330MW电气运行规程(2011.09.21) - 图文

Z6企业标准

Q/WQRD-Z6-102-001-11

330MW机组集控运行规程

电气部分

(试行)

2011—05—01发布 2011—05—01实施

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前 言

为了指导、规范运行人员的操作，正确处理机组运行中出现的故障，保障我厂330MW机组的安全、

经济运行,特修订本规程。

由于编写人员理论技术水平有限，编写过程中难免有不当之处，望大家批评指正。在执行本规程中，如发现有不妥之处，请及时提出宝贵意见。

本规程一经颁布实施，必须得到认真贯彻执行，运行人员、相关检修及生产管理人员，必须严格遵守本规程。任何违反本规程的行为必须予以纠正。 本规程解释权归铝电公司热电厂技改运行车间所有。 本规程自发布之日起实施。

编 者 2011年9月9日 本规程主要起草人： 本规程主要修编人：

审 核： 审 定： 批 准：

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目 录

前 言 ......................................................................................................................................................... 2 第一章 电气运行方式及倒闸操作 ................................................................................................................. 5 1.1 电气系统运行方式 .................................................................................................................................. 5 1.2电气操作的一般规定 ............................................................................................................................... 6 1.3电气倒闸操作原则 ................................................................................................................................... 6 第二章 发电机及励磁系统 ............................................................................................................................. 7 2.1规范 ........................................................................................................................................................... 7 2.2发电机启停机及运行维护 ....................................................................................................................... 8 2.3 静态励磁系统综述 ................................................................................................................................ 13 2.4 发电机的异常运行及事故处理............................................................................................................. 21 第三章

变压器 ........................................................................................................................................... 23

3.1 变压器的技术规范 ................................................................................................................................ 24 3.2 变压器运行规定 .................................................................................................................................... 27 3.3 变压器冷却系统运行方式 .................................................................................................................... 27 3.4 变压器的允许过负荷运行方式............................................................................................................. 29 3.5 变压器的投入及退出运行 .................................................................................................................... 30 3.6 变压器瓦斯保护装置及分接开关的运行 ............................................................................................. 31 3.7 变压器的并列运行 ................................................................................................................................ 33 3.8 变压器运行中的检查 ............................................................................................................................ 33 3.9 变压器的特殊检查项目 ........................................................................................................................ 34 3.10 变压器的事故处理 .............................................................................................................................. 34 第四章 继电保护与自动装置 ....................................................................................................................... 38 4.1 继电保护与自动装置的一般要求及规定 ............................................................................................. 38 4.2 继电保护与自动装置的检查和异常处理 ............................................................................................. 39 4.3 发变组保护（含高厂变及励磁变） ..................................................................................................... 40 4.4 高备变保护 ............................................................................................................................................ 46 4.5 低压厂变保护 ........................................................................................................................................ 47 4.6 6KV高压电动机保护 ............................................................................................................................ 48 4.7 SID---2CM微机准同期并列装置 .......................................................................................................... 48 第五章 厂用电动机 ....................................................................................................................................... 51 5.1 概 述 ................................................................................................................................................... 51 5.2 电动机运行的有关要求 ........................................................................................................................ 57 5.3 电动机绝缘电阻值的规定 .................................................................................................................... 58 5.4 电动机正常运行中有关参数的规定 ..................................................................................................... 59 5.5 厂用电动机的启动及正常运行维护 ................................................................................................... 59 5.6 厂用电动机的事故处理 ....................................................................................................................... 60

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第六章 厂用电源快切装置 ........................................................................................................................... 63 6.1切换方式 ................................................................................................................................................. 63 6.2 去耦合 .................................................................................................................................................... 65 6.3切换投/退、闭锁/解除 ........................................................................................................................... 65 6.4 低压减载功能 ........................................................................................................................................ 67 6.5起动后加速保护功能 ............................................................................................................................. 67 6.6 厂用快切投运前的检查 ........................................................................................................................ 67 6.7厂用快切装置的切换操作步骤 ............................................................................................................. 67 6.8 运行巡检说明 ....................................................................................................................................... 68 6.9快切装置选择方式 ................................................................................................................................. 68 第七章 直流系统 ............................................................................................................................................. 69 7.1.直流系统概述 ......................................................................................................................................... 69 7.2.高频开关整流器规范 ............................................................................................................................. 69 7.3蓄电池 ..................................................................................................................................................... 70 第八章 配电装置 ............................................................................................................................................. 71 8.1配电装置运行规范 ................................................................................................................................. 71 8.2 配电装置的通则 .................................................................................................................................... 75 8.3 配电装置的运行和维护 ....................................................................................................................... 75 8.5 配电装置的异常运行和事故处理 ....................................................................................................... 81 第九章 交流不停电装置UPS ........................................................................................................................ 85 9.1前端面板 ................................................................................................................................................. 85 9.2 交流不停电电源（UPS）的运行规定 ................................................................................................. 88 9.3 UPS简易操作规程 ................................................................................................................................. 90 9.4 UPS装置异常处理规定....................................................................................................................... 91 第十章 柴油发电机 ....................................................................................................................................... 91 10.1柴油发电机主要技术规格 ................................................................................................................... 91 10.2柴油发电机设备材料清单 ................................................................................................................... 92 10.3柴油发电机机组的操作 ....................................................................................................................... 92

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第一章 电气运行方式及倒闸操作

1.1 电气系统运行方式

1.1.1 概述

我厂一期4×350MW发电机选用南京汽轮机厂生产的QFJ-350-2型汽轮发电机组，定子绕组为三相星形接线，F级绝缘。发电机出口电压为22kV，冷却方式为闭式循环空冷。励磁系统是由发电机出口直接经励磁变、可控硅整流桥向发电机提供励磁电流的自并励静止可控硅整流励磁系统。四台机组出线采用单元式接线方式接入邹平中心变电站的220kV系统，厂内不设母线。每台发电机配一台容量为400MVA的主变压器，其电压变比为242±2×2.5%/22KV，主变高压侧中性点经隔离开关接地。发电机引出线与变压器的联接采用离相封闭母线联接，发电机中性点经单相变压器接地。 每台机设置1台容量为50/31.5-31.5MVA的高压厂用工作变压器，高压侧电源取自本发电机出口。每两台机组设1台容量为50/31.5-31.5MVA的高备变,高压侧电源取自邹平中心变电站110kV母线，经降压后供厂用备用电源。高备变调压采用有载调压方式，高备变高压侧中性点运行方式为经隔离开关直接接地。 1.1.2厂用电接线

厂用系统设置6kV及400/220V两级电压等级，每台发电机组的6kV系统设置工作A、B两段。主厂房内每台机组成对设置低压厂用汽机变、锅炉变、电除尘变；每台机组各设置一台照明变压器；辅助厂区成对设置输煤变压器、循环水变压器、除灰变压器、化水变压器、公用变压器。每两台机组设置一台检修变压器 1.1.3高压厂用电系统

高压厂用电采用6kV电压,每台机组设置一台容量为50/31.5-31.5MVA高压厂用工作变压器，低压侧中性点经中阻接地，高压侧电源由本机组发电机引出线上连接。高压厂用电动机及低压厂用变压器电源取自相应的6kV工作母线上。由6kV工作A、B段各引一路电源至6kV公用段，辅助厂区设置的辅助变压器取自6kV公用段。 1.1.4低压厂用电系统

低压厂用配电系统采用400/220V电压，中性点采用直接接地方式。主厂房内每台机组设置两台低压厂用汽机变、锅炉变、两台电除尘变。一台照明变。分别接在该发电机组6KV工作段上。辅助厂房设两台输煤变、两台公用变、两台化水变、两台循环水变、两台除灰变，分别接在6KV公用段上。以上同名的变压器（两台）均互为备用，所有低压厂用变压器均为干式变。 1.1.5脱硫系统供电

四台发电机组均设有脱硫装置，每台机组设置独立的6kV脱硫段和相应的400V低压脱硫供电系统。脱硫系统电源由各机组的6KV 厂用工作A、B段供给。 1.1.6交流事故保安电源及交流不停电电源装置

每台机组设置两段400V交流事故保安段，即汽机、锅炉保安段，正常由各自主厂房400V汽机、

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锅炉工作段各供一段，锅炉事故保安段还接一路电源供应急照明配电柜。事故时由柴油发电机供保安段。每台机组装设一台柴油发电机，每台机组的柴油发电机为独立供电系统。柴油发电机只作为厂用400V系统的紧急备用电源，即在机组厂用交流电源全部消失后自动启动并接带负荷投入运行，以保证机组及其重要辅机的安全停运，而不能作为黑启动用电。每台机组设一套交流不停电电源装置(UPS)，正常工作电源由400V汽机保安段供电，保安电源失电时，由220V直流系统供电，旁路电源取自400V锅炉PC段。

1.2电气操作的一般规定

1.2.1 倒闸操作必须遵守《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）中关于倒闸操作的有关规定。严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。

1.2.2 倒闸操作必须得到值长、单元长命令，操作人接令后应复诵一遍，确认操作任务无误,再根据设备实际运行情况填写操作票，操作票先由操作人签名，后经监护人、值班负责人分别审核签名，得到值长审核批准后，方可进行操作。

1.2.3 倒闸操作应严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。

1.2.4 正常情况下的倒闸操作，应避免在交接班时进行，但开、停机和事故处理除外。倒闸操作时，不允许将设备的电气和机械防误闭锁装置退出，如需退出，必须经值长同意、总工批准。

1.2.5 倒闸操作，必须先进行模拟操作，核对系统接线方式及操作票无误后进行，操作时严格执行监护复诵制度。

1.2.6 设备送电前，必须先终结相关工作票，拆除临时遮拦，恢复常设遮栏及标示牌，对设备及连接回路进行全面检查良好，并测量设备绝缘合格。

1.2.7 低压厂用变压器不允许长时间并列运行，但在进行厂用系统倒闸操作时，允许短时间并列运行。 1.2.8 厂用电系统倒闸操作时，应严防非同期并列，并注意调整母线电压。对凡是两路电源可以合、解环的MCC盘，操作前必须检查两路电源符合并列条件后方可进行合、解环操作，如果该MCC盘的电缆经过检修，恢复送电前还必须进行核相。

