600MW集控运行规程电气系统及配电装置Word格式.docx
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（4）对中性点接地系统中的变压器冲击时，其中性点应接地。
第三节事故处理的基本原则
1.3.1事故处理主要任务
1.3.1.1迅速限制事故的发展，消除事故的根源，保证人身和设备的安全，防止事故进一步扩大。
1.3.1.2尽可能保证厂用电系统的正常运行，特别是保安电源的正常供电，避免全厂停电。
1.3.1.3尽可能保持主机继续运行，以保证用户的正常供电，必要时应设法在未直接受事故影响的机组上增加出力。
1.3.1.4尽快对已停电的用户恢复送电。
1.3.1.5在事故已被限制并趋于稳定时，调整运行方式使之合理，并使系统恢复正常。
1.3.2事故处理时，值长为统一指挥，单元长领导本机人员进行事故处理和操作。
1.3.3电气系统发生故障时，值班人员应根据下列顺序进行判断和处理。
1.3.3.1根据DCS、UACS报警画面显示，系统中有无冲击摆动现象，继电保护及自动装置动作情况，表计及故障录波器信息和设备外部迹象进行判断事故性质。
1.3.3.2通过对设备的全面检查和测试，判明故障地点及范围。
1.3.3.3如果故障对人身和设备造成威胁时，应立即设法解除这种威胁，必要时停止设备的运行，如果没有造成对人身和设备的威胁，则应尽力保持和恢复设备的正常运行。
1.3.3.4保证非故障设备的安全运行，应特别注意对未直接受到影响的设备进行隔离，必要时启动备用设备。
1.3.3.5对于故障设备在判明故障性质和范围后，值班人员应做好现场安全措施，以便检修人员进行抢修。
1.3.3.6为了防止事故扩大和处理过程中不造成混乱，必须主动地将事故处理的每一阶段迅速而准确地汇报值长。
1.3.4为防止事故扩大及迅速处理事故，值班人员在紧急情况下，可执行下列操作后汇报值长。
1.3.4.1将已损坏的设备及对人身及设备构成直接威胁的设备停电。
1.3.4.2运行中的设备有损伤的威胁时应将其隔离。
1.3.4.3母线电压消失时，将连接在该段母线上开关断开。
1.3.4.4当厂用电部分或全部停电后恢复其电源。
1.3.5在母线故障后，必须对母线进行检查，断开接在母线上所有开关测量母线绝缘合格后，才允许进行升压或冲击试验，若当时配电装置上有人工作，在升压或冲击前应通知其离开。
1.3.6开关跳闸后手动强送应注意下列各项
1.3.6.1开关强送时，应注意电压、电流及系统冲击情况，以便区别有无故障，若有故障应立即拉开强送开关。
1.3.6.2若发现设备有明显的故障现象，如冒烟冒火，弧光等则禁止强送。
1.3.6.3在强送跳闸开关时应做好设备越级跳闸的事故预想。
第二章变压器
第一节变压器的运行方式
2.1.1变压器正常运行规定
2.1.1.1变压器必须在规定的冷却条件下，方可按铭牌规范运行。
2.1.1.2当冷却介质温度下降时，变压器顶层油温也应该相应下降，为防止绝缘油加速劣化，自然循环风冷变压器顶层油温一般不宜超过85℃，强迫油循环风冷变压器顶层油温一般不宜超过75℃。
运行环境（冷却介质）温度为＋40℃时各油浸式变压器的温升、温度的限额按下表执行。
设备
项目
主变
高厂变
脱硫变
高备变
联络变
冷却方式
ODAF
ONAN/ONAF
限额温升（℃）
顶层油
55
52
绕组
65
62
最高温度（℃）
85
92
115
102
监视温度
（℃）
75
100
90
注1：
ODAF—强迫油循环风冷。
ONAN—自然油循环自冷。
ONAF—自然油循环风冷。
2.1.1.3升压变压器和降压变压器的运行电压不应高于该分接头额定电压的105％。
2.1.1.4无载调压的变压器在额定电压±
5％范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。
有载调压的高备变运行电压变化率在额定电压－6～＋12％以内时，额定容量不变。
2.1.1.5强迫油循环风冷变压器，运行时必须投入冷却器。
