联络变运行补充规程.doc

联络变改造补充规程（试行） 编写：_ 校核：_ 审核：_ 批准：_巴陵石化热电事业部2012年4月编制说明因事业部一机一炉工程建设，事业部35KV至10KV电气主接线进行重大改变，增加两台联络变，分别编为#1、#2联络变，接至35KV、段母线，原1、2联络变改编为现3、4联络变，接至35KV、段母线，其35KV两台消弧线圈接线不变。原#1、#2分裂电抗器取消，1联络变经3106开关接10KV段，2联络变经3207开关接10KV段，3联络变经3308开关接10KV段，4联络变经3409开关接10KV段，10KV、段分段开关3012及10KV、段分段开关3034不变。10KV、段新增加1、2接地变及消弧线圈，接入10KV、段母线，原两台消弧线圈改为3、4消弧线圈，分别接入#3、4机和#5、6机中性点。新编补充规程都按新编号进行编写。新增两台#1、2联络变均为有载调压，有关规定将在本补充规程中给予说明。（详见附图）目 录编制说明第一篇 联络变运行规程第一章 允许运行方式 1第一节 额定运行方式 1第二节 允许过负荷情况 1第三节 10KV系统运行方式 2第二章 联络变的运行监视与维护 3第一节 联络变的绝缘电阻监测 4第二节 联络变的监视与检查 4第三节 联络变的运行确认与运行规定 4第四节 联络变的分接开关运行规定 5第五节 联络变的倒闸操作 6第三章 联络变异常与事故处理 6第一节 联络变异常运行 7第二节 联络变温升、油位异常处理 8第三节 联络变异常处理 9第四节 联络变事故跳闸处理 10第四章 联络变保护 10第一节 联络变保护装置 10第五章 联络变技术参数 11第一节 #1、2联络变技术数据 11第二篇 接地变及消弧线圈运行规程第一章 接地变及消弧线圈运行方式 12第一节 接地变及消弧线圈运行方式与运行规定 12第二章 接地变及消弧线圈监视、检查与维护 12第一节 消弧线圈装置组成与监控 13第二节 接地变保护装置运行规定 13第三节 接地变及消弧线圈装置检查与维护 15第四节 接地选线与接地处理 16第三章 接地变及消弧线圈技术参数第一节 #1、2接地变技术数据 17第二节 #1、2、3、4消弧线圈技术数据 17附老区改造后一次系统图 19第一篇 联络变运行规程第一章 允许运行方式第一节 额定运行方式第1条 变压器在额定情况下运行一、变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌数据规范运行。二、变压器上层油温一般不超过85，最高不得超过95。当环境温度为40时，允许温升为45。不论其周围温度情况如何，温升不得超过60。三、变压器风扇运行时规定如下：1、变压器风扇开关打至“自动”位。2、变压器上层油温不超过55，低压侧电流不超过规定值时，不启动风扇，变压器可在额定负荷下运行。3、变压器上层油温超过55，或低压侧电流超过规定值时，须启动变压器风扇，若风扇未自动启动，则应手动启动。4、变压器上层油温低于45时，停止风扇运行。5、变压器流过故障电流后，风扇未启动，则应手动启动风扇，运行时间不少于2小时。第二节 允许过负荷情况第2条 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。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使用，上层油温不允许超过规定值。变压器事故过负荷后，应将过负荷的大小及时间记录下来，并记入设备技术档案。