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高频保护的一般规定
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摘要：2高频保护的投入与停用必须按当值调度员的命令执行，避免线路两侧高频保护工作状态不一致而导致误动 3高频保护投入运行前，应保证户外结合滤波器的接地闸刀在断开位置，还应进行通道测试，符合规定方可投入。 4高频保护与通讯合用通道时，通讯人员在合用通道设备上进付任何工作，必须同继电保护人员一样履行申请手续，并执行工作票制度。 5当晶体管C型保护装置运行灯灭，“装置故障”灯亮时，必须在停用装置后复归信号，防止在复归过程中保护误出口。
高频保护的一般规定具体内容是什么，下面网为大家解答。1为保证高频保护正常投运和正确动作，当值人员必须每天进行通道测试，交换信号一次，并做好记录。当收讯或发讯电压突然下降30％左右（即通道裕度下降1N＝8.686dB）应汇报调度，当通道裕度低于8.6dB时，值班员应立即汇报调度，将两侧保护停用或改信号。2高频保护的投入与停用必须按当值调度员的命令执行，避免线路两侧高频保护工作状态不一致而导致误动。3高频保护投入运行前，应保证户外结合滤波器的接地闸刀在断开位置，还应进行通道测试，符合规定方可投入。4高频保护与通讯合用通道时，通讯人员在合用通道设备上进付任何工作，必须同继电保护人员一样履行申请手续，并执行工作票制度。5当晶体管C型保护装置运行灯灭，“装置故障”灯亮时，必须在停用装置后复归信号，防止在复归过程中保护误出口。6第一套高频保护指能切旁路开关运行的高频保护，一般指高频闭锁、高频距离等保护；第二套高频保护指不能切旁路开关运行的高频保护，一般指相差高频、方向高频等保护。纵联保护_百度百科
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线路纵联保护是当线路发生故障时,使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置,是线路的。它以线路两侧判别量的特定关系作为判据。即两侧均将判别量借助通道传送到对侧,然后,两侧分别按照对侧与本侧判别量之间的关系来判别区内故障或。因此,判别量和通道是纵联保护装置的主要组成部分。
纵联保护方向高频保护
1、是比较线路两端各自看到的故障方向,以判断是线路内部故障还是外部故障。如果以被保护线路内部故障时看到的故障方向为正方向,则当被保护线路外部故障时,总有一侧看到的是反方向。其特点是: 1)要求正向判别启动元件对于线路末端故障有足够的灵敏度; 2)必须采用双频制。
纵联保护相差高频保护
2、是比较被保护线路两侧相位的。当两侧相位相同时保护被闭锁,两侧相反时保护动作跳闸。其特点是: 1)能反应全相状态下的各种对称和不对称故障,装置比较简单; 2)不反应。在非全相运行状态下和过程中保护能继续运行; 3)不受电压回路断线的影响; 4)对收发信机及通道要求较高,在运行中两侧保护需要联调; 5)当通道或收发信机停用时,整个保护要退出运行,因此需要配备单独的。
纵联保护高频闭锁距离保护
3、高频闭锁距离保护是以线路上装有方向性的距离保护装置作为基本保护,增加相应的发信与收信设备,通过通道构成纵联。其特点是: 1)能足够灵敏和快速地反应各种对称与不对称故障; 2)仍保持的功能; 3)电压断线时保护将会误动,需采取断线闭锁措施,使保护退出运行。
纵联保护研究和实践
研究和实践表明，反应线路两侧的电气量可以快速、可靠的区分本线路内部任一点短路与外部短路，达到有选择、快速地切除全线路任意点短路的目的。为此需要将线路一侧电气量信息传到另一侧去，两侧的电气量同时比较、联合工作，也就是说线路两侧之间发生纵向的联系，以这种方式构成的保护称之为输电线路的纵联保护。
由于保护是否动作取决于安装在输电线两端的装置联合判断的结果，两端的装置组成 一个保护单元，各端的装置不能独立构成保护，在国外又称作输电线的单元保护（unit protection）。理论上这种纵联保护具有输电线路内部短路时动作的绝对选择性。
纵联保护分类
一般纵联保护可以按照所利用通道类型或者保护动作原理进行分类：
纵联保护按照所利用信息通道的不同类型分4类，有时纵联保护也按此命名：
1。纵联保护（wire pilot）
2。电力线载波纵联保护（power line carrier pilot）
3。微波纵联保护（microwave pilot）
4。光纤纵联保护（fiber-optic pilot）
按照保护动作原理，纵联保护可以分2类：
1。方向比较式纵联保护
2。纵联电流
纵联保护纵联保护的特点
线路纵联保护是当线路发生故障时，使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置，是线路的。它以线路两侧判别量的特定关系作为判据。即两侧均将判别量借助通道传送到对侧，然后，两侧分别按照对侧与本侧判别量之间的关系来判别区内故障或。因此，判别量和通道是纵联保护装置的主要组成部分。
(1)是比较线路两端各自看到的故障方向，以判断是线路内部故障还是外部故障。如果以被保护线路内部故障时看到的故障方向为正方向，则当被保护线路外部故障时，总有一侧看到的是反方向。其特点是： 1)要求正向判别启动元件对于线路末端故障有足够的灵敏度； 2)必须采用双频制。
(2)是比较被保护线路两侧相位的。当两侧相位相同时保护被闭锁，1)能反应全相状态下的各种对称和不对称故障，装设比较简单； 2)不反应。在非全相运行状态下和过程中保护能继续运行； 3)不受电压回路断线的影响， 4)对收发信机及通道要求较高，在运行中两侧保护需要联调；5)当通道或收发信机停用时，整个保护要退出运行，因此需要配备单独的。
(3)高频闭锁距离保护是以线路上装有方向性的装设作为基本保护，增加相应的发信与收信设备，通过通道构成纵联距离保护。其特点是： 1)能足够段敏和快速地反应各种对称与不对称故障； 2)仍保持后备保护的功能； 3)电压断线时保护将会误动，需采取断线闭锁措施，使保护退出运行。
纵联保护纵联保护的信号
有以下三种：
（1） 。它是阻止保护动作于跳闸的信号。换言之，无闭锁信号是保护作用于跳闸必要条件。只有同时满足本端动作和无闭锁信号两个条件时，保护才作用于跳闸。
（2） 允许信号。它是允许保护动作于跳闸的信号。换言之，有允许信号是保护动作于跳闸的必要条件。只有同时满足本端保护元件动作和有允许信号两个条件时，保护才动作于跳闸。
（3） 跳闸信号。它是直接引起跳闸的信号。此时与保护元件是否动作无关，只要收到跳闸信号，保护就作用于跳闸，远方跳闸式保护就是利用跳闸信号。
．爱光科技继电保护．[引用日期]
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发电机启动前应做的工作
发电机启动前应做的工作1 启动前的检查 1、所有工作票终结，安全措施拆除，常设遮栏恢复，并有检修人员详细的 文字交代。 2、发电机、励磁机及有关一、二次设备完好，具备投运条件。 3、发电机、 励磁机绝缘良好。 2 启动前的试验 1．发电机系统所有信号正常。 2．试验发变组出口开 关、励磁开关、高厂变开关分、合闸及联锁正常。 3．励磁系统联锁试验正常。 4．主变、 厂变冷却器启动及电源切换试验正常。?万仁电气 3 137.5MW 机组发电机运行规程 3.1 设备规范及概况 3.1.1 发电机规范 见表 1。表 1 发电机规范(#4 发电机为例) 项目 单位 数据 型号 QFS-137.5-2 额定容量 MW 137.5 定子电压 V 13800 定子电流 A 6768 定子接线方式 星形 功率因素 0.85 转子电压 V 282 转子电流 A 1750 空载转子电压 V 89 空载转子电流 A 630 强励顶值电压倍数 2 倍 强励允许时间 10 秒 转速 转/分 3000 效率 % 周波 HZ 50 定子线圈 冷却水流量 t/h 28 定子线圈冷却水进水压力 MPa 0.2―0.3 转子线圈冷 却水流量 t/h 27 转子线圈冷却水进水压力 MPa 0.2―0.3 定子线圈压圈 冷却水流量(二端和) t/h 8 定子线圈压圈冷却水进水压力 MPa 0.2―0.3 空冷器、 水冷器进水温度 ℃ 33 发电机进风温度 ℃ 20--40 发电机出风 温度 ℃ 75 定、 转子冷却水进水温度 ℃ 20--40 定、转子冷却水出水温 度 ℃ 80 定子线圈监视温升 ℃ 40 定子线圈最高温度 ℃ 90 定子铁 芯齿部温升 ℃ 90 定子铁芯齿部最高温度 ℃ 120 定子铁芯轭部最高 温度 ℃ 130 轴瓦温度 ℃ 80 轴承出油温度 ℃ 65 滑环电刷型号 SQF-6/25×32×60 滑环电刷数量 块 4×20 转子轴接地电刷型号 SQF-6/25×32×60 3.1.2 备用励磁机规范见表 2。 2 备用励磁机规范 项 表 目 单位 直流发电机 付励磁机 三相交流电动机 型号 ZL-620-10 Ｚ 2--61 JSQ 容量 kW 620 4.8 850 电压 V 320 115 6000 电流 A
95,5 接线 星形 周波 HZ 50 定额 100% 连续 连续 温升 ℃ 70 80 70 励磁方式 他励 110V 复励 115v 1.71A 转速 r/min 980
制造厂 上海电机厂 上海电机厂 上海电机厂 制造厂日期 GA2 173-20 5189-1 制造厂编号
