110kV民乐变电站 现场运行规程
版本号[3.0]
2012年2月20日发布 2012年2月20日实施
110kV民乐变电站现场运行规程 目 录
110kV民乐变电站现场运行规程
目 录
1 2
总 则 .............................................................................................................. 4 高压设备 ............................................................................................................ 7
2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7
主变压器 ....................................................................................................................... 7 高压断路器（简称开关） ........................................................................................... 9 高压隔离开关（简称刀闸） ..................................................................................... 10 电压互感器及电流互感器 ......................................................................................... 11 电力电容器 ................................................................................................................. 11 消弧线圈 ..................................................................................................................... 13 防雷设备 ..................................................................................................................... 17
3 防误操作闭锁装置 ..........................................................................................18
3.1 3.2 3.3
防误装置的运行管理规定 ......................................................................................... 18 防误装置的解锁操作管理 ......................................................................................... 18 防误装置闭锁措施的设置 ......................................................................................... 19
4 设备状检巡视 ..................................................................................................22
4.1 4.2 4.3 4.4 4.5
设备状检巡视管理规定 ............................................................................................. 22 设备状检巡视的周期规定 ......................................................................................... 22 设备状检巡视的项目及要求 ..................................................................................... 22 设备状检巡视的记录要求 ......................................................................................... 22 重要变电站、重要设备的巡视要求 ......................................................................... 22
5 继电保护及自动装置 ......................................................................................24
5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7
主变压器保护及测控装置 ......................................................................................... 24 线路保护 ..................................................................................................................... 30 电容器保护 ................................................................................................................. 38 10kV1号消弧（站用）变保护及测控装置 ............................................................. 40 变电所综合自动化监控系统 ..................................................................................... 42 公用设备 ..................................................................................................................... 45 备用电源自投装置 ..................................................................................................... 46
6 通信设备 ..........................................................................................................49
6.1 6.2 6.3
通信系统的构成 ......................................................................................................... 49 信号灯意义及开关作用 ............................................................................................. 50 通信系统运行及巡视要求 ......................................................................................... 53
110kV民乐变电站现场运行规程 目 录
6.4 通信系统异常及故障处理 ......................................................................................... 54
7 站用电 ..............................................................................................................55
7.1 7.2 7.3 7.4
站用电的正常运行方式： ......................................................................................... 55 站用电投入运行的操作 ............................................................................................. 55 站用电的配电方式 ..................................................................................................... 56 站所用电失电后的处理 ............................................................................................. 57
8 直流系统 ..........................................................................................................58
8.1 8.2 8.3
蓄电池及整流装置 ..................................................................................................... 58 直流配电系统 ............................................................................................................. 59 UPS不间断电源系统................................................................................................. 60
9 倒闸操作 ..........................................................................................................63
9.1 9.2 9.3
一般操作原则 ............................................................................................................. 63 主变压器的送、停电操作 ......................................................................................... 63 10kV配电装置的停、送电操作 ............................................................................... 65
10 事故及异常的处理 ..........................................................................................67
10.1 10.2 10.3
