电气运行技术标准

电气运行规程前言本规程主要依据《电力工业标准汇编》、《电力工业技术法规》参照了设备的相关图纸和说明书编写，如和上级部门颁发的有关法规相抵触，以上级部门颁发的为准。我公司采用220KV单线路接入系统，发电机出口电压为10.5KV，经过2台75MVA主变升压至220KV，经220KV路接入鹤南变。下列人员应掌握、熟悉本规程的相关内容：总经理、副总经理、生产管理部门、值长、电气专业工程师、电气运行人员。本规程在以后的运行中将不断进行修改、完善。目录1系统运行方式1.1正常运行方式.........................................................................11.2特殊运行方式.........................................................................21.3事故处理的一般原则...................................................................22220KVGIS系统.............................................................................4............................................................................4................................................................8.............................................................................92.5异常及事故处理......................................................................113发电机部分3.1发电机运行参数......................................................................143.2启动前检查项目.......................................................................153.3静态励磁运行操作....................................................................153.4发电机—变压器组起停操作票..........................................................233.5异常运行及处理......................................................................254变压器运行4.1变压器投运前、检修后检查............................................................314.2变压器运行参数......................................................................324.3油浸变压器运行参数..................................................................334.4干式变压器运行参数..................................................................344.5变压器运行、检查....................................................................354.6变压器操作..........................................................................364.7事故处理............................................................................38...............................................................44...................................................................................475.5...........................................................................486电动机运行6.1电动机参数表....................................................................486.2电动机启停要求..................................................................536.3电动机检查项目..................................................................54............................................................557配电装置7.1运行与维护........................................................................617.210kv高压断路器....................................................................617.3互感器............................................................................63....................................................................647.5避雷器............................................................................657.6空心限流电抗器....................................................................667.7电力电缆.........................................................................657.8NGCB2-Ⅲ型高压六氟化硫断路器......................................................677.9NGDS2型隔离开关...................