25MW机组电气设备运行规程

1、25MW机组电气设备运行规程1 电气设备部分1.1 系统运行方式1.1.1 66kV系统1.1.1.1 66kV系统采用双母线接线方式。1.1.1.2 66kV母线上连接有复热左右线，1号、2号主变，母联开关，两组电压互感器、氧化锌避雷器，复热左、右线各接一组电压互感器。1.1.2 66kV 系统正常运行方式： a.66kV南、北母线并联运行，母联开关合上。 b.北母：1号主变、复热左线，北母电压互感器、氧化锌避雷器。 南母：2号主变、.复热右线。南母电压互感器、氧化锌避雷器。 c.66kV母联开关的交换功率尽可能小，最大不超过额定值。1.1.3 66kV系统的倒闸操作： a.母联开关断开情况

2、下，严禁66kV母线刀闸操作。 b.为了防止母联开关跳闸，在母线倒闸操作前，应取下母联开关的控制电源保险（拉开小空开）。 c.66kV母线倒闸操作顺序为由东到西依次合上应合上母线侧各刀闸，在由西到东依次拉开应拉母线侧各刀闸。 d.倒母线过程中，如出现南母或北母差动保护闭锁信号，应停止操作，检查二次回路是否断线。 e.在倒闸操作前后，必须认真核对开关、刀闸的位置，确认无误后方可继续操作。1.1.4 66kV线路停、送电原则：a.停电时必须先拉开开关，再依次拉开线路侧刀闸、母线侧刀闸。b.送电操作时，先合母线侧刀闸，再合线路侧刀闸，最后合开关。c.送电时，操作刀闸前必须检查开关在断开位置。 d.6

3、6kV系统刀闸操作后，必须检查分、合闸位置正确，指示器转换正确，合闸位置接触良好。 e.66kV系统设备检修时，必须可靠断开相应的开关、刀闸、交、直流操作电源。1.1.5 母线停、送电原则：a.母线送电时，严禁用刀闸加压。b.禁止用刀闸拉、合负荷电流及空载线路和空载变压器。c.母线和线路停电检修时，必须将电压互感器二次侧开关或保险断开。d.66kV系统拉、合接地刀闸，必须得到调度或值长的命令，合接地刀闸前必须验电。e.66kV系统母线的送电或停电，应用变压器，母联开关及电源线路开关。f.正常情况下，66kV母线不应带负荷停、送电。事故时例外。g.66KV设备停、送电或改变运行方式时，有关继电保

4、护必须采用相应措施。1.1.6 66KV系统允许出现的运行方式：a.任一母线停电检修；b.母联开关停电检修；c.66KV线路停电检修。1.2 66KV系统异常运行的处理1.2.1 频率异常的处理：a.系统频率应经常保持在50Hz，变动范围不得超过0.2Hz。b.系统频率低于49.8Hz时，根据调度命令增加有功出力。c.系统频率将至49.5Hz以下时，主控值班员应不待调度令，立即增加有功至最大并汇报值长。d.系统频率高于50.2Hz时，根据调度命令减少有功出力。e.系统频率高于50.5Hz时，应立即汇报值长，根据我厂情况降低有功出力。1.2.2 电压异常的处理：a.66KV母线电压变动范围，应根

5、据调度下达的电压曲线控制，运行中如不能维持电压在允许偏差范围，应立即汇报调度。b.我厂66KV母线电压低时，应尽可能增加发电机无功出力。c.我厂66KV母线电压高时，应尽可能减少发电机无功出力。1.2.3 66KV系统事故处理1.2.3.1 现象： a.警报，警铃响。 b.现场可能有弧光及爆炸声。 c.表计指示大幅冲击。 d.故障母线上所有开关（包括母联）均跳闸，位置灯闪光。 e.故障母线电压表指示为零，频率表指示自由状态，非故障母线电压、频率可能升高或降低。1.2.3.2 处理 a.复归音响、查看保护。 b.断开故障母线上未跳闸的开关。 c.母线上的主变压器回路进行检查，如无异常则将其倒至非

6、故障母线上，尽快并网。 d.对故障母线进行详细检查，找出、隔离并消除故障点，然后用母联开关对故障母线加压，正常后，将停电线路送电，并恢复正常运行方式。 e.故障点发生在母线上，且一时无法消除时，应将其所带设备倒至非故障母线上，恢复供电。1.2.4 开关失灵保护动作引起母线失压1.2.4.1 现象： a.警报、警铃响。 b.失压母线上除拒动开关外，其余所有开关均跳闸，位置灯闪光。 c.出故障设备保护动作及开关失灵保护动作光字牌。 d.失压母线电压表示为零，频率表指示自由状态，非故障母线电压、频率可能升高或降低。1.2.4.2 处理： a.复归音响、查看告警信息。 b.断开失压母线上未跳闸的开关。

