300MWj机组电气规程资料

目 录

一.发电机运行规程……………………………………………………………………………4——18

二.柴油发电机运行规程………………………………………………………………………19——22

三.变压器运行规程……………………………………………………………………………23——34

四.配电装置运行规程…………………………………………………………………………35——45

五.主系统运行规程……………………………………………………………………………46——48

六.厂用电系统运行规程………………………………………………………………………49——56

七.电动机运行规程……………………………………………………………………………57——61

八.直流及UPS系统运行规程…………………………………………………………………62——69

九.继电保护及自动装置运行规程……………………………………………………………70——83

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第一部分 发电机运行规程

1.发电机设备概述：

1.1 #3、#4发电机为东方电机股份有限公司制造的三相隐极式同步发电机。

1.2发电机冷却方式为水-氢-氢，定子绕组的冷却水由水冷泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座内的

励端和汽端，并通过水冷器进行冷却，氢气则利用装在转子两端护环外侧的单级轴流式风扇进行强制循环，并通过四组氢冷器进行冷却。发电机端盖内装有单流环式油密封，以防止氢气从机壳内逸出。

1.3发电机的结构形式为封闭密封式。定子铁芯由高导磁、低损耗的无取向冷轧硅钢板冲制并经绝缘处理

的扇形片迭装而成。发电机定子绕组为三相、双层、短距绕组，绕组接线为双星形。

1.4定子线棒绝缘为F级。发电机转子由高强度导磁的特殊材料整锻而成，转子绕组用高强度精拉含银铜

排制造。转子线圈绝缘为F级。 2.技术规范：

2.1发电机技术规范：

型号 最大连续功率 额定电流 额定励磁电流 空载电流 额定频率 相数 出线端子数目 环境温度 最高氢压 超瞬变电抗（保证值） 效率 轴承振动 励磁方式 强励电压响应比 发电机噪音（距机座1m处，高度为1.2m） 制造厂家 QFSN-330-2-20B 350MW（412MVA） 11207A 2221A（计算值） 50Hz 3 6 5～40℃ 0.35MPa ≥0.15 ≥98.85% ≤0.025mm 自并励静止可控硅励磁 ≥2/s 额定功率 额定电压 额定功率因数 额定励磁电压（100℃） 空载电压 额定转速 接法 冷却方式 额定氢压 短路比 瞬变电抗 轴振 漏氢 强励顶值电倍数 允许强励时间 发电机一阶临界转速 330MW（388MVA） 20KV 0.85（滞后） 487V（计算值） 3000r/min 2—Y 水氢氢 0.25MPa ≥0.55 ≤0.30 ≤0.076mm ≤10m/d ≥2 10s 3≤89dB 1333r/min 东方电机股份有限公司 F（温度按B级考核） F（温度按B级考核） ≤90℃（埋设检温计） 2.2 发电机绝缘等级及温度限制： 定子绝缘等级 定子铁芯绝缘等级 定子绕组层间温度

转子绝缘等级 定子绕组及出线水温度 定子绕组层间温度差（最高值—平均值） 2

F（温度按B级考核） ≤80℃（埋设检温计） ≤8℃ 转子绕组温度 定子端部结构件温度 集电环出风温度 轴承和油封回油温度 ≤110℃（电阻法） ≤120℃ ≤65℃（温度计法） ≤70℃（检温计法） 定子铁芯温度 集电环温度 轴瓦温度 ≤120℃（埋设检温计） ≤120℃（温度计法） ≤90℃（检温计法） 2.3发电机中性点接地变压器及中性点电阻技术参数： 发电机中性点接地变压器型号 额定容量 额定电压 额定电流 额定频率 制造厂家 2.4发电机冷却介质参数：

氢气 氢气纯度 冷氢温度 氢气湿度 ＞96% 35～46℃ 1.5～4g/m 3DG---型 42 （KVA） 20000/57.7/100/200 （V） 2.1/190.9 （A） 50 （HZ） 沈阳市大华干式变制造有限公司 氢气露点 热氢温度 发电机充氢容积 -14℃ — -2.5℃ ≤65℃ 72m3 发电机定子绕组冷却水 进水温度 进水压力 酸碱度（PH） 水量（含定子出线水量3t/h） 氢气冷却器数目 氢气冷却器进水温度 进水压力 氢气冷却器风阻压降 发电机轴承润滑油量 进油温度

45±3℃ 0.1～0.2MPa 7—8 45 t/h 定子绕组及出线水温度 导电率（20℃） 硬度 氨（NH3） ≤80℃ 0.5 — 1.5us/cm ≤2ugE/L 允许微量 发电机氢气冷却器冷却水 4 20～33℃ 0.1～0.2MPa 0.222MPa 水量 氢气冷却器出水温度 水压降 轴承润滑油 2×500 L/min 35—45℃ 3

4×100 t/h ≤43℃ 0.024MPa 稳定轴承油量 出油温度 25 L/min ≤70℃ 进油压力 0.05～0.1MPa 密封油 进油温度 油量 35—45℃ 2×92.5 L/min 出油温度 额定进油压力 ≤70℃ 0.3±0.02MPa 2.5发电机非额定工况参数： 2.5.1最大出力条件： ⑴氢压：0.25MPa ⑵冷却器进水温度：20℃ ⑶冷却器出水温度：≤27℃ ⑷发电机冷氢温度：≤30℃ ⑸厂内环境温度：≤30℃ 。 2.4.2不同氢压的出力：

⑴氢压为0.1MPa时（cosΦ=0.85） 230MW ⑵氢压为0.2MPa时（cosΦ=0.85） 330MW 2.6励磁调节装置技术规范： 2.6.1 励磁调节器技术规范

型 号 额定输出电压V 额定输出电流A 相数 强励输出电压V 3．发电机运行规定： 3.1 发电机额定运行方式：

1）发电机正常运行时,应严格按照规范中的规定数据运行。 2）发电机不允许以空气冷却方式运行。 3）发电机不允许不通内冷水带负荷运行。

3.2 发电机允许的非额定运行方式：

1）发电机定子电压正常变动范围为±5% Un，当功率因数为额定值时，其额定容量不变。 2）发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，不应低于额定值95%。 3）发电机运行频率变化时，其定子电流、励磁电流及各部温升不得超过规定值。 4）发电机运行中功率因数变化时，其定子电流、励磁电流及各部温度不得超过规定值。

5）发电机定子绕组允许断水时间规定，有以下两种方式：

⑴断水后带额定负荷运行30秒，若30秒内仍未能恢复供水，则解列发电机，使发电机端电压降为零。 ⑵断水5秒后开始减负荷，2分钟内降到15%额定负荷，允许运行1小时，若此时仍未能恢复供水，将解列发电机，使发电机端电压降为零。

3.3发电机、励磁系统绝缘电阻测量条件规定：

3.3.1 第一次投运、大小修后及发电机一次系统回路有工作，应测量发电机其相应的绝缘电阻值。并记入绝缘记录本，如果阻值出现异常，应立即汇报领导。 3.3.2发电机定子绕组绝缘测定条件：a）拉开发变组出口刀闸。b）三组发电机出口PT均应在检修位。c）断开中性点接地变压器。

3.3.3发电机定子绕组绝缘电阻规定.

1) 定子绕组在无存水、干燥且接近工作温度情况下，用2500伏摇表进行测量其绝缘电阻应≥5MΩ。 2）必须与前一次的测量值进行比较，在相同的温度及湿度的情况下应不低于上次的1／5～1／3，吸收比R60／R15≥1.3，极化指数R10/R1≥1.5。

3.3.4 发电机转子绕组绝缘电阻测量规定：用500V摇表测量发电机转子绝缘电阻，冷态时（室温25℃）

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UNITR02 5000 强励倍数 强励时间 瞬时过励 控制电源 其值不低于1 M?。

注意：励磁调节系统不允许用摇表测量直流正负极间的绝缘电阻及交流相间绝缘电阻，防止整流二极管或可控硅三极管反向击穿而损坏设备。

3.3.5用1000V摇表测量出油管道、励端轴承盖、碳刷架与轴瓦的对地绝缘电阻，其值不低于1 M?。 3.3.6用1000V摇表测量汽、励端汇流管及出线装配水管路的对地绝缘电阻无水时值不低于1 M?，通水

时其值不低于30 K?。

3.3.7用250V摇表测量测温元件的绝缘电阻，其值不低于1 M?。 3.4发电机主要参数的监视与调整:

3.4.1发电机正常运行期间，电压变化的范围应在 ±5%以内，发电机仍可以在额定容量、额定频率及功率因数下运行。当定子电压≤19kV时，其定子电流不得超过额定电流。 3.4.2发电机在额定参数下连续运行，不平衡负序电流应小于10%的额定电流，短时负序电流须满足(I2/IN)2 t≤10s的要求。

3.4.3当功率因数为额定值时，电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过±2%时，发电机允许输出连续功率。当电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过-5%— +3%时，发电机也允许输出额定功率，但每年不超过十次，每次不超过8小时。(内蒙古电网与华北电网联网时按50±0.1HZ控制)。 3.4.4手动励磁调节运行期间，在调节有功负荷时必须先适当调节发电机无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。

