1、光伏电安全运行及装置保护管理目标制度编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: ESZAQDGF001 编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: 目 录前 言5第一篇 总 则1第二篇 设备运行规程3第一章 太阳能电池组件规定31、电池组件方阵概况32、太阳能电池组件型号及参数33、光伏电站组件运行规定54 、太阳能电池组件的投入、退出操作流程65、太阳能电池组件巡视内容76、检测光伏组件的措施97、光伏组件故障排除108、光伏组件清洗10第二章 汇流箱101、组件汇流箱的概况102、汇流箱型号及参数103、汇流箱运行规定114、汇流箱投入、退出操作流程125、汇流箱巡视检查内容126、汇流箱2、异常运行及故障处理13第三章 逆变器运行规程141、逆变器型号及参数142、逆变器投入、退出操作流程143、逆变器巡视检查内容154、逆变器异常运行及处理165、硬件检查186.逆变器维护或检修时注意事项19第四章 35kv组合式变压器191、变压器型号及技术参数192 、变压器投入、退出操作流程203、组合式变压器的巡视项目214、变压器异常运行及处理215、变压器事故的处理23第五章35kV高压配电装置261、高压开关柜型号及技术参数262、倒闸操作原则：263、倒闸操作注意事项：274、五防电脑钥匙的使用方法及注意事项285、35kV开关防误闭锁装置296、35kV开关操作注意事项2973、小车开关投入、退出流程308、配电装置的运行和检查319、真空开关的运行和检查3110、避雷器的运行和检查3211、电流互感器及电压互感器的运行3312、电力电缆的运行和检查3413、主要配电装置的异常运行及故障处理35第六章 无功补偿装置381、SVG的功能与特点382、工作原理393、无功补偿装置参数394、SVG装置作用、组成405、无功补偿装置投入、退出操作流程426、无功补偿装置巡视检查内容427、无功补偿装置异常运行及处理43第七章 SVG油浸变压器471、SVG油浸变压器技术参数472、变压器的运行维护473、SVG变压器的异常运行及处理（参考组合式变压器）51第八章 接地变压4、器及消弧线圈511、接地变压器512、调匝式消弧线圈513 、接地变压器技术参数524、接地变的运行和维护：（详情请参考SVG油浸变压器）535、接地变的投入536、接地变停运537、接地变维修与检查的注意事项538、消弧线圈参数549、工作原理5510、电容电流测量方法55第九章 继电保护及自动装置运行规程561、继电保护及自动化装置的守则 572、 继电保护装置及自动化装置投运和检修验收573、继电保护装置及自动化装置的操作584、继电保护及自动化装置运行中规定585、继电保护定值单管理专项规定606、35KV保护装置60第十章 交流UPS电源运行维护规程621、交流UPS电源技术参数625、2、UPS电源系统运行方式623、UPS电源系统投运前检查项目634、UPS电源系统投入操作步骤635、UPS电源系统运行中检查项目636、UPS装置退出操作步骤64第十一章 防误闭锁装置运行规程64第十二章220V直流系统运行规程651、直流系统的作用和组成652、直流系统投入前的检查673、直流系统供电范围684、直流运行方式685、直流系统的参数设置及故障报警696、直流系统的运行规定及注意事项707、蓄电池组日常维护728、直流系统的操作程序739、直流系统异常运行及处理74第十三章 电能质量采集终端771、基本工作原理782、主要功能783、终端日常维护的基本步骤794、更换电表时的6、注意事项805、增加电表时的注意事项80第十四章 ISA-300变电站综合自动化系统811、基本构成812、功能说明833、装置组成97第十五章 火灾自动报警系统规程981、基本操作992、注意事项1013、巡视流程101第三篇 设备异常及事故处理规程101总则101 1.1 事故处理时值班人员的职责101 1.2 事故处理时调度纪律：102 1.3 事故处理的基本原则及主要任务：102 1.4事故处理的要求103 1.5电气事故处理的一般程序103前 言1 编写说明1.1 为规范光伏电站运行管理工作，确保安全生产、提高设备可靠性、延长设备使用寿命，特制定本规程。1.2 本规程明确了光伏电站设7、备型号、技术参数，规定了设备、系统启停操作、运行维护等内容。1.3 本规程适用于XXXX光伏电站。2 编写依据2.1 设备说明书、施工图纸及有关技术文件；2.2 变电站运行管理规范（国家电网公司）；2.3 电力变压器运行规程 DL/T 572-2010；2.4 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国家能源局安全2014161号；2.5 电力设备预防性试验规程DL/T 596-2005；2.6 电力电缆巡检系统 DL/T 1148-2009；2.7 光伏电站施工验收规范3 下列人员应熟悉本规程：3.1 电站站长、值长、值班员应熟练掌握本规程，见习值班员和实习人员应学习本规程，经考试合格后才能进8、入现场工作；3.2 其他有关光伏电站生产、技术、检修管理人员。第一篇 总 则1、太阳能光伏发电的原理：太阳能光伏发电的能量转换器是太阳能电池，又称光伏电池。太阳能光伏电池发电的原理是光生伏打效应。当太阳光（或其他光）照射到太阳能电池上时，电池吸收光能，产生光生电子-空穴对。在电池内建电场作用下，光生电子和空穴被分离，电池两端出现异号电荷的积累，即产生“光生电压”，这就是“光生伏打效应”。如在内建电场的两侧引出电极并接上负载，则负载就有“光生电流”流过，从而获得功率输出。这样，太阳的光能就直接变成了可以付诸使用的电能。可把上述太阳能电池将光能转换成电能的工作原理概况为如下3个主要过程：1.1 太9、阳能电池吸收一定能量的光子后，半导体内产生电子-空穴对。称为“光生载流子”,两者的电性相反，电子带负电，空穴带正电；1.2 电性相反的光生载流子被半导体P_N结所产生的静电场分离开；1.3 光生载流子电子和空穴分别被太阳能电池的正、负极所收集，并在外电路中产生电流，从而获得电能。2、太阳能光伏发电系统的运行方式：通过太阳能电池将太阳辐射能直接转换为电能的发电系统称为太阳能电池发电系统（又称为太阳能光伏发电系统）。太阳能光伏发电系统的运行方式，主要分为离网运行和联网运行两大类。本光伏电站为联网（并网）运行类。3、联网型太阳能光伏发电系统的组成：联网型太阳能光伏发电系统可分为集中式大型联网光伏系统10、（以下简称为大型联网光伏电站）和分散式小型联网光伏系统（以下简称为住宅联网型光伏系统）两大类。4、联网逆变器的功能;4.1 自动开关 4.2最大功率点跟踪（MPPT）控制 4.3防止单独运行 5自动电压调整 4.5 异常情况排解与停止运行5、联网逆变器构成：由逆变器和联网保护器两大部分构成。逆变器包括3个部分：5.1 逆变部分，其功能是采用两大功率晶体管将直流高速切割，并转换为交流；5.2 控制部分，由电子回路构成，其功能是控制逆变部分；5.3 联网保护器是一种安全装置，主要用于频率上下波动、过欠电压和电网停电等的检测。通过检测如发现问题，应及时停止逆变器运转，把光伏系统与电网断开。以确保安全11、。它一般装在逆变器中，但也有单独设置的。6、太阳能资源介绍：厂址日照充足，历年的水平面总辐射量在5540MJ/左右，平均的年日照时数为2539h。根据太阳能资源评估办法（QXT89-2008）确定的标准，光伏电站所在地区属于“资源很丰富”区。适合大规模建设太阳能光伏电站。7、光伏电站总体方案：7.1 XXXX农业科技大棚 20.36136MW 光伏发电项目位于山东省青岛市XX市XX镇北1公里处，海拔高度约28米。设计电站容量20兆瓦，实际建成20.36136兆瓦，于 2015年5月29并网发电。7.2 组件信息：本项目现场安装2种类型组件，其详细信息如下。 组件类型 1：由青岛昌盛日电太阳能科12、技有限公司生产，多晶硅组件，250Wp，型号为SP156-250；7.2.2 组件类型 2：由青岛昌盛日电太阳能科技有限公司生产， 多晶硅组件，255Wp，型号为SP156-255；7.3 该项目共安装 250Wp多晶硅组件 68520块，255Wp多晶硅组件 12672 块，500kW逆变器38台，9 路汇流箱48台 ，12路汇流箱298台，直流配电柜38台1000kVA升压变压器19台 ，分成19个区域。其中 A01A19 区域均为农业大棚屋顶固定35kV 电网侧并网系统，螺旋桩基础，钢型材支架，组件安装角度18，每个区域安装500kW逆变器2台，1000kVA升压变压器1台。每20或2213、块组件串联成为一个组串， 每9或12 个组串并联接入一台汇流箱，5 台汇流箱输出并联接入一台直流配电柜，汇流后接入一台逆变器，逆变器输出交流电经过变压器升压至35kV，通过3条35kV集电线路在35kV开关站汇集，最终以一回35kV线路接至220kV马山站。站用电源：本工程站用电采用1台站用接地变压器，引出中性点用于加接消弧线圈变压器。一回站变电源引自开关站35KV母线。另从附近电网10KV馈电线路引接一回线路作为站用电备用电源。第二篇 设备运行规程 第一章 太阳能电池组件规定1、电池组件方阵概况1.1电站容量20MW，均采用多晶硅太阳能电池组件，为固定式17倾角安装。1.2太阳能方阵由太阳能14、组件经串联、并联组成。光伏电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压、最低工作电压、太阳能电池组件的最大系统电压以及当地气候等条件确定；组串并联的数量由逆变器的额定容量确定。1.3 组件方阵：每22块电池组件串为一个支路，12条支路进入一个汇流箱，每8或9个汇流箱进入一个直流柜，由两台直流柜分别分配电能到两台500kW的逆变器，2个逆变器（500kW）和1台1000KVA箱变组成一个发电单元（1MW），共20个发电单元；每10MW的联合单元进入一个进线柜，2个10MW联合单元构成总容量为：20MW。2 、太阳能电池组件型号及参数序号名 称单位型 号备注1太阳电池种类多晶硅2光伏组件尺寸结构115、650mm992mm40mm3光伏组件重量kg19.04组件效率%14.985最大输出功率Wp2556最大功率偏差%3%7开路电压（Voc）V38.18短路电流（Isc）A8.789最佳工作电压V31.510最佳工作电流A8.1311最大系统电压V1000序号名 称单位型 号备注1太阳电池种类多晶硅2光伏组件尺寸结构1650mm992mm40mm3光伏组件重量kg19.04组件效率%14.985最大输出功率Wp2506最大功率偏差%3%7开路电压（Voc）V37.88短路电流（Isc）A8.729最佳工作电压V30.810最佳工作电流A8.111最大系统电压V10002.1.太阳能电池板电流-16、电压和功率-电压曲线2.2太阳电池板短路电流Isc、开路电压Vo c、最大输出功率Pmax 的温度相关性3、光伏电站组件运行规定3.1电池组件可长期按照铭牌及技术规范规定参数连续运行。最高允许运行监视温度应根据温升试验结果确定，现场没有做温升试验前，最高允许运行温度应低于85。3.2运行注意事项组件通过光电转换将光能转换为电能，产生直流电。运行过程中可能有发生伤害的风险，包括电击，运行人员应做好安全措施。单个的组件，在阳光照射下可能会产生30V以上的电压。接触30V以上直流电压是危险的。 在运行过程中要正确使用数字万用表监测串联组件的开路电压，测量值应等于单个组件开路电压的总和。在阳光照射下，17、断开组件连接端子时，连接端子会产生火花、燃烧、电击。因此，请格外小心。不管组件有没有连接都不要直接接触接线端。禁止拆卸或移动任何铭牌或黏附的部件。禁止在组件的表面涂抹或粘贴任何物品。禁止用镜子或透镜聚焦阳光照射在组件上。在检修的过程中为阻止高压电和电流的产生，可以用一块不透明材料将组件完全遮盖，不要接触组件接线端子或电线。禁止利用组件的接线盒或电缆头来移动组件。禁止在组件上放物品，避免组件玻璃被砸碎。禁止站在或踩在组件上。运行人员能够正确鉴别正常的低电压和故障低电压。4 、太阳能电池组件的投入、退出操作流程4.1 太阳能电池组件的投入步骤检查电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光18、强的污块。检查组件背面引出线无损伤，引线部位封装良好。检查汇流箱分路熔断器断开，汇流箱的对应空气开关处于断开位置。将需投运电池组件接入光伏阵列，并检查组件与组件连接头插接紧固。检查汇流箱分路熔断器完好，将汇流箱分路熔断器投运。将汇流箱空气开关投至合闸位置，电池组件投入运行。4.2 太阳能电池组件的退出步骤下列情况下电池组件应退出运行：.1电池组件输出功率明显降低。.2电池组件封装面赃污，严重影响发电效率须集中清擦的。.3电池组件支架严重变形，危及电池组件安全的。42.1.4电池组件输出回路需检修，如汇流箱、逆变器的检修。退出操作流程.1退出操作应遵循先负荷侧后电源侧操作原则。.2单个电池组件出19、现故障，需退出相应串组电池组件。操作流程.1断开汇流箱对应熔断器；.2拔开故障电池组件；.3串联电池组件的连接头。5、太阳能电池组件巡视内容5.1按照青岛萨那斯运维有限公司下发的规定执行。5.2日常检查观察光伏组件表面是否清洁，及时清除灰尘和污垢，可用清水冲洗或用干净抹布擦拭，但不得使用化学试剂清洗，遇有积雪时应及时清洗。注意观察所有设备的外观锈蚀、损坏等情况，用手背触碰设备外壳检查有无温度异常。检查所有的安装螺丝无松动，牢固可靠并且没有被腐蚀。检查组件接地连接良好，电池组件无破损。检查了解方阵有无接线脱落等情况，外露的导线有无绝缘老化、破损，箱体内是否有进水等情况。检查有无小动物对设备形成侵20、扰等其他情况。设备运行有无异常声响，运行环境有无异味，如有应找出原因，并立即采取有效措施，予以解决。若发现严重异常情况，应及时汇报，制定合理的检修方案进行处理。值班人员应注意光伏组件方阵周围有没有新生在的树木、杂草、新立的电杆等遮挡组件，一经发现，应及时处理。在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面（电池正上方区域）温度差异应小于20。使用直流钳形电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。遇到大雨、冰雹、大雪等情况，太阳能电池方阵一般不会受到损坏，但应对电池组件表面21、及时进行清扫，擦拭。 5.3太阳能电池板的定期维护 要定期检查太阳能电池方阵的金属支架有无腐蚀，并定期对支架进行油漆防腐处理。方阵支架要保持接地良好。 使用中要定期对太阳能方阵的光电参数及输出功率等进行检测，以保证电池方阵的正常运行。 