动力运行规程.doc

批准：复审：审核：编写：前 言一本规程编写依据：1、第一电解铝厂电气运行规程2、电力工业标准汇编电机及变压器类 电气卷33、各厂家资料二、下列人员应熟悉并熟知本规程1、动力运行全体人员2、检修人员要熟知相关部分3、车间主任三、本规程自下发之曰起执行，试行期为一年目 录第一章 动力变及车间变压器运行规程1.设备规范2.变压器投入运行前的检查3.变压器的停送电操作。4.变压器运行中的监视5.异常运行及事故处理第二章 电气系统运行规程1.系统概述2.系统运行方式3.停送电操作原则4.倒闸操作的原则。5.事故处理第三章 继电保护及综合自动化系统运行规程1.一般规定及要求2 .pecstar综合自动化系统2.0运行中的规定。3.动力变保护4. 110KV进线保护5. 110KV母联保护6 10KV线路保护7. 10 KV变压器保护8. 10KV高压电机保护。第四章 配电装置运行规程1 设备规范2 配电装置的运行和维护。3 主要配电装置的异常运行及故障处理第五章 电动机运行规程1 对电动机的一般要求。2 电动机的运行和维护3 电动机的异常运行及事故处理第六章 直流系统运行规程 1 直流系统概述2主要技术参数3直流系统投运前的检查4直流系统的投运5直流系统的运行方式6直流系统巡视时的注意事项第七章变频器 第八章 柴油发电机机 1 柴油机技术规范 2主要技术参数 3故障处理第一章 动力变及车间变压器运行规程1 设备技术规范1.1 动力变压器技术规范序号名称单位技术规范1 型号SFZ9-50000/1102相数相33频率Hz504冷却方式ONAN/ONAF5使用条件户外式6 联结组标号YN d117网侧容量KVA500008 额定电压KV 115KV81.25%/10.5KV9空载损耗KW32.00010空载电流0.2611负载损耗KW190.83012短路阻抗10.7613调压级数17总重T 595生产厂家济南志友变压器有限公司1.2各车间变压器技术规范名称主控楼变沉降变煤气站变溶出变原料变型号SCB10-315/10SCB10-2000/10SCB10-1600/10SCB10-1000/10SCB10-1600/10额定容量315KVA2000KVA1600KVA1000KVA1600KVA额定电压10000/40010000/40010000/40010000/40010000/400联接组别Dyn11Dyn11Dyn11Dyn11Dyn11阻抗电压3.916.02%6.136.27%6.14%冷却方式AFAFAFAFAF一次电流18.27115.5A92.457.792.4二次电流454.72887A2309.414432309.4相数3相3相3相3相3相生产厂家济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司名称蒸发槽灌区变蒸发循环水变蒸发变控制过滤变种子过滤变型号SCB10-630/10SCB10-1250/10SCB10-1600/10SCB10-1000/10SCB10-1600/10额定容量630KVA1250KVA1600KVA1000KVA1600KVA额定电压10000/40010000/40010000/40010000/40010000/400联接组别Dyn11Dyn11Dyn11Dyn11Dyn11阻抗电压6.136.08%6.076.21%6.07%冷却方式AN/AFAFAFAFAF一次电流36.472.2A92.457.792.4二次电流9091804A2309.414432309.4相数3相3相3相3相3相生产厂家济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司 名称分解循环水变空压变种子分解变焙烧变检修车间变型号SCB10-800/10SCB10-630/10SCB10-2000/10SCB10-2000/10SCB10-500/10额定容量800KVA630KVA2000KVA2000KVA500KVA额定电压10000/40010000/40010000/40010000/40010000/400联接组别Dyn11Dyn11Dyn11Dyn11Dyn11阻抗电压6.005.96%6.066.06%4.14%冷却方式AFAFAFAFAF一次电流46.236.4A115.5115.528.9二次电流1155909A28872887454.7相数3相3相3相3相3相生产厂家济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司济南志亨特种变压器有限公司 2 投入运行前的检查2.1 全部检修工作结束，有关工作票应全部收回，接地线、临时标示牌和临时遮栏应全部拆除，与运行无关的工具、材料及其它杂物应清理干净，检修人员所修项目及检修后设备有何缺陷应交待清楚。