神马文学网电气规程2
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3 整流系统运行规程
3.1 整流系统概述
整流系统包括整流变压器、整流器、整流控制柜、及变压器冷却系统（油水冷却器）和整流器冷却器（纯水冷却器），此系统将交流电流变为直流电流作为电解槽的供电电源。其运行的好坏直接影响着电解生产情况。
3.2整流系统运行规范
3.2.1 设备技术规范
一、 调压整流变压器技术规范
型号ZHSSPT-19691/35 冷却方式 强迫油循环水冷 网侧容量19691KVA 额定电压35000/430V 额定直流电流16200A 额定直流电压510V整流方式三相桥式同相逆并连 绝缘水平F 调压级数27级 调压方式有载 联接方式三相桥式同相逆并联3.2.2 整流机组投入运行前的检查
一、调压整流变压器投运行前的检查
1）、 全部检修工作结束，有关工作票应全部收回，接地线、临时标示牌和临时遮栏应全部拆除，与运行无关的工具、材料及其它杂物应清理干净，检修人员所修项目及检修后设备有何缺陷应交待清楚。
2）、 投入运行前的绝缘检测
（1）、 调压整流变压器高压侧线圈使用2500V的摇表
（2）、 测量高压侧对地及高压侧相间绝缘电阻，其阻值不应低于上次所测值的30%，并测量吸收比R60＂/R15＂之比值应≥1.3，最低不能低于每千伏1MΩ，如测量值低于规定值时应汇报相关领导。
（3）、 初次投运的调压整流变压器及大修后变更分接开关后，应测定变压器各线圈的直流电阻，用以检查各分接开关的接触情况，其值应参照变压器出厂测试记录。
（4）、 调压整流变压器大修后或换油、加油后，应静止24小时，待消除油中的气泡后，方可投入运行。在特殊情况下，要立即投运时，应将重瓦斯改投信号，观察5小时无异常后改回跳闸回路。
3）、 整流变压器投运前的外部检查。
（1）、 油枕的油位、油色应正常，套管应清洁完好，无破损、无裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。
（2）、 调压整流变压器各部无漏油、渗油现象。
（3）、 调压整流变压器顶盖无异物，各侧接线完整正确。
（4）、 瓦斯继电器油面正常，连接油门打开，窥视窗清洁。
（5）、调压整流变压器外壳接地应良好。
（6）、有载调压分接开关头部超压保护爆破盖应完好、压力释放阀完好。
（7）、检查有载调压开关档位显示与实际位置相符。
（8）、有载调压电动机构各电气接线应完好，机械部分无破损。
（9）、油水冷却装置及纯水冷却装置已正确投入且运行正常
（10）调压整流变压器控制回路，继电保护等二次接线完整且正确投入。
（11）盘根螺丝油阀门各处有无渗漏油
二、 整流柜投入运行前的检查
1）、 检查整流柜、周围应清洁，整齐、无杂物，有关人员撤离现场。
2）、 检查整流柜内部各元件完好，元件间接线牢固。
3）、整流柜的绝缘检查(检修后或长期停运而重新投运前)
方法：用万用表测量桥臂对地，以及正、负极之间和正、负极对地的电阻应不为零。
4）、 检查直流传感器及表计电气的联结良好，指示正常。
5）、 检查纯水冷却系统及二次循环水冷却系统的管道是否良好，有无破损，滴漏现象，各相关表计指示正常，且水压、温度符合要求，主、付水水质合格且循环正常。
6）、 检查直流刀闸、断路器均处在断开状态。
三、滤波装置投入运行前的检查
1）、检修工作结束,有关工作票应全部收回,接地线、临时标示牌和临时遮栏应全部拆除,与运行无关的工具、材料及其它杂物应清理干净.
2）、检查各熔断器的熔丝正常,接线正确,电容无鼓肚和渗漏油现象,如更换电容则应测量三相的电容值是否平衡,各部分的连接螺丝紧固无松动.
3）、检查滤波装置的开关控制回路,继电保护等二次接线完整且正确投入
3.2．3 正常开车和停车程序
一、 正常开车程序
1） 开车前的准备工作
（1）、启动变压器油水冷却器。观察油压值为0.05MPa以上
（2）、检查瓦斯继电器，油阀及油位计是否处于正常位置。
（3）、按工艺要求设定整流变档位值。
（4 ）、启动纯水冷却装置。观察压力值是否为0.2Mpa。
（5）、检查主柜纯水进口和出口的水温差应不超过5度。
（6）、检查阴、阳离子交换树脂是否符合纯水冷却装置规定，纯水电阻应大于300千欧/厘米
（7）、 纯水到达主柜压力应大于0.15MPa，最高压力应整定在0.25MPa，最低压力应整定在0.06 MPa。
（8）、打开主柜水阀门，检查各支路水流是否畅通，有无漏水现象。
（9）、打开高位放气阀，将全部内存气体放尽，确认后将阀门关闭。
（10）、将电流给定回零。
（11）、大电流刀开关置于闭合位置等置于相应位置。
（12）、送各测量装置电源，检查相应仪表读数是否正常，排除异常。
（13）、送控制电源，同时检查控制柜、远控屏（或操作台）相关信号，测量指示是否正常排除不正常现象.
2）、 送电开车
（1）、听调度令送整流变压器一次侧电源，听整流变声音是否正常，瓦斯继电器是否正常，观察整流柜内有无异常现象（如原件是否有击穿、快熔是否有熔断，吸收用电容、检查各路脉冲是否正常、压敏电阻是否有击穿导通现象等）排除不正常现象。
（2）、听调度令用上位机给定或控制柜的TP170A面板进行给定缓缓上升，同时用示波器观察主电路输出波是否有振荡、振动缺波、波头大小不一样等现像，若有，立即停车。排除故障，再重新开车。
（3）上述步骤完成后，电流送到一定值观察电流指示值、反馈信号是否正常。多个运行电流值下反复测定后，将手动状态转到自动状态。如反馈信号不正常，则应排除不正常现象。
（4）、开机一小时内继续观察变压器油路、纯水-付水水路是否有泄漏、赌塞现象，且适当调节复水流量，使纯水进出水温差小于5度。
二、整流机组的停运操作
1）听调度令平滑下调机组电流至要求值，并检查整流机组运行正常。
2）听调度令平滑下调机组电流至零。
3）当系统运行正常工艺要求数小时停车时将电流给定值回零即可。
3）当系统需要较长时间停车时，先将电流给定回零，再停整流机组35KV侧断路器之后停控制电源，15分钟后再停水泵、油泵装置电源。
.4）当系统需检修，或抢修时则要拉开整流机组直流侧直流刀闸。
5）当系统紧急停电时，先直接跳35KV断路器，再停控制电源。
三、上位机操作
1）、启动上位计算机后，点击桌面快捷方式运行MCGS软件,显示监控程序开始工作,首先出现的界面是“用户登录”，如（图1）所示。在此界面，首先要求用户选择用户名，接着输入相应的密码，然后按“确认或回车键”，如果密码输入正确，则进入主控界面；按“取消”，则退出系统。如果输入密码不对，则会提示你“密码输入错误，是否重新输入？”，如（图2）所示；点击“是”，可重新输入密码，点击“否”，则会提示你“用户未授权，退出系统”，点击“确定”则退出系统，如（图3）所示。图1—用户登录界面
图2—密码错误提示 图3—登录失败提示
2）、主控画面的操作
正常工作时，如果没有进行任何操作，系统一直处于主界面，在此界面，实时显示机组的给定电流，输出电流，输出电压，脉冲触发角度等参数；同时实时显示机组的工作状态、通讯状态、交流仪表的工作状态、水温、水压等参数，还实时显示机组发生的各种故障信息。界面的右上角显示当前日期、时间和星期。主控画面如（图4）图4—主控画面
3）、 电流给定和斜率设置界面的操作
（1）、在主控画面下，按“电流给定”设置界面如（图5），此界面下，可以对机组进行电流指令的设置，也可以在运行状态下的主控画面中直接点击整流机组（如图6）均可弹出“电流给定”画面，在期望给定电流下的方框中直接输入电流值大小，按下“确认”键系统将自动按设置电流指令值发送给机组。同样在主控画面下有“机组斜率设置”子画面如（图7），斜率的大小是控制电流上升快慢的，可以通过改变斜率的大小来改变电流的升降速度，以达到工艺的要求。图5—电流给定界面图6—整流机组图7—机组斜率设置
（2）、故障信息报表
A、报表为故障报表如（图8），均可按时间查询和打印。在此报表里面记录了因各种故障引起的报警和跳闸信号。在主界面下，按“记录和报表”功能键，进入故障报表界面，该界面可查看记录的历史数据，查询历史记录时可按日期记录选择。在通信正常情况下，对数控装置所发生的每一个故障，故障结束时把故障记录写入数据库。记录内容包括：日期，故障起始时间，故障终止时间，故障代号及故障名称。图8—故障报表
B、点击图8的“设置”键，进入故障报表的时间设置界面，通过此界面可查看所有的故障报警历史数据，查询故障报警历史记录时可按多种日期选择查询。如图9所示。点击图9的“打印”键，可以打印相应的查询时间的报表。图9—故障报表时间设置界面
4）、电流曲线的查询
（1）、在运行环境的主控画面下按“记录和报表”功能键，点“一号历史曲线”或“二号历史曲线”就可以查看电流曲线画面如（图10）。在此界面还可以观看到纯水温度，直流电流，触发角，纯水压力等实时变化的曲线。图10—电流曲线
（2）、在电流曲线界面下方，有一排操作按钮，其功能分别如下
翻到最前面，使得X轴的起始位置移动到所有数据的最前面。
向前翻动一页，以当前X轴起始时间为X轴结束时间，以当前X轴起始时间倒推X轴长度为X轴起始时间。
向前翻动一个主划线的时间。用于小量向前翻动曲线的显示。
向后翻动一个主划线的时间。用于小量向后翻动曲线的显示。
向后翻动一页，以当前X轴结束时间为X轴起始时间，以当前X轴结束时间加上X轴长度为X轴结束时间。
翻到最后面，使得X轴的结束位置移动到所有数据的最后面。
设置X轴起始点。点击此按钮，弹出时间设置对话框，这个对话框也可以用历史趋势曲线的方法来打开。如（图11）。在设置曲线开始时间中，有如下选项可以选择：（3）、 最近X时的存盘数据：通过选择时间长度和单位，可以得到最近适当时间内的曲线。可以选择的时间单位包括：秒，分，时，天，月。通常选择如：1小时。
（4）、 当天X时存盘数据：指定起始时间为当天的某个固定时刻，通常用于观察某个班的生产曲线。
（5）、 昨天X时存盘数据：同上，时间是昨天。
（6）、 本月X时存盘数据：同上，时间是本月。
（7）、上月X时存盘数据：同上，时间是上月。
（8）、指定时刻存盘数据：直接指定X轴开始时间。用户可以使用这个选项直接跳转到需要的时刻。
曲线设置对话框。使用这个对话框用户可以在运行时直接设置曲线显示和每条曲线的上下限，也可改变曲线的颜色。（图－12） 图－12曲线设置
3.2．4.日常维护及常见故障处理
1）、保持整流室、控制室卫生，做到无潮湿、无尘埃。
2）、检查主柜内温升情况，有无漏水，滞气现象。
3）、 检查纯水进出水压力、温差是否正常，调节付水水量，使进出水 温差<5℃。
4）、 检查变压器油温、油压、瓦斯有无异常现象。定期将变压器油送检化验，更换变质油。
5）、一般均应用示波器定期检查输出电压波形,检查全系统有无震荡、振动等异常现象。
6）、 最好每隔2小时检查一遍系统各部分运行情况，并做好相应记录。
3.2．5. 常见故障处理：
1）、 变压器轻瓦斯动作频繁：
2）、 检查油路是否有漏气、漏油现象。
3）检查变压器油是否变质，做气相分析、诊断主变有无局部故障现象，以作处理。
4）、 循环油路中油压异常下降或升高：检查管路、油泵有无堵塞现象，并处理。
5）、 纯水水质变色，水阻<120KΩ/cm。应更换交换树脂，严重时，应更换纯水。
6） 、主柜内，支路水管温度偏高：水管内有气体或存杂物堵塞，应做相应清理。
7）、 主柜联结铜排局部发热：检查紧固螺丝是否松动，接触面有无氧化，并处理。
8）、 快熔温度低于正常温度：检查快熔是否熔断，检查元件是否导通。若元件、快熔两端电压正常，则检查脉冲是否到位，并处理。
9）、元件不导通：若控制板对阴极脉冲正常，元件不导通，则更换元件。
10）、 个别元件脉冲丢失：用示波器检查控制极对阴极无脉冲时，再往前检查该元件对应的脉冲分配板各电阻、电容、二极管上波形，发现不正常时，更换该器件即可。
11）、 一相脉冲丢失：用示波器检查该相脉冲是否已到达主柜相应端子。若有，则检查端子到该相脉变之间线路是否有松动、脱焊现象等。若无，则按下述步骤进行：
12）、 若控制柜输出端子有脉冲输出，则检查控制柜与主柜之间的脉冲连线有松动、断路现象，并排除。
13）、 若控制柜输出端子上无该脉冲，则应检查大功率放大管处有无输出，依次类推，逐级往上检查，排除虚焊、损坏元件。
14）、 当发现集成触发块无脉冲输出时，应首先检查同步信号是否丢失，或给定信号是否丢失。若外部情况正常，则更换集成块。
15）、直流电流下跌，当输出脉冲正常时，这经常发生在多机组并联的电路结构中，此时应做如下检查：
（1）若在手动给定条件下运行中发生，则首先调节手动给定电位器，如果能将电流送出即可。
（2）若在自动给定条件下运行，而调节电位器无法避免电流下跌时，应检查变压器（有载或无载）调压档位是否偏低。
16）、 主柜电流下跌，输出脉冲不正常时，则应检查：
给定信号失常，用示波器看其波形是否抖动不稳，用万用表测量输出信号电压是否低于设定值，排除故障。
17）、 输出电压电流信号突然消失：
（1）检查脉冲封锁电压是否正常（大于等于DC7V为正常），若不正常则检查：
（2）是否过流动作？若是，检查原因排除故障。
（3）是否是欠相回路动作？若是，排除欠相故障。
（4）若非以上原因，则应直接检查“回零保护回路”的元器件是否正常，排除故障。
（5） 当用户外联电路与本机控制相连时，应检查继电器接点，清扫灰尘，不能出现虚接现象。
18）、冬季，整流装置在停止运行时，应将整流柜冷却水放干，以免管路冻裂。
3.2．6调压整流变压器运行中的监视检查
一、 调压整流变压器运行中的监视
1）、 每班中应规定对运行中的整流机组进行巡检，下列情况下对调压整流变压器进行特殊巡视检查，增加巡检次数。
2)、 大风时应检查引线有无摆动，松动现象，各部无悬挂物。
3）、雷雨后应检查各部有无放电痕迹，引线连接处无凝水、凝露现象。
4）、 大雾天应检查有无火花放电现象。
5）、 大雪天应检查套管引线连接处的落雪有没有立即熔化。
6）、气候剧冷或骤热时应检查油位、油标及油量等。
7）、高温季节，高峰负载期间。
8）、调压整流变压器过负荷运行时。
9）、运行中的调压整流变压器外部检查项目
a、 油枕的油位、油色、油温是否正常，调压整流变压器各部位应无渗、漏油现象，本体、引线上方无异物。
b、调压整流变压器运行期间无异常噪音，吸潮器完好，硅胶无变色。
c、 调压整流变压器外壳及散热器温度正常，上层油温不超限。
d、 套管应清洁无破损和裂纹，无放电痕迹。
e、母线和各联接点无过热现象，各联点无变色。
f、 压力释放阀完好无损。
g、 瓦斯继电器内无气体。
h、调压整流变压器的远方测温装置，正常投入时与调压整流变压器本体温控计的温度应接近。
r、端子箱内接线牢固，箱门关严。
j、 油水冷却装置运转良好。
k、 现场消防器材完备，调压整流变压器排油设施应保持良好状态。
l、调压整流变压器运行时上层油温不得超过85℃，90℃出口报警。
3.2.7. 滤波装置运行中的检查和维护
1）、 滤波装置运行中的检查。
（1）、看滤波熔断器是否断开。
（2）、 看电容器有无漏油,是否因过流而鼓肚。
（3）、 看电抗器有无异常,是否冒烟。
（4）、 看瓷瓶有无裂纹。
（5）、看开关柜上的相关表计和保护装置显示正常。
（6）、 听电抗器是否有异常声音,支柱瓷瓶有无闪络放电声。
（7）、闻是否有异常气味。
2）滤波装置维护
（1）、 隔离故障
（2）、首先将滤波回路开关断开
（3）、 等5—10分钟，电容器放电完毕
（4）、 装设好接地线
（5）、 更换同容量的电容器,应与损坏的相近
（6）、每半年或一年清扫一次，检查设备是否完好
（7）、 每年检修时测电容C、电抗L值看是否有大的变化
3.2.8. 稳流控制系统的操作和维护
1）、机组稳流控制系统的构成
每套机组的两台整流柜各采用一套独立的稳流控制系统，构成机组稳流控制系统，每套稳流控制系统均含有直流互感器和调节器。
2）、机组稳流控制原理，当外网电压升高或降低、槽电压升高或降低时，直流电流有变化的趋势，整机自动稳流系统通过检测直流互感器输出信号变化，自动调节控制角大小，保持原电流值不变。
3）、面板功能说明
绝缘复归:绝缘降低报警掉牌复位
控制电源锁开关：合分控制电源
合闸：合稳流电源
分闸：分稳流电源
复位：故障解除后，复位故障信号
试灯：检测面板上故障灯及铃是否工作正常
电流调节：用于调节本柜控制电流
远控/近控：稳控柜远控或近控操作选择
远调/近调：在稳控柜操作面板上设置此开关，当其掷于“近调”位置时，则由稳控柜面板上电位器进行调节控制电流；掷于“远调”位置时，稳控柜接收总控给出的0-10V给定信号，由总控系统进行电流调节。
解铃：接通或解除报警音响.
3.2.9、 调压整流变压器的异常运行及事故处理。
3.2.9.1 变压器发现下列现象之一为异常运行，应加强监视查明原因。
1）、 声音较正常大。
2）、 漏油或严重渗油。
3）、 上层油温比同负荷时高。
4）、 油面有明显升高或降低，油色有异常变化。
5）、 套管发生裂纹，有轻微放电声。
6）、 端头或引线发热
7）、 油水冷却装置异常。
3.2.9.2发现下列情况之一者，应立即停用运行变压器
a、 局部冒烟，母线或电缆引线有明显熔化点。
b、 内部声音很大，不均匀，有爆裂声。
c、油面超过规定范围，且不断上升，油色变化大，油内出现碳质。
d、 瓷套管断裂有闪络现象。
e、 严重漏油或喷油时；
f、 油位计和瓦斯继电器内看不到油位。
g、 油枕或压力释放阀内喷油。
h、 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升超过规定值。
3.2.9.3 变压器异常油温和油位的处理
（1）、 变压器油温超过许可温度时，值班人员应查清原因。
a 检查变压器三相负荷是否平衡。
b 核对温度计(表)本身是否故障。
c 检查油水冷却装置是否故障。
（2）、 若温度升高的原因为冷却装置故障，运行中无法修理者，对于整流变来说，应立即将变压器停运，若因特殊原因故障变压器不能立即退出，对变压器应降档至允许温度下运行
（3）、 若经过上述外部检查无异常则认为变压器内部故障，应立即将变压器停运。
3.2.9.4 变压器继电保护动作跳闸的处理
（1）、 事故现象：故障变压器跳闸后，上位机内事故音响叫，后台报相应的系统事件且相应光字牌亮，开关变位。
（2）、 事故处理
A、 监视其它各机组负荷，维持电解工艺要求电流。
B、 若系重瓦斯保护动作，变压器停运检查。
C、 若系差动保护动作，应对差动保护范围内设备及其装置检查，必要时对变压器进行测量、试验。
D、若系过流保护动作跳闸，根据信号指示和变压器跳闸时的外部现象(如短路、故障过负荷)查明原因，如经查属于变压器内部故障，而是外部短路或二次回路故障误动时，变压器可重新投入运行，否则必须进行检查试验，以查明跳闸原因。
E、 变压器瓦斯和过流保护同时动作时，在未查明原因和消除故障前，不准将变压器重新投入运行。
3.2.9.5变压器着火时的处理
（1）、停用变压器各侧开关、刀闸。
（2）、 停用油水冷却装置。
（3）、 投入备用变压器。
（4）、若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部放油阀放油，使油面略低于着火处，灭火时使用干燥砂子和泡沫灭火器进行灭火。
（5）、 若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油以防变压器爆炸。
（6）、 当油泵由于事故而全部停止时，整流变压器在额定负载下，可继续运行10分钟
4动力变压器运行规程
4.1 动力变压器的运行方式
4.1.1 变压器的正常运行规定
一、 变压器额定运行方式
1）变压器在额定使用条件下，可按铭牌规范连续运行。
2）35KV油浸水冷方式的变压器上层油温一般不超过85℃，最高不超过95℃。
3）10KV油浸变压器其各部分的温升不得超过85℃，最高不超过95℃。
4）变压器的外加一次电压可以较额定电压高，但一般不得超过相应分接头电压值的5％。无论电压分接头在任何位置，若所加一次电压不超过其额定值的5%,则变压器的二次侧可带额定电流。
二、变压器允许的过负荷运行方式
变压器正常过负荷，并遵守下列规定：
1）全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。
2）对全天不满负荷运行的变压器在负荷高峰期间可以过负荷运行，过负荷的倍数及时间可按部颁规定执行。(部颁标准待查)
3）在夏季变压器的最高负荷低于变压器的额定容量时，冬季则允许变压器过负荷运行。夏季每低1％，允许冬季过负荷1％，但以过负荷15％为限。
三、变压器测量绝缘电阻。
1）变压器在检修后投入运行前，或长期停用的变压器在重新投入运行前均应测量其绝缘电阻，测得数值和测量时的上层油温应记入记录本；绝缘电压等级为1000V以下的绕组测量绝缘电阻应使用500V摇表，1000V以上的绕组应使用2500V摇表。电压等级在500V以下绝缘电阻不得低于0.5MΩ，其它电压等级的绝缘电阻值，最低不能低于每千伏1MΩ，如测量值低于规定值时应汇报相关领导。
2）摇测得数值不低于初始值的50％即为合格，当变压器绝缘电阻降低到前次值的50％时，应通知检修人员进行检查处理必要时应测量变压器的介质损和吸收比。
四、 变压器的中性点运行方式
1）＃1、＃2 主变35KV侧中性点采用不接地方式，10KV侧中性点为不接地方式。
2）低压变400V中性点均为直接接地方式。
4.1.2 变压器正常运行时的监视及检查
一、 变压器的监视
1）值班人员在值班期间应根据仪表指示严密监视变压器的运行，并及时进行调整。
2）控制屏上应无异常报警信号，变压器各部温度指示在正常值范围内。
二、 变压器的检查
1）值班人员应定期对变压器进行外部检查，检查的周期规定如下：
2）应根据气候变化、设备缺陷情况、新安装或大修后的投入等情况，适当增加检查次数。
3）在变压器过负荷或冷却装置故障时应半小时检查一次
4）在变压器瓦斯继电器发出信号、变压器线圈温度高、油温高报警时应及时对变压器进行检查。
5）在雷雨时，应检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙动作情况。
三、 变压器定期进行外部检查的一般项目如下：
1）油枕的油位、油色应正常，套管应清洁完好，无破损、无裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。
2）变压器各部无漏油、渗油现象。
3）变压器音响正常，本体无渗油、漏油，吸湿器应完好，硅胶应干燥不变色。
4）运行中的油温正常，风扇转动应均匀正常。
5）瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间连接阀门应打开，压力释放装置情况正常。
6）变压器附近无焦臭味，各载流部分（包括引线接头、电缆、母线）无发热现象，变压器室的门、窗、锁等完好，房屋不漏水、照明及通风系统良好。
7）冷却器控制箱内各开关位置与实际运行状况相符，各信号灯指示应正常。
四）、 变压器的特殊检查项目如下：
1）大雾天，内部无放电，套管无破裂及烧伤痕迹。
2）天气剧冷剧热时，油温、油位变化情况，冷却装置的运行情况，是否有冰冻或过热现象。
3）过负荷时应监视负载、油温和油色的变化，接头接触良好，无过热发红现象，风扇运转正常。
4.2 变压器启、停操作规定
4.2.1变压器检修后投运前的准备
一、所有检修、试验等工作结束，工作票已全部收回，拆除有关接地线、标示牌，恢复常设遮栏和指示牌。
二、 详细检查变压器一、二次回路确定变压器在完好状态，符合运行要求。
1）各侧开关、刀闸良好并在断开位置。
2) 变压器本体及引出线完整良好，无遗留物。
3) 各侧套管应清洁、无破损、裂纹及放电现象。
4）油枕油色透明、清澈、油位指示符合规定，无渗、漏油现象，呼吸器的硅胶未饱和成蓝色或白色状态；干式变压器无结露受潮现象。
5）二次回路接线良好，保护投入正确，各二次设备完整、牢固、良好，无任何信号发出。
6）瓦斯继电器充满油，接线良好无渗、漏油现象，压力释放装置正常。
7）检查全部油温计指示正确。
4.2.2 变压器的投运步骤
二、 35KV主变的投运步骤
1）全面检查动力变符合送电条件。
2）检查变压器电源侧开关在分位。
3）将变压器电源侧开关推至试验位置，插上二次插头。
4）合上变压器电源侧开关控制、微机保护控制小开关。
5）将变压器电源侧开关摇至工作位置。
6）合上变压器电源侧开关储能开关。
7）检查变压器负荷侧开关在“分”。
8）将变压器负荷侧开关推至试验位置，插上二次插头。
9）合上变压器负荷侧开关控制、微机保护控制小开关。
10）将变压器负荷侧开关摇至工作位置。
11) 合上变压器负荷侧开关储能小开关。
12) 检查保护投入正确。
13) 合上电源测开关。
14) 合上负荷侧开关。
15) 进行全面复查。
三、 10KV变压器的投运步骤
1）全面检查变压器符合送电条件。
2）检查变压器电源侧开关在分位。
3）将变压器电源侧开关推至试验位置，插上二次插头。
4）合上变压器电源侧开关控制开关。
5）将变压器电源侧开关摇至工作位置。
6）合上变压器电源侧开关合闸开关。
7）检查变压器负荷侧开关在“分”。
8）将变压器负荷侧开关推至试验位置。
9）将变压器负荷侧开关摇至工作位置。
10) 压上变压器负荷侧开关控制保险。
11) 检查保护投入正确。
12) 合上电源测开关。
13) 合上负荷侧开关。
14) 进行全面复查。
4.2.3 变压器的停运步骤
一、35KV主变的停运步骤
1）检查变压器已无负荷。
2）断开负荷侧开关。
3）断开电源测开关。
4）检查负荷侧开关在“分”。
5）断开负荷侧开关控制、合闸小开关。
6）将负荷侧开关摇至试验位置，取下二次插头。
7）将负荷侧开关摇出仓外。
8）检查电源侧开关在“分”。
9）断开电源侧开关控制、合闸小开关。
10）将电源侧开关摇至试验位置，取下二次插头。
11）将电源侧开关摇出仓外。
12）按要求做好安全措施。
13）进行全面复查。
二、10KV变压器的停运步骤
1）检查变压器已无负荷。
2）断开负荷侧开关。
3）断开电源测开关。