3.4.5 机组正常运行时每1小时应记录有功、无功、定子电流、定子电压、定子绕组温度、铁芯温度、定

子进出水温度、线圈线棒温差等，发现异常及时分析、汇报。

3.4.6 机组正常运行时应加强对氢压、氢气纯度、氢气冷却器冷氢温度的监视。 3.5发电机冷却系统的监视与调整

3.5.1正常运行期间，定子冷却水系统的离子交换器处理一定的水量，其冷却器出口检测的水导电率在

0.5～1.5μs／cm范围以内。

3.5.5发电机定子冷却水流量正常时为45t／h，当冷却水量降至35t／h时发出“定子水流量低”报警，延时30秒断水保护动作。

3.5.6氢气冷却器在运行中停止一台运行时，发电机可在额定氢压、额定功率因数下带80%的额定负荷。 3.5.7 发电机氢压必须高于定子冷却水压0.04 MPa以上。防止事故状态水进入机内。保持密封油压高于氢压0.056±0.02 Mpa，防止氢气外泄。

3.5.8发电机的额定氢压为0.25MPa，发电机氢压＜0.25MPa必须补氢才可以在额定功率下运行。当氢压变化时，不同氢压、不同功率因数时发电机的出力应按容量曲线接带，在额定氢压下运行时的每天漏氢量不得大于10m3。

3.5.9发电机运行期间的氢气纯度必须＞96％。运行中当机内氢纯度降到了95%，应排出一些机内氢气，然后补充新鲜氢气恢复到正常值，每次置换氢气量不应超过10%氢气总量，避免机内氢气温度变换太大。 3.6励磁系统部分:

3.6.1发电机励磁系统（ABB公司的UN5000型）的组成：包括一台励磁变压器，三面整流柜（+EG1、+EG2、+EG3），一面交流进线柜（+EA），一面直流出线柜（+EE），一面AVR调节柜（+ER），一面磁场开关柜（+ES），起励电源一路。

3.6.2励磁系统运行方式：

1）励磁系统有两个完全独立的调节和控制通道（通道1和通道2），正常运行时，可任意选择两通道之一作

为当前通道，而另一个待用通道始终跟踪当前通道。两信道之间在任何时间均可切换，除了下述情况： a. 如果当前信道检测到有故障，将自动紧急切换至待用通道。而后直到故障通道故障消除后，才可自动

切回到当前通道。

b.如果待用通道有故障，不允许用手动方式从当前通道切换至待用通道。

2）每个信道都分为自动模式和手动模式两种。待用模式调节器总是自动跟踪当前模式调节器，两种模式基本上可在任何时间进行切换，除下述情况：

a.自动模式有故障，紧急切换至手动模式，直到自动模式故障消除才可自动切回到自动模式。 b.手动模式有故障，不能从自动模式切换到手动模式。

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7) 将高厂变分支开关电源测PT小车拉至“检修”位。 8) 将6kV A、B段工作电源开关拉至“检修”位置。 9) 将高厂变冷却系统电源停电。 10) 将主变冷却系统电源停电。

11) 断开发变组主开关汇控箱内控制电源开关。 12) 断开发变组高压侧刀闸动力及控制电源开关。

13) 断开发变组500KV母线侧刀闸动力及控制电源开关。 14) 根据工作需要做安全措施。 4.7发电机停运期间的维护： 4.7.1发电机长期停运的维护：

在长时间停机期间，氢气已排出机外，密封油系统及其他辅助系统都已停止工作，相应的维护项目如下所列：

1) 排净发电机内氢气。

2) 排干发电机定子绕组水路中的存水。

3) 为了防止定子绕组空心铜线内壁氧化，定子绕组应经进、出水口定期充氮。

4) 排干发电机氢气冷却器内存水并且用压缩空气吹干冷却器管道，防止冷却器管路腐

蚀 。

5) 在发电机端盖人孔门处安装空气加热器或空气干燥器，防止机内结露。 4.7.2发电机短期停运的维护：

在短时停机期间，发电机内仍充满了氢气，油密封系统处于正常运行。相应的维护项目如下所列： 1)维持氢气油密封系统正常运行，保持密封油压高于氢压0.056Mpa，密封油温高于30℃，确保氢气密封。 2)定期检测发电机内氢气纯度大于95%。

3)控制发电机内相对湿度＜50%，防止机内结露。如发电机内相对湿度过高，应向发电机内补充一定干燥的氢气，以维持机内相对湿度。

4)定期检查定子绕组冷却水的导电率，启动内冷水泵，使发电机定子绕组通水循环，冷却水温至少高于机内氢气5℃以上，防止氢气中的水分在定子绕组上结露，同时防止定子绕组空心铜线氧化腐蚀。 5)发电机氢气冷却器内应始终维持小流量的冷却水，并且每周用大流量的冷却水冲刷两次，防止冷却器管路腐蚀及沉垢。 5．发电机事故处理：

5.1.发电机发生下列情况之一应紧急停机： 1) 需紧急停机的人身事故。

2) 发电机或汽轮机内有清晰的金属摩擦声。 3) 机组发生强烈振动。

4) 发电机壳内氢气爆炸或着火。 5) 发电机定子线圈大量漏水。

6) 全部操作员站出现故障,且无可靠的后备操作监视时。

7) 发变组及外部发生短路，保护装置拒动，且定子电流指示急剧增大，电压剧烈下降。 5.2 发电机过负荷处理原则：

1）发电机正常运行时不允许过负荷。

2）事故情况下,发电机允许短时过负荷,但各部温度不得超过规定值。

3）发电机过负荷在允许的时间内,可以用减少励磁电流的方法减少定子电流,但应监视电压和功率因数不超过规定值。如果减少励磁电流不能使定子电流降低到正常值时,应汇报值长,降低有功负荷。 5.3发电机本体温度超过允许值： 1.现象：

发电机定子线圈温度及定子铁芯温度有报警信号。 2.处理：

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1) 检查发电机进出风温度，如超过规定值，汇报值长要求调节氢气冷却器进水压力及流量，降低风温。 2) 如发电机定子冷却水水温高，汇报值长要求调节发电机定子冷却水流量及压力，降低进水温度。 3) 如发电机进、出风温度及三相定子电流未超过规定值，则应通知热工检查测温元件有无开路，引线

连接是否接触良好。

4) 氢气压力低应联系补氢，提高氢气压力。

5) 如发电机进风温度、定子冷却水流量、压力、进水温度均正常，同时热工检查温度巡测仪显示值正

确，则应迅速降低发电机有、无功负荷，直至降至允许值，经减负荷处理无效，应解列停机。 5.4 发电机三相电流不平衡： 1）检查各电流表计是否正常。

2）通过与其它有关表计进行比较可以判断，如果是表计或二次回路问题，立即通知检修。 3）三相电流不平衡时,其负序电流不得超过额定电流的10%。

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4）短时负序电流须满足(I2/IN) t≤10s。

5）如三相电流严重不平衡且非全相保护未动时，应立即检查主开关和刀闸是否为非全相运行，若是应立即解列；若不是应进行全面检查。

6）如上面所有检查无误后，可判断为由系统引起，应汇报值长，向中调了解情况，按中调令执行，但必须将各相电流控制在额定范围内。

5.5发电机升不起电压而励磁电流正常： 1）检查电压表是否正常。

2）检查发电机励磁调节PT是否正常。 3）检查励磁回路是否正常。

4）检查励磁调节器是否正常有无报警。 5.6 发电机强励动作处理：

1） 如果是正确动作，10秒后将自动返回。

2） 强励如果持续动作，过励保护将动作，调节器将自动的由“自动”运行切至“手动”运行,此时应手动调整使励磁电流正常。

3） 若因调节器误动作引起时，应手动将调节器由“自动”转为“手动”运行，汇报值长。 5.7 发电机互感器故障

5.7.1 发电机仪表、保护用电压互感器（PT）回路断线的故障 1、现象：

1) DCS报警，出现“PT回路断线”光字牌。

2) 发电机有功、无功，定子电压指示降低或到零，定子电流，转子电压，电流指示正常。

3) DEH用PT故障，电网运行且投功率控制时，调速汽门突开，蒸发量突增，汽温降低（根据电负荷的

不同，参数的变化不同）。 2、处理：

1）停用有关保护(失磁、逆功率、失步、过励磁、过电压、定子接地)。 2）联系机炉注意蒸汽压力、流量，保持发电机负荷尽量稳定。 3）运行人员应记录PT故障时间并做好电量记录。

4）检查PT高、低压保险是否熔断，若熔断，应立即更换恢复送电。 5）正常后可恢复所停保护及自动装置并作好记录。 6）DEH用PT故障应通知汽机人员。 5.7.2发电机调压用PT二次保险熔断： 1 现象： 1）警铃响，“调节器故障”、“电压回路断线”报警。 2)发电机励磁电流、电压及无功突增。 3）发电机强励保护动作。

4）调节器装置可能发生通道切换。

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2 处理：

1）如果调节器装置未自动切换，应立即手动切至“手动”运行。 2) 降低励磁电流至正常值。

3）恢复正常后，应将调节器切回“自动”运行。 4）应更换已熔断二次保险，再熔断，通知检修。 5.7.3 电流互感器（CT）回路故障： 1 现象：

1）测量用CT回路故障时，定子电流、有功、无功等表计指示可能降低或为零。 2）测量用CT回路故障时，有功、无功电度表显示异常。 3）调压用CT回路故障时，调节器输出异常。

