悦康热电110KV变电站运行规程

Q/YkRD-02-1001—2016④联系检修人员处理。4.7.5刀闸拒动现象：在刀闸现场就地控制柜上执行刀闸合闸(分闸)操作后，现场就地控制柜上刀闸的相应位置指示与实际不符合，并且中控室返回屏指示也不正确，在刀闸本体检查时发现有一相或两相未在合闸(分闸)位置。处理：1）立即停止其他的操作。2）汇报调度以及相关部门紧急处理。3）做好刀闸检查处理相应的安全措施。4.7.3110kV线路跳闸线路无故障跳闸，开关误动。现象：线路开关跳闸，绿灯闪光，喇叭响，表计到零，跳闸前各参数正常。当无保护光字牌，说明开关误路。有保护光字牌亮，说明保护误动作。处理：1）复归音响、光字牌。2）汇报调度，根据调度要求调整运行方式，恢复供电。如果开关误跳，处理好开关机构正常，投入运行。如果保护误动，检查保护误动原因，处理好保护误动故障，恢复线路运行。4.7.4线路故障跳闸：现象：事故喇叭响，绿灯闪光，故障相应的光字牌亮。若是线路单相接地。零序保护动作跳闸。若是线路相间短路，差动、距离保护动作。处理：1）复归音响，汇报调度。用110kV线路送电恢复主变运行，10kVI、Ⅱ段送电运行。2）汇报调度110kV故障线路两侧转检修。若是单相接地，根据零序I.Ⅱ.Ⅲ.检查线路故障范围。处理好故障后，用2500V摇表测绝缘电阻不少于1000MΩ,恢复线路送电。4.7.5110kV母线故障现象：110kV母线电压到零，故障母线开关跳闸，绿灯闪光，喇叭响，母差保护光字牌亮。处理:1）复归音响，汇报调度。检查并隔离故障母线，用另一条母线、线路、主变送电，恢复运行。2）故障母线转检修，消除母线故障。测绝缘合格后，恢复送电。4.7.6110kVSF6开关漏气。110kV开关SF6漏气。处理：1）其他工作人员离开。2）紧固阀盖螺丝。3）处理无效漏气量增大，停电处理，如SF6气体压力低于0.5MPa，汇报调度用上一级开关停电处理。5.变压器5.1变压器规范有载调压电力变压器达驰#1主变#2主变型号SZ11-63000/110SZ11-63000/110标准代号GB1094.1-1996GB1094.1-1996GB1094.2-1996GB1094.2-1996GB1094.3-2003GB1094.3-2003GB1094.5-2008GB1094.5-2008产品代号1DB710.65701DB710.6570绝缘水平h.V线路端子LI/AC480/200kVh.V线路端子LI/AC480/200kVh.V中性点端子LI/AC325/140kVh.V中性点端子LI/AC325/140kVh.V线路端子LI/AC75/35kVh.V线路端子LI/AC75/35kV海拔高度≤1000m≤1000m设备种类户外式户外式冷却方式ONANONAN额定频率50HZ50HZ相数3相3相额定容量63000kVa63000kVa额定电压(11081.25%)110.5kV(11081.25%)110.5kV联结组标号YNd11YNd11短路阻抗16.73%16.46%空载电流0.094%0.096%空载损耗39.400kw38.480kw负载损耗209.882kw214.196kw上节油箱重7670kg7670kg器身连下节油箱重48340kg48340kg油重26320kg26320kg运输重74380kg74380kg总重95840kg95840kg出厂序号14221041422103制造年月2014.82014.85.2变压器运行中监视5.2.1变压器在额定电压条件下，全年可按额定容量运行。5.2.2变压器运行中的允许温度应由上层油温和温升来决定。为了防止变压器油质劣化过程，变压器上层油温一般不宜经常超过85℃。变压器油的温升不得超过55℃。5.2.3不论电压分接头在任何位置，如果所加一次电压不超过其相应额定值的±5％，则变压器的二次侧可带额定电流。5.3变压器所允许的过负荷运行方式5.3.1变压器在正常过负荷和事故过负荷应遵循下表运行。事故过负荷与额定值之比52.03.0允许运行时间（分）1204520过负荷运行时间达到规定值时，应汇报值长，要求降低负荷。5.3.3过负荷运行以后，应将过负荷的大小和持续时间及温度详细记录在运行日志中。5.3.4变压器上层油温不超过额定值时，可以增加负荷，但不要超过额定值，以上层油温不超过85℃为限。5.3.5变压器三相负荷不平衡时，应监视最大相电流不超过额定值变压器必须根据其铭牌所示的技术规范运行，变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105%。变压器应根据调度部门下达的电压曲线,进行逐档电压调整。在变压器有载分接开关操作过程中应逐级调压,同时监视分接位置及电压、电流变化(每次调压一档后应间隔1min以上,才能进行下一档调节);其分接头位置的额定容量应遵守制造厂规定,但变压器过载1.2倍及以上时,禁止操作有载开关。有载调压次数每天不得超过20次。变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。5.4变压器并列运行5.4.1变压器并列运行的条件变比相同。额定电压分别相等（允许误差在±5％以内）；接线组别相同；阻抗电压应相等（允许误差在±10％以内）；容量相差不超过3:15.4.2变压器在新安装及进行过有可能使相位变动的工作后，必须经过核相才能并列运行。5.4.3变压器在正常运行中不采用并列方式，特殊情况下可以并列但时间不宜过长。5.5变压器检查5.5.1变压器运行前的检查检修后的变压器，收回并终结有关工作票，拆除安全措施。变压器投入运行前，必须测量绝缘电阻合格。变压器绕组用2500V摇表测量，其值高压侧不低于1000MΩ，低压侧不低于10MΩ。必要时测量高、低压绕组对地绝缘电阻，应用吸收比法测量，若R60/R15≥1.3则认为合格。绝缘电阻不合格的变压器应查明原因，设法消除，经有关领导批准后方可投运。检查变压器高压侧中性点接地刀闸已合上(冲击时应直接接地)。检查继电保护、如气体继电器、温度计、压力释放器及套管式电流互感器测量回路，保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行联动试验。检查电流互感器不允许开路。检查油枕呼吸器是否正常通畅。检查分接开关的位置，三相是否一致，有载调压应检查快速机构，操作箱及远程显示器，动作数据是否一致。检查油面高度，有无假油位。检查接地系统是否正确可靠。0检查变压器铁芯必须保证一点接地，不能形成回路。1检查变压器本体及周围是否清洁，无杂物。2检查散热器油循环阀门打开。3检查变压器本体及油枕有无渗、漏油现象。4核对保护定值。5.5.2变压器运行中的检查每班检查一次。检查变压器油温度、油位变化，油枕、变压器本体等有无漏油或渗油现象。检查变压器运行是否正常，有无杂音，散热器运行正常。检查变压器高低压套管有无放电现象。检查瓦斯继电器有无气体，应充满油检查变压器呼吸器硅胶是否受潮变色。检查变压器接地完好。检查变压器中性点刀闸接触良好。检查变压器分接开关位置指示正确。防爆管玻璃膜片应完整无裂纹、无积油，压力释放器无喷油。5.5.3热备用中的变压器按运行变压器的检查项目定期检查，发现缺陷及时处理。5.5.4变压器的特殊巡视和检查内容气温骤变时，检查储油柜和瓷套管油位是否有明显的下降，各连接引线是否有过紧或断股现象。