10kV～66kV消弧线圈装置运行规范办法
目录
第一章总则1
第二章引用标准1
第三章设备的验收2
第四章设备运行维护管理8
第五章运行巡视检查项目及要求12
第六章缺陷管理及异常处理15
第七章培训要求18
第八章设备技术管理20
第九章备品备件管理22
第十章更新改造22
第一章总则
第一条为完善消弧线圈装置设备管理机制,使其达到制度化、规范化,保证设备安全、可靠和经济运行,特制定本规范。
第二条本规范是依据国家和行业有关标准、规程、制度及《国家电网公司变电站管理规范》,并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定。
第三条本规范提出了对10kV~66kV消弧线圈装置在设备投产、验收、检修、运行巡视和维护、缺陷和事故处理、运行和检修评估分析、改造和更新、培训以及技术资料档案的建立与管理等提出了具体规定。
第四条本规范适用于国家电网公司所属范围内10kV~66kV消弧线圈装置的运行管理工作。
第二章引用标准
第五条以下为本规范引用的标准、规程和导则,但不限于此。
GB10229-1988电抗器
GB1094.1-1996电力变压器第1部分总则
GB1094.2-1996电力变压器第2部分温升
GB1094.3-2003电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
GB1094.5-2003电力变压器第5部分承受短路的能力
GB1094.10-2003电力变压器第10部分声级测定
GB6451-1999三相油浸电力变压器技术参数和要求
GB6450-1986干式电力变压器
CEEIA104-2003电力变压器质量评价导则
GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波
GB/T17626-1998电磁兼容试验和测量技术
GB50150-1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GBJ148-1990电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
DL/T572-1995电力变压器运行规程
DL/T573-1995电力变压器检修导则
DL/T574-1995有载分接开关运行维修导则
DL/T596-1996电力设备预防性试验规程
GB/T16435.1—1996远动设备及系统接口(电气特性)
国家电网公司变电站管理规范
第三章设备的验收
第六条新设备验收的项目及要求
1.产品的技术文件应齐全。
2.消弧线圈器身外观应整洁,无锈蚀或损伤。
3.包装及密封应良好。
4.油浸式消弧线圈油位正常,密封良好,无渗油现象。
5.干式消弧线圈表面应光滑、无裂纹和受潮现象。
6.本体及附件齐全、无损伤。
7.备品备件和专用工具齐全。
8.运行单位要参加安装、检修中间和投运前验收,特别是隐蔽工程的验收。
第七条消弧线圈装置安装、试验完毕后的验收
(一)一般要求
1.本体及所有附件应无缺陷且不渗油。
2.油漆应完整,相色标志应正确。
3.器顶盖上应无遗留杂物。
4.建筑工程质量符合国家现行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定。
5.事故排油设施应完好,消防设施齐全。
6.接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求,接地应可靠。
7.储油柜和有载分接开关的油位正常,指示清晰,呼吸器硅胶应无变色。
8.有载调压切换装置的远方操作应动作可靠,指示位置正确,分接头的位置应符合运行要求。
9.接地变压器绕组的接线组别应符合要求。
10.测温装置指示应正确,整定值符合要求。
11.接地变压器、阻尼电阻和消弧线圈的全部电气试验应合格,保护装置整定值符合规定,操作及联动试验正确。
12.设备安装用的紧固件应采用镀锌制品并符合相关要求。
13.干式消弧线圈表面应光滑、无裂纹和受潮现象。
(二)交接试验项目齐全、试验结果符合要求(根据不同设备选择以下试验项目)
1.绕组连同套管的直流电阻。
2.绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3.接地变压器的结线组别和消弧线圈极性。
4.接地变压器所有分接头的电压比。
5.消弧线圈伏安特性曲线。
6.35kV及以上油浸式消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的介质损耗因数。
7.35kV及以上油浸式消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的直流泄漏电流。
8.绝缘油试验。
9.非纯瓷套管的试验。
10.干式消弧线圈和接地变压器,以及进行器身检查的油浸式消弧线圈和接地变压器,应测量铁芯绝缘、绑扎钢带绝缘。
11.绕组连同套管的交流耐压试验。
12.调匝式消弧线圈有载调压切换装置的检查和试验。
13.检查相位。
14.控制器模拟试验。
15.额定电压下冲击合闸试验。
(三)竣工资料应完整无缺
1.消弧线圈装置订货技术合同。
2.产品合格证明书。
3.安装使用说明书。
4.出厂试验报告。
5.安装、调试记录。
6.交接试验报告。
7.实际施工图以及变更设计的技术文件。
8.备品配件和专用工具移交清单。
9.监理报告。
10.安装竣工图纸。
(四)验收和审批
1.消弧线圈装置整体验收的条件
(1)消弧线圈装置及附件已安装调试完毕。
(2)交接试验合格,施工图、竣工图、各项调试及试验报告、监理报告等技术资料和文件已整理完毕。
(3)施工单位自检合格,缺陷已消除。
(4)施工场所已清理完毕。
(5)备品备件已按清单移交。
2.消弧线圈装置整体验收的要求和内容
(1)建设单位应在工程竣工验收之前,与项目负责单位签订质量保修书,作为合同附件。质量保修书的主要内容应包括:质量保修的主要内容及范围;质量保修期;质量保修责任;质量保修金的支付方法。
(2)项目负责单位应在工程竣工前提前通知有关单位准备工程竣工验收,并组织相关单位、监理单位配合。
(3)验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题,应以书面形式通知相关单位并限期整改,经复验合格后方可投运。
(4)必须经验收合格后的设备方可投入生产运行。
(5)在投产设备质保期内发现质量问题,应由建设单位负责处理。
3.审批
验收结束后,将验收报告交启动委员会审核、批准。
第八条检修后设备的验收
(一)验收的项目和要求
1.所有缺陷已消除并经有关部门验收合格。
2.一、二次接线端子应连接牢固,接触良好。
3.消弧线圈装置本体及附件无渗、漏油,油位指示正常。
4.三相相序标志正确,接线端子标志清晰,运行编号完备。
7.消弧线圈装置需要接地的各部位应接地良好。
8.金属部件油漆完整,整体擦洗干净。
9.预防事故措施符合相关要求。
(二)试验项目(根据检修内容选择以下试验项目)
1.绕组连同套管的直流电阻。
2.绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3.接地变压器所有分接头的电压比。
4.35kV及以上油浸式消弧线圈绕组连同套管的介质损耗因数。
5.35kV及以上油浸式消弧线圈绕组连同套管的直流泄漏电流。
6.绝缘油试验。
7.非纯瓷套管的试验。
8.干式消弧线圈和接地变压器,以及进行器身检查的油浸式消弧线圈和接地变压器,应测量铁芯绝缘。
9.绕组连同套管的交流耐压试验(大修后)。
10.调匝式消弧线圈有载调压切换装置的检查和试验。
11.检查相位(大修后)。
(三)竣工资料
1.缺陷检修记录。
