惠阳发电厂电气运行规程

阳发电厂

气运行操编制：何耀中2006年6月

作规程

电

同步发电机

第一节

基本结构和工作原理一.基本结构

二.基本工作原理设备基本参数一.发电机参数二.励磁系统参数三．辅助装置

发电机的运行监护一.发电机的运行参数二.数据记录三.巡视

发电机的操作

一.起动前检查工作二.发电机的起动

三.发电机的自动方式励磁四.发电机的手动方式励磁五.手动准同期并列操作六.自动准同期并列操作七.发电机并网后的操作八.发电机自动解列停机操作九.发电机手动解列停机操作十.发电机故障停机十一.发电机紧急停机

发电机不正常运行及事故处理一.处理措施二.发电机着火

三．发电机非同期并列

四.发电机失去同期或剧烈震荡五．发电机变电动机运行六.发电机进相运行

七.发电机出线断路器自动跳闸八.发电机断路器及励磁开关均跳闸九.发电机失磁，出线断路器未跳十.注意

十一.发电机三相电流不平衡十二.不能同期

十三.发电机定子接地故障十四.发电机断路器拒绝跳闸十五.中性点地刀位置不对应

第二节

第三节

第四节

第五节

第二章

第一节

主变压器及厂用变压器

变压器的工作原理和基本结构一．变压器的作用

变压器的工作原理三．变压器的主要部件

第二节

变压器的设备参数一．我厂主变压器参数二．我厂厂用变压器参数

三．厂用变无载调压抽头、档位数及与额定电压、额定电流的变比对照表四.主变有载调压抽头、档位数及变比对照表：

变压器的检查及巡视项目

一．主变投运之前运行人员的检查工作

二．主变压器检修后，结束工作票之前检修人员的检查工作三．主变的日常巡视四．厂用变的日常巡视变压器的投入退出操作一．主变投入运行操作二．主变退出运行操作三．主变中性点接地要求四．同期方式的选用五．自动准同期并网操作六．手动准同期并网操作七．检无压并网操作八．厂用变投入运行操作九．厂用变退出运行操作

主变的有载调压操作

一．有载调压的原理和目的

二．在中控台上手动操作有载调压三．就地电动操作有载调压四．就地手柄操作有载调压五．注意事项

变压器的过负荷运行一．过负荷运行状态二．过负荷运行的危害

三．我厂厂用变的过负荷运行

四．变压器不正常运行的可能情况五．变压器不正常运行的措施变压器的故障类型及处理措施一．油箱外故障二．油箱内故障

三．异常现象的处理

四．变压器爆炸着火后的处理措施五．变压器防雷措施

第三节

第四节

第五节

第六节

第七节

第三章

第一节

电力开关的设备规范

电力开关及其它电力设备

.概述

二.我厂开关的设备规范三.我厂刀闸的设备规范

第二节

开关及设备的运行巡视和异常情况处理一.开关的巡视和异常情况处理二.刀闸的巡视

三.电流互感器的巡视四.电压互感器的巡视五.避雷器的巡视

六.电力电缆的巡视及异常情况处理

小车式SF6开关的操作一．合闸操作

二．人工命令分闸操作三．自动分闸和保护跳闸四．储能操作

五．小车式开关就地推拉操作六．小车式开关地刀操作

七．备用电源进线开关5B5的操作（只能就地操作）

八．工业出线开关5B4、备用电源进线开关5B5的闭锁原则户外式110KV开关的操作一．合闸操作前的检查二．就地合闸操作三．远控合闸操作四．就地分闸操作五．远控分闸操作室内式开关的操作一．合闸操作二．分闸操作