7、 c.应先对其回路进行检查。 d.用母联开关对失压母线加压，将停电线路恢复运行。 e.拒动开关在未查明拒动原因并处理前不得再投入运行。 f.根据开关跳闸情况，保护及自动装置动作情况和其它事故信号以及线路侧事故现象，判明故障点位置并设法隔离、排除。1.2.5 复热左线或复热右线线路故障，保护拒动，由相邻1号或2号主变后备保护动作，引起66kV南或北母线失压1.2.5.1 现象： a.警报，警铃响； b.母联开关和相邻主变开关跳闸，位置灯闪光； c.出1号或2号主变保护动作光字牌， d.南母或北母电压指示为零，故障线路和相邻母线主变有功、无功、电流指示为零； e.事件记录器动作。1.2.5.2 处

8、理： a.复归音响、查看告警信息； b.断开南母或北母线上未跳闸的开关； c.根据我厂线路保护动作情况及现象，判明故障点位置，并设法隔离排除； d.利用系统电源恢复66KV母线运行； e.对66KV母线和主变回路进行详细检查，无异常时尽快并网； f.将停电线路恢复运行； g.保护拒动设备在未查明原因及处理前，不得投入运行。1.2.6 66KV母差保护动作，母联开关拒动，引起66KV南母和北母失压1.2.6.1 现象： a.现场可能有弧光及爆炸声； b.警报，警铃响； c.故障母线上除母联开关外，其余所有开关均跳闸； d.出66KV南母或北母差动保护动作光字牌，也可能出现66KV南母或北母接地光

9、字牌； e.66KV南母、北母电压指示为零，所有功、无功、电流指示为零。1.2.6.2 处理 a.复归音响、查看告警信息；b.保持我厂频率、电压； c.断开母联开关，并将母联开关两侧刀闸断开； d.利用系统电源向非故障母线加压，尽快将我厂与系统并列，停电线路恢复送电； e.对故障母线进行检查，找出故障点，并设法隔离、消除；如故障点一时消除不了，可将无异常的回路倒至运行母线上； f.查明母联开关拒动原因并处理，且母线故障消除后，恢复正常运行方式。1.2.7 66KV线路开关跳闸的现象及处理1.2.7.1 现象： a.警报、警铃响； b.跳闸前电流可能有冲击； c.跳闸开关位置灯闪光； d.有线路

10、保护动作光字牌； e.故障线路有功、无功、电流表指示为零，或一相电流为零； f.事件记录器动作。1.2.7.2 处理： a.首先判明跳闸的线路开关； b.应检查保护动作情况，复归信号，分析了解跳闸原因，并检查开关有无异常，汇报调度，做好记录； c.因人员过失，使线路开关跳闸，应立即同期并列。1.2.8 系统非同期震荡1.2.8.1 原因： a.长线路输送功率超过稳定极限； b.中枢点电压低于事故极限； c.联络线或变压器突然切除，使环状网络突然开环； d.大容量发电机突然切除或失磁； e.发生相间短路故障，特别是邻近大容量电厂和大负荷长线路发生短路故障不能快速切除或快速切除后又重合于故障。1.

11、2.8.2 现象： a.发电机、变压器、线路的电压表、电流表、有功表、无功表指示周期性地剧烈摆动； b.电压下降，震动中心的电压摆动最大，由周期变化降到零； c.频率升高或降低，一般是送电端频率升高，受电端频率降低并略有摆动； d.发电机、变压器发出有节奏的鸣声； e.失去同步的两个电网联络的输送功率往复摆动； f.若是本厂某台机组失步引起的系统振荡，该台失步机组表计摆动的方向与其机组摆动的方向相反； g.靠近振荡中心的发电机强励可能动作。1.2.8.3 处理： a.不待调度令，立即增加发电机无功出力，尽量提高系统电压；自动励磁运行时，不得将其退出； b.如我厂频率降低，应不待调度令，立即增加

12、机组有功出力至最大，如我厂频率升高，应根据情况降低机组有功出力； c.经上述处理仍不能拉入同步，则分析情况，根据调度命令，按调度制定的解列点将失步系统解列，然后重新并列； d.若振荡是由我厂发电机误并列或失磁引起的，应立即断开发电机主开关。1.3.3 66kV断路器的检查1.3.3.1 66kV断路器送电前的检查：a. 有关工作票全部结束，安全措施已拆除，检查和试验人员有可以设备投入运行的书面交待记录；b. 断路器本体及周围无影响设备投运的杂物及遗留物；c. 断路器支柱瓷套、灭弧室瓷套完好无损，SF6气体无泄漏现象，压力表指示正常；d. 开关各机构完好；e. 远方操作合、跳闸试验正常。1.3.

