发电厂电气运行规程

1、第 1 页 共 152 页 批批 准：准：_ 复复 审：审：_ 审审 核：核：_ 编编 写写:_:_ 第 2 页 共 152 页 前前 言言 一、本规程编写依据： 1、 全国地方火力发电厂电气运行规程 2、电气微机继电保护有关技术资料 3、汽轮机厂无刷励磁使用及维护说明书 5、各高、低压配电柜、电机厂家出厂资料 二、下列人员应熟知并遵守本规程 1、电气车间全体运行人员，电气检修班组长 2、电气车间主任、助理 3、值长、安技科电气专业专工 第 3 页 共 152 页 目目 录录 第一篇第一篇 发电机运行规程发电机运行规程 1设备规范 2发电机启停机及运行维护 3励磁系统的操作及运行维护 4发电机

2、的异常运行及事故处理 5机电联系信号 第二篇第二篇 变压器运行规程变压器运行规程 1设备技术规范 2变压器的运行维护 3变压器的停送电操作 4变压器的异常运行及消弧线圈的使用说明 第三篇第三篇 电气系统运行规程电气系统运行规程 1系统概述 2系统运行方式 3停送电操作原则 4倒闸操作原则 5电气操作、监护等级制度 6事故处理 第四篇第四篇 配电装置运行规程配电装置运行规程 1. 设备规范 2. 配电装置的运行和维护 3. 主要配电装置的异常运行及故障处理 第五篇第五篇 继电保护及自动装置运行规程继电保护及自动装置运行规程 第 4 页 共 152 页 1. 一般规定要求 2. 中央信号装置 3.

3、 发电机主变压器保护 4. 高压厂用工作电源保护 5. 低压厂用工作电源保护及 6KV 高压电动机保护 6. 备用工作电源保护 7. 35KV 线路保护 8. 110KV 系统升压变保护 第六篇第六篇 直流系统运行规程直流系统运行规程 1. 直流系统概述 2. 设备规范 3. 直流系统投入前的检查 4. 直流系统的运行方式 5. 直流系统运行巡视时的注意事项 第七篇第七篇 电动机运行规程电动机运行规程 1. 电动机设备规范 2. 对电动机的一般要求 3. 电动机的运行和维护 4. 电动机的异常运行及事故处理 附录附录 1:1:典型电气倒闸操作票典型电气倒闸操作票 附录附录 2 2：保护定值：保

4、护定值 第 5 页 共 152 页 第一篇第一篇 发电机运行规程发电机运行规程 1 规范 1.1 发电机规范 序号名称单位技术规范 1型号QFW-30-2C 2额定功率MW30 3额定电压KV6.3 4额定电流A3436.6 5功率因数0.8 6厉磁电流A408 7额定容量MVA37.5 8接法YY 9绝缘等级/使用等级F/B 10额定转速r/min3000 11频率Hz50 12冷却方式风冷 13重量Kg69300 14生产厂家 南京汽轮电机集团 有限责任公司 第 6 页 共 152 页 1.2 发电机永磁机规范 序号名称单位技术规范 1型号TFY-2.85-3000C 2功率MW2.85

5、3额定转速r/min3000 4频率Hz400 5额定电压V190 6额定电流A15 7厉磁电压V190 8功率因数0.9 9励磁方式永磁 10保护等级IP54 11绝缘等级F 12相数1 13生产厂家 南京汽轮电机集团 有限责任公司 第 7 页 共 152 页 1.3 发电机交流励磁机规范 序号名称单位技术规范 1型号TFLW118-3000A 2功率MW118 3额定转速r/min3000 4频率Hz150 5额定电压V246 6额定电流A480 7励磁电压V48.5 8励磁电流A6.15 9保护等级IP54 10绝缘等极/使用等级F/F 11接法Y 12重量Kg1343 13生产厂家 南

6、京汽轮电机集团 有限责任公司 第 8 页 共 152 页 2 发电机启停机及运行维护 2.1 启动前准备 2.1.1 发电机及其附属设备的一切工作票(特殊试验除外)全部 收回，安全措施已恢复，现场已打扫干清洁，班长在接到值 长启机命令后，安排值班人员填写操作票。 2.1.2 启动前应做好下列准备工作。 2.1.2.1 发电机本体及励磁系统、引出母线及套管、瓷瓶完好， 清洁完整，各部联接螺栓紧固，通过窥视孔，观察发电机线 棒绑扎完好，无脱线、无流胶、无结露现象。 2.1.2.2 发电机定子铁芯，绕组测温元件良好，大轴接地碳刷 接触良好，压力适合，连线正常。 2.1.2.3 发电机主开关、刀闸、电

7、压互感器、高低压保险、电 流互感器、电缆头、二次线均正常。 2.1.2.4 轴承润滑油系统畅通、发电机及励磁机平台无渗油现 象，风道清扫干净，进出口风温计完整，读数准确，发电机 小室封闭良好，滤风海绵完好干净，无漏风现象。 2.1.2.5 发电机各测量表计、测温装置、继电保护的自动装置， 机电联系信号应符合标准，各压板正确投入，励磁回路元件 及元件引出线等连接部位均清洁完整，接触良好。 2.1.2.6 准备好启机操作票。 2.1.3 停机超过 24 小时及大小修后的发电机，应测量其绝缘 电阻，测量值应符合要求，并将数值记入绝缘电阻测量记 第 9 页 共 152 页 录薄内。 2.1.3.1 发