使用中要定期检查太阳能组件的封装及连线接头，如发现有封装开胶进水、电池片变色及触头松动、脱线、腐蚀等，要及时进行维修和更换。 运行人员要认真填写运行日志及巡回检查记录，对光伏发电的运行状况作出判断，如发现问题，立即维护和检修。 设备外观检查和内部的检查，主要涉及活动和连接部分导线，特别是大电流密度的导线、功率器件、容易锈蚀的地方等。应采用红外探测的方法对光伏发电22、方阵、线路和电气设备进行检查，找出异常发热和故障点，并及时解决。光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件：.1光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化；.2光伏组件中存在与组件边缘或任意电路之间形成连通通道的气泡；.3光伏组件连接盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。6、检测光伏组件的措施6.1检查所有电缆连接，确保连接良好没有开路。6.2断开组件两端的导线。6.3检查并测量终端的开路电压。6.4检查每个组件的开路电压，如果测量的电压只是额定的一半，说明旁路二极管已坏。6.5在辐照度不是很低的情况下如果终端的电压与额定值相差5%以上，说明组件连接不好。6.6检23、查组件的接线盒时，尽量避免被雨水淋到。7、光伏组件故障排除 7.1太阳能电池组件的常见故障有：外电极断路、内部断路、旁路二极管短路、旁路二极管反接、热斑效应、接线盒脱落、导线老化、导线短路、背膜开裂、EVA与玻璃分层进水、铝边框开裂、电池玻璃破碎、电池片和电极发黄、电池栅线断裂、太阳板子母插头损坏、太阳能电池板被遮挡等。可根据具体情况检查更换或修理。7.2鉴别正常的低电压和故障低电压，所指的低电压是组件开路电压降低。它是由太阳能电池的温度升高或辐照度降低引起的。故障低电压通常是由于终端连接不正确或旁路二极管损坏引起的。8、光伏组件清洗 8.1应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使24、用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件；8.2应在辐照度低于200W/的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差大于20的液体清洗组件； 8.3 严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件。第二章 汇流箱1、组件汇流箱的概况1.1XX的棚型为标准棚，每个棚有1056块组件组成，每22块组件汇成一个支路，每12个支路进入1个汇流箱，共4个汇流箱组成。2、汇流箱型号及参数型号JYHL-12-INS直流输入电压0-1000V最大直流电压1000V输入路数12每路最大输入电流10A最大输出电流120A外形尺寸(宽x高x深)750 X 570 X 220mm器身重量32kg输出连线数目1路正极，1路25、负极，1路接地生产厂家京仪绿能极端环境温度-40 75工作环境温度-25 +55防护等级IP653、汇流箱运行规定3.1汇流箱可长期按照铭牌及技术规范规定参数连续运行。3.2定期测量汇流箱支路开路电压时，要断开直流输入开关，再将熔断器完全断开才可以测量正负极间的开路电压。3.3更换汇流箱内的熔断器时，要注意保险的电压、电流量程，要符合现场的实际情况。3.4禁止带电更换支路保险。3.5禁止在不断电的情况触摸模块板。3.6在更换保险出现火花或着火时要及时断开直流开关，在采取灭火器进行灭火，严禁用水灭火。4、汇流箱投入、退出操作流程4.1 汇流箱投入步骤: 依次放上光伏电池组串输入正、负极熔断器。 26、合上输出直流断路器，汇流箱投入运行。4.2 汇流箱退出流程: 断开与该汇流箱对应的逆变器室内直流防雷配电柜中的输入直流断路器； 断开该汇流箱直流断路器； 依次取下各支路输入正、负极熔断器。5、汇流箱巡视检查内容5.1汇流箱的日常检查检查汇流箱整体完整，无损坏、变形倒塌事故。若汇流箱有损坏、变形倒塌事故应及时向领导汇报，并现场指挥处理，做好记录。检查汇流箱处有无杂物、杂草，如有及时进行清理。遇有积雪时应及时清理。5.2汇流箱的定期维护 汇流箱应每月检查一遍，隐患及时发现，及时消缺并在运行日志上登记。 检查螺丝无松动、生锈现象。 检查接线端子无烧毁、松动现象， 测量保险无烧坏击穿，检查保险底座无烧27、坏及防雷模块是否正常。 检查线路正常无风化现象，接入汇流箱的线缆包扎牢固，绝缘是否老化，电缆接插头处不发热。6、汇流箱异常运行及故障处理6.1 当汇流箱内直流断路器频繁跳闸时应试和一次，如再跳应进行以下检查： 检查汇流箱内模块板及直流母排有无烧毁、放电痕迹，开关及直流母排是否发热变色。检查开关进线及出线是否有放电、烧毁痕迹，电缆接头有无松动等。如无其它故障，需更换直流断路器。 6.2 汇流箱支路电流为零，逆变器功率降低。如电压正常的情况下，应测量支路保险是否存在击穿现象。如无电压时应检查支路电缆绝缘及支路各组件测量、组件之间连接处有无异常。6.3汇流箱支路电流、电压偏小。当电压正常时电流小，应28、更换一次支路保险，如无变化应检查支路电缆绝缘。当电流、电压都偏小时应对支路电缆绝缘情况、支路组件进行全面测量。6.4汇流箱着火如支路保险击穿或者保险未放置到位、底座松动等引起的着火时应立即断开直流开关，在条件允许的情况下断开全部支路保险，尽量将支路电缆与保险底座断开连接。应使用1211灭火器、干粉灭火器进行灭火，严禁使用水进行灭火。直流母排及连接螺栓松动引起放电着火时应断开直流开关及所有支路的保险，使用1211灭火器、干粉灭火器进行灭火，严禁使用水进行灭火。直流开关爆炸引起时应直接使用使用1211灭火器、干粉灭火器进行灭火，严禁使用水进行灭火。灭火后要对汇流箱重新全面检查，待找出问题后才能送电29、恢复。 第三章 逆变器运行规程1、逆变器型号及参数 型号SPG-500K3TL 保护等级I最大输入电压Input data (DC)：1000Vdc最高海拔3000mMPPT电压范围500-850Vdc工作环境温度-35 - +55最大输入电流1200A过压等级III额定输出功率500kW防护等级IP 20额定输出电压315V重量2200KG额定输出电流Output data (AC)：916A额定功率因数0.99交流频率50/60Hz电网电流的谐波畸变3%最大逆变效率98.7%短路保护150%（0.1s）过载能力110%厂家京仪绿能2、逆变器投入、退出操作流程2.1 开机操作步骤（逆变器电源30、操作与直流防雷配电柜操作需一并进行） 合上UPS 输入开关，给控制电源上电，直至逆变器显示面板正常；确认参数设置画面中的各项设置正确（输出模式：逆变；电网频率：50Hz ；输出电流限制：不大于额定输出电流）；确认直流输入电压和交流电压在正常范等待逆变器界面初始化完成后，检查交流电压显示正常，柜内通讯与PC机柜通讯信号正常。 分别用万用表测量与逆变器对应的直流防雷配电柜中各直流断路器上口输入端子处电压正常。合上直流防雷配电柜直流输出各支路断路器，检查各回路正常，无故障。 合上直流柜直流总断路器，按面板 “开机”键，交流断路器吸合，观察“显示”- “主画面”，查看各参数应正常；输出电流应逐步上升，31、并最终停留在一个比较稳定的值上（此值随太阳光的照射强度不同而不同，但不大于额定输出电流），至此启动完毕。2.2 逆变器关机操作关机操作按面板“软停”键（默认），逆变器停止运行；断开直流断路器1QF3（SPG-500k3（TL ）为1QF3/2QF3）；断开所有直流柜支路断路器开关；断开交流断路器QF1；断开UPS 电源开关，关闭UPS；逆变器的电源已全部断开。3、逆变器巡视检查内容3.1 逆变器应每周检查一次。3.2 逆变器的安装状况，外壳是否完整各连接是否松动。3.3 逆变器通风滤网的积灰性，检查逆变器通风设备应能正常通风。3.4 逆变器周围环境是否不利于运行，周围环境是否清洁，有无积水、顶32、上漏水等妨碍安全运行的物件。3.5 逆变器通风状况和温度检测装置检验。3.6 逆变器引线支持状态及接线端子，接线板等处的电气连接部分有无松动及局部过热现象，内部母排连接是否牢固。3.7 逆变器接地状态，逆变器接地是否牢靠。3.8 逆变器室灰尘状态，清楚逆变器内部的污物和灰尘。4、逆变器异常运行及处理 4.1 查看故障信息当逆变器在运行过程中出现异常情况时，显示屏会自动弹出报警画面，最新发生的故障信息自动在窗口显示，故障信息反应了故障发生的位置、类型、发生时间，通过这些信息对照进行处理。 如果“FAULT灯亮（红色），可能是以下几种故障：短路、电网程序错误、IGBT模块过热、IGBT模块故障，直33、到故障被排除后才熄灭。 如果“GRID灯频闪，可能是电网故障（电网欠压、过压、欠频、过频）引起，故障排除后“GRID灯常亮，液晶显示界面显示“系统出现故障”的字样，并记录故障类型。 系统出现故障后，先将旋钮开关置于“OFF位置，然后断开交流断路器和直流断路器，最后根据3逆变器故障处理表中的方法进行排除。4.2 故障原因 外电网连接故障（如：Ll、L2、L3线没有连接好，或者相序连接错误）； 光伏阵列电压过高； 电网欠压（Uac“Uac最大值)； 电网频率过低(Fac“Fac最大值”）； 输出短路； 并网电流过载； IGBT模块过热； IGBT模块故障； 通讯异常。4.3 逆变器故障处理故障类型34、故障原因处理方法备注PV反接光伏阵列正极、负极接反检查PV阵列线路连接PV过压光伏阵列电压高于1000V减小阵列串联数量PV绝缘阻抗低光伏阵列正极或负极对大地阻抗小于40kohms检查PV阵列线路连接相序故障三相交流线路连接错误检查线路连接电网电压异常电网电压超过85%-110%范围检查电网等电网恢复后自动重新启动电网频率异常电网频率超过48Hz-52Hz范围检查电网等电网恢复后自动重新启动液晶通信故障液晶屏与逆变器通信故障联系生产商冗余辅助电源故障备份的辅助开关电源故障更换备份辅助开关电源为可靠起见，请及时更换直流防雷模块故障直流侧防雷模块失效请更换同型号防雷模块，如故障仍存在，请联系生产商35、更换后，重新启动交流防雷模块故障交流侧防雷模块失效请更换同型号防雷模块，如故障仍存在，请联系生产商更换后，重新启动5、硬件检查5.1 关机之前先观察逆变器是否有不正常声音、不正常的震动现场存在；5.2 打开柜门检查之前，严格按照设备检修步骤执行，打开柜门后根据报警画面提供的故障信息确定故障部位；5.3 通过感觉故障部位的温度、观察故障部位的颜色是否正常来进行初步判断；5.4 可以利用仪器来检测该部分的器件是否正常；5.5 更换已损坏器件。 6.逆变器维护或检修时注意事项 通过执行前述关机操作，逆变器已顺利退出运行，在对设备执行维护或检修操作时，还应注意以下几点: 5.1确保逆变器不会被意外重新36、上电。 5.2使用万用表确保逆变器内部巳完全不带电。 5.3施行必要的接地和短路连接。 5.4对操作部分的临近可能带电部件，使用绝缘材质的布料进行绝缘遮盖。 5.5逆变器退出运行后，务必等待至少15分钟，方可对逆变器进行维护或检修等操作。 第四章 35kv组合式变压器1、变压器型号及技术参数变压器参数（无主变，仅指逆变器后的就地升压变）生产厂家特瑞德设备名称组合式变压器规格及编号ZBWO-40.5 GB17467-2010额定容量1000KVA额定电压38.5/0.3*2KV额定电流15/962.25*2A相数3相冷却方式ONAN分接范围2*2.5%绝缘等级A额定频率50HZ防护等级IP20联37、接组别DYN11/YN11环境温度-25-55相对湿度95%2 、变压器投入、退出操作流程2.1组合式变压器的投运 检查35KV母线电压正常。 检查该组合式变压器对应的跌落保险及电流分支箱隔离开关已合好。送上组合式变压器两个低压断路器的控制电源。 合上组合式变压器高压负荷开关。 分别合上组合式变压器两个低压断路器。2.2 组合式变压器的退出操作 检查组合式变压器对应的两台逆变器已停机。 拉开组合式变压器对应的两个逆变器的交流输出断路器。 分别拉开组合式变压器两个低压断路器。 拉开组合式变压器高压负荷开关。 断开组合式变压器两个低压断路器的控制电源。3、组合式变压器的巡视项目3.1 检查变压器本38、体无渗漏油现象、变压器油压、油位正常。3.2 检查变压器各连接点无变色、无异味、CT无过热现象、设备温度正常。3.3 检查变压器内无放电、声音无异常。3.4 检查变压器内部各连接点螺栓紧固、无松动震动现象。3.5 检查变压器低压侧电压、电流正常。3.7 检查变压器二次回路接线无松动、无过热,冒火,焦臭味、保护装置运行是否正常。4、变压器异常运行及处理4.1变压器发现下列现象之一为异常运行，应加强监视查明原因声音较正常大。漏油或严重渗油。上层油温比同负荷时高。油面有明显升高或降低油色有异常变化。套管发生裂纹，有轻微的放电声。4.1.6冷却系统异常。4.2 变压器出现下列情况之一者，应立即停止故障39、变压器运行变压器内部声音很大，不正常，有爆裂声在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升油枕或压力释放阀处喷油严重漏油或喷油，使油位计和瓦斯继电器看不到油位油面超过规定值范围，且不断上升，油色变化过大，油内出现碳质瓷套管断裂有闪络现象局部冒烟母线或电缆压线有明显熔化点4.3变压器过负荷在事故情况下，变压器允许按规定的过负荷值运行。4.3.2 厂用油浸式变压器过负荷超允许值时，可调整运行方式，转移负荷，并检查所有冷却装置运转正常。 变压器过负荷运行时，应加强对变压器各部温度及油位的监视，并控制变压器过负荷在允许范围内。 变压器过负荷后，应对变压器进行全面的检查，并做好记录。 油浸式变压器40、在环境温度不超过20时，过负荷允许带110%长期运行，在强迫风冷的条件下，变压器能带150%额定容量。4.4变压器温度升高 对变压器温度、温升进行观察，并与相同负荷和冷却条件下的温度进行比较，确认变压器温度是否为不正常的升高。检查变压器冷却系统是否运行正常。 检查测温装置及二次回路是否正常。 若是变压器负荷过重，可适当降低变压器的负荷，以限制温度的上升，并使之逐步降低到允许范围之内。 如变压器负荷、冷却系统及测量回路均正常，温度却不断上升，则认为变压器内部有故障，应停用变压器进行检查。4.5变压器油位异常 如变压器油位过低，应检查变压器油箱及各引油管路是否有漏油现象，如是轻度漏油引起，应补油并41、进行处理。如因大量漏油，无法制止，使油位迅速下降及轻瓦斯信号发出，应停止故障变运行。 如变压器油位过高时，应分析和查明原因，并适当放油。 检查是否因油位计或二次回路故障误发信号。 变压器油位异常时严禁退出重瓦斯保护，使变压器继续运行。