13、3.2 断路器正常运行中的检查：a. 工作人员进入SF6配电装置室，入口处若无SF6气体含量显示器，应先通风15min，并用检漏议测量SF6气体含量合格。尽量避免一人进入SF6配电装置室进行巡视，不准一人进入从事检修工作。b. 断路器机械位置指示、电器位置指示应与实际位置一致。c. 支柱瓷套、灭弧室瓷套完整、无裂痕及电晕放电现象。d. SF6气体无泄漏，压力表指示正常。e. 接线板及引线无过热变色现象，夜间关灯检查无过热发红现象。f. 断路器控制箱、电源箱的门关闭牢固。g. 各控制箱电加热器必须长期投运。1.3.3.3 断路器在故障跳闸后的检查：a. 断路器瓷套有无裂痕、破损现象；b. SF6

14、气体无泄漏，压力是否正常；c. 事故分闸时，断路器是否出现过“SF6压力低”等信号，针对故障后信号情况，重点检查相应设备。1.3.4 66KV断路器异常运行及事故处理1.3.4.1 SF6气体压力低时的现象及处理：a.断路器出“SF6压力低闭锁”信号，断路器跳、合闸被闭锁，应汇报值长，向调度申请将该断路器停运；b.SF6气体严重泄漏时，人员应迅速撤出现场，开启所有排风机进行排风，充分排风后，检修人员到断路器处检查，要采取防止中毒措施，并应站在上风侧，否则不得接近断路器5m以内。1.3.4.2 运行中的断路器发生下列现象之一，应联系调度申请停电处理：a.SF6气体压力低，断路器跳、合闸闭锁信号发

15、出又不能很快充压至正常值时；b.灭弧室瓷套、支柱瓷套严重损坏，造成放电或漏气时；c.断路器内部有异常声音；d.引线连接处松动，严重发热、烧红、烧熔或烧断。1.3.4.3 66KV断路器在操作试验时，开关周围不允许有人逗留。1.4 66kV隔离开关1.4.1 66kV隔离开关简介a.我厂66KV隔离开关采用瓦房店高压开关厂制造GW5A-72.5型交流高压隔离开关。1.4.2 66kV隔离开关操作规定1.4.2.1 隔离开关不能在带负荷电流情况下进行操作，只有当回路中的断路器在断开位置时才能拉合。1.4.2.2回路中未装断路器时，在设备无故障情况下，允许用隔离开关进行下列操作：a. 拉、合电压互感

16、器。b. 无雷雨时拉、合避雷器。1.4.2.3禁止用隔离开关拉合有故障电压互感器和避雷器。1.4.2.4 隔离开关操作完后，应仔细检查操作情况，合闸后动、静触头接触良好，拉开后断开到位，切位置指示器指示与实际位置一致。1.4.2.5 手动拉、合隔离开关应正确，拉、合过程中不能停顿。1.4.3 66KV隔离开关的检查1.4.3.1 隔离开关运行中的检查： a. 隔离开关动、静触头接触良好，无松动、过热、变色现象； b. 位置指示器指示应与实际位置相符； c. 传动杆及销子应完好，无脱落现象； d. 接地刀闸位置是否正确、是否完好或断开到位； e. 控制箱应关闭，以防止进水受潮及小动物进入。1.4

17、.3.2 隔离开关送电前的检查： a. 周围无妨碍运行的杂物和工具等； b. 设备名称、编号等标志正确、清晰； c. 各螺丝接头完好拧紧； d. 隔离开关接触完整清洁，断闸位置正确，接线良好，机械转动灵活，位置正确； e. 隔离开关转动杆完整，销子无脱落，辅助接点完好，位置正确； f. 各瓷瓶清洁，无裂纹和损伤； g. 外壳接地装置完好。1.4.4 66KV隔离开关的异常运行及事故处理1.4.4.1 隔离开关运行中部分过热 a.若为66KV南、北母任一元件母线侧隔离开关过热，应改为另一组母线隔离开关运行。 b.若66KV线路侧隔离开关过热，应汇报调度，减轻负荷，加强监视，待具备条件时进行检修。

18、 c.若为母联回路隔离开关过热，如母线不平衡电流过大，可调整设备运行方式，减少不平衡电流，并加强监视，如发现严重威胁设备安全运行时，应汇报调度，立即停运。1.4.4.2 隔离开关操作失灵 手动操作的隔离开关，合不上或断不开时，应检查机构传动杆闭锁装置等，查明原因通知检修处理，不得加以冲击，强行断合。1.4.5.3 误拉合隔离开关 a.手动操作误合隔离开关时，禁止再把误合的隔离开关拉开，只有断开该回路断路器后，才允许将误合的隔离开关拉开。b.手动操作误拉隔离开关时，隔离开关在触头拉开距离不大于2-3mm时，即发现电弧，此时应立即合上。1.5 66KV母线1.5.2 66KV母线的检查1.5.2.

19、1 母线检修后的检查：a.查工作票完工，安全措施拆除，检修人员测母线绝缘合格，有可以投运的书面交代。b.母线各处应清洁无杂物。c.母线支持瓷瓶无裂纹及破损。d.管母无严重变形位移，无共振现象，伸缩节，消振器良好。1.5.2.2 母线运行中的检查：a.母线应无严重振动位移变形伸缩节消振器完好，大风时，1号主变2号主变连接线会有振动，并不影响运行，但应注意加强检查与监视，并与以前相似运行条件做比较。b.母线及导线接触处无松动脱落，无过热变色，绞线无断股现象。c.支持瓷瓶无裂纹破损及放电现象。d.母线载流量不得超过额定值。1.5.2.3 66KV 母线异常运行及事故处理 运行中若发现母线过热或烧红应

20、：a. 降低发热母线或烧红处的负荷电流，加强监视，注意温度变化情况。b. 若不能维持运行，应立即汇报调度，停用该母线，将故障母线上的所有元件倒至正常母线运行，断开母联开关，将故障母线停电，作好安全措施，通知检修，并汇报有关领导。1.6 6。3kV系统运行方式1.6.1 正常运行方式a. 6。3KV母线接线是双母单分段且分III段运行、带备用母线。b. 6。3KV、段母线经分段644开关并列运行，、母线经分段654开关并列运行，备用母线处于备用状态。c. 6。3KV段母线：1发电机、1主变、硝铵装置甲线、合成氨装置甲线、联碱装置甲线、1炉电源、1消弧线圈电源、段母线电压互感器和避雷器。d. 6.

