内蒙古国电东胜热电厂新建工程 【电力改革】
发表时间：2007年04月07日
标题：内蒙古国电东胜热电厂新建工程
详细内容： 本工程建设2台30万千瓦级国产燃煤空冷供热机组,同步建设配套的热网工程,并安装烟气脱硫装置。项目投产后,应满足新增供暖面积1050万平方米的需要,并切实替代供热区域内206台小锅炉。电厂在鄂尔多斯市东胜区东北部的柴家梁建设。电厂投产后,年需燃煤约180万吨,由东胜煤田范家村和碾盘梁煤矿供应。本工程安装高效静电除尘器和烟气连续监测装置,电厂各项排放要满足国家环保要求。电厂以220千伏电压等级接人蒙西电网,由内蒙古电力(集团)有限责任公司投资建设,具体方案另行审定。
本工程静态总投资为26.4亿元,动态总投资为27.8亿元。
一般都是两种路线吧，一个技术岗，一个管理岗，技术岗的话尽头应该是专工、专家之类的，管理岗的话可以往管理路线发展，看你自身条件和个人追求了。
/倒班/电器运行最重要的是细心,不能放过任何一个小问题,严格按照规程办事,决不能投机取巧,防止误操作和高压触电事故的发生,一切都是可以慢,但不能错.
国电内蒙古东胜热电有限公司于2005年12月18日在内蒙古鄂尔多斯市注册成立，12月28日正式挂牌，是中国国电集团公司、国电电力发展股份有限公司在内蒙古自治区建设的第一个火电项目。
公司规划建设4台300MW等级空冷供热机组，一期2台330MW空冷供热机组，分别于2008年1月24日、6月28日双投产发电。
工程采用了当前国内先进的技术：使用无燃油等离子点火系统，取消燃油系统，年节约燃油约4000吨，成为全球首家无燃油火力发电厂；采用直接空冷技术，机组补水全部采用城市中水，年节约生产用水约为100万吨，较水冷机组节水70%；可集中供热面积达1000万平方米，提高机组综合效率；同步投入电除尘器，全烟气脱硫，综合脱硫效率达到95%以上，有效减少二氧化硫排放，极大地改善了当地环境；进行水岛、煤灰硫集中控制和集中管理，减少厂区用地面积。
公司于2007年成立党委、纪委、工会组织。现有员工350人，下设总经理工作部、人力资源部、计划营销部、政治工作部（工会办公室）、财务产权部、监察审计部、设备管理部、计划发展部、安全监察部八个管理部门和发电部、燃料部两个生产部门。
公司本着“求真务实的意识、创业创新的精神、雷厉风行的作风、团结和谐的团队、高效有序的管理”的治企理念，紧紧围绕国电电力“以大力发展新能源引领转型、建设一流综合性电力集团”战略目标和创新型企业建设，大力开拓热、电、煤三个市场，并于2010年4月28日成立了国电东胜热力有限公司，形成了发电、供热、火电生产副产品等相关产业综合发展的模式。
公司注重服务设施建设，以建设花园式企业为目标，进行厂区绿化和治理。设有两栋员工公寓楼，包含214间三星级标准房间；具有能容纳400人同时就餐的两个员工食堂及回民餐厅；拥有占地2400平方米的室内体育馆、活动室和健身房；通过团购解决了300多户员工住房；营造了文明、舒适的工作生活环境。
公司相继荣获了“全国模范职工之家”；2009年和2010年“全国火电300MW级机组竞赛空冷组第一名”；自治区“工人先锋号”、自治区“模范职工之家”、晋陕蒙接壤地区“水土保持工作先进单位”；国电集团公司2010年度“市场营销工作先进单位”、“燃料管理工作优秀企业”、“先进基层党组织”、“优秀工会”；2010年度内蒙古“技术监督工作先进单位”；连续三年荣获国电电力年度目标责任制考核A级单位、连续两年荣获国电电力“先进基层党组织”称号；先后获得市级“文明单位标兵”、“职工职业道德建设先进单位”、“全市学习型组织标兵单位”、“全市五一劳动奖状”、“全市捐款捐物先进单位”；“东胜城区建设有功单位”、“东胜区优秀纳税企业”等荣誉称号。
“十二五”规划开局之际，东胜热电秉承“温暖万家幸福、点亮草原梦想”的企业使命，肩负着电力生产、安全供热的国企责任，着力打造“装机136万千瓦，供热2000万平米，煤炭300万吨产能”的热电煤一体化的绿色发展基地，向着卓越一流的现代化能源企业目标迈进！