2.1.1.6高备变的有载调压开关应尽量减少切换操作，一般只允许在负荷高峰前夕和负荷低谷时作必要切换。
高备变可在厂用电自投后电压低时作必要的切换。
2.1.1.7低压侧中性线引出的低压厂变，中性线电流不得超过低压线圈额定电流的25％。
2.1.1.8分裂变压器低压侧绕组输出容量不得超过其相应额定容量，两低压绕组输出容量之和不得超过高压侧绕组额定容量。
2.1.2变压器重瓦斯保护运行方式：
2.1.2.1变压器正常运行时，其主保护如差动保护、重瓦斯保护原则上均不得退出运行。
2.1.2.2变压器轻瓦斯保护、高备变有载调压开关轻瓦斯保护投信号位置。
2.1.2.3变压器重瓦斯保护投跳闸位置，重瓦斯保护停用应经生产副厂长或总工程师批准。
2.1.2.4高备变有载调压开关重瓦斯保护于正常运行时投信号，在有载调压开关使用前，将该保护改投跳闸，有载调压开关操作完毕后，应将该保护恢复投信号位。
2.1.2.5重瓦斯保护在下列工作开始之前应改投信号，在工作结束并正常后，应恢复投跳闸：
（1）运行中校验瓦斯保护或在二次回路上工作。
（2）运行中进行滤油、补油、放油、换矽胶、疏通呼吸器和更换热虹吸净化剂（工作结束后，仍有气体时，不得投入）。
（3）处理油位计指示异常升高的缺陷，需要进行放气放油，清理呼吸器孔眼或其它工作。
（4）进行其它可能造成重瓦斯误跳的工作。
2.1.3当出现下列情况时，禁止将重瓦斯保护改投信号位置：
2.1.3.1变压器在大量漏油而使油位迅速下降时。
2.1.3.2变压器轻瓦斯保护动作时。
2.1.3.3变压器重瓦斯保护和差动保护不能同时退出运行。
2.1.4严禁变压器全部主保护同时退出运行。
2.1.5变压器中性点运行方式：
2.1.5.1主变高压侧中性点采用固定直接接地方式。
2.1.5.2高备变高压侧中性点采用固定直接接地方式。
2.1.5.3高厂变及高备变低压侧中性点均经6.07Ω低电阻接地，当6kV侧发生接地故障电流超限时，继电保护动作于跳闸相应的断路器；
当6kV侧发生单相金属性接地时，单相接地故障电流最大可达599.2A。
2.1.5.4发电机正常运行期间经主变升压输出功率，并为高厂变提供电源。
2.1.5.5高备变在机组正常期间应处于空载运行方式，其高压侧33kV电源断路器×
×
开关在合闸状态，低压侧6kV电源开关处于热备用状态，6kV各段母线快切装置投入。
2.1.5.6正常情况下高备变只能供一台机组的安全停机负荷。
2.1.5.7低压厂用变压器均采用顺特电气有限公司生产的SCB9-2000/6.3/0.416系列干式变压器，绝缘等级为F级；
干式变压器配LD－B10系列温度控制仪，可实现温度高报警功能及风扇自动控制。
2.1.5.8低压厂用变压器低压侧中性点接地方式：
直接接地
2.1.6.变压器分接头运行方式：
2.1.6.1主变分接头位置调整现场调整；
高备变分接头位置调整现场调整。
2.1.6.2对于无载调压变压器，其分接头变换必须在变压器改检修状态后由检修人员执行，并对分接头改变情况作好记录。
2.1.6.3干式变压器（不包括照明变）都为无载调压变压器；
照明变采用电压自动分级补偿装置，正常运行时，投自动方式，可根据厂用电压波动情况自动调节输出电压。
2.1.6.4高备变系有载调压变压器，正常运行时，根据厂用电压情况而决定高备变分接位置，但分接位置一般不能在高低极限位置。
运行人员调节分接开关时，应加强联系，注意监视高备变分接开关位置指示与6kV电压是否匹配。
2.1.6.5当变压器过载时，禁止进行变压器的有载调压分接头切换。
有载调压变压器宜安排在其空载或轻负荷的情况下进行分接头的切换。
2.1.6.6变压器有载调压分接头新投运或经吊出检查、检修投运前，至少进行一轮升降压循环的操作，正常后方可正式带负荷运行。
2.1.6.7分接开关电动机构的档位显示应与有载开关的实际档位一致且它们处于正确位置，如不一致将会导致变压器损坏。
2.1.6.8切换开关油室与变压器主体油隔开，油室内的油需要定期进行检查和过滤，以保证其适当的电气强度，同时防止机械磨损。
