高压开关所安全操作规程_开关_中国百科网
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高压开关所安全操作规程
    高压开关所安全操作规程
　　　本标准规定了公司高压开关所的操作运行规程。高压开关所是三环分公司内动力、照明用电的供配电中心，主要作用是将上级降压站送来的电力分配输送到车间配电室的，供给生产装置动力、照明用电；另一方面通过开关所内的高压电动机柜,把6kV电源送到高压电动机。本标准的通用部分对高压的运行监控规定同时适用于公司全部相同电压等级的设备。本文未尽事宜以现行《设备管理制度》等文件作为补充。
　　　本规程每三年进行评审和修订，当110kV总降压站设备发生较大变化时进行按附件形式进行补充。
本规程适用于总降压站、余热电站和运行电工岗位，含变电和配电两个工序。
2．规范性引用文件
2.1电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分) DL 408&91
2.2原中华人民共和国化学工业部《设备维护检修规程》（第二部分）
2.3编制电气安全标准的导则GB/T
2.4电力运行规程DL/T 572&95
3．岗位任务
3.1将总降压站提供的6kV电能分配给6kV电动机或车间变压器。
3.2根据负荷和电源情况进行电能计量和无功补偿控制，
3.3对所供电的设备实现控制和保护。
3.4按系统运行情况，根据调度令进行倒闸操作，保障各运行方式的供电安全可靠。
4．通用部分
4.1 主电源的运行方式
4.1.1 单回路供电高压开关所运行方式
4.1.1.1 公司共有海口泵房(A0)、湿法排渣（C12）、回水区（C61）2个高压开关所属单母线单电源接线。
4.1.1.2海口泵房(A0)开关所必要时可通过A0－5－00柜由马龙股份公司联络供电。
4.1.2 双回路供电高压开关所运行方式
4..1.2.1 高压开关所由A1总降压站6kV I、II段母线上的两个高压开关柜分别通过两根电缆送到本高压开关所的I、II回母线上，两段母线设有联络开关。在正常情况下高压开关所的I、II段母线分段运行，母联开关处于断开位置。
4.1.2.2 在事故情况下或是在供电负荷较轻的情况下，高压开关所的I、II段母线可通过母联开关联络供电，由高压开关所I段或者II段进线供电，这时高压开关所6kV II段或者6kV I段进线开关处于断开位置。
4.1.2.3 当一种运行方式转为另一种运行方式时，为了保证连续供电，在与总降压站联系后, 高压开关所6kV I、II段（除磷酸、循环水开关所外）可通过母联开关短时并列切换。
4.2 倒闸操作
4.2.1 进行倒闸操作时应谨慎、细心，必须认真执行操作票制度、工作票制度和监护制度，操作前检查所要操作的设备必须符合运行条件，才能进行操作。　　　　　　　　　
4.2.2 在正常情况下，一切倒闸操作必须得到调度的命令才能进行，命令必须符合当时的运行方式。如当值人员认为命令有误，有权拒绝操作，待纠正和双方统一认识后，方能进行操作。
4.2.3 开关所的倒闸操作命令，必须由当值人员亲自接受，用电话联系时，双方必须报清姓名，当值人员接受命令后，立即重诵一遍，以免听错。操作前接命人应详细向其他值班人员讲清操作任务和目的，共同明任务目的后，由副值填写倒闸操作票，正值审核，然后根据操作票进行操作。
4.2.4 操作必须严格执行监护制，在一般情况下，应由正值担任监护人，副值担任操作人。在进行操作时，应首先检查所操作的设备名称，编号是否相符，设备所处状态是否相符，然后监护人按照操作顺序高声唱票（每次只可唱一项操作），操作人核对设备后，高声复诵，并空做操作手势，监护人认为无误后，操作人才可动手操作。每项操作完毕后，要在操作票该项前打&&以示完成此项操作，同时必须切实检查设备在操作后的实际位置是否达到要求，如有出入，应立即停止操作进行检查，找出原因，防止操作事故的发生，待全部操作结束，当值人员应向发令人报告操作后的实际情况，并做好记录。
4.2.5 禁止约时停送电及限时停送电。在开关所内发生危及人身和设备安全的紧急情况下或生产车间内发生危及人身和设备安全事故，操作工发出请求，当值人员问清情况后，有权自行断开电源（进行停电操作），但事后应作记录，并迅速向上级报告。
4.2.6 合隔离开关(含小车触头)时，必须果断迅速，即使合错发生电弧时，也不准再将隔离开关重新拉开；拉隔离开关时，应谨慎，特别是当刀片刚离开固定触头，如发生较大电弧时，应迅速再将隔离开关合上，检查原因。
4.2.7 因检修需要停电时，首先必须得到调度同意，才能停电。停电操作完毕办理检修工作票（不论本公司、外委施工人员都必须办理），安全措施完善后才能进行检修；
4.2.8 检修完毕，检修人员撤离现场，办理工作票结束手续。待安全措施撤除,工作票结束后,检查设备已具备运行条件，得到调度同意才能将设备重新投入运行。
4.2.9 新建装置的首次供电必须按公司规定办理相关送电手续方可送电。
4.3 停送电倒闸操作
4.3.1停送电倒闸安全操作的原则
4.3.1.1断电时先断负荷侧，后断电源侧；先断断路器，后断隔离开关。送电时先送电源侧，后送负荷侧；先合上隔离开关,次合下隔离开关，后合断路器。
4.3.1.2 操作隔离开关或断路器小车前，必须检查断路器在断开位置。
4.3.1.3 操作断路器时，必须观察电流表变化情况。
4.3.1.4不准用隔离开关（或隔离小车）断开故障设备（包括、避雷器）。
4.3.1.5 为保证人身安全，断路器和开关尽量采用远端操作方式。
4.3.2 开关所内全送电的操作顺序
4.3.2.1 接调度通知后，首先检查6kV开关所内电动机柜、进线和母联的隔离开关（或手车）、断路器确在断开位置，检修后的6kV母线应绝缘检查合格（绝缘电阻&100M）。
4.3.2.2合上直流屏操作电源、信号电源，检查信号屏上信号指示灯是否亮，光字牌、预告音响讯号是否正常。是否能保证正常跳合闸。
4.3.2.3告诉调度开关所内电气设备已检查完毕，可以通知总降送本开关所6kV I段（或6kV II段电源）,得到调度的命令后进行操作。
4.3.2.4 合上6kV I段电压柜隔离开关及避雷器柜隔离开关（或手车推至工作位置）。
4.3.2.5 合上6kV I段进线隔离开关及高压断路器，合上后检查6kV I段电压表的线电压及相电压指示应正确。
4.3.2.6 送所用变，检查所用变低压侧开关是否确在断开位置后，合上所用变隔离开关及断路器，合上直流屏电源开关，用所用变对直流屏供电。
4.3.2.7检查直流屏母线（控制）电压、合闸电压、浮充电压、浮充电流是否正常。
4.3.2.8 检查6kV I段上变压器、电缆符合运行条件后，合上变压器柜上隔离开关（或手车推至工作位置）按先合上隔离开关后合下隔离开关顺序，并合上断路器。
4.3.2.9合上6kV II段及避雷器柜隔离开关及6kV II段进线隔离开关(先合上隔离开关后合下隔离开关)及油(真空)开关后检查6kV II段电压表指示是否正常。
4.3.2.10根据调度命令分别送上变压器柜、高压电机柜电。先送控制及合闸电源，再送隔离开关（或手车推至工作位置）并把允合开关搬至允合位置。
4.3.3 变压器出线柜送电操作顺序
