电气运行规程.doc

电气运行规程江苏国信淮安生物质发电有限公司 批准： 唐维成 审核： 王成荣 编写： 李 俊本规程规定了电气设备运行规范及主要限额，启动与停用及维护与试验操作。下列人员应掌握本规程：电气主管、值长、电气运行人员下列人员应熟悉本规程：生产副总（总工）、生产运营部主任、电气检修人员 本规程从2012年12月1日起执行。第一章 电力系统运行第一节 电气运行方式 5-6第二节 系统异常处理 6-9第二章 继电保护、自动装置、信号装置运行规程第一节 继电保护规定及要求 10-11第二节 发电机、变压器保护 11-12第三节 厂用系统保护 13-16第四节 110KV母差保护 16-19第五节 110KV线路和母联保护 19第六节 同期装置运行 19-20第三章 发电机运行规程第一节 设备规范 20-23第二节 许可运行方式 23-24第三节 正常情况下发电机的操作、监视和维护 24-28第四节 发电机异常运行和事故处理 28-34第四章 电力变压器运行规程第一节 变压器规范 32-33第二节 变压器运行与监视 33-34第三节 变压器分接头及测温 34-35第五章 电动机运行规程第一节 电动机的运行 35-36第二节 电动机异常运行及事故处理 36-37第三节 主要电动机规范 37-38第六章 配电装置运行规程第一节 设备规范 38-41第二节 开关运行与操作 42-43第三节 开关异常运行 43-45第四节 母线与刀闸运行规定 45-46第五节 电抗器运行规定 47-48第六节 电力电缆运行规定 48-49第七节 互感器运行规定 49-50第七章 直流系统运行规程第一节 系统概述 50-51第二节 系统使用说明 51-52第三节 系统维护 52-53第八章 UPS系统规范第一节 UPS系统框图 60第二节 UPS系统概述 60第三节 UPS系统操作规程 61-62第九章 NSC681监视控制单元 第一节 NSC681监控装置主要功能 63第二节 NSC681装置操作说明 63-66第一章 电力系统运行第一节 电气运行方式1.1.1 110KV系统运行1.1.1.1 110KV系统采用室内单母线分段运行方式，110KV母线定为段、段母线， 设母联710开关。1.1.1.2 110KV系统可通过110KV电季847线或110KV电季848线与系统联网。1.1.1.4 #1机通过#1主变701开关接入110KV段母线，经电季847线847开关联网并入季桥变110KV段母线；#2机通过#2主变702开关接入110KV段母线，经电季848线848开关联网并入季桥变110KV段母线。现季桥变110KV、II段母线经季朱线路联网并入朱桥变(将来计划增加一路联网线至清河变)。110KV段、段母线正常分列运行。1.1.1.5 110KV段母停役，#1机组停；#2机组经110KV段母线通过电季848线并入季桥变110KV段母线。相反亦同。1.1.1.6 110KV电季847线路停役，#1、2机通过电季848线并入季桥变110KV段母线。1.1.1.7 110KV电季848线路停役，#1、2机通过电季847线并入季桥变110KV段母线。1.1.2 110KV主变中性点接地运行方式。1.1.2.1 正常时，主变中性点接地刀闸运行方式，按调度要求执行。1.1.2.2 一台主变因故退出运行时，另一台主变中性点必须接地。1.1.2.3 主变投运或停运操作时，在操作前必须合上110KV主变中性点接地刀闸，操作完毕后，按运方规定予以切换。1.1.2.4 主变110KV侧开路运行时，其中性点刀闸应合上。1.1.2.5 110KV主变中性点接地特殊运行方式按调度命令执行。1.1.3 母线倒闸操作的注意事项1.1.3.1 正常操作必须填写操作票后再进行。1.1.3.2 所有倒闸操作必须符合闭锁程序。当防误闭锁出现异常时，不得擅自手动解锁操作，当闭锁装置异常需解锁操作时，必须得到值长批准后方可解锁，解锁钥匙使用必须经过签字批准，履行登记手续。1.1.3.4 为防止电压互感器倒送电，对已停电的电压互感器一二次必须断开。1.1.3.5 当母线采用分段运行，分段电源独立，若进行并联操作必须经过同期。1.1.3.6 操作后应立即检查110KV所属电度表应正常。1.1.3.7 发电机解列前抄录发电机电度表。