电气运行参数

1、90电气主要参数发电机参数发电机型号TAKS-RCH ：三相交流卧式隐极空冷同步汽轮发电机 视在功率235500(kVA) 有功功率200000(kW) 最大连续输出功率（220000 KW） 额定电压18(KV) 额定电流7554(A) 励磁电流1650(A) 励磁电压270(V) 定子绕组联接方式Y 转子旋转方向从汽轮机端看为顺时针 接地系统：中性点通过单相变压器-电阻接地 励磁方式：静止励磁 定子线圈、铁芯端部构件的极限温度120() 转子线圈极限温度115() 功率因数：0.85短路比：0.528 发电机冷却器及轴承润滑油参数 气体冷却器4（组）： 入口风温40() 出口风温78()

2、冷却器进水温度33() 冷却器出水温度38() 冷却器总水流量560 T/h 冷却器水量9000L/min 轴承润滑油进口温度46() 轴承润滑油出口温度65() 励磁系统技术数据空载励磁电压70V 空载励磁电流570A 励磁功率柜额定电流2100A 强励顶值电压675V 强励电流3500A 强励允许时间20S 6KV变压器及辅机功率、电流统计： 除尘变：功率2500KW、电流：229A。输煤变：功率2500KW、电流：229A低厂变：功率2000KW、电流：183A脱硫变：功率1600KW、电流：146A低公变：功率1250KW、电流：114A化学变：功率1250KW、电流：114A空冷变：

3、功率800KW、电流：73A检修变：功率630KW、电流：58A照明变：功率315KW、电流：29A引风机：功率1600KW、电流：187.5A送风机：功率1120KW、电流：133.2A磨煤机：功率800KW、电流：106.4A给水泵：功率3100KW、电流：341A热网循环水泵：功率1000KW、电流：115A循环水泵：功率250KW、电流：30A凝结水泵：功率250KW、电流：30A斗轮机：功率55KW、电流：102.5A；380V破碎机：功率250KW、电流：32.2A？增压风机：功率1300KW、电流：150.7AOA、OB循环浆泵：功率560KW、电流：66.5AOC循环浆泵：功率

4、630KW、电流：74.7AUPS有功功率：64（KW）柴油发电机容量：800（KW）柴油发电机组能在大于100小时内连续满容量运行。自起动时间10秒接地电阻柜技术数据容量70KVA额定电压18KV额定电流505.1A电压变比18/0.22KV电阻值0.25电流互感器变比150/5A电流互感器容量15VA发电机绝缘值规定1) 定子绕组在发电机出口与封闭母线断开时，用2500V摇表测量每相对地绝缘电阻值应不低于10 MW。当温度在1030范围内定子绕组吸收比R60/R15应不小于1.3.否则应对其进行干燥处理。2) 转子绕组当温度在1030范围内，用500V摇表测量对地绝缘电阻应不低于0.5MW

5、。3）隔音罩刷架导电板与底架及隔音罩之间的绝缘用1000V摇表测量电阻值应不低于1MW。4）座式轴承轴承座对地绝缘电阻值应不低于1MW，用1000V摇表测量。发电机封闭母线系统：我厂#1、#2机采用发变组单元接线方式型式：离相式封闭母线额定电压18KV最高电压18KV额定电流10000/2000A额定频率50 Hz封闭母线微正压装置压缩空气压差正常值指示300-2000Pa，当干燥剂颜色变为粉红色时及时联系检修更换。励磁变(树脂浇注干式整流变)参数额定容量:1610/1600/10KVA额定电压:182*2.5%/0.56/0.38KV 额定电流:51.64/1649.6/15.193A 一次

6、额定电流：51.64A二次额定电流：1649.6A三次额定电流：15.193A阻抗电压:6.21%接线方式:Y,d11,y0绝缘等级:F温升限制:100K冷却方式:AN（空冷）主要指标参数 1) 晶闸管控制角的移相范围:0180度。2) 调节频率:100次/秒。3) 调压范围:30%110%。 4) 调压精度: 0.5%。 5) 自动零起升压:升压时间4s,2%残压可靠起励，超调小于5%。6) 10%阶跃响应:超调量的50%,振荡次数小于3次,调节时间小于10秒。可控硅整流装置的设备规范： 额定输出电压：297V 额定输出电流：1925A 强励额定电压：675V强励额定电流：3500A 控制电

7、源: 220V DC 强励允许时间：20s进相运行方式：1） 最大进相深度不超过静态稳定极限，进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构件发热两个因素的限制，发电机在结构上能满足在超前功率因数0.95的情况下稳定运行。2） 发电机进相运行按网调令执行3） 进相运行的机组有功负荷一般不宜过大，并尽量稳定运行4） 发电机并网后，在机炉未定参数之前，不应将发电机转入进相运行5） 当机组已在高功率因数运行且220kv母线电压高于无功电压调度曲线上限时，机组需进相运行，进相运行需经网调同意后执行，由进相改为迟相运行后应汇报网调。6） 发电机进相运行中，应注意监视机组进相深度，厂用6kv，0

