（建筑电气工程）神火电厂电气运行规程

（建筑电气工程）神火电厂

电气运行规程

2020年4月

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电气运行规程

神火工业园电厂

二00四年

目录

第1章系统运行规程......................................1

1.1主系统运行方式......................................1

1.2厂用系统运行方式.....................................2

1.3倒闸操作............................................3

1.4系统异常运行及事故处理..............................8

第2章发电机运行规程....................................11

2.1发电机及励磁系统设备规范...............................11

2.2发电机内冷水系统运行规定...............................11

2.3发电机励磁系统.......................................12

2.4发电机正常运行中的监视................................14

2.5发电机及励磁系统运行中的检查与维护......................17

2.6发电机的启动、并列及停机..............................19

2.7发电机的异常运行及事故处理............................22

第3章变压器运行规程....................................30

3.1变压器设备规范.....................................30

3.2变压器的运行规定.....................................30

3.3变压器的检查、投停与维护..............................37

3.4变压器的异常运行及事故处理............................40

第4章电动机运行规程.....................................44

4.1电动机设备规范.......................................44

4.2电动机的运行规定.....................................44

4.3电动机的起动时间及检查与维护..........................46

4.4电动机的异常运行及事故处理............................48

第5章直流系统运行规程...................................53

5.1直流系统设备概况.....................................53

5.2直流系统运行方式......................................54

5.3直流系统检查内容......................................56

5.4直流系统异常运行及事故处理.............................57

第6章交流不停电电源系统运行规程.........................59

6.1系统概况............................................59

6.2系统操作............................................61

6.3系统检直内容........................................62

第7章继电保护及自动装置运行规程.........................63

7.1继电保护的运行规定...................................63

7.2保护配置............................................64

7.3自动装置............................................67

第8章配电装置运行规程...................................67

8.1配电装置设备规范.....................................67

8.2母线与刀闸..........................................67

8.3开关................................................70

8.4电压、电流互感器.....................................75

8.5避雷器..............................................78

8.6电缆................................................79

第一章系统运行规程

1.1主系统运行方式

1.1.1主系统运行方式的原则：

1、双母线运行时每条母线均应接有电源元件，负荷分布均匀，并使流过母联开关的电流达

到最小值。

2、启/备变与系统联络线应运行在同一条母线上，当厂用电全部失去时，可迅速从系统取得

电源。

3、继电保护要满足要求。

4、便于事故处理。

1.1.2中性点运行方式：

1、110KV系统在正常运行时，南母和北母应各有一中性点接地。

2、#1主变投入运行前110KV侧中地刀应投入。

3、启/备变投入运行前110KV侧中地刀应投入。

1.1.3110KV系统运行方式:

1、正常运行方式：母联开关110在合闸状态，双母线联络运行。负荷分配如下：

南母：

北母：

2、允许运行方式：单母线运行，所有元件接在同一条母线上运行；

1.2厂用系统运行方式

1.2.16KV系统正常运行方式：

#1机设置6KVIA段、6KVIB段两个半段母线，其工作电源由61高压厂用

工作变压器提供。启/备变作为#1机投入时的启动电源及正常运行时的备用电源。

正常运行时，6KVIA、6KVIB段厂用电快切装置投入。

1.2.2380V系统正常运行方式:

1、380V工作IA段、IB段由41低压工作厂变供电。

2、380V公用IA段、IB段由#1低压公用厂变供电。

3、380V备用I段由40低压备用厂变供电，作为380V工作IA段、IB段和380V

公用IA段、IB段的备用电源，各段微机备用电源自投装置（BZT）正常投入。

4、380V除尘I段由#1除尘变供电，380V除尘备用段由#0除尘变供电,并作为作

380V除尘I段的备用电源,微机备用电源自投装置（BZT）正常投入。

5、380V输煤I段、II段分别由#1、#2输煤变供电，并且两台输煤变互为备用。

6、380V区I段、区II段分别由#1、#2厂区化水变供电，厂区化水备用变作为区I

段、区口段的备用电源，各段微机备用电源自投装置（BZT）正常投入。

1.3倒闸操作

1.3.1倒闸操作总则：

1、倒闸操作应根据调度和值长的命令执行，适用于与现场实际相符、合格的操作

票且需两人进行，一人操作，一人监护。

2、线路停电时，应按照开关、线路侧刀闸、母线侧刀闸的顺序进行操作，送电时

与上述顺序相反。

3、110KV系统进行倒母线操作时，应先查母联开关在合闸位置，然后取下母联

开关控制电源，且母差保护要作相应改变，再进行倒闸操作。

4、用母联开关对母线充电时，应投入母联充电保护，充电正常后退出。

5、发变组用主开关与系统并列，应使用自动准同期方式，同期条件满足后投入并

列，不得用手动方式并列。

6、正常情况下断开发变组主开关将发变组与系统解列，应确保使发变组主开关有

功、无功负荷等于或接近于零。

7、变压器停电时，应先拉低压侧开关，后拉高压侧开关，送电时与上述W页序相反，

不允许用刀闸向变压器送电。

8、高压厂用电源切换操作，应利用厂用电快切装置进行，若快切装置故障时，工

作与备用厂变同期时可先合后拉，不同期先拉后合。

9、拉开刀闸或小车开关前，必须检查开关在分闸状态。

10、双回路供电的动力盘和热工专用盘的电源倒换操作时，应在其电源侧电压

差不大于10V的情况下进行先合后拉；否则先拉后合。

11、各发电机出口PT因故需停用或在运行中取下其二次保险须经值长批准，

若由此可能引起有关二次电压回路失压时，应将之所供低电压保护及自动装置

退出运行，待恢复正常后再投入所退保护及自动装置。

12、设备（或线路）投入备用或主开关合闸送电前，有关保护应检查投入；设

备（或线路）退出后，保护压板是否退出按有关规定或具体通知执行，无明确

规定退出时一般不退出。

1.3.2典型操作：

以下仅为操作原则，不得作为操作票直接使用。

（-1110KV双母线倒成单母线：

L母线保护投"单母运行"压板

2、查母联开关在合闸状态

3、断开母联开关操作电源

4、合上一出线元件需运行母线上的刀闸

5、查该刀闸已合好

6、拉开该出线元件需停运母线上的刀闸

7、查该刀闸已拉开

8、查网控机操作画面上刀闸位置指示正确

9、重复步骤4—8,直到所有元件全部倒完

10、查母联开关无电流

11、合上母联开关操作电源，断开母联开关

12、将母联开关解除备用

13、将停电母线PT解除备用

14、根据需要布置安措

（二111OKV单母线倒双母线：

1、检查工作票已全部终结

2、安全措施已拆除

3、检查110KV母线系统正常

4、停电母线PT恢复备用

5、母联开关恢复备用

6、投入母联充电保护压板

7、投入母联开关动力电源和操作电源

8、合上母联开关，检查充电正常

9、退出充电保护压板

10、断开母联开关操作电源

11.合上一出线元件需投运母线上的刀闸

12、查该刀闸已合好

13、拉开该出线元件需停运母线上的刀闸

14、查该刀闸已拉开

15、查网控机操作画面上刀闸位置指示正确

16、重复步骤11-15,直到正常运行在该母线上的元件全部都倒至该母线上

17、送上母联开关操作电源

18、切换母线保护柜上运行方式压板至“双母运行"位置

（三1110KV线路开关恢复送电：

1、查有关工作票已终结，安措己拆除

2、查保护投入正常

3、查开关在分闸状态

4、合上母线侧某刀闸

5、查母线侧刀闸己合好

6、合上线路侧刀闸

7、查线路侧刀闸己合好

8、送上开关操作电源

9、投入该线路开关同期装置

10、上该线路开关

11.退出该线路开关同期装置

12、投入该线路重合闸

（四1110KV线路开关停电：

1、接值长令

2、模拟操作

3、在CRT上查相应线路负荷到0或最小

4、退该线路重合闸

5、断线路主开关

6、检查开关已断开

7、断开开关操作电源和动力电源

8、拉开线路侧刀闸

9、查线路侧刀闸已拉开

10、拉开母线侧刀闸

11、查母线侧刀闸已拉开

（五］启/备变恢复送电

1、查启/备变工作票已终结

2、查启/备变安措已拆除

3、查启/备变一次系统、二次系统均正常

4、测启/备变绝缘合格

5、直启/备变保护投入正常

6、投入启/备变中地

7、送上启/备变风扇电源

8、投入启/备工作风扇

9、合上启/备变主开关母线侧某刀闸

10、合上6KV备用段上各小车刀闸

11、送上启/备变开关动力电源和操作电源

12、合上启/备变主开关

13、查6KV备用段电压正常

14、合上601A开关

15、查6KVIA段母线电压正常

16、合上60IB开关

17、查6KVIB段母线电压正常

（六1启/备变停电

1、查60IA、60IB开关均已断开

2、在DCS画面上将6KV各段快切装置切至"出口闭锁”位置

3、将60IA、60IB开关停电

4、断开启/备变主开关

5、断开启/备变主开关动力电源和操作电源

6、断开6KV备用段上各小车刀闸

7、断开启/备变主开关母线侧刀闸

8、将启/备变工作风扇停用

9、断开启/备变风扇电源

