#1、#2主变由检修转运行(高级)

试题评分标准表

考评员签字： 1、 2、 3、日期：2015年9月1日

启备变检修规程

4.5 厂用启动/备用变压器部分 4.5.1 设备简介 本厂采用单台发电机—变压器组单元接线，配单台高压厂用启/备变为天威保变电气股份有限公司生产的SFFZ10-40000/220三相幅向双分裂有载调压电力变压器，容量的选择以环境温度为40℃的情况下，变压器能带发电机最大连续出力时的厂用电，且顶部油温温升不超过55K（温度计法测量），绕组温升不超过65K（电阻法测量）为标准，因此300MW机组主变压器按发电机最大连续出力353MVA计，启/备变选择容量为40/25—25MVA，采用（230±8×1.25％/6.3-6.3KV）挡高压侧分接头有载调压。 4.5.2 设备的规范 本厂单台高压厂用启/备变的主要技术参数如下: 产品名称：三相双绕组户外式有载调压分裂电力变压器 产品型号：SFFZ10-40000/220 产品代号：1BB.714.351.1 额定电压：230±8?1.25%/6.3-6.3 kV 额定容量：40/25-25 MVA 额定电流：高压 100.4A，低压 2291A 最高工作电压：高压 252kV，低压 6.9-6.9kV 额定频率：50Hz 短路阻抗（在额定电压和频率下75℃）：18%(半穿越) 联结组标号：YN d11-d11 调压方式：高压末端有载调压，调压范围230±8?1.25% kV 冷却方式：ONAN/ONAF（67%/100%） 极性：减极性 上节油箱吊重：8.1t 总油重：27.8t 带油运输重：75.8t 总重：91.87t 空载损耗、负载损耗、短路阻抗等参数实测值见产品合格证明书或变压器铭牌。 变压器的温升限值 表4.5.1 变压器在最大电流分接运行情况下的温升限值

电厂考试题

汽轮机试题 汽轮机危急保安系统作用及配有哪几种形式动作定值为多少 我厂汽轮机旁路系统采用哪种形式，容量为多少 我厂高、低压旁路联锁关闭条件以及开启条件 高压旁路为什么现开减压阀再开减温水而低压旁路先开减温水后开减压阀ETS保护有哪些，定值多少 哪些情况做高压遮断电磁阀试验，如何做 哪些情况做抽气逆止门活动试验，如何做 主汽门、中联门活动试验条件有哪些，如何做 什么情况下做注油试验，如何做 超速试验条件 锅炉过热器、再热器打水压汽机侧措施如何做以及注意事项 真空严密性实验条件及试验标准，如何做 主汽门、调速汽门严密性试验如何做，试验标准 机组禁止启动条件 机组高缸预暖条件暖缸注意事项 机组冲车条件有哪些- 机组冲车参数如何选择 汽轮机启动注意事项 机组停运前准备工作有哪些 防进水保护动作条件 凝结水系统投入前的检查 汽轮机有哪些超速保护动作值是多少 主机润滑油低油压联锁保护如何做，写出相关联锁定值 汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机 写出高压内下缸温度340℃时机组启动送轴封全过程 空冷凝汽器排汽背压升高原因，现象及处理 密封油箱油位低的危害，如何调整 高加由检修转运行操作步骤 高压加热器检修措施 高压加热器运行中维护项目 加热器紧急停运条件 高压加热器紧急停运操作步骤 哪些情况禁止投运加热器，及加热器投停原则 轴封系统投运前的准备 抽真空旁路作用开关逻辑 发电机进油的现象、原因、及处理 密封油系统有哪几种运行方式，各种方式应注意哪些项目 机组运行中给水泵组检修后如何通水恢复备用 机组运行中给水泵组更换心包如何做检修措施 主机冷油器切换操作及注意事项 密封油系统投运前检查项目

35kV主变由运行转检修

编号：受令人发令时间：年月日时分 操作开始时间： 年月日时分操作结束时间： 年月日时分 （）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作 操作任务：35kV主变由运行转检修 顺序操作项目 1.接令将35kV主变由运行转检修 2.在五防机上模拟正确 3.确认10kV母线其他间隔停电完毕，负荷为零 4.断开主变10kV侧501断路器 5.检查501断路器确在断开位置 6.将501断路器操作方式小开关由“远方”切至“就地”位置 7.将501断路器小车由工作位置摇至实验位置 8.断开主变35kV侧301断路器 9.检查301断路器确在断开位置 10.将301断路器操作方式小开关由“远方”切至“就地”位置 11.将301断路器小车由工作位置摇至实验位置 12.打开501断路器后柜门501M，验明无电压后装设一组接地线（编号） 13.打开301断路器后柜门301M1，验明无电压后装设一组接地线（编号） 14.退出35kV主变后备保护跳高压侧，并检查 15.退出35kV主变本体跳高压侧保护压板，并检查 16.退出35kV主变后备保护跳低压侧保护压板，并检查 17.退出35kV主变本体跳低压侧保护压板，并检查 18.退出35kV主变高压侧过流保护压板，并检查 19.退出35kV主变低压侧过流保护压板，并检查 20.退出35kV主变主保护跳高压侧保护压板，并检查 21.退出35kV主变重瓦斯保护压板，并检查 备注：接下页 操作人：监护人：值班负责人（值长）：

编号： 发令人受令人发令时间：年月日时分 操作开始时间： 年月日时分操作结束时间： 年月日时分 （）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作 操作任务：承接上页 顺序操作项目 22.退出35kV主变调压重瓦斯保护压板，并检查 23.退出35kV主变差动保护压板，并检查 24.退出35kV主变低压侧复压保护压板，并检查 25.将10kV PT 502开关由工作位置摇至实验位置 26.拉开10kV母线电压互感器二次电压小开关 27.核对以上全部操作设备无误 备注： 操作人：监护人：值班负责人（值长）：