2.缺陷消除后质检报告。
3.检修报告。
4.各种试验报告。
(四)验收和审批
1.消弧线圈装置整体验收的条件
(1)消弧线圈装置及附件已检修、调试完毕。
(2)交接试验合格,调试报告等技术资料和文件已整理完毕。
(3)施工单位自检合格,缺陷已消除。
(4)施工场所已清理完毕。
2.消弧线圈装置整体验收的内容要求
(1)项目负责单位应提前通知验收单位准备工程竣工验收,并组织检修单位配合。
(2)验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题,应以书面形式通知有关单位并限期整改,经验收合格后的设备方可投入生产运行。
3.审批
验收结束后,将验收报告报请主管部门审核、批准。
第九条投运前设备的验收内容。
(一)一般要求
1.构架基础符合相关基建要求。
2.设备外观清洁完整无缺损。
3.一、二次接线端子应连接牢固,接触良好。
4.消弧线圈装置本体及附件无渗漏油,油位指示正常。
5.三相相序标志正确,接线端子标志清晰,运行编号完备。
6.消弧线圈装置需要接地的各部位应接地良好。
7.反事故措施符合相关要求。
8.油漆应完整,相色应正确。
9.验收时应移交详细技术资料和文件。
10.变更设计的证明文件。
11.制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。
12.安装的技术记录、器身检查记录及修试记录完备。
13.竣工图纸完备。
14.试验报告并且试验结果合格。
(二)消弧线圈装置投运前验收的条件。
1.消弧线圈装置及附件工作已结束,人员已退场,施工场所已清理完毕。
2.各项调试、试验合格。
3.施工单位自检合格,缺陷已消除。
(三)消弧线圈装置投运前验收的内容
1.项目负责单位应通知运行维护单位进行验收并组织相关单位配合。
2.在验收中检查发现缺陷,应要求相关单位立即处理,必须经验收合格后方可投入生产运行。
第四章设备运行维护管理
第十条消弧线圈装置的日常维护
(一)一般要求
1.消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器等均应有标明基本技术参数的铭牌标志,消弧线圈技术参数必须满足装设地点运行工况的要求。
2.消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器等均应有明显的接地符号标志,接地端子应与设备底座可靠连接。接地螺栓直径应不小于12mm,引下线截面应满足安装地点短路电流的要求。
3.消弧线圈装置的引线安装,应保证运行中一次端子承受的机械负载不超过制造厂规定的允许值。
4.消弧线圈装置本体及附件的安装位置应在变电站(所)直击雷保护范围之内。
5.停运半年及以上的消弧线圈装置应按有关规定试验检查合格后方可投运。
6.消弧线圈装置投入运行前,调度部门必须按系统的要求调整保护定值,确定运行档位。
7.中性点经消弧线圈接地系统,应运行于过补偿状态。
8.中性点位移电压小于15%相电压时,允许长期运行。
9.接地变压器二次绕组所接负荷应在规定的范围内。
10.运行人员每半年进行一次消弧线圈装置运行工况的分析。分析的内容包括系统接地的次数,起止时间,故障原因,整套装置是否正常等,并上报相关部门。
第十一条消弧线圈装置的操作
(一)消弧线圈装置运行中从一台变压器的中性点切换到另一台时,必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈上。
(二)主变压器和消弧线圈装置一起停电时,应先拉开消弧线圈的隔离开关,再停主变,送电时相反。
(三)系统中发生单相接地时,禁止操作或手动调节该段母线上的消弧线圈,有人值守变电站应监视并记录下列数据:
1.接地变压器和消弧线圈运行情况。
2.阻尼电阻箱运行情况。
3.微机调谐器显示参数:电容电流、残流、脱谐度、中性点电压和电流、分接开关档位和分接开关动作次数等。
4.单相接地开始时间和结束时间。
5.单相接地线路及单相接地原因。
6.天气状况。
(四)装置参数设定后应作记录,记录设定时间、设定值等,以便分析、查询。
(五)若巡视中发现下列情况之一时,应向调度和上级主管部门汇报。
1.消弧线圈在最高档位运行,过补偿情况下,而此时脱谐度大于5%(说明消弧线圈总容量裕度很小或没有裕度)。
2.中性点位移电压大于15%相电压。
3.消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器有异常响声。
(六)手动调匝消弧线圈切换分接头的操作规定
1.按当值调度员下达的分接头位置切换消弧线圈分接头。
2.切换分接头前,应确认系统中没有接地故障,再用隔离开关断开消弧线圈,装设好接地线后,才可切换分接头,并测量直流电阻。
3.切换分接头后,应检查消弧线圈导通情况,合格后方可将消弧线圈投入运行。
第十二条消弧线圈装置的检修和预防性试验
(一)油浸式消弧线圈装置主要检修项目
1.消弧线圈及附件的外部检查及修前试验。
2.检查阻尼电阻箱、接地变压器。
3.吊起器身,检查铁芯及绕组。
4.更换密封胶垫。
5.调匝式消弧线圈有载调压切换装置的检查和试验。
6.绝缘油的处理或更换。
7.吸湿器检修,更换干燥剂。
8.油箱清扫除锈。
9.真空注油。
10.密封试验。
11.绝缘油试验及电气试验。
12.金属部件补漆。
(二)干式消弧线圈装置主要检修项目
1.消弧线圈及附件的外部检查及修前试验。
2.检查阻尼电阻箱、接地变压器。
3.主绝缘干燥(必要时)。
4.电气试验。
5.金属部件补漆。
(三)油浸式消弧线圈装置主要试验项目
1.测量绕组连同套管的直流电阻。
2.测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3.测量接地变压器所有分接头的电压比。
4.测量35kV及以上消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的介质损耗因数。
5.测量35kV及以上消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的直流泄漏电流。
6.绝缘油试验。
7.非纯瓷套管的试验。
8.交流耐压试验(大修后)。
9.控制器模拟试验。
(五)干式消弧线圈装置的主要试验项目
1.测量绕组连同套管的直流电阻。
2.测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3.测量接地变压器所有分接头的电压比。
4.测量铁芯绝缘电阻。
5.交流耐压试验(大修后)。
6.控制器模拟试验。
(六)阻尼电阻箱主要试验项目
1.测量绝缘电阻。
2.测量直流电阻。
3.交流耐压试验(大修后)。
4.其它必要的试验项目。
(七)接地变压器主要试验项目与变压器项目相同。
第五章运行巡视检查项目及要求
第十三条例行巡视和检查项目和要求
(一)对各种值班方式下的巡视时间、次数、内容,各运行单位应在运行规程中作出明确规定。
(二)例行检查巡视分为正常巡视、全面巡视、夜间巡视。
(三)正常巡视。
1.有人值班变电站的消弧线圈装置及附件,每天至少一次;每周至少进行一次夜间巡视。
2.无人值班变电站内的消弧线圈装置每月两次进行巡视检查并作好巡视记录。
(四)全面巡视,内容主要是对设备进行全面的外部检查,对缺陷有无发展作出鉴定,检查设备防火、防小动物措施以及检查接地引线是否完好。
(五)每月应至少进行夜间巡视一次,内容是检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。
第十四条正常巡视的项目和要求。
(一)一般要求
1.设备外观完整无损。
2.一、二次引线接触良好,接头无过热,各连接引线无发热、变色。
