常现象处理方法控制回路异常检查开关辅助触点，KM，KM保险母线TV断线检查母线TV二次保险线路TV断线检查极性或线路TV二次保险A/D故障更换CPU或采样插件开出回路故障更换CPU或181、出口插件定值出错重新整定定值定值区号出错重新切换定值区EEPROM故障更换CPU插件9.3.2大修后投运注意事项：a.投运前应严格按说明书装置对外接线所述检查，确认装置及外围回路无误。b.投运前应严格按说明书定值单整定，未投入保护项目应设为退出，确认无误。c.确认定值区号、定值无误。d.检查装置各插件是否连接可靠，各电缆及背后端子是否连接固定可靠。e.检查直流电源极性是否正确。f.清除所有保护事件记录及装置复位记录。g.确认保护显示各交流通道是否正常,网络通讯是否正常。10.双电压切换装置10.1应用范围及功能配置。ZYQ-823型电压切换装置适用于单母线分段接线系统，可作为保护绕组及测量绕组182、的电压重动或PT并列回路选用。装置共一层箱，由三个插件组成，包括三个电压切换插件，均采用后插拔式，保证了配置的灵活方便。10.2装置工作条件。10.2.1工作环境温度：25+40，24h内平均温度不超过35。10.2.2工作相对湿度：最湿月的月平均最大湿度为90%，同时该月的月平均温度为25，最高温度为40，平均最大相对湿度不超过50%。10.2.3工作大气压力：80kPa110kPa。10.3装置使用注意事项。10.3.1使用地点出现交越频率以下的位移峰值不超过0.035mm，交越频率以上的加速度峰值不超过0.5gh的机械振动，以及加速度不超过5gh的机械冲击。10.3.2使用地点不得有爆炸183、危险的介质。10.3.3周围介质不含有腐蚀金属和绝缘的气体以及导电介质。10.3.4不允许充满水蒸气及有较严重的霉菌存在。10.3.5直流电压允许的变化范围为80%110%额定值。11.变电站综合自动化系统的运行管理11.1变电站综合自动化系统配置和功能11.1.1本变电站采用许继电气公司CBZ-8000变电站综合自动化系统。该系统采用分层分布式结构，整体上分为站控层和间隔层两层，站控层和间隔层之间采用双星型光纤以太网通讯。11.1.2站控层是整个变电站监视、测量、控制和管理的智能化中心，站控层设备包括：操作员站、远动主站。11.1.3操作员站的主要功能为：数据采集与处理，实时采集模拟量、开关184、量、数字量、温度量、脉冲量及各类保护信息，并对实时数据进行统计、分析、计算。报警处理，报警处理分为事故报警和预告报警方式。前者包括非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号。后者包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量越限/复限、计算机站控系统各个部件、间隔层单元的状态异常等。事故追忆，重要的遥信变位、保护动作发生时，系统自动启动相关的测量数据记录，供系统将来进行事故追忆，系统可追忆事故前3分钟后5分钟全站各个间隔的测量数据，并提供表格和曲线两种查看形式。防误闭锁，系统内嵌的软件具防误闭锁功能，可通过软件闭锁逻辑定义工具完成站控层闭锁逻辑的设计。双机、双网切换，监控系统采用完全冗余的双服务器主机热185、备用工作方式，确保任意一台主机故障时无扰切换。运行管理，包括交接班记录、运行记录、操作票管理、检修维护记录、继电保护定值管理记录等。11.2远动主站直接连接到以太网上，同间隔层的测量和保护设备直接通讯，通过周期扫描和突发上送等方式采集数据，创建实时数据库作为数据处理的中枢，满足调度主站对数据实时性要求。11.3间隔层包括各电气间隔的保护和测控单元，主要完成各电气单元的继电保护、模拟量和数字量的采集、数据预处理、备用电源自动投入、接受执行站级下发的控制命令等。110KV间隔层测控、保护装置和备自投装置安装在中控室主变保护屏和测控屏上，10KV测控、保护装置、备自投装置安装在10KV中压柜上。在站186、控层或通信网络故障情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和控制。11.4公用测控保护装置11.4.1概述FCK-801微机测控装置主要用于500kV及以下各种电压等级的变电站中，是CBZ-8000变电站自动化系统的间隔测控单元。装置完全按照间隔单元实现测量、记录、监视、控制等功能，能够满足各种电压等级的变电站综合自动化系统的要求。11.4.2功能配置 测控对象为变电站内的一个断路器开关单元，功能及配置如下：a.模拟量的采集、显示、上送：交流电流输入：4路(Ia,Ib,Ic,Is);交流电压输入：4路(UA,UB,UC,UL)+ 3路(Ua，Ub，Uc)+1路（Ux）;直流量输入：3路;可以实现187、对一个完整交流功率测量点的电压U、电流I、有功功率P、无功功率Q、功率因数COS、频率f等交流工频电量的测量计算。可以实现对直流电压、直流电流、温度等直流量的测量计算。b.状态量的采集、显示、上送：状态量输入：48路；状态量输入为DC220V/110V空触点输入，装置内部光电隔离，可实现状态量变位遥信及SOE事件记录。状态量输入消抖动时间可以设定。c.开关量输出：开关量输出：24路；可以接收并执行遥控和遥调命令，实现对12个控制对象的手动或遥控分闸合闸操作，继电器空触点输出，出口动作保持时间可以设定。可以实现对一个断路器控制对象的同期合闸操作。同期功能可以就地或远方设定投入或退出。d.脉冲量的188、采集、显示、上送：脉冲量输入：6路；脉冲量输入为DC24V空触点输入，装置内部光电隔离，可实现脉冲电度计数的记录。e.GPS对时：GPS对时脉冲输入：1路；GPS对时脉冲输入为DC24V空触点输入，装置内部光电隔离，可实现GPS软件及硬件对时功能。11.5大修后投运注意事项：11.5.1严格按照调试方法进行装置调试；11.5.2确认装置本身及装置外围接线正确无误；11.5.3确认装置本身的整定值设置符合工程要求；11.5.4清除装置存储的试验记录内容；11.5.5具体工程所特别提出的其它准备工作。11.6人机操作界面11.6.1键盘与显示器FCK-800 系列测控装置人机接口采用大屏幕3202189、40彩色液晶显示屏和一个9键键盘。键盘中各键名称及功能如下：“” 键 命令菜单选择，显示向上换行，或光标上移。