4#催化裂化变电所电工操作培训教材(正文终).doc

目 录第一章 4#催化裂化变电所电力设施概述1一、电力系统概述1二、电力系统模拟图3第二章 4#催化裂化变电所的送电方案4一、送电前的相关要求4二、送电项目及范围4三、送电操作步骤5四、送电过程要求12第三章 4#催化裂化变电所的设备维护15一、高压开关柜15二、低压柜20三、UPS21四、直流屏27五、电动机的运行维护34六、变压器的运行维护46七、软启动设备57八、保护配置及综保操作61九、微机防误系统65第四章 4#催化裂化变电所的应急处理预案68一、变电所6kV进线全停应急预案68二、变电所6kV（段）一个回路停电应急处理预案69三、变电所10kV（段）母线应急预案71四、变电所变压器停电应急预案72第五章 4#催化裂化变电所的设备明细73- 3 -第一章 4#催化裂化变电所电力设施概述一、电力系统概述1、外部电源主风机和备用主风机电压等级为10kV，由2回路供电，其母线电源由茂油中站35kV系统不同母线的307#、308#柜引出并经35kV/10.5 kV变压器供电。主风机采用25MVA变压器供电，备用主风机采用20MVA变压器供电。变压器的结线方式为YN,d11。中站307#配主风机，308#柜配备用主风机。4#催化裂化装置内其他负荷及气体分馏装置负荷电源电压等级为6kV，由2回路电源供电，母线电源引自茂油南站6kV不同母线的624#、673#柜，变电所的两段母线为分段单母线，变电所正常运行时为双回路电源分列运行，当一回电源线路故障时，另一回线路能带全部负荷。共有8台6/0.4VA变压器对308V/220V负荷供电，其中催化装置6台1600kVA，气体分馏装置2台16000kVA。变压器的结线方式为D,yn11。2、负荷情况10VA总计算有功负荷为2500kW，6VA变配电所总计算有功负荷为5586.9 kW，其中催化裂化装置44.7.2 kW，气体分馏装1179.7 kW。用电负荷详见51-00/Q电气负荷表。装置内的负荷绝大部分为一、二级用电负荷，占总负荷的80%以上。3、供电范围本变配电所为4#催化裂化联合装置和气体分馏装置的高、低压用电设备供电。4、变电所的设置情况变电所为二层布置，一层为变压器室夹层及维修备件等，二层为各功能室。5、10kV系统主接线10kV系统主接线为单母线接线方式，主风机母线、备用主风机母线由独立的电源供电，两段母线之间不设母联开关。6、6kV系统主接线6kV系统主接线为单母线分段接线方式，两段母联之间设分段开关，分段开关设置备自投装置。正常情况下母线分段断路器断开，母线分裂运行，双回路电源分别供电；当一回电源故障或检修时，手动或BZT跳开进线开关，投入分段断路器，另一回电源带全部一、二级负荷。10kV、6kV供电系统为中性点不接地系统。7、0.4kV系统主接线0.4kV系统主接线为单母线分段接线方式，共4组8段，每组2台变压器。要求每台变压器均满足当任一台变压器有故障或检修退出运行的情况下，另一台变压器能带全部一、二级负荷。两段母联之间设分段开关，分段开关设置备自投装置。0.4kV系统为TN-S系统。8、电动机18000kW主风机和14000kW备用主风机均采用软启动方式启动。9、无功补偿本变电所10kV、6kV、0.4kV系统均设无功补偿，6kV、0.4kV系统补偿后功率因数不小于0.92，0.4kV系统采用电容器自动补偿方式。18000kW主风机的无功在10kV母线段进行补偿，备用主风机不设无功补偿。10、综合自动化系统本所设变电所综合自动化系统，系统集保护、控制、监测、通讯于一体，系统结构按集控层、网络层、间隔层分层发布式设置。能和全厂的电力调度自动化系统、五防系统、DCS系统、变电所视频图像监控系统实现通信。变电所设置功能齐全的自动化子站，对各回路进行保护、测量，并通过微机系统的通讯接口接入上级变电所和自控DCS，实现远方检测和装置变配电所无人值守。11、操作电源10kV、6kV配电装置操作电源采用直流DC220V微机型智能高频开关电源成套装置，共2套（双冗余）。12、照明电源照明供电设专用照明盘，两路电源自动切换。供电范围为：照明负荷、不间断电源装置、直流操作电源装置、通信电源装置、仪表电源。13、应急电源装置采用EPS电源装置，作为高低压配电室及电缆夹层及管桥底层的应急事故照明，应急照明时间不小于30分钟。二、电力系统模拟图 第二章 4#催化裂化变电所的送电方案一、送电前的相关要求1、检查6kV高压开关柜接地刀闸全拉开，开关柜在分闸状态手车均在试验位置；2、检查35kV变压器高压侧进线电缆及低压侧铜管母线的绝缘电阻值是否符合规范要求；3、检查变压35kV 变压器的绝缘电阻值是否符合规范要求；4、检查35kV/6.3 kV变压器无励磁分接开关位置正常工作档位应为第3档（35kV/6.3kV）；5、测量6kV系统一次母线绝缘电阻值是否符合规范要求；6、测量0.4kV系统一次母线绝缘电阻值是否符合规范要求；7、测量6.3kV/0.4 kV变压器绝缘电阻值是否符合规范要求；8、检查6.3kV0.4 kV变压器无励磁分接开关位置正常工作档位应为第1档（6.3kV/0.4kV）。