刀闸的操作一．操作前检查二．远控合闸操作

三．就地电动合闸操作四．就地手动合闸操作五．远控分闸操作

六．就地电动分闸操作七．就地手动分闸操作

八．110KV升压站母线刀闸1021、1022

九．地刀及110KV母线PT刀闸（均只能就地手动操作）互感器及其他电力设备一．互感器的作用和特点二．互感器的型式

三．电流互感器（CT）设备规范四．电压互感器（PT）设备规范五．CT的异常现象及处理六．PT的异常现象及处理七．避雷器

第三节

第四节

第五节

第六节

第七节

载波及远动设备

第四章

第一节

同期装置及继电保护

同期装置

一．基本概念

二．同期装置的组成三．同期条件四．同期点

五．发电机同期并列操作

六．主变低压侧断路器的同期操作七．中压母联的同期操作

八．秋电线出口断路器143和电淡线出口断路器145的同期操作九．检无压并列操作

十．同期合闸操作的注意事项

继电保护一．概述

二．发电机保护三．主变压器保护四．厂用变压器保护五．10.5KV母线保护

六．南瑞LFP-941A型输电线路成套保护装置七．保护动作后的措施

第二节

第五章

第一节

电气主接线和倒闸操作

电气主接线图及其运行方式一．电气主接线概述

二．我厂电气一次主接线图

三.我厂一次设备的主要运行方式四.我厂一次设备运行时的注意事项

我厂电网的单独成网运行方式一．电淡线单独成网的运行方式二．电淡线单独成网的运行特点

三．电淡线单独成网时运行人员的工作四．电淡线单独成网时的运行监督要求

五.我厂机组带电淡线负荷单独成网时的紧急处理措施(黑启动方案)主变故障或检修时的运行方式

一．当1#主变故障或检修时的运行方式二．当2#主变故障或检修时的运行方式三．当3#主变故障或检修时的运行方式中压母联开关和110KV母联刀闸的闭锁原则一．中压母联开关概述

二．中压母联开关的闭锁原则三．110KV母联刀闸概述

第二节

第三节

第四节

110KV母联刀闸的闭锁条件

第五节

低压母线运行方式及闭锁条件一．低压母联开关概述二.我厂低压主接线图

三．我厂低压母线的运行方式

四．A、B厂低压母联开关的闭锁条件倒闸操作

一．倒闸操作概述二．电气倒闸操作票三．倒闸操作的顺序

四．电气倒闸操作的基本原则和要求五．倒闸操作的注意事项六．倒闸操作的实例分析

第六节

第六章

第一节

直流系统、中央控制及信号系统

直流系统

一．直流系统的作用二．直流系统的构成三．新直流系统

四．A、B厂直流系统五．直流负荷

六．全厂直流系统的运行方式及操作七．运行监督与故障处理中央控制系统一．概述

二．微机监控系统的主要功能三．中央控制系统总体构成四．微机监控系统的基本操作五．连杆大头瓦油温监控系统六．运行监督信号系统

一．信号类型二．灯光三．音响四．光字牌

第二节

第三节

第七章

第一节

一.二.三.四.

厂用电系统和备用电源系统

厂用电系统介绍概述

我厂的厂用电系统由以下几部分组成我厂的厂用电系统的电压等级厂用电系统分布图

低压开关设备一.低压开关设备的分类和作用：二.我厂低压开关设备的明细表三.低压开关设备的操作要求

第三节

一.二.三.四.五.

第四节

一.二.

第五节

一.二.三.四.五.

第六节

一.二.三.四.

第七节

一.二.三.

第八节

一.二.三.四.

电动机

电动机概述运行管理

电动机的运行巡视事故处理

电动控制燃油自清洗过滤器的操作要求潜水泵、离心泵的起停起动方式

泵起停的操作

泡沫泵、清水泵的起停我厂的消防系统的概述消防泵马达的电气参数泡沫泵、清水泵的起停泡沫泵、清水泵的检修泡沫泵、清水泵的运行巡视卸油泵的起停

卸油泵房配电屏的概述卸油泵马达的电气参数卸油泵的起停

卸油泵的运行巡视

低压照明

我厂照明电路的供电方式有单相供电和三相四线制供电我厂的照明分为工作照明和局部照明巡视检查

我厂的备用电源系统

备用电源系统的作用与组成备用电源的组成

备用电源系统的有关操作

对备用电源进行倒闸操作时的注意事项

第八章

第一节

热工系统概述一.热工控制系统的概述二.我厂热工系统的构成我厂的检测仪表一.温度二.压力三.液位四.流量

热工系统

第二节

.

第三节

转速

PMS柴油机保护系统一.PMS柴油机保护系统简介二.A厂PMS柴油机保护系统三.B厂PMS柴油机保护系统

我厂几种典型的调节系统

A厂缸套水温度调节系统A厂增压空气温度调节系统B厂增压空气温度调节系统

B厂新安装的增压空气温度调节器以上调节系统三种调节方式的使用过热水温度、液位及散热风扇的控制系统A、B厂过热水温度调节系统过热水液位控制系统

过热水散热风扇的控制系统

第三节

一.二.三.四.五.

第四节

一.二.三.

第五节

我厂缸套水、锅炉水贮存罐及离子交换器反冲洗的自动加药系统一.缸套水、锅炉水贮存罐的自动加药系统二.离子交换器反冲洗的自动加药系统

第九章

第一节

一.二.三.四.

第二节

一.二.三.