国电内蒙古东胜热电有限公司公司简介 国电内蒙古东胜热电有限公司一期2×330MW空冷供热机组建设项目于2007年2月28日取得国家发改委核准。工程采用空冷、供热、城市中水、全烟气脱硫并预留脱硝空间的设计思路。三大主机设备：汽轮机和发电机分别由哈尔滨汽轮机厂和发电机厂有限公司制造；锅炉由上海锅炉厂有限公司制造。工程项目设计单位：内蒙古电力勘测设计院。项目监理单位：河北电力建设监理有限责任公司。主要施工单位：天津电力建设公司（A标段）；内蒙古第一电力建设工程有限责任公司（B标段）；河北省电力建设第二工程公司（C、D标段）；国电环境保护研究所（脱硫岛EPC和中水岛EPC）、北国电龙源技术公司（空冷岛EPC）。工程项目的建设管理严格遵循国家及中国国电集团公司火电工程施工有关法规以及《施工组织总设计》的相关要求组织施工，＃
1、2机组分别计划于2008年3月底和6月底投产发电。
第一章 电气一次系统及配电装置
第一节 电气主接线系统
1.220KV电气主接线运行方式的一般规定 1.1 标准运行方式为正常运行方式下系统应经常采用的运行方式。只有在事故处理、设备故障、检修需要或接到调度命令时方允许改变运行方式。
1.2 无论采取何种运行方式，各设备的继电保护和自动装置均应符合当前运行方式。
1.3 220 KV正付母线,母联2510开关和220KV华家2K
45、华家2K46线路及其开关以及#
1、#2发电机组均由省调调度，我厂#
1、#2主变及#01启动变均由我厂调度，省调许可。
1.4 事故情况或紧急情况下，为防止事故扩大和减少事故损失，允许值班员按当时的实际情况更改运行方式，事后要立即汇报值长。
2.220KV 电气主接线的标准运行方式
2.1 我厂220V系统采取双母线并列运行的方式，平时220KV母联开关2510运行，220KV华家2K45出线，#1发变组运行在正母，220KV华家2K46出线,#2发变组, #01启动变运行在付母。
2.2 220KV系统中性点为#01启动变中性点直接接地；#1主变和#2主变中性点只允许一个接地，哪一个接地视当时的运行方式按调度的命令执行。一般#1主变的中性点接地。
3.220KV电气主接线在标准运行方式以外的运行方式为非标准运行方式，遇有下列作业时应改为单母线运行方式
3.1 一条母线检修时。 3.2 母联开关检修时。
3.3 母线上电压互感器检修时。 3.4 倒母排操作时。
4.220KV系统操作原则
4.1 电气设备正常倒闸操作及事故处理操作，应严格执行部颁>外及本公司电气运行规定。
4.2 倒闸操作指令必须由值长或调度发出，接令人须为上岗考核合格者（具备电气工作票许可权），倒闸操作必须根据规定填写操作票，履行签字手续，方可执行。
4.3 设备停电操作必须按照开关、负荷侧刀闸、母线侧刀闸的顺序依次进行操作；送电操作的顺序与此相反,严禁带负荷拉合刀闸。VT送电时，先装上高压保险，再合隔离开关，后合二次低压开关，退出时相反。装设接地线时，必须先接接地端，经验电确无电压后，立即将三相短路线挂上，接地线必须接触良好。拆除接地线时，先拆导体端，后拆接地端。
4.4 倒闸操作尽可能安排在停机后和非交接班进行，雷电暴雨时，禁止在室外进行高压倒闸操作。
4.5 值长每一次只能发布一项操作命令。值班员外出巡检或做其它工作时，不能私自接受操作任务，若需操作，应先取得值长同意。 4.6 操作过程中，如发现操作票有错误，或操作项目有疑问，或执行操作中发生意外时，均应停止操作，不得擅自解除远方及就地闭锁更改操作票，弄清情况后汇报值长，得到许可后方可继续操作。 4.7 倒闸操作的具体规定
拉合刀闸前，必须检查开关确已断开，严防带负荷拉合刀闸。合刀闸时应果断而迅速，合闸指令发出后应观察刀闸位置指示的变化及潮流分布正常，经远方就地检查正常其操作的刀闸位置指示确实在“合位”即可认为操作正确。当发生以下情况：
4.7.1 现场位置指示与操作的命令、任务不相符时应立即检查该刀闸所在的保护是否动作，检查并仔细检查该刀闸所在的GIS外壳有无明显的放电声。如无明显放电及其它异常现象可视为刀闸执行机构确实在合位。指示机构发生问题可作为缺陷来处理。