二、送电项目及范围1、高压6kV-段母线充电；2、高压6kV-段母线充电；3、高压6kV-联络自投及并列试验；4、3#变压器送电，低压3段母线充电；4#变压器送电，低压4段母线充电；3段-4段低压联络自投及并列试验；5、5#变压器送电，低压5段母线充电；6#变压器送电，低压6段母线充电；5段-6段低压联络自投及并列试验；6、7#变压器送电，低压7段母线充电；8#变压器送电，低压8段母线充电；7段-8段低压联络自投及并列试验。三、送电操作步骤3.1 6kV系统段受电3.1.1 检查6kV-I段所有开关柜二次电压小开关在停电状态；3.1.2 检查6kV-I段所有开关柜转换开关在就地位置；3.1.3 检查AH101柜（联络）备自投转换开关在退出位置；3.1.4 将AH103柜（1#进线）PT手车推至“运行”位置；3.1.5 联系电力调度，南站624AH柜送电；3.1.6 检查AH103柜（1#进线）高压带电显示正常，电缆头三相有电；3.1.7 合上AH103柜（1#进线）进线PT二次电压小开关（1ZKK、2ZKK、3ZKK），检查进线电压正常；3.1.8 将AH103柜手车摇至“运行”位置；3.1.9 合上AH103柜断路器，第一次向I段母线充电；3.1.10 将AH102柜（1# PT）手车摇至“运行”位置；3.1.11 合上AH102柜（1# PT）二次电压小开关（ZKK1、ZKK2、ZKK3）；3.1.12 合上AH105AH120柜PT二次电压小开关（ZKK1、ZKK2、ZKK3），并且检查AH105AH120柜三相电压正常；3.1.13 短接AH103柜（1#进线）2D:1、2D:17端子，模拟差动跳闸；3.1.14 手动合上AH103柜（1#进线）断路器，I段母线第二次充电；3.1.15 确认6kV-I段电机柜、变压器柜手车在试验位置，合上电机柜、变压器柜断路器；3.1.16 联系电力调度，南站624AH柜停电；3.1.17 确认电机柜0.6S低电压动作跳闸、AH103柜（1#进线）1.6S低电压动作跳闸，确认变压器柜断路器不跳闸，手动停变压器柜断路器；3.1.18 联系电力调度，南站624AH柜送电；3.1.19 检查AH103柜（1#进线）高压带电显示正常；3.1.20 手动合上AH103柜（1#进线）断路器，I段母线第三次充电；3.2 6kV系统II段受电3.2.1 检查6kV-II段所有开关柜二次电压小开关在停电状态；3.2.2 检查6kV-II段所有开关柜转换开关在就地位置；3.2.3 检查AH101柜（联络）备自投转换开关在退出位置；3.2.4 将AH203柜（2#进线）PT手车推至“运行”位置；3.2.5 联系电力调度，南站673AH柜送电；3.2.6 检查AH203柜（2#进线）高压带电显示正常，电缆头三相有电；3.2.7 合上AH203柜（2#进线）进线PT二次电压小开关（1ZKK、2ZKK、3ZKK），检查进线电压正常；3.2.8 将AH203柜手车摇至“运行”位置；3.2.9 合上AH203柜断路器，第一次向II段母线充电；3.2.10 将AH202柜（2# PT）手车摇至“运行”位置；3.2.11 合上AH202柜（2# PT）二次电压小开关（ZKK1、ZKK2、ZKK3）；3.2.12 合上AH205AH216柜PT二次电压小开关（ZKK1、ZKK2、ZKK3），并且检查AH205AH216柜三相电压正常；3.2.13 短接AH203柜（2#进线）2D:1、2D:17端子，模拟差动跳闸；3.2.14 手动合上AH203柜（2#进线）断路器，II段母线第二次充电；3.2.15 确认6KV-II段电机柜、变压器柜手车在试验位置，合上电机柜、变压器柜断路器；3.2.16 联系电力调度，南站673AH柜停电；3.2.17 确认电机柜0.6S低电压动作跳闸、AH203柜（2#进线）1.6S低电压动作跳闸，确认变压器柜断路器不跳闸，手动停变压器柜断路器；3.2.18 联系电力调度，南站673AH柜送电；3.2.19 检查AH203柜（2#进线）高压带电显示正常；3.2.20 手动合上AH203柜（2#进线）断路器，II段母线第三次充电；3.3 6kV系统I-II段联络自投并列试验3.3.1 将AH201柜（分段隔离柜）隔离手车摇置“工作”位置；3.3.2 在AH102柜（1# PT）小母线上进行二次侧定相，相位应正确；3.3.3 在AH101柜进行一次侧定相，相位应正确；3.3.4 将AH101柜（分段开关柜）手车摇置“工作”位置；3.3.5 将AH101柜（分段开关柜）备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.3.6 合上AH101柜（分段开关柜）断路器，检查并列环流情况；3.3.7 