4）保护用CT回路故障时，保护可能将闭锁，可能发“CT断线”、“保护装置故障”光字牌。 5）故障处有火花及放电声，故障CT本身有异音或冒烟、着火。 2 处理：

1）测量用CT回路故障时，负荷不得调整。

2）调压用CT回路故障时，将调节器由“自动”倒为“手动”运行。 3）保护用CT回路故障时，将该回路所带保护停用。 4）通知检修进行处理。

5）运行中无法处理时，应申请停机处理。 5.8 发电机失磁： 1 现象： 1）警报响，“发电机失磁”报警。 2）励磁电压、电流指示可能为零。 3）无功反指，有功降低。

4）定子电流增大并摆动，定子电压下降。 2 处理：

1）检查厂用电是否切换，如未切换且短时不能恢复应手动切换至备用电源。 2）立即降低发电机有功负荷，使定子电流低于规定值。

3）若规定时限内不能恢复，低励失磁保护动作将使发电机自动掉闸，此时按发电机自动掉闸处理；如保护投程序跳闸时，主汽门将关闭，应通知汽机侧注意。 5.9 低频振荡： 1 现象：

1）发电机、线路的有功、无功功率发生周期性摆动。 2）发电机、线路的电流表发生周期性摆动。 3）发电机、系统电压发生小幅摆动。 4）频率小幅摆动。 2 处理

1）应判明是系统振荡还是本机振荡

a.系统振荡：控制室内两台机组有关表计摆动方向相同，幅值基本相等。

b.本机振荡：本机有关表计摆动幅度大，另一台机组有关表计摆动幅度小，且两台机组有关表计摆动方向相反。

2）向中调申请，退出机组AGC，退出机组AVC,降低发电机有功负荷，励磁系统在手动下应增加励磁电流, 为恢复再同步创造条件。

3）如果振荡是由于系统引起，应增加发电机励磁电流，维持系统电压，根据调度命令处理。 4）采取上述措施无效时，应汇报调度申请将振荡失步机组解列。

5）本机振荡时，厂用电严禁采用并列倒换方式，必须采用瞬切联动法。 5.10 发电机逆功率：

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1 现象： 1）警报响，“逆功率”、“主汽门关闭”报警。 2）发电机有功功率表指为零或指为负值。

3)发电机定子电压表、励磁电压、电流表指示正常，无功负荷增加。 4)发电机频率表指示值降低，三相定子电流指示值相应降低。 2 处理：

1) 根据电压调整无功。

2）立即将6KV厂用电切换至备用电源。

3）如逆功率保护已动作跳闸，按跳闸后处理。

4）如逆功率保护拒动，应根据汽机要求立即手动将发电机解列。 5.11 发电机自动跳闸 1、现象：

1) DCS报警，发电机主开关及励磁开关跳闸。 2) 相关参数指示均为零。 2、处理：

1) 检查励磁开关是否掉闸，若未掉应立即拉开。 2) 检查主汽门是否关闭。

3) 检查保护动作情况，确定故障范围。 4) 全面检查找出故障点并隔离。

5) 若检查未发现故障点，确认系保护误动引起，经总工同意停用该保护将发电机零起升压试验，

无异常后再进行并列。

6) 若确定跳闸是由于人员误动引起，应迅速合上励磁开关，将发电机并列。 5.12 汽机打闸后，发变组未联跳： 1 现象：

1）发变组逆功率运行。 2 处理：

1）如逆功率保护已动作跳闸，按跳闸后处理。 2）如逆功率保护拒动，紧急解列发电机。

3）如只有MK开关未联跳，则紧急手动拉开，若未拉开应紧急按下励磁调节柜事故紧急停机按钮。 5.13解列时发电机主开关非全相断开： 1． 现象： 1）警报响，“非全相”光字牌亮。 2）负序电流突增，并有报警信号。

3）降电压时，励磁电流减少而定子电压不降低，同时定子出现不平衡电流。 4）发电机振动加剧。 2 处理

1）非全相及有关保护动作后，不正常现象全部消失，则按跳闸后处理。

2）如非全相及有关保护未动或动作后，不正常现象仍然存在，则：立即停止原操作，派人去就地检查，查明主开关哪一相或两相未断开，同时通知相应检修人员。 3）维持额定转速，不允许断开灭磁开关，保持发电机与电网同步。

4）迅速调整励磁电流，降负荷至最低，使发电机定子三相电流为最小值，再拉一次主开关。 若仍拉不开，立即通知中调，断开相应线路的对侧开关。 5.14 并列时发电机主开关非全相合闸： 1 现象： 1）警报响，“非全相”光字牌亮。 2）负序电流突增，并有报警信号。

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3）并列后，随着有功和无功功率的增加，发电机定子三相电流严重不平衡。 4）发电机振动加剧。 2 处理：

1）非全相及有关保护动作后，不正常现象全部消失，则按跳闸后处理。

2）如非全相及有关保护未动或动作后，不正常现象仍然存在，则:立即停止原操作，派人去就地检查，查明主开关哪一相或两相未合上，同时通知相应检修人员。 3）维持额定转速，不允许断开灭磁开关，保持发电机与电网同步。

4）迅速调整励磁电流，降负荷至最低，使发电机定子三相电流为最小值，立即断开主开关。若拉不开，立即通知中调，断开相应线路的对侧开关。

5.15发电机励磁回路一点接地： 1. 现象：

1）DCS发出“转子一点接地”光字牌。

2）转子电压正极对地或负极对地指示异常。 2. 处理：

1）确认后投入转子两点接地保护。

2）检查发电机碳刷、灭磁开关、整流柜等处是否有接地打火现象。

3）轮换停运整流柜，并拉开其直流侧刀闸，若接地信号消失，说明当前停运的该整流柜有接地故障，隔离该柜，联系检修处理。

4）若还查不出接地点，则应联系检修人员查找接地范围。若为转子外部接地，应继续查找直至消除故障点；若经分析为转子内部接地，应汇报值长，安排停机处理。

5）若在查找的过程中，发生转子两点接地故障，保护动作，按发电机自动跳闸处理；若两点接地保护拒动，立即手动解列并灭磁。 5.16 转子两点接地： 1.现象：

1)转子电流升高，转子电压降低。

2)无功指示降低，机组强烈振动，发电机可能失磁或振荡。 3)两点接地保护投入时，发电机自动跳闸。 2.处理：

1)若发电机由转子两点接地保护跳开，应按自动跳闸处理。 2)若转子回路两点接地保护未投入或拒动，应立即解列停机。 5.17.发电机内冷水中断： 1.现象：

1）DCS报警，发“发电机内冷水中断”光字。 2）断水保护动作，发电机解列停机。 2.处理：

1）迅速将6KV厂用电切换至6KV备用电源接带.

2）迅速恢复发电机内冷水系统的正常运行，若属工作的内冷水泵故障跳闸而备用泵不联启，应手动启动备用泵一次。

3）若断水保护动作跳闸，则按发电机主开关自动跳闸处理。若断水后断水保护拒动，应立即手动解列发电机。

5.18 发电机泄漏氢气： 1.现象：

1）氢气压力指示下降较快，补氢次数明显增多。 2）周围空气中的氢气含量明显增大。 2.处理：

1）应迅速查找漏氢点，及时堵塞漏氢点，并加强机房内通风，以防发生氢气着火爆炸。 2）如果氢压下降是因为密封油压力低或密封油中断引起，应及时提高油压，并进行补氢。

3）如果是因机组甩负荷后温度下降引起氢压降低，应立即增加发电机负荷，但不可补充氢气，暂时升不起负荷时，应立即减小氢冷器冷却水流量，防止发电机过冷结露。

4）如氢压下降较快，在补氢的同时，应按不同氢压及时调整内冷水压和密封油压，并按规定接带发电机负荷。

5）发电机严重漏氢，氢压下降速度很快，不能维持运行时，应及时解列停机，并停止补氢。

15

5.19发电机与氢系统着火： 1.现象：

1）发电机氢气泄漏部位有明火并发生爆炸，氢压迅速下降。 2）发电机定子铁芯、线圈温度异常升高。

3）机内发生巨响，本体冒烟，有绝缘烧焦的气味，两侧喷油。 2.处理：

1）立即打闸停机，并迅速解列发电机，注意厂用电切换情况。

2）同时快速向发电机内充入二氧化碳进行灭火，并用二氧化碳灭火器对着火部位进行灭火。

3）维持机组300转／分，防止大轴受热不均匀而造成弯曲，并维持发电机定子线圈内冷水及氢气冷却器 冷却水系统正常运行。 4）通知消防部门。

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第二部分 柴油发电机运行规程

1. 柴油发电机概述： 1.1 柴油发电机组作用：

为确保厂用电失压情况下机、炉部分电机及电气、热工部分重要负荷不失去电源，设柴油发电机组作为保安段第二备用电源。柴油发电机组能够在接到启动指令后5秒内可靠启动，并建立合格的频率与电压。

