发电机电气运行规程

1、河北新欣园能源股份有限公司30MW发电机组运行规程（试行）前言本规程是根据电力工业部（80）颁布的发电机运行规程、电力变压器运行规程、高压断路器运行规程、继电保护及安全自动装置运行管理规程，电气设备预防性实验规程，电力工业技术管理法规（试行）、电力业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分），上级的有关规定及制造厂家资料，结合我厂实际情况按照电气运行规程标准编写的要求和表述方法规定运行编写。本标准系厂内部资料，未经批准不得外借，离职时应交回。本规程解释权和修改权归属热动管理中心目 录第一章发电机运行规程4第二章变压器的运行规程24第三章配电装置运行规程31第四章继电保护及自动装置部分46第五章 高

2、压变频器运行规程52第六章直流系统运行规程54第七章电动机部分56第一章发电机运行规程1 发电机的概述发电机型号为QF-30-2，为山东济南发电设备厂有限公司出品，发电机的额定转速为3000r/min,频率为50HZ，发电机采用静止自并励励磁方式，发电机的旋转方向从驱动端看均为顺时针方向。设计为密闭自循环空气冷却，径向双流式通风系统，热空气经空气冷却器冷却1.1 发电机的技术参数如下：型号QF-30-2额定功率30000KW功率因数滞后0.8额定电压10500V额定电流2062A额定转速3000r/min励磁电压230V励磁电流384A额定频率50HZ技术条件GB/T7064-2008绝缘等级

3、F励磁方式有刷励磁接线组别Y冷却方式空冷1.2 发电机空气冷却器的技术参数如下：型号KZWQ185KW-12*8.5-3674换热容量185KW额定水压0.2M Pa工作水压0.150.2 M Pa耗水量265/h进水温度33风量51m3/s风压降280 Pa水压降20000Pa1.3 发电机额定工作方式连续运行时各部分相对冷却空气允许的温升表：发电机主要部件温度测量方法允许温升限值定子绕组电阻温度计100K转子绕组电阻法110K定子铁芯电阻温度计100K轴承油允许温度/轴瓦温度计652 发电机励磁系统 2.1 概述；一期发电机励磁调节器型号为GEX-2000静止励磁系统是由北京科电亿恒电力有

4、限公司出品，发电机励磁调节器的基本任务是维持发电机机端电压恒定。通过合理的调差设置来保证并列运行机组间无功功率的合理分配，通过快速励磁响应以提高电力系统的暂态稳定和静态稳定。GEX-2000还具有故障录波事件记录，系统自检，智能调试等辅助功能。GEX-2000 型励磁装置配备双通道的微机励磁调节器。两个通道之间采用主备用的工作方式，正常情况下，只有一个通道参与调节，并且向三相整流桥发触发脉冲。备用的通道通过CAN 通讯的方式获得运行通道的运行参数，并对运行通道的触发角进行实时跟踪，如果运行通道发生故障而不能正常运行，则自动切换到备用的通道。在正常运行情况下，也可以通过切换开关进行无扰动切换。2

5、.1.1 GEX-2000 系列励磁装置可以提供以下四种运行方式2.1.1.1 自动运行方式也称为恒机端电压运行，即以机端电压为调节目标进行闭环调节，自动运行方式，是调节器的主要运行方式。2.1.1.2 手动运行以转子电流作为调节目标进行闭环调节， 手动运行方式是自动运行方式的备用运行方式和发电机试验时采用的运行方式。发电机短路试验时，必须采用手动运行方式。2.1.1.3 恒功率因数运行恒功率因数运行为自动运行的附加调节方式，通过按一定步长和频率来改变自动运行方式下的给定电压值，进而调整发电机的机端电压，从而保证发电机的功率因数不变。恒功率因数运行时，控制器面板的自动运行和恒功率因数运行指示灯

6、同时点亮。恒功率运行方式投入必须满足以下三个条件：<1>、发电机并网运行，并且有功功率超过额定有功功率的2%<2>、发电机在自动运行方式下运行<3>、方式选择开关在恒功率因数投入位置恒功率因数运行需要的恒定功率因数值通过增、减磁按钮设定，当操作增、减按钮时，恒功率因数自动退出运行，装置在恒压自动方式下，当停止操作增、减按钮3 秒钟后，恒功率因数自动投入，并以投入前最后测量到的功率因数作为调节目标值。(d) 恒无功功率运行与恒功率因数相同，恒无功功率也是自动运行方式下的一种附加调节方式通过按一定步长和频率来改变自动运行方式下的给定电压值，进而调整发电机的机端电

7、压，从而保证发电机的无功功率不变。恒无功运行时，控制器面板的自动运行和恒无功运行指示灯同时点亮。恒无功运行方式投入必须满足以下三个条件：<1>、发电机并网运行<2>发电机在自动运行方式下运行<3>、方式选择开关在恒无功投入位置2.2 正常开机步骤（就地）检查以下器件是否处于正确位置：交流侧刀闸1QF 处于分断位置，灭磁开关MK 处于分断状态，绿色分闸指示灯点亮；调节器交、直流工作电源开关1QS、2QS 处于闭合位置，并且测量交、直流电压正常；所有保险均处于合位置，测量起励电源保险FU1、FU2 两端DC220V 电压，大小方向正确；“自动/手动”3QK 处于

