天钢煤气发电电气设备操作规程样本

天钢联合特钢煤气发电电气设备操作规程主题内容与合用范畴：本规程规定了天津天钢联合特钢煤气发电厂2台30MW发电机组高压、低压系统、变压器、低压电机和直流盘操作原则，合用于天津天钢联合特钢煤气发电公司2台30MW发电机组高、低压系统、变压器、低压电机和直流盘操作。一、1#（2#）30MW发电机电气设备操作规程1、发电机及发电机母线10kV系统：（一次系统图见附图）1.1概述：10kV发电机母线分两段：发电机Ⅰ、Ⅱ段母线，采用单母分段接线。正常状况下两段母线分段运营。两台机组分别接入两段母线。1#、2#发电机母线各引一路出线分别接入带钢650、600两高压室10kV母线段上网，上网线路兼做电厂启动/备用线路。1.2发电机Ⅰ段母线所带设备：1#30MW发电机出线1AH01；10kV发电机母线Ⅰ段PT1AH07；1#3#循环水泵（280kW）1AH10、1AH11；1#3#给水泵（800kW，3#给水泵带变频控制）1AH09、1AH06；1#炉1#、2#引风机（250kW带变频控制）1AH04、1AH05；1#厂用变（1000kVA）1AH03。1#发电机经高速开关和电抗器（两者并接），再经1#发电机出线1AH01接在Ⅰ段10kV系统母线上。系统上网电能经1#上网线路开关柜1AH02送至600带钢高压配电室10kV母线上。1.3发电机Ⅱ段母线所带设备：2#30MW发电机出线2AH12；10kV发电机母线Ⅱ段PT2AH09；2#4#循环水泵（280kW）2AH06、21AH07；2#给水泵（800kW）12AH05；2#炉1#、2#引风机（250kW带变频控制）2AH04、2AH03；2#厂用变、备用厂用变（1000kVA）2AH10、2AH02。2#发电机经高速开关和电抗器（两者并接），再经2#发电机出线2AH12接在Ⅱ段10kV系统母线上。系统上网电能经2#上网线路开关柜2AH11送至650带钢高压配电室10kV母线上。1.4发电机系统运营方式：发电机端电压为10.5KV，发电机母线采用单母分段接线。发电机出线断路器（1AH01、2AH12）作为并网开关，当发电机组并网发电运营时，向电网输送有功和无功电能；当系统浮现短路故障时，高速开关瞬时动作，电抗器投入将带钢10kV系统及站内10kV系统短路电流控制在既有设备开断能力范畴内。10KV系统为中性点非直接接地系统，与并网10KV系统中性点接地方式一致，发电机中性点采用中性点不接地方式。所有保护装置由北京紫光成套供货，综保带防跳回路，断路器自身不带防跳。2发电机同期并网点设立：2.1.本发电机系统并网点有四个，分别是同期点1：1#发电机出线1AH01断路器；同期点2：2#发电机出线2AH12断路器；同期点3：1#上网线路开关柜1AH02断路器；同期点4：2#上网线路开关柜2AH11断路器。2.2正常状况下，发电机并网可选取采用手动准同期和自动准同期并网方式，同期并网点为同期点1：1#发电机出线断路器（1AH01）；同期点2：2#发电机出线断路器（2AH12）；作为1#发电机、2#发电机同期并网点。同期点3（1#上网线路开关柜1AH02断路器）、同期点4（2#上网线路开关柜2AH11断路器）作为1#发电机、2#发电机系统启动电源和发电机并网后电能上网回路。3后台监控信号：3.1高压柜内各元件状态信号、各变压器信号均应接入微机综合保护继电器，并经微机综合保护继电器把各种信息通过网络送向微机监控后台。3.2高压柜内各元件状态信号：断路器位置状态、手车位置状态、接地开关位置状态、就地/远方选取开关位置状态、弹簧储能信号。4高压系统运营方式：4.1当发电机检修或故障时，相应发电机出线断路器（1AH01或2AH12）处在“分断状态”。4.2当发电机向电网输出电能时，1#上网线路开关柜1AH02断路器、2#上网线路开关柜2AH11断路器处在合闸状态。4.3发电机正常解列点为1#发电机出线断路器（1AH01）、2#发电机出线断路器（2AH12），事故解列点为1#上网线路开关柜断路器（1AH02）、2#上网线路开关柜断路器（2AH11）及带钢650、600联系断路器柜断路器。5送电前准备工作：5.1对关于人员安全教诲，劳保穿戴要齐全，安全器械要齐备，防止人身和设备事故发生，保证安全送电；5.2送电前组织关于人员对电气系统做全面检查，保证各种装置处在完好状态；5.3收回工作班工作票，拉开接地刀闸和拆除暂时警告牌，恢复常设安全标志。5.4检查开关柜，母线正常无异物，摇测各种绝缘合格。5.5确认操作电源正常。6励磁系统：30MW汽轮发电机励磁系统采用南京汽轮电力控制有限公司生产DVR-B型微机励磁调节装置，它采用双通道热备用方式，即双通道并联运营方式。浮现某通道故障，控制系统通过其自身软、硬件诊断系统及互相通讯，自动地将故障通道退出。该方式长处在于从主线上避免了主\备方式下切换与判断所带来一系列问题，系统可靠性要高。6.1就地操作开关阐明6.1.11QK：通道选取开关。正常运营时可以通过此开关进行通道间切换，当选取通道A运营时、通道B则跟踪。当选取通道B运营时、通道A则跟踪。6.1.22QK：就地/主控切换开关。当开关打到主控位置时，此面板上所有切换、操作开关失效，所有励磁操作由主控相应开关和按钮来实现。反之，如果2QK打到就地位置时，主控相应操作开关失效。6.1.33QK：手动/自动切换开关。手动励磁、自动励磁运营方式切换开关。6.1.44QK：方式选取开关。恒电压、恒无功、恒功率因数方式选取切换开关。6.1.55QK：减磁/增磁操作开关。为自复归开关，用来实现增减发电机电压及无功。6.1.66QK：通道投/退开关。就地操作开关，选取通道A和通道B投入运营或通道A和通道B退出运营。6.1.71QS：交流电源开关。机组达到额定转速，永磁发电机输出电压达到额定值时，合上该开关，永磁发电机向调节器提供工作电源。6.1.82QS：直流电源开关。机组未运营时合上该开关，220V直流母线向调节器提供工作电源，也可用于调节器静态时参数调节或其她实验。机组运营时，合上该开关，220V直流为调节器提供备用工作电源。6.1.91KKA：通道A励磁输出开关。机组达到额定转速，调节器参数设定完毕，机组具备投励时合上该开关。6.1.101KKB：通道B励磁输出开关。机组达到额定转速，调节器参数设定完毕，机组具备投励时合上该开关。6.2励磁系统故障时，操作环节6.2.1当通道A或者通道B故障或异常，发出报警信号时，运营人员应及时采用相应办法。如果发生了切手动，例如：过励限制，欠励限制，V/Hz限制等等，一方面，操作增磁/减磁开关，将发电机调节到正常运营状态下，另一方面操作手/自动选取开关切换到手动与当前运营状态一致，如果发生了通道切换，则操作通道选取开关，与当前运营通道位置一致。6.2.2回到调节器前，先不要复归报警信号，先检查并记录面板显示故障批示，观测显示屏上端详细故障显示并记录下来。6.2.3进入故障通道菜单中故障追忆子菜单，认真记录故障追忆里面所有本次发生故障显示所有内容。上下键可以切换屏幕和故障记录。本故障追忆最多可以记录20次故障状况。6.2.4进入故障通道菜单中故障波形子菜单，进入该菜单后自动选中“NUM”菜单，光标闪烁，按上下键选取须观测组别，这时最下面一行浮现该组波形记录时间及故障类型，并记录。6.2.5进入故障通道菜单中事件记录子菜单，记录所有开关量变位。记录总数量为20个先进先出原则。同步显示出该开关量是由分到合（0→1）还是由（1→0）。按上下键可以实现滚动显示。并记录。6.2.6复归故障报警信号。6.2.7故障解决。6.2.8故障解决完毕，如果需要切回到原通道运营，一定要在跟踪对的后再切换，切换前要检查如下三个量与否两个通道基本一致。（a）电压给定值：UGR，（b）励磁电流给定值：IFR，(c)触发角：ARF，以上三个量如果相差较大时，要继续等到跟踪基本一致，再进行通道切换。