1.2 柴油发电机组组成：

柴油发电机组是由柴油机、三相交流无刷同步发电机、控制屏、散热水箱、电气控制箱、燃油箱及公共底座等组成。

1.3 柴油发电机组主要技术规范： 柴油机 型号 型式 标定转速 重量 起动方式 额定耗油量 外型尺寸 ㎜ 调速器形式 型号 额定功率 额定电流 额定转速 励磁电压 功率因数 相数 定子绝缘等级 转子绝缘等级 型号 额定电流 型号 标定转速 4006-23TAG3A V 1500r/min 2524㎏ 电启动 173L/h 3027×1706×1964 电调 发电机 49.1 M75 C6S/4 640KW 1154A 1500r/min 36V 0.8 3 H H 空气开关 MTE16N 1600A G128ZL01 1500 r/min 额定电压 生产厂家 额定功率 生产厂家 260KW 上海柴油机股份有限公司 400V 上海施耐德 视在功率 额定电压 空载电流 频率 励磁电流 接线方法 励磁方式 AVR型号 生产厂家 800KVA 400V 0.81A 50Hz 3A Y 无刷励磁 R448 利莱森玛 额定功率 缸数 冷却方式 活塞行程 油箱 与发电机连接方式 缸径 生产厂家 679kW 6 水冷 190㎜ 1200L 驱动片联接 160mm 英国伯金斯 附：生活消防水泵房柴油发电机技术规范

2.柴油发电机组运行规定： 2.1. 柴油发电机组运行方式：

1）柴油发电机组正常处于紧急备用状态, 控制柜开关置于“自动”位置且柴油机机组联锁投入。 2）当保安段母线电压低于设定值后，柴油机就会自启动，柴油发电机可在10秒内投入并带100%负荷。

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3）柴油发电机中性点为直接接地方式。 2.2 柴油发电机组绝缘电阻规定：

测量柴油发电机定子绝缘电阻时，用500V摇表测量，其阻值不低于1MΩ；测量柴油发电机励磁绕组绝缘电阻时，应先将AVR装置断开，将旋转二极管短接，用250V摇表测量，其阻值不低于0.1MΩ。 2.3柴油发电机出口开关自动合闸应满足的条件：

1) 柴油发电机启动成功，柴油发电机出口电压、频率正常。 2) 保安段第二备用电源分支开关在“分闸”位置。 3) 各开关联锁应投入。 3.柴油机组的巡视与监视：

3.1柴油发电机组备用期间的检查项目：

1) 检查机房确保无易燃、易爆物品，机房通风良好，现场清洁符合启动条件。 2) 检查机组表面清洁，转动部分无异物。

3) 检查油门调节系统良好，各操作机构灵活、可靠。 4) 检查水循环泵、油循环泵无异常情况。

5) 检查燃油箱内的燃油量，油量低时联系检修添加燃油。

6) 检查机油油位正常且无变色，无冷却液、燃油、机油泄漏情况。 7) 检查电气、控制部分连接正确，接触良好并无老化现象。 8) 检查蓄电池输出电压正常。

9) 机组备用时间较长时，应检查确保燃油中无空气，如有空气则打开放气螺丝，排尽燃油系统内的空

气。

10) 检查冷却液位正常，确保散热器外部没有堵塞。

11) 检查空气滤清器阻塞指示器，如指示器为红色，更换空气滤清器。 3.2柴油机组运行中的正常巡视项目： 1) 检查机组声音正常，无异音。

2）检查机组各处的连接有无松动和剧烈振动。 3）检查机组输出电压和频率指示在正常范围内。

4）检查机组蓄电池输出电压及其余各参数不超过额定值。 5）检查机组机油压力、水温无异常，且无渗漏现象。 6）检查机组各种保护和检测装置无异常。 3.3 运行中应监视的参数：

1)预热闭式冷却水循环系统温度：40—50±3℃； 2)预热润滑油循环系统温度：40—50±3℃； 3)压缩空气压力自保持：2.1—2.5MPa； 4)直流电源电压：36V；

5)闭冷却水出机高温报警：85±3℃； 6)润滑油进机温度高报警：70±3℃； 7)润滑油压力低报警：0.25MPa； 8)润滑油压力过低报警：0.2MPa。 4.柴油发电机的启、停规定：

4.1柴油发电机组恢复备用操作步骤：

1) 柴油发电机所有工作结束，所属工作票均已终结，检修交待可以投运。 2) 检查柴油发电机组各部良好，拆除安全措施。 3) 测量柴油发电机绝缘合格。 4) 投入柴油发电机组出口PT。

5) 装上柴油发电机组电气控制盘内各保险。 6) 合上柴油发电机辅助电源和控制电源。

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7) 将柴油发电机组水加热器、油加热器、水循环泵、油循环泵投入运行，各参数达规定值。 8) 投入蓄电池充电装置，查充电电压正常。 9) 投入柴油发电机励磁装置。

10) 投入柴油发电机组出口母线PT。 11) 将柴油发电机出口开关恢复备用。

12) 送上柴油发电机出口开关操作保险，查开关贮能良好。 13) 将保安段第二备用电源分支开关恢复备用。 14) 查控制盘各状态及报警光字牌显示正常。 15) 把柴油发电机控制方式选择“自动”位置。 16) 将各开关联锁投入。

4.2柴油发电机组启停时的注意事项： 1) 禁止机组带负载启动。

2) 手动启动柴油发电机组，若启动不成功，应等待20秒左右再做尝试。若连续3次启动不成功，应停

止启动，排除蓄电池电压和油路故障等因素后再启动。若强行启动，存在爆炸危险。

3) 柴油发电机组允许自起动3次，如第一次起动不成功，延时8秒后，开始第二次起动，如三次起动

均不成功，柴油发电机组将自动停止，发“启动不成功”信号并闭锁自启动回路。

4) 当转速达到1500r/min，且空载运行稳定后，才能合闸向负载送电，机组不允许有连续半个小时以上的空载运行或低于30%负载运行。

5) 停机前必须先卸完负载，严禁带载停机；一般情况卸负载后冷却运行3～5分钟后再停机。 4.3.自动启动和自动停机：

1）只有柴油机组控制柜开关置于“自动”位置，才能实现自动投入柴油发电机组。

2）正常情况下,保安段由工作电源供电，当保安段任一段失电，同时检测到保安段第一备用电源有电，则跳开保安段工作电源开关，自投保安段第一备用电源分支开关,如母线电压仍不满足要求，则表示备自投失败或备自投虽成功但母线电压仍低则发出启动柴油发电机指令，待柴油发电机升压、升速到额定电压、额定频率后，自动合上柴油发电机出口开关，确认柴油发电机出口开关合闸成功后，检测保安段母线电压:

a).如果没电，则跳开保安段工作电源及保安段第一备用电源分支开关，确认保安段工作电源及保安段

第一备用电源分支开关确已跳闸，自动合上保安段第二备用电源分支开关，确认合闸成功后，发“切换成功”信号。

b).如果有电，则延时5分钟跳开柴油发电机组出口开关，柴油发电机组自动实现停机。 4.4.手动启动和手动停机：

1) 手动启机：手动跳开保安A段或保安B段工作电源开关与保安段第一备用电源分支开关，闭锁其备

自投装置，按下操作员台上的“启动”按钮，当柴油发电机升压、升速至额定频率、额定电压后，自动合上柴油发电机出口开关，最后手动合上保安段第二备用电源分支开关，切换完毕。

2）手动停机：柴油发电机手动停机由手动单步完成，首先检查保安段工作电源开关联锁装置投入，再选

择联投锅炉PC的A段还是B段，然后断开保安段第二备用电源分支开关并联投对应保安PC段工作电源开关,保安PC段工作电源开关合闸后，检测保安段母线电压:

a).如果没电，则跳开对应保安PC段工作电源开关，并联动合保安段第二备用电源分支开关。 b).如果有电，则过5分钟后，跳柴油发电机出口开关，然后停机。 5. 柴油发电机组定期试验主要操作步骤：

柴油发电机组空载试验： 1) 查柴油发电机组备用良好。

2) 退出保安段第二备用电源联锁装置。

3) 将保安段第二备用电源分支开关摇至 “试验”位置。 4) 将柴油发电机控制方式选择“手动”位置。 5) 按下柴油发电机组“启动”按钮。

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6) 查柴油发电机组启动成功，转速、频率、电压等参数正常。 7) 检查柴油发电机组出口开关合闸良好。 8) 检查柴油发电机组出口母线电压显示正常。 9) 检查柴油发电机组各部运行正常，无异常信号。 10) 按下柴油发电机组“停止”按钮。 11) 检查柴油发电机组出口开关自动跳闸。 12) 检查柴油发电机组停止运行。

13) 检查柴油发电机组恢复备用，柴油发电机出口开关储能良好。 14) 将保安段第二备用电源分支开关恢复热备用。 15) 投入保安段第二备用电源联锁装置。

16) 将柴油发电机控制方式选择“自动”位置。

注: 柴油发电机组每月至少空载试验一次,每次10—15min；每年至少有一次带80%以上负荷,运行2—4

小时.

6. 柴油发电机组的事故处理：

6.1机组在运行期间如遇到下列情况时，应使用“?停止”按钮使机组迅速停机： 1）危及人身安全。

2）设备动、静部分有异常磨擦碰撞的声音。 3）滑润油系统已到跳闸值而自动装置未动作。

4) 机组运行中发出异响或异味，经检查为内部故障时。

5) 机组机油压力突然下降到极限或无油压时，故障灯亮为红色。 6) 机组水温突然升高超过规定值，故障灯亮为红色。 7) 发生设备着火事故。

注意：使用“EMERGENCY?STOP”（紧急停止）按钮使机组迅速停机可能导致柴油机因没有经过预设的冷却

程序而过热损坏，因此慎用“EMERGENCY?STOP”按钮。 6.2柴油发电机组保护停机 1.原因：

1）柴油发电机组电流速断保护。 2）柴油发电机组逆功率。 3）柴油发电机失磁。 4）柴油发电机组接地。 5）柴油发电机定子过负荷。 6）柴油发电机定子过、欠压。 7）柴油发电机组超速。 8）润滑油压力低。 9）润滑油温度高。 10）冷却水温度高。 2.处理：

1）检查报警信号、确定故障性质.

