GCL-QB
徐州协鑫光伏电力有限公司企业标准
GCL-QB/XZGF005-2010
光伏发电运行规程
2010－1－9发布 2010－1－10实施
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GCL-QB/ XZGF005 -2010
徐州协鑫光伏电力有限公司企业标准
《光伏发电运行规程》目录
GCL-QB/ XZGF005-2010
目 录
前 言 …………………………………………………………………………02 1 标准编制说明………………………………………………………………… 03 2 电气系统运行规程…………………………………………………………04 3 太阳能电池板运行规程……………………………………………………… 11 4 逆变器运行规程 ………… ………………………………………………… 12 5 变压器运行规程……………………………………………………………… 13 6 配电装置运行规程…………………………………………………………… 23 7 继电保护及自动化装置运行规程…………………………………………… 36 8 直流系统及UPS运行规程…………………………………………………… 41
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前 言
随着公司管理深化的要求，生产管理的标准化、制度化将成为提高企业综合管理水平的重要标志，这就需要我们不断地建立和完善企业的安全管理体系和监察体系。为了加强对我公司的安全基础管理，本着“安全生产、预防为主”的方针，完善运行管理规程，给运行人员提供生产运行依据，保证安全生产。本运行规程，由公司生产管理部组织编写。
本规程由公司生产管理部门提出并归口； 本规程由徐州协鑫光伏发电有限公司受控管理；
本规程于2010年1月10日第一次修订发布，将根据运行经验定期修订； 本规程起草人：邵士雪 戎 彬 本规程审核人：张学川 本规程批准人：徐 勇
本规程由生产管理部门负责解释。
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电气系统运行规程
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总则
电气值班人员必须熟悉本厂电气系统接线和设备名称、结构、性能、编号及位置,必须熟悉电气二次回路及其作用原理，熟练掌握各种运行方式及其事故处理方法，了解与本厂系统直接有关的电网结线。
1.1
1.2
1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.2.5 1.2.6 1.2.7
电气系统运行方式应满足安全可靠供电的要求，在改变电气系统的运行方式时，应按下列原则考虑：
使潮流分布均匀，设备不过载。
使系统简单明了，满足灵活性、可靠性要求，避免频繁操作。 厂用电系统各级厂用电源应尽量避免长时间合环运行。
正常情况下，厂用电应分段运行，并使分段内的厂用辅机与主机相配合。 满足防雷保护的要求和继电保护的正常配合。 在保证安全的前提下，力求系统经济运行。 保证电能质量，使周波电压在允许变动范围内。 本厂电气系统运行方式的调度权限。 中调管辖设备：
110KV光庞线路，689开关及附属设备。
1.3
1.3.1
1.3.2 1.3.3
中调许可设备：110KV线路，主变及其附属设备。
本厂管辖，值班员调度的设备：厂用电系统电气设备（包括辅机）。
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系统运行方式
一般规定
电气主系统运行方式的变更应根据电网调度员的操作命令票执行，如事故处理中主系统改变为特殊运行方式，事后应报告电网调度员。
2.1
2.1.1
2.1.2 正常情况下，应采用规程约定的标准运行方式，不得任意改变运行方式；事故或检修等特殊情况下，可按本规程定的特殊运行方式运行，对10KV及以上电气系统，若使用本规程中未列入的特殊运行方式，非事故处理情况下，应汇报厂总工程师批准。
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2.1.3 紧急情况下，如发生人身、设备事故或进行事故处理时，可以先改变运行方式，然后汇报总工程师；400V及以上主系统运行方式如有变更，运行必须作书面记录，上下班应交接清楚。
2.1.4 2.1.5
当运行方式改变时，应按规程规定改变相应继电保护和自动装置运行方式。 设备检修完毕后,检修工作负责人必须向运行做书面或口头交待,运行应做好记录，投入运行前，运行人员应进行规定的检查、测量和试验工作。
2.2
2.2.1
110KV系统运行方式
110KV系统标准运行方式由调度根据当时电网结构确定，目前的标准运行方式为： 110KV 689开关、6893刀闸处于合闸位置；正常时，110KV PT、避雷器均投入运行。
2.2.2 正常时，主变中性点接地刀闸运行方式按调度要求执行，（一般接地，投零序过流保护）。
2.2.3 110KV开关设备因故障不能进行操作时，应汇报调度，调整系统运行方式，用上、下一级开关替代作隔离处理。
2.2.4 2.2.5
运行中主变110KV侧因故与系统解列，应汇报调度，调整系统运行方式。 110KV线路PT故障或其他原因造成相应二次设备失压时，依次隔离停用PT的二次侧、一次侧；恢复投用时采用与此相反的操作程序。
2.2.6 110KV刀闸装有电磁锁，正常情况下不得采用手动解锁操作；操作中如经过仔细核对，确认电磁闭锁装置故障，经总工同意，可以进行手动解锁操作。
2.2.7 110KV开关检修时，应合上开关两侧接地刀闸；110KV线路检修时，应合上线路侧接地刀闸；主变检修时，应在主变高、低压侧各装设一组地线； 110KV线路PT、避雷器检修时，应在PT高压侧装设一组地线；禁止在110KV开关室楼上装设接地线。
2.3
2.3.1
10KV系统运行方式
标准运行方式：主变正常运行，10KV母线正常运行，10KV母线PT投入运行。10KV各子系统运行正常，各避雷器均应投入运行。
2.3.2 当运行中10KV子系统某开关故障，就地电动和手动均不能操作时，应将该段母线停电处理。
2.3.3 当运行中10KV母线PT需要停运时，应先取下PT二次直流保险、再取下PT二次交流保险，最后再拉出PT小车；恢复投运采用与此相反的操作程序。
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2.3.4 10KV相关设备检修停电时，根据检修内容，可以将开关手车摇至试验位置，也可以拉出仓外；按照《安规规定》，在10KV高压回路上工作时，应装设接地线或合上接地刀闸。
2.4
2.4.1
400V系统运行方式 标准运行方式：
2.4.1.1 400V由厂变供电，401开关合闸。
2.4.1.2 集控室专用盘工作电源进线开关合闸，集控室专用盘备用电源进线开关热备用。 2.4.1.3 办公楼专用盘由400V 厂变供电。
2.4.1.4 集控室热控工作电源和备用电源均应投入运行；热工电源在400V开关室和电气
专用盘电源开关均应投入运行，就地侧投入工作电源开关，有备用电源的备用电源开关应处于热备用；直流系统两路交流充电电源均应投入运行；UPS两路交流电源、一路直流电源均应投入运行。
3
电气系统的事故处理
电气事故处理的原则 电气事故处理的主要任务
3.1
3.1.1
3.1.1.1 迅速处理事故，消除事故根源，解除对人身和设备的危害。
3.1.1.2 用一切可能的方法保持设备的继续运行，保证供电正常，首先应设法保证厂用电
的电源。
3.1.1.3 迅速恢复供电。
3.1.1.4 调整系统的运行方式，使其恢复正常。 3.1.2
电气系统发生事故时，值班人员应遵照下列顺序消除事故：
3.1.2.1 根据表计、信号指示和当时其它事故现象，判断事故的性质和全部情况。 3.1.2.2 如果对人身和设备有威胁时，应立即消除这种威胁，并在必要时停止设备的运行。 3.1.2.3 迅速判明并切除故障点，装有自动装置而未动作者，应立即手动执行。 3.1.2.4 对未直接受到损害的系统和设备立即进行隔离，必要时调整其运行方式或参数，
尽量保持其正常运行。
3.1.2.5 检查继电保护及自动装置掉牌及动作情况，进一步判明故障性质、地点及范围。 3.1.2.6 对无故障象征，属于保护装置误动作或限时后备保护越级动作而跳闸的设备进行
试送电。
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3.1.2.7 尽快恢复厂用电的供电。
3.1.2.8 检查故障设备，判明故障点及故障程度。
3.1.2.9 将故障设备转检修状态，并进行必要的测试，如值班人员不能处理，应立即通知
检修人员前来处理。
3.1.2.10 恢复系统的正常运行方式及设备的额定运行工况。
3.1.2.11 对有关设备、系统进行全面检查，详细记录事故发生的现象及处理过程。 3.1.3
处理事故时，必须迅速正确，按命令执行，值班人员在接到事故处理的命令时，必须向发令者复述一遍，若命令不清楚或对命令不理解，应询问明白。命令执行后，要立即报告发令者。如果处理事故的下一个命令必须根据前一个命令的执行情况来确定，则应等待受令人的亲自回报，不得经由第三者传达，发生和处理事故时，应仔细注视仪表和信号的指示，务必有人记录各项操作的执行时间。特别是先后次序和事故的有关现象及信号掉牌情况。
3.1.4
电气主系统发生事故时，应立即报告中调值班调度员，电网值班调度员是处理事故的指挥者，电气值班人员应迅速执行值班调度员处理事故的一切命令，如调度命令直接威胁人身和设备的安全时，则不得执行，不执行的原因应作好记录。
3.1.5
值班员是电气系统事故处理的直接责任人，应对事故的正确处理负责，电气值班人员在工作中所发现的一切不正常现象，都要首先报告生产厂长和总工。
3.1.6
为了防止事故扩大，下列各项操作，均可不待电网值班调度员的命令，值班人员应先执行，然后再汇报电网值班调度员。
3.1.6.1 将直接对人员生命有威胁的设备停电。 3.1.6.2 将已损坏的设备隔离。
3.1.6.3 运行中的设备有受损伤的威胁时，按规定加以隔离。 3.1.6.4 机组发生强烈振荡或失去同步时，按规定将该发电机组解列。 3.1.6.5 当厂用电全停或部分停电时，应迅速设法恢复其电源。 3.1.7
如果在交接班时发生事故，而交接班的手续尚未完成，则交班人员应留在自己的工作岗位上处理事故，在恢复正常运行方式之前或有关领导人发令交接前，接班人员应以助手的身份，帮助交班人员处理事故。事故处理时，与事故处理无关人员应迅速退出集控室和发生事故的地点。
3.2
跳闸设备恢复送电的原则。
