发变组及励磁系统技术规范-电厂电气运行规程.doc

耒阳电厂300MW机组电气运行规程第一章 发变组及励磁系统技术规范1.1 概况本机组采用东方电机股份有限公司QFSN-300-2-20B型汽轮发电机，冷却方式为“水氢氢”，即定子线圈水内冷，转子线圈氢内冷，定子铁心及端部构件氢气表面冷却；主变采用保定天威保变电气股份有限公司SFP10370000/220型强迫油循环风冷变压器。发电机、主变及高厂变之间采用全连分相封闭母线联结成发变组单元接线方式，发电机中性点经单相变压器接地。 励磁系统整体采用ABB公司成套的机端励磁变静止可控硅即自并励励磁系统。1.2 发电机序号项目单位参数备注1型号QFSN-300-2-20B2额定功率MW300（353MVA）3最大连续功率MW330（388MVA）4额定电压kV205额定电流kA10.1896额定功率因数0.85滞相7额定励磁电流A2047计算值8额定励磁电压V389100计算值9额定频率Hz5010额定转速r.p.m300011定子绕组接线2Y12相数313出线端子数目614短路比（保证值）0.615效率（保证值）98.9%16强励顶值电压倍数217强励电压响应比2/s18强励时间s1019轴承振动mm0.02520轴振mm0.07521定子槽数5422转子槽数3223冷却方式水氢氢24绝缘定子绕组F按B级考核定子铁芯F按B级考核转子绕组F按B级考核25温度限值定子绕组及出水80检温计定子绕组层间90检温计层间温差（最高最低）8转子绕组110电阻法定子铁芯120检温计定子端部构件120首台埋置检温计集电环120温度计集电环出风65温度计轴瓦90检温计轴瓦、油封回油70检温计26氢气额定氢压MPa0.25最高氢压MPa0.30纯度96%冷氢温度3546热氢温度65露点25t5充氢容积m372每日漏氢m3/d1027定子内冷水定子充水容积(含出线)m30.3进水温度453进水压力MPa0.10.2流量(含出线水量3 t/h)t/h45电导率(20)us/cm0.51.5PH值78硬度ugE/L2氨允许微量28中性点单相变压器额定容量kVA30额定电压(高/低)kV20/0.22额定电流(高/低)A2.6/136.4电压比11.547/0.22冷却方式AN温升限值K100相数单相使用环境户内29一阶临界转速r.p.m134730二阶临界转速r.p.m362531发电机全长mm126201.3 主变压器序号项目单位参数备注1型号SFP10370000/2202冷却方式强迫油循环风冷(ODAF)3额定容量kVA3700004电压组合kV24222.5%/205连接组别YN，d116高压侧额定电流A8837低压侧额定电流A106818频率Hz509短路阻抗14.1%10调压方式无载调压11空载损耗kW190.812负载损耗kW628.913总损耗kW819.714允许环境温度-254015绕组平均温升K6016上层油温升K5017风冷却器数量组5油泵额定输出功率kW2.26B80-5/2.2型油泵额定电压V380油泵额定电流A6.5风扇额定输出功率kW250YF4-250型风扇额定电压V380风扇额定电流A1.4 励磁系统整体采用ABB公司UNITROL5000型成套的机端励磁变静止可控硅即自并励励磁系统，励磁变变比20/0.8kV，正常运行时，随机采用一个通道工作，一个通道即为紧急备用。正常运行时，要求周围环境温度+5+40，相关空气湿度5%85%1.5 封闭母线及微正压装置序号项目单位参数备注封闭母线型号FM-20/12500额定电压kV20额定电流A12500标准代号GB/T 8349-2000制造厂家北京电力设备总厂微正压装置第二章 发变组的启动及并网2.1 发变组的启动2.1.1 发变组启动前的检查和准备2.1.1.1 终结发变组一、二次回路工作票，拆除全部临时安措，恢复常设安全措施；2.1.1.2 检查发变组一、二次设备及回路各表计完好，场地清洁；2.1.1.3 检查发电机滑环清洁，碳刷接触良好、压力均匀，碳刷在刷握内活动自如，无卡涩现象，连接线牢固完整；2.1.1.4 发电机定子冷却水系统、氢气系统（含氢气冷却器）及密封油系统投入运行正常，各冷却介质符合技术规范要求。发电机充、排氢过程中禁止发电机及其系统的任何操作；2.1.1.5 发电机检修后、气候急剧变化或备用时间超过一周，启动前应测量发电机各部的绝缘电阻值，其值与上次比较无显著降低，且不低于以下规定值：1. 