事故处理原则 ............................................................................................................. 67 异常情况处理原则 ..................................................................................................... 68 事故处理预案 ............................................................................................................. 68
11 安防装置 ..........................................................................................................70
11.1 11.2
防盗系统 ..................................................................................................................... 70 视频监控系统 ............................................................................................................. 70
12 消防设施 ..........................................................................................................76
12.1 消防设施器材的使用方法及巡视检查要求 ............................................................. 76 12.2 防火报警装置使用方法及注意事项 ......................................................................... 76 附录A1 2号主变铭牌数据 ...................................................................................................... 78 附录A2 高压断路器铭牌数据 ................................................................................................. 80 附录A3 高压隔离开关铭牌数据 ............................................................................................. 81 附录A4 电压互感器铭牌数据 ................................................................................................. 81 附录A5 电流互感器铭牌数据 ................................................................................................. 82 附录A6 电力电容器、放电线圈及电抗器铭牌数据 ............................................................. 82 附录A7 避雷器铭牌数据 ......................................................................................................... 83 附录A8 高压电缆数据 ............................................................................................................. 84 附录A9 站用变铭牌数据 ......................................................................................................... 84 附录C1 高压熔丝配置 ............................................................................................................. 85 附录C2 低压熔丝配置 ............................................................................................................. 85 附录C3 直流屏熔丝配置 ......................................................................................................... 85 附录C4 直流屏空气开关配置 ................................................................................................. 85 附录C5 交流屏熔丝配置 ......................................................................................................... 86 附录D1 消防设施的配置 ......................................................................................................... 87
110kV民乐变电站现场运行规程 目 录
附录E 附录F 附录G 附录H
110kV民乐变电站现场运行规程修订记录 ............................................................. 88 110kV民乐变电站一次系统结线图 ..................................................................... 89 110kV民乐变电站现场运行规程年审记录 ............................................................. 90 110kV民乐变电站巡视作业指导卡 ......................................................................... 91
110kV民乐变电站现场运行规程 第一章 总 则
110kV民乐变电站现场运行规程
1
1.1 1.2 1.3 1.4
总 则
本规程仅适用于现有电气结线方式和设备配置情况。对以后电气结线方式的调整或新增设备后如有特殊运行要求者，将另作补充。
操作人员对变电站内设备技术规范、安装地点、操作要领及注意事项、事故及异常情况的处理均必须认真熟悉、掌握。
变电站操作人员欲变更站属设备运行状态的一切操作均应按调度命令或许可手续执行。操作前应明确操作任务，并根据当时运行方式校验其正确性。
调度正式操作命令应由正值接令，并随时做好记录和电话录音。对调度命令有疑问者必须询问清楚，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，操作人员应当拒绝执行，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。
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《变电站运行规程》、《变电设备巡视标准化作业指导书》和《江苏省电力公司输变电设备状态检修试验规程实施细则》和《调度规程》规定执行。认真填写设备巡视标准化作业卡，发现异常需进行分析评估，必要时及时向有关部门汇报。对本站内有特殊要求的设备，本规程中将有具体规定。 调度管辖范围的划分：
地调管辖的设备：
1) 乐汇711开关、乐启751开关、110kV内桥770开关； 2) 2号主变及702开关。 地调许可的设备：
1) 2号主变102开关。
县调操作许可、启东变电运维班管辖的设备：豪门182线站用变、10kV1号电容器、10kV2号电容器（包括开关） 其余设备均属县调管辖。 变电站运行方式
正常方式：由乐汇711线经110kV内桥770开关供2号主变，2号主变经10kVI、II段母线供10kV实小、豪门、东珠、金亚、欧陆、民宾、公园、幸福、永安、环球、文峰。乐启751开关热备用， 110kV线路备自投启用、内桥备自投停用。
1.5
1.6
1.6.1
1.6.2 1.6.3
1.6.4
1.7
1.7.1
1.7.2
110kV民乐变电站现场运行规程 第一章 总 则
其它可能出现的方式
1、乐汇711线停电，由乐启751线供2号主变，2号主变经10kVI、II段母线供10kV负荷，110kV线路备自投停用；
2、乐启751线、乐汇711线均停电或2号主变停电，由10kV 豪门线或欧陆线转供10kV负荷；
1.7.3
消弧(站用)变运行方式：10kV1号消弧(站用)变正常运行，包括消弧线圈运行。 监控范围：本站设备及安防消防系统由市公司监控班监控。
重要变电站：重要公共客户。重点保电设备1.民宾186线：中国工商银行启东分行；2.欧陆185线：中国建设银行股份有限公司启东支行；3.实小181线：中国银行。 本站有限空间管理
自然通风不良，易造成有毒有害、易燃易爆物质积聚或氧含量不足的空间。
1.8 1.9
1.10
1.10.1 有限空间是指封闭或部分封闭，进出口较为狭窄有限，未被设计为固定工作场所，1.10.2 本变电站有限空间有：污水池（集水井）、化粪池、电缆半层、电缆井、SF6开关室。 1.10.3 有限空间作业安全管理要求
(1)凡进入有限空间进行施工、检修、清理作业的，应实施作业审批。未经作业负
责人审批，任何人不得进入有限空间作业。
(2)应在有限空间进入点附近设置醒目的警示标志标识，并告知作作业者存在的危险有害因素和防控措施。
(3)应对有限空间作业负责人、作业者和监护者开展安全教育培训，培训应有记录。 (4)应制定有限空间作业应急救援预案，明确救援人员及职责，落实救援设备器材，掌握事故处理程序，提高对突发事件的应急处置能力。预案每年至少进行一次演练，并不断修改完善。
(5)有限空间发生事故时，监护者应及时报警，救援人员应做好自身防护，配备必要的呼吸器具、救援器材，严禁盲目施救，导致事故扩大。
(6)有限空间发生事故后，应当按照国家有关规定向所在地安全生产监督管理部门和相关行业监管部门报告。
1.10.4 进入有限空间作业前的注意事项
(1)要了解有限空间作业存在的危害，增强防范意识； (2)认真遵守操作规程，杜绝违章作业； (3)要按规定佩戴个人防护用品和应急设备； (4)定期接受有限空间专业培训；
(5)对作业前的各项安全措施进行确认，措施不到位应拒绝作业。
(6)进入有限空间作业的工作票安全措施要有“有限空间”作业前通风、防护要求等预控措施，运维人员许可工作时要把好关。
1.10.5 有限空间作业应采取的措施
(1)进入作业现场前，有要详细了解现场情况，对作业现场进行危害识别和评估，并有针对性地准备检测与防护器材；
(2)进入作业现场后，首先对有限空间进行氧气、可燃气体、硫化氢、一氧化碳等气体检测；
(3)对作业面可能存在的电、高（低）温及危害物质进行有效隔离。
110kV民乐变电站现场运行规程 第一章 总 则
(4)采取通风净化等措施，使有限空间工作条件符合要求。
(5)进入有限空间时应佩戴隔离式空气呼吸器或佩戴氧气报警器和正确的过滤式空气呼吸器；
(6)进入有限空间是应佩带有效的通讯工具，系安全绳； (7)配备监护员和应急救援人员； (8)严格安全管理，落实作业许可
(9)进入有限空间作业要求安排专人现场监护，并为其配备便携式有毒有害气体和氧含量检测报警仪器、通讯、救援设备，不得在无监护人的情况下作业。 (10)应使用安全电压和安全行灯，应穿戴防静电服装，使用防爆工具。
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
2
2.1 2.1.1
高压设备
主变压器
