300MW机组电气运行规程

ICS A 00

广西momo电厂企业标Q/mmD * ** **—200*

300MW机组电气运行规程

（初稿）

200*—**—**发布 200*—**—**实施 广西momo电厂标准化委员会 发 布

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目 次

前言 ???????????????????????????????????????? Ⅲ 1 发电机运行规程?????????????????????????????????? 1 1.1 设备规范???????????????????????????????????? 1 1.2 启动前的检查与维护??????????????????????????????? 1 1.3 升压、并列、带负荷???????????????????????????????? 2 1.4 解列、停机操作?????????????????????????????????? 3 1.5发电机运行中的调整、监视与维护????????????????????????? 15 1.6 励磁系统???????????????????????????????????? 4 2 变压器规程???????????????????????????????????? 6 2.1 设备规范???????????????????????????????????? 6 2.2 变压器的投入?????????????????????????????????? 8 2.3 运行中的监视与维护??????????????????????????????? 9 3 配电装置????????????????????????????????????? 11 3.1 设备规范???????????????????????????????????? 11 3.2 配电装置的运行方式??????????????????????????????? 13 3.3 配电装置的操作????????????????????????????????? 15 3.4 配电装置的检查与维护?????????????????????????????? 18 4 继电保护及自动装置???????????????????????????????? 21 4.1 正常运行的规定????????????????????????????????? 21 4.2 发电组保护装置????????????????????????????????? 22 4.3 线路保护??????????????????????????????????? 26 4.4 自动投入装置?????????????????????????????????? 27 5 电动机?????????????????????????????????????? 28 5.1 设备规范???????????????????????????????????? 28 5.2 电动机的运行与维护??????????????????????????????? 32 5.3 电动机保险的选择???????????????????????????????? 35 6 直流系统????????????????????????????????????? 35 6.1 系统概述???????????????????????????????????? 35 6.2 工作过程???????????????????????????????????? 36 6.3 集中监控系统运行及一般故障排除????????????????????????? 36 6.4参数设备???????????????????????????????????? 37 6.5蓄电池????????????????????????????????????? 37 7 UPS系统???????????????????????????????????? 38 7.1设备规范????????????????????????????????????38

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7.2装置概述???????????????????????????????????? 38 7.3运行方式???????????????????????????????????? 38 7.4运行维护???????????????????????????????????? 39 7.5 UPS启、停及倒换操作????????????????????????????? 39 8保安电源系统????????????????????????????????????40 8.1设备规范?????????????????????????????????????40 8.2运行与维护????????????????????????????????????40 8.3启动及操作????????????????????????????????????41 9 事故处理????????????????????????????????????? 42 9.1 事故处理的一般原则??????????????????????????????? 42 9.2 发电机的事故处理???????????????????????????????? 43 9.3 励磁系统的事故处理????????????????????????????????44 9.4 变压器异常运行及事故处理??????????????????????????? 46 9.5 6kV系统的事故处理?????????????????????????????? 47 9.6 380kV系统的事故处理????????????????????????????? 47 9.7 UPS系统的事故处理???????????????????????????????48 9.8保安电源系统的事故处理??????????????????????????? 50 9.9 直流系统的事故处理???????????????????????????????50 9.10 电动机的事故处理???????????????????????????????51 9.11 配电装置的事故处理?????????????????????????????? 52

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前 言

为了更好地掌握机组特性，确保安全生产，特制定本标准。

本标准是根据水利电力部一九七二年九月二十三日重申继续执行的部颁有关规程和电力工业部一九八0年五月五日颁发的《电力工业技术管理法规(试行)》以及参考同类型机组的实际运行经验，对我厂300MW机组规程编制。

下列人员必须熟悉和执行本标准：

A) 分场：发电部主任、副主任、技术员、安培员、值长及本专业全体人员。

B) 科室：生技部主任及有关技术人员、安监部主任及安全员、人劳部主管职教的副主任及有关

职教专职。

c) 厂部：生产副厂长、总工程师、副总工程师。 本标准由广西合山电厂标准化委员会提出。 本标准由广西合山电厂生产技术部归口。 本标准主要起草单位：发电部。 本标准主要起草人：潘逸熙 刘江萍 初审：黄飞臣 钟登志 复审：曾志坤 覃小光 批准：卢 勇

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1 发电机运行规程 1.1 设备规范

1.1.1 #1-2发电机规范： 机 组 型 号 额定功率 (MW) 额定容量（MVA） 定子电流 (A) 定子电压 (V) 励磁电流 (A) 励磁电压 (V) 功率因数 频 率 (HZ) 相数 极对数 冷 却 方 式 励磁方式 定子线圈接线方式 冷 却 方 式 绝缘等级 厂 家 #1、#2 T255-460 330 388．2 9339 24000 2495 542 0.85 50 3相 1 水氢氢 自并励 Y 水氢氢 F级 北京重型电机厂 出 厂 日 期 投产日期 连接方式 △/Y-11 1.2 发电机启动前的检查、试验与操作 1.2.1 启动前检查

1.2.1.1 发电机及其附属的工作票均收回，详细检查发变组一次系统各回路完好,接地线及安全措施全部拆除，常设遮栏、警告牌恢复正常，场地清洁。

1.2.1.2 新安装或大修后的发电机启动前应审查试验数据及完工通知单等齐全合格，启动措施无误，工作人员撒离现场。

1.2.1.3 各操作、信号电源已送上，指示灯、表计正常，保护装置投入正常。 1.2.1.4 瓷瓶套管无裂纹。

1.2.1.5 投入发电机出口封闭母线微正压装置，并检查运行正常。 1.2.1.6 发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格，不漏氢。

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1.2.1.7 发电机定子线圈已通水，压力、流量、导电率、温度正常、不漏水。

1.2.1.8 保护装置及仪表完整，各继电保护压板按规定投入，并记录继电保护投入时间。 1.2.1.9 发电机定子、励磁回路绝缘合格。

1.2.1.10 检查各厂用电系统运行正常（包括UPS系统、直流系统、热工电源），并满足机组启动条件。 1.2.2 定子绕组绝缘测量方法与标准

◆ 用2500V兆欧表分相测试1min，每相对地阻值应0.5兆欧；若绝缘电阻介于0.4～0.5

兆欧之间，应由总工决定是否将机组投运；若绝缘电阻＜0.4兆欧或各相测得绝缘电阻差值＞20%最大值，则认为不合格，绝缘不合格时不得将机组投运。

◆ 定子绝缘电阻测量周期为12～18月，定子绕组分相（拆开母线排间连接）绝缘测试

由检修执行，4年测试一次。

1.2.3 发电机及励磁系统绝缘测量完毕均应对地放电，并恢复正常接线。 1.2.4 启动前试验

1.2.4.1 启动前应进行以下常规试验，试验时，联系网控，确保500kV并网开关至线路或母线的刀闸必须断开。高厂变6kV进线开关小车在试验位置。

● 机组联动灭磁试验：合上灭磁开关，联系网控合上500kV并网开关，合上高厂变6kV进线

开关，由网控断开500 kV并网开关，，应联跳高厂变6kV进线开关并进行逆变灭磁。 ● 灭磁开关联动灭磁试验：合上灭磁开关，联系网控合上500kV并网开关，合上高厂变进线

6kV进线开关，拉开灭磁开关，应联跳500kV并网开关，高厂变6kV进线开关并进行逆变灭磁。

● 断水保护试验：合上灭磁开关，联系网控合上500kV并网开关，合上高厂变6kV进线开关，

停内冷水泵30S后，应联跳500kV并网开关，灭磁开关，高厂变6kV 进线开关。 ● 主汽门关闭试验：合上灭磁开关，联系网控合上500kV并网开关，合上高厂变6kV进线开

关，汽机挂脱扣时，联跳跳500kV并网开关，灭磁开关，高厂变6kV 进线开关。

1.2.5 启动前操作

1.2.5.1 将发电机中性点电抗器投入。 1.2.5.2 投入主变、厂高变冷却器运行。

1.2.5.3 发电机油密封系统、氢系统、冷却水系统运行正常。 1.2.5.4 将发电机各电压互感投入。

1.2.5.5 合上可控硅整流柜风机电源及交流开关。 1.2.5.6 合上三套可控硅整流直流刀闸。 1.2.5.7 合上发电机起励电源小开关。 1.2.5.8 合上灭磁开关控制小开关。