电气安全措施及电气消防管理

电气安全措施概述

安全组织措施安全技术措施

我厂几种典型工作票的电气安全措施电气消防管理电气火灾的原因

常用电器设备消防管理电气设备火灾的应急措施

第一章同步发电机

第一节基本结构和工作原理

一．基本结构

我厂装备的发电机是凸极同步发电机，共十台，总额定容量124.5MVA，总额定出力95.76MW。该同步发电机主要由定子、转子、励磁机、机架、轴承等部件组成。

转子主要由轴、转子支架、轮环和磁极组成。

励磁机由励磁机定子、励磁机转子组成，励磁机转子与发电机转子同轴。

二．基本工作原理：

我厂的同步发电机是以柴油机为原动机驱动的，柴油机带动发电机转子以额定转速旋转，励磁机转子与发电机转子同轴，随着发电机转子一起旋转。

励磁机的定子线圈经输入励磁电流后形成磁场，励磁机转子线圈切割该磁力线产生电势，并从转子线圈输出电流，此电流经过安装在发电机转子上的旋转硅二极管整流后成为发电机的励磁电流，然后通过转动的发电机转子线圈形成旋转磁场。由此产生的磁力线依次切割定子的A、B、C三相绕组，由电磁感应定律可知在定子绕组导体中会产生三相交变电势，从而把柴油机的机械能转化成电能输出。

第二节设备基本参数

一．发电机参数

A

制造厂：型号：额定容量：额定出力：额定频率：额定电压：额定电流：功率因数：额定转速：磁极对数：

定子接线方式：相数：

线圈允许温升：最高环境温度：绝缘等级：冷却方式：运行方式：励磁方式：

旋转硅整流输出参数：

额定电压：额定电流：

厂

B

厂

法国热蒙

SAT-208-63-1212MVA9600KW50Hz10.5KV660.5A0.8滞后500rpm6星形三相100℃40℃F

轴向风冷连续

无刷旋转硅整流励磁210V282A

法国热蒙

SATL-229.2-63-1212.75MVA9560KW50Hz10.5KV701A

0.75滞后500rpm6星形三相100℃40℃F

轴向风冷连续

无刷旋转硅整流励磁275V342.5A

A厂1号发电机更换定子线圈后，线圈截面积为原线圈截面积的78%，三相直流电阻为0.592欧姆（原为0.456欧姆），额定容量下降至9.4MVA。在功率因数0.85滞后时最大输出有功功率为8MW，在功率因数0.95滞后时最大输出有功功率为8.9MW。

二．励磁系统参数

1．常规下采取自励方式，励磁屏上的SB1开关转至他励方式时作为充磁或备用励磁。2．装设在转子上的三相硅整流装置把三相交流电整流为直流电供给发电机主励磁。

3．励磁屏内的自动电压调节器根据发电机的电压偏差和电流变化自动调整交流励磁电流，保证主发电

机输出电压恒定。4．励磁机参数：

A厂B厂

型号：AE71-20-10AE71-23-26

定子额定励磁电流：定子绝缘等级：转子额定电压：转子额定电流：转子频率：功率因数：相数：

绕组连接方式：绝缘等级：

42.53V14.13AF166V224A41.67Hz0.95三相星形F49.3V16.4AF

235.7V243.3A41.67Hz0.95三相星形F

三．辅助装置

1．一套装在发电机底部定子外壳上的空间加热器。2．一套共6点定子绕组温升探测器（PT100型）。3．发电机轴承温度传感器（PT100型）。4．发电机轴承滑油油位指示器。

5．发电机轴承油温度开关（整定值85℃）。6．一套装设于转子上的灭磁电阻。

第三节发电机的运行监护

一．发电机的运行参数

1．发电机的定子电压允许在额定值的±5%内变动。

2．发电机连续运行的最高电压不得高于额定电压的110%，最低电压不得低于额定电压的90%。3．发电机的定子线圈温度不得超过140℃。4．发电机的轴承温度不得超过90℃。5．发电机的轴承油温不得超过85℃。

6．正常运行时频率应为50Hz，变动幅度不得超出±0.5Hz。

7．发电机电流超过10%的额定电流情况下，过负荷运行时间不得超过１小时。8．正常时应在85%的经济负荷下运行（有功功率：A厂8200KW；B厂8130KW）。

9．功率因数控制在0.70－0.95之间。如系统未下达无功功率要求，应控制功率因素在0.90－0.95之

间，有利于发电机降低温升。1号发电机在正常情况下，可带经济负荷运行，为控制发电机定子线圈温升，必须将功率因素控制在0.90－0.95之间，否则应降低负荷运行。二．数据记录

1．励磁机电流、励磁机电压、三相定子电流、定子绕组温度每四小时记录一次，有功功率每小时记录

一次，无功功率、定子电压每八小时记录一次。

2．机组运行小时数、有功电度、无功电度、主变及厂变的有功电度和无功电度等每值记录一次。3．监视参数：有功功率、无功功率、电压、电流、转速、周波、功率因数、定子温度、轴承温度。4．出现音响及报警光字牌或保护动作掉牌时，应先复归音响，待查明报警原因后，再复归光字牌。三．巡视

