1 编写说明
1.1为加强电气设备的运行管理，提高设备可靠性，延长设备使用寿命，达到安全经济运行的目的，制定本规程。
1.2本规程规定了甘肃电投辰旭金塔太阳能发电有限公司电气设备的主要技术特性、设备规范、、启停操作、运行维护、试验和事故处理。
1.3本规程适用于甘肃电投辰旭金塔太阳能发电有限公司电气设备的运行技术管理。 2 编写依据
2.1制造厂说明书及有关计术文件； 2.2电力工业部颁布《电力电缆运行规程》； 2.3电力工业部颁布《电力变压器检修导则》；
2.4国家技术监督局颁布《油浸式电力变压器负载导则》； 2.5电力工业部颁布《电力变压器运行规程》；
2.6国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》； 2.7电力工业部发布《电力设备预防性试验规程》； 2.8国家经济贸易委员会《互感器运行检修导则》。 3 下列人员应熟悉本规程：
3.1总经理、副总经理、总工程师、副总工程师； 3.2值长及集控全能值班员； 3.3其它有关运行、检修人员。
本规程由甘肃电投辰旭金塔太阳能发电有限公司提出 本规程由甘肃电投辰旭金塔太阳能发电有限公司起草
主要起草人：刘海林 汤育鑫 齐晓磊 罗静 初 审：荆树刚 杨吉洲 复 审：孙晨曦 张俊杰 批 准：刘勇
目 录
1 光伏发电简介
2 太阳能电池板运行规程
3.光伏并网逆变器运行
4变压器的运行
5 配电装置运行 6 厂用380V系统 7 380V MCC配电屏运行 8 UPS电源系统 9 220V直流系统的运行 10 继电保护与自动装置
1 光伏发电简介
1.1光伏发电是我工作原理
光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电装置。光伏发电的优点是较少受地域限制，因为阳光普照大地;光伏系统还具有安全可靠、无噪声、低污染、无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电及建设同期短的优点。 光伏发电是根据光生伏特效应原理,利用太阳能电池将太阳光能直接转化为电能。不论是独立使用还是并 网发电,光伏发电系统主要由太阳能电池板（组件）、控制器和逆变器 1.1.1系统设备
光伏发电系统是由太阳能电池方阵，汇流箱，直流汇流柜，逆变器等设备组成。其部分设备的作用是： 1.1.1．1太阳能电池方阵
在有光照（无论是太阳光，还是其它发光体产生的光照）情况下，电池吸收光能，电池两端出现异号电荷的积累，即产生“光生电压”，这就是“光生伏特效应”。在光生伏特效应的作用下，太阳能电池的两端产生电动势，将光能转换成电能，是能量转换的器件。太阳能电池一般为硅电池，分为单晶硅太阳能电池，多晶硅太阳能电池和非晶硅太阳能电池三种。 1.1.1．2汇流箱
其作用是太阳能电池方阵蓄积的电能汇集至直流汇流柜。 1.1.1．3直流汇流柜
是将汇流箱汇集的电能分配至逆变器转换成交流电能。 1.1.1．4逆变器
是将直流电转换成交流电的设备。由于太阳能电池和蓄电池是直流电源，而负载是交流负载时，逆变器是必不可少的。逆变器按运行方式，可分为独立运行逆变器和并网逆变器。独立运行逆变器用于独立运行的太阳能电池发电系统，为独立负载供电。并网逆变器用于并网运行的太阳能电池发电系统。
2.太阳能电池板运行
2.1 设备简介
2.1.1设备简介
型号及生产厂家：STP270-24/vd 中国无锡.尚德能源 2.1.2太阳能电池板的规格
2.1.3太阳能电池板的电性能 型号 开路电压（Vmp） 最佳工作电压（Vmp） 短路电流（Isc） 最佳工作电流（Imp） STC峰值功率（Pmax） 工作温度 最大系统电压 最大额定串联电流 功率误差 2.1.4太阳能电池板的温度系数
STP270-24/Vd 44.5V 35V 8.2A 7.71A 270Wp -40C到+85C 1000VDC 20A ±3% 00
2.1.5太阳能电池板电流-电压和功率-电压曲线
2.1.6Isc、Voc、Pmax的温度相关性
2.2太阳能电池板运行
2.2.1太阳能电池板的额定运行方式。太阳能电池板按照制造厂铭牌及技术规范规定参数下运行，此方式称为额定运行方式，可以在这种方式长期连续运行。最高允许监视温度应根据温升试验结果确定，现场没有做温升试验前，最高允许监视温度应低于制造厂的规定允许值。 2.2.2运行注意事项
2.2.2.1组件通过光电转换 将光能转换为电能，产生直流电。
2.2.2.2运行过程中可能有发生伤害的风险，包括电击，运行人员应该做好安全措施。 2.2.2.3单个的组件，在阳光照射可能会产生30V以上的电压。接触30V以上的直流电压时很危险的。
2.2.2.4在运行中使用数字万用表检测串联组件的开路电压，测量值应等于单个组件开路电压的总和。
2.2.2.5在阳光照射下，拨断组件连接端子时，连接端子部位会产生火花、燃烧、电击。因此，请格外小心。不管组件有没有连接都不要直接接触接线端。 2.2.2.6不要企图拆卸组件或移动任何铭牌或黏附的部件。
2.2.2.7不要企图在组件的表面涂抹或粘贴任何物品。 2.2.2.8不要用镜子或透镜聚焦阳光照射到组件上。 2.2.2.9在运行中使儿童远离组件和系统。
2.2.2.10在检修的过程中为阻止高电压和电流的产生，可以用一块不透明材料将组件完全遮盖。不要接触组件带电的末端或电线。
2.2.2.11在检查电池板的时候不要戴金属首饰。
2.2.2.12不要利用组件的接线盒或电缆头来移动组件。 2.2.2.13不要再组件上放物品，避免组件玻璃被砸破。 2.2.2.14不要站在或踩在组件上。
2.2.2.15鉴别正常的低电压和故障低电压，所指的低电压是组件开路电压降低。它是由太阳能电池的温度升高或福照度降低的。故障低电压通常是由于终端连接不正确或旁路二极管损坏引起的。 2.3运行方式
2.3.1太阳能电池板采用串、并联方式运行发电，每十七块电池板串联为一组，在理想工作电压、电流条件下，每组蓄电池组可产生17*35=595（v）的直流电压、输出电流7.71A。 2.3.2每八组蓄电池组汇集于一个直流汇流箱，并联后通过一个ABB空气开关送至直流汇流柜，理想汇流输出电压595v、电流61.68A。
2.3.3每四个汇流箱进一个直流汇流柜，每一个逆变器分配四个直流汇流柜，每个逆变器输入理想电压共计595v、电流986.88A、功率0.587MWp。 2.4检查维护 2.4.1日常检查
2.4.1.1观察电池方阵表面是否清洁，及时清除灰尘和污垢，可用清水冲洗或用干净抹布擦拭，但不得使用化学试剂清洗，遇有积雪是应及时清洗。 2.4.1.2注意观察所有设备的外观锈蚀、损坏等情况，用手背触碰设备外壳检查有无温度异常，检查了解方阵有无接线脱落等情况,外露的导线有无绝缘老化、机械性损坏，箱体内有否进水等情况。检查有无小动物对设备形成侵扰等其他情况。设备运行有无异常声响，运行环境有无异味，如有应找出找出原因，并立即采取有效措施，予以解决。
2.4.1.3若发现严重异常情况，应及时汇报，组织合理的检修方案进行处理。 2.4.1.4值班人员应注意太阳能电池方阵周围有没有新生长的树木、新立的电杆等遮挡太阳光的地物，以免影响太阳能电池组件充分地接受太阳光。一经发现，要报告电站负责，及时加以处理。
2.4.1.5遇有大雨、冰雹、大雪等情况，太阳能电池方阵一般不会受到损坏，但应对电池组件表面及时进行清扫，擦拭。 2.4.2太阳能电池板的定期维护
2.4.2 .1要定期检查太阳能电池方阵的金属支架有无腐蚀，并定期对支架进行油漆防腐处理。方阵支架要保持接地良好。
2.4.2 .2使用中要定期（如1-2个月）对太阳能方阵的光电参数及输出功率等进行检测，以保证电池方阵的正常运行。
2.4.2 .3使用中要定期（如1-2个月）检查太阳能电池组件的封装及连线接头，如发现有封装开胶进水、电池片变色及接头松动、脱线、服饰等，要及时进行维修和更换。护
2.4.2 .4检查、了解运行记录，分析光伏系统的运行情况，对于光伏系统的运行状态做出判断，如发现问题，立即进行专业的维护和指导。
2.4.2 .5设备外观检查和内部的检查，主要涉及活动和链接部分导线，特别是大电流密度
的导线、功率器件、容易锈蚀的地方等。
2.4.2 .6有条件时可采用红外探测的方法对光伏发电方阵、线路和电器设备进行检查，找出异常发热和故障点，并及时解决
2.4.2 .7每年应对光伏发电系统进行一次系统绝缘电阻以及接地电阻的检查测试，以及对逆变控制装置进行一次全项目的电能质量和保护保护功能的检查和实验。
2.4.2 .8总之， 太阳能电池板的检查、管理和维护是保证系统正常运行的关键，必须太阳能电池板认真检查，妥善管理，精心维护，规范操作，发现问题及时解决，才能使的光伏发电系统处于长期稳定的正常运行。 2.5安全防范措施
2.5.1检查所有电缆连接，确保没有开路，连接良好。 2.5.2检查每个组件的开路电压。 2.5.3断开组件两端的导线。
2.5.4取掉组件上的不透明材料，检查并测量终端的开路电压。 2.5.5如果测量的电压只是额定值的一半，说明旁路二极管已坏。 2.5.6在福照度不是很低的情况下，如果终端的电压与额定值相差5%以上，说明组件连接不好。
2.5.7检查组件的接线盒，尽量避免被雨水淋到 2.6故障排除
2.6.1太阳能电池组件的常见故障有：外电极断路、内部断路、旁路二极管短路、旁路二极管反接、热板效应、接线盒脱落、导线老化、导线短路、背膜开裂、EVA与玻璃分层进水、铝边框开裂、电池玻璃破碎、电池片和电极发黄、电池栅线断裂、太阳能电池板被遮挡等。可根据具体情况检查更换或修理。
2.6.2鉴别正常的低电压和故障低电压，所指的低电压是组件开路电压降低。它是由太阳能电池的温度升高或福照度降低的。故障低电压通常是由于终端连接不正确或旁路二极管损坏引起的。
3.光伏并网逆变器运行
3.1 设备简介
3.1.1设备简介
3.1.1.1型号及生产厂家；SG500KTL 合肥阳光电源股份有限公司
3.1.1.2 SG500KTL采用无变压器设计,输入电压的范围大，保证了接入的光伏阵列有了更多的组合方式。采用光纤隔离技术，抗干扰能力强。优化的电路和结构设计，提高系统散热效率，增强系统稳定性。增强的防护功能，相比较于普通逆变器，增加了直流接地故障保护。 太阳能通过太阳电池组件转化为直流电力，再通过光伏并网逆变器转化为与电网同步的正弦波电流，馈入电网。 3.1.1.3技术参数： 最大直流电压 启动电压 直流侧 参数 满载MPPT电压范围 最低电压 最大直流功率
880Vdc 470v 450~820V 450v 550kWp
最大输入电流 推荐光伏阵列开路电压 最大输入路数 允许输出功率 最大交流输出电流 额定电网电压 允许电网电压范围（三相） 交流侧 参数 额定电网频率 允许电网频率 总电流波形畸变率 直流电流分量 功 率 因 素
3.1.1.4 系统参数： 最 大 效 率 欧 洲 效 率 防 护 等 级 夜间自耗电 允许环境温度 冷 却 方 式 允许相对湿度 允许最高海拔 显 示 标准通讯方式 可选通讯方式 98.7% 98.5% 1200A 700v 16 500kW 1176A 270Vac<3% 210~310Vac 0.95 50Hz 47~51.5Hz < 3% (额定功率) <0.5%(额定输出电流) 0.95（超前）~0.95（滞后） IP20（室内） <100W -25~+55℃ 风冷 0~95%，无凝露 6000米 液晶触摸屏 RS485 以太网/GPRS 3.1.1.5逆变器结构:从左至右依次为两个直流进线柜、逆变柜、交流输出柜、直流汇流柜。 3.2运行模式
3.2.1 SG500KTL的工作模式有“启动中”，“运行”，“故障”，“紧急停机”，“按键关机”，“待机”等几种状态。
3.2.1.1启动中：此模式是指逆变器初次安装完毕，直流输入和交流输出端子均正常连接，所有断路器均闭合，上电准备并网发电。此模式仅在初次启动出现。逆变器不断检测光伏阵列是否有足够的能量进行并网发电，当达到并网发电的条件（列正电压大于470v且达到启动时间要求）时逆变器从启动中模式转入运行模式。
3.2.1.2待机；在运行后，如果直流侧电流很小（近似于0A）并保持一分钟，逆变器从运行状态转为待机状态。在待机模式下逆变器将不断检测光伏阵列是否有足够的能量重新并网发电，当达到470v并保持约3分钟后逆变器从待机模式转入运行模式
3.2.1.3运行；在此模式下，SG500KTL将光伏阵列的直流电变换为交流电并入电网。同时在此模式逆变器一直以最大功率点跟踪（MPPT）方式使输出的能量保持最大。
3.2.1.4故障；当光伏发电系统出现故障时，逆变器会停止运行并进入故障状态，故障原因会显示在触摸屏上供用户查看。系统此时持续检测故障是否消除，如果故障未消除，则保持待机状态，如果故障消除，且其它运行条件均满足。5分钟以后重新并网发电。在此期间，若人为干预通过液晶操作开机。必须通过液晶先确认关机消除保护程序，再开机
3.2.1.5紧急停机；所谓紧急停机模式是指人为地将启停旋转钮指向“STOP”位置来控制逆变器关机。若在紧急停机后，需要再次开机。确认启停开关指向“START”位置，再通过液晶先执行光机命令来清除紧急停机保护程序，再通过液晶开机，机器才能正常工作。而按下紧急停机开关后，交流断路器脱扣，逆变器丢失电网，无供电电源，液晶无显示。需要再次开机时，紧急停机开关必须松开锁紧状态，将交流断路器先推至“OFF”，再推至“ON”，将电网重新接入，才能重新启动逆变器。
3.2.1.6按键关机；所谓按键关机模式是指人为地通过触摸屏发出关机命令来控制逆变器光机。
3.2.2模式转换；逆变器可以在 “启动中”，“运行”，“故障”，“紧急停机”，“按键关机”，“待机”等几种状态下有条件的进行自动转换。 3.2.3并网发电
3.2.3.1SG500KTL并网逆变器的并网发电过程都是自动的，无需人为干扰和控制。其会检测交流电网是否满足并网发电条件同时也会检测光伏阵列是否有足够能量。当一切条件满足后其会进入并网发电模式。在并网发电过程中，逆变器一直以最大功率跟踪（MPPT）方式使光伏阵列输出的能量最大。
3.2.3.2逆变器的直流输入端接入直流输入（中间可能会采用光伏阵列汇流箱或直流配电柜进行汇流），输出端连接至电网。
3.2.3.3合上交直流断路器，逆变器进入“启动中”状态。
3.2.3.4当直流输入电压超过470v维持一定时间，逆变器准备并网。
3.2.3.5逆变器进行并网前的自检，确认是否当满足并网工作所需要的所有条件后，开始连接电网，进而并网发电。 3.2.4与电网断开
3.2.4.1SG500KTL光伏并网逆变器的并网发电过程均为自动，系统会不断检测直流输入与交流电网是否满足并网发电条件，当一切条件均满足后系统将进入并网发电模式。 3.2.4.2当电网出现以下异常时，逆变器会立刻与电网断开，进入保护程序。 3.2.4.2.1电网电压超过允许范围210v-310vAC。 3.2.4.2.2电网频率超过允许范围47Hz-51.5Hz。 3.3例行维护
3.3.1对逆变器进行硬件维护操作之前，请做好以下工作：
3.3.1.1关断逆变器，如果需要关断前级配电，保证需要接触的部分不带电。 3.3.1.2切断所有辅助电路的电压。
3.3.1.3等待至少15分钟，待中间电路电容器放电完毕。
3.3.1.4 打开柜门，通过测量输入端子和中间电路端子的电压，确保没有出现危险电压。 3.3.2维护工作于周期
3.3.2.1推荐的例行维护周期及工作内容如下表所示： 检查内容 检查方法 维护周期