4）检查负荷侧开关在“分”。
5）取下负荷侧开关控制，合闸保险。
6）将负荷侧开关摇至试验位置。
7）将负荷侧开关摇出仓外。
8）检查电源侧开关在“分”。
9）取下电源侧开关控制、合闸保险。
10）将电源侧开关摇至试验位置，取下二次插头。
11）将负荷侧开关摇出仓外。
12）按要求做好安全措施。
13）进行全面复查。
4.2.4变压器送电冲击：
长期停用和备用中的变压器应定期送电冲击。应在装有保护装置的电源侧进行。在投运前，新安装或更换线圈及大修后的变压器必须核对相序。新安装的变压器必须冲击五次，大修后的变压器应冲击三次，其余情况下变压器可合闸送电冲击。送电冲击时间每次间隔5分钟。
4.2.5 瓦斯保护装置的运行
一、 变压器运行时瓦斯保护应投入信号和接入跳闸，其中重瓦斯保护应投入“跳闸”、轻瓦斯保护应投入“信号”。
二、运行中变压器重瓦斯保护和差动（速断）保护不准同时停用。
三、 瓦斯保护投跳闸前，运行人员应将下列各项检查正常后，方可将瓦斯保护投跳闸：
1）油枕和油箱的连通阀应开启，整个散热器连通阀门均应在开启位置。
2) 瓦斯继电器内应无气体。
3) 放上压板前，以高电阻电压表测量跳闸压板两端无电压。
四、 进行下列工作时，为了防止瓦斯误动作跳闸，应先将变压器重瓦斯保护由“跳闸”改接为“信号”，才能开始工作。工作完毕变压器内空气排尽后，方可重新将重瓦斯保护投入“跳闸”。
1) 变压器进行加油、滤油时。
2) 呼吸器更换硅胶或进行畅道工作时。
3）在瓦斯继电器及其二次回路上工作时。
4）开关瓦斯继电器连通管上的阀门时。
5）在变压器所有部位打开放气、放油、进油阀门和塞子时（取油样和在瓦斯继电器上部放气除外）。
6）胶囊充、放氮气或油枕抽真空时。
五、 新安装和大修后的变压器，在投运前必须将瓦斯保护投入“跳闸”。
4.3 变压器的异常运行和事故处理
4.3.1 变压器中的不正常现象
一、 值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象（如漏油、油位变化过高或过低、温度异常、音响不正常及冷却系统不正常等），应设法尽快消除，并报告上级领导。其经过情况应记入值班记录薄和设备缺陷记录薄内。
二、 变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，值班人员应按变压器过负荷情况处理。应设法降低其负荷至允许值范围内。
三、 若发现异常现象非停用变压器不能消除，且有威胁整体安全的可能性时，应立即停下处理。若有备用变压器时，应尽可能先将备用变压器投入运行。变压器有下列情况之一者应立即停用：
1）变压器内部音响很大、很不均匀，有爆裂声。
2) 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。
3) 储油柜或安全气道、压力释放阀喷油。
4）严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。
5）油色变化过甚、油内出现碳质等。
6）套管有严重的破损和放电现象。
7）变压器着火。
四、 变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员应判明原因，采取办法使其降低，因此必须进行下列工作：
1）检查变压器的负荷，并与同一负荷下应有的油温核对。
2) 查核校验温度表的正确性。
3) 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况，若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法处理者，立即将变压器停运处理；如不需停下可处理时（如油浸自冷变压器的部分风扇故障），则值班人员应按本规程的有关规定，调整变压器的负荷至相应的容量。若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明冷却装置正常，变压器室通风良好，温度计正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁心短路、绕组匝间短路等，而变压器的保护装置因故不起作用）。在这种情况下应立即将变压器停用。
五、 变压器油位异常
1）如因轻度漏油引起，应补充油（加油时注意先停瓦斯保护），并根据泄漏程度安排消除。
2) 如因大量漏油使油位降低，有条件时停电消除，无条件时应立即采取停止漏油的措施。
3) 变压器油位因温度上升而迅速升高时，应通知检修人员放油到适当高度，同时应检查储油柜的气体是否排尽，以避免产生假油位。
4.3.2 瓦斯保护信号动作的处理
一、 瓦斯继电器动作报警
1）如检查是由于变压器油位低引起的，按变压器油位不正常降低处理。
2) 如系由于直流接地或瓦斯继电器二次线绝缘不良引起的，应将重瓦斯保护由跳闸改接信号位置，并设法消除故障。
3) 如外部检查正常，瓦斯继电器内有气体积聚时，应立即将瓦斯继电器内的气体收集在取样袋内，交有关部门鉴定气体，按表中原则进行处理（正常运行后出现瓦斯信号属于正常气体除外）。
气体性质
故障性质
处理无色、无味、不能燃烧空气
放出空气
注意下次发出信号的时间间隔
若时间间隔逐渐缩小应将重瓦斯改投信号并设法查明原因，有条件者停用该变压器
淡灰色、强烈臭味，能燃烧
变压器内部绝缘材料（纸或纸质板）故障
停用该变压器检查
微黄色、燃烧困难
变压器内部木质材料故障
停用该变压器检查
灰黑色或黑色可燃
油的故障
停用该变压器检查
气体取样时的注意事项：
1）鉴定应迅速进行，否则经一定时间颜色要消失。
2) 检查气体是否可燃时，禁止火种靠近瓦斯继电器顶部。
3) 如试验结果不能确定为空气时，应通知化学部门化验油的闪点，若较上次低5℃时，应停用该变压器。
二、 瓦斯保护动作使开关跳闸：
1）立刻检查现场，有无变压器内部故障象征（如压力释放装置动作喷油及其它外部异常象征等）。
2) 鉴定瓦斯继电器内气体，以判断是否变压器内部故障，如气体可燃，则变压器未经检查并试验合格前不允许投入运行。
3) 上述检查均无异常时，应检查是否直流接地或二次线故障引起的误动，得知确系误动引起并以消除后，方可将变压器重新投运。
4）确有变压器内部故障象征时，应将变压器隔离后交检修检查处理。
4.3.3 变压器自动跳闸
一、 变压器自动跳闸时，应立即查看报警信号，查看报警信号确无误发后进行处理。如有备用变压器，值班人员应迅速将其投入运行，然后立即查明变压器跳闸的原因，根据继电器动作的情况进行分析检查，区别处理；确有故障象征时应停用检查。查不出明显故障且无其它保护动作情况及短路现象时，应通知检修人员检查是否保护误动引起并予以消除。
二、 如检查结果证明并非变压器内部故障或外部故障，且故障点已隔绝时，可将变压器重新投入运行。
三、 由于继电保护误动作引起时，可不经外部检查和测量绝缘电阻将变压器重新投运。
四、 如系差动保护和瓦斯保护同时动作跳闸，在未查明原因并消除之前，不得将变压器投运。
五、 对于变压器的后备保护动作于跳闸，而又能证明属于越级跳闸时，则将故障点隔离开后，迅速将已跳闸的变压器重新合闸试送电一次。
六、 如变压器重新投入后又再次跳闸时，应彻底查明原因并予以消除。
4.3.4 变压器压力释放装置动作
一、 现场检查确系压力释放装置动作时，停用变压器。
二、如为直流接地或二次线绝缘不佳引起误报警时，应通知检修消除。
4.3.5 变压器着火
一、 立即断开各侧电源，停用冷却器，迅速使用灭火装置进行灭火并将备用变压器投入运行。
二、 若油溢在变压器盖上而着火时，则应打开下部油门放油到适当油位；若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油以防变压器发生严重爆炸。
三、 室内变压器着火时，不得打开变压器室门，以防火焰喷出伤人或扩大事故。
4.3.6 差动保护处理
一、 差动保护动作后，对变压器不能强送。
二、 若差动保护动作的同时，系统无冲击，且瓦斯保护未动作（就有瓦斯保护的变压器而言），应对保护范围内的设备检查，若未发现异常，则按下列原则处理：
1）通知继保人员检查差动保护和二次回路，如属保护误动或二次回路有问题，应退出差动保护。变压器是否投入运行由总工程师决定。
2) 如检查未发现问题，测变压器绝缘和直流电阻正常，经总工批准投入运行。
三、 如是人为误动跳闸，可不经检查立即将变压器投入。
4.3.7 低压厂变零序保护动作后处理
一、 检查变压器零序保护动作报警。
二、 检查变压器两侧电源开关均已跳闸，检查变压器低压侧母线所有负荷是否有异常（如保险熔断等）。
三、 若备用电源自投后零序保护又动作跳闸，应断开该母线所有负荷开关，摇测母线绝缘合格，用工作变试充电一次，成功后，则对负荷逐一摇测绝缘，将绝缘合格的负荷恢复送电。
四、 若变压器低压侧备用电源不能投入时，应将该母线上的所有负荷开关断开，摇测母线绝缘合格后，试送一次，成功后，对负荷逐一检查绝缘，将绝缘合格的负荷恢复运行；若不成功，联系检修处理。
5 配电装置运行规程
5.1 35KV系统的正常运行方式
5.1.1、 35KV系统为单母线分段接线方式，由动力段Ⅰ段、Ⅱ段和整流段Ⅰ段、Ⅱ段构成此系统。
5.1.2、1#动力变（1AH07）运行在35KVⅠ段母线、2#动力变(1AH08)运行在35KVⅡ段母线。
5.1.3、整流变1#（2AH07）3#（2AH09）5#（2AH11）在35KV整流段Ⅰ段母线运行，2#(2AH08)、4#(2AH10)在35KV整流Ⅱ段母线运行。
5.1.4、动力Ⅰ、Ⅱ段母线之间通过母联开关1AH01相连，整流段Ⅰ段、Ⅱ段通过母联开关2AH01相连。
5.1.5 动力Ⅰ、Ⅱ段母线PT均投入,整流Ⅰ、Ⅱ段母线PT均投入。
5.1.6、Ⅰ、Ⅱ母联开关1AH01与1#进线开关1AH03和2#进线开关1AH04设有备自投联锁。
1）、即在正常运行过程中1#进线开关或2#进线失电，母联开关自动合上，由一路进线带两段母线负荷
2)、正常运行情况下，动力Ⅰ、Ⅱ段母线不允许并列运行。
5.1.6、所有35KV开关都设有手动和遥控两种操作方式。
5.1.7、瞬间并列运行方式：经与供电部门商议，再Ⅰ、Ⅱ段母线来源于一段母线情况下可以采取这种运行方式。具体操作如下:
1)、摘掉1#、2#进线开关柜XB2切换片；
2）、合上母联开关1AH01；
3）、断开1#或2#进线开关；
4）、恢复1#或2#进线柜XB2切换片。
5)、两段负荷由一段母线带。
5.1.8、正常情况下停下一段母线母线的操作：
1）、先停所有该段母线上的负荷；
2）、将母联开关柜上选择开关SA打到分位；
3）、停下1#或2#进线开关；
5.1.9、整流Ⅰ、Ⅱ段母线运行方式同Ⅰ、Ⅱ段母线。
5.2、35KV系统设备的状态规定 ：
5.2.1、 运行：电源进线开关手车在工作位置，开关在合位；控制电源送好；PT在工作位置，二次侧电源送好。
5.2.2、 热备用：电源进线开关手车在工作位置，开关在分位；控制电源送好；PT在工作位置，二次侧电源送好。
5.2.3、冷备用：电源进线开关手车在试验位置，开关在分位；控制电源断开；PT手车在仓外，二次侧电源断开。
5．2.4 检修：电源进线开关手车在试验位置，拔出二次插头，开关在分位；控制电源断开；PT手车拉出仓外，二次侧电源断开；根据工作要求做好安全措施。
5.2.5、 35KV系统设备送电操作的主要步骤：
一、 检查所有工作均已结束，已办完工作终结手续。
二、 拆除所有安全措施。
三、 检查开关在“分”。
四、 将开关手车摇入开关柜内锁定。
五、 插上二次插头。
六、 关闭开关柜前、后门。
七、 断开接地开关，将接地连锁杆推向右端到位。
八、 合上开关的控制小开关。
九、 压下摇进机构盖板，插上手柄，顺时针摇至摇把转不动为止，关闭盖板。
十、 合上开关的合闸小开关。
十一、 合上开关送电。
5.2.6、 35KV系统设备停电操作的主要步骤：
一、 断开开关停电。
二、 检查开关在“分”。
三、 断开开关的控制、合闸小开关。
四、 插上手柄，逆时针旋转至摇不动为止，关闭盖板。
五、 将接地连锁杆向左推到位。
六、 插入接地开关手柄，旋转接地开关合闸。
七、 打开前、后门。
八、 拔下二次插头，手车可以退出柜外进行检修。
九、根据工作票做好安全措施。
5.3、 10KV系统的正常运行方式
5.3.1 10KV母线系统
一、 10KV系统为单母线分段接线方式。
二、 1#35KV主变至10KV总配为10KVⅠ段母线， 2# 35KV主变、至10KV总配Ⅱ段母线
三、 10KV总配母线Ⅰ、Ⅱ段分别到烧碱、PVC/VCM、循环水、乙炔高压配电室。
四、Ⅰ、Ⅱ段母线之间通过母联开关115AH01（母联做备自投用）、母联隔离开关115AH10相连。
五、Ⅰ、Ⅱ段母线PT及消弧消谐综合装置均投入。
5.3.2 10KV总配母线系统
一、 10KV厂用总配母线系统为单母线分段接线方式。
二、Ⅰ、Ⅱ段母线之间通过母联开关115AH01相连。正常运行时，此母联开关断开，当10KV总配Ⅰ段或Ⅱ段失电时，母联开关备自投。
三、 乙炔1#出线115AH07、循环水1#出线115AH09、PVC/VCM1#出线115AH11、烧碱1#出线115AH05、为Ⅰ段母线负荷。
乙炔2#出线115AH06、循环水2#出线115AH08、PVC/VCM2#出线115AH10、烧碱2#出线115AH04。为二段负荷。
四、10KV总配工作Ⅰ、Ⅱ段电源进线开关与母联开关采用“三选二”方式运行，即只能同时投入其中两个开关。
六、Ⅰ、Ⅱ段母线PT及避雷器均投入。
七、正常情况下Ⅰ、Ⅱ段总配母线不允许并列运行。
八、所有的开关都设手动和遥控两种控制方式。
5.3.3 10KV烧碱母线系统
一、 10KV烧碱母线系统为单母线分段接线方式。
二、 10KV烧碱Ⅰ、Ⅱ段母线之间通过母联开关116AH01相连。正常运行时，Ⅰ、Ⅱ段母联开关断开，Ⅱ、Ⅲ（事故段）段母联开关116AH20正常闭合运行，当10KVⅠ段或Ⅱ段失电时，母联开关自投，如：当Ⅱ段母线失电，Ⅰ、Ⅱ段母联合上后，Ⅰ段再失电后Ⅲ段母联开关断开，应急进线开关合上。
三、116AH05(Ⅰ段PT消谐)、116AH07（Ⅰ段电容补偿）、116AH09（烧碱变电所116TR3）、116AH11（烧碱变电所116TR1）、116AH13（液碱变电所112TR）、116AH15(氯气压缩机组01PA0401)、116AH17（空气压缩机组05PA1301a）、116AH19(空气压缩机组05PA1301c)、116AH21(制氮空压机组05P1304b)、116AH23（变压器备用）、116AH25（电机备用）为Ⅰ段负荷。
116AH06(Ⅱ段电容)、116AH08（烧碱变电所116TR4）、116AH10（烧碱变电所116TR2）、116AH12（空气压缩机05PA130b）、116AH14（制氮空压机组05PA130a）、116AH16（变压器备用）、116AH(电机备用)、为Ⅱ段负荷。
四、正常运行方式下，Ⅰ、Ⅱ母线不并列运行，Ⅲ段由Ⅱ段带，事故段进线热备用。
五、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线PT及避雷器均投入。
六、 烧碱1#电源开关、烧碱2#电源开关、10KV烧碱母联开关采用“三选二”方式运行，即只能同时投入其中两个开关。Ⅲ段母联开关在两进线开关都失电的时候，3#进线开关才能够合上。
5.3.4 PVC/VCM 10KV母线系统
一、 10KV PVC/VCM母线系统为单母线分段接线方式
二、 1#(316AH03)、 2#(316AH04)进线分别引自总变10KV母线Ⅰ、Ⅱ段
三、316AH05(段PT消谐柜)、316AH07（Ⅰ段电容补偿）、316AH09（PVC变电所316TR1）、316AH11（vcm变电所316TR3）、316AH13（氯乙烯压缩机03c0301）、316AH15（冷水Ⅰ号主电机）、316AH17（冷水Ⅱ号主电机030A1102b）316AH19（盐水机组主电机03PA1103b）、316AH21（冷冻水泵Ⅰ03P1101a）、316AH23（冷冻水泵Ⅱ03P1102a）316AH25（5#釜高搅拌MX7101E）、316AH27(5#釜低搅拌MX7101E)、316AH29(3#釜高搅拌MX7101c)、316AH31（3#釜低搅拌MX7101c）、316AH33（1#釜高搅拌MX7101A）、316AH35（1#釜低搅拌MX7101A）、316AH37（一次送料风机BL-7402）、316AH39（干燥床主风机BL-7401）、316AH41（变压器备用）、316AH43（电机备用）。为10KVⅠ段负荷。
316AH06（Ⅱ段PT消谐）、316AH08（Ⅱ段补偿电容）、310AH10（PVC变电所316TR2）、316AH12(VCM变电所316TR4)、316AH14（冷冻机组Ⅰ主电机03PA1101a）、316AH16(冷水机组Ⅰ主电机03PA1101C)、316AH18(冷水机组Ⅱ主电机03P1102b)、316AH20（盐水机组主电机03PA1103a）、316AH22（盐水机组主电机03PA1103C）、316AH24（冷冻水泵Ⅰ03P1101b）、316AH26（冷冻水泵Ⅱ03P1102b）、316AH28(干燥床引风机BL-7403)、316AH30（二次送料风机BL-7404）、316AH32（2#釜低搅拌MX7101B）、316AH34（2#釜高搅拌MX7101B）、316AH36（4#釜低搅拌电机MX7101D）、316AH38（4#釜高搅拌电机MX7101D）、316AH40(备用)、316AH42（变压器备用）、316AH44（电机备用）。为Ⅱ段负荷。
四、 PVC/VCM1#电源开关电、PVC/VCM2#电源开关、10KV PVC/VCM母联开关采用“三选二”方式运行，即只能同时投入其中两个开关.
五、正常情况下PVC/VCMⅠ、Ⅱ段母线不允许并列运行。
5.3.5 循环水10KV母线系统
一、 10KV 循环水母线系统为单母线分段接线方式
二、 1# （505AH03）、 2#（505AH04）进线分别引自总变10KV母线Ⅰ、Ⅱ段
三、 505AH05 （Ⅰ段PT消谐柜）、505AH07（Ⅰ段电容补偿）、505AH09（脱盐水变电所502TR1）505AH11（循环水变电所505TR1）、505AH13（风机j50301a）、505AH15（j50301c）、505AH17（电动循环泵j50302a）、505AH19（电动循环泵j50302c）、505AH21（立式长轴泵j050001a-P）505AH23(变压器备用)、505AH25（电机备用）。为Ⅰ段负荷。
505AH06(Ⅱ段PT消谐柜)、505AH08（Ⅱ段高压电容补偿）、505AH10（循环水变电所505TR2）、505AH12（脱盐水变电所502TR2）、505AH14（风机j50301b）、505AH16（风机j50301d）、505AH18（电动循环泵j50302b）、505AH20（电动循环泵j50302d）、505AH22（立式长轴泵j050001b-P）、505AH24（公用工程低压变电所516TR）、505AH26（变压器备用）、
505AH28(电机备用)。为Ⅱ段负荷。
四、 循环水＃1源开关电、循环水＃2电源开关、10KV循环水母联开关采用“三选二”方式运行，即只能同时投入其中两个开关.
五、正常请况下，Ⅰ、Ⅱ段母线不允许并列运行。
5.3.6 乙炔10KV母线系统
一、10KV乙炔母线系统为单母线分段接线方式
二、1#（219AH03）、2#（219AH04）进线分别引自10KV总配Ⅰ、Ⅱ段
三、其中219AH05（PT消谐柜）、219AH07（Ⅰ段高压电容柜）、219AH09（1#变压器219TR1）、219AH11(乙炔升压机02C0301b)、219AH13（环保风机02P0203）、219AH15(变压器备用)、219AH17（电机备用）运行在Ⅰ段母线。
219AH06（Ⅱ段PT消谐柜）、219AH08（Ⅱ段补偿电容）、219AH10（219TR2变压器）、218AH12（乙炔升压机02C0301a）、219AH14（乙炔升压机02c0301c）、219AH16（变压器备用）、219AH18（电机备用），为Ⅱ段负荷。
四、1#进线开关、2#进线开关、母联开关采用“三选二” 方式运行，即只能同时投入其中两个开关。
五、正常情况下Ⅰ、Ⅱ段母线不允许并列运行。
5.4、10KV系统设备的状态规定
5.4.1、 运行：电源进线开关手车在工作位置，开关在合位；控制电源送好；PT在工作位置，二次侧电源送好。
5.4.2、热备用：电源进线开关手车在工作位置，开关在分位；控制电源送好；PT在工作位置，二次侧电源送好。
5.4.3、 冷备用：电源进线开关手车在试验位置，开关在分位；控制电源断开；PT手车在仓外，二次侧电源断开。
5.4.4、 检修：电源进线开关手车在试验位置，拔出二次插头，开关在分位；控制电源断开；PT手车拉出仓外，二次侧电源断开；根据工作要求做好安全措施。
5.4.5 10KV系统设备送电操作的主要步骤
一、 检查所有工作均已结束，已办完工作终结手续。
二、 拆除所有安全措施。
三、 检查开关在“分”。
四、 断开接地开关。
五、 将开关手车推至“试验”位置。
六、 插上二次插头。
七、 合上保护开关。
八、 插上手柄，顺时针摇至“工作”位置。
九、 合上开关的合闸小开关。
十、 合上开关送电。
5.4.6 10KV系统设备停电操作的主要步骤
一、 断开开关停电。
二、 检查开关在“分”。
三、 取下开关的控制、合闸保险。
四、 插上手柄，逆时针旋转至“试验”位置。
五、插入接地开关手柄，旋转接地开关合闸。
六、 拔下二次插头。
七、 将开关摇出仓
5.5 高压系统运行的监视与检查一般规定
5.5.1 高低压厂用配电设备的一般巡视项目：
一、 高压柜本体清洁，无异物。
二、 各开关柜内关闭严密，开关位置正确。
三、 有关表计指示正确。
四、 保护继电器正确投用且均已复归。
五、 高压真空开关应检查操作机构的储能状态。
六、 配电室通风良好，加热器投入正常。
七、 各部分无异声异味。
八、 外观检查各控制及动力电缆各部分正常。
1) 有关电缆孔洞封闭严密，电缆沟道无积水，电缆托架完好。
2) 电缆外部无损伤，电缆头包扎绝缘带无松动。
3) 电缆接头无发热变色，电缆绝缘皮无龟裂。
5.5.2、高压配电装置检查
一、 高压开关的运行检查
1）、开关检修后投入运行前，必须做一次远方分合闸试验，试验时将开关拖至试验位置。
2）、 正常情况下，高压开关的操作均应在DCS盘上进行，仅在调试或事故处理时，才允许就地操作。
3）、 真空开关柜配有自动加热除湿带电闭锁装置，该装置应长期投入运行。
5.5.3、 刀闸的运行
一、 刀闸的操作机构应操作灵活，三相刀闸一经操作应同步运转，不应出现有憋劲、卡碰等不良现象。
二、 所有刀闸操作后，必须检查动作情况正确，三相接触良好，以及信号及表计指示正常。
三、 合接地刀闸前，必须检查各侧电源均已断开，并验明三相无电压后方可操作。
四、 操作机构失灵时，禁止投入运行。
五、 发生带负荷拉刀闸时，在未断弧前应迅速合上，如已断弧则严禁重新合上；如发生带负荷合刀闸时，则严禁重新拉开。
六、 刀闸正常运行检查
1) 刀闸的一次回路、瓷瓶完整无裂纹及烧伤痕迹，无影响刀闸操作的异物。
2) 刀闸的分、合闸指示与实际运行状态相符。
3) 拉开的刀闸闸口之间应有足够的距离。
4) 刀闸的有关操作连杆无断裂、脱开等现象。
5) 刀闸无发热、变色等现象。
5.5.4、 互感器的运行
一、正常运行中CT二次回路不得开路，PT二次回路不得短路。
二、 互感器投运前的检查
1) 外部应清洁，各部分螺丝应牢固，套管无破损的现象。
2) 保险接触良好，无接地短路现象。
3) 一、二次接线无松动脱落现象。
4) 绝缘值符合要求。
三、 互感器运行中的检查
1) 套管应清洁，无裂纹及放电痕迹。
2) 无渗油及漏填料现象。
3) 无异味、放电声及电磁振动声。
4) 高压引出线及接地线应连接完整、牢固、无过热现象。
5.5.5、 避雷器的运行
一、 避雷器运行中的检查
1) 瓷瓶清洁应无裂纹及放电现象。
2) 引线接地线应牢固，无松动脱落现象。
3) 放电记录器是否动作。
4) 雷雨时，禁止靠近避雷器，等待雷雨后方可检查。
二、每次雷雨或系统发生故障后，应对避雷器进行详细检查，并将放电记录器指示数值进行记录。
三、当避雷器有下列情况之一时，应停用避雷器。
1) 瓷套管爆炸、破坏或有明显裂纹。
2) 避雷器引线或接地线断开。
3) 避雷器内有异常响声。
5.5.6母线的运行
一、 母线投运前的检查
1) 母线一次回路正常，现场无遗留物。
2) 母线上所有刀闸（包括接地刀闸）已全部拉开，临时接地线已拆除。
3) 母线各支持绝缘子牢固无裂纹、倾斜、变形及松脱现象。
4) 避雷器、PT正常，PT高低压保险良好。
5) 母线周围的遮栏安装牢固，与带电设备的距离符合要求。
6) 测量母线绝缘正常。
二、 母线运行中的检查
1) 母线表面和连接部分无发热、变色。
2) 绝缘子无裂纹、变形或放电痕迹。
3) 各部分连接螺丝无松动和异常振动。
5）电抗器各部固定应牢固，混凝土结构应完整无损。
5.5.7 消弧消谐综合装置
一、 消弧消谐综合装置主要由电压互感器PT、微机控制器ZK、交流真空快速接触器JZ、三相组合式过电压保护器TBP、高压隔离开关GF、高压限流熔断器FUR等组成。
二、 装置正常运行时，微机控制器不断检测PT提供的电压信号，一旦系统发生PT断线、单相金属接地或单相弧光接地时，PT辅助二次的开口三角电压立即由低电平转为高电平，微机控制器启动中断，并根据PT二次电压的变化，判断故障类型和相别。
三、装置投入前应检查下列项目
1）保护装置本体无裂纹、破损，接地线牢固。
2）紧固部分螺丝有无松动，接线是否正确。
3）隔离开关及其操作机构是否完好。
4）检查一、二次回路接线有无脱落和松动。
5）检查控制柜内电路板插入是否牢固。
6）用2500V摇表测一次回路对地及相间绝缘电阻≥500MΩ，控制和辅助二次回路绝缘电阻≥10MΩ.
