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燃气蒸汽联合循环电站机组电气运行规程1.概述102.发电机部分122.1.燃机发电机122.1.1.燃气轮发电机组设备规范122.1.2.机组启动总则152.1.3.发电机状态规定172.1.4.机组启动前的检查182.1.5.发电机系统检查192.1.6.SFC系统运行212.1.7.励磁系统的运行232.1.8.发电机升压及并网242.1.9.机组正常运行与维护252.1.10.发电机与系统解列312.2.汽轮发电机322.2.1.汽轮发电机规范332.2.2.机组启动总则352.2.3.机组启动前的检查362.2.4.发电机系统检查382.2.5.发电机恢复备用402.2.6.发电机升压及并网412.2.7.机组运行主要参数44
12.2.8.发电机的正常运行、监督与维护462.2.9.发电机停机保养512.3.事故处理总则522.3.1.发电机事故处理总则522.3.2.发电机的异常运行、故障及事故处理532.3.3.典型事故处理633.变压器部分693.1.变压器概述693.2.变压器规范693.3.变压器投运规定723.3.1.变压器的绝缘规定723.3.2.投行前检查733.4.变压器运行中的规定753.4.1.一般规定753.4.2.变压器过负荷运行规定753.4.3.变压器并列运行规定783.4.4.变压器中性点运行规定783.4.5.变压器冷却系统运行规定793.4.6.变压器调压装置运行规定803.4.7.灭火装置813.4.8.变压器正常运行中的检查833.5.变压器的事故处理854.电动机部分904.1.电动机设备规范90
24.1.1.6kv主要电动机技术规范904.1.2.380V主要电动机技术规范914.2.电动机的启动934.2.1.电动机启动前的检查934.2.2.电动机启动时的注意事项944.2.3.电动机的监视、检查954.2.4.电动机的停止984.3.电动机的异常及事故处理984.3.1.立即停止电动机的异常984.3.2.允许联系处理的异常994.3.3.电动的一般故障处理995.厂用电系统1025.1.电气系统简单说明1025.2.电气系统标准运行方式1025.2.1.6.3kV设备的标准运行方式1025.2.2.400V设备的标准运行方式。1035.2.3.MCC的标准运行方式1035.3.厂用电倒换操作注意事项1045.4.电气设备操作原则1045.5.厂用电的运行规定1055.5.1.一般规定1055.5.2.备用电源自投联锁规定1055.5.3.厂用电系统的设备规定1055.6.厂用电系统的检查1065.6.1.厂用电系统及设备投运前的检查106
35.6.2.厂用系统运行中的检查1065.7.厂用电系统操作规定1075.7.1.倒闸操作一般规定1075.7.2.厂用电母线受电的操作步骤1075.7.3.厂用电系统的倒闸操作1085.8.厂用电系统的异常、事故处理1085.8.1.厂用电系统故障处理的一般原则1085.8.2.系统常见故障及处理1096.电气系统和配电装置1136.1.电气设备操作通则1136.1.1.电气设备四种状态的定义1136.1.2.电气设备投运通则1136.2.断路器及刀闸1156.2.1.汽机GCB1156.2.2.汽机GCB操作1176.2.3.燃机GCB1186.2.4.燃机GCB的运行操作1216.2.5.发电机GCB的运行规定1236.2.6.异常运行及故障处理1246.3.互感器运行规定1266.3.1.互感器的运行规定1296.3.2.故障处理1306.4.母线运行规定1326.4.1.运行规定1326.4.2.封闭母线规范132
46.4.3.母线停送电规定1376.5.电缆运行规定1376.5.1.运行规定1376.5.2.电缆运行中的检查1386.6.6KV/400V开关运行规定1386.6.1.6KV/400V开关规范1386.6.2.运行中检查1406.6.3.停送电原则1406.6.4.开关柜“五防”功能1416.6.5.6KV开关操作1416.6.6.400V开关操作1437.直流系统1457.1.直流系统概述1457.2.蓄电池规范1467.3.直流系统正常运行及维护1467.3.1.直流系统正常运行方式1467.3.2.蓄电池的运行1477.4.直流系统的投入1487.4.1.直流系统投入前检查1487.4.2.高频开关的投入1497.4.3.高频开关停运1497.4.4.主厂房直流母线切换操作1497.5.直流系统的运行和监视1507.5.1.操作面板主菜单界面说明1507.5.2.直流系统运行中的检查151