4.3.3.1 接调度通知后，应检查与此变压器出线柜有关的工作票是否结束，安全措施是否已拆除。根据规定检查变压器及电缆绝缘是否合格。
4.3.3.2符合运行条件后，合上该柜的保护电源及合闸电源，检查保护处于投运状态。
4.3.3.3合上此变压器柜隔离开关。
4.3.3.4合上断路器。
4.3.3.5 断路器合上后应观察电流值是否在额定值内，并无异常声音及气味。
4.3.3.6通知调度此变压器已投运。
4.3.4高压电动机柜的送电操作
4.3.4.1接调度通知后，应检查与此变压器出线柜有关的工作票是否结束，安全措施是否已拆除。对停运72小时以上、有可能受潮或检修过后的，还应检查出线电缆及电动机绝缘电阻应大于6 M。
4.3.4.2送上该柜的保护电源及合闸电源，检查保护处于投运状态。
4.3.4.3合上该柜的隔离开关，将允合开关搬到允合位置，带连锁的电动机需将连锁开关打至连锁位置。
4.3.4.4通知调度该柜高压电动机可以投运，运行电工至现场监护启动。
4.3.4.5 当岗位操作工在现场或控制室启动后，应注意观察电流表是否在额定值范围以内，开关有无异常现象。如有异常，立即向调度报告。
4.3.5变压器柜的停电
4.3.5.1接调度的通知后按下列顺序进行：
4.3.5.2断开该柜的断路器；
4.3.5.3检查断路器确已断开后，断开隔离开关；
4.3.5.4通知调度该变压器已停电。
4.3.6 高压电动机的停电
4.3.6.1高压电动机的停机是由岗位操作工在现场或控制室进行，只有当岗位操作工无法停车，才由电工在高压柜上将开关搬到跳闸位置或者是跳闸铁芯使断路器跳闸。
4.3.6.2接到调度通知需要断开隔离开关时，首先应确认电流表指示为零,断路器信号指示已断开后,方可将允合开关搬到禁止位置，再断开隔离开关。
4.4 所用变压器的运行
4.4.1所用变压器是一台专用的电力变压器，它只供给本高压开关所内的低压屏作为站内照明、动力用电；经整流后的直流电源供开关所的保护、控制、信号用。
4.4.2开关所运行时,站用变压器必须投运，以保证配电变压器投运时有可靠的控制、信号及保护电源。
4.4.3当交流电消失后，所内少量必要的白炽灯事故照明可改由短时供电。
4.4.4严禁所用变向外供电， 当站内检修需要时，可由所用变供电，但必须采取负荷控制措施以保证所用变的安全运行。
4.5 直流系统的运行
4.5.1直流屏作用是为了不间断地向本开关所内的控制，保护、信号回路提供跳合闸、信号所必需的直流电源。只要开关所投运（高压母线上已带电或一有高压电送入时，高压母线就立即带电），就必须保证提供直流电源给。以保证当高压设备的控制或发生故障时，保护装置能够动作，并发出相应的信号。
4.5.2 直流屏内的免维护蓄电池应经常保持浮充电状态，当大电流放电后可能出现均充补电。充电流应不大于Ie/10，以保护蓄电池不因过充、过放电而损坏。
4.5.3定时查看各电压表、电流表指示是否正常，通过按闪光指示灯判断闪光装置是否完好，通过检查母线正对地和负对地电压小于10V来判断直流系统对地绝缘是否良好。
4.5.4 屏内出现故障报警时，应根据故障的类型，分析故障原因及时处理，以免故障引起其它不良后果。
4.5.5 蓄电池被切出系统时，应采取措施防止交流电失电后系统无直流电。影响保护供电，造成保护装置拒动,开关不会跳闸
4.5.6直流屏供电操作顺序
4.5.6.1交流屏向直流屏供电后，合上直流屏整流电源开关。
4.5.6.2检查交直流电压、电流表应指示正常。
4.5.6.3合上操作信号.电源开关。
4.5.6.4合上合闸电源开关。
4.5.6.5直流系统绝缘检查应良好，
4.5.6.6分别检查闪光、预告、事故、光字信号装置均应正常。
4.6 变压器的正常运行和维护
4.6.1变压器在新安装或检修后投入运行前需电气试验合格。运行人员按规定检查绝缘时，应使用2500V的兆欧表测量高压侧绝缘电阻；变压器在改变分接头位置后，也必须测量直流电阻合格后方可投运。
4.6.2 新变压器在投运前，必须对充油套管，瓦斯等放气孔处放气，并检查所有油循环阀门是否置于打开位置。
4.6.3应用中的变压器所测绝缘电阻与初安装时相比较，若低于初始值的50%时，或有激烈变化时，则应测量变压器绕组的介质损失角tg和吸收比&R60/R15&并取油样化验，根据结果与以前数据综合比较，进行分析而得出是否能投运的结论。
4.6.4 运行中的变压器应检查变压器油位、油的颜色；套管有无污赃、破损、放电痕迹和防爆管玻璃隔膜是否完整；呼吸器内吸湿剂的颜色是否正常；变压器音响是否正常等。
4.6.5 变压器在运行中上层油温最高不得超过95℃。为防止变压器油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃，外加一次电压可以较额定值为高，但一般不超过额定值的105%。
4.6.6变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。
4.6.6.1变压器的事故过负荷的允许值：
事故过负荷对额定负荷之比： 1.3 1.6 1.75 2 2.4 3
过负荷允许的持续时间（分） 120 30 15 7.5 3.5 1.5
4.6.6.2变压器正常允许过负荷允许值：
过负荷倍数 过负荷前上层油的温升为下列数值的允许过负荷持续时间(时：分)
17℃ 22℃ 28℃ 33℃ 39℃ 44℃ 50℃
1.05 5:50 5:25 4:50 4:00 3:00 1:30 －
1.10 3:50 3:25 2:50 2:10 1:25 0:10 －
1.15 2:50 2:25 1:50 1:20 0:35 － －
1.20 2:05 1:40 1:15 0:45 － － －
1.25 1:35 1:15 0:50 0:25 － － －
1.30 1:10 0:50 0:30 － － － －
1.35 0:55 0:30 0:15 － － － －
1.40 0:40 0:25 － － － － －
1.45 0:25 0:10 － － － － －
1.50 0:15 － － － － － －
4.6.6.3风扇冷却变压器若上层油温超过55℃，负荷超过额定值的70%时，则应起动风扇。在风扇停止工作时，允许带额定负荷的70%连续运行。
4.6.6.4 当风扇停止工作时的允许负荷和持续时间
负荷与变压器额定容量之比 风扇停止时变压器上层油温升为下列数值时的允许负荷的持续时间
18℃ 24℃ 30℃ 36℃ 42℃ 48℃ 54℃
0.75 12:20 11:40 10:55 10:00 8:40 7:00 4:00
0.80 7:40 7:00 6:20 5:25 4:20 3:00 0:50
0.85 5:30 5:00 4:20 3:25 2:40 1:30 －
0.90 4:20 3:50 3:15 2:25 1:45 0:45 －
0.95 3:25 2:55 2:25 1:45 1:08 0:15
1.00 2:45 2:20 1:50 1:20 0:40 － －
1.05 2:15 1:50 1:25 0:55 0:20 － －
1.10 1:50 1:25 1:00 0:35 0:06 － －
1.15 1:30 1:10 0:45 0:20 － － －