大风、雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况，有无断股，设备上有无其他杂物，瓷瓶套管有无放电痕迹及破裂现象。浓雾、毛雨、下雪时，瓷瓶套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中或落雪后，不应有水蒸汽或立即融化，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外测温仪进一步检查。5.5.5变压器异常运行时，增加巡检次数，并进行分析，消除异常现象。5.6变压器操作5.6.1变压器投运规定：变压器高、低压侧均有电源时，一般采用高压侧充电、低压侧并列的方法。停变压器时相反。5.6.2停用时间大于72小时，送电前测变压器绝缘，并做好记录。5.6.3长期备用的变压器每月至少充电一次，每次充电15分钟，如无异常，再转入备用状态。5.6.4主变倒闸操作主变由检修转运行1）拆除主变回路所有安全措施。2）检查主变所有保护投入正确。3）合上主变高压侧开关两侧刀闸的二次开关。4）检查主变高压侧开关确在断开位置。5）合上主变高压侧开关两侧刀闸，检查合闸良好。6）合上主变高压侧开关的二次开关。7）检查主变低压侧开关确在断开位置。8）合上主变低压侧开关的二次开关。9）将主变低压侧开关摇至工作位置。10）合上主变高压侧开关。11）检查主变冲击正常。12）合上主变低压侧开关。13）检查主变运行正常。14）根据运行方式，切换主变中性点。15）全面检查无误，汇报值长。主变由运行转检修。1）模拟操作。2）拉开主变低压侧开关。3）拉开主变高压侧开关。4）检查主变低压侧开关确已拉开5）将主变低压侧开关摇至试验位置。6）断开主变低压侧开关的二次开关。7）检查主变高压侧开关确已拉开。8）拉开主变高压侧开关两侧刀闸。9）断开主变高压侧开关的二次开关。10）断开主变高压侧刀闸的二次开关。11）检查主变确在冷备用。12）在主变所属回路布置安全措施。13）根据运行方式，切换主变中性点。14）全面检查无误，汇报值长。5.6正常运行监视5.6.1电网局部电压发生偏差时，应首先调整该站本站的无功补偿，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时禁止进行变压器调压。5.6.2变压器有载分接开关的运行,应按制造厂的规定进行，无制造厂规定的可参照以下规定执行。运行一年或切换2000--4000次后,应取切换开关油作试验。新投入的分接开关,在运行两年或切换5000次后应将切换开关吊出检查,以后可按实际情况确定检查周期。运行中的有载分接开关动作5000次-10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时,应更换切换开关油箱的绝缘油。长期不调和长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。5.6.3对运行中的变压器注油或在油回路工作，应将重瓦斯保护改投信号，24小时正常后重瓦斯保护改投跳闸。5.6.4变压器的有载调压有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。故障停用，应立即汇报调度，同时通知检修人员检修。正常情况下，一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手摇操作。当电动调档失灵或故障时，可采用手动调档，手柄旋转33圈为一档，长针指示实际档位，短针指示档位是否到位，到位时短针应为垂直向下。5.7变压器的异常运行及事故处理5.7.1检查中发现变压器有下列现象，应查明原因，并采取措施，设法消除，同时汇报值长，无法消除缺陷申请变压器停电处理：变压器渗、漏油，油枕油位在上、下限度以外。变压器声响不正常。变压器温度或温升与负荷和环境温度不相符（超过正常值）。变压器接头发热或有放电现象。当油位计指示的油面有异常升高，应查明原因，必要时打开各个放气阀或放油阀门。检查呼吸器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯改投信号，然后才能开始工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。工作结束后，检查瓦斯继电器无异常，重新将重瓦斯改投跳闸。5.7.2变压器出现以下现象，必须立即将变压器停运在正常冷却条件下，变压器温度不正常且不断上升。套管爆炸破裂，大量漏油，油面突然下降。油色变化过甚，油质碳化严重。变压器漏油，油面下降至油位指示下限。压力释放阀动作，且向外喷油烟。内部发出强烈且不均匀的噪声和放电、爆裂声。变压器轻瓦斯保护动作频繁，放气检查为可燃性或黄色气体。发生威胁人身安全的紧急情况。变压器着火。5.7.3主变压器在运行中的油温升高超过许可限度时，值班人员应判明原因，采取办法使其降低。检查负荷情况，并与在这种负荷和环境温度下应有的油温相比较。核对校验温度计指示是否正常。若不能判断为温度计指示错误时，应适当降低变压器的负荷，或用临时风扇强迫冷却，以限制温度上升，并使之逐渐降至允许值以内。5.7.4主变压器油位不正常较平时同样负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变但温度不断上升，而检查结果冷却装置正常，变压器通风良好，温度计正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁芯严重短路，绕组匝间短路等），而变压器的保护装置因故不动作，在这种情况下应汇报值长，立即将变压器停用。5.7.5主变压器油位不正常降低的处理由于轻度漏油引起，应补充加油，并视漏油程度安排消缺。如因大量漏油视油位迅速降低，立即采取措施消缺，无效停电处理。检修人员带电加油，此时将重瓦斯保护由原来动作跳闸改为信号，但在油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改作只动作于信号。主变压器油位过高时，应汇报值长进行放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。5.7.6变压器发出“轻瓦斯”信号的处理检查是否由于油位过低引起时，可按有关规定处理；如由于直流接地或瓦斯继电器二次绝缘不良引起，应将重瓦斯保护跳闸改为信号，并消除故障；如外部检查正常，信号报警是由于气体集聚引起时，应查明瓦斯继电器中气体的性质，按下表所示的原则进行处理：气体性质故障性质处理无色、无臭、不能燃烧空气1、放出空气2、注意下次发信的时间间隔逐渐缩短，应将瓦斯保护跳闸停用深灰色、有强烈臭味，能燃烧变压器内部绝缘材料故障（纸或纸质板）停用变压器进行检查微黄色，燃烧困难变压器内部木质材料故障停用变压器进行检查灰黑色或黑色，可燃烧油的故障停用变压器进行检查说明：1）如检查结果并非上述原因时，应查明是否为瓦斯继电器的缺陷。2）正常运行的变压器，如轻瓦斯动作应通知化验室人员来取油样、气体进行分析，并及时汇报值长。如频繁动作发信号或间隔时间逐渐缩短，则应尽快安排停用。