110KV金正肥业变电站现场运行规程.doc

QB 临 沭 供 电 公 司 企 业 标 准 Q/329-105.16-2011110kV金正肥业变电站现场运行规程 2011-11-08发布 2011-11-08实施临 沭 供 电 公 司 发 布前 言本标准是根据电力工业技术管理法规、电力安全工作规程等有关标准及本站设备特性制定的，以满足本站实现无人值班后现场运行的需要。本标准中的附录A、附录B、附录C、附录D都是标准的附录；附录E、附录F都是提示的附录。本标准由临沂供电公司标准化委员会提出并归口。本标准由临沭供电公司标准化委员会提出并归口。本标准主要起草人：王丙成 本 标 准 初 审：孟 伟本 标 准 会 审：高贵熙 孙向明 刘传海 宋家华 本 标 准 审 批： 莫宗为本标准委托调度所操作队负责解释。 目 录1 范围12 引用标准13 运行管理范围及运行方式13.1 设备管辖范围的划分13.2.1 110kV系统13.2.2 10kV系统13.2.3 主变13.2.4 正常运行方式23.2.5 一次系统主接线图23.3 直流系统23.4 站用电系统33.5 设备规范44 一次设备的运行44.1 一次设备运行的一般要求44.2 变压器的运行44.3 断路器、隔离开关的运行54.4 设备允许温度与温升，见表8。64.5 开关允许跳闸次数，见表9。65 二次设备的运行65.1 二次设备运行的一般要求65.2 直流系统的运行65.3 变压器保护的运行65.4 线路保护的运行75.5 低频低压减载装置75.6 10kV小电流接地选线装置75.7备用电源自投装置75.8 后台监控机76 设备的巡视检查与维护137 设备的运行操作137.1 设备运行操作的一般要求137.2 防误装置操作程序138 事故处理总则159 异常判断及跟踪措施1510 异常运行及事故处理1511 系统事故处理1512 电气设备火灾事故处理1513 通讯失灵事故处理15附录A（标准的附录）一次电气主结线图16附录B（标准的附录）直流系统图17附录C（标准的附录）所用电系统图18附录D（标准的附录）设备规范19附录G(提示的附录)参考资料21 110kV金正肥业变电站现场运行规程 Q/329-105.16-2011 第22页 共22页1 范围 本标准规定了110kV金正肥业变电站设备正常运行维护、异常运行及事故处理的一般方法。本标准适用于110kV金正肥业变电站。临沭供电公司生产管理、安全监督、检修、运行、调度人员应熟悉并执行本规程。2 引用标准下列标准包含的条文，通过在本标准引用成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。国家电网安监2009664号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站部分）GBJ147-90、GBJ148-90、GBJ149-90、GB50169-92、GB50171-92、GB50172-92电气装置安装工程施工及验收规范DL/T603-1996 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程DL/T 639-1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则DL/T587-1996 微机继电保护装置运行管理规程DL/T 7242000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程临电生200317号临沂供电公司直流电源装置运行与维护管理规定（试行）Q/329-105.01-2011 变电站运行通用规程Q/314-201.02-2003 临沂供电公司企业标准编写、印刷规定临电安【2004】80号 临沂供电公司防止电气误操作装置管理规定3 运行管理范围及运行方式3.1 设备管辖范围的划分3.1.1 地调管辖设备：110kV常沭金线及111-D3接地刀闸。3.1.2 县调管辖设备：110kV 开关间隔。