变电站现场运行规程编写模板.doc

目 录目 录前 言11 总则11.1 本站概述11.2 范围及规范性引用文件11.3 调度范围划分11.4 运行方式12 一次设备32.1 主变压器32.2 断路器72.3 10kV开关柜122.4 互感器132.5 电容器162.6 消弧线圈172.7 避雷器172.8 母线183 继电保护及测控装置203.1 主变保护204变电站综合自动化监控系统424.1 说明424.2 监视424.3 巡视424.4 操作424.5 异常及处理434.6 事故及处理435 站用电系统455.1 站用变455.2 低压配电系统456 直流系统496.1充电装置及直流馈线496.2 蓄电池组566.3 不间断电源(UPS)577消防系统607.1系统说明607.2监视607.3巡视607.4 操作607.5 异常及处理607.6 事故及处理617.7 维护617.8 设备可能对人身的危害及防护618典型操作628.1操作规范628.2 典型操作票639 系统事故处理749.1 事故处理一般原则749.2 事故处理管理规定749.3 典型事故74附录A 电气主接线图77附录 交直流熔断器配置表78附录C 站用变系统配置图79附录D 直流系统配置图81附录E 消防设施的配置82附录F 电流互感器变比列表84附录G 规程修订记录85 总 则1 总则1.1 本站概述110kV河口变电站位于XX市胜利路，占地面积3.42亩，建筑面积1411平方米，由海南电力设计研究院设计,华中建设开发集团有限公司承建，于2011年09月建成并投入使用。现有两台主变压器，采用南京立业电力变压器有限公司生产的型号为SZ11-50000/110的变压器。110kV配电装置为室内布置，开关由阿海珐输配电华电开关（厦门）有限公司生产的F35型GIS组合电器，采用桥式接线方式，共有2个进线间隔和2个出线间隔和一个桥式间隔。10kV配电装置为室内布置，高压开关柜由现代重工(中国)电气有限公司生产的型号为HMS12的开关柜，采用单母线分段接线方式，共有20个出线间隔。监控系统采用南京南瑞继保电气有限公司生产的NS3000变电站自动化系统。1.2 范围及规范性引用文件1、本规程规定了XXxxXX供电局110kV河口变电站运行的主要原则和管理基本规定。2、本标准仅适用于XXxxXX供电局110kV河口变电站。3、本站变电运行值班人员应做到“三熟”“三能”:“三熟”：a) 熟悉本站设备、系统的基本原理和主要技术参数；b) 熟悉本站各种运行方式下的操作和事故处理；c) 熟悉本岗位规程和制度。“三能”：a) 能正确地进行操作和分析运行情况；b) 能及时发现故障和排除故障；c) 能掌握一般的维修技能。4、为了深入贯彻落实南方电网公司第一号令关于加强安全生产确保电网稳定运行的规定，切实贯彻“安全第一,预防为主”的方针，确保110kV河口变电站设备和XXxx的安全稳定运行，特制定本规程。5、本规程规范性引用的文件：设备制造厂说明书；本站一次接线图、有关图纸、技术资料；电力工业技术管理法规；南方电网电气操作导则；南方电网电气工作票技术规范(发电变电部分)；电力系统事故处理规程；变压器运行规程；有关调度规程；继电保护要求；运行方式的要求。1.3 调度范围划分1.3.1 地调管辖设备110kV塘荔鹿河线、110kV茅鹿河线、#1主变、#2主变、10kV各出线柜等站内所有的一、二次设备归XX供电局系统运行部管辖。1.3.2 本站管辖设备站用变系统。1.4 运行方式1.4.1 正常运行方式1、110kV系统的正常运行方式：110kV茅鹿河线带#1主变运行，110kV塘荔鹿河线带#2主变运行。2、0.4kV站用变系统的正常运行方式：#1站用变带1号交流屏运行（常用），#2站用变带2号交流屏运行（常备）。84 一次设备2 一次设备2.1 主变压器2.1.1 主变压器2.1.1.1 说明本站两台主变均由南京立业电力变压器有限公司生产的型号为SZ11-50000/110的变压器，联结组别为YNd11，额定容量为50000kVA，额定电压为（1108）X1.25/10.5kV，额定电流为262.4A/2749.3A；冷却方式：ONAN油浸风冷，正常情况下，主变压器应按额定参数运行。