5.7.7重瓦斯动作使开关跳闸的事故处理现象：事故喇叭响，重瓦斯光字牌亮，主变高低则开关跳闸闪绿光。处理：1）瓦斯继电器内气体和变压器油进行判断，电气试验，判断是否由于变压器内部故障引起，若系内部故障，则变压器应停运检修，未经检查并试验合格前不许再投入运行。2）如为大量漏油所致，应迅速消除漏油，并加油后恢复运行。3）如经各种试验确证重瓦斯保护误动，应尽快处理误动缺陷；缺陷消除后，应立即将重瓦斯保护投入。5.7.8变压器差动保护动作跳闸的事故处理现象：事故啦叭响，差动保护光字牌亮，主变高低则开关跳闸绿灯闪光。处理：1）在主变差动范围内，检查故障点，发现有故障点，主变转检修，消除故障点后，测绝缘合格，转运行。2)若差动保误动，消除误动缺陷，主变转运行。5.7.9变压器自动跳闸的事故处理原则检查并列运行的另一台变压器是否过负荷，并按事故过负荷运行规程处理。检查保护动作情况和跳闸时参数变化情况，分析变压器跳闸原因，并对变压器及其一次接线进行外观检查。若变压器跳闸是由于继电保护或二次回路误动作、人员误碰、外部故障或其它设备故障等原因所致，可重新投入运行；若差动或重瓦斯均动作发信时，无明显故障，查明原因，处理好后，投入运行。对于变压器的后备保护（如过流保护）动作于跳闸，能证明属于越级跳闸时，则应将变压器重新投入运行。故障跳闸后的变压器若投入后再跳闸，应彻底查明原因并予以消除。如变压器有内部故障现象时，应断开各侧电源交检修人员处理。5.7.10变压器着火的事故处理：如未自动跳闸，应立即拉开变压器各侧开关。变压器着火，备用变投入运行。变压器上盖或套管着火，则应打开下部放油阀门，放油至距变压器盖有一定距离，若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸。变压器油着火应即使用合适的灭火剂（泡沫、二氧化碳、1211）灭火，在使用过程中应注意与周围带电设备保持一定的安全距离；地面上的油着火应用砂子灭火。变压器着火，值长或值班员应立即打“119”火警电话报警，以争取时间，防止火势蔓延。消防队到达现场灭火时，必须由运行人员和熟悉电气的管理人员带领，在弄清与运行设备的界线时方能进行灭火。610kV配电装置6.110kV系统概况6.1.1本站10kV为单母线分段，每段分别有主变作为电源，两段分段运行，互为备用，任一段故障，母联自投。另外电厂提供小负荷电源，110kV系统失电时，电厂小负荷维持短时运行。6.1.210kV每段有一台接地变压器，接地变压器容量：高压侧400kVA,低压侧100kVA，高压侧中性点电感线圈提供10kV接地补偿感性电流，低压侧提供站用电自用电负荷。10kV在消弧线圈接地系统中，当系统发生单相接地时，经消弧线圈流入接地点的电感性电流抵消接地点的电容性电流，使接地电流大大减小。该消弧线圈为干式消弧线圈，其分接头调节一般根据电容电流测量值调节。消弧线圈一般采用过补偿方式。6.1.310kV中性点经电抗接地系统不得出现两个中性点同时接地运行。6.1.410kV每段有两组电容，一组电容提供3000kVar,另一组电容提供5000kVar。6.210kV设备规范10kV负荷开关产品型号kYN28-12防护等级IP4X额定电压12kV额定电流1250A动稳定电流80kA额定开断电流31.5kA10kV#1#3电容器开关产品型号kYN28-12防护等级IP4X额定电压12kV额定电流400A动稳定电流80kA额定开断电流31.3kA10kV#2#4电容器开关产品型号kYN28-12防护等级IP4X额定电压12kV额定电流600A动稳定电流80kA额定开断电流31.5kA主变10kV侧开关产品型号kYN28-12防护等级IP4X额定电压12kV额定电流4000A动稳定电流100kA额定开断电流40kA干式接地变压器型号DkSC-400/10.5-100/0.4阻抗10.52Ω/相短阻抗2.71%额定容量400-100kVA额定中性点电流49A绝缘水平L175AC35/AC3kM联结组标号Znyn11冷却方式AN绕组绝缘耐热等级F极限温升100kN分接位置高压低压电压V电流A电压V电流A1-21100021.99400144.342-3107503-4105004-5102505-610000使用条件：户外无功补偿成套装置（#1#3）型号规定ZRTBBX-10-3000/334-Ak/P5国标号GB50227-2008额定电压10kV额定电流157.5A防护等级IP20出厂编号14050903出厂日期2014年7月无功补偿成套装置（#2#4）型号规定ZRTBBX-10-5000/417-Ak/P5国标号GB50227-2008额定电压10kV额定电流262.4A防护等级IP20出厂编号14050904出厂日期2014年7月电抗器reactor规范#1#3型号ZRCkSC-150/10-5系统电压10kV额定频率50HZ容量150kVA相数3相额定电流157.4A绝缘水平42kV额定电抗2.017Ω电抗率5%总重885kG产品编号HSB140625102生产日期14年07月电抗器reactor规范#2#4型号ZRCkSC-250/10-5系统电压10kV额定频率50HZ容量250kVA相数3相额定电流262.43A绝缘水平42kV额定电抗1.21Ω电抗率5%总重1300kG产品编号HSB140625103生产日期14年07月并联电容器型号BAM-11/√3kV-417-1W内置电压11/√3kV电容33.5uF容量417kVar频率50HZ温度类别-40/B相数1相编号SY03423重量77kg6.310kV配电装置操作6.3.1操作注意事项运行人员应严格控制开机密码，防止其它人员随意开启、关闭计算机。严禁在监控系统中进行其它无关操作,严禁将无关软盘、光盘插入PC机中，以防病毒侵入。消弧线圈停、启用操作前，必须先检查消弧线圈的信号装置，接地电压正常。只有在其系统内部确无接地故障时方可操作。不得用隔离开关接通或切断消弧线圈的接地电流。电容器从运行状态拉闸后应经过充分放电,不少于5分钟,方可进行合闸运行。电容器停电检修，经放电线圈充分放电。人体接触其导电部分前仍需用接地刀闸接地放电，此项工作由检修人员进行。对不产生谐振的母线，转运行之前应将PT先投入运行。对有可能产生谐振的母线，在母线送电前不得将PT投入运行待母线充电正常后再投入PT。电容器投切由VQC系统自动控制或运维人员根据母线电压水平手动操作。电容器投切应与主变有载调压开关配合使用。操作原则为:当电压过低时应先投入电容器，后调节主变分接头，当电压过高时，应注意调节变分接头再退出电容器，10kV母线电压合格范围为10kV-10.7kV。母线停电时应先切除电容器，再停各馈线。送电时则先将各馈线投入运行，根据电压情况或无功情况来决定是否投入电容器，原则上是10kV母线电压不超过10.7kV，主变110kV侧无功不能倒送。0每年的3月1日至10月31日为雷雨季节。3月1日前所有防雷设施及接地装置均应试验合格并投入运行值班人员应抄录避雷器计数器底数。在雷季应严格检查。1系统接地，消弧线圈动作时间不应超过铭牌规定的允许时间，一般为2小时。2消弧线圈的投入、停用或分接头调整，应按调度要求执行。3接地变及10kV设备绝缘电阻测量1）接地变压器及10kV设备在投入运行以前，应测量绝缘电阻。2）接地变压器低压侧绕组，用500V或1000V摇表测量，不低于0.5MΩ。