57.6.直流系统异常处理1527.6.1.直流系统接地1527.6.2.查找直流系统接地的一般原则及注意事项1537.6.3.直流母线电压异常的处理1537.6.4.充电装置跳闸处理1537.6.5.直流母线失压处理1548.UPS系统1558.1.概述1558.2.UPS控制面板1558.2.1.功能键介绍1568.2.2.指示灯状态1578.3.运行方式1588.4.UPS操作1588.4.1.启动前检查1588.4.2.UPS开机步骤1598.4.3.UPS关机步骤1608.4.4.进入维修旁路模式1608.4.5.退出维修旁路模式并重新开机的操作步骤1608.5.运行中的维护1618.5.1.UPS正常运行检查1618.5.2.运行中的维护1618.6.故障诊断和解决1629.事故保安柴油发电机组1659.1.事故保安系统简介165
69.2.柴发规范及运行方式1659.3.运行中检查及监视1689.3.1.启动前的检查1689.3.2.运行中的监视1699.3.3.机组的启动1709.3.4.机组正常停机1759.4.事故保安柴油发电机组的事故处理1759.4.1.紧急停机条件1769.4.2.一般事故处理17610.继电保护装置18010.1.继电保护18010.2.继电保护设备检查及投运规定18110.2.1.设备检查18110.2.2.保护检修后投入步骤18110.2.3.保护和自动装置动作后应作的记录18110.2.4.一般规定18210.2.5.微机型保护运行中的注意事项18410.2.6.保护停用条件18610.3.保护配置18610.4.同期装置19510.4.1.本装置的主要功能19510.4.2.装置同期过程说明19710.5.快切装置20010.5.1.概述20010.5.2.快切装置的动作过程202
710.5.3.快切装置的切换条件20611.330kV变电站运行规程20811.1.330KV变电站简介20811.2.断路器20811.2.1.巡视检查20811.2.2.注意事项20911.2.3.异常及事故处理21211.2.4.断路器的检修周期21311.3.隔离开关21411.3.1.正常巡视检查21411.3.2.注意事项21511.3.3.异常运行和事故处理21611.3.4.隔离开关的检修周期及验收项目21711.3.5.隔离开关的检修21911.3.6.高压隔离开关、接地开关检查和维护22011.4.母线22011.4.1.巡视检查22011.4.2.母线的检修周期及验收项目22211.5.电压互感器22211.5.1.巡视检查22211.5.2.注意事项22311.5.3.异常和事故处理22311.5.4.电压互感器的检修周期及验收项目22411.6.电流互感器22611.6.1.正常巡视检查226
811.6.2.注意事项22711.6.3.异常及事故处理22711.6.4.电流互感器的检修周期及验收项目22711.7.避雷器22911.7.1.正常巡视检查22911.7.2.运行注意事项及规定23011.7.3.异常和事故处理23111.7.4.避雷器的检修周期及验收项目23111.8.倒闸操作23211.8.1.母线操作23211.8.2.线路操作23211.8.3.电压互感器操作23311.9.事故处理原则23311.9.1.事故处理的原则23311.9.2.事故处理的一般规定23411.9.3.母线故障23511.9.4.线路故障23611.9.5.断路器故障23711.9.6.操作中发生异常23711.10.附页1：6KV电机固定操作票23911.11.附录2：#1发电机并网操作票242