1.2.9 操作中如发现有疑问，应立即停止操作，汇报值长，待消除疑问后，方可继续操作。

1.3电气倒闸操作原则

1.3.1 电气设备投入运行或备用前，必须先正确投入相关保护。

1.3.2 带负荷或带地线误合刀闸后，无论情况如何，不许立即拉开刀闸，必须先断开开关后，方可再拉刀闸。

1.3.3 拉刀闸时，如在刀闸动、静触头未分离时，发现是带负荷拉刀闸，应立即合上，如果误拉的刀闸已经拉开，不得重合。

1.3.4 拉、合刀闸后，应检查刀口开度或触头接触情况及刀闸位置指示器情况。 1.3.5 停、送电原则：

1.3.5.1 停送电操作，应遵守逐级停送的原则。即母线送电后，再将其所带负荷逐个送电，停电顺序反之。

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1.3.5.2 母线送电时，应先投入进线TV和母线TV。母线停电后，才能将TV退出。

1.3.5.3 任何电气设备送电，均应按照先电源侧、后负荷侧，先刀闸（先电源侧刀闸，后负荷侧刀闸）、后开关的顺序进行；停电顺序与之相反。

1.3.5.4 拉、合刀闸（包括小车或抽屉式开关的一次触头）前，必须检查开关在断开位置。分相显示的开关，还应检查开关三相均在分闸位置。

1.3.5.5 配置有专用电气保护（如速断、过流等）的开关，在拉、合刀闸（包括小车或抽屉式开关拉出、推入）操作时，必须在保护投入时进行（保护压板、控制保险、二次插头均投入）；未配置专用电气保护的开关（接触器---保险---热偶组合开关），在拉、合刀闸（包括抽屉式开关拉出、推入）操作时，必须在操作电源全部断开的情况下进行（控制、合闸保险均取下）。

第二章 发电机及励磁系统

2.1规范

2.1.1发电机规范 发电机型号 额定功率 额定定子电压 额定励磁电压 额定转速 最大连续输出功率 定子线圈接线方式 定子绕组允许温升 定子线圈绝缘等级 转子线圈绝缘等级 转子线圈极限温度 发电机进风温度 空气冷却器入口水温 空载励磁电压 外壳防护等级 2.1.2励磁变压器规范 励磁变压器型号 高压侧额定电压 ZSCB9-3000/22 22 KV 额定容量 低压侧额定电压 3000 KVA 750V QFJ-350-2 350 MW（冷却水温33℃） 22 KV 379 V 3000 r/min 367MW（冷却水温20℃） Y 80K（埋设测温元件） F(按B级考核) F(按B级考核) 105 ℃ 20 ℃≤ t ≤40 ℃ 33 ℃ 103V IP54 容量 额定功率因数 额定定子电流 额定励磁电流 额定频率 冷却方式 励磁方式 转子绕组允许温升 定子铁心绝缘等级 定子线圈极限温度 定子铁心极限温度 发电机出风温度 空气冷却器出口水温 空载励磁电流 制造厂家 411.7MVA 0.85 10806 A 1700 A 50 Hz 空冷 静止可控硅励磁 90K（电阻法） F(按B级考核) 120 ℃ 120 ℃ t ≤90 ℃ 38 ℃ 573A 南京汽轮发电机厂 7

接线方式 冷却方式 相 数 Yd11 自 冷 额定频率 绝缘等级 3 50 Hz F 2.2发电机启停机及运行维护

2.2.1发电机启动前的检查

2.2.1．1 有关工作票全部终结并收回，临时安全措施已全部拆除，恢复常设遮拦，网门锁好，并有检修详细的书面交代及可以投运结论。现场清洁无杂物，照明充足。

2.2.1.2 发电机、微机励磁调节器、主变、高厂变、出线开关及有关一、二次设备、回路完整良好，符合运行条件。

2.2.1.3 各PT小车在柜外或刀闸在断开位置，PT、CT完整无损，灭磁开关位置正确，灭磁电阻完好。 2.2.1.4 发电机滑环应清洁无损，刷架与滑环表面距离0.1-0.2mm；电刷长度适中，联结软线完整牢固，无接地、短路现象；弹簧压力均匀，电刷在刷窝内活动自如。 2.2.1.5 封闭母线微正压通风装置投入运行正常。 2.2.1.6 各仪表、保护及信号装置良好，二次接线无异常。 2.2.1.7 核对定、转子线圈及铁芯温度。（冲转前核对此温度）

2.2.1.8 DCS上发变组有关控制开关位置正确，指示灯指示正确，无异常及报警信息存在。 2.2.1.9 发电机出口开关、灭磁开关、高厂变出口开关分合闸及联锁，试验正常 。 2.2.1.10 发电机中性点连接线完好，发电机各PT接线良好；各部连接螺栓紧固无松动。 2.2.1.11 发电机冷却器正常；

2.2.1.12 电机继电保护装置完好，保护压板投入正确。 2.2.1.13 故障录波装置投入正常。

2.2.1.14 转子绕组，轴承对地绝缘电阻合格。 2.2.1.15 电机大轴接地装置良好。 2.2.2发电机启动前绝缘电阻的测量

2.2.2.1 发电机检修后、启动前，必须测量定子绕组及励磁回路的绝缘电阻，并将数值记入《绝缘电阻测量记录薄》内，且规定如下：发电机定子绕组绝缘电阻用2500V摇表测量,换算至75℃时其值不低于1 MΩ/KV,且与上次比较不得低于1/3～1/5,吸收比不得低于1.3,换算公式: R75℃

=Rt/[2(75-t)/10] R75℃：75℃时的绝缘电阻值,t:测量时绕组本身的温度,Rt:t℃时所测的电阻值。 2.2.2.2 励磁回路绝缘电阻测量

2.2.2.3 发电机转子线圈冷态下用500V或1000V摇表测量,绝缘电阻值不低于0.5 MΩ。 2.2.2.4 发电机停机备用超过24小时以上，开机前应测量其绝缘电阻。 2.2.3发电机大修后启动前的试验

2.2.3.1 发电机出口开关、灭磁开关、高厂变出口开关分合闸及联锁试验； 2.2.3.2 在升速过程中，做转子交流阻抗试验； 2.2.3.3 发电机短路特性试验；

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2.2.3.4 发电机空载特性试验；

2.2.3.5 发电机灭磁时间常数和定子残压的测量及发变组空载状态下发电机轴电压的测量； 2.2.3.6 自动励磁系统的试验； 2.2.3.7 发电机零起升压试验； 2.2.3.8 假同期试验；

2.2.3.9 自动励磁系统带负荷调节试验。 2.2．4发电机的启动过程

2.2.4.1 起动前试验、检查完毕，电气主值向值长汇报试验、检查情况。

2.2.4.2 发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电，此时禁止在一、二次回路上进行工作。

2.2.4.3 根据值长命令，将机组改为热备用。

2.2.4.4 当发电机转速达到1500转/分时，检查发电机滑环电刷，转子接地电刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象，发电机本体有无异音或异常振动。 2.2.5发变组的升压方式 2.2.5.1 100%额定电压起励 2.2.5.2 零起升压 2.2.5.3 软起励

2.2.6发电机升压操作的一般规定

2.2.6.1 发电机转速必须达到3000转/分稳定后，且接到值长命令后，方可升压。

2.2.6.2 升压时，应均匀缓慢进行，在升压过程中，如发电机电压失控，定子有电流，应立即拉开MK开关。

2.2.6.3 发电机升压过程中，检查励磁电流、电压是否正常，如不正常，应立即停止升压，经查明原因后方可继续操作。

2.2.6.4 发变组大小修后的零起升压试验，原则上应在手动方式下进行 2.2.7发电机的并列条件

2.2.7.1 发电机频率与系统频率相同。 2.2.7.2 发电机端电压与系统电压相等。

2.2.7.3 发电机的相位、相序与系统相位、相序一致。与系统并列方式可采用自动励磁柜升压用自动准同期与系统并列或采用手动励磁柜升压用自动准同期与系统并列。 2.2.8发电机并列时应注意下列事项:

2.2.8.1 检查同期闭锁开关JK在“投入”位置。

2.2.8.2 发电机MK开关合上后，才能投入自动励磁调节柜或手动励磁柜。 2.2.8.3 发电机有功负荷带至90MW以上时倒厂用电

2.2.8.4 在并列和加负荷过程中,应特别注意发电机各部件温度应正常。 2.2.8.5 发电机并列后应对发电机二次回路作一次详细的检查

2.2.8.6 发电机并列后，应按系统要求决定是否拉开主变中性点刀闸,并检查主变冷油器应联锁启动良

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好，否则应立即手动开启 2.2.9自动准同期方式并列

发变组并列应采用自动准同期并列的方式，只有在自动准同期装置表不能使用或系统发生故障时，才可用手动准同期方式并列。

2.2.9.1 大、小修后或同期回路有工作时，必须经核对相序无误后，方可进行发电机的同期并列操作。 2.2.9.2 出现同步表转动太快、跳动、停滞等现象时，禁止合闸。 2.2.9.3 发电机在同期操作过程中，禁止其它同期回路的操作。 2.2.9.4 同步表运行时间不得超过20分钟。 2.2.9.5 检查同期闭锁开关在解除位置。 2.2.10 发电机应按以下方式进行解列 2.2.10.1 检查或合上主变中性点刀闸；

2.2.10.2 由汽机DEH装置降低发电机有功，微机励磁调节器降低无功；

2.2.10.3 当有、无功降至接近于零时，集控运行人员打闸停机，电气人员检查发变组出口开关联跳，如未跳闸，手动拉开。

2.2.10.4 检查发电机静子三相电流到零；电压到零； 2.2.10.5 退出励磁装置。 2.2.11发变组解列时的注意事项

2.2.11.1 发电机正常解列应有值长的命令方可进行。 2.2.11.2 解列前应检查主变中性点接地刀闸确已合好。

2.2.11.3 发电机有功降至90MW时，应先将厂用电倒由启备变供电 ，切换时采用6KV快切装置 2.2.11.4 正常停机，应将有、无功负荷减至接近零后，方可打闸停机 2.2.11.5 发变组停运后应检查发电机电压降至零，防止过电压事故的发生。