2号主变为SZ9-50000/110型带有载调压开关的三相二圈自冷油浸式变压器，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市公司颁《变电所运行规程》及部颁《变压器运行规程》执行。
主变110kV侧中性点正常运行不接地，但在进行主变的停送电操作前和热备用状态时均必须合上主变压器110kV中性点接地刀闸。
2.1.2 2.1.3 2.1.3.1 2.1.3.2 2.1.3.3 2.1.3.4 2.1.3.5 2.1.3.6
主变有载调压开关操作的注意事项：
调档操作原则：10kV母线电压一般控制在10-10.7kV范围内。 操作人员应熟悉部颁的《有载分接开关运行维修导则》（DL/T574-95）。 调档操作应按调度命令或下达的电压曲线执行。
每次调档操作前后要检查10kV母线电压情况，操作要及时做好调档操作记录。 主变过载1.2倍以上时禁止操作有载调压开关。
在调档操作中，手揿按钮的时间不宜过长，以免造成连续性调档现象。若要调节两档，则应逐级调档，每次调档间隔不得少于5秒钟。
2.1.3.7 主变每天调节次数一般不得超过10次（每调一个分头为一次）。特殊情况下超过，
需得到总工程师批准。
2.1.3.8 主变运行前，须检查调压开关的机械档位指示器在红色刻度线上处，其档位和数
字位置显示器及监控系统档位指示一致。 2.1.4 主变有载调压开关运行操作中的异常情况处理：
2.1.4.1 调档操作中出现滑档现象时，应立即分开操作电源开关，然后手摇至所需档位。 2.1.4.2 如电动操作失灵，经车间领导批准后可进行手动调节操作。其方法为：首先将开
机构箱内电机电源开关Q1断开。然后，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，操作完毕后应拔出手摇把，关好操作机构箱门。电动操作回路故障排除后，合上电机电源开关。 2.1.5
操作机构检修时，应分开机构箱内操作电源开关。
2.1.6 主变有载调压开关监控系统调档操作步骤： 2.1.6.1 将有载调压开关机构箱内电机开关Q1切至“ON”（此开关正常运行均在“ON”位）； 2.1.6.2 检查2号主变测控保护屏遥调升、降档遥控压板2LP20、遥调急停遥控压板2LP21
确在投入位置，正常运行中此压板在投入位置；
2.1.6.3 检查记录10kV母线电压指示、主变负荷电流、运行档位； 2.1.6.4 首先操作人、监护人进行操作登录，
2.1.6.5 鼠标右键点击监控系统主变调压“升”或“降”图标，确认后系统将首先操作的
闭锁进行校验；校验通过后再弹出操作登录对话框，选择操作人、监护人并输入操作密码，再次确认后，主变有载调压开关进行调档；
2.1.6.6 每次调档操作中须注意检查：
①主变监控系统档位显示与现场机构箱内所示机械档位相一致；
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
②有载调压开关内无异声。
2.1.6.7 每次调档操作后，需将操作时间、分接开关位置及电压变化情况作好记录。 2.1.7 2.1.7.1 2.1.7.2 2.1.7.3 2.1.7.4 2.1.7.5 2.1.7.6
主变有载调压开关就地调档操作步骤：
将有载调压开关机构箱内电机开关Q1切至“ON”（此开关正常运行均在“ON”位）； 退出2号主变测控保护屏遥调分档(升、降)2LP20压板； 检查记录10kV母线电压指示、主变负荷电流、运行档位；
由高档调至低档使用机构箱内调压开关S3顺时针旋转（即0→1）； 由低档调至高档使用机构箱内调压开关S3逆时针旋转（即0→2）； 每次调档操作中须注意检查：
①主变监控系统档位显示与现场机构箱内所示机械档位相一致； ②有载调压开关内无异声。
2.1.7.7 每次调档操作后，需将操作时间、分接开关位置及电压变化情况作好记录。
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
2.2 2.2.1
高压断路器（简称开关）
高压断路器的配置
110kV进线开关：DT1-123 F1配F1弹簧操作机构 110kV内桥开关：DT1-145 F1配F1弹簧操作机构 10kV开关：VEP12T配一体化弹簧操动机构
其设备规范见附录。开关的巡视检查与异常情况处理按市公司颁发的《变电所运行规程》执行。
允许跳闸次数及停用重合闸次数 安装地点 110kV 10kV 短路电流（kA） 7.55 19.28 允许跳闸 次数 50 200 停用重合闸 次数 49 199 2.2.2
2.2.3 2.2.4 2.2.4.1 2.2.4.2 2.2.4.3 2.2.4.4 2.2.4.5
DT1-123 F1型、DT1-145 F1型开关内SF6气体额定压力为0.58MPa(20℃)，告警压力为0.48MPa(20℃) ，闭锁压力为0.45MPa(20℃)；
DT1-123 F1型、DT1-145 F1型开关和弹簧操作机构的运行监视除按《变电所运行规程》中的要求对开关进行一般检查外，还需要注意进行以下的检查： 每次巡回检查时应检查开关内SF6气体压力正常；
正常巡视时应检查开关机构箱内弹簧在储能位置（开关在合闸位置，分闸弹簧和合闸弹簧均处于储能状态）；
正常巡视时应检查开关机构的机械指示应与实际一致； 开关机构箱内操作控制钥匙开关应在“远方”位置；
机构箱门正常应关闭。机构箱内设有加热器，加热器电源正常应投入，当环境温度低于10℃时自动投入，加热器投入后应检查加热器发热情况。
2.2.5 DT1-123 F1型、DT1-145 F1型开关和F1弹簧操作机构的异常处理： 2.2.5.1 开关合闸后，“弹簧未储能”信号发讯时，其发讯时间不应超过15秒，如果不亮
或长亮不得返回时，应立即切断机构弹簧储能电源。
2.2.5.2 开关“SF6气体闭锁”信号出现时，不得进行开关的分合闸操作，立即分开控制电
源开关，汇报调度和工区。
2.2.5.3 开关“SF6气体告警”信号出现时，立即汇报调度和工区。
2.2.6 手车式VEP12T真空开关及一体化弹簧操动机构： 2.2.6.1 “∣”表示开关在合位，“○”表示开关在分位。弹簧拉伸为储能，箭头向上；弹
簧压缩为释能，箭头向下。
2.2.6.2 在二次电源不带电时，只可分闸操作，不可进行合闸操作。 2.2.6.3 手车在试验位置时，开关柜面板上“试验位置”指示灯亮；手车在工作位置时，“工
作位置”指示灯亮；合闸用“合闸按钮”，合闸后红灯亮；分闸用“分闸按钮”，分闸后绿灯亮；手车在试验位置时合闸用“试验合闸”按钮，分闸用“分闸按钮”。
2.2.6.4 手车操作顺时针摇进，逆时针摇出。
2.2.6.5 弹簧储能机构既可实现电动储能，也可进行手动储能。 2.2.6.6 开关合闸操作后，弹簧储能时间一般不超过15秒。
2.2.6.7 当发现弹簧不能储能时，应立即切断电机电源，以免烧坏电机。
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
2.2.6.8 如因电机损坏或电机电源消失不能电动储能时，可进行手动储能。其方法为：先
拉开电机电源，再将手柄套入手动储能轴来回向下压，即能使弹簧储能。
2.2.6.9 弹簧储能机构在遇有开关检修工作时，应先释放开关的弹簧储能。 2.3
2.3.1
高压隔离开关（简称刀闸）
隔离开关的配置： 110kV隔离开关：
进线刀闸：S3CT-126，主刀配EMAT2000电动操作机构，地刀配手动操作机构； 内桥刀闸：S3C-126，主刀配EMAT2000电动操作机构；
GW5A-126DW，配CJ5电动操作机构，地刀配CS17手动操作机构； GW13-72.5GW，配CJ2电动操作机构。 其设备规范见附录。
隔离开关的巡视、操作及异常情况处理按市公司颁发的《变电所运行规程》执行。 操作S3CT-126、S3C-126前，应在开关端子箱内合上操作电源开关，将“远方/就地”开关切至“就地”位置，使用分合闸按钮进行。如果在后台机上进行操作，则将 “远方/就地”开关切至“远方”位置，然后进行遥控操作，执行完成后，在合开关前应进行检查刀闸是否已经确已合上，正常操作使用分合闸按钮就地操作，不允许在后台机上进行操作。
操作GW13-72.5GW前，应在刀闸机构箱内合上操作电源开关，将“远方/就地”开关切至“就地”位置，使用分合闸按钮进行。如果在后台机上进行操作，则将 “远方/就地”开关切至“远方”位置，然后进行遥控操作，执行完成后应进行检查刀闸是否已经确已合上，正常操作使用分合闸按钮就地操作，不允许在后台机上进行操作。
2.3.2 2.3.3
2.3.4
隔离开关事故及异常情况的处理
2.3.5.1 拒合、拒分：
1、首先核对设备编号及操作程序是否有误，检查开关是否在断开位置； 2、检查接地刀闸是否完全拉开到位；
3、无上述问题时，应立即汇报工区、调度。
2.3.5
2.3.5.2 隔离开关不能合闸到位：隔离开关操作时若合不到位，应拉开重合，可以反复合几
次，操作动作应符合要领，用力要适当。如果确实无法完全合到位，汇报调度及工区，安排计划停电检修。
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
2.4
2.4.1 2.4.2
电压互感器及电流互感器
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南通市公司颁《变电所运行规程》。 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。
母线改为冷备用时，其相应的母线压变应改为冷备用，母线改为运行时，其相应的母线压变改为运行。
线路改为冷备用时，其相应的线路压变仍为运行状态，线路改为冷备用时，其相应的压变应改为运行。
10kV系统发生接地时，不得操作其压变刀闸，压变带接地允许连续运行的时间一般不得超过两小时。
母线在运行中因故需停运母线压变，应首先考虑压变所带保护及自动装置二次回路或运行方式的调整，为防止误动可将有关保护及自动装置停用。
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，应将相应的方向零序保护、方向过流保护、低周减载装置停用，对电压闭锁过流保护应加强监视其负荷电流，视当时运行情况决定是否停用。上述保护的停用，紧急情况下除外，一般均应在得调度许可后方可执行。
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接。如负荷电流较大时，应尽可能降低负荷后将其短接。如是保护级开路，应将相应保护停用后再行处理。
流变一般不得过载运行，当过载运行时，必须及时向调度及有关领导汇报,及时采取限负荷措施。
2.4.3 2.4.4 2.4.5 2.4.6 2.4.7
2.4.8
2.4.9
2.5
2.5.1
电力电容器
10kV系统设有两组电力电容器，10kV1号电容器配置了BFM113 -200-1W型分散式电容器，共21只，容量总计4200kVAR，10kV2号电容器配置了BFM11/23 -200-1W型分散式电容器共30只，容量总计6000 kVAR，其设备规范见附录。
每班交接须对电容器、电抗器和放电电压互感器进行检查。其检查项目参照公司颁《变电所运行规程》。 在用主变有载调压开关或电容器调节10kV母线电压时，应根据当时系统中无功是否缺乏，若无功缺少时，应优先利用电容器并尽可能使电容器处于运行。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；若系统无功不缺乏时,应将电容器切出,调节主变有载调压开关。
当10kV母线电压达到上限后，靠主变有载调压开关已不能调低电压，须将电容器切出。
2.5.2 2.5.3
2.5.4
2.5.5
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
电容器的投切与否，由运行人员根据10kV母线电压情况和系统中无功情况随时调节。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命令或许可后方可执行。
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；将10kV母线停电时,应先将电容器切出，再停各路出线。
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。
发生下列情况时应将电容器切出，并汇报调度及工区领导： 1、10kV母线失电后（一般会自动切出）； 2、电容器三相电流不平衡超过±5%； 3、电容器爆炸；
4、电容器内部有异声；
5、套管破裂或严重放电闪络； 6、接头严重过热。
电容器保护动作开关跳闸后一般不得试送，但如果是低电压或过电压保护动作，在查明不是保护误动且电容器本体无异常情况，根据10kV母线电压曲线要求，得调度或工区领导同意后可试投一次。
2.5.6 2.5.7 2.5.8
2.5.9
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
