第一篇：厂用电分析
电厂厂用电率分析
一、厂用电率现状厂用电率的高低是电厂运行的重要经济指标之一，越来越受到领 导们关注。通过查看电厂记录，现将电厂厂用电率以表格形式呈现如下：发电量160125千瓦时 133875千瓦时 107625千瓦时 178500千瓦时 168000千瓦时 186375千瓦时 189000千瓦时 202125千瓦时 199500千瓦时 厂用电率12.53%16.37%16.74%13.67%13.18%12.78%12.54%11.53%12.65%
二、影响厂用电率的因素
1、机组负荷率的影响机组负荷率低是目前电厂面临的最主要的现实问题。我们的 机组设计负荷30MW，而在实际的运行当中由于各种现实原因，一般负荷只能达到22MW上下，甚至只有18MW，所以负荷率只有72%左右。电厂的辅机设备是按照额定出力选型的，机组出力减小，厂用电设备耗电量也减少，但两者并不是一个成比例减少的线性关系。总的来说，负荷率越高，厂用电率越低，理论上讲当机组负荷率最大是厂用电率最低；当机组发电量减少，负荷率降低时，由于厂用电耗电量并没有按照比例相应的减少，所以造成厂用电率居高不下。
2、生物质燃料的影响生物质燃料是影响负荷率的重要因素。我们都知道生物质又 称农林废弃物，燃料的水分、热值受环境湿度的影响比较大。通过请 教锅炉人员得知目前北流电厂入炉燃料水分都在百分之五十以上，水分过高造成引风机等设备已经达到额定出力，但机组负荷无法提升到更高的水平。换句话说，机组设备的耗电已达到额定值，机组的负荷却没有达到30MW设计值，这样就造成厂用电率偏高。
3、辅机设备选型的影响电厂主要电动设备包括引风机、电动给水泵、一次风机、二 次风机、高压流化风机、循环水泵等，这些电动设备的耗电量大概占厂用电的65%，甚至更高。辅机设备根据不同的选型基准点设计容量差别很大，再加上辅机设备的驱动电机要考虑1.15倍的储备系数并根据电动机的标准容量进行选择。如果辅机设备选型不合理，累计下来的名牌功率就和实际功率差距很大，造成很大的功率损耗，这部分也是造成厂用电率偏高的原因。
4、人为因素的影响电厂各专业人员操作用电设备不合理、不科学也会造成用电 量增大，厂用电率偏高。比如锅炉专业：⑴经常堵塞给料系统⑵锅炉缺氧燃烧，造成负荷低，燃料浪费。汽机专业：⑴循环水泵运行不合理⑵凝汽器真空低。电气专业：⑴锅炉和厂区等照明设备停送电不及时⑵对电动机检查不够，造成电机散热降低，摩擦增大，耗电增加。化学专业：造水过程中对设备开度不合理，造成设备运行时间变长，损耗电量等。
三、降低厂用电率的措施1.最大限度提高机组运行负荷率。2.保证所有设备的自动能够投入，各参数控制在额定值附近。3.发现设备有泄漏情况及时通知检修处理。4.按时开关锅炉设备的照明电源。5.机组在检修状态，尽可能控制辅机的试转时间，减少不必要的浪费。6.重视检修工艺，提高检修质量，使全厂主要辅机达到设计效率，保证辅机的正常运转，减少因消除辅机缺陷而启停的次数，减少启停的电能损耗。7.开展小指标竞赛，锅炉的风机电耗、蒸汽损耗等指标参于机组的 小指标竞赛，控制好的进行嘉奖，差的进行考核。
第二篇：厂用电运行规程(203)
厂用电运行规程
第一节 厂用电运行方式
一、厂用电运行规定
1、厂用电是保证发电站安全和经济运行极为重要的环节，因此厂用电必须具备高度可靠性和供电连续性，以及操作灵活可靠，检修维护方便。
2、厂用电糸统所属的一次、二次设备均属站内管理，当班值长有权决定厂用电的运行方式，并为此负责，厂用电设备停送电操作均由值长统一指挥。并详细检查倒换后各设备的运行情况，特别是重要负载(如水泵等)禁止在机组并列调负荷和解列时进行机组动力电源的倒换操作。
3、为保证厂用电的可靠性，厂用电备用电源正常情况下，必须按照运行设备巡视监测。当发现备用电源存在缺陷，应及时汇报发电车间，统一安排人员处理，否则不得投入使用。
4、调整厂用电电压档次，应由发电车间向运行部提出申请，经批准后，方可进行。调整时，厂用变应处于检修状态，由有经验人员进行调整，恢复时运行人员应详细的检查厂用电三相电压，必须平衡，方可投运。
5、严禁将与生产无关的负荷接入厂用电，不得任意改变厂用配电装置的熔断器保护装置的容量。
6、厂用电母线电压正常应保持在额定值的±5％，范围内(380
204
伏～420伏)，如长时间超过此范围，则应考虑调整厂变分接头。
7、厂用电保护装置在正常运行时必须投入，以保证在厂变发生故障时能及时切除故障，及时启用备用厂用电源，保证设备的连续安全运行。(特别是汛期更应保证厂用电)。
8、厂用电的倒换操作必须遵守先断后合的原则进行。
9、厂用变压器检修，在停电后和检修完送电前，均应摇测绝缘电阻，并作记录。其检修完送电时，绝缘电阻阻值应不低于前次同温度下的50％，否则需经运行部批准方可投入运行。
第二节 厂用电资料
1、三望坡围子坪电站
站内厂用电由两台厂用变（41TE、42TE）提供。均采用单母线供电方式，41TE厂变高压侧通过刀闸（6091）连接于6.3KV Ⅰ段母线，低压侧通过ZW1-1250断路器（401）及隔离刀闸（4011）送入0.4KVⅠ段母线，42TE厂变高压侧通过刀闸（9091）连接于10.5KV母线，低压侧通过断路器（402）及隔离刀闸（4021）送入0.4KV Ⅱ段母线，0.4KⅠ、Ⅱ段通过母联断路器（400）及隔离刀闸（4001、4003）连接，两台厂用变压器互为备用，401和402断路器互为电气和断路器体防合锁（两台断路器只有一把钥匙，必须先断开断路器并按下机械分闸按钮才能取下钥匙，另一台必须插入钥匙才能合闸），母联断路器采用低压及失电保护（电压过低及失去厂用电后自动断开）。由于三望坡与围子坪机组运行水流分别取为不同河道，并且6.3KV Ⅰ段母线和10.5KV母线也可以分别通过1T、2T可以从110KV、35KV母线
205
取电，厂用电工作很可靠并互为备用。
a)当1#厂用电源或2#厂用电源单独供电情况下，必须检查402或401断路器在分闸位置，联络柜400断路器才可以合闸。
b)6KV 1#厂用电源0.4KV进线柜（1#进线柜）单独为Ⅰ段主母线供电；2#厂用电源0.4KV进线柜（2#进线柜）单独为Ⅱ段主母线供电,即0.4KV母线分段运行时。联络柜断路器绝对不容许合闸.c)厂用系统切换运行方式时，应注意励磁功率柜风机、主变风扇、技术供排水泵等各交流控制电源等重要负荷的运行情况。事故照明装置的直流电源应正常保持在备用状态，并应按照规定定期进行切换试验。
d)额定使用状态机械寿命为6500次。
e)操作次数已达500次应检查各部位螺钉有无松动，发现松动，应及时拧紧。
2、乐都一级电站
站内厂用电由一台厂用变（43TE）提供。采用单母线供电方式，43TE厂变高压侧通过刀闸（6092）连接于6.3KV Ⅱ段母线，低压侧通过断路器（401）及隔离刀闸（4011）送入0.4KV母线。由于该站只有一台厂用变，在运行时注意其巡视检查，并熟悉其机组及网络运行方式，在电站厂用电消失时，可以考虑从线路取电运行（分别可以通过乐都二级和三望坡1#主变取电，并且1#主变可通过110KV国家电网及围子坪机组取电，也可通过6.3KV Ⅰ段母线在三望坡机组取电），厂用电工作很可靠并互为备用。厂用系统投入运行时，应注意
206
励磁功率柜风机、主变风扇、技术供排水泵等各交流控制电源等重要负荷的运行情况。事故照明装置的直流电源应正常保持在备用状态，并应按照规定定期进行切换试验。
3、乐都二级电站
站内厂用电由一台厂用变（44TE）提供。采用单母线供电方式，44TE厂变高压侧通过刀闸（6093）连接于6.3KV Ⅲ段母线，低压侧通过断路器（401）及隔离刀闸（4011）送入0.4KV母线。由于该站只有一台厂用变，在运行时注意其巡视检查，并熟悉其机组及网络运行方式，在电站厂用电消失时，可以考虑从线路取电运行（分别可以通过乐都一级和三望坡1#主变取电，并且1#主变可通过110KV国家电网及围子坪机组取电，也可通过6.3KV Ⅰ段母线在三望坡机组取电），厂用电工作很可靠并互为备用。厂用系统投入运行时，应注意励磁功率柜风机、主变风扇、技术供排水泵等各交流控制电源等重要负荷的运行情况。事故照明装置的直流电源应正常保持在备用状态，并应按照规定定期进行切换试验。
第三节 厂用系统的运行维护
一、厂用配电装置每班检查一次，检查内容如下：
1、查厂用400V电压应在正常允许范围内，三相电压平衡；
2、开关位置正确，；
3、电气设备导流部件无过热、放电和异常现象；
4、事故照明回路应无接地现象，若有接地现象应立即汇报有关人员，必须在24小时内消除。事故照明回路禁止接行灯变压器或其它临
207
时用电设备。
第8条 厂用配电装置的熔断器不得任意改变其容量。
第四节事故处理
厂用电电源中断时的事故处理
（1）厂用电系统事故处理原则：尽可能保证厂用电设备的正常运行。
（2）厂用电源由于继电保护装置的动作而切断造成厂用电中断，则应用倒闸方法立即手动将备用电源合闸。
（3）400Ｖ厂用电压消失，查明原因：如果空气断路器（401）跳开（因过负荷过流）、立即断开部分重负荷设备开关，试送一次，正常后投入母联断路器，如不能恢复，应立即拉开隔离刀闸（4011），取下空气断路器（401）钥匙，插入402空气断路器，合上402，正常后再合上母联断路器。厂用电操作完成后应进行如下处理：
a、查明401跳闸事故性质及原因。如402不能恢复，应做以下处理：
a、该段母线和联接设备进行外观检查，发现故障点迅速加以排除；
b、断开该母线上所有支路开关刀闸； c、用500V摇表测量绝缘电阻；
d、确认故障原因并排除后，用厂用变向母线试送电，试送成功后，逐一合上各路负荷刀闸开关。
e、如400V厂用电系统中出现熔断器熔断，应切除该路负荷的开关刀闸，更换相同型号和容量的熔断器，不得用容量、型号不合208
格的熔断器代替，更换后可试送一次，若试送不成功应查明原因。
f、当出现厂用一条支路突然跳闸时，不能马上合上该支路开关，应将其检查该支路的其它分支路是否出现短路现象。如果查出短路点，应及时隔离短路回路，再合上支路开关；如果查不出原因，可采用分支路排除法进行查找.g、厂用电消失时应密切监视机组调速器油压及1#2#机组轴承上油箱油位，油压或油位低于下限而厂用不能马上恢复时必须马上对机组进行停机处理。
（4）当发生全厂停电事故时，应迅速采取措施，尽一切可能恢复厂用电。
a、如1-4#机组不能及时恢复自带厂用电，立即检查35KV线路是否带电，如正常，立即利用35KV线路带厂用电。
b、如35KV线路不带电，立即联系乐都一二级电站，送电到35KV线路，通过1#主变倒送电到6KV I段母线，保证电站厂用电可靠（注意此送电必须保障乐都一二级电站相关措施完善）。
c、如围子坪电站5-8#机组不能及时恢复，立即考虑在110KV线路取电恢复厂用电，如线路停电，联系西昌局地调要求强送电保障电站设备及人员安全。
d、各电站恢复厂用电后，应及时启动机组空载运行，必要时倒闸操作自行带厂用电。
(5)在保障厂用电倒闸操作中，必须按照安全规程相关措施及步骤执行，不得有任何违章行为。
（6）厂用电恢复后，班长应及时总结上报事故处理经过，并组织班组人员总结经验教训。
209
210
第三篇：厂用电受电方案
厂用电受电方案
1.1 设备概况及主要技术参数
1）启备变
额定容量：54/35-35 额定电流：3207.6A 接线组别：YNyn0-yn0,d11 短路电压百分比UK=21% 额定电压：高压侧141.7
变比：230±2×2.5%／6.3KV 2）220kV 断路器
系统标称电压
额定工作电压
额定电流
220kV 252kV
4000A（LW35S）/3150A（LW10B）50kA(rms)1.3 125kA(峰值)额定短路开断电流
首相开断系数
额定短路关合电流
额定短路热稳定电流（持续3s）
50kA(rms)额定峰值耐受电流
125kA(峰值)3 隔离开关
型号：GW7-252DW/GW10-252DW 额定电压：252kV 额定电流：3150A 额定热稳定电流：50kA（3s）额定动稳定电流：125kA 4）220kV 电流互感器
