电气实用技术知识

1、电气实用技术知识500KV系统NCS倒闸操作一、倒闸操作顺序的分析： 我们之所以要讨论倒闸操作的顺序问题，因在电力系统操作中，由于刀闸的操作顺序造成的带负荷拉合闸事故是几种常见的恶性误操作事故之一。所以我们一定要按照部颁规定和主管单位的规定执行，以确保倒闸操作的正确。即使是操作中发生事故，也要把事故影响限制在最下范围。1、带负荷拉合刀闸的危害和防误措施隔离开关的作用只是使被检修设备有足够可见的安全距离，建立可靠的绝缘间隙，保证检修人员及设备的安全,所以它不具备切断负荷电流和短路电流的的能力。在出现带负荷拉合闸时，拉弧形成导电通道造成相间短路，直接危及操作人员生命和对设备造成损坏，严重威胁电网的

2、安全运行。为避免此类事故的发生，电业安全工作规程对操作中的接受操作命令，填写操作票、模拟操作、操作监护、拉闸操作的顺序等都作了详细规定。为防止误操作，高压电器设备加装防误操作的闭锁装置（少数特殊情况下经上级主管部门批准，可以加装机械锁）。闭锁装置的解锁用具（包括钥匙）应妥善保管，按规定使用，不准私自违规解锁。机械锁要一把钥匙开一把锁，钥匙要编号并妥善保管，方便使用。这些措施的实施，在一定程度上减少带负荷拉合倒闸的发生。但，要根本上杜绝此类情况的发生，还需要对人员加强思想教育，掌握业务技术的含金量。2、32断路器倒闸操作顺序电力安全工作规程中第19条规定，停电拉闸操作必须按照断路器（开关）-负荷

3、侧隔离开关（刀闸）-母线侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，送电操作应与上述相反的顺序进行。依据这样的一个原则，在32断路器接线中意义却并不是不大。根据32接线特点，很容易理解到线路或变压器比母线更为重要，所以，我们有必要深入探讨如果断路器两侧隔离开关发生带负荷拉闸事故对系统影响程度的不同，来确定拉闸顺序。1）、母线侧断路器倒闸操作顺序A、线路或主变停电过程的操作。如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，切除故障点，保证其他线路、主变及母线正常运行；如发生带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，造成母线无电压，威胁系统安全运行。所以应按照断路器（开关）-线路或主变侧隔离开关

4、（刀闸）-母线侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。送电操作应与上述相反的顺序进行。B、线路或主变运行，母线停电的操作。如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，切除故障点，保证线路及主变正常运行；如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，造成线路或主变停电事故，危及电网安全运行。所以应按照断路器（开关）-母线侧隔离开关（刀闸）-线路或主变侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。送电操作应与上述相反的顺序进行。C、线路或主变运行,母线侧断路器转入检修的操作。如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，造成线路或主变停电，影响系统安全运行。如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所

5、有断路器跳闸，切除故障点，不影响线路及主变正常运行。所以应按照断路器（开关）母线侧隔离开关（刀闸）-线路或主变侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。送电操作应与上述相反的顺序进行。D、线路或主变停电时，断路器合环运行的操作。如带负荷合闸事故发生在短引线侧，两侧断路器跳闸切除故障，不影响系统安全运行。如发生带负荷合闸事故发生在母线侧，造成母线无电压，此时变为单母线运行方式，运行的可靠性降低。所以应按照母线侧隔离开关（刀闸）-短引线侧隔离开关（刀闸）-断路器（开关）的顺序依次操作。解环操作应与上述相反的顺序进行。2）、中间断路器倒闸操作顺序A、中间断路器一侧线路或主变运行，另一侧线路或主变需要停电的操

6、作。如带负荷拉闸事故发生在线路或主变运行侧，造成运行中的线路或主变两侧断路器跳闸。如带负荷拉闸事故发生在需要停电的一侧，线路两侧断路器跳闸切除故障，不影响电网安全运行。所以应按照断路器（开关）-停电侧隔离开关（刀闸）-运行侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，停电操作应与上述相反的顺序进行。B、中间断路器两侧线路或主变都运行，中间断路器转入检修停电的操作。顺序应视断路器两侧发生带负荷拉闸事故对电网的影响程度进考虑。即按照断路器（开关）-对电网的影响较小一侧的隔离开关（刀闸）-对电网的影响较大一侧的隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。送电操作应与上述相反的顺序进行。二、500KV断路器、刀闸设备编号的意

7、义说明：1）全部的断路器由4位数字组成，前两位都是“50”，表示是500KV电压等级。2）隔离开关的编号常由5位数组成，前面4位是所隶属的断路器编号，第5位是所连接的母线编号数字，或用“6”表示出线，“8”表示避雷器，“9”表示电压互感器，。3）接地刀闸的编号最末一位是“7”。在同一时间内只允许一个人在一个极上操作。必须穿绝缘鞋或站在绝缘胶垫上。戴上护目眼镜以防粉粒飞出。不要接触发电机的其它部件。每次只能拉出或插入一个提刷装置，更换其中的电刷，并将其插入回去。应在励磁电流低的时候操作。遵守安规中的相关规定。 3/2断路器接线主要运行方式及其优缺点一、3/2断路器接线是指两条回路有三个断路器的双

8、母线接线，它是介于单断路器双母线和双断路器双母线之间的一种接线，如下图1、主要运行方式：1）、正常运行方式。两组母线同时运行，所有断路器和隔离开关均合上；2）、线路停电、断路器合环的运行方式。线路停电时，考虑到供电的可靠性，常常将检修线路的断路器合上，检修线路的隔离开关拉开；3）、断路器检修时运行方式。任何一台断路器检修，可以将两侧开关拉开；4）、母线检修时的运行方式。断开母线断路器及其两侧隔离开关。这种方式相当于单母线允许，运行可靠性低，所以应尽量的缩短单母线运行时间。2、3/2断路器主接线的优缺点：1）、优点：A、供电可靠性高。每一回路有两台断路器供电，发生母线故障或断路器故障时不会导致出

