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.doc

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第二届”江苏技能状元”大赛技术文件
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标准》二级, 结合企业生产实际情况制定, 高级别涵盖低级别要求。
( 一) 理论知识竞赛
1、 试题范围
理论知识竞赛内容涵盖电工学及电子技术基础知识、 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) 、 计算机基础知识、 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天左右公布一定数量的样题。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备委员会技术部。
5、 计分方法
卷面满分为100分, 得分乘以20%计入总成绩。
6、 主要参考资料
( 1) 《变配电室值班电工》国家职业标准二级及以下级别所要求掌握的相关理论知识;
( 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行仿真操作和实际操作为主, 设备、 工器具的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、 试题范围
( 1) 变电运行仿真操作, 包括两个项目:
①35kV用户变电站倒闸操作;
②变电站异常及事故处理。
( 2) 实际操作, 包括两个项目:
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, 不公布样题。
4、 竞赛场地
( 1) 竞赛场地和设备型号
① 35kV仿真变电站
变电站仿真系统对变电站一、 二次设备全范围进行建模仿真, 具体包括变电站的一次设备、 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的详细模型, 同时考虑变电站仿真详细模型对电网仿真抽象模型的影响。变电站仿真系统的主要功能有: 正常操作、 设备巡视、 事故和异常的模拟、 ”五防”系统仿真等功能。
软硬件配置: 硬件: CPU: PentiumIII 800及以上; 内存: 1G及以上; 网卡: 10M/100M。软件: 操作系统: Windows XP; 数据库: Microsoft SQL Server 及以上; 其它: Microsoft Office Excel 及以上。
35KV用户变电所接线图如下:

35kV仿真变电站内的一二次设备型号详见附件《35kV仿真变电站现场运行规程》。
仿真现场如下图:

② 10kV用户变电所
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:

用户变现场见下图:

③ 配电实训室:
配电变压器设备型号: S11-M-200/10
④ 竞赛设备清单, 见表1
表1 竞赛设备清单
序号
项目
设备
1
变电运行仿真操作
用户仿真变电站( 机房)
2
10kV断路器控制回路故障排除
用户变电站开关柜( 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, 但不得超出表2所列范围) 。
表2 赛场提供工具、 仪器及耗材清单
序号
用途
设备
数量
1
10kV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
安全用具
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及以下)
6支
10
绝缘手套( 10kV及以下)
6双
11
测试线
6付
12
绝缘电阻测试仪ZC11D( 2500V)
6台
13
QJ23型单臂电桥
6台
14
QJ44型双臂电桥
6台
15
温度、 湿度仪
6台

二、 成绩评定
1、 理论成绩根据答题卡, 由读卡机自动评阅。
2、 操作技能成绩根据在规定的时间内选手完成工作任务的情况, 依据变配电室值班电工国家职业标准的技能要求, 由现场操作过程规范性和完成工作任务质量两部分组成。其中操作规范性成绩根据现场裁判员的赛场纪录, 由裁判组集体评判; 工作任务的质量依据选手完成工作任务的数和量的完成情况, 由裁判组进行评判。
选手在操作过程中出现违反电业安全操作规程的, 将予以扣分处理; 在威胁人身或设备安全时, 裁判员有权立即终止竞赛并判为零分。
3、 记分方法
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( 具体安排另行通知) 。
四、 其 她
1、 本技术文件适用于本次大赛变配电室值班电工竞赛项目。
2、 本技术文件的最终解释权归大赛组委会技术部。
五、 附件
35kV仿真变电站现场运行规程
( 见下页)

