神木腾远煤化工公司

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1、神木腾远煤化工公司陕西神木腾远煤电有限公司企业标准Q/TY 1023.22010电 气 运 行 规 程200101001发布 200101001实施公司规章制度建设办公室 发 布 目 录前 言I30MW 电气运行规程11 总则1系统运行规程21 调度范围的划分22 主系统运行方式23 倒闸操作34 系统事故处理5发电机运行规程91 总则92 设备规范93 发电机运行规定114 发变组启、停及维护165 发电机自动励磁调节系统187 发电机异常运行和事故处理22变压器运行规程301 变压器设备规范302 变压器的正常运行333 变压器分接头344 变压器风冷装置运行355 变压器的投入与维护36

2、6 变压器的异常运行与事故处理38厂用电系统运行规程431 厂用电系统概述432 厂用电系统运行方式433 运行方式变更时应注意的事项434 厂用电系统事故处理445 10kV厂用电快切装置466 380V厂用电BZT装置48UPS系统及保安电源运行规程501UPS装置502 UPS检查内容543 UPS异常运行及事故处理54电动机运行规程631 电动机运行、启停、维护632 电动机的异常运行及事故处理65直流系统运行规程691直流系统概况692直流系统主要技术规范693直流系统操作维护714直流系统异常情况处理72继电保护及自动装置运行规程741 继电保护及自动装置运行规定742 发变组保护

3、753 #1高备变保护784 110kV母线保护装置805 线路保护826 厂用电保护装置847 110kV线路ZCH运行规定85配电装置运行规程861 配电装置技术规范862 母线与刀闸913 开关设备934 电压、电流互感器955 避雷器996 电缆99电气消防规程1011 电气设备消防要求1012电气设备消防措施101附录：103附录1：汽机电动机技术规范103附录2：锅炉电动机技术规范106附录3：电气、化水、综合水泵房电动机技术规范108 前 言本标准依据国家电力公司行业标准电业安全工作规程 DL408-91、国家电力公司行业标准防止电力生产重大事故的二十五项重点要求、陕西电力调度规

4、程、阿城继电器股份有限公司分散控制系统手册进行编制。本标准由公司发电部提出。本标准由公司发电部归口。本标准编制：本标准审核：本标准审定：本标准批准：本标准第一次发布实施，自发布之日起执行。本标准由公司发电部负责解释。 电气运行规程1 总则1.1 本规程编制依据1.1.1国家电力公司行业标准电业安全工作规程 DL408-911.1.2国家电力公司行业标准防止电力生产重大事故的二十五项重点要求1.1.3陕西电力调度规程1.1.4阿城继电器股份有限公司分散控制系统手册进行编制1.1.5E-2001.1-UPS操作手册1.2 下列人员应熟知本规程1.2.1主管生产副总经理，总工程师，生产部正.副经理及

5、相关专职技术人员，发电运行部正、副经理及相关专职技术人员。1.2.2下列人员必须严格执行本规程发电运行部经理、副经理、电气运行专工、值长、电气运行全体人员、全能值班员。1.2.3本规程适用于陕西神木腾远煤化工发电厂有限公司#1机。1.3 本规程修订与执行1.3.1本规程自宣布执行之日起，一切现场命令不得与本规程相抵触。如本规程规定不当与上级有关规定相抵触，可以临时修改，但需要有生产副总经理书面通知。1.3.2本规程每年复审一次，以确认规程是否继续有效，35年进行一次集中修订。如根据现场设备的变更和运行经验的总结，需修订或补充规程内容，应及时对程序进行部分修订。当补充、修订条款达到原规程的20%

6、以上时，发电运行部应该拿出规程修编的清单，对规程进行局部修改或补充，并负责组织人员对规程进行修编，经审批后执行。1.4 工作人员条件1.4.1 新员工需经过体检合格；工作人员必须定期进行体格检查；凡患有不适于担任电业生产工作病症的人员，经医生鉴定和有关部门批准，应调换其它工作。1.4.2 每年对全体电气运行值班人员、全能值班员进行一次规程考试。1.4.3 新员工独立值班前，应进行规程考试，考试应分为两次进行，先由班组出题考试，班组认为已可以独立值班，再由发电运行部考试委员会进行考试，考试不及格者不得独立值班。1.4.4 所有工作人员应学会触电、窒息急救、心肺复苏法，并熟悉有关烧伤、烫伤、外伤、

7、气体中毒等急救常识，掌握电气设备着火的处理办法。1.4.5 工作人员进入现场前，必须严格按照电力安全工作规程规定着装、穿鞋，辫子长发盘在安全帽内，做到自我防范措施有效落实。 系统运行规程1调度范围的划分1.1 地调管辖的设备：#1发电机变压器组，110kV全部设备，并列装置，自动励磁装置。1.2 值长管辖的设备：全厂厂用电设备。2主系统运行方式2.1 主系统运行方式的原则及运行注意事项2.1.1 负荷潮流分布均匀。2.1.2 任一组母线故障或母联误跳，不致使电网解列或瓦解。2.1.3 尽可能有一台变压器中性点接地。2.1.4 双回线应不能同时运行。2.1.5 保证厂用电的可靠性，当工作电源发生

8、故障时，备用电源应能自动投入。2.1.6 要满足继电保护的要求。2.1.7 便于事故处理。2.1.8 主系统运行方式的变更应严格按照地调的命令执行。2.1.9 当主系统运行方式需要变更时，值班人员应及时了解有关继电保护和自动装置的定值和方式是否符合变更后运行方式的要求，否则应及时向地调提出意见并汇报有关领导。2.1.10 运行方式改变的同时，有关继电保护和自动装置的定值和方式需要改变的，应及时汇报地调同意并做相应的改变。2.1.11 110kV母线系统应尽量减少正常的检修工作（特别是雷雨季节），使之保持全接线、全保护运行。2.1.12 禁止设备无保护运行或无保护情况下对设备充电。2.1.13

