普光变电站现场运行规程定稿

版本号[1.0]目录总则………1本站简介……………………1规程适用范围………………1规范性引用文件………………2基本定义……………………2运行管理……………………3继电保护及自动装置的运行管理…………3电压无功管理………………4设备维护职责划分……………4变电站巡视检查………………4设备定期试验轮换工作……6设备维护工作…………………6电气接线概况…………………7倒闸操作的概念和规定………7事故处理的原则和规定………10高压设备…………………12一次设备运行一般规定………12主变压器………13GIS间隔(气体绝缘金属密闭组合电器)……21电力电容器及附属设备………33接地站用变……………………36防误操作闭锁装置……38概述…………38RCS-9200A微机五防系统的内容和方法…RCS-9200A型五防系统的使用与维护………39RCS-9200A微机五防系统使用说明………39防误装置异常情况的处理要求……………40防误装置的管理规定………40继电保护及自动装置……43继电保护及自动装置运行维护的一般规定………………43主变压器保护……………46母线保护…………………80220kV线路保护……………9335kV保护…………………113继电保护及自动装置运行注意事项………116保护压板投退规定…………117变电站综合自动化监控系统………120总则…………120RCS-9700变电站综合自动化系统的构成方式……………120RCS-9700变电站综合自动化系统的主要功能……………120RCS-9700变电站综合自动化系统的运行维护……………122自动化监控系统的异常及处理办法………123公用部分…………125直流系统…………………125GQH智能站用交流电源系统……………129多功能电能采集装置……140事故处理……………142事故处理的一般程序……142变压器事故处理…………142GIS间隔事故及异常情况的处理………157电容器的异常运行和事故处理…………165直流系统故障的处理……167母线失压事故的处理………170全站失电后的处理………172其它设备异常的处理……173总则本站简介普光气田220KV变电站位于达州市宣汉县普光镇，始建于2007年6月，2008年10月投产。220kV出线按最终规模安装，宣汉、通川北两条出线。变电站所有电气设备全部采用户内式布置。主变压器容量按最终规模安装2×90MVA三相双线圈有载调压变压器。220kV配电装置采用SF6气体绝缘金属封闭成套开关设备（GIS），35kV出线最终22回，本期出线18回（其中备用2回），预留4回；35kVⅢ段母线上接有20MW发电机组一台，35kV出线单台最大电机功率为8MW。35kV无功补偿电容器组：每段母线安装2组并联电容器组无功补偿装置（2×5.4Mvar），共4组（4x5.4Mvar）并联电容补偿装置。本站按无人值班，有人值守模式进行设计，测控、保护采用全微机综合自动化系统，220kV及主变测控、保护、计量装置及35kV母线保护装置在主控室集中组屏布置，35kV测控、保护及计量装置分散布置于各间隔开关柜上。主要建筑工程有综合楼1栋、水泵房1座、消防水池1座、事故油池1座、污水处理装置1套、化粪池1座、避雷针4座等。配电楼底层设有警传室、备餐室、通信机房、卫生间、蓄电池室、仪表工具室及消防器材间等，配电楼二层主入口设于配电楼主控室侧，其二层消防通道设于配电楼电容补偿装置室东侧外墙处。规程适用范围本规程适用于220kV普光变电站一、二次设备及站用交系统、直流系统设备运行，为运行管理提供技术数据、规范、操作要求及运行中的注意事项，便于本站运行人员熟练掌握运行技术，迅速、准确地判断、处理异常和事故，保证本站设备安全、经济运行。有关技术人员、本站管理人员、技术人员均应熟悉本规程，检修人员应熟悉规程中有关条文。运行人员应熟练掌握运用本规程，并且每年考核一次，考核合格后方可上岗。从事变电值班工作的新人员以及脱离工作岗位三个月及以上的原值班员均需学习本规程，并经考试合格后，方可正式上岗值班。本站运行人员应认真执行本规程，在执行中如遇不妥之处应及时提出，经本站审核后加以修改，并以书面意见报普光气田公用工程项目部审核批准。本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程规定执行。本规程自批准之日起执行。规范性引用文件《电力变压器运行规程》，DL/T572-1995；《有载分接开关运行维修导则》DL/T574-95；《电力设备预防性试验规程》，DL/T596-1996；《变电运行管理规范》，155083.944；《电力设备典型消防规程》，DL5027-93；《微机继电保护装置运行管理规程》，DL/T587-2007；《国家电网公司电力安全工作规程》（变电站和发电厂电气部分）（试行），155083.1165；《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规范》，DL/T724-2000；《六氟化硫电气设备气体监督细则》，DL/T595-1996；《电力电缆运行规程》《电气事故处理规程》；《四川电网调度管理规程》；《达州电网调度管理规程》；《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》，DL/T603-2006；其它有关规程、制度、反措和技术资料。基本定义运行管理设备调度权限：“达州电力调度中心（以下简称为地调）管辖”是指该设备运行状态、运行方式改变、倒闸操作及事故处理均应按地调值班调度员的调度命令或经调度同意后进行。即：252开关一、二次设备、220kV1号、3号母线设备，220kV母线主保护、220kV备用电源自投装置、220kV分段213开关一、二次设备、251开关一、二次设备由达州地调进行调度管理。1号、2号主变220kV侧中性点20190、20290刀闸为达州地调调度许可设备。“普光分公司电力调度中心管辖”是指该设备运行状态、运行方式改变、倒闸操作及事故处理均应按普光分公司电力调度中心值班调度员的调度命令或经调度同意后进行。即：本站1号、2号主变及其附属一、二设备、2号站用变高压侧开关及所属刀闸，附属设备以及相应的二次设备由县调调度管辖。35kV一、二次设备、35kV出线开关、35kV线路由普光分公司电力调度中心进行调度管理。站内管理设备35kV无功补偿装置由我站根据电压变化自行投退，以保证母线电压在地调规定的电压曲线范围内。1号、2号站用变低压侧开关由我站根据运行需要自行操作。属“地调管辖”的设备按设备停电申请的有关规定办理申请手续。继电保护及安全自动装置的运行管理一般规定地调直调设备应尽量保持两套主保护运行，严禁无保护运行。值班员职责根据调度命令，负责保护装置的投入、退出等操作。在保护装置及二次回路上工作前，必须审核保护人员的工作票并采取安全措施，才能允许工作。工作完毕，经值班人员检查后，方能办理终结手续。地调直调设备的保护装置在更改定值后或新设备保护投入运行前必须与地调值班调度员进行定值通知单的核对，无误后方可投入运行。定期对保护装置进行巡视、检查；对电压回路进行监测，任何情况下保护装置不得失去电源；并对负荷潮流进行监视，使其不超过最大允许负荷值。发现保护装置动作，应立即向相关值班调度员报告。当保护装置异常，有可能造成误动跳闸时，可先停用保护装置，事后立即报告，并作出详细记录。电压无功管理一般规定1.7.11.7.1.2 如变电站无功补偿设备不能投入运行，值班员应及时汇报无功补偿设备的投切规定1.7.21.7.21.7.2.3 当补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不满足要求时，应及时报告上级值班调度员。设备维护职责划分设备运行单位为普光供电项目部，负责设备的日常运行、巡视、操作及维护；变电站巡视检查变电站设备的巡视与检查是为了随时掌握设备的运行状况，以便及时发现和消除设备缺陷，预防事故的发生，确保设备安全运行。