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3.2.1 在事故处理中，按规程对故障跳闸的设备进行强送电和试送电是迅速处理事故的有效方法，采用测绝缘后恢复送电则更为可靠，值班人员在事故处理时采用何种方式，要视当时的具体情况而定，若停电不致构成事故或设备已有明显损坏象征者，一般可进行仔细的检查和试验。反之，若停电将引起主要设备严重损坏或威胁系统安全运行，应顾全大局，经过简单判断，在确认对人身或设备安全无威胁的情况下，立即强送电或试送电。
3.2.2 对强送电的规定：
强送电是指设备跳闸后，经过简单判断，不到就地进行外部检查，立即强行合闸送电的操作，在下列情况下可强送电：
3.2.2.1 投入备用电源自动投入装置的厂用电工作电源跳闸后，备用电源未自动投入者。 3.2.2.2 误碰、误拉、及无任何故障征象而跳闸的开关。
3.2.2.3 互为备用的工作辅机开关跳闸，而备用辅机开关未自动投入者。 3.2.3
对试送电的规定：
试送电是指在设备跳闸后，只进行外部检查和根据保护装置的动作情况分析判断，而不进行内部检查或不进行外部检查，经联系后即可试行合闸送电的操作。下列情况一般可以试送电：
3.2.3.1 保护装置动作跳闸，但确证无任何事故象征判断该保护误动，则可不经检查试送
一次。
3.2.3.2 后备保护动作跳闸，外部故障切除后，可经外部检查或不经外部检查（应视负荷
情况和调度命令而定）试送电。
3.2.4
值班人员在进行强送电和试送电时应注意下列事项：
3.2.4.1 强送电和试送电应在总工或生产厂长的口头或电话命令下执行。
3.2.4.2 注意观察表计的反映。若送空线路、空母线有电流冲击，或有关电源既有较大电
流冲击，又伴随电压大幅度下降时，应立即拉开试送电开关。
3.2.4.3 厂用电系统的强送电和试送，应尽量减少对相关正常运行设备的影响：有备用电
源时，应先送备用电源；有重要负荷又无备用电源时，也可送工作电源。若有可能，在试送电前可将继电保护的动作时限改小（该定值应由继保人员事前备好送交运行处备案）。
3.3
3.3.1
电气系统事故处理： 周波不正常的处理
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3.3.1.1 系统周波应在50±0.2HZ范围内变动；因系统故障，周波突然降低至49.8HZ以
下但在48HZ以上时，无需等待命令，应立即降低机组出力至额定值，并汇报调度，听候处理。
3.3.1.2 当系统周波降至48HZ以下时，应汇报调度，听候处理。
3.3.1.3 当系统周波降至47HZ以下时，如线路低周保护未动作，应在线路开关处手动与
系统解列，以保证厂用电的运行。
3.3.2
电压不正常的处理
3.3.2.1 母线电压应维持在额定值的±5%范围内，最高允许变动范围为额定值的±10%。 3.3.2.2 事故情况下，110KV母线电压下降到额定电压的90%时，将此情况汇报调度调整
电压。
3.3.2.3 当系统事故，10KV母线电压低至额定电压的90%以下时，应汇报调度，听候处理。 3.3.3
110KV线路故障、开关跳闸
3.3.3.1 现象：表计晃动事故喇叭响，跳闸线路开关控制开关绿灯闪光，有、无功及电流
表指示为零。
处理：如重合闸动作，开关合上后又跳开，则复归开关把手，查看继电器保护动作情况，向中调汇报，听候命令处理。
3.3.4
10KV系统单相接地。
3.3.4.1 现象： （1）.
绝缘监视电压表指示一相降低，两相升高为线电压。
3.3.4.2 处理： （1）. （2）.
检查厂内相应电压等级一次系统的设备。
10KV系统接地时，在故障点未查清前，应加强对升压变和逆变器的检查，如发现升压变或逆变器发生故障时，应解列发生故障的设备，汇报相关领导。
（3）.
各电压系统单相金属性接地时最长允许运行时间为2小时，超过2小时仍未恢复正常，应汇报有关领导，将该系统停运。
3.3.5
400V厂用电压消失处理
3.3.5.1 现象：
相应低厂变控制开关绿灯闪光，事故喇叭响，母线电压表指示为零。
3.3.5.2 处理：
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（1） 拉开400V失压母线上的所有开关分别检查和测量三段母线绝缘无问题后，用工作
变压器对母线送电，再逐一对各段送电。在送电未成功的线段，则拉开接在该段的所有负荷开关，分别测量各路绝缘情况，找出故障点，对绝缘合格的可逐一恢复送电，若无备用变压器经检查不是速断保护动作跳闸时，可用变压器对母线强送一次。
（2） 若厂用母线失去电压是由于工作分支或备用分支的过流保护或零序保护动作，备
用电源不能成功投入时，应将连接于该母线段的所有开关断开，然后强送一次，成功后逐一送电，发现故障回路时予以隔离。
（3） 若厂用母线失压系由于工作分支开关跳闸引起，而继电保护没有动作，也没有短
路冲击现象，可将工作分支开关立即重合一次。
3.3.6
400V开关室各分路开关跳闸，无明显故障迹象时，立即强送一次。若有明显迹象或强送失败，即倒换其它电源。
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太阳能电池板运行规程
1 设备规范
1、1太阳能电池板设备规范 名称 单位 型号 容量 W 开路电压（Voc） V 短路电流(Ics) A 最大输出电压(Vmp) V 最大输出电流（Imp） A 最大系统电压 V 数量 块 制造厂
1．2．1有关规定
电气运行人员应当熟悉设备的工作原理、结构性能和额定参数，掌握仪表监视、
保护装置、监视信号的作用和使用方法。
1．2．2 太阳能电池板的正常运行方式
按规定范围内长期连续运行。
1．2．3 20KW太阳能电池组件由38个子系统组成，有的子系统采用固定倾角安装，有
的子系统采用双轴向日跟踪安装，有的子系统采用单轴跟踪系统。各子系统各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率。 每个子系统是单独的模块，各模块又由不同的逆变器及与之相连的光伏组件方阵组成，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块或整个电厂，且局部故障检修时不影响其他模块的运行。
设备按制造厂铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式，可在这种方式下
太阳能电池板 210/块 33.0 8.48 27.1 7.75 1000 17082 晶晶公司 太阳能电池板 SF190 195W/块 32.7 8.06 26.8 7.28 1000 50784 江苏林洋新能源公司 太阳能电池板 TSM-PC05 225W/块 36.9 8.2 29.4 7.66 1000 30260 常州天合光能公司
1．2太阳能电池板的有关规定及运行方式
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逆变器运行规程
设备规范
型号 功率 500KVA 输入直流电压 DC420-850V 输出交流电压 400V 功率因数 ＞0.99 谐波畸变率 ＜3%THD 2 逆变器运行方式 2．1 本电厂为20MW并网光伏电厂，系统没有储能装置，太阳能电池将日光转换成直流电，
通过逆变器变换成交流电，通过升压变升压至10KV，再经过20MW主变升压至110KV将电力输送到电网。有阳光时，光伏系统将发出的电输入电网，没有阳光时不发电。当电网发生故障或变电站由于检修临时停电时，光伏电厂也会自动停机不发电；当电网恢复后，并网逆变器将自动采集并追踪交流侧的电压、频率及相位等并网条件，再通过自身调整达到同期条件后，合上自带的并网开关，而自动恢复并网发电。本厂设置38台500KVA逆变器，38台隔离升压变，将光伏组件的直流电通过汇流箱接入并网逆变器，通过隔离升压变升至10KV电压等级接入10KV高压开关柜，汇总后接入20MW主变，将电压升至110KV接入电网。
2．2 逆变器作为并网发电的同期点需要满足以下条件：
（1）、直流侧有输入电压; (2)、逆变器自身的供电电源； （3）、交流侧有输入电压。
2．3 并网逆变器具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等
多种保护功能，同时其电压（电流）总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。每个逆变器具有自动检测功能，并能够随着太阳能组件接受的功率，以最经济的方式识别并投入运行。
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变压器运行规程
设备规范
主变规范
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1.1
型号 SFZ11-20000/110 额定容量 20000KVA 产品代号 1LB.7107242.01 冷却方式 ONAN/ONAF 联接组别代号 YNd11 油面温升 55K 高压侧115KV 高压侧100.4A 使用条件 户外式 额定电压 额定电流 低压侧低压侧10.5KV 相数 3相 额定频率 50HZ 1099.7A 短路阻抗 10.10% 空载损耗 12.924KW 负载损耗 83.897KW 空载电流0.11% 调压方式 调压范围 中性点无激磁调压 (115±8*1.5%)/10.5KV 高压侧、低压侧分接电压电流 高压侧 电压(V) 电流(A) 电压(V) 126500 91.3 125060 92.3 123625 93.4 122190 94.5 120750 95.6 119310 96.8 117875 98.0 116440 99.2 10500 115000 100.4 113560 101.7 112125 103.0 110690 104.3 109250 105.7 107810 107.1 106375 108.5 104940 110.0 103500 111.6 L1/AC 480/200-L1/AC 325/140KV 出厂日期 江苏华鹏变压器有限公司 出厂序号 分接 位置 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 绝缘水平 制造厂 低压侧 电流(A) 1099.7 2009年11月 2009-110-861 1.2
额定容量 产品代号 400V低厂变 型号 200KVA 标准代号 1BB.717.024 高压10.5KV 额定电流 低压400V 低压288.7A 冷却方式AN/AF GB/T10228-2008 高压11A 额定频率50 联结组别Dyn11 SCB10-200/10 GB1094.11-2007 相数 3 额定电压 13