8、电机定子线圈用 2500V 摇表（量程不低于 10000M）测量，换算至 75时其值不应低 于 1 M/KV，与上次比较不得低于 1/31/5。吸收比不应小于 1.3。换算公式： R75=75时的绝缘电阻值，t：测量时绕组 本身温度，Rt：在 t时所测的电阻值。 2.1.3.2 发电机转子线圈冷态下用 500V 摇表测量，绝缘电阻 值不低于 0.5 M，测量时应将旋转二极管短接，严禁用 2500V 摇表测量。 2.1.3.3 所测绝缘电阻值如不能满足以上规定值时，应查明原 因，并立即汇报班长、值长，在未查明原因并消除前，禁止 升压并列。 2.1.3.4 发电机停机不超过 24 小时，上述测量不

9、必进行，发 电机一般情况情况下按 2.1.3.1 条测量。 2.2 发变组启动操作原则 2.2.1 整套发变组启动原则(用主变高压侧开关并网) 2.2.1.1 放上开关操作保险。 2.2.1.2 投入继电保护压板。 2.2.1.3 放上发电机测量及励磁 PT 一次保险，合上刀闸，放 上二次保险。 2.2.1.4 合上发电机出口刀闸。 第 10 页 共 152 页 2.2.1.5 将变压器高压侧开关送至工作位置。 2.2.1.6 合上主变 35KV 侧刀闸。 2.2.1.7 放上开关合闸保险并储能。 2.2.1.8 待汽机发来“注意” “可并列”信号后。 2.2.1.9 合上励磁电源开关。 2.

10、2.1.10 调整发电机出口电压升至额定值。 2.2.1.11 检查同期，合上发变组开关 2.2.1.12 向汽机发“注意” 、 “已合闸”信号。 2.2.1.13 切除同期装置。 2.2.1.14 给发电机带上适当有功、无功负荷。 2.2.2 发电机一经启动，即认为发电机本体及其相连部分均 已带电，此时工作必须按电业安全工作规程发电厂及变 电所部分的有关规定执行。 2.2.3 当发电机转速升至 1500 转/分时，检查发电机内部无异 常的磨擦声，大轴接地碳刷无接触不良或跳动现象，如有上 述现象，应设法消除。 2.2.4 当发电机转速达 2000 转/分时，电气值班人员应开始进 行发电机并列前

11、的外部操作。 2.2.5 在下列情况下不允许发电机“手动准同期”并列： 2.2.5.1 同步表指针旋转过快或跳动。 2.2.5.2 同步表指针在同步点不动或卡涩。 2.2.2.3 汽轮机转速不稳定。 第 11 页 共 152 页 2.2.5.4 同期回路进行过工作，未核对相位。 2.2.5.5 TJJ 继电器始终不动作。 2.3 发电机并网后，接带负荷的规定： 2.3.1 发电机一经并列，必须立即带上 500-1000KW 的负荷， 以免产生逆功率。 2.3.2 发电机负荷在定、转子电流均正常的情况下，按汽轮 机运行规程执行。 2.3.3 发电机在事故情况下，定子、转子电流增加速度不受 限制，

12、但应观察机组的运转情况。 2.3.4 发电机在接带负荷过程中必须严密监视发电机各部温 度变化及声音各自动装置的情况， 2.4 发电机的额定运行方式 2.4.1 发电机按额定参数允许长期连续运行。 2.4.2 发电机运行时电压规定 2.4.2.1 发电机运行电压的变动范围在额定电压的+5%以内， 而功率因数是额定值时，其额定容量不变。 2.4.2.2 定子电压下降到低于额定值的 95%时，定子电流长期 允许值不得大于额定值的 105%。 2.4.2.3 发电机最高允许电压不得超过额定值的 110%，且转子 电流不得大于额定值，最低不得低于额定值的 90%。 2.4.3 发电机频率变动范围不超过+

13、0.5Hz/S 时，能按额定容 量运行。当频率低于 49.5Hz 时，应加强对发电机各部温度的 第 12 页 共 152 页 监视,当频率变动幅度较大时，应及时调整发电机的有功功率。 2.4.4 发电机功率因数一般不超过迟相 0.95，基本保持功率 因数 0.80.9 之间运行时，必要时可在功率因数为 1 的条件 下运行，并允许短时间在进相 0.951 范围内运行，当功率因 数在额定值至迟相 0.5 内变动时，应注意转子电流不超过最大 允许值。 2.4.5 发电机三相不平衡电流在连续运行时不得超出 10%Ie（Ie 为发电机额定电流）同时每一相电流不得超出额定 值，当发电机电压降低 5%Ue

14、时，允许定子电流升高 5%Ie， 如电压继续降低，定子电流不得超过 105%Ie。 2.4.6 发电机有功负荷由汽机运行人员调整 2.4.7 无功负荷的调整，由 MAVR 自动电压调节器自动完成。 2.5 发电机各部温度与温升的监视 2.5.1 发电机的进风温度正常在 2040之间，最低温度 以空气冷却器不结露为准，进风温度最高不允许超过 55。 2.5.2 发电机的出口风温不予规定，但一般进出口风温差在 1520为宜，温差有显著增加时，应查明原因采取措施 予以解决。 2.5.3 当发电机进风温度高于或低于额定值时，定子电流允 许值按下述原则确定： 第 13 页 共 152 页 2.5.3.1

15、 当进风温度高于额定值可按下表执行： 发电机进风温度进风温度每升高 1，定子电流较额 定值降低 40451.5% 45502.0% 50553.0% 2.5.3.2 当进风温度低于额定值时，每降低 1，允许定子电 流升高额定值 0.5%，转子电流也允许有相应的增加，定子与 转子电流的增加，至发电机进风温度低于 25时为止，若再 降低时，电流值也不得再增加。 2.5.4 发电机装设有下列测温点： 2.5.4.1 定子线圈上下层下部的槽中及定子铁芯的轭部及齿部 均埋设铂电阻测温元件（Pt100）其接头接到测温接线盒内。 2.5.4.2 两端盖的进风口及机座出风口装有双金属温度计。 2.5.4.3