1.2.5.9 检查发变组、高厂变保护投入正确 1.2.5.10 合上发变组控制、保护电源小开关。 1.2.5.11 将励磁变及励磁系统投至热备用状态。

1.2.5.12 将高厂变低压侧电压互感器投入，将6kV母线工作电源开关推至”工作”位置。 1.2.5.13 将发变组出口刀闸合上。

1.2.5.14 启动前的操作要求在汽机冲转前完成。 1.3 发电机升压、并列、带负荷

1.3.1 发电机的并列操作在DCS系统上顺控方式完成。 1.3.2 升压方式：励磁调节器自动升压。 1.3.3 并列点:与500kV系统并列. 1.3.4 发电机与系统并列条件

● 待并发电机电压与系统电压相等

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待并发电机频率与系统频率相等 ● 待并发电机相位与系统相位相同 ● 待并发电机相序与系统相序一致

1.3.5 并列操作

1.3.5.1 发电机启动允许、启励准备

1.3.5.2 检查发电机冷却系统、励磁系统正常 1.3.5.3 发变组保护装置投入 1.3.5.4 投入热工保护压板

1.3.5.5 投入发电机断开保护压板

1.3.5.6 联系网控合上500kV并网开关至母线或线路的刀闸。 1.3.5.7 合上发电机灭磁开关

1.3.5.8 合上可控硅整流柜I交流开关 1.3.5.9 合上可控硅整流柜II交流开关 1.3.5.10 合上可控硅整流柜III交流开关

1.3.5.11 待发电机转速达3000r/min时，将发电机启励投入。 1.3.5.12 检查发电机定子电压自动升至24kV 1.3.5.13 检查三相电压平衡

1.3.5.14 检查发电机空载电压、电流正常 1.3.5.15 联系网控将500kV并网开关合上。 1.3.5.16 按要求增加发电机负荷。

1.3.6 发电机带负荷速度主要取决于机炉的运行工况，在加负荷过程中注意氢、油、水系统各参数的及时调整。

1.3.7 当发电机负荷升至100MW左右，将厂用电切至高厂变供电，并检查高厂变冷却装置运行正常。 1.3.8 当发电机负荷升至330MW后应对电气系统进行全面检查 1.4 发电机的解列、停机操作 1.4.1 正常在机组解列之前，发电机负荷降至100MW左右，将厂用电由高厂变切换至#0启备变供电，在发电机同有功负荷负荷关减少的同时，注意无功负荷也要相应降低。 1.4.2 发电机停机操作

1.4.2.1 当发电机有功负荷减至零时，用自动调整励磁降将无功降至最小。 1.4.2.2 联系网控断开500kV 开关。

1.4.2.3 检查发电机定子电压和及励磁电流降至零。 1.4.2.4 拉开可控硅整流柜I交流开关 1.4.2.5 拉开可控硅整流柜II交流开关 1.4.2.6 拉开可控硅整流柜III交流开关 1.4.2.7 断开灭磁开关。 1.4.2.8 断开热工保护压板。 1.4.2.9 断开断水保护压板。 1.4.2.10 拉开发变组出口刀闸。

1.4.2.11 拉开发电机灭磁开关控制小开关。 1.4.2.12 拉开发电机各侧互电感器。

1.4.2.13 将6kV母线工作电源开关拉出柜外。 1.4.2.14 根据停机方式和停机时间完成其他操作。 1.5 发电机运行中的调整、监视与维护

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1.5.1 运行中的发电机应严格监视其工况运行，正常时严格控制发电机有功负荷、无功负荷；定子电压、电流；励磁电流；温度等不超过规定值。

1.5.2 正常运行时，应每小时抄录发电机有关参数，加强运行分析，发现异常及时汇报并作相应处理。 1.5.3 发电机运行电压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。 1.5.4 发电机在未通水的情况下不得加励磁和接带负荷。

1.5.5 发电机最高允许运行电压不得大于额定值的110%，并不得使过激磁动作，发电机最低运行电压应根据稳定运行

要求确定，一般不低于额定值的90%。

1.5.6 发电机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，仍不得超过额定值的105%，并且转子电

流不得超过额定值。

1.5.7 周波变动范围未超过±0.2Hz时，发电机可按额定容量运行。

1.5.8 发电机功率因数变动时，其定子和转子电流不超过当时冷却条件下的允许值。

1.5.9 发电机正常运行时各相电流一般不应超过额定值，且各相电流之差最大不得超过额定值的8%，短时负序电流满

足（I2/In） ×t≤10s。

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1.5.10 1.5.11 1.5.12 1.5.13 1.5.14

发电机额定氢气压力0.3MPa，氢压变化时，参照相应冷却条件下P－Q曲线调整负荷。

发电机正常运行时氢气纯度应大于98%，氢气纯度降低至96%时应及时排污，机内氢气湿度露点不得高于－5℃。 向发电机内补充的新鲜氢气的纯度不得小于99.5%，氢站补氢湿度露点温度不得大于－50℃。 发电机与励磁机各测点温度越限时应及时调整冷却介质流量，并加强监视，必要时减负荷。

发电机定子冷却水应采用合格的去离子水，20℃时电导率应小于0.5μs/cm，否则应检查去离子器后定冷水电

导率，根据需要通知化学更换聚脂。

1.5.15 发电机各部分温度监视

a. 定子铁芯温度应小于100℃，超过130℃报警。 b. 定子磁屏蔽温度小于115℃，超过150℃时报警。

c. 定子绕组温度监视：TE301～336测点小于63℃，其它测点小于53℃，大于85℃报警。

1.6 励磁系统运行规定

1.6.1 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。 1.6.2 励磁变参数

型号 额定容量 电压比 冷却方式

4313 kVA 24/1.080 kV 自然风冷 1.6.3 整流装置参数

额定电压 额定电流 整流装置接线方式 冷却方式 1000A 2500V 4并1串 强迫风冷 4

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可控硅额定电流 可控硅额定电压 可控硅反向电压 1.6.4 励磁调节器(AVR)

自动电压调节范围 手动电压调节范围 调整偏差 冗余度 1.6.5 磁场断路器的参数 额定电压 额定电流 开断电流 控制电压 1000A 4000V 4000V 70-100% 20-100% ≯0.5 33% 1600V 4000V 150000A 220V DC 1.6.6 装置主要由AVR柜、整流柜、整流辅助柜、灭磁开关柜组成。 1.6.7 励磁系统通道运行方式

1.6.7.1 励磁系统通道运行方式有“自动”和“手动”二种方式。

1.6.7.2 正常运行时，通道运行方式应选择自动通道，手动通道作为自动通道的备用，在自动通道故障时投入。

1.6.7.3 自动通道和手动通道相互跟踪，能实现无扰切换。

1.6.7.4 自动通道故障时能自动切至手动通道运行，手动通道运行时故障则跳机。 1.6.8 励磁调节运行方式

1.6.8.1 励磁系统自动通道运行时，可选择电压调节、无功调节或功率因素调节。正常情况下，手动通道运行时只能采用电压调节方式。

1.6.8.2 开、停机时调节方式必须选择电压调节方式，且一般选择自动通道。

1.6.8.3 自动通道人工切换至手动通道前，或功率因素与无功方式相互切换前，应首先选择电压调节方式。

1.6.8.4 自动通道因故障自动切换至手动通道时，则AVR强制到电压调节方式。 1.6.9 励磁通道切换

1.6.9.1 励磁通道自动切换情况

a. 主励磁机励磁电流大于1.5倍额定值时，励磁过流一级发信，切至手动通道运行。 b. 自动通道电压测量异常，切至手动通道运行。 c. 自动通道±15V电源故障，切至手动通道运行。

1.6.9.2 遇下列情况，应人为切换励磁通道至手动通道

a. 自动通道输出晃动。

b. 自动通道调节时，励磁输出异常（功率因素调节或无功功率调节时，应首先切至电压调节方式）。 c. 当通道自动切换条件满足而未能正常切换时。

1.6.9.3 道自动切换后，运行人员应对发电机及励磁系统加强监视，定子电压和无功不正常时应予以调整。

1.6.9.4 通道故障切换后，应加强监视，并尽快通知检修处理，正常后切换到自动通道运行。

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1.6.10 发电机进相运行的规定：

A) 进相运行属于发电机正常运行范围，机组的所有保护及其自动装置按迟相运行方式投入。 B) 为确保厂用电源的正常运行，进相机组的机端电压及其所带的厂用段电压不应低于95%UE。