35kV仿真变电站现场运行规程
版本号[4.2]
1 总则
1．1 35kV仿真变电站位于**市横塘镇。 Ⅰ期工程上容量为10000KVA的主变一台。 Ⅱ期工程上容量为10000KVA的主变一台。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开关运行于10kVⅠ段; 大景线153开关、 横镇线154开关、 电容器250开关运行于10kVⅡ段。本所横北线157与110kV西门变电站东门线145为联络线。
1．2 本规程适用于仿真变电站设备的运行、 操作及事故处理。
1．3 本规程仅适用于现有设备配置情况和电气接线方式。对以后新 增加的设备如有特殊运行要求者, 将另作规程补充。
1．4 运维班人员、 继保人员、 调控员及有关管理人员应熟悉并严格执行本规程以及上级颁发的有关规程制度, 以确保安全供电。
1．5 本所为无人值班变电站, 应严格执行公司颁发的有关无人值班变电站的一切规章制度。
1．6 本所的一切操作及事故处理, 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。对调度令有疑问必须询问清楚。若调度坚持原来命令, 则必须迅速执行。但执行该命令确将危及人身、 设备或者危及电网安全时, 值班人员应当拒绝执行, 同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。
1．8 在通讯中断或紧急情况下, 值班员可根据本规程事故处理原则自行处理并设法汇报调度及县域检修分公司。
1．9 在现场设备发生更改时, 应对本规程有关部分及时进行修改和补充。
1．10运行方式:
1．10．1 正常运行方式: 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分段运行, 10kV母联100开关热备用。
1．10．2 其它运行方式:
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并列运行。
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分段运行。
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并列运行。
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分段运行。
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并列运行。
注1、 当横塘327线由**变受电、 横珥325线由珥陵变受电时禁止经过本所合环。
注2、 本所横北线157开关与西门变电站东门线145开关联络, 当横北线157开关冷备用时, 严禁开启横北线间隔柜门。只有当横北线转线路检修时, 值班员才可打开该网门。
1．11 对设备的巡视检查、 运行操作、 事故及异常情况的处理等一般原则按市公司颁《变电站通用规程》和有关《调度规程》执行。对本所内有特殊要求的设备, 本规程中将有具体规定。
1．12对所内设置的黄砂、 灭火机等消防器材, 应定期检查维护, 使其处于良好的备用状态, 并通晓使用方法。主变储油坑的排油道应保持畅通。遇有电气设备着火, 应立即将有关设备电源切断, 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的砂子灭火, 在灭火时必须注意人身和设备的安全。
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带有载调压开关的三相二圈油浸自冷式变压器, 其设备规范见附录。主变的运行操作、 正常巡视及事故处理按按市公司《变电站通用规程》及部颁《变压器运行规程》执行。
2．1．2主变有载调压开关操作的注意事项:
1．操作人员或监控人员应熟悉部颁的《有载分接开关运行维修导则》( DL/T574—95) 。
2．调档操作应按调度命令或下达的电压曲线执行。
3．每次调档操作前后检查10kV母线电压情况, 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, 手揿按钮的时间不宜过长, 以免造成连续调档现象。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一般不得超过20次, 特殊情况下超过20次以上的调节需报请总工批准( 每调一个分头为一次) ;
7．调档操作中出现滑档现象时, 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。其方法为: 装上手摇把, 每摇约33圈至位置指示线为一档。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指示器( 一档变换33格, 手摇一圈变换一格) 指针指示在绿色区域的中央位置, 操作完毕后应拔出手摇把, 并检查档位指示器位置, 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步骤:
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指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, 装置根据系统运行情况进行主变档位的自动调节。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 各电压等级开关的正常巡视、 倒闸操作、 异常情况处理等要求按市公司《变电站通用规程》及部颁《高压断路器运行规程》执行。
2．2．2 高压断路器的配置
2．2．2．1 35kV开关: ZN72-40.5真空开关, 配弹簧储能操作机构。
2．2．2．2 10kV开关: VD4真空开关, 配弹簧储能操作机构
2．2．3 ZN72型真空开关按《变电站运行规程》中的要求对开关进行一般检查外, 还需进行以下检查:
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的机械指示应与实际一致。
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, 其方法为: 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, 检查弹簧储能指示牌在储能位置。
2．2．4 VD4型真空开关按《变电站运行规程》中的要求对开关进行一般检查外, 还需进行以下检查:
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的机械指示应与实际一致。
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, 其方法为: 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, 检查弹簧储能指示牌在储能位置。
2．2．5 35kV、 10kV各控制转换开关具有开关操作及遥控方式切换功能。开关的操作正常在监控系统中进行, 此时需将该”远方当地”转换开关置远方位置, 开关遥控操作后其控制把手无须恢复对应位置; 如需用控制把手进行开关操作, 需将该”远方当地”转换开关置当地位后进行; 开关在改冷备用及检修前需将”远方当地”转换开关置当地位置。
2．2．6 35kV、 10kV开关柜内设有加热器, 当室内温度低于0℃时应投入, 高于10℃时应退出。
2．2．7 35kV、 10kV开关允许跳闸次数和退出重合闸次数:
电压等级
允许跳闸次数
退出重合闸次数
35kV开关( ZN72型)
30
29
10kV开关( VD4型)
100
99
2．3 隔离开关
2．3．1 35kV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、 标准