6.2.9如果运营工况发生变化后，进行人工操作自动/手动切换时，也一定要等侯30秒～1分钟时间，进行方式跟踪。跟踪对的后才干保证无扰动切换。6.2.10发生严重故障，导致停机，运营人员不要停掉调节器直流工作电源。要联系检修人员，将故障数据和事件记录下来再做解决。6.2.11当机组运营时，励磁柜旋转二极管故障报警灯亮，表达发电机整流盘旋转二极管或迅速熔断器有故障，先到励磁柜背面，打开柜后门，按下相应报警通道旋转二极管故障信号复位按钮，如依然报警就必要考虑及时停机检查，更换已损坏旋转二极管或迅速熔断器元件，防止故障扩大。7发电机概述：2台30MW发电机组采用一台空冷式三相两极交流同步发电机，发电机型号：QFW-30-2C，30MW，10.5kV，2062A，电能馈至带钢650、600，10kV母线。7.1发电机技术参数型号QFW-30-2C名称同步汽轮发电机额定功率30MW额定定子电压10.5KV额定容量37.5MVA转速3000转/分额定定子电流2062A接法Y功率因数0.8滞后频率50HZ相数三相额定励磁电流424.6A绝缘级别F(使用级别B)重量70.35t冷却方式风冷出厂编号出厂日期8月制造厂南京汽轮电机有限责任公司交流无刷励磁机型号TFLW118-3000A额定功率118KW额定电压246V额定电流480A励磁电压48.5V励磁电流6.15A转速3000r/min接线方式Y绝缘级别F/F制造厂南京汽轮电机有限责任公司永磁发电机型号TFY2.85-3000C相数1额定容量2.85KVA励磁方式PM额定频率400HZ额定电压190V额定电流15A功率因数0.9绝缘级别F额定转速3000r/min防护级别IP54制造厂南京汽轮电机有限责任公司限流电抗器型号XKGKL-10-2500-14相数1额定容量KVar励磁方式PM额定电感1.02mH额定电压10KV额定电流2500A实测电感1.055mH耐热级别F制造时间7月总重1190Kg制造厂山东哈大电气有限责任公司7.2发电机容许运营方式：7.2.1发电机在额定工作方式，各某些温升如下：定子绕组：电阻温度计法85K转子绕组：电阻法90K定子铁心：电阻温度计法80K轴承容许温度：温度计65汽轮发电机空冷器进水温度不超过+33℃，冷却后空气温度不超过40℃。7.2.2当发电机运营中，功率因数为额定值时，容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%状况下持续运营，保证输出额定功率。7.2.3发电机在运营中若其功率因数与额定值有出入时，发电机负荷应调节到定子和转子电流不超过在该冷却空气温度下所容许数值。7.2.4发电机三相负载不对称时，若每相电流不超过额定值，且负序分量与额定电流之比不超过10%时，能持续运营。7.2.5发电机在普通状况下不保证过载运营。7.2.6发电机各部位最低绝缘电阻部位阻值（MΩ）测量办法定子线圈对地及相间100按GB/T0规定执行转子线圈对地1.0冷态（25℃检温计1.0冷态（25℃励端轴承1.0用1000V兆欧表8发电机启动及并网8.1发电机在启动前准备工作：新安装或检修后发电机在启动前准备工作：检查、测量、实验。8.1.1发电机启动前检查：8.1.1.1各部件清洁状况及整机一次回路和二次回路完好性。8.1.1.2检查发电机、励磁系统设备、出线连接设备、配电设备、保护设备、测量设备、和操作盘与否完好。8.1.1.3检查发电机滑环应光滑、整洁、电刷刷握完整，电刷能上下起落，压力均匀。8.1.1.4检查发电机油、水系统运营正常。8.1.1.5检查发电机灭火装置应良好，消防水管有水压。8.1.1.6收回一切工作票，拆除安全办法，并恢复常设遮拦和标示牌。8.1.2发电机启动前测量：8.1.2.1发电机定子绕组、转子绕组绝缘。8.1.2.2励磁机定子绕组、转子绕组绝缘。8.1.2.3绝缘电阻值应做好记录。测量定子绝缘电阻应用2500V摇表测量，其值不低与上次测量1/3-1/5，吸取比应不不大于1.3。测量发电机励磁回路绝缘电阻应用500-1000V摇表，测量时，应将整流桥旋转二极管逐个短接起来，励磁回路所有绝缘电阻不应不大于0.5MΩ，若低于以上数值时应及时采用办法加以修复。8.1.3发电机启动前实验：8.1.3.1断路器及灭磁开关跳、合闸实验。8.1.3.2断路器及灭磁开关连锁实验8.1.3.3自动励磁调节器调节实验。8.1.3.4同期检定实验及假同期实验。8.1.4发电机启动前核算下列设备位置：8.1.4.1确认1#（2#）发电机出线柜开关1AH01（2AH12）已摇到工作位置。8.1.4.21#（2#）发电机出口断路器1AH01（2AH12）在断开位，合闸弹簧已储能，储能批示灯亮；发电机母线电压互器开关均在投入位置。8.1.4.3投入发电机保护压板。8.1.4.4发电机控制电源已合上。8.1.4.5励磁系统正常，励磁系统所有开关均在断开位置。8.1.4.6盘柜各批示灯信号灯批示对的。8.1.4.7发电机冷却器在投入位置。8.1.4..8发电机母线及发电机中性点避雷器正常。以上核对对的后，应及时报告调度，发电机已准备完毕，检查实验具备启动规定。8.2发电机启动：8.2.1发电机启动是从汽机侧操作开始，发电机从开始冲转到额定转速需要一定期间，以使汽轮机各部件均匀受热。8.2.2发电机、励磁机均有一定剩磁和残压，发电机一旦转动起来，虽然转速很低，也以为发电机和其连接各部件已带电压，不准在电气回路做任何工作。8.2.3当发电机升速时，应检查发电机、励磁机有无摩擦声，或其她不正常现象，一旦发现及时报告，故障严重时及时停机。8.2.4待发电机转速升到额定转速一半时，电气值班人员应进行下列检查：8.2.4.1发电机、励磁机内部声音与否正常。8.2.4.2轴承油温、振动及其她转动某些应正常。8.2.4.3励磁机端轴承座下面绝缘垫，不应被金属短路。8.2.4.4检查发电机滑环和碳刷，与否因振动而有接触不良或跳动现象，如果发现及时消除。8.2.4.5检查发电机各某些温度以及冷却器各种水门风门与否在规定开关位置。8.2.5发电机经以上检查一切正常后，可继续升速。8.3发电机升压：8.3.1发电机转速达到额定转速后应检查轴承温度和轴瓦温度，检查空冷系统漏风状况。将发变组出口断路器摇到工作位置、将发电机互感器开关摇到工作位置。8.3.28.3.2.1当发电机转速达到3000r/min并平稳后，发电机具备升压条件。8.3.2.2恢复励磁装置在检修期间打开各处接线，检查各电源开关处在切断位置。8.3.2.3将就地/主控选取开关2QK切换到“就地”位置。8.3.2.4将通道投/退开关6QK放“退出”位置，8.3.2.5自动/手动开关3QK放“手动”位置。8.3.2.6合上调节器电源开关lQS，2QS，使调节器上电。检查调节器背面两个开关与否在合位置，电源批示灯与否正常。8.3.2.7分别合上励磁输入开关1KKA、1KKB。8.3.2.8检查调节器两个液晶显示屏与否显示有故障报警信号，有故障则按“RST”键复位掉信号。8.3.2.9将通道选取开关1QK切到通道A或通道B运营，将自动/手动开关3QK切到“自动”位置。待发电机转速升至额定转速时，将通道投/退开关6QK置“投入”位置，检查发电机端电压升至95%额定电压。（如是新机组第一次开机升发电机电压，需将自动/手动开关3QK至手动位置，用手动励磁方式建压。）8.3.2.10用5QK减磁/增磁开关将发电机电压升至额定。（注意：自动模式与手动模式互相切换，均需要等30秒～1分钟；通道A与通道B之间切换前，须检查：电压给定值：UGR，励磁电流给定值：IFR，触发角：ARF，以上三个量如果不一致，要继续等到跟踪对的，30秒～1分钟后再进行通道切换）。8.3.38.3.3.1发电机励磁机工作状态，震动与否正常，出口风温与否正常。8.3.38.3.3.3若励磁电流大、励磁电压低、定子电压较低，则励磁回路也许存在短路故障。8.3.3.4若额定电压下，转子电流较空载励磁电流明显增大，也许转子绕组有匝间短路或定子铁心片间短路。