9、线停电；B、运行调度灵活。正常运行时两组母线和所有断路器都投入工作，从而形成多环路供电方式；C、倒闸操作方便。隔离开关一般仅作检修用。检修断路器时，直接操作即可。检修母线时，二次回路不需要切换。2）、缺点：二次接线复杂。特别是CT配置比较多。在重叠区故障，保护动作繁杂 。再者，与双母线相比，运行经验还不够丰富。综上所述，32断路器接线方式的利大于弊。针对这种接线方式的弊端，我们可以在继电保护选用上下功夫，在满足选择性、快速性、灵敏性、可靠性的基础上，提高继电保护动作的精度，简化范围配置，实现单一保护，避免重复性。2、500KV系统是大电流接地系统，短路故障有：三相对称短路及其单相接地短路、两相

10、接地短路、两相短路等不对称短路，其中断相（包括一相、二相断相）也属于不对称故障。在短路故障中，相间短路所占的比例很小，且多由误操作合线路倒杆引起。三线短路故障后果尤为严重，它不仅对设备具有很大的破坏性，而且对于系统稳定也可能带来不良的后果。3、3/2断路器的接线主要运行方式1）正常运行方式。正常运行时两组母线同时运行，所有断路器和隔离开关均合上。2）断路器检修时运行方式。任何一台断路器故障时，可将故障断路器两侧隔离开关拉开，将故障断路器退出运行进性检修。3）线路停电断路器和环的运行方式。线路因故停电，而变电设备无检修工作时，可将线路隔离开关拉开，其断路器合上，以提高供电的可靠性。4）母线的检修

11、的运行方式。母线检修时，断开母线断路器及其两侧隔离开关，这种运行方式相当于单母线接线出线经两台断路器与母线连接，运行可靠性降低，尽可能缩短单母线运行时间。4、3/2断路器的主接线的优、缺点优点：1）有高度供电可靠性，每一回路有两台断路器供电，发生母线故障或断路器故障时，不会导致出现停电。2）运行调度灵活。正常运行时两组母线和所有断路器都投入工作，从而形成多环路供电方式。3）倒闸操作方便。隔离开关一般仅作检修用，避免了将隔离开关作操作的倒闸操作。检修母线时，回路不需要切换。缺点：3/2断路器的主接线的缺点是二次接线复杂。由于3/2断路器连接着两个回路，故使继电保护和二次回路复杂。5、电气设备操作

12、原则1）设备停、送电操作（1）设备停、送电操作的顺序是：停电操作时，先停一次设备，后停保护、自动装置；送电操作时，先加用保护、自动装置，后投入一次设备。保护、自动装置在一次设备操作过程中要始终加用（操作中容易误动的保护及自动装置除外）。（2）设备停电时，先断开该设备各侧断路器，然后拉开各断路器两侧隔离开关；设备送电时，先合上该设备各断路器两侧隔离开关，最后合上该设备断路器。其目的是有效地防止带负荷啦和隔离开关。（3）设备送电时，合隔离开关及断路器的顺序时从电源侧逐步向负荷侧；设备送电时，于设备停电时顺序相反。2）3/2断路器的接线线路停电操作时，先断中间断路器，后断开母线侧断路器；拉开隔离开关

13、时，由负荷逐步拉向母线侧。送电于此相反。目的:为了防止停、送电操作时发生故障，导致同串的线路或变压器停电。对于双回线路改单回线路或单回线路改双回线路时要注意对线路零序保护（定值）、横差保护（投退）的影响。6、隔离开关可以进行以下操作1)拉、合无故障的TV和避雷器；2)解开、闭合等电位环路。用隔离开关进行解、合环时，环路中不能有阻抗元件。3）拉、合变压器中性点的接地刀闸。当变压器中性点经消弧线圈接地时，只有在系统无故障时，方可进行操作。4）拉、合电压在10KV小于20A的环路均衡电流。5)拉、合母线及直接在母线上设备的电容电流。）对一个半断路器接线，当某一串中的断路器因某种原因出现分、合闸闭锁时

14、，可用隔离开关来解环，但要注意其它串的所有断路器必须在合闸位置。7、禁止用隔离开关进行以下操作1）不准用隔离开关向500KV母线充电。2）严禁用隔离开关拉、合运行中的500KV电抗器、空载变压器、空载线路。8、3/2断路器主接线方式的断路器失灵保护3/2断路器接线失灵保护：按断路器为单元设置的，断路器失灵保护动作后应先瞬时作用于本相拒动断路器的两个跳闸线圈，延时跳该拒动断路器三项及有关断路器。靠近两母线侧的断路器失灵保护应启动各自母线保护出口继电器，使该母线上的所哟断路器也跳闸。中间断路器失灵保护动作后是靠近两母线的短路其跳闸，并均能提供启动两套远方跳闸发信装置。9、短引线保护 短引线保护是3

15、/2断路器接线方式所特需的，当输电线路（发-变组等其它连接元件）停电进行检修，其隔离开关被断开，中间断路器仍保留运行中时：若该串短引线发生短路故障，原线路的各种保护装置因使用线路出口上的电容式电压互感器而不能动作跳闸，故必须装设短引线保护。 短引线保护是为简单的三相式电流差动保护，在输电线路正常运行时，该保护直流电源被断开，不投入运行。当输电线路断开后，该保护的直流电源被接入，将短引线保护投入运行。QFSN330220发电机运行中更换接地电刷的注意事项发电机励端有两块接轴接地电刷，汽端有两块接轴接地电刷，接地电刷一般在停机时更换，若在运行过程中更换此电刷，一次只能取出一只电刷以保持转子与地电压

