10kV变电所运行规程.doc

高压开关站运行规程（302高压开关站部分）电气车间（第三版）302高压开关站运行规程签 字 单编写： 校核： 审核： 批准： 实施日期： 2004年12月31日 修订日期： 2010年9月1日 目 录第一章 总则第二章系统运行方式第三章 电气设备运行第一节 变压器第二节 真空断路器第三节 中置式金属封闭开关设备第四节 互感器第五节 避雷器第六节 电容器第四章 高压电动机运行第五章 微机保护第六章 直流系统第七章 典型操作票第八章 事故处理第九章 其它注意事项第一章 总则1.电力是国民经济的命脉，是化工连续生产、安全生产的关键，因此，搞好安全运行，保证安全供电是一项重要的经济任务，也是一项重要的政治任务。2.变电运行人员必须牢固树立“安全第一”的思想，严格执行上级颁发的各项规程、制度，管好、用好设备，防止发生事故，保证安全供电。3.本规程是根据下列规程、资料，结合现场实际编写的，在熟悉本规程的同时，还应熟悉下列规程的有关部分：电力安全工作规程DL408-91（发电厂和变电所电气部分）电气事故应急预案电力变压器运行规程DL/T572-95电力电缆运行规程电力设备过电压保护设计技术规程电气设备交接预防性试验标准山东省 2003版继电保护和自动装置设计技术规程DL400-91微机继电保护装置运行管理规程DL/T587-2007枣庄电网调度规程（枣庄供电公司发）枣庄电网继电保护运行规程（枣庄供电公司发）RCS-9000 分散式保护测控装置技术说明书RCS-9700 变电站综合自动化系统远动及辅助装置技术使用说明书其它有关规程、资料。4. 本规程如有与上级规程相抵触处，以上级规程为准。5.下列人员必须熟悉并执行本规程电气车间有关领导、技术员、安全员本开关站班长、值班员、学员生产调度员及与本所有工作联系的其他人员第二章 系统运行方式1、6kV 系统结构 1.1 本开关站6kV母线采用单母线分段式供电结构，共四段：I段、II段、III段、IV段。1.2 I段进线来自301总变电所6137开关，接至302开关站6kV I段进线6201开关。II段进线来自301总变电所6140开关，接至302开关站6kV II段进线6202开关。III段仅由I-III段母联与I段相连，无单独进线。IV段进线来自301总变电所F22开关，接至302开关站6kV II段进线6204开关。I、II段进线采用电缆敷设，电缆型号为3*（ZR-YJ（AB）V-6/6-1*500）。1.3 I-II段母联开关编号为6200；I-III段母联开关编号为6205（正常情况下处于运行状态）；II-IV段母联开关编号为6206；III-IV段母联开关编号为6207。1.4 本开关站为1变电所提供电源，并为醋酸界区母液泵变压器、甲醇界区与CO界区的6kV高压电机供电。2、 380/220V系统结构2.1 1#变电所2.1.1 低压母线为单母线分段，分别为I、II、III、IV段。由4台2000KVA变压器分别向I、II、III、IV四段低压母线供电。I、II段母线间设有母线联络开关105，III、IV段母线间设有母线联络开关106。2.1.2 1变1#变压器电源由302开关站6kV I段母线6211柜供，经电缆接至变压器高压侧，变压器低压侧经进线开关101供低压（380/220V）I段母线。1变2#变压器电源由302开关站6kV II段母线6212柜供，经电缆接至变压器高压侧，变压器低压侧经进线开关102供低压（380/220V）II段母线。1变3#变压器电源由302开关站6kV I段母线6213柜供，经电缆接至变压器高压侧，变压器低压侧经进线开关103供低压（380/220V）III段母线。1变4#变压器电源由302开关站6kV I段母线6214柜供，经电缆接至变压器高压侧，变压器低压侧经进线开关104供低压（380/220V）IV段母线。2.2 具体接线参见图YKGT-DQ2010-3023、6kV系统运行方式3.1 系统正常运行方式：1）当发电机不运行时，1# 进线6201带6kV I、III段运行，2# 进线6202带6kV II、IV段运行，母联6200开关冷备用。2）当发电机运行时，1# 进线6201带6kV I、III段运行，2# 进线6202带6kV II段运行，4# 进线6204带6kV IV段运行，母联6200、6206开关冷备用。3.2系统非正常运行方式：一路供电，母联开关6200、6205、6206合，301总变6137柜（或6140柜）带302 I、II、III、IV段母线正常负荷运行。3.3 本开关站接受来自公司调度室的操作命令，并执行本开关站及下级变电所的操作。