Q/GDDTPC
版本/修改：A/0
国电电力大同发电有限责任公司企业标准 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006 电气系统运行规程
2006-07-25发布 2006-07-31实施 国电电力大同发电有限责任公司 发 布
电气系统运行规程
Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
前 言
为规范公司电气系统的运行维护工作，确保电气设备安全、经济运行和人身安全，依据《电业安全工作规程》等国家标准、行业标准、电网要求、设备供应商和服务商提供的使用说明书和图纸，按照《技术标准编写导则》（Q/GDDTPC.201.03.SB—2006）的要求，结合公司实际设备系统情况，制定本规程。
本规程和《调度规程》、《机组集控运行规程》、《汽机辅机运行规程》、《锅炉辅机运行规程》、《继电保护及自动装置运行规程》、《消防规程》配合使用。
本规程附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。 本规程由公司标准化管理委员会提出。 本规程由发电部起草并负责解释。 本规程由设备管理部归口管理。
本规程主要起草人：郑文权、刘文俊、杨志勇、张亚飞、王小平 本规程审 核 人：陈宝菲、晋 杰、于学江 本规程批 准 人：郝春林
本规程于2006年07月25日首次发布。 本规程的版本及修改状态：A/0
I
电气系统运行规程
Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
目 次
前 言 ................................................................................. I 1 范围 ................................................................................. 1 2 规范性引用文件 ....................................................................... 1 3 定义和术语 ........................................................................... 1 4 厂用电系统运行规程 ................................................................... 1 5 变压器运行规程 ....................................................................... 9 6 电动机运行规程 ...................................................................... 18 7 配电装置运行规程 .................................................................... 24 8 保安电源系统运行规程 ................................................................ 33 9 UPS运行规程 ........................................................................ 35 10 直流系统运行规程 .................................................................... 38 附录A（规范性附录）厂用电设备状态定义 .................................................. 44 附录B（资料性附录）电气报警光字牌说明 .................................................. 46
II
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
电气系统运行规程
1
范围
本规程规定了公司各级厂用电系统、变压器、电动机、配电设备、保安系统以及直流系统、UPS系统的运行方式、操作方法、巡回检查、事故处理。
本规程适用于公司电气系统的运行维护工作。 2
规范性引用文件
DL/T 572—95 电力变压器运行规程
ZDGC 0068 发电厂厂用电动机运行规程
DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 DL227-94 电业安全工作规程（热力和机械部分）
DL408-91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） 《高压断路器运行规程》（电供[1991]30号） 《电力电缆运行规程》（电力工业部 1979）
《MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置使用说明书》（南京东大金智电气自动化有限公司） 《NEP数字式备用电源自动投切装置说明书》（国电南京自动化股份有限公司） 《UPS装置使用说明书》（上海电气技术研究所） 3
定义和术语
（略） 4
厂用电系统运行规程
4.1 厂用电系统概述
厂用电系统主要有10kV、3kV和0.4kV系统。
每台机组在主厂房内设有两段10kV配电母线和两段3kV配电母线，正常由接在发电机出口的两台高厂变供电，在工作电源停用时由一期220kV系统经两台启备变供电。每台机组脱硫系统设置两段3kV配电母线，分别由主厂房两段3kV母线供电；输煤设置两段3kV配电母线，分别由主厂房3kV 7C段和3kV 8D段供电。
10kV系统中性点经中阻接地，3kV系统中性点经高阻接地。
0.4kV系统分为各台机组的汽机、锅炉、空冷、电除尘、等离子、脱硫、保安等系统和两台机组共用的公用、照明、检修、输煤、化学、除灰、办公楼等系统，每个系统包括动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC），保安PC由柴油发电机供电；脱硫PC由3kV脱硫系统经低厂变供电，等离子PC由主厂房3kV系统经低厂变供电，其它PC均由主厂房10kV系统经低压厂用变供电；
脱硫保安MCC由两台机组的锅炉保安MCC供电，其它MCC由本系统PC供电。
主厂房0.4kV系统（包括汽机、锅炉、公用、保安）中性点经电阻接地，其它0.4kV系统中性点直接接地。
每台机组装设一套柴油发电机组，作为汽机保安MCC、锅炉保安MCC、事故照明MCC的紧急备用电源。 为了保证重要负荷的不间断供电，每台机组设有一套交流不停电电源系统（UPS）。 4.2 厂用电系统运行方式
4.2.1 10kV、3kV厂用电系统的运行方式
4.2.1.1 机组正常运行时，10kV、3kV高压厂用电系统由本机A、B高厂变供电，即工作电源开关在运行状态，备用电源开关在热备用状态，快切装置投入运行。在机组启停过程中、事故情况下以及工作电源开关因故退出运行时，由200A、200B启备变供电，即工作电源开关停运，对应的备用电源开关投入运行。
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
4.2.1.2 机组正常运行时，启备变高压侧开关（200丙）在合位，200A-1刀闸、200B-1刀闸及启备变低压侧刀闸均在合位，启备变在空载状态，冷却风扇投入运行或投自动，相应保护装置投入运行。
4.2.1.3 当启备变退出运行时，对应高、低压侧刀闸在分位，快切装置退出，两台机组高压母线可通过备用电源开关互为备用，并按照继电保护规程改变保护运行方式，此时若单台机组因故停用，则用运行机组的高厂变带两台机组厂用电。
4.2.1.4 启备变为有载调压变压器，当低压侧电压偏离正常值时，可通过调节启备变分接头调整母线电压。
4.2.1.5 正常情况下，3kV输煤系统和各机组的3kV脱硫系统均分断运行，母联开关在冷备用状态；其中一路电源因故停用时，可将母联开关投入运行，用另一路电源串带两段母线。 4.2.2 0.4kV 厂用电系统的运行方式
4.2.2.1 正常情况下，汽机、锅炉、公用、办公楼、检修、照明、输煤、化学、除灰、脱硫各系统PC正常均由各自的工作电源供电，采用分段运行方式，母联开关处于热备用状态；当某段工作电源停用后，合上母联开关，由另一段PC经母联开关向失电PC供电。
4.2.2.2 空冷PC正常均由各自的工作电源供电，空冷备变电源开关及各PC备用电源开关均在热备用状态，备自投装置投入运行；当某段工作电源开关掉闸后，备自投装置动作，空冷备变自动投入运行，通过备用电源开关向失电PC供电；其中A段和B段的备自投装置启动空冷备变#1电源开关，C段和D段的备自投装置启动空冷备变#2电源开关；A段和C段由#1空冷备变供电，B段和D段由#2空冷备变供电。 4.2.2.3 电除尘PC正常均由各自的工作电源供电，电除尘备变开关投入运行，各PC备用电源开关均在热备用状态，备自投装置投入运行；当某段工作电源开关掉闸后，备自投装置动作，电除尘备变通过备用电源开关向失电PC供电。
4.2.2.4 正常情况下，等离子系统投入运行。
4.2.2.5 各机组汽机MCC-A、B段、锅炉MCC-A、B段均由各自对应的PC供电。
4.2.2.6 汽机MCC-C段（70BJC、80BJC）和网控MCC（II0BLB）正常由一路电源供电且联锁开关在“工作”位，另一路电源备用，备用电源的MCC侧开关在运行状态，PC侧开关在热备用状态且联锁开关在“备用”位；当工作电源开关掉闸后，另一路电源自动投入运行，自投后联锁开关的位置应作相应调整。
4.2.2.7 各机组精处理MCC正常由一路电源供电，另一路电源备用，备用电源PC侧开关在热备用状态。 4.2.2.8 主厂房公用MCC、锅炉暖通MCC、汽机暖通MCC及煤仓间MCC正常由一路电源供电，另一路电源备用，备用电源的MCC侧开关在运行状态，PC侧开关在热备用状态。
4.2.2.9 输煤、化学、除灰、脱硫各系统所属MCC正常由一路电源供电，另一路电源备用，备用电源的PC侧、MCC侧开关均在热备用状态。
4.2.2.10 应合理确定各系统MCC的运行方式，避免多段MCC集中接在一段PC下运行。
4.2.2.11 保安PC（70BMA、80BMA）正常不带电，保安PC电源开关（70BMA01A、80BMA01A）在运行状态，母线PT投入运行，柴油发电机组及其出口开关投入自动；当汽机保安MCC、锅炉保安MCC或事故照明MCC任一母线电压消失时，柴油发电机自启动、出口开关自动合上向保安PC供电。
4.2.2.12 汽机保安MCC（70BMB；80BMB）、锅炉保安MCC（70BMC；80BMC）有三路电源（电源一来自汽机PC-A段、锅炉PC-A段，电源二来自汽机PC-B段、锅炉PC-B段，电源三来自保安PC），正常分别由电源一（或电源二）供电，另两路电源处于热备用状态，备用电源的PC侧开关在合位，MCC侧开关均在分位，转换开关在“远方”；电源一（或电源二）开关掉闸后，电源二（电源一）可实现互投；电源一、二均失去且柴油发电机投自动时，电源三可自动投入运行，由柴油发电机通过保安PC向失电MCC供电。
4.2.2.13 事故照明MCC（70BMD；80BMD）有两路电源（电源一来自照明PC，电源二来自保安PC），正常均由电源一供电，电源二在备用状态，备用电源的PC侧开关在合位，MCC侧开关均在分位，转换开关在“远方”；当工作电源开关掉闸且柴油发电机投自动时，备用电源开关自投，由柴油发电机通过保安PC向事故照明MCC供电。
4.2.2.14 正常情况下，两台机组锅炉保安MCC至脱硫保安MCC的两路电源开关均投入运行，在脱硫保安MCC侧一路电源工作，另一路电源在联动备用状态。 4.2.2.15 事故照明逆变系统正常在运行状态。
4.2.2.16 汽机、锅炉各配电柜的两路电源开关正常均在运行状态，空冷配电柜的两路电源一路在运行状态，另一路在热备用。
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4.2.2.17 生活消防水泵房MCC及电除尘PC-7A、7B、8A段至辅机循环泵出口门的电源开关正常均在运行状态。
4.2.2.18 直流充电装置电源、UPS电源、热控总电源、RTU电源、DCS电源、点火柜电源、伴热电源、吹灰电源、通迅电源、计算机网络电源各开关正常均在运行状态。 4.2.3 厂用电快切装置的运行
4.2.3.1 机组正常运行时，厂用电快切装置必须投入运行，出口压板及高压配电母线电源开关柜上压板在投入状态。
4.2.3.2 用快切装置进行厂用电切换分为正常切换（手动启动）、事故切换（由保护出口启动）和不正常情况切换（由母线失压启动或工作电源开关误跳启动）。
4.2.3.3 正常切换为双向切换，即可以由工作电源切向备用电源，也可以由备用电源切向工作电源，事故切换和不正常情况切换为单向切换，只能由工作电源切向备用电源。 4.2.3.4 快切装置的手动启动只能在远方（即DCS画面）进行。
4.2.3.5 快切装置的手动切换方式正常可设置为“并联”或“同时”，其它切换方式正常设置为“串联”。 4.2.3.6 “远方并联”切换方式正常均设置为“自动”，即启动快切装置后，备用开关自动合上，原工作开关跳开。
4.2.3.7 当高压母线工作电源开关过流保护跳闸时，将同时闭锁快切装置，备用电源开关不投入运行。 4.2.3.8 当启备变退出空载运行或高压厂用母线备用电源开关退出热备用前，应将该段快切装置闭锁。 4.2.3.9 当后备失电时（包括备用电源工作时工作电源失压和工作电源工作时备用电源失压），应及时检查快切装置是否自动闭锁，未闭锁时应手动复归一次装置，还未闭锁时应通知继电保护处处理。 4.2.3.10 当不经快切装置操作高压母线电源开关时，需将相应段的快切装置闭锁。
4.2.3.11 正常运行中，应检查装置电源插件小面板上+5V、+15V、-15V和+24V指示灯亮，状态指示灯“工作”和“备用”指示灯有一个亮，“运行”灯快速闪烁（约每秒闪3次）。“就地”、“动作”和“闭锁”灯应不亮。
4.2.3.12 当“运行”灯慢速闪烁（约每2秒闪一次）时，表明装置处于闭锁状态，可能引起装置闭锁的原因有切换完毕、PT断线、保护闭锁、后备电源失电、装置异常、开关位置异常等。 4.2.3.13 运行中发现任何异常，应立即通知继保处人员处理。 4.2.4 备用电源自投装置的运行
4.2.4.1 正常运行时，电除尘PC和空冷PC上的备用电源自投装置必须投入运行，出口压板及高压开关柜上压板在投入状态。
4.2.4.2 备用电源自投装置具备低电压切换、高压开关跳位切换、低压开关偷跳切换、手动切换等功能。 4.2.4.3 备用电源自投装置需在装置充电完成后方可启动。
4.2.4.4 符合下列条件之一时，装置充电，并显示“允许自投”：
a) 工作电源开关在合位，备用电源开关在分位； b) 装置运行控制字选择“投入”选项，无闭锁信号； c) 备用变高压侧有电压； d) 母线有电压；
e) 满足上述条件15s后。
4.2.4.5 符合下列条件之一时，装置放电，并显示“未准备好”：
a) 备用电源开关在合位； b) 有闭锁信号； c) 备用电源无电压； d) 备自投动作。
4.2.4.6 装置启动条件是工作电源开关从合到分或者母线失压。
4.2.4.7 当PC工作电源开关因过流保护动作跳闸时，将同时闭锁备用电源自投装置，备用电源开关不投入运行。
4.2.4.8 当备用电源开关过流保护动作时，装置将跳开备用电源开关。
4.2.4.9 空冷PC备用电源自投装置的工作过程是：先跳PC工作电源开关，后合备用变开关及PC备用电源开关；电除尘PC备用电源自投装置的工作过程是：先跳PC工作电源开关及工作变开关，后合PC备用电源开关。
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4.2.4.10 空冷PC有一段备用电源开关在合位时，另外三段备用电源开关将被闭锁；电除尘PC有一段备用电源开关在合位时，另一段备用电源开关将被闭锁。
4.2.4.11 当空冷备变退出热备用、电除尘备变退出运行以及各PC备用电源开关退出热备用前，应闭锁相应的备用电源自投装置。
4.2.4.12 当需手动合上空冷PC或电除尘PC的备用电源开关时，需将该段备用电源自投装置闭锁。 4.2.4.13 运行中应检查装置“运行”灯亮，“动作”、“故障”及“告警”灯不亮。 4.2.4.14 运行中发现任何异常，应立即通知继保处人员处理。 4.2.5 厂用电母线电压限值
厂用电系统正常运行时，各级母线电压限值见表1。
表1：厂用母线电压限值 厂用电母线电压变动范围 母线额定电压 10.5kV 3.15kV 0.4kV 下限 10kV 3kV 0.38kV 上限 11kV 3.3kV 0.42kV
4.2.6 厂用电系统正常检查
a) 厂用电各系统运行方式正确；
b) 运行中的设备信号正确，远方、就地一致；
c) 备用中的设备按要求在规定的状态，各种联锁开关在规定的状态； d) 厂用电快切装置和备用电源自投装置无异常；
e) 各段母线电压在规定范围内，各支路电流在规定范围内； f) 配电装置各部无过热、振动等异常现象； g) 配电室内无漏水、漏油、冒汽、堆杂物现象；
h) 配电室内温度在5℃-40℃之间，24小时平均温度不高于35℃，配电室内湿度在5%-85%之间； i) 接照配电设备的检查要求检查设备运行状况良好。 4.3 厂用电系统的操作 4.3.1 操作的一般原则
a) 电气倒闸操作必须遵守《电业安全工作规定》的有关规定；
b) 所有的电气操作，必须根据值长、机组长（或辅控班长）的命令、填写操作票后执行；
c) 电气倒闸操作，必须由两人进行，一人操作，一人监护，对于重要或重大的操作，应由对本系统
熟悉的人员操作，副机组长及以上岗位人员监护；
d) 在操作过程中，必须在唱票、复诵、三秒思考后方可操作；
e) 电气设备投运时，必须将保护（包括避雷器）同时投运，禁止电气设备无保护运行；
f) 在操作中，如确因防误闭锁装置出现问题，应查明原因，需要认为解锁时，必须经值长同意后方
可解除闭锁，禁止操作人员私自解除防误闭锁进行操作； g) 正确使用防护用品和安全工器具，确保操作时的人身安全。 4.3.2 启备变的操作
4.3.2.1 所有涉及到启备变和220kV电缆线路的操作都必须经过值长与一期值长联系后执行。
4.3.2.2 启备变和220kV电缆线路的操作，每个操作任务（每张操作票）只实现状态的一种转换，（停运时按照“运行-热备用-冷备用-检修”的顺序，投运时按照“检修-冷备用-热备用-运行”的顺序），值长的操作命令必须逐一下达，在下达每一个操作任务前，必须和一期值长取得联系，协调操作进度。 4.3.2.3 启备变带电时按照“合高压侧刀闸、合低压侧刀闸、合200丙开关”的顺序进行，停电时相反。 4.3.2.4 “200A-1”和“200B-1”刀闸的操作必须在有明确的“200丙开关在分位”的信息且检查高压侧电压为零的情况下进行。