高压则绕组或10kV设备，用2500V摇表测量，不低于10MΩ。绝缘电阻不合格应查明原因，消除后，方可投运6.3.210kV主要设备操作步骤10kV母线由检修转运行1）模拟操作。2）拆除10kV母线所做安全措施。3）检查10kV母线确在冷备用状态。4）检查10kV母线所属保护投入正确。5）检查10kV母线回路符合运转条件。6）合上10kV母线PT交、直流二次开关。7）合上10kV母线PT刀闸的二次开关。8）将10kV母线PT刀闸摇至工作位置。9）检查10kV母联开关确已断开10）合上10kV母联开关的二次开关。11）合上10kV母联刀闸的二次开关。12）将10kV母联刀闸摇至工作位置。13）将10kV母联开关摇至工作位置。14）合上10kV母联开关，检查红灯亮。15）检查10kV母联开关确已合闸。16）检查10kV母线电压正常。17）全面检查无误，汇报值长。10kV母线由运行转检修1）模拟操作。2）检查10kV母线所带主变在冷备用状态。3）检查10kV母线所带电容器在冷备用状态。4）检查10kV母线所带负荷均在冷备用状态。5）拉开10kV母联开关，检查绿灯亮。6）检查10kV母联开关确在断开位置。7）将10kV母联开关摇至试验位置。8）将10kV母联刀闸摇至试验位置。9）断开10kV母联刀闸的二次开关。10）断开10kV母联开关的二次开关。11）将10kV母线PT刀闸摇至试验位置。12）断开10kV母线PT的二次开关。13）断开10kV母线PT刀闸的二次开关。14）检查10kV母线确在冷备用状态。15）在10kV母线所属回路布置安全措施。16）全面检查无误，汇报值长。接地变由运行转检修1）模拟操作。2）检查另一接地变在运行状态。3）将站用电电源由另一接地变供电。4）拉开该接地变低压侧开关。5）拉开该接地变高压侧开关，检查绿灯亮。7）检查该接地变高压侧开关确在断开位置。8）将该接地变高压侧开关摇至试验位置。9）断开该接地变高压侧开关的二次开关。10）拉开该接地变高压侧消弧线圈接地刀闸。11）检查该接地变确在冷备用状态。12）在所属回路布置安全措施。13）全面检查无误，汇报值长。接地变由检修转运行1）模拟操作。2）拆除所属回路布置的安全措施。3）检查接地变所属回路符合运行条件。4）检查接地变所属保护投入正确。5）合上接地变高压侧消弧线圈接地刀闸。6）检查接地变高压侧开关确在断开位置。7）合上接地变高压侧开关的二次开关。8）将接地变高压侧开关摇至工作位置。10）合上接地变高压侧开关，检查红灯亮。12）合上接地变低压侧开关。13）全面检查无误，汇报值长。电容器由运行转检修1)模拟操作。2)拉开电容器开关，检查绿灯亮。3)检查电容器开关确已断开。4)将电容器开关摇至试验位置。5)断开电容器开关的二次开关。6)拉开电容器刀闸。7)检查电容器确在冷备用状态。8)在所属回路布置安全措施。9)全面检查无误，汇报值长。电容器由检修转运行1)模拟操作。2)拆除电容器所有安全措施。3)检查电容器所属回路符合运行条件。4)检查电容器开关确已断开。5)合上电容器刀闸,检查刀闸确已合好。6)合上电容器开关的二次开关。7)将电容器开关摇至工作位置。8)合上电容器开关，检查红灯亮。9)检查电容器运行良好。10)全面检查无误，汇报值长。10kV母线PT由运行转冷备用1）退出该母线备用电源自投装置及低电压保护。2）拉开低电压保护直流电源开关。3）拉开10kV母线PT二次开关。4）将10kV母线PT小车摇至试验位置。10kV母线PT由冷备用转运行。1）检查10kV母线PT确在冷备用状态。2）投入该母线备用电源自投装置及低电压保护。3）合上低电压保护直流电源开关。4）将10kV母线PT摇至工作位置，检查一次插头接触良好。5）合上10kV母线PT二次开关。6.410kV设备检查6.4.1母线检查检查瓷套管、绝缘子有无破损裂纹、放电痕迹，表面无杂物。母线各连接处有无松动，过热。6.4.2电容器检查电容器在运行中电流不得超过额定电流,三相电流之差不得超过5%。电容器各接头无发热现象。电容器室干净整洁，照明通风良好，室温不超过45度。电容器外壳温度不应超过50度。门窗关闭严密。瓷瓶清洁、无破损，电容器及附属设备、引线牢固，金属件无锈蚀或机械损伤，外壳接地良好。6.4.3接地变压器检查检查变压器的本体及绝缘支持件是否清洁，有无裂纹及闪烙放电现象。检查各连接端子接触是否良好，有无过热现象。监听变压器的声音应正常，无杂音。变压器温度和温升在允许值范围内，风扇运转正常，无振动。温度100℃及以上时，检查风扇是否开启。变压器各部件的接地线应牢固、可靠，外壳应完好无损。6.4.4PT检查PT连接部分及本体无过热。高压熔断管、低压空气开关及击穿保险均完好。PT无异味，内部无放电等异常响声。6.4.5CT检查。CT外壳清洁、完整，套管无裂纹。CT一次回路完好。CT外壳接地良好。二次回路无发热、接触不良及火花和开路现象。无异味，电磁声均匀，内部无异常声响。6.4.6避雷器、接地装置检查避雷器瓷瓶应清洁、无裂纹及放电痕迹。避雷器放电记录器指示正确清晰，外观完好。避雷器泄漏电流指示正确、数据差异不超过10%。避雷器屏蔽引线连接良好。避雷器的绝缘底座瓷质部分无破损。避雷器内部无异声、放电声。6.4.7端子箱、机构箱检查。端子箱、机构箱封堵良好，二次接线排列整齐，接头紧固、无松动，编号清晰。引线线夹压接牢固、接触良好，无发热现象。站内接地装置无锈蚀。6.4.8开关运行中的检查开关套管及瓷瓶应清洁，无裂纹及放电痕迹，周围清洁无杂物。开关的各元件接触良好，螺丝无松动，各接头无过热、变色现象。小车开关的插头接触良好。开关实际位置与机构指示相符合。开关的各部位机械部件正常，无损坏现象，各紧固件无松动现象。6.4.9电缆检查电缆线路的正常工作电压，不应超过电缆额定电压的15％。负荷电流在电缆额定值以内时，允许长期运行。在事故情况下，电缆允许短时过负荷，低压动力电缆允许过负荷10％，连续运行2小时；高压电缆允许过负荷15％，连续运行2小时。电缆外皮温度不得超过50℃。电缆外皮应完好无损，电缆终端盒及外壳的保护接地应良好。电缆头应清洁，无漏胶。电缆沟中应防止积水，电缆不应长期浸在水中运行，不应将酸、碱等腐蚀性物品排入电缆沟内。电缆支架应牢固无锈蚀，电缆上无杂物，排列整齐。6.5事故及异常处理6.5.1电容器遇到下列情况应立即汇报调度及值长，将电容器停用电容器、电感线圈有严重异声。电容器、引线接头有严重发热。电容器外壳明显膨胀变形。瓷套管有严重的破损和放电。电容器的配套设备明显损坏。母线电压超过电容器额定电压的1.1倍，电流超过额定电流的1.3倍，三相电流不平衡超过5%时。当电容器外壳温度超过55℃或室温超过45℃时，采取降温措施无效时。成套式电容器压力释放阀动作。处理：1）应检查电容器异常情况，必要时向调度申请停用电容，然后进行处理。2）电容器保护动作开关跳闸后应立即进行现场检查，查明保护动作情况并汇报调度和值长。电容器故障原因未经查明，不得对电容器送电。6.5.2运行中避雷器有下列任一故障时，应汇报调度和值长，立即停用避雷器瓷套破裂。避雷器底座支持瓷瓶严重破损、裂纹。避雷器内部有异声。连接引线严重烧伤或断裂。6.5.3电缆有下列现象时应联系停用电缆三相分叉处相间放电。电缆始端接地线脱落。接线端子过热。6.5.410kVPT断线现象：1）发“10kVPT断线”、“10kV母线接地”光字牌。