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太阳纸业热电厂期150MW电气运行规程发电机运行规程第一部分 发电机运行规程1技术规范 1.1 #1机规范型号 WX21Z085LLT功率因数0.85（滞后） 额定容量Sn176.471MVA频率50HZ额定功率Pn150MW绝缘等级F/B定子电压15.75KV接线方式Y定子电流6468.9/7116A转速（转/分）3000额定励磁电压248.3V相数 3额定励磁电流1344.2A进口风温40空载励磁电压66.2V出口风温90空载励磁电流481.2A 冷却方式空内冷定子线圈极限温度120效率（保证值）98.6%转子线圈极限温度105定子总重量148.2T1.2 励磁系统规范1.2.1 励磁变规范型式环氧干式（铝合金外壳）型号ZSC9-1250容量1250KVA冷却方式自然冷却，加风冷装置电压15.7522.5%/0.4966KV防护等级IP20正序阻抗6.05%零序阻抗5.1接线组别Y,d11绝缘等级FCT变比200/5CT容量30VA重量4.55T效率98.822 发电机的运行规定2.1 发电机的绝缘电阻2.1.1 发电机在启动前或停机后，应测量发电机的定子及励磁回路的绝缘电阻，并将测量日期、线圈温度、绝缘值记入绝缘记录本，如不合格应汇报值长。2.1.2 发电机定子回路的绝缘电阻用2500V摇表测量，其值不应低于以前同一线圈温度和空气湿度时的1/3-1/5，且最低不得低于每千伏1兆欧（15.75M）,吸收比1.3.当测量的发电机绝缘电阻数值低于规定时，应查找原因并汇报值长，同时通知检修人员进行处理，若采取措施仍不合格，应汇报总工。2.1.3 发电机励磁回路的绝缘电阻，用1000V或500V摇表测量，其绝缘电阻不得低于0.5M。如低于规定值时，应查找原因并汇报值长，同时通知检修人员进行处理，若采取措施仍不合格，应汇报总工。2.1.4 发电机绝缘电阻不合格，严禁机组启动。2.1.5开通油路、进入轴承前的润滑油压约0.15MPa；进入轴承后的油压约0.08MPa（在进油管对面的法兰盖上装压力表观察）。当进油的压力低于0.15MPa而进入轴承内的油压又低于0.08MPa时，应加大“限油板”的进油孔，使轴承内油压达到0.08MPa，此“限油板”在进油管法兰与轴承座进油法兰之间，卸下进油法兰的紧固螺栓即可取下。如果装有高压油顶轴装置者要求油压在1030MPa时即可启动，盘车结束后即可停止高压油（是否有高压油顶轴装置，由汽轮机起动要求而定）。2.1.6起动后升速过程中应观察轴承振动，正常不超过0.05mm，当达到临界转速时可能出现较大的振动值应尽快突过此转速。2.1.7 在升速及额定转速运转中，应随时观察进油温度不大于45，出油温度不得超过70，轴承内的油压不低于0.05MPa。2.2 发电机正常运行各部允许温度发电机采用“F”级绝缘系统，实际采用的温度限制按照“B”级执行定子绕组120（按热电偶法 RTD）转子绕组110（按电阻法）定子铁芯120（按热电偶法 RTD）集电环120轴瓦90（按热电偶法 RTD）2.3 发电机参数变化时，允许运行工况规定2.3.1 发电机可以降低功率因数运行，定转子电流不允许大于额定值，而视在功率则适当减小；当功率因数增大时，发电机的视在功率不能大于额定值。2.3.2 当功率因数为额定值，电压变化在5和频率变化1时，应能连续输出额定功率。2.3.3 发电机电压正常变动范围为5Un，最大变动范围不得超过10Un。电压在正常范围内变动时，发电机额定出力不变。发电机电压可在110Un电压下连续运行，但其励磁电流不允许超过额定值。 2.3.4 发电机带额定负荷时最高冷却器进水温度为33,每升高1,应降低发电机额定出力的2；当进水温度超过38时, 每升高1,应降低发电机额定出力的5,冷却器最高允许进水温度不得超过40。2.3.5 发电机运行中的额定进风温度为2040，密闭通风冷却的发电机进风温度以冷却器不凝结水珠为限，通常凝结水珠的温度在20左右。其进出风温差不得大于40。2.3.6 当发电机进风温度高于40，而不超过45时，则每升高1，发电机静子电流应减少额定电流的百分之一点五（100A）。当进风温度高于45，而不超过50时，则每升高1，发电机静子电流应减少额定电流的百分之二（132A）。当进风温度高于50时，而不超过55，则每升高1，发电机静子电流应减少额定电流的百分之三（200A）。发电机进风温度最高不允许超过55。2.3.7正常发电机频率保持在500.2HZ范围内，最大变动范围为500.5HZ。2.3.8发电机三相不平衡电流在连续运行中，不得超过10In，且每相电流均不得超过额定电流（In），负序电流分量（I2）不得超过额定电流（In）的8。