4.3.2.5 严禁用“200A-1”和“200B-1”刀闸投切启备变。
4.3.2.6 在拉开或合上“200A-1”和“200B-1”刀闸前必须验明无电。 4.3.2.7 合上启备变高、低压侧刀闸后，需检查刀闸平直，接触良好。
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4.3.2.8 在拉开启备变低压侧刀闸后，应采取措施防止刀闸合上，必要时联系点检工程师共同完成。 4.3.2.9 正常情况下，启备变高、低压侧刀闸均应用电动操作，但只有在操作前才能给上动力电源，操作完毕及时断开，电动回路因故不能操作确实需用手动操作时，须经值长同意。
4.3.2.10 启备变投入和正常停运前，必须合上高压侧中性点接地刀闸，正常运行时按调度命令合上或拉开，有关的保护压板应作相应的切换。
4.3.2.11 启备变退出运行、两台机组高压母线通过备用电源开关互作备用时，必须按继保规程改变有关保护运行方式。
4.3.3 高压厂用母线电源切换
4.3.3.1 主厂房10kV、3kV厂用电源系统装有快切装置，正常倒厂用电必须使用快切装置，如在快切装置因故停用后倒换厂用电时，只能采用先拉后合（即短时停电）的方法。
4.3.3.2 在手动启动快切装置之前，应先确认备用的电源电压正常，电源开关在热备用状态，控制转换开关在远方，快切装置无异常报警、快切压板投入正确。
4.3.3.3 在手动启动快切装置之前，应先选择将切换方式，正常情况下应选择“同时”。若需选择“并联”方式，应得到发电部部门领导同意。
4.3.3.4 手动启动快切装置后，应检查开关动作正常，母线电压正常。
4.3.3.5 快切装置每次动作结束后（不管切换成功与否），都需进行复归，否则不能进行下次切换。 4.3.3.6 在手动切换过程中若发现切换失败时（DCS发快切失败信号），应在闭锁快切装置后，采用先拉后合的方法倒换厂用电。
4.3.3.7 当机组事故跳闸，引起高压厂用母线工作电源开关跳闸时，快切装置动作，10kV、3kV母线应自动切换至备用电源，若动作失败，应在确认工作电源开关跳开（如未跳闸应手动拉开）、母线电压为零后，闭锁快切装置，手动合上备用电源开关。
4.3.3.8 当高压母线工作电源开关过流保护跳闸时，将同时闭锁快切装置（DCS发快切装置异常信号），备用电源开关不应投入运行，此时应查明原因、隔离故障点后再恢复母线运行。
4.3.3.9 若两台机组运行中同时跳闸，厂用电均由启备变接带时，应检查启备变分支电流情况，及时调整给水泵运行方式，每个启备变分支只能接带一台给水泵。
4.3.3.10 若在启备变停运期间单台机组掉闸，可由正常运行机组通过备用电源开关向停运机组厂用电供电，操作时，先将停用机组工作电源开关转冷备用，在确认启备变低压侧刀闸在分位后，依次合上运行机组备用电源开关、停用机组备用电源开关，检查母线电压正常。
4.3.3.11 若在单台机组停运期间启备变掉闸且暂时无法恢复，可由正常运行机组通过备用电源开关为停运机组厂用电供电，操作时，先拉开启备变低压侧刀闸，然后依次合上运行机组备用电源开关、停用机组备用电源开关，检查母线电压正常。
4.3.3.12 3kV脱硫及输煤系统电源切换时，应先拉开工作电源开关，后合上母联开关；工作电源开关事故掉闸时，应查明掉闸原因，如因为开关本身故障或保护误动，则用母联串带，如因为母线或负荷故障，则应在隔离故障点后，恢复工作电源供电；由母联开关倒为工作电源时，先拉开母联开关，后合上工作电源开关。
4.3.4 低压厂用母线电源切换
4.3.4.1 汽机、锅炉、公用、办公楼、检修、照明、输煤、化学、除灰、脱硫各系统PC电源正常倒换时，应先拉开工作电源开关，后合上母联开关；工作电源开关事故掉闸时，应查明掉闸原因，如因为变压器故障，则用母联串带，如因为母线或负荷故障，则应在隔离故障点后，恢复工作电源供电；由母联开关倒为工作电源时，先合上工作电源开关，母联开关自动跳闸，如未跳闸应手动拉开。
4.3.4.2 空冷PC、电除尘PC电源倒换时，应先检查备自投装置运行正常，然后拉开工作电源开关，备用电源开关自动投入，如自投失败，应在确认工作电源开关已拉开后，闭锁备用电源自投装置，合上备用电源开关；当工作电源开关因过流保护动作跳闸时，将同时闭锁备用电源自投装置，备用电源开关不应投入运行，此时应查明原因、隔离故障点后再恢复母线运行；当工作电源开关因其它原因掉闸且备自投动作失败时，应在确认本段母线无故障且工作电源开关确已掉闸后，闭锁备用电源自投装置，合上备用电源开关；由备用电源倒至工作电源时，先合上工作电源开关，备用电源开关自动跳闸，如未跳闸应手动拉开。 4.3.4.3 主厂房公用MCC、锅炉暖通MCC、汽机暖通MCC、煤仓间MCC、脱硫公用MCC及输煤、化学、除灰各系统所属MCC的两路电源在倒换时，采用短时停电的方法，先拉工作的电源开关，后合备用电源开关；当工作电源开关因故掉闸时，应在确认本段母线无故障且工作电源开关确已掉闸后，合上备用电源开关。
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4.3.4.4 汽机MCC-C和网控MCC电源手动切换时采用“联跳”的方法，先调整联锁开关的位置（将原工作电源开关的联锁开关切至“备用”，将原备用电源开关的联锁开关切至“工作”），再合上备用的电源开关，原工作的电源开关自动跳闸，如未跳闸应手动拉开；当工作电源开关掉闸、另一路电源自动投入运行后，应将联锁开关的位置应作相应调整；如另一路电源开关自投后又跳闸，则应检查母线及其所带负荷、隔离故障点后再送电。
4.3.4.5 汽机保安MCC和锅炉保安MCC在电源手动倒换前应先检查待合电源的PC侧开关在运行状态，MCC侧开关在热备用状态，转换开关在“远方”，倒换时先拉开待停电源的MCC侧开关，查另一路开关自投良好；如自投失败时，柴油发电机应启动，电源三自动投入，此时应在查明未自投原因并处理好后尽快将电源倒至正常方式，先点击“A段自恢复”（或“B段自恢复”）按钮，在9秒内拉开电源三MCC侧开关，查电源一（电源二）开关自投，母线电压正常；如在电源倒换过程中出现MCC失电且保安电源自投失败时，应手动恢复供电（优先采用电源一或电源二）；如电源开关事故掉闸、备用电源自投后再次掉闸时，应检查母线及其所带负荷、隔离故障点后再送电。
4.3.4.6 事故照明MCC工作电源开关掉闸时，柴油机启动、备用电源开关自投，由柴油发电机通过保安PC向事故照明MCC供电；由备用电源倒至工作电源时，先拉开备用电源开关，后合上工作电源开关。 4.3.4.7 在操作中发现任何联锁、自投回路的异常现象均应立即通知继保人员处理。 4.3.5 厂用母线、厂用变压器的操作
4.3.5.1 变压器及母线停运或方式切换前，应认真检查负荷转移情况，短时停电时，要做好事故预想，防止因部分设备带突然失电造成其它系统运行异常或故障。
4.3.5.2 母线停电检修时，必须将该母线上的所有电源、负荷开关进行隔绝；当所带负荷为双电源负荷时，应将对侧开关同时停运，防止返送电。
4.3.5.3 母线投运前，必须检杳工作票结束，设备清洁无杂物，无遗忘的工具，无短路接地线，并对准备恢复送电的设备所属回路进行认真详细的检查，确认回路的完整性，符合运行条件。 4.3.5.4 母线投运前，应测量母线绝缘良好。
4.3.5.5 对于双电源或多电源母线，在送电前应核对各电源相位一致。
4.3.5.6 母线投运时，应先投运母线电压互感器，后投运母线电源开关；停运时，应先停运母线电源开关，后停运母线电压互感器。
4.3.5.7 变压器投入时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关，停运顺序相反，禁止由低压侧向低压变充电。
4.3.5.8 变压器和电压互感器的停电必须将高、低压两侧断开，防止低压侧向设备反送电。
4.3.5.9 在高压母线运行中，如要退出母线电压互感器，必须先闭锁快切装置，并联系继保人员做好防止负荷开关低电压跳闸的措施后方可进行。
4.3.5.10 在低压母线运行中，如要退出母线电压互感器，必须先断开直流电源开关，后断开交流二次开关，投入时最后合上直流电源开关。 4.3.6 开关、刀闸的操作
4.3.6.1 设备停电前和送电后，需注意调整有关联锁的运行方式。
4.3.6.2 在进行所有改变开关位置的操作时，均应保证开关（包括接触器）在分位，不准带负荷拉合一次插头。
4.3.6.3 在对抽屉式开关操作后，应检查抽屉定位良好，且无欠位或过位现象。
4.3.6.4 3WL开关送电时，应检查“储能”开关切至“自动（AUTO）”，且储能良好。 4.3.6.5 所有就地进行的开关操作均应在“转换开关”切至就地后进行。 4.3.6.6 无特殊情况，送电结束后均应将“转换开关”切至远方。
4.3.6.7 带有动力熔断器的配电回路，在送电后一定要测试熔断器完好，以免缺相运行。 4.3.6.8 停送电结束后，应检查开关柜上灯光指示正确，并和DCS（PLC）画面核对一致。
4.3.6.9 每台给水泵有A段、B段两个开关，在任何情况下只能有一个开关在运行状态，当转为检修状态时，需将两台开关同时转为检修状态。
4.3.6.10 每台高厂变（启备变）分支只允许接带一台给水泵运行。 4.4 厂用电系统事故处理 4.4.1 厂用电事故处理原则
a) 发生事故时，应尽快限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁；
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首先保证保安MCC的供电，柴油发电机组自启动失败时，应及时手动开起； 优先保证辅机循环泵、空压机等重要系统的供电；
及时调整运行方式，最大限度地保证厂用电的正常供给；
最大限度地采用正常运行方式，当采用非正常运行方式时，应加强运行参数的监视，避免由于过负荷而造成运行设备掉闸；
f) 当用一台机组高厂变带两台机组厂用电，或启备变同时带两台机组厂用电时，应严密监视高厂变
（启备变）各分支电流，防止过负荷；
g) 配电母线失电时，应及时断开该母线至其它母线、变压器的馈线开关，恢复时，逐级送电； h) 在PC、MCC运行方式改变后，应注意检查、调整有关辅机及直流充电装置、热控、UPS、DCS、PLC
电源的运行方式；
i) 辅控各岗位值班人员及电气运行人员应随时和值长保持联系，统一由值长指挥。 4.4.2 10kV、3kV母线故障的现象及处理 4.4.2.1 现象：
a) 母线电源开关掉闸，母线电压为零；
b) DCS发“XX段电源保护动作”、“XX段快切装置异常”等光字； c) 低电压保护动作，部分负荷开关跳闸；
d) 若10kV母线故障，部分PC及对应的MCC母线失电，DCS发“XX段异常”光字； e) 保安MCC失电时，备用电源应自动投入，若自投不成功，则柴油发电机自动启动。 4.4.2.2 处理：
a) 检查保安MCC是否失电、备用电源是否自投，必要时启动柴油机，确保保安MCC的供电； b) 10kV母线故障时，应检查、调整失电PC、MCC运行方式； c) 调整辅机运行方式，维持机组运行； d) 检查保护动作情况，查明故障原因；
e) 若母线故障时，将故障母线转为“检修”状态，通知检修处理；
f) 如故障是由一负荷故障越级跳闸所引起，则应将故障开关隔离后，尽快将母线投入运行。 4.4.3 PC、MCC母线故障现象及处理 4.4.3.1 现象：
a) 母线电源开关掉闸，母线电压为零； b) DCS发“XX段异常”等光字；
c) PC失电时，所带MCC失电，发“XX段异常”； d) 低电压保护动作，部分负荷开关跳闸；
e) 汽机MCC-C或网控MCC失电时，备用电源自动投入；
f) 保安MCC失电时，备用电源自动投入，若自投不成功，则柴油发电机自动启动； g) 空冷、电除尘工作电源开关过流保护动作掉闸时，同时闭锁备自投装置，备用电源开关不应自投。 4.4.3.2 处理：
a) PC故障造成保安MCC失电时，应检查备用电源是否自投，必要时启动柴油机，确保保安MCC的供
电；
b) PC母线故障时，调整失电MCC的运行方式，恢复供电； c) 调整辅机运行方式，维持机组运行； d) 检查保护动作情况，查明故障原因；
e) 若母线故障时，将故障母线转为“检修”状态，通知检修处理；
f) 如故障是由一负荷故障越级跳闸所引起，则应将故障开关隔离后，尽快将母线投入运行。 4.4.4 3kV系统接地故障的现象及处理 4.4.4.1 现象：
a) DCS发“X高厂变异常”光字，发变组保护屏发“高厂变X2分支零序过流”信号（当3kV母线由
启备变供电时，DCS发“X启备变变异常”光字，启备变相应保护屏发“3kV分支零序”信号； b) 等离子变、输煤电源、脱硫电源回路接地时，发“XX开关异常”光字； c) 机、炉负荷回路接地时，相应开关发“保护告警”信号； d) 接地回路开关综合保护显示“零序保护”报警信号。
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b) c) d) e)
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
4.4.4.2 处理：
a) 转移负荷，拉开故障设备开关，测回路绝缘，通知检修处理；
b) 如没有馈线开关发信号，可先倒换厂用电，检查是否由高厂变（启备变）低压侧接地引起； c) 如确认系统接地，且排除由负荷馈线和电源系统引起，需停用母线进行检查； d) 单相接地运行时间不得超过2小时；
e) 到配电室检查时应穿绝缘鞋、戴绝缘手套。 4.4.5 PC、MCC（不接地系统）接地故障的现象及处理 4.4.5.1 现象：
a) DCS发“XX段异常”报警信号；
b) 接地系统所属PC小电流接地选线装置发接地报警信号； c) 0.4kV母线三相电压不对称；
d) PC上负荷回路接地时，小电流接地选线装置上显示接地回路编号；
e) PC母线接地或所带MCC系统接地时，小电流接地选线装置上显示母线接地； f) MCC上负荷回路接地时，配电柜后对应灯亮。 4.4.5.2 处理：
a) 若小电流接地选装置显示接地回路编号或有负荷馈线接地报警灯亮时，将该负荷转移后停用，通
知检修处理；
b) 若由于低压变低压侧或PC母线接地，应停电处理； c) 单相接地运行时间不得超过2小时； d) 到配电室检查时应穿绝缘鞋。 4.4.6 高压母线PT断线故障的现象及处理 4.4.6.1 现象：
a) DCS发“XX段PT断线”、“XX段快切装置异常”光字； b) 母线电压表可能降低或为零；
c) 低电压保护可能动作，部分负荷开关掉闸；
d) 快切装置可能动作，工作电源开关掉闸，备用电源开关自投。 4.4.6.2 处理：
a) 退出故障PT所在母线快切装置；
b) 检查PT二次开关，若掉闸应试送一次； c) 若再次掉闸，通知检修处理；
d) 检查PT二次输出是否正常，检查PT有无冒烟，有无异常气味；
e) 如属一次问题，应将电压互感器停用检查，一次熔断器熔断时，可更换后试送一次； f) 若熔断器再次熔断或属PT本体问题，通知检修处理。 4.4.7 低压母线PT断线故障的现象及处理 4.4.7.1 现象：
a) DCS发“XX段异常”光字； b) 母线电压表可能降低或为零；
c) 低电压保护可能动作，部分负荷开关掉闸；
d) 汽机、锅炉PC母线PT一次开关掉闸时，所带保安MCC的MCC侧开关掉闸，备用电源应自动投入，
若自投不成功，则柴油发电机自动启动；
e) 带有备自投装置的PC，备自投装置可能动作，工作电源开关掉闸，备用电源开关自投。 4.4.7.2 处理：
a) 断开PT直流电源开关；
b) 检查PT二次开关，若掉闸应试送一次，再次熔断时，通告检修处理； c) 检查PT有无异常；
d) 若二次开关和PT无异常，检查PT一次开关是否掉闸或一次熔断器是否熔断；
e) 一次开关掉闸时，可试送一次，熔断器熔断时，应更换后试送一次，如再次掉闸或熔断时，通知
检修处理；
f) 若汽机、锅炉PC母线PT长时间退出运行，应将保安MCC倒至另一段PC接带；
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g) 恢复PT时，应最后合上直流电源开关。 4.4.8 低压变故障掉闸故障的现象及处理 4.4.8.1 现象：
a) 故障变压器高低压侧开关掉闸，失电PC母线电压为零； b) DCS发“XX变开关保护动作”、“XX段异常”光字； c) PC失电时，所带MCC失电；
d) 低电压保护动作，部分负荷开关跳闸；
e) 汽机MCC-C或网控MCC失电时，备用电源自动投入；
f) 保安MCC失电时，备用电源自动投入，若自投不成功，则柴油发电机自动启动； g) 空冷变或电除尘变故障掉闸时，备用电源自动投入。 4.4.8.2 处理：
a) PC故障造成保安MCC失电时，应检查备用电源是否自投，必要时启动柴油机，确保保安MCC的供
电；
b) 检查变压器低压侧开关是否掉闸，如未掉闸应手动拉开； c) 调整PC电源运行方式，恢复PC和MCC的供电； d) 检查保护动作情况，查明故障原因； e) 将故障变压器隔离并通知检修处理。 5
变压器运行规程
5.1 变压器规范
5.1.1 主变压器技术规范
公司主变压器主要技术参数见表2。
表2：主变压器技术参数 项目 型号 额定电压 接线方式 相 数 空载电流 空载损耗 冷却方式 产品名称 调压方式 生产厂家 数据 DFP-240000 / 500 550/√3-2×2.5%/20kV 单相 0.12% 112.25KW （ODAF）强迫油循环风冷 单相无励磁调压电力变压器 高压侧无励磁调压 西安西电变压器有限公司 项目 额定容量 240MVA 额定电流 755.8 / 12000A 频 率 50Hz 阻抗电压 14.15% 负载损耗 368.14KW 油面温升 52.6K 数据 Ii0（单相） ，YNd11（三相） 接地方式 高压侧直接接地
5.1.2 高压厂用变压器技术规范
公司高压厂用变压器主要技术参数见表3。
表3：高压厂用变压器技术参数 项目 型号 额定电压 接线方式 相 数 空载电流 数据 SFS-45000/20 20/10.5/3.15kV Dyn1yn1 三 相 0.4% 项目 额定容量 45/36/9MVA 额定电流 1299/1979.5/1649.6A 接地方式 低压侧经低电阻和高电阻接地 频 率 50Hz 阻抗电压 高-低1:9.05% 高-低2:30.2％ 9
数据 电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