5、变压器事故的处理5.1 轻瓦斯保护动作信号发出时，应进行下列检查或处理：是否由于气温下降或变压器漏油而使油位过低。如果因滤油或加油时空气进入变压器内，此空气应无色，无味，无臭且不可燃。因空气进入变压器内使轻瓦斯信号动作时间渐缩短，将造成跳闸时，则可将重瓦斯改接信号，并报告上级领导，尽快查明原因予以消除。若变压器油面正常，而瓦斯继电器内无气体时，则为二次回路故障42、而误动作，通知电检检查二次回路。收取油样，做色谱分析，利用测值法进一步分析判定。瓦斯继电器内有气体时应迅速（2分钟内）记录气量并进行气体鉴别试验，确定故障程度。气体颜色性质参考表： 气体颜色故障性质处理无色，无味，不可燃空气放气，继续运行黄色，不易燃木质绝缘停运，检查淡灰色，可燃纸质绝缘停运，检查灰色或黑色易燃油质停运，检查5.2 继电保护动作跳闸事故现象：1.故障变压器电流增大，后降至零。2.变压器声音会瞬间变大后消失3.变压器低压侧开关会跳闸，开关指示灯变绿。事故处理：1.拉开变压器高压侧刀闸，检查变压器低压侧开关是否跳开。2.若系差动保护动作，应对差动保护范围内进行检查，必要时对变压器进43、行测量试验。3.若系重瓦斯保护动作，变压器应停运检查。4.若系过流保护动作跳闸，根据信号指示和变压器跳闸时的外部现象（如短路，故障过负荷）查明原因，如经检查不属于变压器内部故障，而是外部短路或二次回路故障误动时，变压器可重新投入运行，否则必须进行检查试验，以查明跳闸原因。5.变压器的瓦斯保护和过流保护同时动作时，在未查明原因和消除故障前，不准将变压器重新投入运行。5.3 变压器压力释放装置动作 检查压力释放装置动作后是否返回，是否有大量喷油，如大量喷油不止，开关未跳闸，应手动断开开关，停止故障变运行。 检查变压器喷油后是否着火，并做好防火措施。 压力释放动作后，应手动复归信号。5.4 变压器运44、行中跳闸 变压器自动跳闸后，应立即检查保护动作情况、备用电源联动情况，在未明原因及消除故障前，不得对该变压器强送电。跳闸原因一般有变压器保护范围内发生故障、外部故障而保护拒动或断路器失灵造成变压器后备保护动作,系统操作或外部故障造成变压器保护误动、二次回路故障造成断路器误动。 根据保护动作情况，故障录波，跳闸顺序等，判断跳闸原因和性质。如果为变压器主保护动作，查清原因，隔离故障点，通过检修处理。如果是后备保护动作，应查清原因，隔离故障点，检查跳闸变压器无异常后恢复跳闸变压器的运行。如果是二次回路原因或保护误动应查清原因，尽快消除，检查跳闸变压器无异常后恢复跳闸变压器的运行。5.5 变压器着火时45、的处理拉开变压器各侧开关、刀闸。变压器应立即停用冷却装置，厂变应停用通风机若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部油门放油，使油面略低于着火处，灭火时应使用干燥的沙子和泡沫灭火器进行灭火。若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器严重爆炸。灭火时按照电气设备消防规程的有关规定执行。第五章35kV高压配电装置1、高压开关柜型号及技术参数额定电压405kV额定电流1250A，1600A，2000A额定短路开断电流20kVA，25kVA，31.5kVA额定峰值耐受电流50kVA，63kVA，80kVA额定频率50HZ/60HZ额定绝缘水平雷电冲击耐压：185kV/215kV主回路1min46、工频耐压：95kV/115kV外形尺寸宽1.4米 深2.8米 高2.6米防护等级IP4X2、倒闸操作原则：2.135kV某母线送电操作原则（1）检查母线所有开关在断开位置（2）合上主变低压侧开关操作电源 （3）投入母线相应保护（4）将35kV母线PT小车摇工作位置（5）合上35kV母线PT二次侧空气开关（6）将主变低压侧开关摇至工作位置（7）合上主变低压侧开关2.2 35kV某母线停电操作原则检查母线上所有负荷开关已断开（2）拉开主变低压侧开关（3）摇出主变低压侧开关小车（4）拉开35kV母线PT二次侧空气开关（5）摇出35kV母线PT小车3、倒闸操作注意事项：3.1系统运行方式的变更应周密考47、虑各种运行方式下的继电保护自动装置.3.2设备停电工作必须用开关切断负荷电流,为验证开关确已断开,可通过仪表指示为零、开关机构“分闸”指示、开关绿灯亮等来进行综合判断.3.3拉开开关后，需取下合闸保险，拉开隔离开关，拉开控制回路电源。3.4允许用刀闸直接切断无接地故障的避雷器，电压互感器的负荷电流。3.5严禁在有负荷电流的情况下用刀闸进行操作。3.6送电操作时，应先合刀闸（先电源侧，后负荷侧）、再合开关。3.7回路有电压互感器时，应先放上高压侧保险，合上高压侧刀闸，再放上低压侧保险。3.8手动分闸时应缓慢而谨慎，特别是刀闸刚离开刀刃时，如发生弧光，应立即合上，停止操作。4、五防电脑钥匙的使用方48、法及注意事项 A、对电动操作设备（如开关等），将钥匙插入该设备的电气锁中，待钥匙发出“条件符合，可以操作”语音指示后，转动设备的KK把手操作设备，钥匙检测设备操作完成后语音提示“本步操作完成，请继续”，将钥匙从电气锁中取下B、对手动操作设备，将钥匙插入该设备的机械锁中，待钥匙发出“条件符合，可以操作”语音提示后，将钥匙推钮推向开锁位置，钥匙发出“锁已打开”语音提示，将机械锁的闭锁销拉出，解除设备闭锁，操作人员对设备进行操作，操作完成后重新闭锁设备，将钥匙推钮拨回闭锁位置，钥匙发出“钥匙已回位，可以取下”，将钥匙从机械锁中取下。C、在操作电气设备时，如操作完毕，但钥匙中存储的步骤并未转到下一个步49、骤时应采取下面的方式：首先仔细检查当前钥匙上显示的设备确已实际操作完毕，并且状态确实改变进入钥匙的功能菜单在主菜单下“本步操作选择”中选择“电气锁转机械锁”，并按压电源开关确认后，即可将本步操作转为机械操作“电气锁转机械锁”转换成功后，将电脑钥匙插入该设备的电气锁中，待钥匙发出“条件符合，可以操作”语音指示后，推动钥匙推钮，钥匙发出“锁已打开”语音提示后，将钥匙用推钮拨回闭锁位置，钥匙发出“钥匙已回位，可以取下”语音，将钥匙从电气锁中取下，并确认，此时本步操作完成，转到下一操作步骤，可以继续操作。5、35kV开关防误闭锁装置（1）35kV开关均为真空断路器，采用金属封闭开关，该开关处在锁定后的50、试验位置或工作位置时，才能对开关进行操作。（2）只有接地刀闸在分闸位置时，开关才能从试验位置摇至工作位置或从工作位置摇至试验位置。（3）只有当开关处在试验位置或移至柜外，控制电源放好，后柜门关好后，柜内电磁锁才能打开，接地刀闸才能进行操作。（4）后柜门只有在接地刀闸处在合闸位置时才能开启，要密切注意间隔内是否带电。（5）开关在工作位置时，二次插头被锁定不能拔出。（6）选用了电气合闸闭锁，在二次控制电源未接通情况下，防止手动进行合闸操作。6、35kV开关操作注意事项（1）在向开关柜内外推拉开关前要将工作车做调整并锁定，推拉手车时要打开锁定机构，要平衡，不要用力太大。（2）用摇把摇进、摇出手车时，51、听到丝杆、丝母脱扣的声音，要停止摇动，此时检查锁定机构是否锁好，切不可继续摇动造成机构损伤。（3）操作过程中要认真按操作程序和操作票执行，任何操作中的疑问，如开关不能合闸、接地刀闸或开关不能操作等，都可能是由于正常的闭锁，要查明原因，不可强行操作，以免损坏开关。（4）开关若在试验位置或工作位置不能合闸，应检查开关是否到位、是否已处于合闸状态；检查是否选用了合闸闭锁装置，而辅助电源未接通或低于技术条件要求；检查二次线路是否准确；检查限位开关是否接触良好；检查操作电源是否正常，开关是否已储能。（5）开关在合闸位置不能摇至工作位置，要查看地刀是否在分闸位置，若处于合闸位置应将其拉开。（6）接地刀闸不52、能进行合闸操作，要查看开关是否由于电磁锁闭锁或开关在工作位置，若开关在工作位置应将开关移到试验位置或检修位置，接地刀操作要使用专用的接地刀操作手柄。（7）后柜门不能打开，要检查地刀是否在合闸位置，若在分闸位置应将地刀合闸。7、小车开关投入、退出流程7.1 小车开关投入步骤： 投运前检查开关却已分闸； 检查接地刀闸在断开位置； 合上小车开关的控制电源、储能电源等 将小车开关遥至工作位置；将断路器柜门上的储能旋钮选择开关切至“投入”位置 将断路器柜门上的就地/远方选择开关切至“远方”位置； 检查各装置无异常，远方操作合闸；7.18 检查线路电压电流无异常送电完毕。 7.2 小车开关退出步骤： 按照53、先负荷侧后电源侧的顺序依次断开断路器； 当远方无法分合闸时，在得到值长的许可后，可在就地进行分闸操作； 操作前应将真空断路器柜门上的选择开关切至“就地”位置； 操作完毕后，查找远方拒动原因并处理。8、配电装置的运行和检查8.1母线和瓷瓶的运行和检查 母线投运前应测量其绝缘电阻：35KV母线用2500V摇表测量，绝缘电阻 不低于 35M，400V母线用500V摇表测量，绝缘电阻不低于1M。 各连接点牢固，接触表面在75%以上，对封闭式开关柜更应详细检查，用0.05mm塞尺检查均应合格。 运行中母线检查： .1配电室不能漏水，清洁干燥，通风机完好，空调运行正常。 .2各连接部位应无过热变色现象，嗅54、不到异味，母线及其接头处温度最高不得超过70，运行中利用红外线测温仪进行监督测量。.3母线应清洁完整、无放电现象。运行中的母线及其接头应无过热变色现象，无明显松动或振动。.4各固定螺丝应不松动，母线无明显松动或振动。 .6定期对高压配电装置进行熄灯检查。9、真空开关的运行和检查 9.1真空开关检修后先验同期，并在试验位置试合、分两次，检查其结构及其合闸信号回路是否完好。 9.2禁止用无自动脱扣的开关，试送存在故障的线路。 9.3手车或开关应遵守厂家闭锁装置的要求进行操作。 9.4在分合闸操作后，检查机械位置指示是否正确。 9.5真空开关合闸不灵敏，应检查合闸电源、辅助接点、控制回路有无断线或接55、头松动，合闸线圈是否烧坏，及时联系检修处理。 9.6跳闸失灵的开关，禁止投入运行。9.7真空开关在运行中的检查项目如下：1）真空开关在运行中室内温度不能超过40，检查配电室内空调运行是否正常，否则应开启通风装置加强通风。2）无振动、无积水及异常放电声。3）开关分合指示应与开关运行状态相符。4）开关二次插头应无松动或脱落。5）高压带电显示装置指示正常。6）开关下口电缆终端应无破裂放电、过热变色现象。10、避雷器的运行和检查10.1避雷器应长期投入运行，如需退出运行需得到总工程师的批准。10.2避雷器投入运行前，外观检查清洁无裂纹，接地线良好，各种试验数据合格。用2500V摇表测量其绝缘电阻不低于56、2500 M，并记录放电计数器表码。10.3禁止在雷雨时对避雷器进行操作。雷雨后，检查避雷器引线有无损坏、变形和瓷套管有无放电痕迹，放电计数器有无动作，并作好记录。 10.4.避雷器运行中的检查项目如下：瓷套管应完整、无裂纹及放电痕迹。内部无放电声，检查放电计数器是否动作。各接头无松动现象，底座接地线完整牢固。运行中禁止触及接地线。 10.5发现以下情况，应立即停下避雷器：避雷器绝缘套爆炸、破损、严重放电，有焦臭味。避雷器内有放电声。避雷器引线松脱，有造成接地的可能。避雷器接地线松脱。 11、电流互感器及电压互感器的运行11.1电流互感器允许在大于额定电流10%时连续运行，电压互感器允许在大于57、额定电压10%时连续运行。11.2运行中的电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路。11.3电流互感器投运前的检查：套管清洁完好，树脂无裂纹、破损。外壳及二次接线（包括接地线）压接良好。 11.4电压互感器投运前的检查：高压熔断器完好，各部螺栓压接牢固。外壳接地良好，二次接线牢固，瓷瓶清洁完整，树脂无裂纹。11.5运行中互感器的检查项目如下：互感器应无放电声及噪声，瓷瓶、套管和外壳无裂纹。树脂互感器无变形、无流胶，无过热、变色、异味及放电现象。11.6电流互感器二次侧开路的现象：电流互感器二次侧本体开路发出嗡嗡响声，二次连线或端子开路发出吱吱放电声，且铁芯过热。树脂式互感器长时间开路58、，会开裂，严重时会着火，应设法处理或停用。12、电力电缆的运行和检查12.1 35KV电力电缆运行中允许温度不得超过65，测温办法可用红外线测温仪测量电缆外皮温度再加15-20的温差。12.2电缆线路的工作电压不应超过额定电压的15%。12.3正常运行不允许电缆过负荷，事故情况下，380V电缆允许过负荷10%，但连续运行不得超过2小时。35KV电缆允许过负荷15%，但连续运行不能超过2小时。12.4测量电缆绝缘电阻，1000V以下电缆应使用1000V摇表，1000V以上电缆使用2500V摇表，当测量出现以下情况时应立即报告上级领导分析原因，确定是否可投入运行。与过去相同环境温度下比较，新测量到59、的绝缘数值降低1/3-1/5。绝缘电阻相对不平衡大于2.5倍。12.5电缆在运行中检查，每周一次，电缆头接线牢固、清洁、无裂纹，无发热、变色、放电现象。电缆头应无损伤、严重腐蚀等现象，接地线完好。电缆沟盖板应齐全完整，沟内无积水、积灰，无油类污物。有积水积灰时应及时排除，支架应牢固。12.6发现下列情况时，应立即切断电缆电源1）电缆着火爆炸时，或击穿接地时。2）临近着火或电缆临近着火处有明显灼烧的可能时。13、主要配电装置的异常运行及故障处理13.1开关的异常运行及事故处理 13.1开关拒绝合闸的处理。检查合闸电源是否正常，合闸接触器是否良好，辅助接点插件是否良好。检查合闸操作按钮接触是否良好60、，信号灯是否正常。检查开关操作机构有无故障。检查继电保护、联锁及事故按钮是否正常。 13.2开关拒绝跳闸的处理操作机构失灵、拒绝跳闸的开关禁止投入运行。用事故开关或就地跳闸按钮重新操作一次。手动打跳跳闸机构铁芯。 13.3开关误跳闸或保护动作越级跳闸的处理根据表计信号判断误跳闸原因。若为单侧电源线路应立即强合一次。系统联络线和系统双电源线路，检查线路有压，应立即合闸。如开关已重合成功，在未采取有效安全措施前，禁止对本开关的操作机构、操作回路、继电保护进行内部检查。 13.4开关自动跳闸的处理开关跳闸按事故处理规定处理。35开关自动跳闸后，首先检查是否保护动作使其跳闸。有自动重合闸装置的开关重合61、不成功，不许试送。13.5开关事故跳闸后外部检查检查开关有无冒烟、过热、焦味、松动、烧损等现象。检查开关有无异音等异常现象，开关位置有无移动。13.6开关发生下列故障之一时，应立即停电，切断开关各侧电源:套管炸裂、接点熔化、人身触电、开关着火.13.7红绿灯是监视开关跳合闸回路完好性的依据，运行中不亮，要尽快查明原因并及时处理。13.8避雷器的异常运行和故障处理避雷器表面有放电声及拉弧时，应加强监视，做好停电检修的准备，如条件允许，应及时将避雷器退出运行，进行检查试验。当母线避雷器发生故障造成母线单相接地时，则避雷器所在母线的电源全部停电。13.9互感器的异常运行及故障处理.如互感器高压侧有损62、伤的象征或内部有冒烟现象，则应用开关将故障的互感器切除。