2.1.1.2 监视（1）遥测量：主变档位、主变油温，电流、电压、有功、无功值。（2）遥信量：差动速断、比率差动、重瓦斯、有载重瓦斯、轻瓦斯、有载轻瓦斯、压力释放、CT断线、温度过高、主变本体油位高、主变本体油位低。异常时为红色字体。2.1.1.3 巡视2.1.1.3.1 正常巡视（1）瓷套管清洁无裂纹、污闪及放电痕迹，油色、油位正常，无渗漏油现象；（2）油枕油位应跟温度刻度相对应；本体及冷却系统各部位应无渗漏油现象；（3）正常声音为均匀的“嗡嗡”声；（4）瓦斯继电器观察窗内应充满油无气体；压力释放装置应完好,无冒油；温度表指示与控制盘温度表指示对应，且与当时环境温度、负荷情况相符；（5）冷却器按站内正常运行规定开启，风扇运转正常，接地部分牢固各引线张弛适度，无散股、断股现象，接头接触良好，无过热变色现象；（6）呼吸器完好，硅胶颜色正常应为白色或紫蓝色；（7）有载分接开关的分接位置及电源指示正常；（8）变压器有载分接开关传动机构无脱销、变形现象；（9）控制箱和二次端子箱应关闭紧密，无受潮、无异物、封堵完好。2.1.1.3.2 特殊巡视：（1）大风时，检查变压器附近应无容易被吹动的杂物防止吹落至变压器带电部分，并注意引线摆动情况。（2）大雾、毛毛雨时，检查套管、瓷瓶应无严重电晕闪络和放电等现象。（3）雷雨后，检查各侧避雷器记数动作情况，检查伞裙应无破损，裂纹及放电痕迹。（4）夜巡时，应注意引线接头处、线夹应无过热、发红及严重放电等现象。（5）过载运行期间，加强检查负荷电流、运行时间及上层油温。（6）新安装或大修后的变压器投入运行72小时内，每小时应巡视检查一次。（7）节假日及政治任务保电时,应加强巡视检查。2.1.1.3.3 新安装及大修后变压器投运前应增加巡视检查下列内容：（1）核对继电保护定值和压板的投退；（2）充油套管、变压器及有载调压分接开关的油面应符合要求，变压器本体及套管清洁完好，无渗漏油，压力释放装置无冒油，瓦斯继电器应充满油；（3）油枕、冷却器、净油器等装置与变压器之间的阀门应在开启位置；（4）风扇起动运转正常；温度计应完好，指示正确；（5）变压器分接开关位置应正确无误，有载调压装置操作灵活；（6）变压器上部应无遗留物；（7）各种接线头及接地装置应接触良好。2.1.1.4 操作2.1.1.4.1 变压器的停、送电注：主变停（送）电操作前必须先将110kV中性点接地刀闸合上。1、停电操作：a. 先断开10kV低压侧开关、再断开110kV高压侧线路开关和桥分段开关，操作过程中可以先将各侧开关操作到断开位置。b. 再将10kV低压侧开关小车摇至试验位置。c. 最后拉开主变110kV侧刀闸。d. 主变停电操作完毕后，必须拉开主变中性点接地刀闸。注： 中性点接地刀闸应电动操作，如手动操作，操作口在操作箱底部。2、送电操作：送电操作与停电操作的顺序相反。3、新投运的变压器投入运行时，在额定电压下，冲击合闸五次，并进行核相试验；大修后的变压器，在额定电压下，冲击合闸三次，并进行核相试验。2.1.1.4.2 有载调压分接开关（1）由变电站运行值班员按地调值班调度员的命令进行调整。在调压操作过程中，应注意观察电压、电流和档位的指示及动作记数器的变化情况。以判断动作是否正确，调整操作结束后，值班员应记录操作时间和分接开关位置及电压、电流变化情况。（2）有载调压装置和并联电容器组投、切的操作原则：a. 电压由低调高时，先投并联电容器组，后调整主变抽头；b. 当电压由高调低时，应先退出并联电容器组，再调整主变抽头。（3）有载调压开关每操作一档后，应间隔1分钟以上时间，再进行下一档的操作。（4）有载调压开关通常不宜运行在极限档位上；当运行在极限档位上进行调压时，应特别注意调压方向。（5）主变运行时，遇有下列情况时禁止操作有载调压装置：a. 变压器过负荷运行时；b. 