第二届“江苏技能状元”大赛技术文件-变配电室值班电工样本

第二届“江苏技能状元”大赛技术文献变配电室值班电工一、竞赛内容变配电室值班电工竞赛内容参照现行《变配电室值班电工国家职业原则》二级，结合公司生产实际状况制定，高档别涵盖低档别规定。（一）理论知识竞赛1、试题范畴理论知识竞赛内容涵盖电工学及电子技术基本知识、电力生产知识、电气设备知识（变压器、互感器、高压断路器、隔离开关、绝缘子、母线及电缆、电力电容器、避雷器）、识绘图知识（机械制图、零件图及设备原理图、电气一次接线图、电气二次回路图）、计算机基本知识、安全用电知识、法规知识和职业道德等。2、试题类型试题类型为判断题、单选题、多选题。3、竞赛时间及方式理论竞赛时间为90分钟，采用闭卷形式使用答题卡答题。参赛选手自带答题用计算器、2B铅笔、橡皮、深色钢笔或水笔。4、命题方式国家题库抽取与专家命题相结合。提前20天左右发布一定数量样题。正式比赛时，样题内容占70%左右，专家封闭命题占30%左右。样题另行配送至各市大赛筹办委员会技术部。5、计分办法卷面满分为100分，得分乘以20%计入总成绩。6、重要参照资料（1）《变配电室值班电工》国家职业原则二级及如下级别所规定掌握有关理论知识；（2）《电力（业）安全工作规程》。（二）操作技能竞赛操作技能竞赛以变电运营仿真操作和实际操作为主，设备、工器具使用及安全文明生产等操作规范在竞赛过程中进行考查。1、试题范畴（1）变电运营仿真操作，涉及两个项目：①35kV顾客变电站倒闸操作；②变电站异常及事故解决。（2）实际操作，涉及两个项目：①10kV断路器控制回路故障排除；②配电变压器送电前检查、测试。2、竞赛时间操作技能竞赛时间为160分钟，其中每个操作项目40分钟。3、命题方式由大赛组委会技术部组织专家命题，不发布样题。4、竞赛场地（1）竞赛场地和设备型号①35kV仿真变电站变电站仿真系统对变电站一、二次设备全范畴进行建模仿真，详细涉及变电站一次设备、控制系统、量测系统、交流系统、直流系统、继电保护与自动装置和综合自动化系统详细模型，同步考虑变电站仿真详细模型对电网仿真抽象模型影响。变电站仿真系统重要功能有：正常操作、设备巡视、事故和异常模仿、“五防”系统仿真等功能。软硬件配备：硬件：CPU：Pentium=3\*ROMANIII800及以上；内存：1G及以上；网卡：10M/100M。软件：操作系统：WindowsXP；数据库：MicrosoftSQLServer及以上；其他：MicrosoftOfficeExcel及以上。35KV顾客变电所接线图如下：35kV仿真变电站内一二次设备型号详见附件《35kV仿真变电站现场运营规程》。仿真现场如下图：②10kV顾客变电所电气设备型号:高压柜为KYN-28系列、高压断路器型号为VS1、VD4，综合保护装置型号分别为WCB-1.1D和SPAJ140C、变压器型号为SCB10-630/10.5、SG10-630/10.5,低压柜为GCK系列，其高低压一次系统图如下：顾客变现场见下图:③配电实训室：配电变压器设备型号：S11-M-200/10④竞赛设备清单，见表1表1竞赛设备清单序号项目设备1变电运营仿真操作顾客仿真变电站（机房）210kV断路器控制回路故障排除顾客变电站开关柜（KYN-28-10）3配电变压器送电前检查、测试配电变压器（S11-M-200/10）（2）竞赛工具、仪器及耗材清单赛场提供工具、仪器仪表见表2（选手可自带工具和仪器仪表，但不得超过表2所列范畴）。表2赛场提供工具、仪器及耗材清单序号用途设备数量110kV断路器控制回路故障排除螺丝刀（十字，75mm）6把2螺丝刀（一字，75mm）6把3尖嘴钳6把4验电笔（0.4kV）6支5绝缘人字梯6把6数字式万用表6只7安全用品若干8配电变压器送电前检查、测试活络扳手6把9放电棒（10kV及如下）6支10绝缘手套（10kV及如下）6双11测试线6付12绝缘电阻测试仪ZC11D（2500V）6台13QJ23型单臂电桥6台14QJ44型双臂电桥6台15温度、湿度仪6台二、成绩评估1、理论成绩依照答题卡，由读卡机自动评阅。2、操作技能成绩依照在规定期间内选手完毕工作任务状况，根据变配电室值班电工国家职业原则技能规定，由现场操作过程规范性和完毕工作任务质量两某些构成。其中操作规范性成绩依照现场裁判员赛场纪录，由裁判组集体评判；工作任务质量根据选手完毕工作任务数和量完毕状况，由裁判组进行评判。选手在操作过程中浮现违背电业安全操作规程，将予以扣分解决；在威胁人身或设备安全时，裁判员有权及时终结竞赛并判为零分。3、记分办法总成绩=理论得分×20%+（操作技能得分-违规扣分）×80%。三、熟悉赛场4月上旬，大赛组委会技术部安排各参赛队选手到竞赛现场熟悉赛场设备和环境（详细安排另行告知）。四、其她1、本技术文献合用于本次大赛变配电室值班电工竞赛项目。2、本技术文献最后解释权归大赛组委会技术部。五、附件35kV仿真变电站现场运营规程（见下页）35kV仿真变电站现场运营规程版本号[4.2]1总则1．135kV仿真变电站位于**市横塘镇。