2.6
2.6.1
消弧线圈
10kV1号消弧(站用)变配电网智能快速消弧系统及接地故障智能检测成套装置，选用的是广州智光电气有限公司KD-XH型的成套装置。成套装置中，10kV1号消弧(站用)变中的消弧线圈为广州智光电气有限公司产KD-XH01-315/10.5型可控变压器式消弧线圈，10kV1号消弧(站用)变中的站用变为广州顺特电气有限公司产DKSC-400/80/10.5型的干式变压器，其设备规范见附录。
KD-XH型消弧系统由接地变压器、高短路阻抗变压器式消弧线圈、控制柜和中性点电压互感器、中性点电流互感器及控制屏（KD-XH快速消弧系统控制装置、DDS接地故障智能检测装置）组成，采用过补偿方式，脱谐度为5％。 KD-XH快速消弧系统控制装置的菜单结构
在运行状态下持续按住[返回]键数秒后，进入主菜单，此后按[▲]、[▼]、[确认]等键可依次显示如下菜单
2.6.2
2.6.3
脱谐度 005% 共009次电容电流 16.8A 正常零序电压 50.1V 00-07-13零序电流 120.3mA 17:57:23[返回][运行]主菜单系统信息状态设定数据处理运 行[系统信息][状态设定]时间设定补偿状态设定自动打印 开地址设定[数据处理]数据查询数据打印删 除
按键接受状态 I 段中性点电压、电流 系 统 自 检2.6.4
KD-XH快速消弧系统控制装置的操作
装置人机交流直观，快捷，功能齐全。配有实时跟踪系统电容电流变化、单相选线功能、通信、自检、显示与报警和事故记录与打印等多项功能。
装置开机后即进入主菜单，共有4个子菜单。
[系统信息]:测量1号消弧的中性点电压、电流的瞬时值；对1号消弧系统进行自检；本机状态信息的查询； 主菜单系统信息状态设定[状态设定]：对时间、补偿状态、是否自动打印、通信地址数据处理进行设定；
运 行[数据处理]：对接地信息进行查询、打印和删除；
2.6.4.1 2.6.4.2
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
[运 行]：进入主显示画面，对系统进行测量和监控。
2.6.4.3
在主菜单下，通过按[▲]、[▼]将光标移到[系统信息]子菜单并按[确认]键，即可进入[系统信息]子菜单:
[I 段中性点电压、电流]：对I号消弧的中性点电压、电流进行测量；
I 段中性点电压、电流[系统自检]：对I号消弧系统进行自检，以及对本机的有关信 系 统 自 检息查询； 2.6.4.4
在主菜单下，通过按[▲]、[▼]将光标移到[状态设定]子菜单并按[确认]键，即可进入[状态设定]子菜单:
[时间设定 ]：设定系统控制器的时间和延迟跳闸时间； [补偿状态设定]：设定消弧线圈的补偿状态(过补、全补、欠时间设定补偿状态设定补)和脱谐度； 自动打印 开[自动打印 开]:发生单相接地时系统控制器自动打印接地地址设定信息
[地址设定]:设定与变电站监控系统通信时本机的地址号 在主菜单下，通过按[▲]、[▼]将光标移到[数据处理]子菜单并按[确认]键，即可进入[数据处理]子菜单:
[数据查询]：查询所有的接地信息和打印查询显示的接地信息； 数据查询[数据打印]：打印报需要的接地信息； 数据打印删 除[删 除]：删除所有的接地信息。
消弧线圈投入与退出运行的操作，一般情况必须在消弧站用变同时投入运行。 投入运行的操作
1. 合上交流电源开关ACKG；
2. 合上10kV1号消弧线圈1710刀闸；
3.将10kV1号消弧（所用）变171开关改为运行； 4.检查液晶屏显示正常； 5.检查装置无异常信号。
退出运行的操作
1. 分开交流电源开关ACKG；
2. 拉开10kV1号消弧线圈1710刀闸；
消弧线圈正常运行的巡视项目及注意事项 1.运行无杂音；
2.引线连接可靠牢固，接地装置完好。 3.消弧线圈、控制箱运行正常，无异声； 4.屏幕上无异常信息显示及异常信号；
5.检查是否有新的接地记录，并及时进行记录。
6.检查中性点电压是否在合适的范围内（正常范围为30V～200V） 7.观察系统即时零序对地电容是否在合理的范围内。
2.6.4.5
2.6.5
2.6.5.1
2.6.5.2
2.6.6
2.6.7
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
信号、异常情况的处理
正常运行状态下，本控制器屏幕布上可看到主画面所显示的内容。当出现异常画面时，可操作菜单，执行系统自检程序，从自检清单得到相应故障信息，并对照下表的含义及处理方法。其中带框字为会闪烁在主画面上的信号，灰底字为干节点输出或遥信 信号，其它为自检时的信息。
110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
系统信息 投运 消弧装置故障 1)通讯正常/ 通讯异常 2)内存正常/ 内存异常 3)电压正常/ 电压过低 含 义 处 理 消弧中性点一次电压大于3.5V自检查中性点一次电压是否大于检投运。 3.5V “投运”时，系统自检有以下1、2、3、4、5、6中任何一个异常时，见下 报“消弧装置故障”。 检查“触发控制板”（机箱最一块消弧装置内部通信：主机与“触板）是否插牢，板表面是否有异常发控制板”之间的通讯异常。 现象。 通知厂家，可尝试删除所有接地记控制器中内存异常。 录恢复。 检查中性点电压是否大于设定值，中性点电压低于设定电压，该值可能原因是该段线路过少，可调节在20～30V（一次）左右。 接地变分接头调整。 消弧装置检测到消弧线圈一次阻抗（中性点一次电压除以中性点检查PT、CT回路是否异常。检查一次电流）超出消弧的阻抗范围。就地控制柜内滤波回路是否异常。 用于检查滤波回路及PT、CT回路是否正常。 检查同步信号回路，控制柜可控硅用于检查可控硅回路是否正常。 回路。 交流参考信号失去。 “通讯正常”时，发生接地并且装置补偿后残流大于10A。 系统发生单相接地故障时，装置启动消弧补偿并报接地故障。 交流电源失电 直流电源失电 DDS-02型小电流选线装置异常 检查交流参考信号回路 观察接地记录，了解补偿情况，并多观察接地几次后交厂家处理。 无需处理 检查交流电源是否合上，若合上则检查上级是否有电。 检查直流电源是否合上，若合上则检查上级是否有电。 检查选线装置 4)滤波正常/ 滤波异常 5)触发正常/ 触发异常 6)同步正常/ 同步异常 补偿失败 接地故障 交流失电报警 直流失电报警 接地检测装置故障 位移电压过高 容量不足 2.6.8
当中性点电压超过10%额定电压，需检查中性点电压为何太高 该信号输出 当监测到系统的电容电流超过了通知有关部门，说明该套消弧容量本套消弧系统的额定容量后，该已经不能满足系统需要 信号输出 10kV消弧变自动调谐屏后空开配置 序号 ACKG 1DCKG 2DCKG 名称 消弧线圈装置控制电源空开 选线装置电源 空开 直流型号电源 空开 作用 消弧线圈装置控制电源 选线装置电源 直流型号电源 型号 LG G65 Gm32m 规格A 6 6 6 空开厂家 LG Merlin gerin Merlin gerin 110kV民乐变电所现场运行规程 第二章 高压设备
2.7
2.7.1 2.7.2
防雷设备
每年三月一日─十月三十一日为雷雨季节，在雷雨季节期间，必须检查所有防雷设备在良好运行状态。
避雷器的正常检查项目：
1、瓷套管应清洁，无破损及闪络痕迹；
2、避雷器顶帽中间及引线应无电晕及放电现象,引线及接地扁铁连接要牢固、无松动，避雷器的绝缘底座应无裂纹和破损。
3、雷击计数器外壳及装置应完好，避雷器至雷击计数器的引线不应碰地。
4、JSH型雷击计数器的泄漏电流表，指示是否正常,当电流表指示值异常升高时,应及时记录并汇报。 雷雨后的巡视，应检查并记录避雷器雷击计数器动作情况,检查避雷器瓷套外部有无闪络及放电现象。
2.7.3
110kV民乐变电站现场运行规程 第三章 防误操作闭锁装置
3 防误操作闭锁装置
3.1
3.1.1 3.1.2
防误装置的运行管理规定
防误装置投运后不得任意退出运行，如需停运应经总工程师批准；
变电站现场设置常用钥匙箱、备用钥匙箱和解锁钥匙箱，应全部放在主控室。解锁钥匙箱放置独立微机五防的解锁总钥匙、测控装置的解锁钥匙、电气联锁的解锁钥匙等。
防误解锁通用（万能） 钥匙由防误专责人负责单独封存管理。 加强变电站钥匙使用管理， 检修或其它工作人员需借用钥匙，变电运维班当值人员应按要求认真履行借用手续， 当防误装置及电气设备出现异常或特殊方式需要解锁操作时， 严格执行解锁程序， 并填写解锁钥匙使用记录， 解锁钥匙使用后应及时封存管理。 有权许可解锁操作的人员在变电站现场时， 必须跟随操作人员到现场核对解锁设备后， 方可解锁。 变电运维班长的许可权限仅限于现场许可。 如解锁许可人不在现场， 必须是操作人员在解锁的设备处向许可人通过电话核对解锁设备名称后方可解锁，解锁过程须全程录音。
110kV、10kV配电装置装有电磁锁闭锁、机械闭锁防误操作闭锁装置。如操作中发现防误装置打不开，应首先检查操作步骤是否正确，如因锁具失灵，则按防误装置解锁规定，得同意后方可解锁，解锁钥匙必须信封加封保管。电磁锁等防误装置每季度应检查维护一次。
防误装置的定期检查、维护：
1) 机械闭锁：检查维护项目有锁栓、弹簧螺丝紧固件； 2) 防误装置应列入设备定级范围。
3) 防误装置在巡视中发现有缺陷或损坏，值班员应及时汇报。
3.1.3
3.1.4
3.1.5
3.1.6
3.2
防误装置的解锁操作管理
3.2.1.1 解锁钥匙全部存放在解锁钥匙箱中，解锁钥匙箱应由防误专责人负责封存管理。 3.2.1.2 操作时禁止擅自使用解锁钥匙。防误装置及电气设备出现异常或特殊方式需要
解锁操作时，应由防误装置专责人现场核实无误，确认需要解锁操作并签字同意后，由操作人员报告当值调度员，方可解锁操作，并填写使用记录。 3.2.1.3 每次防误解锁只能实现单一项解锁操作。
3.2.1.4 当值运维人员实施解锁操作后应立即将解锁钥匙归还批准本次解锁的防误专责
人，该防误专责人负责将解锁钥匙封存。 3.2.1.5 运维人员在交接班时应详细交待本值使用解锁钥匙的情况，发现未封存时应立
即向原批准解锁的防误专责人汇报。
110kV民乐变电站现场运行规程 第三章 防误操作闭锁装置
3.2.1.6 启用解锁钥匙箱内的钥匙必须经“市公司办法的有权解锁人员名单”上的有权
解锁人批准，并做好相应的记录。 3.3
3.3.1
防误装置闭锁措施的设置
110kV配电装置防误装置所有主刀采取电气闭锁，地刀和临时接地采用电磁锁： 1、110kV各主刀闸与其两侧接地刀闸及临时接地电磁锁之间互相设有电气闭锁； 2、乐汇7111刀闸操作：711开关分开，7117地刀分开和7111刀闸母线侧临时接地端地线拆除，711开关两侧临时接地端地线拆除；
3、乐汇7113刀闸操作：711开关分开，7114地刀分开和7113刀闸线路侧临时接地端地线拆除，711开关两侧临时接地端地线拆除； 4、乐汇711开关两侧临时接地电磁锁：7111、7113分开
5、7114地刀和7113刀闸线路侧临时接地电磁锁：7113分开，线路侧带电显示器无电；
6、7117地刀和7111刀闸母线侧临时接地电磁锁：7111、7701分开；
7、110kV内桥7701刀闸操作：770开关分开，7117地刀分开和7111刀闸母线侧临时接地端地线拆除，110kV内桥770开关两侧临时接地端地线拆除；
8、110kV内桥7702刀闸操作：770开关分开，7517地刀分开和7511刀闸母线侧临时接地端地线拆除，110kV内桥770开关两侧临时接地端地线拆除； 9、110kV内桥770开关两侧临时接地电磁锁：7701、7702刀闸分开
10、 乐启7511刀闸操作：751开关分开，7517地刀分开和7511刀闸母线侧临时接地端地线拆除，751开关两侧临时接地端地线拆除；
11、 乐启7513刀闸操作：751开关分开，7514地刀分开和7513刀闸线路侧临时接地端地线拆除，751开关两侧临时接地端地线拆除； 12、 乐启751开关两侧临时接地电磁锁：7511、7513分开
13、 7514地刀和7513刀闸线路侧临时接地电磁锁：7513分开，线路侧带电显示器无电；
14、 7517地刀和7511刀闸母线侧临时接地电磁锁：7511、7702、7021分开； 15、 2号主变7021刀闸操作：751开关分开，7517地刀分开和7511刀闸母线侧临时接地端地线拆除，770开关分开，7024地刀分开和7021刀闸主变侧临时接地端地线拆除，以及2号主变10kV侧临时接地端地线拆除；
16、 2号主变7024接地刀闸、7021刀闸主变侧临时接地端、2号主变10kV侧临时接地端操作：7021刀闸分开，2号主变102开关分开； 17、 操作方法：
A、7024接地刀闸电磁锁开启