第3条 变压器正常过负荷及事故过负荷允许数值和允许时间规定如下：变压器正常过负荷允许时间过负荷过负荷前上层油温升（）为下列数值时,允许过负荷持续时间（时分）倍数182430364248541.0连 续 运 行1.055105254504003001301.103503252502101250101.152502251501200351.202051401150451.251351150500251.301100500301.350550350151.400400251.450250101.50015第4条 变压器风扇系统发生故障，变压器所带的负荷超过无风吹负荷规定时，允许过负荷运行如下：变压器风扇停用时，其负荷允许时间和持续时间过负荷与变压器额定容量之比变压器上层油温升（）为下列数值时允许负荷持续时间（时分）倍数182430364248540.67连 续 运 行0.7512201140105510008407004000.807407006205254203000500.855305004203352401300.904203503152351450450.951353252551451080151.002452201501200401.052151501250550201.101501251000350061.151301100450201.201100500300081.250500350151.30035020 第三节 10kV系统运行方式第5条 10kV系统正常运行方式1、#1、2、3、4联络变运行，10kV段母线运行。2、10kV 母线进线3106、3207、3308、3409开关合，3012、3034分段开关分，处于热备用。3、#16发电机分别运行或备用，#1、2、3、4消弧线圈运行。第6条 10kV系统非正常运行方式1、#1（或#2）、#3（或#4）联络变运行，#2（或#1）、#4（或#3）联络变检修。2、10kV段母线运行，3106（或3207）、3308（或3409）母线开关合，3207（或3106）、3409（或3308）母线开关分，3012或3034分段开关合。3、#16发电机分别运行或备用，#1、2、3、4消弧线圈运行。第二章 联络变运行监视和维护第一节 变压器绝缘电阻监测第7条 变压器绝缘电阻的监测规定1、变压器检修后或冷态备用超过一个月，在投入运行前，须测量线圈对地及各侧之间的绝缘电阻与吸收比。并将测量结果及当时上层油温记入绝缘测定记录本内。2、变压器的绝缘电阻用10002500V摇表测量。3、测量前确认变压器停电，各电源侧均有明显断开点，测量完毕应放电。第8条 变压器绝缘电阻若不符合下述两项条件之一时，则不合格。1、测量R60R151.3。2、将此次R 60换算到前次同温度下的值，不低于前次R 60的30。换算至同温度的方法如下： 若此次绝缘温度较前次低，则此次同温度值为：r=RK 若此次绝缘温度比前次高，则此次同温度值为：r=RK 式中：R一一此次测得60绝缘电阻值，K一一换算系数 K是根据绝缘温度每下降10，绝缘电阻增加到1.5倍的原则得出来的，列表如下：t2 t1(温度绝对值)5101520253035K（绝缘电阻换算系数）1.51.51.82.32.83.44.1表中：t1一一前次测量绝缘温度 t2一一此次测量绝缘温度第二节 变压器监视与检查第9条 变压器的监视与检查1、根据变压器控制盘上的仪表监视变压器运行。2、变压器每班至少检查一次。3、对新投入及大修后投入运行的变压器，过负荷及有缺陷运行的变压器等特殊情况下，增加检查次数。第10条 正常检查项目1、油枕、套管，散热器、油箱及油再生装置不漏油，油位、油色正常。2、瓷瓶、套管清洁，无裂纹、放电痕迹及其它现象。3、瓦斯继电器充满油，连接油门打开，散热器及再生装置阀门开启。