2.1.7.变压器并列运行的规定
2.1.6.1变压器并列运行的条件：
①绕组联接组别相同；
②电压比相等；
③短路阻抗相等。
2.1.6.2变压器在安装后或检修中进行过拆接线等有可能改变相位的工作后，必须有工作负责人核相正确的书面通知，方可并联或环路运行。
2.1.6.3变压器过负荷运行的规定
（1）变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。
（2）正常过负荷允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带的负荷等来确定。
（3）事故过负荷只允许在事故情况下（例如运行中的若干台变压器中有一台损坏又无备用变压器，则其余变压器允许按事故过负荷运行）使用。
（4）变压器存在较大缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等）时不准过负荷运行。
（5）当日负载率（24小时平均负载/额定容量）低于1.0，且冷却介质温度低于额定值时，油浸式变压器可以在短时间内按高于额定值的正常过负荷方式运行，但应监视顶层油温不超过限值。
（6）正常过负荷和事故过负荷期间应开启全部冷却装置，并加强对变压器顶层油温和绕组温度以及变压器本体的检查，过负荷倍数和时间应作好记录。
（7）当变压器过负荷时，应汇报值长尽快转移负荷，使变压器负荷恢复到额定值以内，尽量缩短过负荷运行的时间。
（8）主变在额定冷却条件下可以承受发电机允许范围内的任何正常过负荷和事故过负荷。
（9）高厂变和高备变的过负荷倍数与允许时间见下表（正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃）：
过电流（％）
20
30
45
60
允许运行时间（分钟）
480
120
28
14
6
（10）干式变压器允许短时间过载能力在空气冷却情况下应满足下表的要求（正常寿命，过载前已带满负荷）：
40
50
32
18
5
第二节变压器冷却装置的运行及操作
2.2.1.主变冷却器的正常运行方式
2.2.1.1每台变压器提供五组冷却器,三组工作二组备用。
投入冷却器数
满负荷运行时间（min）
持续运行的负荷数
10℃
20℃
30℃
40℃
1
132
81
48
0.55
0.5
0.46
0.43
2
215
103
42
0.74
0.69
0.65
0.6
3
连续
1.19
1.12
1.06
1.01
2.2.1.2变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过控制开关投入与停止
2.2.1.3当工作冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。
（1）备用冷却器在顶层油温≥55℃或负荷率≥70％时，自动投入运行；
在顶层油温≤45℃且负荷率≤55％时，自动退出运行。
（2）任一组运行中的“工作”冷却器故障跳闸时，“备用”冷却器自动投入。
2.2.1.4主变两侧顶层油温指示相差大于5℃时，应查明原因。
看是否系冷却器不对称或系统阀门开度不够所造成，应尽快减小温差。
2.2.1.5主变在没有开启冷却器的情况下，不得投入运行。
2.2.2高厂变及高备变冷却器的正常运行方式
2.2.2.1高厂变有N组风扇，规定风扇的投运数量与负荷的对应关系如下表
：
散热器（风扇）数量待定
投入风扇数
全部投入
投入一组风扇
全部停运
2.2.2.2高备变有N组风扇，规定风扇的投运数量与负荷的对应关系待定
2.2.2.3正常运行时，高厂变和高备变的冷却器就地控制屏均投“远方”位置，并于DCS画面上投“自动”方式。
2.2.2.4若高厂变和高备变的冷却器自动回路正常，控制系统根据变压器顶层油温或变压器负荷率变化的变化情况，自动投入或切除冷却器：
（1）高厂变和高备变的冷却器在顶层油温≥55℃或负荷率≥60％时，自动投入运行。