型号：LVQB-220W2 额定电压：220kV 变比：2×1250/1A,1250/1A 极次组合：0.2S/0.5S/5P/5P/5P/5P/5P/5P 额定热稳定电流：50kA（3s）额定动稳定电流：125kA 5）220kV 电压互感器
1.2 引用标准及规范
1）《火电厂基本建设工程启动及验收管理办法（2006年版）》；
2）《火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）》；
3）《火电工程启动调试工作管理办法（2006年版）》；
4）《火电机组达标投产考核办法（2006年版）》；
5）《火电机组启动验收性能试验管理办法（2007年版）》；
6）《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009版）》；
7）
原电力部1997年颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；
8）
原电力部建质〖1996〗40号文颁发的《火电机组启动调试工作规定》；
9）
原电力部电综合〖1998〗179号文颁发的《火电机组启动验收性能试验导则》；
10）除上述国家及电力工业部颁发的规范、规程以外，检查验收仍需遵照如下图纸、文件；
11）经会审签证的施工图纸和设计文件；
12）批准签证的设计变更；
13）设备制造厂家提供的图纸和技术文件；
14）项目法人与施工单位、设备材料供货商单位签订的合同文件中有关质量的条款；
15）2.15 项目法人与监理单位签订的合同文件及相关监理文件。
1.3 送电目的
1）检查送电系统一次设备的工作性能；
2）检查送电系统二次电流回路、电压回路的正确性；
3）检查送电设备继电保护装置的可靠性及正确性；
4）确保机组试运工作正常进行。
1.4 受电范围
1.4.1
受电一般分四部份实施：•
1）为新建电厂系统，调试单位负责实施；
2）220KV线路及高压启动变压器充电检查，调试单位负责实施；
3）6KV厂用系统送电检查，调试单位负责实施；
4）380V低压厂用电送电检查，施工单位负责实施；
5）根据送电部分的实际情况绘制受电图纸。
1.5 受电前应具备的条件
1）与送电相关的一、二次设备安装工作全部结束，并经检验合格；
2）高压启动变及低压厂用变绝缘试验合格，送电前取油样作色谱分析（送电后按运行规定取样分析)；
3）有载调压装置及冷却装置正确投入运行，分接头置于额定位置（或运行要求的位置），送电时冷却器停用，有载调压装置置于手动位置；
4）要求送电用所有高压开关安装调试完毕，动作可靠；
5）要求送电用所有高压开关的隔离刀闸调整试验结束；
6）受电用开关与刀闸间相互闭锁试验结束，符合设计要求；
7）送电系统的继电保护按“定值通知单”整定完毕，动作正确可靠(包括线路保护、母线保护、启动变保护、6KV母线保护、低压厂用变及低压厂用电保护)；
8）送电用各开关的控制、信号、测量装置调试工作结束，传动试验正确；
9）UPS系统调试完毕，试验合格；
10）受电系统电气设备的名称、•编号、标志牌应清晰准确；
11）主控室、启动变、6KV盘间、380V盘间等有关受电设备周围，消防设施齐备，道路畅通，照明充足，通信设施齐全。
1.6 受电前准备工作
1）在6KV母线设备屏准备临时电压表一块（或万用表）；
2）将电厂母线电压二次出线从端子板上用临时电缆引至厂用电控制盘空端子板上，以便受电后作母线（启动变高压侧）与6KV母线二次定相；
3）根据实际情况在高压母线和6KV母线PT二次线圈上加装消谐装置，防止空负荷送电系统谐振；
4）故障录波器投入运行；
5）检查未投入使用的CT二次是否短接，PT二次是否断开；
6）受电线路对侧应装有可靠的临时保护；
7）电前线路应完成线路参数测试及一次定相工作。
1.7 受电程序
送电方式按两条线路，双母线单分段，一台启动变，两段6KV母线和一台低压厂用工作变，一台低压备用变进行。
1）线路受电；
2）升压站Ⅰ母线受电；
3）升压站Ⅱ母线受电；
4）高压启动变压器受电；
5）6KV母线受电；
6）低压厂用变及低压厂用电受电。
1.8 送电步骤及检查项目
1.8.1 线路受电（按照新建电厂两条线路考虑）：
1）检查受电线路母线侧隔离刀闸在断位；
2）检查受电线路开关在断位；
3）投入对侧线路充电保护；
4）通知线路对端空冲线路Ⅰ；
5）检查本侧线路Ⅰ出口PT电压及相序；
6）线路Ⅰ冲击5次，每次间隔5分钟；
7）线路对端空冲线路Ⅱ；
8）检查本侧线路Ⅱ出口PT电压及相序；
9）线路Ⅱ冲击5次，每次间隔5分钟。
1.8.2 升压站Ⅰ母线受电：
1）检查Ⅰ母线所有设备开关断位；
2）母联开关两侧刀闸在断位；
3）检查母联开关在断位；
4）检查Ⅰ母线PT二次开关（或熔断器）在合位；
5）合线路母线侧刀闸；
6）合线路开关空冲Ⅰ母线三次；
7）检查Ⅰ母线PT二次电压值及相序，并与线路PT进行二次定相。
1.8.3 升压站Ⅱ母线受电：
1）检查Ⅱ母线所有设备开关断；
2）断开线路开关使Ⅰ母线停电；
3）检查Ⅱ母线PT二次开关（或熔断器）在合位；
4）合母联开关两侧隔离刀闸；
5）合线路开关恢复Ⅰ母线送电；
6）投入母联开关充电保护；
7）合母联开关空冲Ⅱ母线三次；
8）检查Ⅱ母线PT二次电压值及相序，并与线路PT进行二次定相。
1.8.4 利用母联开关进行线路Ⅰ及线路充电至母线环并，检查保护及测量回路：
1）线路Ⅰ充电至母线Ⅰ，线路Ⅱ充电至母线Ⅱ；
2）合母联开关Ⅰ母线刀闸；
3）合母联开关Ⅱ母线刀闸；
4）合母联开关；
5）对端变电所调整运行方式，使线路Ⅰ、线路Ⅱ带负荷运行；
6）检查线路保护、母差保护、母联开关保护及所有测量电流回路数值及相位的正确性，并投入其保护装置。
1.8.5 高压启动变压器受电：
1）断开线路Ⅱ本侧出口开关（1ADA06GS003）及出口刀闸（1ADA06GS101），线路Ⅰ通过母线Ⅰ、母联开关带母线Ⅱ运行；
2）检查6KV备用进线开关在断位，试验位置；
3）检查6KV母线PT在工作位置，PT二次插头插入，二次开关（或熔断器）投入；
4）检查启动变冷却器停用；
5）检查启动变高压侧中性点接地刀在合位；
6）合启动变压器高压侧Ⅱ母线隔离刀闸；
7）投入启动变过流保护、瓦斯保护及压力失放保护；
8）合启动变开关，进行第一次送电，观察冲击电流；
9）检查启动变压器送电时有无异常现象；
10）检查启动变油温、一次电压、二次电压及一次电流；
11）如果启动变带有有载调压装置，检查有载调压装置的调压情况，即检查三相同步性，电压变化范围和规律；
12）检查启动变压器低压侧PT二次电压相位及相序；
13）确认启动变压器运行正常后，进行5冲击试验，每次间隔5分钟。
1.8.6 6KV母线受电：
1）检查 6KV 母线所有开关在开位，且开关小车在试验位置；
2）检查 6KV所有小车接地刀在开位；
3）将6KV母线备用工作进线开关推至工作位置，投入备用分支过流保护及过负荷保护；
4）合6KV母线备用工作进线开关，6KV母线送电；
5）检查 6KV 母线有无异常现象；
6）进行 6KV 母线电压、相序检查；
7）进行 6KV 母线与启动变高压侧Ⅰ母线（Ⅱ母线）二次定相。
1.8.7 低压厂用变及低压厂用电受电：
1）检查380V 工作母线所有负荷开关在断位；
2）检查低厂变低压侧开关（380V 工作段工作进线开关）在开位；
3）检查380V 工作母线电压互感器工作位置，二次保险合位；
4）投入低压厂用变压器电流保护；
5）将低压厂用工作变高压侧小车开关推入工作位置，合厂用变开关，冲击低厂变开关5次，每次间隔5分钟；
6）低厂变5次冲击无异常后，合380V 工作段工作进线开关，380V 工作段受电；
7）测量380V 工作段母线电压及相序，并与6KV备用段母线PT进行二次定相。
1.8.8 低压厂用备用变及380V备用段送电（与低压厂用工作变相同）。1.8.9 400V 工作段备用自投试验：
1）进行380V 工作段母线、380V 备用段母线一次定相；
2）利用380V 工作段与380V 备用段联络开关进行380V母线环并试验；
3）380V母线环并无异常后拉开380V联络开关；
4）投入备用自投开关（BK）；
5）用低厂变保护跳开低压厂用工作变高、低压开关；
6）380V 工作段与380V 备用段联络开关应能自动投入。
1.8.10 根据负荷情况依此检查、6KV系统、380V系统保护及测量回路是否正确，并及时投入。1.9 安全措施
1）送电前应由运行单位、施工单位及调试单位三方各派有关人员联合对电气一、二次设备进行仔细检查，以便提早发现隐患。
2）为确保送电的安全进行，远方操作投入运行的电气设备均由电厂运行人员负责操作，就地操作投入运行的电气设备由施工单位人员负责操作。所有操作均应严格执行有关操作规程。
3）送电期间应由安装单位派人对主要电气设备进行监护，一旦有异常应立即向现场指挥人员报告。
4）所有在带电设备上的试验工作须至少由两人来完成，并做好安全措施。
5）送电期间应有一定数量的专职消防人员及医护人员在场以应付可能出现的非常情况。
第四篇：厂用电监控系统ECMS
第八节 厂用电监控系统（ECMS）
2.8.1系统布置： 厂用电监控系统站控层设备，如工程师站、打印机等布置在集控楼控制室电气工程师站，服务器、网络交换机等网络设备布置在集控楼6.9米层电气工程师室内，机组及公用系统硬接线采集装置布置在集控楼6.9米层电气继电器室内；各房间均为无屏蔽、无静电措施房间，室内均装有空调，温度为18~30℃，湿度为40~70%。室内温度在-10~+50℃时，装置应能正常工作。厂用电监控系统前置层设备（通讯管理单元及其它网络设备）组屏布置在相应6kV或380V配电装置室内，与开关柜紧挨布置；厂用电监控系统现场前端设备（如综合保护测控装置、智能仪表等）安装在6kV或380V开关柜内。GPS系统天线安装在户外，GPS主时钟及时间同步信号扩展装置分别单独组屏，其中GPS主时钟屏需布置在220kV网络保护小室，其时间同步信号扩展装置（扩展时钟）屏布置炉前6.9米层电气继电器室内。220kV网络保护小室至炉前6.9米层电气继电器室的距离约有300米。
2.8.2系统概述 厂用电监控系统负责采集、处理电气系统信息，采用硬接线与现场总线相结合的方式接入DCS。参与联锁、控制的重要信号和控制指令采用硬接线与DCS连接；其它所有电气信息均通过通讯方式输入DCS系统。厂用电监控系统经过双冗余通讯服务器与DCS通讯进行连接。厂用电监控系统由单元机组厂用电监控系统和公用厂用电监控系统组成。单元机组厂用电监控系统接入单元机组DCS，公用厂用电监控系统通过冗余网络交换机与两台单元机组厂用电监控系统连接，并通过软、硬件闭锁措施仅能接受其中一台机组的厂用电监控系统的操作。单元机组厂用电监控系统采用分层分布式结构，网络结构采用三层设备双层网的形式。整个系统由主站层、通讯子站层、间隔层和连接主站层与通讯子站层的高速光纤以太网，以及连接通讯子站层与间隔层的现场总线构成。主站层设备负责整个系统的集中监控，由1台工程师兼操作员站、双机冗余配置的系统服务器、双机冗余配置的网络交换机、双机冗余配置的DCS接口机、SIS接口机、打印机以及其它网络设备组成，布置在集控楼6.9米层电气工程师室内，其中服务器屏和接口屏分别布置在集控楼6.9米层各机组电气继电器室内。前置层设备即通讯子站层，主要由安装于电气继电器室的多串口通讯服务器即公用接口机和安装在各配电装置内的双冗余通讯管理单元组成。具有数据处理及通讯功能，用以实现间隔层设备和站控层设备之间信息的“上传下发”，并监视和管理各测控单元等设备。通讯管理单元与监控主站采用双冗余的光纤以太网连接，与间隔层设备可根据设备情况采用ProfiBus或工业以太网进行连接。发电机变压器组保护装置、AVR、同期装置、故障录波、厂用电快速切换装置、柴油发电机组控制系统、直流系统以及UPS等，通过多串口通信服务器进行规约转换后与厂用电监控系统通信；6kV综合保护测控单元通过双以太网与通讯管理单元进行连接；380V断路器智能仪表和马达控制器通过单网ProfiBus现场总线与通讯管理单元连接。通讯管理单元根据监控对象分散设置，分别布置于各机组电气继电器室、6kV配电室和380V配电室内。
