铝业公司动力三期运行规程.docVIP

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4、供电整流部分技术图纸二、下列人员就熟悉并熟知本规程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 录第一篇 整流机组运行规程1.设备规范2. 整流机组投入运行前的检查3. 整流机组起停原则4. 整流机组运行中的监视检查5. 稳流控制系统的操作和运行维护6. 整流机组异常运行及事故处理第二章 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三章 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.事故处理第四章 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 .整流柜保护4. 110KV调压整流变压器保护。5. 补偿滤波装置保护6. 动力变保护7. 110KV进线保护8. 110KV母联保护9. 10KV线路保护10. 10 KV变压器保护11. 10KV高压电机保护。第五章 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六章 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七章 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八章 整流循环水运行规程1.概术 2对两个冷却塔的控制3对三台冷水泵的控制4控制柜上的其它操作5注意事项：6整流循环水管路系统图 第一章整流机组运行规程我厂整流机组包括:调压整流变压器 饱和电抗器 整流柜 滤波装置及辅助设备1 设备技术规范1.1 调压整流变压器技术规范序号名称单位技术规范1 型号ZHSFPTB-43800/1102相数相33频率Hz504冷却方式OFAF5使用条件户外式6移相电角(-3.75+26.25)(+11.25-18.75)(-11.25+18.75)(+3.75-26.25)7网侧容量KVA437708额定电压V110000/348.99额定直流电流A88000010额定直流电压V42011稳定绕组容量KVAR1200012稳定绕组额定电压V930013补偿电流互感器变比600/114整变电流互感器变比200/115整流方式角形三相桥式16整变接线Zn d11 d517电抗器总重kg2600018绝缘水平LI480AC200-LI325AC140/AC519变压器总油重kg4620020调压级数3521调压方式连续有载调压22生产厂家柳州特种变压器有限公司档位31835空载电流43.431.425.4空载损耗KW0.470.380.36短路损耗KW340274365短路阻抗11.214.518.21.2 饱和电抗器技术规范序号名称单位技术规范1 型 号BK-43800/1102额定电压V4203额定电流A880004总控电流A305控制电流A306偏移电流A307总损耗KW49.28调压线形范围v709冷却方式OFAF10使用条件户外式11总油重Kg790012总重kg260001.3 整流柜技术规范序号名称单位技术规范1 型 号ZES-244KA/420V2额定输出电压V4203额定输出电流A2440004联接方式同相逆并联三相桥式5二极管型号ZPc-5000A/2200V6快熔型号RSG-5600A/500V7使用条件户内式8冷却水温度5359冷却水压力Mpa0.20.0510生产厂家九江整流器厂 1.4 油风冷却器技术规范序号名称单位技术规范1 型 号LYF-200*52单台冷却器冷却容量KW200油温升304循环油流量T/h80T/h5机组运行噪音db656单台冷却器风扇台数台27每台风机功率KW2.28油泵功率KW39总重（单台）kg10生产厂家上海海鼎实业发展有限公司1.5 纯水冷却装置技术规范序号名称单位技术规范1 型 号LSS-450BG2额定冷却容量KW4503主、付水接近温差（纯水出-付水进）54纯水循环回路供水能力Q-PT/h-MPa100-0.25纯水循环回路水电阻率K.cm20006付冷却水管路额定流量T/h1007付冷却水管路水质Mg/L208整机电动率KW7.59整机重量Kg300010生产厂家上海海鼎实业发展有限公司1.6 滤波装置技术规范（待补）2 整流机组投入运行前的检查2.1调压整流变压器投运行前的检查2.1.1 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，检修人员所修何项目及检修后设备有何缺陷应交待清楚。