300MW电气规程方案

电气运行规程目录编写说明：行维护、倒闸操作及事故处理的基本原则。2:引用标准：2.1《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分中)2.2《电力工业技术管理法规》2.3《电力变压器运行规程》2.4《300MW发电机运行规程》(国家电力公司颁布)2.5电气设备制造厂家提供的产品说明书2.6新疆电力设计院设计图纸2.7《新疆省电网调度规程》3:凡是用红字标注的部分均为没有厂家提供的正式资料。或者是现在不能最终确定的部分。4:凡是空白的部分均为无资料的部分。5:凡是涉及到运行操作的部分都是目前不能确定的部分，须待设备安装、调试结束后才能进行最终的确认。6:对现在无资料(也无说明书)的设备，根据现在掌握的资料与搜集同类型机2组设备的资料进行核对、比较，该部分也将进行最终的确定。7:对目前有资料而设备还为安装的部分，也需要到设备安装、调试结束后进行最终的确定(如网络继电器小室的电气设备)第1章总则第3章变压器运行规程第5章厂用电系统运行规程5.1厂用电系统运行方式5.2厂用电系统的倒闸和停送电操作5.3厂用电系统异常运行及事故处理6.1设备规范7.2直流系统运行7.3直流系统运行规定7.4直流系统的运行操作7.6直流系统的维护检查8.1系统概况8.5状态显示第9章保安系统运行规程9.4事故处理9.5柴油发电机(无资料暂定)第10章继电保护及自动装置10.1总则10.2.47、8号发变组保护10.2.53号高压3号厂高备变保护10.2.6.2厂用6.3kV母线保护10.3自动装置第11章防误闭锁装置(无资料暂定)11.5操作中的注意事项第12章电除尘12.1.1高压静电除尘器设备规范12.1.3高压静电除尘器启动12.1.5高压静电除尘器停运12.1.6高压静电除尘器运行中的注意事项12.1.7定期维护及保养12.1.8高压静电除尘器异常及故障处理12.1.9高压静电除尘器的试验1.1适用范围及引用标准1.1.1适用范围1)本规程系玛纳斯发电厂三期2×300MW机组电气系统及电气设备的调度管理、运行方式、运行维护、倒闸操作及事故处理的基本原则。2)本规程适用于运行人员和生产管理人员对玛纳斯发电厂三期2×300MW机组的电气系统及电气设1.1.2引用标准2)《发供电系统电气操作票、工作票考核标准》(新疆维吾尔自治区地方标准2002年版)3)《电力变压器运行规程》(电力部95年颁发)4)电气设备制造厂家提供的产品说明书5)新疆电力设计院设计图纸6)《新疆省电网调度规程》(2006年版)7)《发电机运行规程》(国家电力公司1999年颁布)8)《变电站运行导则》(国家发改委2005年发布)1.2一般规定1.2.1电气设备运行及事故处理应执行本规程。本试行规程与上级规定、规程或生产实际相抵触时，应按上级规定、规程以及生产现场实际情况执行，保证人身和设备安全。1.2.2电气设备的几种状态1)运行状态：设备的断路器和隔离开关均在合闸位置，保护投入。2)热备用状态：设备的隔离开关在合上位置，断路器在工作位置，但处于断开位置，控制电源和动力电源接通，保护投入。3)冷备用状态：设备安全措施全部拆除，设备的断路器、隔离开关均在断开位置，控制电源、动力电源断开。4)检修状态：设备的断路器、隔离开关均在断开位置，控制电源、动力电源断开，设备上有安全措施，有妨碍送电的检修试验工作。5)倒母线：指将某设备从一条母线倒至另一条母线运行。6)充电：指将不带电设备与电源接通。1.2.3设备管辖的划分1)属中调管辖的电气设备a)220kV系统所有的一次设备以及继电保护、自动装置。c)3号厂高备变及中性点的接地刀闸。2)属值长管辖的设备：中调管辖设备以外的其他所有的电气设备。3)属中调管辖设备的检修申请、停电、送电、保护投退由中调调度员批准和下达命令。1.2.4操作术语被操作设备发电机并列、解列和停机变压器运行、备用、检修隔离开关、接地刀闸合上、拉开断路器合上、拉开继电保护、自动装置投入、退出或投信号、投跳闸二次回路电压开关切换熔断器给上、取下断路器手车推至、拉至接地线装设、拆除电动机启动、停止1.2.5倒闸操作的一般规定：1)电气设备正常和事故的倒闸操作，除严格执行《国家电网公司电力安全工作规程》外，还应严格执行新疆省电网公司、玛纳斯电厂颁布的各项规程和制度。2)电气设备的各种操作除事故处理外，均应由有关调度或值长的命令为依据，倒闸操作必须得到值长的命令才能进行。3)操作人员接到值长命令后，应复诵，确认无误后再根据设备情况填写操作票。4)正常的倒闸操作必须由两人执行，一人操作，一人监护，其中对设备较熟悉者作监护人。监护人不得进行操作。5)值长应认真做好操作的组织准备工作。根据任务的繁简指定监护人和操作人，并向操作人员交待清楚操作任务和安全注意事项。对特别重要和复杂的倒闸操作，应组织操作人员进行讨论，由熟悉的值班员操作，值长监护。对接班后立即执行的操作，由交班者填写操作票，接班操作者仍应全面审签操作票无误后，再进行操作。但必须事先得到上级领导的同意。6)设备送电前，必须检查全部工作票已终结，有检修详细的可以送电的交代，拆除一切与检修工7)拉、合隔离开关，推、拉小车断路器、抽屉断路器，必须检查断路器在分闸位置。禁止带负荷拉、合隔离开关，如属误合则不允许带负荷再断开。拉、合220kV的隔离开关时应将相应断路器的保护投入。拉开隔离开关，开始应谨慎缓慢进行，若发现异常电弧，未断弧前应立即合上。操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。8)线路(其它负荷设备)停电时，应按照断路器、线路(其它负荷设备)侧隔离开关、母线侧隔离开关的顺序操作，送电时则相反。9)电力变压器停电，应先拉开低压侧断路器，后拉开高压侧断路器。送电时，应先从高压侧充电，不准用隔离开关对本厂的电力变压器进行充电，厂用变压器不能用低压侧充电。10)运行设备由一条母线倒换至另一条母线前，必须检查母联断路器三相确在合闸位置，控制电源已断开，投入互联压板，先将要倒换的支路隔离开关合上，才能拉开另一组母线上需要断开的该支路隔离开关。11)设备送电前必须将有关保护投入，严禁将无保护的设备投入运行。12)倒闸操作时，不允许随意解除防误闭锁装置，停用防误闭锁装置必须经生产副总经理(总工程师)批准。如需短时间退出，应经值长及部门专责同意并应按程序尽快投入。13)检修人员进行重大的试验操作，必须有试验操作步骤等方案，事先向运行值班人员交底，征得其同意后方可进行。14)对安全水平较低的特殊运行方式，无论在运行中或处在操作中，应联系相关专业做好事故预想。15)运行方式变化、直流电源切换及电压互感器的退出均应考虑对继电保护，自动装置，测量回路的影响。16)凡有同期闭锁的并列点断路器必须经同期检查，确认同期或有一侧无压并经无压鉴定后方能进行合闸操作。17)天气情况恶劣时(雷电、大风等),禁止在室外进行倒闸操作。18)允许用隔离开关进行的操作：1)拉、合220kV及以下电压等级的空母线。2)倒母线操作时，拉、合等电位隔离开关。3)拉、合系统无接地故障的变压器中性点接地刀闸。5)拉、合无故障的电压互感器6)无雷电时，拉、合无故障的避雷器。7)拉合110kV及以下且电流不超过2A的空载变压器和电容电流不超过5A的空载线路，但当电压在20kV以上时，应使用户外垂直分合式三联隔离开关。1.2.6事故处理原则：1)要迅速限制事故发展，消除事故根源，并解除对人身或设备的威胁。