C) 禁止发电机在不正常运行状态及事故处理的情况下进入进相运行。

D) 发电机在进相运行中发生振荡或者失去同期时，应立即增加励磁电流，使之为迟相运行，必要

时减少有功负荷。

E) 发电机由迟相转入进相或进相转入迟相运行时，值班人员应及时向中调汇报。 2 变压器运行

2.1 设备规范

2.1.1 #1、#2主变铭牌

型 号 额定容量 变比 连接组标号 空载损耗 短路损耗 负载损耗 阻抗电压 厂 家 YN，d11 197．03kW 558kW 899．89 常州东芝变压器厂 SFP-400000/500 相 数 400/400MVA 550±2×2.5%/24 kV 冷却方式 空载电流 零序阻抗 调压方式 接地方式 出厂日期 强迫风冷（ODAF） 0．25% 107．49 无励磁调压 3 2.1.2 #1、#2主变分接头电压、电流数据 分接 头位置 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ 577500 563750 550000 536250 522500 24 kV侧 电压V 26400 电流A 8748 电压(V) 电流(A) 2.1.3 #1、#2高厂变规范 型号 变比 额定值 额定容量 额定电压 SFF-50000/24 24±2×2.5%/6.3-6.3 kV 高 50000 24000 相数 冷却方式 冷却器组数 接地方式 半穿越短路损耗 3 ONAN/ONAF 18.92% 6

低1 3000 6300 低2 30000 6300 Q/mmD * ** **—200*

额定电流 连接组标号 空载损耗 1203 Dy1-y1 31.7kW 2749 2749 穿越负载损耗 空载电流 生产厂家 195.3% 0.26% 保定天威保变电气股份有限公司 注： 低压1与低压2容量之和不大于50000kVA。

2.1.4 #0启备变规范 型号 变比 额定值 额定容量 额定电压 额定电流 连接组标号 空载损耗 高 相数 冷却方式 3 低1 低2 冷却器组数 接地方式 半穿越短路损耗 穿越负载损耗 空载电流 生产厂家 2.1.5 低压变规范 名 称 类 别 型号 容量（kVA） 电压（kV） 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 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 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 电流（A） 接线组别 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 阻抗电压（%） 6 6 6 6 6 6 6 6 4 4 10 10 10 10 10 10 4 4 4 4 4 6 6 7

汽机工作1A变 SCB9-1250/10 1250 汽机工作1B变 SCB9-1250/10 1250 汽机工作2A变 SCB9-1250/10 1250 汽机工作2B变 SCB9-1250/10 1250 锅炉工作1A变 SCB9-800/10 锅炉工作2A变 SCB9-800/10 #1照明变 #2照明变 电除尘1A变 电除尘1B变 电除尘2A变 电除尘2B变 #1公用变 #2公用变 SCB9-630/10 SCB9-630/10 800 800 630 630 锅炉工作1B变 SCB9-1200/10 1200 锅炉工作2B变 SCB9-1200/10 1200 SCB9-2000/10 2000 SCB9-2000/10 2000 SCB9-2000/10 2000 SCB9-2000/10 2000 SCB9-2000/10 2000 SCB9-2000/10 2000 500 500 500 500 500 630 #1综合供水变 SCB9-500/10 #2综合供水变 SCB9-500/10 #1化水变 #2化水变 金工变 #2除灰变 #2输煤变 SCB9-500/10 SCB9-500/10 SCB9-500/10 SCB9-630/10 SCB9-1250/10 1250 检修变 SCB9-800/10 800 6.3±2×2.5%/0.4 Q/mm2013-3-27D 1 06 04—2003

Dyn11 6 2.2 变压器的投入运行 2.2.1 变压器投入运行前的检查：

a) 收回各种工作票，收回工作牌，检修试验人员离开现场，拆除安全措施，恢复常设遮栏及警

告牌。

b) 各接头无松动，外壳接地良好，固定安全措施恢复。 c) 油枕、散热器、瓦斯继电器各油路蝶阀已打开。

d) 变压器油枕油位在适于当时温度的高度，油质透明清亮，硅胶无吸水饱和现象。 e)瓦斯继电器内无气泡，放气阀门关闭。

f) 检查瓷瓶套管清洁完整，防爆管无裂纹，封闭母线联结良好。

g) 变压器顶部无遗留物，有载调压装置转动灵活，就地分接头位置与集控室指示一致。 h) 冷却器电源已投入，开启冷却器、油泵及风扇运行良好，转向正确，将冷却器运行方式选择开关置“自动”状态，随时可远方启动运行。 i) 温度计完整，表计电源投入，读数正确。

j) 变压器室内无漏水现象，通风畅通，消防器材齐全。 k) 变压器无漏油现象。

l) 变压器各侧避雷器投入。

m) 检查发变组各侧开关、刀闸、TV、TA、避雷器等设备完好无杂物，接地端接地良好。 2.2.2 新安装或大修后的变压器在投入前应做下列工作：

a) 新安装或更换线圈大修后的变压器与发电机作单元联接者，投入运行时，应由零起升压充电，其

它变压器可作冲击合闸充电。

b) 检查核对变压器的绝缘试验正常，接线组别正确

c) 对变压器所属一次回路及二次回路进行验相，确认相序、相位无误。

d) 对装有瓦斯保护的变压器，试加电压前应对瓦斯继电器放气。然后将瓦斯继电器的信号接点接至

变压器电源侧开关的跳闸回路，过电流保护的时限整定为瞬时动作。

e) 初升压试验完毕后，切断电源重新调整过电流保护定值，并将瓦斯保护信号接点接至警告信号回

路，跳闸接点接至继电器保护的跳闸回路。

f) 将变压器在额定电压下空载拉、合闸3至5次，以检验在激磁涌流冲击下继电保护装置的动作情况。

2.2.3 变压器合、拉闸规定：

a) 变压器的充电应当由装有保护装置的电源侧进行。 b) 如有开关，必须使用开关进行投入和切除。

c) 如没有开关时，可用隔离刀闸拉合空载电流不超过2安的变压器，但当电压在20千伏以上时，必须使用屋外垂直分合式的三相联动隔离刀闸。

d) 变压器不允许从中压侧或低压侧作全电压冲击试验。

e) 110kV及以上的变压器在投运前或停运前必须合上变压器中性接地刀闸，投停完毕再予拉开。 f) 变压器并列条件： 1) 接线组别相同；

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2) 电压比相等； 3) 阻抗电压相等。

g) 厂高变之间，厂低变、备用变、公用变之间均不允许长期并列运行，只允许在切换操作时短时

并列运行。

h) 变压器的投运顺序(退出顺序反次序操作)： 1) 送上变压器高、低压侧开关操作保险； 2) 按规定投入保护； 3) 投冷却器运行； 4) 合上高压刀闸； 5) 合上低压刀闸；

6) 送上高、低压侧开关的合闸保险； 7) 合上高压开关； 8) 合上低压开关。 2.2.4 有载调压装置的使用

a) 正常时装置的交、直流电源应投入，手动摇把应取下。 b) 按下调压按钮一次，可调分接头一档。

c) 手动调压时应切断机构电源，1－N级为顺时针调，N－1级为反时针调。 d) 切换后应检查传递器指示在正确位置(绿色带中红线在观察孔中间)。

e) 操作过程中若失去电源，应立即恢复电源，机构可按原方向自动调整完一档， 若电源一时无法恢复，应进行手动调整。

f) 过负荷或系统有故障时，严禁进行调压操作。 2.3 变压器运行中的监视与维护

变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规范运行。

2.3.1 自然油循环变压器上层油温最高不得超过95℃，平时不宜经常超过85℃。对于采用强迫油循环风冷的变压器，上层油温最高不得超过80℃，而正常运行时，上层油温不宜经常超过75℃。 2.3.2 干式变压器的允许温度一般不超过110℃.