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及以下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、 相色标志正确, 接地良好。
7.载流部分应清洁、 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.闸刀底座转动部分灵活。
2．3．3高压隔离开关的巡视、 操作及异常情况处理按市公司颁《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( 以下简称压变) 和电流互感器( 以下简称流变) 的正常巡视检查和异常情况处理见市公司颁《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。无高压闸刀的压变当低压熔丝退出后, 即处于冷备用状态。将压变停用应按照先低压后高压的顺序, 投运时顺序与此相反。
2．4．3 35kV主变开关转冷备用, 其相应的压变应改为冷备用; 10kV母线改为检修时, 其相应的压变应改为冷备用。
2．4．4 35kV、 10kV压变二次侧并列操作须分段( 内桥) 开关至运行状态下方可进行, 但两组压变二次回路不得长期并列运行。用一组压变兼供另一压变( 压变为冷备用或检修, 母线或线路运行) 时, 分段( 内桥) 开关应在运行状态, 压变二次侧进行并列。
2．4．5 10kV系统发生接地时, 不得操作压变刀闸, 压变允许连续运行的时间一般不得超过两小时。
2．4．6 停用压变时应先考虑压变所带保护及自动装置, 为防止误动可将有关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停用, 保护及自动装置的投运方式不须调整。
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, 应将相应的低周作相应调整。保护的停用, 紧急情况下除外, 一般均应在得调度许可后方可执行。
2．4．8 当出现流变开路时, 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, 应尽可能降低负荷后将其短路。如是保护级开路, 应将相应保护停用后再行处理。
2．4．9 流变正常不得过载运行。
2．5 电容器及电抗器
2．5．1 为了提高10kV系统的功率因素, 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-2A型、 并联电力电容器, 其设备规范见附录。
2．5．2 在用主变有载调压开关或电容器调节10kV母线电压时, 应优先利用电容器并尽可能使电容器处于运行中。当电容器投入后, 系统电压仍达不到要求时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 电容器的投切与否, 由监控人员根据10kV母线电压情况随时进行调节。
2．5．5 电容器开关或电容器由运行改为冷备用或检修状态须得到调度许可后方可执行。
2．5．6 10kV母线送电时, 应先送各路出线, 最后根据10kV母线电压决定是否将电容器投入。
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的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、 运行注意事项、 事故处理按市公司颁《变电站通用规程》执行。
2．6 防雷设备
2．6．1 防雷设备的巡视、 操作及异常情况处理按市公司颁《变电站通用规程》执行。
2．6．2 JSH型避雷器在线监测器:
2．6．2．1 功能: 监测运行电压下经过避雷器的泄漏电流峰值, 能够有效地检测出避雷器内部是否受潮或内部元件是否异常等情况。
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 运行注意事项:
1.监测器观察孔不能有小水珠, 若发现有大量水珠, 则监测器密封性能不良。
2.定期记录泄漏电流, 观察指示是否一致。如发现表计指示变化异常及相监测器红色发光管发亮, 应及时汇报。
3.泄漏电流变化超过20％, 应加强观察; 若比原始值增大30％, 必须警惕, 安排检测; 若比原始值增大50％, 则需及时退出运行。
4.如指示减少, 甚至到零, 原因有二:
( 1) 、 绝缘底座绝缘下降很多或被短路。
( 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.运行电压有波动, 泄漏电流表计指示也将变化。
7.JSH—型uS表指示: 若在绿色范围内, 说明污秽不严重; 若在红色范围内, 说明污秽严重, 需及时清扫。
3 防误操作闭锁装置
3．1 防误装置的运行管理规定:
3．1．1 35kV开关柜装有JS型机械程序锁和电磁锁的防误操作闭锁装置, 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的防误操作闭锁装置。操作中如发现防误装置打不开等问题时, 严禁擅自解锁或更改操作票, 必须先停止操作。应首先检查操作步骤是否正确, 然后再次检查操作”四核对”内容(即核对模拟图板、 核对设备名称、 核对设备编号、 核对设备的实际位置及状态)的执行情况是否有误, 确认被操作设备、 操作步骤正确无误后, 然后查明防误装置失灵的原因, 处理被操作设备的缺陷, 并汇报调度和生产技术部。如因锁具失灵, 则按防误装置解锁规定, 得同意后方可解锁。在恢复操作时, 必须重新进行”四核对”。
3．1．2 解锁钥匙, 统一置于专用的信封内( 按电压等级分别装入若干信封) , 加封良好。如需启用时, 应汇报生产技术部负责人, 得其同意后方可解锁, 并做好相应的解锁记录, 以便检查。
3．1．3 操作完毕后, 应立即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:
3．2．1 35kV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的操作。
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器一付接点, 在带电的情况下闭锁住门。( 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, 操作该闸刀的条件是: 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的操作。
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。
3．2．2 10kV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( 与馈线相同) , 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器一付接点。在带电的情况下闭锁住门。
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( 此时开关柜处于检修状态) 。
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。
3．2．3 10kV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) 操作箱组成。
4．1．2 保护装置的巡视、 监视要求:
1．上电或复位后, 液晶显示电流、 频率、 保护信息等。
2．正常运行时, 运行灯为绿色。
3．运行灯为红色则表示事故或异常。
4．1．3 主变保护压板:
4．1．3．1 1号主变主变保护压板:
压板编号
保护名称
跳闸开关
操作要求
1ZLP1
1号主变差动跳301
301
正常投入
1ZLP2
1号主变差动跳101
101
正常投入
1ZLP3
1号主变差动跳300
300
正常投入
1ZLP4
1号主变过载启动风冷

