电气设备运行规程.doc

电气设备运行规程（试行）1 发电机的运行 1.1 发电机基本技术要求 1.1.1 发电机绝缘电阻参照制造厂规定。无规定时执行如下规定。1.1.1.1发电机开机前，采用2500V兆欧表，测量发电机定子绝缘电阻并做好记录。其发电机定子绝缘电阻不做规定，若在相近试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻降低至初次（交接或大修时）测得结果的1/31/5时,应查明原因并消除。对于定子水内冷发电机，测量定子回路绝缘电阻时，应用专用的发电机绝缘电阻测试仪，测量时应将汇水管到外接水管法兰处挂接线拆开，并将两端汇水管连接起来，接到兆欧表的屏蔽端或者用双水内冷发电机专用摇表测量，测完应恢复法兰两端挂接线。1.1.1.2 发电机励磁系统绝缘电阻（20）用1000V兆欧表测定，其值一般不低于0.5兆欧并做好记录。水内冷发电机转子绝缘用500V及以下兆欧表或用万用表测量，在室温时（20）一般不小于5K。如低于上述数值时，应采取措施恢复。若一时不能恢复，是否允许运行应由主管电气的厂领导（总工程师）决定。 1.1.1.3 安装好油管后，发电机轴承绝缘的绝缘电阻用1000V摇表测定，其值不低于0.5兆欧。 1.1.1.4 测量绝缘电阻前必须先验电，后放电，测量完毕后应进行放电。 1.1.2 发电机冷却系统允许温度参照制造厂规定，无规定时执行如下规定：1.1.2.1 发电机冷却方式为空气冷却，转子室内冷方式，入口冷却风温应在2040，进出口风温差不得超过25；1.1.2.2 发电机空气冷却器进水温度不超过33； 1.1.2.3 为防止发电机内部结露及改善线圈的工作条件，发电机入口冷却风温一般不应低于20。1.1.3 B级绝缘的发电机定子线圈和铁芯最高允许温度不超过105。转子和铁芯最高允许温度不得超过105。1.1.4发电机冷却器的投入和关闭根据入口冷却风温高低进行适当调节，以保证发电机在正常运行时的入口冷却风温在2040之间。1.1.5 发电机并入电网后，有功负荷增加按照汽轮机的规定执行，无功负荷根据有功负荷做相应调整。1.1.6 发电机电压变动时的运行参数。1.1.6.1 当发电机的定子电压在额定值的5范围内变化时，发电机可以按额定参数运行； 1.1.6.2 当发电机的定子电压超出额定值的5范围时，运行人员应调整发电机励磁，使电压恢复至允许范围内；1.1.6.3 发电机连续运行最高允许电压应遵守制造厂的规定，但最高不得大于额定值110%，发电机最低运行电压应根据稳定性要求来确定，一般不应低于额定值90%。1.1.7 发电机正常运行时，功率因数不得超过迟相的0.95，严禁进相运行。 1.1.8 发电机频率变化范围不超过0.5Hz时，发电机可以按其额定容量运行。 1.1.9 发电机的过负荷。1.1.9.1 发电机在入口冷却风温为40的情况下，正常运行时无论时间长短都不允许过负荷运行； 1.1.9.2 在事故情况下，为防止电力系统稳定的破坏，保证生产装置的正常运行，允许发电机的定子绕组短时内过负荷运行，同时也允许转子绕组有相应的过负荷。短时过负荷允许值应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时，可以参照下表： 定子绕组短时过负荷电流/额定电流1.11.121.151.251.31.41.5过负荷时间(分)60301554321.1.10 发电机负荷不平衡的规定。 发电机正常运行时，各相电流之差不得超过额定值的 10，同时任何一相电流都不得超过额定值。 1.2发电机的正常运行 1.2.1 发电机起动前的准备工作: 1.2.1.1发电机及其附属设备的工作票已全部收回，临时安全设施全部拆除，固定的安全设施已恢复； 1.2.1.2 发电机起动前应进行下列检查。 a)发电机本体、励磁系统、发电机小室、发电机开关室、发电机控制盘及其附属设备，应清洁无杂物。一次结线牢固正确； b)发电机轴承绝缘垫应清洁，绝缘良好，发电机轴的接地电刷应接触良好； c)与发电机有关的所有控制、保护、励磁调节装置的有关交直流保险已用上，各保护均投入，发电机主断路器的指示灯与其位置相一致，并确定断路器的位置在分闸状态； d)发电机控制系统和励磁调节装置等相关设备的二次线结线牢固，保护信号均复位； e)发电机各种表计指示正确，灯光和音响报警信号正确； f)发电机消防设备完好； g)在全部设备检查完毕后，测定发电机的绝缘电阻并应满足1.1.1条要求； h)发电机的润滑系统已正常运转，油压达到要求； j)发电机启动前的检查和操作工作完毕，汇报调度，由调度根据系统运行情况，通知进行发电机并网前的相关操作。同时，发电机运行人员要检查系统电压的大小及平衡度。1.2.2 发电机起动：1.2.2.1发电机一经开始转动，即认为已带电压。此时，原则上任何人不得在定子和转子回路上工作；特殊情况下需要工作，则应严格执行电业安全工作规程。