一般情况下，不准使用取下保险等方法停用故障的互感器。有高压熔断器的电压互感器回路中，如能确定高压保险却已有两相熔断，在无接地的情况下，可直接退出故障的电压互感器。当互感器油着火时，应立即将故障互感器停用，然后用二氧化碳、四氯化碳、1211型灭火器灭火。电压互感器的故障处理.1 35KV、400V母线电压互感器的处理400V母线电压互感器的二次保险熔断，应立即切除相应母线的备用电源自投装置，然后再更换电压互感器二次保险，以防止备用电源自投装置动作。35kv母线电压互感器二次空开跳闸后应立即检查无异常适合一次。如还跳应对二次回路检查。更换3563、KV高压保险时，应先拉开直流二次空气开关，再拉开交流二次空开，并将电压互感器手车拉出柜外方可进行更换。恢复时，反过来进行操作。更换400V母线PT一次侧保险时，先取下二次侧直流保险，再取下交流保险，切不可拉开开关后更换保险。电流互感器的故障处理电流互感器二次回路开路时，应立即停用有关保护。应设法在该电流互感器附近的端子上将其短路，但必须注意安全。必要时可适当降低负荷电流以降低开路高电压。若采取措施无效或电流互感器内部故障，则应将该电流互感器停用检修。13.5电力电缆的异常运行和故障处理发生下列情况时，应立即停用设备，停用故障电缆。电缆绝缘击穿放电。电缆头或电缆接线盒过热冒烟。电缆损害、腐蚀严重64、危害安全运行时。电力电缆着火应立即先切断电源，然后再用四氯化碳、二氧化碳、1211型灭火器进行灭火。 第六章 无功补偿装置1、SVG的功能与特点SVG高压静止无功补偿器并联电网中，相当于一个可变的无功电流源，其无功电流可以快速的跟随负荷无功电流的变化而变化，自动补偿系统所需的无功功率。SVG是基于电压源型变流器的补偿装置，通过大功率电力电子器件的高频开关实现无功能量的变换。1.1 SVG的功能：1）提高线路输电稳定性2）维持受电端电压，加强系统电压稳定性。3）补偿系统无功功率，提高功率因数。4）谐波动态补偿，改善电能质量。5）抑制电压波动和闪变。6）抑制三相不平衡。1.2. SVG的特点：165、）控制系统采用基于DSP的全数字控制系统，相应控制速度快。2）控制系统是在SVC的控制系统的基础上进行改进的，增强了系统的稳定性。3）采用了PWM波技术，不仅自身不产生谐波，还能够对负载的谐波和无功进行补偿，实现源滤波的功能。4）采用国际先进的系统仿真软件，对谐波潮流、谐波阻抗、操作过电压等进行仿真计算，保证系统在不同运行的工况条件下，所设计的滤波器不与系统昌盛的并联谐振和谐波放大。5）监控系统采用一体化工作站，人机界面友好，方便使用和维护。2、工作原理SVG（Static Var Generator），即高压静止无功发生器，是专指由自换相的电力半导体桥式变流器来进行动态无功补偿的装置。装置在66、工作时通过电力半导体开关的通断将直流侧电压转换成交流侧电网同频率的输出电压，类似一个电压型逆变器，只不过其交流侧输出接的不是无源负载，而是电网。因此，当仅考虑基波频率时，SVG功率部分可以等效的被视为幅值和相位均可以控制的一个于电网同频率的交流电压源。它通过交流电抗器连接到电网上，无功的性质和大小靠调节电流来实现。3、无功补偿装置参数额定容量5Mvar额定输出电压35KV额定过载电流120%/长期输入主回路三相 35kV，50HZ输入控制回路AC380V冷却方式强制风冷防护等级IP30环境温度-10- +40环境湿度90% 无凝露4、SVG装置作用、组成 4.1 SVG装置作用：补偿电网中频繁67、波动的无功功率，抑制电网闪变和谐波，提高电网的功率因数，改善高压配电网的供电质量和使用效率，进而降低网络损耗，有利于延长输电线路的使用寿命。 4.2 SVG控制系统的组成：由控制柜、功率柜和脉冲柜组成。 控制柜：采集现场的电压、电流信号，计算处理后发出触发脉冲，同时监测晶闸管运行状况。 功率单元: 功率单元内部主要由功率单元板、IGBT模块、薄膜电容、突波吸收电容、型材散热器等。功率单元板接收主控单元发来的控制信号，经过解码生成触发脉冲控制IGBT的开通与关断，产生预期的补偿电流。功率单元板同时还有直流侧电压检测、故障检测以及通讯功能等。功率单元板检测的直流电压状况通过通讯功能上传到控制机系统68、。功率单元的故障检测包括IGBT过流、直流侧电压过压和功率单元超温，实现对单元最主要最直接的保护。检测到功率单元故障时，会在第一时间实现对设备的保护，并将故障信息反馈给控制机系统。功率单元是SVG的核心主电路，其采用模块化设计，结构和电气性能完全一致，用以实现功率变换。 功率单元板主要技术参数输入信号功率单元直流侧电压 IGBT过压、过流检测信号 散热器温度保护信号 输出信号4路IGBT驱动脉冲信号 IGBT状态信号 单元状态信号 光纤信号1路TXD通讯发送信号 1路RXD通讯接受信号 充电柜：是SVG系列链式高压静止无功发生器用来给系统充电并抑制谐波的。充电电阻用来限制SVG初始电流，充电完69、成后，合上充电柜接触器即可。三相电抗器串联在链式SVG输出侧，用来抑制SVG谐波。4.3 SVG装置投运和检修的验收 SVG功率模块的检查 .1 SVG功率模块配套件的联接应正确，安装应符合使用说明书的要求。 .2 SVG功率模块配套件的调试与保护整定应符合要求。 .3 SVG功率模块是否设有防护措施，防止误操作，保证人员安全。 .4 SVG功率模块损坏以新SVG功率模块更换时，须注意两者参数应完全一致。 .5 检修完毕应及时将接地线拆除，将接地隔离开关打开。 .5 检查SVG功率模块的安装和接线应符合产品外形图的安装要求。 .6 检查SVG功率模块的安装紧固螺栓应拧紧，各个支撑点应压实。 S70、VG控制系统的检查 .1 确认控制柜上开关面板的开关处于分离状态。 .2 巡视功率柜单元，查看有无异常情况。5、无功补偿装置投入、退出操作流程5.1 无功补偿装置投入步骤 确认SVG隔离开关在合位，接地刀在分位； 确认启动柜旁路接触器KM1处于分闸状态； 确认控制屏上各装置运行正常，各单机装置面板灯光指示无告警，无异常；检查触摸屏主界面一次回路状态正常； 检查各功率模块正常； 合上SVG出线柜断路器，检查各功率模块充电是否正常，无报警，触摸屏功率模块直流电压显示值是否正常； 按下SVG控制柜启动按钮，启动柜接触器KM1动作合闸 检查各模块电压值是否正常。5.2 无功补偿装置退出步骤 断开启动柜71、接触器KM1； 确认启动柜内旁路接触器已分闸； 断开SVG断路器； 风机自动停机，等待功率模块充分放电后拉开隔离开关。6、无功补偿装置巡视检查内容6.1 日常维护及巡视 经常检查室内温度，通风情况，注意室内温度不应超过40。 保持室内清洁卫生。 经常检查SVG是否有异常响声，振动及异味。 经常检查变压器柜、功率柜滤尘网是否通畅；散热风机运转是否正常。 经常检查所有电力电缆、控制电缆有无损伤，电力电缆冷压端子是否松动，高压绝缘热缩管是否松动。 SVG投入运行第一个月内，将变压器所有进出线电缆、功率单元进出线电缆紧固一遍，以后每半年紧固一遍，并用吸尘器清除柜内灰尘。 6.2 定期维护 SVG每运行72、半年，应对电路板、风道、柜内上的粉尘进行一次全面的清扫，建议使用吸尘器。 SVG每运行半年，应对变压器所有进出线电缆、功率单元进出线电缆紧固一遍。 6.3 定期保养 为了使SVG高压静止无功发生器能够长期稳定的正常工作，必须针对SVG内部元器件的使用寿命，定期进行保养和维护。元器件的寿命与使用环境及保养状况密切相关。SVG易损坏器件主要为冷却风机，在通常情况下，冷却风扇的使用寿命为：34万小时。具体可以根据运行时间确定更换年限。 冷却风机可能损坏原因：轴承磨损，叶片老化。判断标准:停机时风扇叶片等是否有裂缝，开机时声音是否有异常震动。 7、无功补偿装置异常运行及处理7.1常见异常现象及处理方法73、 序号异常现象 处理方法 1SVG无法工作检查充电接触器是否吸合，控制柜电源是否正常，连接电缆及螺钉是否松动。2SVG运行中停机检查网侧是否停电，控制柜中电源是否正常，变压器是否正常，控制柜中各电路板输出信号是否正常。3功率单元无法工作检查功率单元控制电源是否正常，控制柜中发出的驱动信号是否正常。4功率单元板上的指示灯全熄灭检查功率单元控制电源是否正常，功率单元板是否正常。5工业控制机显示器不显示或显示异常 检查控制机中电源是否正常，显示器驱动板是否正常。6功率单元光纤通讯故障 检查功率单元控制电源是否正常，功率单元以及控制柜的光纤连接头是否脱落，光纤是否折断。7功率单元过压、过流故障 检查柜74、间连线是否断开，光纤连接头是否脱落，光纤是否折断。 7.2故障原因及处理方法 序号故障类型可能原因 处理办法 1过流保护电流传感器工作异常 按复位按钮解除此保护，检测电流传感器是否正常及其供电电源是否正常 电网电压异常保护参数设置不正确 重新设置电流基准值和保护定值 2电网电压异常保护电压传感器工作异常 按复位按钮解除此保护，检测电压传感器是否正常及其供电电源是否正常参数设置不正确 重新设置电压基准值和保护定值 3功率单元故障 功率单元故障 按复位按钮解除此保护，重新启动。若无法复位，断高压检查功率单元 4功率单元欠压保护电网电压负向波动超过允许值 观察电网电压显示值是否过低功率单元控制板出现75、故障 将功率单元板拆下，检查欠压电路5功率单元 过压保护电网电压正向波动超过允许值 观察电网电压显示值是否过高功率单元控制板出现故障 将功率单元控制板拆下，检查过压电路 6功率单元超温保护环境温度过高 降低环境温度 风道堵塞 检查风扇 风扇损坏 检查散热器是否损坏散热器损坏 将功率单元控制板拆下，检查超温电路功率单元控制板出现故障 检测温度开关温度开关损坏 检测温度开关 7IGBT 短路保护IGBT损坏将功率单元拆下,检查 IGBT功率单元控制板损坏 将功率单元拆下，检查功率单元控制板 功率单元控制板损坏 将功率单元拆下，检查功率单元控制板 8通讯故障 光纤未插牢固 检查故障处光纤，并重新插接76、故障光纤 光纤折断 更换故障光纤 光纤接头损坏 更换故障光纤接头 运行中如果出现故障发生过电流现象，则调节装置将SVG闭锁，以免对功率单元造成损坏。故障排除后，应按调节装置“复归”键复归调节装置，解除闭锁，否则调节装置将一直闭锁SVG。SVG运行时，严禁打开启动柜柜门以及功率柜柜门，避免发生事故。如需对启动柜、功率柜内的部件进行检修，需断开SVG上级断路器并拉开上级隔离后方可进行。SVG运行时，由于SVG风机抽风的原因导致容易将灰尘吸入功率柜，定期清扫功率柜内功率单元上的灰尘。为了减少灰尘对SVG的影响，应经常打扫动态无功补偿室。第七章 SVG油浸变压器1、SVG油浸变压器技术参数厂家保定天威77、产品型号S11-4000/38.5产品代号标准代号GB1094额定容量4000KVA额定电压38.5/10KVA额定电流60/230.9A额定频率50HZ相数3相冷却方式ONAN联接组别Yd112、变压器的运行维护 2.1投入运行前的检查 全部检修工作结束后,有关工作票应全部收回。接地线，临时标示牌和临时遮栏应全部拆除，与运行无关的工具，材料及其它杂物应清理干净。 变压器投运前的绝缘检查1）变压器线圈电压500V以上使用1000-2500V摇表，线圈电压在500V以下用500V 摇表。2）分别测量高低压对地和高低压间绝缘电阻，其阻值不低于上次测量值的1/3。并测量R60/R15的比值，应1.378、，最低不能低于每千伏1M。如测量值低于规定值应汇报值长及有关领导。绝缘电阻测量结果与历次测量结果相比较，不应低于下表规定值，否则应查明原因：温度()1020304050607080最低绝缘电阻(M)45030020013090604025 3）变压器大修，事故检修和换油，加油后，应静止24小时，待清除油中气泡后方可投入运行。在特殊情况下要立即投运时，应将重瓦斯保护改于信号回路中，观察5小时无异常后改至跳闸回路。 变压器投运前的外部检查应包括下列各项：油枕和充油套管的油位。油色应正常，套管应清洁完好，无破损，无裂纹，无放电痕迹及其它异常现象。各散热器及油枕至箱体的油门全部打开。变压器各部无渗油、79、漏油现象。瓦斯继电器应充满油，窥视窗清洁。变压器顶盖无异物，各侧接线完整正确。变压器外壳接地良好，刀闸拉合灵活，接触良好。压力释放阀完好，油位计应完整且指示正确。呼吸器内吸潮剂应无受潮变色和浸油现象。各电压分接开关位置正确，且三相一致。 初次投运的变压器后变更无载调压分接头开关后，应测定变压器的直流电阻，用以检查各分接开关的接触情况，其值参照变压器出厂测试记录。2.2变压器运行中的监视应随时监视运行中变压器的各种表计指示不超过允许值并定期做好记录。每天应规定对运行中的变压器进行巡检，下列情况下对变压器进行特殊巡视检查， 增加巡检次数。新设备或经过检修，改造的变压器在投运72小时内；气候条件突变80、（如大风，大雾，大雪，冰雹寒潮等）时；雷雨季节特别是雷雨后；高温季节，高峰负载期间；运行中的变压器外部检查项目包括：油枕的油位、油色、油温是否正常，变压器各部应无渗漏油现象，本体引线无异物；变压器运行期间无异常噪音，吸潮器完好，硅胶无变色；变压器外壳及散热器温度正常，上层油温不超限；套管应清洁无破损及裂纹，无放电痕迹。母线和压接各连接点无过热现象，各连接点无变色。压力释放阀完好无损。瓦斯继电器内无气体。变压器散热设施运行良好，安全标志齐全。变压器的远方测温装置正常投入，与变压器本体温度风冷温控计的温度应接近。现场消防器材完备。端子箱内接线牢固，箱门关严。变压器贮油池和排油设施应保持良好状态。运81、行中的变压器进行异常情况处理工作的注意事项。变压器运行中滤油、加油、更换硅胶或在瓦斯保护回路上工作时，应先将重瓦斯改接信号位置，工作完毕后应静止3-5小时，无异常现象后重新投入跳闸位置。当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。变压器变更分接开关后，值班人员应将绝缘电阻及直流电阻的测量情况记入记录簿内。2.3变压器的额定运行方式变压器在规定的冷却方式下可按铭牌规范继续运行。变压器的一次侧电压允许在各分接头额定值的5%范围内变动，此时的额定容量不变。冷却方式冷却介质最高温度最高上层油温ONAF/ONAN4095 运行中的变压器上层油温，可按下表规82、定运行。 当冷却介质温度下降时，变压器的上层油温也相应下降，为防止绝缘油加速老化，变压器的上层油温一般不超过85。变压器外加一次电压可较额定电压略高些，但一般不应超过相应分接头电压的5%，无论电压分接头在何位置，如果所加一次电压不超过相应额定值的5%时，则二次可带额定电流且容量不变。3、SVG变压器的异常运行及处理（参考组合式变压器）第八章 接地变压器及消弧线圈1、接地变压器消弧线圈系统在接入时必须有电源中性点，在其中性点上接入消弧线圈。接地变压器的作用是在电力系统为型接线或Y型接线中性点未引出时，用接地变压器构造成系统中性点。