2.3.3 变压器外加一次电压可以高于额定值，但最高不得超过额定值的105%。不论电压分接头在任何位置，如果所加一次电压不超过其相应额定值的105%，则变压器的二次侧可带额定电流。 2.3.4 变压器正常运行中的检查项目：

——储油柜和充油套管中油色和油位正常，无漏油。

——套管外部应清洁，无破损裂纹和放电痕迹。

——变压器声音正常，本体无渗油、漏油，吸油器应完好，硅胶应干燥不变色。

——运行中的各冷却器温度应相近，油温正常，管道阀门开启正确，风扇、油泵转动应均匀正常。 ——变压器附近无焦臭味，各载流部分无发热现象，变压器室的门、窗、锁等完好，房屋不漏水、照明及通风系统良好。 ——变压器油温正常。

——冷却器操作箱内各开关手柄位置与实际运行状况相符，各信号灯指示正常。

——强油风冷变压器的冷却器应按规定组数运行。冷却器风扇、潜油泵运转正常。运行中应定期对

冷却系统的两路电源进行切换。信号装置应齐全、可靠。

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——瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜之间连接阀门应打开，压力释放装置无异常情况。 2.3.5 只有在事故情况下主变可允许事故过负荷运行，在事故过负荷运行时应加强监视与检查，并作好记录(过负荷允许值参照表九)。

表九 过负荷允许值 过电流倍数 允许时间(分) 1．2 480 1．3 120 1.45 80 1.6 45 1.75 20 2.0 10 2.3.6 冷却器的运行规定

2.3.6.1 主变冷却器技术规定 型号 数量 每组冷却器技术规范 风扇功率 油泵功率 厂家 2.3.6.2 高厂变冷却器技术规范

2.3.6.3 冷却器投入步骤 a) 送上MCC来的两路电源 b) 投入冷却器2路电源进线开关 c) 投入冷却器风扇电源开关 d) 装上温湿度器控制保险

e) 将冷却器进线选择开关打至“电源I”

f) 将冷却器风扇启动方式选择开关打至“自动”

2.3.6.4 当主变冷却器全部退出运行时，在额定负载下允许运行20分钟。当油面温度尚未达到75℃时，允许上升到75℃，但切除全部冷却器后的最长运行时间不得超过1小时。 2.3.6.5 不同运行负荷下冷却器投运组数如下: a) 主变 冷却器投运组数 允许长期运行的负荷% 允许运行时间

b) 厂高变、 冷却器投运组数 允许长期运行的负荷% 允许运行时间 10

LK-200 5组 2台 12kW 10kW 芜湖GEA 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 Q/mmD * ** **—200*

c) #0启备变 冷却器投运组数 允许长期运行的负荷% 允许运行时间 1 2 3 4 5

2.3.6.6 高厂变、#0启备主变在2组冷却器全部退出而自然冷却时，可带67%的负荷长期连续运行。 2.3.6.7 对干式变压器（采用自然冷却方式AN），当温度超过110℃时,风扇自动启动,低于90℃时自动停止,140℃时铁心报警,155℃时超温报警,170℃时超温跳闸。 2.3.6.8 正常检查、巡视

a) 检查风扇声音是否正常、油流继电器指示是否正确、潜油泵运行情况，是否有发热异常声音等现象。 b) 检查冷却系统是否有渗油现象，各冷却控制箱电气回路正常，各控制开关位置正确。 2.3.7 变压器特殊检查项目

——瓦斯断电器动作后应立即检查。

——大风时检查上部引线无剧烈幌动及松动现象，并无杂物。 ——雷雨过后各部份无放电痕迹。 ——大雾天及大雪后套管无火花及放电声。

——气候急变时应及时对变压器的油面、变压器引出线套管的油面进行额外的检查。

——熄灯检查导体及接头无发热，套管无放电火花。

2.3.8 在备用状态的变压器检查项目除音响、发热等项目无需检查外，其余项目均与正常运行时检查相同。同时瓦斯保护应投入，以监视变压器油面下降情况。

2.3.9 运行中的变压器进行下列工作时，应将瓦斯保护压板由“跳闸”位置改接到“信号”位置：

? 变压器加油和滤油时。

? 变压器呼吸器进行畅通工作和更换硅胶时。 ? 开闭瓦斯继电器连结管上的阀门时。

? 在瓦斯保护及其二次回路上工作时。

2.3.10 变压器加油、滤油时，除将瓦斯保护压板改接至“信号”位置外，在上述工作完后，经48小时试运行后，检查瓦斯继电器无气体时，再将瓦斯保护压板投入“跳闸”位置。 2.3.11 当油位计上指示的油面有异常升高现象时，为查明油面升高的原因，在未退出瓦斯保护“跳闸”压板以前，禁止打开各种放气或放油的塞子、清理呼吸器的孔眼或进行其它的工作，以防止瓦斯继电器误动作跳闸。 3 配电装置

3.1 设备规范

3.1.1 500kV隔离开关的技术规范：

型 号 GW17-500 额定电流 3150A 允许冲击电流峰值 125kA 操作机构 CJ7A 11

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3.1.2 500kV电流互感器规范 型号 SAS550 3.1.3 500KC氧化锌避雷器规范

型号 减弧电压 工频放电电压 电波电流 变比 2X1250/1A 3.1.4 厂用配电装置的技术规范 3.1.4.1 6kV真空断路器技术规范 型号 额定电流 ZN63B 馈线 1250A 额定电压 额定频率 电源进线 3150A 操作机构 操作电压 生产厂家 合闸时间 分闸时间 额定短路开断电40kA 流 3.1.4.2 6kVF-C真空接触器技术规范 型号 额定电流 额定电压 额定频率 3TL61 450A 5kA 合闸时间 分闸时间 操作机构 操作电压 生产 额定短路开断电流 3.1.4.3 6kV电压互感器技术数据(＆＝1.732) 型 号 JDZJ-6 额定电压(V) 6000/& 二次电压(V) 100/& 最大容量(VA) 400 零序线圈额定电压(V) 100/3 3.1.4.4 6kV电流互感器技术数据(＆＝1.732)

型 号 LMZB6-10Q LZZBJ9-12/175b/2 变比 4000/5 1000/5、400/5、300/5、200/5、150/5 3.1.4.5 SGF型低压固定分隔式开关 型号 YSA2-3200 YSA2-2000 HM3H-400 HM3H-160 额定电流（A） 2500A 1000 400 125、100 额定开断电流 智能型 智能型 热磁式 热磁式 12

脱扣型式 Q/mmD * ** **—200*

HM3H-100 HM3H-63 100、50、63 40、32、25、10 热磁式 热磁式

3.1.4.6 380V电压互感器技术数据

型 号 JDG-0.5 额定电压(V) 380 电压比 380/100 最大容量(VA) 100 3.1.4.7 380V电流互感器技术数据(＆＝1.732) 型 号 LMZ3-0.66 LMZJ 变比 500/5、400/5、200/5、150/5、100/5、 500/5

3.2 配电装置的运行方式

3.2.1 发电机组采用单元接线方式，发电机由全连式离相母线与主变直接连接，经主变升压至500kV。 3.2.2 500kV系统为一个半断路器接线方式，#1、2机组可同时供两回500kV线路，未设专门的线路开关，发变组出口开关兼作线路开关。

3.2.3 #0启/备变接于溯河变110kV系统。 3.2.4 厂用电运行方式。

3.2.4.1 6kV厂用电母线运行方式

3.2.4.1.1 每台机组设A、B两段，机组正常运行时，6kV工作IA、IB段母线由#1高压厂变供电；6kV工作IIA、IIB段母线分别由#2高压厂变供电。#0启备变正常处于充电状态，并作为相应的6kV工作IA、IB段及6kV工作IIA、IIB段备用电源。相应的备投装置应投用，厂用电源正常切换方式采用手动启动同期并列方式，事故情况切换采用自动串联方式。

3.2.4.1.2 正常运行时，6kV公用A段由6kVIA段供电，6kV公用B段由6kVIIA段供电；#0启备变正常处于充电状态，并作为6kV公用IA、公用B段的备用电源，相应的备投装置应投用。电源正常切换方式采用手动启动同期并列方式，事故情况下采用自动串联方式。 3.2.4.1.3 正常运行时，6kV脱硫集中I段由6kV工作IA段供电，6kV工作IB段作为其备用电源；6kV脱硫集中II段由6kV工作IIA段供电，6kV工作IIB段作为其备用电源。相应的备投装置应投用。电源正

常切换方式采用手动启动同期并列方式，事故情况下采用自动串联方式。

3.2.4.1.4 正常运行时，6kV循环水集中I段由6kV工作IA段供电，6kV工作IB段作为其备用电源；6kV循环集中水II段由6kV工作IIA段供电，6kV工作IIB段作为其备用电源。相应的备投装置应投用。电源正常切换方式采用手动启动同期并列方式，事故情况下采用自动串联方式。

3.2.4.2 380V厂用系统运行方式

3.2.4.2.1 正常运行时，各380V母线由各自的厂低变自带，各母线分段运行，母联刀闸合上，母联开关处于热备用状态，备投联锁开关应投入。当两台互备厂低变其中一台故障失电时，可通过母联开关实现互备。

（1） （2） （3） （4） （5） （6）

#1A汽机工作变带汽机工作IAPC段运行。 #1B汽机工作变带汽机工作IBPC段运行。 #1A锅炉工作变带锅炉工作IAPC段运行。 #1B锅炉工作变带锅炉工作IBPC段运行。 #2A汽机工作变带汽机工作2APC段运行。 #2B汽机工作变带汽机工作2BPC段运行。