在保证倒闸操作顺序正确的情况下，将操作钥匙插入需操作刀闸的钥匙孔内，向右旋转90度，当看到电磁锁指示灯亮和听到锁内铁芯励磁声后，向右旋转手动旋钮，锁头即被打开，此时可进行刀闸操作。刀闸操作完毕后，锁头自行插入操作机构附件槽内重新锁住刀闸操作连杆。若开锁时指示灯不亮，而听到锁内铁芯励磁声音后，可先行操作。若能操作，则可能是指示灯损坏。若指示灯不亮，锁内铁芯无励磁声，此时应首先检查倒闸操作顺序是否正确。若顺序正确则应检查联锁回路接触是否良好、防误电源是否已经投入，不得私自解锁操作。
B、7024解锁方法
当电磁锁因某种原因失灵而打不开时，经请示同意后，可用紧急解锁钥匙打
110kV民乐变电站现场运行规程 第三章 防误操作闭锁装置
开电磁锁，其操作方法为：拧开电磁锁紧急解锁钥匙孔盖，插入紧急解锁钥匙，向右转动约60度后，再将电磁锁手动旋钮向右旋转，打开锁头，进行刀闸操作。刀闸操作完毕后，将紧急解锁钥匙旋至原插入位置后再拨出，并拧上紧急解锁钥匙孔盖，锁头应重新锁住刀闸操作机构附件槽内。
C、7117、7114、7517、7514接地刀闸电磁锁开启
在保证倒闸操作顺序正确的情况下，将操作棒插入操作孔内，打开接地刀闸操作箱，拉出地刀闭锁插销操作手柄，闭锁装置即被打开，延水平方向进行分合闸操作。刀闸操作完毕后，闭锁插销自行插入操作闭锁机构内重新锁住刀闸操作连杆。若开锁时指示灯不亮，而听到锁内铁芯励磁声音后，可先行操作。若能操作，则可能是指示灯损坏。若指示灯不亮，锁内铁芯无励磁声，此时应首先检查倒闸操作顺序是否正确。若顺序正确则应检查联锁回路接触是否良好、防误电源是否已经投入，不得私自解锁操作。
D、临时接地端电磁锁开启
在保证倒闸操作顺序正确的情况下，按下电磁锁操作按钮，当听到锁内铁芯励磁声后，将临时接地线的接地端插入锁内，并顺时针拧紧螺丝，确保接地端接触良好。若听到锁内铁芯励磁声，此时应首先检查倒闸操作顺序是否正确。若顺序正确则应检查联锁回路接触是否良好、防误电源是否已经投入，不得私自解锁操作。
E、临时接地端电磁锁的解锁方法
当电磁锁因某种原因失灵而打不开时，经请示同意后，可用紧急解锁钥匙打开电磁锁，其操作方法为：将解锁钥匙插入紧急解锁孔内，向右转动解锁钥匙后，，打开接地端锁头，进行装拆临时接地端操作。装拆临时接地端操作完毕后，将紧急解锁钥匙旋至原插入位置后再拨出，放入事故钥匙箱内。
3.3.2
10kV开关柜采用机械闭锁及电磁锁。开关与开关手车之间、开关手车与接地刀闸之间、接地刀闸与柜门之间均设有机械闭锁；10kV出线线路侧接地刀闸还设有电磁锁。
1) 2号主变102开关只有在7021刀闸合上后方可合闸。
2) 只有10kV出线、主变开关断开后，方可进行开关手车的操作。 3) 只有在开关手车改至冷备用或断开位置后，且在验明带电显示装置却无显示后，
然后打开电磁锁，合上10kV出线线路侧地刀，才可以打开后柜门；地刀未合上，后柜门因机械闭锁不能打开；未经上级批准，任何人不得私自解锁，强行打开前后柜门。
4) 2号主变102开关后柜门在2号主变102开关改至冷备用、7021刀闸在断开位
置后，柜门上带电显示装置验明完好并确无带电显示后方可打开电磁锁操作； 5) 2号主变102开关停电操作步骤：
a、操作控制开关使断路器跳闸；
b、逆时针操作手柄，使手车从“工作位置”至“试验位置”；
c、抽出二次插头，运输车轨道与手车轨道接轨，操作锁定机构手柄，把手车
拉至延伸轨道运输车上并锁定。
6) 2号主变102开关送电操作步骤与停电相反。 7) 出线停电操作步骤:
a、操作控制开关使断路器跳闸；
b、逆时针操作推进机构手柄，使手车从“工作位置”至“试验位置”；
c、检查相应开关柜上带电显示装置确无指示时，顺时针操作接地开关使其合
110kV民乐变电站现场运行规程 第三章 防误操作闭锁装置
上，抽出二次动插头，运输车轨道与手车轨道接轨，操作锁定机构手柄把手车拉至延伸轨道运输车上并锁定，这时电缆室后封板也可开启，进行维修。
注意在平时运行中，严禁打开后柜门。 8) 出线送电操作步骤与停电相反。 9) 10kV分段隔离手车停电操作步骤:
a、使分段断路器先跳闸，然后开启分段隔离柜中门电磁锁； b、逆时针操作手柄，使隔离手车从“工作位置”至“试验位置”；
c、开启隔离柜中门，运输车轨道与手车轨道接轨，操作锁定机构手柄把手车
拉至延伸轨道运输车上并锁定。
10) 送电操作步骤与之相反。
3.3.3
10kV1号消弧(站用)变、10kV 1号电容器、10kV 2号电容器采用机械闭锁及电磁锁。开关与开关手车之间、开关手车与接地刀闸之间、接地刀闸与柜门之间均设有机械闭锁；刀闸和柜门还设有电磁锁。
1) 10kV1号消弧（所用）变1710刀闸：消弧线圈室、接地变室网门全部关闭后可
操作；
2) 10kV1号消弧（所用）变的消弧线圈室、接地变室网门：1714地刀合上后可打
开；
3) 10kV 1号电容器1883刀闸：188开关分位后可操作； 4) 10kV 1号电容器1884地刀：1883刀闸分开后可操作；
5) 10kV 1号电容器刀闸上侧网门：1884地刀合上后方可操作；
6) 10kV 1号电容器刀闸其它网门：刀闸上侧网门打开后拿到钥匙后方可打开； 7) 10kV 2号电容器1893刀闸：189开关分位后可操作； 8) 10kV 2号电容器1894地刀：1893刀闸分开后可操作；
9) 10kV 2号电容器刀闸上侧网门：1894地刀合上后方可操作；
10) 10kV 2号电容器刀闸其它网门：刀闸上侧网门打开后拿到钥匙后方可打开。
110kV民乐变电站现场运行规程 第四章 设备状检巡视
4
4.1
设备状检巡视
设备状检巡视管理规定
检查、监视表计数据抄录、红外测温、缺陷检查评估。
4.1.1 变电站设备的日常巡视分为“正常巡视”和“状检巡视”。状检巡视的内容要求：外观4.1.2 设备巡视的项目及巡视过程中的管理要求按南通供电公司《变电设备巡视标准化作业
指导书》的要求执行。
4.1.3 “正常巡视”和“状检巡视”均需按标准作业卡执行，并做好打勾和记录。“正常巡视”
作业卡中需将各设备单元均列出，“状检巡视”作业卡中的设备单元只填写110kV及
以上的设备。 4.2
设备状检巡视的周期规定
4.2.1 110kV变电站正常巡视每周至少1次，状检巡视每季度1次。
4.2.2 新建的110kV及以下无人值班变电站在投运后1个月正常巡视每周至少2次。
4.3
设备状检巡视的项目及要求
4.3.1 巡视情况是否正常用“√”或“×”填入表内，如设备无此项目用“—”表示。 4.3.2 上层油温、泄漏电流及机构压力写明数值。 4.3.3 填“×”的项目应在发现缺陷及问题栏内写明详情。 4.3.4 设备巡视应严格按照现场规程要求的设备巡视项目进行。
4.4
设备状检巡视的记录要求
卡”。
4.4.1 巡视记录分为“变电站设备巡视标准化作业卡”和“变电站设备状检巡视标准化作业4.4.2 “变电站设备巡视标准化作业卡”作为运行人员日常巡视的记录卡，“变电站设备状检
巡视标准化作业卡”作为状检巡视的记录卡。
4.4.3 “变电站设备巡视标准化作业卡”和“变电站设备状检巡视标准化作业卡”的格式见附录。
4.5
4.5.1
重要变电站、重要设备的巡视要求
变电运维班应按照《江苏省电力公司变电运行管理规定》中的巡视检查制度，认真开展变电站设备正常巡视、全面巡视、熄灯巡视和特殊巡视。变电运维人员要按照《江苏省电力公司变电站现场巡视标准化作业指导书》要求，开展巡视项目的标准化巡视检查，巡视工作要到点到位，巡视项目齐全无遗漏。 每次巡视均应对照《变电站巡视标准化作业指导卡》，逐项打“√ ”。
4.5.2 4.5.3
110kV民乐变电站现场运行规程 第四章 设备状检巡视
巡视中发现缺陷及异常时，应准确判断类别和原因，及时报告，并做好相关记录。 检修巡视应办理第二种工作票，每组巡视人员不得少于2人，巡视前应做好危险源点分析预控，巡视过程中加强监护，避免出现误碰、误拉或误合等危及设备安全运行的行为。
在迎峰度夏期间及重要保电时段， 应每周对变电站设备进行一次红外测温； 对超过 70％额定负荷的设备，应结合变电站巡视周期同步开展测温工作；对于新建、改扩建以及大修后的输变电设备，在其带负荷后应进行一次测温（投运24 小时后，不超过1个月内进行）。对于长期备用设备运行（如母线倒排、旁代等操作）、设备负荷增大等情况，应在 24 小时内开展相应的红外测温工作。
4.5.4
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5
5.1
5.1.1
继电保护及自动装置
主变压器保护及测控装置
2号主变配置的是深圳南瑞的ISA-300G系列数字式变压器保护，保护由ISA-387G差动保护、ISA-361本体保护、ISA-388G高低压后备保护组成。同时配置了深圳南瑞的ISA-341G型数字式测控装置。 2号主变保护压板的配置 编号 压板名称 1LP1 差动速断 1LP2 比率差动 2LP1 本体重瓦斯 2LP2 有载重瓦斯 2LP3 压力释放 3LP15 高后备间隙过流零序过压 3LP16 高后备零序无压闭锁零序过流 1LP3 差动跳乐启751开关 2LP6 本体跳乐启751开关 3LP4 高后备跳乐启751开关 5LP6 低后备跳乐启751开关 3LP3 高后备跳10kV分段170开关 5LP2 低后备跳10kV分段170开关 1LP6 差动跳2号主变102开关 2LP9 本体跳2号主变102开关 3LP7 高后备跳2号主变102开关 5LP4 低后备跳2号主变102开关 3LP9 备用 3LP10 备用 3LP14 高后备闭锁有载调压 压板用途 功能压板 功能压板 功能压板 功能压板 功能压板 功能压板 5.1.2
出口 出口 出口 出口 出口 出口 出口 出口 出口 出口 备用 备用 备用 备用 出口 出口 出口 出口 操作要求 投入 投入 投入 投入 退出 投入 退出 投入 投入 投入 退出 退出 投入 投入 投入 投入 投入 退出 退出 退出（投入为解闭锁，退出为闭锁） 退出 退出 投入 投入 投入 退出 投入 投入 投入 3LP13 备用 5LP13 备用 1LP5 差动跳110kV内桥770开关 2LP7 本体跳110kV内桥770开关 3LP8 高后备跳110kV内桥770开关 5LP7 低后备跳110kV内桥770开关 1LP7 差动闭锁110kV桥备投 2LP8 本体闭锁110kV桥备投 3LP12 高后备闭锁110kV桥备投 110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5LP8 5LP5 2LP20 2LP21 2LP22 4LP20 4LP21 4LP22 4LP23 5LP20 5.1.3
低后备闭锁110kV桥备投 低后备闭锁10kV备自投 遥调升、降档遥控压板 遥调急停遥控压板 2号主变7020刀闸遥控压板 乐启7511刀闸遥控压板 乐启7513刀闸遥控压板 2号主变7021刀闸遥控压板 乐启751开关遥控压板 2号主变102开关遥控压板 备用 型号 S252S S252S S252S S252S S252S S252S S252S S252S S252S S252S S252S 规格A 3 3 3 3 3 3 3 1 1 1 1 投入 退出 投入 投入 退出（正常就地操作） 退出（正常就地操作） 退出（正常就地操作） 退出（正常就地操作） 投入 投入 空开厂家 ABB ABB ABB ABB ABB ABB ABB ABB ABB ABB ABB 2号主变屏后的13只空气开关 编号 名称 1K 2K 3K1 3K2 4K 5K1 5K2 3UK 4UK1 4UK2 5UK 差动保护装置电源开关 非电量保护装置电源开关 高后备保护装置电源开关 751开关控制电源开关 公共测控装置电源开关 低后备保护装置电源开关 102开关控制电源开关 高后备保护装置交流电压开关 公共测控装置交流电压开关1 公共测控装置交流电压开关2 低后备保护装置交流电压开关 5.1.4
2号主变差动保护装置为ISA-387G型微机数字式变压器差动保护装置。 A) 信号灯 类型 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类： 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装保护行为类 告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 备用（红） B) 动作信息及说明
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
动作信息 差动速断动作 比率差动动作 差动越限动作 CT断线告警 告警种类 跳闸，告警 跳闸，告警 预告，告警 预告，告警
C) 装置的操作:参照10kV线路保护ISA-351G装置的操作4.4.4。
★注意：现场值班员运行中不得对“修改定值”、“修改参数”的项目及“修改其它”中“工作方式”的项目进行操作。
5.1.5
