云天化公司电气运行安全操作规程汇编.pdf

。云南云天化国际化工股份有限公司云云化集团 YUNNAN YUNTIANHUA INTERNATIONAL CHEMICAL CO.LTDQ/GJHG XXXX ZD/BF.X X卜+电气运行安全操作规程XXXX年XX月XX日发布XXXX年XX月XX日实施云南云天化国际化工股份有限公司 发布目录-11OKV总降压站安全操作规程.11 范围.12 规范性引用文件.13 岗位任务.14 主电源的运行方式.25 主变压器的操作.25.1主变压器的投运操作.25.2主变压器的停运操作.36主变压器的有载调压开关的操作.37隔离开关的操作.48 11OKV高压手车的操作.59 SF6断路器的操作.610 SF6高压设备运行安全要求.711 A1开关所旋转式隔离刀闸的一般操作顺序.712 站用变的运行.813 消弧线圈操作.814微机五防系统操作程序.915 综合自动化系统.1016 柴油发电机操作.1116.1 柴油机发电机启动操作程序.1116.2 柴油机停机操作步骤.1217 常见事故处理.12二.高压开关所安全操作规程.141.范围.142.规范性引用文件.143.岗位任务.144.通用音B分.144.1 主电源的运行方式.144.2 倒闸操作.154.3 停送电倒闸操作.164.4 所用变压器的运行.184.5 直流系统的运行.184.6 变压器的正常运行和维护.194.7 断路器的运行、巡视和维护.214.8 隔离开关的运行.224.9 电流、电压互感器的运行.224.10 电容器运行巡视及维护.234.11 电力电缆的运行.244.12 继电保护的运行.254.13 设备运行检查规定.255 B1原总降开关所.255.1 设备概况.255.2 主电源的运行方式.265.3 所用电的运行方式.266 B2磷酸高压开关所部分.266.1设备概况.266.2主电源的运行方式.266.3免维护酸性蓄电池直流屏的运行(PZDW6 4微机直流电源).276.4 所用变压器的运行.296.5 微机保护装置的维护.296.6综合自动化系统运行操作.316.7.2合闸的操作.326.8中置式开关柜操作.337.B3湿磨I高压开关所操作运行规程.337.1 设备概况.337.2 免维护酸性蓄电池直流屏的运行.347.3 所用变压器的运行.347.4 微机保护装置和综合自动化系统.357.5 旋转式隔离刀闸的一般操作顺序.357.6 湿磨球磨高压电机的开车程序.358 B4余热电站高压开关所运行操作.368.1 设备概况.368.2 余热发电机的运行方式.368.3 KYN1-10型高压开关柜手车的操作.368.4 安全注意事项.378.5微机综合自动化系统.378.6 中置式开关柜操作.378.7 免维护蓄电池直流屏运行.379 B5循环水高压开关所操作运行规程.389.1 设备概况.389.2 主电源的运行方式.389.3 所用变压器的运行.389.4 PZDW6 4微机直流电源柜的操作及维护.399.5 中置式开关柜的操作.399.6 高压开关柜的“分”、“合”闸操作.3910 B6湿磨11系列高压开关所部分.4010.1 设备概况.4010.2 免维护酸性蓄电池直流屏的运行、维护.4010.3 KYN28A-12(Z)型高压开关柜的操作.4010.4 所用变运行.4010.5 中置式开关柜操作.4010.6 ABB微机保护装置.4010.7 高压开关柜的分、合闸操作.4210.8 故障跳闸后开关柜的操作.4310.9 PIAS-2000电力综合自动化系统运行操作.4311 C6 1回水区开关所部分.4511.1 设备概况.4511.2 主电源运行方式.4511.3 中置式开关柜操作.4511.4 ABB微机保护装置.4511.5 故障跳闸后开关柜的操作.4512 A0海口水泵房高压开关所运行规程.4612.1 设备概况.4612.2 主电源的运行方式.4612.3 正常供电的操作顺序.4612.4 正常用电转非正常用电的操作顺序.4612.5向五纳厂水泵房送电的操作顺序.47三.低压电气安全操作规程.481.范围.482.规范性引用文件.483.岗位任务.484.运行方式.485.低压配电室联络供电.496.生产装置电气联锁控制逻辑.507.正常运行的检查和维护.628.电动机运行.639.变频器的运行维护.6410.软启动器的运行维护.6811.故障处理的一般原则.7112.