16、机座下的出风口装有铂电阻测温元件（Pt100） 。 2.5.4.4 发电机轴承出油口装有温度计，轴瓦上装有铂电阻测 温元件（Pt100） 。 2.5.5 发电机轴承润滑油进油温度应在 3545之间。轴 承的出油温度不得超过 65，轴瓦温度不得超过 80。 第 14 页 共 152 页 2.6 发电机运行中各部检查与维护 2.6.1 从发电机窥视窗口观察定子绕组端部无流胶，电晕、 绝缘包带无龟裂，无松绑现象。 2.6.2 发电机端盖螺丝牢固，各部无漏风。无刷励磁机外壳 无局部过热，接地碳刷接触良好。 2.6.3 发电机小室无结露、无积水、无异声、无烟味及绝缘 焦臭味。发电机出线母线，主隔离开关、

17、PT、CT 等设备无过 热，放电及电动力引起的铜排振动声。 2.6.4 发电机及主、副励磁机运转声音正常，各部振动不大 于 0.05mm。各部测温点温度在允许范围之内，进出口风温不 超过允许值。 2.6.5 检查发电机继电保护，自动调压装置及二次回路运行 正常。无过热、冒火、焦臭味；当运行方式改变时，应检查 保护压板投入或解除的正确性。 2.6.6 定期检查发电机转子一点接地保护。 2.6.7 当外部发生较严重的短路故障时，应对发电机外部及 连接部分进行详细的检查。 2.7 发变组停运操作 2.7.1 发电机主变压器需要停止运行时，在停运前应倒换厂 用电，以保证厂用电的安全。 2.7.2 发变

18、组停运转冷备用操作原则 2.7.2.1 降发电机有功负荷为零，无功负荷接近于零。 第 15 页 共 152 页 2.7.2.2 拉开主变高压侧开关。 2.7.2.3 拉开励磁电源开关。 2.7.2.4 向汽机发“注意” 、 “已断开”信号。 2.7.2.5 检查主变高压侧开关在断开位置。 2.7.2.6 取下主变高压侧开关的合闸保险。 2.7.2.7 拉开主变 35KV 侧刀闸。 2.7.2.8 将主变高压侧开关拉至检修位置。 2.7.2.9 拉开发电机出口刀闸。 2.7.2.10 拉开发电机仪用、励用 PT 刀闸，并取下它们的一、 二次保险。 3 励磁系统系统的操作及运行维护 3.1 发电机

19、采用 MAVR 自动电压调节装置，通过调节发电机 励磁实现发电机电压调节、无功调节。其优点是体积小，维 护方便，可以根据需要采用多种附加的控制功能。 3.2 励磁系统的投入和运行 3.2.1 单机运行：发电机不上网，要求发电机端电压恒定， 即恒压运行，通过 MAVR 闭环调节励磁来实现。 3.2.2 并联运行：在此种情况下 MAVR 使发电机可在三种方 式下运行。 3.2.2.1 调差方式运行：随着发电机有功的改变，端电压一般 会下降，通过 MAVR 调节励磁，使发电机按预先整定的调差 曲线运行。 第 16 页 共 152 页 3.2.2.2 恒功率因数运行：随着发电机有功的改变，MAVR 调

20、节励磁，改变发电机的无功输出，维持发电机功率因数不 变。 3.2.2.3 恒无功运行：随着发电机有功的改变，调节励磁（因 无功不变，改变了发电机的功率因数，维持发电机无功功率 不变。 ）我厂选用的是调差运行方式。 3.2.3 MAVR 自动励磁调节器有两种励磁方式，即手动励磁 和自动励磁。 3.2.3.1 手动励磁通过运行人员根据表盘上发电机各项参数的 变化，手动调节励磁开关 SW2 实现参数调整。 3.2.3.2 自动励磁通过发电机的输出电压、电流信号、测量反 馈，根据预先整定的各项参数自动调节励磁。 3.2.4 手动励磁操作使发电机建压。 3.2.4.1 操作励磁选择开关 SW1 将励磁方

21、式选在“手动励磁” 方式， “手动励磁最小位置”光字牌亮，如不亮应操作手动励 磁开关 SW2 使 MAVR 电位器在最小位置。 3.2.4.2 合上励磁电源控制开关 SW3，操作手动励磁开关 SW2 使发电机建压至额定电压。 3.2.5 将励磁选择开关 SW1 切至“自动”位置，光字牌 “自动励磁选择”指示灯亮。 3.2.6 自动励磁可由两种方式使发电机建压。 3.2.6.1 合上励磁电源控制开关 SW3，使发电机电压随着转 第 17 页 共 152 页 速的上升逐渐增加，当转速达到 2500r/min 左右时，发电机电 压升至额定值。 3.2.6.2 先将以电机升速至额定转速，然后合上 SW

22、3 开关， 电压迅速升至额定值，电压偏差不会超过 5%。 3.2.7 机组建压以后，再通过“自动准同期”或“手动准同 期”操作，使机组同期并网。 3.2.8 机组并网后，将单机/并联运行控制开关 SW5 切至“单 机”或“并联” 。根据需要调节有功功率或无功功率数值，手 动励磁时，调整手动励磁开关 SW2，自动励磁时，调整自动 励磁开关 SW4，尽量使每台机功率因数恒定，防止拖无功的 现象发生。应特别注意，一般情况下，如果是恒无功功率控 制，其整定值要保证发电机在额定有功功率时不过载。 3.2.9 机组运行中，可有两种方式由“自动”励磁转换到 “手动”励磁。 3.2.9.1 若电子回路稳压电源