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（7） #2A锅炉工作变带锅炉工作2APC段运行。 （8） #2B锅炉工作变带锅炉工作2BPC段运行。 （9） #1照明变带照明1PC段运行。 （10） #2照明变带照明2PC段运行。

（11） 事故照明1PC段由保安1APC段供电。 （12） 事故照明2PC段由保安2APC段供电。 （13） #1A电除尘变带降电除尘1APC段运行。 （14） #1B电除尘变带降电除尘1BPC段运行。 （15） #2A电除尘变带降电除尘2APC段运行。 （16） #2B电除尘变带降电除尘2BPC段运行。 （17） #1公用变带公用1PC段运行。 （18） #2公用变带公用2PC段运行。 （19） #2输煤带输煤2PC段运行。 （20） #2除灰变带除灰2PC段运行。 （21） 检修变带检修PC段运行。 （22） #1供水变带供水1PC段运行。 （23） #2供水变带供环水2PC段运行。 （24） #1化水变带化水1PC段运行。 （25） #2化水变带化水2PC段运行。 （26） 金工变带金工PC段运行。

（27） #1A脱硫变带脱硫1APC段运行。 （28） #1B脱硫变带脱硫1BPC段运行。 （29） #2A脱硫变带脱硫2APC段运行。 （30） #2B脱硫变带脱硫2BPC段运行。 （31） #1循环水变带循环水1PC段运行。 （32） #2循环水变带循环水2PC段运行。

3.2.4.2.2 380V保安段：正常机、炉保安段电源分别机、炉工作段供电，柴油发电机来的备用电源刀闸合上，备用电源开关及柴油发电机处于热备用，各联锁开关投入。

? 保安1APC段由汽机1APC、2BPC段供。 ? 保安1BPC段由锅炉1APC、1BPC段供。 ? 保安2APC段由汽机2APC、2BPC段供。 ? 保安2BPC段由锅炉2APC、2BPC段供。

3.2.4.2.3 MCC

3.2.4.2.3.1 单电源MCC电源由各自低压母线供电。 3.2.4.2.3.2 汽机房MCC

? #1汽机房底层MCC二路进线电源分别来自汽机380V 1APC、1BPC段，倒电源方式为短时停电冷

倒方式。正常运行时由汽机380V 1APC段供电。

? #2汽机房底层MCC二路进线电源分别来自汽机380V 2APC、2BPC段，倒电源方式为短时停电冷

倒方式。正常运行时由汽机380V2APC段供电。

3.2.4.2.3.3 锅炉房MCC

? #1锅炉房底层MCC由汽机1APC、1BPC段供电 ? #1锅炉房运行层MCC由1APC、1BPC段供电

? #2锅炉房底层MCC由汽机2APC、2BPC段供电

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3.4.6.1 开关送电前的检查

● 开关检修工作票终结并收回，符合投运条件。 ● 开关柜、本体及附近清洁无杂物。

● 开关本体、套管及二次回路等完好无异常。 ● 开关五防功能试验良好。

● 开关柜接地闸刀已拉开，柜门关闭。 ● 真空开关储能器指示正常。 ● 各保护压板投切正确。

3.4.6.2 开关运行中的检查

● 开关分、合闸位置指示与实际一致。 ● 开关储能状态指示正确。 ● 开关动作次数记录正确。

● 开关柜面板上指示灯指示正常。

● 开关柜二次接线完好，且无异音、异味。

3.4.6.3 开关事故跳闸后的检查

● 开关保护装置动作情况。

● 开关柜有无冒烟着火及焦臭味。 ● 开关分合闸指示正确。

● 开关动作记数器记录正确。 ● 开关机械有无异常。

● 开关柜附近有无异常现象。

3.4.7 380V开关检查与维护

3.4.7.1 对于SGH系列开关，若带有储能开关，在送电时应将该储能开关合上，停电时应拉开。 3.4.7.2 自动储能装置失灵时，必要时可采用手动储能合闸，但必须确证开关的灭弧性能未受影响且分闸机构可靠。

3.4.7.3 开关柜上的“远方/就地”切换开关在正常运行时应切至“远方”，在开关停电或试验、检修时应切至“就地”。

3.4.7.4 抽屉式开关有“接通”、“测试”和“断开”三个位置。开关送电时，应将其摇（或推）至“接通”位置，开关进行联锁或保护试验时，应将其置于“测试”位置，开关停电时，应将其置于“断开”位置，开关需检修时，可将其从“断开”位置拉出。开关在上述三个位置均有显著标记指示，停送电时务必到位，有位置插孔时，应使弹簧插销插入相应插孔。

3.4.7.5 开关检修或长期备用后，送电时应测量其绝缘电阻，用500V兆欧表摇测，在正常气温和湿度条件下，其绝缘电阻值不应低于10兆欧，恶劣气候条件下不应低于0.5兆欧。

3.4.7.6 辅机“送电”，是指将该辅机电源回路操作至热备用状态，用户一经操作辅机开关（或接触器）即可启动电机，故应根据不同接线方式考虑送电步骤。

3.4.7.7 辅机“停电”，应根据停电目的进行操作，保证检修安全（符合《安规》规定）的条件下，使操作尽量简单。

3.4.7.8 对于无灭弧能力的抽屉式MCC电源进线闸刀，不得用来直接对空MCC母线充电或停电，更不可带MCC负荷进行操作。

3.4.7.9 对于熔断器一隔离开关接线的电源回路，在更换熔断器时，应首先将该回路停电（抽屉拉出）。 3.4.8 电气防误操作装置运行规定：

a) 装设有防误操作闭锁的开关、刀闸，正常运行时闭锁装置应投入使用，严禁操作中将闭锁装置

解除。在需要解除闭锁装置才能进行操作时，应经总工批准才能解除。但如遇在事故处理或其

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它紧急情况下需要解除闭锁装置进行快速操作时，也可由当值值长发令解除。

b) 对设备进行巡回检查时，应检查防误操作装置是完好，若失灵，则应填写“设备缺陷通知单”

或电话通知电修来处理。

c) 开关等设备大修后投入运行前试验，应检查验证防误操作装置动作正确后才能在验收单上签

字，方可将检修设备投入运行或备用，否则运行人员有权拒绝在验收单上签字。

4 继电保护及自动装置

4.1 正常运行的规定

4.1.1 电气设备禁止在无保护及保护装置不完善的条件下运行。系统设备保护定值及运行方式由调度给定，厂用设备保护定值及运行方式由生产科给定。 4.1.2 正常运行情况下，保护及自动装置必须根据值长和调度命令投入或退出。因故停运的保护装置，经中调或生产科批准可使用备用保护或设置临时保护装置代替。

4.1.3 变压器差动(或速断)和瓦斯保护不得同时退出；发电机差动和过流保护不得同时退出；线路距离保护和零序保护不得同时退出。 电力设备在检修后或长期断电后的合闸操作以及用隔离开关倒闸操作时不许退出主保护。

4.1.4 运行中的电压保护、低压闭锁过流保护、功率方向保护、自动励磁调节器、强励装置、备用电源自动投入装置等均不允许电压回路断线。而各种差动保护、电流保护、励磁调节器等则不允许电流回路断线。若失去电压或电流回路断线，应将上述装置可能误动作者退出，并立即报告值长或中调。 4.1.5 直流系统接地，主设备不允许超过2小时；厂用系统不允许超过4小时。查找直流接地时，应先确定当时条件有无因失去直流而造成保护及自动装置误动作，并采取相应的防范措施。 4.1.6 当线路负荷电流接近过电流保护定值时，应先将保护停用，并立即报告值长及调度。

4.1.7 事故时，值班人员应迅速、准确、不遗漏的做好掉牌的保护及光字牌信号的记录，并迅速报告班长，装置信号牌应在得到班长允许后复归。

4.1.8 必须定期进行检测的继电保护和自动装置，应按下表进行检测。如因处理事故等原因不能按时检测时，事后应补测，检测的结果应记录在专用的记录簿内。 序号 2 设备名称 发电机 转子绝缘检查 检 测 项 目 定子绝缘检查 每班一次 6小时 检测时间 检测周期 备 注 4.1.9 在运行中的继电保护和自动装置盘上进行作业时，应对本盘及相邻盘可能误动或误碰者做好安全措施。

4.1.10 每班应对保护及自动装置清扫一次。清扫保护及自动装置时，应自上而下使用绝缘工具，注意不使其发生振动或使金属物误碰结线而使装置误动作。 4.1.11 继电保护及自动装置的检查项目：