停回AH101柜（分段开关柜）断路器；3.3.8将AH101柜（分段开关柜）备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.3.9 联系电力调度，南站673AH柜停电，AH203柜（2#进线）断路器应跳开，AH101柜（分段开关柜）断路器应合上；3.3.10 将AH101柜（分段开关柜）备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.3.11 停回AH101柜（分段开关柜）断路器；3.3.12 联系电力调度，南站673AH柜送电，检查AH203柜（2#进线）高压带电显示正常；3.3.13 合上AH203柜（2#进线）断路器；3.3.14 将AH101柜（分段开关柜）备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.3.15 联系电力调度，南站624AH柜停电，AH103柜（1#进线）断路器应跳开，AH101柜（分段开关柜）断路器应合上；3.3.16 将AH101柜（分段开关柜）备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.3.17 停回AH101柜（分段开关柜）断路器；3.3.18 联系电力调度，南站624AH柜送电，检查AH103柜（1#进线）高压带电显示正常；3.3.19 合上AH103柜（1#进线）断路器；3.3.20 将AH101柜（分段开关柜）备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.4 3#变压器送电，低压3段母线充电3.4.1 将6kVAH106柜手车摇置“工作”位置；3.4.2 合上6kVAH106柜断路器，对3#变压器进行第1次冲击合闸试验（冲击合闸试验应进行5次，每次间隔5分钟，应无异常现象）；3.4.3 检查低压301#柜（3#进线）电缆头三相有电，且三相电压正常；3.4.4 将301#柜（3#进线）断路器手车摇置“工作”位置；3.4.5 合上301#柜（3#进线）断路器（对3段母线充电3次）；3.4.6 检查3段母线三相有电，且三相电压正常；3.5 4#变压器送电，低压4段母线充电3.3.1 将6kVAH206柜手车摇置“工作”位置；3.3.2 合上6kVAH206柜断路器，对4#变压器进行第1次冲击合闸试验（冲击合闸试验应进行5次，每次间隔5分钟，应无异常现象）；3.3.3 检查低压401#柜（4#进线）电缆头三相有电，且三相电压正常；3.3.4 将401#柜（4#进线）断路器手车摇置“工作”位置；3.3.5 合上401#柜（4#进线）断路器（对4段母线充电3次）；3.3.6 检查4段母线三相有电，且三相电压正常；3.6 低压3段-4段联络自投及并列试验；3.6.1 在低压340#柜进行定相，相位应正确；3.6.2 将低压340#柜断路器摇置“工作”位置；3.6.3 将低压340#柜备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.6.4 合上低压340#柜断路器，记录环流，检查变压器、断路器有无异常；3.6.5 停回低压340#柜断路器；3.6.6 将低压340#柜备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.6.7 停回6KVAH206柜断路器，低压401#柜应跳闸，低压340#柜应合闸；3.6.8 将低压340#柜备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.6.9 停回低压340#柜断路器；3.6.10 合上6kVAH206柜断路器，检查低压401#柜电缆头三相有电；3.6.11 合上401#柜断路器；3.6.12 将低压340#柜备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.6.13 停回6kVAH106柜断路器，低压301#柜应跳闸，低压340#柜应合闸；3.6.14 将低压340#柜备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.6.15 停回低压340#柜断路器；3.6.16 合上6kVAH106柜断路器，检查低压301#柜电缆头三相有电；3.6.17 合上301#柜断路器；3.6.18 将低压340#柜备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.7 5#变压器送电，低压5段母线充电3.7.1 将6kVAH107柜手车摇置“工作”位置；3.7.2 合上6kVAH107柜断路器，对5#变压器进行第1次冲击合闸试验（冲击合闸试验应进行5次，每次间隔5分钟，应无异常现象）；3.7.3 