21、3KV段母线：2发电机、硝铵装置乙线、海水泵房甲线、2炉电源、备用段电源、段母线电压互感器和避雷器。e. 6.3KV段母线：3发电机、2主变、合成氨装置乙线、联碱装置乙线、海水泵旁乙线、3炉电源、2消弧线圈电源、段母线电压互感器和避雷器。1.6.2 允许运行方式a. 1发电机停运时，6.3KV、段母线经母联或分段开关并列运行，、母线经分段开关并列运行，备用母线处于备用状态。b. 2发电机停运时，6.3KV、段母线经母联或分段开关并列运行，、母线经分段或母联开关并列运行，备用母线处于备用状态。c. 3发电机停运时，6.3KV、段母线经分段开关并列运行，、母线经母联或分段开关并列运行，备用母线处于

22、备用状态。d. 1主变停运时，6.3KV、段母线经母联开关并列运行，、母线经分段开关并列运行，备用母线处于备用状态。e. 2主变停运时，6.3KV、段母线经分段开关并列运行，、母线经母联开关并列运行，备用母线处于备用状态。1.6.4 厂用电自动快速切换装置1.6.4.1 概述 6.3KV厂用电自动快速切换装置： 我厂共配置深圳智能设备开发有限公司SID-8BT型多微机同期快切装置3套，1-3炉电源每个分支用一套快速切换装置完成各项操作。SID-8BT型快切装置的主要技术参数参 数 项 目参数范围整定值正常切换允许频率0.101.00Hz0.15Hz正常切换允许压差0%-20%5%正常切换允许功

23、角00-800200事故切换允许电压相量差20%-150%Ue100%Ue低压切换启动电压50%-90%Ue70%Ue母线低压切换延时0.0-10.0S2.0S低压减载起动电压20%-80%Ue70%Ue低压减载延时10-10.0S0.2S低压减载延时20-10.0S1.0S工作断路器合闸时间0-500ms实测工作断路器分闸时间0-500ms实测备用断路器合闸时间0-500ms实测备用断路器分闸时间0-500ms实测备用电源失压电压20%-85%80%工作分支电压额定值40-120V100V工作分支电压转角60000备用分支电压额定值40-120V100V工作母线电压额定值40-120V100

24、V事故切换方式同时/串行同时低压切换方式同时/串行串行自动打印方式YES/NONO1.6.4.2 SID-8BT型多微机同期快切装置功能 a.厂用电断路器的“正常合备用”操作； b.厂用电断路器的“正常合工作”操作； c.厂用电断路器的“起动正常切换”操作； d.厂用电断路器的“事故切换” e.厂用母线负荷等值阻抗实时测量； f.事故前后厂用母线电压及备用分支电流自动录波和学习； g.自动存储切换操作记录； h.自动打印切换操作记录； i.与上位机（ECS）通讯； j.接受全球定位系统（GPS）对时功能。1.6.4.3 厂用电断路器的“正常合备用”操作： a.该操作为单侧无压合闸操作。在操作前

25、，备用电源正常，工作分支和厂用母线均不带电，备用和工作断路器均拉开。如果工作断路器已在合状态，则装置先断开工作断路器，然后再将备用断路器合上。 b.启动方式；由ECS或手动开关提供的开关量信号启动，该信号为短信号。1.6.4.4 厂用电断路器的“正常合工作”操作： a.该操作为单侧无压合闸操作。在操作前，工作分支和备用分支断路器均断开，工作分支电压正常。当装置接受到“合工作”命令后，若满足条件，则合工作分支断路器。 b.启动方式；由ECS或手动开关提供的开关量信号启动，该信号为短信号。1.6.4.5 厂用电断路器的“起动正常切换”操作： a.该操作是将厂用母线电源由工作分支转换到备用分支，或由

26、备用分支转换到工作分支。操作前工作分支断路器与备用分支断路器的状态为互非状态，即一个在合状态，另一个在分状态。先合上原来在分状态的断路器，再断开原来在合状态的断路器，故属同期合闸操作。如先合断路器面临同频同期工况，且同期条件不合格，则自动转串联切换，即先分后合。 b.启动方式；由ECS或手动开关提供的开关量信号启动，该信号为短信号。1.6.4.6 厂用电断路器的“事故切换”操作： a.装置在上电或复位前如无其他切换操作指令，则上电或复位后立即进入准备“事故切换”操作状态。该操作用于在事故发生时自动断开工作分支断路器，合上备用分支断路器，即投入备用电源。 b.事故切换有2种方式：即同时切换和串行