“” 键 命令菜单选择，显示向下换行，或光标下移。“” 键 光标右移。“” 键 光标左移。“+” 键 数字增加选择。“-” 键 数字减小选择。“退出”键 命令退出返回上级菜单或取消当前操作。“确认”键 菜单执行及数据确认。“复归”键 复归告警及动作信号。11.6.2主菜单装置上电初始化后显示主菜单。主菜单共有8项，分别说明如下：“浏览” 查看实时参数。 “整定” 整定修改装置运行参数。 “报告” 动作报告处理。包括“查看报告”和“清除报告”。 “传动”开出传动试验。 “开入”查看开入量190、状态。 “电度” 脉冲电度计数。包括“查看电度”和“清除电度”。“设置” 设置装置配置参数，包括“设置密码”、“时钟”、“ 校正通道系数”、“通讯参数”等。“版本”装置版本说明。在每一级菜单中，当前被选中的菜单项的图标及其下面的简短文字说明的背景色都变成高亮的蓝色并且文字说明的下方多加一个黄色的下划线，按“”、“”、“”、“”键可以改变当前菜单选项，而在显示屏最下方的显示区则显示当前菜单选项的解释说明，例如：浏览：查看实时参数。在每一级菜单中，按下退出键可以返回上一级菜单，按下确认键可以进入下一级子菜单。在菜单选项或显示数据过多的情况下将采用滚动显示的方法，显示屏的最右侧将出现“”和“”两个图191、标，按“”键及“”键使屏幕分别向上及向下滚动。如果屏幕右侧只出现“”图标，则表示光标行已到显示内容的最前（上）面，只能向下移动了。如只出现“” 则表示光标行已到显示内容的最后（下）面，只能向上移动了。“浏览”菜单进入“浏览”菜单后，可以查看交流输入量测量值，直流输入量测量值，有载调压档位号等内容。11.7“整定” 菜单进入“整定”菜单后，可以整定关于交流量测量，直流量测量，开关量输入，开关量输出等方面的装置运行配置参数的内容。11.7.1交流量测量FCK-801整定内容为： 0101 两/三表法控制字 10102 额定电流1A/5A 10103 遥测值循环上送周期 10s0104 A相电流门限192、值 0.2A0105 B相电流门限值 0.2A0106 C相电流门限值 0.2A0107 负序电流门限值 0.2A0108 A相电压门限值 2.0V0109 B相电压门限值 2.0V0110 C相电压门限值 2.0V0111 零序电压门限值 2.0V0112 负序电压门限值 2.0V0113 AB相电压门限值 2.0V0114 BC相电压门限值 2.0V0115 CA相电压门限值 2.0V0116 有功功率门限值 3.00117 无功功率门限值 3.00118 视在功率门限值 3.00119 功率因数门限值 0.10120 频率门限值 0.10121 电流门限值 0.2 A0122 同期电压门193、限值 2.0 V 0123 同期频率门限值 0.1Hz0124 电压二A相门限值 2.0V0125 电压二B相门限值 2.0V0126 电压二C相门限值 2.0V交流量测量可以支持2表计法功率测量计算和3表计法功率测量计算两种。整定为0代表2表计法，整定为1代表3表计法，功率算法的选择应根据工程配置及实际的接线情况来确定。FCK-801、802的交流额定电流可以为1A或5A。整定为0时代表1A，整定为1时代表5A，根据具体实际工程的额定电流整定。遥测值循环上送周期是指所有模拟测量值（包括直流测量值）上送监控后台的时间周期。另外交流量的门限值指的是这些模拟量的变化量一旦超过门限值，那么这个模拟量194、的实际测量值就会主动上送。11.7.2直流量测量整定内容为： 0201 变送器1输入最小值 0 0202 变送器1输入最大值 150 0203 变送器1输出最小值 0 V0204 变送器1输出最大值 5 V 0213 变送器1量值门限 3.0 0214 变送器1量值门限 3.00215 变送器1量值门限 3.0FCK-801测控装置共有3路直流量测量，每一路直流量输入都可以外接变送器，电压输入范围为0V+5V。因此每一路直流量都有4个参数需要整定。其中变送器输入的最小值和最大值是指实际测量对象的下限和上限值。变送器输出的最小值和最大值是指外接变送器输出电压的下限和上限值。例如，某一路直流用于变195、压器的温度测量，温度范围为：0+150，温度变送器的输出为：0V+5V，那么整定的结果就如上例所示。11.7.3开关量输入整定内容为： 0301 档位输入控制字 0 0302 开入1消抖动时间 20 ms 0303 开入2消抖动时间 20 ms 0304 开入3消抖动时间 20 ms 0350滑档闭锁投退控制字 0 0351滑档闭锁判别时间 15s 0352整定中心档位 1611.7.4开关量输出对于FCK-801测控装置（具有同期功能），整定内容如下：0401 调压输出控制字 00402 同期投退控制字 00403 检无压投退控制字 00404 捕捉同期投退控制字 00405 同期相/线电压196、选择 0 0406 同期电压相别选择 1 0407 同期合闸允许压差 5.00V0408 同期合闸允许频差 0.3Hz0409 同期合闸允许相角差 250410 系统侧电压旋转角度 1 0411 断路器合闸导前时间 200 ms0412 检无压整定值 15.00V0413 开出1保持时间 200 ms 0414 开出2保持时间 200 ms0436 开出24保持时间 200 ms0437 音响投退控制字 0FCK-801测控装置具有同期功能，可对一个控制对象（断路器）进行同期合闸操作。同期合闸操作的输出接点为开关量控制输出的第1组（远方遥控同期输出）和第2组（就地手合同期输出）。与其配合使用的197、开关量输入为开关量输入第1路（就地/远方切换）和第2路（就地手动合闸开入）。当开关量输入的第1路（就地/远方切换）无开关量输入时为就地状态，此时遥控同期合闸命令不能执行；此时如果有开关量输入的第2路（就地手动合闸开入）开关量输入时，则可以执行手动同期合闸。当开关量输入的第1路（就地/远方切换）由开关量输入时为远方状态，此时遥控同期合闸命令可以执行；而手动合闸开入不起作用。FCK-801测控装置的同期功能所用到的定值如下：同起投退控制字： 0-检同期功能退出； 1-检同期功能投入。检无压投退控制字： 0-不允许检无压合闸；1-允许检无压合闸。