4、进线及变压器的监控电流回路名称回路编号开关/变压器额定电流（A）运行监视电流(A)I段进线62012500800II段进线62022500800IV段进线62042500800I-II段母联62002500800I-III段母联62051250800II-IV段母联620625008001变1#变压器6211183.3183.31变2#变压器6212183.3183.31变3#变压器6213183.3183.31变4#变压器6214183.3183.3第三章 电气设备运行第一节 变压器1、变压器技术参数设备名称1变1#变压器1变2#变压器1变3#变压器1变4#变压器型号S11-2000/6.3S11-2000/6.3S11-2000/6.3S11-2000/6.3额定容量(KVA)2000200020002000额定电压（KV）6.3/0.46.3/0.46.3/0.46.3/0.4额定电流（A）183.3/2887183.3/2887183.3/2887183.3/2887额定频率（Hz）50505050联接组别Dyd11Dyd11Dyd11Dyd11冷却方式ONANONANONANONAN绝缘等级AAAA绝缘水平L1 75AC35/L1 60AC25L1 75AC35/L1 60AC25L1 75AC35/L1 60AC25L1 75AC35/L1 60AC25短路阻抗4.67%4.72%4.66%4.66%器身重Kg4520452045204520总重Kg5470547054705470出厂序号0404175040417604042020404203出厂日期2004年4月2004年4月2004年4月2004年4月制造厂正泰集团公司正泰集团公司正泰集团公司正泰集团公司2、变压器正常运行规定2.1 变压器在规定的冷却条件下可按铭牌规定长期运行。2.2 变压器上层油温不得超过95，为防止变压器油劣化过速，其上层油温不得经常超过85，正常监视温度不宜超过75。2.3 干式变压器风机运行规定：干变温度高于90时启动风机；低于70时风机停止运行。2.4运行中的变压器的一次电压允许在额定电压5%范围内变动，其额定容量不变。2.5 变压器绝缘电阻的规定：2.5.1 电压在6kV及以上者用2500V摇表测量，其结果在接近工作温度时，绝缘电阻不应小于1M/V，在冷状态时，绝缘电阻不应低于2M/V，且在1030时吸收比R60/R15不小于1.3。2.5.2 检修后的变压器，由检修人员提供绝缘电阻值，投运前运行人员必须再测量一次。3、变压器投运前的检查3.1变压器检修试验工作结束，工作票收回，安全措施全部拆除。3.2检修人员测量绝缘电阻合格，书面通知运行人员。3.3变压器周围及各部位清洁，无杂物，无渗漏油现象，放油阀、采样门关闭紧密。3.4套管油色透明无杂质，油位在标志线以上，套管无裂纹、无渗油、无放电痕迹，且端头接线紧固。3.5油枕油色透明无杂质，油位指示与环境温度相符。3.6瓦斯继电器内部充满油，无气体及渗油现象，各部接地良好。3.7瓦斯继电器油门、冷却器出入口油门、潜油泵出入口油门在开启位置。3.8变压器外壳、铁芯及中性点接地线连接牢固，接地可靠。3.9变压器压力释放装置完好无损，无喷油现象。3.10变压器硅胶呼吸器内硅胶颜色正常。3.11变压器温度计接线完整，并与环境温度相对应。3.12变压器周围清洁无杂物，无漏水漏气现象，门窗遮栏完好，照明良好。3.13检查干式变所有紧固件，连接件是否松动，温控设备以及其它辅助器件正常。3.14变压器周围的消防器材如灭火器装置正常。4、变压器运行时的检查4.1 变压器在运行中的检查除按投运前的检查项目检查外，还应进行下列检查4.1.1 检查变压器声音正常，无明显变化或异音。4.1.2 检查冷却装置运行情况正常。4.1.3 检查变压器的油温、油色、油位正常。4.1.4 检查变压器油枕、瓦斯继电器、充油套管内的油色、油位正常，无渗油现象。4.1.5 检查变压器套管应清洁、无破损及放电痕迹。4.1.6 检查变压器呼吸器内的硅胶是否变色。4.1.7 检查变压器主、辅设备是否漏油、渗油。4.1.8 检查接头部分是否有过热现象。4.1.9 检查变压器外壳接地是否良好。4.1.10检查气体继电器的油面及是否有气体存在。4.2 当天气发生聚变时，应做下列检查4.2.1 大风时，引线无剧烈摆动和松脱现象，且上部无杂物。4.2.2 大雪时，套管和引线端子落雪后不应立即熔化或产生热汽，导电部分无冰柱。4.2.3 大雾时，套管、绝缘子无电晕和放电闪络现象。4.2.4 雷雨后，各部分有无放电痕迹，避雷器的放电记录器有无动作情况。4.2.5 剧冷或剧热，应检查油位和油温是否正常。