Ⅰ期工程上容量为10000KVA主变一台。Ⅱ期工程上容量为10000KVA主变一台。35kV为内桥接线；10kV为单母线分段。35kV电源横塘线327线、横珥线325线由220kV**变电站供。横南线151开关、横东线155开关、横北线157开关、横立线159开关、电容器150开关运营于10kVⅠ段；大景线153开关、横镇线154开关、电容器250开关运营于10kVⅡ段。本所横北线157与110kV西门变电站东门线145为联系线。1．2本规程合用于仿真变电站设备运营、操作及事故解决。1．3本规程仅合用于既有设备配备状况和电气接线方式。对后来新增长设备如有特殊运营规定者，将另作规程补充。1．4运维班人员、继保人员、调控员及关于管理人员应熟悉并严格执行本规程以及上级颁发关于规程制度，以保证安全供电。1．5本所为无人值班变电站，应严格执行公司颁发关于无人值班变电站一切规章制度。1．6本所一切操作及事故解决，应严格执行**调度指令。1．7调度命令应由正值接令，并随时做好记录和电话录音。对调度令有疑问必要询问清晰。若调度坚持本来命令，则必要迅速执行。但执行该命令确将危及人身、设备或者危及电网安全时，值班人员应当回绝执行，同步将回绝执行理由及改正指令内容建议报告发令值班调度员和本单位直接领导人。1．8在通讯中断或紧急状况下，值班员可依照本规程事故解决原则自行解决并设法报告调度及县域检修分公司。1．9在现场设备发生更改时，应对本规程关于某些及时进行修改和补充。1．10运营方式：1．10．1正常运营方式：横塘327线供1号主变、2号主变（经35kV内桥300开关），横珥325线热备用（备自投启用）；10kV分段运营，10kV母联100开关热备用。1．10．2其他运营方式：1、横塘327线供1号主变、2号主变（经35kV内桥300开关），横珥325线热备用（备自投启用）；10kV并列运营。2、横珥325线供1号主变（经35kV内桥300开关）、2号主变，横塘327线热备用（备自投启用）；10kV分段运营。3、横珥325线供1号主变（经35kV内桥300开关）、2号主变，横塘327线热备用（备自投启用）；10kV并列运营。4、横塘327线供1号主变，横珥325线供2号主变，35kV内桥300热备用（备自投启用）；10kV分段运营。5、横塘327线供1号主变，横珥325线供2号主变，35kV内桥300热备用（备自投启用）；10kV并列运营。注1、当横塘327线由**变受电、横珥325线由珥陵变受电时禁止通过本所合环。注2、本所横北线157开关与西门变电站东门线145开关联系，当横北线157开关冷备用时，禁止启动横北线间隔柜门。只有当横北线转线路检修时，值班员才可打开该网门。1．11对设备巡视检查、运营操作、事故及异常状况解决等普通原则按市公司颁《变电站通用规程》和关于《调度规程》执行。对本所内有特殊规定设备，本规程中将有详细规定。1．12对所内设立黄砂、灭火机等消防器材，应定期检查维护，使其处在良好备用状态，并通晓用法。主变储油坑排油道应保持畅通。遇有电气设备着火，应及时将关于设备电源切断，然后进行扑救，对带电设备应使用ABC干粉灭火，不得使用泡沫灭火器灭火。对注油设备在切断电源后可使用干燥砂子灭火，在灭火时必要注意人身和设备安全。1．13本规程解释权属县域检修分公司，自批准之日起执行。2高压设备2．1主变压器2．1．1本所本所1号主变压器为SZ9—10000/35型带有载调压开关三相二圈油浸自冷式变压器，2号主变压器为SZ10—10000/35带有载调压开关三相二圈油浸自冷式变压器，其设备规范见附录。主变运营操作、正常巡视及事故解决按按市公司《变电站通用规程》及部颁《变压器运营规程》执行。2．1．2主变有载调压开关操作注意事项：1．操作人员或监控人员应熟悉部颁《有载分接开关运营维修导则》（DL/T574—95）。2．调档操作应按调度命令或下达电压曲线执行。3．每次调档操作先后检查10kV母线电压状况，操作后要及时做好调档操作记录。4．主变满负荷时禁止操作有载调压开关（远方操作时，过负荷闭锁有载调压动作。）5．在调档操作中，手揿按钮时间不适当过长，以免导致持续调档现象。若要调节两档，则应逐级调档，每次调档间隔时间不得少于5秒钟；6．每台主变每天调节次数普通不得超过20次，特殊状况下超过20次以上调节需报请总工批准（每调一种分头为一次）；7．调档操作中浮现滑档现象时，应按紧急停止按钮S5（机构箱内）或监控系统主接线图上有载调压控制“停”按钮图标，然后手摇至所需档位。8．如电动操作失灵，经公司领导批准后可进行手动调节操作。其办法为：装上手摇把，每摇约33圈至位置批示线为一档。由低档到高档应顺时针方向摇，由高档到低档应逆时针方向摇，操作过程中应检查分接变换批示器（一档变换33格，手摇一圈变换一格）指针批示在绿色区域中央位置，操作完毕后应拔出手摇把，并检查档位批示器位置，然后关好操作机构箱门。9．在机构箱内进行手动调压操作时，应将远控/就地转换开关切至就地位置，在监控系统中时，应将远控/就地转换开关切至远方位置。2．1．3主变有载调压开关调档操作环节：1.