2.2 投入运行前的绝缘检测2.2.1 变压器线圈电压在500V以上使用1000-2500V的摇表，线圈电压在500V以下使用500V的摇表。2.2.2 分别测量高、低压侧对地及高、低压侧相间绝缘电阻，其阻值不应低于上次所测值的30%，并测量吸收比R60/R15之比值应1.3，最低不能低于每千伏1M，如测量值低于规定值时应汇报相关领导。 绝缘电阻测量结果与历次测量结果相比较，不应低于以下结果：温度（）1020304050607080最低绝缘电阻（M）45030020013090604025 2.2.3 初次投运的变压器及大修后变更分接开关后，应测定变压器各线圈的直流电阻，用以检查各分接开关的接触情况，其值应参照变压器出厂测试记录。2.2.4 变压器大修后或换油、加油后，应静止24小时，待消除油中的气泡后，方可投入运行。在特殊情况下，要立即投运时，应将重瓦斯改投信号，观察5小时无异常改回跳闸回路。2.3变压器投运前的外部检查。2.3.1 油枕的油位、油色应正常，套管应清洁完好，无破损、无裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。2.3.2 变压器各部无漏油、渗油现象。2.3.3 变压器顶盖无异物，各侧接线完整正确。2.3.4 瓦斯继电器油面正常，连接油门打开，窥视窗清洁。2.3.5 变压器外壳接地应良好，高压侧中性点接地刀闸拉合灵活，接触良好。2.3.6 有载调压分接开关头部超压保护爆破盖应完好，压力释放阀完好。2.3.7 有载调压分接开关与电动机构的位置指示应相同。2.3.8 有载调压电动机构各电气接线应完好，机械部分无破损。2.3.9风冷装置经试验运转良好，所属保护装置应投入。2.3.10 变压器控制回路，继电保护等二次接线完整且正确投入,并正确投入保护压板。3 变压器的停送电操作。3.1 动力变压器的停送电操作原则。（以1#动力变送电为例）3.1.1全面检查1#动力变符合送电条件3.1.2拉开各接地刀闸或拆除接地线3.1.3检查1#动力变有载调压开关档位显示与实际一致，并与2#动力变档位一致3.1.4投入1#动力变的相关保护3.1.5检查1#动力变高、低压侧断路器确在断开位置3.1.6检查1#动力变中性点地刀在合位 3.1.8合上1#动力变高压侧刀闸3.1.9将1#动力变低压侧断路器推入工作位置3.1.10合上1#动力变高压侧断路器3.1.11合上1#动力变低压侧断路器3.1.12检查10KV总配母受电正常3.1.13拉开1#动力变中性点地刀3.1.14拉开10KV总配母联开关3.2 主控楼所用变压器的送电操作原则。 3.2.1检查变压器具备送电条件 3.2.2投入变压器保护压板 3.2.4将变压器高压侧断路器摇入工作位置 3.2.5将变压器低压侧断路器摇入工作位置 3.2.6合上变压器高压侧断路器 3.2.7合上变压器低压侧断路器 3.2.8拉开低压侧联络开关3.3主控楼变压器的停电操作原则 3.3.1合上低压侧联络开关 3.3.2拉开变压器低压侧开关 3.3.3拉开变压器高压侧开关3.3.4将变压器高压侧断路器拖至检修位置3.3.5将变压器低压侧断路器拖至检修位置4 变压器运行中的监视4.1每班中应规定对运行中的变压器进行巡检，下列情况下对变压器进行特殊巡视检查，增加巡检次数。4.1.1 新设备或经过检修改造的变压器在投运72小时内。4.1.2 气候条件突变4.1.2.1 大风时应检查引线有无摆动，松动现象，各部无悬挂物。4.1.2.2 雷雨后应检查各部有无放电痕迹，引线连接处无凝水、凝露现象。4.1.2.3 大雾天应检查有无火花放电现象。4.1.2.4 大雪天应检查套管引线连接处的落雪有没有立即熔化。4.1.2.5 气候剧冷或骤热时应检查油位、油标及油量等。4.1.3 高温季节，高峰负载期间。4.1.4 变压器过负荷运行时。4.2 运行中的变压器外部检查项目4.2.1 油枕的油位、油色、油温是否正常，变压器各部位应无渗、漏油现象，本体、引线上方无异物。4.3.2 变压器运行期间无异常噪音，吸潮器完好，硅胶无变色。4.2.3 变压器外壳及散热器温度正常，上层油温不超限。4.2.4 套管应清洁无破损和裂纹，无放电痕迹。4.2.5 母线和各联接点无过热现象，各联点无变色。4.2.6 压力释放阀完好无损。4.2.7 瓦斯继电器内无气体。4.2.8 变压器的远方测温装置，正常投入时与变压器本体温控计的温度应接近。4.2.9 端子箱内接线牢固，箱门关严。4.2.10 油风冷却装置运转良好。4.2.11 现场消防器材完备，变压器排油设施应保持良好状态。