主变及启备变运行规程资料

第4章变压器系统 4.1变压器设备概述 4.1.1本期#1、#2机组各设一台主变，分别通过发电机-变压器-线路组型式接入新建的330kV母线配电装置。每台机组设一台高厂变，高压侧从发电机出口接入，低压侧作为本机组6KV厂用段负荷的工作电源。两台机组共设一台高压启备变，高压侧电源接引自老厂110KV母线，低压侧作为两台机组6KV厂用段的备用电源。 4.1.2主变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的三相双绕组强迫油循环风冷无励磁变压器，型号为SFP-400000/330。厂高变为山东电力设备有限公司生产，型号SFF-45000/20，冷却方式自然油循环风冷/自冷。启备变由保定天威集团特变电气有限公司生产，户外、三相、铜绕组油浸式带分裂绕组有载调压变压器，型号为SFFZ-35000/110，冷却方式自然油循环风冷/自冷。 4.2变压器设备技术规范 4.2.1主变压器技术规范 变压器生产厂家特变电工衡阳变压器有限公 司 变压器生产日期 型号SFP-400000/330 额定容量400MVA 型式户外、三相双绕组强迫油循环 风冷无励磁变压器 最高工作电压(高压侧/低压侧) （KV） 363/20 额定电压(高压侧/低压 侧)（KV） 363±2×2.5%/20 额定电流(高压侧/低压侧)（A）636.2/11547 短路阻抗 15％(短路阻抗误差不超过 ±3%) 调压方式无激磁调压冷却器台数4+1 连接组标号YN,d11 调压范围363±2×2.5% 效率99.74% 中性点接地方式经接地刀闸直接接地额定频率（HZ）50 冷却方式强迫导向油循环风冷 （ODAF） 相数 3 绕组绝缘耐热等级 A 损耗空载损耗(kW) 195 负载损耗(kW) 845 附件损耗(kW) 40 4.2.2启备变技术规范 变压器生产厂家保定天威集团特变 电气有限公司 生产日期 型号SFFZ-35000/110 型式户外、三相、铜绕组油浸式带分裂绕组有载调压变压器

01启备变由运行转检修

山西京玉发电有限责任公司电气操作票 值编号 命令操作时间：年月日时分操作终了汇报时间：日时分 操作任务01启备变由运行转检修 状态由运行状态转换为检修状态 √顺序操作项目操作时间1接值长令：01启备变由运行转检修 2在微机五防系统上模拟预演正确 3检查1号发变组运行正常，发电机负荷在60MW以上 4检查2号发变组运行正常，发电机负荷在60MW以上 5在1号机DCS画面检查厂用6KV 11段备用电源进线开关10BBA03在断开状态 6在1号机DCS画面检查厂用6KV 12段备用电源进线开关10BBB03在断开状态 7在2号机DCS画面检查厂用6KV 21段备用电源进线开关20BBA03在断开状态 8在2号机DCS画面检查厂用6KV 22段备用电源进线开关20BBB03在断开状态 9在NCS上断开01启备变210开关 10在NCS检查210开关确已断开，启备变有功为零，电流为零 11检查1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03确在断开位 12将1号机6KV 11 段备用电源进线开关10BBA03切换至“就地”位置 13将1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03摇至“试验”位 14断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的储能电源开关QF1 15断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的控制电源开关QF2 16断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的装置电源开关QF3 17断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的多功能电源开关QF4 18断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的交流电源开关QF5 19断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的保护电压开关QF6 备注： 值长：值班负责人：监护人：操作人：、

【建筑电气工程】电气典型倒闸操作票

（建筑电气工程）电气典型倒闸操作票

华能XX电厂企业标准 电气倒闸典型操作票 -------------------------------------------------------------------------------------- 前言 本标准规定了日照电厂二期电气专业相关的运行操作，本标准只对正常方式的电气倒闸操作做出了规定，遇有特殊情况和特殊方式应根据倒闸操作原则、运行规程及有关规定办理。 本标准适用于集控运行专业及其外围岗位，不适于其它专业。 因未经过调试或试运行验证，本标准如有跟倒闸操作原则及规程、图纸、以及实际布置和运行方式相冲突的地方，应及时反馈运行部。 本标准由运行部负责解释。 引用标准 华能集团公司《电力安全作业规程》（电气部分）（试行） 华能国际电力股份有限公司《工作票和操作票管理办法》（HZD-46-SC07） 引用资料 设备制造厂说明书 设计院设计资料 本标准编写： 本标准审核： 本标准批准：

目录 1．发变组倒闸操作票 1.1#3发变组检修后恢复热备用操作 1.2#3发变组转冷备用 1.3#3发变组破坏备用转检修 1.4＃3发电机励磁系统恢复热备用 1.5＃3发电机励磁系统破坏备用 2．发电机解并列操作 2.1发电机程控启动方式与系统并列 2.2发电机“自动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.3发电机“手动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.4#3发电机与系统解列操作票 3．启/备变倒闸操作 3.1220KV#02启备变由热备用转检修 3.2220KV#02启备变由检修转热备用 4．6KV厂用电切换操作 4.1#3机6KV工作A、B段由#3高厂变供电倒至#02启备变供电 4.2#3机6KV工作A、B段由#02启备变供电倒至#3高厂变供电，#02启备变热备用 5.220KV线路操作 5.1220KV乙站电村I线221开关由运行转检修

电气典型倒闸操作票(doc74页).doc

华能XX 电厂企业标准 电气倒闸典型操作票 前言本标准规定了日照电厂二期电气专业相关的运行操作，本标准只对正常方式的电气倒闸操作做出了规定，遇有特殊情况和特殊方式应根据倒闸操作原则、运行规程及有关规定办理。本标准适用于集控运行专业及其外围岗位，不适于其它专业。 因未经过调试或试运行验证，本标准如有跟倒闸操作原则及规程、图纸、以及实际布置和运行方式相冲突的地方，应及时反馈运行部。 本标准由运行部负责解释。 引用标准华能集团公司《电力安全作业规程》（电气部分）（试行） 华能国际电力股份有限公司《工作票和操作票管理办法》（HZD-46-SC07 ）引用资料 设备制造厂说明书 设计院设计资料 本标准编写： 本标准审核： 本标准批准：