（七16KV开关恢复送电：

I、查开关工作票终结，设备具备投运条件

2、查"远方/就地"切换开关在"中间”位置

3、查工作电源开关在分闸位置

4、送上开关动力电源和操作电源

5、将开关摇至试验位置

6、插上二次插头

7、将开关摇至工作位置

8、将"远方/就地"切换开关打至"远方"位置

（八］6KV开关停电：

L将"远方/就地"切换开关打在"中间"位置

2、查开关在分闸位置

3、将开关摇至试验位置

4、取下开关二次插头

5、将开关摇至停电位置

6、断开开关动力电源和操作电源

1.4系统异常运行及事故处理

1.4.1事故处理的原则

1、迅速解除事故对人身和设备的威胁，限制的发展，消除事故根源。

2、尽一切可能保证厂用电源不失去。

3、尽可能保持设备继续运行，不中断重要用户的正常供电。

4、尽快对已停电的用户恢复供电。

5、调整系统运行方式使其恢复正常。

1.4.2系统电压异常处理

1、正常运行时电压一般不能低于额定值的±5%,最低不能低于90%,各级电压允许变动范

围如下：

110KV系统Ue:115KV正常允许范围：110—120.7KV

15.75KV系统Ue:15.75KV正常允许范围：14.96—16.53KV

6KV系统Ue:6.3KV正常允许范围：6.0—6.6KV

2、若电压超出允许范围，运行人员应及时调整或联系调度调整，使母线电压恢复正常。

3、若发电机正常带满负荷而母线电压仍低于允许值，必要时，可以降低有功增加无功。

1.4.3系统频率异常处理

系统频率正常应保持在50±0.5Hz,在此范围内发电机可带额定负荷。

1.4.4110KV母线失压

1、若为PT回路故障造成母线电压指示为0者，按处理PT事故规定处理。

2、确认母线失压后应立即断开失压母线上未跳闸开关，并将跳闸开关复位

3、迅速恢复受到影响的厂用电

4、迅速查明保护动作情况

5、报告值长及有关领导

立即派人到现场查明故障点，隔离故障点后，向故障母线试送电或零起升压。

7、若故障母线不能立即恢复，应将该母线负荷倒至另一母线运行。若双母线同时失压，

则用#1机组维持厂用电运行，同时联系调度，查明原因，尽快恢复。不能维持厂

用电运行时，按全厂失电处理。

8、若母线失压故障点未找到，检查系统正常，疑为保护误动作，可在采取第2条措施

后，立即试送电，但对拒动的开关应做检查，试验后才能送电。

9、在对母线试送电或零起升压之前，必须通知一切人员离开。

1.4.5厂用母线失压

1、厂用母线开关跳闸，备用开关未联动，应尽快用备用开关送电。

2、查保护动作情况。

3、厂用母线失压不能马上恢复，应立即到现场检查故障点，排除故障点，断开失压母

线上所有开关，测绝缘合格后向母线试送电。

4、若为某一负荷开关拒动越级跳闸，造成母线失压，应将该开关强行断开并停电后，

对母线试送电。

5、若6KV母线失压不能马上恢复,应尽快使受影响的380V的母线受电

1.4.66KV母线接地

1.首先判断接地相。

2、询问机炉是否启动高压电机，若有应联系将其停运。

3、利用小电流接地自动选线装置判断接地电机或母线。

4、若小电流接地自动选线装置在停用或选线有误，可先用备变代A段或B段以判断接

地母线系统，再通知机炉，倒换或瞬停故障段设备，寻找接地点；同时派人对6KV

系统进行检查，查看是否有明显的接地点

5、查找接地时应穿绝缘靴，戴绝缘手套。

6、接地时间不能超过2小时。

1.4.7DCS事故

1、当全部操作员站故障时（所有上位机"黑屏"或"死机”）,应立即停机停炉。

2、当部分操作员站故障时，应由可应用操作员站，继续承担机组监控任务，停止重大

操作，同时迅速排除故障，如故障无法排除，根据当时的运行状况酌情处理。

3、系统中控制器或相应电源故障时的处理

⑴辅助控制器或相应电源故障时，切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，如

条件不允许，则将该辅机退出运行。

⑵调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行同时迅速处理系

统故障，并根据处理情况采取相应措施。

⑶涉及到机炉保护的控制器故障时，应立即更换或修复控制器的模件，涉及到机炉保护电源故

障时，应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施，若恢复失败则应

紧急停机、停炉。

4、加强DCS系统的监视检查，特别是CPU、网络、电源等故障时，及时通知检修人员并

迅速做好相应措施

第二章发电机运行规程

2.1发电机及励磁系统设备规范

（见附表）

2.2发电机内冷水系统运行规定

2.2.1发电机启动前应先启动内冷水泵，通水循环，发电机各内冷水系统在未通水前，绝

不允许加励磁和投入运行。

2.2.2在启动内冷水泵前，首先关闭定转子进水阀门，随后启动内冷水泵。在内冷水进入

电机前，应先作一段时间的排污，然后开启定转子绕组和定子端部冷却元件内冷

水进水阀门，控制内冷水压在0.2-0.3Mpa。

2.2.3发电机的冷却水应连续、可靠，水质合格，冷水泵运行正常，两台冷水泵能互为联动

备用。

2.2.4启动过程中，转子进水压力随转速升高而逐渐下降，需及时调整保证转子进水压力

在0.2-0.3Mpa之间；

2.2.5停机过程中，转子进水压力随转速下降而逐渐上升，此时应及时调整使水压不超过

0.4-0.5Mpa;

2.2.6冷却水系统的各测量、监视装置及故障信号装置应正常可靠。

2.2.7发电机冷却水的应符合下列规定：

1、水质：透明、纯净、无机械混合物；

2、导电率：＜2us/cm(20℃)