间隔层负责各间隔就地监控，间隔层设备主要由6kV综合保护测控单元、380V断路器智能仪表、380V马达控制器及网络接口设备（由卖方供货）等组成。间隔层测控单元通过双以太网或ProfiBus现场总线与通讯管理单元连接。站控层网络采用以太网，双网配置，网络拓扑结构采用全交换星型网状拓扑，其网络通讯不小于100Mbps，站控层所有设备之间（包括通讯管理单元）通过以太网传输信息。其中6kV配电装置通讯总线采用双以太网，380V配电装置采用Profibus。在同一配电室或继电器室内的设备间通讯介质应根据现场条件，在保证通讯速率的前提下采用屏蔽五类线或光缆；而站控层与间隔层之间及不在同一构筑物的间隔层之间的通讯介质采用光缆，为保证现场总线网络通讯速率满足系统实时性要求，总线通讯方式需采取特殊措施，保证重要信号如控制信号、报警信号等的实时性。
厂用电监控系统与DCS通讯采用双冗余以太网，通过接口计算机与DCS通讯高速公路接口：传输供运行监视用的如电流、功率、电度、各种保护动作、控制回路断线、装置故障等监视和报警信号，以及少量的供顺控用的如选择开关位置、小车（或抽屉）位置、弹簧未储能等控制用信号。对于厂用电监控系统采集的供电气系统分析管理的信息如各类保护整定值、故障时电流、电压波形等数据，送入厂用电监控系统的工程师站进行分析处理，不送入DCS，但可以通过独立的通讯接口送入SIS和MIS。站控层的系统服务器采用网络通讯协议标准的TCP/IP协议与DCS通讯，反映全系统数据信息的实时数据库和历史数据库设置在站控层系统服务器内。
公用厂用电监控系统在站控层通过冗余网络交换机与单元机组厂用电监控系统连接，并通过软、硬件闭锁手段只能接受一台机组控制系统的操作。2.8.3 系统功能 厂用电监控系统完成对发变组的监测、厂用电系统相关设备的监测、控制及向DCS等系统信息传送等各种功能： 2.8.3.1数据采集与处理
数据采集能通过现场（I/O）测控单元采集有关信息，检测出事件，故障，状态，变位信号及模拟量正常、越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括模拟量，数字量和脉冲量等。
1）模拟量包括电流、电压、有功、无功、频率、功率因数等电量和温度等非电量，采用交流采集方式，对不能实现交流采集的非电量可采用直流采集方式（如变压器温度等），并实现如下功能∶
a)定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数据库更新等。
b)越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，其报警信息应包括报警条文、参数值及报警时间等内容。c)追忆记录：对要求追忆的模拟量，能追忆记录事故前1分钟至事故后5分钟的采集数据。2）数字量采集包括断路器，隔离开关以及接地刀闸的位置信号，保护动作信号、运行监视信号等，并实现如下功能： a)定时采集：按扫描周期定时采集输入量并进行光电隔离，状态检查及数据库更新等。b)设备异常报警：当状态发生变化时，进行设备异常报警，其报警信息应包括报警条文、事件性质及报警时间。c)事件顺序记录（SOE）和操作记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号等需要快速反应的开关量，采用中断方式，并按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。3）脉冲量的采集包括有功电度和无功电度等，并实现如下功能： 能连续采集电度脉冲量，并能根据各回路PT、CT二次变比及脉冲电度表参数计算并转换为实际电度量进行累加，能对采集的电度量进行分时段和方向进行统计，当系统因故中断计量时，能进行人工置数以保证其电量累计的正确性，同时应有保护措施，不丢失原累积值，具有与相应模拟量平均值进行校核的功能。
2.8.3.2 监视和报警 能通过工程师站液晶显示器（TFT-LCD）对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，画面调用采用键盘、鼠标或跟踪球。a)监视 能通过LCD对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视。主要画面如下： 电气主接线图，包括显示设备运行状态、各主要电气量（电流、电压、频率、有功、无功）等的实时值 厂用电系统接线图 机组直流系统图 机组交流不停电电源（UPS）系统图 计算机监控系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示出计算机监控系统的设备配置、连 皖能马鞍山发电有限公司2³660MW机组集控运行规程 65 接状态。各种保护信息及报表 二次保护配置图，反映各套保护投切情况、整定值等 控制操作过程记录及报表 事故追忆记录报告或曲线 事故顺序记录报表 操作某一设备时，能够自动推出画面。趋势曲线图：对指定测量值，按特定的周期采集数据，并予以保留。保留范围30天，并可按运行人员选择的显示间隔和区间显示趋势曲线。同时，画面上还给出测量值允许变化的最大、最小范围。每幅图可按运行人员的要求显示某四个测量值的当前趋势曲线。棒状图 各种统计及功能报表，包括电量表、各种限值表、运行计划表、操作记录表、系统配置表、系统运行状况统计表、历史记录表和运行参数表等 定时报表、日报表、月报表 主要设备参数表 b)报 警 当所采集的模拟量发生越限，数字量变位及计算机系统自诊断故障时应进行报警处理。事故状态方式时，工程师工作站的LCD画面有相应的颜色改变并闪烁，同时有红色的报警条文，并可将报警信息发送至DCS。报警方式应分为两种：一种为事故报警，一种为预告报警，前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号，后者为一般性设备变位，状态异常信号，模拟量越限，计算机监控系统的事件异常等。事故报警和预告报警采用不同颜色，不同音响给以区别。对重要模拟量越限或发生断路器跳闸等事故时，自动推出相关事故报警图面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调。报警确认后，声音、闪光停止，但报警信息仍保存。对第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，同样处理，不覆盖第一次。报警装置可手动试验，试验阶段不丢失任何信息，不允许多个报警共用一个光字牌。2.8.3.3 控制和操作 控制方式分为二种：单元控制室控制（包括DCS控制及电气工程师工作站控制，工程师工作站控制方式仅在DCS未投入运行或检修调试时采用）；后备手动控制。系统具有控制室控制/后备手动控制的切换功能，系统还具有控制的软压板投退功能。a）单元控制室控制 厂用电监控系统能根据操作员输入的命令实现断路器正常操作，电源切换操作和其 66 它必要的操作。厂用电监控系统确保操作的合法性、合理性、安全性和正确性。操作控制的执行结果应反馈到相关设备图上，其执行情况也能产生正常（或异常）执行报告，能显示及打印。能实现操作出口的跳合闸闭锁，并发性操作闭锁及键盘操作时的权限闭锁，同时记录操作项目及时间等。b）后备手动控制 当厂用电监控系统站级控制层停运时，对厂用电源，可利用相应配电柜上操作设备进行控制；对起备变低压侧断路器，可在电气继电器室内的测控单元上实现一对一的操作，出口应配置有压板。c）操作功能 操作功能包括：状态显示功能，即操作人员可通过该功能了解系统的总体状态，查阅画面和报表并发送打印命令；操作权限限制功能，即系统可设置不同操作权限和口令，以防止非法使用及误操作；标牌功能，即系统可对监测对象加上反映其特征或内容的标牌，用于系统的画面显示和操作控制中；信息提示功能，即当操作不正确时，显示出错误提示信息并提供联机帮助；数据输入功能，即操作人员可在线输入数据，修改报表和编辑画面及参数数据；操作记录功能，即操作记录将存储各种操作信息，在进行操作时激活操作记录功能，另外可打印输出操作记录。操作正常执行或操作异常时均应产生控制操作报告。正常执行的报告内容有：操作前的控制目标、操作时间、操作内容，操作后的控制目标值等。操作异常的报告内容有：准备执行操作的时间和操作内容，引起操作异常的可能原因，是否需运行人员人工处理等。另外，当控制功能被停止或起动时，也产生报告。d）控制切换功能 系统具有以下控制切换功能：控制室/后备手动控制切换，任何时候只能允许有一种控制方式进行控制。在同一时间内，可将站内各受控设备分别置于控制室或后备手动控制方式。2.8.3.4 人机接口及管理功能 a）人机接口包括彩色屏幕显示器，功能键盘、汉字打印机。它不但为运行人员提供对电厂厂用电系统监控的各种手段，而且具有对监控系统在线自诊断，投、退设备的功能，其实现的功能如下： 面、一览表、测点索引 制操作命令
模拟量限值的修改
调画
对厂用电可控设备发出控
智能I/O模件、打印 日期和时钟的设置
测点的投退
机等监控设备的投退
各种参数的设置
报警确认和画面清闪 b）管理功能 管理功能能够通过站内网络实施，包括运行管理及数据库管理等。运行管理功能包括：设备管理、安全生产管理、运行记录管理等内容。运行人员可通过键盘输入的交互方式进行编辑、修改、检索、更新、显示和打印各设备的工况报告，内容包括：设备的运行、测试、接地、锁定等。设备管理包括对设备数据（包括设备资料、参数和运行历史等），运行人员可以进行修改、检索、显示和打印；电厂一、二次设备台帐及铭牌参数管理，并提供设备的检修周期管理（含设备的到期、预期提示）、检修记录、试验记录管理等。运行记录管理包括运行日志管理、运行专项记录、运行工作记录、运行报表管理、班组活动记录管理、报表打印管理等。2.8.3.5 统计计算 在线方式下，能按照数值变换和规定时间间隔不断处理和计算下述各项内容： 计，分时统计 计算 用电率
有功、无功，功率因数计算、功率总加
电度量的累 开关，保护动作次数的统计
监控设备、无功装置投退率
厂 变 机组发电量统计计算（含日、月、年最大、最小值及出现时间）
发电成本
发电机功率因素
设备的使用寿命计算
压器负荷率及损耗统计
主要设备运行小时数统计 能按用户要求生成周、月、季、年或用户自定义的统计时间段的上述所有统计功能
2.8.3.6 记录和制表打印 报表分成正常打印和异常打印，启动方式分为定时启动，人工启动和事件驱动。
定时启动：定时打印运行人员所需的各种报表，事件驱动：自动随如按时、值、日、月报表打印等。打印时间应可设定。
事件处理结果输出，包括：系统设备运行状态变位；测量值越限；遥控操作记录；系统操作记录；遥信记录；事件顺序记录，事件追忆记录。运行人员通过人机界面召唤启动打印已存的报表。
2.8.3.7 时钟同步 68 厂用电监控系统应设置卫星时钟同步接收系统，接受GPS系统提供的全球卫星定位系统GPS的标准授时信号，对厂用电监控系统等各有关智能设备的时钟进行校正。4.2.2.8 与继电保护装置、机组故障录波装置、直流系统、AVR、厂用电快切、微机自动准同期、UPS、DCS、SIS、MIS及发电厂报价系统等的接口功能。
2.8.4厂用电监控系统监控范围 电气进入电气厂用电监控系统及DCS系统监测和控制的对象主要有： 发电机—变压器组 其监测范围主要包括发电机—变压器组、发电机励磁系统以及同期装置等的保护动作信号、各设备的状态信号、异