220kV普光变电站的设备巡视分为正常巡视、全面巡视、夜间熄灯巡视和特殊巡视。正常巡视每天值班期间巡视检查设备应不少于3次。对有关设备操作前后检查一次。交接班巡视按照交接班制度进行，非交接班巡视按照标准化巡视卡要求进行。全面巡视全面巡视每周进行一次。全面巡视由当值值长组织有关运行人员进行。全面巡视重点为：设备、建筑及基础的外部检查，消防用器具、安全用具数量是否齐备，试验是否过期。室内外场地，巡视操作小道是否整齐清洁，对缺陷有无发展做出鉴定，检查防火、防小动物装置等有无漏洞，检查接地引下线是否完好等。夜间熄灯巡视1.9.31.9.3增加巡视次数或组织特殊巡视的情况在恶劣天气（包括雷雨天气后）时。设备有危急、严重缺陷，或设备缺陷近期有发展时。设备过负荷，过电压运行或负荷有显著增加时。事故跳闸或设备运行中有可疑现象时。新设备投运或检修、改造、长期停电设备重新加入系统后。法定节假日或有保电任务期间。其它应进行特殊巡视的情况。设备巡视的要求：设备巡视应按要求进行。巡视应认真仔细，符合安全规定。巡视中发现的异常和缺陷要及时汇报当值班长，当值班长按照缺陷管理制度进行处理。巡视高压设备一般应两人同时进行。巡视检查高、低压设备时，应按照《国家电网公司电力安全工作规程》（变电站和发电厂电气部分）中关于“高压设备巡视”的规定进行。巡视中遇到紧急情况，巡视人员应立即停止巡视，直接与当值调度员联系，事故处理告一段落后，应立即向站长（副站长）如实汇报事故处理全过程。设备定期试验轮换工作运行人员应按照《220kV普光变电站设备定期试验轮换制度》完成下列试验轮换工作：监控系统音响试验检查每次交接班进行，结果记入值班记录。事故照明检查每月一次，结果记入值班记录。蓄电池标示电池(选取一组蓄电池总数的10%)测试每周一次，全组单体电压测试每月一次，结果记入《直流设备运行记录簿》。SF6开关气体压力每周一次(上午10：00)抄录,结果记入相应记录。消防报警系统的试验检查每周一次，测试结果记入全面巡视卡。主变风冷电源切换每月一次，结果记入值班记录。全站照明设备（含事故照明、场地照明）试验及检查每月一次，结果记入值班记录。蓄电池室抽风装置检查每月一次，结果记入值班记录。全面核对微机保护及自动装置定值和压板投退位置情况每季季末一次，将微机保护定值打印报告交专责工程师存档。长期备用的无功补偿装置，每季度应在保证电压合格的情况下轮换投入使用且各路投入次数基本平衡。电容器操作应在负荷高峰时间段进行。若在试验、轮换中发现设备异常，应将异常情况记录于设备缺陷记录薄中，并按设备缺陷管理制度的有关规定进行处理。设备维护工作值班人员应按照规定进行设备的定期维护工作，如：设备清扫；信号灯更换，保护压板和保护定值的定期核对，设备标志的更新、修改，电缆沟孔洞的检查，蓄电池清扫、维护等。站长应根据本站的实际情况制定本站的定期维护项目周期表，并在每月的工作计划中安排定期维护的项目，值班人员按照安排执行完维护项目后，应在《月工作计划及总结表》的完成情况栏内签字确认。备用设备应始终保持在可用状态，且维护要求与运行设备相同。进行二次回路清扫工作时，必须使用绝缘工具，严禁使用带金属物（外裸）的毛刷等工具。值班人员当值期间进行的维护工作，可以不开工作票，但应得到值班负责人许可，并做好安全措施，保持安全距离，加强监护。电气接线概况本站有主变压器两台，容量均为90000千伏安。220kV部分采用单母线分段接线方式。220kV部分安装有以下设备：Ⅰ、Ⅲ号母线、251通普线、252柳光线线路间隔；1、2号主变间隔、213母线分段间隔、2118、2138母线PT间隔。35kV部分采用单母线分段接线方式。每组主变35kV侧通过开关各连接一段母线。每段母线接有1台站用变、2组并联电容器组（容量2×5400千乏），一组计量PT和一组母线PT。共计32个间隔（其中有16条出线、2个备用间隔柜、4个预留位置）。“母线冷备用”:是指该母线上所有设备均在冷备用状态，但母线上的电压互感器二次空开不断开。当调度员预发调度令后，运行人员必须明确操作任务、目的、停电范围及运行方式的变更，同时要考虑保护与自动装置相应变化，并将操作中所需的安全工具准备好。遇有较复杂的操作，应提前对操作内容进行熟悉、审核，做好操作准备。对于调度许可操作的设备，当值调度告知设备的许可操作内容后，运行人员处理同调度预发调度令。如值班人员认为所接受的调度命令不正确时，应对发布命令的上级调度员提出意见，如上级值班调度员重复他的命令时，值班人员必须迅速执行。如执行该命令确会直接威胁人员、设备或系统的安全时，则值班人员应拒绝执行，并立即将拒绝执行的理由及改正命令内容的建议报告上级值班调度员和本单位直接领导人。在接调度员发正令时，应首先通报变电站名称和值班人员姓名，接令时，认真听取调度命令，并重复无误，方可执行操作。计算机操作预演系统应保持与运行方式相符，根据拟写好的操作票，由操作人模拟预演，监护人发令监护，核对无误后，再进行操作。当紧急命令时可以不预演，但事后计算机操作预演系统应调整以符合实际方式。操作时，监护人应对操作人连续的监护，并能及时纠正操作人不正确动作。监护人唱票，操作人要面对所操作设备，操作时要手指被操作部位的设备编号复诵，监护人认为正确后，答以“对”后操作人方可执行操作。操作后要逐项打勾，监护人并对操作人提醒下一步的操作项目。对于在监控后台中操作，应认真核对设备名称、编号后方可点击操作。在倒闸操作过程中因故或调度命令需要停止操作，应将操作的终止时间、原因、在正常倒闸操作中，发生事故或异常时，应暂停操作，向调度汇报。经调度员同意后，确定操作方式，处理结束后再与调度联系正常操作。操作完毕后，要对操作的全过程进行检查。检查开关、刀闸的实际位置；指示仪表；保护压板投、退应符合运行要求。监护人、操作人检查无误后，同时签名、盖“已执行”章，由监护人向调度员汇报操作完毕，操作人填写操作记录。电气设备防误联锁在操作时不得解锁，在特殊情况下操作解锁需经过普光气田公用工程项目部领导同意后方可解锁操作，在操作中应仔细核对，加强监护。本站220kV刀闸均为电动刀闸（35kV刀闸均为手动操作），若操作中发现机构或电动机发出异常响声，应立即停止操作，查明原因并及时汇报调度及有关部门。电动刀闸如机构发生故障时，严禁擅自手动操作。严禁带负荷拉、合刀闸，操作前应检查开关在分闸位置。一次合环两端的电压相位应一致合环开关两端电压相角差不大于20度。除系统运行方式允许退出的继电保护及自动装置外，正常运行的电气设备不得无保护运行。对继电保护装置应定期检查，交接班时应重点检查操作或变更的装置及保护屏上的空开、位置指示灯与运行方式一致。正常操作前，必须检查装置确为正常状态，一旦有异常情况应立即停止操作并汇报调度及有关人员。事故处理的原则和规定事故处理的原则各级当值调度员是事故处理的指挥者，运行当值值长是事故处理现场领导人，应对事故处理的正确、迅速负责。为此，应做到：尽量限制事故发展，消除事故的根源，解除对人员和设备的危险。用尽一切可行的方法，保持还在运行的设备继续运行。尽快对已停电的用户恢复送电，首先是重要用户恢复正常供电。调整系统的运行方式，使其恢复正常。事故处理的一般规定:在事故处理时，下列项目可由值班员先行处理，事后汇报调度。将直接威胁人身和设备安全的设备停电；对已损坏的设备隔离。当所用电全停或部分停电时应迅速恢复其电源。其它在本规程中规定自行处理者。除有关领导和专业人员外，其它人员均不得进入控制室和事故地点。事前进入的人员均应迅速离开，便于处理事故。发生事故时，值班人员应迅速向有关当值调度汇报概况；然后对故障设备及保护动作情况进行全面检查，再作详细汇报，包括事故发生的时间、现象，设备名称、编号，跳闸开关，继保和自动装置重合闸动作情况等。值班人员面对事故时，各装置的动作信号不要急于复归，以便查核，作正确分析处理。