检查记录10kV母线电压值及档位数。2.合上有载调压开关操作箱内交流空气开关及主变本体端子箱内刀闸（此空气开关和刀闸正常均在合位）。3．由低档调至高档（即1→n）时按S1按钮或按监控系统主接线图上有载调压控制“升”按钮图标，由高档调至低档（即n→1）时按S2按钮或按监控系统主接线图上有载调压控制“降”按钮图标，操作S1、S2在操作机构箱进行，机构箱内远控/就地转换开关切至就地位置，在监控系统主接线图上进行操作时，机构箱内远控/就地转换开关切至远控位置。4.每次调档操作中，主变有载调压开关机械批示档位及监控系统主接线图上遥测显示档位应一致，无异常信号发讯。5.记录10kV母线电压及调档次数。2．1．4当变电站综合自动化系统电压无功综合调节由主站软件自动判断调节，装置依照系统运营状况进行主变档位自动调节。当装置退出或故障时，由监控值班人员或操作人员进行调节。2．1．5有载机构箱内设有驱潮加热器，正常投入。2．2高压断路器2．2．1各电压级别开关正常巡视、倒闸操作、异常状况解决等规定按市公司《变电站通用规程》及部颁《高压断路器运营规程》执行。2．2．2高压断路器配备2．2．2．13真空开关，配弹簧储能操作机构2．2．3ZN72型真空开关按《变电站运营规程》中规定对开关进行普通检查外，还需进行如下检查：1．正常巡视时应检查开关机构弹簧在储能位置，监控系统中未储能信号应不发信。2.正常巡视时应检查开关机构机械批示应与实际一致。3.如因电机损坏或交流电源消失不能电动储能时可进行手动储能，其办法为：将手动储能手柄插入手动储能孔中顺时针方向摇动手柄约25圈至储能完毕即可，检查弹簧储能批示牌在储能位置。2．2．4VD4型真空开关按《变电站运营规程》中规定对开关进行普通检查外，还需进行如下检查：1.正常巡视时应检查开关机构弹簧在储能位置，监控系统中未储能信号应不发信。2.正常巡视时应检查开关机构机械批示应与实际一致。3.操作手车开关前须检查屏面上相应控制开关在“就地”位置，开关在分闸位置。4.如因电机损坏或交流电源消失不能电动储能时可进行手动储能，其办法为：将手动储能手柄插入手动储能孔中上、下摆动手柄（约24下）至储能完毕即可，检查弹簧储能批示牌在储能位置。2．2．535kV、10kV各控制转换开关具备开关操作及遥控方式切换功能。开关操作正常在监控系统中进行，此时需将该“远方本地”转换开关置远方位置，开关遥控操作后其控制把手不必恢复相应位置；如需用控制把手进行开关操作，需将该“远方本地”转换开关置本地位后进行；开关在改冷备用及检修前需将“远方本地”转换开关置本地位置。2．2．635kV、10kV开关柜内设有加热器，当室内温度低于0℃时应投入，高于102．2．735kV、10kV开关容许跳闸次数和退出重叠闸次数：电压级别容许跳闸次数退出重叠闸次数35kV开关（ZN72型）302910kV开关（VD4型）100992．3隔离开关2．3．135kV隔离开关为GN27-35型。检修周期为：2—3年小修一次，5—6年大修一次。2．3．2闸刀验收规范、原则1.操作机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置应安装牢固，动作灵活可靠。2.合闸时，三相不同期应符合规定。110kV及如下10mm。3.相间距离及分闸时，触头打开角度和距离应符合产品技术规定。4.触头应接触紧密良好。5.接地闸刀分合闸操作灵活、合闸接触良好。6.油漆应完整、相色标志对的，接地良好。7.载流某些应清洁、接触良好，触头镀银层无脱落。8.绝缘子表面应清洁，无裂纹、破损等。9.闸刀底座转动某些灵活。2．3．3高压隔离开关巡视、操作及异常状况解决按市公司颁《变电站通用规程》执行。2．4电压互感器及电流互感器2．4．1电压互感器（如下简称压变）和电流互感器（如下简称流变）正常巡视检查和异常状况解决见市公司颁《变电站通用规程》。2．4．2压变冷备用状态，其高、低压侧均应在断开位置。无高压闸刀压变当低压熔丝退出后，即处在冷备用状态。将压变停用应按照先低压后高压顺序，投运时顺序与此相反。2．4．335kV主变开关转冷备用，其相应压变应改为冷备用；10kV母线改为检修时，其相应压变应改为冷备用。2．4．435kV、10kV压变二次侧并列操作须分段（内桥）开关至运营状态下方可进行，但两组压变二次回路不得长期并列运营。用一组压变兼供另一压变（压变为冷备用或检修，母线或线路运营）时，分段（内桥）开关应在运营状态，压变二次侧进行并列。2．4．510kV系统发生接地时，不得操作压变刀闸，压变容许持续运营时间普通不得超过两小时。2．4．6停用压变时应先考虑压变所带保护及自动装置，为防止误动可将关于保护及自动装置停用。如压变二次回路并列时，所带保护及自动装置可不断用，保护及自动装置投运方式不须调节。2．4．7压变停用或压变二次侧空气开关断开或二次侧熔丝断开恢复不上时，应将相应低周作相应调节。保护停用，紧急状况下除外，普通均应在得调度允许后方可执行。2．4．8当浮现流变开路时，应穿绝缘靴，戴绝缘手套，用短接线将二次侧进行短路。