8、.4kv电压，发电机定子，转子电流及温度等参数不超过规定值。厂用电压控制在不低于额定电压的95%。7） 进相运行时发现励磁系统不稳定，转子滑环电刷冒火严重时，应将发电机退出进相运行，待处理好后再转入进相运行。发电机励磁系统运行方式：1） 运行原理：采用自并励静止励磁系统，正常运行期间，励磁系统由机端静止励磁变压器供电。励磁变将发电机出口电压转变为可控硅的工作电压，并在电气上将发电机电压与发电机磁场绕组之间隔离，交流电经整流器转变为直流电后经磁场开关、碳刷、滑环供给发电机转子绕组作为励磁电流。启励装置具有独立的启励变压器、整流回路、交流输入开关及直流输入开关的一整套设备，其交流电源取自低压厂用0

9、.4kvpc段经启励变压器变换为交流12v后经整流变为直流最后经开关输出启励变压器在厂用电与启励整流回路间形成电气隔离，启励装置投入10秒之内不论定子建压成功与否都自动退出运行。发电机正常解列时采用逆变灭磁，发生故障时采用灭磁开关和灭磁电阻（氧化锌非线性电阻）灭磁2） 发电机冲转至额定转速的95%后合上灭磁开关，发出“励磁投入”命令3） 励磁系统采用HWLT4型微机励磁调节器，由两套独立的微机通道和一套独立的模拟通道组成，正常情况下同时运行但是只有一套能够发出控制信号，其它通道处于热备用状态，其给定值及在线参数处于跟踪工作状态，在线通道一旦故障经60ms延时后热备用者立即投入，此时热备用者发出

10、控制信号，原通道信号被闭锁，当两微机通道均出现故障时，模拟通道自动切入，该通道完全独立于自动通道，是一个独立的工作备励。4） 励磁系统AVR具有四种控制方式：一、自动电压调节，二、磁场电流调节、三、恒无功调节，四恒功率因数调节5） 励磁系统AVR具有四种限制功能：一、定子电流限制、二、磁场电流限制。三、欠励限制。四、伏特赫兹限制。6） 励磁系统AVR辅助功能：a、电力系统稳定器（PSS）.b、跟踪器。C、系统软启动。D、系统电压跟踪。E、无功加载。F、无功减载。G、逆变灭磁。H、各种运行方式之间的给定跟踪。7） 励磁系统的AVR保护功能：a、PT断线保护。B、脉冲丢失保护。8） 调节器供电电源

11、A、B套交流220V电源取自本机UPS，直流220V电源取自厂用220V直流段发电机失磁时的异步运行：发电机在失磁状态下不能运行。转子可能过热，造成发电机事故隐患，如发电机失磁运行，应立即跳闸（失磁保护动作）并停机检查确定转子热损坏程度。发电机不平衡负载运行：当发电机运行负载不平衡时，如果持续负序电流不超过额定电流的8%，且每相电流不大于额定电流，允许发电机长期运行。励磁变保护励磁变速断过流保护 全停励磁变过负荷保护t1报警，自动减负荷；t2全停或程跳励磁变温度保护130高温报警 150超高温跳闸TA断线判别变压器并列运行的基本条件：1) 接线组别相同。2) 变比电压相等。3) 短路电抗相等。

12、4) 容量相等。电动机电阻值规定：1) 高压电动机定子线圈用2500V兆欧表测量，其绝缘电阻值不低于每千伏1M。2) 低压电动机定子线圈用500V兆欧表测量，电阻值不低于0.5M。3) 直流电动机定子线圈用1000V兆欧表测量，电阻值不低于0.5M。4) 大修后的大型电动机的轴承绝缘，应用1000V兆欧表测量绝缘电阻，绝缘电阻值不低于0.5M。5) 所测量的数值应与以前同温度时的数值相比较，若低于以前所测数值的70%时，应查明原因。运行中母线的温度规定分相封闭母线外壳温度不超过55，最高不超过65。分相封闭母线温度不超过80，最高不超过85。共箱封闭母线外壳温度不超过50，最高不超过55。共箱

13、封闭母线温度不超过75，最高不超过80。铝排母线温度不超过65，最高不超过70。偏频运行时间限值： 频率51.5（HZ）寿命期累计时间30（min）每次持续时间30（s） 频率51.0（HZ）寿命期累计时间180（min）每次持续时间180（s） 频率48.550.5（HZ）连续运行 频率48.0（HZ）寿命期累计时间30（min）每次持续时间300（s） 频率47.5（HZ）寿命期累计时间60（min）每次持续时间60（s） 频率47.0（HZ）寿命期累计时间10（min）每次持续时间10（s）电压升高同时频率降低工况可导致发电机和变压器过磁通量，电压降低的同时频率升高可导致发电机旋转部件所

14、承受的应力增大，这些因素将引起发电机温度升高和寿命缩短，应尽快降低负荷和限制这些工况运行。1.变压器的铭牌参数和设备规范主变压器SFP10-240000/220 额定容量240(MVA)额定电压2422*2.5%/18(KV)额定电流572.6(A)LV额定电流7698(A)冷却方式强油循环风冷(ODAF)；5组冷却器绕组允许温升55()顶层油允许温升45()接线组别Yn,d11中性点接地方式高压侧直接接地空载损耗100.11kW负载损耗507.7kW高厂变SFF10-31500/20额定容量31.5/2020MVA额定电压182*2.5%/6.36.3(KV)额定电流1010.36(A)LV