2.2.11.6 解列后，应拉开发变组出口刀闸，并将6KV厂用工作电源小车开关拖至试验位置。 2.2.11.7 发变组解列后，应停运主、高变冷却器 2.2.12发电机正常运行监视

2.2.12.1 发电机电压、频率、功率因数的监视：

2.2.12.2 正常情况下，发电机应按制造厂规定的铭牌参数运行，不得超越。

2.2.12.3 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。

2.2.12.4 发电机连续运行的最高允许电压不得大于额定值的110%，发电机最低运行电压不得低于额定值的90%。

2.2.12.5 当发电机的电压下降到低于额定值的95％时，定子电流长时间允许值不得超过额定值的105%。

2.2.12.6 当频率变动范围为50±0.2Hz时，发电机可按额定容量运行。如果频率偏离额定值-5%至+3%范围内发电机输出功率温升值运行时间和发生次数按下表执行：

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频率（HZ） 350MW有功功率（MW） 定子铁芯极限温升（K） 电压（KV） 转子绕组极限温升（K） 每次（min） 累计（次） 47.5 343 81 47.5 343 79 47.5 343 77.5 47.5 343 76.5 51.5 350 76 51.5 350 76 51.5 347 71 51.5 341 67 22.74 22.28 20.59 20.55 22.74 22.28 21.17 20.57 68 1 180 65 1 180 61 1 180 59 1 180 60 3 180 57 3 30 53 3 30 50 3 30 运行中发电机功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过在当时进风温度下所允许的数值。正常情况下，功率因数不应超过迟相0.95，即无功不低于有功的1/3。如果自动励磁调节器投入运行，且系统电压水平允许时，可在功率因数为1的条件下运行。

2.2.12.7 在极短时间内，发电机能承受事故不平衡负荷。为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或振动，必须严格控制短时负序电流标么值与时间乘积I22t<10S，否则应降低发电机出力至允许范围。

事故负序电流的允许值和相应的时间 t(s) I2 (%) 2.5 200 4 158 5 141.4 10 100 发电机运行中三相不平衡电流不得超过额定电流的8%，并且最大相电流不得大于额定值。 2.2.13集电环和炭刷

2.2.13.1集电环和炭刷日常检查

a. 检查集电环上的炭刷有无冒火现象。如出现火花，应设法进行处理。 附表：炭刷发生火花的原因和消除的方法 出现火花可能的原因和性质 炭刷研磨不良，其表面未能全部工作 炭刷牌号不符合规定，或不同牌号炭刷用在同一集电环上 炭刷架的位置不对 刷盒与集电环之间的间隙不符合规定 炭刷和引线，引线和接线端子间连接松动，发生局部火花，炭刷引线回路中的接触电阻大，造成负荷分配不均 弹簧发热变软失去弹性，炭刷压力不均 炭刷磨损后长度过短 炭刷在刷盒内摇摆或积垢不能在刷盒内自由移动，火花随负荷增加而增加 集电环磨损不均或表面不平，跳动过大及机组振更换弹簧 更换炭刷 检查炭刷在刷盒内的情况，能否上下自由活动，更换摇摆和滞涩的炭刷，清理炭刷 查明振动原因并消除，在停机时检查集电环的状态 调整刷架位置，使其轴线与集电环的轴线平行 调整其间隙使其符合厂家要求 拧紧炭刷和引线，引线和接线端间连接螺丝 消除方法 应重研磨炭刷或发电机在轻负荷下长时间运行 更换成制造厂指定的或经过试验适用的炭刷 11

动过大引起炭刷振动，火花随振动而变

b. 检查炭刷在刷盒内有无摇动或卡住的情形，炭刷在刷盒内应能上下活动，但不得有摇摆情形； c. 检查刷辫是否完好，接触是否良好，有无过热现象，如出现发黑或烧伤等现象，则应该更换炭刷；在运行期间由于发热或振动的影响而使刷握、刷辫的螺钉松动时，应立即予以紧固；

d. 检查炭刷的磨损程度，刷块边缘是否存在剥落现象，如果炭刷磨损厉害或刷块有剥落现象，就必须更换炭刷；

e. 检查有无炭刷颤振的情形。集电环磨损不均，炭刷松弛，机组振动等原因将会引起炭刷颤振，如炭刷发生颤振，必须将其从刷盒中拔出来检查是否有损坏情形。查明颤振原因并消除； f. 检查刷盒和刷架上有无积垢，有则用刷子扫除或吹风机吹净； g. 检查集电环表面无过热现象，其温度应不高于120℃。 2.2.13.1.1 更换和调整发电机碳刷应注意的事项： 1）严禁两人同时工作；

2）工作时必须将衣服和袖口扣好，以免被转动部分绞伤； 3）工作时站在绝缘垫上； 4）严禁同时触摸两极或一极对地；

5）一台机组应使用同一型号碳刷；如果不得已使用不同型号的碳刷（同一极仍然要保证同一型号），必须事先征得相关领导同意；

6）在碳刷上部低于刷握或与刷握一样平时应立即更换。 2.2.13.1.2 如何打磨发电机碳刷：

新进的碳刷均偏厚，所以使用前均需进行打磨，打磨至碳刷在刷握内能上下自如（一般经验碳刷在刷握内与四周间隙均在0.2mm即可）：如打磨过多，碳刷在刷握内晃动，易破损， 还可造成接触面过小而发热。打磨过少时又容易造成碳刷膨胀后卡涩； 打磨碳刷应用较细的玻璃砂纸，不得使用石英砂纸；

3）打磨好的碳刷放入相应的刷握内用手顶紧，检验接触面是否合适，直至接触面大于70%即认为合格。 2.2.13.1.3 如何更换碳刷：

我厂励磁系统的碳刷有两个极，每极上有32个碳刷，分成八组，每组有四个。每星期需用专用直流卡钳表测量每个碳刷电流，碳刷顶端低于刷握顶端3mm时需要对碳刷进行更换，需保证单人操作，站在绝缘垫上，戴布手套操作，先取下需更换碳刷的刷握，再取下弹簧夹，然后将碳刷从刷握中取出放在手中，再用工具将接头螺栓拧松后取下； 将打磨好的碳刷放在刷握内检验能够活动自如，且接触面大于70%时，取回手中，并将其刷辫与碳刷握上紧后，才能将碳刷放入刷握中，上紧弹簧夹，再将刷握放回刷架； 碳刷更换后必须用直流卡钳表测量其分流情况，用红外测温仪进行温度测试，防止个别碳刷因过流而过热。

2.2.13.1.4 碳刷冒火时的调整：

碳刷冒火的原因主要有两种：一是因流过碳刷的电流过大引起，二是因碳刷卡涩间断与滑环接触引起。所以需要针对不同原因进行调整：1） 因电流过大引起冒火的处理：先视情况，若有温度低、不冒火、

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不卡涩的碳刷，在其间换上新的弹簧夹，增大压力，强迫冒火碳刷的电流转移，这样冒火现象基本消失；若有温度低、不冒火但有卡涩的碳刷，则先逐个取下打磨至其在刷握内能活动自如，碳刷冒火情况也基本消失；2） 碳刷卡涩、间断与滑环接触面冒火的处理：先检查其他碳刷接带负荷正常（主要用手触摸软线温度正常即可），取下卡涩碳刷进行打磨至在刷握内活动自如，保证不要在刷握中晃动过大，或者将碳刷重新换方向放入刷握内，这样冒火也基本能消除。 2.2.13.1.5 发电机碳刷温度高和破损的处理：

发电机碳刷温度高的原因：a.冷却装置故障，使碳刷与滑环产生的热量不能及时散出，造成温度高；b.励磁系统过负荷使碳刷温度高；c.碳刷与滑环接触面过小造成温度高；d.滑环风孔堵塞造成温度高；e. 碳刷本身质量问题引起温度高。

2)处理方法：a.因冷却装置原因引起如励磁风机故障停运、吸风口外破或风道堵塞等情况，可先采用外部冷却方式强制冷却后，尽快修理好风机或疏通风道;b.励磁系统过负荷时应立即联系调整励磁电流;c.因碳刷与滑环接触面过小时，应将碳刷仔细调整和打磨，使接触面增大;d.若因滑环风孔堵，先采用压缩空气进行吹扫或用外部其他冷却方式进行降温，待停机后再组织疏通；或采用四氯化碳清洗滑环;e.因碳刷质量原因引起应尽快将新碳刷换上，并严格把好质量关。

3）碳刷破损应针对引起原因分别进行处理：a.碳刷温度高发生破损：立即查找温度高的原因并消除，将破损碳刷换下后，必须精心进行调整;b.碳刷未打磨好发生破损：如打磨时碳刷弧度小，应重新打磨，使碳刷在刷握内活动自如，无振动现象;c.因机组振动大，碳刷有卡涩现象导致碳刷破损，应尽快重新打磨和调整碳刷，使碳刷在刷握内活动自如，机组冲转达到临界转速时应尽快仔细检查碳刷情况，保证不能有跳动现象;d.碳刷质量差发生的破损：应尽快进行更换，保证碳刷质量。 2.2.13.1.6 对于碳刷跳动时的处理：

需要针对不同原因分别进行不同处理。1）因碳刷有破裂导致细块掉在刷窝中：立即将破损的细碳刷块清除，若破损严重，及时更换碳刷；2）弹簧压力不够：应更换新的弹簧夹；3）刷握变形：将碳刷上下方向调换，若还有跳动现象应更换刷握。

2.3 静态励磁系统综述

2.3.1 调节通道

EXC9000 励磁调节器为双微机三通道调节器，其中A、B 通道为微机通道，其核心控制器件是32 位总线工控机，C 通道为模拟通道。其中A 通道为主通道，测量信号通过机端第一套电压互感器BV1 和电流互感器BA1 取得；B 通道为第一备用通道，测量信号通过机端第二套电压互感器BV2 和电流互感器BA2 取得；从励磁变副边采集的三相同步电压信号供三个通道公用，从励磁变副边电流互感器取得的励磁电流信号也供三个通道公用。