1．检查运行中的发电机的振动及声音有无异常。

2．查看发电机外壳温度是否正常，并对照定子温度进行分析。3．查看发电机的轴承有无异常（温度、响声、振动情况等）。4．查看运行时主轴接地碳刷有无脱落。

5．查看发电机中性点框架内设备有无异常，地上是否有油污，特别要注意发电机三相出线有无发生相

间闪络或相对外壳闪络。

6．查看与发电机相连的二次电缆有无碰伤、损坏。

7．查看发电机加热器工作状态是否正常（停机状态投入，运行状态退出）。8．查看中性点地刀状态。9．查看小车开关蓄能状态。

发电机的操作

一．起动前检查工作

1．查看工作票是否已收回，各种临时措施及临时遮栏是否已拆除。

2．清理现场，查看检修人员是否已退出现场，没有遗留工具及其它杂物。

3．查看所有保护装置应投入，确认机、电故障已排除，信号已复归，设备处于准备工作状态。4．发电机空间加热器投“自动”位运行。

5．检查确认发电机出线断路器开关地刀已退出，断路器小车在工作“1”位置，并已蓄能。6．检查确认发电机中性点地刀应在闭合状态，开关信号应正常。

二．发电机的起动

1.自动程序（A程序）起动

详见“运行操作规程（机械篇）第二章第二节自动程序（A程序）起动”。2.手动程序（M程序）起动

详见“运行操作规程（机械篇）第二章第三节手动程序（M程序）起动”。

三．发电机的自动方式励磁

1．机组自动程序起动成功后，当柴油机转速达到480rpm时，励磁开关自动投入，不对应灯亮，发电

机励磁，复归灯光。

2．检查确认发电机励磁方式选择开关置“AUTO”（自动）位，将机组控制台上励磁调节方式选择开关

置“VOLTAGE”（电压）位。

3．此时操作人员应注意观察发电机的励磁电压、励磁电流、定子电压、频率等参数，如各项参数正常，

手动调节油门（速度）调节把手使柴油机转速达到500rpm，准备进行同期操作。四．发电机的手动方式励磁

1．将机组控制台上的机组运行方式选择开关置“MANUAL”（手动）位，发电机励磁方式选择开关置

“MANUAL”（手动）位，励磁调节方式选择开关置“VOLTAGE”（电压）位。2．柴油机转速达480rpm，“励磁允许”灯亮。

3．将励磁开关置“ON”位，励磁开关灯亮，按下励磁开关，不对应灯灭。

4．此时密切注视发电机的定子电压、频率，手动调整电压，使发电机定子电压与系统电压一致。5．手动调节柴油机转速达500rpm，准备进行同期操作。

五．手动准同期并列操作

1．确认机组运行方式选择开关置“MANUAL”位。2．确认励磁调节方式选择开关置“VOLTAGE”位。3．将公共屏上同期方式选择开关置“MANUAL”位。

4．在操作台上相应的同期匙孔投入同期匙，并置于“ON”位。

5．非接地机组的中性点地刀自动断开，不对应开关灯亮，复归灯光。

6．通过油门（速度）调节把手和电压调节把手分别手动调整发电机的周波、电压与系统基本相同。7．将控制台上发电机出线断路器的不对应开关转至“ON”位置，灯亮。

8．待同期表指示发电机满足同期条件时（即相位相同，频率相等，两侧电压差不大于20%，同期表指

针每转一圈用时超过20秒），即可按下该出线断路器不对应开关，灯灭，确认合闸成功。条件不满足时，不允许合闸。

9．马上通过油门（速度）调节把手手动调整有功功率至0.6—1.0MW，并相应调节机组无功功率。10．将同期开关置“OFF”位，取出同期匙，放回到公共屏，将同期方式选择开关打到“STOP”位或“0”

位。

11．通过油门（速度）调节把手逐步升负荷。

12．将励磁调节方式选择开关置“COSφ”位，并通过电压（励磁）调节把手调节功率因数在0.70-0.95

（滞后）之间。

1．确认机组运行方式选择开关置“AUTO”位。2．确认励磁调节方式选择开关置“VOLTAGE”位。3．将公共屏上的同期方式选择开关置“AUTO”位。

4．在操作台上相应的同期匙孔投入同期匙，并置于“ON”位。

5．同期装置RG84自动调整发电机周波、电压与系统一致，并发出合闸命令合上发电机出线断路器。6．确认发电机出线断路器已合闸，其不对应开关灯亮，复归灯光。

7．通过油门（速度）调节把手手动调整有功功率至到0.6-1.0MW，相应调节无功功率。

8．将同期开关置“OFF”位，取出同期匙，放回到公共屏，将同期方式选择开关打到“STOP”位或“0”