................................................677.10母线.............................................................................687.11电动机弹簧操动机构...............................................................687.12CY-252G（B）型液压碟簧操动机构...................................................697.13NGBSG2-Ⅰ型SF6-空气套管.........................................................707.14不正常运行和事故处理.............................................................708直流系统8.1直流的作用........................................................................71..........................................................728.3事故照明..........................................................................748.4交流不停电电源UPS系统............................................................749变频器9.1利德华福HARSVERT-A系列高压变频器运行规程.........................................769.2高压变频器巡视项目...............................................................769.3变频器操作.......................................................................769.4常见故障及处理...................................................................7710低压变频器运行规程10.1低压变频器巡视项目..............................................................8010.2低压变频器操作..................................................................8010.3EV2000系列低压变频器故障及处理.................................................8011电除尘系统运行规范11.1设备技术指标....................................................................9211.2高压整流控制柜常见故障及处理方法................................................9611.3设备检查与测试法............................................................96..............................................................9711.5保护名称...........................................................附一：一次系统图附二：直流系统图附三：UPS系统图1系统运行方式1.1正常运行方式1.1.1220KV（含110KV调试变）标准运行方式：1、我厂经220Kv立鹤线线路6811开关与鹤南变联网。2、1#、2#发电机经发电机出口101D0、102D0刀闸至1#、2#主变10KV侧，经1#、2#主变升压至220KV后，分别由1#、2#主变220KV侧6801、6802开关接入220KV东、西母线上。3、220KV东母线带1#主变6801开关及立鹤线6811。4、220KV=2\*ROMAN西母线带2#主变6802开关及1#高备变5、母联6810开关在运行状态。6、1#高备变处于热备用状态，7、110KV调试变处于冷备用状态、作为保安电源说明：1、220KV母线保护跳母联压板应投入运行。2、220KV主变压器中性点刀闸的使用：按调度（值长）指令执行。正常运行时，应保持有一台运行主变压器的中性点刀闸在合位。220KV变压器送电、停电操作时，操作前应合上中性点刀闸。送电操作结束后该变压器中性点刀闸是否保留按调度令执行。停电检修时中性点刀闸应拉开。主变压器中性点切换要本着电网不失去接地点的原则，采取先合后拉的操作方法。3、220KV高压备用变压器中性点刀闸的使用：220KV高压备用变压器中性点刀闸运行时必须投入。4、调试变投入运行时必须将1#高备变、1#、2#、3#电抗器退至冷备用状态（反之将调试变退至冷备用状态）。1.1.210KV标准运行方式：1、1＃发电机出口母线经1＃电抗器、2＃电抗器带10KV=1\*ROMANI、=2\*ROMANII段母线。2、2＃发电机出口母线经3#电抗器带10KV=3\*ROMANIII段母线。3、1#高备变带10KV备用段，10KV备用段100D1、100D2、100D3车式刀闸在工作位置。说明：当10KV=1\*ROMANI-=3\*ROMANIII段中任何一段在工作电源失去电压时，1#高备变高压侧6800开关和10KV=1\*ROMANI-=3\*ROMANIII段备用电源10108、10208、10308开关自动合闸；此时，1#高备变带10KV备用段母线。经备用段100D1、100D2、100D3车式刀闸向10KV各段母线送电。1.1.3380V标准运行方式：1、1＃厂用低压工作变10KV侧电源取自10KV=1\*ROMANI段母线,低压侧带380V=1\*ROMANI段母线。2、2＃厂用低压工作变10KV侧电源取自10KV=2\*ROMANI=1\*ROMANI段母线,低压侧带380V=2\*ROMANI=1\*ROMANI段母线。3、3＃厂用低压工作变10KV侧电源取自10KV=3\*ROMANIII段母线,低压侧带380V=3\*ROMANIII段母线。4、1＃厂用低压备用变10KV侧电源取自10KV=2\*ROMANI=1\*ROMANI段母线,低压侧带380V备用=1\*ROMANI段母线，作为380厂用Ⅲ段、联合泵站段、电除尘中央Ⅲ段的备用电源。5、2＃厂用低压备用变10KV侧电源来自10KV=3\*ROMANIII段母线,低压侧带380V备用=2\*ROMANI=1\*ROMANI段母线，作为380V厂用=1\*ROMANI段、厂用=2\*ROMANI=1\*ROMANI段、电除尘中央=1\*ROMANI段、电除尘中央=2\*ROMANI=1\*ROMANI段、煤泥段的备用电源。