断路器、熔断器的选择原则.7213.酸冷却器的运行维护.7313.1 浓硫酸冷却器阳极保护控制指标.7313.2故障分析及排除.7313.3浓硫酸分酸器阳极保护控制指标.7313.4故障分析及排除.7413.5浓硫酸管道阳极保护控制指标.7413.6故障分析及排除.7414.安全及注意事项.7415.三废达标排放.76前通过标准化的规范，使电气安全操作的表述一致，有利于技术交流和安全管理。总结几 年的生产实践，结合新技术应用情况评审安全操作技术要求，修订电气运行安全操作规程，有利于提高安全操作技术水平和提高工作效率，保证工作安全和提高经济效益。本标准自2007年XX月XX日起实施本标准由云南云天化国际化工股份有限公司三环分公司标准化委员会提出本标准起草单位：机电车间本标准主要起草人：吴纯毅、杨国平、潘大恩、赵坤本标准电子编排人：吴纯毅本标准审核人：王平本标准审定人：本标准批准人：post-at-2014-05-26-11 OkV总降压站安全操作规程1范围本标准规定了 nokv总降压站的电气运行规程。总降压站是三环分公司生产、生活用电 的供电中心，主要作用是将iiokvi回马中三线、uokvn回马盐中三线供电局马鞍山变电站 送到分公司的HOkV电源，经过两台25 000kVA变压器降压为6 kV,再通过A1高压开关所分 别送到各B级高压开关所，供给分公司生产、生活用电。HOkV马中三线、马盐中三线因故不能供电时，总降压站根据调度通知进行HOkvi、n 回线路和1、2号主变的倒闸切换操作。当供电局外部电源不能供电时，应急启动柴油发电机,由B1原总降开关所经A1总降开关所转送其它各B类高压开关所作为保安电源。本标准未尽 事宜以高压开关所安全操作规程（通用部分）、设备管理制度作为补充。本规程每三年进行评审和修订，当HOkV总降压站设备发生较大变化时进行按附件形式 进行补充。本规程适用于总降压站岗位，含变电和配电两个工序。2 规范性引用文件2.1 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL 408912.2 原中华人民共和国化学工业部设备维护检修规程（第二部分）2.3 编制电气安全标准的导则GB/T 16 49919962.4 电力变压器运行规程DL/T 5 72953 岗位任务3.1 将供电局电力系统提供的11 OkV电源电压降至6 kV电压。3.2 供给各高压开关所6 kV电能。3.3 用柴油发电机提供部分必要的保安应急电源。3.4 进行电能计量和无功补偿控制，根据负荷和电源情况对6 kV电压进行调整、控制。3.5 按系统运行情况，根据调度令进行倒闸操作，保障各运行方式的供电安全可靠。3.6 除危及人身和设备的安全外，所有关于运行方式改变的操作需取得调度同意后方可进行。post-at-2014-05-26post-at-2014-05-263.7 负责总降压站内设备简单的日常维护和故障处理。4主电源的运行方式4.1 在正常情况下，分公司总降两台25 000kVA主变压器分别由llOkV马中三线、马盐中三线 供电分列运行，A1开关所6 kVI、II母线分段运行向B级开关所供电。4.2 当任一回UOkV外线失电时，可将两台主变转由有电的另外一回UOkV外线供电。4.3 当任一台主变因故不能供电时，可将A1开关所6 kV母线并列运行供电。4.4 当全部HOkV电源因故不能向6 kV母线供电时，启动柴油发电机，发出的400V电源升压 至6 kV后经B1-6 05柜送到B1原总降开关所I段，再经A1总降开关所向各个开关所供给保 安用电。4.5 当HOkV不能通过总降25 000kVA变压器供电，采用柴油发电机供电前，必须先把HOkV 电源断开，确认A1601和A1 602柜断开后，才允许由柴油发电机对A1总降开关所6 kV母 线供电。4.6 110kV电源恢复供电前，必须先把柴油发电机停运，确认B1 605柜断开后，才允许恢复 llOkV电源供电。4.7 当HOkV两回进线供电正常，主变已经运行时，投入HOkV备用电源自动投入装置。进行 HOkV开关倒闸操作前，必须先退出备用电源自动投入装置。4.8 各种运行方式下均应根据电源供电能力与调度协同控制负荷，保障供电安全。49总降压站llOkV的151、152、112、1516、1526开关及刀闸和1、2号主变中性点接地刀 闸属供电局监控设备，运行中操作上述开关时，需先通过分公司调度征得供电局地调当值调 度同意。