召唤打印：由常运行信号以及各设备的主要电气参数等。b)高压厂用工作及备用电源 其监测对象主要包括高压厂用工作变压器及起动/备用变压器保护和自动装置的动作信号、各设备的的状态信号、异常运行信号以及各设备的主要电气参数等。c)主厂房内低压厂用变压器 主要对主厂房低压厂用变压器（包括汽机变、锅炉变、电除尘变、电除尘备用变、照明检修变、等离子点火变、公用变等）的保护装置动作信号、设备状态信号和有关电流、电度、温度等进行监测。d)辅助车间低压厂用变压器 对主厂房外辅助车间低压厂用变压器（包括化水变、循环水变、除灰变、厂前区变、脱硫变、输煤变等）保护装置动作信号、设备状态信号和有关电流、电度、温度等进行监测。e)PC至MCC电源线 对全厂内PC至MCC电源线的断路器的保护动作信号、设备状态信号进行监测。f)单元程控电动机 对单元机组程控电动机保护动作信号、设备状态信号及工作电流、电度等进行监测。g)保安电源 对保安电源系统各电源断路器和柴油发电机组的异常报警信号、保护动作信号和设备状态信号及主要电气参数进行监测，并可根据运行要求对保安电源系统各电源断路器的分、合及柴油发电机组的起停进行控制。h)直流系统 对直流系统的各设备运行状态和报警信号及系统的主要运行参数进行监测。i)交流不停电电源等 对交流不停电电源系统的各设备运行状态和报警信号及系统的主要运行参数进行监测。为完成上述电气控制功能所必需的电气信息量包括：模拟量有电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数、有功电能、无功电能等电量和温度等非电量；开关量有断路器、皖能马鞍山发电有限公司2³660MW机组集控运行规程 69 隔离开关以及接地开关的位置信号、继电保护装置动作及报警信号、运行监视信号及有载调压变压器分接头位置信号等。上述信息均以通讯方式送厂用电监控系统，送DCS信号除部分重要信息采用硬接线外，其余均经厂用电监控系统以通讯方式送入。2.8.4.2辅助车间电源开关控制如下： 全厂所有低压厂用变压器的6kV电源开关，全部在单元控制室DCS系统中集中控制。（进入ECMS监测）主厂房内所有低压厂用变压器（包括汽机变、锅炉变、电除尘变、电除尘备用变、照明检修变、等离子点火变、公用变等）的0.4kV电源开关（包括变压器0.4kV侧断路器、PC分段断路器，PC至MCC的馈线断路器），全部在单元控制室DCS系统中集中控制，采用硬接线与通讯相结合的方式。（进入ECMS监测）辅助车间低压厂用变压器（包括化水变、循环水变、除灰变、厂前区变等）的0.4kV电源开关（包括变压器0.4kV侧断路器、PC分段断路器，PC至MCC的馈线断路器），全部在单元控制室DCS系统中集中控制。采用硬接线与通讯相结合的方式。（进入ECMS监测）码头变的0.4kV侧电源开关，由于距离较远，信号进入就地PLC控制站，在单元控制室的辅控网控制。灰场变10kV和400V侧电源开关，由于距离较远，在就地控制。包括输煤变的0.4kV侧电源开关，在输煤程控中控制，并通过通讯方式接入厂用电监控系统。脱硫岛的6kV电动机、低压电动机和低压厂用电系统在脱硫DCS系统中控制。在脱硫岛设置一台通信管理机，对脱硫系统的厂用电进行监测。码头的6kV电动机、低压电动机和低压厂用电系统在码头的输煤程控系统中控制。脱硫系统中的6kV电动机的6kV电源开关在脱硫DCS系统中监测和控制。（不进ECMS监测）输煤系统中的6kV电动机的6kV电源开关在输煤程控系统中控制。2.8.4.3全厂电动机控制如下： 主厂房汽机、锅炉电动机进DCS监控，其它电气管理信号进ECMS监测。辅助车间PC电动机进相应程控系统监控，电气管理信号进ECMS监测，辅助车间MCC电动机进相应程控系统监控，不进ECMS监测。2.8.5设备配置方案 站控层设备 1）每台机组设服务器屏1面，包括服务器2套，显示器1台，磁盘阵列1套，集线器2个，含德国HSM公司MS系列工业以太网交换机2台，光纤转换器件、附件若干及其它外围设备；全厂共2面服务器屏，分别布置于集控楼6.9米层各机组电气继电器室内。2）每台机组设接口设备屏1面，包括接口计算机2套，显示器1台，光纤支架若干，根据需要配置测控装置及通信管理机数量；全厂共2面接口设备屏，分别布置于集控楼7.5米层各机组电气继电器室内。
3）公用接口设备屏1面，含德国HSM公司RS20系列工业以太网交换机2台，以及光纤转换器件及附件若干，并根据需要配置测控装置及通信管理机数量；全厂共1面公用接口设备屏，布置于集控楼6.9米层#2机电气继电器室内。前置层设备 用于与6kV和380V设备的通讯管理机的组屏原则为：在主厂房6kV配电间1面/机，6kV配电间汽机PC及MCC段1面/机，电气继电器室、锅炉PC及MCC段、保安PC及MCC段、公用PC、电除尘PC段等1面/机，供气中心6kV公用段及输煤PC段1面，循环水泵房PC段、码头PC段、脱硫PC段及除灰PC段1面，全厂共计8面通讯管理机屏。第九节 网络监控系统（NCS）2.9.1系统概述 网络计算机监控系统站控层操作员站布置在集控楼13.7米层控制室内；工程师站、打印机等布置在集控楼6.9米层电气工程师站；光纤接口柜；系统服务器、网络交换机、通信接口装置等站控层网络设备及机组、起备变测控装置布置在集控楼6.9米层机组电气继电器室内；220kV线路测控柜、220kV母线及公用测控柜、220kV发变组及起备变进线测控柜、220kV保护管理机、远动通信设备等布置于220kV网络继电器室内。220kV系统保护与控制分开组屏。系统采用分层分布式结构，系统结构采用“双层设备单层网”形式。站控层网络应采用1000M/100M冗余光纤以太网。站控层设备负责整个系统的集中监控，布置于集中控制室及电气工程师室内，由双重冗余配置的2台系统服务器、2台操作员工作站、1台继电保护兼工程师站、1台公用接口设备、2台打印机、4台网络交换机及网络接口设备等组成。间隔层负责各间隔就地监控，间隔层设备主要由间隔测控单元及网络接口等设备组成，并应适用于安装在配电装置中的网络继电器室内运行。网络计算机监控系统主网采用双光纤以太网结构，以太网的网络拓扑采用全交换星型网状拓扑，双网互为备用，其网络通信速率应满足系统实时性要求。交换机至间隔层网络应不小于100M。交换机至站控层各设备之间网络应不小于1000M，并与服务器的端口模式匹配，以保证数据吞吐速率。每台测控装置都采用以太网接口，间隔层屏间的连接采用多模光纤或者五类线，网络继电器室到集控楼之间的冗余的网络连接应分别采用两根独立的光缆。反映全厂网控系统数据信息的实时数据库和历史数据库设置在系统服务器内。2.9.2系统功能 监控系统完成对220kV升压站及发变组、起备变相关设备的监测、控制及远动信息传送等各种功能，还具备实现电厂侧自动发电控制(AGC)功能。2.9.2.1数据采集与处理 皖能马鞍山发电有限公司2³660MW机组集控运行规程 71 数据采集能通过现场（I/O）测控单元采集有关信息，检测出事件，故障，状态，变位信号及模拟量正常，越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括模拟量，数字量和脉冲量等。1）模拟量包括电流、电压、有功、无功、频率、功率因数等电量和温度等非电量，卖方采用交流采集方式，对不能实现交流采集的非电量可采用直流采集方式（如变压器温度等），并实现如下功能∶ a)定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数 据库更新等。b）越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，其报警信息应包括 报警条文、参数值及报警时间等内容。c)追忆记录：对要求追忆的模拟量，应能追忆记录事故前1分钟至事故后5分钟的 采集数据。2）数字量采集包括断路器，隔离开关以及接地刀闸的位置信号，保护动作信号、运 行监视信号等，并实现如下功能： a)定时采集：按扫描周期定时采集输入量并进行光电隔离，状态检查及数据库更 新等。b）设备异常报警：当状态发生变化时，应进行设备异常报警，其报警信息应包括 报警条文、事件性质及报警时间。c）事件顺序记录（SOE）和操作记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号等需 要快速反应的开关量应采用中断方式，并按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。3)脉冲量的采集包括有功电度和无功电度等，并实现如下功能： 应能连续采集电度脉冲量，并能根据各回路PT、CT二次变比及脉冲电度表参数计算并转换为实际电度量进行累加，应能对采集的电度量进行分时段和方向进行统计，当系统因故中断计量时，应能进行人工置数保证其电量累计的正确性，同时应有保护措施，不丢失原累积值，具有与相应模拟量平均值进行校核的功能，穿越潮流功率的电度量应分别统计。2.9.2.2监视和报警 能通过LCD对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，画面调用采用键盘或鼠标。1)监视 能通过LCD对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视。主要画面如下： a）电气主接线图，包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)等的实时值 b）直流系统图 c）交流不停电电源(UPS)系统图 72 d）计算机监控系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示出计算机监控系统的设备配置、连接状态。e）各种保护信息及报表 f）二次保护配置图，反映各套保护投切情况、整定值等 g）控制操作过程记录及报表 h）事故追忆记录报告或曲线 i）事故顺序记录报表 j）操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面 k）操作某一设备时，能够自动推出画面。l）趋势曲线图：对指定测量值，按特定的周期采集数据，并予以保留。保留范围30天，并可按运行人员选择的显示间隔和区间显示趋势曲线。同时，画面上还给出测量值允许变化的最大、最小范围。每幅图可按运行人员的要求显示某四个测量值的当前趋势曲线。m）棒状图 各种统计及功能报表，包括电量表、各种限值表、运行计划表、操作记录表、系统配置表、系统运行状况统计表、历史记录表和运行参数表等 n）定时报表、日报表、月报表 o）系统调度通道分配简图 p）主要设备参数表 2)报 警 当所采集的模拟量发生越限，数字量变位及计算机系统自诊断故障时进行报警处理。事故状态方式时，公用事故报警立即发出音响报警，主机/操作员工作站的LCD画面上有相应的颜色改变并闪烁，同时有红色的报警条文。报警方式应分为两种：一种为事故报警，一种为预告报警，前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号，后者为一般性设备变位，状态异常信号，模拟量越限，计算机监控系统的事件异常等。事故报警和预告报警采用不同颜色，不同音响给以区别。对重要模拟量越限或发生断路器跳闸等事故时，自动推出相关事故报警图面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。同时提供语音报警。事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调。报警确认后，声音、闪光停止，但报警信息仍保存。对第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，同样处理，不覆盖第一次。报警装置可手动试验，试验阶段不丢失任何信息，不允许多个报警公用一个光字牌。2.9.2.3 控制和操作 控制方式分为二种：电厂控制室操作员工作站控制，间隔测控屏或测控装置后备手动控 74 测点的投退 数的设置
智能I/O模件、打印机等监控设备的投退