91.概述联合循环发电机组项目建设一套容量约为427MW（ISO工况）的燃气-蒸汽轮机联合循环发电机组，采用双轴方案，配置有一台燃气轮发电机组，一台蒸汽轮发电机组和一台带有旁路烟囱的无补燃三压再热型余热锅炉及其辅助设备，所发电力输送到国家电网。330kV系统采用户外软导线母线3/2接线方式，本期建成一个完整串（两个不完整串）共有3台断路器，采用阿尔斯通生产的户外支柱式双断口SF6断路器，型号为GL316X。二次设备采用西门子（ABB）系列保护及自动装置。330kV隔离开关选用西电生产的GW7B-363DW/3150、GW11A-363DW/4000、GW11A-363ⅡDW/4000户外交流高压隔离开关，配置CJ6A,CJ6B隔离开关操作机构。以上设备设置在老厂330KV升压站内。#1机组（燃气发电机组）采用发电机变压器组单元制接线，发电机出口电压设置为20KV,发电机出线端经离相封闭母线接至主变压器低压侧，设置发电机出口断路器（GCB）。厂用变压器和励磁变压器分支接于主变低压侧。发电机启动电源(SFC)接至6KVA段母线。发电机中性点经接地变压器和电阻接地#1机组配置两套燃机发电机保护、主变压器保护、高压厂用变保护、GCB断路器失灵保护、同期装置、故障录波器等保护及自动控制设备。其中燃机发电机保护、励磁系统、变频启动装置、同期装置为西门子成套供货，主变压器保护、高压厂用变保护、GCB断路器失灵保护、故障录波器、6kV电源快切屏等为西门子设备，深圳华力特公司组屏。#2机组（汽轮发电机组）采用发电机变压器组单元制接线，发电机出口电压设置为13.8KV,发电机出线端经离相封闭母线接至主变压器低压侧，设置发电机出口断路器（GCB）
10，励磁变压器直接接在发电机出口。发电机中性点经接地变压器和电阻接地。#2机组配置两套发电机保护，主变压器保护，GCB断路器失灵保护、同期装置、6kV电源快切屏、故障录波器等保护及自动控制设备，保护装置为西门子设备，由深圳华力特公司组屏。#1主变压器（燃机变压器）采用三相双卷无载调压变压器，容量为380MVA/330kV、采用三相强迫油循环风冷，接线组别为YN/d11，主变高压侧中性点直接接地。#2主变压器（汽机主变压器）采用三相双卷无载调压变压器，容量为180MVA/330kV、采用三相强迫导向油循环风冷，接线组别为YN/d11，主变高压侧中性点直接接地。变压器配置一套排油注氮灭火装置和一套消防水灭火装置。#1机组配置1台20/6.3/6.3kV、容量为25MVA的高压厂用变，采用有载调压，接线组别为Dd0d0，高压侧通过离相封闭母线与主变低压侧相连，低压侧通过共箱封闭母线和6kV工作进线开关分别连接至6kV厂用母线1A、1B段。6KV备用电源接至老厂的#8机组，6KV电源的切换采用西门子快切装置实现不间断供电。低压厂用电系统配置2台容量为2000KVA/6.3KV的工作变压器和两台容量为1250KVA/6.3KV的公用变压器，相同容量的变压器为一台备用一台工作，变压器为干式变压器1.发电机部分
111.1.燃机发电机燃机发电机简介燃机发电机为西门子公司设计的SGEN5-1000A型、全封闭空冷、三相、二极、双星型连接的同步交流发电机；励磁采用了双通道、全静止可控硅机端自并励励磁方式，励磁变电源接至主变压器的低压侧，设置一台三相干式励磁变压器。机组启动采用SFC拖动，设置一台SFC启动变压器，电源接至6KVA段母线1.1.1.燃气轮发电机组设备规范1.1.1.1.发电机规范型号SGEN5-1000A频率（HZ）50碳刷Grade634视在功率337MVA转速(r/min)3000励磁电压V297功率因数0.85极数2励磁电流A1682定子电流9728A接线方式YY/54绝缘等级F/F定子电压20±5%KV冷却方式密闭空冷入口水温33℃有功功率285.87MW入口风温21.7℃冷空气温度38℃运行方式连续出厂日期2012同步电抗222%转子绕组温升82K出厂编号12920零序电抗10%定子绕组温升79K投产日期定子电阻0.00096Ω/相转子电阻0.158Ω生产厂家西门子1.1.1.2.励磁系统燃机组励磁变序号产品名称环氧树脂浇注干式变压器
121规格及型号4GD6264-1DM2绕组环氧树脂浇注型铜芯绕组3额定容量（kVA）14804额定频率（Hz）505绝缘等级F级6绕组报警温度（℃）140绕组跳闸温度（℃）160铁芯跳闸温度（℃）1707相数三相8初级电压（kV）209次级电压（kV）0.54kV10额定电流（A）42.7/158211分接范围（%）±2×2.5%12阻抗电压（%）613联结组标号Y,d1114冷却方式AN15局部放电水平（pC）≤516空载损耗（W）280417负载损耗（22.3℃）（W）139618负载损耗（120℃）（W）1078019空载电流（%）0.68%20变压器重量（kg）339021变压器外形尺寸（长×宽×高）（mm）1780×1033×1797