.1.3 励磁变压器技 术规范型号 ZSCB8-/0.58(0.577)（三相环氧干式变压器）容量 1600kVA 额定电压 额定电流高压侧 Ⅰ 14490ＶⅡ 14145ＶⅢ 13800 Ｖ 66． 9AⅣ 13455ＶⅤ 13110Ｖ低压侧 580V(577V) 1601A 接线方式： Ｙｄ11 （Ｙ/△－11）冷却方式：AN （自然风冷）温升限值：85K（85 度） 环境温度： 不大于 40℃3.1.4 励磁整流柜技术规范环境温度 0－40℃ 输入电压 580V(577V)输入电流 1224A 主电路形式 三相全控桥单管元 件电流 1200A 单管元件反压 3000Ｖ并联数 3 柜 3 桥单柜输出电流 1500A 最大输出电压 600Ｖ3.1.5 发电机概况上海汽轮机厂生产的 QFS-125-2 汽轮发电机经扩容改造后为 QFS-137.5-2，双水内冷型,即定 子、转子线圈采用水内冷，定子铁芯及转子表面采用空气冷却。3.2 发电机的启动 3.2.1 发电机启动前的检查 3.2.1.1 检修后的机组,启动时应具 备下列条件 1）绝缘试验合格。2）水压试验合格。3）设备标志明了、齐 全。4）有设备检修交待和有关图纸、资料。3.2.1.2 机组大、小修后， 应做发电机主开关、励磁开关、微机励磁调节器、整流柜、主变风冷器开 关的拉、合试验和保护装置、自动装置的传动试验，检查各光字牌应与保 护相符，试验音响、灯光信号良好，符合机组启动条件。(传动试验项目 见附录 A)。3.2.1.3 发电机启动前的检查项目：1）发电机及有关设备的 工作票已全部终结， 临时安全措施全部拆除， 现场清洁整齐， 无遗留物品。 恢复常设遮栏及标示牌，并有详细的检修书面交待。2）发电机冷却系统 投入运行，定、转子进出水压力及流量正常，水质合格。3）发电机机内 照明良好， 窥视孔玻璃完整清洁。 检查定子线圈引水管和线圈的绑扎情况, 应无引水管渗水、漏水、结露、折瘪、绑线断裂、垫块松动、存在异物等 异常现象。4）检查定子、转子、铁芯温度计和检漏计正常。5）发电机 滑环电刷， 大轴接地电刷接线牢固， 压簧完整， 电刷在刷握内无卡住现象， 电刷长度不小于 30mm。6）发电机空冷器投入运行，空冷室门关闭严密， 无漏水结露现象，窥视窗玻璃完整，照明良好。7）励磁开关、刀闸、灭 磁电阻完整，位置正常。8）发电机引出线支持瓷瓶，电流互感器、电压 互感器及刀闸应正常。9）发电机主开关，在断开位置，机构良好。发 1 开关除按开关的一般检查项目进行外，还应检查机构箱无渗漏油现象，油 位在最大与最小值之间，检查液压表在 28.5-30 MPa，检查 FS6 表在 0.50± 0.02 MPa，油泵启动时声音正常，无异常。发 2 开关油色透明，油 位正常，无漏油、渗油现象。 开关压缩空气压力正常，SF6 气压正常，无异常信号发出。10）微机励磁调节器交、直流电源指示灯 燃亮正常。A、B 套装置运行指示灯正常闪烁，所有异常及故障指示灯熄 灭。冷却风机全部开启运行正常，指示灯亮。各开关位置正确。11）励 磁整流柜各刀闸、开关位置正确，各保险良好。12）控制盘上有关开关 控制把手及各切换开关位置正确。13）各仪表和保护装置齐全，各压板 位置正确。14）#3、4 发变组还应检查主变风冷装置无异常,主变高压侧 中性点接地刀闸合上。3.2.1.4 发电机绝缘电阻测量应按下列要求进行： 1）发电机检修后，测量绝缘电阻由电气检修人员进行：定子线圈绝缘电 阻测量用水冷专用摇表或 2500V 摇表， 定子线圈绝缘电阻值不作具体规 定， 但不得低于上次所测值的 1/3―1/5。 转子线圈绝缘电阻用万用表测量， 转子线圈应确无接地现象，绝缘电阻值在常温下不低于 2KΩ。若低于以 上数值时，应采取措施加以恢复。如一时不能恢复，是否允许运行由发电 厂总工程师决定。2）禁止用摇表对微机励磁调节柜、整流柜测量绝缘。 必须测量时应由检修人员进行。3.2.1.5 发电机一经转动后，即应认为发 电机及其全部设备均已带电。当发电机转速达到 1500 转/分时，应检查滑 环碳刷是否有跳动、 卡涩或接触不良现象。 如有异常， 应设法消除。 3.2.1.6 在发电机未通冷却水前，任何情况下都不得加励磁和带负荷。3.2.2 发电 机启动、并列、带负荷 3.2.2.1 发电机同期并列必须满足下列条件：1） 发电机电压与系统电压相等；2）发电机周波与系统周波相等；3）发电 机相位与系统相位相同；4）发电机相序与系统相序一致。发电机一、二 次有关设备检修后或同期回路有工作时， 必须经核相无误并做发电机主开 关假并列正常后，方可进行发电机的同期并列操作。3.2.2.2 手动准同期并列步骤 1）投入发电机主开关的同期开关 TK。2）检查同期闭锁开关 STK 在“投入”位置。 将发电机集中同期调速开关 ZK 由“本盘”切换至“集 3） 中”位置。4）将同期表开关 1STK 切换至“粗调”位置，调整发电机电压、 周波与系统一致。5）将同期表开关 1STK 切换至“细调”位置。6）待符合 并列条件时，手动按集中同期合闸按钮 HA，合上发电机主开关。7）将 发电机集中同期调速开关 ZK 由“集中”切换至“本盘”位置。8）将同期表开 关 1STK 由“细调”切换至“断开”位置。9）断开发电机主开关的同期开关 TK。10）复归发电机主开关操作把手至“合闸后”位置。3.2.2.3 微机自动 准同期并列步骤 1）投入发电机主开关的同期开关 TK。2）检查同期闭锁 开关 STK 在“投入”位置。3）将发电机集中同期调速开关 ZK 由“本盘”切 换至“集中”位置。4）将同期表开关 1STK 切换至“粗调”位置，调整发电机 电压、周波与系统一致。5）将同期表开关 1STK 切换至“细调”位置。6） 将自动准同期装置试验/投入开关“DTK”置“试验”位置。7）注意检查：自 动准同期装置灯光旋转与同期表指针同步；合闸脉冲在“12”点附近发出。 8） 自动准同期装置自检和对待并机组进行频率调整,待符合并列条件时进 行假并列，显示器显示“U U U U ”，“自动准同期试验合闸灯亮”光字牌闪 亮，同步表位于“12”钟位置。9）将自动准同期装置试验/投入开关“DTK” 置“投入”位置。10）自动准同期装置自检和对待并机组进行频率调整，待 符合并列条件时进行并列，显示器显示“U U U U”，“自动准同期试验合闸 灯亮”光字牌闪亮，同步表位于“12”钟位置，待并开关合闸。11）同期表 开关“1STK”置“断开”位置。 12） 自动准同期装置试验/投入开关“DTK”置“断 开”位置。13）并列开关的同期开关“TK”置“断开”位置。14）复归并列开 关操作把手至“合闸后”位置。15）并列机组的本盘/集中开关“ZK”置“本盘” 位置。16）调整发电机无功负荷。3.2.2.4 准同期并列时注意事项 1）主 控室在同一时间内只准投入一个开关的同期开关。2）优先采用自动准同 期装置对机组进行并列，只有在自动准同期装置故障和不宜使用的情况 下，再用手动准同期方式并列。3）同步表指针转得过快不得进行并列， 一般情况下同步表指针为顺时针方向旋转，转速约每分钟 2-3 转。4）同 步表指针不转或停止在同期点微微摆动时，不得进行同期并列。5）根据 待并开关的固有合闸时间，在同步表指针旋转至同期点前适当角度，按下 集中同期合闸按钮 HA，进行同期并列。6）同步表连续使用时间不得超 过 20 分钟。 3.2.2.5 发电机零起升压过程中， 当定子电压升至 6、 13.8 kV 时，应检查三相对地电压，如发现发电机定子三相电压不平衡，定子有电 流（#3、4 发电机定子电流大于主变空载励磁电流）等异常现象时，应立 即停止升压， 拉开励磁开关， 查明原因消除后， 方可重新升压。 3.2.2.6 发 电机定子电压升至 13.8kV 时，应核对发电机空载额定定子电压下的转子 电压、转子电流值。3.2.2.7 发电机并网后，应在定子三相电流平衡的情 况下，增加有、无功负荷。发电机并网后，定子电流即可带额定电流的 50%即 3384A，然后以均匀速度增至额定电流的时间，应不小于 1 小时。 当机组处于热态或系统发生事故时，定子、转子电流增长速度不加限制。 3.2.2.8 发电机并网后，有功负荷的增加速度决定于汽轮机。在增加负荷 的过程中，应特别注意监视发电机冷却水水压、水量、水温和发电机进、 出口风温、铁芯、线圈温度以及其它各部件的温度变化应正常，监视定子 端部应无渗漏现象、端盖螺丝应无异常情况，绕组及引线接头应无过热、垫块无松动， 监视滑环碳刷和微机励磁调节柜、 整流柜工作应正常。 3.2.2.9 发电机并网后， 只要机组运行稳定， 即可将厂用电倒由本机接带。 3.2.2.10 #1、2 主变运行时，＃1、2 发电机并列操作原则（用发 1、发 2 开关）： 1）检查发电机及所属系统工作票终结，临时安全措施全部拆除，符合运 行条件 2）装上发电机主开关操作保险 3）投入发电机主开关控制回路断 线压板 4）投入发电机微机保护 5）合上主励刀闸 6）装上励磁开关合闸 保险（67、68RD）7）装上起励电源保险（69、70RD）8）合上起励电 源开关（67K）9）装上转子灭磁过压保护保险（65、66RD）并查接触良 好 10）装上转子、主励、备励电压表保险 11）投入发电机所属 PT12） 合上励磁变压器高压侧刀闸 13）装上发电机主开关储能（合闸）保险， 合上电源开关 14）合上发电机出口刀闸 15）投入微机励磁调节柜 16）投 入励磁整流柜 17）合上励磁开关 18）发电机起励正常后，用微机励磁调 节器“升、 降”按钮调节发电机定子电压。19）发电机零起升压至 6、13.8 kV 时，检查发电机定子电压、三相对地电压及其它表计指示正常 20）投 入发电机开关同期装置检查同期 21）同期合上发电机开关 22）切除同期 装置 23）用微机励磁调节器“升、 降”按钮调节发电机无功负荷 24）联系 机炉调节发电机有功负荷 25）断开切机保护主开关位置继电器重动压板 26）根据调度要求:投入切机保护出口跳闸压板 3.2.2.11 ＃3、4 发电机 并列操作原则：1）检查发变组及所属系统工作票终结，临时安全措施全 部拆除，符合运行条件 2）装上发电机主开关操作信号保险 3）投入发电 机开关控制回路断线压板 4）投入 220kV 母差跳闸压板 5）投入发变组微 机保护 6）投入 220kV 刀闸操作电源开关 7）装上发变组高压侧刀闸操作 保险 8）装上发变组主开关空压机电源保险，合上 Q4 开关 9）投入主变 冷却装置 10）合上主变中性点接地刀闸 11）投入发电机所属 PT 及避雷 器 12）合上励磁变压器高压侧刀闸 13）合上发电机出口刀闸 14）合上主 励刀闸 15）装上励磁开关合闸保险（67、68RD）16）装上起励电源保 险（60、70RD）17）合上起励电源开关（67K）18）装上转子灭磁过压 保护保险（65、66RD）并查接触良好 19）装上转子、主励、备励电压表 保险 20）投入微机励磁调节柜 21）投入励磁整流柜 22）合上主变高压侧 刀闸 23）合上励磁开关 24）发电机起励正常后，用励磁调节器“升、 降” 按钮调节发电机定子电压。25）发电机零起升压至 6、13.8 kV 时，检查 发电机定子电压、三相对地电压及其它表计指示正常 26）投入发变组主 开关同期装置检查同期 27） 同期合上发变组主开关 28） 切除同期装置 29） 用微机励磁调节器“升、 降”按钮调节发电机无功负荷 30）联系机炉调节 发电机有功负荷 31）断开切机保护主开关位置继电器重动压板 32）根据 调度要求:投入切机保护出口跳闸压板 33）调整主变中性点接地运行方式 34）投入主变冷却器联跳开关 3.3 发电机的运行监视及维护 3.3.1 发电 机的运行方式 3.3.1.1 发电机按照制造厂铭牌规定的数据允许长期连续 运行。 但由于受主变容量限制， 发电机定子电流一般不超过 6276A。 3.3.1.2 发电机运行各部位最高允许监视温度不得超过表 1 所列数值。 如果冷却介 质的温度或温升超过表 1 所列数值或虽未超过但有较大变化时， 应查明原 因使其温度降至允许范围内。如果定子线圈、铁芯的温度或温升超过表 1 所列数值，则应减少定子和转子电流，直到允许温度或温升为止。3.3.1.3 发电机运行电压的变动范围在额定电压的±5%以内而功率因数为额定值时， 其额定容量不变。发电机连续运行的最高允许电压不得大于额定值的 110%，且转子电流不得大于额定值。发电机的最低运行电压不得低于额 定值的 90%。当发电机的定子电压下降到低于额定值的 95%时，定子电 流长时期允许的数值，不得超过额定值的 105%。3.3.1.4 当周波变化在 50± 0.5HZ 时，且功率因数为额定值时，发电机可按额定容量运行。当周 波低于 49.5HZ 时，应加强对发电机各部温度的监视。