2.3.9 在事故状态的极短时间内，发电机能够承受不平衡短路负荷，事故时负序电流值和相应的时间见表1：表1:事故性不平衡负荷允许值t(s)23451020I(%)223182158141100712.3.10 发电机的短时过负荷 发电机在系统故障状态下，为了避免破坏电网系统的静态稳定，允许短时过负荷运行见表2，表3表2：定子绕组允许短时过电流运行时间（s）103060120定子电流/额定定子电流（）226154130116表3：转子绕组允许短时过电流运行时间（s）103060120励磁电流/额定励磁电流（）208146125112但以上两种运行方式每年分别不能超过两次，时间间隔不小于30min。如超过规定应停机检查。2.4 发电机运行中应做好以下工作2.4.1 严格监视各项参数，使其在规定范围内运行。2.4.2 根据调度要求下达的负荷曲线和系统电压情况，合理、经济的调整发电机有、无功负荷。2.4.3 正常运行时每班应对发电机及其附属设备全面检查一次，当外部发生短路故障，应立即对发变组系统进行全面检查；当发电机有缺陷时，应加强监视和检查。2.4.4 集电环和电刷的维护。2.4.4.1 正常维护1）检查电刷是否有脱辫现象，装配时的紧固部件是否有松动现象，导线是否氧化及是否有烧断股线现象等。2）检查电刷的振动。运行中造成的因素很多，如集电环有凹凸地基变形偏心等，对集电环表面的凹凸点，轻者停机后打磨，重者机械加工处理。3）每次停机时，应清除集电环通风沟，通风孔内的碳粉及灰尘等异物，以免影响通风效果。同时应特别注意检查集电环底部的电刷情况。4）为了使两集电环所经受的磨损均匀，每隔一段时间（一般为二到三个月）将发电机的励磁电流极性调换一次。5）定期用吸尘器清理集电环、刷架装置附近特别是绝缘件上的碳粉及灰尘，以避免降低励磁回路的绝缘电阻。6)油污过多可用四氯化碳擦拭.2.4.4.2 电刷发热的处理1） 值班人员应及时通知检修人员。2） 检查发热原因，对发热特别严重的碳刷可取下。3） 减少励磁电流。2.4.4.3 维护电刷的注意事项1） 在调整电刷时应穿绝缘靴（或站在绝缘垫上），袖口应扣紧，长发应盘在安全帽内。2） 禁止同时用两手碰触发电机励磁或接地部分。3） 禁止同时接触两个不同极的带电部分。4） 励磁系统发生一点接地时，禁止进行更换电刷工作。5)每个滑环上一次只允许更环3支电刷,运行(2448h)后再更换.2.4.5 空气冷却器的维护2.4.5.1 冷却器投入后，必须根据其技术数据及技术要求保持额定的运行方式。运行中不允许受到高水压的冲击，不允许冷却水温的急剧变动，不允许超过冷却器的使用标准的腐蚀性化学物质及任何颗粒进入水回路中。为防止腐蚀或脏污，每年应定期清理。2.4.5.2 当发电机长期停机而且不需要投入冷却器时（超过120小时），应通知汽机将冷却器内部的水排出并吹干。2.4.5.3 发电机大、小修后开机时或在循环水系统、冷却器系统工作结束后，在投入冷却器前应打开冷却器放空气门进行放气。2.4.5.4 冷却器投入后应检查其进出水门、放空气门无漏水现象，进出水管有温差。2.4.6 运行中应对发电机转子绕组的温度进行监视，其监视方法按以下公式进行计算：T2=(235+T1)R2/R1-235其中: T1-转子绕组的冷态温度 T2转子绕组的热态温度 R1对应T1时的冷态直流电阻 R1-Uf/Ii Uf、 Ii为励磁电压、电流值2.4.7发电机风室湿度控制器在发电机停机后投入,发电机开机后退出. 2.5 发电机正常运行中的检查项目 2.5.1 发电机声音正常，振动、窜动不超过规定值。2.5.2 发电机各部温度不超过规定值。2.5.3 发电机各连接部分无松动、过热现象。2.5.4 滑环、碳刷清洁,无振动、过热现象。2.5.5 发电机窥视孔应完整，端盖螺丝紧固不漏风。2.5.6 自窥视孔观察机壳内部无异常现象。2.5.7 发电机出线无过热、放电、变形现象。2.5.8 冷却器进出水门、放空气门无漏水现象。2.6 发电机启动前的检查及准备工作2.6.1 发电机的有关工作票全部收回，安全措施全部拆除。2.6.2 检查有关一、二次设备及回路全部清洁无损，符合启动要求。2.6.3 检查发电机滑环碳刷清洁正常，接触良好，压簧完整,碳刷在刷窝内压力合适，活动自如，无卡死，破碎现象。2.6.4 封闭母线微正压通风装置正常。(外壳70)2.6.5 励磁变、调节器周围无杂物且备用良好，冷却装置正常。2.6.6 检查发电机空气冷却装置正常。2.6.7 检查发电机主开关及刀闸均在断开位置。2.6.8 测量发电机定子回路、励磁回路绝缘电阻应合格。2.6.9 检查TV一次保险良好,装上TV一次保险（三组）。2.6.10 装上TV二次保险。2.6.11 合上TV二次开关。 