23、故障，或监控器继电器动作，将 自动地由“自动”励磁转换成“手动”励磁方式。 3.2.9.2 将励磁选择开关 SW1 切至“手动” ，励磁将由“自动” 改为“手动”运行， “手动励磁”光字牌亮。 3.2.9.3 当监控继电器动作出口，需通过按下固定面板上的 “监控复位”按钮复归。由于自动跟随器的作用，在转换过 程中，不会对电网产生明显冲击。 3.2.10 “手动”励磁时，操作手动励磁开头 SW2 即可调节 第 18 页 共 152 页 发电机的无功功率。 “手动励磁”时零位平衡表指针将偏向一 侧。 3.2.11 运行中，可按下列程序由“手动”励磁转换成“自动” 励磁。 3.2.11.1 按下并保

24、持励磁转换试验按钮 YA，观察零位平衡表 指针的指示情况，有目的地操作自动励磁开关 SW4，改变自 动调压器的输出，观察零位平衡指针应逐渐向零位靠近。 3.2.11.2 当表针指在零位时，停止操作自动励磁开关 SW4， 迅速操作励磁切换开关 SW1，将“手动“励磁切换至“自动” 励磁。 3.3 灭磁 3.3.1 发电机故障，继电保护装置出口动作后，FSC 接触器 跳闸，使机组自动灭磁。 3.3.2 对并网运行的发电机，可按下述方法灭磁： 3.3.2.1 自动励磁投入功率因数控制卡时，机组解列前，激励 附加中间继电器 ZJ2，使接在外引线 2/3 或 2/5 之间的 ZJ2 常 开触点闭合，这样

25、约在 30 秒钟之内 MAVR 自动电压调节器 将使机组无功功率自动降至零值，这时可通过自动系统或手 动操作使机组与系统解列，随后拉开励磁电源控制开关 SW3 使机组灭磁。 3.3.2.2 也可手动操作 MAVR 自动电压调节器的电压整定电 位器，或调节手动励磁开关 SW2 来调节发电机的无功。当无 第 19 页 共 152 页 功功率降至接近零值时，拉开发变组高压侧开关。 3.3.3 单机运行的发电机机组卸掉负荷以后，关断励磁电源 控制开关 SW3 自行灭磁。 3.3.4 机组灭磁以后应将电压整定电位器 MVSR 降至最低整 定电压位置，即刻度中央 12 点钟位置，以备下次启动建压。 3.3

26、.5 若为发电机故障，继电保护出口灭磁，待故障消除后， 按下励磁屏上“灭磁复归”按钮，复归 FSC 接触器，以备下 此启动建压。 3.3.6 发电机组每次启动并网前，应试验发变组高压侧开关 与自动励磁开关的拉合闸及两者之间的联锁正常 3.4 手动励磁操作程序 3.4.1 当发电机达到额定转速以后，将励磁选择开关 SW1 切 至“手动”位置。 3.4.2 合上励磁电源控制开关 SW3。 3.4.3 点动接触操作手动励磁控制开关 SW2，使发电机电压 升至额定值附近。 3.5 自动励磁操作程序 3.5.1 定速建压（发电机转速 3000/min） 。 3.5.1.1 检查“MVSR 电压整定电位器

27、”在“刻度中央 12 点” 位置附近。 3.5.1.2 将励磁选择开关 SW1 切至“自动”位置。 3.5.1.3 合上励磁电源控制开关 SW3。 第 20 页 共 152 页 3.5.2 升速建压（当发电机开始冲转时） 。 3.5.2.1 检查 MVSR 电压整定电位器在“刻度盘中央 12 点” 位置附近。 3.5.2.2 将励磁选择开关 SW1 切至“自动”位置。 3.5.2.3 合上励磁电源控制开关 SW3。 3.5.2.4 汽轮机升速达 1200/min 后，电压将随转速而逐渐上 升，当汽轮机转速达 2550r/min 左右时，发电机电压已接近额 定电压，根据需要点动操作自动励磁开关

28、SW4 调整电压。 4 发电机的异常运行及事故处理 4.1 发电机事故过负荷 4.1.1 在事故情况下，允许发电机在短时间内过负荷，同时 也允许转子线圈有相应的过负荷。发电机过负荷倍数、电流 允许值，时间如下表（Ie：3436.6A） 额定电流 倍数 1.1 1.12 1.15 1.25 1.5 定子电流 (A) 3780.23848.993952.094295.755154.9 持续时间 (min) 60 30 15 5 2 此时定子、转子的温度仍不应超过允许的温度。在过负荷 运行时间内应做好记录，对于正常运行中定子和转子线圈温 度较高的发电机，应适当限制短时过负荷的倍数和时间。 第 21

29、页 共 152 页 4.1.2 当发电机的定子电流达到过负荷倍数及时间允许值， 电气值班人员应首先检查发电机的功率因数和电压。在允许 时间内，用减少励磁电流的方法，减少定子电流到正常值， 但不得使功率因数过高或电压过低。如减负荷仍不能降低定 子电流至正常值时，则必须降低发电机的有功负荷或切除一 部分负荷。 4.2 发电机的异常运行和处理 4.2.1 发电机各部温度升高超过规定，应立即降低有功、无 功负荷，并进行下列检查： 4.2.1.1 联系热工人员核对微机内温度指示，确定微机内温度 指示正常，当发电机冷却系统正常，而温度降不下来并继续 上升，应汇报值长。 4.2.1.2 发电机过载运行。 4

30、.2.1.3 铁芯或绕组短路。 4.2.1.4 空气冷却器或通风系统发生故障。 4.2.2 发电机输出电压不稳定。 4.2.2.1 MAVR 控制时，平衡表指针稍有摆动时切至手动运 行，并及时通知相关人员检查处理。 4.2.2.2 手动或自动控制时，可能是系统中其它机械原因或汽 机转速不稳定。 4.2.2.3 输出电压过高，检查电压读数是否达到 MAVR 要求， 通知相关人员检查处理。 第 22 页 共 152 页 4.2.3 发电机励磁故障 4.2.3.1 手动励磁正常而 MAVR 控制时不正常，将励磁方式 改为手动励磁，并通知有关人员对自动励磁卡件进行检查。 4.2.3.2 手动或自动励磁