15、额定电流1832.86-1832.86(A)冷却方式自然油循环风冷(ONAF)；8组冷却器绕组允许温升65()顶层油允许温升55()接线组别D，d0-d0中性点接地方式不接地空载损耗17.31kW负载损耗137.89kW启/备变SFFZ-31500/220额定容量31.5/2020MVA额定电压2308*1.25%/6.36.3(KV)额定电流79.1(A)LV额定电流1832.9-1832.9(A)冷却方式自然油浸风冷(ONAF)；6组冷却器绕组允许温升65()顶层油允许温升55()接线组别Yn,d11-d11中性点接地方式高压侧直接接地低压侧不接地空载损耗23.75kW负载损耗130.49

16、kW柴油机参数柴油发电机组能在大于100小时内连续满容量运行。自起动时间10秒。柴油发电机组的基本技术规格额定电压400V额定电流1443A额定频率50Hz 额定转速1500转/分功率因数0.8（滞后） 相数 三相接法Y 励磁方式无刷励磁 起动方式 直流电启动 冷却方式闭式循环水冷却容量800kw主变温度保护主变油面温度45停止辅助冷却器主变油面温度60启动辅助冷却器主变油面温度75信号报警主变油面温度90跳闸主变绕组温度65停止辅助冷却器主变绕组温度80启动辅助冷却器主变绕组温度95信号报警主变绕组温度100跳闸高厂变温度保护高厂变油面温度55停止辅助冷却器高厂变油面温度65启动辅助冷却器高

17、厂变油面温度80信号报警高厂变油面温度 跳闸高厂变绕组温度70停止辅助冷却器高厂变绕组温度80启动辅助冷却器高厂变绕组温度90信号报警高厂变绕组温度100跳闸启备变温度保护启备变油面温度55停止辅助冷却器启备变油面温度65启动辅助冷却器启备变油面温度80信号报警启备变油面温度90跳闸启备变绕组温度70停止辅助冷却器启备变绕组温度80启动辅助冷却器启备变绕组温度90信号报警启备变绕组温度100跳闸0.4KV电力电缆允许过负荷10%，连续运行时间2小时6KV电力电缆允许过负荷15%，连续运行时间2小时220v直流系统，额定容量1500Ah，蓄电池数量103只，交流输入电压38015%110v直流系

18、统，额定容量500Ah，蓄电池数量52只，交流输入电压38015%网控110v直流系统，额定容量200Ah，蓄电池数量52只，交流输入电压38015%交流输入频率50Hz，直流输出额定电压220v，额定电流320A交流输入频率50Hz，直流输出额定电压110v，额定电流240A交流输入频率50Hz，直流输出额定电压110v，额定电流200A浮充稳压范围：220244v，单体电池额定电压2v浮充稳压范围：110132v，单体电池额定电压2v浮充稳压范围：110132v，单体电池额定电压2v单体电池均衡充电：2.332.35v 放电终止电压1.8v单体电池均衡充电：2.332.35v 放电终止电压

19、1.8v单体电池均衡充电：2.332.35v 放电终止电压1.8vSF6气体压力低报警，闭锁整定值（20）额定值：1MPa 报警值：0.89 MPa 闭锁值：0.86 MPa柴油发电机保护交流电压过高交流电压低过频欠频励磁故障励磁电路过流超速励磁电流过载转速信号丢失交流电流过高紧急停机盘车失败启动失败停机失败冷却液温度过高冷却液温度过低蓄电池电压过高蓄电池电压过低机油压力过低机油压力传感器，信号超出正常范围充电器故障蓄电池电量不足1. 发电机振荡或失步1 现象1.1.1 发电机定子电流剧烈摆动，并超过正常值。1.1.2 发电机有功负荷、无功负荷大幅度摆动。1.1.3 发电机和220kV 母线上

20、各电压都显示剧烈摆动，通常电压低。1.1.4 发电机发出嗡嗡声，其节奏与上述显示的摆动合拍。1.1.5 如为本机失步引起振荡，则本机的显示晃动幅度要比邻机激烈，且本机有功负荷显示摆动方向与邻机相反；如为系统振荡时，则两台发电机显示的晃动是同步的。2 原因1.2.1 系统短路。1.2.2 系统无功缺额大。1.2.3 发电机励磁突然减少及失磁等。3 处理1.3.1 增加发电机励磁电流，尽可能增加发电机无功。1.3.2 在系统振荡时，应密切注意机组重要辅机的运行情况，并设法调整有关运行参数在允许范围内。1.3.3 若由于发电机失磁造成系统振荡，失磁保护拒动时，应立即用发电机紧急解列按钮（或逆功率保护