9、发变组并列和解列前，其主变中性点接地刀闸必须投入，发变组解列前，应注意先将厂用10kV母线段倒至备用电源带。2.2 主系统正常运行方式2.2.1 110kV母线均投入一条母线运行，母联开关应断开。2.2.2 按照地调编制的运行方式，#1、#2发电机变压器组应运行于110kV东母或西母同一条母线上。2.3 主系统特殊运行方式2.3.1 110kV双母线因故采用双母分裂方式运行，即两组母线均投入运行，母联开关断开。2.3.2 110kV双母线虽采用双母并列方式运行，但其中一组母线上并没有电源点与之连接。2.4 110kV系统中性点运行方式2.4.1 110kV系统中性点运行方式应按地调度命令执行。

10、2.4.2 #1高备变110kV侧中性点为经过接地刀闸接地。2.4.3 两台发电机变压器组同时运行时，与#1高备变运行于同一母线上的机组，其主变中性点地刀应断开。2.4.4 当只有一台发电机变压器组运行时，应与#1高备变分别运行在一条母线上，并将其主变中性点地刀断开。2.5 1、2发变组运行方式简介2.5.1 1、2机组为发变组单元接线，两台机组分别经升压变接入厂内110kV母线，110kV出线两回至陈家湾变电站为双回路供电方式。2.5.2 发电机中性点采用不接地方式。2.5.3 发电机引出线与厂用分支线、电压互感器、避雷器以及电抗器（高压侧）等回路采用全连式共相封闭母线。在发电机主回路不设断

11、路器和隔离开关，为便于检修试验，在其出口封闭母线上装设了可拆连接片。2.5.4 发电机励磁系统属静止励磁电源式，由励磁变、可控硅整流装置、微机励磁调节器、灭磁装置、起励装置、过电压保护装置等组成。2.5.5 10kV厂用工作母线系统接线为单母线接线，厂用系统配有厂用电快切装置， #1高备变取自厂内110kV母线，作为机组的启动/备用电源，#1高备变高压侧开关断开备用，联动加入，其低压侧开关投入。3.1 倒闸操作的一般规定3.1.1 110kV系统的倒闸操作应有地调、值长命令方可执行，厂用系统的倒闸操作应由值长下令执行。3.1.2 装有开关的回路，拉、合闸操作必须用开关断开或接通负荷电流，禁止用

12、刀闸拉、合负荷电流。3.1.3 停电拉闸操作必须按照开关、负荷侧刀闸、母线侧刀闸顺序依次操作，送电合闸的顺序与此相反。3.1.4 在拉、合刀闸前，必须确认本回路开关在断开位，其控制保险已取下(倒母线除外)。3.1.5 开关的实际断开、合闸位置，不能只从信号灯和表计的指示来判断，应以开关的实际机构来确定 。3.1.6 倒闸操作，一般应避免在高峰负荷或交接班时进行。操作当中不应进行交接班。只有当操作全部终结或告一段落时，方可进行交接班。3.2 线路操作原则3.2.1 110kV线路停、送电操作原则3.2.1.1 停电操作时，必须先断开关，再依次拉开线路侧刀闸、母线侧刀闸。3.2.1.2 送电操作时

13、，先合母线侧刀闸，再合线路侧刀闸，最后合开关。3.2.1.3 线路开关解备后，将启动失灵保护压板及母差跳该元件压板退出。3.2.1.4 线路开关复备前，按规定将保护投入。3.2.2 110kV线路停电3.2.2.1 按调度令停用线路重合闸。3.2.2.2 断开线路开关。3.2.2.3 依次断开线路侧、母线侧刀闸，校对位置指示。3.2.2.4 将线路开关及两侧刀闸解备。3.2.2.5 退出线路启动失灵压板及母差跳该元件压板。 3.2.3 110kV线路送电3.2.3.1 工作票收回，安全措施拆除，线路具备送电条件。3.2.3.2 合上线路开关直流控制开关。3.2.3.3 线路保护装置正常，保护按

14、规定投入。3.2.3.4 检查线路开关在“断开”位，开关外部无异常，具备投运条件。3.2.3.5 依次合上母线侧、线路侧刀闸，校对位置指示。3.2.3.6 检同期合上线路开关。3.2.3.7 按调度要求投入重合闸。3.3 110kV母线电压切换装置的使用原则3.3.1 电压切换装置两侧的东、西母线PT二次电压相序正确。3.3.2 东、西母线经母联开关并列运行。3.3.3 一组母线PT停电经电压切换装置串带时，运行时间不得超过24小时。3.4 110kV系统倒母线的操作原则3.4.1 母线倒闸操作中，为防止母联开关跳闸，在倒闸操作前，应断开母联开关的控制电源。3.4.2 倒母线过程中，如出现母差

15、保护闭锁信号，或刀闸位置异常信号，应停止操作，检查刀闸的辅助接点是否转换好，否则应强制保护装置刀闸状态与实际一致，并通知检修处理。3.4.3 在拉、合母线隔离开关的过程中，如可能发生较大火花时，应依次先合靠母联开关最近的母线隔离开关，断开顺序与此相反。尽量减小操作母线隔离开关时的电位差。 3.4.4 断开母联断路器前，母联断路器的电流指示应接近为零，同时各隔离开关的辅助触点位置指示应切换正常。3.4.5 母联断路器不能使用时，可用母线隔离开关断开空载母线，但母线送电时，严禁用母线隔离开关充电。3.4.6 用母联断路器向另一组母线充电时，应投入母联断路器的充电保护，对母线充电正常后应退出母联断路