事故处理时，严格执行命令、复诵、汇报、录音和记录制度。事故处理中，不得进行交接班，接班人员可在当值值长的要求下协助处理，待事故处理告一段落，征得有关调度同意才可交接班。在不影响事故处理的前提下尽快向有关部门汇报。值班人员必须认真严肃执行调度命令，在进行事故处理时不受其他任何人的干扰，并对运行操作负责，因值班员的直接领导者为上级各级当值调度员，发现调度员命令和指挥错误，有权向调度提出纠正意见，当调度员坚持原命令时，值班人员应立即执行，但在事后向上级行政领导报告。若调度命令有威胁人身或设备安全时，拒绝执行，并报告上级领导。高压设备一次设备运行一般规定变电所内配装置应清洁整洁，设备附近应无垃圾和废物等一切危及设备安全运行的物品存在。所有道路（包括室内通道）不长期堆放妨碍交通的物品。构架及建筑物应无倾斜、无基础下沉现象、无房屋漏水、门窗应开启自如，密封良好。具有防止鼠害、鸟害等小动物事故的切实有效措施。设备的金属部分为了防腐应定期进行油漆，绝缘瓷件应定期清扫，防止污闪。设备的外壳接地及全所的接地装置应完整可靠。根据消防规程的规定，设置各种必要的消防设备，并定期检查。现场照明应具有足够的照明度，并保持完好。在电器设备的显著部位，均应涂色相漆，并应有正确清楚的铭牌标志，操作部位，还应有正确的设备命名标志。主变的冷却器、散热器、油坑里的鹅卵石应保持清洁，必要时应进行清洗工作。变电所内易燃易爆物品、有毒、酸碱物品应放置专门场所，并有专人管理以及制定管理措施。主变压器主变概述本站1、2号主变均是由ABB有限公司生产的三相有载调压变压器。冷却方式为风冷，冷却器数量为4组，型号SFZ10-90000/220，额定电压220±8×1.5%/36kV，额定电流：高压侧A；低压侧A；额定容量90000/90000kVA,接线组别为YN,d11,短路阻抗（75℃）：14.66%（分接1）；14.02%（分接9）；7％（分接0i917）。主变的巡视检查：主变的日常巡视检查要求变压器运行时的电磁声音是连续平稳的嗡嗡声,其附属设备发出的声音是均匀的振动声。变压器的套管应清洁、完好,无裂纹,无明显积污。法兰应无生锈、裂纹，放电声音应均匀。变压器的套管、接头、引接各处无松动、断股，各部件应无因接触不良或松动而产生过热或氧化引起的异常气味和变色现象。变压器油一般为透明的微黄色，本体及有载调压开关油位应在油位计合格油位内。变压器本体应无渗漏油现象。变压器的压力释放阀装置应密封完好、无油迹。变压器的遥测温度应和本体温度计指示的温度一致，而且与当时的气温，变压器的负荷及冷却器的运行情况相对应。变压器两个呼吸器呼吸正常，吸潮剂硅胶变色不应超过2/3。冷却系统运行正常，风扇运行正常，无反转、卡滞，电源线接头包扎良好，无浸水现象，控制箱内的指示灯指示正确。变压器的外壳及中性点应接地良好。事故排油坑内应无杂物，排油道通畅。变压器两侧的电压、电流、有无功功率等均在允许的范围内，同一电压等级的各侧三相电压应基本平衡。变压器的各种保护装置应运行正常，应投保护在投入状态。检查有载调压开关位置指示是否三相一致，并与控制室指示相符。主变压器夜间巡视项目声音应正常；油位应正常，无渗漏油现象；三相负荷平衡；冷却系统运行正常；绝缘套管无放电打火现象；主变本体、引线及端子温度（红外线）应正常。特殊巡视特殊巡视在下列情况下进行：新投运或大修后的变压器在投运72小时内应增加巡视次数；开关跳闸后，主变瓦斯保护发出信号或上层油温超过75℃变压器过负荷、过电压等异常运行应加强巡视检查；在高温季节、高峰负荷期间应加强巡视检查；天气异常时和雷雨后应对户外设备增加巡视次数；变压器特殊巡视项目：夜间巡视时，重点检查套管接线端有无过热发红、发亮现象及油位是否正常；气温突变。应检查油温和油位是否正常，变压器套管有无变化，各开关电器是否在良好状态。高峰负荷期和过载运行时。检查各部位是否正常，注意设备接点及导线有无发红过热现象及热气流现象。冷却系统运行是否正常。有冷却器，密切注意绕组和油的温度、温升的变化，了解冷却器的运行情况。并将详细情况记录在运行日志中。若主变存在较大的缺陷（如冷却系统不正常，严重漏油等），则不准过负荷运行。变压器过负荷检查处理记录过负荷起始时间、负荷值及当时环境温度。投入全部冷却器。将过负荷情况向调度汇报，采取措施降负荷。根据本变压器的过负荷规定及限值，对正常过负荷和事故过负荷的幅度和时间进行监视和控制。对过负荷变压器特巡，检查冷却系统运转情况及各连接点有无发热情况。指派专人严密监视过负荷变压器的负荷及温度，若过负荷运行时间已超过允许值时，应立即汇报调度将变压器停运。变压器的投入及停用操作步骤：变压器投入运行时，一般应先合电源侧开关，后合负荷侧开关，停用时反之。为了防止主变在停送电过程中,由于操作过电压造成变压器绝缘的破坏，变压器中性点在停送电过程中必须在直接接地状态。主变停电操作转移所用电；停用电容器组；拉开主变35kV开关；拉开主变220kV开关；主变两侧开关由热备用改为冷备用；主变由冷备用改为检修。主变送电操作主变由检修改为冷备用；主变两侧开关由冷备用改为热备用；合上主变220kV开关；合上主变35kV开关；根据调度命令投入电容器；站用电方式调整。变压器在运行中发生下列不正常情况时，应立即汇报调度及主管领导，并做好记录：变压器内部有异常响声；油枕及充油套管中油面低于最低限值，存在较严重的渗漏油现象；上层油温计或线圈温度计指示明显不正确；压力释放器动作溢油；各侧套管有破损裂缝，表面有放电现象；各侧套管桩头及连接引线有发热现象；轻瓦斯动作发信号；过负荷；变压器有下列情况之一者，应立即汇报调度和主管领导，申请将其停运，并将拉闸时间及故障情况等情况做好记录。变压器声响较正常时明显增大，而且极不均匀或沉闷，内部有爆裂的火花声；在正常负荷和冷却条件下，非油温计故障引起的上层油温指示异常升高，而且还在急剧上升；严重漏油，油面急剧下降且低于最低限值，并无法堵漏，油位还在继续下降；压力释放器动作喷油或变压器冒烟着火；套管有严重破损和放电现象。变压器漏油极严重，油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护由跳闸改为信号，若继续漏油，致使瓦斯继电器油位降低，将会有轻瓦斯报警。变压器过负荷检查处理记录过负荷起始时间、负荷值及当时环境温度。投入全部冷却器。将过负荷情况向调度汇报，采取措施降负荷。根据本变压器的过负荷规定及限值，对正常过负荷和事故过负荷的幅度和时间进行监视和控制。对过负荷变压器特巡，检查冷却系统运转情况及各连接点有无发热情况。指派专人严密监视过负荷变压器的负荷及温度，若过负荷运行时间已超过允许值时，应立即汇报调度将变压器停运。变压器超温检查处理核对是否由于温度表、变送器等故障引起，汇报调度，进行处理。检查是否由于冷却器故障或冷却效率降低引起，应投入全部可用冷却器，汇报调度。检查是否由于过负荷引起，按变压器过负荷规定处理。如系原因不明的异常升高，必须立即汇报调度，进行检查处理。变压器运行中，瓦斯保护动作的检查与处理：轻瓦斯动作发信，查看光字牌动作情况，然后查看变压器本体的油位、瓦斯继电器的充气量是否正常，再将轻瓦斯动作情况及查看情况向调度汇报，做好记录，最后复归信号。轻瓦斯频繁动作发信，应记录每次动作的间隔时间，汇报调度，加强监视。气体经过鉴别，如属空气，则变压器可以继续运行，但要加强监视。如属特征气体，查明变压器内部是否有局部过热或放电故障，并应将情况向调度，决定变压器是否停役。变压器在运行中，发生重瓦斯动作跳闸，不准合闸送电，应检查开关的位置及瓦斯继电器中是否充气、压力释放阀是否喷油，然后将跳闸时间及检查情况向调度汇报。