如负荷电流较大时，应尽量减少负荷后将其短路。如是保护级开路，应将相应保护停用后再行解决。2．4．9流变正常不得过载运营。2．5电容器及电抗器2．5．1为了提高10kV系统功率因素，减少线损，改进供电电压质量，本所10kV系统设有一组（160）TBB13（F）-10-1200/100AK型、一组（150）TBB12-10-1200/100M-2A2．5．2在用主变有载调压开关或电容器调节10kV母线电压时，应优先运用电容器并尽量使电容器处在运营中。当电容器投入后，系统电压仍达不到规定期再调节主变有载调压开关。2．5．3当10kV母线电压达到10.7kV以上，靠主变有载调压开关已无法调低电压时，须将电容器切出。2．5．4电容器投切与否，由监控人员依照10kV母线电压状况随时进行调节。2．5．5电容器开关或电容器由运营改为冷备用或检修状态须得到调度允许后方可执行。2．5．610kV母线送电时，应先送各路出线，最后依照10kV母线电压决定与否将电容器投入。2．5．7将10kV母线停电时，应先将电容器切出，再停各路出线。2．5．8电容器不得未经充分放电而合闸。电容器开关拉闸或保护动作掉闸压变放电后至少须三分钟后方可合闸。电容器侧刀闸拉开后接地不作为检修接地，电容器检修时须另加接地线。2．5．9电容器巡视项目、运营注意事项、事故解决按市公司颁《变电站通用规程》执行。2．6防雷设备2．6．1防雷设备巡视、操作及异常状况解决按市公司颁《变电站通用规程》执行。2．6．2JSH型避雷器在线监测器：2．6．2．1功能：监测运营电压下通过避雷器泄漏电流峰值，可以有效地检测出避雷器内部与否受潮或内部元件与否异常等状况。2．6．2．2金属屏蔽环：将瓷套外表漏电流引入地中。2．6．2．3运营注意事项：1.监测器观测孔不能有小水珠，若发既有大量水珠，则监测器密封性能不良。2.定期记录泄漏电流，观测批示与否一致。如发现表计批示变化异常及相监测器红色发光管发亮，应及时报告。3.泄漏电流变化超过20％，应加强观测；若比原始值增大30％，必要警惕，安排检测；若比原始值增大50％，则需及时退出运营。4.如批示减少，甚至到零，因素有二：（1）、绝缘底座绝缘下降诸多或被短路。（2）、指针或监测器内部元件被破坏。5.雨天及大雾天，泄漏电流将普遍增大。6.运营电压有波动，泄漏电流表计批示也将变化。7.JSH—型uS表批示：若在绿色范畴内，阐明污秽不严重；若在红色范畴内，阐明污秽严重，需及时清扫。3防误操作闭锁装置3．1防误装置运营管理规定：3．1．135kV开关柜装有JS型机械程序锁和电磁锁防误操作闭锁装置，10kV开关柜装有JS型机械程序锁、JSXGN—10型箱式机械程序和电磁锁防误操作闭锁装置。操作中如发现防误装置打不开等问题时，禁止擅自解锁或更改操作票，必要先停止操作。应一方面检查操作环节与否对的，然后再次检查操作“四核对”内容(即核对模仿图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备实际位置及状态)执行状况与否有误，确认被操作设备、操作环节对的无误后，然后查明防误装置失灵因素，解决被操作设备缺陷，并报告调度和生产技术部。如因锁具失灵，则按防误装置解锁规定，得批准后方可解锁。在恢复操作时，必要重新进行“四核对”。3．1．2解锁钥匙，统一置于专用信封内（按电压级别分别装入若干信封），加封良好。如需启用时，应报告生产技术部负责人，得其批准后方可解锁，并做好相应解锁记录，以便检查。3．1．3操作完毕后，应及时把解锁钥匙放入专用信封内，由所长检查后加以封存。如所长不在变电站时，则由值班员代为加封。3．2防误闭锁装置：3．2．135kV设备采用机械程序锁及电磁锁防误装置：3．2．1．1主变开关柜：1.在开关柜端子排处安装了电控锁，当开关拉开后方能取出钥匙进行本单元闸刀操作。2.后柜门即装有机械程序锁，又装有电磁锁。电磁锁电源回路取安装于进线侧带电显示屏一付接点，在带电状况下闭锁住门。（通电后按红色按钮，手柄向右旋转45°角），再开门锁。3.关闭后柜门：先关门锁，然后关闭电磁锁（通电后按红色按钮，手柄向左旋转45°角），再开闭程序锁。4.主变2字闸刀安装双芯机械程序锁，操作该闸刀条件是：本单元钥匙+35kV内桥单元钥匙。5．1、3字闸刀之间采用机构联锁，操作顺序为：先合3字闸刀，后合1字闸刀；先拉1字闸刀，后拉3字闸刀。6.主变开关检修：分断路器→取下钥匙→拉开1字闸刀→拉开3字闸刀→打开前门→打开后门。3．2．1．2内桥开关柜防误装置：与主变单元相拟。1.在开关柜端子排处安装了电控锁，当开关拉开后方能取出钥匙进行本单元闸刀操作。2.1、2字闸刀之间采用机构联锁，操作顺序为：先合2字闸刀，后合1字闸刀；先拉1字闸，后拉2字闸刀。3.开关转检修：分断路器→取下钥匙→拉开1字闸刀→拉开2字闸刀→打开前门→打开后门。3．2．210kV设备采用JSXGN—10型箱式机械程序和电磁锁防误装置：1．开关与闸刀之间存在机构联锁，当开关拉开后，方能转动“闸刀操作手柄”，进行闸刀操作。2．