2.1.2 投入运行前的绝缘检测2.1.2.1 调压整流变压器高压侧线圈使用2500V的摇表2.1.2.2 测量高压侧对地及高压侧相间绝缘电阻，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。2.1.2.3 初次投运的调压整流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。2.1.2.4 调压整流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。2.1.3 整流变压器投运前的外部检查。2.1.3.1 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。2.1.3.2 调压整流变压器各部无漏油、渗油现象。2.1.3.3 调压整流变压器顶盖无异物，各侧接线完整正确。2.1.3.4 瓦斯继电器油面正常，连接油门打开，窥视窗清洁。2.1.3.5 调压整流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。2.1.3.6 有载调压分接开关头部压力释放阀完好。2.1.3.7 检查有载调压开关档位显示与实际位置相符，控制电源正常且处于最低档2.1.3.8 有载调压电动机构各电气接线应完好，机械部分无破损。2.1.3.9 油风冷却装置已正确投入且运行正常2.1.3.10 调压整流变压器控制回路，继电保护等二次接线完整且正确投入。2.2 饱和电抗器投入运行前的检查221饱和电抗器进出线套管是否清洁，瓷瓶有无裂纹 破损2.2.2饱和电抗器控制偏移绕组有无松脱2.2.3盘根螺丝油阀门处有无渗漏油2.3 整流柜投入运行前的检查 2.3.1 检查整流柜、周围应清洁，整齐、无杂物，有关人员撤离现场。2.3.2 检查整流变、饱和电抗器与整流柜间电气联结完好。2.3.3 检查整流柜内部各元件完好，元件间接线牢固。2.3.4 整流柜的绝缘检查(检修后或长期停运而重新投运前)方法：用万用表测量桥臂对地，以及正、负极之间和正、负极对地的电阻应不为零。2.3.5 检查直流传感器及表计电气的联结良好，指示正常。2.3.6 检查纯水冷却系统及二次循环水冷却系统的管道是否良好，有无破损，滴漏现象，各相关表计指示正常，且水压、温度符合要求，主、付水水质合格且循环正常。2.3.7 检查直流刀闸、隔离开关、断路器均处在断开状态。2.4滤波装置投入运行前的检查（待补）3 整流机组的启停原则（以1#机组为例）3.1 整流机组的单机启动原则3.1.1全面检查1#整流机组符合送电条件3.1.2检查1#整流变有载调压开关处于最低档，档位显示与实际一致3.1.3投入1#整流机组的相关保护3.1.4检查滤波装置断路器在断开位置3.1.5检查1#整流机组控制电位器均在“0”位，3.1.6检查1#整流机组控制、偏移绕组均在合位，控制方式为远调3.1.7检查1#整流机组稳流方式为自动3.1.8检查1#整流机组中性点地刀在合位3.1.9合上1#整流机组正、负母线直流刀闸3.1.10检查1#整流机组断路器确在断开位置3.1.11合上1#整流机组（）母刀闸3.1.12合上1#整流机组断路器3.1.13拉开1#整流机组中性点地刀3.1.14调整1#整流机组有载调压开关档位至所需档3.1.15调整机组电流3.2整流机组的四机启动原则3.2.1全面检查1# 2# 3# 4#整流机组符合送电条件3.2.2检查1#整流变有载调压开关处于最低档，档位显示与实际一致3.2.3投入1# 2# 3# 4#整流机组的相关保护3.2.4检查1# 2# 3# 4#滤波装置断路器在断开位置3.2.5检查1# 2# 3# 4#整流机组控制电位器均在“0”位，3.2.6检查1#整流机组控制、偏移绕组均在合位，控制方式为远调3.2.7检查1# 2# 3# 4# 整流机组稳流方式为自动3.2.8检查1# 2# 3# 4# 整流机组中性点地刀在合位3.2.9合上1# 2# 3# 4# 整流机组正、负母线直流刀闸3.2.10检查1# 2# 3# 4# 整流机组断路器确在断开位置3.2.11合上1# 2# 3# 4#整流机组（）母刀闸3.2.12合上1# 2# 3# 4#整流机组断路器3.2.13拉开1# 2# 3# 4# 整流机组中性点地刀3.2.14调整1# 2# 3# 4#整流机组有载调压开关档位至所需档3.2.15调整各机组电流3.3整流机组的单机停运原则整流机组的停运操作3.3.1.1 平滑调节机组电位计至零，并检查整流机组运行正常。3.3.1.2 调节整流机组有载开关档位至第一档3.3.1.3 合上整流机组中性点地刀3.3.1.4 拉开整流机组110KV侧SF6断路器。3.3.1.5 拉开整流机组110KV侧隔离开关。3.3.1.6 拉开整流机组直流侧直流刀闸。3.3.1.7 分开整流机组的控制、偏移绕组3.3.1.8 拉开整流机组中性点地刀3.3.1.9 根据需要作好安全措施3.3.1.10 纯水冷却装置在机组停电时间较长时，可以退出运行，但必须在整流柜已冷却，停掉本机组外水后执行。