1.1.4 6KV厂用系统运行方式：1.1.4.1 6KV厂用电按炉分段1.1.4.2 每台机厂干线均能满足全厂厂用电要求。1.1.4.3 641开关为6KV、段母联兼备用开关，并设快切装置。1.1.4.4 #1、#2机调厂干时,正常应使用快切装置。1.1.5 400V厂用系统运行方式：1.1.5.1 低压厂用电按机分段。1.1.5.2 400V主厂房、上料、水工厂用电母线均分为两段，且两段母线之间均设备用开关，可互为自投。1.1.5.3 400V主厂房、上料、水工系统均有两台变压器，当任一台厂变退出运行时，另外一台厂变均满足、段母线负载要求。 1.1.5.4 400V厂用电切换电源时，应先拉后合。第二节 系统异常处理1.2 事故处理的一般原则。1.2.1 处理事故的主要任务1.2.1.1 尽量限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备的危害。1.2.1.2 用一切可能的方法保持设备的持续运行，以保证对厂用电的正常供电，必要时应设法在未直接受到损害的机组上增加负荷。1.2.1.3 调整系统的运行方式，使其恢复正常。1.2.2 发生事故时，值班人员必须遵守下列顺序消除事故。1.2.2.1 根据表计和设备的外部征象，判断事故的全面情况。1.2.2.2 如果对人身和设备有威胁，应立即设法消除，在必要时停止设备的运行。如果对人身和设备没有威胁，则应尽力设法保持或恢复设备的正常运行。应特别注意对未直接受到损害的设备进行隔离，保证它们的正常运行，并按规程必要时启动备用设备。1.2.2.3 迅速进行检查试验，判明故障性质，地点及范围。1.2.2.4 对所有未受到损害的设备保持其运行。1.2.2.5 为了防止事故扩大，必须主动将事故处理的每一个阶段，迅速正确地报告上级领导，以免缺乏正确的协作，而造成整个发电厂的混乱。1.2.3 强送电和试送电的规定：1.2.3.1 强送电是指对已失去电源的设备，不经检查，立即送电，以达到迅速供电的目的。1.2.3.2 试送电是指对失去电源的设备，经外部检查，无明显故障，立即送电。1.2.3.3 设备跳闸时，经检查，继电保护没有动作，有无系统冲击，如影响对系统供电或厂用电安全者，允许强送电。1.2.3.4 由于设备内部故障，继电保护装置（差动、速断、重瓦斯）动作而切除的设备不得强送电，如检查可能是误动作，可以试送电。1.2.4 强送电与试送电注意事项：1.2.4.1 强送电必须经过电抗（如电抗器、外来电源），一般不得使用发电机，母联或分段开关。1.2.4.2 强送电或试送电一般只允许一次。1.2.4.3 不得使用厂用电源向主系统强送电和试送电。1.2.4.4 向中性点接地的设备强送电或试送电时，电源侧中性点必须接地。1.2.5.0 发电机“0”起升压的规定1.2.5.1 发电机“0”起升压的目的是检查绝缘情况，其步骤如下：1.2.5.1.1 与被试设备连接后，待汽轮机升到额定转速。1.2.5.1.2 合上灭磁开关。1.2.5.1.3 缓慢增加励磁、电流，逐步升压，并监视静子电压及电流表的读数。1.2.5.1.4 待定子电压升至额定值的1.05倍，持续1分钟后无异常，即可并列。1.2.5.2 发电机“0”起升压注意事项：1.2.5.2.1 发电机的自动调节励磁装置应切至手动进行。1.2.5.2.2 升压过程中如发现异常或静子电流表有指示（带变压器升压时应很小，则应迅速降低电压转检修）1.2.5.2.3 变压器中性点接地刀闸必须合上。1.3 主系统的事故处理 1.3.1 系统事故解列的处理：1.3.1.1 系统解列后应迅速调整系统的频率、电压至正常。1.3.1.2 当本厂与系统间的联络开关跳闸或本厂的母联开关运行中跳闸时，如跳闸开关两侧均有电压，现场值班人员无须等待调度命令，可立即进行同期并列，但事后应迅速报告调度。1.3.2 母线电压消失的处理：1.3.2.1 立即自行断开故障母线上所有开关。1.3.2.2 检查线路保护动作情况，根据保护和故障录波动作情况确定范围，查找故障点，并及时汇报调度。1.3.2.3 如是母差保护动作而使母线电压消失时，在未查明原因和消除故障前不得对母线进行送电。应汇报调度，并对故障母线上各元件进行检查，确认无故障后，请示调度同意后对母线进行试送电，恢复运行。