1. 读取数据采集器的数据。 保存软件数2. 保存运行数据、参数以及日志到软盘或文件中。 3. 检查各项参数设置。 据 4. 更新软件。 1.观察逆变器是否有损坏或变形。 2.听逆变器运行是否有异常声音。 3.在系统并网运行时，检查各项变量。 4.检查主要器件是否正常。 使用热成像仪等监测系统发热情系统大致运5.检查逆变器外壳发热是否正常，行 状态及况。 环境 6.观察进出风是否正常。 7.检查逆变器周围环境的湿度与灰尘、所有空气入口过滤器功能是否正常。 注意必须检查进气口的通风。否则，如果模块不能被有效冷却，将会由于过热而发生故障。 1.检查电路板以及元器件的清洁。 系统清洁 对模块进行清洁。 3.更换空气过滤网。 每半年到 1 年 用环境的灰尘含量） 每半年 1 次 一个月1次 1 次（取决于使2.检查散热器温度以及灰尘。如必要，须使用压缩空气并打开风机，1.检查功率电缆连接是否松动，按照之前所规定的扭矩再紧固。 首次调试之后功率电路连2．检查功率电缆、控制电缆有无损伤，尤其是与金属表面接触的表半年，此后每接 半年到1 年 1 皮是否有割伤的痕迹。 3.检查电力电缆接线端子的绝缘包扎带是否已脱落。 1.检查控制端子螺丝是否松动，用螺丝刀拧紧。 端子 2.检查主回路端子是否有接触不良的情况，螺钉位置是否有过热痕排线连接 迹。 3.目测检查设备终端等连接以及排线分布。 冷却风机维护与更换 断路器 维护 1.检查风机叶片等是否有裂缝。 2.听风机运转时是否有异常振动声。 3.若风机有异常情况需及时更换。 1.对所有金属元件的锈蚀情况做常规检查（每半年）。 2.接触器年检（辅助开关以及微开关）保证其机。械运转良好。 3.检查运行参数（特别是电压以及绝缘）。 1.检查紧急停机按钮以及 LCD 的停止功能。 安全功能 2.模拟停机，并检查停机信号通讯。 3.检查警告标签，如果有必要及时更换。 每半年到 1 年 1 次 1 年 1 次 1 年 1 次 次 每半年到 1 年 1 次
软件维护 1.优化软件 2.检查各项参数设置。 每半年到 1 年 1 次 3.3.2.2检查并更换空气滤网 3.3.2.2.1 仔细阅读安全须知。 3.3.2.2.2打开柜门。
3.3.2.2.3检查空气滤网，如果需要进行更换。使用螺丝刀将其取下。更换滤网时注意 滤布的方向。
3.3.2.2.4检查柜体的清洁。如果有必要，使用软抹布或真空吸尘器进行清洁。 3.3.2.2.5关闭柜门。 3.4故障处理
3.4.1由于环境温度、湿度、灰尘以及振动的影响，逆变器内部的器件会发生老化 及磨损等，从而导致逆变器潜在的故障发生。因此，有必要对逆变器实施日常和定期的维护，以保证其正常运转与使用寿命。 3.4.2 LED 显示故障处理 3.4.2.1LED指示灯不亮
3.4.2.1.1断开交直流电压并保持5分钟后，重新连接直流，交流电压。如果指示灯仍不点亮，请更换或维修指示灯。 3.4.2.2power指示灯不亮
3.4.2.2.1说明逆变器未得到供电。首先检查确保电网供电及连接正常。
断开交直流电压并保持 5 分钟后，重新连接直流，交流电压。如果指示灯仍不亮请联系厂家。
3.4.2.3OPERATION指示灯不亮
3.4.2.3 .1逆变器不在并网运行工作状态。首先检查确保交直流接线正确。使用万用表测量直流输入电压，确保电压值超过逆变器启动电压。确保电网供电及各项参数符合逆变器运行要求。如果指示灯仍不亮请联系厂家。 3.4.2.4FAULT指示灯不亮
3.4.2.4.1逆变器发生故障且故障尚未排除。请查看触摸屏上的详细故障信息，采取相应的排除措施。如果指示灯仍不亮请联系厂家。. 3.4.3 LCD 触摸显示屏故障及排除方法见下表：
故障类型 直流过压 交流过压 交流欠压 交流过频 产生原因 直流电压大于880v 电网电压高于310v 电网电压低于210v 电网频率高于51.5Hz 简单处理 减小阵列开路电压 检查电网（或并网线径是否过细） 检查电网 检查电网 等电网恢复后可重新并网 等电网恢复后可重新并网 等电网恢复后可重新并网 备注
交流欠频 接触器故障 模块故障 电网频率低于47Hz 机器内部与电网相连的接触器故障 机器内部故障 检查电网 断开交、直流电源，检查接触器是否损坏 机器内部故障：可能干扰，等待5分钟后机器会自动重启或先断开再合上交流断路器，若故障依然存在请联系厂家售后人员 等电网恢复后可重新并网 不可恢复 联系时请简单说明故障现象，机器编号 DPS故障 机器内部故障 检查机器内部接插件是否松动，通过液晶先关机后开机重新工作，若故障依然存在请联系厂家售后人员 联系时请简单说明故障现象，机器编号 3.4.4其他故障
3.4.4.1逆变器刚启动不久就停机
3.4.4.1.1可能原因：直流输入电压刚好达到逆变器启动电压。带负载时，会拉低
电压， 导致机器停机。
3.4.4.1.2解决办法：根据推荐开路电压设计电池板串并连接，增大输入的直流电压， 避免采用电压的临界值。 3.4.4.2逆变器散热片温度过高
3.4.4.2.1可能原因：冷却风扇故障，进气口温度过高，控制室空气流通不良等。 3.4.4.2.2解决办法：检查更换冷却风扇，降低控制室温度，清洁通风孔并增大通风孔。
3.4.4.3机器工作噪声较大
3.4.4.3.1可能原因：逆变器运行异常，变压器工作异常，冷却风扇故障。
3.4.4.3.2解决办法：检查功率是否在正常范围内，测量并网电流、电压波形是否正常，波形不正常会产生很大的噪声，且变压器发热较大。检查更换冷却风扇。 3.4.4.4液晶无法开关机
3.4.4.4.1可能原因：液晶与 DSP 板通讯故障，液晶供电电源故障。 3.4.4.4.2解决办法：检查液晶与DSP板通讯连接。 3.4.4.5上位机通讯不上
3.4.4.5.1解决办法：查看液晶界面中的本地地址、波特率是否与上位机一致。通常情况下本机地址为 001，波特率为 9600。
步骤 1 检查线路，检查所有接线是否良好，A\\B有无接反。 步骤 2 通讯转换头不匹配，更换通讯转换头后再试。 步骤 3 监控光盘没有正确安装。建议重新安装监控光盘。
步骤 4 若以上检查均正常无误，尝试更换液晶面板上的上位机通讯模块。
4变压器的运行
4.1.组合式箱式变压器简介
4.1.110MWp光伏并网电站由10个1WMp光伏并网发电单元组成，每个发电单元接至一台组合式升压变压器低压侧绕组上，经1250KVA箱式变压器升压至35KV高压。
4.1.2箱式变压器包括高压侧负荷开关和低压侧断路器、电流互感器等，高压侧采用熔断器保护
4.1.3箱式变压器采用油浸自冷方式，共设二组冷却器，使用45# 变压器油，高压侧设有分接头调压开关，共有五个档位。
4.2型号及厂家:ZFSS10-Z-1250/35 金盘电气（中国）有限公司海南金盘电气有限公司制造
4.2.1技术参数
型号 额定容量 额定电压 ZFSS10-Z-1250/35 1250KVA 38.5/0.27kV 出厂编号 绝缘水平 分接范围 1012024 LI200AC85/AC5 （38.5±2*2.5%）/0.27kV 额定电流 连接组别号 频率 负荷开关型号 18.75/1337*2A Yd11 d11 50Hz BFY3F-35/630-20-4 冷却方式 允许温升 相数 低压主断路器型号 ONAN 60K 3 RMW2-1600/3P In=1600 油重 使用条件 4.3变压器正常运中的有关规定
4.3.1变压器在规定的冷却条件下，可按照制造厂铭牌及技术规范规定参数下长期连续运行。
4.3.2变压器电压规定:
4.3.2.1运行中的变压器的电压变动范围在额定电压的±5%范围内变动，此时输入、输出额定容量不变；
4.3.2.2变压器的电压分接头不论在哪个电压档位，加在所有分接头上的电压不得大于其相应额定电压的105%；
4.3.2.3变压器的电压下降至额定值的95%以下时，容量应相应降低，以额定电流不超过额定值的105%为限。
4.3.3变压器运行温度的规定：
/ 户外 器身重 总重 2200kg 6300kg
4.3.3.1油浸自冷式变压器的上层油温不得超过85℃，最高不得超过95℃，温升最高不能超过 55℃。
4.3.4变压器绝缘电阻值的规定：
4.3.4.1变压器检修或停电后，在启动投入运行或投入到热备用状态前，均应测量其绝缘电阻值并应做好记录以便查阅核对。
4.3.4.1.1变压器高压侧电压在6KV及以上者应用2500V摇表进行绝缘测定，其绝缘电阻值不低于300兆欧(20℃)，吸收比≥1.3。不符合此规定时应认为该变压器绝缘电阻值不合格，不能将该变压器投入运行。
4.3.4.1.2变压器高压侧电压在0.5KV及以下者应用500V或1000V摇表进行绝缘测定，其绝缘电阻值不低于0.5兆欧(20℃)，在 10 ℃～30 ℃ 条件下，吸收比≥1.3。与上次测量结果相比不应低于40%。否则应通知检修检查处理，必要时应测量变压器的介质损耗和绝缘电阻吸收比，并抽取油样化验，以判断绝缘是否良好。不符合此规定时应认为该变压器绝缘电阻值不合格，不能将该变压器投入运行。
4.3.4.1.3不同温度下，油浸式变压器的绝缘电阻值可按下式进行换算： R20=Rt×10A(t－20)( 兆欧)
式中：A— 表示温度系数其值为：0.025；
t— 表示测量时的实际温度(℃)；
Rt— 表示温度为t℃时测量到的实际电阻值(兆欧)；
R20— 表示换算到20℃时的绝缘电阻值(兆欧)；
4.3.4.1.4变压器测量完绝缘电阻值后，应对变压器三相绕组对地放电。 4.3.5变压器接带负荷的规定：
4.3.5.1变压器允许在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常运行，其允许过负荷时间按规定执行；变压器事故过负荷只允许事故情况下运行，过负荷期间应密切监视变压器的运行状态；
4.3.5.2变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相电流。接线为YN、yn0的大、中型变压器允许的中性线电流按制造厂及有关规定。接线为Y、yn0（或YN、yn0）和Y、zn11（或YN、zn11）的厂用变压器，中性线电流的允许值分别为额定电流的25%和40%。 4.3.6变压器过负荷运行的规定
4.3.6.1在下列情况下，变压器不得过负荷运行：
4.3.6.1.1 存在缺陷的变压器，如漏油、有局部过热现象、绝缘有薄弱点等； 4.3.6.1.2 一直满负荷运行的变压器； 4.3.6.1.3 冷却器不能全部投入运行的变压器。
4.3.6.2油浸自冷变压器事故过负荷允许运行时间按表4规定执行。
表4： 小时:分
过负荷 倍数 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 0 24:00 24:00 23:00 8:30 4:45 3:00 2:05 1:30 1:00 0:40 环 境 温 度 ℃ 10 24:00 24:00 10:00 5:10 3:10 2:05 1:25 1:00 0:35 0:22 20 24:00 13:00 5:00 3:10 2:00 1:20 0:55 0:30 0:18 0:11 30 19:00 5:50 3:00 1:45 1:10 0:45 0:25 0:13 0:09 0:06 40 7:00 2:45 1:03 0:55 0:35 0:18 0:09 0:06 0:05 + 4.4变压器投入前的准备和试验 4.4.1变压器在投运前，应检查有关工作票全部收回，临时接地线、标示牌、警告牌和临时遮拦全部拆除，恢复常设遮拦，与运行无关的工具材料及其它杂物已由检修人员清理干净。 4.4.2新安装、大修后或长期(15天以上者)停用的变压器投运前应检查的项目： 4.4.2.1变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺、无渗漏现象； 4.4.2.2变压器接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引线）； 4.4.2.3变压器顶盖上无遗留杂物；； 4.4.2.4有载分接开关动作灵活、正确 4.4.2.5温度计指示正确，整定值符合要求；
4.4.2.6冷却装置试运行良好，进行较长时间的循环后，多次排除残余气体； 4.4.2.7继电保护装置经调试整定，动作正确； 4.4.2.8高低压各部接线牢固，外壳接地良好； 4.4.2.9防爆管的防爆膜或释压器完好 4.4.2.10温度表完整，指示正确；
4.4.2.11检查变压器各保护及试验符合运行条件； 4.4.2.12变压器消防系统符合投运条件。 4.4.2.13充电后的变压器应无异常情况； 4.4.2.14变压器油的色谱数据合格。 4.5变压器运行中的检查和维护
4.5.1正常运行时，应经常监视变压器所属电压、电流、温度等有关表计指示不超过允许值，及时掌握变压器运行情况。监视仪表的抄表次数为每小时一次。当变压器超过额定电流运行时，应详细记录电流和过负荷时间。
4.5.2运行和备用中的变压器每班应按规定进行检查。新安装或大修后的变压器，在投入运行最初8小时，每两小时检查一次。过负荷运行及过负荷后的变压器，应对变压器外部进行全面检查。
4.5.3运行中的变压器检查项目：
4.5.3.1、变压器油温和温度计应正常，各部无渗、漏油； 4.5.3.2、变压器声音正常；
4.5.3.3引接线接头、电缆、母线应连接完好，无发热迹象； 4.5.3.4、压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；
4.5.3.5有载分接开关的分接位置及电源指示正常，且远方与就地指示档位一致； 4.5.3.6二次端子箱应关严，无受潮，箱内各设备正常，开关位置正确； 4.5.3.7各部位的接地应完好，
4.5.3.8变压器的柜门关闭正常、照明应完好，不漏水，温度正常。 4.5.4在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，应每两小时检查一次： 4.5.4.1新设备或经过检修，改造的变压器在投运72小时内； 4.5.4.2有严重缺陷或变压器严重过负荷时；
4.5.4.3雨雪天气室外变压器应检查有无积雪结冰现象，引线、瓷套管绝缘支持磁瓶有无闪络放电现象；
4.5.4. 4、雷雨天气应检查室外变压器有无放电和雷击烧伤痕迹，有避雷器的变压器还应检查避雷器是否动作；
4.5.4.5大雾天气应检查室外变压器各部有无火花及放电现象，有无异常音响；
4.5.4.6由于气候变化引起环境温度剧烈变化时，应检查室外变压器油位是否正常，变压器上层油温的变化情况是否正常。 4.6变压器投入及停止运行
4.6.1变压器投入或停止运行应依据值长的命令进行。 4.6.2变压器投运前的全电压冲击试验规定：
4.6.2.1变压器大修后投入运行前或投入热备用状态前，均应用变压器高压侧开关进行全电压充电一次；
4.6.2.2若是新安装或更换了线圈后的变压器投入运行前，应用变压器高压侧开关对变压器进行全电压冲击五次；充电时间每次一分钟，每次全电压冲击操作间隔时间不小于五分钟；
4.6.2.3变压器第一次受电持续时间不应少于10分钟，检查应无异常；
4.6.2.4每次全电压冲击操作前，应对该变压器外部进行全面检查。新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不得少于以下规定：
a) 110KV及以下24h；
b) 220KV及以下48h； c) 500KV及以下72h；
如有特殊情况，不能满足上述规定，必须经总工程师批准。
4.6.3变压器各侧避雷器投运前应做详细检查，避雷器及其接地线应完好。 4.6.4 变压器并列运行时，应检查是否满足下列条件： 4.6.4.1变压器线圈的接线组别及相位相同； 4.6.4.2电压变比相同(最大相差不能超过0.5%)； 4.6.4.3阻抗电压相等(最大相差不能超过10%)； 4.6.4.4容量接近(容量相差不能超过1/3)。
4.6.5变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负荷侧，后停电源侧。
4.6.5.1升压变投入时，先从低压侧充电投入；停运时，先从高压侧操作停运；
4.6.5.2降压变投入时，先从高压侧充电投入；停运时，先从低压侧解除负荷，空载后停运； 4.6.6变压器投入运行或退出运行的操作，应按“电气运行操作规范”的规定，认真填写操作票，逐项进行操作。 4.7变压器的事故处理
4.7.1变压器事故处理在值长领导组织下统一进行。
4.7.2变压器事故处理按本章有关规定执行，认真分析具体事故现象，主动采取有效措施，不可死搬教条，延缓处理造成设备损坏，事故扩大等。
4.7.3变压器运行中发现有任何不正常现象，如：渗漏油、油位变化过高或过低、温度变化异常、声音异常及冷却装置不正常等，应设法尽快查明原因，积极消除，及时向主值、值长汇报。应对变压器存在的缺陷及不正常现象做详细记录。
4.7.4应将变压器发生事故时的现象、原因、处理经过详细记录，没有查明的原因，及时汇报，认真查明原因，消除故障隐患。 4.7.5变压器紧急停运的规定
4.7.5.1变压器出现严重的破损、放电现象、端头接线开断或熔断器熔断时； 4.7.5.2变压器着火冒烟时； 4.7.5.3变压器渗漏油严重时； 4.7.5.4变压器释压器动作喷油时；