将发电机中性点消弧线圈在断开位置.2.6.122.6.13 合上发电机TV端子柜内小开关。2.6.14 检查各保护压板投入正确。2.6.15 EMPS上发变组有关控制开关位置正确，无异常及报警信号。2.6.16 投入发电机主开关及励磁开关控制电源。2.6.17 检查励磁调节器切至“远方”操作位置.2.6.18 合上发电机主开关,励磁开关及刀闸的控制电源.2.6.19 检查发电机主开关SF6气体压力,油泵压力正常.2.6.20 实验发电机主开关拉合良好.2.7 发电机的升压及并列2.7.1 发电机并列必须满足的条件:2.7.1.1 待并机组频率与系统频率相等。2.7.1.2 待并机组电压与系统电压相等(5-10).2.7.1.3 待并机组相位与系统相位相同。2.7.1.4 待并机组相序与系统相序一致。2.7.2 准同期并列的注意事项2.7.2.1 大小修后或同期回路有工作时,必须经核对相序无误后，方可进行发电机的同期并列操作。2.7.2.2 出现同步表转动过快、跳动、停滞等现象时,禁止进行合闸。2.7.2.3 发电机在同期操作过程中,禁止其它同期回路的操作。2.7.2.4 同步表运行时间不得超过15min。2.7.2.5 投入自动准同期前,应试验装置良好。2.7.3 发电机并列2.7.3.1 发电机一经冲转,即认为带电,此时禁止在发电机一二次回路上进行检修工作(开机试验及继电保护试验除外)。2.7.3.2 在发电机转速升至额定转速的过程中,应对发电机滑环碳刷进行一次全面检查。2.7.3.3 转子转速达到额定转速后,应对汽轮发电机组进行全面检查。2.7.3.4 汽机转速已达3000r/min，且运转正常。2.7.3.5 合上发电机出口刀闸。2.7.3.6 在就地将励磁调节器切至“远方”操作位置。2.7.3.7 在EMPS上合上灭磁开关。2.7.3.8 在励磁方式选择菜单下选择“AVR”。2.7.3.9 切除“恒无功”。2.7.3.10 选择“启动励磁”。2.7.3.11 检查发电机定子电压升至15.75KV且三相电压应平衡。2.7.3.12 检查励磁电流及电压空载值应正确，并记录数值。2.7.3.13 在EMPS上打开发电机主开关同期合闸菜单。2.7.3.14 在同期菜单中点击 “同期表投入。2.7.3.15 点击 “投入同期开关”。2.7.3.16 检查发电机电压、频率与系统一致。2.7.3.17 点击“准同期请求DEH允许”；DEH允许后，点击“自动准同期投入”。2.7.3.18 同期时，发电机主开关自动合闸。2.7.3.19 检查有功负荷已带至5初始负荷（705MW）.2.7.3.20 检查无功负荷带至4MVar。2.7.3.21 点击“自动准同期复位按钮”2.7.3.22 汇报值长发电机并列成功。2.7.4 发电机手动准同期操作2.7.4.1 点击同期表投入；点击投入同期开关。2.7.4.2 检查同步表转速正常。2.7.4.3 检查压差、频差在合闸允许范围内。2.7.4.4 点击手动准同期投入。2.7.4.5 在相差表过零时，点击“合闸”并确认。2.8 接带负荷2.8.1 机组并列后，DEH自动带5%初始负荷（7.5MW）.2.9 发电机停机解列2.9.1 降低发电机有功负荷。2.9.2 根据有功负荷降低无功负荷。2.9.3 有无功负荷减至零时检查汽机主汽门已关闭。2.9.4 检查发电机主开关确已拉开。2.9.5 检查发电机定子三相电流均到零。2.9.6 在EMPS上调整励磁将发电机定子电压降至最低。2.9.7 在EMPS上选择“关断励磁。”。2.9.8 在EMPS上拉开灭磁开关。2.9.9 检查发电机主开关确在分闸位置，拉开发电机出口刀闸。2.9.10 在EMPS上检查发电机出口刀闸确已拉开。 2.9.11 拉开发电机直流控制电源。2.9.12 发电机静止后,应测量发电机定子回路及励磁回路的绝缘并做好记录。2.9.13 发电机在减负荷过程中,应注意功率因数不高于0.95,即无功负荷不应低于有功负荷的三分之一。2.9.14 发电机停机后,要确保发电机内部温度。高于环境温度,当低于环境温度时,应将加热装置投入运行,控制机内温度高于环境温度510。2.10发电机停机侧绝缘。2.10.1检查发电机主开关。2.10.2拉开发电机主开关,励磁开关及刀闸的控制电源。2.10.3验明发电机TV一次保险两侧确无电压。2.10.4取下发电机TV一二次保险,拉开二次小开关。2.10.5测量发电机定子回路,转子回路绝缘并做好记录。3 发电机的励磁系统3.1励磁方式：采用(南瑞)FLM自并励静止励磁系统，并装有电力系统稳定器（PSS）。3.2励磁调节装置的型号及原理：发电机采用SAVR-2000励磁调节器。励磁调节器的主要任务是维持发电机端电压恒定。