——继电器外壳完好，接线柱无接地、短路现象，连接导线无松断脱落。电流互感器二次回路不

开路，电压互感器二次回路不短路；

——保险器、压板、接线端子完好，无接触不良、打火、灼烧、锈蚀等现象；

——继电器接点无振动及异常响声，无烧焦、氧化、铜绿、变形、脱落，罩内无水珠，经常励磁的

线圈温度正常，各元件无过热；

——保护及自动装置投停正确，符合运行情况，表计、信号和指示灯良好，指示正确，有关继电器

吸合情况符合运行条件；

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——标志符号正确、完整、无遗漏或不清楚，有封印；

——装置清洁，内外无杂物。

4.1.12 继电保护及自动装置每一连接回路对地绝缘电阻用1000V摇表摇测，不应小于1兆欧，较潮湿的直流回路允许低到0.5MΩ；装有低压设备(60V以下)，正常时用单独电源或隔离变压器供电的二次回路，其对地绝缘电阻用500V摇表测量应不小于0.5MΩ。

4.1.13 继电保护及自动装置发出警报信号时，应设法消除，并正确记录，如属装置本身故障应迅速通知检修试验人员。

4.1.14 运行中值班员在继电保护及自动装置上的工作包括： ——投入或退出各种切换开关； ——投入或退出各种压板切换片；

——使用盘上的按钮及整定把手改变装置的运行情况，进行巡检、试验或复归； ——更换各种光字牌及信号指示灯； ——更换熔断器熔丝或管芯；

——更换按规定由运行人员改变的因运行方式改变而改变的整定值； ——表面清扫。

4.1.15 下列各项应准确不漏地记录在有关专用记录簿内： ——装置的投入、退出或运行行方式的切换； ——整定值及整定值的更改，有关的命令和通知； ——装置动作情况；

——装置的运行情况、运行检测结果、异常和缺陷。

4.1.16 保护及自动装置的投入一般按如下顺序进行(退出按反序操作)： a) 投入交流电压、电流回路； b) 投入直流回路并检查无异常及信号；

c) 投入出口回路的开关、压板、切换片。

4.1.17 新安装或检修后的保护装置投入运行前，应有继电保护试验人员“可以投入运行”的书面记录，运行人员做好如下检查后方可签字：

（1）设备（包括保护压板、交直流电源、保护屏）名称、编号齐全、正确。 （2）保护装置（继电器）盖子应盖好，玻璃无破损松动。

（3）装置面板上的开关位置应与运行要求相符合，所有信号灯、光字牌指示正确。 （4）所有保护试验开关应置“运行”位子。 （5）所有保护屏上压板和把手位置应正确。

（6）所有保护出口压板、启动失灵压板和总跳闸、合闸压板在投入前用高内阻电压表进行测量，判断保护处于不动作状态，投入后应检查压板是否接触良好。 4.2 发变组保护

是由南京自动化股份有限公司研制的DGT 801数字发电机变压器保护，采用双CPU并行处理技术，可提供几十种的保护功能和非电量接口。装置保护配置灵活、设计合理，可根据机组要求灵活配置满足主保护的双重化和主后备保护的独立合理分布。数字保护的软件主要是以硬件模件为基础，完成各种保护算法及方案；软件主要由三大模块组成：就地人机对话程序、运行监控程序和数字继电保护功能程序。

所保护的设备范围包括：发电机、主变压器、高厂就、启/备变。

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4.2.1 保护配置情况表

A柜 压板 过流 高厂变低压分支速断 C柜 压板 1XB 2XB 保护名称 主变油温 主变油位 投退 3XB 主变重瓦斯 3XB 作用开关 压板 1XB 2XB 断 D柜 保护名称 启/备变差动 启/备变零序过流 启/备变复合电压过流 低压IA分支复合过流 23

投退 作用开关 保护名称 发电机差动 主变差动 高厂变差动 励磁系统故障 励磁绕组过负荷 发电机低频 发电机过电压 发电机失磁 发电机失步 发电机逆功率 励磁回路一点接地 发电机误上电 发电机定子过负荷 发电机负序过负荷 励磁变过流 断路器闪络保护 非全相 失灵启动 主变过激磁 主变零序过流 高厂变复合电压过流 高厂变低压分支复合电压 投退 合电压过流 高厂变低压分支速 作用开关 压板 保护名称 发电机差动 主变差动 高厂变差动 励磁系统故障 励磁绕组过负荷 发电机低频 发电机过电压 发电机失磁 发电机失步 发电机逆功率 励磁回路一点接地 发电机误上电 发电机定子过负荷 发电机负序过负荷 励磁变过流 断路器闪络保护 非全相 失灵启动 主变过激磁 主变零序过流 高厂变低压分支复 B柜 投退 作用开关 Q/mm2013-3-27D 1 06 04—2003

4XB 主变压力释放 低压IIA分支复合过4XB 流 低压IB分支复合过5XB 流 低压IIB分支复合过13XB 流 低压IA分支限时速7XB 断 8XB 高厂变重瓦斯 低压IIA分支限时速8XB 断 低压IB分支限时速10XB 断 低压IIB分支限时速11XB 16XB 1XB′ 4XB′ 1XB″ 4XB″ 8XB′ 8XB″ 6XB″ 断 启/备变重瓦斯 启/备变轻瓦斯 启/备变压力释放 5XB 主变冷却器故障 6XB 主变绕组温度 7XB 高厂变油温 9XB 高厂变轻瓦斯 10XB 12XB 13XB 14XB 15XB

高厂变压力释放 高厂变冷却器故障 热工保护 发电机断水 4.2.2 发--变保护投退的操作步骤

4.2.2.1 发电机保护(A、B屏)投退的操作步骤 4.2.2.1.1 投入发电机差动保护A屏的操作步骤

1) 核实发电机差动保护试验合格，可以投运；

2) 检查发电机保护A屏的保护电源保险确已送上，屏后电源开关在ON位置； 3) 按日常巡视检查项目检查保护装置正常

4) 投入保护A屏上的发电机差动保护压板1XB, 保护自动显示保护压板投退状态界面，按

ENTER确认后，输入密码，再按ENTER确认，会显示“操作成功”；

5) 用高内阻万用表250V直流电压档测量保护A屏上的出口跳闸压板： 确无跳闸电压；

6) 投入保护A屏上的 压板。

4.2.2.1.2 退出发电机差动保护A屏的操作步骤

退出保护A屏上的发电机差动保护1XB压板，保护自动显示保护压板投退状态界面，按ENTER

确认后，输入密码，再按ENTER确认并显示“操作成功”即可。 4.2.2.1.3 投入发电机差动保护B屏的操作步骤同4.2.2.1.1。 4.2.2.1.4 退出发电机机差动保护B屏的操作步骤同4.2.2.1.2。 4.2.2.1.5 投入发电机后备保护的操作步骤

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Q/mmD * ** **—200*

1) 核实发电机后备保护试验合格，可以投运； 2) 检查发电机保护A或B屏的保护电源保险确已送上； 3) 按日常巡视检查项目检查保护装置正常；

4) 投入保护A或B屏上的 压板，保护自动显示保护压板投退状态界面，按ENTER确

认后，输入密码，再按ENTER确认，会显示“操作成功”；

5) 用高内阻万用表250V直流电压档测量保护A或屏上的 压板确无跳闸电压；

6) 投入保护A或B屏上的 压板。

4.2.2.1.6 退出发电机后备保护的操作步骤

退出保护A屏上的 压板，保护自动显示保护压板投退状态界面，按ENTER确认后，输入密码，再按ENTER确认并显示“操作成功”即可。 4.2.2.2 主变保护(A、B、C屏)投退的操作步骤

4.2.2.2.1 投入主变差动保护A（B）屏的操作步骤同4.2.2.1.1。 4.2.2.2.2 退出主变差动保护A（B）屏的操作步骤同4.2.2.1.2。 4.2.2.2.3 投入主变后备保护C屏的操作步骤同4.2.2.1.5。 4.2.2.2.4 退出主变后备保护C屏操作步骤同4.2.2.1.6。 4.2.2.3 高厂变保护（A、B、C）屏投退的操作步骤

4.2.2.3.1 投入高厂变差动保护A（B）屏的操作步骤同4.2.2.1.1。 4.2.2.3.2 退出高厂变差动保护A（B）屏的操作步骤同4.2.2.1.2。 4.2.2.3.3 投入主变后备保护C屏的操作步骤同4.2.2.1.5。 4.2.2.3.4 退出主变后备保护C屏操作步骤同4.2.2.1.6。 4.2.2.4 #0启/备变保护（D）屏投退的操作步骤 4.2.2.4.1 投入#0启备变差动保护D屏的操作步骤