4.3动力变上层油温一般不超过85，对于有强制风冷的变压器，当上层油温达到55时应启动冷却风要进行冷却，降至45停止风机，当冷却风扇停用，上层油温不超过65时允许带额定负载运行。低压干式变压器温度设定：90启风机，80停风机，130报警，150跳闸。4.4A.变压器运行中加油、更换硅胶或在瓦斯保护回路上工作时，应先将重瓦斯该接信号，工作完毕45小时无异常后重新投入跳闸位置。B.当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀时，应将重瓦斯该接信号。5变压器的异常运行和事故处理5.1 变压器发现下列现象之一为异常运行，应加强监视查明原因。5.1.1 声音较正常大。5.1.2 漏油或严重渗油。5.1.3 上层油温比同负荷时高。5.1.4 油面有明显升高或降低，油色有异常变化。5.1.5 套管发生裂纹，有轻微放电声。5.1.6 端头或引线放热。5.2 发现下列情况之一者，应立即停用运行变压器5.2.1 局部冒烟，母线或电缆压线有明显熔化点。 5.2.2 内部声音很大，不均匀，有爆裂声。5.2.3 油面超过规定范围，且不断上升，油色变化大，油内出现碳质。5.2.4 瓷套管断裂有闪络现象。5.2.5 严重漏油或喷油时；5.2.6 油位计和瓦斯继电器内看不到油位。5.2.7 油枕或压力释放阀内喷油。5.2.8 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升超过规定值。5.3 变压器异常油温和油位。5.3.1 变压器油温超过许可温度时，值班人员应查清原因。Aa 检查变压器三相负荷是否平衡。Bb 核对温度计(表)本身是否故障。Cc 检查油风冷却装置是否故障。5.3.2 若温度升高的原因为冷却装置故障，运行中无法修理者应降低负荷至允许温度下运行。5.3.3 若经过上述外部检查无异常则认为变压器内部故障，应立即将变压器停运。5.4 继电保护动作跳闸。5.4.1 事故现象：故障变压器跳闸后，上位机内事故音响叫，后台报相应的系统事件且相应光字牌亮，开关变位。5.4.2 事故处理5.4.2.2 若系重瓦斯保护动作，变压器停运检查。5.4.2.3 若系差动保护动作，应对差动保护范围内设备及其装置检查，必要时对变压器进行测量、试验。5.4.2.4 若系过流保护动作跳闸，根据信号指示和变压器跳闸时的外部现象(如短路、故障过负荷)查明原因，如经查不属于变压器内部故障，而是外部短路或二次回路故障误动时，变压器可重新投入运行，否则必须进行检查试验，以查明跳闸原因。5.4.2.5 变压器瓦斯和过流保护同时动作时，在未查明原因和消除故障前，不准将变压器重新投入运行。5.4.3 变压器着火时的处理5.4.3.1 停用变压器各侧开关、刀闸。5.4.3.2 停用风机等冷却装置。5.4.3.3 投入备用变压器。5.4.3.4 若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部放油阀放油，使油面略低于着火处，灭火时使用干燥砂子和泡沫灭火器进行灭火。5.4.3.5 若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油以防变压器爆炸。 第二章 电气系统运行规程1 系统概述1.1 110KV开关站1.1.1 110KV系统均为中性点直接接地系统,为双母线接线方式,两条母线由母联开关联接。1.1.2 110KV系统开关有八台，其中动力变开关四台,进线开关三台,母联开关一台。1.1.3 110KV、段母线各装有一组电压互感器。1.2 10KV总配1.2.1 10KV总配主接线为单母线分段，10KV系统为中性点不接地系统，两分段母线由分段开关联接。1.2.2 10KV总配开关有19个，其中电源进线开关2个，母联开关1个,主控楼变开关2个,沉降开关2个，,焙烧开关2个,空压站开关2个,原料开关2个,蒸发开关2个,备用开关4个，。1.2.3 10KV总配各段母线上分别装有一组电压互感器。2 系统运行方式2.1 110KV系统标准运行方式 、2.1.1 电综三线923开关、电综四线924开关、1#、3#动力变937开关、938开关投110KV（）母运行；电综五线925开关，#2、4#动力变947开关、948开关投110KV（）母运行，110KV母联开关热备用。2.1.2 110KV母联开关在合闸状态时, 110KV 1#、2#动力变开关可在110KV、母线间相互切换，但在操作时必须将母联的控制电源断开。2.1.3 两台动力变允许并列运行,也可一台运行,一台备用。以上操作,必须征得电厂调度和有关领导的同意后,方可执行。2.1.4 变压器并列运行应具备的条件。