为此，SAVR-2000励磁调节器需采集发电机机端交流电压Ua、Ub、Uc,定子交流电流Ia、Ib、Ic,转子电流等模拟量。调节器通过模拟信号板将高压（100V）大电流(5A)信号进行隔离并转化为5V电压信号,然后传输到主CPU板上的A/D转换器，将模拟信号转换为数字信号。通常在一个周波内（20ms）进行多点采样,然后计算出机端电压等测量值。为了能准确测量有功及无功，需对电压及电流进行瞬态无相差采样，既可计算出有功及无功。3.3SAVR-2000励磁调节器的使用 3.3.1装置的投电 在装置安装检查无误后，即可首先装置投电操作，操作步骤如下；3.3.2合机柜上方梅兰开关DK1、DK2、DK3(AC，DC电源开关)；3.3.3合A套交直流供电板（MBD207）前面板电源开关；3.3.4合A套24V电源板（MBD206）前面板电源开关；3.3.5合A套系统电源板（MBD205）前面板电源开关；3.3.6合B套交直流供电板（MBD207）前面板电源开关3.3.7合B套24V电源板（MBD206）前面板电源开关3.3.8合B套系统电源板（MBD205）前面板电源开关.3.4：装置正常开机起励操作 装置在开机起励前无脉冲输出，处于开机等待状态，一旦开机起励条件将进入开机起励操作。操作步骤如下： 3.4.1 自动开机操作 按电厂发电机正常开机顺序开机，本装置将升压到设定机端电压值（如设为额定电压），利用中控室“增磁“、“减磁“按钮 或调节装置 “现地增磁“、“现地减磁“按钮调整发电机端电压，以便同期并网带负荷。3.4.2 现地开机操作待现场满足机组起励条件，灭磁关关及励磁回路相应开关均合。首先通过调节器“手动增磁“、“手动减磁”按钮调整发电机端压设定值，然后按励磁调节器“励磁投入”按钮，发电机即起励建压至相应值。3.5：装置停机灭磁操作3.5.1自动停机发电机正常停机是调节器接到中控或监控停机令后自动逆变灭磁回到初始状态，等下次开机。3.5.3 现地停机按调节器面板上的“逆变灭磁“按钮，调节器逆变灭磁回到初始状态，等下次开机。3.6： 双机切换操作 在A、B套各自的主CPU板（MBD202）面板上“主/从“灯状态代表A、B套的主/从状态。“主/从“灯亮代表该套为主套，灯熄代表该套为从套。同时脉冲放大板上“脉冲输出“灯应对应“主/从“的状态。切换包括正常状态下手动相互切换及故障状态下自动切换。3.6.1正常状态下手动相互切换操作 A套切换至B套：若A套为主套，欲切换至B套为主套，则按B套主CPU板（MBD202）面板上的“主/从“按钮，即切换至B套。 B套切换至A套：若B套为主套，欲切换至A套为主套，则按A套主CPU板（MBD202）面板上的“主/从“按钮，即切换至A套。3.6.2故障状态下自动切换 A套切换至B套：若A套为主套，当A套发生故障时，若此时B套正常，则自动切换至B套为主套； B套切换至A套：若B套为主套，当B套发生故障时，若此时A套正常，则自动切换至A套为主套； 在故障情况下，调节器两套可自动切换。但在一套故障情况下，同时另一套运行发生故障将不再切换。故障包括：电源故障，硬件故障，软件故障及外回路故障。4 发电机异常运行及事故处理4.1 发电机紧急停机的条件：4.1.1 危及人身安全。4.1.2 发电机内部冒烟、着火。4.1.3 作用于发电机跳闸的保护拒动时。4.1.4 全部操作员站出现故障，且无可靠的后备操作监视时。4.1.5 发电机出现强烈振动并且机内伴有严重的摩擦声或撞击声。4.2 发电机过负荷处理原则4.2.1 事故情况下，发电机允许短时过负荷，但各部温度不得超过规定值。4.2.2 定、转子过负荷倍数值及持续时间，应符合表2和表3规定。4.2.3 发电机过负荷在允许的时间内，可用减少励磁电流的方法减少定子电流，但应监视电压和功率因数不超过规定值。如果减少励磁电流不能使定子电流降低到正常值时，应汇报值长，降低有功负荷。4.3 发电机升不起电压4.3.1 现象：4.3.1.1 发电机升压时，定子电压或转子电压、电流指示为零或接近于零。4.3.1.2 励磁投入10S后，励磁开关掉闸。4.3.2 处理：4.3.2.1 立即退出励磁。4.3.2.2 检查微机励磁调节器柜内有无报警。4.3.2.3 检查启励电源及装置是否正常。4.3.2.4 检查励磁调节器用1、2TV是否正常。4.3.2.5 若转子电压、电流正常，而定子电压升不起，则应检查表用TV回路是否正常。4.4 电流互感器(TA)故障4.4.1 现象：4.4.1.1 测量用TA故障时，故障相电流指示到零，有无功指示降低。4.4.1.2 DEH用TA故障，电网运行且投功率控制时，调速汽门突开，蒸发量突增，汽温降低（根据电负荷的不同，参数的变化不同）。4.4.1.3 保护用TA故障时机组可能跳闸。4.4.1.4 有关电流端子有火花、放电声，TA有异常声音或过热、冒烟、焦臭现象。