4.4 变压器检查时间4.4.1 正常运行中及备用中的变压器，每班检查两次（接班一次，中间一次）4.4.2 大修后第一次投入运行的变压器，在投入运行后最初八小时，必须每两小时检查一次。4.4.3 对于过负荷的变压器和运行不正常的变压器均应加强监视。5、变压器的投入5.1 变压器的投入和停运应按值班调度员命令，填写倒闸操作票进行。主变压器新投入运行时，应进行冲击试验5次，变压器大修后投入运行时，应进行冲击试验3次，每次冲击试验都要检查变压器有无异常状况。经冲击试验证明良好后，才能将主变压器投入运行。5.2 变压器的投入前准备工作5.2.1 全部工作票已收回，拆除临时安全措施，恢复固定安全措施。5.2.2 按下列项目进行全面检查：5.2.2.1油枕及充油套管的油色透明，油位正常。5.2.2.2瓦斯继电器应充满油，无渗油现象。5.2.2.3套管应清洁无裂纹及放电痕迹，引线接头应良好无松动。5.2.2.5变压器本体及周围清洁无杂物，外壳接地良好。5.2.2.6本体与油枕间的油门全开，散热器油门的开关位置应符合要求，各部分及法兰盘无凸出，无渗油现象。5.2.2.7变压器温度计、冷却装置完好。5.2.2.8测量变压器绝缘电阻良好。6、瓦斯继电器的运行规定6.1无特殊情况，瓦斯保护在变压器正常运行时或对变压器充电时均应投入“跳闸”位置。6.2 运行中的变压器有下列工作，应将重瓦斯投“信号”位置，工作结束后无任何异常，放气后立即投入“跳闸”位置：6.2.1变压器带电放油、滤油、补油或换硅胶。6.2.2呼吸器及防爆系统工作。6.2.3瓦斯保护本身不正常或直流回路故障。6.2.4瓦斯保护进行年度校验。6.2.5运行中如有气体需放气时。6.3 变压器油位降低到轻瓦斯动作，重瓦斯保护不应改为“信号”位置。油位异常升高，不能冒然操作重瓦斯压板，只有确定不是内部故障，方可将重瓦斯改投“信号”位置，打开放油阀放油并查明原因。变压器瓦斯保护必须同时投入“跳闸”位置和“信号”位置。新投入或大修后的变压器在空载试运行期间，不得停用瓦斯跳闸保护，接带负荷后瓦斯保护是否投入跳闸，应得到相关负责人或有关领导同意（24小时检查瓦斯继电器无气体可投入跳闸保护，若仍有气体，则每隔2小时检查一次，直至无气体后，方可投入跳闸保护）。7. 变压器并列的规定7.1 并列条件：7.1.1 电压比相等。7.1.2 短路电压相等。7.1.3 线圈接线组别相同。7.2两台变压器进行并列操作前，应先保证变压器上一级母联确在运行状态。7.3 变压器除正常倒闸操作外，不允许长期并列运行。在倒闸操作过程中，并列时应先检查电压或分头位置是否允许进行操作。7.4 切换变压器时，应检查并列变压器确已带上负荷后，方可停下要停的变压器。并列时间应尽量短。7.5变压器并列运行后，应仔细检查变压器的运行状态，确认无异常后方可认定为操作结束。第二节 真空断路器1、真空断路器技术参数项目参数型号VD4M10/2500A31.5KAVD4M10/1250A31.5KA额定电压 KV1212额定电流 A25001250额定频率 HZ5050额定短路开断电流 KA31.531.5额定热稳定时间 S44额定雷电冲击耐压 KV7575电机电压 V220220合闸电压 V220220分励电压 V220220重量 KG240133出厂日期 2004.22004.2生产厂家ABBABB安装地点进线变压器、电动机2、真空开关投运前的准备2.1 用手动使开关分合闸，检查储能、合闸、分闸指示是否正确。2.2 检查各部位螺钉有无松动，测量触头开距并记录。2.3 对真空开关进行工频耐压试验。2.4 绝缘件表面擦拭干净。2.5 真空开关各转动摩擦部位涂润滑油。2.6 操动机构分合闸试验无异常。3、真空开关运行中的巡视检查3.1 核实分合指示器和指示灯指示是否正确。3.2 核实动作次数、计数器上的读数。3.3 有无部件损伤，碎片脱落，附着异物。3.4 接线端子有无发热变色现象，各接头有无松动，过热发红等现象。3.5 任何情况下，负荷电流均不允许超过开关的额定电流。3.6 巡视检查中一旦发现不正常现象，应立即停用真空开关，查明原因。4、真空开关一般故障及处理4.1 真空开关合闸，红灯不亮，电流表无指示，事故报警，则说明开关拒绝合闸，此时应进行下列检查与处理：a) 检查储能指示是否正常。b) 检查控制电源和合闸电压是否正常。c) 检查控制合闸电源开关是否断开。d) 合闸回路断线。e) 把开关手车拉至试验位置，用高压柜上试验按钮试合一次，如仍合不上，应仔细检查操动机构各部件。4.2 真空开关拒绝分闸原因a) 控制电源消失，控制开关断开。b) 控制开关某接点不通。c) 机构卡死。d) 辅助接点不通。e) 分闸回路断线。5、真空开关的注意事项5.1 真空开关必须建立真空开关跳闸记录及真空开关检修记录。