410所有的运行操作需事先得到分公司当值调度同意，操作完毕向分公司当值调度汇报。运 行中发生事故时在采取恰当的措施的同时立即向当值调度报告。5主变压器的操作5.1 主变压器的投运操作5.1.2 主变压器外观检查应无异常，具备送电条件。5.1.3 主变压器继电保护装置均已投入运行。5.1.4 主变压器有载分接开关位置正确（当HOkV电源电压在H5口7kV时，应在第+3+post-at-2014-05-26post-at-2014-05-266档)。5.1.6 HOkV室将需送电的隔离小车或断路器小车送入工作位置。5.1.7 合上所投变压器的中性点接地隔离开关(1010或1020),并检查接触良好。5.1.8 合上HOkV断路器151(152,112)对变压器充电，并检查变压器空载运行情况。5.1.9 变压器投运正常后，断开1010(1020)中性点接地隔离开关。5.2主变压器的停运操作5.2.1 合上1010(1020)中性点接地隔离开关.5.2.2 断开主变压器6 kV侧断路器Al-6 01(A1-6 02)5.2.3 用微机进行远控操作，断开151(112,152)断路器。5.2.4 断开1010(1020)中性点接地隔离开关。5.2.5 如转入冷备用状态则需断开相应的llOkV隔离小车和6 kV侧隔离开关。6主变压器的有载调压开关的操作6.1 HOkV主变使用的 这一I皿烦/110土区有载调压分接开关是镶入型的，具有单独油 箱和小油枕的开关。6.2 有载分接开关的油温不得高于100C,不低于-25。触头中各单触头的接触电阻不大于 5 00u Qo6.3 检修后及新安装的有载调压开关投入使用前，必须进行下述程序进行操作试验检查。6.3.1 投入使用前必须熟悉使用说明书的各项要求，先手动操作后电动操作。6.3.2 操作试验：在电动机控制回路施加电压之前，检查供给电源的额定值是否与所要求的数 值一致。检查电动机的电源相序是否正确，若电源相序错，则断路器跳闸后再扣不上，或者 断路器再扣后机构退回原始位置。6.3.3 逐级操作的检查：按动按钮级)或S2(n-1级)，保持按钮在操作位置直至电 动机停止，电动机构应只进行一次分接变换操作，且电动机应是自动断开。6.3.4 做机械限位装置操作试验和电气限位开关操作试验6.4 有载分接开关的操作，允许当值人员在变压器85%额定电流(用该档位的一次电流计算)下进行分接变换操作，超过额定电流的85%调压时，需经车间技术人员同意。6.5 有载分接开关每进行一次调压操作一个档位的变换操作完毕,须间隔一分钟方可进行第二 次的调压操作。6.6 当调压过程中发生滑档等异常情况时，按黑色紧急停止按钮，必要时可打开控制箱门，post-at-2014-05-26post-at-2014-05-26断开电源空气开关。6.7 调压操作须使母线电压保持在5.9-6.2kV之间。6.8 调压开关应避免调到极限位置，即最高档或最低档位置，每次调压操作均应作记录，并 实地检查档位是否一致，如发现档位不一致或调压拒动应立即停止操作，并断开调压装置电 源，然后进行检查处理。6.9 由于有载调压开关的油与变压器本体的油是分隔开的，所以有载调压开关装有反映自身 内部故障的瓦斯保护，跳开主变两侧断路器C6.1 0 瓦斯继电器动作后，需进行瓦斯气体分析，在变压器不带电的情况下打开变压器顶部继 电器的顶盖，复归继电器。复归时可通过继电器侧面小窗口看到内部红色掉牌标记复位。6.1 1 两台有载调压主变需并列运行时，应使两台主变分接开关的档位一致。7隔离开关的操作7.1 高压隔离开关除断开电压互感器、主变中性点接地等小于2A的小电流负载外，使用时应 与断路器配合，只有在断路器断开才能进行操作。7.2 在执行倒闸操作前，操作人员应检查断路器确在断开位置，停电时先拉出线刀闸，后拉 母线侧刀闸，送电时相反。7.3 错合刀闸时，甚至在合闸时发生电弧，也不准将刀闸再拉开，应迅速合上。错拉刀闸 时，在刀闸的刀片离开固定触头时便发生电弧，这时应立即合上。刀闸电气闭锁动作时严禁 随意解锁操作，在认真核对运行方式及操作票后方可解锁或手动操作。7.4 无论使用何种方式操作隔离开关，均要在现场检查三相触头的断开或合闸情况。7.5 1516(1526)隔离开关的合闸操作7.5.1 确定15167(15267)接地隔离开关、151(152)断路器确在断开位置。7.5.2 合上1516(1526)隔离开关操作电源，“远控近控”开关置“近控”位置。