4、变压器本体温度、声音正常，无内部过热现象，外壳接地良好。5、压力释放阀完好，各引线接头不过热。6、呼吸器内的干燥剂无吸潮饱和。7、冷却用风扇齐全，运行良好，无剧烈振动和异音。第11条 特殊检查项目1、新装或大修后投入运行的变压器，最初4小时，每小时检查一次，然后恢复正常检查。2、大风天气，变压器引线无剧烈摆动或松动，变压器瓷瓶、套管及引线上应无杂物。3、雷雨后，各部有无放电痕迹，引线连接处有无水汽现象。4、大雪天，套管、各部引线落雪不应立即熔化，且无冰溜。5、大雾天，套管，瓷瓶有无火花放电现象。6、天气剧变时应检查油枕和充油套管油位，温升及温度变化情况。7、高峰负荷时应检查温度，引线接头是否过热及有无震动及响声。8、变压器保护动作后，立即全面检查。第三节 变压器运行确认和运行规定第12条 变压器投入运行前的确认1、变压器在投入运行前，须仔细检查，以确认变压器处于完好状态。2、检查工作票是否收回，临时接地线、遮栏、标示牌是否全部已拆除，常设遮栏恢复。3、测量绝缘电阻合格。第13条 变压器投入运行规定1、变压器本体大修后，在带负荷前，应在高压侧全电压充电三次(保护全部投入)。2、变压器事故抢修后，可无需等待消除油中空气即进行充电和加负荷，但应放掉瓦斯继电器中的气体。 3、变压器利用高压侧开关充电。4、变压器在投入运行前，投入全部保护装置，重瓦斯保护投“跳闸”位置。第14条 变压器并列运行条件1、变比相等，允许相差0.5。(短时并列，允许相差5)2、短路电压相等，允许相差10。3、线圈接线组别相同。4、容量比不大于3:1。 第四节 联络变分接开关运行规定第15条 变压器分接头调整规定1、变压器两侧电压不符合电压质量要求时，须进行变压器分接头的调整。2、有载调压变压器分接头的调整，由运行人员按调度命令执行。第16条 联络变有载调压分接开关操作规定1、10kV母线电压偏离10.5kV7%时，汇报调度，进行联络变分接开关档位调节，使10kV母线电压恢复到正常范围。2、分接开关的操作分为电动和手动两种。其中电动操作由操作方式控制开关S132实现“就地”和“远控”操作切换。就地使用摇杆进行手动操作时，“顺时针方向”为降档、“逆时针方向”为升档。注意操作前、后必须检查就地操作箱上“分接变换指示”显示出“红线”位置。3、分接开关操作箱正常运行时，F1电源保险送上、调档电机电源开关Q1合上、S132切至“远控”位。若进行就地电动操作时，S132切至“就地”位，然后使用调档开关S3进行操作，操作完后，将S132恢复到“远控”位。4、在进行联络变调档操作时，必须到现场检查分接开关瓦斯继电器有无气泡出现，若操作前发现有气泡，停止操作；操作后发现有气泡，加强监视，通知车间处理。5、每进行一次调档，仔细观查档位变动及系统电压、电流变化情况，并在交接班记录本内做好记录。6、当电动操作出现“连动”，即按一下按钮，出现连续调整两个及以上档位，俗称“滑档”现象时，若在远控操作，应在显示器出现第二个新档位后，立即按“停”按钮；若在就地操作，应观察分接变换指示第二次转到“红线”位置，立即按“紧急跳闸”按钮，以切断驱动电动机电源；然后采用手动操作调整到需要的档位，并汇报车间。7、当电压过低或过高，需调节两个档位才能达到要求时，应逐一调节；即每按一下升压或降压按钮，停顿一分钟，当档位指示器上出现的新档位稳定后，再进行下一个操作。8、允许联络变在85%额定电流（即高压侧电流265A）下进行分接开关档位调整操作。9、禁止两台联络变同时进行分接开关档位调整，必须在其中一台联络变档位调整完后，再进行另一台联络变档位的调整操作。10、两台联络变并联运行前，应检查待并10KV两段母线电压相差不超过5%，方可进行并联操作。