4.7.5.5变压器油色变化过度发黑，油内出现游离碳时； 4.7.5.6变压器本体内部有异常音响，且有不均匀的爆裂声时；
4.7.5.7当发生危急变压器安全的故障，而变压器保护或开关故障拒动时；
4.7.5.8变压器电气回路发生威胁人身安全或设备安全的危急情况，而不停运变压器无法隔离电源时；
4.7.5.9变压器在正常负荷及正常冷却条件下，环境温度无异常变化，且油温不正常升高并不断上升，超过最高温度允许值且查明温度表指示正确时；
4.7.5.10变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时。 4.7.6对紧急停运的变压器应做详细的外部检查，将紧急停运的原因、检查情况等做详细记录。同时在紧急停运变压器后，及时向值长做详细汇报。
4.7.7对紧急停运的变压器，应立即汇报值长，联系检修人员进行抢修。并根据事故的具体情况，尽可能缩小事故波及范围，在条件许可时，尽快恢复紧急停运变压器。
5 配电装置运行
5.1发电厂和变电所电气主接线中,所装开关电器、载流导体以及保护和测量电器等设备，按一定要求建造而成的电工建筑物，称为配电装置。它的作用是接受电能和分配电能，是发电厂和变电所的重要组成部分。 5.2配电装置的分类及基本要求 5.2.1配电装置的分类
5.2.1.1配电装置按电气设备安装的地点，可分为屋内配电装置和屋外配电装置；按组装的方式，可分为在现场组装而成的装配式配电装置，以及在制造厂将开关电器等按接线要求组装成套后运至现场安装使用的成套配电装置。
5.2.1.2屋内配电装置是将电气设备安装在屋内。它的特点是占地面积小，运行维护和操作条件较好，电气设备受污秽和气候条件影响较小；但需建造房屋，所以土建工程量较大，投资多。
5.2.1.3屋外配电装置是将电气设备安装在露天场地。它的特点是土建工程量小，投资少，建造工期短，易扩建；但占地面积大，运行维护条件较差，易受污秽和气候条件影响。 5.2.2对配电装置的基本要求
5.2.2.1配电装置是发电厂和变电所的一个重要组成部分，电能的汇集和分配是通过各级电压的配电装置实现的，因此在进行配电装置设计时，应满足以下的基本要求：
1 保证工作的可靠性和防火要求。 2 保证工作人员的人身安全。 3 保证操作、维护、检修的方便。
5.2.2.2在保证安全可靠的条件下，应尽量降低配电装置的造价，减少有色金属和钢材的消耗，并应减少占地面积。除此之外，配电装置还应有扩建的可能性。 5.3配电装置概况
本电站35KV侧采用单母线接线方式，35KV开关柜共5面。其中出线柜、PT及避雷器柜及站用变柜各一面，进线柜两面。35KV开关柜选用铠装型移开式金属交流封闭开关柜，布置在35KV配电柜内，单列布置，所有开关柜均采用“下进下出”的接线方式。 5.4其各个配电装置的作用为： 5.4.1母线
汇集和分配电能。 5.4.2电缆和线路
起传递电能的作用。 5.4.3电流互感器
把大电流变成小电流，供给测量仪表和继电器的电流线圈。间接测出大电流，而且还可隔离高压，保证了工作人员和二次设备的安全。 5.4.4电压互感器
把高电压变成低电压，供给测量仪表和继电器的电压线圈。同时供给同期系统同期量。间接测出高电压，而且还可隔离高压，保证了工作人员和二次设备的安全。
5.4.5绝缘子（瓷瓶）
牢固的支撑和固定载流导体并将载流部分与大地绝缘。 5.4.6避雷器
保护电气设备免受大气过电压的冲击而使绝缘损坏。 5.5配电设备
5.5.1配电设备是制造厂成套供应的设备，可分为高压开关柜、高压开关、PT手车、低压开关、互感器、避雷器、接地开关、熔断器等。 5.5.2配电设备技术参数
5.5.2.1PT及避雷器柜（柜体编号：3524） 柜体型号 KYN61-40.5 避雷器型号 标准 GB39.6/IEC60298 避雷器额定电压(kV) 51 额定电压 40.5KV 系统标称电压(kV) 35 短时耐受电流 持续运行电压(kV) 40.8 额定电流 雷电冲击电流(不大于)(kV) 134（130、125） 3X（YH5WZ-51/134）
5.5.2.2出线柜及出线开关（柜体编号：3521） 回路工作电流(A) 165 名称 型号 额定电压 额定电流(A)/开断电流(KA) 变比 准确级 短时耐 受电流 柜体 真空断路器 电流互感器 电压互感器 零序电流互感器 熔断器 接地开关
GB39.6/IEC60298 ZN85-40.5 LZZBJ9-35D JDZX-35 LXK-￠120 JN15-40.5/31.5 40.5KV 200A 80KA 630/31.5 200/1A 35/0.1（A/B相 100/1A 5P20/0.5/0.5/0.2S 0.5
5.5.2.3一、二号进线柜及进线开关（一号进线柜编号：3522；一号进线柜编号：3523；） 回路工作电流(A) 名称 型号(标准) 额定电压 额定电流(A)/开断电流(KA) 变比 准确级 短时耐 受电流 柜体 KYN61-40.5 (GB39.6/IEC60298) ZN85-40.5 LZZBJ9-35D LXK-￠120 JN15-40.5/31.5 40.5KV 100 80KA 82 真空断路器 电流互感器 零序电流互感器 接地开关 630/31.5 100/1A 5P20/0.5/ 0.2S 100/1A
5.5.2.4站用变柜及站用开关（柜体编号：3525） 回路工作电流(A) 名称 型号(标准) 额定电压 额定电流(A)/开断电流(KA) 变比 准确级 短时耐 受电流 柜体 KYN61-40.5 (GB39.6/IEC60298) ZN85-40.5 LZZBJ9-35D LXK-￠120 40.5KV 50 80KA 5.2 真空断路器 电流互感器 零序电流互感器
630/31.5 50/1A 5P20/0.5/ 0.2S 100/1A
接地开关 JN15-40.5/31.5 5.5.3 35KV ZN85-40.5型真空断路器
5.5.3.1真空断路器是以真空作为灭弧介质和绝缘介质。所谓真空是相对而言的，指的是绝对压力低于大气压的气体压力。在这种气体稀薄的空间，用于导电的气体分子数目很少，故其绝缘强度高，电弧很容易熄灭。 5.5.3.2分类
1） 作为负荷开关配置型真空断路器； 2） 作为电源开关配置型真空断路器；
5.5.3.3真空灭弧装置的工作原理:真空断路器的灭弧装置由外壳、触头和主屏蔽罩三大部分组成。
5.5.3.3.1外壳
真空断路器灭弧装置的外壳由绝缘筒、静端盖板、动端盖板和波纹管组成。绝缘筒是用玻璃、高氧化铝、陶瓷式微晶玻璃制造的。外壳的作用是构成一个真空密封容器，在其中装有动、静触头和主屏蔽罩，同时又作为动、静触头间的支撑。对外壳的密封性要求很高，是为了保证真空灭弧装置工作可靠。波纹管是外壳的一个重要组成部分，也是真空灭弧装置中一个最薄弱的元件，其功能是用来保证外壳密封，又可使自操作机构来的运动得以传到动触头上，触头每合、分一次，波纹管的波状薄壁就要产生一次大幅度的机械变形。剧烈而频繁的机械变形很容易使波纹管因疲劳而损坏，它一旦破裂，真空灭弧装置的寿命便终止，所以真空灭弧装置的机械寿命主要决定于波纹管的使用寿命。 5.5.3.3.2触头
触头是真空灭弧装置内最重要的元件，真空断路器的额定电流、额定关合和开断电流以及开断小电流时的过电压等电气参数均与触头有关。与触头有关的因素包括：触头形状、制造触头所用材料和触头开距。一般触头开距为11cm左右，上端为动触头，下端为静触头。 5.5.3.3.3屏蔽罩
真空灭弧装置中的屏蔽罩有：主屏蔽罩和波纹管屏蔽罩。主屏蔽罩包在触头周围，用来防止燃弧时弧隙中产生的大量金属蒸汽和液滴喷到灭弧室外壁上，以致降低其耐压强度，同时使金属蒸汽迅速冷却而凝结成固体，不让其返回到弧隙中，以有利于弧隙中气体粒子密度迅速降低和介质强度快速恢复；波纹管屏蔽罩包在波纹管周围，使燃弧时产生的金属蒸汽不致凝结到波纹管表面上，对波纹管具有保护作用。
该断路器配用中封式纵磁场真空灭弧室，当动、静触头在操作机构作用下带电分闸时触头间隙将燃烧真空电弧，并在电流过零时熄灭。由于触头的特殊结构，燃弧期间电弧会产生适当的纵向磁场，这个磁场可使电弧均匀分布在触头表面，维持低的电弧电压，并使真空灭弧室具有高的弧后介质强度恢复速度、小的电弧能量和小的电腐蚀速率，从而提高了断路器开断短路电流的能力和寿命。
5.5.3.4 ZN85真空断路器的操作机构
5.5.3.4.1高压断路器进行合闸、分闸操作，以及保持在合闸状态，这些任务是由操作机构来执行的。操作系统的动作过程实际上就是使操作元件（如合闸元件或分闸元件）获得动能，再通过拐臂和连杆机构，将动能传到触头去实现合闸或分闸。操作系统中独立于断路器本体的那一部分，称为操作机构，其余部分作为传递动力的部分称为传动机构。因此，操作系统是由操作机构和传动机构两部分组成的。
5.5.3.4.2根据操作时所需动力的来源不同，操动机构又分成手动、液压、电磁、弹簧操动机
构四种类型。
ZN85型真空断路器配置了弹簧操动机构，这种机构中，驱动能源由预先储能的合闸弹簧供给。在操作断路器之前，由另外小功率的能源（储能电机）先将合闸弹簧储能，使它处于准备合闸状态。由于弹簧操动机构不需要大容量的能源装置，因而得到了广泛的应用。 5.5.3.5手车操作步骤
5.5.3.5.1进出车的操作方法及步骤
第一步：用专用钥匙打开柜门，将导轨与柜体相连；
第二步：向左移动接地把手，向内侧拉左右把手，用手将手车开关推入柜内“试验”位置；
第三步：将手车底部的推进机构面板锁定在柜体两侧的立柱上。
第四步：将二次插头插入手车二次插座上并锁定，此时断路器应能试验分/合闸； 第五步：关上柜门，并向右移动接地把手锁定。
第六步：断路器处于分闸状态时，解除联锁，向下按中锁板，插入操作手柄，顺时针摇动摇把使手车从试验位置移动到工作位置，拔下摇把，此时中锁板又被关闭。推进机构被锁定，另外，断路器分闸状态被打破，断路器可进行合闸操作，而此时接地开关操作孔仍然是关闭的，进车过程到此结束，出车过程与之相反。 5.5.3.5.2防误操作及注意事项
A—采用红、绿翻牌以防止误合、误分断路器的操作顺序如下：（以切电为例） a：根据操作命令，从模拟板上取下命令牌（红牌）；
b：到就地对应的间隔对换命令牌（走错间隔，命令牌无法对换），手分断路器； c：用专用钥匙及摇把，将手车摇至试验位置，再用钥匙将柜门打开；
d：取下二次插头，关上手车室门，将换下来的命令牌（绿牌）放回模拟板。 5.5.3.6在手车底部装有试验位置及工作位置的转换开关的接点串入分、合闸回路，当手车在试验位置与工作位置之间移动时，即使送入合闸命令，合闸回路未能接通，断路器也不会合闸，只有手车在试验位置或工作位置时，转动钥匙带动转换开关，合闸回路才能接通，有效地防止了带负荷抽插一次隔离触头。
5.5.3.7本开关柜装设的接地开关，具有关合短路电流的能力。 5.5.3.8如果万一出现紧急情况需手车在工作位置时打开柜门，可使用紧急解锁装置将柜门打开。
5.6低压开关
5.6.1低压开关同高压开关一样，在配电网络中主要用来分配电能和保护线路及电源设备免受过载、欠电压、短路、单相接地等故障的危害。该断路器配有多种智能保护功能，可做到选择性，且动作精确，避免不必要的停电，提高供电可靠性。 5.6.2 RMW2-1600万能式断路器 5.6.2.1结构部件和附件
该类断路器为立体布置形式，具有结构紧凑，体积小的结构特点，触头系统封闭在绝缘基座内，且每相触头也由绝缘基座隔开，形成一个小室。而智能型控制器、手动操作机构、电动操作机构依次排列在其前面，形成各自独立的单元，如其中一单元损坏，可将其整体拆下，换上新的即可。如下图所示。 5.6.2.1.1触头系统
每相触头系统被安装在由绝缘基座构成的小室内，其上方是灭弧室，触头系统由连杆与绝缘基座外的转轴连接，从而完成闭合/分断，而每相触头系统为了降低电动斥力，提高触头的连接面积采用了三档触头并联而成，三档触头安装在一个触头支持上，触头接触片的一端由软连接与母排
开关外型1
连接，断路器在闭合时，转轴带动连杆使触头支持绕支点顺时针转动，当动触头与静触头接触后绕支点逆时针转动，压缩弹簧，从而产生一定的触头压力，确保断路器可靠闭合。
开关外型2
5.6.2.1.2操作机构
本断路器操作方式有手动和电动两种，断路器采用弹簧储能闭合（有预储能），闭合速度与电动或手动操作无关。
断路器利用凸轮压缩一组弹簧达到储能目的，并且有自由脱扣功能。断路器有三种操作位置，即储能完毕，指示“已储能”否则指示“释能”；面板上“ON”或“OFF”指示器表示主触头处于闭合或分断位置。位置指示面板有“分离”、“试验”、“连接”三个位置。
a——储能，分为电动操作和手动操作两种储能。电动储能即储能电机储能；手动储能即指手动向下压储能手柄5次，机械机构带动储能弹簧储能；
b——合闸，按动“闭合按钮”或“闭合电磁铁动作”均可达到合闸；
c——分闸，按动“分断”按钮或来自过电流、欠电压、分励等脱扣信号，可使断路器迅速断开。
5.6.2.1.3开关本体的抽出插入操作 5.6.2.1.3.1.开关本体的抽出
当需将断路器本体抽出抽屉座时，应按逆时针方向旋转。按下“分断”按钮，将抽出手柄插入面罩右下方小孔内，如果“分断”按钮不压下，抽出手柄不能插入，当旁边孔内的锁板跳出时，应将之推入锁住，然后方能进行插入抽出操作，当摇到显示“试验”位置时，锁板自动跳出抽出手柄 将自动锁住，此时不能再进行手柄旋转，否则将卡死甚至损坏抽出位置显示机构，再按下锁板，继续转动抽出手柄直至显示“分离”位置，再转动抽出手柄直到断路器不能移动，此时用手可将之移动。应提示的是当显示“分离”位置时，再将锁板按下继续旋转直到断路器不能向外移动。当跳板跳出后，不能再进行手柄旋转，否则将卡死，甚至损坏抽出位置显示机构，在开关本体两侧有导向板，向前拉此动件并把导向板向前抽出，此时断路器方可移出。 5.6.2.1.3.2.开关本体的插入
当需要将断路器本体放入抽屉座时，应顺时针方向旋转，其操作方法与抽出时一样，当处于“连接”位置时，主回路和二次回路接通，可进行一些必要的动作试验，当处于“分离”位置时，主回路与二次回路全部断开，并且抽屉式断路器具有机械联锁装置，只有当断路器分断后，方能将之插入或抽出。
5.6.3 RMW2-bse4智能型脱扣器的使用 5.6.3.1智能型脱扣器的功能有：
保护功能、试验检查功能、故障记忆功能、各种状态指示和数值显示功能、电流表功能、热记忆功能、单相接地或漏电保护功能。 5.6.3.1.1智能型脱扣器参数整定 用“设定”、“+”、“-”、“贮存”四个键即可对控制器各种参数进行整定。连续按“设定”键可循环检查各原始整定值，需要重新整定时，首先按“设定”键至所要整定的状态（状态指示灯亮），然后按“+”或“-“键调整参数大小至所需整定值，再按一下“贮存”键，贮存指示灯闪亮一次表示整定参数已锁定。控制器的各种保护参数不得交叉设定。整定好后，需按一次“复位”键控制器进入正常运行状态。 5.6.4故障检查
5.6.4.1断路器故障分闸后，通过智能控制器面板的显示可看出故障原因，此时面板上会有相应的故障指示灯亮，其中Ir1-代表常延时故障；Ir2-代表短延时故障；Ir3-代表瞬时故障； Ir4-代表接地故障，该装置同时还具有故障记忆功能即复位或断电后仍可按“故障检查”键显示故障原因、故障电流和动作时间值。 故障电流值和动作时间值查看步骤为：压故障检查键则显示故障电流的大小，压选择键则显示动作时间值查看完毕后压复位键将控制器复位。 5.6.4.2复位
断路器闭合前或智能控制器每次试验、故障检查、故障动作和整定参数后，均应按一下“复位”键，控制器方可进入正常运行状态。断路器运行过程中可按“选择”键检查各相运行电流值和各线电压值，正常运行时显示的是最大相电流值。
5.7站用MCC开关柜
一般主厂房380VMCC配电柜分为抽屉式和固定分隔式开关柜两种。
本产品具有分断能力高、动热稳定性好、母线系统运行安全可靠及容量大等特点。 5.7.1结构特点
1 功能单元采用抽屉式、固定分隔式两种结构，检修方便、安全、可缩短停电时间； 2 抽屉式操作简单、方便，同类抽屉可100%互换，抽屉抽出柜外时有防跌落机构。抽屉可搁在柜上检修，也可按动按钮卸下检修；
3 抽屉具有工作、试验、断开三个位置；
4 抽屉锁紧机构与开关之间带有机械联锁，只有当开关在分开位置时，摇动手柄，抽屉方可推进或抽出。抽屉操作板上带有工作、试验、断开位置指示。
5 二次插头带有导柱导套，确保二次连接可靠。