各种参 操作票的显示，在线编辑和打印 报警确认和画面清闪 2)管理功能 管理功能能通过站内网络实施，包括编制和调用操作票、运行管理及数据库管理等。监控系统能在显示器的一次接线图上进行模拟操作后，自动生成操作票（包括二次部分和压板的投退），还可通过交互式编辑生成。操作票的内容包括标题，编号，时间等一般信息和操作执行条文。操作执行条文由命令，设备名，操作信息等构成。操作票自动生成系统应具有权限管理和培训功能。运行管理功能包括：设备管理、工作票管理、安全生产管理、运行记录管理等内容。运行人员可通过键盘输入的交互方式进行编辑、修改、检索、更新、显示和打印各设备的工况报告，内容包括：设备的运行、测试、接地、锁定等。设备管理包括对设备数据(包括设备资料、参数和运行历史等)，运行人员可以进行修改、检索、显示和打印；升压站一、二次设备台帐及铭牌参数管理，并提供设备的检修周期管理（含设备的到期、预期提示）、检修记录、试验记录管理等。运行记录管理包括运行日志管理、运行专项记录、运行工作记录、两票信息管理、运行报表管理、班组活动记录管理、报表打印管理等。2.9.2.5 同期及防误操作功能 网络计算机监控系统同期方式为分散同期方式，所有220kV断路器均为同期检测点。同期检测部件检测来自断路器两侧的母线PT及线路PT的输入电压的幅度、相角及频率的瞬时值，实行自动同期捕捉合闸。对所有220kV线路、母联断路器，同期电压接入的允许条件应由监控系统实现，并能显示出电压抽取点。当两侧均无电压或一侧无压时，允许合闸，当两侧有电压时，需满足同期条件才允许合闸。进行合闸操作时，操作画面能显示同期点两侧电压、频率。设有同期操作选择，当选择同期操作时一侧无压闭锁操作。监控系统能对需要同期操作的断路器进行“检无压”、“检同期”及“捕捉同期”三种功能的选择，实现断路器合闸，其中“检同期”及“捕捉同期”二种功能由操作人员在操作员工作站上人工设定。同期装置至少具有压差、相差、频差、提前时间、滑差等整定接口。监控系统能实现断路器、隔离开关及接地刀闸正常操作的“防误”闭锁。防误闭锁具有间隔层闭锁及后台软件闭锁功能。2.9.2.6 统计计算 在线方式下，能按照数值变换和规定时间间隔不断处理和计算下述各项内容：
有功、无功，功率因数计算、功率总加 皖能马鞍山发电有限公司2³660MW机组集控运行规程 75 计
电度量的累计，分时统计
开关，保护动作次数的统 监控设备、无功装置投退率计算 机组发电量统计计算（含日、月、年
厂用电率
发电成本
发电机功率因素 最大、最小值及出现时间）
设备的使用寿命计算
线损管理计算
变压器负荷率及损耗统计
主要设备运行小时数统计 时间及合格率统计
母线电能量平衡、母线电压运行参数不合格
能按用户要
日、月、年最大、最小值及出现时间
求生成周、月、季、年或用户自定义的统计时间段的上述所有统计功能 2.9.2.7 记录和制表打印 报表分成正常打印和异常打印，启动方式分为定时启动，人工启动和事件驱动。
定时启动：定时打印运行人员所需的各种报表，如按时、事件驱动：自动随事件处理值、日、月报表打印等。打印时间应可设定。
结果输出，包括：系统设备运行状态变位；测量值越限；遥控操作记录；系统操作记录；遥信记录；事件顺序记录，事件追忆记录。
召唤打印：由运行人员通过人机界面召唤启动打印已存的报表。2.9.2.8 对时功能 监控系统设置独立的内部时钟,其误差每24h不超过±5s,并且提供外部时钟同步接口，系统服务器对时接口采用串行口对时或NTP/SNTP网络同步时间对时，间隔层测控装置留有IRIG-B或脉冲对时接口。接口包括分脉冲硬接线对时接口及串行对时接口。采用IRIG-B码作为对时信号源,监控系统对时误差<1s。6.2.9 与站内电量计费系统、继电保护装置、故障信息管理子站、安全自动装置、直流系统、SIS、MIS、发电厂报价系统等的接口功能。计算机监控系统具有与站内电量计费系统、继电保护装置、故障信息管理子站、安全自动装置、直流系统、发电厂报价系统、SIS、MIS及通信装置等的接口功能，传输规约采用国际标准。其接口方式包括：接点方式（如保护装置等的重要信号）、串口通信方式（如保护装置等的大量信号）和以太网TCP/IP协议通信方式。对于有一直在线上位机的系统，采用以太网TCP/IP协议通信方式，由该系统上位机通过站控层以太网和计算机监控系统进行通信。76 计算机监控系统具有如下的通信接口软件： 微机保护装置的通信接口（通过保护管理机实现）口（通过公用信息接口装置实现）息接口装置实现）现）
与
GPS对时系统的通信接
与电能计量系统的通信接口（通过公用信
与安全自动装置的通信接口件（通过公用信息接口装置实
与厂 与智能直流系统的通信接口（通过公用信息接口装置实现）
级计算机监控系统（SIS）的通信接口（通过工业级工作站实现）障录波系统的通信接口（通过公用信息接口装置实现）的的通信接口驱动软件（通过串口或网络方式实现）系统的通信接口驱动软件（通过串口或网络方式实现）的通信接口驱动软件（通过保护信息接口装置实现）
与集中故
与发电负荷调度系统 与自动电压控制(AVC)与发电厂报价系统的 与功角监测装置PMU的通信接口软件（通过公用信息接口装置实现）2.9.2.10电能量管理 计算机监控系统能实现电能量管理、计量等功能。2.9.2.11实时在线自诊断及冗余管理： 1）自诊断 系统能在线诊断监控系统中各设备的故障和软件运行情况，能在软件运行时对其软件的进程号进行监视。在系统的硬件或软件或网络发生异常或故障时，应能发出告警信号并提供相关信息。2）自动切换 主机无论硬件、软件发生故障时，发出报警，同时进行主备机自动切换。3）自启动 系统具有看门狗和电源检测硬件，系统在软件死锁、硬件出错或电源掉电时，能够自动保护实时数据库和历史数据库。在故障排除后，能重新启动并自动恢复正常运行。4）再启动 当出现供电电源故障时，计算机有秩序地停止工作，电源恢复时能自动地重新启动。2.9.2.12 维护功能和远方登录服务功能 通过继电保护/工程师工作站对系统进行诊断、管理、维护、扩充等工作，对各种应用功能运行状态的检测及自动控制功能的起动停止等。还能接受调度端的远方登录服务。2.9.2.13五防及专家系统
运行操作指导：能对典型的设备异常或事故提
出操作指导意见，编制设备运行技术统计表，并推出相应的操作指导画面。
事故分析检索∶对突发事件进行分类检索并尽可能提供相关分析和事故处理意见，以及对典型事故的事故指导画面。
在线设备分析∶对主要设备的运行记录和历史记录数据进行分析，提出设备安全报告和检修计划。
自动操作票：根据运行要求自动开列操作票。
仿真培训：提供电气系
防误闭锁逻辑：负责全站设备操作的防误闭锁逻辑
统有关布置，接线，运行及维护等方面的模拟，通过相应的操作培训画面对运行人员进行离线操作培训。
性能计算及经济性分析。2.9.2.14与远动及调度自动化系统的接口 2.9.2.14.1 远动设备配置 为实现资源共享，同时兼顾“直采直送”的要求，升压站及机组远动信息由远动主站直接取自计算机监控系统数据库而不经过任何中间处理以满足远动信息的实时性要求。为保证AGC信号的可靠性，此部分信号不经过站控网而直接通过远动主站与相关系统（DCS、DEH等）经硬接线连接。远动通信装置采用双机冗余配置，互为热备用，2台装置间设切换设备。2.9.2.14.2 远动系统功能 1）远动信息、主要技术参数、信息传输方式和通道，满足电网调度实时性、安全性、可靠性及实用化要求。数据处理方式符合远动通信的要求。远动通讯规约应满足调度主站的要求，建立规约库，能与现有的省调和马鞍山地调调度自动化系统进行通信。能将电厂内采集的调度所需要模拟量，数字量，脉冲信号进行收集，转发处理和传送功能，并行一个调度主站的控制命令）的功能。对遥信变位信号要求优先传送。当设备位置状态发生变化且未被调度端确认时，遥控命令应予以闭锁。2）远动通信装置的功能： a）远动终端的制式与调度端主站端系统相适应； b）远动终端为装置型，数据存储不采用硬盘，采用电子盘，操作系统采用嵌入式多任务实时操作系统； c）具有数据采集、转换和处理模拟量、数字量并将其向调度主站传送的功能； d）具有接收和处理遥控命令，设定命令的功能，遥控操作具有返送校核功能； e）具有可通过串行口接入其它IED设备的信息； f）具有可支持多个调度主站多规约可编程通信功能； g）具有与调度主站进行网络通信的接口，可通过广域网实现与调度主站端的数据通信； h）可接收调度的对时命令或GPS时钟信息。i）具有遥测越死区传送，遥信变位传送，事故优先功能； j）具有自检自调，失电保护功能及失电后自启动功能； 78 k）支持主备双通道，当主通道故障后能手动和自动切换至备用通道； l）远动终端组态方便且具有在线远方诊断、远方下载、远方配置文件及远方修改参数等功能； 3）电厂侧自动发电控制（AGC）按调度端通过远动通道与网络计算机监控系统的数据采集通信装置交换信息，并向数据采集装置下达机组出力调节命令的方式。与DCS的连接采用硬接线方案。AGC具有错误指令的判别、保护功能，能设置机组调节上、下限值，升、降负荷限制。能将接收到的AGC的下行信息返回调度端。系统还具有AGC的运行统计功能。调度中心远方控制命令通过远动通信装置自动执行对各发电机组的AGC调节。能进行调度中心/DCS控制方式选择（对AGC功能），通过上述方式选择，确保在同一时间里每个电气设备 只有一种控制方式有效。选择方式能以硬接点方式发出信号。
第五篇：倒送厂用电问题
倒送厂用电
顾名思义，“倒送电”就是反送电过程送电；电厂送电是将电厂发出的电向系统送电，“倒送电”就是从系统向电厂送电。
出现“倒送电”的过程，主要是基于下面三个原因：
一个是电厂基建过程中，需要临时电源，有时这个电源会需要的很大，特别是在建设的后期，在建厂时修建的临时电源会不够用，就会从系统通过送电线路将电倒送过来，通过电厂的T0变压器进行供电；
二是在电厂发电并网的时候，也需要将系统的电先倒送过来，然后调整发电机的励磁，使之与系统“同步”，然后并网发电；同时在电厂发电之前，需要将电厂的辅助设备先运转起来，由于此时发电机还未发电，不能提供电源，这个电源就只能通过系统“倒送电”来完成；
三是在电厂检修的时候，也处于不发电的时候，同样需要用“倒送电”的方式，解决电厂检修电源的问题。
发电厂升压站反送电
一次设备绝缘、试验、二次保护、装置、仪表精度、定值、连锁闭锁、接地、地网、线路试验都合格。
有启备变的，发电机变压器组出口刀闸断开、高厂变低压侧开关在检修位。没有启备变，由高厂变兼做启备变的，发电机出口开关断开，由主变—高厂变反送厂用电。
送电必须由电网定相、核相。定相要一相一相来。
一般情况下，倒送电都是从网上先送倒电厂的升压站，然后倒送厂用系统。升压站倒送电要调度部门下令，但电厂必须提前将设备的命名情况提交调度，由调度编制充电方案。倒冲前，电厂要完成线路及母线的保护的调试以及CT、PT的通流、通压试验，线路充电三次，第一次不带重合闸。母线充电结束后带电试运２４小时，升压站带电后，给启备变充电，变压器充电５次，每次间隔５分钟，以此来检查变压器的保护极性和机械强度，并检查其保护与母差保护极性是否一致。启备变充电结束后给厂用系统充电，全部带电后试运２４小时正常后结束。
没有启备变时，发电机出口有断路器，发电机出口设置断路器，就没有厂用电切换了。
1.发电机有出口断路器或负荷开关时，提供备用厂用电的变压器通常叫高备变，倒送电可由升压变或高备变承担；
2.发电机没有出口断路器或负荷开关时，提供备用厂用电的变压器通常叫启备变，倒送电由启备变承担。
倒送厂用电失败,请高手进来帮忙分析各种原因！！我厂6KV母线的备用电源为35KV进线经过起备变,变为6KV作为我厂6KV母线的备用电源,今天在做倒送厂用电试验的时候,先做的起备变高压侧开关的冲击试验,经过两次冲击试验合格后,将起备变与起备变高压侧开关连接起来做起备变的冲击试验(起备变低压侧开关在试验位置),没想到在做起备变冲击试验的时候,高压侧开关一合上就跳开,上去检查保护(保护为南自的),没发现任何保护动作.奇怪啊！按说起备变高压侧开关跳闸都要有保护动作跳闸,但保护没动作怎么会把开关跳开,检查开关控制回路,也没发现任何问题.难道变压器自身有毛病?但就算变压器有问题,也应该有保护动作才能跳开高压侧开关啊.起备变保护在昨天晚上做完了试验,就投了三个保护:差动,过流,复压闭锁.请大家都来分析下.另外还有个问题：起备变高压侧35KV进线的PT二次中性线接了个击穿保险接地，在查找问题过程中发现不知道什么时候保险被击穿了。请问PT二次B相接地不就是为了防止一次电压蹿入二次的吗，为什么要在二次侧再加一个击穿保险接地呢？
回复：
击穿保险是在b相二次保险熔断的时候保护二次设备和人身的。高压窜入低压后,应该通过B相接地,释放一次侧的高压吧,如果二侧保险熔断后则二次侧无法释放一次侧的高压,只能通过击穿保险击穿后对地释放一次窜入二次的高压吧 是不是这样??