有载调压装置的油标中无油位指示时；c. 调压次数超过规定时；d. 调压装置发生异常时。（6）有载调压装置在调压过程中如有下列情况之一时，应立即停止操作。a. 按下按钮后电动机不转或转速、响声不正常；b. 主变响声变异、或有放电声；c. 有载调压开关失控或调整不到位；d. 有载调压开关瓦斯信号频繁动作；e. 在调整有载调压开关时，档位显示不变。（7）电动操作a. 在HMK7控制器上选择正确指令；b. 电操档用于直接按电动机构上按钮进行升、降、停操作；c. 远程档用于远方的按钮进行升、降、停操作；d. 就地档用于通过控制器对电动机构上按钮进行升、降、停操作；e. 选择正确的指令，按N1或1N按钮，电动机构就会自动完成一个分接（小盘指示分33格），并在规定区域范围内停下。（8）手动操作将手摇把插在轴上，在摇把啮合之前，手动保护开关S8动作，断开电机电源，手摇33圈，电动机构完成一次动作； （9）维护及常见问题 序号故障现象检查项目1HMK7控制器无显示（1）220V电源是否接入（2）保险丝是否完好2档位显示不正确HMK7至机构15芯信号电缆是否连接好3HMK7有动作指示但电机不正常运转电机电缆连接是否正确，工作电源是否正常（220V/50HZ）4HMK7不接受指令指令选择是否正确5运转到红线不停HMK7至机构信号电缆是否连接好（是否为连动位置）6操作一次变档操作超过6秒电动机构皮带松紧是否合适7记数器不工作手动操作记数器检查电源是否正常，在无电源状态下记数器不工作8电动机构不动作检查接插件是否插好9档位数字闪烁接地线是否可靠接地；工作电压是否正常（AC220V/50HZ）2.1.1.4.3 变压器有下列情况之一者，应退出重瓦斯保护出口硬压板（1）变压器进行滤油、加油、取油时；（2）更换呼吸器的硅胶时；（3）瓦斯保护回路有人工作或该回路有直流接地时；（4）变压器大修后投入运行时；（5）遇有特大震动时。2.1.1.5 异常及处理2.1.1.5.1 变压器本体现象1：变压器出现强烈而不均匀的噪声且振动加大。处理：应立即汇报调度，加强监视，做好紧急停运的准备。现象2：后台发出“温度过高”信号。处理：（1）应检查主变油位情况及上层油温实际指示值；（2）检查散热器阀门是否打开；（3）用测温仪检查各散热器及主变本体温度是否均衡；（4）检查三相电流是否平衡或过负荷；（5）立即将情况汇报调度，并加强监视，将经过情况记入运行记录。2.1.1.5.2 油枕装置现象：无油位、油位指示器破损、储油柜漏油、油位指示与温度严重不对应、油位偏低或偏高。处理：（1）升高时应检查负荷情况，上层油温值，立即汇报地调值班员，将情况记入运行记录本，并加强监视；（2）油位下降时应详细检查油枕、放油阀、油箱放油阀、散热器、瓦斯继电器、油位指示器、分接开关等有无渗油现象；（3）将情况汇报调度，并加强监视。2.1.1.5.3 呼吸器现象：堵塞、硅胶饱和全变色（或2/3）、硅胶罐渗油。处理：（1）立即汇报变电管理所和调度；（2）尽快更换干燥的硅胶，更换时应将相应重瓦斯保护硬压板退出（更换本体硅胶前应退出本体重瓦斯，更换有载调压硅胶前应退出有载调压重瓦斯）；（3）取下呼吸器时应将连管堵住，防止回吸空气；（4）换上干燥的硅胶或者吸潮剂后，应用油封将呼吸器密封。2.1.1.5.4 测温装置现象：测温装置失灵、误发信号；个别感温元件损坏；本体、有载油温显示异常、远方测温失灵、外壳破损 。处理：立即汇报调度、修试管理所和变电管理所，并加强监视、巡视。2.1.1.5.5 有载调压开关有载调压装置常见故障的处理：（1）指示灯不亮,检查有载调压装置电源空开是否跳开；（2）档位指示器正常，按上升或下降按钮时有载调压开关不动作，应检查电动机电源空开是否断开及电动机是否完好，接触器接触是否良好。（3）当有载调压开关出现失控时(即跑车)，应在档位指示器上出现第二个档位数字后立即切断电机电源(即按“急停”按钮)，用手动将档位调为规定位置并报告调度及通知检修人员进行处理。（4）当有载调压开关按上升或下降按钮时，档位指示器上指示档位调节位置不正确，经现场检查核对后报告地调。 