16、器的充电保护。3.4.7 在倒闸操作前后，必须认真核对开关、刀闸的位置，确认无误后方可继续操作。3.4.8 母线或线路停电检修时，必须将其电压互感器二次侧开关或保险断开。3.5 110kV母线倒母线运行3.5.1 按尽量减少母联电流的原则，选定倒闸先后顺序。3.5.2 投入母差保护单母运行压板。3.5.3 断开母联开关直流控制开关。3.5.4 检查母联开关在合闸位。3.5.5 依次合上110kV东（西）母线上各线路和变压器的东（西）刀闸，检查刀闸已合好，校对位置指示。3.5.6 依次断开110kV西、（东）母线上各线路和变压器的西、（东）刀闸，检查刀闸已断开，校对位置指示。3.5.7 若不按3

17、.5.53.5.6规定操作，也可采取对一个出线单元先合上东（西）刀闸，然后断开其西、（东）刀闸的方法，对其余出线单元逐一操作。 3.5.8 合上母联开关直流控制开关。3.5.9 查母联电流为零，断开母联开关。3.5.10 断开母联开关直流控制开关。3.5.11 投入母差保护单母运行压板。3.5.12 断开母联开关两侧刀闸，校对位置指示。3.5.13 将停电母线的电压互感器解备。3.6 110kV东（西）母线送电，由单母线转双母线运行3.6.1 母线工作票已终结，安全措施已拆除，具备投运条件。3.6.2 将东（西）母线的电压互感器恢复备用。3.6.3 检查母联开关在“断开”位，开关外部无异常，具

18、备投运条件。3.6.4 合上母联开关直流控制开关。3.6.5 合上母联开关两侧刀闸，校对位置指示正确。3.6.6 投入母联充电保护。3.6.7 合上母联开关，查充电正常。3.6.8 退出母联充电保护压板，投入母差保护单母运行压板。3.6.9 断开母联开关直流控制开关。3.6.10 根据调度和运行方式的要求，依次合上110kV东（西）母线上各线路和变压器的东（西）刀闸，校对位置指示。3.6.11 合上母联开关直流控制开关。3.6.12 退出母差保护单母运行压板。3.6.13 检查110kV系统运行正常。3.7 110KV母线分裂运行3.7.1 查母联电流最小。3.7.2 断开母联开关。3.7.3

19、 投入母差保护分裂运行压板。3.7.4 断开母联开关两侧刀闸，校对位置指示。3.8 母联开关检修，元件刀闸过热的操作原则3.8.1 将停电的一条母线复备，选择一条联络线停电解备，将该联络线复备于备用母线上。3.8.2 退出母差保护的所有跳闸出口压板，所停的联络线出口压板不退，联络线对停电母线充电正常后断开，投入所退的母差保护跳闸出口压板。3.8.3 合上联络线运行母线侧刀闸对备用母线再次充电。3.8.4 将所有元件倒至充电后的母线上，最后断开联络线原运行母线侧刀闸使母线停电。3.8.5 检同期合上停用的联络线开关。4 系统事故处理4.1 事故处理的原则4.1.1 迅速限制事故的发展，消除事故的

20、根源及解除对人身和设备的威胁。4.1.2 尽一切可能保证或立即恢复厂用电。4.1.3 用一切可能的方法保持其它正常设备继续运行，以保证对用户的正常供电。4.1.4 尽快对已停电的用户恢复供电。4.1.5 调整系统运行方式使其恢复正常。4.2 事故处理的注意事项4.2.1 发生事故时值班人员必须坚守自己的工作岗位，尽量保持正常设备的继续运行，迅速而正确地执行上级人员命令。4.2.2 值班人员在接到处理事故的命令时，必须向发令者重复一次，发令者确认无误后方可执行。命令执行后，要立即报告发令者。（电话联系时应首先互报姓名）4.2.3 事故发生时，应根据表计，保护及自动装置的动作情况，全面分析，正确判

21、断和处理，要防止事故扩大，严防误操作和非同期并列。并及时通知有关人员到现场。4.2.4 事故处理的过程中应及时正确将处理情况报告上级领导。 4.2.5 对上级发布的命令，如果认为不正确或有疑问时应及时提出，如对方坚持自己的命令时则应立即执行。如执行命令会直接威胁人身和设备安全时应拒绝执行，并将理由报告上级领导。4.2.6 事故发生的时间及处理过程应详细做好记录，及时组织事故分析，并写出事故报告。4.2.7 地调调度的设备发生事故或异常，运行人员应立即向省调报告以下内容：4.2.7.1 开关跳闸情况。4.2.7.2 保护及自动装置动作情况。4.2.7.3 事故主要象征及起因，系统是否振荡，潮流、

22、频率、母线电压变化情况，主要设备有无损坏，主机运行是否正常，设备有无过载和超稳定极限。4.3 频率异常4.3.1 系统频率超出500.2Hz为异常状态，延续时间超过30分钟以上构成事故，超出500.5Hz延续时间超出15分钟以上也构成事故。4.3.2 当频率低于49.5Hz应不待地调命令，立即增加发电机有功出力至额定,使频率恢复到49.5Hz以上同时报告省调。4.3.3 当频率高于50.5Hz应不待地调命令，立即降低发电机有功出力至最低，使频率恢复到50.5Hz以下同时报告省调。4.3.4 如果由于增加或降低有功出力而引起联络线过负荷或达到稳定极限值，应停止调整，并立即报告调度。4.4 电压异

23、常4.4.1 110kV母线电压允许变化范围为121kV5%,超出该范围延续2小时构成事故。超出范围的10%且延续1小时以上构成事故。4.4.2 正常按地调给定的无功曲线进行监视和调整系统电压，当系统电压超出无功曲线范围时，应根据曲线要求及时调整无功出力，使电压恢复到正常范围以内，若无功出力已降至最低电压仍不能恢复正常时，立即报告省调处理，必要时可降低部分有功出力（频率合格情况下），以增加无功出力，或利用发电机的过负荷能力，但必须严格遵守规定的过负荷时间。4.4.3 10kV系统电压允许变化范围为10.5kV5，380V系统电压允许变化范围为380V5。4.4.4 AVC应保证可靠投入，有异常