项目 空载损耗 冷却方式 产品名称 调压方式 生产厂家 <30kW 数据 ONAN/ONAF（70%/100%） 项目 负载损耗 <195kW 油温升 数据 50℃（顶层油） 三相三绕组油浸风冷户外式无载调压电力变压器 高压侧无载调压，调压范围20±2×2.5%kV 保定天威宝变电气股份有限公司
5.1.3 启动/备用变压器技术规范
公司启动/备用变压器主要技术参数见表4。
表4：启动/备用变压器技术参数 项目 型号 额定电压 最高电压 相 数 空载电流 空载损耗 冷却方式 产品名称 中性点接地方式 调压方式 生产厂家 数据 SFSZ-45000/220 220/10.5/3.15kV 高压242kV 三 相 0.36% 42.5kW ONAN/ONAF（70%/100%） 项目 额定容量 45/36/9MVA 额定电流 118.1/1979.5/1649.6A 接线方式 YNyn0yn0+d 频 率 50Hz 阻抗电压 高-低1：9% 高-低2：29％ 负载损耗 39.7kW 油温升 50℃（顶层油） 数据 三相三绕组油浸风冷户外式有载调压电力变压器 高压：经隔离开关接地 低压：10.5kV侧经低电阻接地；3.15侧经高电阻接地 高压中性点有载调压，调压范围220±8×1.25%kV 保定天威宝变电气股份有限公司
5.1.4 启动/备用变压器冷却装置技术规范
公司启动/备用变压器主要技术参数见表5。
表5：启动/备用变压器冷却装置技术参数 项目 型号 风量 全压 编号 厂家 CFE-7Q101H 9000立方米/h 45Pa 5989 长春诺森电机有限公司 数据 项目 日期 功率 转速 标准代号 0.55kW 590rpm JB/T9642-1999 数据 2003年9月
5.1.5 低压厂用变压器的技术规范
公司各低压厂用变压器均为三相无载调压树脂绝缘干式变压器，绝缘等级为F，温升限值为80K，冷却方式为AN/AF，其中等离子变和脱硫变为3kV变压器（额定电压为3.3/0.4kV），其余均为10kV变压器（额定电压为10.5±2×2.5%/0.4kV），各主要技术参数见表6。
表6：低厂变技术参数
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设备名称 型号 容量（kVA） 额定电流（A） 接线组别 阻抗电压（%） 接地方式 厂家 110/2887 68.7/1804 88/2309 D，yn11 7.72/7.69 D，yn11 5.99/5.91 D，yn11 7.89/7.9 电阻接地 顺特 电阻接地 顺特 电阻接地 顺特 直接接地 许继 直接接地 顺特 直接接地 顺特 直接接地 许继 直接接地 许继 直接接地 许继 直接接地 许继 直接接地 许继 直接接地 顺特 直接接地 顺特 直接接地 顺特 汽机变 SCB10-2000/10.5 2000 锅炉变 SCB10-1250/10.5 1250 公用变 SCB10-1600/10.5 1600 电除尘变 SCB9-2000/10.5 2000 空冷变 空冷变 ZSCB10-2500/10.2500 5 ZSCB10-2500/10.2500 5 800 630 110/2886.8 D，yn11 8 137/3068 137/3068 44/1154.7 55/1443.4 137/3068 44/1155 229/1804 D，yn11 10 Y，yn0 10 D，yn11 6 D，yn11 6 D，yn11 10 D，yn11 6.27/6.22 D，yn11 6 照明变 SCB9-800/10.5 检修变 SCB9-630/10.5 34.6/909.3 D，yn11 5.69 除灰变 SCB9-1000/10.5 1000 输煤变 SCB9-2500/10.5 2500 化学变 SCB9-2000/10.5 2000 办公楼变 SCB9-500/10.5 脱硫变 SCP9—1250/3.15 500 1250 110/2886.8 D，yn11 7.97/8.01 等离子变 SCB10-800/3.15 800 147/1155 D，yn11 5.87 5.1.6 变压器中性点接地装置的技术规范 公司高厂变及启备变中性点接地装置技术参数见表7。
表7：变压器中性点接地装置技术参数 项目 型号 额定电压 电阻值 额定时间 KKS编码 生产厂家 10KV中性点接地电阻柜 ZZD-10/220 10/√3kV 28.86Ω 10S 110BCW03 项目 型号 变压器电压比 电阻值 额定时间 KKS编码 ZZD-3 3KV中性点接地电阻柜 3.15 / 0.12KV 0.28Ω 2h 110BCD04 额定发热电流 200A 变压器一次侧电流 10A 上海华光电阻制造有限公司 5.1.7 低压隔离变的技术规范 公司低压隔离变压器主要技术参数见表8。
表8：公司低压隔离变压器主要技术参数表 安装位置 照明MCC 汽机MCC-C 锅炉MCC-A 锅炉MCC-B 机保安MCC 机保安MCC 公用MCC 炉暖通MCC 型号 GSG-20/1.0 GSG-20/1.0 GSG-50/1.0 GSG-75/1.0 GSG-75/1.0 容量（kVA） 20 20 额定电压（V） 380V/380-220V 380V/380-220V 380V/380-220V 380V/380-220V 额定电流（A） 30.4/30.4 30.4/30.4 151.9/151.9 75.96/75.96 接线 Y，yn0 Y，yn0 Y，yn0 Y，yn0 GSG-100/0.5 100 151.94/151.94 Y，yn0 GSG-100/1.0 100 50（05柜） 380V/380-220V 75 20 380V/380-220V 380V/380-220V GSG-100/1.0 100（06柜） 380V/380-220V 151.93/151.93 Y，yn0 113.95/113.95 Y，yn0 113.9/113.9 Y，yn0 11
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生产厂家 沈阳变压器厂 5.2 变压器运行方式 5.2.1 变压器额定运行方式
5.2.1.1 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。
5.2.1.2 变压器的运行电压一般不应高于运行分接头额定电压的105%。
5.2.1.3 无载调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。 5.2.2 变压器分接头运行方式
5.2.2.1 无励磁调压变压器的调压工作必须在停电后由维修人员进行，在变换分接头后测量绕组的直流电阻，分接头调整情况应作记录。
5.2.2.2 有载调压装置及其控制装置，应经常保持在良好状态，发现异常，应及时汇报并通知检修处理。 5.2.2.3 有载调压装置的分接头变换操作，由运行人员按调度部门确定的电压曲线或调度命令，在电压允许偏差范围内进行。
5.2.2.4 有载调压装置的分接头变换操作，一般使用远方电动控制，且应逐级调压，监视分接位置及电流、电压的变化，同时在就地观察动作情况，发现异常，立即停止调整。
5.2.2.5 当检修、调试以及远方电气控制回路有故障，且确有调整必要时，可使用就地电气控制或手摇操作，注意当分接开关处在极限位置又需手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。 5.2.2.6 有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行。 5.2.2.7 为了防止误操作，分接头操作电源正常在断开状态。
5.2.2.8 在变压器停电时，应在最高和最低分接头之间操作几个循环，以消除触头上的氧化膜和油垢。 5.2.3 变压器过负荷运行 5.2.3.1 主变的过负荷运行
主变压器过负荷运行时，各项允许值如表9所示。
表9：主变过负荷运行电流、温度对照表 负载类型 正常周期性负载 长期急救周期性负载 短期急救周期性负载 负载电流（标么值） 顶层油温度限值（℃） 负载电流（标么值） 顶层油温度限值（℃） 负载电流（标么值） 顶层油温度限值（℃） 允许值 1.3 105 1.3 105 1.5 105
5.2.3.2 启备变、高厂变的过负荷运行
变压器过负荷运行时，允许时间如表10所示。（正常寿命，过载前已带满负荷，环境温度40℃）
表10：启备变、高厂变过负荷运行电流、时间对照表 过电流% 允许时间s 20 480 30 120 45 60 60 45 75 20 100 10
变压器在电压升高时的允许运行持续时间如表11所示。
表11：启备变、高厂变过负荷运行电压、时间对照表 工频电压升高倍数% 相相 相地 1.05 1.05 连续 连续 1.10 1.10 连续 连续 1.2 1.25 90s 120s 1.30 1.30 60s 60s 1.40 1.40 2s 5s 1.50 1.90 1s 1s 1.58 2.00 0.1s 0.1s 持续时间（满载） 持续时间（空载）
5.2.3.3 低压变的过负荷运行
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在环境温度为20℃时，变压器的过负荷允许运行时间如表12所示。
表12：低厂变过负荷运行功率、时间对照表（min） 起始负载（Pv/1.1Pn）（%） 0 0.8 0.95 过载量（P/Pn）（%） 1.1 连续 连续 连续 1.3 50 17 8 1.5 26 12 4 1.75 19 8 2 2.0 15 6 1.5 2.25 12 5 1 2.5 9 4 0.8
在环境温度为40℃时，变压器的过负荷允许运行时间如表13所示。
表13：低厂变过负荷运行功率、时间对照表（min） 起始负载（Pv/Pn）（%） 0 0.8 0.95 过载量（P/Pn）（%） 1.0 连续 连续 连续 1.3 35 15 7 1.5 25 12 3 1.75 19 8 2 2.0 15 6 1.5 2.25 12 5 1 2.5 9 4 0.8
5.2.3.4 变压器过负荷运行的注意事项：
a) 变压器过负荷运行的时间不得超过规定的允许时间；
b) 当变压器有缺陷（如冷却系统不正常，严重漏油，有局部过热，油中溶解气体分析结果异常等）
或绝缘有弱点，不得超额定电流运行；
c) 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
的时间；
d) 变压器过负荷运行期间，应加强巡视和对变压器温度的监视，开启辅助冷却器，必要时开启备用
冷却器；
e) 变压器过负荷时，其上层油温不得超过相应的规定值； f) 变压器过负荷后，应及时记录过负荷的数值及运行时间。 5.3 变压器温度及冷却系统的运行 5.3.1 充油变压器冷却系统的一般规定
5.3.1.1 强油循环冷却的变压器运行时，必须投入冷却器，冷却器投运的台数应与负载相适应。 5.3.1.2 变压器冷却装置有两路电源，应按定期试验制度试验两路电源的互投正常。
5.3.1.3 冷却器的投入应使变压器内油路分布均匀，防止产生局部过热现象，启动后应检查油流指示器指示正确。
5.3.1.4 变压器事故掉闸停止运行后应尽快切除油泵，避免故障中产生的游离碳、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。
5.3.2 主变、高厂变、启备变的温升规定
5.3.2.1 主变压器在冷却介质为40℃时，顶层油温不允许超过85℃。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。
5.3.2.2 高厂变和启备变顶层油温升不超过50℃，绕组平均温升不超过60℃，油箱热点及铁芯热点温升不超过75℃。
5.3.3 主变冷却器运行规定
5.3.3.1 正常情况下，两路电源送电，总控制箱及分控制箱的动力电源、交直流控制电源开关均在合位，“SY”转换开关切至“就地”位，“SL”和“SH”转换开关切至“投入”位。
5.3.3.2 每组冷却器的运行方式选择有“工作”、“辅助”、“备用”、“停止”四种状态，“工作”状态是指该组冷却器投入运行；辅助状态是指该组冷却器根据变压器负荷或上层油温来自动启动；备用状态是指当工作或辅助冷却器任一组因故停止运行时，冷却器自动投入运行；“停止”是指该组冷却器退出运行。
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5.3.3.3 主变压器投入前，应检查至少有两组冷却器选择“工作”状态。
5.3.3.4 机组启动前，应将“SS”转换开关切至“I工作”或“II工作”，并将“ST”转换开关切至“试验”位置，检查冷却装置运行正常后再将“ST”转换开关切至“工作”位。
5.3.3.5 主开关合闸后，应检查工作冷却器自动投入运行；停机后应检查冷却器全部停止运行。 5.3.3.6 机组运行中，应检查各转换开关在规定位置，各指示灯及油流指示器指示正确。 5.3.3.7 运行中如全部冷却器突然退出运行，变压器在额定负载下允许再运行20min。 5.3.3.8 机组转冷备用时，将“SS”转换开关切至“停止”位。 5.3.4 主变冷却器电源切换试验
5.3.4.1 主变冷却器全停后，会延时启动发变组保护“全停”出口，导致机组跳闸，故此项试验应由当值值长负责合理安排人员，并在其它工作较少时进行。 5.3.4.2 试验前，要做好事故预想。
5.3.4.3 试验前，应先检查汽机MCC-A、B段上主变冷却器总电源开关及就地冷却器电源总柜各开关均在运行状态。
5.3.4.4 试验人员就地操作时，应随时和监盘人员保持联系，监盘人员应密切注意盘前各种信号变化情况，发现问题及时通知就地人员恢复正常运行方式。
5.3.4.5 试验结束后，应全面检查主变冷却装置正常，并将发变组保护装置及盘前信号全部复归。 5.3.4.6 在试验过程中，如出现两路电源开关均合不上，或者就地装置运行正常而保护装置发出异常报警信号时，应立即通知保护处人员处理。
5.3.4.7 在主变油温在70℃以上时，暂停进行冷却器电源的定期试验。 5.3.5 高厂变、启备变冷却器运行规定
5.3.5.1 高厂变、启备变冷却器可以根据需要投“手动”或“自动”运行，冷却器投手动运行时，只要电源正常，将一直保持运行状态，冷却器投自动运行时，通过变压器的上层油温和负荷电流来自动控制冷却器的运行。
5.3.5.2 变压器投运前，应将电源转换开关切至“I工作”或“II工作”，并根据需要将控制转换换开关切至“自动”或“手动”，变压器停用后，将转换开关切至“停止”。
5.3.5.3 机组运行中，应检查各转换开关在规定位置，“电源”指示灯亮，“故障”指示灯灭。
5.3.5.4 变压器满负荷运行时，全部风扇退出运行后，允许继续运行20min。油面温度不超过75℃时，允许上升到75℃，变压器允许继续运行60min。当散热器全停时，变压器的负荷为额定值的70%长期运行。不同环境温度下，变压器持续运行时间及持续运行负荷数与投入风扇数量之间的关系见表14。
表14：变压器持续运行时间及负荷数与投入风扇数量之间的关系 投入风扇数量 全开 全停 满负荷运行时间（min） 连续 60 持续运行的负荷数 100% 70%
5.3.6 干式低压变冷却风扇运行方式
5.3.6.1 干式变压器冷却方式分为自然空气冷却（AN）和强迫空气冷却（AF）。 5.3.6.2 自然空气冷却时，正常使用条件下，变压器可连续输出100%的额定容量。
5.3.6.3 强迫空气冷却时，正常使用条件下，变压器输出容量可提高50%，适用于各种急救过负荷或断续过负荷运行。
5.3.6.4 由于负载损耗和阻抗电压增幅较大，不允许强迫空气冷却长时间连续过负荷运行。 5.3.6.5 对于自然空气冷却和强迫空气冷却的变压器，均需保证变压器具有良好的通风能力。
5.3.6.6 正常情况下，干式变冷却风扇均投自动，此时强迫风冷系统由温度控制器根据变压器的温度控制，实行开启和关闭的操作。
5.3.6.7 启动风机温度为80℃，停止风机温度为70℃，超温报警温度为120℃，超温跳闸温度为130℃。（夏季环境温度较高时，可根据实际需要由检修人员对个别变压器定值作临时改动） 5.4 变压器的投运和停运 5.4.1 变压器投运的一般规定
5.4.1.1 变压器检修后检修人员应向运行人员交待检修情况，特别是预防性试验和保护试验结果。
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
5.4.1.2 新安装或检修后及停运15天以上的变压器投前均应测量其绕组的绝緣电阻，测得的结果应记录在专用的记录内。
5.4.1.3 变压器的绝缘用2500V的兆欧表测量，绝缘电阻值R60″换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化，新安装变压器的绝缘电阻值应不低于出厂值的85%。 5.4.1.4 对于干式变压器，一般每1kV额定电压，其绝缘电阻值不小于2 MΩ；当与电缆或及封闭母线一起测量时，必须满足≧1MΩ/kV的要求。
5.4.1.5 变压器检修后检修人员应向运行人员详细交待检修情况，特别是预防性试验和保护试验结果。 5.4.1.6 新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应小于以下规定：
a) 110kV及以下变压器：24小时； b) 220kV及以下变压器：48小时； c) 500kV及以下变压器：72小时。
5.4.1.7 新投运的变压器应按规定进行3次冲击合闸。
5.4.1.8 在110kV及以上中性点接地系统中，投运或停运变压器的操作，中性点必须接地，投入后可按系统需要决定中性点是否断开。
5.4.1.9 装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气；对强油循环变压器应开启油泵，使油循环一定的时间后将气排尽；开泵时变压器各侧绕组均应接地，防止油流静电危及操作人员的安全。
5.4.1.10 干式变压器在停运期间，应防止绝缘受潮，若变压器遭受异常潮湿而发生凝露现象，则不论绝缘电阻如何，投运前必须进行干燥处理。 5.4.2 变压器投入运行前的检查
a) 变压器投入运行前应检查有关工作票结束，拆除临时短路接地线，恢复常设围栏和标示牌； b) 检查所有紧固件、连接件无松动； c) 分接头开关在规定位置；
d) 变压器各套管无裂纹，一、二次回路完整，接线无松动、脱落； e) 变压器油箱和铁芯接地完好；
f) 变压器油枕及充油套管油位指示正常，油枕与油箱的连通阀门打开；
g) 冷却器外观清洁无损伤，无渗、漏油现象；控制回路无异常，油泵、风扇经“手动”试验启、停
正常，控制箱内无杂物，电加热器正常，各操作开关在运行要求位置，冷却器各油泵进出油阀门及散热器油阀门应全部打开；
h) 变压器各温度计接线完整，核对就地温度计指示与CRT上数值相同；