7.5.3 按合闸按钮隔离开关合闸，红色合闸指示灯亮，观察开关接触良好，主控室表计及微机 显示电压、电流正常。7.5.4 断开1516(1526)隔离开关操作电源。7.5.5 在合闸过程中，发生异常情况可按“急停”(黑色)按钮，终止操作，经检查无误后再 重新进行操作。7.6 1516(1526)隔离开关的分闸操作。7.6.1 确定151(152)断路器确在分闸位置。post-at-2014-05-26post-at-2014-05-267.6.1 合上15 16（15 26）隔离开关操作电源。761按分闸按钮、隔离开关分闸，绿色分闸指示灯亮，观察开关确已断开。7.6.1“远控一一近控”开关置“远控”位置，断开操作电源。7.7 6 kV旋转式隔离开关的操作7.7.1 旋转式隔离开关的合闸操作7.7.1.1 确定断路器在“分闸”位置7.7.1.2 将“远控一近控”开关置于“近控”位置7.7.1.3 隔离开关操动机构手柄（7）置“分闸闭锁”位置，按先电源侧，后负荷侧的顺序合上 隔离开关。7.7.1.4 隔离开关操动机构手柄（7）置“工作”位置，并上锁。7.7.2 旋转式隔离开关的分闸操作7.7.2.1 确定断路器在分闸位置。7.7.2.1 2 将“远控一近控”开关置于“近控”位置。7.7.2.3隔 离开关操动机构手柄（7）置“分闸闭锁”位置，按先负荷侧，后电源侧的顺序拉开 隔离开关。7.7.3 接地隔离开关的操作7.7.3.1 按10.2隔离开关的分闸操作的程序操作。7.7.3.2 合上接地隔离开关，操动机构手柄（7）置“检修”位置并上锁。8 11 OkV高压手车的操作8.1 手车机械连锁装置是保证手车式断路器在工作位置而且在合闸状态下，不允许隔离插头 进行切断电流操作，电气闭锁是指用行程开关的常开接点进行闭锁，只有在工作或试验位置 时，此接点才闭合，接通操动机构的合闸回路，断路器可以进行合闸操作，其它位置断路器 合闸回路不通，不能进行合闸操作。8.2 当手车式断路器处于工作位置，隔离插头合闸后，必须将手动闭锁杆插入手动闭锁块中，使手车和隔离插头合闸闭锁，方可操作断路器合闸。8.3 当断路器需退出运行时，必须使断路器分闸，再将手动闭锁杆拔出，解除闭锁后，退出手 车使隔离插头分闸。8.4 手车处于工作位置，且断路器在合闸状态时，不允许操动手车，使隔离插头分闸。手车处 于试验位置，且断路器在合闸状态时，不允许操动手车，使隔离插头合闸。post-at-2014-05-26post-at-2014-05-268.5 需操动手车时，必须将手动闭锁杆拔出，再根据棘轮装置旋钮旋至所需运动方向后插入，方可操动手车。操作时应使手车缓慢平稳运动，并注意隔离插头的分、合闸情况。8.6 断路器或隔离手车退出工作位置后，需退至断开试验位置，插入手动闭锁杆，防止手车滑 动。9 SF6断路器的操作9.1 SFs断路器151(152,112)的分、合闸操作9.1.1 检查SF6气体压力正常(0.5 MPa)，当低于0.4 MPa时不得进行操作。9.1.2 合上断路器控制电源、合闸电源，置“远控一近控”开关于“远控”位置。9.1.3 用微机对151(112,152)断路器进行分、合闸操作时，主接线图上应有相应的变位信 号。9.1.4 在紧急情况下，可用主控室主变压器保护屏内的控制开关对断路器进行分合闸操作。9.1.5 当电动无法对断路器进行分闸操作时，可对断路器的操动机构进行手动分闸操作，断开 后报请检修。9.1.6 SF6断路器气体压力保持0.5 MPa,当低于0.4 MPa时应及时断开断路器的操作电源，禁 止带负荷操作该断路器。立即上报车间安排检修人员对断路器进行补气。9.2 6 kV高压断路器的操作9.2.1 6 kV高压断路器的合闸操作92L1合上断路器控制电源，继电保护装置投入、电源指示灯亮(绿灯)。9.2.1.2 合上合闸电源、储能开关，储能灯亮，操动机构指示“已储能”若合闸电源有故障 不能储能时，可使用操作杆对弹簧操动机构进行储能，手动储能完毕后应随即卸下操作杆。9.2.1.3 操动机构手柄(7)置“分闸闭锁”位置。9.2.1.4 合上隔离开关。按先电源侧，后负荷侧的顺序进行操作，主接线图隔离开关应有变 位信号。9.2.1.5 操动机构手柄(7)置“工作”位置，并上锁。9.2.1.6“远控一近控”控开关置“远控”位置。9.2.1.7 用微机进行远控操作，合上断路器，主接线图上断路器有变位信号。