1.20 1:10 0:50 0:30 0:08 － － －
1.25 0:50 0:30 0:15 － － － －
1.30 0:35 0:20 － － － － －
4.6.6.5 变压器经过过负荷后，应将事故过负荷的大小和持续的时间记入变压器技术档案。
4.6.7当变压器过负荷超过允许值时，值班员应及时报告调度并及时调整变压器负荷。
4.6.8值班员在发现变器运行有不正常的现象时，应设法及时处理，并将经过情况记入交接班记录中。
4.6.9 各类保护动作时，应查明原因，进行处理后方可重新投运。
4.6.10 有下列情况应立即停运：
4.6.10.1变压器内部音响异常，有爆裂声；
4.6.10.2冷却条件正常而变压器温度激烈上升；
4.6.10.3油枕或防爆管喷油；
4.6.10.4漏油使油面低至油位计所示的下限；
4.6.10.5油色变化过甚，油内发现水分、碳质等；
4.6.10.6套管有破损、裂纹和放电现象。
4.6.10.7 变压器冒烟或着火。
4.6.11变压器的保护装置必须完善可靠，不允许将无保护装置的变压器投入运行，如因工作需要，将保护短时停用，应有措施，尽量不要使全部保护停用，事后立即恢复。
4.6.12正常情况下，变压器退出后，对风冷式变压器，冷却装置不能立即停运，应继续运行15-20分钟。
4.6.13 变压器并联运行应符合下列条件
　　接线组别必须相同。
　　高、低压侧额定电压等级相同。
　　短路电压相等(或短路阻抗相等)。
4.6.14 变压器在安装后以及在进行过有可能使相位变动的工作后，必须经过定相以及组别测定后才能允许并列运行。
4.7 断路器的运行、巡视和维护
4.7.1 断路器在运行中，不论在任何情况下，长期负荷电流不允许超过开关的额定电流值，运行电压应符合开关的额定运行电压。
4.7.2 断路器在长期使用下，各接触部份的最高允许温度为75℃，温升不得超过40℃。
4.7.3 油开关在运行时不允许漏油，油箱的油位应在规定的上、下油位限之间，当油位低于下限时不得切断负荷。
4.7.4 断路器瓷瓶（或瓷套管）应经常保持清洁，应无裂纹，损坏及放电痕迹。
4.7.5 断路器的分、合位置指示、信号指示应与开关实际位置相符。
4.7.6油开关跳闸后，特别是短路故障跳闸后，应观察油开关油位指示中的油是否变色，变色严重的应及时更换油，联系检修处理。
4.7.7凡电动合闸的断路器， 必要时可以利用跳闸铁心分闸，但不允许用手动合闸铁心带负荷合闸。自动掉闸的断路器，未经详细检查或试验不允许再次合闸。
4.7.8断路器及其操作机构所有摩擦转动部份,均应涂以润滑油，定期检查加油。
4.7.9严禁用硬物碰撞真空灭弧室外壳。
4.7.10装有带电显示器的高压柜如断路器断开时仍显示带电，则应视为断路器故障，需进行检查。
4.7.11 当断路器故障不能操作和灭弧时应用上一级断路器断开电源后再用隔离刀闸断开本断路器。
4.7.12 断路器拒合时应着重检查合闸时铁心是否阻滞，控制线路是否正常，接触器动作是否稳定，如无法处理时应及时向车间汇报，不得用任何手动方式将断路器合闸。
4.8 隔离开关的运行
4.8.1 隔离开关禁止带负荷操作，利用隔离开关可以进行以下操作：
4.8.1.1拉合和避雷器；
4.8.1.2拉合空母线及直接在母线上的设备的电容电流；
4.8.1.3开合励磁电流不超过2A的无载变压器和电容电流不超过5A的空载线路。
4.8.1.3开合变压器接地中性点
4.8.2 操作隔离开关前，必须详细检查该回路的所有断路器开关确在断开位置，合上后应检查是否合上、合好；拉开时检查是否三相同时被拉开，拉开后刀片的仰角不小于57度。
4.8.3合隔离开关时必须迅速果断，但在合闸终了时用力不可过猛，误合上隔离刀闸而发生短路时不许重新拉开。
4.8.4拉隔离开关时开始应慢而谨慎，当动触头刚离开静触头时应迅速果断。因误拉开隔离开关而发生电弧时，应立即合上，如开关已全部断开，则不允许将误拉的开关再合上。
4.8.5正常运行时，隔离开关的电流不得超过额定值，温度不得超过允许温度。即：引出接头75℃，导电杆、刀片70℃、触头110℃。
4.8.6 电动操作的隔离开关操作后需检查电机是否已经停转，限位器是否到位。
4.8.7隔离开关电气闭锁动作时严禁随意解锁操作，在认真核对运行方式及操作票后方可解锁或手动操作。
4.8.8 一切型式的隔离开关，不允许在短路时自动脱落。隔离开关在合、分闸位置时，应以闭锁装置闭锁，值班人员在每次分、合闸后都应检查闭锁装置的销子确已销牢，小车的锁紧装置到位，电机或拉杆无回转可能，以避免造成事故。
4.9 电流、电压互感器的运行
4.9.1互感器的运行中巡视检查项目如下：
4.9.1.1瓷瓶（瓷质部份、环氧树脂浇铸体）应清洁无裂纹，无缺损、放电现象。
4.9.1.2注油式互感器的油面应正常，无漏油、渗油现象。
4.9.1.3当线路接地时，应检查供接地监视的电压互感器声音是否正常，有无异味。
4.9.2电流互感器二次侧不许开路，否则二次线圈产生高电势，威胁人身安全或造成仪表、保护装置、互感器二次线圈绝缘的损坏，同时会引起铁芯过热而损坏。
4.9.3电压互感器二次侧不许短路，否则会造成二次保险熔断，甚至会引起电压互感器损坏。
4.9.4互感器发现下列情况，应及时报告，必要时将其停用：
4.9.4.1电压互感器高压侧熔断器连续熔断二、三次以上；
4.9.4.2内部声响异常；
4.9.4.3瓷瓶（资质部份或环氧树脂浇铸体）与外壳产生火花放电。
4.9.5 运行中当电压二次电压消失时，应尽快切换或恢复。
4.9.6 电压互感器停用和断开二次保险或切换电压互感器时，应防止有关继电保护误动跳闸，此时需退出母线上的电压保护。
4.9.7 两组电压互感器二次回路不应长期并列运行。
4.9.8 电流互感器响声过大时值班人员应检查有无放电现象，一次回路是否接地现象，二次回路是否开路，若开路应设法将电流互感器附近端子短路，如无法短路时，应将电流互感器停用。
4.9.9 互感器发现其高压侧绝缘有损坏或冒烟、喷油时，必须用断路器切断。切断前应先退出有关保护。
4.10 电容器运行巡视及维护
4.10.1移相电容器是为了提高我公司用电负荷的功率因数而设置的，因此投入电容器的多少主要由用电负荷的功率因数值确定，但接入的电压过高或环境温度过高都将使电容器损坏。
4.10.2用兆欧表检查电容器的绝缘时，应特别注意将兆欧表线离开后才能停摇兆欧表或放慢摇兆欧表速度，否则电容器反充电将损坏兆欧表。测量后应充分放电，消除残余电荷，防止投入电容器时产生过电压而损坏。
4.10.3电容器柜投切的操作方法，与6kV配电变压器柜类似，但电容器柜禁止带电荷合闸，故电容器柜断开后不能马上合闸，须经自动放电三分钟后才能合闸。加减电容器必须在断开电容器柜三分钟后，经人工充分放电之后才能进行。
4.10.4全停电操作时，应首先切除电容器柜，在全送电操作供电正常后，方可根据功率因数情况分别投入6kV I、II段电容器柜。
4.10.5电容器长期运行电压应小于1.05倍额定电压，长期运行电流不超过1.3倍额定电流，电容器外壳温度不能超过65℃，三相不平衡电流差不大于5％。
4.10.5 运行中的电容器的巡视内容为：
4.10.5.1 三相电流是否平衡，如发现电流超过或减少很多（超过10%）时，则应检查每只电容器的分路保险有无熔断及容量变化情况；