24、退出时应做好记录、登记缺陷备查，并督促消缺后投运。4.5 系统振荡事故处理4.5.1 发电机单机振荡现象：4.5.1.1 发电机有功、无功指示剧烈变化。4.5.1.2 定子电流三相指示同时剧烈变化，通常超过正常值，定子电压指示偏低并剧烈变化。4.5.1.3 转子电流指示在正常值附近摆动。4.5.1.4 机组发出与指示摆动合拍的鸣声。4.5.1.5 强励可能间歇动作。4.5.2 发电机单机振荡处理：4.5.2.1 迅速减少有功负荷，不得干预自动励磁调节装置的运行，已使发电机拉入同步。4.5.2.2 若经2min后调整不能恢复，请示值长解列停机并及时调整频率、电压以便重新并列。4.5.2.3 若发

25、电机组因并列不当或失磁引起失步，经1min不能拉入同步，应立即解列发电机组。4.5.2.4 单机振荡时，厂用电严禁采用并列切换，必须采用串联切换或失压联动。4.5.3 系统振荡现象：4.5.3.1 线路、发电机、变压器的电压表、电流表和功率表，有周期的剧烈摆动。4.5.3.2 发电机、变压器并发出有节奏的鸣声。4.5.3.3 振荡中心电压摆动最大，有周期的降到接近零。4.5.3.4 失去同期的部分与系统有频率差，且略有摆动。4.5.4 系统发生同步振荡时，处理原则：4.5.4.1 当系统发生同步振荡时，可不待调度指令立即增加发电机励磁提高电压，但不得危及设备安全。4.5.4.2 如果是线路重载

26、引起，可联系地调降低送端电厂出力，增加受端出力，提高线路两端电压，直至振荡平息。4.5.4.3 尽快查找振荡源，去除振荡源。4.5.5 系统发生异步振荡，处理原则：4.5.5.1 当系统发生异步振荡时，无论周波升高或降低,值班人员均应增加发电机励磁，尽量提高系统电压,但不得危及设备安全,一般不必人为调整。4.5.5.2 当本厂频率降低时，应不待调度指令，增加机组的有功出力至最大值，直至振荡消除。4.5.5.3 当本厂频率升高时，应不待调度指令减少机组有功出力以降低频率，但不得使频率低于49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。4.5.5.4 系统发生振荡时，在未得到值班调度员的允许，不得将发电

27、机从系统中解列。4.5.5.5 若由于机组失磁而引起系统振荡，可不待调度指令立即将失磁机组解列。4.5.5.6若系统振荡超过三分钟经采取上述措施后仍未消除时，应迅速按规定的解列点解列。 解列点选择按下列原则： 1) 解列之后应使振荡的两部分脱离。 2) 解列后的两部分功率尽可能平衡。 3) 解列点有并列装置。4.6 母线故障4.6.1 母线失压处理原则：4.6.1.1 当母线失压后应立即断开失压母线上未跳闸的开关，并将跳闸开关操作把手复位，迅速恢复受到影响的厂用电，报告值长。4.6.1.2 迅速查明保护动作情况。4.6.1.3 立即到现场查明故障点，隔离故障点后，向故障母线试送电或零起升压。4

28、.6.1.4 若故障母线不能立即恢复，应将该母线负荷倒至另一母线运行。4.6.1.5 若母线差动保护动作，但经检查未发现有明显的短路现象，可在采取第1条措施后，立即试送电，但对拒动的开关应做检查，试验后才能送电。4.6.1.6 在对母线试送电或零起升压之前，必须通知一切人员离开。4.6.1.7 母线电压恢复后，按调度要求尽快对已停电用户送电。4.6.2 110kV母线故障（母差保护投入）4.6.2.1 现象：1) 系统冲击，变电站方向有强烈的爆炸声及短路弧光等事故现象。2) 故障母线上的所有开关及母联开关跳闸。3) 发电机强励动作。4) 故障母线电压为零，跳闸线路电流表、负荷表指示到零。4.6

29、.2.2 处理：1) 检查110kV母线保护动作情况。2) 复位各跳闸开关，若故障母线上有未跳闸的开关，应迅速将其断开。3) 立即到现场检查故障点，并隔离故障点。4) 故障点隔离后，向母线试送电或零起升压，故障母线电压恢复后，按调度要求对已停电的用户尽快送电。5) 若故障母线暂时不能恢复，应立即将该母线负荷倒至另一母线运行。4.6.3 110kV母线故障（母联开关拒动）4.6.3.1 现象：1)变电站方向有强烈的爆炸声及短路弧光等事故现象。2)有母差保护及母联开关失灵保护动作信号。3)母线上开关均跳闸。4)母线失压，所有表计指示为零。4.6.3.2 处理：1)立即手动断开母联开关一次。2)按发

30、电机运行规程的有关规定调整、监视已解列之发电机运行参数，维持其运行以便及时并网。3)迅速将母联开关打跳，对110kV变电站失压母线系统进行全面检查、确认发生短路故障母线。4)立即用电源线路向非故障母线充电正常。5)将双母线上所连接之发变组、高备变、线路等完好元件迅速恢复运行至已充电的非故障母线上。6)将故障母线及母联开关解除备用并做安措。7)通知维修人员处理母联开关拒动、消除母线故障，尽快恢复系统的正常运行方式。4.7 110kV线路跳闸处理：4.7.1 线路跳闸现象：4.7.1.1 故障线路出保护动作、线路跳闸信号，线路自动重合闸装置(ZCH)可能动作信号4.7.1.2 故障线路有功、无功、