四、 微机控制器ZK是本装置的核心控制部件，它的面板由显示器、指示灯、按钮组成。1) 显示器显示“投运”表示隔离刀闸处于合闸状态，当刀闸拉开时显示“停运”。
2) 面板上指示灯由十个发光二极管构成。控制器上电工作时，“运行”指示灯会间隔性的闪亮，如果控制器自身有问题，指示灯将不会亮，显示屏也将无显示。
3) 当发生弧光接地时，对应相动作灯及“报警”灯亮。当发生熔丝熔断时，“熔丝熔断”指示灯及“报警”灯亮。当发生金属性接地时，“金属接地”指示灯及“报警”灯亮。当发生PT断线时，“PT断线”指示灯及“报警”灯亮。“数据接受”和“数据发送”指示灯为通讯信号灯，其工作时不停的闪动。
4) 面板上有四个按键，分别是“复归”、“调整”、“确认”、“功能”。
五、 装置运行中的检查
1) 检查装置面板显示是否正常（正常应显示“投运”）。
2) 检查盘上仪表是否正常。
3) 装置运行中有无异常声音。
六、 装置使用注意事项
1）ZK发出故障相别信号指示时，不得将本装置退出运行。
2）本装置动作时，系统允许运行2小时，但应及时查出故障点。
3）当故障线路自动或人工切除后，应及时由主控室或就地发送复位指令，使JZ断开，系统恢复正常。
4）在受到大的故障电流冲击后，应进行仔细检查，检查熔断器是否损坏。
七、 装置异常运行的处理
1) 面板显示异常，应检查PT二次回路及输出电压是否正常，PT二次熔断器是否熔断。
2) 装置运行中有异常声音，应仔细检查辨认是电磁声音、机械震动声音还是放电声音，同时测试PT二次输出电压，分析判断是铁磁谐振、绝缘不良或系统异常等引起，根据不同原因采取相应对策。
八、 装置动作后的处理
1）、装置发出PT断线信号时的检查处理
根据装置面板上显示的故障相别，检查PT高压侧熔断器是否熔断，PT一、二次回路是否良好。
2)、装置发出金属接地信号时的检查处理
利用自动选线装置或人工选线，参考装置面板上提示的故障相别，选出故障线路。当故障线路被切除或故障消失后，装置自动恢复到正常工作状态。
3)、装置真空接触器动作后的检查处理
a) 发生单相弧光接地时，故障相真空接触器动作。
b) 值班人员在监视系统发生弧光接地后，应立即到就地查看故障状态。
c) 通过装置面板上的复归按钮将装置复位，查看装置是否恢复到正常工作状态。
d) 若真空接触器打开后，再次发现弧光接地现象，则微机控制器再次指令相应的真空接触器闭合。
e）闭合接地一定时间后，手动复归仍发弧光接地，可通过自动选线装置或人工切除，系统恢复正常。
f) 当故障线路被切除或故障消失后，可通过装置面板上的复归按钮将装置复位。
4）、高压限流熔断器FU熔断时的处理
若高压限流熔断器FU的撞杆已经弹出则表明熔断器已经熔断，此时应做如下检查处理：
a) 检查系统电容电流是否过大。
b) 调阅装置的记录数据，并检查现场，看是否在装置动作时系统发生了不同相的相继接地故障。
c) 若是发生了不同相的相继接地故障，则将损坏的FU更换下来。
d) 若系统电容电流过大，或没有找到FU熔断的原因，则通知厂家技术人员处理。
5.5.8、电容器的运行
1）、装置投入运行前，电容器组端子间剩余电压应不超过50V
2)、装置运行时，应经常进行巡视检查，每天不得少于一次。
3）、装置的保护动作后，不允许强行送电，应根据保护功能情况进行分析、判断，首先检查电容器有无鼓肚、熔丝是否动作、套管是否破裂、是否存在放电痕迹等现象。如电容器无明显故障，还应对配套设备进行检查，查明原因，排除故障后，方可再次投入运行。
4）、处理故障前，应打开隔离开关，电容器虽已自放电，但为安全起见，仍需对电容器进行人工放电。
5）、对套管表面，电器、仪表等外壳每三个月至少清扫一次，以防积灰、杂物引起意外事故。对机械部件涂润滑油一次。
6）、对主要部件，性能的预防性普查要定期进行。
7）电磁锁的使用
a、正常情况下的操作步骤：
当装置的主回路断电时，按红钮，电磁锁的信号灯发亮，将把手逆时针转动可开锁。对于隔离开关电磁锁，则当按红钮至电磁锁的信号灯发亮时，直接向左拉锁栓即可开锁。当松手时锁栓自动复位
b）、特殊情况下的操作步骤：
将紧急专用开锁钥匙插入应急开锁孔中，并按顺时针方向旋转90度，即可旋转把手或拉锁栓开锁。当松手时，锁栓自动复位。
8）、真空接触器使用注意事项：
a）、接触器每用5年或操作1000均应进行一次维护和检查。检查包括紧固件、清洁绝缘表面、机械特性检查，并进行工频耐压试验和测试绝缘电阻
b）、真空管运行15年或达到额定电流开断次数，陶瓷变黑，绝缘下降：用兆欧表（1500兆欧表）低于20兆欧，应考虑更换真空管。
9）、控制开关的使用
手动/自动处于自动挡时，电容器装置由功率因数控制器根据线路中实际功率因数来实现自动投切；挡自动/手动控制开关处于手动挡时，电容器装置的投切由仪表门上分/合闸开关实现手动投切控制。
5.5.9、电容器常见故障原因及处理方法
1）、电容器套管和外壳损坏
a）、运输不慎，使套管外壳磕碰。
b）、内部异常，外部短路接地等。
处理方法：及时返厂
2）、电容器渗、漏油
a）、用磁套管搬运，使法兰套焊接处产生裂缝
b）、接线时拧螺母用力过大造成磁套焊接处损伤或空心螺杆断裂。
e)、漆层剥落，外壳锈蚀。
f）、硬排连接使套管受力
处理方法：严禁手持套管搬运。接线使不准搬、摇磁套，拧螺母时不要用力过猛；油漆剥落要及时补修；要采用软连接，消除硬连接应力。发现硬链接现象应及时返厂
3）、电容器外壳臌胀
a）电容器内部产生局部放电，使介质分解，析出气体；
b）、部分原价件击穿或对壳击穿，使介质析出气体
处理方法：运行中电容器应进行外观检查，发现外壳臌胀时应停止使用。
4）、电容量异常，绝缘电阻下降
原因：内部异常；套管表面积灰。处理方法：用电容表侧量电容，电容量异常，更换
5）、熔丝熔断，继电保护动作
a）、熔丝接触不良或受到损伤
b）、电容器内部原件击穿或外部短路接地，涌流过大。
处理：检查是否接地，容量是否变化
6）、电容器和电抗器温升过高
a）、环境温度过高
b）、高次谐波电流影响
c）、频繁投切，电容器和电抗器反复受过电压和涌流的作用
d）、介质老化
e）、电抗器匝间短路
处理：改善通风条件；分析网络谐波，选择合理的电抗器；检查避雷器接地是否可靠，以限制操作过电压；更换新电容器；电抗器返厂修理。
5.6、400V系统运行规程
5.6.1、烧碱抵低压系统运行方式；
一、、1161AA1（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅰ段进线（来自烧碱一号动力变压器116TR1）开关柜
二、、1161AA2（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅱ段进线（来自烧碱二号动力变压器116TR2）开关柜
三、、1161AA2（GW3-6300/3-5000H）为Ⅰ、Ⅱ段母联柜
四、、低压Ⅰ、Ⅱ段为单母线分段运行方式；
五、、正常运行方式下：Ⅰ、Ⅱ段母联开关处分断状态，当Ⅰ或Ⅱ段失电母联开关自动合上
六、正常运行方式下：Ⅰ、Ⅱ段不允许并列运
七、1163AA1（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅲ段进线（来自烧碱三号动力变压器116TR3）开关柜
八、1164AA1（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅳ段进线（来自烧碱四号动力变压器116TR4）开关柜
九、1163AA2（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅲ、Ⅳ段母联柜
十、116EAA1（GW32000/4-2000H）为烧碱低压应急段进线（来自烧碱应急变压器116ETR）
十一、116EAA12（GW32000/4-2000H）为Ⅳ段与应急段母联柜
十二、正常运行方式下Ⅲ、Ⅳ段为单母线分段运行当Ⅲ或段Ⅳ失电母联开关自动合上
十三、正常运行方式下：Ⅲ、Ⅳ段不允许并列运
十四、116EAA12母联开关正常情况处合闸状态，应急段由Ⅳ段带；116EAA1应急进线开关处分闸状态
十五、116EAA12母联开关断开，116EAA1应急段进线开关自动投上，应急段独立运行（Ⅰ、Ⅱ段都失电，应急段严禁带其他负荷）
5.6.2、PVC/VCM低压变电所运行规程
一、PVC变电所运行规程
1）、AAI(MT50H2/3P-5000)为PVCⅠ段进线（来自PVC变压器TR1）。
2）、AA2(MT50H2/3P-5000)为PVCⅡ段进线（来自PVC变压器TR2）
3）、AA0 (MT50H2/3P-5000)为Ⅰ、Ⅱ段母联开关柜
4）、正常运行方式下：Ⅰ、Ⅱ段母联开关处分断状态，当Ⅰ或Ⅱ段失电母联开关自动合上
5）、正常运行方式下：Ⅰ、Ⅱ段不允许并列运
5.6.3、VCM变电所运行规程
一、316-3AA1(GW3-6300/3-5000H)为VCM变电所Ⅳ段进线（来自VCM变电所316TR3）
二、316-4AA1(GW3-6300/3-5000H) 为VCM变电所段进线（来自VCM变电所316TR4）
三、316-3AA2(GW3-6300/3-5000H)为VCM变电所Ⅲ、Ⅳ段母联开关柜
四、316EAA1(GQ1-630) 为VCM变电所应急段进线
五、316-4AA15-6(GM630R-4P34/630)为VCMⅣ段与应急段母联开关
六、正常运行方式下：Ⅲ、Ⅳ母线为单母线分段运行。Ⅲ、Ⅳ段母联开关处分断状态，当Ⅲ或Ⅳ段失电母联开关自动合上
七、正常运行方式下Ⅲ、Ⅳ段不允许并列运行
八、正常运行方式下316-4AA15-6处闭合状态，当此开关分开双电源开关（GQ1-630）自动切换到应急电源供电（Ⅲ、Ⅳ段都失电），应急段单独运行。
5.6.4、循环水变电所运行规程
一、5051AA1(GW3-6300/3-4000H)为循环水变电所Ⅰ段进线
二、5051AA2(GW3-6300/3-4000H) Ⅰ、Ⅱ段母联开关柜
三、505-2AA1(GW3-6300/3-4000H) 为循环水变电所Ⅱ段进线
四、正常运行方式下：母线为单母线分段运行。Ⅰ、Ⅱ段母联开关处分断状态，当Ⅲ或Ⅳ段失电母联开关自动合上
五、正常运行方式下Ⅰ、Ⅱ段不允许并列运行
5.6.5乙炔变电所运行规程
一、219-1AA1(GW3-6300/3-5000H)为乙炔变电所Ⅰ段进线（来自变压器219TR1）
二、219-2AA1(GW3-6300/3-5000H) 为乙炔变电所Ⅱ段进线（来自变压器219TR2）
三、219-1AA2(GW3-6300/3-5000H) 为乙炔变电所Ⅰ、Ⅱ段母联开关柜
四、正常运行方式下：母线为单母线分段运行。Ⅰ、Ⅱ段母联开关处分断状态，当Ⅰ或Ⅱ段失电母联开关自动合上
五、正常运行方式下Ⅰ、Ⅱ段不允许并列运行
六、219-EAA1-5（GM400G-4P34/400）为应急段进线,应急段两路进线；一路来自219EPS，一路来自219-2AA20-6(GM400-4P34/400)正常情况由219-2AA20供电，当2AA20失电(Ⅰ、Ⅱ段同时失电)由EPS供电。
5.6.6 400V系统设备送电操作的主要步骤
一、检查所有工作均已结束，已办完工作终结手续。
二、 拆除所有安全措施。
三、 检查开关在“分”。
四、 顺时针旋转手柄摇至“工作”位置。
五、 按住手柄槽内的黄色按钮，把手柄推入槽内。
六、 压上开关的控制保险。
5.6.7、 400V系统设备停电操作的主要步骤
一、 断开开关停电。
二6.3.2、 检查开关在“分”。
三、 取下开关的控制保险。
四、 抬起开关面板上的黑色小把手，拔出开关手柄。
五、 逆时针旋转至“试验”位置或“断开”位置
6、配电装置故障处理
6.1 开关装置的故障
6．1.1、 开关不能分、合闸
一、 故障原因：
1) 开关通信故障
2) 开关分合闸线圈故障；
3) 真空开关、真空接触器或400V动力开关不具备其分合闸条件；如开关不到位；就地控制开关位置不正确；二次插头接触不良；逻辑柜故障或控制电源消失。
4) 真空开关未储能。
5) 400V开关抽屉不到位，空气开关没有合好；控制电源熔丝熔断。
6) 操作电源保险熔断或操作电源消失。
7) 开关辅助触点故障。
8) 开关逻辑条件不满足。
90机械失灵或操作结构故障。
二、 故障处理：
根据开关装置的特点和可能的报警显示情况分析原因并作相应的检查处理。
1) 开关操作控制电源开关跳闸，应检查跳闸原因并排除故障，检查无异常后方可投入。
2) 如开关不到位或二次插头接触不良，应将开关拉至“试验”位置就地分、合一次，正常后投入。
3) 检查开关逻辑条件是否满足，如不满足，检查原因。
4) 其他故障，则由检修进行相应的处理。
6.1.2、 开关储能未满
一、 故障象征：
1) “弹簧未储能”声光报警。
2) 储能电机不运行。
二、 原因；
1) 储能电动机电源开关跳闸。
2) 电动机控制回路故障。
三、 处理：
1) 若储能电动机电源开关跳闸，应检查电动机回路是否正常，并分析跳闸原因是否是由于电动机故障引起。
2) 故障消除后，及时恢复开关储能。
6.2、PT、CT故障
6.2.1、 总则
一、 PT、CT二次回路故障而使参数、仪表指示失常时，应尽可能根据其它仪表的指示对设备进行监视，避免由于仪表指示失常而引起对设备运行状况的误判断。
二、若PT、CT及其二次回路故障可能引起保护及自动装置误动作的，应立即通知继保人员确定有关保护及自动装置，若需停电处理故障设备，应及时汇报和联系有关方面，待处理结束后应立即恢复有关保护及自动装置运行。
三、若PT、CT故障影响电量计测的，应正确记录故障起始时间，恢复时间，电度表读数及当时的负荷。
四、发现下列故障应立即停用有关设备或系统，对PT、CT实行隔离：
1) PT、CT内部有严重的放电声或其它异声。
2) PT、CT冒烟或产生焦臭味。
3) PT、CT线圈与外壳或引线与外壳之间有火花，接头松动、发热或冒火而影响设备安全运行的。
五、 CT故障
1) 故障象征：
a) 有关电流、功率因数、有功、无功功率指示失常。
b) 电度表停转或慢走。
2) 故障或二次回路断线，运行中无法处理则按下列原则进行处理。
a) 发电机保护CT、主变低压侧保护CT故障，应联系调度停机处理。
b) 主变高压测CT故障，应联系调度，必要时作停用处理。
c) 送电线路CT故障，应联系调度停用处理。
d) 母联CT故障，应停用母联。
e) 10KV厂变或电动机馈线CT故障，有备用的调备用后停用；无备用时停用，影响机组出力的应联系调度后停用处理。
6.3、 避雷器故障
6.3.1、故障象征：
一、 避雷器外部瓷套破裂。
二、 带有均压环的避雷器均压环变形、变色以至破损。
三、 避雷器内部有异声及外部有火花放电现象。
6.3.2、 处理：
停用有关设备，对避雷器进行检查和处理或更换。
6.4、 35KV系统出线跳闸
7.4.1、 故障象征：
一、 线路开关柜微机保护各有报告指示灯亮，各跳闸指示灯亮，微机保护打印机打印故障参数。
二、故障录波器启动，记录故障参数。
6.4.2、 故障处理：
一、 根据故障象征及保护装置动作情况，判断故障原因。
二、检查录波器微机保护动作情况，判断故障性质及故障点，汇报调度听候处理。
6．5、 10KV母线失电
6.5.1、 故障象征：
一、 故障段母线工作电源开关跳闸闪光。
二、10KV母线电压瞬时到零。
三、10KV母线母联开关可能自投。
6.5.2、 故障处理：
一、 若母联开关自投成功，复归各闪光信号及音响信号，切除自投开关。
二、若自投不成功，应立即强合母联开关一次。
三、若自投不成功或强送不成功，低压侧开关跳闸，400V备用电源开关自投。若低压侧开关未跳闸，立即手动将其拉开，相应400V厂用备用电源应自投。
四、 恢复充电器及UPS装置运行。
五、 隔离故障母线，通知检修处理。
6.6、 400V母线失电
6.6.1、 故障象征：
一、 故障段供电变压器开关跳闸闪光。
二、 若备用电源开关自投成功，信号闪光；若备用电源开关未自投或自投不成功，母线电压到零。
三、故障母线电压到零。
6.6.2、 故障处理：
一、 若备用电源自投成功，应检查400V母线电压正常。
二、若备用电源未自投，应立即强合备用电源。
三、 若无备用电源或备用电源供电而跳闸，影响机组运行，在无瓦斯、速断保护信号时，允许强送一次。
四、若为低压厂变故障，将其隔离，联系检修处理。
五、 故障母线隔离，测量母线绝缘是否合格，不合格交由检修处理。
6.7、 35KV母线PT熔断器熔断
6.7.1、 故障象征：
一、 “35KV电压回路断线”信号发出
二、35KV母线绝缘监察电压表在该段指示不平衡。
三、 该段母线电压表降低或失去指示。
四、35KV消弧及过电压保护装置“报警”、“PT断线”指示灯亮，面板显示断线相别。
6.7.2、 故障处理：
一、 汇报调度，退出该段备用电源自投开关。
二、 退出该段相关低电压保护和电压电流相互闭锁的保护。
三、 退出35KV母线PT，更换熔断器
将上述相关操作恢复正常。
6.8、 10KV母线PT熔断器熔断
6.8.1、 故障象征：
一、 10KV电压回路断线”信号发出
二、10KV母线电压表降低或失去指示。
6.8.2、 故障处理：
一、 汇报调度，退出该段备用电源自投开关。
退出该段相关低电压保护和电压电流相互闭锁的保护。
更换10KV母线PT熔断器
将上述相关操作恢复正常。
7、 继电保护及自动装置运行规程
7.1 继电保护及自动装置运行原则和维护规定
7.1.1继电保护和自动装置是电气设备运行中不可缺少的一部分，是保证电力系统安全，稳定运行的可靠措施。
7.1.2继电保护和自动装置及二次回路的检修试验工作应配合一次设备停电进行，但下列情况除外：
一、有两种以上保护者。
二、有专用保护在运行时，可允许其后备保护短时停用。
三、有条件临时投入某种备用保护替代退出运行的保护。
7.1.3 任何情况下，设备不允许无保护运行，保护不符合规定者，其主设备不能投入运行。
7.1.4保护定值的改变，属保护专责负责人受命于有关上级领导下发的《变更保护定值通知单》执行，并通知相关领导。。
7.1.5值班人员应熟知各 设备的保护种类及定值。
7.1.6班长对继电保护装置的职责。
7.1.6.1 批准和监督所辖范围内的保护装正确使用和运行条件并将有关情况详细记录。
7.1.6.2 切实掌握保护装置整定值并监督其执行。
7.1.6.3 掌握运行的保护装置存在的缺陷及不正常情况，除做好预防措施外，并监督消除和处理。
7.1.6.4 当运行方式改变时，应考滤保护装置的相应变更，遇有特殊运行方式，应取得继电保护专业负责人的同意。
7.1.7备用设备的保护装置应投入运行位置。
7.1.8 对单母线的PT只有在不影响保护装置正常运行的情况下，才能允许停用。
7.1.9 在运行中的PT或CT二次回路上进行工作时，要防止PT二次回路短路和CT二次回路开路。
7.1.10 在改变一次系统运行方式时，应同时考虑到二次设备和继电装置的配合。
7.1.11 为防止运行设备的保护误动作，不允许在运行的控制盘和保护盘上或附近进行打眼等振动较大的工作，必要时应采取措施或停用部分保护。
7.1.12 当继电保护和自动装置动作后，应做好详细记录，哪些开关掉闸，哪些保护信号报警或显示，动作先后的时间与顺序，并及时通知相关单位处理。
7.1.13 不允许在运行中的保护装置上及其二次回路中进行工作。必须进行工作时，应取得有关运行负责人的同意，有可能造成掉闸的设备，应将掉闸压板取下方可进行。
7.1.14 当系统一次设备发生故障保护拒动时，值班人员应手动断开有关开关。
7.1.15 当发生电压回路断线信号需进行检查时，与其有关的保护及自动装置（如低压保护、相互闭锁的电压电流保护等保护）均应取下掉闸压板或停止运行，待信号恢复后，方能重新投入运行。
7.1.16 在巡视设备时，应注意检查下列各项：
一、 保护单元装置外壳应清洁完整，无过热及振动现象。
二、 保护单元装置内部零件、接点等应良好，接点的闭开位置应正确，并无抖动现象。
三、 压板投停位置应正确，有关表计指示在规定范围内。
四、 盘后、盘前设备名称、标记清楚完整。
五、 装有监视灯的装置、元件和微机保护指示灯指示正确，显示屏显示数据与一次设备的实际运行工况一致。
7.2 海化保护装置配置
7.2.1、35KV动力进线保护装置 配置：SEL-351A 2台
保护：
电流速断保护
三段以上复合电压定时限过流保护
零序过流保护；
自动重合闸功能；
合闸加速保护功能。
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
PT断线告警并保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
零序电流
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
远方DCS硬线干接点遥控
7.2.2、35KV动力母联备自投及母联保护 配置SEL-551C 1台
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.3、35KV动力 PT 配置SZD-PT 1套并列装置
遥测：
电压UA，UB，UC，UAB，UBC，UCA，UO
遥信：
隔离刀闸位置
保护动作信号
PT断线信号
PT一次切换信号
装置故障信号
其余报警信号
遥控：
PT二次电压遥控切换
保护信号远方复归
远方保护定值修改
闭锁功能
手动准同期
7.2.4、35/10KV双卷主变压器保护 主保护：SEL-587 共2台，高压侧后备保护：SEL-351 共2台，非电量保护：SDZ-11S 共2台，变压器监控：PMC-560共2台。
保护：
纵联差动保护
高压侧三段式复合电压定时限过电流保护
低压侧三段式复合电压定时限过电流保护
过负荷保护
变压器零序保护保护
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
非电量保护（压力释放阀跳闸、重瓦斯跳闸、轻瓦斯报警、温度HH跳闸、温度H报警、油面降低报警）
变压器主保护、高压侧后备保护、低压侧后备保护相互独立
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
零序电流
油温PT100来的标准信号
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.5、10kV进线保护：配置SEL-351A 2台。实现：
保护：
电流速断保护
三段以上复合电压定时限过流保护
零序过流保护；
自动重合闸功能；
合闸加速保护功能。
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
PT断线告警并保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
零序电流
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
远方DCS硬线干接点遥控
7.2.6、10kV母联保护：配置SEL-551C 1台。实现：
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.7、10kV馈线保护：配置SEL-551C 8台。
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.8、10kV母线差动保护：配置SEL-487B 1台。实现：
10KV总配母线电流差动保护
CT短路或开路报警，内外区故障区分
母线充电保护
过电压或低电压元件监视
最少不低于18个母差保护间隔，功能可扩展
低电压保护
遥测：
各间隔电流，母线电压
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
装置故障信号
7.2.9、 10kV总配 PT切换及测控装置 配置SZD-PT 1台并列装置及PMC-6510 2台。
遥测：
电压UA，UB，UC，UAB，UBC，UCA，UO
遥信：
隔离刀闸位置
保护动作信号
PT断线信号
PT一次切换信号
装置故障信号
其余报警信号
遥控：
PT二次电压遥控切换
保护信号远方复归
远方保护定值修改
闭锁功能
手动准同期7.2.10、35KV整流部分
35KV整流进线保护装置 配置：SEL-351A 2台。
保护：
电流速断保护
三段以上复合电压定时限过流保护
零序过流保护；
自动重合闸功能；
合闸加速保护功能。
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
PT断线告警并保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
零序电流
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
远方DCS硬线干接点遥控
2）35KV整流母联备自投及母联保护 配置SEL-551C 1台
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
3）35KV整流 PT 配置SZD-PT 1套并列装置和PMC-6510测控装置 2台
遥测：
电压UA，UB，UC，UAB，UBC，UCA，UO
遥信：
隔离刀闸位置
保护动作信号
PT断线信号
PT一次切换信号
装置故障信号
其余报警信号
遥控：
PT二次电压遥控切换
保护信号远方复归
远方保护定值修改
闭锁功能
手动准同期
4）35KV整流电容器保护 配置SEL-551C 共2台
保护：
速断保护
三段复合电压过流保护
两段零序过流保护
单相接地保护
过电压
低电压
远方电容器组不平衡电流或不平衡电压
PT断线告警及保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
自投功能
5）35KV整流变压器保护（含变压器内部CT引出所接保护）配置：SEL-351A共5台和SEL-501-2共5台，非电量保护SZD-11S 5台。
每台配置微机整流变压器保护监控装置
保护：
电流速断保护
复合电压过电流保护
过负荷保护,
整流变重瓦斯跳闸,
整流变轻瓦斯报警,
调压变重瓦斯跳闸,
调压变轻瓦斯报警,
温度HH保护,
温度H报警,
油位低报警,
压力释放阀保护,
单相接地保护
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
负序过电流保护
PT断线的判据和对策
独立的操作回路
每台同时配置微机整流变压器内部CT(A组)保护监控装置
保护: 保护设1路出口单独引出；另1路出口经连接片跳35KV断路器
内部CT(A组)过电流保护
内部CT(A组)过负荷报警
负序过电流保护（可防有载档位变化时，过流速断死区）
每台同时配置微机整流变压器内部CT(B组)保护监控装置
保护: 保护设1路出口单独引出；另1路出口经连接片跳35KV断路器
内部CT(B组)过电流保护
内部CT(B组)过负荷报警
负序过电流保护（可防有载档位变化时，过流速断死区）
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
变压器三相电流、电压、零序电流
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
测电流电压谐波，显1—36次谐波，谐波分析，谐波越限报警
遥信: 16点（每个测控单元）
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
PT断线信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控:
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.11、10kV分配部分
1）10kV进线保护：配置SEL-351A,共计9台。实现：
保护：
电流速断保护
三段以上复合电压定时限过流保护
零序过流保护；
自动重合闸功能；
合闸加速保护功能。
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
PT断线告警并保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
零序电流
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
远方DCS硬线干接点遥控
2）10kV分配母联保护，配置SEL-551C,实现：
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
3）10KV动力变压器、电动机、电容器、馈线保护。 共计90台。配置SEL-551C。实现：
保护：
电流速断保护
三段式定时限过电流保护
过负荷保护
单相接地保护
非电量保护（重瓦斯跳闸、轻瓦斯报警、温度报警、油面降低报警）
遥测：
零序电流
带断路器防跳操作箱装置
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
4）10kV母联保护，配置SEL-551C，共计5台。实现：
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
5）PT切换及测控 配置SZD-PT切换装置，配置PMC-6510测控装置。
遥测：
电压UA，UB，UC，UAB，UBC，UCA，UO
遥信：
隔离刀闸位置
保护动作信号
PT断线信号
PT一次切换信号
装置故障信号
其余报警信号
遥控：
PT二次电压遥控切换
保护信号远方复归
远方保护定值修改
闭锁功能
手动准同期
7.3、 SELL微机保护装置硬件结构及原理及维护注意事项
7.3.1、硬件结构
1) 装置采用功能插件组合式机箱结构，该结构具有插拔省力、锁紧结构可靠等特点。装置的安装方式为嵌入式，接线为后接线式。
