2楼
第二篇 辅机运行规程
第一章 电气部分
第一节 电气系统及设备的操作原则
1.操作的一般注意事项
1.1 倒闸操作必须得到值长或单元长的命令后方可进行。
1.2 执行操作票时，均应在模拟图上进行模拟操作，并核对系统的接线方式无误。
1.3 凡设备检修完工后，检修工作负责人必须在设备检修交代本上注明设备是否符合运行条件并签名。
1.4 设备送电前应终结所有工作票，拆除为检修而设的安全措施，恢复固定遮栏和常设警告牌，对设备及所属回路进行全面检查，并根据调度命令或现场有关规定检查或投入需要投入的保护装置。
1.5 带有同期合闸的开关，应在投入同期后方可进行合闸，仅在开关一侧无电压时操作并应得到值长或单元长的同意后，才允许解除同期闭锁回路。
1.6 所有倒闸操作，均应严格遵守《操作管理制度》及《电业安全工作规程》的有关规定。
1.7 一切正常倒闸操作，应尽量避免在交接班时进行。
2.基本操作的原则和有关规定
2.1 停、送电操作
2.1.1 合、拉刀闸及小车开关停、送电时，必须检查开关在断开状态。
2.1.2 严禁带负荷拉合闸刀，所装电气和机械(防误)闭锁装置不得随意退出运行。
2.1.3 停电时先断开关，然后拉开负荷侧闸刀再拉开母线侧闸刀，送电操作顺序与停电相反。
2.1.4 操作过程中，发现误拉(合)闸刀不准重新合上(拉开)，只有在采取了安全措施后才允许将误拉(误合)的闸刀合上(拉开)。
2.2 环路操作
2.2.1 系统合环操作须满足下列条件：相位一致、电压一致。
2.2.2 合环操作时：有同期鉴定的开关，应同期鉴定后合环；无同期鉴定的开关合环时，应检查确认在环网状态下方可合环操作。
2.2.3 解、合环操作前，应考虑电压的变动不超过规定值，并注意各潮流分布情况，有无电气元件过载等。
2.3 冲击合闸操作
2.3.1 变压器、母线等设备在新安装投入运行前和大修后应按有关规程的规定进行全电压冲击，有条件时应尽可能先采取零起升压的方式充电。
2.3.1.1 新装或大修吊芯后的变压器投运前的试验：
a. 第一次合闸前将轻瓦斯接跳闸位，过流保护改为瞬动，将变压器中性点接地刀闸合入，在额定电压冲击下冲击，持续30分钟，仔细检查变压器并听声音，应无异常。
b. 第一次合闸试验问题，将轻瓦斯改接信号，过流保护改回原定值，额定电压下空载合闸3至5次，每次间隔5分钟，用以考核变压器机械强度和绝缘强度、检查激磁电流冲击下的继电保护装置定值。
c. 变压器带负荷后，对变压器外壳紧固螺丝进行一次全面检查以防止漏磁造成局部过热损坏。
2.3.2 变压器、母线等设备事故跳闸后，可按有关规定进行全电压冲击，有条件时应尽可能采用零起升压的方式充电。
2.3.3 冲击合闸操作时应注意以下问题
2.3.3.1 冲击合闸开关应有足够的遮断容量。
2.3.3.2 冲击合闸开关保护装置应完整并投入运行。
2.3.3.3 应尽可能选择对系统稳定影响较小的电源做冲击合闸电源。
2.3.3.4 对中性点接地系统中的变压器冲击时，其中性点应接地。
第二节 变压器的运行
1. 变压器一般运行方式
1.1 变压器必须在规定的冷却条件下，方可按铭牌规范运行。
表1-1：油浸式变压器顶层油温的一般规定值
序号 冷却方式 项目 单位 设计参数
1 自然循环风冷、自冷 冷却介质最高温度 ℃ 40
最高顶层油温 ℃ 95
2 强迫油循环风冷 冷却介质最高温度 ℃ 40
最高顶层油温 ℃ 75
1.2 强迫油循环风冷变压器，冷却器故障全部切除时，主变可带额定负荷运行20分钟，如果油温未达到75℃，可继续运行，最长不得超过1小时。启动备用变及高压厂用变在额定负荷下允许运行20分钟，如果油温未达到95℃，可继续运行。
1.3 变压器电压变动±5%时，其容量不变，加在变压器分头的电压不得超过其相应额定值的105%。
1.4 变压器在规定的冷却条件下运行时，可按铭牌参数连续运行。主变为油强迫导向风冷却。高压厂变、启动备用变、低压厂变为机械通风冷却。变压器部分冷却器运行时，应使冷却器成对称运行，使其散热均匀。
1.5 强油风冷变压器冷却器投入步骤。
1.5.1 检查两路电源完好。
1.5.2 检查各控制小开关完好。
1.5.3 信号灯、指示灯指示正常。
1.5.4 合入冷却器控制柜内分路交流开关。
1.5.5 将电源切换手把置“Ⅰ工作，Ⅱ备用”或“Ⅱ工作，Ⅰ备用”位。
1.5.6 “工作/试验”手把ST置“试验”位。
1.5.7 冷却器控制手把置“工作“位。
1.5.8 检查冷却器运转良好。
1.5.9 变压器投运后（即发电机并网后），将手把ST置“工作”位。
1.5.10 根据负荷情况决定投入冷却器的数量。
1.5.11 加热器切换由检修负责投停，运行人员不允许操作。
1.6 夏季大负荷期间变压器冷却器投入的规定。
1.6.1 主变冷却器选择一组为“备用”位，其余冷却器全部投入运行。
1.6.2 高厂变及启动变冷却器方式选择“自动”位。
1.6.3 当主变温度达70℃时，手动开启备用冷却器，使温度不超75℃。当温度下降至55℃时，选择其中一组切至“备用”位。
1.6.4 高厂变及启动变温度达55℃时，检查冷却器自动启动，否则手动启动冷却器，使温度不超85℃。温度降至45℃时，检查冷却器自动停止。当冷却器未按规定温度自动启动或停止，通知检修处理。
1.6.5 变压器温度以就地及控制室温度表指示最高一块为准，当几块温度表偏差较大时，通知检修处理。
1.6.6 当任意一组冷却器故障，备用冷却器应正确投入，若备用冷却器不投入将其切至“工作”位启动，并通知检修处理。
2. 变压器的并列运行
2.1 变压器并列运行的条件
2.1.1 变比相同，变比差不超过±0.5%。
2.1.2 接线组别相同。
2.1.3 短路电压相等，短路电压差不超过±10%。
注：变比不同和短路电压不同的变压器在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。
3. 变压器允许的过负荷
3.1 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷，其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带的负荷等来确定。事故过负荷只允许在事故情况下(如运行中的若干台变压器中有一台损坏又无备用变压器，则其余变压器允许按事故过负荷运行)使用。变压器存在较大的缺陷(例如冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等)时不准过负荷运行。
3.2 正常过负荷和事故过负荷期间应开启全部冷却装置，并加强对变压器上层油温的检查和本体的检查，过负荷倍数和时间应作好记录。
表1-2：油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间
过负荷倍数 1.3 1.45 1.6 1.75 2.0
过负荷允许持续时间（分） 120 80 45 20 10
表1-3：油浸强迫循环冷却的变压器事故过负荷允许运行时间（小时：分钟）
过负荷倍数 环境温度 ℃
0 10 20 30 40
1.1 24：00 24：00 24：00 14：30 5：10
1.2 24：00 21：00 8：00 3：30 1：35
1.3 11：00 21：00 8：00 3：30 1：35
1.4 3：40 2：10 1：20 0：45 0：15
1.5 1：50 1：10 0：40 0：16 0：07
1.6 1：00 0：35 0：16 0：08 0：05
1.7 0：30 0：15 0：09 0：05 0
4.变压器的正常操作和检查
4.1 投入运行前的准备工作
4.1.1 变压器投入运行前，必须终结有关所有工作票。检修过的设备应有明确的检修交待，拆除接地线、短路线，恢复固定的安全设施，回路完整并符合运行条件。
4.1.2 投入运行前对变压器应进行下列检查
4.1.2.1 保护装置应完整，保护压板应投入正确位置。
4.1.2.2 各接头无松动现象，外壳接地良好，铁芯接地引出线可靠接地。
4.1.2.3 充油式套管油位指示正常，电容式套管升高座处小套管应接地良好，套管应清洁无裂纹和放电痕迹、套管接地应压紧无松动。
4.1.2.4 变压器外壳应接地良好，有载分接开关外壳接地线应接在油箱上。
4.1.2.5 油枕、冷却器、瓦斯继电器各油路截门已打开。
4.1.2.6 顶盖上及周围无杂物和工具遗留。
4.1.2.7 瓦斯继电器内无气体，防雨罩盖好。
4.1.2.8 检查套管清洁完整，防爆管无裂纹，封闭母线联结良好。
4.1.2.9 变压器油枕油位在适于当时温度的高度，油质透明清亮，硅胶无吸水饱和现象。
4.1.2.10 变压器室无漏水现象，通风畅通，消防器材齐全。
4.1.2.11 变压器无渗漏油。
4.1.2.12 检查变压器各温度计完好，电源给上，读数正确。
4.1.2.13 检查发变组各侧开关、刀闸、PT、CT、避雷器等设备完好无杂物，接地端接地良好。
4.1.2.14 强迫油循环冷却变压器投运前，先将冷却器投入运行，变压器退出运行30分钟后停止冷却器运行。
4.1.2.15 投入冷却器电源并进行切换正常，开启冷却器，检查油泵及风扇运行良好，转向正确，高厂变及启动变将冷却器试验完毕将运行方式手把置“自动”状态，随时可启动运行。
4.1.2.16 有载调压装置转动灵活，就地分头位置与主控指示一致。
4.2 变压器正常操作
4.2.1 变压器操作原则
4.2.1.1 变压器有中性点接地刀闸装置，操作中必须合入。
4.2.1.2 投入时先合电源侧，后合负荷侧。
4.2.1.3 两侧都有电源时，先合有保护侧。
4.2.1.4 都有保护时，先合高压侧。
4.2.1.5 切除变压器的顺序与投入时相反。
4.2.1.6 变压器进行停送电必须使用开关操作。
4.2.1.7 正常运行中的分裂变压器两组低压线圈，除短时切换厂用电外，不允许长期并列运行。
4.2.2 启动备用变操作规定
4.2.2.1 在变压器正常投停、倒换分头的情况下应将变压器中性点刀闸合入。
4.2.2.2 起动备用变严禁在过负荷时调节分头。
4.2.2.3 新装或大修吊芯后的有载调压变压器，应从主控室操作一个循环检验机构正确可靠。在完成空载冲击合闸后，方可根据电压情况调至适当分头运行。
4.2.2.4 起动备用变压器用电动方式调节分头，按一次升（降）按扭调节一个分头，严禁按的时间过长，造成超调。发现有载开关装置失控超调时，应按“紧急停”按扭。
4.3 运行中的检查
4.3.1 正常检查项目
4.3.1.1 变压器的油位应在适合当时温度的高度，充油套管的油位在油标的1/2左右，油色应清亮透明，无浑浊发黑及泡沫现象。
4.3.1.2 套管清洁无破损、无放电痕迹及其它异常现象。
4.3.1.3 套管的顶部相序漆是否变色、脱落，有无过热现象。
4.3.1.4 变压器温度正常，各排管温度均匀。
4.3.1.5 变压器响声正常，无剧烈变化及放电声。
4.3.1.6 各处引线、母线、电缆应完好，接头无发热现象，变压器上无杂物，外壳接地良好。
4.3.1.7 呼吸器无堵塞现象，干燥剂无吸水饱和现象。
4.3.1.8 瓦斯继电器充满油，无气体，无漏油现象。
4.3.1.9 强油风冷变压器的冷却风扇、潜油泵运转正常。
4.3.1.10 室内变压器室温不过高，通风、照明良好。
4.3.1.11 起动备用变有载调压装置就地指示与主控室指示一致。
4.3.1.12 释压阀无漏油，位置指示正常。
4.3.2 当气候异常时，应对室外变压器增加下列检查项目。
4.3.2.1 大雾时，检查各处无火花放电及异常响声。
4.3.2.2 大风时，检查引线应无剧烈摆动和松弛现象，顶部无杂物。
4.3.2.3 大雪时，检查套管及引线无结冰，过热现象。
4.3.2.4 气温骤变时，应检查各部温度及油位是否正常。
4.3.2.5 雷电后，检查各部无放电痕迹，导线联结处无过热现象，检查避雷器的动作情况。