2.1.1.5.6 过负荷（1）变压器过负荷运行时，应立即向调度汇报，加强对变压器的巡视检查，随时将过负荷情况汇报调度，并在运行记录本上作好记录。（2）变压器在过负荷运行时，值班人员必须对变压器的负荷、温度、油位、响声及冷却装置等运行情况加强巡视，每半小时记录变压器的电流、温度和接头温度，并将变压器负荷电流、温度和接头温度变化情况及时报告值班调度员。2.1.1.5.7 主变本体轻瓦斯保护动作后的处理现象：后台发出“#1主变本体轻瓦斯保护动作”报文。处理步骤：（1）汇报调度、记录报文；（2）检查变压器油位是否正常；（3）检查瓦斯继电器内有无气体，如有气体应排气并收集气体；如无气体则报调度及检修管理所派人检查瓦斯继电器装置及二次回路，复归信号。2.1.1.6 事故及处理2.1.1.6.1 压力释放装置大量喷油 现象：压力释放装置大量喷油。处理：应立即断开主变10kV低压侧开关和110kV高压侧线路开关，再汇报调度。2.1.1.6.2 变压器着火现象：变压器着火。处理步骤：（1）若开关未跳闸，应立即断开主变10kV低压侧开关和110kV高压侧线路开关；（2）立即拨打119火警，汇报调度；（3）组织人员到现场进行灭火，必须指定专人监护，使用1211灭火器灭火；若油溢在变压器顶上而着火时，则应打开下部放油阀门放油到适当油位；若是变压器内部故障着火时，则不能放油，以防止变压器爆炸，在灭火时应遵守电气设备典型消防规程的有关规定；（4）消防队前来灭火，必须指定专人监护，并指明带电部分及注意事项。2.1.1.6.3 重瓦斯保护动作现象：后台发出“重瓦斯保护动作” 报文，主变10kV低压侧开关、110kV高压侧线路开关（桥开关）跳闸。处理步骤：（1）汇报地调当值调度员；（2）记录跳闸时间和所跳闸的开关；检查保护动作情况，并做好记录，复归信号；（3）检查站用电源，恢复站用电电源；（4）检查主变10kV低压侧开关、110kV线路开关和桥分段开关确在分闸位置；（5）摇出主变10kV低压侧开关小车和拉开主变110kV侧刀闸。2.1.1.6.4 差动保护动作现象：后台发出“差动保护动作” 报文，主变10kV低压侧开关、110kV高压侧线路开关（桥分段开关）跳闸。处理步骤：（1）立即将情况报告地调当值调度员；（2）检查差动范围（差动保护范围为主变10kV低压侧开关和110kV高压侧线路开关和桥分段开关差动CT到主变三侧套管、10kV母线桥瓷瓶、电流互感器等）一次设备的瓷件有无破损或闪络痕迹；主变10kV低压侧开关和110kV高压侧线路开关和桥分段开关三侧及10kV母线桥等一次设备的导线有无短路、接地或烧伤痕迹） 。（3）隔离故障点，经调度同意及时恢复对用户的供电。2.1.1.6.5 重瓦斯和差动保护同时动作（同2.1.1.6.3）2.1.1.6.6 后备保护动作现象1：10kV线路故障或其它设备故障引起主变10kV低压侧开关和110kV高压侧线路开关（桥分段开关）跳闸。处理步骤：（1）汇报地调；（2）记录跳闸时间和所跳闸的开关；（3）将10kV故障线路开关隔离后，检查主变后备保护范围内无异常后，经调度同意恢复主变送电。现象2：10kV母线故障。即10kV线路开关没有保护动作，而主变10kV低压侧开关、110kV线路开关（桥分段开关）跳闸或10kV分段开关跳闸。处理步骤：（1）汇报地调；（2）记录跳闸时间和所跳闸的开关。检查保护动作情况和设备情况，并做好记录，复归信号；（3）汇报变电管理所派人处理。现象3：主变本体故障而保护未动作，后备保护动作跳主变10kV低压侧开关、110kV线路开关（桥分段开关）。处理步骤：（1）汇报地调；（2）记录跳闸时间和所跳闸的开关。检查保护动作情况和设备情况，并做好记录，复归信号；（3）汇报变电管理所派人处理。2.1.1.6.7 轻、重瓦斯保护同时动作，开关跳闸的处理现象：主变10kV低压侧开关、110kV线路开关（桥分段开关）跳闸，后台发出“轻瓦斯保护动作”“重瓦斯保护动作”报文。处理步骤：（1）立即复归音响信号，汇报值班调度员，做好记录，复归信号牌。