接地变压器采用Z型接线的变压器，即ZN，yn11连接的变压器。由于83、变压器高压侧采用Z型接线，每相绕组由两段组成，并分别位于不同相的两铁心柱上，两段线圈反极性连接，两相绕组产生的零序磁通相互抵消，故零序阻抗很低，同时空载损耗也非常小，变压器容量可以100%被利用。用普通变压器带消弧线圈时，消弧线圈容量不超过变压器容量的20%，而Z型变压器则可带90%100%容量的消弧线圈，可以节省投资。接地变压器除可以带消弧线圈外，也可带二次负载，代替站用变。在带二次负载时，接地变压器的一次容量应为消弧线圈与二次负载容量之和；接地变压器不带二次负荷时，接地变压器容量等于消弧线圈容量。2、调匝式消弧线圈调匝式消弧线圈是在消弧线圈设有多个抽头，采用有载调压开关调节消弧线圈的抽头以84、改变电感值。在电网正常运行时，微机控制器通过实时测量流过消弧线圈电流的幅值和相位变化，计算出电网当前方式下的对地电容电流，根据预先设定的最小残流值或失谐度，由控制器调节有载调压分接头，使之调节到所需要的补偿档位，在发生接地故障后，故障点的残流可以被限制在设定的范围之内。装置总体构成： 3 、接地变压器技术参数设备名称站用变出厂序号14484生产厂家保定天威规格型号THT-DKS500/35-160/0.4容量4000KVA频率50HZ短路电阻3.93%联接组别DYN11额定电压35KV/0.4KV额定电流9.2A/231A4、接地变的运行和维护：（详情请参考SVG油浸变压器）5、接地变的投入585、.1 合上接地变小车开关断路器，检查各仪表指示正常。5.2 合上低压侧断路器开关，操作时注意仪表变化。接地变投入后应立即检查有无异响、异常现象。5.3 接地变压器应根据显示器上的数据监视其正常运行如变压器在过负荷情况下运行应密切监视电流变化情况。6、接地变停运依次断开低压侧开关，高压侧小车断路器开关。7、接地变维修与检查的注意事项 7.1停电状态下的维修检查 停电维修和检查时，应该核实变压器和有关用电设备一切断电源。 应该采取使开关电器不能重新关合，切断操作电源及联锁的安全措施。 接触带电部位时，一定要用与这一回路电压相适应的验电器检查，确认带电部位处于无电压状态。 为了避免电磁感应和静电感应86、引起的危险，应该在接线端接好接地线后才进行维修和检查工作。 7.2其他注意事项工具使用前和用毕后都要清点件数，以防遗留，并且要防止因工作失误或工具破损等而造成变压器损伤等事故。 8、消弧线圈参数8.1电压等级：6KV66KV8.2母线段数：两段8.3电容电流测量误差：小于2%8.4调档时间：小于15s8.5接地残流：小于5A8.6控制器电源：一路交流220V，50Hz；一路直流220V/110V，额定频率：50Hz8.7控制器适用环境温度：-10+45湿度：小于95%8.8选线路数：842路 通讯接口：RS232/RS4859、工作原理调匝式消弧线圈是在消弧线圈设有多个抽头，采用有载调压开关调87、节消弧线圈的抽头以改变电感值。在电网正常运行时，微机控制器通过实时测量流过消弧线圈电流的幅值和相位变化，计算出电网当前方式下的对地电容电流，根据预先设定的最小残流值或失谐度，由控制器调节有载调压分接头，使之调节到所需要的补偿档位，在发生接地故障后，故障点的残流可以被限制在设定的范围之内。正常运行采用过补偿方式，消弧线圈接地回路并接阻尼电阻。该装置配置的接地选线模块，采用有功功率法来选择出接地故障时的接地线路，即发生接地故障时，采集各线路的有功功率，有功功率最大的线路即为故障线路。10、电容电流测量方法当系统未发生接地故障时，消弧线圈与系统对地电容形成串联谐振回路，等效原理图如图所示：其中：E088、系统不平衡电压U0位移电压I0零序电流XL消弧线圈电抗R阻尼电阻XC被测电容容抗建立如下方程：E0=U0+I0*XC在该式中，U0、I0可实测，而E0不能测量，无法求出XC。为此，改变一下消弧线圈挡位，调档前后E0、XC不变，建立如下方程组： E0=U01+I01*XC E0=U02+I02*XC解方程组得： XC=（U02-U01）/（I01-I02）电容电流IC可求得： IC=相电压/XC第九章 继电保护及自动装置运行规程 1、继电保护及自动化装置的守则 1.1 继电保护及自动装置的投入、停用、改变定值及校验等，均应向管辖该设备调度申请，经过批准后，可由现场值班人员操作。1.2 所有二次设89、备的工作,必须办理工作票手续，现场值班人员在取得值班调度同意后，才允许其工作。 1.3 危及设备安全运行的继电保护及自动装置的故障，运行人员必须立即向调度汇报并联系公司技术部及检修部人员进行处理，不得随意拖延时间。 1.4 在继电保护装置及其二次回路上工作前，任何人员必须填写工作票，并由运行人员进行监护，并认真按工作票与实际情况作好安全措施。在工作完毕时，运行人员应进行验收，并将工作项目、接线和定值更改情况作好记录。 1.5 值班人员负责对继电保护及自动化装置进行巡视检查。发现有可能使保护装置误动作的异常现象时，及时向调度汇报并与检修人员联系。 1.6 在设备发生故障或不正常情况，有开关或继电90、保护动作时，值班人员应根据开关动作情况和继电保护动作信号，做好详细记录后方可复归，并及时汇报调度及有关人员。 1.7 当录波器来“装置异常”信号后，报告值长，并及时通知检修人员处理。并记录故障录波装置的动作时间、故障、操作情况。 1.8 监视直流电源系统运行状态，按规定进行调整。 1.9 值班人员负责更换继电保护及自动化装置使用的熔断器，必须使用符合规定的熔断器。2、 继电保护装置及自动化装置投运和检修验收 2.1 各部接地完好； 2.2 交直流电源恢复正常，继电器及微机保护定值恢复正确； 2.3 检查接线和定值更改情况，并作好记录； 2.4 有巡检（试验）装置的，应进行一次巡检（试验）的正确91、性检查； 2.5 动作出口方式选择是否正确； 2.6 按变动定值单复核压板（软、硬压板）投退是否正确。 3、继电保护装置及自动化装置的操作3.1 退出保护出口压板。 3.2 断开保护投入压板，投直流电源，这时装置面板上运行灯亮。 3.3 电压互感器和电流互感器有且仅有一处接地点，接地点宜设在主控室，并应牢固焊接在接地小母线上。 3.4 检查交流回路三相电压、电流相序及相位正确。 3.5 依据同步相量测量柜GPS时钟同步装置，校对液晶显示屏的时钟。 3.6 保护定值按调度定值整定通知单整定，站有保护的定值整定完后，打印一份各保护的定值清单，核实无误后存档。 3.7 投运前退出装置传动试验的全部试92、验项目，避免正常运行中因误操作导致装置误动作。 3.8 检查各CPU保护软压板是否正确投退，“1”为投入，“0”为退出。最后投入需投入的保护硬压板。 4、继电保护及自动化装置运行中规定 4.1 系统运行方式有变动时，投退保护压板应按调度指令做相应的变更，记录在运行日志中。 4.2 投入运行的压板，每月应由值班人员核对一次，并将检查结果记录存档。 4.3 值班人员在交接班时，对继电保护及自动化装置做如下检查： 继电器外壳应清洁完整，内部无异常声音及异味。 信号继电器、保护装置指示灯及仪表指示正常，保护压板投入正确。 长期不投的压板应取掉，短期不投的应拧紧。 微机保护各指示灯，打印机指示灯应指示正93、常。 各盘柜内压板标志准确、清楚。 5 继电器运行中，值班人员不允许打开继电器外壳。但是在处理紧急异常事故时，如出现继电器冒烟，有明显的误动作可能，可先做处理，后汇报调度，并做好详细记录。 4.5 继电保护及自动化装置不正确动作后，应保持原有状态，以便事后调查，并汇报值长。 4.6 在保护压板清退前提下，继电保护电源的投退，先投装置的直流电源，后投交流电源。退出时与之相反。 4.7 按动监控器面板上键盘，必须按规定的操作程序操作。 4.8 下列操作必须经过电力调度中心批准，方可进行。 开出传动。 修改定值，固化定值。 设置运行CPU数目。 改变定值区。 改变本装置在通讯网中地址。 5、继电保护94、定值单管理专项规定 5.1 继电保护定值单（站有参数必须为实测值）和符合实际情况的继电保护原理接线图必须登记存档于现场资料室。 5.2 山东省调与青岛地调下发的定值通知单的保护定值输入装置内后打印（由厂家人员输入），打印页交往下发调度中心进行校对。注：保护定值单详情参阅“调度保护定值通知单（山东电力调度中心）和地调继电保护定值通知单（山东省电力调度中心） 5.3 定值通知单的核对：运行人员根据调度下发的定值通知单号、内容及注意事项与对应装置进行定值核对工作。 5.4 省调和地调下发的定值通知单应登记留存，并按限定日期内执行。 5.5 定值调试完毕，运行人员必须打印保存定值通知单，并在运行日志及95、交接班记录中记录清楚。 5.6 对省调和地调电话通知的临时保护定值，值长必须按期修改，工作结束向运行人员交代执行条件和作废日期，在记录簿上注明修改日期并签字。 5.7 定值单执行后，在回执单上签字并上交省调和地调。 6、35KV保护装置 6.1 35KV母线配备了母线差动保护、充电过流一段保护 母线差动保护：反应35KV母线、各引线的各种短路接地故障,是母线的主保护,保护动作于全停。 过流一段保护：它是35KV母线外部故障的主保护，同时作为差动保护的后备保护，经0.01S动作全停。 6.2. 35KV集电线配备了限时电流速断保护、定时限过流保护、不接地零序方向过流保护、过负荷保护。 限时电流速96、断保护：作为母差的后备保护，保护开关引出线相间短路故障，经0.3s跳开开关。 定时限过流保护：作为后备保护，1.5S跳开开关。6.3 SVG变、接地变装设了：一段过流、二段过流、控制回路断线保护、瓦斯保护、过负荷、压力释放、油温高。 一段过流保护：作为变压器的主保护,保护变压器内部和引出线相间短路故障，保护动作瞬时跳开变压器的高压侧开关。 二段过流保护：作为变压器的后备保护，保护变压器外部故障，动作经延时0.5S跳开变压器高压侧开关。 控制回路断线：SVG控制回路存在断线故障时会发出控制回路断线信号。 瓦斯保护分为轻瓦斯和重瓦斯，轻瓦斯发信，重瓦斯动作跳闸。 压力释放:保护动作于发信。 油温高97、是指温度达到定值后发信。 6.4 线路装设了：光纤差动、过流一、二段、PT断线保护。 光纤差动保护：作为线路差动范围内相间短路故障以及接地故障的主保护，保护动作后瞬间跳开线路两侧开关。过流保护一段：作为差动保护的后备保护，经1.2s跳闸。 过流保护一段：作为差动保护的后备保护，经1.9s跳闸。 第十章 交流UPS电源运行维护规程1、交流UPS电源技术参数序号名 称 数值/内容1交流输入电压三相四线380V-15%380V+15 2交流输入频率50Hz33直流输入电压220V+10220V-204交流输出电压220V 5电压静态稳压范围AC220V1 单相6电压暂态响应100加负荷或减负荷，电压98、变化5%，恢复时间5s7稳频范围50（10.01）Hz 8负载功率因素0.8（超前）- 0.6（滞后）9过载能力：120额定电流30s10允许最大冲击电流20011平均无故障时间（MTBF）250000h12生产厂家润海通科技13投产日期2015.52、UPS电源系统运行方式 正常工作时， UPS装置的交流380V电源由0.4KV开关柜引入交流输入空气开关K。交流旁路输入空气开关K3，直流220V电源由直流馈电柜引入直流断路器K2，两路互为备用。UPS装置将直流电变换成交流电，经过输出空气开关K5到输出母线上，不间断向负荷供电。3、UPS电源系统投运前检查项目3.1 检查所有检修工作票结束，检99、修交待完整，所有安全措施均已拆除，一、二次回路清洁完整，绝缘试验合格。3.2 检查交流输入空气开关K1、直流输入断路器K2、交流旁路输入空气开关K3，交流输出空气开关K5均断开.3.3 交流UPS控制电源系统的监控装置良好。3.4 UPS电源控制柜外观良好，无明显的破损。3.5 UPS电源控制柜柜内的电缆接头无松动。外壳接地良好。4、UPS电源系统投入操作步骤4.1 合上K1、 K2、K3；4.2 合上K5；4.3 检查直流输入电压、电流 ，交流输入电压、电流和交流输出电压、电流数值正常。5、UPS电源系统运行中检查项目 5.1 检查UPS装置的散热风扇是否运行正常，有无异响。5.2 UPS控100、制柜中的开关位置与实际运行位置相符。5.3 UPS控制柜柜内的电缆接头无过热、冒烟的现象。5.4 UPS控制柜柜内的母线排无过热、冒烟的现象。5.5 交流UPS控制电源系统的直流输入电压、电流 ，交流输入电压、电流和交流输出电压、电流数值正常6、UPS装置退出操作步骤6.1 合上K4；6.2 断开K1、K2。第十一章 防误闭锁装置运行规程1、正常倒闸操作必须使用微机五防系统，正常倒闸操作时应在监控系统上进行，并且通过微机五防系统操作预演。2、在监控系统上进行正常操作时不得强行解锁。3、正常的倒闸操作必须使用电脑钥匙，不得使用万能钥匙，万能钥匙应有值长保管，使用必须登记。3.1 微机防误闭锁装置101、的解锁钥匙及相关设备由运行值班人员负责检查、保管，按值交接，使用时做好登记工作。3.2 防误装置正常情况下严禁解锁或退出运行，正常操作时不得强制解锁或破坏锁具及闭锁装置。3.3 电气操作时防误装置发生异常，应立即停止操作，及时报告值长，在确认操作无误，经当班值长同意后，方可进行解锁操作，并做好记录，但必须认真核实操作票。3.4 当微机五防系统出现故障确或检修工作需要，必须使用解锁工具(钥匙)时，经当班值长同意，做好相应的安全措施，在专人监护下使用，并做好记录。3.5 当微机五防系统出现故障应尽快处理，此时可以使用就地操作，但必须征得值长同意，并认真填写操作票，履行操作票审批手续和操作监护制度，102、在就地进行操作时，至少应有两人进行。3.6 在危及人身、电网、设备安全且确需解锁的紧急情况下，当班值长同意后，可以对断路器进行解锁操作，应做好纪录。3.7 长期解除电气设备的闭锁装置，应有书面的申请，并经总工程师批准。同时，要采取相应的防止电气误操作的有效措施，并加强操作监护。第十二章220V直流系统运行规程1、直流系统的作用和组成 1.1直流系统的作用：直流系统在变电站中为控制、信号、仪表、继电保护及自动化装置、事故照明、通讯等提供可靠的直流电源，还为操作提供可靠的操作电源。 直流系统能够自动实现恒流主充电、稳压均衡充电、浮充电，并能根据电池状态进行主充、均充、浮充状态的转换，对电池组每次合103、闸操作和事故放电损耗的电能进行及时补充。 1.2 直流系统的组成： 本站电力电源的220V直流系统由充电柜、馈线柜、事故照明、逆变柜、蓄电池组成 .1充电柜:采用珠海瓦特电力设备有限公司提供的GZDW-C 系列直流电源装置。每面充电柜由5块 WEPR-22020CF高频开关整流模块、WDJ微机监控单元、 .2馈线柜：由各直流负载电源空气开关、放电开关、绝缘监测仪组成。 .3蓄电池组：圣阳牌GFMD-C系列电池采用最新的AGM技术、高纯度材料以及多项专利技术，使其具有较长的浮充和循环寿命，具有高能量比，低自放电率以及很好的耐高低温性能。 