发电机定子绝缘电阻不能低于上次测量值的1/31/5（通水）（1000V2500V兆欧表）；2. 发电机转子绕组（包括励磁回路）：1 M（500V1000V兆欧表）；3. 发电机轴承绝缘电阻：1 M（1000V兆欧表）；4. 以上绝缘电阻任一项不满足规定值时，应查明原因并消除；若一时不能消除，发电机能否启动由总工程师批准；2.1.1.6 检查发电机大轴接地碳刷接地良好；2.1.1.7 检查发电机各部温度测点指示读数正常合理；2.1.1.8 检查主变、高厂变本体清洁，无杂物，外壳接地应良好，本体、油枕、散热器、油阀门等处均无渗、漏油现象；2.1.1.9 主变、高厂变油枕和充油套管的油色应透明，油位计指示与环境温度对应的指示一致。2.1.1.10 主变、高厂变上层油、绕组温度计完好，指示正常（冷态时应与环境温度相同），主变220KV侧中性点避雷器、放电间隙、接地刀闸完好，高厂变6KV侧中性点接地装置完好；2.1.1.11 主变、高厂变瓦斯继电器应充满油，连接门打开，无报警；2.1.1.12 主变、高厂变分接头位置正确，且三相一致；2.1.1.13 主变、高厂变冷却装置启动、联动以及自启动正常，冷却电源联动试验正常，各组冷却器控制选择开关位置正确。2.1.1.14 主变、高厂变一、二次引线各部连接牢固；2.1.1.15 主变、高厂变喷淋消防系统完好；2.1.1.16 检查励磁变处于备用状态；2.1.1.17 检查发电机中性点接地变压器处于备用状态；2.1.1.18 确认发变组按规定启动前的有关试验正常。2.1.2 发变组恢复备用2.1.2.1 确认发变组启动前各项检查正常；2.1.2.2 退出发变组热工保护，检查发变组其它所有保护均投入，保护信号已复归；2.1.2.3 检查发变组出口刀闸6301、6302（6401、6402）在断开位置，主开关630（640）在备用状态；2.1.2.4 送上主变及高厂变冷却装置电源；2.1.2.5 检查主变中性点接地刀闸3G36（3G46）在合闸位置；2.1.2.6 将发电机出口避雷器推至工作位置；2.1.2.7 装上发电机出口1TV、2 TV、3TV高压保险，将其推至工作位置，装上1TV、2 TV、3TV的低压保险；2.1.2.8 合上发电机中性点单相变压器一次侧刀闸； 2.1.2.9 将励磁系统恢复备用状态：1. 合上整流柜控制、信号电源开关；2. 合上整流柜风机电源，启动风机运行；3. 投入励磁调节柜交、直流电源，启动装置风扇运行；4. 检查各操作面板上各小开关位置正确；5. 送上发电机起励电源。2.1.2.10 检查发电机绝缘过热装置、局部放电装置、封闭母线微正压装置投入正常。2.1.3 发电机升速及检查2.1.3.1 发电机转动后，即认为发电机及其全部设备均已带电；2.1.3.2 汽轮发电机在升速过程中，应监听发电机各部位声音是否正常，动静部分有无摩擦；2.1.3.3 发电机转速至1200rpm时，检查发电机碳刷在刷握内活动正常，无跳动、卡涩或接触不良现象； 2.1.3.4 发电机转速至3000rpm时，应检查发电机各轴承振动及回油温度；检查冷却系统有无漏风现象；检查内冷水压、流量、检漏计、氢压、密封油压均应正常；2.1.3.5 汽轮机3000rpm定速后，根据调度命令，合上发变组出口刀闸；2.1.3.6 投入发变组主开关、励磁系统开关及微机同期控制器操作电源，检查主开关在远方控制位置；2.2 发变组的升压并网及带负荷2.2.1 发电机与电网同期并列条件2.2.1.1 发电机电压与电网电压差不大于5；2.2.2.2 发电机频率与电网频率差小于0.15Hz；2.2.2.3 发电机电压与电网电压相位相近；2.2.2.4 发电机与系统相序一致。2.2.2 程控自动升压并网2.2.2.1 稳定发电机转速3000rpm，检查AVR通道完好，无报警信号，通道工作方式为“自动”，通道控制方式为“REMOTE”；2.2.2.2 在OIS “发变组同期及励磁系统”界面上选择“开机程控”，按下“程控启动”按钮，则自动进行升压并网（以#3机为例）；2.2.2.3 发电机升压过程中应检查：电压升至8KV，自动切换为励磁变励磁，AVR自动控制，并监视各仪表指示正常，此时转子电压55V，转子电流300A左右。