2)发生事故时，应首先注意厂用电系统，设法确保厂用电源的正常。3)在不损坏设备和危及人身安全的前提下，用一切可能的方法，使设备继续运行，以保证对重要用户的供电。4)在事故已被限制并趋于正常稳定状态时，应尽快设法将运行方式调整为系统的合理运行方式，5)值班人员应遵守下列顺序消除事故：a)事故如对人身及设备有威胁时，应立即解除威胁，在必要时立即停止设备运行。b)根据表计指示，继电保护动作信号及故障录波器动作情况和设备的外部象征，了解事故的全面情况。c)迅速进行检查，判明事故性质、地点及其范围，并设法消除故障点。d)接到处理事故命令时，必须向发令人复诵，如命令不清楚或意图不明，应询问清楚，执行后立即向发令人回报。对发令人指挥有误，应提出意见并作简要说明，当受令人认为命令正确，在不发生人身伤害和损坏设备前提下，应按发令人命令执行。对可能造成人身伤亡和设备重大损坏的命e)尽快恢复已停电的重要用户和厂用电的供电，并恢复正常运行方式。f)将故障设备停电，并进行必要的测试，通知检修人员修复。g)对无故障象征，属于保护装置误动作或限时后备保护越级动作而跳闸的设备，经过值长同意6)对有关设备系统进行全面检查，详细及时记录发生事故的时间、现象、主要操作步骤及时间，并将情况及时汇报有关人员。7)事故发生后，一般应立即汇报值长和调度及上级领导，应在值长和调度统一指挥下处理，在下b)当厂用电源全部或部分中断时。c)事故情况下，找不到值长和调度通信中断时，应按有关规程规定及时进行处理，再设法与值长和调度联系。d)系统故障，需增加发电机出力时。e)电气设备着火时切断电源。f)母线失压后，断开母线上的断路器。a)立即断开电源，对发电机组则解列停机，并通知主值班员将发电机维持在盘车状态和保持冷却水继续循环。b)设法隔离已着火设备，防止火势蔓延。c)对可能带电的电气设备以及发电机、电动机等应使用干式灭火器，二氧化碳或1211灭火1.3操作制度1.3.1操作票制度执行”字样，已操作的注明"已执行"字样。2)每张操作票只能填写一个操作任务，任务填写明确，写明电压等级，使用设备双重名称(名称4)安规”规定下列项目应填入操作票内：5)操作填写除按“安规”规定项目填写外，下列内容也要填入操作项目栏内。a)及装拆接地线(短路线)的地点，并注明地线编号。c)恢复运行(备用)操作要填写拆除临时遮栏、取下停电时所挂标示牌，恢复永久遮栏项。d)线路侧装(拆)接地线或拉(合)接地刀闸，必须写明：接调度命令在××隔离开关×侧6)主要设备的断路器(发电机、变压器、线路、母联、旁母等)操作时间应记在该操作项目后。7)一个操作任务如需同时拉开几个断路器和隔离开关，允许先行拉开各断路器，再分别拉开各隔8)及时填写操作开始与终了时间，终了时间填在终了页。操作票开始时间是以操作票第一项操作9)操作票由操作人填写、签名，监护人审查、签名，值班负责人审核签名后执行；微机生成的操10)操作票需填写两页以上时，前页最后一项写明“下接××××号”,续写操作任务栏写“上接××××号”,在终了页签名(注：××××号系指操作票编号)。在使用计算机打印的操作票时，超过一页时，操作票有连续的页码标记。11)操作票填写完最后一项，应画终止符号或写明"以下空白"字样。12)填写操作票时，应对照模拟图或电气一次接线图，掌握须装拆的安全措施、设备变更情况。填好的操作票经监护人认真核对后，由值班负责人及值长审核批准以保证操作票正确无误。13)模拟操作预演规定：开始操作前，操作人、监护人应先在模拟图(或微机防误装置、微机监控新疆天山电力玛纳斯发电分公司三期2×300MW机组集控运行规程装置)上按照操作票顺序认真进行操作预演，以再次核对操作程序。1.3.2操作监护制度：1)操作时要严格执行操作监护，唱票复诵制。操作过程中操作人不得有任何未经监护人同意的操作行为，严禁操作人脱离监护擅自操作设备。2)监护人每次只能给操作人按顺序下达一个操作项目的命令，操作人复诵一遍，然后监护人确认无误后，下令正式操作，操作人才能开始操作。3)操作中发生疑问时，不准擅自更改操作票。必须向值长或值班负责人报告，清楚后再进行操作。4)每操作完一项，应检查无误后，监护人在操作票该项上做“√”记录，全部操作完毕后进行复查。5)全部操作完毕后，应全面进行一次检查核对。确认无误后，再向发令人汇报操作完毕，注明结束时间，盖章。1.3.3正常倒闸操作尽可能安排在负荷较轻和非交接班时进行。1.3.4高压验电必须戴绝缘手套。1.3.5装设接地线应由两人进行，应先接接地端，后接导体端，并且接触良好。拆除接地线的顺序与此相反。装、拆接地线均须使用绝缘棒或戴绝缘手套。2.1.1发电机概况：7、8号发电机为QFS2-300-2型三相交流同步发电机，发电机为水一水一空冷却方式，即定子绕组和转子绕组采用水冷却，定子铁芯及端部结构件采用空气冷却。发电机励磁系统采用UNLTROL5000微机励磁调节控制系统。励磁电源由并接于机端励磁变压器作为励磁电源，经可控硅整流后供给发电机励磁电流，自动电压调节器(AVR)改变可控硅整流装置的触发角来控制发电机的运行工况，系统主要由机端励磁变压器、控硅整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、启励装置等组成。2.1.2发电机主要性能与技术参数2.1.2.1发电机主要技术参数额定容量额定功率额定定子电压额定定子电流A额定频率额定励磁电压V额定励磁电流A空载励磁电流A空载励磁电压V%定子绕组相数3额定功率因数cosφ0.85(滞后)额定转速临界转速(一阶)临界转速(二阶)励磁方式自并励静止可控硅整流强励倍数额定无功功率定子绕组连接方式定子绕组绝缘等级F噪音水平转子绕组绝缘等级F制造厂家上海汽轮发电机厂2.1.2.2发电机冷却介质技术参数发电机定子线圈冷却水流量发电机定子端部铜屏蔽流量每端5m³/h转子线圈冷却水流量定子线圈冷却水进水压力转子线圈冷却水进水压力定转子线圈冷却水进水温度定转子线圈冷却水平均温升铁芯温度空气冷却器散热能力空冷器循环水量约720m³/h空冷器循环水进出压差约0.1Mpa冷却空气量进风温度最高40℃测量指标测量项目测量范围测量精度机内湿度(内%RH)士(0.5%RH+0.1%RH)环境湿度(外RH)内外差值(△%RH)土(1.0%RH+0.2%RH)机内温度(内℃)环境温度(外℃)湿度报警整定值：温度差值极性：2)操作顺序(+)发电机内湿度大于环境湿度；(-)发电机内湿度小于环境温度。1)SCJ—2型湿度差动检漏仪运行规定：a)要求“外%RH”显示小于70%ERH,如超过，应调小空冷器水量，使进风温度上升，使外%RHb)如汽侧温度高于进风温度，外%RH修正为66%RH。c)SCJ—2装置应保证长期连续工作，不能发生故障。d)配套用的励侧、汽侧两台鼓风机动力电源与SCJ—2的信号线不可合用同一根电缆。e)SCJ—2装置与配套设备应调试合格方可投运，且每次大修后均应调试一次，保证气样温度g)传感器应定期校验，校验不合格立即更换，一般为三年一次。h)发电机短期停用，微型鼓风机及SCJ—2可以不停用，如SCJ—2报警，可解除报警的声响，也可切断电源。i)发电机大小修或有较长时间停用，应将鼓风机及SCJ—2切断电源停用。j)每次启动前，必须检查空冷器小室地坪，如有积水查明原因并消除。2)SCJ—2装置显示异常的判断与处理；a)两台SCJ—2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，均表明发电机内有(定子、转子或空冷器)有漏水迹象，但首先应排除漏水假象。