捕捉同期投退控制字： 0-检同期； 1-捕捉同期同期相198、/线电压选择： 1-Ua或Uab；2-Ub或Ubc；3-Uc或Uca同期允许压差： 5V-50V同期允许频差： 0.05Hz-1Hz同期合闸允许相角差： 10-50系统侧电压旋转角度： 1-0 即不转角；2-30 即向前转30；3-30即向后转30断路器合闸导前时间： 100-2000ms检无压定值： 10-50V 11.8报告 菜单； 报告菜单指动作报告处理。包括“查看报告”和“清除报告”。 FCK-800测控装置共可以记录40份动作报告。11.9传动菜单 传动菜单用于手动传动开关量控制输出。即开出传动试验。11.10开入菜单 开入菜单用于查看装置全部开关量输入的当前状态。1代表有开入量闭合199、，0代表无开入量闭合。11.11电度菜单电度菜单指脉冲电度计数。包括“查看电度”和“清除电度”。11.12设置菜单设置菜单指装置参数设置。包括“密码”、“时钟”、“通讯参数”和“校正通道系数”。 密码：修改菜单操作密码。时钟：修改装置时钟。通讯参数： 修改装置网络通讯的子站地址。校正通道系数：校正装置模拟量输入通道的修正系数（即刻度校正）。是装置维护时使用的功能，也是每一台装置进行测量精度调试的第一步。应首先对装置每一路模拟量输入通道都进行修正。修正后系数会存储在装置内部。原始默认值为1.000。通道修正系数的计算公式如下：修正系数 实际外加值 /测量显示值例如，第1路输入为“交流A相电流”，200、当前外加的电流为5.000A，而装置测量显示的值为4.990A。则该通道的通道修正系数应该设值置为：修正系数 5.000 / 4.990 = 1.00211.13版本菜单 版本菜单指装置版本说明。内容包括装置型号、名称、版本、版本日期、CRC码等内容。12.数字式电流差动保护装置12.1装置简介 PSL621D数字式电流差动保护装置是 PSL603 数字式电流差动保护装置（适用于 220kV 电压等级）与 PSL 621C 系列数字式线路保护装置相结合后的改进型产品。PSL 621D数字式电流差动保护装置是以光纤分相电流差动保护为全线速动的主保护，距离保护、零序保护和三相一次重合闸为后备保护的201、成套线路保护装置，并集成了电压切换箱和三 相操作箱，适用于 110kV、66kV 或 35kV 输配电线路。12.2功能配置功能PSL621D三段式相间距离三段式接地距离四段式零序保护三相一次重合闸光纤电流差动二段式过流保护双回线相继速动不对称故障相继速动断路器失灵启动低压减载低周减载双母线电压切换回路出口操作回路故障录波故障测距GPS 对时通道或通信用光纤接口*第二个断路器操作回路*通信接口配置方式*与变电站自动化配合适用于 110KV表示该型号装置中有此功能， *表示某功能可选12.3装置正常工作环境环境温度：-5+40；-1055。相对湿度：595。大气压力：86kPa106kPa；66202、kPa110kPa。12.4保护原理光纤电流差动保护是 PSL620D 系列保护装置的主保护，在前面已经介绍过了。而PSL621D 作为 PSL620D 系列电流差动保护装置的基本配置型，还配备了距离保护、零序电流保护和三相一次重合闸等功能。12.4.1启动元件保护启动元件用于开放保护跳闸出口继电器的电源及启动该保护故障处理程序。各保护CPU 的启动元件相互独立，且基本相同。 启动元件包括相电流突变量启动元件、零序电流辅助启动元件和静稳破坏检测元件(零序电流保护没有静稳破坏检测元件)。任一启动元件动作则保护启动。12.4.2选相元件选相是为了防止区内外故障时非故障回路的测量阻抗可能发生的误动，203、包括突变量选相元件和稳态选相元件。突变量选相元件又分相间电压突变量选相和相间电流突变量选相。相间电压突变量选相具有多点故障选相可靠、对于负荷端和弱馈的保护选相可靠的优点。所以，相间电压突变量 选相作为首要选相元件。当相间电压突变量选相元件灵敏度不够时，突变量选相采用相间电流突变量选相。稳态选相元件采用阻抗选相、电压选相和序分量选相三种方法综合判别。12.5距离保护距离保护设有Zbc、Zca、Zab三个相间距离保护和Za、Zb、Zc三个接地距离保护。12.6零序保护本装置零序保护设有四段、不灵敏段及加速段，均可由控制字选择是否带方向元件。设有零序段、零序 II 段和零序总投压板。零序总投压板退出204、时，零序保护各段都退出。零序段及加速段若需单独退出，可将该段的电流定值及时间定值整定到最大值。零序段电流定值也作为零序辅助启动门坎，必须不大于其他各段。若需退出零序段， 可将零序段电流整定为其他各段的最小值，且时间定值整定为 20 秒。不灵敏段仅用在断路器合闸或重合闸时瞬时切除严重故障。其定值按躲过断路器不同时合闸产生的最大零序电流整定，且不小于加速断定值。不灵敏段是否带方向由零序段 方向投退控制位控制，其投退由零序段压板控制。12.7重合闸继电器本装置的重合闸为三相一次重合闸。重合闸由本保护跳闸接点返回时启动、断路器位置启动或“其他保护动作”开入量启动。 重合闸放电条件：“重合闸方式”处于停205、用位置12.7.2有“闭锁重合闸”开入12.7.3控制回路断线 10 秒后跳位继电器动作12.7.4保护永跳动作或重合闸动作12.7.5有手合或手跳开入12.7.6有遥跳或遥合命令“低气压闭锁重合闸”开入持续 400 毫秒后重合闸启动（重合闸启动后禁止“低 气压闭锁重合闸”开入）12.7.8充电未满时保护启动、保护动作或跳位继电器动作12.7.9重合闸启动后重合闸计时条件不满足持续 10 秒跳位继电器动作持续 30 秒 以上任一条件满足时重合闸放电。 重合闸充电条件：重合闸放电条件均不满足a.保护未启动b.保护未动作c.跳位继电器返回 以上所有条件都满足时重合闸充电。由控制字选择在开关偷跳时是206、否启动重合闸，开关偷跳后，重合闸按整定的检同期方式动作。重合闸有四种方式：非同期、检无压、检同期、检无压方式在有压时自动转检同期。在线路抽取电压或母线电压小于 0.75 倍额定电压时检同期元件闭锁。 本装置的检无压方式为检线路无压或母线无压，即当线路或母线无压时皆启动重合闸计时器。母线无压门坎固定为 30V。 本装置可自适应线路抽取电压的额定电压、相别和极性，不再需要整定。12.8失灵启动在零序、重合闸 CPU 中设置一电流元件，用于启动失灵保护。