3.3.1.5 正常运行 中，应调整发电机的无功出力，使 220KV 母线电压在相应时段的电压曲 线的上、下限之间运行。高峰时段要使电压靠近曲线的上限，不应使发电 机的出口电压低于额定值 。3.3.1.6 当 220KV 母线电压值超过上限时， 应使全厂的发电力率不低于 0.97。考虑到无功的波动，此时力率可在 0.97--0.98(即 Q/P 在 1/4--1/5)之间运行。在发电机未做进相运行试验之 前， 不允许进相运行。 3.3.1.7 当 220KV 母线电压低于电压曲线的下限时， 应使全厂的发电力率不高于 0.92。当有功负荷未达到额定值时，应按发 电机定、转子电流的限额，适当增加无功出力,但同时要防止主变过负荷。 3.3.1.8 为满足 220KV 电压曲线的需要，发电机出口电压允许在 (1.05--0.95)Ue(即 14.49kV―13.11kV)之间运行。 力率便查表见表 3。 表 3 力率便查表 K 0 0.25 0.30 0.50 0.60 0.80 1.00 1.20 1.50 1.70 2.00 COSΦ 1 0.97 0.96 0.89 0.85 0.78 0.70 0.64 0.56 0.51 0.45 K=Q/P （有 功、无功功率之比）3.3.1.9 发电机扩容后，由于主变 13.8kV 侧额定电 流仍为 6276A,并且无监视电流表,为保证主变运行中 13.8kV 侧电流不大 于 6276A,应作如下监视：1）发电机运行中其厂用电由备用电源接带时， 发电机定子电流不得大于 6276A。2）发电机运行中其厂用电由本机接带 时，发电机定子电流减去高厂变高压侧电流后不得大于 6276A。3.3.1.10 发电机进、出风温度超过规定值，在不同的进风温度时，发电机负荷电流 见下表 4。表 4 发电机在不同进风温度时允许负荷值 进风温度 （℃） 40℃ 45℃ 50℃ 55℃ 定子电流 （A） 84 4568 增减定 子电流为额定值的%数 ±0% -7.5% -17.5% -32.5% 1）进风温度在 40-45℃， 每升高 1℃， 定子电流允许值较额定值降低 1.5％； 45-50℃， 在 每升高 1℃，定子电流允许值较额定值降低 2%；超过 50℃，每增 1℃， 定子电流允许值较额定值降低 3%。2）发电机进风温度最高不允许超过 55℃。 当发电机进水温度超过 50℃时， 3） 应联系汽机提高水冷器的效率。 如仍不能达到要求， 而发电机的定、转子线圈出水温度以及定子线圈温度 确未超过允许值时，可以不降低发电机的负荷，否则应降低发电机的定、 转子电流，直到不超过规定的允许温度为止。3.3.1.11 进入发电机的内 冷水水质应符合如下要求 1）水质透明纯净，无机械混杂物 2）20℃时水 的导电率:0.5―1.5 μS/cm3）PH 值 7.0-8.04）硬 度 ∠10 微克当量/升 (PN∠200MW)5）NH3 微量 3.3.2 发电机运行中的监视、检查和维护 3.3.2.1 发电机运行中应做好下列监视工作：1）按运行日志规定内容每 小时抄表一次。2）严格监视各种仪表，不得超过规程规定，发生异常应 采取措施，进行必要的调整操作。3）按调度下达的负荷曲线，经济、合 理地分配发电机的有功、无功负荷。3.3.2.2 正常运行中每 3 小时应对发 电机及其附属设备检查一次，当高温、雷雨、大风、冰雪、严重外部故障 或发电机有缺陷以及重大操作后应加强检查。 在发电机并网后 6 小时之内 应每 2 小时检查一次。 3.3.2.3 发电机及附属设备运行中的检查项目如下：1）发电机进、出风温度、温升。2）发电机冷却水的压力、流量、温度、 温升。3）发电机定、转子线圈无渗水、漏水、结露现象。4）发电机应 无剧烈振动和异音，无电晕，无焦臭味。5）发电机窥视孔玻璃应无破损、 裂纹，水珠、油雾现象，机内照明良好。6）滑环、大轴接地电刷的检查 项目：滑环上电刷的冒火情况；电刷在刷框内有无跳动、摇动或卡涩的情 况，弹簧压力是否正常；电刷刷辫是否完整，与电刷的连接是否良好，有 无发热及触碰机构件的情况； 电刷边缘是否有剥落的情况； 电刷是否过短， 电刷长度不小于 30mm，滑环和刷架上有无积垢。7）发电机轴承绝缘垫 应无短路现象。8）空冷室内照明良好，窥视孔玻璃完整、无漏风、漏水、 结露现象。9）励磁开关、励磁刀闸、发电机出线刀闸应正常无过热现象。 瓷瓶、C.T、P.T 无电晕放电现象。各小室应清洁、照明良好。10）发 1 开关除按开关的一般检查项目进行外，还应检查机构箱无渗漏油现象，油 位在最大与最小值之间，检查液压表在 28.5-30 MPa，检查 FS6 表在 0.50± 0.02 MPa，油泵启动时声音正常，无异常。发 2 开关油色透明，油 位正常，无漏油、渗油现象。 开关压缩空气压力正常，SF6 气压正常，无异常信号发出。3.3.3 滑环电刷的维护 3.3.3.1 维护滑环电 刷工作时的注意事项 1）在转动着的发电机上更换电刷，应由有经验的人 员进行，一人监护，一人工作。工作时应穿长袖工作服，袖口应扎紧，禁 止穿短袖衣服或把衣袖卷起来。女工还应将辫子或长发盘在帽子内。2） 工作时应穿绝缘靴或站在绝缘垫上， 使用绝缘良好的工具并应采取防止短 路及接地的措施。当励磁系统有一点接地时，应停止工作。3）禁止两人 同时在同一转动的电机的两极上工作。 禁止同时用双手直接接触不同极的 带电部分，或一手接触导电部分，另一手或身体其他部分接地。 4）在清 揩滑环表面时，必须用不掉纤维和干净的布擦拭，如不见效，则在布上浸 沾微量酒精，擦拭积垢炭迹。使用浸酒精的布擦拭时，必须注意不得使火 花落在布上引起着火。5）如滑环表面烧伤需要研磨，可用 00 号等玻璃 砂纸，装在专用的工具上进行研磨，严禁用金钢砂纸、砂布或粗玻璃砂纸 进行研磨。3.3.3.2 对滑环的维护除按发电机检查项目进行外，尚需注意 以下各点：1）所更换的电刷型号规格应一致。2）每次更换时同一滑环 电刷，不应超过 6 块。3）更换的电刷要研磨良好，与滑环的接触面不应 小于三分之二。4）更换电刷时应检查其压簧压力正常，无过热、断裂现 象。3.3.4 备用励磁机的运行 3.3.4.1 备励启动前的检查与运行中维护参 照电动机运行规程有关条款执行。3.3.4.2 发电机运行中由主励倒至备励 运行的操作原则 1）检查备励电动机处于热备用状态 2）合上备励去该机 分路刀闸 3）检查副励磁场电阻在“110V”位置 4）拉开备励隔离二极管旁 路备励 00 刀闸 5）将备励磁场电阻调至“降压”极限位置 6）开启备励电动 机 7）核对主、备励电压极性一致 8）在备励输出电压低于主励输出电压 时合上备励刀闸 9）查备励刀闸合上良好，备励有电流、电压输出 10） 向“升压”方向调整备励磁场变阻器，同时向“降压”方向调整微机励磁调节 器，控制发电机无功负荷基本不变，使主励输出电流为最小（负荷全部转 移至备励）。11）拉开主励刀闸，查主励刀闸确已断开，主励无电流输 出 12）检查备励运行应正常 13）合上备励隔离二极管旁路备励 00 刀闸 14）将备励切换开关 3ZK 调至“备励”位置（投入备励强励）15）调整发 电机运行工况至正常值 3.3.4.3 发电机运行中由备励倒至主励运行的操作原则 1）将微机励磁调节器、励磁整流柜按规定投入运行 2）拉开备励 隔离二极管旁路备励 00 刀闸 3） 将“备励切换开关”3ZK 调至“断开”位置 （退 出备励强励）4）核对主、备励电压极性一致 5）主励输出电压为“降压” 极限时合上主励刀闸 6）查主励刀闸合上良好 7）向“升压”方向调整微机 励磁调节器，控制发电机无功负荷基本不变，同时向“降压”方向调整备励 磁场变阻器，使备励至“降压”极限绿灯亮。（负荷全部转移至微机励磁调 节器）8）当微机励磁调节器接带无功负荷时，若无功不停地往上升，可 立即调节“降压”按钮，使其回到正常值附近。9）拉开备励刀闸，查备励 刀闸确已断开，备励无电流输出 10）检查励磁变压器、微机励磁调节器 柜、励磁整流柜运行应正常 11）调整发电机运行工况至正常值 12）拉开 备励电动机开关 13）拉开备励去该机分路刀闸 3.4 发电机的停机操作 3.4.1 #3、4 发电机解列前，若机组运行稳定，宜在机组有功负荷降至 40MW 以下时， 再将 6kV 厂用电源倒至备用电源接带。 3.4.2 发电机正常 解列必须有值长命令。应在机组有、无功负荷降至零后进行。当发电机主 开关拉开后，确认发电机定子三相无电流后拉开励磁开关。3.4.3 ＃1、2 主变运行时，#1、2 发电机解列停机操作原则 1）降发电机有、无功负荷 近于零 2）拉开发电机主开关（解列）3）查转子电流、定子电压为零 4） 拉开励磁开关 5）拉开发电机出口刀闸 6）拉开主励刀闸 7）取下励磁开 关的合闸保险 8）断开起励电源开关（67K）9）取下起励电源保险（69、 70RD）10）停用发电机所属 PT11) 拉开励磁变高压侧刀闸 12) 断开发 电机主开关储能电源开关，取下储能（合闸）电源保险 13) 停用励磁整 流柜 14）停用微机励磁调节器 15）断开发电机主开关控制回路断线压板 16）取下发电机主开关操作保险 3.4.4 #3、4 发－－变组解列停机操作原 则 1）检查厂用电已倒至备用电源接带 2）合上主变中性点接地刀闸 3） 断开主变冷却器联锁开关 4）降发电机有、无功负荷近于零 5）拉开主变 高压侧开关 6）检查转子电流、定子电压为零 7）拉开励磁开关 8）拉开 主变高压侧刀闸 9）拉开发电机出口刀闸 10）拉开主励刀闸 11）取下励 磁开关的合闸保险 12）断开起励电源开关（67K）13）取下起励电源保 险（69、70RD）14）停用发电机所属 PT 及避雷器 15）拉开励磁变高压 侧刀闸 16）断开发电机主开关空压机电源 Q4 开关、取下电源保险（在 开关本身有工作的情况下）17）停用励磁整流柜 18）停用微机励磁调节 器 19）取下主变高压侧开关信号、操作保险 20）断开 220kV 母差保护跳 主变高压侧开关压板 21）主变停电 1 小时后停下主变冷却装置 22）调整 模拟图 3.4.5 发电机解列后，只有当转子完全停止后，方可停止向发电机 定、转子线圈内供冷却水。3.4.6 冬季停机，应使发电机本体各部分的温 度维持在 5℃以上。如室温低于 5℃时，短时停机应采用维持内冷水温度 在 5℃以上通水循环的方法防冻。对停用时间较长的发电机，定、转子线 圈和定子端部冷却元件中的水应全部放尽吹干， 或通入水质合格的水长期 循环。 3.5 发电机的异常运行和事故处理 3.5.1 发电机的异常运行和处理 3.5.1.1 发电机过负荷正常运行中，发电机转子、定子都不应过负荷。 3.5.1.1.1 发电机过负荷时的现象 1）过负荷光字牌可能燃亮。2）定子、 转子电流超过额定值，转子电压超过正常值。3）发电机周波、电压降低。 4）发电机有功、无功负荷超过正常值。3.5.1.1.2 发电机过负荷时的处理 1）在事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时间内过负荷运行，同时也允许转子线圈有相应的过负荷。 短时允许定子线圈过负荷的电流值和时 间见表 5。表 5 发电机允许的短时过负荷值 定子电流/ 额定电流 1.27 1.32 1.39 1.50 1.69 2.17 定子实际电流（A） 07