4.4.2 处理：4.4.2.1 若TA本身故障，应请示值长解列停机处理；若机组自动掉闸，应查明故障原因，消除后重新开机。4.4.2.2 若TA回路故障，应立即停用与该回路相关的保护，通知检修处理。4.4.2.3 DEH用TA故障应将控制方式改为手动。4.4.2.4 TA故障自动闭锁时，通知检修处理。4.5 发电机电压互感器(TV)故障4.5.1 发电机仪表、保护用TV回路断线的故障4.5.1.1 现象： 1）EMPS报警，出现“TV回路断线”光字牌。2）发电机有功、无功，定子电压指示降低或到零，定子电流，转子电压，电流指示正常。3）DEH用TV故障，电网运行且投功率控制时，调速汽门突开，蒸发量突增，汽温降低（根据电负荷的不同，参数的变化不同）。4.5.1.2 处理： 1）停用有关低电压保护。 2）联系机炉注意蒸汽压力、流量，保持发电机负荷尽量稳定。 3）运行人员应记录TV故障时间并做好电量记录。 4）检查TV高、低压保险是否熔断，若熔断，应立即更换恢复送电。5） 正常后可恢复所停保护及自动装置并作好记录。6） DEH用TV故障时，应将控制方式改为手动。4.5.2 发电机励磁调节用TV故障4.5.2.1 现象： 1）发电机励磁电流、电压及无功突增。 2）发电机强励及过电压保护动作。4.5.2.2 处理： 1）如过电压保护动作，按发电机自动掉闸处理。 2）如发电机未掉闸时，将励磁方式切至手动。 3）降低励磁电流至正常值。 4）TV故障无法恢复时应停机处理。4.6 发电机定子单相接地4.6.0 现象：4.6.1.1 EMPS报警，出现“发电机定子接地”光字牌。4.6.1.2 发电机零序电压有指示。4.6.1.3 故障相电压降低或到零，非故障相电压升高。4.6.2 处理：4.6.2.1 若定子接地保护投掉闸时，发电机自动掉闸。4.6.2.2 若定子接地保护未投掉闸时，检查接地电流不大于2A；若大于2A，应立即汇报值长申请停机。4.6.2.3 在进行检查接地点时，应穿绝缘靴并不得触及设备外壳及构架。4.7 发电机自动跳闸4.7.1 现象：4.7.1.1 EMPS报警，发电机主开关及励磁开关跳闸。4.7.1.2 转子电压指示接近于零，其它参数指示均为零。4.7.2 处理：4.7.2.1 恢复报警、闪光信号。4.7.2.2 检查励磁开关是否掉闸，若未掉应立即拉开。4.7.2.3 检查主汽门是否关闭。4.7.2.4 检查保护动作情况，确定故障范围。4.7.2.5 全面检查找出故障点并隔离。4.7.2.6 若检查未发现故障点，确认系保护误动引起，经总工同意停用该保护将发电机零起升压试验，无异常后再进行并列。4.7.2.7 若确定跳闸是由于人员误动引起，应迅速合上励磁开关，将发电机并列。4.8 转子一点接地4.8.1 现象：4.8.1.1 EMPS报警，出现“转子一点接地”光字牌。4.8.1.2 转子电压正极对地或负极对地有指示。4.8.2 处理：4.8.2.1 恢复报警、闪光信号。4.8.2.2 根据表计指示确定接地极性和接地性质。4.8.2.3 对励磁回路进行全面检查，查找故障点。4.8.2.4 若故障点在励磁回路上，应及时消除。4.8.2.5 投入转子两点接地保护。4.9 转子两点接地4.9.1 现象：4.9.1.1 转子电流升高，转子电压降低。4.9.1.2 无功指示降低，机组强烈振动，发电机可能失磁或振荡。4.9.1.3 两点接地保护投入时，发电机自动跳闸。4.9.2 处理：4.9.2.1 若发电机由转子两点接地保护跳开，应按自动跳闸处理。4.9.2.2 若转子回路两点接地保护未投入或拒动，应立即解列停机。4.10 发电机变成电动机运行4.10.1 现象：4.10.1.1 EMPS报警，出现“逆功率”和“主汽门关闭”光字牌。4.10.1.2 发电机自动掉闸。4.10.1.3 有功指示负值，无功指示升高。4.10.1.4 定子电流指示稍降低，定转子电压、转子电流指示正常。4.10.2 处理：4.10.2.1 根据电压情况调整无功功率。4.10.2.2 若逆功率保护动作时，发电机将自动掉闸，此时应按发电机自动掉闸处理。4.10.2.3 若逆功率保护未动作跳闸，发电机运行超过1分钟未恢复时，根据汽机要求应将发电机解列。4.11 发电机失磁4.11.1 现象：4.11.1.1 EMPS报警，出现“发电机失磁”光字牌。4.11.1.2 发电机转子电压波动，转子电流指示降低或到零。4.11.1.3 发电机无功指示负值或到零。4.11.1.4 发电机有功指示降低，定、转子电流波动。4.11.1.5 发电机定子电压下降，定子电流升高。4.11.2 处理：4.11.2.1 减少发电机有功负荷至50MW以下。4.11.2.2 检查厂用电源是否自动切换，如未切换，若短时不能恢复应手动切换。