1.3.2.4 6KV母线电压消失时，应检查厂用电是否受影响，自投投入是否成功，否则应迅速恢复厂用电。1.3.2.5 根据外部征象和仪表信号指示不能迅速找出失电原因，确知该母线无人工作，也未发生过烟火，为迅速恢复正常运行应尽量使用外来电源对失电母线试送电，有条件时可用发电机对失电母线“0”起升压。1.3.2.6 在母线电压消失的同时，发现有短路征象，经检查配电装置，隔离故障点后方可恢复送电。1.3.3 电压降低的处理：1.3.3.1 当发电机电压超过额定值的5%（6000V至6600V）时，值班人员自行调整发电机励磁，若调整后仍低于允许偏差范围，应报告调度。1.3.3.2 当发电机电压降低到额定值的90%（5670V）时，值班人员应尽一切努力动用发电机的过负荷能力，使电压不继续下降。1.3.3.3 当电压降低，发电机严重过负荷时，得调度命令也采取了措施，电压仍继续下降，发电机温度超过额定值，以及厂用电压低于350伏，影响到厂用电的安全运行，值班人员应及时调整运行方式使其正常，否则应作减负荷处理。1.3.4 频率异常的处理1.3.4.1 系统频率超出500.2HZ为事故频率，事故频率允许的持续时间为：超过500.2HZ，总持续时间不超过60分钟，超过501HZ，总持续时间不超过15分钟。1.3.4.2 49.8HZ以下至49HZ以上时，应立即主动向调度申请增加出力。1.3.5 非同期振荡的处理：1.3.5.1 非同期振荡的现象是各发电机电流表，电压表、功率表周期性摆动，联络线及主变的电流表及功率表往复摆动、受电端系统周波下降，送电端周波升高，在振荡中心电压周期性降到“0”，距离振荡中心越远电压波动越小。1.3.5.2 当系统产生非同期振荡时，为了迅速恢复系统稳定性，应尽快与调度取得联系。1.3.5.3 迅速检查我厂周波，必要时将负荷，励磁调节切至手动，将发电机电压提高到最大允许值（6900V）。在提高电压时，发电机过负荷可按事故过负荷规定处理，联络线过负荷时，报告调度减负荷。1.3.5.4 从系统发生振荡起，经3-4分钟未拖入同步，则得调度命令将本厂与系统解列。1.3.6 110KV线路跳闸处理1.3.6.1 对跳闸开关进行外部检查。1.3.6.2 报告调度为何种保护动作。1.3.6.4 开关跳闸后应作记录，开关切断故障次数已达规定前一次时。1.3.7 系统接地处理：1.3.7.1 系统发生单相接地时，应迅速报告调度，同时对接地系统主设备和配电装置进行全面检查，以查找接地点，利用调系统将母线分割成电气互不相连的部分，以区分故障点。1.3.7.2 发电机电压母线接地。如接地点在6KV厂用母线上，根据当时厂用系统和辅机的运行方式，调用备用设备或切断不影响出力的分路，寻找故障点。1.3.7.3 110KV发生单相接地，零序保护未动作，带接地故障运行时，须立即切断故障母线上主变110KV侧开关。1.4 厂用电系统的事故处理1.4.1 6KV厂用母线电压中断的处理：1.4.1.1 厂干线开关跳闸或厂干线电压消失，应立即检查自投是否成功。若自投装置未投入或自动投入装置未动作，则拉开无电压厂干线开关，合上备干线电源开关，恢复6KV母线供电。1.4.1.2 若无备用电源，可用厂干线强送电一次。1.4.1.3 若自投或强送不成后，拉开母线各分路，检查母线无明显故障，可再试送电一次。1.4.2 400V厂用母线电压中断的处理1.4.2.1 若6KV母线电压消失引起400V厂用电中断，首先恢复备用电源供电。1.4.2.2 工作厂变跳闸，备用电源自投失灵，应手动合闸。1.4.2.3 若备用电源手动合闸不成或无备用电源而强送电一次不成，则检查400V母线无明显短路现象后，拉开该母线各分路，再试送电一次。1.4.2.4 逐一送上各分路，跳闸则停用该分路，恢复其它分路送电。1.4.3 厂用电事故处理的注意事项：1.4.3.1 由于差动，速断，保护动作或已知有明显故障和不影响系统供电的故障发生时，不得强送电。1.4.3.2 厂用电与系统已失去同期，应特别注意厂干线、厂变、厂用分路切换，防止非同期并列。1.4.3.3 一般情况下，从表计、信号指示可判断是否自投装置失灵。1.4.3.4 厂用电恢复后，应检查并消除厂变和厂干线的过负荷。