14686 允计持续时间 (秒) 60 50 40 30 20 10 2）发电机事故过负 荷时应充分考虑主变的过负荷能力。3）若为备励运行时强励误动或过负 荷时间已到，应立即将“主、备励切换开关”3ZK 调至“断开”位置。4）若为 主励运行时如超过表 5 的规定， 应适当降低一部分有、 无功负荷使定子电 流为正常值。5）过负荷时应加强监视发电机的各部温度均不得超过规定 值。3.5.1.2 发电机定子三相电流不平衡 3.5.1.2.1 现象 1）定子电流表指 示不一致。2）机组振动可能超过正常值。3.5.1.2.2 处理 1）汇报值长， 查询是否因系统引起。2）适当降低发电机负荷，定子三相电流之差不超 过额定电流的 10%即 677A，同时任一相电流不得大于额定值。3）检查 发电机、主变压器及所属回路是否有异常现象。4）若属 CT 二次回路断 线所致，则按 3.5.1.4 处理。3.5.1.3 发电机各部温度异常升高超过允许 值正常运行中， 发电机各部温度均不得超过允许值，如果温度异常升高超 过允许值，应立即汇报值长并进行下列检查处理：1）联系汽机值班人员 检查发电机冷却系统是否正常，检查进、出口风温、水温及温差等情况， 并进行相应调整。采取一切措施，查明并消除过热的原因。2）联系热工 人员核对温度表指示是否正确，检查测量元件是否开路，引线联接线是否 良好。3）当定子铁芯、线圈温度高报警或在测量中发现温度有不正常的 升高时，应立即核对同一水路的线圈对应槽温度是否也有不正常的升高， 若有，则认为是否局部过热和个别线圈水路堵塞，应立即提高进水压力， 增加水流量，必要时应减负荷，使温度不超过监视值。如无效果，应进行 反冲洗。如温度表指示正确，经以上处理无效且温度继续上升时，应继续 降低发电机的负荷，直到消除故障或停机处理。4）如发现定子端部线圈 有流胶和过热现象时，应增加冷却水流量和降低进水、进风温度，并迅速 降低定子电流，使流胶现象停止，必要时转移负荷停机处理。3.5.1.4 电 流互感器（CT）二次侧开路 3.5.1.4.1 现象 1）仪表用 CT 开路时，开路 相定子电流表指示失常，发电机有、无功表指示降低。2）励磁调节器用 CT 开路时，自动励磁调节器输出减少。3）CT 开路处有焦糊味及冒烟、 火花等现象。3.5.1.4.2 处理 1）适当降低发电机负荷。2）如保护回路 CT 开路，应立即停用有关保护。3）如励磁调节器用 CT 开路，应将发电 机由主励运行倒至备励运行。4）联系检修就地短接 CT 端子后方可处理。 5）如 CT 开路处靠近一次设备无法处理时应停机处理。3.5.1.5 发电机电 压互感器#13（23、33、43）PT 回路断线 3.5.1.5.1 现象：1）警铃响， “电压回路断线”光字牌亮。2）发电机有、无功表指示减小，电能表转慢。 3）发电机定子电压表指示降低或为零。4）如果 PT 一次保险熔断，开口 三角侧有零序电压，定子接地保护动作发信号。如果 PT 二次保险熔断， 开口三角侧无零序电压。5）微机自动励磁调节器“PT 断线”及 B 套“故障” 灯亮。3.5.1.5.2 处理 1）停用接在此 PT 上反映电压降低的有关保护。2） 停止调整有、无功负荷，联系机炉稳定有功负荷，并根据其它表计间接监 视机组运行工况。3）如果 PT 二次保险熔断，则立即更换；如果 PT 一 次保险熔断，则应取下其二次保险，采取安全措施后拉开 PT 刀闸，更换 熔断的一次保险，重新投入 PT 运行。如保险更换后再熔断应通知检修处理。4）待处理正常后，投入有关保护。3.5.1.6 #14（24、34、44）PT 一次保险熔断 3.5.1.6.1 现象：1）警铃响，“电压回路断线”光字牌亮。2） 微机自动励磁调节器“PT 断线”及 A 套“故障”灯亮，调节器由 A 套自动切 换至 B 套运行，无功负荷波动。3.5.1.6.2 处理：1）检查微机自动励磁 调节器 B 套运行状况。 4 机应将“A/B 套”切换开关切至 B 套运行位置。 #2、 2）拉开 PT 刀闸，检查一次保险是否熔断，如确有熔断应更换。3）如更 换后的保险再次熔断，应通知检修处理。4）待处理正常后，将微机自动 励磁调节器由 B 套切换至 A 套运行。 3.5.1.7 发电机部分仪表指示消失 1） 当发电机某一仪表指示突然消失时，应根据其余表计继续监视，不得调整 发电机有、无功负荷。2）检查是否由于仪表本身损坏或一、二次回路有 故障引起。对于数字式表计，检查是否由于电源消失、保险熔断等引起。 3） 对于原因不明的或已查出而运行人员又无法处理的缺陷， 应迅速汇报， 联系检修， 尽可能在不改变发电机运行方式的情况下采取措施尽快消除缺 陷。4）如果由于仪表无指示影响发电机正常运行时，应根据实际情况减 少负荷或停机处理。3.5.1.8 发电机定子接地 3.5.1.8.1 现象：1）“发电机 定子接地”接地光字牌亮。2）保护盘 3U0 或 3ω 定子接地信号灯亮。3） 有时出现定子铁芯温度不正常地升高并伴有上升的趋势。 3.5.1.8.2 处理： 1）切换发电机定子三相对地电压，确定故障性质和相别。2）若一相对 地电压降低，另两相对地电压升高，且定子接地 3U0、3ω 信号灯均亮， 应对发电机外部进行全面检查。 如判明接地点发生在发电机内部则应立即 减负荷解列停机。3）若定子三相电压对称且仅有 3ω 定子接地信号灯亮， 接地点可能靠近中性点，应重点对中性点 PT 进行检查。同时联系继保人 员对定子接地保护进行检查校验。如处理无效则汇报领导，停机处理。 3.5.1.9 发电机变成电动机运行 3.5.1.9.1 现象：1）“主汽门关闭”光字牌 亮。2）有功功率表指示零值以下，无功功率表指示通常升高。3）定子 电流表和周波表指示降低。4）定子电压表和励磁回路各表计指示基本正 常。5）保护盘“逆功率”指示灯亮。3.5.1.9.2 处理 1）立即联系汽机，迅 速开启主汽门，增加有功负荷。2）若“逆功率”保护动作跳闸按 3.5.2.3 发 电机开关自动跳闸处理。3）若“逆功率”保护动作拒动，且主汽门不能开 启，则应解列发电机。对于#3、4 发电机应注意厂用电的倒换情况，防止 非同期并列。 3.5.2 发电机的事故处理 3.5.2.1 发电机有下列情况之一者， 必须紧急停机解列：1）发电机或发变组主回路发生持续短路，定子电流 指向最大而电压剧烈降低，发电机保护装置拒动。2）发电机内部冒烟， 起火或爆炸。3）发电机组出现超过允许的剧烈振动。4）出现直接危及 人身安全的事故。5）励磁系统两点接地。6）定、转子线圈回路大量漏 水 7）定、转子线圈冷却水断水 30 秒 3.5.2.2 发电机解列操作应遵守下 列原则：1）发电机正常解列应在机组有、无功负荷降至零后进行。2） 机组出现需要紧急停机的情况时应紧急降负荷， 同时联系汽机紧急打闸停 机。3）若汽机打闸，未连跳发电机主开关时，必须确认自动主汽门已关 闭，且负荷到零，方可手动解列发电机。3.5.2.3 发电机主开关自动跳闸 3.5.2.3.1 现象：1）警铃响，喇叭叫。2）发电机主开关及励磁开关跳闸， 发电机各表计指示到零。3）发电机主开关、励磁开关控制把手闪光。 3.5.2.3.2 处理：1）检查励磁开关是否跳闸，发电机定子电压是否有不正 常升高，如果励磁开关未跳闸，应立即拉开励磁开关。2）#1、2 发－变组所有开关或#3、 发电机主开关跳闸时， 4 如高厂变工作分支开关未跳闸， 应立即手动拉开，使备用电源开关自投。如工作分支开关跳闸，而备用分 支开关未自投，应将备用开关抢送一次。3）检查保护动作情况和跳闸原 因。4）当发电机由于内部故障保护动作跳闸时，应对发电机及有关设备 和所有保护区的电气回路作详细的外部检查， 还应测量定子线圈的绝缘电 阻，查明有无故障象征（如烟、火、响声、绝缘烧臭味、放电或烧伤痕迹 等） 对动作的保护装置进行检查， ， 并询问上级调度部门电网上有无故障。 如发电机及其回路没有明显故障，汇报值长，经同意后对发电机进行零起 升压。如升压时没有发现不正常现象，则可将发电机并入电网运行。如升 压时有不正常现象，应立即停机，通知检修处理。5）如果发电机由于电 网内或升压站母线上的短路过流保护动作跳闸， 同时内部故障的保护装置 未动作跳闸， 经外部检查发电机也未发现明显的不正常现象，则发电机即 可并入电网运行。6）如属机炉热工保护动作，待机炉正常，按值长命令 重新并网。7）如确系人员误操作或误碰引起跳闸，应立即将发电机并入 电网。3.5.2.4 #3、4 发－变组主开关三相位置不一致 3.5.2.4.1 现象：1） 警铃响、事故喇叭叫，主开关控制把手闪光。2）保护盘“非全相”、“不对 称过负荷” 信号灯亮。3）一相开关跳闸时，发电机定子电流有一相增大， 另两相减小且相等。4）两相开关跳闸时，若主变中性点接地刀闸在合上 位置，则发电机定子电流一相为零，另两相相等；若主变中性点接地刀闸 在断开位置，则发电机定子电流及有、无功表均为零。5）机组可能产生 100 周/秒的振动和噪音。3.5.2.4.2 处理：1）当解列出现非全相时，应 使三相电流降至近于零，重新投入同期并列，若又合不上，可再手动解列 一次。如果远方拉不掉，可在降有、无功至零后就地打掉。2）当并列出 现非全相合闸时，应立即解列，处理后重新并网。3）经上述处理仍不能 恢复全相运行时，应汇报值长，安排倒母线，在此期间应维持发电机定子 电流为零，不得进行增加有、无功的操作。4）运行中出现非全相跳闸时， 若“不对称过负荷”保护不动作或动作未跳闸，应紧急降负荷为零解列，解 列不掉，应参照 1）进行处理。5）主开关非全相运行时，如励磁开关跳 闸但主汽门未关闭，应立即将发电机有、无功负荷降至零后，合上励磁开 关，按 1）原则处理。如励磁开关跳闸后合不上，主开关又不能全相断开， 应迅速拉开该机所联接母线上的所有电源开关。3.5.2.5 发电机非同期并 列 3.5.2.5.1 现象：发电机各表计剧烈摆动，发电机内部发出吼声。 3.5.2.5.2 处理：1）立即将发电机解列，对发电机全面检查，通知检修测 量绝缘电阻。2）通知汽机对汽轮机进行全面检查。3）查明非同期并列 原因，确认设备无问题后，经上级领导批准方可重新并网。3.5.2.6 发电 机剧烈振荡或失步 3.5.2.6.1 现象：1）定子电流表指示剧烈摆动，通常 超过正常值。2）发电机和母线电压指示剧烈摆动，通常电压降低。3） 转子电流、电压表在正常值附近摆动。4）有、无功负荷表在全刻度盘上 摆动。5）发电机发出鸣音，其节奏与故障机组各表计摆动方向合拍。6） 故障机组与正常机组的表计摆动方向相反。7）强励可能动作，如动作， 励磁回路的表计上升且波动较大。3.5.2.6.2 处理：1）迅速减少发电机有 功，增加发电机无功，使发电机拉入同步。2）如果采取上述措施仍不能 恢复同期，而时间已达 2 分钟，应请示值长解列发电机。再根据值长命令 重新将机组与电网并列。3）在发电机振荡期间，若电压降低引起强励动作，10 秒内不得调节。