变压器运行中，差动保护动作跳闸的检查与处理：及时汇报调度和主管领导；检查变压器外部有无异常情况；检查变压器各侧套管有无破损及短路放电现象；检查与变压器各侧套管连接的导线有无异常及短路现象；查看直流系统有无接地现象；差动保护跳闸后，经查非变压器外部故障引起，又非保护误动，应申请变压器停用作进一步检查和试验；变压器运行中，后备保护动作跳闸的检查与处理：判明何种保护动作跳闸后，然后向调度和主管领导汇报；检查跳闸开关下级的有关回路的各种保护的动作情况，判定变压器是否越级跳闸；如属越级跳闸，应拉开拒跳开关，并初步查找拒跳原因，汇报调度；如不属越级跳闸，应检查保护开关范围内的设备有无短路故障，检查保护二次回路有无异常现象，将检查情况向调度汇报；经详细检查，确认变压器的差动和瓦斯保护均未动作，且无动作的故障迹象，变压器温度亦无异常升高（变压器非内部故障引起），可不经内部检查，由调度发令重新合闸投入运行，但值班员应加强监视。变压器着火时，首先断开电源（改冷备用），停用全部冷却器，迅速采取灭火措施，并报告消防部门及相关部门。3）备用风扇电机的投入：当运行风机工作中发生故障时，备用（3号）风扇电机自动投入。风扇电机所配开关带有热保护功能，当某一台电机发生过负荷或断相运行故障时热保护动作，风机停止运行。运行人员应根据调度下达的电压曲线，及时调压。调压后检查分头动作和电压、电流变化情况，并作好记录。应尽量避免在高峰负荷时进行调压操作；过负荷时严禁调压。当有载调压装置轻瓦斯报警时应停止调压操作，作好记录并汇报调度。主变有载分接开关在调压时，正常情况下应使用监控机遥控调压。不允许手动操作调压。只有当调压装置出现故障，造成分接开关档位不到位，方可允许手动操作将档位不到位的调压装置调至最近的档位，并将其它正常的调压装置电动调至同样的档位运行，然后立即汇报调度。“远方”调压操作时必须至少三人，操作、监护各一人，现场就地监视一人；调压必须逐档进行，两次操作之间至少应间隔1分钟，禁止连续调档。调压时，派人到现场观测调压开关是否到位和三相是否同步，监控机的档位显示和现场调压装置档位指示必须一致，主变压器不允许三相有载开关不同档运行；调压装置不允许调档不到位运行；调压过程中，如发现滑档（连续调档），要及时断开调压箱控制电源，并手动将有载调压分接头调至适当位置，立即通知检修人员处理。调压范围以调度下达的电压曲线为准，值班人员根据实际电压情况调整有载分接开关。有载分接开关在线净油装置的运行有载分接开关在线净油装置处于工作状态时，连接滤油桶上、下油管的阀门应在打开位置；有载分接开关在线净油装置的电源可以通过操作控制箱内的开关投切，滤油方式可以通过操作控制箱内的转换开关控制，正常运行时在自动方式。有载分接开关切换时，在线净油装置自行启动运行30分钟后停止运行，23小时30分钟后再次自行运转30分钟。当需要手动启动在线净油装置时，按启动按钮PB01，滤油30min后，如不按停止按钮PB02,设备将在30分钟后自动停机。变压器检修后（含新安装）验收内容及要求GIS间隔(气体绝缘金属密闭组合电器)概述：组成：GIS各间隔由断路器、刀闸、接地刀闸（或三位置刀闸）、快速接地刀闸、母线、PT、CT、避雷器模块及本地控制柜根据需要分别组合而成。巡视GIS设备的正常巡视检查项目：开关实际分合闸状态与机械、遥信、电气指示位置指示一致，并与实际运行方式一致。检查开关的SF6气体压力是否在正常范围内，并定期做好记录（温度、压力）；密度继电器是否有告警信号。汇控柜上的“就地/远方开关”应在“远方”位置，各电源开关应在合上位置或规定位置。检查GIS装置管道应无裂纹，无放电痕迹和电晕现象；内部无异常声音（漏气声、振动声）和异常气味。检查本体接地连接、接地外壳、底座有无锈蚀和损坏。弹簧操作机构储能正常，弹簧机构储能到位，各个电源开关在合位；机构箱内应无异味。若发现SF6气体泄漏，或其它故障，应保护好现场，及时汇报值班调度员及有关领导。当GIS室发现SF6气体严重泄漏时，值班人员检查时，必须戴上防毒面具。检查避雷器是否动作、泄露电流是否正常。检查PT、CT及带电显示装置有无异常，二次接线连接紧固且无发热现象。检查安全膜无异常，其释放口应无覆盖物。开关及附属设备的运行编号牌固定牢靠，字样清晰、完善。汇控柜、机构箱内应封堵完好，各电气元件应清洁完整，箱门关闭严密，无进水受潮现象。GIS室内的照明、通风和防火系统及各种检测装置应正常、完好。下列情况对GIS设备进行特殊巡视开关跳闸后。新投运的开关。高温季节、高峰负荷时。开关存在严重缺陷时。特殊巡视检查项目：高温季节、高峰负荷时，用红外测温仪检测所有接头应无过热现象；大雾天气应检查瓷套无放电闪络痕迹；下雪天应检查所有接头处有无积雪溶化过快现象，有无溶雪冒气现象；雷雨后检查瓷套有无闪烙放电痕迹；开关事故跳闸后，应作如下检查：开关的SF6压力是否异常,SF6气体是否渗漏;开关现场三相位置是否一致，监控系统中的开关的位置指示与现场是否一致。现场检查有无异味，开关内部有无异声；开关操作机构无异常，弹簧储能状况良好开关额定短路电流下开断次数是否到达规定次数。GIS开关运行操作的一般规定开关合闸送电或向母线充电，必须先投入有关保护装置；开关经检修恢复运行，操作前应检查安全措施是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常；停运30天及以上的开关在恢复运行前，应通过远方试操作一至二次，无异常后才能恢复运行；开关送电操作前，应检查继电保护、自动装置已按规定投入，控制回路、控制电源、合闸电源均正常，储能机构已储能，全部具备运行操作条件；开关合闸后，除检查其位置指示外，还应检查送电回路的电流、电压、功率及计量表计是否指示正确，从多方面确认开关已合上；开关分合闸后，应到现场检查开关三相机械位置指示；禁止开关非全相运行；开关汇控柜、机构箱内“远方/就地”选择开关均在远方位置。SF6开关在运行中，由于某种特殊原因造成压力异常例如突然降至很低时，严禁对开关进行停、送电操作，应立即断开故障开关的控制电源，及时采取措施将其隔离。开关正常操作在监控系统中完成，如果在监控系统中不能操作，则用测控屏柜转换开关进行操作。仅在紧急情况且调度和上级领导同意时，才允许在开关汇控柜内操作。任何情况下，不允许在开关机构箱内对运行中的开关进行操作。220kV、35kV开关设置紧急分闸按钮，正常情况的操作中严禁使用，只有在紧急处理事故的过程中使用。GIS间隔投产前及工作后验收开关修、试、校项目齐全并合格，记录完整，结论清楚。断路器应固定牢靠，外表清洁完整无损，动作性能符合规定。电气连接可靠且本体接地连接、外壳接地良好。电气连接及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象，分合闸指示正确。检查弹簧机构储能正常。密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定，电气回路传动正确。检查GIS装置管道及底座有无锈蚀和损坏。场地清洁无杂物。GIS间隔事故及异常情况处理.1值班人员在开关运行中发现任何不正常现象时，如SF6气压下降或有异声、分合闸指示不正确等，应及时报告、督促消除，并记入运行记录薄和设备缺陷记录薄内。.2值班人员若发现设备有威胁电网安全运行且不停电难以消除时，应向值班调度员汇报，及时申请停电处理，并报告上级领导。.3开关跳闸后，应进行如下检查:根据保护动作信息及保护屏上显示的故障信息，查明何种保护动作。检查开关跳闸是否三相均已跳开,开关压力正常,外观检查无异常。检查跳闸开关所在间隔有无故障。保护装置是否返回。GIS间隔有下列情况之一者，应立即申请停电处理：套管有严重破损和放电现象；内部冒烟或有异常声响；弹簧机构不能储能；弹簧机构失灵误动或拒动；SF6气压严重下降并发出信号。.5故障开关的停用，必须用上一级开关隔离电源后，才能操作。GIS间隔常见的故障：瓷套管有严重破损和明显放电声；套管与引线接线柱等有关部分发热严重；SF6气体明显泄漏或有异常，发出气压降低的报警信号；SF6气压过低时，发出分合闸闭锁信号,此时开关不能进行分合闸，应断开控制电源空气开关；如断路器中SF6气压降低到正常的灭弧能力都不能保证时，总闭锁就会起作用，并闭锁所有操作，此时不能进行带电分合闸操作（包括电动及就地手动）。