检查低压501#柜（5#进线）电缆头三相有电，且三相电压正常；3.7.4 将501#柜（5#进线）断路器手车摇置“工作”位置；3.7.5 合上501#柜（5#进线）断路器（对5段母线充电3次）；3.7.6 检查5段母线三相有电，且三相电压正常；3.8 6#变压器送电，低压6段母线充电3.8.1 将6kVAH207柜手车摇置“工作”位置；3.8.2 合上6kVAH207柜断路器，对6#变压器进行第1次冲击合闸试验（冲击合闸试验应进行5次，每次间隔5分钟，应无异常现象）；3.8.3 检查低压601#柜（6#进线）电缆头三相有电，且三相电压正常；3.8.4 将601#柜（6#进线）断路器手车摇置“工作”位置；3.8.5 合上601#柜（6#进线）断路器（对6段母线充电3次）；3.8.6 检查6段母线三相有电，且三相电压正常；3.9 低压5段-6段联络自投及并列试验；3.9.1 在低压560#柜进行定相，相位应正确；3.9.2 将低压560#柜断路器摇置“工作”位置；3.9.3 将低压560#柜备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.9.4 合上低压560#柜断路器，记录环流，检查变压器、断路器有无异常；3.9.5 停回低压560#柜断路器；3.9.6 将低压560#柜备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.9.7 停回6kVAH207柜断路器，低压601#柜应跳闸，低压560#柜应合闸；3.9.8 将低压560#柜备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.9.9 停回低压560#柜断路器；3.9.10 合上6kVAH207柜断路器，检查低压601#柜电缆头三相有电；3.9.11 合上601#柜断路器；3.9.12 将低压560#柜备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.9.13 停回6kVAH107柜断路器，低压501#柜应跳闸，低压560#柜应合闸；3.9.14 将低压560#柜备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.9.15 停回低压560#柜断路器；3.9.16 合上6kVAH107柜断路器，检查低压501#柜电缆头三相有电；3.9.17 合上501#柜断路器；3.9.18 将低压560#柜备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.10 7#变压器送电，低压7段母线充电3.10.1 将6kVAH108柜手车摇置“工作”位置；3.10.2 合上6kVAH108柜断路器，对7#变压器进行第1次冲击合闸试验（冲击合闸试验应进行5次，每次间隔5分钟，应无异常现象）；3.10.3 检查低压701#柜（7#进线）电缆头三相有电，且三相电压正常；3.10.4 将701#柜（7#进线）断路器手车摇置“工作”位置；3.10.5 合上701#柜（7#进线）断路器（对7段母线充电3次）；3.10.6 检查7段母线三相有电，且三相电压正常；3.11 8#变压器送电，低压8段母线充电3.11.1 将6kVAH208柜手车摇置“工作”位置；3.11.2 合上6kVAH208柜断路器，对8#变压器进行第1次冲击合闸试验（冲击合闸试验应进行5次，每次间隔5分钟，应无异常现象）；3.11.3 检查低压801#柜（8#进线）电缆头三相有电，且三相电压正常；3.11.4 将801#柜（8#进线）断路器手车摇置“工作”位置；3.11.5 合上801#柜（8#进线）断路器（对8段母线充电3次）；3.11.6 检查8段母线三相有电，且三相电压正常；3.12 低压7段-8段联络自投及并列试验；3.12.1 在低压780#柜进行定相，相位应正确；3.12.2 将低压780#柜断路器摇置“工作”位置；3.12.3 将低压780#柜备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.12.4 合上低压780#柜断路器，记录环流，检查变压器、断路器有无异常；3.12.5 停回低压780#柜断路器；3.12.6 将低压780#柜备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.12.7 停回6kVAH208柜断路器，低压801#柜应跳闸，低压560#柜应合闸；3.12.8 将低压780#柜备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.12.9 停回低压780#柜断路器；3.12.10 合上6kVAH208柜断路器，检查低压801#柜电缆头三相有电；3.12.11 合上801#柜断路器；3.12.12 将低压780#柜备自投转换开关SA3打到“投入”位置；3.12.13 停回6kVAH108柜断路器，低压701#柜应跳闸，低压780#柜应合闸；3.12.14 将低压780#柜备自投转换开关SA3打到“退出”位置；3.12.15 停回低压780#柜断路器；3.12.16 合上6kVAH108柜断路器，检查低压701#柜电缆头三相有电；3.12.17 合上701#柜断路器；3.12.18 将低压780#柜备自投转换开关SA3打到“投入”位置；四、送电过程要求1、35kV线路（两回路）及35kV变压器（两台）各充电3次，每次3分钟2、10kV、6kV母线（两段）充电3次，每次3分钟。