（2）高厂变和高备变的冷却器在顶层油温≤45℃且负荷率≤50％时，自动退出运行。
2.2.3变压器冷却装置运行方式的其它规定。
2.2.3.1主变、高厂变和高备变冷却装置电源均为两路独立电源，分别引自两段不同厂变供电的380VMCC柜。
冷却器控制箱中控制开关任选一路电源，另一路自动投入备用。
2.2.3.2干式变压器风机启停有自动和手动两种，在自动时，绕组温度高于110℃，风机开启。
风机开启后，只有当绕组温度下降到90℃后风机停止。
当绕组温度高于155℃、铁芯温度高于140℃时，发超温报警信号，当绕组温度达到170℃时超温跳闸。
2.2.3.3变压器的冷却器应于变压器送电前投入，停电后15分钟（主变冷却器30分钟）后停用。
2.3主变冷却器的操作
2.3.1主变冷却器的投入操作
2.3.1.1检查冷却器装置符合运行条件。
2.3.1.2检查各组冷却器上下进出油阀门全部打开。
2.3.1.3检查控制熔丝投入良好，熔丝无熔断迹象。
2.3.1.4检查冷却器Ⅰ、Ⅱ路电源均已送电，合上冷却器两路电源监视开关×
、×
，检查控制箱面板两路电源监视灯应亮。
2.3.1.5合上110V.DC控制电源开关×
及110V.DC信号电源×
。
2.3.1.6合上1～5组冷却器分路开关Q1～Q5。
2.3.1.7合上1～5组冷却器分控制箱内空开QC1～QC5。
2.3.1.8合上加热器电源开关。
2.3.1.9将加热器控制开关切至“自动”位置。
2.3.1.10当气温低于０℃或常温下湿度较大时，应检查加热器投入正常。
2.3.1.11将冷却器电源自动投入控制开关切至“试验”位置。
2.3.1.12做冷却器Ⅰ、Ⅱ路电源联锁试验正常。
2.3.1.13将冷却器总电源控制开关SS切至“工作”位置。
2.3.1.14将1～5组冷却器控制开关SC1～SC5依次切至“工作”位置。
2.3.1.15检查投运冷却器监视灯应亮，冷却器运转正常，油流指示器指示正确。
2.3.1.16将1～5组冷却器控制开关SC1～SC5依次切至“停止”位置。
2.3.1.17检查全部冷却器监视灯应灭，冷却器停止。
2.3.1.18将冷却器电源自动投入控制开关ST切至“1：
工作W”位置。
2.3.1.19将第1、3、5组冷却器控制开关SC1、SC3、SC5切至“工作”位置。
2.3.1.20将第2组冷却器控制开关SC2切至备用位置。
2.3.1.21将第4组冷却器控制开关SC4切至备用位置
2.3.1.22检查冷却器控制箱面板上指示灯指示正确，关好前后柜门。
2.3.1.23检查主变TA端子箱正常，合上加热器开关，关好柜门。
2.3.1.24在DCS画面上将主变冷却器控制方式切为“自动”。
2.4冷却器全部退出和单组冷却器投、停操作
2.4.1冷却器全停操作
2.4.1.1将备用冷却器控制开关切至“停止”
2.4.1.2分别将工作冷却器控制开关切至“停止0”。
2.4.1.3将冷却器总电源控制开关SS切至“0：
停止”位置，检查电源接触器KMS1、KMS2均应断开。
2.4.1.4断开全部冷却器的自动空气开关Q1～Q5。
2.4.1.5断开全部冷却器分控箱的空气开关SC1～SC5。
2.4.2单组冷却器的投入操作
2.4.2.1检查该组冷却器符合运行条件。
2.4.2.2检查该组冷却器上下进出油阀门均打开。
2.4.2.3检查该组冷却器的自动空气开关应合上。
2.4.2.4检查该组冷却器分控箱内空气开关应合上。
2.4.2.5将该组冷却器控制开关切至“1：
工作W”位置，开启该组冷却器，检查该组冷却器监视灯应亮，油泵、风扇运转正常，油流指示器指示正确。
2.4.3单组冷却器的退出操作
2.4.3.1投入备用冷却器或辅助冷却器，检查其运转正常。
2.4.3.2停用需退出的冷却器，切开该冷却器的空气开关及分控箱的空气开关。
第三节变压器的操作、监视和检查
2.3.1变压器的投运、停运及正常操作
2.3.1.1变压器投运前的准备工作及相关检查：