约经22秒，电压自动升至20KV，此时，校核发电机空载励磁电压150V，电流830A左右；发电机升至额定电压后，检查发电机定子三相电流应接近于0；2.2.2.4 630开关合闸后，复位开关，并检查ASS已退出。630在跳闸位置630在远方控制发电机电压90%Ue程控启动汽机转速2950rpm3G36合636合氢压0.1Mpa6301(6302)合6301断投630请求DEH同期AVR无故障励磁开关合闸位置DEH允许同期AVR在自动位AVR无故障无发电机保护动作励磁开关跳闸位置汽机转速2950rpm#3主变冷却器投入发电机转子A、B柜无接地投入ASS630断路器已合 退出ASSAVR投入自动 投励磁 ASS已退出 程控结束 励磁开关已合2.2.3 程控手动升压并网2.2.3.1 稳定发电机转速3000r/min， 检查OIS “发变组同期及励磁系统”界面上各逻辑条件逐步满足，红灯亮，将AVR通道工作方式切换至“自动”（如手动升压则切换至“手动”） ，通道控制方式为“REMOTE”；2.2.3.2 按下“励磁”按钮，按下对话框中“投入”按钮并确认，检查FCB开关自动合上；经8秒左右，发电机电压升至8kV，自动切换励磁变供电，此时转子电压55V，转子电流300A左右；2.2.3.3 约经22秒，电压自动升至20KV。若手动升压，则按下AVR中的“增磁”按钮，将发电机电压升至20kV。此时检查发电机空载励磁电压150V，电流830A左右；2.2.3.4 检查发电机定子三相电流应接近于0；2.2.3.5 检查前面逻辑满足后，在“630断路器控制”中按下“请求DEH同期”，按下“确认”按钮；2.2.3.6 检查前面逻辑满足后，按下“ASS”，按下框中“投入”按钮；2.2.3.7 检查630开关已合上，将630开关复位；2.2.3.8 检查ASS已退出；2.2.4 并网后操作及注意事项2.2.4.1 发变组并网时，若对系统发生较大冲击，应查明原因并对发变组详细检查，冲击无法消除时紧急解列发电机；2.2.4.2 并网后应立即通知汽机、锅炉，并带9MW初负荷；2.2.4.3 投入发变组热工保护；2.2.4.3 检查发电机定、转子无接地现象；2.2.4.4 退出微机同期控制器电源；2.2.4.5 及时增加励磁，并检查无功功率有无变化；2.2.4.6 及时投入氢气干燥器；2.2.4.7 检查主变冷却装置投入运行正常；2.2.4.8 并网后，发电机升负荷率由汽机决定。正常情况下，发电机定子电流即可增至额定值的50，由50Ie升至100Ie时间不应少于1小时，事故情况下，发电机定子电流增加速度不受限制，但应对发电机各部温度加强监视；2.2.4.9 发电机负荷60MW及以上时，将6KV厂用电切换至#3高厂变供电，并检查#3高厂变冷却装置的运行情况；2.2.4.10 发电机带额定负荷时，应对发变组本体及一、二次回路作详细检查。2.3 励磁系统的操作2.3.1 励磁系统运行方式2.3.1.1 励磁调节器AVR两通道均应打至“自动”，此时调节器备用通道自动跟踪工作通道，手动方式跟踪自动方式；2.3.1.2 调节器在“自动”方式，当两个通道的TV故障时，调节器自动切换至“手动”方式 运行。2.3.2 AVR通道投入备用：（以通道为例）2.3.2.1 合上AVR的交、直流电源开关；2.3.2.2 将AVR通道上的小拨轮开关拨至“ON”位置；2.3.2.3 检查控制面板上无“通道不许可运行”报警信号；2.3.2.4 按下控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮；2.3.2.5 按下控制面板上“RELEASE”及“CH ”按钮；2.3.2.6 按下控制面板上“AUTO”按钮。2.3.3 就地手动将通道倒至通道运行：2.3.3.1 检查通道备用正常，无报警信号；2.3.3.2 按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮；2.3.3.3 按下就地控制面板上“RELEASE”及“CH ”按钮。2.3.4 AVR通道由“MANUAL”切换至“AUTO”运行方式：2.3.4.1 检查AVR通道自动调节功能正常，无“AUTO DISABLED”信号；2.3.4.2 就地切换：先按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮，然后按下就地控制面板上“RELEASE”及“AUTO”按钮；2.3.4.3 遥控切换：检查控制方式在“REMOTE”，在DCS发出“AVR AUTO”命令；2.3.4.4 检查发电机电压及无功正常。