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调压范围 运行噪声 10.5±2*2.5% 阻抗电压 ≤55db(A) 海拔1000米 绝缘耐热 等级 绝缘水平 使用条件 出厂序号 高压F级 低压F级 线圈允许 温升 L175AC35/AC35 户内式 4.03% 外壳防护 等级IP20 高压100K 低压100K 运行环境 环境温度-14～43℃ 相对湿度77% 制造厂
宝胜集团有限公司 091129.2009年11月 1.3
箱式升压变 型号 S11-M-500/10.5(油浸式) SCB10-500/10.5(干式) 高压 ?A 相数 3 额定电流 低压?A 高压10.5KV 联结组别 低压0.27KV 高压12KV 冷却方式 阻抗电压 低压0.66KV 10.5±2*2.5%/0.27KV 50dB 油浸式 0.68KW U=4% 短路阻抗允许偏差：±7.5% 高压F级 低压F级 ON/AN 外壳防护 等级IP44 绕组65K 顶层油55K 额定频率50 Dyn11 额定容量 500KVA 额定电压 最高电压 分接范围 噪音水平 绝缘温度 等级 允许温升 （环境温度） 空载损耗 干式 1.1KW 油浸式 5.1KW 负载损耗 干式 4.67KW 制造厂
绝缘水平 海拔1000M 使用条件 宝胜集团有限公司 江苏华鹏变压器有限公司 户外式 变压器油 25# 出厂序号 2
变压器允许运行方式
变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规范连续运行。
2.1
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2.2 2.3
2.3.1
变压器外加一次电压允许在不超过各分接头额定电压的5%范围内变动，此时额定容量不变。
变压器运行中监视温度规定：
主变运行中的允许温度，应按上层油温来检查，主变上层油温一般不宜超过75℃，最高不超过85℃。
主变风扇运行规定：主变运行中采用自动温控方式，当上层油温超过60℃时，风扇应自动投入运行，如果自动温度控制失灵，应手动开启风扇运行。
主变运行中风扇或冷却器因故退出运行，运行应根据其上层油温限值确定其接带的最大负荷。
低厂变运行中的允许温度，应按温控仪绕组循检温度来检查，任一线圈温度一般不宜超过110℃，最高不超过130℃。低厂变温控仪报警温度设定为130℃，启动冷却风扇温度设定为100℃。
低厂变运行中温控仪失灵，应通知检修开启冷却风扇运行，并在巡检时用红外线测温仪测量绕组及铁芯温度。
变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相负荷不超过额定值。
变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常使用，事故过负荷只允许在事故情况下（如：运行中的若干台变压器中有一台损坏，而又无备用时，则其余变压器允许按事故过负荷运行使用。变压器存在较大的缺陷（如：冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等）时不准过负荷运行。 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行，变压器过负荷运行时加强巡视，检查冷却系统是否全部投入，是否运行正常。
变压器经过事故过负荷以后,运行应记录将事故过负荷大小和持续时间。 主变的正常过负荷允许运行时间（小时：分）可按下表执行，执行中应以变压器上层油温不超过规定的监视限值为标准。
2.3.2
2.3.3
2.3.4
2.3.5
2.4 2.5
2.6 2.7 2.8
过负荷 倍数 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50
18℃ 5:50 3:50 2:50 2:05 1:45 1:10 0:55 0:40 0:25 0:15 24℃ 5:25 3:25 2:25 4:40 1:15 0:50 0:35 0:25 0:10 ---- 过负荷前上层油温升 30℃ 36℃ 4:50 4:00 2:50 2:10 1:50 1:20 1:15 0:45 0:50 0:25 0:30 --- 0:15 --- --- --- --- --- --- --- 42℃ 3:00 1:25 0:35 --- --- --- --- --- --- --- 48℃ 1:30 0:10 --- --- --- --- --- --- --- --- 2.9
干式变压器的正常过负荷一般不超过额定电流的110%，执行中应以变压器线圈温度不超过规定监视值为标准。
15
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2.10
主变允许短时间过载能力，可按下表执行，绕组最热点温度应小于140℃.
120 480 130 120 145 60 160 20 175 11 200 6 过电流（%） 允许持续时间（分） 在额定频率下，主变过激磁能力： 运行条件 过电压倍数 允许运行时间 1.1 连续 空载 1.2 30分钟 1.3 1分钟 1.05 连续 满载 1.1 20分钟 1.4 5秒 2.11 干式变压器的事故过负荷可按下表执行，执行中应以变压器线圈温度不超过规定的最高监视值为标准。 事故过负荷倍数 允许持续时间（分） 1.2 60 1.3 45 1.4 32 1.5 18 1.6 5 3
变压器的投运
变压器投入运行前应进行下列检查: 序号 检查项目 要求 （1）本体及周围环境清洁 （2）高低压套管完好 （3）接线紧固、无过热现象 （4）油位正常 （5）呼吸器的吸湿剂正常,油位正常 （6）压力释放阀正常 （7）瓦斯继电器中无空气 （8）湿度计齐全,信号接点定位正确 （9）通向油枕内和散热器的蝴蝶阀在开通位置 （10）油箱、散热器和油枕等无渗漏现象 （11）灭火器材配备齐全，完好 （12）本体及构架可靠接地 （13）主变栅栏,门完整并加锁,低厂变通风系统正常 （1）有关电压互感器无渗油,熔断器完好并投入。110KV互感器油位正常。 （2）电流互感器及电缆紧固。 （3）刀闸分合机构灵活，闭锁装置可靠。 （4）开关分合，位置指示准确，合闸电源正常。 （1）继电保护正常投入。 （2）仪表齐全、准确。 （3）控制回路完好、指示灯正常。 （4）二次回路正常投入。 （1）直流系统正常。 （2）中央信号已正常投入。 （3）必须的交直流照明系统完好。 （4）通讯系统完好。 变压器及其运行范围一、二次回路的工作票均已收回, 16
3.1
1 变 压 器 间 隔 2 开关室变压 器回路设备 和即将投运 的母线设备 集控室及配 电室二次回 路 公 用 系 统 其 3 4 5
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它
短路接地线已拆除。 3.2
新装、检修或长期停用（超过7天）的变压器，在投运前应测量其绝缘电阻并做好记录，测得的值应与初次值（指最近一次大修或安装后）相比较，若降到初次值的50%及以下时，应汇报上级，采取其他检查措施进行综合分析，再确定是否可以送电。一般110KV回路绝缘电阻用2500V摇表测量，其绝缘不低于110兆欧；10KV回路绝缘电阻用2500V摇表测量，其绝缘不低于10兆欧；400V回路绝缘电阻用500V摇表测量，其绝缘不低于0.5兆欧。
3.3 3.4
3.4.1 3.4.2
主变在大修和事故检修换油后,应静止3～5个小时,等待消除油中的汽泡后方可投入运行。
风冷装置在变压器大小修后启动前，应检查：
控制回路和电源回路应完全良好，电源回路绝缘电阻应不低于1MΩ。 摇测风扇电机绝缘电阻，应不低于1MΩ。 变压器投运时注意事项：
变压器的充电应当由装有保护装置的高压侧进行。
大修后（吊芯大修或新安装）的变压器应进行3～5次额定电压的冲击合闸试验。变压器的投入运行应先投电源侧，后投负荷侧。
3.5
3.5.1 3.5.2 3.5.3
4
变压器的正常运行和维护
值班人员应根据控制盘上的仪表监视变压器的运行。如变压器在过负荷运行时应加强监视。安装在变压器上的温度计读数应每班记录两次（接班，班中各一次），在发生短路冲击后，应及时对有关变压器进行巡视。
4.1
4.2
值班人员应对所有变压器每班进行外部检查一次，在气候剧变（冷、热）时，应对变压器的油面进行额外检查。变压器在瓦斯继电器发出信号时，应对变压器进行外部检查。变压器过负荷或冷却装置故障时，应增加检查次数。雷雨后，应检查套管有无放电现象。
4.3
4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4 4.3.5
变压器外部检查的一般项目如下：
变压器油色、油位正常，套管不渗油、不漏油。
套管外部应清洁,无破损裂缝,无放电痕迹及其它异常现象。 变压器音响正常，无放电声及其他不正常声响。
检查母线、电缆、引线接头有无发热现象，接头处及引线温度不得超过70℃。 变压器油温在允许值范围内。
17
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4.3.6 4.3.7 4.3.8 4.3.9 4.3.10 4.3.11
变压器室的门、窗、锁应完好，房屋内应无漏水，渗水；照明和空气温度应适宜。吸湿器内硅胶无吸潮变色。
瓦斯继电器内应充满油，继电器与油枕间连接阀门是否打开。 变压器外壳接地应完好。 压力释放阀应正常。
室外变压器在大风天应检查变压器上有无杂物，大雪天检查变压器套管有无积雪和冻冰现象，接头外有无积雪溶化现象，在下雨天检查变压器接线头有无冒热气现象。
4.4
4.4.1 4.4.2 4.4.3 4.4.4 4.4.5 4.4.6
运行负责人应会同维修人员对变压器作定期外部检查,并应增加以下检查项目： 变压器箱壳及箱沿发热是否正常，外壳接地线应完好。 吸湿器内的干燥剂应有效，呼吸应畅通。 低压低厂变通风设备应完好。 标志和相色应清楚明显。 消防设施应齐全、完好。
主变、事故油坑应保持在良好状态。
变压器变换分接头应由上级主管部门批准，检修负责施工，施工前应办理一种工作票，将变压器转检修状态。
4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10
变压器分接头的位置运行人员应有专门记录。以便随时核查。运行班应把分接头变换的情况记入运行日志内。
变压器分接头变换后，应测量绝缘电阻及直流电阻合格后方可投入运行。 变压器经大修、拆接外部线或第一次投用，并列运行前须检查相位相同。 厂用变压器的并列操作，须确认其高压侧电源为同一供电系统。
变压器正常运行时瓦斯保护应投入跳闸。变压器在运行中进行滤油、加油及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，此时变压器的其它保护仍应接入跳闸位置。工作完毕，变压器空气排尽待24小时后，方可将重瓦斯重新投入跳闸位置。