9.2.1.8 当“远控”不能进行操作时可使用“近控”进行现场操作。特殊情况下需对断路器进 行合闸操作，或控制回路有故障时，可使用弹簧操动机构上的机械“合”按钮进行手动操作。9.2.2 6 kV高压断路器的分闸操作post-at-2014-05-26post-at-2014-05-269.2.2.1 用微机进行远控操作，断开断路器，主接线图上断路器有相应变位信号。9.2.2.2 用微机无法进行分闸操作时，可对现场操动机构进行手动分闸操作。9.223根据需要可拉开隔离开关。按先负荷侧，后电源侧的顺序进行操作。9.2.2.4正常情况下，6 kV各间隔断路器处于热备用状态。10 SF6高压设备运行安全要求1 0.1 环境温度20时，断路器正常工作压力为0.5 MPa,当SFe断路器气体压力低于0.4MPa 时不能进行开断电路操作，应断开断路器的控制电源；电流互感器正常工作压力为0.4MPa,当低于0.35 MPa时应按故障处理。1 0.2 按时记录SF6气体压力，记录开关动作次数，压力异常变化时应增加巡视次数；发生异 常运行和事故时，应及时向调度及车间领导汇报，记录故障时各种参数，信号光字牌不得随 意复归，到现场检查设备各部分情况，不得盲目试送。1 0.3 SF6气体压力低报警时应立即报告调度，补气接头与带电部分距离足够的可在运行中补 气，但需注意不造成开关中气体大量向外排放。不能在运行中补气的，需申请停用后进行处 理。停电后应用检漏仪检查无明显泄漏点，应特别注意密度继电器、压力表、管道接头、法 兰连接处等有无泄漏。1 0.4 SF6压力低闭锁分闸时，立即向调度申请断开操作电源，能运行中补气的补充合格气体,补气后压力仍然下降的应将开关退出运行，不能运行中补气的用上一级断路器断开电源后再 用刀闸断开本断路器。1 0.5 断路器爆炸或气体快速外泄时，应迅速用上一级断路器切断其电源，应开启抽风装置 抽风10分钟以上方可进入，进入后用检漏仪检测气体残存浓度。11 A1开关所旋转式隔离刀闸的一般操作顺序1 1.6.1 XGN2-1 0型高压开关柜内的隔离开关所用操作机构是JS型操作联锁机构，此联锁机 构的特点是能防止操作失误。为此，对它进行操作，只有在断路器分断后，才能进行。1 1.6.2 合闸的操作1 1.6.2.1将切断手柄键7旋至“分断闭锁”位；1 1.6.2.2将操作手柄插入上刀闸孔2内，先拉动少许揪下此刀闸的定位键5（启动后松开）后推至合闸位，使上刀闸合上；post-at-2014-05-26post-at-2014-05-261 1.6.2.3按上述方法将操作手柄插入下刀闸孔3内，将下刀闸合上;1 1.6.2.4将切断手柄键旋至“工作位置”合闸操作完成。1 1.6.3 分闸的操作1 1.6.3.1 将切断手柄键7旋至“分断闭锁”位；1 1.6.3.2 将操作手柄插入下刀闸孔3内，先拉动少许揪下此刀闸的定位键5（启动后松开）后拉至分闸位将下刀闸拉开；1 1.6.3.3 按上述方法将操作手柄插入刀闸孔2内，将上刀闸拉开；1 1.6.3.4 将切断手柄键旋至“工作位置”。1 1.6.4 检修（接地刀闸）的操作1 1 6.4.1 检修时为了检修的安全，必须合上接地刀闸，故接地刀闸必须在上、下刀闸都处于 断开位置才能操作；1 1.6.4.2 将切断手柄键旋至“分断闭锁”位置；1 1.6.4.3 将操作 手柄键插入检修（接地）刀闸孔1中，先拉动少许揪下此刀闸的定位键5,后推至合闸（接地）位1 1.6.4.4 将切断手柄键7旋至“检修”位置，柜门即可拉开进行检修。1 1.6.4.5 检修工作完毕后，将开关柜门关上，将切断手柄键7旋至“分断闭锁”位置；1 1.6.4.6 将操作手柄插入检修（接地）刀闸孔1中，先拉动少许揪下此刀闸的定位键5,后 拉至分闸位；1 1.6.4.7 将切断手柄键7旋至“工作位置”。12 站用变的运行1 2.1 在正常情况下，站用电由一台A1开关所站用变压器供给，站用交流室380V I、II段母 线并列运行，并向B1开关所提供所用电源。1 2.2 因为站用变为全分公司6 kV系统接地变压器，所以正常时两台站用变6 kV侧均应投运，但只用其中一台向全站提供380V电源，站用380V采用母联供电。1 2.3 任一站用变压器因故退出运行时，可切换到另一台供电。13 消弧线圈操作1 3.1 分公司6 kV系统属于中性点不接地的电网，当电网发生间歇性接地或电弧稳定接地时,post-at-2014-05-26post-at-2014-05-26通过消弧线圈的电感电流补偿电网中电缆对地的电容电流，起到熄灭电弧的作用。