I.从发电机窥视孔看到转子甩水或定子漏水。II.高阻检漏仪报警。III.定子线圈接地报警。V.各组空冷器均大量滴水、积水。c)判断属于SCJ—2装置故障，应通知检修尽快处理。2.1.2.4SCJ—2型射频监测仪(发电机定子绕组的局部放电在线检测装置)1)遥控面板及显示功能控制器显示器电源绿灯自检白灯预报警黄色故障报警红色指针式表头(仅在监测仪上)表示监测仪输出电平(0～100%)和输入幅度图形记录仪(仅在遥控板上)预报警设定(仅在监测仪上)预报警电平门限调节。故障报警设定(仅在监测仪上)故障报警电平门限调节。I.所有开关均置“断开”状态。III.按下监侧仪的电源开关按键，再按遥控板上的电源开关按键。此时，电源和自检指示灯应亮，仪器自动进入自检周期。前半个周期读出的输出值应小于30μV,后半个周期输出值，应接近漏刻度值10000μV,10秒钟后开始进入报警状态。b)不接遥控电源时的开机顺序：I.所有开关均置“断开”状态。II.将电源板上开关S₁拨到“ON/SELF”位置。III.按下监测仪的电源开关按键，此时电源和自检指示灯应亮，仪器自动进入自检周期。IV.自检周期结束后，按下报警验证按键，仪器进入监测状态。2.1.3绝缘电阻的规定：1)定子绝缘电阻在通水前，应用2500伏兆欧表测量，热状态75℃下应不小于：R(75℃)≥4.4M。即：在热状态(75℃)下，发电机绝缘电阻应在4.4MQ以上，在不同的b)各相绝缘电阻差异倍数不大于2。c)将测得的绝缘值与相近条件下历史数据比较，若相差很大，则应查清原因，设法提高绝缘2)在绝缘水管中的水未能彻底吹干的情况下，应用ZC—37型2500伏水内冷电机专用绝缘电阻测量仪测量。测量绝缘电阻时，应先拆开定子进水总管对地的连接线，测试完毕恢复原状。a)测量绝缘水管电阻(即绕组与总进出水管间的总电阻)不小于100kQ,c)发电机转子回路绝缘电阻用500V摇表测量，其值不应低于0.5MQ。转子绝缘用万用表测量时，其值不小于2000Ω。3)发电机检修后或备用超过72小时，投入运行前，运行人员应对发电机定子回路进行绝缘电阻测量并记录。对于发电机转子回路、高厂变低压绕组在每次起机前都要进行绝缘电阻测量并记录。4)定子回路(包括发电机出口封闭母线、主变低压侧绕组、高厂变高压侧绕组等连接设备)绝缘电阻的测量应用专用仪表在线圈通水的情况下测量，测得的电阻值应与前次测量结果比较，不得低于前次测量值的1/3~1/5,并最低不得低于20MQ。绝缘不符合上述要求时，应查明原因，进行处理。(检修工作完毕由检修人员测量绝缘电阻并向运行人员做详细的交代。)2.2发电机运行2.2.1发电机运行规定：1)正常情况下，发电机应按制造厂规定的铭牌参数运行。在未做温升试验之前，不允许超过铭牌参数运行。2)发电机出口电压允许在额定值的±5%(19～21KV)内运行，最低不得低于额定电压值的保持在50Hz±0.1Hz内运行，最大偏离额定值不超过±0.2Hz。4)发电机定子电流一般在额定值(10217A)下运行，不应过负荷运行。系统发生故障时，发电机允许短时过负荷运行，但每年发生次数不得超过两次，且过负荷时的状况参数应详细记录。期间定子电流和转子电压如下表所示。新疆天山电力玛纳斯发电分公司三期2×300MW机组集控运行规程允许过负荷运行时间(S)过负荷电流/额定电流(%)过负荷定子电流值(A)允许过负荷运行时间(S)过负荷电压/额定电压(%)过负荷转子电压值(V)5)发电机过负荷运行时，应密切注意各部温度不得超过允许值，可以调整励磁电流使定子电流和励磁电压在允许的持续时间内，但应保证定子电压应在允许范围内，应严密监视发电机及变压器等各部温度情况。6)发电机在额定功率因数下，电压偏离额定值±5%,频率偏离额定值-2%～2%可以连续以额定功率运行。同时，如果频率偏离额定值-5%～+3%范围内，发电机输出的功率、温升值、运行时间如下表：电压(KV)频率(Hz)有功功率(MW)定子铁芯温升(K)转子绕组温升(K)每次时间小于(min)11113333在发电机寿命期间内发生的次数(次)7)发电机允许在不对称条件下运行，此时每相电流不得超过额定值，发电机三相不平衡电流不得超过额定值的10%,持续负序电流不得超过额定值的10%,且其中任何一相不得超过额定电流值。即(最大相电流—最小相电流)<(额定电流×10%)此时应注意机组振动及转子温升情况。8)在极短时间内，发电机能够承受事故不平衡负荷，为了防止负序电流产生的损耗引起转子磁极表面和护环局部过热和烧损，负序电流的标么值的平方与事故时间的乘积应满足I22t<10S,事故时负序电流的允许值和相应的时间如下表：459)发电机功率因数一般为迟相0.85,不允许发电机失磁运行，发电机一旦失磁，应立即解列发电机。有功、无功一般应按Q≥1/3P运行。10)发电机允许强励，其强励倍数为2,持续时间不得超过10秒，强励动作后应对发电机各部进行全面检查。11)发电机定、转子进水温度合格(30℃~40℃),压力、流量正常，且冷却水质应合格，标准如下：水质：透明纯净，无机物混杂物导电率：定子0.5~1.5微西/厘米转子<5微西/厘米PH值：7.0～8.0间12)空气冷却器进水温度不得大于33℃,空气冷却进风温度控制在20℃~40℃。13)发电机运行时，各部分允许温升或允许温度限部位名称允许温升(K)允许最高温度(℃)测量方法定子铁芯轭部电阻测温元件定子铁芯齿部电阻测温元件定子线圈高阻热敏电阻测温元件定、转子线圈出水温度计法定子铜屏蔽出水温度计法轴承出水温度计法轴瓦温度电阻测量元件2.3.1启动前的检查：1)机组的检修工作票已全部终结、临时安全措施已全部拆除，恢复常设遮栏及标示牌，有详细的检修书面交待。2)从窥视孔观察发电机端部照明良好，绝缘引水管无弯扁、外表无伤痕、交叉接触、相互碰撞、渗水、漏水及结露等现象，机壳内干燥不潮湿。3)发电机所有附属设备，均应具备运行条件。4)各种表计完整无缺，各种信号指示正确，同期装置接线正确。压力均匀，电刷在刷握内能自由活动，无接地、短路现象。6)主开关、灭磁开关及其他励磁系统各开关拉、合闸正确，联锁关系正确。7)厂用电各电源开关及备用电源开关拉、合联锁正确，厂用电切换装置正常。8)发电机定转子冷却系统水质合格，通入冷却水，检查各部无泄漏。9)发电机、励磁装置、主变、高厂变测温元件良好，表计指示正常。10)二次回路接线完整、正确、牢固，与图纸相符，标志齐全。继电保护及自动装置投入正确，压板投入正确。11)主变、高厂变按变压器运行规程恢复检查。2.3.2发电机起动前根据需要应进行如下试验：1)试验发变组系统的所有信号应正常。2)发变组保护传动试验应正确。3)主断路器、灭磁断路器，分、合闸试验正确。4)6kV厂用分支各断路器分、合闸及联动试验均合格。5)发电机断水保护试验应正确。6)励磁系统联锁试验应正确。7)励磁系统的保护跳发电机试验应正确。8)大修后的发电机，应做定子水压，反冲洗试验。2.3.3发变组一、二次系统检修后检修人员应向运行人员交待以下有关情况：1)发电机及封闭母线耐压试验情况。2)各部的绝缘电阻。3)发电机静子水压试验记录。4)自动调节装置试验情况。5)继电保护定值及动作试验情况。2.3.4只有在发电机定转子线圈通水后，才允许升压，发电机启动时，全部冷却器应先投入。2.3.5汽轮机升速过程中，值班人员应监听发电机的声音，检查滑环上碳刷是否跳动、卡住或接触2.3.6汽轮机冲转前，应完成发电机升压前的下列操作：1)检查发电机主断路器及所属隔离开关在断开位置。