5.7.2开关柜检修并安装完毕后，投入运行前需要进行如下项目的检查与试验
1 外表检查，被覆层漆膜有无脱落，柜内是否干燥、清洁。
2 电气元件的操作机构是否灵活，不应有卡涩或操作力过大现象。 3 主要电器的通断是否可靠、准确，辅助接点的通断是否可靠准确。 4 仪表指示与互感器的变化及极性是否准确。
5 母线连接是否良好，其绝缘支撑件，安装件及附件是否安装牢固可靠。
6 辅助接点是否符合要求，熔断器的熔芯规格选用是否正确，继电器的整定是否符合设计要求，动作是否正确。
7 电路接点是否符合电气原理要求。 8 保护电路系统是否符合要求。 5.7互感器
5.7.1互感器的作用
互感器包括电压互感器和电流互感器，是一次系统与二次系统间的联络元件（通常将一次侧绕组称为原绕组或一次绕组，二次侧绕组称为副绕组或二次绕组），用以分别向测量仪
表、继电器的电压线圈、电流线圈供电，正确反映电气设备的正常运行和故障情况。测量仪表的准确性和继电保护动作的可靠性，在很大程度上与互感器的性能有关。
互感器是一种特种变压器，其工作性能和变压器的工作性能基本相似，都是利用电磁感应原理来工作的。
互感器的作用有以下几方面：
1 将一次回路的高电压和大电流变为二次回路的低电压和小电流，通常额定二次电压为100V，额定二次电流为5A，使测量仪表和保护装置标准化，以便于二次设备绝缘水平可按低电压设计，从而结构轻巧，价格便宜。
2 所有二次设备可以用低电压、小电流的控制电缆联接，使屏内布线简单、安装方便。同时，便于集中管理，可实现远方控制和测量。
3 二次回路不受一次回路的限制，可采用星形、三角形或V形接法，因而接线灵活方便。同时，对二次设备进行维护、调换以及调整试验时，不需中断一次系统的运行，仅须适当地改变二次接线即可。
4 使二次设备和工作人员与高压设备隔离，且互感器二次侧接地，从而保证了设备和人身的安全。 5.7.2电流互感器
1 电流互感器的工作原理
电流互感器的原绕组串联于一次回路内，副绕组与测量仪表和继电器的电流线圈串联。由于电流互感器的原绕组匝数较少，通常仅一匝或几匝，而副绕组的匝数却较多，为原绕组的若干倍，因此，二次电路内的电流I2小于一次电路内的电流I0。
2 电流互感器的工作状态
电流互感器二次回路中串接的负载，是测量仪表和继电器的电流线圈，阻抗很小，因此，电流互感器正常工作时接近短路状态，这是与电力变压器的区别。电流互感器在正常工作状态时，二次负荷电流所产生二次磁势对一次磁势有去磁作用，因此合成磁势及铁芯中的合成磁通数值都不大，在副绕组中所感应的电势数值不超过几十伏。
运行的电流互感器如果二次回路开路，则二次磁势等于零，而一次磁势仍保持不变，且全部用于激磁，此合成磁势等于一次磁势，较正常状态的合成磁势增大了许多倍，使铁芯中的磁通急剧增加而达饱和状态。故在磁通急剧变化时，开路的副绕组内将感应出很高的电势，其峰值可达数千伏甚至更高，这对工作人员的安全、仪表和继电器以及连接导线和电缆的绝缘都是极其危险的。同时，由于电磁感应强度剧增，将使铁芯损耗增大，严重发热，损坏绕组绝缘。因此，对于正在工作的电流互感器的二次电路是不允许开路的，所以电流互感器二次侧不允许装接熔断器。在运行中，如果需要断开仪表或继电器时，必须先将电流互感器的副绕组短接后，再断开仪表。 5.7.3电压互感器
1 电压互感器的工作原理及工作状态
电压互感器的工作原理与变压器完全一样，构造、连接方法也与电力变压器完全相同，其主要区别在于电压互感器的容量很小，通常只有几十到几百伏安。
电压互感器的工作状态与普通变压器相比，其特点是：电压互感器一次侧电压即电网电压，不受互感器二次侧负荷的影响，并且在大多数情况下，其负荷是恒定的。接在电压互感器二次侧的负荷是仪表、继电器的电压线圈，它们的阻抗很大，通过的电流很小，正常时电压互感器的工作状态接近于变压器的空载状态，二次电压接近于二次电势值，并决定于一次电压值，因此，电压互感器可用来辅助测量一次侧的电压。同时其二次侧运行当中不允许短路，否则将在二次侧感应出很大的短路电流，危及人身和设备的安全。
2 电压互感器的接线
电压互感器按绕组数分为双绕组和三绕组两种。三绕组除了具有供电给测量仪表和继电
器的基本副绕组以外，还有一个辅助副绕组，用来接入监察电网绝缘状况的仪表和单相接地保护的继电器。
在三相系统中需要测量的电压有：（1）线电压（2）相对地电压（3）当发生单相接地时出现的零序电压。一般测量仪表和继电器的电压线圈都用线电压。每相对地电压和零序电压用于某些继电保护和绝缘监察装置中。为了测量这些电压，电压互感器有各种不同的接线。如图所示
图a只有一只单相互感器，用在只需测量任意两相间的电压时，可接入电压表、频率表、电压继电器等。
图b为两只单相电压互感器接成不完全三角形（V—V形），用来接入只需要线电压的测量仪表和继电器，但不能测量相电压。
电压互感器接线图
图c为三相五柱式电压互感器，广泛用在小接地短路电流系统中。这种互感器的原绕组是根据装置的相电压设计的，并且接成中性点接地的星形；基本副绕组也接成星形，辅助副绕组接成开口三角形。这种接法对于三相电网的线电压和相电压都可进行测量。基本副绕组接成星形，接入测量仪表和继电器，辅助副绕组接成开口三角形，用于接地保护。在正常状态下，对称三相系统相电压的向量和等于零，则开口三角形引出端的电压为零。当系统发生单相接地时，开口三角形引出端上的电压等于两个未故障相电压的向量和，此电压一般为100V，故辅助副绕组的额定电压按100V来设计，当开口三角形引出端接有电压继电器时，在正常状态下，继电器线圈两端相电压为零，而当系统发生单相接地时，继电器线圈两端加上100V电压，从而电压继电器动作。
电压互感器装设熔断器的作用是，当电压互感器本身或引线上故障时，自动切除故障，但高压侧的熔断器不能作二次侧过负荷的保护，因为熔断器的熔体的截面是根据机械强度选择的最小值，其额定电流要比电压互感器额定电流大很多倍，二次侧过负荷时可能熔断不了，所以，为了防止电压互感器二次侧过负荷或短路所引起的持续电流，在电压互感器的二次侧应装低压熔断器。为了防止当互感器原绕组和副绕组之间的绝缘损坏，高压侧高电压侵入低
压侧而危及二次设备和工作人员的安全时，应将电压互感器的副绕组中性点接地。以保护设备和人身安全。在发电厂中，电压互感器一般采用二次侧B相接地。
3 我公司电压互感器的型式
低压厂用系统中选用的是V—V形接线的电压互感器，用来测量母线线电压和低电压保护；6KV厂用系统选用的是三相五柱式电压互感器，用来测量母线相线电压及同期和接地保护。网控330KV选用的是电容式电压互感器，用来测量母线线电压和同期。
另外，厂高变分支上选用了单相V—V形接线的分支PT，其作用就是为厂用快切装置提供厂高变低压分支的电压、频率、初相角等同期参数量。 5.8断路器运行中的检查项目及要求
5.8.1支持瓷瓶、断口瓷瓶应完整，无破损裂纹及电晕放电现象； 5.8.2断路器出线、接线板及断口之间连线无过热，变形及松脱现象； 5.8.3断路器与操作机构位置指示应对应，且和控制室电气位置指示一致； 5.8.4机构箱内各电气元部件应运行正常，工作状态应与要求一致； 5.8.5机械部分应无卡涩，变形及松动； 5.8.6小车开关的一、二次插头接触良好；
5.8.7二次部分及断路器的外观应清洁、完整无作杂物、无破裂、无放电现象； 5.8.8低温时应注意加热器的运行； 5.8.9相间的绝缘隔板完整无损。
5.9特殊天气情况下，应对断路器进行下列检查
5.9.1大风时，引线无剧烈摆动，上面有无挂落物，周围有无可能被刮起的杂物； 5.9.2雨天时，断路器各部有无电晕、放电及闪络现象，接点有无冒气现象； 5.9.3雾天时，断路器各部有无电晕、放电及闪络等现象；
5.9.4下雪时，断路器各接头积雪有无明显溶化，有无冰柱及放电、闪络等现象； 5.9.5气温骤变时，检查电控箱、操作箱、加热器投运情况。 5.10断路器故障跳闸后的检查
5.10.1支持瓷瓶及各瓷套等有无裂纹破损、放电等现象； 5.10.2各引线的连接有无过热、变色、松动等痕迹；
5.10.3液压操作机构是否正常，各压力是否在正常范围内，弹簧储能正常； 5.10.4机械部分有无异常现象，电气与机械位置三相指示是否一致。 5.11母线与刀闸运行中的检查 5.11.1各部清洁无杂物；
5.11.2瓷瓶完整，无破损及放电现象；
5.11.3各接点及触头接触处，应无过热、发红、烧红等现象； 5.11.4引线无松动，严重摆动或烧伤、断股等现象； 5.11.5检查均压环应牢固、可靠、平衡； 5.11.6操作机构箱应封闭良好，无渗水现象；
5.11.7操作机构各部应正常，位置指示器正确，销子无脱落； 5.11.8刀闸、把手、销子、闭锁装置应完好；
5.11.9大风、大雪还应检查室外母线及是否有落物、摆动和覆冰现象,雷雨后应检查母线及刀闸支持瓷瓶无破裂、放电痕迹，大雾天应检查各部无放电现象。 5.12电压互感器、电流互感器正常运行中的检查
5.12.1瓷瓶应清洁完整，无裂纹、破损及放电现象和痕迹； 5.12.2外壳清洁;
5.12.3本体无异常音响；
5.12.4接点及引线无过热、发红、抛股、断股等现象； 5.12.5二次接线部分应清洁，无放电痕迹，保险良好。 5.13避雷器运行中的检查
5.13.1瓷套清洁，无裂纹、破损及放电现象； 5.13.2引线无抛股、断股及烧伤痕迹； 5.13.3接头无松动或过热现象；
5.13.4均压环无松动、锈蚀、歪斜等现象； 5.13.5接地装置应良好，检查记录器是否动作。 5.14开关的许可运行条件
5.14.1所有断路器在投运中, 其工作电压和工作电流不应超过额定值，断路器及操作机构各参数均不应超过规定值, 断路器各部及辅助设备应处于良好工作状态。
5.14.2开关运行中不允许人为进行慢分闸和慢合闸, 小车开关在运行中不允许互换使用，紧急情况下应经试验合格并经相关人员批准方可互换。 5.14.3开关正常运行时各接头温度不超过70℃。 5.15运行中母线温度规定
5.15.1母线温度不超过75℃，最高不超过80℃； 5.15避雷器的许可运行条件
5.15.1避雷器投入运行前,必须验证其试验报告合格,禁止无试验报告或试验报告不合格的避雷器投入运行；
5.15.2雷电后应检查放电记录器是否动作；
5.15.3雷电、下雪或下雨时，禁止在避雷器的接地线上进行工作或靠近避雷器。 5.16互感器的许可运行条件
5.16.1任何情况下，电压互感器二次侧不能短路，电流互感器二次侧不能开路；
5.16.2电压互感器允许一次侧电压大于额定电压的110％，电流互感器允许一次侧电流大于额定电流的110％的情况下连续运行。 5.17电力电缆的许可运行条件
电力电缆的工作电压不应超过额定电压的115％；电缆各相泄漏电流的不平衡系数不大于2；正常运行中，电力电缆不允许过负荷运行，在事故情况下允许过负荷及时间规定如下： 5.17.1 0.4KV电力电缆允许过负荷10％，连续运行时间为2小时； 5.17.2 6KV电力电缆允许过负荷15％，连续运行时间为2小时；
5.17.3 对于间歇过负荷,必须在上次过负荷10～12小时后，才允许再次过负荷； 5.17.4电力电缆绝缘电阻的测定：
5.17.4 .1 1000V以下的电缆用1000V绝缘摇表测量，其值不低于0.5MΩ； 5.17.4.2 1000V以上的电缆用2500V绝缘摇表测量，其值不低于1.0MΩ/KV； 电力电缆运行中的允许温度详见表 电力电缆额定电压（KV） 电力电缆导体最高允许温度（℃） 电力电缆外壳表面允许温度（℃） 0.4 65 60 6 65 50 35 75 50 5.18配电装置事故处理
5.18.1开关的异常运行和事故处理
5.18.1.1开关在运行中指示灯熄灭的检查与处理
红灯是监视跳闸回路完好和开关在合闸位置的标志，运行中指示灯熄灭应立即检查：检查灯
泡是否损坏、电阻是否烧坏或断线、电源是否正常、控制开关或按钮的切换接点是否接触不良、开关的辅助接点是否接触良好、查合闸回路是否断线或开路，经上述检查未发现问题时，应及时联系检修处理。
5.18.1.2开关拒绝合闸的处理
发出合闸操作指令后灯不亮、开关电流表无指示、绿灯闪光，这时应检查：合闸控制回路电源是否正常、保险是否接触良好、回路有无断线、控制电源开关是否掉闸；查合闸回路是否完好、合闸继电器是否动作，辅助接点、二次插头、机械行程开关是否接触良好；检查开关的压缩空气或弹簧储能操作机构是否正常；检查开关的继电保护和联锁回路是否正常；同期合闸时，应检查同期回路工作是否正常，是否因同期闭锁引起；防跳闸继电器接点接触及位置是否良好；检查合闸操作按钮或控制开关接点切换接触是否良好；厂用动力开关是否因热工接点或电气闭锁引起拒绝合闸，上述处理无效时，应及时联系检修人员处理。 5.18.1.3开关拒绝跳闸的处理
发出跳闸指令后时绿灯不亮、电流表仍然有指示、红灯闪光，应检查：跳闸回路电源是否正常、保险是否良好、回路有无断线、控制电源开关是否掉闸；检查跳闸回路是否完好、跳闸继电器是否动作，辅助接点、二次插头、机械行程开关是否接触良好；是否因SF6气压、液压机构异常而引起闭锁；检查跳闸操作按钮或控制开关接点切换接触是否良好；跳闸继电器、跳闸线圈是否断线、烧坏、卡涩或接点接触不良；用事故按钮或就地跳闸按钮重新操作一次；将负荷电流减到最小，就地进行手动打跳或者用上一级开关或母联开关断开，通知检修处理。在进行用上一级开关或母联开关操作之前要全面考虑，权衡利弊，不能将事故扩大化。开关拒绝跳闸无法消除时，对于330KV系统应申请网调或省调单母线运行或采取其他可行办法将故障开关所在的母线停电；对于6KV或400V开关，应立即手动打闸，如手动打不掉，应停运母线或联系检修处理。凡拒绝跳闸的断路器在未处理前，严禁重新投入运行。
断路器拒绝跳、合闸，如系设备损坏或本身异常情况，应将断路器隔离停电后通知检修处理。
5.18.1.4开关切断故障电流后的检查
5.18.1.4.1低压空气开关应检查消弧罩是否破裂，有无绝缘焦臭味，开关位置是否移动变形，有无过热、表面喷漆脱落或烧损等现象；
5.18.1.4.2应检查开关的接线处有无过热、冒烟、松动、接线脱落、烧伤等现象； 5.18.1.4.3应检查操作机构是否正常，机械部件是否完好；
5.18.1.4.4对于真空小车开关接触器应把开关拉出柜外，检查触头有无烧伤、过热痕迹，真空泡绝缘是否合格、机构是否灵活等。 5.18.1.5开关发生下列情况时应紧急停运
5.18.1.5.1开关瓷套管爆炸或开关引线支持绝缘瓷瓶脱落； 5.18.1.5.2不停电不能解除的人身触电事故；
5.18.1.5.3开关瓷套管或开关引线支持绝缘瓷瓶污闪对地放电； 5.18.1.5.4开关静动触头或进出引线接头熔化；
5.18.1.5.5开关负荷侧回路或区域冒烟着火，或受自然灾害的威胁必须停电者。 5.18.2母线、刀闸的异常处理和事故运行
5.18.2.1运行中母线和刀闸过热时应用温度测试仪测试母线和刀闸过热的程度，并加强监视，还应适当降低负荷电流，如不允许降低负荷电流,可切换运行方式调整负荷电流；无条件消除又不能停电时，应改变通风条件，申请停电处理。
5.18.2.2刀闸不能拉合时严禁强拉强合，应仔细检查操作机械部分是否有卡涩现象；检查该回路接地刀闸是否在合闸位置；当户外刀闸因冰冻合不上，拉不开时，应设法消除冰冻；经检查确实无法处理时，应联系检修处理。
5.18.2.3已经发生带负荷合刀闸或带接地线合刀闸时，不允许把已合上的刀闸再拉开。发生带负荷拉刀闸时， 如果所操作的刀闸已拉开，放电电弧已熄灭，不允许把已拉开的刀闸再合上；如果所操作的刀闸未彻底拉开，放电电弧还未切断时，应立即将已误拉的刀闸合上。如果所操作的刀闸未彻底拉开，放电电弧还未切断时，应立即将已误拉的刀闸合上。 5.18.3互感器的异常运行和事故处理
5.18.3.1当互感器或其二次回路发生故障而使仪表指示异常时，应尽可能不改变设备的运行方式和运行参数，根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并应立即查明原因，迅速消除故障。
5.18.3.2互感器高压侧有内部有冒烟现象，则应立即用开关将故障的互感器切除，此时应进行必要的倒闸操作，一般情况下不准用拉开刀闸或取下保险的办法，切除有故障的互感器。在有高压熔断器的电压互感器回路中，如确证高压保险已有两相熔断时，可利用刀闸断开故障互感器。
5.18.3.2.1互感器发生下列情况之一时应紧急停运
1） 高压熔断器连续熔断两次； 2） 互感器内有放电声或其它噪声；
3） 互感器产生绝缘焦糊味、冒烟或着火； 4） 充油互感器严重漏油，看不见油位；