3.2 电气主接线、保护及自动装置配置3.2.1 110kV系统一次接线：110kV系统为单母线分段（线变组）接线方式，接有110kV常沭金线111间隔、110kVPT间隔、1号主变110kV侧101-1刀闸间隔。3.2.2 10kV系统3.2.2.1一次接线：远期规划为单母线分段接线方式；本期为单母线接线方式，10kV I段母线运行。接有：10kV所变S1间隔、备用2间隔、备用3间隔、复混肥3#变4间隔、硫酸2#线5间隔、复混肥2#变6间隔、消防水变7间隔、1号主变10kV侧8间隔、I段母线PT T1间隔、硫酸1#线10间隔、控释肥线11间隔、稀硝酸1#变12间隔、复混肥1#变13间隔、稀硝酸2#变14间隔、电容I线15间隔。2011-11-08实施 临沭供电公司 发布 第1版/第1次修订3.2.2.2二次保护及自动装置配置：见表1。 表1： 10kV设备保护及自动装置配置线路名称及编号型号保护及自动装置配置10kVI段母线复混肥3#变4ISA-351G1） 瞬时电流速断保护2） 定时限过流保护3） 过负荷保护4） 三相重合闸硫酸2#线5复混肥2#变6消防水变7硫酸1#线10控释肥线11稀硝酸1#变12复混肥1#变13稀硝酸2#变14电容I线15组电容器组电容器组电容器ISA-359G1）限时电流速断保护；2）定时限过电流保护；3）定时限过电压保护；4) 失压保护；5）不平衡电压保护；3.2.3 主变本期安装主变一台。1号主变，配有ISA-387GA型微机保护，保护及自动装置配置：见表2。 表2：1号主变保护及自动装置配置序号保护及压板名称压板编号动作开关压板分类投入位置1本体重瓦斯跳闸投退1LP2两侧功能压板投入2有载重瓦斯跳闸投退1LP3两侧功能压板投入3压力释放跳闸投退1LP4两侧功能压板停用4非电量保护装置检修1LP1功能压板停用5差动速断投退3LP1两侧功能压板投入6比率差动投退3LP2两侧功能压板投入7差动保护装置检修3LP3功能压板停用8间隙零序投退2LP1两侧功能压板1-D10合时退，分时投9中性点零序投退2LP2两侧功能压板1-D10分时退，合时投10110kV后备复压保护投退2LP3两侧功能压板投入11110kV后备装置检修2LP4功能压板停用1210kV后备复压保护投退4 LP1低压侧功能压板投入1310kV后备装置检修4LP2功能压板停用14变压器测控装置检修5LP1功能压板停用15差动跳110kV侧3LP4101出口压板投入16本体跳110kV侧1LP7101出口压板投入17110kV后备跳110kV侧2LP6101出口压板投入18110kV后备跳10kV分段2LP817出口压板停用1910kV后备复压启动4LP9功能压板投入2010kV后备跳10kV分段4LP317出口压板停用21110kV后备复压启动2LP13功能压板投入22差动跳10kV侧3LP67出口压板投入23本体跳10kV侧1LP97出口压板投入24110kV后备跳10kV侧2LP77出口压板投入2510kV后备跳10kV侧4LP47出口压板投入26110kV后备启动风冷2LP10功能压板停用2710kV后备启动风冷4LP10功能压板停用28110kV后备闭锁有载调压2LP11功能压板投入 3.2.4 正常运行方式3.2.4.1 一次方式：110kV常沭金线1111号主变10kVI段母线10kV所变S1开关、复混肥3#变4开关、硫酸2#线5开关、复混肥2#变6开关、消防水变7开关、I段母线PT T1开关、硫酸1#线10开关、控释肥线11开关、稀硝酸1#变12开关、复混肥1#变13开关、稀硝酸2#变14开关。10kV电容一线15开关I组电容器、组电容器、组电容器。1号主变110kV侧中性点1-D10接地刀闸在分闸位置。10kV分段16开关冷备用。3.2.4.2二次方式：主变、线路按照调度命令执行。正常运行时线路保护及重合闸均投入。3.2.5 一次系统主接线图见附录A(标准的附录)。3.3 直流系统3.3.1 正常运行 3.3.1.1直流系统为鲁能电气股份有限公司生产的GZDW3-100/220型，标准输出直流电压（控制母线220V2，合闸母线243V10）,额定直流电流（控制母线030A，合闸母线0400 A），蓄电池容量100AH的智能型高频开关模块式电力直流电源系统。