当保护启动且任一相电流大于定值时，该元件动作。该元件驱动信号模件上的失灵启动继电器，失灵启动接点与保护动作继 电器接点串联后用于启动失灵保护。12.207、9合闸加速保护合闸加速分手合加速和重合闸后加速。在距离保护和零序保护中皆有合闸加速功能。 保护的重合判据为：a) 保护跳闸后重合闸开放时间内（不大于 30 秒）线路又有电流；b) 重合闸动作时触发后加速脉冲。 满足上述任意条件时，置重合闸加速标志。12.10过流保护距离保护模件中增设有两段相电流保护和延时元件，正常时由控制字中“电流保护”位 投退。在 PT 断线时，若控制字中“电流保护”位或“PT 断线电流保护”位任意一个投入， 电流保护都将投入。12.11低周减载、低压减载低周减载：装置设有针对本线路的低周减载功能。低周减载使用正序电压来计算频率，动作精度能达到0.02Hz。在下列任一情况下208、闭锁：a.三相电流均小于 0.1 倍额定电流；b.线路正序电压小于低周减载闭锁电压定值；c.频率滑差(df/dt)大于低周减载滑差闭锁定值。滑差元件动作后保持，直到频率恢 复到低周减载频率定值以上后复归；d.负序电压 U25V 或PT 断线。 低压减载:低压减载在下列任一情况下闭锁：e.三相电流均小于 0.1 倍额定电流；f.任一相电压小于 12V；（3）电压变化率(dU/dt)大于闭锁电压变化率定值。电压变化率元件动作后保持，直到 电压恢复到低压减载电压定值以上后复归；（4）负序电压 U25V 或 PT 断线。12.12事件一览表事件名称事件所带参数备注(原因等)差动保护启动差动保护整组复归209、差动保护零差动作差动保护三相出口差动永跳出口使重合闸放电差动三跳失败三跳令发出后 250ms，仍有电流差动永跳失败永跳 5 秒后，电流仍不消失。永跳失败后保护整组复归并闭锁零序辅助启动差动永跳失败返回永跳失败后，保护检测到电流消失发永跳失败事件，不再闭锁零序辅助启动距离保护启动距离保护整组复归相间距离段出口跳闸回路的阻抗相间距离段出口相间距离段出口接地距离段出口接地距离段出口接地距离段出口距离后加速永跳距离手合加速永跳双回线相继速动不对称相继速动过流保护段出口跳闸相的电流过流保护段出口距离保护永跳出口使重合闸放电不重合过流保护永跳出口距离保护三跳失败三跳令发出 250 毫秒后，电流仍不消失。过210、流保护三跳失败距离保护永跳失败永跳 5 秒后，电流仍不消失。永跳失败后保护整组复归并闭锁零序辅助启动和静稳破坏检测。过流保护永跳失败距离永跳失败返回过流永跳失败返回永跳失败后，保护检测到电流消失发永跳失败返回事件，不再闭锁零序辅助启动和静稳破坏检测。距离过负荷告警距离保护在偏移阻抗段内持续 30 秒不返回过负荷告警返回过负荷告警后，偏移阻抗段返回距离长期不能复归距离保护在阻抗辅助段内持续 1 分钟不返回。过负荷或者阻抗段及电阻定值整定得太大。故障相别和测距故障相别和故障点距离距离保护投入时才有测距阻抗值用于测距的回路阻抗值零序保护启动零序保护整组复归零序不灵段永跳动作时零序电流零序段出口零序段211、出口零序段出口零序段出口永跳零序加速出口永跳零序永跳出口零序三跳失败三跳令发出 250 毫秒后，电流仍不消失低周减载三跳失败低压减载三跳失败过流保护段出口动作时电流PSL623C、PSL626C、PSL627C过流保护段出口过流保护段出口过流加速段永跳零序永跳失败永跳令发出 5 秒后，电流仍不消失。永跳失败后保护整组复归并闭锁零序辅助启动、低周 减载和低压减载低周减载永跳失败低压减载永跳失败重合闸启动重合闸整组复归重合闸出口零序永跳失败返回永跳失败后，保护检测到电流消失发永跳失败返回事件，不再闭锁零序辅助启动、低周减载和低压减 载低周永跳失败返回低压永跳失败返回低周减载动作永跳低压减载动作永跳212、12.13保护告警事件信息一览表事件名称装置反应处理措施备注装置上电RAM 错误告警、呼唤、闭锁保护停机检修EPROM 错误告警、呼唤、闭锁保护停机检修闪存错误告警、呼唤、闭锁保护停机检修EEPROM 错误告警、呼唤、闭锁保护停机检修开出异常告警、呼唤、闭锁保护停机检修AD 错误告警、呼唤、闭锁保护停机检修零漂越限告警、呼唤、闭锁保护停机检修内部电源偏低呼唤停机检修无效定值区告警、呼唤、闭锁保护切换到有效定值区无有效定值区则输入正确定值定值校验错误告警、呼唤、闭锁保护重新输入正确定值PT 断线PT 断线灯亮、呼唤检修 PT 回路PT 三相失压PT 断线灯亮、呼唤检修 PT 回路PT 反序呼唤检213、修 PT 回路条件：3U20.5Un & U24U1CT 不平衡呼唤CT 反序呼唤检修 CT 回路条件：3I20.25In & I24I1负载不对称呼唤12.14人机操作界面PSL621数字式保护的键盘操作和液晶显示界面采用对话框结合菜单式操作方式。其界面使用了诸如“菜单”、“对话框”、“标题栏”、“状态栏”、“命令控件”、“列表框”、“列表选择框”、“标签控件”、“滚动条”以及“编辑框”等等概念。12.15菜单主菜单定 值设 置事 件测试功能采样信息其 他定值显示、打印、整定、删除如上图所示是PSL621数字式保护中使用的一个典型的菜单，其中包括标题栏、状态栏和若干命令控制。标题栏说明此菜单214、的功能类型。状态栏提示当前所选定的命令控件和所能执行的主要操作。命令控件组提供通过此菜单执行操作的接口，其中每次只能有一个命令控件可以被选择，以反显方式（黑底白字）表示被选择的命令控件。进入菜单后，操作人员可以用、选择命令控件，选择到需要操作的命令控件后按“”确认并执行此命令。按“Q”可以退出菜单，返回上一级操作。12.16对话框PSL621数字式保护中的对话框包括标题栏、状态栏、标签、列表选择框、编辑框和命令控件等。进入对话框，操作人员一般需先对列表控件进行选择或修改编辑框的内容，然后选择需要执行的命令控件并按“”确认执行命令。12.17定值整定对话框 进入对话框，操作人员一般需先修改编辑框215、的内容至需要设定的内容，然后在控制字以外的编辑框按“”确认修改并执行固化命令。a.依次修改编辑框。b.在控制字编辑框上按“”进入控制字整定对话框。c.控制字可能有一个以上，可按“”进入按位整定模式，也可16进制直接整定。d.在控制字整定对话框中依次对每个列表选择框进行选择。e.按“”退出整定值对话框f.确认所有的编辑框的内容符合整定的要求值后，按“”进行固化。