2)合上主变中性点接地刀闸。3)投入主变、高厂变冷却装置。4)将发电机出口电压互感器及避雷器送入“工作”位置、合上其二次小断路器。5)将微机励磁调节器恢复备用。6)检查发电机中性点变压器、电阻具备投运条件，合上发电机中性点隔离开关。8)检查发变组保护投入正确，启停机保护及误上电保护在冲转前投入，发电机并列后退出。投入9)检查发变组系统无异常现象。2.3.7汽轮机定速前合上发电机主断路器所属隔离开关，将6kV分支PT推至工作位置，合上PT二2.3.8发电机升压采用远方AVR方式升压或远方FCR方式升压，自动准同期并列，一般情况下采1)确认发电机220kV母线侧隔离开关及主变中性点隔离开关确已合上，发变组已处于良好备用状态。2)检查发电机所属一、二次熔断器(小断路器)良好。3)确认操作画面发电机各断路器位置状态正确。4)确认汽机、发电机符合并列条件。5)检查发电机微机调节器已在良好备用状态。7)励磁控制方式选择“远方”方式。8)确认发电机已在额定转速。9)选择电压调节AVR方式。10)确认“退出叠加控制”有效。11)合上发电机励磁断路器。13)按下发电机励磁投入键。17)按下“同期装置投入”按键。19)按下同期装置ASS复位按键。20)按下"同期断路器投入"按键。21)确认“同期断路器投入”信号反馈正常。22)确认发电机电压，频率与系统基本一致。23)按下DEH中同期自动投入键。24)检查DEH中同期自动投入键信号反馈正常。25)检查发电机主断路器合闸信号发出。27)检查发电机三相电流平衡。2.3.8.2采用远方FCR方式与系统自动准同期并列：1)确认发电机220kV母线侧隔离开关及主变中性点隔离开关确已合上，发变组已处于良好备用状态。2)检查发电机所属一，二次熔断器(小断路器)良好。3)确认操作画面发电机各断路器位置状态正确。4)确认汽机、发电机符合并列条件，定转子冷却水、空气冷却器均已投入。5)检查发电机微机调节器已在良好备用状态。6)检查发电机定子电流为零。7)励磁控制方式选择“远方”方式。8)确认发电机已在额定转速。9)选择电流调节FCR方式。10)确认“退出叠加控制”有效。11)合上发电机励磁断路器。12)检查发电机励磁断路器确已合上。13)按下发电机励磁投入键。14)检查发电机“励磁投入”信号反馈正常，励磁系统开始建立转子电压。15)核对空载参数在正常范围内(985.1A,123.4V)。16)检查发电机定子三相电压平衡、三相定子电流为零。17)按下“同期装置投入”按键。18)确认“同期装置投入”信号反馈正常。19)按下同期装置ASS复位按键。20)按下"同期断路器投入"按键。21)确认“同期断路器投入”信号反馈正常。22)确认发电机电压，频率与系统基本一致。23)按下DEH中同期自动投入键。24)检查DEH中同期自动投入键信号反馈正常。25)检查发电机主断路器合闸信号发出。26)检查发电机自动与系统并列，主变高压侧断路器三相确在合闸位置。27)检查发电机三相电流平衡。28)调整发电机无功，保持发电机机端电压正常。2.3.8.3顺控并网：1)确认发电机220kV母线侧隔离开关及主变中性点隔离开关确已合上，发变组已处于良好备用状态。2)检查发电机所属一，二次熔断器(小断路器)良好。3)确认控制画面发电机各断路器位置状态正确。4)确认汽机、发电机符合并列条件，定转子冷却水、空气冷却器均已投入。5)检查发电机微机调节器已在良好备用状态。6)检查发电机定子电流为零。7)励磁控制方式选择“远方”方式。8)确认发电机已在额定转速。9)点击发电机，弹出顺控操作菜单。10)选择“顺控并网”,“允许”指示灯亮。11)点击“开始”按钮，“进行”指示灯亮。12)检查顺控操作正常，画面各反馈指示正确。16)检查发变组系统各部正常。2.3.8.8正常情况下，发电机并网后即可加负荷，加负荷过程中上升速度应均匀，在1小时内可加2.3.8.9在并列和加负荷过程中应特别注意水量、水2.3.9.1停机状态的规定：1)备用停机：发变组一、二次回路及有关设备检修工作而停机的状态。发电机220kV母线侧隔离2.3.9.2非事故情况下，发电机在解列前应完成下列工作：2)发电机减负荷过程中，应调整各冷却系统使之适应当时工况。4)在发电机有功负荷减至15MW,无1)检查6kV厂用电源已倒为#033号厂高备变供电。5)联系汽机打闸。10)检查励磁系统磁场断路器FQB已断开。11)进行停机后的相关操作及全面检查。1)得到解列停机的命令。2)检查主变中性点隔离开关确已合上。3)选择顺控停机选项，检查“允许”指示灯亮。4)按“开始”按钮，然后确认停机解列程序开始。5)检查发电机负荷降低。6)检查快切装置启动正常，厂用电切换正常。7)检查顺控操作各项反馈正常。8)检查发电机主断路器三相跳闸，发电机电压降至最低。9)确认发电机停机解列程序完成。2.3.9.5发电机解列后，按值长命令将机组处于备用状态时，还应执行下列解列后的操作：1)检查发电机出口断路器在断开位置。2)拉开发电机断路器所属隔离开关。3)停运主变、高厂变冷却装置。4)检查6kV厂用工作电源断路器在断开位置，断开其储能，控制小断路器。将断路器拉至检修位5)停用热工保护、断水保护。2.3.9.6若需将机组处于停电检修状态，应根据工作需要填写操作票进行操作，使机组处于检修状态，并停用发--变组保护跳母联压板及其失灵启动保护压板。2.4发电机的运行监视与维护2.4.1发电机正常运行中的检查：1)各监视发电机的表计指示不超过允许值。2)发电机本体冷却水系统各部温度、水压、流量正常。3)发电机本体两侧无结露，渗漏水现象，绝缘引水管无抖动磨损现象，静子线圈无变形、过热、发黑和电晕现象。4)发电机声音正常、振动、串动不超过规定值。5)发电机碳刷、弹簧安装牢固，压力适当，无过热、冒火现象。6)励磁系统各元件无过热、变形现象，输入、输出参数正常，通风正常。7)发电机、励磁变中性点配电变压器运行良好各部清洁，运行声音正常，无异常振动。8)检查封闭母线、PT等装置无异常现象。9)封闭母线运行正常无局部过热，封闭母线外壳温度不超过60℃,微正压装置运行正常；10)发电机三相定子电流应平衡，按定子绝缘检测按钮检查，定子电压表指示应为零。11)检查发电机的射频监测仪、湿度差检漏仪自动监测装置无异常报警；12)保护室内各保护运行正常，电源正常，无异常信号。13)监视发电机各部温度巡回检测各点显示温度不超过允许值。14)正常运行情况下定子线圈层间测温元件读数最高值不应比平均值大5℃,如果此数值大于10℃,应及时分析原因，并与投运初期温升数据比较，做出处理，必要时减负荷运行。如果温度继续上升，最高值比平均值大14℃,或此测温元件温升达到50K,则应解列停机检查，以防止此线圈局部水路堵塞被烧坏。2.4.2发电机冷却水的运行规定：1)发电机正常运行时，对冷却水流量、压力、温度应特别监视，并严格控制进出水温度不超过额定。冷却水系统的各设备信号、控制仪表指示动作正确。2)发电机定冷水导电率为0.5~1.5μs/cm,超过额定值时，采取增大离子交换器的流量或补水放水的方法，以降低导电率至额定值，当导电率达到10μs/cm,应申请停机。3)发电机定子线圈冷却水量为51m³/h,转子线圈冷却水量为30m³/h,定子铜屏蔽冷却水量，每端为5m³/h。发电机定子绕组定冷水流量低于20m³/h,应发报警信号，当流量下降到10m³/h,发电机断水保护动作，延时30S解列灭磁。4)发电机定子定冷水额定压力0.2MPa,最大不超过0.25MPa,定冷水入口温度40℃~45℃。