退出不用
1ZLP5
1号主变过载闭锁有载调压

正常投入
1ZLP6
1号主变差动闭锁备自投

正常投入
1WLP1
1号主变本体重瓦斯跳闸
301、 101
300
正常投入
1WLP2
1号主变有载重瓦斯跳闸
301、 101
300
正常投入
1YLP
1号主变压力释放跳闸
301、 101
300
退出不用( 信号)
1HLP1
1号主变高后备跳301
301
正常投入
1HLP2
1号主变高后备跳101
101
正常投入
1HLP3
1号主变高后备跳300
300
正常投入
1HLP4
1号主变高后备闭锁备自投

正常投入
1LLP2
1号主变低后备闭锁备自投

退出不用
1LLP1
1号主变低后备跳101
101
正常投入
1LLP3
1号主变低后备跳分段
100
正常投入
4．1．3．2 2号主变主变保护压板:
压板编号
保护名称
跳闸开关
操作要求
2ZLP1
2号主变差动跳302
302
正常投入
2ZLP2
2号主变差动跳102
102
正常投入
2ZLP3
2号主变差动跳300
300
正常投入
2ZLP4
2号主变过载启动风冷

退出不用
2ZLP5
2号主变过载闭锁有载调压

正常投入
2ZLP6
2号主变差动闭锁备自投

正常投入
2WLP1
2号主变本体重瓦斯跳闸
302、 102
300
正常投入
2WLP2
2号主变有载重瓦斯跳闸
302、 102
300
正常投入
2YLP
2号主变压力释放跳闸
302、 102
300
退出不用( 信号)
2HLP1
2号主变高后备跳302
302
正常投入
2HLP2
2号主变高后备跳102
102
正常投入
2HLP3
2号主变高后备跳300
300
正常投入
2HLP4
2号主变高后备闭锁备自投