第17条 联络变分接开关巡回检查及运行注意事项1、分接开关油位、油色正常，无渗油，瓦斯继电器充满油，无空气气泡，硅胶干燥。2、操作箱防潮良好，档位指示与计数器指示正常。3、有载分接开关瓦斯保护投入跳闸位置，此保护与联络变瓦斯保护并联在同一块压板上。4、运行中有载分接开关的瓦斯继电器发出信号或分接开关油箱换油时，禁止操作，并断开分接开关电源。5、当轻瓦斯频繁动作时，做好记录，汇报调度及车间，及时分析处理；处理期间不允许进行分接开关档位调整操作。6、有载分接开关箱每年应取油样进行耐压试验，试验不合格时，禁止进行档位调整操作，并及时安排换油。7、当分接开关箱油位出现较大幅度上涨时，应通知车间检查分析，防止联络变压器油渗入到分接开关油箱内。8、分接开关箱油色发生变化时，及时通知车间，采样化验。第五节 联络变倒闸操作第18条 联络变停、送电操作注意事项1、一台联络变停运时，应不使可并联的另一台联络变过负荷。2、一台联络变停运后，应不使10kV母线电压的变化超出规定范围。3、#3或#4联络变停运前，先退出相应的35kV消弧线圈。4、联络变停电时，开关拉出仓后，再取下操作电源。5、联络变送电时，先投入保护装置，送上操作电源。6、联络变应从35kV侧充电，再合10kV侧母线开关。7、#3或#4联络变投运后，再投入相应的35kV消弧线圈。（注：#1、2联络变无35kV消弧线圈。）第19条 联络变停电操作方式1、同期合上10kV母线分段3012或3034开关。（根据潮流分布情况，若联络变停电，还应同期合上35kV母线分段4012开关，以降低主变过载和减少损耗。）2、退出该联络变上的消弧线圈（#3或#4联络变）。3、断开联络变10kV侧开关。4、断开联络变35kV侧开关。5、将10kV侧开关拉出仓外。6、将35kV侧开关拉出仓外。7、检查10kV消弧线圈补偿合理。第20条 联络变送电操作方式1、拆除联络变所有接地线，断开接地刀闸。2、测量联络变绝缘合格。3、投入联络变保护装置，送上操作电源保险。4、将联络变35kV侧开关推入工作位置。5、将联络变10kV侧开关推入工作位置。6、合上35kV侧开关向联络变充电。7、同期合上10kV侧开关。8、断开10kV母线分段开关，检查10kV消弧线圈补偿合理。9、投入该联络变的35kV消弧线圈（#3或#4联络变）。（注：若因联络变停电，35kV母线分段4012开关合上时，则断开4012开关。）第三章 联络变的异常与事故处理 第一节 变压器异常运行第21条 变压器运行中出现异常现象时，值班人员必须根据异常现象判断和分析故障原因，并用一切方法加以消除，同时及时汇报调度和车间。第22条 必须立即切断电源的事故及处理一、现象：1、变压器外壳破裂。2、套管崩裂，放电或接头过热熔化。3、变压器着火。4、人身触电。二、处理：1、立即切断变压器各侧电源。2、做好安全措施，报告车间组织抢修。第23条 需进一步观察待处理的情况一、 现象：l、有强烈杂音，或内部有间断放电声。2、在正常负荷及正常冷却条件下，变压器油温不断上升。3、防爆管薄膜玻璃破裂。4、油位计看不到油位。5、油色突然变化，或大量喷油。6、瓷瓶或套管破裂，有放电现象。7、连接处过热。8、变压器上有杂物等。 二、处理：1、报告调度及车间。2、合上10kV分段开关，再停工作变压器。3、做好安全措施。第二节 变压器温升、油位异常处理第24条 变压器油的温升超过允许值时，进行下列工作：1、查变压器的负荷和油的温度，核对温度表，并与在该负荷下的油温进行核对。2、检查变压器散热器有否堵塞，风扇有否故障和变压器的通风及室温。3、若温度高系冷却系统故障，须按无风吹冷却的容量调整负荷。 