（2）经调度同意摇出主变10kV低压侧开关小车和拉开主变高压侧刀闸，做好安全措施，由专业人员对变压器进行检查试验。2.1.1.7 维护2.1.1.7.1 非大修期间设备的清扫。主变停电检修期间清扫主变本体、端子箱及瓷瓶，仅限于设备表面，不包括端子排。2.1.1.7.2 红外测温定期进行红外测温，本站规定为每月二次，必要时增加次数。2.1.1.7.3 非大修期间油浸变压器呼吸器内硅胶变色时更换处理变压器呼吸器内硅胶变色（粉红色）时，应报调度及变电管理所并及时更换。2.1.1.8 变压器可能对人身的危害及防护危害：着火、喷油、瓷件爆裂伤人、风扇机械伤害、电弧伤人等。防护：戴安全帽、穿棉质工作服等。2.2 断路器2.2.1 110kVGIS组合电器2.2.1.1 说明本站110kV配电装置采用阿海珐输配电华电开关（厦门）有限公司生产的F35-CB4型GIS六氟化硫封闭式组合电器；户内型，采用电动、弹簧操动机构并自能灭弧的共箱式三相交流高压输电设备；将断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、氧化锌避雷器等一次设备组装在接地的金属壳体内，充以SF6气体作绝缘和灭弧介质，并和汇控柜构成一个整体，由出线套管与外部电网相连。共有5个间隔：110kV塘荔鹿河线间隔、110kV茅鹿河线间隔、#1和#2主变间隔、桥分段间隔。2.2.1.2 监视1、遥信量：分合闸指示、遥控、就地、机构己储能、合闸弹簧储能超时、气室补气信号、控制回路断线、PT断线、PT失压、零序过电压、母线接地、主变调压运转。遥信量绿色为正常状态，红色为异常状态。2、遥测量：主变和线路的电流、电压、功率和频率；2.2.1.3 巡视2.2.1.3.1正常巡视（1）开关、隔离刀闸及接地刀闸的位置指示器、控制方式转换开关位置是否正确；（2）各种指示灯及加热装置(阴雨天气投入、晴天退出)是否正常，机构油泵运转是否正常，动作计数器指示值是否正常；（3）断路器及避雷器的动作计数器指示值是否正常；柜门开启灵活完好、关闭严密，箱内封堵完善；（4）引线接头、接线端子（包括二次端子）有无过热情况； （5）各类配管及阀门有无损伤、锈蚀、开闭位置是否正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好；（6）进线电缆绝缘是否污染严重，有无裂纹或损伤；（7）GIS外表、支架有无变色、锈蚀、损伤或严重的漆膜烧伤脱落等，外壳接地是否良好；（8）检查双重名称清楚,机构箱及构架无杂物；（9）气体压力监视范围(20)：开关气室及其它气室额定充气压力为0.63Mpa，最小运行压力0.58Mpa，二次报警压力0.55 Mpa。2.2.1.3.2 特殊巡视1、安装、调试、试验完成后的最终检查：a. 再次检查螺钉、螺栓、螺母是否紧固；b. 再次检查轴销，挡圈是否安装正确可靠；c. SF6气压是否在额定值，SF6阀门位置是否正确；d. 有关自动开关是否关合，就地远方转换开关是否在所需位置；e. 机构箱及框架内杂物是否清除；f. 所有盖板是否已盖上并紧固，机构箱及框架顶上杂物是否已清除；g. 分、合闸防动销是否已解除；h. 节假日及政治任务保电时,应加强巡视检查.。2、故障后巡视：戴好防毒面具进入发生过严重故障的GIS室，看设备是否完好及保护动作情况；进入GIS室时应先抽风15分钟。3、设备异常时按照设备的异常现象，增加巡视次数，并把相关异常情况及时上报调度。4、新投运的设备投运前检查各气室SF6气体压力是否达到额定压力值；检查各信号指示、闭锁装置及加热驱潮器装置是否正常，电气线路是否有松动脱落现象；检查机构箱内的各接线是否接线牢固；检查“远方就地”开关是否置远方位置；检查分合闸位置指示与后台机的指示是否一致；检查引入线的相序是否正确，投运后检查断路器及其它设备有无发生异常声响。5、事故跳闸后检查动作计数器动作正确；操动机构弹簧储能正常；SF6气体压力正常；分合闸位置指示与后台机指示正常。