6、1、2#输煤变高压侧电源分别取自10KV=1\*ROMANI段、=3\*ROMANIII段母线，低压侧带输煤段，1#、2#输煤变互为备用。7、煤泥变高压侧电源取自10KV=2\*ROMANI=1\*ROMANI段母线，低压侧带煤泥段。8、1#、2#、3#除尘变高压侧电源分别取自10KV=1\*ROMANI-=3\*ROMANIII段母线,低压侧分别带电除尘中央=1\*ROMANI段、电除尘中央=2\*ROMANI=1\*ROMANI段、电除尘中央Ⅲ段。说明1、380V=1\*ROMANI--Ⅲ段母线备用电源自动投入功能由工作电源开关保护装置实现，保护装置带电后，联锁压板切至“断开”位，，备自投即为“投入”位置。2、当380V各段母线工作电源任意开关跳闸时，低备变10KV侧开关及380V相应的备用电源开关联动合闸。3、380V备用=1\*ROMANI段4B1D3、4B1D7、4B1D8刀闸应在合闸位置，380V备用=2\*ROMANI=1\*ROMANI段4B2D1、4B2D2、4B2D5、4B2D6、4B2D9刀闸应在合闸位置，输煤段404D0、404D1刀闸应在合闸位置。4、电动机控制中心（MCC柜）均由双电源供电，电源应一路在合位，一路在分位，投入电源掉闸后，另一路电源应自动投入。1.2特殊运行方式1、220KV系统任一母线停电前，将预停电母线上的所有负荷倒至运行母线上，拉开母联开关。2、1#、2#发电机停止运行时，1#高备变处于故障或检修状态时可由1#、2#主变经电抗器向10Kv=1\*ROMANI--Ⅲ送电。（发电机出口刀闸必须拉开）1.3事故处理的一般原则1、准确判断故障的性质及故障点，解除对人身和设备安全的威胁。应采取有效的措施保证厂用电的供电可靠性。保证非故障设备继续运行良好，必要时调整机组出力，最大限度保证对用户的供电。迅速恢复对已停电的用户进行供电。5、迅速对故障点实行有效隔离。6、将直接对人员生命有威胁的设备停电在事故发生的紧急情况下不经请示，可自行操作然后再汇报的内容：1）运行中设备将受到严重损伤或损坏的威胁时，进行隔离。2)将已损坏的设备隔离。3)当厂用电全停或部分停电时，恢复其电源。4)当确认母线电压消失时，拉开连接在该母线上开关。7、设备跳闸后，凡下列情况者不准强送有严重的短路特征，如爆炸、冒烟、弧光等。GIS断路器压力低于规定值。检修后的设备充电跳闸。凡跳闸后，开关经强送有可能导致非同期并列者。8、频率异常1）系统频率正常维持50HZ，变动范围不得超过±0.2HZ，超出此范围视为频率异常，频率异常运行按调度命令执行。频率低于49.5HZ时，应立即汇报值长，听候处理。频率高于50.5HZ时，应立即汇报值长，根据我公司情况调整负荷，维持频率正常。9、电压降低或升高1）220kV系统电压变动范围由调度编制，运行中应将母线电压维持在调度所规定的电压变动范围以内（+10%----5%）。2）当母线电压超过调度规定的电压曲线偏差范围时，应及时调整发电机励磁，使母线电压恢复到正常范围，当发电机励磁电流、无功及三相定子电流已达额定，而母线电压变动仍超过偏差范围时，应立即汇报值长，听候处理。2220KVGIS系统1、检查220KV东、西母线检修工作票已全部收回2、检查220KV立鹤线路具备送电条件3、检查1#主变6801开关及东、西、乙刀闸确在开位4、检查2#主变6802开关及东、西、乙刀闸确在开位5、检查1#高备变6800开关及东、西、乙刀闸确在开位6、拉开220KV立鹤线路侧6811J3接地刀闸7、检查220KV东母线侧6808J1接地刀闸已拉开8、检查220KV东母线PT侧6808J2接地刀闸9、检查220KV东母线PT6808刀闸已拉开10、检查立鹤线6811开关确在开位11、检查立鹤线6811乙刀闸确在开位12、检查立鹤线6811东刀闸确在开位13、检查立鹤线6811西刀闸确在开位14、检查立鹤线6811J1、J2J接地刀闸确在开位15、检查220KV母联6810开关确在开位16、检查220KV母联6810东刀闸确在开位17、检查220KV母联6810西刀闸确在开位18、检查220KV母联6810J1、J2接地刀闸确在开位19、遥测220KV东母线绝缘合格20、检查220KV立鹤线保护投入正确21、合上220KV立鹤线测控屏信号控制电源22、检查220KV立鹤线6811开关测控柜远方∕就地转换把手确在远方位23、检查220KV立鹤线6811开关测控屏同期∕非同期把手确在非同期位24、合上立鹤线6811汇控柜控制、信号直流电源25、检查立鹤线6811汇控柜就地/远方转换把手确在远方位26、检查立鹤线6811汇控柜连锁投/连锁短转换把手确在投入位27、合上220KV东母线PT汇控柜控制、信号、PT二次开关28、检查220KVPT汇控柜就地/远方转换把手确在远方位29、检查220KVPT汇控柜连锁投/连锁短转换把手确在投入位30、合上220KV东母线PT6808刀闸31、合上220KV立鹤线6811乙刀闸32、合上220KV立鹤线6811东刀闸33、合上220KV立鹤线6811开关34、检查220KV立鹤线带东母线运行良好检查220KV侧母联6810开关汇控柜联锁把手切至“联锁”位置5）检查220KV侧母联6810开关汇控柜就地/远方把手切至“远方”位置6）投入电子间母线保护屏母联充电保护出口压板7）投入电子间母线保护屏母联充电保护投入压板8）投入电子间母线保护屏强制互联保护压板9）投入网控室母线保护屏强制互联保护压板10）停用电子间保护屏母线分裂运行保护压板11）检查保护投入正确12）检查220KV母联开关6810J1、J2接地刀闸确在分位13）合上220KV侧母联6810东刀闸14）合上220KV侧母联6810西刀闸15）检查220KV侧西母线PT6809刀闸确在“分位”16）合上220KV侧西母线6809PT一次刀闸17）合上220KV侧西母线6809PT二次开关18）位置将220KV母联开关测控柜强合/同期/就地把手投至“强合”位置。19）合上220KV母联6810开关20）将220KV母联开关测控柜强合/同期/就地把手投至“断开”位置。21）停用电子间母线保护屏母联充电保护出口压板22）停用电子间母线保护屏母联充电保护投入压板23）停用电子间母线保护屏强制互联保护压板24）停用网控室母线保护屏强制互联保护压板25）检查220KV双母线运行正常2.4.4220KV母线由双母倒为东母运行1）投入电子间母线保护屏强制互联保护压板2）投入网控室母线保护屏强制互联保护压板3）拉开220KV母联6810测控柜控制直流开关4）将西母线所有负荷倒为东母线运行5）合上220KV母联6810开关测控柜控制直流开关6）检查西母线无负荷7）拉开220KV母联6810开关8)检查220KV母联6810开关确在“分闸”位置9）停用网控室母线保护屏强制互联保护压板10）停用电子间母线保护屏强制互联保护压板11）投入电子间保护屏母线分裂运行保护压板12)拉开220KV母联6810西刀闸13)拉开220KV母联6810东刀闸14)拉开220KV西母线电压互感器6809二次空气开关15)拉开220KV西母线电压互感器6809一次刀闸16)拉开220KV母联6810开关汇控柜控制交、直流开关2.5异常及事故处理2.5.1SF6开关异常运行及处理1）值班人员在开关运行中发生任何不正常现象时（SF6气压下降或有异常声音、分、合闸指示不正常等）,应及时予以消除,不能及时消除的,报告上级领导并相应记入运行记录本和设备消缺记录本中。