2) 本装置由电源模块、CPU模块、AC变换模块、测量模块、开关量输入输出模块、继电器出口模块等组成。
3) 通讯采用RS485或CAN接口。
4) 装置出口可直接驱动断路器分合闸，同时具有防跳功能。可代替原开关柜的全部二次操作回路功能。
5) 采用专用逆变开关电源，带过载、过热保护。输入DC/AC220V, 输出+5V, 隔离+5V, +48V。
6）事故记录可掉电保持，单元可就地完成现场调试和保护定值修改，也可远方修改定值。
7.3.2 SELL微机保护装置运行维护注意事项
1）注意检查运行灯、合闸指示灯、通讯灯指示是否正常。
2）当告警或者跳闸灯亮时，进入到SOE事故记录菜单中检查事故类型。
3）检查液晶显示值是否正确。
4）不要随意更改有关口令。
5）严禁随意修改有关设置。
严禁带电拔插CPU板。
8）运行人员应该在制造厂家的指导之下进行备件的更换。7.4 pecstar综合自动化系统2.0
7.4.1 概述
pecstar2.0是综合自动化监控组态软件，它涵盖了综合自动化的数据采集，记录，越限报警，事故追忆与分析，继电保护工作 状态的监视和控制，故障录波，遥控和遥控闭锁，远动，通信的功能。
7.4.1.1系统中的前置机作为一个数据采集站点，可读取各个硬件监控设备的实时信息和历史数据，进行数据处理，供网络上其他后台站点使用
7.4.1 .2内置专用的数据计算模块，可自定义计算公式，对电能数据进行分时计费统计。
7.4.1.3 图形用户界面具有实时趋势显示，棒图显示，表盘或数据显示仿图动画，还具有实时报警提示，图形界面遥控，遥控闭锁，遥调，置数等功能
7.4.1.4 可对各种支持的硬件设备进行上位机整 定，为保证系统运行的连续性，在保护定值修改，节点容量变化地，前台通信程序可不退出进行在线修改。
7.4.1.5 利用日报和时报可查询指定一天内各时刻点的数据记录，利用月报可查询特定一月内每天24小时的数据记录，利用年报可查询指定某年内各月，月底的数据记录，利用自定义报表可查询任意时刻的数据记录。
7.4.1.6 历史数据查询工具可以查询系统运行以来保存在数据库中的任何数据包括小时记录小时最值记录，历史事件，故障录波图，事故追忆数据。
7.4.1.7 超级操作员具备所有操作权限，已登记的操作员可对分配了的特定操作权限进行相关操作，系统对每个登录的操作员进行跟踪记录，保证所有的操作记录有据可查。
7.4.1.8 监控仪记录的故障录波信息存在数据库中，后台故障录波分析工具可以调出，所有录波图形，进行放大分析和打印，上位机的事故追忆通过指定相关设备，指定追忆触发条件，指定追忆时间来实现，当相关的追忆触发条件满足时，系统会向前追忆一段时间的实时测量数据，并从事 件报警缓冲中读取事件进行保存。在后台机进行追忆分析时，不但可以看到事故发生前一段时间的相关电气量，还可以查看到事件发生后一段时间内的相关事件记录。
7.4.1.9操作票功能可提供灵活的五防闭锁逻辑设计，辅助运行人员输入，预演及打印操作票。
7.4.1.10 值班工作日志管理程序承担供给运行值班人员进行交接班记录，工作日志，记存和查询功能。
7.4.2相关名词
7.4.2.1主域服务器：负责管理全网统一口令系统，全网统一时 标，负责接受各监控及客户机节点的登录申请，负责动态地联络和管理各台机之间的网络通信，它的运行是全网各前台运行的前提条件，主域服务器退出时网络中的前后台程序仍可独立运行，但新的节点不能加入系统，前后台机退出后不能再进入。
7.4.2.2监控前台机：负责与硬件设备实时通信，完成前台通迅的全部功能，实现应答远方机的数据请求，处理远方机的遥控命令，同时处理前台设备的历史数据存储工作，历史数据存在本机硬盘上，同时也能保存在网络服务器上。
7.4.2.3监控后台机：可实时查询和遥控，报表功能。
8、 直流系统运行规程
8.1、 直流系统的运行方式
8.1.1、 直流系统接线为单母线接线，每段母线配置一台充电器和一组蓄电池。浮充电运行。
8.1.2、 蓄电池采用德国阳光固定阀控式密封铅酸蓄电池，配备1组蓄电池，每组蓄电池由18只电池组成。蓄电池输出电压为220V，额定容量为120Ah。
8.1.3、 直流网络采用辐射状供电方式。
8.1.4、 直流母线装设一套微机直流接地绝缘监察装置。
8.2 直流系统正常运行时的监视和检查
8.2.1 直流系统正常运行时的监视
一、正常运行时直流母线电压为220V，变化范围为198～242V。
二、 直流屏上各表计指示正常，指示灯指示正确且无报警信号发出。
三、 直流系统的绝缘情况良好，无接地现象。
四、 不允许直流母线脱离蓄电池长期并列运行
8.2.2 蓄电池的检查
一、 蓄电池室内温度应经常保持在5～35℃范围内，且通风良好。室内严禁火种。
二、 电解液的液位应保持在正常范围内。
三、 蓄电池本体完好，无电解液泄漏、无积灰。
四、 各蓄电池极板完好，无剥落、弯曲、裂纹、膨胀、硫化现象，电解液颜色透明，无杂质。
五、 蓄电池电解液的比重应保持在1.24±0.01（20℃），其值随温度的变化而变化。
8.2.3 充电器装置的检查
一、 各开关把手位置正确。
二、 各信号灯完好，指示正确。
三、 各表记指示正常，指示数值符合运行要求。
四、 一次回路连接牢固，接头无松动、发热、无异味及异常音响。
五、 闸刀、开关接触良好，无发热。
8.3 直流系统的操作规定
8.3.1 充电器投运操作（部分在液晶屏上操作）
1）投入充电屏两路400V交流电源。
2) 按下充电屏“开∕停”按钮。
合上“交流进线开关”
合上“充供”电源开关。
合上“池联”电源开关。
检查直流盘各表计及监控模块显示参数正常无报警。
9.3.2 充电器停运操作
1）断开“池联”电源开关。
2）断开““充供”电源开关。
断开“交流进线开关”。
按下充电屏“开∕停”按钮。
断开充电屏两路400V交流电源。
8.4 直流系统故障处理
8.4.1 充电器装置跳闸处理：
1) 检查有关信号，确认报警正确。
2) 检查充电器装置和充电器装置400V两路交流电源开关及其保护动作情况。
3) 若系充电器装置本身故障，对故障的充电器装置进行停电检修。
4) 检查蓄电池放电后电压、电解液液位是否正常，必要时对蓄电池进行均衡充电或核对性充放电，以使蓄电池组恢复正常状态。
8.4.2 直流母线电压低或高报警处理：
1) 检查母线电压，确认报警正确。
2) 调整充电器装置的输出，保持直流母线电压和蓄电池的浮充电电流。
3) 若为充电器装置故障，，停用故障充电器装置。
8.4.3 直流母线电压低的处理：
1) 拉开母线上所有负荷，检查母线电压是否正常。
2) 停用故障母线上的充电器装置和蓄电池组。
3) 检查蓄电池组出口保险是否熔断。
4) 如发现有明显故障，应设法隔离故障点，恢复直流母线运行。
5) 如母线无明显故障应立即联系检修处理，故障消除后，应立即恢复系统运行。
8.4.4 直流系统接地处理：
1) 根据直流接地绝缘监测仪显示，查明接地分支及接地极性。
2) 根据接地分支性质和周围环境情况，分析可能的接地位置。
3) 为确定接地实际位置需要拉分路进行判别时，必须经班长同意，并事先联系有关岗位人员做好事故预想。
4) 如短时切断再恢复电源，可能引起断电保护或自动装置误动作时，应采取妥善的措施；遇特殊情况，可会同继电保护专业人员一起进行处理，必要时应先将保护改投信号或停用。
6) 确定接地回路后汇报调度并通知检修人员。
9、电动机运行规程
9.1 电动机的运行
9.1.1 电动机的运行方式
一、 额定温度
1) 所有厂用电动机正常运行中不允许超过铭牌定额运行。
2) 电动机在额定冷却空气温度时,可以按制造厂铭牌所规定的额定数据运行。
3) 电动机线圈和铁芯的最高监视温度，应根据制造厂家规定，在任何情况下都不得超出此温度。
4)无制造厂家规定，在连续额定负荷及入口冷却风温不超过40℃的情况下，电动机各部分允许温升及最高许可温度可参照下表执行：
5) 周围空气温度超过40℃时，应降低电动机负荷电流；周围空气温度低于35℃时，可以增加电动机的负荷电流，
6) 电动机最低入口风温应不低于5℃，最高不超过50℃。
7) 电动机风冷却器的入口水温不应低于5℃，以免空气冷却器结露。
二、 电压
1) 电动机允许在额定电压变动—5%至+10%的范围内运行，其出力不变。当电压提高10%时，电动机电流应减小10%。
2) 电动机在额定出力运行时，相间电压的不平衡不得超过额定值的5%。
3) 交流电动机的三相不平衡电流不得超过额定值的10%，且任何一相电流不得超过额定值。
三、 绝缘电阻
1) 检修后的电动机送电前必须测量绝缘电阻。
2) 停电时间达到七天以上的电动机，送电前必须测量绝缘电阻。若电动机的工作环境较差，停电时间达到五天者，送电前必须测量绝缘电阻。
3) 处于备用状态的电动机，必须定期测量绝缘电阻。低压电动机每月至少测量两次，高压电动机每周测量一次。
4) 处于备用状态的电动机测量绝缘时，应通知调度及各有关负责人，在得到上述人员的同意并由各有关人员做好有关措施后方可进行测量。测量绝缘电阻合格后必须将电动机恢复到原来的状态，并汇报调度及各有关负责人。
5) 10KV高压厂用电动机用1000～2500V摇表测量绝缘电阻，电动机定子的绝缘电阻不得低于10MΩ。
6) 380V及220V交、直流低压厂用电动机用500～1000V摇表测量绝缘电阻。电动机的绝缘电阻值不得低于0.5MΩ。
7) 10KV高压厂用电动机的绝缘电阻，在相同的环境及温度下测量，如本次测量低于上一次测量值的1/3～1/5倍时，应检查原因，并必须测量吸收比R60/R15，此值应大于1.3。
8) 绝缘电阻不合格的电动机，在特殊情况下必须由总工程师同意后方可送电。
9.1.2 电动机的监视和维护
一、使用电动机的各有关值班人员，必须经常对电动机进行检查，检查的内容如下：
1) 电动机的声音正常，各部分的温度在规定的范围内。
2）电动机的电流正常。
3）电动机的振动和串动不超过允许值。
4）轴承润滑良好，油位正常，油环转动灵活。
5）电动机侧电缆接头不过热。
6）外壳接地线牢固，遮栏及护罩完整、紧固。
7）电动机无异常焦臭味及烟气。
8）各有关信号指示及电动机控制装置应完整良好。
9）注意电动机温度，保持电动机附近清洁而无杂物。
二、 电动机运行不正常需变更其运行方式时，必须取得调度或电动机使用单位的主要负责人同意。
三、 电动机轴承的最高允许温度，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100℃。
3) 电动机在运行中外壳温度应按铭牌规定运行，铭牌无规定，不得超过70℃。
4) 滑动轴承中所用的润滑油，应每半年更换一次，或根据油质化验结果决定。滚动轴承中所用的润滑油，应每3～6个月补充一次。
9.2 电动机的操作规定
9.2.1 电动机停、送电操作规定
一、 电动机在执行操作时必须注意如下各项：
1）电动机停、送电由调度安排电气值班人员操作。
2）电气值班人员在接到送电的通知后，应通知要求送电人员，在未接到送电完成通知前严禁触及启动设备。
3）对于使用熔断器的电动机，保险应按规定配备使用，且三相保险容量应一致。
4）停、送电操作应戴耐压合格的绝缘手套。
5）检修后电动机恢复送电前，必须终结工作票及拆除安全措施，并确定具备送电条件。
6）机组运行正常时，若需对氯压机、VCM压缩机、乙炔压缩机等停电时，必须保证系统联锁正常。
7）机组运行正常时，若需对氯压机、VCM压缩机、乙炔压缩机等送电及上述设备的电源开关在“试验”位置的分、合闸，应通知相关工序人员并做好安全措施后方可进行操作。
二、 10KV高压电动机停电步骤：
1) 检查开关绿灯亮。
2) 检查开关确在分闸状态。
3) 断下开关的控制开关、合闸开关（储能开关）。
4) 将开关由“运行”位置拉至“试验”位置或拉至仓外。
三、 400V电动机停电步骤：
1) 检查开关绿灯亮。
2) 检查开关确在分闸状态。
3) 取下开关的控制合闸保险。
4) 将开关由“运行”位置拉至“试验”或“检修”位置。
四、 10KV高压电动机送电步骤：
1）检查开关动静触头完好无损。
2）检查开关确在分闸状态。
3）将开关推至“试验”位置，插上开关二次插头。
4）将开关由“试验”位置摇至“工作”位置。
5）合上开关的储能（合闸）开关、控制开关。
6）用万用表测量开关合闸按钮两端电压正常。五、 400V电动机送电步骤：
1）检查开关确在分闸状态，开关动静触头完好无损。
2）将开关由“检修”（或“试验”）位置推至“工作”位置。
3）合上开关合闸控制保险。
4）测量开关合闸按钮两端电压正常。
9.2.2 电动机启动及注意事项
一、 电动机启动前应进行外部检查，检查的项目如下：
1) 电动机上或其附近有无杂物和有无人工作。
2) 检查电动机所带动的机械是否已准备好并且可以启动。
3）电动机接线良好，各部螺丝紧固。
4) 检查轴承中是否有油并检查油位。轴承用水冷却者，则应先投用冷却水。
5) 对绕线式转子的电动机，应检查启动装置，并应特别注意滑环的接触面和电刷压在滑环上是否紧密，启动电阻器的状态（应将全部电阻接入回路内）和滑环短接装置的状态（应是断开的）。
二、 对远方操作的电动机，有负责电动机运行的人员进行检查后通知远方操作者，说明电动机已准备好可以启动。负责电动机运行的人员应留在电动机旁，直到电动机升到额定转速正常运行为止。
三、 启动电动机必须注意下列问题：
1）在正常情况下，鼠笼式转子的电动机允许在冷态下启动2次，允许在热态时启动1次。只有在事故处理或启动时间不超过2～3秒的电动机可以多启动一次。电动机停止后再次启动间隔时间不应少于5分钟。（电动机停止运行后，实地温度 在25℃以上时，三小时以内为热状态三小时以后为冷状态，实地温度在25℃以下时，1.5小时内为热状态，1.5小时以后为冷状态）
2）启动电动机时应按电流表监视启动过程。启动结束后应按电流表检查电动机的电流是否超过额定值，必要时应根据情况对电动机本体进行检查。
3）开关合上后电动机不转或启动电流不返回，应立即停止电动机运行。
4）启动后电动机冒烟或着火应立即停止。
四、 绕线式转子的异步电动机启动和停止应注意下列各项：
1）电动机启动前应检查转子回路电阻器的电阻全部投入。
2）在电动机启动过程中，逐级切除转子回路的电阻，增加转速至额定值。
3) 电动机停止运转断开开关后，应把转子电阻放在最大位置，以便于下次启动。当转子回路中接入电阻时不宜切断电动机。
9.2.3 高压电动机操作及注意事项
一、 高压电动机的控制及联锁在DCS系统完成，电气只作紧急状态操作。
二、 当遥控失灵时，在机旁可将LK转到“手动”位，手动强行操作。
三、 现场紧急停机按钮及开关柜上分闸按钮可直接跳闸，因此操作该按钮时要慎重。
9.3 电动机故障处理
9.3.1 异常运行及处理
一、 电动机电源开关合闸后即不能转动，只发出响声或者达不到额定转速：
1) 检查定子绕组是否断线或者接线错误。
2) 检查电源是否缺相或者接触不良。
3) 检查电缆头、刀闸或者断路器是否有接触不良。
4) 检查电动机或所拖动的机械是否被卡住。
5) 若属电动机内部故障，应立即通知检修处理。
二、 电动机启动后由保护动作跳闸：
1) 停电测量电动机的绝缘电阻，查看是否有接地或短路现象。
2) 检查是否机械部分有卡涩。
3) 联系继电保护人员检查保护回路。
三、 启动时电动机电源开关立即跳闸，无冲击摆动：
1) 检查开关机械有无松脱及连接不良等现象。
2) 检查开关的控制及合闸线圈有无问题。
3) 检查开关的辅助触点及接线有无问题。
4) 经上述检查未发现问题，应将启动回路做跳、合闸试验。若试验良好可以再启动一次，启动不成功时应由检修人员处理。
四、 电动机启动运行过程中出现火花或冒烟：
1) 开启备用电动机后立即停止使用中的电动机。
2) 汇报调度后将故障电动机停电。
3) 联系检修人员处理。
五、 运行中电动机声音突然发生变化，电流指示上升或降低至零：
1) 停电检查定子回路有无断线。
2) 检查机械是否有故障。
3) 检查系统电压是否低于允许值。
六、 运行中电动机电流发生周期性摆动：
1) 检查机械负荷是否周期性变化。
2) 检查电动机的转子是否有损坏。
3) 绕线式电动机还应检查滑环短路装置或变阻器有无接触不良等故障。
七、电动机发生剧烈振动：
1) 立即启动备用电动机后停下故障电动机。
2) 检查地脚螺丝是否牢固。
3) 停电后联系检修人员拆开电动机与机械部分的联轴器，再使电动机空载启动，检查看是否为电动机故障。
4) 检查端盖的紧固情况。如果轴承是外装式的，还应检查轴承座基础的固定情况。
5) 若属电动机故障且经上述检查没有查明原因时，检修人员应将电动机解体，校验转子是否平衡，检查轴承等情况。
八、 电动机过负荷运行，温度升高：
1) 降低负荷，若负荷不能降低时，增开一台电动机。
2) 加强通风，用风扇或者打开通风机。
3) 检查空气冷却器水系统有无故障。
4) 经上述检查处理无效，则必须汇报调度后停电检查电动机及所属机械有无故障。
9.3.2 事故处理
一、 发生下列情况之一者应立即切断电源，停止电动机运行：
1) 电气回路及机械上发生人身事故。
2) 电动机所属电气设备冒烟时。
3) 电动机所带机械损坏至危险程度时。
4) 强烈振动和串动威胁电动机的正常运行时。
5) 运行中发生鸣叫或转速下降时。
二、 发生下列情况之一者，应启动备用电动机，然后停用故障电动机：
1) 在电动机中有不正常的声音或者有绝缘烧焦的气味。
2) 电动机内或启动调节装置内发现火花或冒烟。
3) 定子电流超过正常运行的数值。
4) 电动机铁芯温度超过正常值，经采取措施后仍不能奏效者。
5) 轴承油温急剧上升超过规定值，处理后仍无效。
6) 受水灾威胁。
7) 电动机定、转子互相摩擦。
8) 直流电动机发生严重环火处理无效。
三、重要的电动机失去电压或电压下降时，严禁值班人员手动切断电动机。
四、 扑灭电动机火灾应先切断电动机电源。灭火时必须使用电气设备的专用灭火器(如干粉灭火器、四氯化碳灭火器)。禁止用大股水流或泡沫灭火器及沙子灭火。使用干粉灭火器时应不使粉末落入轴承内。紧急情况下可以用消防水喷成雾状的水珠灭火，严禁将大股水注入电动机内。10、运行管理总则
10.1 本规程适用于全体电气运行值班人员及所管辖的电气设备。
10.2 电气运行人员必须严格遵守本规程，按本规程规定的运行方式、参数运行，做到安全、经济、多供。
10.3 电气运行人员要刻苦钻研技术，不断提高工作能力和技术水平，达到“三熟”、“三能”的要求。
1) 三熟：熟悉设备系统和基本原理，熟悉操作和事故处理，熟悉本岗位的规程和制度。
2) 三能：能分析运行状况，能及时发现和排除故障；能掌握一般的维修技能。
10.4 在生产中要树立“安全第一”的思想，生产要安全，安全为生产，要杜绝重大的人身事故和设备事故，消除不安全因素。
10.5 值班人员要一切行动听指挥，严守生产岗位，遵守劳动纪律和各项规章制度，向各种违纪现象进行坚决的斗争。
10.6 电气运行人员的值班地点是主控室，在值班时间内不经班长许可，不得擅自离开工作地点。
10.7 值班时间内禁止耍笑、看报或做与工作无关的事情，如因工作需要，查对技术书籍和有关资料例外。
10.8 电气值班人员离职二十天以上三个月以下，应跟班实习一天，熟悉设备、安全措施、运行方式、设备改进、检修交待等，经班长现场考试合格方能按原职值班；离职三个月以上者，需经专业考试“安规”，再跟班实习一天，考试合格方能按原职值班。
10.9 在值班时间内所进行的一切操作，正常情况下应先经过班长（或调度）同意后方可进行，事故情况下（如危及到人身及设备的安全来不及汇报）可按规程规定先进行处理，然后再向班长汇报。
10.10 值班人员在执行正常任务离开主控室时，若发现明显的事故象征（如爆炸声、火光、锅炉大量排汽等）。应立即返回主控室听从班长指挥参加事故处理，正常任务暂停执行。
10.11 所有操作命令，均应由直属领导（班长或调度）发出，若接到其他领导的命令应汇报班长或调度同意后执行。班长所布置的任务应清楚、明确，执行人员应复诵、核实无误后立即执行；若认为所布置的任务危及人身及设备安全时，应拒绝执行、并申明理由，必要时汇报上级领导，不得无故拒绝执行命令。
10.12 全体电气运行人员在行政上受电气班长直接领导，并受专业技术员的生产指挥和技术培训。在值班期间内受电气班长和调度领导。各级人员的任免权、监护权、操作权由工段决定，特殊情况下可临时调配当班各职人员的职务。
11 巡回检查制度
11.1 按岗位、分工进行接班前的巡回检查。
11.2 巡检时间和巡检地点。
a）电动机要求值班员两小时巡检一次，并按时拨表。
b）对高、低压配电室要求每2小时巡检一次，并按时拨表。
C）室外变压器、整流装置要求每1小时检查一次
11.3 巡回检查的项目
a) 电动机：温度、运行声音
b) 高压配电室：开关分、合闸位置指示及储能指示正确，二次触头接触良好，开关柜内无放电声音。
c) 低压配电室及配电盘：出线刀闸、开关、保险接触良好无放电现象，电压互感器、电流互感器一、二次接线良好，电缆头绝缘带无剥落现象，各种保护运行正常，电缆无过热现象。
c) 变压器油温、油位、油色及声音是否正常，有无泄漏现象，各进、出线接触部分良好，瓦斯继电器内充满油；干式变压器是否超温、发热。
11.4 巡视电气设备应遵守《电气安全规程》，不得任意拆越遮栏和触动带电部分。
11.5 巡检中发现的设备缺陷应首先汇报班长（紧急情况除外），待采取必要的措施后，方可进行处理。
11.6 班长不定期巡视，对有重大缺陷的设备应多检查，并做出事故预想。
12 交接班制度
12.1 正式交接班应在正点完成，不得无故提前或拖延。在事故处理或重大操作时，不得交接班，但在上述工作告一段落时，经交接班调度、班长同意，方可交接班。
12.2 接班者带有醉酒或病态状况下不应交班，应汇报工段安排替班。
12.3 正常值班人员不得少于三人，如因故接班中上述人员不齐全，可由交接班人员中同职或高一职务的人员代班，并汇报工段安排替班。
12.4 交接班人员应于交班完成下列各项：
a）完成当班的倒闸操作。
b）按规定进行设备检查。?c）完成由运行人员处理的设备缺陷。
d）做好各种记录。
e）整理好安全用具、材料备用品，钥匙和清理现场卫生。
12.5 交班班长应于交班前向接班人员交代如下内容：
a）交、直流系统运行方式，一、二次设备的变更情况及原因。当班所进行的倒闸操作及未完成的工作。
b）设备运行中所出现的异常及事故的处理方法，处理结果和存在的设备缺陷及相应采取的措施。
c）设备检修进度，安全设施的布置，接地线的位置和工作票的数目等内容。?d）本班和前班所发生的问题取得的经验和应吸取的教训。
12.6 接班
a）接班人员在听取交班班长的口头交代后，按岗位、按分工对所属设备、配电室等进行检查。
b）班长应审阅值班日志、工作票目、内容，了解检修进度等。检查备品、材料、工具和钥匙是否齐全。主值班员在接班时应检查主控室的保护及二次设备，测量发电机定子及励磁回路有无接地，试验事故信号，预告信号及光字牌，试验闪光装置。
c）接班人员在设备巡检检查完毕后，按岗位向班长汇报检查情况，听取班长的工作布置及注意事项。
d）接班检查发现重大缺陷或与交代不符的异常情况，除向本班班长汇报外，还应汇报交班班长，以便及时采取措施。
e）交班人员应详细解答接班者所提出的问题，并完成本班应进行的工作。
12.7 交接班时间规定为正点，不得以任何理由早抄或晚抄，抄表时必须交接人员在场，接班人员读数，交班人员抄表，数字以显示数字为准，刻度表以平视表盘刻度读表，若尾数指在两数之间，不应读取上面的数字。
12.8 报表不准涂改，在抄表中如有争议，由两值协商解决。 13 “两票”的管理
13.1 工作票的使用应符合《电业安全工作规程》及厂有关规定和专业所下达的临时规定。
13.2 班长在接到工作票后，应进行下述审核：
a) 工作地点、内容、设备编号是否正确。?b) 安全措施是否合理、完备、正确。
c) 工作地点有无突然来电的可能。
d) 填写是否清楚，人员是否符合规定。?e) 工作时间是否与上级批准的时间相符。
f) 签发手续是否完备。
13.3 审查结束认为合格后，值班人员应写明收到的时间并签名，若工作票不合格，不得迁就收留。
13.4 操作票中应详细注明拆除几组接地线，安全警告标志牌是否收回，相序是否核对正确等。
13.5 值班人员按照工作票填写好安全措施，并向工作负责人交待注意事项，然后双方签名
开工。
13.6 未结束的工作票，各班长应认真保管按班交接，结束后的工作票保管一个月后由专业收回统一保存。
14.7 操作票的执行应按交流系统运行规程中的倒闸操作规定进行。
13.8 执行操作票的监护人和操作人，必须认真仔细，一丝不苟，自始至终不得分开，并对电气操作任务的一切前因后果有充分认识并负责任。
13.9 监护人对操作人的动作、人身和设备的安全负责，监护人在操作过程中只许认真监护，不得协助操作人操作。
13.10 操作结束后，应将整个操作过程的真实情况向班长汇报，严禁擅自改票或过后补票。
13.11 操作票用过后，应当集中保管三个月。
14 电气系统及设备事故处理规定
14.1 尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源并有效解除事故对人身和设备安全的威胁。
14.2 设法调整厂用电系统的运行方式，使厂用电尤其是直流电源及不停电电源系统可靠供电。
14.3 调整系统的运行方式，尽快恢复系统正常运行。
14.4 尽快隔离事故设备，清理事故现场，保证正常设备的继续运行。
14.5 在事故处理时，凡涉及到对系统运行有重大影响的操作均应得到调度的命令或许可。但在下列情况下可自行处理，同时向调度作简要报告，事后再作详细汇报。
1) 将直接对人员生命有威胁的设备停电。
2) 确知无来电的可能性，将已损坏的设备隔离。
3) 线路开关由于误碰跳闸，立即恢复供电。
14.6 发生事故后，应根据事故现场具体情况，正确判断事故性质和原因，然后进行正确处理，事故处理必须迅速准确，不应慌乱。
14.7 发生事故后，电气运行日志应详细记录事故时间和现象，以及事故处理的各项操作顺序，以便分析。
1.4.8 所有继电保护及自动装置及其掉牌报警信号，只有得到调度同意后，才可复归。对复归的掉牌及其它报警信号应详细记录。
14.9 事故处理时，除有关领导和专业人员外，其它非运行人员均应迅速离开控制室；必要时调度可随时通知有关专业人员到控制室协商解决事故处理中的有关问题；凡在控制室的人员均应保持肃静。
14.10 电气系统发生故障和处理事故时，值班人员不准擅自离开工作岗位。在交接班手续未办理完而发生事故时，应有交班值处理，接班值协助配合。在系统未恢复稳定状态之前不得交接班，只有在事故处理告一段落且系统稳定后方可进行交接班。
3.1 整流系统概述
整流系统包括整流变压器、整流器、整流控制柜、及变压器冷却系统（油水冷却器）和整流器冷却器（纯水冷却器），此系统将交流电流变为直流电流作为电解槽的供电电源。其运行的好坏直接影响着电解生产情况。
3.2整流系统运行规范
3.2.1 设备技术规范
一、 调压整流变压器技术规范
型号ZHSSPT-19691/35 冷却方式 强迫油循环水冷 网侧容量19691KVA 额定电压35000/430V 额定直流电流16200A 额定直流电压510V整流方式三相桥式同相逆并连 绝缘水平F 调压级数27级 调压方式有载 联接方式三相桥式同相逆并联3.2.2 整流机组投入运行前的检查
一、调压整流变压器投运行前的检查
1）、 全部检修工作结束，有关工作票应全部收回，接地线、临时标示牌和临时遮栏应全部拆除，与运行无关的工具、材料及其它杂物应清理干净，检修人员所修项目及检修后设备有何缺陷应交待清楚。
2）、 投入运行前的绝缘检测
（1）、 调压整流变压器高压侧线圈使用2500V的摇表
（2）、 测量高压侧对地及高压侧相间绝缘电阻，其阻值不应低于上次所测值的30%，并测量吸收比R60＂/R15＂之比值应≥1.3，最低不能低于每千伏1MΩ，如测量值低于规定值时应汇报相关领导。
（3）、 初次投运的调压整流变压器及大修后变更分接开关后，应测定变压器各线圈的直流电阻，用以检查各分接开关的接触情况，其值应参照变压器出厂测试记录。
（4）、 调压整流变压器大修后或换油、加油后，应静止24小时，待消除油中的气泡后，方可投入运行。在特殊情况下，要立即投运时，应将重瓦斯改投信号，观察5小时无异常后改回跳闸回路。
3）、 整流变压器投运前的外部检查。
（1）、 油枕的油位、油色应正常，套管应清洁完好，无破损、无裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。
（2）、 调压整流变压器各部无漏油、渗油现象。
（3）、 调压整流变压器顶盖无异物，各侧接线完整正确。
（4）、 瓦斯继电器油面正常，连接油门打开，窥视窗清洁。
（5）、调压整流变压器外壳接地应良好。
（6）、有载调压分接开关头部超压保护爆破盖应完好、压力释放阀完好。
（7）、检查有载调压开关档位显示与实际位置相符。
（8）、有载调压电动机构各电气接线应完好，机械部分无破损。
（9）、油水冷却装置及纯水冷却装置已正确投入且运行正常
（10）调压整流变压器控制回路，继电保护等二次接线完整且正确投入。
（11）盘根螺丝油阀门各处有无渗漏油
二、 整流柜投入运行前的检查
1）、 检查整流柜、周围应清洁，整齐、无杂物，有关人员撤离现场。
2）、 检查整流柜内部各元件完好，元件间接线牢固。
3）、整流柜的绝缘检查(检修后或长期停运而重新投运前)
方法：用万用表测量桥臂对地，以及正、负极之间和正、负极对地的电阻应不为零。
4）、 检查直流传感器及表计电气的联结良好，指示正常。
5）、 检查纯水冷却系统及二次循环水冷却系统的管道是否良好，有无破损，滴漏现象，各相关表计指示正常，且水压、温度符合要求，主、付水水质合格且循环正常。
6）、 检查直流刀闸、断路器均处在断开状态。
三、滤波装置投入运行前的检查
1）、检修工作结束,有关工作票应全部收回,接地线、临时标示牌和临时遮栏应全部拆除,与运行无关的工具、材料及其它杂物应清理干净.