若 10 秒内仍不能恢复正常，则应降低发电机有功 负荷，增加励磁电流至允许值，使发电机拉入同步。励磁调节器强励动作 时间整定值为 10 秒。4）若所有机组表计摆动方向一致，则为系统振荡， 应按上一级调度员命令进行处理。 3.5.2.7 发电机漏水 3.5.2.7.1 现象： 1） 发电机检漏计报警。2）发电机机内、空冷室等处有漏水现象。3）有时 会发出发电机定子、转子接地信号。3.5.2.7.2 处理：1）如果是由于结露 引起时，应升高发电机的进水和进风温度，使其高于机内的露点。2）如 果是由于空冷器漏水引起时， 应立即将漏水的空冷器的进、 出水阀门关闭， 此时应注意发电机的进风温度。 3） 如果有明显危及安全运行的连续不断 漏水现象，应立即降负荷停机处理。4）如只有轻微漏水或渗水现象，当 系统负荷不允许立即停机时， 则允许适当降低进水压力相应降低负荷， 待漏水消除后，可短期运行（视各部分温度）并加强监视，尽快安排停机 处理。5）具体处理方法按表 6 进行处理。表 6 发电机内出现渗漏水时的 处理 名称 故障情况处理方法 立即停机 10 分钟内减负荷停机 尽快安 排停机(降低水压带故障运行) 定子线圈 汽机侧漏水 √ 引出线侧漏水 √ 轻微漏水 √ 大量漏水 √ 转子线圈 转子线圈漏水 √ 其它 漏水并伴随 定子线圈接地或转子一点接地 √ 3.5.2.8 发电机断水 3.5.2.8.1 现象： “发 电机断水”信号发出。3.5.2.8.2 处理：1）发电机冷却水流量减少但尚未 断水时， 应加强监视发电机线圈出水温度， 温度超过规定时， 应降低负荷， 做好停机准备（#3、4 机要倒换厂用电）。2）发电机断水保护动作跳闸 后，待冷却水恢复后重新并入电网。3）发电机断水 30 秒保护动作未跳 闸，同时冷却水又未恢复，应立即解列。4）发电机断水保护未投入时， 当确认发电机已断水， 且在 30 秒内未能恢复， 立即将发电机解列。 3.5.2.9 发电机组振动 3.5.2.9.1 现象：发电机本体或轴承振动超过规定值。 3.5.2.9.2 处理：当发现发电机出现不允许的振动和转子电流增加时，发 电机转子线圈可能有层间短路。必须立即减负荷，使振动或转子电流减少 到允许的范围内，同时监视发电机是否有局部过热，必要时应解列停机。 由汽机引起的振动，按&&汽机运行规程&&规定处理。3.5.2.10 发电机冒 烟起火 3.5.2.10.1 现象： 从发电机端部窥视孔， 1） 出风道等处冒出烟气， 观察到火星或有绝缘烧焦的气味，严 重时，定子两侧端盖上部的防爆孔 冲开。2）严重时，发电机表计异常。3.5.2.10.2 处理：1）立即将发电机 解列、灭磁，检查、恢复厂用电，拉开发电机出口刀闸。2）维持发电机 转速在 300 转/分左右，防止发电机转子弯曲。3）堵塞空冷室进风滤网。 4）及时通知消防人员。5）继续向发电机各部供冷却水。6）用 1211、 二氧化碳及干粉灭火器灭火，禁止使用泡沫灭火器灭火，当地面上有油类 着火时，可用砂子灭火。3.5.2.11 发电机零起升压应遵守下列原则 1）发 电机带主变零起升压前， 应先开启主变冷却装置，合上主变中性点接地刀 闸。2）发电机系统 PT、CT 投入运行，各表计完好。3）发电机所属保 护均应投入，备用励磁机强励装置应在停用位置。4）在零起升压试验时 应缓慢升压，并注意定子电流无上升现象，三相电压平衡，发电机电压升 压至额定电压 5-10 分钟无异常，即认为设备完好。5）发现下列情况，应 立即停止零起升压试验，拉开励磁开关：升压时，定子电压不起，而定子 电流迅速上升或三相电压不平衡；定子接地保护动作发信号；保护动作跳 闸；发现零起升压所属设备有异常声音，火花放电声等异常情况。6）当#1、2 发电机经主开关对主变零起升压或#3、4 发电机―主变经主开关对 220kV 母线零起升压时， 由于主开关处于合闸位置， 因此零起升压不得用 主励进行，只能用备励进行。合主开关前应通知汽机，做好防止汽机超速 的措施。7）#1、2 发电机单独试验时，应与主变隔离开（拉开发电机主 开关和出口刀闸）。8）#3、4 发电机单独试验时，应与 220kV 母线隔离 开（拉开主开关和 220kV 母线侧刀闸）。9）#1（2）发电机带主变零起 升压时，应与 110kV、220kV 母线隔离开（拉开 110kV、220kV 侧开关 和刀闸，脱离主变保护跳 110kV 母联 710 开关的压板，主变投入运行后 再投入。）。零起升压前脱离励磁开关连跳主油开关压板，合上主油开关 后，再合上励磁开关，投入励磁开关连跳主油开关压板。10）#1（2）发 电机带主变和 110kVⅠ（Ⅱ）段母线零起升压时，710 母联开关应在断开 位置，并断开零升主变的 220kV 侧开关，故障后的零起升压的范围可扩 大至 110kV 线路开关的 CT 侧。零升前脱离励磁开关联跳发电机主开关 压板，合上发电机主开关、主变 110kV 侧开关后，再合上励磁开关，投 入励磁开关联跳发电机主开关压板。11）#1（2）发电机带主变和 220kV Ⅰ（Ⅱ）段母线零起升压时，2630 母联、）分段开关应在断 开位置，并断开零升主变的 110kV 侧开关，故障后的零起升压范围可扩 大至线路开关的 CT 侧，脱离主变保护跳 110kV 母联 710 开关的压板， 主变投入运行后再投入。 220kVⅠ、 Ⅱ段母差保护内联压板应在断开状态。 零升前脱离励磁开关联跳发电机主开关压板，合上发电机主开关、主变 220kV 侧开关后，再合上励磁开关，投入励磁开关联跳主开关压板。12） #3（4）发电机带主变和 220kVⅠ（Ⅱ）段母线零起升压时，2630 母联、 ）分段开关应在断开位置，故障后的零起升压的范围可扩大 至线路开关的 CT 侧。220kVⅠ、Ⅱ段母差保护内联压板应在断开状态。 零升前脱离励磁开关联跳主开关压板，合上主开关后，再合上励磁开关， 投入励磁开关联跳主开关压板。3.5.3 励磁系统异常运行和事故处理 3.5.3.1 自动灭磁装置出现故障时，应立即将其消除。故障未消除前，不 得将发电机投入运行。3.5.3.2 转子滑环电刷严重过热的处理：1）应立 即更换过热电刷及压簧。2）对电流分配小的电刷要更换新压簧。3）调 整各压簧的压力基本一致。4）用酒精擦净滑环表面及清理电刷污物。5） 若采取上述措施无效应降低转子电流并加强检查。3.5.3.3 发电机开机时 升不起电压 3.5.3.3.1 现象： 向“升压”方向调整励磁调节器， 1） 转子电流、 电压表均指示很小，甚至为“0”。2）定子电压表指示很小，甚至为“0”。 3.5.3.3.2 处理：1）检查滑环电刷是否装上。2）检查励磁刀闸、励磁开 关是否合上良好。3）检查初励电源保险是否熔断、开关是否合上良好。 4）检查励磁变、励磁调节器、整流柜是否正常。5）检查 PT 一、二次保 险是否熔断，刀闸辅助接点、电压切换开关是否接触良好。6）经上述处 理无效后，通知检修人员处理。3.5.3.4 发电机失磁 3.5.3.4.1 现象：1） 定子电压及各母线电压通常降低。2）定子电流指示升高并摆动。3）有 功表指示较正常值降低，无功表反向，无功数字显示负值。4）如转子回 路开路时，转子电流表指示为零，转子电压指示升高。如转子线圈短路， 转子电流增大，转子电压下降或近于“0”。5）如励磁调节装置故障，发出 故障信号。 6）系统可能会发生振荡。7）并列运行的其它发电机无功和 定子电流表增大。3.5.3.4.2 处理：1）若失磁保护动作跳闸，应迅速查明原因，尽快恢复。2）若失磁保护未投入或拒动，发电机不允许在失磁状 态下运行，应立即将发电机解列。3.5.3.5 转子一点接地 3.5.3.5.1 现象： 1）警铃响，“转子一点接地”光字牌亮。2）测量转子线圈正对地或负对地 电压显著升高。3.5.3.5.2 处理：1）检查滑环及励磁回路上有无明显接地 现象并设法消除。2）检查发电机水冷器是否漏水，冷却水导电率是否增 大，水质是否合格。3）联系继保校核转子一点接地保护是否正常。4） 测量转子对地电压：当发电机转子发生一点接地时,测量发电机转子线圈 对地绝缘电阻一次，阻值应不小于 2KΩ。用电压表测量时应按下式计算： Ｒ＝ＲΩ〔Ｖ／(Ｖ+＋Ｖ-)－1〕 (KΩ）式中：ＲΩ－－主控盘上转子电压 表内阻值为 450KΩＶ－－转子正负极间的电压Ｖ＋－－转子正极对地电 压Ｖ－－－转子负极对地电压若一极对地电压值为零， 另一极对地电压值 为转子电压值， 可能是滑环附近的转子线圈或外部励磁回路发生金属性接 地。若提起接地碳刷时，对地电压消失或降低，则为转子线圈发生金属性 接地。 若两极对地电压之和不等于转子电压值，一般为绝缘降低或非金属 性接地。5）倒换备励，以判明接地范围。6）若“转子一点接地”光字牌亮， 同时发电机检漏计报警，经检查发电机漏水时，应立即解列发电机。7） 如系稳定性的金属性接地， 接地点在发电机外部的励磁回路， 应立即消除。 若接地点在发电机转子内部，应立即联系继保人员，将具有投运条件的转 子二点接地保护投入跳闸，同时尽快按排停机。3.5.3.6 转子回路两点接 地 3.5.3.6.1 现象：1）转子电压降低，转子电流升高。2）无功负荷降低， 定子电压降低。3）励磁调节器输出电流增加。4）发电机发生强烈振动。 3.5.3.6.2 处理：1） 两点接地保护投入跳闸时，发电机主开关及励磁开 关跳闸。若保护拒动时应立即手动解列发电机。2）两点接地保护未投入 跳闸时，应立即手动解列发电机。3）停机后检查发电机转子及励磁系统。 3.6 励磁系统 3.6.1 励磁系统概况 3.6.1.1 发电机励磁系统系自并激励磁 系统。由励磁变压器、励磁可控硅整流柜、SJ-800 或 SAVR-2000 微机 励磁调节器、励磁开关柜、灭磁电阻柜、主、备励切换柜组成。3.6.1.2 起 励电源由 220V 直流电源供给。在起励过程中，当发电机定子电压达到 10%Ue 或起励时间超过 9 秒时自动退出起励回路，而后由自动励磁调节 装置向发电机供给励磁电流。3.6.1.3 励磁整流柜采用大功率可控硅组， 将来自发电机端励磁变压器的交流电源整流成直流电源后， 供给发电机转 子励磁电流。微机励磁调节器根据发电机端电压的变化，随时校正、改变 可控硅整流桥的触发导通角，以达到改变发电机的励磁电流，从而稳定发 电机定子电压。3.6.1.4 SJ-800、SAVR-2000 微机励磁调节器由 A、B 套 通道组成。 套通道测量电压量取自“自动励磁调节”专用 PT； 套通道测 A B 量电压量取自仪表用 PT。定子电流量取自发电机出口 CT，转子电流量 取自励磁变器低压侧 CT。微机调节器的稳压电源和 A、B 套的交、直流 电源各自独立。3.6.2 励磁系统运行方式 3.6.2.1 励磁系统应有下列送往 主控制室的信号：1） 自动励磁调节器各通道工作状态指示；2）自动励 磁调节器故障；3）自动励磁调节器切换动作；4）低励限制和保护动作； 5）过励限制和保护动作；6）过磁通（伏/赫）限制和保护动作；7）脉冲 丢失；8）功率整流器熔丝熔断；9）整流装置冷却系统故障；10）励磁 变压器故障。3.6.2.2 微机励磁调节器的工作方式：按主从方式工作，A 套为主，B 套为从。