必要时应将该开关改为非自动或用上一级开关拉开,将其停用处理。2）值班人员若发现设备有威胁电网安全运行,且不停电难以消除的缺陷时,应向值长汇报,以便及时申请停电处理,并汇报上级领导。2.5.2开关遇有下列情况之一者，应申请立即停电处理：1）SF6开关有强烈且不均匀的噪声、炸裂声。2）SF6气室严重漏气，发出“操作闭锁”信号。开关动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间，复归报警信号，并立即进行检查，判断开关本身有无故障。3）SF6开关故障发生拒分，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的开关脱离系统并保持原状，查清原因后方可投入。4）SF6开关发生意外爆炸或严重漏气等到事故，如需接近设备要谨慎，尽量选择“上风”接近设备，必要时要戴防毒面具，穿防护服。2.5.3SF6气体的规定及异常时的处理规定1）正常情况下断路器SF6气体压力在20℃时为0.6MPa。2）当断路器SF6气体压力降至0.52±0.015MPa以内，集控室来该线路低气压报警灯光，应立即对该线路断路器进行检查，是哪一相断路器SF6气压低，有无泄漏现象。立即通知电气检修进行补压工作。检查时做好自我防护措施。汇报有关领导。3）当断路器SF6气体压力下降至0.5MPa以下，经检修补压处理仍无法恢复时，应拉开该线路操作直流开关，由检修加三相机械锁，当SF6压力经处理恢复时，应先由检修拆除三相机械锁，而后投入该线路操作直流开关。4）当SF6气体压力上升至0.65MPa以上时，SF6气体过压报警表示2.5.4220kV系统正常运行方式，一组母线故障现象1）系统冲击，集控室有故障报警和事故音响发出。2）220KV故障母线上所有开关跳闸（包括母联开关）。3）220KV故障母线电压消失。4）电子间或网控室220KV母差保护屏保护动作，信号报警。5）故障录波器动作，打印机打印。处理确认声光信号，检查记录保护动作情况，汇报值长。拉开故障母线连接元件及未跳闸的开关。若故障母线上带有1#高备变，则应迅速恢复厂用电，对1#高备变回路进行检查，如无异常，倒至非故障母线上运行。检查故障点，并设法消除或隔离故障点，然后用母联开关对故障母线充电，充电无问题时，将停电的电源线路送电。尽快将发电机并入系统。若故障点发生在母线上，一时无法消除，应将其所带设备倒至非故障母线上运行，将故障母线停电并对故障母线做好安全措施通知检修处理。故障排除后，汇报调度，由系统或母联开关向停电母线充电试送，正常后，220kV系统恢复正常运行方式。2.5.5220kV线路故障开关跳闸现象；系统冲击，集控室有故障报警和事故音响发出。“出口开关跳闸”、“保护动作”信号报警。故障线路开关绿灯闪光。故障线路电流、有功、无功指示到零。故障录波器动作，打印机打印。处理；确认220KV立鹤线6811开关已跳闸，复归音响及信号。2)检查跳闸线路保护动作情况并作好记录。3）汇报值长及车间值班领导4)对220KV立鹤线开关及线路进行检查。5)220KV立鹤线不能及时与系统并网，按值长令投入110KV调试变运行。3发电机部分3.1发电机运行参数3.1.1机组及励磁系统参数：机组额定容量75MVA机组额定功率60MW定子额定电压10.5KV定子额定电流4124A额定功率因数0.8额定频率50Hz额定励磁电压165V额定励磁电流1667空载励磁电流600A励磁变压器容量1000KVA励磁变变比10500V/300V励磁变副边CT变比2000/5机端PT变比10000/100机端CT变比6000/5额定励磁电压165V额定励磁电流1667空载励磁电流600A励磁变压器容量1000KVA励磁变变比10500V/300V励磁变副边CT变比2000/5机端PT变比10000/100机端CT变比6000/53.1.2运行参数1、允许电压变动范围为额定值的＋5％，特殊情况下不超10％。2、频率应保持50Hz运行，允许变动范围＋0.2Hz。3、定子三相不平衡电流差不超过额定值的10％，且任何一相电流不超额定值。4、发电机正常工作的环境温度应保持在5—40℃.25℃时空气的相对湿度应小于80%，再更低的温度下不得结露。5、轴承出油温度不超45±2℃。轴瓦温度不超90℃。6、发电机入口风温应保持20－40℃之间。7、定子绕组和定子铁芯温度最高允许120℃；转子绕组平均温度不得超过110℃；集电环最高允许温度位120℃.8、发电机轴承振动值不超过0.04mm。9、空冷器一般进水温度不超过33℃时，应能保证冷却后的气体温度不超过40℃；在不影响线圈及铁芯等部件温升时，进水及进风温度允许有所提高。3.1.3发电机定子铁芯和绕组超温时的措施当发电机定子铁芯和绕组任何一个测点的温度持续上升到允许值时，运行人员应迅速使发电机减负荷，直至温度降到允许值以下。如减负荷仍不能奏效，应立即减发电机负荷并与电网解列。3.1.4空冷器运行规定1、发电机正常运行时，不允许冷却水的温度发生急剧变化。2、发电机长时间停运不需要投入空冷器时。应将空冷器中的水排出并吹干。3.2启动前检查项目3.2.1启动前检查项目1、检查工作票已全部收回，安全措施已全部拆除。2、发电机、励磁等部分应可靠连接。3、滑环、碳刷应清洁完好，无接地现象。电刷均在刷握内，并保持0.1－0.2mm间隙；电刷在刷架内自由移动，压力均匀，一般在0.02－0.05Mpa范围内，并无卡涩现象，接地碳刷与大轴接触良好。4、发电机外部清洁无杂物，轴承绝缘垫外露部分不应被金属短接。5、发电机引出线及绝缘管母线应清洁无杂物。6、空冷器不漏水，风室无积水。7、检查各处避雷器及引线均接线良好。8、检查二次接线无脱落、松动现象。9、检查发电机变压器组保护屏运行正常、保护压板投入正确。10、检查自动调节励磁装置上电后各柜显示正常。11、摇测发电机各部绝缘合格。12、检查发电机内部无杂物、定子端部线圈无变形现象3.2.2绝缘电阻的测量：1、发电机定子线圈用1000－2500V兆欧表测量，其值不低于上次同温度下测量结果的1/3。2、转子、励磁回路用500－1000V兆欧表测量，其值不低于0.5兆欧。3、轴承垫及油管法兰间绝缘垫用1000V兆欧表测量，其值不低于1兆欧。4、停机不超24小时重新启动时，无特殊情况可不测量绝缘电阻。3.2.3发电机运行检查项目：1、发电机本体清洁、无杂物，声音正常、振动值在允许范围内。2、发电机定子温度、出入口风温正常。3、从窥视孔检查定子线圈无松动、变形、流胶，结露现象。4、励磁架碳刷无冒火、跳动、过热、卡涩现象。5、发电机引出线、电压互感器、电流互感器、电缆等各连接点接触良好，无过热现象3.3静态励磁运行操作简介:本节叙述了励磁系统的运行操作，介绍了系统无故障运行时需要遵守的事项、需要采取的安全预防措施。3.3.1操作及显示1概述励磁系统是安装在发电厂的一整套设备。