位。

9．通过油门（速度）调节把手逐步升负荷。

10．将励磁调节方式选择开关置“COSφ”位，并通过电压（励磁）调节把手调节功率因数在0.70-0.95

（滞后）之间。七．发电机并网后的操作

1．发电机出线断路器合上后，控制台上“自动程序退出”光字牌亮。2．按照规程要求手动加负荷，调节功率因数。

3．当负荷高于35%额定负荷时，将燃油转换不对应开关开关置“H.F.O.”位，灯亮，“燃油转换准备”

光字牌亮，如无重油运行闭锁条件，则转重油运行，“重油运行”光字牌亮。4．继续升负荷，调节功率因数，适应负荷曲线的要求。

5．运行人员到中压室检查小车开关柜蓄能弹簧指示状况，如不能自动蓄能，应在运行记录进行说明，

交接班时应详细说明。八．发电机自动解列停机操作

详见“运行操作规程（机械篇）第二章第五节自动（A）程序停机”。九．发电机手动解列停机操作

详见“运行操作规程（机械篇）第二章第六节手动（M）程序停机”。十．发电机故障停机

详见“运行操作规程（机械篇）第二章第七节故障停机”。十一．发电机紧急停机

详见“运行操作规程（机械篇）第二章第六节紧急停机”。

第五节发电机不正常运行及事故处理

一．发电机发生异常情况和事故时，应按下列方法进行处理，并报告值长及生产部的有关人员。事故处理后，应作详细记录，交接班时应交代清楚。

二．发电机着火：

1．现象:（1）发电机的定子温度不正常升高。

（2）发电机端部有烟火并有焦味。

2．处理:（1）按下紧急停机按钮。

（2）使用1211、二氧化碳或干粉灭火器灭火。（3）禁止用泡沫灭火器及沙子灭火。

（4）遵照《惠阳发电厂消防安全应急预案》之三级火险响应状态实施救援措施。三．发电机非同期并列：

1．现象:（1）发电机发生较大的电流冲击。

（2）机组产生强烈的振动。（3）机组发生异常的响声。

．处理:（1）若机组无强烈的声音及冲击，则可以不停机。

（2）若机组发生较大的电流冲击及振动，如不衰减时，应紧急停机。

（3）如是采用自动准同期方式并网的，事后应立即汇报生产部技术人员对自动同期装置进行

校验。

（4）立刻报告生产部有关领导。四．发电机失去同期或剧烈振荡：

1．现象:（1）定子电流表指针来回剧烈摆动，且超过正常值。

（2）发电机和系统电压表指针都发生剧烈的摆动，通常是电压降低。（3）功率表指针全盘摆动。

（4）失去同期的机组发出轰鸣声，其节奏与指针摆动同拍。

2．处理:（1）应立即断开发电机出线断路器，使发电机空载。

（2）检查是否系统的原因，并汇报市供电局调度中心，了解情况。（3）立即通知生产部有关人员前来处理。

五．发电机变电动机运行：

1．现象:（1）有功功率表指针指向零以下。

（2）定子电流降低。

（3）控制屏上“逆功率”保护掉牌及报警，控制台和就地屏“电气集合故障跳闸”光字牌亮。

2．处理:（1）若发电机出线断路器未自动跳闸应立即手动断开，并确认断路器在“断开”位。如果出

现发电机出线断路器拒分闸故障现象，立即按运行规程机械篇第二章第十二节《发电机出线断路器拒分故障处理》实施处理措施。（2）通知生产部有关人员前来处理。六．发电机进相运行：