8、“自动”位置；“就地/主控”转换开关5QK 选择“就地”；发电机达到额定转速3000 转/分，具备升压条件，开始升压操作：1）合上交流侧刀闸1QF；2）按下合闸按钮HA，同时红色合闸指示灯点亮，风机开始运转；3）按下起机令按钮SB1，调节器运行，机端电压开始上升；4）待机端电压稳定在“升压预设”设定的电压值上，通过“增磁/减磁”开关2QK 增磁至额定机端电压附近，投同期并网；5）成功并网后，通过“方式选择”开关4QK 选择“恒功率因数”或者“恒无功”运行；【注意】若“自动/手动”开关3QK 选择“手动”（恒电流），则建压时按起机令后先将手动给定值（IFR）增加到15%空载励磁电流对应的电流上，

9、再按下“起励”按钮SB3（短接806 端子排的1，9或），此时发电机机端电压方能稳住，随后继续通过“增磁/减磁”按钮2QK 增磁到额定机端电压值附近；2.3 正常停机操作2.3.1 在并网状态下将有功、无功减到零附近，跳发电机并网开关解列；2.3.2通过“增磁/减磁”按钮2QK 减磁，将发电机机端电压减到最低，然后操作按下“停机令”按钮SB2，励磁调节器退出运行；2.3.3按下分闸按钮TA，灭磁开关MK 分闸，绿色指示灯点亮；2.3.4断开交流侧空开1QF。2.4 故障报警及处理a）PT 断线若判断发生了PT 断线，则励磁调节器发“PT 断线”信号，“通道故障”指示灯点亮，同时自动把运行方式切

10、为手动运行。处理；检查励磁PT 及相关的回路。检查PT 保险，恢复仪表PT 电压，按信号复归。b） V/Hz 限制现象 ；发电机机端电压升高到超过额定值一定程度时，调节器发“V/Hz 限制”信号，电压继续升高后，励磁装置运行方式切为手动运行，不久调节器退出运行。处理；调节器退出运行前减磁，把机端电压减到额定值附近， 按“复归”消除信号报警。发电机转速降低到一定值后，机端电压自动降低；当发电机转速低于2700 转/分后，调节器退出运行。保护正确动作，复归相关信号即可。c) 过励限制 现象 ； 励磁电流大于额定励磁电流时，调节器发“过励限制”信号，“通道故障”指示灯点亮，若过励状态持续到一定时间，

11、则调节器运行方式切为手动运行；若励磁电流大于2.2 倍的额定励磁电流，延时1.5 秒，调节器封锁脉冲并退出运行。处理；减磁，将励磁电流降低到正常大小。d) 欠励限制现象；发电机进相运行，无功变负，进入设置的限制线后，调节器报“欠励限制”， “通道报警”指示灯点亮，若继续进相到一定程度，调节器切为手动运行。处理；操作“增磁”开关，增加发电机无功，功率因数维持在额定值附近。e) 失脉冲 现象；运行中，若触发脉冲发生丢失，调节器发“失脉冲”信号，“通道故障”指示灯点亮。处理；联系检修人员，查明原因。f) A/D 故障现象； 励磁调节器量测环节出错，该通道调节器自动退出运行。处理；若报警信号不能复归，

12、联系检修人员。当GEX-2000 励磁调节器发出告警信号时，只要发电机的有功、无功运行稳定，则可以不进行任何切换，然后根据上表各报警含义进行处理。若GEX-2000 励磁调节器报警时发电机有功、无功剧烈摆动（强励、欠励）并不能返回稳定状态，运行人员需根据具体情况判断是否需要停机处理。2.5 日常巡检内容 运行人员在正常巡检时应注意检查以下内容：a）检查调节器及指示灯有无报警信号；b）仪表工作是否稳定，指示是否正常；c）调节器运行方式是否与实际情况相符；d）有无过热器件，异味及异常响动，可控硅的温升是否在正常范围。2.6 大小修内容a）柜体的清洁、吸灰；b）电源单元的检查，用电压表测量每组电压值

13、；c）模拟输入通道的检查，检查PT、CT 及励磁电流的输入，看偏差是否在允许范围之内；d）可控硅触发脉冲及整流波形检查；e）操作、连动回路检查、试验等。3.机电联系信号装置的使用3.1机电联系信号是供汽机运行和网控室联系的专用装置，在“注意”信号上设有音响。3.2发出信号前应先发“注意”信号，否则发出的其它信号无效。对方发来信号亦如此。3.3收到信号后（除“机器危险”、“停机”信号外）应随机复归，并按信号要求立即执行；必要时，在执行后还应了解发出信号的原因及执行结果。3.4发信号人应对所发信号负责，信号发出后应监视表计观察对方是否执行，信号的发出只允许监盘人员操作。3.5电气发往汽机的信号：3

14、.5.1注意发出此信号后，要注意对方是否复归；3.5.2增负荷表示该机要增加负荷，须待对方复归后执行；3.5.3减负荷表示该机要减负荷，须待对方复归后执行；3.5.4已合闸表示发电机已与系统并列；3.5.5已掉闸表示发电机已与系统解列；3.5.6更改命令表示前一信号作废；若在“更改命令”信号发出之前，对方已根据错发信号执行，应立即报告值班长。3.6汽机发来电气的信号：3.6.1注意听到音响，看到此信号后立即复归，并注意运行情况，准备接下一个信号；3.6.2可并列表示汽机已定速，各部正常，可以并列；3.6.3减负荷表示机组运行异常，要求立即减负荷，监盘人员接到此信号，应立即复归，并减负荷，同时报