1322变压器外壳尺寸（长×宽×高）（mm）2500×1450×240023柜体材质金属铠甲24柜体防护等级IP23HDW25环境温度℃401.1.1.1.SFC系统SFC隔离变压器序号产品名称环氧树脂浇注干式变压器1规格及型号4GD6626-9DG2绕组环氧树脂浇注型铜芯绕组3额定容量（kVA）36004额定频率（Hz）505绝缘等级F级6绕组报警温度（℃）140绕组跳闸温度（℃）160铁芯跳闸温度（℃）2307相数三相8初级电压（kV）69次级电压（kV）210分接范围（%）±2×2.5%11额定一次电流（A）34612额定二次电流（A）103913阻抗电压（%）614联结组标号Dy5
1415环境温度（℃）4016冷却方式AN17局部放电水平（pC）≤518空载损耗（W）690119负载损耗（20.4℃）（W）2676负载损耗（120℃）（W）1647020空载电流（%）0.72%21变压器重量（T）7.2622变压器外形尺寸（长×宽×高）（mm）2310×1280×216323变压器外壳尺寸（长×宽×高）（mm）3400×2000×310024柜体材质金属铠甲25柜体防护等级IP23HD1.1.1.机组启动总则1.1.1.1.机组启动批准1）下列操作应在生产副总经理或总工程师主持下进行：1-1）大修或小修后机组的启动；1-2）机组超速试验；1-3）机组甩负荷试验。2）大、小修后的机组必须经验收合格，得到生产副总经理或总工程师的许可后方可启动。3）大、小修后的机组启动由生产副总经理主持，运行专业工程师协助。具体操作过程由当值值长指挥，由机组控制工程师操作并负责。
154）机组临修、抢修或热备用后的启动，由运行专业工程师进行专业指导，当值值长指挥，由机组控制工程师操作并负责。5）机组并网前，由值长与调度联系，需得到调度同意。1.1.1.1.机组禁止启动条件1)机组主保护（电气或热控）及自动装置失灵，报警无法复位；2)T3000系统工作不正常，影响机组启动或正常运行；3)TCS界面不能用于监视和操作；4)盘车运行不正常5)滑油泵或顶轴油泵故障不能投运或直流油泵故障不能备用；6)机组保护跳机后未查明原因或未处理；7)发电机故障;三通挡板故障。8)罩壳通风系统故障，无法投入运行；9)主机润滑油箱油位低或油质不合格；10)控制油箱油位低或油质不合格；11)燃气轮机和发电机组转动部分有明显的摩擦声；12)天燃气系统泄露无法隔离，天然气品质不符合要求，燃气调压站工作不正常；13)发电机定子、转子、励磁系统、SFC系统绝缘不合格；14)发电机自动电压调节器AVR工作不正常；15)发电机同期装置工作不正常；16)SFC工作不正常；17)机组消防系统不能投运；18)锅炉系统未准备好或三通挡板故障，不具备启动条件1.1.1.2.机组启动条件以下条件均满足，反馈正常，“READYFORSTART”指示灯亮。
16电气和保护装置准备好运行燃机罩壳通风系统投入运行发电机保护复位，无报警燃机天然气进气系统关闭GT控制器正常保护电源正常主变开关正常SFC正常，无闭锁条件SEE正常，无闭锁条件GT保护正常发电机隔离开关在合GT跳闸回路释放余热锅炉无故障GT启动机组控制器释放1.1.1.发电机状态规定1）检修状态：发电机出口开关断开，刀闸拉开，SFC至发电机刀闸拉开，发电机出口开关前地刀合上，发电机出口开关柜内各控制电源拉开；发电机励磁系统的启励电源开关、励磁开关、灭磁开关切断，励磁柜内启励电源断开；启动励磁变6kV开关冷备用、启励电源及励磁系统控制电源拉开；发电机各PT拉出，中性点接地刀闸拉开，控制电源均断开.按工作票要求做好其它安全措施。2）冷备用状态：工作票结束，安全措施拆除。3）热备用状态：发电机出口开关断开，其他项目均在启动位置。