2）检查柴油发电机组相关开关全部跳闸，否则应手动断开。

3）全面检查柴油发电机组，对于不能处理的故障，应做好停机隔离工作并通知检修人员处理。 6.3柴油发电机组启动失败 1.原因：

1）启动系统故障，蓄电池电压低，启动齿轮卡住。 2）油箱出油阀未全开。

3）润滑油温度过低，粘度太高。 4）燃料不能在燃烧室充分燃烧。

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2.处理：

1）观察排烟颜色及排烟量，分析燃料燃烧情况。

2）检查燃油系统是否泄漏，油箱油位是否正常，油箱出油阀是否已全开。 3）若润滑油粘度大，应设法加温或更换。 4）检查传动齿轮是否卡住。

5）若蓄电池电压过低，应查明原因并使其恢复到正常范围内.

6）查找出故障应尽快消除，若无明显故障迹象时,应复归信号,手动启动一次，如仍不能启动，应隔离柴油发电机组，通知检修处理。

第三部分 变压器运行规程

1.变压器技术规范： 1.1主变技术规范： 设 备 名 称 型 号 额定容量 kVA 额定电压 kV 额定电流 A 额定频率 Hz 相 数 冷却方式 联结组标号 阻抗电压 % 制造厂家 1.1.1主变分接头对应电压电流值：

高压 分解位置 1 2 3 1.2高厂变技术规范：

设 备 名 称 型 号 额定容量 kVA 额定电压 kV 额定电流 A 额定频率 Hz 相 数

#3、#4主变 SFP10-400000/500 400000 550(1-2×2.5%)/20 419.9/11547 50 3 ODAF YNd11 14.33% 空载损耗 kW 负载损耗 kW 器 身 重 t 油 重 t 上节油箱重 t 总 重 t 冷却器组数 绝缘水平 空载电流 % 标 准 号 173.49 825.22 190 55 17 301 6 F 0.1% GB 1094.5—2003 特变电工沈阳变压器集团有限公司 低压 电流，A 419.9 430.7 442.0 20000 11547 电压，V 电流，A 电压，V 550000 536250 522500 #3、#4高厂变 SFF10-CY-50000/20 50000/31500—31500 20(1±2×2.5%)/6.3—6.3 1443.4/2886.8—2886.8 50 3 21

空载损耗 kW 空载电流（%） 联结组标号 器 身 重 ㎏ 油 重㎏ 上节油箱重㎏ 总 重 24.65KW 0.18% Dyn1–yn1 33970 16340 9480 68050 设 备 名 称 冷却方式 #3、#4高厂变 ONAN / ONAF (70/100%) 空载损耗 kW 绝缘水平 负载损耗（KW） 24.65KW 短路阻抗（%） 50MVA（7.84） 50MVA（18.65） 50MVA（18.36） 50MVA（43.94） GB 1094.5—2003 运行方式 低压1 穿越运行 高压— 低压2 半穿越阻抗电压 % 分裂运行 产品代号 高压–低压Ⅰ 高压–低压Ⅱ 低压1—低压2 1TBEA.725.50208 50MVA（217.9） 31.5MVA（113.6） 31.5MVA（153.2） 31.5MVA（267.8） 标 准 号 制造厂家 特变电工衡阳变压器集团有限公司 1.2.1 #3、4高厂变分接头对应电压电流值： 高 压 分接 % +5 +2.5 额定 -2.5 -5.0 电压 V 21000 20500 20000 19500 19000 电流 A 1374.6 1408.2 1443.4 1480.4 1519.3 A相 A2–A3 A3–A4 A4–A5 A5–A6 A6–A7 分 接 联 结 B相 B2–B3 B3–B4 B4–B5 B5–B6 B6–B7 C相 C2–C3 C3–C4 C4–C5 C5–C6 C6–C7 分接位置 1 2 3 4 5 低 压 低压Ⅰ 电压V 6300 1.3高备变技术规范： 设 备 名 称 型 号 额定容量 kVA 额定电压 kV 额定电流 A 额定频率 Hz 相 数

低压Ⅱ 电流A 2886.8 电 压V 6300 电 流A 2886.8 #3高备变 SFFZ10-CY-50000/220 50000/31500-31500/16666.7 230（1±8×1.25%）/6.3-6.3/10.5 125.5/2886.8-2886.8/916.4 50 3 22

空载损耗kw 空载电流 % 器 身 重 ㎏ 油 重 ㎏ 上节油箱重 ㎏ 总 重 ㎏ 冷却器组数 33.48 0.08 47200 35580 10400 112080 5 设 备 名 称 冷却方式 #3高备变 ONAN/ONAF(70/100%) 运行方式 空载损耗kw 联结组标号 负载损耗（KW） 33.48 YNyn0-yn0+d 短路阻抗（%） 1分接 主分接 17分接

低压1 穿越运行 高压— 低压2 50MVA50MVA（166.83） （12.62） 50MVA高压–低压Ⅰ 半穿越阻抗电压 % 高压–低压II 31.5MVA（106.5） （22.26） 50MVA31.5MVA（107.1） （22.53） 分裂运行 低压1—低压2 31.5MVA（105.05） 标 准 号 50MVA（11.85） 50MVA（21.52） 50MVA（21.7） 50MVA（37.64） GB1094.5-2003 50MVA（11.61） 50MVA（21.4） 50MVA（21.4） 产品代号 制造厂家 1TBEA.725.50208 特变电工衡阳变压器集团有限公司 1.3.1高备变分接头对应电压电流值： 高 压 分接 % +10.0 +8.75 +7.5 +6.25 +5.0 +3.75 +2.5 +1.25 额定 –1.25 –2.5 –3.75 –5.0

电压 V 253000 250125 247250 244375 241500 238625 235750 232875 230000 227125 224250 221375 218500 电流 A 114.1 115.4 116.8 118.1 119.5 121.0 122.4 124.0 125.5 127.1 128.7 130.4 132.1 分 接 联 结 分接选择器 X1–Y1–Z1 X2–Y2–Z2 X3–Y3–Z3 X4–Y4–Z4 X5–Y5–Z5 X6–Y6–Z6 X7–Y7–Z7 X8–Y8–Z8 X9–Y9–Z9 Xk–Yk–Zk X1–Y1–Z1 X2–Y2–Z2 X3–Y3–Z3 X4–Y4–Z4 X5–Y5–Z5 23

转换选择器 分接位置 1 2 K– + 3 4 5 6 7 8 K– +/K– – K– – 9a 9b 9c 10 11 12 13 –6.25 –7.5 –8.75 –10.0 215625 212750 209875 207000 低 压 133.9 135.7 137.5 139.5 电流A 2886.8-2886.8 X6–Y6–Z6 X7–Y7–Z7 X8–Y8–Z8 X9–Y9–Z9 稳 压 电压V 10500 14 15 16 17 电流A 916.4 电压V 6300-6300 1.4高厂变、高备变中性点接地电阻柜技术规范： 型号 额定电压 额定时间 CT 制造厂家 1.5励磁变技术规范： 型号 额定容量 额定电压 额定电流 频率 连接组标号 空载损耗 负载损耗 ZSCB9-3600/20 3600KVA 20000 / 960V 104/2165A 50Hz Yd11 5.146KW 20.882KW 卷数 绝缘等级 冷却方式 保护等级 温升限制 相数 空载电流 短路阻抗(120℃) 分接电压 分接位置 Ⅰ II III Ⅳ Ⅴ 制造厂家 一次侧 21000 20500 20000 19500 19000 广东顺特电气有限公司番禺分公司 二次侧 960 2 F AN/AF IP21 80K 3 0.213% 8.18% 6.3KV 10S 150/5A NGRT－6.3/40 额定电流 频率 电阻值 西安智睿电力科技有限公司 100A 50Hz 40Ω 1.6低压变压器技术规范： 低厂变为三相两绕组变压器，冷却方式均为AN/ AF ,绝缘等级均为H级，其中性点为直接接地方式。 设 备 名 称 型 号 额定容量kVA 频率HZ 额定电压 kV 额定电流A 接线组别 阻抗 电压 制造厂家 24

汽机工作变 工业废水变 公用变 锅炉补水变 空冷变 SCB10-1000/6 SCB10-1000/6 SCB10-1600/6 SCB10-1600/6 SCB10-2000/6 SCB10-2000/6 SCB10-1250/6 SCB10-500/6 1000 50 6.3±2×2.5%/0.4 6.3±2×2.5%/0.4 6.3±2×2.5%/0.4 6.3±2×2.5%/0.4 6.3±2×2.5%/0.4 6.3±2×2.5%/0.4 6.3±2×2.5%/0.4 6.3±2×2.5%/0.4 91.6/1443.4 Dyn11 4.43% 1000 50 91.6/1443.4 146.6/2309.4 146.6/2309.4 183.3/2886.8 183.3/2886.8 114.6/1804.2 45.8/721.7 Dyn11 4.43% 天 津 特 变 电 工 1600 1600 2000 2000 1250 500 50 50 50 50 50 50 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 8.14% 8.14% 10.3% 10.3% 6.01% 4.01% 输煤变 锅炉工作变 照明变 2.变压器运行规定： 2.1变压器绝缘电阻的规定：