2.3.5 AVR通道由“AUTO”手动切换至“MANUAL”运行方式：2.3.5.1 就地切换：先按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮，然后按下就地控制面板上“RELEASE”及“MANUAL”按钮；2.3.5.2 遥控切换：检查控制方式在“REMOTE”，在DCS发出“AVR MANUAL”命令；2.3.5.3 检查发电机电压及无功正常。2.3.6 励磁调节器AVR的保护功能2.3.6.1 过电流保护：该保护由正时限和反时限两部分组成；2.3.6.2 P/Q-保护：预防发电机欠励磁和避免发电机在稳定极限以外工作；2.3.6.3 AC过电压保护：吸收由可控硅换向和功率系统瞬变产生的电压尖峰；2.3.6.4 DC过电压保护：保护励磁绕组；2.3.6.5 励磁接地故障监视器：用于检测转子回路，功率回路及机组运行时励磁变的低压绕组上的接地故障。第三章 发变组的运行3.1 总则3.1.1 发电机允许负荷变化范围为50%100%PN；3.1.2 发电机每年允许启停250次，总启停次数为10000次；3.1.3 运行中或静止（盘车）未排氢状态下，发电机周围10米范围内严禁烟火、电焊、气焊，“严禁烟火”警告牌必须放在显眼的地方；3.1.4 运行中的发变组及其辅助设备，每班至少巡视检查1次；3.1.5 备用中的发变组按运行机组对待，每班至少巡视检查1次，并保持发电机绕组温度在5以上。3.1.6 下列情况下应加强对发变组的巡视检查：3.1.6.1 新安装机组移交后一周之内；3.1.6.2 经大修并网后8小时之内每两小时检查一次；3.1.6.3 系统短路冲击后应全面检查一次；3.1.6.4 强励动作后应全面检查一次。3.2 发电机的运行3.2.1 发电机正常运行中的检查3.2.2.1 发电机本体清洁无异物，声音正常，无异常振动，无异味；3.2.2.2 发电机各表计指示正常，各部温度符合规定值，无局部过热现象；3.2.2.3 发电机氢、油、水系统运行正常，无渗漏、结露现象；3.2.2.4 发电机滑环上的碳刷应清洁完好，无卡涩、冒火、过短、刷辫断股现象，必要时进行更换。发电机大轴接地碳刷接触良好；3.2.2.5 发电机出口封闭母线各部温度正常，无过热变色现象，接地完好，微正压装置运行正常；3.2.2.6 发电机出口TV、避雷器、中性点单相变压器无过热，松动，放电现象，接地完好；3.2.2.7 发电机氢气干燥器运行正常，应进行定期排污；3.2.2.8 发电机绝缘监测装置运行正常，无漏气现象；3.2.2.9 发电机灭磁开关、灭磁电阻和转子过电压保护装置运行正常，接触良好无过热现象。各整流控制柜硅元件温度正常，冷却风扇运行正常，保险器完好；3.2.2.10 微机保护装置运行正常，无异常报警，保护投退正确。3.2.2 发电机正常运行中的监视3.2.2.1 发电机可在铭牌规定参数下长期连续运行；3.2.2.2 发电机额定出力时，电压允许变动范围在额定电压的95105%以内（1921kV），频率允许变化范围在5%3%（47.551.5Hz）以内；3.2.2.3 发电机功率因数为额定值时，电压的变动范围在额定电压的95105%以内（1921kV），频率变化范围在3%1%（48.550.5Hz）以内允许长期连续带额定功率运行；电压的变动范围在额定电压的95105%以内（1921kV），频率变化范围在5%3%（47.551.5Hz）以内允许带额定功率运行，但每年不超过10次，每次不超过8小时；3.2.2.4 发电机定子电压低于额定值的95（19kV）时，定子电流长期允许的数值，不得大于额定值的105（10.7kA）；3.2.2.5 发电机的功率因数应保持在迟相0.850.99范围内运行，发电机能否进相运行应由进相试验确定；3.2.2.6 发电机负序电流不超过额定电流的10，且每相电流不大于额定电流，发电机短时负序过电流的时间由I2*t10确定；3.2.3.7 在发电机运行中，应保持氢压大于内冷水进水压力，其压差不得小于0.04MPa，否则应及时调整；3.2.3 发电机非正常运行中的监视3.2.3.1 发电机不允许在空冷方式下加励磁运行，仅在安装、调整和试运行期间，发电机允许无励磁短时在空气中运行；3.2.3.2 发电机电压、功率因数及氢压为额定值，冷氢温度30，厂房内环境温度30，冷却器进水温度为20，冷却器出水温度27时，发电机可输出最大功率（330）；3.2.3.3 发电机在非额定工况运行时，应保证各部温度在规定的范围内；3.2.3.4 当发电机功率因数保持在0.85，氢压变化时所带负荷极限按下表执行。