变电所现场运行规程

220千伏大连变电所

现场运行规程

版本号[2008-1.0]

2007年10月10日发布 2008年1月1日实施

大连供电公司 发布

批 准： 审 核：

编 写：

2007年10月10日发布 2008年1月1日实施

大连供电公司 发布

220千伏大连变电所现场运行运行规程 目 录

220千伏大连变电所现场运行规程

版本号[2008-1.0]

目 录

1 总则 ___________________________________________________________ 1 1.1 适用范围______________________________________________________ 1 1.2 编定依据______________________________________________________ 1 1.3 正常值班及交接班要求__________________________________________ 2 1.4 设备巡视检查的一般要求________________________________________ 2 1.5 运行监视及运行记录____________________________________________ 4 1.6 倒闸操作的基本要求____________________________________________ 4 1.7调度管辖范围 __________________________________________________ 4 1.8正常的运行方式 ________________________________________________ 4 1.9消防要求 ______________________________________________________ 5 2 高压设备 _______________________________________________________ 6 2.1 主变压器______________________________________________________ 6 2.2 高压断路器____________________________________________________ 6 2.3 高压隔离开关_________________________________________________ 15 2.4 电压互感器和电流互感器_______________________________________ 17 2.5 电力电容器及电抗器___________________________________________ 19 2.6 66千伏消弧线圈 ______________________________________________ 21 2.7 耦合电容器___________________________________________________ 23 2.8 阻波器_______________________________________________________ 23 2.9 所用变_______________________________________________________ 24 2.10 母线________________________________________________________ 24 2.11 防雷设备____________________________________________________ 26 3 防误操作闭锁装置 ______________________________________________ 27

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4 继电保护及自动装置 ____________________________________________ 29 4.1 继电保护的一般规定___________________________________________ 29 4.2 主变压器保护_________________________________________________ 30 4.3 母线保护_____________________________________________________ 39 4.4 线路保护_____________________________________________________ 45 4.5 变电所综合自动化监控系统_____________________________________ 66 4.6 备用电源自投装置_____________________________________________ 68 4.7 安全稳定装置_________________________________________________ 70 4.8 小电流接地选线装置___________________________________________ 74 4.9 故障录波器___________________________________________________ 74 4.10 公用设备____________________________________________________ 77 5 所用电 _______________________________________________________ 78 6 直流系统 ______________________________________________________ 80 7 消防装置 ______________________________________________________ 83 8 倒闸操作 ______________________________________________________ 85 8.1 一般操作原则_________________________________________________ 85 8.2 主变压器的停送电操作_________________________________________ 86 8.3 配电装置的停送电操作_________________________________________ 87 8.4 侧路开关的代送与恢复操作_____________________________________ 89 9 事故及异常情况处理 ____________________________________________ 91 9.1事故处理 _____________________________________________________ 91 9.2异常情况处理 _________________________________________________ 92 附录_____________________________________________________________ 94

220千伏大连变电所现场运行运行规程 总 则

220千伏大连变电所现场运行规程

版本号[2008-1.0]

1 总则

1.1 适用范围

1.1.1 本规程为220千伏大连变电所运行人员共同遵守的基本原则。为220千伏大连变电所设备运行、维护和故障判断、排除的基本依据。

1.1.2 变电所运行人员应熟悉本规程。新参加变电值班工作及脱离工作3个月以上的原值班员均需学习本规程，并经考试合格后，方可正式值班。 1.1.3 本规程在执行中，如发现与现行上级有关规定相抵触时，应按上级有关规定执行。

1.2 编写依据

1.2.1 《变压器运行规程》（DL/T 572-95） 1.2.2 《电力变压器检修导则》(DL/T 573-95)

1.2.3 《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》(DL/T 603-1996) 1.2.4 《大连电力系统调度运行规程》(2005年4月)

1.2.5 《国家电网公司电力生产事故调查规程》（国家电网安监[2005]145号） 1.2.6 《电业生产事故调查规程及有关规定汇编》[国电2005年] 1.2.7 《微机继电保护装置运行管理规程》(DL/T 587-1996)

1.2.8 《辽宁电网220千伏系统继电保护装置运行规程》（2005年3月） 1.2.9 《大连电力系统继电保护及自动装置运行规程》（2003年1月） 1.2.10 《国家电网公司电力安全工作规程》（2005年3月） 1.2.11 《辽宁电力系统调度运行规程》(2004年12月) 1.2.12 《有载分接开关运行维修导则》(DL/T 574-95) 1.2.13 《互感器运行检修导则》（DL/T 727-2000）

1.2.14 《电力建设安全工作规程》（变电所部分）(DL 5009·3—1997) 1.2.15 《电力设备预防性试验规程》(DL/T 596-1996)

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1.2.16 《220千伏无人值班变电所管理细则》 集控站及无人值班变电所管理规范（试行）

1.2.17 《蓄电池运行规程》（东电1999） 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程

1.2.18 其它有关技术规程、各种说明书和竣工图纸等技术资料

1.2.19 《大连地区远切负荷装置运行规定》（辽宁电力调度通信中心2006年3月9日）

1.2.20 《大连地区安全稳定控制装置现场使用规定》（大连供电公司继电保护所2006年4月7日）

1.2.21 《安全自动装置定值通知单》（调安自字2005第021号2005年10月10日）

1.2.22 标准化作业指导书

1.3 正常值班工作及交接班要求

1.3.1 运行人员在值班期间内应集中精力、严守纪律，严禁进行妨碍正常值班工作的一切活动。运行人员应着装整齐、穿标志（工作）服，左胸前佩带值班标志。

1.3.2 运行人员应搞好文明生产，做好设备巡视、倒闸操作、安全活动、事故预想等日常工作。

1.3.3 交接班前应做好一切准备工作，并由值长组织讨论交班小结，接班后由值长组织讨论上值交班小结，并布置当值工作任务。

1.3.4 交接班时应严肃认真，两值人员列队站好，交班值长向接班人员按交班小结及模拟图板或微机监控装置详细交待，然后交接人员按规定范围到现场进行检查，并将检查情况向值长汇报，无问题由值长签名后，交接完毕。 1.3.5 在事故处理和倒闸操作中不得进行交接班。

1.3.6 在交接班过程中发生事故或有紧急操作时，停止交接班，并由交班人员处理，接班人员在交班值长指挥下协助工作。

1.4 设备巡视检查的一般要求

1.4.1 运行人员当值期间，应按规定的巡视路线、巡视周期和项目对全所设

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备进行认真的巡视检查巡视，保证巡视质量，并严格按照《变电所设备巡视标准化作业指导卡》中的内容进行。 1.4.2 正常巡视检查周期

1.4.2.1 每班（24小时）值班期间巡视检查设备应不少于1次应在交接班时、高峰负荷时（10时、14时）、晚间闭灯时巡视一次，在高峰负荷时填写一次巡视卡，每周三熄灯巡视一次。

1.4.2.2 对有关设备操作前后及跳闸后应检查一次。

1.4.2.3 每次雷雨后应检查避雷器、避雷针及雷击计数器的动作情况和泄漏电流，并做记录。

1.4.2.4 对继电保护及自动装置每月应全面核对一次压板位置，每次保护装置变更后，接班人员应进行一次全面核对。

1.4.3 新安装设备、备用设备及检修后的设备在投入运行后4小时内应每小时检查一次，72小时内应缩短巡视周期，以后按正常周期进行检查。 1.4.4 下列情况应增加巡视次数或进行特巡： 1.4.4.1 设备过负荷或负荷有显著增加时。 1.4.4.2 新设备投入运行时。

1.4.4.3 设备经过检修、改造或长期停运后重新投入系统运行。 1.4.4.4 长时间备用的设备投入运行。 1.4.4.5 设备有严重缺陷或设备缺陷有发展时。 1.4.4.6 恶劣气候。

1.4.4.7 设备经过故障电流后。 1.4.4.8 设备运行有可疑的现象时。

1.4.4.9 法定节假日及上级通知有重要供电任务期间。 1.4.5 定期巡视

1.4.5.1 集控站站长（专工）每周对所内设备巡视一次，每月组织一次定期巡视。

1.4.5.2 每月对管辖设备进行一次设备接点测温检查。

1.4.6 对巡视中发现的缺陷应分析起因、发展或后果，并采取适当措施限制其发展，按设备缺陷管理制度的要求做好记录，分类上报。严重缺陷除立即通知有关领导及检修人员外，还应加强监视，做好事故预想。

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1.5 运行监视及运行记录

1.5.1 当控保室发生异常时，应详细检查，发现问题后应立即报告调度及有关领导，并通知有关专业人员进行处理。

1.5.2 每日按各种记录簿填写要求及时进行记录。

1.5.3 每月最后一天24时应记录全部电能表指示数，并进行电量计算。 1.5.4 当发现设备异常情况应详细做好记录，并报告调度及有关领导；当系统或设备发生事故时应详细记录事故发生的时间、仪表变化情况、保护动作信号和处理经过并及时报告调度及有关领导。