4.3.2.6 雨天时，变压器端子箱及冷却器控制柜门应关好。
4.3.3 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72小时内应增加检查次数。
5.变压器的异常运行
5.1 变压器运行中发生下列情况之一者应汇报单元长，紧急停用。
5.1.1 变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声。
5.1.2 在正常的负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。
5.1.3 储油柜或安全气道喷油。
5.1.4 严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。
5.1.5 油色变化过甚，油内出现碳质等。
5.1.6 套管有严重的破损和放电现象。
5.1.7 变压器冒烟着火。
5.1.8 变压器无保护运行（直流接地查找或更换保险，能立即恢复者除外）。
5.1.9 危及人身安全必须停电者。
5.1.10 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。
5.2 变压器运行中油温的升高超过允许值时应查明原因，并采取措施使其降低，同时须进行下列工作：
5.2.1 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，校对该负荷和冷却条件下应有的油温值。
5.2.2 核对控制室CRT显示温度和就地温度计有无异常。
5.2.3 检查冷却装置是否正常，备用冷却器是否投入，未投入应手动开启。
5.2.4 调整出力，使变压器温度不超过允许值。
5.2.5 由于变压器内部故障时，引起压力释放阀动作时，须按事故处理进行。
5.2.6 检查压力释放装置能复位。
5.3 变压器冷却器故障现象及处理。
5.3.1 工作冷却器故障，备用冷却器自动投入，就地指示灯亮。
5.3.2 变压器上层油温超过55℃，辅助冷却器自动投入。辅助冷却器故障后，备用冷却器自动投入。
5.3.3 备用冷却器故障时，“备用冷却器故障” 就地指示灯亮。
5.3.4 当任意一路电源消失后，就地指示灯亮。
5.3.5 当控制室返回屏发“主变冷却器故障”光字时，故障原因有：
5.3.5.1 I或Ⅱ路工作电源消失。
5.3.5.2 工作冷却器故障。
5.3.5.3 备用冷却器故障。
5.3.5.4 冷却器全停。
5.3.5.5 直流控制电源消失。
5.3.5.6 交流控制电源消失。
5.3.6 当控制室返回屏发“主变冷却器故障”光字时，应处理如下：
5.3.6.1 到主变冷却器控制箱及汽机MCC A、B段内进行检查。
5.3.6.2 如果冷却器全停（控制箱“冷却器全停”灯亮），应检查两路电源是否全部失电。
5.3.6.3 若两路电源开关（汽机控制中心）跳闸，应将所有冷却器工作状态切换手把切至“停止”位，然后恢复两路电源送电，依次启动冷却器，当启动某组冷却器造成电源开关跳闸，可判断此冷却器有短路故障，应断开其分路开关。恢复两路电源送电，依次启动冷却器，并检查时间继电器恢复（继电器指示灯灭），通知检修处理故障冷却器。
5.3.6.4 若电源接触器故障或其它故障造成两路电源不能恢复，应降负荷，使主变温度不超75℃，通知检修处理，并记录冷却器全停时间（冷却器全停延时20分钟且主变温度达到75℃或主变温度未到75℃延时60分钟，主变冷却器保护动作）。
5.3.6.5 若一路工作电源故障跳闸（控制箱“I或Ⅱ工作电源故障”灯亮），应通知检修迅速查明原因恢复，在电源未恢复前应有专人在就地进行监视，防止另一路电源跳闸后控制室无法判别。
5.3.6.6 若工作冷却器故障（控制箱“工作冷却器故障”灯亮），断开其分路开关，检查备用冷却器投入运行，否则开启备用冷却器，通知检修处理。
5.3.6.7 若备用冷却器故障（控制箱“备用冷却器故障”灯亮），断开其分路开关，通知检修处理。
5.3.6.8 若交、直流控制电源保险熔断，应查明原因更换保险。
5.4 在运行的变压器上进行下列工作时，应预先制定出安全措施，办理重瓦斯保护退出申请票，并经总工程师批准后，方可工作。
5.4.1 滤油和加抗氧化剂。
5.4.2 更换呼吸器中的干燥剂。
5.4.3 开关呼吸器管道的阀门。
5.4.4 补油、放油。
5.4.5 开启瓦斯继电器的油管阀门。
5.4.6 瓦斯继电器放气、取气。
5.4.7 投入热虹吸装置。
5.4.8 其他需要打开油枕或防爆管的工作。
5.4.9 在运行中更换冷却器潜油泵。
5.5 起动备用变、照明变允许带负荷调节分头，其它变压器调分头时，必须断开各侧开关及刀闸，做好安全措施，由检修人员进行，调节完毕应有分头位置记录。
6.厂用低压变压器简介
厂用低压变压器分为两种电压变换等级，一种为10.5kV/0.4 kV，另一种为6.3kV/0.4 kV。一期工程共有53台各种用途的厂用低压变压器。两台机共10台空冷变为三卷变压器外，其余都为双卷变压器。三卷变压器为D/D-Y型接线组别，双卷变压器都为D/Y0型接线组别。所有厂用低压变压器都为干式变压器，变压器型号都是SCB10型，绝缘耐热等级均为F级，温升限值80K，全部由天津市特变电工变压器有限公司制造。
表1-4：低压变铭牌参数
序号 变名称 项目 单位 参数
1 空冷变 型号 ZTSCB10-2500/6
绝缘等级 F
温升极限 K 80
阻抗电压 % 9.86
接线方式 Dy11-Dd0
高压侧额定电压 V 6300
高压侧额定电流 A 229.1
低压侧额定电压 V 400/400
低压侧额定电流 A 1804.2/1804.2
2 汽机变 型号 SCB10-2000/6
绝缘等级 F
温升极限 K 80
阻抗电压 % 7.95
接线方式 D，yN11
高压侧额定电压 V 6300
高压侧额定电流 A 183.3
低压侧额定电压 V 400
低压侧额定电流 A 2886.8
3 锅炉变 型号 SCB10-1600/10
绝缘等级 F
温升极限 K 80
阻抗电压 % 8.08
接线方式 D，yN11
高压侧额定电压 V 10500
高压侧额定电流 A 88.0
低压侧额定电压 V 400
低压侧额定电流 A 2309.4
4 等离子变 型号 SCB10-1600/6
绝缘等级 H
温升极限 K 125
阻抗电压 % 8.30
接线方式 D，yN11
高压侧额定电压 V 6000
高压侧额定电流 A 154.0
低压侧额定电压 V 400
低压侧额定电流 A 2309.4
5
升压站变
型号 SCB10-630/6
绝缘等级 F
温升极限 K 80
阻抗电压 % 4.66
接线方式 D，yN11
高压侧额定电压 V 6000
高压侧额定电流 A 57.7
低压侧额定电压 V 400
低压侧额定电流 A 909.3
6 输煤变 型号 SCB10-1600/6
绝缘等级 F
温升极限 K 80
阻抗电压 % 8.42
接线方式 D，yN11
高压侧额定电压 V 6000
高压侧额定电流 A 146.6
低压侧额定电压 V 400
低压侧额定电流 A 2309.4
7 检修变 型号 SCB10-800/10
绝缘等级 F
温升极限 K 80
阻抗电压 % 6.06
接线方式 D，yN11
高压侧额定电压 V 10000
高压侧额定电流 A 44
低压侧额定电压 V 400
低压侧额定电流 A 1154.7
8 脱硫变 型号 SGB10-1600/6
绝缘等级 H
温升极限 K 125
阻抗电压 % 68.33
接线方式 D，yN11
高压侧额定电压 V 6000
高压侧额定电流 A 154.0
低压侧额定电压 V 400
低压侧额定电流 A 2309
厂用低压变压器保护采用南京东大金智公司WDZ-440型低压变压器综合保护测控装置，配有过流、零序过流保护。干式变温控器自带温度高保护。
表1-5：低压变保护配置
序号 保护名称 动作情况 备注
1 差动 DCS系统报电气故障
变压器高、低压侧开关跳闸
相应保护装置动作灯亮
二次谐波制动原理
CT断线闭锁差动并告警
2 速断 DCS系统报电气故障
变压器高、低压侧开关跳闸
相应保护装置动作灯亮
3 过流 DCS系统报电气故障
变压器高、低压侧开关跳闸
相应保护装置动作灯亮
4 高压侧接地 DCS系统报电气故障
变压器高、低压侧开关跳闸
相应保护装置动作灯亮
5 低压侧零序过流 DCS系统报电气故障
变压器高、低压侧开关跳闸
相应保护装置动作灯亮 其时间特性可选择定时限、正常反时限、非常反时限或超常反时限四种动作时间特性之一
6 温度 DCS系统上变压器温度报警
就地温度计报警灯亮 为非电量保护
第三节 励磁系统
1. 励磁系统的组成
1.1 励磁系统采用GE公司的EX2100励磁系统，为自并励系统，主要由调节器（AVR）、可控硅整流屏（SCR）灭磁及过电压保护装置（DE-EX）和励磁变压器构成，其中调节器、可控硅整流屏和灭磁过电压保护装置由GE公司提供，励磁变压器采用ABB公司产品。提供3个可控硅整流屏做N+1配置，即退出一柜可以满足发电机强励在内的所有工况运行。实际配置调节屏1面、可控硅整流屏3面、交流进线屏1面和直流出线屏1面，共6个柜子构成。
1.2 EX2100MB的基本配置是由冗余的控制逻辑（或称控制器）连接到多个整流桥而组成。冗余的控制部分设计为M1、M2和C。控制器M1被称为Master 1（主站1），控制器M2被称为Master2（主站2），而控制器C被称为Master Control Monitor（主站控制监视器），并由它决定是否应当进行主站的切换。M1或M2都可以是工作的Master（主站），而C是工作的Monitor（监控站），发电机电压和电流的测量信号都被连接到这三个控制器中并进行数据处理。工作的主站承担整个励磁系统的控制工作。备用的主站在功能上与工作的主站是相同的，只是在备用方式下，它不对可控硅整流装置发送任何触发命令。它的自动电压调节器（AVR）回路不停的跟踪发电机的端电压输出，而手动电压调节器（FVR）则跟踪发电机的励磁电压。保证了某一主站到另一主站的平稳切换。在M1、M2中的每一个自动调节器回路之间都提供了自动跟踪功能。由于这种冗余的配置，当一个主站或监控站故障而退出运行时，该励磁系统可以继续工作。
1.3 控制器的电压反馈信号相互独立、取自发电机机端甲、丙电压互感器，供AVR自动方式使用；转子电流反馈取自发电机转子分流器、经过滤波及隔离放大后供AVR手动及整流柜手控方式使用；发电机电流反馈信号，取自发电机机端及中性点侧电流互感器。
1.4 整流柜采用三相全控桥可控硅整流。
2 AVR具有的基本功能
就地/远方整定单元；
机端电压调节；
励磁电压调节；
恒无功调节；
恒功率因数调节；
V/Hz限制；
过励限制（反时限+顶值限制）；
欠励限制；
电力系统稳定器（PSS）；
过励磁保护（反时限）；
PT断线保护；
自动无功补偿；
转子接地检测；
轴电压抑制。
3 灭磁及转子过电压保护
发电机灭磁采用逆变灭磁和灭磁开关两种方式：正常停机时，先逆变后跳灭磁开关；故障停机时，跳灭磁开关。灭磁装置在发电机正常或故障的情况下均能可靠动作灭磁。灭磁开关为单断口设计。灭磁电阻采用线性电阻。转子接地保护采用三冗余磁场接地检测装置。转子接地信号经过压板后送至发变组保护。
4 起励装置
4.1 起励装置采用交流380V电源起励方式。
4.2 起励回路为短时工作制，允许间隔5min通电启动一次。
4.3 当发电机电压上升到10％额定值左右，起励装置自动退出。
4.4 DCS系统设有“起励”和“起励复归”远方讯号。
5 发电机投励磁规定
5.1 发电机投励磁应在发电机定速后进行。
5.2 正常励磁在“自动”运行，故障时自动切换到“手动”状态，倒手动后应报告调度。
5.3 起励后，发电机端电压应在几秒内有指示，如电压在几秒内无指示，则应立即将灭磁开关断开。
5.4 定压后检查空载励磁电流与空载励磁电压正常。