21、）及时将失磁的发电机解列，并应注意6kV 厂用电应切换成功，若切换不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理。1.3.4 采取上述措施后，仍不能恢复同期，失步保护拒动时，应用发电机紧急解列按钮（或逆功率保护）及时将失步的发电机解列,并应注意6kV 厂用电应切换成功，若切换不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理。1.3.5 系统振荡时发变组失步、失磁等机组保护如动作跳闸，则按机组跳闸处理。1.3.6 发电机出现振荡，强励动作时，运行人员不要干预，但要加强发电机各参数的监视。1.3.7 发电机解列后，应查明原因，消除故障，检查发变组系统正常后才可以将发电机重新并列。2. 发电机失磁2.1 现象

22、2.1.1 励磁电流指示为零或接近于零。2.1.2 发电机无功负荷指示为负值。2.1.3 发电机有功负荷指示下降。2.1.4 发电机定子电压下降，定子电流上升，超过额定值。2.2 原因2.2.1 励磁回路故障。2.2.2 HWLT-4 型调节器故障。2.2.3 灭磁开关FMK误断开。2.3 处理2.3.1 当发电机失去励磁时，失磁保护应动作，则按发变组开关跳闸处理。2.3.2 若失磁保护未动作，且危及系统及本厂厂用电的安全运行时，则应立即用发电机紧急解列按钮及时将失磁的发电机解列，并应注意6kV 厂用电应切换成功，若切换不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理。2.3.3 在上述处理的同时，

23、应尽量增加其它未失磁机组的励磁电流，以提高系统电压和稳定能力。2.3.4 发电机解列后，应查明原因，消除故障后才可以将发电机重新并列。3. 发电机逆功率运行3.1 现象3.1.1 汽机主汽门关闭。3.1.2 发电机有功表指示为零或反向。3.1.3 发电机无功表指示增大。？3.1.4 发电机定子电流表指示降低。3.2 原因汽轮机主汽门关闭。3.3 处理3.3.1 发电机逆功率保护应动作出口跳闸。3.3.2 汽轮发电机组逆功率运行时间不得超过1 分钟。3.3.3 若逆功率保护拒动，用发电机紧急解列按钮及时将逆功率运行的发电机解列，并应注意6kV厂用电应切换成功，若切换不成功，则按有关厂用电事故处理

24、原则进行处理。3.3.4 发电机解列后，应查明原因，消除故障后才可以将发电机重新并列。4. 发变组保护动作跳闸4.1 现象4.1.1 电气“保护动作”“220kV 开关跳闸”光字牌报警。4.1.2 DCS 画面上主变220kV 开关、灭磁开关FMK跳闸。4.1.3 发电机三相电流、定子电压、有功、无功、频率指示为零。4.1.4 6kV 母线工作电源进线开关跳闸，相应的备用进线开关自动合闸。4.1.5 故障录波器启动记录。4.2 原因4.2.1 发变组保护误动4.2.2 机组或系统故障4.2.3 人员误动。4.3 处理4.3.1 确认主变出口220kV 开关三相确已跳闸，灭磁开关FMK确已跳闸，

25、否则手动断开。4.3.2 确认6kV 母线备用进线开关切换成功，若切换不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理。4.3.3 立即查明保护动作情况，作好记录，并检查故障录波器相关信息，经继保人员确认后复归保护信号，并对发变组及其有关设备作详细的外部检查，查明有无外部故障症状。4.3.4 查明事故原因，故障排除后，汇报值长申请重新并网，若为发电机内部故障，则应将机组改检修状态后进行检查。4.3.5 如发现属人为误动引起，则应汇报调度立即将发电机并入电网。5. 发变组非同期并列5.1 现象5.1.1 发电机并列时产生较大的冲击电流。5.1.2 发电机发生强烈振动、声音异常。5.2 原因5.2.1

26、发电机并列时，同期条件不满足。5.2.2 同期回路存在故障。5.3 处理5.3.1 若发电机已经并入电网且无显著影响和振动，且逐渐平稳，应加强对发电机的全面检查，如无异常可以继续运行，如有明显故障现象（发电机本体或附件有变形、振动增大）等，应停机解列检查。5.3.2 若发电机产生很大的冲击并引起强烈的振动，显示摆动剧烈且不衰减，则应立即解列停机。5.3.3 非同期并列引起发变组跳闸，应立即检查保护动作情况，汇报值长，对发变组进行全面检查及试验，再决定是否重新并网。6. 发电机定子接地6.1 现象“定子接地”光字牌亮。6.2 处理6.2.1 当发电机定子接地保护投跳闸时，保护应动作跳闸，按发变组

27、主开关跳闸处理。6.2.2 当定子接地保护投跳闸但保护未动作时，应立即查明原因，如经判断发电机定子确有接地时，则应立即解列停机。7. 发电机转子一点接地7.1 现象 “转子一点接地”报警。7.2 处理7.2.1 对励磁系统进行全面检查，有无明显接地。7.2.2 如接地的同时发电机发生失磁或失步，应立即解列停机。7.2.3 配合检修人员确定接地点。7.2.4 如为外部接地，由设法尽快消除。7.2.5 如为内部接地，汇报值长，尽快停机。7.2.6 转子发生一点接地后，要立即汇报相关领导和技术人员协同进行处理，投入发电机转子二点接地保护，并做好紧急停机预案。8.发电机定子电压异常8.1 现象8.1.