正常投入
2LLP2
2号主变低后备闭锁备自投

退出不用
2LLP1
2号主变低后备跳102
102
正常投入
2LLP3
2号主变低后备跳分段
100
正常投入
4．1．4 DMP300型保护装置面板操作见附录B有关内容。
4．2 10kV线路保护
4．2．1 10kV线路采用DMP313B型微机保护装置。保护配置如下:
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、 重合闸( 不对应启动、 保护启动)
4．2．2 10kV分段100开关采用DMP315型微机保护装置。保护配置如下:
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 保护装置的巡视、 监视要求:
1、 正常运行时, 运行灯为绿色, 有故障或异常时为红色。
2、 开关分、 合位置指示灯指示正确。
3、 液晶显示正确。
4、 各保护压板投退正确。
5、 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 微机保护投入运行和退出运行的操作:
4．2．5．1 投入运行的操作:
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要求。
3、 检查无其它异常信号。
4、 校对装置实时时钟。
5、 投入微机保护屏压板XLP1、 XLP2
6、 按调度要求将开关投入运行。
4．2．5．2 保护停用的操作: 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 单独重合闸需退出时, 只取下保护合闸压板XLP2。
4．2．6 微机保护动作后的处理:
1、 详细记录下保护动作发信情况。
2、 复归信号。
3、 汇报调度保护动作及开关跳闸情况。
4．2．7 微机保护装置告警信号发出后, 应根据显示的告警信息, 如是PT断线等告警, 则应检查其原因, 消除发讯原因后, 复归告警信号, 汇报调度和生产技术部, 如是保护装置异常或硬件故障等告警, 则应立即汇报调度和生产技术部, 听候处理。
4．2．8 DMP300型保护装置面板操作见附录B有关内容。
4．3 10kV电容器保护
4．3．1 10kV电容器采用DMP331型微机保护装置, 保护配置如下:
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 保护装置的巡视、 监视要求:
类同10kV线路保护。
4．3．3 保护压板:
DLP: 保护跳闸压板
4．3．4 微机保护动作后的处理:
1、 详细记录下保护动作发信情况。
2、 复归信号。
3、 汇报调度保护动作及开关跳闸情况。
4．3．5 微机保护装置告警信号发出后, 应根据显示的告警信息, 如是PT断线等告警, 则应检查其原因, 消除发讯原因后, 复归告警信号, 汇报调度和生产技术部, 如是保护装置异常或硬件故障等告警, 则应立即汇报调度和生产技术部, 听候处理。
4．3．6 DMP300型保护装置面板操作见附录B有关内容。
4．4 监控系统:
4．4．1 本所设有DMP300型综合自动化系统, 具有数据采集及处理、 监视及控制、 与各保护装置通讯, 上传开关位置及保护告警、 动作情况及遥控操作等功能, 监控人员应熟悉其使用方法, 严禁在当地监控系统中进行其它无关操作。严禁将其它无关软盘、 光盘插入当地监控系统计算机中使用, 以防病毒的侵入。
4．4．2 在监控系统中进行遥控操作前需将各开关的”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, 以后每月1日检查校对一次。
4．4．4 35kV及10kV的开关、 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( 包括消缺) 有可能影响监控系统的遥控逻辑及监控回路的, 必须在现场利用监控系统对被试设备进行跳合试验, 以保证监控装置跳合的正确性。对一次设备运行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的测量手段来确保遥控装置的完好, 并经监控人员确认。
4．4．6 10kV线路保护具有接线选线功能, 当10kV系统发生接地时, 应首先利用监控系统提供的接地告警信息, 汇报调度, 按调度命令用监控系统提供的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 压变二次经过分段开关、 分段闸刀的常开辅助接点及压变闸刀的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, 并列指示灯亮。
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( 以下简称备投装置) 。备自投装置的启用与停用均应按调度命令执行。
4．6．2 备自投动作判别条件:
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 备自投装置的投退操作:
4．6．4．1 启用备自投装置:
1、 调整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行。
3、 投入备自投装置电源小开关, 检查备自投装置运行正常, 装置面板上运行监视灯亮, 无其它异常信号发讯。(在备自投投入的情况下,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正确。
6、 测量各开关的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:
取下各开关的备自投跳合闸出口压板。
4．6．5 下列情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、 备自投装置本身异常且不得复归时。
4．6．6 备自投装置压板的配置:
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 备自投装置动作处理: 当备自投装置动作, 操作班人员应到现场进行以下处理。