1.2.2.2当发电机转速升至5001000rpm时，应进行下列检查： a)检查发电机内部是否有不正常的磨擦声音，检查集电环（滑环）上电刷是否有跳动、卡涩或解除不良，特别是对励磁机； b)发电机励磁盘“旋转二级管故障”有无报警；c)发电机各部分温度是否正常。发现问题立即汇报车间及调度，请求停机。1.2.2.3当汽轮机达到额定转速，通知可进行并网操作后，合上发电机励（灭）磁开关，观察发电机升压情况，将发电机电压调至额定值。1.2.3 发电机并网前，必须做下列检查；1.2.3.1 出口电压是否接近额定值，是否平衡，三相定子电流是否为零；1.2.3.2 系统的三相电压是否平衡；1.2.3.3 发电机冷却器的投入情况是否符合要求。1.2.4 发电机与系统并列条件。1.2.4.1 发电机电压与系统电压偏差不大于5；1.2.4.2 发电机频率与系统频率差在0.2周/秒以内；1.2.4.3 发电机相位、相序与系统一致。1.2.5 发电机并网的方式有自动准同期并网和手动准同期并网两种。1.2.6 并网后，应立即让发电机带上一定的有功负荷，并手动调节无功负荷，防止发电机逆功率保护动作跳闸。1.3发电机停机1.3.1 发电机解列停机，除事故和故障情况下应事先和调度联系，同意后方可解列停机。1.3.2 发电机解列的操作步骤：1.3.2.1 得到调度指令后，可以进行解列操作；1.3.2.2 将发电机有功功率减至零，无功功率减至12MVar；1.3.2.3 拉开发电机出口断路器或并网断路器；1.3.2.4 若发电机出口断路器故障不能断开，确保厂用电并经调度同意的情况下，可用母联（分段）或并网断路器解列发电机。1.3.3 当系统及发电机发生故障时，发电机保护应可靠动作，使发电机解列或停机。1.3.4 若发电机发生故障而保护没有动作而又危及到机组及设备的安全时，运行人员可先采用事故停机。然后向调度及车间汇报。 1.4 发电机运行维护和巡视检查1.4.1运行人员应时刻对发电机各部的温度，包括冷却风温，频率、功率因数、电压、电流，负荷情况进行监视并根据运行要求，随时调整发电机的运行参数，并严格执行巡检制度，每4小时至少巡检1次。 1.4.2 若发现发电机进相运行，应立即增加发电机励磁电流，如定子电流过大时，应报告调度及车间，并减少发电机有功负荷，使之回到迟相运行。 1.4.3 发电机励磁系统每4小时至少巡检1次，如遇下列情况之一时，应增加检查次数。 1.4.3.1 天气异常时； 1.4.3.2 系统异常，发电机过负荷运行； 1.4.3.3 发电机及励磁系统存在缺陷。 1.4.4 发电机及励磁系统巡检项目如下： 1.4.4.1 发电机及励磁系统各部温度正常； 1.4.4.2 发电机转动声音，振动是否正常； 1.4.4.3 励磁系统电流、电压、声音正常，旋转二极管指示完好； 1.4.4.4 发电机各种仪表，信号指示正常； 1.4.4.5 发电机辅助设备有无振动过大，放电等异常现象； 1.4.4.6 发电机出口断路器是否正常； 1.4.4.7 发电机消防器材是否完备。 1.4.5 运行人员必须认真地讲行监视和检查，定时记录运行工况的有关参数，及时记录设备缺陷，并及时通知检修人员尽快处理，确保运行中的电气设备处于良好运行状态中。1.5 发电机事故处理 1.5.1 电气事故处理的一般原则： 1.5.1.1 严格执行电气事故处理规程，一方面迅速进行事故处理并报告调度，另一方面通知车间。 1.5.1.2 事故发生时，运行人员应密切注意表计变化，并遵照调度指令操作，不得擅离职守。 1.5.1.3 处理事故时，不允许进行交接班，有必要时接班人员协助处理事故。 1.5.1.4 处理事故时应遵守下列顺序： a)根据声、光、信号和表计，掉牌继电器及设备外表现象判断事故原因； b)对人身及设备有威胁时，应立即设法消除其危险性直到最后停电为止，对人员和设备没有威胁时，则应设法恢复设备的正常运行； c)事故发生后，立即派人到现场了解情况，对设备进行详细检查、判明保护动作正确与否； d)事故处理结束后，应将事故发生情况时间及处理过程详细记录在交接班日志和事故记录本中；e)事故发生后，经分析判断确认，是由于继电保护误动作或越级动作或判明是系统故障引起的，则应迅速作好重新启动机组和并网的准备。1.6 发电机的异常运行及故障处理1.6.1 运行中的发电机负荷突然消失，有功表反指、无功表指示增大，应立即汇报调度，增加有功，增加有功无效将发电机与系统解列，作好记录。 1.6.2 运行中发电机电流突然指到最大，电压表指示突降，机组转动声音异常，可以判断为发电机或系统发生短路故障，如保护拒动应立即采取事故停机。汇报调度并作好记录。1.6.3 当发电机振荡时，将出现下列现象：1.6.3.1定子电流剧烈摆动；1.6.3.2有功、无功表摆动，经常是电压降低；1.6.3.3发电机发出鸣叫声且节奏与上列各仪表指针的摆动合拍。1.6.4 当发电机振荡时，运行人员应进行下列操作： 1.6.4.1 增加发电机励磁电流，减少有功负荷，恢复发电机正常运行，并汇报调度、车间； 1.6.4.2 振荡超过1分钟时，立即将发电机与系统解列，同时汇报调度、车间，并作好记录。 