3.3.1.2 GZDW3智能型高频电力直流电源系统有交流配电、整理模块、监控器、直流馈电、蓄电池组、降压单元、绝缘监测、电池监测、机柜等部分组成。3.3.1.3 IDC-200A型智能化监控系统配有模块控制和监控器并能有效实现对电源模块、直流交直流配电等的监控，提供干接点告警、显示和声光告警。3.3.1.4 GZDW3智能型高频开关模块式电力直流电源系统,配有LNDY240Z10H型模块5块(3充、2控)，山东圣阳电源股份有限公司产的GFM-100C型免维护蓄电池（单缸2.25V0.02V、100Ah） 104块。3.3.1.5 GZDW3-100/220型直流馈线屏负荷： 直流负荷20路：电容器隔离柜开关、总控屏电源、公共1开关、公共2开关、低周减载保护、低周减载操作、10kV控制电源、电容器装置、10kV装置电源、微机监控、主变保护电源、主变操作电源、集抄电源、消弧屏电源、110kV闭锁电源、中性点刀闸操作电源、110kV合闸电源、事故照明、10kV合闸电源、110kV刀闸操作电源3.3.1.6 IDC-200A型直流电源监控系统及IDJ-100A智能蓄电池检测装置，设有当前信息、当前故障、设置信息、操作信息、电池巡检、绝缘检测、配置信息、历史故障，监控器运行指示灯，正常时监控器“工作”指示灯亮，当有异常时“故障”指示灯亮，并发出音响信号。3.3.1.7 配有WZJD-6A型微机直流系统接地检测仪，具有监测直流系统母线电压、正负母线对低电压、正负母线对地绝缘电阻以及巡检之路接地电阻等实施状态的功能。3.3.2 GZDW3型直流馈线屏保险配置，见表4。表4直流馈线屏保险配置序号负 荷 名 称小开关配置直流负荷1电容器隔离柜开关S262UC C162总控屏电源S262UC C163公共1开关S262UC C164公共2开关S262UC C165低周减载保护S262UC C166低周减载操作S262UC C16710kV控制电源S262UC C168电容器装置S262UC C16910kV装置电源S262UC C1610图像监控S262UC C1611主变保护电源S262UC C1612主变操作电源S262UC C1613集抄电源S262UC C1614消弧屏电源S262UC C1615110kV闭锁电源S262UC C1616中性点刀闸操作电源S262UC C1617110kV合闸电源S262UC C1618事故照明S262UC C161910kV合闸电源S262UC C1620110kV刀闸操作电源S262UC C163.3.3 直流系统图见附录B(标准的附录)。3.4 站用电系统3.4.1 正常方式：设10kV所变一台，加装消弧装置。3.4.2 0.4kV母线负荷配置：见表5表5所用电屏保险配置序号负 荷 名 称空开配置序号负 荷 名 称空开配置所变负荷110kV分组电容器开关柜 C65N C3211通信电源 C65N C322电能表屏集抄电源 C65N C3212主变高压侧开关端子箱 C65N C323公共测控屏 C65N C3213充电1 C65N C324电容器装置 C65N C3214消弧线圈控制屏 C65N C325低频减载屏 C65N C3215充电2 C65N C326主变保护屏 C65N C3216有载调压 C65N C327中央设备 C65N C3217公共屏所用电 C65N C328电能表屏 C65N C3218电压监控 C65N C329微机监控屏 C65N C3219主变区检修箱 C65N C321010kV区电源 C65N C3220110kV区检修箱 C65N C323.4.3站用电系统图 见附录C(标准的附录)。3.5 设备规范 见附录D(标准的附录)。4 一次设备的运行4.1 一次设备运行的一般要求见Q/329105.012011变电站运行通用规程第3章“运行中的一般要求及规定”。4.2 变压器的运行4.2.1 当主变事故过负荷时，允许过负荷倍数及过负荷时间：见表6。