4.11.2.3 检查失磁原因并设法恢复。 4.11.2.4 若15分钟内不能恢复，低励失磁保护动作将使发电机自动掉闸，此时按发电机自动掉闸处理；如保护投程序跳闸时，主汽门将关闭，应通知汽机侧注意。4.12 发电机振荡失步 4.12.1 现象：4.12.1.1 有无功剧烈波动。4.12.1.2 定子电流、电压剧烈波动，电流波动超过正常值，电压周期性地波动并降低。4.12.1.3 转子电流、电压在正常值附近波动。4.12.1.4 发电机发出鸣声。4.12.1.5 振荡失步机组参数波动与正常机组相反。4.12.2 处理：4.12.2.1 降低发电机有功负荷，励磁系统在手动下应增加励磁电流。4.12.2.2 采取上述措施无效时，自失步起3分钟不能恢复时，将振荡失步机组解列。4.12.2.3如果是振荡是由于系统引起，应增加发电机励磁电流，维持系统电压，根据调度命令处理。4.13 发电机非全相运行的处理4.13.1 发电机并列操作时，应确定开关三相合闸良好，若发电机非全相运行时，应立即将发电机解列。4.13.2 发电机正常解列停机时，应确认开关三相均已断开，定子电流三相均指示在零位时，才允许停用励磁，降低发电机定子电压，拉开励磁开关。若三相定子电流表其中一相有指示，禁止拉开励磁开关，应立即再拉发电机出口开关一次，若拉不开，应拉开上级开关（发变组出口开关及110KW侧开关），将发电机与系统解列。4.13.3 发电机开关误跳闸，有一相或两相开关未断开，造成发电机非全相运行，按发电机正常解列发生非全相运行时的情况处理。4.13.4 发电机运行中开关非全相运行的处理4.13.4.1 现象： 1）发电机定子电流一相或两相到零。 2）“不对称过负荷”光字牌发出。 3）发电机剧烈振动。 4）励磁电压电流表波动。 5）发电机负序电流有指示。4.13.4.2 处理： 1）停止发电机系统操作，将有无功负荷减至零。2）将机组立即解列。3）及时通知检修处理并记录非全相运行时间。 4）发电机非全相运行时，不得关闭主汽门和切除发电机励磁电源。4.14 发电机着火4.14.1 现象：4.14.1.1 发电机有烟气、火光、绝缘烧焦的气味。4.14.1.2 发电机定子铁芯、线圈温度不正常升高。4.14.2 处理：4.14.2.1 立即将发电机解列，要求汽机维持200300r/min。4.14.2.2 用四氯化碳或二氧化碳灭火器灭火，禁止使用泡沫灭火器或砂子灭火。4.14.2.3 发电机冷却系统继续运行，直至火灾扑灭为止。变压器运行规程1 变压器技术规范 设备编号项目#1主变起/备变#1机高厂变型式三相，三线圈铜绕组无励磁调压油浸式变压器。 三相式，铜导体油浸式双绕组有载调压降压电力变压器。三相式，铜绕组油浸式双绕组无载调压变压器型号SFS10SFZ10SF10-20000/15.75额定容量(MVA)180（绕组温升65K时）2020额定电压比(KV)24222.5%/121/15.7523081.25%/6.315.7522.5%/6.3额定电流(A)430/859/659950.2/1832733.1/1832系统最高工作电压(KV)25225215.75额定频率（HZ）505050效率（%）99.699.499.4接线组别YN,yn0,d11YN,d11D,d0极性 负极性负极性负极性空载损耗(KW)88KW24KW15.75KW短路阻抗 (%)U1-2=25%，U1-3=14%，U2-3=8%10.59负载损耗595KW92KW76.5KW线圈平均温升65K（用电阻法测量）65K（用电阻法测量）65K（用电阻法测量）顶层油温升55k(用温度计测量)55k(用温度计测量)55k(用温度传感器测量)绕组绝缘耐热等级A AA中性点接地方式 220KV侧直接接地，允许不接地运行的工况 110KV侧直接接地，允许断开运行6KV侧不接地 端子接线方式 高压测220KV架空导线 220KV架空导线20KV离相封闭母线经中压测110KV电缆低压测20KV离相封闭母线经发电机出口断路器与发电机相连共箱母线10KV共箱封闭母线高压测中性点架空软导线架空软导线中压测中性点架空软导线套管的相间距离低压；1200mm中压；大于1350mm高压；大于2800mm低压；大于400mm高压；大于2800mm低压；大于300mm高压；1200mm调压方式无载调压有载调压无载调压冷却方式ONAN/ONAF(70%,100%)ONAF（自然油循环风冷）ONAN/ONAF(70%,100%)制造厂合肥ABB变压器有限公司济南志友集团股份有限公司济南志友集团股份有限公司2 低压变压器技术范设备名称 项目#1低压厂变（41B）低压备用变(42B) 