开关一合就跳的问题,昨天晚上做了全面的试验,现在可以排除的是保护装置没问题,保护整定及保护出口没问题,保护传动实验从CT跟部做的试验,也能正常跳开关,说明从CT跟部开始加差动电流,电流能正常传送到保护装置,且装置能正常动作于开关跳闸,可为什么一接上变压器合开关就跳而且不发任何保护动作信号呢?纳闷死了...现在的情况是变压器高压侧开关冲击的时候开关正常,但一接上变压器做变压器冲击试验的时候,高压侧开关一合就跳.希望曾经遇到过这种情况的师傅给与解释,还有什么情况能造成这种情况呢??
高压窜入低压后,应该通过B相接地,释放一次侧的高压吧,如果二侧保险熔断后则二次侧无法释放一次侧的高压,只能通过击穿保险击穿后对地释放一次窜入二次的高压吧 是不是这样?? 感谢常开常闭和我是技校生的解答 就是这样的!我感觉还是保护的问题,可不可以依次退出保护，试验合闸，差动保护躲不过励磁涌流的可能性最大！
就是这样的!我感觉还是保护的问题,可不可以依次退出保护，试验合闸，差动保护躲不过励磁涌流的可能性最大！差动保护躲不过励磁涌流,那差动保护一定动作,差动保护里面有个励磁涌流判据,是根据励磁涌流的二次偕波和波形的连续性进行判断是否为励磁涌流的,如果差动保护判倨躲不过励磁涌流,则差动保护一定的动作的,呵呵
目 录
1.编制目的 2.编制依据 3.调试质量目标
4.系统及主要设备技术规范 5.调试范围
6.调试前应具备的条件 7.调试工作程序 8.调试步骤 9.安全注意事项 10.附录
附录1.调试质量控制点
附录2.调试前应具备的条件检查清单
附录3.主变倒送电技术交底会记录 附录4.主变倒送电一次系统示意图
1编制目的
1.1为了指导及规范系统及设备的调试工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行，特制定本方案。1.2检查电气设备与微机监控单元之间的联络情况，确认其通讯传输可靠。1.3检查设备的性能及系统运行情况，发现并消除可能存在的缺陷。
1.4对发变组系统的调试项目、程序步骤、各环节的性能试验过程进行控制，使其全面满足系统安全、可靠、稳定运行的要求。2编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）2.3《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）
2.4编制依据中《电力设备预防性试验规程》DL/T596—93，应为—96 2.5《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150－2006 2.6《继电保护和安全自动装置技术规范》 GB14285－2006 2.7《电力建设安全工作规程》（第一部分：火力发电厂）DL5009.1-2002 2.8《火电机组达标投产考核标准》（2006年版）
2.9《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发[2002]589号。2.10 有关行业和厂家的技术标准。
2.11设计图纸、厂家图纸、说明书及相关技术资料 2.12河南省电力公司文件 豫电〔2004〕1037号 3调试质量目标：
符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关励磁系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。
专业调试人员、专业组长应按附录1（调试质量控制点）对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。4系统及主要设备技术规范 4.1系统简介
义马环保电厂机组接线方式为发电机-变压器组单元接线方式两回220KV出线至220KV义马开关站。厂用工作电源由厂高变接入6KV段。电力变压器进行冲击合闸试验是电力变压器试验的一个重要项目，主要是考验变压器在冲击合闸时产生的励磁涌流是否会使差动保护误动作。主变倒送电的目的在于缩短机组整套启动阶段电气试验所占用的时间，提早发现电气一次系统问题，以便尽早处理；检查主变高低压侧一、二次系统安装及调试的正确性；提前检查发电机各组PT变比、相序及有关表计的正确性；检查发电机同期回路接线及表计指示的正确性；6KV厂用工作电源与备用电源同期定相检查。
为此特根据有关规定编制本措施，以便于更好地完成主变冲击合闸试验和倒送电试验。4.2 主要设备技术规范 4.2.1 发电机
型号：QF-155-2 发电机额定容量：182MVA 额定有功功率：155MW 额定励磁电压：292V 定子额定电压：13.8KV 额定频率：50HZ 额定功率因数：0.85 额定转速：3000转/分 冷却方式：空冷
相数：3 励磁方式：机端变自并励静止可控硅整流励磁 制造厂家：武汉汽轮发电机厂 4.2.2 主变压器
型号：SFP9-180000/220 额定有功功率：180MVA 额定电压：242±2×2.5%/13.8KV
组别：YN，d11 阻抗：U=14% 4.2.3 厂高变
型号：SF9-25000/13.8 额定有功功率：25MVA 额定电压：13.8±2×2.5%/6.3KV
组别：D，D0 阻抗：U=10.5% 5调试范围
5.1 主变系统二次回路检查；
5.2 发变组断路器二次回路检查及传动试验； 5.3 倒送电电气设备调试与ECS通讯调试； 5.4 发变组电压、电流二次回路检查； 5.5 厂用进线开关的二次回路检查及传动试验； 5.6 发变组保护装置的静态试验； 5.7 高厂变系统二次回路检查； 5.8 发变组同期系统静态调试； 5.9 快切装置静态调试； 6 调试前应具备的条件
系统调试工作正式开始以前，调试人员应按附录2（调试前应具备的条件检查清单）所列内容对本系统调试应具备的条件进行全面检查，并做好纪录。
220KV线路带电工作已结束，已投入正式运行。6.1电气、热控应具备的条件
6.1.1 倒送电试验所涉及的一、二次电气设备的安装、调试工作已全部结束，经有关部门验收，符合有关标准、规定、规范的要求，具备受电条件。6.1.1.1 1＃主变、1＃高厂变本体及其冷却系统、1＃主变中性点的一、二次安装、调试工作已结束。6.1.1.2 1＃发电机同期系统及二次回路检查调试工作已结束。6.1.1.3 1＃发电机PT柜的安装与试验工作应结束。
6.1.2 倒送电试验所涉及设备的继电保护整定已按调度和电厂的有关定值通知单整定完毕，试验记录齐全，并经审查确认无误。6.1.3 1＃主变压器、1＃高厂变保护、信号已经过模拟传动试验，且正确可靠，符合设计要求。6.1.4 1＃主变、1＃高厂变调压档位已按调度要求整定，并已测量整定档位的直流电阻合格，记录齐全。6.1.5 1＃主变、1＃高厂变油质试验合格，其事故排油坑、消防设施应具备投运条件。6.1.6 所有涉及设备的指示、测量仪表检验完毕，符合设计要求。6.1.7 安装的临时设施已全部拆除，电气设备有明确标志，通讯设备完备。6.1.8 将主变中性点接地刀闸置于合闸位置且加锁。
6.1.9 可靠断开发电机出口与母线之间的伸缩节，并挂警告牌。6.1.10可靠断开励磁变高压侧软连接，并挂警告牌。6.1.111＃主变、1＃高厂变瓦斯继电器已放过气。
6.1.12倒送电试验涉及的电气一次设备绝缘电阻已经过测试，符合规程要求。6.1.13确认发变组所有隔离刀闸及断路器均处于断开位置。
6.1.14确认主回路接地刀闸处于断开位置，并加锁，挂“禁止合闸”警告牌。6.1.15倒送电试验中有关定值的改动按调度令执行。
6.1.16试验人员应准备好有关图纸、资料和试验记录表格以备查用。6.1.17确认二次电流回路无开路，二次电压回路无短路现象。6.2土建应具备的条件
6.2.1试运现场道路畅通照明充足，事故照明可靠。6.2.2试运现场通讯设备方便可用。6.2.3备有足够的消防器材。6.3其它应具备的条件
6.3.1配备足够的检修人员（包括电气、热工人员）和经过培训合格上岗的运行人员。6.3.2准备必要的检修工具和材料。6.3.3准备好运行用的工具和记录表格。7调试工作程序
调试工作可按如下所示流程图进行：
8调试步骤
8.1 投入1＃主变、1＃高厂变及ⅠA、ⅠB分支的各主保护，后备保护，及非电量等保护且能可靠跳出口断路器。8.2 将1＃主变、1＃高厂变冷却系统投入运行。
8.3 派专人就地监视1＃主变压器、1＃高厂变运行情况，若有异常，立即报告。8.4 确保启备变及厂用电不失电。8.5 向中调申请，准备对1＃主变、1＃高厂变进行冲击试验。
8.6（确认铬221、铬221甲、铬221甲地、Ⅰ铬砥1地在分闸位置），接中调令后，合上空母线侧刀闸，确认已合好。送上发变组出口开关操作保险，合上发变组出口开关，对1＃主变、1＃高厂变进行第1次冲击合闸试验，观察1＃主变、1＃高厂变有无异常现象，并记录冲击电流值。8.7 第1次冲击合闸后，稳定运行15分钟，若无异常现象，可进行第2次主变、高厂变冲击合闸试验，第一次至第二次间隔10分钟，其它每次冲击间隔5分钟。
8.8 第3次冲击时，可带1＃发电机出线母线进行冲击试验。
8.8.1 确认1＃发变组开关处于断开位置，取下1＃发变组出口开关操作保险，并挂“禁止合闸”警告牌。8.8.2 检查1＃发电机PT一、二次保险完好，推入1＃发电机PT小车，并派专人就地监视PT运行情况。
8.8.3送上1＃发变组出口开关操作保险，合开关，对1＃主变、1＃高厂变及1＃发电机出口母线进行第三次冲击合闸试验，观察母线及发电机PT有无异常现象。
8.8.4 第3次冲击合闸后，若无异常现象，即可在1＃发变组保护屏、励磁调节器屏、电度表屏、故障录波屏、变送器屏及PT柜就地端子箱测量并记录发电机各组PT二次电压值，并检查相序及有关表计指示是否正确。一切正常后，方可进行第4次冲击合闸试验，8.8.5第5次冲击合闸后，顺序投入同期系统，在微机自动准同期装置观察电压差、频差指示是否正确，应指示同步点。8.9 厂用分支工作/备用电源定相试验及备用电源快切试验 8.9.1送上厂用进线上侧开关操作保险，远操合上厂用进线开关。
8.9.2检查厂用进线上侧开关柜内切换用PT二次电压幅值、相位，并与6KV段母线PT进行核相，结果应正确。8.9.3 将下侧开关拉出间隔，准备进行工作/备用电源一次核相。
8.9.4分别在下侧开关柜上下端口用10KV PT或核相棒对厂用工作电源和备用电源进行一次定相，要求试验人员带绝缘手套，穿绝缘靴，保持注意力高度集中。
8.9.5确认电压相位正确后，将下侧开关小车开关推至“工作”位置，并给上操作保险。8.9.6确认1＃厂高变及ⅠA分支所有保护已投入。
8.9.7在ECS画面上设置ⅠA分支快切装置为并联自动方式，启动ⅠA分支厂用快切装置合上ⅠA侧开关，稳定后跳开备用开关。8.9.8 6KVⅠA母线由1＃厂高变带上运行。
8.9.9在ECS画面上设置ⅠB分支快切装置为并联自动方式，启动ⅠB分支厂用快切装置合上6KV母线侧进线开关，稳定后跳开备用开关。8.9.10 6KVⅠB段由1＃厂高变带上运行。
8.9.11在ECS画面上设置ⅠA分支、ⅠB分支快切装置为串联方式，模拟发变组保护动作跳开发变组进线开关、进线侧ⅠA开关、ⅠB开关，备用电源进线ⅠA、ⅠB开关应能可靠自动投入。8.9.12 6KVⅠA、6KVⅠB段恢复由备用段带电。8.9.13倒送电试验结束。
8.9.14试验结束后，检查1＃发变组进线开关断开，取下操作保险，将ⅠA段工作进线开关、ⅠB段工作进开关拉至试验位置，断开1＃发变组进线隔离刀闸，220KV系统恢复试验前运行方式。
8.9.151＃主变系统恢复试验前状态，停运主变冷却系统，退出有关保护，取下控制回路电源保险。9 安全注意事项
9.1参加调试的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠地进行。
9.2如在调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止调试工作，并向启委会汇报，分析原因，提出解决措施，并在启委会批准后方可继续。
9.3如在调试过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。9.4调试全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。
10．附录
附录1 调试质量控制点
机组名称：义马市铬渣综合治理发电2×155MW工程 专业名称 ： 电气 系统名称：发电机发变组系统 调试负责人： 序号 质量控制检查内容 检查日期 完成情况 专业组长 签名 调试方案的编写是否完成 2 调试仪器、仪表是否准备就绪 3 调试前的条件是否具备 4 调整试验项目是否完成 5 调试记录是否完整；
数据分析处理是否完成 调试质量验评表是否填写完毕 7 调试报告的编写是否完成附录2 调试前应具备的条件检查清单
编号 检查内容 要 求 检查日期 检查结果 备 注 1-1 发变组系统一、二次设备 安装结束 1-2 试验人员 准备图纸、资料和试验记录表格 1-3 发变组系统一次设备 绝缘检查良好 1-4 电气二次回路 良好 1-5 试验仪器、仪表 准备就绪
1-6 发变组系统和微机监控单元通道试验 结果符合设计和运行要求 2-1 试运现场道路 道路畅通 照明充足
事故照明可靠