4.11
当油位计上指示的油面有异常升高，或油系统有异常现象时，为查明其原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门、检查吸湿剂或进行其它工作时，必须先将重瓦斯改接信号，然后才能开始工作，以防瓦斯保护误动作。
18
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4.12
4.12.1 4.12.2
干式变压器的正常运行维护和检查：
运行中应定时检查温控仪工作是否正常，冷却风扇运转无异常。
运行中不得随意打开变压器高压侧（后部）柜门，不得靠近或触摸变压器，变压器外壳应可靠接地。
4.12.3 投运前的检查：
4.12.3.1 检查所有紧固件、连接件是否松动； 4.12.3.2 检查变压器室内是否有异物存在；
4.12.3.3 检查风机、温度控制器等是否安装到位，能否正常工作； 4.12.3.4 检查变压器夹件、外壳是否有永久性接地。 4.12.4
新装、检修或长期停用（超过7天）的变压器，在投运前应按规定应测量其绝缘电阻。
4.12.5
干式变压器退出运行后如不受潮，一般即可直接重新投运，如在高湿度下变压器已发生凝露现象，应经过干燥处理并确保绝缘电阻达到500MΩ后才能投运。
4.12.6
干式变压器是以空气为冷却介质，在运行中的正常检查维护内容如下：
4.12.6.1 高、低压侧接头无过热，电缆头无漏油、渗油现象；
4.12.6.2 绕组的温升，根据变压器采用的绝缘等级，监视温升、温度不得超过规定值； 4.12.6.3 变压器无异味，运行声音正常，温度正常； 4.12.6.4 支持瓷瓶无裂纹，放电痕迹； 4.12.6.5 变压器室内、屋顶无漏水、渗水现象。 4.12.7
干式变压器的维修与保养：
4.12.7.1 一般情况下，对于干燥清洁的场所，一年或更长的时间进行一次检查；对于空气
中含有多灰尘、油烟等场所，检查时间应适当缩短；
4.12.7.2 检修时，变压器必须停电，高、低压全部端子应短路并接地，以确保安全； 4.12.7.3 检查时，如发现过多的灰尘聚集，则应清除，以保证空气流通和避免因爬电造成
绝缘击穿；
4.12.7.4 检查紧固件、连接件是否松动，导电零件、接地点及其它零件有无生锈、腐蚀痕
迹，绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象，必要时应采取措施进行处理；
4.12.7.5 大小修时应检查调试检查温控器是否正常。
19
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4.12.7.6 保护外壳的通风孔内的灰尘也进行相应处理。
5
变压器的不正常运行及事故处理
值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象（如漏油、油位变化过高或过低，温度异常，音响不正常及冷却系统不正常等）应设法尽快消除，并报告有关领导人，应将经过情况记入运行日志和设备缺陷记录本内。
5.1
5.2 5.3 5.4
5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.4.4 5.4.5 5.4.6 5.4.7
变压器的负荷超过允许过负荷值，应设法调低变压器的负荷。
若发现异常现象，且有威胁整体安全的可能性，应立即停下修理，若有备用变压器应投入运行。
变压器有下列情况之一者应立即停下修理，若有备用变压器，应倒换备用变压器运行：
变压器内部音响很大，很不均匀有炸裂声：
在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升； 压力释放器动作喷油；
严重漏油、油面下降、低于油位计的指示限度； 油色变化快，油内出现碳质等； 套管有严重的破损和放电现象。 变压器冒烟、着火。
变压器油温的升高超过许可限度时，应查明原因，采取措施使其降低，因此必须进行下列工作。
5.5
5.5.1 5.5.2 5.5.3 5.5.4
检查变压器的负荷和冷却介质温度，核对在该负荷及冷却条件下的油温。 检查核对温度计。
检查变压器风扇冷却装置或变压器室的通风情况。
若温度升高的原因是风扇故障，变压器所带负荷应根据规定使变压器不超过监视温度。
5.5.5 若发现油温较平时同样负荷和冷却条件下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，且检查结果证明冷却装置正常或变压器室通风良好，温度计正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁芯严重短路，绕组匝间短路等），而变压器的保护装置因故不起作用。在这种情况下，应立即将变压器停下修理。
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5.6
当发现变压器油面较当时油温所应有的油位显着降低时，应设法加油。如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改为只动作于信号，而必须迅速采取停止漏油的措施，并立即加油。
5.7 5.8
5.8.1 5.8.2 5.8.3 5.8.4
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出计，则应放油，使油位降低至适当高度，以免溢油。 主变轻瓦斯保护动作发信时，应进行下列检查和处理： 检查是否由于油位过低；
检查是否由于二次绝缘降低或二次线故障造成； 检查是否因侵入空气；
瓦斯继电器内存在气体时，应记录气量，鉴定气体的颜色及其是否可燃，并取气和油样作色谱分析。
5.9
5.9.1 5.9.2 5.9.3 5.9.4 5.9.5
主变重瓦斯保护动作跳闸时，应进行下列检查和处理： 立即进行外部检查，分析是否是误碰、误动； 检查保护装置动作情况； 迅速提取瓦斯气体和油样分析； 检查高低压绕组绝缘电阻和直流电组；
在未查明故障性质前，不得投入运行。若经过检查、处理和试验合格后，可利用发电机进行零起升压检查、试验。
5.10
5.10.1
变压器着火的事故处理： 变压器着火的现象：
5.10.1.1 变压器冒出烟火； 5.10.1.2 表计发生摆动；
5.10.1.3 瓦斯、差动（速断）保护可能动作。 5.10.2
变压器着火的处理：
5.10.2.1 在瓦斯或差动（速断）保护未动作跳闸时，应立即手动拉开变压器各侧开关，并
拉开相应刀闸，停止冷却风扇，使用灭火装置灭火，并将备用变压器投入运行；
5.10.2.2 若油溢在变压器顶盖上着火时，则应打开下部油门放油至适当位置； 5.10.2.3 若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸；
21
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5.10.2.4 发生着火后应采取与其它设备隔离的措施，防止火灾漫延，受火灾威胁或影响灭
火的带电设备应停电；
5.10.2.5 使用灭火器和干砂迅速将火扑灭。
5.11
5.11.1 5.11.2
变压器自动跳闸的处理：
如有备用变压器值班人员应迅速将其投入运行，然后立即查明变压器跳闸原因； 如无备用变压器时须根据掉牌指示查明何种保护装置动作和在变压器跳闸时有何种外部现象（如外部短路、变压器过负荷及其它等）如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，而是由于过负荷，外部短路或保护装置二次回路故障所造成，则变压器可不经外部检查而重新投入运行，否则必须进行检查。试验以查明变压器跳闸的原因；
5.11.3 若变压器有内部故障的迹象时，应停电检查，测量绝缘，未查明原因前，禁止将变压器投入运行。
22
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配电装置运行规程
1
设备规范
开关规范 型 号 LW35-126 EVH1-12/T1600-31.5 JCZ16-12J/D400-4.5 CW2-1600
额定电压 126KV 12KV 12KV 400V 额定电流 3150A 1600A 400A 630A 额定开断电流 31.5KA 31.5KA 4.5KA 40KA 使用地点 110KV系统 10KV系统 10KV系统 400V系统
1.1
1.2
刀闸规范
额定电压 110KV 110KV 66KV 最高电压 126KV 126KV 72.5KV 额定电流 1250A 630A 630A 操作机构 CS17 CS17 CJ6 型号 GW5-126 JW2-126 GW13-72.5(单项)
1.3
1.3.1
互感器规范 电压互感器规范
额定电压 110KV 10KV 400V 技 术 数 据 110000/√3/100/√3/100/√3/100 6000 / √3 /100/√3/100/3 380/100V 型 号 TYD110/√3-0.15H REL-10 JDG4-0.5 1.3.2
电流互感器的型号及规范 型 号 额定电压 110KV 10KV 技 术 数 据 2*300/1A 5P20/5P20/0.5/0.2S 50/1 0.5/5P20 LB6-110W LZZBJ9-12/150b
1.4
避雷器规范 型号 Y10W-100/248w YH1.5W-73/145 系统额定电压(KV) 110 110 10 23
避雷额定电压(KV) 102 73
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2
高压开关的运行和维护
高压开关运行的一般规定：
开关分、合闸指示正确，且与实际工况相符。 开关外壳接地应良好。
套管、瓷瓶无裂痕，无放电声和电晕。 引线的连接部位接触良好，无过热现象。 开关附近清洁无杂物。
开关除正常巡视之外，在气象突变，雷雨季度雷雨后，高温季节，高负荷期间应加强巡视。
110KV SF6开关的运行、维护：
采用弹簧操作机构，合闸和分闸均由突然释放的弹簧来完成，这些弹簧均联在操作断路器的转动轴上，通过手动或电动、就地或远方均可进行分合闸操作。开关一次储能可以完成一次“跳闸-合闸-跳闸”操作。分闸弹簧的储能在进行合闸操作时产生，合闸弹簧储能可由手动完成也可由电机在每次合闸后自动完成，如因故未储能，将向控制室发出弹簧未拉紧信号。 注意事项及安全规则：
2.1
2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6
2.2
2.2.1
2.2.2
2.2.2.1 当弹簧储能时，切勿拆下操动机构外壳。
2.2.2.2 如必须在操动机构上工作时，在拆下外壳前必须遵守下列各项程序： （1）. （2）. （3）.