表6 事故过负荷时间 环境温度 时间 过负荷倍数0102030401.124:0024:0024:0019:007:201.224:0024:0013:005:502:451.323:0010:005:303:001:301.48:305:103:101:450:551.54:453:102:001:100:351.63:002:051:200:450:181.72:051:250:550:250:091.81:301:000:300:130:061.91:000:350:180:090:052.00:400:220:110:064.2.2主变一般不允许过负荷运行。S11-25000/型主变各侧额定电流：见表7。表7： 1号主变各侧电压、电流：开关位置1号主变（伏/安）高压侧1115800/125.02112750/128.03110000/131.24107250/134.65104500/138.1低压侧10500/1374.64.2.3 主变运行电压不得高于运行分头电压的5%。4.3 断路器、隔离开关的运行4.3.1 110kV断路器型号为GL312（苏州AREVA 电气开关有限公司制造），是一种采用SF6气体作为绝缘和灭弧及介质的自能式高压开关。正常适应环境温度：-30度到55度范围。20度时的额定压力0.6Mpa，报警值0.52 Mpa、闭锁值0.5 Mpa，机械操作所需最小压力0.3Mpa。4.3.2 110kV隔离开关操作注意事项：（1）110kV刀闸操作机构为手动操作机构，正常运行时，应将其操作电源开关打到“断开”（0）位置，并采取防止误动的措施。（2）110kV111-3刀闸在101开关合位时，自动闭锁刀闸分、合。（3）111-D5、111-D3接地刀闸与111-3刀闸有机械闭锁，在111-D5、111-D3接地刀闸合时111-3刀闸不能操作，反之也强制闭锁。（4）111-D3接地刀闸受线路带电监视系统(DXW1-126-1型)闭锁，在线路带电监视系统指示红灯亮时，电磁锁闭锁接地刀闸合闸。4.3.3本站10kV断路器：4.3.3.1 10kV开关为施奈德（陕西）宝灵电器有限公司VBG-12P型真空开关，其开关操作有多级闭锁：4.3.3.2所有开关分合闸有远控/近控切换开关闭锁装置，闭锁开关把手转动分合闸；二次回路插头或合闸回路小开关也闭锁开关分合闸。4.3.3.3 10kV线路开关停电操作步骤：（1）正常开关到试验位置：拉开开关将把手切至近控位置检查开关位置用摇把逆时针摇转将开关拉至试验位置。（2）如线路工作：检查开关确已拉至试验位置检查带电装置“LOCK”灯不亮三个线路电压检测灯不亮摇把插入接地孔顺时针转动90度合上接地刀闸。（3）如开关工作：检查开关确已拉至试验位置打开柜门检查开关在试验位置拉开控制电源、保护电源、合闸电源、加热器电源、照明电源小开关取下二次回路插头将小车开关拉至检修位置。（4）送电顺序与此相反。4.3.3.4紧急分合闸按钮在开关运行时，将开关柜分合闸连杆打至工作位置，按下“分闸按钮”，开关紧急分闸，紧急合闸与此一致（只有在开关无载情况下使用）。4.4 设备允许温度与温升，见表8。表8 一次设备的允许温度与温升设备名称最高允许温度最大允许温升变压器上层油温85C45C接头与线夹刀闸口85C45C电容器外壳60C4.5 开关允许跳闸次数，见表9。表9 开关允许跳闸次数（2009年）电压等级（kV）额定关合电流（kA）断路器型号断路器额定开断电流（kA）允许开断短路电流次数重合闸解除次数1101004030291011040504910632550495 二次设备的运行5.1 二次设备运行的一般要求见Q/329105.012011变电站运行通用规程第3章“运行中的一般要求及规定”。5.2 直流系统的运行见临沂供电公司直流电源装置运行与维护管理规程5“运行管理”。5.3 变压器保护的运行5.3.1 瓦斯保护的运行5.3.1.1 变压器运行，重瓦斯保护应投入跳闸。5.3.1.2 变压器备用，重瓦斯保护改接信号。5.3.2 差动保护的运行5.3.2.1 变压器运行应投入差动保护。