目录1 ?发变组倒闸操作票 1.1#3发变组检修后恢复热备用操作 1.2#3发变组转冷备用 1.3#3发变组破坏备用转检修 1.4# 3发电机励磁系统恢复热备用 1.5# 3发电机励磁系统破坏备用 2 .发电机解并列操作

2.1发电机程控启动方式与系统并列2.2发电机“自动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.3发电机“手动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.4 #3发电机与系统解列操作票 3?启/备变倒闸操作 3.1220KV #02启备变由热备用转检修 3.2220KV #02启备变由检修转热备用 4 ? 6KV厂用电切换操作 4.1#3机6KV工作A、B段由#3高厂变供电倒至#02启备变供电 4.2#3机6KV工作A、B段由#02启备变供电倒至#3高厂变供电，#02启备变热备用 5.220KV线路操作 5.1220KV乙站电村I线221开关由运行转检修 5.2200KV电村I线221开关由检修转运行 6.220KV母线操作6.1 220KV电村II线222开关、#4发变组204开关由II母线倒至I母线运行，II母线及母联200开关由运行 转检修 6.2200KV II母线及母联200开关由检修转运行；电村II线222开关、#4发变组204开关由I母线倒至

1号主变由运行转检修操作票(最终)

操作票 操 作 1号主变由运行转检修任 务 序 操作步骤 号 1 合上2号主变中性点接地刀闸22 2 检查2号主变中性点接地刀闸22确已合上 3 检查1号主变中性点接地刀闸11确在合位 4 拉开1号主变二次主1726开关 5 检查1号主变二次主1726开关确已拉开 6 拉开1号主变一次主2811开关 7 检查1号主变一次主2811开关确已拉开 8 检查1号主变二次主1726开关在开位 9 检查1号主变二次主1726丙刀闸在开位 10 拉开1号主变二次主1726乙刀闸 11 检查1号主变二次主1726乙刀闸确已拉开 12 检查1号主变二次主1726西刀闸在开位 13 拉开1号主变二次主1726东刀闸 14 检查1号主变二次主1726东刀闸确已拉开 15 检查1号主变一次主2811开关在开位 16 检查1号主变一次主2811丙刀闸在开位 17 拉开1号主变一次主2811乙刀闸 18 检查1号主变一次主2811乙刀闸确已拉开 19 检查1号主变一次主2811西刀闸在开位 20 拉开1号主变一次主2811东刀闸 21 检查1号主变一次主2811东刀闸确已拉开 22 拉开1号主变中性点接地刀闸11 23 检查1号主变中性点接地刀闸11确已拉开 24 退出220kV母线微机保护Ⅰ屏1号主变跳闸出口压板 25 退出220kV母线微机保护Ⅰ屏1号主变启动失灵压板 26 退出220kV母线微机保护Ⅰ屏主变失灵解闭锁投入压板 27 退出220kV母线微机保护Ⅱ屏1号主变跳闸出口压板 28 退出220kV母线微机保护Ⅱ屏主变失灵解闭锁投入压板 29 退出66kV母线微机保护屏跳1号主变二次压板 30 退出1号主变微机保护屏Ⅰ启动高压失灵压板 31 退出1号主变微机保护屏Ⅰ失灵总压板 32 退出1号主变微机保护屏Ⅰ跳高压侧母联1压板 33 退出1号主变微机保护屏Ⅰ跳低压侧母联1压板 34 退出1号主变微机保护屏Ⅱ启动高压失灵压板 35 退出1号主变微机保护屏Ⅱ跳高压侧母联1压板 36 退出1号主变微机保护屏Ⅱ跳低压侧母联1压板

电气典型倒闸操作票

华能XX电厂企业标准 电气倒闸典型操作票 -------------------------------------------------------------------------------------- 前言 本标准规定了日照电厂二期电气专业相关的运行操作，本标准只对正常方式的电气倒闸操作做出了规定，遇有特殊情况和特殊方式应根据倒闸操作原则、运行规程及有关规定办理。 本标准适用于集控运行专业及其外围岗位，不适于其它专业。 因未经过调试或试运行验证，本标准如有跟倒闸操作原则及规程、图纸、以及实际布置和运行方式相冲突的地方，应及时反馈运行部。 本标准由运行部负责解释。 引用标准 华能集团公司《电力安全作业规程》（电气部分）（试行） 华能国际电力股份有限公司《工作票和操作票管理办法》（HZD-46-SC07） 引用资料 设备制造厂说明书 设计院设计资料 本标准编写： 本标准审核： 本标准批准：

目录 1．发变组倒闸操作票 1.1#3发变组检修后恢复热备用操作 1.2#3发变组转冷备用 1.3#3发变组破坏备用转检修 1.4＃3发电机励磁系统恢复热备用 1.5＃3发电机励磁系统破坏备用 2．发电机解并列操作 2.1 发电机程控启动方式与系统并列 2.2发电机“自动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.3发电机“手动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.4 #3发电机与系统解列操作票 3．启/备变倒闸操作 3.1220KV #02启备变由热备用转检修 3.2220KV #02启备变由检修转热备用 4．6KV厂用电切换操作 4.1#3机6KV工作A、B段由#3高厂变供电倒至#02启备变供电 4.2#3机6KV工作A、B段由#02启备变供电倒至#3高厂变供电，#02启备变热备用 5.220KV线路操作 5.1 220KV乙站电村I线221开关由运行转检修 5.2 200KV电村I线221开关由检修转运行 6.220KV母线操作 6.1 220KV电村II线222开关、#4发变组204开关由II母线倒至I母线运行，II母线及母联200开关由运行转检修 6.2 200KV II母线及母联200开关由检修转运行；电村II线222开关、#4发变组204开关由I母线倒至II母线运行 7. 400V厂用系统操作 #3机400V汽机PCA段停电并设安全措施 ＃3机汽机MCCIA母线停电检修做安全措施 ＃3机保安PC段撤除安全措施并送电 #3机保安PC段停电并设安全措施 8.直流系统操作