正常情况下它由控制室远控操作。直接安装在调节柜前面板上的就地按钮、转换开关一般仅在试验和紧急控制时使用。运行人员必须熟悉励磁系统的操作，必须熟悉励磁系统各命令的作用，必须熟练的使用这些操作控制及显示单元。运行人员通过对励磁系统进行操作使发电机适应于发电厂和电网的运行条件。励磁系统有远控和近控两种控制方式：远控——从集控室直接控制或通过监控系统操作控制。是正常运行中的主要控制方式。近控——通过就地按钮、转换开关和人机界面操作控制。一般仅在试验和紧急控制时使用。3.3.2开机前对励磁系统的检查1、确认发电机组除励磁系统外的其它单元处于正常工组状态2、确认外部的交直流控制电源已正确送入励磁系统3、确认励磁装置内部无故障或者告警信息4、确认励磁装置内部与交直流厂用控制电源接口的电源开关已处于正确的闭合状态3.3.3开机前对励磁调节器的操作1、调节器的电源开关AC、DC电源开关在“通”位；微机电源开关在“通”位；“整流/逆变”开关在“整流”位置。AC、DC电源开关为双极空气开关，安装于调节柜内部右侧的导轨上，开关闭合，则AC、DC电源投入，调节器开始上电工作。微机电源开关装在在调节柜的后部，每个微机通道对应一个电源开关，当微机电源开关断开时，对应的微机调节器机笼则处于断电状态；“整流/逆变”开关在调节柜前门的面板上。2、调节器状态检查1）、调节器A套和B套工控机开关量I/O板上输出灯闪烁；2）、人机界面上的通讯指示灯正常闪烁；3）、调节器选择A套运行、B套备用，且A、B套都处于自动方式。前面板上“A通道运行”、“B通道备用”指示灯亮，人机界面上的“自动”指示灯点亮。3.3.4开机前功率柜的操作1、功率柜投入/退出检查确认“脉冲切除”开关在“OFF”位置，表示本柜脉冲可以正常输出。2、功率柜整流桥开关检查确认本柜整流桥交直流开关处于“投入”位置，表示本柜整流桥可以正常投入工作。3、功率柜风机电源开关检查3.3.5开机前灭磁柜的操作1、灭磁开关检查确认灭磁开关处于正常“分闸”位置，并且灭磁柜显示屏上灭磁开关的状态指示与灭磁开关实际位置对应。灭磁开关处于“分闸”位置时，在灭磁柜显示屏面板上，按F1（操作）进入灭磁开关操作画面，可对灭磁开关进行合闸操作。同样，当灭磁开关处于“合闸”位置时，也可以通过分闸按键执行分闸操作。注：在并网状态下，不能通过灭磁柜显示屏进行灭磁开关分闸操作，以免造成机组失磁。3.3.6起励电源输入回路检查操作：确认起励电源开关投入，当采用辅助电源起励时可以正常提供起励电源。起励操作1、残压起励功能的投/退进入调节柜人机界面的“起励操作”画面可以选择“残压起励”功能投入或者退出。2、起励过程残压起励功能投入情况下，当有起励命令时，先投入残压起励，10S内建压10%U时退出起励；如果10S建压10%U不成功，则自动投入辅助起励电源起励，之后建压10%U时或5S时限到，自动切除辅助起励电源回路。残压起励功能退出情况下，当有起励命令时，则立即投入辅助起励电源起励，10S内建压10%U时退出起励；如果10S建压10%U不成功，则自动切除辅助起励电源回路。注：一般说来，当机组空转，发电机残压能够保证励磁系统的整流器的输入电压约为5～10V时，励磁系统可以利用此残压完成起励，不需要投入辅助起励电源。若发电机残压低，不能起励，则可以退出“残压起励”功能，直接采用起励电源起励。3、起励失败在上述起励过程中，如果起励时限到但机端电压没有达到10%额定，调节器会发出“起励失败”信号。4、零起升压上电时，调节器默认“零起升压”功能退出。可进入调节柜人机界面“起励操作”画面，选择“零起升压”功能投入。可进入并检查人机界面的“画面选择/模拟量监测/A(B)套模拟量/”画面下的“A(B)套Ugd”为10%U。在“零起升压”功能投入时，机端电压的起励建压水平只能为10%。之后，可以通过增、减磁操作改变机端电压值。5、正常预置值升压上电后，调节器默认按正常预置值升压。升压电压预置值可以通过调试软件任意设定，也可进入人机界面“起励操作”画面，选择“零起升压”功能退出。可进入并检查人机界面的“画面选择/模拟量监测/A(B)套模拟量/”画面下的“A(B)套Ugd”为设定值。按正常预置值升压方式，机端电压的起励建压水平为设定值。之后，可以通过增、减磁操作改变机端电压值。注：电压预置值应由经过培训的专业人员通过调试软件进行修改，一般人员不得随意修改电压预置值。6、机组升压可以通过远控或近控方式进行起励升压。远控的开机令，一般是监控系统在监测到机组转速达到95％或者额定转速后向励磁系统发出。要求开机令采用无源接点接入励磁系统，接通的时间不得低于15秒钟。监控系统向励磁系统发出的开机令，可以在15秒后自动复归，或监测到机组升压成功信号后复归，或一直保持。近方或就地起励通过操作调节柜人机界面“起励操作”画面下的“起励”触摸条执行。注意每次“起励”时间不得低于5秒。调节器接收到起励指令后将按照预先设定的给定值建压，当“零起升压”投入时，建压稳定值约为机端额定电压的10％；当“零起升压”退出时，建压稳定值为设定值，电压预置值一般为100％。新机组或机组大修后首次起励升压应采用“零起升压”方式，并逐渐增磁到额定机端电压。此试验完成后，即可采用正常的预置值起励建压。在正常正常的预置值起励建压过程中，采用了软起励方法，机端电压逐渐上升，直到设定值，基本没有超调现象。3.3.7通道跟踪与切换1、通道间的备用关系励磁调节器由A、B、C三通道组成。A通道是主运行通道，B通道是主备用通道，C通道为辅助备用通道。A、B通道是硬件和软件结构完全相同的微机通道，可完成调节器的所有功能。C通道是简单的模拟通道，只设有手动方式。A通道运行时，可人工选择B通道或C通道做为备用通道；B通道运行时，默认C通道为备用通道。A通道不做备用通道。C通道运行，无备用。运行通道和备用通道的选择和状态指示，可通过调节柜前面板的按钮和指示灯操作、显示。通道切换逻辑见本章“2．11．3通道人工切换”节。励磁系统重新上电后，调节器默认A通道运行、B通道备用，A、B通道都处于自动方式。2、通道跟踪功能投退励磁系统重新上电后，调节器默认“通道跟踪”功能投入。通道跟踪功能投入后，非运行通道总是跟踪运行通道。如：A通道运行，B、C通道都跟踪A通道；B通道运行，A、C通道都跟踪B通道；C通道运行，A、B通道都跟踪C通道。跟踪的原则：控制信号一致。注：通道之间的相互跟踪，除需要“通道跟踪”功能投入外，还需要R631信号（10％额定电压）。3、通道人工切换调节器运行过程中，如要人工切换运行通道，应将“通道跟踪”功能投入，并检查人机界面显示的当前运行通道和要切换的通道的控制信号基本一致时，切换才不会引起波动。人工切换，可通过调节柜前面板的四个按钮实现：“A通道运行”、“B/C通道运行”、“B通道运行/备用”、“C通道运行/备用”。五个指示灯“A通道运行”、“B通道运行”、“C通道运行”、“B通道备用”、“C通道备用”指示通道状态。人工切换逻辑如下（假设通道正常）：1）A通道运行时，按“B通道运行/备用”按钮，可选B通道作为备用通道；按“C通道运行/备用”，可选C通道作为备用通道。2）A通道运行时，按“B/C通道运行”按钮，可切换到备用通道运行。备用通道可以是B通道或C通道。3）B通道运行时，默认C通道为备用通道，按“C通道运行/备用”按钮，可切换到C通道运行。