2）10kV母线电压数值显示下降或到零，绝缘监测表数值显示下降或到零，高压辅机电度表停转。处理：1）退出该段母线的备用电源自投装置以及低电压保护装置。2）取下直流熔丝。3）检查PT低压开关、保险和二次插头，断开PT低压空气开关，退出PT，检查PT高压熔断管和PT本体。6.5.5CT回路开路现象：1）开路相电流显示为零，电度表转速变慢。2）差动保护CT开路，“差动断线”光字牌亮。3）CT开路处有放电声，可能伴有电火花。4）CT二次侧有焦臭味。处理：1）降低负荷，联系检修处理。2）处理无效，停电处理。6.5.610kV系统一点接地现象：警铃响，10kV一点接地光字牌亮，接地相电压到零（或降低），其他两相电压升高倍。处理：1）判断接地相别。2）检查消弧线圈电流。3）联系药厂拉开线路开关，如果接地信号消失，说明此线路有接地，停电转检修。消除缺陷，方可恢复运行。4）如果信号依然存在，拉去热电厂线路，如果线路有接地，停电消除。如果信号依然存在，确定母线接地，母线转检修，消除缺陷。恢复运行。5）如果发接地信号判断PT高压保险熔断，熔断相电压降低，其他相电压不升高。停10kVPT有关保护。断开PT二次开关，摇出PT更换PT高压保险，恢复PT运行，投入有关电压保护。10kV母线单相接地运行时间不应超过2小时。6.5.7接地变压器异常及事故处理。接地变压器出现下列现象，必须立即将接地变压器停运1）接地变压器外壳破裂。2）套管有严重的破裂和放电现象，或接头过热熔化。3）接地变压器着火冒烟。4）接地变压器内部声音明显增大，有爆裂声。6.5.8接地变压器过流保护动作跳闸的处理检查备用电源是否自投成功，若成功复位开关。备用电源未自动投入时，应立即强送备用电源一次。若备用电源开关合不上，应立即强送工作电源一次。若备用电源投入后又跳闸，则工作变和备用变均不得强送。6.5.9接地变压器着火的事故处理原则有备用变时应立即将其投入运行。将故障接地变压器停止运行，解除备用，并停止风扇运行。接地变压器着火应使用干式灭火器灭火，不得使用泡沫灭火器，在灭火过程中应注意与周围带电设备保持一定的安全距离。接地变压器着火，必须由运行人员和熟悉电气的管理人员带领，在弄清带电设备和运行设备的界线时方能进行灭火。接地变压器检修后的验收要求1）接地变本体清洁、完好，各接地点接触良好。2）各接头处连接完好、螺丝紧固。6.5.10开关拒动操作回路是否正常，操作电源开关是否断开，开关辅助接点是否接触良好。DCS回路是否正常。合（跳）闸回路是否正常，开关储能回路是否正常。开关机构是否正常。是否存在二次回路联锁问题。6.5.11拒动的开关，处理正常后方可投入运行。6.5.12开关有下列情况时，应立刻汇报调度、值长，停止开关的运行真空开关累计操作1万次或故障跳闸3次并有严重缺陷；或故障跳闸30次，没有缺陷也应更换。在运行中的真空开关，真空泡有裂纹或外部有异常。套管有裂纹、闪络。开关内部有放电声。接头发热烧红。6.5.1310kV母线故障现象：故障喇叭响，母差保护光字牌亮，故障母线上开关跳闸，绿灯闪光，母线电压到零。处理：1）复归音响，维持10kV另一条母线运行，检查录波器动作情况。2）到现场检查故障点，母线转检修，联系检修处理。6.5.1410kV母线电源故障现象：事故喇叭响，电源开关保护光字牌亮，电源开关绿灯闪光。处理：1）复归音响，恢复另一台主变运行，供10kVⅠⅡ段运行。2）检查10kV电源开关保护动作情况，消除故障，恢复主变运行。6.5.1510kV线路故障现象：事故喇叭响，保护光字牌亮，跳闸开关绿灯闪光。处理：复归音响，检查线路故障情况，待消除故障测量绝缘合格后方可恢复送电。6.5.1610kV线路故障越级跳闸开关拒动1）现象：线路故障，开关拒跳，越级跳电源开关，10kV电源开关保护光字牌亮.10kV母线到零。2）处理；检查线路，拉开故障线路开关。合上10kV电源开关，联系检修处理。保护拒动1）现象：线路故障，保护拒动，越级跳电源开关，10kV电源开关保护光字牌亮，绿灯亮，10kV母线电压到零。2）处理：检查某一线路有故障电流，拉开故障线路开关恢复10kV母线送电和其它负荷送电。消除线路故障和保护缺陷恢复线路送电。6.5.17谐振过电压处理谐振过电压的特征：电压超过额定值。处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件。发生谐振过电压时，应根据系统情况迅速作出判断，汇报调度，在调度指令下进行处理。母线发生谐振时可以在空母线上合一台空载变压器或增加负载，破坏谐振条件。操作尽量采用远控方式，禁止就地操作压变刀闸，防止谐振时压变发生爆炸，造成人身设备伤害。6.5.18电缆着火或爆炸时，应立即切断电源，按消防规定灭火，严禁带电移动电缆。6.6异常处理6.6.1运行人员在巡视、检修中发现站端自动化系统缺陷或接到调度的故障通知，应立即汇报值长，并配合调度检查判断故障性质。6.6.2如整个站端自动化系统与调度通信中断，应判断是调度主站端故障、通信故障或是站端故障，由调度部门、通信部门与运检单位分别处理。6.6.3如站端自动化系统单个间隔通信中断，应联系检修人员进行检查处理，及时恢复通信。6.7110kV及以下变电站通用运行规程6.7.1整站自动化系统通信中断时，应检查主控单元,通信单元、远动管理机、通信管理机,电源是否正常，运行指示灯、通信指示灯是否正常。6.7.2站端自动化系统单个间隔通信中断，应检查相应测控装置电源是否正常，运行指示灯、通信指示灯是否正常。6.7.3站端自动化系统指示某个保护、自动化装置通信中断，应检查保护、自动化装置通信指示灯是否正常。6.7.4装置电源中断应及时恢复供电，如测控装置运行指示灯不亮，可退出遥控压板后重新启动装置,如通信指示灯不亮，可试拔插网络插头。6.7.5整站自动化系统通信中断并在短时间内不能恢复的应按规定加强现场有人值守。7防误操作闭锁装置7.1开关的五防功能的概念7.1.1防止误分、误合开关。7.1.2防止带负荷拉、合刀闸或开关的一次触头。7.1.3防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）。7.1.4防止带接地线（接地刀闸）合开关（刀闸）。7.1.5防止误入带电间隔。7.210kV开关五防功能闭锁7.2.1开关在合闸时，机械闭锁开关，防止带负荷拉合开关一次触头。7.2.2开关在工作位置，闭锁接地刀闸，防止带电合接地刀闸。只有开关手车在试验位置且断开时，接地刀闸才能进行合闸操作。7.2.3接地刀闸未合，闭锁柜门打不开，防止误入带电间隔。只有合上接地刀闸，才能打开柜门。7.3110kV开关五防功能闭锁7.3.1开关闭锁两侧刀闸，开关在合闸时，两侧刀闸闭锁。7.3.2刀闸闭锁接地刀闸，在同一回路中，刀闸在合上时，接地刀闸闭锁。7.3.3接地刀闸闭锁刀闸，在同一回路中，接地刀闸在合上时，刀闸闭锁。7.4微机五防功能7.4.1微机五防功能概况本站微机五防功设备是南阳川光电力科技有限公司生产WS2005型号，主要有微机主机系统和电脑钥匙，是以射频IC识别技术，红外通讯技术、微机技术三方面技术综合，构成一个完善五防功能。7.4.2操作步骤进入系统双击桌面“微机五防管理系统”输入用户名和密码。点击“达浪坷变电站”，进入一次系统图。核对设备状态如果状态与现场实际一致，则按操作；如果不一致，需要手工对位。