16、相同。在同一时间内只允许一个人在一端上操作。不要接触发电机的其它部件。必须穿绝缘鞋或站在绝缘胶垫上。戴上护目眼镜以防粉粒飞出。每次只能更换一块电刷，更换后将其插回。遵守安规中的相关规定。碳刷的负温度特性是指随碳刷本体温度的升高，接触电阻反而减小，当温度升至80100时，接触电阻最小，当超过100时，接触电阻反而增大。由于碳刷的负温度特性，要求其均流特性要好。在发电机刚投运和连续运行10天之内，要特别注意碳刷的运行温度和对其的检查。规定：滑环的运行温度不超过120，每100小时磨损不超过3MM。日常运行中，要求连续运行温度不超过8590。碳刷温度的测量：1）测量刷辫与碳刷的温度、2）测量刷握的温

17、度、3）测量滑环与碳刷结合面的温度、4）测量正负极滑环的温度。碳刷的维护：换碳刷时，因使励磁电流尽量小，因正负极滑环相很近，要注意防止正、负极短路，调整碳刷时，温度高的碳刷说明通过的电流大，应调整温度低的碳刷，温度低说明其通过的电流小，接触不良或其他原因引起，应仔细检查处理，每次更换的碳刷最多不超过总数的1/3。发电机中性点接地方式:经二次侧带有电阻的单相接地变压器接地。发电机中性点经二次侧带电阻的变压器接地的作用1）限制接地故障电流；2）限制单相接地时健全相的瞬时过电压；3）为定子接地保护提供电压判据（零序电压和中性点的三次谐波电压）。发电机装有的主保护：差动、定子接地、对称过负荷、负序过负

18、荷、失磁、过电压、过激磁、失步、断水、逆功率、程序逆功率、发变组差动、转子接地（一点、两点）、非全相、起停机、误上电、端口闪络、断路器的失灵。1、发电机静态励磁系统图AVR励磁变同步变1TV3TV1TA晶闸管+-转子线圈可控硅跨接器MK启励接触器TA分流器启励电源2、静态劢磁系统中各TV、TA及各功能装置的作用：2TV、3TV给AVR（两套）提供电压反馈量，是有功功率、无功功率计算的依据。机端TA的作用：给AVR提供电流反馈量，是有功功率、功功率计算的依据，同时也是防误逆变的依据励磁变副边CT的作用：给AVR提供一个电流反馈量，是过励、欠励、强励判据之一。BOD板：检测出发电机转子绕组正向过电

19、压时，给可控硅跨接器中晶闸管的控制极一个触发脉冲，让其导通。过电压检测器：它能反应出发电机转子绕组正向及反向过电压，并将这一信号上传装置及DCS系统报警。可控硅跨接器：在转子绕组发生正、反向过电压时，导通晶闸管或二极管，将转子绕组磁场能量消耗在灭磁电阻上，主要作用是1、灭磁。2、防护转子绕组过电压。它由BOD检测板、正向晶闸管、反向二极管、耗能电阻、过电压动作检测器共同构成，请参照静态励磁系统图。起励装置：给发电机提供一个初始的励磁电源，使发电机定子绕组建压。由发电厂的直流系统或交流系统整流后供电。5S内建压至额定电压的10%（静子），起励装置自动退出。励磁电流：给AVR提供一个励磁电流的反馈

20、量，作为恒电流调节的依据，同时也是过励、欠励、强励的辅助判据。同步变的作用：1、给AVR装置提供24V装置电源，2、当晶闸管具备导通条件时，提供移相触发信号，即提供控制脉冲与晶闸管整流桥电源同步。电力系统稳定器（PSS）的作用：并列运行的发电机在小干拢下发生的频率0.2 2.5HZ范围内的持续振荡现象叫低频振荡。低频振荡产生的原因是由于电力系统的负阻尼效应，常出现在弱联系、远距离，重负荷输电线路上，在采用快速、高放大倍数励磁系统的条件下更容易发生。而PSS就是为了解决快速、高放大倍数励磁系统的上述危害，由励磁系统提供的一种软件控制功能，它使用转速、频率、有功功率做为输入信号，经计算机处理，产生

21、一附加控制信号，从而抑制低频振荡。而PSS装置在发电机并网后才能发挥作用，电气值班员根据调度员的命令从AVR控制菜单中投入或退出这一功能。它的投入能提高系统静稳、动稳特性，阻尼发电机低频振荡所带来的危害。但是发电厂一般不使用此项功能。3、励磁调节方式：励磁调节方式从控制上讲分为自动与手动两种、从使用方式上分为发电机并网前及发电机并网后两种、按调节依据的不同可分为恒电压、恒电流、恒无功、恒功率因数调节，恒电压、恒无功、恒功率因数调节为自动调节功能，恒电流调节为手动调节功能，恒电压、恒电流功能在发电机并网前后都能使用，而恒无功及恒功率因数只能在发电机并网后使用，这是因为发电机在并网前处于空载运行状

22、态有功和无功均为零。恒电压调节：也称之为AVR即自动调节方式，装置通过机端TV采集到发电机静子电压与装置电压设定值进行比较，得出电压偏差，并作用于移相触发改变晶闸管导通角的大小，从而维持机端电压恒定。它是大容量发电机在正常运行时优先选用的调节方式。在其投入运行时，操作员根据需要，随时在就地或DCS上进行增减磁的干预操作。恒电流调节：也称之为FCR即手动调节方式，它以励磁电流为调节依据，实现恒励磁电流运行。由于它采集信号与恒电压调节有本质的区别，因而一般用于调试、维护、实验及TV故障、自动调节故障后可投入运行的一种调节，在发电机正常运行时手动调节实时跟踪自动调节。 恒功率因数调节：发电机并网运行