4.7.2现场位置指示与操作的命令、任务不相符时保护已动作，应立即检查该刀闸所在的GIS系统单元已发生故障退出运行并转为检修状态。
4.8 有关开关的操作规定
4.8.1 正常情况下开关必须在DCS上操作但满足开关的闭锁逻辑条件需在就地汇控柜上及NCS系统上检查，不允许就地操作开关。事故情况下可以在就地进行操作。
4.8.2 遇到开关操作压力系统SF6气体系统闭锁压力至最低值时设法用上一级完好的开关串联将故障的开关切断，进行隔离后转为检修状态。
4.8.3 操作说明
4.8.3.1 运行中开关跳闸，报警响，报警确认。
1） 打开实时报警窗口→选中报警条→右击确认选中报警→报警窗口最小化。
2） 选中跳闸开关→点击右键→告警确认。
3） 点击主标题→回到主菜单→点击光字牌汇总→选中光字牌→光字牌确认、告警确认。
4.8.3.2 操作开关、闸刀：
选中开关（左键）→点击右键→菜单条上选择遥控→跳出遥控操作界面→操作员登录→选择监护节点名→确认→监护员登录→选择监护节点名→确认→跳出人工置数对话框→设置设备名→设备编号→数据库编号→选择操作开关→确认。
4.9 主变中性点刀闸的操作规定
4.9.1 主变压器在进行停送电操作、零起压操作时应先确认主变中性点接地刀闸在合上位置
4.9.2 当中性点接地主变压器需要停电时，应将中性点接地改由另一台主变接地，并必须在停电前完成
4.9.3 严禁主变压器在没有投入中性点接地刀闸的情况下带电操作高压开关
5.典型倒闸操作
5.1 华家2K46线充付母操作原则
1) 从调度确认华家2K46线已具备倒送电条件 2) 检查华家2K46线光纤通道正常
3) 检查华家2K46线线路VT正常并投入 4) 检查华家2K46线线路避雷器部分正常 5) 检查华家2K46线穿墙套管回路正常 6) 检查NCS电源、通讯及界面显示正常 7) 检查网控直流、UPS及临时交流电源可靠
8) 检查华家2K46线保护柜1和2电源、通讯及装置显示正常 9) 检查华家2K46线线路重合闸停用
10) 检查华家2K46线2K46开关重合闸压板在退出位置 11) 正确投用华家2K46线线路其他所有保护及压板
12) 检查网控NCS监控柜通讯，电源，各远方/就地、闭锁/解除、同期/退出开关位置正常，各D25及液晶显示正常
13) 检查整个GIS站场地整洁、无杂物、门锁好、通风消防设施、照明投用正常符合倒送电条件
14) 检查华家2K46线， 220KV付母VT就地汇控盘相关电源正常
15) 检查2K46线， 220KV付母VT 就地汇控盘显示正常无异常报警信号油泵电机联锁开关在自动位置，开关远方/就地选择开关在远方位置并加锁
16) 检查华家2K46线，220KV付母VT相关接地刀闸，隔离开关，开关位置正常
17) 检查华家2K46线， 220KV付母VT各气室SF6气压、油压正常 18) 检查与220KV付母线相关的所有刀闸在分位 19) 检查220KV付母VT正常
20) 合上2K46线2K46开关的控制电源开关
1、2 21) 从NCS界面进行220KV付母VT相关操作
22) 合上220KV付母VT及华家2K46线线路VT的二次空气开关 23) 从NCS界面进行2K46线相关操作 5.2 220KV付母对正母充电操作原则
1) 检查220KV母差保护柜电源及显示正常 2) 检查220KV母联保护柜电源及显示正常 3) 投入220KV母联保护柜充电保护压板 4) 投入220KV母联保护柜过流保护压板
5) 检查网控NCS监控柜通讯，电源，各远方/就地、闭锁/解除、同期/退出开关位置正常，各D25及液晶显示正常 6) 检查220KV母联2510开关在分位
7) 检查220KV母联2510开关正母刀闸25101在分位
8 ) 检查220KV母联2510开关正母刀闸25102在分位
9) 检查220KV母联2510开关正母侧接地刀闸25104-1在分位 10) 检查220KV母联2510开关付母侧接地刀闸25104-1在分位 11) 检查220KV母联2510开关各气室SF6气压，开关油压正常