1.6.5 发电机失磁的现象。1.6.5.1发电机定子电压低于正常值，定子电流升高。1.6.5.2发电机进相运行无功表反指。1.6.5.3当转子回路断线而失磁时，励磁电压表指示正常或偏高，励磁电流为零。1.6.5.4未装失磁保护的发电机失磁后，手动增加发电机励磁电流，使其恢复正常运行。如调节励磁电流无效，将发电机解列。1.6.5.5装有失磁保护的发电机失磁保护拒动时，应马上解列，汇报调度及车间，并作记录。 1.6.6在中性点不接地或经消弧线圈接地系统中运行的发电机，当发现电网中有一相接地时，应立即查明接地点，如接地点在发电机内部应立即减出力停机。如接地点在发电机外部，亦应迅速查明原因，并将其消除。发电机带接地故障运行，不得超过小时。 1.6.7 发电机转子一点接地告警时，应密切监视发电机运行情况，适当降低发电机无功负荷，消除接地。1.6.8 发电机过负荷的运行处理。 1.6.8.1 汇报调度，联系汽机岗位，请求降负荷运行； 1.6.8.2 降低无功负荷，发电机出口电压不得低于额定值的95，发电机不得进相运行； 1.6.8.3 经过上述处理后，如发电机仍然过负荷，可以按发电机事故过负荷运行时间表运行，并将运行数据记录到发电机运行记录上； 1.6.8.4 在事故过负荷运行时，要密切注意发电机入口冷却风温和发电机定子绕组的温度变化及电流、电压的变化，绝不允许超温，否则应向调度说明情况，请求紧急限负荷。 1.6.9 发电机温度不正常的运行处理。1.6.9.1检查发电机冷却风温的温度，并汇报调度。1.6.9.2 检查冷却水压力和温度，并调整冷却器运行方式。1.6.9.3 检查发电机三相电流、电压正常。 1.6.9.4 经过上述检查处理无效时，应降低发电机有功和无功负荷，进行运行观察。如果发电机的温度仍不正常，就应向调度汇报，请求停机检查。 1.6.10 运行中发现发电机三相电流不平衡，且超过允许值时，应汇报调度，并请求调度对系统负荷进行检查和调整，直到恢复正常范围内。 1.6.11 发电机个别参数指示异常.且其它指示均无变化。这时根据其它表计情况和微机监控系统情况，对发电机的运行状态作出正确判断，如果是表计本身或二次回路故障引起，则应维持发电机运行，并汇报调度，检查处理。 1.6.12 发电机升不了电压。 1.6.12.1 现象： a)定子电压表，励磁电压表，励磁调节器输出电流表均无指示； b)定子电压表无指示，但励磁电压表，励磁调节器输出电流表有指示。 1.6.12.2 处理： a)应检查励磁回路及自动调节励磁装置是否异常； b)检查电压回路及PT二次回路是否异常。 1.6.13 发电机升压过程中定子接地。 1.6.13.1 现象： 升压过程中发现三相电压指示不一致。 1.6.13.2 处理： a)停止升压，拉开励（灭）磁开关； b)检查发电机出口PT的刀闸和一、二次保险接触是否良好； c)经上述检查未找出原因，应重新测量定子绝缘电阻，绝缘良好允许重新缓慢升压，在升压过程中应经常用电压表监视绝缘，若电压表仍有三相电压指示不一致现象，应立即拉开励（灭）磁开关，通知检修人员进行检查。 1.6.14 转子线圈匝间短路或两点接地。 1.6.14.1 现象： 励磁电流增大，无功电压降低，发电机剧烈震动。 1.6.14.2 处理： 保护跳闸停机，对转子进行检查处理。1.6.15 发电机保护动作跳闸处理：1.6.15.1 发电机出口断路器自动跳闸后，一般应作如下处理。a)检查厂用电系统运行是否正常；b)详细记录当时的现象及跳闸时间；c)查明什么保护动作，并分析保护动作的正确性；d)汇报车间及调度，组织对发电机进行全面检查。1.6.15.2 对发电机绝缘电阻，直流电阻进行全面检查。1.6.15.3 发电机差动保护动作，应首先检查发电机定子回路及保护范围内一次设备的绝缘电阻，然后检查发电机定子直流电阻，如没问题，应检查二次保护同路，直至查出问题方可再次起动开机。1.6.15.4 在系统正常的情况下，发电机过流保护动作后，应检查发电机定子、共箱母线等一次设备及二次保护回路。1.6.15.5 在系统正常情况下，发电机接地保护动作，应对发电机定子线圈PT等一次设备绝缘及二次保护回路作全面检查。1.6.15.6 在系统正常的情况下，发电机匝间短路保护动作，应对发电机匝间短路保护的一、二次回路进行检查。1.6.15.7 当励磁调节器柜上，“旋转二极管故障”灯亮报警时，应立即按正常停机程序停机，在停机过程中如发现伴有励磁电压的波动或急剧下降时，应立即停机，切除励磁。2 变压器的运行 2.1变压器的基本要求 2.1.1 变压器应按照“继电保护和自动装置规程”和“过电压保护规程”的规定，装设继电保护装置和过电压保护装置。2.1.2 变压器应按照“电气设备接地装置规程”的规定装设保护接地装置。2.1.3 315kVA以下变压器可用熔断器作保护，但熔断器的性能必须满足极限熔断电流、灵敏度和选择性的要求。 