174）并网运行状态：发电机并网运行；5）启动运行状态：SFC拖发电机运行；1.1.1.机组启动前的检查1.1.1.1.机组总体检查及要求1）接到机组启动命令后，值长通知各岗位及联系各有关专业做好启动前的准备工作，所有无关人员退出现场；2）机组检修工作全部完成，所有工作票已全部收回并终结；3）楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作或通行的杂物。拆走全部临时安全设施，恢复固定常设遮栏及标示牌；4）厂房内外各处照明充足，事故照明处于良好的备用状态；5）厂区火检已投入，消防系统包括机岛室CO2消防系统处于良好的备用状态，消防器材齐全，位置正确；6）厂内外通迅系统及设备正常；7）所有管道、通道连接完好，清洁无杂物，各管道支吊牢固，保温、密封完好，各管道均能自由膨胀，记录各膨胀指示器的初始值；8）检查燃气、压缩空气、油系统无泄漏；9)机组启动用专用工具、仪器、仪表及办公计算机、各种记录本、记录表格已准备好。1.1.1.2.发电机检查确认1)发电机回路有关设备工作票全部收回并终结，安全措施全部拆除，常设遮拦已全部恢复，现场清洁整齐。符合投运条件。发电机各部分的绝缘电阻符合以下要求。定子绕组用1000～2500伏摇表测量，在热状态下，每千伏工作电压不低于1兆欧，在冷却状态下，每千伏工作电压不低于2兆欧，测量结果不得低于前次的1/3～1/5(
18发电机的冷热状态以定子额定温度的50%为界)。励磁及转子回路用500伏特摇表测量，不低于0.5兆欧。轴承及油管绝缘垫用1000伏摇表测量不应低于1兆欧。1)发电机灭火装置完好,消防水泵送电。2)危险气体检测系统正常。3)接地碳刷接触良好，轴电压监视系统正常。4)发电机启动前的试验项目已完成。5)主变及冷却装置运行正常。6)发电机状态检测器正常，电源送上。7)励磁变运行正常，系统无报警。8)检查励磁系统应正常，无任何报警，符合投运条件.9)静态启动隔离变由冷备用转运行。10)检查SFC静态启动系统应正常，符合投运条件。11)有关设备保护的整定值齐全正确，发电机保护面板状态良好，所有继电器全部复位，无故障报警。12)TCS画面中有关开关位置正确。定、转子温度测点数值与实际相符。13)发电机主断路器GCB、PT已转热备用。14)检查MCC备用电源开关在热备用状态，各MCC电压正常，本体风机已送电。查选择开关至自动。15)检查滑环、碳刷正常。1.1.1.发电机系统检查1.1.1.1.T3000系统的检查1)确认热机、电气作好启机准备工作；2)在机组目标总负荷设定点“LOADSETPOINT”处设置机组总负荷为50MW；3)检查“GTSFC/EXE”画面上“SFCOPERATIONSELECTSTARTMODE”在“NORM”位；
194）检查“GTENCLOSURESYST”画面上“GTENCLOSUREINLET&OUTLETFLAPSOPEN/CLOSE”在投入位1.1.1.1.电气系统检查1)厂用电系统正常1)UPS电源系统正常；2)220V直流系统正常；3)厂用高压备用系统正常。4)主变、高厂变运行正常。5)事故保安柴油发电机系统正常备用，联锁投“自动”位置。6)日常和事故照明系统正常。7)SFC系统正常。8)机组励磁系统、发电机出口开关GCB正常。9)各电气间通风照明空调正常，设备无结露现象。10)检查电气系统各热工测点正常，无报警。1.1.1.2.励磁系统开机前检查1）检查励磁回路绝缘合格(用500V摇表，绝缘不应低于0.5MΩ)2）检查励磁系统各电源已送上，有关信号指示正常；3）检查送上励磁调节柜交、直流电源；检查调节器上电正常，并选择远方自动控制；4）检查送上励磁功率柜风扇电源及辅助电源，投入冷却风扇运行转动正常；5）检查送上灭磁开关、励磁变及励磁变低压开关控制电源；并检查各开关状态指示灯指示正常，开关在远控位；6）检查励磁系统各保护已复归；1.1.1.3.SFC投运前的检查1)确认关于SFC的各种检修工作票均已结束，各种隔离措施已恢复；