开关分合闸指示器位置不正确；开关拒动，应检查以下内容：开关分/合闸操作是否违反了电气闭锁和五防操作闭锁程序；操作方式远方/就地与实际操作方式不对应；开关测控装置是否通讯正常；开关SF6气体压力是否降至闭锁值；开关弹簧操作机构是否储能正常；开关控制回路是否直流电源消失、回路断线；开关操作机构是否机构卡塞；手动拉开拒跳开关，隔离故障设备恢复送电；弹簧操动机构故障处理220kV和35kV开关配有弹簧操作机构，当弹簧不能正常储能，并发出“弹簧未储能”信号。处理措施：检查弹簧的储能情况、电机电源和开关的控制回路，并汇报调度及有关部门。开关运行中，“控制回路断线”告警：原因：开关直流回路跳开、直流回路失电、控制回路断线、直流监视继电器损坏。处理措施：汇报调度，检查该开关的直流控制电源空关是否跳开，如直流空开跳开可试合一次，恢复运行；如仍不能恢复，汇报调度，检修处理。发出气体压力降低信号后，应立即向调度汇报。断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备要谨慎，尽量从“上风”位置接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。220kVGIS间隔（型号8DN9）参数：额定电压 252 kV额定频率 50/60Hz额定工频耐压（1分钟）460 kV额定雷电冲击耐压（1,2/50µs）1050kV额定母线电流3150A额定馈线电流3150A额定开断电流 50kA额定短时耐受电流50kASF6年漏气率<1%电压等级220kVGIS型号8DN9设备名称断路器开关装置（含电压互感器）SF6气体最高工作气压(bar)920℃时SF6气体工作压力范围(bar)－SF6气体报警气压(bar)SF6气体闭锁气压(bar)操作机构弹簧操作机构弹簧操作机构生产厂家上海西门子高压开关有限公司手动操作：在调试和维护工作期间，以及在控制电源故障或电动机操作机构故障等紧急情况下，可对隔离开关、接地开关、快速接地开关和断路器进行手动操作。正常运行时均采用远方遥控操作。注意：手动操作时，开关装置联锁无效。如果启动开关装置时与开关装置规定的联锁条件相背，将引起开关装置和系统的严重损坏。35kVGIS间隔（8DA10）概述：工厂装配，通过型式试验，金属封闭，金属铠装的用于户内运行的开关柜。SF6气体绝缘可安全触摸的电缆连接系统以及固体绝缘和气体绝缘的连接系统单极金属封闭最小的防火负载极少的维护带逻辑机械联锁的持续开关柜联锁系统因为运用密闭系统，一次部件不受环境影响（污染，湿气和小动物）这就提供了最大的人身安全最大的操作安全参数：型号8DA10额定电压kV额定频率Hz50/60通用额定短路时工频耐受电压kV85额定雷电冲击耐受电压185隔离开关额定短路时工频耐受电压kV90额定雷电冲击耐受电压218额定短路开断电流kA40额定短时耐受电流kA40额定短路关合电流kA100额定峰值耐受电流kA100最大母线电流A4000最大馈线电流A2500额定工作压力（充气压力）kpa120最小运行压力kpa100最大运行压力kpa180压力低报警kpa100压力高报警kpa180生产厂家无锡西门子中压开关有限公司操作断路器控制面板断路器柜的控制面板①三相母线L1,L2,L3的SF6气室的气压表和充气接头②低压室③三位置开关的控制和指示面板④“断路器馈线”SF6气室的气压表⑤“断路器馈线”SF6气室的充气接头⑥开孔，为断路器合闸弹簧储能手柄用⑦合按钮（机械），由用户锁上⑧合闸弹簧“已储能”/“未储能”指示⑨断路器开关位置指示“合/分”⑩操作循环计数器11分按钮（机械），由用户锁上12锁定装置13电压监测系统的插座三位置开关的操作控制元件三位置开关：控制和指示面板①隔离开关“合/分”的开关位置指示②机械操作接地开关的孔③机械操作隔离开关的孔④选择钥匙的孔⑤“分/准备接地”的开关位置指示⑥断路器的开关位置指示手动操作隔离或接地都要用双凸钥匙来预选。只有相关的操作被允许时，预选才是可能的双凸钥匙三位置开关的操作杆是不同的设计，并且用颜色来区分，如下所述：隔离开关操作杆：经钝化处理，黄色，凸头在右边，钥齿在上部接地开关操作杆：红色，凸头在右边，钥齿在左边紧急操作杆（两种功能都有）（非特殊情况禁止使用）：经钝化处理，黄色，没有凸头，槽的位置标出三位置开关操作杆①钥齿②凸头③隔离开关操作杆④接地开关操作杆⑤紧急操作杆手动合隔离开关机械联锁可防止三位置开关带负荷操作。分断路器到“分开”的位置合上隔离开关插入双凸钥匙顺时针转动双凸钥匙到底。三位置开关的隔离开关操作孔打开。保持隔离开关操作杆水平（凸头在左边），然后将隔离开关操作杆插到六角形的轴上，推到底。顺时针转动隔离开关操作杆180度（凸头在右边）隔离开关合上。移去隔离开关操作杆。逆时针转动双凸钥匙，取下。三位置开关的隔离开关操作孔关闭了。开关位置指示“合上”。手动分隔离开关插入双凸钥匙顺时针转动双凸钥匙到底。三位置开关的隔离开关操作孔打开。保持隔离开关操作杆水平（凸头在右边），然后将隔离开关操作杆插到六角形的轴上，推到底。逆时针转动隔离开关操作杆180度（凸头在左边）隔离开关打开。移去隔离开关操作杆。逆时针转动双凸钥匙，取下。三位置开关的隔离开关操作孔关闭了。开关位置指示“分开”。手动接地合上接地开关①接地开关②断路器③隔离开关插入双凸钥匙，逆时针转动双凸钥匙到底。三位置开关的接地开关操作孔打开。保持接地开关操作杆水平（凸头在左边），然后将接地开关操作杆插到六角形的轴上，推到底。顺时针转动接地开关操作杆180度（凸头在右边）接地开关合上。移去接地开关操作杆。顺时针转动双凸钥匙，取下双凸钥匙。三位置开关的接地开关操作孔关闭了。开关位置指示“准备接地”。三位置开关接地后，合上断路器。只有断路器合上后，接地过程才结束。手动解除接地操作断路器到“断开”的位置插入双凸钥匙，逆时针转动双凸钥匙到底。三位置开关的接地开关操作孔打开。保持接地开关操作杆水平（凸头在右边），然后将接地开关操作杆插到六角形的轴上，推到底。逆时针转动接地开关操作杆180度（凸头在左边）接地开关打开。移去接地开关操作杆。顺时针转动双凸钥匙，取下双凸钥匙。三位置开关的接地开关操作孔关闭了。开关位置指示“接地打开”。电力电容器及附属设备kVAR。采用单星形接线，安全遮拦应完整且关闭严密。检查刀闸的瓷瓶无裂纹、无放电痕迹和电晕现象；机械部分无锈蚀、无损伤，各部件紧固；触头接触良好，无过热现象；接地刀闸的接地良好；各种连杆有无变形，断裂、严重锈蚀。电容器组操作要求（投退、检修）及注意事项电容器运行时，值班人员应注意以下要求：电容器的工作电流在不超过1.3倍额定电流时，可长期运行。电容器在运行中的环境温度不宜超过40℃。超过35℃时，自动开启抽风装置，并加强巡装置的保护装置动作后，不允许强行送电，应根据保护功能情况进行分析、判断，首先应仔细查看电正常运行的电容器，三相电压应平衡，三相电流相差不得超过±5%。电容器的投切严格按调度下达的曲线或调令进行。在电容器组上工作，必须采取如下安全措施：拉开电容器组的开关和刀闸。合上电容器组接地刀闸。待电容器放电5分钟后。对保险熔断的电容器，必须单独进行放电。电容器组切除后，必须间隔5分钟以上，方可再次投入运行。35kV母线停电时，必须先切除母线上的电容器组；35kV母线不带负荷时，不得投入电容器组。电容器组的事故及异常情况处理如无上述情况，而是由于外部故障造成母线电压波动而使开关跳闸，经15分钟后允许进行试合闸。电容器外壳膨胀电网的电压会升高如电压超过额定电压1.1倍时应将电容器退出运行。过电压信号报警，应将电容器拉开，查明原因。接地站用变概述接地变又叫消弧变,它的作用是：平衡电容电流提供保护在35KV系统中采用的是中性点不接地方式.[这种接地方式当发生单相接地故障时候的特点是,三相线电压的三角形仍然保持对称,对用户继续工作影响不大,并且电容电流比较小（小于10A）时，一些瞬时性接地故障能够自行消失]