12) 检查220KV母联2510开关就地汇控柜各电源小空气开关在合位 13) 检查220KV母联2510开关就地汇控柜指示正常无异常掉牌 14) 检查220KV母联2510开关油泵电机联锁开关在自动位置
15) 检查220KV母联2510开关远方/就地选择开关在远方位置并加锁 16) 检查220KV正母VT正常二次空气开关在分位 17) 检查220KV正母VT隔离刀闸20511在分位 18) 检查220KV正母VT接地刀闸20514-2在分位 19) 检查220KV正母线接地刀闸20514-1在分位 20) 检查220KV正母所有刀闸在分位
21) 检查220KV正母VT就地汇控柜各电源小空气开关在合位 22) 检查220KV正母VT就地汇控柜显示正常们异常掉牌 23) 检查220KV正母VT SF6气体压力正常
24) 检查220KV正母VT远方/就地选择开关在远方位置并加锁 25) 合上2510开关的控制电源开关
1、2 26) 从NCS界面进行， 220KV正母VT相关操作 27) 合上220KV正母VT二次空气开关
28) 从NCS界面进行2510开关的相关操作 5.3 #01启动变充电操作原则
1) 检查#01启动变高压侧绝缘，低压侧绝缘良好
2) 检查#01启动变现场具备送电条件，避雷器部分正常，#01启动变中性点接地良好，有载调压分接开关位置指示正确
3) 检查#01启动变低压侧去#2机6KV备用电源开关6202，6222在试验位置
4） 检查#01启动变低压侧6KVIA段备用电源开关6102，6KVIB段备用电源开关6122在试验位置
5） 检查#01启动变6KVIA段备用电源进线VT开关在试验位置
6） 摇#01启动变6KVIA段备用电源进线VT开关在工作位置，合上VT开关二次侧空气开关
7） 检查GIS站 #01启动变间隔GIS本体开关2001，220KV正母隔离刀闸20011，220KV付母隔离刀闸20012，接地刀闸20014-1，快速接地刀闸20014-2在分位，各气室SF6气压、油压正常
8） 检查GIS站 #01启动变汇控柜相关电源正常，显示正常，无异常报警信号，油泵电机开关在“自动”位置，开关“远方/就地”选择开关在“远方”位置并加锁
9） 检查网控NCS#01启动变监控柜通讯，电源正常， D25显示正常 10） 检查NCS系统对#01启动变遥测，遥信正常
11） 检查#01启动变保护装置各开关投运正常，保护装置无异常信号 12） 检查#01启动变保护投入正常
13） 在DCS操作界面上检查#01启动变高压侧开关2001，220KV正母隔离刀闸20011，220KV付母隔离刀闸20012，接地刀闸20014-1，快速接地刀闸20014-2在分位，合上220KV付母隔离刀闸20012
14） 在DCS操作界面上合上#01启动变高压侧开关2001 15） 就地检查#01启动变充电正常
16） 检查GIS站 #01启动变间隔GIS本体开关2001，220KV正母隔离刀闸20011，220KV付母隔离刀闸20012，接地刀闸20014-1，快速接地刀闸20014-2在合位，各气室SF6气压、油压正常。汇控柜显示状态正常
6.异常及事故处理 6.1 系统振荡
6.1.1 系统振荡的现象
· 控制室的电压表、电流表、功率表指示发生同步性的剧烈摆动。 · 周波表有摆动，可能比正常值升高或降低。
· 发电机励磁电压表，电流表在正常值上下稍有摆动。 · 电压波动电灯忽明忽暗。
· 发电机周期性发出呜声，与表计摆动相呼应。
· 强励装置可能反复动作，励磁回路表计指示升高。 6.1.2 系统振荡时的处理
· 尽可能加大发电机励磁，多发无功，为系统创造恢复同期有利条件。强励正确动作时不应干涉。
· 振荡发生后，不得将发电机擅自解列。
· 若周波比事故前高，应立即减有功以协助系统恢复周波正常运行，但不得超出50±0.2HZ。
· 若周波比事故前低，应尽力增加有功以协助系统恢复周波正常运行。增加有功时应严密监视发电机定子电流。