3.外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。
4.金属部位无锈蚀,底座、支架牢固,无倾斜变形。
5.干式消弧线圈表面平整应无裂纹和受潮现象。
6.无异常震动、异常声音及异味。
7.储油柜、瓷瓶、套管、阀门、法兰、油箱应完好,无裂纹和漏油。
8.阻尼电阻端子箱内所有熔断器和二次空气开关正常。
9.阻尼电阻箱内引线端子无松动、过热、打火现象。
10.设备的油温和温度计应正常,储油柜的油位应与温度相对应,各部位无渗油、漏油。吸湿器完好,吸湿剂干燥。
11.各控制箱和二次端子箱应关严,无受潮。
12.吸湿器硅胶是否受潮变色。
13.各表计指示准确。
14.引线接头、电缆、母线应无发热迹象。
15.对调匝式消弧线圈,人为调节一档分接头,检验有载开关动作是否正常。
第十五条消弧线圈装置的定期巡视
(一)巡视周期:由生产运行单位运行规程规程规定。
(二)巡视项目及要求同例行巡视。由于检修人员对设备的结构、原理比较熟悉,更为准确地发现设备的缺陷,故应当规定由检修人员进行。
第十六条特殊巡视
(一)巡视周期
1.在高温运行前。
2.大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。
3.设备或经过检修、改造,在投运后72小时内的巡视。
4.设备有严重缺陷时。
5.设备经过长期停运后重新投入运行后的48小时内的巡视。
6.异常情况下的巡视。主要是指:设备发热、系统冲击、内部有异常声音等。
7.设备缺陷近期有发展时、法定节假日、上级通知有重要供电任务时。
8.站长应每月进行一次巡视。
(二)巡视的项目和要求
1.除正常巡视项目外,还应注意其它的异常情况。
2.必要时用红外测温设备检查消弧线圈、阻尼电阻、接地变压器的内部、引线接头发热情况。
3.高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。
4.气温骤变时,检查油枕油位和瓷套管油位是否有明显变化,各侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。各密封处有否渗漏油现象。
5.大风、雷雨、冰雹后,检查引线摆动情况及有无断股,设备上有无其它杂物,瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。
6.浓雾、小雨、下雪时,瓷套管有无沿表面闪络或放电,各接头在小雨中或下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象,否则表示该接头运行温度比较高,应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。
第六章缺陷管理及异常处理
第十七条缺陷管理
(一)缺陷及异常的管理和处理应严格执行《电业安全工作规程》和国家电网公司颁布的《变电站运行管理规范(试行)》的有关规定。
(二)发现缺陷应及时处理,缺陷处理采取闭环管理制度。
(三)缺陷指消弧线圈装置及附件,包括接地变压器和阻尼电阻箱任何部件的损坏、绝缘不良或不正常的运行状态,分为危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷。
(四)发现危急缺陷和严重缺陷,运行人员必须立即向有关部门汇报。按照上级有关部门的要求,密切监视发展情况。必要时可按照调度命令,迅速将有缺陷的设备退出运行。
(五)发现一般缺陷,运行人员将缺陷内容记入相关记录,由负责人汇总按月度汇报。一般缺陷可在一个检修周期内结合设备检修、预试等停电机会进行消除。
(六)投入运行一年内的新设备发生缺陷,施工单位应主动联系有关单位进行协调、处理。
(七)设备缺陷按年度统计,年底未处理的缺陷,转移到下年度缺陷记录内。
第十八条设备缺陷分类:
(一)危急缺陷:设备发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷,否则随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电和火灾等事故,例如下列情况等。
1.设备漏油,从油位指示器中看不到油位。
2.设备内部有放电声响。
3.一次导流部分接触不良,引起发热变色。
4.设备严重放电或瓷质部分有明显裂纹。
5.绝缘污秽严重,存在污闪可能。
6.阻尼电阻发热、烧毁或接地变压器温度异常升高。
7.设备的试验、油化验等主要指标超过相关规定,由试验人员判定不能继续运行。
8.消弧线圈本体或接地变压器外壳鼓包或开裂。
(二)严重缺陷:缺陷有发展的趋势,但可以采取措施坚持运行,列入月计划处理,不致造成事故者,例如下列情况等。
1.设备漏油。
2.红外测量设备内部异常发热。
3.工作、保护接地失效。
4.瓷质部分有掉瓷现象,不影响继续运行。
5.充油设备油中有微量水分,游离碳呈淡黑色。
6.二次回路绝缘下降,但不超过30%者。
7.若消弧线圈在最大补偿电流档位运行,而此时脱谐度大于5%。
8.中性点位移电压大于15%相电压。
(三)一般缺陷:上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷。性质一般,情况较轻,对安全运行影响不大的缺陷,例如下列情况等。
1.储油柜轻微渗油。
2.设备上缺少不重要的零部件。
3.设备不清洁、有锈蚀现象。
4.二次回路绝缘有所下降者。
5.非重要表计指示不准者。
6.其它不属于危急、严重的设备缺陷。
第十九条消弧线圈装置缺
陷处理的闭环管理:
(一)运行单位发现缺陷,由站长或值班长对缺陷进行定性后,记入缺陷记录,并向上级领导和生产管理部门报告,提出处理意见。
(二)运行单位每月上报一次一般缺陷,发现紧急、严重缺陷后应立即上报,以便安排处理。
(三)生产管理部门负责设备缺陷的统一管理,应及时掌握紧急和严重缺陷,定期掌握一般缺陷,提出处理意见,督促修试单位或运行单位及时消缺。
(四)缺陷消除时间应严格掌握,危及缺陷要在发现的当日立即安排处理,严重缺陷应在一个月内安排处理,一般缺陷视实际情况,在一个检修周期内安排处理。
(五)缺陷消除后,消缺部门应及时向生产管理部门和运行单位报告,由生产管理部门完善消缺的相关手续。运行单位、修试单位、生产管理部门均应做好记录,用于年度的统计、分析工作。
第二十条事故处理预案及要求:
(一)中性点位移电压在相电压额定值的15%~30%之间,允许运行时间不超过1小时。
(二)中性点位移电压在相电压额定值的30%~100%之间,允许在事故时限内运行。
(三)发生单相接地必须及时排除,接地时限一般不超过2小时。
第二十一条发现消弧线圈、接地变压器、阻尼电阻发生下列情况之一时应立即停运。
(一)正常运行情况下,声响明显增大,内部有爆裂声。
(二)严重漏油或喷油,使油面下降到低于油位计的指示限度。
(三)套管有严重的破损和放电现象。
(四)冒烟着火。
(五)附近的设备着火、爆炸或发生其他情况,对成套装置构成严重威胁时。
(六)当发生危及成套装置安全的故障,而有关的保护装置拒动时。
第二十二条有下列情况之一时,禁止拉合消弧线圈与中性点之间的单相隔离开关:
(一)系统有单相接地现象出现,已听到消弧线圈的嗡嗡声。
(二)中性点位移电压大于15%相电压。
第七章培训要求
第二十三条技术管理人员培训要求
(一)熟悉国家及行业有关消弧线圈装置的技术标准。
(二)熟悉消弧线圈装置检修、运行的有关规程。
(三)能够组织消弧线圈装置的验收、质检工作。
(四)能够编制各种消弧线圈装置的技术条件及检修、运行规程。
(五)能根据实际运行情况制订消弧线圈装置预防事故措施要求。
(六)掌握消弧线圈装置及附件的结构、技术参数、试验项目、制造工艺等有关内容。
(七)掌握消弧线圈装置及附件的电气、绝缘、油化学等专业知识。