随着电缆电路的增多，电容电流越来越大（超过10A），

这种简单的方式已不在满足现在的需求，此时接地电弧不能可靠熄灭，就会产生以下后果:单相接地电弧发生间歇性的熄灭与重燃，会产生弧光接地过电压，其幅值可达4U（U为正常相电压峰值）或者更高，持续时间长，会对电气设备的绝缘造成极大的危害，在绝缘薄弱处形成击穿；造成重大损失。由于持续电弧造成空气的离解，破坏了周围空气的绝缘，容易发生相间短路；产生铁磁谐振过电压，容易烧坏电压互感器并引起避雷器的损坏甚至可能使避雷器爆炸；这些后果将严重威胁电网设备的绝缘，危及电网的安全运行。为了防止上述事故的发生，为系统提供足够的零序电流和零序电压，使接地保护可靠动作，需人为建立一个中性点，以便在中性点接入接地电阻。为了解决这样的办法，就采用了接地变压器。当电网发生故障时，只在短时间内通过故障电流，中性点经小电阻接地电网发生单相接地故障时，高灵敏度的零序保护判断并短时切除故障线路，接地变只在接地故障至故障线路零序保护动作切除故障线路这段时间内起作用。本站1、2号站用变均是由ABB有限公司生产的三相干式变压器。冷却方式为自冷，型号DKSCR-1000/35，额定电压36/0.4kV，高压10秒故障电流：90A,低压额定电流；低压侧额定容量250kVA,接线组别为。为了对过热的线圈采取保护措施，变压器装有一套温度显示保护装置，拥有超温报警及跳闸功能。为了保护人身安全，该变压器柜拥有开门自动跳闸功能，运行时应以注意。接地变的正常巡视检查接地变外观完整、清洁,无破损、无放电痕迹检查设备标示牌、铭牌完好检查导电部位螺栓紧固，无锈蚀，无发热、烧伤痕迹检查绕组温度无过热现象检查接地电阻箱外观完整，接地电阻无放电、烧伤痕迹检查绝缘部分完整、无放电、烧伤痕迹维护要求：对变压器进行维护保养时应遵守安全规程，必须把变压器高、低压电网断开，把变压器的所有端子短接后接地。变压器的维护工作主要是除尘，尤其是除去绝缘表面的灰尘，以免阻碍冷却效果和绝缘水平。在潮湿低温气候下停电检修，应避免在线圈表面有凝露的情况下再送电。新送电变压器运行1个月后进行保养。当需要更换损坏的零件时，与厂家联系处理。防误操作闭锁装置概述因本站220kV、35kV开关装置自身已带闭锁系统，故本站五防机对监控机遥控操作进行五防。除35kV刀闸采用就地人工操作外，其余开关及刀闸、接地刀闸均在监控机进行遥控操作。3.1.2RCS.1本五防系统由RCS9200A型防止电气误操作装置、计算机等组成。该系统是在总结原有RCS9200基础上，重新开发的具有较高技术水平的微机五防系统，软件的功能更具人性化、实用化。适合各种电压等级的变电站、发电厂以及调度、集控中心的防误闭锁操作和操作票生成管理使用。这套系统使操作人员在电气操作的整个过程中都置于五防系统的提醒和监视约束之中，从而有效地防止误操作，实现人们至为关注的五防功能。五防机与监控机以串口或网络联接。主机通过接收综合自动化系统或RTU数据采集装置的开关位置信息，使主机一次系统运行图与当前的实际运行状态相一致。.2RCS9200五防系统配置（双机系统模式）五防系统与监控系统后台机从硬件上完全分开，用一台专门的微机作为防误主机（简称五防机）。在五防机上进行操作票预演、实际闭锁控制、操作票编辑查询等操作对监控机无任何影响。运行人员可以在监控全站运行的同时进行防误操作。在五防机上进行的各种模拟操作以及五防机上可能出现的各种异常情况都不会影响整个监控系统的正常运行，这对运行人员的操作培训非常方便。监控机与五防机之间通过网络连接，共享总控（通信控制器）发来的实时信息。五防机进行操作票生成、操作规则校验在实时状态下进行。监控机还可通过网络报文得到元件遥控许可条件。.3五防系统的运行环境本五防系统通过网络与监控系统配合使用，可以与本公司的RCS9700综合自动化系统配合使用。本五防系统的网络模块为双网配置，提高了通信可靠性。RCS-9200A微机五防系统的内容和微机五防系统所实现的五种防止电气误操作的内容防止带负荷分、合刀闸；防止误分、合开关；防止带电合（挂）接地刀闸（接地线）；防止带接地刀闸（地线）误合开关（刀闸）；防止误入带电隔离区间。系统采用的防止电气误操作的方法在进行电气设备的操作之前主机通过采集RTU或综合自动化的实时遥信信息，使主机的五防图与现场电气设备的实际状态保持一致。在这个基础之上操作人员根据操作任务的要求在五防图上模拟操作过程，主机软件自动利用规则库对每一步骤操作检验其合理性，如果违反操作规程，主机立即报警，如果符合操作规程则生成一步操作票。每步有效操作票的内容（不含提示性操作）有动作形式、操作对象、操作结果或其他提示性的内容。在模拟结束后自动生成完整的操作票供查阅、打印。操作人员按照它的各种文字提示按正确顺序将相应的设备操作到所要求的位置，检查电气设备的最终位置满足操作任务的要求时才能进入下步操作，直至完成整个操作任务。RCS-9200A型五防系统的使用与维护五防系统的投入.1该系统经验收合格投入运行后，应保持该系统在投入运行状态，如无特殊情况不得退出。.2系统某种原因需要退出时应办理申请手续，经主管专业负责人同意，总工程师批准后才能退出。五防系统的保管与使用.1该系统运行人员必须熟练操作，按照使用说明进行。.2不得在电脑上作无关的操作，不得自己携带软盘在电脑上使用。电脑上除键盘可按操作说明进行操作，其它键位与开关不得乱动。故障处理如发现防误主机有故障,应立即报告电力调度及相关人员处理,其它人不得乱动。定期保养应经常保持防误主机环境的清洁保卫生,室内相对干燥。RCS-9200A微机五防系统使用说明操作票预演生成《电力系统安全运行规程》中明确规定：电气倒闸操作时必须填写倒闸操作票，并进行操作预演。正确无误后，操作人在监护人的监护下严格按所开的倒闸操作票操作。开出符合五防闭锁规则的倒闸操作票是防误操作的基础。RCS9200五防系统事先将系统参数、元件操作规则、电气防误操作接线图（简称五防图）存入五防主机中，当操作人员在五防图上进行操作预演时，系统会根据当前实际运行状态检验其预演操作是否符合五防规则。若操作违背了五防规则，系统将给出具体的提示信息；若符合五防规则，系统将确认其操作，直至结束。基于元件的操作规则和实时信息，使不满足五防要求的操作项不能出现在操作票中，从而开出满足五防闭锁规则的倒闸操作票。实际闭锁操作五防机将已校验过的合格操作票通过串行口传送给监控机，全部实际操作将被强制严格按照预演生成的操作票步骤进行。操作人员在操作时，监控机将实时向五防机传输操作情况。五防机根据上送的操作报文，结合正执行的操作票，判断是否该进行下一项操作。若是，在监控机上执行操作票项所对应设备的指定遥控操作（选错操作元件将被禁止遥控，同时要求遥控输入的操作人和监护人名称密码与操作票生成时一致，防止误分合断路器的事件发生）。遥控操作完毕且实时遥信状态返回正确后，才可进行下一步操作。防误装置异常情况的处理要求：主机系统受到外界的强力干扰无法工作时,处理方法：关闭五防机重新启动。在倒闸操作中防误闭锁装置出现异常，必须停止操作，应重新核对操作步骤及设备编号的正确性，查明原因，确系装置故障且无法处理时，履行审批手续后方可解锁操作；防误装置的管理规定一般规定变电站微机防误装置计算机上只有负责软件调试的人员和运行管理人员才能使用软盘进行拷贝，严禁运行人员在微机上使用软盘或光盘。防误装置在交接班时应进行下列检查：模拟屏的运行方式、微机防误装置记忆的运行方式与现场实际运行方式是否一致；解锁钥匙封条是否完好；微机防误装置有功能加密时，各级人员掌握密码的权限规定如下：变电站全体有操作资格的运行人员掌握正常倒闸操作功能；班负责人、站长和站技术专责掌握运行状态重新认定功能；普光气田公用工程项目部运行专责人员使用密码修改功能；使用和管理变电站倒闸操作必须正确使用防误装置。防误装置在执行倒闸操作时，当操作无错误，打开操作元件就必须完成该操作，中途不得中断，不得提前按确认键。