2-2 试运现场通讯设备 方便可用 2-3 消防器材 数量足够 3-1 检修人员（包括电气、热工人员）数量足够 经过培训
3-2 检修工具和材料 数量足够 3-3 运行工具、记录表格 准备就绪
调试负责人： 年 月 日 专业组长： 年 月 日
附录3.主变、厂高变倒送电技术措施交底会记录
机组名称：义马市铬渣综合治理发电1号机组 专业：电气 交底时间： 调试负责人： 地 点： 交 底 人： 参加人员签名： 技术交底内容： 东莞玖龙纸业热电厂1×210MW机组工程 全厂厂用电受电方案
1概述
东莞玖龙纸厂#6机组工程装机容量1×210MW。升压站为110KVGIS双母线布置，由110KV电缆经四条出线与系统联络。本期扩建#6发电机变压器机组出口单元设置一台高压厂用工作变向10KV工作母线VIA、VIB段供电，再由相应的低压配电变压器带各自的厂用负荷。另单独设置一台110KV高压启动备用变压器，在机组整套启动前向10KV工作母线VIA、VIB段供电、一台降压变供纸厂负荷、一台联络变至#5机10KV配电室。本次受电由麻涌变电站经110KV电缆麻玫甲线向110KVGIS升压站,再经#1高压启/备变往10KV、0.4KV低压系统辐射。另外还需要经GIS升压站向港玖甲线、麻玖乙线受电。
电气厂用设备控制系统纳入DCS，电源部分由ECS完成控制。
2受电范围
2.1 麻涌变电站通过11OKV电缆经麻玖甲线向110KVGIS升压站I、II母线充电； 2.2 由110KV经#1启动备用变向10KV VIA、10KV VIB段母线充电；
2.3 由10KV VIA、10KV VIB段母线经过#6低压厂用工作变、#6机公用变、#6机厂用备用变、#6机照明变、#6机检修变向各自的380/220V低压厂用工作母线充电；
2.4 380/220V低压厂用工作母线经过各自的断路器向各MCC段受电； 2.5 由110KV经#1降压变向降压站10KV 1A、10KV 2A段母线充电； 2.6 由10KV 1A、10KV 2A段母线经六期10KV电缆向六期10KV开关柜受电； 2.7 由#6机厂用工作段向#6机保安段受电； 2.8 由110KVGIS对联络变进行冲击；
2.9 由110KVGIS出线间隔通过110KV电缆对港玖甲线受电； 2.10由110KVGIS出线间隔通过110KV电缆对麻玖乙线受电。3 试验目的
3.1检查各电气设备的装置质量和设备的性能； 3.2检查各电气一次设备带电运行的情况； 3.3检查各电气二次回路接线的正确性； 3.4检查各保护回路定值是否整定正确和合理； 3.5检查确认各电气系统是否符合设计要求及是否能满足 生产的需要；
3.6检查DCS系统的控制水平能否满足生产要求。本方案编制的依据
4.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程》1996年 4.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1996年 4.3《施工图设计说明及卷册目录》黑龙江省电力勘测设计院 4.4《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB 50150—91 4.5《质量、安全健康、环境管理手册》 湖南省火电建设公司 2004年版
4.6《质量、安全健康、环境管理手册》之程序文件汇编 湖南省火电建设公司2004年版 4.7《电气指示仪表检验规程》
4.8《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》 4.9《电力系统自动装置检验条例》 4.10 有关行业及厂家的技术标准 4.11 设计院提供的设计图纸和资料 试验前应具备的条件
5.1 六期全厂接地网按照规程规范进行了试验，试验结果符合设计要求，并且经验收合格； 5.2 所有受电范围内电气设备安装完毕，并按照规程规范的要求验收合格；
5.3 所有受电范围内的电气二次接线完毕，并且接线正确，工艺符合规程规范的要求； 5.4 所有受电范围内电气设备单体经试验合格，并且按规程规范的要求经验收合格；
5.5 所有受电范围内电气设备保护定值按照有关定值通知书进行整定，所有保护回路均完成整组试验且合格； 5.6 所有受电范围内的孔、洞均全部封堵； 5.7 所有受电范围内的电缆均采取了防火措施； 5.8 UPS系统安装、调试完毕，具备投运条件； 5.9 220V直流系统安装、调试完毕，具备投运条件；
5.10 ECS系统安装、调试完毕；
5.11 DCS系统中牵系到受电范围的部分已经调试完毕，具备试运条件； 5.12 所有受电范围内电气回路单操、远操均合格； 5.13 所有受电范围内仪表均按照启规要求标好额定刻度； 5.14 所有配电室的门、窗完好； 5.15 所有受电范围内消防措施完善； 5.16 全厂计量系统完善，可以正常投入； 5.17 受电范围内电气一次设备编号正规，清晰；
5.18 启动备用变、降压变和联络变的有载调压开关已经全部调好； 5.19 所有受电范围内的配电室照明充分； 5.20 配电室内准备有足够的移动式灭火器；
5.21 10KV VI A、10KV VI B段备用电源进线开关与快用电快切装置的联络电缆采取了绝缘隔离妥善的措施，并且挂牌“有电危险”；
5.22 10KV工作电源进线开关6101、6116已经拉出，开关柜采取了安全措施，隔离与高压厂变低压侧的封闭母线，挂“严禁乱动，高压危险”牌； 5.23 380/220V 保安段的工作电源进线开关与备用电源进线开关的联络电缆采取了绝缘措施，挂“严禁乱动，高压危险”牌；
5.24 确认121、122、123、124、100、103开关到发变组同期装置的控制二次线已经采取了隔离措施，并且挂“有电危险！”标志牌； 试验前应检查的内容
6.1检查受电范围内电气设备的绝缘电阻，应在合格范围内；
6.2检查受电范围内安全标示牌应齐全，并且每个屏柜上应贴有“屏内带电”等标示牌； 6.3确认直流系统已经投入运行，各分电屏均正常带电； 6.4确认UPS系统已经正常运行；
6.5检查各变压器档位均放置在要求的档上；
6.6对于油浸式的变压器，确认其瓦斯继电器内的气体全部排净； 6.7确认各受电变压器温度保护器的电源已经送上； 6.8确认各受电范围内的所有变送器的辅助电源已经送上； 6.9确认10KV电压消谐装置的电源已经送上；
6.10确认受电范围内所有隔离开关在断开位置；确认所有开关柜的接地刀闸均合上；确认所有断路器在断开状态且处于试验位置，并悬挂“禁止操作”标示牌；
6.11确认各电气保护定值与下达的相符。试验所用的设备 7.1 TG2型相序表
2块 7.2 DMG2671B绝缘电阻测试仪
1台 7.3 Fluck11数字万用表
4块 7.4 QX-1型数字钳形相位表
1块 7.5专用测试导线
1包 7.6石英秒钟
1块
7.7 对讲机
8台
7.8 核相杆
1套 试验方法及步骤
8.1 麻玖甲线110KV电缆充电及一次核相（至GIS套管上端）
此项工作由甲方委托电业局进行,注意充电前应确认麻玖甲线间隔PT投入，断路器121、隔离开关1214、接地刀闸12140处于断开位置，接地刀闸121C0、121B0处于接地状态。
8.2 110KVGIS双母线带电 8.2.1 确认电源已送至麻玖甲线间隔
8.2.2 确认麻玖甲线间隔刀闸1211、1212，启备变间隔刀闸1011、1012，#6机主变间隔刀闸1021、1022，#1降压变间隔刀闸1041、1042，联络变间隔刀闸1031、1032，麻玖乙线间隔刀闸1221、1222，港玖甲线间隔刀闸1231、1232，港玖乙线间隔刀闸1241、1242，母联间隔刀闸1001、1002，备用间隔刀闸1051、1052、1061、1062均处于断开位置，确认麻玖乙线、港玖甲线、港玖乙线断路器122、123、124处于断开位置，确认麻玖乙线、港玖甲线、港玖乙线接地刀闸12240、122B0、122C0、12340、123B0、123C0、12440、124B0、124C0处于接地状态，确认母联间隔断路器100处于断开位置，确认母联间隔接地刀闸10010、10020处于接地状态，确认I母PT间隔刀闸11PT、接地刀闸111甲0、11PT0均处于断开位置，确认II母PT间隔刀闸12PT处于断开位置、接地刀闸112甲0、12PT0处于接地状态，确认启备变间隔接地刀闸101B0、#6机主变间隔接地刀闸102B0、#1降压变间隔接地刀闸104B0、联络变间隔接地刀闸103B0、备用间隔接地刀闸105B0、105C0、105T0、106B0、106C0、106T0均处于接地状态。
8.2.3 确认麻玖甲线线路保护定值正确并投入 8.2.4 确认110KVGIS母线绝缘良好 8.2.5 降低母差保护的定值 8.2.6 投入母差保护压板及出口压板 8.2.6 投入I母PT刀闸11PT
8.2.7 拉开麻玖甲线间隔接地刀闸121B0、121C0 8.2.8 合上隔离开关1211、1214 8.2.9 合上断路器121对110KVI母线进行充电 8.2.10 在I母PT二次侧进行电压及相序检查
8.2.11 投入母差保护的充电保护及母联断路器出口压板 8.2.12 拉开II母PT接地刀闸112甲0、12PT0 8.2.13 投入II母PT刀闸12PT 8.2.14 拉开母联间隔接地刀闸10010、10020 8.2.15 合上母联间隔隔离开关1001、1002 8.2.16 合上断路器100对110KVII母线进行充电 8.2.17 在II母PT二次侧进行电压及相序检查 8.2.18 在I、II母PT二次侧进行电压二次核相检查 8.2.19 退去母差保护的充电保护压板 8.2.20 将母差保护的定值恢复到改动前的状况 8.3 110KV港玖甲线充电 8.3.1 确认港玖甲线港区变侧接地刀闸、隔离开关1024处于断开位置 8.3.2 确认港玖甲线110KV电缆绝缘良好，线路保护定值正确并投入 8.3.3 投入母差保护的所有保护压板及港玖甲线的出口压板 8.3.4 拉开港玖甲线接地刀闸12340、123B0、123C0 8.3.5 合上港玖甲线隔离开关1234、1231 8.3.6 合上港玖甲线断路器123对港玖甲线充电
8.3.7 在港玖甲线出线及对侧线路PT二次侧进行电压及相序检查 8.3.8 跳开断路器123 8.3.9 拉开隔离开关1231 8.3.10 合上隔离开关1232 8.3.11 合上断路器123对港玖甲线充电 8.3.12 跳开母联断路器100 8.3.13 拉开母联间隔隔离开关1001、1002，此时110KVI母带电 8．4 #1高压启动/备用变冲击、10KV工作VIA、VIB段母线带电
8.4.1 确认#1高压启动备用变档位在额定挡（9b）；确认变压器的所有保护全部投入并核对定值正确,确认变压器及封母、10KV工作VIA、VIB段母线的绝缘良好；确认10KV工作VIA、VIB段上的所有开关均处于试验位置且断开
8.4.2 将10KV工作VIA备用分支PT6151、10KV工作VIB段备用分支PT 6152投入，送上其二次保险 8.4.3 确认10KV工作VIA、VIB备用电源进线6115、6130处于断开位置 8.4.4 合上#1高压启动备用变中性点接地刀闸11000 8.4.5 拉开#1高压启动备用变间隔接地刀闸101T0、101C0、101B0 8.4.6 合上#1高压启动备用变间隔隔离开关1010、1011 8.4.7 送上#1高压启动备用变间隔断路器101的操作电源
8.4.8 合上 101断路器，对#1启动备用变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常，跳开101断路器 8.4.9 间隔5分钟后，再次合上101断路器，对变压器进行第二次冲击 8.4.10 进行五次冲击，第五次不跳开 101断路器
8.4.11 调节有载调压装置，检查切换时同步性及电压变化的范围和规律 8.4.12 检查备用分支PT6151和6152的二次电压及相序 8.4.13 将10KV工作VIA段母线PT6053投入，送上二次保险
8.4.14 将10KV工作VIA段备用电源进线开关6115摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.4.15 合上6115 开关，冲击10KV工作VIA段
8.4.16 检查10KV工作VIA段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.4.17将10KV工作VIB段母线PT6054投入，送上二次保险
8.4.18 将10KV工作VIB段备用电源进线开关6130摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.4.19 合上6130 开关,冲击10KV工作VIB段
8.4.20 检查10KV工作VIB段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.4.21 进行10KV工作VIA段与10KV工作VIB段的一次核相 8.5 #6工作变、#6公用变冲击试验，380V工作段、公用段母线带电