蓄电池技术参数表容量范围（C10）100Ah3000Ah设104、计寿命长设计寿命达15年（25）自放电小1%/月（25）高密封反应效率99%均匀一致的浮充电压50mV广泛的工作温度范围-1545端子-采用嵌铜芯圆端子结构设计。产品 型号额定电压10h率容量（Ah）长(mm)宽(mm)高(mm)重量 (kg)短路电流参考内阻端子 类型GFMD-200C220098.5174348.513.531000.50GFM-21.4 作为调度通讯装置直流电源的48V直流系统由3面柜组成，其中光传输设备及PCM设备柜1面、交流电源柜1面、综合配线柜1面。 .5充电柜:每面充电柜由3块中达电通ESR-48/50高频开关整流模块、MCS3000监控器、电池巡检仪、交流输入空105、开、直流输出空开、电池保护熔断器等组成。 .6馈线柜:由智能控制器、联络开关、放电开关、各直流负载电源空气开关组成。 .6电池柜:采用中达电通生产的DCF126-2/300固定型阀控密封铅酸蓄电池24块。 .7交流电源柜：由智能控制器和ATS型切换开关组成。 .8通讯配线柜:与调度、地调、电量采集等通讯接口。 2、直流系统投入前的检查2.1蓄电池投入前的检查 1） 蓄电池应完整无裂纹，无渗漏等现象。 2） 蓄电池室内温度、单个电池电压应正常。 3）蓄电池的连接应牢固、正确，极间应无短路现象。4） 蓄电池室的温度应保持在535之间，电池应避免受到阳光直射。2.2 高频开关整流装置投入前的检查。 106、1） 检查接线头无松动，断裂现象。 2） 检查柜内保险是否完好、插好。 3）检查各控制旋钮是否完好，指示灯是否正常。 4 ）柜内各元件无杂物，散热器上无导电体。 3、直流系统供电范围 电力电源220V直流系统供电范围表 220V直流系统供电范围表 序号序号1110kV线路保护柜 141#主变保护柜2防孤岛保护柜15关口电能表柜 3110kV线路测控柜1635kV段接地变柜435kV段分段断路器柜17UPS柜5电能质量在线监测柜18时间同步柜62#主变110kV侧CTC相接线1935kV段接地变柜72#主变测控柜202#接地变成套装置81#主变测控柜211#接地变成套装置9运动通讯柜221#SV107、G电源10保护装置信息子站232#SVG电源1135kV母线保护柜24光功率预测柜12公用测控柜 25有功无功控制柜13 故障录波柜26备用4、直流运行方式 4.1正常情况下,蓄电池以浮充电方式运行,蓄电池和高频模块并联,高频模块装置供给负荷电流,同时给蓄电池充电。4.2当高频模块装置停运或系统直流负荷突然增大,蓄电池转入放电状态.其全部或部分负荷由蓄电池供给，在系统恢复正常工作后，由高频模块装置向蓄电池浮充电，这样可以保证蓄电池经常处于充满状态。5、直流系统的参数设置及故障报警 5.1 电力电源220V直流系统参数设置及故障报警 系统设置完成系统自动管理所必须的参数设定，是系统自动管理的基础108、，非法更改可能造成严重损害，因此必需进行操作权限管理，即需输入正确密码方可进行设置。输入五位密码（密码为数字键）正确后进入系统设置，错误则返回系统主菜单，也可以按“F3”键直接返回主菜单。密码的出站设定为“12345”，用户可在系统设置中更改密码，密码设定必须为5位。当系统设置密码遗忘时，可用系统万能密码“02051”进入。当系统所有的参数需要恢复为出站默认参数时，输入“16888”即可，输入后参数恢复为出站缺省参数，需要根据系统实际配置重新设置参数。正确输入系统设置密码后，进入系统设置界面。“、”键用于改变光标位置，按“设置”键选择固定可选参数，“清除”键清除输入数据，“F1”键为向上翻页，109、“F4”键为向下翻页，“F2”键为保存后退出，“F3”键为不保存设置退出，系统以原设置的参数运行。下面详细说明系统设置的内容：设置系统交流进线情况，以供交流故障报警判断。当设置为交流一路供电时，如第一路交流异常，系统会报交流第一路电压异常信息，第二路交流信息系统则不处理。交流供电有第一路供电、第二路供电或是两路供电三种方式，用“设置”键选择；交流过、欠压值是主监器判断交流异常的依据，一般过压值设为220V1.15=253V,欠压值设为220V0.85=187V。5.2模块型号设置系统配置的模块类型，注意所选的型号一定要与模块型号相一致。模块通信协议有INP协议及MODBUS协议两种可选，如配的110、是-9后辍的整流模块，则采用MODBUS协议，其他-3、-5、-6、-8后辍模块都采用INP协议。通信模块及逆变模块可设置数量及相应的输出参数。输出干结点设置，如果硅链控制设为“NONE”，开关量单元的16结点可用于报警结点输出；否则只有13结点可用于报警结点输出，46结点用于硅链控制。如设为0，表示此故障信息不启用报警干结点输出。5.3系统对外通信的基本参数，通信地址在多机通信时作为本机的识别标志，可设置两位数字，通信速率可设置1200BIT/S、2400BIT/S、4800BIT/S和9600BIT/S四种通信速率，用“设置”键选择。通信协议有RTU、CDT，IEC103、MODBUS四种111、可供选择。6、直流系统的运行规定及注意事项 6.1 值班人员对运行中的直流电源装置，主要监视交流输入电压值、充电装置输出电压值与电流值、蓄电池组电压值、直流母线电压值、浮充电流值、绝缘电压值等是否正常。 6.2 直流母线电压的高低是由直流充电装置自动调整，直流母线电压应保持在220V直流系统供电范围表与220V直流系统的参数设置及报警规定值范围内，运行中如发现直流电压异常时，应检查直流充电装置有无异常，并汇报值长。 6.3 值班人员在交接班时应检查一次直流系统正母线和负母线对地绝缘值，直流母线对地绝缘电阻值不小于 25k。 6.4 值班人员每日应检查直流电源装置上的各种信号灯、音响报警。 6.112、5 检查智能监控装置工作是否正常，如不正常通知检修人员处理。 6.6运行中如直流输出开关跳闸或熔断时，发出报警信号，应尽快分析和找出故障点，立即进行排除和处理。 6.7蓄电池采用浮充电方式运行，即蓄电池和充电装置并联，负荷由充电装置供给，同时充电装置用不大的电流向蓄电池充电,以补偿蓄电池的自放电。在交流电全停或充电装置异常和故障情况下，全部直流负荷由蓄电池供给，交流恢复或充电装置恢复正常后，负荷仍由充电装置供给,蓄电池回到浮充电状态。 6.8 检查蓄电池的单体电压值，单节电池电压应保持在220V直流系统供电范围表与220V直流系统的参数设置及报警规定值规定之间进行浮充充电,最大充电电流不大于 113、0.10C 10,电池经常保持在充足电状态，以保证在失去浮充电源时供给直流负荷的需要。 6.9 蓄电池应保持清洁、阴凉、干燥、通发良好状态，电池运行温度应在1030之间，相对湿度不大于 80%。蓄电池外壳有无膨胀,漏电解液现象，蓄电池间的连接有无过热、松动现象。高频电源模块有无报警及过热、异音等故障,输出电压是否正常。6.10 蓄电池室内照明使用的防爆灯，其中有接在直流事故照明母线上。正常运行时两组蓄电池分段运行，严禁并联运行。 6.11 直流系统正常运行，直流绝缘监测装置投入运行。 6.12 直流系统接地后，微机绝缘监察装置发出警报，显示哪一路接地。经运行人员核实后汇报值长和站长，按指令处理114、并做好记录。如接地在控制回路，在取下保险前，应退出可能误动的保护压板。 6.13 严禁直流系统两点接地。 7、蓄电池组日常维护 7.1 放电 放电终止电压如下：请不要使电池的端子电压低于此数值，不能用放电后的状态存放，放电后立即充电： 放电电流（A） 单体平均放电终止电压（V）0.1C10以下或间歇放电 1.900.1C10以下或近似电流 1.80 0.16C10以下或近似电流 1.75 0.23C10以下或近似电流 1.70 最大放电电流规定时间放电电流（A）1 分3C105 秒6C10 7.2 充电 1） 浮动充电（定电压充电） 2）浮动充电电压，应经常保持蓄电池端子电压每单体在 2.23115、V。 3）长时间偏高时（过充电）：液体减少加速正极板栅腐蚀，缩短寿命； 4）长时间偏低时（充电不足）：加速正极板栅腐蚀和负极活物质劣化缩短寿命不能满足负载的使用要求； 5）在使用初期，浮动充电时各个电池的电压差别稍大些，但会逐渐缩小。如使用初期单体电压是2.10V2.50V,六个月后检查时，电压范围变成每单体2.23V0.10V就属于正常。 6） 恢复充电 7）恢复充电应按浮动充电来实行。 8）充电初期的电流没有特别规定,但如果限制在0.1C0.25C安培以下充电，能在2525h以内充入放电量的100%以上。 9）另外，要使其完全恢复（充电量至放电量的大约105%），有必要在达到设定电压后继续116、充电24h。 7.3 充电时的注意事项 1）.如果设定的充电电压每单体超过2.23V,充电末期充电电流超过0.05C10,会对蓄电池的外观，性能，寿命等造成永久性的劣化，应特别注意充电电压。 2）使用有下降特性的电压充电装置，且充电电压精度为2%以内（负载变动0100%时）的充电器。 3）浮动充电电压在一般室内使用温度（535）是每单体为2.23V，但是长时间低温或高温等特殊环境下使用时以 25度为基点，对充电电压以“-3mV/单体”进行修正较为合适。这是为防止低温时的回复充电的时间加长及高温时过充电造成电池的劣化。 8、直流系统的操作程序 8.1 充电装置投入: 首先接通交流电源,将交流输入117、空开1QF（2QF）合上,此时指示灯有指示。接通了15号模块输入电源，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为0A，按下模块A/V按钮，则模块输出电压为232V左右。本装置为两路交流输入自动互投，站以再合上空开1QF，以备当一路交流故障时，另一路交流自动投入。 将联络屏上刀闸DK1扳至直流输出位置，此时母线电压有显示，再将刀闸DK3（DK4）扳至电池投入位置，此时电池电压及电池电流表有显示。 8.2 充电装置倒闸操作说明 本套直流系统为两充两电装置，正常工作时，1号、2号充电装置处于运行状态。当一组蓄电池出现故障时，应将1号充电装置联络屏中的刀闸DK3扳至联络开关位118、置（I馈母-II馈母），将1QS2扳至停止位置即可，则2组蓄电池对I馈母供电。 本套直流系统监控单元可在“自动”和“手动”两种方式下工作，为了防止在“手动”方式下均充时间过长，监控单元会自动监视均充时间，当均充时间超过用户设定的均充时间时，就会转入浮充。 9、直流系统异常运行及处理1、直流系统接地1.1 现象 1)发出直流母线接地信号； 2)直流母线绝缘监测仪上绝缘电阻降低（金属性接地则该极降至零），另一极电压升高（金属性接地时电压升高至母线电压）。1.2 处理 1)用微机绝缘监测仪查找接地； 2)用微机绝缘监测仪确定接地支路； 3)检查直流母线正、负极对地电压，查明接地极性及程度； 4)对于119、有关接地支路负荷，在不影响正常运行的情况下进行拉、合操作，确定接地地点； 5)在微机绝缘监测仪发生故障或无法确定接地点时，试拉各路可疑回路，查找接地。6）确认接地回路后恢复其余支路，在处理接地支路，对故障支路全检查，查看接线有松动、二次线有无虚接、接线是否错误等。1.3 查找接地应遵循原则 1)不能危及生产安全； 2)试拉各路可疑回路时，应遵循先室外，后室内、先照明后负荷原则； 3)拉负荷时应遵循先从影响小的负荷开始拉，避免扩大事故。1.4 查找接地顺序 1)在接地故障发生时正在操作的设备； 2)易发生漏水、腐蚀、受潮的回路； 3)允许瞬时拉合直流电源的回路； 4)对运行无影响的回路； 5)重120、要负荷； 6)绝缘监测装置、整流装置； 7)母线或蓄电池组； 8)对于积灰较严重，且受潮，绝缘普遍下降的系统，应立即对母线及端子进行清扫，然后再找故障。 9）发生接地后，值班人员应迅速查找，并将接地点隔离，及时处理。1.5 查找直流接地注意事项 1)对不稳定接地，可待其稳定后进行查找； 2)停止直流回路的所有工作，以免造成二点接地或短路等异常情况； 3)试拉重要负荷或解除有关信号、控制、保护回路应先经联系，做好安全措施，并征得值长同意； 4)查找直流系统接地点时应有二人进行，一人操作，另一人进行监视接地变化情况，以判断有否接地故障之设备。2、熔断器熔断的处理2.1 现象 1)熔断器有熔断现象；121、 2)如蓄电池熔丝熔断，则直流母线电压及微机整流装置输出电流降低，发“电池熔丝断”报警信号； 3)如整流装置输出熔丝熔断，则直流母线电压降低，整流装置输出电流为零，蓄电池放电。2.2 处理 1)检查有关报警信号，确认报警正确； 2)故障设备若有备用，应切换至备用设备运行，停用故障设备； 3)检查故障保险，查明原因排除故障，更换保险； 4)正常后，恢复原运行方式。3、直流母线电压异常的处理3.1 现象 1)直流母线电压表指示异常； 2)发相应的直流系统电源故障信号。3.2 处理 1)检查整流装置是否正常，必要时用备用整流装置代替，调整合适的浮充电电流； 2)检查是否因负荷变化引起，若是则重新调整122、负荷分配； 3)若为误报警，进一步查找处理。4、直流母线电压消失4.1 直流母线电压消失，主要原因为母线短路引起，若故障点明显，立即将故障点隔离，恢复送电。4.2 若发现负荷回路故障，查明该回路确无短路后，方能送电。4.3 若故障点不明显，应断开失电母线全部负荷和电源检查母线绝缘，用整流装置对母线试送电，正常后再送蓄电池组，然后逐个恢复直流负荷。第十三章 电能质量采集终端1、基本工作原理终端通过RS-485接口或脉冲采集接口与电表通信，按设置的要求采集电表数据，经主处理器分析、处理后保存在Flash中，并可通过TCP/IP网络、拨号MODEM、专线MODEM和RS-232/485等远传通道上传123、给主站系统。2、主要功能 数据采集通过抄表RS-485可定时采集电表上的各项数据并存储，也可以人工随机查询并显示。也可通过脉冲采集接口接收脉冲信号，并转换为电量数据定时存储。 参数设置可以本地或远程设置表计档案和终端运行参数。 数据存储终端配置有大容量Flash存储器可将96块电表、时间间隔15分钟的电量数据保存60天以上，断电情况下数据保存时间10年。 系统对时终端可通过主站远程对时，也可通过本地RS-232口对时。 异常情况记录当终端本身出现故障时，可以自动产生记录并保存。同时可以根据主台的需要上传相关信息。 数据通信与主站通信可采用以太网(TCP/IP)、话音拨号MODEM、模拟专线MO124、DEM和上传RS-232/485方式。 安全功能具备密码设置和权限管理，防止非法操作。3、终端日常维护的基本步骤在日常巡检中，可按下列步骤检查终端的运行情况。3.1观察终端的电源指示灯是否亮，如不亮，检查电源是否有电、电源线是否接触良好，另外，保险保护端子中的保险管是否完好。3.2终端平时处于屏幕保护状态，按任一按键，看屏幕是否切换显示画面，如不能切换显示说明有故障。