i) 检查风机、温控设备以及其它辅助器件能否正常运行，风机转向是否正确； j) 变压器中性点接地装置完好，符合运行条件； k) 压力释放装置、呼吸器等附件无异常； l) 变压器有关继电保护装置应投入； m) 变压器消防设施完好。 5.4.3 变压器投运前的试验
a) 变压器各侧开关的跳、合闸试验； b) 变压器各侧开关的联锁试验；
c) 新安装或二次回路工作过的变压器，在工作结束后，应由保护人员主持做保护传动试验，详细记
录试验结果；
d) 冷却电源的切换试验；
e) 有载调压装置分接头调整试验，试验正常后放至适当位置。 5.4.4 遇有下列情况，需经定相并出具报告后，方可正式投运
a) 新安装或大修后的变压器； b) 变压器的接线变更后；
c) 与变压器连接的电压互感器检修后； d) 新换电缆或重做电缆头后； e) 其它可能使相序变动的工作。 5.4.5 变压器的并列运行
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
a) 变压器并列运行的基本条件是：联结组标号相同、电压比相等、短路阻抗相等；
b) 除允许进行并列倒换（不停电）的系统可短时并列外，其它厂用变压器不允许并列运行； c) 新安装或变动过内外连接线（如电缆）的变压器，并列运行前必须核定相位； d) 允许短时并列的变压器，二次电压差不得超过母线额定电压的5%，否则应进行调整后，方可并列。 5.4.6 瓦斯保护的运行
a) 充油变压器运行时瓦斯保护装置必须投入运行，有载分接开关的瓦斯保护也必须投入运行； b) 用一台断路器控制两台变压器时，如其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改接信号； c) 变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵、更换净油器的吸附剂时，应将重瓦斯保护改接信号，此
时其他保护仍应接跳闸；
d) 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门时，需将重瓦斯保护
改接信号。
5.5 变压器的检查、维护 5.5.1 充油变压器的检查
a) 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； b) 引线接头、电缆、母线应无发热迹象；
c) 变压器（包括分接开关）的油面温度和线圈温度指示正常；
d) 变压器油位计正常，油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油，套管油位应正常； e) 变压器声音正常；
f) 各工作冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、运转正常，油流继电器工作正常； g) 吸湿器完好，吸附剂颜色正常；
h) 有载分接开关的位置和DCS显示一致；
i) 各控制箱和二次端子箱应关严，无漏雨或受潮现象。 5.5.2 干式变的检查
a) 温控器电源指示正常，变压器温度显示正常，风扇运行方式符合规定； b) 变压器外部表面无积污；
c) 变压器声音正常，无异味，变色或振动等情况； d) 引线接头，电缆，母线无过热现象；
e) 变压器周围无漏水，及其它危及安全的现象； f) 变压器中性点接地装置运行良好；
g) 检查变压器时，禁止触摸变压器主体，以防事故发生； h) 检查后应将变压器前、后门关闭。 5.5.3 变压器中性点接地装置的检查
a) 运行中的电气设备的中性点应视为带电设备； b) 接地电阻完好，无断裂现象； c) 接地电阻连接部分接触良好； d) 各绝缘支柱良好； e) 各部螺丝无松动；
f) 中性点接地变压器（接地电阻柜内）清洁无杂物，将柜门锁好；
g) 当中性点经高阻接地的系统发生接地后，对于接地装置的检查应注意保持足够的安全距离。 5.5.4 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) 变压器或冷却装置有严重缺陷时；
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。 5.6 变压器的异常运行和事故处理
5.6.1 遇有下列情况之一时，应立即停运变压器，若有备用变，应尽可能先将其投运：
a) 变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；
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b) 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度； c) 套管有严重的破损和放电现象； d) 变压器冒烟着火；
e) 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动；
f) 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁； g) 发生直接威胁人身安全的紧急情况。 5.6.2 变压器油位不正常
a) 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因； b) 若补油时，应将重瓦斯保护改接信号；
c) 变压器油位因温度上升高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与
当时油温相对应的高度，以免溢油；
d) 若因变压器严重漏油，使油面下降到低于油位计的指示限度时应紧急停用。 5.6.3 变压器温度异常升高
a) 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对； b) 核对温度测量装置；
c) 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。
d) 如果运行中的冷却器故障而备用冷却器未自投时，应手动投入；如运行的冷却器正常也可将备用
冷却器投入运行；
e) 若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不
能立即修理，则应调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量；
f) 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为
变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运；
g) 变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载；
h) 发变组保护屏上主变、高厂变绕组温度、油面温度发I值信号时，要加强巡视，发II值信号时，
应申请机组解列。
5.6.4 变压器“轻瓦斯”保护动作
a) 瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、
二次回路故障或是变压器内部故障造成的；
b) 如气体继电器内有气体，则应取气样和油样做色谱分析，进一步判断变压器的故障性质；
c) 若气体继电器内的气体为无色、无臭、不可燃，且色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行； d) 若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运；
e) 若瓦斯继电器频繁发信，且每次发出时间逐渐缩短应汇报上级，同时作好跳闸准备，如为高厂变
发生此情况，可先倒至启备变运行。
5.6.5 变压器冷却器故障
a) 检查备用冷却器是否自投；
b) 检查冷却装置工作电源是否中断，备用电源是否自投，油泵是否停转，油流指示器指示是否正常； c) 若冷却装置故障，须调整运行方式，迅速降低出力，必要时按温升带负荷，但不允许超过变压器
铭牌规定的该冷却条件时的允许容量，严格监视变压器线圈温度、油温不能超限； d) 通知检修人员处理故障冷却器。 5.6.6 压力释放装置动作
a) 检查释压板破坏后是否大量喷油；
b) 检查变压器喷油是否着火，若着火按变压器着火处理；
c) 由于变压器内部故障引起压力释放装置动作时，须立即停运变压器； d) 检查压力释放装置能否自动复置。 5.6.7 变压器的故障掉闸
a) 汇报值长，查看保护动作情况，作好记录，并复归信号； b) 充油变压器跳闸后，应立即停止油泵运行；
c) 对保护动作范围内的设备进行外表检查有无明显故障点；
d) 隔离掉闸变压器，配合检修人员查找故障点，必要时作气体分析；
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e) 若属于瓦斯继电器误动，应尽快将变压器投入运行；
f) 变压器后备保护动作跳闸，在无备用变压器时，应对变压器进行外部检查并测绝缘合格，查明故
障点确实不在变压器以后，可对变压器试送电一次；
g) 瓦斯、差动保护动作，未查明原因前，不得向变压器送电；
h) 若主变、高厂变主保护动作将引起发变组跳闸，则按发变组跳闸进行处理；
i) 若启备变故障掉闸时，首先确定故障点，如因一台变压器故障引起，应隔离故障变压器、断开故
障变压器保护的出口压板后，给另一台变压器及以下回路送电，送电前，应合上变压器中性点接地刀闸，并按继电保护运行规程切换有关保护压板。
5.6.8 变压器着火
a) 若保护未动作跳闸时，应立即停运变压器；
b) 断开变压器各侧开关及刀闸，并停止冷却装置电源进行灭火； c) 通知消防队；
d) 灭火应使用CO2、CCl4及1211灭火器等。 6
电动机运行规程
6.1 厂用电动机技术规范
公司所用电动机技术规范见电动机所属机械专业运行规程。 6.2 电动机的正常运行方式
6.2.1 电动机在额定冷却条件下，可按制造厂铭牌上规定的额定数据运行。 6.2.2 电动机一般不得超过铭牌运行。
6.2.3 交、直流电动机允许在额定电压的95%～110%范围内运行，其额定出力不变。 6.2.4 电动机在额定出力运行时，相间电压的不平衡，不得超过5%。
6.2.5 电动机三相不平衡电流正常最大不超过额定值的10%，且任何一相电流都不允许超过额定值。 6.2.6 当环境温度超过40℃时，每超过5℃，其额定电流应相应降低5%。 6.3 电动机绝缘电阻规定
6.3.1 下列情况下应测量电动机绝缘电阻值：
a) 新投运、检修后第一次试转的电动机在启动前应进行绝缘测定；
b) 停用时间超过15天或周围环境较差的电动机停用超过3天时在启动前应进行绝缘测定；
c) 电动机在停运期间，曾发生过汽、水淋及电缆受严重碰撞、挤压可能引起电机及电缆绝缘电阻下
降，在启动前应对电动机及电缆进行绝缘测定； d) 运行中因电气原因跳闸的电动机；
e) 备用中的电动机按规定定期测量绝缘电阻。 6.3.2 电动机电阻值规定：
a) 高压电动机静子线圈用2500V兆欧表测量，其绝缘电阻值不低于每千伏1MΩ； b) 低压电动机静子线圈用500V兆欧表测量，电阻值不低于0.5MΩ； c) 直流电动机静子线圈用1000V兆欧表测量，电阻值不低于0.5MΩ；
d) 大修后的大型电动机的轴承绝缘，应用1000伏兆欧表测量绝缘电阻，绝缘电阻值不低于0.5兆
欧；
e) 所测量的数值应与以前同温度时的数值相比较，若低于以前所测数值的70%时，应查明原因。 6.3.3 测量时注意以下事项：
a) 测量绝缘前应核对设备的名称、编码、间隔正确；
b) 电动机已断电，确认无突然来电可能，并用合格的验电器验明无电并检查回路无人工作； c) 对被测试电动机及电缆进行放电；
d) 选择相应电压等级的兆欧表并检查兆欧表良好； e) 选好测量点、接地点；
f) 测量绝缘的时间不得小于1分钟；
g) 在低压开关柜后测量绝缘时，要防止接触周围其它带电设备，必要时采取其它措施； h) 测量电动机绕组对地绝缘后，还应测量相间绝缘，以判明是否有开路现象； i) 测量结束后，应将电动机及电缆对地放电。
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6.3.4 对于绝缘电阻不合格的高、低压电动机禁止投入运行。 6.4 电动机启动和停止
6.4.1 电动机启动前，应进行下列检查：
a) 有关工作票全部收回，临时安全措施全部拆除； b) 电动机上或其附近应无杂物且无人工作； c) 电动机底脚螺丝紧固，外壳接地良好；
d) 靠背轮已接好，保护罩完整牢固，所带动的设备在准备启动状态； e) 电动机的绝缘合格；
f) 电动机开关传动正常，事故按钮传动正常；
g) 轴承油位正常，润滑油系统及冷却水系统已投入运行； h) 经变频器带动的电动机，检查变频器无异常； i) 检查机械部分，无卡涩、摩擦现象；
j) 新安装或更新接线后的电动机在带机械启动前，应空试电动机转向正确后方可带机械运行，无法
单独空试电动机必须带机械试转时，必须做好机械反转准备。
6.4.2 电动机启动时的注意事项：
a) 电动机启动时，值班人员应监视启动电流和启动时间，发现异常时应立即停止启动，查明原因； b) 电动机禁止采用合一拉一合的方式启动；
c) 对于新安装或大修后的电动机在远方操作合闸时，运行值班人员应站在电机轴向位置观察电机启
动情况，直到转速升到额定转速；
d) 鼠笼式转子电动机，在正常情况下，允许在冷状态下起动2次，每次间隔时间不得小于5分钟；
在热状态下起动一次。只有在处理事故时以及起动时间不超过2～3秒的电动机可以多起动一次； e) 电动机进行动平衡试验时启动的间隔时间：
1) 200kW以下的电动机：不应小于半小时； 2) 200kW～500kW电动机：不应小于1小时； 3) 500kW以上的电动机：不应小于2小时。
f) 每台给水泵的的两个开关在运行中切换时，只有在断开运行开关后，才允许合上备用开关，不得
两台开关同时合上；
g) 高厂变或启备变的任何一个分支在任何情况下最多只允许接带一台给水泵；
h) 启备变同时带两台机组厂用电或用一台机组高厂变带两台机组厂用电的情况下，当启动高压电动
机前，应检查高厂变（启备变）分支负荷情况，确认可以启动后再启动。
6.4.3 电动机的停运
a) 在停运电动机前，应断开相应的联锁；
b) 停止后，电流表指示应到零，电动机停止转动；
c) 重要的电动机失去电压或电压下降时，在1分钟的时间内禁止值班人员手动切断电动机电源。 6.5 电动机运行中的监视和维护 6.5.1 电动机温度和温升规定
a) 电动机入口额定风温除制造厂规定外，一般为35℃，最高不得超过50℃，最低温度为内部无结
霜现象为原则；
b) 电动机线圈和铁芯的最高监视温度应根据制造厂的规定，在任何运行方式下均不应超出铭牌规
定；如制造厂无规定时，温升限值可按绝缘等级分别规定如表15。
表15：电动机绝缘等级与允许温升对照表（℃） A级 E级 B级 F级 H级 60 75 80 100 125 c) 电动机轴承最高允许温度，应遵守制造厂的规定，无制造厂的规定时，可按照下列标准：
1) 对于滑动轴承，不得超过80℃； 2) 对于滚动轴承，不得超过95℃。
6.5.2 振动与串动的规定
a) 电动机运行中的轴承振动值不应超过表16规定数值；
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
表16：电动机转速与振动允许值对照表 额定转速（转/分） 3000 1500 1000 750及以下 双振幅（mm） 0.05 0.085 0.10 0.12 b) 电动机运行中的轴向串动值不应超过下列数值： 1) 滑动轴承不超过2—4mm； 2) 滚动轴承不允许串动。
6.5.3 电动机运行中的监视
a) 监视电动机的电流是否超过允许值，有无摆动现象；
b) 检查轴承的润滑及温度是否正常，对于强制润滑的轴承，应检查油系统，对于强制冷却电机，应
检查冷却水系统是否正常；
c) 电动机有无异常声音、焦糊味或烟气；
d) 电动机的振动是否超过允许值，有无串轴现象；
e) 电动机绕组及轴承温度是否超过规定值，有无局部过热现象； f) 电动机接线盒是否严密，是否有发热现象。 6.6 电动机异常运行
6.6.1 当电动机启动时，电动机不转动且发出异常响声，或者不能达到正常转速，可能的原因有：
a) 定子回路一相断线；
b) 转子回路断线或接触不良； c) 电动机或所拖动的机械被卡住； d) 定子绕组接线错误。
6.6.2 在启动或运行中，电动机内出现火花或冒烟，可能的原因有：
a) 中心不正或轴瓦摩损，使转子和定子相碰； b) 鼠笼式转子的铜（铝）条断裂或接触不良。
6.6.3 新安装或检修后的电动机启动时电流速断或过负荷保护装置动作，可能的原因有：
a) 被带动的机械有故障；
b) 电动机定子线圈或电缆发生短路；
c) 保护整定值太小或过负荷保护装置的时限不够； d) 二次接线错误。
6.6.4 运行中的电动机，声音突然发生变化，电流表所指示的电流值上升或降低至零，可能原因有：
a) 定子回路中一相断线； b) 系统电压下降； c) 绕组匝间短路；
d) 被带动的机械发生故障。
6.6.5 运行中的电动机定子电流发生周期性摆动，可能的原因有：
a) 鼠笼式转子铜（铝）条损坏； b) 机械负荷发生不均匀的变化。
6.6.6 电动机不正常发热，电流指示正常，其可能原因有：
a) 进风门关闭，风道堵塞；
b) 周围的空气流通不畅，进风温度高； c) 电动机的冷却器水系统故障。
6.6.7 电动机发生强烈振动，其可能原因有：
a) 电动机和其所带动的机械之间的中心不正；
b) 机组失去平衡（包括所带动机械的转动部分和电动机转子）； c) 转动部分与静止部分摩擦； d) 轴承损坏或轴颈摩损；
e) 联轴器及其联接装置损坏； f) 所带动的机械损坏；
g) 鼠笼式转子端环有裂纹，或铜（铝）条接触不良； h) 电动机转子铁芯损坏或松动、转轴弯曲或开裂；
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i) 电动机某些零件（如轴承、端盖等）松动，或电动机机座和基础的连接不紧固； j) 电动机定、转子空气间隙不均匀超过规定值。 6.6.8 电动机轴承过分发热，其可能原因有：
a) 供油不足，滚动轴承油脂太多或太少；
b) 油质不清洁，油太浓，油中带水，油种用错； c) 电动机的轴或轴承倾斜；
d) 中心不正或弹性联轴器的凸齿工作不均匀； e) 滚动轴承内部磨损；
f) 轴承有电流通过，轴颈磨蚀不光，轴瓦合金熔解等；
g) 转子不在磁场中心，引起轴向窜动、轴承敲击或轴承受挤压。 6.7 电动机的事故处理
6.7.1 在下列情况下应立即将电动机电源断开：
a) 发生需要立即停用电动机的人身事故； b) 电动机及所带动的机械损坏至危险程度； c) 电动机及其所属设备冒烟着火；
d) 强烈振动、串轴或内部发生冲撞，静、转子磨擦； e) 经变频器带动的电动机，当变频器严重损坏时。