第二章 继电保护、自动装置、信号装置运行规程第一节 继电保护装置规定及要求2.1.1 一般规定及要求2.1.1.1 运行中继电保护装置由值班人员进行检查，继电保护班作定期检查。2.1.1.2 继电保护装置及其二次接线的检修试验由继电保护人员遵照工作票制度执行。2.1.1.3 继电保护装置及其二次回路的检修试验一般应配合主设备定期检修时进行。2.1.1.4 运行中继电保护发现故障或事故后需检查试验，与系统有影响的必须得到调度同意。2.1.1.5 系统运行方式改变的同时，应根据继电保护整定方案和值长或调度命令对有关继电保护作相应切换。2.1.1.6 设备正常投运前其保护应投入，特殊运行方式的保护应经生产副总（总工）批准。3.1.2 保护装置的运行2.1.2.1 继电保护设备投入运行前，该保护装置的图纸及其运行规定必须齐全，使运行人员及继电保护人员熟悉掌握，并经试验合格后方能投入运行。2.1.2.2 没有保护装置的设备，或其保护装置不合乎“继电保护装置规程”规定者均不得投入运行。2.1.2.3 正常运行中的一般检查项目：2.1.2.3.1 保护装置所属刀闸、试验部件、压板位置及熔丝安放应正确。2.1.2.3.2 巡查面板，各指示灯应正常：2.1.2.3.2.1 装置故障灯应不亮。2.1.2.3.2.2 自检闪光灯应正常。2.1.2.3.2.3 灯指示应正确，确认有关保护已经投入。2.1.2.3.2.4 电源各指示灯应正常。2.1.2.3.3 打印机是否缺纸，缺纸应及时更换。2.1.2.3.4 检查环境是否需要清洁处理。2.1.2.3.5 打印机有无输出，若有输出应及时通知主管或继保人员取报告。2.1.2.4 正常操作时应注意下列各项：2.1.2.4.1 更改保护整定值，必须由主管或值长监护继电保护班进行。2.1.2.4.2 凡需调整定值时，必须先将该保护压板断开，待调好定值后再放上。2.1.2.4.3 同一设备的几种保护，不允许同时进行定值调整，应逐一进行。2.1.2.4.4 继电保护回路的压板或试验端子应拧紧，断开后也应拧紧，以免落上灰尘造成今后接触不良。2.1.2.5 运行中的保护装置接线图必须和现场设备相符合，如有更改，须由继保班在图纸上作相应更改。2.1.2.6 保护装置动作后应作如下处理：2.1.2.6.1 立即检查信号，看清为何信号。2.1.2.6.2 收集和保存动作打印报告。2.1.2.6.3 集中所有报告、记录，分析动作原因，并作详细记录。2.1.2.6.4 必要时立即联系厂家协助分析2.1.2.7 在下列情况下应停用整套微机继电保护装置：2.1.2.7.1 整套微机继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业。2.1.2.7.2 装置内部作业。2.1.2.7.3 输入定值。2.1.2.8 信号复归手动进行。2.1.3 切换开关、控制开关、仪表及二次结线的检查。2.1.3.1 切换开关、控制开关、仪表设备每班全面检查一次，其项目如下：2.1.3.1.1 运行中的仪表指示是否正确。2.1.3.1.2 外壳清洁、玻璃完好。2.1.3.1.3 接线无松动脱落现象。2.1.3.1.4 切换开关、控制开关位置正确，信号正常。2.1.3.1.5 闸刀位置指示器指示正确。2.1.3.1.6 测量母线绝缘监察电压表指示正常。2.1.3.2 运行中的二次接线每班检查一次其项目如下：2.1.3.2.1 接线无松动脱落。2.1.3.2.2 二次接线、接线柱无金属物短路现象。2.1.3.2.3 外接电阻应不过热。2.1.3.3 二次结线经过改变，投入运行前需由继电保护班人员核对回路，整组试验动作可靠、正确。重要设备必须由生产副总（总工）批准方可投入运行。2.1.3.4 对于二次回路绝缘电阻的要求：2.1.3.4.1 交流二次回路不小于1M。2.1.3.4.2 全部直流回路不小于0.5M。第二节 发电机、变压器保护2.2.1 发电机、变压器采用DGT801数字式保护装置，包含三块CPU板，其中两块为保护CPU板，一块为管理CPU板，分别称为：CPUA、CPUB和CPUC。2.2.1.1 发电机保护： 发电机差动保护、发电机定子接地保护（90%）、转子两点接地保护、复合电压闭锁过流保护、过电压保护、发电机对称过负荷、汽机手控跳闸。