8.3.3.5发电机三相定子电流应等于零。不等于零时，阐明定子回路有短路，应减去励磁，将转换开关6QK打到退出位置，并进行检查。8.3.3.6发电机三相电压应平衡。如不平衡应检查发电机引出线及电压互感器回路有无断路以上检核对的，发电机电压、频率都已达到额定值并无异常现象，即可进行并网操作。8.41#(2#)发电机并网操作：（发电机第一次并网时应采用手动准同期）8.4.1手动准同期并网8.4.1.1检查发电机保护屏测控、同期屏上保护出口各压板已投入，检查发电机并网开关与否在工作位置。8.4.1.2将发电机同期屏、测控屏背面空气开关合上送电。8.4.1.3检查发电机侧电压与系统电压相差相不超过±5%，发电机频率与系统频率相差不超过±2%。8.4.1.4将转换开关SB1(SB2)打到投入位置。8.4.1.5待1DEH（2DEH）容许同期信号灯HR1(HR2)灯亮后，进行手动同期操作。8.4.1.5将手动/自动同期选取开关1TK(2TK)置于“手动”位置。8.4.1.6将手动同期调节开关1STK打到“粗调”位置。8.4.1.7调节发电机电压频率，通过手动增磁/减磁选取开关1ZK1(2ZK1)使发电机电压与系统电压相等。通过手动增频/减频选取开关1ZK2(2ZK2)使发电机频率与系统频率相等。8.4.1.8当发电机频率与电压接近系统频率与电压时，将手动同期转换开关1STK打至“精调“位置。8.4.1.8将同期闭锁快关SB打到“ 同期闭锁”位置（即开关“退出”位置）。8.4.1.9观测同期表无卡跳现象，观测同期表指针缓慢转至差5度至12点钟时，转动转换开关1KK（2KK）红灯亮发电机并网成功。8.4.1.10将手动自动选取开关1TK(2TK)、手动同期调节开关1STK打至“切除”位置，将SB1(SB2)打到断开位置。8.4.1.11进行合闸后全面检查，告知汽机“已并列”。告知调度发电机并网。8.4.1.12告知汽机按照规定接待有功负荷，并密切注意无功负荷变化，及时进行调节。（此时调节器在电压调节方式下运营）。8.4.1.13当有功负荷稳定期，可将励磁调器上方式选取开关4QK打至“恒COSΦ”控制或打至“恒无功”控制。8.4.1.14为了防止非同期并列如下三种状况不能合闸：8.4.1.14.1同期表指针通过同期点时转速过快，阐明发电机频率与系统频率相差较大，不能合闸。8.4.1.14.2同期表通过同期点时转速不稳有跳动，也许同期表卡涩，不能合闸。8.4.1.14.3同期表通过同期点瞬间，也不能合闸，由于此刻以无导前时间，由于操作机构延迟也许合在非同期点上。8.4.2自动准同期并网8.4.2.1检查发电机保护测控屏、同期屏上保护出口各压板已投入，检查发电机并网开关与否在工作位置8.4.2.2将发电机同期屏、测控屏背面空气开关合上送电。8.4.2.3检查发电机侧电压与系统电压相差相不超过±5%，发电机频率与系统频率相差不超过±2%。8.4.2.4将转换开关SB1(SB2)打到投入位置。8.4.2.5待1DEH（2DEH）容许同期信号灯HR1(HR2)灯亮后，进行自动同期并网操作。8.4.2.6将手动/自动同期选取开关1TK置于“自动”位置。8.4.2.7按按钮QD1（QD2）同期启动信号输入自动准同期装置。8.4.2.8自动准同期自动调节发电机电压频率，使发电机电压、频率与系统电压、频率相等。8.4.2.9在自动准同期状况下，同期装置能自调度节发电机旋转电压、频率，一旦电压、频率和相位角满足并网条件，自动准同期装置将自动捕获同期点能发出合闸脉冲，发出合闸指令，发电机并网成功。8.4.2.10确认发电机并网成功后，红灯亮。8.4.2.11将手动自动选取开关1TK(2TK)打至“断开”位置,将SB1(SB2)打到退出位置。8.4.2.12进行合闸后全面检查，告知汽机“已并列”。告知调度发电机并网。8.4.2.13告知汽机按照规定接待有功负荷，并密切注意无功负荷变化，及时进行调节。（此时调节器在电压调节方式下运营）。8.4.2.14当有功负荷稳定期，可将励磁调节器上方式选取打至“恒COSΦ”控制或打至“恒无功”控制。9发电机并网后接带负荷规定：9.1发电机并入电网后，在增长负荷前保存一某些无功负荷，其定子线圈可带30%额定电流，然后汽机在60分钟内均匀增长到额定电流，功率因数维持在0.8左右。如果是热态启机并网或事故状况下，急需增长负荷，则不受此限制。9.2避免功率因数进相运营，一旦浮现及时增长励磁电流，防止浮现震荡失步。9.3发电机有功负荷增长速度按每分钟500kW均匀增长，但应符合汽轮机运营规定。9.4进行发电机并列操作由一人监护，一人操作。9.5发电机无功负荷调节。调节励磁来变化励磁电流大小，如果有功功率不变，增长励磁电流，功率因数会减少电压升高，无功负荷增长时发电机出力也稍有增长。反之，减少。10发电机解列与停机：发电机组停止运营包括解列、解列灭磁和停机三个层次，解列指仅断开发电机出口开关，这时发电机可带厂用电运营。解列灭磁断开发电机出口开关，同步断开励磁开关，此时汽轮机拖动发电机空转。停机是指在灭磁同步关闭汽轮机主汽门，使发电机转速也降下来。10.1向汽机联系减负荷，随着有功负荷逐渐减少，按减磁开关1ZK1(2ZK1)或在后台操作减磁或操作5QK将无功负荷减到最低近于零。10.2观测发电机有功无功负荷降至零，将保护测控屏上转换开关3SA打到就地后将3SC打到跳闸位置（转换开关3SA打到远控后，在后台遥控跳闸），断开发电机同期并网开关,绿灯亮。10.3按减磁开关1ZK1(2ZK1)或在后台操作减磁或操作5QK将发电机电压降到零。10.4将6QK置于“退出”位置，10.5切除1KKA、1KKB、lQS将调节器退出。110.6断开发电机控制电源开关及发电机断路器摇到实验位置。10.7退出发电机冷却系统。10.8进行全面检查，记录有关数据。10.9告知调度、汽机，发电机已解列。10.10待发电机停转后，测发电机定子回路、转子回路绝缘电阻，并作好记录。11发电机正常进行中监视：11.1发电机正常运营普通规定。11.1.1发电机按照厂家铭牌规定数据长期持续运营，称为额定运营方式，正常状况下，发电机不得超过铭牌出力运营，并定期记录各某些温度及电压、电流、功率、频率、轴承油温、进出风温度、轴承绝缘电阻、励磁回路绝缘电阻，以上参数不得超过其规定值。11.1.2发电机运营参数变动范畴：11.1.2.1额定电压±5%，电流相应变化额定值±5%。11.1.2.2周波变化范畴±0.2HZ，当周波与额定值有偏差时，应恰当调节发电机有功负荷，以恢复正常周波。11.1.2.3发电机力率普通不超过迟相0.95，正常运营功率保持在迟相0.8运营。11.1.2.4发电机三相电流不平衡，最大一相和最小一相之差不得超过额定值10%.且最大一相不应超过额定值。11.1.3发电机运营中检查：11.1.3.1发电机声音正常，振动不超过0.05mm，串轴不超过0.05mm。11.1.3.2进出口风温定子线圈，铁芯温度应正常。11.1.3.3通过窥视孔，检查定子端部有无放电，线圈变形，发热变色现象。11.1.3.4定子回路绝缘良好，无接地现象.测量零序电流表应无批示，励磁回路绝缘良好，绝缘监察表无批示。11.1.3.5整流子与滑环电刷接触应良好，无过热卡住及跳动现象。11.1.3.6断路器、避雷器、电流互感器支持瓷瓶有无破损，放电接线松动和过热现象。11.1.3.7继电保护，信号装置，调节器各元件有无过热各接线端子有无松动开焊接触不良现象。11.1.3.8在调节发电机有功无功负荷时，应注意其他参数变化不得超过容许值。11.1.3.9励磁机电压、电流与否超过容许值，温度、声音与否正常。11.2发电机温度监视：11.2.1发电机各某些温升及最大容许温度规定。