31、电流指示为零，或一相电流为零。4.7.1.3 线路故障录波器启动。4.7.1.4 非故障线路潮流可能增大。4.7.2 线路跳闸处理：4.7.2.1 检查线路自动重合闸动作情况。4.7.2.2 检查线路保护动作情况。4.7.2.3 若线路重合闸动作成功、线路恢复正常运行，将保护动作情况汇报调度，并检查线路开关有无异常。4.7.2.4 若重合闸动作不成功（或强送后又跳闸时），值班人员应立即对110kV出线开关设备进行全面检查，将保护动作及自动重合闸动作情况汇报调度，了解跳闸原因，并按调度的命令处理。4.7.2.5线路开关三相跳闸，重合闸未动作，应首先检查线路有无电压，如有电压，不待调度命令立即检查

32、同期后合闸，否则汇报调度并按调度的命令处理。4.7.2.6若经保护人员检查确认系保护误动，在线路另一套保护正常投运的情况下，将该套之误动保护停用，并立即进行同期并列。4.8 孤立网运行4.8.1 由于电网原因，解列为若干个区域系统，我厂110kV系统运行于其中一个区域系统的处理：4.8.1.1 立即调整运行机组出力，与负荷相平衡，使周波保持在500.5Hz。4.8.1.2 告炉投油助燃，并通知机炉不得启动高压电机。4.8.1.3 向调度汇报，要求稳定地区负荷，按调度命令执行。4.8.2 我公司110kV系统与电网解列，孤立网运行的处理：4.8.2.1 立即调整机组出力使周波保持在500.5Hz

33、，电压22010kV以内。4.8.2.2 告炉调整燃烧，通知机炉尽量不启动高压电机。4.8.2.3 向调度汇报，要求稳定地区负荷。4.8.2.4 若线路保护动作开关三相跳闸，则按本规程4.7.2 中的有关规定处理。线路有电压时（或另一线路可用时立即将其投运），立即检同期将我厂重新并入电网，否则汇报调度并按调度的指令处理,尽快恢复联络线运行。4.8.2.5 若陈家湾变电站110kV系统故障，造成我公司孤立网联络线运行，立即汇报调度要求陈家湾变电站立即将联络线并列至另一完好母线上，恢复我厂与电网的联系，否则按调度的指令执行。4.8.2.6 若由于我公司110kV系统双母失压原因，按4.6.3处理。

34、 发电机运行规程1总则1.1 发电机的正常启动并列、解列停机及运行方式的改变等，应按值长的命令由有操作权的值班人员进行。在事故情况下，值班人员有权按本规程规定进行操作，但事后必须立即报告值长。1.2 新安装和大小修后的发电机，值班人员应参加分段验收，并做好记录。1.3 新安装和大小修后的发电机验收时，值班人员还必须向安装、检修、试验人员索取厂家规定的试验记录，并验证符合规定，机组可以投入运行，同时做好记录。1.4 值班人员班中应对发电机本体及附属设备应进行全面检查，发现异常情况，及时汇报。1.5 值班人员应经常对发电机运行情况进行分析，做好运行记录和事故预想。2 设备规范2.1 发电机设备规范

35、(见表1)表1 发电机设备规范型号 QF-30-2定子绕组直流电阻（75）R1（75）0.0055允许值2%额定容量37.5MVA转子绕组直流电阻（75）R2（75）0.415允许值5%额定有功30MW定子铜耗（75）QCu1975069.52KW最大连续输出功率MW转子铜耗（75）QCu2975079.61KW额 定 电 压10500V励磁损耗额定定子电流2062A定子铁损QFe102.48KW功率因数0.8 (滞后)机械损耗QR279. 1KW额定励磁电压UfN193.5V杂损耗Qd055.31KW额定励磁电流IfN391.6A总损耗Q696.36KW空载励磁电流If0138.86A定子铁

36、芯温升36.9K允许值80空载励磁电压UF048.5V定子绕组温升62.2K允许值80三相稳态短路电流为额定电流时的励磁电流IfK276.6A转子绕组温升76.4K允许值90定子绕组总漏抗（标么值）Xe11.23%电话谐波因数THF标准1.5%直轴同步电抗（标么值）Xd223.33%相数3直轴瞬态电抗（标么值）Xd22.86%转速3000 rpm直轴超瞬态电抗（标么值）X“”d13.37%极数2负序电抗（标么值）X216.75%频率50 Hz零序电抗（标么值）X08.913%效率97.73%（设计值）直轴瞬态开路时间常数Td012.73S定子接线Y直轴瞬态短路时间常数Td31.303S定子出线

37、数6直轴瞬态开路时间常数T“”d30.1629S定子绝缘等级F级定子绕组耐压试验22000V标准2uN+1000转子绝缘等级F级转子绕组耐压试验1936V标准10UfN制造厂武汉汽轮发电机厂线电压波形正弦性畸变率Ku标准5%2.2 励磁变设备规范(见表2)表2 励磁变设备规范型号ZSC-250/10.5额定电流13.75/412.4A相数3联结组别YD11额定容量250kVA额定频率50Hz电压10500/350V制造商苏州金山门变压器有限公司绝缘等级F冷却方式AN阻抗电压UK=5.6%温升限制100K使用条件户内制造商苏州金山门变压器有限公司2.3 励磁调节器设备规范（见表3）表3 励磁调节

38、器设备规范3 发电机运行规定3.1 发电机各部允许温度（见表6） 表6 发电机各部允许温度发电机部件名称冷却空气温度为+40时的允许温限值温度测量方法定子绕组温升限值不得超过80K埋置电阻元件测量转子绕组温升限值不得超过90K电阻法定子铁芯温升限值不得超过80K埋置电阻元件测量轴承回油温度不得超过65温度计法轴瓦的温度不得超过80注：1、最高温升=最高温度冷却空气温度；2、#1、2机静子线圈测温点为16点，静子铁芯测温点为712点，电气人员每小时记录一次最高点。3、t=（U5）k235 I注:t转子温度，k转子温度系数，#1机k=，#2机k=U转子电压（V）I转子电流。在发电机大修后，若转子线