28、1 发电机定子电压上下波动频繁。8.1.2 发电机AVR调节装置异常报警，过励、欠励限制可能动作。8.1.3 发电机无功功率波动大。8.1.4 高厂变及所有厂用低压变压器电流波动。8.1.5 各厂用辅机出力有变化。8.1.6 AVC无功电压自动控制装置有异常。8.1.7 220kV线路、母线参数波动。8.2 处理8.2.1 检查发电机AVR运行正常。8.2.2 若发电机电压高于额定值的10%(19.8KV)时，应降低无功功率，但功率因数不宜超过0.95。8.2.3 若电压低于额定值的10%(16.2KV)时，应及时提高无功功率，但功率因数不宜低于0.85；当电压过低影响到6kV厂用系统的运行时

29、，6kV高压厂用母线段可倒换为备用电源接带，通过调节#1启备变有载调压装置保证厂用电正常运行。8.2.4 系统发生事故，出现振荡现象，任何时候不得退出AVR自动方式运行。8.2.5 若系统电压较高或较低，导致发电机出口电压异常时，可申请调度统一协调处理。8.2.6 经以上调整仍不能恢复到规定范围内时，应联系维护人员处理，按调度命令执行。9.频率异常事故9.1.1 发电机频率高于50.5HZ时，应汇报值长联系全厂所有机组协调减少出力降周波。若仍无效时，应由值长汇报调度在网内协调处理，按调度规程执行。9.1.2 发电机频率低于49.5HZ时，应汇报值长联系全厂机组协调提高出力升周波。若仍无效时，应

30、由值长汇报调度在网内协调处理，按调度规程执行。9.1.3 频率调整操作由主、副值班员进行，并要严密监视，尽可能调整到规定的范围内运行，低频运行时，应注意定子电流、励磁电流是否过负荷及发电机和厂用母线电压情况。9.1.4 密切监视发电机定、转子、温度以及进出口风温等参数。9.1.5 若频率降至47.0Hz以下超过发电机频率保护定值，发电机保护动作于跳闸，否则手动打闸 停机。10.发电机升不起电压10.1检查发电机定子电压、励磁电压以及励磁电流指示是否正常。10.2 检查发电机灭磁开关、励磁刀闸合闸是否良好，发电机是否起励，起励电源是否正常。10.3检查发电机1PT、2PT二次保险接触是否良好，一

31、次保险是否正常。10.4 调节器是否正常，调节器直流电源是否良好。10.5 检查励磁变运行是否良好。10.6 检查发电机碳刷接触是否良好。10.7 检查整流功率柜工作是否正常。11.发电机在运行中遇有下列情况之一者，应立即紧急停机。11.1 必须停机才能避免的人身和设备事故。11.2 发电机内部、发电机滑环冒烟着火。11.3 发电机出口PT、中性点PT发生冒烟着火时。11.4 发电机振动大超过允许值。11.5 发变组出口断路器外发生长时间的短路，定子电流指示最大、电压剧烈降低时，发电机的保护拒动。11.6 发电机保护动作而发电机未跳闸时。11.7 主变、高厂变、励磁变达到任一紧急停机的条件时。

32、12. 0.4KV除尘PC 1A段失电事故处理预案1. 预防措施1.1.1 如有母线上动力故障，需进行摇绝缘工作时，必须两人进行该工作，测量绝缘前，必须认真验电，防止误碰带电部分，正常运行中，加强对0.4KV除尘PC 1A段母线电压及工作进线电流的监视，0.4KV母线电压维持在361418V，母线电压最高不超过418V,工作进线电流不超过规定值。1.1.2 进出配电室，必须随手将门锁好，防止小动物进入。1.1.3 启动动力设备时，严禁该母线上两个及以上动力同时启动，防止过流保护动作造成母线失电；启动动力前检查其机械部分完好，防止启动电流过大造成母线故障；启动动力前检查母线电压在正常范围。1.1

33、.4 正常运行中，严禁打开开关间隔后门进行测量检查等工作，防止人为的造成母线短路或接地故障，造成母线失电。2. 事故现象2.2.1 相应保护动作跳闸的光字牌、报警信号发。2.2.2 已跳闸的1A除尘变高低压侧61124、41124开关绿灯亮，0.4KV母联411248开关绿灯亮。2.2.3 0.4KV除尘PC 1A段电流表、电压表指示回零。2.2.4 除灰空压机失电，相关输送风机、空压机风扇电源失去。2.2.5 电除尘部分阴阳极电机振打装置停运,除尘PC1A段接带的所有硅变失电。2.2.6 相应电除尘本体检修电源（一）失去。3. 处理预案3.3.1 根据事故现象，判断故障性质，无保护闭锁信号时