2.2.1.2 主变保护： 主变差动保护、110KV侧复合电压闭锁过流、主变零序电流保护、主变间隙零序电压电流保护、重瓦斯保护、轻瓦斯保护、压力释放保护、主变油温高保护、主变油位异常。2.2.1.3 DGT801保护装置日常维护工作2.2.1.3.1 巡查面板,各指示灯应正常2.2.1.3.1.1 装置故障灯应不亮；2.2.1.3.1.2 自检闪光灯应正常,闪动频率为12Hz；2.2.1.3.1.3 电源指示灯应正常；2.2.1.3.1.4 确认各保护出口投退压板正确。2.2.1.3.2 查阅人机界面,各种信息应正常,无新的事故报告提示。#1、2发电机保护动作情况一览表保护名称所跳开关跳闸时限1发电机差动出口断路器、MK、关主汽门0S2发电机复合电压闭锁过流出口断路器、MK、关主汽门6.6S3发电机定子接地（90%）发信号8.8S4转子一点接地发信号9S5转子两点接地出口断路器、MK、关主汽门1S6发电机对称过负荷发信号9S#1、2主变及保护动作情况一览表保护名称所跳开关跳闸时限1主变差动发电机出口开关、主变出口开关、厂干线开关、641开关合闸0S2主变间隙零序电流L0发电机出口开关、主变出口开关、厂干线开关、641开关合闸0.5S3主变间隙零序电压3U0发电机出口开关、主变出口开关、厂干线开关、641开关合闸0.5S4主变零序电流发电机出口开关、主变出口开关、厂干线开关、641开关合闸2.5S5主变复合电压过流发电机出口开关、主变出口开关、厂干线开关、641开关合闸5.4S6主变轻瓦发信号0S7主变重瓦发电机出口开关、主变出口开关、厂干线开关、641开关合闸0S8主变压力释放发电机出口开关、主变出口开关、厂干线开关、641开关合闸0S9主变压力突变发电机出口开关、主变出口开关、厂干线开关、641开关合闸0S10主变油温高发信号11主变油位异常发信号第三节 厂用系统保护2.3.1 厂变自投装置的运行：2.3.1.1 当厂变故障跳闸或误跳时，备用开关能自投到失去电压的厂用母线上。2.3.1.2 厂变的自动投入由DCS控制自动投入，工作开关跳闸时动作。2.3.1.3 低电压装置起动，作用于工作电源母线侧开关跳闸，使自动投入装置动作。2.3.1.4 低电压继电器的动作时间一般等于工作电源过流保护的动作时间。2.3.1.5 工作厂变保护动作，自投装置均应启动。2.3.1.6 当自投装置投入，工作电源侧开关跳闸时，母线侧开关亦跳闸。2.3.1.7 自投装置能防止多次投入到故障母线上去。2.3.1.8 正常情况下，自投装置应经常投入，唯有在下列情况下解除：2.3.1.8.1 运行方式改变，并经值长同意。2.3.1.8.2 自投装置本身故障。2.3.1.8.3 厂用母线所属压变熔丝熔断。2.3.1.8.4 低电压保护整定校验。2.3.1.8.5 备用电源代替工作电源。2.3.1.9 工作电源和备用电源的切换过程中，不许用自投装置代替切换操作，但当工作电源和备用电源不同期时例外。2.3.1.10 当厂用母线压变熔丝熔断时，为防止低电压保护误动作，应将自投装置解除，若工作电源跳闸，应立即投入备用电源开关。2.3.1.11 工作电源和备用电源开关检修后需要重新试验自投装置是否正常。2.3.2 厂用、上料、水工变压器保护：2.3.2.1 厂用、上料变压器采用南自厂ai护采用3 NEP9803型数字式变压器综合保护，配有速断保护、过流保护、低压侧反时限零序过流保护。装置面板上有“运行、动作、告警、故障、分位、合位”等状态指示灯及复位按钮，装置内部设有自检功能。水工变压器保护采用南自厂ai护采用3 NEP9803型数字式变压器综合保护和NEP9804型数字式变压器差动保护，配有差动保护、过流保护、低压侧零序过流保护。 #1、2厂变保护动作情况一览表保护名称所跳开关跳闸时限1速断保护661、401（662、402）0S2过流保护661、401（662、402）2.4S3低压侧反时限零序过流401（402）10S#1、2上料变保护动作情况一览表保护名称所跳开关跳闸时限1速断保护663、403（664、404）0S2过流保护663、403（664、404）2.4S3低压侧反时限零序过流403（404）10S#1、2水工变保护动作情况一览表保护名称所跳开关跳闸时限1差动保护665、405（666、406）0S2过流保护665、405（666、406）2.4S3低压侧零序过流405（406）1.5S2.3.3 厂用电快切装置2.3.3.1 厂用电快切装置型号为 MFC-2000-2 。