反事故演习总结20031111

2003下半年反事故演习小结 一、演习主题： 双机运行期间，#01启备变在检修，一台机组（以#1机为例）跳闸事故处理。 二、演习目的： 1．由于启备变检修在即，而#1、2机组均要保持正常运行，在机组失去备用电源的情况下若一台机组跳闸运行人员该如何处理？本次演习的目的在于提高运行人员对启备变检修期间一台机组跳闸事故的处理能力，做到心中有数。 2．掌握启备变转检修的操作程序及注意事项。 3．熟悉启备变检修期间厂用电运行方式和运行注意事项。 4．掌握机组厂用电失去事故处理程序。 5．强化运行人员对全厂系统的概念。 6．交流经验、发现问题、提高事故处理预案水平。 7．通过反事故演习查找漏洞、发现不足，以便进一步加强管理。 三、演习组织： 1.总指挥：胡富钦 2.技术指导：龚黎明、陈明辉、阮俊豪、张军谋 3.参加人员：运行值集控全体人员 4.演习地点：行政楼五楼大厅和仿真机室 5.演习日期：2003年10月9日（B、E值）、10月28日（C值）、10月30日 （A、D值） 四、演习形式： 1.本次演习只在仿真机及行政楼五楼会议室内进行，不操作现场实际设备， 演习以值为单位开展，值长担任事故处理总指挥。 2.事故演习整体进程由胡富钦、龚黎明进行监督、控制。DCS操作部分在 仿真机上进行操作，由张军谋进行记录。就地操作及检查部分在五楼会 议室内进行，设两个就地站分别为热机及电气站，由陈明辉及阮俊豪负 责记录运行人员操作要点、对运行人员提问等，就地人员与值长用对讲 机进行联系（频道设在19，与生产频道分开）。 3.演习前由胡富钦作演习动员，讲解演习方法及注意事项，然后组织学习 启备变由运行转检修的主要操作步骤及注意事项，并进行初步讨论。 4.各值演习以人员就位，在仿真机上按下#1机组跳闸事故按钮开始，至基 本要点处理结束为止，共约耗时1小时。 5.当天参加值演习后进行讨论总结，讨论事故操作中可以加以改进的步骤， 总结存在的不足及待改进之处。 五、演习小结 1、演习成果

启备变改冷备用

大型节约厂用电方式实践及新技术应用 林跃余智贺国刚 （纳雍发电总厂贵州纳雍553303） [摘要]：重点介绍了抑制涌流的原理，这一原理打破了对变压器励磁涌流成原的传统认识，并将对电力系统节能降耗及继电保护带来深刻的变化。本文以纳雍发电总厂为例，阐述了通过改变厂用电运行方式来达到节约厂用电费用的目的，通过抑制启备变空投时的励磁涌流来保证厂用电事故切换的安全可靠。大型发电厂厂用电量很高，在厂用电典型设计中通常采用启备变热备用方式，很不经济。[关键词]：厂用电、微机快切装置、涌流抑制器、备自投 一、引言： 大型火力发电厂既是电的生产者同时也是用电大户，由于安全和生产流程的需要，发电厂用的电不完全是自己生产的电，特别是厂网分家后，下网电同发电厂自己生产的电价格差异巨大，造成生产成本加大，纳雍发电总厂2005年一年的下网电费高达近2000万元人民币，启备变空载损耗电费近80万元人民币。节能降耗也是电力企业必须解决的问题，直接体现在对厂用电电量及电费的节约上，即如何降低综合厂用电率上。为此，纳雍发电总厂在原来典型设计基础上兼顾安全性和经济性花费月80余万元做相应技术改造，将启备变热备用改为冷备用，配合灵活的运行方式，来达到降低厂用电费用的目的。仅启备变空载损耗一项，1年左右就可收回成本。 二、节约厂用电运行方式的探讨： 1、典型6kV及以上厂用电系统评估及改造（以纳雍发电总厂1,2#机组为例）： 图1 如图1，1,2#机组各设置一台40MVA的高压厂用变压器，高压厂用变压器低压侧为分裂绕组接带两段6KV厂用工作段。1,2#机组共设置一台40MVA的高压启动/备用变压器，高压启动/备用变压器低压侧为分裂绕组，与6KV厂用工作段对应，高压启动/备用变压器低压侧设置四个6KV厂用工作段备用分支，两个6KV厂用公用段备用分支6KV厂用工作段备用分支。高厂变高压侧为发电机出口20kV电压，启备为110kV系统电压。对于110kV系统，

启备变停电期间的反事故措施

Q/H Y R D 辽宁沈煤红阳热电有限公司企业标准 Q/HYRD—0008-2012 启备变停电期间的反事故措施 （QBBTDCS） 2012-11-08发布 2012—11-08实施辽宁沈煤红阳热电有限公司发布