1）新安装变压器吸收比R60/R15≥1.3，极化指数R10/R1≥1.5。在相同的温度及湿度的情况下应不低于上次的1／5～1／3。

2）6kV及以上者用2500V摇表测量，500V及以下者用500V摇表测量，高、低压侧对地绝缘电阻不低于1MΩ/KV。

2.2变压器冷却系统规定：

2.2.1 主变压器冷却装置的启、停规定：

1）主变压器冷却方式为强迫油循环风冷，冷却器6组，每组冷却器有一台潜油泵，2台风扇。 2）主变冷却系统设有两路独立电源，一路工作，一路备用。当工作电源故障时，备用电源应自动投入，当工作电源恢复后，备用电源应自动退出。 3）主变压器投入前必须开启冷却器。

4）若运行中冷却器全停，主变允许在额定负载下运行20分钟。如20分钟后上层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但在这种状态下运行最长不得超过1小时，否则应立即与系统解列。

5）当主变压器的负荷超过额定值的75%或上层油温超过55℃时，辅助冷却器应自动投入；负荷低于额定值的75%且上层油温低于45℃时，辅助冷却器应自动切除。

6）工作或辅助冷却器发生故障时（油泵或风扇热耦动作以及油流低到规定值），备用冷却器应自动投入。备用冷却器投入后故障，应发出就地及主控警报信号。 2.2.2高备变、高厂变冷却装置的启、停规定：

1) 高备变为油浸风冷，共5组冷却器;高厂变为油浸风冷，共6组冷却器，每组冷却器有一台风扇。 2) 高备变、高厂变冷却系统设有两路独立电源，一路工作，一路备用，当工作电源故障时，备用电源

自动投入，当工作电源恢复后，备用电源自动退出。

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3) 当变压器上层油温超过65℃时，或电流超过额定值的70%时，冷却器自动投入；当上层油温低于50℃

时且电流低于额定值的50%时，冷却器自动退出。

4) 高备变、高厂变在风扇停止工作时，允许的负荷应为额定负荷的70%。 2.2.3 干式变冷却系统的运行规定：

所有的低压厂用变压器均为干式变，冷却方式为风冷。80℃自动启动风机，60℃自动停止，120℃报警，140℃跳闸。 2.3 变压器允许运行方式：

2.3.1 变压器在规定的冷却方式下，可按规定规范连续运行。

2.3.2 变压器的外加一次电压一般不得超过相应分头电压值的5%。不论电压分头在任何位置，如果所加

一次电压不超过其相应额定值的5%，则变压器的二次侧可带额定电流。

2.3.3 无载调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接头位置运行时，其额定容量不变。有载调压变压器（高备变）各分接头位置的容量，规定均为额定容量。

2.3.4 自然循环风冷的油浸式电力变压器（高备变、高厂变），上层油温不宜超过85℃，温升最高不得超过55℃。强油循环风冷的油浸式电力变压器（主变），上层油温最高不得超过75℃，温升最高不得超过35℃。不应以额定负荷时，上层油温低于上述规定做为该变压器过负荷运行的依据。干式变温升不得超过80℃，最高温度不得超过130℃。

2.3.5 正常情况下，变压器不允许过负荷。在事故情况下主变压器的过负荷应以发电机的过负荷能力为限；高厂变，高备变的过负荷按表规定执行，应将全部冷却装置开启，加强对上层油温的监视。但当变压器存在较大缺陷（如冷却系统不正常，严重漏油，色谱分析异常等）时不准过负荷运行。过负荷运行时，应将过负荷大小和时间详细记录。

2.3.6强迫油循环风冷变压器事故过负荷情况下运行时间（此时应投入备用冷却器）如表：

过负荷倍数 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 环境温度℃ 0 24：00 24：00 11：00 3：40 1：50 1：00 0：30 10 24：00 21：00 5：10 2：10 1：10 0：35 0：15 20 24：00 8：00 2：45 1：20 0：40 0：16 0：09 环境温度℃ 0 24：00 24：00 23：00 8：30 4：45 3：00 2：05 1：30 1：00 10 24：00 24：00 10：00 5：10 3：10 2：05 1：25 1：00 0：35 26

30 14：30 3：30 1：30 0：45 0：16 0：08 0：；05 40 5：10 1：35 0：45 0：15 0：07 0：05 ＋ 2.3.7油浸风冷变压器事故过负荷情况下允许运行时间（此时应投入备用冷却器） 过负荷倍数 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9

20 24：00 13：00 5：30 3：10 2：00 1：20 0：55 0：30 0：18 30 19：00 5：50 3：00 1：45 1：10 0：45 0：25 0：13 0：09 40 7：00 2：45 1：30 0：55 0：35 0：18 0：99 0：06 0：05 2.0 0：40 0：22 0：11 0：06 ＋ 2.3.8变压器正常过负荷按照下述规定执行： 1）全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。 2）变压器在低负荷期间，负荷系数小于1.0时，则在高峰负荷期间变压器允许的过负荷倍数和持续时间，按年等值环境温度，变压器的冷却方式和容量确定。

3）干式变压器强制风冷下过负荷1.2倍时，最长运行时间不得超过8小时；过负荷1.5倍时，最长运行时间不得超过4小时。

4）当变压器过负荷时，不得频繁操作有载分接开关，以免电流过大，将消弧触头或工作触头烧坏。 5）变压器过负荷后，应将事故过负荷的大小和时间作好记录。 2.4变压器操作规定：

1）变压器停、送电操作必须填写操作票，经值长审批后方可进行。 2）变压器投运或停运前，必须检查中性点接地刀闸在“合入”位置。

3）装有油枕的变压器带电前应排尽各套管升高座、散热器及油净化器等上部残存空气。强油循环变压器

在投运前应开启全部冷却器，将油循环一定时间，并排除空气。

4）主变压器与发电机为单元接线，投入运行时应零起升压，其它变压器可以冲击合闸。

5）大修、事故检修和换油后，35kV及以下的变压器宜静止3～5小时，待消除油中的气泡后方可投入运

行。220kV及以上变压器应用真空注油，注油前保持真空6小时，注油后应继续保持真空8小时，静置时间不少于48小时。

2.5变压器分接开关的运行与维护:

2.5.1 变压器无载分接开关的运行与维护： 1) 变压器分接开关的位置及调整应有专门记录本,以便随时核查。 2) 变压器分接开关的调整必须在变压器停电后按上级调度命令执行。

3) 变压器在切换新的分接头位置后,应有实验人员测量分接开关接触电阻,合格后变压器方可送电。 2.5.2 变压器有载分接开关的运行与维护： 1) 操作机构门应关严,以防止雨雪尘土的侵入。 2) 操作机构应经常保持良好状态。

3) 运行6个月至1年或切换2000-4000次,应取切换开关箱中的油做实验.绝缘油的击穿电压低于25KV

时,应更换分接开关中的油

4) 有载分接开关切换5000-10000次,应更换分接开关中的油.

5) 在运行中,若发生电压,电流指示连续摆动,可能因切换开关或切换电阻烧伤引起,此时应检查系统有

无振荡或冲击,如无则立即停用变压器.

6) 在切换操作中,如发生电压,电流指示连续摆动,此时应将分接开关退回原分接头位置,如以上现象消

失,可能因切换开关或切换电阻烧伤引起,此时应申请停用变压器.

7) 在切换操作中, 如发生电压,电流指示连续摆动, ,此时应将分接开关退回原分接头位置,如以上现象

不消失,则检查系统有无振荡或冲击,如无则申请停用变压器. 8) 禁止在变压器过负荷情况下进行分接头切换操作.

9) 新投入的分接开关,在投运1-2年或切换5000次后,应将切换开关吊出检查.

10) 长期不调和不用的有载分接开关，在停电时，应在最高和最低分接头间操作几个循环。 2.6 瓦斯保护装置：

2.6.1 瓦斯保护装置的使用规定：

1） 变压器投入前，重瓦斯保护应投跳闸位置，轻瓦斯保护应投信号位置。

2） 变压器运行和备用中，重瓦斯保护及差动保护的停用，需经总工程师批准，但不得同时停用。 3） 变压器运行中进行滤油、加油或更换硅胶及处理呼吸器时，应先将重瓦斯保护改投信号，此时变压

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器差动保护应保证投跳闸。工作完毕，排尽空气后(经两小时确认瓦斯继电器内无气体)，方可将重瓦斯投入跳闸位置。

4） 当变压器油位异常升高或油路系统有异常现象时，为查明其原因，打开各放气或放油塞子、阀门，

检查吸湿器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯保护改信号，然后才能开始工作。工作完毕，排尽空气后(经两小时确认瓦斯继电器内无气体)，方可将重瓦斯投入跳闸位置。 5） 变压器大量漏油致使油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护改投信号。 2.6.2重瓦斯保护由跳闸改投信号的规定：

1）在将重瓦斯改投信号时，必须确保差动和差动速断保护在投入跳闸位置。 2）变压器进行加油、滤油时。 3）瓦斯继电器及二次回路上有工作时。 4）开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。