6.7.2 在下列情况下，对于重要的厂用电动机，可先启动备用电动机，然后将运行电动机停用:
a) 电动机有不正常的声音或绝缘有烧焦的气味； b) 电动机内部出现火花或冒烟； c) 定子电流超出正常运行数值； d) 电动机强烈振动； e) 电动机冷却系统故障；
f) 电动机铁芯、绕组或轴承温度异常升高，超出允许范围。 6.7.3 电动机自动掉闸事故的处理：
a) 如果备用电动机自动投入，应恢复信号，查找掉闸原因； b) 如果备用电机未自投，应迅速启动备用电动机；
c) 如没有备用电动机，对于重要电动机可重合一次，但下列情况不允许重合：
1） 电动机或电源电缆上有明显短路现象，电流冲击大，电动机冒烟着火； 2） 发生需要立即停止运行的人身事故； 3） 电动机所带动的机械严重损坏；
d) 检查故障原因，测量绝缘，及时通知检修处理。 6.7.4 电动机着火的处理：
a) 电动机着火，首先应切断电动机电源；
b) 用二氧化碳、1211灭火器进行灭火，禁止使用泡沫灭火器及干砂灭火。 6.8 空冷变频设备的运行 6.8.1 空冷变频设备系统构成
每台机装设56台西门子公司生产的MICROMASTER440系列变频器，分别驱动56台空冷风机。变频器柜由刀闸、熔断器、进线电抗器、变频器、出线电抗器以及柜门上安装的BOP操作面板组成，电源进线来自空冷PC上的配电开关，出线至空冷风机电机。 6.8.2 空冷变频设备的投运步骤
a) 检查变频器柜无异常；
b) 检查变频器输入刀闸及空冷PC上对应的断路器在分位； c) 分别测量变频器各输入、输出回路绝缘合格； d) 将变频器柜门关好，合上输入刀闸；
e) 将空冷PC上对应断路器送至热备用状态； f) 在DCS画面上合上配电开关； g) 在DCS画面上启动变频器。 6.8.3 空冷变频设备运行的注意事项
21
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
a) 装于柜门上的刀闸操作把手兼作柜门的开闭把手，但只有刀闸处于分位时才允许开关柜门，当刀
闸处于合位时，此操作把手将闭锁柜门；
b) 只有在柜门关好后，才可以进行刀闸的分合操作； c) 严禁在变频器运行中将刀闸断开；
d) 禁止运行人员在就地面板上操作变频器；
e) 变频器的运行环境温度应在42℃以下，如超过45℃时变频器的允许电流将下降。 6.8.4 空冷变频设备的异常运行和事故处理
a) 在变频器发出报警信号和故障信号时，BOP面板上将分别显示“Axxx”或“Fxxx”（xxx为信号
代码）；
b) 值班人员应记录信号代码并检查变频器输入电源是否正常，环境温度是否过高，电动机是否过载，
变频器冷却风机是否工作等； c) 及时通知继保处人员处理。 6.9 凝结泵变频装置的运行 6.9.1 凝结泵变频装置概述
凝结泵变频装置采用广东明阳龙源电力电子有限公司生产的MLVERT-D10/2500.A型高压大功率变频器。该系列高压变频器主电路采用模块串联方式，通过将若干个独立的低压变频功率模块输出串联的方式实现高压直接输出。主要包括1个控制柜、4个模块柜、3个变压器柜、2个旁路柜以及高压指示器、巡检温度仪、转换开关、触摸屏、事故紧急按纽等组件。
变频器采用“一对二”拖动方式，利用刀闸进行运行方式的切换。 6.9.2 变频器技术规范
凝结泵所用变频装置技术规范见表17。
表17：凝结泵变频器技术参数表 1 2 3 4 5 6 7 8 9 规 范 使用标准 型式及型号 供货商及产地 安装地点 技术方案 对电动机要求 额定输入电压 系统输出电流 额定容量 单 套 kV A Hz 参 数 Q/MYLY 01-2005 MLVERT-D10/2500.A 广东明阳龙源电力电子有限公司 室内 高-高型，IGBT多单元串联多电平逆普通鼠笼式异步电机 10kV（+10%~ -30%） 140 50±5Hz >96% +10% ~ -30% 输入电流<4%，输出电流<4% >96%(>20%负载) VVVF Ⅰ段单相AC220V电源,容量1kVA 后备式（TG1000） 采用光纤电缆 ≤80dB 产地中山 掉电可维持 22
备 注 kVA 2500 10 额定输入频率 11 变频器效率 12 对电压波动敏感性 13 谐波 14 输入侧功率因数 15 控制方式 16 控制电源 17 UPS型式 18 过载能力 19 电隔离部分 20 噪声等级 120% 1min，150%立即保护（<10μs） 电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
规 范 单 mm kg 强迫风冷 参 数 4路4-20mA； 4路4-20mA； 继电器干式接点,8点 继电器干式接点,8点（DC220 5A） 底部进出线 IP30 触摸屏 简体中文 干式 H级绝缘 强迫风冷 铜 喷塑 与产品手册相同 8180×1558×2623 9050Kg 备 注 21 冷却方式 22 模拟量信号输入 23 模拟量信号输出 24 开关量信号输入 25 开关量信号输出 26 进线/出线方式 27 防护等级 28 操作键盘 29 界面语言 30 进线变压器类型 31 变压器绝缘耐热等级 32 进线变压器冷却方式 33 进线变压器绕组材料 34 柜体外壳表面 35 柜体颜色 36 外形尺寸（L×W×H） 37 变频装置重量
6.9.3 变频装置刀闸运行方式
a) A泵工频运行时，QS1在合位，QS2、QS3在分位；A泵变频运行时，QS1在分位，QS2、QS3在合
位；B泵工频运行时，QS4在合位，QS5、QS6在分位；B泵变频运行时，QS4在分位，QS5、QS6在合位；
b) 在任何时候，最多只能允许一台泵在变频状态，即在任何时候，QS2和QS5不能同时在合位，QS3
和QS6不能同时在合位；
c) 所有的刀闸操作均应在确认对应的高压断路器断开且挂“禁操”牌后进行； d) 所有的刀闸操作均应在刀闸前、后门关闭后进行；
e) A（B）泵投入变频方式时，应先拉开QS1（QS4），在确认QS5（QS2）和QS6（QS3）在分位后合
上QS2（QS5）和QS3（QS6）；投入工频方式时，应先拉开QS3（QS6）、QS2（QS5），后合上QS1（QS4）；
f) 刀闸操作后，应核对柜门上运行方式指示灯及DCS画面指示正确；
g) 高压断路器在冷备用和热备用之间转换时，应根据实际情况合理调整变频器刀闸运行方式； h) 电动机转检修时，应先将高压断路器转冷备用，然后在确认变频器刀闸在工频方式后再在断路器
负荷侧验电、并合上接地刀闸；
i) 测试电动机绝缘前，应确认变频器刀闸为工频方式，且一定要在高压断路器负荷侧验明无电后进
行，不允许在变频器旁通柜内测电动机绝缘。
6.9.4 变频装置的启、停
a) 变频器的操作设定在远方，正常情况下，不允许在就地启、停变频器； b) 在启动凝结泵时，先合上高压断路器，后启动变频器； c) 合高压断路器及启动变频器时，应检查就地变频设备正常；
d) 正常停运凝结泵时，先停用变频器，变频器频率下降后，自动断开高压断路器；在特殊情况下，
可直接断开高压断路器；
e) 当运行人员在巡检中发现设备发生重大故障或处于其它不安全状态时，可以利用急停按纽紧急停
机。
23
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
6.9.5 变频器运行注意事项
a) 高压断路器合闸后，不论变频器是否开启，旁通柜、变压器柜、模块柜各前后门均不允许开启； b) 变频器运行中，应注意监视变频器小间温度不超过40℃，温度在20%—90%之间；室内空调运行
正常；
c) 变频器运行中，应注意监视变压器温度，温度超过120℃时，装置发“轻故障”报警，温度超过
140℃时，装置发 “重故障”报警并延时5分钟后自动停用；
d) 报警画面出现“变频器轻故障”报警、就地出现报警音响或就地控制面板上“报警复位”按钮变
为红色闪烁时，应检查控制电源是否良好、环境温度是否正常、各柜门是否关闭等，并及时通知继保处人员；
e) 变频器出现故障后停用，再次启动前，应点击“变频复位”按钮，但变频器运行过程中禁止复位。 7
配电装置运行规程
7.1 配电装置设备规范
7.1.1 离箱封闭母线基本技术参数
离相封闭母线技术参数见表18。
表18：离相封闭母线技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 项 目 名 称 额定工作电压（kV） 最高工作电压（kV） 绝缘电压等级（kV） 额定电流（A） 相数 1min工频耐受电压有效值（湿/干）(kV） 额定雷电冲击耐受电压峰值（kV） 三相短路交流分量起始有效值I’’（kA） 三相短路电流冲击值Ich（kA） 主回路 20 24 24 3相 主变 分支 20 24 24 3相 厂用 分支 20 24 24 3相 PT、励中性点 磁分支 分支 20 24 24 2500 3相 60/75 150 20 24 24 — 1相 60/75 150 23000 16000 2500 60/75 60/75 60/75 150 129.48 322.01 250 40℃ 90℃ 70℃ 1800 自冷 150 129.48 322.01 250 40℃ 90℃ 70℃ <105 1400 自冷 150 226.19 226.19 — 592.16 592.16 — 315 40℃ 90℃ 70℃ <105 1065 自冷 315 40℃ 90℃ 70℃ <105 自冷 — 40℃ 90℃ 70℃ <105 自冷 10 4秒钟热稳定电流有效值（kA） 11 设计用周围环境温度 12 母线导体正常运行时的最高温度 13 外壳正常运行时的最高温度 15 相间距离（mm） 16 冷却方式 14 接头正常运行的最高温度（镀银）（℃） <105
7.1.2 共箱封闭母线基本技术参数
共箱封闭母线技术参数见表19。
表19：共箱封闭母线技术参数 参数 名称 额定电压（kV） 10kV厂用回路 10.5 3kV厂用回路 3.15 励磁交流回路 3 励磁直流回路 3 24
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
最高工作电压（kV） 额定电流（A） 相数 频率（Hz） 动稳定电流（峰值）（kA） 4秒热稳定电流（kA） 母线运行最高温度（℃） 接头运行最高温度（℃） （镀银） 冷却方式 1min工频耐受电压（湿/干）有效值kV 额定雷电冲击耐受电压峰值kV 共箱封闭 母线材质 外壳 导体 12 3150 3 50 100 40 90 105 自冷 30/42 75 铝合金 铜 3.6 3150 3 50 100 40 90 105 自冷 23/32 60 铝合金 铜 3.6 3.6 4500（暂定） 4500 (短时强励电流（暂定） 9000A 3 50 200 80 90 105 自冷 18/25 40 铝合金 铜 - - 200 80 90 105 自冷 DC耐压3kV 铝合金 铜
7.1.3 高压隔离开关的技术数据
启备变高压侧隔离开关技术参数见表20。
表20：高压隔离开关（启备变高压侧）的技术数据 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 额定电压 最高电压 额定电流 额定短时耐受电流（3s） 额定峰值耐受电流 雷电冲击耐受电压 1min工频耐受电压（有效值） 开断电容电流 绝缘子爬电距离 无线电干拢水平 接线端额定静拉力 分、合闸时间 单极重量 对地 断口 对地 断口 项 目 单位 kV kV A kA kA kV kV kV kV A mm μV N S kg 252 260 3150（双） 50 125 950 1050 460（湿试） 470（干试） 530 0.5 耐污型5500，6300 普通型3140 不大于2500 2000 3000 8±1 950 数 据
7.1.4 高压隔离开关（启备变低压侧）的技术数据
启备变低压侧隔离开关技术参数见表21。
表21：高压隔离开关（启备变低压侧）的技术数据 序号 1 名 称 项 目 单位 数 值 户内隔离开关 25
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2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 型号及型式 机构箱型号 额定电压 额定电流 相 数 频率 动稳定电流(峰值) 5秒热稳定电流 一分钟工频耐压 冲击耐压 kV A Hz kA kA kV kV GN-10/3150 CJ3-XX-ⅠX 10 3150 3 50 100 50 42 75
7.1.5 高压开关柜基本参数
高压开关柜基本参数见表22。
表22：高压开关柜技术参数 项目 开关柜型号 标称额定电压（kV） 主厂房10kV 段 P/VII-12 12 主厂房、 输煤、脱硫3kV段 断路器柜 P/VII-12P/ 3.6 3150 40 60 DC110 DC110 700~800 40X10 GE 中国上海 IP40 3.6 3150 40 60 DC110 DC110 双回路800 40X10 GE 中国上海 IP40 F-C回路 VII-7.2（JR） 主母线额定电流（A） 3150 母线额定瞬时电流（kA） 40 母线BIL值（kV） 合闸控制电压（V） 分闸控制电压（V） 装置总重（kg） 制造商 原产国家 外壳防护等级 75 DC110 DC110 700~800 GE 中国上海 IP40 接地母线截面（铜排） 40X10
7.1.6 高压真空断路器技术规范
高压真空断路器技术规范见表23。
表23：高压断路器技术规范 1 2 3 4 5 6 7 8 断路器型号 额定电压（V，rms） 最高工作电压（V，rms） BIL（kV） 频率（Hz） 额定电流（A，rms） 额定短路开断电流（kA，rms） 4秒热稳定电流 （kA，rms） 26
项 目 主厂房负荷及 输煤、脱硫系统开关 VB2-12-1250A-40kA 12 12 75 50 1250 40 40 主厂房内电源开关 VB2-12-3150A-40kA 12 12 75 50 3150 40 40 电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
9 项 目 关合电流能力（kA，rms） 主厂房负荷及 输煤、脱硫系统开关 100 0.045 0.065 10000 0.06 0.06 DC110 1.91 80%Ue DC110 1.91 65%Ue 7 7 约250 ≤0.002 ≤0.002 10/10 20 中国上海 -7-4主厂房内电源开关 100 0.045 0.065 10000 0.06 0.06 DC110 1.91 80%Ue DC110 1.91 65%Ue 7 7 约350 ≤0.002 ≤0.002 10/10 15 中国上海 -7-410 最长分闸时间（s） 11 最长合闸时间（s） 12 600％，0.2Pf冲击电流的允许操作次数 13 标称触头开断时间（sec） 14 标称合闸时间（sec） 15 合闸线圈额定电压（V） 16 合闸线圈额定电流（A） 17 合闸线圈最低动作电压（V） 18 跳闸线圈额定电压（V） 19 跳闸线圈额定电流（A） 20 跳闸线圈最低动作电压（V） 21 最多NO辅助开关接点对数 22 最多NC辅助开关接点对数 23 断路器重量（kg） 24 断路器其它值： 三相合闸不同期范围（s） 三相分闸不同期范围（s） 真空度及其允许变动范围 主回路最大接触电阻（μΩ） 25 原产地 注：脱硫3kV系统断路器控制电源为220V。
7.1.7 高压接触器技术参数
高压接触器技术参数见表24。
表24：高压接触器技术参数 1 2 3 4 5 6 7 8 9 接触器型号 额定电压（kV，rms） 最高工作电压（kV，rms） BIL（kV） 频率（Hz） 额定电流（A，rms） 额定开断电流（kA，rms） 3秒热稳定电流 （kA，rms） 额定电流下操作次数 项 目 CR193B 6.3 7.2 75 50 400 6 6 1000000 35 美国 27
参 数 10 接触器重量（kg） 11 原产地 12 接触器线圈 电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
a. 合闸线圈额定电压（V） b. 合闸线圈额定电流（A） c. 合闸线圈最低动作电压（V） d. 跳闸线圈额定电压（V） e. 跳闸线圈额定电流（A） f. 跳闸线圈最低动作电压（V） g. 吸合时间（msec） DC110 5.4 80%Ue DC110 7.4 65%Ue 150
7.1.8 高压熔断器技术参数
高压熔断器技术参数见表25。
表25：高压熔断器技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 项 目 熔断器型号 额定电压（V，rms） BIL（kV） 频率（Hz） 额定电流（A） 原产地 3.6 60 50 200 中国西安 最高工作电压（V，rms） 3.6 WFFHO 3.6 3.6 60 50 250 中国西安 参 数 WKFHO
7.1.9 PC电源开关、母联开关技术参数
PC电源开关、母联开关技术参数见表26。
表26：PC电源开关、母联开关主要技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 安装位置 汽机PC电源、母联开关 锅炉PC电源、母联开关 空冷PC电源、母联开关 电除尘PC电源、母联开关 照明PC电源、母联开关 检修PC电源、母联开关 等离子PC电源开关 保安PC电源开关 保安PC联络开关 公用PC电源、母联开关 办公楼PC电源、母联开关 输煤PC电源、母联开关 化学PC电源、母联开关 除灰PC电源、母联开关 脱硫PC电源、母联开关 断路器型号 3WL4000 3WL2500 3WL1350 3WL4000 3WL1600 3WL1250 3WL1600 3WL2000 3WL1250 3WL3200 MT12N1 MT50H1 E3N40/R4000 MT25H1 MT25H1 脱扣器 型号 ETU45B ETU45B ETU45B ETU45B ETU45B ETU45B ETU45B ETU45B ETU45B ETU45B 分励 分励 分励 Mrcio6.0A Mrcio6.0A 额定电流 4000 2500 5000 4000 1600 1250 1250 2000 1250 3200 4000 2500 2500 厂 家 西门子 西门子 西门子 西门子 西门子 西门子 西门子 西门子 西门子 西门子 施耐德 施耐德 ABB 施耐德 施耐德 28
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
7.2 开关 7.2.1 开关投运前的检查、试验