1) 核实#0启/备变差动保护试验合格，可以投运；

2) 检查#0启/备变保护D屏的保护电源保险确已送上，屏后电源开关在ON位置； 3) 按日常巡视检查项目检查保护装置正常

4) 投入保护D屏上的厂高变差动保护压板1XB, 保护自动显示保护压板投退状态界面，按ENTER确认后，输入密码，再按ENTER确认，会显示“操作成功”；

5) 用高内阻万用表250V直流电压档测量保护D屏上的出口跳闸压板： 确无跳闸电压；

6) 投入保护D屏上的 压板。

4.2.2.4.2 退出#0启/备变差动保护D屏的操作步骤

退出保护D屏上的#0启/备变变差动保护1XB压板，保护自动显示保护压板投退状态界面，按

ENTER确认后，输入密码，再按ENTER确认并显示“操作成功”即可。 4.2.2.4.3 投入#0启/备变后备保护的操作步骤

1) 核实#0启/备变后备保护试验合格，可以投运； 2) 检查#0启/备变保护D屏的保护电源保险确已送上； 3) 按日常巡视检查项目检查保护装置正常；

4) 投入保护D屏上的 压板，保护自动显示保护压板投退状态界面，按ENTER确认后，输

入密码，再按ENTER确认，会显示“操作成功”；

5) 用高内阻万用表250V直流电压档测量保护D屏上的 压板确无跳闸电压； 6) 投入保护D屏上的 压板。

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4.2.2.4.4 退出#0启/备变后备保护的操作步骤

退出保护D屏上的2XB、3XB、4XB、5XB、6XB、7XB、8XB、11XB、13XB、16XB压板，保护自动

显示保护压板投退状态界面，按ENTER确认后，输入密码，再按ENTER确认并显示“操作成功”即可。

4.2.3 发--变保护投退操作注意事项

a) 当需要退出(或投入)发--变的某套保护时，必须将该套发--变保护压板退出(或投入)； b) 退出发电机在某侧开关保护出口时，必须将保护屏在该侧开关的出口跳闸压板退出； c) 发电机紧急停机、重瓦斯为直跳方式，保护装置液晶显示不显示其压板的投退状态(无论‘投

入’或‘退出’方式均显示‘退出’)。

d) 发电机冷却水中断保护压板32XB(在下侧)，在发电机停机后应退出，以防冷却水中断保护元

件烧坏。

e) 保护退出(或投入)操作中出现“操作失败”时，应拔插该保护压板使之触发，重新操作一次。 f) 启动失灵保护投退时，如无特殊情况，一般只投退涂有红漆的压板。 4.2.4 运行注意事项

4.2.4.1 运行中不允许轻意修改定值，按规定在修改定值时要先断开跳闸压板，输入固化定值后要等核对正确并恢复正常运行时，重新投入跳闸压板；

4.2.4.2 保护全停，要先断开跳闸压板，再停直流电源，不允许用仅停直流的方法代替； 4.2.4.3 运行人员不允许不按规定操作程序随意按动装置上的键盘、开关。 4.3 线路保护

线路保护由南京南瑞继电保护有限公司生产的RCS-931A型超高压线路成套保护装置配置。 4.3.1 保护配置

RCS-931A型包括以分相电流差动和零序电流差动为主体的快速保护，由工频变化量距离元件构成的快速I段保护，后备保护由三段式相间和接地距离及二个延时段零序过流构成。具有分相出口，配有自动重合闸功能，对单或又双母线接线的开关实现单相重合、三相重合闸和综合重合闸。 4.3.2 主要技术指标 4.3.2.1 整组动作时间 工频变化量距离元件 差动保护合线路跳闸时间 距离保护I段 4.3.2.2 起动元件 电流变化量起动元件，整定范围 零序过流起动元件,整定范围 4.3.2.3 工频变化量距离 动作速度 整定范围 4.3.2.4 距离保护 整定范围 距离元件定值误差 精确工作电压 最小精确工作电流 最大精确工作电流 0.01-25Ω (In =5A) 0.05-125Ω (In =1A) ＜5% ＜0.25V 0.1 In 30 In 26

近处3-10ms 末端＜20ms ＜25ms（差流＞1.5倍差动电流高定值） ≈20ms 0.1In 0.1In ＜10ms 0.1-7.5Ω (In =5A) 0.5-37.5Ω (In =1A) Q/mmD * ** **—200*

II、III段跳闸时间 4.3.2.5 零序过流保护 整定范围 零序过流元件定值误差 后备保护零序跳闸延迟时间 0.1 In -20 In ＜5% 0-10s 0-10S 4.3.3 装置总启动元件 起动元件以反应相间工频变化量的过流继电器为主，同时又配以反应全电流的零序过流继电器补充。反应工频变化量的起动元件采用浮动门坎。正常运行及系统振荡时变化量的不平衡输出均自动构成自适应式的门坎，浮动门坎始终略高于不平衡输出。在正常运行时由于不平衡分量很小，装置有很高的灵敏度，当系统振荡时，自动接线员高浮动门坎而降低灵敏度，不需要设置专门的振荡闭锁顺路。

4.3.4 工频变化量距离继电器：电力系统发生短路故障时，其短路电流、电压可分解成故障前负荷状态的电流电压分量和故障分量。而工频变化 量距离继电器只反映故障分量的变化，不受负荷状态的影响。保护动作时间小于10ms。

4.3.5 选相元件：选相元件采用工作电压变化量选相元件、差动选相元件和I0与I2A比相的选相元件进行选相。

4.3.6 RCS-931A型跳闸逻辑

a) 分相差动继电器运行，则该相的选相元件动作。

b) 工频变化量距离、纵联差动、距离I段、零序II段动作时经选相跳闸；若选相失败而动作不返

回，则经200ms延时发选相无效三跳命令。

c) 零序III段、相间距离III段、合闸于故障线路、非全相运行再故障、TV断线过流、选相无效延

时200ms、单跳失败延时200ms、单相运行延时200ms直接跳三相。 d) 发单跳命令后若该相持续有流，经200ms延时发单跳失败三跳命令。 e) 选相达二相及以上时跳三相

f) 采用跳闸方式、有沟三闭重输入、重合闸投入时充电未完成或处于三重方式时，任何故障三相

跳闸

g) 严重时，如零序III段跳闸、III段距离跳闸、手合或合闸于故障线路跳闸、单跳不返回、单相

运行三跳、TV断线时跳闸等闭锁重合闸

h) II段零序、II段相间距离、II段接地距离等。可选择三跳方式时，闭锁重合闸 i) 选相无效，非全相运行再故障三跳、二相以上故障闭锁重合曾

j) “远跳受本侧控制”，起动后收到远跳信号，三相跳闸闭锁重合闸；“远跳不受本侧控制”，

收到远足信号后直接起动，三相跳闸并闭锁重合闸。

4.4 备用电源快切装置

4.4.1 备用电源自动投入装置备用电源自动投入装置联锁开关BK正常运行时应投入，以确保工作进线开关跳闸及母线失压而又有备用电源时，备用分支能自动投入。 4.4.2 联锁开关在下列情况下断开：

——无备用电源或备用电源设备检修； ——厂用母线停电；

——母线电压回路故障或退出厂用母线电压互感器运行前。

——备用电源自动投入装置故障或检修； ——厂用母线已由备用分支供电。 4.4.3 BZT开关或联锁压板LP操作原则

4.4.3.1 BZT开关或联锁压板LP应在工作电源开关合上后投入，备用电源开关合上后断开。 4.4.3.2 BZT开关或联锁压板LP在下列情况下应退出

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备用电源开关运行时。 ● 母线停电时。

● 母线运行，但备用电源停电或无备用容量时。 ● 备用电源自投装置故障时。 ● 特殊情况下根据值长命令执行。

4.4.4 6kV快切PZH装置操作原则

4.4.4.1 6kV工作母线正常切换操作采用并联方式，经同期鉴定后，逐段切换。可由工作电源切至备用电源，也可由备用电源切至工作电源。切换时应将串并开关切至“并联”，装置闭锁开关切至“投入”，“手动/复位”开关切“手动”。切换成功后，将“手动/复位”开关切“复位”一次，并将串、并联开关切至“串联”。

4.4.4.2 6kV工作母线事故切换采用串联方式，只能由工作电源切至备用电源，要求在工作电源开关运行而备用电源开关热备用时，将串并开关切至“串联”，装置闭锁开关切至“投入”，“手动/复位”开关“断开”位置。在备用电源开关运行时，应将装置闭锁开关切至“闭锁”位置。 4.4.4.3 6 kV公用母线快切装置操作原则与6kV工作母线相同。 4.4.4.4 PZH装置闭锁开关操作原则与380V系统BZT开关相同。