闸刀之间采用机构联锁，操作顺序为：先合1字闸刀，后合3字闸刀；先拉3字闸，后拉1字闸刀。3．开关柜前门与1、3字闸刀之间采用机械联锁：1、3字闸刀在合闸位置门打不开，门在打开位置1、3字闸刀合不上。4．打开开关柜前门有二个条件：1、3字闸刀在拉开，闸刀操作柄旋至“检修”位置。5．开关柜前门与开关柜后门间采用机械程序：打开柜前门→取下机械程序钥匙→打开柜后门。6．机械程序钥匙在取下位置，开关柜前门不能关闭。7．10kV主变开关前柜门，即装有机械联锁（与馈线相似），又安装了电磁锁。电磁锁电源回路取安装于主变开关与主变间带电显示屏一付接点。在带电状况下闭锁住门。8．10kV分段分为两个柜，开关与2字闸刀合为一柜，1001闸刀为一柜。开关与闸刀之间即装有机械联锁，又装有程序锁。闸刀与柜门之间即装有机械联锁，又装有程序锁。9．停电和检修顺序：分断路器→手柄旋至“分断闭锁”位置→分下隔离→分上隔离（停电操作结束）→手柄旋至“检修”位置→开前门→开后门（此时开关柜处在检修状态）。10．10kV馈线送电顺序：关后门→关前门→手柄旋至“分断闭锁”位置→合上隔离→合下隔离→手柄旋至“工作”位置→合断路器。3．2．310kV电容器组机械程序和电磁锁防误装置：1.接地闸刀闭锁电容器开关。当接地闸刀在合闸位置，电容器开关不能合闸。2．接地闸刀与电容器组网门之间互为闭锁。4继电保护4．1主变保护4．1．1主变保护测控装置由DMP322型变压器保护、DMP323H型主变高后备保护、DMP323L型主变低后备保护、DMP309A型主变测控单元、DMP3033型（1号主变）、DMP3032C型（2号主变）操作箱构成。4．1．2保护装置巡视、监视规定：1．上电或复位后，液晶显示电流、频率、保护信息等。2．正常运营时，运营灯为绿色。3．运营灯为红色则表达事故或异常。4．1．3主变保护压板：4．1．3．11号主变主变保护压板：压板编号保护名称跳闸开关操作规定1ZLP11号主变差动跳301301正常投入1ZLP21号主变差动跳101101正常投入1ZLP31号主变差动跳300300正常投入1ZLP41号主变过载启动风冷退出不用1ZLP51号主变过载闭锁有载调压正常投入1ZLP61号主变差动闭锁备自投正常投入1WLP11号主变本体重瓦斯跳闸301、101300正常投入1WLP21号主变有载重瓦斯跳闸301、101300正常投入1YLP1号主变压力释放跳闸301、101300退出不用（信号）1HLP11号主变高后备跳301301正常投入1HLP21号主变高后备跳101101正常投入1HLP31号主变高后备跳300300正常投入1HLP41号主变高后备闭锁备自投正常投入1LLP21号主变低后备闭锁备自投退出不用1LLP11号主变低后备跳101101正常投入1LLP31号主变低后备跳分段100正常投入4．1．3．22号主变主变保护压板：压板编号保护名称跳闸开关操作规定2ZLP12号主变差动跳302302正常投入2ZLP22号主变差动跳102102正常投入2ZLP32号主变差动跳300300正常投入2ZLP42号主变过载启动风冷退出不用2ZLP52号主变过载闭锁有载调压正常投入2ZLP62号主变差动闭锁备自投正常投入2WLP12号主变本体重瓦斯跳闸302、102300正常投入2WLP22号主变有载重瓦斯跳闸302、102300正常投入2YLP2号主变压力释放跳闸302、102300退出不用（信号）2HLP12号主变高后备跳302302正常投入2HLP22号主变高后备跳102102正常投入2HLP32号主变高后备跳300300正常投入2HLP42号主变高后备闭锁备自投正常投入2LLP22号主变低后备闭锁备自投退出不用2LLP12号主变低后备跳102102正常投入2LLP32号主变低后备跳分段100正常投入4．1．4DMP300型保护装置面板操作见附录B关于内容。4．210kV线路保护4．2．110kV线路采用DMP313B型微机保护装置。保护配备如下： 1、电流速断保护 2、限时速断保护（后加速）3、过电流保护4、PT断线5、CT断线6、零序方向保护7、重叠闸（不相应启动、保护启动）4．2．210kV分段100开关采用DMP315型微机保护装置。保护配备如下：1、电流速断保护2、限时速断保护（后加速）3、过电流保护（后加速）4、CT断线注：电流速断、限时速断、过流保护正常停用，对空母线充电时启用（保护投退需设ON）。4．2．3保护装置巡视、监视规定：正常运营时，运营灯为绿色，有故障或异常时为红色。开关分、合位置批示灯批示对的。液晶显示对的。各保护压板投退对的。微机保护交流开关、直流开关均投入位置。4．2．4保护压板：XLP1：保护跳闸压板XLP2：保护合闸压板4．2．5微机保护投入运营和退出运营操作：4．2．5．1投入运营操作：1、合上微机保护交流开关、直流开关。2、检查保护定值符合整定规定。3、检查无其他异常信号。4、校对装置实时时钟。5、投入微机保护屏压板XLP1、XLP26、按调度规定将开关投入运营。4．2．5．2保护停用操作：XLP1保护跳闸压板为保护共用硬压板，每种保护均设有软压板，保护全退出取下XLP1，停某套保护只须退出软压板。