23、时，以功率因数为调节依据，维持发电机功率因数在给定水平上。它一般应用于小容量发电机与大容量电网并联运行的方式。恒无功功率调节：发电机并网运行时，以无功功率为调节依据，维持发电机输出的无功功率在给定水平上。这种调节方式可以使用户端的无功功率得到充分利用，减少线损。4、通道跟踪：大机组为了保证励磁系统运行的稳定与可靠，自动调节与手动调节均为双套冗余配置，AVR装置与FCR装置也形象的称之为通道，即电压通道和电流通道。这两种调节方式是大机组必须有的调节方式，而恒无功、恒功率因数为用户选择方式。在发电机正常运行时，可以同时实现通道间与通道内两种跟踪，通道间的跟踪是指两个自动电压通道的互相跟踪，通道内跟

24、踪是指电压通道与电流通道的互相跟踪。采用上述跟踪的目的是在发生手动及自动通道切换时，对发电机不产生冲击和扰动（静子电压、励磁电流的拢动）也称之为无扰切换。如A套AVR运行时，A套FCR对其进行实时跟踪，同时B套AVR也对A套AVR进行实时跟踪。即备用通道总是跟踪工作通道。无论发电机采用何种调节方式时，通道在人工或自动切换时均应保证无扰切换。通道切换条件：人工切换通道时，必须保证工作与目标两通道的控制电压信号一致时，才能进行切换。通道发生自动切换的原因：A 、PT故障。B 、工作调节器故障（A、B任一套发生故障），C 、脉冲故障。D、 装置电源故障。5、灭磁：灭磁指是对发电机转子绕组的灭磁，当发

25、电机内部故障时，如定子绕组相间短路，虽然发电机出口断路器已跳闸，但只要转子绕组中有电流，转子就有磁通，发生短路的绕组中就有故障电流，且故障点的电弧就不会熄灭，此电弧会将发电机的绕组和铁芯损坏。150MW分为正常停机灭磁和事故停机灭磁两种，发电机正常停机时，由自动励磁调节装置自动逆变灭磁，逆变灭磁是指将晶闸管的控制角改变为大于90度的某种运行状态，励磁电源以反电动势的形式作用于转子绕组上，使励磁电流迅速衰减至零的一种灭磁方法。特点是它能将转子绕组中的磁场能量通过晶闸管（必须是三相全控桥）反馈到交流电源侧，过电压倍数较低，但灭磁时间较长。发电机事故停机时由保护跳开灭磁开关， BOD装置触发正向晶闸

26、管导通将耗能电阻接入转子绕组回路进行能量转换灭磁，也称之为灭磁电阻灭磁。过电压倍数较高，但灭磁时间较短。逆变灭磁的条件：A、 有停机令。B、 灭磁开关在合位。C、 定子电流小于10%额定值。当发电机进行逆变灭磁时，10S以内发电机静子电压仍大于10，AVR发跳MK令对发电机进行事故灭磁。同时向DCS上传逆变灭磁失败信号。灭磁电阻灭磁的条件：A、 逆变灭磁失败，B、 有外部保护跳闸信号，C、装置内部跳闸令。6、转子过电压保护：当发电机转子线圈电流一定时，突然断路或发电机处于滑极等非正常运行状态时，将在转子回路中产生很高的正向或反向过电压。当发生正向过电压时由BOD装置触发晶闸管导通，当发生反向过

27、电压时由二极管导通，无论是晶闸管还是二极管导通后都将耗能电阻接入转子绕组回路中，以保证转子回路不会开路，使转子电流的变化率降小，从而限制了过电压的水平。由于采用了可控硅跨器技术，耗能电阻不再局限是非线性还是线性电阻。7装置电源引接：分两路，一路由同步变或励磁变低压侧提供，一路由直流电源提供。8起励成功及失败标准：起励时间5S，建至额定电压的10%。起励成功。满足上有述任一条件，起励装置退出；当起励时间达到5S，机端电压未建至额定电压的10%，起励失败，发起励失败信号。原因有以下内容，有停机令信号、无95%的转速信号、无起励命令、起励回路故障、起励方式设置是否合适。9、静态励磁系统限制器：限制器

28、的目的是维护发电机的安全稳定运行，以避免由于外部保护动作而出现的事故停机。现将各种限制器的功能做以下介绍。V/HZ限制器（电压频率比值限制器）：防止发电机的电压频率比值过高，而引起发电机及主变铁芯过度饱和，而引起的过热。过励限制器：用于限制转子绕组的最大励磁电流，防止转子绕组过热。欠励限制器：防止发电机励磁电流过度减小，造成发电机失步。P/Q限制器：它实质上是一个欠励限制器，防止发电机进入不稳定运行区域。即发电机在正常运行时，无功与有功有着一一对应关系，根据对应关系而设置的限制曲线。定子电流限制器：限制定子电流的无功部分，防止发电机在过励或欠励范围内运行时，定子绕组过热。10、发电机的建压：发

29、电机建压有两种，一是预置建压法，指的是通过对装置内部的设置，当发电机起励成功后，装置自动将发电机静子电压升至设定水平。二是零起升压法，指的是发电机转速达到95%以上时，由起励装置提供初始励磁电流，建压至初始水平，再由人工发增磁命令缓慢升至额定电压。 11、励磁系统开机前的检查检查装置电源，包括：230V直流电源、由同步变提供的交流电源、冷却系统电源、各柜照明电源、起励电源、励磁变温控器电源小开关在合入位并正常，交流进线柜刀闸在合，灭磁开关无异常。检查励磁装置有无异常报警信号，装置与DCS之间的通讯良好。检查通道跟踪功能是否投入，励磁调节方式投恒电压调节，各柜之间通讯是否正常，选择的起励方式是否