保证在操作前模拟图上的设备状态和现场的一致。重新操作“操作相关”中“重新操作”，清除以前的操作项并保存当前的设备状态。通讯将适配器下面的功能按钮置于通讯一侧，按动模拟屏上的复位按钮，界时模拟屏会自动和电脑进行对位，取设备的实际状态。模拟在模拟屏上进行模拟操作（注意模拟时不要在屏上不要用力过大，只要轻轻触摸就行了。）传输传输前要打开电脑钥匙电源开关，并且把电脑钥匙选择到“准备通讯”界面下，并把钥匙放入适配器中，同时将适配器下面的功能按钮置于传输一侧，点击模拟屏上的传输按钮，此时会把刚才模拟的东西传到电脑钥匙上。解锁解挂锁的时候，听到“正确，请继续”后按下右侧解锁按钮即可。（注意；按钮一定要按到位）解开关锁的时候，听到“正确，请继续”即可对开关kk把手进行操作。（注意；不要按动电脑钥匙的解锁按钮。返讯把电脑钥匙放入通讯适配器即可返讯。以便使模拟屏记忆住已操作过的设备状态。7.5五防操作时的几个注意事项7.5.1锁已经打开但钥匙程序没有过（程序没有结束）可以把电脑钥匙放入刚才打开的那个锁中，当语音提示“正确，请继续”时按下钥匙右侧解锁按钮即可。（注意；按钮一定要按到位）。即：再开一次锁。7.5.2钥匙程序已过，（程序已结束）但锁没有打开把钥匙放入锁中，再开一次锁，因为它具有“重复上一步”的功能。7.5.3模拟错了怎么办（模拟屏，电脑）模拟屏：手工进行操作，即：通过手动把屏上的设备恢复到操作前的状态，然后按一下屏上的“存储“按钮，然后再进行模拟。电脑上：手工进行操作，即：通过手动把电脑上的设备恢复到操作前的状态然后点击“操作相关”菜单下的“重新操作”即把刚才手工恢复的状态保存一下，然后再进行模拟。7.5.4刀闸：由于我们的设备上的刀闸是连动机构，所以3刀闸在屏上和或者电脑上模拟后，传到电脑钥匙上时不显示。只显示1刀闸或者2刀闸。7.5.5设备对位以先开机的为主。屏先打开，对位以屏为主，电脑（微机五防系统图）取模拟屏的设备状态；电脑先开（微机五防系统图），对位以电脑为主，模拟屏取电脑的设备状态。7.5.6解挂锁和解开关锁时要注意的事项。解挂锁的时候，听到“正确，请继续”后才可以按右侧电脑钥匙解锁按钮解锁，并且；按钮一定要按到位。解开关锁的时候，听到“正确，请继续“后即可对开关kk把手进行操作，但不要按动电脑钥匙的解锁按钮。开关操作完毕后，要稍停留一段时间，让电脑钥匙读一下状态，才能拿下电脑钥匙，不然程序不会结束。7.5.7进行模拟操作时要注意可以在屏上操作，也可以在电脑上操作，但不要同时即在电脑上操作又在模拟屏上操作。7.5.8在模拟屏上进行模拟时要注意在模拟屏上模拟时不要用力过大，只要轻轻触摸就行了。7.6常见问题及处理方法7.6.1软件方面问题：进入软件后，软件上方提示“电脑钥匙通讯口错误”的话，可能是电脑钥匙的传输串口设置错误或者串口被占用。解决方法：用CGDL的账户登陆五防软件，然后在菜单栏找到通讯》钥匙通讯设置，之后打开钥匙通讯口的设置界面。钥匙通讯的波特率为1200，通讯口设置为通讯适配器与电脑连接的串口即可，其他的不需要更改。注意设置完毕后需要重新启动一下五防软件设置才能够生效。如果设置没有问题的话请查看通讯端口是否被占用，可以通过串口调试软件查看。问题：有些临时地线地线号不能用，软件重启也无法解决。解决方法：这种问题一般是由于在地线号在使用中的时候，通过设置设备状态把地线设置为拆除的状态而造成的，想要解决就需要通过设置设备状态，把所有的地线都设置成挂上的状态，之后那些被占用的地线号便会显示出来。然后再通过设置设备状态，把那些没有标示地线号的地线设置成拆除的状态，而有地线号的那些地线如果要设置成拆除状态便需要通过模拟操作，然后把操作传到电脑钥匙，传输之后软件里面选择菜单里的操作票，找到刚才开的那张票，然后选择操作已完成即可，然后再把电脑钥匙里的这张票给清票就可以了。问题：传输后工具栏不见了。解决方法：点击软件上面的退出，然后把软件退出，重新再启动一下即可。问题：出现一个错误的提示框，使操作无法继续进行。解决方法：一般出现这种情况时，鼠标点击不到退出菜单使程序不能正常结束，这时可以调出任务管理器（ctrl+alt+del），然后在进程里面找到CG2004_CZP.EXE，然后将其强制结束后再重新打开软件即可。7.6.2硬件方面问题：用电脑钥匙开锁时没有语音提示或者提示正确后仍然不能解锁解决方法：请检查一下电池的电量是否在3.80V以上，如果低于3.8V的话将不能正常开锁的，此时只用换一块电量多的电池或者对此电脑钥匙进行充电即可。问题：正常开锁后进行下一步时提示错误或者没有提示。解决方法：请核对一下电脑钥匙里显示的操作项，如果是检查项的话请按一下确定按钮。一般在用电脑钥匙操作挂锁时需要等电脑钥匙提示的正确变为结束后在松开白色按钮，否则的话此项不能正常跳过。如果换用另一把电脑钥匙可以正常解锁的话，可能是锁里面的码片与电脑钥匙之间距离有点远，此时需要把码片取出来，然后在码片与锁体之间加一个薄垫片就可以解决。8继电保护、自动装置8.1继电保护、自动装置概述8.1.1110kV设备的保护和主变保护是江苏金智科技股份有限公司生产的，型号是iPACS-3000，其中型号iPACS-5711是110kV线路保护。型号iPACS-5741主变差动保护，型号iPACS-5742是主变后备保护，型号iPACS-5744是主变非电量保护，型号iPACS-5761是110kV是母线差动保护。远动装置中，型号iPACS-5791是远动通信装置，型号iPACS-5795通道接口装置8.1.210kV设备的保护是深圳南瑞生产的SAI200系列，其中SAI-218D型线路保护装置，SAI-208D型母联保护装置，SAI-238D型变压器保护装置，SAI-228D型电容器保护装置，SAI-248D型电动机保护装置，SAI-278D型PT保护装置8.2总则8.2.1电气设备运行禁止无保护运行。8.2.2电气保护定值更改，必须经总工程师批准。 8.3保护简单原理现场PT二次100V、CT二次５A强电变为弱电，经低通滤波、多路切换，经摸拟量变为数字量，经微处理器CPU进行计算和各种保护逻辑原理，达到动作值，动作出口于跳闸或发信号。厂站综合自动化系统采用分层分布式网络结构,整个系统分成管理控制层、通讯层和间隔层。管理控制层提供厂站电气运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备的功能，形成厂站电气设备的监控、管理中心，并可与调度设备实现通信；通讯层实现在管理层和间隔层间及时、准确传递数据，为确保安全、可靠,通讯网络一般采用双网方式,并设置专用通讯处理机；间隔层由监控,保护等设备构成，在网络失效的情况下,网络层设备都能独立完成对设备的监控及保护功能。8.4.继电保护、自动装置装置结构8.4.1结构采用标准机箱，整面板带防护面罩、背插式结构，嵌入式、后接线安装方式，强弱电隔离，大大加强了其产品的电气性能。8.4.2插件本装置的插件上包括了CPU、电源、出口、开入、模拟量采集、操作回路。8.4.3电源、出口及开入量直流逆变电源：DC220V电压输入经抗干扰滤波回路后,利用逆变原理输出本装置需要交流电压,且采用浮地方式,同外壳不相连。另外有一路交流输入。保护、自动装置外部开入回路：设置有8路外部开入回路，均采用ADC220V开入方式，装置软件采取了防抖措施，避免了误发信。