部位温升限值（℃）温升极限（℃）测量办法定子线圈85105电阻测量元件定子铁心80105电阻测量元件转子线圈90130电阻法冷却器进水温度33温度计发电机进风温度4055温度计轴承油温度35～4565温度计11.2.2发电机正常运营冷却进风温度以空冷器不凝结水珠为限约20℃，当空冷器进水超过33℃，冷却气温高于11.2.3发电机出口风温度正常时，入口风温在25--30℃之间，出口风温在35-4011.2.4当入口风温低于33℃11.2.4.1在35-30℃时，每减少111.2.4.2在30-25℃时，每减少111.2.4.3当入口风温低于25℃11.2.5当入口风温高于40℃11.2.5.1风温在40-45℃时，每升高111.2.5.2风温在45-50℃时，每升高111.2.5.3风温在50-55℃时，每升高111.3绝缘监视：11.3.1发电机定子绝缘电阻在接近运营温度时（热态75℃）应不低于10MΩ，普通可在检查实验中仅在冷态下测量，使用1000～2500V摇表，绝缘电阻值应为热态下5-10倍，绝缘吸取比R60／R15≥11.3.2转子线圈和励磁回路用500V摇表测量，绝缘电阻不应不大于0.5MΩ，运营中励磁回路对地电压每班进行抽测，运营中转子绝缘计算公式。ΜΩ=Ｒ内（V／（V1＋V2）－１）×10-6ΜΩ：所求绝缘电阻值；Ｒ内：测量电压表内阻；V1＋V2："+"极和"-"极对地电压；V：运营中励磁电压）。11.3.3测量成果应同前一次测量值在相似温度下比较不低于1/3--1/5，否则阐明绝缘不良，应设法消除，如不能，应报告值长，每次测量完毕做好记录。12发电机异常运营及事故解决:12.1事故解决普通原则：12.1.1事故解决重要任务：尽快限制事故发展，切除事故点，解除对人身及设备危害。尽量保持设备运营，恢复供电。12.1.2解决事故时必要头脑冷静迅速坚决对的无误操作时，避免非同期合闸，发生接地故障时，要注意人身安全，力求短时间内切除故障点，恢复正常运营。12.1.3本站或系统发生故障时，如电压或周波减少，应不等告知及时将正常运营发电机有功及无功进行调节，最大不得超过额定值。12.1.4发电机有下列状况之一，必要紧急停机，并告知汽机停机。12.1.4.1发电机主保护动作，纵联差动保护等。12.1.4.2发电机及励磁机强烈振动。12.1.4.3发电机励磁机冒烟着火。12.1.4.4危急人身安全，需要紧急停机解决。12.1.4.5汽机故障需要紧急停机解决。12.1.4.6紧急停机环节：12.1.4.6.1断开发电机断路器开关。12.1.4.6.2断开励磁柜6QK、1KKA、1KKB、lQS2开关。12.1.4.6.3告知汽机维持3000转／分或停机。12.1.4.6.4如并网柜断路器不能断开，则将进线柜断路器断开。如励磁开关断不开，将电压减至零，然后切断励磁柜电源。12.1.5解决事故时注意：12.1.5.1注意厂变用电状况。12.1.5.2严防工作厂变低压侧母线非同期并列。12.1.6值班员要将事故实际通过，解决办法，所有顺序记录在交接班日记中，并迅速由值长向车间报告。12.1.7事故解决完毕，及时召开分析会，分析事故因素.总结教训，责成事故责任或当班人员填写事故报告。12.2同步发电机异常运营与事故解决：12.2.1同步发电机不对称运营故障：12.2.1.1故障现象：发电三相电流不平衡，最大一相和最小一相之差超过额定值10%，或有一相电流超过2062A。12.2.1.2故障因素：12.2.1.2.1发电机带容量较大单相负载。12.2.1.2.2输电线路发生故障，一相断线或不对称短路。12.2.1.2.3设备自身不对称，输电线路一相检修。12.2.1.3故障危害：12.2.1.3.1同步发电机不对称运营时，除正序电压和正序电流外，尚有负序、零序电流和电压。负序电流流过定子绕组时，将在空间产生反向旋转磁场，该磁场切割转子绕组，一方面在绕组中感应出电流，引起损耗，使运营效率减少，转子温度升高，从而影响发电机出力，甚至烧毁发电机。12.2.1.3.2另一方面还也许会因该磁场对转子电磁力不平衡引起发电机振动。此外还也许感应电流反向被硅整流管截断在转子回路引起过电压。12.2.1.4解决对策：发电机不对称运营时其容许负荷重要决定下面3个条件12.2.1.4.1负荷最大相定子电流，不应超过发电机定子额定电流。12.2.1.4.2转子最热点温度不应超过转子绝缘材料和金属材料容许温度12.2.1.4.3不对称运营时浮现机械振动不应超过容许范畴。发电机应尽量避免不对称运营，如果浮现应及时查明因素并设法消除。不能消除应将发电机解列停机。12.2.2同步发电机进相运营故障12.2.2.1故障因素：12.2.2.1.1随着电力系统扩大，电压级别提高，输电线路加长，线路上电容电流也越来越大。轻负荷时，线路上电压会升高。如果不能有效地吸取剩余无功功率，枢纽变电所母线上电压也许越过额定电压15%~20%左右，此时最佳运用某些发电机进相运营，以吸取剩余无功功率进行电压调节。12.2.2.1.2如果减少发电机励磁电流，发电机即从迟相运营转为进相运营，也就是从发出无功功率转为吸取无功功率，励磁电流越小，从系统吸取无功功率越大，功角δ也越大，因此在进相运营容许吸取多少无功功率，发出多少有功功率决定于静态稳定极限角。12.2.2.2故障后果：12.2.2.2.1发电机从迟相转为进相运营时，静态稳定储备下降，发电机进相运营时出力越大静态稳定性越差.12.2.2.2..2此外进相运营时会使发电机端部发热，端部发热是由端部漏磁所引起,在一定功率因数下，端部漏磁通约与发电机出力成正比，欲保持一定静态稳定储备，保持端部发热为一定值，随着进行限度增大出力应相应减少。12.2.2.3结论：汽轮发电机基本上可以进相运营，但出力小发热严重，平时运营应尽量避免。12.2.3同步发电机电动运营故障12.2.3.1故障现象：12.2.3.1.1发电机有功功率在零位附近摆动。12.2.3.1.2无功功率升高。12.2.3.1.3功率因数变得更加滞后。12.2.3.1.4定子电流也许稍低。12.2.3.1.5定子电压及励磁回路仪表批示正常。12.2.3.1.6若该发电机负荷所占比例较大时，频率也要下降。12.2.3.2故障因素：主汽门误动作或汽机保护动作主汽门关闭使发电机失去原动力，这时发电机不能向系统输出有功功率，而从系统吸取一某些有功功率以维持自身同步运转，但由于励磁状态没有变化，故依然输出无功功率。12.2.3.3解决办法：12.2.3.3.1当汽轮机主汽门关闭而发电机未解列时，发电机变为电动机运营，从电网吸取有功功率（及逆功率）这时对发电机自身无害，但汽机内摩擦鼓风会使叶片过热，使汽轮机遭到损坏，因此告知汽机尽快带上有功负荷，不应将发电机解列。12.2.3.3.2但普通规定逆功率运营不得超过3分钟，为此可装设逆功率保护，为防止发电机组故障跳闸引起汽轮机超速，也可以先关主汽门，由逆功率保护动作跳发电机。12.2.4发电机失磁故障发电机在运营中失去励磁电流，使转子磁场消失，称为发电机无励磁运营。12.2.4.1故障现象：12.2.4.1.1转子电流批示等于零或接近于零。12.2.4.1.2定子电流表批示升高并摆动，当发电机失去励磁后，定子电流开始下降，随后又逐渐升高也许超过额定值。12.2.4.1.3有功功率表批示减少并摆动。12.2.4.1.4发电机母线电压减少并摆动。12.2.4.1.5发电机刚失磁瞬间，转子绕组两端将浮现过电压。12.2.4.1.6无功表批示负值，功率因数表指向进相。12.2.4.1.7上述各表发生周期性摆动，由于发电机失去励磁就会失去同期，变成异步发电运营，表计摆动周期与发电机转差率成比例。12.2.4.1.8随着上述现象发生，汽轮机转速会升高，同步频率也略有升高，但不会危机保安器动作。12.2.4.2故障危害：12.2.4.2.1对发电机自身不良影响：引起发电机失步，将在转子阻尼系统、转子铁芯表面、转子绕组中产生差频电流，引起附加温升。发电机失步时，在定子绕组中浮现脉动电流，产生交变机械力矩，也许影响发电机安全。同步由于失磁使发电机定子电流增长，还会使定子过热。