5） 干式互感器外表严重变色过热，线圈绝缘物脆化脱落。
5.18.3.2.2仪表用电流互感器二次侧开路时，开路相电流指示为零，电能表转速明显下降，有功、无功功率表指示降低；保护用CT开路，零序、负序及差动保护可能误动；CT开路处有放电的火花和异常响声；开路CT本身有较大的电磁振动发出的“嗡嗡”声。此时应立即对CT所带的负荷回路进行检查，将开路CT所带的零序、负序及差动保护退出运行；如果是CT外部开路，应采取安全措施，先将CT二次侧接地短路，然后再将开路的回路或断线接好，再拆除为安全设置的接地短路措施，使CT恢复其正常运行；如果是CT内部开路，应及时申请停电处理；不准用低压电表或低压测电笔对开路CT回路进行测量，必要时应按高压设备带电测量的规定进行；若二次回路引起火灾，应先切断电源，用CO2或CCL4灭火器进行灭火，防止火灾蔓延。
5.18.3.2.3互感器二次回路断线时，“电压回路断线”等发讯、相应的电压指示到零，电度表转速明显下降或到零，相应的有功表、无功表指示降低或到零等现象。这时应判明故障电压互感器，并以电流表监视运行，对异常电压互感器二次回路进行检查：有无短路、松动、断线等现象，相应的二次回路开关或保险是否跳闸或熔断，二次开关跳闸或保险熔断可试送一次，不成功应查明原因并联系检修维护人员处理，还应退出低电压保护、备自投装置、厂用快切装置、母差保护、距离保护等有关电压降低的保护，要注意严密监视正常设备运行，防止故障扩大化。
5.18.4避雷器和电缆的异常运行及事故处理
5.18.4.1若发生瓷套管爆炸或有明显的裂纹及严重放电、避雷器引线松动，有断裂脱落而造成接地的可能、避雷器接地线接触不良或松动、断裂、避雷器内部有放电声、应立即停运避雷器。若电压互感器和避雷器合用一组刀闸，在避雷器停运时应注意更换电压互感器所接仪表、保护的运行方式。
5.18.4.2若有电缆头漏油或过热、电缆头引线、接头过热绝缘已烧焦或损坏、电缆头轻微放电、电缆外皮接地脱落、断股、钢甲锈蚀、铅皮凸起、严重损伤、电缆护层严重损坏或电缆固定不牢靠、电缆沟积水、积油过多，电缆浸泡在积水、积油里、电缆架积灰过多，支架松脱等情况，应联系检修处理。
5.18.4.3如果发生电缆着火、爆炸、电缆击穿接地或短路、邻近设备着火，有引起电缆着火
的可能、电缆头严重放电或着火、电缆沟或电缆桥架着火等情况时，应立即将电缆停电，并及时灭火。电缆故障修复后，必须核对相位，并应作耐压试验和直流泄漏试验，经测试合格后，方可重新投入运行。电缆发生故障后应对故障电缆及故障现场进行详细的观察分析，认真分析研究造成电缆故障的原因，制定防范的措施。
5.18.4.4电缆着火时应立即切断电源，用CCL4、CO2或沙子灭火，禁止使用泡沫灭火器或水灭火，进入电缆沟灭火人员应戴防毒面具，绝缘手套，穿绝缘靴，禁止用手触及不良接地金属、电缆钢甲及移动电缆，还应将其门、窗户及通风设备关闭，待扑灭火后再将其打开，排出有毒气体。
5.19配电装置的五防闭锁
35KV高压厂用配电装置的五防闭锁
5.19.1 35KV高压厂用配电装置采用上海中发生产的35KV 铠装移开式金属封闭开关柜、ZN85-40.5型小车式真空开关，它们均应用了五防闭锁装置，其五防闭锁的功能如下： 5.19.1.1防走错间隔功能：在固定的开关柜间隔上标有对应设备的名称和编号，操作时应核对设备名称、编号无误后方可进行操作，以达到防止走错间隔的目的；
5.19.1.2防带负荷拉合刀闸功能：小车开关处在工作位置时，如果开关在合闸状态的情况下，开关传动主轴上90°的闭锁拐臂下压，使操作脚踏板无法踏下，定位锁杆也就无法提起，这样就闭锁小车开关不能移动；同时，小车开关操作孔挡板也无法打开，则闭锁小车开关也不能操作。从而防止了带负荷拉刀闸；
5.19.1.3防带负荷合刀闸功能：小车开关在试验位置或检修位置的情况下，若开关在合闸状态；同理，小车开关传动主轴上90°的闭锁拐臂下压，使操作脚踏板无法踏下，定位锁杆也就无法提起，在试验位置则闭锁小车开关不能移动，在检修位置虽然小车开关能移动但推不进开关柜内；同时，小车开关操作孔挡板也无法打开，小车开关也就无法操作进车。从而防止了带负荷合刀闸；
5.19.1.4防带电合接地刀功能：小车开关在工作位置，不论开关在合闸或分闸状态，此时，小车开关车体将开关柜接地刀闭锁挡板锁定在竖直位置，开关柜接地刀被闭锁，无法进行合接地刀的操作，从而防止了带电合接地刀闸；
5.19.1.5防带接地刀合刀闸功能：开关柜接地刀在合闸状态下，其闭锁挡板在水平位置，将小车开关车体锁定在试验位置，小车开关无法摇进到工作位置，此时，母线侧和负荷侧的插入式刀闸被闭锁，无法进行合闸操作，从而防止了带接地刀合刀闸；
5.19.1.6、防误入带电的开关电缆柜功能：开关柜接地刀在分闸状态下，开关柜接地刀操作轴上的手柄处于竖直位置将电缆柜后盖板闭锁，电缆柜后盖板无法打开；只有当开关柜接地刀在合闸状态下，开关柜接地刀操作轴上的手柄处于水平位置，与电缆柜后盖板上所开的缺口相对应，此时，后盖板才能开启，从而防止了误入带电的开关电缆柜； 5.19.2五防闭锁装置的正常检查及运行维护：
5.19.2.1小车开关柜的五防功能是防止带负荷拉合刀闸、防止带电合接地刀、防止带接地刀合刀闸、防止误入带电的开关电缆柜较有效的技术措施，运行中应认真地结合实际操作进
行检查维护，保证其五防闭锁的可靠性，发挥其应有的作用；小车开关柜的五防功能的检查维护项目如下：
5.19.2.1.1 在进行开关跳合闸试验时，应检查开关在合闸状态下，操作脚踏板应踏不下去，开关不能跳闸；
5.19.2.1.2 在进行开关柜接地刀操作前，应检查接地刀闭锁挡板有无脱焊松动及变形现象；
5.19.2.1.3 开关柜接地刀断开时，检查接地刀闭锁挡板应在竖直位置；开关柜接地刀合上时，检查接地刀闭锁挡板应在水平位置，合断操作过程中接地刀闭锁挡板的水平、竖直位置切换正确；操作机构无卡涩现象；
5.19.2.1.4 6KV配电室巡视时，应检查电缆柜后盖板上的接地刀闭锁手柄位置正确，符合开关柜的运行工况；
5.19.2.1.5 发现异常现象时，应及时汇报值长并做好记录；对五防闭锁有问题的小车开关及开关柜，应停止操作及时联系检修人员处理，不能将五防闭锁装置存在问题的小车开关及开关柜投入运行，决不能人为解锁，埋下不安全的隐患，确保小车开关柜五防闭锁的可靠性。 5.19.3小车开关柜五防闭锁操作中的正确使用： 5.19.3.1从开关柜外向柜内推进小车开关的操作步骤： 5.19.3.2 认真核对操作设备的名称、编号、间隔无误；
5.19.3.3打开开关柜柜门，使用辅助进车导轨的，应摆正辅助进车导轨；
5.19.3.4检查小车开关两侧的进车手柄在水平位置，开关柜接地刀闸应在“断开”位置，接地刀闸闭锁挡板应在竖直位置；
5.19.3.5检查开关确在分闸状态，摇测开关真空泡绝缘合格；
5.19.3.6 将小车开关推至开关柜前对准辅助进车导轨，用力将小车开关推入开关柜内不动时为止，踏下车体操作脚踏板，定位锁杆应自动提起，小车开关操作孔挡板应自动打开，此时，插入操作摇把顺时针将小车开关摇进；当小车开关向开关柜内行进时，松开车体操作脚踏板，小车开关行至“试验”位置时，定位锁杆自动锁定，说明小车开关在分闸状态下五防闭锁装置正常。
5.20配电装置的异常运行及事故处理 5.20.1开关的异常运行和事故处理 5.20.1.1开关发生下列情况应紧急停运：
5.20.1.1.1开关套管炸裂放电或开关引线支持瓷瓶脱落； 5.20.1.1.2开关瓷套管或开关引线支持绝缘瓷瓶污闪对地放电； 5.20.1.1.3不停电不能解除的人身触电； 5.20.1.1.4开关静动触头或进出线引线接头熔化；
5.20.1.1.5开关负荷侧回路或区域冒烟着火、受自然灾害的威胁必须停电时。
5.20.2开关在运行中，指示灯熄灭、状态信号不对应的检查与处理： 5.20.2.1检查灯泡是否损坏，电阻是否断线，电源是否正常；
5.20.2.2控制开关是否接触不良，控制保险是否熔断，控制回路是否断线； 5.20.2.3开关的辅助接点是否接触良好；
5.20.2.4工程师站、操作员站开关状态信号与实际不对应，还应联系热控人员检查； 5.20.2.5经上述检查未发现问题，应汇报值长通知检修处理。 5.20.2 380V厂用系统空气开关故障的处理： 5.20.2.1现象
a) 操作后空气开关不动作；
b) 操作后空气开关机构动作但合不上。 5.20.2.2处理
a) 检查三相母线电压是否正常；
b) 检查操作保险接触是否良好，抽屉式开关还应检查一次及二次插头接触是否良好； c) 检查开关弹簧储能或电动操作机构是否完好；
d) 检查开关抽屉滚轮的紧固螺丝是否脱落，轨道是否开焊或扭曲变形； e) 检查开关一次侧刀闸接触是否良好；
f) 抽屉式开关应检查一次侧动插头是否烧伤或过热变形与一次侧静触头不能吻合； g) 检查开关机械传动机构是否完好，传动固定销钉是否断裂或脱落； h) 检查开关脱扣器跳闸回路是否发生短路故障；
i) 经检查运行人员不能处理时，应及时汇报值长，联系检修维护人员进行检修处理。 5.20.2.3开关拒绝合闸 5.20.2.3.1现象
a) 喇叭叫，开关绿灯亮，CRT画面开关状态显示没有色变； b) 合闸操作指令发出后，红灯不亮，电流无指示。 5.20.2.3.2原因
a) 操作电源电压过低； b) 开关辅助接点接触不良； c) 热工接点不通； d) 操作、合闸保险熔断； e) 合闸接触器不吸合； f) 开关二次插头接触不良； g) 跳闸继电器接点未返回； h) 事故按钮未返回；
i) 操作员站通讯网络是否故障，操作员站掉站或死机。
5.20.2.3.3处理
a) 检查操作电源电压是否正常，是否过低； b) 检查操作、合闸保险是否熔断，绿灯是否发亮；
c) 检查合闸回路是否完好，合闸继电器是否动作，辅助接点、二次插头、机械行程开关是否接触良好；
d) 检查跳闸机构是否调整不当，“合闸”操作按钮或控制开关接点切换接触是否良好；；
e) 检查通讯网络是否故障，操作员站是否死机；
f) 检查继电保护和联锁回路是否正常(如保护出口不返回，跳闸按钮接点未复位),事故按钮接点是否因污水或煤灰或粉尘浸入造成短路。。 5.20.2.4开关拒绝跳闸 5.20.2.4.1现象
a) 警铃响、喇叭叫，开关红灯亮,CRT画面开关状态显示没有色变； b) 开关发出跳闸指令时，绿灯不亮，电流表有指示。 5.20.2.4.2原因
a) 操作或合闸保险熔断、跳闸回路断线； b) 操作电源电压过低； c) 合闸接触器粘死跳不开； d) 开关二次插头接触不良； e) 开关操作机构故障。 5.20.2.4.3处理
a) 检查操作、合闸保险是否完好，红灯是否亮； b) 检查操作电源电压是否正常，是否过低；
c) 检查跳闸回路是否完好，跳闸继电器是否动作，辅助接点、二次插头、机械行程开关是否接触良好；
d) 检查开关跳闸线圈是否完好，开关脱扣器是否完好； e) 检查“跳闸”操作按钮或控制开关接点切换接触是否良好。 f) 检查通讯网络是否故障，操作员站是否死机； g) 用事故按钮或就地跳闸按钮重新操作一次； h) 将负荷电流减至最小，就地进行手动打跳； i) 采取上述措施无效时，应用下列措施： (1) 有条件停电的立即停电，通知检修处理；
(2) 改变系统运行方式，用上一级开关或母联开关断开。 j) 汇报值长，根据命令进行处理。
5.20.2.5开关切断故障电流后的检查：
1、检查开关位置是否移动、变形，瓷套管有无裂纹、破损现象； 2、SF6开关应检查SF6气体压力是否正常，有无泄漏现象；
3、低压空气开关应检查消弧罩是否破裂，有无绝缘焦臭味，开关有无过热、表面喷漆脱落或烧损等现象；
4、应检查开关的接线处有无过热、冒烟、松动、绝缘物脱落、烧伤等现象； 5、还应检查操作机构是否正常，机械部件是否完好。 5.20.3互感器的异常运行和事故处理
5.20.3.1当互感器或其二次回路发生故障而使测量、仪表指示异常时，尽可能不改变设备的运行方式和运行参数，根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并立即查明原因，迅速消除故障。
5.20.3.2互感器高压侧有损伤的象征，内部有冒烟的现象，应立即用开关将故障的互感器切除。此时应进行必要的倒闸操作，一般情况下不准用拉开刀闸或者取下熔断器的办法，切除有故障的互感器。在有高压熔断器的电压互感器回路中，如确证高压熔断器已有两相熔断时，可利用刀闸断开故障互感器。 5.20.3.3互感器停用时应注意
1、切换或退出互感器所接仪表及保护、自动装置，防止继电保护误动； 2、将二次回熔断器或开关断开，防止反送电。 5.20.3.4互感器发生下列条件之一时应紧急停用：
1、电压互感器高压熔断器连续熔断两次； 2、互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火；
3、高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时； 4、互感器本体或引线端子有严重过热时；
5、干式互感器外表严重变色、过热，线圈绝缘物脆化脱落、有严重裂纹、放电时； 6、电流互感器一、二次回路开路；
7、电压互感器接地端子N（X）开路，二次回路短路不能消除时； 8、膨胀器永久性变形或充油互感器严重漏油，看不见油位； 9、压力释放装置（防爆片）已冲破。
注：若互感器着火，应立即切断电源，用CO2、或CCl4灭火器灭火。 5.20.3.5电流互感器二次回路开路的现象及处理 5.20.3.5.1现象
a) 测量、仪用CT开路，开路相电流指示为零，电度表转速明显下降，有功、无功指示降低；
b) 保护用CT开路，零序、负序及差动保护可能误动；
c) CT开路处有放电的火花和异常响声；
d) 开路CT本身有大的电磁振动并发出“嗡嗡”声。 5.20.3.5.2原因
a) CT二次接线端子松开或脱落； b) CT一、二次回路断线； c) CT二次接线端头熔断。 5.20.3.5.3处理
a) 立即对CT所带的负荷回路进行检查，发现问题及时处理；
b) 如果保护用CT开路，应汇报值长，立即将开路CT所带的差动、零序、负序保护退出运行；
c) 如果是CT外部开路，应采取安全措施，先将CT二次回路侧接地短路（短接开路点时，不得使用熔丝），然后再将断线接好，取下接地短路线，使CT恢复正常运行；
d) 如果为CT内部开路，应汇报值长申请停电进行处理；
e) 在CT开路期间，禁止人员靠近故障点，并及时通知检修人员进行处理； f) 不准用低压电表或低压测电笔对开路CT进行测量，必要时应按高压设备带电测量的规定进行处理。
5.20.3.6电压互感器二次回路断线的处理 5.20.3.6.1现象
(1) 若PT直流控制保险熔断则“保护回路断线” 报警信号发；
5.20.3.6.2原因
a) PT一、二次保险熔断； b) PT接线端子松开或脱落； c) 接线端头熔断。 d) PT一、二次回路断线； 5.20.3.6.3处理
(1) 严密监视正常母线电压、周波，维持母线的运行，判明PT故障原因； (2) 故障原因短时间不能查明或消除者，应申请退出相应采集电压量的保护； (4) 若因PT二次回路短路引起，应及时通知检修人员处理，做好安全措施。
(5) 若再次断线或YH二次回路短路造成，应及时通知检修班处理。
(6) 查明原因后，若PT断线不停电无法处理者，汇报值长，申请停电处理。 注：发生不明原因的保护动作，除检查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电流、电压互感器退出运行，进行电流复合误差、电压误差试验和二次回路压降测量。
5.21避雷器和电缆的异常运行和事故处理
5.21.1发生下列情况之一时应立即停用避雷器
5.21.1.1避雷器瓷套管爆炸或有明显的裂纹及严重放电时。 5.21.1.2避雷器引线松动，有断裂脱落而可能造成接地时。
5.21.1.3避雷器接地线连接点接触不良或有松动、过热、断裂现象时。 5.21.1.4避雷器内部有放电声。
注：若电压互感器和避雷器合用一组刀闸在避雷器停用时，应注意切换电压互感器所接保护的运行方式。
5.21.2电缆发生下列情况，应做好记录并汇报值长及时联系处理 5.21.2.1电缆头漏油或过热。
5.21.2.2电缆头引线、接头过热绝缘已烧焦或损坏。 5.21.2.3电缆头有轻微放电现象。
5.21.2.4电缆外皮接地线脱落、断股、钢甲锈蚀、铅皮凸起、严重扭伤、折裂等现象。 5.21.2.5电缆护层严重损坏、或电缆固定不牢靠等。