3.6.2.3 微机励磁调节柜（SJ―800、SAVR-2000）的正常运行方式 A 套通道工作，B 套通道备用；B 套通道自动跟踪 A 套， A 套通道故障时自动切换到 B 套通道工作。3.6.2.4 励磁整流柜的正常运 行方式 1）在正常运行方式下，励磁变压器运行，三台励磁整流柜并列运 行。2）特殊情况下可由二台或一台励磁整流柜运行，其控制数值见表 7。 表 7 无功负荷 转子电流 (A) 有无强励 三台励磁整流柜运行 正常值 1635 有 二台励磁整流柜运行 正常值 1635 有 一台励磁整流柜运行 限 制 1500 无 3.6.2.5 励磁调节器的切换励磁调节器配置了完全独立 的双通道，每通道均能独立带负荷运行，双通道之间互为备用，可人为相 互切换和故障状态下自动相互切换，切换方式如下：1）当 A 套运行，B 套无故障时：（1）按“主从切换”按钮或将“A/B”套选择切换开关切至 B 套 运行；（2）A 套故障时自动切至 B 套运行。2）当 B 套运行时，A 套无 故障时： （1）按“主从切换”按钮或将“A/B”套选择切换开关切至 A 套位置， 按“复归”按钮，切回 A 套运行。（2）B 套故障自动切至 A 套运行。3）当 工作通道运行时， 备用通道有故障，此时手动或自动均无法切备用通道运 行； 当备用通道发生故障后工作通道又发生故障，调节器仍停留在故障通 道运行（按电流闭合环方式）。3.6.2.6 必须先开启风机运行正常后，才 能投入励磁调节柜、励磁整流柜运行。励磁调节柜、励磁整流柜不允许无 风机运行。 3.6.2.7 当无风机运行时三台励磁整流柜只能带三分之一负荷。 某台励磁整流柜停运后， 必须停止该台励磁整流柜的风机运行，以便退出 强励（三取二方式判别）。一台磁整流柜运行时，发电机能升压并网，但 不能带满负荷，转子电流应控制在 1500A，超过此值时应倒换备励运行。 3.6.2.8 装上转子灭磁过压保护保险（65、66RD）后应检查其确实接触 良好， 运行中也应注意检查其是否熔断。机组停运后在无工作票要求的情 况下，转子灭磁过压保护保险、主励、备励、转子、各整流柜电压表保险 不取下。转子灭磁过压保护动作后，指示灯（63HD）将燃亮，此时应按 复归按钮（61AN）使 63HD 指示灯熄灭，以便进行过压计数。对过压计 数器不得复归返零。3.6.2.9 自动励磁系统运行中的注意事项：1）运行 人员不得对励磁调节柜和励磁整流柜所属系统用摇表摇测绝缘。 在进行相 邻设备系统绝缘测量时应将上述系统隔离。2）励磁调节柜、励磁变压器 小室温度应控制在 40℃以下， 当温度超过时应开启空调或通风机运行。 3） 励磁整流柜并列运行时，各组励磁整流柜间的输入、输出电压、电流应基 本平衡。4）励磁整流柜风机在正常运行方式下一般为“自动”位置。5） SJ-800 微机励磁调节装置运行中“方式选择 2”、 “方式选择 1”、 “调差投入”、 “手动开机”、“手动逆变”选择开关均在“切”位置，不得对装置内的任何选择 开关进行操作。特别是“手动逆变”不得操作以防机组失磁。6）各励磁整 流柜中“脉冲电源开关”应在“投入”位置， 运行中不得进行操作，以防整流 柜输出为零。7）励磁调节器“升”、“降”按钮的操作应以间断方式进行，连 续按住将不起作用。控制盘上“开机令”、“初励”按钮不使用。8）运行中励 磁开关就地操作把手不得进行操作，以防励磁开关跳闸。9）发电机与系 统并列时，应将发电机定子电压调至 13.7kV 左右，以防发电机并列时产 生无功冲击。10）励磁开关应在发电机转速大于 2900 转/分时才允许合 上。11）手动解列发电机主开关操作 KK 把手分闸时，在“分闸”位置的停 留时间应不小于 2 秒，直至转子电流和定子电压均为零时，方可将 KK 把 手返回“分闸后”位置。同时在拉灭磁开关前，应进一步确认定子电压、转子电流为零， 否则应补分一次发电机主开关， 以确保调节器返回初始状态。 12）当#1、2 发电机经主开关对主变零起升压或#3、4 发电机―主变经主 开关对 220kV 母线零起升压时，由于主开关处于合闸位置，应注意以下 二点：零起升压不得用主励进行，只能用备励进行。合主开关前应通知汽 机，做好防止汽机超速的措施。3.6.2.10 励磁变压器的运行励磁变压器 的停电与送电操作， 必须与发电机的停役与复役同时进行。励磁变压器高 压（13.8kV）侧闸刀的拉闸与合闸应在发电机无电压的情况下进行操作。 严禁在发电机机端电压为额定电压的情况下进行拉、合操作。投运前若需 要测量励磁变压器绝缘电阻时，应将其两侧刀闸全部断开。励磁变压器投 入运行时应将其过流保护投入。 3.6.2.11 投入 SAVR-2000 微机励磁调节 柜的操作原则（#1、3 发电机）1）装上励磁调节柜交、直流电源保险 2） 合上励磁调节柜电源开关（柜后插式小开关）3）合上励磁调节柜电源开 关（柜后空气小开关）4）将 A、B 套“双路供电”、“脉冲电源”、“系统电源” 三插件中电源开关置“ON”位置。“主 CPU”插件中“运行/调试”开关置“运行” 位置。 检查各电源指示灯亮 6） A 套“主从切换”按钮 7） 5） 按 检查 A 套“主 /从”黄色指示灯亮（表示主套）。8）“运行闪烁”绿灯亮。9）“故障”、“告 警”红灯不亮。 3.6.2.12 停用 SAVR-2000 微机励磁调节柜的操作原则 （#1、 3 发电机）1）将 A、B 套“双路供电”、“脉冲电源”、“系统电源”三插件中 电源开关置“OFF”位置。2）断开励磁调节柜交直流电源开关（柜后空气 小开关）3）断开励磁调节柜交直流电源开关（柜后插式小开关）4）取 下励磁调节柜交、 直流电源保险 3.6.2.13 投入 SJ-800 微机励磁调节柜的 操作原则（#2、4 发电机）1）送上励磁调节柜装置交、直流电源 2）合 上装置电源开关（柜后插式小开关）3）合上装置风机电源开关开启风机 4）分别合上 B、A 套装置交流电源开关（ON 位置红灯亮）5）分别合上 B、A 套装置直流电源开关（ON 位置红灯亮）6）查装置面板上“A/B 套” 切换开关在 A 套位置， “远方/就地”切换开关在远方位置， 其余开关均在“切” 位置，按一下 A/B 套“切换复归”按钮，A 套装置“运行”指示灯亮，3.6.2.14 停用 SJ-800 微机励磁调节柜的操作原则（#2、4 发电机）1）断开励磁 调节器风机电源开关 2）分别断开励磁调节器 A、B 套直流电源开关 3） 分别断开励磁调节器 A、B 套交流电源开关 4）断开励磁调节器交、直流 电源开关 （柜后插式小开关） 取下励磁调节器交、 5） 直流电源保险 3.6.2.15 投入励磁整流柜的操作原则 1）送上励磁整流柜风机电源（Ⅰ、Ⅱ）2） 合上整流柜风机工作、备用、稳压电源开关 3）装上励磁整流柜电压表用 保险 4）将整流柜风机控制开关切至“自动”位置 5）合上励磁整流柜交流 输入刀闸 GJ6）合上励磁整流柜直流输出刀闸 GZ7）投入各励磁整流柜 脉冲电源开关 8）查励磁整流柜有电流、电压输入、输出（发电机运行中） 3.6.2.16 停用励磁整流柜操作原则 1）断开励磁整流柜脉冲电源开关 2） 查励磁整流柜输入、输出电流为 0（发电机运行中）3）拉开励磁整流柜 直流输出刀闸 GZ4）拉开励磁整流柜交流输入刀闸 GJ5）断开整流柜风 机工作、备用、稳压电源开关，停止风机运行 6）停用励磁整流柜风机电 源（Ⅰ、Ⅱ）7）取下励磁整流柜电压表用保险（一般不取）3.6.2.17 如 机组停运时间较短并且无检修工作时， 微机励磁调节器和整流柜仍继续运 行；如机组停运时间较长时，则应停用微机励磁调节器和整流柜的运行。 3.6.2.18 SJ-800 励磁调节柜 A、 通道的切换操作： B 3.6.2.18.1 正常切换操作：1）A 套切至 B 套时的操作方法：在励磁调节器操作面板上将“A/B” 套切换开关由 A 位置切至 B 位置，此时调节器由 A 套切至 B 套运行。2） B 套切至 A 套时的操作方法：在励磁调节器操作面板上将“A/B”套切换开 关由 B 位置切至 A 位置， 并按“切换复归”按钮，此时调节器由 B 套切至 A 套运行。3.6.2.18.2 故障时的切换操作：在故障情况下，A 套可自动切 换至 B 套运行，但在 B 套故障情况下，同时 A 套运行发生故障将不再切 换。 A 套自动切换至 B 套运行后， 在 应将“A/B 套”切换开关切至 B 套运行 位置。如 B 套运行时，B 套故障可自动切换至 A 套运行。3.6.2.19 SAVR-2000 励磁调节柜 A、B 通道的切换操作：3.6.2.19.1 正常切换操 作：1）当 A、B 套装置均正常工作时，按任一套上“主从切换”按钮，即将 此套定为主套。2）A 套为主机运行时：A 套：“主/从”黄灯亮，“脉冲输出” 绿灯亮，显示器显示“A 为主机”。B 套：“主/从”黄灯灭，“脉冲输出”绿灯 灭。3）B 套为主机运行时：A 套：“主/从”黄灯灭，“脉冲输出”绿灯灭，显 示器显示“A 为从机”。 套： B “主/从”黄灯亮， “脉冲输出”绿灯亮。 3.6.2.19.2 故障时的切换操作： 当某一套出现故障时， 即自动切换至另一套。 3.6.2.20 SJ-800 微机励磁调节柜运行中的检查项目如下 1）装置交、直流电源指 示灯应燃亮。2）“运行闪烁”指示灯应燃亮并闪烁。3）“运行”指示灯应燃 亮。（正常应在 A 套位置）4）所有异常及故障指示灯灭。5）冷却风机 运行正常，指示灯燃亮。6）无发热、放电等其它异常现象。7）各开关、 旋钮位置正确。8）各测量表计和各指示灯的指示与实际运行工况相符。 3.6.2.21 SANR-2000 微机励磁调节柜运行中的检查项目如下 1）检查“双 路供电”、 “脉冲电源”、 “系统电源”三插件中电源开关置“ON”位置。 CPU” “主 插件中“运行/调试”开关置“运行”位置。2）各插件电源指示绿灯亮。3）“主 /从”表示该套是主套还是从套，黄灯亮表示主套。4）“运行闪烁”绿灯：闪 烁，表示 CPU 运行状态。5）“故障”、“告警”红灯亮表示该套运行不正常 或外界回路有故障。6）“运行/调试”绿灯亮分别表示该套是自动运行状态 还是人工调试状态。 “开关信号”插件： 7） 自上而下为“+24V(X)”、 “+24V(Y)” 绿灯亮。8）“故障”红灯：当主 CPU 板检测到调节器故障时，该故障灯亮。 9）输入、输出的信号灯显示正常，（灯亮表示通，灯灭表示断。X1-X16 为输入信号，Y1-Y16 为输出信号。）10）“脉冲放大”插件：自上而下分 别表示“+24V”绿灯亮。11）“脉冲输出”绿灯亮表示该套为主套，脉冲由此 套供给。12）“脉冲故障”红灯亮表示该插件输入的未经放大的脉冲信号故 障或脉冲电源有问题。13）微机显示器处于暗屏状态，或处于“主控窗” 状态显示当前机组工况和调节器的主要参数。3.6.2.22 励磁整流柜运行 中的检查项目如下 1）冷却风机运行正常，“风机运行”指示灯燃亮。2）各 熔断器无熔断现象。3）“集中指示”中除“功率柜故障显示”灯熄灭外其它显 示快熔正常指示灯燃亮正常。