5.2 电动合闸的真空开关，在带负荷时，不允许进行手动合闸，自动掉闸的真空开关，未经仔细检查前不准再次合闸。5.3 拒绝分闸的真空开关禁止投入运行。5.4 真空开关试合或维修时，必须将手车开关拉至试验位置。5.5 开关柜内检查时，除真空开关，CT的检查项目外，还必须检查电缆头引线有无过热烧焦现象。5.6 真空开关故障跳闸失灵时，应迅速到高压柜用手动分闸使之跳开。5.7 真空开关使用5年或操作次数达到2000次或开断短路电流6次，应润滑紧固螺丝，测量触头距离，断口仍施加42KV电压用以检查真空度。5.8 真空开关使用20年或开断短路电流40KA 30次，31.5KA 50次后触头磨损厚度超过3mm或空载加负载操作10000次，开关须大修，真空灭弧室须更换。6、真空断路器正常检查项目6.1 真空开关无异常声响和气味，灭弧室无破损，电极无严重烧伤，其内部无发亮变色。6.2 机械指示器位置正确。6.3 传动拉杆无弯曲，销子等零件无脱落。6.4 套管无裂纹的放电痕迹。6.5 各接头应无松动过热和发红现象。6.6 真空开关虽未达到跳闸次数，但巡视中发现其出现以下情况，应立即退出运行并汇报相关领导。a) 真空管外壳破裂漏气，真空度降低。b) 电极严重烧损，触头厚度明显减少。c) 真空开关额定短路开断次数为30次，每次保护动作，无论过流、速断保护跳闸，均应作为开关故障跳闸一次，并永久累计，当累计开断故障次数达到30次时应停止该设备运行。第三节 中置式金属封闭开关设备值班人员要加强对中置柜内、外设备的巡视检查，对各种异常情况要及时汇报。巡视主要内容有以下项目：1. 各个室内的设备、继保元件及二次设备应正常。2. 各支持绝缘子无破损、闪络现象，并且表面清洁。3. 各联锁装置是否正常。4. 断路器所处位置是否符合现场要求。5. 南瑞综保是否运行正常，无报警指示。6. 其他装置应正常。第四节 互感器1、互感器技术参数电压互感器型号JDZX10-6 生产厂家大连第一互感器有限责任公司额定电压比6000/3/100/3/100/3二次额定容量（VA）200VA准确度等级0.5结构环氧树脂浇注式电流互感器型号LZZBJ9-10额定电流比502500/5A准确度等级0.5生产厂家大连第一互感器有限责任公司2、 互感器的运行规定2.1运行中的互感器不得超过额定值的110长期运行。2.2互感器的绝缘电阻每千伏工作电压不得低于1 M。2.3电压互感器二次侧不得短路，电流互感器二次侧不得开路。2.4互感器投入前应清理现场，办理工作结束手续，拆除临时安全措施，恢复常设安全措施，进行全面检查无问题时，方可投入运行。2.5在6kV系统电压互感器投入运行及发生系统接地时，应重点检查互感器有无谐振现象（观察及测量二次电压值、倾听运行声响）。当发生谐振时，应立刻采取措施消除谐振。当发生6kV系统接地时，应迅速查明并切除接地点。3、互感器的检查3.1各部分清洁无杂物，套管和浇注绝缘无破裂及放电现象。3.2内部无异音和放电声。3.3一次接线无发热变色现象，一次保险接触应良好。3.4当发生接地时，声音是否正常，有无异味。3.5外壳接地线应良好。3.6干式互感器外壳应无凝水现象。4、PT的投入与退出4.1 PT投入运行前4.1.1 应测量其绝缘电阻，低压侧不应低于1兆欧，高压侧绝缘不应低于1000兆欧为合格。4.1.2 定相，即确定相位的正确性。4.1.3 检查外壳表面清洁完整，无损坏及裂纹，副线圈接地应牢固良好，低压电路的电缆及导线应完好，且无短路现象。4.1.4 检查高低压保险或开关完好。4.2 PT投入运行4.2.1 检查各电压指示正常后，才能投入各回路的低电压保护。4.3 PT退出运行4.3.1 先解除相应段上达到各回路微机上的低压连锁保护。4.3.2 记录各馈电回路电度表底码，并记录退出和投入时间，以便补计馈线电量。第五节 避雷器1. 避雷器的运行规定1.1 避雷器检修后，第一次投入运行前应做工频放电试验，并用2500V摇表测量绝电阻，其数值与前次测量比较不低于20。1.2 巡回检查时应对避雷器进行巡视，并记录计数器的动作情况。2. 避雷器的检查2.1 引线连接应牢固，套管清洁完整，无放电痕迹。2.2 接地线应牢固，无松脱现象。2.3 雷电计数器应完好，雷雨后检查动作情况，避雷器表面无闪络，引线及接地线无损伤。2.4 避雷器无倾斜，固定良好。第六节 电容器1、电容器的技术参数高压电容器的主要技术参数序号参数名称单位数值1名称SAMWHA高压电容器2型号TAF-T65500R3额定电压KV6.64额定容量Kvar5005峰值耐受电压Ui20/606电容量uf36.57接线方式Y8运行温度范围20409生产厂家韩国2、 电容器的检查2.1 电容器装置应进行定期巡检。