1．现象:（1）功率因数表指针指向超前值（反向），表示发电机向电网吸收无功。

（2）定子电流表指针摆动且降低后又升高。（3）无功功率表指针指向零以下。

2．处理:（1）应增加励磁电流，使功率因数表指向正常值。通常是电网瞬间电压升高所至，所以一般

不用手动跳发电机出线断路器。七．发电机出线断路器自动跳闸：

1．现象:（1）有功负荷降至零，发电机频率升高。

（2）断路器断开位置信号发出，且有报警音响。（3）有时会出现机械、电子过速保护停机。

2．处理:（1）如未见系统冲击，电气保护未掉牌，断路器无异常，未见光字牌报警，上述情况都符合

时，即可认为误跳闸，应汇报市调度中心请示将发电机并网运行。如柴油机已因保护动作停机，按运行操作规程（机械篇）第二章处理。

（2）只要不符合上述条件之一，应停机查明原因，并进行处理汇报。八．发电机断路器及励磁开关均跳闸：

1．现象:（1）有功功率、定子电流、电压指示为零，励磁电流、电压指示为零。

（2）断路器、励磁开关位置信号发出，事故音响发出。（3）有时会出现机械、电子过速保护停机。

2．处理:（1）如果是发电机保护动作，不要复归光字牌，应立即通知生产部派人处理。

（2）如果是电网系统引起的，待与市调联系并且确认故障已解除后，即可按调度命令与系统

并列，并汇报生产部。

（3）有时是出现机械、电子过速保护停机引起的。九．发电机失磁，出线断路器未跳：

1．现象:（1）定子电压下降，电流增加并有周期性摆动。

（2）功率因数表指示与原来相反。

3）有功功率表指示略为降低。

2．处理:（1）立即实施紧急停机，不要复归光字牌，并通知生产部派人处理。

十．在运行过程中如发现发电机的定子电流突然指向最大而电压急剧降低，且发电机保护拒绝动作时，值班人员应立即按“紧急停机”按钮，并通知生产部。

十一．发电机三相电流不平衡：

1．现象:（1）定子三相电流不相等，且差别较大。

（2）并列运行的发电机及联络线同时出现不平衡电流。

2．处理:（1）降低机组负荷，使最大相电流不超过额定值。

（2）当最大的相电流与最小的相电流之差超过70安培时，应立即停机，并通知生产部处理。（3）当最大的相电流与最小的相电流之差大于40安培小于70安培时，应减小发电机有功功

率、无功功率分别至1MW、1MVAR，并通知生产部处理。十二．不能同期：1．现象：（1）当发电机转速达到500rpm之后，励磁正常，小车开关柜蓄能正常，出线断路器无法合上。

或投入同期开关后，同期装置不能正常工作。

（2）在M程序或零程序转A程序起动方式时投入同期开关后，同期装置不能正常工作。

2．处理：（1）在操作台上将同期匙退出，并再次置于“ON”位。如同期装置仍不能正常工作，或出线

断路器仍无法合上，则停止机组的起动操作，报告生产部有关人员检查处理。十三．发电机定子接地故障：1．现象：（1）发电机励磁建压后即时出现定子接地保护停机。2．处理：（1）记录好事故前后的机组状态和异常现象。

（2）做相应的停机处理，并报告生产部有关人员。

十四.发电机断路器拒绝跳闸：1.现象：（1）在机组正常停机或其它方式停机时，发电机出线断路器应分闸，但在中控室未能听到分

闸声，小车开关分合闸指示不在分闸位，PLC卡上断路器断开的位置信号指示灯不亮，事故打印机无断路器分闸信息打印。（2）发电机有功功率表指向0MW或以下。（3）定子电流降低。

（4）控制屏上“逆功率”保护红牌灯亮，报警声响，控制台和控制屏“电气集合故障”红牌

灯亮。

（5）发电机声音异常，有异常振动，定子温升不正常。

2.处理：（1）立即在控制台上手动再分闸一次（先旋转不对应开关以防接触不良，确认开关在断开方

向，再按下。）

（2）如果仍不能断开断路器，则应在控制台上操作调速开关使发电机升负荷至约1MW，并保

持稳定。

（3）若小车开关电气部分已动作，而断路器仍未断开，且发电机停机趋势不可避免，则报告

生产部有关人员，同时考虑切开与之联网的上一级主变、厂变和并网在该母线上的其他发电机组。

（4）详细处理方案见“运行操作规程（机械篇）第二章第十二节发电机出线断路器拒分故

障处理”。

3．注：一旦出现发电机出线开关不能跳开的情况时，千万不能采取强行使柴油机停机的措施(如紧急停机、手柄停机、关闭燃油阀门等)。

十五.中性点地刀位置位置不对应：1．现象：（1）中性点地刀位置不对应，控制台上地刀不对应指示灯亮。2．处理：（1）记录好事故前后机组状态和异常情况。

（2）做相应的停机处理，并报告生产部有关人员。

主变压器及厂用变压器

第一节变压器的工作原理和基本结构

一．变压器的作用

电力变压器是发电厂变电站的主要设备之一。在电力系统传送电能过程中，必然会有电压和功率这两部分的损耗。当电力系统输送功率不变时，线路电压越高，线路电流越小，电压损耗和功率损耗就越小。因此利用变压器升高电压，减少输电损耗；同样也利用变压器降低电压，供用户使用。

二．变压器的基本原理

变压器的基本工作原理是利用电磁感应原理把一种电压等级的交流电变成另一种电压等级的交流电。变压器由两个互相绝缘的绕组套在一个共同的铁心上。当一次绕组有电流流过时在铁心上产生交变磁通，该磁通同时作用于一次和二次绕组。由电磁感应定理可知，在二次绕组内会产生感应电势，从而