5.3.2.2 运行中的差动保护，当进行下列工作时，应暂时停用。a）主变带负荷后差动做六角图试验。b）在差动保护及其二次回路上工作。5.3.2.3 运行中的变压器瓦斯保护与差动保护不得同时停用。5.3.2.4 CT断线时应立即停用变压器差动保护。5.4 线路保护的运行5.4.1 10kV线路开关配有ISA-351G及ISA-359G型微机保护，运行时一般不得将保护退出运行。5.4.2 线路送电前，应将全部保护投掉闸。5.4.3 当线路带电作业或充电备用时，应将该线路重合闸退出。5.5 低频低压减载装置5.5.1 本站配有滁州利华电子有限公司的UVF-208A型低频低压减载装置：液晶显示：Uab、Ubc、Uac。正常“运行”指示灯闪烁，“启动”、“动作”“异常”指示灯均不亮。5.5.2装置以110kV电压为基值进行负荷的切除，目前只投信号，出口压板未投入。5.6 10kV消弧线圈自动调谐及接地选线装置5.6.1该装置为上海思源电器有限公司生产的XHK-II-ZP型消弧线圈自动调谐及接地选线装置。5.6.2本期未上消弧线圈，故本装置未投运。5.7后台监控机5.7.1后台监控启动方法：（1）先启动“服务器” （2）再启动“HMI客户端” （3）监控系统启动之后，请值班人员及时登录！5.7.2界面显示ISA-300+运行系统人机界面由状态栏、窗口区和工具栏组成：状态栏实时显示系统周波、网络通讯状态、主备服务器运行状态，以及事件状态；窗口区显示电气主接线图，潮流的分布和流向，开关、刀闸和信号量的实时状态，提示图元和实时库测点的连接状态，以不同颜色区分母线带电状态，提供人工设置和运行操作界面，以曲线、棒图和控件直观显示潮流量的历史信息和比较信息。图1-1 HMI人机界面图（1）工具栏：在人机界面下方有一工具条，其具体使用说明如下页：1） 画面索引：以树状目录显示当前所有画面，双击画面名称即进入相应的画面。图1-2 图形画面索引2）画面缩放：放大缩小系统当前显示的窗口。画面如图所示。图1-3 缩放窗口3） 修改密码：用户可以在此修改自己的密码，画面如图所示。图1-4 密码修改窗口4）值班登录：运行人员上下班注册，建立值班日志。画面如图所示。图1-5 值班人员登陆窗口5）系统退出：退出客户端系统运行程序。（2）状态栏：在人机界面上方有一状态条，由光字牌、信号灯和LED数码显示（显示频率）所组成。l 状态显示说明如下：1) 遥信变位：运行系统存在遥信变位时，光字牌闪烁。点击光字牌将显示最近发生的变位信息。2) SOE事件：运行系统存在未确认的SOE事件时，光字牌闪烁。点击光字牌将显示最近发生的SOE事件。3) 遥测越限事件：存在未确认的遥测越限事件时，光字牌闪烁。点击光字牌将显示最近发生的遥测越限事件。4) 保护事件：存在未确认的保护事件时，光字牌闪烁。点击光字牌将显示最近发生的保护事件。5) 自检信息：存在未确认的自检信息时，光字牌闪烁。点击光字牌将显示最近发生的自检信息。6) 系统事件：存在未确认的系统事件时，光字牌闪烁。点击光字牌将显示最近发生的系统事件。7) 命令跟踪：存在未完成的操作命令时，光字牌闪烁。点击光字牌将显示最近发生的操作信息。8) 总览：以上信息的集合。 点击同一个光字牌将打开或关闭事件表，事件表中每一项最左侧的图标为 时，表明该项事件已经过确认。5.7.3操作菜单鼠标位于动态连接点图元大小范围内时，短暂的停留将触发动态连接提示信息，说明当前图元的显示属性和数据库的哪些实测点关联。按下鼠标右键，将弹出一操作菜单，该操作菜单中具体项目随关联信号的不同而不同。如右图。当没有选中任何控件而按下鼠标右键后，将弹出如下操作菜单：5.7.3.1 遥控：遥控命令的执行过程分为请求、返校和执行/撤消三个步骤。（1）遥控请求：在要求遥控的开关上点击鼠标右键，选择“遥合”或“遥分”命令，出现如下对话框：图1-6 操作登录窗口（2）选择操作人：在图5-3-1中输入操作人和口令。（3）操作确认：按照开关要求输入开关编号如（4），输入后按请求图1-7 操作确认窗口（4）遥控执行： 将再次对操作的闭锁规则进行校验，校验通过后下发执行命令。图1-8 遥控执行确认窗口（5）遥控撤消：将取消已申请的遥控操作。