操作结束后，必须确认操作完成，方可执行下一步骤。无倒闸操作时，需要学习微机防误装置原理的只能在值班负责人监护下使用培训系统，值班负责人必须负责防误装置的完好和正确。其他类型防误装置在运行中，不允许任何人乱动和学习使用。防误装置检修、调试必须办理工作票；检修情况记入相应记录簿中。微机防误装置的备份必须保证是最新一次的资料，每次备份时上一次的必须同时删除。因故解除一个电气单元或全站防误装置时，由普光气田公用工程项目部批准。管理规定变电站只能分别有一把不同类别的防误装置紧急解锁钥匙供运行人员使用，紧急解锁钥匙应分类装于不同的有效加封的封套内，未经批准不得擅自解封使用。有备用紧急解锁钥匙的应上缴普光气田公用工程项目部妥善保管。下列情况可以使用紧急解锁钥匙，但必须经相关人员批准并作好记录：确认防误装置失灵，操作无误；紧急事故（如人身触电、火灾、不可抗拒自然灾害）处理时使用，事后立即汇报；变电站全停，确无误操作的可能，履行规定程序后使用。紧急解锁钥匙使用后必须立即重新封好解锁钥匙并在紧急解锁钥匙使用登记簿上登记。有权批准使用紧急解锁的人员：普光气田公用工程项目部主管生产领导（运行专责）。检修期间防误装置的管理设备检修时，由工作许可人会同工作负责人交现场并按工作票检修内容依次打开由一般性挂锁或挂锁类防误装置闭锁的检修设备的防误闭锁装置，在工作范围之内确无危及设备及人身安全的挂锁类防误装置可移交检修人员使用，但必须履行相应手续。检修完后应对防误装置进行检查。当防误装置确因故障处理和检修工作需要，必须使用紧急解锁钥匙时，需经普光气田公用工程项目部同意，做好相应的安全措施，在专人监护下使用，并做好记录。其它规定防误装置使用方法由变电站按装置实际性能编写使用手册，当使用厂家的使用手册时，必须删除与本办法和上级有关规定相抵触的部分。继电保护及自动装置继电保护及自动装置运行维护的一般规定继电保护及二次回路检修时的安全措施及要求在二次回路和高频通道上工作，必须履行工作票手续。值班人员在许可二次工作前应做好以下安全措施。在检修设备（盘）前后安放“在此工作”标志牌。对周围的运行设备盘前盘后用红布遮拦遮盖。在盘后配线路，应将两旁带电端子用红布遮拦包盖。取下检修盘上所有防止误碰的防护措施。检修人员未经值班人员同意不得更换安全措施。工作结束值班人员应将所布置的安全措施拆除，恢复正常状态。继电保护及二次回路运行中的检查交接班时检查：各种信号装置、光字显示是否正确完好。监控系统上显示各类数据是否正常。现场各种保护装置的压板和切换开关的位置应与运行方式的要求相符合。保护屏上各种设备应无异常声音，气味或其它异常情况。保护屏前后应保持清洁，无杂物。检查直流系统绝缘情况，直流正负极对地电压在110伏左右，直流母线电压220伏。保护屏上设备的铭牌标志，应正确完整。接班者，还应着重检查和核对上一班更动过的二次设备。二次巡回检查一般性的项目：保护装置“装置异常”灯应灭。对重合闸投入的线路，保护屏上液晶显示重合闸电池应充满电，未投入的应显示空电池。检查直流系统双电源供电正常。检查保护屏上无保护动作信号灯亮。事故情况下的检查项目：检查电流、电压情况。检查光字牌、信号灯、保护装置动作情况。检查开关跳闸情况。检查继电器、保护装置有无异常情况。上述情况经二人核实后恢复信号，发生故障后，对应发信而未发信的信号，不应发信而误发信号经二人核对，汇报电力调度。二次回路常见故障处理：经检查属于电流互感器二次回路故障时：对于仪表和保护回路的电流回路开路时，值班员在取得所属调度同意后，穿上绝缘靴，戴上绝缘手套，将相应变流器二次回路进行可靠短路后，再进行处理。对于差动电流回路，电流负序分量，零序分量的回路发生开路时，应立即停用该保护装置，报告所属调度，然后将CT二次回路短接后进行处理。遇到无法处理故障时，应立即报告所属调度，在继保人员赶到现场前进行初步分析，根据危害程度，采取必要的措施（如减负荷、停役设备、停用保护等）。经查属于电压互感器二次回路故障：用电压切换开关，测量三相电压是否平衡，分析电压表计指示情况，判断故障相别，告调度后再进行处理并作好记录。发现电压互感器二次空开跳闸，应试送一次二次空开，若再次跳闸，应找出短路故障地点，待消除故障后方可再次合上空开。直流接地时，应根据直流系统现场运行规程寻找直流接地点，在寻找过程中应谨慎遵守有关注意事项，防止发生二点接地造成开关误跳，同时严禁任何工作人员在继电保护回路直流二次回路上工作。继电器保护装置及二次回路运行操作的一般规定继电保护装置的投入或停用必须有当值调度的命令。如确认保护有误动危险时，可先停用，然后马上汇报有关调度。正常情况下，运行中的电气设备不允许无保护运行。PT二次回路不得短路，CT二次回路不得开路。PT二次回路，一次设备不并列，二次回路不允许并列。继电保护装置检修定校等工作结束后，应有工作负责人“可以投入运行”的书面结论，方可使用。保护装置的操作，应填写操作票（事故处理例外）。CT检修结束，应保证其极性变比符合要求。司生产的RCS-978E保护装置和南京南自公司生产的PST-1200保护装置，两套保护装置正常运行时互为备用。RCS-974A操作箱（供220kV侧开关操作回路及电压切换回路使用）；南自公司生产的PST-1212RCS-978E保护装置概述RSC-978E数字式变压器保护适用于500kV及以下电压等级，需要提供两套主保护、两套后备保护的各种接线方式的变压器。RCS-978E型微机保护采用32位微处理器+双DSP的硬件结构，三个CPU并行工作，32位微处理器负责出口逻辑，两个DSP负责保护运算。实现一台装置完成所有的主保护、后备保护；显示、报告、定值等相关的内容均为简体汉字。RCS-978E型微机保护提供一台变压器所需要的全部电量保护，主保护和后备保护共用同一CT，这些保护有：稳态比率差动、差动速断、工频变化量比率差动、零序比率差动、复合电压闭锁方向过流、零序方向过流、零序过压、间隙零序过流；还包括以下异常告警功能：过负荷报警、起动冷却器、过载闭锁有载调压、零序电压报警、公共绕组零序电流报警、差流/零序差流异常报警、差动回路CT断线、CT和PT异常报警。PST1200系列数字式变压器保护装置是以差动保护、后备保护和瓦斯保护为基本配置的成套变压器保护装置，适用于220kV大型电力变压器。本系列数字式变压器保护装置有两种不同原理的差动保护，其中波形对称原理的差动保护为南自公司首创的专利产品。220kV及以上电压等级的变压器保护为采用一体化设计、双主双后配置。本系列保护装置基本配置设有完全相同的CPU插件，分别完成差动保护功能和各侧后备保护功能；瓦斯保护由独立机箱实现。键盘说明如下：“↑”、“↓”、“←”、“→”为方向键；“+”、“—”为修改键；“确认”、“取消”、“区号”为命令键；.2.RCS—978E装置液晶显示说明正常运行时保护液晶显示说明装置正常运行状态，RCS—978E液晶屏幕将显示如下信息：图形中上面部分的左侧显示为程序版本号，中间为CPU实时时钟，右侧显示为装置当前运行的保护定值区号。通过显示控制菜单中的“显示变压器类型（二圈/三圈/自耦）：”、“显示低压侧分支（双/单左/单右）：”、“高压侧显示接线方式（Y/△）：”和“低压侧显示接线方式（Y/△）：”五个定值参数可控制装置正常运行状态时，液晶屏幕所显示的信息内容。具体的整定控制说明请参见显示控制菜单说明。②装置正常运行状态，RCS-978E液晶屏幕将显示如下信息：图形中上面部分的左侧显示为程序本号，中间为CPU实时时钟，右侧显示为装置当前运行的保护定值区号。通过显示控制菜单中的“显示变压器类型（二圈/三圈）：”、“显示低压侧分支（三/双/单）：”、“高压侧显示接线方式（Y/△）：”、“中压侧显示接线方式（Y/△）：”和“低压侧显示接线方式（Y/△）：”五个定值参数可控制装置正常运行状态时，液晶屏幕所显示的信息内容。具体的整定控制说明请参见显示控制菜单说明。