201)检查SFC隔离变压器绕组温度正常，SFC控制柜的SFC隔离变压器保护装置无报警；2)检查切换开关柜中，控制电源和照明电源空气开关已经送上；3)检查整流、逆变柜空气进口滤网、冷却风扇无堵塞，柜内空气通道顺畅；4)直流电抗器室空气进口、冷却风扇无堵塞，空气温度正常；5)检查SFC/SEE控制柜上的两个故障灯无报警6)检查整流、逆变柜冷却风扇运行正常；7)检查直流电抗器柜的冷却风扇运行正常。1.1.1.SFC系统运行1.1.1.1.SFC系统概述1)燃气轮机在起动、高盘冷却、水洗等过程中，其驱动力矩由同步发电机作为电动机运行来提供。由于此时发电机作为同步电动机运行，最有效的方法是通过调节电源频率来实现对转速的调节。静态变频器(SFC)就是为此而设计的能够提供可调频率的电源装置。8)静态变频器系统(SFC)由SFC隔离变压器、整流装置、直流电抗器、逆变装置、SFC控制屏、转子位置传感器、起动励磁变压器、SFC逻辑切换柜和切换开关柜等部分组成。1.1.1.2.SFC启动检查1)发电机出口开关GCB热备用状态（Q0断路器断开位置，Q9隔离刀闸合闸位，Q91SFC隔离刀闸断开位置）；2)发电机出口开关GCB内接地刀在断开位置；3)发电机励磁变出口开关在热备用状态；4)发电机SFC隔离刀闸Q91在热备用状态；5)SFC隔离变压器电源10BBA19开关在热备用状态，转换开关在“远方”位；6)发电机中性点接地变压器工作正常；
211)发电机的灭磁开关在热备用状态。1.1.1.1.SFC启动操作SFC的启动均由程控自动完成，SFC的启动分为：机组的正常的启动，高速盘车（水洗模式），冷态吹扫三种模式SFC的正常启动由燃机运行人员启动燃机启动顺控自动完成。具体的操作步序参考燃机运行手册燃机SFC的高速盘车（水洗模式）、冷态吹扫模式的启动参考燃机运行手册1.1.1.2.SFC的停机模式1)SFC存在以下几种停机模式，在停机模式时，表示SFC起动结束。1-1)机组达到SFC退出运行的转速；1-2)高速盘车过程完成；1-3)SFC跳闸。2)起动结束后，相应的断路器和隔离开关都应回到初始状态。注意检查各开关位置反馈是否正确3)SFC系统停运后，各设备的风机将继续运行30分钟。1.1.1.3.SFC正常运行时的监视、维护和操作警告1)不要打开通电和运行时的SFC设备如整流器柜、逆变器柜、变压器、DC电抗器的柜门。2)任何异常情况下，如SFC设备出现异常的气味、声响或明显的振动，检查SFC设备的外部或停机处理。1.1.1.4.SFC控制盘的运行监视1)SFC控制盘上有两盏故障报警灯，分别是SFC\SEE。2)SFC界面：分别有发电机电压、无功、功率因数、电流等参数，SFC启动时三相电压、电流应平衡，无功和功率因数为零。3)SFC的菜单里faults一栏，显示燃机故障种类。4)燃机发电机励磁界面显示频率、励磁电流、励磁电压、功率，方便运行人员及时了解机组的运行状况。1.1.1.5.整流/逆变柜运行监视
221、听整流/逆变柜声音有无异常，如有无较大噪音、振动或放电声等，如有异常则及时上报；2、闻整流/逆变柜有无焦糊味等异味，如有应及时上报。3、确认整流/逆变柜风扇运行正常，进风滤网和出风口无异物堵塞。1.1.1.1.直流电抗器运行监视1)监视直流电抗器柜温度在正常值；1)冷却风扇运行正常，空气进口及冷却风机出口畅通无堵塞；2)听直流电抗器室声音有无异常，如有无较大噪音、振动或放电声等，如有异常则及时上报；3)闻直流电抗器室有无焦糊味等异味，如有应及时上报。4)由于直流电抗器运行时会产生较强的磁场，监视时应非常注意，禁止触碰电抗器柜外壳。1.1.1.2.SFC变压器运行监视1)检查变压器铁芯及绕组温度为正常值；2)观察变压器外观、一次及二次连接均正常。3)听变压器运行时的声音，无明显噪音和振动。4)检查SFC控制柜面板上的变压器保护装置有无异常报警。1.1.2.励磁系统的运行1.1.2.1.励磁系统运行方式1)励磁装置由两个完全独立的调节和控制通道(通道1和2)组成；两个通道完全相同，可任选其一作为运行通道；非运行通道总是自动地跟踪运行通道；一套调节器故障后，不影响调节器“自动”方式；2)励磁系统的每个通道都包括自动和手动两种调节方式；自动方式下，自动调节发电机电压；手动方式下，自动维持发电机恒定励磁(磁场电流)；需人为根据负荷变化，来调整励磁(磁场电流的给定值)，以维持发电机电压恒定；非运行调节方式总是跟随运行调节方式，可在不同的运行方式之间进行切换。