逻辑继电器：逻辑继电器由CPU插件直接驱动，这类继电器包括：跳闸继电器CkJ1、合闸继电器CkJ2、备用出口继电器。备用出口继电器可根据需要作为扩展功能用。远动装置网络层支持单网或双网结构，支持100M高速工业级以太网，也提供其它网络；双网采用双发，单收并辅以高效的算法，有效地保证了网络传输的实时性和可靠性；通信协议采用电力行业标准规约，可方便地实现不同厂家的设备互连；可选用光纤组网，增强通信抗电磁干扰能力；利用GPS，采用RS485差分总线构成秒脉冲硬件对时网络，减少了GPS与设备之间的连线，方便可靠，对时准确。人机对话（MMI）插件人机对话（MMI）插件的核心位移高性能单片机，其主要功能是显示保护CPU输出的信息，扫描面板上的键盘状态并实时传送给保护CPU。对保护CPU而言，人机对话插件相当于是它的一个外设。保护CPU与MMI之间通过SPI接口进行通信，其通信速率高达2Mbps，且具有高度的可靠性。采用此种配置方式，既避免了保护CPU大量的总线外引，提高了保护装置的可靠性，提升了装置的性能价格比。8.5继电保护自动装置检查8.5.1装置通电前检查一般调试情况下，不要拔出装置的插件。通电前检查装置外观应完好，应无损坏，端子无松脱，装置参数与要求一致。特别是电源电压、TA额定电流、跳闸额定电流及合闸额定电流等。绝缘检查用500V摇表分别测量端子对地绝缘和电源对地绝缘，绝缘电阻应不小于100MΩ。上电检查按照预先要求设置好装置地址，特别在综保系统尤其注意，按定值清单输入定值到装置中。采样精度检查本装置采样精度无需调节，采样误差应不大于2%。一般情况下，可用微机保护测试仪定性校验。严格要求时，可调整装置各通道系数，使其与准确值一致，同时检验各模拟量通道的各点应正确。具体操作见前所述。保护接点输出校验接点输出，包括信号接点输出校验，可配合定值校验进行。每路接点输出只检测一次即可，其它试验可只观察信号指示及液晶显示。接点输出检测也可通过保护的输出传动菜单进行。该菜单功能可单独对每一路输出驱动。应带开关作一次合、跳闸传动，确认开关正确动作。定值校验装置的保护功能及动作逻辑已经过考验及其它测试，现场调试仅需校验定值，且只需校验某一段定值，其余可由装置保证。跳合闸电流保护试验将保护跳合闸压板投入，模拟故障使保护动作，确认跳合闸电流保持状态完好。进行手动分合闸操作检验该回路的完好性，在手动跳开开关后保护不应重合闸。相序检查线路送电后观察显示器上显示的各相电流、电压量及其相位角，与实际情况应一致。校准时钟检查装置的日历时钟，应该准确，如果不准确，则校准，经校准正常后，可以确信装置正确。8.5.2继电保护自动装置运行中检查定时检查线路或季节检查线路，同时检查线路差动保护光纤。检查中央信号是否正常。检查控制屏（监控系统各运行参数）各仪表显示是否正常，有无过负荷现象；母线电压三相是否平衡、正常；系统频率是否在规定的范围内。检查控制屏各位置信号是否正常。检査二次回路及继电保护各元件有无异常，接线是否紧固，有无过热、异味、冒烟等现象。检查交直流切换装置工作是否正常。检查继电保护及自动装置的运行状态、运行监视是否正确。继电保护及自动装置屏上各小开关、把手的位置是否正确。检査继电保护及自动装置有无异常信号。0核对继电保护及自动装置的投退情况是否符合调度要求。1检查高频通道测试数据是否正常。2检査记录有关继电保护及自动装置计数器的动作情况。3检查屏内电压互感器、电流互感器回路有无异常。4检查屏内照明和加热器是否完好，是否按要求投退。5微机保护的打印机运行是否正常，有无打印记录。6检查微机录波保护和录波器的定值和时钟是否正常。8.6继电保护、自动装置规范设备名称保护名称型号厂家DC电源CT二次PT二次110kV线路及母差保护测控iPAS-5711江苏金智科技220V5A100V母差iPAS-5761江苏金智科技220V5A100V母差充电iPAS-5762江苏金智科技220V5A100V主变差动iPAS-5741江苏金智科技220V5A100V后备iPAS-5742江苏金智科技220V5A100V非电量iPAS-5744江苏金智科技220V5A100V保护测控iPAS-5749江苏金智科技220V5A100V远动远动iPAS-5791江苏金智科技220V5A100V通道接口iPAS-5795江苏金智科技220V5A100V设备名称保护名称型号厂家DC电源CTPT10kV线路综保SAI－218D深圳南瑞220V5A100V10kV母线母差SAI－208D深圳南瑞220V5A100V接地变压器综保SAI－238D深圳南瑞220V5A100V无功补偿电容综保SAI－228D深圳南瑞220V5A100V电动机综保SAI－248D深圳南瑞220V5A100V10kVPT保护SAI－278D深圳南瑞220V5A100V8.7变电站设备配置继电保护自动装置、定值、动作结果设备名称保护名称定值二次值保护动作后果110kV线路差动保护2.4A保护跳线路开关接地距离Ⅰ段保护0.38ohm0.00s保护跳线路开关接地距离Ⅱ段保护0.8ohm0.5s保护跳线路开关接地距离Ⅲ段保护5.13ohm1.2s保护跳线路开关相间距离Ⅰ段保护0.38ohm0.00s保护跳线路开关相间距离Ⅱ段保护0.8ohm0.5s保护跳线路开关相间距离Ⅲ段保护5.13ohm2.3s保护跳线路开关零序过流Ⅰ段保护2.8A0.00s保护跳线路开关零序过流Ⅱ段保护2.5A0.5s零序过流Ⅲ段保护1.5A1.2s零序过流Ⅳ段保护1.5A10S110kV母线母线差动保护2.6A母线上所有开关充电过流Ⅰ保护7.5A0.2s母联开关充电过流Ⅱ保护3.1A0.2S母联开关充电零序过流保护1.8A母联开关主变差动0.4A跳主变高低压开关本体轻瓦斯发信号本体重瓦斯跳主变高低压开关有载轻瓦斯发信号有载重瓦斯跳主变高低压开关油温高发信号压力释放跳主变高低压开关过流Ⅰ段过流Ⅱ段零序Ⅰ段零序Ⅱ段零序过压Ⅰ段零序过压Ⅱ段间隙零序Ⅰ段间隙零序Ⅱ段间隙保护方式投入10kV母线保护差动保护6.0A跳母线所有开关充电过流Ⅰ保护11A0.2s跳母联设备名称保护名称定值二次值投退接地变相间一段过流61A0.3s投入相间二段过流21.5A0.3S投入相间三段过流0.5A1.2S投入反时限过流保护退出过负荷保护退出低电压保护退出合闸加速保护0.5A0.1S投入重合闸保护退出零序过流保护退出10kV电容器(#1.#3)相间一段过流4.2A0.2s投入相间二段过流1.7A0.5s投入相间三段过流退出反时限过流保护退出过电压保护110V3s投入低电压保护50V1s投入电容器不平衡保护2.8V0.2s投入非电量保护退出10kV电容器(#2#4)相间一段过流6.9A0.2s投入相间二段过流2.8A0.5s投入相间三段过流退出反时限过流保护退出10kV负荷开关相间一段过流61A0s投入相间二段过流21.5A0.3S投入相间三段过流2.8A1.2S投入反时限过流保护退出过负荷保护退出低电压保护退出合闸加速保护2.8A0.1S投入重合闸保护退出零序过流保护退出10kV母联100开关备投总投入保护投入联切保护退出过流一段保护投入过流二段保护退出充电保护投入10kV负荷开关(热电线)相间一段过流61A0s投入相间二段过流21.5A0.3S投入相间三段过流3.0A1.2S投入反时限过流保护退出过负荷保护退出低电压保护退出合闸加速保护3.0A0.1S投入重合闸保护退出零序过流保护退出8.8继电保护、自动装置异常和故障8.8.1电源故障，发电源故障报警信号，装置失去作用。