· 分清系统振荡还是发电机振荡，若某台发电机振荡，应按发电机运行规程处理，将发电机解列，消除振荡源。
保持与地调的密切联系，处理情况随时汇报。 6.2 线路故障
6.2.1 220KV线路故障跳闸现象：
· 故障线路开关绿灯亮红灯不亮，事故喇叭响。 · 故障线路有功,无功,电流表指示降为零。
· “线路断路器事故”线路电压消失”第一组跳闸” “第一组跳闸”“呼唤”、“保护动作”等信号来。
· 线路保护打印机打印故障信息。 · 故障录波器动作。
· 相邻线路电流增加，保护装置可能有信号发出。 · 发电机保护装置可能有信号发出。 6.2.2 220KV线路故障跳闸后的处理： · 复归音响,确认保护信号。 · 退出故障线路重合闸。
· 注意未跳闸线路是否过载。
· 检查保护动作情况，记录掉牌并汇报当班值长，复归掉牌信号必须经过值长确认。
· 就地检查开关及故障线路的一,二次设备,如线路跳闸时伴有火花,爆炸,系统振荡等现象应做好检修准备。
· 关跳闸后，禁止强送合闸。
· 如设备检查 无异常是否投运由调度决定。 6.3 220KV母线故障，母差保护动作 6.3.1 220KV母线故障现象： · 警铃响，喇叭响。
· 系统冲击，发电机有可能强励动作。
· 联结在故障母线的主变及线路开关全部跳闸。 · 故障母线电压表、各跳闸开关回路表计指示为零，周波表失常。 · 母差保护动作。
· “220KV电压回路断线”、“呼唤””母联断路器事故跳闸””母差动作”等信号来。
· 故障录波器动作。
6.3.2 220KV母线故障的处理：
· 检查厂用电联动是否正常，恢复被中断的厂用电。 · 跳闸的发电机，按发电机运行规程处理。 · 未跳闸的发电机，调整保持正常运行。 · 检查保护动作情况，确定故障母线。 · 断开故障母线上未跳开的开关。 · 检查2200KV母线室，寻找故障点。 · 汇报当班值长及地调。
· 若故障由于主变进线、联络线或线路开关故障造成，在拉开该开关两侧刀闸或隔离故障点后，按调度命令允许母线试充电一次，若良好，可告恢复其线路和已跳闸机组的并列。
· 若故障确定在母线上， 应将全部负荷倒至非故障母线恢复运行，尽快将已解列的发电机通过非故障母线与系统并列。
· 若220V母线失压时未发现故障的象征或故障已经排除，可按总工或调度命令，用已解列的发电机零起升压对故障母线试充电一次，成功则恢复正常运行，不成功则通知检修处理。
· 核对母线或保护运行方式及作切机保护压板投退的调整恢复因低电压跳闸的厂用电设备。
· 解除音响。
6.4 200KV母线“VT回路断线” 6.4.1 现象： · 警铃响。
· “220KVT回路断线”信号可能发出。 · 线路保护“呼唤”，打印机启动。
· 线路保护、发变组保护“电压回路断线”信号发出。 · “故障录波器启动和呼叫”信号可能发生。
· 母线电压表指示到零及各线路有、无功表指示降低。 6.4.2 处理：
· 根据信号发出的情况，综合判断故障性质。 · 必要时，停用有关易误动的保护。
· 如系VT二次小开关跳闸，可立即手动合闸一次，不成功应及时查明原因，联系检修处理。
第二节 厂用电系统
1.6KV系统运行方式
每台机设有6KV（A,B）两段母线，#1高厂变带6KVIA段,6KVIB段，#2高厂变带6KVIIA段,6KVIIB段，#01启动变作为6KVIA，6KVIB，6KVIIA，6KVIIB段备用电源。当发电机解列时，厂用电由系统经主变倒送至6KV母线，不需进行厂用电切换。发变组需解列时，则应将厂用电切至#01启动变供电。
2.400V系统运行方式
2.1 每台机设有0.4KVA,B两段母线,两台低厂变，#1低厂变电源取自6KVIA段,#2低厂变电源取自6KVIB段，#3低厂变电源取自6KVIIA段，#4低厂变电源取自6KVIIB段。#1低厂变带400VIA段, , #2低厂变带400VIB段, #3低厂变带400VIIA段, #4低厂变带400VIIB段。 400VIA段和400VIB段之间041开关来实现互为备用,为了燃机的可靠和安全400VIA段和400VIB 分别用#1柴油发电机和保安71段作为400VIA段和400VIB段事故备用电源。400VIIA段和 400VIIB段之间042开关来实现互为备用,为了燃机的可靠和安全4400VIIA段和 400VIIB段分别用#2柴油发电机和保安72段作为400VIA段和400VIB段事故备用电源。