4.10.5.2当母线电压超过电容器额定电压的10%时，应将电容器暂时退出运行，待电压恢复正常后方能重新投入；
4.10.5.3 电容器室内温度到35℃以上时，应暂停运行；
4.10.5.4 检查电容器外壳有无油污，是否鼓胀，套管支持绝缘子有无破损和放电痕迹，有无放电声响。
4.10.6 运行中或停电检查发现下列情况之一，应停用部份或全部电容器：
4.10.6.1电容器温度急剧上升；
4.10.6.2外壳显著鼓胀变形或漏油严重；
4.10.6.3内部有异常响声或套管炸裂、放电现象；
4.10.6.4保险丝熔断。
4.11 电力电缆的运行
4.11.1电力电缆在允许载流量下运行时，导体温度应以制造厂规定为准，若无制造厂规定，
可参照下表执行。
各种电缆导体的长期允许温度℃
电 缆 种 类 额 定 电 压，kV
3及以下 6 10 20～35
天然橡皮绝缘 65 65 － －
粘性纸绝缘 80 65 60 50
聚氯乙烯绝缘 70 70 － －
聚乙烯绝缘 － 70 70 80
交联聚乙烯绝缘 90 90 90 －
充油纸绝缘 － － － 75
4.11.2 中间接头和接线鼻子运行时的温度不应超过允许值。
4.11.3 装有接地保护的电缆，其终端头必须与接地的构架绝缘，终端头的接地线必须穿过零序电流互感器后接地。
4.11.4 电缆的外皮必须保持良好、无漏油、放电现象和异常焦味。
4.11.5 电缆头不浸油，接头不发热，电缆的接地线良好。
4.11.6 在事故情况下允许过负荷不得超过2小时，并不得超过其额定值的15%。
4.11.7 进入电缆沟前应先排气，如闻到异常气味，应立即从最近的出入口退出来，待采取防毒措施后方可进去。
4.12 继电保护的运行
4.12.1值班人员交接班时，应互相检查以下各项，并作好记录：
4.12.1.1控制屏、信号屏、直流屏上各种信号装置是否正常，声光信号是否良好。
4.12.1.2继电保护连接片的投入或切除位置是否正确，信号是否掉牌；感应型电流继电器的掉牌是否复位。微机保护器正常运行灯是否点亮。
4.12.1.3直流屏控制、合闸和对地电压是否正常。
4.12.2系统发生故障引起保护及自动装置动作，发出声、光信号时，值班员应慎重按以下顺序处理:
4.12.2.1解除音响信号；
4.12.2.2根据保护动作及仪表指示，迅速判断故障性质并向调度报告；
4.12.2.3记录开关跳闸时间及何种保护动作，若发生重大事故（主变保护动作，6kV母线短路等）则不允许将信号继电器掉牌复归，只有技术负责人到现场确认，分析动作原因后，方能复归掉牌。
4.13 设备运行检查规定
4.13.1在值班、接班 、交班时应对设备全面检查，值班中负荷高峰时间应加强巡视检查。
4.13.2中班和夜班必须进行熄灯检查，在高峰负荷时进行，检查电气连接部份发热放电现象。
4.13.3 遇雷雨、大雨、大雾天气应加强巡视检查工作；
4.13.4 发生事故时，应特别注意继电保护装置，指示仪表的动作情况；应详细作好记录，并经两人确认是何种保护动作后，才能恢复信号继电器的掉牌信号。
4.13.4 定期或雷击后及时检查避雷器放电记录器动作情况。
4.13.5 巡视检查工作，不得移动遮拦进入危险区以防触电。
4.13.6正常情况下，母线不允许在超过额定参数下长期运行，不能受外力挤压撞击，不能污染腐蚀，最高运行温度软母线为70℃，硬母线为75℃，固定接头75℃，滑动及对接接头110℃。
5 B1原总降开关所
5.1 设备概况
　　　在正常情况下，本开关所的作用是将110kV总降送来的6kV电源通过本所高压开关柜分别送到生产及生活区作为动力和照明用电，当总降110kV电源因故不能供电时，启动自备的一台240kVA柴油发电机，发出的400V电源经过变压器升至6kV，作为全厂保安用电。
5.2 主电源的运行方式
5.2.1 在正常情况下，本开关所由A1开关所供电，通过两根VV3&185mm2电缆分别送到本开关所6kV的 I、II段母线。
5.2.2正常时，两段母线分段运行，母联开关B1-6-00处于断开位置。
5.2.3 当110kV外部电源失电时，由柴油发电机发出的400A电源，通过柴油发电机变压器升至6kV经B1-6-05柜供给本开关所I段母线，再由本开关所供给厂内保安用电。此时， 110kV总降的两台25000kVA变压器必须退出运行。
5.2.4 在正常运行方式110kV供电改为柴油发电机供电，或由不正常运行方式（柴油发电机供电）转为正常供电时，必须首先断开一种电源才允许转为另一种电源供电，严禁两种不同电源合环并列。
5.3 所用电的运行方式
　　本开关所所用电源由总降站用电两个回路供电，所用电配电开关装于直流电源屏，能对两个电源自动切换，一般不需进行所用电切换。
6 B2磷酸高压开关所部分
6.1 设备概况
　　　高压开关柜采用固定式(XGN2-10型)开关柜,保护装置采用DVP系列保护，开关所内的控制、信号电源由免维护酸性蓄电池的直流屏提供不间断的直流电源。
6.2 主电源的运行方式
6.2.1 磷酸开关所电源由总降A1开关所607柜（I段）608柜（II段）分别供至本开关所I段、II段总进线开关，每段经电源电抗器柜、二个出线柜分别送到（B2（2）-6-01）I#和B2（2）-6-02II#进线柜（一楼），进线隔离开关B2（3）-6-03（3AH）I段和B2（3）-6-04（4AH） II段、通过B2（3）-6-01（5AH） I段进线开关和B2（3）-6-02（6AH） II段进线开关（二楼），供给开关所I、II段负荷用电。正常时，母联柜隔离开关B2（2）-6-001高压断路器B2（2）-6-00（一楼），B2（3）-6-001（31AH1）母联隔离开关、B2（3）-6-00（32AH1）母联柜（二楼）均处于断开位置，两段母线分段运行。
6.2.2在事故情况下或是在供电负荷较轻的情况下，高压开关所的Ⅰ、Ⅱ段母线可通过母联开关联络，由高压开关所Ⅰ段或者Ⅱ段供电 ，这时高压开关所6kVⅡ段或者6kVⅠ段进线开关处于断开位置。
6.2.3 当一种运行方式通过母联倒换为另一种运行方式时，严禁6kVⅠ、Ⅱ段合环并列，必须在某段的进线开关断开后，方可通过母联联络供电。
6.3 免维护酸性蓄电池直流屏的运行( PZDW64微机直流电源)
　　本屏由二组电池、二台高频开关充电机、一台微机监控装置及高精度电压、电流检测系统等组成。
6.3.2微机控制装置
6.3.2.1装置组成
　　主要是由小型的微处理器，寄存器，程序，液晶显示器，控制按键以及一系列的通信协议等组成。
6.3.2.2自动控制功能
　　对蓄电池的过充电、过放电自动保护、强充、均充、浮充自动转换、定期进行均衡充电、有故障自动显示并报警。
6.3.2.3显示方式
　　中文显示，采用菜单下拉式翻阅操作。具有显示电池电压、合母电压、控母电压、控母电流及电池单体电压、充电时间、充电电流、充电容量；放电时间、放电电流、放电容量；系统绝缘阻值等。
6.3.2.4具有黑匣子功能。利用软件进行参数设置、时间设置、电压设置、电流设置。使用标准的RS232接口与综合自动化系统通信，进行四遥控制。即遥测、遥控、遥信、遥调。
6.3.3工作原理