2.1.4 变压器外壳应有出厂铭牌、无机械损伤，外观整洁，瓷件完整，无渗油现象，油枕中油位在允许的范围内。 2.1.5 变电所内及容量在315kVA及以上变压器应装设电流表，其它仪表按需要装设。2.1.6 变压器应有测温装置，监测变压器上层油温。 2.1.7 运行的变压器应具备下列文件(或副本)：2.1.7.1出厂资料；2.1.7.2交接、大修及预防性试验资料；2.1.7.3运行记录。2.2变压器的运行方式 2.2.1 变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规定运行。2.2.2 油浸式变压器允许上层油温应遵守制造厂规定，最高温度不得超过95，为防止变压器油劣化加速，上层油温不宜经常超过85。2.2.3 变压器运行电压的变动，加在各电压分接头上的电压均在额定的105之内。2.2.4 变压器在正常情况下，一般不宜作过负荷运行，在事故或特殊情况下经主管领导批准，可作事故过负荷运行。过负荷倍数与时间不应超过表221允许值。同时运行人员必须严密监视变压器上层油温不得超过95。表2-2-1油浸自冷变压器事故过负荷允许运行时间(小时：分)过负荷倍数环境温度()0102030401.124:0024:0024:0019:007:001.224:0024:0013:005:502:451.323:0010:005:303:001:301.48:305:103:101:450:551.54:453:102:001:100:351.63:002:051:200:450:181.72:051:250:550:250:091.81:301:000:300:130:061.91:000:350:180:090:052.00:400:220:110:06+2.2.5 变压器经过事故过负荷之后，应将过负荷大小和持续时间记入变压器的技术档案之内。2.2.6 油浸风冷变压器在风扇停止工作时允许的负荷，应遵守制造厂的规定。当上层油温不超过55时，则可不开风扇在额定负荷下运行。如制造厂无规定时，允许带额定负荷运行的时间可参照表222有规定。表2-2-2 风扇停止允许带额定负荷时间空气温度()-100+10+20+30+40允许时间(h)351584212.2.7 变压器的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过线圈额定电流的25倍。当超过25倍时，应采取限制短路电流的措施。短路电流的持续时间不得超过表223的规定。 表2-2-3短路电流倍数20以上201515以下持续时间（秒）2342.2.8 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。结线组别为YY012和/Y11的配电变压器，中性线电流的允许值分别为变压器额定电流的25和40。制造厂另有规定者应遵守制造厂的规定。 2.3 变压器的运行和维护 2.3.1 变压器大修后投入运行前及长期停运后，均应测量线圈的绝缘电阻，测得的数值及油温应记入设备档案。绝缘电阻测定值，在相同温度下，不低于制造厂试验值的 70。制造厂未提供试验值时按表231和表232规定计算。表231 油浸式电力变压器绕组绝缘电阻的允许值(M)高压绕组电压等级温 度 （）1020304050607080310kV450300200130906040252035kV60040027013012030503560220kV120080054036024018010070表232 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数温度差()51015202530354045505560换算系数1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2注：同一变压器中压和低压绕阻的绝缘电阻标准与高压绕组相同。 测量时的温度与制造厂试验时温度不同时，应将制造厂所测数据换算到现场测量温度下的数据进行比较。吸收比(R60R15)在1030时3560kV级不低于1.2，110330kV级不低于1.3。 2.3.2变压器的检查 2.3.2.1 对变压器进行巡检次数每班至少1次，35kV及以上变电站每天进行1次夜间检查，其它每周进行1次夜间检查，异常天气及变压器运行异常时应增加检查次数。2.3.2.2 变压器定期检查的一般项目： a)油枕和充油套管内的油位、油色正常，且无渗漏油； b)套管外部应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其他异常现象； c)变压器音响正常，本体无渗油、漏油，吸湿器应完好，硅胶变色不应超过1/3； d)运行中的各冷却器温度应相近，油温正常，管道阀门开闭正确，风扇运转正常； e)引线接头、电缆、母线应无过热现象； f)安全气道及保护膜应完好无损； g)瓦斯继电器内应无气体，继电器与油枕间连接阀门应打开，防雨罩完好； h)变压器室内的门、窗、门闩应完整，房屋应无漏水、渗水、照明和空气温度应适宜；室外变压器防小动物措施应完善； i)干式变压器的冷却系统和温度测控系统应完好；j)变压器外壳接地线以及铁芯经小套管接地引下线应完整；k)消防设施应齐全、完好；l)事故油池清洁无杂物；m)有载调压设施完好。