3、PH值：7.0-8.0;

4、硬度：＜10微克当量/公升；

5、NH3值：微量。

2.2.8初起动时，水的导电率允许为5微姆/厘米，若水路系统发生异常或故障,不允许发电机

启动。

2.2.9运行中发电机的转子、定子线圈冷却水的断水时间不得超过30秒，当断水保护发

出信号时，如发电机没跳闸，应立即联系汽机采取措施，确定发电机已断水，且

不能立即恢复时，报告值长，立即减负荷停机。

2.2.10对停用时间较长的发电机，定转子绕组和定子端部冷却元件中的水应放净吹干，

或通入合格的水长期循环。

2.3发电机励磁系统

励磁系统属静止励磁电源式，又称为自并励方式，由磁变压器、可控硅整流装置、

微机励磁调节器、灭磁装置、起励装置、过压保护装置等组成。有专用的启励装

置为发电机升压提供电源，当发电机电压升至30%Un时,AVR触发可控硅导通,

这时自动切断启励回路，由励磁变经可控硅为发电机提供励磁电流。启励电源来

自380V。

2.3.1励磁系统主要技术指标

1、保证当发电机励磁电流和电压不超过其额定值的L1倍时，能长期运行。

2、机端电压额定值时，励磁系统能提供2倍额定励磁电压和2倍额定励磁电流，持

续时间不大于

10so

3、磁系统的电压响应时间＜0.1s。

4、在发电机空载运行状态下，频率每变化1%,自动电压调节器保证发电机电压的变

化值不大于额定值的±0.25%。

5、励磁系统自动调压范围满足5%-130%,调压精度40.5%。

6、在下述厂用电源及频率偏差范围内，励磁系统能保证发电机在额定工况下长期连

续正常工作。

⑴交流电压偏差范围为额定值的-15%~+10%;

⑵频率偏差范围为额定值的-6%~+4%;

⑶直流220V电压偏差范围为额定值的-20%~+10%。

2.3.2可控硅整流装置

可控硅整流装置采用三相桥式全控整流电路，额定输出280V、1900A,采用一

套双通道调节器带可控硅整流柜运行方式，当一台整流柜故障退出运行时，能保证发

电机在额定工况运行和实现强励。每个可控硅元件设有快速熔断器保护，以便及时切

除短路故障电流；并能检测熔断器熔断信号，故障桥臂具有自动退出功能。每个可控

硅功率柜采用单桥设计，可控硅元件无串无并，交直流侧设置过电压保护以抑制尖峰

过电压和换向过电压。

可控硅整流装置采用强迫风冷，每个整流柜设置低噪音风机，风机电源来自励磁

变低压侧。

2.4发电机正常运行中的监视

发电机在正常运行情况下，各参数的监视按以下规定执行，其它如未经试验和领导

批准，不得超过铭牌规定值。

2.4.1允许发电机定子电压在额定值的±5%(16.35-14.96KV)以内变动，在保持发电机的额

定出力不变的情况下，相应定子电流在±5%(5530-6113)以内变动。定子电压最高

不得超过额定值的110%运行，最低不得低于额定值的90%(相应定子电流仍不得超

过105%Ie).

2.4.2发电机在三相不平衡负荷条件下运行时，定子电流各相之差不得超过额定值的8%，且

最大一相亦不超过额定值；负序电流与额定值之比不得大于0.08。

2.4.3发电机正常运行中频率应保持在50HZ,其变动范围为49.5—50.5HZ,在此范围内发

电机可按额定容量运行。

2.4.4并列运行的发电机最好按各铭牌力率运行，力率一般不应超过迟相0.95,如果功率因

数超过迟相0.95,应严密监视端部冷却元件或铜屏蔽温度，不允许超温。在微机自

动励磁调节器运行时，力率可适当提高。

2.4.5发电机各轴承在额定转速下震动值在水平和垂直方向不大于0.03毫米，轴向不大于

0.038毫米。

2.4.6发电机各部分最高允许温度（见下表1

主要部件允许温升℃允许最高温度℃测量方法

定子铁芯也部90120电阻测量元件

定子铁芯齿部80120电阻测量元件

定子绕组5090电阻测量元件

定子绕组出水4585温度计法

转子绕组出水4585温度计法

定子端部冷却元件出水4580温度计法

2.4.7正常情况下，应保证发电机进水温度在20℃~40。（：之间，最低应不低于20℃,最高

出水温度为发电机进风温度不大于出风温度不作规定,但应监视进、

85℃040℃,

出风温差，不大于40（,若显著增大，则应分析原因采取措施。若发电机进水温度，

进风温度超过额定，但线圈、铁芯及出水温度未超过最高允许温度，可以不降低发

电机的容量，但当任一点温度超过时，则应减少负荷，直到上述温度到允许值为止。

2.4.8定子线棒最高与最低温度间的温差达8。（：或定子线棒引水管出水温差达8P报警，

查明原因并加强监视。此时可降低负荷。一旦定子线棒温差达14（或定子引水管温

差达12P或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时在确

认测温元件无误后，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理，以防止此线圈回路

局部水路堵塞被烧坏。

2.4.9发电机进水压力，流量的规定:

部位流量额定进水压力最高水压最低水压保护动作压力

定子绕组36T/H0.25~0.3MPa0.4MP0.2MPa0.15MPa

转子绕组27T/H0.25~0.3MPa0.4MPa0.15MPaO.lOMPa

2.4.10运行中的发电机，应监视励磁回路的绝缘电阻，当励磁回路的绝缘电阻突然降低时，

应以压缩空气吹净滑环和碳刷，以恢复绝缘电阻，当水内冷发电机由于水质不合格

引起绝缘电阻下降时，应换用合格的水，如果绝缘电阻不能恢复，则应对发电机严

密监视，尽快安排停机处理。

2.4.11湿度差动检漏仪和高阻检漏仪

发电机SCJ-2A型湿度差动检漏仪运行规定：

1、湿度差动检漏仪正常显示数据：

运行中按下检漏仪巡测按键，装置将显示"内％RH","外％RH","内。C",

"外。C","A%RH",正常固定显示值为A%RH。正常值：A%RH=内％RH-

外％RH=±0.01上下，另"外％RH"应经常小于70%

漂移:正常漂移值为±2%RH，超过±5%RH时应要求热工检查装置或查明原因，

△%RH达到±10%报警。内、外温度显示根据环境温度不同而变化，但其差值

应相对接近±1℃。

2、SCJ-2A型湿度差动检漏仪报警：

当两台SCJ-2A同时报警，或一台报警及另一台明显向报警值接近或断续报警；或两

台SCJ-2A的“A%RH"明显大于正常值时，都是发电机内有漏水迹象。但首先

要查看是否发电机附近有水或湿空气漏入发电机，转子出水箱有否喷水雾，小端

盖旁有否积水，汽机汽封是否排汽太多，空冷器室密封门的密封不严，地面有水

与潮气吸入，环境湿度突然变低等。查明原因防止与真漏水相混淆。但若发生下

列情况之一时，则证明为发电机本体漏水，应立即停机。

⑴从发电机窥视窗看到转子甩水或定子漏水的水迹。

⑵高阻检漏仪报警。

⑶“定子接地"或"转子一点接地"报警。

⑷各组空冷器均匀大量滴水。

3、发电机开停机时，发电机转速低或静止，机内气样流速降低，温度逐渐接近环境

温度。而环境气样温度仍接近进风温度。两者温度有差异，SCJ-2A常会报警，

不能表明漏水。此时应将采样风机停运，断开#2机6米层开关箱内钮子开关,

但应在启动前恢复送电。

4、明显是湿度差动检漏仪装置的故障，应通知热工检查。

5、SCJ-2A的投、退操作均由电气主值班员进行，合、断东西刀闸的同时，投入或

退出采样风机运行。正常运行中应每天中班巡测SCJ-2A测量数据，并记录在

发电机温度表内。

6、采样风机投运前的检查，及正常运行中均按电动机运行规程规定执行，有异常

通知电机班检查。

2.4.12励磁变

1、应经常监视温控温显仪表值，及时掌握变压器运彳亍情况：

2、当三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流和温度。

2.5发电机及励磁系统运行中的检查与维护

2.5.1发电机本体的检查内容

1、发电机各部声音无异常，机体无异常振动。

2、发电机各部温度正常。

3、静、转子进水压力流量正常，水质合格，发电机进出风温符合运行规定。

4、发电机端部无渗、漏、无结露、无流胶、焦枯、黄粉、零部件松动，绑线绝缘无

老化，塑料引水管无磨损、压圈过热发红，及其它异常情况。

5、空冷器无漏水、结露现象，发电机引出线无放电现象。

6、发电机系统各连接处，灭磁开关、甲刀闸、PT、CT及引出线接头无发热和松动

现象。

、发电机封闭母线微正压通风装置运行良好，外壳应温度不超过

765℃0

2.5.2滑环及碳刷的检查、维护

1、滑环表面氧化膜完好应无碳刷粉和油垢积聚，刷架及刷握上应无积灰。

2、碳刷边沿应不碎裂，碳刷如磨损较短，应及时更换。

3、碳刷的刷辫应完整，应无松动断裂和断股的情况，与刷架的联接应良好，刷辫无

过热引起的变色。

4、碳刷在刷握内应能自由活动，碳刷在刷握内应无跳动、摇摆和卡涩的情况。

、滑环表面应无变色、过热现象，且温度不大于

5120℃o

6、应定期用吸尘器或压缩空气清除灰尘和碳粉。

7、更换电刷的工作由有经验的人员进行，应穿绝缘鞋或站在绝缘垫上。

2.5.3励磁调节器的检查内容

1、励磁调节器盘上励磁电流，励磁电压，定子电压，无功功率表指示正常。

2、正常运行中无报警信号。

3、励磁柜中无噪音。

4.各元器件无过热及异味。

2.5.4硅整流装置的检直

1、整流本巨风机运行平稳正常，无异常噪音。