a) 开关工作票已终结，新安装或大修后的开关，投运前必须验收合格才能施加运行电压；
b) 开关小车、开关柜（抽屉）内、低压室、电缆室内清洁无杂物，周围无遗留工具及杂物，无临时
接地线或接地刀闸在分位； c) 开关的套管、支持瓷瓶无裂纹；
d) 开关操作机构、销子、连杆完整，位置指示器指示正确； e) 开关的手动、自动储能良好； f) 抽屉式开关定位良好；
g) 新安装或检修后的开关在投运前应在试验位置做就地、远方合跳闸试验及保护传动试验，开关动
作不正确时，严禁将其投入运行；
h) 开关的灯光信号正确，且远方、就地一致。 7.2.2 开关的运行方式
a) 各种类型的高压开关，允许按开关铭牌上规定的参数长期运行； b) 开关禁止带电做缓慢合分闸试验；
c) 小车开关一般不允许互换使用，紧急情况下要经专业技术人员同意后方可互换；
d) 达到允许的事故遮断次数的开关，应停电进行解体大修。一般情况下，禁止将超过遮断次数的开
关继续投入运行。
7.2.3 开关运行中的检查
a) 开关的状态指示正确，并与当时实际的运行工况相符； b) 开关的灯光信号正确，且远方、就地一致； c) 保护装置指示正确，无报警信号；
d) “储能”指示灯及储能指示器指示正确； e) 开关各插头、接点无过热现象； f) 开关柜内无异常声响、无异味；
g) 各种开关定位良好，无欠位和过位现象；
h) 开关事故跳闸后，应对开关进行外部检查，若发现不正常现象，应查明原因。 7.2.4 开关的紧急停用
开关有下列情形之一者，应立即停电处理，当开关本身有问题（即出现下述a）—e）现象之一时），禁止带电将本开关断开，以免发生爆炸事故，应将同一条母线上的其它负荷应先转移，断开上一级电源开关，将本开关隔离后，再恢复母线运行：
a) 套管有严重破损和放电现象；
b) 真空断路器出现真空损坏的丝丝声； c) 开关爆炸、着火；
d) 开关内有放电声或其它异声； e) 开关柜内有烟味及焦臭味； f) 开关发热严重；
g) 开关所带设备需要紧停；
h) 当发生危及人身安全的紧急情况时。 7.2.5 开关不能远方合闸时的处理
a) 核实操作步骤是否正确，有关联锁投退是否正确； b) 检查保护装置动作后信号是否复归；
c) 检查控制电源开关是否良好，合闸回路是否完整； d) 检查开关是否储能良好； e) 检查开关手车是否完全到位； f) 检查控制转换开关是否在远方； g) 通知检修人员处理；
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
h) 在事故处理中，当母线电源开关远方合不上，且确认母线及负荷无故障时，必要时可就地合上开
关，事后再由检修人员检查、处理。
7.2.6 开关不能远方分闸时的处理
a) 核实操作步骤是否正确；
b) 检查控制电源开关是否良好，跳闸回路是否完整； c) 检查开关手车是否完全到位； d) 检查控制转换开关是否在远方；
e) 当因控制回路故障且不能马上恢复时，在确认电气一次回路无故障后，可就地拉开开关或机械跳
开开关，事后再由检修人员检查、处理；
f) 在事故处理中，如情况紧急，可拉开上一级电源开关。 7.2.7 开关自动跳闸后的处理
a) 断路器动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间、复归信号，调整运行方式； b) 检查开关保护装置动作情况；
c) 检查开关及有关设备，判断断路器本身有无故障；
d) 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。
7.2.8 开关着火的处理
a) 开关着火时，严禁直接切断起火开关； b) 倒换系统，将着火开关停电；
c) 用1211、二氧化碳、干粉灭火器灭火。 7.3 母线与刀闸
7.3.1 刀闸、母线投运前的检查
a) 刀闸、母线检修后应经试验合格方可投运；
b) 检查母线所有瓷瓶（包括支持瓷瓶和室外悬吊瓷瓶）完好，应清洁无破损、裂纹和放电痕迹； c) 检查各连接部位紧固无松动；
d) 刀闸的传动装置及辅助接点应完好，刀闸、地刀、开关的相互闭锁应良好；
e) 电动操作的刀闸应试验拉合正常，三相同期性好，传动分、合到位，合闸后动、静触头接触良好； f) DCS画面的指示与就地设备状态一致；
g) 封闭母线在停运期间未发生漏水等影响绝缘的情况，必要时测量绝缘。 7.3.2 发电机封闭母线微正压、热风保养系统运行规定
a) 机组正常运行情况下，微正压热风保养装置停用；
b) 在阴雨天气，为防止潮湿空气进入封闭母线，投入微正压热风保养装置； c) 在发电机每次启动前1-2小时，将微正压热风保养装置投入运行，对母线夹层内的空气进行干燥，
待发电机启动后停用；
d) 投入微正压热风保养装置运行之前，应检查过滤器、空压机，并进行放水。 7.3.3 刀闸操作的注意事项：
a) 严禁用刀闸（或一次插头）断开负荷电流、故障电流或投切变压器；
b) 手动拉、合刀闸时不得用力过猛，以免产生机械损伤，操作中发生刀闸瓷瓶断裂或机械部份损坏
时应停止操作，采取必要的措施后再行处理； c) 启备变系统刀闸操作后应及时上锁；
d) 合刀闸后应检查刀闸动静触头接触良好，不应偏斜，220kV刀闸应检查刀闸平直；
e) 当发生误合、误拉发生异常弧光，禁止再拉开及再合上刀闸，此时应以开关切断电流后方可拉开
刀闸。
7.3.4 刀闸、母线的正常检查项目：
a) 检查母线所有瓷瓶（包括支持瓷瓶和室外悬吊瓷瓶）完好，应清洁无破损、裂纹和放电痕迹； b) 检查各连接部位紧固无松动； c) 动静触头接触良好无发热；
d) 各部引线接头接触良好，无松动发热；
e) 刀闸传动装置完好，各连杆销子无断裂及脱落现象；
30
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
冬季雪天还应重点检查各接头有无遇雪立即溶化现象，瓷瓶是否有结冰形成冰柱； 雨天、雪天、雾天各瓷瓶及套管有无异常的放电现象； 封闭母线的导体、接头、外壳是否超温；
大风天气中检查室外导线有无剧烈的摆动，设备上是否有被大风刮起的杂物； 过负荷运行和发生事故后及时检查有无过热和放电烧伤痕迹，瓷瓶有无损坏； 启备变负荷较大时，应注意检查高、低压侧刀闸是否有发热现象；
母线与刀闸正常运行中各接头最高允许温度：当测试结果超过以下数值时 ，则应减少负荷或停止运行，裸母线及其接头为70℃，当其接触面有锡的可靠覆盖层时为85℃，有银的覆盖层时为95℃，闪光焊接时为100℃；
m) 共箱式封闭母线运行最高温度为90℃，母线接头运行最高温度为105℃。 7.3.5 运行中刀闸发热的处理
a) 首先判断是否由过负荷引起； b) 如因过负荷引起，应申请减负荷；
c) 若刀闸接触不紧发热时，可用绝缘杆向投入的方向轻轻敲打； d) 在允许的情况下倒换运行方式，降低负荷电流。 7.3.6 电动刀闸不能操作的处理
a) 检查与该刀闸有闭锁关系的设备状态是否正确；
b) 检查控制电源电压是否正常，控制回路熔断器是否熔断或接触不良； c) 检查热继电器是否动作； d) 通知检修进行处理。
7.4 电压互感器与电流互感器 7.4.1 正常运行的规定
a) 任何情况下，电压互感器二次不允许短路，电流互感器二次回路不准开路；
b) 电流互感器允许在一次电流不大于额定电流110%的情况下连续运行。 7.4.2 投运前的检查
a) 有关设备工作票结束；
b) 电流、电压互感器首次投入运行，必须有试验合格报告，禁止将不合格的互感器投入运行； c) 本体各部位应清洁、无裂纹，无短路线及其它杂物； d) 各部螺丝紧固，无松动现象；
e) 一、二次接线良好，接地线接地良好； f) 电压互感器各侧熔断器完好。 7.4.3 运行中的检查
a) 本体各部位应清洁、无裂纹和放电现象； b) 各部螺丝紧固，无松动现象；
c) 一、二次接线良好，接地线接地良好； d) 本体无异音、无振动、无异味。
7.4.4 电压互感器发生下列情况之一时应立即停运；
a) 高压熔断器熔体连续熔断二至三次； b) 互感器内部有劈啪声或其它噪声；
c) 在电压互感器内或引线出口处有漏油或流胶的现象； d) 从互感器内发出臭味或冒烟；
e) 绕组与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电； f) 瓷瓶破裂或引线脱落。
7.5 避雷器 7.5.1 投运前的检查
a) 有关检修工作票结束，避雷器周围清洁，无遗留物；
b) 避雷器首次投入运行，必须有试验合格报告，禁止将不合格的避雷器投入运行； c) 避雷器瓷瓶清洁、光亮，无裂纹、破损和放电痕迹； d) 避雷器引线、均压环应紧固，无松动、断线等现象；
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f) g) h) i) j) k) l)
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
e) 接地线完好，接触紧固； f) 雷电动作记录器完好。 7.5.2 避雷器运行中的检查
a) 避雷器瓷瓶清洁，无裂纹、破损和放电现象；
b) 避雷器引线、均压环应紧固，无松动、断线和发热等现象； c) 避雷器内部无异常声音； d) 检查泄漏电流在规定范围内；
e) 雷电后应检查避雷器放电器动作记录器是否动作并做好记录；
f) 雷电、下雪或下雨时，禁止在避雷器的接地线上进行工作，或靠近避雷器。 7.5.3 事故处理
a) 发生下列情况之一时，需要停用避雷器： b) 瓷套管爆炸或有明显裂纹及放电现象； c) 避雷器引线松动，有断落而造成接地可能； d) 避雷器接地线接触不良或断裂； e) 避雷器内部有放电声； f) 泄漏电流大于规定值。
7.6 电力电缆 7.6.1 运行中的规定
a) 电力电缆的工作电压，不应超过额定电压的115%；
b) 电力电缆正常运行时，不允许过负荷，事故情况下，出现过负荷，也应迅速恢复其正常运行； c) 对于间歇过负荷，必须在前一次过负荷10～12小时以后才允许过负荷，发生长时间或连续过负
荷后，应通知检修人员进行全面检查；
d) 运行中的电缆绝缘电阻连同其所属设备一起测定，绝缘电阻测定周期、标准及使用兆欧表电压等
级同其所属设备的有关规定；
e) 禁止用手触摸运行中的高压电缆外皮或进行任何工作； f) 电力电缆各相电阻值不平衡系数，应不大于2%；
g) 停电超过一个星期但不满一个月的电缆，在重新投入运行前，应用兆欧表测量绝缘电阻。若有疑
问时，须进行直流高压试验，检查绝缘是否良好。停电超过一个月必须用直流高压进行试验。
7.6.2 电缆温度的规定
电缆导体的长期允许工作温度和系统短路时，电缆导体的最高允许温度不宜超过表27规定：
表27：各类电缆导体的最高允许温度 绝缘种类 天然橡皮绝缘 聚氯乙烯绝缘 聚乙烯绝缘 交联聚乙烯绝缘 长期允许工作温度（℃） 3kV及以下 65 65 90 70 90 10kV 最高允许工作温度（℃） 150 120 140 铜导体为230，铝导体为200
7.6.3 运行中的检查
a) 电缆上不允许放置任何杂物，不应有挤压、受热、受潮、积粉或摇动现象； b) 电缆头应无漏油、流胶和发热、放电现象，接地线应良好； c) 电缆沟道盖板完整，通风孔畅通；
d) 电缆沟内无积水、积灰或堆放杂物的现象； e) 电缆外皮应无挤压、鼓包现象；
f) 大雪天室外电缆头的雪不应立即熔化或冻成冰溜子； g) 大负荷时电缆头接合处不应过热。 7.6.4 电缆故障的处理
a) 电缆外皮破裂，屏蔽层破坏时，应及时停运处理；
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
b) 电缆击穿接地后应立即切断电源，通知检修处理、更换电缆；
c) 电缆着火或爆炸时立即用开关切断故障电缆的电源，用干式灭火器或沙子灭火，必要时通知消防
队灭火；
d) 进入电缆沟、夹层或隧道灭火时必须戴氧气防毒面具，戴绝缘胶皮手套，穿绝缘靴。 8
保安电源系统运行规程
8.1 保安电源系统概述
机组保安系统由柴油发电机组、保安PC、汽机保安MCC、锅炉保安MCC、事故照明MCC以及相应配电设备组成，保安系统中性点经高阻接地。
在两台机组的保安PC之间设有联络回路，在一台柴油发电机组因故不能投运时，可用另一台柴油发电机组作为两台机组的保安电源。
为了保证主控室及柴油发电机房的照明，设置一套事故照明逆变系统。 8.2 保安系统设备技术规范 8.2.1 柴油发电机组规范
柴油发电机组技术参数见表28。
表28：柴油发电机组技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 项 目 额定功率 额定功率因数 额定电流 额定电压 额定频率 额定转速 电池电压 发电机组重量 控制系统 环境温度 单 位 kW A V Hz RPM V Kg ℃ 1200（连续） 0.8（连续） 2279（连续） 380 50 1500 24 11700 PCCP 40 数 值 1340（备用） 0.8（备用） 2545（备用）
8.2.2 事故照明逆变技术规范
事故照明逆变技术参数见表29。
表29：事故照明逆变装置技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 型号 容量 交流输入 直流输入 交流输出 制造商 项 目 GEI-5k220 5000VA/4000W 220±20% 50Hz±5% 220±20% 220±2% 50Hz±0.5% 杭州奥能电源设备有限公司 数 据
8.3 保安系统的运行 8.3.1 保安系统运行方式
8.3.1.1 正常情况下，汽机保安MCC和锅炉保安MCC分别由电源一（或电源二）供电，电源二（或电源一）和电源三在热备用状态，事故照明MCC由电源一供电，电源二在热备用状态，电源在热备用状态时，PC侧开关在运行状态，MCC侧开关在热备用状态，控制转换开关均在“远方”。
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
8.3.1.2 正常情况下，柴油发电机组在良好备用状态，出口开关在热备用状态，控制开关均在“自动”位。
8.3.1.3 正常情况下，保安PC的PT投入运行，保安PC的进线开关及保安PC至各保安MCC的开关均在运行状态，控制转换开关均在“远方”。
8.3.1.4 两台柴油发电机组均正常备用时，两段保安PC的联络开关均在冷备用状态，两台机组保安系统独立运行。
8.3.1.5 当汽机保安MCC和锅炉保安MCC的电源一（或电源二）开关跳闸后，电源二（或电源一）开关自投。
8.3.1.6 当汽机保安MCC或锅炉保安MCC的电源一开关和电源二开关全部掉闸或事故照明MCC的电源一开关掉闸后，柴油发电机组自动启动，出口开关延时自动合上为保安PC供电，失电MCC的保安电源MCC侧开关自投为失电母线供电。
8.3.1.7 当一台柴油发电机组退出备用时，将两段PC的联络开关转为运行状态，用一台柴油发电机组作为两台机组的保安电源。
8.3.1.8 正常情况下，事故照明逆变系统应一直投入运行。 8.3.2 保安系统运行的注意事项
a) 保安电源是保证发电厂安全的重要电源，事故情况下必须优先保证保安电源的可靠供电，当电网
发生事故或厂用电源中断时，应检查柴油发电机自启动，如自启动失败，应立即手动启动以保证机组安全停机；
b) 保安PC及保安MCC的电压互感器回路应可靠投入运行；
c) 保安PC进线开关及保安PC至各保安MCC的PC侧开关必须在运行状态，否则不能自投； d) 保安系统所有开关的控制转换开关必须在“远方”，否则不能实现自投功能； e) 为了确保柴油发电机的应急起动，柴油发电机组必须经常保持良好备用状态；
f) 柴油发电机组出口开关在热备用状态，控制转换开关必须在“自动”位，否则柴油发电机组不能
自投；
g) 运行中应检查主控室及柴油机房常明灯是否运行正常，若有异常，应及时通知检修处理；
h) 每月1日、15日白班定期进行柴油发电机组启动试验及事故照明切换试验，柴油机试转时间不少
于10分钟。
8.3.3 柴油发电机组的定期启动及事故照明的定期切换注意事项
a) 试验前应检查油压、油温情况，冷却液液位、温度、加热器投退情况，机组各部有无漏油、漏水
情况，蓄电池电压及充电器投退情况，柴油发电机出口开关状态、控制方式及机组控制方式，保安PC、MCC运行方式是否正常；
b) 一般情况下，柴油机启、停及事故照明自投试验应同时进行。有两种方法，一是先做柴油机启动
试验，在保安PC带电正常后，拉开事故照明MCC工作电源开关，检查备用电源开关是否自投，试验结束后，先将事故照明MCC倒至正常运行，后停运柴油发电机；二是在正常运行方式下直接拉开事故照明MCC工作电源开关，检查柴油机是否启动正常、事故照明MCC备用电源开关是否自投，试验结束后，依次倒换事故照明MCC运行方式，停用柴油发电机； c) 试验前，要做好事故预想；
d) 柴油机在远方启动时，就地留人检查启动情况；
e) 机组启动后，应检查就地及DCS画面中有关信号及参数指示是否正确。无特殊情况时，应连续运
行10分钟以上；
f) 停运后，检查机油温度、冷却液温度及排汽温度变化情况。 8.4 柴油发电机组的运行
8.4.1 柴油发电机组的运行规定
a) 柴油发电机组应经常处于良好备用状态，不得无故退出备用；
b) 柴油发电机有就地启停和远方启停两种方式，远方启停又可分为在远方手动启停和自动启停两
种，远方手动启停又分为DCS画面启停和硬手操启停，正常备用时在自动方式，在定期试验时采用远方手动启停或自动启停；
c) 机组在远方启停时，柴油发电机及出口开关的控制开关必须在“自动”位； d) 机组在就地启停时，用机头控制面板上的控制开关控制机组启停，同时出口开关的控制开关在“手
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
动”位；用出口配电屏上的按钮或机头控制面板上按钮控制出口开关； e) 在事故情况下，可用操作台上的紧急控制按钮对柴油机进行启停操作；
f) 在紧急情况，需立即停用柴油机时，可按下就地控制面板上的紧急停机按钮实现紧急停机，但在
恢复备用时，应将此按钮置于拉出位置，否则机组不能启动。
8.4.2 手动启动前的检查
a) 检查引擎机油量，保持引擎机油量尽量靠近油标尺的高油位且不会添加过量； b) 检查引擎冷却水量，冷却液液位应在水箱开口处往下约50mm位置； c) 确定油箱是否加满油且燃油系统可正常抽送； d) 检查紧急停机按钮在拉出位置； e) 检查就地控制面板上无报警信号。 8.4.3 远方手动启动步骤
a) 在启动前就地检查设备无异常；
b) 在DCS画面上（或在操作台上）启动柴油发电机组，检查反馈信号正确，频率指示正确； c) 在大约10秒后，检查保安PC电压正常。 8.4.4 手动远方停机步骤
a) 在DCS画面上（或在操作台上）停止柴油发电机组，检查反馈信号正确，频率指示为零，保安PC
电压为零；
b) 柴油发电机组将延时停运；
c) 就地检查出口开关在分位，发电机面板上无异常信号；