2.2 巡检内容包括：2.2.1 用远红外线测温仪测量电容器外壳、连接部位温度及环境温度；2.2.2 电容器有无渗液、外壳膨胀现象；2.2.3 熔断器有无熔断指示；2.2.4各部分清洁无杂物，绝缘件无破裂放电现象；2.2.5 电容柜面上各表计运行是否正常，无异常报警指示；3、电容器的运行规定3.1 电容器承受的稳态过电压不应超过电容器额定电压的1.1倍。3.2 电容器允许稳态过电流不超过电容器额定电流的1.3倍。3.3 电容器的环境温度不超过35，如果室温高于350C应采取降温措施。3.4 电容器外壳温度不超过55。3.5 电容器的绝缘电阻应用2500V摇表测量，其结果在750C时每千伏电压绝缘电阻值不得低于1M。3.6进行电容器工作，在未接地前不得接触电容器外壳及导电部分，虽然电容器自动放电，但仍需经过一段时间才能接地（约3分钟）。接地须用带绝缘的接地线接地。电容器熔丝熔断更换工作，在办理检修工作许可手续时，运行人员须会同检修人员再次放电。3.7 运行人员应经常监视电容器三相电流是否超过额定电流，三相不平衡电流差值不应超过5%，若有异常应检查熔丝及母线电压是否平衡。3.8 电容器爆炸或起火时应立即断开电容器电源，改为检修状态，按消防规定进行灭火，触及导电部分必须先设法进行接地。3.9 当6kV系统发生单相永久性接地时，电容器不得进行操作。3.10 电容器断路器跳闸后，应根据保护动作情况对电容器及有关回路进行外观检查，在未找出跳闸原因之前不得重新投入该电容器。第四章 高压电动机运行1、高压电动机主要参数设备名称设备位号电机型号额定功率(k W)额定电压(kV)额定电流(A)脱硫贫液泵P1501CYB400M1-2250629.2脱碳贫液泵P1502DYB450M1-2450652.1脱碳贫液泵P1502EYB450M1-2450652.1混合气鼓风机C1201AYKK355-2250629.2混合气鼓风机C1201BYKK355-2250629.2混合气鼓风机C1201CY3552-2250630.1氮气循环风机C2001YAKK355S1-2280634.2变换气富液泵P3003AYB400M1-2W250629.2变换气富液泵P3003BYB400M1-2W250629.2脱硫贫液泵P3001AYAKS4501-2W710681.7脱硫贫液泵P3001BYAKS4501-2W710681.7闪蒸气压缩机C4001AYAKS630-18450672闪蒸气压缩机C4001BYAKS630-18450672NHD脱硫贫液泵P3002AYB450M1-2W450652.1NHD脱硫贫液泵P3002BYB450M1-2W450652.1罗茨风机C1301AYB400M2-6220625.35罗茨风机C1301BYB400M2-6220625.35罗茨风机C1301CYB400M2-6220625.35罗茨风机C1301DYB400S2-4220626.47罗茨风机C1301EYB400S2-4220626.47CO压缩机C1401DCTE900X1622006287.62、 高压电动机起动前，必须测量定子（高压）绝缘并做好记录，使用2500V摇表，绝缘电阻在75时每千伏电压绝缘电阻值不少于1M。3、 高压电动机起动前，应对控制设备进行详细检查，在下列情况下起动前应做空投试验：3.1 工艺人员要求时；3.2 二次线路上进行工作后；3.3 现场控制系统上工作后。4、 空投试验时，值班人员应与现场操作电工积极配合，拉开相应开关，将小车拉至试验位，并做好必要的安全措施。5、 异步电动机启动，冷态下最多连续启动三次，热态下只允许连续启动两次，每次间隔25分钟。厂家有特殊要求的，按厂家要求执行。6、 风机类负载的电动机，冷态下最多连续启动二次，每次间隔60分钟，热态下再启动必须间隔90分钟。7、异步电动机运行中，值班人员应监视其电流不超过额定值，超过额定电流应立即通知生产调度处理。第五章 微机保护1、高压综保技术参数（以RCS-9613B为例）（1）额定数据 直流电源：220V,110V 允许偏差+15%，-20% 交流电压：100/3（相电压），100V（线电压） 交流电流：5A,1A 频率：50Hz(2) 功耗交流电压：0.5VA/相交流电流：1VA/相（In=5A） 0.5VA/相（In=1A）直流：正常15W 跳闸25W（3）主要技术指标1、 光纤纵差保护光纤接头方式：ST型光纤类型：多模光纤推荐传输距离：2KM通讯方式：异步通讯传输速率：9600bit/s纵差保护固有动作时间：50ms2、 定时限过流相电流定值：0.1In20In零序电流定值：0.0212.00A时间定值：0.0100.0S电流定值误差：5%时间定值误差：1% 整定值+30ms3、 遥测量计量等级：电流：0.2级，其他：0.5级4、 遥信分辨率：2ms信号输入方式：无源接点2、 高压综保简述2.1 本站保护采用微机成套保护RCS-9700系列。