2.1.4.1 各变压器的接线别相同。2.1.4.2 各变压器的变比相同。2.1.4.3 各变压器的短路电压(或阻抗的百分数)应相等。2.2 10KV系统运行方式。2.2.1 10KV总配正常运行时为分段运行,母联开关热备用。段母线投:#1电源进线开关，#1主控楼变压器开关,#1沉降电源进线开关，#1焙烧电源进线开关，#1空压站电源进线开关，#1原料电源进线开关，#1蒸发电源进线开关。段母线投:#2电源进线开关,#2主控楼变压器开关#2沉降电源进线开关，#2焙烧电源进线开关，#2空压站电源进线开关，#2原料电源进线开关，#2蒸发电源进线开关 。3停送电操作原则3.1 110KV母线送电原则(以母线送电操作为例)3.1.1 全面检查母符合送电条件并摇测母线绝缘合格3.1.2 投入母线相应保护3.1.3 合上110KV母线PT一次刀闸。3.1.4 合上110KV母线PT二次侧空气开关。3.1.5 检查母联开关在断开位置。3.1.6 合上母联开关两侧刀闸。3.1.7 合上母联开关。3.1.8 拉开母联开关控制电源。3.1.9合上相关变压器或进线110KV母线侧刀闸。3.1.9 拉开相关变压器或进线110KV母线侧刀闸。3.1.10 合上母联开关控制电源。3.2 110KV某母线停电操作原则(以母线停电操作为例)。3.2.1 合上母联开关。3.2.2 拉开母联开关控制电源。3.2.3 合上相关110KV母线侧刀闸。3.2.4 拉开相关110KV母线侧刀闸。3.2.5 合上母联开关控制电源3.2.6 拉开母联侧两侧刀闸。3.2.7 拉开110KV母线PT二次空气开关。3.2.8 拉开110KV母线PT一次刀闸。3.3 110KV线路进线送电操作原则。3.3.1 投入线路继电保护装置。3.3.2 合上进线侧刀闸。3.3.3 合上母线侧刀闸。3.3.4 合上开关。3.4 110KV线路进线停电操作原则。3.4.1 拉开开关。3.4.2 拉开母线侧刀闸。3.4.3 拉开进线侧刀闸。3.4.4 切除线路继电保护装置。3.5 母线停电操作。3.5.1 母线停电前,先将母联控制开关拉开,然后采用先合后拉的热倒方式,将待停电母线上的负荷倒至运行母线上，再合上母联电源空开。3.5.2 拉开母联开关,停用该母线PT,先断开PT二次空气开关,再拉开PT一次侧刀闸。3.6 母线送电操作。3.6.1 母线送电前,用2500V摇表测量线绝缘合格。3.6.2 投入该母线PT：先压好母线PT高压侧保险，合上PT一次刀闸,然后合上PT二次侧空气开关。3.6.3 合上母联开关非带电侧刀闸,再合母联开关带电侧刀闸,最后合上母联开关, 拉开母联开关控制电源，待负荷倒至该母线后，再投入母联控制开关。4 倒闸操作的原则。4.1 倒闸操作注意事项。4.1.1 系统运行方式的变更应考虑各种运行方式下的继电保护自动装置。4.1.2 设备停电工作须要用开关切断负荷电流,为验证开关正确断开，可通过仪表指示为零,开关机构分闸指示,开关绿灯亮等来进行综合判断。4.1.3 拉开开关后,需拉开控制回路的电源开关。4.1.4 若线路有电压互感器,停电操作时，应先拉开本线路所有开关和刀闸后,拉开互感器二次侧开关,再拉开电压互感器刀闸（或拉出PT手车）。送电操作时，应先放上高压侧保险,合上高压侧刀闸（将PT手车推入工作位置，插好二次插头）,然后合上PT二次侧空气开关。4.1.5 允许用刀闸直接切断无接地故障的避雷器或电压互感器的负荷电流。4.1.6 严禁在有负荷的情况下用刀闸进行操作。4.1.7 送电操作时,应先合刀闸(先电源侧,后负荷侧)再合开关。4.2 我厂10KV开关的防误闭锁装置及其操作注意事项。4.2.1 10KV开关均为真空断路器,采用金属封闭式，只有该开关处在锁定后的试验位置或工作位置时,才能对开关进行合、分闸操作。4.2.2 只有接地刀闸在分闸位置时,开关才能从试验位置移到工作位置 。4.2.3 只有当接地刀闸在合闸位置时，前下门才能打开 ，必要时可利用紧急解锁装置开启前下门，但要征得领导同意，要密切注意间隔内是否带电。4.2.4 后门只有在接地刀闸处在合闸位置时才能开启。4.2.5 开关在工作位置时，二次插头被锁定不能拔出。4.2.6 在向开关柜内推进开关前要将升降车或托架调整好，推进时要平衡。由检修位置推至试验位置应先将锁定机构拉向中央，再将开关推进试验位置并锁定好。4.2.7 将推进手柄插入推进孔中，顺时针摇动为推进，逆时针摇动为推出。推进总行程200MM在分闸状态下，应顺利进入工作位置或试验位置，中速转动手柄20圈，当听到嗒的一声即为到位，切不可继续摇动造成机构损伤。4.2.8操作过程中要认真按操作程序和操作标执行，任何操作中的疑问，如开关不能合闸，接地刀闸或开关不能操作等，都可能是由于正常的闭锁，要查清原因，不可强行操作以免损坏开关。 