5.7.3.2遥调：按遥调要求用鼠标左键点击“升”或“降”进行档位调节，出现操作确认对话框，输入操作人和密码后发出遥调命令。在调档操作执行命令发出后，将弹出后续操作对话框，此对话框可监视变压器当前档位，可执行急停操作（执行不需用户确认），还可执行后续升和后续降操作。图1-9 遥调后续操作窗口5.7.3.3保护信息：通过画面中的弹出菜单调出的保护操作对话框，可执行相应的常规保护查询和操作。图1-10 保护信息窗口5.7.3.4画面清闪：在画面的空白处点击鼠标右键，选择“画面清闪”即可。5.7.3.5全部清闪：在画面的空白处点击鼠标右键，选择“全部清闪”即可。5.7.3.6实时曲线：在画面索引中选择实时曲线画面。鼠标右键点击曲线图，弹出界面如图。图1-11 曲线监视图（1）通过对话框选择相应的曲线并设定显示的相关信息，如图1-12图1-12 曲线对话框注1用于选择该曲线的数值范围。针对不同的模拟量，该值范围也会发生变化，例如，当选择该曲线为有功P时，范围在1000以上，此时最大值应该设在1000以上，防止尖峰可设在1500，甚者更大。当选择曲线为电压时，峰值按照1.2倍计算也就是120，如果仍然把最大值设在1500的时候，则曲线在底端，不能很好的描述曲线变化。注2注4分别表示该曲线的颜色和所选择的曲线，注3表示该曲线已选中，并在注4表明该曲线的意义。（2）曲线选择方法。如果注3处已选中，则需要重新选择。只需要去掉前面的对勾就可以了。然后将该曲线选中，会弹出如下对话框（3）然后选择类型（遥测量），厂站。间隔。测点将就可以了, 如下图选择的就是所用变的A相电压。（4）选中曲线后，界面上显示的曲线就表示所用变的A相电压。6 设备的巡视检查与维护6.1见Q/329105.012011变电站运行通用规程第4章“设备的巡视检查与维护”。6.2110kV JDQXF-110型电压互感器的巡视检查与维护（1）通过常规的人工巡视，监视产品SF6气体压力，检查有无漏气点，密度控制器压力表指示是否正常。（2）当发出补气信号时，应检查有无气体遗漏现象，并视情况进行补气。SF6气体的额定压力：0.4Mpa,20。SF6气体的最低运行压力：0.35Mpa,20。7 设备的运行操作7.1 设备运行操作的一般要求见Q/329105.012011变电站运行通用规程第5章“倒闸操作的一般规定”和第二篇“设备的运行规定”。7.2 防误装置操作程序7.2.1 110kV设备无防误闭锁装置，10kV开关柜配有电子、机械逻辑闭锁。7.2.2 10kV开关柜逻辑闭锁7.2.2.1 10kV开关柜机械逻辑闭锁程序，见表9；表9 10kV开关柜机械逻辑闭锁程序机械联锁状态连锁种类可移开部分与开关电器的联锁断路器，接触器或真空负荷开关合闸时可移开部分不能移动可移开部分与高压室门的联锁可移开部分在工作位置或处于工作位置和断开位置之间门不能打开门打开可移开部分不能从断开位置摇到工作位置可移开部分与出线柜接地开关的联锁可移开部分在工作位置或处于工作位置和断开位置之间接地开关不能闭合接地开关闭合可移开部分不能从隔离位置摇到工作位置高压室门与低压插头的联锁低压插头拔出门不能关闭手动接地开关与电动驱动机构的联锁钥匙插在接地开关操作机构的锁定孔位置钥匙不能拔出（“手动”与“电动”的位置不能搞错“手动”位置接地开关不能用电动驱动（辅助电源已断开）在“电动机”驱动位置接地开关不能用手操作（手动操作接地开关手柄的插孔已闭合）接地开关与可移开部分的联锁可移开部分在工作位置时，钥匙插在用钥匙控制驱动机构的锁孔的位置接地开关即不可手动，也不可电动操作（钥匙插在接地开关操作机构的锁定孔位置时，不能转动到“手摇动”位置。可移开部分在断开位置时，钥匙插在用钥匙控制驱动机构的锁孔“手摇动”的位置时接地开关不能被手动或电动闭合（钥匙插在接地开关操作机构的锁定孔位置时，不能转动到“手摇动”位置。可移开部分在断开位置时，钥匙插在接地开关操作机构的锁定孔位置“手摇动”的位置时可移开部分不能用电动机操作（辅助电源被切断）也不能用手动操作（钥匙插在用钥匙控制驱动机构的锁孔“手摇动”位置。