4、当油温较平常同样负荷和冷却温度下，高出10以上，在负荷不变，温度不断上升时，检查外部未发现问题，则认为变压器内部有故障，须停电进行检查。第25条 变压器油位异常处理1、当变压器的油面较当时应有的油位显著降低时，须进行加油。2、油位因温度上升而逐渐升高，超过最高油位时，油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位下降到适当高度，以免溢出。3.、因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯继电器改为只动作于信号位，而必须迅速采取制止漏油措施，并进行加油。 第三节 变压器异常处理 第26条 轻瓦斯动作，通常是由于加油、滤油、冷却系统不严密使空气进入变压器，温度下降或漏油使油面慢慢低落。变压器故障产生少量气体，或穿越性故障引起。处理如下：1、对变压器进行外部检查，并注意表计变化。2、检查无异常，应对瓦斯继电器放气，放至冒油为止，放气无效，应查明产生气体的原因，加强对变压器的监视，汇报车间取样分析。3、确认是油内剩余空气而来轻瓦斯信号，而信号发来的时间间隔越来越短，此时应使瓦斯继电器只接于信号，并报告调度、车间。 4、确定为可燃气体时，必须停下变压器，进一步查明原因。第27条 重瓦斯动作，通常是内部严重故障，二次回路故障，检修后油中空气分离太快。处理如下：1、若当时系统有冲击，表计及信号有反应，则应立即停用变压器，进行检查，取气体及油样分析， 2、若当时系统无冲击，跳闸前变压器运行正常，则进行外部检查，汇报车间取样分析和校验保护，加强对变压器的监视。3、检查为可燃气体使瓦斯保护动作，在故障未查清或变压器未经试验合格前，不能投入运行。第28 检查气体是否可燃时，必须得到调度的同意，由检修试验人员进行，瓦斯气体用专用容器收集，做可燃试验。第29条 根据气体及油样判明故障情况 1、无色、无味，不可燃气体为空气。2、黄色不易燃气体一一木质故障。3、灰色和黑色易燃气体一一油故障。4、白灰色带强烈臭味可燃气体一一绝缘材料有损坏。5、取样分析有无游离炭。6、油的闪点较过去降低5以上时，说明变压器内部有故障。第30条 变压器跳闸处理程序1、若一台联络变处于检修状态时，工作联络变跳闸，查看保护，如不属差动，瓦斯跳闸，则对变压器再试送一次。2、若变压器差动、瓦斯保护动作跳闸，检查保护范围内各设备及母线有无外部故障。若无，则对变压器进行内部检查，若无内部故障象征，则检查保护装置二次回路，逐步查明跳闸原因。 3、由于人员误碰保护或开关而引起跳闸，则可立即将变压器投入运行。第31条 变压器着火处理1、变压器着火时，首先断开该变压器两侧电源，停止通风扇运行。2、将着火变压器的火灾区内和其它可能被蔓延到的设备隔开。3、若变压器上盖漏出的油起火燃烧时，迅速打开事故放油阀放油，使变压器内部的油面低于外壳的损伤部份。4、若变压器外壳爆炸时，则将变压器中的油全部放到储油坑或储油槽中去。5、若变压器内部故障着火，则不能放油，防止变压器爆炸。6、用灭火器灭火，在变压器停电后，用喷水灭火，在特殊情况时，可用砂子灭火。第四节 联络变跳闸事故处理 第32条 主控联络变跳闸现象及处理一、主控10kV母线上发电机运行，联络变跳闸现象1、事故报警，表计摆动。2、故障联络变表计指零，“联络变保护动作”光字亮。3、联络变保护动作，分段开关未自投的10kV母线与系统解列。4、与故障联络变相连的发电机摆动幅度大，强励动作。发电机出力大于母线负荷时，频率、电压升高，有功降低。母线负荷大于发电机出力时则相反。5、故障发生在10kV侧时，伴有10kV母线接地光字及掉牌，跳闸的10kV侧开关绿灯闪光，35kV侧开关红灯熄灭。