1.5.5 倒闸操作、设备变动、新设备投运、设备过负荷等均应做好详细记录。 1.5.6 绝保试验完应及时检查避雷器，动作次数归0，并计入避雷器动作记录簿。

1.5.7 微机保护及自动装置时钟无自动对时的，其运行时钟与卫星校时装置时钟误差应小于5分钟，否则应重新校正时钟。

1.5.8 新保护装置投入及定值修改后保护投入前均应打印核对保护定值，打印的保护定值单存放于专用的夹内，保存1年。

1.6 倒闸操作的基本要求

1.6.1 倒闸操作应按《安规》、《变电所倒闸操作标准化作业指导卡》中的内容进行。

1.6.2 倒闸操作应根据值班调度员或运行值班负责人的指令，受令人复诵无误后执行。操作人员（包括监护人）应了解操作目的和操作顺序。对指令有疑问时应向发令人询问清楚无误后执行。

1.6.3 倒闸操作可以通过就地操作、遥控操作、程序操作完成。遥控操作、程序操作的设备应满足有关技术条件。

1.7 调度管辖范围

大连变电所管辖权归属于大连调度。

1.8 大连变正常运行方式

220千伏和连线、南连线受电。#1、#2主变分开运行。#1主变220千伏中性点直接接地，#2主变220千伏中性点间隙接地。#1主变带66千伏北母线

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运行，#2主变带66千伏南母线运行。66千伏母联备自投及保护启用中。 220kV侧路、66kV侧路冷备用。220kV母差保护及66kV母差保护启用中。

1.9 消防要求

1.9.1 发现火灾，必须尽力防止蔓延，及时报告调度及工区领导，必要时向消防队报警（火警119）。

1.9.2 电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后进行救火。参加灭火的人员在灭火时应防止被火烧伤或被燃烧物所产生的气体引起中毒、窒息以及防止引起爆炸。电气设备上灭火时还应防止触电，人身要与带电体保持规定的安全距离，使用灭火器灭火。

1.9.3 蓄电池发生初起火灾时，应将门窗关闭后灭火，此时进入蓄电池室人员应佩戴好放毒面具，并且在蓄电池室外最少保留一名监护人，任何情况下监护人不得进入电池室内；进入电池室内人员不得在电池室内停留5分钟以上；若蓄电池火势已经超过初起火灾时，运行人员不得进入蓄电池室内，应该立即报火警119，同时应采取措施防止火苗蔓延至直流屏及电缆室。

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220千伏大连变电所现场运行运行规程 高压设备

2 高压设备

2.1 主变压器

2.1.1 主变压器的形式

大连变电所#1、#2主变型号同为：SFPSZ7-180000/220，详细铭牌数据见附录1。

2.1.2 变压器的巡视

2.1.2.1 变压器的日常巡视项目

a. 变压器储油柜的油位是否与温度相对应，各部位是否有渗、漏油。 b. 套管油位是否正常、套管是否清洁、有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。

c. 变压器声响是否正常。

d. 各运行冷却器手感温度是否相近，风扇、油泵、油流继电器是否工作正常。

e. 呼吸器是否完好，硅胶潮解变色部分不应超过总量的2/3。 f. 引线接头、电缆、母线是否有发热迹象，导线驰度是否适当。 g. 压力释放阀或安全气道防爆膜是否完好无损。

h. 气体继电器内是否充满油和二次端子箱是否关严，有无受潮现象。 i. 变压器箱体外壳有无异常发热现象。

j. 各部位的接地是否完好，必要时应测量铁芯接地电流。 k. 各种标志是否齐全明显。 l. 各种保护装置是否齐全良好。 m. 消防设施是否齐全完好。

n. 储油池和排油设施是否保持良好状态。

o. 变压器各测温装置正常，强油循环变压器上层油温不超过85℃。 p. 在线监测装置显示各种数值是否在合格范围内。 q. 有载分接开关的位置及电源指示是否正常。

a. 变压器的油温和温度计应正常，变压器就地测温与远方测温的偏差值

不应超过4℃，强油循环变压器上层油温不超过85℃，储油柜的油位应与温度相对应；

b. 变压器各部位无渗油、漏油；

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c. 套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及

其它异常现象；

d. 变压器声响均匀、正常；

e. 各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器

工作正常；

f. 吸湿器完好，吸附剂干燥（硅胶潮解变色部分不应超过总量的2/3），

油封油位正常；

g. 引线接头、电缆、母线应无发热迹象； h. 压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损； i. 有载分接开关的分接位置及电源指示应正常； j. 气体继电器内应无气体；

k. 各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，温控装置工作正常； l. 各类指示、灯光、信号应正常； m. 检查变压器各部件的接地应完好；

n. 在线监测装置显示各种数值是否在合格范围内。 2.1.2.2 变压器的定期巡视检查项目

对变压器应每月做一次定期检查，并增加以下内容: a. 外壳及箱沿应无异常发热；

b. 各部位的接地应完好；主变压器应测量铁芯和夹件的接地电流； c. 主变压器应做冷却装置的自动切换试验； d. 有载调压装置的动作情况应正常； e. 各种标志应齐全明显； f. 各种保护装置应齐全良好；

g. 各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠； h. 消防设施应齐全完好；

i. 贮油池和排油设施应保持良好状态。

a. 外壳及箱沿应无异常发热,必要时测录温度分布图。

b. 各部位的接地应完好；每月15日测量主变压器铁芯和夹件的接地电

流。

c. 主变压器应作冷却装置的自动切换试验。

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d. 有载分接开关的动作情况应正常，每月1日记录分接开关动作指示数。 e. 各种标志应齐全明显。 f. 各种保护装置应齐全、良好。

g. 各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠。 h. 消防设施应齐全完好。

i. 贮油池和排油设施应保持良好状态。 j. 切换试验各信号正确。

k. 每月用红外测温仪进行一次测温。 l. 组部件完好。

2.1.2.3 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数。

a. 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内； b. 有严重缺陷时；

c. 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时； d. 雷雨季节特别是雷雨后； e. 高温季节、高峰负载期间； f. 变压器急救负载运行时。 2.1.2.4 变压器特殊巡视项目和要求

变压器特殊巡视项目和要求见国家电网公司《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）运行规范》 第五章 运行巡视检查项目及要求 第十四条 特殊巡视检查项目和要求。 2.1.3 主变允许过负荷规定

2.1.3.1 主变额定容量为180MVA，属于大型电力变压器，其负载电流和温度限值规定如下：

负载类型 正常周期性 内容 负载 负载电流（标幺值） 热点温度与绝缘材料接触的金属部件温度（℃） 1.3 长期急救周期性 负载 1.3 短期急救 负载 1.5 120 130 160 2.1.3.2 变压器短期急救负载(事故过负荷)下运行时，应投入包括备用在内

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的全部冷却器，运行时间一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。变压器在过负荷时，应加强对变压器的温度及接头的监视、检查和特巡，发现异常立即汇报调度，必要时采取减负荷措施。当有载调压变压器过载1.2倍运行时，禁止分接开关变换操作并闭锁。0.5h短期急救负载允许的负载系数K2

0.5h短期急救负载的负载系数K2表： 急救负环 境 温 度 ℃ 变压器 载前的类型 负载系40 30 20 10 0 -10 数K1 0.7 #1、#2主变冷却方式ODAF 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 -20 -25 1.45 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.42 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.38 1.45 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.34 1.42 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.30 1.38 1.42 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.26 1.32 1.38 1.45 1.50 1.50 1.50 1.50 2.1.4 主变防爆装置联跳回路及其它非电气量保护的投入方式

2.1.4.1 大连变#1、#2主变压力释放装置动作后，只发信号而不作用于开关跳闸，其装置出口压板停用中。 2.1.4.2 主变轻瓦斯保护只发信号。

2.1.4.3 主变重瓦斯保护及有载调压瓦斯保护正常时投入，其出口压板均投入中。

2.1.5 主变停送电操作、并解列操作过程中的一般要求 2.1.5.1 一般情况下，变压器停电由负荷侧解列，电源侧停电。 2.1.5.2 变压器在投运前应先启用其冷却装置。

2.1.5.3 变压器加压时，应由一次侧加压，加压良好后，二次方可带负荷。 2.1.5.4 为防止开关三相不同期拉、合而产生的过电压，影响主变绝缘，在任何情况下，主变停、送电操作必须合上220千伏中性点刀闸。投入后可按系统需要决定中性点是否断开。

2.1.5.5 主变空载投入时，220千伏母线电压不得超过变压器相应分接头的10％，目的是防止磁饱合和异常的高次谐波而击穿变压器绝缘。

2.1.5.6 两台主变并列前，需检查两台主变有载调压分接头是否在相同位置。

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2.1.6 主变冷却装置正常运行方式及投退操作，冷却装置定期切换及试验周期

2.1.6.1 冷却器电源控制方式有“工作”、“试验”两种（其切换把手在现场主变冷却器控制箱内），正常运行时切至“工作”位置。

2.1.6.2 当主变停止运行后，应将冷却器电源控制开关切至“试验”位置，冷却器仍可启用运转，主变投入运行前，再将冷却器电源控制开关切回“工作”位置，确保变压器投入运行时，冷却器同时投入运行。

2.1.6.3 冷却器控制方式分为“工作”、“辅助”、“备用”、“停止”四种位置，正常情况下，有一台冷却器在“辅助”位置，一台冷却器在“备用”位置，其余冷却器应根据主变的上层油温及负荷等情况切至“工作”或“停止”位置，但任何情况下变压器运行中不得少于两台强油装置运行在“工作”位置。 2.1.6.4 当主变负荷为额定容量的75％及以上时，即一次电流达340A或主变上层油温为65℃时，在“辅助”位置的两台冷却器自动投入运行，值班人员应将“辅助”位置的冷却器手动切至“工作”位置。