三通道调节器采用微机/微机/模拟三通道双模冗余结构，由两个自动通道（A、B）和一个手动通道（C）组成，这三个通道从测量回路到脉冲输出回路完全独立。三通道以主从方式工作，正常方式为A 通道运行、B 通道备用，B 通道及C 通道自动跟踪A通道。可选择B 通道或C 通道作为备用通道，B 通道为首选备用通道。当A 通道出现故障时，自动切换到备用通道运行。C 通道总是自动跟踪当前运行通道；同样，当B 通道投入运行后出现故障，自动切换到C 通道运行。

C通道的励磁调节从实现的原理和实现的途径与微机调节器相比是完全不同的，因而能起到很好的后

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备作用。其功能相对而言比较单一，除按励磁电流进行调节之外，还具有给定自动预置、通道跟踪、机端电压限制、低频逆变等功能。 2.3.2 电源系统

两段三相交流 380V 电源引至灭磁柜，互为备用，柜内有自动切换装置。励磁系统使用的交流电源（包括风机电源、变送器电源、照明及加热器电源）均从本柜引出。励磁装置的直流电源为DC220V/DC110V，从灭磁柜引入。直流电源包括起励电源、直流控制电源I 段、直流控制电源II 段。如选用DMX 型灭磁开关，还要增加专用合闸电源。

励磁装置的弱电操作电源为DC24V，包括调节器操作回路电源以及触发脉冲电源。DC24V 弱电操作电源由励磁系统自身配备的自用变压器及直流控制电源经过两台独立的DC24V 开关电源并列供电，两台开关电源均有独立的电源控制开关，该开关安装于调节柜内部侧面的导轨上。当发电机正常运行中，任一路电源消失均不会影响励磁装置正常工作。

自用变压器的原边电源取自功率整流柜交流输入端。一般情况下，当发电机机端电压大于60％额定电压以上时，自用变压器电源即可正常工作。

励磁调节器工控机的工作电源为±12V 和＋5V，同样由上述的自用变压器及直流操作电源并列供电，经过两台开关电源后分别送往A/B 调节器通道，每个通道对应独立的1 台开关电源，设有独立的电源控制开关，1 台开关电源断电后，不会影响另一个调节器的正常运行。 2.3.3 起励单元

EXC9000 励磁系统采用两种起励方式：机组残压起励和外部辅助电源起励。残压起励功能可以通过调节柜人机界面上的功能按键进行投退。

采用快速脉冲列技术以实现残压起励。在起励过程中，在晶闸管整流桥的输入端仅需要约10V~20V 的电压即可正常工作。如果电压低于10V~20V，晶闸管整流桥就会被连续地触发（二极管工作模式）以达到该值。但起励时的机组残压值也不能太小，否则将不能维持晶闸管的持续导通，这样就必须采用外部辅助电源起励。

在10 秒内残压起励失败时，励磁系统可以自动起动外部辅助电源起励回路。这个辅助电源起励回路的目的在于达到整流桥正常工作所需要的10V~20V 电压。在机端电压达到额定电压的 10%时，起励回路将自动退出，立即开始软起励过程将机端电压建立到预置的电压值。整个起励过程和顺序控制是通过调节器的LOU 板实现的，软起励流程由调节器的主CPU 程序控制。

外部辅助电源起励回路仅需要一个较小的起励电流，一般地，当额定励磁电流小于2000A 时，辅助起励电流不大于20A。外部辅助电源起励回路为模块化结构，包括空气开关、起励接触器、导向二极管、限流电阻。空气开关的目的在于人工投退外部起励电源。

起励接触器由调节器的LOU 板控制。导向二极管用于实现起励电源的反向阻断，防止起励过程中转子回路的过电压反送至外部的直流系统；同时起到将交流起励电源整流为直流电源的作用。

限流电阻用于限制辅助电源起励时起励电流的大小，防止起励电流过大损坏外部的直流系统。 2.3.4 外部的PT、CT 测量单元

EXC9000 励磁系统外部的PT、CT 测量单元包含以下部分： （1）发电机机端PT

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一般为两路PT 信号，YY0-12 接线方式，三相三线制输入，第一路PT 信号对应于A调节器电压反馈信号；，第二路PT 信号对应于B、C 调节器电压反馈信号。主要用于微机调节器AVR 单元的反馈电压测量、FCR 单元的过压限制输入信号以及机组频率的检测；和机端CT 配合后，可以计算发电机组的有功、无功功率。 （2）发电机机端CT

一般为一路CT 信号，三相四线制输入，输入A/B 微机调节器，用于测量发电机定子电流信号，和机端PT 配合后，可以计算发电机组的有功、无功功率，用于实现发电机组的过负荷限制。 （3）系统PT

一般为一路PT 信号，YY0-12 接线方式，三相三线制输入，输入A/B 微机调节器，用于测量电网电压信号，和机端 PT 比较后，在调节器“系统电压跟踪”功能投入后，可以调节发电机组的机端电压，使发电机电压和系统电压尽可能保持一致，实现自动准同期并网时减小并网冲击。 2.3.5调节功能

2.3.5.1 给定值调节与运行方式

利用开关量输入命令或者通过串行通讯，可控制励磁调节器给定值的增、减和预置。给定值设有上限和下限。给定值的调节速度可按国标的要求通过软件设定。

调节器内有电压给定和电流给定两个给定单元，分别用于恒机端电压调节方式和恒励磁电流调节方式。当调节器接受到停机令信号时，就把给定值置为下限。调节器接受到开机令信号时，就把初始给定值置为预置值。人工的增、减磁操作就是直接对给定值大小进行调节，通过此种方式来调节发电机电压或无功。

恒机端电压调节方式称为自动方式，恒励磁电流调节方式称为手动方式。发电机起励建压后，两种运行方式是相互跟踪的，即备用方式跟踪运行方式，跟踪的依据是两者的控制信号输出相等，且这种跟踪关系是不能人工解除的。

自动方式是主要运行方式，有利于提高系统的运行稳定性。PSS 和自动方式配合，可有效抑制系统有功的低频振荡。

手动方式是辅助运行方式，不允许长时间投入运行。 调节器上电或复位后，即默认转入自动方式。

两种运行方式之间可以人工切换， PT 故障时自动由自动方式切换为手动方式。

为了避免在手动方式下发电机突然甩负荷引起机端过电压，手动方式具有自动返回空载的功能。在发电机断路器跳闸的情况下，一个脉冲信号传送给调节器，则立即把电流给定值置为空载励磁电流值。调节器在手动方式下运行时，还设置了机端电压限制功能。电压限制值与V／F 电压限制值相同，可用调试软件进行修改。 2.3.6运行操作 2.3.6.1 发电机运行方式 发电机可以按下述方式运行：

1) 空载运行，发电机升压但不并网、不带负荷 2) 发电机并网带负荷运行

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2.3.8.3 维护时间表每三个月一次的检查和每年一次的检查分开进行： 序号 项目 每三月一次 每年一次 励磁变压器 1 整流柜 2 3 4 灭磁柜 5 灭磁开关 检查分合闸动作指示是否正常，灰尘、主触点、辅助接点、灭弧室等 6 7 跨接器 灭磁电阻 检查灰尘、污垢等。 检查灰尘、污垢等。 检查可控硅能否正常触发，清除灰尘、污垢等 检查灰尘、污垢等，熔断器是否完好，每支泄漏电流是否正常（仅限非线性电阻） 调节柜 8 9 印制线路板 功能检查 通道切换（备用通道短时运行后应切回主通道运行） 检查插拔端子、总线接线是否松动，清除灰尘污垢等 检查故障切换功能，调节器各路开关电源供电是否正常 风机 检查灰尘、污垢等。正常的风力、检查灰尘、污垢等。正常的风不正常噪音 力、不正常噪音 度等。 可控硅 检查所有可控硅的触发回路 励磁变压器 检查外表灰尘、污垢等。不正常噪音 检查外表灰尘、污垢等。不正常噪音 散热器、空气过滤器 检查灰尘、污垢，运行中的温度等。 检查灰尘、污垢，运行中的温 2.4 发电机的异常运行及事故处理

2.4.1 发电机各部温度升高超过规定值，应立即降低有功、无功负荷，并进行下列检查：

2.4.1.1 联系热工人员核对微机内温度指示，确定微机内温度指示正常，当发电机冷却系统正常，而温度降不下来并继续上升，应汇报值长。 2.4.1.2 检查发电机是否超载运行。

2.4.1.3 检查发电机铁芯或绕组是否有短路现象。 2.4.1.4 检查空气冷却系统或通风系统是否发生故障。

2.4.2 发电机轴振大

2.4.2.1 电气原因：转子绕组匝间短路， 气隙不均匀，转子线圈变形位移，定子铁芯绝缘损坏或松动 2.4.2.2 机械原因：转自不平衡，发电机中心与汽轮机中心不在一条水平线，衬套和转轴的间隙不均

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匀，轴承缺油或轴承固定螺丝松动，基础不牢或将基础水平有问题等。 2.4.3 发电机紧急解列的条件 2.4.3.1 危及人身生命安全

2.4.3.2 发电机空冷器冷却水系统大量漏水，经采取措施，无法保证正常运行参数时 2.4.3.3 发电机内部着火 2.4.3.4 励磁机发生严重振动 2.4.3.5 发电机TA冒烟着火

2.4.3.6 发电机失磁后，电压低于80%

2.4.3.7 发电机定子线圈温度达120 ℃，调整无效时 2.4.3.8 发电机定、转子铁芯温度达105℃，调整无效时 2.4.4 发电机三相不平衡电流超过规定值 现象： 发电机振动增大 三相电流指示不平衡 DCS内负序电流指示增大 处理：

检查是否由于表计或仪用互感器回路故障引起。

当三相电流不平衡值超过额定值的8％，应立即降低机组负荷，使不平衡值降低到允许值以下。 对发电机、变压器一、二次系统进行检查，要特别注意发电机各部温度变化情况，当发电机温度异常升高，发电机三相不平衡电流不断增大，应立即解列停机