5.5 机组运行时励磁装置的PSS应投入运行，PSS的投入和退出必须报告调度；PSS的投退须经调度同意。
6 发电机励磁回路的操作与监视
6.1 发电机自动升压的操作。
6.2 发电机手动升压的操作。
6.3 发电机励磁由“自动”切向“手动”的操作。
6.4 发电机励磁由“手动”切向“自动”的操作。
7 励磁系统的异常运行
7.1 起励失败。
7.2 励磁限制器动作：
a 过激磁（V/F）限制器动作；
b 过励或低励限制器动作；
c 强励限制；
d 功率整流柜风扇故障。
8 励磁系统设备参数
表1-6：励磁系统设备参数
序号 名称 项 目 单 位 参 数
1 励磁变压器 型号 ZBDCR9-2000/20/
额定容量 kVA 3×2000
额定电压 V 20000/ /890
额定电流 A 199.2/2534
短路阻抗 % 8.11
连接方式 Ⅰ/Ⅰ-0
冷却方式 自冷
绝缘耐热等级 F
2 整流柜 单元数量 3
冗余 1
额定电流 A 4128
顶值电流 A 8256
额定电压 V 421.8
顶值电压倍数 2.5
顶值电流持续时间 S 10
冷却方式 强迫风冷
3 灭磁开关 型号 GERAPID6007
额定电流 A 6000
额定电压 V 2000
开断电流 kA 50
控制电压（直流） V 110
厂家 GE动力控制（德国）公司
9 励磁系统运行方式
9.1 励磁调节器有以下两种运行方式：
9.1.1 AVR自动方式运行，简称自动方式。
9.1.2 AVR手动方式运行，简称手动方式。
9.2 励磁调节器的两种运行方式在正常情况下相互切换不需调节励磁电流，但在出现低于手动励磁电流限制或无功限制报警时，应该先调整励磁电流至报警消除后，再进行方式切换。
9.3 励磁调节器的正常运行方式为AVR自动方式运行，AVR手动方式自动跟踪转子电流反馈，整流柜手控方式自动跟踪可控硅脉冲触发角。M1、M2主站之间具有自动跟踪功能，可以相互切换运行。当M1、M2中的一个主站或监控站故障而退出运行时，励磁系统可以继续工作。
9.4 励磁调节器任意一组PT回路故障或任意一个通道故障，不影响励磁调节器在自动方式运行，应尽快通知检修处理。
9.5 励磁调节器发生两组及两组以上电压互感器故障后，励磁调节器将自动切换至AVR手动方式下运行，应立即通知检修处理。
9.6 励磁调节器在两个及两个以上通道故障后，励磁调节器将自动切换至整流柜手控方式下运行，发生这种情况应密切监视发电机无功并做出相应调整。同时汇报值长、总工并立即通知检修处理。
9.7 当本机组自动电压控制系统（AVC）退出时，励磁调节器在自动、手动和手控方式运行时，中央操作屏及DCS画面的“电压调升”与“电压调降”按钮均可进行发电机增、减磁操作。
9.8 发电机起励时，励磁调节器应该在自动方式下，也可以用手动方式起励，起励成功后升压至额定后再切换回自动方式。
9.9 严禁发电机在手动方式下长期运行。在手动方式下运行期间，在调节发电机的有功负荷时必须先调节发电机的无功负荷，防止发电机失去静态稳定。
9.10 励磁调节器具有恒功率因数、恒无功和电力系统稳定器（PSS）功能。仅在有特殊要求时，才使用恒功率因数、恒无功功能。电力系统稳定器（PSS）功能按照调度要求投入。
9.11 AVR柜上的PC机为励磁系统的监控机，具有修改参数、显示报警等功能。机组正常运行时应保持其和AVR通道之间通讯联系正常。
10. 励磁系统操作
10.1 励磁调节器自动方式升压
10.1.1 检查励磁系统的所有电源给上。
10.1.2 检查励磁系统的所有指示灯指示正常。
10.1.3 检查发电机组转速已达3000rpm。
10.1.4 检查本机组自动电压控制系统（AVC）退出。
10.1.5 选择励磁调节器为自动方式，投入励磁系统，监视发电机电压至额定值后，进行发电机的并网操作。
10.2 励磁调节器手动方式升压
10.2.1 检查励磁系统的所有电源给上。
10.2.2 检查励磁系统的所有指示灯指示正常。
10.2.3 检查发电机组转速已达3000rpm。
10.2.4 检查本机组自动电压控制系统（AVC）退出。
10.2.5 选择励磁调节器为手动方式，投入励磁系统，手动升压至额定值。
10.3 励磁调节器灭磁操作
10.3.1 在自动、手动运行方式下，都可以进行灭磁操作。在DCS画面退出励磁系统即灭磁。
10.4 励磁系统自动切换功能
10.4.1 励磁调节器在自动方式运行，两个通道的PT信号故障时，励磁调节器自动切换至手动方式运行。
10.5 励磁系统的切换操作
10.5.1 励磁调节器正常运行时励磁调节器的自动与手动方式切换：
从自动到手动，在DCS励磁画面上按“选择手动”按钮，确认即可；
从手动到自动，在DCS励磁画面上按“选择自动”按钮，确认即可。
10.6 当本机组自动电压控制系统（AVC）退出时，励磁系统的增减磁操作
10.6.1 励磁调节器在自动、手动任一方式运行时，在DCS画面按下“电压调升”与“电压调降”按钮均可进行发电机增、减磁操作。
10.6.2 发电机并网前，按下“电压调升”与“电压调降”按钮，升/降发电机电压。
10.6.3 发电机并网后，按下“电压调升”与“电压调降”按钮，增/减发电机无功。
10.7 励磁系统整流柜每柜装设一个冷却风扇。机组启动时，必须检查整流柜风扇运行状况，正常后发电机才能并网。
5． 励磁系统日常巡视检查及异常处理
11.1 励磁系统日常巡视检查
11.1.1 检查AVR柜报警画面通讯正常、无异常报警。
11.1.2 检查DCS报警画面无异常报警。
11.1.3 检查整流柜、整流辅助柜，灭磁开关控制柜指示灯正常，整流柜冷却风扇运行稳定、无异音，整流柜冷却风道温度表温度指示小于40℃。
11.1.4 检查励磁小间干净整洁，无堆积杂物；空调运行稳定、温度控制在25～30℃之间；整流柜滤网干净、无集灰、透气性好。
11.1.5 检查发电机滑环碳刷无振动、卡涩、松动、脱落、磨短、打火、过热现象，刷辫完整、无断股与碳刷连接良好且无发热及触碰机构件情况。
11.1.6 检查励磁变无异音，三相温度指示表指示小于130℃。
11.2 励磁系统异常处理
11.2.1 当发电机返回屏光字牌报“发电机励磁整流柜异常”光字时，应派人到励磁小间检查，并通知电气检修及继电保护进行检查及处理。
11.2.2 当发电机返回屏光字牌报“发电机励磁整流柜风机异常”光字时，应派人到励磁小间检查整流柜冷却风机有无异常，并通知电气检修及继电保护进行检查及处理。
11.2.3 当励磁变温度升至130℃报警值时，在确认温度计指示正确，应手动开启励磁变的冷却风扇，并适当降无功使温度恢复正常；当温度达到140℃时，确认温度计指示正确，应汇报值长、总工申请停机。
11.2.4 当AVR柜报警画面或DCS画面出现异常故障报警时，应采取有效措施消除故障并通知检修人员处理。
表1-7：励磁系统各开关手把、按钮的作用（正常运行应全部投入）
序号 位置 名称 作用或备注
1 调节器柜 起励保险 配置在后半柜，打开后门可见
MK控制保险 灭磁开关控制电源
加热器小开关 柜内电加热电源，双联
扳把开关7个 控制器用
MK辅助开关保险 MK重动继电器用
开关量装置保险 开关量继电器用
网线插头 数据传输用
2 功率柜 五级开关 交流输入三相、直流输出两相做到一起
风扇开关 手动控制功率柜风扇
3 交流进线柜 三组至功率柜保险 3×3共9只
一组至MOV保险 1×3共3只
4 灭磁开关
（MK）柜 MK 灭磁开关
第四节 厂用电系统运行方式
1. 厂用电系统设备简介及运行方式
1.1 设备简介
高压厂用电分为10kV、6kV两级，采用中性点经电阻接地系统。每台机组设2台三卷高压厂用变压器，两台机组设2台同容量起动备用变压器；每台机组设2段10kV和2段6kV工作母线。10kV、6kV开关设备均采用40kA级开断容量，6kV工作段布置于汽机房中二层，10kV工作段布置于集控楼。公用负荷分别从两台机组工作段引接，不再设置公用段。厂内输煤系统设有输煤高压段，采用6kV电压，供给输煤系统高压电动机、输煤变压器以及附近负荷。机组脱硫系统设有脱硫高压段，采用6kV电压，供给脱硫系统高压电动机、脱硫变压器以及附近负荷。
低压厂用电电压400V电压。厂用低压变压器分为两种电压变换等级，一种为10.5kV/0.4 kV，另一种为6.3kV/0.4 kV。一期工程共有53台各种用途的厂用低压变压器。低压变压器采用就近的原则接入10kV或6kV系统。每台机设置2台低压汽机变压器，设置一台照明变压器，设置一台检修变压器，设置2台低压锅炉变压器，两台机组共设置2台低压公用变压器。2台低压汽机变、锅炉变、公用变互为备用。低压变压器接线组别为D，yn11。每台机组设置3台除尘低压变压器，2台工作一台备用。2台机组设置2台除灰低压变压器，互为备用。化学水车间设置2台化学水低压变压器，互为备用。辅机循环水泵房设置2台辅机循环水低压变压器，互为备用。在工业废水泵房设置2台辅机循环水低压变压器，互为备用。两台机共10台空冷变为三卷变压器外，其余都为双卷变压器。三卷变压器为D/D-Y型接线组别，双卷变压器都为D，yn11型接线组别，低压绕组中性点直接接地。所有厂用低压变压器都为干式变压器，变压器型号都是SCB10型，绝缘耐热等级均为F级，温升限值80K，全部由天津市特变电工变压器有限公司制造。
10kV开关柜采用中置式真空开关柜。电源进线柜额定电流为2500A、额定开断电流为40kA，额定动稳定电流100kA。馈线开关柜额定电流为1250A、额定开断电流为40kA，额定动稳定电流100kA，保护采用微机型综合保护装置。6kV开关柜采用中置式真空开关柜及F+C（快速熔断器+高压接触器）回路柜。电源进线柜额定电流为3150A、额定开断电流为40kA，额定动稳定电流100kA。馈线开关柜额定电流为1250A、额定开断电流为40kA，额定动稳定电流100kA。F+C回路额定电流为400A、额定开断电流为4kA。保护采用微机型综合保护装置。
低压变压器选用环氧树脂浇注干式变压器，变压器电压比为10.52×2.5%/0.4kV，6.32×2.5%/0.4kV，接线组别为D，yn11。
低压配电柜采用抽出式开关柜。
1.2 10kV厂用电系统运行方式
1.2.1 10kV系统采用中性点经电阻接地系统。
1.2.2 10kV厂用电分两段，工作电源分别由本机A高厂变和B高厂变的A分支提供，备用电源分别由01A启备变和01B启备变的A分支提供。
1.2.3 机组正常停机时，负荷降至180MW以下或事故状态下，10kV厂用电源应切为启备变供电；发电机并列后，机组运行稳定，负荷升至180MW后，应将10kV厂用电源倒至本机高厂变供电。
1.2.4 10kV工作电源与备用电源间设有快切装置，当工作电源掉闸，通过快切装置可自动投入备用电源。
1.2.5 正常运行时，启备变作为1、2号机组的备用电源，处于热备用状态。MFC－2000型厂用电快切装置在投入状态。
1.2.6 启备变作为1号、2号机组10kV各段的备用电源，为有载调压式，当系统电压不正常时，可调节厂用电源的电压，正常运行时10kV侧电压应维持在9.5—10.5kV之间。
1.3 6kV厂用电系统运行方式
1.3.1 6kV系统采用中性点经电阻接地系统。
1.3.2 6kV厂用电分两段，工作电源分别由本机A高厂变和B高厂变的B分支提供，备用电源分别由01A启备变和01B启备变的B分支提供。
1.3.3 机组正常停机时，负荷降至180MW以下或事故状态下，6kV厂用电源应切为启备变供电；发电机并列后，机组运行稳定，负荷升至180MW后，应将6kV厂用电源倒至本机高厂变供电。
1.3.4 6kV工作电源与备用电源间设有快切装置，当工作电源掉闸，通过快切装置可自动投入备用电源。
1.3.5 正常运行时，启备变作为1、2号机组的备用电源，处于热备用状态。MFC－2000型厂用电快切装置在投入状态。
1.3.6 启备变作为1号、2号机组6kV各段的备用电源，为有载调压式，当系统电压不正常时，可调节厂用电源的电压，正常运行时6kV侧电压应维持在5.7—6.3kV之间。