15、告值班长，若继续发来信号，监盘人员应请示值班长，并根据值班长的命令执行。3.6.4机器危险表示汽轮机已发生故障，需要将发电机解列，此信号应根据值长命令由两人看清后方可复归；3.6.5汽机调整表示汽轮机运行人员要求自己调整同步器来控制负荷，需电气值班人员注意表计变化，此信号只限于滑参数启、停机时使用；3.6.6更改命令表示前一信号作废，若在“更改命令”信号发出之前，对方已根据错发信号执行，应立即报告值班长。3.7在处理事故时，应正确使用信号装置，同时及时向值、班长汇报，不能单纯依靠信号装置。4发电机的启动、并列、增加负荷及停机。4.1开机前的检查4.1.1发电机的全部工作均已结束，现场清洁，风道

16、清扫干净，安全措施均已拆除，透过发电机的窥视孔检查定子线圈的绑扎情况应无断裂，垫块无松动。4.1.2轴承润滑油系统畅通，发电机冷却系统良好，空气室照明良好，室内无积水，冷却水管道畅通无渗漏。4.1.3滑环表面应清洁无损，电刷与滑环的接触情况良好，电刷连线紧固，接触压力均匀，电刷在刷握内应有0.1-0.2mm的活动间隙，电刷在刷握内无卡涩现象。4.1.4发电机的消防系统齐全正常。4.1.5励磁整流变压器外观完好，接线牢固。4.1.6发电机的绝缘测量合格，定子绕组及励磁变压器对地绝缘电阻不小于6M，吸收比大于1.3，且不应较前相同条件下的测量结果有明显偏低，转子绕组对地绝缘电阻不小于0.5M。4.

17、2开机前的试验4.2.1检查一次、二次回路接线，励磁变压器，电压互感器和电流互感器应良好，高低压侧保险应装好，PT刀闸应合好，4.2.2检查发电机出口断路器、灭磁开关、励磁调节器、发电机保护正常，控制电源均良好，断路器位置指示正常，弹簧已储能。4.2.3投入发电机的保护装置及压板、操作电源。4.2.4发电机的出口开关及灭磁开关实验，开关的分、合闸动作及指示正常，4.2.5汽轮机的电气调速系统实验，调速系统增减动作正常，4.2.6投入励磁调节器控制电源开关，检查调节器冷却系统正常，调节器自动手动功能正常，各表计指示正确。4.2.7检查1#发电机各部正常；4.2.8检查1#发电机各保护正常；4.2

18、.9合上1#发电机出线小室95-1PT刀闸；4.2.10合上1#发电机出线小室95-2PT刀闸；4.2.11合上励磁整流变压器95-3刀闸；4.2.12合上1#发电机出线601-1刀闸；4.2.13检查1#发电机601柜断路器在热备用位置4.3发电机的升压、并列4.3.1接到汽轮机发来的允许并列的信号后，发电机即可按操作票进行并列操作；4.3.2合上励磁屛交流侧刀闸1QF4.3.3按下合闸按钮HA，红色合闸指示灯亮。4.3.4按下起机令按钮CB1，调节2QK将发电机电压升至额定电压10.5KV，将发电机保护屏2QK打至远控位置。4.3.5检查发电机三相定子电压相对平衡、定子电流为零，转子回路无

19、接地。4.3.6将同期操作屏方式选择开关打至手动、工作、检同期位置4.3.7按下1号同期点按钮，绿灯亮。4.3.8按下手动确认按钮，绿灯亮。4.3.9微调电压与频率当同期表针缓慢指向S位置时，按下手动合闸按钮红灯亮，发电机保护屏20K红灯亮，检查发电机保护屏上出口电压指示正常。4.3.10回复手动合闸按钮，绿灯灭。4.3.11回复手动确认按钮，绿灯灭。4.3.12回复1号同期点按钮，绿灯灭。4.3.13检查发电机601开关确已合好，开关位置指示正确；4.3.14向汽机发“注意，已合闸”信号；4.3.15检查1发电机励磁调节屏自动跟踪正常；4.3.16进行操作后的全面检查。4.4注意事项：注意（

20、1）：在并列前，应进行励磁调节器自动、手动切换，就地、远控，投入、退出实验，一切实验正常后，方可进行并列操作。注意（2）：发电机在空载零起升压时，若励磁变压器无电压输出，可手动起励按钮，建立励磁调节器所需的发电机端部电压，起励按钮的点动次数视发电机的端电压而定，使端部电压不超过70%额定电压为宜。注意（3）：发现下列情况之一，应停止升压并立即拉开励磁回路灭磁开关。a) 升压时，电压不起，而定子电流迅速上升；b) 发电机保护动作报警；c) 连同主变零起升压时，发现主变有异常声音、火花和放电注意（4）：在发电机空载无励磁下起动，起动时间按照汽轮机暖机时间的要求逐步提高转速，在此期间应注意检查下列各