12.2.4.2.2对电力系统不良影响：失磁后将从系统吸取无功功率，使系统电压下降，导致其他发电机过电流，严重会导致系统崩溃。12.2.4.2失磁因素：12.2.4.2.1励磁回路断线：转子回路断线、励磁机电枢回路断线、励磁机励磁绕组断线、灭磁开关受振动或误碰跳闸、转子回路短路导致失磁等。12.2.4.2.2晶闸管整流元件损坏，晶闸管励磁调节器故障等引起发电机失去励磁。12.2.4.3解决对策：汽轮发电机虽然在接近额定负荷下稳态异步运营，平均滑差不会超过1%。在电网允许条件下，普通可带40%---50%负荷运营10—30分钟，而不会给发电机带来危害。但失磁发电机不能长时间运营，必要采用下列办法及时解决：12.2.4.3.1查明因素尽量加以消除，一方面检查灭磁开关与否跳闸，尽快手动恢复励磁。12.2.4.3.2当发电机容量在系统中占比重较大，会使电网电压严重下降，甚至会引起电网失步震荡，导致大面积停电，应及时解列发电机，或装设失磁保护。12.2.5同步发电机突然短路故障12.2.5.1故障现象：发电机突然短路是指发电机出口输电线路某点发生短路时，发电机从系统发生短路前稳定状态过度到稳定短路状态暂态过程。12.2.5.2故障危害：12.2.5.2.1短路电流峰值可达额定电流十几倍。12.2.5.2.2使发电机绕组和端部受到强大电磁冲击力，产生绕组变形，绝缘受损。12.2.5.2.3发电机也许发生振动，在构造部件特别是轴颈某些浮现很高冲击机械应力。12.2.5.2.4定子、转子绕组浮现过电压。12.2.5.2.5暂态过程持续时间很短，时间常数在1秒如下，运营人员无法做出反映。12.2.5.3解决对策：12.2.6同步发电机自动跳闸故障：12.2.6.1故障现象：发电机在运营中自动跳闸，断路器状态批示红灯灭，且有声音信号。12.2.6.1.1若发电机断路器误动作，灭磁开关未跳开，有功与无功功率批示为零，定子电压高于正常值。12.2.6.1.2若为继电保护动作使发电机断路器及灭磁开关同步跳闸，则发电机电压、电流、功率等批示所有为零。12.2.6.1.3若发电机及灭磁开关回绝跳闸，，且发电机内部相间故障，定子电流升高，定子电压减少。12.2.6.2故障因素：12.2.6.2.1发电机内部故障，如定子绕组短路或接地，转子绕组一点接地。12.2.6.2.2发电机外部故障，如出口母线短路。12.2.6.2.3汽轮机故障联跳发电机。12.2.6.2.4保护装置及断路机构误动作。12.2.6.2.5继电保护动作。12.2.6.2.6值班人员误动作。12.2.6.3应急解决：12.2.6.3.1检查灭磁开关与否跳开，如没有跳开，应及时进行远方操作将其断开，以防止发电机内部故障扩大。12.2.6.3.2检查厂用电与否自动切换到备用电源。如未切换应手动合上备用电源供电，优先调节和解决厂用电系统，特别是保安电源，尽量保证正常供电，以保证停机过程中机、炉转动机械设备安全。12.2.6.3.3据保护信号批示，查明属于何种保护装置动作。12.2.6.3.4查明与否由于值班人员误动。12.2.6.3.5检查锅炉汽机保护与否动作。12.2.6.4分析解决对策：12.2.6.4.1如果发电机是由于主保护如纵差保护等动作而跳闸，应及时详细检查保护范畴一切设备，测量发电机绝缘并告知继电保护检查保护与否动作正常。检查发电机冷却气体室与否有烟雾；检查定子线圈与铁芯温度看发电机发热状况；打开发电机外壳窥视孔检查有无焦糊味与否冒烟；检查发电机保护范畴内设备（母线、开关、电缆头）；检查引出线上电缆、电流互感器、隔离开关；测量发电机定子绕组、转子绕组绝缘电阻；打开发电机端盖检查定子绕组端部。如果上述检查在发电机自身及其引线未发现任何故障迹象时，可以以为发电机是由于误动作而跳闸，在查明误动作因素并消除后，可将发电机升压，如果升压未发现异常现象，可将发电机并入电网，若升压时发现异常，通过对发电机外部检查，确认是发电机内部故障或保护范畴内故障，应及时停机解决。12.2.6.4.2如果发电机由于后备保护如复压闭锁过流动作跳闸，应进行外部检查，此时若发现是由于系统、发电母线、厂用电故障而引起后备保护动作，不必检查发电机内部，待将发电机与外部故障隔离后，即可将发电机并入电网。12.2.6.4.3当发电机由于失磁保护动作跳闸，检查灭磁开关与否断开，检查继电保护动作与否正常，检查失磁因素并竭力消除。12.2.6.4.4如果发电机是由于锅炉、汽机保护动作而跳闸，此时应查明因素，若为误动作则可及时进行机组热态起动。12.2.6.4.5发电机误跳闸也许由于误操作、保护误动、断路器机构有问题，仪表批示不应有故障现象，值班人员查明因素并消除后，可迅速将发电机并入电网。12.2.7发电机振荡与失步故障12.2.7.1故障现象：12.2.7.1.1定子电流表指针来回摆动，电流也许超过正常值。12.2.7.1.2发电机电压表和其他母线电压表指针来回摆动，且经常是减少。12.2.7.1.3有功表指针在全刻度摆动。12.2.7.1.4周波和发电机转速忽上忽下，发电机发出有节奏鸣音，其节奏与上述表计指针摆动合拍。12.2.7.1.5发电机强励装置在电压减少到一定数值时，间歇动作。12.2.7.2故障因素：当系统发生重大事故时，发电机与顾客功率平衡遭到破坏，也许破坏发电机稳定运营，使发电机产生振荡。发电机与系统之间发生电流和功率激烈波动，发电机一瞬间向系统送出功率，另一瞬间又从系统吸取功率，这种功率来回传送，也许发展到使发电机与系统之间失去同步，严重时还也许使整个发电厂与系统之间失去同步。12.2.7.3.解决对策：若导致失步时，要尽快创造恢复同期条件。可采用如下办法：12.2.7.3.1增长发电机励磁，如果发电机在强励状态，在1分钟之内不得干预强励动作。12.2.7.3.2若是一台发电机功率因数过高引起失步，可恰当减轻其有功出力，以减少转子冲劲，使转子加速不致过大，同步增长励磁电流，以利于发电机拉人同步。12.2.7.3.3如果采用上列两项办法，通过1—2分钟不能恢复同期时，将发电机与系统解列，待震荡消失后再与电力系统并列运营。12.2.8发电机转子一点接地故障12.2.8.1故障现象：发电机转子一点接地时，中央信号警铃响，“发电机转子一点接地”光字牌亮，表计批示无异常。12.2.8.2故障因素：12.2.8.2.1工作人员在励磁回路上工作，因不慎误碰或其她因素导致转子接地；12.2.8.2.2转子滑环绝缘损坏，转子槽口绝缘损坏、转子槽绝缘和端部绝缘损坏、转子引线绝缘损坏等引起接地；12.2.8.2.3长期运营绝缘老化、因杂物或振动使转子某些匝间绝缘垫片位移，将转子通风孔局部堵塞，使转子绕组绝缘局部过热老化引起转子接地；12.2.8.2.4鼠类等小动物窜入励磁回路、励磁回路脏污等引起转子接地。12.2.8.3理处对策：转子回路一点接地时，因一点接地不形成电流回路，故障点无电流通过，励磁系统仍保持正常状态，故不影响机组正常运营。此时，运营人员检查“转子一点接地”光字牌信号与否可以复归，若能复归则为瞬时接地。若不能复归，应告知检修人员检查转子一点接地保护装置与否正常。若正常，则可运用转子电压表，通过切换开关测量正、负极对地电压，拟定与否发生了接地。如发现某极对地电压降至零，另一极对地电压升至全电压（正、负极之间电压值）阐明的确发生了一点接地。拟定是一点接地后，运营人员应按下述环节解决：12.2.8.3.1检查励磁回路与否有人工作过，如系工作人员引起，应予纠正；12.2.8.3.2检查励磁回路各某些有无明显损伤或因脏污接地，若因脏污接地应进行吹扫；12.2.8.3.3对关于回路进行详细外部检查，必要时轮流停用整流柜，以判明与否由于整流柜直流回路接地引起；12.2.8.3.4若转子接地为一点稳定金属性接地，且无法查明故障点，除加强监视机组运营外，并申请尽快停机解决；12.2.8.3.5转子带一点接地运营，若机组又发生欠磁或失步，普通以为转子发展为两点接地，应及时停机。