1.4 400V厂用电系统运行方式
1.4.1 400V厂用电系统中空冷PC段为中性点不接地系统，其余各段均为中性点直接接地系统。
1.4.2 每台机组设置5台空冷变压器，4台工作1台备用。空冷变为三卷变压器，D/D-Y型接线组别，低压侧有两个分支，共带8段PC段。空冷变与空冷备用变之间配有自投装置，当某一空冷段失压时，工作电源自动掉闸，备用电源应自动投入。空冷变由本机6kV段带。
1.4.3 每台机组设置3台除尘变压器，2台工作1台备用。空冷变为双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段。除尘变与除尘备用变之间无自投装置，需要手动切换。除尘变由本机10kV段带。
1.4.4 每台机组设置2台汽机变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。汽机变由本机6kV段带。
1.4.5 每台机组设置2台锅炉变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。锅炉变由本机10kV段带。
1.4.6 每台机组设置2台脱硫变压器，互为备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。脱硫变由本机6kV段经过电缆送至脱硫6kV段后由脱硫段母线带。
1.4.7 每台机组设置1台等离子变压器，用于锅炉等离子点火系统。由于正常运行时锅炉等离子系统不运行，该变无备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别。等离子变由本机10kV段带。
1.4.8 每两台机组设置2台辅机循环水变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。辅机循环水变由两台机6kV A段带。
1.4.9 每两台机组设置2台生产综合楼变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。生产综合楼变由两台机6kV A段带。
1.4.10 每两台机组设置2台工业废水变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。工业废水变由两台机10kV B段带。
1.4.11 每两台机组设置2台除灰变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。除灰变由两台机10kV A段带。
1.4.12 每两台机组设置2台化学水变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。化学水变由两台机10kV B段带。
1.4.13 每两台机组设置2台照明变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。照明变由两台机10kV A段带。变压器为有载调压式，当厂用电压不正常时自动调节变压器分头，调节照明检修段电压。
1.4.14 每两台机组设置2台升压站变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。升压站变由两台机6kV A段带。
1.4.15 每两台机组设置2台主厂房公用变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。主厂房公用变由两台机10kV A段带。
1.4.16 每两台机组设置2台检修变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。检修变由两台机10kV B段带。
1.4.17 目前一期两台机组设置2台输煤变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。输煤变由两台机6kV B段经过电缆送至输煤6kV段后由输煤段母线带。
1.4.18 目前一期两台机组设置2台煤场变压器，互为暗备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别，共带2段PC段，两段之间有联络开关，不允许带电并列切换，某一段工作电源开关断开后才能合联络开关。煤场变由两台机6kV B段经过电缆送至输煤6kV段后由输煤段母线带。
1.4.19 全厂设置1台启动炉变压器，用于新机组启动时提供辅助蒸汽。由于正常运行时邻机可以供辅助蒸汽，启动炉不运行，因此该变全厂一台且无备用。采用双卷变压器，D，yn11型接线组别。启动炉变由1号机10kV B段带。
1.4.20 MCC电源引自各400V PC段母线。
1.5 10kV、6kV段快速切换装置出口压板投退规定：
1.5.1 当做为一台运行机组的工作电源时，另一台运行机组的10kV、6kV备用电源快速切换装置出口压板应退出。
1.5.2 当做为备用或一台机组检修机组的工作电源时，另一台运行机组的10kV、6kV备用电源快速切换装置出口压板不退出。
1.5.3 启机过程中，当厂用电为启备变带，在电泵启动前，应将另一台运行机组的10kV备用电源快速切换装置出口压板应退出。
1.5.4 停机过程中，当厂用电切换为启备变带，应将另一台运行机组的10kV、6kV备用电源快速切换装置出口压板退出，当电泵停运后，应立即将另一台运行机组的10kV、6kV备用电源快速切换装置出口压板应投入。
1.5.5 两台机组都处于启动过程中，应防止启动变过电流，必要时先启动一台机，待倒完厂用电后再启动另一台机。
2 厂用电系统操作的原则
2.1 正常运行情况下，高厂变与启动变之间，各低压厂变之间，均不允许长期并列运行，但在倒换操作过程，允许短时并列运行。
2.2 正常运行情况下，各控制中心的两路电源不允许并列运行。
2.3 高压厂用电源正常倒换操作，应经同期鉴定操作。
2.4 采用短时并列方式切换厂用电时应满足以下条件
2.4.1 高压工作段进行电源切换时，应首选备用电源快速切换装置进行切换，当备用电源快速切换装置故障退出运行时，可以进行手动同期切换操作。
2.4.2 400V系统电源倒换时，属于单元系统在高压侧已并列，可以低压系统进行并列操作，但必须经专业技术人员同意。
2.5 开关的分合闸操作执行远方操作，紧急情况下经过值长批准，机组长监护可以进行就地操作。
2.6 退出10kV、6kV母线PT时，先通知继保或热工人员退出相应设备低电压保护，运行人员退出备用电源快速切换装置出口压板，再进行操作。恢复PT后，通知继保和热工人员投入相应母线低电压保护，运行人员投入备用电源快速切换装置出口压板。退出PT时应先断开直流保险，后断开交流保险。
3 10kV、6kV厂用电倒换操作
3.1 01A、01B启动备用变代高厂变的操作顺序
3.1.1 检查01A、01B启动备用变已运行。
3.1.2 检查备用刀闸及开关在“运行”位。
3.1.3 检查厂用快切装置正常，出口压板已投入。
3.1.4 检查备用电源电压正常。
3.1.5 在CRT厂用系统画面中点击所切换段“并联方式”指令。
3.1.6 在CRT厂用系统画面确认“并联方式”指令。
3.1.7 检查所切换段备用开关合上，工作开关断开。
3.1.8 检查备用开关电流有指示。
3.1.9 复位所切换段快切装置。
3.1.10 用相同方法切换其他各段电源。
3.2 高厂变代01A、01B启动备用变的手动操作顺序
3.2.1 检查机组负荷达到180MW左右。
3.2.2 检查工作电源开关在“运行”位。
3.2.3 检查厂用快切装置正常，出口压板已投入。
3.2.4 检查工作电源电压正常。
3.2.5 在CRT厂用系统画面中点击所切换段“并联方式”指令。
3.2.6 在CRT厂用系统画面确认“并联方式”指令。
3.2.7 检查所切换段工作开关合上，备用开关断开。
3.2.8 检查工作电源开关电流有指示。
3.2.9 复位所切换段快切装置。
3.2.10 用相同方法切换其他各段电源。
3.3 高压厂用开关操作
3.3.1 高压厂用开关停电顺序
3.3.1.1 核对双重编号正确。
3.3.1.2 检查开关机构在“分”位，电度表停转，开关控制面板“绿灯”亮。
3.3.1.3 根据需要将开关小车拉至“试验”位或“检修”位。
3.3.2 高压厂用开关送电顺序
3.3.2.1 核对双重编号正确，开关控制面板“绿灯”亮。
3.3.2.2 检查开关机构在“分”位。
3.3.2.3 将开关小车送至“运行”位。
3.3.3注意事项
3.3.3.1 进行更换保险操作时，必须确认熔丝完好。
3.3.3.2 进行停送电操作时应将操作切换手把置“就地”位，操作完毕将操作切换手把置“远方”位。
3.4 快切装置的运行
3.4.1 10kV、6kV厂用工作段装设有MFC2000-3A型快速切换装置，功能如下。
3.4.1.1 正常切换：工作电源与备用电源之间切换。
3.4.1.2 事故切换：保护跳工作开关时起动，投入备用电源开关。
3.4.1.3 不正常切换：工作母线低电压或工作开关误跳闸。
3.4.2 装置投退由相应的出口压板控制，每段有4块压板，分别为：合工作开关、分工作开关、合备用开关、分备用开关。正常运行各段的4块压板投入，启备变高压侧电源开关5001为合闸状态。
表1-8：快切装置的功能选择开关正常方式
序号 功能选择开关 正常运行方式
1 控制方式 远方
2 保护切换方式 串联
3 失压切换方式 串联
4 就地手动切换方式 并联自动
5 远方并联切换方式 自动
6 远方切换组合 并联串联
7 失压启动 投入
8 快速切换 投入
9 同捕越前相角 退出
10 同捕越前时间 投入
11 残压切换 投入
12 低压切辅机一段 退出
13 低压切辅机二段 退出
14 后备失电闭锁 投入
15 切换投退 投入
16 单操投退 投入
17 无流判据投退 退出
18 长延时切换投退 退出
19 单操无压合投退 投入
20 单操同期合投退 投入
3.4.3 工作电源、备用电源之间的正常切换，采用快切装置切换，步骤如下：
3.4.3.1 检查机组负荷在180MW左右。
3.4.3.2 检查装置及出口压板投入正常。
3.4.3.3 检查电源开关在“运行”位。
3.4.3.4 在厂用电DCS画面上，点相应段切换按钮进行确认。
3.4.3.5 视选择段切换正常。
3.4.3.6 在DCS画面复归快速切换装置。
当DCS返回屏报“备用投切装置等待复归”或快切装置面板上“等待复归”灯亮，DCS画面进行复归，若复归不了时，应立即在相应段快切装置右侧用按钮进行复归。运行中检查快切装置的功能选择开关及指示灯正常，若装置异常应将快切压板退出并通知继电保护人员进行处理。
4 10kV、6kV厂用电系统的接地处理
4.1 现象：发相应段“接地”信号。
4.2 处理：
4.2.1 切换绝缘监察手把，检查接地相，对地相电压为零的相或最高相的下一相为接地相。
4.2.2 到接地段接地检测屏，检查哪路负荷接地，确认后停用接地设备，转检修。
4.2.3 投入相应段备用电源，判断是否高厂变低压侧接地，若为高厂变低压侧接地，汇报值长，联系停机处理。
4.2.4 以上方法查找不到，则认为母线接地，汇报值长，联系停该段母线处理。
4.3 查找接地注意事项：
4.3.1 接地时间不得超过2小时。
4.3.2 查找及处理时，必须穿绝缘鞋，戴绝缘手套，并避免接触设备。
4.3.3 发生一点接地时，不能拉合PT。
4.3.4 绝缘监察手把只准投入一个。
第五节 配电装置
1 10kV、6kV、380V系统配电装置的运行与检查
1.1 10kV、6kV配电装置正常检查项目
1.1.1 开关位置指示器指示正确，二次插头插好。
1.1.2 开关室无发热及放电现象。
1.1.3 电流、电压互感器无异常声音。
1.1.4 开关贮能电源给上，贮能灯亮。
1.1.5 继电器及保护装置应完好，运行正常。