39、圈电阻有变化时，应对以上公式中K进行修正。3.1.1 发电机转子温度按下式记算：T2=(235+T1)R2/R1-235T2转子绕组的热态温度 T1转子绕组的冷态温度 （#1机18、#2机28）R1相应于T1时的冷态直流电阻 （#1机0.0055）R2相应于T2时的热态直流电阻 注：绕组的电阻应用0.2级的电压表和电流表来测量。3.2 发电机冷却系统的有关规定3.2.1 冷却方式发电机冷却方式为直接空冷，即定子线圈及引线、转子绕组、定、转子铁芯及构件采用空气表面直接冷却，发电机采用二进三出封闭循环径向通风系统，热空气由空气冷却器冷却后由安装在转子两端的风扇吸入，出风再有空气冷却器冷却，然后再通

40、入发电机内进行循环，定子铁心沿轴向长度共分五个风区，二个进风区，三个出风区，冷却空气额定入口温度为40。3.2.2 发电机空气冷却系统的规定发电机额定进口风温为40，运行中最好不低于20，以防电机结露。最高不得超过55，两端进口风温差不得超过3，进出口风温差不得超过2530，主要与以往同条件下（同负荷、同进口风温）相比较，不应过大，否则说明冷却系统或发电机内部有问题，应查明消除。3.2.3发电机进口风温较额定值增减时，允许静子电流相应的变化，具体数据如下：注：（1）入口风温超过40时，应减负荷。（2）入口风温超过55时，不允许运行。（3）入口风温低于30时，静子电流不允许增加。3.3 发电机绝

41、缘电阻值规定3.3.1 发电机停机解备后应测量绝缘电阻，停机时间超过7天或一次回路进行过检修工作，启动前应测量发电机绝缘电阻；发电机检修后,开机前，停机后必须测发电机静子线圈及全部励磁回路的绝缘,若停机时间不超过4小时，且无进行检修时，无特殊情况，可以不测量。；。3.3.2 测量定子绕组绝缘电阻时，确认发电机主油开关、母线侧隔离开关及PT刀闸均在断开位置，PT两侧保险已取下时，可测发电机静子线圈和全部励磁回路及PT绝缘。3.3.3 发电机定子绕组绝缘电阻应采用2500V摇表测量。 3.3.4 发电机定子绝缘电阻值不得低于1M/kV，不小于前次测定值的1/31/5，否则应查明原因。3.3.5 定

42、子绝缘电阻吸收比，R60”/R15”之值应大于1.3，否则应对其进行干燥处理。3.3.6 发电机转子绝缘电阻用500V摇表测定，当温度在1030范围内，其值应不低于0.5M。3.3.8励磁柜直流回路绝缘电阻用1000V摇表测定，励磁二次回路绝缘电阻用500V摇表测量，其值不低于1M。各油管轴瓦的绝缘电阻及轴承座用1000V摇表测定,其值不低于1M。3.3.9励磁变绝缘电阻用2500V摇表测量，一般情况下高压侧对低压侧及地不低于100M，低压侧对地不低于100M，最低不低于1M/kV，变压器受潮发生凝露现象则不论其绝缘如何，在对其进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。3.4 发电机电压和频

43、率的变化范围 3.4.1 发电机定子电压高于额定电压的1.1倍时，应降低发电机无功负荷，调整电压至允许范围内。3.4.2发电机在额定功率因数下，电压偏离额定值5%范围，频率偏离额定值2%，可以连续以额定功率运行。如果电压升高同时频率降低可导致发电机和变压器过磁通量并导致转子绕组过热；电压降低同时频率升高工况可导致发电机旋转部件的机械应力增大；因此在运行中应限制这两种工况运行。3.5发电机在不同功率因数下的运行规定发电机的功率因数额定值为0.8，功率因数在0.8（滞后）一0.95（超前）之间变化时，发电机可以额定功率连续运行，在更低的滞后功率因数运行时，应注意转子电流不超过额定值。在更低的超前功

44、率因数下运行时，发电机受静态稳定和定子端部发热的限制，因此要降低功率运行。3.6 发电机接带负荷的规定3.6.1 发电机并网后，有功负荷的增加速度决定于汽轮机，但不得超过每分钟35额定负荷。3.6.2 发电机无功负荷的增长及变化速度不应超过每分钟35额定负荷。3.6.3 当发电机有功负荷与无功负荷同时增长时， 无功负荷的增长及变化速度不应高于有功负荷的变化速度。3.6.4 发电机有功功率增至10MW时，厂用电可由备用电源切至工作电源运行。3.6.5 加负荷时，必须监视发电机铁芯和线圈温度以及电刷和励磁装置的工作情况。3.7 发电机短时过负荷规定3.7.1 发电机在系统故障状态下，为了避免破坏电

45、网系统的静态稳定，允许其短时过负荷运行，但此时、定子电压均应为额定值, 过负荷运行中应严密监视定、转子线圈温度不得超过允许值。3.7.2 定子绕组能承受表9规定的短时过电流运行，不产生有害变形及接头开焊等情况。这种运行工况，每年不超过2次，时间间隔不少于30min。3.8 发电机负序过负荷规定3.8.1 发电机运行负荷不平衡时，如果持续负序电流不超过额定电流的10%，且每相电流不得大于额定值（IN），其负序电流（I2）与额定电流之比（I2 IN）0.1时，允许发电机在此状态下长期运行。3.8.2 在极短时间内，发电机能承受事故不平衡负荷，为了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