氢压（MPa）0.10.2有功功率（）2002703.2.3.5 发电机正常运行时四组氢冷器同时运行，一组氢冷器因故退出运行时，发电机允许带80的额定负荷。3.2.3.6 事故情况下，允许发电机定子绕组短时过负荷运行，同时允许转子绕组有相应的过负荷，定子过负荷按下表执行。定子电流/定子额定电流1.271.321.391.501.692.17允许持续时间（s）6050403020103.3 主变压器的运行3.3.1 主变压器冷却装置3.3.1.1 主变压器采用强迫油循环导向风冷却（ODAF），共设五组冷却器。冷却器由两路电源供电，可任选一路工作，一路备用。工作电源跳闸时，备用电源自动投入；任一路电源故障，集控室DCS发“主变冷却器电源I（或II）故障”信号；3.3.1.2 主变冷却器正常运行方式为： 3组工作、1组辅助、 1组备用；三组工作冷却器应交替对称布置；3.3.1.3 主变冷却器各开关说明： SAM1: 总电源选择开关，运行时置“工作备用”或“工作备用”； SAM2: 总电源控制开关，置“试验”位置时，电源手动投入，此时可手动 启动单组冷却器；置“工作”位置时，当发变组主开关合闸后，总电源自动投入，冷却器自动投入运行； SAM3: 冷却器全停保护出口投退开关，正常运行时此开关置“工作”位置，当所有冷却器全停延时启动程序跳闸； SAM4: 控制箱电加热电源开关，正常运行时此开关置“工作”位置； SAM5: 冷却器控制信号及全停保护回路投退总开关，正常运行时该开关置“工作”位置；SA1SA5: 单组冷却器的控制开关，置“工作”位置则该组冷却器运行；置“辅助”位置则当变压器负荷电流达到75Ie或者上层油温达到55时自动启动；置“备用”位置时则当任一“工作”冷却器跳闸或者油流不通时，“备用”冷却器自动置入运行。3.3.2 主变压器运行的一般规定3.3.2.1 主变压器在规定的冷却条件下，可按照铭牌额定参数运行；3.3.2.2 主变压器运行，电压在额定值5%范围内（1 5档之间）变动时，其额定容量不变，各分接头运行电压不得超过分接头额定值的105；3.3.2.3 主变（强迫油循环风冷式变压器）上层油温最高不得超过85，顶层油温升不得超过50，绕组平均温升不得超过60；3.3.2.4 主变冷却器全停，允许带额定负荷运行20min，如20 min后顶层油温尚未达到75，允许上升到75，但冷却器全停后最长运行时间不得超过1h；3.3.2.5 主变压器不允许过负荷运行，事故情况下，允许变压器短时过负荷运行，但应控制变压器上层油温不得超过规定值；3.3.2.6 主变压器存在较大缺陷时，如冷却系统故障、严重漏油、色谱分析异常等，不准过负荷运行；3.3.2.7 主变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器；3.3.2.8 主变压器经过事故过负荷后，应进行一次全面检查并将事故过负荷大小和持续时间记入变压器的技术档案中。3.3.2.9 主变压器在铭牌规定的范围内调节分接头时，其额定容量不变；3.3.2.10 主变压器三相负荷不平衡时，应严格监视最大电流相的负荷不得超过额定值，不平衡值不得超过额定电流的10%；3.3.2.11 主变内部故障时应停止冷却油泵运行。3.3.3 主变压器运行中的检查3.3.3.1 正常运行时，值班员班中应对主变压器进行巡视检查1次，在主变新投运、大小修和改造投运后72h内、过负荷、有严重缺陷、高温季节、高峰负荷及天气发生突变时，应增加巡视检查次数；3.3.3.2 主变压器绕组温度、上层油温度正常；温度表指示正常；3.3.3.3 主变压器油枕、高压套管油位、油色正常，瓦斯继电器内充满油且无气体；3.3.3.4 主变压器套管无裂纹、破损，无放电痕迹；3.3.3.5 主变压器本体清洁、无杂物，各部无渗油、漏油现象；3.3.3.6 主变压器压力释放阀正常，呼吸器硅胶未变色；3.3.3.7 主变压器本体无异振、异音、异味，各部引线接头无松动、过热、断裂现象；3.3.3.8 主变压器冷却器控制箱正常，箱门关闭，各开关位置正确，油泵、风扇运行正常，油流方向正确；3.3.3.9 主中性点接地装置运行正常，外壳接地良好。