1.1.6 各表计及信号灯指示正常。
1.1.7 开关移动操作车机构良好。
1.2 380V配电装置正常检查项目
1.2.1 各部位清洁无杂物，无放电现象
1.2.2 各开关和刀闸接触良好，无发热现象。
1.2.3 电缆头无发热，放电现象。
1.2.4 各绝缘瓷瓶清洁完整，无裂纹破损现象。
1.2.5 各互感器、继电器及仪表装置运行正常，无异常现象。
1.2.6 开关位置指示正常。
1.2.7 干式变线圈温度正常，无异常声音，绝缘无裂纹及变形。
2 刀闸的操作
2.1 刀闸一般不做切断电路之用，只作隔离电压之用。
2.2 回路中无开关的刀闸， 允许用刀闸进行下列操作（操作前必须设备正常，系统无接地故障时进行）。
2.2.1 拉合避雷器刀闸。
2.2.2 拉合主变中性点刀闸。
2.3.3 拉合开关的接地刀闸。
2.3 刀闸操作的注意事项
2.3.1 不允许人为解除的闭锁装置操作中不得强行解除。如系闭锁装置故障， 应汇报领导，联系检修人员处理。
2.3.2 对所要操作的刀闸核对无误后，进行操作时动作要正确、迅速、果断、 当刀闸合于有故障的回路之后，不允许将合上的刀闸再次拉开，否则将造成事故的扩大和操作、监护人员的人身威协。
2.3.3 有闭锁销子的刀闸，拉合后均应完好。
2.3.4 刀闸操作完后，应仔细检查动、静触头接触良好，不应歪斜或接触部分太少。如歪斜或接触不良，在未带负荷前可重新拉合一次，不行应及时联系检修处理。
3 母线、刀闸运行中过热的处理
3.1 运行中发现母线、刀闸的接触部分过热时，应及时汇报， 并采取以下措施
3.1.1 首先根据过热程度及部位，调配负荷，减少其负荷电流，及时停止，通知检修处理。
3.1.2 如当时负荷紧张不允许时，应加强监视其温度变化，根据温度变化情况，及时停止，消除故障。
4 电压互感器及电流互感器
4.1 正常运行与检查
4.1.1 正常运行中电压互感器二次回路不得短路， 电流互感器二次回路不允许开路。
4.1.2 电压互感器投运前的检查
4.1.2.1 压互感器外壳接地线接地良好，瓷瓶应清洁完整。
4.1.2.2 无短路及妨碍运行的杂物。
4.1.2.3 各部螺丝应紧固。
4.1.2.4 高压熔丝完好并放上。
4.1.2.5 油浸式电压互感器油位应正常，无漏油、渗油等现象。
4.1.3 电流互感器投运前的检查
4.1.3.1 一、二次连线应牢固。
4.1.3.2 套管瓷瓶清洁完整，无裂纹破损。
4.1.3.3 外壳及二次接地线应完好。
4.1.3.4 油浸式电流互感器油位应正常，油色透明无漏油现象。
4.1.4 运行中电压互感器的检查
4.1.4.1 绝缘瓷瓶及套管无裂纹及放电现象。
4.1.4.2 高压侧中性点、外壳及二次侧接地应完整良好。
4.1.4.3 油浸式电压互感器油位应正常、油色透明无漏油现象。
4.1.4.4 干式电压互感器不应流液，外壳不应破裂。
4.1.5 运行中电流互感器的检查
4.1.5.1 各部螺丝应紧固无松动，无放电及发热现象。
4.1.5.2 油浸式电流互感器油位应正常，油色透明，无漏油现象。
4.1.5.3 套管无裂纹、无放电、无异常音响等不正常现象。
4.2 电压互感器的投停
4.2.1 检查电压互感器及所属回路所有工作均已结束，工作票全部终结， 并均有向运行人员进行书面的交底。
4.2.2 检查电压互感器小车具备投入条件。
4.2.3 送电时先给上二次交流保险，后给上直流保险，停电时操作顺序相反。
5 开关
5.1 开关的运行与检查
5.1.1 开关操作的一般规定
5.1.1.1 开关经检修投入运行前，应对开关外部做一次检查。
5.1.1.2 开关大小修交付运行前，应由检修人员负责测量开关绝缘合格。
5.1.2 开关操作的一般原则
5.1.2.1 开关投入运行前应按规定进行仔细检查，发现异常及时消除。
5.1.2.2 开关停送电时，必须确认开关在“断”状态下方可进行操作。
5.1.2.3 禁止强行解除开关的闭锁装置。
5.1.2.4 跳闸回路或跳闸机构有故障的开关，不准投入运行。
5.1.2.5 需经同期鉴定合闸的开关，两侧有电源时必须满足同期条件方可将开关合上。
5.1.2.6 正常合拉开关操作应采取远方方式，就地操作仅适用于停电检修的开关，以及故障处理等特殊情况。
5.1.2.7 严防误拉或误合开关。复位控制开关闪光时，应在监护下进行，并注意复位方向。
5.1.3 开关投入运行前的检查
5.1.3.1 开关检修时的工作票全部终结，并有详细的检修后的书面通知，临时安全措施全部拆除，固定安全措施全部恢复。
5.1.3.2 开关本体及周围无杂物。
5.1.3.3 机构位置正常，部件完整，螺拴无松动现象。
5.1.3.3 分、合闸指示准确，与开关实际断、通位置一致。
5.1.4 10kV、6kV真空开关的检查项目
5.1.4.1 分、合闸指示器指示正确，应与当时实际运行工况相符。
5.1.4.2 支持绝缘子无裂纹、损伤，表面光洁。
5.1.4.3 真空灭弧室无异常（包括异常声音），如果是玻璃外壳，可观察屏蔽罩颜色有无明显变化。
5.1.4.4 金属框架或底座无严重锈蚀和变形。
5.1.4.5 可观察部位的连接螺栓无松动，轴销无脱落或变形。
5.1.4.6 接地良好。
5.1.4.7 引线接触部位或有示温片部位无过热现象。
5.1.4.8 检查储能指示应储能，二次插件无松动、脱落现象。
5.2 电气设备有四种状态，即运行状态、热备用状态、冷备用状态、检修状态。
5.2.1 运行状态：设备的刀闸及开关在合入位置，设备带电运行，相应保护投入运行。
5.2.2 热备用状态：设备的刀闸在合入位置，开关在断开位置，相应保护投入运行。
5.2.3 冷备用状态：设备的刀闸及开关均在断开位置，相应保护退出运行（属中调、区调所辖的调度范围内保护，按中调、区调令执行）。
5.2.4 检修状态：设备的刀闸及开关均在断开位置，在有可能来电端挂好接地线（或合上接地刀闸），挂好安全标示牌，相应保护退出运行（属中调、区调所辖的调度范围内保护，按中调、区调令执行）。
5.3 手车开关位置分三种：即工作位置、试验位置、检修位置
5.3.1 工作位置：手车开关本体在开关柜内，且开关本体限定在“工作”位置，一次插件已插好。
5.3.2 试验位置：手车开关本体在开关柜内，且开关本体限定在“试验”位置，一次插件在断开位置。
5.3.3 检修位置：手车开关本体在开关柜外。
5.4 手车开关状态分五种：即运行状态、热备用状态、试验状态、冷备用状态、检修状态
5.4.1 运行状态：手车开关本体在“工作”位置，开关处于合闸状态，二次插头插好，开关操作电源、合闸电源均已投入，相应保护投入运行。
5.4.2 热备用状态：手车开关本体在“工作”位置，开关处于分闸状态，二次插头插好，开关操作电源、合闸电源均已投入，相应保护投入运行。
5.4.3 试验状态：手车开关本体在“试验”位置，开关处于分闸状态，二次插头插好，开关操作电源、合闸电源均已投入，保护投退不确定。
5.4.4 冷备用状态：手车开关本体在“试验”位置，开关处于分闸状态，二次插头拔下，开关操作电源、合闸电源均未投入，相应保护退出运行。
5.4.5 检修状态：手车开关本体在“检修”位置，二次插头拔下，开关操作电源、合闸电源均未投入，相应保护退出运行，已做好安全措施。
表1-9：10kV、 6kV开关铭牌
序号 项目 6kV段 10kV段
1 断路器型号 VD4-12 VD4-12
2 额定电压 10000V 10000V
3 最高工作电压 12000V 12000V
4 频率 50Hz 50Hz
5 额定电流 3150A 2500A
6 额定短路开断电流 40kA 40kA
7 4秒热稳定电流 40kA/4s 40kA/4s
8 关合电流能力 100kA 100kA
9 最长分闸时间 0.045s 0.045s
10 最长合闸时间 0.067s 0.067s
11 标称触头开断时间 0.048～0.06s 0.048～0.06s
12 标称合闸时间 0.055～0.067s 0.055～0.067s
13 合闸线圈额定电压 DC110V DC110V
14 合闸线圈额定电流 2.3A 2.3A
15 合闸线圈最低动作电压 85% 85%
16 跳闸线圈额定电压 DC110V DC110V
17 跳闸线圈额定电流 2.3A 2.3A
18 跳闸线圈最低动作电压 65% 65%
19 最多NO辅助开关接点对数 5对 5对
20 最多NC辅助开关接点对数 5对 5对
21 断路器重量 240kg
225kg 235kg
225kg
22 三相合闸不同期范围 ≤0.002s ≤0.002s
23 三相分闸不同期范围 ≤0.002s ≤0.002s
24 真空度及其允许变动范围 ≯1.33×10-3Pa ≯1.33×10-3Pa
25 动静触头间最大接触电阻 3150A≤15μΩ
1250A≤45μΩ 2500A≤20μΩ
1250A≤45μΩ
26 满容量开断次数 50次 50次
27 机械寿命 30000次 30000次
28 操作机构型式 弹簧机构 弹簧机构
表1-10：380V低压开关铭牌
序号 型号 项目 单位 参数
1 SACE E2 额定绝缘电压 V 690
额定电流 A 1000(1250)
额定分断能力 kA 55
1S耐受电流 kA 55
2 SACE E3 额定绝缘电压 V 690
额定电流 A 3200
额定分断能力 kA 65
1S耐受电流 kA 65
3 SACE E4 额定绝缘电压 V 690
额定电流 A 4000
额定分断能力 kA 75
1S耐受电流 kA 75
4 MW16 额定绝缘电压 V 440
额定电流 A 1600
额定分断能力 kA 42
0.5S耐受电流 kA 35
第六节 直流系统
1. 直流系统运行方式及各部功能
1.1 每台机组设一套110V直流系统，每单元两台机组共设一套220V直流系统。每套直流系统包括蓄电池组、蓄电池充电器、直流配电屏等。直流系统蓄电池采用密封阀控铅酸蓄电池，不设端电池，正常以浮充电方式运行。
1.2 每套110V直流系统设三组充电器，两组主充电器，一组公用备用充电器，三组充电器容量相等。正常Ⅰ、Ⅱ段直流母线分段运行，Ⅰ、Ⅱ组蓄电池在浮充方式下运行，整流器供直流正常负荷。
1.3每套220V直流系统设三组充电器，两组主充电器，一组公用备用充电器，三组充电器容量相等。正常Ⅰ、Ⅱ段直流母线分段运行，Ⅰ、Ⅱ组蓄电池在浮充方式下运行，整流器供直流正常负荷。
1.4 每套110V直流系统均采用单母线分段接线，两组110V直流配电母线间设有联络开关。直流Ⅰ、Ⅱ段母线电压应保持在110～120V，母线电压波动≤5%。直流Ⅰ、Ⅱ组蓄电池的浮充电压应为118V左右。110V直流系统对电气和热控的控制、信号、继电保护、自动装置等负荷供电。
1.5 每组220V直流系统均采用单母线分段接线, 两组220V直流配电母线间设有联络开关。直流Ⅰ、Ⅱ段母线电压应保持在220～240V，母线电压波动≤5%。直流Ⅰ、Ⅱ组蓄电池的浮充电压应为231V左右。220V直流系统为机组的直流油泵、事故照明、交流不停电电源等负荷供电。220V直流Ⅰ母线供1号机组，直流Ⅱ母线供2号机组。
1.6一组蓄电池退出运行时，允许两组母线并列运行，维持母线电压，此时应保留一组浮充整流器运行。
1.7各段母线联络开关与蓄电池出口开关采用机械互锁，保证本段母线联络开关只有在本段蓄电池退出运行时才能合上。
1.8 公用充电机在任何一段母线充电机不能运行，或任何一段直流母线因负荷过大致使该母线电压过低时，可投入其运行，由开关互锁保证不同时带两段负荷。
1.9 每组110V、220V直流系统主屏及分电屏均设置微机型直流接地监测装置。
1.10 每组蓄电池设置蓄电池检测装置。
1.11 充电器采用高频开关型，具有稳压、稳流及限流性能，其波纹系数≤0.5%，充电时稳流精度≤±1%，浮充电时稳压精度≤±0.5%，满足蓄电池充电及浮充电的要求。充电机自动完成对电池的充电、均充/浮充转换以及系统各种状态的监测、显示，故障时的声光报警和远传通讯。正常在设定的状态下自动运行。