3.4整流机组的四机停运原则3.4.1.1 平滑调节各机组电位计至零，并检查整流机组运行正常。3.4.1.2 调节各整流机组有载开关档位至第一档3.4.1.3 合上各整流机组中性点地刀3.4.1.4 拉开各整流机组110KV侧SF6断路器。3.4.1.5 拉开各整流机组110KV侧隔离开关。3.4.1.6 拉开各整流机组直流侧直流刀闸。3.4.1.9 根据需要作好安全措施4 整流机组运行中的监视检查与维护4.1调压整流变压器运行中的监视检查4.1.1 调压整流变压器运行中的监视4.1.2每班中应规定对运行中的整流机组进行巡检，下列情况下对调压整流变压器进行特殊巡视检查，增加巡检次数。4.1.3新设备或经过检修改造的调压整流变压器在投运72小时内。4.1.4气候条件突变4.1.4.1 大风时应检查引线有无摆动，松动现象，各部无悬挂物。4.1.4.2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。4.1.4.3 大雾天应检查有无火花放电现象。4.1.4.4 大雪天应检查套管引线连接处的落雪有没有立即熔化。4.1.4.5 气候剧冷或骤热时应检查油位、油标及油量等。4.1.5高温季节，高峰负载期间。4.1.6调压整流变压器过负荷运行时。4.1.2 运行中的调压整流变压器外部检查项目4.1.2.1 油枕的油位、油色、油温是否正常，调压整流变压器各部位应无渗、漏油现象，本体、引线上方无异物。4.1.2.2 调压整流变压器运行期间无异常噪音，吸潮器完好，硅胶无变色。4.1.2.3 调压整流变压器外壳及散热器温度正常，上层油温不超限。4.1.2.4 套管应清洁无破损和裂纹，无放电痕迹。4.1.2.5 母线和各联接点无过热现象，各联点无变色。4.1.2.6 压力释放阀完好无损。4.1.2.7 瓦斯继电器内无气体。4.1.2.8 调压整流变压器的远方测温装置，正常投入时与调压整流变压器本体温控计的温度应接近。4.1.2.9 端子箱内接线牢固，箱门关严。4.1.2.10 油风冷却装置运转良好。4.1.2.11 现场消防器材完备，调压整流变压器排油设施应保持良好状态。4.1.3调压整流变压器运行时上层油温不得超过75，运行中应根据油温变化，启动油风冷却装置风扇的运行组数，整流变压器的温度设定为65度时备用风扇投入，55度时备用风扇退出，80度时出口跳闸4.2 饱和电抗器的运行4.2 饱和电抗器运行中的检查4.2.1 油阀及各盘根有无渗漏油4.2.2 进、出线端子是否清洁，有无裂纹、损坏，有无放电痕迹及异常现象4.2.3 声音是否正常4.2.4 饱和电抗器内油温是否正常4.2.5 各部接地装置是否完好4.2.6 偏移绕组，控制绕组进线有无松脱、过热4.3 整流柜运行时的检查项目及注意事项4.3.1 检查整流柜母线联接处联接可靠无松动4.3.2 整流柜内温度计、压力表、PT单元等表计、信号装置指示正常。4.3.3 纯净水的水温、水压及水质是否符合要求。4.3.4 整流柜内有无漏、渗水现象，各管件连接可靠。4.3.4.2检测整流柜内各元件(硅整流二极管、快熔等)是否是温度过热，有无裂痕及损坏，温度是否均匀4.3.6主回路及控制、保护回路无异常。4.3.7整流机组运行中的注意事项4.3.7.1 只有当整流变切断高压电源并拉开110KV隔离刀闸时，才能操作直流刀闸。4.3.7.2 每臂硅元件损坏一只后，经车间主任同意后，可继续进行工作，但应作停机准备或降负荷运行，并加强监视，每臂损坏两只以上硅元件时，应立即停机更换硅元件，硅元件快熔损坏后，应先检查硅无件的好坏，然后更换新的熔断器。4.3.7.3 更换硅元件时，必须保证其各项技术参数与原硅元件的完全一致，且在断水、断电的情况下进行。4.3.7.4 当一台或多台电解槽出现阳极效应时，电流下降幅度较大，此时不能调节有载开关，以免效应消失后造成大电流冲击。4.3.7.5当运行中的机组出现故障跳闸后，应立即将该机组有载开关调到第35档（使电压最低)，电位器调至零，待故障消除后，再将有载调压开关由第35档调至正常工作档位，电位器调至系列所需位置。4.3.7.6 只有当纯水冷却装置投运并正常工作后，才能投运整流变及整流柜。4.3.7.7 变压器过载时不可频繁操作有载开关，负载电流大于2IN时，不能操作有载调压开关。4.3.7.8 整流柜过载，150%电流时，只能运行1分钟。4.3.7.9 正常运行时，整流机组的有载调压开关应尽量保持在同一档位。4.3.7.10 每月测量整流柜的均流系数，检查均流系数是否发生变化 (当均流系数小于0.70时，应作调整)。4.4 滤波装置运行中的检查和维护4.4.1 滤波装置运行中的检查。4.4.1.1看滤波熔断器是否断开4.4.1.2 看电容是否因过流而鼓肚4.4.1.3 看电气设备是否冒烟4.4.1.4 看瓷瓶有无裂纹4.4.1.5 听是否有异常声音4.4.1.6 闻是否有异味4.4.2 滤波装置维护。