1 3.2 送站用变电源时，应检查消弧线圈在投入位置，消弧线圈控制屏投入情况正常。1 3.3 在6 kV电网运行正常情况下，必须投入1、2号站用变和消弧线圈，分公司消弧线圈运 行在欠补偿状态，当系统发生接地时消弧线圈带负荷运行，一般时间不超过2小时。1 3.4 要断开消弧线圈的隔离开关时必须确认系统无接地故障，在电网有操作或有接地故障 时不能停用消弧线圈。1 3.5 消弧线圈正常运行时中性点位移电压与额定电压的比值不得超过15%,当消弧线圈的 端电压超过相电压的15%时，应按接地故障处理。1 3.6 消弧线圈在欠补偿运行，由于线路跳闸或高压断路器三相触头不同期动作等，均可能 产生串联谐振过电压。出现谐振的判断：出现谐振后中性点位移电压及补偿电流指示最大值,消弧线圈过热，此时应立即停用连接消弧线圈的变压器，消除谐振。1 3.7 断开消弧线圈应先退出相应的站用变，再用绝缘操作杆断开消弧线圈的隔离开关。1 3.8 运行中应监视消弧线圈的档位、中性点位移电压和接地残流等参数确定补偿情况是否 正常。特别是当系统进行重大的改变运行方式操作或发生接地事故时，要加强监控。14 微机五防系统操作程序1 4.1 nokv变电站所用微机五防系统，是保障电气操作安全，防止误操作的重要措施，还能 对典型操作自动生成操作票。1 4.2 通过五防监控微机可以通过图形、手工、调用典型操作票等多种方式开出操作票，并通过打印机打印出操作票。1 4.2.1 图形开票1 4.2.1.1 点击图形开票工具按钮，进入图形开票模式。1 4.2.1.2 按操作的先后顺序点击主接线图上的设备图形。1 421.3形成操作票后，进行微机五防判断。1 4.2.1.4五防判断通过，确认操作票后，打印操作票。1 4.2.2手工开票1 4.221点 击工具栏上的手工开票按钮，进入手工开票模式。1 4.2.2.2按操作顺序点击选择操作设备。1 4.2.2.3点击生成操作票按钮，生成操作票。1 4.2.2.4进行五防判断，确认后打印操作票。post-at-2014-05-26post-at-2014-05-261 4.2.3如果将进行的操作任务属典型操作，则调用典型操作票。1 4.2.4如果将进行的操作任务从前操作过，则可调用原来的操作票。1 4.2.5用监控微机开出的操作票可传送到模拟屏，再传送到电脑钥匙。1 4.3 可以不使用五防监控微机，用手工填写操作票，在模拟屏上输入操作票。1 4.3.1在模拟屏为反馈运行时按下“模拟”按钮。1 4.3.2按操作票进行模拟操作，模拟屏会自动进行五防判断。1 4.3.3按下“操作”按钮形成操作票.1 4.4 上述各种方式在模拟屏内生成操作票后，模拟屏将显示“等待传输操作票”。1 4.5 将电脑钥匙插入传输口，进行传输操作票到电脑钥匙的操作。1 4.6 当操作票传输完成后，可用电脑钥匙到现场进行从事操作。1 4.7 操作完毕后，用电脑钥匙将操作结果回传模拟屏，结束操作。1 4.8 当开票过程发生出错，可通过以下方式清票。1 4.8.1对电脑钥匙可在钥匙关机的情况下长按开机按钮进入主菜单，用开锁按钮选择“培训I”进行清票。1 4.8.2对五防监控微机，在开票状态时可直接再次点击开票按钮选择“作废操作票”。1 4.8.3对模拟屏则在传输操作票时，按下“确认”键，选择“1”清票。1 4.8.4除事故处理等其它经上级领导同意的特殊情况外，不得擅自使用万能钥匙。1 4.8.5其他情况经主值或班长同意可使用跳步器。15 综合自动化系统1 5.1 HOkV变电站综合自动化系统由SEL系列微机保护器、监控计算机、GR90远动装置和 其他智能设备构成。能实现对整个变电站的数据测量、保护、遥控、信号等自动化操作。1 5.2 本系统为分布式系统，各工作站执行不同的任务，对于正常情况下经五防校验的遥控 只能在1号监控微机上发出。两台监控微机均可独立实现报警、测量、主变调压等工作，。1 5.3 GR90远动装置由D20和D200处理器及其外围的S（开关量）、A（模拟量）、AC（交流 采集）和K（遥控）等外围10板组成。其中S板上的发光二极管可显示每个开关量的输入情 况。正常运行时D20M处理器板上没有红灯点亮。1 5.4 SEL系列微机保护器正常工作时，面板上的“EN”绿灯点亮。当任一红灯亮时表示该参 数超过设定值，对应显示“INST”和“50”表示速断元件动作，“87”表示差动保护动作，“27”表示低电压。