5)发电机定子线圈层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子绕组出水温差达8℃时应报警，要对定子水路进行检查及时查明原因，此时可降低负荷。定子线圈温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃,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，应立即停机处理。6)发电机正常运行时两组冷却器(每组两个，共四个)同时运行，空气冷却器进口风温20～38℃。7)发电机主要各部温度如线棒、铁芯、线棒出水等，正常运行中在同等负荷、环境温度下，温度升高12℃(但不超极限)应视为异常升高，应及时查明原因。8)定、转子水路中各有一台泵及冷却器作为备用，启动冷却水泵后，开启定子线圈和端部冷却水进水门，控制定子水压在0.2～0.3Mpa,转子水压为0.2Mpa,端部冷却水压在0.2～0.3Mpa。9)定子水箱最高、最低水位有报警信号，转子水箱设低水位报警信号。10)转子冷却水，必须在转子转动前投入，以免进水密封盘根过热损坏。机组启动过程中转子冷却水压力随转速升高而逐渐降低，及时进行调整在0.1Mpa以上，不允许产生负压以免吸入空气，导致转子水路不畅和振动增大。11)发电机解列后，定转子冷却水应继续运行直至停机，但是在转速下降过程中，转子冷却水压力将升高，应严格使其不超过0.4～0.5Mpa,以免转子水路受损。12)停机时间过长，定转子冷却水应全放完并吹净，并注意各部温度，不得低于+5℃。13)发电机定子线圈应定期反冲洗。2.4.3发电机组通水和停止通水的规定：1)发电机静、转子线圈及静子端部冷却元件未通水冷却，任何情况下都不允许冲转加励磁和带负荷。2)汽机冲转时，应注意调整转子进水压力，此时水压随转速升高而下降，应保证在0.1Mpa,以上，且为正压以免负压吸入空气，至3000rpm时进水压力0.1～0.3MPa,流量与规定值相符。3)发电机、励磁机的空冷器在运行中冷却水不允许中断，待转子停止转动后方可停用。(发电机的冷却器因检修需要，可以视情况分组隔离)。转子冷却水，必须在转子转动前投入，以免进水密4)发电机与系统解列并切除励磁后方可中断定子冷却水。考虑到盘车过程中进出水支座的冷却需1)将水冷却系统水冷管内剩水放净吹干。2.4.5对发电机碳刷的检查：a)经常清扫刷握、刷架、滑环及周围灰尘、粉末。b)检查保护滑环表面氧化膜，及时消除碳刷表面硬渣。c)检查有无卡涩、过热及异常振动。d)检查弹簧压力，碳刷受力均匀。e)及时联系检修更换过短及其它不符合要求的碳刷。f)及时消除碳刷在运行中产生的小火花，在保证碳刷正常运行的前提下，尽量减小弹簧压力。g)定期用压缩空气(无水无油)吹扫。h)各碳刷电流应均匀分布。a)型号一致，刷辫完整，联结牢固。b)研磨其表面与滑环表面相吻合，接触面不得小于70%,接触长度(旋转方向)不得低于80%c)碳刷安装时，应先将刷辫固定好，然后再将碳刷放入刷握内压好弹簧，拆除碳刷应与此相d)碳刷更换后，先观察数分钟，才能离开，做好记录，对新更换的碳刷应加强监视。3)发电机滑环维护工作注意事项a)必须特别小心，以免衣服或擦拭物被机器挂住，同时应扣紧袖口站在绝缘垫上。b)不可用手接触不同极的导电部分，或一手触及带电部分，一手触及接地部分，不得两人同时接触导电部分，所用工具应有绝缘柄。c)女同志应戴工作帽，长发必须卷入帽内。2.5励磁系统设备规范2.5.1概况7、8号发电机采用ABB自并励静止可控硅整流系统.励磁系统型号为Q5S-0/U231-D3200:采用3个并联的整流柜、直流灭磁断路器、UNITROL5000系列双通道微机励磁调节器。本系统主要由励磁电源变压器、三相全控桥式整流装置、灭磁及转子过压保护装置、启励装置、微机励磁调节器及独立的手动控制装置、必要的监测、保护、报警辅助装置等组成。在每个通道的主通道里，又分自动控制(AVR方式)和手动控制(FCR方式),正常是自动控制，自动控制故障后自动切换为手动控制。在自动方式下，励磁系统自动调节发电机电压，维持发电机机端电压恒定。在手动方式中，励磁系统自动维持发电机恒定励磁，随着发电机有功负荷的变化，发电机励磁电流给定必须手动调整，以维持发电机电压恒定。正常运行中一个通道AVR方式全自动调此时备用通道变作正常运行通道，故障通道退出工作和备用，待故障通道故障消除，恢复正常后，转为工作通道的备用通道。每一个通道中，有一个主通道和一个附属紧急通道。作为附属紧急通道是完全独立于主通道的，因此附属紧急通道作为主通紧急通道自动跟踪主通道信号，而此时通道中的主通道又发生故障，励磁系统就自动切换到紧急通道，在紧急备用通道工作时，只有手动控制方式。待检测到主通道故障消除后，励磁系统自动回到2.5.2励磁技术参数和基本技术条件：额定励磁电压Ufn额定励磁电流Ifn空载励磁电压Ufo空载励磁电流Ifo瞬变电抗(标幺值)Xd'超瞬变电抗(标幺值)X"转子绕组电阻R(20℃)0.09874欧励磁绕组时间常数T'为2倍，电压上升速度不低于2倍/S,允许强励时间不小于20秒。接线形式高压侧额定电压低压侧额定电压高压侧额定电流低压侧额定电流绝缘等级F级温升限值冷却方式使用条件户内短路阻抗2.5.3启励及灭磁装置：作所需的10～20伏电压，则启用备用启励回路，在定子出线电压达到空载额定电压的10%2)采用逆变灭磁和直流侧灭磁断路器灭磁两种方式，正常启停方式采用的是逆变灭磁方式，发电b)励磁电流调节器(FCR方式)f)恒无功或恒功率因数的控制g)带有功和频率输入信号的PSS电力系统稳定器h)可调的有功无功补偿b)基于P/Q图的低励限制，瞬时反应d)磁通饱和限制(V/HZ限制)c)根据调度命令确定PSS投、切2.6.1励磁系统的运行规定：2)自动控制故障后自动切换为手动控制，手动方式运行时，及时汇报调度，应有专门运行人员对3)附属紧急通道作为主通道的紧急备用，紧急通道自动跟踪主通道信号，当只有一个通道可以正1)所有工作票已终结系统无任何检修2)测量发电机定子，转子回路绝缘良好。3)确认机端PT一4)送上励磁调节器启励电源5)送上励磁调节器交流电源1、2、3。6)送上励磁调节器厂用直流电源1、2。7)合上启励电源交流侧断路器Q03。8)合上励磁调节器屏直流电源断路器Q25。9)合上励磁调节器屏24V直流电源一次侧断路器Q15、直流二次侧断路器Q51。10)合上励磁调节器屏24V直流电源交流侧断路器Q05。12)合上整流屏风机断路器Q11,Q12。Q21,Q22。Q31,Q32。。13)检查可控硅整流柜交流保险F15已经装上。2.6.3启动励磁的执行顺序1)确认发电机在额定转速。1)确认“退出叠加控制”有效。1)按下“启励”按键。1)监视发电机电压在5-20秒内建立，“ExcitationON”反馈信号正常。1)核对发电机空载参数在额定值附近(985.1A,123.4V出厂试验值)。1)比较发电机电压和电网电压，用增励或减励按键调节发电机端电压至合适值。1)发电机电压、电流及励磁电压、电流指示正常且稳定。2)选定的功率因数已达到设定值(PF控制投入时)。3)无报警和限制器动作信号。2.6.4.2励磁系统电子间1)检查变压器运行声音正常，无焦味。2)检查变压器各接头紧固，无过热变色现象，导电部分无生锈、腐蚀现象，套管清洁无硬化、爬3)线圈及铁芯无局部过热和绝缘烧焦的气味，外部清洁，无破损、无裂纹。