2.1.6.5 主变保护屏“绕组温高”信号表示时，应及时投入备用冷却器，作好监视并通知上级有关人员。

2.1.6.6 在“工作”或“辅助”位置的冷却器应在油箱周围间隔均匀、对称分布。

2.1.6.7 “工作”、“备用”、“辅助”位置的冷却器每月1日进行交替、轮换使用，每周一将未启用冷却器启用2小时。 2.1.7 主变冷却装置异常时的处理要求

2.1.7.1 当在“工作”或“辅助”位置的冷却器故障时，“备用”位置的冷却器自动投入，值班人员应将故障的冷却器切至“停止”位置，“备用”的冷却器切至“工作”或“辅助”位置。

2.1.7.2 当主变冷却装置全停时，不启用冷却装置故障跳主变保护回路。 2.1.7.3 变压器冷却器系统有两部电源，当其中一部电源停电或故障，另一部电源应自动切换。强油冷却装置发生故障全停时，当变压器在额定负载下，允许运行20分钟，当变压器负荷不满，油面温度尚低于75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的最长运行时间不得超过1小时，要求每隔5分钟向调度汇报一次变压器负荷、温度，若超过上述时间，由调度下令，立即将变压器

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拉闸。

2.1.8 主变有载调压开关运行要求及操作方法、异常情况处理

2.1.8.1 有载调压开关的分接头调整，正常时，由调度遥控操作，调整时，应通知操作队队部，以便运行人员做好检查、记录。

2.1.8.2 应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化。

2.1.8.3 分接头调整分为‘电动’、‘手摇’两种，电动调整又分为‘远方’和‘就地’两种。正常‘电动’调整方式把手切至‘远方’位置。当远方不能操作时，将方式把手切至‘就地’位置，采用就地调整，当电机电源消失，无法电动调整时，应用摇把手动调整（摇至绿色区域内并使绿色对准标记），若此时分接开关处于极限位置，必须确认操作方向无误后方可进行。

2.1.8.4 远方操作时，现场位置指示器应与主控位置指示器相一致，当66千伏母线电压过高按‘下调’（分接头位置指示数减小）按钮，当66千伏母线电压过低，按‘上调’（分接头位置指示数增加）按钮，当按钮复归后，电机持续运转不停时，应按‘急停’按钮，然后报工区领导、听候处理。

2.1.8.5 若两台有载变压器并联运行，允许在85%变压器额定负荷电流及以下情况下进行分接变换操作，不得在单台变压器上连续进行2个分接变换操作，一台变压器分接变换完后，再进行另一台分接变换操作，每进行分接变换后，都要检查电压、电流情况。升压操作，先操作负荷电流小的一台，再操作负荷较大的一台，以防过大的环流，降压时相反。操作完毕，应再次检查并联两台变压器电流大小分配情况。

2.1.8.6 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，变压器的运行电压一般不应高于该分接额定电压的105%。

2.1.8.7 当有载调压变压器过载1.2倍运行时，禁止分接开关变换操作并闭锁。

2.2 高压断路器

2.2.1 开关及其操作机构配置

2.2.1.1 220千伏南连线、和连线、#2主一次、220千伏侧路为杭州西门子高压开关有限公司生产的型号为3AP1FI高压开关，其操作机构为弹簧式机构。 2.2.1.2 220千伏 #1主一次开关为北京ABB高压开关有限公司生产的型号为LTB245E1高压开关，其操作机构为弹簧式机构。

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2.2.1.3 66千伏#1、#2主二次、66千伏母联、66千伏侧路、66千伏送电线、所用变压器为日本三菱公司生产的型号为70-SFM-32B高压开关，其操作机构为弹簧式机构。

2.2.1.4 66千伏#1、#2电容器为瓦房店高压开关厂生产的型号为LW9-66高压开关，其操作机构为弹簧式机构。 2.2.2 开关巡视检查

2.2.2.1 SF6高压断路器巡视检查项目

a、 分、合位置是否指示正确，应与当时实际运行工况相符。 b、 SF6断路器气体压力是否正常，与温度曲线是否相符。 c、 瓷套是否清洁，有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。

d、 各部引线接点是否接触良好，有无过热现象，导线驰度是否适当。 e、 各处接地是否完好。

f、 防雨帽是否齐全，有无鸟巢。

g、 机构箱门是否平整、开启灵活、关闭紧密。 h、 机构电源开关及熔丝是否完好。 i、 加热系统是否处于良好状态。

j、 各部压力是否正常，管道有无异常声响（漏气声、振动声）及异味，

管道夹头是否正常。 k、 储能指示器指示正确。

l、 巡视环境条件：附近有无杂物。

220千伏开关SF6气体压力和操作压力一览表（20℃）。 项目 型号 3AP1FI-252 LTB245E1-252 70-SFM-32B LW9-66 2.2.2.2 SF6高压断路器定期巡视项目

a. SF6压力读数和环境温度。

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SF6压力（Mpa） 上限 0.60 下限 0.52 操作压力Mpa 上限 下限 0.70（绝对压力） 0.62 0.5 0.5 0.42 0.42 220千伏大连变电所现场运行运行规程 高压设备

b. 每月开关动作次数。

c. 检查加热器、防潮电阻（有单独开关的），状态是否良好。

d. 机构电源开关及熔丝是否完好。断路器停止中分闸连杆应复位，分闸

锁扣到位，合闸弹簧储能；断路器运行中储能电机电源刀闸（熔丝）在合位。

e. 分、合闸线圈有无冒烟、异味、变色。

f. 储能电机、行程开关接点有无卡涩、变形；弹簧是否完好、正常。 g. 各连杆、传动机构有无弯曲、变形、锈蚀，轴销齐全。

h. 控制箱内各端子连接是否良好，有无锈蚀和严重受潮现象，箱体密封

是否良好，机构箱门是否平整、开启灵活、关闭紧密。 i. 接地是否良好，有无严重锈蚀和接触不良现象。 j. 外壳、支架等有无锈蚀、损伤；基础有无下沉、倾斜。 k. 标志牌名称、编号是否齐全、完好。 2.2.2.3 高压断路器特殊巡视要求及项目

a. 每次操作和事故跳闸后；（删，在一般操作中要求）应到现场确认本体

和机构（分）合闸指示器以及拐臂、传动杆位置，保证开关确已正确（分）合闸。同时检查断路器本体有、无异常。

b. 新设备投运及大修后72h内巡视周期应缩短，72h后转入正常巡视。 c. 大风天气：引线摆动情况及有无搭挂杂物。 d. 雷雨天气：瓷套管有无放电闪络现象。

e. 大雾天气：瓷套管有无放电、打火现象，重点监视污秽瓷质部分。 f. 大雪天气：根据积雪融化情况，检查接头发热部位，及时处理悬冰。 g. 节假日时：监视负荷及增加巡视次数。

h. 高峰负荷期间：增加巡视次数，监视设备温度，触头、引线接头，特

别是限流元件接头有无过热现象，设备有无异常声音。

i. 短路故障跳闸后：检查隔离开关的位置是否正确，各附件有无变形，

触头、引线接头有无过热、松动现象，测量合闸熔丝（控制直流）是否良好，断路器内部有无异音。

j. 设备重合闸后：检查设备位置是否正确，动作是否到位，有无不正常

的音响或气味。

k. 严重污秽地区：瓷质绝缘的积污程度，有无放电、爬电、电晕等异常

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现象。

2.2.3 开关的运行操作规定

SF6断路器气体压力在规定的范围内。 检查断路器操作机构良好。

a. 断路器投运前，应检查接地线是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。 b. 操作前应检查控制回路和辅助回路的电源，检查机构已储能。 c. 检查SF6断路器气体压力在规定的范围内；各种信号正确、表计指示正

常。

d. 长期停运超过6个月的断路器，在正式执行操作前应通过远方控制方

式进行试操作2～3次，无异常后方能按操作票拟定的方式操作。 e. 操作前，检查相应隔离开关和断路器的位置；应确认继电保护已按规

定投入。

f. 操作控制把手时，不能用力过猛，不能返回太快。操作中应同时监视

有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化。

g. 断路器（分）合闸动作后，应到现场确认本体和机构（分）合闸指示

器以及拐臂、传动杆位置，保证开关确已正确（分）合闸。同时检查断路器本体有、无异常。 h. 断路器合闸后检查：

1）红灯亮，机械指示应在合闸位置；

2）送电回路的电流表、功率表及计量表是否指示正确； 3）弹簧操动机构，在合闸后应检查弹簧是否储能。 i. 断路器分闸后检查：

1）绿灯亮，机械指示应在分闸位置； 2）检查表计指示正确。

2.2.4 断路器操作注意事项

2.2.4.1 在现场检查开关无问题时方可操作。

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2.2.4.2 断路器某种原因造成SF6气体压力异常（突然降为零），严禁对断路器进行操作。