二

次绕组匝数之比。

三．变压器的主要部件

变压器由铁心、绕组、绝缘结构、油箱和其他部件组成。

铁心：铁心是变压器导磁的主磁路，又是器身的机械骨架，由铁柱、铁轭和夹紧装置组成。绕组：绕组是变压器的电路部分，由绝缘导线绕成。

铁心和绕组又称器身。

绝缘结构：变压器的绝缘结构包括外部绝缘和内部绝缘两种：

1．外部绝缘指的是变压器套管之间以及套管对地部分之间的绝缘。2．内部绝缘指的是油箱内的绝缘。油箱和其他部件：

1．油箱：起机械支撑，冷却散热和保护作用，油箱外壳为散热片结构，挂有散热风扇。2．变压器油：是从石油中分馏出来的矿物质，既是绝缘介质又是冷却介质。

3．储油柜：又叫油枕，外形为胶囊结构，利用油的热胀冷缩产生体积变化，作用是为了降低油箱内油

受潮和老化的速度，配有吸湿器和硅胶。

4．瓦斯继电器：是变压器的保护装置，位于储油柜与主油箱的连通管道里。5．避雷器：作用是限制过电压以保护电气设备，我厂的避雷器为氧化锌避雷器。6．器身接地装置：由地线和套在线上的电流互感器及其保护装置组成。

第二节变压器的设备参数

一．我厂主变压器参数：

型号：制造厂：额定容量：额定频率：

高压侧额定电压：高压侧额定电流：低压侧额定电流：低压侧额定电压：相数：

绕组结线方式：绝缘液体：冷却方式：温度：空载损耗：负载损耗：阻抗电压（%）：电压调节：

变压器上层油温的整定值：

停止风扇冷却：起动风扇冷却：报警：跳闸：油重：总重：使用条件：

二．我厂厂用变压器参数：

TTHRV

法国阿尔斯通48MVA50HZ

121KV±8X1.25%229A2640A10.5KV三相Y0/△-11

变压器绝缘油

油浸自冷及强迫风冷

高压绕组平均温度65℃；顶部油温温度最大60℃37+1/7KW197+1/7KW12±10%

有载调压（17档）60℃65℃97℃107℃13200KG51700KG户外

型号：容量：

高压侧额定电流：低压侧额定电压：低压侧额定电流：绕组结线方式：阻抗电压：冷却方式：绝缘水平：油重：总重：电压调节：

A厂：法国阿尔斯通；B厂：法国梅兰日兰UTHA1600KVA88A400V2309AΔ/Y0-117%

油浸自冷28KV700KG3405KG

无载调压（5档）

三．厂用变无载调压抽头、档位数及与额定电压、额定电流的变比对照表：

变高10.5KV侧Un(KV)In(A)11.0383.810.7685.910.5088.010.2490.39.9892.6

变低400V侧

Un(KV)In(A)40023094002309400230940023094002309

档位数1

2345

目前厂变分接头在第“3”档运行，改变分接头位置只能在停电状态下进行,并需取得生产部批准，由生产部指定人员完成。

四.主变有载调压抽头、档位数及变比对照表：

我厂主变有载调压抽头档位数与110KV侧电压（KV）的关系是由公式121KV±8X1.25%计算得来的，现对此公式进行解释：

1．公式中121KV为主变厂家设计的基准电压值。

2．公式中±8表示有16个档位数（即＋1到＋8，－1到－8），加上基准电压档，一共是17个抽头档位数和有载调压电压值。

3．公式中1.25%表示每两个相邻档位数的110KV侧电压差值百分比，其差值为：121KVX1.25％＝1.512KV。

4．本表格仅适用于我厂机组独立成网的情况。如果我厂机组并入大电网运行，调节主变有载调压抽头只能改变10.5KV母线电压。

变高110KV侧电压（KV）133.10131.59130.08128.56127.05125.54124.03122.51

电流（A）208.2210.6213.1215.6218.1220.8223.4226.2

变低10.5KV侧电压（KV）10.510.510.510.510.510.510.510.5

电流（A）26402640264026402640264026402640

抽头档位数

12345678

91011121314151617

121.00119.49117.98116.46114.95113.44111.93110.41108.90

229.0231.9234.9238.0241.1244.3247.6251.0254.5

10.510.510.510.510.510.510.510.510.5

264026402640264026402640264026402640

变压器的检查及巡视项目

一．主变投运之前运行人员的检查工作：1．查看箱体有无漏油、渗油现象。2．查看瓷套管是否清洁、有无裂纹。

3．查看呼吸器硅胶颜色是否正常（蓝色或大部分蓝色，为正常状态）。4．确认工作票已结束。

二.主变压器检修后，结束工作票之前检修人员的检查工作：

1．查看变压器外壳地线是否正常接地，检查临时地线是否已拆除。2．观察变压器顶部油位指示器，查看绝缘油油位是否正常。

3．确认主变各种保护在投入状态，查看整定值是否正确（详见电气规程第四章第二节主变保护）。4．检查冷却风扇控制电源、动力电源是否正常，风扇试运行是否正常。5．查看瓦斯继电器是否充满油。