动作时保护液晶显示说明当保护动作时，液晶屏幕自动显示最新一次保护动作报告，再根据当前是否有自检报告，液晶屏幕将可能显示以下两种界面：其中，上半部分为保护动作报告，下半部分为自检报告。对于上半部分，第一行的左侧显示为保护报告的记录号，第一行的中间为报告名称：第二行为保护运行报告的时间（格式为：年一月一日时：分：秒：毫秒）；第三~五行为运行元件，运行元件前还会有动作的相对时间，有的动作元件前还有动作相别；同时如果动作元件的总行数大于3，其右侧会显示出一滚动条，滚动条黑色部分的高度基本指示动作元件的总行数，而其位置则表明当前正在显示行在总行中的位置；且动作元件和右侧的滚动条将以每次一行速度向上滚动，当滚动到最后三行的时候，则重新从最早的动作元件开始滚动。下半部分的格式可参考上半部分的说明。图形中的内容可参考上面对保护动作报告的说明。异常状态时保护液晶显示说明液晶屏幕在硬件自检出错或系统运行异常时将自动显示最新一次异常记录报告，格式同上。保护投退压板变位时保护液晶显示说明液晶屏幕在任一保护投退压板发生变位时将自动显示最新一次开入变位报告，液晶屏幕在显示大约5秒左右自动恢复。开入变位报告格式如下：按屏上复归按钮（持续1s）可切换显示保护动作报告、异常记录报告和变压器主接线图。除了以上几种逢动切换显示方式外，保护还提供了若干命令菜单，供继电保护工程师调试保护和修改定值用。装置运行说明.1装置正常运行状态信号灯说明如下：“运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮，熄灭表明装置不处于工作状态；“报警”灯为黄色，装置有报警信号时点亮；“跳闸”灯为红色，当保护动作并出口时点亮；注意：当“报警”由于CT断线造成成点亮，必须待外部恢复正常，复位装置后才会熄灭，由于其它异常情况点亮时，待异常情况消失后会自动熄灭“跳闸”信号灯只在按下“信号复归”或远方信号复归后才熄灭。.2运行工况及说明保护出口的投、退可以通过跳、合闸出口压板实现；保护功能可以通过屏上压板或内部压板、控制字单独投退；装置始终对硬件回路和运行状态进行自检，自检出错住处见下面的打印及显示住处说明，当出现严惩故障时（带“*”），装置闭锁所有保护功能，并来“运行”灯，否则只退出部分保护功能，发告警信号。.3装置闭锁与报警当CPU检测到装置本身硬件故障时，发装置闭锁信号，闭锁整套保护。硬件故障包括：RAM异常、程序存储器出错、EEPROM出错、定值无效、光电隔离失电警、DSP出错和跳闸出口异常等。此时装置不能够继续工作。当CPU检测到装置长期限起动、不对应起动、传动试验报警、装置内部通信出错、面板通讯出错、CT断线或异常、PT异常时，发出装置报警信号。此时装置还可以继续工作。.4保护装置出现闭锁、异常或动作（跳闸）后的处理在装置出现装置闭锁现象或装置报警现象时，请及时查明情况（可打酏当时装置的自检报告，并入变位报告并结合保护装置的面板显示信息）进行事故分析，并可及进通告示厂家处理，不要轻易按保护大屏上的复归按钮。在装置动作（跳闸）后时，请及时查明情况（可打印当时装置的故障报告、保护装置的定值、自检报告、开放变位报告并结合保护装置的面板显示信息）进行事故分析，并可及时通告厂家处理.1RCS-978E变压器成套保护采用全中文菜单显示方式，在主接线状态下，按‘ESC’键可进入主菜单，菜单仿WINDOWS界面，界面图形如下：其中，反选的菜单条目为激活条目，右（→）键或（确认）键为弹出下一级菜单（必须是菜单项中标有箭头指向的），左（←）键为回到前一级菜单，上（↑）、下（↓）键为移动菜单项，该移动为循环移动.2在自动切换至新报告的状态下，按‘ESC’键可进入主接线图，再按‘ESC’键可进入主菜单。按键‘↑’和‘↓’实现上下滚动，按键‘ESC’退出至主接线图。光标落在哪一项，按‘ENT’键，既选中该项功能。.3显示报告菜单显示保护动作报告，异常事件报告，及开入变位报告。报告失电不丢失。按键‘↑’和‘↓’上下滚动，选择要显示的报告，按键‘ENT’显示所选定的报告。进入菜单首先显示最新的一条报告；按键‘-’，显示前一个报告；按键‘+’，显示后一个报告。若一条报告一屏显示不下，则通过键‘↑’和‘↓’上下滚动。按键‘ESC’退出至上一级菜单。.4打印报告菜单可选择打印定值，正常波形，故障波形（保护动作报告），异常事件报告，及开入变位报告。按键‘↑’和‘↓’上下滚动，选择要打印的报告，按键‘ENT’打印锁选定的报告。.5按键‘↑’，‘↓’滚动选择要修改的定值，按键‘←’，‘→’将光标移到要修改的那一位，键‘+’和‘-’修改数据，按键‘ESC’不修改返回，键‘ENT’修改整定后返回。注：若整定定值不合理或整定出错，液晶会显示错误信息，按任意键后重新整定。.6修改时钟菜单液晶显示当前的日期和时间。按键‘↑’‘↓’‘←’‘→’选择要修改的那一位，键‘+’和‘-’修改。按键‘ESC’为不修改返回，键‘ENT’为修改后返回。保护装置异常情况处理保护装置始终对硬件回路和运行状态进行自检，自检出错信息（见下表的信息说明），当出现严重故障时（带*），装置闭锁所有保护功能，并灭“运行”灯，否则只退出部分保护功能，并发“告警”信号（#）。装置信息含义及处理：序号信息含义处理备注1保护板内存出错RAM芯片损坏汇报，厂家处理*2保护板程序区出错FLASH内容被破坏汇报，厂家处理*3保护板定值区出错定值区内容被破坏汇报，厂家处理*4读区定值无效二次额定电流更改后，保护定值未重新整定汇报，由继保人员重新整定*5光耦失电24V或220V光耦正电源失去汇报，由继保人员检查开入板的隔离电源*6跳闸出口报警出口三极管损坏汇报，厂家处理*7内部通信出错CPU与MONI板无法通信汇报，厂家处理*8保护板DSP出错CPU板上DSP损坏汇报，厂家处理*9管理板内存出错、程序出错、定值出错、DSP出错同CPU板汇报，厂家处理*7面板EPROM错EPROM损坏汇报，厂家处理*11面板通信出错人机面板与CPU板无法通信汇报，厂家处理#12不对应启动报警CPU板动作与MONI板起动元件不对应汇报，厂家处理#13保护板长期起动CPU板起动元件起动时间超过7s汇报，继保人员检查二次回路接线#14管理板长期起动MONI板起动元件起动时间超过7s汇报，继保人员检查二次回路接线#15日期时间值超界整定时间不规范重新整定时间16公共绕组CT异常、Ⅰ侧CT异常、Ⅱ侧CT异常、Ⅲ侧CT异常、Ⅰ侧PT异常、Ⅱ侧PT异常、Ⅲ侧PT异常相应的CT、PT回路或采样回路异常汇报、检查相应的二次回路，确定是回路原因还是硬件原因。#17差动保护差流异常此回路异常汇报、检查二次回路#18公共绕组CT断线、Ⅰ侧CT断线、Ⅱ侧CT断线、Ⅲ侧CT断线、CT断线相应的CT回路断线、短路汇报、检查相应的二次回路#注：备注栏内标有“*”的闭锁整套保护装置，应汇报有关调度停用保护；“#”的表示发信并闭锁相关的保护，应汇报有关调度停用相关保护，取下相关的投入压板，再进行相关的检查。RCS-974A型变压器非电量保护及辅助保护.1概述RCS-974A装置可以完成变压器的非电量保护、非全相保护及断路器失灵起动等功能，保护配置非电量保护装置设有7路非电量信号接口，5路非电量直接跳闸接口，3路非电量延时跳闸接口。所有的非电量信号均可通过RS-485通信接口传送给上位机从变压器本体来的非电量接点（如瓦斯等）经保护装置重动后发出中央信号、远方信号、事件记录三组接点，同时装置本身的CPU也可记录非电量动作情况。需直接跳闸的非电量信号直接起动装置的跳闸继电器.2装置运行说明信号灯说明：“运行”灯为绿色，装置正常运行时亮，熄灭表示装置不处于工作状态“报警”灯为黄色，装置有异常时亮“电量跳闸”灯为红色，当非全相保护动作并出口时亮“非电量延时跳闸”灯为红色，当非电量延时保护动作并出口时亮“1，2，3，……”等灯为红色，当外部分相非电量信号接点闭合时，对应的红色信号灯亮当装置“报警”灯亮后，待异常情况消失后会自动熄灭。