断开储能电机回路空开。
操作手动控制旋钮若干次，确保储能释放。 在合闸操作前取下手动储能杠杆或手柄。
2.2.2.3 一旦手动储能完成，杠杆或手柄应立即移开。 2.2.3
运行中的检查：
2.2.3.1 开关“分合”位置指示与实际位置相符。 2.2.3.2 开关就地合闸弹簧储能灯亮，表示已储能。 2.2.3.3 瓷瓶是否损坏或脏污。
2.2.3.4 气体压力是否正常，无报警信号指示。 2.2.3.5 极间连杆、横梁及支架上的螺母是否松动。 2.2.4
维护：
2.2.4.1 开关在大修、小修或连续运行超过6个月后，再次投运前应进行一次操作传动试
验。 2.2.4.2 当机构有较多灰尘或脏物时，必须在润滑前清洁，用蘸有酒精煤油的布擦净，然
后再用清洁布擦干。
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2.2.4.3 故障和维修：
故障现象 断路器拒合 可能原因 1、 操作机构未储能 2、 MIA欠电压线圈无电压 3、 合闸线圈故障 1、 过电压 2、 指令不能解除 1、 过电压 2、 皮带损坏 3、 储能完成后未切断电动机 1、 防跳继电器故障 2、 辅助回路故障 排除方法 1、 再次储能，检查电动机电源 2、 激励线圈脱开锁扣 3、 更换线圈检查电源 1、检查电压 2、检查CS触头 3、 更换线圈 1、 检查电压 2、 更换皮带和电动机 3、 更换电动机开关“IN” 1. 更换防跳继电器 2. 检查辅助回路接线 线圈烧坏 电动机烧毁 断路器连续分合,接受指令时不能正确动作 2.2.5
SF6开关SF6的额定工作压力为0.5±0.015MPa，运行中如压力降至报警整定值0.45±0.015MPa时，向控制室发出SF6气体压力低报警信号，此时应汇报有关领导，尽快停运补充气体；运行中如压力降至闭锁整定值0.43±0.015MPa时，开关被自动闭锁，此时，运行应取下该开关的操作保险，严禁对开关进行电动或手动操作，汇报总工，采用上一级开关切断负荷电流，并将该开关隔离转检修补充气体。
2.2.6 SF6开关切断故障电流后的检查：
2.2.6.1 开关有无漏气，SF6气体压力是否正常。 2.2.6.2 开关位置是否移动变形，套管是否破裂。 2.2.6.3 开关接线有无过热、松动、烧损现象。 2.2.6.4 开关操作机构是否正常。 2.2.7
为防止有毒气体侵害，110KV开关室应经常保持通风状态，进入升压站内应启动排风扇进行通风。
2.3
2.3.1
10KV VS1真空开关的运行、维护：
采用弹簧操作机构，合闸和分闸均突然释放的弹簧来完成，这些弹簧均联在操作断路器的转动轴上，通过手动或电动、就地或远方均可进行分合闸操作。开关一次储能可以完成一次“跳闸-合闸-跳闸”操作。分闸弹簧的储能在进行合闸操作时产生，合闸弹簧储能可由手动完成也可由电机在每次合闸后自动完成，如因故未储能，将向控制室发出弹簧未拉紧信号。
25
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2.3.2 10KV开关提供比较完善的防误操作功能：开关在合闸操作结束后，合闸弹簧自动储能，操动机构设计合闸闭锁，在开关未分闸时将不能再次合闸；开关在合闸结束后，如合闸信号未及时去除，开关控制回路装有防跳继电器，防止开关多次跳跃；开关手车在仓内未到试验位置或工作位置，设计机械防合闸闭锁，防止开关处于合闸状态进入工作位置；开关手车在仓内试验位置或工作位置合闸后，设计机械防闭锁，防止开关处于合闸状态推进或拉出；开关在仓内工作位置时，设计机械闭锁，防止开关在工作位置合接地刀闸；开关柜后板设计机械闭锁，仅当接地开关闭合后，箱后板封门才能打开，防止误入带电间隔。
2.3.3 开关的调整与使用：
2.3.3.1 开关做操作试验，应将开关拉到试验位置。
2.3.3.2 在6KV母线停电检修时，应全面检查开关机械防误操作闭锁装置。
2.3.3.3 手车到达工作位置时，应检查锁定轴销应正确插入工作位置定位孔内，一次隔离
触头，触合深度为7±3cm，二次触头被机构锁位，不能拔出。 2.3.3.4 当断路器在短路跳闸一次后，必须对一次隔离触头和断路器进行全面检查。 2.3.3.5 开关真空包应每年进行一次耐压试验。 2.3.4
故障处理：
可能原因 1 操作机构未储能 2 手车未进入工作位置和试验位置 3 合闸回路或线圈故障 1 开关处于合闸状态 2 推进手柄未完全插入推进孔 3 接地联锁未解开 排除方法 4 检查储能电源、回路、电机 5 操作、检查手车到位 6 更换线圈、检查电源和二次回路 1 跳开开关 2 操作、检查手车到位 3 拉开接地刀 故障现象 断路器拒合 不能推进推出
2.4
2.4.1
400V ME开关的运行、维护 开关的使用：
2.4.1.1 操作机构有手动和电动两种，一般情况下采用电动操作；电动操作部分由电机和
储能机构组成，通过电动操作控制装置SU控制断路器闭合；紧急情况下送电而电动机构不灵时可采用手动操作，手动操作是使用操作手柄，将其插入断路器正面的塑料手柄方孔内，顺时针旋转90°即可将断路器闭合。 2.4.1.2 断路器有三个位置“工作”、“试验”、“检修”，做动作试验操作时，用摇把
将开关摇至“试验”位置，此时主回路断开，并有可靠的隔离距离，二次回路接通，可进行一些必要的动作测试；停电检修时，将开关摇至“检修”位置，主回路与二次回路全部断开。 2.4.2
日常，应对断路器进行下列检查、维护：
2.4.2.1 运行中的断路器音响是否正常；
26
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2.4.2.2 清理尘埃，以保持断路器绝缘良好； 2.4.2.3 对各个转动或滑动部分加注润滑油；
2.4.2.4 断路器经受短路电流后，除必须检查触头系统外，需清理灭弧罩两壁烟痕；如果
灭弧栅片烧损严重，则应更换灭弧罩。
2.5
2.5.1
400V抽屉开关的运行 、维护：
抽屉开关有三种位置“工作”、“试验”、“检修”：
2.5.1.1 送电时，将闭锁开关至于箭头向下竖直位置，将抽屉推进仓内，将闭锁把手至于水平位置，操作开关操作手把合上空开，正常运行时在“工作”位，闭锁把手在水平位置，通过机械闭锁使抽屉固定在仓内，此时可通过操作手把分合闸开关； 2.5.1.2 一些电动机电源抽屉开关有“试验”位，做动作试验操作时，将抽屉至于仓内，
将闭锁把手至于箭头指向左下角45℃位置，此时空开断开，操作回路接通，通过DCS或操作就地按钮可进行接触器的动作试验；
2.5.1.3 停电检修时，将开关断开，将闭锁开关至于箭头向下竖直位置，拉出抽屉约10
厘
米，将闭锁把手至于箭头指向右下角45℃位置，将抽屉向里推至不能推动为止 （机械闭锁），此时主回路和操作回路均断开。
2.5.2
正常运行中抽屉开关的维护：
2.5.2.1 检查开关指示灯是否指示正确； 2.5.2.2 有无异常声音；
2.5.2.3 停电时将抽屉内灰尘清理干净，以免音响设备绝缘；
2.5.2.4 闭锁机构及开关操作机构是否完好，如有损坏或卡涩，运行人员无法修复时通知
检修人员处理。
2.6
2.6.1
高压开关的一般事故处理： 运行中开关合闸指示灯熄灭。
2.6.1.1 检查灯泡。 2.6.1.2 检查控制保险。 2.6.1.3 检查附加电阻。
2.6.1.4 检查控制回路，如系跳闸回路故障而运行中无法修复时，报告值长，手动 切断
该开关。 2.6.2
开关拒绝合闸或跳跃：
2.6.2.1 开关拒绝合闸或跳跃的原因： （1）. （2）.
操作电压或合闸电压低。 操作合闸保险熔断或接触不良。
27
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（3）. （4）. （5）. （6）. （7）. （8）.
接触器卡住或弹簧过紧。 接触器线圈或合闸线圈烧毁。
合闸回路不通或回路电阻过大（断线、操作开关辅助接点接触不良）。 铁芯卡涩和机械失灵。
辅助接点断开过早，跳闸连杆调整不当或出现不正常的跳闸电源。 防跳回路或防跳继电器不良。
2.6.2.2 开关拒绝合闸或跳跃的处理： （1）. （2）.
检查直流电压及操作、合闸保险。
断开隔离开关以手动合接触器，若合闸良好，证明控制回路不良，对操作把手，辅助接点，检查并用万用表或摇表做导通试验。若合闸不良，做远方操作试验，接触器正常动作时，应对合闸保险线圈和机械部分进行检查。 检查操作开关及辅助接点动作情况，不良时由检修消除。 开关跳跃不许带电作合闸试验。
当控制开关在合闸位置时，绿灯闪光或红灯反复亮熄时，应立即停止合闸，进行检查。
（3）. （4）. （5）.
2.6.2.3 电动操作拒绝合闸，若一时查不出原因，而急需送电，只要跳闸良好，可手动合
上开关送电。 2.6.2.4 开关拒绝合闸，应记入《设备缺陷记录本》内，如以后已能合闸，也应查明原因，
消除缺陷后再投入运行。 2.6.3
开关拒绝跳闸
2.6.3.1 开关拒绝跳闸的原因： （1）. （2）. （3）. （4）.
操作电压不对或操作保险熔断。 跳闸线圈烧毁。
跳闸回路不通或回路电阻过大。 跳闸铁芯卡住或机构不灵或失灵。
2.6.3.2 开关拒绝跳闸的处理 （1）. （2）. （3）.
调整操作电压或更换保险。
当控制开关在分闸位置时，红灯闪光、绿灯不亮、应立即停止拉闸。
以手动打闸，若仍不行时，应设法用上一级开关停电，具体按不同开关分别处理：线路开关，必时要汇报调度部门后，用手动跳开开关，进行检查处理；厂用电开 关，应将备用电源开关投入后，再手动跳闸，进行检查处理；主变压器开关或发电机主开关，应调整运行后，以良好开关解列，手动跳开故障开关，进行检查处理。
（4）.