27、切换，在“快切参数”中加以选择。 c.同时切换：是指在继电保护切工作分支断路器尚未完成时,如符合快切条件，则装置随即发出合备用命令,合上备用分支断路器。 d.串行切换：是指在工作分支断路器被继电保护断开后，装置才发出合备用分支命令。 e.如备用分支断路器在事故切换时投到故障母线时上，则备用分支保护可经由装置提供的后加速接点跳闸。 f.当选择同时切换方式时，如工作分支断路器拒动 ，未被继电器保护装置断开，而备用分支断路器又合上了。装置自动切断刚才合上的备用分支断路器。1.6.4.7 厂用母线“低压切换”： a.该切换为非正常情况下的自动切换。切换前，工作分支断路器在合状态，备用分支断路器在分状态

28、。当装置检测到厂用母线电压低于整定的“低压切换起动电压”且超过“母线低压切换延时”整定值时，装置自动切工作分支断路器，合备用分支断路器。 b.该切换有2种方式：同时切换和串行切换，在“快切参数”中加以选择。 c.当TV二次断线时将闭锁“低压切换”功能。1.6.4.8 厂用电工作分支断路器误跳后起动合备用： 该切换为非正常情况下的自动切换。切换前，工作分支、厂用母线和备用分支电压应正常，工作分支断路器在合状态，备用分支断路器在分状态。当工作分支断路器误跳由“合”变为“分”状态时，且工作分支电流小于0.1倍额定电流（即无流），装置根据快切的条件，立即合上备用分支断路器。1.6.4.9 实时计算厂用

29、电负荷等值电抗： SID-8BT在厂用母线正常运行时，实时计算厂用负荷（其中大部分为感应电动机）的等值电抗，根据已知起备变的短路电抗可以确保在事故切换时分配到电动机群上的电压不超过电动机的耐压水平。1.6.4.10自动存储切换操作记录、自动打印切换操作记录 a.装置自动存储切换每一次切换记录，最多能存储8次切换记录。用户可以随时查看或打印这些记录。b.装置每进行一次事故切换后，自动进行打印。进行正常切换切换后是否打印可预先设置。1.6.4.11事故前后厂用母线电压及备用分支电流自动录波和学习 厂用母线因事故断电后厂用母线上电动机反馈电压的变化过程，及备用电源投入时冲击电流的大小及变化都直接影响

30、快切的质量。然而这些变化与发电机负荷、厂用辅机负荷、投入厂用辅机的负荷性质及失电持续时间等有密切关系。因此，实时记录事故前后厂用母线电压及备用分支电流的变化是非常必要的。SID-8BT在事故前后以1000点/秒的采样速度进行录波，并通过自学习软件对录波结果进行分析，并将该次切换过程的偏差进行修正，以备往后更精确地实施事故切换。1.6.4.12 面板布置 a 面板左侧工况指示灯分电源电压指示和合/分控制信号指示，电源灯亮表示电压正常，控制信号为“合”时发红光，：“分”时发绿光。右侧为信号及断路器状态，灯亮表示该信号有效或断路器在合状态，反之，灯熄。 b.复位键用以对装置内各CPU进行复位操作，清

31、除原有显示信号， c.同步表以灯光实时显示当前工作母线电压的相角差及频差方向，提供更为直观的厂用电切换或同期过程状态。1.6.4.13 正常切换由手动启动，可在ECS系统或装置面板上进行。 正常手动切换是双向的，既可以从工作电源切换到备用电源，也可以从备用电源切换到工作电源。事故、低压切换方式分同时切换和串行切换2种方式。我公司厂用电正常切换采用同期切换方式，事故切换采用串行切换方式。a.同时切换：是指在继电保护切工作分支断路器尚未完成时,如符合快切条件，则装置随即发出合备用命令,合上备用分支断路器。b.串行切换：是指在工作分支断路器被继电保护断开后，装置才发出合备用分支命令。1.6.4.14

32、 闭锁报警故障报警故障处理 a.保护闭锁：来自继电保护装置输出开关量。合状态为闭锁快切。用于厂用母线故障时闭锁快切装置动作。当保护闭锁信号解除后，需人工复位装置才能重新进入工作。b.闭锁快切：该开入量用在装置在“事故切换”方式下人工操作厂用电断路器时，事先闭锁事故切换，以免因断路器状态变化引起快切操作，此为长信号。当闭锁快切解除后，需人工复位装置，才能重新工作。c.工作母线TV投入：该开入信号用于反映工作母线TV投入状况，合状态为工作母线TV投入，即TV二次电压信号可用。如此信号断开时将引起装置闭锁，需人工复位才能重新进入工作。当厂用母线TV二次断线时装置报警并且被闭锁，断线信号消失后装置自动