2.4.5 发电机事故跳闸 现象：

事故音响发出，相关保护动作报警； 发变组出口、厂用工作分支开关闪光； 非故障机组表计摆动，强励可能动作。 处理：

手动复位所有开关至跳闸后位置，调整运行机组正常。

检查厂用工作电源开关跳闸，备用电源自投，如工作电源确已断开备用电源未自投，且无工作分支保护，备用分支保护无动作信号，要强送备用电源一次，强送不成功不得再强送。

厂用工作电源开关未跳闸，应手拉开工作电源开关，让备用电源自投。严禁在工作电源开关未跳闸的情况下，强送备用电源开关。

如6kV母线不能恢复送电，宜先保证400V母线供电。 根据保护动作以及设备状况查明故障点，迅速隔离。

如发电机出口开关跳闸系人员或保护误动引起，应尽快消除误动因素，将发电机并入系统。 2.4.6 发电机定子接地

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现象：

1 若机组未跳闸，DCS画面内“发变组保护”告警信号发出，保护屏有定子接地信号。

2 若发电机零序电压高定值段动作，DCS内“发电机定子接地跳闸”光字牌亮,同时事故音响报警，机组跳闸。

3DCS内发电机三相电压不平衡，可能一相降低到零，另二相升高。 处理：

1 如发电机定子接地保护零序电压高定值段动作跳闸，按事故停机处理。

2 若仅有“定子接地”信号发出机组未跳闸，检查发电机零序电压、三次谐波电压。确认发电机电压系统确已发生接地，汇报值长。采用外部检查、倒厂用电、分别停PT（应考虑到对有关保护、励磁方式、电量计量的影响并采取相应的措施）等办法查找接地点（查找接地时应遵守安规有关规定）。当确认发电机内部发生接地，应立即停机处理。

3 如发电机以外系统接地，应尽快予以消除。发电机寻找接地时间最多不得超过半小时，若超过半小时，应汇报值长，将发电机解列。 2.4.7 发电机失磁 现象：

发电机励磁电流显示等于或接近零。 发电机无功指示负值。

发电机有功负荷可能降低并摆动，功率因数表指向进相 发电机电压下降，定子电流升高，并且呈同期性摆动。 DCS内“失磁保护动作”光字牌亮，事故音响响。 处理：

当发电机“失磁保护动作”后，开关跳闸应按发电机事故跳闸处理。

当发电机失磁保护未动作，应立即减发电机有功负荷，同时将励磁方式由“自动”切至“手动”方式运行，增加发电机励磁。

当发电机失磁保护动作，检查发电机负荷情况，当失磁保护动作开关拒跳时，先减负荷，尽快恢复励磁，再处理，如不能恢复，手动将发电机与系统解列。

第三章 变压器

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3.1 变压器的技术规范

主变压器技术规范： 型 号 额定电压（高/低） 连接组标号 空载损耗 冷却器组数 短路阻抗 器身重量 厂 家 SFP10-400000/220 242±2×2.5%/22 kV Ynd11 180.5KW 5 17.41% 206000kg 特变电工沈阳变压器集团有限公司 额定容量 相 数 冷却方式 负载损耗 额定频率 调压方式 接地方式 出厂日期 400MVA 3 强迫油循环风冷 641.25KW 50HZ 无励磁调压 经隔离开关接地 2010.4

主变高、低压侧分接头： 分接位置 1 2 3 4 5 电压V 254100 248050 242000 235950 229900 高 压 电流A 908.90 931.0 954.3 978.8 1004.51 22000 10497.3 电压V 低 压 电流A

高厂变技术规范： 型 号 SFF10-50000/22 额定容量 相 数 冷却方式 负载损耗 额定频率 调压方式 50000/31500-31500KVA 3 自然循环风冷 198.7KW 50HZ 无励磁调压 额定电压（高/低） 22±2×2.5%/6.3 kV-6.3kV 连接组标号 空载损耗 冷却器组数 短路阻抗 D/yn1-yn1 31KW 6 穿越9.45% 24

半穿越16.32% 分裂32.76% 器身重量 厂 家 31400kg 济南变压器集团股份有限公司 接地方式 出厂日期 经中阻接地 2010.03

高厂变高、低压侧分接头：

分接位置 1 2 3 4 5 电压V 23100 22550 22000 21450 20900 高 压 电流A 1250 1280 1312 1346 1381 6300—6300 2887—2887 电压V 低 压 电流A

高备变技术规范： 型号 额定容量 连接组标号 空载损耗 空载电流 负载损耗 短路阻抗 SFFZ10—50000/110 50/31.5-31.5KVA YN,yn0-yn0+d11 33.8kw 0.22% 198.6Kw 穿越10.11% 半穿越18.71% 分裂35.96% 厂 家 济南变压器集团股份有限公司 出厂日期 2010.08 相 数 额定电压 冷却方式 冷却器组数 频率 调压方式 使用条件 3 115±8×1.25%/6.3-6.3/6.3KV ONAN/ONAF 6组 50HZ 有励磁调压 户外式

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高备变高、低压侧分接头： 高 压 侧 分接位置 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 电压V 6300—6300 平 衡 绕 组 电压V 6300

电流A 1375 电压(V) 126500 125063 123625 122188 120750 119313 117875 116438 115000 115000 115000 113563 112125 110688 109250 107813 106375 104938 103500 低 压 侧 电流A 2887—2887 电流(A) 228.2 230.8 233.5 236.3 239.1 241.9 244.9 247.9 251.0 251.0 251.0 254.2 257.5 260.8 264.2 267.8 271.4 275.1 278.9 低压厂用变技术规范： 名称 台数 型号 容量（kVA） 电压（kV） 接线组别 26

汽机工作变 锅炉工作变 照明变 公用变 电除尘变 除灰变 化水变 检修变 输煤变 循环水变 8 8 4 4 8 2 2 2 2 4 SCB10～1250/6.3 SCB10～1250/6.3 SCZB10～500/6.3 SCB10～1600/6.3 SCB10～1600/6.3 SCB10～1600/6.3 SCB10～2500/6.3 SCB10～500/10 SCB10～2000/6.3 SCB10～1600/6.3 1250KVA 1250KVA 500KVA 1600KVA 1600KVA 1600KVA 2500KVA 500KVA 2000KVA 1600KVA 6.3±2×2.5%/0.4 6.3±2×2.5%/0.4 6.3±4×2.5%/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 D，yn11 D,yn11 D,yn11 D,yn11 D,yn11 D,yn11 D,yn11 D,yn11 D，yn11 D，yn11 3.2 变压器运行规定

3.2.1 运行中的变压器电压允许在分接头额定值的95—105%范围内，其额定容量不变。变压器外加的一次电压可以较额定电压高，但不得超过相应分接头额定电压值的105%。 3.2.2 强迫油循环风冷变压器，上层油温一般不超过75℃，最高不得超过85℃。

3.2.3 自然循环风冷、自然冷却的变压器，上层油温一般不超过,85℃，最高不得超过95℃。 3.2.4 变压器应以额定负荷时上层油温低于最高上层油温作为过负荷运行的依据。

3.2.5 对于F级绝缘的干式变压器的温升：绕组≦100℃，运行中绕组温度不超过110℃最高不超过130℃。

3.2.6 主变压器高厂变及启/备变的投入与退出运行，应根据值长的命令执行。

3.2.7 低压厂用变压器应由带保护的高压侧向低压侧充电，任何情况下，严禁由低压侧向高压侧全电压充电。

3.2.8 投运时应观察励磁涌流的冲击情况，若发生异常，应立断开电源开关。

3.2.9 主变、高厂变检修后，一般不做冲击试验，应随发电机做零起升压试验，其它变压器大修后投入运行或备用前，应用开关全电压充电一次。新安装或更换线圈后的变压器投入运行前，应用变压器高压侧开关对变压器全电压冲击五次，充电时间每次一分钟，每次全电压冲击操作间隔十分钟，每次冲击前后，应对变压器外部进行全面检查并无无异常。

3.2.10 变压器充电时，重瓦斯保护必须投入“跳闸”侧，投运后，可根据有关命令和规定，投入相应跳闸侧或信号侧。

3.2.11 主变压器投运前或退出前，必须先合上高压侧中性点接地刀闸，正常运行中按调度命令执行。 3.2.12 严禁用刀闸向变压器充电或切断变压器的负荷电流和空载电流。 3.2.13 低压厂用变压器停电时，先断低压侧开关，后断高压侧开关。

3.3 变压器冷却系统运行方式

3.3.1 主变压器冷却装置

3.3.1.1 强迫油循环风冷变压器运行时，必须至少投入3组冷却器运行。

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3.3.1.2 冷却装置由两路电源供电，分别为电源I和电源II，两路电源可互为备用。

3.3.1.3每组冷却器的运行方式选择可以有“工作、辅助、备用、停运”四种状态。电源正常时，控制开关切至“工作”位置，冷却器即投入运转；当控制开关切至“辅助”位置，根据变压器绕组温度或负荷电流来启动。当绕组温度达到75℃或负荷电流达到额定值的75％时，辅助冷却器自动投入运转，当绕组温度低于65℃或负荷电流低于额定值的75％时，辅助冷却器自动停止运转；在控制开关切至“备用”位置时，当工作或辅助冷却器任一组因故停止运行时，备用冷却器自动投入运行。

3.3.1.4 当变压器上层油温达到85℃或绕组温度达到110℃时，发温度高报警。当变压器上层油温达到95℃或绕组温度达到120℃时，变压器温度保护动作报警，此时应立即检查确认并采取减负荷措施来设法降温，否则申请将变压器停运。

3.3.1.5. 当冷却器失去电源全部停止运行后，在额定负载下主变允许继续运行 20min。如20min内，变压器的上层油温未达到75℃时，则允许上升到75℃，但这种状态下运行的最长时间不得超过60min。当上层油温超过75℃时立即将变压器停运。

3.3.2 高压厂用变压器（自然油循环风冷）冷却装置运行

3.3.2.1 冷却装置由两路电源供电，分别为电源I和电源II，两路电源互为备用。 3.3.2.2 高压厂用变压器冷却器可以根据需要投“手动”或“自动”运行。 3.3.2.3 冷却器投“手动”时，只要装置正常，将一直保持运行状态。

3.3.2.4 冷却器投“自动”时，装置将通过变压器的上层油温和绕组温度来自动控制冷却器的运行。 当变压器上层油温达到55℃时，冷却器将自动投入运行。当变压器上层油温降低至45℃以下时，冷却器将自动停止运行。