1.12 110V、220V直流馈线采用辐射状供电方式。
1.13 整流器有“浮充”、“均充”、“手动”三种运行方式。正常时“浮充”方式运行，“手动”方式在蓄电池初充电时使用。
1.14 配电室分两路供电的负荷按照网络图规定送出，禁止在负荷侧使直流Ⅰ、Ⅱ组母线并列。
1.15 采用深圳奥特讯公司产品。
表1-11：110V直流系统设备规范
序号 名 称 项 目 单 位 参 数
1 蓄电池 型号 UXL220-2
额定电压（单瓶） V 2
10小时放电率 Ah 600
终止电压 V 1.8
数量 个 53
2 整流器 型号 ATC115M40Ⅲ
额定电压 V 115
额定电流 A 20
自动稳压范围 % -15%+20%
输入电压范围 V 380V-15%+20%
表1-12：220V直流系统设备规范
序号 名 称 项 目 单 位 参 数
1 蓄电池 型号 UXL220-2
额定电压（单瓶） V 2
10小时放电率 Ah 1600
终止电压 V 1.8
数量 个 104
2 整流器 型号 ATC230M40Ⅲ
额定电压 V 230
额定电流 A 20
自动稳压范围 % -15%+20%
输入电压范围 V 380V-15%+20%
表1-13：110V直流系统联络开关号及其意义
开关号 意义
1KK 1号充电机交流输入开关
2KK 2号充电机交流输入开关
3KK 公用充电机交流输入开关
11ZK 1号充电机直流输出至Ⅰ段母线开关
12ZK 1号充电机直流输出至Ⅰ组蓄电池开关
13ZK Ⅰ组蓄电池至母线开关
14ZK Ⅰ段母线至Ⅱ段母线联络开关
15ZK Ⅰ组蓄电池放电开关
21ZK 2号充电机直流输出至Ⅱ段母线开关
22ZK 2号充电机直流输出至Ⅱ组蓄电池开关
23ZK Ⅱ组蓄电池至母线开关
24ZK Ⅱ段母线至Ⅰ段母线联络开关
25ZK Ⅱ组蓄电池放电开关
31ZK 公用充电机直流输出至Ⅰ组蓄电池开关
32ZK 公用充电机直流输出至Ⅱ组蓄电池开关
表1-14：220V直流系统联络开关号及其意义
开关号 意义
1KK 1号充电机交流输入开关
2KK 2号充电机交流输入开关
3KK 公用充电机交流输入开关
11ZK 1号充电机直流输出至Ⅰ段母线开关
12ZK Ⅰ组蓄电池至母线开关
13ZK Ⅰ段母线至Ⅱ段母线联络开关
14ZK Ⅰ组蓄电池放电开关
21ZK 2号充电机直流输出至Ⅱ段母线开关
22ZK Ⅱ组蓄电池至母线开关
23ZK Ⅱ段母线至Ⅰ段母线联络开关
24ZK Ⅱ组蓄电池放电开关
31ZK 公用充电机直流输出至Ⅰ组蓄电池开关
32ZK 公用充电机直流输出至Ⅱ组蓄电池开关
2. 直流系统检查维护和注意事项
2.1 蓄电池室温在15～25℃。
2.2 蓄电池电解液比重在1.215±0.005（25℃时）。
2.3 电解液面在最高线与最低线之间。
2.4 电解液温度不得超过40℃。
2.5 蓄电池室通风良好。
2.6 各蓄电池间连接良好，极板无弯曲，膨胀，裂开和短路现象。引出线电缆良好。
2.7 母线电压在允许范围内。
2.8 微机绝缘在线监察装置运行正常。
2.9 各刀闸、电缆无发热现象。
2.10 整流设备各表计指示正常，各指示灯及保险良好，各元件无过热现象，声音正常。
2.11 蓄电池室内严禁点火及安装发生电火花的用具。
2.12 蓄电池室内焊接工作需有专门措施。
2.13 硫酸溅到身上用5%碳酸氢钠溶液清洗，然后用水清洗。
2.14 不允许采用以充电器作为电源长期单独向负载供电的方式。
2.15 当两组母线均有接地信号时，禁止将母线并列运行。
2.16 两个直流电源并列，应符合下列条件：极性相同，电压相等。
2.17 值班人员按巡回检查制度定期对直流系统进行检查， 当气候突变时应随时检查。
3. 直流系统操作
3.1 充电机启动：
3.1.1 检查相应段内供充电机的电源合上并且有电。
3.1.2 合上充电机交流输入开关。
3.1.3 逐一合上各整流模块交流输入开关，检查充电机屏上充电电压表指示正常，监控装置及各模块无报警，模块充电电流应接近0A。当合某一整流模块交流输入开关后有报警时，断开该整流模块。
3.1.4 检查充电机屏正常，合上充电机直流输出开关。
3.1.5 检查充电机各整流模块 “浮充”灯亮。
3.2 充电机退出：
3.2.1 断开充电机直流输出开关。
3.2.2 逐一断开各整流模块交流输入开关。
3.2.3 断开充电机交流输入开关。
3.3 强充整流器在下列情况投入
3.3.1 任一台浮充整流器故障退出运行或退出检修。
3.3.2 蓄电池进行全充电时。
3.3.3 任一段直流母线因负荷过大而使母线电压过低时投入。
注：强充硅整流器不能同时带两段负荷。
4. 直流系统的异常及事故处理
4.1 直流系统发生接地
4.1.1 现象
4.1.1.1 发“直流母线接地”光字。
4.1.1.2 直流接地检测装置“接地”指示灯亮。
4.1.2 处理
4.1.2.1 测量+ -极对地电压，了解接地极性及程度。
4.1.2.2 根据接地检测装置指示确定接地负荷。
4.1.2.3 如果接地回路为热控电源，通知热工处理。
4.1.2.4 上述方法查找不到时，应对整流装置进行工作与备用的切换或短时解列蓄电池组。
4.1.2.5 如果接地回路为电气部分，对允许短时停电的负荷采取依次停电的方法判断接地点。对其它重要负荷采取停用保护及自动装置的方法查找接地点（通知设备专责人到现场确认是否可以拉路），保护回路停电查接地应退相应保护出口压板（主保护退出请示总工）。
4.1.2.6 通知检修人员处理。
4.2 蓄电池出口保险熔断
4.2.1 现象
4.2.1.1 发“蓄电池熔断器熔断”信号。
4.2.1.2 蓄电池浮充电流为零。
4.2.1.3 母线电压波动。
4.2.2 处理
4.2.2.1 退出相应蓄电池。
4.2.2.2 更换保险。
4.2.2.3 投入相应蓄电池。
4.3 直流母线电压过高或过低
4.3.1 现象
4.3.1.1 发“母线电压高/低”信号。
4.3.1.2 检测装置“报警”指示灯亮。
4.3.2 处理
4.3.2.1 检查直流母线及整流器输出电压，若是由整流器运行异常引起，则应退出故障整流器，投入强充整流器。
4.3.2.2 如果母线电压超过允许值。则停止整流器运行，电压恢复正常后，投入整流器运行。
4.4 整流器故障
4.4.1 现象
4.4.1.1 整流器“故障”灯亮。
4.4.1.2 整流器“运行”灯灭。
4.4.2 处理
4.4.2.1 退出故障整流器，找检修处理。
4.4.2.2 根据整流器指示灯信号，查明故障原因。
第七节 UPS电源
1 UPS技术规范
型号： SDP31060-220/220-PR
容量： 60KVA
输入电压： 380VAC / -20%—+25%
输入频率： 50Hz±10%
输出电压： 220VAC
直流输入电压： 165—285VDC
过载能力： 150% 1分钟
125% 10分钟
200% 10秒
500% 2秒
2 UPS的组成及运行方式
2.1 机组UPS系统由两台完全相同的按照主从方式布置的UPS机柜、旁路柜及两个馈线柜组成。两台完全相同的UPS机柜上布置有：检修旁路开关BYPASS、整流器开关RECTIFIER（即主路电源输入开关）、备用电源开关RESERVE（即自动旁路开关）、输出开关OUTPUT、隔离变、整流器、逆变器、静态开关、测量装置、保护装置等。旁路柜上布置有：旁路输入开关INPUTSWITCH、UPS并机开关、保护开关、报警信号、过压/欠压信号、过载信号等。馈线柜上布置有：馈线柜进线开关、各负荷开关等。
2.2 UPS主电源取自380V锅炉PC B段，UPS旁路电源取自380V锅炉事故保安MCC段，直流电源取自直流220V母线。UPS主电源经过整流器开关RECTIFIER、隔离变压器、整流器、逆变器、隔离变压器、静态转换开关、输出开关OUTPUT供给UPS负荷。UPS旁路电源有两种方法供负荷，一路经过旁路输入开关INPUTSWITCH、隔离变压器、调压器、备用电源开关RSERVE、静态转换开关、输出开关OUTPUT供给UPS负荷；另一路经过旁路输入开关INPUTSWITCH、隔离变压器、调压器、检修旁路开关BYPASS供给UPS负荷。直流电源经过直流输入开关、隔离二极管将220V直流电供至逆变器前，与主路在整流器后、逆变器前会合，再经逆变器、隔离变压器、静态转换开关、输出开关OUTPUT供给UPS负荷。
2.3正常运行时，两台UPS柜整流器开关RECTIFIER（即主路电源输入开关）、备用电源开关RESERVE（即自动旁路开关）、输出开关OUTPUT、旁路柜旁路输入开关INPUTSWITCH、UPS并机开关、保护开关在“合闸”位，两台UPS柜检修旁路开关BYPASS在“分闸”位。UPS负载由主路电源经过整流器、逆变器供电。
2.4 当UPS主电源或整流器故障时，直流电源通过逆变器自动无间断地供电，即电池运行。当逆变器故障时，将通过静态开关自动切换至旁路无间断地供电，即自动旁路运行。此时如旁路电源存在故障将自动关机。
2.5 UPS主电源恢复（非逆变器故障时），系统自动恢复为正常状态。
2.6 UPS在自动旁路运行时，当UPS设备需要进行检修，应先将逆变器停止工作，进而闭合检修旁路开关BYPASS，接着断开整流器开关RECTIFIER和备用电源开关RESERVE，则旁路电源不经过静态开关直接供给UPS负载，即手动旁路运行。
3 UPS的启动及停止
3.1 主机/从机UPS的启动
3.1.1检查馈线柜所有负载开关断开，检查直流屏开关断开，检查UPS机柜中检修旁路开关BYPASS、整流器开关RECTIFIER（即主路电源输入开关）、备用电源开关RESERVE（即自动旁路开关）、输出开关OUTPUT断开。合上旁路柜中的旁路输入开关INPUTSWITCH、UPS并机开关、保护开关。
3.1.2合上主机备用电源开关RESERVE，此时备用电源LED指示灯亮起，备用电源静态开关回路带电，UPS内部带电，风扇开始转动。
3.1.3合上主机UPS输出开关OUTPUT，此时输出端LED指示灯亮，负载可以启动。
3.1.4合上主机整流器开关RECTIFILE：按LCD面板ON键LCD跳出确认画面，按ENTER键确认，几秒后系统会显示设定完成，约50秒之后，面板RESERVE LED灯熄灭转由INVERTER灯亮，即UPS由整流器供电。
3.1.5合上主机直流开关。
3.1.6检查LCD显示：切换LCD画面，检查LCD所有内容应与实际相符，故障灯未报警等。
3.1.7主机开机完成后，相同步骤启动从机。
3.2将负载切换到维修旁路：先将从机优先关机，待从机关完成后，主机再关机，系统由逆变器运行工作模式转换旁路运行工作模式输出。
3.2.1从LCD液晶中关闭从机逆变器：按从机LCD面板OFF键后，LCD会跳出确认画面，此时请按ENTER确认，此时面板LED流程INVERTER灯熄灭。
3.2.2切断从机直流开关。
3.2.3切断从机整流器开关RECTIFILE。
3.2.4从LCD液晶中关闭主机逆变器：按主机LCD面板OFF键后，LCD会跳出确认画面，此时请按ENTER确认，此时面板LED流程INVERTER灯熄灭，RESERVE灯亮。
3.2.5切断主机直流开关。
3.2.6切断主机整流器开关RECTIFILE。
3.2.7合上主/从机检修旁路开关BYPASS。
3.2.8切断UPS输出开关OUTPUT。
3.2.9切断备用电源开关RESERVE。
3.3将负载由维修旁路切换到逆变器
3.3.1合上主/从机备用电源开关RESERVE：此时备用电源LED显示灯亮，备用电源静态开关回路带电，UPS内部也带电，散热风扇开始工作。
3.3.2合上主/从机UPS输出开关OUTPUT，此时输出端LED指示灯亮，负载可以启动。
3.3.3切断主/从机维修旁路(BYPASS)空气开关。