6．查看中性点避雷器是否完好，地刀是否在正确位置。7．查看有载调压负荷抽头转换位置及杆锁位置是否正确。

三．主变的日常巡视：

1．倾听变压器本体响声是否正常（正常声为“嗡嗡”声），如有不均匀、加重或有噼、啪声时，均为

不正常现象。如出现严重不正常响声，则须立即停运变压器待检查。2．查看变压器外壳是否清洁，有无渗油现象。3．查看油位和油温是否正常（低于75℃）。4．查看瓦斯继电器是否充满油。5．查看风扇运行时响声是否正常。

6．查看瓷套管是否清洁无裂纹、有无打火放电现象。

7．查看呼吸器是否畅通，硅胶是否吸潮饱和，硅胶颜色正常时蓝色为主，潮湿饱和时红色为主。8．查看变压器外壳地线是否正常接地。9．查看避雷器外表是否破损。

四．厂用变的日常巡视：

1．查看厂用变外壳是否清洁，有无渗油现象。2．倾听变压器本体响声是否正常。3．查看油位和油温是否正常。

4．查看油箱上部半透明的油质观察管，观察管内的油有无浑浊和大量沉积物。5．进出厂用变房间需随手关门。

第四节变压器的投入退出操作

变压器开关的投入和退出操作的指导思想是：投入运行时，先投高压侧，再投低压侧；退出运行时，先退低压侧，再退高压侧。退出时，可考虑先切除变压器所带负荷。

以下操作细则，特指我厂的厂用变、主变及相关设备，仅具有一般共性。如要进行倒闸操作，需根

一．主变投入运行操作

1#主变投运操作步骤：

1．退出1#主变高压侧地刀101TO，检查并确认101TO已经断开。2．确认1#主变低压侧地刀501TO已经断开。

3．合上1#主变高压侧刀闸1011，检查确认1011已经合上。

4．将1#主变低压侧开关501推到“工作”位，检查确认501已在工作位。

5．检查110KV母线I段受电情况，确认控制台上110KV母线Ⅰ段的电压及频率的指示参数正常。6．合上1#主变高压侧开关101，检查确认101已合上。

7．检查1#主变受电情况，确认控制台上的电压表指示参数正常。

8．启用同期装置，选用适当的同期方式，合上1#主变低压侧开关501，检查确认501已合上。9．检查10.5KV母线I段受电情况，观察电压、频率指示，如各项参数指示正常，则操作完毕。2#主变和3#主变的投运操作步骤与上述相同，但相关设备的编号不同。操作过程应注意中性点地刀的投退状况。

二．主变退出运行操作

1#主变退出运行，转入检修状态，操作步骤如下：1．断开1#主变低压侧开关501，确认501已断开。2．断开1#主变高压侧开关101，确认101已断开。3．断开1#主变高压侧刀闸1011，确认1011已断开。

4．将1#主变低压侧断路器501拉到“试验”位，确认501已在“试验”位。5．检查确认1#主变无电压。6．操作完毕。

如设备仅转为热备用状态，则不需进行步骤3和步骤4。

2#主变和3#主变的退出运行操作步骤与上述相同，但相关设备的编号不同。操作过程应注意中性点地刀的投退状况。

三．我厂110KV电网系统为中性点接地系统，同一系统必须保证，有且只有一台主变中性点接地。1．当我厂3台主变均投入运行时，2#主变中性点刀闸12000合上。

2．当1#主变退出运行，2#主变和3#主变运行时，2#主变中性点刀闸12000合上。

3．当3#主变退出运行，1#主变和2#主变运行时，2#主变中性点刀闸12000合上，但必须将110KV母线刀闸1021和1022合上。

4．当2#主变退出运行，1#主变和3#主变运行时，1#主变中性点刀闸11000合上，但必须将110KV母线刀闸1021和1022合上。

5．当有2台主变退出运行时，运行中的主变中性点刀闸合上。

四．同期方式的选用

我厂三台主变在低压侧开关（501、502、503）设置了同期装置，采用的是准同期法并网，如果要进行主变并网操作，110KV母线和需要并网的主变的馈线侧和待并10.5KV母线必须满足以下同期条件：

a．频率相等；（ f≤0.1Hz）b．电压相等；（ u≤5%）c．电压相位相等；d．相序相同。

通常情况下，应采用自动准同期并网方式。当同期点的一侧无电压又需进行并网时，须采用检无压并网方式。

并网合闸操作应注意下列事项：

1．公共屏上的同期方式选择开关在操件完毕后须旋至“STOP”位。

2．在并列过程中，如发现同期装置RG84不能自动调节电压和频率时，可以退出自动准同期方式，改

用手动准同期方式试并。

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