231.1.1.1.励磁系统运行规定1）当励磁调节器的自动组故障时，禁止机组启动；2）SFC运行过程中，检查发电机电压应按给定曲线变化，无过调；3）当发电机转速达额定转速时，根据程序自动合上励磁开关自动升压，检查发电机机端电压已自动升至额定电压。4）在机组小修或大修后首次并网前，应进行发电机励磁通道切换试验和机端电压调节高、低值限制试验1.1.2.发电机升压及并网1.1.2.1.发电机并列条件：1）发电机与系统电压相等，电压差不超过10%；2）发电机与系统频率相等，周波差不大于0.07Hz；3）发电机与系统相位一致，相位差不超过10～20°；4）发电机首次并列应检查其相序与系统一致。1.1.2.2.发电机升压（手动操作）1）确认机组稳定在3000r/min，就地正常，TCS上无异常报警，由主操作员汇报值长，值长向当地地调申请并网。2）TCS的GTSEE/SFC画面上“电压控制”投自动模式3）TCS的GTSEE/SFC画面上将励磁开关置ON位4）检查励磁变压器低压侧开关及灭磁开关合闸正常，发电机开始升压至额定电压。5)检查发电机空载运行正常，记录空载励磁电压/励磁电流，并与出厂值比对6)检查发电机三相电压平衡，三相电流为01.1.2.3.发电机并网1）检查发电机的电压及频率在正常范围内，将GCB的控制方式置自动位置，将自动同期装置置”START”位启动同期并网装置检查发电机并网柜同期装置开始工作。2）检查发电机出口开关合闸，就地检查合闸正常，GCB内SF6
24气体压力正常，发电机带初始负荷正常。并注意调节发电机电压3）通知调度，发电机组已并网。4）并网后调整发电机无功负荷，避免发电机进相运行。5）检查发电机电压、电流正常，振动、声音正常；检查发电机定子绕组、铁芯、转子铁芯温度、碳刷间风温正常；检查主变绕组温度、励磁变绕组温度正常。1.1.1.机组正常运行与维护1.1.1.1.机组运行参数规定电气部分主要运行参数项目单位正常值低报警高报警备注发电机额定功率MW285.87最大连续输出功率300MW发电机额定电压kV20允许变化范围±5%,不允许大于±10%发电机额定电流A9728三相定子电流最大差值不得超过额定值的10％周波Hz5047.551.5额定功率因数cosθ0.85一般不应超过滞相0.95额定励磁电压UfNV297额定励磁电流IfNA1682集电环温度℃≤130检温计法，风温≤65℃
25发电机强励倍数≥2允许强励时间10s发电机负序电流%≤10暂态(I2/In)2.T＜10s定子铁芯温度(额定工况)℃＜130130埋设检温计定子线圈温度(额定工况)℃＜120100同时有3个测点温度超过100，RUNBACK转子线圈温度(额定工况)℃＜120120发电机出口封闭母线气体压力kPa741015kPa时安全阀泄压主变高压侧电压kV347±2×2.5%主变高压侧额定电流A632.3电压抽头在额定电压位置主变油温℃＜7575高厂变油温℃＜85756kV母线电压kV6.6-5.71.1.1.1.主要运行参数的监视与调整I)注意事项1）值班人员应严格执行定期工作制度；2）定期工作的执行必须遵守规程和操作制度的规定；3）
26定期工作的执行情况、测得的技术数据以及出现的不正常情况，发现的设备缺陷等内容，应作好详细地记录，并汇报上一级领导。I)燃机运行控制1）机组运行调整的主要目的是满足电网负荷需求、安全稳定运行、保持运行参数正常、汽水品质合格、提高效率及经济性、减少污染物排放等。2）机组并网后，燃机的有功负荷由机组负荷控制器控制根据汽机和余热锅炉的状态进行自动调节。在机组负荷调节过程中，注意观察IGV开度和OTC温度应在正常变动范围内运行。3）机组正常运行中应密切监视各参数的变化情况，按照机组正常运行控制参数限值规定及时调整，使机组运行在最佳状态。如果发现异常和报警后，立即查找原因，按有关规定进行调整，使机组尽快恢复到正常运行状态，必要时做好事故预想。4）并网运行时，机端电压通常应处于自动电压调节模式，维持机端电压稳定。机端电压的调整方式有两种：自动电压调节(AVR)和励磁电流调节(VCR)。如果自动电压调节通道有故障，会自动切换到手动方式，通过手动调整励磁电流（“EXCCURSETP”控制器）来调节机端电压，维持机端电压恒定。5）当燃机负荷达到其额定负荷的约60%左右时，IGV控制器开始投入自动，IGV开始打开。此后随着负荷的增加，IGV逐步开大，直到排气温度TATK升到比OTC低约20℃时，IGV全开完毕，进入基本负荷；随后燃料控制阀继续开大直至进入OTC温控并维持其基本不变。在降负荷的过程中，IGV逐步关闭，维持排气温度TATK基本不变，直至IGV全部关闭。6）温度控制器（OTC-CONTROLLER）自动投入条件是当燃机排气温度达到基本负荷温度控制值586℃，此时负荷控制器退出。7）按照电网负荷需求，及时调整机组负荷。在调节负荷时应保持良好的燃烧工况，保持锅炉汽压、汽温平稳变化，维持机组运行工况正常。8）按照部门有关规定进行设备的定期检查、切换试验及维护。9）运行人员因故离开操作盘，应向上一级值班人员说明机组运行工况及注意事项方可离开。II)发电机正常运行方式：1）电压允许在额定值的±5％（即19kV～21kV）以内变化，而频率为额定值时,