5.21.2.6电缆沟积水、积油过多，电缆浸泡在积水、积油里等现象。 5.21.2.7电缆桥架积灰过多，桥架固定松动，密封损坏等现象。 5.21.3发生下列情况之一时，应立即将电缆停电 5.21.3.1电缆着火、爆炸。 5.21.3.2电缆击穿接地或短路。
5.21.3.3邻近设备着火，有引起电缆着火的可能。 5.21.3.4电缆头严重放电、着火或爆炸。 5.21.3.5电缆沟或电缆桥架着火。
5.21.4电缆故障修复后，必须核对相序，并应作耐压试验和直流泄漏试验，经测试合格后，才可重新投入运行。
5.21.5电缆发生故障后应对故障电缆及故障现场进行详细的观察分析，认真分析研究造成电缆故障的原因，制定防范的措施，并应做好故障测试记录和检查修理记录。
6 厂用380V系统
6.1厂用380V系统允许运行方式
6.1.1 380V厂用母线正常运行时，由市电接带母线负荷，站用变为备用，切换方式为自动切换方式
6.1.2 380V厂用母线运行中的温度不允许超过70℃。 6.1.3我公司厂用低压变中性点采用直接接地的方式。
6.1.4正常运行中，母线额定电压为380V，允许变化范围为额定值的-5%～+10% ,即(418V-361V)。
6.2 380V厂用系统的运行中检查与维护
6.2.1 380V厂用系统运行中的检查项目 6.2.1.1集控室的检查项目：
a) 检查380V厂用系统运行方式与现场实际一致，各设备电流、电压指示值在正常范围内运行，无异常信号、光字牌发出；
b) 检查380V厂用系统母线段对应的电源备用状态正常，各开关位置状态信号正确。 6.2.1.2 380V配电室的检查项目：
a) 检查开关、刀闸运行正常，符合运行方式的要求；
b) 检查段母线PT绝缘检查三相电压表指示值正常，无异常现象发生；
c) 检查段母线无接地现象，刀闸、母线、电缆无过热现象，电缆头无绝缘层老化、脱落现象；
d) 检查开关保护压板投退位置符合运行方式的要求；
e) 检查配电室照明均能正常工作，配电柜封闭门均在关闭位置； f) 检查配电室无防碍运行的杂物； g) 雨雪天检查室外配电室无渗漏水现象。 6.3 380V厂用系统的事故处理
6.3.1 380V厂用系统异常及事故处理基本原则：
6.3.1.1低压厂用变压器故障跳闸，除按《电力变压器运行规程》处理外，应检查380V厂用 PC段母线、380V厂用 MCC配电屏母线故障性质，如果没有短路、接地、过流等故障且母联开关无闭锁信号可手动强送一次。但若有短路、接地、过流等故障时，不得对该母线强送电；只有在故障查出并消除（隔离），测量绝缘合格后，才允许对该母线送电； 6.3.2 380V厂用母线失电的事故处理 6.3.1.1现象
a) 警铃响、喇叭叫，相应保护动作跳闸的光字牌、报警信号发；
b) 已跳闸母线段的电流表、电压表指示回零；该段所接待的厂用负荷停运。 6.3.1.2原因
a )该母线段供电变压器故障引起； b) 该380V厂用母线故障；
c) 该母线负荷支路故障，其电源开关拒跳; d) 380V工作电源开关本身故障引起； e) 保护误动，人员误操作或误碰。 6.3.1.3处理
a) 根据事故现象，判断故障性质，无闭锁信号时，汇报值长组织运行人员送电 b) 迅速检查故障母线事故原因，隔离故障点恢复该母线段运行；汇报值长联系检修人员对故障设备进行抢修处理；
c) 若属该母线段本身的故障引起时，应迅速采取隔离措施，切断故障母线段所有的电源开关及刀闸；汇报值长联系检修维护进行该母线段的抢修处理；
d) 若属保护误动，应汇报值长申请总工退出该保护，立即恢复该母线供电； e) 若属人员误操作或误碰，立即恢复该母线供电；
7 380V MCC配电屏运行
7.1. MCC配电屏的检查维护项目380V配电屏运行
7.1.1.MCC配电屏周围环境应清洁，无腐蚀性气体，无水蒸汽、湿气侵蚀。 7.1.2 MCC配电屏的运行电压变动范围为额定电压的-5%～+10%,即361-418V之间。 7.1.3 MCC配电屏各支路名称标志应清晰，无涂改和看不见的现象。 7.1.4 MCC配电屏密封门或密封室完好，无损坏现象。 7.1.5 MCC配电屏各电气部分运行正常，无异常现象。 7.1.6 电缆头、开关、刀闸均无过热、放电等异常现象。 7.1.7 MCC盘总电源动力保险容量的计算公式：
Ir=0.4(6Iemax+I1+I2+„+In)=0.4(6Iemax+In)(A) 式中：Ir-总电源动力保险容量； 0.4-配置系数； 6-倍率系数；
Iemax：该专用MCC盘最大电机动额定电流； I1+I2+„+In=In：各分支回路电流之和； I1、I2、„、In：各分支回路的额定电流值； A：电流值的单位。 7.2 MCC配电屏有关的操作规定
7.2.1 MCC配电屏是配电与控制为一体的控制中心，运行值班人员不能擅自在MCC盘上进行电气设备的停送电操作。
7.2.2 MCC配电屏的电气运行方式切换操作和电气设备的停送电操作，应由当值值班员根据操作命令和操作票进行操作。
7.2.3 MCC配电屏的停、送电操作，依据停、送电联系单，以值长或主值口头命令执行，非当值运行人员，无权在车间配电盘上进行停、送电操作。
7.2.4当值值班员有权制止私自在MCC配电屏上乱操作、乱接电源的违章行为；不听劝告者或引起不良后果者，应及时汇报值长和部门追究其责任。
7.2.5在操作过程中若发现问题时，应及时联系、及时汇报、及时处理，以达到MCC配电屏安全运行的目的。
7.2.6装卸动力保险时，应使用专用工具，严禁野蛮操作或使用其它工具挑撬动力保险的不正当操作；
7.2.7安装动力保险时，应核对保险容量，不易过大防止过电流时不能熔断，而烧坏设备；
7.3 MCC配电屏的事故处理
7.3.1 380V MCC配失压的事故处理： 7.3.1.1现象
a) MCC配电屏电压表指示为零；
b) 该MCC段所接带负荷停运，相应转机停转。 7.3.1.2原因
a) 该MCC供电电源开关故障跳闸； b) 该MCC所在380V PC段母线失电； c) 该MCC配电屏母线、负荷支路故障引起。 7.3.1.3处理
a) 若检查发现MCC盘失电是因所在380V母线段失电引起时，应进行下列处理； (1) 若是380V PC段母线故障失电后且能恢复供电时，待380V PC段母线倒至备用电源接带后，恢复MCC配电屏正常供电，逐次启动该MCC配电屏负荷，恢复其正常运行； (2) 若是所在380V母线段失电后且不能恢复供电时，立即将MCC配电屏的电源切换至另一段MCC配电屏接带，恢复MCC配电屏正常供电，再逐次启动该MCC配电屏各负荷，恢复其正常运行；
8 UPS电源系统
8.1.概况
8.1.1交流不停电电源（Uninterruptible Power Supply）简称UPS，目前已成为高要求计算机不可缺少的供电装置，还广泛应用于通讯、信息处理系统、卫星地面站，数控系统以及复杂工厂的控制检测系统。这些系统对供电质量及其可靠性、连续性有很高的要求，一般电网难以满足，特别是随着工矿企业用电量日增，非线性负荷越来越多，对电网产生了种种干扰，致使电网波形畸变、电噪声日益严重，有时甚至突然中断供电。这将造成计算机停运、各种控制系统失控等一系列严重后果。UPS装置就是为此而开发、发展起来的。其主要功能是：提高供电质量，以满足高要求用电设备的需要，一旦电网供电中断，立即由UPS的直流电源－蓄电池维持供电的连续性，或由于UPS本身故障以及检修时，由旁路（备用）电源供电，以便争取时间妥善处理。
8.1.2我厂每1MW的光伏发电系统配备一套UPS电源装置。
8.1.3我公司UPS装置为深圳威格赛自动化发展有限公司产品。该设备由输入变压器（BK-5kV）、整流器、逆变器、主变压器、旁路接触器、静态开关、数字显示仪、控制面板、通信面板、组成主电源柜。
8.1.4该装置为连续工作的固态UPS。当主电源中断或参数超出规定范围时，装置将优先启动220V直流蓄电池电源继续对负载供电。当主电源中断时间过长，蓄电池放电至低限位时，如果旁路电源可靠，UPS装置将自动切换至旁路电源继续对关键负载供电。如果输入旁路电源不可靠，装置将根据蓄电池目前容量及负载大小，大约在负载停电前2分钟发出“关断迫近（Shutdown Imminent）”的告警信息。如果输入主电源参数恢复至正常范围之内，UPS装置将自动切换回正常运行方式，同时告警信息消失。
8.1.5该装置只要有任意一路电源供电，另一路电源中断或由于运行人员在控制面板操作不当，都不会影响对负载的连续供电。但装置在正常运行当中。
8.1.6 当UPS装置旁路调压器故障需要检修时，可通过该装置的直通旁路开关，直接向装置供电；以便争取时间进行故障消除和检修维护工作。
8.1.7UPS装置的技术性能大程度上取决于逆变器的性能，它对计算机的工作电源质量、工作效率、工作可靠性、对负载变化的瞬间响应能力、噪声等方面均有决定性的影响；因此，在运行中一定要加强检查维护，确保UPS电源装置的逆变器在制造厂家规定的技术规范内运行。
8.1.2UPS装置技术规范
8.1.3.1设备名称：静态不停电交流电源 8.1.3.2设备型号：TD5303E-R
8.1.3.3 UPS装置的容量;主厂房UPS装置的容量:3KVA 8.1.3.4 UPS系统交流输入参数;AC380v 8.1.3.5旁路电源：AC220v 8.1.3.6直流电源输入：DC220v
8.1.3.5 UPS逆变器输出电源应是交流不停电电源母线的正常供电电源。
a) 正常额定电压：220V±1% b) 频率：50Hz±0.5% c) 总谐波率:不大于5% 8.2.1UPS系统的基本功能
8.2.1.1交流不停电电源系统应在正常和事故情况下，向重要负荷提供可调整的正弦交流电压，并与厂用电系统产生的静态谐波相隔离。
8.2.1.2 UPS装置的正常交流输入端、旁路交流输入端、由蓄电池馈线的输入端，逆变器的输入端和输出端以及UPS输出端均装设具有热、脱扣器的自动开关进行保护。
8.2.1.3旁路电源和逆变器输出，通过高速静态切换开关接至交流不停电电源母线。如果旁路交流电源的变化在所规定的范围内，而此时逆变器输出的暂态响应时间超出了要求的调节范围，或当逆变器输出电压降低，或当输出频率变化超出规定的范围时，高速静态切换开关能自动将交流不停电电源母线的供电电源切换至旁路电源。
8.2.1.4 UPS装置设置了手动先通后断开关，以便将旁路电源分支切换到交流不停电电源母线，检修静态开关。
8.2.1.5 UPS系统旁路电源调压方式设有自动和手动两种方式。
8.2.1.6 UPS系统配备有变送器和报警总信号，与机组远程监控系统通过硬接线或RS485串行口进行通信。
8.2.3 UPS系统的组件说明 8.2.3.1整流器
a) 整流器组件包括隔离输入变压器、可控整流桥、控制板。整流器输入变压器由三相输入供电；
b) 整流器给逆变器提供一个恒压直流电源，取最高电压不小于1.125倍的直流母线额定电压；
c) 整流器输入电压的允许变化范围不小于额定输入电压的+10%～－15%。允许频率变化范围不小于额定输入频率的±6%；
d) 整流器具有全自动限流特性，以防止在输出电流超过安全的最大值，当限流元件故障时，其后备保护能使整流器可靠跳闸，并发出报警信号。 8.2.3.2逆变器
a) 逆变器的输入由整流器直流输出及带闭锁二级管的蓄电池直流馈线并联供电。当整流器输出电源消失时，自动切换至蓄电池直流馈线供电；
b) 当整流器输入电压和频率在允许的规定值范围内变化或蓄电池组直流母线电压变化率为额定值的±12.5%时，其逆变器输出电压的变化率应不超过额定值的±1%，频率变化率应不超过额定值的±6%，逆变器的总谐波有效值应不大于5%，任何单一谐波有效值应不大于2%；
c) 逆变器也具有全自动限流特性。当过载或出口短路时，能将输入电流限制在安全范围内。当过载消除或短路切除后能自动恢复正常运行。当限流元件故障时，其后备保护能使逆变器可靠跳闸，并发出报警信号；
d) 逆变器在功率因数(cosφ)为0.7～-0.9范围内运行时，当最大冲击负荷为额定值的1.5倍时，承受时间不小于60S。 8.2.3.3闭锁二级管
a) 闭锁二级管的额定电流能长期承受逆变器的最大输入电流； b) 闭锁二级管的反向峰值电压不小于1500V。 8.2.3.4静态切换开关
a) 在逆变器输出电压消失、受到过度冲击、过负荷或UPS负载回路短路时，静态高速切换开关应自动将配电柜负载切换到旁路交流电源。从逆变器输出电流消失到切换到旁路电源，总的切换时间不大于4ms；
b) 当UPS电源切至旁路时经延时发信号；
c) 当逆变器恢复正常运行时，静态切换开关应能经适当延时自动将负荷切至逆变器输出。也能手控解除静态切换开关的自动反向切换。 8.2.3.5手动旁路切换开关
a) 手动旁路切换开关应有自动和手动旁路两位置，以便当逆变器和静态切换开关或后者退出运行进行维修时，不致使负荷停电。手控旁路开关在手动旁路位置时将静态切换开关旁路的同时，应切断逆变器的同步信号；手动旁路切换开关在自动位置时应再度接入同步信号，以变将配电屏接至逆变器之前试验逆变器的同步；
b) 设置逆变器输出与旁路电源的同步控制装置，以保证逆变器输出与旁路电源同步。如果电厂频率偏离限定值，逆变器应保持其输出频率在限定值之内；当电厂频率恢复正常时，逆变器应自动地以每秒1HZ或更小的频差与电厂电源自动同步。同步闭锁装置应能防止不同步时手动将负载由逆变器切换至旁路，UPS控制屏上应设有同步指示。手动切换时，逆变器输出应和旁路同步，逆变器故障或外部短路由静态切换开关自动切换时则不受此条件的限制。
8.2.4 UPS结构特征
8.2.4.1所有整流器、变压器均为干式。
8.2.4.2 UPS系统采用强迫风冷方式，强迫风冷系统采用低速永久性润滑的两台互为备用的风扇，正常一台风扇运行，一台备用，当运行风扇故障停运时，备用风扇自动投入。强迫风冷系统配有活动滤网，正常运行时，可以随意拆卸清扫、清理。每个风扇设有独立的交流分支电源回路，任何一个风扇故障将发出报警信号。 8.2.5 UPS系统装设以下保护和控制装置
8.2.5.1 UPS系统装有防止直流和交流回路的暂态过电压保护，该保护装置装设在内部，不需与任何外部设备的配线相连接。
8.2.5.2带热保护。为了满足UPS整流器交流输入要求的开关应在仪表盘上有输入信号指示灯，带热保护的旁路开关也应装设指示灯。
8.2.5.3逆变器输入端装设有监视直流输出的低电压继电器，继电器动作经延时发出报警信号。
8.2.5.4整流器输出端装设有过电压继电器，过电压继电器动作时，跳开工作回路直流电源，以保护逆变器，并发出信号。
8.2.5.5设置“强迫风冷系统故障”指示灯或其他报警信号。
8.2.5.6提供以下模拟量输出及信号接点，可通过硬接线和通信口与计算机接口。
1、量输出有： a) 输出电压、电流 b) 输出频率
2、接点有： a) 整流器输入故障 b) 直流电压超出范围 c) 电池运行 d) 直流电接地故障 e) 旁路输入故障 f) 温度过高 g) 风扇故障 h) 电源故障 i) 综合故障
j) 制造厂选择的其他信号 8.2.6 UPS电源装置的运行条件 8.2.6.1海拔：1446.5米
8.2.6.2户外环境温度：最高+38.6℃/最低-25.3℃ 8.2.6.3相对空气湿度：52％ 8.2.6.4室内温度：+40℃～0.℃ 8.2.6.5地震烈度：7度 8.2.6.6绝缘电阻值的规定：
1、UPS电源装置保安段工作电源电缆及其该回路开关、刀闸相间、对地绝缘电阻值均不低于2兆欧；
2、UPS电源装置内部各电气回路，只测相对地绝缘其绝缘电阻值应大于0.5兆欧； 3、UPS交流负荷配电屏各负荷支路电缆及其该回路的开关、刀闸相间、对地绝缘电阻值均不低于2兆欧(测量时应注意断开电源出线侧开关和负荷进线侧刀闸或开关)；
4、UPS电源装置内外各电气回路均用500V绝缘测试仪进行测量。 8.2.7 UPS系统检修后试验项目
8.2.7.1通常情况下，UPS在停机消缺后，为确证UPS装置各种运行方式之间转换可靠，必须通过UPS的手动和自动切换试验来验证，从而确证UPS装置能在运行中实现各种切换功能。 8.2.7.2手动切换试验
1、断开主回路空气开关；
2、查UPS自动切换至电池（BATTERY）模式； 3、将模式开关MODE切换至旁路（BYPASS）位置； 4、UPS由电池模式自动切换至旁路模式； 5、合上主回路空气开关，按下复位按钮； 6、将模式开关MODE切至正常（NORMAL）位置；