2.2 保护结构：微机保护的分散式装置装设在高压柜上，通过现场总线WORLDFIP（经302侧智能网关RCS-9782、集线器RCS-9882）分别上传至301总变控制室后台机与302控制室后台机，由301监控操作。现场总线采用双网冗余技术。2.3 装置在正常情况下处于带电监视状态，以保证后台监视开关及手车的变位。2.4运行人员在巡检时应认真观察并记录保护装置的运行参数及报警、故障信息。装置告警时，应及时查明原因。3、保护定值管理3.1 严格执行机电部保护定值管理规定。3.2 保护定值输入后，应将定值打印并和定值单再次复核。3.3 复核后，定值输入人员和值班人员必须履行交接手续。3.4 保护动作后，须两人确认后方可复归，并做好详细记录。3.5 运行人员对微机保护装置仅有监控权，没有修改权。4、后台监控机日常维护及检查4.1 台监控机作为公司供电系统监控的主要设备，应做好日常维护工作。4.2 班组只有监控权，没有操作权。监控机正常显示为综合自动化系统在线运行程序。4.3 监控机严禁挪作他用；禁止任意退出运行程序；禁止在监控机上玩游戏、作文字等与工作无关的工作；禁止未经车间允许连接外来可移动存储设备及局域网；禁止随意修改程序及添加/删除设备。4.4 监控机主机、显示器应定期清洁，保证微机设备正常运行。4.5 系统操作与维护人员按照各自的操作权限进行操作，不得越权操作或盗用他人密码进行操作。第六章 直流系统1. 本开关站直流系统为深圳市康必达控制技术有限公司生产的220RS直流电源装置，该直流系统为智能型高频开关直流操作电源系统。系统由充电屏、馈线屏、电池屏组成，采用高频开关电源模块组成充电装置。2. 交流电输入供给各整流模块，整流模块将交流电变换成直流电。一方面给电池充电，另一方面为正常负荷供电。模块内部信息通过四遥电缆送至监控单元，监控单元同时搜集电池组的信息、绝缘监察装置的信息进行相应得控制。3. 直流系统工作方式3.1 正常运行方式：系统正常运行是浮充电运行方式。控制母线、合闸母线电压保持在220V2.5%，由整流模块通过自动调压装置供电。3.2充电方式：浮充、均充、深度放电（电池活化）。浮充与均充间的转换可设置为手动或自动。自动为定时均充，设置为每90天均充一次，时间三小时。均衡充电分三个阶段：第一阶段为恒流充电，第二阶段为恒压充电，第三阶段为定时返回浮充电，主要用于电池放电后再次恢复时能够快速、准确地为电池补齐放出地能量。3.3 蓄电池供电方式：在控制母线与电池之间安装一个自动调压装置，该装置长期连续运行，在这种接线方式下，整流模块输出与合闸母线并联，控制母线地供电由合闸母线通过自动调压装置提供；在交流停电时，电池通过自动调压装置向控制母线供电。4. 蓄电池为全封闭免维护电池共18只，容量100AH，每只12V。5. 控制母线电压195242V，蓄电池190243V，硅整流电压210255V。6. 直流系统为6kV提供控制、保护、合闸储能电源。7. 系统的操作7.1 系统开机：7.1.1合上交流输入总开关，置交流输入控制开关到“合”位置。7.1.2监控模块手控小键盘“自动”、“均充”及告警“切换”指示亮；7.1.3合上监控模块交流工作电源，单元模块、触摸屏上电进入工作状态；（根据需要设置系统运行参数）7.1.4监控系统工作正常后，按顺序合上整流模块交流输入开关，则整流模块顺序启动进入工作状态；7.1.5当合闸母线电压指示达到设定值并工作稳定后，合上监控模块直流输入开关、蓄电池开关，系统按设定的参数对蓄电池组进行充电，同时控制母线、合闸母线进入正常工作状态；7.1.5根据需要合上相应的控制、合闸输出开关。7.2 系统关机：7.2.1 确认系统允许关机；7.2.2通过触摸屏关闭系统，此时系统处于软关闭状态，整流模块热关闭状态，控制、合闸母线由蓄电池供电。（系统可再次通过触摸屏“启动系统”命令进入工作状态）7.2.3断开所有控制、合闸负载；7.2.4断开蓄电池组接入开关；7.2.5 断开整流模块交流输入开关；7.2.6断开监控交/直流输入开关；7.2.7置交流控制开关于“断”位置；7.2.8 断开双路交流输入总开关。7.3 整流模块关机7.3.1 整流模块软关机：直接按整流模块面板开/关机按钮，则模块关机，再次按动模块关机；7.3.2 当整流模块需要更换、维修时，可关闭单个整流模块。