30、正确。功率柜脉冲投切开关在正确位置，逆变灭磁压板必须在退出位置。12、开机操作：当发电机转速升到额定的95时，合灭磁开关，在AVR菜单上进行远方起励，发电机在510秒内电压升到额定的90左右，再由人工操作增磁升至额定，再由同期装置将发电机并入电网。通过增减磁功能将发电机无功维持在允许范围内。多台发电机并列运行时，如励磁系统的调差系数设置不合理时，发电机在并列的瞬间将与运行机组发生抢无功现象，所以要求值班员在第二台机投运时，一定要注意这个问题，一旦发生抢无功现象，应迅速人为干预，调整各发电机无功在允许运行范围内。13、静态励磁系统就地功能柜各面板的作用:分为功率柜面板、灭磁柜面板、调节柜面板，它

31、们的作用如下：一、功率柜面板；1）显示6个桥臂电流。2）功率柜的输出电流、3）冷却风机的工作状态。4）风道的温度显示。5）当前及历史故障查询。二、灭磁柜面板：1、显示灭磁开关的分合状态。2、就地对灭磁开关的操作。3、过电压保护动作的次数。4、灭磁开关的分合次数。5、转子绕组温度显示。三、调节柜面板：(1)、设置功能。(2)、起励功能。(3)、画面调用。(4)、上传报警。(5)、参数整定。(6)、参数监视。14、功率柜投切控制由AVR装置自动完成，也可由人工操作完成，发生自动退柜的原因如下：功率柜风机停运超温、桥臂断流、桥臂短路、AVR内部跳闸令、外部保护跳闸令。当本柜输出电流超过100A时，自

32、动启动风机。当本柜输出电流小于50A时，风机自动停运。风机启停操作也可以在就地由人工完成。AVR操作菜单上的状态信号及操作功能：1）逆变失败、2）PSS投入、3)PSS闭锁、4）投励磁、5）远方起励、6）起励失败、7）增磁、8）减磁、9）灭磁开关误分。AVR装置给DCS上传的状态及异常报警信号：（部分）A通道运行、B通道运行、灭磁开关合、灭磁开关分、调节器PT故障、24V电源故障、24V电源故障、220V直流电源故障、220V直流电源故障、厂用交流电源故障、调节器故障、调节器检测装置故障、过电压保护动作、脉冲故障、功率柜故障、过励动作、欠励动作、通讯故障。因异常报警信号非常多在这里不一一例举。

33、下面就一些异常报警信号内容含义进行说明PT故障：调节器发PT故障信号是指A通道用PT或B通道用PT故障，如一二次保险熔断等故障，如当前运行通道发生此故障，调节器会自动切换到备用通道运行。交流电源故障：是指厂用交流电源供电故障，因励磁系统的照明、风机、都由交流电源供电，而风机停运受时间限制，因尽快查明原因恢复供电。直流电源故障：是指220V直流电源故障，出此故障励磁系统仍能正常工作，但灭磁开关已不能操作，因尽快处理。过电压保护动作：是指转子正向或反向过电压保护动作，这时应检查与耗能电阻相串联的保险是否有熔断，耗能电阻是否完好。调节器故障：是指A或B套调节器硬件及软件故障，当运行通道发生此故障时，

34、调节器会自动切换至备用通道运行。脉冲故障：是指触发脉冲故障，如该故障长时间存在则可能是同步信号出了问题。通讯故障：是指系统各柜之间以及与DCS系统之间的通讯中断。功率柜故障：是指风机故障、快熔保险熔断、阻容系统保险熔断、桥臂断流等综合故障。这时应检查快熔或阻容回路的保险是否熔断。15、晶闸管的保护功能：在静态励磁系统中，大功率的晶闸管是核心元件，但它的过载能力有限，所以在其每个桥臂输入端都装设有快速熔断保险，晶闸管的过载电流越大保险的熔断时间就越短以防止其长时间过载而损坏。同时在静态励磁系统中，由于各种各样的原因会在交直流回路中产生过电压，其原因可分为由励磁变交流侧带来的传递过电压，由晶闸管整

35、流换相时产生的换相过电压，这些过电压都可能导致晶闸管损坏，因此在晶闸管的输入侧装设阻容吸收回路，对晶闸管进行过电压保护。16、发电机100定子接地保护的基本原理发电机100定子接地保护利用基波的零序电压保护和三次谐波电压保护组成。基波零序电压保护利用发电机出口TV的开口三角形提取发电机零序电压，由于接近中性点的绕组接地时零序电压已经很小，故基波零序电压的保护范围只有85%左右。三次谐波零序电压保护反映定子绕组其余部分的接地故障。机端三次谐波电压取自发电机出口TV开口三角形，中性点三次谐波电压取自发电机中性点变压器二次侧。(1)、复合电压过流保护该保护所取得电气量是负序电压、相间电压、电流。负序

36、电压、相间电压可以反映不对称故障；过电流按躲过被保护对象的额定电流整定，灵敏度高。(2)、差动保护的工作原理差动保护的基本工作原理是环流法。被保护元件的各侧都装设同极性端子相连接的电流互感器，其二次线圈按环流原则相串联。正常运行和外部故障时元件各侧都有电流通过，而在差动回路中各电流的方向相反其为零，即差动继电器中流过的电流为零，继电器不会动作。在元件内部发生故障时，各侧电流在差动回路中的二次电流方向相同，差动继电器中流过的电流是各侧电流之和，使差动继电器动作。封母的作用1）有效的防止外部不利因素导致的短路故障。2）减小故障电流流过时所产生的电动力矩。3）减小附近钢构件的涡流效应。（运行中，封母