2、各元器件无过热及异味。

3、硅整流装置外观清洁，无积灰。

2.5.5励磁变的检查与维护

1、检查励磁变无异常声音、震动、气味。

2,励磁变的外观应清洁，无过多的灰尘聚集，防止绝缘击穿。

3、检查紧固件及连接件是否松动，导电部件有无生锈及腐蚀的痕迹，观察绝缘表面

有无爬电痕迹和炭化现象，要采取相应措施。

4、当励磁变有较严重的缺陷（如风机运转不良，温度显示异常，绝缘外观有微开裂

痕等现象）时，应停运查找原因。

5、正常运行时励磁变的柜门应锁好。

6、励磁变发出报警信号时，应减少发电机负荷，查明原因，予以消除。若无法消除,

应停机处理。

2.6发电机的启动、并列及停机

新装或检修后的发电机，在启动前应审查试验报告及验收单等齐全合格，发电机

及附属设备的全部工作票已收回，并认真查阅检修交待记录，拆除临时安全措施及恢

复常设遮栏，启动措施无误。

2.6.1发电机启动前的检直

1、检查发电机各部分及其周围的清洁情况，现场照明充足。

2、检查发变组及励磁系统一、二次回路设备应良好，清洁无杂物，继电保护正确完备,

符合运行条件。

3、发电机滑环及隔板应清洁，其碳刷和轴碳刷完整牢固，无破碎、短路、接地现象。碳

刷不应过短。

4、发电机内冷水系统各设备无异常，水压流量正常，水回路无渗水、漏水现象。发电机

空冷室干燥、无杂物、漏水结露现象。

5、从窥视孔检直发电机线圈绑扎良好，机壳内应干燥不潮湿。绝缘引水管无碰撞、弯曲、

渗漏水现象。

6、封闭母线微正压通风装置投入运行正常，封闭母线外壳清洁、严密无破损。

7、DCS上发变组有关控制开关位置正确，无异常及报警信号。

2.6.2发变组启动前绝缘电阻的测量

1、全部电气设备检查完毕后，在发变组启动前应测量绝缘电阻。对停机时间不超过48

小时且无检修工作，可不再进行测量工作。

2、定子回路的绝缘电阻用2500V摇表测量，每千伏不低于1兆欧。

3、转子回路绝缘电阻用万用表测量，一般为数千欧以上，应确认无金属性接地，若绝

缘电阻低于2000欧以下，应进行必要的检查。

4、励磁回路的绝缘电阻用500V摇表测量，绝缘电阻值应不低于0.5兆欧。

5、测#1主变、61变绝缘合格，每千伏工作电压绝缘电阻值不应小于1兆欧。

2.6.3发变组启动前的试验

发电机小修后或发电机系统有工作时应进行发电机启动前的试验；

1、发电机出口开关、灭磁开关、高厂变分支开关的跳、合闸试验及联动试验良好。

2、必要时会同试验人员进行发电机保护装置传动试验。

3、试验强行励磁动作正常。

4、做发电机事故按钮跳闸试验。

5、微机励磁调节器调压试验良好。

6、断水试验良好。

7、当同期回路有过检修工作或大修后的发电机，在同期并网前还应完成核相、假同期

试验等工作。

2.6.4发变组的复备、并列

冷态启动在冲转后开始复备，热态启动可在冲转前复备完毕。汽轮机冲转后，即

认为发电机与其联接的各种装置已带有电压，应办理工作票或有试验措施后方可在回

路内工作。

1、发变组恢复备用的顺序：

(1)查发变组工作票已收回；

(2)查发变组无安全措施；

(3)查发变组一次系统正常；

(4)测发变组绝缘合格；

(5)送上发变组A,B,C柜保护电源；

(6)查发变组保护投入正常；

(7)投入微机励磁调节器交、直流电源开关，并切至"远方”位置；

(8)将发电机出口PT分别送至工作位置；

(9)送上PT低压二次保险；

(10)送上中表低压二次保险；

(11)将中表送至工作位置；

(12)送上MK开关动力电源和操作电源；

(13)合上甲刀闸；

(14)合高厂变低压侧开关及PT;

(15)合主变中地刀；

(16)投入主变、高厂变风冷电源；

(17)合发变组主开关母线侧刀闸；

(18)送上主开关动力电源和操作电源；

(19)送上起励电源；

(20)更该模拟板。

2、发电机转速升到2500转/分时，主值班员对发电机进行下列各项检查：

(1)仔细倾听发电机内部的响声是否正常；

(2)滑环上的碳刷无励励或卡死现象，接触良好；

(3)检查发电机本体应无漏水、无渗水和结露现象。定子、转子水压、流量应在

允许范围内；

(4)检查检漏计指示正常。

3、发电机手动升压自动准同期并列操作顺序：

(1)机组转速升到3000转/分，稳定后，接值长命令，开始升压；

(2)正常升压采用手动升压方式；

(3)合上#1机灭磁开关MK;