4）C通道运行时，无备用通道，按“B通道运行/备用”按钮，可切换到B通道运行，C通道自动作为备用通道。5）B通道运行或C通道运行时，按 “A通道运行”按钮，总是可切换到A通道运行，原运行通道B通道或C通道自动作为备用通道。4、通道自动切换在调节器A通道或B通道运行中，如果运行通道发生下列故障事件时，调节器会自动切换到备用通道： 1)微机电源故障 2)脉冲故障 3)调节器故障 4)PT故障5、系统电压跟踪磁系统具有“系统电压跟踪”功能，当该功能投入时，励磁调节器将自动调节励磁电流的输出，控制发电机机端电压，使之与系统电压保持基本一致，这样，当发电机并网时，可以减小并网时因为机组电压和系统电压的压差过大造成的冲击。“系统电压跟踪”功能可通过调节器人机界面选择投入或退出，并可掉电记忆设置状态。只有当现场校准调节器的系统电压测量值正常后，才能选择“系统电压跟踪”功能投入。发电机起励升压正常并满足下列条件，调节器即执行系统电压跟踪：发电机出口断路器分且定子电流小于10％。系统电压大于80%。A或B通道运行。注：(1)一般情况下，励磁系统投运调试时，在将“系统电压跟踪”功能时，会使机端电压略大于系统电压，以避免机组并网时进相运行。(2)我公司配有自动同期装置，也具有并网前自动调节机端电压的功能，若投入了同期装置的调节机端电压的功能，则应将励磁系统的“系统电压跟踪”功能退出。3.3.8增减磁操作增减磁操作可近控或远控进行。增减磁操作，本质上直接改变的是调节器的给定值：自动方式下改变电压给定值，手动方式下改变电流给定值。随着给定值增大或减小，通过调节器闭环调节，机端电压或励磁电流随之增大或减小。发电机空载情况下，随增减磁操作，可观察到机端电压和励磁电流明显变化；发电机负载情况下，只能进行小幅度的增减磁操作，机端电压变化不明显，但可观察到发电机无功明显变。增减磁操作仅对运行通道有效。A、B通道设有增减磁接点防粘连功能，增磁或减磁的有效连续时间为4S，当增磁或减磁接点连续接通超过4S后，无论近控还是远控，操作指令失效。当增磁指令因为接点粘连功能失效后，不影响减磁指令的操作；当减磁指令因为接点粘连功能失效后，不影响增磁指令的操作。注：增减磁指令防粘连功能只对A/B3.3.9逆变灭磁励磁系统接收到停机令或将调节器面板上的“整流/逆变”开关打到“逆变”位置，在满足下列条件时，逆变灭磁： 发电机已解列 定子电流小于10%14V/F限制动作发电机空载运行，调节器A或B通道自动方式下运行，若发电机机端电压与频率的比值达到调节器设定的V/F限制值，则调节器V/F限制将动作，限制发电机机端电压，保持机端电压与频率的比值在V/F限制值以下，防止发电机或变压器过励磁；同时自动闭锁增磁指令。V/F限制值可通过调试软件设定。当机组的频率低于45Hz，励磁调节器接收到开机令时，也将发出“V/F限制”信号。在发电机空载运行的情况下，运行人员若监测到机组“V/F限制”动作，应立即减磁，直到“V/F限制”信号消失；若减磁无效，可发停机令逆变灭磁或直接跳灭磁开关灭磁。3.3.10功率柜的操作风机控制：励磁系统正常运行中，功率柜冷却风机的启动、停止控制是自动进行的。另外，通过功率柜显示屏的薄膜按键操作，可手动启、停风机。风机自动启动的条件：有“开机令”信号R651或本功率柜输出电流大于100A。风机自动停止的条件：“开机令”信号R651消失且本功率柜输出电流小于50A。智能化功率柜配有双风机时，可任意选择一主用、一备用。励磁系统正常运行中，只有主用风机投入；若有主用风机启动命令但检测到主用风机故障，则发“风机电源故障”报警信号并自保持，同时自动启动备用风。3.3.11机组并网机组建压成功后，可以投入同期装置并网。运行人员应在机组并网后密切监视无功功率的变化情况，一般要求并网后机组输出正无功功率且数值较小。注：若发现并网后无功输出为负值，则可能并网时机端电压低于系统电压；若发现并网后无功功率输出很大，则可能并网时机端电压高于系统电压，且差值较大；上述两种情况均应调整同期装置或励磁系统的“系统电压跟踪“参数。18恒Q或恒PF调节如要选择本项功能，请在发电机带负荷运行时，进入调节柜显示屏的“运行方式设置”画面进行选择，或者通过串行通讯，由监控系统下达指令投入。恒Q（恒无功）/恒PF（恒功率因数）调节是励磁系统的一项附加控制功能，是通过改变自动电压调节器的电压给定来实现的，并且在运行中只是缓慢地起作用。因此，电网的短时故障不会影响此功能，自动方式的所有限制器和原来一样起作用。进入恒无功/恒功率因数调节模式的瞬间不会引起扰动。这是因为在此之前，恒无功/恒功率因数调节模式的给定值总是跟踪当前的无功功率或当前的功率因数。进入恒无功/恒功率因数调节模式后，增减操作的含义发生了变化，它由对自动电压调节的给定变化转变为调整无功功率或功率因数的给定。进入恒无功/恒功率因数调节模式后，励磁系统将根据电网或机组有功功率的输出情况自动调整励磁输出，以保证设定值符合要求。此功能是励磁调节器自动完成的，不需要外部的人工增减磁干预。若认为加入外部的增减磁信号，则恒无功/恒功率因数的设定值也将发生变化，励磁系统也将按照新的设定值进行调整，不会再保持在原有设定值上。在下列任意一种条件下，恒无功/恒功率因数调节功能将自动退出：励磁系统无并网令；定子电流小于10％额定值；微机调节器处于手动方式运行；调节器处于C通道运行。3.3.12电力系统稳定器投入/退出电力系统稳定器(PSS)可以阻尼低频振荡。选择PSS投入后，在发电机有功功率大于PSS投入功率，调节器就自动投入PSS；若发电机有功功率低于PSS退出功率，调节器就自动退出PSS。PSS投入功率和PSS退出功率，可以通过调试软件设定，以发电机额定视在容量为基准。PSS在投运之前，必须由权威部门对其调节参数进行设定并试验验证。PSS的投退，可通过调节器人机界面完成。投退PSS的操作步骤如下：1）在调节柜显示屏的“运行方式设置”画面选择按钮，会弹出一个密码输入对话框。2）在密码对话框里输入密码（默认密码为9000）后，点击ENT键。如果密码正确，则进入PSS投退操作画面。在操作画面中点击PSS退出/PSS投入按钮，则PSS功能投入/退出。如果密码错误，则会出现密码错误对话框。这时用户只能按OK按钮，返回上级菜单重新输入密码。3.3.13机组由于故障而切除在机组或者励磁装置故障情况下，发电机保护系统将启动，机组解列同时，励磁装置的灭磁开关也将被保护系统断开。此时运行人员应到励磁系统现地显示屏上观察并记录励磁系统上显示的故障和报警信号。励磁装置自身的故障应由专业人员处理。一旦故障已经处理，励磁可以再次投入。3.3.14模拟量显示通常只有励磁系统输出的励磁电流和励磁电压信号通过变送器从励磁柜传送到控制室。发电机运行需要的其他显示，例如发电机电压、发电机电流、有功功率和无功功率等变量由系统提供。3.3.15状态和报警信息励磁装置有大量的状态信息和报警信息可通过接点或通讯方式传送到监控系统，也可以通过现地的显示屏查阅。