7、将启动开关（START）向右拧一下； 8、检查UPS由旁路模式自动切换至正常模式。 8.5.1.3自动切换试验
1、断开主回路电源开关，UPS自动切换至电池（BATTERY）模式； 2、合上主回路电源开关，UPS自动切换至正常（NORMAL）模式；
3、断开蓄电池方式开关（BATTERY）至OFF位置或蓄电池电源开关，UPS自动切换至旁路模式；
4、合上蓄电池开关或将蓄电池方式开关（BATTERY）打至NORMAL位置，UPS仍将工作于旁路回路；
5、当合上主回路电源开关，UPS将自动切换至主回路运行模式（正常模式）。 8.2.8 UPS装置异常运行的处理 8.2.8.1 现象
1、警铃响，“UPS异常”发讯；
2、就地配电室检查UPS装置“异常”指示灯亮； 3、就地配电室检查UPS装置LCD显示器显示报警内容。 8.6.1.2 处理
1、检查UPS各电源各技术参数的运行工况是否在规定的运行参数范围内，确定那一路电源运行参数超出规定范围，然后进行针对性处理；
2、若属负荷支路过载，应及时汇报值长，若属热机负荷支路过载应联系热工检修人员进行减载处理；若属电气负荷支路过载应联系电气检修人员进行处理；
3、若属UPS装置本身故障需要停运处理时，应及时联系检修人员，并做好UPS电源切换中的事故预想，准备工作做好后，运行人员方可进行UPS电源切换操作； 4、在未处理前加强UPS系统的监视，做好事故预想。 8.2.9 UPS装置整流器故障的处理 8.2.9.1 现象
1、警铃响，“UPS异常”发讯； 2、UPS装置自动切换为蓄电池运行方式；
3、当蓄电池放电电压达到蓄电池工作容量的下限时，如果旁路电源可靠，UPS将切换至旁路运行方式。 8.2.9.2 处理
1、检查UPS输出屏运行是否正常；
2、检查UPS屏幕中工况显示及运行指示灯是否正常； 3、检查蓄电池输出电压是否正常；
4、当UPS系统事件报警发生下列情况之一时，运行人员应及时进行处理：
a) 整流器直流过压（Rectifier DC Over Voltage）； b) 整流器直流欠压（Rectifier DC Under Voltage）； c) 输入交流过压（Input AC Over Voltage）； d) 输入交流欠压（Input AC Under Voltage）； e) 输入交流频率过高（Input AC Over Frequency）； f) 输入交流频率过低（Input AC Under Frequency）。
5、当UPS系统事件报警发生下列情况之一时，应及时联系检修人员进行处理： a) 整流器故障（Rectifire Failure）；
b) 整流器逻辑电源故障（Rectifire Logic Power Fail）； c) 整流器温度传感器故障（Rectifire Timp Sensor Failure）。 8.2.10 UPS装置逆变器故障的处理 8.2.10.1现象
1、警铃响，“UPS异常”发讯； 2、UPS装置自动切换为旁路运行方式； 3、装置上旁路运行指示灯亮；
4、LCD屏幕显示逆变器故障或逆变器接触器故障报警（Inverter Failure或Inverter Cont Failure）。 8.2.10.2处理
1、检查UPS输出屏运行是否正常；
2、检查UPS屏幕中工况显示及运行指示灯是否正常； 3、检查旁路输出电压是否正常；
4、当UPS系统事件报警发生下列情况之一时，运行人员应及时进行处理： a) 逆变器直流过压（Inverter DC Over Voltage）； b) 逆变器交流过压（Inverter AC Over Voltage）； c) 逆变器频率过高（Inverter Over Frequency）； d) 逆变器频率过低（Inverter Under Frequency）； e) 100%过载关机（100% Overload Shutdown）； f) 125%过载关机（125% Overload Shutdown）。
5、当UPS系统事件报警发生下列情况之一时，应及时联系检修人员进行处理： a) 逆变器故障（Inverter Failure）；
b) 逆变器接触器故障（Inverter Cont Failure）； c) 逆变器逻辑电源故障（Inverter Logic Power Fail）； d) 旁路接触器故障（Bypass Cunt Failure）； e) 旁路控制故障（Bypass Cuntrol Failure）；
f) 蓄电池接触器故障（Batter Cunt Failure）。 8.2.11 旁路调压器故障处理 8.2.11.1 现象
1、UPS装置LCD屏幕显示旁路电源故障报警； 2、自动调压器不稳压或无输出电压； 3、自动调压器线圈烧坏或火花大；
4、自动调压器不时发出机械转动噪音和转动声音。 8.2.11.2 处理
1、检查旁路电源是否正常，旁路电压是否在正常范围内，及时进行调整；
2、若自动调压器不稳压或无输出电压，但输入电压良好时，应及时联系检修维护人员处理；
3、若自动调压器线圈烧损或火花大，立即停运自动调压器，断开输入、输出开关，并联系检修维护人员处理；
4、若自动调压器不时发出机械转动噪音和转动声音，应及时联系检修维护人员处理。
9 220V直流系统的运行
9.1.直流系统概况型式简介
9.1.1电站中控室配置一套独立的直流系统,它由铅酸免维护蓄电池及直流屏组成，并配有微机绝缘监察装置。
9.1.2电池组接带直流系统负荷，以满足机组在事故情况下，直流系统稳定可靠的运行。 9.1.3蓄电池的电池盖上配备催化塞，该催化塞能使充电时电池内析出的氢、氧爆鸣气催化，再化合成水回到电解液内，因此本型电池在使用过程中达到了少维护的目的。 9.1.4中控220V直流系统主要负荷有：
1、直流控制电源：分别为正、负电源用于直流控制回路。 3、计算机直流电源：分别为正、负直流电源，用于计算机直流回路
4、继电保护自动装置电源：分别为正、负控制电源，用于继电保护、自动装置的直流回路。
7、UPS直流电源：分别为正、负电源，用于UPS直流控制回路；
8、中央信号电源：分别为正、负电源，用于中央信号回路；如：集控室控制信号Ⅰ、Ⅱ电源；
9、事故照明电源：分别为正、负电源，用于事故照明切换屏直流回路 10、继电保护试验用电源。 9.2绝缘监察装置
9.2.1设有直流接地微机选线装置，引至系统监控模块报警。
9.2.2完成对直流母线电压和绝缘电阻的监视，当母线电压或绝缘电阻越限时引至系统监控
模块报警。
9.2.3在线检测直流馈线支路的绝缘电阻，并将母线电压，对地绝缘电阻及各馈线支路的绝缘电阻值送至系统监控模块进行显示。
9.3 直流系统监视、维护、操作
9.3.1直流系统的充电 9.3.1.1初充电
a) 安装结束后，投入使用前需补充充电。初充电前检查电池零部件是否齐全、完整，电池间连接是否正确、牢固；
b) 充电方法：监控模块加电初始，若发现满足需进行均充的条件，则对电池进行均充。在恒流充电阶段，电池电压随时间增加而增大，当增大到一定值时，进入恒压阶段，在恒压阶段充电电流不断减小，以充电电流减小到0.01C10A为计时点，3小时后恒压充电阶段结束，充电电压降低，进入浮充状态。至此，初次充电完成；
c) 充电结束之前，电解液密度调整至1.24±0.01(25℃)，液面调至最高液面线； d) 充电时应按一定时间间隔对电池电压进行测试记录。包括每节电池的端电压。电池组端电压、充电电流。初充电记录是蓄电池的重要挡案，必须由运行和维护人员长期保存；
e) 足电的标志，接近充电结束时，充电电流开始逐渐减少，并最终趋于稳定，当充电电流连续三小时保持相对恒定，即表明电池已处于完全充电状态。 9.3.1.2再充电
a) 故放电后需在短时间内再充电，以保证电池的电气性能不受损害并延长其使用寿命；
b) 充电采用限流恒压充电法：先用0.1 C10A的电流限流充电，当充电电压达到2.33V/只时转入恒压充电，充电时间16～24h。 9.3.1.3均衡充电
1、下列情况下应进行均衡充电
a) 体电池的浮充电电压小于2.23 V/单体时； b) 池之间电解液密度，电压出现较大偏差时； c) 现异常情况如极板硫酸盐化时；
d) 浮充情况下，若浮充电流大于设定值（转均充参考电流），或电池组剩余容量小于设定值（转均充容量比），监控模块会自动控制模块进行均充。
2、均衡充电的方法：
a) 环境温度为21～32℃时，充电电压2.33 V/只，充电16～20h；如果环境温度为10～20℃则充电时间延长至24h；
b) 衡充电结束前，电解液密度调整到1.24±0.01(25℃)，液面调到最高液面线；
c) 衡充电时要严格控制充电电流、单体电池电压，充电时间和电解液温度，不得超限。
3、定期均充一般不宜频繁进行，间隔一般不宜短于六个月。蓄电池组中存在个别异常电池时，应单独处理，也不宜采用对整组蓄电池进行均充的方法解决，以防多数正常电池被过度充电。
9.3.1.4蓄电池的浮充运行方式
1、温度25℃时浮充电压为2.23－2.27V；
2、浮充运行的电池出现9.3.1.3条异常情况时需进行均衡充电；
3、运行值班人员必须掌握单体蓄电池和蓄电池组的浮充电压和浮充电流值。运行值班人员必须每日至少测记一次蓄电池组的浮充电压和浮充电流值。 9.3.1.5蓄电池的放电
1、无论电池以哪一种放电率放电，均不允许过放，放电时各倍率的放电终止电压保持不低于下表所指示值，否则电池寿命将缩短；
放电电流(A) (A)≤0.1C 0.1C<(A) ≤0.2C 0.2C<(A) ≤0.5C 0.5C<(A) ≤1.0C (A)>1.0C 1.80 1.80 1.70 1.60 1.50 终止放电电压(V/单体) 2、定期充放电的方法：先对蓄电池进行全核对性放电，用I10电流恒流放电，当蓄电池端电压下降到1.8V*N 时，停止放电，隔1～2 h后，再用I10电流进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电，容量能得到恢复。若容量达不到额定容量的80%以上，可认为年限已到应更换。
3、检查核对蓄电池容量时，环境温度应控制在10～30℃；
4、新安装的蓄电池，应进行全核对性放电，以后每隔2～3年进行一次核对性放电试验，运行六年以后，应每年作一次核对性放电试验；
5、蓄电池放电电流最大值一般应不超过容量的3倍率，电池应避免过放电，对于非正常使用而造成的过放电电池，应尽快进行充电恢复，否则将影响容量与寿命。 9.3.1.5蓄电池的维护
1、每年检查一次连接端子的紧固情况，松动的连接导线必须拧紧至规定的扭矩值。运行中，不得拆开或重新装配蓄电池；
2、运行中，如发现以下异常情况，应及时查找故障原因，并更换出现故障的蓄电池。如：电池异常；物理性质损伤（如壳、盖有裂纹或变形；电解液泄漏；温度异常）；
3、电池的充放电。定期充电和放电由蓄电池维护人员确定，运行人员按其要求操作。 电池不可过充、过放，放完电的电池应及时充足电。放电时要严格控制终止电压，不可低于有关规定；
5、对阀控型蓄电池，要加强监测工作，一旦发现蓄电池组存在欠充或过充问题，应立即调整充电电压和浮充电流，如发现个别落后电池，必须及时进行处理，不允许长时间保留在组内运行，处理无效时，用同一厂家、同一型号的产品更换；
6、电池应离开热源和易产生火花的地方，且安全距离应大于0.5m。 9.3.1.6直流系统的操作的注意事项：
1、直流系统的任何并列操作，必须在并列点处核对极性正确、电压差正常（一般不超过2～3V）后，方可进行并列；
2、当两组直流系统均有接地信号时，严禁将其并列运行；
3、蓄电池和充电装置必须并列运行，充电装置供给正常的负荷电流和蓄电池的浮充电流，蓄电池作为冲击负荷和事故情况的供给电源；
4、正常情况下，直流母线不允许脱离蓄电池组运行；
5、工作充电模块组故障时,可倒换为备用充电模块运行。当备用充电模块不能运行时，短时可由蓄电池单独供给负荷；此情况下若工作充电模块组短时不能恢复运行时，应将两组直流母线并列，由另一组充电模块组来带两组直流母线运行；
6、在正常情况下，严禁分断C级防雷专用空气开关。 9.3.1.7直流系统的检查
1、蓄电池组定期检查项目如下：
a) 蓄电池组浮充电流适当，无过充和欠充情况； b) 室内无强烈气味，通风及附属设备良好； c) 室内清洁无杂物，温度正常（25℃左右）；
d) 应有工作照明和事故照明，其照明应布置在走道上方； e) 电瓶无破裂、渗漏；
f) 电池无发热，电解液无渗出现象； g) 电池极板无弯曲，膨胀、裂开、短路现象； h) 各接头及联接线无松脱、短路、接地等现象。 2、充电模块的检查
a) 充电模块的检查次数每班不少于一次； b) 运行指示灯亮且指示正常； c) 输出电压、输出电流正常；
d) 各部元件无过热，接线无松动，响声正常； e) 各保险接触良好，无熔断。
3、直流屏的检查
a) 直流盘的检查每班不少于两次；
b) 母线电压正常，浮充电流及负荷电流正常； c) 直流系统绝缘是否正常；
d) 直流盘上各开关，刀闸位置正确，接触良好； e) 盘上各信号灯指示正确，无异常信号。 9.4直流系统异常运行的处理 9.4.1直流母线电压过高或过低
1、现象
a) 警铃响，“直流母线故障”发讯；
b) 微机直流系统绝缘监测仪及监控模块数字显示直流母线电压过高或过低； c) 母线电压指示超过规定值过高或过低； d) 可能有“充电模块组故障”信号. 2、原因
a) 高频整流充电装置跳闸；
b) 高频整流充电装置所在电源母线故障； c) 信号继电器故障误发讯； d) 直流负荷有大的变化；
e) 高频整流充电装置故障，其输出不稳定。 3、处理 a) 复归信号；
b) 检查充电模块组的输出和绝缘监测仪，并可用万用表测量，以判断母线电压是否高于或低于正常值；
c) 检查充电装置运行情况，若直流充电装置故障，应立即将其退出运行，尽快联系检修维护人员处理;
d) 若充电装置无故障,调整充电模块的输出，将直流母线电压和蓄电池浮充电流恢复正常；
e) 调整直流充电装置输出电流大小，检查蓄电池浮充电流是否符合规定，应维持蓄电池浮充电流在规定值运行；
f) 若是因交流电源消失引起，应尽快恢复交流电源；
g) 若实测直流母线电压正常，而监控模块显示直流母线电压偏高或偏低，应联系检修人员处理。
9.4.1.2直流馈线熔断器熔断,
1、现象
a) 警铃响，“直流屏熔丝熔断”报警发讯；
b) 熔断器熔断的支路信号指示灯灭，该回路控制电源中断。 2、原因
a) 支路负荷有故障； b) 信号继电器误动。 3、处理
a) 正常运行中发生熔断器熔断应立即更换保险，恢复送电； b) 若送电仍熔断，联系检修处理；
c) 在条件许可的条件下，可将该回路分段开关断开，逐段供电，缩小停电范围. 9.4.1.3高频开关整流器运行状态“异常”信号发讯
1、现象
a) 高频开关整流器运行状态“异常”信号指示灯亮； b) 高频整流装置监控显示屏，显示报警内容. 2、原因
a) 高频整流充电装置本身故障，其输出不稳定； b) 高频整流充电装置保护动作； c) 高频整流充电装置跳闸。 3、处理
a) 输入保护动作即输入电源出现过压、欠压、缺相，整流器停机，电源恢复正常后，整流器自动重新启动继续正常运行，面板上“异常”指示灯熄灭;
b) 输出过压保护动作，整流器停机，整流器不会自启动，此时运行人员可将装置断电后，重新启动一次，如仍不正常，通知检修人员处理;
c) 输出过流保护动作，整流器停机，整流器1～2秒后自动启动，若仍有异常，整流器将处于“启动→保护停机→再启动→再保护停机”循环，此时运行人员应停止整流器运行，通知检修人员处理;
d) 主器件温度超过90℃过温保护动作，整流器停机，温度降低至正常值后，整流器自动重新启动继续正常运行；
e) 查明原因后，汇报值长联系检修人员处理。 9.4.1.4阀控蓄电池壳体异常的处理
1、现象
a）阀控蓄电池壳体变形或超温； a）阀控蓄电池有可能堵塞。 2、原因
a）充电电流过大；
a）充电电压超过高；
a）内部有短路或局部放电、温升超标、阀控失灵。 3、处理
a）减小充电电流； a）降低充电电压；
a）检查安全阀体是否堵死，如果有联系检修人员处理； a）改善蓄电池室通风，设法降低蓄电池室环境温度。 9.4.2直流系统的事故处理
9.4.2.1直流系统瞬间或间断性接地故障
1、现象
a）警铃响，“直流母线故障”信号瞬间或间断发讯；
b）故障时，微机绝缘监测仪数字显示正母线或负母线对地电压值超限，正母线或负母线对地电阻值超低限.