3.4 变压器运行中的特殊问题3.4.1 变压器瓦斯保护投退注意事项3.4.1.1 正常运行时变压器瓦斯保护必须投入运行；3.4.1.2 变压器在运行中补油、滤油、更换潜油泵或净油器的吸附剂时，应将重瓦斯保护出口切换至信号位置，变压器其它主保护严禁退出。工作完毕后运行初期，若瓦斯保护报警则将气体排出；运行2小时后瓦斯保护报警，应及时联系化学进行气体分析。变压器完全停止排气后将重瓦斯保护投跳闸位置；3.4.1.3 新安装或大修后的变压器充电时，瓦斯保护应该投入跳闸位置，充电正常后切换至信号位置。运行初期瓦斯保护报警将气体排出，运行2小时后瓦斯保护报警，应及时联系化学进行气体分析。变压器完全停止排气后将重瓦斯投跳闸位置；3.4.1.4 变压器油位计指示异常升高或呼吸系统有异常时，要查明原因，需要打开放气阀或放油阀时，应先将重瓦斯保护切换至信号位置。3.4.2 变压器的绝缘电阻3.4.2.1 新安装、大小修后和长期停用（一个月以上）的变压器，投入运行前应测量绝缘，并填入绝缘记录薄中，其值与上次比较应无显著降低；3.4.2.2 变压器测量绝缘电阻前，必须验、放电后方可进行，尽可能在相同的温度下，用电压等级相同的摇表测量；3.4.2.3 电压等级在10KV 以上的绕组，测量绝缘电阻应使用2500V 摇表；6KV 的绕组使用10002500V 的摇表；0.4KV 及以下的绕组使用500V摇表，绝缘电阻不低于0.5 M。应测量15及60的值，并算出吸收比6015。在1030时的吸收比，20KV及以下的变压器线圈不低于1.2 ，110KV 及220KV 级的变压器线圈不低于1.3；3.4.2.5 在雨季或周围环境潮湿的情况下，长期停用的干式变压器必须注意防潮；3.4.2.6 干式变压器的绝缘电阻标准为6兆欧；3.4.2.7 油浸式变压器绝缘电阻标准(M)：电压等级（KV）温度（）1020304050607080602201200800540360240160100702035600400270180120805035310450300200130906040253.4.2.8 变压器线圈的绝缘电阻降低到前次测量值的50及以下时，应及时联系检修查找原因并处理，处理好后方可将变压器投入运行。3.4.3 变压器的操作规定3.4.3.1 大修或更换线圈的变压器投入运行时，应在全电压下进行3次冲击合闸试验，新投入的变压器应在全电压下作冲击试验5次。主变与高厂变与发电机一起进行零起升压试验，冲击合闸采用高压侧开关进行；3.4.3.2 主变压器投入、停止运行前，均应合上高压侧中性点接地刀闸，正常运行时中性点接地刀闸运行方式应根据调度命令执行；3.4.3.3 变压器投入运行时，一般先合高压侧开关，后合低压侧开关，停止运行时反之；3.4.3.4 变压器在新安装、大修或进行过有可能变动相位的工作后，应核对相序无误后，方可送电投入运行。3.4.5 变压器并列运行的条件3.4.5.1 绕组联接组别相同；3.4.5.2 变比相等且高低压侧电压分别相同；3.4.5.3 短路电压相等；3.4.5.4 容量比不超过：；3.4.5.5 相序一致。3.5 发变组附属设备的运行3.5.1 封闭母线微正压装置3.5.1.1 封闭母线微正压装置的启动1. 合上装置控制电源小开关，检查面板上电源指示灯、充气指示灯亮，分子筛吸附器电磁阀有正常的吸、合声；2. 合上三相交流电源小开关，检查空压机运转正常。3.5.1.2 封闭母线微正压装置运行中的检查1. 检查装置启停正常，封闭母线内压力降至1000-1500Pa时装置自动启动，升至2000-2500Pa时停机；2. 检查装置的空压机启停正常，储气罐压力降至0.4MPa时空压机自启，升至0.63MPa时自停；3. 检查装置面板上指示正常无告警，24V直流电压正常，封闭母线及储气罐内压力在规定范围；4. 装置运行充气时，检查分子筛吸附器电磁阀有正常的吸、合声；5. 检查分子筛吸附器硅胶应无变色；6. 定期将空压机、储气罐排污。