7.3.3直接关闭需关机整流模块的交流开关，解脱模块后部交流、直流端子，拉出模块，则整流模块退出，系统运行不受影响；7.3.4 维修或更换模块可按相反顺序接入系统，投入运行。7.4 监控模块关机7.4.1 当监控模块需要退出运行时，先将监控模块手控小键盘的充电控制于手动，随后关闭监控模块的交流/直流电源开关，则监控模块关机，系统进入手动运行状态。7.4.2 相反顺序投入监控模块（再次投入时，应注意监控模块的运行参数）8. 巡视人员应对直流系统、母线电压、绝缘情况、整流装置进行检查。9. 直流系统的检查项目9.1 连接处无松动过热，熔断器完好，且定值符合要求。9.2 直流屏各刀闸开关位置与运行方式相符。9.3 绝缘良好无接地现象。9.4 母线电压、浮充电电流符合规定值。9.5 直流屏表计及信号灯指示正常。9.6 整流装置控制屏上表计指示正常。10. 蓄电池运行管理规定10.1蓄电池应经常处于满充电状态。10.2对蓄电池得充放电应按蓄电池运行规程规定运行。10.3蓄电池应定期进行巡回检查，巡检内容包括：10.3.1蓄电池表面是否清洁。10.3.2电池有无渗液、碱迹、腐蚀、接线松动现象。10.3.3电池外壳温度有无异常，过低或过高均会影响电池得正常运行。第七章 典型操作票1、302高压开关站送电操作（以I段母线送电为例）1.1 送电前检查 302值班员应仔细检查6201柜工作票已收回，6kV I段母线及6201柜内无杂物，绝缘良好，安全措施已拆除，确认6201手车开关确在拉开位置，开关手车确在试验位置，具备受电条件。1.2 操作步骤1）接调度通知，302高压开关站6kV I段母线送电。2）检查6kV母联开关6200确在断开位置。3）检查6kV母联开关手车6200确在试验位置。4）检查6kV I段进线开关手车6201确在试验位置。5）检查6kV I段进线开关6201确在拉开位置。6）检查6kV I段进线6201控制电源确已合好。7）检查6kV I段进线6201储能电源确已合好。8）检查6kV I段进线6201微机保护确已投入。9）将6kV I段进线6201开关手车推至工作位置10）检查6kV I段进线6201开关手车确已推至工作位置。11）通知301总变，6kV I段进线具备送电条件，可以送电。12）接301总变通知，302高压开关站I段馈线确已送电。13）合上6kV I段进线6201开关。14）检查6kV I段进线6201开关确已合好。15）检查6kV I段母线电压指示正确。16）通知301总变，操作完毕。17）汇报调度，302开关站6kV I段母线确已送电。2、1变送电操作（以1变1#变压器送电为例）2.1 送电前检查 302值班员应仔细检查1变1#变压器上的工作已完成，变压器上无杂物。6211柜工作票已收回，安全措施已拆除。2.2 操作步骤1）接调度通知，1变1#变压器送电。2）检查1变1#变压器6211开关手车确在试验位置。3）检查1变1#变压器6211开关确在拉开位置。4）检查0.4kV进线101开关手车确在工作位置。5）检查0.4kV进线101开关确在拉开位置。6）检查0.4kV母联104开关手车确在试验位置。7）检查0.4kV母线104开关确在拉开位置。8）检查1变1#变压器6211控制电源确已合好。9）检查1变1#变压器6211储能电源确已合好。10）检查1变1#变压器6211微机保护确已投入。11）将1变1#变压器6211开关手车推至工作位置。12）检查1变1#变压器6211开关手车确已推至工作位置。13）合上1变1#变压器6211开关。14）检查1变1#变压器6211开关确已合好。15）检查1变1#变压器无异常。16）合上0.4kV I段进线101开关。17）检查0.4kV I段进线101开关确已合好。18）检查I段母线电压指示正确。19）汇报调度，1变1#变压器确已送电。3、302高压开关站倒负荷操作3.1 一路退出：一路需要退出，另一路承担全部负荷，带四段运行（注：此时发电机未运行，以I段退出，II段带I、II、III、IV段运行为例）。1）接调度通知，302高压开关站I段退出，II段带I、II、III、IV段并列运行。2）通知301总变合母联600。3）接301总变通知，600母联确已合好。4）检查6kV母联6200开关手车确在试验位置。5）检查6kV母联6200开关确在断开位置。6）检查6kV母联6200控制电源确已合好。7）检查6kV母联6200储能电源确已合好。8）检查6kV母联6200微机保护确已投入。9）将6kV母联6200开关手车推至工作位置。10）检查6kV母联6200开关手车确已推至工作位置。11）合上6kV母联6200开关。12）检查6kV母联6200开关确已合好。13）检查6kV母线负荷分配正常。