8.5.1 确认#6工作变档位在额定（3）档,确认变压器及380V厂用工作段绝缘良好 8.5.2 将工作变的温度保护装置电源投入；所有电气保护和电量保护全部投入 8.5.3 确认工作变低压侧开关4101在试验位置，且处于断开状态 8.5.4 打开工作变开关柜的接地刀闸61120 8.5.5 将工作变高压开关6112摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.5.6 合上6112断路器，对工作变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6112断路器 8.5.7 间隔5分钟后，再次合上6112断路器，对变压器进行第二次冲击 8.5.8 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6112断路器 8.5.9 将380V工作段母线PT4151、4152投入
8.5.10 将380V工作段工作电源进线开关4101摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.5.11 合上4101开关使380V工作段带电
8.5.12 检查380V工作段母线PT的二次电压及相序，观察电压表指示是否正确 8.5.13确认#6公用变档位在额定（3）档,确认变压器及380V公用段绝缘良好 8.5.14将公用变的温度保护装置电源投入；所有电气保护和电量保护全部投入 8.5.15确认公用变低压侧开关4201在试验位置，且处于断开状态 8.5.16打开公用变开关柜的接地刀闸61270 8.5.17将公用变高压开关6127摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.5.18合上6127断路器，对公用变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6127断路器 8.5.19 间隔5分钟后，再次合上6127断路器，对变压器进行第二次冲击 8.5.20 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6127断路器 8.5.21 将380V公用段母线PT4251、4252投入
8.5.22 将380V公用段工作电源进线开关4201摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.5.23 合上4201开关使380V公用段带电
8.5.24 检查380V公用段母线PT的二次电压及相序，观察电压表指示是否正确 8．6 #6备用变冲击试验，备用段母线带电
8.6.1 确认#6备用变档位在额定（3）档,确认变压器及380V厂用备用段、与工作及公用段的联络电缆绝缘良好 8.6.2 将备用变的温度保护装置电源投入；所有电气保护和电量保护全部投入 8.6.3 确认#6备用变低压侧隔离开关4000在试验位置 8.6.4 打开备用变开关柜的接地刀闸61280 8.6.5 将备用变高压开关6128摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.6.6 合上6128断路器，对备用工作变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6128断路器 8.6.7 间隔5分钟后，再次合上6128断路器，对变压器进行第二次冲击 8.6.8 进行四次冲击，第四次冲击后，跳开6128断路器
8.6.9 确认工作段及公用段备用进线开关4100、4200在试验位置且处于断开状态 8.6.10 合上隔离刀闸4000、4001、4002 8.6.11 合上6128断路器对变压器进行第五次冲击及备用段带电
8.6.12 在工作段及公用段备用进线开关4100、4200的上下端头进行一次电源的核相检查 8.6.13 进行工作段及公用段与380V备用段电源的备用电源自投试验 8.7 #6照明变、#6检修变冲击试验，380V照明段、检修段母线带电
8.7.1 确认#6照明变档位在额定（3）档,确认变压器及380V厂用照明段绝缘良好,确认照明段备用进线开关4670及检修段备用进线刀闸4671处于试验位置且断开
8.7.2 将#6照明变的温度保护装置电源投入,所有电气保护和电量保护全部投入 8.7.3 确认#6照明变低压侧开关4601在试验位置，且处于断开状态 8.7.4 打开#6照明变开关柜的接地刀闸61130 8.7.5 将#6照明变高压开关6113摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.7.5 合上6113断路器，对#6照明变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6113 断路器 8.7.7 间隔5分钟后，再次合上6113断路器，对变压器进行第二次冲击 8.7.8 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6113断路器 8.7.9 将380V/220V照明段母线PT4651投入
8.7.10 将380V/220V照明段工作电源进线开关4601摇至工作位置，插上二次插 把，送上操作电源和储能电源 8.7.11 合上4601开关使380V照明段带电
8.7.12 检查380V/220V照明段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正 确
8.7.13 确认#6检修变档位在额定（3）档,确认变压器及380V检修段绝缘良好 8.7.14 将#6检修变的温度保护装置电源投入,所有电气保护和电量保护全部投入 8.7.15 确认#6检修变低压侧开关4701在试验位置，且处于断开状态 8.7.16 打开#6检修变开关柜的接地刀闸61290 8.7.17 将#6检修变高压开关6129摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.7.18 合上6129断路器，对#6检修变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6129 断路器 8.7.19 间隔5分钟后，再次合上6129断路器，对变压器进行第二次冲击 8.7.20 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6129断路器 8.7.21 将380V/220V检修段母线PT4751投入
8.7.22 将380V/220V检修段工作电源进线开关4701摇至工作位置，插上二次插 把，送上操作电源和储能电源
8.7.23 合上4701开关使380V检修段带电
8.7.24 检查380V/220V检修段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正 确
8.7.25 将检修段备用进线刀闸4671摇至工作位置
8.7.26 在照明段备用进线开关4670上下端头进行照明段和检修段电源的一次核 相
8.7.27 进行照明段与检修段的备用电源自投试验 8.8 #6机保安段母线带电
8.8.1 确认#6机保安段柴油机进线开关
45、工作进线开关4103在试验位置且处断开状态 8.8.2 确认#6机保安段母线绝缘良好
8.8.3 在#6机工作段将保安电源进线开关4102摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源
8.8.4
合上4102开关,对电缆充电
8.8.5 在#6机保安段将工作进线开关4103摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源
8.8.5
合上4103开关，使#6机保安段带电 8.8.6
检查#6机保安段母线电压及相序 8．9 #1降压变冲击、10KV降压IA、IIA段母线带电
8.9.1 确认#1降压变档位在额定挡（9b）；确认变压器的所有保护全部投入并核对定值正确,确认变压器及封母、10KV降压IA、IIA段母线的绝缘良好；确认10KV降压IA、IIA段上的所有开关均处于试验位置且断开
8.9.2 将10KV降压IA、IIA段分支隔离开关6201、6212摇至工作位置，将10KV降压IA、IIA段分支PT 6451、6452投入，送上其二次保险 8.9.3 确认10KV降压IA、IIA段工作电源进线6202、6213处于断开位置 8.9.4 合上#1降压变中性点接地刀闸14000 8.9.5 拉开#1降压变间隔接地刀闸104T0、104C0、104B0 8.9.6 合上#1降压变间隔隔离开关1040、1041 8.9.7 送上#1降压变间隔断路器104的操作电源
8.9.8 合上 104断路器，对#1降压变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常，跳开104断路器 8.9.9 间隔5分钟后，再次合上104断路器，对变压器进行第二次冲击 8.9.10 进行五次冲击，第五次不跳开 104断路器
8.9.11 调节有载调压装置，检查切换时同步性及电压变化的范围和规律 8.9.12 检查分支PT6451和6452的二次电压及相序 8.9.13 将10KV降压IA段母线PT6453投入，送上二次保险
8.9.14 将10KV降压IA段电源进线开关6202摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.9.15 合上6202 开关，冲击10KV降压IA段
8.9.16 检查10KV降压IA段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.9.17将10KV降压IIA段母线PT6454投入，送上二次保险
8.9.18 将10KV降压IIA段电源进线开关6213摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.9.19 合上6213 开关,冲击10KV降压IIA段
8.9.20 检查10KV降压IIA段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.9.21 进行10KV降压IA段与10KV降压IIA段的一次核相 8．10 由10KV降压IA、IIA段母线受电至纸厂视安装情况而定 8．11 联络变冲击试验
8.11.1 确认联络变档位在额定挡（9b）；确认变压器的所有保护全部投入并核对定值正确,确认变压器及封母、低压侧电抗器绝缘良好 8.11.2 ；确认10KV 5乙段扩建侧的进线断路器处于试验位置且断开，确认10KV 5乙段扩建侧的进线隔离开关处于断开状态 8.11.3 合上联络变中性点接地刀闸13000 8.11.4 拉开联络变间隔接地刀闸103T0、103C0、103B0 8.11.5 合上联络变间隔隔离开关1030、1031 8.11.6 送上联络变间隔断路器103的操作电源
8.11.7 合上 103断路器，对联络变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护、低压侧电抗器无异常，跳开103断路器 8.11.8 间隔5分钟后，再次合上103断路器，对变压器进行第二次冲击 8.11.9 进行五次冲击，第五次不跳开 103断路器
8.11.10 调节有载调压装置，检查切换时同步性及电压变化的范围和规律
9、安全、环境保证措施
9.1 参加受电的全部试验人员及监护人员应详尽了解熟悉本试验方案； 9.2 受电应进行细致的技术交底工作；所有参与的人员均应参加； 9.3 整个受电过程严格执行双票制度和监护制度；
9.4 整个受电过程中发令人口令清晰，受令人应复诵发令人的口号； 9.5 整个受电过程应保证通讯的畅通；
9.6 受电前应确认所有受电范围内电气设备绝缘电阻应合格； 9.7 受电过程中，如发现问题应立即停止，查明原因再继续进行； 9.8 受电过程中所有人员应服从统一指挥，服从安排； 9.9 受电完毕，应在屏柜上贴好“屏内带电！”标志牌；
9.10 受电完毕，应清理试验现场，清走试验过程中留下的杂物和废旧物，保持环境的清洁； 9.11 受电完毕应及时关好窗户、锁好门、变压器处应设置安全隔离围栏。9.12 继电保护定值的改动，要有电厂继电保护人员验证；
10、质量保证措施
10.1 试验测量仪器必须经过校验，且在检验有效期内； 10.2 试验电源设备必须有一定的容量裕度，能满足试验需求;10.3 试验人员能正确运用试验设备，试验方法正确；
10.4 试验时必须采取有效措施，排除外界因素对试验数据的干扰； 10.5 试验原始数据记录必须详细，规范；
10.6 现场试验应要求电厂、监理有关人员参与见证与验收。
11、试验组织措施
11.1 试验由调试所组织，成立全厂受电领导小组，其人员应由安装、调试、安监、质保、工程等部门有关人员组成； 11.2 应邀请电厂、监理等有关部门人员参加； 11.3 领导小组设置如下：
总指挥：
1人
副指挥
2人
试验人员：
8人
安全监护：
6人
安装配合 ： 10人
保卫：
2人
消防：
若干人
鲁公网安备37028302000876号