（10kV短接变压器差动保护出口跳上级断路器及短接变压器过流保护出口跳上级断路器两种方式；6kV线路直接停上级配出）。3、6kV I段II段核相。4、6kV I段II段并列，检查线路及35kV变压器差动电流情况。5、恢复分列运行后检查备自投及线路互投（停上游1#线路（短接变压器非电量保护开入跳上级断路器及进线断路器方式；6kV进线直接停上级配出柜），确认联络自投；恢复分列运行后，停上游2#线路（短接变压器非电量保护开入跳上级断路器及进线断路器方式；6kV进线直接停上级配出柜），确认联络自投；上游2#线路送电后，停上游1#线路（短接变压器非电量保护开入跳上级断路器及进线断路器方式；6kV进线直接停上级配出柜），确认2#线路互投；上游1#线路送电后，上游停2#线路（短接变压器非电量保护开入跳上级断路器及进线断路器方式；6kV进线直接停上级配出柜），确认1#线路互投情况；）6、6kV I段、II段恢复分列方式。7、6kV 1#、2#变压器充电3次，每次3分钟。（分别用短接变压器柜速断保护及接地保护出口停电方式）。8、380V I段、II段母线充电3次，每次3分钟。（停低压断路器方式）9、380V I段 II段核相。10、380V I段 II段并列，检查环流情况。11、380V I段II段恢复分列运行后检查备自投（停1#变压器柜断路器（短接变压器非电量保护开方式），确认联络自投；恢复分列运行后，停2#变压器柜断路器（短接变压器非电量保护开方式），确认联络自投；）12、380V I段II段恢复分列方式。13、6kV3#、4#变压器充电3次，每次3分钟。（分别用短接变压器柜速断保护及接地保护出口停电方式）。14、380V III段、IV段母线充电3次，每次3分钟。15、380V III段、IV段核相。16、380V III段、IV段并列，检查环流情况。17、380V III段、IV段恢复分列运行后检查备自投（停3#变压器柜断路器（短接变压器非电量保护开方式），确认联络自投；恢复分列运行后，停3#变压器柜断路器（短接变压器非电量保护开方式），确认联络自投；）18、380V III段、IV段恢复分列方式。19、6kV 5#、6#变压器充电3次，每次3分钟。（分别用短接变压器柜速断保护及接地保护出口停电方式）。20、380V V段、VI段母线充电3次，每次3分钟。21、380V V段、VI段核相。22、380V V段、VI段并列，检查环流情况。23、380V V段、VI段恢复分列运行后检查备自投（停5#变压器柜断路器（短接变压器非电量保护开方式），确认联络自投；恢复分列运行后，停6#变压器柜断路器（短接变压器非电量保护开方式），确认联络自投情况；）24、380V V段、VI段恢复分列方式。6kV 7#、8#变压器充电3次，每次3分钟。（分别用短接变压器柜速断保护及接地保护出口停电方式）。25、380V 段、段母线充电3次，每次3分钟。26、380V 段、段核相。27、380V 段、段并列，检查环流情况。28、380V 段、段恢复分列运行后检查备自投（停7#变压器柜断路器（短接变压器非电量保护开方式），确认联络自投；恢复分列运行后，停8#变压器柜断路器（短接变压器非电量保护开方式），确认联络自投情况；）29、380V 段、段恢复分列方式。第三章 4#催化裂化变电所的设备维护一、高压开关柜合计43台高压开关柜（6kV进线柜2、联络柜、联络副柜、PT柜2、变压器柜8、电容柜2、电动机16、备用柜4、10kV进线柜2、PT柜2、电动机2、电容柜1），高压开关柜为西电三菱KYN36A型中置式开关柜，使用ZN67-12（10-VPR）型户内高压真空断路器，该断路器配CT22（BH-2）型弹簧操动机构。随机附件（配用标准型断路器）合闸弹簧手动储能手柄 1个/5台（最少1个）断路器操作手柄 1个/5台（最少1个）超行程测量棒 1个/5台（最少1个）控制回路连接插头 1套/台吊具 1套/5台（最少1套）西电三菱断路器插入/拉出的操作方法：接地开关在接地状态下不得进行以下操作。由断路位置到工作位置的操作：（1）中/下段的前门请全部予以关闭。（下段门请在最后用门螺栓紧固）（2）请将手柄插入孔的活门拉向左边。（3）请将操作手柄牢靠地插入。此时，将插入孔的销槽与手柄端部的销（位于上部）对齐后插入。