12.18密码输入对话框密码输入对话框包括了标题栏、状态栏、标签、编辑框等。编辑框一般是数值或ASCII字符串，获得输入焦点（反显）后可以用“+”、“”进行修改，对于多位数值或ASCII字符串可以用“”选择欲进行修改的位。编辑框的内容即输216、入的密码值，PSL621D数字保护中使用了如下两个密码：99：操作密码（如定值固化、开出传动等）；3138：修改内部设置。12.19正常显示画面装置正常上电运行或者超过5分钟无键盘操作或从主菜单返回，装置就显示正常画面，并轮流切换画面内容，可以用“Q”是装置停止切换，再按“Q”手动切换到下一个画面。如果需要对装置操作，按“”就可以进入主菜单。12.20事件显示画面 事故后若操作远不操作键盘，则可能将若干次故障事件显示在一个列表中，中间以空行和起始时间分割，可以用“”控制滚动屏幕。显示列表最多可以保留500行信息，超过500行则自动删除最早的信息条目。除非事件记录区刷新，否则删除的事件仍然可以复217、制。（十一）典型操作1.将#1主变由运行转检修：（1）联系地调值班调度员（说明因短时切换负荷需合110KV、段母联130开关）。（2）检查1#、2#主变负荷情况。（3）投入1#主变零序过流保护。（4）退出1#主变间隙过压保护压板。（5）检查901联跳9139、9135、9137、9131压板LP已退出。（6）退出110KV母联130开关备自投。（7）退出10 KV母联930开关备自投。（8）合上1#主变110KV中性点地刀1019#刀闸。（9）检查1#主变110KV中性点地刀1019#刀闸确已合上。（10）检查110KV、段母线电压符合并列要求。（11）合上110KV130开关（12）检查11218、0KV130开关确已合上。（13）检查110KV130开关三相电流Ia( )A、Ib( )A、Ic( ) A正常。（14）检查10KV、段母联930开关在合闸状态。（15）合上2#主变10KV侧902开关。（16）检查2#主变10KV侧902开关确已合上。（17）检查2#主变10KV侧902开关三相电流Ia( )A、Ib( )A、Ic( ) A正常。（18）断开1#主变10KV侧901开关。（19）检查1#主变10KV侧901开关确已断开。（20）断开110 KV1011负荷开关。（21）检查110 KV1011负荷开关确已断开。（22）将1#主变10KV侧901开关摇至试验位置。（23）验明219、1#主变无电压。（24）合上1#主变10130地刀。（25）检查1#主变10130地刀确已合上。（26）在1#主变10KV侧装接地线一组，编号（ ）。（27）断开1#主变901开关控制电源。（28）断开1#主变901开关保护装置电源。（29）断开1#主变901开关PT电源。（30）断开1#主变901开关储能电源。（31）在110 KV松新回1011负荷开关操作手柄上挂“有人工作，禁止合闸！”警示牌。（32）在1#主变901开关操作手柄上挂“有人工作，禁止合闸！”警示牌。（33）汇报、记录。注：#2主变与此相同（相应开关编号改变）。4.2将#1总变低压变由运行转检修：（1）征得生产调度同意：因短220、时切换负荷需要并列1#、2#总变低压变。（2）检查1#、2#总变低压变负荷情况。（3）检查902联跳9238连接片LP2已退出。（4）退出10KV、段母联930开关备自投。（5）检查10KV、段母联开关930备自投确已退出。（6）检查10KV、段母线电压符合并列条件。（7）检查10KV、段母联930开关在合闸状态。（8）检查10KV、段母联930开关三相电流Ia( )A、Ib( )A、Ic( ) A正常。（9）检查0.4 KV、段母线电压符合并列条件。（10）合上0.4KV、段母联4100开关。（11）检查0.4KV、段母联4100开关确已合上。（12）检查0.4KV、段母联4100开关三相电221、流Ia( )A、Ib( )A、Ic( ) A正常。（13）断开1#总变低压变0.4 KV侧4139开关。（14）检查1#总变低压变0.4 KV侧4139开关确已断开。（15）将1#总变低压变0.4 KV侧4139开关摇至检修位置。（16）检查1#总变低压变0.4 KV侧4139开关确在检修位置。（17）在1#总变低压变0.4 KV侧4139开关操作手柄上挂“有人工作、禁止合闸！” 警示牌。（18）断开1#总变低压变10KV侧9139开关。（19）检查1#总变低压变10KV侧9139开关确已断开。（20）将1#总变低压变10KV侧9139开关 “远方/就地”转换开关置于“就地”位置。（21）将1222、#总变低压变10KV侧9139开关摇至试验位置。（22）检查1#总变低压变10KV侧9139开关确在试验位置。（23）验明1#总变低压变无电压。（24）合上1#总变低压变10KV侧9139开关接地刀闸。（25）检查1#总变低压变10KV侧9139开关接地刀闸确在合闸位置。（26）断开1#总变低压变10KV侧9139开关的控制电源。（27）断开1#总变低压变10KV侧9139开关的保护装置电源。（28）断开1#总变低压变10KV侧9139开关的PT电源。（29）断开1#总变低压变10KV侧9139开关的储能电源。（30）在1#总变低压变10KV侧9139开关操作手柄上挂“有人工作、禁止合闸！” 223、警示牌。（31）在1#总变低压变0.4KV侧装接地线一组，编号（ ）。 (32) 汇报、记录。注：#2总变低压变、循环水#1、#2变、厂前区#1、#2变、工艺区#1、#2变与此相同（相应开关编号改变）。4.3将#1循环水泵9051开关由热备用转检修：（1）接受生产调度命令。（2）检查#1循环水泵9051开关确在分闸位置。（3）将#1循环水泵9051开关置于“就地”控制方式。（4）将#1循环水泵9051开关摇至试验位置。（5）合上#1循环水泵9051开关地刀。（6）检查#1循环水泵9051开关地刀确已合上。（7）断开#1循环水泵9051开关的控制电源。（8）断开#1循环水泵9051开关的保护装置224、电源。（9）断开#1循环水泵9051开关的PT电源。（10）在#1循环水泵9051开关操作手柄上悬挂“有人工作、禁止合闸！”的标示牌。（11）汇报、记录。注：加压泵、CDI、仪表空压机、盐冷机、备用高压电机与此相同（相应开关编号改变）。