4)电缆无破损，变压器本体无杂物；5)变压器线圈温度正常。线圈温度I段(130℃)过热报警；线圈温度Ⅱ段(150℃)过热灭磁停机6)检查变压器前后柜门均应在关闭状态。7)检查变压器无漏水、积水现象，变压器通风装置正常。2.7励磁调节器就地控制输入在调节器柜上的就地控制面板有16个键，这些键是为了某一特定系统的显示和控制而设的；10个操作方式和内部功能键；显示屏有8行显示，每行可显示40个字。可以根据状态信息用这16键来实现励磁系统的基本控制。报警信息和一些所需要的信息能够显用控制面板可以显示和选择最多64个预先定义的相关参数。与此同时，8个数字形式的相关参数或4个0%~120%柱状表示的相关参数能被显示。在控制面板上的显示屏上，相关信号能以数字形式或柱状严土神日二2.7.1.2数字形式显示当此键被按下时，8个相关及它们的支路数，信号的名称数值和单位被列出来。按下翻页键键柱状形式显示当此键被按下时，前4个相关信号及它们所处信道，信号的名称数值和单位和相应的柱条都被列8个预先定义的相关参数，也是被首先显示的部分，如下：支路数数值单位1发电机电压KV2发电机电流kA3有功MW5磁场电流A-DC6自动频道的设定点KV7手动频道的设定点AV8发电机电压的实际比值%故障显示故障信息调节器显示屏的各种报警和跳闸信号可以描述出励磁系统中存在的各种故障。当发生故障报警时，控制面板自动切换显示相关的报警信号。最先发生的故障，会显示在第一行，随后发生的故障按顺序地排在后面的行。另外，当故障报警以后，在“RESEET”键上指示器会闪烁。生的故障显示在第一行，随后的发生故障按顺序地排在下面。当按下上下键，更多的故障会显示。故障报警信息的复归所有的报警被储存在控制面板中。另外，特殊的报警同时也被储存在信息处理机里，这些报警需要通过更长时间按“RESET”键来复归。这样能够复归储存在控制面板中的报警显示。假如故障已经消除，键上的显示灯将熄灭。假如故障还没有消除，短时按“RESET”键，显示灯从闪烁转为光亮。此时有新的故障发生，报警显示灯再次闪烁。按“RESET”键超过一秒这样做既能复归控制面板中的报警，又能复归储存在信息处理机中的报警。假如故障已经消除，键上的显示灯将熄灭。假如故障仍然存在，按“RESET”键超过一秒时，显示灯会从闪烁转为光亮。此时有新故障发生，显示灯又开始闪烁。注意：在按“RESET”键前或者检修工作开始前，与一个故障相关的所有相关信息都是很重要的(设备的运行状况、开始时的故障显示、进一步的故障信息、装置上的显示灯等等),这些相关的信息必须记载下来。通过按光标键，显示屏上的1-8行或1-4行中的某一行能够被选中。被选中的当前行连同它的通道序数、背景都相对亮色。当到光标移到最后一行时，如果再按，光标就返回到第一行。光标键只有在数字形式或柱条形式的相关信号显示中是有效的。当在数字形式或柱状形式的相关信号显示中，按上下键，序数和相关参数会改变。在故障信息中按此键，所有在2-8行中的故障信息可以一行一行的上下移动。第一行显示的第一个错误仍在原地。冬10改变或者故障数以整6改变。其余功能同上下键。的相关数值可以经由RS232—系列接口传道打印机(如果连接的话)。假如有的相关数值可以经由RS232—系列接口传道打印机(如果连接的话)。假如有报警信号发出，也将被传送打印。当数据正在传送和打印机准备接收时，黄色的显示灯亮。假如显示灯闪烁，说明打印机的缓冲器暂时被充满。为了延长显示屏的使用寿命，显示器和背景灯在60分钟内没有一个键被按时，将被关闭。假如十个功能键中的一个键被按时或有故障信息时，面板又重新打开。控制面板上装设了一个键盘。这些键可以就地控制励磁系统正如在控制室远方控制一样。命令如下表：励磁断路器合启动励磁增励自动通道I恒无功投入就地指示灯测试励磁断路器分关断励磁减励手动通道Ⅱ恒无功退出远方就地功能操作键在就地进行励磁启动操作时，操作步骤同远方启动操注意：就地的每个功能键必须与“RELEASE”同时按下方有效。2.7.2励磁系统的报警与故障2.7.2.1励磁系统的紧急切断一些设备的错误故障在某种情况下能导致这样一种情形；励磁系统的远方控制和就地控制都不能动作。但是，在紧急情况下，必须能够切断励磁系统。紧急切断可以通过设在集控后备手操盘上的灭磁按钮或在x21:1-51/x22:1-51终端输入“外部故障”.来实现。当发电机主断路器合闸时，励磁系统不能通过远方控制断开。若想通过远方控制切断，发电机主断路器必须先断开。紧急断开断路器只有在用正常的切断方式无法实现时才能使用2.7.2.2报警信号与处理措施报警代码控制盘/CMT显示信息中文说明励磁变超温1.检查励磁变是否长时间过载。2.检查励磁变的冷却和环境。UNS0006继电器是否完好。4.检查UNS0006和PTC之间接线断否。转子温度计算值超温1.检查转子是否长时间过载，冷却系统工作是否正常。2.因为温度计算对测量信号漂移敏感，检查参数是否正确RF-RELATIVE(11001)与其它方式测量值是否相符，如果有漂移则调整参数组10;如传感器故障则同厂家联系。励磁电流过流此报警说明励磁电流并引起切换到备用通道或手动通道1.如果切换后动作正常，无触发回路故障，则可以切回自动单通道。2.如果不能切换，则故障可能在触发回路或励磁电流测量部分。3.可能励磁电流限制器设置不正数组13,19,9通道切换失败1.试着同时重启动两个通道新疆天山电力玛纳斯发电分公司三期2×300MW机组集控运行规程RAM备份失败2.COB板故障系统重启动仅作记录备用通道故障看备用通道故障记录备用ARCnet故障1.检查ARCnetT型连接器及同轴电缆是否正常励磁机欠压仅作记录备用通道报警看备用通道故障记录PT断线1.比较AVR和其他仪表测量值2.检查参数10201的比例3.检查下列板之间的连接MUB板(UNS2881)—COB板频率测量失败1.检查下列板的连接MUB板(UNS2881)—COB板2.更换MUB板(UNS2881)现场总线超时1.检查或更换总线适配器及其连3.更换COB板。模拟量输入失败1.检查模拟量输入是否断线2.检查第一块FIO板与COB板间连线3.检查或更换第一块FIO板和COB板励磁机失败可显示故障桥臂2.8发电机异常运行和事故处理2.8.1发电机异常运行2.8.1.1不平衡负荷运行的规定1)当发电机出现负荷不平衡及负序电流时，值班员应根据其他方面的异常情况综合分析判断，是2)发电机三相不平衡电流或负序电流超过允许值时(即最大相电流与最小相电流之差或负序电流大于815A),或任何一相电流大于其额定值(10189A)时。应降低负荷直至不超过规定值。同时加强监视发电机各部温度及振动情况。若温升、振动和不平衡电流不断恶化，汇报中调，将发电机解列。2)若检查确定非测量回路不正常应做如下处理：2.8.1.3发电机PT二次电压消失：1)发电机出口电压互感器失电(1PT)c)若为PT低压二次小断路器跳闸，应判别故障原因进行处理。2)发电机出口电压互感器失电(2PT)b)若为PT低压二次小断路器跳闸，应判别故障原3)发电机出口电压互感器失电(3PT)1)切换励磁回路绝缘监视装置，判明是否接地及接地极。4)对转子励磁回路进行详细检查，若因滑环或励磁回路的积污引起，可用低于0.294Mpa的干燥空2.8.1.5发电机非同期并列1)在发电机断路器合闸瞬间，定子电压有较大的冲击，系统电压降低。定子电流随之剧烈摆动，1)若发电机无强烈冲击振动，则可不停机。