具有正常情况下备用电源与工作电源间的双向切换。事故或异常情况下工作电源至备用电源的单向快速切换的功能。 2.3.3.2 装置具有以下切换方式： 2.3.3.2.1 正常切换: 正常切换由手动起动，正常切换是双向的，可以由工作电源切向备用电源，也可以由备用电源切向工作电源。 2.3.3.2.1.1 并联切换 2.3.3.2.1.1.1 自动：手动起动，在切换条件满足时，先合备用（工作）开关，经一定延时后跳开工作（备用）开关。 2.3.3.2.1.1.2 半自动：手动起动，在切换条件满足时，合上备用（工作）开关，而跳开工作（备用）开关的操作由人工完成。 2.3.3.2.1.2 同时切换: 手动切换，在切换条件满足时，同时发跳工作（备用）开关和合备用（工作）开关指令。 2.3.3.3.1 事故切换: 事故切换由保护起动（接点输入），单向，只能由工作电源切向备用电源。 2.3.3.3.1.1 串联切换:保护起动，先跳工作电源，在确认工作电源开关已跳开且切换条件满足时，合上备用电源。 2.3.3.3.1.2 同时切换: 保护起动，先跳工作电源，在切换条件满足时立即（或经延时）合上备用电源。保护起动后，切换过程将按快速切换、延时切换、残压切换的顺序进行，即若快速切换的条件满足即进行快速切换，否则转入延时切换或残压切换。也可根据具体情况选择将快速切换或延时切换退出，直接进入残压切换。 2.3.3.4.1 异常切换:异常切换由装置检测到异常情况后自行起动，单向，只能由工作电源切向备用电源。 2.3.3.4.1.1 低电压起动：厂用母线三相电压均低于整定值，时间超过整定延时，则根据选择方式进行串联或同时切换。 2.3.3.4.1.2 工作电源开关误跳：因各种原因（包括人为误操作）造成工作电源开关误跳闸，即在切换条件满足时，合上备用电源。 2.3.3.3 闭锁: 2.3.3.3.1 保护闭锁：某些保护动作时（如分支过流动作），为防止备用电源误投入故障母线，可由这些保护将本装置闭锁。 2.3.3.3.2 快速切换闭锁：如有必要，可由外部引入快速切换闭锁信号，装置起动后将直接进入慢速切换（延时或残压）。 2.3.3.3.3 开关位置异常：切换过程中如发现一定时间内该跳的开关未跳开或该合的开关未合上，装置将根据不同的切换方式分别处理并给出位置异常信号。厂用母线 PT 刀闸未合上也将发出此信号。 2.3.3.3.4 出口闭锁：可以通过面板、压板或控制屏上开关选择闭锁装置的跳合闸出口，装置只发信号。 2.3.3.4 运行检查 2.3.3.4.1 改变面板上的功能开关需输入密码。 2.3.3.4.2 正常运行时，显示屏左侧显示厂用母线电压与后备电源电压间的频差，右侧显示之间相差，当厂用电滞后于后备电压时显示正值。 2.3.3.4.3 工作电源与备用电源指示灯正常时只亮一个。 2.3.3.5 运行操作： 2.3.3.5.1 当厂用母线和后备电源之间的频差相差在规定范围内，正常切换厂用电，用“并联”自动方式完成切换，并且在屏前操作，在特殊情况下，需用就地方式切换时，必须打开密码，调整位置后在面板上切换。 2.3.3.5.2 事故切换时采用串联方式。 2.3.3.5.3 切换后需打印时，应在按复归钮前进行，并检查打印共享切换在所需位置，打印完成后，再按“复归”键则清除储存数据。打印过程中卡纸，先按“复位”（非复归），重新装纸后按“追忆”键继续打印。 2.3.3.5.4 用并联半自动方式切换时，检查备用（工作）开关合上后，必须迅速拉开工作（备用）开关。 2.3.3.6 等待复归： 该灯亮时表示装置因某种原因进入闭锁状态，此时，装置将不相应任何启动切换命令，但可显示实测频率、相差、电压幅值等，要解除闭锁，可按“复归”钮并确认造成闭锁已解除。主要原因有：2.3.3.6.1 切换完毕。2.3.3.6.2 保护闭锁。2.3.3.6.3 位置异常。2.3.3.6.4 后备失电。2.3.3.6.5 PT 断线。2.3.3.6.6 CPU 故障。2.3.3.7 正常快切操作步骤：2.3.3.7.1 检查手动切换启动开关在“停止”位置、快切投退开关在“投入”位置、手动方式切换开关在“并联”位置。