启备变停电期间的反事故措施 1 启备变停电前运行方式 1。1 联系省调，退出PSS、AGC装置运行，保持机组负荷稳定(发电部)； 1。２各段厂用高压母线由工作电源带,备用电源进线开关转为检修状态，厂用电源快切装置退出运行(发电部)； 1.３厂用电所有子系统按正常运行方式运行，各低压系统母线采用分段运行方式,母联开关在热备用状态，并尽可能均匀分配MCC等主要负荷。在启备变停用期间，不安排低压厂用变检修（发电部); 1。４电除尘PC备自投装置投入运行(发电部)； 1.５直流系统、UPS维持正常运行方式(发电部)； 1.６厂用空压机系统的运行方式应根据电源取向交叉配置使用，采用“#2、#3、＃７供仪用,＃1、＃4、#５、#６供除灰，停运的空压机应在良好备用状态.在此期间，不安排空压机的检修工作（发电部); 1.７汽机配电箱、锅炉配电箱工作电源分别由机、炉保安MCC段带(发电部）; 1.８ 220kV开关站母线应按正常运行方式运行（发电部）； 2 启备变停电应具备的条件 2。1 在启备变检修期间，不安排有可能造成机组掉闸的试验工作（发电部）; 2.2 重点加强柴油发电机组的检查，确保其在良好备用状态(储备柴油发电机组备用柴油一车(发电部、维修部)，备用蓄电池一组（维修部)）；加强保安系统运行方式的检查，确保方式正确(各段母线电源开关控制电源投入，控制切换开关在远方）（发电部)；

主变压器由运行转为检修

主变压器由运行转为检修 7. 1项目简述 该项目所涉及的主要工作：停用主变压器中性点间隙保护；合主变压器中性点接地开关；拉主变压器各侧断路器(开关)；解除主变压器保护跳其他运行设备连接片；拉上变压器各侧隔离开关(刀闸)或将手车开关拉出仓外；停上变压器TV；主变压器风冷器停电；验电；主变压器装接地线(合接地开关)等。适用丁发电厂主变压器、联络变压器(包括三绕组变压器)、启备用变压器停电的操作。 7. 2停用上变压器中性点间隙保护 7.2.1潜在风险 末核对保护连接片名称、编号、位置，误停其他运行保护。 7. 2. 2防范措施 防止误停其他运行保护的措施：必须核对保护连接片名称、编号、位置正确。 7. 3合主变压器中性点接地开关。 7. 3. 1潜在风险 (1)人身伤害方面：绝缘手套不合格或使用方法不当、雷雨天气室外操作，造成人身触电、烧伤。 (2)设备损坏方面：操作方法不当导致接地开关机构损坏。 7. 3. 2防范措施 (1)防止人身伤害方面的措施：必须核对设备名称、编号、位置正确；绝缘手套贴有有效合格证且外观检查合格；使用绝缘手套要双手戴好，不能包裹使用；雷雨天气室外操作必须穿合格绝缘靴。 (2)防止设备损坏方面的措施：操作时，不得用力过猛，机构卡涩要停止操作，查明原因。 7. 4拉主变压器各侧断路器 7. 4. 1潜在风险 (1)末核对设备名称、编号、位置，误拉断路器。 (2)断路器分闸后出现非全相运行，导致设备损坏。 7. 4. 2防范措施 (1)防止误拉断路器的措施：拉断路器前，必须认真核对设备名称、编号、位置正确。 (2)防止非全相运行的措施：操作后要核对断路器三相位置完全断开，机构确在分闸位置，并检查电流指示情况；操作后出现非全相运行时，要立即重拉一次断路器，若仍不成功，应设法用上一级断路器断开本回路并隔离。 7. 5解除主变压器保护跳其他运行设备连接片 7. 5. 1潜在风险 未正确解除保护连接片，保护装置通电时导致运行设备误跳闸。 7. 5. 2防范措施 必须核对连接片名称、编号、位置正确，跳运行设备保护连接片要全部断开。 7.6拉主变压器各侧隔离开关或将手车开关拉出仓外 7. 6. 1潜在风险 (1)人身伤害方面：带负荷拉隔离开关、绝缘手套不合格或使用方法不当，引起人身触电、烧伤。 (2)设备损坏方面：带负荷拉隔离开关、隔离开关机构卡涩强行操作、手车开关

1号主变由检修转运行状态

1号主变由检修转运行状态 模拟预演正确 摘下35 kV电开线30260接地刀闸操作把手处“已接地”标示牌 拉开35 kV电开线30260接地刀闸 检查35 kV电开线30260接地刀闸分闸到位 摘下1号主变中压侧30160接地刀闸操作把手处“已接地”标示牌 拉开1号主变中压侧30160接地刀闸 检查1号主变中压侧30160接地刀闸分闸到位 摘下1号主变10130接地刀闸操作把手处“已接地”标示牌 拉开1号主变10130接地刀闸 检查1号主变10130接地刀闸分闸到位 摘下1号主变10140接地刀闸操作把手处“已接地”标示牌 拉开1号主变10140接地刀闸 检查1号主变10140接地刀闸分闸到位 摘下1号主变10160接地刀闸操作把手处“已接地”标示牌 拉开1号主变10160接地刀闸 检查1号主变10160接地刀闸分闸到位 拆除1号主变低压侧与10kVⅠ段母线之间一组三相短路接地线（6）号 检查1号主变低压侧与10kVⅠ段母线之间一组三相短路接地线（6）号已拆除 拆除10kVⅠ段母线4号门处一组三相短路接地线（4）号 检查10kVⅠ段母线4号门处一组三相短路接地线（4）号已拆除 拆除10kVⅠ段母线1号门处一组三相短路接地线（5）号 检查10kVⅠ段母线1号门处一组三相短路接地线（5）号已拆除 拆除1号发电机1开关与1号发电机之间一组三相短路接地线（3）号 检查1号发电机1开关与1号发电机之间一组三相短路接地线（3）号已拆除 摘下10kVⅠ段母线电压互感器TV41 918刀闸操作把手处“禁止合闸有人工作”标示牌装上10kVⅠ段母线电压互感器TV41二次侧保险 合上10kVⅠ段母线电压互感器TV41 918刀闸 检查10kVⅠ段母线电压互感器TV41 918刀闸合闸到位 检查1号主变中性点1019刀闸合闸到位 检查1号主变零序过流保护投入 摘下1号主变101开关操作电源开关操作把手处“禁止合闸有人工作”标示牌 合上1号主变101开关操作电源开关 检查1号主变101开关在分闸位 摘下1号主变1011刀闸操作把手处“禁止合闸有人工作”标示牌 合上1号主变1011刀闸 检查1号主变1011刀闸合闸到位 摘下1号主变1016刀闸操作把手处“禁止合闸有人工作”标示牌 合上1号主变1016刀闸 检查1号主变1016刀闸合闸到位 检查1号主变301开关在“分闸”位 检查1号发电机1开关在“分闸”位 检查10k V C1开关在“分闸”位 摘下1号主变101开关操作把手处“禁止合闸有人工作”标示牌