操作人员可使用保护器面板上的“METER”查看实时测量值，使用“EVENTS”查 post-at-2014-05-26post-at-2014-05-26看历史事件，不准随意关断其电源和修改其设置。1 5.5 监控微机的使用1 5.5.1 在监控微机WIN2000桌面上双击打开“HMI.EXE”启动监控主程序，按姓名进行系统登 录，进入系统后点击“系统”菜单下的“启动系统”和“人机界面”下的“画面显示”，即可 启动数据采集和实时数据库，进入监控状态。1 5.5.2 主接线图上的开关图形为现场采集的遥信开关量控制其形状和颜色，数字为遥测量的 实时值C1 5.5.3 监控微机上的所有遥测值均可点击出对话框设置其上限、下限报警值，值班时应根据 当时的负荷、运行方式设置报警值，使监控及时到位。同时在对话框中可查看该值的曲线。1 5.5.4 对带遥控的开关，点击图上的开关图形可打开遥控对话框，输入操作员和监护人密码 进行遥控操作。微机可根据当前开关状态进行五防判断和分、合操作。对于主变调压则要选 择升档“Close/on”或降档“Trip/off”，再发遥控。对于B级开关所不能发遥控。1 5.5.5“人机界面”中的“当前状态”可以数据表的形式显示包括磷酸、循环水、嘉吉在内 的所有遥信、遥测、电度的实时数据采集值。1 5.5.6 报警框可显示SOE、遥测越限等的所有设定的报警量，当发生报警时可首先消除报警 声音也可确认单条报警事件。1 5.5.7 在“报警”菜单内点击“报警历史”可分类按时间查询遥信和遥测报警。1 5.5.8 在历史数据内可按时间查询遥测和电度每5分钟的历史数据、SOE和遥测越限记录及 遥控历史记录。1 5.5.9 在报表内可生成电流、电度、电压等的报表。1 5.5.1 0 点击其他画面的按钮可切换显示其他装置的运行情况。1 5.6 对整个综合自动化系统的设备运行人员除能进行上述操作外，不准随意进行断电、更改设定、退出程序等其他操作。16 柴油发电机操作1 6.1 柴油机发电机启动操作程序1 6.1.1 检查发电机励磁柜及400V交流柜内的电气设备正常，具备发电及供电条件。1 6.1.2 检查油箱油量，打开油箱阀门。1 6.1.3 按动喷油泵空气塞放出气泡，流油为止。1 6.1.4 检查柴油机机油油量在油标尺的第一刻度以上至第二刻度以下。post-at-2014-05-26post-at-2014-05-261 6.1.5 手摇机油泵使油压达到2.5 kg/cm2o1 6.1.6 打开汽缸盖减压阀，用铁棍搬动发电机齿轮旋转，使进、排气门推杆转动灵活，关闭 汽缸盖减压阀。1 6.1.7 将柴油机操作手柄压下至启动位置，打开气瓶总阀门冲转柴油机，待柴油机转动响声 正常，将操作手柄推至最上运转位置，立即关闭气瓶总阀门，调整柴油机转速为5 00r/min。1 6.1.8 合上励磁柜起励按钮，检查调整发电机输出电压为400V,频率5 0Hz。1 6.1.9 打开循环水泵阀门，启动循环水泵启动按钮1 6.1.1 0 根据供电要求，合上输出隔离开关，变压器带电后按通过B1-6-05柜向6 kV系统供电。1 6.1.1 1打开充气压缩空气阀门，向气瓶充气，当气瓶压力表指示为1820kg时，关紧充气 阀，关闭气瓶充气阀、压力表阀。1 6.2 柴油机停机操作步骤1 6.2.1 确认发电机负荷断开后，拉开发电机交流柜400V交流输出隔离开关，停止输出电流。1 6.2.2 断开励磁柜停止按钮。1 6.2.3 将柴油机转速调整到低限。1 6.2.4 将柴油机操作手柄扳至水平停机位置。1 6.2.5 打开汽缸盖减压阀，排气后关紧汽缸盖减压阀阀门。1 6.2.6 关上循环水泵阀门。17 常见事故处理1 7.1 电气设备事故处理的基本原则1 7.1.1 向调度报告和领导反映，严格、迅速、正确执行调度对事故处理的命令（有危及人身 及设备安全的出外）。1 7.1.2 判断事故范围，尽快查清事故的原因，迅速解除对人身和设备的危险。限制事故的发 展，消除事故的根源。1 7.1.3 尽快恢复对无故障的回路供电，并首先考虑对重要生产装置的优先供电。1 7.1.4 值班人员应监守岗位，如事故发生在交接班过程中交班人员负责处理事故，接班人员 可以协助处理。事故处理未结束，或上级领导未同意交接班前不得交班。