7.2.2.2 10kV所变S1开关柜电子逻辑闭锁图：7.2.3 110kV自动电子闭锁和机械逻辑防误闭锁装置：逻辑闭锁内容见4.3.24.3.3部分。7.3操作注意事项：7.3.1检查1号主变110kV侧101开关确已合好：（1）检查1号主变110kV侧101开关操作把手在合后位置；（2）检查1号主变110kV侧101开关保护屏保护未发异常信息；（3）检查后台机上1号主变110kV侧101开关位置已变位，无异常信息；（4）现场检查1号主变110kV侧101开关合闸红灯亮，开关运行正常。10kV开关与110kV开关操作检查项目一致。7.3.2 检查10kVI段母线充电正常：（1）检查充电开关操作把手在合后位置；（2）现场检查10kV段母线PT二次电压正常；（3）检查后台机上显示二次电压正常，无异常信息；7.3.3检查10kVI段母线确无电压（1）现场检查10kV I段母线上连接所有小车开关已拉至试验位置；（2）检查10kVI段母线PT柜带电显示装置指示灯灭；（3）检查后台机上显示10kV I段母线电压为零；7.3.4检查10kV消防水变7开关线路侧确无电压（1）现场检查10kV消防水变7小车开关已拉至试验位置；（2）检查10kV消防水变7小车开关带电显示装置指示灯不亮；7.4解锁钥匙的管理与使用：7.4.1分合开关必须使用后台机操作， 110kV刀闸、接地刀闸操作必须在现场进行。7.4.2 本站110kV开关与刀闸为电磁锁和机械逻辑防误闭锁装置，开关闭锁刀闸，刀闸闭锁程序为电磁锁，电磁锁的解锁钥匙应妥善保管使用。8 事故处理总则见Q/329105.012011变电站运行通用规程第20章“事故处理总则”。9 异常判断及跟踪措施见Q/329105.012011变电站运行通用规程第21章“异常判断及跟踪措施”。10 异常运行及事故处理见Q/329105.012011变电站运行通用规程第22章“异常运行及事故处理”。11 系统事故处理见Q/329105.012011变电站运行通用规程第23章“系统事故处理”。12 电气设备火灾事故处理见Q/329105.012011变电站运行通用规程第24章“电气设备火灾事故处理”。13 通讯失灵事故处理见Q/329105.012011变电站运行通用规程第25章“通讯失灵事故处理”。附录A（标准的附录）一次电气主结线图附录B（标准的附录）直流系统图附录C（标准的附录）所用电系统图附录D（标准的附录）设备规范 1 变压器设备规范：见表D1。表1： 变压器设备规范名称编号型 号额定容量（kVA）额定电压（kV）额定电流（A）短路阻抗接线组别生产厂家1号主变SZ11-250001102500011081.25%10.5262.4/2749.314.10YNd11鲁能电力设备厂10kV所变DKSC-700-100-10630/10010.5/0.4高压33.3/5.5A低压144.3A3.95ZNYn11上海思源电器2 断路器设备规范：见表D2。表2断路器设备规范断路器编号型 号额定电压(kV)额定电流(A)额定关合电流(kA)额定雷冲击耐受电压（kV）额定短路开断电流(kA)短路持续时间（S）生产厂家7、173AH311612315011075404上海西门子4、5、6、7、8、10、11、12、13、14、15、S1、T13AH54041212506375254上海西门子15-5XGN28B-12/630-201263020204北京可锐配电自动化有限公司1013AP1FG1451454000100650403杭州西门子3 电压互感器设备规范：见表D3。表3： 电压互感器设备规范名称型 号额定负荷（VA）额定电压（kV）最高允许温度（）生产厂家110kV1号PTJDQXF-110W3100110/375江苏思源赫兹10kVI母PTJDZX11-10S4010/375大连互感器厂4 电流互感器设备规范：见表D4。表4： 电流互感器设备规范名 称型 号额定电压（kV）电流比（A/A）最高允许温度生产厂家111CTLRB-1101103600/575北京伏安7 CTLMZB3-10G124000/575大连第一S