●

5 电动机 5.1 序号 1 2 3 4 设备规范 设 备型 名 称 号 给水 泵 凝结 水泵 循环 水泵 高压 工业水泵 低压 工业水泵 工业 水回收水泵 工业 杂用水泵 真空 泵 凝汽 器水侧真空泵 容量 电压 电流(kW) （V） （A） 接法 安装方式 绝缘 等级 转速生 产 r/min 厂 家 5 6 7 8 9 28

Q/mmD * ** **—200*

10 低加 疏水泵 11 除氧 器再循环泵 12 给泵 润滑油泵 13 定子 冷却水泵 14 控制 油泵 15 控制 油冷却再生泵 16 顶轴 油泵 17 盘车 电机 18 交流 润滑油泵 19 直流 润滑油泵 20 主油 箱排烟风机 21 汽机 润滑油充油泵 22 密封 油主油泵 23 密封 油交流油泵 24 密封 油直流油泵

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25 密封 油真空油箱真空泵 26 密封 油卸油箱真空泵 27 旁路 油站液压油泵 28 轴加 风机 29 引风 机 30 送风 机 31 一次 风机 32 磨煤 机 33 柴油 发电机 34 柴油 机空压机 35 柴油 机热水循环泵 36 柴油 机热油循环泵 37 仪用 空压机 38 检修 空压机 39 空予 器主电动机 40 空予

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Q/mmD * ** **—200*

器辅电动机 41 空予 器导向轴承油泵 42 空予 器支承轴承油泵 43 空预 器扇形板电机 44 四期 空予器冲洗水泵 45 #1冲 洗水泵 46 扫描 冷却风机 47 液压 关断门电机 48 捞渣 机 49 碎渣 机 50 引风 机冷却风机 51 引风 机润滑油泵 52 引风 机排油烟机 53 送风

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机润滑油泵 一次风机润滑油泵 一次风机排油烟机 给煤机 磨煤机密封风机 磨煤机润滑油泵 磨煤机高压油泵 石子煤总输送机 54 55 56 57 58 59 60

5.2 电动机的运行与维护 5.2.1 送电前的检查。

5.2.1.1 收回各种工作票、工作牌，检修、试验人员离开现场，拆除安全措施，场地清洁无杂物，电动机外表清洁外壳接地良好。

5.2.1.2 接线头，靠背轮罩子上好。 5.2.1.3 盘车无摩擦、制动现象。

5.2.1.4 电动机开关合、跳正常，接头接触良好，启动装置完好，熔断器完好且符合定值要求。 5.2.1.5 绕线式及直流电动机的碳刷、滑环、整流子完好。 5.2.1.6 二次回路完好，保护、信号动作正确。 5.2.1.7 测量马达绝缘合格。

5.2.2 启动试运转时的检查项目。 5.2.2.1 转动方向正确，声音正常。

5.2.2.2 电流、振动值、温度在允许值内。 5.2.2.3 油环带油良好。

5.2.2.4 电动机内无火花和臭焦味。

5.2.2.5 碳刷无冒火、跳动、发热、卡涩、碎裂。 5.2.2.6 电动机联动试验正确。

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5.2.3 电动机操作注意事项。

5.2.3.1 停、送电操作时均应带绝缘手套。 5.2.3.2 停电前确知设备已停止运行。 5.2.3.3 停送电和须与有关人员联系。 5.2.3.4 各设备熔断器选择正确。 5.2.4 电动机启、停注意事项：

5.2.4.1 送电时应先送一次电源，后送合闸电源，再送操作电源；拉电时应先拉操作电源，后拉合闸电源，再拉一次电源。在操作过和中，严禁误碰“起动”按钮。 5.2.4.2 电动机的启、停应由使用电动机的值班员进行。

5.2.4.3 电动机严防带负荷起动，起动时注意电流返回时间与以往比较不可过长，启动后电流不应超过正常值，振动、响声无异常。

5.2.4.4 在正常情况下，电动机允许在冷状态下起动2次，每次间隔时间不得少于5分钟；在热状态下一般起动1次(行车、煤吊、卷扬机除外)。只有在处理事故时，以及起动时间不超过2－3秒钟的电动机，才可以多起动一次，以后则需隔15－30分钟才可起动(视电机温度而定)。 5.2.4.5 正常情况下，热态下的高压电机如要连续启动，其时间间隔职下：

● 200kW以下电机 0.5h ● 200~500kW电机 1h ● 500kW电机 2h

5.2.4.6 电动机正常应在空载下停止，若作备用不拉电源；若不作备用应拉开电源。 5.2.4.7 切断开关后，应注意电机隋走时间。

5.2.4.8 备用设备的电动机联动红灯闪光时，应先复位开关把手再分析联动原因。 5.2.4.9 电动机起动后应检查以下各项：

5.2.4.10 电动机确已转动，且运转情况良好，无异常音响。 5.2.4.11 电流稳定，不超过额定值。 5.2.4.12 振动及轴向窜动不超过规定值。

5.2.4.13 油环转动灵活，机组所带机械部分良好。

5.2.4.14 以磁力起动器或接触器作开关的电动机，应检查开关无异常音响。 5.2.5 电动机起动时如发生以下情况，应立即拉开开关： ——合闸后电动机不转或瞬时转动后即停下。 ——合闸后电动机有异常响声，且转速比平时慢。 ——合闸后电流甚大不返回。

——合闸后电动机冒烟、放电、着火。

5.2.6 电动机停下开关后，有关机组的值班员应进行下列检查：

● 电流表指针到零。 ● 电动机确已停止转动。 ● 电动机内部无音响。

5.2.7 正常维护。

5.2.7.1 正常运行电压允许在-5%－+10%范围内变化，连续运行额定出力不变。

5.2.7.2 电动机电流不得超过额定值，特殊情况下，入口风温低于30℃时，每低于1℃可增加电流1%，但最大电流不超过10%。

5.2.7.3 电动机运行中，相间电压不平衡不得超过额定电压的5%，相间不平衡电流不得超过额定电流的10%。

5.2.7.4 电动机温度允许值，按铭牌规定，无铭牌者按表十四规定：

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表十四 无铭牌电动机温度允许值(周围最大温按35℃计算) 测量部位 静子线圈 静子铁芯 滑 环 轴承轴瓦 滚珠轴承 出口风温 最高允许值(℃) 100 100 105 80 100 75 最大温升(℃) 65 65 70 45 65 40 5.2.7.5 电动机各部位振动不得超过如下规定： 额定转速(转/分) 振 动 值(μM) 3000 60 1500 100 1000 130 750及以下 160 5.2.7.6 电动机转子轴向窜动不得超过2-4毫米。 5.2.7.7 绕线式电动机及直流电动机碳刷应无火花。 5.2.7.8 电动机风扇完好，风道无堵塞，通风良好。 5.2.7.9 电动机出入口风温不超过40℃。 5.2.7.10 电动机的绝缘电阻规定：

a) 摇表电压及绝缘电阻最低值： 电动机种类 6kV马达 380V马达 转 子 回 路 直流动力回路 直流二次回路 摇表电压(V) 2500 1000 500 500或1000 500 最低阻值(MΩ) 6 0.5 0.5 1 1 b) 新投入、检修后，长期停用受潮的电动机，在起动前必须摇测绝缘。 c) 电动机应定期测定绝缘，并将数值记入“电动机绝缘记录本”。 5.2.8 电动机运行中的监视由使用该电动机所带动机械的值班员担任。 5.2.9 电动机运行时，该机组的值班员应：

a) 监视电动机电流不超过允许值，如超过时应报告值长，并根据其指示采取措施。 b) 注意轴承的润滑正常。 c) 注意电动机的音响有无异常。 d) 注意电动机及周围温度。

e) 保持电动机附近清洁无任何杂物，并定期对电动机进行清洁工作。

f) 按现场规定时间记录电动机指示表计、电动机起动和停机的时间及原因，并记录所发现的一切异常现象。

5.2.10 除机组值班人员应进行的外部检查外，重要的厂用电动机也应由电气值班人员每班检查一次。如电气值班人员发现电动机的运行不正常时，只有通过该机组的值班人员和该机组所属部门的班长，才能更改电动机的运行方式。

5.2.11 与电动机电气部分有关的全部维护工作，由电气人员进行，轴承的维护和电动机的外部清洁，由该电动机所带动的机械运行人员负责。

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/qsa3.html