31、时无励磁电流，检查主励磁机和副励 磁机及自动电压调节器之间电路是否正常，检查转子线圈的 引线是否开路。 4.2.4 发电机振动大 4.2.4.1 电气原因：转子线圈匝间短路，气隙不均匀，转子线 圈变形位移，定子铁芯绝缘损坏或松动。 4.2.4.2 机械原因：转子不平衡。发电机中心与汽轮机中心不 在一条水平线，衬套与转轴的间隙不均匀，轴承缺油或轴承 螺丝松动，基础不牢或基础水平有问题。 4.2.5 发电机转子轴向串动： 4.2.5.1 发电机安装时转子位置倾斜。 4.2.5.2 发电机在运行时定子中心和转子中心不重合。 4.2.6 定子线圈故障 4.2.6.1 槽楔或端部垫块松动引起绕组绝缘磨损

32、。 4.2.6.2 由于过负荷或其他原因引起定子绕组过热造成绝缘老 化。 4.2.6.3 由于突然短路引起的绕组绝缘机械损坏。 4.2.6.4 由于过电压引起的绝缘绕组击穿。 4.2.6.5 定子铁芯松弛引起的绝缘损坏。 第 23 页 共 152 页 4.2.6.6 定子线圈接头焊接不良。 4.2.7 转子线圈的故障。 4.2.7.1 由于转子线圈端部积聚尘垢受潮引起绝缘电阻下降。 4.2.7.2 发电机突然卸载引起机组超速，以致励磁电压升高超 过发电机转子允许电压，造成绝缘击穿。 4.2.7.3 转子线圈匝间短路或不稳定接地。 4.2.7.4 由于不平衡负荷或异步运行，造成转子局部过热。 4

33、.2.7.5 发电机过载引起励磁电流过大而过热。 4.2.7.6 线圈接头接触不良引起过热，绝缘老化。 4.2.8 发电机轴承故障。 4.2.8.1 由于轴承座底脚绝缘不良，造成轴电流通过轴承，引 起轴承过热和侵蚀。 4.2.8.2 由于油量不足等原因造成轴承过热。 4.2.8.3 由于油量调节不当和密封不良引起的轴承漏油。 4.2.8.4 轴承中心没对准，衬瓦擦伤。 4.2.9 发电机仪用电压互感器断线。 4.2.9.1 电压表、频率表指示失常、有功、无功降低，三相定 子电流表正常。 4.2.9.2 此时不得进行有功负荷的调整，停用低电压保护，更 换相同型号规格的保险，再投入保护。 4.2.

34、10 发电机仪用电流互感器开路 4.2.10.1 开路相电流至零，电压正常，转子回路电压、电流 第 24 页 共 152 页 指示正常，有功功率表指示降低，有功电度表跑慢。 4.2.10.2 立即去发电机零米小室检查，主控室保护屏、控制 屏后检查有无异常、异味。 4.2.10.3 掌握转子电流不超过额定值，不得进行有功负荷调 节，通知检修人员前来处理。 4.2.10.4 如二次回路开路引起放电，应注意其电压，如冒烟 着火，立即进行灭火同时通知检修人员处理。 4.3 发电机的事故处理。 4.3.1 发电机剧烈振荡失去同期（失步） 。 4.3.1.1 失步现象。 4.3.1.1.1 定子电流超过正

35、常值，指示值来回剧烈摆动。 4.3.1.1.2 有功、无功功率表指示在全盘上摆动。 4.3.1.1.3 发电机和母线上的各表计都剧烈摆动，电压低于正 常值。 4.3.1.1.4 交流无刷励磁机励磁电流表在正常值附近摆动。 4.3.1.1.5 发电机发出有节奏的轰鸣声，其节奏与上列表计合 拍。 4.3.1.2 失步原因： 4.3.1.2.1 由于系统发生短路或功率过大，电压过低。 4.3.1.2.2 发电机有功负荷突然增加。 4.3.1.2.3 励磁回路，MAVR 自动电压调节器故障，发电机突 然减少励磁。 第 25 页 共 152 页 4.3.1.2.4 汽机、锅炉有并汽操作或热负荷突变。 4

36、.3.1.3 对失步发电机的辨别： 4.3.1.3.1 在事故情况下，往往失并列的各台发电机组表计都 在摆动，可依下列几方面判断失步发电机。 4.3.1.3.2 一般说失步发电机的表计摆动幅度比别的发电机厉 害。 4.3.1.3.3 失步发电机有功负荷的摆动是全刻度，而其他机组 则在正常负荷值左右摆动，而且两者摆动方向正好相反。 4.3.1.4 振荡和失步的处理原则： 4.3.1.4.1 迅速检查周波是否在允许范围内，如低于周波规定 值立即通知值长联系变电站降适当负荷，维持周波。 4.3.1.4.2 当某台发电机发生振荡失步时： 当系统内或其他并列运行的发电机发生事故引起电压下降， 发电机励磁

37、增加到最大 1 分钟以内，电气值班人员不得干涉 自动电压调节器的动作，在 1 分钟后，再降低发电机的定子 与转子电流到正常值。 当发电机为手动励磁运行时，应尽可能增加其励磁电流，当 为自动励磁运行时，应降低发电机的有功负荷，以创造有利 条件恢复同期：如果连续 34 分钟仍不能恢复同期，应报告 值长，将该发电机与系统解列。 4.3.2 发变组开关自动跳闸 4.3.2.1 可能有以下原因 第 26 页 共 152 页 4.3.2.1.1 发电机外部故障，如发电机复压过流保护等后备保 护动作引起跳闸。 4.3.2.1.2 发电机内部故障，如差动保护、定子绕组短路、接 地保护装置动作、着火等。 4.3