(4)按下#1励磁调节器"手动通道运行"按钮；

(5)按下#1机"励磁投入"按钮；

(6)查#1机定子电压自动升至30%Ue(4.725KV);

(7)操作励磁调节器升压按钮升#1机定子电压至额定(15.75KV);

(8)核对#1机转子空载值正确(I0=785A,U0=109V);

注意：升压过程中，应注意监视定子三相电流均为零，转子电流、电压和定子电压均匀上

升且定子三相电压平衡防止PT保险熔断或二次回路接触不好造成发电机超压。

(9)检查定子回路及转子回路绝缘良好；

(10)调整#1机电压、周波与系统一致；

(11)按下神111开关自动准同期"投入"按钮；

(12)确认神111开关已合闸，并复归；

(13)按下神111开关自动准同期"解除"按钮；

4、发电机并列后，复备61A、B开关，在发电机功率升至15MW以上，稳定运行后，

即可切换厂用电。

5、并列后即可加负荷，定子电流可代额定电流的5%，但发电机定子电流增至额定电流

的时间不小于1小时，接待有功负荷速度按汽机规定执行。

2.6.5发变组的停运

1、负荷下降至20MW时，厂用电切换至#01启/备变；

2、将发电机有功、无功缓慢降到零；

3、断开发变组出口开关，将发变组与系统解列；

4、按“减磁"按钮使发电机定子电压降至最低，断MK;