2号主变本体保护装置为ISA-361G为由微机实现的数字式保护、测控一体化装置。 A) 信号灯 类型 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类： 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装保护行为类 告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 备用（红） 告警种类 跳闸，告警 跳闸，告警 跳闸，告警 预告 备用 预告，告警 B) 动作信息及说明 动作信息 本体重瓦斯动作 有载重瓦斯动作 压力释放动作 本体轻瓦斯动作 有载轻瓦斯动作 油面温度高动作 C) 装置的操作:参照10kV线路保护ISA-351G装置的操作4.4.4。
★注意：现场值班员运行中不得对“修改定值”、“修改参数”的项目及“修改其它”中“工作方式”的项目进行操。
5.1.6
2号主变高压侧的后备保护采用ISA-388G变压器后备保护测控装置。 .信号灯 类型 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类： 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装保护行为类 置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
备用（红） 合后（橙） （代替传统控制把手合闸后位置） 断路器位置 合位（红） 断路器在合闸位置 跳位（绿） 断路器在分闸位置 合位（红）、跳位（绿）均亮则装置工作不正常。 A) 保护配置： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 保护种类 复合电压闭锁 I段复合电压方向过流保护 I段复合电压闭锁过流保护 II段复合电压闭锁过流保护 III段复合电压闭锁过流保护 I段零序过流保护 II段零序过流保护 I段间隙保护 II段间隙保护 过负荷告警 风扇控制 过负荷闭锁有载调压 母线接地告警 控制回路断线 母线PT断线告警 压板 保护情况 软压板 投入 软压板 退出 软压板 退出 软压板 退出 软压板 投入，跳751、770、102开关 软压板 退出 软压板 退出 软压板 退出 软压板 投入，跳751、770、102开关 软压板 投入 软压板 退出 软压板 投入 软压板 预告信号 软压板 预告信号 软压板 预告信号 B) 装置的操作: 参照10kV线路保护ISA-351G装置的操作4.4.4。
注意：现场值班员仅限于对检查“检测数据”、“开关信号”、“保护数据”、“装置状
态”、“动作信息”、“事件记录”、“保护定值”所进行的操作以及对时间的修改所进行的操作。现场值班员不得修改定值和参数，不得做传动试验。
5.1.7
2号主变低压侧的后备保护采用ISA-388G变压器后备保护测控装置。 .信号灯 类型 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类： 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装保护行为类 告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 备用（红） 合后（橙） （代替传统控制把手合闸后位置） 断路器位置 合位（红） 断路器在合闸位置 110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
跳位（绿） 断路器在分闸位置 合位（红）、跳位（绿）均亮则装置工作不正常。 A) 保护配置： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 保护种类 复合电压闭锁 I段复合电压方向过流保护 I段复合电压闭锁过流保护 II段复合电压闭锁过流保护 III段复合电压闭锁过流保护 过负荷告警 风扇控制 过负荷闭锁有载调压 母线接地告警 控制回路断线 母线PT断线告警 压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 保护情况 投入 退出 投入，跳分段170开关 投入，跳102开关 退出 投入 退出 投入 预告信号 预告信号 预告信号 B) 装置的操作: 参照10kV线路保护ISA-351G装置的操作4.4.4。
注意：现场值班员仅限于对检查“检测数据”、“开关信号”、“保护数据”、“装置状态”、“动作信息”、“事件记录”、“保护定值”所进行的操作以及对时间的修改所进行的操作。现场值班员不得修改定值和参数，不得做传动试验。
5.1.8
主变测控装置
1.测控装置选用深圳南瑞的ISA-341G型数字式测控装置，具有遥测、遥信、遥控、遥调等远动功能；
2. 主变保护屏远方/当地切换开关，在当地位置时，主台与调度端均不能操作，只能在保护屏用控制把手进行操作；在远方位置时，主台与调度端均可操作，不可用控制把手进行操作。为防止误拉开关，正常运行时主变远方/当地切换开关均置就地位置。
主变保护动作后处理
将开关复位，记录有关保护信号，检查事件信息和录波；复归信号，查看一二次设备；根据故障现象和信息，判断事故原因和事故性质；汇报调度及工区。 电流端子须接入；当110kV内桥770开关或流变检修时，须将其流变端子退出并短接接地。
5.1.9
5.1.10 2号主变保护屏后110kV内桥770开关差动电流端子，当110kV内桥运行或备用时
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
运行位置短路接地位置NCBANCBA 5.1.11 进线开关或内桥开关检修，须退出主变差动保护跳751或 770开关压板后，断开该
开关流变与2号主变保护相连接的差动电流回路（先退出，后短路接地）。
110kV内桥770开关使用差动电流端子切换，使差动电流回路退出并短路接地；乐启751开关差动电流回路在端子排上解开后短路接地（由继保人员进行）。
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5.2
5.2.1 5.2.2 5.2.3
线路保护
乐汇711线操作及测控装置
乐汇711线操作及测控装置采用ISA-389G线路操作装置和ISA-341G的单元测控装置。
ISA-389G型线路操作装置面板布置与显示 类型 信号灯名称 发 信 意义 合后（橙） （代替传统控制把手合闸后位置） 断路器位置 合位（红） 断路器在合闸位置 跳位（绿） 断路器在分闸位置 合位（红）、跳位（绿）均亮则装置工作不正常。 ISA-341G型微机数字式线路保护监控装置面板布置与显示 类型 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类： 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装保护行为类 告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 备用（红） 压板配置: 压板代号 4LP1 4LP2 4LP3 4LP4 压板名称 乐汇711开关遥控压板 乐汇7111刀闸遥控压板 乐汇7113刀闸遥控压板 备用 型号 S252S S252S S252S S252S 投退要求 退出 退出 退出 退出 规格A 3 3 3 3 空开厂家 ABB ABB ABB ABB 5.2.4
5.2.5
5.2.6
乐汇711线测控屏后的4只空气开关 编号 名称 1K 备用控制电源 2K 乐汇711开关控制电源 3K 备用测控电源 4K 乐汇711开关测控电源 110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5.2.7 5.2.8 5.2.9
110kV内桥保护及测控装置
110kV内桥保护采用ISA-323G型微机数字式线路保护监控装置。 保护配置如下： 序号 保护种类 1 I段复合电压闭锁过流保护 2 II段复合电压闭锁过流保护 3 III段复合电压闭锁过流保护 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 类型 装置状态类： I段零序电压 闭锁零序过流保护 II段零序电压 闭锁零序过流保护 III段零序电压 闭锁零序过流保护 I段过流充电保护 II段过流充电保护 I段零序过流充电保护 II段零序过流充电保护 不一致保护 PT断线告警 控制回路断线 信号灯名称 压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 动作情况 退出 退出 退出 退出 退出 退出 跳闸，告警 跳闸，告警 跳闸，告警 跳闸，告警 退出 预告信号 预告信号 发 信 意义 5.2.10 ISA-323G型微机数字式线路保护监控装置面板布置与显示 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； （代替传统控制把手合闸后位置） 断路器在合闸位置 保护行为类 告警（橙） 备用（红） 合后（橙） 断路器位置 合位（红） 跳位（绿） 断路器在分闸位置 合位（红）、跳位（绿）均亮则装置工作不正常。 5.2.11 动作信息及说明:保护或信号动作时，装置面板上的“动作灯”点亮。装置异常时，
装置面板上的“告警灯”点亮。通过面板键的操作，可以进一步查看动作信息或装置异常的详细信息。 保护动作信息：
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
动作信息 I段复合电压闭锁过流保护 II段复合电压闭锁过流保护 III段复合电压闭锁过流保护 I段零序电压 闭锁零序过流保护 II段零序电压 闭锁零序过流保护 III段零序电压 闭锁零序过流保护 I段过流充电保护 II段过流充电保护 I段零序过流充电保护 II段零序过流充电保护 不一致保护 PT断线告警 控制回路断线 弹簧未储能 告警种类 不投 不投 不投 不投 不投 不投 跳闸，告警 跳闸，告警 跳闸，告警 跳闸，告警 不投 预告 预告 预告 5.2.11.1 开关的分、合闸操作：当远方/当地切换开关置远方位置时，可以在后台机或监控
中心进行操作，即实现分、合闸。当远方/当地切换开关置当地位置时，只能采用KK开关进行就地分、合闸操作，正常情况下切至“就地”位置。 5.2.11.2 值班员运行中仅限于对检查“保护定值”、“保护信息”、“装置信息”，所进行的操
作以及对时间的修改所进行的操作。不得修改定值和参数，不得做跳闸试验。
5.2.12 保护压板配置: 压板代号 2LP1 2LP2 2LP3 2LP4 2LP5 2LP6 2LP7 2LP8 2LP9 2LP10 2LP11 2LP12 2LP13 2LP14 2LP15 2LP16 2LP17 压板名称 备用 复压I段 复压II、III段 零序I段 零序II、III段 充电保护I段过流 充电保护II段过流 充电保护I段零序 充电保护II段零序 备用 备用 备用 备用 备用 跳闸出口 备用 备用 压板用途 功能压板 功能压板 功能压板 功能压板 功能压板 功能压板 功能压板 功能压板 出口 投退要求 备用 根据定值单投切 根据定值单投切 根据定值单投切 根据定值单投切 投入 投入 投入 投入 退出 退出 退出 退出 退出 根据定值单投切 退出 退出 110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
2LP18 2LP19 2LP20 2LP21 2LP22 2LP 23 2LP 24 2LP28 2LP29 2LP30 备用 备用 备用 备用 备用 备用 备用 110kV内桥770开关遥控压板 110kV内桥7702刀闸遥控压板 110kV内桥7701刀闸遥控压板 退出 退出 退出 退出 退出 退出 退出 退出 退出 退出 5.2.13 110kV内桥保护测控及备自投屏后3只空开 编号 1K 2K1 2K2 名称 110kV备自投电源空开 110kV内桥770开关测控电源 110kV内桥770开关操作电源 型号 S252S S252S S252S 规格A 3 3 3 空开厂家 ABB ABB ABB 110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5.2.14 10kV线路、分段保护及测控装置
5.2.15 10kV线路、分段保护及测控装置采用ISA-351G型微机数字式线路保护监控装置。 5.2.16 保护配置如下： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 保护种类 速断 限时速断 过流 相电流加速段 反时限保护 过负荷 零序电流保护 滑差闭锁低周减载 低压减载 外部跳闸开入保护 外部告警开入保护 重合闸 控制回路断线 PT断线 压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 动作情况 跳开关，告警 跳开关，告警 跳开关，告警 跳开关，告警 不投 预告信号 告警 不投 不投 不投 不投 重合开关，告警 预告信号 预告信号 5.2.17 ISA-351G型微机数字式线路保护监控装置面板布置与显示