2.8.1.6发电机的短时过负荷1)发电机在系统故障状态下，为了避免破坏电力系统的静稳定，允许短时过负荷运行，但此时定2)定子绕组能承受表(1)短时过电流运行，不产生有变形及接头开焊等情况。这种运行工况每年3)转子绕组能承受表(2)短时过电压运行，每年不超过两次，时间间隔不少于30min.表(1)定子电流/额定定子电流%表(2)数不得超过超前0.95,电压不得低于额定值90%。2)若电压低于额定值90%,不能减少无功负荷，必要时减少有功负荷，或增加其它发电机无功负系统装置本身故障.应立即切手动方式运行，调整励磁电流至正常值.若系统此时正处于故障2.8.2发电机事故处理2)危及人身安全。6)发电机断水30秒保护未动。1)定子电流表指示超出正常值且往复剧烈摆动。2)定子电压表指示低于正常值且往复剧烈摆动。3)频率升高(或降低)时，应立即自行降低(或增加)出力，使频率下降(或上升),直至振荡消失或频率降至(或升至)49.80HZ为止。如果系统再同步要求频率进一步降低，经省调调度员同意后允许降至49.50HZ为止。4)当频率或电压严重下降，申请调度采取事故紧急拉闸限电等措施恢复频率或电压。系统发生振6)系统性振荡时，所有的表计晃动是同步的。2.8.2.3发电机变电动机运行1)发电机逆功率信号发出。2)有功表指示零值以下。3)无功表指示上升。4)定子电流降低。5)定子电压升高，励磁表计指示降低。1)发电机逆功率保护投跳闸，保护动作将发电机解列。2)若保护拒动，逆功率运行时间最长不允许超过1分钟，否则应立即手动解列发电机。2.8.2.4发电机失磁2)发电机无功表指示反相。3)发电机定子电压表指示降低。4)发电机转子电流表指示降低或等于零。5)发电机有功表指示下降，定子电流表指示上升，并都呈周期性摆动。1)“发电机失磁保护跳闸”信号发出，表明保护己动作解列灭磁，按发电机事故跳闸处理，若失磁保护拒动，则立即手动解列发电机。2)发电机失磁过程中，应注意调整好其他正常运行的发电机定子电流和无功功率。2.8.2.5发电机断水处理1)立即减负荷并切换厂用电，同时做好发电机跳闸准备。2)密切监视发电机各部温度情况，若发电机跳闸，按事故跳闸处理。3)若发电机确己断水，30秒内发电机应保护动作解列灭磁。若未跳，应立即手动解列灭磁。2.8.2.6发电机定子接地1)“定子接地”信号发出。2)发电机中性点电流有指示。3)也可能伴有发电机漏水，铁芯温度上升，或有焦臭味，处理：则立即手动解列发电机。2)当判明确为定子接地时，应全面检查发电机本体及所连接的一次回路。如果接地点在发电机外部，应设法消除。2.8.2.7发电机非全相运行现象：1)发电机主断路器状态反馈为黄色，“220kV断路器跳闸回路故障”光字牌亮。2)发电机定子电流两相有指示或一相有指示。1)若“发电机非全相跳闸”保护动作，主断路器未跳，应立即再次切发电机主断路器一次，不成功，应汇报值长，在220kV系统上将发电机解列。2)若失灵保护动作，将发电机所在母线的元件均跳闸，则应立即将发电机母线侧隔离开关拉开，恢复母线上的跳闸元件。3)在发电机未与系统解列之前，不允许灭磁。2.8.2.8发电机主断路器自动跳闸1)发电机主断路器分闸信号发出，事故音响报警。2)发电机有功、无功、定子电流表接近于零，定子电压升高，并伴随有声光信号。处理：1)当运行中的发电机主断路器自动跳闸时，运行人员应根据表计、信号及保护动作情况进行分析，及时处理；2)发电机主断路器自动跳闸，若灭磁断路器及厂用电工作断路器同时跳闸，应检查厂用电是否己联动自投成功，并按厂用电规程处理，若发现厂用工作断路器未跳闸，则应倒换厂用电(先断后合)3)发电机主断路器自动跳闸，若灭磁断路器未跳闸，应及时调整发电机频率、电压，待查出跳闸原因并排除后，联系调度重新并网。4)发电机主断路器跳闸，若灭磁断路器未跳闸，而发电机定子电流指示最大值，应立即断开灭磁断路器并停机。6)若发电机因外部故障引起过流保护动作跳闸或发电机保护误动作跳闸，确认故障排除后，联系7)若发电机由于内部故障保护动作跳闸，应对发电机及保护范围内的有关设备进行详细的外部检2.8.2.9发电机CT开路1)仪表回路CT开路时，定子电流一相(或两相、三相)指示为零，发电机有功功率、无功功率2)差动保护回路CT开路，“TA断线”信号发出。3)自动励磁调节器回路CT断线，调节器自动输出不正常，发电机转子电流、电压，定子电压升2)若差动保护CT回路开路，应请示值长退出发电机差动保护，(若发变组、主变、高厂变差动保护CT回路开路，则退出相应回路差动保护),并联系继电保护班处理3)尽快联系检修进行处理。2.8.2.10发电机差动保护动作2)主断路器及灭磁断路器跳闸。3)光字牌显示“发电机差动保护动作”。4)警铃响4)测定发电机差动范围内各设备的绝缘。5)复归保护，通知检修对保护范围内的设备进行检查。2.8.2.11发变组断路器非全相1)发电机跳闸时，若断路器非全相，应立即手动切断路器一次。2)若并列时出现非全相，应将发电机解列。3)若在解列时出现非全相，不许断开灭磁断路器，保持定子电流为零，到就地打跳断路器，如仍2.8.2.12非同期振荡3)发生非同期振荡时，采取上述措施后仍未消除故障，持续3~4分钟，取得调度同意后解列部分3)碳刷和刷握间间隙太小，受热膨胀后不能自由上下移动。6)恒压弹簧与碳刷间无绝缘垫片，使弹簧分流受热，被退火失去弹性。2.8.2.14发电机着火1)从定子端盖窥视孔或空冷室的窥视窗等处冒出明显的烟气、火星或有绝缘烧的焦臭气味。1)保护未动时应立即打闸停机，切除励磁并保持发电机一定转速(200r/min)。2)发电机的冷却系统仍应继续运行，直至火灾熄灭为止。2.8.2.15发电机转子两点接地1)得到汽机联系紧急停机，确认负荷至零且有主汽门关闭信号，立即将发电机解列。2)保护投信号时，应立即解列发电机。3)两点接地保护投跳闸时，启动保护出口将发电机解列。4)若两点接地保护未投或保护拒动时，应立即将发电机解列灭磁。2.9发电机进相运行的规定(必须经过试验后才能确定)2.9.1发电机组进相运行的条件：1)发电机定子线圈、端部铁芯、磁屏蔽、铜屏蔽、出水温度等各测点回路正常，表计指示正确并不超限。运行人员熟悉各温度测点位置及温度限额。2)发电机的水冷、风冷系统运行正常，各温度、流量、压力在正常范围内。若进风温度>40℃,采取措施后无效，则汇报值长降负荷控制发电机的出风温度，使铁芯、铜屏蔽等温度不超限。3)发电机无功电度表正确计量并按有关规定进行维护，无功采用双向表。5)发电机失磁保护及发电机定、转子接地保护必须投入(失磁保护电压回路断线闭锁取自发电机6)发电机的微机自动励磁调节器必须投入运行，220kV母差保护应为固定联接方式运行。7)发电机的微机自动励磁调节器性能良好，并且能满足发电机的最大进相深度和机组稳定运行时的要求。8)发电机遇有故障，在事故处理过程中不进相运行。9)为了防止机组在进相运行时无功摆动比较大，机组的有功负荷不得低于150MW。2)为保证厂用电系统有可靠备用电源，在进相运行时厂用电由工作电源供电，此时应保证厂用电工作分支电压不得低于5.8kV,如调度调压有困难，需我厂机组深度进相而此时不能满足厂用电工作分支电压要求，在采取措施无效后，应适当提高无功即提高母线电压(以避免同期回路的闭锁),进行电源的并列切换来满足厂用系统的电压。名称铁芯铜屏蔽磁屏蔽6kV电压发电机功角cos中进风限额有功(MW)无功(Mvar)2.9.3进相运行时的操作规定1)我厂机组进相顺序为*******,若调度要求我厂进相很多时，机组因某种原因不允许进相运行或已达最大进相深度而系统电压仍然较高，应主动向值长汇报，并将不能进相的原因、或已达最大进相深度、系统电压超限的数值及其持续时间等作好详细记录。