2.2 厂前区设置了#1,#2两台厂前区变,分别带厂前区51和52段。
2.3 循环水系统设置了#1,#2两台循环水变,分别带400V循环水61和62段。 2.4 发电机励磁系统配置#1,#2两台励磁变, 每台机设置一台。
2.5 发电机启动系统设置了#1,#2两台启动隔离变, 每台机设置一台。
2.6 正常运行时，保安71段由41A段带，41B段作为它的备用电源，当41A,41B段全部失电的情况下，#1柴油发电机自启动供给保安71段电源，同时作为41A、41B段的备用电源。正常运行时，保安72段由42A段带，42B段作为它的备用电源，当42A,42B段全部失电的情况下，#2柴油发电机自启动供给保安72段电源同时作为42A、42B段的备用电源，。
2.7 全厂各机组设三个照明系统：正常交流照明系统、正常/事故交流照明系统、直流事故照明。
3.厂用电系统切换有关规定
3.1 厂用电倒换的注意事项
3.1.1 厂用变压器送电先合电源侧开关，后合负荷侧开关，停电时相反。 3.1.2 倒闸操作中当工作电源转备用电源后，应注意联锁开关的切换。
3.1.3 高厂变的倒换仅在同一系统时允许先并后拉，不宜长时间并列运行，否则采取先切后合的方法切换厂用电。如条件不允许对6KV母线停电，则可在得到值长同意的前提下先并后拉。
3.1.4 厂变严禁从低压侧向高压侧反向送电。 3.2 厂用电系统操作原则
3.2.1 厂用电进行切换时,工作与备用电源的上一级电源 必须为同一系统 ,若不为同一系统 ,则采用瞬停的方式进行。
3.2.2 正常切换厂用电,6KV与400V用手动并列的方式进行。
3.2.3 机组运行厂用电自带时, 6KV厂用电快切装置投串联自动位置。当6KV厂用电跳闸,快切装置末动作,在6KV分支过流保护末动作的情况下,可不经检查强投一次备用电源 ,如快切动作后跳闸或手动强投不成功,禁止再次强投。 3.2.4 #01启动变带一台机组6KV厂用电,另一台机组6KV厂用电跳闸,如备用末切换或切换不成功,必须检查厂用电确无故障,方可投入备用电源 。当#01启动变带机组6KV厂用电跳闸时,可强投一次,强投不成切,禁止再次强投。
3.2.5 当#01启动变带二台机组6KV厂用电时,一台机组6KV厂用电跳闸,禁止强送,必须 检查厂用电系统确无故障方可手动投入备用电源开关。
3.2.6 380VMCC正常运行方式规定
3.2.6.1 非同一低厂变供电的MCC必须用瞬停方式切换。
3.2.6.2 MCC有双电源 者,不允许二电源环并运行,正常由单回路供电,另一回路充电备用,在就地盘处解环。
3.2.6.3 MCC有双电源 但不能环并,车间盘能切至任一回路供电的MCC,正常时双电源 均送电,根据负荷情况决定哪一路供电。
3.3 厂用电系统典型操作
3.3.1 6KVIA段母线充电操作原则
1) 检查6KVIA段母线所有开关在试验位置
2) 检查6KVIA段母线所有开关的“远方/就地”选择开关在就地位置 3) 检查6KVIA段母线绝缘合格并具备投运条件 4) 给上6KVIA段母线6103 PT二次插件 5) 将6KV母线IA段6103 PT摇至工作位置 6) 合上6KVIA段母线PT二次空气开关 7) 检查#01启动变充电运行正常
8) 检查6KVIA段母线备用分支开关6102在试验位置 9) 检查6KVIA段母线备用分支开关6102在分位
10)
检查6KVIA段母线备用分支开关6102的“远方/就地”选择开关在就地位置
11)
合上6KVIA段母线备用分支开关6102二次插件 12)
摇6KVIA段母线备用分支开关6102至工作位置
13)
合上6KVIA段母线备用分支开关6102控制电源空气开关 14)