(八)能审核设备检修、试验、检测记录,并根据设备运行情况和巡视结果,正确分析设备健康状况,掌握设备缺陷和运行薄弱环节。
(九)了解消弧线圈装置技术发展的动态。
第二十四条检修、试验人员培训要求
(一)熟悉掌握《变压器运行检修导则》、《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》、《电力设备交接试验规程》、《电力设备预防性试验规程》等国家和行业技术标准的有关内容,了解消弧线圈装置预防事故措施要求。
(二)熟悉消弧线圈装置检修质量标准及检修工艺过程。
(三)熟悉《电业安全工作规程》有关内容。
(四)熟悉零部件和备品备件的规格、用途、质量要求。
(五)掌握电工基础知识及消弧线圈装置专业技术、能看懂电气接线图及零件图。
(六)掌握常用仪表(如电流表、电压表、兆欧表表、万用表等)的名称、规范、用途、使用方法及注意事项,掌握钳工工具的使用及保管方法,了解常用检修材料的名称、规范、用途、质量要求及使用保管方法。
(七)掌握真空注油工艺,现场绝缘油的处理工艺。
(八)掌握滤油及绝缘油油试验方法。
(九)掌握高压试验方法。
(十)能够组织消弧线圈装置的检修工作,制定检修施工措施计划。
(十一)熟悉消弧线圈装置检修试验项目、试验标准和各项试验项目的意义。
(十二)熟悉消弧线圈装置的接线方式和运行规程的有关内容。
(十三)熟悉消弧线圈装置构造、拆装的顺序及注意事项。
(十四)了解必要的的继电保护知识。
(十五)掌握紧急救护和人工呼吸法。
第二十五条运行人员培训要求:
(一)熟练掌握本站现场规程,能及时修改和补充变电站现场运行规程,保证倒闸操作、事故处理正确。
(二)熟悉《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》、《电业安全工作规程》有关内容。
(三)熟悉消弧线圈装置正常巡视及特殊巡视项目、内容、要求及方式。
(四)掌握消弧线圈装置在内部故障、着火等紧急情况下的事故处理方法。
(五)熟悉调度、运行、安全规程和运行管理制度的有关规定,了解检修、试验、继电保护规程的有关内容,正确执行各种规程制度。
(六)了解消弧线圈装置检修项目、试验项目的内容和要求。
(七)了解消弧线圈装置的一般原理、接线方式。
(八)能熟练正确地进行事故处理。发生事故和异常时能根据仪表、信号指示、继电保护和设备异常状况,正确判断故障范围,做到迅速、正确的处理事故。
(九)掌握设备的接线和相应的运行方式。
(十)掌握紧急救护和人工呼吸法。
第八章设备技术管理
第二十六条设备档案管理
(一)原始档案应包括以下内容:
1.产品合格证明书。
2.说明书。
3.出厂试验报告。
4.安装、调试记录。
5.安装试验记录。
6.绝缘油试验报告(充油设备)。
7.交接试验报告。
(二)运行档案应包括以下内容:
1.设备铭牌参数。
2.设备修试、定检周期表。
3.设备大修改造报告。
4.高压试验报告。
5.油试验报告。
6.继电保护检验、调整记录。
7.缺陷记录。
8.设备变更、改造情况说明。
第二十七条运行管理评估
消弧线圈装置运行状态分析的目的是为了及时发现缺陷,及时消除缺陷,确保检修工作做到工效高(检修工期短,耗用工时少)、用料省(器材消耗少,修旧利废好)、安全好(不发生人身、电网、设备事故)。提高消弧线圈装置健康水平,使消弧线圈装置经常处于良好运行状态。
第二十八条检修评估
(一)检修前评估的内容应包括:
1.根据设备的结构特点、运行评估分折情况,包括绝缘老化情况、与消弧线圈装置动作有关的系统故障和事故情况、历次电气试验和绝缘油分析结果等,做好检修内容分析和预想工作,避免盲目性检修。经综合分析,确定是否需要检修以及检查及修理的项目。
2.根据确定的检修的项目和内容,编制检修技术方案,制定安全措施。
(二)检修后评估的内容应包括:
1.检修项目和检修质量达到规定的要求和质量标准。
2.已消除设备缺陷。
3.检修过程技术记录正确、齐全。
4.检修总结和技术文件资料应齐全、填写正确。
5.消弧线圈装置质量检验己完成验收。
第二十九条设备评估
(一)消弧线圈装置设备评估,是指对消弧线圈装置设备的运行、维护、在线检测、试验、检修、技术、监督等方面进行综合评估后确定的设备质量状态水平。
(二)按国家电网公司颁发的“电力生产设备评估管理办法”,按照消弧线圈装置设备的总体情况、运行状况、存在问题、原因分析等来定期进行消弧线圈装置设备评估。
(三)各级生产管理部门是消弧线圈装置设备管理的归口部门,在消弧线圈装置设备评估中对于发现带有全局性和基层单位难以解决的技术问题应及时研究并向上一级单位的生产管理部门反映。
第九章备品备件管理
第三十条为了能及时消除设备缺陷,缩短停运时间,提高设备可用率,确保电网安全经济运行,各级单位需做好备品备件管理工作。
第三十一条备品备件的管理应遵循“统一管理、分级负责、合理储备、分散保管”的原则。
第三十二条备品备件应按需配置,合理定额,及时补齐。
第三十三条消弧线圈装置备品备件主要包括以下整件或部件:储油柜、瓷套、硅胶、一、二次设备紧固件、压力释放器、生产厂家提供的必需的备件。
更新改造
第三十四条消弧线圈装置存在以下问题时,应进行更新改造。
第三十五条电气试验不合格,存在严重缺陷的设备。
第三十六条防污等级不能满足运行环境的设备。
第三十七条接地变压器二次绕组容量不能满足站用电源要求的设备。
第三十八条运行时间较长(30年以上)、绝缘严重老化的设备。
篇2：UPS装置运行规程办法
UPS装置运行规程
1.UPS的概述
UPS用于为电气负载提供合格电能,一台UPS由一台充电器,一台逆变器,一台静态开关组成.正常运行中负载由逆变器供电.逆变器的控制单元保证逆变器输出具有精确、稳定的幅值和频率。
充电器提供直流电给逆变器,市电(380V工作A段)为充电器提供能源。市电故障时蓄电池组给逆变器提供直流电,蓄电池组取自本身机组直流母线。
UPS接于市电与备用市电,通常UPS总是经常经充电器——逆变器给负载供电,但是,在过载或极罕见的逆变器故障时,静态开关会把负载切换到备用市电上。同样。若由于充电器故障而蓄电池放电完毕,在备用市电(380V保安段)可提供时,静态开关也会切向备用市电。
2.01号机UPS装置
2.1技术参数
型号锈康UPS-30KVA
输入电压380+10%伏
输出电压220AC+1%伏
频率50赫兹
2.2控制面板位于UPS的前门板上,它包括UPS运行所必须的控制按钮,若干只表示UPS运行状态的发光二极管。
2.3控制屏上控制按钮的功能
2.3.1“充电器运行”按下使充电器启动
2.3.2“充电器停止”按下使充电器停止
2.3.3“正常充电”按下使充电器正常充电
2.3.4“升压充电”按下使充电器升压充电
2.3.5“逆变器运行”按下使逆变器启动
2.3.6“逆变器停止”按下使逆变器停止
2.3.7“复位”按下使全部报警器复位
按下完成从备用市电到逆变器供电的转换
2.2.8“手动备用开关”按下转换到备用市电
2.2.9“指示灯测试”验证控制板上所有灯都完好
2.4控制面板指示灯功能
2.4.1绿、黄色发光二极管用作正常运行指示器
2.4.1.1“充电器运行”绿灯亮指示充电器正在运行
2.4.1.2“正常充电”绿灯亮指示正常充电在进行
2.4.1.3“升压充电”黄灯亮指示升压充电器在运行
2.4.1.4“逆变器运行”绿灯亮指示逆变器在运行
2.4.1.5“市电”绿灯(充电器运行时)亮指示市电有电,已送到充电器
2.4.1.6“蓄电池组断路器”绿灯亮指示蓄电池已接入直流母线
2.4.1.7“逆变供电”绿灯亮指示负载从逆变器供电
2.4.1.8“备用市电”绿灯亮指示备用市电完好,已接于静态开关
2.4.1.9“同步”绿灯亮指示逆变器与备用市电同步
2.4.1.10“自动”绿灯亮指示UPS从备用到逆变的转换自动完成