37、的允许温度为6070）。封闭母线的冷却方式封闭母线的冷却方式分为自然冷却和强迫冷却两种，而强迫冷却又分为强迫风冷和强迫水冷。封母微正压装置为保证封母内部有良好的绝缘水平，用压缩机将空气干燥后送入封母内，使封母内气压略高于外部大气压，以阻止外部空气水分进入封母。一般在停机后投入，起机后退出。17发电机保护出口定义发变组继电保护设置如下出口动作方式、定义如下：全停：断开发变组断路器、断开发电机灭磁开关、断开高压厂用工作变低压侧分支断路器、关闭汽机主汽门、起动失灵保护(非电量保护不起动失灵保护)、起动厂用电源快速切换装置。减出力：将原动机的出力减到给定值。程序跳闸：关闭汽机主汽门。信号：发出声光信号

38、。1、发电机A、发电机差动保护（两套）保护利用六个位于发电机主引出线和中性点引出线的套管式电流互感器来实现。区内故障保护应灵敏动作, 瞬时动作于全停，另配有电流互感器断线检测功能，在TA断线时闭锁差动保护，同时发出TA断线信号。当电流大于额定电流的1.21.5倍时可自动解除闭锁。动作时间（2倍整定电流时）不大于30ms。B、100%发电机定子绕组接地保护（两套）该保护与发电机引出线电压互感器的开口三角形绕组和发电机中性点变压器的二次绕组相连接。保护具有三次谐波电压滤出功能。该保护根据系统情况和发电机绝缘状况确定出口形式。能可靠测量发电机中性点接地电阻值。C、失磁保护（两套）该保护作为发电机励磁

39、电流异常下降或完全消失情况下的保护，机组正常进相运行时、系统振荡时、TV断线和电压切换时不误动。该保护带有阻抗元件、母线低电压元件、转子低电压及闭锁（起动）元件功能。发电机正常进相运行时保护不应动作。D、发电机不对称过负荷保护（两套）保护由定时限和反时限组成,定时限动作于信号,动作电流按躲过发电机长期允许的负序电流值和按躲过最大负荷下负序电流滤过器的不平衡电流值整定。反时限保护反应发电机转子表层热积累过程。动作特性按发电机承受负序电流的能力确定。E、过激磁保护（两套）该保护作为发电机过励磁情况下的的保护，保护能与发电机过激磁特性相匹配。该保护接于发电机端电压互感器，由定时限和反时限组成。F、发

40、电机过电压保护该保护作为发电机引出线电压异常升高情况下的后备保护，一般地，整定电压为1.3倍标称电压。G、逆功率保护（两套）逆功率保护分别由取自发电机机端TV电压和发电机TA电流构成。逆功率保护反映发电机从系统中吸收有功功率的大小。逆功率受TV断线闭锁。H、程序跳闸逆功率保护（两套）程序跳闸逆功率保护用于确认主汽门关闭后，经短延出口。I、 发电机失步保护（两套）失步保护反应发电机机端测量阻抗的变化轨迹。阻抗元件电压取自发电机机端TV；电流取自发电机TA。在短路故障，系统稳定振荡，电压回路断线等情况下，保护不误动作。J、发电机低频率运行保护（两套）低频率继电器和其相应的时间计数器应整定为在汽轮机

41、叶片达到疲劳极限前使汽轮发电机退出运行或报警。低频保护的时间计数器应有记忆功能。低频保护反应系统频率的降低，并受出口断路器辅助接点闭锁。即当发电机退出运行时低频保护也退出运行。保护动作于程序跳闸。装置在运行可实时监视：定值、频率f及累计时间的显示。K、突加电压保护（两套）突加电压保护作为发电机盘车状态下,主断路器误合闸时的保护。发变组高压侧断路器合闸后,该保护自动退出，解列后自动投入运行。L、 断线闭锁保护断线闭锁继电器用来探测电压互感器或电压互感器的熔断器故障或空开跳闸。当发生故障时，继电器就动作于信号。M、发电机转子接地保护（两套）该保护作为发电机励磁回路接地故障情况下的保护。一般配有高定

42、值接地保护，低定值接地保护。（无刷励磁发电机厂带励磁回路接地检测装置） N、发电机定子绕组对称过负荷保护（两套）过负荷电流继电器由两部分组成，一部分带固定时限动作于信号，另一部分具有与发电机定子绕组过负荷能力相匹配的反时限特性。该保护能反映定子绕组的热积累过程。O、发电机定子匝间保护（两套）该保护反应发电机纵向零序电压的基波分量。“零序”电压取自机端专用电压互感器的开口三角形绕组，其中性点与发电机中性点通过高压电缆相联。区外故障及电压互感器断线时保护不误动作。P、发电机起、停机保护（两套）专门用于发电机起动或停机过程发生相间、定子接地故障时的一种保护。该保护跳灭磁开关。发电机正常运行时退出。Q

43、、 断路器闪络保护（两套）该保护用来防止在同期或停机操作时两个电力系统之间由于电位差大而在断路器的断点之间产生闪络，该保护动作于灭磁开关及启动断路器失灵保护。R、发电机定子冷却水断水故障保护（两套）断水判断由热控给出，延时和准确的起动模式应由发电机制造厂提供。S、发电机复合低电压过流（记忆）保护（两套）该保护反应发电机电压、负序电压和电流大小。电流可记忆。18、假同期试验大型机组严禁采用手动准同期的方法将发电机与系统并列，做假同期试验目的是为了验证ASS装置有无缺陷及二次回路接线是否正确，试验前首先要空出一条母线，主要是为了防止发电机首次与系统并列时，主断路器出现故障而影响其它设备正常运行，使