6.3.3.1 合闸母线供电：由二台高频整流充电机、二组蓄电池二组电源供合闸母线电源。
6.3.3.2 220V控制母线供电：由合闸母线经一组降压硅链装置向控制母线供电。一旦交流失电，电池组自动向合闸母线供电，再经自动降压硅链供到控制母线上，自动稳压，交流来电系统自动选择电源。以上一系列运行过程，无需人工切换任何开关，全自动执行。
6.3.3.3在运行过程中，各种运行状态均通过传感器送至微机装置进行程序处理。
6.3.4投运前检查
6.3.4.1检查紧设备固件有无松动，元件是否完好，线头是否有松脱。
6.3.4.2设备应可靠接地，并检查所有接线是否正确。
6.3.4.3检查电池连接片是否正确牢靠，极性是否一直。
6.3.5 操作顺序
6.3.5.1确认无误，将各开关置于断开位置，方可通电试验。
6.3.5.2充电机投入：
　　合上柜后电源开关QF1、QF2，二组充电机应工作，面板上有绿色小发光管指示工作状态，有关充电机的详细资料参照说明书。
6.3.5.3蓄电池投入
　　合上柜前二只蓄电池开关（QF4），电池电压表1PV应有指示。浮充电压为250V，浮充电流表应有指示，示值视电池的满容量程度而定。
6.3.5.4自动硅链投入
　　合上柜前开关QF6，将面板HM-母线-KM转换开关（SA3）打到&KM&位，此时绝缘监视电压表3PV监视控制母线电压，电压值应为额定电压的220&2%，硅链输出电压是自动调整的。
6.3.5.5维修开关QF7：当自动硅链出现故障需要检修时，为使系统不间断的供电给控制母线，可调整充电机的浮充电压至220V，合上维修开关QF7，（此时为合母与控母短接状态），待故障解除后再恢复原状态。
6.3.5.6绝缘监视：本屏对直流母线设有一套绝缘监视电路，面板绝缘监视开关正对地-母线-负对地AS2在中间位置时，绝缘监视电压表的指示值为HM-母线KM开关SA3选择的合母或控母电压值；开关置于左右时，分别为正母线对地和负母线对地电压。母线对地正常值应&50V。当漏电流&2.2mA时，绝缘监视继电器动作，&母线绝缘不良&光字牌亮。
6.3.5.7充电控制
　　充电的条件是：电池不在活化，充放电里面的DIP.3处于工作位且充电机正常，电池合上。条件满足的情况下，面板开关在微机状态时，在当屏幕显示&均衡充电&按下确认；在常规状态时，按下柜后充放电控制器的&充电起动&按钮&SB2&，KM1动作，进入充电状态。注意：如果条件不能满足或开关的位置不对，可能没有反应。对于免维护电池的充电，采用的是恒压限流充电方式，最大充电电流限制在0.1C（或0.2C），刚开始时恒流充电，到充电电压接进恒压时，则保持充电电压不变。充电电压为单体2.30V。（12V电池为13.8V）。充电电流随容量的上升而逐步减小，充电电压到整定值或充电电流小于整定值后自动切断充电，转入浮充电，也可人为按&SB1&手动停止均充转入浮充状态。
6.3.5.8活化控制：活化的条件是电池不在均充，其余条件同上。条件满足的情况下，面板开关在微机状态时，在屏幕显示&容量考核&按下确认；在常规状态时，按活化起动按钮&SB3&，KM2动作，即可进入活化放电。注意：如果条件不能满足或开关的位置不对，可能没有反应。对于免维护电池活化电流应为电池容量的1/20C或是1/10C。活化到电池电压降低至电池单体电压为1.75V/节（12V电池为10.5V）时，对于220V系统为190V，低电压继电器动作（释放），即自动停止活化放电，转入J均充电，充电完毕，再自动转浮充。也可人为按&SB1&手动停止放电转入浮充状态。
6.3.6常见故障及排除
6.3.6.1故障现象：控制母线接地，绝缘监视继电器动作。
　　产生原因：出线回路等一部分绝缘损坏、潮湿。根据运行操作情况，气候影响进行判别可能接地的处所。在切断各专用直流回路时切断时间不得超过3秒钟，不论回路接地与否均应合上。当发现某回路有接地时，应及时找出接地点，尽快消除。
注意事项：
a.查找接地点禁止使用灯泡寻找的方法。
b.检查用的仪表内阻不低于2000&O/V。
c.当直流接地时，禁止在二次回路工作。
e.处理时不得造成直流短路和另一点接地。
f.操作前应采取必要措施，防止直流失电可能引起保护装置误动。
6.3.6.2故障现象：个别电池无电压以及出现反向电压。
产生原因：
a.电池在低电压报警后还继续放电引起过放电。
b.电池内部开路。
排除方法：
用充足电的电池一只正极对正极，负极对负极短接几分钟，一般坏的电池电压可恢复正常，然后用外接电源，用额定充电电流充足后即可恢复使用。
6.3.6.3如果闪光继电器异常动作原因可能有：
a.回路上面有不良的接触点。
b.继电器本身的温度飘，使其稳定性下降。
6.4 所用变压器的运行
　　　本开关 所在6kVI、II段上各设置了一台容量为50kVA的所用变压器，在正常情况下，它由一台所用变压器供电，另一台所用变压器处于热备用，以保证供电变压器因故不能供电时，即可通过低压自动切换装置可靠供电。
6.5 微机保护装置的维护
6.5.1 DVP系列微机保护装置
DVP-600系列属于开放式软硬件系统、分布式安装的电站综合自动化微机监控、保护装置, 使用CAN总线通讯网络构成电气综合自动化系统，实现保护、控制和遥测与遥信数据采集功能，内置断路器防跳继电器。
6.5.1.1 按键使用说明:
a.&&搜索键与功能键，可按该键搜索调出密码提示符以输入密码,定点显示时可搜索出所有电量的提示符,定值区可搜索出所有定值的提示符,在其他区也有相应搜索功能;在输入密码后要按该键确认,在定值区当定值修改后要按该键确认,此时作为一个确认功能键；
b.&&显示、进入修改状态及移动修改小数点，在调出密码提示符时,按两下该键进入输入密码状态,此时有一闪烁小数点,用&＋&键可修改闪烁小数点所在位,按&&键可移动该小数点;在定点显示状态,当用&&搜索出电量提示符时可按该键显示该电量的实时二次值;在定值区,用&&搜索出定值的汉语提示符时,按一下该键可查看定值,按两下进入修改状态,修改定值与输入密码方法相同；
c.&＋&修改键、操作键，在修改定值或输入密码时把小数点闪烁的数据位加1;
d.&信号复归&键,无论在六种状态的哪种,只要按该键,都将进入循环显示状态.
6.5.1.2 密码的使用
在循环状态(若在其他状态,可按复归键进入该状态),按&&出现密码提示,按两下&&进入密码输入状态,出现一闪烁的小数点,按&＋&修改闪烁小数点所在位,按&&移动小数点,修改其他位,直至输入1111（进入定值区的显示密码）、2222（进入遥控操作出口试验区）、3333 （进入保护继电器出口试验区）,最后按&&确认,则分别进入定值区,遥控操作出口试验区或保护继电器出口试验区.
6.5.1.3 修改保护定值
　　在输入密码1111后按键&&确认后进入定值区,显示装置通讯站号的提示符,继续按键&&可以搜索出其他的定值汉字提示符,按键&&后则显示该定值大小,第二次按下改键后则进入修改状态,出现一闪烁的小数点,按键&＋&则可修改闪烁位大小,按键&&可移动闪烁小数点的位置,改完后按键&&确认.
6.5.1.4 打开与关闭保护软压板
　　进入定值区后,搜索出保护开关提示符, 按键&&,则显示开关的状态,第二次按下&&则进入修改状态,&开&或&关&不停的闪烁,按键&＋&可进行修改,最后按键&&确认.