操作票竞赛方案

发电运行部操作票竞赛方案 为使运行人员熟练准确掌握电气、热机操作票的内容，提高现场操作水平，防止误操作的发生，发电运行部计划于2010年3月23、24日进行背写电气操作票竞赛，4、5月份分别进行汽机、锅炉操作票竞赛，具体方案如下： 一、主办单位：发电运行部 二、协办单位：人力资源部 三、组织机构： 1、组织协调组 组长：蒙嘉刚 副组长：谭定、牛志军邓育宽 成员：黄凯、李勤刚、佟伏生、莫宇、候斌、张雷、赖泽荣、宋秋丹、杨祯佳 2、宣传报道组 组长：佟伏生 副组长：牛志军刘永 成员：发电运行部各宣传报道小组报道员 四、竞赛时间：（暂定） 1、3月23日9：30－11：30（一、二、三值）、（厦门恒力两个值） 2、3月24日15：00－17：00（四、五值）、（厦门恒力两个值） 五、竞赛地点

公司四楼会议室 六、参赛人员 发电运行部主、副值、巡检人员及厦门恒力运行人员。 七、竞赛办法 1、本次操作票竞赛分为集控、辅控、输煤、脱硫四个部 分。 2、集控运行人员进行集控所负责的电气专业操作票比 赛。 3、辅控运行人员进行化学、除灰区域有关电气专业的操 作票比赛。 4、厦门恒力输煤运行人员进行输煤区域有关电气专业的 操作票比赛。 5、厦门恒力脱硫运行人员进行脱硫区域有关电气专业的 操作票比赛。 6、竞赛采用背写操作票、操作票改错两种题型。 7、本次竞赛每个部分共8道题。（只填写操作票中的操作 内容） 8、竞赛中的操作票范围见附件 八、奖项设置 1、集控 一等奖1名；二等奖2名；三等奖3名；优秀奖20名。 2、辅控

一等奖1名；二等奖1名；三等奖1名；优秀奖3名。 3、厦门恒力输煤 一等奖1名；二等奖1名；三等奖1名；优秀奖5名。 4、厦门恒力脱硫 一等奖1名；二等奖1名；三等奖1名；优秀奖5名。 5、集体优胜奖 1、发电运行部集体成绩第一名值； 2、厦门恒力输煤集体成绩第一名班组； 3、厦门恒力脱硫集体成绩第一名班组。 附件一 一、集控竞赛电气操作票 1.＃1（2）发电机并网操作票。 2.＃1（2）发电机解列操作票。 3.＃1（2）发电机由冷备用转检修操作票。 4.＃1（2）发电机由检修转冷备用操作票。 5.＃1（2）机组6kV厂用由工作电源倒为备用电源操作票。 6.＃1（2）机组6kV厂用由备用电源倒为工作电源操作票。 7.6kV开关由热备用转检修操作票。 8.6kV开关由检修转热备用操作票。

#1主变两侧开关由运行转检修

仿真变电站电气操作票 编号： XXXXX 1.操作任务： #1主变及两侧开关由运行转检修，内桥130开关转冷备用 2.操作开始时间：年月日时分，终了时间：年月日时分 3.操作步骤 4．操作人：监护人：值班负责人：值长： 5．评价情况：经检查本票为票，存在 问题，已向指出。 检查人：年月日

仿真变电站电气操作票 编号： XXXXX 1.操作任务： 承上页***** 2.操作开始时间：年月日时分，终了时间：年月日时分 3.操作步骤 4．操作人：监护人：值班负责人：值长： 5．评价情况：经检查本票为票，存在 问题，已向指出。 检查人：年月日

仿真变电站电气操作票 编号： XXXXX 1.操作任务： 承上页***** 2.操作开始时间：年月日时分，终了时间：年月日时分 3.操作步骤 4．操作人：监护人：值班负责人：值长： 5．评价情况：经检查本票为票，存在 问题，已向指出。 检查人：年月日

仿真变电站电气操作票 编号： XXXXX 1.操作任务： 承上页***** 2.操作开始时间：年月日时分，终了时间：年月日时分 3.操作步骤 4．操作人：监护人：值班负责人：值长： 5．评价情况：经检查本票为票，存在 问题，已向指出。 检查人：年月日

仿真变电站电气操作票 编号： XXXXX 1.操作任务： #1主变及两侧开关由检修转运行，内桥130开关转热备用 2.操作开始时间：年月日时分，终了时间：年月日时分 3.操作步骤 4．操作人：监护人：值班负责人：值长： 5．评价情况：经检查本票为票，存在 问题，已向指出。 检查人：年月日

仿真变电站电气操作票 编号： XXXXX 1.操作任务： 承上页***** 2.操作开始时间：年月日时分，终了时间：年月日时分 3.操作步骤 4．操作人：监护人：值班负责人：值长： 5．评价情况：经检查本票为票，存在 问题，已向指出。 检查人：年月日