1 7.1.5 当值调度是事故处理的指挥人，如调度的命令直接关系人身或设备的安全，则值班员 不得以非安全的其他理由拒绝或推延执行1 7.2 变电站的事故一般均有继电保护的动作，对于供电线路应判断保护动作类型。如属过 post-at-2014-05-26post-at-2014-05-26流保护动作，经调度同意后可进行试送。如属速断动作则应进行线路和设备检查。1 7.3 主变的瓦斯、差动和复合电压闭锁过流保护动作后，应对所保护范围内设备进行认真 检查，并经车间领导及调度同意后方可恢复送电。1 7.4 HOkV马中三线、马盐中三线供电故障时，应向调度联系查明失电原因，如外供电均消 失则根据调度通知投入柴油发电机。1 7.5 站用交流供电系统发生故障时，如属于正在供电的站用变故障，应立即断开其电源和 低压进线开关，合上无故障的站用变的低压进线开关，切换到另一台站用变供电C1 7.6 当6 kV系统发生单相接地时，应根据接地选线装置判断接地故障回路。加强对消弧线 圈和供电系统的运行监视。接地运行时间不得超过2小时。1 7.7 主变发生下列情况时，必须立即退出运行。1 7.7.1 变压器内部音响很大，很不均匀并有爆裂声。1 7.7.2 在正常负荷和冷却条件下，变压器油的温升很不正常，并不断升高。1 7.7.3 从油枕喷油或从安全气道（防爆筒）喷油。1 7.7.4 大量漏油使油位迅速下降，低至瓦斯继电器以下或继续下降。1 7.7.5 变压器油色骤然恶化，油内出现炭质等。1 7.7.6 套管油严重的破损和放电现象。1 7.8 其他常见故障处理遵照高压开关所通用运行规程处理。post-at-2014-05-26post-at-2014-05-26高压开关所安全操作规程1.范围本标准规定了公司高压开关所设备的操作运行规程。高压开关所是三环分公司内动力、照明用电的供配电中心，主要作用是将上级降压站送来的电力分配输送到车间配电室的变压 器，供给生产装置动力、照明用电；另一方面通过开关所内的高压电动机柜，把6 kV电源送到 高压电动机。本标准的通用部分对高压设备的运行监控规定同时适用于公司全部相同电压等 级的设备。本文未尽事宜以现行设备管理制度等文件作为补充。本规程每三年进行评审和修订，当HOkV总降压站设备发生较大变化时进行按附件形式 进行补充。本规程适用于总降压站、余热电站和运行电工岗位，含变电和配电两个工序。2.规范性引用文件2.1 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL408-912.2 原中华人民共和国化学工业部设备维护检修规程（第二部分）2.3 编制电气安全标准的导则GB/T 16 49919962.4 电力变压器运行规程DL/T 5 72953.岗位任务3.1 将总降压站提供的6 kV电能分配给6 kV电动机或车间变压器。3.2 根据负荷和电源情况进行电能计量和无功补偿控制，3.3 对所供电的设备实现控制和保护。3.4 按系统运行情况，根据调度令进行倒闸操作，保障各运行方式的供电安全可靠。4.通用部分4.1 主电源的运行方式4.1.1 单回路供电高压开关所运行方式4.1.1.1 公司共有海口泵房（A0）、湿法排渣（C12）、回水区（C6 1）2个高压开关所属单母线单 post-at-2014-05-26post-at-2014-05-26电源接线。4.1.1.2 海口泵房（A0）开关所必要时可通过A0 5 00柜由马龙股份公司联络供电。4.1.2 双回路供电高压开关所运行方式4.1.2.1高压开关所由A1总降压站6 kVR II段母线上的两个高压开关柜分别通过两根电缆 送到本高压开关所的I、n回母线上，两段母线设有联络开关。在正常情况下高压开关所的 I、n段母线分段运行，母联开关处于断开位置。4.1.2.2 在事故情况下或是在供电负荷较轻的情况下，高压开关所的T、n段母线可通过母 联开关联络供电，由高压开关所I段或者n段进线供电，这时高压开关所6 kV II段或者6 kV I段进线开关处于断开位置。4.1.2.3 当一种运行方式转为另一种运行方式时，为了保证连续供电，在与总降压站联系后，高压开关所6 kv I、n段（除磷酸、循环水开关所外）可通过母联开关短时并列切换。4.2 倒闸操作4.2.1 进行倒闸操作时应谨慎、细心，必须认真执行操作票制度、工作票制度和监护制度，操作前检查所要操作的设备必须符合运行条件，才能进行操作。4.2.2 在正常情况下，一切倒闸操作必须得到调度的命令才能进行，命令必须符合当时的运 行方式。如当值人员认为命令有误，有权