4.4 3#厂房2区还原炉变压器断路器操作规程4.4.1、本规程适用范围：3#厂房及变电站运行人员。还原变压器运行状态：（1）“检修、工作、分断闭锁”手柄在“工作” 位置；（2）还原变压器3#厂房高压侧下地刀在分闸位置；（3）还原变压器3#厂房高压侧隔离开关在合闸位置；（4）还原变压器3#厂高压侧断路器在合闸位置。还原变压器热备用状态：（1）还原变压器3#厂房高225、压侧下地刀在分闸位置；（2）还原变压器3#厂房高压侧隔离开关在合闸位置；（3）还原变压器3#厂房高压侧断路器在分闸位置；（4）“检修、工作、分断闭锁”手柄在“分断闭锁” 位置。还原变压器冷备用状态：（1）还原变压器3#厂房高压侧断路器在分闸位置； （2）还原变压器3#厂房高、低压侧隔离开关均在分闸位置；（3）还原变压器3#厂房高压侧下地刀在分闸位置；（4）“检修、工作、分断闭锁”手柄在“分断闭锁” 位置。还原变压器检修状态：（1）还原变压器3#厂房高压侧断路器在分闸位置。（2）还原变压器3#厂房高压侧、低压侧隔离开关在分闸位置；（3）还原变压器3#厂房高压侧下地刀在合闸位置；（4）“检修、工作226、分断闭锁”手柄在“检修” 位置。4.4.6还原炉启炉时还原变断路器的操作：（1）检查还原变压器油冷却器处于工作状态，水压为：0.06Mpa，油压为：0.1Mpa（水压不能高于油压）；（2）目测还原变本体及高低压侧电缆、母排正常，长时间停止运行后（十五天以上），投运前应通知维修电工测量还原变绝缘；（3）检查还原变压器在热备用状态；（4）将“检修、工作、分断闭锁”手柄置于“工作” 位置；（5）合上还原变压器3#厂房高压侧断路器；（6）合上还原变压器低压侧隔离开关。4.4.7还原炉停炉后还原变断路器的操作：为减少设备损耗，还原炉停炉后应将还原变压器转热备用：（1）检查还原变压器低压侧隔离开关在断开227、位置；（2）将“检修、工作、分断闭锁”手柄置于“工作” 位置；（3）断开还原变压器3#厂房高压侧断路器；（4）将“检修、工作、分断闭锁”手柄置于“分断闭锁” 位置。4.4.8如还原变压器保护动作跳闸后，蜂鸣器会发出声音报警。凡是还原变压器3#厂房高压侧断路器自动跳闸后，3#厂房运行人员不能强行合开关，须通知维修电工检查设备。4.4.9 3#厂房2区还原变压器由检修转：冷备用、热备用，由热备用转：冷备用、检修均由变电站运行人员操作。热备用转运行及运行转热备用由3#厂房运行人员操作。（十二）附录1.变电站主接线图：见附件12.GIS联锁逻辑：见附件23.运行记录表：见附件34.引用文件：4.1电力228、部DL40891电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）4.2电力部DL 40991电业安全工作规程（电力线路部分）4.3电力部DL/T6031996气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规定4.4电力部DL/T 6391997六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则4.5电力部DL/T5795电力变压器运行规程 4.6电力部DL/T 57495有载分接开关运行维修导则 4.7电力部DL/T 6231997电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程4.8电力部DL/T 58495 3110kV电网继电保护装置运行整定规程 4.9电力部DL/T5262002 静态备用电源自动投入装置技术条229、件4.10电力部DL/T4872001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件4.11电力部91高压断路器运行规程4.12乐山电业局、xxxxxx有限责任公司并网调度协议书附件1：附件2： GIS联锁逻辑隔位及操作方式主设备编号联锁逻辑=F3分/合1173117 11720 11710 11730 1171117 11720 11710 1011001011101100 10130 QX2117201173 1171117101173 11711011001171 1011 1301101301011 QX1117601176117301173 K 1176117611760隔位及操作方式主设230、备编号联锁逻辑=F1分/合1183118 11820 11810 118301181118 11820 11810 1021001021102100 10230 QX2118201180 1181118101183 11811021001181 1021 1302102301021 QX1118601186118301183 K 1186118611860隔位及操作方式主设备编号联锁逻辑=F2分/合1301130 13010 13020 1011001302130 13010 13020 102100130101301 1302130201301 1302说明：1为与门逻辑关系，主设备为分闸位231、置。2K：电压继电器，检测110KV线路有无电压（有电压时闭锁）。3QX1:规定为901（对应10130）或902（对应10230）断开并退到检修位置，将“远方/就地”转换开关置于“就地”，断开901或902开关控制电源，在901或902开关操作手柄挂“有人工作，禁止合闸！”警示牌。4QX2: 规定为901(对应1011)或902（对应1021）断开并退到检修位置，将“远方/就地”转换开关置于“就地”，断开901或902开关控制电源，在901或902开关操作手柄挂“有人工作，禁止合闸！”警示牌。附件3：运行记录表第三部分：变电站事故应急预案一、变电站事故处理一般原则电力系统发生事故时，运行人员232、应在上级值班调度员的指挥下处理事故，并做到如下几点：1、 变电站事故和异常处理，必须严格遵守电业安全工作规程、调度规程、现场运行规程及有关安全工作规定，服从调度指挥，正确执行调度命令。2、 如果对人身和设备的安全没有构成威胁时，应尽力设法保持其设备运行，一般情况下不得轻易停运设备；如果对人身和设备的安全构成威胁时，应尽力设法解除这种威胁；如果危及到人身和设备安全时，应立即停止设备运行。