3.5.2 发电机绝缘过热监测装置3.5.2.1 发电机绝缘过热监测装置的启动1. 交替打开阀门和，逐步排尽进氢管中的油污后关闭阀门。交替打开阀门和，逐步排尽回氢管中的油污后关闭阀门。排放操作应缓慢，防止氢压下降；2. 顺序打开阀门和；3. 合上装置的电源开关，检查“过滤”灯亮；4. 一段时间后，检查“安全”指示灯亮，电流百分率在100110%左右。3.5.2.2 发电机绝缘过热监测装置运行中的检查1. 检查面板上“安全”指示灯亮；2. 电流百分率在100110%左右（低于75报警）；3. 检测器检测流量（46L/min）、取样流量（510L/min）正常；4. 进油闭路器（UB）内无油水，并正常开启。3.5.2.3 发电机绝缘过热监测装置的停运1. 关闭装置进、出氢气阀门和；2. 关闭进、回氢管路阀门和；3. 断开装置电源开关。3.5.3 氢气干燥器3.5.3.1 氢气干燥器的启动1. 合上氢气干燥器电源开关，检查其控制面板指示正常；2. 检查氢气干燥器氢气进，出口门已开启，打开排污门排污后关闭，检查氢气干燥器放水门关闭；3. 检查氢气干燥器切换开关在自动位置；4. 按下“启动”按钮，启动氢气干燥器运行；5. 检查氢气干燥器运行正常，无异常声音及泄漏。3.5.3.2 氢气干燥器的停运1. 按下“停止”按钮，停止氢气干燥器运行，放尽余水；2. 断开氢气干燥器电源。3.5.4 集电环和碳刷3.5.4.1 日常检查1. 集电环上碳刷有无冒火现象。如出现火花，参照附表一进行处理；2. 碳刷在刷盒内有无摇动或卡住的情形，碳刷在刷盒内应能上下活动，但不得有摇摆情形；3. 刷辫是否完好，接触是否良好，有无过热现象，如出现发黑或烧伤等现象，则应更换碳刷；4. 碳刷压力是否正常：每个碳刷对集电环的压力都应基本相等，碳刷压力应是25.887%牛顿（弹簧秤测量），否则须更换弹簧；5. 碳刷的磨耗程度，刷块边缘是否存在剥落现象。如果碳刷磨损厉害或刷块有剥离现象，就必须更换碳刷；6. 有无碳刷颤振的情形：集电环磨损不均，碳刷松弛，机组振动等原因将会引起碳刷颤振。如碳刷发生颤振，必须将其从刷盒中拔出来检查是否有损坏情形。查明颤振原因并消除之；7. 刷盒和刷架上有无积垢，有则用刷子扫除或用吹风机吹净；8. 集电环表面应无变色，过热现象，其温度应不高于120； 碳刷发生火花的原因和消除的方法：出现火花可能的原因和性质消除方法碳刷研磨不良，其表面未能全部工作应重磨碳刷或发电机在轻负荷下作长时间运行，一直到磨好为止碳刷牌号不符合规定，或不同牌号碳刷用在同一集电环上检查碳刷牌号，更换成制造厂指定的或经过试验适用的碳刷碳刷架的位置不对调整刷架位置，使其轴线与集电环的轴线平行刷盒与集电环之间的间隙不符合规定调整其间隙使其符合厂家规定碳刷和引线，引线和接线端子间连接松动，发生局部火花，碳刷引线回路中的接触电阻大，造成负荷分配不均检查碳刷与刷辫的接触及引线回路中各螺丝是否拧紧，接触是否良好。弹簧发热变软失去弹性，碳刷压力不均更换弹簧，正常弹簧压力为25.887%牛顿碳刷磨损后长度过短更换碳刷，一般刷块长度不小于30毫米碳刷在刷盒内摇摆或因积垢不能在刷盒内自由移动，火花随负荷而增加检查碳刷在刷盒内的情况，能否上下自由活动，更换摇摆和滞涩的碳刷，清理碳刷集电环磨损不均或表面不平，跳动过大及机组振动过大引起碳刷振动，火花随振动而变查明振动原因并消除，在停机时检查集电环的状态3.5.4.2 碳刷更换1. 更换碳刷时应视情况适当降低无功；2. 一般情况下，在同一时间内，每个刷架上最多只许换1/5的碳刷，且新旧牌号必须一致。不同牌号的碳刷不能用到同一个集电环上；3. 按更换的旧碳刷形状研磨新碳刷，并在与集电环直径相等的模型上研磨良好，碳刷与集电环的接触面积应超过总面积的70%；4. 更换碳刷应由有经验的人员执行。工作人员应站在绝缘垫上，不得接触两极或一手接触碳刷一手接地。3.6 发电机的进相运行（待试验确定）第四章 发变组的停运4.1 发变组的正常解列停机4.1.1 发变组的停机有程控自动停机和程控手动停机两种方式。