4.3 10KV开关的异常及处理4.3.1 开关在试验位置或工作位置不能合闸，检查手车锁定位是否锁好，将其操作到位，检查试验或工作限位是否接触良好，如未接触良好，将开关操作到限位接通位置。4.3.2 开关在试验位置向工作位置不能摇进，要查看地刀是否处于 合闸位置，如在合闸位置将其拉开。4.3.3 接地刀闸不能进行合闸操作，要查看开关是否在工作位置，如在工作位置将手车拉至试验位置，接地刀操作要使用专门的操作手柄。4.3.4 后门不能打开，要查看接地刀闸是否处于分开位置，如在分开位置，应先合接地刀闸。4.4 10KV开关的操作步骤（由检修至工作位置） 4.4.1 拉开开关的接地刀闸4.4.2 将开关的升降车与开关柜联结好4.2.3 将锁定机构拉向中间将开关手车平稳的推至试验位置，并锁定4.4.4 插好开关的二次插头，检查保护正确投入后，合上开关控制电源将手车摇至工作位置4.4.5 合上开关合闸电源，检查储能完毕5 事故处理5.1 事故处理时要尽快地限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备安全的威胁。5.2 事故处理时，值班人员必须坚守岗位，集中精力，保持设备的正常运行，正确迅速的执秆各项操作，在紧急情况下，为了防止事故扩大，必须紧急处理时，值班人员可先操作后逐级汇报。5.3 当事故对人身和设备造成严重威胁时，应迅速解除，当发生火灾事故，应通知消防人员，并进行必要现场配合。5.4 迅速切除故障点（包括继电保护未动作者应手动执行）。5.5 对继电保护动作情况和其它信号进行详细检查和分析，并对事故现场进行检查，以便进一步判断故障的性质和确定处理程序。5.6 如果发令人的命令直接威胁到人身和设备的安全，受令人应拒绝执行，并将不执行的理由报告上级领导，并做好记录。5.7 电气操作必须严格执行五防：5.7.1 防止带负荷拉刀闸。5.7.2 防止误入带电间隔。5.7.3 防止带电挂接地线。5.7.4 防止带地线合开关。5.7.5 防止误拉合开关。 第三章 继电保护及综合自动化系统运行规程1 一般规定及要求1.1 没有保护的电气设备，不准投入运行。1.2 所有设备的试送电及事故处理后的试送电，不允许擅自变更保护定值1.3 运行及备用中的二次设备，未得许可，任何人不准拆封调整。1.4 具有电压回路的保护装置，应经常保持电压源。1.5 继电保护内部或回路中发生异常，值班员应加强监视，保护有可能误动时，有权先停用该保护，然后汇报领导。1.6 在特殊情况下，为消除某种保护的缺陷或调整定值时，允许在代用保护或备用保护投入后，将该保护停用。1.7 保护定值的改变，属保护专责负责人受命于有关上级领导下发的变更保护定值通知单执行，并通知相关领导。1.8 值班人员应熟知各 设备的保护种类及定值。1.9 保护及自动装置动作后的信号，应得到班长或相关领导的同意后方可恢复并做好记录。1.10 班长对继电保护装置的职责。1.10.1 批准和监督所辖范围内的保护装正确使用和运行条件并将有关情况详细记录。1.10.2 切实掌握保护装置整定值并监督其执行。1.10.3 掌握运行的保护装置存在的缺陷及不正常情况，除做好预防措施外，并监督消除和处理。1.10.4 当运行方式改变时，应考滤保护装置的相应变更，遇有特殊运行方式，应取得继电保护专业负责人的同意。1.11 对运行中的继电保护和自动化装置作下列检查：1.11.1 继电保护及自动装置各继电器外壳应清洁无损。1.11.2 继电保护装置无过热，冒烟，脱轴及振动现象。1.11.3 保护装置和自动化装置无信号掉牌现象。1.11.4 继电保护或自动化装置压板、开关在应投位置。1.11.5 继电器铅封完好。2 pecstar综合自动化系统2.0运行中的规定。2.1 概述pecstar2.0是综合自动化监控组态软件，它涵盖了综合自动化的数据采集，记录，越限报警，事故追忆与分析，继电保护工作 状态的监视和控制，故障录波，遥控和遥控闭锁，远动，通信的功能2.1.1 系统中的前置机作为一个数据采集站点，可读取各个硬件监控设备的实时信息和历史数据，进行数据处理，供网络上其他后台站点使用2.1.2 内置专用的数据计算模块，可自定义计算公式，对电能数据进行分时计费统计。2.1.3 图形用户界面具有实时趋势显示，棒图显示，表盘或数据显示仿图动画，还具有实时报警提示，图形界面遥控，遥控闭锁，遥调，置数等功能2.1.4 可对各种支持的硬件设备进行上位机整 定，为保证系统运行的连续性，在保护定值修改，节点容量变化地，前台通信程序可不退出进行在线修改。