12.2.9发电机定子单相接地故障12.2.9.1故障因素：12.2.9.1.1小动物引起定子接地，如老鼠窜入，使发电机一次回路带电导体经小动物接地，引起瞬时接地报警。12.2.9.1.2定子绕组绝缘损坏。12.2.9.1.3定子绕组回路中绝缘瓷瓶受潮或脏物引起定子回路接地。12.2.9.1.4发电机接线中发生单相接地、发电机电压互感器高压侧熔断器熔断时，也会发接地报警信号。12.2.9.2故障现象：12.2.9.2.1发电机定子绕组和与定子绕组直接连接一次电路发生单相接地或发电机电压互感器高压保险熔断时，均发出“定子接地”光字牌报警信号，12.2.9.2.2检查发电机定子绝缘，“定子接地”电压表浮现零序电压批示。12.2.9.3解决对策：12.2.9.3.1应先判明真、假接地。真接地时，定子电压表批示接地相对地电压减少或等于零，非接地相对地电压升高（不不大于相电压或为线电压），且线电压依然对称。假接地、即电压测量回路断线时，相对地电压不会升高，线电压也不对称。12.2.9.3.2检查发电机本体及其所连接一次回路，如接地点在发电机外部，应设法消除。12.2.9.3.3如果查明接地点在发电机内部（在窥视孔能见到放电火花或电弧），应及时减负荷停机。12.2.9.3.4如果现场检查不能发现明显故障点，但“定子接地”报警又不消失，应视为内部接地，30分钟内必要停机检查解决。12.2.10发电机非同期并列故障12.2.10.1故障现象：在合上发电机断路器瞬间，若定子电流突然升高，系统电压减少，发电机本体发出“吼”声，然后定子电流激烈摆动，发电机母线电压也来回摆动。12.2.10.2故障因素：当发电机与系统间电压，频率数值相等，电压相序、相位一致时进行合闸，这是发电机并列抱负条件。要满足抱负条件是很困难，但必要满足下面两个基本规定：在合闸最初瞬间，冲击电流越小越好；并列后来发电机要保持稳定同期运营。要达到这两个基本规定应遵守下列规定方准合闸：待并发电机电压与系统电压有效值相差不应超过5~10%；待并发电机频率与系统频率相差不应超过0.2~0.5%；待并发电机电压与系统电压相角差不应超过10度。如果并列不符合上述规定，相差过大就也许发生非同并列。12.2.10.3解决办法：发现上述状况，应及时把发电机断路器和灭磁开关断开，解列停机。待发电机停止转动后，检查测量定子线圈绝缘电阻，并打开发电机端盖，检查定子线圈端部有无变形状况。当查明导致非同期因素是由于运营人员误操作或二次系统因素，并查明发电机确未受损后，才可再次起动，必要时更换并列点。12.2.11线圈和铁芯温度过高12.2.11.1故障现象：发电机在额定负荷下，定子线圈温度或铁芯温度超过规定极限值；或是转子电流超过极限值，转子温度过高。12.2.11.2故障因素：12.2.11.2.1冷却通风系统不正常。12.2.11.2.2发电机线圈自身构造上存在缺陷。12.2.11.2.3由于铁芯短路形成涡流导致定子铁芯过热12.2.11.3解决办法：12.2.11.3.1发现温度过高后，应迅速检查空气冷却系统。12.2.11.3.2必要时减少发电机无功或有功负荷。12.2.12发电机着火12.2.12.1发电机内部着火12.2.12.1.1故障现象：在发电机端盖上和冷热空气室窥视孔内，以及出风道中和其他地方发既有烟雾、火星或焦糊气味。12.2.12.1.2解决办法：发现上述现象时，应及时将发电机与系统解列，断开灭磁开关，同步关闭冷却通风系统出入口挡板，停止通风。还应将转速减少，但不得使发电机停止转动，以免发电机轴受热不均与而弯曲。转速维持在每分钟200~300转。然后启动水灭火系统，或用四氯化碳、二氧化碳灭火器使火灾迅速熄灭。火灾熄灭后，启动冷却通风系统，使发电机内部降温。并关闭主汽门停止旋转，后来定期盘车。12.2.12.2发电机轴承着火12.2.12.2.1轴承燃烧因素：润滑油温度过高，给油中断或过少，轴承中有细小硬质屑粒等。轴承燃烧初期是外部温度过高，油燃烧后即发出油焦味，并由轴承缝内向外冒烟，燃烧能漫及整个油系统，这是很危险。12.2.12.2.2解决办法：用四氯化碳、二氧化碳灭火器使火灾迅速熄灭。12.2.12.3励磁机着火12.2.12.3.1励磁机着火因素：励磁线圈或短路，以及电枢与磁极强烈摩擦而着火。12.2.12.3.2解决办法：与发电机内部着火解决同样。12.2.13发电机机械设备方面故障：12.2.13.1发电机振动汽轮发电机振动太大是常用故障，但亦是最有害故障。振动大将引起轴承损耗增大，励磁事故频繁，甚至引起电机某些部件松动，以至损坏酿成事故，特别某些振动往往是电机内部缺陷表征，因而应当寻找振动因素，予以消除。汽轮发电机振动按其因素可以分为电磁性与机械性因素。12.2.13.1.1电磁因素导致振动12.2.13.1.1.1发电机转子线圈匝间短路或是接地，导致磁场不平衡引起振动。12.2.13.1.1.2定子和转子空气间隙不均匀。12.2.13.1.1.3转子线圈变形，位置移动引起。12.2.13.1.1.4定子铁心绝缘损坏，硅钢片松弛引起。12.2.13.1.2机械因素导致振动12.2.13.1.2.1转子本体不平衡。12.2.13.1.2.2汽轮机与发电机联轴器中心配合不正引起。12.2.13.1.2.3轴承间隙不当或轴承螺丝松动引起。12.2.13.1.2.4由于基本下沉或其她因素导致基本与底版脱开引起。12.2.13.2定子线圈毛病和事故12.2.13.2.1绕组槽楔或端部垫块松动引起绕组绝缘磨损。12.2.13.2.2由于过负荷或其她因素引起定子绕组过热导致绝缘热老化。12.2.13.2.3由突然短路引起绕组绝缘机械损伤.12.2.13.2.4由于过电压引起绕组绝缘击穿。12.2.13.2.5定子铁心松弛引起绝缘损伤。12.2.13.2.6定子线圈接头焊接不良。12.2.13.3转子线圈毛病和事故12.2.13.3.1由过速或其她因素引起转子绕组过电压导致绝缘击穿。12.2.13.3.2转子线圈匝间短路或不稳定接地。12.2.13.3.3由于不平衡负荷或是异步运营导致转子局部过热。12.2.13.4轴承故障12.2.13.4.1由于轴承座绝缘不良，导致轴电流通过轴承，引起轴承过热和侵蚀。12.2.13.4.2由于油量局限性等因素导致轴承过热。12.2.13.4.3由于油量调节不当和密封不良引起轴承过热。12.2.13.5冷却器故障12.2.13.5.1由冷却水污秽引起冷却器管道堵塞。12.2.13.5.2由管子机械损伤、腐蚀、振动而引起胀口漏水和管子破裂。12.2.13.5.3由于冷却水温度太低，或由外部漏入湿度太大空气导致冷却器表面凝结水珠。12.2.13.6发电机过热现象12.2.13.6.1发电机过载运转。12.2.13.6.2铁心或绕组短路。12.2.13.6.3空气冷却器或通风系统发生故障。12.2.13.6.4冷却器出口风温太高时，应检查冷却器进水温度和水量，并检查冷热风道有无短路。12.2.13.7集电环故障12.2.13.7.1磨损严重。应检查电刷压力、电刷种类以及振动。12.2.13.7.2电刷与集电环接触面与否吻合。12.2.13.7.3电刷采铜现象，重要是电刷规格12.2.14发电机电压不稳定：12.2.14.1系统由于短路或其她因素导致系统电压太低引起不稳定。12.2.14.2汽轮机调速不灵。12.2.14.3自动调节励磁装置整定不良，引起无功负荷分派振荡。12.2.15发电机发不出电压故障：12.2.15.1故障现象：发电机启动后升不起电压解决，发电机定子电压显示为零12.2.15.2故障因素：12.2.15.2.1励磁机故障12.2.15.2.2主极线圈短线、接反。12.2.15.2.3换向器污垢、片间短路、电刷位置不适当。12.2.15.2.4电枢线圈短路或短线。12.2.15.2.5励磁回路发生两点接地。12.2.15.3故障解决：。12.2.15.3.1检查励磁调节器显示励磁电压与否为零，若为零应测励磁机出口与否有电压，若无电压阐明励磁机故障。