33、复归。d.起动正常切换：来自ECS或手动开关。短信号，操作成功后，装置自动复归，进入待命状态。操作失败时装置闭锁，需手动复归。 e.备用电源失电：装置在事故切换方式时，备用电源电压应一直在正常状态，如果备用电源失电，则装置报警并闭锁装置，电压恢复后，装置自动复位。当备用电源电压低于“备用电源失电电压”时则发出“装置失电”信号。f.厂用电断路器成功完成一次切换（正常和事故切换）则发“切换完毕”信号，如切换不成功，发“切换失败”信号。事故切换后，不论成功是否，装置都自动闭锁，需人工复归。g.在快切过程中，如果装置检测出装置本身有故障，或外部的TV输入信号以及断路器状态异常，则发报警信号。1.8 运

34、行参数的规定1.8.1 允许容量a.各发电机、变压器、电动机、送电线母线、开关、电抗器、电缆正常运行中不得超过规定的容量。b.全套设备的额定容量应按其连接元件中最低者为准。1.8.2 允许温度a.母线及刀闸其接触点最高温度不超过70。 b.各配电室及间隔的温度不超过35。1.8.3 允许绝缘电阻值a.工作电压1000V 以上的设备用1000V摇表测量，每1000V工作电压测量值不低于1M，工作电压1000V以下的设备用500V摇表测量，测量值不低于0.5 M。b.测量项目：相间及各相对地。1.9 备用电源1.9.1 备用电源必须保证一经合闸即可送电。1.9.2 工作电源投入后，备用电源应断开，

35、联锁开关投入。1.10 倒闸操作1.10.1 设备送电前的准备:1.10.1.1 倒闸操作应根据调度和值长的命令执行，倒闸操作须两人进行。一人操作, 一人人监护，并认真唱票。1.10.1.2 倒闸操作前（即送电前）应将设备全部工作票收回，临时安全措施拆除，一，二次回路正常具备投入条件。1.10.1.3 检查： a.设备的开关、刀闸，操作及合闸电源均应在断开位置； b.导线上无短路现象； c.设备本身及周围无遗留工具或杂物等； d.相序及接线正确，连接头牢固； e.开关、刀闸的操作机构良好； f.各处支持绝缘子应清洁，无裂纹及损伤； f.测量绝缘电阻。1.10.2 操作原则的规定a.不准非同期并

36、列；b.不准误停送电；c.母线的送电或停电应用变压器、母联或分段开关；d.允许用刀闸操作下列设备： 1)拉、合电压互感器和避雷器； 2)拉、合不带磁力启动器的低压设备。e.送电时先合高压侧或电源侧开关，后合低压侧或负荷侧开关，停电顺序与上述相反；f.正常情况下母线不应带负荷停送电，事故时例外；g.设备停送电或改变运行方式时有关继电保护必须采取相应措施；h.设备检修或拆开连接头后，在恢复送电前检验相序，电动机只试旋转方向；i.刀闸带辅助接点的，在操作完刀闸一定要检查一下辅助接点接触是否良好；j.备用电源送电后，应试操作一次；k.两段母线并列前如有电压差，应先平衡电压；l.构成环状供电的高压系统禁

37、止用刀闸断开。1.11 事故处理1.11.1 事故处理时运行人员要在值长、班长或调度统一指挥下，沉着、冷静、迅速、正确判断事故的性质，采取有效措施，消除事故根源。1.11.2 事故处理的原则规定a.不管系统和厂内发生任何事故，首先应设法保证厂用电源及机组正常运行，防止事故扩大；b.故障时应在未直接受到故障损害的机组上增加负荷；c.设备故障要看清是何种保护动作，再结合设备实际变化情况，确定故障性质再进行处理；d.设备事故不用操作票，但事故后转为正常临检或修复后恢复送电，仍需严格执行操作票制度；e.故障后对停电的设备，应尽快恢复供电；g.差动、速断及瓦斯保护动作而跳闸的设备，故障没排除不准送电；h

38、.过流保护动作而跳闸的设备，如没有备用电源或备用电源失灵时可强送一次；i.66KV线路故障及时汇报调度，并按调度命令处理；j.事故当时的设备的变化情况，操作处理及时间应详细记录，汇报有关领导，以便事后分析、总结、制定措施。1.11.3 温度超过规定值1.11.3.1 接触点、电缆温度超过规定值，但不甚严重现象的处理： a.减少无功负荷； b.有并列回路的可合上另一回路； c.有备用电源的应投入，停止故障设备； d.设法改善设备的冷却条件； e.采取上述措施无效时，应汇报值长、调度减少有功负荷。1.11.3.2 设备超温严重，烧红甚至熔化现象的处理： a.有备用电源的应投入，停止故障设备； b.