停电后由检修进行全面检查，在拒跳故障消除前，不得将开关投入运行。
28
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2.6.4
对于自动跳闸的开关，必须查明跳闸原因，是系保护装置的正确动作跳闸，还是由于误动作跳闸（如人员误操作，继电器误动作、操作回路故障、操作机构故障等）并进行外部检查。如果开关已经重合，则禁止对开关的操作机构，操作回路和继电保护装置进行检查。
停用开关发现电动跳不开时，应手动拉开开关，联系有关人员检查，拒绝跳闸的开关不得投入运行。
2.6.5
3
母线及闸刀的运行和维护
母线与闸刀送电前的准备
检查工作全部终结、短路、接地线全部拆除，标示牌，临时遮栏已收回，常设遮栏已恢复，设备及场地清洁，无遗留杂物。 详细检查瓷瓶外部有无破损或裂纹。
110KV系统用2500V摇表测量绝缘电阻，母线不得低于300MΩ；110KV闸刀不得低于1000MΩ；10KV 系统用2500V摇表测量绝缘电阻，母线不得低于20MΩ； 400V系统用500V摇表测量绝缘电阻，母线不得低于1MΩ；400V闸刀不得低于1MΩ。 闸刀触头应接触紧密，母线接头应严密，支架坚固可靠符合规定。 闸刀与相应开关之间应有良好的联锁装置，试拉合闸良好。 对运行中的母线与闸刀检查项目如下： 接头温度不得超过70℃； 闸刀触头应接触紧密； 母线不发生严重的振动响声； 瓷瓶不脏污、无破损； 无很大的放电声及火花； 遮栏完整，关闭良好。
如发现母线或其接头上的示温片都已熔化，应迅速采取措施，减少负荷，如发现母线已发热烧红，则应立即倒换运行方式，停止该母线的运行。 回路中未装设开关时，可使用闸刀进行下列操作： 拉合电压互感器和避雷器；
拉合电容电流不超过5A的空载回路； 拉合电压6KV、70A及以下的环路均衡电流。
操作刀闸必须遵守《电业安全操作规程》，使用合格的安全用具。刀闸合闸后，必须检查接触良好。
刀闸拉不开，不可冲击强拉、应查明原因、消除缺陷后，再进行拉闸。
3.1
3.1.1
3.1.2 3.1.3
3.1.4 3.1.5
3.2
3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6
3.3 3.4
3.4.1 3.4.2 3.4.3
3.5 3.6
29
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3.7
严禁强行对刀闸电磁锁解锁操作，严禁带负荷拉、合刀闸。禁止解除刀闸与相应开关的联锁装置，以防误操作。若误合上刀闸发生接地或短路，不许拉开该刀闸只有用开关切断电流后，才能再将闸刀拉开；若误拉开刀闸，禁止再合上，只有用开关将电路切断后，才能再将刀闸合上。
送电操作时，先合电源侧，后合负荷侧，最后合开关，停电时，则相反。 发现刀闸过热，应报告班长、值长，设法尽量减少其负荷电流。如刀闸系与母线联接、应尽可能停止使用；只有在不得已的情况下，当停用该刀闸会引起停电时，才允许暂时继续运行，但此时应设法减轻其发热，并每半小时检查一次，加强监视，如为出线侧闸刀，则可降低负荷，继续运行，但仍应加强监视。 当开关室温度超过35℃时，应开启通风扇。
3.8 3.9
3.10
4
互感器的运行及维护
电压互感器和电流互感器大小修后或停用一个月以上再投入运行前须检查下列各项：
外壳清洁，无遗留杂物，工作接地良好； 套管无破损裂缝； 接线牢固正确；
无渗油、漏油现象、油色、油位正常；
绝缘电阻应合格：用2500V以上摇表测一次对地、一次对二次的绝缘电阻，其值应不低于1MΩ/KV。用500V摇表测二次对地绝缘电阻，其值应不低于0.5MΩ/KV； 高低压侧的保险是否完好，接触是否良好，有无短路现象。 对运行中的电压互感器和电流互感器检查项目如下： 有无放电、电晕及异常噪音；
有无渗油、异常发热（示温片不熔化、变色漆不指示过热）冒烟及焦味； 瓷套管或环氧树脂外壳是否完整，有无闪络放电现象。在最高负荷时，应加强对电流互感器进行巡查；
允许互感器在工作电压或工作电流不超过额定值的10%情况下长期运行。 在运行中，电压互感器二次侧不得短路，电流互感器二次侧不得开路。 电压互感器和电流互感器有下列故障现象之一者，应立即停止运行。 发热、冒烟、有异味；
套管闪络、线圈内部有噼拍放电声，引线与外壳之间有放电火花； 油箱漏油严重；
高压保险连续熔断二、三次。此时，对电压互感器应按下列原则处理：
4.1
4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5
4.1.6
4.2
4.2.1 4.2.2 4.2.3
4.2.4
4.3 4.4
4.4.1 4.4.2 4.4.3 4.4.4
4.4.4.1 视故障情况，并根据表计指示，判断无严重短路者，在保证拉开闸刀时所产生的
电弧不致引起短路的条件下，可用闸刀切除故障电压互感器；
30
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4.4.4.2 若故障情况严重，禁止用闸刀或取下保险的方法切断故障电压互感器，此时应设
法用开关切断故障电压互感器。
4.5 4.6 4.7
互感器每组二次回路均应有一处可靠接地。
当发现电流互感器的二次回路断开时，应设法在该电流互感器附近的端子上将其短路（穿上绝缘鞋和带好绝缘手套），如不能时应将电流互感器停用。 当互感器或二次回路发生故障而仪表指示不准时，应尽可能根据其它仪表的指示、对设备进行监视，并尽可能不改变设备的运行方式，避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的错误判断，甚至造成不必要的停机事故。当电压互感器或其二次回路发生故障而使复合电压闭锁的过流保护变成定时限过流保护时，或由于电流互感器或其二次回路发生故障而使差动保护回路断线，失去保护作用时，值班员应通过值长向调度汇报，要求停用其保护，并尽快消除故障。
4.8
4.8.1
电压互感器保险熔断事故处理 电压互感器保险熔断的现象。
4.8.1.1 110KV 、6KV母线电压互感器保险熔断时，故障相绝缘监视电压表指零，高压保
险熔断时，母线接地信号动作，发出预告声、光信号； 4.8.1.2 400V母线电压互感器保险熔断时相应母线段“400V电压断线”发出预告声、光
信号； 4.8.1.3 发电机测量用电压互感器保险熔断时，表计指示失常“电压断线”可能发出预告
声、光信号，高压保险熔断时“定子接地”发出预告声、光信号； 4.8.1.4 励磁调节器用电压互感器保险熔断时，调节器工作失常“电压断线”可能发出预
告声、光信号。 4.8.2
电压互感器保险熔断的处理：
4.8.2.1 按其它正常表计监视运行，并尽可能不改变运行方式； 4.8.2.2 采取安全措施，及时更换故障保险： （1）. （2）.
对电量计算有影响的压变保险熔断时，应准确记录时间，以便补加电量。 当发电机电压互感器保险熔断时，电压、有功、无功、周波表等无指示或指示不正常，应靠汽机流量及电流表监视有功，转子电流、电压表监视无功。 电压互感器内部故障 现象：
4.9
4.9.1
4.9.1.1 高压保险接连熔断； 4.9.1.2 内部或套管有放电声和弧光； 4.9.1.3 有焦味、烟火或大量漏油。 4.9.2
处理：
31
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4.9.2.1 拉开互感器电源侧各开关，110KV电压互感器应汇报值长断开线路电源； 4.9.2.2 如有着火，应用四氯化碳等专用灭火器灭火，地面上的烟火可用干砂扑灭。
4.10
4.10.1 4.10.2 4.10.3 4.10.4 4.10.5 4.10.6
充油式的电压互感器，发现下列故障时应停用： 高压侧保险连续熔断； 互感器发热过高；
互感器内部有噼啪声或其它噪声； 从互感器内发出臭味或冒烟； 在互感器内或引线出口处有漏油现象；
线圈与外壳之间，或引线与外壳之间有火花放电。 电流互感器二次开路
现象：表计指示失常,可能发出预告声、光信号。 处理：
4.11
4.11.1 4.11.2
4.11.2.1 尽可能迅速在端子板上将二次回路短路；
4.11.2.2 作好安全措施，设法降低电流，会同电气检修人员；
4.11.2.3 如故障互感器已冒烟、焦味等现象时，立即拉开该互感器回路的开关。
4.12
5
当电流互感器内部和充油式电压互感器中油着火时，应立即将其连接的接线切换，并用干砂或干式灭火器灭火。
电缆运行及维护
电缆投运前和运行中的检查：
电缆停电时间超过一个月时应测量绝缘电阻,大小修后或每年应进行直流耐压和泄漏试验；
检查电缆头套管清洁不漏油，绝缘胶无空隙和裂缝； 电缆外皮无锈垢，小孔及凹凸现象； 电缆不受挤压，受热及振动； 电缆沟无积水、杂物； 接头及外皮接地紧固；
电缆头套管处应无放电现象。
注：巡查电缆时，不得用手触摸电缆的绝缘部分。
运行中6KV交链电缆芯的温度一般不应超过65℃，外皮温度一般不应超过50℃；运行中400V动力电缆芯的温度一般不应超过65℃，外皮温度一般不应超过60℃。 测量电缆的绝缘电阻采用兆欧表，1KV以下电压等级的电缆用500兆欧表，1KV以上电压等级的电缆用2500V兆欧表，电缆连同其连接的设备绝缘电阻一般不应低于1MΩ/KV。
32
5.1
5.1.1
5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.1.5 5.1.6 5.1.7
5.2 5.3
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5.4
5.4.1 5.4.2 5.4.3
电缆允许过负荷（在事故情况下）：
电缆载流量按电缆标称截面2-3倍数值计算其电流安培数； 6KV电缆允许15%，2小时；400V电缆允许30%，2小时； 第一次与第二次过负荷时间间隔为10-12小时。 电缆线路的工作电压不得超过电缆额定电压的115%。 6KV系统发生单相接地时，最长允许运行两小时。
电缆运行中除测量外皮温度及测量零序电流外，不得在外皮上进行其它工作。 电缆遇到下列故障，应停下检修。 电缆外皮破裂或温度超过允许值； 电缆接头发热；
电缆绝缘击穿，发生接地放炮。
电缆在运行中若发现着火或爆炸事故，应立即切断电源，并按有关事故处理的规定进行事故处理，然后将电缆进行停电隔离，并按《电气设备消防规程》有关规定灭火。