44、故障扩大，同时也为发电机并入系统做准备。当母线的负荷全部切换到母线上时，断开母联210开关，拉开母联两侧刀闸2101、2102母线为不带电空母线，拉开发变组上母线刀闸2011、2012使发变组与母线之间有明显的断开点，短接2012刀闸的辅助接点，引用II母线PT的二次电压至同期装置，发电机按正常升压，对发电机与母线PT核相正确后，投入ASS装置对发电机进行假并列，两次假同期试验做完后，查201开关确断，2101、2102刀闸确断，合母联2102、2101刀闸，合210开关、合2011刀闸，使发电机通过201开关串母联210开关与系统并列，（串母联并列目的是为了防止断路器有故障时，由母差保护动作

45、跳开母联断路器，切断发电机与系统的联系，从而防止事故扩大。）假同期试验一次系统图：19发电机的空载试验发电机的空载特性是指发电机在额定转速时，定子电压与转子电流的关系曲线。发电机做空载试验的目的是检查发电机定转子绕组接线是否正确，转子绕组是否有匝间短路及定子铁芯是否有局部短路，新机组投运必须做此项试验。试验时运行人员的注意事项A：发电机在额定转速，发电机出口处开路，投入发电机全部保护。B：励磁调节方式投恒电流调节方式。C：给发电机零起升压。D：运行人员应记录空载电流及电压数值，以备下次启机时核对。 做空载特性与原始出厂空载特性比较，主要是检查转子饶组和定子铁心有无故障。（做空载特性试验时，不允

46、许反向调节，因正反向调节升降电压，铁芯的磁化特性不同）若转子绕组有故障，空载电流比规定值大；若铁芯有故障，发电机电压达不到规定值时，空载励磁电压已超过规定值。20、发电机的短路试验发电机短路特性是指发电机定子绕组三相短路，发电机定子三相短路电流与励磁电流的关系曲线。发电机做短路试验的目的是判断发电机转子绕组是否存在短路故障。试验时运行人员的注意事项A、发电机与系统有明显的断开点。B、退出发电机差动、过流、过负荷、失灵保护、电气与机的大联锁。C、励磁调节方式投恒电流调节方式。21、DCS电源切换试验DCS电源有两路电源供电：一路由UPS供电，一路由厂用电源供电。正常运行时，由UPS供电，厂用电源

47、备用，当UPS故障时，自动切换至厂用电源供电，电源的切换时间小于5ms。DCS电源中断，会使计算机系统无法正常工作，DCS的所有监视与操作全部失效，使机炉安全运行受到极大的危胁。 发电机异常运行状态分析及处理1、发电机紧急停机的条件及处理发电机发生下列情况之一应紧急停机1)需要停机的人身事故。2)发电机壳内氢气发生爆炸、冒烟或着火。3)主变、励磁变内部有爆裂声或冒烟着火。4)发电机本体单相接地。5)发电机有内部故障，保护装置或开关拒动。6)发变组主开关以外发生长时间短路，发电机定子电流值骤增，定子电压值骤降，发电机后备保护拒动。7)发电机励磁回路两点接地，保护拒动。8)当封闭母线内、发电机组轴

48、承油系统内或主油箱内氢气体积含量超过1%时。9)发电机剧烈振动超过允许值。10)机、炉故障，并得到单元长通知。11)发电机定子断水超过30秒，断水保护拒动。12)定子线圈漏水。发电机紧急停机的处理1) 检查灭磁开关，发变组主开关，6KVA、B段工作分支已跳闸，6KVA、B段备用分支联动成功，否则手动切换；2)按现场需要紧急处理；3)按值长要求将发电机停机备用或检修状态；发电机紧急停机处理的注意事项；1)检查厂用电切换是否正常，否则人工干预；2)发电机静子电流三相不对称3）定子三相电流不对称：主要危害是将产生负序电流。负序电流：A、B、C三相达到最大值的顺序与正序电流方向相反，这种性质的电流就称

49、为负序电流。产生负序电流的危害是，负序电流在静子绕组中产生负序磁场相对转子为两倍的工频转速，切割转子绕组，在转子绕组中产生100HZ的电流，致使转子绕组导体发热严重，产生振动。且此倍频电流在转子中部延轴向流通，造成转子端部局部高温，甚至可能引起护环松胶的危险。针对负序电流，在转子绕组上加一阻尼电阻，对负序电流产生阻尼做用，使负序电流减小。发电机三相静子电流不平衡对于汽轮发电机来说，转子表面发热的危害是主要的。330MW发电机在其DCS画面参数中有负序电流这一参数，正常运行时不能超过额定电流的8即897A。而发电机装设的不对称过负荷就是对发电机三相电流不对称的保护，运行中根据三相静子电流是否平衡

50、及监视负序电流大小，两者相结合来判断。2、发电机的失磁运行发电机失磁：由于各种原因，致使发电机转子绕组失去励磁电流，使转子磁场消失。失磁的原因： MK开关掉闸、转子绕组或励磁回路开路、励磁系统故障。失磁的危害失磁后，发电机由迟相运行转为进相运行，发电机即发有功又发无功的状态称为迟相运行。发电机只发有功而不发或吸收功的状态称为进相运行。发电机失磁后，转子磁场消失，由同步运行转为异步运行，从系统吸收无功功率建立磁场，在转子绕组中产生滑差电流，此电流产生制动力矩使发电机使发电机发出有功，2）因差频电流的存在，引起静转子局部过热。3）晶闸管励磁系统中发生失磁时，在转子绕组中产生反向过电压。4）大型机组