信号灯 类型 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类： 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装保护行为类 告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 备用（红） 合后（橙） （代替传统控制把手合闸后位置） 断路器位置 合位（红） 断路器在合闸位置 跳位（绿） 断路器在分闸位置 合位（红）、跳位（绿）均亮则装置工作不正常。 液晶显示窗
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
装置的液晶显示窗口如下图所示，包括 A、B、C、D、E、F、G、H 八个区域，A 区为主显示区， B、C、D、E、F、G及H区为状态提示区。 A区 主显示区，共可显示三行汉字。菜单操作状态下，显示菜单主信息；在非菜单操作状态下，循环显示交流量，当有自诊断信息或未复归保护事件产生时将弹出显示，提示处理或复归。 B区 显示装置通信地址编号，如：12代表本装置通信地址编号为12。装置编号范围为01～255。当装置编号超过99时，编号的百位数以编号左边框上的横线数表示。该区反白表示通讯正常。 C区 显示 Sx 或yx。Sx 指示保护当前使用第 x 套定值，如：S4 代表当前有效定值为第 4套；显示yx时，y指示当前功能的总条目数，x为光标所在条目，如：94表示当前功能共9个条目，光标指示的为第4个条目。 D区 提示当前状态下可以操作或装置可以响应的键。 E区 非菜单操作情况下，显示双 CPU 通信状态，不显示通信标志说明该种通信中断，单CPU装置无此通信标志显示；界面操作时用于显示交流幅值调节系数。 F区： 非菜单操作状态下，显示本装置的通信口 1、口 2 和上一级通讯管理机的通信状态，任一通信口不显示该通信标志说明该口通信中断；界面操作时用于显示交流幅值调节系数。 G区 非菜单操作状态下，显示重合闸充电标志（“空心电池”表示重合闸未充电，“实心电池1”表示重合闸可重合一次，“实心电池2”表示重合闸可重合二次，“电池闪烁”显示表示重合闸正处于充电过程中。）若进入“交流量调试”菜单，则 EFG区共同用于显示当前通道交流量幅值调节系数。 H区 提示装置当前功能状态。在循环显示状态下显示保护运行状态：运行/退出；在界面菜单操作状态下显示一级菜单名：投入/查看/打印/配置/整定/调试/通信/预设/测控。 键盘
“▲”键： 光标上移一行或数值增加，或上翻一页； “▼”键： 光标下移一行或数值减少，或下翻一页； “?”键： 光标左移一格，或上翻一页； “?”键： 光标右移一格，或下翻一页；
“返回”键： 退出某项菜单返回其上一级菜单，或取消某项修改；
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
“确认”键： 确认当前修改或执行当前选择，或进入下一级菜单； “F1”键：刷新界面显示，或数值大量减少； “F2”键：暂停界面显示，或数值大量增加；
5.2.18 ISA-351G型微机数字式线路保护监控装置菜单界面操作说明
主菜单 装置正常运行时，按“确认”键进入主菜单。在任何菜单界面下，连续按“返回”键可回到主菜单。在主菜单界面按“▲”“▼”“?”“?”键移动光标选择操作项，按“确认”键进入。 投退 查看 打印 配置 整定 调试 通信 预设 测控 状态行 子菜单
【投退】菜单用于保护的手动投退。当装置保护因为界面操作、装置自诊断故障等退出运行时，必须通过此项菜单手动投入保护。如果相应自诊断信息未消失，保护将无法投入。
【查看】菜单可在保护运行中查看包括装置信息、保护信息、测控信息和通信报文在内的共四大类信息。若液晶显示屏一页不能显示完，则分页显示（根据状态行提示操作）。 【整定】菜单用于整定保护定值。
1) 选择定值套别：本装置最多可存9 套定值。
2) 整定定值：整定选定的定值套别的定值。按??键选择需整定的定值组，选定定值组后按“确认”键进入单个定值正常显示状态，按“确认”键进入单个定值修改状态，此时定值反白显示，按▲▼??键可修改该定值的值，按“确认”键确认修改，按“返回”键取消修改；若设定的定值超出默认的有效范围，按“确认”键后装置显示“ERR”，再按“确认”键，显示前一次设定的定值，可重新设定。在单个定值正常显示状态下，按▲▼键每次移动一个定值条目，当光标移至本定值组定值序号的上下边界时，光标会自动跳到本组的定值下上边界上，按??键每次移动一个定值，当光标移到本定值组定值序号的上下边界时，光标会自动转到本定值组的上一定值组或下一定值组的开始位置。 3) 恢复默认值：输入正确密码后，按“确认”键即开始恢复默认定值，恢复默认定值完成后，按“确认”键返回上一级菜单。 【打印】菜单用于打印各种信息与记录。因装置未配印机，此功能不用。 【配置】、【调试】、【通信】、【预设】菜单用于配置与保护相关的参数。是厂家人员和继保人员专用，运行人员不能操作。
【测控】菜单下可以显示有关的遥测、遥信等信息。
5.2.19 ISA-351G型微机数字式线路保护监控装置菜单操作口令
进入【整定】、【配置】、【调试】、【预设】等菜单时，保护将退出运行或更改装置参数，因此进入这些菜单时需要输入口令。默认口令为“000”。
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5.2.20 动作信息及说明:保护或信号动作时，装置面板上的“动作灯”点亮。装置异常时，
装置面板上的“告警灯”点亮。通过面板键的操作，可以进一步查看动作信息或装置异常的详细信息。 保护动作信息： 动作信息 速断动作 限时速断动作 过流动作 反时限保护 过负荷动作 零序电流保护动作 低周减载动作 低压减载动作 重合闸 PT断线动作 控制回路断线 弹簧未储能 告警种类 跳闸，告警 跳闸，告警 跳闸，告警 不投 预告 告警 跳闸，告警 跳闸，告警 重合闸，告警 预告 预告 预告 5.2.20.1 开关的分、合闸操作：当远方/当地切换开关置远方位置时，可以在后台机或监控中
心进行操作，即实现分、合闸。当远方/当地切换开关置当地位置时，只能采用KK开关进行就地分、合闸操作。 5.2.20.2 值班员运行中仅限于对检查“保护定值”、“保护信息”、“装置信息”，所进行的操作
以及对时间的修改所进行的操作。不得修改定值和参数，不得做跳闸试验。对于“手动探地”的操作，现场值班员应得到调度员的许可后才用监控机操作。
5.2.21 保护压板配置: 压板代号 LP1 LP2 LP3 编号 1ZKK 2ZKK 3ZKK 4ZKK ZKK 压板名称 保护跳闸 减载跳闸 重合闸 投退要求 投入 根据定值单投切 根据调度命令投切 型号 5SX52 5SX22 5SX23 5SX22 C65N 规格A C6 C10 C4 C10 C6 空开厂家 5.2.22 10kV开关柜内空开 名称 控制电源 储能电源 保护交流电压 加热照明电源 闭锁电源 110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5.3
5.3.1 5.3.2
电容器保护
10kV电容器保护及测控装置采用ISA-359G型微机数字式电容器保护测控装置。 保护配置如下： 序号 保护种类 1 电流速切 2 定时限过电流 3 4 5 6 7 8 9 10 11 有流闭锁失压 定时限过电压 电容器低压自投 控制回路断路告警 PT断线告警 外部告警开入保护 外部跳闸开入保护 差压保护 零序电流保护 压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 动作情况 跳开关，告警 跳开关，告警 失压保护投――跳开关，告警 失压保护退――发预告信号 过压跳闸投――跳开关，告警 过压跳闸退――发预告信号 退出 预告信号 预告信号 退出 退出 跳开关，告警 退出，告警 5.3.3
ISA-359G型微机数字式电容器保护监控装置面板监视 类型 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装保护行为类 告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 备用（红） 合后（橙） （代替传统控制把手合闸后位置） 断路器位置 合位（红） 断路器在合闸位置 跳位（绿） 断路器在分闸位置 合位（红）、跳位（绿）均亮则装置工作不正常。 动作信息及说明：保护或信号动作时，LCD闪烁显示“动作信息”。装置异常时，闪烁显示“装置异常”。通过面板键的操作，可以进一步查看动作信息或装置异常的详细信息。保护动作信息 动作信息 告警种类 速断动作 跳闸，告警 过流动作 跳闸，告警 失压动作 跳闸，告警 过压动作 跳闸，告警 差压动作 跳闸，告警 5.3.4
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
零序电流保护 PT断线动作 控制回路断线 5.3.5 5.3.6 5.3.7
告警 预告 预告 开关的分、合闸操作：参见10kV线路保护部份的相关内容。 保护装置的操作：参见10kV线路保护部份的相关内容。 保护压板配置 压板代号 LP1 LP2 LP3 LP4 LP5 压板名称 保护跳闸 重合闸 遥控合闸 遥控分闸 低电压投退 投退要求 投入 退出 投入 投入 投入 110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5.4
5.4.1 5.4.2
10kV1号消弧（站用）变保护及测控装置
10kV1号消弧（所用）变采用ISA-381G型微机数字式站用变/接地变保护测控装置。 保护配置如下： 序号 保护种类 1 I段过电流 2 II段过电流 3 低压侧I段零序过流 4 低压侧II段零序过流 5 低压侧反时限过流 6 过负荷 7 非电量1保护 8 非电量2保护 9 非电量3保护 10 非电量4保护 11 控制回路断线告警 12 瞬时电流速断 13 高压侧零序电流保护 14 母线接地 压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 软压板 动作情况 跳开关，告警 跳开关，告警 退出 退出 退出 预告信号 退出 退出 退出 退出 预告信号 退出 告警 预告信号 5.4.3
ISA-381G型微机数字式站用变/接地变保护测控装置的面板监视 类型 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装保护行为类 告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 备用（红） 合后（橙） （代替传统控制把手合闸后位置） 断路器位置 合位（红） 断路器在合闸位置 跳位（绿） 断路器在分闸位置 合位（红）、跳位（绿）均亮则装置工作不正常。 动作信息及说明:保护或信号动作时，装置面板上的“动作灯”点亮。装置异常时，装置面板上的“告警灯”点亮。通过面板键的操作，可以进一步查看动作信息或装置异常的详细信息。 保护动作信息：
动作信息 I段过电流 II段过电流 低压侧I段零序过流 跳闸，告警 跳闸，告警 不投 告警种类 5.4.4
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
低压侧II段零序过流 低压侧反时限过流 过负荷 控制回路断线告警 瞬时电流速断 高压侧零序电流保护 母线接地 弹簧未储能 5.4.5 5.4.6 5.4.7
不投 不投 预告 预告 不投 不投 预告 预告 开关的分、合闸操作：参见10kV线路保护部份的相关内容3.4.2。 保护装置的操作：参见10kV线路保护部份的相关内容3.4.2。 保护压板配置: 压板代号 LP1 LP2 压板名称 保护跳闸 减载跳闸 投退要求 投入 退出 110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5.5
5.5.1 5.5.2
变电所综合自动化监控系统
变电所综合自动化监控主站采用深圳南瑞科技有限公司生产的ISA-300+型变电所综合自动化监控装置。
ISA-300+装置监控主站系统画面人机界面由状态栏、窗口区和工具栏组成。状态栏实时显示系统周波、网络通讯状态、主服务器运行状态，以及事件状态；窗口区显示电气主接线图，潮流的分布和流向，开关、刀闸和信号量的实时状态，提示图元和实时库测点的连接状态，以不同的颜色区分母线带电状态，提供人工设置和运行操作界面，以曲线、棒图和控件直观显示潮流量和比较信息。 监控主站系统人机界面