39、无备用电源的，也应立即停止故障设备，汇报有关领导。1.11.4 6.3KV母线单相接地1.11.4.1 现象： 发出警报，小电流选线装置动作，6.3KV母线接地信号表示。1.11.4.2处理：a.确认选线装置选出接地母线或接地线路。b.母线接地，应汇报值长申请停故障母线，倒备用母线，接地故障排除后，重新投入工作母线。c.厂用送电线接地，投备用电源停故障线路，接地故障排除后，恢复正常方式。d.直配线接地，联系化工变电所停故障线路，接地故障排除后，恢复正常方式。1.11.5 66KV线路断线1.11.5.1 现象： a.三相电流不平衡，设备温度高，有异音； b.发电机、变压器三相电流不平衡。1.1

40、1.5.2 处理：属于调度管辖设备，应汇报调度，听候处理。1.11.6 66KV线路短路1.11.6.1 现象：66KV线路保护动作，信号表示，复热左或右线跳闸并发出警报，仪表指示零位。1.11.6.2 处理： a. 复热左或右线跳闸，若造成与系统接列，应保持我厂频率、电压。b. 复热左或右线任一回线跳闸，注意另一回线不准过电流。 c. 汇报调度，听候处理。 d. 检查我厂66kV系统设备。 1.11.7 母线短路1.11.7.1 现象： a.母线（或电源）的保护动作，信号表示，设备跳闸并发出警报，仪表指示在零位； b.母线所接负荷无电。1.11.7.2 处理： a.如果跳闸后，造成发电机单独

41、运行，应保持发电机频率和电压； b.如果66KV母线故障暂时排除不了，尽快将故障母线设备倒至故障非母线运行，停止故障母线运行； c.如果6.3KV母线故障，尽快将故障母线设备倒至备用母线运行，停止故障母线运行； d.检查保护动作情况，备用电源未联动手动合闸一次； e.禁止未查明故障点，进行倒母线操作； f.断开故障设备，恢复送电； g.对上述现象要详细记录，及时汇报有关领导。1.11.8 厂用工作电源跳闸1.11.8.1 现象：工作电源保护动作，信号表示，电源一、二次开关跳闸并发出警报，电源仪表指示在零位，快切装置动作。备用电源或分段（母联）开关联动好，工作电源开关绿灯闪光。1.11.8.2处

42、理：a.检查工作电源两段母线电压正常； b.检查工作电源一、二次开关间，查明故障点，隔离故障点；无故障段工作电源可恢复送电； c.变压器故障跳闸需经检修后方可恢复送电； d.通知检查处理，汇报值长。1.11.8.3现象：工作电源保护动作，备用分支或分段（母联）开关过流保护动作，工作电源母线电压指示零，工作电源开关绿灯亮。1.11.8.4处理：a.查看保护盘上保护； b.对故障段母线全面检查；c.拉出故障段母线二次开关，无故障段母线工作电源可恢复送电；e.如母线无明显故障点，应将负荷全部停电，测母线绝缘良好后，试送空母线（加压），对负荷逐一测绝缘送电； f.如故障母线不能恢复送电时，应汇报值长，

43、并隔离母线。1.11.9 6.3KV直配线跳闸1.11.9.1 现象：直配线保护动作，信号表示，电源开关跳闸并发出警报，电源仪表指示在零位。1.11.9.2 处理： a.联系线路变电所，查明故障原因及故障点； b.检查电源一次开关、电抗器等一次回路； c.故障排除后方可恢复送电。1.12 断路器（开关）1.12.1 运行参数的规定1.12.1.1 允许容量：开关正常运行不准超过额定容量。1.12.1.2 绝缘规定： a.1千伏以上断路器用1000或2500伏摇表测量，测值每千伏不低于1 M； b.0.4千伏以下断路器用500伏摇表测量，测值每千伏不低于0.5 M。1.12.2 运行于维护1.1

44、2.2.1 投入前的准备新装、大修后的断路器，必须经验收合格并有详细的检修交代，工作票全部收回，临时安全措施全部拆除。1.12.2.2 检查： a.断路器本身及套管应清洁，无损伤及裂纹现象； b.主接点(外部可见者)应清洁无烧损； c.六氟化硫断路器压力应保持额定压力0.5MPa ，储能良好； d.断路器各部螺丝无松动； e.操作机构应清洁，辅助接点及插件接触良好； f.真空断路器机械闭锁装置良好； g.断路器本身及邻近无遗留工具及杂物； h.外壳接地应良好。1.12.2.3 测定绝缘电阻（指断路器检修后）1.12.2.4 断路器合、切试操作： a.试验开关合、切各一次应灵活好用，机构部分无卡

45、死、阻滞现象，装有“远方”与“就地”操作按钮的开关，还应在试验位置合、切开关各一次。 b.跳闸失灵的开关禁止投入运行。1.12.3 运行中的检查 正常每四小时检查内容如下： a.开关的合、分闸位置指示正确； b.各部接触有无过热现象； c.有无电晕或放电现象； d.有无异音或震动现象； e.开关机构操作良好； f.开关的各种闭锁装置运行良好； g.套管或支持绝缘子无损伤及裂纹现象； h.6.3KV开关还应检查开关柜上各指示灯完好，且指示正确，开关储能良好，二次部分无异常； i.真空开关应检查灭弧室无异常现象（如内部雾气或金属氧化等）。1.12.4 事故处理1.12.4.1 拒绝合闸现象的处理