3.3观察终端屏幕底部的“小时:分钟”显示，看是否实时更新。如不变化说明终端有故障。3.4任选几块电表执行随机抄表，检验终端的随机抄表功能，正常情况下，在2-3秒后应显示该电表的电量数据，如显示“表计无数据返回”，则请参考第5章相125、关内容查找问题原因。3.5在到达定时抄表的时间时，在终端的左下方，应实时显示“xxx抄表成功”等字样，说明终端正在抄表并抄表成功；如无显示，则请参考第5章相关内容查找问题原因。4、更换电表时的注意事项 由于RS-485为总线连接方式，一路RS-485下的所有电表均接在一对通信线上，因此为防止因换表而导致该路RS-485下其它电表中断与终端的通信联络，在拆卸电表时应保证RS-485通信线的A和B不要短路，且各自处于导通状态。在更换电表完毕后，要记住在终端的表计档案中作相应的更改，重新设置表址，并进行一次本地随抄（即表码查询）以验证安装正确。5、增加电表时的注意事项当终端增加电表时，应注意以下几点126、。1 合适的RS-485通道，可根据通道已接入电表的数量、通信线的长度、通信协议和该计量点与其它计量点的特点（如电压等级）来选择。2 电表的RS-485通信线应接在表盘内的接线端子排上，再用跨接线连接到终端的RS-485通道接线端子上，不应直接接入终端上，以免因接线插拔接线端子导致其它通道的通信中断。如图4-1。图4-1加入新电表接线示意图3 在终端中加入新表计档案，设置表址后执行随机抄表，确定接入电表正确，最后将新的表计档案录入到主台内。第十四章 ISA-300变电站综合自动化系统1、基本构成ISA-300变电站综自系统站控层设备包括SCADA服务器、操作员工作站、远动工作站、继电保护及系统127、维护工程师工作站、防误系统、301C系列通信接口设备、GPS对时设备、打印机、音响报警装置、网络设备、直流逆变器（或UPS）及通信电缆等。 1) SCADA服务器具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集处理、存储、分发及命令下发的中心。 2) 操作员站站内自动化系统的主要人机界面，用于：图形及报表显示；事件记录及报警状态显示和查询；设备状态和参数的查询；操作指导；操作控制命令的形成和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全所设备的运行监视和操作控制。 3) 系统维护工程师站供系统管理人员进行系统维护，可完成以下工作：系统配置数据库的定义修改；系统组态图形的定义修改；报表的制作修改；网络128、维护、系统诊断等。 4) 继电保护及故障信息工程师站供继电保护运行管理人员使用，能够：对全站保护装置的软压板、定值和参数进行有效的管理；接收保护装置上送的各种动作报警信号及录波信息；可以利用附带的继电保护故障分析软件形成事故分析报告。本模块也可作为子站与继电保护信息系统的主站配合，进行站级保护装置和故障录波设备的管理和各种信息处理。 5) ISA-301C系列通信接口设备ISA-300系统提供ISA-301C系列通信接口设备，包括远动工作站、前置机、通信管理机、协议转换器等，按系统需求和组网模式进行设备选配。远动工作站连接着间隔层的保护测控装置和各种智能采集设备，收集系统模拟量、开关量和电度量129、等信息，经规约转换和处理后，以各种远动规约，通过模拟通道、数字通道或网络向调度端/集控站传送信息；同时接收远方调度的控制命令，转发给相应的智能设备，完成控制端和间隔层设备的信息交互。前置机、通信管理机和协议转换器则可用于接入各类间隔装置和智能设备，支持串行接口、CAN总线口、以太网口等。功能上，这些设备可实现间隔设备的部分集中，或完成接口介质/通信协议的接入转换，然后以网路接口接入系统站控层监控网。根据变电站的具体要求，通信接口设备可采用双机冗余配置，当一台故障时，另一台能执行全部功能，实现无扰动切换。6) 网络设备系统采用网络交换机作为网络连接设备，还可选配防火墙、路由器、网关等其他设备。网130、络设备采用工业级产品，网线采用超五类屏蔽双绞线，也可采用光纤（如在高压室与主控室之间采用光纤连接）。7) 卫星时钟校对设备 全站设置一套GPS对时设备，可跟踪GPS卫星8颗。开机卫星捕捉时间1min，天线射频灵敏度为-170dB，馈线1.56GHZ、0.4dB/m，RS-232C/RS-422/4856个，对时误差1ms。 2、功能说明2.1数据库的建立与维护1) ISA-300变电站综合自动化系统后台软件建立如下数据库：a) 实时数据库：装入变电站自动化系统采集的实时数据，其数值根据运行工况的实时变化而不断更新，记录被监控设备的实时状态。实时数据库的刷新周期按工程要求设置。b) 历史数据库：131、对于需要长期保存的重要数据将按选定周期存放在数据库中。数据库中所有历史数据可按文件形式转存作长期存档。 2) 数据库内容包括：装置所采集的实时数据；变电站主要电气设备的参数；历史资料数据；经程序处理数据等。 3) 数据库管理功能包括： a) 快速访问常驻内存数据和硬盘数据，在并发操作下能满足实时功能要求。b) 允许不同程序对数据库内的同一数据进行并发访问，保证数据库的完整性和一致性。c) 具有良好的可扩性和适应性，满足数据规模的不断扩充，及应用程序的修改。d) 系统配置一致性：l 不涉及系统信号点表映射的组态更改，可在线完成；l 从监控系统的重要性和运行稳定性考虑，系统在涉及点表变化时，必须退132、出服务器和客户机软件，离线更改系统相关项目，然后运行监控软件，确保分布系统的一致性；l 仅更改系统组态图中的信号配置而不改变图的类型和数量，不必退出系统即可实现变更生效；l 监控运行中，可以对信号闭锁告警、人工变反、人工设数和遥控闭锁。e) 计算机系统故障消失后，能恢复到故障前状态。 f) 可以用同一数据库定义，生成多种数据集供外部调用。 g) 可方便地交互式查询和调用，响应时间满足工程要求。 h) 具有实时镜像功能。 2.2五防功能系统提供完善的变电站五防功能，所有操作均经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出。站控层实现面向全站设备的综合操作闭锁功能，间隔层测控单元防误实现本单元所控制设备的133、操作闭锁功能。1) 间隔层测控单元间具备直接通讯功能，且不依赖于站控层设备。测控单元间联锁逻辑所需的信号可由其它测控装置准确快速传送；同时，测控单元充分考虑联锁单元通信容错或装置检修时的防误功能安全实现。2) 站控层防误系统即微机五防系统，由五防主机、电脑编码器（含电脑钥匙）、编码锁具三大部分组成。本系统提供如下两种微机五防实现模式：1) 与独立五防主机（模块）配合实现五防操作闭锁a) 五防主机（模块）与监控后台在逻辑上独立，采用通信方式实现信息共享和相互联系；b) 控制操作、票项管理、通信发起等均由五防系统主动进行，后台平时被动闭锁所有控制操作，仅在五防允许后台控制时可以下发相应控制命令；后134、台系统中没有票项的管理任务。2) 基于间隔五防的与监控后台一体化模式a) 五防不再设立专门的工作站，和操作员站采用统一的数据库组态、统一的画面组态、统一的操作画面、统一的数据库和统一的五防规则库，即完全意义上的“一体化”；b) 在站层监控系统实时库中，包含设备五防类型、设备五防锁类型、设备五防地址码等五防属性；c) 五防规则库分站控层和间隔层两个部分，间隔层规则库是站控层规则库的子集；d) 间隔层测控装置包含间隔层规则库，实现间隔内控制设备的操作闭锁；e) 典型操作票模板和操作票编辑输出功能由操作票管理模块实现；操作票形成后，其执行过程的每一步都接受规则的校验，已执行过的五防遥信状态校验贯穿执135、行的全过程。综上，系统在站控层和间隔层均加入防误闭锁功能，可完善的实现变电站五防功能需求，使得所有现场就地操作、站控层遥控操作和调度远控操作等均受到防误操作闭锁规则校验，确保系统操作安全。五防信号按照信号类别划分为遥信和遥测两种，一般使用的都是遥信状态信号。五防信号按照来源划分为本间隔信号和相邻间隔信号；本间隔信号由装置的测控采样模块获得，而相邻间隔的信号则通过间隔间的数据交互来获得。相邻间隔信号的获得可通过同一物理连接的以太网或现场总线得到。五防规则的配置为保证灵活性，通过脚本来实现。五防规则的脚本文件可由专门的间隔层五防配置工具编辑、编译和校验后通过FTP文件方式保存到装置上。装置接受脚本136、文件后作为五防判断的规则。间隔层五防配置工具包含在站控层，间隔层的五防规则和站控层的五防规则一致。2.3同步对时系统配置卫星时钟设备接收GPS的标准授时信号，以便对站控层各工作站及间隔层各单元等有关设备的时钟进行校正；同时具备通过远动装置接收调度主站端的标准授时信号的能力。 1) 系统统一配置卫星时钟，采用一钟多个授时口的方式以满足系统和智能设备的寻时要求；授时方式灵活方便，采用硬对时、软对时或软硬对时组合方式。2) 间隔层设备可接受以下标准同步时钟信号之一来满足对时需求：脉冲信号（空接点、差分信号）、IRIG-B（DC）码、时间报文（串口）、以太网对时信号。3) IRIG-B（DC）码对时的137、缺省模式采用差分输入方式，对时精度不大于1MS。2.4监视和报警 通过显示器对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视。a) 显示画面支持电网拓扑识别功能，即带电设备颜色标识，带电标准由用户指定。所有静态和动态画面存储在画面数据库内，用户可方便和直观地完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并能与其他工作站共享修改或生成后的画面。b) 画面采用符合Window标准的窗口管理系统，窗口颜色、大小、生成、撤除、移动、缩放及选择等可由操作人员设置和修改。c) 图形组态工具具有动态棒图、动态曲线、历史曲线，实时表格等各种画面制作功能，支持矢量汉字字库。画面中可灵活定义138、实时数据、计算数据并建立各种关联。d) 历史报表功能模块集成于监控系统中。具有生成、编辑、调取、检索、打印报表等功能。系统监视主要画面包括： a) 电气主接线图：设备实时运行状态（断路器位置、变压器分接头位置等）、主要电气量（电流、电压、频率、有功、无功、变压器绕组温度及油温等）的实时值。接线图能够指明潮流方向，并通过移屏、分幅显示方式显示全部和局部接线图。 b) 二次保护配置图，反映系统保护装置投切情况、整定值和压板位置等。 c) 直流系统图。 d) 所用电系统状态图。 e) 趋势曲线图：对指定的按特定周期采集的测量值，可根据选择的显示间隔和区间显示趋势曲线；画面上同时给出测量值允许变化的最139、大、最小范围；每幅图可按运行人员的要求显示四个以上测量值的当前趋势曲线。 f) 棒状图。 g) 自动化系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示系统的设备配置，工作状态。 h) 各种统计及功能报表，包括：电量表、各种限值表、运行计划表、操作记录表、系统配置表、系统运行状况统计表、历史记录表和运行参数表等 。i) 定时报表、日报表、月报表 j) 各种保护信息及报表 k) 控制操作过程记录及报表 l) 事故追忆画面、记录报告或曲线 m) 事件顺序记录报表 n) 操作指导及操作票、典型事故处理程序 1) 报警本监控后台运行中，当所采集的模拟量发生越限、数字量变位及系统自诊断故障时进行报警处理。事故状态140、时，公用事故报警立即发出音响报警，后台人机界面的显示器画面上有相应的颜色改变并闪烁，同时推出显著的报警窗口。报警方式分为两种：a) 事故报警：非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作。b) 预告报警：一般性设备变位，状态异常信号，模拟量越限及其他系统异常。告警系统有文本显示和声音提示功能，各类重要信息事件一旦产生即可弹出相应信息记录窗体，添加相应事件文本信息，并可按照语音告警设定方式发出声音以提示运行人员。2.5操作控制1) 断路器及刀闸的分合控制；2) 投入或切除并联电容器操作；3) 变压器分接头调节；4) 保护定值远方调取；5) 保护定值远方修改。2.6统计及计算 1) 系统可按运行要求，对电141、流、电压、频率、功率及温度等量进行统计分析。 2) 系统支持对电能量分时段和方向累计；设有关口表时，电能量数据以关口表采集数据为准。 3) 能对变压器的负荷率、损耗及经济运行进行分析。 4) 能对母线电压不平衡及合格率进行统计。 5) 能对监控范围内的断路器正常操作及事故跳闸次数，分接头调节档次及次数，设备的投退、通道异常、主要设备的运行小时数及各种操作进行自动记录和统计。 6) 变压器的停用时间及次数统计。 7) 所用电率计算。8) 电压无功最优调节计算。9) 安全运行天数累计。2.7制表打印 1) 可根据运行人员要求定时打印值报表、日报表、月报表及年报表。 2) 可召唤打印月内任意一天的值142、报表、日报表和一年内任意一月的月报表。 3) 事故时可自动打印预告信号报警记录、测量值越限记录、开关量变位记录、事件顺序记录、事故指导提示和事故追忆记录，并能实现显示器画面硬拷贝。 4) 各类生产报表、运行日志、事件报表及操作报表的制表打印。 2.8人机界面 1) 系统可通过工作站为运行人员提供灵活方便的人机联系手段，实现整个系统的监测和控制。 2) 根据运行要求对各种子参数、日志和时钟进行设置；并支持按权限对继电保护整定值、模似量限值及开关量状态进行修改及投退。 3) 根据运行要求对系统中运行设备的运行方式和功能进行投退选择；对继电保护信号进行远方复归。 4) 根据运行需要，实现对屏幕画面、143、数据报表和数据库的修改、扩充等维护功能。 2.9事件顺序记录及事故追忆 1) 系统将变电站内重要设备的状态变化列为事件顺序记录，包括断路器、隔离开关和保护动作信号的状态变化。事件顺序记录功能的分辨率为1ms。2) 为方便事故分析，根据系统内事故总信号的产生，系统记录该点前后若干时刻所采集的模拟量和遥信量，以及追忆时间间隔内所产生的越限告警、保护事件、装置自检、命令操作记录和SOE等信息，通过专门的事故追忆窗口提供事故前后的追忆分析。2.10电能量处理 系统对变电站用各种方式采集到电能量进行处理，并分时段统计计算。 2.11远动功能 系统完全实现DL5002地区电网调度自动化设计技术规程、DL5144、003电力系统调度自动化设计技术规程中与变电站有关的全部功能，满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。 系统通信处理单元除实现本地通信，还支持与多个相关调度通信中心进行数据通信；能实现远动信息的直采直送，其运行独立于当地后台监控系统，双方互不影响。 远动通信设备基于行业推荐的IEC60870-104规约设计核心规约，可灵活添加各种主流规约、当地调度通信规约。