4.1.2 程控自动停机操作步骤（以#3机为例）： 4.1.2.1 接受值长下达的停机命令；4.1.2.2 检查630开关在合闸位置；4.1.2.3 检查630开关在远方控制状态；4.1.2.4 合上#3主变中性点636接地刀闸；4.1.2.5 将发电机有功减至5MW以下（此逻辑要修改）；4.1.2.6 将发电机无功减至5Mvar以下；4.1.2.7 检查6kV厂用电快切无闭锁信号；4.1.2.8 在OIS “发变组同期及励磁系统”界面上选择“程控停机”，按下“程控启动”按钮，则自动进行以下程序： 程控启动 复归630已合630在远方控制636已合6kV厂用母线电压正常切630有功5MW无功5MVar6kV厂用电快切无闭锁停机方式关主汽门 主汽门已关闭6kV厂用V段手动切换等待复归信号 断开630 复归切除励磁系统发电机电压5%Ue 程控结束6kV厂用段手动切换等待复归信号4.1.2.9 检查6kV厂用、段快切成功，母线电压正常；4.1.2.10 在“停机方式”中，选择汽机先打闸，发变组再解列；4.1.2.11 在OIS上检查630、FCB开关已断开；4.1.2.12 断开发变组630开关、FCB开关操作电源；4.1.2.13 就地检查发变组630开关已断开，拉开其母线侧6301（或6302）刀闸；4.1.2.14 检查#3高厂变6kV侧2501、2601开关断开，将开关拉至“试验”位置； 4.1.2.15 检查主变冷却装置已停止运行，停止#3（#4）高厂变冷却装置；4.1.2.16 断开整流柜、励磁调节器柜冷却装置电源；4.1.2.17 若发电机须长期停机或检修，则应进行以下操作；1. 取下发电机出口1TV、2TV、3TV二次保险，将1TV、2TV、3TV拉至柜外；2. 拉开发电机中性点单相变压器一次侧刀闸；3. 断开#3主变、#3高厂变冷却装置总电源；4. 将#3高厂变6kV侧2501、2601开关拉至“检修”位置；5. 按检修要求做好安全措施。4.1.3 发电机采用程控手动停机时，其操作按4.1.2步骤逐项进行，操作中应严格进行相应检查和核对。4.2 发变组的紧急解列停机4.2.1 发生以下情况之一，发变组应紧急解列停机4.2.1.1 发电机冒烟着火；4.2.1.2 发电机内部发生氢气爆炸；4.2.1.3 发电机定子线圈大量漏水，发电机大量漏氢，且伴有定、转子接地现象；4.2.1.4 发电机发生强烈振动；4.2.1.5 危及人身和设备安全；4.2.1.6 发电机断水30秒，而保护未动作。4.2.2 发变组紧急解列停机步骤4.2.2.1 如果在汽机房发现4.2.1中的各情况，应在机头紧急打闸，并立即向值长汇报；4.2.2.2 如果在集控室发现4.2.1中的各情况，应在DCS操作台上紧急按下“发变组解列”、“发电机灭磁”按钮，并通知汽机、锅炉；4.2.2.3 发变组紧急解列停机后，应立即检查6kV厂用电快切和380V微机BZT动作情况；4.2.2.4 发变组紧急解列停机后，应对发变组各部作详细检查。4.3 发变组的停机维护4.3.1 长期停机4.3.1.1 发变组停运一个月及以上，称为长期停机；4.3.1.2 发变组长期停机期间，应将发电机内氢气排尽，并充以压缩空气，密封油、内冷水、氢气冷却器及其它辅助系统应停止运行，并吹干发电机内水分。4.3.2 短期停机短期停机，发电机内充满氢气，定子内冷水、密封油系统处于正常运行状态；4.3.2.1 一般性预防措施就是避免机内结露，确保有足够的密封油。保持定子绕组冷却水的低导电率，以便下次快速重新起动发电机。因此定期监测并记录以下参数：密封油的温度、压力氢气纯度、湿度及压力封闭母线中可能汇集的漏氢定子内冷水的温度及水质指标4.3.2.2 氢气密封保持密封油压高于氢压0.056Mpa，油温高于30，确保氢气密封良好。4.3.2.3 氢气纯度定期检测氢气纯度，并用补氢方法维持机内氢气纯度在96%及以上。4.3.2.4 防止结露控制机内氢气露点温度低于氢温20以上，否则加热内冷水，提高氢温。4.3.2.5 定子绕组冷却水定子绕组内通水循环，维持冷却水温高于机内氢温5以上。定期检查水的导电率，其规定值见参数总汇。4.3.3 停机期间碳刷和滑环的维护4.3.3.1 用一块干净的、干燥的、无油的擦布清理碳刷及刷盒内壁，集电环表面及碳刷架上的碳粉及脏物；4.3.3.2 停机后检查集电环表面的粗糙度及圆周跳动，如有异常及时处理；4.3.3.3 定期更换集电环的极性（正、负极磨损不一样）。第五章 厂用电系统5.1 厂用变压器技术规范5.1.1 #02高厂变序号项目单位参数备注1型号SFFZ10-40000/2202冷却方式ONAF/ONA