2.1.5 利用日报和时报可查询指定一天内各时刻点的数据记录，利用月报可查询特定一月内每天24小时的数据记录，利用年报可查询指定某年内各月，月底的数据记录，利用自定义报表可查询任意时刻的数据记录。2.1.6 历史数据查询工具可以查询系统运行以来保存在数据库中的任何数据包括小时记录小时最值记录，历史事件，故障录波图，事故追忆数据。2.1.7 超级操作员具备所有操作权限，已登记的操作员可对分配了的特定操作权限进行相关操作，系统对每个登录的操作员进行跟踪记录，保证所有的操作记录有据可查。2.1.8 监控仪记录的故障录波信息存在数据库中，后台故障录波分析工具可以调出，所有录波图形，进行放大分析和打印，上位机的事故追忆通过指定相关设备，指定追忆触发条件，指定追忆时间来实现，当相关的追忆触发条件满足时，系统会向前追忆一段时间的实时测量数据，并从事 件报警缓冲中读取事件进行保存。在后台机进行追忆分析时，不但可以看到事故发生前一段时间的相关电气量，还可以查看到事件发生后一段时间内的相关事件记录。2.1.9操作票功能可提供灵活的五防闭锁逻辑设计，辅助运行人员输入，预演及打印操作票。2.1.10 值班工作日志管理程序承担供给运行值班人员进行交接班记录，工作日志，记存和查询功能。2.2系统结构我厂采用单厂双机双网热备监视系统，网络中配置两台计算机一主一备运行，网络中的SEL设备、PML设备、SZD11S，通过RS485或232口与SEL2030，Nport，上位机组成星形网络，可实现数据采集、监测和遥控功能。2.2.1、 110kv监控体系110kv监控体系由110KVSEL保护子站1、 110KVPMC保护子站1、110KVPMC保护子站2，110KVPMC测控子站1，110KVPMC测控子站2，110KVPMC测控子站3，计量站，104从站共八个子站，完成对110kv进线，母联，母线PT，动力变的监控。104从站主要是将本站110KV开关站所有断路器.隔离开关及I，II母PT刀闸的状态经光纤传送到电厂总调，以便于总调对本站的调度。2.2.2 、10kv监控体系10kv监控体系由10KVPMC测控子站3，10KVPMC测控子站4，10KVPMC测控子站5，10KVPMC保护子站3，10KVPMC保护子站4，10KV总配共6个子站，完成对10kv总配的监控。六个10KV分配通过阿继的综合保护装置采用串连的通讯方式将数据传送到各分配内的通讯屏内的微机中，通过网口经光纤传送到主控室2.2.3模拟屏监控体系本系统通过与上位机共同构成模拟屏监控系统，实现了遥测（动力变档位）；遥信（开关、刀闸、接地刀变位）和遥控（开关、刀闸遥控操作）的功能。2.24直流屏、母差屏监控体系本系统通过专用通信口实现了对直流屏重要电压、电流测量信号和报警信号的监控；通过SEL487A实现对母差报警信号监控。2.3 相关名词主域服务器：负责管理全网统一口令系统，全网统一时 标，负责接受各监控及客户机节点的登录申请，负责动态地联络和管理各台机之间的网络通信，它的运行是全网各前台运行的前提条件，主域服务器退出时网络中的前后台程序仍可独立运行，但新的节点不能加入系统，前后台机退出后不能再进入。监控前台机：负责与硬件设备实时通信，完成前台通迅的全部功能，实现应答远方机的数据请求，处理远方机的遥控命令，同时处理前台设备的历史数据存储工作，历史数据存在本机硬盘上，同时也能保存在网络服务器上。监控后台机：可实时查询和遥控，报表功能。3 动力变保护动力变压器设有下列保护：纵联差动保护、本体重瓦斯保护、调压开关重瓦斯保护、压力释放保护、温度过高保护、过流保护、零序保护、过负荷保护 低压侧速断/过流保护。6.1 动力变纵联差动保护：反映变压器绕组、引出线及套管的各种短路故障，是变压器的主保护。保护动作后瞬时跳开动力变高、低压侧开关，上位机内“动力变纵联差动”光字牌亮，事故电笛响，此保护由PML787A微机保护装置完成，跳闸出口由连板1XB实现保护投退。6.2 动力变本体重瓦斯保护：反映变压器内部绕组匝间短路故障，保护动作后瞬时跳开动力变高、低压侧开关，上位机内“本体重瓦斯”光字牌亮，事故电笛响，此保护由SZD11S重动箱装置完成，跳闸出口由连板5XB实现保护投退。6.3 调压开关重瓦斯保护：作为有载调压开关内部故障保护，保护动作后瞬时跳开动力变高、低压侧开关，上位机内“调压开关重瓦斯”光字牌亮，事故电笛响，此保护由SZD11S重动箱装置完成，跳闸出口由连板6XB实现保护投退。6.4 温度过高保护：动力变上层油温超过85时保护动作，保护动作后跳开动力变高、低压侧开关，上位机内“温度过高”光字牌亮，事故电笛响，此保护由SZD11S重动箱装置完成，跳闸出口由连板8XB实现保护投退。6.5 压力释放保护：保护动作后跳开动力变高低压侧开关，上位机内“压力释放”光字牌亮，事故电笛响，此保护由SZD11S重动箱装置完成，跳闸出口由连板7XB实现保护投退。