4）“输入电压、电流”及“输出电压、电流” 表指示值正常 5）柜内各刀闸、母线及元件无发热、松动、放电等其它异 常现象。6）励磁整流柜内“脉冲电源开关”在“投入”位置。7）各测量表计 和各指示灯的指示与实际运行工况相符。3.6.2.23 励磁变压器运行中的 检查项目同其它变压器相同， 励磁变柜门运行中不得打开， 以防人员触电。 励磁变温升为 85K。当温度达到 155 度时发出报警信号。3.6.3 自动励磁 系统异常运行和事故处理 3.6.3.1 励磁调节器、励磁整流柜及励磁变小室 温度应控制在 40℃以下，当温度超过时应开启空调或通风机进行冷却。当空调或通风机停运时，即使励磁调节柜、整流柜风机在运行状态，其环 境温度不得超过 40℃，因此应迅速恢复空调或通风机的运行，否则应降 低发电机的负荷，或倒换备励运行或将发电机解列停机。3.6.3.2 励磁变 压器运行中出现下列情况，应倒换备用励磁机运行。1）引线接头发热和 严重变色。2）负荷、环境温度均无明显变化，而励磁变压器温度有明显 上升，但未超过允许值时。3.6.3.3 励磁变压器运行中出现下列情况，应 将发电机转移负荷， 解列停机 1） 励磁变压器内部有强烈不均匀的放电声， 且伴有爆裂声。2）套管严重破损和有严重的放电声。3）负荷、环境无 明显变化，励磁变温度急剧上升，且超过允许值时。3.6.3.4 励磁变压器 运行中出现下列情况，造成强励或失磁时，应紧急停机。1）励磁变压器 冒烟、着火。2）出现直接危及人身安全的事故。3.6.3.5 励磁整流柜快 速熔断器熔断的处理： 3.6.3.5.1 可控硅整流管快速熔断器熔断的现象： 1） 整流柜：“FU1、FU3、FU5、FU4、FU6、FU2”指示灯中熔断的不亮；“功 率柜故障”指示灯亮；“熔断”指示灯亮；2）调节柜：“功率柜故障”指示灯 亮；3）主控：“励磁调节器熔断器熔断及功率柜风机停风”光字牌亮 3.6.3.5.2 阻容保护整流管快速熔断器熔断的现象：1）整流柜：“FU21、 FD22、FU23 指示灯中熔断的不亮；“功率柜故障”指示灯亮；2）调节柜： “功率柜故障”指示灯亮；3）主控：“励磁调节器熔断器熔断及功率柜风机 停风”光字牌亮。3.6.3.5.3 可控硅整流管快速熔断器熔断时的处理 1）停 用故障整流柜。2）联系检修人员更换熔断的快速熔断器。3.6.3.6 励磁 整流柜风机故障停运 3.6.3.6.1 现象： 励磁整流柜风机停止运行时： 励 1） 磁整流柜“风机停风”、“故障”指示灯亮； 励磁整流柜风机工作、备用电源 开关跳闸；SJ-800 励磁调节柜“整流柜故障”指示灯亮； 主控室“励磁调 节器熔断器熔断及功率柜风机停风”光字牌亮。2）励磁整流柜风机未停但 风压管故障时： 励磁整流柜“故障”指示灯亮；SJ-800 励磁调节柜“功率柜 故障”指示灯亮； 主控室“励磁调节器熔断器熔断及功率柜风机停风”光字 牌亮。3.6.3.6.2 处理：1）励磁整流柜风机故障停运时应立即停运整流柜 并联系检修处理。2）励磁整流柜风机风压管故障时可不停整流柜，但应 联系检修人员处理。3.6.3.7 自动励磁调节柜运行中，如出现 PT 电压回 路断线或电压回路异常等情况时，虽然装置能自动切换运行（A 套通道自 动切换至 B 套或 B 套通道自动切换至 A 套通道）时，应迅速进行处理， 必要时应及时联系检修人员处理。 如装置无法恢复正常运行或处理装置时 需停用自动励磁调节柜时，应倒用备励运行或停机处理。3.6.3.8 SJ-800 自动励磁调节柜异常情况处理：1）A 套故障时自动切换至 B 套运行，A 套“故障”指示灯亮，应将“A/B 套”切换开关切至 B 套运行位置，立即联系 检修人员处理 A 套故障装置。 B 套运行中故障时也自动切至 A 套运行， 2） B 套“故障”灯亮，应立即联系检修人员处理 B 套故障装置，处理前，检修 人员要做好安措。3）运行中，A、B 套“运行”指示灯均不亮时应联系检修 处理。4）交、直流电源指示灯及各稳压电源指示灯不亮时，应分别检查 电源是否正常进行相应处理，否则应联系检修处理。5）装置面板上的异 常指示灯燃亮时（ 如“PT 断线”、“功率柜故障”、 “调节器停风”等），必 要时应联系检修处理，排除相应的故障后该灯即熄灭。6）装置任一电源 （交流或直流）中断时，应迅速处理恢复，以防另一电源再中断时引起装 置工作混乱。7）“运行平衡状态指示”表针在正常运行中应上、下指示基本一致，当出现不一致时应联系检修处理。8）“运行闪烁”灯闪烁频率与 实际运行状态不吻合，则为该通道运行异常，应停用联系检修处理。9） 需要对自动励磁调节器内部元件进行处理，应先倒至备励运行。10）机 组运行中对装置进行故障处理时， 应按有关规定做好相应的安全及技术措 施。3.6.3.9 SAVR-2000 励磁调节器异常情况处理 3.6.3.9.1 A 套为主机 运行时，自动励磁电压互感器电压回路断线时的现象 1）A 套自动切换至 B 套运行。2）A 套：“故障”、“告警”红灯亮，“主/从”黄灯灭，“脉冲输出” 绿灯灭，“Y8”PT 断线灯亮，显示器显示“A 为从机”，“调节器故障”光字牌 亮。3）B 套：“主/从”黄灯亮，“脉冲输出”绿灯亮。3.6.3.9.2 A 套为主机 运行时，自动励磁电压互感器电压回路断线时的处理 1）记录光字牌、指 示灯指示情况。 检查自动励磁电压互感器刀闸辅助接点接触是否良好。 2） 3）停用自动励磁电压互感器，检查其高压侧保险是否熔断，如熔断应进 行更换。4）联系检修处理。3.6.3.9.3 A 套为主机运行时，保护及表用电 压互感器电压回路断线时的现象 1） A 套正常运行。2） A 套： “主/从” 黄灯亮，“脉冲输出”绿灯亮，显示器显示“A 为主机”。3） B 套：“故障”、 “告警”红灯亮，“Y8”PT 断线灯亮，“调节器故障”光字牌亮。3.6.3.9.4 A 套 为主机运行时，保护及表用电压互感器电压回路断线时的处理 1）记录光 字牌、指示灯指示情况。2）检查保护及表用电压互感器刀闸辅助接点接 触是否良好。3）检查保护及表用电压互感器二次侧保险是否熔断，如熔 断应进行更换。4）停用保护及表用电压互感器，检查其高压侧保险是否 熔断，如熔断应进行更换。5）联系检修处理。3.6.3.9.5 当“调节器故障” 光字牌发出后，经查不是因 PT 断线造成的，应记录有关光字牌、指示灯 指示情况，并通知检修处理。4 变压器运行规程 4.1 变压器概况及设备 规范 4.1.1 变压器概况 4.1.1.1 我厂#1、2 主变为三圈变压器，#3、4 主 变为双圈变压器。采用强迫油循环风冷方式。＃1、2、4 主变各配置 6 组 冷却器，＃3 主变配置 8 组冷却器。#1-4 主变高压绕组设有分接开关， 在无载情况下进行调节。4.1.1.2 #01、02 高备变为油浸风冷、低压分裂 绕组变压器。 在电气上不相连接的两个低压绕组之间存在很大的分裂阻 抗，保证变压器在低压侧一侧短路时，另一侧能保持较高的电压。#01、 02 高备变高压绕组设有分接开关，在有载情况下进行调节。4.1.1.3 #1-4 高厂变为油浸风冷、双圈变压器，高压绕组设有分接开关，在无载情况下 进行调整。 4.1.2 变压器规范。 4.1.2.1 #1、 主变压器规范见表 1。 2 4.1.2.2 #3、4 主变压器规范见表 2。4.1.2.3 #01、02 高备变规范见表 3。4.1.2.4 #1-4 高厂变规范见表 4。4.1.2.5 #1、2 补水变规范见表 5。4.1.2.6 低厂 变规范见表 6。4.1.2.7 #1-4 主变冷却器规范见表 7。表 1 #1、2 主变压 器规范 ＃１ 主 变 ＃2 主 变 型 号 SFPS7- SSPS7- 额定容量(kVA) 000/000/000 额定电压(kV) 242± 2×2.5%/121/13.8 242± 2×2.5%/121/13.8 额定电流(A) 357.9/716//716/6276 接 线组别 Ｙｏ/Ｙo/△-12-11 Ｙo/Ｙo/△-12-11 高 压 绕 组分接开关位置 电压 电流电压电流 （V）（A） （A） Ⅰ ..5 （V） Ⅱ ..5 Ⅲ . Ⅳ
Ⅴ . 中压绕组
低压绕组 5. 空载损耗(kW) 132.8 146.4 空载电流(％) 0.3 0.327 150000kVA 时 短路损耗 kW 阻抗电压%短路损耗 kW 阻抗电压% 高压--中压 511.1 22. 高压--低压 472.6 13. 中压--低压 386.3 8. 冷却方式 强油风冷 强油风冷 冷却器型号 YF-180-2P YF －180/380 冷却器组数 6 6 油 重(Ｔ) 39.5 48.8 总 重(Ｔ) 208.3 212.7 出 厂 日 期 3.4 制 造 厂 沈阳变压器厂 沈阳变压器厂 表 2 #3、4 主变压器规范 ＃3 主 变 ＃4 主 变 型 号 SFPS7- SSPS7- 额定容量(kVA) 000 额定电压(kV) 242± 2×2.5%/13.8 242±2×2.5%/13.8 额定电流(A) 357.9//6276.5 接线组别 Ｙｏ/△-11 Ｙo/△-11 高 压 绕 组 分接开关位置 电压 电流电压电流 （V） （A）（V）（A） Ⅰ . Ⅱ . Ⅲ . Ⅳ
Ⅴ . 低压绕组 5..5 空载损耗 (kW) 112 155.2 空载电流(％) 0.24 0.55 短路损耗(kW) 448.9 492.2 阻 抗电压(%) 12.7 13.2 冷却方式 强油风冷 强油风冷 冷却器型号 YF－ 180/380 YF2－200 冷却器组数 8 6 油 重(Ｔ) 34.5 34.8 总 重(Ｔ) 165.7 185.86 出 厂 日 期 8.9 制 造 厂 沈阳变压器厂 沈 阳变压器厂 表 3 #01、02 高备变规范 #01 高备变 ＃#02 高备变 型 号 SFFZB- SFFZB- 额定容量（kVA） -/ 无吹风容量(kVA) -/ 额定电压(V) 0-/ 额定电流(A) 165.3/.67/3.89 接线组别 Ｙｏ/△－△－11-11 Ｙｏ/△－△－ 11-11 高压绕组分接开关位置 % 电压(kV)流(A)%电压(kV)电流(A) 1 +12 123.. 2 +10.5 121...01 3 +9.0 119.. 4 +7.5 118...80 5 +6.0 116...73 6 +4.5 114...68 7 +3.0 113...65 8 +1.5 111...65 额定电压 9.10.11 110.. -1.50 108.. 13 -3.00 106.. 14 -4.5 105...89 15 -6.0 103...00 16 -7.5 101...18 17 -9.0 100...37 18 -10.5 98...59 19 -12.0 96.. 电压（V） 电流（A）电压（V） 电流（A） 低压绕组 1 20000kVA11500kVA 3．89 低压绕组 2 20000kVA11500kVA 2．86 空载电流(％) 0．44 0．25 负载损耗(kW) 36．45 39．70 空载损耗(kW) 134．4 143．0 半 穿越阻抗电压 （%） 高----低压 1 18． 5022． 高----低压 2 18． 20 1022． 20 出厂日期 3．9 制造厂 保定变压器厂 保定变压器厂 表 4?#1-4 高厂变规范 #1 高厂变 #2 高厂变 #3 高厂变 #4 高厂变 型 号 SF- SF- SF- SF- 额定容 量 （kVA）