14）拉开6kV I段进线6201开关。15）检查6kV I段进线6201开关确已拉开。16）检查6kV母线负荷分配正确。12）将6kV I段进线6201开关手车拉至试验位置。18）检查6kV I段进线6201开关手车确已拉至试验位置。19）通知301总变，操作完毕。20）汇报调度，302高压开关站I段退出，II段带I、II、III、IV段并列运行。3.2 一路投入：当某一回路检修完毕，投入运行，恢复 I-III、II-IV段分段运行（注：此时发电机未运行，以I段投入为例）。1）接调度通知，302高压开关站6kV I段送电，I-III、II-IV段分段运行。2）通知301总变合母联600。3）接301总变通知，600母联确已合好。4）检查6kV I段进线开关手车6201确在试验位置。5）检查6kV I段进线手车开关6201确在断开位置。6）检查6kV I段进线6201控制电源确已合好。7）检查6kV I段进线6201储能电源确已合好。8）检查6kV I段进线6201微机保护确已投入。9）将6kV I段进线6201开关手车推至工作位置。10）检查6kV I段进线6201开关手车确已推至工作位置。11）通知301总变，6kV I段进线具备送电条件，可以送电。12）接301总变通知，302高压开关站I段馈线6137确已送电。13）合上6kV I段进线6201开关。14）检查6kV I段进线6201开关确已合好。15）检查6kV母线负荷分配正确。16）拉开6kV母联开关6200。17）检查6kV母联开关6200确已拉开。18）检查I、II、III、IV段母线电压指示正常。19）通知301总变，操作完毕。20）汇报调度，302高压开关站6kV I段确已送电，I-III、II-IV段分段运行。4、1变低压变电所倒负荷操作4.1 一路退出：一路需要退出，另一路承担全部负荷，带两段运行（以1变1#变压器退出，2#变压器带I、II段运行为例）。1）接调度通知，1变1#变压器退出，1变2#变压器带I、II段母线运行。2）通知301总变合母联开关600。3）接301总变通知，母线开关600确已合好。4）检查6kV母联6200开关手车确在试验位置。5）检查6kV母联6200手车开关确在拉开位置。6）检查0.4kV I、II段母联103手车开关确在断开位置。7）检查0.4kV I、II段母联103开关手车确在试验位置。8）检查6kV母联6200控制电源确已合好。9）检查6kV母联6200储能电源确已合好。10）检查6kV母联6200微机保护确已投入。11）将6kV母联6200开关手车推至工作位置。12）检查6kV母联6200开关手车确已推至工作位置。13）合上6kV母联6200开关。14）检查6kV母联6200开关确已合好。15）检查6kV I-II段负荷分配指示正确。16）将0.4kV I、II段母联103开关手车推至工作位置。17）检查母联103开关手车确已推至工作位置。18）合上母联103开关。19）检查母联103开关确已合好。20）检查0.4kV I-II段负荷指示正确21）拉开0.4kV I段进线开关101。22）检查0.4kV I段进线开关101确已拉开。23）检查II段进线负荷指示正确。24）将0.4kV I段进线开关手车101拉至试验位置。25）检查0.4kV I段进线开关手车101确已拉至试验位置。26）拉开1变1#变压器6211开关。27）检查1变1#变压器6211开关确已拉开。28）将1变1#变压器6211开关手车拉至试验位置。29）检查1变1#变压器6211开关手车确已拉至试验位置。30）拉开6kV母联6200开关。31）检查6kV母联6200开关确已拉开。32）将6kV母联6200开关手车拉至试验位置。33）检查6kV母联6200开关手车确已拉至试验位置。34）通知301总变操作完毕。35) 汇报调度，1变1#变压器退出，2#变压器带I、II运行。4.2 一路投入：当某一回路检修完毕，投入运行，恢复低压I、II段分段运行（以1变1#变压器由检修恢复运行，0.4kV I-II分段运行为例）。1） 接调度通知，1变1#变压器送电，I、II段分段运行。2）通知301总变合母联开关600。3）接301总变通知，母线开关600确已合好。4）检查6kV母联6200开关手车确在试验位置。5）检查6kV母联6200开关确在断开位置。6）检查6kV母联6200控制电源确已合好。7）检查6kV母联6200储能电源确已合好。8）检查6kV母联6200微机保护确已投入。9）将6kV母联6200开关手车推至工作位置。10）检查6kV母联6200开关手车确已推至工作位置。11）合上6kV母联6200开关。12）检查6kV母