2.2.5 断路器及其操作机构事故及异常情况的处理 2.2.5.1 运行中的不正常现象

a. 在断路器运行中发现任何不正常现象时（如SF6气压下降或有异声，分合闸位置指示不正确等），应及时报告上级领导并记录在运行记录薄和缺陷记录薄内。

b. 若发现设备有威胁电网安全运行且不停电难以消除的缺陷时，应向值班调度员汇报，及时申请停电处理，并报告上级领导。

c. 断路器套管有严重破损和放电现象；SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号时，应申请立即停电处理。 d. 操作机构发生拒动、误动。 2.2.5.2 断路器事故处理

a. 断路器动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间、停止音响信

号，立即到现场检查，判断断路器本身有无故障。

b. 断路器对故障分闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外

观进行仔细检查。

c. 断路器故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应

将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。

d. SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备要谨

慎，尽量选择从“上风”接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。

2.3 高压隔离开关

2.3.1 刀闸的配置

大连变高压隔离开关有下列几种型号：

220kV：GW7-220，GW7-220D，GW7-220ID，S3CT 252kV/2000A； 主变中性点：GW13-100W，GW5-66ⅡW；

66kV：GW5A-66，GW5A-66D，GW5A-72.5，GW5A-72.5D，GW5-110，GW5-110D，

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GW5-110G，GW5-110GD，GW5-110W，GW5-110Ⅱ，GW5-110ⅡD。 2.3.2 高压隔离开关巡视检查 2.3.2.1 日常巡视项目

a. 各部接点连接是否紧固，有无过热、松动、脱落现象，引线驰度是否适当。

b. 触头接触部分是否接触良好、插入深度是否适当，有无过热现象。 c. 支持瓷柱是否清洁、有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。 d. 各部接地是否完好。

e. 传动部分有无锈蚀、断裂现象，销针是否齐全。

f. 设备基础构架是否完好、有无倾斜、下沉、锈蚀、裂纹现象。 2.3.2.2 特殊巡视项目

a. 检查操作机构箱内、端子箱内有无异常，熔断器是否完好，二次接线、端子连接是否完好。

b. 隔离开关的接地开关的操作连杆连接是否正常，传动轴及轴承、接头无破损。

c. 测量隔离开关的接头、接点温度。

d. 检查闭锁装置是否完好，无缺少现象，功能正常并上锁情况良好。 2.3.3 特殊接线方式下的刀闸操作

2.3.3.1应尽量避免采用隔离开关拉合空载线路和主变。如因特殊情况需要拉合时应征得总工程师批准并按规定执行，严禁用隔离开关带负荷操作。但可拉、合下列设备：

a. 拉、合电压互感器和避雷器；

b. 拉、合空载母线和直接连在母线上设备的电容电流； c. 开关合闸状态下可拉、合与开关并联的侧路刀闸；

d. 拉、合变压器中性点的接地线；但中性点接有消弧线圈时，只有在系统无故障时，方可操作；

e. 投、切110千伏及以下且电流不超过2A的空载变压器。

2.3.3.2当用刀闸进行双母线倒闸操作时，应将母联控制直流停止、防止母联开关跳闸后带负荷拉合刀闸。 2.3.4 正常的操作

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2.3.4.1 设备停送电操作，在拉合隔离开关前，应检查相应高压断路器必须在断开位置后，才能操作隔离开关；双母线、带侧路母线的结线还应检查有关的母线隔离开关状态，以防误操作。

2.3.4.2 手动合隔离开关应迅速、果断，但在合闸终了时不应产生过大冲力；拉开隔离开关时最初应缓慢，在触头刚分离时，若发现有不正常的电弧应迅速合回，如隔离开关已完全拉开则不得往返操作。

2.3.4.3 隔离开关合上后应检查接触是否良好，拉开后应检查拉开角度是否正常，隔离开关操作机构的闭锁装置是否闭锁妥当；合隔离开关时如遇合得不好，可将刀闸稍微拉开再合上，而不将整个隔离开关重新拉开，以避免多次冲击。

2.3.5 高压隔离开关事故及异常情况的处理

2.3.5.1 操作带接地刀闸的隔离开关，当发现接地开关或高压断路器的机械联锁卡住不能操作时，应立即停止操作并查明原因。

2.3.5.2 操作隔离开关时，应先稍微摇动和观察无异常后方能用力操作，以防止支持瓷瓶断裂倒塌。

2.3.5.3 隔离开关、接地开关和高压断路器之间安装有防误操作的闭锁装置，在刀闸操作时必须按操作顺序进行。如果当闭锁装置失灵或隔离开关、接地开关不能正常操作时，必须严格按闭锁要求的条件检查相应的断路器、隔离开关位置状态，待条件满足后，方能解除闭锁进行操作。

2.4 电压互感器和电流互感器

2.4.1 互感器的巡视检查 2.4.1.1 互感器日常巡视项目

a. 各部接点是否连接紧固，接触良好，有无过热现象，引线驰度是否适当。

b. 各部接地是否完好。

c. 油位、油色是否正常，各部分有无渗漏现象。 d. 呼吸器、膨胀器是否正常，硅胶是否变色。

e. 瓷套是否清洁，有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。 f. 运行声音是否正常，有无异味、过热、冒烟现象。

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g. 气体互感器压力是否正常。 2.4.1.2 特殊巡视项目

a. 系统单相接地或系统出现谐振时，电压互感器会出现较高的异音，如其内部出现放电声，则说明内部故障，应立即停用电压互感器。

b. 端子箱是否清洁、干燥，电流互感器二次端子是否接触良好，有无开路、放电或打火现象。

c. 新投产的设备，应缩短巡视周期，运行72h后转入正常巡视。 d. 高低温季节，高湿度季节，气候异常时，高峰负荷，季节性高电压期间，设备异常时，应适当加强巡视。

2.4.2 互感器的操作要求（投退、检修）及注意事项 2.4.2.1 电压互感器的操作

a. 送电：先合一次侧刀闸，后合二次侧小开关（或熔断器）； b. 停电：先分二次侧小开关（或熔断器），后分一次侧刀闸。 2.4.2.2 电压互感器的注意事项

a. 系统发生单相接地或产生谐振时，禁止用刀闸拉合电压互感器。 b. 严禁用刀闸拉开故障（油位异常升高、喷油、冒烟、内部有放电声等）的电压互感器。

c. 一组电压互感器停电检修时运行方式应考虑一台主变运行带66千伏南、北母线运行，母联开关在合位，66千伏备自投装置停止中为好。 2.4.2.3 电流互感器的操作

在进行侧路带送操作过程中，进行电流回路的切换，原则是先断开电流互感器短接连片，再投入所带线路所在母线的连片。送电与之相反。 2.4.2.4 电流互感器的注意事项

无论在何种情况下，严禁电流互感器二次开路。 2.4.3 电压互感器的二次并列操作

分别接在两段母线上的电压互感器，二次并列前，应将一次侧母线并列。 2.4.4 母线运行中停用电压互感器对保护的调整

2.4.4.1 电压互感器停电，造成保护用电压回路停电者，电压互感器停电前应将使用该电压互感器二次回路的距离保护停止；

2.4.4.2 66千伏母线运行中停用南、北母电压互感器时，先一次系统并列，

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再将二次并列把手切至并列位置；

2.4.4.3 当电压互感器停用或电压断线时，母差保护可继续运行，但此期间不准在母差回路上进行作业。 2.4.5 互感器事故及异常的处理。

当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用（注意保护的投切）： a. 电压互感器高压熔断器连续熔断2-3次；

b. 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； c. 互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火； d. 油浸式互感器严重漏油，看不到油位； e. 互感器本体或引线端子有严重过热时； f. 膨胀器永久性变形或漏油； g. 压力释放器已冲破；

h. 电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、二次短路，不能消除时；

2.5 电力电容器及电抗器

2.5.1 电容器、电抗器的正常巡视 2.5.1.1 66千伏电容器日常巡视

a. 外壳温度是否正常，外壳上的示温片有无融化、变形。

b. 油位指示应和油枕上的环境温度标志线相对应、无大偏差，油色正常，油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢。

c. 电容器本体、附件及各连接处有无渗漏油。 d. 有无异音。

e. 电容器外壳有无明显鼓肚变形现象。 f. 硅胶无受潮变色。

g. 电容器外壳和构架应可靠接地，接地极焊接是否紧固，有无锈蚀现象。 h. 套管是否清洁，有无破损、裂纹、有无放电声，法兰有无裂纹和严重锈蚀。

i. 引线线夹压接是否紧固、接触良好，有无变色、变形，铜铝过渡部位有无裂纹，主导流接触部位有无变色、有无氧化加剧、有无热气流上升、示温片或变色漆有无融化变色现象、夜间有无发红等。

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j. 熔断器是否完好，有无熔断、锈蚀、变形。

k. 电容器室内干净整洁，照明通风良好，室内温度不超过40℃或不低于-25℃，门窗关闭严密。 2.5.1.2 串联电抗器日常巡视

a. 电抗器本体外观检查良好，有无变形现象，表面漆完整，有无脱落，有无严重发热变色现象。

b. 接点连接是否牢固可靠，接头有无松动发热现象。 c. 电抗器支持绝缘子是否完好，有无破损、倾斜。 d. 检查有无异常声响。 e. 无异常震振动。

2.5.1.3 66千伏电容器串联电抗器特殊巡视

每次发生短路故障后，要检查电抗器是否有位移，支持绝缘子是否松动扭伤，引线有无弯曲，水泥支柱有无破碎，有无放电声及焦气味。 2.5.2 电容器的操作要求（投退、检修）及注意事项。