基本的信号如下所述：A通道运行B通道运行B通道备用C通道运行C通道备用自动方式手动方式灭磁开关分灭磁开关合PSS投入并网恒功率因数/恒无功调节过励限制动作强励动作欠励限制动作V/F限制动作定子电流限制动作：A套定子电流限制器、B套定子电流限制器PT故障：1PT故障、2PT故障过压保护直流电源消失交流电源消失起励失败逆变失败A套故障：A套调节器故障、A套检测故障、A套电源故障B套故障：B套调节器故障、B套检测故障、B套电源故障C套故障通讯故障：CHA站故障、CHB站故障、1#功率柜通讯故障、2#功率柜通讯故障、灭磁柜通讯故障、IIU通讯故障脉冲故障同步故障：A套同步故障、B套同步故障1#功率柜退出2#功率柜退出1#功率柜故障：风机电源故障、快熔熔断、风温故障、阻容故障、桥臂断流、电流不平衡2#功率柜故障：风机电源故障、快熔熔断、风温故障、阻容故障、桥臂断流、电流不平衡24V电源故障：24VI段故障、24VII段故障励磁变CT故障低励磁电流低频另外，从励磁变控制箱送出的信号：励磁变压器一级超温报警励磁变压器二级超温跳闸3.3.16投入前的检查励磁系统投入之前，必须保证所需要的全部电源已经送电，必须保证能安全启动。必须进行下述的检查：1）系统的维护工作已完成。2）控制和电源柜已准备好待运行并且适当地锁定。3）发电机输出空载，到励磁变压器及励磁柜的输入/输出电缆断开(临时接地线拆除)。4）灭磁开关的控制电源及调节器电源已送电。5）没有报警和故障信息产生。6）励磁系统切换到自动方式。7）发电机达到额定转速(检查显示仪表上的转速)。3.3.17开机流程灭磁开关合闸励磁系统开机信号灯亮发电机空载运行灭磁开关已接通在5-15秒内建立起电压励磁系统准备低负载运行。使用增减磁键可以将发电机电压调整到电网电压。发电机电压调整到给定值。当电网电压与发电机电压同步时，闭合发电机的主电路开关。发电机低负荷运行使用增减磁键设定发电机的无功功率到期望的运行极限以内。发电机的无功功率接近于零。调整发电机的电压，使发电机产生一定无功功率。3.3.18运行中的检查运行期间应当进行下述的定期检查：1、在控制室：1）运行限制器没有动作。2）工作调节器的给定值没有达到限制值。3）通道跟踪到位，切换是准备好的。4）励磁电流、发电机电压和无功功率是稳定的。我们建议定期人工将调节器快速切换以便检验手动方式或备用通道。2、励磁柜1）无报警动作。2）无非正常的噪音。3.3.19停机流程发电机与电网解列：通过发电机电压给定值减小无功功率。通过对汽机或水机的调节减小有功功率。断开发电机主电路开关励磁系统停机：—接到停机令，励磁系统逆变灭磁3.3.20紧急停机1）在某些情况下，许多外围设备的故障能导致励磁系统的控制既不能远控也不能就地控制。尽管如此，也必须仍有可能紧急地断开励磁系统。2）紧急停机断开发电机和励磁系统，但是励磁系统的电源没有切断。3.4发电机—变压器组起停操作票3.4.1发电机—变压器组与系统并网：1）检查发-变组系统在冷备用状态。2）摇测发电机定、转子绝缘合格3)摇测励磁变绝缘合格4)摇测主变绝缘合格5)检查机-变保护投入正确6）检查发电机灭磁联跳压板已停用7)检查汽机事故保护压板已停用6)检查发电机电压互感器一次保险良好7)检查发电机电压互感器二次保险良好8)合上发电机电压互感器二次空气开关9)合上发电机电压互感器一次刀闸10)合上发电机励磁装置灭磁柜内交、直流电源11)合上发电机励磁装置灭磁柜内起励电源12)合上发电机励磁装置1#、2#功率柜风机电源开关13)检查发电机励磁装置1#、2#功率柜本柜脉冲切除电源已拉开14)合上发电机自动调节励磁装置调节柜直流24V电源15)合上发电机励磁装置调节柜调节器A、B套电源开关16)合上发电机自动调节励磁装置1#、2#功率柜励磁刀闸17)检查发电机自动调节励磁装置调节屏设置正确18)将自动调节励磁装置调节柜整流/逆变转换开关切至“整流”位置19)合上发电机出口刀闸20)合上主变中性点刀闸21)检查主变220KV侧开关汇控柜交、直流电源开关在合位。22)检查主变220KV侧开关汇控柜指示灯指示正常23)检查主变220KV侧开关汇控柜连锁把手切至“联锁”位置24)检查主变220KV侧开关汇控柜就地/远方把手切至“远方”位置25)合上主变220KV侧乙刀闸26)合上主变220KV母线东(西)刀闸27)合上发电机灭磁开关28)启动发电机起励装置29)发电机电压升至额定电压10.5KV，核对发电机空载特性，励磁电压46.6V，励磁电流600A30)在发电机保护屏装置上停用三相3w定子接地（并网前）保护31)将同期屏机-变同期点切至“投入”位置32)将同期屏1SSM（2SSM）切至“投入”位置33)将同期屏自动/手动切至“自动”位置34)将同期屏就地/远方把手切至“远方”位置35）按下同期起动按钮36）检查主变220KV侧开关确在合位37）将同期屏1SSM（2SSM）把手切至“退出”位置38）将同期屏机-变组开关同期点切至“退出”位置39）将同期屏自动/手动把手切至“退出”位置40)调整励磁电阻设定恒功率因数41)投入发电机灭磁联跳压板42)投入汽机事故保护压板43)根据值长令拉开主变中性点刀闸44）检查机—变系统运行正常3.4.2发电机--变压器组与系统解列操作：1）检查厂用电源已倒为备用电源2）合上主变中性点接地刀闸3）待发电机负荷带至4000KW时在自动调节励磁装置调节柜上停用强励装置4）检查有功、无功负荷降至为零5）拉开机—变220KV侧开关、检查位置正确6）拉开发电机灭磁开关、检查位置正确7）拉开发电机出口刀闸8）拉开发电机自动调节励磁装置1#、2#功率柜励磁刀闸9）拉开发电机电压互感器一次刀闸及二次开关10）拉开主变220KV侧乙刀闸11）拉开主变220KV母线侧东（西）刀闸12）拉开主变中性点接地刀闸3.5异常运行及处理3.5.1运行中发现发电机定子线圈、转子线圈、出入口风温超过规定值时，应与汽机值班员联系调整发电机空冷器冷却水，并检查相应表计和系统，无效时应报告值长，降低有功、无功负荷，维持温度正常。3.5.2发电机三相定子电流不平衡超过允许值，且最大一相已超过额定值时，应作如下处理：1、调整负荷，使最大一相电流不超额定值。2、如测量或显示引起，通知专业人员处理。3、如一次系统不正常造成（如开关一相接触不良或线路非全相运行），则根据情况联系调度处理。3.5.3发电机升不起电压现象、处理。现象：1、点动起励，转子电压、电流无变化，电压指示为零；2、发电机定子电压无指示。处理：1、检查励磁回路有无断线，励磁刀闸、开关是否合好；2、检查发电机PT保险完好，辅助接点接触良好；3、检查励磁功率柜、励磁调节柜、灭磁柜是否正常；4、检查电刷是否正常，是否有剩磁；5、确认以上4项正常，应为静态励磁装置问题，应及时联系有关人员处理。3.5.4定子回路一相接地现象。现处理：1、判明信号是否正确，查看接地情况。2、减少发电机负荷，检查发变组一次回路及配电装置。3、倒高备变运行，查看接地现象是否消除。4、如接地故障在发电机内部且有绝缘烧焦味或有其它内部故障时，应紧急拉闸停机。5、如接地点发生在发电机外部，应查明原因，将其消除，在未消除故障前允许发电机在电网一点接地情况下短时运行，至多不能超过两小时，对单元接线机组，接地不超30分钟。3.5.5发电机强励动作现象：1、发电机端电压严重降低，“强励动作”报警。2、发电机定子、励磁电流显著增大，无功功率升高。原因：1、系统内或其它并列运行的发电机发生故障，引起电压降。2、调节器装置本身故障。