6.6过流保护：作为变压器的后备保护，保护动作延时1.2秒后跳开动力变高、低压侧开关，上位机内“过流保护动作”光字牌亮，事故电笛响，此保护由PML751A微机保护装置完成，跳闸出口由连板2XB实现功能投退。6.7零序保护：当零序电流达到1.0A时保护动作，经0.5S延时后跳开高、低压侧开关，同时上位机内“零序保护动作“光字牌闪亮，事故电笛响，此保护由PML751A微机保护装置完成，跳闸出口由连板3XB实现保护投退。6.8过负荷保护：反映动力变过负荷运行，保护动作延时20S秒后警铃响，上位机内“过负荷”光字牌亮，此保护由PMC751A微机保护装置完成。7 110KV进线保护7.1 110KV进线架空线路设有光纤纵联差动、零序保护（线路保护屏）光纤差动做为架空线路主保护，保护动作后跳开电厂侧和铝厂侧开关，上位机发保护动作和相应相跳闸信号零序保护做为架空线路的后备保护保护动作后跳开电厂侧和铝厂侧开关，上位机发保护动作和相应相跳闸信号线路保护屏正常运行时“运行”灯应发平光，其它灯均不亮。装置启动时运行灯闪光，整组复归后恢复平光。其它信号灯依次为通信告警、告警I、告警II、A相跳闸、B相跳闸、C相跳闸、重合闸。液晶板上面还有（光纤）通道1告警信号，通道2为备用。若出现上述告警时，运行人员应详细记录各指示灯显示情况和有关事件打印报告，并及时向调度和继保人员反映异常情况，以便及时作相应处理。本装置发中央信号：保护动作、重合闸动作、告警I、告警II、通道出错信号，前两种信号为保护动作和重合闸动作信号。“告警I”在某CPU定值自检出错、开出自检出错以及电流求和有错时发出，同时闭锁该CPU出口的24V电源，使该CPU不能出口跳闸。“告警II”为一般的异常监控信号，它不闭锁出口回路24V电源。通道出错信号在装置长时间接收不到对侧采样数据或误码超过一定范围时发出。运行时注意事项：1）正常运行时，装置面板上除运行灯亮外其余灯均不亮。 2）修改定值时应先断开跳闸出口压板，修改完毕检查无误后再重新投入跳闸压板。 3)装置有故障或需将保护全停时，应先断开跳闸出口压板，再断开直流电源开关。装置发“告警I”信号时相应闭锁保护出口回路的24V电源，建议将此故障信号作为紧急缺陷通知调度或有关继保人员以便及时处理。 4)差动保护的投退，两侧保护应同时进行。通道异常或故障时应将两侧差动保护退出。如果只退一侧，另一侧将给出“对侧差动退出”报文，并闭锁对侧保护。 5)保护投入压板断开，表示该保护退出运行：若需将保护退出运行时，只需将对应保护的投入压板断开即可。7.2 110KV进线设有时限速断保护、过流保护。7.2.2时限速断保护：反映110KV进线相间短路，保护动作经0.5S延时后跳开进线开关，同时上位机内“速断保护动作”光字牌亮，事故电笛响，此保护由PML751A微机保护装置完成，跳闸出口由连板XB2实现保护投退。7.2.2过流保护：保护动作经1S延时后跳开进线开关，同时上位机内“过流”光字牌亮，事故电笛响，此保护由PML751A微机保护装置完成，跳闸出口由连板XB3实现保护投退。8. 110KV母联保护 110KV母联设有电压闭锁速断保护、过流保护8.1速断保护：保护动作经0.3S延时后跳开母联开关，同时上位机内“速断保护动作”光字牌亮，事故电笛响，此保护由PML751A微机保护装置完成，跳闸出口由连板XB1实现保护投退。8.2 过流保护：保护动作经0.8S延时后跳开母联开关，上位机内“过流保护动作”光字牌亮，事故电笛响，此保护由PML751A微机保护装置完成，跳闸出口由连板XB2实现功能投退。9. 10KV线路保护。（包括总降电源进线、原料电源出线、原料电源进线、沉降电源出线、沉降电源进线线、空压配电源出线、空压配电源进线、蒸发电源出线、蒸发电源进线线、焙烧电源出线、焙烧电源进线，煤气电源出线、煤气电源进线。）10KV线路设有下列保护：限时速断保护，过流保护。9.1 限时速断保护：作为10KV线路相间故障的主保护，保护动作后延时0.9S跳开本线路开关，上位机光字牌亮。事故电笛响。总配电源进线保护动作经延时1.25S后跳开动力变高、低压侧开关，此保护由微机保护装置完成，；其余线路保护动作后瞬时跳开本线路开关，保护由ARAS2102B数字式线路保护测控装置完成。9.2 过流保护：保护动作经延时后上位机内“过流”光字牌亮，事故电笛响。总配电源进线保护动作经延时1.2S后跳开动力变高、低压侧开关，此保护由ARAS2102B数字式线路保护测控装置完成，其余线路保护动作经延时1.15后跳开本线路开关，保护由ARAS2102B数字式线路保护测控装置完成。10. 10 KV变压器保护。10KV变压器设有速断保护、过流保护、过负荷保护、温度过高投信号。