3.3.4合上主机整流器开关RECTIFILE：按LCD面板ON键LCD跳出确认画面，按ENTER键确认，几秒后系统会显示设定完成，约50秒之后，面板RESERVE LED灯熄灭转由INVERTER灯亮，即UPS由INVERTER供电。
3.3.5合上主机直流开关。
3.3.6检查主机LCD显示正确。
3.3.7合上从机整流器开关RECTIFILE：按LCD面板ON键LCD跳出确认画面，按ENTER键确认，几秒后系统会显示设定完成，约50秒之后，面板RESERVE LED灯熄灭转由INVERTER灯亮，即UPS由INVERTER供电。
3.3.8合上从机直流开关。
3.4 UPS的关机：从机优先关机；待从机关机完成后，主机再关机。
3.4.1 通知UPS用户。
3.4.2从从机LCD液晶中关闭逆变器：按从机LCD面板OFF键后，LCD跳出确认画面，按ENTER确认，面板LED流程INVERTER灯熄灭。
3.4.3切断从机直流开关。
3.4.4切断从机整流器开关RECTIFILE。
3.4.5切断从机备用电源开关RESERVE。
3.4.6切断从机UPS输出开关OUTPUT，此时输出端LED指示灯熄灭。
3.4.7所有的电源都已经切断，LCD显示及LED显示灯熄灭，UPS从机完全关机。
3.4.8 从机关机完成后，相同步骤再次关闭主机。
4 紧急关机
按下紧急关机按钮，逆变器停止工作，静态开关停止工作无输出，整流器停止工作，UPS紧急关机。
5 注意事项
5.1 UPS正常运行时，严禁操作检修旁路开关。
5.2由于设备检修需要操作维修旁路开关，必须先将UPS切到旁路运行。
5.3 UPS稳压柜内紧急停机按钮为事故停UPS专用，正常运行时严禁操作。
第八节 电动机运行
1. 电动机正常操作前检查及启动
1.1 电动机启动前应进行下列检查
1.1.1 电动机及附近无杂物，检修现场已清理完毕，工作人员撤离现场，电动机已送电，事故按扭位置正常。
1.1.2 电动机所带机械部分完好，具备起动条件。
1.1.3 电动机润滑、冷却系统投入正常。
1.1.4 电动机保护应投入。
1.1.5 最好设法转动转子，以证实转子与定子不相摩擦，被它带动的机械也没有被卡住。
1.1.6 检查起动装置，对绕线式电动机应特别注意碳刷与滑环的接触面应正常。
1.1.7 电动机外壳接地线、靠背轮护罩、接线罩子应牢固良好。
1.1.8 是否有机械引起的反转现象，如有，应设法停止反转。
1.1.9 正常情况下，电动机允许在冷态下起动两次，每次间隔不得小于5分钟。热态下允许起动一次。对于起动时间不超过2～3秒的设备，在事故处理时可以多起动一次。
1.1.10 备用设备按规定进行检查及倒换试验。
1.2 电动机绝缘电阻的规定
1.2.1 380V电动机用1000V摇表测量，绝缘阻值不低于1MΩ。
1.2.2 6000V电动机用2500V摇表测量，绝缘阻值不低于6MΩ。10000V电动机用2500V摇表测量，绝缘阻值不低于10MΩ。
1.2.3 电动机的绝缘电阻值吸收比R60/R15不得小于1.3。
1.2.4 发现电动机进水、受潮现象时，应测得绝缘电阻无问题后，方可起动。
1.2.5 电动机大小修后投运前应检查测量电动机绝缘合格。
1.2.6 电动机事故跳闸后应检查测量电动机绝缘合格。
1.2.7 备用设备每月定期切换试验或停运超过半个月启动前摇测一次电机绝缘。
1.2.8 电动机起动时，应注意监视电流值，起动后电动机的电流不应超过额定值，转速和声音正常。
1.2.9 对远方操作合闸的电动机，应由人员进行外部检查后，通知远方操作者，说明电动机已准备好，可以起动。
1.2.10 起动电动机时，值班人员应按电流表监视起动过程；起动结束后，应检查电动机的电流是否超过额定值，发生疑问时应对电动机本体进行复查。
2 电动机的运行
2.1 值班人员应定期对运行或备用的电动机进行外部检查。
2.2 运行中的电动机检查内容
2.2.1 电动机电流表指示不超过额定值。
2.2.2 电动机及其周围的温度正常、清洁无杂物。
2.2.3 电动机、轴承的声音及其温度正常。
2.2.4 外壳接地线应完整牢固。
2.2.5 绕线式电动机或直流电动机应观察其滑环或整流子上有无火花，并注意滑环及整流子保护罩罩好。
2.2.6 电缆头保护罩及靠背轮保护罩应完整。
2.2.7 电动机无异常焦臭味，冷却风扇正常，进出风温及风量正常，通风孔应无堵塞现象。
2.2.8 轴瓦油环、油位应正常并无渗漏油现象。
2.3 电动机运行规定
2.3.1 电动机可以在额定电压变动-5%至+10%范围内运行，其额定出力不变。
2.3.2 电动机在额定出力运行时，相间电压不平衡不得超过5% 。
2.3.3 在进行动平衡试验时，电动机起动时间规定如下：
2.3.3.1 200千瓦以下的电动机不应小于0.5小时。
2.3.3.2 200～500千瓦的电动机不应小于1小时。
2.3.3.3 500千瓦以上的电动机不应小于2小时。
2.3.4 有热偶的电动机跳闸后，应检查电机所带的机械有无犯卡、电源有无缺相，检查无问题后恢复热偶，电动机起动后测量三相电流平衡，转速、声音正常。
2.3.5 带开关的电动机在起动或运行中跳闸，应检查保护的动作情况，并对电动机及所带的机械部分进行检查，查明原因后决定是否再起动。
2.3.6 运行中的电机温度突然升高或急剧升高，应检查电动机的环境温度、通风情况、电流的大小及三相电流是否平衡，根据情况采取相应措施，使电动机恢复正常运行。
2.3.7 电动机的接地良好，但厂用母线接地时不应触及电动机的外壳。
表1-15：电机及泵各部运行中振动应符合下列标准
序号 转 速 项 目 单 位 参 数
1 1000 r/min 正常振动 mm ＜0.05
允许振动 mm ＜0.1
2 1500 r/min 正常振动 mm ＜0.04
允许振动 mm ＜0.08
3 3000 r/min 正常振动 mm ＜0.03
允许振动 mm ＜0.06
表1-16：电机、泵轴承最高允许温升应遵守制造厂的规定，若无制造厂规定，可按照下列原则
序号 名 称 项 目 单 位 参 数
1 滑动轴承 最高允许温度 ℃ 80
2 滚动轴承 最高允许温度 ℃ 95
3 电机定子
（铁芯、线圈） 允许温度 ℃ 100
允许温升 ℃ 65
表1-17：电动机绝缘等级所对应的参数表
序号 绝 缘 等 级 项 目 单 位 参 数
1 A 最高允许温度 ℃ 105
绕组温升极限 K 60
2 E 最高允许温度 ℃ 120
绕组温升极限 K 75
3 B 最高允许温度 ℃ 130
绕组温升极限 K 80
4 F 最高允许温度 ℃ 155
绕组温升极限 K 100
5 H 最高允许温度 ℃ 180
绕组温升极限 K 125
3 电动机的异常现象及处理
3.1 当电动机启动开关合闸后，电动机有响声而转子不转或不能达到正常转速，可能原因如下：
3.1.1 电源缺相。（熔断器一相熔断，电缆头、隔离开关或断路器的一相接触不良，静子绕组一相断开）。
3.1.2 转子回路中断线或接触不良（鼠笼式转子铜或铝条和端环间开焊，绕线式转子的电动机电刷或其引线接触不良等）。
3.1.3 电动机或所拖动的机械被卡住。
3.1.4 新安装或大修后的电动机定子绕组接线错误。
3.2 新装或检修后的电动机起动时速断保护动作，可能原因如下：
3.2.1 电动机所带的机械有故障。
3.2.2 电动机或电缆内有故障。
3.2.3 绕线式转子电动机起动时滑环短路，或变阻器不在起动位置。
3.2.4 保护动作电流小，动作时限不够。
3.3 电动机正常运行，声音突然发生变化，电流表指示上升或降至零，其可能的原因如下：
3.3.1 定子回路中一相断线。
3.3.2 电源电压下降。
3.3.3 定子绕组匝间短路严重。
3.3.4 电动机所带的机械故障。
3.4 电动机运行时，定子电流发生周期性的摆动，其可能的原因如下：
3.4.1 鼠笼式转子铜（铝）条损坏。
3.4.2 绕线式转子绕组焊头损坏。
3.4.3 绕线式电动机的滑环短路装置或变阻器有接触不良等故障。
3.4.4 机械负荷发生不均匀的变化。
3.5 电动机定子不正常的发热，其可能的原因如下：
3.5.1 检查入口风温、通风及冷却水系统水路是否正常。
3.5.2 电动机风道是否堵塞，风叶是否断裂。
3.5.3 三相电流是否平衡，电流是否超过正常运行值。
3.6 电动机发生剧烈振动，其可能的原因如下：
3.6.1 电动机与所带的机械中心不正。
3.6.2 转动部分与静止部分摩擦。
3.6.3 轴承损坏或轴颈磨损
3.6.4 联轴器及联结装置损坏。
3.6.5 电动机所带机械部分损坏。
3.6.6 电动机某些零件或机座松动。
3.6.7 电动机定子和转子间隙不均匀，超过允许值。
3.6.8 电动机失去平衡。
3.7 轴承温度高，其可能的原因如下：
3.7.1 供油不足（供油系统异常或故障，油环带油不正常，冷油器效果差）。滚动轴承油脂不足或太多。
3.7.2 油质不合格。
3.7.3 轴承内部摩擦或损坏。
3.7.4 传动皮带拉得过紧，轴承盖盖得过紧，轴瓦面刮得不好，轴承的间隙太小。
3.7.5 电动机的轴和轴承倾斜。
3.7.6 轴承有电流通过，轴颈磨蚀不光，轴瓦合金熔解等。
3.7.7 转子不在磁场中心，引起轴向窜动、轴承敲击或轴承受挤压。
3.8 绕线式电动机运行中电刷冒火，其可能的原因如下：
3.2.1 电刷和滑环磨得不够光滑。
3.2.2 滑环表面不清洁或磨损严重。
3.2.3 电刷的压力不均匀。
3.2.4 滑环的轴向窜动太大。
4 电动机的事故处理
4.1 电动机运行中出现下列情况之一时应紧急停止运行，但因停止该辅机将可能造成机组停机时，可以先启动其备用设备，然后再停止故障设备的运行，危及人身安全除外。
4.1.1 发生危及人身及设备安全情况时。
4.1.2 泵及电机发生剧烈振动或清楚地听到设备内部有金属摩擦声时。
4.1.3 轴承温度急剧上升超过规定值时或滑动轴承温度超过80℃、滚动轴承超过100℃时。
4.1.4 电动机冒烟或着火。
4.1.5 电动机扫膛。
4.1.6 电流大幅度升高，转速大幅度下降，声音不正常。
4.1.7 泵出现严重汽化时。
4.2 运行中遇有下列情况之一时，对于重要的厂用电动机，应倒换备用设备运行，停止运行设备。
4.2.1 盘根发热、有轻烟或大量漏油（水）调整无效时。
4.2.2 滑动轴承温度达65℃，滚动轴承达80℃，并有继续升高的趋势时。
4.2.3 电动机外壳温度较前烫手，并继续上升。
4.2.4 电流超过极限值时，调整无效。
4.2.5 电动机有不正常的声音或绝缘有烧焦的气味。
4.2.6 电机内出现火花或冒烟。
4.2.7 泵出现汽化时。
4.3 重要厂用电动机在跳闸时，如果没有备用电动机或不能迅速启动备用电机，确认电动机及其开关、电缆无故障或故障已经排除时，为了不使机炉设备造成重大损坏，允许将已跳闸的电动机启动一次，但下列情况除外：
4.3.1 跳闸电动机所属保护掉牌信号发出及所属母线接地信号发出。
4.3.2 电源电缆及电动机内有明显的短路或损坏现象。
4.3.3 发生需要立即停机的人身事故。
4.3.4 电动机所带的机械损坏。
4.4 重要的厂用电动机失去电压或电压下降时，在１分钟的时间内，禁止值班人员手停厂用电动机。
4.5 电动机着火时，必须将其电源断开，然后用四氯化碳或二氧化碳灭火剂进行灭火。在无灭火器时，可以用喷雾水枪灭火。不能使用泡沫灭火器或砂土灭火。
第九节 事故保安电源
1 事故保安电源技术规范
表1-18：事故保安电源技术规范
序号 名称 项目 单位 参数
1 发电机 型号 C1675D5
额定电压 V 400
视在功率 kVA 1675
额定功率 kW 1340
功率因数 0.8
额定频率 Hz 50
额定转速 r/min 1500
控制系统 3100
总质量 kg 10626
2 柴油机 型号 KTA-50-GS8
功率 马力（英制） 1725（约合1287kW）
转速 rmp 1500
怠速转速 rmp 575-650
生产厂家 康明斯印度公司
生产日期 2007.2.