5.5.3
5.5.3.1 状态栏，在人机界面上方一状态条，由光字牌、信号灯和LED数码显示（显示频率）
所组成。
状态条显示说明：
? SOE事件：运行系统存在未确认的SOE事件时，光字牌闪烁。点击光字牌将显
示最近发生的SOE事件。 ? 越限信息：运行系统存在未确认的遥测越限事件时，光字牌闪烁。点击光字牌
将显示最近发生的遥测越限事件，本期工程未进行越限设置。 ? 保护信息：运行系统存在未确认的保护事件时，光字牌闪烁。点击光字牌将显
示最近发生的保护事件。 ? 自检信息：运行系统存在未确认的自检事件时，光字牌闪烁。点击光字牌将显
示最近发生的自检事件。 ? 系统信息：运行系统存在未确认的系统事件时，光字牌闪烁。点击光字牌将显
示最近发生的系统事件。 ? 命令跟踪：运行系统存在未确认的操作命令时，光字牌闪烁。点击光字牌将显
示最近发生的操作信息。 ? 总览：以上信息的集合。
点击同一个光字牌将打开或关闭事件表，事件表中每一项最左侧的图标□中有一面小红旗时，表明该项事件已经过确认，空的表明该项事件未经过确认，通过鼠标左击点击□逐一确认或右键全部确认。 信号灯说明：
? 主服：标识与主服务器通讯状态。当与主服务器通讯中断时，该信号灯为红色，
通讯正常时该信号灯为绿色。 ? AB网：标识本客户机与服务器当前网段使用情况。当使用A网连接时为绿色，
使用B网连接时为蓝色，AB网段都未使用时为红色。 ? 五防：标识五防是否在线，本期工作未采用监控系统自带的五防功能，因此正
常为红色。 ? 遥控：标识本地遥控闭锁情况。本地遥控闭锁时为红色，本地遥控开放时为绿
色。
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5.5.3.2 工具栏，在人机界面下方一状态条，状态条显示说明：
? 画面索引：以树状目录显示当前所有画面，双击画面名称即可进入相应的画面。
? 参数设置：设置客户端任务名称、当地遥控权限等监控系统参数的设置，运行
人员不得进行参数的设置。 ? 打印：打印出当前显示的画面 ? 静音：中止当前语音告警或音响告警。
? SCADA内核：显示实时数据库，修改统计报表数据，监视网络通讯报文，修改
变比等。 ? 画面缩放：放大缩小系统当前显示的窗口。 ? 画面平铺：将已打开的所有画面平铺显示。
? 导航：查看当前窗口中所有图元的位置，鼠标左键点击导航窗口中的目标位置，
即可快速到达目标。 ? 画面分层：分层显示开关、信号、潮流和保护信息，此功能由厂家人员设置。 ? 修改密码：用户可以在此修改自己的密码。注意密码的保密，严禁无关人员使
用操作人员密码进入。 ? 值班登录：运行人员在进行操作前必须从此登录，才能进行各种遥控、遥调操
作。 ? 系统退出：退出客户端系统运行程序，运行人员无此权限。 ? 图形组态、配置库编辑：均为厂方人员使用。
? 历史报表：启动报表程序，根据不同的查询条件，查询历史表和统计表。 ? 主从服务器切换：本期工程只设一台服务器，故不能进行切换服务器。
5.5.4
ISA-300+监控系统的遥控操作，需要遥控操作时，首先要值班登录，然后才能进行遥控操作。
5.5.4.1 遥控开关
通过一次接图操作
① 在一次主接线图画面，选择需要操作的开关或刀闸，右键选择遥控合闸或遥控分闸；
② 弹出窗口中输入操作人和监护人的姓名和口令； ③ 单击“确认”按钮； ④ 弹出“控制信息”窗口；
⑤ 确认操作信息正确后，按“执行” 键下发操作命令，执行遥控操作。如操作信息不正确，应按“取消” 键取消已申请的遥控操作。 ⑥ 全部操作完毕，值班员应进行“值班登出”按钮。 5.5.4.2 变压器的遥控调压
通过一次接图操作
① 在一次主接线图画面，选变压器调压操作的升、降、停按钮； ② 弹出操作登录窗口中输入操作人和监护人的姓名和口令；
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
③ 单击“确认”按钮；
④ 弹出“控制信息”窗口，输入需操作的设备编号； ⑤ 单击“执行”按钮；
⑥ 按“执行” 键下发操作命令，执行遥控操作。如操作信息不正确，应按“取消” 键取消已申请的遥控操作。
⑦ 全部操作完毕，值班员应进行“值班登出”按钮。
5.5.4.3 启动后台监控机的步骤：
1) 接通后台机显示器和主机电源； 2) 打开后台机显示器和主机电源开关；
3) 待WINDOWS启动完毕后，检查系统启动正常；
4) 双击桌面上“服务器”小图标，然后双击桌面上“后台机”小图标，进入监控
装置主站画面。 5.5.4.4 关闭后台监控机的步骤：
1) 只有超级用户才能退出后台机中的监控装置程序； 2) 单击WINDOWS中的开始按钮； 3) 选择关闭计算机，确认。
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5.6
5.6.1
公用设备
公用测控装置采用ISA-342G型变电站公共测控装置。
5.6.1.1 ISA-351G型微机数字式线路保护监控装置面板布置与显示
信号灯 类型 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类： 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装保护行为类 告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 备用（红） 110kV电压并列装置采用ISA-389G型通用辅助装置。
5.6.2
5.6.2.1 乐汇711线变和乐启75 1线压变二次可并列，但须在110kV内桥770开关改运行后
进行； 5.6.2.2 乐汇711线变或乐启751线母线压变停用时，压变二次可并列；并列后，装置上“并
列”灯应亮。 5.6.2.3 并列时，检查乐汇711线变和乐启751线母线压变电压投退开关在投入位置，将电
压并列屏上“110kV电压并列开关”切至“手动并列”位置；正常时切在“中间空位”位置。
5.6.3
110kV电压并列及公共测控屏后4只空开 编号 名称 1K 公共测控装置电源空开 3K 110kV电压电压切换装置 4K 110kV电压电压切换装置 8K 电压继电器直流电源空开 型号 S252S S252S S252S S252S 规格A 3 3 3 3 空开厂家 ABB ABB ABB ABB
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
5.7
5.7.1
备用电源自投装置
采用深圳南瑞科技有限公司的ISA-358G型微机数字式备用电源自动投入装置（以下简称备自投装置），可实现线路备自投或110kV内桥备自投，本期采用110kV线路备自投。
线路备自投装置的动作原理：1、110kV线路电压互感器（乐汇711线、乐启751线）二次无压作为启动条件，运行的110kV线路有无流作为闭锁条件，满足备自投启动条件，t1时间跳开运行线路间隔断路器，t2时间合备用线路间隔的断路器。 装置投运的运行要求：
1. 本装置交流电压取自110kV线路电压互感器（乐汇711线、乐启751线）； 2. 运行中应检查装置中运行灯1、运行灯2是否正常、是否发异常信号、备自投开关及正常进线开关位置指示灯是否正常、装置中备自投软压板是否符合调度命令或继保定值单要求； 线路备自投装置的操作 ? 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8)
线路备自投装置的启用：
合上备自投装置110kV进线交流电压开关； 合上备自投装置直流电源开关；
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； 检查备自投装置中定值为*号定值单，运行在*区； 检查主变保护闭锁备自投压板确已投入；
检查备自投装置无异常信号后，将110kV线路备自投开关LQK切至投入位置； 投入110KV运行线路开关跳闸出口压板、110KV备用线路开关合闸出口压板； 检查备自投装置运行状况是否正常，指示灯或充电指示是否正常。
5.7.2
5.7.3
5.7.4
? 线路备自投装置停用：
退出备自投装置屏：110kV线路开关跳闸出口压板、110kV线路开关合闸出口压板。 ? 备自投装置检修：
1、将备自投装置改至停用状态；
2、分开110kV备自投装置交流电压开关； 3、分开110kV备自投装置直流电源；
5.7.5
110KV线路备自投启用条件：
1) 乐汇711开关（乐启751开关）、110kV内桥770开关运行 2) 乐启751开关（乐汇711开关）热备用
下列情况须停用备自投装置：
1) 不符合备自投启用条件或一旦操作后即不符合备自投启用条件之前； 2) 110kV电源进线任一线路压变停用或有失压信号时；
3) 乐汇711线、乐启751线任一线改为线路检修或线路开关检修； 4) 110kV内桥开关检修；
5) 主变停送电、并解列操作； 6) 装置异常且不能恢复。
线路备自投装置投入运行的操作举例：
5.7.6
5.7.7
110kV民乐变电站现场运行规程 第五章 继电保护及自动装置
1、检查备自投装置交、直流电源确已放上和备自投装置中定值与定值单相符合（检查备自投装置无异常信号）；
2、在备自投装置屏上：投入运行线路开关跳闸压板； 3、在备自投装置屏上：投入备用线路开关合闸压板；
5.7.8
备自投装置压板配置： 标号 压板名称 1LP1 乐启751开关跳闸出口压板 1LP2 乐启751开关合闸出口压板 1LP3 乐汇711开关跳闸出口压板 1LP4 乐汇711开关合闸出口压板 1LP5 备用（110kV内桥770开关跳闸出口压板） 1LP6 备用（110kV内桥770开关合闸出口压板） 备自投装置的巡视检查：
备自投装置每周巡视不少于一次。巡视内容包括对装置的运行情况，信号、通讯是否正常，充电指示是否正常，以及压板的投退等等。
当发现备自投装置出现异常告警时，应立即汇报调度，必要时经调度允许停用备自投装置，在备自投装置跳、合闸所有出口压板未退出前，严禁取下备自投装置交流电压回路熔丝。
5.7.9
5.7.10 备自投装置的异常情况处理：
5.7.11 ISA-358G型备用电源装置的运行维护及操作 。 5.7.12 信号灯 信号灯名称 发 信 意义 运行1（绿） 指示装置管理CPU板的功能运行情况； 装置状态类： 运行2（绿） 指示装置保护CPU板的功能运行情况。 动作（红） 指示保护跳闸元件动作情况，可复归； 提示告警，当保护退出 / 装置显示自检信息 / 装置显示未复归告警事件时，告警灯亮，即只有在装保护行为类 告警（橙） 置保护投入、无自诊断信息且没有未复归告警事件时，告警灯才不点亮； 备用（红） 装置的操作:参照10kV线路保护ISA-351G装置的操作4.4.4。
★注意：运维班人员在现场仅限于对检查“开关信号”、“保护数据”、“装置状态”、“动作信息”、“事件记录”、“保护定值”所进行的操作以及对时间的修改所进行的操作。不得修改定值和参数，不得做跳闸试验。
5.7.13 动作信息及说明
类型 保护或信号动作时，LCD闪烁显示“动作信息”。装置异常时，闪烁显示“装置异常”。通过面板键的操作，可以进一步查看动作信息或装置异常的详细信息。 ? 保护动作信息 动作信息 备自投动作 过流闭锁 告警种类 预告 预告
外部闭锁 PT断线 110kV民乐变电站现场运行规程
预告 预告 第五章 继电保护及自动装置
110kV民乐变电所现场运行规程 第六章 通信设备
6
6.1
6.1.1
通信设备
通信系统的构成
光纤通信系统：由一套中兴光纤通信系统和一套PCM终端设备构成。中兴光纤通信系统采用深圳中兴通讯股份有限公司ZXMP-S330 型光端机和深圳迈克威通信股份有限公司DL-P210智能PCM终端设备，设备巡视时必须对以上设备进行巡视。 设备结构：
6.1.2
6.1.2.1 中兴ZXMP-S330 型光端机
中兴ZXMP-S330型光端机共有34个槽位，下7、8槽位固定插时钟板（SC板卡），下8、10槽位固定插交叉板（CS板卡），下18槽位插设备网元控制板（NCP板卡），上8、9槽位插电源接口板，上7槽位插时钟接口板（SCI板卡），上17槽位插网元控制接口板（NCPI板卡），其他槽位可以任意插业务板卡。
B I E 1 *21ESE1*21EIFE*4OIS4*1SPPCWWIRROIS4*1EIFE*4NCPI E E S L P P F P E E E 4 1 1 * * * * 6 12121 S S C C C C S S L P 4 * 1 S F E * 6 N C P
6.1.2.2 DL-P210智能PCM终端设备
DL-P210智能PCM终端设备共有20个槽位，从左到右分别为槽位1～20。
槽位17固定插驱动板（DRV）、槽位18固定插主板（SCU）、槽位19和20固定插电源板（POWERR）、槽位1～16为业务板卡[一般配置有EM板(音频四线)、FXS(电话用户接口)、V24(低速数据)三种板卡]