2.3.3.7.2 将手动切换启动开关打至“起动”位置。2.3.3.7.3 查备干开关（或厂干负载侧开关）确合上。2.3.3.7.4 查厂干负载侧开关（或备干开关）确断开。2.3.3.7.5 将各闪光开关复位。2.3.3.7.6 将手动切换启动开关打至“停止”位置。2.3.3.7.7 揿块切复归按钮将信号复归。2.3.3.8 快切操作注意事项：2.3.3.8.1 复归块切信号必须在手动切换启动开关打至“停止”位置后进行。2.3.3.8.2 由备干块切至厂干时必须先手动合上厂干电源侧开关。2.3.3.8.3 将各闪光开关复位时必须注意正确方向。第四节 110KV母差保护2.4.1 110KV母差保护选用SGB750型微机母线保护,采用抗TA饱和的比率差动,经故障母线选择元件，瞬时跳开故障母线上的所有开关。2.4.2 保护柜体上安装如下一些功能型手动压板，以便于运行人员对各种工况进行操作。2.4.2.1 软、硬压板切换把手：进行软硬压板的功能切换。只有当该压板处于硬压板时以下压板操作才起作用。2.4.2.2 差动保护压板：正常运行时压板应置于“投入”位置，差动保护正常投入运行；压板置于“退出”时差动保护功能退出运行。2.4.2.3 失灵保护压板：正常运行时压板应置于“投入”位置，失灵保护正常投入运行；压板置于“退出”时失灵保护功能退出运行。2.4.2.4 充电保护压板：正常运行时压板应置于“退出”位置，充电保护功能退出；需要投入充电保护时，压板置于“投入”，充电保护I、II段同时投入。2.4.2.5 远方就地压板：当压板置于“就地”时，可进行就地的定值整定、压板投退等操作，当压板置于“远方”时，就地操作将不被允许，可通过远方进行定值整定、压板投退等操作。2.4.3 母差保护柜后有三个小开关：2.4.3.1 QF1母差保护电源（直流）2.4.3.2 QF2I母电压输入开关（交流）2.4.3.3 QF3母电压输入开关（交流）2.4.4 母差保护投运操作步骤：2.4.4.1 投入“差动保护投2LP”压板。2.4.4.2 查母线保护装置LCD屏“保护压板硬”状态栏显示“母差保护 已投”。2.4.4.3 检查各开关出口跳闸压板两端无电压。2.4.4.4 投入各开关出口跳闸压板。2.4.5 母差保护停运操作步骤：2.4.5.1 解除110KV各开关出口跳闸压板。2.4.5.2 解除“差动保护投2LP”压板。2.4.5.3 查母线保护装置LCD屏“保护压板硬”状态栏显示“母差保护 已退”。2.4.6 母差保护柜主界面的上面绘有“一次系统图”，可实时显示各段母线电压、三相差流以及连接在母线上的个单元的电流幅值相位；并且对应于每个单元均安装有绿色发光管及一个红色发光管。其中绿色发光管指示其运行状态，红色发光管指示其跳闸状态。2.4.7 投运：2.4.7.1 确认直流工作电源输入正确、保护柜内稳压电源正常良好各模件运行显示正确，无异常信号。2.4.7.2 确认运行指示灯亮，保护柜体上功能型手动压板位置正确。2.4.7.3 接入各单元电流后，检查确认各单元电流极性正确，查看差电流显示是否在允许范围以以内。2.4.7.4 检查“报告”上各整定项目必须与“定值通知单”相符。2.4.7.5 依次投入各单元的出口跳闸压板，母线保护正式投入系统运行。2.4.8 异常处理2.4.8.1 若直流稳压电源模件发生故障，应先退出跳闸压板，更换电源模件，正常后才合上跳闸压板。2.4.8.2 当装置判别至TA断线时，应立即退出母差保护，检查TA回路，及时处理异常，恢复母差保护正常运行。2.4.8.3 装置判别到TV断线时，一般可不退出母差保护，但应该立即检查，恢复正常。2.4.8.4 装置发生“识别错误”时，可将对应单元的刀闸图标置于“合”位或“分”位置，强制使母差的运行状态与一次系统相符。2.4.8.5 当装置发生其它故障时，应进一步检查元器件及电缆的连接情况，直到全部恢复正常。2.4.9 保护装置信号灯及异常处理信号名称信号类型可能原因导致后果处理方法保护启动1 屏正面信号灯2 接点输出3 事件报文差流启动发出启动信号1 查看报文确认是哪种保护启动。2 确认是否有硬件开出测试。3 确认是否实际系统有保护启动事件发生，若无则需查明原因。