3.3.3 高备变冷却装置（自然油循环风冷）

3.3.3.1 冷却装置由两路电源供电，分别为电源I和电源II，两路电源互为备用。 3.3.3.2 高备变冷却器根据需要可投“手动”或“自动”运行。 3.3.3.3. 冷却器投“手动”时，只要装置正常，将一直保持运行状态。

3.3.3.4. 冷却器投“自动”时，装置将通过变压器的上层油温、高压绕组温度和负荷电流来自动控制冷却器的运行。当变压器上层油温达到55℃时，冷却器将自动投入运行。当变压器上层油温降低至45℃以下时，冷却器将自动停止运行。

3.3.4 发电机励磁变压器（干式变压器）冷却器的运行

3.3.4.1 发电机励磁变压器冷却器可根据需要投“手动”或“自动”运行。

3.3.4.2 投“自动”时当变压器温度达到100℃时，冷却器将自动投入运行。当变压器温度降低至80℃时，冷却器将自动停止运行。当变压器温度达到120℃时，发温度高报警；当变压器温度达到150℃时，发温度高高报警，此时应立即采取措施降低负荷并查明原因，否则申请采取停机措施。 3.3.5低压厂用变压器（干式变压器）冷却器的运行

3.3.5.1低压厂用干式变压器冷却器可根据需要投“手动”或“自动”运行。

3.3.5.2 投“自动”时当变压器温度达到90℃时，冷却器将自动投入运行。当变压器温度降低至70℃时，冷却器将自动停止运行。当变压器温度达到110℃时，发温度高报警；当变压器温度达到150℃时，变压器超温保护动作与跳闸。

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3.4 变压器的允许过负荷运行方式

变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下限时运行。变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器。若变压器存在较大缺陷，不允许过负荷运行。 3.4.1 变压器的正常过负荷 变压器接带负荷的规定：

A.油浸风冷的变压器正常过负荷以额定负荷的25%为限，控制变压器上层油温不超过允许值； B.变压器事故过负荷参照下表规定运行：

油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间 (小时：分) 允许运行时间 过负荷倍 环 境 温 度 ℃ 0 10 20 24∶00 13∶00 5∶00 3∶10 2∶00 1∶20 0∶55 0∶30 0∶18 0∶11 30 24∶00 5∶50 3∶00 1∶45 1∶10 0∶45 0∶25 0∶13 0∶09 0∶06 40 24∶00 2∶45 1∶30 0∶55 0∶35 0∶18 0∶09 0∶06 0∶05 + 24∶00 24∶00 24∶00 24∶00 23∶00 10∶00 8∶30 4∶45 3∶00 2∶05 1∶30 1∶00 0∶40 5∶10 3∶10 2∶05 1∶25 1∶00 0∶35 0∶22 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 C.干式变压器的过负荷运行规定：

干式变采用自然通风冷却方式时，可在额定容量下连续运行；用强迫通风冷却时，运行容量可提高至额定容量的50%运行；

在环境温度为40℃时，干式变允许带额定容量连续运行；在环境温度为20℃时，干式变允许代1.1倍的额定容量连续运行；

在环境温度为40℃或20℃时，干式变允许短时过负荷时间（单位：min）见下表： 表一：（min） 允 许 运 行 过 时 载 倍 间 数 Pv/Pn 起始负载倍率（Pv/Pn）环境温度40 ℃ 0 23 10.5 6.5 5 0.4 18 8.5 5 3.5 0.6 15 5 3.5 1.5 0.8 10 3.5 1.5 0.8 0.9 3.5 1.5 0.8 0.4 0.95 1.5 0.8 0.4 0 1.5 2.0 2.5 3.0 表二：（min） 允 许 载 运 倍 行 Pv/Pn 时 数 起始负载倍率（Pv/Pn）环境温度20 ℃ 过 间 29

0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 28 13 8 5.5 3.5 0.4 22 10 6.5 4 3 0.6 17 8.5 4.5 3.5 2.5 0.8 11 6.5 3.5 2.5 1.5 0.9 8 4 2.5 1.5 1 0.95 3.5 1.5 1 0.8 0.5 3.5 变压器的投入及退出运行

3.5.1 变压器投运前的检查工作 3.5.1.1 变压器本体的检查

检查变压器所有工作票结束，所有接地线（刀）、短路线和临时安全措施已拆除（或断开），常设安全遮栏和标示牌恢复。

变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，现场清洁无杂物。 变压器油枕及油套管的油色透明，油位正常。 变压器调压器（有载或无载）的分接开关位置正确。 变压器瓦斯继电器內无气体。

变压器防爆膜完好，压力释放阀完好，呼吸器内硅胶无变色。 散热器、油循环装置及油枕油门应全开。

变压器各部及环境清洁，温控装置正常，室内变应注意无水淋的可能。 3.5.2 各继电保护装置投入正确。 3.5.3 其他辅助设备的检查 3.5.3.1 充油部分无漏油、渗油。 3.5.3.2 冷却装置及冷却电源正常。 3.5.3.3 变压器测温装置正常。 3.5.3.4 变压器外壳接地正常。 3.5.3.5 变压器消防装置正常。 3.5.4 变压器绝缘电阻的规定

3.5.4.1 新安装或检修后及停运24小时以上的变压器投运前均应测量其绕组的绝緣电阻。测得的结果应做好记录，以便查阅核对。

3.5.4.2绕组额定电压在6KV及以上者应用2500V兆欧表进行测定，其绝缘电阻值不应低于6兆欧。吸收比≥1.3。

3.5.4.3绕组额定电压在0.4KV及以下者应用500V兆欧表进行测定，其绝缘电阻值不应低于0.5兆欧，吸收比≥1.3。

3.5.4.4在潮湿的环境条件下，变压器的绝缘电阻值可能会有所下降，一般情况下每1000V电压，其绝缘电阻值不小于2MΩ,就能满足运行要求。

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3.5.4.5 对于干式变压器，在25℃时，测得的绝缘电阻值应不低于下表的规定 电压等级（kV） 线圈对地绝缘电阻（MΩ） ≦1 5 3 20 6 20 10 30 20 50 30 75 当与电缆及封闭母线一起测量时，用2500V兆欧表必须满足≧1MΩ/kV的要求。 3.5.4.6 不同温度下，变压器的绝缘电阻值可按下式进行换算： R20＝Rt×10A(t-20) (MΩ) 式中：

A――表示温度系数，其值：0.025；

t――表示测量时实际温度（℃）；

Rt――表示温度为t℃时测量到的实际电阻值 (MΩ)； R20――表示换算到20℃时的绝缘电阻值 (MΩ)。 3.5.4.7 变压器测量完绝缘电阻值后，应将三相绕组对地放电。 3.5.4.8. 变压器绝缘测量的内容为： 高压侧绕组对地及相间绝缘； 低压侧绕组对地及相间绝缘；

高压侧绕组对低压侧绕组（层间）绝缘。 3.5.5 变压器投运前的试验及投运条件 3.5.5.1 变压器投运前的试验

变压器各侧开关的跳、合闸及联锁试验。

新安装或二次回路检修过的变压器，应做保护传动试验。 冷却装置电源的切换试验。

有载调压装置调整试验，试验良好后调至正常档位。 3.5.5.2 新安装或大修后的变压器，投运前还须具备下列条件 变压器和充油套管的绝缘试验合格。 油质分析合格。

变压器换油后，在施加电压前，静置时间不应少于以下规定： 110kV及以下：24h 220kV及以下：72h

经核相合格并出具合格报告书。 设备标志齐全。

3.6 变压器瓦斯保护装置及分接开关的运行

3.6.1瓦斯保护投退规定：

3.6.1.1变压器在正常运行情况下，瓦斯保护应投“跳闸”侧。若遇下列情况之一，应汇报值长经值班调度批准可临时切“信号”侧运行，工作结束后应恢复“跳闸”侧： 运行中呼吸器堵塞；

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运行中油位异常升高；

运行中进行加油、滤油工作经24小时试运期； 运行中允许检修或实验工作须将瓦斯保护退出跳闸者； 变压器大修后72小时试运期；

变压器小修时的换油、补油和滤油，经24小时试运期；

3.6.1.2变压器需较长时间退出瓦斯保护运行时，必须经总工程师批准；

3.6.1.3新装或变压器大修以及变压器在检修中进行了滤油、放油、加油、工作后投运，在瓦斯继电器投入前，瓦斯继电器与油枕连接管上的油门应打开，油枕油面与瓦斯继电器油面应正常，并对瓦斯继电器检查放气，无气后将瓦斯继电器投入。在变压器充电前将瓦斯保护投入“跳闸”侧，当变压器充电后应将瓦斯保护投入“信号”侧，经过72或 24小时试运期后检查确无气体后再投入“跳闸”侧。 3.6.1.4变压器的重瓦斯保护投在“信号”侧时变压器的其它主保护必须投入运行。 3.6.2. 变压器分接开关的运行

3.6.2.1. 主变压器分接头的切换，应根据系统电压需要来确定，切换操作应根据调度的命令，低压厂用变压器的分接头的调整则是根据本厂厂用母线电压需要来确定。

3.6.2.2. 无载调压变压器调整分接头时，需将变压器停电并做好安全措施后方可进行。调整时应多次转动分接头，消除氧化膜。调整后，应测量其接触电阻符合要求，并作好分接头调整的记录。 3.6.2.3. 有载调压变压器的分接头调整时，无需将设备停电，但宜在变压器空载运行状态下进行。正常情况下采用远方电动操作，当远方操作失灵后，也可就地电动操作，当电动操作回路故障时，则可就地手动操作。

3.6.2.4 有载调压开关调整电压档位的操作顺序 检查调压器电动机电源良好； 检查调压器抽头位置指示器电源良好；

检查调压器机构箱内档位指示与集控室屏上的指示一致。

按预定的调压目标按一下“升”或“降”调节操作按钮，注意档位指示灯的变化及电压表指示值的变化，逐步将电压调整到所要求的数值；

调整结束后还应检查调压器机构箱内档位指示与集控室控制屏上的指示是否一致。 3.6.2.5 有载调压开关调整电压档位时的规定

对变压器及有载调压装置进行全面的检查，应无异常现象；做好调整记录。

调整有载调压分接头时，应点动逐级调压，同时监视分接位置及电流电压的变化，如果出现分接头连续动作的情况，应立即断开操作电源，而后用手动方式将分接头调至合适的位置。

有载调压变压器停运6个月以上，要重新投入运行时，对有载调压装置应用手动机械方式对整个调节范围往返两次试验；长期不调和长期不用的分接位置的有载分接开关，应在停运时，在最高和最低分接头间试操作几个循环。