21、项：a) 检查轴承油温，轴承振动是否正常；b) 滑环上的炭刷是否因振动而有接触不良或跳动现象；c) 注意转子轴向窜动情况，旋转部件与静止部件间应无磨擦；d) 检查轴承绝缘情况；注意（5）：升压及并列后，应注意监视发电机的励磁电压、机端电压、定子电流及发电机有功、无功功率。4.5. 发电机与系统并列后即可进行负荷增减操作，在进行无功负荷增减操作的过程中，应注意以下几点：4.5.1发电机应有充分的时间来适应有功负荷的增减变化，以免发电机绕组铜线与铁芯膨胀不均，绝缘受损，故有功负荷增减的不宜过大过频；4.5.2励磁调节器应有足够的时间适应发电机电压及无功负荷的变化，以免调节器来不及反应，故发电机端电

22、压及无功负荷的变化不宜过大过频；4.5.3发电机在并列后，应注意监视和调整发电机的无功负荷，避免发电机失磁运行。4.6 发电机的运行监视发电机应尽量维持在额定参数下运行。发电机的每相电流均不超过额定值时，允许三相不平衡负载不得超过10%（最高相额定电流）。当功率因数为额定值时，允许电压与额定值偏差不超过±5%，频率与额定值偏差不超过±2%的情况下连续运行，保证输出功率。发电机的最低运行电压一般不应低于90%额定值，当发电机电压降低到额定值的95%以下时，定子电流长期允许的数值仍不得超过额定值的105%。发电机在运行中若其功率因数与额定值有出入时，发电机的负荷应调整到使定子和

23、转子电流不超过额定值，发电机各主要部件的温度不得超过在该冷却空气温度下所允许的数值。4.7 发电机运行中应注意的事项：4.7.1严密监视并记录发电机的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、频率、平衡表指示、定子线圈、铁芯的温升，不得超过规定值，监视发电机的进出口风温、轴承润滑油温度，温度不得超过允许值；4.7.2发电机冷却空气相对湿度不得超过60%，进风温度不得大于40，最低进风温度应以空气冷却器不凝结水珠为限，正常不低于20。进出口风温差不超过12。4.7.3发电机空气冷却器的进水温度不超过+33，开足水量保证冷却空气的进风温度大于20小于43，当进水温度提高到33以上时，进口风温相对提高

24、，因此必须相应降低发电机的允许温升，此时，发电机的功率以不超过降低的允许值为限；4.7.4 发电机轴承的润滑油，进油温度约为3545，出油温度应不超过65，轴瓦回油温度不超过80；4.7.5 发电机运转中轴承座各向振动双倍振幅不得大于0.025mm；4.7.6 运行中应经常对发电机的集电环进行检查和维护；4.7.7 应定期用无油质干燥的压缩空气吹扫集电环和电刷架，并用不掉纤维的干布擦净集电环与电刷架周围的零件，以提高其绝缘电阻；4.7.8 经常检查电刷是否发生火花、过热烧红、研磨不均或在刷握内摇动、卡塞等异常现象，并通过调整弹簧压力、擦净或研磨集电环表面，紧固电刷连接的软线，更换电刷或其他办法

25、予以消除，同时注意在调整电刷时，严禁同时调整两块电刷，以免电压测量回路开路；4.7.9 在运行中应经常保持轴承座周围绝缘的清洁，以防绝缘破坏，产生轴电压接地短路，并应定期测量绝缘电阻；4.7.10 通过发电机窥视孔检查，定子线圈端部无流胶、无焦糊异味、接头无过热、压圈无掉漆、窥视窗上无漆迹等；4.7.11 当发电机着火时，应立即解列灭磁，拉开发电机出口开关601，把601柜断路器摇到试验位置后，启用灭火装置（如CO2灭火器）或向机内喷入消防水，但不应用泡沫灭火器和砂子灭火（当地面上有火时，可用砂子灭火，但注意不应使砂子落在发电机内或轴瓦上），直到火灾完全消灭为止，禁止在火灾熄灭前将发电机完全停

26、下，而应保持发电机在300r/min左右转动，以免转子弯曲。4.8 发电机的解列、停机操作值班员在接到值班长停机的命令后，应根据解列后的运行方式，做好厂用电及主变中性点的倒换，并布置值班人员填好操作票，进行下列操作：4.8.1根据机、炉要求，逐渐将发电机有功负荷减到零；4.8.2断开发电机出口601开关，检查发电机三相电流均为零；4.8.3减无功负荷至零；4.8.4断开发电机灭磁开关；4.8.5向汽轮机发“注意，已解列”信号；4.8.6拉开励磁屏1QF刀闸;4.8.7拉开励磁整流变压器高压侧刀闸95-3；4.8.8拉开灭磁开关的电源。.8.9根据工作票要求拉开所需刀闸，取下保险，做好安全措施；

27、5. 发电机运行中的故障及分析5.1 事故处理的原则：5.1.1 迅速解除事故对人身和设备的威胁；5.1.2 迅速排除故障点；5.1.3 尽可能保证厂用电系统的供电；5.1.4 尽力设法保持和恢复设备的正常运行；5.2 发电机的故障和异常运行5.2.1发生下列情况之一时，应立即将发电机解列：5.2.1.1发变组着火时或从主变油枕、释放器冒烟；5.2.1.2不停机不能抢救的人身触电或灾害威胁；5.2.1.3接汽轮机危险的通知；5.2.1.4机组振动严重，如振动十分剧烈或能听到有金属磨擦声，经分析判断无法继续运行时，应立即停机；5.2.1.5套管或运行瓷瓶放电闪络严重或爆裂；5.2.1.6引线过热