失灵开入充电保护启动母差动作1 屏正面信号灯2 接点输出3 事件报文母线差动动作（、母等，装置有电压闭锁时，若差动与电压同时动作，此灯亮）差动保护动作1 确认实际系统是否有故障发生，若有故障发生，打印事故报告，分析故障原因。2 若无故障发生，退出保护，待厂家查明原因。大差动作跟跳无方式单元失灵动作1 屏正面信号灯2 接点输出3 事件报文断路器失灵动作（、母等，装置有电压闭锁时，若失灵与电压同时动作，此灯亮）失灵保护动作1 确认是否有失灵开入，若实际有失灵开入，根据报文检查开入单元是否与实际一致，查明原因。2 若无故障发生，退出保护，待厂家查明原因。母联保护1 屏正面信号灯2 接点输出3 事件报文充电保护段动作发告警信号1 根据事件确认是哪种保护动作。2 是否实际有故障发生，若有故障发生，根据报告分析故障原因。3 若无故障发生，退出保护，待厂家查明原因。充电保护段动作母联（或分段）失灵动作母联（或分段）死区动作失灵跳母联（或分段）动作母联（或分段）过流保护动作母联（或分段）非全相保护动作刀闸变位1 屏正面信号灯2 接点输出支路刀闸变位小差及出口回路改变1 检查刀闸位置是否与一次系统变位一致，若一致按确认按钮即可消失。2 若不一致尽快检修母联（兼母联）刀闸变位互联状态1 屏正面信号灯2 接点输出3 事件报文刀闸位置错误即母线大差平衡，两小差均不平衡，强制互联小差退出装置自动进入单母方式检查装置的运行方式应与一次相符，否则使用面板上小纽子开关强制恢复装置正确的运行方式，另检查刀闸辅助接点手动互联把手投入倒闸结束后尽快恢复一次系统处于互联状态正常，无须干预告警1 屏正面信号灯2 接点输出3 事件报文母联（兼母联）刀闸位置告警母联刀闸可能不能正常处理1 根据事件报文，确认告警问题和原因。2 若I0通道长期闭合，包括两个长期启动，检查启动接点是否粘死。3 若为支路及母联刀闸位置告警，检查是否有电流而无刀闸，尽快处理有电流而无刀闸支路或母联。若只有一路，无需退出母差，若有多路则需退出母差。支路刀闸位置告警支路刀闸可能不能正常处理差流告警告警信号失灵长期开入失灵保护不再启动THWJ长期开入非全相保护不再启动TA断线1 屏正面信号灯2 接点输出3 事件报文TA单相断线动作根据控制字决定是否闭锁母差保护1 根据事件报文，确认断线支路以及断线相。2 检查该支路的回路情况，确认是否有断线发生。3 进一步确认变比以及极性TA多相断线动作变比或TA极性错误TV断线1 屏正面信号灯2 接点输出3 事件报文母线TV断线（、母等）发告警信号1 尽快安排检修2 检查TV二次回路幅值及相位差动电压动作（、母等）差动电压开放失灵电压动作（、母等）失灵电压开放稳压电源消失1接点信号稳压电源消失闭锁装置退出保护装置，尽快安排检修，并检查装置直流电源工作情况运行监视屏面板点灯CPU正常时常亮，异常时常灭灯常灭时闭锁装置2 根据事件查明原因。3 若严重错误，退出保护，待厂家查明原因第五节 110KV线路与母联保护2.5.1 微机线路保护概况110KV线路保护为 CSC-163型输电线路成套保护装置，本装置由微机实现的数字式输电线路成套快速保护装置，作为110KV输电线路的主保护及后备保护。2.5.1.1 保护配置主保护：是以光纤纵差为主体的快速主保护。后备保护：是由三段相间和接地距离保护、四段零序方向过流保护构成的全套后备保护。 本装置配有：三相一次重合闸功能，过负荷告警功能，还带有跳合闸操作回路以及交流电压切换回路。2.5.1.2 110KV线路保护投运：2.5.1.2.1 投入线路保护屏后操作回路电源小开关确2.5.1.2.2 投入线路保护屏后保护回路电源小开关确2.5.1.2.3 投入线路保护屏后交流电压输入小开关 2.5.1.2.4 检查保护装置无异常2.5.1.2.5 测量所投保护压板两端电压为24V2.5.1.2.6 投入保护压板（差动保护、距离保护、零序保护、闭锁远方投入）2.5.1.2.7 检查保护跳闸总出口压板两端无电压2.5.1.2.8 投入保护跳闸总出口压板2.5.2 微机母联保护概况 110KV母联保护为 CSC-122M型数字式成套保护装置，保护配置为：失灵启动，手合同期，过流I、II段保护，零序I、II段保护；并具有充电保护功能，通过长、短延时实现。第六节 同期装置运行2.6.1 同期装置概况2.6.1.1 同期装置采用SID-2CM型微机准同期控制器，控制器操作面板上