4．2．5．3单独重叠闸需退出时，只取下保护合闸压板XLP2。4．2．6微机保护动作后解决：1、详细记录下保护动作发信状况。2、复归信号。3、报告调度保护动作及开关跳闸状况。4．2．7微机保护装置告警信号发出后，应依照显示告警信息，如是PT断线等告警，则应检查其因素，消除发讯因素后，复归告警信号，报告调度和生产技术部，如是保护装置异常或硬件故障等告警，则应及时报告调度和生产技术部，听候解决。4．2．8DMP300型保护装置面板操作见附录B关于内容。4．310kV电容器保护4．3．110kV电容器采用DMP331型微机保护装置，保护配备如下： 1、限时速断 2、过流保护3、过电压保护4、低电压保护5、PT断线闭锁6、零序过压7、CT断线报警8、机卡保护4．3．2保护装置巡视、监视规定：类同10kV线路保护。4．3．3保护压板：DLP：保护跳闸压板4．3．4微机保护动作后解决：1、详细记录下保护动作发信状况。2、复归信号。3、报告调度保护动作及开关跳闸状况。4．3．5微机保护装置告警信号发出后，应依照显示告警信息，如是PT断线等告警，则应检查其因素，消除发讯因素后，复归告警信号，报告调度和生产技术部，如是保护装置异常或硬件故障等告警，则应及时报告调度和生产技术部，听候解决。4．3．6DMP300型保护装置面板操作见附录B关于内容。4．4监控系统：4．4．1本所设有DMP300型综合自动化系统，具备数据采集及解决、监视及控制、与各保护装置通讯，上传开关位置及保护告警、动作状况及遥控操作等功能，监控人员应熟悉其用法，禁止在本地监控系统中进行其他无关操作。禁止将其他无关软盘、光盘插入本地监控系记录算机中使用，以防病毒侵入。4．4．2在监控系统中进行遥控操作前需将各开关“就地－远方”转换开关QK切至“远方”位置。4．4．3各监控、保护单元装置时钟在投运时必须校对实时时钟，后来每月1日检查校对一次。4．4．435kV及10kV开关、主变有载分接开关可在监控系统上进行遥控。4．4．5在对监控装置软、硬件进行改动、调换（涉及消缺）有也许影响监控系统遥控逻辑及监控回路，必要在现场运用监控系统对被试设备进行跳合实验，以保证监控装置跳合对的性。对一次设备运营状态下在监控系统上工作，工作前应将远方/就地控制开关打在就地位置。保护人员工作结束恢复远方位置前应采用相应测量手段来保证遥控装置完好，并经监控人员确认。4．4．610kV线路保护具备接线选线功能，当10kV系统发生接地时，应一方面运用监控系统提供接地告警信息，报告调度，按调度命令用监控系统提供接地选跳功能查找接地线路。接地告警信息窗口不得关闭。在监控系统中一次系统图上点击画面索引，按接地选跳按钮进入接地选跳功能。4．5电压并列装置：4．5．1本所10kV采用DMP304型微机电压切换装置。4．5．2压变并列时，应先将分段开关合上，待一次并列后，方能二次并列。4．5．3压变二次通过度段开关、分段闸刀常开辅助接点及压变闸刀常闭辅助接点来达到并列。只有在拉开某一压变闸刀时，二次侧方能并列。此时，并列批示灯亮。4．6备用电源自投装置：4．6．1本所110kV采用DMP3611型微机备用电源自投装置（如下简称备投装置）。备自投装置启用与停用均应按调度命令执行。4．6．2备自投动作鉴别条件：1、供电线路无压。2、供电线路无流。3、备用线路电压正常。4．6．3备自投方式：1、横塘线供1、2号主变，横珥线备自投。2、横珥线供1、2号主变，横塘线备自投。3、横塘线供1号主变，横珥线供2号主变，桥开关备自投。4．6．4备自投装置投退操作：4．6．4．1启用备自投装置：1、调节一次接线方式满足备自投启用条件。2、检查横塘线、横珥线线路压变均运营。3、投入备自投装置电源小开关，检查备自投装置运营正常，装置面板上运营监视灯亮，无其他异常信号发讯。(在备自投投入状况下,检查充电应正常)4、检查并校对装置时钟。5、检查备自投装置显示各开关状态及备自投方式对的。6、测量各开关跳合闸出口压板两端无电压后，将其投入。4．6．4．2停用备自投装置：取下各开关备自投跳合闸出口压板。4．6．5下列状况下须停用备自投装置：1、35kV压变停运。2、横塘线或横珥线有“线路无压”信号时。3、横塘线或横珥线线路压变二次回路有工作时。4、横塘线或横珥线二次电压回路“断线”信号发信且不得复归时。5、备自投装置自身异常且不得复归时。4．6．6备自投装置压板配备：BLP1：备自投跳1号主变301开关BLP2：备自投合1号主变301开关BLP3：备自投跳2号主变302开关BLP4：备自投合2号主变302开关BLP5：备自投合内桥300开关4．6．7备自投装置动作解决：当备自投装置动作，操作班人员应到现场进行如下解决。1、检查记录装置动作。2、检查失电线路状况，如线路为瞬时故障，检查装置自投条件与否就绪。3、报告调度，听候解决。4．6．8备自投装置异常或故障解决：当备自投装置发生故障后，应检查备自投装置显示，依照显示内容进行相应解决，如为压变二次侧空气开关跳开，则应恢复：如为装置自检故障，则应及时报告调度和生产技术部，等待解决。