（1）变压器投入运行前，必须总结有关的所有工作票，拆除接地线、短路线和临时安全措施，恢复固定的安全设施和标示牌，确认回路完整并符合运行条件；
检修过的变压器应有检修人员的书面交底，新安装或变动过内外连接线的变压器还必须核定相位；
变压器周围消防设备完整，符合运行条件。
（2）变压器顶盖上及周围无杂物和工具遗留。
（3）继电保护装置应完整，各保护应正确投入。
（4）变压器和有载调压开关的油枕以及套管的油位、油色正常，无渗油现象，呼吸器畅通，硅胶颜色及油封油位正常，所有放油阀门关闭。
（5）变压器本体、套管等应清洁，无裂纹、放电痕迹，套管接地应压紧无松动。
（6）变压器外壳及铁芯应接地良好，有载分接开关外壳接地线应接在油箱上。
（7）防爆门或压力释放阀应完好，无动作现象（如有动作指示应查明原因并复位，作好记录；
防爆门如有位置指示信号，应为红灯灭，绿灯亮）。
（8）瓦斯继电器（包括有载调压开关瓦斯继电器）、散热器、在线滤油装置的一侧或两侧阀门和通往冷却器装置的进出油阀门应打开；
封闭母线升高座下引水管的放水阀应打开。
（9）变压器瓦斯继电器和有载调压开关瓦斯继电器均应充满油，无气体及动作信号，瓦斯继电器处气体收集阀已开启。
（10）分接开关远方及就地位置指示应一致，有载分接开关的调节装置应完好灵活，电动机和分接开关位置指示器应相同。
（11）变压器冷却装置应完好，不应有漏、渗油现象，电源自投试验应正常，运行方式选择正确，风机、油泵试转正常，控制箱内加热器工作正常，箱内清洁无杂物，接线无松动。
（12）变压器中性点接地装置良好、符合运行条件。
（13）变压器测温装置良好，接线完整，温度计指示与远方指示一致。
（14）所属间隔内的各侧开关、刀闸、避雷器和电缆等有关设备应检查良好，符合运行条件。
（15）变压器的TA端子箱内清洁无杂物，电流回路严禁开路，二次接线无松动。
（16）测量变压器及所属回路绝缘合格，各绕组绝缘电阻与历史值比较应无明显变化。
（17）各种保护、控制、测量、信号等二次回路完整，符合运行条件，二次回路试验正确。
（18）对于高备变，还应检查变压器△平衡绕组的引出端子可靠短接并接地。
（19）室内变压器尚应检查门窗关好，照明充足，地面清洁无杂物，屋顶不漏水。
（20）干式变压器各部位清洁无异物、无积灰，各接头及紧固件无松动；
温度控制装置已送电并切至自动位，风机试运行正常；
变压器外壳无损坏，前后柜门关好。
2.3.1.2变压器投运前应进行的试验：
（1）变压器各侧开关的分、合闸试验。
（2）变压器各侧开关的联锁试验。
（3）新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验及核相试验。
（4）冷却系统试验正常，试验后各控制开关置于正确的运行方式。
（5）滤油机试验或投入正常。
（6）有载调压开关调整试验，试验正常后分接头调至规定位置。
2.3.1.3新安装或大修后的变压器，投运前应具备下列条件：
（1）有变压器和充油套管的绝缘试验合格结论。
（2）有油质分析合格结论。
（3）新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前，静置时间不应少于以下规定：
①110kV及以下24h；
②220kV及以下48h；
③500kV及以下72h；
④若有特殊情况不能满足上述规定，应由总工程师批准后方可投运。
（4）设备标志齐全。
（5）新投运的变压器应进行额定电压下5次冲击合闸，更换绕组后的变压器应进行3次冲击合闸；
对于新投运或更换绕组的主变和高厂变，还应用发电机作零起升压试验。
2.3.1.4变压器正常操作的一般原则
（1）变压器的投入与退出运行，应根据值长的命令执行。
（2）变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，即先合电源侧开关，后合负荷侧开关；
停运时先停负荷侧，后停电源侧。
（3）变压器的投入或
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