12.2.15.3.2如果励磁调节器显示电压正常而电流为零，系转子或励磁回路开路引起（如励磁绕组断线等）。12.2.15.3.3检查励磁开关与否接触良好。12.2.15.3.4检查灭磁非线形电阻短接点与否良好。12.2.15.3.5如果励磁回路正常，应检查发电机测量用电压互感器一，二次侧回路与否良好。12.2.15.4发电机升压操作中，发现升不起电压后，应及时停止升压操作，待消除故障点后，方容许继续升压。12.2.16电压互感器回路断线：（发电机测量，保护用电压互感器回路断线）。12.2.16.1现象：12.2.16.1.1发电机保护屏保护装置报警，同步操作系统窗口浮现报警显示。12.2.16.1.2有功、无功、定子电压批示偏低或为零，其他表计显示正常。12.2.16.1.3若高压测保险熔断，发电机保护装置报警。12.2.16.2解决：12.2.16.2.1告知汽机有功表失灵，注意汽流量，监视负荷，不得调节发电机有功和无功负荷，电气应监视定子电流不超过2062A12.2.16.2.2应停用该发电机复合电压闭锁过电流保护。12.2.16.2.3检查发电机测量用电压互感器高、低压侧保险与否熔断，辅助触点接触与否良好，二次回路与否断线，检查解决击穿熔断器，使之正常工作。12.2.16.2.4如发电机测量用电压互感器因故不能恢复，可告知维修班暂时连入母线电压互感器二次回路以监视表计。12.2.17转子线圈匝间短路：12.2.17.1现象：12.2.17.1.1励磁电流剧增，励磁电压稍低。12.2.17.1.2无功显示明显下降。12.2.17.1.3定子电流减少。12.2.17.1.4机组发生强烈振动。12.2.17.2解决：12.2.17.2.1告知汽机停机。12.2.17.2.2及时减少负荷，使振动或转子电流限定在容许范畴内，若仍不行，则解列停机。12.2.17.2.3报告调度检查解决。12.2.17.2.4紧急停车时，站用电应保证供电。12.2.18发电机表计批示不正常：各种表计批示，直接反映发电机运营状况，由于表计及其回路等故障，会使表计批示失灵。故障显示如下：12.2.18.1当发电机带有负载，而定子某相电流表批示为零。12.2.18.2电流表、电压表、功率表、功率因数表等之间批示有很大矛盾。12.2.18.3发电机负荷正常，而励磁系统表计批示为零等。12.2.18.4解决办法：若发生上述现象，值班人员无法理解发电机真实运营状况，必将威胁发电机安全运营，因而，应及时告知关于人员进行解决，力求在短时间内消除异常现象，以免发展成为事故。12.2.19频率超过范畴：12.2.19.1当发电机频率低至49.5HZ如下时，告知汽机司机增长汽机转速至额定值。12.2.19.2当发电机频率高至50.5HZ以上时，告知汽机司机减少汽机转速至额定值。二、天钢联合特钢煤气发电公司发电机Ⅰ段（Ⅱ段）母线10kV380V配电系统电气设备操作规程主题内容与合用范畴:本原则规定了天津天钢联合特钢煤气发电公司高低压配电柜、变压器、电容器、变频器、高压电机和低压电机等设备操作原则。1高压系统倒闸操作原则：1.1送电前准备工作：1.1.1对关于人员安全教诲，劳保穿戴要齐全，安全器械要齐备，防止人身和设备事故发生，保证安全送电；1.1.2送电前组织关于人员对电气系统做全面检查，保证各种装置处在完好状态；1.1.3收回工作班工作票，拉开接地刀闸和拆除暂时警告牌，恢复常设安全标志。1.1.4检查开关柜，母线正常无异物，摇测各种绝缘合格。1.1.5确认操作电源正常。1.210kV发电机母线停电1.2.1接调度告知10kV发电机Ⅰ段（Ⅱ段）母线停电。1.2.2确认1#（2#）发电机已退出运营，且发电机Ⅰ段（Ⅱ段）母线上所带电气设备已退出。1.2.3检查发电机母线电流为基本为零，断开10kV1#上网线路开关柜断路器（1AH02）、2#上网线路开关柜断路器（2AH11），将断路器退至实验位置。1.2.4确认10kV发电机Ⅰ段（Ⅱ段）母线电压、电流为零。1.2.5告知调度10kV发电机Ⅰ段（Ⅱ段）母线已停电。1.2.6做好安全办法，告知调度。1.2.7依照调度指令将1#母联隔离手车、1#母联开关摇到工作位置，1#母联开关由备用转运营。告知调度。2发电机10kV母线系统进线、高压联系、PT盘及继电信号2.110kV系统进线2.1.110kV系统有两条进线引自带钢650、600高压室10KV系统，本站1#上网联系柜柜号（1AH02），本站2#上网联系柜柜号（2AH11）。高压电气主接线图见一次系统图。2.1.2发电机高压母线分两段：发电机Ⅰ段母线、发电机Ⅱ段母线。启动系统时，分别由1#（2#）上网联系柜供电，正常运营两段母线运营方式为单母分段运营方式，当一路电源检修或故障并退出运营后，必要经调度告知方可合上母联开关。（母联合环必要上级母线并联后通过调度告知才干投用）。2.2高压联系线：2.2.1高压两段母线由1#母联开关柜1AH12和1#母联隔离柜2AH01联系。2.2.2Ⅰ段、Ⅱ段母线正常运营时，1#母联柜1AH12断路器处在“分断状态”。2.2.3当任意一段进线有故障或检修停电状况下,经调度批准后方可合上母联1AH12断器。2.2.4母联设计备用电源自动投入必要经调度特别告知才干投入使用。2.2.5母联装设继电保护是瞬时电流速断保护（合闸时投入，合闸完毕后退出）。2.3PT盘及继电保护2.3.1PT盘有两块：Ⅰ段PT编号1AH07、2.3.1P2.3.2高压配电室进线、母联、变压器回路采用微机后台和高压柜就地控制，高压电机回路采用DCS、机旁。2.3.3高压柜中“防跳”采用微机保护装置中功能，取消常规继电器防跳装置。310kV系统进线、联系线、变压器操作高压开关技术参数：名称型号、规格数量（台）1AH02、2AH11上网线路断路器VS1-12/2500A,40kA21AH03、2AH10变压器断路器VS1-12/1250A,40kA21AH04、2AH031#炉引风机断路器VS1-12/1250A,40kA21AH05、2AH042#炉引风机断路器VS1-12/1250A,40kA21AH06、1AH09、2AH05给水泵断路器VS1-12/1250A,40kA31AH07、2AH09发电机母线PT断路器VS1-12/1250A,40kA21AH10、1AH11、2AH06、2AH07循环水泵断路器VS1-12/1250A,40kA41AH01、2AH12发电机出线断路器VS1-12/2500A,40kA21AH08、2AH08备用断路器VS1-12/1250A,40kA21AH121#母联断路器VS1-12/2500A,40kA12AH011#母联隔离3.1送电前准备工作：3.1.1组织关于人员对电气系统全面检查，保证各种装置处在完好状态。3.1.2对关于人员安全教诲，检查安全防护用品穿戴、相应安全工具、器械与否配齐，保证安全送电，防止人身和设备事故。3.1.3受电柜母线、真空断路器、电压互感器、电力电缆进行交流耐压实验并合格。3.1.4微机综合保护装置应按设计给定值进行整定输入，并投入保护回路。3.1.5高压柜接地开关在合闸位置，选取开关旋至检修位置。3.1.6检查受电真空断路器外壳完好无损，用2500V摇表进行相间及对地、断口之间绝缘测试达到1000兆欧姆以上。3.1.7送电操作时，必要两人进行，一人操作，一人监护。3.1.8准备好相应电气安全标示牌。3.2送电操作：3.2.1进线送电：3.2.1.1向调度申请送电，在收到送电命令后填写操作票，方可执行操作。3.2.1.2一方面将柜门锁好，将进线柜接地开关分断。3.2.1.3两个1AH02、2AH11上网线路柜均未送电状况下，确认1AH02、2AH11上网线路柜真空开关在断开位置，手车开关在实验位置。确认上一级已经送电，将手车置于工作位置，操作受电断路器转换开关ZK，选取高压柜就地控制方式，操作受电断路器转换开关KK，操作真空断路器合闸，或操作转换开关ZK选取远控方式，在后台操作真空断路器合闸。