5、将发变组转备用。

2.7发电机的异常运行及事故处理

2.7.1发电机过负荷

(1)在系统发生事故情况下，允许发电机的定子电流在短时间内过负荷，发电机

允许150%(8733A),短时过电流运行，时间不超过30秒。

(2)电机在系统事故过负荷情况下，各部分温度按正常运行规定要求不得超过规

定值。

(3)电机在系统事故过负荷运行时，监盘值班员应严格监视表计和控制过负荷时

间，并将过负荷情况汇报值长，若允许时间一到，监盘人员应立即报告值长,

减负荷使电流降到额定值以内。

(4)发电机在系统事故过负荷运行时，派人到现场检查一次回路和各部温度情况,

如有异常立即汇报处理。

2.7.2发电机温度不正常升高

(1)检查定子电流(5822A)及各相差值(582A)、负序电流(465A)是否超过

允许范围。

(2)检查进水压力(转子0.25~0.3MPa，定子0.25~0.3Mpa\进水温度(20~

40℃)是否正常，若经提高进水压力而流量仍比原来减少，出水温度仍超过

规定值，可能是某些导线内的水发生气化而造成堵塞，这时该导线的温度将

剧烈升高，并在短时间内损坏，遇此情况必须立即停机。

(3)检查发电机进风温度(40℃)是否正常，若进风温度高，应通知汽机调整空

气冷却器进水。

(4)若经检查一切正常，发电机温度仍升高，则应降低负荷，并报告专业。

2.7.3发电机三相定子电流不平衡

原因：可能是线路断线或线路开关非全相运行。

处理：

(1)发电机允许在三相不对称负荷下连续运行的条件是：每一相电流不超过

额定值，各相电流之差不超过额定电流的10%,负序电流与额定电流之

比不得大于0.08。

(2)发电机出现三相电流不平衡时，应判断测量回路是否故障，并观察其他

并列运行发电机的三相电流是否平衡，发电机是否振动。

(3)当发电机负序电流值超过规定范围时，应立即减少发电机的有功、无功

负荷，减少定子电流，使负序电流减小到允许值范围以内。

(4)若发电机三相电流不平衡是由于某线路负荷不对称引起，应立即联系减

少该线路的输送功率，或对该线路拉闸。

2.7.4发电机定子单相接地

现象：

(1)DCS报警，出现"发电机定子接地"光字牌。

(2)定子零序电压表有指示。

处理：

(1)迅速查看发电机定子三相电压，若一相降低，其他两相升高，则判断为

接地。

(2)检查主变，高压厂变及发电机一次系统，有无明显接地点。

(3)确认发电机内部接地时，应立即报告调度，减负荷停机，发电机系统一

点接地时间，不得超过30分钟。

2.7.5电压互感器一相或两相保险熔断

现象：

(1)发电机有功表，无功表指示降低。

(2)发电机定子电压表指示明显降低。

(3)定子电流表，励磁电压表，励磁电流表，指示均正常。

(4)DCS发出报警后，点击报警记录，出现"3PT断线”信号。

(5)电度表停转或缓转。

处理：

(1)应根据定子电流表，励磁电流表，电压表监视负荷。

(2)立即通知汽机值班人员根据主蒸汽参数，尽量维持汽机负荷不变。

(3)应检查3PT一、二次保险，将3PT解备，更换后投入正常。

(4)记录电度表停转时间，以免损失发电量。

(5)如果故障一时未能消除，通知电试人员进行检查。

2.7.6发电机漏水报警

现象：DCS发出报警，点击报警记录出"发电机漏水"信号。

处理：

(1)检查检漏计，分别测各点绝缘阻值，并通知热工检查表计，同时检查检

湿仪，如果也报警则判段为漏水。

(2)发"发电机漏水"信号的同时有"定子接地"信号发出时，则判段为漏

水。

(3)同时对发电机端部及下部(冷风室)进行全面检查；

(4)若判断为发电机定子或转子漏水时，应立即解列停机，并汇报有关领导。

2.7.7发电神E同期并列

现象：

(1)发电机产生很大的冲击电流。

(2)发电机产生强烈的震动及音响。

(3)系统电压降低，定子电流剧烈摆动。

处理：

(1)若汽轮发电机组无强烈音响及振动，可以不停机。

(2)若汽轮发电机组产生很大的冲击电流和强烈的震动而且不衰减时，立即把发电

机解列，并检查定子绕组端部有无变形，绝缘情况，查明无损后方可再次启

动并列。

2.7.8发电机自动跳闸

现象：

(1)警铃响，喇叭叫(如发电机内部故障，可能伴有爆炸声X

(2)发电机开关及灭磁开关信号灯闪光(#1机厂用分支开关闪光1

(3)跳闸后的发电机所有表计指示为零。

处理：

(1)首先检查灭磁开关是否跳闸(如未跳闸，立即将其断开)，厂用电运行是否

正常，同时停用强行励磁装置和励磁调节器。

(2)向汽机发"注意"、"已解列"信号。

(3)检查保护装置动作情况。

(4)若跳闸时系统无明显冲击、保护无掉牌，或确定跳闸是由于人员误动作所引

起，则应立即将发电机并入系统。

(5)发电机由于差动保护动作而跳闸时，应将发电机解备测量定子绕组的绝缘电

阻，并对保护区域内的一切电气回路和设备作详细的外部检查，查明有无外

部象征(如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等)，以判明发电

机有无损坏，同时对动作的保护装置进行检查。如果检查发电机及其回路并

未发现故障，经总工程师或生产副厂长批准，发电机从零升压，升至额定电

压后检查发电机和一次回路、继电保护装置确无问题，则发电机可并入系统,

升压时如发现不正常情况，应立即停机作详细检查以消除故障。

(6)发电机由于后备保护(发电机或主变的过流、负序过流等)动作而跳闸，应

对发电机、主变及被切除范围内的一次回路和设备进行检查，同时对动作的

保护装置进行检查。发现故障点应将其隔离，作好安全措施后进行检修。

检查没有查明跳闸原因，经值长批准合上主变中性点接地刀闸后，发电机带主变

从零升压，检查正常后并入系统。

2.7.9发电机变为同步电动机运行

现象：

⑴发电机有功表指示到零或负值，无功表指示升高。

⑵发电机电流表指示降低，定子电压表和励磁回路仪表指示正常。

处理：

⑴若汽机未联系停机，则应保证发电机电压正常，与汽机联系增加有功负荷，使

其恢复发电机运行方式。

⑵若汽机联系停机,立即将发电机与系统解列，告通知汽机发电机"已解列"。

2.7.10发电机着火

现象：

⑴发电机不严密处冒烟或冒火，有焦臭味。

⑵从窥视孔观看到浓烟。

⑶有时有爆炸声。

处理：

⑴报告值长及专业领导。

⑵同时断开发电机主油开关，断开MK开关，并进行隔离。

⑶通知汽机灭火前维持200转/分~300转/分，低速运转，冷水系统继续运行。

⑷打开发电机窥视孔用干式灭火器灭火（或二氧化碳、四氯化碳），严禁用泡沫

灭火器和砂子灭火。

2.7.11发电机断水

现象：DCS报警，点击报警记录出"发电机断水"光字牌。

处理：

⑴发电机断水信号发出后，应立即与汽机联系，并去检查发电机进水压力及甩水

盒出水情况。

⑵当发电机断水信号发出且证实确已断水，经30秒保护没有动作，应立即手动

断开主油开关及MKO

⑶断水跳闸后，应对发电机组进行全面检查。

2.7.12发电机振荡失去同步

现象：

⑴定子电流表的指针来回剧烈的摆动，有超过正常值的情况。

⑵发电机及系统电压表剧烈摆动，通常是电压降低。

（3）有功表大幅度摆动，转子电流表、电压表在正常值附近摆动。

⑷频率随发电机忽上忽下，发电机发出有节奏的鸣声，其节奏与上列各表计的

摆动合拍。

处理：

⑴励磁调节器"自动”运行模式下，1分钟后不能自动恢复同步，应适当降低

有功负荷。

⑵励磁调节器"手动”运行模式下，应尽可能增加励磁电流，若无效，应适当

降低有功负荷。

⑶若经上述处理3~4分钟仍无效，应根据调度命令将失步机组与系统解列。

2.7.13电机升不起电压

现象：

⑴升压时转子电压、电流及定子电压表指示为零或近于零。

⑵或者定子电压表指示为零或近于零，但转子电压、电流表正常。

处理：

⑴立即停止升压，检查微机励磁调节器柜内有无报警。

⑵检查启励电源是否正常。

⑶检查MK开关是否合好，启励装置有无异常。

⑷若转子电压、电流表正常，则