2.3.3 变压器投运前应注意的事项： 2.3.3.1 对长期停用或检修后的变压器，应检查接地线等是否拆除，核对分接开关位置，测量绝缘电阻。测量时必须将电压互感器断开。 2.3.3.2 变压器换油后，宜静置24小时，等待消除油中的气泡后方可投入运行。2.3.3.3 装有油枕的变压器送电前应先放去各套管底座、散热器及净油器等上部的残存空气。 2.3.3.4 值班人员在投运变压器之前，应仔细检查，并确认变压器在完好状态，具备送电条件。 2.3.3.5 所有备用中的变压器均应随时可以投入运行，长期停用的备用变压器应定期充电，试验冷却装置。2.3.4 变压器投运和停运，操作程序应遵守下列各项：2.3.4.1 先投入变压器有关保护；2.3.4.2 110kV以上变压器倒换中性点接地刀闸时，应当先投入另一台变压器中性点接地刀闸，然后再拉开原来运行变压器的中性点接地刀闸；2.3.4.3 变压器的充电应当由装有保护装置的电源侧进行，停运则先停负荷侧；2.3.4.4 可用隔离开关投运或停运空载电流不超过2A的变压器。2.3.4.5 冷却装置的投切按制造厂规定。风冷变压器的负荷达67额定电流或上层油温达55时应起动风扇，风冷运行时的上层油温不能超过85。2.3.5 瓦斯保护装置的运行 2.3.5.1 变压器运行时瓦斯保护或压力释放保护应投入信号和跳闸。备用变压器的瓦斯保护应投入信号，以便监视油面。 2.3.5.2 变压器在运行中进行滤油，加油及换硅胶时，应先将重瓦斯改接信号，此时变压器的其它保护装置(如差动、过流等)仍应接入跳闸位置。工作完毕，变压器空气排尽后，方可将重瓦斯重新投入跳闸位置。 2.3.5.3 当油位计指示的油面异常升高，或油路系统有异常现象时，为查明其原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门检查吸湿器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯改接信号，然后才能开始工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。 2.3.5.4 在地震期间，根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的类型来确定将重瓦斯投入跳闸或信号。 地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在恢复投运前对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确定无异状后方可投入。 2.3.6 无载调压变压器，在变换分接头时应正反方向各转动五周，以便消除触头上的氧化膜及油污，同时要注意分接头的位置的正确性。变换分接头后测量线圈直流电阻及检查销紧装置，并应对分接头变换情况作好记录。 2.3.7 变压器的并列运行 2.3.7.1 变压器并列运行应满足以下条件 a)绕组结线组别相同； b)电压比相等； c)阻抗电压相等； d)电压比不同和阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。2.3.7.2 新装或变动过内、外接线以及改变过结线组别的变压器，在并列运行之前必须核定相位。 2.4 变压器的异常运行和事故处理2.4.1 值班人员在变压器运行中发现有任何异常现象(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，并报告上级有关人员。应将经过情况记入交接班记录本和缺陷记录本内。 2.4.2 变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，值班人员应及时联系相关单位，调低变压器负荷。 2.4.3 变压器有下列情况之一者应立即停运： a) 变压器内部响声很大，并伴有不均匀爆炸声： b) 在正常冷却条件下，变压器温度不断上升至极限值； c) 漏油严重，导致油位急骤下降低于油位指示极限以下； d) 油枕喷油或防爆管、压力释放阀喷油； e) 套管有严重破损和放电；f) 变压器着火。 2.4.4 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，并必须进行下列工作： 2.4.4.1 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下应有的油温核对。 2.4.4.2核对温度表。 