2、原因
a）直流母线发生接地；
b）直流母线所属支路馈线发生间歇接地；
c）雨雪天，直流母线或支路馈线回路有可能漏雨水，造成接地故障； d）蓄电池或高频整流充电装置发生间歇接地。 3、处理
a）用微机直流系统绝缘监测仪检查正、负母线对地电压值超限情况，检查正、负母线对地绝缘电阻值超低限情况；
b）查找间断接地规律，用绝缘监测仪测量各支路绝缘电阻情况，确定故障支路； c）断开故障支路，检查寻找接地点，尽快联系检修维护人员处理；
d）雨雪天，检查直流母线或支路馈线回路有无漏雨水现象，如果有运行人员做好堵漏措施，联系检修人员处理；
e）监视直流系统设备运行正常。 9.4.2.2直流系统永久性接地故障
1、现象
a）警铃响，“直流母线故障”发讯；
b）直流屏微机直流系统绝缘监测仪显示正、负母线对地电压超限，对地绝缘电阻超低限；测量直流母线正、负极对地电压不平衡；
c）测量直流正、负母线对地电压极不平衡。 2、原因：
a）直流母线发生接地；
b）直流母线所属支路馈线发生接地；
c）雨雪天，直流母线或支路馈线回路有可能漏雨水，造成接地故障； d）蓄电池或高频整流充电装置发生接地。 3、处理 a) 复归信号；
b) 用微机直流系统绝缘监测仪检查正、负母线对地电压超限情况和对地绝缘电阻超低限情况或测量对地电压，判别接地极性及接地程度；
c) 询问是否有人在直流回路上工作，造成人为接地,接地时禁止在二次回路上工作； d) 询问是否有启、停设备的操作，如有则应重点检查； e) 对存在缺陷的设备和环境条件差的设备首先进行检查；
f) 对于可切换运行的负荷支路，采用不停电的方法查出接地负荷支路，不能切换的采用瞬间停电法查找接地负荷支路；
g) 停电查找直流支路负荷接地情况时，应遵行先室外、后室内；先动力、后控制；先环状、后馈线的原则，并汇报值长；
h) 若经上述检查处理后接地信号仍未消失，则接地点可能在充电模块组或蓄电池上； i) 按有关规定的原则，退出蓄电池组运行，若接地信号消失，则接地点在该蓄电池上，通知检修人员处理；
j) 充电模块组接地情况的查找，可采用停运充电模块组的方法进行。
k) 如经上述查找,信号仍未消失,则接地点在绝缘监察仪或母线上,通知维护人员处理；
l) 寻找接地点禁止停用绝缘监察仪，查找和处理必须由两人以上进行，处理时不得造成直流短路和另一点接地；用仪表检查时，所用仪表内阻不应低于2000Ω/V；
m) 直流系统查找接地要在值长的统一指挥下进行，如涉及到调度管辖的设备，应得到值班调度的允许才能进行；
n) 找到接地点所在范围或回路后，由维护人员进一步查找、隔离并消除。 4、查找接地点时应注意
a) 试拉前应与有关值班人员取得联系。 b) 试拉后，应在尽短的时间内恢复供电；
c) 若试拉时遇到系统或机组故障，应立即恢复供电； d) 查找接地时，应严防人为造成两点接地短路。 9.4.2.3 直流母线短路
1、现象
a) 警铃响，“直流母线故障”光字牌亮；
b) 出现多路“控制回路断线”、“保护元件故障”、“直流消失”信号；
c) 短路点有放电声和放电火花； d) 保护柜电源监视信号灯可能熄灭；
e) 运行的充电装置跳闸，蓄电池保险可能熔断； f) 如母线未失压则电压指示急剧下降； g) 直流信号回路信号灯变暗或熄灭。 2、原因
a) 母线电源或负荷刀闸过负荷发热引起短路； b) 母线及所属回路粉尘污染严重，引起短路； c) 母线及所属回路绝缘受损引起短路； d) 人为误操作引起。 3、处理
a) 停运故障母线上的充电装置和蓄电池组；
b) 迅速隔离故障点，恢复母线运行，投蓄电池、浮充运行； c) 若故障无法隔离，通知检修迅速处理；
d) 由于短路弧光无灭弧零电位，破坏性较大，发现该故障应果断采取措施，防止事故扩大造成直流系统瓦解的恶性事故。在拉蓄电池出口刀闸时应注意蓄电池输出电流值在该刀闸允许拉断范围内，同时要检查该刀闸消弧罩完好，严防造成再次弧光短路。
10 继电保护与自动装置
10.1.继电保护与自动装置的有关规定 10.1.1继电保护与自动装置的运行规定：
10.1.1.1各电气设备的继电保护与自动装置应随该设备的运行方式投退，不得随意进行投退操作；
10.1.1.2根据系统运行方式的要求和检验工作的需要，可依据工作票或值长的命令进行保护投退操作；
10.1.1.3有继电保护的电气设备均不允许无保护运行。
10.1.1.4允许运行值班员对继电保护和自动装置的操作内容为：操作开关、电源开关（或电源启动按钮）、切换开关、同期开关、监视开关、调试按钮、复归按钮、继电保护和自动装置的压板和按照有关规定运行人员可操作的端子式压板。
10.1.1.5由电网各级调度管辖的保护和厂内管辖的厂用系统保护，其投入或停运以及改变运行方式等，均应按值长的命令执行。
10.1.1.6继电保护与自动装置运行中的检查维护、投退操作均由全能值班人员进行。继电保护与自动装置的消缺、维修、检修、调试、动作定值整定及运行方式需保护装置内部调校改变的工作，均由电气检修维护人员进行。
10.1.1.7继电保护与自动装置及保护控制的二次回路，其检查、维修、试验等工作，应随
其电气设备的检修维护工作同步进行。运行中消缺维护需要退出其保护进行校正调试时，均应在值长同意的情况下并要办理工作票后进行。无工作票者不准在保护装置以及二次回路上进行工作(事故处理、紧急抢修除外)。
10.1.1.8有下列情况之一者，可以退出运行设备的某一保护或自动装置进行检修调试：
1、有两种及以上主保护，只停其中之一且不影响其它保护正常运行者； 2、可有监视性保护代替原保护者；
3、继电保护或自动装置发生故障需要紧急消缺者；
4、继电保护和自动装置误动作或事故跳闸后需要进行校核测定者。
10.1.1.9 发生下列情况之一者，可将继电保护或自动装置退出运行，并应及时汇报值长联系电气检修维护人员进行处理：
1、继电器已烧坏、损伤或振动大、接点抖动严重者；
2、晶体管或集成电路的保护装置、自动装置工作电源消失，经再次恢复起动仍无效者； 3、保护装置、自动装置控制板面信号指示灯反应异常，与实际运行状况不符，有误动的危险或已发生误动者；
4、电压、电流互感器故障影响到保护装置、自动装置正常运行者。
101.1.10在保护装置、自动装置正常运行的情况下，非保护检修维护人员或运行人员，严禁进行下列工作；
1、打开保护装置、自动装置控制面板封闭门，拨动试验按键、整定插销、电位器等设备或拨动装置插件板，进行专业管辖范围外的异常故障查找工作；
2、用手拍打继电器或打开继电器封闭外壳，拨动接点、旋拧整定调节把柄等方法，进行异常故障的处理；
3、装设或拆除保护装置、自动装置端子排上的接线、外接引线、外部跨接端子等工作； 4、装设或拆除保护装置、自动装置电流切换端子的连接片工作(按操作票进行保护装置、自动装置运行方式切换操作除外)；
10.1.1.11保护装置、自动装置的投退及运行方式的改变，均应用保护装置、自动装置的投退压板或切换压板、切换开关进行操作；若用其它方法才能进行上述操作时，均由电气专业检修维护人员进行。
10.1.1.12接有交流电压的保护装置、自动装置，在进行运行方式切换操作过程中，应防止造成失压引起保护装置或自动装置误动。若在交流电压回路上进行工作时，必须采取防止保护装置、自动装置误动的措施。
10.1.1.13 接有保护装置或自动装置的一次设备作充电试验时，应退出与充电试验无关的保护装置或自动装置，有充电保护的应投入。
10.1.1.14 在保护装置或自动装置检修、调试完毕后，应向运行书面交代保护装置和自动装置整定动作的一次电压、电流值及动作时限，便于运行中的监督维护。
10.1.1.15 当直流系统发生接地时，运行值班员查找出接地支路后，通知检修人员进行处理，在查找微机型或集成电路型继电保护和自动装置接地时，会同检修人员应先将继电保护和自动装置退出运行，再断开直流电源，待查找工作结束后，先将直流电源恢复，待继电保护和自动装置工作正常后，再投入运行。
10.1.1.16 当继电保护或自动装置动作后，须有两人以上值班人员检查动作情况，并认真做好记录后恢复信号，值班人员应做好以下记录： 1、所有跳闸和自动合闸的开关；
2、所有动作的信号的名称、用途及回路的编号； 3、所有出现的光子牌及有关指示的名称； 4、继电保护和自动装置动作的日期和时间； 5、电流、电压、频率以及功率的指示和变化情况； 6、继电保护或自动装置动作的原因;
7、运行中继电保护或自动装置动作不论其动作行为是否正确，皆应通知检修人员。 10.1.1.17 当在同期回路上进行工作，在工作结束后，应由继电保护和自动装置专业人员进行检查和试验，保证并网用的两组PT的电压、相序和相位正常，确认其正确无误后，方可移交运行人员进行操作。
10.1.1.18 当在差动保护、方向保护、阻抗保护以及利用电流和电压进行工作的CT、PT二次回路工作后或新投入的继电保护和自动装置，必须利用工作电流和电压检测其向量，确认正确后，方可投入运行。
10.2.2继电保护装置与自动装置运行中的检查维护
10.2.2.1 各值主值班员或副值班员每日接班前，必须查阅二次设备检修交代本，了解继电保护和自动装置的变更情况，并在变更情况部分签字，以示明确，而且应传达到各值班员。 10.2.2.2继电保护装置与自动装置投运前的检查项目： 10.2.2.2.1电磁型继电保护装置和自动装置投运前的检查项目：
a) 继电器外壳、铅封、玻璃、线圈、接点完好，无损坏变形现象； b) 各端子排接线应牢固，无放电及脱落现象；
c) 布线整齐、电缆有联络标签、备用芯绝缘良好并且固定牢靠； d) 各压板完好，标志明确，投退位置符合运行方式的要求；
e) 新投或改进后的装置，投运其继电器和压板时，盘前盘后的标志应明确； f) 信号继电器无动作掉牌现象；
g) 保护装置和自动装置整定动作的一次电压、电流值，动作时限，许可投运的检修维护书面交待完整齐全。
10.2.2.2.2微机型继电保护装置和自动装置投运前的检查项目：
a) 插件板完好，插件板均已插装到位，封闭门玻璃完好，门锁完好无损坏变形现象；
b) 插件箱后部的各端子排接线应牢固，无脱焊及明显的楹动现象； c) 端子排连续线布线整齐、电缆有联络标签、绝缘良好并且固定牢靠； d) 各压板、指示灯完好，标志明确，压板投退位置符合运行方式的要求； e) 新投或改进后的插件板投运时，应有书面交待其标志应明确；
f) 各插件板工作电源指示灯亮运行正常，无故障或跳闸信号指示灯亮等异常现象； g) 保护装置和自动装置整定动作的一次电压、电流值，动作时限，许可投运的检修维护书面交待完整齐全。
10.2.2.3继电保护装置与自动装置在正常运行中，应按下列项目进行检查： 1、电磁型继电保护装置和自动装置运行中的检查项目： a) 各压板投、退位置正确； b) 继电器外壳的铅封、玻璃完好；
c) 继电器接点不抖动、不振动、不偏斜、 无过热、发黑等现象； d) 继电器线圈无过热、发黑及焦臭气味； e) 继电器内无结露等现象；
f) 各接线端子排，无断线或放电等现象； g) 装置无异常音响及强烈振动现象；
h) 位置继电器、电压监视继电器应动作，其接点运行状态与运行方式要求相符合。 2、微机型继电保护装置和自动装置运行中的检查项目: a) 各压板投、退位置正确； b) 插件板到位、封闭门玻璃完好；
c) 各插件板电源指示灯亮，无异常或动作出口信号灯亮。其运行工况正常； d) 插件板无过热、发黑及焦臭气味； e) 插件板封闭门内无湿气结露等现象； f) 各接线端子排，无断线或放电等现象； g) 装置无异常音响等不良现象；
h) 位置指示灯、电压监视指示灯应亮，其指示的运行状态与运行方式要求相符合。 10.2.2.4继电保护装置与自动装置在正常运行中的注意事项：
1、严禁无工作票在正常运行中的继电保护装置或自动装置上进行检修维护工作。运行值班人员发现此种现象时，应立即制止；
2、严禁无工作票在正常运行中的继电保护装置或自动装置所用的PT、CT二次回路上进行工作，防止继电保护装置或自动装置误动；
3、继电保护装置或自动装置动作后，对相应发出的光字牌、指示灯信号及继电器掉牌信号，应做好详细记录；向值长汇报信号动作情况，根据命令由两人进行检查核对无误后再复归其动作信号；
4、对于带有交流电压回路保护装置，如：低电压保护、复合电压闭锁电流、自动励磁调节装置等设备运行中不允许失去交流电源电压，当电压互感器需要停运或电压回路有故障时，应对此类继电保护装置或自动装置采取相应的防误动措施；
5、继电保护装置或自动装置在检修维护或临时性消缺时，运行值班人员应根据检修维护人员的要求，做好必要的安全措施，并介绍清楚一次设备的运行情况；
6、运行中在继电保护装置或自动装置所用的电流回路上进行测量与试验或进行运行方式切换操作时，应在试验端子上进行，并应做好防止CT二次回路开路的措施；
7、运行及备用中的继电保护装置或自动装置的各种图纸，必须与实际接线相符，任何接线改变后，必须及时更改图纸。
10.2.2.5继电保护装置与自动装置在检修维护工作结束后，运行值班人员应按以下内容检查其检修维护交待：
1、工作内容和试验性质与实际是否符合； 2、整定值及接线变更情况； 3、发现的问题及处理的情况； 4、调节试验及带负荷检查的情况；
5、对继电保护装置与自动装置的使用的要求及意见； 6、继电保护装置与自动装置在投入时的注意事项； 7、继电保护装置与自动装置是否能投运的结论。
10.2.3继电保护装置与自动装置在检修维护工作结束后，运行值班人员应按下列内容检查验收：
10.2.3.1检查检修试验工作中连接的所有临时引线是否全部拆除； 10.2.3.2检查检修试验工作中拆动的原连接线是否全部恢复正常；
10.2.3.3检查继电保护装置与自动装置上的票志是否齐全，工作现场是否已清理完毕； 10.2.3.4检查切换压板是否恢复到正常运行位置；
10.2.3.5检查继电保护装置与自动装置的检修维护书面交待是否完整清楚；
10.2.3.6对继电保护装置与自动装置在投入时还不清楚的方面，应询问清楚并做好详细记录。
10.2.3.7继电保护装置与自动装置的投退和压板的切换操作：
1、在正常的电气操作中，需要进行继电保护装置与自动装置的投退操作和压板切换操作时，应按《电气操作标准规范》规定进行；
2、在正常的电气设备停电操作中，若停电设备的继电保护装置或自动装置不进行检修调试，而且不影响其它电气设备的正常运行时，该装置的出口压板可按规定进行退出操作；但停电设备投运时，一定要对其出口压板进行详细检查，防止无投或漏投压板；
3、单纯的继电保护装置或自动装置进行检修调试工作时，其装置出口压板的投退操作，
按本规程有关章节规定执行；
4、在继电保护装置或自动装置进行检修调试工作中，需要进行投退试验的压板，应根据检修维护人员的要求进行投退操作；但要询问清楚是否影响其他设备的正常运行，防止造成装置误动；
5、单纯的继电保护装置或自动装置投入或退出运行的操作，应按值长单元长的命令，根据《电气操作标准规范》的规定执行。 10.2.4继电保护及自动装置的异常处理
10.2.4.1运行值班人员如发现继电保护和自动装置异常时，应按下列程序进行处理： 10.2.4.1.1当CT二次回路开路时
a） 当机组所带负荷很轻，未到差动保护动作值，且回路五放电迹象时，应迅速将与CT二次相连接的零序电流保护、负序电流保护、差动电流保护、以及其它误动的自动装置退出运行，并立即通知检修人员进行处理，在处理过程中，尽量避免电气设备无保护运行，待回路正常后再投入相应的继电保护和自动装置； b）当回路由放电、着火现象发生，应立即停机；
c）当CT开路引起差动保护动作，至使机组跳闸，在确认机组设备无其它隐患时，应保留现场，记录有关的保护及故障录波信号，待全部情况清楚后，才允许复归报警信号。并立即通知继电保护和自动装置人员进行处理，待回路正常后再投入继电保护和自动装置，启动并网。
10.2.4.1.2CT短路时，一般不宜很快发现，此时保护装置可能误动。应迅速将与CT二次相连接的零序电流保护、负序电流保护、差动电流保护、以及其它误动的自动装置退出运行，并立即通知继电保护和自动装置人员进行处理，在处理过程中，尽量避免电气设备无保护运行，待回路正常后再投入相应的继电保护和自动装置；
10.2.4.1.3当PT二次回路断线时，应将由于PT二次回路断线引起误动的继电保护和自动装置退出运行待回路正常后再投入相应的继电保护和自动装置；
10.2.4.1.4当发现运行中的继电保护和自动装置由误动的可能时，并立即通知检修人员进行处理，并向值长汇报，在紧急情况下，运行人员可将继电保护和自动装置退出运行，事后立即向值长汇报；
10.2.4.1.5当继电保护和自动装置人员在进行继电保护、自动装置和二次回路工作前，运行人员必须检查工作票及继电保护措施，运行人员根据工作票和实际情况做好安全措施，凡可能引起继电保护和自动装置误动的一切工作，运行人员必须采取有效的措施，防止保护和自动装置误动。
10.2.4.2保护装置异常的处理 10.2.4.2.1现象
a）警铃响，“保护元件故障”光字牌亮；
b）相应的保护插件面板信号指示灯亮，做好检查记录。 10.2.4.2.2处理
a）检查继电保护装置插件版面指示灯的指示情况是否符合运行方式的要求，有无保护动作及异常信号指示灯亮，做好检查记录；
b）检查有无保护动作跳闸出口及开关跳闸的情况；
c）按下有异常指示灯亮的保护插件板上的复归铵钮，复归光字信号； d）若光字信号不能复归，应及时汇报值长，联系检修人员进行处理。 10.2.4.3自动装置异常的处理 10.2.4.3.1现象
a）警铃响，自动装置相应的元件异常光字牌或指示灯亮； b）自动装置拒动或误动。 2、处理
a）检查直流电源保险和交流电源保险是否正常，若属保险熔断，则应进行更换，恢复自动装置正常运行；
b）检查有异常现象的自动装置的运行情况，视具体情况汇报值长和单元长，决定该自动装置是继续运行还是退出运行；
c）检查找不出造成异常现象的原因时，应及时汇报值长和单长联系检修维护人员进行处理。
10.2.5继电保护及自动装置的故障处理 10.2.5.1保护装置的故障处理： 10.2.5.1.1现象
a）警铃响，“保护元件故障”光字牌亮； b）相应的保护插件面板故障指示灯亮。 10.2.5.1.2处理
a）检查继电保护装置面版动作、信号出口指示灯是否亮，做好检查记录； b）检查保护直流保险，交流电源是否完好；
c）按下有故障指示灯亮的保护插件面板上的复归按钮，复归光字信号； d）若光字信号不能复归，应及时汇报值长，联系检修人员进行处理。 10.2.5.1.3保护装置误动作的事故处理 1、现象
a）警铃响，喇叭叫； b）相应的保护动作光字牌亮；
c）保护动作跳闸前一次系统无冲击和不正常现象； d）相应跳闸的开关，绿灯亮，红灯灭。
2、处理
a）检查保护动作情况，做好详细记录；
b）检查是否因人员误操作、误碰保护引起，视具体情况汇报值长，若属该原因引起，应立即恢复一次系统的正常运行，检查保护装置应完好投入运行；
c）检查确属保护误动时，应及时汇报值长联系检查维护人员进行处理。
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