34、，检查除尘PC 1A段工作电源进线41224开关确已断开后，可手动强合该段母联411248开关；若强合成功，汇报值长组织运行人员恢复该段转机运行；若强合不成功，汇报值长组织运行人员调整机组所带负荷，防止事故扩大。3.3.2 迅速检查除灰空压机的负荷运行，恢复输送风机、空压机运行正常。3.3.3 迅速检查故障母线事故原因，隔离故障点恢复除尘PC 1A段运行，汇报值长联系检修人员对故障设备进行抢修处理。3.3.4 若属除尘PC 1A段本身的故障引起时，应迅速采取隔离措施，切断故障母线段所有的电源开关及刀闸；汇报值长联系检修维护进行除尘PC 1A段的抢修处理。3.3.5 如果是1A除尘变故障，则立即

35、隔离，通过联络411248开关利用除灰PC 1B段接带除尘PC 1A段负荷。3.3.6 若属保护误动，应汇报值长申请生产厂长退出该保护，立即恢复该母线供电。3.3.7 若属人员误操作或误碰，立即恢复母线正常供电。3.3.8 发现故障不能很快排除或故障点一时找不到，应将该段母线所带除灰空压机MCC电源倒至另一路电源供电。3.3.9 夜间处理事故，做好应急照明。13. 变压器发生以下情况时，应立即紧急停运处理13.1 发生不停电不能抢救的人身触电和火灾。13.2 发生变压器套管破裂，表面闪络放电。13.3 出线引线端子熔化，断线起弧。13.4 变压器油枕或压力释放阀向外喷油。13.5 变压器发生强

36、烈不均匀的噪音，内部有爆炸放电声。13.6 在正常的负荷和冷却条件下，变压器上层油温急剧升高超过允许值且继续上升。13.7 变压器外壳破裂大量漏油。13.8 大量漏油使瓦斯继电器看不见油位。13.9 冷却装置故障无法恢复，超过规定时间。13.10 干式变压器绕组有放电声，并有异味。14. 允许先联系后停运变压器的异常现象及处理14.1 现象14.1.1 变压器瓷套管有裂纹，同时有放电声。14.1.2 变压器高、低压侧引线严重过热，但未熔化。14.1.3 变压器连接引线有断股或断裂现象。14.1.4 变压器顶部有落物危及安全运行，不停电无法消除者。14.1.5 变压器本体严重渗漏油。14.1.6

37、 变压器在正常过负荷和正常冷却条件下，温度不正常升高，但未超过最高允许值。14.1.7 变压器声音异常但无放电者。14.1.8 变压器的油色和油位不正常，油质不合格。14.1.9 变压器事故过负荷引起局部过热者。14.1.10 变压器冷却装置故障短期内无法修复者。14.2 处理14.2.1 将异常现象汇报值长。14.2.2 加强对异常运行变压器的检查和监视，尽可能降低该变压器的负荷运行。14.2.3 若有备用变压器，尽可能倒为备用变压器运行。14.2.4 变压器异常情况继续发展，严重威胁安全运行时，应及时汇报值长，立即停运，联系检修人员抢修处理。14.2.5 变压器不停运可以消除的异常现象，应

38、及时汇报值长，尽快联系检修人员进行消缺。14.2.6 无法消除的异常现象，应尽快联系停电检修，防止异常扩大。15.母差保护动作，母联开关拒动，引起双母线失压15.1 现象15.1.1 NCS监控系统报警。15.1.2 220KV、段母线上除母联开关外，所有开关均跳闸，跳闸开关显示绿灯闪光。15.1.3 监控系统出“母线保护X母动作”及“母联失灵动作”光字牌亮。15.1.4 220KV、母线电压显示为零，频率表指示自由状态，所有有功、无功电流表指示为零。15.1.5 故障录波器动作。15.2 处理15.2.1 复归报警。15.2.2 立即手断母联开关一次。15.2.3 断开失压母线上所有未跳闸的

39、开关，复位跳闸开关。15.2.4 将拒动的母联开关解备。15.2.5 利用系统电源对非故障的失压母线充电。15.2.6 若启备变运行在故障母线上，应首先检查其回路，正常后倒至已送电母线，尽快恢复厂用电，若启备变运行在非故障母线上，应立即投入运行，恢复厂用电。15.2.7 对发变组回路进行详细检查，无异常时尽快并入系统。15.2.8 对已送电母线上的线路恢复送电。15.2.9 对故障母线进行检查，找出故障点并设法隔离、消除。如故障点一时消除不了，将无异常的设备倒至已送电母线，尽快恢复送电。15.2.10 母联开关拒动原因查明并处理好，母线故障消除后，恢复正常运行方式。16.线路故障，保护拒动，引

40、起单母或全站失压16.1 现象16.1.1 NCS监控系统报警。16.1.2 与故障线路在同一条母线上的发变组主开关、母联开关及线路开关均跳闸，跳闸开关显示绿灯闪光。16.1.3 母线失压范围可能是单母或全站。16.1.4 失压母线电压显示为零，频率表指示自由状态，所有有功、无功、电流表显示为零。16.1.5 故障录波器动作。16.1.6 发电机后备保护动作发光字牌。16.2 处理16.2.1 复归报警。16.2.2 立即手断拒动的线路开关一次。16.2.3 断开失压母线上所有未跳闸的开关，复位跳闸开关,汇报值长。16.2.4 根据发变组保护、线路对侧保护动作情况及现象，判明故障线路，并将故障