2.5.2.1 66千伏母线停电操作，先停止该母线所带电容器；送电时，最后投入母线所带电容器。

2.5.2.2 不论任何原因，电容器拉闸1分钟内不得再投入。

2.5.2.3 电容器所在母线失压，低压保护应跳闸，如未跳开，应立即手动断开。空载情况下，为防止过电压和当空载变压器投入时可能与电容器发生铁磁谐振产生的过电流，因此，在投入变压器前不应投入电容器。

2.5.2.4 66千伏母线电压互感器停电时，应停止相应母线所带电容器的低电压保护。

2.5.2.5 电容器停电后必须进行逐台放电后，工作人员方可接触电容器进行工作。

2.5.3 电容器、电抗器的事故及异常情况处理。

2.5.3.1 电容器运行中，一旦出现警报或开关跳闸，应查明原因，在没查明原因前，不得重新合上开关。

2.5.3.2 运行中的电容器一旦发生下列情况应报告调度、立即停止电容器运行。

a. 巡视发现电容器组三相电流不平衡，各相电流差别超过±5％；

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b. 过压保护失灵，电压表指示超过整定值； c. 因事故停电，低压保护失灵； d. 电容器故障、保护失灵、开关拒跳；

e. 电容器鼓肚超过20mm、出现喷、漏油、着火、爆炸； f. 接头严重过热发红、套管严重破裂放电闪络。

2.5.3.3 运行中的电容器出现异常或噪声时，应注意音质、发生时间及电流表变化情况，以判别是配套设备还是电容器本身故障。

2.5.3.4 电容器定速、定时保护动作，开关跳闸不得强送，应立即报告调度。经检查确无故后，可根据调度指令试送一次，若试送失败，不得再送，须查明原因，排除故障后，再恢复送电。

2.5.3.5 电容器过（低）压保护动作，开关跳闸，应立即报告调度，经检查无误后，待母线电压低于（高于）电容器允许运行电压时，恢复送电运行。 2.5.3.6 在同相上或分散在各相上，若出现数台电容器保险丝的先后熔断，如果各相容量的差别不超过15％，暂时继续运行，遇有停电机会时再进行处理。

2.5.3.7 电容器保险丝熔断后，更换保险丝和检修时，必须将保险丝熔断的电容器单独放电，并将三相短路接地后方可接触。

2.6 66千伏消弧线圈

2.6.1 消弧线圈的正常巡视、监视 2.6.1.1 66千伏消弧线圈日常巡视项目

a. 上层油温是否正常，套管是否清洁、有无破损和裂纹。 b. 油位及油色是否正常，有无渗油、漏油现象。

c. 呼吸器内吸潮剂有无变色，表计、分接头位置是否指示正确。 d. 各部分引线连接是否牢固，外壳接地及中性点接地是否良好。 e. 有无异常声音。

f. 气体继电器玻璃窗是否清洁，有无渗油现象。 2.6.1.2 66千伏消弧线圈特殊巡视项目

a. 系统单相接地运行时； b. 天气异常或雷雨后；

c. 法定节、假日或上级通知有重要供电任务期间。

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2.6.2 消弧线圈的投退、切换操作

2.6.2.1 两台消弧线圈可同时接到一台变压器中性点上或分别接到两台变压器中性点上运行。

2.6.2.2 禁止消弧线圈同时接到两组变压器的中性点上运行。 2.6.2.3 消弧线圈停止或分接头的变更，必须根据调度指令进行。 2.6.2.4 在进行开关操作或线路送电时，不应将消弧线圈断开，在任何情况下应不脱离消弧线圈运行，以免出现分频谐振。

2.6.2.5 调整分接头时，必须在系统无接地情况下进行，消弧线圈正常调整由调度遥调。#1、#2消弧线圈机构箱中有“远方-就地”控制把手，正常在“远方”位置，若需就地操作时，将把手切至“就地”位置，然后按“升”、“降”按钮调整。

2.6.2.6 远方操作时，现场位置指示器应与主控位置指示器相一致，当调整过程中，电机持续运转不停时，应按紧急停机按钮，报工区领导，听候处理。 2.6.3 消弧线圈的调档操作

消弧线圈正常运行及调整分接头时，66千伏中性点位移电压不得超过下表限值，超过时报调度。

允许运行时间 长时间 1小时

时间 2小时 4小时 8小时 2.6.4 消弧线圈的事故及异常情况处理

2.6.4.1 运行中的消弧线圈一旦发生下列异常情况，应立即将主变停电，切除故障：

a. 防爆筒破裂且向外喷油；

b. 严重漏油，油位计不见油位，且响声异常或有放电声；

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位移电压 5700 11400 相电压% 15 30 额定电流% 100 70-80 50-60 220千伏大连变电所现场运行运行规程 高压设备

c. 套管破裂放电或接地； d. 消弧线圈着火或冒烟。

2.6.4.2 消弧线圈有下列故障应立即停用：

a. 温度或温升超过极限值。 b. 分接开关接触不良。 c. 接地引线折断或接触不良。

d. 隔离开关严重接触不良或根本不接触

2.6.4.3 在系统存在接地故障的情况下，不得停用消弧线圈，且应严格对其上层油温及温升加强监视，上层油油温其最高值不得超过95℃，温升不得超过55℃，并迅速寻找和处理单相接地故障，应注意允许单相接地故障运行时间不得超过2h，否则应将故障线路断开，停用消弧线圈。

2.6.4.4 若发现消弧线圈因运行时间过长，绝缘老化而引起内部着火，且电流表指针摆动时，应立即停用消弧线圈（断开变压器各侧的断路器），再用隔离开关切除该消弧线圈，然后用电气灭火装置或沙子进行灭火。

2.7 耦合电容器

2.7.1 耦合电器设备正常巡视

a. 接地刀闸是否处于正确位置。

b. 引线与电容器间接线是否紧固，有无松动、脱落现象。 c. 检查围栏门是否关闭、加锁。

d. 检查瓷套是否清洁、有无裂纹、机械损伤、放电及烧伤痕迹。

2.7.2 耦合电器设备的事故及异常情况处理

当耦合电器设备出现故障时,应联系调度退出相关保护装置。

2.8 阻波器

2.8.1 阻波器设备正常巡视

a. 固定是否牢固，有无较大摆动。 b. 各部接点连接是否牢固，有无发热现象。 c. 支持绝缘子是否完好，有无破损、倾斜。

d. 引线有无断股，线夹有无松动脱落。

2.8.2 阻波器设备的事故及异常情况处理

当阻波器设备出现故障时,应联系调度退出相关保护装置。

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2.9 所用变

2.9.1 所用变压器的型式

大连变66千伏 #1所用变压器为SJL-630/66型，为开关间隔所用变；#2所用变压器为S9-630/66型，T接于连革北线线路出口，一次装有熔断器及刀闸。

2.9.2 所用变日常巡视项目

a. 本体油位计指示是否正常；（注意油位与温度变化的关系）

b. 检查本体阀门、套管、散热器、法兰连接处以及焊缝处是否渗漏油； c. 接线端子有无异常、发热，夜晚是否有发红现象，检查金具有无变形，螺丝是否松脱；

d. 套管有无破损，是否有放电闪络，注意污秽情况； e. 变压器外壳接地和中性点接地是否良好； f. 变压器有无异声、异味； g. 硅胶呼吸器的硅胶变色程度； h. 变压器基础有无下沉；

i. 各控制箱、端子箱密封，二次端子排有无受潮。

2.9.3 特殊巡视项目

a. 每次事故跳闸后；

b. 变压器过负荷或过电压运行、异常运行时； c. 天气异常或雷雨后；

d. 变压器经过新装、大修、事故检修或换油后72小时之内。 2.9.4 所用变异常处理

所用变压器事故跳闸或一次熔断器熔断后时，应按保护动作及系统变化情况，并根据外部现象判断故障原因，如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障引起，可申请重新投入运行；变压器有内部故障征象时，应作进一步检查。进行处理，并及时恢复所用电源的供电。

2.10 母线

2.10.1 母线正常巡视项目 2.10.1.1 硬母线

a. 母线完好无异物。

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b. 终端、滑动、连接等金具良好。 c. 无异常声音。 d. 母线无异常变形。 e. 母线无过大振动。

f. 接头无松动、发热，软连接无断片。 2.10.1.2 软母线

a. 检查母线及母线连接跨线有无断股，线夹有无松动脱落。

b. 检查母线各部接点有无明显过热现象，雨雪天时接头处积雪是否迅速融化和发热冒气。

c. 检查母线固定部位有无窜动等应力现象。

d. 检查母线弧垂变化正常，对地、相间距离正常，无挂落异物。 e. 母线绝缘子有无破损及放电迹象。 f. 构架无锈蚀、变形、裂纹、损坏。

g. 天气气温突变时，母线有无驰张过大，或收缩过紧的现象。 2.10.2 母线检修后送电前的验收与检查

2.10.2.1 检查母线有无明显机械损伤；相间及对地距离符合表8规定 表8：屋外配电装置的最小安全净距(厘米)