2.4.1.11“手动”绿灯亮指示UPS从备用到逆变的转换由手动完成
2.4.1.12UPS正常运行中全部绿灯亮,不亮的只可能是“正常充电”绿灯或“升压充电”黄灯,二者之一。
“自动”或“手动”绿灯二者之一
2.4.2红色发光二极管——报警指示器
控制屏面板上红灯闪烁,表示报警
2。4。2。1“充电器故障”红灯闪烁表示充电器发生故障
2。4。2。2“蓄电池组运行”红灯闪烁表示蓄电池放电(正常向逆变器供电)
2。4。2。3“逆变器故障”红灯闪烁表示逆变器故障
2。4。2。4“静态开关阻塞”红灯闪烁表示静态开关不通
2。4。2。5“市电供电”红灯闪烁表示备用市电向负载供电
2。4。2。6“综合故障”红灯闪烁表示UPS至少有一处故障
具体故障可从控制屏或中央控制与报警板可以查出
2。4。2。7“过载”红灯闪烁表示逆变器过载
2。4。2。8“复位”红灯亮表示应按“复位”按钮从备电转向逆变器供电,还表示“逆变器关机”或“手动市电开关”已按下,而备用市电又没有送上
2。4。2。9“手动备用开关”红灯亮表示UPS已以手动方式转向备用市电
2.5UPS的启动
2。5。1UPS的开机
2.5.1.1送上市电
“自动”或“手动”绿灯之一亮表示UPS的静态开关要么自动要么手动地从备用供电转换到逆变器供电
“正常充电”与“升压充电”黄绿灯之一亮表示充电器正常或升压方式充电
“综合故障”红灯闪烁表示UPS正在启动中
2.5.1.2按“充电器运行”按钮,使充电器投入运行
“市电”绿灯亮表示市电已送上
“充电器运行”绿灯亮表示充电器已投入运行
“综合故障”红灯闪烁
2.5.1.3合上蓄电池组开关
“蓄电池断路器”绿灯亮表示蓄电池工作
“综合故障”红灯闪烁
2。5。1。4按下“逆变器运行”按钮
“逆变器运行”绿灯亮表示逆变器已投入运行
“逆变供电”大约10秒钟后绿灯亮表明逆变器向负载供电
“综合故障”红灯闪烁
2。5。1。5送上备用市电
“备用市电”绿灯亮表示备用市电已送上
“同步”绿灯亮表示(延迟几秒后)逆变器已与备电同步
“综合故障”红灯闪烁
2。5。1。6按“复位”按钮
“综合故障”红灯灭
至此,UPS向负载正常供电
注意:除非按下“充电器停止”与“逆变器停止”按钮,否则在市电恢复时,充电器与逆变器都会自动启动
2.5.2逆变器供电到备用市电的手动转换开关
负载即可由逆变器供电,也可由备用市电供电
注意:切向备用市电时,正常供电的可靠性自然就降低了。从备用市电切换到逆变器约需8秒钟的延迟时间,当然供电是不间断的。
2.5.2.1从逆变器供电转换到备用市电供电:只需按下“手动备用开关”控制按钮
2.5.2.2负载由备用市电供电的指示灯状态如下:
“复位”红灯亮
“手动市电开关”红灯亮
“市电供电”红灯闪烁
“综合故障”红灯闪烁
“逆变器供电”绿灯灭
2。5。3从备用市电供电返回逆变器供电的手动切换
2.5.3.1为从备用市电供电返回逆变器供电只需按下“复位”控制按钮,延迟8秒钟后,从备用返回逆变器的切换便可完成,切换过程中供电是连续的
2.5.3.2切换已完成的指示灯状态如下:
“复位”红灯灭
“市电供电”红灯灭
“手动市电开关”红灯灭
“综合故障”红灯灭
“逆变器供电”绿灯亮
负载从逆变器获得电能的指示灯状态如下:
“市电供电”红灯灭
“逆变器供电“绿灯亮
2.6UPS的关机
2。6。1切断备用市电电源
“备用市电“绿灯灭
“同步”绿灯灭
“综合故障”红灯闪烁
2.6.2同时按下“逆变器停止”与“复位”控制按钮,逆变器就停止。
“逆变器供电”绿灯灭
“逆变器运行”绿灯灭
“综合故障”红灯闪烁
2。6。3切断蓄电池
“蓄电池组断路器”绿灯灭
2。6。4按“充电器停止”控制按钮使充电器关机
“充电器运行”绿灯灭
“市电”绿灯灭
“综合故障”红灯闪烁
2。6。5切断市电
“正常充电”绿灯与“升压充电”黄灯都灭
“自动”与“手动”绿灯都灭
UPS停机,所有指示灯全灭
注意:如果不按“充电器停止”与“逆变器停止”控制按钮,在市电恢复供电时,UPS会自动启动,投入运行
3.02号机UPS装置
3.1技术参数
型号锈康UPS-40KVA
输入电压380+10%伏
输出电压220AC+1%伏
频率50赫兹
3.2前盘(控制与监测盘)分为下面几个功能单元:显示单元、操作、运行状态指示、告警指示
3.2.1操作面板按钮功能
3.2.1.1“SYSTEMON”启动整个系统的按钮
3.2.1.2“OFF”整个系统的关机按钮,必须按动同时“SYSTEMON”按钮,才能关机,运行中,禁止同时按动以上两个按钮,否则将导致系统输出失电
3.2.1.3“LAMPTEST”可以在任何时间按动此按钮。此按钮用于检查《运行状态指示》和《告警指示》中的所有指示灯是否正常。
3.2.2运行状态指示
3.2.2.1“市电正常(绿)”整流器输入电压和频率在允许范围内
3.2.2.2“整流器运行(绿)”整流器打开,驱动脉冲送至晶闸管
3.2.2.3“升压充电(黄)”自动或手动启动升压充电
3.2.2.4“电池运行(绿)”电池向逆变器提供能量
3.2.2.5“逆变器运行(绿)”逆变器打开,逆变器逻辑控制电路将控制信号送至TSM模块,然而这不能证明逆变器运行正常
3.2.2.6“同步(黄)”逆变器输出与旁路同步
3.2.2.7“逆变电压正常(绿)”逆变器输出电压在允许范围内
3.2.2.8“负载通过静态开关EA”EA导通,逆变器通过EA向负载供电
3.2.2.9“旁路电压正常(绿)”目前旁路市电电压和频率在允许范围内
3.2.2.10“负载由静态开关EN供电(绿)”静态开关EN导通,负载由旁路通过静态开关供电
3.2.2.11“手动旁路供电(绿)”因测试/维修/维护,UPS系统转到旁路运行,手动旁路开关在旁路位置
3.2.2.12“电池开关闭合(绿)”电池开关闭合或者电池保险插入
3.2.2.13“电池开关断开(红)”电池保险断或者电池未连
3.2.2.14“输入开关闭合(绿)”整流器输入开关Q001闭合
3.2.2.15“输入开关断开(红)”整流器输入开关Q001断开
3.2.2.16“旁路开关闭合(绿)”旁路开关Q050闭合
3.2.2.17“旁路开关断开(红)”旁路开关Q050断开
3.2.3告警指示
3.2.3.1“第一次有效指示(快速闪烁)”首次接受到告警以快速闪烁指示并记忆
3.2.3.2“多次告警(慢速闪烁)”若多次告警,以慢速闪烁指示
3.2.3.3“永久性告警(无闪烁)”这些告警在复位后仍存在
3.2.3.4红色告警指示的复位按显示器上的“C”键
3.2.3.5内部蜂鸣器的复位按显示器上的按“蜂鸣”键
3.3UPS的启动
3.3.1UPS的开机(先检查Q050处于AUTO位置)
3.3.1.1合上UPS主机柜内开关Q001,待显示“standby”
3.3.1.2按UPS前门面板上“systemon”按钮,等待显示“normadoperation”:**%。
3.3.1.3合上BPS柜(旁路柜)柜内电池开关
3.3.1.4合上BPS柜(旁路柜)柜内旁路电源开关
3.3.1.5按BPS柜面板上“自动”按钮
3.3.1.6合上UPS主机柜内开关Q028
3.3.1.7按UPS面板上“C”键,复位告警二极管至此UPS正常运行
3.4UPS关机
3.4.1同时按UPS面板上“systemon”和“systemoff”按钮,停掉UPS
3.4.2断开各电源
3.5UPS主机柜内手动旁路开关Q050的操作
注:操作此开关前必须确认UPS主机处在自动旁路运行状态,UPS主机显示“bypassoperation”,否则禁止操作此开关
3.5.1若UPS处于正常运行状态,则进行以下步骤,若UPS处于“bypassoperation”状态,则直接进行第3。5。2条
3.5.1.1按面板上“#”键
3.5.1.2按“↑”或“↓”找到“bypassoperation”=off项