01启备变有载调压装置失灵的处理方法及注意事项

01启备变有载调压装置失灵的处理方法及注意事项 一、引言 2009年11月30日21:48，一控三班刘迅鸿监盘时发现6kV备用段电压为6.5kV，偏高，将启备变有载调压装置在硬操屏上按“降压”按钮降一档，发现降压按钮指示灯一直亮，电压持续下降，约几十秒后停止，电压降至5.65 kV。然后准备将电压再升上来一点，在硬操屏按“升压”按钮调不动，就地检查有载调压装置电源空气开关跳闸，重新合闸时空气开关合不上去，就地档位指示已降到“1”档。汇报单元长、值长，联系设备部宁顺提、点检李华、电控袁湘华处理。23：00，检修就地将01启备变有载调压装置手动摇动几圈后，档位到位，合上有载调压装置电源空气开关上，将01启备变电压调整正常。 二、原因分析 经现场检查，结合检修临时处理之后的升、降压操作情况分析，01启备变有载调压装置失控的原因可能是由于装置的档位行程接点不太可靠，在有些档位，当档位调整到位后，其凸轮操作接点（S12、S13、S14）没有接通，调压电机控制回路不能断开，电机一直不停地转，导致有载调压装置失控，电压持续下降或上升，当停在两个档位之间时，电源空气开关跳开，且无法合闸。 三、处理方法及注意事项： 1.进行启备变有载调压操作时，必须严格按照《集控运行规程（电气部分）》1 2.5.2条：“＃ 01 启／备变有载调压时应注意的问题”执行。 1)集控室硬操屏上按有载调压开关“升压”按钮，6kV母线电压升高，“降压”与之 相反。调节分接头时，应注意分接开关位置指示、变压器的电流及6kV母线电压 的情况。 2)有载调压开关原则上每次只操作一档，隔一分钟后，再进行下档的调节。 3)严禁在变压器严重过负荷（即超过1.5 倍的额定电流）的情况下进行分接开关切换。 4)调压操作时若发现操作不动，先检查就地分接开关操作箱内的电源开关是否跳闸， 若跳闸，恢复电源后再操作。操作完毕后，必须检查分接开关的实际位置，不允许 在两档之间运行。 5)有载调压应电动操作，电动操作失灵时联系检修人员手动操作，此时必须采取可靠 的安全措施，并有专人监护。 2.进行有载调压操作时，每按一次“升”（或“降”）按钮，就地调压电机转动进行分接切 换过程中，硬操屏上的“升”（或“降”）带灯按钮应亮，且调节一档到位后，通过档位凸轮操作接点，断开电机控制回路，自动停止调压操作，值班人员检查分接开关位置指示及6kV母线电压稳定后，方可进行下一档操作。禁止持续按升（降）压按钮进行多档位连续切换操作。 3.若调压操作过程中，档位切换不能自动停止，电机持续转动，硬操屏上刚操作的“升” （或“降”）带灯按钮常亮，电压持续上升（或下降）超过6KV母线电压正常范围时，应立即在硬操屏上按“停止”按钮，若硬操屏上不能停止时，应立即到有载调压就地操作箱内断开调压装置电源开关。并通知检修尽快处理。 4.01启备变有载调压装置失灵造成电压持续升、降失控的情况已出现过好几次（最近一 次出现在2004年7月8日，＃1炉爆管后，倒厂用时＃01启备变在升压调整过程中不能自动停止），其原因可能主要还是档位切换到位后凸轮操作接点不能断开电机控制回

启备变由运行转为检修

部门：发电运行部班组：编号： 工作时间年月日 工作内容启备变由运行转为检修 风险等级班组级风险 项目简述该项目所涉及的主要工作：停用变压器中性点间隙保护；合中性点接地刀闸；拉开变压器各侧断路器（开关）；解除变压器保护跳 其他运行设备压板；拉开隔离开关（刀闸）；停用变压器PT；变压 器风冷器停电；验电；装接地线（合接地刀闸）等。适用于#1、2 主变、启备变停电的操作。 存在风险1、人身伤害方面： 1.1绝缘手套不合格或使用方法不当、雷雨天气室外操作，造成人身触电、烧伤。 1.2带负荷拉隔离开关、绝缘手套不合格或使用方法不当，引起人身触电、烧伤。 1.3误入带电间隔、绝缘手套不合格或使用方法不当，造成人身触电、烧伤。 1.4误入带电间隔、绝缘手套和验电器不合格或使用方法不当、雷雨期间室外验电，造成人身触电、烧伤。 1.6 带电装接地线（合接地刀闸）、绝缘手套不合格或使用方法不当，造成人身触电、烧伤。 1.7装设接地线不合格危及人身安全。 1.8登主变时高处坠落。 2.设备损坏方面： 2.1未核对保护名称、编号、位置，误停其他运行保护。 2.2操作方法不当导致接地刀闸机构损坏。 2.3 未核对设备名称、编号、位置，误拉断路器。 2.4断路器分闸后出现非全相运行，导致设备损坏。 2.5未正确解除保护压板，保护装置通电时导致运行设备误跳闸。 2.6带负荷拉隔离开关、隔离开关机构卡涩强行操作、手车开关坠落，造成设备损坏。 2.7操作方法不当导致接地刀闸机构损坏。 防范措施1.防止人身伤害的措施 1.1防触电、烧伤措施 1.1.1必须核对设备名称、编号、位置正确；绝缘手套贴有有效合格证且外观检查合格；使用绝缘手套要双手戴好，不能包裹使用；雷雨天气室外操作必须穿合格绝缘靴。 2.2防触电、烧伤措施 2.2.1必须核对设备名称、编号、位置正确；拉隔离开关前检查断

CSC-316、CSC-336--81-#3、4启备变保护装置检修作业指导书 (2)

Q/CDT 2012-05-01发布2012-06-01实施 大唐国际潮州发电公司发布

目次 1 范围 (2) 2 本指导书涉及的资料和图纸 (2) 3 安全措施 (2) 4 备品备件清单 (3) 5 现场准备及工具 (3) 6 检修工序及质量标准 (4) 7 检修记录 (4) 8 不符合项目处理单 (9) 9 完工报告单 (1) 10 质量签证单 (2)