3、 事故处理时，应根据现场情况和有关规定启动备用设备运行，采取必要的安全措施，对未造成事故的设备进行必要的安全隔离，保持其正常运行，防止事故扩大。4、 在处理事故过程中，首先应保证所用电的安全运行和正常供电，当233、系统或有关设备事故和异常运行造成所用电停电事故时，应首先处理和恢复所用电的运行，以确保其供电。5、 事故处理时值班人员应根据当时的运行方式、天气、工作情况、继电保护及自动装置的动作情况、表记指示和设备情况，及时判明事故的性质和范围。6、 尽快对停用的设备供电。（备注：我厂应尽最大可能迅速对10KV应急段和总变电站0.4KV应急段供电。）7、 当设备损坏无法自行处理时，应立即向上级汇报。8、 为了防止事故扩大，在事故处理过程中，变电站值班人员应与调度员保持联系，主动将事故处理的进展情况报告调度员。9、 每次事故处理完后，都要做好详细的记录，并根据要求，记录在运行记录上。二、110KV松新一回，松234、新二回同时停电时的应急预案还原炉，氢化炉是我公司生产的核心设备，在正常生产过程中伴随有高温产生，如失去冷却水系统的正常运转，还原炉、氢化炉有遭到损坏的危险，给公司造成重大的经济损失。为解决110KV松新一回、二回同时失电时，避免造成还原炉、氢化炉冷却系统设备电源均取自10KV应急母线。在110KV松新一回、二回同时失电的情况下，10KV应急段备自投断开10KV一段、应急段母联950开关、合上10KV应急段900进线开关，由35KV莲新线向10KV应急段母线提供电源，保证110KV松新一回、二回同时失电还原炉、氢化炉失去电源时，还原炉、氢化炉冷却系统设备的正常运转。 110KV松新一回、二回同时235、失电时的应急预案如下：一、 检查10KV应急段备自投正常动作后，10KV应急段母线电压正常（10KV应急段备自投未正确动作的应急处理见第六条）二、 检查1#、2#、3#循环水泵高压电机、1#、2#加压泵高压电机开关状态与110KV松新一回、二回同时失电前状态一致。三、 检查总变低压变电所0.4KV应急段各冷却水泵运行正常。四、 检查所有低压室0.4KV应急段母线电压正常，0.4KV应急段所属开关与失电前状态一致。五、 向生产调度汇报。六、 110KV松新一回、二回同时失电时10KV应急段备自投未正确动作时的应急处理：1、 断开10KV一段、应急段950母联开关。2、 确认10KV一段、应急段9236、50母联开关确已断开。3、 合上35KV应急变10KV侧900开关4、 检查10KV应急段母线电压正常。5、 检查1#、2#、3#循环水泵高压电机、1#、2#加压泵高压电机开关状态与110KV松新一回、二回同时失电前状态一致。6、 检查总变低压变电所0.4KV应急段各冷却水泵运行正常。7、 检查所有低压室0.4KV应急段母线电压正常，0.4KV应急段所属开关与失电前状态一致。8、 将10KV一段、应急段950母联开关退至实验位置。9、 在10KV一段、应急段950母联开关操作把手上挂“禁止合闸，有人工作！”标示牌。三、110kv松新一回（或二回）失电时110kv备自投未动作时的应急预案由于雷击237、线路故障或其它原因造成110kv松新一回（或二回）失电时，110kv备自投未动作时的应急预案如下：一、 110kv松新一回、1#主变带全厂负荷运行；110kv松新二回带2#住变空载运行：各开关状态为：117、118运行，130热备；901、930运行，902热备用；950运行，900热备用。如110kv松新一回失电，而110kv备自投未正确动作：1、 断开110kv松新一回117开关。2、 确认110kv松新一回117开关已断开。3、 合上110kv130开关。4、 检查110kv一、二段、10kv一、二段、应急段母线电压正常。5、 检查1#2#3#循环水泵高压电机、1#2#加压泵高压电机开238、关状态与110kv松新一回失电前状态一致。6、 检查总变低压变电所0.4kv应急段各冷却水泵运行正常。7、 检查各10kv开关状态与110kv松新一回失电前状态一致。8、 检查所有低压室各段0.4kv母线电压正常，开关与失电前状态一致。注：此运行方式下，如110kv松新二回失电，并不影响正常生产，但110kv松新一回缺失备用电源，变电站值班运行人员应立即向地调值班调度汇报、查询清楚原因，并向生产调度汇报。二、 110kv松新二回、2#主变带全厂负荷运行，110kv松新一回带1#主变空载运行：各开关状态为：117、118运行，130热备；901、930运行，902热备用；950运行，900热备用239、。如110kv松新二回失电，而110kv备自投未正确动作：1、断开110kv松新二回118开关。2、确认110kv松新二回118开关已断开。3、合上110kv130开关。4、检查110kv一、二段、10kv一、二段、应急段母线电压正常。5、检查1#2#3#循环水泵高压电机、1#2#加压泵高压电机开关状态与110kv松新二回失电前状态一致。6、 检查总变低压变电所0.4kv应急段各冷却水泵运行正常。7、 检查各10kv开关状态与110kv松新二回失电前状态一致。8、 检查所有低压室各段0.4kv母线电压正常，开关与失电前状态一致。注：此运行方式下，如110kv松新一回失电，并不影响正常生产，但1240、10kv松新二回缺失备用电源，变电站值班运行人员应立即向地调值班调度汇报、查询清楚原因，并向生产调度汇报。四、主变故障造成主变保护动作后10KV一、二段备自投未动作时的应急预案一、 110KV松新回、1#主变带全厂负荷运行，110KV松新回带2#主变空载运行： 各开关状态为：117、118运行，130热备用；901、930运行，902热备用；950运行，900热备用。 如1#主变故障、1#主变保护动作，此时，10KV一、二段备自投确认、断开1#主变10KV侧901开关，合上2#主变10KV侧902开关，如10KV一、二段备自投未动作：1、 确认110KV松新回117开关、1#主变10KV侧90241、1开关均已断开。2、 合上2#主变10KV侧902开关。3、 检查10KV一、二段、应急段母线电压正常。4、 检查1#、2#、3#循环水泵高压电机、1#、2#加压泵高压电机开关状态与1#主变故障前状态一致。5、 检查总变低压变电所0.4KV应急段各冷却水泵运行正常。