5.5 5.6 5.7 5.8
5.8.1 5.8.2 5.8.3
5.9
6
防雷设备运行及维护
避雷器大小修后或长期停用超过1个月以上，投入运行前应做下列检查： 测量绝缘电阻； 瓷套胶合法兰处无裂缝；
在可能的情况下，将避雷器左右倾斜20～30度，然后轻轻地振动，检查内部原件有无损坏或变动情况，若有响声则内部可能已损坏； 瓷套表面有无脏污，如脏污可用干净布浸些汽油擦净； 接地线应牢固可靠，接触良好。
避雷器的绝缘电阻用2500V摇表测量，其允许值一般不低于2MΩ/KV，并且与上次值比较下降不超过50%，当绝缘电阻值下降很多时，应测量泄漏电流，加以判断。
避雷器在每年雷雨季节到来之前应进行一次预防性试验。
运行检查中发现避雷器有下列现象之一者，应报告班长、值长，并作好记录，申请停役检修： 有放电现象。；
瓷套法兰胶合处发生裂缝； 瓷套表面很脏；
接地线接触不良，发生锈损，接地不牢固。
6.1
6.1.1 6.1.2 6.1.3
6.1.4 6.1.5
6.2 6.3 6.4
6.4.1 6.4.2 6.4.3 6.4.4
33
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6.5 6.6
7
避雷器发生损坏，冒烟，闪络接地等故障时，严禁直接拉开避雷器刀闸，并不得进入故障地点，此时应用开关或其它适当措施切除避雷器上的电压。
雷雨时，应将厂区周围雷电活动情况记入《雷电观测记录簿》；雷雨后或系统发生操作过电压后，应检查避雷器的雷电记录器，并将动作情况记入《雷电观测记录簿》。
低压厂用专用盘的运行与维护
大小修后或长期停用超过1个月的低压专用盘，在投入运行前应进行下列检查： 盘内外应清洁无杂物；
接线正确，接地线牢固，电源、负载的名称、编号标志清楚、完善； 各保险选配合格，并标明额定电流；
各开关完好，不烧毛，机构灵活，热继电器组件选配适当； 用500V摇表测量绝缘电阻应不小于0.5MΩ。 对运行中低压专用盘应作如下检查： 专用盘应清洁无杂物；
各接头、触头应接触良好，不发热； 表计指示正常；
常设遮栏、门应关严，接地线完整； 倾听接触器和热继电器的声音是否正常；
检查电器元件应完整无缺、线圈无严重发热现象等。 运行中的接触器和热继电器发生故障时，运行人员应首先设法消除，若不能处理，应及时通知检修人员前来处理。
7.1
7.1.1 7.1.2 7.1.3 7.1.4 7.1.5
7.2
7.2.1 7.2.2 7.2.3 7.2.4 7.2.5 7.2.6
8
保险的运行和维护
各种电气设备的保护熔断器，必须根据设备的特性按规定配置适当容量（额定电流）的保险（熔体、熔件），不得任意放置容量不适当的保险。厂用电动机、专用盘上各负载保险具上及现场的结线图上应标明所放保险的额定电流，并符合经批准的保险整定值表的数值。保险额定电流按现场图纸和保险整定值记录簿执行。
更换保险的操作原则如下：
更换保险时，应遵守《电业安全工作规程》的有关规定；
更换低压保险时，有闸刀者应将刀闸拉开，无刀闸应戴绝缘手套将保险具取下进行更换；
更换电压互感器高压侧保险时，除将闸刀拉开外，还应取下低压侧保险，进行验电，并应作好防止继电保护及自动装置误动作的相应措施；
更换直流操作保险时，应作好防止继电保护和自动装置误动作的相应措施（操作方法见《继电保护及自动装置运行规程》）。
34
8.1
8.2
8.2.1 8.2.2
8.2.3
8.2.4
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8.3 8.4 8.5
8.5.1
更换锡铅保险时，不能拧得过紧，以防保险受机械操作而改变保险特性；也不能过松，以防接触不良而发热，保险放上后，应检查确证接触好，回路畅通。 各种保险应有一定数量的备品，并按《电气管理制度》由规定的岗位人员负责领配。
各种保险、熔具取下后应按如下规定放置和管理：
各开关室、电气控制室取下的动力保险、合闸保险、控制保险就地放在本专用盘、控制盘下，应放置整齐；
汽机、锅炉、燃料辅机大小修时，从其专用盘上取下的动力保险，应放置整齐，妥善保管；
机炉平时个别辅机检修时，从专用盘上取下的动力或控制保险，应就地放置整齐； 机组（包括机、电、炉）在修，进行机组辅助设备由运行（或热备用）转检修的操作时，执行该操作的人员应将从专用盘上取下的熔芯全部收回放至公用备品橱里，以便大修结束后使用。
8.5.2
8.5.3 8.5.4
35
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继电保护及自动装置运行规程
1
一般要求及规定
运行或热备用中的设备，其保护及自动装置均应投入；冷备用设备的保护及自动装置可以投入也可以不投入；禁止无保护的设备投入运行；特殊情况下，经值长批准，可以停用部分保护，但必须保证设备至少有一种及以上主保护投入运行。 正常情况下，保护及自动装置的投入退出及方式切换应使用专用的压板或功能开关进行操作，不得随意采用拆除短接二次线的方法进行；特殊情况下采用临时措施需改动二次线时，应获得有关技术部门的批准，同时应汇报值长并获值长的认可。
保护及自动装置投入运行时，应先投入装置的直流电源，后投入装置的出口压板；停用时应先切除装置的出口压板，再停用装置的直流电源。
开关、电动操作或电磁操作的空气开关，在送电操作时，应先放上控制保险并投入继电保护，当刀闸操作完毕后，再放上合闸保险。停电操作时，在开关或空气开关断开后，按上述相反的顺序操作。
保护装置出口跳闸压板投跳闸前，运行人员必须检查保护装置无异常信号，检修后运行中投运的保护及自动装置还应用高内阻电压表检查装置确未给出跳闸及合闸信号。
保护自动装置及其二次回路的检修与试验应配合一次设备停运检修进行；下列情况经值长同意后，可对不停运设备的部分保护及自动装置进行检查调试： 两种主保护并列运行可停用其中的一种； 有条件用临时保护替代的保护；
变压器瓦斯和差动保护允许停用其中的一种； 有主保护运行其后备保护可以短时停用； 调度同意停用的保护及自动装置；
某些需要带负荷校验的保护带负荷校验时允许短时停用。
一次设备停运，其相应的保护装置及二次回路无工作时，保护装置可以不停用，但其跳其它运行设备的出口压板应解除。
短时停用运行中设备的保护及自动装置的控制电源、开关操作电源应获值长的许可，必要时应作相应的反事故措施。
保护自动装置及其二次回路的检修试验工作，应按要求填写工作票，事故抢修时例外。
保护及自动装置检修后投入运行，有关维修人员必须向运行人员作设备状况交待，有改动或缺陷的应书面交待。
保护及自动装置检修后投入运行，有关维修人员必须配合运行人员作必要的传动试验。
在运行中的二次电流电压回路上工作，应作必要的反事故措施，有关人员应作好防止PT二次短路或CT二次开路的措施，工作结束后应及时恢复。
36
1.1 1.2
1.3
1.4 1.5
1.5.1 1.5.2 1.5.3 1.5.4 1.5.5 1.5.6
1.6 1.7 1.8 1.9 1.10 1.11
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1.12
1.12.1 1.12.2 1.12.3
继电保护及自动装置的检查应结合巡回检查每4小时检查一次,主要检查内容为: 装置无异常气味，无异常声音，无异常信号，无异常过热，无异常振动； 检查户外端子箱密封良好，PT及CT一次二次均无异常；
装置的功能开关、刀闸、保险、试验部件、信号指示、压板等位置正确，与实际运行方式相符；
装置内部仪表指示无异常。
保护及自动装置异常及事故的一般处理规定：
当系统或设备发生故障时，值班人员应立即判断故障情况，确认动作的保护情况，开关是否跳闸，信号、光字牌和掉牌情况，并汇报值长，作好记录；复核无误后，方可复归信号；
运行中发生保护动作开关跳闸事故时，如果现场有有关的维修工作，应通知有关人员暂时停止工作，以便查明原因并及时处理事故；
运行中发生动作或异常现象，运行人员不能确切判断时，应汇报值长及时通知有关维修人员检查处理；
保护及自动装置发现有起火，冒烟等紧急情况时，应立即采取灭火、隔离、停电等措施，必要时应汇报值长将有关一次设备停运后处理；
继电保护及自动装置投入运行，其相应的图纸资料应齐全并与实际接线相符，运行及有关人员应掌握其相关的运行操作；实际接线更改后，图纸应作相应更改。 110KV线路保护的操作指令应按调度的要求执行；110KV母线、发变组、厂用主系统的保护或自动装置,其操作指令应按值长的要求执行;其它辅助厂用设备保护的操作按有关规定执行,如有变更应汇报值长并获得值长的同意。
继电保护装置需要更改定值，由总师办负责下达定值更改通知单（必要时附图纸）电气检修班负责实施。新投入的保护及自动装置，由总工办负责下达定值通知单及图纸、资料和操作步骤，电气检修和运行班共同负责实施。
值班人员应经常监视直流系统绝缘良好，防止因直流系统绝缘降低或直流接地造成保护装置误动作。
集控室至少有一套符合现场实际的继电保护及自动装置的原理图或展开图以及整定记录卡片或记录簿。
1.12.4
1.13
1.13.1
1.13.2
1.13.3
1.13.4
1.13.5
1.14 1.15 1.16 1.17
2
发变组保护
每台发变组及其相应的6KV厂用分支组成一个发变组保护柜，每个发变组保护柜从上到下依次分成7层：
最上面为电源开关，从左到右依次为：1QF，保护开关量模件电源开关（整屏公用）；2QF,出口信号模件电源开关（整屏公用）；3QF，1CPU电源一电源开关；4QF，1CPU电源二电源开关；5QF，2CPU电源一电源开关；6QF，2CPU电源二电源开关；7QF，主变110KV侧开关操作箱电源开关；8QF，发电机出口开关操作箱电源开关。以上小开关在发变组处于运行、热备用、冷备用时均应投入，检修状态下，由检修专业人员自行操作；运行中如出现跳闸，运行人员可试送一次，如不成功，应立即通知有关专业人员和检修人员到现场处理。
37
2.1
2.1.1
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2.1.2 2.1.3
第二层为主变110KV侧开关和发电机出口开关操作箱。
第三层为保护装置的出口跳闸信号机箱。右下脚为信号复归按钮，保护动作发信后，运行人员应在记录好全部信号后再将信号复归。
第四层为1CPU发电机保护单元，包含发电机差动保护、发电机复合电压启动过流保护、发电机过电压保护、发电机定子接地保护、发电机过负荷保护、发电机转子一点接地和发电机两点接地保护、热工联锁保护。该机箱配备双路电源模件，任一模件正常即可保证装置供电，两路模件的电源开关正常运行时均应投入运行。