28、有熔化的趋势；5.2.1.7主变大量漏油，无法制止，油枕瓦斯继电器已看不到油位；5.2.1.8非全相运行；5.2.2发电机电压不稳：5.2.2.1系统由于短路或其他原因造成系统电压过低引起不稳定；5.2.2.2汽轮机调速系统的调速机构调速不稳；5.2.2.3自动调整励磁装置速跟踪不灵敏，引起无功负荷的摆动；5.2.3发电机升不起电压：现象：a, 在“自动通道”或“手动通道”，调节“增磁”按钮，发电机定、转子电压表均无指示； b, 发电机转子电压、励磁机励磁电流有指示，定子电压表无指示；处理：a、检查励磁回路开关、刀闸辅助接点是否合好； b、检查励磁调节屏是否故障；5.2.4发电机振动发电机的振

29、动按其原因可以分为电磁性振动和机械性振动；5.2.4.1电磁性振动：发电机转子线圈匝间短路或接地，造成磁场不平衡引起振动；定子和转子窨间隙不均匀；转子线圈变形，发生移动引起；定子铁芯绝缘损坏，硅钢片松驰引起；5.2.4.2机械性振动：转子本体不平衡；汽轮机与发电机联轴器的中心不正；轴承间隙不当或轴承螺丝松动；基础下沉或其他原因造成基础与底板脱开。5.2.5定子线圈的异常和事故5.2.5.1绕组槽楔或端部垫块松动引起绝缘磨损。5.2.5.2由于过负荷或其它原因引起定子绕组过热引起绝缘老化。5.2.5.3由于过电压引起的绕组绝缘击穿。5.2.5.4由于突然短路引起的绕组绝缘机械损伤。5.2.5.5

30、定子铁芯松驰引起绝缘损伤。5.2.5.6定子线圈接头焊接不良。5.2.6转子线圈的异常和事故5.2.6.1由于集电环或转子线圈端污秽引起的绝缘下降。5.2.6.2由于超速或其他原因引起的转子绕组过电压造成绝缘击穿。5.2.6.3转子线圈匝间短路或不稳定接地。5.2.6.4由于不平衡负荷或异步运行造成转子局部过热。5.2.7轴承的故障5.2.7.1由于轴承座绝缘不良，造成轴电流通过轴承，引起轴承过热或侵蚀。5.2.7.2由于油量不足等原因造成轴承过热。5.2.7.3由于油量调节不当和密封不良引起的轴承过热。5.2.8空气冷却器的故障5.2.8.1由冷却水污秽引起的冷却器管道堵塞。5.2.8.2由

31、冷却水管损坏、腐蚀、振动引起胀口漏水和管子破裂。5.2.9发电机的过热现象5.2.9.1发电机的过载运行5.2.9.2铁芯或绕组的短路5.2.9.3空气冷却器或通风系统发生异常5.2.9.4冷却器出口风温太高时，应检查冷却器的进水温度、进水量，并检查冷热风道是否堵塞，也可减负荷。5.2.10发电机非同期并列现象：a）发电机并列时，发电机出口开关合上瞬间，系统引起突然波动，定子电流突然上升至最大且全盘摆动，发电机伴有哄鸣声音，机组振动，系统电压降低，应请示地调是否解列发电机，否则导致系统振荡。b）发电机发出鸣声后，定子电流剧烈摆动，发电机和汽轮机，可能发生强烈的机械振动。处理：a）发现上述现象时

32、，应立即将发电机出口开关、灭磁开关断开，将发电机励磁电流降至零，b）检查发电机端部有无变形，并测量定、转子绝缘电阻，c）检查出口并列开关及变压器有无损伤，d）对大修后和新投入运行的发电机，还需检查电压二次回路及同期装5.2.11发电机出口开关跳闸现象：a）发电机各类表计剧烈摆动，强励及强励限制动作b）如属发电机内部故障会伴随有爆炸声c）保护动作使发电机出口开关、灭磁开关跳闸、闪光，同时主变高低压侧开关可能跳闸、闪光；d）事故音响报警，相应动作的保护信号报警，处理：a）解除音响，将掉闸闪光的开关操作把手切至跳闸后位置b）将发电机励磁调节器输出调至零， c） 检查各种保护动作情况：若系地压闭锁过流

33、或负序过流保护动作，说明是外部故障，开关越级跳闸。查明故障点，削除后请指示地调是否可以并列。若系纵差、横差、定子接地保护动作，则应对发电机本体进行全面检查。 d）经以上检查测量，均未发现问题时，请示值长将发电机零起升压，升压时，如发现有不正常情况应立即停机，以便详细检查并削除故障，如各部正常，可以重新并列。 e）若无短路故障或主汽门关闭，系保护或开关误动时，应及时查明误动原因，消除后将发电机并列，若系值班人员误动引起开关跳闸，得值长令，应立即将发电机并入系统。5.2.12发电机转子一点接地现象：发电机“转子一点接地”报警灯亮。各表计指示无异常。处理：查明故障地点与故障性质，如系稳定性的金属接地