变压器过载或运行异常时，禁止调节变压器的有载调压分接头。 3.6.2.6 高备变有载调压装置的调整规定：

a. 正常情况下，有载调压分接开关应电动操作调整，只有在电动失灵时，才允许手动调整，每次调整

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后应检查分接开关位置指示与机械位置一致。间隔时间应不小于一分钟。 b.高备变有载调压装置允许运行中调整厂用6KV母线电压。调整时须经值长同意，

一人操作一人监护，事故处理除外，调整时，应稳步进行，防止电压波动幅较大或出现跳动现象。 c.当有载调压装置（电压过高或过低，引起厂用电质量异常）失控时，应立即断开高备变高压测开关，将变压器停运，通知检修处理。

d.调整时应加强监视，如发现电流电压无变化，不得继续操作，应查明原因并消除后，方可继续操作。 3.6.2.7有载调压装置的电动调压操作 检查有载调压装置运行指示灯亮；

按“升压”按钮，趋向于分接头19，6kV母线电压升高； 按“降压”按钮，趋向于分接头1，6kV母线电压降低； 切换完成，应检查分接头位置指示器正确，到就地进行核对。 3.6.2.8有载调压装置就地手动操作方法

将手柄插入，顺时针转动33圈，分接头趋向于19，6kV母线电压升高； 逆时针转动33圈，分接头趋向于1，6kV母线电压降低。

3.7 变压器的并列运行

3.7.1 变压器并列运行应满足下列条件 各变压器的接线组别相同。 各变压器的电压变比应相等。

各变压器的短路电压(或阻抗百分数)应相等。 各变压器的最大容量和最小容量比不超过3:1 3.7.2 变压器并列运行注意事项：

3.7.2.1 新安装或大修后以及改变过接线组别的变压器，在并列之前必须定相。 3.7.2.2 变压器的并列运行时间应尽量短。

3.7.2.3 阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。

3.8 变压器运行中的检查

3.8.1 变压器运行中检查的规定

3.8.1.1 正常情况下，对变压器及其冷却装置每班应检查二次。 3.8.1.2 处于备用状态的变压器，也应按运行变压器的要求进行检查。 3.8.2. 运行中变压器的检查项目

3.8.2.1 变压器的油枕、套管的油位正常，油色透明，无渗、漏油现象。 3.8.2.2 变压器的声音正常。

3.8.2.3 变压器本体及套管清洁，无破损裂纹和放电现象。

3.8.2.4 瓦斯继电器内充满油，无气体，通往油枕的阀门在打开位置。 3.8.2.5 各冷却器温度应相近，风扇、潜油泵运行正常，油流指示器工作正常。 3.8.2.6 变压器的温度、温升不超过规定。

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3.8.2.7 吸湿器完好，硅胶无变色。 3.8.2.8 压力释放阀完好，无喷油现象。 3.8.2.9 各接头无过热、变色现象。

3.8.2.10 干式变压器线圈及铁芯无局部过热和绝缘烧焦的气味。

3.8.2.11 对于有载调压变压器，还应检查其分接头指示就地与远方一致，各机械连接部件无松动，脱落。

3.8.2.12 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。

3.9 变压器的特殊检查项目

3.9.1 过负荷运行时，应加强检查变压器油温和油位的变化，接头有无过热的现象。

3.9.2 大风天气，应检查室外变压器的接头引线有无摆动和松动，导电体及绝缘瓶有无搭挂杂物。 3.9.3 雷雨或大雾天气，应检查变压器瓷瓶，套管有无放电、闪络现象。

3.9.4 下雪天气，应检查瓷瓶，引线的积雪情况，接头的发热情况和冰馏的挂接情况.

3.9.5 新投运或大修后的变压器，在投运的最初8h，应每两小时检查一次，以后按正常要求进检查。 3.9.6高温季节或高峰负载期间. 3.9.7变压器存在缺陷的情况下运行时

3.10 变压器的事故处理

3.10.1总 则

3.10.1.1主变压器、高厂变及启备变事故处理应在值长的组织领导下进行； 3.10.1.2变压器事故处理应根据具体事故现象进行分析，并采取相应的处理措施；

3.10.1.3变压器在运行中有任何不正常现象时，如：渗漏油、油位变化过高或过低、油温变化异常、绕组温度异常、声音不正常及冷却装置不正常时，应及时汇报值长并尽快查明原因予以消除，并做好详细记录。原因未查明时应及时联系检修维护人员共同协助查找，同时做好是故防范措施，直至消除隐患为止。 3.10.2变压器紧急停运的规定

3.10.2.1变压器运行中发生下列情况之一时应紧急停运： 瓷套管爆炸或破裂，接线端头开断或熔断； 变压器冒烟着火；

变压器渗漏油严重，油面下降到规定值以下； 释力释放阀动作喷油

油色严重发黑，油内出现游离碳；

变压器本体内部有异常声响，且有不均匀的爆炸声；

变压器可能常时间无保护运行（直流系统瞬时接地和直流保险熔断及接触不良且能立即恢复者除外）； 变压器保护装置或高、低压侧开关故障；

变压器轻瓦斯动作，收集排气鉴定为可燃性气体或黄色气体； 发生威胁人身安全的危急情况，而必须停运变压器时；

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正常运行情况下，变压器油温异常升高并不断上升，采取减负荷措施无效且超过最高温度允许值时。 3.10.2.2对紧急停运的变压器，应立即联系检修维护人员进行抢修，根据当时具体情况，调整合理运行方式，尽可能缩小事故涉及范围。

3.10.2.3对紧急停运的变压器应做详细的检查，并查明原因，及时值长汇报并做好记录。 3.10.3变压器异常运行及处理

3.10.3.1变压器运行中出现异常时, 运行值班员根据现象尽快采取措施予以消除，没法恢复其正常运行，否则，应尽可能优先保证厂用电的继续运行。 3.10.3.2允许先联系，后停运的异常现象及处理： A.现象：

瓷套管有裂纹，同时有放电声；

高压侧或低压侧引线严重过热，但未溶化； 变压器顶部有落物危及安全运行不停电无法消除者； 变压器连接引线有断股或断裂现象； 变压器本体严重漏油； 变压器声音异常但无放电声；

变压器在正常负荷和正常的冷却条件下，温度异常升高，但未超过最高允许值； 变压器的油色和油位不正常，油质不合格； 变压器事故过负荷引起局部过热者； 变压器冷却装置故障短期内无法修复者。 B.处理： 汇报值长；

加强对异常运行变压器的检查和监视, 尽可能降低该变压器负荷； 低压厂用变发生异常时，可将负荷倒至本系统另一段接带；

若变压器异常，可能威胁到安全运行时，应汇报值长请示停运该变压器并及时联系检修维护人员抢修； 变压器不停运可以消除的异常现象，应汇报值长，及时联系检修维护人员进行消缺；否则，停电处理。 3.10.3.3变压器温度异常升高的处理：

检查是否因负荷过高或环境温度变化所致，同时核对相同条件下的变压器温度记录； 检查变压器冷却装置运行是否正常，油泵、风扇运行是否良好，潜油泵流量的指示是否正常； 全面检查变压器外部，核对变压器就地温度表与集控室远方测温表指示是否一致，若有条件，应核对温度表指示是否正确；

经上述检查没有发现异常现象，即可以认为是变压器内部故障引起，此时应降低负荷运行 ，加强检查监视，汇报值长向上级主管部门反映，由上级主管部门决定是否停运检查处理；

变压器温度异常升高，超过最高值时，汇报值长及主管部门，紧急停运、联系检修维护人员抢修。 3.10.3.4变压器油位不正常的处理：

变压器油位异常升高或降低，高出或低于油位计指示极限值时，应汇报值长联系检修维护人员及时放油或加油，保持正常油位运行，同时查明油位异常升高或降低的原因。放油或加油时应将变压器重瓦

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斯保护出口压板投“信号”侧，防止重瓦斯保护误动。放油结束待变压器本体内的气体全部排出后，再将变压器重瓦斯保护出口压板改投“跳闸”侧；

若因大量漏油引起的油位迅速下降时，应及时汇报值长，根据具体情况分别采取相应措施进行处理，此时禁止将重瓦斯保护出口压板改投信号位置；

若运行中某组冷却器严重漏油，应退出该组冷却器运行，关闭其进出口油路阀门，并严密监视变压器的油位和温度的变化。

3.10.3.5变压器发轻瓦斯信号的处理：

检查是否因变压器过滤油、加油或冷却器不严密，导致空气侵入造成； 检查是否因温度变化、油位下降或渗漏油引起油面过低所致； 检查变压器温度有无异常变化情况，内部有无异常声音和放电声响；

若检查瓦斯继电器内确有气体，应汇报值长 联系取样分析，气体性质见下表； 瓦斯气体颜色与故障性质的对照表： 气 体 性 质 无色无味或有轻微的油味 白色或灰色而且有强烈的臭味 淡黄色或黄色 深灰色或黑色 燃烧情况 不可燃 可燃烧 不易燃 易燃烧 故障性质 油中分离出的或外部侵入的空气 绝缘纸或绝缘材料故障产生的气体 木质绝缘材料故障产生的气体 内部故障闪络、油分解或燃烧时产生的气体 经上述检查未发现异常，应检查二次回路，确定是否因误发信号所致；

若轻瓦斯保护动作不是由于油位下降或空气侵入而引起的，应作变压器油的闪点试验或进行色谱分析，若闪点较前次试验低5℃以上或低于135℃时，证明变压器内部有故障，应将变压器停运检修； 如轻瓦斯信号发出是因为空气侵入引起，应将瓦斯继电器内的气体排出；若无加油、滤油工作，而轻瓦斯保护频繁动作信号接连发出，且时间间隔逐渐缩短，应将该变压器降低负荷运行，并做好事故预想，有备用变压器的，此时应尽快切换至备用变运行，将异常变压器停运检修处理； 检查瓦斯继电器时应注意事项：