3.5.1.3按“∣”键,面板显示“bypassoperation”
3.5.2操作Q050开关切至“bypass”
3.5.3由面板上将UPS由正常运行转到“bypassoperation”状态
3.5.3.1按面板上“#”键
3.5.3.2按“↑”或“↓”找到“bypassoperation”=off项
3.5.3.3按“∣”键,面板显示“bypassoperation”
3.5.4若已由面板将UPS转到“bypassoperation”状态,再由面板转回正常运行
3.5.4.1按“#”键
3.5.4.2按“O”键,UPS转回正常运行
3.6故障记录查询
3.6.1同时按“*”和“↑”键,进入故障记录查找
3.6.2按“↓”或“↑”键,翻页查看故障记录
3.6.3在显示每一条故障记录时,按“∣”键,查看此故障发生时间
3.6.4查看完成,按“』“返回
篇3：配电装置运行规程办法
1范围………………………………………………………………………………………………………1
2规范性引用文件…………………………………………………………………………………………1
3定义和术语………………………………………………………………………………………………1
4配电设备的技术参数……………………………………………………………………………………2
5配电设备的基本技术要求………………………………………………………………………………6
6开关与刀闸的防误功能…………………………………………………………………………………6
7设备运行的操作…………………………………………………………………………………………7
8运行的监视及检查……………………………………………………………………………………11
9故障与事故处理………………………………………………………………………………………12
前言
为了贯彻“安全第一,预防为主”的方针,切实执行“两票三制”制度,防止误操作和其他不安全情况发生,确保配电设备的安全运行及准确操作,根据电力行业有关标准规定、中国南方电网电力调度通信中心有关文件以及《中国大唐集团公司企业标准编制规则》(试行)和厂颁《企业标准编制规则》中的有关规定,特制定本规程。
本规程是对Q/YTD—1040007—2000《配电装置运行规程》的修订。本规程1992年首次发布,本次为第三次修订。本规程自发布之日起实施,自实施之日起原规程同时作废。
本规程对原规程作了如下主要内容的修改:
(1)增加了目次和前言。
(2)增加了规范性引用文件。
(3)增加了定义和术语。
(4)删除了原规程中改造后已更换掉的设备的相关内容。
(5)增加了设备改造的相关新设备的内容。
(6)增加了部分设备检查项目、设备操作及事故处理内容。
本规程主要起草人:韦辉杨新贵陆杉光黄国庚黄显文韦建勇
本规程主要审核人:黄其标陆杉光韦辉黄显文蓝耀设魏恩永冯肖荣
本规程主要审定人:王连华
本规程批准人:陈湘宁
本规程由大唐岩滩水力发电厂发电部负责解释。
配电装置运行规程
1范围
本规程规定了配电设备的主要技术参数、基本技术要求、运行方式、设备运行操作、设备运行的监视及检查与操作、设备故障及事故处理等内容。
本规程适用于大唐岩滩水力发电厂。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本规程,然而,鼓励研究使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本规程。
DL408-1991电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)
中国南方电网调度术语(调调[2004]4号)
3定义和术语
下列定义和术语适用于本配电装置运行规程。
3.1开关
真空、空气、油、六氟化硫等各种类型断路器的统称。
3.2刀闸
各种类型的隔离开关的统称。
3.3接地刀闸
将电气设备与大地接通的刀闸。
3.4合上
把开关或刀闸由分闸位置转为合闸位置。
3.5断开
把开关或刀闸由合闸位置转为分闸位置。
3.6工作位置
15.75kV和10.5kV手车开关在此位置合上时,使主回路接通。
3.7试验位置
15.75kV和10.5kV手车开关在此位置可以做分、合闸操作,但主回路不接通。
3.8检修位置
15.75kV和10.5kV手车开关在此位置,手车开关是拉出了开关柜外。
3.9手车开关合闸状态
15.75kV和10.5kV手车开关在合闸状态时,手车开关的动、静触头处于闭合接通状态,此时手车开关操作机构的“合闸”、“分闸”指示牌掉出的是“合闸”字样。
3.10手车开关分闸状态
15.75kV和10.5kV手车开关在分闸状态时,手车开关的动、静触头处于分开不接通状态,此时手车开关操作机构的“合闸”、“分闸”指示牌掉出的是“分闸”字样。
篇4：电能表检定装置使用维护和运行状况测试技能考核任务书
测试方法
①正确接线
②正确选择标准表量限
③正确选择装置量限
10
①正确接线
②正确选择标准表量限
③正确选择装置量限
2.2
测量
正确读数,24个点无遗漏
10
读数不正确或有遗漏,一次扣1分,扣完为止
2.3
计算
①正确使用单位
②测试方法正确
③结果正确
15
①单位不正确扣5分
②测试方法不正确扣10分
③结果不正确扣5分
2.4
判断
根据测试和计算结果正确判断
5
判断不正确不得分
3
装置使用与维护
以提问方式考核
问题一:
问题二:
20
每个问题满分为10分,根据问题回答情况按十分制评分
4
规范性
操作规范、熟练、合理
5
根据操作的实际情况评分
5
合计
100
篇5：RS9612型微机线路保护装置运行规程办法
批准:审核:编制:保护室RCS-9612A型线路保护测控装置运行规程1、总则1.1、为了加强固原电网继电保护及安全自动装置的运行管理,提高电力系统安全稳定运行水平,确保电网可靠运行,特制定本规程。1.2、本规程适用于固原电网各变电所相对应的继电保护及安全自动装置。固原电网各级继电保护管理人员、调试人员、调度人员及变电所(操作队)运行人员应熟悉本规程有关条文并严格执行。1.3、在执行本规程过程中,若发现有与上级相关规程规定不一致,或发现问题,应及时同继电保护室联系,由继电保护室协调解决。1.4、本规程修订权、解释权属于固原供电局保护室。1.5、本规程自公布之日起生效。2、装置概述RCS-9612A线路保护测控装置是采用先进的软、硬件技术开发的新一代微机保护产品,主要适用于110KV以下电压等级的非直接接地系统,或小电阻接地系统中的方向线路保护及测控,也可用作110KV接地系统中的电流电压保护及测控装置。装置由交流变换插件(AC)、采样保持插件(A/D)、保护插件(CPU)、电源插件(POWER)、信号插件(SIGNAL)、跳合闸插件(TRIP)以及人机对话插件(MMI)组成。RCS-9612A线路保护测控装置是由三段式可经低电压闭锁的定时限方向过流保护(其中第三段可整定为反时限段),三段零序过流保护(可选择经方向闭锁/小电流接地选线),三相一次/二次重合闸(检无压、同期、不检),过负荷保护,过流/零序合闸加速保护(前加速或后加速),低周减载保护,独立的操作回路及故障录波等组成。3、正常运行维护3.1、装置面板解释:3.1.1、信号灯〇运行:指示装置处于运行状态,正常运行时点亮。〇报警:指示装置有异常告警信号,装置告警时点亮。〇跳闸:指示保护跳闸,保护跳闸时点亮。〇合闸:指示保护合闸,重合闸动作时点亮。〇跳位:指示断路器在分位,断路器在分位时点亮。〇合位:指示断路器在合位,断路器在合位时点亮。3.1.2、正常液晶显示:
15—0210:45:34电流:001.94A电压:100.25V频率:50.01HZ2图一装置液晶正常显示图正常运行时,运行人员必须巡视液晶显示是否正常,包括:有无异常信息,充电灯是否充好,电流、电压采样是否正确。注:第一行——时间显示:自左向右依次是日、月、时、分、秒。第二行——电流显示:显示为装置二次电流采样值。第三行——电压显示:显示为装置二次电压采样值。第四行——频率显示:显示为装置频率采样值。“2”——充电显示:重合闸充电不足时为“2”,重合闸充电充足时为“”3.2、操作说明3.2.1、菜单结构:1.装置整定2.报告打印3.状态显示I.主菜单4.时间设置5.报告显示6.报告清除7.校验码显示0.退出II.子菜单:①装置整定1.保护定值2.装置参数3.精度自动调整4.精度手动调整5.电度清零0.退出②报告打印1.定值打印2.跳闸报告3.自检报告4.遥信报告5.装置打印6.故障波形打印0.退出③状态显示1.采样值显示2.相角显示3.开关量显示4.遥测量显示0.退出④时间设置——日期:年年月月日日时间:时时分分秒秒⑤报告显示1.跳闸报告2.自检报告3.遥信报告4.远方命令5.开关分闸次数0.退出⑥报告清除——清除装置内所有报告.⑦校验码显示——显示装置的版本号、校验码.3.2.2、键盘说明:━p╋
t确定u复归
复位q取消图二面板键盘示意图键盘说明:“t”键——光标调整“左”移键.“u”键——光标调整“右”移键.“p”键——光标调整“上”移键,以及在正常运行状态下,按此键可进入主菜单.“q”键——光标调整“下”移键.“╋”键——修改定值或参数时,数值加“1”.“━”键——修改定值或参数时,数值减“1”.“确定”键——确认当前修改或执行当前选择.“取消”键——取消当前修改或取消当前选择.“复位”键——系统CPU复位键,正常运行时请勿按此键.“复归“键——复归中央信号及显示.3.2.3、定值区切换操作:在运行正常状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“装置整定”子菜单,按“确定”键进入,在“装置整定”子菜单中选择“装置参数”菜单,按“确定”键进入,进入时口令密码为“00”,在菜单中选择“保护定值区号”这一项,用“+”“-”键修改所需定值区,修改完毕后按“确定”键确认,这时运行指示灯熄灭,说明装置处于定值闭锁状态(装置的保护功能此时退出)。返回装置主菜单,在主菜单中选择“保护定值”子菜单,按“确定”键进入,进入时口令密码为“00”,进入后在液晶显示屏的右上角显示当前保护定值区,确认修改定值区无误后,按“确定”键确认返回主菜单,利用“p”“q”键选择“退出”命令进入运行状态。这时,运行指示灯仍然熄灭,待1—3秒后运行指示灯点亮,保护装置运行正常(装置的保护功能投入),定值区修改完毕。3.2.4、跳闸报告调用操作:在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“报告显示”子菜单,按“确定”键进入,进入后选择“跳闸报告”这一项,按“确定”键即可查看装置的跳闸报告。查看完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,跳闸报告查看完毕。在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“报告打印”子菜单,按“确定”键进入,进入后选择“跳闸报告”这一项,按“确定“键即可打印装置的跳闸报告。报告打印完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,跳闸报告打印完毕。3.2.5、时钟修改操作:在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“时间设置”子菜单,按“确定”键进入,进入后通过“p”“q”“t”“u”“╋”“━”键进行时间修改,修改完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,时钟修改完毕。3.2.6、定值打印操作:在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“报告打印”子菜单,按“确定”键进入,进入后选择“定值打印”这一项,按“确定”键即可打印装置的定值。定值打印完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,定值打印完毕。4、压板说明4.1、所有屏内的压板投退,必须根据调度令执行。4.2、压板功能说明:跳闸压板——保护通过该压板实现对断路器分闸的操作。投入时,保护动作、断路器分闸;不投时,保护动作、断路器不分闸。合闸压板——保护通过该压板实现对断路器合闸的操作。投入时,保护发重合动作令,断路器合闸;不投时,保护发重合动作令,断路器不合闸。重合闸闭锁压板——保护的重合功能通过该压板实现。投入时,保护重合功能退出;不投时,保护重合功能投入。低周减载压板——保护的低周减载功能通过该压板实现。投入时,低周减载功能投入;不投时,低周减载功能退出。4.3、投退压板后,必须核对液晶显示的压板状态。5、电源开关、熔断器、切换开关说明5.1、熔断器:1RD——储能电源保险,若为储能机构该保险投入。2RD、3RD——直流操作电源保险,正常运行时该保险投入。4RD、5RD——保护装置电源保险,正常运行时该保险投入。6RD、7RD、8RD——保护装置的电压保险,正常运行时该保险投入。5.2、切换开关:远方/就地切换开关——在“远方”时,“就地”不能操作;在“就地”时,“远方”不能操作。储能转换开关——储能电源的开关。6、装置异常、动作后的处理6.1、装置异常:装置异常时,应发告警信号。运行人员应及时“复归”告警信号,若告警信号无法复归,则应到现场查看装置的液晶显示,并将“告警”信号内容汇报调度,通知继电保护,以便及时处理。6.2、保护动作:保护动作时,即为线路发生故障,运行人员应认真记录保护动作报告,若为保护正确动作,则将保护动作信息复归;若为保护不正确动作,则应到现场查看装置的液晶显示,并将“保护动作”信息内容汇报调度,通知继电保护人员,以便及时处理保护动作,或告警时,运行人员应详细记录各保护装置动作指示灯的情况并用有色笔标注后再复归信号。同时,及时就具体情况向有关部门汇报。7、运行维护注意事项7.1、运行人员仅限时间设置、切换定值区、定值打印及事故后事故报告的打印操作,其余对装置的操作一律禁止。7.2、运行中进行装置定值修改或切换定值区时,保护功能将自动退出。切换运行定值区后,必须由运行人员核对打印定值和定值单的正确性,必须核对定值区,要确保运行定值区正确。7.3、检修人员定检或更改定值工作结束后,必须与运行人员核对打印定值和定值单的正确性,同时核对定值区的正确性。7.4、投运时注意定值区及压板的投退正确性及可靠性。7.5、检查母线电压开关,直流操作电源及装置工作电源及电机储能电源(开关为储能机构时)是否正确、可靠投入。7.6、正常运行情况下,运行人员应巡视装置的时钟及3.2.5项所交代的内容。RCS-9631A型电容器保护测控装置装置运行规程1、总则1.1、为了加强银南电网继电保护及安全自动装置的运行管理,提高电力系统安全稳定运行水平,确保电网可靠运行,特制定本规程。1.2、本规程适用于银南电网各变电所相对应的继电保护及安全自动装置。银南电网各级继电保护管理人员、调试人员、调度人员及变电所(操作队)运行人员应熟悉本规程有关条文并严格执行。1.3、在执行本规程过程中,若发现有与上级相关规程规定不一致的情况,或发现问题的,应及时同继电保护室联系,由继电保护室协调解决。1.4、本规程修订权、解释权属于银南供电局保护室。1.5、本规程自公布之日起生效。2、装置概述RCS-9631A电容器保护测控装置是采用先进的软、硬件技术开发的新一代微机保护产品,主要适用于110KV以下电压等级的非直接接地系统或小电阻接地系统中所装设的单Y、双Y、Δ形接线并联电容器组的保护及测控装置。装置由交流变换插件(AC)、采样保持插件(A/D)、保护插件(CPU)、电源插件(POWER)、信号插件(SIGNAL)、跳合闸插件(TRIP)以及人机对话插件(MMI)组成。RCS-9631A线路保护测控装置是由三段式定时限过流保护(其中第三段可整定为反时限段),过电压保护,低电压保护,不平衡电压(零序电压保护)保护,不平衡电流(零序电流保护)保护,自动投切功能,零序过流保护/小电流接地选线,非电量保护(重瓦斯跳闸、轻瓦斯报警、超温报警或跳闸),独立的操作回路及故障录波。3、正常运行维护3.1、装置面板解释:3.1.1、信号灯〇运行:指示装置处于运行状态,正常运行时点亮。〇报警:指示装置有异常告警信号,装置告警时点亮。〇跳闸:指示保护跳闸,保护跳闸时点亮。〇合闸:指示保护合闸,重合闸动作时点亮。〇跳位:指示断路器在分位,断路器在分位时点亮。〇合位:指示断路器在合位,断路器在合位时点亮。3.1.2、正常液晶显示:
15—0210:45:34电流:001.94A电压:100.25V频率:50.01HZ2图一装置液晶正常显示图正常运行时,运行人员必须巡视液晶显示是否正常,包括:有无异常信息,充电灯是否充好,电流、电压采样是否正确。注:第一行——时间显示:自左向右依次是日、月、时、分、秒。第二行——电流显示:显示为装置二次电流采样值。第三行——电压显示:显示为装置二次电压采样值。第四行——频率显示:显示为装置频率采样值。“2”——充电显示:重合闸充电不足时为“2”,重合闸充电充足时为“”3.2、操作说明3.2.1、菜单结构:1.装置整定2.报告打印3.状态显示I.主菜单4.时间设置5.报告显示6.报告清除7.校验码显示0.退出II.子菜单:①装置整定1.保护定值2.装置参数3.精度自动调整4.精度手动调整5.电度清零1.退出②报告打印1.定值打印2.跳闸报告3.自检报告4.遥信报告5.装置打印6.故障波形打印1.退出③状态显示1.采样值显示2.相角显示3.开关量显示4.遥测量显示0.退出④时间设置——日期:年年月月日日时间:时时分分秒秒⑤报告显示1.跳闸报告2.自检报告3.遥信报告4.远方命令5.开关分闸次数0.退出⑥报告清除——清除装置内所有报告.⑦校验码显示——显示装置的版本号、校验码.3.2.2、键盘说明:━p╋
t确定u复归
复位q取消图二面板键盘示意图键盘说明:“t”键——光标调整“左”移键.“u”键——光标调整“右”移键.“p”键——光标调整“上”移键,以及在正常运行状态下,按此键可进入主菜单.“q”键——光标调整“下”移键.“╋”键——修改定值或参数时,数值加“1”.“━”键——修改定值或参数时,数值减“1”.“确定”键——确认当前修改或执行当前选择.“取消”键——取消当前修改或取消当前选择.“复位”键——系统CPU复位键,正常操作时请勿按此键.“复归“键——复归中央信号及显示.3.2.3、定值区切换操作:在运行正常状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“装置整定”子菜单,按“确定”键进入,在“装置整定”子菜单中选择“装置参数”菜单,按“确定”键进入,进入时口令密码为“00”,在菜单中选择“保护定值区号”这一项,用“+”“-”键修改所需定值区,修改完毕后按“确定”键确认,这时运行指示灯熄灭,说明装置处于定值闭锁状态(装置的保护功能此时退出)。返回装置主菜单,在主菜单中选择“保护定值”子菜单,按“确定”键进入,进入时口令密码为“00”,进入后在液晶显示屏的右上角显示当前保护定值区,确认修改定值区无误后,按“确定”键确认返回主菜单,利用“p”“q”键选择“退出”命令进入运行状态。这时,运行指示灯仍然熄灭,待1—3秒后运行指示灯点亮,保护装置运行正常(装置的保护功能投入),定值区修改完毕。3.2.4、跳闸报告调用操作:在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“报告显示”子菜单,按“确定”键进入,进入后选择“跳闸报告”这一项,按“确定”键即可查看装置的跳闸报告。查看完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,跳闸报告查看完毕。在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“报告打印”子菜单,按“确定”键进入,进入后选择“跳闸报告”这一项,按“确定“键即可打印装置的跳闸报告。报告打印完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,跳闸报告打印完毕。3.2.5、时钟修改操作:在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“时间设置”子菜单,按“确定”键进入,进入后通过“p”“q”“t”“u”“╋”“━”键进行时间修改,修改完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,时钟修改完毕。3.2.6、定值打印操作:在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“报告打印”子菜单,按“确定”键进入,进入后选择“定值打印”这一项,按“确认“键即可打印装置的定值。定值打印完毕后按“确认”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,定值打印完毕。4、压板说明4.1、所有屏内的硬压板投退,必须根据调度令执行。4.2、压板功能说明:跳闸压板——保护通过该压板实现对断路器分闸的操作。投入时,保护动作、断路器分闸;不投时,保护动作、断路器不分闸。4.3、投退硬压板后,必须核对液晶显示的压板状态。5、电源开关、熔断器、切换开关说明5.1、熔断器:1RD——储能电源保险,若为储能机构该保险投入。2RD、3RD——直流操作电源保险,正常运行时该保险投入。4RD、5RD——保护装置电源保险,正常运行时该保险投入。6RD、7RD、8RD——保护装置的电压保险,正常运行时该保险投入。5.2、切换开关:远方/就地切换开关——在“远方”时,“就地”不能操作;在“就地”时,“远方”不能操作。储能转换开关——储能电源的开关。6、装置异常、动作后的处理6.1、装置异常:装置异常时,应发告警信号。运行人员应及时“复归”告警信号,若告警信号无法复归,则应到现场查看装置的液晶显示,并将“告警”信号内容汇报调度,通知继电保护人员,以便及时处理。6.2、保护动作:保护动作时,即为线路发生故障,运行人员应认真记录保护动作报告,若保护正确动作,则将保护动作信息复归;若为保护不正确动作,则应到现场查看装置的液晶显示,并将“保护动作”信息内容汇报调度,通知继保人员,以便有效处理。保护动作,或告警时,运行人员应详细记录各保护装置动作指示灯的情况并用有色笔标注后再复归信号。同时,及时就具体情况向有关部门汇报。7、运行维护注意事项7.1、运行人员仅限时间设置、切换定值区、定值打印及事故后事故报告的打印操作,其余对装置的操作一律禁止。7.2、运行中进行装置定值修改或切换定值区时,保护功能将自动退出。切换运行定值区后,必须核对定值区,要确保运行定值区正确。7.3、检修人员定检或更改定值工作结束后,必须由运行人员核对打印定值和定值单的正确性,同时核对定值区的正确性。7.4、投运时注意定值区及硬压板的投退正确性及可靠性。7.5、检查母线电压开关,直流操作电源及装置工作电源及电机储能电源(开关为储能机构时)是否正确、可靠投入。7.6、正常运行情况下,运行人员应巡视装置的时钟及3.2.5项所交代的内容。幼儿园食品安全应急预案
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