4.4.2.1隔离故障4.4.2.1.1首先将滤波回路开关断开4.4.2.1.2 等510分钟，电容器放电完毕4.4.2.1.3 装设好接地线 4.4.2.1.4 将隔离插头取下4.4.2.2每半年或一年清扫一次，检查设备是否完好4.4.2.3 每年检修时测电容C、电抗L值5 稳流控制系统的操作和维护5.1单机组控制系统的操作5.1.1系统概述每套机组的两台整流柜各采用一套独立的自饱和电抗器稳流控制系统，构成机组稳流控制系统，每套自饱和电抗器稳流控制系统均采含有位移回路和控制回路位移回路由调压器位移电源变压器 单相整流桥电路 平波电抗器及电压吸收回路组成。控制回路由控制电源变压器 单相半控桥整流电路 稳流调节控制单元 平波电抗器 电压吸收回路组成机组稳流控制调节系统，主要由电流给定、调节触发板、脉冲功放、整流模块、积分变换等部分，可组成一闭环控制系统。电流给定提供整流柜输出直流电流的给定电压信号值 。可由近控面板上的手/动电位器或来自远方总控给出。反馈信号可选择为，来自整流变压器交流互感器的单柜交流电流信号经交直变换，或由来自整流柜直流传感器的直流信号以上给定及反馈信号均加至调节触发单元上，若系统选择为自动稳流控制时，当给定与反馈存在偏差时，PI调节调节移相电压，改变触发脉冲移相角，经脉冲功放大后加至晶闸管整流模块上，即调节饱和电抗器控制绕组的控制电流大小，使得整流柜最终输出直流电流达到给定值，实现机组单柜自动稳流若系统选择为手动稳流控制时，手动给定值直接对应移相控制电压，经触发脉冲及脉冲功放后加至晶闸管整流模块上，形成一对应的饱和电抗器控制绕组的控制电流，即实现手动改变整流柜输出直流电流值 5.1.2面板功能说明控制电源锁开关：合分控制电源合闸：合稳流电源分闸：分稳流电源复位：故障解除后，复位故障信号试灯：检测面板上故障灯及铃是否工作正常电流调节：用于调节本柜控制电流远控/近控：稳控柜远控或近控操作选择远调/近调：在稳控柜操作面板上设置此开关，当其掷于近调位置时，则由稳控柜面板上电位器进行调节控制电流；掷于远调位置时，稳控柜接收总控给出的的0-10V给定信号，由总控系统进行电流调节。解铃：接通或解除报警音响5.2系列整流自动控制系统5.2.1概述5.2.1.1系列整流自动控制系统主要由设在主控室模拟屏上的系列PLC控装置所构成。通过数字通信便可其它机组PLC装置 及上位计算机系统相连，在上位机上可以完成全部整流所整流供电设备的远程操作，控制，其故障报警和状态显示，完成各单机组和总系列电流设定和自动调节控制功能 5.2.1.2系列电流手动控制 当开关选择为手动时，在上位机上输入手动总电流给定值，总PLC直接输出对应各机组A 、B 柜是流给定值 5.2.1.3系列电流自动恒流控制当开关选择为自动恒流控制时，可在上位机输入自动总电流给定值 ，总PLC启动系列闭环电流调节控制单元，根据总电流值，实时调节输出对应的各机组A B柜电流给定值 。可以做到：当单机组事故跳闸或人为升、降单套机组电流时，以及电网波动及负荷效应波动致单机组电流变化时，系统能够及时自动调节其它公控机组电流以保证总电流不变；当机组电流与系统平均电流偏差超过一定范围时自动调整各机组电流使其相等或相近5.2.2模拟屏安装器件功能说明5.2.2.1系列电流机控、屏控选择 当模拟屏转换开关选择为机控时，系列电流及各机组电流给定完全由总PLC进行控制 。当模拟屏转换开关选择为屏控时，在控制屏上设有总、分调模拟电位器可总分调模拟电位器可总分节对应机组各柜电流值 5.2.2.2系列电流手动/自动选择当模拟屏转换开关在机控，系列电流及各机组电流给定由总PLC控制如下：1系列电流手动控制当模拟屏转换开关选择为手动时，在上位机上输入手动总电流给定值，总PLC直接输出对应的各机组A、B柜电流给定值 2系列电流自动控制 当模拟屏转到自动时，可在上位机上输入自动总电流给定值，总PLC跟据该值自动调节系列直流输出电流，直到达到设定值3有载开关总调、分调选择及总调升、降按钮模拟屏上的有载总调、分调选择开关，只对该屏上总调升、降有载开关按钮有效，选择总调时，该屏上总调升、降压按钮操作有效，选择分调时，操作无效6 整流机组的异常运行及事故处理6.1 调压整流变压器的异常运行及事故处理。6.1.1 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。6.1.1.1 声音较正常大。6.1.1.2 漏油或严重渗油。6.1.1.3 上层油温比同负荷时高。6.1.1.4 油面有明显升高或降低，油色有异常变化。6.1.1.5 套管发生裂纹，有轻微放电声。6.1.1.6 端头或引线发热6.1.1.7 油风冷却装置异常。6.1.2 发现下列情况之一者，应立即停用运行变压器6.1.2.1 局部冒烟，母线或电缆引线有明显熔化点。6.1.2.2 内部声音很大，不均匀，有爆裂声。