34、，应请示值班长安排停机处理。5.2.13发电机强励误动作现象：a）“误强励”信号发出；b）发电机电压上升，定、转子电流、无功负荷巨增，c）励磁调节器由自动通道自动切换至手动通道运行，d）“发电机电压回路断线”信号可能发出，处理：若误强励信号发出后，自动通道未自动切换至手动通道运行，值班人员立即手动将其切换，调整“增磁”按钮使系统恢复正常，并通知有关人员查明原因，进行处理。5.2.14发电机定子接地现象：a)发电机电压接地保护报警b）发电机零序电压表指示在15V以上处理：a）立即进行下列操作与检查，尽快查找故障点，b）巡视该机出线间至主变压器低压侧有无接地现象c）依次查明“发-变”组各电压互感器

35、和励磁变压器，套管有无闪络，线圈有无冒烟烧焦现象，检查一次保险是否熔断。d）若各电压互感器无故障，可依次拉开主变低压侧电压互感器刀闸，检查其一次保险是否熔断，e）将该机组厂用电倒至备用电源供电，倒换后，检查接地现象是否消除。f)若查明接地点系发电机内部，应请示值长，立即采取措施，将发电机解列停机。g)寻找发电机接地的时间最多不得超过2小时。h）若经检查仍未发现和消除接地现象应汇报值长，进行停机检查。第二章变压器的运行规程 河北新欣园热电联产一期，采用主变压器型号为SFZ11-16000/35的有载调压电力变压器（二台），厂用变压器型号为SCR10-1600/10的干式电力变压器（二台），均由济

36、南西电特种变压器有限公司制造，发电机励磁系统采用型号为ZLSC9-160/10.5的干式励磁整流变压器，由天津天能变压器有限公司制造，相关技术规范如下：11 主变压器型号及参数：型号SFZ11-16000/35设备种类户外式额定电压38.5±8*1.25%/10.5KV额定容量16MVA接线组别YN d11额定频率50HZ冷却方式ONAN/ONAF相数三相空载电流0.38%空载损耗KW1.2厂用、备用变压器型号及参数：型号SCR10-1600/10额定容量1600KVA额定电压10±2*2.5%/0.4KV冷却方式AN/AF额定频率50HZ绝缘等级F级阻抗电压5.82%连接

37、组别D，Yn11相数三相13 励磁整流变压器型号及参数：型号ZLSC9-160/10.5额定容量160KVA额定电压10.5/0.38KV阻抗电压4%额定电流8.8/243.09A接线组别YD-11相数三相绝缘等级F14环保变压器型号及参数：型号SCR10-1250/10额定容量1250KVA额定电压10±2*2.5%/0.4KV冷却方式AN/AF额定频率50HZ绝缘等级F级阻抗电压5.82%连接组别D，Yn11相数三相15输煤变压器型号及参数：型号SCR10-630/10额定容量630KVA额定电压10±2*2.5%/0.4KV冷却方式AN/AF额定频率50HZ绝缘等级F

38、级阻抗电压5.82%连接组别D，Yn11相数三相2 变压器在运行和备用的规定：21温度的监视：2.1.1自然循环自冷、风冷变压器运行中上层油温一般不超过70，最高温度不超过85，当超过85时应设法采取措施，降低温度，并汇报车间领导。2.1.2变压器的上层油温超过55开启通风装置，低于50时停通风装置。2.1.3干式变压器在温度超过100时，应起动风冷装置；低于80时可以停通风装置；超过130时，发变压器温度报警信号；超过150变压器跳闸。2.1.4各变压器风冷装置在正常运行中应投“自动”。2.2电压和负荷的监督2.2.1变压器电压的变动范围为额定电压的±5%，其额定容量不变。2.2.

39、2变压器在规定的条件下，可按铭牌规范运行，由于负荷的需要，在事故情况下，可以过负荷运行，但应严格控制变压器的上层油温不得超过85并使用全部冷却设备。当变压器存在较大缺陷时，不允许过负荷运行，过负荷运行时，如温度达到规定的允许温升时，应降低变压器的负荷，同时应加强对变压器的监视。2.2.3瓦斯保护装置的运行 2.2.3.1变压器运行中瓦斯保护应投入信号和接入跳闸。备用变压器的瓦斯保护应投入跳闸，以便监视油面。 2.2.3.2 变压器在运行中进行滤油、加油及换硅胶时，应先将重瓦斯改接信号，此时变压器的其它保护装置，仍接入跳闸位置。工作完毕，变压器空气排尽后，方可将重瓦斯重新投入跳闸位置2.2.3.

40、3当油位计上指示的油面异常升高或油路系统有异常现象时，为查明其原因，需要打开各个放气或放油阀门，检查吸潮器或进行其它工作时，必须将重瓦斯改接“信号”位置，然后才能开始工作，以防瓦斯保护误动作跳闸2.3变压器运行中的检查项目2.3.1变压器运行中每班检查2次；2.3.2运行中的变压器应检查下列内容，并做好温度记录：2.3.2.1变压器声音、温度应正常;2.3.2.2变压器套管应良好，无破损裂纹，无严重油污，各部无放电声；2.3.2.3变压器接头连接牢固，无发热现象；2.3.2.4变压器格散热器温度应正常；2.3.2.5瓦斯继电器内油面应充满，无瓦斯气体，继电器及引线无油污侵蚀；2.3.2.7变压