d) 拉开保安PC电源开关或拉开全部保安PC至保安MCC的电源开关时，柴油机将自动停运。 8.4.5 就地手动启动步骤
a) 将机头上控制开关切至“运行（RUN）”，柴油发电机组启动； b) 检查发电机出口电压、频率合格后，合上出口开关； c) 查保安PC电压正常。 8.4.6 就地手动停机步骤
a) 拉开柴油发电机组的出口开关；
b) 将机头上控制开关切至“停止（STOP）”，柴油发电机组停车。 8.4.7 柴油发电机的巡回检查
a) 柴油发电机组的机油在油标的高位； b) 冷却水在加水口下的50mm处； c) 冷却水系统的加热装置正常； d) 柴油发电机组的油箱在高油位； e) 整个机组无漏油、漏水现象；
f) 燃油、润滑油、冷却水等回路上的截门均在开启状态； g) 柴油发电机出口开关控制电源正常；
h) 蓄电池电压正常（26—28V），充电装置装置正常； i) 机头面板无异常报警信号； j) 出口开关在热备用状态；
k) 机头面板上的控制开关及出口开关的控制开关均在“自动”位； l) 巡回检查中发现的任何异常均应立即通知检修处理。 8.4.8 柴油机运行注意事项
a) 柴油发电机组房内不允许吸烟或有其它明火； b) 禁止在机组运行期间进行油箱的加油工作；
c) 机组在运行期间，不要接近缸体、排烟系统等高温部件； d) 禁止在机组运行期间检查冷却液液位。 9
UPS运行规程
9.1 系统概述
我公司每台机组配置一套容量为80kVA的不停电电源系统（UPS），两台机组烟气脱硫装置共设一套
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
容量为40KVA的交流不停电源系统。
UPS由整流器、逆变器、隔离变压器、稳压器、直流回路逆止二极管、静态转换开关、手动旁路开关、控制与信号面板及配电柜等元件组成。
机组UPS的主电源、旁路电源和直流电源分别取自本机组汽机保安MCC、汽机PC和直流200V系统，主要负荷有热工电源、DCS电源、电气变送器电源、就地点火控制电源、励磁控制电源、远动设备电源、消防电源、厂用电PLC电源等。
脱硫系统UPS的主电源和旁路电源取自脱硫保安MCC，直流电源取自脱硫220V直流系统，主要负荷有脱硫DCS电源和脱硫系统仪表电源。 9.2 UPS设备技术参数
UPS设备技术参数见表30。
表30：UPS设备技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 型号 容量 整流器的交流输入 输入电压及频率 输入功率因数 输入电流谐波 主电路跟踪旁路的频率范围 整流后的直流电压稳定精度 旁路交流输入 直流输入电压 输出电压 输出频率 输出波形失真度 输出最大谐波分量 动态电压瞬变范围 瞬变响应恢复时间 市电/电池间切换时间 逆变/旁路切换时间 静态开关切换时间 效率1（整流+逆变） 效率2（逆变） 额定输出功率因数 噪声 输出电流峰值系数 125%过载能力（min） 150%过载能力（min） 绝缘电阻及绝缘强度 UPS平均无故障间隔时间（MTBF） UPS平均检修时间（MTTR） 项 目 技 术 数 据 机组UPS E2001-220-80 80kVA 三相三线 380V±15%，50Hz±6% 0.7~0.9 ≤4% 50Hz±0.5%，1%，1.5%，2%可调 ±1% 380V±15%，50Hz±5% 2相2线 220V +47%~-20% 220V±1% 单相，一线接地 50Hz±0.01% ±3% ±3% ±5% 20ms 0ms ≤3ms ＜3ms（不同步） ＞90% 96% 0.8 55 dB（A），1米处 ≥3：1 10分钟 1分钟 1.2 ΜΩ，1200V 25万小时 8分钟 36
脱硫UPS E2001.1-40 40kVA 电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
序号 30 31 32 33 34 35
冷却方式 项 目 UPS的计算机通讯口 满负荷运行允许最高环境温度 连续运行时间 外壳防护等级（IP） 生产厂家 RS232/485 风冷 50℃八小时 45℃连续运行 IP30 技 术 数 据 意大利BORRI公司（上海电气技术研究所） 9.3 UPS运行方式
9.3.1 UPS运行方式分类
UPS运行方式有四种：正常运行方式、蓄电池运行方式、自动旁路运行方式、维修旁路运行方式。这四种运行方式相互间转换过程中UPS对负载的供电是不间断的。 9.3.2 正常运行方式
“正常运行方式”是UPS的标准运行方式，UPS装置正常时，只能选择“正常运行方式”，因设备故障或检修需要，其它运行方式是允许连续运行的，但从供电可靠性考虑，运行时间应越短越好，此时：
a) 主电源有电；
b) 整流器把AC转换成DC向逆变器提供电源； c) 逆变器把DC转换成AC向负载供电。 9.3.3 蓄电池运行方式
当主电源或整流器故障时，UPS 自动转换为“蓄电池运行”方式。此时： a) 整流器不供电；
b) 蓄电池向逆变器供电；
c) 逆变器向负载供电（供电时间取决于蓄电池容量）。 9.3.4 自动旁路运行方式
如果交、直流主电源故障、逆变器故障或过载时，UPS自动转换为“自动旁路运行”方式。此时： a) 静态逆变开关自动断开而静态旁路开关闭合； b) 旁路电源通过静态开关向负载供电。
故障消除后，UPS会自动切换至“正常运行方式”。 9.3.5 维修旁路运行方式
在维护或检修UPS期间，应切至“维修旁路运行”方式。此时旁路电源通过手动旁路开关QIBY直接向负载供电。
当UPS检修结束后，应退出“维修旁路运行”运行方式，恢复至“正常运行方式”。 9.4 UPS装置的投退及运行方式的切换 9.4.1 UPS装置投运前检查
a) 有关检修工作已结束，工作票已终结，安全措施已恢复，检修有可以投运的书面通知； b) 检查所有柜体的接地是否牢固以及是否有损坏；
c) UPS一次系统各开关除手动旁路开关在“正常（I）”位置外，其余均在断开状态；
d) 检查UPS整流器、逆变器、静态开关、交流电压调节器等主设备各部件完好，盘内无异味、无杂
物、无油污，各设备外壳接地良好，系统接线正确，各接头无松动；
e) 检查UPS装置各仪表、控制、信号、保护等二次设备接线良好，无松动现象； f) 检查汽机保安MCC、220V直流馈线屏、汽机PC A上的UPS电源开关均在分位； g) 在装置停用期间一、二次接线改动后，在投运前应由检修人员核实相位正确。 9.4.2 UPS装置启动
a) 合上汽机保安MCC段UPS电源开关，合上整流器输入开关QIRP，整流器和逆变器自动启动，等候
面板闪动（面板自动执行自检）后，检查面板指示正确；
b) 合上220V直流馈电屏上UPS电源开关，由检修人员确认极性正确后合上开关QIB，检查面板指示
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电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
正确；
c) 合上机汽机PC- A段UPS旁路电源开关，合上旁路电源输入开关QIRA，检查面板指示正确； d) 上述操作步骤完成后，UPS装置将自动启动为“正常运行方式”。 9.4.3 从“正常运行”方式转换成“维修旁路运行”方式
a) 确认备用电源输入绿灯亮（旁路电源正常）； b) 断开直流输入开关QIB；
c) 断开主电源输入开关QIRP；（在断开QIRP开关后仅由直流电流供作显示电源，将维持数秒，逆
变器仃车并且UPS自动转换至旁路运行。）
d) 将手动旁路开关QIBY切至“Ⅰ+Ⅱ”位置，旁路电源供电给静态开关及负载；
e) 将手动旁路开关QIBY切至“II”位置，旁路电源直接经手动旁路开关给负载供电。（注意：此
时虽然UPS不再向负载供电，但是在QIBY，QIRP，QIRA，QIB开关输入端及各自对应端子处仍有电压存在。）
9.4.4 “维修旁路运行”方式转换成“正常运行”方式
a) 合上UPS整流器输入开关QIRP；
b) UPS装置具有自动起动功能，如电压处于允许范围之内， UPS自动起动，查输出电压正常； c) 合上直流电源开关QIB；
d) 将手动旁路开关QIBY转到“正常Ⅰ”位置； e) “手动旁路”自动转换成“正常运行”方式。 9.5 UPS装置的运行监视和事故处理 9.5.1 UPS正常运行监视与检查
a) 各电源开关均在合位，输入电压正常；
b) 在正常运行方式及蓄电池运行方式时，手动旁路开关（QIBY）必须置“Ⅰ”位置； c) 控制面板上指示灯指示正确，与运行方式相符，无报警信号； d) UPS装置输出电流、电压、频率正常；
e) 盘内各元件清洁干燥无异常电磁声、无异味，接头处无过热现象。 9.5.2 UPS装置异常运行及事故处理
UPS运行中，若DCS发“UPS 故障”综合信号、“UPS 处于旁路”、“UPS 直流供电”信号，应立即汇报值长，结合就地面板上所发信号，判断故障原因：
a) 检查UPS输出电压是否正常，输出电流有无明显变化； b) 根据主控制板信号指示情况，判断UPS运行方式；
c) 若由于一路电源回路故障，应查明掉闸原因后，试送一次；
d) 若由于逆变器故障，检查装置是否自动倒至“自动旁路方式”运行； e) 及时通知检修人员；
f) 只有确认主电源和直流电源失电时，且拉开主电源和直流电源输入开关后，才能操作手动旁路开
关。 10 直流系统运行规程
10.1 直流系统概况
厂用直流系统有110V、220V两个电压等级，每台机组有两组110V系统和一组220V系统。每组直流系统分别有各自独立的蓄电池组和充电装置。每台机组的两组110V直流系统另设一组备用充电装置，两台机的220直流系统另设一组备用充电装置。
各充电装置的电源取自汽机保安MCC、锅炉保安MCC和公用PC。
每组110V、220V直流系统设有充电母线和配电母线。充电母线用于蓄电池的充电和试验，配电母线均采用单母线接线，110V系统主要为控制、保护、测量装置提供电源，并向空冷直流分屏、10kV配电直流分屏、电除尘系统和化学系统供电；220V系统主要供给动力负荷、UPS、事故照明逆变及部分控制装置供电。
每组蓄电池组均配有一套蓄电池巡检仪，用来监视每只电瓶的工作状态。
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每段直流主屏及分电屏均配有一套微机直流系统绝缘在线监测装置，用来监视直流系统的绝缘情况。 每段直流主屏配有一台集中监控器对本段所带的蓄电池、充电装置、馈线及其智能监控设备（包括蓄电池巡检仪、充电模块、馈线状态监视模块）进行监控。
各机组电除尘系统的110V直流系统有两路电源，分别来自本机组的110V直流Ⅰ、II段。 化学系统的110V直流系统有两路电源，分别来自#7机110V直流Ⅰ段和8机110V直流I段。
输煤系统设置独立的110V直流系统，配置一组蓄电池及两套独立的浮充电装置，浮充电装置的电源取输煤综合楼MCC。
脱硫系统设置独立的220V直流系统，配置一组蓄电池及两套并联连接的浮充电装置，两套浮充电装置的直流侧经过一个可实现自投的空气开关接在一起与直流母线相连。浮充电装置的电源分别取自脱硫公用MCC和脱硫保安MCC。 10.2 直流系统设备规范 10.2.1 蓄电池规范
各直流系统蓄电池技术参数见表31。
表31：各系统蓄电池组技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 项 目 蓄电池型号 10 h蓄电池容量（C10，Ah） 单只蓄电池额定电压（V） 电瓶数（只） 蓄电池浮充电电压（V/只，25℃） 蓄电池浮充电电流 蓄电池均衡充电电压（V/只，25℃） 蓄电池均衡充电电流（A） 制造厂家 设备名称 机组110V 机组220V 输煤110V GFM-1000 GFM-2000 1000Ah 2 52 2.23 2.35 0.1C10 2000Ah 2 104 2.23 2.35 0.1C10 GFM-100 100Ah 2 52 2.23 2.35 曲阜 脱硫220V GFM-300 300Ah 2 104 2.23 1-2mA/Ah 2.35 武汉银泰 1-2mA/Ah 1-2mA/Ah 1-2mA/Ah 哈尔滨九洲 阀控式密封铅酸蓄电池组
10.2.2 机组直流系统浮充装置电源模块参数
机组直流系统浮充装置电源模块技术参数见表32。
表32：机组直流系统浮充装置电源模块技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 项目 额定输入电压 单位 V 380±20% 三相四线 50±5% 设计数据 备注 >456关机报警，<280报警 额定输入电压相数 额定输入电压频率 Hz 额定输出电压 额定输出电流 稳压精度 稳流精度 波纹系数 噪音 最大限流电流 效率 V A A 220(180-320）（ATC230M20） >320报警 110（90-160）（ATC110M40） >160报警 20（ATC230M20） 40（ATC110M40） ≤±0.5% ≤±0.5% ≤±0.05% ≤45dB 额定电流的105% ≥94% 39
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12 13 14 15 16 17 18 功率因数 绝缘电阻 绝缘强度 环境温度 冷却方式 最佳环境温度 月平均湿度 MΩ ℃ ℃ % ≥0.93 ≥100 ≥2000VAC/50Hz －10～+40 风冷 20~25 ≤±90% 装置温度>75℃关机报警
10.2.3 输煤直流系统浮充装置电源模块参数
输煤直流系统浮充装置电源模块技术参数见表33。
表33：输煤直流系统浮充装置电源模块技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 项目 输入电压 输入电流 交流输入频率 功率因数 输出电压范围 输出电流 限流范围 稳压精度 稳流精度 稳波系数 效率 冷却方式 技术性能指标 三相三线 380V±20％ ≤8A／16A 50Hz±15％ 0.95 121±5V 30A 5％—110％ ≤±0.5％ ≤±0.5％ ≤±0.12％ ≥94％ 自然冷却 备注 额定输出时 最大输出为30A 输出电压为110V／DC
10.2.4 脱硫直流系统浮充装置电源模块参数
脱硫直流系统浮充装置电源模块技术参数见表34。
表34：脱硫直流系统浮充装置电源模块技术参数 序号 1 2 3 4 额定频率 额定输出电压VDC 额定输出电流A 项 目 交流输入额定电压 数 值 380VAC±25%（304V—456V） 50HZ±10%（45—55HZ） 220V 05
10.3 直流系统运行方式
10.3.1 机组直流系统运行方式
a) 正常情况下，每段直流母线均投入运行，采用单母线运行方式，其相应的测量及保护必须随之投
入；
b) 正常情况下，蓄电池组与充电装置并列运行，采用浮充方式，充电器除供给正常连续直流负荷，
还以小电流向蓄电池进行浮充电；
c) 工作充电柜故障时，停用故障充电柜，投入备用充电柜；
d) 工作与备用充电柜同时故障时，短时可由蓄电池供电，长时间故障，则应由另一段母线通过联络
开关供电；
e) 除故障处理外，不准长时间由充电装置或蓄电池单独接带负荷。
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10.3.2 外围直流系统运行方式
a) 各机组电除尘110V直流系统正常分段运行，位于电除尘PC-A段#9柜内的联络开关在分位，当其
中一路电源因故停用后，则断开故障电源侧开关，合上联络开关，为整个系统供电；
b) 化学110V直流系统正常分段运行，位于水处理MCC#7柜内的联络开关在分位，当其中一路电源
因故停用后，则断开故障电源侧开关，合上联络开关，为整个系统供电；
c) 输煤110V直流系统正常由＃1充电柜浮充装置与蓄电池组并列运行，#2充电柜作为备用。当＃1
充电柜装置或交流电源发生故障时，退出＃1充电柜，投入＃2充电柜电源开关和充电开关；蓄电池组必须不间断的与直流母线相连；
d) 脱硫110V直流系统正常由一套充电装置和蓄电池并列运行，充电装置的两路电源自动互投；两
组充电装置的出口直流开关一个工作，另一个备用，可实现自动互投。
10.3.3 直流系统运行参数
直流系统运行参数见表35。
表35：直流系统运行参数 蓄电池电压（V） 允许范围 110V系统 2.23-2.25 220V系统 2.23-2.25 设置点 2.24 2.24 电池数（只） 配电母线电压（V） 充电装置电压（V） 52 104 117-118 234-236 117.5 235
10.3.4 直流系统的正常监视、检查
a) 直流母线、充电装置及蓄电池组各参数在合格范围内； b) 各开关、按钮位置正确，与运行方式相符； c) 各指示灯指示正确；
d) 三相交流输入电压是否平衡或缺相；
e) 各充电模块部件无过热、松动、无异音、无异味； f) 集中监控器、绝缘监测装置无故障、报警信号；
g) 蓄电池室内清洁、通风良好、无异味，蓄电池表面无磨损、无漏液； h) 蓄电池巡检仪无异常，运行灯亮，通迅灯轮流闪烁； i) 蓄电池室内温度在10～30℃之间；
j) 直流配电室温度在5-40℃之间，湿度在5%-85%之间。 10.4 机组直流系统的操作
本部分内容以主厂房直流系统为例，其它直流系统的操作可参照本部分内容，结合实际接线方式进行。 10.4.1 直流系统操作注意事项
a) 在倒换运行方式时，不得造成配电母线失电； b) 在系统并列操作中应注意并列两端极性正确；
c) 系统并列操作时应注意并列两端电压差不大于2-3V。 10.4.2 充电柜的投入
a) 查充电装置工作票结束；
b) 检查装置的输入、输出线已接好，符合投运条件； c) 查三相交流电源电压合格；
d) 检查电源模块面板上的交流输入空气开关处于断开状态，“开/关机”及“均/浮充”按钮处于松
开状态；
e) 合上充电柜交流电源开关（盘后），交流电源指示灯亮；
f) 合上充电柜内各电源模块面板上的交流输入空气开关，查“输入”指示灯亮；
g) 按下“开/关机”按钮，查电源模块面板上的“正常”指示灯亮，输出表计显示输出电压及电流； h) 将母联开关切向“充电柜”侧； i) 合上充电柜直流输出开关；
j) 查母线电压正常，集中监控器和绝缘监测仪上无异常指示。 10.4.3 充电柜的退出
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a) 拉开直流输出开关； b) 松开“开/关机”按钮；
c) 关闭充电模块交流空气开关；
d) 断开充电柜交流电源开关（盘后）；
e) 根据具体情况决定将母联开关（Q4）切向“停用”或“母联”。 10.4.4 直流系统由工作充电柜倒至备用充电柜
a) 将工作充电柜退出运行； b) 将母联开关切至“停用”位； c) 将备用充电柜投入运行；