41、线路转检修状态。16.2.5 如果全站失压，应利用系统电源对220kV母线充电；如果是单母失压，则应利用母联开关对失压母线送电，充电前应注意投入充电保护压板。16.2.6 当母线电压恢复后，首先恢复启备变运行，以尽快恢复厂用电。16.2.7 对发变组回路进行详细检查，无异常时尽快并网。16.2.8 将停电的无故障线路恢复供电。16.2.9 拒动保护在未查明原因并处理好前，该线路不得投运。17.母线故障，母差保护拒动，引起单母或全站失压17.1 现象17.1.1 NCS监控系统报警。17.1.2 运行在故障母线上的发变组主开关、母联开关及线路开关均跳闸，跳闸开关显示绿灯闪光。17.1.3 母线失

42、压范围可能是单母或全站（视当时机组运行情况及母线运行方式而定）。17.1.4 失压母线电压显示为零，频率表指示自由状态，所有有功、无功、电流显示为零。17.1.5 故障录波器动作。17.1.6 发电机后备保护动作光字牌亮。17.2 处理17.2.1 复归报警。17.2.2 断开失压母线上所有未跳闸的开关，复位跳闸开关。17.2.3 根据发变组保护、线路对侧保护动作情况及事故现象，判明故障母线，并将故障母线转检修状态。17.2.4 如果全站失压，应利用系统电源对非故障母线充电。17.2.5 当非故障母线电压恢复后，首先恢复启备变运行，以尽快恢复厂用电。17.2.6 对发变组回路进行详细检查，无异

43、常时将其倒至非故障母线上，尽快并入系统。17.2.7 将停电线路倒至非故障母线上，恢复送电。17.2.8 母差保护在未查明拒动原因并处理好前，该母线不得投运。1、差动保护：功能是当相间短路时，将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁；2、定子接地保护：功能是当定子绕组按地时发出报警信号及跳闸，保护由发电机机端零序电压和中性点侧三次谐波电压共同构成100%保护区的定子接地保护。3、发电机过电压保护：放置在启动或并网过程中发生电压升高而损坏发电机绝缘的事故，1.3倍延时0.5秒跳发电机；4、发电机频率异常保护：反应系统的频率异常或降低，保护动作于信号和跳机；5、失步保护：发电机失步时，可能造成机组受

44、力和热的损伤及厂用电压急剧下降而设的动作于跳闸保护；6、失磁保护：发电机在发生失磁或部分失磁时，防止危及发电机安全及电力系统稳定运行的保护装置；经延时动作于停机；7、发电机逆功率保护：用于保护发电机变电动机运行的异常运行，动作于信号和跳闸；8、发电机程序逆功率：保护为程序跳闸专用，用于确认主汽门完全关闭，由逆功率继电器作为闭锁原元件，其整定值为（13）%发电机额定功率，动作于信号与跳闸；9、发电机过激磁保护：保护发电机过激磁，当发电机电压升高、频率降低时工作磁通密度过高引起绝缘过热老化的保护；10、发电机对称过负荷保护：用于过负荷引起的发电机定子绕组电流；11、发电机不对称过负荷保护：用于保护

45、发电机不对称过负荷、非全相运行以及外部不对称引起的负序电流，动作于信号与跳闸；12、低电压自保持过流保护：用于自并励发电机机端短路后备保护，动作于停机；13、发电机定子匝间保护：保护发电机定子同相分支之间或同相不同分支之间的匝间短路故障，动作于停机；14、起停机保护：动作于跳灭磁开关，断路器合闸后退出；15、发电机突加电压保护：用于汽轮机在盘车状态下，断路器意外合闸，突加电压发电机运行后能可靠退出；16、PT断线闭锁：动作于信号；17、励磁回路过负荷：定反时限两部分组成；动作于信号与停机；18、励磁变速断保护：动作于停机；19、励磁变过流保护：作为速断保护的后备保护，并与其配合使用；20、转子

46、接地保护：一点接地动作于信号；两点接地动作于跳闸。五、发电机试验：1. 为什么要进行发电机定子铁损试验？当发电机定子铁芯有异常发热现象，被怀疑是定子铁芯有片间短路，或是新机交换、或是投入运行已有1215年之久、或是铁芯全部重新组装、或是对局部进行修理后，都应时行铁损试验，以便发现工艺缺陷，片间绝缘老化等问题，及时消除和解决，以避免铁芯局部过热，损坏定子线棒的绝缘。2. 发电机启机前运行人员应做哪些试验?1) 测量机组各部绝缘电阻,应合格。 2) 投入直流后,各信号应正确。3) 自动调节励磁装置电压整定电位器,感应调压器及调速电机加减方向正确,动作灵活。4) 做主油开关,励磁系统各开关及厂用工作