低压公用变（40B）1，2输煤变压器1，2脱硫变压器1，2除尘变压器保安变压器老厂保安变压器型号SCB9-1000/6SCB9-630/6SCB9-630/6SCB9-630/6SCB9-630/6SCB9-630/6容量(KVA)100063080016006303150电压(KV)6.32.5%/0.46.32.5%/0.46.32.5%/0.46.32.5%/0.410.52.5%/0.46.32.5%/10.5电流(A)92/1443.457/909.373/1154.7147/2309.434.6/909.3173.2/288.7接线组别D,Yn11D,Yn11D,Yn11D,Yn11D,Yn11D,do阻抗(%)666866绝缘水平FFFFFF冷却方式AN+AFAN+AFAN+AFAN+AFAN+AFAN+AF温升限值80K80K80K80K80K80K厂家天 津 市 特 变 电 工 变 压 器 有 限 公 司2 变压器的运行规定2.1 变压器的绝缘电阻2.1.1 变压器安装或检修后及停运时间超过一个月的，在送电前应测量绝缘电阻，合格后方可投入。搁置或停运六个月以上的变压器，投运前应作绝缘电阻和绝缘油耐压试验。2.1.2 6KV及以上电压等级的变压器用2500V摇表测量，400V及以下电压等级的变压器用500V摇表测量，高、低压侧对地绝缘电阻每千伏不低于1M，且不得低于前次所测量数值的40，吸收比（R60”/R15”）不低于1.3，若低于此值应汇报值长，查明原因。2.1.3 干式变压器用2500V摇表测量，其绝缘电阻值如下表。若低于此值应通知检修进行干燥处理。温度（）1020304050绝缘值（M）800450230120602.2 温度与温升的规定（周围环境温度40）2.2.1 绕组平均温升：65K（用电阻法测量）；2.2.2 顶层油温升：55K（用温度计测量）；2.2.3 铁芯、绕组外部的电气连接线或油箱中的结构件不超过80K。2.2.4 干式变压器正常运行温度不超过110，温控器设置掉闸温度为150。2.3 自然油循环风冷式变压器冷却系统的规定2.3.1 变压器投入运行前必须投入冷却装置，各冷油器的进出口油门打开。2.3.2 当冷却系统发生事故全部切除冷却器时，变压器在额定负载下的70%允许长期运行。2.3.3 当冷却装置电源全部消失，应迅速查明原因，尽快恢复一路电源供电，同时严密监视变压器的温度及各侧负荷情况，必要时降出力运行。2.3.4 当“变压器冷却装置故障”光字牌发出时，值班人员应立即到就地查明原因，及时处理，如不能处理，应立即通知检修人员处理。2.4 允许过负荷方式2.4.1 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下短时运行。正常过负荷可以经常使用，事故过负荷只允许在事故情况下使用。变压器存在较大缺陷（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。2.4.2 当变压器过负荷时，应及时联系调整负荷，使其恢复正常运行，短时不能恢复时，应及时汇报值长，变压器在过负荷运行前应投入全部冷却器，并加强检查。2.4.3 变压器事故过负荷按下表执行：变压器允许短时间过载能力应满足浸式电力变压器负载导则的要求（正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40）。单位：min 变压器过载的允许时间 表2.42过电流（%）允许运行时间（1）204803012045606045752010010注：（1）表2.42中的数值是按照油浸式电力变压器负载导则的计算值。2.4.4 变压器正常过负荷按照下述规定执行：2.4.4.1 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。2.4.4.2 变压器在低负荷期间，负荷系数小于1.0时，则在高峰负荷期间变压器允许的过负荷倍数和持续时间，按年等值环境温度，变压器的冷却方式和容量由下面的曲线来确定。2.4.5 干式变压器强制风冷下过负荷1.2倍时，最长运行时间不得超过8小时；过负荷1.5倍时，最长运行时间不得超过4小时。2.4.6 当变压器过负荷时，不得频繁操作有载分接开关，以免电流过大，将消弧触头或工作触头烧坏。2.4.7 变压器过负荷后，应将事故过负荷的大小和时间作好记录。2.5 变压器瓦斯保护规定：2.5.1 变压器运行中重瓦斯保护投跳闸、轻瓦斯保护投信号，重瓦斯保护和差动保护不准同时退出运行。2.5.2 下列情况应将重瓦斯保护由“跳闸”改投信号：2.5.2.1 变压器进行加油、滤油时。2.5.2.2 瓦斯继电器及二次回路上有工作时。