6.1.2.3 油面超过规定范围，且不断上升，油色变化大，油内出现碳质。6.1.2.4 瓷套管断裂有闪络现象。6.1.2.5 严重漏油或喷油时；6.1.2.6 油位计和瓦斯继电器内看不到油位。6.1.2.7 油枕或压力释放阀内喷油。6.1.2.8 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。6.1.3 变压器异常油温和油位。6.1.3.1 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。6.1.3.2 若温度升高的原因为冷却装置故障，运行中无法修理者，对于整流变来说，应立即将变压器停运，若因特殊原因故障变压器不能立即退出，对变压器应降档至允许温度下运行6.1.3.3 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。6.1.4 继电保护动作跳闸。6.1.4.1 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。6.1.4.2 事故处理6.1.4.2.1 调整各机组负荷，维持电解工艺要求电流。6.1.4.2.2 若系重瓦斯保护动作，变压器停运检查。6.1.4.2.3 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。6.1.4.2.4 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。6.1.4.2.5 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。6.1.4.3 变压器着火时的处理6.1.4.3.1 停用变压器各侧开关、刀闸。6.1.4.3.2 停用油风冷却装置。6.1.4.3.3 投入备用变压器。6.1.4.6.1.4 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。6.1.4.3.5 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。6.1.4.4 当油泵和风扇由于事故而全部停止时，整流变压器在额定负载下，可继续运行10分钟6.2饱和电抗器事故处理饱和电抗器有下列情况之一应立即停运6.2.1 内部响声很大，有不均匀爆裂声。6.2.2 外壳破裂或连接处大量漏油无法制止6.2.3 进、出线端子严重过热或紧固螺栓变形或熔断6.2.4 饱和电抗器着火6.3整流柜的异常运行事故处理6.3.1 每臂硅元件损坏一只后，经车间主任同意后，可继续进行工作，但应作停机准备或降负荷运行，并加强监视，每臂损坏两只以上硅元件时，应立即停机更换硅元件，硅元件快熔损坏后，应先检查硅无件的好坏，然后更换新的熔断器。更换硅元件时，必须保证其各项技术参数与原硅元件的完全一致，且在断水、断电的情况下运行。6.3.2当一台或多台电解槽出现阳极效应时，电流下降幅度较大，此时不能调节有载开关，以免效应消失后造成大电流冲击。6.3.3 当运行中的机组出现故障跳闸后，应立即将该机组有载开关调到第35档(使电压最低)，电位计调至零，待故障消除后，再将有载调压开关由第35档调至正常工作档位，电位计调至系列所需位置。6.6 只有当纯水冷却装置投运并正常工作后，才能投运整流变及整流柜。6.7 变压器过载时不可频繁操作有载开关，负载电流大于2IN时，不能操作有载调压开关。6.8 整流柜过载，150%电流时，只能运行1分钟。6.9 正常运行时，整流机组的有载调压开关应尽量保持在同一档位。6.10 每月测量整流柜的均流系数，检查均流系数是否发生变化 (当均流系数小于0.70时，应作调整)。第二章 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SFZ9-5000/1152相数相33频率Hz504冷却方式ONAF5使用条件户外式6联结组标号YN d117网侧容量KVA50008额定电压KV115/10.59空载损耗KW10.29010空载电流0.5911负载损耗KW46.72412短路阻抗10.513调压级数17生产厂家山东鲁能泰山电力设备有限公司1.2各车间变压器技术规范名称主控楼变电解变电解隔离变电解动力隔离变电解控制隔离变型号SCB10-630/10SCB10-1000/10SCG10-315/0.38SCG10-120/0.38DCG10-20/0.38额定容量630KVA1000KVA315KVA120KVA20KVA额定电压10000/40010000/400380/380380/380380/220联接组别Dyn11Dyn11Yd11Yd11II0阻抗电压5.815.95%4.494.14%3.94%冷却方式AFAFAFAFAN分结范围10000v 22.510000v 22.5380V+-5%380V+-5%380V+-5%一次电流36.3757.735A478.59182.3252.63二次电流909.31443.4A478.59182.3290.91相数3相3相3相3相单相空载损耗1388w1844w850w444w117w生产厂家沈潍变压器制造公司沈潍变压器制造公司沈潍变压器制造公司沈潍变压器制造公司沈潍变压器制造公司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。