额定电压千伏 带电部分到接地部分cm 不同相带电部分之间cm 1-10 20 20 66 65 65 220 180 200 2.10.2.2 检查支持瓷瓶有无破损裂纹，各连接线接触牢固。2.10.2.3 检查所有安全措施撤除情况。 2.10.3 母线检修完送电加压

a. 220千伏母线检修后加压，一般情况下先合上本侧开关，由南连线或和连线对侧开关进行合闸加压。

b. 66千伏母线检修后加压，启用66千伏母差保护屏母线充电压板，按充电按合母联开关对母线加压。 2.10.4 母线事故开关跳闸时：

a. 立即派人去现场检查，判断事故发生的原因；

b. 查明原因后，联系调度，拉开故障母线上所带线路的开关和母线刀闸； c. 拉开66千伏母联开关及两侧刀闸；

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d. 拉开故障母线上的电压互感器一次刀闸； e. 将故障母线上的线路倒换到运行母线上运行。

2.11 防雷设备

2.11.1 防雷设备正常巡视、监视 2.11.1.1 避雷器、避雷针日常巡视项目

a. 检查瓷套是否清洁，无裂纹和破损，无放电闪络；

b. 检查引线有无断股、抛股或烧伤痕迹，接点、接头连接是否良好，金具是否完好；

c. 检查接地引下线有无松脱和锈蚀； d. 检查均压环有无松动、锈蚀和变形；

e. 检查避雷针完好，接地引下线有无松脱和锈蚀，接地良好。 2.11.1.2 避雷器、避雷针特殊巡视项目

a. 每月两次定期记录避雷器的动作数值、泄漏电流、外温、湿度。 b. 每次系统异常运行（如跳闸和过电压）、雷雨后（特别是雷雨季节）应对避雷器进行重点巡视检查，并记录避雷器计数器的动作数值。

雷雨时，人员严禁接近避雷装置，以防止雷击泄放雷电流产生危险的跨步电压对人员的伤害，防止有缺陷的避雷器在雷雨天可能爆炸对人的伤害。 2.11.2 防雷设备的事故及异常情况处理

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220千伏大连变电所现场运行运行规程 防吴闭锁装置

3 防误操作闭锁装置

3.1 防误装置的配置情况

大连变配置了珠海共创生产的 YS-2000微机防误闭锁装置，并与后台机实现开关及母线刀闸的联动闭锁。

3.2 防误装置的正常操作要求及特殊方式下的要求

3.2.1 正常运行倒闸操作，操作票的填写、审核、模拟操作和许可操作手续按《变电所运行操作票填写使用标准》规定执行。

3.2.2 任何非本变电所当值运行人员，不得随意在微机防误装置模拟图板和计算机上进行操作。变电所应确定专人负责微机防误装置及其配套软、硬件的维护管理。

3.2.3 变电所运行人员每次交接班时，均应对微机防误装置计算机及软件程序、模拟图板 操作控制程序进行检查和模拟操作试验，同时对主、备用电脑钥匙功能进行试验检查。检查结果记入运行记录簿。

3.2.4 在防误装置正常运行时，变电所正常运行倒闸操作，必须在防误装置控制下经模拟图板模拟操作无问题后，使用“正常操作电脑钥匙”按规定操作程序进行操作。

3.2.5 事故处理，可不在防误装置控制下的模拟图板上模拟操作，使用“解锁电脑钥匙” 按操作程序要求操作（此时，防误装置应在正常运行状态，且模拟图板上各设备位置与现场实际设备运行位置相符）。

3.2.6 微机防误装置正常运行时，应保证其电源工作正常，主、备用电脑钥匙应在相应充电位置。

3.2.7 装置开机或电源掉电恢复后以及电脑钥匙回位后模拟图板出现设备对位告警时，运行人员必须仔细核对图板设备位置与现场实际是否相符，在确认现场设备实际位置正确无误且确为图板上设备位置与实际不符后，方可按装置提示恢复模拟图板上设备位置。

3.3 防误装置异常情况的处理要求及解锁规定及要求

3.3.1 微机防误装置的主机及模拟图板出现任何异常及故障时，均应及时查明原因并处理。

3.3.2 当模拟图板出现模拟操作控制程序失灵或电脑钥匙操作控制程序失灵等危及正常运行操作的故障时，经队长批准，停用微机防误闭锁装置，并立即

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220千伏大连变电所现场运行运行规程 防吴闭锁装置

报告工区主管领导。微机防误闭锁装置停用期间，正常倒闸操作，经队长批准，可使用机械解锁钥匙进行操作，但必须加强监护。

3.3.3 微机防误闭锁装置机械解锁钥匙（包括控制屏操作把手解锁钥匙）的管理，按照大连电业局《关于防误闭锁装置的规定》执行，并做到使用经所长批准并登记，用后立即封存。

3.3.4 微机防误装置配套的微机，未经批准，不准插入任何软盘和向机器内考入任何软件，严禁更改该微机内任何软件程序和在该微机上进行任何与操作无关的工作。

3.3.5 微机防误装置正常应保持运行，无特殊情况，不得退出运行。

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220千伏大连变电所现场运行运行规程 继电保护及自动装置

4 继电保护及自动装置

4.1 继电保护的一般规定

4.1.1 认真执行省公司及局下达的有关继电保护运行规定及定值通知单，运行中继电保护定值应复核，使其满足运行规定。

4.1.2 有关继电保护及自动装置的一切操作（如投入、停止、试验或改变定值等），必须按调度令或请示调度同意后执行。

4.1.3 在运行的继电保护及自动装置或二次回路上作业必须请示调度同意后方可工作。

4.1.4 继电保护及自动装置动作后，不论开关跳闸与否都要检查记录保护动作及信号表示情况，并及时报告调度；后台机光字信号、信号继电器必须做好记录，恢复送电前方可复归信号。

4.1.5 继电保护及自动装置压板操作和复归信号必须由二人执行。 4.1.6 运行中的预告、跳闸警报、光字牌信号每周试验一次；重合闸和母差差流每月3日抽查一次。对重合闸保护投入的线路，在每次合闸送电后应对其重合闸装置抽查一次或检查LFP-951保护液晶显示CD=1，发现异常应立即报告调度并联系继电人员处理。

4.1.7 凡带电的电气设备或线路，不允许处于无保护或保护不健全（如只有接地故障保护而无相间故障保护）状态下运行。 4.1.8 遇有下列情况之一时，应报告调度停止保护： 4.1.8.1 保护装置不良，有误动作的危险时；

4.1.8.2 负荷超过保护的允许值而又无法在短时间内降下去；

4.1.8.3 带有交流电压的下列保护装置，当电压回路断线时或失去交流电压时，应退出保护装置的跳闸压板。

a. 故障录波器；

b. 带有低电压闭锁的距离保护，如66千伏送电线距离保护； c. 66千伏母联备自投装置。 4.1.8.4 保护装置检验时。 4.1.8.5 做开关的跨越时。

4.1.8.6 调度下令退出的保护装置。

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4.1.9 带有交流电压回路的保护装置，在电压回路断线时，可不必停用，而应迅速查找出故障原因，联系有关人员及时处理。

a.

b. 复合电压闭锁过流保护（特殊情况下按调度命令执行）c. 220千伏、66千伏母差保护。 d. 电容器过压保护

4.1.10 凡进行一次系统倒闸操作或作业可能影响差动保护结线时，必须在操作前将差动保护停止

4.1.11 继电保护及自动装置或二次回路作业结束后，值班长应会同作业负责人一起详细检查保护回路的变更情况，了解运行中的注意事项。 4.1.12 各种交、直流保险器由运行人员负责维护、更换。

4.1.13 取下直流保险器时应先断开正极、后断开负极；装上直流保险器时应先装负极、后装正极。

4.2 主变压器保护

4.2.1 主变保护的基本配置及非电气量保护的投运方式 4.2.1.1 #1主变微机保护

a. 大连变电所#1主变微机保护装置，分别由A柜、B柜、C柜组成。#1主变所有微机保护装置的定值均存放在“1” 区，并且只有一套定值。

b. 保护A柜：LFP-972A大差动保护，包含比率差动、差动速断保护，电流取自主一次、主二次CT（开关CT）；LFP-973E主一次后备保护，包含主一次复合电压闭锁过流，220千伏中性点直接接地零序电流二段、中性点间隙接地零序电流、中性点零序电压保护；主一次复合电压闭锁过流，电流取自主一次CT（开关CT），电压取自66千伏 PT；LFP-973F主二次后备保护停止，电流取自主二次CT(开关CT)。

c. 保护B柜：LFP-972C小差动保护，包含比率差动、差动速断保护，电流取自主一次（主变 套管CT）、主二次CT(开关CT)；LFP-973E主一次后备保护，包含主一次复合电压闭锁过流，220千伏中性点直接接地零序电流二段、中性点间隙接地零序电流、中性点零序电压保护；主一次复合电压闭锁过流，电流取自主一次CT（主变套管CT），电压取自66千伏 PT；LFP-973F主二次后备保护停止，电流取自主二次CT(开关CT)。