51、发生失磁，会从网上吸收无功，吸收无功的多少取决于发电机发出有功的多少，失磁后的发电机将导致系统电压降低，对发电机本身也一定的危害，破坏系统的稳定运行，因而大容量的发电机不允许失磁运行。失磁的判断：1）根据发电机运行参数的变化，2）根据保护动作的情况，3）报警信号。（失磁保护动作后。第一时限减出力，第二时限切换厂用，第三时限保护作跳机失磁的处理：首先确证失磁保护动作，主开关及灭磁开关跳闸，厂用系统已切至备用电源供电，检查静态励磁系统，转子绕组回路。发电机滑环碳刷，对A、B柜失磁保护动作情况检查，对功率柜、MK开关的检查，如有明显故障，尽快处理，故障消除后，零起升压至额定值，升压过程中，观察有无异

52、常，如无异常，将发电机与系统并列，若故障不明或暂时处理不了，应做好安全措施后，详细检查处理。3、发电机电压变化时影响；发电机正常运行发出无功的多少完全取决于用户，分为1）、感性无功，对主极磁场起去磁作用，2）、容性无功，对主极磁场起增磁作用，3）、阻性负载，使发电机气隙磁场发生畸变。无功功率是根据电磁感应原理而工作的设备不可缺少的，它即建立磁场，又进行能量的转换。系统的电压水平取决于无功功率的分布，与系统的运行方式，潮流分布，外界负荷等有关，有时通过改变变压器的分接头开关调整电压，实际上也就是改变无功功率的分布。发电机电压的变化范围是±5%的额定电压，最大允许运行范围是±1

53、0%的额定电压，厂用电动机电压变化范围；低压-5%+10%。150MW机组电压运行范围在14.916.4KV之间。发电机电压高的危害：当人为调使电压升高无功增加，励磁电流增加，使转子电流增大，引起转子表面、转子绕组温度升高；定子磁通饱和漏磁通增加，定子铁芯发热，使发电机定子铁芯局部出现高温，发电机电压太高将对发电机的静子绝缘构成威胁。定子结构部件可能出现局部高温。发电机电压低的危害：1）静子绕组过热（因静子电流增大）P=3UX-XIX-XCOS，当UX-X下降时保证出力不变，IX-X一定增大，才能维持有功不变。2）对发电机电压调节有影响，当励磁电流过低时，有可能落在空载曲线的直线部分，当励磁电

54、流发生很小的变化时，静子电压变化很大。3）影响静稳特性，Pmax=UE/XdSIN，P不变，U降低，增大，使系统极限输送能力降低，系统静稳能力下降。4)使厂用辅机出力降低，因转距与电压的平方成正比。一般规定了3000MW及以上的系统频率变化范围为±0.2HZ（49.850.2HZ），3000MW以下的发电机频率变化范围为±0.5HZ（49.550.5HZ）。频率升高、降低的影响：1）频率高，转速高，转子离心力大，会使发电机转子某些部件损坏，汽机超速。2）使损耗增加，引起铁芯温度升高，电压也会升高，使铁芯饱和。频率降低的影响：1）发电机静、转子绕组发热（固鼓风量减小，冷却条件

55、变坏）；2）使系统无功负荷增加，发电机励磁电流增大，使转子发热；因发电机端电压与频率成正比。3）对厂用系统电压的影响，厂用转机的出力大幅下降，有可能形成恶性循环，发展成频率崩溃；4）频率低可能引起共振，造成汽轮机叶片断裂。5、发电机变为电动机运行发电机变电动机就是指发电机在正常运行时，主汽门突然关闭，发电机由发出有功变为吸出有功的运行状态。从发电机的原理上可知发电机的运行状态完全是可逆的，但与其同轴的汽轮机则是不允许无蒸汽运行的，主要是鼓风摩擦对汽轮机尾部叶片有损害。大容量发电机变为电动机运行时，由电气的逆功率保护将发电机跳闸，以避免损坏汽轮机的尾部叶片。功率因数COS=0.85（滞后）（滞后

56、是指：发电机在正常运行时静子电流滞后静子电压的相位）对于发电机:COS越大，发出的无功越少，反之则多。对于电动机：COS越大，所需要的无功越少，反之则多。6、发电机1TV断线申请单元长退出1TV所带保护:定子接地、失磁、逆功率、程序逆功率，过激磁，励磁绕组复压过流、失步。正常运行中，机炉协调方式投入运行时，当发电机1TV发生断线时，电气人员要立即通知机炉人员解除协调，汇报单元长，维持DEH在阀位回路下运行，此时机炉人员要维持负荷不变，尽量少调整，电气人员检查处理，正常后机炉投入协调方式。DCS发PT断线信号的处理原则：1）首先检查DCS画面上各参数的变化如三相线电压，有功、无功功率的变化，判断

57、是否PT故障，还是误发信号。2)检查发变组保护柜上PT断线监测信号，进一步确认。3)DEH投功率协调时，如发生PT断线，DEH将开大主汽门，致使锅炉、汽机参数变化，因此，要将DEH切换至手动切换。4)注意电量计量问题和记录时间，AVR是否发生通道切换。5)防止保护装置和自动装置误动，将可能误动的保护退出运行，（如：失磁保护等）不能漏退或误退保护。6)配合继电保护人员检查处理在协调方式不投入时，当发电机1TV发生断线时，电气人员要立即通知机炉人员，汇报单元长，维持DEH在阀位回路下运行，此时机炉人员要维持负荷不变，尽量少调整，电气人员检查处理。若为1TV二次保险熔断，则将其更换后恢复运行，检查“1TV断线”信号可以复归，被闭锁的保护闭锁信号解除，零序电压为0后，投入所