2.4.4.3 检查变压器机械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故障，不需停下可以修理时，则调整变压器负荷至允许温度，修理好投运后再增加负荷。 若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10以上，或负荷不变，油温不断上升，而检查结果其他正常，则认为变压器已发生内部故障，而变压器的保护装置因故不起作用，应立即将变压器停下修理。 2.4.5 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应即加油。加油时应将重瓦斯改接于信号，并注意排放空气。 如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯改为动作于信号，而必须迅速采取堵漏措施，并加油。 2.4.6 变压器油位因温度升高而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油降至适当的高度，以免漏油。 对采用隔膜式油枕的变压器，应检查胶囊的呼吸是否畅通，以及油枕的气体是否排尽等问题，以避免产生假油位。 2.4.7 瓦斯保护信号动作时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明原因，是否因侵入空气、油位降低，二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如瓦斯继电器内存在气体时，应鉴定气体的颜色及是否可燃，必要时取气样和油样作色谱分析，可根据有关的规程和导则判断变压器故障的性质。 2.4.7.1 若瓦斯继电器的气体为无色、无臭而不可燃；色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并将空气排出。 2.4.7.2 信号动作是因油中剩余空气逸出，而且信号动作间隔时间逐渐变短，将造成跳闸时，如无备用变压器，则应将重瓦斯改接信号，并报告上级领导人员，同时应立即查明原因加以消除。但如有备用变压器时，则应换用备用变压器，而不准将运行变压器的重瓦斯改接信号。 2.4.7.3 若气体是可燃的，色谱分析后其含量超过正常值，经常规试验给予综合判断，如说明变压器内部已有故障，必须将变压器停运，以便分析动作原因和进行检查、试验。 2.4.8 瓦斯保护信号与跳闸同时动作，并经检查是可燃性气体，则变压器未经检查并试验合格前不许再投入运行。 2.4.9 变压器自动跳闸时，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；如无备用变压器时，则须根据掉牌指示查明何种保护动作和在变压器跳闸时有何种外部现象(如外部短路，变压器过负荷及其它等)。如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，而是由于外部原因所造成，则变压器可不经检查而重新投入运行；否则须进行检查、试验，以查明变压器的跳闸原因。 若变压器有内部故障象征时，应进行内部检查。 2.4.10 变压器着火时，首先要断开电源，停用冷却器和迅速使用灭火装置灭火，并将备用变压器投入运行。 若油溢在变压器顶盖上而着火的，则应打开下部油门放油至适当油位；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。3高压断路器的运行规程3.1 高压断路器基本要求3.1.1 能迅速安全地切断短路电流、空载长线电容电流和空载变压器电感电流。3.1.2 能满足安装地点的动、热稳定性的要求。3.1.3 运行中有较高的绝缘强度并能抵抗外界恶劣条件的影响。3.1.4 满足频繁操作的要求。3.1.5 必须配备可靠的操作控制电源3.1.6对于易产生过热的节点部位宜采用在线测温装置3.1.7 断路器应有回路标志。3.1.8 断路器的分、合闸指示灯应指示正确，且易于观察；3.1.9真空断路器应配有限制操作过电压的保护装置；3.1.10 断路器具有完善的“五防”设施。3.2 高压断路器的运行管理3.2.1 断路器每天巡检次数不少于2次。新设备投运后1个月内应加强巡视，巡视周期相对缩短。高压变电所每周夜间闭灯检查1次。雷雨季节、高温季度、高负荷期间应加强检查。3.2.2 运行中的一般检查项目：3.2.2.1 油断路器的本体、套管的油位应正常，真空断器真空泡无裂纹、无变色，SF6断路器的气压及密度继电器指示应正常；3.2.2.2 套管及绝缘子应清洁完整、无损伤、无裂纹、无电晕放电现象；3.2.2.3 引线不得过紧或过松，接头接触良好不发热，触头不过热、无异常放电响声，无异常气味；3.2.2.4 电气、机械分合指示器指示正确。传动机构(外露部分)位置应与指示器位置相符；3.2.2.5 液压机构压力值正常，储能电动机不频繁起动，弹簧机构应正常储能；3.2.2.6 安全阀、排气孔应完整良好；3.2.2.7 机构箱、接线箱应密封良好，无积尘和小动物进入，潮湿天气应检查内部是否受潮，加热器是否投入。