2）、检查各熔断器的熔丝正常,接线正确,电容无鼓肚和渗漏油现象,如更换电容则应测量三相的电容值是否平衡,各部分的连接螺丝紧固无松动.
3）、检查滤波装置的开关控制回路,继电保护等二次接线完整且正确投入
3.2．3 正常开车和停车程序
一、 正常开车程序
1） 开车前的准备工作
（1）、启动变压器油水冷却器。观察油压值为0.05MPa以上
（2）、检查瓦斯继电器，油阀及油位计是否处于正常位置。
（3）、按工艺要求设定整流变档位值。
（4 ）、启动纯水冷却装置。观察压力值是否为0.2Mpa。
（5）、检查主柜纯水进口和出口的水温差应不超过5度。
（6）、检查阴、阳离子交换树脂是否符合纯水冷却装置规定，纯水电阻应大于300千欧/厘米
（7）、 纯水到达主柜压力应大于0.15MPa，最高压力应整定在0.25MPa，最低压力应整定在0.06 MPa。
（8）、打开主柜水阀门，检查各支路水流是否畅通，有无漏水现象。
（9）、打开高位放气阀，将全部内存气体放尽，确认后将阀门关闭。
（10）、将电流给定回零。
（11）、大电流刀开关置于闭合位置等置于相应位置。
（12）、送各测量装置电源，检查相应仪表读数是否正常，排除异常。
（13）、送控制电源，同时检查控制柜、远控屏（或操作台）相关信号，测量指示是否正常排除不正常现象.
2）、 送电开车
（1）、听调度令送整流变压器一次侧电源，听整流变声音是否正常，瓦斯继电器是否正常，观察整流柜内有无异常现象（如原件是否有击穿、快熔是否有熔断，吸收用电容、检查各路脉冲是否正常、压敏电阻是否有击穿导通现象等）排除不正常现象。
（2）、听调度令用上位机给定或控制柜的TP170A面板进行给定缓缓上升，同时用示波器观察主电路输出波是否有振荡、振动缺波、波头大小不一样等现像，若有，立即停车。排除故障，再重新开车。
（3）上述步骤完成后，电流送到一定值观察电流指示值、反馈信号是否正常。多个运行电流值下反复测定后，将手动状态转到自动状态。如反馈信号不正常，则应排除不正常现象。
（4）、开机一小时内继续观察变压器油路、纯水-付水水路是否有泄漏、赌塞现象，且适当调节复水流量，使纯水进出水温差小于5度。
二、整流机组的停运操作
1）听调度令平滑下调机组电流至要求值，并检查整流机组运行正常。
2）听调度令平滑下调机组电流至零。
3）当系统运行正常工艺要求数小时停车时将电流给定值回零即可。
3）当系统需要较长时间停车时，先将电流给定回零，再停整流机组35KV侧断路器之后停控制电源，15分钟后再停水泵、油泵装置电源。
.4）当系统需检修，或抢修时则要拉开整流机组直流侧直流刀闸。
5）当系统紧急停电时，先直接跳35KV断路器，再停控制电源。
三、上位机操作
1）、启动上位计算机后，点击桌面快捷方式运行MCGS软件,显示监控程序开始工作,首先出现的界面是“用户登录”，如（图1）所示。在此界面，首先要求用户选择用户名，接着输入相应的密码，然后按“确认或回车键”，如果密码输入正确，则进入主控界面；按“取消”，则退出系统。如果输入密码不对，则会提示你“密码输入错误，是否重新输入？”，如（图2）所示；点击“是”，可重新输入密码，点击“否”，则会提示你“用户未授权，退出系统”，点击“确定”则退出系统，如（图3）所示。图1—用户登录界面
图2—密码错误提示 图3—登录失败提示
2）、主控画面的操作
正常工作时，如果没有进行任何操作，系统一直处于主界面，在此界面，实时显示机组的给定电流，输出电流，输出电压，脉冲触发角度等参数；同时实时显示机组的工作状态、通讯状态、交流仪表的工作状态、水温、水压等参数，还实时显示机组发生的各种故障信息。界面的右上角显示当前日期、时间和星期。主控画面如（图4）图4—主控画面
3）、 电流给定和斜率设置界面的操作
（1）、在主控画面下，按“电流给定”设置界面如（图5），此界面下，可以对机组进行电流指令的设置，也可以在运行状态下的主控画面中直接点击整流机组（如图6）均可弹出“电流给定”画面，在期望给定电流下的方框中直接输入电流值大小，按下“确认”键系统将自动按设置电流指令值发送给机组。同样在主控画面下有“机组斜率设置”子画面如（图7），斜率的大小是控制电流上升快慢的，可以通过改变斜率的大小来改变电流的升降速度，以达到工艺的要求。图5—电流给定界面图6—整流机组图7—机组斜率设置
（2）、故障信息报表
A、报表为故障报表如（图8），均可按时间查询和打印。在此报表里面记录了因各种故障引起的报警和跳闸信号。在主界面下，按“记录和报表”功能键，进入故障报表界面，该界面可查看记录的历史数据，查询历史记录时可按日期记录选择。在通信正常情况下，对数控装置所发生的每一个故障，故障结束时把故障记录写入数据库。记录内容包括：日期，故障起始时间，故障终止时间，故障代号及故障名称。图8—故障报表
B、点击图8的“设置”键，进入故障报表的时间设置界面，通过此界面可查看所有的故障报警历史数据，查询故障报警历史记录时可按多种日期选择查询。如图9所示。点击图9的“打印”键，可以打印相应的查询时间的报表。图9—故障报表时间设置界面
4）、电流曲线的查询
（1）、在运行环境的主控画面下按“记录和报表”功能键，点“一号历史曲线”或“二号历史曲线”就可以查看电流曲线画面如（图10）。在此界面还可以观看到纯水温度，直流电流，触发角，纯水压力等实时变化的曲线。图10—电流曲线
（2）、在电流曲线界面下方，有一排操作按钮，其功能分别如下
翻到最前面，使得X轴的起始位置移动到所有数据的最前面。
向前翻动一页，以当前X轴起始时间为X轴结束时间，以当前X轴起始时间倒推X轴长度为X轴起始时间。
向前翻动一个主划线的时间。用于小量向前翻动曲线的显示。
向后翻动一个主划线的时间。用于小量向后翻动曲线的显示。
向后翻动一页，以当前X轴结束时间为X轴起始时间，以当前X轴结束时间加上X轴长度为X轴结束时间。
翻到最后面，使得X轴的结束位置移动到所有数据的最后面。
设置X轴起始点。点击此按钮，弹出时间设置对话框，这个对话框也可以用历史趋势曲线的方法来打开。如（图11）。在设置曲线开始时间中，有如下选项可以选择：（3）、 最近X时的存盘数据：通过选择时间长度和单位，可以得到最近适当时间内的曲线。可以选择的时间单位包括：秒，分，时，天，月。通常选择如：1小时。
（4）、 当天X时存盘数据：指定起始时间为当天的某个固定时刻，通常用于观察某个班的生产曲线。
（5）、 昨天X时存盘数据：同上，时间是昨天。
（6）、 本月X时存盘数据：同上，时间是本月。
（7）、上月X时存盘数据：同上，时间是上月。
（8）、指定时刻存盘数据：直接指定X轴开始时间。用户可以使用这个选项直接跳转到需要的时刻。
曲线设置对话框。使用这个对话框用户可以在运行时直接设置曲线显示和每条曲线的上下限，也可改变曲线的颜色。（图－12） 图－12曲线设置
3.2．4.日常维护及常见故障处理
1）、保持整流室、控制室卫生，做到无潮湿、无尘埃。
2）、检查主柜内温升情况，有无漏水，滞气现象。
3）、 检查纯水进出水压力、温差是否正常，调节付水水量，使进出水 温差<5℃。
4）、 检查变压器油温、油压、瓦斯有无异常现象。定期将变压器油送检化验，更换变质油。
5）、一般均应用示波器定期检查输出电压波形,检查全系统有无震荡、振动等异常现象。
6）、 最好每隔2小时检查一遍系统各部分运行情况，并做好相应记录。
3.2．5. 常见故障处理：
1）、 变压器轻瓦斯动作频繁：
2）、 检查油路是否有漏气、漏油现象。
3）检查变压器油是否变质，做气相分析、诊断主变有无局部故障现象，以作处理。
4）、 循环油路中油压异常下降或升高：检查管路、油泵有无堵塞现象，并处理。
5）、 纯水水质变色，水阻<120KΩ/cm。应更换交换树脂，严重时，应更换纯水。
6） 、主柜内，支路水管温度偏高：水管内有气体或存杂物堵塞，应做相应清理。
7）、 主柜联结铜排局部发热：检查紧固螺丝是否松动，接触面有无氧化，并处理。
8）、 快熔温度低于正常温度：检查快熔是否熔断，检查元件是否导通。若元件、快熔两端电压正常，则检查脉冲是否到位，并处理。
9）、元件不导通：若控制板对阴极脉冲正常，元件不导通，则更换元件。
10）、 个别元件脉冲丢失：用示波器检查控制极对阴极无脉冲时，再往前检查该元件对应的脉冲分配板各电阻、电容、二极管上波形，发现不正常时，更换该器件即可。
11）、 一相脉冲丢失：用示波器检查该相脉冲是否已到达主柜相应端子。若有，则检查端子到该相脉变之间线路是否有松动、脱焊现象等。若无，则按下述步骤进行：
12）、 若控制柜输出端子有脉冲输出，则检查控制柜与主柜之间的脉冲连线有松动、断路现象，并排除。
13）、 若控制柜输出端子上无该脉冲，则应检查大功率放大管处有无输出，依次类推，逐级往上检查，排除虚焊、损坏元件。
14）、 当发现集成触发块无脉冲输出时，应首先检查同步信号是否丢失，或给定信号是否丢失。若外部情况正常，则更换集成块。
15）、直流电流下跌，当输出脉冲正常时，这经常发生在多机组并联的电路结构中，此时应做如下检查：
（1）若在手动给定条件下运行中发生，则首先调节手动给定电位器，如果能将电流送出即可。
（2）若在自动给定条件下运行，而调节电位器无法避免电流下跌时，应检查变压器（有载或无载）调压档位是否偏低。
16）、 主柜电流下跌，输出脉冲不正常时，则应检查：
给定信号失常，用示波器看其波形是否抖动不稳，用万用表测量输出信号电压是否低于设定值，排除故障。
17）、 输出电压电流信号突然消失：
（1）检查脉冲封锁电压是否正常（大于等于DC7V为正常），若不正常则检查：
（2）是否过流动作？若是，检查原因排除故障。
（3）是否是欠相回路动作？若是，排除欠相故障。
（4）若非以上原因，则应直接检查“回零保护回路”的元器件是否正常，排除故障。
（5） 当用户外联电路与本机控制相连时，应检查继电器接点，清扫灰尘，不能出现虚接现象。
18）、冬季，整流装置在停止运行时，应将整流柜冷却水放干，以免管路冻裂。
3.2．6调压整流变压器运行中的监视检查
一、 调压整流变压器运行中的监视
1）、 每班中应规定对运行中的整流机组进行巡检，下列情况下对调压整流变压器进行特殊巡视检查，增加巡检次数。
2)、 大风时应检查引线有无摆动，松动现象，各部无悬挂物。
3）、雷雨后应检查各部有无放电痕迹，引线连接处无凝水、凝露现象。
4）、 大雾天应检查有无火花放电现象。
5）、 大雪天应检查套管引线连接处的落雪有没有立即熔化。
6）、气候剧冷或骤热时应检查油位、油标及油量等。
7）、高温季节，高峰负载期间。
8）、调压整流变压器过负荷运行时。
9）、运行中的调压整流变压器外部检查项目
a、 油枕的油位、油色、油温是否正常，调压整流变压器各部位应无渗、漏油现象，本体、引线上方无异物。
b、调压整流变压器运行期间无异常噪音，吸潮器完好，硅胶无变色。
c、 调压整流变压器外壳及散热器温度正常，上层油温不超限。
d、 套管应清洁无破损和裂纹，无放电痕迹。
e、母线和各联接点无过热现象，各联点无变色。
f、 压力释放阀完好无损。
g、 瓦斯继电器内无气体。
h、调压整流变压器的远方测温装置，正常投入时与调压整流变压器本体温控计的温度应接近。
r、端子箱内接线牢固，箱门关严。
j、 油水冷却装置运转良好。
k、 现场消防器材完备，调压整流变压器排油设施应保持良好状态。
l、调压整流变压器运行时上层油温不得超过85℃，90℃出口报警。
3.2.7. 滤波装置运行中的检查和维护
1）、 滤波装置运行中的检查。
（1）、看滤波熔断器是否断开。
（2）、 看电容器有无漏油,是否因过流而鼓肚。
（3）、 看电抗器有无异常,是否冒烟。
（4）、 看瓷瓶有无裂纹。
（5）、看开关柜上的相关表计和保护装置显示正常。
（6）、 听电抗器是否有异常声音,支柱瓷瓶有无闪络放电声。
（7）、闻是否有异常气味。
2）滤波装置维护
（1）、 隔离故障
（2）、首先将滤波回路开关断开
（3）、 等5—10分钟，电容器放电完毕
（4）、 装设好接地线
（5）、 更换同容量的电容器,应与损坏的相近
（6）、每半年或一年清扫一次，检查设备是否完好
（7）、 每年检修时测电容C、电抗L值看是否有大的变化
3.2.8. 稳流控制系统的操作和维护
1）、机组稳流控制系统的构成
每套机组的两台整流柜各采用一套独立的稳流控制系统，构成机组稳流控制系统，每套稳流控制系统均含有直流互感器和调节器。
2）、机组稳流控制原理，当外网电压升高或降低、槽电压升高或降低时，直流电流有变化的趋势，整机自动稳流系统通过检测直流互感器输出信号变化，自动调节控制角大小，保持原电流值不变。
3）、面板功能说明
绝缘复归:绝缘降低报警掉牌复位
控制电源锁开关：合分控制电源
合闸：合稳流电源
分闸：分稳流电源
复位：故障解除后，复位故障信号
试灯：检测面板上故障灯及铃是否工作正常
电流调节：用于调节本柜控制电流
远控/近控：稳控柜远控或近控操作选择
远调/近调：在稳控柜操作面板上设置此开关，当其掷于“近调”位置时，则由稳控柜面板上电位器进行调节控制电流；掷于“远调”位置时，稳控柜接收总控给出的0-10V给定信号，由总控系统进行电流调节。
解铃：接通或解除报警音响.
3.2.9、 调压整流变压器的异常运行及事故处理。
3.2.9.1 变压器发现下列现象之一为异常运行，应加强监视查明原因。
1）、 声音较正常大。
2）、 漏油或严重渗油。
3）、 上层油温比同负荷时高。
4）、 油面有明显升高或降低，油色有异常变化。
5）、 套管发生裂纹，有轻微放电声。
6）、 端头或引线发热
7）、 油水冷却装置异常。
3.2.9.2发现下列情况之一者，应立即停用运行变压器
a、 局部冒烟，母线或电缆引线有明显熔化点。
b、 内部声音很大，不均匀，有爆裂声。
c、油面超过规定范围，且不断上升，油色变化大，油内出现碳质。
d、 瓷套管断裂有闪络现象。
e、 严重漏油或喷油时；
f、 油位计和瓦斯继电器内看不到油位。
g、 油枕或压力释放阀内喷油。
h、 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升超过规定值。
3.2.9.3 变压器异常油温和油位的处理
（1）、 变压器油温超过许可温度时，值班人员应查清原因。
a 检查变压器三相负荷是否平衡。
b 核对温度计(表)本身是否故障。
c 检查油水冷却装置是否故障。
（2）、 若温度升高的原因为冷却装置故障，运行中无法修理者，对于整流变来说，应立即将变压器停运，若因特殊原因故障变压器不能立即退出，对变压器应降档至允许温度下运行
（3）、 若经过上述外部检查无异常则认为变压器内部故障，应立即将变压器停运。
3.2.9.4 变压器继电保护动作跳闸的处理
（1）、 事故现象：故障变压器跳闸后，上位机内事故音响叫，后台报相应的系统事件且相应光字牌亮，开关变位。
（2）、 事故处理
A、 监视其它各机组负荷，维持电解工艺要求电流。
B、 若系重瓦斯保护动作，变压器停运检查。
C、 若系差动保护动作，应对差动保护范围内设备及其装置检查，必要时对变压器进行测量、试验。
D、若系过流保护动作跳闸，根据信号指示和变压器跳闸时的外部现象(如短路、故障过负荷)查明原因，如经查属于变压器内部故障，而是外部短路或二次回路故障误动时，变压器可重新投入运行，否则必须进行检查试验，以查明跳闸原因。
E、 变压器瓦斯和过流保护同时动作时，在未查明原因和消除故障前，不准将变压器重新投入运行。
3.2.9.5变压器着火时的处理
（1）、停用变压器各侧开关、刀闸。
（2）、 停用油水冷却装置。
（3）、 投入备用变压器。
（4）、若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部放油阀放油，使油面略低于着火处，灭火时使用干燥砂子和泡沫灭火器进行灭火。
（5）、 若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油以防变压器爆炸。
（6）、 当油泵由于事故而全部停止时，整流变压器在额定负载下，可继续运行10分钟
4动力变压器运行规程
4.1 动力变压器的运行方式
4.1.1 变压器的正常运行规定
一、 变压器额定运行方式
1）变压器在额定使用条件下，可按铭牌规范连续运行。
2）35KV油浸水冷方式的变压器上层油温一般不超过85℃，最高不超过95℃。
3）10KV油浸变压器其各部分的温升不得超过85℃，最高不超过95℃。
4）变压器的外加一次电压可以较额定电压高，但一般不得超过相应分接头电压值的5％。无论电压分接头在任何位置，若所加一次电压不超过其额定值的5%,则变压器的二次侧可带额定电流。
二、变压器允许的过负荷运行方式
变压器正常过负荷，并遵守下列规定：
1）全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。
2）对全天不满负荷运行的变压器在负荷高峰期间可以过负荷运行，过负荷的倍数及时间可按部颁规定执行。(部颁标准待查)
3）在夏季变压器的最高负荷低于变压器的额定容量时，冬季则允许变压器过负荷运行。夏季每低1％，允许冬季过负荷1％，但以过负荷15％为限。
三、变压器测量绝缘电阻。
1）变压器在检修后投入运行前，或长期停用的变压器在重新投入运行前均应测量其绝缘电阻，测得数值和测量时的上层油温应记入记录本；绝缘电压等级为1000V以下的绕组测量绝缘电阻应使用500V摇表，1000V以上的绕组应使用2500V摇表。电压等级在500V以下绝缘电阻不得低于0.5MΩ，其它电压等级的绝缘电阻值，最低不能低于每千伏1MΩ，如测量值低于规定值时应汇报相关领导。
2）摇测得数值不低于初始值的50％即为合格，当变压器绝缘电阻降低到前次值的50％时，应通知检修人员进行检查处理必要时应测量变压器的介质损和吸收比。
四、 变压器的中性点运行方式
1）＃1、＃2 主变35KV侧中性点采用不接地方式，10KV侧中性点为不接地方式。
2）低压变400V中性点均为直接接地方式。
4.1.2 变压器正常运行时的监视及检查
一、 变压器的监视
1）值班人员在值班期间应根据仪表指示严密监视变压器的运行，并及时进行调整。
2）控制屏上应无异常报警信号，变压器各部温度指示在正常值范围内。
二、 变压器的检查
1）值班人员应定期对变压器进行外部检查，检查的周期规定如下：
2）应根据气候变化、设备缺陷情况、新安装或大修后的投入等情况，适当增加检查次数。
3）在变压器过负荷或冷却装置故障时应半小时检查一次
4）在变压器瓦斯继电器发出信号、变压器线圈温度高、油温高报警时应及时对变压器进行检查。
5）在雷雨时，应检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙动作情况。
三、 变压器定期进行外部检查的一般项目如下：
1）油枕的油位、油色应正常，套管应清洁完好，无破损、无裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。
2）变压器各部无漏油、渗油现象。
3）变压器音响正常，本体无渗油、漏油，吸湿器应完好，硅胶应干燥不变色。
4）运行中的油温正常，风扇转动应均匀正常。
5）瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间连接阀门应打开，压力释放装置情况正常。
6）变压器附近无焦臭味，各载流部分（包括引线接头、电缆、母线）无发热现象，变压器室的门、窗、锁等完好，房屋不漏水、照明及通风系统良好。
7）冷却器控制箱内各开关位置与实际运行状况相符，各信号灯指示应正常。
四）、 变压器的特殊检查项目如下：
1）大雾天，内部无放电，套管无破裂及烧伤痕迹。
2）天气剧冷剧热时，油温、油位变化情况，冷却装置的运行情况，是否有冰冻或过热现象。
3）过负荷时应监视负载、油温和油色的变化，接头接触良好，无过热发红现象，风扇运转正常。
4.2 变压器启、停操作规定
4.2.1变压器检修后投运前的准备
一、所有检修、试验等工作结束，工作票已全部收回，拆除有关接地线、标示牌，恢复常设遮栏和指示牌。
二、 详细检查变压器一、二次回路确定变压器在完好状态，符合运行要求。
1）各侧开关、刀闸良好并在断开位置。
2) 变压器本体及引出线完整良好，无遗留物。
3) 各侧套管应清洁、无破损、裂纹及放电现象。
4）油枕油色透明、清澈、油位指示符合规定，无渗、漏油现象，呼吸器的硅胶未饱和成蓝色或白色状态；干式变压器无结露受潮现象。
5）二次回路接线良好，保护投入正确，各二次设备完整、牢固、良好，无任何信号发出。
6）瓦斯继电器充满油，接线良好无渗、漏油现象，压力释放装置正常。
7）检查全部油温计指示正确。
4.2.2 变压器的投运步骤
二、 35KV主变的投运步骤
1）全面检查动力变符合送电条件。
2）检查变压器电源侧开关在分位。
3）将变压器电源侧开关推至试验位置，插上二次插头。
4）合上变压器电源侧开关控制、微机保护控制小开关。
5）将变压器电源侧开关摇至工作位置。
6）合上变压器电源侧开关储能开关。
7）检查变压器负荷侧开关在“分”。
8）将变压器负荷侧开关推至试验位置，插上二次插头。
9）合上变压器负荷侧开关控制、微机保护控制小开关。
10）将变压器负荷侧开关摇至工作位置。
11) 合上变压器负荷侧开关储能小开关。
12) 检查保护投入正确。
13) 合上电源测开关。
14) 合上负荷侧开关。
15) 进行全面复查。
三、 10KV变压器的投运步骤
1）全面检查变压器符合送电条件。
2）检查变压器电源侧开关在分位。
3）将变压器电源侧开关推至试验位置，插上二次插头。
4）合上变压器电源侧开关控制开关。
5）将变压器电源侧开关摇至工作位置。
6）合上变压器电源侧开关合闸开关。
7）检查变压器负荷侧开关在“分”。
8）将变压器负荷侧开关推至试验位置。
9）将变压器负荷侧开关摇至工作位置。
10) 压上变压器负荷侧开关控制保险。
11) 检查保护投入正确。
12) 合上电源测开关。
13) 合上负荷侧开关。
14) 进行全面复查。
4.2.3 变压器的停运步骤
一、35KV主变的停运步骤
1）检查变压器已无负荷。
2）断开负荷侧开关。
3）断开电源测开关。
4）检查负荷侧开关在“分”。
5）断开负荷侧开关控制、合闸小开关。
6）将负荷侧开关摇至试验位置，取下二次插头。
7）将负荷侧开关摇出仓外。
8）检查电源侧开关在“分”。
9）断开电源侧开关控制、合闸小开关。
10）将电源侧开关摇至试验位置，取下二次插头。
11）将电源侧开关摇出仓外。
12）按要求做好安全措施。
13）进行全面复查。
二、10KV变压器的停运步骤
1）检查变压器已无负荷。
2）断开负荷侧开关。
3）断开电源测开关。
4）检查负荷侧开关在“分”。
5）取下负荷侧开关控制，合闸保险。
6）将负荷侧开关摇至试验位置。
7）将负荷侧开关摇出仓外。
8）检查电源侧开关在“分”。
9）取下电源侧开关控制、合闸保险。
10）将电源侧开关摇至试验位置，取下二次插头。
11）将负荷侧开关摇出仓外。
12）按要求做好安全措施。
13）进行全面复查。
4.2.4变压器送电冲击：
长期停用和备用中的变压器应定期送电冲击。应在装有保护装置的电源侧进行。在投运前，新安装或更换线圈及大修后的变压器必须核对相序。新安装的变压器必须冲击五次，大修后的变压器应冲击三次，其余情况下变压器可合闸送电冲击。送电冲击时间每次间隔5分钟。
4.2.5 瓦斯保护装置的运行
一、 变压器运行时瓦斯保护应投入信号和接入跳闸，其中重瓦斯保护应投入“跳闸”、轻瓦斯保护应投入“信号”。
二、运行中变压器重瓦斯保护和差动（速断）保护不准同时停用。
三、 瓦斯保护投跳闸前，运行人员应将下列各项检查正常后，方可将瓦斯保护投跳闸：
1）油枕和油箱的连通阀应开启，整个散热器连通阀门均应在开启位置。
2) 瓦斯继电器内应无气体。
3) 放上压板前，以高电阻电压表测量跳闸压板两端无电压。
四、 进行下列工作时，为了防止瓦斯误动作跳闸，应先将变压器重瓦斯保护由“跳闸”改接为“信号”，才能开始工作。工作完毕变压器内空气排尽后，方可重新将重瓦斯保护投入“跳闸”。
1) 变压器进行加油、滤油时。
2) 呼吸器更换硅胶或进行畅道工作时。
3）在瓦斯继电器及其二次回路上工作时。
4）开关瓦斯继电器连通管上的阀门时。
5）在变压器所有部位打开放气、放油、进油阀门和塞子时（取油样和在瓦斯继电器上部放气除外）。
6）胶囊充、放氮气或油枕抽真空时。
五、 新安装和大修后的变压器，在投运前必须将瓦斯保护投入“跳闸”。