（4）将手柄按顺时针方向转约200，直至手柄不能继续转动。此时，将断路器移动到工作位置，门被锁定。（5）请拔出手柄，请确认此时，手柄端头的销与插孔的销槽应对齐（位于下方）。 手柄插孔的自动活门D/I活门手柄插入孔（6）请确认在拔出手柄后活门自动关闭。拉出到柜外的操作：检修用操作台的操作顺序如下：将断路器拉向柜外时请一定使用专用的操作台（如下图）（1）将操作台车的中心杆与柜侧相相应的固定金属件的中心对齐、并将操作台车靠近柜体。（2）请将操作台车的手柄由非锁定侧倒向锁定侧、将操作台车牢靠的予以固定。（3）请将操作台车车轮的挡块锁定。（4）在制动销被提起的状态下，请将断路器用两手拉出。（5）请将防止断路器滑落的挡杆装上，并将操作台车手柄的锁定解除。检修用操作台柜侧相应的固定件推入柜内的操作与以上拉出柜外的操作步骤相反操作台车的中心杆操作台车中心杆与柜侧相应的固定金属件的结合二次插头的操作：断路器从试验/断开/接地状态投入运行状态前，应将二次插头插入，使辅助回路接通。（图1所示）断路器在试验/断开/接地状态时，二插头可打开也可闭合。（图2所示）二次插头二次插头联锁板图2 试验/断开/接地状态二次插头的闭合二次插头图1 试验/断开/接地状态二次插头的连接由工作位置拉到断路位置的操作：（1）与上述第1项及第2项的步骤相同（只是第1项为无闭锁的情况）（2）请将操作手柄可靠地插入。此时，请将插孔的销槽与手柄端部的销有下侧位置对齐时后插入。（3）a、断路器额定电流125A/2000A时将手柄按逆时针方向转约200，直至手柄不能继续转动。此时，将断路器移动到试验位置，门联锁解除。（门联锁由用户选择）b、断路器额定电流3150A时将手柄按逆时针方向转动300，直至手柄不能继续转动。此时，将断路器移动到试验位置，门联锁解除。（4）请拔出手柄。此时，请确认手柄端部的销与插孔的销槽应对齐（位于上部）。（5）请确认一经拔出手柄，活门将自动关闭。 操作手柄的插入 断路器的拉出 / 插入二、低压柜4#催化裂化所低压柜操作步骤：一、低压进线（一）送电1、确认断路器在“分闸”位置，将摇动手柄从图示位置取出2、将摇动手柄插入图示位置，顺时针方向转动，将断路器摇入运行位置；3、断路器摇至图示接通位置后，断路器正确进入工作位时，会有轻微“啪”的一声，表示断路器到位，工作位取出摇动手柄；4、按动“Push ON按钮，断路器合闸，显示“I ON ”，送电操作完毕，图示为运行状态。（二）停电1、按动“Push OFF“按钮，断路器分闸，显示“O OFF ”，确认断路器在分闸位置后，将摇动手柄从图示位置取出；2、将摇动手柄插入图示位置，逆时针方向转动，将断路器摇出断开位置；3、断路器摇至图示断开位置后，取出摇动手柄，停电操作完毕。二、低压抽屉回路（一）低压抽屉柜送电的操作方法1、将抽屉柜送入相应的配出回路；2、将抽屉柜正上方小转换开关由“抽出”扳至“运行”，关上柜门；3、将空气开关扳至合闸位置，送电操作完毕。（二）低压抽屉柜停电拉出的操作方法1、确认绿灯亮，将空气开关已扳至分闸位置，打开柜门；2、抽屉柜正上方小转换开关由“运行”扳至“抽出”；3、将抽屉柜向外拉即可抽出。停电操作完成三、固定组合式回路（一）送电确认关好柜门，将空气开关扳至合闸位置，操作完毕。（二）停电确认绿灯亮，将空气开关扳至分闸位置，操作完毕。三、UPSUPS使用AEG的Protect 8.31型号，4#催化裂化装置UPS容量60kVA 2台，接线如图：- 74 -1 各部位功能简介如下：1.1整流器整流器将输入三相交流电源即市电转换成UPS内部的直流电源；UPS内部的直流电源将供给逆变器和电池使用。整流器包括 l 晶闸管和控制单元 l 变压器 l 直流滤波 l 干扰抑制装置 1.2逆变器逆变器将由整流器产生的直流转换成单相的交流输出。当主回路失效，比如说断电的情况下，负载将会不间断地转由电池供电。逆变器包括 l 逆变器模块和控制单元 l 干扰抑制装置 1.3静态旁路静态旁路进一步提高了UPS的可靠性。当出现逆变器故障时，负载将会不间断地转由旁路供电。静态旁路开关控制单元监控旁路电压、逆变器输出电压和负载情况。它同时还确保逆变器输出电压和旁路永远保持同步。 当出现逆变器故障或者过载时，负载通过静态旁路开关不间断地由逆变器供电转换成由旁路供电。为了确保转换功能正常，静态旁路必须运行在设备允许的变化范围内。此时，UPS 运行在逆变器故障模式下。如果静态旁路超出运行允许范围，逆变器故障运行模式将被禁止。 如果逆变器在此时也出现故障，负载将会失电。故障消除以后，静态旁路开关和逆变器必须通过手动启动和停止来重新恢复负载供电。如果交流电压不同步，“相位偏差”将会显示在显示和操作单元上。 如果逆变器在出现“相位偏差”时有故障，比如逆变器失效，负载可以通过静态旁路开关供电，但是会有一个电压差。对于某些对电压差特别敏感的负载，用户可以通过设备内置软件禁止对负载带电压差供电，否则有可能导致负载的损坏。 