检查电源开关，更换电源开关，如果电源模块坏，更换电源模块。8.8.2CPU或其它元件坏，更换保护元件装置。8.8.3继电保护、自动装置误动原因一：直流一点接地，另一点再接地，短接了出口继电器接点；处理：查找直流接地，消除接地故障。原因二：接线错误，极性接反;处理：更改正确接线。原因三：定值计算错误;处理：重新计算，更改定值。原因四:PT二次断线，引起保护动。处理：采取技改方案，防止PT二次断线保护误动作。8.8.4继电保护、自动装置拒动原因一：继电器故障引起保护拒动。处理：更换继电器。原因二：二次端子松动，造成二次回路不通。处理：紧固螺丝。原因三：继电器接点接触不良。处理：清理积灰。原因四：设计不合理，CT饱和，处理：更换ＣＴ。原因五：保护定值错误，处理：重新计算，更改保护定值。9400V站用电9.1运行前检查9.1.1终结所属回路工作票。9.1.2拆除所属回路安全措施。9.1.3测量所属回路绝缘合格。9.1.4检查站用电一次设备接线牢固。9.1.5检查站用电二次回路完好。9.2运行中检查9.2.1检查站用电保护回路完好，运行正常。9.2.2检查站用电一次设备接头无松动发热现象。9.2.3检查站用电无异味、无异常响声。9.3正常运行方式10kVI、II段分别接一台接地变压器，经变压器降压为400V供站用电。正常情况下，不允许长期合环运行，只允许操作短时合环运行。9.4站用电异常运行和故障处理9.4.1一台接地变停电或事故停电，切换到另一台接地变运行。9.4.2站用电全部失电：若外部原因，维持直流电源运行、逆变电源运行，联系调度恢复供电。如短时间不能送电时，由热电供电维持短时运行。若内部原因，尽快查明情况，恢复站用电。9.5站用电负载9.5.1#1交流配电屏直流屏充电I。GISI段环供电源。中普通信屏I装置。#1主变本体箱。10kV开关I段。一楼照明10kV开关室。#1主变保护屏有载调压装置。#1主变检修电源箱。#1主变中性点机构箱。0消弧线圈控制箱。1#1、#4轴流风机箱。2#2、#3轴流风机箱。3消弧线圈室检修箱。4逆变电源旁路电源。5火灾报警装置。6保护屏照明二排环供。9.5.2#2交流配电屏直流屏充电II。GISII段环供电源。中普通信屏II装置。#2主变本体箱。10kV开关II段。二楼照明主控室照明。#2主变保护屏有载调压装置。#2主变检修电源箱。#2主变中性点机构箱。010kV检修电源箱。1#1、#2、#3、#4电容器组环供电源。2消弧线圈室检修箱。3逆变电源正路电源。4事故照明电源。5视屏监控屏。10逆变电源10.1运行方式由两路交流220V电源，一路直流220V电源，正常运行由交流220V供电，直流备用。当交流电源失去，切换到直流电源运行。10.2逆变电源负载10.2.1电网解列装置电源。10.2.2后台电源1。10.2.3后台电源2。10.3逆变电源检查10.3.1检查装置电源电压正常。10.3.2检查正常运行交流供电。10.3.3检查逆变装置运行正常。10.4逆变电源规范1型号220/220—30002直流输入220V3交流输入220V4交流输出220V5容量3kVA6生产厂家万正电气11直流系统11.1直流系统设备规范11.1.1蓄电池规范1生产厂家山东圣阳电源股份有限公司2型号GFMD—200C3容量200Ah11.1.2直流充电装置规范1生产厂家南瑞继远2充电装置型号22010—53交流输入380V4直流输出220V 10A11.2直流系统运行方式11.2.1直流母线上有两组充电电源，一组充电，一组备用，蓄电池容量200Ah，并列在母线上，母线上接有负载。充电应以全浮充电方式运行，即充电装置和蓄电池并列运行，供直流负载。11.2.2直流系统采用双回路交流进线切换装置，当处于正常运行中的交流电源突然出现故障时，该装置会自动将充电装置的交流电源切换至另一路，确保进线电源的不间断运行。11.2.3控制母线电压维持在198～242V，由该系统自动调节，在自动失效的情况下，进行手动调节。11.3直流有两套智能化微机监控装置功能微机装置显示直流系统实时参数，正、负对地电压，正、负对地绝缘电阻、声光报警、历史报警记录，直流系统充电运行工况等。11.4直流系统绝缘的规定11.4.1直流系统绝缘电阻不低于0.5MΩ，否则应查明引起绝缘下降的原因，进行处理。11.4.2直流系统绝缘电阻测量方法：空母线摇表法：用500V～1000V，遥测30秒。电压表测量法：由监控系统中找出合闸母线的电压U，正极对地电压U1，负极对地电压U2，由公式：R=RV（U／（U1+U2）-1）MΩ其中RV——电压表内阻0.1MΩ11.5直流系统运行中检查11.5.1母线电压是否符合要求。11.5.2直流系统绝缘是否合格。11.5.3直流系统各设备运行方式正确，无告警信号。11.5.4直流负荷在正常范围内，各支路负荷保险及接头不发热；按规定时间检查电源侧保险或空开工作状态良好。11.5.5直流母线上一般不允许接临时负荷。如果接临时负荷，必须在空开的下一级装设专用的控制装置及合格的熔断器或空开。11.6蓄电池的规定11.6.1蓄电池的初次充放电一般应采用恒压均充法，用255V恒电压充电。11.6.2蓄电池进行容量检查试验时，放电后的充电应采用限流恒压充电法。先用不大于10A的电流进行恒流充电，待充电到单位平均电压升到2.15-2.30V时，改用平均整体电压255V恒压充电，直到充电结束。充足电的标志，可以在以下两条中任选一条作为判断依据：1）充电时间18～24小时；非深放电时间可短，如20％放电深度的电池，充电时间可缩短至10小时。2）充电末期连续三小时充电电流值不变化。11.6.3恒压充电的电压值，是环境温度为25℃时的规定值，一般环境温度高于25℃时，充电电压相应降低。低于25℃时，充电电压应提高。降低或提高的幅度为每变化1℃每个单体增减0.005V。11.6.4蓄电池放电后应立即再充电，若放电后的蓄电池搁置时间太长，即使再充电也不能恢复其原容量。11.7直流充电装置日常运行、维护操作11.7.1直流充电装置电源模块将输入AC380V三相交流电源，经整流、功率因数校正、滤波、高频逆变、隔离整流转换后，变成DC220V输出。控制电路具有完备的过压、过流、短路保护功能，并能实现故障自动检测，自动报警。所有的报警参数、测量的量程、过欠电压整定值、输入电压、输出电流值均可通过触摸键盘操作调整。11.7.2工作环境检查温度：散热器温度不高于70℃。湿度：不大于90％，无冷凝。洁净度：工作环境应无导电爆炸尘埃，无腐蚀金属和破坏绝缘的气体或蒸汽。静电干扰：系统接地可靠，无其他高频电场的存在。11.7.3检查工作状态11.7.4经常检查交流输入状态、直流输出和电源模块、监控器等部件；检查监控器的报警信号，包括当前报警和历史报警信息。11.7.5开机确认交流输入电压在AC360～AC410V之间，合上供给高频开关电源模块的开关。当输入电压过低或过高时，交流电压显示值将闪烁，同时电源模块不工作；散热器温度和输出直流电压超出正常范围时，对应的显示值也会闪烁,以示故障。当输出电压产生过高后,微机将启动保护,将模块关闭,此时可按一下“确认”键，即可重新启动。