3.2.2.8 外壳无严重锈蚀现象，接地良好，基础牢固可靠；3.2.2.9 开关柜或断路器控制箱的门应关严。3.2.3 操作时的检查3.2.3.1 送电合闸前的检查：a)新安装、停电检修试验投入运行前，应经过验收检查合格，工作票已终结，临时接地线拆除，所有安全、防护装置应恢复到正常状态；b)油断路器的油位指示和油色应正常，真空断路器真空度应正常，SF6断路器的SF6气体压力应正常，严禁不正常时将断路器投入使用； c)电气和机械分合指示位置是否在分闸位置，确认断路器在分闸状态；手车断路器已推到运行位置； d) 确认应投用的保护与自动装置已投入； e)断路器的操作电源与合闸电源正常投入，储能机构已正常储能。 f)断路器严禁在带有负荷的情形下用人工合闸。 g)断路器两侧的隔离开关已经合好，相关的一次系统运行方式已具备送电条件； h)确认断路器回路正确。 3.2.3.2 合闸后的检查： a)电气、机械合闸位置指示是否正确，断路器是否已合上； b)母线或系统回路的电压和电流指示、负荷分配是否正常； c)应投入或停用的保护（自动装置）运行正确；d)断路器内部是否有不正常的响声或气味；e)检查储能机构储能正常。 3.2.3.3 分闸前的检查： a)检查断路器有关系统回路负荷，并考虑当断路器分闸后，系统回路负荷的分配是否合理； b)检查分闸后的一次系统运行方式是否正确； c)断路器及有关设备的保护（自动装置）投停是否正确；d)确认断路器回路正确；e)在操作进线或母联（分段）断路器时，应注意“先送后停”或“先并后分”，防止母线停电。3.2.3.4 分闸后的检查 a) 电气、机械分闸位置指示是否正确，断路器是否已分开； b)停电的设备电压、电流是否为零，转移到其它系统回路的负荷是否正确； c)断路器分闸后应停用的保护（自动装置）或其它有关设备的保护（自动装置）运行是否正常； d)断路器机构是否有不正常的情况。3.2.3.5 分合闸过程中的检查： a)操作中应目视电流表或电压表指示是否正确，合闸中本柜如有异常应迅速将断路器分闸； b)应注意操作中位置信号指示灯是否正确；c)远方操作的断路器应在综合监控系统中确认，并到现场确认操作后断路器的实际状态；d)保护与自动装置的动作指示、声音是否正常。 3.3高压断路器常见故障分析 常见的一般故障有拒跳、拒合、误跳、误合及绝缘体、载流件等故障。3.3.1 拒跳3.3.1.1 电气方面原因： a)直流电压过低； b)分闸回路元件(操作开关、跳跃闭锁继电器、分闸线圈、辅助接点等)接触不良、断线、短路或保险熔断； c)操作开关未至终点或返回太快或太早。3.3.1.2 机械方面原因： a)分闸连板位置过低，分闸锁钩或合闸支架吃度过大； b)分闸铁芯行程不够，分闸顶杆卡紧或脱落； c)合闸缓冲器偏移，滚轮及缓冲杆卡紧； 2.3.2 拒合3.3.2.1 电气方面原因：a)直流电压过低； b)合闸路元件(操作开关、跳跃闭锁继电器、合闸线圈、辅助接点等)接触不良、断线、短路或保险熔断；c)接触器线圈断线、极性接反或触头接触不良； d)合闸线圈层间短路或磁功能不足； e)用电机储能合闸的断路器，储能回路断线，弹簧机构的储能电机不工作，无法储能； f) 操作开关未至终点或返回太快或太早。3.3.2.2 机械方面原因： a)断路器本体和接触器卡涩； b)大轴窜动或销子脱落； c)合闸铁芯超越行程不足或卡涩； d)合闸缓冲间隙小； e)合闸托架坡度大、不正或吃度小； f)分闸连板三点位置过高，分闸锁钩啮合不牢； g)机械卡住，未复归到预备合闸位置； 2.3.3 误跳3.3.3.1 电气方面原因： a)继电保护误动作； b)直流两点接地； c)二次回路接线错误或产生寄生回路； d)在电网故障或操作时，硅整流直流电源出现电压波动、干扰脉冲等现象，使晶体管保护误动作。3.3.3.2机械方面原因 断路器机构托架坡度小，滚轮在托架上吃度过小，在低温时，机件收缩变形，滚轮由托架滑下。2.3.4 误合3.3.4.1 电气方面原因： a)保护或自动装置误动作； b)直流两点接地； c)二次回路接线错误或产生寄生回路； d)接触器起动电压过低，当直流母线出现瞬时过电压时，接触器起动。3.3.4.2 机构方面原因 a)断路器拉式绝缘子断裂或绝缘子固定销退出，导电杆自动落下，使一相断路器合闸； b)弹簧储能机构合闸锁扣扣入牵引杆深度不够，储能完毕后机构滑脱，使断路器自行合闸。3.3.5 开断容量低 a)断路器开断容量小于实际短路容量，开断故障电流时，可能发生喷油、触头熔焊、灭弧室损坏(炭化、开裂、掉块、起层、起泡等)，或断路器爆炸。 b)铭牌容量与实际不符。 c)箱内缺油或灭弧室内SF6气体不合格或真空灭弧室漏气。3.3.6 载流件故障a)触头松动、脱落或弹簧失效，触头接触不良；b)机械无自由脱扣装置或误操作。以上均可能造成触头过热、油箱发热、喷油或爆炸。