检查6KVIA段母线备用分支开关6102综合保护投运正常
15)
切6KVIA段母线备用分支开关的“远方/就地”选择开关至“远方”位置
16)
在DCS界面上合上6KVIA段母线备用分支开关6102 17) 检查6KVIA段母线充电正常 3.3.2 #1低厂变充电操作原则
1) 检查#1低厂变本体正常,符合投运条件.2) 检查#1低厂变低压侧441A开关在检修位置 3) 检查#1低厂变高压侧6111开关在试验位置 4) 测#1低厂变高压侧绝缘合格 5) 测#1低厂变低压侧绝缘合格 6) 送上#1低厂变风机电源
7) 检查#1低厂变温度控制装置投运正常，投自动位置 8) 检查#1低厂变高压侧6111开关在分位
9) 检查#1低厂变高压侧6111开关的“远方/就地”选择开关在“就地”位置 10) 检查#1低厂变高压侧6111开关柜内地刀在分位 11) 合上#1低厂变高压侧6111开关二次插件 12) 摇#1低厂变高压侧6111开关至工作位置
13) 合上#1低厂变高压侧6111开关控制电源空气开关 14) 检查#1低厂变综合保护投运正常
15) 切#1低厂变高压侧6111开关的“远方/就地”选择开关至“远方”位置
16) 在DCS界面上合上#1低厂变高压侧6111开关 17) 检查#1低厂变充电运行正常
3.3.3 #1低厂变对400V I A段母线充电操作原则
1) 检查400V IA 段母线所有开关在检修位置 2)
检查400V IA段母线备用电源开关041在分位 3)
查400V IA段母线备用电源开关041A在分位, 4)
检查400V IA段母线所有开关在分位，
5)
检查400V IA段母线所有开关的远方/就地开关在就地位置 6)
测400VIA段母线绝缘合格
7)
检查400VIA段母线VT开关在分位，在检修位置 8)
合上400VIA段母线VT一次保险 9)
按下400VIA段母线VT开关闭锁销 10)
摇400VIA段母线VT开关至实验位置 11)
按下400VIA段母线VT开关闭锁销
12)
摇400VIA段母线VT开关至工作位置位置 13)
合上400VIA段母线VT开关
14)
检查400VIA段母线VT开关在合位 15)
上400VIA段母线VT二次空气开关
16)
合上400VIA段母线VT低电压直流电源开关
17)
检查400VIA段母线工作电源开关441A在分位，在检修位置
18)
检查400V IA段母线工作电源开关441A远方/就地开关在就地位置 19)
按下400VIA段母线工作电源开关441A闭锁销 20)
摇400VIA段母线工作电源开关441A至实验位置 21)
按下400VIA段母线工作电源开关441A闭锁销 22)
摇400VIA段母线工作电源开关441A至工作位置
23)
合上400VIA段母线工作电源开关441A控制电源开关
24) 400VIA段母线工作电源开关441A远方/就地开关至远方位置位置 25)
在DCS界面上合上400VIA段母线工作电源开关441A 26)
就地检查400VIA段母线工作电源开关441A在合位 27)
检查400VIA段母线充电正常
第三节 配电装置
1.配电装置一般要求
1.1 配电装置的装设应保证正常或短路过电压运行时满足稳定要求，不致危及人身及设备安全。 1.2 同一电气连接部分，各回路相序排列一致，并有明显标志，黄色A相，绿色B相，红色C相。
1.3 6KV以上的配电装置停电检修必须按安全规定要求，进行隔离电源，验明无电后，装设接地线或合上接地刀闸。
1.4 配电装置在检修后由作业班组工作负责人做检修交待，应检查试验数据，如数据不合格须请示总程师批准后方可投入运行。
1.5 所有配电装置外壳均应接地，其工作接地，重复接地及接地电阻值应符合有关规程规定。
2 配电装置设备规范.rar
该帖子于2008-6-30 10:15:00被 zhonglong863 编辑过
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