额定电压 （kV） 13.8± 2×2.5%/6.3 13.8± 2×2.5%/6.3 13.8± 2×2.5%/6.3 13.8±2×2.5%/6.3 额定电流（A） 669.4/.4/.4//1466 接线组别 Ｙ.Ｙn０ Ｙ.Ｙn０ Ｙ.Ｙn０ Ｙ.Ｙn０ 空载电流 （%）0． 0． 44 49．0． 4349．0． 46 空载损耗（kW） 15．20 15．00 14．20 15．20 负载损耗（kW） 79．00 157 13．182 136．7 阻抗电压（%） 12．50 13．10 13．10 13．2 高 压绕组分接开关位置 电压 电流 电流 电流电流 kV A A AA Ⅰ 14．49 637．5 637．5 637．5637．5 Ⅱ 14．145 653．1 653．1 653．1653．1 Ⅲ 13．80 669．4 669．4 669．4669．4 Ⅳ 14．455 686．6 686．6 606．6606．6 Ⅴ 13．11 704．6 704．6 674．6674．6 低压绕组 6．30 6．3
冷却方式 油浸风冷 油浸风冷 油浸风冷 油 浸风冷 无吹风容量（KVA）
出厂日期 1．8 5．11 制造厂 沈阳变压器厂 沈阳变压器 厂 沈阳变压器厂 沈阳变压器厂 表 5 #1、 补水变规范 ＃1 补水变 ＃2 2 补水变 型号 SG10- （干式、 无载调压） 额定容量(kVA) 1250 额 定电压(kV) 6.3± 2×2.5%/6.6 分接开关 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ 一次侧额定电 压 kV 6.6 6.45 6.3 6.15 6.0 二次侧额定电压 kV 6.6 一次侧额定电流 114.55 二次侧额定电流 109.35 额定频率 50Hz 三相 接线组别 Y/Δ-11 阻抗电压(%) 5.21 5.26 最高温升 125K 冷却方式 FN 绝缘等 级 H 使用条件 户内 阻抗电压(%) 5.21 5.26 出厂日期 9.10 制造厂 江苏中电设备制造公司 福州变压器厂 表 6 低厂变压器规范 #1 公用变 #3 低厂变 #01 低备变 型号 SG10-1000/6 （干式） SG8-1000/6 （干式） SJL1-1000/6 额定容量(kVA) 00 额定电压(kV) 6± 5%/0.4 6± 5%/0.4 6± 5%/0.4 分接开关位置 1 2 -5123 高 压侧电压(kV) 6.3 6.15 65.855.76.365.76.365.7 高压侧电流(A) 96.23 96.2 96.3 低压侧电压(kV) 0.4 0.4 0.4 低压侧电流(A) 3.4 1444 阻抗电压(%) 9.29 5.77 9.41 接 线 组 别 Y/Y0-12 Y/Y0-12 Y/Y0-12 冷 却 方 式 FN FN 油浸自冷 最高允许温升 125K 100K 出 厂 日 期 0.5 1976.8 制 造 厂 江苏中电设备制造公司 连 云港变压器厂 #1 低厂变 #2/4 低厂变 #1-4 煤变 型号 S7 SJL-1000/10 SL1-800/10 额定容量(kVA) 0 额定电压(kV) 6±5%/0.4 6± 5%/0.4 6± 5%/0.4 万仁电气 ( 14:17:53)分接开关位置 1 2 3123123 高压侧电压(kV) 6.3 6 5.76.365.76.365.7 高压侧电流(A) 96.3 96.2 77 低压侧电压(kV) 0.4 0.4 0.4 低压侧电流(A) 55 阻抗电压(%) 9.09 5.77 8.02/7.95/8.02/7.91 接 线 组 别 Y/Y0-12 Y/Y0-12 Y/Y0-12 冷 却 方 式 油浸自冷 油浸自冷 油浸自冷 出 厂 日 期 7.11/6.8/1983.12 制 造 厂 合肥变压器厂 上海 变压器厂 连云港变压器厂 表 7 #1-4 主变冷却器规范 #1/2/3 主变冷却器 #4 主变冷却器 型 号 YF―180/380 YF2―2001 冷 却 方 式 强油循环风冷 强油循环风冷 额定冷却容量 180/180/190KW 250KW 冷却器组数 #1、2＝6 组 #3＝8 组 #4＝6 组 风扇电动机 1.5KW×2 1.5KW×2 油泵电动机 4KW 12.5A 3KW 9.05A 制 造 厂 沈阳变压器配件四厂 沈阳变压器配件四厂 4.2 变压器的投运和停运 4.2.1 变压器投运前的检查 4.2.1.1 变压器在合闸送电前，有关工 作票应全部终结，临时安全措施应全部拆除，与运行无关的工具、材料及其它杂物应由检修人员 清理干净。4.2.1.2 新装、检修后或停用 15 天以上的变压器，送电前应测量线圈绝缘电阻，并做 好记录。电压在 6kV 及以上的变压器用 V 摇表测量绝缘电阻，其值应不低于 6MΩ。 4.2.1.3 变压器投入运行前的外部检查项目如下：1）油枕和充油套管油位正常，油色应透明，油 枕的油色应介于清与浅棕色之间，各处不漏油。2）瓷瓶套管清洁完整无破损、无裂纹、无放电痕 迹及其它异常现象。3）冷却器油循环管路的所有阀门全部打开，冷却装置完好。4）防爆管的隔 膜完整。 瓦斯继电器与油枕间的阀门应打开， 5） 检查瓦斯继电器内有无积存气体， 必要时应放气。 6）呼吸器内吸潮剂应无受潮、变色或浸油现象。7）变压器各侧接线完整、正确，分接开关位置 正确。4.2.1.4 主变冷却装置投入运行前的检查项目如下：1）用 500V 摇表测量潜油泵电动机及 冷却风扇电动机绝缘电阻均不低于 0.5 MΩ。2）冷却器油管路应完整、无漏油现象。3）油循环管 路及各冷却器的所有油门应开启并放气。4）冷却风扇良好无卡涩现象。5）冷却装置各种联锁应 检查试验良好。 4.2.2 主变压器冷却装置的操作 4.2.2.1 主变冷却装置在主变投运前应提前投入运 行，其操作步骤如下：1）送上主变冷却器工作电源和备用电源。2）装上主变冷却器控制箱内工 作、备用电源总保险，合上电源刀闸。3）装上各控制、信号电源保险，包括各分控箱内的操作保 险。4）查冷却装置联锁开关 1K 断开，投入信号电源开关 2K，合上工作电源开关。5）装上各冷 却器的电源保险，合上自动空气开关。6）开启工作冷却器，将备用冷却器控制开关切至“备用”位 置。7）检查开启后的冷却器油流指示正常，风扇、油泵运行良好。4.2.2.2 当主变停运 1 小时后， 方可停用冷却装置， 停用操作步骤如下：1） 将备用冷却器的控制开关由“备用”切至“停止”位置。2） 将工作冷却器的控制开关由“工作”切至“停止”位置。3）拉开各冷却器的自动空气开关，取下电源 保险。4）将电源控制开关切至“停止”位置，查工作电源和备用电源接触器均已断开。5）取下各 控制、信号保险。6）根据工作需要，将冷却器工作电源和备用电源停电。4.2.3 变压器投入运行 的操作 4.2.3.1 禁止将无保护的变压器投入运行。变压器差动、速断保护和重瓦斯保护禁止同时 退出运行。4.2.3.2 主变、高备变停、送电前应合上变压器中性点接地刀闸。#01 高备变送电后应 拉开中性点接地刀闸。 主变投运后应按调度命令调整中性点接地运行方式。 4.2.3.3 变压器在低温 投运时， 若投运前的变压器油已凝固,允许将变压器投入空载或轻载运行,待油温上升后再接带负荷, 此时应注意上层油温和油循环情况， 还应防止呼吸器因结冰被堵。 4.2.3.4 新安装或大修后的变压 器，以及因内部故障使保护动作跳闸的变压器，在投运前应用发电机做零起升压试验。4.2.3.5 变 压器的充电应由高压电源侧用开关进行。停电时应先停负载侧，后停电源侧。严禁变压器从低压 侧向高压侧倒充电。变压器在投运前应先投入其冷却装置。4.2.3.6 变压器检修后,一、二次回路 若变动过或变压器更换后， 在投运并列运行前必须核定相位。 4.2.3.7 变压器并列运行应满足下列 条件：1） 接线组别相同。2） 电压比相等。3） 阻抗电压相等。4） 相序相同。4.2.3.8 高厂 变与高备变、高备变与高备变、高厂变与高厂变之间的 6kV 侧， 在切换操作时可短时并列运行， 但必须在我厂主系统联结，并且处于同期的条件下进行。#01、02 高备变在 6kV 侧须通过开关进 行合环、解环操作，严禁通过刀闸进行合环、解环操作。高厂变与高备变、高厂变与高厂变在 6kV 侧进行合环、解环操作时也必须通过开关进行，严禁通过刀闸进行合环、解环操作。4.2.3.9 低厂 变与低备变、低厂变与公用变、公用变与低备变、低厂变与低厂变、#1 煤变与#2 煤变、#3 煤变 与#4 煤变之间的 400V 侧，在切换操作时可短时并列运行，但必须在我厂主系统联结处于同期的 条件下用开关进行，严禁用刀闸进行 400V 系统的解、合环操作。4.2.3.10 补水变线路侧不得并 列运行。深井变不得并列运行。4.2.3.11 #1、2 主变 110kV、220kV 侧开关，由运行转热备用或 冷备用时应先调整主变 110kV、220kV 侧中性点接地运行方式，并合上相应侧的主变中性点接地 刀闸。开关转热备用或冷备用时，其保护保险不得取下，以防其保护失去电源。当 110kV 侧开关 断开时，应断开主变保护跳 710 开关压板。4.2.3.12 #1、2 主变压器送电的操作原则：（发电机 主开关、高厂变开关在冷备用状态）1）拆除主变压器所属回路临时安全措施 2）开启主变风冷器3）装上主变 220kV 侧开关操作、保护保险 4）装上主变 110kV 侧开关操作、保护保险 5）装上 发变组信号保险 6）投入 110kV、220kV 母差保护跳主变 110kV、220kV 侧开关压板 7）投入主 变压器所属保护装置的有关压板 8）合上主变压器中性点接地刀闸 9）投入主变 13.8kV 侧 PT 及 避雷器 10）主变 220kV 侧开关转热备用 11）主变 110kV 侧开关转热备用 12）合上主变 220kV 侧开关（充电）13）投入主变 110kV 侧保护跳 710 开关压板 14）同期合上 110kV 侧开关（合环） 15） 投入主变风冷器联锁开关 16） 调整主变中性点接地运行方式 17） 调整模拟图 4.2.3.13 #1 （2） 主变 220kV 侧开关送电的操作原则：1）拆除 ）开关临时安全措施 2）合上 220kV 侧中性点接地刀闸 3） 2601 （2602） 开关由冷备用转热备用 4） 220kV 母差保护跳 2601 查 （2602） 开关跳闸压板投入 5）同期合上 ）开关 6）调整主变中性点接地运行方式 7）调整模 拟图 4.2.3.14 #1（2）主变 110kV 侧开关送电的操作原则：1）拆除 701（702）开关临时安全措 施 2）合上 110kV 侧中性点接地刀闸 3）701（702）开关由冷备用转热备用 4）