6.5.1.5 搜索的三种方法(适用于定点显示和进入定值区的显示):
a.快速向前:按住&&不放即可向前快速搜索提示符,但不显示其值;
b.慢速向前:轮流按&&和&&即一步一步向前走，可搜索提示符，并显示其值;
c.慢速向后:一下一下按&&,即一步一步可向后退，搜索提示符。
6.5.1.6 正常循环显示（供运行人员使用）
　　正常工作时，面板上四位数码管依次显示该保护器测量的各电压、电流、功率因数等测量值，显示值为接入装置电量二次值乘PT变比后的值（一次值）。
6.5.1.7 定点显示(检修人员或调试人员用)
　　当按下&&后，显示器询问密码，此时不输入密码。继续按&&，则进入定点显示状态，并依次显示各功能代号，当需要看某个功能代号的内容时，按下&&键即可，再按一次&&进入下一个功能代码显示。 使用定点显示，可单独显示某一电气量，此时相当于一个&万用表&功能，显示变量随实际电流、电压、功率、频率等二次实际值变化而变化(该功能主要为方便调试用，不乘PT、CT变比)。同时定点显示也可作为各开关输入量的显示。
6.5.1.8 有报警或预告时的显示:
　　报警动作同时面板报警灯亮，具体报警内容由液晶显示屏指示保护动作情况或预告信号。
6.5.1.9 保护出口继电器、模拟量输入及精度检查、及遥控操作检查由保护调试人员检查，不允许运行维护人员调整，同时应在开关柜停电时进行。
6.5.1.10运行人员不能擅自断开保护供电电源，修改保护装置定值。
6.6 综合自动化系统运行操作
6.6.1 系统结构
该系统是基于DVP系列现场总线微机保护器的分布式电气综合自动化系统。系统由高压开关所的34台DVP微机保护装置、低压部分的电动机保护器、、直流屏等智能电子设备和两台后台微机构成。使用一台多串口服务器构成485通讯核心。DVP系列采用CAN总线通讯。使用1条485总线与110kV变电站单向通讯, 低压系统、直流屏使用485接口接于多串口服务器。
6.6.2监控程序使用
6.6.2.1&电站接线&:显示开关所的主接线图, 能按现场断路器和手车位置显示遥信状态量, 绿色为断开状态, 红色为闭合状态。同时该画面点击断路器图标，可进行断路器遥控操作。系统挂牌用于检修时挂&禁动&牌，能闭锁微机上的某一断路器的遥控操作。
6.6.2.2&电站潮流&按线路显示开关所的电流、电压、频率等电气遥测值，同时显示开关状态。
6.6.2.3&电流棒图&显示遥测量的电流棒状图，按屏幕下方的&▲&可翻页显示。
6.6.2.4&历史曲线&显示记录的各遥测量历史值组成的以时间为自变量的曲线，按&滑尺&按钮可拖动滑尺测量精确数值。按屏幕下方的&▲&可翻页选择不同模拟量。
6.6.2.5&系统设置&以图形化方式显示系统构成，可点击设备进行相关监控画面，在高压系统配置图内还可显示DVP系列保护装置的通讯状况，绿色表示离线或无电。
6.6.2.6&事件报警&分5页显示最近遥信量报警记录，按时间顺序排列，毫秒级分辨率。
6.6.2.7&越限报警&分5页显示最近遥测量越设置报警值的记录。
6.6.2.7&操作记录&分5页显示通过计算机发出的遥控操作记录。
6.6.2.8&自检信息&用1页显示全部DVP系列装置自检信息。
6.6.2.9&历史查询&可按日期查询某天的遥测越限和遥信报警记录。
6.6.3 数据库操作
6.6.3.1 分&装置状态表&、&实时信号表&、&模拟量表&、&保护定值表&、&保护投退表&、&线路负荷表&、&参数修改表&显示系统采集的所有量的信息，灰色数据为不可用数据。6.6.3.2可在其中修改报警设置，在&参数修改表&中设置各遥测量的上、下限值。（需密码）
6.6.4 其他说明
6.6.4.1 DVP系列保护只需在&电站潮流&图中点击设备名称即可进入保护装置详细显示画面，画面仿真保护装置实际面板情况，点击&&&&可查看装置所有数据和修改保护定值（需密码进行屏幕解封）。点击&信号复归可对保护装置的报警信号进行复归操作。
6.6.4.2 综合自动化系统当有报警信号时，屏幕下方&事件&按钮变为红色，会自动弹出一个窗口，显示报警时间、报警设备信号、报警动作描述信息，并通过计算机音箱发报警声音信号。在看清信息后，可点击屏幕最下方的&事件&按钮进行报警确认。
6.6.4.3 当发生遥测量的越限报警、自检报警时，同样屏幕下方的&越限&和&自检&会变为红色，确认方法同上。
6.6.4.4 对监控软件中的细节问题可点击屏幕下方的帮助按钮，查看在线帮助信息。
6.6.4.5 对整个综合自动化系统的设备运行人员除能进行上述操作外，不准随意进行断电、更改设定、退出程序等其他操作。
6.6.4.6 保护定值的修改需根据审批后的定值修改单进行。
6.7 旋转式隔离刀闸的一般操作顺序
6.7.1 XGN2-10型高压开关柜内的隔离开关所用操作机构是JS型操作联锁机构，此联锁机构的特点是能防止操作失误。为此，对它进行操作 ，只有在断路器分断后，才能进行。
6.7.2 合闸的操作
6.7.2.1 将切断手柄键7旋至&分断闭锁&位；
6.7.2.2 将操作手柄插入上刀闸孔2内，先拉动少许揿下此刀闸的定位键5（启动后松开）后推至合闸位，使上刀闸合上；
6.7.2.3 按上述方法将操作手柄插入下刀闸孔3内，将下刀闸合上；
6.7.2.4 将切断手柄键旋至&工作位置&合闸操作完成。
6.7.3 分闸的操作
6.7.3.1 将切断手柄键7旋至&分断闭锁&位；
6.7.3.2 将操作手柄插入下刀闸孔3内，先拉动少许揿下此刀闸的定位键5（启动后松开）后拉至分闸位将下刀闸拉开；
6.7.3.3 按上述方法将操作手柄插入刀闸孔2内，将上刀闸拉开；
6.7.3.4 将切断手柄键旋至&工作位置&。
6.7.4 检修（接地刀闸）的操作
6.7.4.1 检修时为了检修的安全，必须合上接地刀闸，故接地刀闸必须在上、下刀闸都处于断开位置才能操作；
6.7.4.2 将切断手柄键旋至&分断闭锁&位置；
6.7.4.3 将操作 手柄键插入检修（接地）刀闸孔1中，先拉动少许揿下此刀闸的定位键5，后推至合闸（接地）位
6.7.4.4 将切断手柄键7旋至&检修&位置，柜门即可拉开进行检修。
6.7.4.5 检修工作完毕后，将开关柜门关上，将切断手柄键7旋至&分断闭锁&位置；
6.7.4.6 将操作手柄插入检修（接地）刀闸孔1中，先拉动少许揿下此刀闸的定位键5，后拉至分闸位；
6.7.4.7 将切断手柄键7旋至&工作位置&。
6.8 中置式开关柜操作
参照循环水开关所部分
9 B5循环水高压开关所操作运行规程
9.1 设备概况
　　循环水高压开关柜采用KYN28-12G型 ,保护装置采用DVP系列微机保护，开关所内的控制、信号电源由免维护酸性蓄电池的直流屏提供不间断的直流电源。
9.2 主电源的运行方式
9.2.1 循环水开关所主电源由总降A1开关所A1-6-17柜（Ⅰ段）、A1-6-18柜（Ⅱ段）分别供至本开关所Ⅰ段B5-6-011（3AH）、Ⅱ段B5-6-021（4AH）进线隔离开关柜，经B5-6-01（5AH）Ⅰ段、B5-6-02（6AH）Ⅱ段进线柜送至Ⅰ、Ⅱ段母线向开关所负荷供电。正常时，开关所Ⅰ、Ⅱ段母线分段运行，母线隔离开关B5-6-002（21AH）、母联柜B5-6-00（22AH）处于断开位置。
9.2.2在事故情况下或是在供电负荷较轻的情况下，高压开关所的Ⅰ、Ⅱ段母线可通过母联开关联络，由高压开关所Ⅰ段进线或者Ⅱ段进线供电 ，这时高压开关所6kVⅡ段或者6kVⅠ段进线开关处于断开位置。
9.2.3 当一种运行方式倒换为另一种运行方式时，不能带电母联倒闸。
9.3 所用变压器的运行
9.3.1 本开关 所仅在6kVII段上B5-6-04柜设置了一台容量为50kVA的所用变压器。
9.3.2 在B5-6-04柜上有3只带电显示器，其中最左边那一只为Ⅰ段电源显示，中间那一只为Ⅱ段电源显示，右边那只为所有变电源显示。也就是说，如果左边那只电显有指示，说明Ⅰ段高压电已送至B5-6-04，中间那只电显有指示，说明Ⅱ段高压电也送至B5-6-04，如果最右边那只电显有指示，说明所用变已带电。