如果有无直流电源，手动合真空断路器到合闸位置。3.2.1.4当受电开关合闸后，高压母线已带电，将该母线段电压互感器柜接地开关分断，手车开关置于工作位置，此时观测柜上电压表批示应为10kV，三相电压应当平衡，均有批示。3.2.2变压器送电：3.2.2.1将变压器柜接地开关打分断位置，将手车置于工作位置，操作受电断路器转换开关ZK，选取高压柜控制方式，操作受电断路器转换开关KK，操作真空断路器合闸,或操作转换开关ZK选取远控方式，在后台操作真空断路器合闸。如果有无直流电源，手动合真空断路器到合闸位置。（变压器低压侧开关必要处在断开位置）。3.2.2.2在该变压器低压受电柜上操作按钮，使低压断路器开关合闸。3.2.2.3告知调度。3.2.3母联开关合闸操作：3.2.3.1将2AH01柜隔离开关置于工作位置，1AH121#母联断路器柜上应先分断接地开关，将手车置于工作位置，操作受电断路器转换开关ZK，选取高压柜控制方式，操作受电断路器转换开关KK，操作真空断路器合闸，或操作转换开关ZK选取远控方式，在后台操作真空断路器合闸。注意：母联开关操作必要接到调度命令后方可进行，两路进线正常供电运营时，母联开关处在断开状态。3.3停电操作：3.3.1接到上级命令后，将该段负荷所有转移到另一段母线上。3.3.2检查该段母线电流为零，确认该段负荷全停。3.3.3在该段进线柜上操作受电断路器转换开关ZK，选取高压柜控制方式，操作受电断路器转换开关KK，断开真空断路器,或操作转换开关ZK选取远控方式，在后台操作真空断路器分闸，绿灯亮，红灯灭。3.3.4在所需停电变压器开关柜上操作受电断路器转换开关ZK，选取高压柜控制方式，操作受电断路器转换开关KK，真空断路器开关断开，或操作转换开关ZK选取远控方式，在后台操作真空断路器分闸,绿灯亮，红灯灭（停前应将该段低压负荷全停后才干进行）。3.3.5高压停电操作原则：本站高压或其中一段高压突然停电，应依次操作停电段运营设备断路器“分闸”，再操作停电段受电断路器“分闸”，将相应真空开关拉至实验位置。报告调度，等待高压来电时在送电。4、站用变压器4.1简述：风机站内设立2台SCB10-1000/10.56%Dyn11，10/0.4KV变压器。高压侧分别接在10kV两段母线上。变压器高压侧真空断路器分合闸操作，运用高压柜上选取开关SA选取采用控制室控制或高压柜就地控制方式来进行。4.2技术参数：4.2.1型号：SCB10-1000/10.5连接组别：Dyn11绝缘水平：L175AC35/AC5容量：1000KVA温升极限：100K短路阻抗：6.05%绝缘耐热级别：H级冷却方式：AN/AF高压侧电压/电流：10.5V/54.99A低压侧电压/电流：400V/1443.4A出厂序号：F13051C-03厂家：广东智友电气有限公司。4.2.2温度报警：其中一条用于报警，当温度达到130℃时由装有转换触点独立输出继电器发出报警信号。另一条用于跳闸，当温度达到1504.2.3风机电源输出端：可外接6台风机自动进行调温，当温度达到100℃时接通风机电源进行逼迫通风（AF），当温度达到804.3变压器投运和停运前工作：4.3.1在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运营条件。并注意外部有无异物，暂时接地线与否已拆除。4.3.2变压器本体有与否正常，各种连接螺丝与否松动（涉及地线）；4.3.3各项电气实验合格，绝缘电阻满足规定；4.3.4检查高压柜后接地刀闸确在拉开状态；4.3.5干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。4.3.6新装或变动过内外连接线变压器，并列运营前必要核定相位：4.3.7变压器充电应在有保护装置电源侧用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。4.3.8新投运和更换绕组后变压器应按规定试运营。其冲击合闸次数为3次。若有特殊状况不能满足上述规定，必要经调度及厂主管负责人批准。4.4变压器投运操作：4.4.1检查变压器高压侧和低压侧断路器在断开位置。4.4.2将变压器柜接地开关打分断位置，把断路器开关摇到工作位置。4.4.3检查高压侧操作电源正常。4.4.4投入各种保护。4.4.5操作受电断路器转换开关ZK，选取高压柜控制方式，操作受电断路器转换开关KK，操作真空断路器合闸。如果有无直流电源，手动合真空断路器到合闸位置。合上高压侧断路器（也可将转换开关ZK打到遥控位置，通过后台发出合闸命令遥控合闸）。4.4.6到变压器室检查变压器运营状况，声音与否正常，有无放电现象，温度与否升高等。如发现异常应及时切断真空开关，检查因素及时解决。4.4.7合上低压侧断路器并检查电压、电流表批示正常。4.5变压器停运操作：4.5.1将变压器低压侧负荷转移至另一段380V母线。4.5.2检查变压器低压侧电流批示为零，断开低压侧断路器。4.5.3断开变压器高压侧断路器，拉开高压侧断路器开关摇到实验位置。4.6变压器负荷分派以及并联运营：4.6.1当一变压器有故障退出时，必要经调度批准，才可以合上低压母联开关。4.6.2两段低压母线,其中一段检修或有故障，需将停电段上负荷转移到运营段上去，将停电段受电柜受电开关断开。4.6.3两台变压器并联运营时，必须满足于:接线组别相似；一、二次侧额定电压分别相等，容许变比相差不能超过±0.5%；阻抗电压相等，容许阻抗电压相差不超过±10%。4.8变压器事故解决：4.8.1值班人员在变压器运营中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。4.8.2变压器有下列状况之一者应及时停运。应尽量将另一电源投入运营：4.8.2.1变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声。4.8.2.2套管有严重破损和放电现象。4.8.3.3变压器冒烟着火。4.8.3当发生危及变压器安全故障，而变压器关于保护装置拒动时，值班人员应及时将变压器停运。4.8.4当变压器附近设备着火、爆炸或发生其她状况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应及时将变压器停运，拨打火警电话119同步组织灭火并向上级领导报告。4.8.5在正常负载冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度批示异常，则以为变压器已发生内部故障，应及时将变压器停运。4.8.6接地电流较大时，应安排检修解决。4.8.7变压器跳闸和灭火：4.8.8变压器系统设立了过电流、短路保护装置，当发生变压器过流、短路事故时，断路器自动跳闸。4.8.9变压器跳闸后，应及时查明因素。如经检查检测综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，经调度批准可重新投入运营。若变压器有内部故障征象时，应作进一步检查。4.8.10变压器着火时，应及时断开电源，并迅速采用灭火办法（使用干粉灭火器或1211灭火器），防止火势蔓延，同步拨打火警电话，并向上级领导报告。5电动机操作5.1简述：站用10kV电机共有11台，其中4台引风机和3#给水泵，配备高压变频器。高压电机电机控制回路运用开关柜上选取开关ZK选取采用微机DCS控制、机旁控制或高压柜控制方式，开关柜上、机旁操作箱上均有检测电流表和信号批示灯。装在高压柜上微机电动机保护测控装置向微机DCS系统提供在线状态数据，并设有电动机电流保护和电压保护。锅炉高压电机参数：序号项目锅炉送风机2台锅炉引风机2台1#、2#锅炉给水泵组3#锅炉给水泵组1电机型号YJTG315S-4AWPT450-6YKK5005-2YPT5005-22额定电压380