2)若我厂只有一台机组进相运行，非进相机组的功率因数应保持在滞相0.98的工况下运行。3)若我厂有二台及以上机组进相运行，非进相机组功率因数应保持迟相0.98的工况下运行。进相机组的深度应大致相等。4)在增加机组进相深度时，减少励磁电流的操作应缓慢进行，特别是在进相深度较大的工况下更应注意，严禁大幅度、快速或连续减励。同时应密切监视各表计的变化，严禁过调。5)机组进相运行期间运行人员应认真监盘并加强对发电机适时运行功角的监视。同时做好进相运行台帐。6)机组进相运行时发现表计异常应立即减少进相值，并对发电机及时调整，使发电机稳定运行并及时汇报值长。若此时无功调整慢，应立即通知值长减有功负荷。汇报值长后再决定是否进相。8)发电机进相运行时出口电压较低，若遇有系统故障或厂用电源故障，发电机强励，则运行人员不得干预，强励20秒后应检查强励原因，决定是否继续进相，并汇报值长，做好记录。对发电机进行一次重点检查。9)发电机解列时应停止进相，按正常步骤进行；当发电机需紧急解列时可揿“紧急停机”按钮进行；若减负荷解列则应由进相改为滞相后进行。2.9.4发电机进相运行时的异常处理：进相运行中发生下列异常情况时，除进行相应处理外还应将1)机组在进相运行中如发生无功晃动且幅度大于20Mvar时(在有功负荷较低的工况下容易发生),a)首先应检查励磁系统(如调节器、整流柜、滑环碳刷等回路)是否运行正常，微机自动励磁调节器的可控硅导通角是否出现大幅度晃动，参考电位是否稳定。b)增加励磁电流，减少进相深度，直到无功不晃为止。c)汇报值长说明减少进相深度的原因，并联系检修处理。2)在机组进相运行中如发生系统振荡或进相深度突然自动增大等失稳现象，应立即增加励磁电流，必要时可减少有功负荷，直到发电机趋于稳定运行。3)如机组进相运行，自动励磁调节器故障切为手动运行时，应立即进行下列处理：a)立即增加该机组励磁电流，使其转入滞相运行。b)根据我厂机组运行情况，调整其它机组运行状态。c)若机组不能进相，应改为滞相0.98运行。4)进相运行机组跳闸，其它投入自动励磁的机组通常会a)完成机组跳闸后的各项处理。b)如其它机组具备进相运行条件，则根据值长要求调其它机组进相运行或调整进相深度满足5)发电机定子线圈、端部铁芯温度(特别是铜屏蔽上测点)的数值异常上升或有超过允许值的趋势时，应减少进相深度，查明原因并及时消除第三章变压器规程3.1.17、8号主变压器选用特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的三相强迫油循环双线圈无激磁调压升压变压器、高压侧中性点直接接地或不接地。3.1.2高压厂用工作变压器选用新疆特变电工集团有限公司生产的三相自然循环风冷无激磁调压分裂变压器，低压侧经高电阻接地。3.1.3高压启动/备用变压器，选用新疆特变电工集团有限公司生产的三相自然循环风冷有载调压分裂变压器，高压侧电源引自220kV配电装置，高压侧中性点直接接地，低压侧经高电阻接地。3.1.4高压厂用工作变压器、高压启动/备用变压器的低压侧接入6kV厂用电源系统。3.1.5励磁变压器选用江苏华鹏变压器有限公司生产的三相树脂绝缘干式励磁变压器，高压侧引自发电机出口封闭母线，低压侧引入励磁小室调节器。3.1.6低压厂用变压器则全部采用干式变压器，与厂用母线一起均安装在配电室。护装置，避免油压过高使芯体损坏，并且还设有油位高低报警功能。温度变送器、一体化变流器和数显仪组成。当变压器负荷为零时，该温度计的读数为变压器油的温度，当变压器带上负荷后，变压器绕组温度计指示的温度是变压器顶层油温与线圈对新疆天山电力玛纳斯发电分公司三期2×300MW机组集控运行规程反映了被测变压器线圈的最热部位的温度。3.1.9高厂变、3号厂高备变采用了分裂绕组，具有限制短路电流以及保持无故障母线具有较高的残压，改善电动机启动条件的作用。3.1.10为了便于采集变压器运行中产生的气体，在变压器瓦斯继电器上还装设了取气盒，通过联通管使瓦斯继电器内的气体充入装设在低处的取气盒，正常情况下取气盒内充满变压器油。3.1.11高压启动/备用变压器低压侧为中性点经电阻接地，由于三次谐波磁通在铁芯无通路，被迫通过空气、油箱、螺栓等闭合，使这些部件发热降低了变压器的效率。加装了三角形连接的平衡绕组，能够使铁芯磁通和电势接近正弦波，且三次谐波电流可借助三个闭合绕组流通，减少变压器的局部过热。平衡绕组A、C相接出后在变压器本体顶部接地。3.2设备规范及技术参数3.2.1主变压器技术规范：额定容量相数三相额定频率额定电压额定电流冷却方式强迫油循环风冷(ODAF)联结组别标号绝缘水平LI950AC395-LI1400AC2制造厂家特变电工沈阳变压器集团有限公司空载损耗负载损耗空载电流调压方式无载调压效率阻抗电压分接头位置低压位置VAVA123453.2.2高压工作厂用变压器技术规范：型号额定容量额定电压额定电流额定频率相数3空载电流调压方式无载调压冷却方式自然循环风冷却ONAF连接组别绝缘等级F制造厂家新疆特变电工集团有限公司分接头位置表低压1低压2分接位置分接%电压(V)电流(A)电压(V)电流(A)123额定453.2.33号厂高备变变压器技术规范：型号额定容量高压/低压/平衡绕组(40/25-25/13.3MVA)额定电压高压侧/低压侧/平衡绕组(230×(1±8×1.25%)/6.3-6.3/6kV)额定电流高压/低压/平衡绕组(100.41/2291.07-2291.07/1279.79A)额定频率相数3调压方式有载调压冷却方式自然油循环风冷却ONAF连接组标号注意事项满载时停风扇电机允许工作时限为1h中性点接地方式220kV侧中性点直接接地/6kV侧中性点经电阻接地。空载电流空载损耗制造厂家新疆特变电工集团有限公司3号厂高备变分接头位置表平衡绕组开关位置电压(V)电流(A)电压(V)电流(A)123456783.2.4励磁变压器技术规范：型号额定容量额定电压(高压侧/低压侧)额定电流(高压侧/低压侧)短路阻抗联接组标号绝缘耐热等级冷却方式制造厂家3.2.5其他变压器技术规范：设备名称冷却方式生产厂家7、8号机低厂变海南金盘电气股份有限公司7、8号机照明变(有载调压)海南金盘电气股份有限公司7、8号机SCB10-1600/10Ud=8%6.3海南金盘电气股份有限公司公用变7、8号机检修变海南金盘电气股份有限公司7、8号炉电除尘变海南金盘电气股份有限公司7、8号机水工变海南金盘电气股份有限公司升压泵房变海南金盘电气股份有限公司1、2号输煤变海南金盘电气股份有限公司7、8号炉除灰变海南金盘电气股份有限公司7、8号机化水变海南金盘电气股份有限公司7、8号低厂变分接头电压、电流名称型号容量高压侧低压侧电压(V)电流(A)电压(V)电流(A)IⅡⅢV7、8号照明变分接头电压、电流名称型号容量高压侧低压侧照明变电压(V)电流(A)电压(V)电流(A)IⅡⅢV7、8号公用变分接头电压、电流名称型号容量高压侧低压侧公用变电压(V)电流(A)电压(V)电流(A)IⅡⅢV新疆天山电力玛纳斯发电分公司三期2×300MW机组集控运行规程7、8号化水变分接头电压、电流名称型号容量高压侧低压侧化水变电压(V)电流(A)电压(V)电流(A)IⅡⅢV7、8号水工变分接头电压、电流名称型号容量高压侧低压侧水工变电压(V)电流(A)电压(V)电流(A)IⅡⅢV7、8号电除尘变分接头电压、电流7、8号除