4.3 变压器的异常运行和事故处理
4.3.1 变压器中的不正常现象
一、 值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象（如漏油、油位变化过高或过低、温度异常、音响不正常及冷却系统不正常等），应设法尽快消除，并报告上级领导。其经过情况应记入值班记录薄和设备缺陷记录薄内。
二、 变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，值班人员应按变压器过负荷情况处理。应设法降低其负荷至允许值范围内。
三、 若发现异常现象非停用变压器不能消除，且有威胁整体安全的可能性时，应立即停下处理。若有备用变压器时，应尽可能先将备用变压器投入运行。变压器有下列情况之一者应立即停用：
1）变压器内部音响很大、很不均匀，有爆裂声。
2) 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。
3) 储油柜或安全气道、压力释放阀喷油。
4）严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。
5）油色变化过甚、油内出现碳质等。
6）套管有严重的破损和放电现象。
7）变压器着火。
四、 变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员应判明原因，采取办法使其降低，因此必须进行下列工作：
1）检查变压器的负荷，并与同一负荷下应有的油温核对。
2) 查核校验温度表的正确性。
3) 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况，若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法处理者，立即将变压器停运处理；如不需停下可处理时（如油浸自冷变压器的部分风扇故障），则值班人员应按本规程的有关规定，调整变压器的负荷至相应的容量。若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明冷却装置正常，变压器室通风良好，温度计正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁心短路、绕组匝间短路等，而变压器的保护装置因故不起作用）。在这种情况下应立即将变压器停用。
五、 变压器油位异常
1）如因轻度漏油引起，应补充油（加油时注意先停瓦斯保护），并根据泄漏程度安排消除。
2) 如因大量漏油使油位降低，有条件时停电消除，无条件时应立即采取停止漏油的措施。
3) 变压器油位因温度上升而迅速升高时，应通知检修人员放油到适当高度，同时应检查储油柜的气体是否排尽，以避免产生假油位。
4.3.2 瓦斯保护信号动作的处理
一、 瓦斯继电器动作报警
1）如检查是由于变压器油位低引起的，按变压器油位不正常降低处理。
2) 如系由于直流接地或瓦斯继电器二次线绝缘不良引起的，应将重瓦斯保护由跳闸改接信号位置，并设法消除故障。
3) 如外部检查正常，瓦斯继电器内有气体积聚时，应立即将瓦斯继电器内的气体收集在取样袋内，交有关部门鉴定气体，按表中原则进行处理（正常运行后出现瓦斯信号属于正常气体除外）。
气体性质
故障性质
处理无色、无味、不能燃烧空气
放出空气
注意下次发出信号的时间间隔
若时间间隔逐渐缩小应将重瓦斯改投信号并设法查明原因，有条件者停用该变压器
淡灰色、强烈臭味，能燃烧
变压器内部绝缘材料（纸或纸质板）故障
停用该变压器检查
微黄色、燃烧困难
变压器内部木质材料故障
停用该变压器检查
灰黑色或黑色可燃
油的故障
停用该变压器检查
气体取样时的注意事项：
1）鉴定应迅速进行，否则经一定时间颜色要消失。
2) 检查气体是否可燃时，禁止火种靠近瓦斯继电器顶部。
3) 如试验结果不能确定为空气时，应通知化学部门化验油的闪点，若较上次低5℃时，应停用该变压器。
二、 瓦斯保护动作使开关跳闸：
1）立刻检查现场，有无变压器内部故障象征（如压力释放装置动作喷油及其它外部异常象征等）。
2) 鉴定瓦斯继电器内气体，以判断是否变压器内部故障，如气体可燃，则变压器未经检查并试验合格前不允许投入运行。
3) 上述检查均无异常时，应检查是否直流接地或二次线故障引起的误动，得知确系误动引起并以消除后，方可将变压器重新投运。
4）确有变压器内部故障象征时，应将变压器隔离后交检修检查处理。
4.3.3 变压器自动跳闸
一、 变压器自动跳闸时，应立即查看报警信号，查看报警信号确无误发后进行处理。如有备用变压器，值班人员应迅速将其投入运行，然后立即查明变压器跳闸的原因，根据继电器动作的情况进行分析检查，区别处理；确有故障象征时应停用检查。查不出明显故障且无其它保护动作情况及短路现象时，应通知检修人员检查是否保护误动引起并予以消除。
二、 如检查结果证明并非变压器内部故障或外部故障，且故障点已隔绝时，可将变压器重新投入运行。
三、 由于继电保护误动作引起时，可不经外部检查和测量绝缘电阻将变压器重新投运。
四、 如系差动保护和瓦斯保护同时动作跳闸，在未查明原因并消除之前，不得将变压器投运。
五、 对于变压器的后备保护动作于跳闸，而又能证明属于越级跳闸时，则将故障点隔离开后，迅速将已跳闸的变压器重新合闸试送电一次。
六、 如变压器重新投入后又再次跳闸时，应彻底查明原因并予以消除。
4.3.4 变压器压力释放装置动作
一、 现场检查确系压力释放装置动作时，停用变压器。
二、如为直流接地或二次线绝缘不佳引起误报警时，应通知检修消除。
4.3.5 变压器着火
一、 立即断开各侧电源，停用冷却器，迅速使用灭火装置进行灭火并将备用变压器投入运行。
二、 若油溢在变压器盖上而着火时，则应打开下部油门放油到适当油位；若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油以防变压器发生严重爆炸。
三、 室内变压器着火时，不得打开变压器室门，以防火焰喷出伤人或扩大事故。
4.3.6 差动保护处理
一、 差动保护动作后，对变压器不能强送。
二、 若差动保护动作的同时，系统无冲击，且瓦斯保护未动作（就有瓦斯保护的变压器而言），应对保护范围内的设备检查，若未发现异常，则按下列原则处理：
1）通知继保人员检查差动保护和二次回路，如属保护误动或二次回路有问题，应退出差动保护。变压器是否投入运行由总工程师决定。
2) 如检查未发现问题，测变压器绝缘和直流电阻正常，经总工批准投入运行。
三、 如是人为误动跳闸，可不经检查立即将变压器投入。
4.3.7 低压厂变零序保护动作后处理
一、 检查变压器零序保护动作报警。
二、 检查变压器两侧电源开关均已跳闸，检查变压器低压侧母线所有负荷是否有异常（如保险熔断等）。
三、 若备用电源自投后零序保护又动作跳闸，应断开该母线所有负荷开关，摇测母线绝缘合格，用工作变试充电一次，成功后，则对负荷逐一摇测绝缘，将绝缘合格的负荷恢复送电。
四、 若变压器低压侧备用电源不能投入时，应将该母线上的所有负荷开关断开，摇测母线绝缘合格后，试送一次，成功后，对负荷逐一检查绝缘，将绝缘合格的负荷恢复运行；若不成功，联系检修处理。
5 配电装置运行规程
5.1 35KV系统的正常运行方式
5.1.1、 35KV系统为单母线分段接线方式，由动力段Ⅰ段、Ⅱ段和整流段Ⅰ段、Ⅱ段构成此系统。
5.1.2、1#动力变（1AH07）运行在35KVⅠ段母线、2#动力变(1AH08)运行在35KVⅡ段母线。
5.1.3、整流变1#（2AH07）3#（2AH09）5#（2AH11）在35KV整流段Ⅰ段母线运行，2#(2AH08)、4#(2AH10)在35KV整流Ⅱ段母线运行。
5.1.4、动力Ⅰ、Ⅱ段母线之间通过母联开关1AH01相连，整流段Ⅰ段、Ⅱ段通过母联开关2AH01相连。
5.1.5 动力Ⅰ、Ⅱ段母线PT均投入,整流Ⅰ、Ⅱ段母线PT均投入。
5.1.6、Ⅰ、Ⅱ母联开关1AH01与1#进线开关1AH03和2#进线开关1AH04设有备自投联锁。
1）、即在正常运行过程中1#进线开关或2#进线失电，母联开关自动合上，由一路进线带两段母线负荷
2)、正常运行情况下，动力Ⅰ、Ⅱ段母线不允许并列运行。
5.1.6、所有35KV开关都设有手动和遥控两种操作方式。
5.1.7、瞬间并列运行方式：经与供电部门商议，再Ⅰ、Ⅱ段母线来源于一段母线情况下可以采取这种运行方式。具体操作如下:
1)、摘掉1#、2#进线开关柜XB2切换片；
2）、合上母联开关1AH01；
3）、断开1#或2#进线开关；
4）、恢复1#或2#进线柜XB2切换片。
5)、两段负荷由一段母线带。
5.1.8、正常情况下停下一段母线母线的操作：
1）、先停所有该段母线上的负荷；
2）、将母联开关柜上选择开关SA打到分位；
3）、停下1#或2#进线开关；
5.1.9、整流Ⅰ、Ⅱ段母线运行方式同Ⅰ、Ⅱ段母线。
5.2、35KV系统设备的状态规定 ：
5.2.1、 运行：电源进线开关手车在工作位置，开关在合位；控制电源送好；PT在工作位置，二次侧电源送好。
5.2.2、 热备用：电源进线开关手车在工作位置，开关在分位；控制电源送好；PT在工作位置，二次侧电源送好。
5.2.3、冷备用：电源进线开关手车在试验位置，开关在分位；控制电源断开；PT手车在仓外，二次侧电源断开。
5．2.4 检修：电源进线开关手车在试验位置，拔出二次插头，开关在分位；控制电源断开；PT手车拉出仓外，二次侧电源断开；根据工作要求做好安全措施。
5.2.5、 35KV系统设备送电操作的主要步骤：
一、 检查所有工作均已结束，已办完工作终结手续。
二、 拆除所有安全措施。
三、 检查开关在“分”。
四、 将开关手车摇入开关柜内锁定。
五、 插上二次插头。
六、 关闭开关柜前、后门。
七、 断开接地开关，将接地连锁杆推向右端到位。
八、 合上开关的控制小开关。
九、 压下摇进机构盖板，插上手柄，顺时针摇至摇把转不动为止，关闭盖板。
十、 合上开关的合闸小开关。
十一、 合上开关送电。
5.2.6、 35KV系统设备停电操作的主要步骤：
一、 断开开关停电。
二、 检查开关在“分”。
三、 断开开关的控制、合闸小开关。
四、 插上手柄，逆时针旋转至摇不动为止，关闭盖板。
五、 将接地连锁杆向左推到位。
六、 插入接地开关手柄，旋转接地开关合闸。
七、 打开前、后门。
八、 拔下二次插头，手车可以退出柜外进行检修。
九、根据工作票做好安全措施。
5.3、 10KV系统的正常运行方式
5.3.1 10KV母线系统
一、 10KV系统为单母线分段接线方式。
二、 1#35KV主变至10KV总配为10KVⅠ段母线， 2# 35KV主变、至10KV总配Ⅱ段母线
三、 10KV总配母线Ⅰ、Ⅱ段分别到烧碱、PVC/VCM、循环水、乙炔高压配电室。
四、Ⅰ、Ⅱ段母线之间通过母联开关115AH01（母联做备自投用）、母联隔离开关115AH10相连。
五、Ⅰ、Ⅱ段母线PT及消弧消谐综合装置均投入。
5.3.2 10KV总配母线系统
一、 10KV厂用总配母线系统为单母线分段接线方式。
二、Ⅰ、Ⅱ段母线之间通过母联开关115AH01相连。正常运行时，此母联开关断开，当10KV总配Ⅰ段或Ⅱ段失电时，母联开关备自投。
三、 乙炔1#出线115AH07、循环水1#出线115AH09、PVC/VCM1#出线115AH11、烧碱1#出线115AH05、为Ⅰ段母线负荷。
乙炔2#出线115AH06、循环水2#出线115AH08、PVC/VCM2#出线115AH10、烧碱2#出线115AH04。为二段负荷。
四、10KV总配工作Ⅰ、Ⅱ段电源进线开关与母联开关采用“三选二”方式运行，即只能同时投入其中两个开关。
六、Ⅰ、Ⅱ段母线PT及避雷器均投入。
七、正常情况下Ⅰ、Ⅱ段总配母线不允许并列运行。
八、所有的开关都设手动和遥控两种控制方式。
5.3.3 10KV烧碱母线系统
一、 10KV烧碱母线系统为单母线分段接线方式。
二、 10KV烧碱Ⅰ、Ⅱ段母线之间通过母联开关116AH01相连。正常运行时，Ⅰ、Ⅱ段母联开关断开，Ⅱ、Ⅲ（事故段）段母联开关116AH20正常闭合运行，当10KVⅠ段或Ⅱ段失电时，母联开关自投，如：当Ⅱ段母线失电，Ⅰ、Ⅱ段母联合上后，Ⅰ段再失电后Ⅲ段母联开关断开，应急进线开关合上。
三、116AH05(Ⅰ段PT消谐)、116AH07（Ⅰ段电容补偿）、116AH09（烧碱变电所116TR3）、116AH11（烧碱变电所116TR1）、116AH13（液碱变电所112TR）、116AH15(氯气压缩机组01PA0401)、116AH17（空气压缩机组05PA1301a）、116AH19(空气压缩机组05PA1301c)、116AH21(制氮空压机组05P1304b)、116AH23（变压器备用）、116AH25（电机备用）为Ⅰ段负荷。
116AH06(Ⅱ段电容)、116AH08（烧碱变电所116TR4）、116AH10（烧碱变电所116TR2）、116AH12（空气压缩机05PA130b）、116AH14（制氮空压机组05PA130a）、116AH16（变压器备用）、116AH(电机备用)、为Ⅱ段负荷。
四、正常运行方式下，Ⅰ、Ⅱ母线不并列运行，Ⅲ段由Ⅱ段带，事故段进线热备用。
五、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线PT及避雷器均投入。
六、 烧碱1#电源开关、烧碱2#电源开关、10KV烧碱母联开关采用“三选二”方式运行，即只能同时投入其中两个开关。Ⅲ段母联开关在两进线开关都失电的时候，3#进线开关才能够合上。
5.3.4 PVC/VCM 10KV母线系统
一、 10KV PVC/VCM母线系统为单母线分段接线方式
二、 1#(316AH03)、 2#(316AH04)进线分别引自总变10KV母线Ⅰ、Ⅱ段
三、316AH05(段PT消谐柜)、316AH07（Ⅰ段电容补偿）、316AH09（PVC变电所316TR1）、316AH11（vcm变电所316TR3）、316AH13（氯乙烯压缩机03c0301）、316AH15（冷水Ⅰ号主电机）、316AH17（冷水Ⅱ号主电机030A1102b）316AH19（盐水机组主电机03PA1103b）、316AH21（冷冻水泵Ⅰ03P1101a）、316AH23（冷冻水泵Ⅱ03P1102a）316AH25（5#釜高搅拌MX7101E）、316AH27(5#釜低搅拌MX7101E)、316AH29(3#釜高搅拌MX7101c)、316AH31（3#釜低搅拌MX7101c）、316AH33（1#釜高搅拌MX7101A）、316AH35（1#釜低搅拌MX7101A）、316AH37（一次送料风机BL-7402）、316AH39（干燥床主风机BL-7401）、316AH41（变压器备用）、316AH43（电机备用）。为10KVⅠ段负荷。
316AH06（Ⅱ段PT消谐）、316AH08（Ⅱ段补偿电容）、310AH10（PVC变电所316TR2）、316AH12(VCM变电所316TR4)、316AH14（冷冻机组Ⅰ主电机03PA1101a）、316AH16(冷水机组Ⅰ主电机03PA1101C)、316AH18(冷水机组Ⅱ主电机03P1102b)、316AH20（盐水机组主电机03PA1103a）、316AH22（盐水机组主电机03PA1103C）、316AH24（冷冻水泵Ⅰ03P1101b）、316AH26（冷冻水泵Ⅱ03P1102b）、316AH28(干燥床引风机BL-7403)、316AH30（二次送料风机BL-7404）、316AH32（2#釜低搅拌MX7101B）、316AH34（2#釜高搅拌MX7101B）、316AH36（4#釜低搅拌电机MX7101D）、316AH38（4#釜高搅拌电机MX7101D）、316AH40(备用)、316AH42（变压器备用）、316AH44（电机备用）。为Ⅱ段负荷。
四、 PVC/VCM1#电源开关电、PVC/VCM2#电源开关、10KV PVC/VCM母联开关采用“三选二”方式运行，即只能同时投入其中两个开关.
五、正常情况下PVC/VCMⅠ、Ⅱ段母线不允许并列运行。
5.3.5 循环水10KV母线系统
一、 10KV 循环水母线系统为单母线分段接线方式
二、 1# （505AH03）、 2#（505AH04）进线分别引自总变10KV母线Ⅰ、Ⅱ段
三、 505AH05 （Ⅰ段PT消谐柜）、505AH07（Ⅰ段电容补偿）、505AH09（脱盐水变电所502TR1）505AH11（循环水变电所505TR1）、505AH13（风机j50301a）、505AH15（j50301c）、505AH17（电动循环泵j50302a）、505AH19（电动循环泵j50302c）、505AH21（立式长轴泵j050001a-P）505AH23(变压器备用)、505AH25（电机备用）。为Ⅰ段负荷。
505AH06(Ⅱ段PT消谐柜)、505AH08（Ⅱ段高压电容补偿）、505AH10（循环水变电所505TR2）、505AH12（脱盐水变电所502TR2）、505AH14（风机j50301b）、505AH16（风机j50301d）、505AH18（电动循环泵j50302b）、505AH20（电动循环泵j50302d）、505AH22（立式长轴泵j050001b-P）、505AH24（公用工程低压变电所516TR）、505AH26（变压器备用）、
505AH28(电机备用)。为Ⅱ段负荷。
四、 循环水＃1源开关电、循环水＃2电源开关、10KV循环水母联开关采用“三选二”方式运行，即只能同时投入其中两个开关.
五、正常请况下，Ⅰ、Ⅱ段母线不允许并列运行。
5.3.6 乙炔10KV母线系统
一、10KV乙炔母线系统为单母线分段接线方式
二、1#（219AH03）、2#（219AH04）进线分别引自10KV总配Ⅰ、Ⅱ段
三、其中219AH05（PT消谐柜）、219AH07（Ⅰ段高压电容柜）、219AH09（1#变压器219TR1）、219AH11(乙炔升压机02C0301b)、219AH13（环保风机02P0203）、219AH15(变压器备用)、219AH17（电机备用）运行在Ⅰ段母线。
219AH06（Ⅱ段PT消谐柜）、219AH08（Ⅱ段补偿电容）、219AH10（219TR2变压器）、218AH12（乙炔升压机02C0301a）、219AH14（乙炔升压机02c0301c）、219AH16（变压器备用）、219AH18（电机备用），为Ⅱ段负荷。
四、1#进线开关、2#进线开关、母联开关采用“三选二” 方式运行，即只能同时投入其中两个开关。
五、正常情况下Ⅰ、Ⅱ段母线不允许并列运行。
5.4、10KV系统设备的状态规定
5.4.1、 运行：电源进线开关手车在工作位置，开关在合位；控制电源送好；PT在工作位置，二次侧电源送好。
5.4.2、热备用：电源进线开关手车在工作位置，开关在分位；控制电源送好；PT在工作位置，二次侧电源送好。
5.4.3、 冷备用：电源进线开关手车在试验位置，开关在分位；控制电源断开；PT手车在仓外，二次侧电源断开。
5.4.4、 检修：电源进线开关手车在试验位置，拔出二次插头，开关在分位；控制电源断开；PT手车拉出仓外，二次侧电源断开；根据工作要求做好安全措施。
5.4.5 10KV系统设备送电操作的主要步骤
一、 检查所有工作均已结束，已办完工作终结手续。
二、 拆除所有安全措施。
三、 检查开关在“分”。
四、 断开接地开关。
五、 将开关手车推至“试验”位置。
六、 插上二次插头。
七、 合上保护开关。
八、 插上手柄，顺时针摇至“工作”位置。
九、 合上开关的合闸小开关。
十、 合上开关送电。
5.4.6 10KV系统设备停电操作的主要步骤
一、 断开开关停电。
二、 检查开关在“分”。
三、 取下开关的控制、合闸保险。
四、 插上手柄，逆时针旋转至“试验”位置。
五、插入接地开关手柄，旋转接地开关合闸。
六、 拔下二次插头。
七、 将开关摇出仓
5.5 高压系统运行的监视与检查一般规定
5.5.1 高低压厂用配电设备的一般巡视项目：
一、 高压柜本体清洁，无异物。
二、 各开关柜内关闭严密，开关位置正确。
三、 有关表计指示正确。
四、 保护继电器正确投用且均已复归。
五、 高压真空开关应检查操作机构的储能状态。
六、 配电室通风良好，加热器投入正常。
七、 各部分无异声异味。
八、 外观检查各控制及动力电缆各部分正常。
1) 有关电缆孔洞封闭严密，电缆沟道无积水，电缆托架完好。
2) 电缆外部无损伤，电缆头包扎绝缘带无松动。
3) 电缆接头无发热变色，电缆绝缘皮无龟裂。
5.5.2、高压配电装置检查
一、 高压开关的运行检查
1）、开关检修后投入运行前，必须做一次远方分合闸试验，试验时将开关拖至试验位置。
2）、 正常情况下，高压开关的操作均应在DCS盘上进行，仅在调试或事故处理时，才允许就地操作。
3）、 真空开关柜配有自动加热除湿带电闭锁装置，该装置应长期投入运行。
5.5.3、 刀闸的运行
一、 刀闸的操作机构应操作灵活，三相刀闸一经操作应同步运转，不应出现有憋劲、卡碰等不良现象。
二、 所有刀闸操作后，必须检查动作情况正确，三相接触良好，以及信号及表计指示正常。
三、 合接地刀闸前，必须检查各侧电源均已断开，并验明三相无电压后方可操作。
四、 操作机构失灵时，禁止投入运行。
五、 发生带负荷拉刀闸时，在未断弧前应迅速合上，如已断弧则严禁重新合上；如发生带负荷合刀闸时，则严禁重新拉开。
六、 刀闸正常运行检查
1) 刀闸的一次回路、瓷瓶完整无裂纹及烧伤痕迹，无影响刀闸操作的异物。
2) 刀闸的分、合闸指示与实际运行状态相符。
3) 拉开的刀闸闸口之间应有足够的距离。
4) 刀闸的有关操作连杆无断裂、脱开等现象。
5) 刀闸无发热、变色等现象。
5.5.4、 互感器的运行
一、正常运行中CT二次回路不得开路，PT二次回路不得短路。
二、 互感器投运前的检查
1) 外部应清洁，各部分螺丝应牢固，套管无破损的现象。
2) 保险接触良好，无接地短路现象。
3) 一、二次接线无松动脱落现象。
4) 绝缘值符合要求。
三、 互感器运行中的检查
1) 套管应清洁，无裂纹及放电痕迹。
2) 无渗油及漏填料现象。
3) 无异味、放电声及电磁振动声。
4) 高压引出线及接地线应连接完整、牢固、无过热现象。
5.5.5、 避雷器的运行
一、 避雷器运行中的检查
1) 瓷瓶清洁应无裂纹及放电现象。
2) 引线接地线应牢固，无松动脱落现象。
3) 放电记录器是否动作。
4) 雷雨时，禁止靠近避雷器，等待雷雨后方可检查。
二、每次雷雨或系统发生故障后，应对避雷器进行详细检查，并将放电记录器指示数值进行记录。
三、当避雷器有下列情况之一时，应停用避雷器。
1) 瓷套管爆炸、破坏或有明显裂纹。
2) 避雷器引线或接地线断开。
3) 避雷器内有异常响声。
5.5.6母线的运行
一、 母线投运前的检查
1) 母线一次回路正常，现场无遗留物。
2) 母线上所有刀闸（包括接地刀闸）已全部拉开，临时接地线已拆除。
3) 母线各支持绝缘子牢固无裂纹、倾斜、变形及松脱现象。
4) 避雷器、PT正常，PT高低压保险良好。
5) 母线周围的遮栏安装牢固，与带电设备的距离符合要求。
6) 测量母线绝缘正常。
二、 母线运行中的检查
1) 母线表面和连接部分无发热、变色。
2) 绝缘子无裂纹、变形或放电痕迹。
3) 各部分连接螺丝无松动和异常振动。
5）电抗器各部固定应牢固，混凝土结构应完整无损。
5.5.7 消弧消谐综合装置
一、 消弧消谐综合装置主要由电压互感器PT、微机控制器ZK、交流真空快速接触器JZ、三相组合式过电压保护器TBP、高压隔离开关GF、高压限流熔断器FUR等组成。
二、 装置正常运行时，微机控制器不断检测PT提供的电压信号，一旦系统发生PT断线、单相金属接地或单相弧光接地时，PT辅助二次的开口三角电压立即由低电平转为高电平，微机控制器启动中断，并根据PT二次电压的变化，判断故障类型和相别。
三、装置投入前应检查下列项目
1）保护装置本体无裂纹、破损，接地线牢固。
2）紧固部分螺丝有无松动，接线是否正确。
3）隔离开关及其操作机构是否完好。
4）检查一、二次回路接线有无脱落和松动。
5）检查控制柜内电路板插入是否牢固。
6）用2500V摇表测一次回路对地及相间绝缘电阻≥500MΩ，控制和辅助二次回路绝缘电阻≥10MΩ.