46、和烧损，必须严格控制事故不平衡负荷及其时间。即（I2 IN）2t15。3.9 发电机轴承振动规定3.9.1 发电机各轴承座振动双幅值不超过25m时，允许发电机长期运行。3.9.2 发电机各轴承座振动双幅值超过25m时，且经过技术论证无法使其低于规定值时，允许发电机在轴承座振动双幅值不超过63m的情况下长期运行。但必须采取措施在30天内使其降至允许值以下。3.9.3 在机组稳定运行过程中，如果某个轴承轴承座振动双幅值在原有稳定状态下，突然增大20m时，应迅速停机处理。轴承座振动限值（单位：m峰-峰值）范围转速(rmin)1500180030003600A50422521B1281076453C3

47、24270162135注：1、范围A：振动数值在此范围的设备可以认为是良好的，并可以不加限制的运行。2、范围B：振动数值在此范围内的设备可以接受长期运行。3、范围C：振动数值落入此范围内，开始报警，提请注意安排维修。4、振动数值超出范围C时，应当立即停机。3.10 发电机进相运行规定3.10.1 发电机进相运行必须经调度下令,且进相深度应严格按照电力试验所核准的允许深度。3.10.2 发电机在任何有功负荷状态下进相运行，功率因数都不能低于0.95（进相）。3.10.3 在发电机进相运行期间，10kV厂用母线电压不能低于9.5kV，否则停止继续降低无功负荷。3.10.4 在发电机进相运行期间，发

48、电机定子电压、定子电流不能超过运行限额，否则停止继续降低无功负荷。3.10.5 在发电机进相运行期间，应注意监视发电机各部分温度、温升不能超过运行限额，否则立即停止进相运行。3.10.6 当机组运行不稳定时，应立即将发电机拉回至迟相运行状态，并汇报值长。3.11 发电机运行中的监视、检查与维护3.11.1 发电机检查项目：3.11.1.1 发电机声音正常，无强烈振动。自动励磁装置运行正常。3.11.1.2 发电机各部温度正常，无局部过热现象，各部温升在允许范围内。3.11.1.3 本体各结合缝处应严密，各部螺丝紧固无漏风、漏油现象。3.11.1.4 发电机系统的电流、电压互感器无异常声音及放电

49、现象，电流互感器无开路、电压互感器无短路现象。3.11.1.5 发电机冷却系统运行正常，各部分温度在允许范围内。3.11.1.6 检查封闭母线无局部放电及过热现象，外壳温度不超过50。3.11.1.7 查发电机各部位消防器材的布置符合消防要求，各处照明充足。3.11.2 滑环检查项目：3.11.2.1 滑环表面光洁，无变色、过热及电蚀现象，其温度应不大于120。3.11.2.2 滑环与碳刷接触良好，碳刷不过热，无冒火、卡住、跳动、破碎过短等现象。3.11.2.3 碳刷在刷握内无晃动或卡涩情况，弹簧压力正常。3.11.2.4 刷握与刷架良好，刷辫无过热变色现象，且与碳刷、刷握连接良好。3.11.

50、2.5 查刷握、刷架各部清洁，无油污、积粉现象。3.11.3 励磁系统检查项目:3.11.3.1 检查励磁变各接线头牢固无过热、线圈无变形、变色现象，励磁变内部无积灰。3.11.3.2 励磁变基础应牢固地基无下沉、滚轮有可靠制动装置。3.11.3.3 励磁变的冷却装置良好、风机运行正常, 温控器温度指示正常。3.11.3.4 励磁变的声音正常、无增大或异音。3.11.3.5 励磁间门锁完好、屋顶有无漏水和有无漏汽情况。3.11.3.6 微机励磁屏、功率整流屏、灭磁屏各表计及灯光信号正常，屏内各设备运行正常，无杂音、发热情况，无告警信号，各整流柜电流均衡。3.11.3.7 功率柜内冷却风扇运行正

51、常，柜内通风良好，电机方向正确，励磁间环境温度不高于25。3.11.4 正常运行中的维护:3.11.4.1 运行中的滑环和碳刷应定期检查和维护，运行中的滑环上的工作由检修人员或有经验的运行人进行，工作中应遵守安全规程的有关规定。4 发变组启、停及维护4.1 发电机投运前的检查及有关规定4.1.1 查发变组、励磁系统的检修工作已全部结束，工作票收回，安全措施已全部拆除，常设遮拦及标示牌均已恢复，并有维护人员可以投运的书面交待。 4.1.2 检查发变组、电流互感器、电压互感器、封闭母线、励磁系统及避雷器各部清洁，无杂物、无积水现象。4.1.3 检查发变组一、二次回路接线牢固正确，无松动、脱落现象。

52、4.1.4 检查发电机外壳，封闭母线外壳，发电机出口电压互感器柜，励磁变外罩，主变外壳，电抗器，发电机出口避雷器柜，接地线牢固，无断线、松动现象，各绝缘点无破损，清洁干燥。4.1.5 检查发电机励磁碳刷、大轴接地碳刷接触良好，无破损、松动、卡涩现象。4.1.6 检查主变、绝缘套管油位正常，无渗漏油现象。4.1.7 检查发变组系统无报警信号，发电机各部温度与所处状态相对应。4.1.8 检查发变组出口开关SF6压力正常，开关弹簧储能正常。4.1.9 发电机灭火器材充足。4.2 滑环、碳刷投运前的检查4.2.1 机构无油污、碳粉及其它有机物或导电材料。4.2.2 滑环表面光洁，无电蚀痕迹。4.2.3