2.2.1.4 操作1、开关允许断开、合上额定电流以内的负荷电流及切断额定遮断容量以内的故障电流。2、开关控制电源必须待其回路有关刀闸全部操作完毕后才退出,以防止误操作时失去保护电源。3、发生拒动的开关未经处理不得投入运行或列为备用。4、在进行操作过程中,遇有开关跳闸时,应暂停操作。2.2.1.5 异常及处理1、分合闸位置指示与后台机指示不一致现象：开关分合闸时，后台显示遥控成功，但监控图上的位置无变化。处理：到现场检查并将实际情况汇报调度和变电管理所。2、SF6气体压力降低至告警值现象：后台铃响，后台报文报“气室补气信号”。处理：立即检查断路器压力是否有明显降低，将实际情况汇报调度和变电管理所，并加强巡视。3、控制回路断线现象1：准备合闸送电,后台监控显示“断路器控制回路断线”，遥控开关无效,在测控屏操作也无效。处理：应重点检查控制回路易出现故障的位置，如控制空开、合闸线圈、远方/就地”把手等，并将检查情况汇报调度和变电管理所，待专业人员处理。现象2：断路器在运行时, 后台监控显示“断路器控制回路断线”。处理：立即检查控制电源空开是否跳开，并将检查情况汇报调度和变电管理所，待专业人员处理。现象3：在停电操作时候,准备断开断路器时, 后台监控显示“断路器控制回路断线”。处理：立即停止操作,检查控制电源空开是否跳开，并将检查情况汇报调度和变电管理所，待专业人员处理。2.2.1.6 事故及处理1、SF6气体压力下降到操作闭锁值现象：后台监控铃响，报文“低压闭锁信号”气体压力已下降至0.5 Mpa。处理：（1）进入GIS室时应先抽风15分钟；（2）检查是否有严重漏气，如有漏气，自感不适应时应立即离开GIS室；（3）靠近设备时必须戴防护用具，并将该断路器的控制电源保险拨出，把检查情况汇报调度和变电管理所；（4）向调度申请将该线路的负荷转移后，用上一级开关断开该开关，严禁带电操作该开关。3、开关偷跳现象：保护未动作，开关跳闸即监控屏上该开关闪烁，电流、有功、无功值归零。处理：应立即汇报调度再强送一次，如不成功报调度和变电管理所。2.2.1.7 维护2.2.1.7.1 运行人员： 1、每周检查并记录SF6气体压力及断路器分合的次数；2、机构箱清扫，每月一次；3、转动部分加油润滑，半年一次或设备停电时；4、控制电源熔断器烧坏更换;5、GIS组合电器外壳清扫。2.2.1.8 可能对人身的危害及防护1、进入GIS室工作必须先打开通风机15分钟。2、在GIS正常操作时，任何人都应禁止在设备外壳工作，并离开设备直到操作结束为止，防止接触电势热危害。2.2.2断路器弹簧操作机构2.2.2.1断路器操作机构采用FK3-X弹簧操作机构,该机构将操作能量储存在两个弹簧组件内 (合闸弹簧和分闸弹簧）。正常情况下使用储能电机进行储能,必要时也可使用手工储能。2.2.2.2手动储能在电动机无电力供应时，可以用手柄压缩合闸弹簧储能。a 打开机构前面板b 插入手摇曲柄c 顺时针方向转动曲柄,直至弹簧位指示器显示“合闸弹簧己储能”。2.2.2.3手动储能注意事项a 合闸弹簧储能后，继续转动传动装置无任何作用。b手动储能工具只能用于合闸弹簧的储能而不能用于储能释放。C如果压缩合闸弹簧进电机被意外起动，曲柄不会跟随转动，但可以抽出。2.2.2.4手动释放合闸弹簧 释放合闸弹簧时，应在控制电压断开的情况下，便用手动分闸装置进行开断，闭合和再开断。2.2.3三工位开关2.2.3.1 说明F35-DES4 型三工位开关, 是把隔离开关和维修接地开关两个 GIS 的功能元件组合在一起，形成一个全新的 GIS 功能元件，有效的简化了产品结构，三工位开关配用一个操动机构为电动机构； 实现了组合在一起的隔离开关和维修接地开关的机械连锁和产品的机械可靠性。2.2.3.2 主要技术参数a标称电压110kV；额定电压126kV。b SF6气体压力（20时的表压）：额定充气压力为0.63Mpa，最小运行压力0.58Mpa，二次报警压力0.55 Mpa。