1.1 保安电源就地开关柜简介
1.1.1 表计：发电机三相电流表、发电机电压表、发电机频率表、有功功率表、功率因数表。
1.1.2 指示灯：合闸指示、分闸指示、控制电源灯。
1.1.3 按钮：手动合闸：出口开关合闸按钮。手动分闸：出口开关分闸按钮。
1.1.4 选择开关：
1.1.4.1 启动方式选择开关：仅用于柴油发电机出口开关，分“停”、“手动”、“自动”三种方式：
“停”方式：出口开关不进行任何动作，即事故保安电源退出运行状态。
“手动”方式：用于试验或手动起动柴油发电机组。试验时只启动柴油发电机，不合出口开关。如在柴油发电机组起动后需合出口开关，则需要按下出口开关合闸按钮。
“自动”方式：在柴油发电机启动后，自动合出口开关。
1.1.4.2 线电压转换开关：用于切换柴油发电机出口三相之间的线电压，便于监视。
2 事故保安电源运行方式
2.1 为确保事故情况下重要用户不失电源及机组设备安全，每台机组设380V锅炉事故保安MCC和汽机事故保安MCC两段事故保安电源。其工作电源分别来自本机380V锅炉PC A段和汽机PC A段，第一备用电源分别来自本机380V锅炉PC B段和汽机PC B段，设一台柴油发电机为第二备用电源。
2.2 保安系统运行方式
2.2.1 每台机组380V锅炉事故保安MCC和汽机事故保安MCC段工作电源、第一备用电源之间设有HD-A02快切装置，当某事故保安MCC段失电时，工作电源跳闸后，第一备用电源自动投入。
2.2.2 柴油发电机组方式选择开关切在 “自动”位置，柴油发电机出口开关启动方式选择开关切在“自动”位置，出口开关处于热备用状态。
2.2.3 当柴油发电机组方式选择开关设在“自动”位置，柴油发电机出口开关启动方式选择开关切在“自动”位置时，如锅炉或汽机事故保安MCC段工作电源开关跳闸，第一备用开关通过快切装置自动合闸，由第一备用电源供电。如快切不成功，自动开启柴油机，自动合柴油机出口开关，自动合事故保安PC段至失电事故保安MCC段分支开关，此时失电事故保安MCC段由柴油机供电。如锅炉和汽机事故保安MCC段同时失电，以上两段具备同时投运的能力。
2.2.4 如锅炉或汽机事故保安MCC段电源恢复，合其工作电源开关或第一备用电源开关时，自动将事故保安PC段至失电事故保安MCC段分支开关先断开后再执行合闸。
2.3保安电源系统切换原则
2.3.1 380V锅炉事故保安MCC和汽机事故保安MCC段工作电源、第一备用电源、第二备用电源在切换过程中，不能并列，只能断电切换。
2.3.2 保安电源就地开关柜启动方式选择开关置“自动”位，柴油发电机组机头控制面板启动方式选择开关置“自动”位，出口开关处于热备用状态。
3 柴油发电机组的运行及检查
3.1 正常备用状态时各开关、手把的位置
3.1.1 保安电源就地开关柜各表计、指示灯指示正确。
3.1.2 柴油发电机出口开关在“分闸”位。
3.1.3 保安电源就地开关柜启动方式选择开关置“自动”位。
3.1.4 柴油发电机组机头控制面板启动方式选择开关置“自动”位。
3.1.5 柴油发电机组机头控制面板紧急停机按钮在拔出位置。
3.2 正常检查及维护项目
3.2.1 出口开关柜及自起动开关柜指示灯指示正确，CRT及就地无报警信号。
3.2.2 电缆、继电器外观正常，无发热及放电现象。
3.2.3 配电室设备位置正确。
3.2.4 机组附近清洁无杂物。
3.2.5 机组燃油油位、机油油位及水位正常。
3.2.6 蓄电池浮充电压在24V以上，26-28V左右。
3.2.7 检查油箱内燃油储量充足。
3.2.8 向水箱注水，断定水路畅通后关闭排水阀，水箱注满后关闭注水门。
3.2.9 检查柴油机底壳内机油量充足（按规定周期更换机油）。
3.2.10 检查柴油机供油系统、润滑系统、冷却系统各管接头无漏气、漏水、漏油现象。
3.2.11 柴油机组启动前，应停用24V充电电源和加热器电源。
3.3 柴油机运行规定
3.3.1 在备用状态时，柴油发电机组启动电池组必须处于浮充电状态。
3.3.2 为了保证机组的顺利启动，环境温度应尽量保持在20℃以上。
3.3.3 各电位器出厂前，均已整定好，一般不宜随意调整。
3.3.4 不能采用硅整流器来代替启动电池组。
3.3.5 当机组自动方式发生故障，应采用手动方式运行。
4 柴油发电机组的试验
4.1 试验步骤
4.1.1 检查各指示灯指示正常，开关、手把位置正确。柴油机具备启动条件。
4.1.2 保安电源就地开关柜启动方式选择开关置“自动”位。
4.1.3 将柴油发电机组机头控制面板启动方式选择开关置“运转”位，检查机组起动正常，电压和频率达到额定值时，出口开关自动合上。
4.1.4 机组运行10分钟后，将柴油发电机组机头控制面板启动方式选择开关置“停机”位，机组停止运行，出口开关自动断开。
4.1.5 将柴油发电机组机头控制面板启动方式选择开关置“自动”位。
4.2 定期试验规定
4.2.1 按规定进行柴油机组的定期试验。
4.2.2 进行定期试验时应通知电气及机务维护人员。
5柴油机版面介绍
5.1表计有：交流电压表、交流电流表、功率表、频率表。
5.2数字式显示屏屏幕上有四个键：
显示幕功能选择键：经由不同的功能选择设定及调整发电机组参数，当位于键旁的绿色箭号时即表示可使用该按键。
功能选择键：按下此按键，可使数字式显示屏回到主功能表状态。
复归键:当告警或紧急停机状态发生并修正后按下此键复归至正常状况。紧急停机复归时，应将“运转、停机、自动”切换开关转至“停机”位置。自动模式下，紧急故障停车可立即去除遥控自动启动输入信号并反复按下遥控复归输入按键来完成复归的动作。
自我侦测键：按下并压住此键，直到控制盘上的LED显示幕亮起且循环显示所有紧急停机和告警信号。要在不启动发电机组情况下开启功能显示屏时，需按下自我侦测键后松开，此时PCC会启动操作软件并允许操作功能显示幕。如果没有输入任何功能时，软件内设定的记时器在30秒后关掉电源。
5.3面板上其它键和开关的作用:
控制盘照明键：按下此键来控制前面板照明的开关，照明灯亮起后约8分钟自动关闭。
相位选择键和指示灯：按下此键来显示发电机组交流电压交流电流的相位,LED指示灯等会指示所显示的相位。
“运转、停机、自动”切换开关此开关可在发电机旁启动或停机，也可以遥控来控制引擎的转动。
紧急停机按钮：按下此键可使引擎紧急停车。
5.4各指示灯：
非自动启动状态指示灯：当“运转、停机、自动”切换开关不是处于自动模式下，此红色指示灯会不停的闪烁。
警告状态指示灯：当控制盘侦测到任何警告状态时，黄色指示灯就会亮起。而只要告警信号解除，就可按下复归键使指示灯复归至原始状态。在自动启动模式下，警告指示灯可在信号解除后，按下遥控输入信号复归键来完成告警信号复归。
紧急停车状态指示灯：当控制盘侦测到紧急停车信号时，红色指示灯就会亮起。而只要紧急停车信号解除，就可以切换“运转、停机、自动”切换开关至“停机”的位置，并按下复归键来完成。在自动启动模式下，紧急故障停车时，先解除遥控自动启动输入信号，再反复输入复归信号来完成。
6 柴油机的启动与停止
6.1 启动方式分：手动、自动
手动：切换“运转、停机、自动”切换开关至“运转”位置，此时会启动引擎控制系统和启动系统。起动马达会先转动，几秒钟后，当引擎转速达到450---570r/min时，启动马达会自动脱离。如果引擎无法启动，起动马达会在设定时间75秒后自动脱离，并发出“启动失败”报警。发电机组控制盘可选择“周期循环式”启动控制，其将做三次周期循环，每一周期循环中起动马达自转15秒，然后停止15秒。清除过时信号方法：先将运转、停机、自动选择键切换至停机位置，再按下复归键，等2分钟使起动马达冷却后再重复启动的程序，如果引擎在第二次仍旧无法启动时联系检修处理。
自动：将“运转、停机、自动”切换开关切至“自动”位置，如此即可使发电机组从自动遥控位置启动。当遥控启动的信号输入时，操作软件开始启动，控制面板也会亮起，接着就按照手动起动中的程序动作。起动马达会在启动延迟记时器记时后（0—300秒）开始转动。
有载冷车启动：柴油发电机的环境温度大于4℃，必须安装冷水加热器，冷水温度必须维持在最低32℃，以便紧急启动时，能在10秒内投入负载。当环境温度低于32℃时，配有冷水加热器虽然可以启动，但只要周温低于4℃以下启动，就需要超过10秒的暖机时间才可以投入负载。
6.2 柴油机的停止：控制盘停机、遥控位置停机、ATS自动停机、紧急停机。
从控制盘停机：在停机前先空载运行3—5分钟，如果机组由控制盘启动时，可将“运转、停机、自动”切换开关切至“停机”位置后机组马上停机，此时控制盘会从外部感应信号显示机组处于停机状态。
工作电源恢复后自动停机：如果机组主电源恢复供电后，输出一停机信号来控制发电机停机。
紧急停机：紧急停机按钮位于控制盘的右下方，在紧急停机时按下该按钮，此时红色停机灯会亮起，且显示屏显示：“紧急停机102---停车”，要复归时，顺时针转动紧急停机按钮后拉出，再将“运转、停机、自动”切换开关切至“停机”位置，然后按下复归按钮复归。
7 保安电源事故处理
7.1 保安MCC段未自投的处理
a 检查工作电源开关确已断开，若未断开应手动拉开；
b 退出快切装置；
c 检查第一备用电源是否正常，如正常应手动合上第一备用电源开关，检查保安MCC段母线有电压；
d 如第一备用电源无压，应断开第一备用电源开关，检查柴油发电机自启良好，如未自启应立即手动开启柴油发电机，视柴油发电机电压、频率正常后，合上开关，合上柴油发电机分支开关，检查保安段MCC母线电压正常。
7.2 保安段母线PT一、二次保险熔断
a 退出快切装置；
b 退出柴油机自动方式；
c 检查更换保险；
d 投入备用电源自投装置；
e 投入柴油机自动方式。
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