四、 微机控制器ZK是本装置的核心控制部件，它的面板由显示器、指示灯、按钮组成。1) 显示器显示“投运”表示隔离刀闸处于合闸状态，当刀闸拉开时显示“停运”。
2) 面板上指示灯由十个发光二极管构成。控制器上电工作时，“运行”指示灯会间隔性的闪亮，如果控制器自身有问题，指示灯将不会亮，显示屏也将无显示。
3) 当发生弧光接地时，对应相动作灯及“报警”灯亮。当发生熔丝熔断时，“熔丝熔断”指示灯及“报警”灯亮。当发生金属性接地时，“金属接地”指示灯及“报警”灯亮。当发生PT断线时，“PT断线”指示灯及“报警”灯亮。“数据接受”和“数据发送”指示灯为通讯信号灯，其工作时不停的闪动。
4) 面板上有四个按键，分别是“复归”、“调整”、“确认”、“功能”。
五、 装置运行中的检查
1) 检查装置面板显示是否正常（正常应显示“投运”）。
2) 检查盘上仪表是否正常。
3) 装置运行中有无异常声音。
六、 装置使用注意事项
1）ZK发出故障相别信号指示时，不得将本装置退出运行。
2）本装置动作时，系统允许运行2小时，但应及时查出故障点。
3）当故障线路自动或人工切除后，应及时由主控室或就地发送复位指令，使JZ断开，系统恢复正常。
4）在受到大的故障电流冲击后，应进行仔细检查，检查熔断器是否损坏。
七、 装置异常运行的处理
1) 面板显示异常，应检查PT二次回路及输出电压是否正常，PT二次熔断器是否熔断。
2) 装置运行中有异常声音，应仔细检查辨认是电磁声音、机械震动声音还是放电声音，同时测试PT二次输出电压，分析判断是铁磁谐振、绝缘不良或系统异常等引起，根据不同原因采取相应对策。
八、 装置动作后的处理
1）、装置发出PT断线信号时的检查处理
根据装置面板上显示的故障相别，检查PT高压侧熔断器是否熔断，PT一、二次回路是否良好。
2)、装置发出金属接地信号时的检查处理
利用自动选线装置或人工选线，参考装置面板上提示的故障相别，选出故障线路。当故障线路被切除或故障消失后，装置自动恢复到正常工作状态。
3)、装置真空接触器动作后的检查处理
a) 发生单相弧光接地时，故障相真空接触器动作。
b) 值班人员在监视系统发生弧光接地后，应立即到就地查看故障状态。
c) 通过装置面板上的复归按钮将装置复位，查看装置是否恢复到正常工作状态。
d) 若真空接触器打开后，再次发现弧光接地现象，则微机控制器再次指令相应的真空接触器闭合。
e）闭合接地一定时间后，手动复归仍发弧光接地，可通过自动选线装置或人工切除，系统恢复正常。
f) 当故障线路被切除或故障消失后，可通过装置面板上的复归按钮将装置复位。
4）、高压限流熔断器FU熔断时的处理
若高压限流熔断器FU的撞杆已经弹出则表明熔断器已经熔断，此时应做如下检查处理：
a) 检查系统电容电流是否过大。
b) 调阅装置的记录数据，并检查现场，看是否在装置动作时系统发生了不同相的相继接地故障。
c) 若是发生了不同相的相继接地故障，则将损坏的FU更换下来。
d) 若系统电容电流过大，或没有找到FU熔断的原因，则通知厂家技术人员处理。
5.5.8、电容器的运行
1）、装置投入运行前，电容器组端子间剩余电压应不超过50V
2)、装置运行时，应经常进行巡视检查，每天不得少于一次。
3）、装置的保护动作后，不允许强行送电，应根据保护功能情况进行分析、判断，首先检查电容器有无鼓肚、熔丝是否动作、套管是否破裂、是否存在放电痕迹等现象。如电容器无明显故障，还应对配套设备进行检查，查明原因，排除故障后，方可再次投入运行。
4）、处理故障前，应打开隔离开关，电容器虽已自放电，但为安全起见，仍需对电容器进行人工放电。
5）、对套管表面，电器、仪表等外壳每三个月至少清扫一次，以防积灰、杂物引起意外事故。对机械部件涂润滑油一次。
6）、对主要部件，性能的预防性普查要定期进行。
7）电磁锁的使用
a、正常情况下的操作步骤：
当装置的主回路断电时，按红钮，电磁锁的信号灯发亮，将把手逆时针转动可开锁。对于隔离开关电磁锁，则当按红钮至电磁锁的信号灯发亮时，直接向左拉锁栓即可开锁。当松手时锁栓自动复位
b）、特殊情况下的操作步骤：
将紧急专用开锁钥匙插入应急开锁孔中，并按顺时针方向旋转90度，即可旋转把手或拉锁栓开锁。当松手时，锁栓自动复位。
8）、真空接触器使用注意事项：
a）、接触器每用5年或操作1000均应进行一次维护和检查。检查包括紧固件、清洁绝缘表面、机械特性检查，并进行工频耐压试验和测试绝缘电阻
b）、真空管运行15年或达到额定电流开断次数，陶瓷变黑，绝缘下降：用兆欧表（1500兆欧表）低于20兆欧，应考虑更换真空管。
9）、控制开关的使用
手动/自动处于自动挡时，电容器装置由功率因数控制器根据线路中实际功率因数来实现自动投切；挡自动/手动控制开关处于手动挡时，电容器装置的投切由仪表门上分/合闸开关实现手动投切控制。
5.5.9、电容器常见故障原因及处理方法
1）、电容器套管和外壳损坏
a）、运输不慎，使套管外壳磕碰。
b）、内部异常，外部短路接地等。
处理方法：及时返厂
2）、电容器渗、漏油
a）、用磁套管搬运，使法兰套焊接处产生裂缝
b）、接线时拧螺母用力过大造成磁套焊接处损伤或空心螺杆断裂。
e)、漆层剥落，外壳锈蚀。
f）、硬排连接使套管受力
处理方法：严禁手持套管搬运。接线使不准搬、摇磁套，拧螺母时不要用力过猛；油漆剥落要及时补修；要采用软连接，消除硬连接应力。发现硬链接现象应及时返厂
3）、电容器外壳臌胀
a）电容器内部产生局部放电，使介质分解，析出气体；
b）、部分原价件击穿或对壳击穿，使介质析出气体
处理方法：运行中电容器应进行外观检查，发现外壳臌胀时应停止使用。
4）、电容量异常，绝缘电阻下降
原因：内部异常；套管表面积灰。处理方法：用电容表侧量电容，电容量异常，更换
5）、熔丝熔断，继电保护动作
a）、熔丝接触不良或受到损伤
b）、电容器内部原件击穿或外部短路接地，涌流过大。
处理：检查是否接地，容量是否变化
6）、电容器和电抗器温升过高
a）、环境温度过高
b）、高次谐波电流影响
c）、频繁投切，电容器和电抗器反复受过电压和涌流的作用
d）、介质老化
e）、电抗器匝间短路
处理：改善通风条件；分析网络谐波，选择合理的电抗器；检查避雷器接地是否可靠，以限制操作过电压；更换新电容器；电抗器返厂修理。
5.6、400V系统运行规程
5.6.1、烧碱抵低压系统运行方式；
一、、1161AA1（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅰ段进线（来自烧碱一号动力变压器116TR1）开关柜
二、、1161AA2（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅱ段进线（来自烧碱二号动力变压器116TR2）开关柜
三、、1161AA2（GW3-6300/3-5000H）为Ⅰ、Ⅱ段母联柜
四、、低压Ⅰ、Ⅱ段为单母线分段运行方式；
五、、正常运行方式下：Ⅰ、Ⅱ段母联开关处分断状态，当Ⅰ或Ⅱ段失电母联开关自动合上
六、正常运行方式下：Ⅰ、Ⅱ段不允许并列运
七、1163AA1（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅲ段进线（来自烧碱三号动力变压器116TR3）开关柜
八、1164AA1（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅳ段进线（来自烧碱四号动力变压器116TR4）开关柜
九、1163AA2（GW3-6300/3-5000H）为烧碱低压Ⅲ、Ⅳ段母联柜
十、116EAA1（GW32000/4-2000H）为烧碱低压应急段进线（来自烧碱应急变压器116ETR）
十一、116EAA12（GW32000/4-2000H）为Ⅳ段与应急段母联柜
十二、正常运行方式下Ⅲ、Ⅳ段为单母线分段运行当Ⅲ或段Ⅳ失电母联开关自动合上
十三、正常运行方式下：Ⅲ、Ⅳ段不允许并列运
十四、116EAA12母联开关正常情况处合闸状态，应急段由Ⅳ段带；116EAA1应急进线开关处分闸状态
十五、116EAA12母联开关断开，116EAA1应急段进线开关自动投上，应急段独立运行（Ⅰ、Ⅱ段都失电，应急段严禁带其他负荷）
5.6.2、PVC/VCM低压变电所运行规程
一、PVC变电所运行规程
1）、AAI(MT50H2/3P-5000)为PVCⅠ段进线（来自PVC变压器TR1）。
2）、AA2(MT50H2/3P-5000)为PVCⅡ段进线（来自PVC变压器TR2）
3）、AA0 (MT50H2/3P-5000)为Ⅰ、Ⅱ段母联开关柜
4）、正常运行方式下：Ⅰ、Ⅱ段母联开关处分断状态，当Ⅰ或Ⅱ段失电母联开关自动合上
5）、正常运行方式下：Ⅰ、Ⅱ段不允许并列运
5.6.3、VCM变电所运行规程
一、316-3AA1(GW3-6300/3-5000H)为VCM变电所Ⅳ段进线（来自VCM变电所316TR3）
二、316-4AA1(GW3-6300/3-5000H) 为VCM变电所段进线（来自VCM变电所316TR4）
三、316-3AA2(GW3-6300/3-5000H)为VCM变电所Ⅲ、Ⅳ段母联开关柜
四、316EAA1(GQ1-630) 为VCM变电所应急段进线
五、316-4AA15-6(GM630R-4P34/630)为VCMⅣ段与应急段母联开关
六、正常运行方式下：Ⅲ、Ⅳ母线为单母线分段运行。Ⅲ、Ⅳ段母联开关处分断状态，当Ⅲ或Ⅳ段失电母联开关自动合上
七、正常运行方式下Ⅲ、Ⅳ段不允许并列运行
八、正常运行方式下316-4AA15-6处闭合状态，当此开关分开双电源开关（GQ1-630）自动切换到应急电源供电（Ⅲ、Ⅳ段都失电），应急段单独运行。
5.6.4、循环水变电所运行规程
一、5051AA1(GW3-6300/3-4000H)为循环水变电所Ⅰ段进线
二、5051AA2(GW3-6300/3-4000H) Ⅰ、Ⅱ段母联开关柜
三、505-2AA1(GW3-6300/3-4000H) 为循环水变电所Ⅱ段进线
四、正常运行方式下：母线为单母线分段运行。Ⅰ、Ⅱ段母联开关处分断状态，当Ⅲ或Ⅳ段失电母联开关自动合上
五、正常运行方式下Ⅰ、Ⅱ段不允许并列运行
5.6.5乙炔变电所运行规程
一、219-1AA1(GW3-6300/3-5000H)为乙炔变电所Ⅰ段进线（来自变压器219TR1）
二、219-2AA1(GW3-6300/3-5000H) 为乙炔变电所Ⅱ段进线（来自变压器219TR2）
三、219-1AA2(GW3-6300/3-5000H) 为乙炔变电所Ⅰ、Ⅱ段母联开关柜
四、正常运行方式下：母线为单母线分段运行。Ⅰ、Ⅱ段母联开关处分断状态，当Ⅰ或Ⅱ段失电母联开关自动合上
五、正常运行方式下Ⅰ、Ⅱ段不允许并列运行
六、219-EAA1-5（GM400G-4P34/400）为应急段进线,应急段两路进线；一路来自219EPS，一路来自219-2AA20-6(GM400-4P34/400)正常情况由219-2AA20供电，当2AA20失电(Ⅰ、Ⅱ段同时失电)由EPS供电。
5.6.6 400V系统设备送电操作的主要步骤
一、检查所有工作均已结束，已办完工作终结手续。
二、 拆除所有安全措施。
三、 检查开关在“分”。
四、 顺时针旋转手柄摇至“工作”位置。
五、 按住手柄槽内的黄色按钮，把手柄推入槽内。
六、 压上开关的控制保险。
5.6.7、 400V系统设备停电操作的主要步骤
一、 断开开关停电。
二6.3.2、 检查开关在“分”。
三、 取下开关的控制保险。
四、 抬起开关面板上的黑色小把手，拔出开关手柄。
五、 逆时针旋转至“试验”位置或“断开”位置
6、配电装置故障处理
6.1 开关装置的故障
6．1.1、 开关不能分、合闸
一、 故障原因：
1) 开关通信故障
2) 开关分合闸线圈故障；
3) 真空开关、真空接触器或400V动力开关不具备其分合闸条件；如开关不到位；就地控制开关位置不正确；二次插头接触不良；逻辑柜故障或控制电源消失。
4) 真空开关未储能。
5) 400V开关抽屉不到位，空气开关没有合好；控制电源熔丝熔断。
6) 操作电源保险熔断或操作电源消失。
7) 开关辅助触点故障。
8) 开关逻辑条件不满足。
90机械失灵或操作结构故障。
二、 故障处理：
根据开关装置的特点和可能的报警显示情况分析原因并作相应的检查处理。
1) 开关操作控制电源开关跳闸，应检查跳闸原因并排除故障，检查无异常后方可投入。
2) 如开关不到位或二次插头接触不良，应将开关拉至“试验”位置就地分、合一次，正常后投入。
3) 检查开关逻辑条件是否满足，如不满足，检查原因。
4) 其他故障，则由检修进行相应的处理。
6.1.2、 开关储能未满
一、 故障象征：
1) “弹簧未储能”声光报警。
2) 储能电机不运行。
二、 原因；
1) 储能电动机电源开关跳闸。
2) 电动机控制回路故障。
三、 处理：
1) 若储能电动机电源开关跳闸，应检查电动机回路是否正常，并分析跳闸原因是否是由于电动机故障引起。
2) 故障消除后，及时恢复开关储能。
6.2、PT、CT故障
6.2.1、 总则
一、 PT、CT二次回路故障而使参数、仪表指示失常时，应尽可能根据其它仪表的指示对设备进行监视，避免由于仪表指示失常而引起对设备运行状况的误判断。
二、若PT、CT及其二次回路故障可能引起保护及自动装置误动作的，应立即通知继保人员确定有关保护及自动装置，若需停电处理故障设备，应及时汇报和联系有关方面，待处理结束后应立即恢复有关保护及自动装置运行。
三、若PT、CT故障影响电量计测的，应正确记录故障起始时间，恢复时间，电度表读数及当时的负荷。
四、发现下列故障应立即停用有关设备或系统，对PT、CT实行隔离：
1) PT、CT内部有严重的放电声或其它异声。
2) PT、CT冒烟或产生焦臭味。
3) PT、CT线圈与外壳或引线与外壳之间有火花，接头松动、发热或冒火而影响设备安全运行的。
五、 CT故障
1) 故障象征：
a) 有关电流、功率因数、有功、无功功率指示失常。
b) 电度表停转或慢走。
2) 故障或二次回路断线，运行中无法处理则按下列原则进行处理。
a) 发电机保护CT、主变低压侧保护CT故障，应联系调度停机处理。
b) 主变高压测CT故障，应联系调度，必要时作停用处理。
c) 送电线路CT故障，应联系调度停用处理。
d) 母联CT故障，应停用母联。
e) 10KV厂变或电动机馈线CT故障，有备用的调备用后停用；无备用时停用，影响机组出力的应联系调度后停用处理。
6.3、 避雷器故障
6.3.1、故障象征：
一、 避雷器外部瓷套破裂。
二、 带有均压环的避雷器均压环变形、变色以至破损。
三、 避雷器内部有异声及外部有火花放电现象。
6.3.2、 处理：
停用有关设备，对避雷器进行检查和处理或更换。
6.4、 35KV系统出线跳闸
7.4.1、 故障象征：
一、 线路开关柜微机保护各有报告指示灯亮，各跳闸指示灯亮，微机保护打印机打印故障参数。
二、故障录波器启动，记录故障参数。
6.4.2、 故障处理：
一、 根据故障象征及保护装置动作情况，判断故障原因。
二、检查录波器微机保护动作情况，判断故障性质及故障点，汇报调度听候处理。
6．5、 10KV母线失电
6.5.1、 故障象征：
一、 故障段母线工作电源开关跳闸闪光。
二、10KV母线电压瞬时到零。
三、10KV母线母联开关可能自投。
6.5.2、 故障处理：
一、 若母联开关自投成功，复归各闪光信号及音响信号，切除自投开关。
二、若自投不成功，应立即强合母联开关一次。
三、若自投不成功或强送不成功，低压侧开关跳闸，400V备用电源开关自投。若低压侧开关未跳闸，立即手动将其拉开，相应400V厂用备用电源应自投。
四、 恢复充电器及UPS装置运行。
五、 隔离故障母线，通知检修处理。
6.6、 400V母线失电
6.6.1、 故障象征：
一、 故障段供电变压器开关跳闸闪光。
二、 若备用电源开关自投成功，信号闪光；若备用电源开关未自投或自投不成功，母线电压到零。
三、故障母线电压到零。
6.6.2、 故障处理：
一、 若备用电源自投成功，应检查400V母线电压正常。
二、若备用电源未自投，应立即强合备用电源。
三、 若无备用电源或备用电源供电而跳闸，影响机组运行，在无瓦斯、速断保护信号时，允许强送一次。
四、若为低压厂变故障，将其隔离，联系检修处理。
五、 故障母线隔离，测量母线绝缘是否合格，不合格交由检修处理。
6.7、 35KV母线PT熔断器熔断
6.7.1、 故障象征：
一、 “35KV电压回路断线”信号发出
二、35KV母线绝缘监察电压表在该段指示不平衡。
三、 该段母线电压表降低或失去指示。
四、35KV消弧及过电压保护装置“报警”、“PT断线”指示灯亮，面板显示断线相别。
6.7.2、 故障处理：
一、 汇报调度，退出该段备用电源自投开关。
二、 退出该段相关低电压保护和电压电流相互闭锁的保护。
三、 退出35KV母线PT，更换熔断器
将上述相关操作恢复正常。
6.8、 10KV母线PT熔断器熔断
6.8.1、 故障象征：
一、 10KV电压回路断线”信号发出
二、10KV母线电压表降低或失去指示。
6.8.2、 故障处理：
一、 汇报调度，退出该段备用电源自投开关。
退出该段相关低电压保护和电压电流相互闭锁的保护。
更换10KV母线PT熔断器
将上述相关操作恢复正常。
7、 继电保护及自动装置运行规程
7.1 继电保护及自动装置运行原则和维护规定
7.1.1继电保护和自动装置是电气设备运行中不可缺少的一部分，是保证电力系统安全，稳定运行的可靠措施。
7.1.2继电保护和自动装置及二次回路的检修试验工作应配合一次设备停电进行，但下列情况除外：
一、有两种以上保护者。
二、有专用保护在运行时，可允许其后备保护短时停用。
三、有条件临时投入某种备用保护替代退出运行的保护。
7.1.3 任何情况下，设备不允许无保护运行，保护不符合规定者，其主设备不能投入运行。
7.1.4保护定值的改变，属保护专责负责人受命于有关上级领导下发的《变更保护定值通知单》执行，并通知相关领导。。
7.1.5值班人员应熟知各 设备的保护种类及定值。
7.1.6班长对继电保护装置的职责。
7.1.6.1 批准和监督所辖范围内的保护装正确使用和运行条件并将有关情况详细记录。
7.1.6.2 切实掌握保护装置整定值并监督其执行。
7.1.6.3 掌握运行的保护装置存在的缺陷及不正常情况，除做好预防措施外，并监督消除和处理。
7.1.6.4 当运行方式改变时，应考滤保护装置的相应变更，遇有特殊运行方式，应取得继电保护专业负责人的同意。
7.1.7备用设备的保护装置应投入运行位置。
7.1.8 对单母线的PT只有在不影响保护装置正常运行的情况下，才能允许停用。
7.1.9 在运行中的PT或CT二次回路上进行工作时，要防止PT二次回路短路和CT二次回路开路。
7.1.10 在改变一次系统运行方式时，应同时考虑到二次设备和继电装置的配合。
7.1.11 为防止运行设备的保护误动作，不允许在运行的控制盘和保护盘上或附近进行打眼等振动较大的工作，必要时应采取措施或停用部分保护。
7.1.12 当继电保护和自动装置动作后，应做好详细记录，哪些开关掉闸，哪些保护信号报警或显示，动作先后的时间与顺序，并及时通知相关单位处理。
7.1.13 不允许在运行中的保护装置上及其二次回路中进行工作。必须进行工作时，应取得有关运行负责人的同意，有可能造成掉闸的设备，应将掉闸压板取下方可进行。
7.1.14 当系统一次设备发生故障保护拒动时，值班人员应手动断开有关开关。
7.1.15 当发生电压回路断线信号需进行检查时，与其有关的保护及自动装置（如低压保护、相互闭锁的电压电流保护等保护）均应取下掉闸压板或停止运行，待信号恢复后，方能重新投入运行。
7.1.16 在巡视设备时，应注意检查下列各项：
一、 保护单元装置外壳应清洁完整，无过热及振动现象。
二、 保护单元装置内部零件、接点等应良好，接点的闭开位置应正确，并无抖动现象。
三、 压板投停位置应正确，有关表计指示在规定范围内。
四、 盘后、盘前设备名称、标记清楚完整。
五、 装有监视灯的装置、元件和微机保护指示灯指示正确，显示屏显示数据与一次设备的实际运行工况一致。
7.2 海化保护装置配置
7.2.1、35KV动力进线保护装置 配置：SEL-351A 2台
保护：
电流速断保护
三段以上复合电压定时限过流保护
零序过流保护；
自动重合闸功能；
合闸加速保护功能。
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
PT断线告警并保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
零序电流
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
远方DCS硬线干接点遥控
7.2.2、35KV动力母联备自投及母联保护 配置SEL-551C 1台
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.3、35KV动力 PT 配置SZD-PT 1套并列装置
遥测：
电压UA，UB，UC，UAB，UBC，UCA，UO
遥信：
隔离刀闸位置
保护动作信号
PT断线信号
PT一次切换信号
装置故障信号
其余报警信号
遥控：
PT二次电压遥控切换
保护信号远方复归
远方保护定值修改
闭锁功能
手动准同期
7.2.4、35/10KV双卷主变压器保护 主保护：SEL-587 共2台，高压侧后备保护：SEL-351 共2台，非电量保护：SDZ-11S 共2台，变压器监控：PMC-560共2台。
保护：
纵联差动保护
高压侧三段式复合电压定时限过电流保护
低压侧三段式复合电压定时限过电流保护
过负荷保护
变压器零序保护保护
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
非电量保护（压力释放阀跳闸、重瓦斯跳闸、轻瓦斯报警、温度HH跳闸、温度H报警、油面降低报警）
变压器主保护、高压侧后备保护、低压侧后备保护相互独立
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
零序电流
油温PT100来的标准信号
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.5、10kV进线保护：配置SEL-351A 2台。实现：
保护：
电流速断保护
三段以上复合电压定时限过流保护
零序过流保护；
自动重合闸功能；
合闸加速保护功能。
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
PT断线告警并保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
零序电流
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
远方DCS硬线干接点遥控
7.2.6、10kV母联保护：配置SEL-551C 1台。实现：
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.7、10kV馈线保护：配置SEL-551C 8台。
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.8、10kV母线差动保护：配置SEL-487B 1台。实现：
10KV总配母线电流差动保护
CT短路或开路报警，内外区故障区分
母线充电保护
过电压或低电压元件监视
最少不低于18个母差保护间隔，功能可扩展
低电压保护
遥测：
各间隔电流，母线电压
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
装置故障信号
7.2.9、 10kV总配 PT切换及测控装置 配置SZD-PT 1台并列装置及PMC-6510 2台。
遥测：
电压UA，UB，UC，UAB，UBC，UCA，UO
遥信：
隔离刀闸位置
保护动作信号
PT断线信号
PT一次切换信号
装置故障信号
其余报警信号
遥控：
PT二次电压遥控切换
保护信号远方复归
远方保护定值修改
闭锁功能
手动准同期7.2.10、35KV整流部分
35KV整流进线保护装置 配置：SEL-351A 2台。
保护：
电流速断保护
三段以上复合电压定时限过流保护
零序过流保护；
自动重合闸功能；
合闸加速保护功能。
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
PT断线告警并保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
零序电流
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
远方DCS硬线干接点遥控
2）35KV整流母联备自投及母联保护 配置SEL-551C 1台
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
3）35KV整流 PT 配置SZD-PT 1套并列装置和PMC-6510测控装置 2台
遥测：
电压UA，UB，UC，UAB，UBC，UCA，UO
遥信：
隔离刀闸位置
保护动作信号
PT断线信号
PT一次切换信号
装置故障信号
其余报警信号
遥控：
PT二次电压遥控切换
保护信号远方复归
远方保护定值修改
闭锁功能
手动准同期
4）35KV整流电容器保护 配置SEL-551C 共2台
保护：
速断保护
三段复合电压过流保护
两段零序过流保护
单相接地保护
过电压
低电压
远方电容器组不平衡电流或不平衡电压
PT断线告警及保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
自投功能
5）35KV整流变压器保护（含变压器内部CT引出所接保护）配置：SEL-351A共5台和SEL-501-2共5台，非电量保护SZD-11S 5台。
每台配置微机整流变压器保护监控装置
保护：
电流速断保护
复合电压过电流保护
过负荷保护,
整流变重瓦斯跳闸,
整流变轻瓦斯报警,
调压变重瓦斯跳闸,
调压变轻瓦斯报警,
温度HH保护,
温度H报警,
油位低报警,
压力释放阀保护,
单相接地保护
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
负序过电流保护
PT断线的判据和对策
独立的操作回路
每台同时配置微机整流变压器内部CT(A组)保护监控装置
保护: 保护设1路出口单独引出；另1路出口经连接片跳35KV断路器
内部CT(A组)过电流保护
内部CT(A组)过负荷报警
负序过电流保护（可防有载档位变化时，过流速断死区）
每台同时配置微机整流变压器内部CT(B组)保护监控装置
保护: 保护设1路出口单独引出；另1路出口经连接片跳35KV断路器
内部CT(B组)过电流保护
内部CT(B组)过负荷报警
负序过电流保护（可防有载档位变化时，过流速断死区）
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
变压器三相电流、电压、零序电流
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
测电流电压谐波，显1—36次谐波，谐波分析，谐波越限报警
遥信: 16点（每个测控单元）
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
PT断线信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控:
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
7.2.11、10kV分配部分
1）10kV进线保护：配置SEL-351A,共计9台。实现：
保护：
电流速断保护
三段以上复合电压定时限过流保护
零序过流保护；
自动重合闸功能；
合闸加速保护功能。
两段定值和时限独立整定的电压保护（过、欠压）
PT断线告警并保护闭锁
带断路器防跳操作箱装置
遥测：
零序电流
三相电流、三相电压，有功、无功、功率因数、频率、电度
遥信：
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