4 电动机的运行 4.1 电动机的基本要求 4.1.1 电动机的工作制、额定参数、结构、装置型式、防爆类型、冷却方式、传动特性等，应满足使用条件和使用环境的要求。 4.1.2 电动机应有铭牌和工艺位号。若缺铭牌，应依据制造厂资料补齐。防爆电动机还应有国家授权认证机构认证的防爆标志。 4.1.3 其他要求 4.1.3.1 按每台电机设置操作柱或控制装置； 4.1.3.2 37kW或需调节监视电流的电动机，应在电动机安装处装电流表； 4.1.3.3 电动机及其使动机械应标有指示转向的箭头； 4.1.3.4 电动机及其起动调节装置的外壳应有可靠的保护接地； 4.1.3.5 交流电动机定子绕组引出线应标明相别和头尾，直流电机应标明极性； 4.1.3.6电动机应具有相关记录及技术资料。 4.1.3.7电动机的继电保护和自动装置应完整可靠，并按规定使用。4.1.3.8保护电动机用的各型熔断器的熔体，其额定电流必须与被保护电动机的额定容量相匹配，三相熔断器熔体的额定电流必须一致，每个熔断器的外壳上，都应注明其中熔体的额定电流值.4.1.3.9备用中的电动机应定期检查，以保证随时起动。4.2 电动机的运行条件 4.2.1 电动机按额定功率运行应具备的条件 4.2.1.1 供电条件 a) 电压为额定电压的5； b) 频率为49.550.5HZ。4.2.1.2 冷却条件 风冷电机入口风温和空冷器冷却水的出口水温40。 4.2.1.3 绕组最热点温度限值 绝缘耐热等级AEBFH最热点温度1051201301551804.2.1.4 测量温度限制用温、阻、检(温度计、电阻法、埋置检温计)三法，只可分别测得表面温度、平均温度，内部温度，都不是最热点温度。为保证最热点温度不超过限值，测量温度不得超过表421限值。表421：冷却介质温度40时电机各部测量温度限值（）耐垫级测温方法测温点AEBFH温阻检温阻检温阻检温阻检温阻检大型电机交流绕组100100110110120120140140165165中小型电机交流绕组90100105115110120125140145165直流励磁绕组130150表面裸露单层绕组105105120120130130150150125175集电环100110120130140永久短路绝缘绕组100115120150165与绕组接触的铁芯部件100115120140165永久短路无绝缘绕组和不接触与绕组的铁芯部件不应达到足以使任何相近的绝缘或其他材料有损坏危险的温度。 注：若冷却介质温度40，应降低表421限值。4.2.2 电动机按设计工作制运行于额定功率的条件 4.2.2.1 按恒定负载或间断负载连续工作制和短时工作制及断续周期工作制等设计工作制可以按额定功率运行的条件，应符合4.2.1条各项规定，不符合4.2.1.1条规定的供电条件时，为保证绕组最热点温度不超过4.2.1.3要求，应安排电动机低于额定电流运行。 4.2.2.2 不论何种运行方式，均要求运行电流不超定额线。若电流到定额线时，应检查绕组测量温度符合表421。若超过表421，应降低负荷电流。 4.2.3 电动机滚动轴承、滑环，换向器的允许运行温度限值应按制造厂规定。未查到制造厂规定的，可暂按表422规定。表422电动机滚动轴承、滑环、换向器的运行温度限值()电动机部件滚动轴承滑环换向器允许温度1001051004.2.4 电动机的气隙应均匀，各间隙相互间的差别不应大于平均值的5。 4.2.5 三相电机的三相电流应平衡。若不平衡，其三相空载电流的任何一相与平均值的偏差应不大于平均值的10。 4.3 电动机的运行维护 4.3.1巡（点）检项目 4.3.1.1 保持电动机外部清洁，防止水和异物进入电机内部； 4.3.1.2 检查运行电流及各部温度，做好记录，装有电压表及轴承振动显示仪的电动机尚需抄录运行电压和振动值； 4.3.2.3 注意电机的气味，倾听电机声音，如有噪音，可按表431作出初步判断。表431 电动机噪声特征及故障原因初步判断序号噪 声 特 征故障原因初步判断1涡流声、噪声稳定风扇结构不当，转子表面不洁2口哨声、随转速面变风扇叶片数与通风道配合不当3机座两端噪声大，有振动气隙不均匀，磁路不平衡4噪声低沉，时高时低转子有缺陷或轴承安装不当5接线盒处噪声大，随电压而变气隙过小，槽配合不当，定子刚度不够6敲击声，是明显轴承声轴承有故障7撞击声，不稳定嗡嗡声轴间窜动 1、2项为通风噪声，特征为风扇端噪声大；3、4、5项为电磁噪声，特征及断电后噪声消失；6、7项为轴承噪声，特征为轴承端噪声大。 5.3.2.4 检查轴承润滑是否正常，有无发热，漏油情况。滚动轴承润滑质量不良的评价按表432、表433。表432 滚动轴承用脂润滑的润滑质量鉴别序号检 查 发 现润 滑 质 量1脂发黑但仍有油性负荷超过脂的承载范围2脂变白呈海棉状脂用量过大，发生过度充气和气泡3有金属磨损微粒脂用量不足4脂均匀地呈浅黑色并且发干脂的润滑能力已经不行5脂的残渣表面发硬而内部稀软脂受到外部热源的烤炙6脂的残渣表面