9.3.3在B5-6-04柜上有2只操作手柄，上面那只手柄是操作Ⅱ段电源的，下面那只手柄是操作Ⅰ段电源的，由于B5-6-04柜内的隔离刀是带机械互锁的双投刀，因此，两把刀不可能同时合上，也就是说只运行送一段的电源。
9.3.4操作过程
9.3.4.1如果Ⅰ、Ⅱ段的电源均已送至B5-6-04，而两只手柄均在分闸位，请操作上面那只手柄至合闸位。让Ⅱ段电源送至所用变压器。
9.3.4.2如果Ⅱ段无电，中间那只电显无指示（灯不亮），请先操作上面那只手柄至分闸位，然后再操作下面那只手柄至合闸位，让Ⅰ段电源送至所用变压器。如果Ⅱ段再次来电也无须再操作。
9.3.4.3同理如果此时Ⅰ段无电，左边那只电显无指示，请先操作下面那只手柄至分闸位，再操作上面那只手柄至合闸位。
9.3.4.4如果要检修，请先确认3只电显均无指示方可进行检修。
9.3.4.5改由其他配电室供电时，必须断开所用变高低压侧所用有关刀闸，才能由外电源供电，恢复用所用变供电前，也必须首先断开外电源。
9.4 PZDW64微机直流电源柜的操作及维护
　　参照磷酸开关所部分
9.5 中置式开关柜的操作
9.5.1 ZN63A-12（VS1）型真空断路器采用操动机构和灭孤室前后布置的整体结构形式，操动机构为平面布置的弹簧操作机构，具有手动储能和电动储能，通过专用小车推入柜中。断路器底盘车锁板与柜体进入配合状态，此时断路器进到试验/隔离位置：在二次操作电源通电情况下（由于闭锁方案的选择，见6.4）可以进行分合闸操作,操作同时请注意观察相关的标记指示情况。
9.5.2 用ZN63A-12（VS1）专用推进手柄插入丝杆四方头中顺时针转动约20圈，听到推进小车内部&嗒&的一声表示到达工作位置，同时柜体指示信号灯亮（注意：整个摇进摇出过程用力必须均匀，以免用力过猛使联锁机构和位置信号受损）。
9.5.3只能在工作位置和试验位置才能进行分、合闸的操作，而且合闸之后不能移动断路器手车。
9.5.4 ZN63A-12（VS1）型真空断路器按用户需要配置合闸闭锁：在二次电源不带电时，只可分闸操作，不可进行合闸操作。
9.5.5 ZN63A-12（VS1）型真空断路器内部安装了防止多次重合的联锁装置。
9.6 高压开关柜的&分&、&合&闸操作
9.6.1现场合闸操作
　　　把开关柜仪表室内+1KM、+2KM、+HM开关合上，将开关柜断路器小车摇至试验/断开位置,进行&合&、&分&闸试验，试验正常后，将断路器小车摇至&工作位置&，仪表室门上&KK&打在&预合闸&位置，此时，停车指示灯&绿&灯闪烁，通知调度开关柜检查完毕，生产车间操作工可以在现场启动设备（高压电动机柜）。
9.6.2 现场分闸操作
　　　找到对应的高压开关柜，通过仪表室门上的开关&KK&进行&分闸&操作即可。高压电动机的停运，由生产车间操作工在现场操作箱上进行&分闸操作&（此时，中央信号屏微机保护器液晶显示器面板会显示对应的高压柜分闸，并有&音响&发出，按&复位&键可解出）。
10 B6湿磨II系列高压开关所部分
10.1 设备概况
　　　高压开关柜采用KYN28A-12（Z）型开关,保护装置采用DVP微机保护，开关所内的控制、信号电源由免维护酸性蓄电池的直流屏提供不间断的直流电源。
　　　开关所电源由A1总降开关所Ⅰ段A1-6-21柜和II段A1-6-22柜供出，I段通过架空外线到新湿磨开关所进线B6－6－01柜，II段通过VV3&185mm2两根电缆送至B6－602柜，两段设母联断路器，通过电缆相联。两段分别设在相邻两房物内，各自的所用电系统和直流系统独立。
　　　开关所I段采用KYN28-12G型开关柜，保护装置采用ABB公司的REX521系列微机保护，II段保护采用DVP系列保护装置。
10.2 免维护酸性蓄电池直流屏的运行、维护
　　参照磷酸开关所部分。
10.3 KYN28A-12（Z）型高压开关柜的操作
　　参照循环水开关所部分。
10.4 所用变运行
　　湿磨II系列高压开关所为前后建设的两套独立开关所，所用电和直流系统相互独立，其操作无特殊要求。
10.5 中置式开关柜操作
　　VD4A型真空断路器采用操动机构和灭弧室前后布置的整体结构形式，操动机构为平面布置的弹簧操作机构，具有手动储能和电动储能，在柜体内有断开位置/试验位置和工作位置，每一位置都分别有定位装置，通过专用小车推入柜中。断路器手车当需要移开柜体时，用专用转运小车取出，进行各种检查、维护。
10.6 ABB微机保护装置
10.6.1REX521分布式安装的变电站综合自动化微机监控、保护装置，是通过通讯网络构成电气综合自动化系统，实现保护、控制、遥测及摇信数据采集功能，内部可存故障记录和有丰富的保护功能：
①无方向三相过流保护3I&、3I&&、3I&&&及方向三相过流保护3I&－&、3I&－&&、3I&－&&&；
②无方向接地故障保护I0&、I0&&、I0&&&；
③方向接地故障保护I0&－&、I0&－&&、I0&－&&&；
④三相过压保护3U&、3U&&；
⑤三相欠压保护3U&、3U&&；
⑥负序电流保护I2&、I2&&（电动机、发电机）；
⑦轻载保护3I&；
⑧过热保护3Ithdev等多种保护功能。
10.6.2按键使用说明：
① &E&确认键，修改定值、保护功能；
② &C&退出和修改键，修改定值，保护功能及故障复位；
③ &&&键或&&&健，菜单上翻、下翻和整定值增、减功能；
④ &&&键或&&&健，菜单退后、前进功能。
10.6.4修改保护整定值
　　接到技术经济组下达的保护整定值清单，才能修改高压柜微机保护器保护功能、保护值及校验。按&&&健，进入主菜单，继续按&&&键直至显示Protection，按&&&健进入保护功能模块，按&&&键或&&&健显示各保护功能，在每个保护功能模块里按&&&健进入，修改整定值时按E键进行确定，闪烁位可用&&&键和&&&健进行修改，&&&键和&&&健可移动闪烁位的位置，修改完按E键确认。
10.6.5面板显示灯的定义
　　按&&&健，进入主菜单，继续按&&&健直至显示Configuration，按&&&健进入，在菜单Alarms LEDS里定义面板灯。
10.6.6打开或关闭保护软压板
　　按&&&健，进入主菜单，继续按&&&健直至显示Configuration，按&&&健进入，菜单下Output SWGRP 里投入保护软压板，1为投入，0为退出，按E键确认。
10.6.7正常循环显示
　　正常工作时，液晶显示屏显示保护器测量的运行电流、电压等测量值，为一次侧值。
10.6.8 报警或预告显示
　　报警动作同时面板相应报警灯闪烁（第1颗灯闪烁时，过流、速断动作；第3颗灯闪烁时，低电压、过电压动作），具体报警内容由液晶显示屏指示保护动作情况或预告信号，或上位机显示。
10.6.9保护出口继电器、模拟量检查及整定值的修改由保护调试人员进行，不允许运行维护人员调整和断开保护器工作电源。
10.7 高压开关柜的分、合闸操作
10.7.1变压器开关柜分、合闸操作
10.7.1.1 确认变压器柜真空断路器处于分闸状态，且断路器手车在断开位置/试验位置，用高压验电笔验电确认无电，经放电后用2.5kV绝缘电阻表进行电缆及变压器高压侧的绝缘检查，并符合规定值。
10.7.1.2 插上二次操作电源插头，ABB微机保护器的第5颗灯亮，断路器手车在断开位置/试验位置，进行合、分闸试验，试验正常后，按断路器手车操作面板上的O按钮进行检查以确认断路器处于分闸状态。
10.7.1.3 用推进手柄插入丝杆四方头中顺时针转动将断路器手车推向工作位置，直至手柄摇不动，ABB微机保护器的第6颗指示灯亮，即手车在工作位置。
10.7.1.4 转动继电器仪表室面板上的储能开关，对断路器操作机构进行储能，完毕后储能指示灯亮，把2SA转换开关向合闸箭头指示方向转动，听到&砰&的声响，继电器仪表室面板上的合闸灯&红灯&亮，通过门上观察窗查看断路器操作手车合、分闸显示处显示&Close& ，断路器在合闸状态。
10.7.1.5 对变压器进行断电，把2SA转换开关向分闸箭头指示方向转动进行分闸，听到&嘭&的声响，继电器仪表室面板上的分闸灯&绿灯&亮，通过门上观察窗查看断路器操作手车合、分闸显示处显示&Open&，断路器在分闸状态。