41、器原有缺陷是否有发展；2.3.2.8油位计的油位及油色是否正常。2.3.3在下列情况下应增加对变压器的检查次数：2.3.3.1变压器过负荷时，检查变压器的油温变化情况和各接头发热情况；2.3.3.2当天气突变，如室外温度降低，大风、大雪、大雾、敷冰、冰雹等2.3.4备用变压器每班检查一次；2.3.5检查中发现问题汇报值班长。2.4变压器投入运行前的试验和检查：2.4.1变压器检修后投入运行前，应检查检修工作已结束，工作人员退出现场，安全措施已全部拆除，遥测绝缘电阻合格，按操作的项目进行。2.4.2变压器投入运行前的测试工作： .测量变压器的一二次线圈对地，一次、二次线圈之间的绝缘电阻 （1）新

42、安装或检修后、备用时间超过15天的变压器； （2）停运时间超过15天，在投运前； （3）长期备用的变压器应在每月15日白班测量其绝缘电阻，并在测量合格后将其合闸一次，雨季或外界环境不良时，应根据实际情况增加遥测次数。 .所测得的绝缘电阻值与新安装或大修后所得的值比较不得低于50%且不小于1M/KV，其吸收比不得低于1.3，否则应查明原因后方可投入运行。 c. 试验变压器各侧开关、信号、联锁应正常。2.4.3变压器投入运行前应进行下列检查：2.4.3.1变压器油枕、充油套管、油再生装置、法兰盘、阀门、外壳、瓦斯继电器应不渗油，油位油色正常，充油套管末端接地良好，2.4.3.2变压器各部应清洁，外

43、壳接地良好，测量元件正常，瓦斯继电器应充油，连接油门应打开，瓦斯继电器内无气泡，压力释放阀应完好。2.4.3.3油再生装置和过滤器应完整，呼吸器内干燥剂是否已吸潮至饱和状态。2.4.3.4分接开关位置正确，同侧各相在同一档位上，销子牢固，2.4.3.5冷却系统应正常，温控装置、风扇运行正常，2.4.3.6各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮，2.4.3.7干式变压器的外部表面应无积水，风道无杂物，温控装置及风冷装置正常，2.4.3.8继电保护及二次回路应正常，2.4.3.9变压器的事故放油池应保持在良好状态，消防设施齐全完好。对检修后的变压器应检查其上部无遗留工具、杂物，分接开关的位置应正确。2

44、.5变压器的合闸操作2.5.1变压器投入运行前，应将所有的保护均投入。2.5.2高低压侧均有断路器和隔离开关的变压器投入运行时，应选择高压侧充电，有条件可用发电机带变压器进行零起升压。2.5.3变压器送电后，应注意监视变压器的负荷分配情况。2.5.4厂变需要并列时，不得超过2台，而高压侧必须在同一条母线上，不在同一条母线上的变压器，如在同一系统上，必须将高压侧环成同一系统后进行二次环并。 2.5.5变压器的并列条件： .绕组的接线组别相同； .电压比相同 .短路电压差不超过10%。2.5.6新安装和大修后的变压器或二次线变动后的变压器，在投运前应做冲击性试验，且必须核对相序。2.6关于干式变压

45、器运行的有关规定2.6.1一期三台低压厂变均为树脂浇注干式变压器。风机电源取自变压器低压侧，风机电源温度控制装置上，正常情况下为合闸状态。风机的起停由变压器三相绕组温度自动控制。2.6.2检查项目：2.6.2.1电阻温度计显示正常；2.6.2.2高低压侧接线牢固，各处无发热现象；2.6.2.3变压器运行声音正常;附表：温控表（设三相温度最大值为C）温度温度变压器及风机动作情况C80风机停C100风机开C130超温报警C150超温变压器跳闸3 变压器异常运行及事故处理3.1运行中的异常现象3.1.1值班人员在变压器运行中发现任何不正常（如漏油、油位变化过高或过低、温度异常、声音不正常等），应设法

46、尽快消除，并报告上级领导人员，并将经过情况计入值班操作记录薄和设备缺陷记录薄内。3.1.2变压器的负荷超过允许的正常过负荷时，值班人员应按规程的规定调整变压器的负荷。3.1.3若发现异常现象非停用变压器不能消除，且有威胁整体安全的可能性时，应即停下修理。若有备用变压器时，应先将备用变压器投入运行。变压器有下列情况之一时应立即停下处理：3.1.3.1变压器内部声音很大，且不均匀，有放电、爆裂声。3.1.3.2在正常冷却及负荷不变的情况下，温度不断快速上升，判断为内部故障者。3.1.3.3防爆筒和油枕向外喷油。3.1.3.4由于严重漏油，低于油位计的指示限度。3.1.3.5套管有严重的破裂和放电现

47、象。3.1.3.6油色变化过甚，油内出现炭质等。3.1.4变压器的油温升高超过许可限值时，值班人员应判明原因，采取办法使其降低，因此必须进行下列工作：3.1.4.1检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与同一负荷和冷却介质的温度下应有的温度核对。3.1.4.2核对温度表。3.1.4.3检查变压器机械冷却装置或变压器的通风情况。3.1.5当发现变压器的油面较当时油面所应有的油位显著降低时，应立即加油，加油时应严格执行瓦斯继电器投解的规定。3.1.6变压器的油位因温度上升而升高时，若最高温度时的油位可能高出指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免漏油。3.2 瓦斯保护装置动作处理3.2.1瓦斯保