5）变压器除取油样和打开瓦斯继电器上放气阀放气外，在其他所有部位打开放气、放油阀门和塞子时。 6）变压器更换硅胶及处理呼吸器时。（在上述工作完毕后，经两小时确认瓦斯继电器内无气体，经值长同意将重瓦斯保护投入跳闸。）

7）大修、更换瓦斯继电器或主变冷油器。（检修工作结束后及变压器注油、滤油后，经十二小时运行，确认瓦斯继电器内确无气体，经值长同意将重瓦斯保护投入跳闸。） 注：变压器故障性质的简易判别表： 气体颜色 无色 黄色 淡灰色 灰黑色 3. 变压器的检查项目： 3.1变压器投入前的检查：

1）变压器本体清洁，无渗油无遗留物。拆除临时设施，恢复正常遮栏及标示牌。 2）变压器引线对地和相间距离合格，各部导线接头应紧固，相序正确。

3）套管清洁完整无损坏及放电痕迹。充油套管油色、油位正常，套管的油压表指示正常。 4）油枕油色正常，油位与环境温度标线相符。

5）油系统各截门应打开，瓦斯继电器充满油，内部无气体，盖罩完好与油枕间连接阀门应全开。 6）变压器外壳接地、铁芯接地良好，中性点接地电阻装置完好，防雷保护合格。 7）吸湿器应装有合格的干燥剂，玻璃管无破损。 8）压力释放装置完好，无渗油现象。 9）温度表计及测温回路完好。

10）风冷装置良好，油流继电器无渗油现象。

11）分接开关位置三相一致，有载调压装置电动、手动均正常，指示数值与实际相符。 12）变压器基础牢固，装有瓦斯保护时坡度合格。

13）保护、测量、信号及控制回路接线正确，保护压板应投入正确。 3.2正常运行中的变压器外部检查项目：

1) 引线接头、中性点刀闸及电缆及母线应无发热变色、放电和损伤现象。

2) 套管外部清洁，无破损、裂纹、放电痕迹及其它异常现象，套管的油压表指示正常。

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气体特征 无臭、不可燃 无臭、易燃 不易燃 强烈臭味、易燃 焦糊味、易燃 故障原因分析 油中分离的空气 可能是变压器内部故障 固体绝缘过热分解、木质部分损坏 绝缘纸或纸板受热损坏 油过热分解、电弧放电 3) 油枕和充油套管的油位、油色均正常，且不渗油。 4) 瓦斯继电器内应充满油，油色透明，无气体。

5) 变压器声音正常，本体无渗油、漏油，呼吸器应完好，硅胶应干燥，无变色，油再生装置应投入完

好。

6) 油温应正常，与遥测温度比较无明显误差。 7) 接地电阻柜无异常发热现象。 8) 冷却系统运行正常。 9) 压力释放装置应完好无损。

10) 有载调压装置指示位置与控制盘指示一致。

11) 室内变压器门窗完整，通风良好，照明适宜，房屋应无漏水现象。 12) 室外端子箱及控制箱门应关严。 12）消防设施应齐全、完好。

注：对新装或大修后投入运行的变压器以及特殊工况，应增加检查次数。 3.3特殊工况时的检查：

1）在气温突变时，应对变压器的油位进行重点检查。

2）变压器过负荷时，监视油温、油位及负荷的变化，接头无过热现象，冷却系统正常。 3）冷却系统故障时，监视油温、油位及负荷的变化。 4）大风天：引线有无剧烈晃动、搭接物及放电、打火现象。 5）大雾天：瓷套管有无放电、打火现象。

6）雷雨天：瓷套管有无放电闪络现象；雷雨后检查避雷器及保护间隙的动作情况。 7）下雪天：根据落雪融化检查接头发热部位，并设法消除冰溜子。 4. 变压器的投运与停运： 4.1变压器的投运：

1）测量变压器的绝缘电阻合格。 2）投入变压器的冷却装置。

3）合上变压器的中性点接地刀闸。 4）投入全部保护。

5）一般按照先送高压侧,后送低压侧的原则送电；对单电源供电的变压器应先送电源侧,后送负荷侧；对一侧装有保护的变压器，在送电时应先送保护侧。 6）变压器送电后其中性点的运行方式按调度命令执行。 4.2 变压器的停运：

1) 变压器停电前合上其中性点接地刀闸。

2) 一般按照先停低压侧，后停高压侧的顺序；对单电源供电的先停负荷侧，后停电源侧。 3) 变压器停电后，应将其冷却装置停电。 4) 根据要求做好停电后的安全措施。 4.3 变压器的并列运行：

4.3.1 变压器并列运行应满足以下条件： 1) 绕组接线组别相同； 2) 电压比相等； 3) 阻抗电压相等。

注:阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷情况下，可以并列运行。 4.3.2 新装或大修后变动接线的变压器在并列前必须核定相位。

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4.3.3 变压器在正常或事故情况下的并列、切换操作，要考虑同期和环流。 4.3.4 厂用变压器不允许长期并列运行，只允许有切换操作时，短时并列。 5.变压器的异常和事故处理：

5.1 变压器发生下列情况时，应立即停电处理： 1) 危及人身安全。

2) 套管接头处引线发热，熔化、熔断。 3) 套管有严重破裂或放电现象。

4) 轻瓦斯信号发出，且经鉴定气体可燃时。 5) 变压器大量漏油致使瓦斯继电器已看不见油位。 6) 油色变化过甚，油内出现碳质。 7) 油枕、防爆管或防爆门喷油。 8) 变压器内部异音很大，有爆裂声。

9) 在正常负荷和冷却条件下，变压器上层油温异常升高且超过极限值，经采取措施无效。 10) 变压器着火或变压器附近着火爆炸时对变压器构成威胁。 5.2 上层油温度超过正常值的原因及处理： 1. 原因：

1）温度表指示有误。 2）环境温度变化引起。

3）冷却系统故障，备用冷却器不能自启动。 4）冷却器表面脏污，冷却效果不良。 5）变压器过负荷。 6）变压器内部故障。 2.处理：

1）核对各温度测量装置是否正常。

2）检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载及冷却介质温度下的正常温度核对。 3）立即检查各冷却器运行情况，如未自动投入，应立即手动投入，并通知检修。

4）若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法处理，应申请将变压器停运；若不能停运，则值班人员应将变压器的负载调整至允许的温度下。

5）在正常负载和冷却条件下，变压器上层油温不正常并不断上升，且经检查证明温度表指示正确时，则认为变压器内部已发生故障应立即将变压器停运检修。

6）变压器正常运行负荷超过允许值时，应联系值长，调整负荷，必要时投入备用变压器。 7）检查变压器小间的通风情况，若通风不良应启动全部通风装置。 5.3 变压器运行中油位异常的原因及处理： 1. 油位异常的原因：

1）温度的变化导致油位指示异常。 2）玻璃管油位计的油路堵塞。 3）呼吸管路堵塞。

4）防爆管与顶部连通管堵塞。 2.油位异常的处理：

1）运行中处理时，必须将重瓦斯投信号。

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2）油位显著下降时，应立即联系检修加油，加油时应将重瓦斯保护改投信号。如因大量漏油使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯改投信号。

3）油位因温度升高而超过油位指示，则应联系检修放油，使油面降到适当高度以免溢油。 4）对采用隔膜式贮油柜的变压器，应检查胶囊的呼吸是否畅通，气体是否排尽，是否造成假油位。 5.4 变压器开关自动掉闸的处理： 1.现象：

1）故障跳闸变压器相应的保护动作，光字牌亮。 2）变压器的电流，电压及相关表计为零。 3）变压器高、低压侧开关跳闸。 4）联动备用电源开关投入。 2.处理：

1）厂用工作变压器跳闸，若备用电源未自投，应立即手动合入。

2）厂用工作变压器跳闸，若无备用电源时，应立即检查保护动作情况，若无任何保护动作，可强送一次，不成功不准再送。

3）若过流保护动作，确系外部故障造成，在故障点消除后，变压器经外部检查无异常，经值长同意，重新投入运行。

4）保护装置及二次回路故障造成变压器跳闸，应联系继电保护人员进行检查处理。

5）若属开关越级跳闸，在故障切除后，进行外部检查无异常，即可恢复送电。 5.5 变压器差动保护动作跳闸的处理：

1) 检查变压器差动保护（速断）范围内的所有电气设备，有无短路闪络和损坏痕迹。 2) 检查防爆膜有无破裂、喷油现象，检查变压器油温、油位、油色有无异常现象。 3) 断开变压器各侧刀闸，测量变压器绝缘电阻，并联系检修人员测量变压器直流电阻。

4) 对变压器差动保护回路及其直流回路，联系检修维护人员进行检查，确认是否误动，若属保护误动，

应解除差动保护，但此时变压器重瓦斯保护必须投跳闸，然后将变压器投入运行。

5) 对于主变，高厂变可由发变组做工频零起升压试验，确认升压试验正常后方可投入运行。 6) 经上述检查未发现问题时，应请示总工程师批准后，进行变压器充电试验。

5.6 轻瓦斯保护动作后的处理：

1) 检查变压器油位是否正常，是否漏油，严格监视变压器运行情况，轻瓦斯的动作次数及时间间隔。 2) 检查是否由于加油,滤油或冷却器系统不严导致空气侵入。 3) 检查二次回路是否正常。