38、.2.1.3 值班人员误操作引起。 4.3.2.1.4 保护装置及断路器机构误动作。 4.3.2.1.5 汽机人员按危急按钮打闸。 4.3.2.1.6 热工保护装置误动作。 4.3.2.2 发现发变组开关跳闸，值班人员应进行下列检查： 4.3.2.2.1 根据保护掉牌信号、光字牌信号，微机保护打印记 录，查明属于何种保护动作。 4.3.2.2.2 检查是否值班人员误操作。 4.3.2.2.3 联系汽机检查汽机危急保安器是否动作。 4.3.2.2.4 检查是否汽机故障，值班人员按危急按钮。 4.3.2.2.5 联系汽机检查是否是热工保护装置动作。 4.3.2.3 处理 4.3.2.3.1 将控制

39、开关打至分闸后位置。 4.3.2.3.2 维持周波在正常范围内。 4.3.2.3.3 如果是线路上或发电机母线或厂用电故障而引起后 备保护动作而跳闸时，同时内部故障保护未动作，经外部检 查，发变组未发现不正常现象，把外部故障隔离后，经值长 下令，发变组可重新并网运行。 第 27 页 共 152 页 4.3.2.3.4 如果查明发电机、主变压器内部故障引起主保护动 作（差动、重瓦斯）而跳闸时，应进行下列工作： a、做好发变组隔离措施，使其处于冷备用状态。 b、对保护区的全部设备进行详细检查（测量定子绕组的绝缘 电阻，检查有无烟，绝缘烧焦味，有无放电或灼伤痕迹等） 。 c、检查发电机、变压器组及其

40、回路未发现故障，电网无故障， 待值长命令后，发变组进行手动零起升压试验，升压时如发 现不正常情况应立即停机，如升压时未发现异常情况，经总 调值长同意后，可并网运行，但要加强监视。 零起升压步骤： 第一步：检查发变组开关、主变高压侧刀闸均已断开，其它 设备均改为热备用状态。 第二步：当汽轮发电机转速达 3000r/min，时，将励磁方式选 择开关 SW1 切至“手动” ，合上励磁电源控制开关 SW3，操 作手动励磁开关 SW2 逐步升高电压，每升高 1000V 停留 12 分钟，观察有无异常现象（派人到发电机零米小室处仔 细观察，升压时观察人员离开一下距离） ，发电机定子电流应 为零，定子电压、

41、转子电压、电流指示均正常）开口三角零 序电压表应无指示，继续升高发电机电压至 105%Ue（6.6KV）停留 515 分钟如无异常情况，说明没有 故障，在试验的全过程中，着重检查发电机、母线、主变压 器瓷瓶及有关设备有无焦味，冒烟及放电的异常现象声响等， 第 28 页 共 152 页 升压时如发现异常情况，应立即停机并灭磁。 4.3.2.3.5 发电机、变压器组误跳闸.如果查明发电机由于人员 误操作，保护出口中间继电器误动作,开关机构有毛病，以及 危急保安器动作而跳闸时，应查明原因加以消除，待值长命 令后，立即将发变组重新并入电网。 4.3.3 发电机着火 4.3.3.1 现象 4.3.3.1

42、.1 从定子端盖窥视孔或空冷室内风门孔等处冒出明显 的烟气、火星或有绝缘焦臭的气味。 4.3.3.1.2 发电机各表计剧烈的摆动，MAVR 自动电压调节器 励磁电流、电压明显升高。 4.3.3.1.3 内部故障，继电保护动作。 4.3.3.1.4 发变组开关突然跳闸。 4.3.3.1.5 汽机发出“注意” “机器危险”信号。 4.3.3.2 处理 4.3.3.2.1 汽机人员立即打掉危急保安器或操作紧急停机按钮， 打闸停机，并通知电气值班人员。 4.3.3.2.2 发变组开关应在跳闸位置，未跳闸时应立即拉开。 4.3.3.2.3 拉开故障发电机隔离开关，做好隔离安全措施。 4.3.3.2.4

43、汽机应破坏真空立即降低转速，维持在 300 转/分左 右，迅速用上发电机灭火装置，直到火完全熄灭为止，在未 完全熄灭之前，禁止发电机完全停下，同时可以打破端盖上 第 29 页 共 152 页 窥视孔上有机玻璃向孔内喷二氧化碳、四氯化碳、干粉灭火 剂灭火，但不准使用泡沫灭火器和砂子灭火，当地面上有油 着火时，可用砂子灭火，但应注意不要使砂子落到发电机内 或其轴承上。 4.3.4 发电机失磁 发电机失磁后，就进入异步状态，相当于异步发电机。 4.3.4.1 原因： 4.3.4.1.1 励磁回路开路，副励磁机至交流励磁机回路接触不 良或开路. 4.3.4.1.2 无刷励磁回路元件故障。 4.3.4.

44、1.3 MAVR 自动电压调节器故障。 4.3.4.2 现象：（发电机失磁保护未投时） 4.3.4.2.1 转子励磁电流近于零。 4.3.4.2.2 发电机电压降低摆动，无功功率指示负值，有功功 率表指示降低并摆动，定子电流表指示降低并摆动。 4.3.4.2.3 MAVR 自动电压调节器电流值突然增大，其它发电 机的无功表指示增大。 4.3.4.3 处理 4.3.4.3.1 拉开厂用段电源进线开关，BZT 动作后，厂用电源 切换为备用电源。 4.3.4.3.2 失磁时，根据系统电压降低的程度及电网实际运行 容量的大小，且无损坏发电机的现象，则不必马上解列，而 第 30 页 共 152 页 应立