一旦逆变器的输出电压在允许的运行范围内，负载将不间断地转回由逆变器供电。静态旁路开关包括 l 晶闸管和控制单元 l 干扰抑制装置 1.4电池及电池充电、测试电池放在外置电池柜中,后备时间为30分钟以上。UPS参照DIN 41772标准中的恒压、恒流充电曲线对电池进行充电。 电池的充电过程处于实时的电子控制和检测。充电过程中的故障将会被自动检测；一旦检测出故障，充电过程将被终止。这样可以保证电池在最短的时间内充满电，同时避免出现电池过充以及其他故障。一旦电池充满电以后，UPS 会自动转换成涓流充电。充电电压和电流会根据电池的情况自动调整。这样可以保证电池在保持最大容量的情况下，电池使用寿命最长。UPS提供了多种方法对电池功能进行测试。显示和操作单元（DOU）上的黄色LED灯将会在UPS进行电池测试的时候闪烁。 通过DOU可以开启UPS电池测试功能。测试过程中可以通过按功能键随时停止电池测试。电池测试状态和数值将会显示在DOU的液晶屏幕上。 电池测试参数（最小电池电压、放电时间、放电曲线和电池最终放电电压）可以显示在DOU的“服务”菜单里面。 电池测试开始之前，上次测试的日期和时间会显示在DOU液晶屏上。在测试的过程中，在DOU液晶屏上会显示下列参数： l 电池电压 l 电池电流 l 电池测试时间 l 计算出的电池容量 电池测试结束以后，在DOU液晶屏上会显示下列参数： l 电池电压l 电池电流 l 电池测试时间 l 最终计算出的电池容量 电池充电电路测试： 本测试是通过不断减少直流电压，对电池的电流进行分析而实现。通过本测试可以检测到电池电路是否中断或者电池保险丝是否熔断。本测试仅需要1秒钟时间即可完成。电池容量检测：本测试通过让电池恒定电流放电实现。UPS直流电压在测试过程中不断降低，直到电池无法维持设定的放电电流。放电电流必须小于逆变器的负载电流。一旦在测试过程中逆变器的负载电流过小，本测试将会被自动终止。 电池容量检测将会在电池达到最终放电电压或者达到最大放电时间后自动终止。UPS会在电池容量检测结束以后，切换回正常工作模式，对电池充电。 电池容量测试：通过本测试可以检查电池容量。它使用逆变器的负载进行测试。电池容量测试工作在市电故障模式下，换句话说，它模拟了设备在整流器故障下的运行。在测试过程中，当整流器输出直流电压降低时，电池将对直流电压进行电压补偿并且为逆变器提供全部的电流。万一测试过程中电池失效，逆变器会自动从整流器得到电源供应。 电池容量测试将会在电池达到最终放电电压或者达到最大放电时间后自动终止。UPS在电池容量测试结束以后，切换回正常工作模式，对电池充电。1.5手动旁路它用于将负载切换到旁路。在维护和出现严重故障的情况下，直接由主交流电源向负载供电。1.6前面板UPS的前面板，含有两排安母数字显示屏和5个功能键，可以完全监控UPS的状态。模拟图可帮助理解UPS的运行状态。2 运行状态2.1正常运行整流器向逆变器供电，然后通过逆变器静态开关直接向负载供电。2.2由于逆变器故障由旁路向负载供电负载通过静态开关切换到旁路；该切换不会产生供电间断。2.3整流器故障或主交流电源故障在要求的后备时间内，由电池向逆变器供电，再经过逆变器静态开关直接向负载供电。2.4手动旁路主交流电源通过手动旁路向负载供电；操作人员在进行维护或维修时，可安全地对UPS进行操作。3 UPS的巡检内容：3.1.1运行方式是否正确，是否运行在逆变状态；3.1.2电压、电流、频率、面板指示信号、 以及其它相关仪表指示参数是否正常；3.1.3主机是否有异声、异味、异物和发热现象；3.1.4UPS风扇运转是否正常；3.1.5蓄电池的电压、电流是否正常，表面有无放电、鼓肚胀裂现象；3.1.6蓄电池是否有渗液，电解液有无溅出4 UPS的开盖清扫工作：4.1.1作为一种电力电子设备，UPS内部容易积尘，日积月累导致线路控制板一旦受潮发生短路现象，导致UPS设备瘫痪；4.1.2装置大修或临停的时候，申请UPS停电对其进行开盖清扫，对延长使用寿命能起到一定的作用。四、直流屏直流屏选用广东自动化的高频开关直流电源系统，电池容量100AH。1 系统组成交流配电将交流电源引入分配给各个充电模块，扩展功能为实现两路交流输入的自动切换，以提高直流系统供电的可靠性。为防止过电压损坏充电模块，交流配电设有防雷装置。充电模块提供电池所需电压输出的AC/DC智能高频开关变换器，其输出连接在电池母线上。其基本功能是完成AC/DC变换，以输出稳定的直流电源实现系统最为基本的功能。直流馈电将直流电源经直流断路器分配到各直流用电设备。包括合闸（动力）回路、控制回路和闪光回路以及绝缘监测装置等，扩展功能为馈线故障跳闸报警。降压硅链单元因为直流电源在对蓄电池组进行均衡充电时，充电模块的输出电压会高于控制回路的额定电压值，所以在合闸母线与控制母线之间设置降压硅链调压装置，以保证控制母线的电压在正常范围内。监控模块负责实现直流电源系统的监测、控制和管理的功能模块。