4．6．9备自投装置控制字：01横塘线备用自投ON02横珥线备用自投ON03桥开关备自投ON04线路检有压ON05线路检无流ON06开关拒动告警ON07全所无压告警ON08母线PT断线告警ON09线路PT断线告警ON4．6．10DMP300型保护装置面板操作见附录B关于内容。5所用变5．1所用变正常运营方式：5．1．1本所装有两台所用变，其设备规范见附录，一台所用变运营于10kVⅠ段母线，命名为10kVI号所用变；一台所用变运营于10kVII段母线，命名为10kVII号所用变。两台所用变低压侧不得并列运营。5．1．2正常运营时，10kVI号所用变与10kVII号所用变均投入运营，10kVI号所用变供交流Ⅰ段母线，10kVII号所用变供交流Ⅱ段母线。当某所用变失电后，有电所用变通过接触器3C向失电交流母线供电。5．1．3所用变送电操作顺序应先合高压侧，后合低压侧；停电顺序与此相反。5．2所用电配电开关：直流充电电源Ⅰ火灾报警装置户内照明配电箱1号主变有载调压10kV开关柜检修电源直流充电电源Ⅱ2号主变有载调压动力箱保护装置35kV开关柜通信5．3所用电自切装置每月进行一次自切实验，其实验办法如下：5．3．1检查两台所用变均在投入位置，电源批示灯应亮。5．3．2检查备用电源切换开关确在投入位置。5．3．3拉开10kVI号所用变电源开关1ZK。5．3．4检查所用电Ⅰ、Ⅱ段母线电压批示正常（通过交流接触器3C并列）。5．3．5合上10kVI号所用变电源开关1ZK。5．3．6拉开10kVII号所用变电源开关2ZK。5．3．7检查所用电Ⅰ、Ⅱ段母线电压批示正常。5．3．8合上10kVII号所用变电源开关2ZK。5．4所用电巡视检查：巡视按公司颁《变电站通用规程》执行。5．5所用电失电后解决：当所用变失电后检查应尽快调节一次运营方式来恢复供电。5．6所用变操作：5．6．1所用变启用：1、检查10kVI号所用变低压侧开关1ZK确已拉开2、检查10kVI号所用变投入开关KK确已拉开3、检查10kVII号所用变低压侧开关2ZK确已拉开4、检查10kVII号所用变投入开关KK确已拉开5、检查备用电源切换开关确在退出位置6、合上10kVⅠ段母线压变所用变1015闸刀7、合上10kVI号所用变低压侧开关1ZK8、合上10kVI号所用变投入开关KK9、检查所用电电压批示正常10、放上10kVII号所用变跌落式熔丝11、合上10kVII号所用变低压侧开关2ZK12、合上10kVII号所用变投入开关KK13、将备用电源切换开关切至投入位置5．6．210kV所用变停用：1、检查备用电源切换开关确在投入位置2、检查10kVII号所用变低压侧开关2ZK确在合上位置，电源批示灯亮3、拉开10kVI号所用变低压侧开关1ZK4、检查所用电自动切换正常5、拉开10kVⅠ段母线压变所用变1015闸刀5．6．310kV所用变启用：1、合上10kVⅠ段母线压变所用变1015闸刀2、合上10kV所用变低压侧开关1ZK3、检查所用电电压批示正常6直流系统6．1蓄电池及整流装置：6．1．1蓄电池正常运营方式：本所直流系统采用三只HDS2—2型充电模块，配备一组（18只）100Ah免维护电池组。6．1．2蓄电池运营监视：每月底测量蓄电池电压，定期检查集中监控器上显示各蓄电池电压、各电源模块电压及绝缘状况，发现异常及时报告工区，直流控制母线电压在220V左右。6．2JYM-1型绝缘监测仪：6．2．1功能：绝缘监测仪用来监测母线和支路绝缘下降状况。6．2．2面板批示灯：电源：绿色，表达电源输入正常。运营：绿色、闪亮，主机运营正常。告警：红色，发生绝缘故障时亮。6．2．3、注意事项：当浮现绝缘监测仪在开关接通状况下，电源批示灯不亮时，应检查熔丝与否正常。6．2．4、直流电源支路数：20——35KV内桥开关储能21——10KVPT柜储能22——10KV横北线储能25——10KVPT柜控制26——主变屏控制27——综合屏控制28——通信电源6．3直流系统巡视项目、注意事项：参照《变电站通用规程》7倒闸操作普通操作原则：7．1操作前先将转换开关切至就地位置，再进行操作。7．2停电拉闸操作必要按照开关——负荷侧闸刀——母线侧闸刀顺序依次操作；送电合闸操作应按相反顺序进行。严防带负荷拉合刀闸。7．3主变、压变、所用变停电顺序应从低压侧到高压侧，送电时顺序与之相反。7．4开关检修、继保检查工作时，应退出开关操作能源、直流熔丝、其他保护联跳本开关回路及其联跳其他开关回路。结束后，应检查整个送电范畴内无遗留接地线。7．5主变2字闸刀，必要相应主变开关及桥开关在断开位置方能操作。7．635kV1、2段压变分别接于主变301开关（302开关）与3闸刀之间，当主变开关转为冷备用时，压变也须转为冷备用。7．735kV开关分合操作时应考虑备自投装置投退或进行调节。7．8本章所列操作票不作典型票，填写操作票时应依照当时运营方式及运营规定、调度定值单、调度令、本规程关于规定及其他关于规程和规定进行。8事故及异常状况解决8．1事故解决原则：8．1．