二、主控10kV母线上发电机运行，联络变故障跳闸处理1、若3012或3034开关自投成功，检查发电机频率，电压正常。2、若3012或3034开关自投不成功，调整与系统解列发电机频率，电压正常。3、同期合上3012或3034开关，将被解列母线和发电机与系统并列。4、检查保护动作情况，恢复闪光、掉牌。5、检查10kV消弧线圈补偿合理。6、检查故障联络变系统，查明故障点，做好安全措施，汇报车间组织抢修。7、抢修完毕，恢复原运行方式。三、主控10kV母线上发电机未运行，联络变跳闸现象1、事故报警，表计摆动。2、“联络变保护动作”光字亮。3、故障联络变表计指零，失压10kV母线电压指零。4、故障发生在10kV侧时，伴有10kV母线接地光字及掉牌，跳闸的10kV侧开关绿灯闪光，35kV侧开关红灯熄灭。5、失压10kV母线所带厂用工作电源绿灯闪光，备用电源红灯闪光。（10kV II段除外）。四、主控10kV母线上发电机未运行，联络变故障跳闸处理1、检查厂用电系统自投正常，恢复闪光。2、检查保护动作情况，恢复掉牌。3、断开该段母线所有出线开关和厂变高压侧开关。4、用3012或3034开关向失压母线充电。5、恢复厂用电正常运行方式。6、恢复10kV出线对外供电。7、检查故障联络变系统，查明故障点，做好安全措施，汇报车间组织抢修。8、抢修完毕，恢复原运行方式。第33条 站控联络变跳闸现象及处理一、站控联络变跳闸现象1、事故报警，全盘表计摆动。2、“保护动作”、“掉牌未复归”、“35kV、110kV故障录波启动”等光字亮。3、跳闸的联络变35kV侧开关绿灯闪光，保护装置跳闸信号灯亮。4、故障在35kV侧时，35kV来接地。5、联络变表计指零。二、站控联络变跳闸处理1、检查保护动作情况，检查厂用系统正常。2、汇报调度及班长。3、检查110kV进电情况。4、恢复闪光、掉牌。5、退出故障联络变所连接的35kV消弧线圈。6、检查故障联络变系统，查明故障点，做好安全措施。7、抢修完毕，恢复原运行方式。第四章 联络变保护 第一节 #1、2、3、4联络变压器保护装置第34条 #1、2联络变保护配置1、差动保护：跳变压器两侧开关。2、瓦斯保护：重瓦斯跳变压器两侧开关。3、复合电压闭锁过电流保护：跳变压器两侧开关。4、压力释放保护：发信号。5、超温保护：发信号。6、过负荷保护：发信号。7、通风装置故障保护：发信号。第35条 #3、4联络变保护配置1、差动保护：跳变压器两侧开关。2、瓦斯保护：重瓦斯跳变压器两侧开关，轻瓦斯发信号。3、复合电压闭锁过电流保护：跳变压器两侧开关。4、过负荷保护：发信号。5、通风装置故障保护：发信号。第36条 联络变保护正常情况下，检查保护屏上机箱正常运行，指示灯显示正确，无异常及报警信号，其跳闸压板均投入。第37条 #1、2联络变保护压板停、投规定1、1XB 复合电压闭锁过电流跳35kV侧开关 投入。2、2XB 差动跳35kV侧开关 投入。3、3XB 本体重瓦斯跳变压器两侧开关 投入。4、4XB 超温发信号 投入。5、5XB 有载重瓦斯跳变压器两侧开关 投入。6、6XB 压力释放发信号 投入。7、7XB 复合电压闭锁过电流跳10kV侧开关 投入。8、8XB 差动跳10kV侧开关 投入。第五章 联络变技术参数 第一节 #1、2联络变压器技术数据新联络变压器铭牌数据设备名称#1联络变#2联络变型 号SFZ10-20000/35额定容量20000KVA电压组合(3732.5%) / 10.5KV相 数三相频 率50Hz联结组标号Yd11冷却方式ONAF绝缘水平h.v.线路端子 L1 / AC 200/85 KVl.v.