2.2.3.3 三工位开关三种不同操作状态 a 隔离开关合闸/维修接地开关分闸 b 隔离开关分闸/维修接地开关分闸 c 隔离开关分闸/维修接地开关合闸 注1： 三工位开关电机驱动机构上“隔离开关合闸”、“隔离开关分闸-维修接地开关分闸”、“维修接地开关合闸”均被机械闭锁并作挂锁保护。 注2：正常的开关操作可以现场或远程控制电机驱动机构完成，在操作电压缺失的情况下，可以通过手动曲柄操作隔离开关和维修接地开关。2.2.3.4注意事项：使用手柄操作必须在监护人的监护下进行，用手柄操作完后，切记将手柄拿走。2.2.4隔离/接地开关的电机操作机构2.2.4.1 隔离/接地开关的电机操作机构使用ME1-3型电机操作机构，适用于隔离/接地开关的三个位置：隔离开关合闸/维修接地开关分闸，隔离开关分闸/维修接地开关分闸，隔离开关分闸/维修接地开关合闸。2.2.4.2 选择机构 a 选择机构的功能是在“远程”，“隔离开关手动”，“维修接地开关手动”三种操作模式进行选择。 b 位于“远程”中心位置时，只有远程操作ME1-3型电机操作机构。 c 位于“隔离开关手动”位置时，只能通过手动曲柄进行操作。 e位于“接地开关手动”位置时，只能通过手动曲柄进行操作。 f位于“隔离开关手动”和“接地开关手动”位置时，选择拉杆经由凸轮带动的选择限位开关断开控制和电机电源电路。2.2.4.3操作 a远程操作： 选择拉杆位于“远程”位置，接合定位销，通过挂锁固定曲柄孔塞，选择拉杆位于此位置，实行电气远程操作，不可进行机械锁闭和手动操作。 b手动操作：当选择拉杆位于“隔离开关手动”或“接地开关手动”位置时，电机控制和电源电路被断开。根据ME1-3型电机操作机构的位置，手动操作选择如下：如果那么隔离开关位置指示器位于位置“0”接地开关位置指示器位于“0”可选择“隔离开关手动”操作但不可选择“接地开关手动”操作隔离开关位置指示器位于从位置“0”到位置“1”的范围内接地开关位置指示器位于位置“0”可选择“隔离开关手动”操作但不可选择“接地开关手动”操作接地开关位置指示器位于从位置“0”到位置“1”的范围内隔离开关位置指示器位于位置“0”可选择“接地开关手动”操作但不可选择“隔离开关手动”操作1）、隔离开关的手动操作：拆除挂锁和曲柄孔塞，拔出并转动定位销；顺时针方向旋转选择拉杆至限位块，转动并触发定位销，然后反方向旋转选择拉杆直至定位销弹回原位；将手动曲柄插入外罩上的曲柄孔并且向曲柄旋转标志指示的方向转动，从而在预定位置上开关隔离-接地开关；当手动曲柄被位置限制器停止时（14至于18圈），则达到了端位置，为了脱离位置限位器，将手动曲柄旋回至多一圈；拆除手动曲柄，拔出并转动定位销，逆时针方向旋转选择拉杆至“远程”位置，转动并触发定位销，然后移动选择拉杆直至定位销弹回原位，插入曲柄孔塞并用挂锁固定；此时ME1-3型电机操作机构可再次由远程控制操作。、接地开关的手动操作： 拆除挂锁和曲柄孔塞，拔出并转动定位销；逆时针方向旋转选择拉杆至限位块，转动并触发定位销，然后反方向旋转选择拉杆直至定位销弹回原位；将手动曲柄插入外罩上的曲柄孔并且向曲柄旋转标志指示的方向转动，从而在预定位置上开关隔离-接地开关；当手动曲柄被位置限制器停止时（14至于18圈），则达到了端位置，为了脱离位置限位器，将手动曲柄旋回至多一圈；拆除手动曲柄，拔出并转动定位销，顺时针方向旋转选择拉杆至“远程”位置，转动并触发定位销，然后移动选择拉杆直至定位销弹回原位，插入曲柄孔塞并用挂锁固定；此时ME1-3型电机操作机构可再次由远程控制操作。