1 范围 本指导书适用于广东大唐国际潮州发电有限责任公司#3、#4启备变保护装置及二次回路检修工作。 2 本指导书涉及的资料和图纸 下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。 《CSC-316型微机变压器保护装置技术和使用说明书》北京四方继保自动化股份有限公司 《CSC-336变压器非电量保护装置技术和使用说明书》北京四方继保自动化股份有限公司 #3、4启备变保护装置厂家图纸 设计院图纸 F11012Z-D0804《启动/备用变压器二次线》 设计院图纸 F11012Z-D0805《高压厂用电源二次线》 设计院图纸 F11012Z-D0806《低压厂用电二次线》 DLT 995-2006 继电保护及电网安全自动装置检验规程 Q/CSG 1 0008-2004 继电保护及安全自动装置检验条例 DL/T 559-94 220～500KV电网继电保护装置运行整定规程 DL 400-91 继电保护和安全自动装置技术规程 DL 478-92 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》电力部电安生（1994） 《广东省电力系统继电保护反事故措施2007版》（单行本）广东省电力调度中心（2007.12） 《中国南方电网继电保护管理暂行规定》南方电网调（2003）10号 《继电保护及安全自动装置运行管理规程》 继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定 3 安全措施 3.1 严格执行《电业安全工作规程》。 3.2 工作票及继电保护安全措施票所列安全措施已正确执行完毕。 3.3 220KV 2209断路器停电转检修状态，并且其断路器、隔离开关的控制信号电源、储能电源开关已断开；#3、4启备变低压6KV厂用电侧开关（30BBA02、40BBA02、30BBC02、40BBC02、30BBB02、40BBB02、30BBC03、40BBC03）停电转检修状态，并且其断路器控制电源开关已断开； 针对上述设备的运行状况，做好危险点分析，检修工作票已办理许可手续。 3.4 清点所有专用工具齐全，检查合适，试验可靠。 3.5 现场工具、零部件放置有序，

集控运行考试卷答案

集控强化培训第一阶段考试卷(主、副值)B 一、填空题（每空0.5分，共20分） 1、 10KV 及以下电气设备不停电的安全距离是 2、 3、 4、 在重新点火前进行炉膛吹扫时，吹扫空气量一般为额定负荷空气量的 ，吹扫时间保持5--10分钟，锅炉负荷低于25% 额定负荷时，应 5 、 汽机油系统事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱 6、 我司规定一级动火工作票的有效时间为 每月 7、 8、 我厂发电机气体置换中间介质使用瓶装二氧化碳，通常情况下一次同时投 控制充二氧化碳的速度，防止充气速度过快而引起管道结霜，一般要求距离发电机 9、 氢气干燥器干燥塔再生时，再生塔塔内温度正常在 出口温度正常在 10 11系统压力高时及时开启泄压，防止轴封系统压力过高，轴端冒汽进入主、小机油系统。 12、连续排污管口一般装在汽包正常水位下 13、汽包炉锅水加药的目的是使磷酸根离子与锅水中钙镁离子结合， 生成难溶 14 15、减负荷过程中要加强水位调整，保持均衡上水，并根据负荷下降程度，及 16、 汽压升高时，在燃料量不变的情况下，锅炉的蒸发量要瞬间减少，相对 17、变压器油枕的作用主要有：温度变化时调节油位（储油、补油），减小油 18、 19、 当UPS 逆变器故障时，UPS 20、发电机零起升压时应注意，主变的中性点必须 21、 发电机内着火时．应立即将发电机解列并灭磁，停电后可向其外壳

二、问答题（65分） 1、机组冷态启动，中速暖机结束的条件有哪些？（5分） 答：汽机暖机结束，应满足以下条件： 1）高压第一级金属温度≥250℃。 2）中压静叶持环金属温度≥150℃。 3）高压缸排汽温度≥180℃。 4）汽轮机绝对膨胀≥7mm。 5）汽轮机胀差≥6.5mm。 2、我厂两台机组共配置两套快冷装置，向汽缸送气有几路管道？分别接在哪 些位置？（6分） 答：我厂两台机组共配置两套快冷装置，向汽缸送气有5路管道，分别接在高压缸A/B导汽管疏水气动门前疏水管、中压A/B导汽管疏水气动门前疏水管、高压内缸疏水气动门前疏水管。 3、胀差异常如何处理？（6分） 答：汽轮机胀差异常时，首先查明原因，根据原因采取相应的措施进行处理：1）轴封压力或温度调节不当，调整轴封压力、温度稳定在正常值。 2）升速率过快，降低升速率。 3）暖机不充分，延长暖机时间，充分暖机。 4）升负荷过快，减小变负荷率。 5）主汽温度急骤下降，及时调整主汽温度。6）机组甩负荷，打闸停机。 7）真空异常，查明真空异常原因，恢复真空稳定。 4、凝汽器真空急剧下降有哪些主要原因？（8分） 答：凝汽器真空急剧下降的原因有： 1）循环水系统故障造成冷却水量不足或中断，循环水进水温度升高。 2）汽轮机轴封系统供汽中断。 3）运行真空泵跳闸备用真空泵未联动或真空泵入口蝶阀动作异常。 4）真空系统严重泄漏。 5）凝汽器经凝补水箱补水时，凝补水箱无水。 6）给水泵密封水回水、轴加疏水水封破坏。 7）凝汽器热井水位过高。 8）凝汽器钢管污脏或杂物过多堵塞钢管。 9）小机真空系统泄漏。 5、锅炉紧急停运步骤。（6分） 1）锅炉达紧急停运条件时，MFT可能动作，否则应手动MFT。 2）检查一次风机、密封风机，磨煤机、给煤机跳闸，制粉系统各风粉挡板关闭，并手动完成其漏项。 3）油枪停用退出，燃油跳闸阀关闭，燃油压力调整门打开，检查各支油阀已自关。 4）引风机动叶瞬时关闭。 5）过热器、再热器减温水总门关，Ⅰ级、Ⅱ级减温水的电动门关。 6）吹灰器停用。 7）汽温低于505℃时，开过热器、再热器疏水，主蒸汽再热蒸汽管道疏水。