1变电站发生事故或异常状况时，应及时查明保护装置动作状况，记录并恢复动作信号，迅速报告调度，依照调度命令进行事故解决，若事故危及人身及设备安全时，则先作紧急解决后再作报告，整个解决过程须详细记录并录音。8．1．2在事故及异常状况解决告一段落后，须将事故发生及解决过程向生产技术部领导报告，紧急状况须及时报告。在向调度及生产技术部领导报告时，应准时间顺序将事故发生时间、象征、开关掉闸状况、保护及信号动作状况、解决办法、设备状况等详细阐明。8．1．335kV母线电压消失后，可保存原运营中1号主变301开关或2号主变302开关作为电源开关，检查35kV设备有无异常和保护动作状况、作出是上一级开关跳闸还是35kV系统故障判断。普通35kV母线失电后，均应等待对侧送电或按调度规定解决。8．1．410kV母线电压消失后，拉开10kV各出线开关，检查主变10kV侧开关跳闸状况，有无保护动作及10kV母线有无异常，作出是上一级开关跳闸还是10kV系统故障判断。8．1．5主变开关动作跳闸后，一方面检查保护动作状况，依照动作状况作相应检查，未查明跳闸因素之前不得合闸送电。8．1．6瓦斯保护动作，重点对变压器本体和有载调压开关进行检查。8．1．7差动保护动作，重点对主变各侧开关流变之间母线桥、套管、绝缘子及变压器本体运营检查，并注意对瓦斯继电器进行检查。8．1．8主变复合电压闭锁过流保护动作后，重点对10kV某些一次设备和保护动作状况进行检查，但对主变其他保护动作状况和主变本体也应作相应检查。8．1．9低周保护动作跳闸后，不得自行合闸送电。注：各开关和保护装置动作后解决见《调度规程》、《变电站通用规程》和本规程关于章节。8．2异常状况解决8．2．1直流消失：1、控制保险熔断或接触不良。2、控制回路或保护回路有短路故障。3、直流屏10kV总控制电源保险熔断或接触不良。8．2．2开关误合：1、直流两点接地。2、合闸控制回路与正电源间存在短路故障。8．2．3分闸操作时浮现拒分现象，应及时退下该开关控制熔丝，然后再分析检查拒分因素，以防烧坏分闸线圈。8．2．410kV母线接地信号发讯后，应通过检查母线电压批示状况，作出是系统接地还是压变高压熔丝熔断判断。母线电压批示一相减少，其他两相升高，则为系统接地；母线电压批示一相或两相为零，其他两相或一相正常，则为压变高压（或低压）熔丝熔断。注：各机构及保护装置异常状况解决见《调度规程》、《变电站通用规程》和本规程关于章节。9消防设施9．1变电站配备消防设施：1、火灾自动报警系统。2、ABC干粉灭火器。3、消防箱（黄沙）。9．2消防设施配备：部位ABC干粉灭火器消防箱消防桶消防锹4kg（只）25kg（只）10kV开关室62控制室31主变41143生活区319．3消防设施关于规定及巡视检查项目见《变电站通用规程》。

附录ADMP300型保护测控装置使用阐明A．1DMP300保护测控装置使用阐明A．1．1装置面板布置DMP300型变电站综合自动化装置显显示窗取消复位运营取消复位跳位确认确认合位+—+—“运营”批示灯：装置运营若无事件及异常信号，则运营灯为绿色。有事件及异常信号，则运营灯为红色。A．1．2装置操作功能键盘：“确认”：进入主菜单或确认定值修改，停住循环显示。“▼”：向下移动光标，选取所需操纵项目。“▲”：向上移动光标，选取所需操纵项目。“”：向左移动光标，选取所需操纵项目。“”：向右移动光标，选取所需操纵项目。“+”：定值修改。“-”：定值修改。“复位”：CPU硬件复位，程序从新开始运营。“取消”：回到上一层菜单或取消定值修改。液晶正常显示：实时保护二次电流，测量一次电流、电压值、频率、功率、功率因数等，循环显示。主菜单：正常显示状态下按“确认”键进入主菜单。测量值：按“确认”键后显示相位差动电流相位差动电流负序电流通讯地址：设立与本屏管理机通讯地址。CPU复位次数：程序复位次数。精量精度调节：通过软件补偿回路误差使显示值与输入值相符。保护投退：为保护投入或退出而设立软件。“确认”后显示：差动速断保护ON差动速断保护ON比率差动保护ONCT断线闭锁ON过负荷告警ON过载起动风冷ON过载闭锁有载调压ON“ON”表达投入，“OFF”表达退出，按“+”“-”可进行选取，选取完毕需“确认”方可有效。⑹保护整定值：设定保护定值。“确认”后显示：差动速断保护ON差动速断保护ON比率差动保护ON过负荷告警ON将光标移至相应位置，按“+”“-”可进行增减，选取完毕需“确认”方可有效。⑺开关量：显示外部开关状态，有则显示“1”，无则显示“0⑻事件记录：⑼信号复归：复归保护动作信息，使装置正常运营。⑽保护跳闸次数：记录保护跳闸次数。⑾电源：保护人员口令远动人员口令运营人员口令⑿口令设立：“确认保护人员口令远动人员口令运营人员口令——保护人员更改保护定值用。——远动人员进入系统设立用。——运营人员进行保护投退用。口令：9999⒀系统设立：⒁系统复归：⒂远动实验：4、察看实时数据进入“测量值”菜单。如检查主变差动不平衡电流。5、检查保护状态进入“保护投退”菜单察看。6、定值修改由继保人员进行，操作班人员、监控人员暂不进行定值修改。附