2.2.4.4机械锁闭 当ME1-3型电机操作机构被锁闭时，选择限位开关断开控制和电机电源电路，无论是电气远程控制系统还是通过手动曲柄都不可以操作隔离-接地开关；根据隔离-接地开关的位置，ME1-3型电机操作机构在下述位置时可被锁闭：如果那么隔离开关位置指示器位于位置“0”接地开关位置指示器位于位置“0”在“隔离开关手动”或“接地开关手动”位置时可以进行锁闭在这两种情况下，隔离开关和接地开关都被锁闭在“开断”位置隔离开关位置指示器位于位置“1”接地开关位置指示器位于位置“0”在“隔离开关手动”位置时进行锁闭隔离开关被锁闭在“闭合”位置接地开关都被锁闭在“开断”位置接地开关位置指示器位于位置“1”隔离开关位置指示器位于位置“0”在“接地开关手动”位置时进行锁闭接地开关被锁闭在“闭合”位置隔离开关都被锁闭在“开断”位置a “隔离开关手动”位置的锁闭 拔出并转动定位销；顺时针方向旋转选择拉杆至限位块，转动并触发定位销，然后反方向旋转选择拉杆直至定位销弹回原位；将曲柄孔塞插入曲柄孔并旋转使其与手动操作轴接合，旋转与手动操作轴接合的曲柄孔塞并挂上挂锁，于是挂锁固定曲柄孔塞和选择拉杆。b“接地开关手动”位置的锁闭 拔出并转动定位销；逆时针方向旋转选择拉杆至限位块，转动并触发定位销，然后反方向旋转选择拉杆直至定位销弹回原位；将曲柄孔塞插入曲柄孔并旋转使其与手动操作轴接合，旋转与手动操作轴接合的曲柄孔塞并挂上挂锁，于是挂锁固定曲柄孔塞和选择拉杆。2.2.5快速接地开关2.2.5.1 说明a F35-EF4型快速接地开关用于与SF6开关设备相连的电缆和线路的耐短路接地，通常与接地的外壳紧密相连。b正常的开关操作可以现场或远程控制电机驱动机构完成，在操作电压缺失的情况下，可以通过手动曲柄操作隔离开关和维修接地开关。2.3 10kV开关柜2.3.1 说明本站10kV侧由现代重工(中国)电气有限公司生产的型号为HMS12的开关柜，开关为手车式HVF12kV型真空开关，真空灭弧室装在前部，操作机构装在后部，前后两部分用绝缘操作杆连接并由接地金属板隔开，操作安全，维修方便;操作机构是弹簧储能式，具有手动储能和电动储能的功能，并具有防跳装置。2.3.2 监视（1）遥信量：分合闸指示、遥控、就地、机构未储能、过电流I段、过电流II段、控制回路断线、PT断线、PT失压、过负荷、10kV母线接地；10kV分段：分合闸指示、遥控、就地、机构未储能、过电流、限时速断、控制回路断线。遥信量绿色为正常状态，红色为异常状态。（2）遥测量：母线和线路的电流、电压、功率和频率。2.3.3 巡视2.3.3.1 正常巡视（1）检查环境温度及外观完好，相别和双重名称清楚,高压柜无杂物；（2）检查电缆头无破损，无放电迹象；（3）检查开关在分、合闸状态，弹簧已储能，各种信号灯完好；各告警是否复归；（4）检查分闸、合闸、工作、检修位置指示是否正确，并与当时实际运行情况相符合；（5）检查开关柜各部分有无异常及异味等现象；（6）检查上柜门开启灵活完好、关闭严密，箱内封堵完善；（7）检查开关的“远方就地”选择开关是否置远方的位置。2.3.3.2 特殊巡视1、雷雨后检查高压室内无漏水，开关是否因雷击故障跳闸。2、台风后检查高压室内无漏水，门窗完好，开关外观完好，有无跳闸。3、过负荷检查开关的电缆引线接头处有无过热现象。4、设备异常时按照设备的异常现象，增加巡视次数，并把相关异常情况及时上报变电管理所。5、新投入的设备检查运行中的开关有无发生异常声响；检查机构箱内的各接线是否接线牢固；检查“远方就地”开关是否置远方位置；检查分合闸位置指示与后台机的指示是否一致，检查各种信号完好。2.3.4 10kV小车真空开关柜的操作2.3.4.1操作a. 电动操作断路器在工作位置要进行电动储能时，可将仪表门上的储能开关拨至“储能”位置，断路器即可储能，此时储能指示白灯亮，按仪表门上的“合闸按钮”，断路器合闸，其“合分位置指示”显示合闸状态“ ”，合闸指示灯亮。将断路器分闸，可按下仪表门上的“分闸按钮”，相应断路器的“合分位置指示”显示分闸装“”，仪表门上的分闸指示灯亮。b.手动操作：断路器在工作位置要进行手动储能时，将储能操作手柄对准断路器的手动储能轴孔，顺、反时针摇动储能手柄，直至“储能指示”指向“储能”位置。断路器合闸时，将合分闸操作手柄插入手动合、分闸旋钮孔，顺时针旋转手柄，合分闸指示合闸状态“ ”。 断路器分合闸时，将合分闸操作手柄插入手动合、分闸旋钮孔，逆时针旋转手柄，合分闸指示分闸状态“ - ”。c.手动储能 将储能手柄套在储能轴上，反时针方向转动，由于手柄的特殊结构，储能轴能随手柄一起反时针方向转动，从