第五层为2CPU主变保护单元，包含主变差动保护、主变复合电压启动过流保护、主变110KV中性点零序过流和间隙过流保护、主变过负荷保护、主变瓦斯保护、主变低压侧厂用分支速断和过流保护。该机箱配备双路电源模件，任一模件正常即可保证装置供电，两路模件的电源开关正常运行时均应投入运行。
第六层为保护投切操作机箱。通过插拔机箱面板的插针来进行单个保护功能的投切操作，通过打开机箱面板，投切机箱内部压板来投切保护至外部的输出动作信号。
第七层为打印机，一般供调试时使用。 主变保护主要配置情况如下： 序号 保护名称 1 主变差动 主要整定值 差动制动系数0.4，启动电流300A，速断差流12500A 动作结果 跳发电机出口开关、灭磁开关、主变高压侧开关、厂用分支开关 动作电流144A，低电压72KV，跳发电机出口开关、灭负序电压7.5KV，动作时间：指磁开关、主变高压侧开向发电机2S，指向母线4S 关、厂用分支开关 间隙过流100A，动作时间4S，跳主变高压侧开关 接地过流100A，3.5S 动作电流123A，动作时间10S 报警 动作时间0S 跳发电机出口开关、灭磁开关、主变高压侧开关、厂用分支开关 动作时间0S 报警 报警 2.1.4
2.1.5
2.1.6
2.1.7
2.2
2 主变复合电压过流 主变零序 主变过负荷 主变重瓦斯 3 4 5 6 7 主变轻瓦斯 主变温度高 2.3
2.3.1
主变保护运行时应注意的事项：
主变保护装置在运行中出现任何异常情况，运行人员不能判断时，立即通知有关专业人员或检修人员到现场检查；当情况紧急时比如装置冒烟起火，经过简单判断，确系装置故障，可以按保护配置情况直接停用装置全部或部分压板、电源，严重时应立即降负荷或停机处理。
主变重瓦斯压板应投跳闸，当变压器运行中滤油、注油，经滤油、补换油处理后，进行呼吸器畅通工作或更换吸湿剂，瓦斯继电器检修时应将重瓦斯保护切换片投至信号位置。上述工作结束，经过检查确认重瓦斯保护无异常后方可将重瓦斯保护切换片投入跳闸位置。
2.3.2
3
110KV线路保护
110KV线路保护
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3.1
GCL-QB/ XZGF005 -2010
3.1.1 每条110KV线路配置一套PSL622C型微机线路保护和一台PSF631高频收发信机，包含高频闭锁、距离、零序保护和三相一次重合闸、低周低压减载功能。
3.1.2 线路保护屏正面从上到下依次为：
3.1.2.1 高频收发信机机箱，右侧11SA为通道检查试验按钮，11FA为收发信机信号复归
按钮。
3.1.2.2 微机保护机箱，左侧1SA为高频保护通道检查试验按钮，右侧1FA为微机保护信
号复归按钮，1QK为重合闸投切功能开关。
3.1.2.3 打印机，一般在检修调试时使用。
3.1.2.4 11QK1、11QK2：保护装置切换开关，正常时均投本线位置，运行人员不操作该切
换开关。
3.1.2.5 保护功能压板：1LP1-保护跳闸出口压板，退出此压板，所有保护出口被解除；
1LP2-保护重合闸出口压板，该压板与1QA共同操作，正常运行重合闸投入时，将1QA切至投入位置，检查1LP2无压，投入1LP2，重合闸退出时，退出1LP2，将1QA切至停用位置；1LP3-启动失灵出口压板，正常运行时退出，运行人员不操作该压板；1LP4-允许邻线加速出口压板，正常运行时退出，运行人员不操作该压板；1LP5-高频保护投切功能压板，投入时高频保护动作跳闸，退出时高频保护动作信号；1LP6-相间距离保护投切功能压板；1LP7-接地距离保护投切功能压板；1LP8、1LP9、1LP9-分别为零序I段、II段和零序总投功能压板，1LP8和1LP10均投入时，零序I段投入，1LP9和1LP10均投入时，零序II段投入，1LP10切除时，零序保护退出；1LP11、1LP12-分别为低周、低压减载保护投切功能压板。
3.1.3
线路保护屏后上部从左到右有4个空气开关：1ZKK为110KV母线PT二次电压输入小开关；1DK为微机保护机箱用电源开关；1DK1为开关操作回路电源开关；11DK为高频收发信机电源开关。以上小开关在线路处于运行、热备用、冷备用时均应投入，检修状态下，由检修专业人员自行操作；运行中如出现跳闸，运行人员可试送一次，如不成功，应立即通知有关专业人员和检修人员到现场处理。
3.1.4
110KV线路保护投切应按调度的命令执行，运行中发现装置异常，运行人员不能判断原因时，应立即通知专业人员和检修人员到现场检查处理，如需要，应汇报调度，将相关保护退出运行。
3.1.5
110KV线路高频保护运行中在接班时应进行通道试验，试验方法：按下微机保护机箱左侧1SA高频保护通道检查试验按钮，观察收发信机发信、收信指示应依次点亮，试验结束后按下高频收发信机机箱右侧11FA收发信机信号复归按钮，信号灯灭。如果试验异常或出现通道告警信号，应立即通知专业人员和检修人员到现场检查处理，如需要，应汇报调度，将高频保护投信号。
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4
厂用电系统保护
厂用电主系统保护主要配置情况如下表： 保护名称 电流Ⅰ段 电流Ⅱ段 过负荷 零序电流保护 备用分支过流保护 备用分支零序保护 温度 保护范围 变压器电源侧绕组及电源侧套管和引出线的主保护。 保护变压器全部作为电流Ⅰ段的后备保护。 预防变压器过负荷 作为变压器低压系统单相接地后备保护。 低压系统相间短路故障。 低压系统单项接地保护。 温度超过整定值80度 动作后果 瞬时跳开变压器高低压侧开关，并发信号。 延时跳开变压器高低压侧开关，并发信号。 发信号。 跳开变压器高低侧开关。 跳开备用分支开关ZKK并发信号。 跳开备用分支开关ZKK。 发信号。 备注 4.1
序号 1 2 3 4 5 6 7
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直流系统及UPS运行规程
1
直流系统
蓄电池
采用进口免维护MSJ-300型铅酸蓄电池，共104节，分装在2块蓄电池屏内；每节电池的额定电压为2V，浮充电压为2.23±0.1V。
1.1.2
蓄电池正常运行时处于浮充状态，通过直流充电屏触摸屏可以监视每节蓄电池的浮充电压，要求在充电机显示浮充状态时（通过触摸屏可以监视），蓄电池浮充电压最低不低于2.10V，最高不超过2.33V。正常运行时，整个蓄电池组浮充电压设置为234V，单节蓄电池平均电压为2.275V。
1.1.3
蓄电池组在正常浮充状态下，单电池电压偏离其浮充电压值0.1V以下视为正常，超过该值视为不正常，应通知检修及时检查。
1.1.4
蓄电池组在事故放电状态下，应严密监视蓄电池组的电压，当直流母线电压放电至188V时，应立即停止放电；蓄电池放电后，应及时充电。
1.1.5
蓄电池组应每半年进行一次充放电试验，试验方法是：在蓄电池处于浮充状态下，停用充电器，使蓄电池运行在放电状态，当放电至母线电压198V时，再恢复充电器投运。放电过程中应每半小时记录电池组电流电压，如放电负荷电流超过30A，应缩短记录时间。如放电过程中出现电压快速下降情况，应立即恢复充电，并通知检修检查处理。在上述充放电过程中，应注意监视并记录蓄电池组单电池电压平衡情况，遇有轻微不平衡现象，可通过均充纠正，如不平衡情况严重，通过3次以上均充不能纠正，应通知检修检查。
1.1.6
运行中蓄电池出现破损、冒烟、短路、严重发热等故障，应及时停用蓄电池组，并立即通知检修处理。
1.1
1.1.1
1.2
1.2.1
直流控制和配电系统
直流控制柜由高频开关电源、交流电源和监控系统组成。
1.2.1.1 交流电源部分 （1）. （2）. （3）.
为直流系统提供充电的交流电源接自400V I段，通过MC1开关接入直流控制柜。 常用交流供电时，触摸屏上KM1动画显示接通。
当SA1处于“屏控”位置时，则可在触摸屏上选择“自动”或“手动”方式。按“自动”按钮，“自动”字样闪动，PLC将根据检测到的常用交流和备用交流数据自动切换常用交流、备用交流供电。按“手动”按钮，“手动”字样闪动，则可按“KM1”（KM1闪动）或按“KM2”（KM2闪动）以选用常用交流供电或备用交流供电。
41
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（4）. （5）.
一般情况下，应将控制柜面板上的SA1置于“自动”位置。
被用来供电的三相交流电压值显示在触摸屏屏面上，也可用转换开关SA1分别检测各相电压，显示在交流电压表上。
1.2.1.2 系统监控部分 （1）.
系统监控包括一套PLC系统、人机操作界面触摸屏和各类传感器，是整个直流系统监控的核心装置，担负高频开关电源的控制、交流电源管理、蓄电池组的管理、以及系统各支路绝缘监测等主要任务。
监控系统出现异常或故障，应及时通知相关人员检查处理，如高频模块不能工作，要及时启用辅助充电器充电。 直流配电系统
运行人员应熟悉直流配电系统的接线，正常情况下，具有双电源的直流系统采用开环运行方式，其标准运行方式如下：
1.2.2.1 合闸电源系统 （1）. （2）.
系统接线如图所示：
正常运行方式为：当需要部分设备停电检修或一侧电源停运时，可送上另一侧电源，使直流系统短时合环，再停用环路开关或另一侧电源。 直流系统的操作
直流配电系统的操作由运行人员按规操作。
直流系统主辅充电装置、蓄电池等电源系统的切换、停用、试验等操作，应由相关技术人员制定措施或现场指挥，运行人员方可操作。
（2）.
1.2.2
1.3
1.3.1 1.3.2
2
UPS装置
UPS装置在正常情况下应将所有电源输入开关合上，运行不需要进行任何操作；运行中任一电源停电、上电，不会影响装置的正常供电。UPS电源投切操作一般应在电源侧操作，装置侧一般不需操作。 UPS装置一般不能长时间退出直流电源运行。
UPS装置运行中运行应定时检查其工作状态、输出电流、电压；运行中UPS出现一般故障或异常，运行应立即通知有关维修人员检查；如运行中出现冒烟、失火等严重故障、危及设备安全时，应汇报总工，立即停用UPS装置，并进行隔离。
2.1 2.2 2.3
42
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