监控模块是电源系统的控制、管理核心，具有四遥功能，可使电源系统达到无人值守。采用以微处理器为核心的集散模式对充电模块、馈电回路、电池组、直流母线对地绝缘情况实施全方位监视、测量、控制，完全不需人工干预。监控模块界面说明监控模块界面如下： 1、“系统配置”按钮，单击进入EMU01监控系统运行参数设置菜单。2、“电池管理”按钮，单击进入电池充放电参数设置菜单。3、“告警信息”按钮，单击进入系统告警信息菜单，查看设置告警。4、“帮助”按钮，单击进入系统帮助信息菜单。5、“交流数据”按钮，单击进入交流信息菜单。6、“充电模块数据”按钮，单击进入充电模块信息菜单。7、“电池数据”按钮，单击进入电池信息菜单。8、“合闸母线数据”按钮，单击进入直流母线数据菜单。9、“控制母线数据”按钮，单击进入至直流母线数据菜单。10、“逆变模块数据”按钮，单击进入逆变模块数据菜单。11、“DC/DC模块数据”按钮，单击进入DC/DC模块数据菜单。12、“绝缘数据”按钮，单击进入直流母线绝缘数据菜单。13、“系统运行状态”显示系统当前的运行状态：故障或正常。14、“系统主要数据”依次为“系统运行模式（自动/手动）|电池充电状态（均充/浮充/放电）|电池电压|充电机输出电流。”15、“系统时间”显示监控器本地的时间。16、“交流屏数据”按钮，点击进入交流屏数据菜单，但是当交流屏EAU01的个数设置为0个时此按钮图标不可见。如何使用按键1、如何通过按键操作监控器：在EMU10面板上有6个按键，使用这些按键可以访问监控器各级菜单，按键从左起分别为返回键、主页键、上移键、下移键、Tab键、确认键。任何时候按下“主页键”系统都会立即返回到主显示界面。2、如何通过按键重启监控器：如果系统关键参数变化后，监控器会提示重启系统，可以通过同时按下“返回键”和“确认键”会弹出提示对话框，确认后监控器会自动重启，重启后设置参数生效。如何在监控模块查看实时数据1、在主显示界面上单击相应设备的图标即可进入相应设备的菜单，在菜单内会显示设备实时信息，如电池数据、充电模块数据、逆变模块数据等。主显示界面的显示内容会随着系统设置的变化而变化，如系统没有DC/DC模块，则主界面就不会显示DC/DC设备图标。2、进入相应设备菜单后，如果设备信息较多无法在一个页面显示，页面会自动分成多页显示，可以通过页面右侧的滚动条操作，通过滚动页面显示其余设备信息。3、在主显示界面上，如果某类设备检测到有告警，就会在该设备图标上放置一个红色告警灯指示该类设备有告警，具体告警信息可在告警菜单查询。4、主显示界面上的设备图标是示意图，与设备的实际个数无关，如充电模块图标，并非表示系统中配置5个充电模块。如何在监控模块查看告警信息1、在主显示界面上单击“告警信息”按钮即可进入告警菜单，告警菜单内显示了直流系统的所有当前告警信息、历史告警信息、电池历史信息以及告警开关设置页面和告警输出干接点设置页面，也可在此页面清除历史告警记录和电池历史记录。2、告警等级可以设置为3个级别，分别为：严重告警、一般告警、不告警。当设置为严重告警的事件发生时，监控器面板会点亮红色告警指示灯，同时驱动外部声光告警；设置为一般告警的事件发生时，监控器面板会点亮黄色告警指示灯，同时驱动外部声光告警；设置为不告警的告警发生时，监控器不会点了面板告警指示灯也不会驱动外部声光告警；无论设置为何种告警，在发生告警时监控的后台都可以看到该告警。如何配置系统参数1、在主显示界面上单击“系统配置”按钮即可进入系统配置菜单，根据提示输入口令，输入用户级口令123456进入用户级设置菜单，输入维护级口令进入维护级设置菜单。2、在用户级设置菜单可以设置模拟量告警门限、电池充电参数、电池测试参数、系统时间、屏保时间以及系统手动控制等参数。3、在维护级设置菜单可以设置系统电压等级、设备个数、设备地址、后台通信以及用户级密码等参数。2 系统工作原理直流电源系统主要由交流配电、充电模块、监控模块、母线调压（降压硅链）、直流馈电（包括合闸回路、控制回路）、绝缘监测、蓄电池组等几大部分组成。基本组成形式如图所示。直流电源系统基本组成形式智能高频开关直流电源系统的基本工作原理如下：交流输入正常时系统交流输入正常时，两路交流输入经过交流自动切换控制选择其中一路输入，并通过交流配电给各个充电模块供电。充电模块将输入三相交流电转换为220V的直流，经隔离二极管隔离后输出，一方面给电池充电，另一方面给合闸负载供电。此外，合闸母线还通过降压硅链装置为控制母线提供电源。系统中的监控部分对系统进行管理和控制，信号通过采集处理后，再由监控模块统一管理，在显示屏上提供人机操作界面，并可以接入到远程监控系统。系统还可以配置绝缘监测仪或绝缘监测继电器，监测母线绝缘情况。交流输入停电或异常时交流输入停电或异常时，充电模块停止工作，由电池向负载供电。监控模块监测电池电压、电流和放电时间，当电池放电到一定程度时，监控模块告警。交流输入恢复正常以后，监控模块根据电池放电情况自动选择充电方式，控制充电模块对电池进行充电。系统工作时的