46、可以再合一次，无效时应检查： a.查ECS系统是否有故障； b.操作保险熔断或小空开接触不良、电压过低； c.合闸的辅助接点是否良好，操作回路不通； d.合闸接触器是否卡住、线圈是否烧坏、是否良好； e.查铁芯是否卡住、操作机构失灵、闭锁机构未压好； f.储能开关还应检查储能机构是否正常； g.继电保护误动作； h.事故按钮回路是否短接。1.12.4.2 拒绝跳闸现象的处理： a.急需切断时，应手动将开关打跳，但考虑保证开关遮断能力，操作人员站在安全位置。 b.不急需切断时，可以再次切闸、无效时再检查： 1）查ECS系统是否故障； 2）操作保险熔断或小空开接触不良、电压过低； 3）查开关机构是

47、否卡住； 4）跳闸辅助继电器接触不良； 5）二次回路断线； 6）跳闸线圈断线。 c.开关“瓷瓶”断裂，一相未断开，但未造成接地，可打跳一次开关，如果还没断开应将小车开关拉出工作位置（避免单相运行烧损电机），两相未断开关，如厂用电动机，应立即取下保护电源，手动合上开关用瞬停母线断开故障开关，如果是厂用电源，可在空载情况下拉出小车开关或断开刀闸。1.12.4.3 其它异常现象的处理： a.运行中，发现开关有下列情况，应汇报领导，停止该开关运行：1）套管裂纹；2）接触点发热超过70；3）开关支持碍子断裂。 b.运行中发现开关有下列情况，应立即断开或停用故障开关：1）套管炸裂；2）接触点或本身烧红甚至

48、熔化；3）六氟化硫开关压力指示零。1.13 电压、电流互感器1.13.2 运行参数的规定1.13.2.1 绝缘电阻的允许值： a.工作电压1000V以上的用1000V摇表测量，每1000V工作电压不得低于1 M，1000V以下的用500V摇表测量，测值不得低于0.5 M。1.13.2.2 保险丝允许值：一次保险不大于1A，二次保险丝一般不大于2A（特殊要求者除外）。1.13.3 运行与维护1.13.3.1 投入前的检查：a.测量绝缘电阻（指电压互感器检修后）。b.无影响送电的杂物。c.一、二次保险应通路，且接触良好。击穿保险器无损坏。d.各部接线正确牢固，B相或中性点接地良好。e.充油式互感器

49、各部应无漏油。f.瓷瓶套管应无破裂及放电痕迹。g.确认电压互感器回路中无短路情况。1.13.3.2维护检查运行中的电压互感器每四小时检查一次，项目如下：a.电压互感器二次回路不得短路。b.充油式电压互感器油位有无下降或明显漏油现象。c.保险丝及本身各部无放电声及烧坏现象。d.各部接线应无松动，断裂及瓷瓶裂纹现象。1.13.3.3 事故处理 互感器本身温度过高，内部有显著不正常的异音，大量漏油及有火花、放电、冒烟等现象，应立即停止该设备及有关保护运行，汇报有关领导。 a.电压互感器保险熔断处理：现象：1）警铃响“TV断线”光字牌亮。2）电压表指示低或相应相指示零。3）有、无功表指示低或到零。 处

50、理：1）停用可能误动保护及自动装置。2）判明故障TV，并监视相应电流变化。3）二次保险熔断或二次小空开跳闸可试送一次，不成功不得再送，并通知检修处理。4）若高压侧保险熔断，应将TV停电，若熔断两相或一相熔断更换后再次熔断应测绝缘无问题后，更换保险，方可重新投入运行。b.电压互感器着火处理：1）切断电源。2）用干粉灭火器或1211灭火器灭火，禁止使用泡沫灭火器，并采取防止火灾蔓延的措施。3）若引起保护误动，则按有关保护动作处理，若没引起保护误动，则停止可能误动的保护。1.14 电流互感器1.14.1.1 绝缘电阻值的测量 工作电压1000V以上的互感器，用1000V摇表测量，每1000V不得低于

51、1 M，1000V以下的用500V摇表测量，测量不得低于0.5 M。1.14.2 运行与维护1.14.2.1投入前后的检查： a.各部接线正确，螺丝无松动脱落； b.硅橡胶外护套及伞裙表面应光滑、无放电裂纹； c.外壳、中性点接地良好； d.各部件接触牢靠； e.电流互感器二次回路不准开路； f.投入运行后检查有关表记指示是否正常。1.14.2.2 运行中的维护检查 正常每四小时检查一次，项目如下： a.各接头有无脱落、松动或接触不良，有无发热及放电现象； b.硅橡胶外护套及伞裙表面应光滑、无裂纹、无放电现象； c.干式互感器应无受潮现象。1.14.3 事故处理1.14.3.1 电流表、功率表指示零或指示低，电能表不转或转的慢现象的处理：a.如回路开放，应立即将电流互感器回路短路，如果是保护用互感器，除把它短路外，还应将相应保护停用。b.对TA二次回路开路检查还应穿绝缘靴，带绝缘手套。c.如短路试验部件无效时，应检查端子排，互感器出口端子及电缆是否断路，若无效时，应请示值长及厂部领导，停止该设备运行。1.14.3.2 接触松动、冒火花或震动严重处理：a.及时汇报值长及厂部领导设法处理。b.如果是接触