处理：1、在强励允许动作时间20秒内，不得进行手动调整。2、超过强励时间仍不能恢复，应减少发电机的励磁电流，将强励电流保持在一定范围内，使强励信号复归。3、3.5.8发电机变成电动机的方式运行现象：1、“发变组保护装置异常”或“发变组保护动作跳闸”信号发出；2、有功负荷指示负值；无功负荷指示升高；3、定子电流指示偏低；定子电压表指示升高；4、励磁电流、电压指示降低。处理：1、立即通知汽机打开主气门；如不成功,立即将厂用电倒至1#备用变运行；2、应立即将发电机--变压器组与系统解列。3.5.11发电机着火现象及处理。现象：1、发电机出入口风温急剧升高超过允许值。2、发电机定子铁芯，线圈温度超过正常值，并持续升高。3、从窥视孔观察有明显烟气、火星，有绝缘焦味。处理发电机着火原则：1、立即将发电机解列。2、汇报值长和车间主任。3、发电机与电源脱离后，通知汽机打开消防水进行灭火。4、在灭火过程中保持转速在200－800转/分，严禁将机组停止运行。5、严禁用沙子和泡沫灭火器灭火。4变压器运行4.1变压器投运前、检修后检查4.1.1检修后的变压器投入运行前检查项目：1、收回全部工作票，询问变压器检修的主要工作内容情况，并经现场验收。2、拆除变压器所有接地线、警示牌、标示牌、遮拦；恢复所有固定遮拦。3、测量变压器各线圈绝缘电阻，测量时用1000－2500V兆欧表。4、对于树脂浇注干式变压器线圈绝缘电阻满足如下值：高压－低压及高压—地≥300兆欧。低压－地≥100兆欧。如果环境因素造成变压器绝缘下降，其绝缘值不低于20兆欧，也可满足运行要求，如低于此值必须进行干燥处理。5、新装和大修后的油浸变压器绝缘电阻折算至同一温度下应不低于制造厂试验值的70％。无制造厂数据的变压器，其绝缘电阻应不低于下表中的参考值。高压线圈电压等级温度（℃）10203040506070803－10千伏4503002001309060402560－220千伏1200800540360240160100704.1.2检修后的油浸变压器本体检查项目：1、变压器油位、油色正常，并与当时温度相适应。2、变压器的各阀门开、关位置正确。3、套管清洁、无裂纹、无破损。4、防爆管的防爆膜完整，内部无存油。5、瓦斯继电器充满油，不漏油、不渗油，引线无腐蚀现象，与连于本体间的油阀门在开位。6、分接头开关位置于运行要求相符合，且三相分接开关位置相同。7、变压器一次接线正确，外壳接地线牢固。8、变压器外观清洁，温度指示正确，呼吸器完整。硅胶不失效。9、变压器电缆及母线应无短路线或临时接地线及其它杂物。10、变压器冷却系统良好。4.1.3干式变压器本体检查项目：1、线圈，铁芯及引线各部分无损伤、无变形、连接松动、位置串动等情况。2、所有紧固件，连接件无松动。3、铁芯和壳体永久接地良好。4、调压分接头在合适位置。5、无金属等异物遗落变压器中。6、变压器温度控制系统正常。7、冷却风扇正常。4.1.4变压器投入、停用时注意事项：1、变压器充电及冲击试验应利用有保护端的高压侧充电，严禁用低压侧向变压器充电。2、在110KV及以上中性点直接接地系统中，投运和停用变压器时，在操作前中性点必须先接地，操作完毕后再拉开。3、停用工作变压器时，有备用电源的应先投入备用变压器，再将工作变压器停用。4、新安装的变压器或变压器解体大修等在投入工作运行前应进行充电核相，正确无误后方能投入工作运行。4.2变压器运行参数4.2.1变压器参数表1、1#、2#主变压器型号SF10-75000/220容量75000KVA变比10KV/220KV分接236±2×2.5%/10.5KV接线组别YNd11台数2生产厂家沈阳全密封变压器股份有限公司2、高备变型号SZ10-16000/220容量16000KVA变比220KV/10KV分接236±8×1.25%/10.5KV接线组别YNd11台数1生产厂家山东泰开变压器有限责任公司3、低压厂用工作变型号SG10-1600/10容量1600KVA变比10/0.4KV分接10±2×2.5%/0.4KV接线组别Dyn11台数3生产厂家沈阳全密封变压器股份有限公司4、低压厂用备用变型号SG10-1600/10容量1600KVA变比10/0.4KV分接10±2×2.5%/0.4KV接线组别Dyn11台数2生产厂家沈阳全密封变压器股份有限公司5、联合泵站变型号SG10-630/10容量630KVA变比10/0.4KV分接10±2×2.5%/0.4KV接线组别Dyn11台数1生产厂家沈阳昊城电气有限公司6、输煤变型号SG10-1000/10容量1000KVA变比10/0.4KV分接10±2×2.5%/0.4KV接线组别Dyn11台数2生产厂家沈阳昊城电气有限公司7、煤泥变型号SG10-1250/10容量1250KVA变比10/0.4KV分接10±2×2.5%/0.4KV接线组别Dyn11台数1生产厂家沈阳全密封变压器股份有限公司8、1#、2#、3#除尘变型号SG10-630/10容量630KVA变比10/0.4KV分接10±2×2.5%/0.4KV接线组别Dyn11台数3生产厂家沈阳昊城电气有限公司4.3油浸变压器运行参数4.3.1油浸风冷式变压器与油浸自冷式变压器，上层油温不得经常超过85℃，最高不超过95℃。风冷变压器上层油温超过55℃时，自动开启主风扇。冷却风扇停用时，此时变压器所带容量只能带额定值的70％。上层油温降至45℃时，自动停止主风扇运行。上层油温降至65℃时，自动开启备用风扇并报警。主变冷却风扇规定：4.3.2变压器温度超过额定值处理无效时，及时汇报车间、值长。4.3.3变压器一次电压，可在额定电压的＋5％范围内变动运行，其额定容量不变。4.3.4变压器正常应在额定负荷下运行，超过额定负荷时，应采取调整负荷或倒备用变运行等措施，以保证变压器在额定参数内运行。4.3.5电力系统故障情况下，变压器过负荷量及运行时间按下表规定进行。负荷倍数1.31.61.752.02.43.0允许持续时间（分）1203057.53.51.54.3.6对自然冷却或油浸风冷电力变压器正常过负荷允许时间和允许值规定如下：过负荷倍数过负荷前上层油的油温升为下列数值时允许过负荷持续时间（时－分）18℃24℃30℃36℃42℃48℃54℃1.0连续运行－1.055－505－254－504－003－001－30－1.103－503－252－502－101－250－10－1.152－502－251－501－200－35－－1.202－501－401－150－45－－－1.251－351－150－500－25－－－1.301－100－500－30－－－－1.350－550－350－15－－－－1.400－400－25－－－－－1.460－250－10－－－－－1.500－15－－－－－－4.4干式变压器运行参数变压器运行时，绕组，铁芯和金属部件的温升均不超过下表3栏规定值，允许的最热点温度不超过2栏规定值。123部位绝缘系统温度（℃）最高温升（K）绝缘等级线圈（用电阻法测量的温升）13080B155100F180125H4.5变压器运行、检查4.5.1变压器检查特殊要求：1、变压器受到严重冲击，系统发生接地时应作外观检查。2、在气候激变或过负荷时，应对变压器的引线、油面、油温及干式变压器身温度等进行检查。3、新安装或大修后