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220千伏大连变电所现场运行运行规程 继电保护及自动装置

d. 保护C柜：LFP-974C非电量保护；CZX-12A主一次操作箱；LFP-974B主二次操作箱。

4.2.1.2 #2主变微机保护

a. 大连变电所#2主变微机保护装置，分别由A柜、B柜、C柜组成。#2主变所有保护装置的定值均存放在“1”区，并且只有一套定值。

b. 保护A柜：LFP-972A大差动保护，包含比率差动、差动速断保护，电流取自主一次、主二次CT（开关CT）；LFP-973E主一次后备保护，包含主一次复合电压闭锁过流，220千伏中性点直接接地零序电流二段、中性点间隙接地零序电流、中性点零序电压保护；主一次复合电压闭锁过流，电流取自主一次CT（开关CT），电压取自66千伏 PT；LFP-973F主二次后备保护停止，电流取自主二次CT(开关CT)。

c. 保护B柜：LFP-972C小差动保护，包含比率差动、差动速断保护，电流取自主一次（主变套管CT）、主二次CT(主变套管CT)；LFP-973E主一次后备保护，包含主一次复合电压闭锁过流，220千伏中性点直接接地零序电流二段、中性点间隙接地零序电流、中性点零序电压保护；主一次复合电压闭锁过流，电流取自主一次CT（主变套管CT），电压取自66千伏 PT；LFP-973F主二次后备保护停止，电流取自主二次CT(主变套管CT)。

d. 保护C柜：LFP-974C非电量保护；CZX-12A主一次操作箱；LFP-974B主二次操作箱

4.2.2 保护装置的巡视、监视要求 4.2.2.1 #1主变保护正常运行时

a. 保护A柜：LFP-972A大差动保护，保护屏后“大差动972A直流电源开关”投入，DC板船型开关置“ON”位置，CPU、OUT板“OP”灯亮，DC板“DC”灯亮，CPU板“BJ”、OUT板“TJ”灯熄灭；LFP-973E主一次后备保护，保护屏后“主一次后备973E直流电源开关”投入，DC板船型开关置“ON”位置，CPU、OUT板“OP”灯亮，DC板“DC”灯亮，CPU板“DX”、OUT板“TJ”灯熄灭。

b. 保护B柜：LFP-972C小差动保护，保护屏后“小差动972C直流电源开关”投入，DC板船型开关置“ON”位置，CPU、OUT板“OP”灯亮，DC板“DC”灯亮，CPU板“BJ”、OUT板“TJ”灯熄灭；LFP-973E主一次后备保护，保护

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220千伏大连变电所现场运行运行规程 继电保护及自动装置

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 YLSF YLTB RZWM RZGW BTYW YZYW YWG FDL1 LKSD FDL2 FQX OPBJ SLQD 压力释放信号 本体重瓦斯2信号 油温高1信号 Ⅰ工作电源故障信号 本体油位异常信号 有载油位异常信号 温度高2信号 Ⅱ工作电源故障信号 冷控失电信号 冷却器全停信号 非全相报警 光耦电源报警 失灵启动信号 4.2.6.2 #2主变微机保护的故障信息 a. #2主变972A/972C差动保护： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 信息 EPROM RAM EEPROM VFC EEPROM WR OPT DC CPU1 COMU CTBJ CTDX TZ LIQUID SDCW BLCD CDSD RAM芯片出错 EEPROM芯片出错或运行定值改变 压频变换器或计数器（8254）出错 定值修改允许开关打在“修改”位置 光耦电源坏 与保护CPU通信异常 装置发延时CT断线报警闭锁 装置发瞬时CT断线报警闭锁 装置的出口继电器长期动作 液晶显示器出错 装置上电后出错 比率差动保护动作 差动速断保护动作 信息意义 EPROM芯片出错 b. 973E主一次后备保护： 序号 信息 信息意义 37

220千伏大连变电所现场运行运行规程 继电保护及自动装置

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 EPROM RAM EEPROM VFC EEPROM WR OPT DC CPU1 COMU TZ-ABN LIQUID PT-ABN CT-ABN GFH TFQD GL11 GL12 L011 I0g1 U01 EPROM芯片出错 RAM芯片出错 EEPROM芯片出错或运行定值改变 压频变换器或计数器（8254）出错 定值修改允许开关打在“修改”位置 光耦电源坏 与保护CPU通信异常 装置的出口继电器长期动作 液晶显示器出错 PT断线 CT断线 主变过负荷 启动风冷 主一次复合电压闭锁过流3.5秒动作 主一次复合电压闭锁过流4.0秒动作 中性点直接接地零序过流保护动作 中性点间隙接地零序过流保护动作 中性点零序过压保护动作 c. LFP-974C保护： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 信息 EPROM RAM EEPROM CHK-ABN CT-ABN BTZW YZZW BTQW YZQW YLSF YLTB RZWM RAM芯片出错 保护定值出错 保护出口三极管击穿 A/D采样信道故障或CT断线 本体重瓦斯1信号 有载重瓦斯信号 本体轻瓦斯信号 冷却器故障信号 压力释放信号 本体重瓦斯2信号 油温高1信号 38 信息意义 EPROM芯片出错 220千伏大连变电所现场运行运行规程 继电保护及自动装置

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 RZGW BTYW YZYW YWG FDL1 LKSD FDL2 FQX OPBJ SLQD Ⅰ工作电源故障信号 本体油位异常信号 有载油位异常信号 温度高2信号 Ⅱ工作电源故障信号 冷控失电信号 冷却器全停信号 非全相报警 光耦电源报警 失灵启动信号 4.2.7 微机保护的定值设置

大连变#1、#2主变所有保护装置只有一套定值，均存放在“1”区。

4.3 母线保护

4.3.1 母差保护的形式

4.3.1.1 220千伏母线差保护为BP-2B微机母线保护装置可以实现母线差动保护、断路器失灵保护出口功能。。

4.3.1.2 66千伏母线差动保护为电磁型双母线固定连接方式母差保护 4.3.2 母差保护的巡视检查及定期试验要求。

每月对母差保护差流进行检查，差流表指示不大于100mA检查母差差流大于100mA或差流突然增大，超过30mA并未超过100mA时，应停止母差保护，报告调度并通知继电人员处理，如不平衡电流超过上述数值或发生电流回路断线报警，应先停止母差保护，然后报告调度并通知继电人员处理。在母差二次回路上作业，应停止母差保护。 4.3.3 220千伏母差保护

4.3.3.1 220千伏母差保护压板说明

＃1主一次跳闸压板 LP12 ＃2主一次跳闸压板 LP13 南连线跳闸压板 LP15 和连线跳闸压板 LP16

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220千伏大连变电所现场运行运行规程 继电保护及自动装置

220kV侧路跳闸压板 LP11

4.3.3.3.2差动保护和失灵保护启动压板：

＃1主变启动失灵压板 LP52 ＃2主变启动失灵压板 LP53 南连线启动失灵压板 LP55 和连线启动失灵压板 LP56 220kV侧路启动失灵压板 LP51

4.3.3.2 母差的运行方式与一次设备运行方式的对应要求

当220千伏母差保护停止时，应将220千伏和连线停电。 4.3.3.3 220千伏母差保护接线方式

大连变220千伏母差保护为单母线固定连接式，分别接有和连线、南连线、#1主一次、#2主一次及220千伏侧路等元件。 4.3.3.4 保护投入步骤

a. 投入母差保护直流

b. 检查后台机及装置无异常信号后投入下列压板：LP12、LP13、LP15、LP16。

c. 运行方式调整时，相应母差调整的操作

当220千伏侧路带送时，则停止母差跳被带线路或#1主一次开关的跳闸压板，投入220千伏侧路母差跳闸压板LP11。 4.3.3.5 220千伏母差保护异常情况的处理

当后台机有下列信号之一报警时，应报告调度停止母差保护，并通知继电人员处理。

a. 220千伏母差保护交流电流回路断线（不得按CT断线解除按钮）； b. 220千伏母差保护直流断线； c. 220千伏母差保护不平衡电流超限。

当后台机“220千伏母差保护交流电压回路断线”报警信号表示时，不必停止母差保护，但此时保护及所接的交流电流回路不得进行任何工作。 4.3.4 220千伏母线失灵保护 4.3.4.1装置概况

本装置是单母线失灵保护，保护动作后跳开220千伏母线上的所有开关。

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220千伏大连变电所现场运行运行规程 继电保护及自动装置

4.3.4.2压板说明

LP55 —南连线失灵跳闸压板 LP52 —#1主变失灵跳闸压板 LP56 —和连线失灵跳闸压板 LP53 — #2主变失灵跳闸压板 LP51 — 220千伏侧路失灵跳闸压板 4.3.4.3 保护投入

a. 投入失灵保护直流。

b. 检查后台机及装置无异常信号后投入下列压板：

LP52 、LP52、LP55、LP56

4.3.4.4 220千伏侧路代送时，则停止失灵跳被代线路或主一次开关的跳闸压

板，投入220千伏侧路失灵跳闸压板LP51。 4.3.4.5 保护异常处理

a. 当后台机显示“220千伏失灵保护直流断线”信号报警时，应报告调度停止失灵保护，并通知继电板处理。

b. 当后台机“220千伏失灵保护交流电压回路断线”报警信号表示时，不停止失灵保护，但此时失灵保护启动回路不得进行任何工作。

c. 其他规定按照上级保护运行规定执行。 4.3.5 66千伏母差保护

4.3.5.1 66千伏母差保护压板说明

1SD —差流压板 1LP —北母出口压板 2LP —南母出口压板 3LP —母联出口压板 4LP —北母电压闭锁压板 5LP —南母电压闭锁压板 6LP —母联跳闸压板 7LP —连吴山线跳闸压板 8LP —连吴海线闸压板 9LP —连革北线跳闸压板 10LP—海连线跳闸压板