6、 检查各10KV开关状态与1#主变故障前状态一致。7、 检查所有低压室各段0.4KV母线电压正常，开关与失电前状态一致。二、 110KV松新回、2#主变带全厂负荷运行，110KV松新回带1#主变空载运行： 各开关状态为：117、118运行，130热备用；902、930运行，901热备用；950运行，900热备用。 如2#主变故障242、2#主变保护动作，此时，10KV一、二段备自投确认、断开2#主变10KV侧902开关，合上1#主变10KV侧901开关，如10KV一、二段备自投未动作：1、 确认110KV松新回118开关、2#主变10KV侧902开关均已断开。2、 合上1#主变10KV侧901开关。3、 检查10KV一、二段、应急段母线电压正常。4、 检查1#、2#、3#循环水泵高压电机、1#、2#加压泵高压电机开关状态与 1#主变故障前状态一致。5、 检查总变低压变电所0.4KV应急段各冷却水泵运行正常。6、 检查各10KV开关状态与1#主变故障前状态一致。7、 检查所有低压室各段0.4KV母线电压正常，开关与失电前状态243、一致。五、主变着火应急预案一、1#主变着火应急预案。若110KV松新回、1#主变带全厂负荷运行，110KV松新回带2#主变空载运行：1、 立即向119报警，特别说明是电气设备着火。2、 向公司生产调度汇报事故情况。3、 停止1#主变冷却风机。4、 打开1#主变底部事故放油阀门。（备注：仅变压器顶盖发生燃烧方可进行此项操作。）5、 合上2#主变10KV侧902开关。6、 断开1#主变10KV侧901开关。7、 投入1#主变中性点直接接地保护。8、 推上1#主变中性点接地刀闸1019。9、 停用110KV备自投装置。10、 断开110 KV松新回117开关。11、 向地调汇报因事故处理将1#主变转244、冷备用。12、 变电站值班员利用站内灭火器进行灭火。二、2#主变着火应急预案。 若110KV松新回、2#主变带全厂负荷运行，110KV松新回带1#主变空载运行：1、 立即向119报警，特别说明是电气设备着火。2、 向公司生产调度汇报事故情况。3、 停止2#主变冷却风机。4、 打开2#主变底部事故放油阀门。（备注：仅变压器顶盖发生燃烧方可进行此项操作。）5、 合上1#主变10KV侧901开关。6、 断开2#主变10KV侧902开关。7、 投入2#主变中性点直接接地保护。8、 推上2#主变中性点接地刀闸1029。9、 停用110KV备自投装置。10、 断开110 KV松新回118开关。11、 向地245、调汇报因事故处理将2#主变转冷备用。12、 变电站值班员利用站内灭火器进行灭火。六、低压动力变跳闸事故应急预案 备注：以循环水2#低压变事故跳闸为例，其他情况参照执行。 循环水1#低压变带循环水0.4KV母运行，循环水2#变带循环水0.4KV母运行。循环水一段、二段母分开关4200热备用，切备自投投入。若2#循环水低压变事故跳闸作如下处理：1、 检查循环水0.4KV一段、二段母分开关4200备自投是否自投成功。2、 若循环水0.4KV一段、二段母分开关4200备自投未能正确动作，迅速抢合4200开关。3、 检查循环水一段、二段、应急段三段均带电正常。4、 向生产调度汇报事故情况。5、 分析1#246、循环水低压变事故原因。七、触电事故处理一、触电急救必须分秒必争，立即就地迅速用心肺复苏法进行抢救，并坚持不断地进行，同时及早与医疗部门联系，争取医务人员接替救治。在医务人员未接替救治前，不应放弃现场抢救，更不能只根据没有呼吸或脉搏擅自判定伤员死亡，放弃抢救。只有医生有权做出伤员死亡的诊断。二、 脱离电源1、 触电急救，首先要使触电者迅速脱离电源，越快越好。因为电流作用的时间越长，伤害越重。2、 脱离电源就是要把触电者接触的那一部分带电设备的开关、刀闸或其他断路设备断开；或设法将触电者与带电设备脱离。在脱离电源中，救护人员既要救人，也要注意保护自己。3、 触电者未脱离电源前，救护人员不准直接用手247、触及伤员，因为有触电的危险。4、 如触电者处于高处，触脱电源后会自高处坠落，因此，要采取预防措施。5、 触电者触及低压带电设备，救护人员应设法迅速切断电源，如拉开电源开关或刀闸，拔除电源插头等；或使用绝缘工具、干燥的木棒、木板、绳索等不导电的东西解脱触电者；也可抓住触电者干燥而不贴身的衣服，将其拖开，切记要避免碰到金属物体和触电者的裸露身躯；也可戴绝缘手套或将手用干燥衣物等包起绝缘后解脱触电者；救护人员也可站在绝缘垫上或干木板上，绝缘自己进行救 护。6、 触电者触及高压带电设备，救护人员应迅速切断电源，或用适合该电压等级的绝缘工具(戴绝缘手套、穿绝缘靴并用绝缘棒)解脱触电者。救护人员在抢救过程248、中应注意保持自身与周围带电部分必要的安全距离。7、 如果触电发生在架空线杆塔上，如系低压带电线路，若可能立即切断线路电源的，应迅速切断电源，或者由救护人员迅速登杆，束好自己的安全皮带后，用带绝缘胶柄的钢丝钳、干燥的不导电物体或绝缘物体将触电者拉离电源；如系高压带电线路，又不可能迅速切断电源开关的，可采用抛挂足够截面的适当长度的金属短路线方法，使电源开关跳闸。抛挂前，将短路线一端固定在铁塔或接地引下线上，另一端系重物，但抛掷短路线时，应注意防止电弧伤人或断线危及人员安全。不论是何级电压线路上触电，救护人员在使触电者脱离电源时要注意防止发生高处坠落的可能和再次触及其它有电线路的可能。8、 如果触电249、者触及断落在地上的带电高压导线，且尚未确证线路无电，救护人员在未做好安全措施(如穿绝缘靴或临时双脚并紧跳跃地接近触电者)前，不能接近断线点至810m范围内，防止跨步电压伤人。触电者脱离带电导线后亦应迅速带至810m以外后立即开始触电急救。只有在确证线路已经无电，才可在触电者离开触电导线后，立即就地进行急救。9、 救护触电伤员切除电源时，有时会同时使照明失电，因此应考虑事故照明、应急灯等临时照明。新的照明要符合使用场所防火、防爆的要求。但不能因此延误切除电源和进行急救。三、 伤员脱离电源后的处理：1、 触电伤员如神志清醒者，应使其就地躺平，严密观察，暂时不要站立或走动。2、 触电伤员如神志不清者，应就地仰面躺平，且确保气道通畅，并用5s时间，呼叫伤员或轻拍其肩部，以判定伤员是否意识丧失。禁止摇动伤员头部呼叫伤员。需要抢救的伤员，应立即就地坚持正确抢救，并设法联系医疗部门接替救治。