53、 各碳刷完整，刷辫无过热烧坏痕迹，刷架无歪斜，刷握中心线正对滑环中心。4.2.4 碳刷在刷握内活动自如，且与滑环全部接触，压力适当。4.2.5 刷握内碳刷长度1.5cm。4.3 发变组启动前的试验4.3.1 发电机A、B、C级检修后应做发变组出口开关、发电机灭磁开关及厂用工作分支开关分、合闸试验。4.3.2 发变组二次回路或保护回路有工作时，应做保护传动试验。4.3.3 机、炉、电大联锁试验。4.3.4 发电机A级检修后，应做空载和短路试验。4.3.5 主变冷却器运转试验，联锁试验。4.3.6 发变组同期回路有工作时，应做假同期试验。4.4 发电机启动前的操作4.4.1 检查所有工作已结束，发

54、变组出口开关、灭磁开关、电抗器分支高、低压开关在断开，测量发变组各部绝缘合格。4.4.2 合上发变组保护柜电源开关，检查并投入发变组各保护压板、跳闸出口压板。4.4.3 推上变压器中地刀闸，检查合好。4.4.4 送上发电机出口1YH、2YH、3YH各相小车一次保险，将小车推至工作位置，装上1YH、2YH、3YH二次保险，验电正常。4.4.5 恢复发电机励磁系统4.4.5.1 推上发电机整流柜交、直流侧刀闸，检查合好。4.4.5.2 合上发电机整流柜风机电源开关。4.4.5.3 投发电机励磁调节器“手动逆变”把手于“逆变”位置，送上发电机励磁调节器交、直流电源，检查励磁调节器无异常后，投“起励方

55、式”选择开关于“自动”位置，投管理机为“远方”操作。4.4.5.4 送上发电机灭磁开关动力、操作保险。4.4.5.5 送上发电机起励保险。4.4.6 分别将电抗器小车推至工作位置，送上小车二次插头装上合闸保险，验电正常。4.4.7 推上主变中性点接地刀闸，检查合好。4.4.8 恢复发变组110KV开关东（西）刀闸，送上发变组出口开关控制电源4.4.9 送上发电机同期装置电源。4.4.10 当汽轮机升速至1500rpm时,检查发电机碳刷无跳动、卡涩现象。4.5 发电机升压、并列操作4.5.1 接值长令，发电机准备并列。4.5.2 选择发电机励磁方式为“AVR”。4.5.3 选择发电机起励方式为“

56、自动”。4.5.4 点击发电机“开机令”按钮，灭磁开关合闸，整流柜风机自动启动，发电机电压升至额定值。4.5.5 查发电机静子、转子绝缘良好。4.5.6 核对发电机空载值正确。4.5.7 联系汽机投入DEH“自动同期”。4.5.8 投入发电机自动同期装置。4.5.9 检查发变组出口开关红灯闪光，查发电机无负序电流，复位开关。 4.5.10 退出发电机自动同期装置。4.5.11 带发电机带有功、无功适当。4.5.12 检查主变冷却器运行正常，根据运行方式决定主变中性点接地刀闸是否切换。4.5.13 将10kV工作电源开关恢复备用,待机组负荷至10MW以上稳定后,倒换厂用系统。4.6 发电机准同期

57、并列条件4.6.1 发电机电压与系统电压相近，电压差在5%额定电压以内。4.6.2 发电机频率与系统频率相近，频率差在0.2Hz以内4.6.3 发电机相序与系统相序一致，相位差不超过10-15O。 4.7 发电机停运4.7.1 发电机解列前，有功负荷降至10MW时，应将10kV厂用电由高厂变切换至#1高备变。4.7.2 发电机解列前应将主变中性点接地刀闸合上。4.7.3 降发电机有功到零、无功到零，断开发变组出口开关、灭磁开关。4.7.4 主开关断开后，检查三相静子电流到零，点击“停机令”逆变灭磁后，断开灭磁开关。4.8 发变组解列后的操作、检查4.8.1 断开发电机出口开关操作电源，拉开发变

58、组110kV侧隔离开关，并断开其动力电源。4.8.2 将电抗器两侧开关解备。4.8.3 取下灭磁开关操作、动力保险，拉开整流柜交、直流侧刀闸，断开励磁调节器交、直流回路电源。4.8.4 将发电机出口1YH、2YH、3YH解备。4.8.5 拉开主变中性点接地刀闸，测量发电机绝缘合格。4.8.6 发电机停机期间，机组厂房内温度如果低于5时，应设法采取保温措施使厂房温度高于允许值，4.8.9 发变组与系统解列后备用期间，应拉开并列点开关的刀闸，并将电抗器高、低压侧开关解备，使其与厂用电系统有明显的断开点，励磁系统不需解备。4.9发电机紧急停运的规定4.9.1 发电机冒烟、着火或发生爆炸。4.9.2

59、发电机内有摩擦、撞击声。4.9.3 发电机无保护运行（直流系统瞬时选接地、直流保险熔断或接触不良等能立即恢复者除外）。4.9.4 发电机励磁回路两点接地，励磁电流增大，发电机转子振动，保护拒动。4.9.5 发电机内大量漏水，并伴有定子接地现象。4.9.6 发电机主开关内外发生短路，发电机保护拒动，定子电流超过最大值，电压剧烈降低经10S不返回。4.9.7 发电机温度超过规定值。4.9.8 汽轮机打闸，逆功率保护拒动。4.9.9 发电机定子绕组线棒温差达14。4.9.10 任一定子槽内层间测温元件温度超过90或绕组出水温度高于85。4.9.11 发生直接威胁人身安全的情况。4.10 发电机请示停机的规定4.10.1 发电机无主保护运行超过30分钟（因工作需要短时停一套保护并能很快恢复，且有具体安全措施者除外）。4.10.2 发电机进口风温超过40，出口风温超过75，经采取措施无效；4.10.3 发电机定子一点接地，经确认不是YH保险熔断，且外部检查没有明显的接地点5 发电机自动励磁调节系统5.1 概述5.1.1 发电机励磁调节器装置采用的是北京科电