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11LP—大钢东线跳闸压板 12LP—大钢西线跳闸压板 13LP—连水线跳闸压板 14LP—（连茂线跳闸压板） 15LP—连和线跳闸压板 25LP—连钾线跳闸压板 27LP—#2电容器跳闸压板 28LP—#1主二次跳闸压板 29LP—66千伏侧路接北母跳闸压板 30LP—连友线跳闸压板 31LP—连革南线跳闸压板 32LP—连锦左线跳闸压板 33LP—连锦右线跳闸压板 34LP—母线充电母联合闸压板 43LP—海连右线跳闸压板 44LP—连海东线跳闸压板 45LP—连海西线跳闸压板 46LP—连甘东线跳闸压板 47LP—连甘西线跳闸压板 48LP—连石线跳闸压板 49LP—所用变跳闸压板 50LP—#1电容器跳闸压板 51LP—#2主二次跳闸压板 61LP—66千伏侧路接南母跳闸压板

4.3.5.2 66千伏母差保护为双母线固定连接式

a. 66千伏南母：＃2主二次、#1电容器、连友、连革南、连锦左右、66千伏所用变、海连右、连海东西、连甘东西、连石

b. 66千伏北母：＃1主二次、#2电容器、连吴山海、连革北、海连左、大钢东西、连水、连姚山海

4.3.5.3 66千伏母差保护投入步骤

a. 投入母差保护直流，即先投入直流电源。

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b. 检查差流： (1) 断开1SD差流压板。 (2) 按下AN差流试验按钮。 (3) 观察差流表指示不大于100mA。 (4) 投入1SD差流压板。

c. 投入5LP、4LP、2LP、1LP、3LP压板

d. 屏内继电器无任何异常后启用6LP及相应的线路或元件（听调度令）的跳闸压板。

4.3.5.4 各运行方式调整时，相应母差调整的操作

a. 66千伏母差保护范围内的电源线，必须投入其跳闸压板和重合闸放电压板。

b. 投入或退出66千伏母差保护，应投入或退出下列压板：母联出口、南母出口、北母出口压板，南、北母电压闭锁压板，母差保护母联跳闸压板、差流压板，所有电源线（包括#1、#2、主二次、电容器）的跳闸压板和重合闸放电压板。

c. 负荷线路改为电源线时，应投入跳闸压板和重合闸放电压板。 d. 当用66千伏侧路开关带66千伏线路运行时，应将66千伏侧路母差CT连片切换到相应母线，若所带是电源线路或元件，还应投入侧路所在母线的跳闸压板。

e. 一条母线停电时，母差保护必须“切非”，停电母线的电压闭锁压板不能停止。这期间母差保护及相关二次回路不得有人作业。

f. 电压互感器损坏或检修时，母差保护不用停止，但这期间母差保护及相关二次回路不得有人作业。

g. 当母联开关停止，电源线路（或元件）固定联结方式破坏时，母差保护必须停止。（如＃1主变运行南母或者＃2主变运行北母）。

h. 母联开关停止，带电源线路（元件）固定连接方式未破坏，母差保护勿须“切非”仍保持正常投入运行。

i. 当出现下列情况时，母差保护“切非”即切非小开关合上，“”非’指示灯应明亮：

(1) 当母联开关投入运行，带电源线路（或元件）破坏固定联结时； (2) 当双母线中的一段母线停运，所有线路（或元件）都倒入另一段母线

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220千伏大连变电所现场运行运行规程 继电保护及自动装置

运行时；

(3) 用刀闸进行双母线倒闸操作时；

j. 当母联开关停止，不带电源线路（或元件）固定联结方式破坏时，母差保护不停止，但灵敏度降低，可能拒动

k. 当母联开关停止，不带电源线路（或元件），不论运行哪个母线，其跳闸和放电压板均不投入。

l. 新安装和母差保护二次回路更改或在其二次回路上进行工作时，母差保护在投入前，必须测定相位正确，并检查差流正常，方可投入母差保护。

m. 66千伏母差屏中电流互感器SD端子带送线路时具体按下列顺序操作： (1) 带送时操作顺序：

? 退出66千伏侧路SD电流端子本身短接联片；

? 投入66千伏侧路SD电流端子与所带线路相对应母线端子的联片。 ? 合上66千伏侧路开关（检查有电流后）； ? 拉开所带线路开关。 (2) 恢复时操作顺序：

? 合上所带线路开关（检查有电流后）； ? 拉开66千伏侧路开关；

? 退出66千伏侧路SD电流端子与所带线路相对应母线端子的联片。 ? 投入66千伏侧路SD电流端子本身短接联片； 4.3.5.5 充电保护的操作

a. 66千伏母差保护屏母线充电母联合闸34LP压板只在给66千伏母线加压时投入，加压良好后退出。

b. 母线检修后加压，应用母差保护屏母线充电按钮加压（同时投入34LP压板），将母联开关合上。

c. 母线检修后加压时，不能遥控操作合母联开关。

4.3.5.6 母差保护异常情况的处理（如哪些情况下必须退出母差保护）

a. 后台机显示“66千伏母差交流电流回路断线”告警时，应停止保护。当“CT断线”信号表示时，不得按“交流电流回路断线闭锁解除”PA按钮，应报继电人员，待继电人员处理好后方可按PA按钮。

b. 后台机出现“66千伏母差保护直流消失”告警时，应停止保护。 c. 后台机显示“66千伏南母PT断线”或“66千伏北母PT断线”报警时，

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不停止母差保护，但母差回路本身及有关回路不得进行任何工作。并通知有关人员处理。

4.4 线路保护

4.4.1 保护装置简介及使用规定 4.4.1.1 WXB-11型微机保护使用通则 4.4.1.1.1 保护简介：

a. WXB-11型微机保护具有如下保护功能：

(1) 纵联保护（需配收发信机）：包括高频闭锁相间距离、高频闭锁零序方

向。

(2) 距离保护：包括三段接地距离、三段相间距离。

(3) 零序保护：包括灵敏Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段。不灵敏Ⅰ、Ⅱ段。 (4) 综合重合闸：包括综重、单重、三重、停用四个位置。

b. 上述四种保护都能独立选相，相互之间没有依赖关系，任一保护停用不影响其它保护的正常工作。

c. 系统发生故障时，微机保护能通过打印机打印出故障时刻（年、月、日、时、分、秒）、故障点距离、故障相别、按时间顺序排列的各种保护动作情况和每次故障前20MS后40MS的故障波形。其中各保护的分报告以采样点为时间单位打印显示；总报告折算到绝对时间后打印显示。 4.4.1.1.2 运行人员巡视时，需检查的内容如下：

a. 电源插件5V、＋15V、－15V、24V四个绿灯亮。

b. CPU1─CPU4及人机对话插件“运行”灯亮，其它所有指示灯包括信号插件和告警插件指示灯均灭。

c. 各插件方式开关在“运行”位置，固化开关在“禁止”位置，巡检开关在“投入”位置，定值拨轮开关按要求放在“某”区（CPU1─CPU4定值区应一致）。

d. 打印机电源灯亮，打印纸充足，打印机运转良好。

e. 保护投运后对装置进行定期打印检查，新投运的装置十日内应每天检查一次，正常运行后，每两周检查一次，内容如下：

(1) 核对时钟误差（按“T”键，打印机将打印当时时间），误差应小于5

分钟，否则应重新校正时钟。

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(2) 三相电流应大小相等，如发现CT断线，应停止保护。将每次检查的打

印报告订好，记上检查人员姓名及当时线路送、受有功、无功功率及电流值。

f. 保护运行时修改时钟方法：

(1) 按“T”键，打印机将打印微机保护的当前时间后，依次输入需修改的

时间，每个参数都用两个数字表示，中间不加任何间隔键。例如：92年7月22日10时20分30秒应输入920722102030。 (2) 最后一个数字输入后，时钟才开始计时。 (3) 按键不能太快，每个键应持续0.5秒。 (4) 如不修正时按一个大于9的键退出。

g. 保护遇到如下之一情况，断开屏上跳闸压板（跳闸压板是指A相跳闸、B相跳闸、C相跳闸和三相跳闸四个压板）：

(1) 本装置使用的CT、PT、开关量输入回路、保护屏内部有作业及继电人

员预先输入定值前。

(2) 本装置任一种保护由“运行”位置改到“调试”位置之前。 (3) “总告警”灯和“呼唤”灯亮且打印出CPU×（×带表1、2、3、4）

ERR报告时。

(4) “总告警”灯亮，同时高频、距离、零序、综重之一“总告警灯亮，

断开对应保护投入压板，并通知继电人员。 (5) 8.4.1.4装置异常及处理方法：

(6) 仅“呼唤”灯亮且打印一份报告，表示CT断线或区外故障，检查打印

报告，如果一相，两相或三相无电流表示CT断线，断开保护跳闸压板；如果一相，两相或三相电流升高表示区外故障保存打印报告，不必复制。

(7) 仅“巡检中断”灯亮（或“巡检中断”、“总告警”及“呼唤”灯亮），

说明人机对话插件故障，不必停保护，通知继电人员。 (8) 保护动作显示情况及处理方法：

(9) 信号插件“跳A”、“跳B”、“跳C”、“永跳”及“重合闸”灯中至少任

一个及“呼唤”灯亮，说明保护动作。

(10)检查打印报告，定值通知单设定只自动复制CPU2报告及总报告，另外

三个CPU的分报告不自动复制，需人工按“X”键复制。

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