2.12自诊断与自恢复 系统在线运行时，对本系统内的软硬件定时进行自诊断，当诊断出故障时能自动闭锁或退出故障设备，并发出告警信号。自诊断的范围包括：保护测控装置、主机、操作员工作站、工程师工作站、远动装置及网络接口等各类软硬件。 自诊断、自145、恢复内容包括： 1) 网络设备发生故障时，系统检测出节点工作状态，提示运行人员。 2) 双机系统其中一台主机发生软硬件故障，自动切换至另一台机工作。各类有冗余配置的设备均可自动切换至备用设备。 3) 发生电源掉电故障及时报警，电源恢复时系统重新启动。4) 装置核心软硬件出现异常时，自动闭锁退出，并通过系统上送相关信息。5) 各类装置具有软硬件自恢复（看门狗）功能。2.13远程诊断和维护本系统监控后台相关模块含有内置的Debug模块，记录一些异常信息，如：系统内存低，内存分配失败、进程通讯阻塞、WatchDog动作、进程长时间不响应、网络中断次数突破上限、通讯节点异常等特征信息和事件。本系统通过146、短信的方式，经现场的GSM Modem向本公司的诊断系统发送。技术人员根据这些信息，分析故障类型并研究对策。短信采用PDU模式发送报文。诊断系统和现场通讯自动完成，确保维护的主动和及时。诊断系统做为系统可选模块提供，用以提高系统的运行和维护质量。2.14通信接口及协议 1) 继电保护和安全自动装置的接口和协议系统可直接或通过前置机与继电保护装置通信，接受继电保护装置的报警、动作、录波等信息，并能够对继电保护装置的整定值和软压板进行查询和整定。2) 其它智能装置的接口a) 系统设置串行通信接口与直流系统监控装置连接。 b) 系统设置串行通信口与消防报警装置连接。 c) 系统设置通信口与站内工业电147、视系统连接，以便监控系统向站内工业电视系统传送各种操作信息，实现二者间的连动。 d) 系统设置串行通信口与站内电度采集装置连接。 e) 系统设置串行通信口与小电流接地选线装置、消弧线圈接地选线装置或VQC装置连接。 f) 系统预留通信口与配网自动化子站相联。2.15管理 系统根据运行要求，可实现各种管理功能，包括：事故检索、设备检修台帐、图纸文档管理和其它日常管理等；配备五防闭锁功能时，还可提供操作票、模拟操作等功能。1) 事故分析检索：对突发事件所产生的大量报警信息进行筛选和分析。对典型的事故直接推出相应的操作指导画面。 2) 设备检修台帐：对主要的设备的运行记录和历史记录数据进行分析，提出148、设备运行情况报告和检修建议；可实时查看一次设备的台帐信息，包括设备厂家、出厂日期、投运时间、运行信息、检修信息。 3) 操作票：根据运行要求完成操作票的生成、预演、打印、执行、记录。 4) 模拟操作：提供电气一次系统及二次系统有关布置、接线、运行、维护及电气操作前的预演，并能通过相应的操作画面对运行人员进行操作培训。 5) 其它日常管理：能进行运行记录、交接班记录等日常管理，还包括设备运行状态、缺陷管理、维修记录、规则制度等。 6) 图纸文档管理：实现工程图纸文档的存储、检索、编辑、显示、打印功能。 2.16故障录波分析主要用于分析保护装置的保护动作行为，便于查找事故原因，明确事故责任。具体功149、能包括：1) 录波波形图分析a) 在同一个视窗下依次顺序显示各个模拟量通道的波形。b) 支持分段录波数据的显示。c) 提供垂直滚动和水平滚动功能。d) 各个通道的波形按照相别分别用不同的颜色显示。e) 支持曲线的纵向移动，可以通过鼠标拖拽方式在垂直方向拖动。f) 可以对波形曲线的水平方向和垂直方向进行放大和缩小显示。g) 显示两条游标线，一条用来标注起始位置，一条用来定位各个时刻数据。h) 显示各通道名称、游标线的对应时刻、两游标线之间的时间差、各通道二次值和单位。i) 显示保护启动时刻、保护出口时间（从保护启动到保护出口的时间）和保护返回时间（从保护启动到保护返回的时间）。j) 对各通道的名150、称、测量值单位、曲线颜色等属性可以进行设置。2) 矢量图分析a) 在极坐标轴系下以带箭头的矢量方式显示一个或多个通道的基波矢量图，需要指定一个通道的相位作为相位基准，矢量的大小取基波有效值，基波的算法采用全周傅氏算法。b) 在矢量图上显示的各个通道从列表中选取，根据各个通道的相别分别以不同的颜色显示其矢量图，并且对应显示该通道的测量值类型。c) 可以查看录波时段内任何时刻的基波矢量图，并以表格方式显示各通道基波矢量图的有效值（二次值）和相位。d) 矢量图可以放大缩小。用此功能可以方便地查看各个通道的相位关系，用于检查TA极性非常方便。3) 谐波分析a) 计算并显示所选择的模拟量通道信号在故障录151、波数据中某一时段内所含各次谐波的分布情况，以表格形式显示，依次显示各次谐波的有效值、相位以及有效值相对基频分量有效值的百分比。b) 所能够准确计算的最高次谐波次数由采样定律确定，例如每周波采样24点，根据采样数据最高可以准确计算12次谐波。各次谐波的计算采用全周傅氏算法。4) 曲线运算a) 通过公式编辑器的编辑，由各通道的故障录波数据运算生成用户自定义的曲线。b) 公式编辑器提供各种通用公式模板，对公式模板中的各个参数进行设置之后，就可运算生成自定义的曲线。c) 自定义曲线和各个通道曲线同等显示，可以进行波形图分析、矢量图分析和谐波分析。d) 可对自定义曲线的名称、计算值单位和曲线颜色进行设置152、。e) 自定义曲线的配置可以保存，以便以后调用。f) 在利用公式编辑器编辑自定义曲线的时候，应对公式参数的有效性进行检查。5) 阻抗分析a) 计算阻抗，并在阻抗平面（R-X坐标）上显示阻抗的变化曲线。b) 可查看记录期间内任意时刻的计算阻抗值，并以矢量图方式在阻抗平面上显示。c) 用户可以通过设置圆心及半径，在阻抗平面上添加阻抗特性圆；也可以通过设置斜率和与R/X轴交点，在阻抗平面上添加直线。d) 阻抗变化轨迹和阻抗矢量的显示比例大小可缩放。e) 用于计算阻抗的电压和电流曲线名称可以设置，线电压和线电流可以通过曲线运算获得。3、装置组成ISA-300间隔层装置包括ISA-300D系列、ISA-153、300E系列、ISA-300F系列、ISA-300G系列。ISA-300G系列总结了前三个系列的运行经验、顺应当前电力系统的发展潮流，是具有代表性的综合自动化保护测控装置。ISA-300G系列装置适用于多种电压等级、多种自动化设计模式的变电站、发电站，由距离保护单元、成套变压器保护单元、线路保护测控单元、电容器保护测控单元、馈线保护测控单元、电动机保护测控单元、备自投装置、电压无功调节单元、间隔测控单元、PT测控单元、公共测控单元、通用辅助装置等构成。ISA-300G系列装置简表型 号名 称功 能 简 介ISA-311G距离保护测控装置110KV距离保护、测控、操作ISA-323G母联保护测控154、装置110KV及以上母联或分段保护、测控、操作ISA-341G单元测控装置12条线路测控，可带同期合闸ISA-342G公共测控装置14条线路测控ISA-347G电动机保护测控装置电动机、电抗器ISA-348G电抗器保护测控装置电抗器保护、测控、操作ISA-351G馈线保护测控装置馈线、分段开关、开关变压器组、所用变ISA-353G线路光纤纵差保护测控装置线路光纤纵差（6.6KV/10KV/35KV）ISA-358G备用电源自投装置分段、进线、变压器、均分负荷、分段保护ISA-359G电容器保护测控装置零序差压差流型、分相差压型、分相差流型ISA-361G变压器本体保护测控装置4路双位置本体保护155、6路单位置本体、档位ISA-367G线路保护测控装置带方向线路（6.6KV/10KV/35KV）ISA-371G母线电压监控装置2条母线监视、可选电压并列ISA-378G变压器综合保护测控装置差动、后备、测控、两侧操作ISA-381G所用变保护测控装置所用变、接地变、曲折变ISA-387G变压器差动保护装置三侧或四侧差流输入，9路全切输出ISA-388G变压器后备保护测控装置变压器单侧后备，带测控、操作ISA-389G通用辅助装置最大5块可任意组合操作、压切、压并插件ISA-301V电压无功调节装置通过通信完成VQC、小电流选线功能第十五章 火灾自动报警系统规程1、基本操作 1.1用户使用本156、系统时应按以下顺序进行开关机操作： 打开火灾自动报警控制器的主、备电开关。 完成以上操作后，系统上电进入自动检查状态： 控制器提示系统处于自检状态。 显示网络及打印机信息。 自动检测键盘、指示灯、液晶屏幕及声音。 自检完毕后，开机过程结束，系统进入正常监控状态。 关机过程按照与开机时相反的顺序关掉各开关即可。 1.2火警的确认、消音、确认； 在发生火灾时，控制器所连接的警报器将发出报警声，提示人员有火警存在，值班人员首先看清报警地点，然后在按下“确认”键，再到报警地点查看火灾情况。 消音； 如果值班人员发现不是真实火警时，可以按“消音”键，来禁止警报器发出声音报警，警报器消音的同时控制器的警报157、器消音指示灯点亮，有新的火警发生时，警报器将再次发出声音报警，同时控制器的警报器消音指示灯熄灭。 1.3故障、火警的处理：故障的一般处理方法；故障一般可分为两类，一类为控制器内部部件产生的故障，如主备电故障、 总线故障等；另一类是现场设备故障，如探测器故障、模块故障等。故障发生时，可按“消音”键终止故障警报声。 若主电掉电，采用备电供电，处于充满状态的备电可维持控制器工作 8 小时以上，直至备电自动保护；在备电自动保护后，为提示用户消防报警系统已关闭，控制器会提示 1 小时的故障声；在使用过备电供电后，需要尽快恢复主电供电，并给电池充电48小时，以防蓄电池损坏。 若系统发生故障，应及时检修，若158、需关机，应做好详细记录。 若现场设备故障，应及时维修，因特殊原因不能及时排除的故障，应将设备暂时从系统中隔离， 待故障排除后取消隔离将设备恢复。1.4火警的一般处理方法 当发生火警时，应先检查发生火警的部位，并确认是否有火灾发生。 若确认有火灾发生，应立刻通知消防部门，并组织人员疏散。 若为误报警，记录下误报警设备编号及报警时间，确认误报警设备的现场情况， 如有较大的灰尘、水蒸气、温度剧烈变化、气流、较大物体移动等，并记 录；1.5如果出现有规律的误报，请联系安装公司解决。 1.5 复位功能： 按下“复位”键可对控制器进行复位操作，同时因系统在操作过程中，屏幕会提示等待信息，此时操作人员应稍等159、片刻， 待系统完成此项操作后再进行其它操作。 复位可以实现以下功能： 清除当前的所有火警、故障和反馈显示。 清除正处于请求和延时启动的命令。清除消音状态。 清除隔离显示，但隔离标志灯不变，隔离内容依旧起作用。 2、注意事项注意开、关机时备电开关的开和关；由其关机时备电开关一定要关掉！“复位”键不要随便按。3、巡视流程3.1观察主机是否在正常运行状态。 3.2认真做好值班记录，如发生报警，应先按下控制器上的“消音”键，迅速确认火情后酌情处理。处理完毕后做执行记录，然后按“复位”键清除报警。如确认为误报警或火警、故障无法复位，在记录完毕后，尽快通知维修单位进行维修。第三篇 设备异常及事故处理规程 160、总则 1.1 事故处理时值班人员的职责 当值值长是本场设备运行事故处理的指挥者。必要时电站站长临时解除当值值长职务，担任值长指挥事故处理。如属110kV设备事故，则调度是最高事故处理指挥者。 当值值长应掌握事故的全面情况，属110kV 设备事故要及时向当班值长及时判断事件性质、及时组织有关人员对事件进行应急处理，防止事件的扩大，并及时汇报公司领导。并组织全站人员协同配合处理事故。 值班员在值长的指挥下，进行各项事故处理的正确操作及检查，对操作及检查的正确性负责。 处理事故时，各级值班人员必须坚守工作岗位，集中精力加强监视，保持设备的正常运行方式，防止事故蔓延，并对事故处理的正确性和快速性负责。161、 1.2 事故处理时调度纪律： 迅速无争辩的执行调度（110kV)和值长（35kV 及以下)的正确指令。 拖延时间或拒绝执行指令，则由未执行的值班人员和允许不执行该指令的领导对其造成的不良后果负责。 如受令人认为指令有误，应予提出并简要说明，但发令人确认指令正确并重复指令时，受令人应立即执行。 如发令人指令有明显错误，直接危及人身、电网、设备安全时，受令人应按国网安全规程规定予以拒绝执行，做好记录并向上级报告。 1.3 事故处理的基本原则及主要任务： 尽快限制事故发展，解除对人身、电网和设备的威胁，并消除或隔离事故的根源。 设法保证站用电的电源正常。 用一切可能的方法保持非故障设备继续运行。 162、尽快对已停电的设备恢复供电。 调整运行方式恢复系统的正常运行。 为防止事故处理时间拖延而扩大事故，遇有下列情况之一时，值班人员可先执行，然后再将处理情况向调度和值长汇报： 1 )将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电； 2) 将故障停运已损坏的设备隔离； 3 )将运行中有受损坏、威胁的设备隔离； 4)恢复已全部停电或部分停电的站用电源。 1.4事故处理的要求 系统发生事故时，要及时、正确、简明扼要的向调度进行汇报。汇报内容包括事故发生时间、设备事故状况、开关变位、继电保护动作情况、电量参数变化等。 在接到调度或值长的指令时，必须向发令人重复一次并记录（录音或笔记）。如指令不清楚，应询问发令人，163、不应慌乱匆忙或盲目处理，以免人为造成事故扩大。 交接班时发生事故，立即停止交接，由交班人员处理，接班人员协助。待事故处理完毕或告一段落并经调度与站领导同意，方可交接班。1.5电气事故处理的一般程序(1)事故处理时，值班人员必须坚守岗位，集中精力，保持设备的正常运行，正确迅速的执行各项操作。在紧急情况下，为了防止事故扩大必须进行紧急处理时，值班人员可先操作，后逐级上报。(2)根据信号表计指示，继电保护动作情况及现场的外部现象，正确判断事故的性质。(3)当事故对人身和设备造成严重威胁时，应迅速解除。当发生火灾事故时，应通知消防人员，并进行必要现场配合。(4)迅速切除故障点（包括继电保护未动作者应手164、动执行）。(5)优先处理和调整厂用电源的正常供电，同时对未直接受到事故影响的系统和机组及时调节。(6)对继电保护的动作情况和其它信号进行详细检查和分析，并对事故现场进行检查，以便进一步判断故障的性质和确定处理程序。(7)进行针对性处理，逐步恢复设备运行，但应优先考虑重要用户供电的恢复，对故障设备进行隔绝操作，并通知检修人员。(8)恢复正常运行方式和设备的正常运行工况。(9)进行善后处理，包括事故情况及处理过程的记录，开关故障跳闸的记录，继电保护动作情况的记录，信号继电器的复归及直流系统的有关调节等。(10)在处理厂内事故时，下级值班人员应迅速地执行上级值班人员命令，各值班人员在本岗位上应主动、积极地进行处理，并将情况及时报告班（值）长，以便取得必要的指示。(11)如果发令人的命令直接威胁到人身和设备的安全，受令人应拒绝执行并将不执行的理由报告上级有关领导，并作好记录。