线路端子 L1 / AC 75/35 KV空载损耗17.97KW16.82 KW负载损耗91.11 KW90.78 KW空载电流0.21%0.21%短路阻抗8.21%8.29%器身重量17370 Kg油 重 量7780 Kg油箱重量5300 Kg总 重33650 Kg产品代号1MB.710.0284.1出厂序号11M185-111M185-2制造工厂沈阳全密封变压器股份有限公司制造日期2011年8月投运日期2012年4月有载分接开关分接开关位置高压低压电压V电流A电压V电流A139780290.3105001099.7238850297.2337930304.4437000312.1536070320.1635150328.5734220337.4第二篇 接地变及消弧线圈运行规程第一章 接地变及消弧线圈运行方式第一节 接地变及消弧线圈运行方式及运行规定 第38条 10kV系统接地变及消弧线圈运行方式1、我厂10kV系统共装四台消弧线圈，分别可投入10KV I、II段接地变、#36发电机中性点。2、#1消弧线圈经101-0刀闸，投10KV I段接地变中性点。3、#2消弧线圈经202-0刀闸，投10KV II段接地变中性点。4、#3消弧线圈经303-0、404-0刀闸，可投#3、4发电机中性点。5、#4消弧线圈经505-0、606-0刀闸，可投#5、6发电机中性点。第39条 接地变及消弧线圈运行规定1、消弧线圈正常采用过补偿方式运行，不允许全补偿运行。2、一台消弧线圈不允许同时投入两台发电机中性点。3、带消弧线圈的发电机停运时，必须先将消弧线圈切至另一发电机中性点。4、当系统发生单相接地，中性点位移电压大于15%相电压时，禁止手动调整该系统上的消弧线圈档位，禁止退出或投入消弧线圈。5、消弧线圈本体检修，或可连接的发电机均停机，或本段接地变因故退出运行时，将该消弧线圈退出运行。第40条 接地变及消弧线圈操作规定1、接地变、消弧线圈投入或退出运行，必须得到调度批准。2、消弧线圈从一台发电机切换至另一台发电机的操作，必须是从一台发电机断开后，再投到另一台发电机上。3、在10kV、35kV系统接地时，不允许操作消弧线圈刀闸，两个补偿系统不得进行并列操作。第二章 接地变及消弧线圈装置监控操作和维护第一节 消弧线圈装置组成和监控第41条 消弧线圈装置组成一、10kV系统消弧线圈装置由消弧线圈本体与监控装置组成；10KV#1、2、3、4消弧线圈有15个档位，均并连接中电阻。二、消弧线圈监控装置开机后，进入主菜单，共有四个图形菜单，主要功能包括运行状态、接地信息、参数设置、状态信息。第42条 消弧线圈监控装置监控功能一、运行状态：显示消弧线圈档位、中性点电压、电流、电容电流、残流、脱谐度、运行方式等信息；单机运行图标：，联机运行图标：。1、站控35kV消弧线圈监控装置可自动检测到4012母联开关的开、合状态，自动控制单机与联机的切换。2、主控10kV消弧线圈监控装置上安装有“单机/联机”转换开关，在进行10kV分段开关的合闸与分闸操作后，须手动切换。3、消弧线圈档位控制通常情况投入自动；自动调档显示“AUTO”，手动调档显示 ；可点击手形进行自动手动切换；当改为手动控制时，可点击下调或上调，再按“确认”进行档位调整；按或取消键退出。二、接地信息：主控消弧线圈监控装置可显示接地的相关信息，包括接地次数、线路编号、发生时间、接地时的参数等；按或可查询前后接地信息，最大容量为500次。三、参数设置：用以设置消弧线圈参数、时钟调整、接地选线参数、选线延时参数等；进行参数设置需输入密码，可对系统脱谐度范围、稳定延时、残流范围、时钟、线路编号和选线延时的设定；装置参数设定由专人负责，并做好记录，其他人员不得调整。