10.7.1.6 用推进手柄逆时针转动，直至断路器手车在断开位置/试验位置，此时ABB微机保护器的第5颗灯亮，并合上接地开关，变压器开关柜停电完毕。
10.7.2 电动机开关柜分、合闸操作
10.7.2.1确认电动机柜真空断路器处于分闸状态，且断路器手车在断开位置/试验位置，用高压验电笔验电确认无电，经放电后用2.5kV绝缘电阻表进行电缆及电动机的绝缘检查，并符合规定值。
10.7.2.2 插上二次操作电源插头，ABB微机保护器的第5颗灯亮，断路器手车在断开位置/试验位置，进行合、分闸试验，试验正常后，按断路器手车操作面板上的O按钮进行检查以确认断路器处于分闸状态。
10.7.2.3 用推进手柄插入丝杆四方头中顺时针转动将断路器手车推向工作位置，直至手柄摇不动，ABB微机保护器的第6颗指示灯亮，即手车在工作位置。
10.7.2.4 转动继电器仪表室面板上的储能转换开关，对断路器操作机构进行储能，完毕后储能指示灯亮，把2SA转换开关打在预合位置，此时，分闸指示灯&绿灯&闪烁，通知操作工可以在现场启动水泵（高压电动机），听到&砰&的声响，继电器仪表室面板上的合闸灯&红灯&亮，通过门上观察窗查看断路器操作手车合、分闸显示处显示&Close& ，断路器在合闸状态。
10.7.2.5对高压电动机断电，由操作工在现场操作箱上进行分闸操作，听到&嘭&的声响，继电器仪表室面板上的分闸灯&绿灯&亮，通过门上观察窗查看断路器操作手车合、分闸显示处显示&Open&，断路器在分闸状态。
10.7.2.6用推进手柄逆时针转动，直至断开位置/试验位置，并合上接地开关，此时ABB微机保护器第7颗灯亮，即接地开关合，电动机开关柜停电完毕。
10.8 故障跳闸后开关柜的操作
　　当用电设备出现故障，则微机保护器相应保护功能出口跳真空断路器，且保护器面板指示灯闪烁，此时应退出断路器手车到断开位置/试验位置，必要时，用专用转运小车取出。检查、处理故障设备，并复位继电器仪表室面板上SB1故障复位按钮。
10.9 PIAS－2000电力综合自动化系统运行操作
10.9.1系统结构：该系统是基于ABB微机保护装置REX521系列现场总线微机保护器的分布式电气综合自动化系统。该系统由高压开关所的20台ABB微机保护装置、17台三相数字式多功能测控电表和两台后台微机构成，ABB微机保护装置和三相数字式多功能测控电表均采用CAN总线通讯，能实现对渣浆区和回水区高压系统的数据测量、保护、遥控、信号等自动化操作。该系统由一主一备两台监控计算机同时运行，若主机出现故障，则备机自动切换，保证自动化系统的正常运行。
10.9.2 监控微机的使用
10.9.2.1 启动监控微机，则监控微机会自动运行监控软件，如果没有自动运行监控主程序，则在监控微机WIN2000桌面上双击打开&PIAS-2000电力综合自动化系统&启动监控主程序。启动监控软件后点击画面的下方的&登陆&按钮，输入用户名和密码后，即可启动数据采集和实时数据库，进入监控状态。监控画面由三部分组成：渣浆区画面、回水区画面和公用部分。
10.9.2.2 渣浆区画面和回水区画面均由主接线图、遥测表、遥信表和电度表构成：
10.9.2.3主接线图上的开关图形均能按现场断路器和接地刀闸位置显示遥信状态量，绿色为断开位置，红色为闭合位置。数字能显示每个间隔上的电流、有功、无功和功率因数。
10.9.2.4遥测表显示每个间隔相电压、零序电压、三相电流、零序电流、有功、无功和功率因数。
10.9.2.5 遥信表显示每个间隔的断路器位置、手车试验位置、手车工作位置、接地开关位置、弹簧是否储能、、轻瓦斯、重瓦斯、过温、通讯状态。红色表示合，绿色表示分，灰色表示无效。
10.9.2.6 电度表显示每个间隔的有功电度和无功电度。
10.9.2.7 公共部分由历史曲线、实时曲线、系统工况图、电压棒图、报表生成、历史查询、通讯服务、报警信息、加载参数和系统配置共10个部分组成。
10.9.2.8历史曲线可查看渣浆区和回水区所有的遥测量和遥信量，选择好起始时间、结束时间、站名和间隔，可在右面的&历史曲线选择&中双击想要查询的数据，即可在坐标轴中看到对应的数据曲线，该坐标轴中最多能同时显示5条历史曲线。利用坐标轴中的一条白色的竖直线可精确查看每个时间点上的数据大小。点击&清除&按钮可清除坐标轴中的全部曲线，便于下一次的查询。
10.9.2.9 实时曲线的功能与历史曲线一样，但只能显示当天24小时内的数据。
10.9.2.10 系统工况图显示了整个新湿排的ABB保护器和三相数字式多功能测控电表与两台监控微机之间的通讯结构和状态。红色表示正常，绿色表示中断。
10.9.2.11电压棒图可显示渣浆区和回水区的母线电压。
10.9.2.12 报表生成可按需要即时生成时报、日报、月报和年报，并能通过打印机打印出来。
10.9.2.13历史查询可查阅报警事件、操作记录、系统日志和历史数据的历史记录。选择好开始时间、截止时间、站名、间隔名、设备描述、点类型后，点击&查询&按钮即可。
10.9.2.13通讯服务可查看ABB保护器和三相数字式多功能测控电表与监控微机的通讯状况。在&通讯服务&中点击&功能&，在下拉菜单中选择&程序浏览&后会弹出一个窗口，窗口中的&运行的程序&中有两个协议，ABB SPA协议是ABB保护器的通讯协议，MODBUS主站协议是三相数字式多功能测控电表的通讯协议。双击其中的任何一个都会弹出一个窗口，在该窗口中选择&报文监视&，即可在新的窗口中查看通讯是否正常，192.168.1.253是渣浆区的IP地址，192.168.1.254是回水区的IP地址。
10.9.2.13 报警信息可对事件报警进行查看和确认。
10.9.2.14 系统配置可对设备配置、报表配置、安全配置和参数配置进行查看和更改。
10.9.2.15设备配置中可以添加、删除或修改保护器和三相数字式多功能测控电表的设备参数（如：设备地址、设备描述等等）。
10.9.2.16 报表配置中可定义时、日、月、年报表的模块。
10.9.2.17 安全配置中可以对用户名或密码进行添加、删除、更改的操作。
10.9.2.18参数配置中可以选择在启动主监控程序时同时启动的应用程序，还可以对监控程序的系统参数进行修改。
10.9.2.19加载参数：在参数配置完毕后点击该功能可根据修改的参数进行数据库的更新。
10.9.2.20 综合自动化系统当有报警信号时，会自动弹出一个窗口，显示报警时间、报警设备信号、报警动作描述信息，并通过计算机音箱发报警声音信号。在看清信息后，可点击窗口中的&报警确认&和&报警归复&。
10.9.2.21 当发生遥测量的越限报警、会自动弹出一个窗口，在看清信息后，可点击窗口中的&报警确认&和&报警归复&。
10.9.3对整个综合自动化系统的设备运行人员除能进行上述操作外，不准随意进行断电、更改设定、退出程序等其他操作。
10.9.4保护定值的修改需根据审批后的定值修改单进行。
11 C61回水区开关所部分
11.1 设备概况
11.1.1公司新渣场回水区高压开关所电源由B6湿磨II系列高压开关所I段611柜通过架空绝缘外线供给。
11.1.2本开关所所供负荷有1台800kVA变压器和2台450kW高压电机，变压器将6kV电源降压为380V/220V，作为回水区的动力、照明用电。
11.1.3本开关所采用KYN28-12G型开关柜，保护装置采用ABB公司的REX521系列微机保护，开关所的控制、信号电源由免维护酸性蓄电池得直流屏提供不间断的直流电。
11.2主电源运行方式
　　回水区开关所属于单母线单电源供电，无特殊运行切换操作。
11.3中置式开关柜操作
　　参照湿磨II系列开关所KYN28-12G型开关柜和VD4A型真空断路器操作方法。
11.4 ABB微机保护装置
　　详见新渣场料浆区开关所运行规程中有关&ABB微机保护装置&内容。
11.5 故障跳闸后开关柜的操作
　　当用电设备出现故障，则微机保护器相应保护功能出口跳真空断路器，且保护器面板指示灯闪烁，此时应退出断路器手车到断开位置/试验位置，必要时，用专用转运小车取出。检查、处理故障设备，并复位继电器仪表室面板上SB1故障复位按钮。
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