远方DCS硬线干接点遥控
2）10kV分配母联保护，配置SEL-551C,实现：
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
3）10KV动力变压器、电动机、电容器、馈线保护。 共计90台。配置SEL-551C。实现：
保护：
电流速断保护
三段式定时限过电流保护
过负荷保护
单相接地保护
非电量保护（重瓦斯跳闸、轻瓦斯报警、温度报警、油面降低报警）
遥测：
零序电流
带断路器防跳操作箱装置
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
4）10kV母联保护，配置SEL-551C，共计5台。实现：
保护：
速断保护
过流保护
分段备自投及后加速功能
带断路器防跳操作箱装置
遥测:
分段三相电流、电压
有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数
遥信:
断路器位置、手车工作位置、接地开关位置
保护动作信号
弹簧储能信号
装置故障信号
遥控：
断路器
保护信号远方复归
远方保护定值修改
5）PT切换及测控 配置SZD-PT切换装置，配置PMC-6510测控装置。
遥测：
电压UA，UB，UC，UAB，UBC，UCA，UO
遥信：
隔离刀闸位置
保护动作信号
PT断线信号
PT一次切换信号
装置故障信号
其余报警信号
遥控：
PT二次电压遥控切换
保护信号远方复归
远方保护定值修改
闭锁功能
手动准同期
7.3、 SELL微机保护装置硬件结构及原理及维护注意事项
7.3.1、硬件结构
1) 装置采用功能插件组合式机箱结构，该结构具有插拔省力、锁紧结构可靠等特点。装置的安装方式为嵌入式，接线为后接线式。
2) 本装置由电源模块、CPU模块、AC变换模块、测量模块、开关量输入输出模块、继电器出口模块等组成。
3) 通讯采用RS485或CAN接口。
4) 装置出口可直接驱动断路器分合闸，同时具有防跳功能。可代替原开关柜的全部二次操作回路功能。
5) 采用专用逆变开关电源，带过载、过热保护。输入DC/AC220V, 输出+5V, 隔离+5V, +48V。
6）事故记录可掉电保持，单元可就地完成现场调试和保护定值修改，也可远方修改定值。
7.3.2 SELL微机保护装置运行维护注意事项
1）注意检查运行灯、合闸指示灯、通讯灯指示是否正常。
2）当告警或者跳闸灯亮时，进入到SOE事故记录菜单中检查事故类型。
3）检查液晶显示值是否正确。
4）不要随意更改有关口令。
5）严禁随意修改有关设置。
严禁带电拔插CPU板。
8）运行人员应该在制造厂家的指导之下进行备件的更换。7.4 pecstar综合自动化系统2.0
7.4.1 概述
pecstar2.0是综合自动化监控组态软件，它涵盖了综合自动化的数据采集，记录，越限报警，事故追忆与分析，继电保护工作 状态的监视和控制，故障录波，遥控和遥控闭锁，远动，通信的功能。
7.4.1.1系统中的前置机作为一个数据采集站点，可读取各个硬件监控设备的实时信息和历史数据，进行数据处理，供网络上其他后台站点使用
7.4.1 .2内置专用的数据计算模块，可自定义计算公式，对电能数据进行分时计费统计。
7.4.1.3 图形用户界面具有实时趋势显示，棒图显示，表盘或数据显示仿图动画，还具有实时报警提示，图形界面遥控，遥控闭锁，遥调，置数等功能
7.4.1.4 可对各种支持的硬件设备进行上位机整 定，为保证系统运行的连续性，在保护定值修改，节点容量变化地，前台通信程序可不退出进行在线修改。
7.4.1.5 利用日报和时报可查询指定一天内各时刻点的数据记录，利用月报可查询特定一月内每天24小时的数据记录，利用年报可查询指定某年内各月，月底的数据记录，利用自定义报表可查询任意时刻的数据记录。
7.4.1.6 历史数据查询工具可以查询系统运行以来保存在数据库中的任何数据包括小时记录小时最值记录，历史事件，故障录波图，事故追忆数据。
7.4.1.7 超级操作员具备所有操作权限，已登记的操作员可对分配了的特定操作权限进行相关操作，系统对每个登录的操作员进行跟踪记录，保证所有的操作记录有据可查。
7.4.1.8 监控仪记录的故障录波信息存在数据库中，后台故障录波分析工具可以调出，所有录波图形，进行放大分析和打印，上位机的事故追忆通过指定相关设备，指定追忆触发条件，指定追忆时间来实现，当相关的追忆触发条件满足时，系统会向前追忆一段时间的实时测量数据，并从事 件报警缓冲中读取事件进行保存。在后台机进行追忆分析时，不但可以看到事故发生前一段时间的相关电气量，还可以查看到事件发生后一段时间内的相关事件记录。
7.4.1.9操作票功能可提供灵活的五防闭锁逻辑设计，辅助运行人员输入，预演及打印操作票。
7.4.1.10 值班工作日志管理程序承担供给运行值班人员进行交接班记录，工作日志，记存和查询功能。
7.4.2相关名词
7.4.2.1主域服务器：负责管理全网统一口令系统，全网统一时 标，负责接受各监控及客户机节点的登录申请，负责动态地联络和管理各台机之间的网络通信，它的运行是全网各前台运行的前提条件，主域服务器退出时网络中的前后台程序仍可独立运行，但新的节点不能加入系统，前后台机退出后不能再进入。
7.4.2.2监控前台机：负责与硬件设备实时通信，完成前台通迅的全部功能，实现应答远方机的数据请求，处理远方机的遥控命令，同时处理前台设备的历史数据存储工作，历史数据存在本机硬盘上，同时也能保存在网络服务器上。
7.4.2.3监控后台机：可实时查询和遥控，报表功能。
8、 直流系统运行规程
8.1、 直流系统的运行方式
8.1.1、 直流系统接线为单母线接线，每段母线配置一台充电器和一组蓄电池。浮充电运行。
8.1.2、 蓄电池采用德国阳光固定阀控式密封铅酸蓄电池，配备1组蓄电池，每组蓄电池由18只电池组成。蓄电池输出电压为220V，额定容量为120Ah。
8.1.3、 直流网络采用辐射状供电方式。
8.1.4、 直流母线装设一套微机直流接地绝缘监察装置。
8.2 直流系统正常运行时的监视和检查
8.2.1 直流系统正常运行时的监视
一、正常运行时直流母线电压为220V，变化范围为198～242V。
二、 直流屏上各表计指示正常，指示灯指示正确且无报警信号发出。
三、 直流系统的绝缘情况良好，无接地现象。
四、 不允许直流母线脱离蓄电池长期并列运行
8.2.2 蓄电池的检查
一、 蓄电池室内温度应经常保持在5～35℃范围内，且通风良好。室内严禁火种。
二、 电解液的液位应保持在正常范围内。
三、 蓄电池本体完好，无电解液泄漏、无积灰。
四、 各蓄电池极板完好，无剥落、弯曲、裂纹、膨胀、硫化现象，电解液颜色透明，无杂质。
五、 蓄电池电解液的比重应保持在1.24±0.01（20℃），其值随温度的变化而变化。
8.2.3 充电器装置的检查
一、 各开关把手位置正确。
二、 各信号灯完好，指示正确。
三、 各表记指示正常，指示数值符合运行要求。
四、 一次回路连接牢固，接头无松动、发热、无异味及异常音响。
五、 闸刀、开关接触良好，无发热。
8.3 直流系统的操作规定
8.3.1 充电器投运操作（部分在液晶屏上操作）
1）投入充电屏两路400V交流电源。
2) 按下充电屏“开∕停”按钮。
合上“交流进线开关”
合上“充供”电源开关。
合上“池联”电源开关。
检查直流盘各表计及监控模块显示参数正常无报警。
9.3.2 充电器停运操作
1）断开“池联”电源开关。
2）断开““充供”电源开关。
断开“交流进线开关”。
按下充电屏“开∕停”按钮。
断开充电屏两路400V交流电源。
8.4 直流系统故障处理
8.4.1 充电器装置跳闸处理：
1) 检查有关信号，确认报警正确。
2) 检查充电器装置和充电器装置400V两路交流电源开关及其保护动作情况。
3) 若系充电器装置本身故障，对故障的充电器装置进行停电检修。
4) 检查蓄电池放电后电压、电解液液位是否正常，必要时对蓄电池进行均衡充电或核对性充放电，以使蓄电池组恢复正常状态。
8.4.2 直流母线电压低或高报警处理：
1) 检查母线电压，确认报警正确。
2) 调整充电器装置的输出，保持直流母线电压和蓄电池的浮充电电流。
3) 若为充电器装置故障，，停用故障充电器装置。
8.4.3 直流母线电压低的处理：
1) 拉开母线上所有负荷，检查母线电压是否正常。
2) 停用故障母线上的充电器装置和蓄电池组。
3) 检查蓄电池组出口保险是否熔断。
4) 如发现有明显故障，应设法隔离故障点，恢复直流母线运行。
5) 如母线无明显故障应立即联系检修处理，故障消除后，应立即恢复系统运行。
8.4.4 直流系统接地处理：
1) 根据直流接地绝缘监测仪显示，查明接地分支及接地极性。
2) 根据接地分支性质和周围环境情况，分析可能的接地位置。
3) 为确定接地实际位置需要拉分路进行判别时，必须经班长同意，并事先联系有关岗位人员做好事故预想。
4) 如短时切断再恢复电源，可能引起断电保护或自动装置误动作时，应采取妥善的措施；遇特殊情况，可会同继电保护专业人员一起进行处理，必要时应先将保护改投信号或停用。
6) 确定接地回路后汇报调度并通知检修人员。
9、电动机运行规程
9.1 电动机的运行
9.1.1 电动机的运行方式
一、 额定温度
1) 所有厂用电动机正常运行中不允许超过铭牌定额运行。
2) 电动机在额定冷却空气温度时,可以按制造厂铭牌所规定的额定数据运行。
3) 电动机线圈和铁芯的最高监视温度，应根据制造厂家规定，在任何情况下都不得超出此温度。
4)无制造厂家规定，在连续额定负荷及入口冷却风温不超过40℃的情况下，电动机各部分允许温升及最高许可温度可参照下表执行：
5) 周围空气温度超过40℃时，应降低电动机负荷电流；周围空气温度低于35℃时，可以增加电动机的负荷电流，
6) 电动机最低入口风温应不低于5℃，最高不超过50℃。
7) 电动机风冷却器的入口水温不应低于5℃，以免空气冷却器结露。
二、 电压
1) 电动机允许在额定电压变动—5%至+10%的范围内运行，其出力不变。当电压提高10%时，电动机电流应减小10%。
2) 电动机在额定出力运行时，相间电压的不平衡不得超过额定值的5%。
3) 交流电动机的三相不平衡电流不得超过额定值的10%，且任何一相电流不得超过额定值。
三、 绝缘电阻
1) 检修后的电动机送电前必须测量绝缘电阻。
2) 停电时间达到七天以上的电动机，送电前必须测量绝缘电阻。若电动机的工作环境较差，停电时间达到五天者，送电前必须测量绝缘电阻。
3) 处于备用状态的电动机，必须定期测量绝缘电阻。低压电动机每月至少测量两次，高压电动机每周测量一次。
4) 处于备用状态的电动机测量绝缘时，应通知调度及各有关负责人，在得到上述人员的同意并由各有关人员做好有关措施后方可进行测量。测量绝缘电阻合格后必须将电动机恢复到原来的状态，并汇报调度及各有关负责人。
5) 10KV高压厂用电动机用1000～2500V摇表测量绝缘电阻，电动机定子的绝缘电阻不得低于10MΩ。
6) 380V及220V交、直流低压厂用电动机用500～1000V摇表测量绝缘电阻。电动机的绝缘电阻值不得低于0.5MΩ。
7) 10KV高压厂用电动机的绝缘电阻，在相同的环境及温度下测量，如本次测量低于上一次测量值的1/3～1/5倍时，应检查原因，并必须测量吸收比R60/R15，此值应大于1.3。
8) 绝缘电阻不合格的电动机，在特殊情况下必须由总工程师同意后方可送电。
9.1.2 电动机的监视和维护
一、使用电动机的各有关值班人员，必须经常对电动机进行检查，检查的内容如下：
1) 电动机的声音正常，各部分的温度在规定的范围内。
2）电动机的电流正常。
3）电动机的振动和串动不超过允许值。
4）轴承润滑良好，油位正常，油环转动灵活。
5）电动机侧电缆接头不过热。
6）外壳接地线牢固，遮栏及护罩完整、紧固。
7）电动机无异常焦臭味及烟气。
8）各有关信号指示及电动机控制装置应完整良好。
9）注意电动机温度，保持电动机附近清洁而无杂物。
二、 电动机运行不正常需变更其运行方式时，必须取得调度或电动机使用单位的主要负责人同意。
三、 电动机轴承的最高允许温度，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100℃。
3) 电动机在运行中外壳温度应按铭牌规定运行，铭牌无规定，不得超过70℃。
4) 滑动轴承中所用的润滑油，应每半年更换一次，或根据油质化验结果决定。滚动轴承中所用的润滑油，应每3～6个月补充一次。
9.2 电动机的操作规定
9.2.1 电动机停、送电操作规定
一、 电动机在执行操作时必须注意如下各项：
1）电动机停、送电由调度安排电气值班人员操作。
2）电气值班人员在接到送电的通知后，应通知要求送电人员，在未接到送电完成通知前严禁触及启动设备。
3）对于使用熔断器的电动机，保险应按规定配备使用，且三相保险容量应一致。
4）停、送电操作应戴耐压合格的绝缘手套。
5）检修后电动机恢复送电前，必须终结工作票及拆除安全措施，并确定具备送电条件。
6）机组运行正常时，若需对氯压机、VCM压缩机、乙炔压缩机等停电时，必须保证系统联锁正常。
7）机组运行正常时，若需对氯压机、VCM压缩机、乙炔压缩机等送电及上述设备的电源开关在“试验”位置的分、合闸，应通知相关工序人员并做好安全措施后方可进行操作。
二、 10KV高压电动机停电步骤：
1) 检查开关绿灯亮。
2) 检查开关确在分闸状态。
3) 断下开关的控制开关、合闸开关（储能开关）。
4) 将开关由“运行”位置拉至“试验”位置或拉至仓外。
三、 400V电动机停电步骤：
1) 检查开关绿灯亮。
2) 检查开关确在分闸状态。
3) 取下开关的控制合闸保险。
4) 将开关由“运行”位置拉至“试验”或“检修”位置。
四、 10KV高压电动机送电步骤：
1）检查开关动静触头完好无损。
2）检查开关确在分闸状态。
3）将开关推至“试验”位置，插上开关二次插头。
4）将开关由“试验”位置摇至“工作”位置。
5）合上开关的储能（合闸）开关、控制开关。
6）用万用表测量开关合闸按钮两端电压正常。五、 400V电动机送电步骤：
1）检查开关确在分闸状态，开关动静触头完好无损。
2）将开关由“检修”（或“试验”）位置推至“工作”位置。
3）合上开关合闸控制保险。
4）测量开关合闸按钮两端电压正常。
9.2.2 电动机启动及注意事项
一、 电动机启动前应进行外部检查，检查的项目如下：
1) 电动机上或其附近有无杂物和有无人工作。
2) 检查电动机所带动的机械是否已准备好并且可以启动。
3）电动机接线良好，各部螺丝紧固。
4) 检查轴承中是否有油并检查油位。轴承用水冷却者，则应先投用冷却水。
5) 对绕线式转子的电动机，应检查启动装置，并应特别注意滑环的接触面和电刷压在滑环上是否紧密，启动电阻器的状态（应将全部电阻接入回路内）和滑环短接装置的状态（应是断开的）。
二、 对远方操作的电动机，有负责电动机运行的人员进行检查后通知远方操作者，说明电动机已准备好可以启动。负责电动机运行的人员应留在电动机旁，直到电动机升到额定转速正常运行为止。
三、 启动电动机必须注意下列问题：
1）在正常情况下，鼠笼式转子的电动机允许在冷态下启动2次，允许在热态时启动1次。只有在事故处理或启动时间不超过2～3秒的电动机可以多启动一次。电动机停止后再次启动间隔时间不应少于5分钟。（电动机停止运行后，实地温度 在25℃以上时，三小时以内为热状态三小时以后为冷状态，实地温度在25℃以下时，1.5小时内为热状态，1.5小时以后为冷状态）
2）启动电动机时应按电流表监视启动过程。启动结束后应按电流表检查电动机的电流是否超过额定值，必要时应根据情况对电动机本体进行检查。
3）开关合上后电动机不转或启动电流不返回，应立即停止电动机运行。
4）启动后电动机冒烟或着火应立即停止。
四、 绕线式转子的异步电动机启动和停止应注意下列各项：
1）电动机启动前应检查转子回路电阻器的电阻全部投入。
2）在电动机启动过程中，逐级切除转子回路的电阻，增加转速至额定值。
3) 电动机停止运转断开开关后，应把转子电阻放在最大位置，以便于下次启动。当转子回路中接入电阻时不宜切断电动机。
9.2.3 高压电动机操作及注意事项
一、 高压电动机的控制及联锁在DCS系统完成，电气只作紧急状态操作。
二、 当遥控失灵时，在机旁可将LK转到“手动”位，手动强行操作。
三、 现场紧急停机按钮及开关柜上分闸按钮可直接跳闸，因此操作该按钮时要慎重。
9.3 电动机故障处理
9.3.1 异常运行及处理
一、 电动机电源开关合闸后即不能转动，只发出响声或者达不到额定转速：
1) 检查定子绕组是否断线或者接线错误。
2) 检查电源是否缺相或者接触不良。
3) 检查电缆头、刀闸或者断路器是否有接触不良。
4) 检查电动机或所拖动的机械是否被卡住。
5) 若属电动机内部故障，应立即通知检修处理。
二、 电动机启动后由保护动作跳闸：
1) 停电测量电动机的绝缘电阻，查看是否有接地或短路现象。
2) 检查是否机械部分有卡涩。
3) 联系继电保护人员检查保护回路。
三、 启动时电动机电源开关立即跳闸，无冲击摆动：
1) 检查开关机械有无松脱及连接不良等现象。
2) 检查开关的控制及合闸线圈有无问题。
3) 检查开关的辅助触点及接线有无问题。
4) 经上述检查未发现问题，应将启动回路做跳、合闸试验。若试验良好可以再启动一次，启动不成功时应由检修人员处理。
四、 电动机启动运行过程中出现火花或冒烟：
1) 开启备用电动机后立即停止使用中的电动机。
2) 汇报调度后将故障电动机停电。
3) 联系检修人员处理。
五、 运行中电动机声音突然发生变化，电流指示上升或降低至零：
1) 停电检查定子回路有无断线。
2) 检查机械是否有故障。
3) 检查系统电压是否低于允许值。
六、 运行中电动机电流发生周期性摆动：
1) 检查机械负荷是否周期性变化。
2) 检查电动机的转子是否有损坏。
3) 绕线式电动机还应检查滑环短路装置或变阻器有无接触不良等故障。
七、电动机发生剧烈振动：
1) 立即启动备用电动机后停下故障电动机。
2) 检查地脚螺丝是否牢固。
3) 停电后联系检修人员拆开电动机与机械部分的联轴器，再使电动机空载启动，检查看是否为电动机故障。
4) 检查端盖的紧固情况。如果轴承是外装式的，还应检查轴承座基础的固定情况。
5) 若属电动机故障且经上述检查没有查明原因时，检修人员应将电动机解体，校验转子是否平衡，检查轴承等情况。
八、 电动机过负荷运行，温度升高：
1) 降低负荷，若负荷不能降低时，增开一台电动机。
2) 加强通风，用风扇或者打开通风机。
3) 检查空气冷却器水系统有无故障。
4) 经上述检查处理无效，则必须汇报调度后停电检查电动机及所属机械有无故障。
9.3.2 事故处理
一、 发生下列情况之一者应立即切断电源，停止电动机运行：
1) 电气回路及机械上发生人身事故。
2) 电动机所属电气设备冒烟时。
3) 电动机所带机械损坏至危险程度时。
4) 强烈振动和串动威胁电动机的正常运行时。
5) 运行中发生鸣叫或转速下降时。
二、 发生下列情况之一者，应启动备用电动机，然后停用故障电动机：
1) 在电动机中有不正常的声音或者有绝缘烧焦的气味。
2) 电动机内或启动调节装置内发现火花或冒烟。
3) 定子电流超过正常运行的数值。
4) 电动机铁芯温度超过正常值，经采取措施后仍不能奏效者。
5) 轴承油温急剧上升超过规定值，处理后仍无效。
6) 受水灾威胁。
7) 电动机定、转子互相摩擦。
8) 直流电动机发生严重环火处理无效。
三、重要的电动机失去电压或电压下降时，严禁值班人员手动切断电动机。
四、 扑灭电动机火灾应先切断电动机电源。灭火时必须使用电气设备的专用灭火器(如干粉灭火器、四氯化碳灭火器)。禁止用大股水流或泡沫灭火器及沙子灭火。使用干粉灭火器时应不使粉末落入轴承内。紧急情况下可以用消防水喷成雾状的水珠灭火，严禁将大股水注入电动机内。10、运行管理总则
10.1 本规程适用于全体电气运行值班人员及所管辖的电气设备。
10.2 电气运行人员必须严格遵守本规程，按本规程规定的运行方式、参数运行，做到安全、经济、多供。
10.3 电气运行人员要刻苦钻研技术，不断提高工作能力和技术水平，达到“三熟”、“三能”的要求。
1) 三熟：熟悉设备系统和基本原理，熟悉操作和事故处理，熟悉本岗位的规程和制度。
2) 三能：能分析运行状况，能及时发现和排除故障；能掌握一般的维修技能。
10.4 在生产中要树立“安全第一”的思想，生产要安全，安全为生产，要杜绝重大的人身事故和设备事故，消除不安全因素。
10.5 值班人员要一切行动听指挥，严守生产岗位，遵守劳动纪律和各项规章制度，向各种违纪现象进行坚决的斗争。
10.6 电气运行人员的值班地点是主控室，在值班时间内不经班长许可，不得擅自离开工作地点。
10.7 值班时间内禁止耍笑、看报或做与工作无关的事情，如因工作需要，查对技术书籍和有关资料例外。
10.8 电气值班人员离职二十天以上三个月以下，应跟班实习一天，熟悉设备、安全措施、运行方式、设备改进、检修交待等，经班长现场考试合格方能按原职值班；离职三个月以上者，需经专业考试“安规”，再跟班实习一天，考试合格方能按原职值班。
10.9 在值班时间内所进行的一切操作，正常情况下应先经过班长（或调度）同意后方可进行，事故情况下（如危及到人身及设备的安全来不及汇报）可按规程规定先进行处理，然后再向班长汇报。
10.10 值班人员在执行正常任务离开主控室时，若发现明显的事故象征（如爆炸声、火光、锅炉大量排汽等）。应立即返回主控室听从班长指挥参加事故处理，正常任务暂停执行。
10.11 所有操作命令，均应由直属领导（班长或调度）发出，若接到其他领导的命令应汇报班长或调度同意后执行。班长所布置的任务应清楚、明确，执行人员应复诵、核实无误后立即执行；若认为所布置的任务危及人身及设备安全时，应拒绝执行、并申明理由，必要时汇报上级领导，不得无故拒绝执行命令。
10.12 全体电气运行人员在行政上受电气班长直接领导，并受专业技术员的生产指挥和技术培训。在值班期间内受电气班长和调度领导。各级人员的任免权、监护权、操作权由工段决定，特殊情况下可临时调配当班各职人员的职务。
11 巡回检查制度
11.1 按岗位、分工进行接班前的巡回检查。
11.2 巡检时间和巡检地点。
a）电动机要求值班员两小时巡检一次，并按时拨表。
b）对高、低压配电室要求每2小时巡检一次，并按时拨表。
C）室外变压器、整流装置要求每1小时检查一次
11.3 巡回检查的项目
a) 电动机：温度、运行声音
b) 高压配电室：开关分、合闸位置指示及储能指示正确，二次触头接触良好，开关柜内无放电声音。
c) 低压配电室及配电盘：出线刀闸、开关、保险接触良好无放电现象，电压互感器、电流互感器一、二次接线良好，电缆头绝缘带无剥落现象，各种保护运行正常，电缆无过热现象。
c) 变压器油温、油位、油色及声音是否正常，有无泄漏现象，各进、出线接触部分良好，瓦斯继电器内充满油；干式变压器是否超温、发热。
11.4 巡视电气设备应遵守《电气安全规程》，不得任意拆越遮栏和触动带电部分。
11.5 巡检中发现的设备缺陷应首先汇报班长（紧急情况除外），待采取必要的措施后，方可进行处理。
11.6 班长不定期巡视，对有重大缺陷的设备应多检查，并做出事故预想。
12 交接班制度
12.1 正式交接班应在正点完成，不得无故提前或拖延。在事故处理或重大操作时，不得交接班，但在上述工作告一段落时，经交接班调度、班长同意，方可交接班。
12.2 接班者带有醉酒或病态状况下不应交班，应汇报工段安排替班。
12.3 正常值班人员不得少于三人，如因故接班中上述人员不齐全，可由交接班人员中同职或高一职务的人员代班，并汇报工段安排替班。
12.4 交接班人员应于交班完成下列各项：
a）完成当班的倒闸操作。
b）按规定进行设备检查。?c）完成由运行人员处理的设备缺陷。
d）做好各种记录。
e）整理好安全用具、材料备用品，钥匙和清理现场卫生。
12.5 交班班长应于交班前向接班人员交代如下内容：
a）交、直流系统运行方式，一、二次设备的变更情况及原因。当班所进行的倒闸操作及未完成的工作。
b）设备运行中所出现的异常及事故的处理方法，处理结果和存在的设备缺陷及相应采取的措施。
c）设备检修进度，安全设施的布置，接地线的位置和工作票的数目等内容。?d）本班和前班所发生的问题取得的经验和应吸取的教训。
12.6 接班
a）接班人员在听取交班班长的口头交代后，按岗位、按分工对所属设备、配电室等进行检查。
b）班长应审阅值班日志、工作票目、内容，了解检修进度等。检查备品、材料、工具和钥匙是否齐全。主值班员在接班时应检查主控室的保护及二次设备，测量发电机定子及励磁回路有无接地，试验事故信号，预告信号及光字牌，试验闪光装置。
c）接班人员在设备巡检检查完毕后，按岗位向班长汇报检查情况，听取班长的工作布置及注意事项。
d）接班检查发现重大缺陷或与交代不符的异常情况，除向本班班长汇报外，还应汇报交班班长，以便及时采取措施。
e）交班人员应详细解答接班者所提出的问题，并完成本班应进行的工作。
12.7 交接班时间规定为正点，不得以任何理由早抄或晚抄，抄表时必须交接人员在场，接班人员读数，交班人员抄表，数字以显示数字为准，刻度表以平视表盘刻度读表，若尾数指在两数之间，不应读取上面的数字。
12.8 报表不准涂改，在抄表中如有争议，由两值协商解决。 13 “两票”的管理
13.1 工作票的使用应符合《电业安全工作规程》及厂有关规定和专业所下达的临时规定。
13.2 班长在接到工作票后，应进行下述审核：
a) 工作地点、内容、设备编号是否正确。?b) 安全措施是否合理、完备、正确。
c) 工作地点有无突然来电的可能。
d) 填写是否清楚，人员是否符合规定。?e) 工作时间是否与上级批准的时间相符。
f) 签发手续是否完备。
13.3 审查结束认为合格后，值班人员应写明收到的时间并签名，若工作票不合格，不得迁就收留。
13.4 操作票中应详细注明拆除几组接地线，安全警告标志牌是否收回，相序是否核对正确等。
13.5 值班人员按照工作票填写好安全措施，并向工作负责人交待注意事项，然后双方签名
开工。
13.6 未结束的工作票，各班长应认真保管按班交接，结束后的工作票保管一个月后由专业收回统一保存。
14.7 操作票的执行应按交流系统运行规程中的倒闸操作规定进行。
13.8 执行操作票的监护人和操作人，必须认真仔细，一丝不苟，自始至终不得分开，并对电气操作任务的一切前因后果有充分认识并负责任。
13.9 监护人对操作人的动作、人身和设备的安全负责，监护人在操作过程中只许认真监护，不得协助操作人操作。
13.10 操作结束后，应将整个操作过程的真实情况向班长汇报，严禁擅自改票或过后补票。
13.11 操作票用过后，应当集中保管三个月。
14 电气系统及设备事故处理规定
14.1 尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源并有效解除事故对人身和设备安全的威胁。
14.2 设法调整厂用电系统的运行方式，使厂用电尤其是直流电源及不停电电源系统可靠供电。
14.3 调整系统的运行方式，尽快恢复系统正常运行。
14.4 尽快隔离事故设备，清理事故现场，保证正常设备的继续运行。
14.5 在事故处理时，凡涉及到对系统运行有重大影响的操作均应得到调度的命令或许可。但在下列情况下可自行处理，同时向调度作简要报告，事后再作详细汇报。
1) 将直接对人员生命有威胁的设备停电。
2) 确知无来电的可能性，将已损坏的设备隔离。
3) 线路开关由于误碰跳闸，立即恢复供电。
14.6 发生事故后，应根据事故现场具体情况，正确判断事故性质和原因，然后进行正确处理，事故处理必须迅速准确，不应慌乱。
14.7 发生事故后，电气运行日志应详细记录事故时间和现象，以及事故处理的各项操作顺序，以便分析。
1.4.8 所有继电保护及自动装置及其掉牌报警信号，只有得到调度同意后，才可复归。对复归的掉牌及其它报警信号应详细记录。
14.9 事故处理时，除有关领导和专业人员外，其它非运行人员均应迅速离开控制室；必要时调度可随时通知有关专业人员到控制室协商解决事故处理中的有关问题；凡在控制室的人员均应保持肃静。
14.10 电气系统发生故障和处理事故时，值班人员不准擅自离开工作岗位。在交接班手续未办理完而发生事故时，应有交班值处理，接班值协助配合。在系统未恢复稳定状态之前不得交接班，只有在事故处理告一段落且系统稳定后方可进行交接班。