48、护信号动作时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因侵入空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。3.2.2瓦斯保护信号和跳闸同时动作，并经检查是可燃气体，则变压器未经检查并试验合格前不许投入运行。3.3变压器自动跳闸和灭火3.3.1变压器自动跳闸时，如有备用变压器，值班人员应迅速将其投入运行，然后立即查明变压器跳闸的原因；如无备用变压器时，则需根据掉牌指示查明何种保护动作，和变压器跳闸时有何种外部现象（如外部短路、变压器过负荷及其它等）。如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或保护装置二次回路故障造成，则变压器进行外部检查后可重新投入

49、运行。否则进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因。3.3.2变压器着火时：3.3.2.1首先断开电源，立即断开变压器各侧开关并将隔离开关分闸；3.3.2.2投入备用变压器；3.3.2.3若油在.顶盖着火时，应打开变压器下部放油阀放油至适当油位；若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器爆炸。3.3.2.4灭火时应遵守电气设备消防规程有关规定。第三章配电装置运行规程 （一） 高压配电柜 1. 一期35KV系统采用 KYN61-40.5(Z)型铠装移开式交流金属封闭开关柜，三相交流50Hz、额定电压40.5kV的户内成套配电装置。高压真空断路器型号为ZN85A 。 &#

50、160;KYN61-40.5(Z)型开关柜结构： 1.1 外壳与隔板 开关柜的外壳和隔板是经过数控机床加工和折弯之后栓接而成，因此，装配好的开关柜能保证结构尺寸的统一性。 1.2 手车     手车根据用途可分为断路器手车、电压互感器手车、隔离手车等，各类手车外形尺寸相同，相同用途的手车具有互换性。手车在柜内有试验/隔离位置和工作位置，每一次位置都设有联锁装置，以保证手车处于以上两位置时不能随便移动。 1.3断路器室     断路器隔离室内安装了特定的轨道供手车移动。断路器在试验位置与工作位置之间移动时，隔离活门自动打开或关闭、保证工

51、作人员不触及带电体。手车可在柜门关闭的情况下被操作，通过观察窗可看到手车在柜内所处的位置，同时看到手车上的所有标志。 1.4 母线室      主母线从一个开关柜引至另一个开关柜通过分支小母线和静触头盒固定，在穿越邻柜侧板时用母线套管固定。全部母线采用复合绝缘方式。 1.5 电缆室    电缆室内可安装CT、PT、接地开关、避雷器和多根电缆 1.6 继电器室    继电器室内板和面板可安装控制、保护元件、计量、显示仪表、带电监测指示器等二次元件。 1.7联锁装置   

52、; 开关柜具有可靠的联锁装置，切实保障了操作人员及设备的安全：接地开关在分闸位置时，手车才能在试验位置与工作位置之间移动。只有断路器手车可靠定位在试验位置或工作位置时，方可操作。手车在工作位置时，二次插头被锁定不能拔出。接地开关关合时，手车不能从试验位置移至工作位置。接地开关仅在手车处于试验位置时才能被操作。 1.8 接地装置    在电缆室内，单独设有5×50mm2的接地母线。2. 一期厂用10kv系统采用 KYN28-12(Z)(GZS1)型铠装移开式交流金属封闭开关柜，额定电压3.612kV三相交流50Hz的户内成套配电装置。真空断路器型

53、号为ZN63A（VS1）。2.1 开关柜由固定的柜体和可抽出部分（手车）两部分组成。柜体外壳和各功能单元的隔板均采用覆铝锌钢板栓接而成。开关柜可配用VXB、VS1、VEP或VD4型真空断路器手车，开关柜结构：2.2 外壳与隔板 开关柜的外壳和隔板是用覆铝锌钢板经过数控机床加工和折弯之后栓接而成，因此，装配好的开关柜能保证结构尺寸的统一性。覆铝锌钢板具有很强的抗腐蚀与抗氧化作用，并且具有比同等钢板高的机械强度。开关柜被隔板分成手车室、母线室、电缆室和继电器仪表室，每一单元均独立接地。 2.3 手车 手车根据用途可分为断路器手车、电压互感器手车、计量手车、隔离手车、站用变手车等，相同用途的手车具有

54、互换性。手车在柜内有试验/隔离位置和工作位置，每一个位置都设有联锁装置，以保证手车处于以上两位置时不能随便移动。 2.4 断路器隔离室 断路器隔离室内安装了特定的轨道供手车移动。断路器在试验位置与工作位置之间移动时，隔离活门自动打开或关闭，保证工作人员不触及带电体。手车可在柜门关闭的情况下被操作，通过观察窗可看到手车在柜内所处的位置，同时看到手车上的任何标志。 2.5 母线小室 主母线从一个开关柜引至另一个开关柜通过分支小母线和静触头盒固定，在穿越邻柜侧板时用母线套管固定。全部母线采用热缩绝缘套管塑封。 2.6 电缆隔离室 充裕的电缆室不但可以连接多根电缆，而且可安装电流互感器、接地开关、避雷器等。 2.7 继电器室 继电器室内板和面板可安装控制、保护元件，计量、显示仪表、带电监测指示器等二次元件。 （二） 配电装置设备规范1 对真空开关运行中的检查项目： 1.1真空灭弧室误异常； 1.2真空灭弧室玻璃罩误裂纹、破损现象； 1.3无真空破坏而发出漏气的丝丝声； 1.4支持、拉杆瓷瓶无裂纹、破损及放电现象； 1.5操作机构的分合闸位置指示正常，弹簧储能状态正确，位置信号灯