45、即采取措施设法恢复。发变组出口开关跳闸，连跳厂用 分支开关。 4.3.4.3.3 降低发电机有功负荷到 10MW 以下。 4.3.4.3.4 如在 30 分钟内仍不能恢复励磁，则应采取措施， 将已经失去励磁的发电机的有功负荷转移或拉掉线路负荷， 然后将发电机与电网解列。 4.3.4.3.5 当发电机失磁后，MAVR 自动电压调节器应立即由 自动切至手动。其他发电机组允许按照 4.1 条款短时过负荷。 4.3.4.3.6 如系统电压降低太快，则应立即将发电机解列。 4.3.4.4 若发电机失磁保护投入时，发变组出口开关跳闸连跳 厂用分支开关，发电机解列停机。 4.3.5 发电机变为电动机运行：

46、4.3.5.1 原因： 4.3.5.1.1 汽轮机故障 4.3.5.1.2 电动主汽门或调速门误关闭。 4.3.5.1.3 自动主汽门脱扣而未联动发变组高压侧开关。 4.3.5.2 现象：有功功率表指示为零或负值，无功功率表指示 升高，为进相。定子电压、转子电压、电流指示正常，定子 三相电流降低。 4.3.5.3 处理： 4.3.5.3.1 厂用电源改为备用电源带。 4.3.5.3.2 汽机没发“机器危险”信号时，并在系统周波允许 第 31 页 共 152 页 情况下，发电机可按电动机照常运行，联系汽机询间原因， 待汽机故障消除后，重新带上有功负荷，恢复原运行状态。 4.3.5.3.3 若汽机

47、发来“机器危险”信号时或系统周波不允许， 应将发电机立即解列停机。 4.3.6 转子发生一点或两点接时的处理原则： 4.3.6.1 当发生转子绕组一点接地时，应立即查明故障的地点 和性质，如系稳定性的金属接地，应马上投入转子两点接地 保护装置。 4.3.6.2 在条件允许情况下，请示上级领导，停机检修。 4.3.6.3 当发电机转子两点接地时，立即解列发电机。 4.3.7 励磁系统两点接地时的处理原则： 当发电机励磁系统发生两点接地时，必须立即解列发电机， 切断励磁，停机检修。 5 机电联系信号 5.1 机电联系信号释义表： 信号名称含义 注意警铃响，表示将发出信号，提醒汽机注意 增加要求汽机

48、增加负荷 减少要求汽机减少负荷 已合闸表示发电机已与系统并列，准备接带负荷 已断开表示发电机已与系统解列 主 控 发 向 汽 机 停机表示发电机已不能继续运行，要求汽机进行停机操作 第 32 页 共 152 页 更改命令表示前一个信号作废，准备另发信号 电话请对方立即接听电话 注意警铃响，表示将发出信号，提醒电气注意 可并列表示机组已具备并列条件，要求电气调整并网 减负荷表示由于汽机的原因需在减少负荷 汽机调整 表示汽机侧由于某种原因需自行调整，主控室不能调 整 更改命令表示前一个信号作废，准备另发信号 汽 机 发 向 主 控 机器危险机组故障及设备或人身安全，需立即将发电机解列 5.2 使用

49、机电联系信号的要求： 5.2.1 收到信号后,必须看清信号的名称,领会信号的含义方 可复归,并立即做出相应的处理,但收到 “机器危险” 信号时,应 立即报告值长和班长,按值长的命令执行。 5.2.2 每班接班后,由电气监盘人员与汽机司机互发信号一 次,如发现不正常情况,应及时通知检修处理。 5.2.3 发出错误的信号或接收信号后拒不执行，因而造成 的后果，由责任人负责。 第 33 页 共 152 页 第二篇第二篇 变压器运行规程变压器运行规程 1 设备技术规范 1.1 主变.升压变.高备变技术设备规范 规范 编号1#7#主变1#110KV升压变0#高备变 型号SF9-40000/35SF9-6

50、3000/110SF9-8000/35 容量 (KVA)40000630008000 一次电压 (KV)6.33538.522.5% 二次电压 (KV)38.522.5%12122.5%6.3 一次电流 (A)3665.71039.2123.0 二次电流 (A)615.2316.4733.2 频率(HZ)505050 相 数三三相相三三相相三相 第 34 页 共 152 页 连接组别YNd11YNd11YNd11 冷却方式ONAN/ONAFONAN/ONAFONAN/ONAF 空载损耗 (KW)26.25044.17.5 负载损耗 (KW)133.849250.87241.062 空载电流0.

51、20%0.31%0.3% 短路阻抗8.18%10.27%7.61% 器身重 (kg)30570386308385 油 重(kg)7610121802855 总 重(kg)471506300014095 出厂编号 0 03 31 16 6、0 03 31 17 7、0 07 71 19 9、0 0 8 89 97 7、0 08 80 08 8、0 08 89 96 6、1 12 2 0 01 1 2002-2160023-0242 出厂日期2003.4-2004-12002.122001.8 出产厂家鲁能泰山电力设备厂 1.2 各厂用变设备规范 编 号 规范 1#4#厂变 .0# 低备变 .1#

52、.2#输 煤变 1#.2#化水变5#7#厂变 0#2#除尘 变 型 号SC9-1250/6.3SCB10-1000/6.3SC9-800/6.3 SC9- 1000/6.3 容量 ( KVA)125010008001000 第 35 页 共 152 页 一次电压 （KV） 6.322.5%6.322.5%6.322.5%6.322.5% 二次电压 （KV） 0.40.40.40.4 一次电流 (A)114.691.64373.391.63 二次电流 (A)1804.21443.41154.71443.4 频率 (HZ)50505050 相 数三三相相三三相相三三相相三相 连接组别Dyn11Dy