四、状态信息：用于显示有载开关和调档次数信息，可以查看有载开关状态和调档次数。第二节 接地变保护装置运行规定第43条 10KV I、II段接地变保护配置：1、电流速断保护：跳接地变高压侧开关。2、过电流保护：跳接地变高压侧开关。第40条 在正常运行时，10KV I、II段接地变保护装置及压板均应投入，并检查保护机箱显示正常。第三节 接地变及消弧线圈装置检查与操作第44条 接地变及消弧线圈及监控装置的运行监视一、在正常情况下，接地变、消弧线圈、监控装置必须投入运行，并投入自动运行状态。检查显示参数对比设定参数记录，看是否有变化。二、检查接地变、消弧线圈本体、阻尼电阻运行温度、油色、油位、声音正常，监控装置运行正常。三、中性点位移电压不超过15%相电压，档位显示与实际相符。四、监控装置在运行中监视下列内容：1、运行状态：在自动状态，图标显示为“AUTO”。2、残流：当前档位下补偿电流与电容电流之差，范围17A。3、中性点电流：小于5A。4、中性点电压：小于15%相电压；即小于900V。5、消弧线圈档位：能够正确显示。6、控制器电源指示灯：正常时红色指示灯亮。第45条 消弧线圈基本操作1、10kV分段开关3012或3034长期合闸（超过24小时）时，应将消弧线圈监控屏上“单机/联机”转换开关打到“联机”位。2、10kV分段开关3012或3034分闸后，将消弧线圈监控屏上“单机/联机”转换开关打到“单机”位。3、35kV分段开关4012分闸时，检查消弧线圈监控装置在“单机”位；4012合闸时，检查消弧线圈监控装置在“联机”位。4、消弧线圈因故退出运行时，断开其相应监控装置电源。第46条 #1、2接地变、消弧线圈基本操作一、#1、2接地变、消弧线圈投入运行基本操作步骤1、查接地变、消弧线圈无异常。2、投入接地变保护压板。3、给上接地变高压侧手车开关操作保险。4、将接地变高压侧手车开关推至工作位置。5、合上接地变高压侧手车开关。6、查10kV或段系统无接地。7、合上消弧线圈控制屏交、直流电源开关。8、合上消弧线圈与接地变中性点刀闸。9、合上控制器电源开关。二、#1、2接地变、消弧线圈退出运行基本操作步骤1、断开控制器电源开关。2、查10kV 或段系统无接地。3、拉开消弧线圈与接地变中性点刀闸。4、断开接地变高压侧手车开关。5、将接地变高压侧手车开关拉至仓外。6、取下接地变高压侧手车开关操作保险。7、断开消弧线圈控制屏交、直流电源开关。第47条 #3、4消弧线圈基本操作一、#3、4消弧线圈投入运行基本操作步骤1、查消弧线圈无异常。2、合上消弧线圈控制屏交、直流电源开关。3、查10kV III或段系统无接地。4、合上消弧线圈与发电机中性点刀闸。5、合上控制器电源开关。二、#3、4消弧线圈退出运行基本操作步骤1、断开控制器电源开关。2、查10kV III或段系统无接地。3、拉开消弧线圈与发电机中性点刀闸。4、断开消弧线圈控制屏交、直流电源开关。第48条 接地变及消弧线圈的维护检查和异常处理一、接地变、消弧线圈按“变压器运行规程”中的有关检查项目检查。二、在系统单相接地时，应注意消弧线圈的温升，每30分钟检查一次，温升不得超过55。并及时记录消弧线圈补偿电流、中性点位移电压。三、巡检中发现下列异常时，应立即报告调度、车间：1、中性点电压大于15%相电压。2、接地变、消弧线圈、阻尼电阻运行温度、油色、油位、声音异常。3、监控器出现异常。四、当消弧线圈监控系统自动功能异常时，可汇报调度改为手动运行。五、当接地变、消弧线圈发生故障时的处理1、当10kV 或段系统发生单相接地，且#1或#2接地变、消弧线圈发生故障，#1或#2接地变未跳闸，#1或#2消弧