2.5.2.3 开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门时2.5.2.4 变压器除取油样和打开瓦斯继电器上放气阀放气外，在其他所有部位打开放气、放油阀门和塞子时。2.5.2.5 变压器更换硅胶及处理呼吸器时，在上述工作完毕后，经两小时确认瓦斯继电器内无气体，经值长同意将重瓦斯保护投入跳闸。2.5.2.6 大修、更换瓦斯继电器或主变冷油器，检修工作结束后及变压器注油、滤油后，经十二小时运行，确认瓦斯继电器内确无气体并经值长同意将重瓦斯保护投入跳闸。2.5.3 瓦斯继电器内部气体分析和检查注意事项。2.5.3.1 瓦斯继电器内部气体分析可根据颜色及点燃试验确定： 1）无色、无味、不可燃气体说明变压器内部有空气。2）白色或青灰色带有臭味气味，说明变压器纸质绝缘材料故障。3）黄色不易燃气体，为木质材料故障。 4）黑色易燃气体为绝缘油内部故障。2.5.3.2 检查时注意事项： 1）注意安全距离，保证人身安全。 2）气体颜色鉴别应迅速进行，否则颜色将会消失。 3）注意气体的气味。2.6 变压器正常运行中的监视及检查维护2.6.1 变压器运行中的检查项目2.6.1.1 变压器本体及有载调压无渗油、漏油，储油柜和充油套管的油位、油色均应正常，且不渗漏油，呼吸器应完好，硅胶应干燥。2.6.1.2 套管外部应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其它异常现象。2.6.1.3 变压器声音正常。2.6.1.4 运行中各冷却器温度应相近，油温正常，管道阀门开启正确，风扇、油泵转动均匀正常。2.6.1.5 引线电缆连接良好，确无发热现象。2.6.1.6 压力释放阀完好，无漏油现象。2.6.1.7 瓦斯继电器应无气体，继电器与储油柜间连接阀应在打开位置，变压器外壳接地良好。2.6.1.8 变压器室的门、窗、锁应完整；房屋应无漏水、渗水；照明和空气温度应适宜。2.6.1.9 干式变环氧绝缘层无开裂脱落，温度测点良好。2.6.2 瓦斯保护运行中的检查项目2.6.2.1 瓦斯继电器内无气体，信号装置无显示。2.6.2.2 瓦斯保护压板装置符合使用要求。2.6.2.3 瓦斯继电器不漏油，连接管阀门应开启，油枕油位在监视线位置。3 变压器送电前的检查3.1 有关工作票已全部终结,拆除接地线及临时安全措施,恢复固定常设安全措施。3.2 检查变压器顶部无遗留物,本体清洁无渗油、漏油现象。3.3 油枕内的油色及油位正常。3.4 套管清洁完整,无破损裂纹现象。3.5 瓦斯继电器内部无气体,内部及接线盒接线良好,连接油门打开。3.6 中性点及外壳接地线良好。3.7 变压器冷却装置各部正常，事故放油门应完好，无渗漏，并锁好。3.8 变压器温度表各整定值整定正确。3.9 干式变压器环氧绝缘层无开裂、脱落现象。3.10 干式变压器分接开关位置正确。3.11 检查断路器、隔离开关、电缆、TA、TV等各部良好。3.12 各保护投入正确。4 变压器的投运及停运4.1 变压器的投运4.1.1 测量变压器的绝缘电阻合格。4.1.2 投入变压器的冷却装置。4.1.3 合上变压器的中性点接地刀闸。4.1.4 投入全部保护。4.1.5 一般按照先送高压侧,后送低压侧的原则送电；对单电源供电的变压器应先送电源侧,后送负荷侧；对一侧装有保护的变压器，在送电时应先送保护侧。4.1.6 变压器送电后其中性点的运行方式按调度命令执行。4.2 变压器的停运4.2.1 变压器在退出运行前,应根据调度命令先倒换接地方式。4.2.2 变压器停电前合上其中性点接地刀闸。4.2.3 一般按照先停低压侧，后停高压侧的顺序；对单电源供电的先停负荷侧，后停电源侧。4.2.4 变压器停电后，应将其冷却装置停电。4.2.5 根据要求做好停电后的安全措施。4.3 变压器并列运行的条件：4.3.1 接线组别相同。4.3.2 电压比相同。4.3.3 阻抗电压相等。5 变压器的事故处理5.1 变压器紧急停运的条件:5.1.1 内部声音很大，有强而不均的噪声且有爆炸声。5.1.2 套管破裂且放电现象严重。5.1.3 在正常负荷及冷却条件下，变压器温度异常升高，超过极限，并继续上升，经采取措施无效。5.1.4 严重漏油或压力释放阀喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。5.1.5 危及人身安全时。5.1.6 变压器冒烟着火。5.1.7 油色变化过甚，油内出现碳质。5.2 变压器的异常及事故处理5.2.1 变压器发生异常，允许经过申请批准后停用的故障：5.2.1.1 套管有裂纹，沿面放电。5.2.1.2 上部落物危及安全，但不停电不能解除。5.2.1.3 引线变色发热，但未熔化。5.2.1.4 漏油导致油位计看不到油位，但瓦斯继电器能看到油位。5.2.1.5