注意与带电部分保持安全距离，如外部检查已发现不正常声音、破裂、高温等异常情况时，气体分析可在变压器停运后进行，确保人身安全。 鉴定气体油质的工作应迅速、及时。 3.10.4 变压器事故处理 3.10.4.1变压器自动跳闸： A.现象：

变压器电流、有功显示回零，所带母线电压波动或回零，若厂用快切自投成功则该母线段电压表恢复正常；

变压器高低压侧开关红色灭、绿色闪光； 备用电源开关或联络开关的绿色灭、红色闪光； 故障跳闸变压器相应的保护动作光字牌亮。 B.处理：

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备用开关或联络开关没有自投成功的，迅速抢合一次； 检查变压器何种保护动作及动作是否正确； 了解系统有无故障冲击现象； 检查变压器一次回路，有无故障存在； 检查有无人员误碰或误操作；

若属由于人员误碰、误操作引起，则应将变压器投入运行； 若属变压器外部电路故障，待隔离故障点后，可将变压器投入运行。 3.10.4.2变压器差动保护动作跳闸的处理（包括厂低变速断保护）： 检查跳闸变压器回路，有无短路闪络和损坏痕迹。 检查变压器压力释放阀或防爆管，有无喷油现象。 检查变压器油温、油位、油色有无异常现象。 隔离故障变压器并测量其绝缘电阻。

检查故障变压器保护，并确认其动作的正确性，可将变压器重新投入运行。

经上述检查未发现问题时，应汇报值长，请示总工批准后进行变压器充电试验，试验合格可投入运行。 对于主变、厂高变可由发电机作工频零起升压试验，升压试验正常后可投入运行。 3.10.4.3变压器重瓦斯保护动作跳闸处理：

检查变压器外部有无异常，压力释放阀或防爆管是否动作喷油，若是释放阀或防爆管动作喷油泄压后，阀盖自动关闭，但须手动复归动作指示杆。

油位计指示是否正常，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。 检查瓦斯继电器，并要求对瓦斯气体进行气体分析和色谱分析，查明跳闸原因。

如检查确认为瓦斯保护误动，应汇报值长，请示总工批准后，解除瓦斯保护 ，将变压器投运。 经检查、分析、化验均正常，且变压器的各项试验均合格时。主变、厂高变可由发电机作零起升压试验，试验合格后，可投入运行； 其他变压器由高压侧开关作全电压冲击试验，合格后可投入运行。 3.10.4.4变压器过流保护动作跳闸处理：

检查确认变压器过流保护动作情况，系统有无冲击现象及负荷短路现象。

变压器过流保护动作跳闸后，在无备用电源或备用电源开关拒绝合闸的情况下，可不经检查抢送一次，若抢送后再跳闸，则需查明故障原因，消除故障后再送电投运；若备用电源开关自投后跳闸，则不准抢送，应对变压器及母线系统设备进行全面检查，故障点消除或隔离后，方可送电投运。

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，不经检查即可恢复变压器运行，然后对变压器进行外部检查。

若确认为变压器过流保护误动跳闸，可不经检查，汇报值长同意，退出变压器过流保护，将变压器投入运行。

3.10.4.5变压器着火时的处理: 拉开变压器各侧开关、刀闸。

主变压器、高厂变、高备变应立即停用冷却装置，厂变应停用通风机（若主变着火还应紧急解列发电机，迅速投入灭火装置）。

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将备用用变压器投入运行，并立即报火警及报告调度和上级领导。

若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部油门放油，使油面略低于着火处，灭火时应用干燥的沙子和泡沫灭火器进行灭火。

若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器严重爆炸。 灭火时应按照电气设备消防规程的有关规定执行。 3.10.4.6变压器紧急停运的条件：

发生人身触电不紧急停运变压器无法脱离电源时。 变压器内部声响很大，很不正常，有爆裂声。

在正常负荷和冷却条件下，变压器温度异常升高，超过极限且不断上升，经检查证明温度计指示正确。 储油柜或安全气道防爆筒、压力释放器喷油。 严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。 油色变化过甚，油内出现碳质时。 套管严重破损和放电现象严重。 变压器冒烟着火。

变压器故障，保护装置或开关拒动时。

当变压器附近设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。 变压器接线端子熔化。

变压器油的气相色普分析结论认为不能继续进行

第四章 继电保护与自动装置

4.1 继电保护与自动装置的一般要求及规定

4.1.1控制室应配有下列资料，并保证其正确性 1） 继电保护和自动装置的有关资料。 2） 继电保护定值记录簿。

3） 继电保护及自动装置检修交代记录。 4） 继电保护及自动装置动作记录。

4.1.2继电保护屏前、屏后应有正确的设备名称，屏上各继电器、压板、操作及试验开关、熔断器等应有正确的标志，投入运行前均应检查正确无误。

4.1.3继电保护装置是保证电气设备安全运行的装置。运行和备用中的设备，其保护和自动装置应投入，禁止电气设备无保护投入运行。当保护装置故障时，应将该保护退出运行，但禁止无主保护运行。 4.1.4继电保护及自动装置的投入、退出及运行方式的切换一律按值长的命令执行。

4.1.5继电保护、自动装置及二次回路的检查试验，应配合一次设备的停电进行。下列情况可经调度

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员同意后，对不停电设备的继电保护及自动装置进行检查和试验： 1） 有两种以上的保护； 2） 以临时保护代替原保护；

3） 调度员或值长同意退出的继电保护及自动装置； 4） 异常情况下的检查和调试。

4.1.6正常情况下，继电保护及自动装置的投入、退出及运行方式的切换，应用专用压板和开关进行，不得随意拆接二次线头和加临时线的方法进行。

4.1.7继电保护更改定值或变动接线，应按定值通知单或设备异动报告由继电保护人员执行，并由继电保护人员将设备变动及变动情况写于“继电保护及自动装置检修交代记录簿”中。更改后的定值记在定值记录簿上，属调度下达的定值，由值长或单元长核对无误后，方可投入运行。 4.1.8更改运行中设备的保护定值，均应先停用保护并应防止电流回路开路和电压回路短路。 4.1.9严禁在运行中的保护柜及自动装置柜上做任何振动性质的工作，特殊情况下，必须做好安全措施或停用有关保护。

4.1.10 运行人员在清扫保护室地面时，注意不要碰撞保护柜、继电器，运行人员不得清扫继电器、保护柜的接线端子排。

4.1.11在有微机保护运行的保护室内严禁使用手机或对讲机及其它高频无线电设备。 4.1.12在继电保护二次回路上的任何工作，必须使用工作票，必要时停用相应的保护装置。 4.1.13当断开TV电源时，应先解除从该TV取得电源的保护和自动装置或采取相应措施。（如失磁、低电压、低压闭锁过流、匝间保护、强励、快切、DCS中的功率协调等）。

4.2 继电保护与自动装置的检查和异常处理

4.2.1交接班及正常检查

1） 交接班检查继电保护及自动装置应无过热、无异音、无异味、无振动、无异常信号。 2） 检查继电器罩壳无裂纹、玻璃罩上无水汽。 3） 继电器无动作信号，掉牌及其它异常现象。

4） 检查保护及自动装置所属各指示灯的点亮情况及保护压板的投停均和当时实际运行方式相符。 5） 检查保护及自动装置内部表计指示应正确。 6） 检查保护及自动装置各跳闸压板投、退正确。 4.2.2继电保护投入运行前的检查

1） 有继电保护“可以投入运行”的书面交代。

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2） 保护定值与定值通知单相符。

3） 二次接线无松动，装置无动作信号，掉牌及其它异常。 4） 各装置继电器铅封良好，玻璃完整外壳清洁。 4.2.3异常处理

1） 电气设备在运行中发生异常时，值班人员应及时检查保护动作情况，并汇报值长，同时做好记录，并经值长复核无误后，方可复归保护动作信号。

2） 保护动作后，应进行分析动作行为是否正确。如发现保护误动或信号不正常，应及时通知继电保护人员进行检查，待查出原因并处理正常后方可投入运行。

3） 保护动作开关跳闸，试送时值班人员应首先检查开关和保护装置无异常后方可进行送电操作。 4） 运行中的保护装置，当出现异常或有严重缺陷时应立即汇报值长，决定是否停用该保护。

4.3 发变组保护（含高厂变及励磁变）

4.3.1概述

#1～4发变组（包括高厂变及励磁变）均采用南瑞继保生产的RCS-985A、RCS-974AG2型微机发变组保护，共设A、B、C三个柜，其中A、B柜为发电机变压器组（发电机、主变及高厂变及励磁变的）保护，按双重化配置（非电量保护除外）的保护柜，每套保护均应含完整的差动、发电机及后备保护，设置独立的电源回路及出口跳闸回路。两套保护装置完整、独立，安装在各自的柜内，当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时，应不影响另一套保护正常运行。C柜含非电量保护及操作箱,并提供电压切换箱、管理机及打印机等。

发变组的全停：跳发变组出口开关、灭磁开关、关主汽门，跳厂用A、B分支开关，启动厂用A、B分支快切。

4.3.2 #1～#4 发电机保护(A、B柜相同设置) 4.3.2.1 发电机差动保护

该保护是发电机定子绕组及其引出线各种相间短路故障的主保护。 保护功能：

（1）工频变化量比率差动保护，反应差动电流及制动电流的变化量，不受正常运行时负荷电流的影响，可灵敏检测发电机内部轻微故障。保护动作后启动出口继电器，执行机组全停,DCS画面“发电机差动跳闸”光字牌亮,同时事故音响报警。

（2）差动速断保护。当任一相差动电流大于差动速断整定值时瞬时动作，启动出口继电器，执行机组全停,DCS画面“发电机差动跳闸”光字牌亮,同时事故音响报警。

（3）保护根据国标不受TA断线闭锁，当TA断线时，只发“TA断线” 信号。 4.3.2.2 发电机失磁保护

该保护是反应发电机励磁回路故障的主保护。 保护功能：

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