10.1 速断保护：作为变压器及高压电缆相间短路故障的主保护，动作后瞬间跳开高压侧开关，上位机内“速断”光字牌亮，事故电笛响。此保护由ARAS2600B数字式电动机保护测控装置保护装置完成。10.2 过流保护/反时限过流保护：保护动作经延时0.45后跳开高压侧开关，上位机内“过流”光字牌亮，事故电笛响。此保护由微机保护装置完成。10.3 过负荷保护：反映变压器过负荷运行，保护动作经延时10S上位机内“过负荷”光字牌亮，警铃响。此保护由微机保护装置完成。10.4当变压器温度超过150时，本体温控计接点闭合使中间继电器KA2线圈得电，接通信号回路，同时通过综保装置发出信号。上位机内“变压器温度过高”光字牌闪亮，预告警铃响。11. 10KV高压电机保护。（熔出进料泵，焙烧高压风机，原料球磨机）10KV电机设有速断保护、负序过流保护、低电压保护、过负荷保护。11.1 速断保护：作为高压电动机以及高压电缆相间短路故障的主保护，其动作后瞬时跳开电动机电源开关，同时上位机内“速断”光字牌亮，事故电笛响。此保护由微机保护装置完成。11.2负序过流保护：保护动作经延时1S后跳开电动机电源开关，上位机内“过流”光字牌亮，事故电笛响。此保护由微机保护装置完成。11.3 低电压保护：当二次电压低于70V时，保护动作经延时1.5S跳开电动机电源开关，上位机内“低电压”光字牌亮，事故电笛响。此保护由ARAS2600B数字式电动机保护测控装置完成。11.4过负荷保护：保护动作经延时10S后跳开电动机电源开关。此保护由ARAS2600B数字式电动机保护测控装置完成12，10KV总（分）配备用电源自动投入保护 当10KV总（分）配I段.II段分列运行时，母联开关断开，I段.II段处于相互暗备用状态，即10KV总（分）配两路进线开关在合位，母联断开。当2进线因故障或其他原因断开后，母联开关应能自动投入，以减少失电时间，如果因为故障造成跳闸，备自投动作后故障仍旧存在时，BZT保护将不在动作，以防事故扩大，故只允许动作一次。为了满足以上要求。设计了类似线路重合闸的充电过程只有在充电完成后才允许自投。充电条件：a）I段.II段均三相有电压 b）I段.II段进线开关都在合位经15妙充电完成。放电条件：a）I段.II段三相都没有电压 b）母联开关在合位 c）外部闭锁信号 d）整定控制字中 暗备投方式1（2）选择退出。（暗备投方式1）动作条件：当充电完成后，I段三相有电压，II段三相都没有电压，II段没有电流，经暗备投方式1延时跳开2进线开关，确认2进线开关跳开后，合母联开关。（暗备投方式2）动作条件：当充电完成后 II段三相有电压，II段三相都没有电压，II段没有电流，经暗备投方式1延时跳开2进线开关，确认2进线开关跳开后，合母联开关。本厂10KV总配BZT保护未投运，其他六各高压分配均以正确投运。BZT保护由ARAS2501B数字式备用电源自投保护测控装置完成。 第四章 配电装置运行规程1 设备规范1.1 主要刀闸规范型 号额定电压（KV）额定电流（A）动稳定电流（KA）装设地点GW5110(DW)126200080110KV开关站GW1372.5W72.563020动力变JN1512/1501212502510KV总、分配1.2 断路器规范型 号额定电压（KV）额定电流（A）额定短路开断电流（KA）装设地点LW35126126315040110KV配电室LW36126126315040110KV配电室VS1-12/1250-251212502510KV总配进线1.3 电压互感器规范型号额定电压（KV）准确等级（A）装设地点一次线圈二次线圈保护用测、计量用JDCF110W110/30.1/3/0.1/3/0.1/30.2/3P0.2/3P110KV开关站JDZX81010/30.1/3/0.1/36P/0.56P/0.510KV总、分配1.4电流互感器规范型号变比准确级额定电压（KV）装设地点保护用测、计量用LB7110W2*600/15P20/0.55P20/0.2110110KV开关站2*300/15P20/0.55P20/0.5110100/15P20/0.55P20/0.5110LZZBJ910A300/110P/0.510P/0.51010KV总、分配100/110P/0.510P/0.510500/110P/0.510P/0.51050/110P/0.510P/0.510800/110P/0.510P/0.5200/110P/0.510P/0.52 配电装置的运行和维护。2.1 母线和瓷瓶的运行和检查。2.1.1 母线和瓷瓶投运前的检查2.1.1.1投运前应测量其绝缘电阻：110KV母线用2500V摇表测量,绝缘电阻不低于1000M，10KV母线用2500V摇表测