53、n11Dyn11Dyn11 冷却方式AN/AFAN/AFAN/AFAN/AF 短路阻抗8.41%6.01% 总重 (kg)435031502900 出厂日期2003.32001.32003.32003.3 生产厂家 鲁能泰山 电力设备厂 沈潍变压器厂 鲁能泰山 电力设备厂 鲁能泰山 电力设备厂 1.3 消弧线圈设备规范 编号 规范 1#消弧线圈2#消弧线圈 第 36 页 共 152 页 型 号XDJI-1300/35XDJI-1300/35 容量(KVA)13001300 相 数单相单相单相 线路电压(V)3500035000 主线圈电压(V)2223022230 油 重(kg)1010101

54、0 器 身 重(kg)19701970 运 输 重(kg)39403940 总 重(kg)39403940 2 变压器的运行维护 2.1 投入运行前的检查 2.1.1 全部检修工作结束，有关工作票应全部收回，接地 线、临时标示牌和临时遮拦应全部拆除，与运行无关的工具、 材料及其他杂物应清理干净，检修人员所修项目及检修后设 备有何缺陷应交待清楚。 2.1.2 变压器投运前的绝缘检测。 2.1.2.1 变压器线圈电压 500V 以上者使用 10002500V 摇 表，线圈电压 500V 以下用 500V 摇表。 第 37 页 共 152 页 2.1.2.2 分别测量高、低压对地及高、低压间绝缘电阻

55、，其 阻值应不低于上次测量值的 1/3，并测量“R60/R15”之比值， 应1.3，最低不能低于每千伏 1。如测量值低于规定值时应 汇报值长及有关领导。 绝缘电阻测量结果与历次测量结果相比较，不应低于下表 数值： 温度（）1020304050607080 最低绝缘电 阻（ ） 45030020013090604025 2.1.2.3 变压器大修后、事故检修后和换油、加油后，应静 止 24 小时，待清除油中气泡后，方可投入运行。在特殊情况 下要立即投入运行时，应将重瓦斯保护改于信号回路，观察 5 小时，无异常后改至跳闸回路。 2.1.3 变压器投入运行前的外部检查应包括下列各项： 2.1.3.1

56、 油枕的油位、油色应正常、套管应清洁完好，无破 损、无裂纹，无放电痕迹及其他异常现象。 2.1.3.2 各散热器管及油枕至箱体的油门全部打开。 2.1.3.3 变压器各部无漏油、渗油现象。 2.1.3.4 瓦斯继电器应满油，窥视窗清洁。 2.1.3.5 变压器顶盖无异物，各侧接线完整正确。 2.1.3.6 变压器外壳接地应良好，主变高压侧中性点接地刀 第 38 页 共 152 页 闸拉合灵活，接触良好。 2.1.3.7 压力释放阀完好，油位计应完整指示正确。 2.1.3.8 风冷装置经试验运转良好所属保护装置应投入。 2.1.3.9 变压器控制回路，继电保护等二次接线完整，并正 确投入保护压板

57、。 2.1.4 初次投运的变压器及大修后变更分接开关后，应测定 变压器的直流电阻，用以检查各分接头开关的接触情况，其 值参照变压器出厂测试记录。 2.2 变压器运行中的监视。 2.2.1 应随时监视运行中的变压器的各种表计指示不超过允 许值，并定期作好记录。安装在主控室的表计每小时抄表一 次。 2.2.2 每班中应规定对运行中的变压器进行巡检，下列情 况下对变压器进行特殊巡视检查，增加巡检次数。 2.2.2.1 新设备或经过检修、改造的变压器在投运 72 小时内； 2.2.2.2 气候条件突变（如大风、大雾、大雪、冰雹寒潮等） 时； 2.2.2.3 雷雨季节特别是雷雨后； 2.2.2.4 高温

58、季节、高峰负载期间； 2.2.2.5 变压器过负荷运行时。 2.2.3 运行中的变压器外部检查项目包括： 第 39 页 共 152 页 2.2.3.1 油枕的油位、油色、油温是否正常，变压器各部应 无渗漏油现象。本体引线、母线桥上无异物。 2.2.3.2 变压器运行期间无异常噪音，吸潮器完好，硅胶无 变色。 2.2.3.3 变压器外壳及散热器温度正常，上层油温不超限。 2.2.3.4 套管应清洁无破损和裂纹，无放电痕迹。 2.2.3.5 母线和压接各联结点无过热现象，各联结点无变色。 2.2.3.6 压力释放阀完好无损。 2.2.3.7 瓦斯继电器内无气体。 2.2.3.8 变压器风冷设施运转

59、良好，安全标志齐全。 2.2.3.9 变压器的远方测温装置，正常投入，与变压器本体 温度风冷温控计的温度应接近。 2.2.3.10 现场消防器材完备。 2.2.3.11 端子箱内接线牢固，箱门关严。 2.2.3.12 变压器贮油池和排油设施应保持良好状态。 2.2.4 A、变压器运行中进行滤油、加油，更换硅胶或在瓦斯保 护回路上工作时，应将重瓦斯改接信号位置，工作完毕后应 静止 35 小时，无异常现象后重新投入跳闸位置。 B、当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需 要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。 第 40 页 共 152 页 2.2.5 变压器变更分接开关后，值班员应将

60、绝缘电阻摇测 及直流电阻的测量情况记入运行记录薄内。 2.3 变压器的额定运行方式 2.3.1 变压器在规定的冷却方式下可按铭牌规范连续运行。 2.3.2 变压器的一次侧电压允许不超过各分接头额定值的 5%范 围内变动，此时额定容量不变。 2.3.3 运行中的变压器上层油温，可按下表规定运行 冷却方式 ONAN/ONAF 冷却介质最高温度 40 最高上层油温 95 当冷却介质温度下降时，变压器的上层油温也相应下降， 为防止绝缘油加速劣化，变压器的上层油温一般不超过 85， 对于有强制风冷的变压器，当上层油温达到 55时应启动风 机进行冷却。降至 45时停止风机，冷却风扇停用上层油温 不超过 6