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。2.3.10 变压器控制回路，继电保护等二次接线完整且正确投入。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分开各接地刀闸及拆除接地线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3.1.7将1#动力变低压侧隔离手车推入工作位置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 整流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 3.2.3合上高压侧隔离刀闸 3.2.4将变压器高压侧断路器推入工作位置 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整流所用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拉开高压侧隔离刀闸 3.3.5将变压器高压侧断路器拉至检修位置 3.3.6将变压器低压侧断路器摇至检修位置3.4电解配变压器的停（送）电操作原则。（同整流所）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 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。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 停用油风冷却装置。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。第三章 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系统开关有九台，其中动力变开关两台,进线开关两台，整流机组开关四台，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17个，其中电源进线开关2个，母联开关1个,净化风机开关4个，主控楼变开关2个,电解变开关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 #1（2#）电源进线开关,#1整流机组开关、#2整流机组开关、#3整流机组开关、#4整流机组开关、#2动力变开关投110KV（）母运行；#2（1#）电源进线开关，#2动力变开关投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,#3,#4整流变、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。正常情况下，四台整流变压器同时运行,在槽电流能满足要求的情况下，允许三台运行，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、#3净化风机开关，#1电解变开关，#1主控楼变压器开关 。段母线投:#2电源进线开关，#2、#4净化风机开关， #2电解变开关，#2主控楼变压器开关 。 2.3整流机组电源柜2.3.1整流机组电源柜电源应运行在所用变的同一段母线上（一般由单独运行在一段母线上的动力变带）2.3.2 电源柜的两条电源进线必须同时送电至电源柜两进线开关的上口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,先将母联开关保护停用,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。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（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。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，再投入母联开关保护。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