47、电源开关拉合试验应良好，大、小修或电气回路作业后,启机前还应做下述试验: A. 做各项联合、联跳试验,应良好。B. 做保护动作跳主油开关,灭磁开关及厂用工作电源开关试验,应良好。C. 做自动调节励磁装置强励限制试验,应良好。 D. 做备励强励动作试验,应良好。E. 配合继保班做同期检定试验(同期回路没做业时,可不做此项)。3. 发电机的空载特性试验和短路特性试验各起什么作用？试验时应注意什么?1) 空载特性试验用途: A. 将历次空载特性比较时可判断转子绕组有无匝间短路;B. 将历次空载特性比较时也可判断定子铁芯有无局部硅钢片短路现象;C. 计算发电机的电压变化率,未饱和的同步电抗;D. 分析

48、电压变动时发电机的运行情况; E. 整定励磁机磁场电阻.2) 短路特性试验用途：A. 利用短路特性也可判断发电机转子绕组有无匝间短路;B. 计算发电机的主要参数同步电抗Xd,短路比; C. 进行电压调整器的整定计算.3) 试验时应注意:只能向一个方向调整,不能反复调整.六、发电机进相运行：1. 发电机进相运行条件是什么？进相运行时，须特别注意对哪些参数的监视？1) 发电机进相运行的条件：A. 发电机进相运行试验良好，具有进相运行的能力；B. 两台机组低励限制整定值已作适当调整，满足进相运行要求C. 失磁保护整定值已符合要求，满足失磁保护在低励限制后动作；D. 逆功率保护装置已满足 发电机进相运

49、行的要求；E. 无功表及功率因数均能双向指示，符合进相运行的要求。2) 进相运行时，须特别注意以下参数的监视： A. 发电机机端电压 B. 同时满足高压厂用电压C. 定子铁芯及端部温度：110 D. 定子端部铜屏蔽及压指温度：170E. 定子线圈温度：90 F. 定子各支路出水温度：85G. 保证另一台发电机的功率因数不低于0.98。H. 另外还须加强监视对发电机无功负荷、功率因数、定子电流等运行参数的变化。2. 发电机进相运行时，运行人员应注意什么？从理论上讲，发电机是可以进相的，所谓进相，即功率因数是超前，发电机的电流超前于端电压，此时，发电机仍向系统送有功功率，但吸收无功功率，励磁电流较

50、小，发电机处于低励磁情况下运行，发电机进相运行时，我们要注意两个问题： 1) 静态稳定性降低； 2) 端部漏磁引起定子端部温度升高。变压器的试验：1. 变压器试验及内容：（出厂、预防性、检修、安装试验）1) 绝缘试验：绝缘吸收比试验、泄漏电流试验、油耐压试验、工频耐压试验、感应耐压试验、tg试验。A. 感应电势E4.44f N B A10 （-8） ；f频率、N 匝数、B磁通、A铁芯柱净截面积。所以作感应耐压试验时，为保证磁通不过度饱和，则需提高试验频率，即倍频感应耐压试验。B. 吸收比用摇表对变压器摇测60秒的绝缘电阻值与摇测60秒的绝缘电阻值之比。可以检查绝缘是否受潮及反映变压器整体和局部

51、存在缺陷。2) 特性试验：变比、连接组号、直流电阻、空载损耗、短路损耗、油温升试验。A. 测量变压器的直流电阻可以检查导电回路的完整性，检验绕组及引线的焊接情况，检查分接开关及套管连接接触情况。B. 直流电阻不平衡率R（）（RmaxRmin）RavC. Rmax、Rmin、Rav为三相实测电阻中最大、最小、平均值。一般2000KVA以上的变压器R（）相间2，线间1 ；1600KVA以下的变压器R（）相间4，线间2。D. 空载试验的目的是测量空载电流和空载损耗，检查磁路（铁芯）中是否有局部或整体缺陷，同时检查变压器感应耐压试验后绕组是否有匝间短路。2. 新装或大修后的变压器在投运前需进行35次冲

52、击试验，因为带电投入空载变压器时会产生励磁涌流，其值可达68倍额定值。励磁涌流开始衰减较快，一般经0.51秒后即减到0.250.5倍额定电流值，但全部衰减时间较长，大容量的变压器可达几十秒，会产生很大的电动力。为此：1) 为考察变压器的机械强度，同时考察励磁涌流衰减初期是否会造成继电保护装置误动。2) 在停运变压器时，可能产生操作过电压可检查变压器的绝缘强度能否承受全电压或操作过电压。3. 为什么新投入或大修后的变压器在正常投入运行前，要进行全电压试验？是为检查变压器内部绝缘的薄弱点合考核变压器的机械强度以及继电保护装置能否躲过激磁涌流而不发生误动作。4. 新装或大修后的主变压器投入前，为什么要求做全电压冲击试验?冲击几次?新装或大修后的主变压器投入运行前，要做全电压冲击试验。此外，空载变压器投入电网时，会产生励磁涌流。励磁涌流一般可达6-8倍的额定电流，经0.5-1秒后可能衰减到0.25-0.5倍额定电流，但是全部衰减的时间较长，大容量的变压器需要几十秒。由于励磁涌流能产生很大的电动力，所以冲击试验也是为了考核变压器的机械强度和继电保护装置动作的可靠程度。规程中规定，新安装的变压器冲击试验5次，大修后的变压器冲击试验3次，合格后方可投入运行。5. 新安装