4) 检查变压器内有无放电声及异常声音。

5) 检查瓦斯继电器是否有气体，若有气体，应及时联系检修取样分析。 6) 若动作原因是因油内有空气，将空气放出后变压器继续运行。

7) 若轻瓦斯动作间隔时间逐渐缩短，则汇报值长，按值长命令将重瓦斯改投跳闸或倒备变运行。 8) 色谱分析判断是变压器内部故障，应将变压器停止运行。 9) 若系保护误动，汇报值长将该保护停用，通知检修处理。 5.7变压器重瓦斯保护动作跳闸处理：

1) 检查变压器外部有无异常，防爆膜是否破裂、喷油或压力释放器是否动作喷油。

2) 油位计是否还有油位指示，油枕、散热器法兰盘垫及各油管路接头、焊缝是否因膨胀而损坏。 3) 对于强迫油循环风冷变压器，若因膨胀损坏部件而漏油，应立即停运冷却装置，降低油压力，隔离

或消除漏油点。

4) 若防爆膜已破裂，防爆管已向外喷油，待油压泄完；应及时将防爆管封闭，防止大量空气侵入变压

器内部。

5) 检查瓦斯继电器是否已充满气体，配合检修人员收集瓦斯继电器内气体，进行气体分析和色谱分析，

判断重瓦斯跳闸原因，未经处理和实验合格不得将变压器送电投运。

6) 检查瓦斯保护及二次回路是否误动，若因误动所致，应请示总工批准后，解除瓦斯保护改投信号，

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将变压器投运，但变压器其他主保护均应投入。

7) 经上述检查、分析、化验仍未发现问题，而且变压器的各项电气试验均合格，应请示总工批准后，

进行充电试验。

8) 对于主变、厂高变可由发变组做工频零起升压试验，确认升压试验正常后，方可投入运行。 5.8 变压器过流保护动作跳闸处理：

1) 检查变压器过流保护动作跳闸时有无系统冲击现象及设备短路现象。

2) 若因系统故障冲击，使变压器开关越级跳闸时，可在系统故障消除或隔离后，经检查无异常即可恢

复变压器运行。

3) 确定保护误动后，应请示调度（总工）同意后，退出该保护重新将变压器送电，并通知继电保护人

员检查处理过流保护装置。

5.9变压器冷却装置电源中断的处理：

1) 冷却装置电源其中一路中断失电，另一路电源应自动投入，若自动投入成功，检查接触器运行是否

良好，将电源切换开关切至对应的位置，若自投不成功，应迅速手动投入另一路电源，恢复冷却装置的正常运行。

2) 当冷却装置发生故障，全部冷却器停运时，变压器的温度不能超过其最高温度允许值，否则紧急停

运，联系检修维护人员处理。

3) 主变冷却装置全停时，若是由电源失电引起，应降低变压器负荷尽快恢复电源。若20分钟内处理不

好，且油温未超过75℃应尽量在60分钟内处理好,否则申请停机处理。

4) 若降低负荷运行后上层油温仍继续上升时且超过规定值，应立即停运处理。 5.10变压器着火的处理：

1) 将变压器有关电源断开，拉开刀闸，相邻设备应隔离，通知消防人员，并立即汇报值长。 2) 停用冷却装置，并将备用变压器投入运行，迅速启动消防喷淋装置灭火。 3) 若油溢在变压器顶盖上着火时，则应打开事故放油门，放油使油面低于着火处。

4) 如变压器外壳爆炸起火，则将油全部放出。若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压

器发生严重爆炸。

6 主变消防水系统

1）主变装设了水喷雾固定灭火装置，其消防水取自主厂房消防水母管，经一个电控雨淋阀通至主变喷淋装置。

2）正常状态下,电控雨淋阀前、后的阀门在打开位置，电控雨淋阀门在关闭状态。

3）当主变发生火灾时，电控雨淋阀自动开启泄压，若电控雨淋阀未自动开启泄压，可手动打开泄压阀，对主变进行灭火。

4）对主变消防水系统应每班检查一次，发现异常情况应及时联系处理。 5）主变消防水喷淋系统可实现自动和手动方式。

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第四部分 高压配电装置规程

1.高压配电装置技术规范:

1.1. 500KV SF6断路器技术规范： 型号 额定电压 额定电流 额定短时工频耐受电压（有效值） 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 短时耐受电流（有效值） 额定耐受电流（峰值） 额定频率 额定操作顺序 型号 分闸操作电压 合闸操作电压 储能电动机电源 合闸弹簧储能时间 加热器电源 SF6气体断路器压力参数（20℃）MPa 最高 正常 最低 报警 闭锁 制造厂家 1.2.220KV SF6断路器技术规范： 型号 额定电压 额定电流 额定短时工频耐受电压（有效值） 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 短路耐受电流（有效值） 额定耐受电流（峰值） 额定频率 额定操作顺序 型号 分闸操作电压 合闸操作电压 储能电动机电源

GL317X 550KV 4000A 860KV 1800KV 63KA 173KA 50HZ 分－0.3s－合分－3min－合分 操作机构 FK3-5 DC220V DC220V AC220V ≤15s AC220V 0.85 Mpa 0.75Mpa 0.61Mpa 0.64Mpa 0.61Mpa 苏州阿海珐高压电气开关有限公司 GL314F1 252KV 4000A 460KV 1050KV 50KA 125 KA 50HZ 分－0.3s－合分－3min－合分 操作机构 FK3-4 DC220V DC220V AC220V 33

合闸弹簧储能时间 ≤15s 加热器电源 AC220V 2）SF6气体断路器压力参数（20℃）MPa 最高 0.85 Mpa 正常 0.75 Mpa 最低 0.61 Mpa 报警 0.64 Mpa 闭锁 0.61 Mpa 1.3. 500KV/220KV 隔离开关技术规范： 型号 额定电压(kV) 额定电流(A) 雷电冲击耐受电压(kV) GW11-550DW/4000A (500KV) 550 4000 1800 操作机构 型号 CJ6A (500KV) 控制电压（V） AC220 电动机电压（V） AC380 1.4. 500KV/220KV 接地刀闸技术规范： 型号 额定电压 3S额定短时耐受电流 JW3-550IW (500KV) 550 160kA 操作机构 型号 CJ6A(500KV) 操作方式 三相联动 1.5. 500KV/220KV 电压互感器技术规范： WVB500-5H(500KV) 型号 额定容量（VA） 100 /150 /150 /100 额定电压(Kv) 额定频率（HZ） 50 爬电距离（mm） ≥18800 次级组合 型号 最高电压 额定电流比 额定热电流 额定动稳定电流 额定频率 气体额定压力 最小运行压力

GW13(220KV) 252 1600 CJTKA(220KV) AC220 AC380 JW-252(220KV) 252 CJTKA(220KV) 三相联动 JDQXF-252GYW3 (220KV) 80/80/80/150 220/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1 50 ≥7812 0.2S/0.5/3P/6P LVQB-252GYW3(220KV) 252KV 200-400/5A 63KA/3S 160KA（峰值） 50Hz 0.4MPa 0.35MPa 0.2/0.5/3P/3P LVQBT-550GYW3(500KV) 550KV 1250-2500/1A 63KA/3S 160KA（峰值） 50Hz 0.5MPa 0.45MPa 34

1.6. 500KV/220KV电流互感器技术规范: 0.2S/0.5/(5P25/ 5P25 次级组合 600-1200/5)/ (5P25/ 5P25 200-400/1) 额定二次负30（30）/30（30）/30（30）/30（30）/5050（30）/50（30）/50（30）/50（30）荷 /50（30）/50（30） （30）/15（15）/15（15）/15（15）/15（15）VA 1.7. 500KV/220KV 避雷器技术规范： 0.2S/0.2S/0.2/0.2/5P25/TPY/TPY/TPY/TPY 型号 额定电压(有效值) 系统标称电压(有效值) 持续运行电压(有效值) 直流1mA参考电压 操作冲击电流残压（峰值） 标称冲击电流残压（峰值） 陡坡冲击电流残压（峰值） 2ms方波通流容量（峰值）20次 标称爬电距离 1.8. 6KV真空断路器技术规范: 型 号 额定电压（KV） 额定电流(A) 额定短路开断电流(KA) 额定短时耐受电流4秒(KA) 额定操作顺序 操作电压（AC/DC）(V) 储能电机电压（AC/DC）(V) 执行标准 质量（Kg） 制造厂 1.9. 6KV真空接触器技术规范: 型 号 额定电压（KV） 额定电流(A) 额定雷电冲击耐受电压（KV） 预期短路开断电流(KA) 预期短路关合电流(KA) 交接电流(A) 频率（HZ）

Y20W1-444/1063W(500KV) 444KV 500KV 324KV ≥597KV ≤871KV ≤1063KV ≤1190KV 2000A 15300mm Y10W1-200/520W(220KV) 200KV 220KV 156KV ≥290KV ≤442KV ≤520KV ≤582KV 600A 5500mm VD4-12/4000-50（进线） 12 4000 50 40 分－0.3s－合分－3min－合分 220 220 176 厦门ABB开关有限公司 EVH1-12/1250-40（馈线） 12 1250 75 40 40 分－0.3s－合分－3min－合分 220 220 150 甘肃省天水长城开关有限公司 额定雷电冲击耐受电压（KV） 75 VCF 真空接触器 7.2 160 32 40 100 4000 50/60 35

VCF 真空接触器 7.2 200 32 40 100 4000 50/60 VCF 真空接触器 7.2 80 32 40 100 4000 50/60

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