d) 将备用充电柜直流输出开关切向故障充电柜所在母线；
e) 检查母线电压正常，充电柜及各充电模快输出电压、电流正常，蓄电池浮充电流正常； f) 检查集中监控器和绝缘监测仪上无异常指示。 10.4.5 直流系统由备用充电柜倒至工作充电柜
a) 将备用充电柜退出运行；
b) 将备用充电柜直流输出开关切向“停用”位； c) 将工作充电柜投入运行；
d) 将母联开关切至“充电柜”位；
e) 检查母线电压正常，工作充电柜及各电源模快输出电压、电流正常，蓄电池浮充电流正常； f) 检查集中监控器和绝缘监测仪上无异常指示。 10.5 直流系统故障处理
本部分内容以主厂房直流系统为例，其它直流系统的故障处理可参照本部分内容，并结合实际接线方式进行。
10.5.1 直流系统接地的现象和处理 10.5.1.1 现象：
a) DCS发“DC110V（或220V）系统故障”、“DC110V（220V）母线绝缘异常”报警信号； b) 直流配电屏绝缘监测装置上“接地”灯亮； c) 集中监控器上“绝缘故障”灯亮。 10.5.1.2 处理：
a) 利用绝缘监测装置查找接地点；
b) 对有接地的回路或设备，应通知检修消除； c) 直流系统接地运行时间不能超过2小时。 10.5.2 用瞬时停电法查找直流系统接地时的注意事项
a) 直流系统拉路工作必须两人进行；
b) 查找直流接地必须用高内阻电压表进行； c) 查找过程切勿再找造成一点接地；
d) 拉负荷开关后，不管接地与否，应立即合上；
e) 先查找有操作的回路和有维护人员正在工作的回路；
f) 先查找次要的、易受潮的回路，最后查找控制和保护回响；
g) 当查到保护柜电源时，应汇报值长，联系检修共同查找，先退出该保护柜的所有压板，再断开该
柜的直流电源，查无问题后应先投入直流电源，再在压板两端验明无电压后，将退出的各压板逐一投入；
h) 当查到RTU装置电源、励磁控制电源时，应汇报值长，联系检修人员，确认另一路电源良好后，
再拉开关；
i) 当查到厂用电快切装置电源时，应汇报值长，闭锁快切装置后再拉开关，恢复送电、查装置无异
常后再投入；
j) 当查到热工电源时，应汇报值长，联系热工人员确认另一路电源良好后，再拉开关。 10.5.3 直流母线电压异常的现象和处理 10.5.3.1 现象：
a) DCS发“DC110V（或220V）电压异常”、“DC110V（或220V）直流系统故障”报警信号；
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b) 集中监控器上“控母电压异常”灯亮； c) DCS和就地电压表指示异常。 10.5.3.2 处理：
a) 检查交流电源是否正常；
b) 检查充电柜输出开关是否掉闸，若跳闸，应退出工作充电柜，投入备用充电柜； c) 检查蓄电池熔断器是否熔断； d) 检查蓄电池浮充电流是否正常；
e) 检查每一个充电模快的输出电压、电流是否正常，调整浮充电压电位器调整输出电压； f) 如故障是由于一个充电模快引起，可先停用故障模快，必要时可倒换运行方式，停用工作充电柜； g) 通知继保人员处理。
10.5.4 交流输入断路器跳闸的现象和处理 10.5.4.1 现象：
a) DCS发“DC110V（220V）电源故障”报警信号； b) 集中监控器上“交流故障”灯亮； c) 充电柜输出电压为零；
d) 盘后交流电源小开关掉闸或交流电源所在母线侧开关跳闸。 10.5.4.2 处理：
a) 倒换运行方式，投运备用充电柜； b) 调整母线电压正常； c) 通知检修人员处理。
10.5.5 直流馈线开关跳闸的现象和处理 10.5.5.1 现象：
a) DCS发“XX段馈线开关脱扣”光字； b) 就地检查发现有馈线开关自动跳闸； c) 集中监控器“馈线故障”灯亮。 10.5.5.2 处理：
a) 当无明显故障时，可试送一次开关； b) 当再次掉闸时，通知检修处理；
c) 如负荷为运行设备的控制电源，应采取措施防止保护拒动或误动。 10.5.6 充电柜故障的现象和处理 10.5.6.1 现象：
a) DCS发“DC110V（220V）电源故障”报警信号； b) 集中监控器上“充电机故障”灯亮； c) 充电柜掉闸或充电模快工作不正常。 10.5.6.2 处理：
a) 如故障是由于一个充电模快引起，可先停用故障模快，通知继保人员处理； b) 倒换运行方式，开启备用充电柜； c) 调整母线电压正常； d) 通知检修人员处理。
10.5.7 蓄电池熔断器熔断的现象和处理 10.5.7.1 现象：
a) DCS发“DC110V（220V）电源故障”报警信号； b) 集中监控器上“熔丝故障”灯亮。 10.5.7.2 处理：
a) 检查无明显异常后，更换蓄电池保险，试送一次，检查直流母线电压正常，蓄电池电压、浮充电
流正常； b) 若再次熔断，应调整运行方式，用另一段母线通过联络刀闸接带本母线，并通知检修检查蓄电池。
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附录A
（规范性附录） 厂用电设备状态定义
A.1 启备变状态定义
a) 运行状态：200A-1（200B-1）刀闸及低压侧刀闸在合位，200丙开关在合位，低压侧PT投入运
行，冷却器投入运行或投自动；
b) 热备用状态：200A-1（200B-1）刀闸及低压侧刀闸在合位，200丙开关在分位，低压侧PT投入
运行，冷却器投入运行或投自动；
c) 冷备用状态：200A-1（200B-1）刀闸及低压侧在分位，200丙开关在分位，低压侧PT投入运行，
冷却器停止运行；
d) 检修状态：200A-1（200B-1）刀闸及低压侧刀闸在分位，200丙开关在分位，低压侧PT退出运
行，冷却器停止运行，根据检修工作需要合上接地刀闸或增补其它安全措施。 A.2 10kV、3kV开关的状态定义
a) 运行状态：开关手车在“工作”位置，控制、储能电源开关合上，二次插头给上，开关在合闸
状态；
b) 热备用状态：开关手车在“工作”位置，控制、储能电源开关合上，二次插头给上，开关在分
闸状态；
c) 冷备用状态：开关手车在“试验”位置，控制、储能电源开关断开，二次插头给上，开关在分
闸状态；
d) 电气试验状态：开关手车在“试验”位置，控制、储能电源开关合上，二次插头给上，开关在
分闸状态；
e) 检修状态：开关手车在“试验”位置， 控制、储能电源开关断开，二次插头取下，开关在分闸
状态，接地刀闸在合闸状态。
f) 根据开关所处状态不同，控制转换开关应作相应的调整，当开关在冷备用或检修状态时，控制
转换开关应在“就地”。 A.3 0.4kV配电设备的状态定义
a) 运行状态：开关在“工作”位置，控制电源及所有二次开关合上，开关（包括接触器）在合闸
状态；
b) 热备用状态：开关在“运行”位置，控制电源及所有二次开关合上，开关在分闸状态；对于“开
关-接触器”组合式开关，开关在合闸状态，接触器在分闸状态；
c) 冷备用状态：开关在“试验”位置，控制电源及所有二次开关断开（如短时停用，对于抽屉式
开关可以不断开），开关（包括接触器）在分闸状态；
d) 电气试验状态：开关在“试验”位置，控制电源及所有二次开关合上，开关（包括接触器）在
分闸状态，对于“开关-接触器”组合式开关，将“试验杆”转至“试验”位；
e) 检修状态：开关在“检修”位置，控制电源及所有二次开关断开；开关（包括接触器）在分闸
状态，同时根据检修工作需要增补其它安全措施。
f) 各MCC电源开关转冷备用时，必须将PC侧开关及MCC侧开关同时转冷备用，保安PC电源开关
转冷备用时，必须将柴油机出口开关同时转冷备用。
g) 根据开关所处状态不同，控制转换开关应作相应的调整，当开关在冷备用或检修状态时，控制
转换开关应在“就地”。 A.4 高压PT状态定义
a) 运行状态：PT手车在“运行”位置，一次熔断器给上，二次插头给上，所有二次开关合上； b) 检修状态：PT手车在“试验”位置，PT一次熔断器取下（短时停运且PT本体无工作时，高压
母线PT可以不取一次熔断器），二次插头取下，所有二次开关断开。
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A.5 低压PT状态定义
a) 运行状态：PT一次开关在合位，一次熔断器给上，所有二次开关合上； b) 检修状态：PT一次开关在分位，一次熔断器取下，所有二次开关断开。 A.6 母线状态定义
a) 运行状态：母线工作（或备用、母联）电源开关在“运行”状态，母线带电，母线电压互感器
在运行状态；
b) 检修状态：母线上所有开关均在冷备用（或检修）状态，所有对侧开关在冷备用或检修状态，
母线电压互感器在检修状态，同时根据检修工作需要增补其它安全措施。
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附录B
（资料性附录） 电气报警光字牌说明
B.1 电气一类报警光字牌说明
电气一类报警光字牌说明见表B1。
表B1：电气一类报警光字牌说明 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
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光字名称 发电机故障 主变故障 高厂变故障 励磁变故障 主开关非全相 10kVA段电源保护动作 10kVB段电源保护动作 10kVC段电源保护动作 10kVD段电源保护动作 空冷变开关保护动作 汽机变开关保护动作 锅炉变开关保护动作 除尘变开关保护动作 辅助系统开关保护动作 灭磁断路器紧急跳闸 发变组紧急跳闸联跳 系统故障切机 200A启备变故障 200B启备变故障 启备变电源故障 10kV A段切换失败 10kV B段切换失败 3kV C段切换失败 3kV D段切换失败 10kV A段快切装置异常 10kV B段快切装置异常 3kV C段快切装置异常 3kV D段快切装置异常 励磁系统报警一 励磁系统报警二 发电机转子接地跳闸 说 明 包括发变组保护来的全部发电机故障信号 包括发变组保护来的全部主变故障信号 包括发变组保护来的全部高厂变故障信号 包括发变组保护来的全部励磁变故障信号 包括发变组保护来的非全相故障信号 包括本段工作电源开关和备用电源开关的电源保护动作 包括六台空冷变开关保护动作 包括两台汽机变开关保护动作 包括两台锅炉变开关保护动作 包括三台电除尘变开关保护动作 包括检修、化学、办公、试验、照明、公用、输煤、除灰、等离子变及3kV输煤、脱硫电源开关保护动作 包括发变组保护A、C屏来的灭磁开关紧急跳闸信号 包括发变组保护B、D屏来的发变组紧急跳闸信号 包括B、D屏的500kV母线联跳及切机动作 包括启备变保护来的全部200A启备变故障信号 包括启备变保护来的全部200B启备变故障信号 包括启备变电源保护来的电源故障信号 包括该段高压母线快切失败 包括该段快切的退出、PT断线、后备失电、位置异常、装置故障、装置失电、等待复归 由励磁装置来报警信号一 由励磁装置来报警信号二 由励磁装置来转子接地跳闸信号 电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
B.2 电气二类报警光字牌说明
电气二类报警光字牌说明见表B2。
表B2：电气二类报警光字牌说明 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 光字名称 发电机异常 主变异常 高厂变异常 励磁变异常 发变组CT断线 发变组PT断线 500kVPT断线 发变组保护装置故障 200A启备变异常 200B启备变异常 200A启备变PT断线 200A启备变CT断线 200B启备变PT断线 200B启备变CT断线 启备变电源装置异常 主开关回路异常 同期装置故障 自动准同期合闸信号 故障录波器动作 故障录波器异常 发电机转子接地报警 过励限制动作 V/Hz限制器动作 低励限制动作 参考电压限制动作 励磁系统PT故障 整流桥超温 发电机磁场超温 主控制器强制切换 整流桥1告警 整流桥2告警 整流桥3告警 整流柜风机故障 说 明 包括发变组保护来的全部发电机异常信号 包括发变组保护来的全部主变异常信号 包括发变组保护来的全部高厂变异常信号 包括发变组保护来的全部励磁变异常信号 包括发变组保护A、B、C、D屏CT断线 包括发变组保护A、B、C、D屏PT断线 包括发变组保护A、C屏500kV侧PT断线 包括发变组保护各屏的装置故障、电源消失 包括启备变保护来的全部200A启备变异常信号 包括启备变保护来的全部200B启备变异常信号 包括200A启备变第一、二套保护的PT断线 包括200A启备变第一、二套保护的CT断线 包括200B启备变第一、二套保护的PT断线 包括200B启备变第一、二套保护的CT断线 包括启备变电源保护装置故障、电源消失 包括主开关就地控制和控制电源故障、跳闸回路I监视和跳闸回路II监视、油压低闭锁第一线圈和第二线圈、SF6压力低、弹簧未储能、主开关电机保护动作 由同期装置来信号 由同期装置来信号 故障录波器动作 包括故障录波器装置失电、装置异常 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 由励磁装置来信号 包括冷却风机退出 47
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序号 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 光字名称 风机电源消失 DC110V电源故障 DC110V电压异常 DC110V母线绝缘异常 DC110V馈线开关脱扣 DC110V系统故障 DC220V电源故障 DC220V电压异常 DC220V母线绝缘异常 DC220V馈线断路器脱扣 DC220V系统故障 UPS异常 UPS配电屏故障 主变冷却器故障 A高厂变冷却器故障 B高厂变冷却器故障 200A启备变冷却器故障 200B启备变冷却器故障 10kVA段电源开关异常 10kV B段电源开关异常 3kV C段电源开关异常 3kV D段电源开关异常 10kV A段 PT断线 10kV B段 PT断线 3kV C段PT断线 3kV D段PT断线 汽机变开关异常 锅炉变开关异常 A段空冷变开关异常 B段空冷变开关异常 除尘变开关异常 除尘备变开关异常 检修变开关异常 化学变开关异常 办公楼变开关异常 试验变开关异常 本段母线PT断线 本段母线PT断线 本段母线PT断线 本段母线PT断线 风机电源任一路消失 说 明 包括两组110V系统的充电电源故障、蓄电池熔丝故障、充电装置故障 包括两组110V系统的母线电压异常、蓄电池电压异常 包括两组110V系统的绝缘异常 包括两组110V系统的馈线开关脱扣 包括两组110V系统的直流系统故障、监控器故障 包括220V直流系统交流充电电源故障、蓄电池熔丝熔断、充电装置故障 包括220V直流系统母线电压异常、蓄电池电压异常 包括220V直流系统母线绝缘异常 包括220V直流系统馈线断路器脱扣 包括220V直流系统直流系统故障、监控器故障 包括UPS处于旁路、直流供电、装置故障 UPS配电屏来信号 包括冷却器风扇故障和控制回路故障 包括冷却器风扇故障和控制回路故障 包括冷却器风扇故障和控制回路故障 包括冷却器风扇故障和控制回路故障 包括冷却器风扇故障和控制回路故障 包括本段工作电源开关和备用电源开关的就地控制、回路断线、电源监视以及保护告警、装置故障 分别包括两台汽机变、两台锅炉变、A段三台空冷变、B段三台空冷变、两台除尘变、一台除尘备变开关的就地控制、回路断线、电源监视以及保护告警、装置故障 包括各开关的就地控制、回路断线、电源监视以及保护告警、装置故障(脱硫电源为两个开关) 48
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
序号 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 光字名称 照明变开关异常 公用变开关异常 输煤变开关异常 除灰变开关异常 等离子变开关异常 3kV输煤电源开关异常 脱硫电源开关异常 温控器故障一 温控器故障二 汽机PC A 段异常 汽机PC B 段异常 锅炉PC A 段异常 锅炉PC B 段异常 汽机MCC A 段异常 汽机MCC B 段异常 汽机MCC C 段异常 锅炉MCC A 段异常 锅炉MCC B 段异常 电除尘PC A 段异常 电除尘PC B 段异常 空冷PC A段异常 空冷PC B段异常 空冷PC C段异常 空冷PC D段异常 等离子PC异常 保安PC 异常 机保安MCC 异常 炉保安MCC 异常 事故照明MCC 异常 照明PC 段异常 说 明 本机汽机、锅炉、电除尘、照明、检修变温控器异常 本机所带公用变、办公楼变温控器故障 包括该段PT断线、低电压、选线故障、单相接地 包括该段PT断线、低电压、选线故障、单相接地 包括该段PT断线、低电压、选线故障、单相接地 包括该段PT断线、低电压、选线故障、单相接地 包括该段PT断线、低电压、单相接地 包括该段PT断线、低电压、单相接地 包括该段PT断线、低电压、单相接地 包括该段PT断线、低电压、单相接地 包括该段PT断线、低电压、单相接地 包括该段PT断线、低电压 包括该段PT断线、低电压 包括该段PT断线、低电压 包括该段PT断线、低电压 包括该段PT断线、低电压 包括该段PT断线、低电压 包括该段PT断线、低电压 包括该段PT断线、选线故障、单相接地 包括该段PT断线、低电压、单相接地 包括该段PT断线、低电压、单相接地 包括该段PT断线、低电压 包括该段PT断线、低电压 包括该段PT断线、低电压 包括本机所带公用PC段PT断线、低电压、选线故障、单相接地 100 检修PC 段异常 101 公用PC A(B)段异常 102 电除尘PC A段备自投动作 备自投动作 103 电除尘PC A段备自投异常 包括备自投装置闭锁、故障、失电 104 电除尘PC B段备自投动作 备自投动作 105 电除尘PC B段备自投异常 包括备自投装置闭锁、故障、失电 106 空冷PC A段备自投动作 备自投动作 49
电气系统运行规程 Q/GDDTPC.104.05.FD—2006
序号 光字名称 备自投动作 说 明 包括备自投装置闭锁、故障、失电 包括备自投装置闭锁、故障、失电 备自投动作 包括备自投装置闭锁、故障、失电 备自投动作 包括备自投装置闭锁、故障、失电 包括超速、盘车失败、处于手动 包括综合报警、报警信号 事故停机 107 空冷PC A段备自投异常 108 空冷PC B段备自投动作 109 空冷PC B段备自投异常 110 空冷PC C段备自投动作 111 空冷PC C段备自投异常 112 空冷PC D段备自投动作 113 空冷PC D段备自投异常 114 柴油机异常 115 柴油机报警 116 柴油机事故停机
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