27且在以上的规定的条件下，发电机可带额定出力连续运行；2）发电机电压不允许在低于额定值的90％（18kV），高于额定值的110％（即22kV）的情况下长期运行；3）正常运行中发电机定子电流及转子电流不允许超过额定值；4）发电机允许三相不平衡负荷下连续运行。但三相定子电流最大差值不得超过额定值的10％（973），最大一相电流不得超过额定值（9728）；5）发电机额定运行功率因数为0.85，一般不应超过滞相0.95；6）当系统需要而且自动励磁调节装置投运时，允许功率因素在0.95～1范围运行。在正常运行中，发电机及系统周波应维护在50±0.2Hz范围；7）发电机经试验后允许进相运许，最大进相值不得超过允许范围（100Mavr）如需进相运行，应严格按照进相试验确认的进相稳定负荷限制值调整，不得超过限制值，防止进相太深引起静态失稳失步。当发电机无功出现连续摆动时，应适当增加无功；8）发电机不论是进相运行，还是迟相运行，定、转子电流不应超过额定值、6kV厂用母线电压应控制在6.6～5.7kV范围内，380V母线电压应控制在420～360V范围内；9）发电机正常运行条件下，各部允许温升和温度不得高于下表规定数值，相同部位或相邻两点的温差不应超过10℃：部位入口风温度温度（℃）允许温升（℃）允许最高温度（℃）测量方法定子线圈3664100埋置检温计转子线圈3684120电阻法定子铁芯3674110热电偶10）发电机定子电压下降到额定值的95～90％，定子电流不得超过额定值的105％。发电机运行时最高电压不得高于额定电压的110％(22kV)，电压最低不得低于额定值的90％(18kV)；1.1.1.1.发电机运行中的检查与维护1)机组运行中的检查
281-1）正常检查尽可能安排在高峰负荷时进行，每班二次；1-2）发电机大修并网后8h内，每2h派人检查一次；1-3）系统内发生短路冲击后，应对发电机、励磁变相关一次、二次设备进行一次全面检查；1-4）备用中的发电机及其附属设备，每班应进行巡回检查，发现设备缺陷及时通知检修处理，保证发电机随时具备启动条件；1-5）强励动作后，应重点检查发电机的励磁回路有关设备。1)集控室和继电室的检查：2-1）各表计的指示不应超过允许值，相互关系应正确；2-2）各运行开关、刀闸位置反馈与实际指示位置应一致；2-3）发电机定子三相电压、电流表指示应平衡；2-4）发变组保护柜、故障录波器柜等面板无声光报警信号；2-5）继电器和自动装置应正常，无过热冒烟现象；2-6）各灯光信号指示正常；2-7）220V直流系统运行正常，电压在规定范围内；2-8）发电机自动励磁调节器运行正常，备用通道自动跟踪主通道信号正常，各指示仪表与实际相符。2)发电机各部分的检查：3-1）发电机声音正常，机组振动、温度不超过允许值；3-2）励磁系统各装置、元件无过热、松动；各指示灯、风机正常；开关位置正确；3-3）发电机离相封闭母线微正压装置运行正常；封闭母线外壳运行正常，无发热、振动、局部过热现象；3-4）发变组及厂用系统的保护及自动装置运行正常；压板位置正确，无松动、过热；3-5）各消防器具完好无损；3-6）机组周围清洁无杂物；3-7）
29发电机励磁系统的开关、母线、互感器及电缆无过热、无放电闪络现象；3-8）发电机励磁变压器运行正常，无异音；3-9）励磁柜内温度不高于40℃；3-10)整流柜元件温升不超过45℃，快速熔断器联接处温升不超过40℃，母线温升不超过35℃，联接处温升不超过55℃；3-11)整流柜冷却风机两路电源均已送电，联锁开关投入，风机运行正常，无异音；3-12)整流元件故障灯应不亮，无保险熔断报警；3-13)各元件无过热焦臭味，铜辫子无过热变色，焊头无脱焊；3-14)四台整流柜输出电流基本相等，均流系数不小于0.97。1)发电机冷却系统的检查项目：4-1)定子绕组温度及定子绕组出风温度正常；4-2)冷却器的冷却水压力、温差、端差应正常；4-3)测量发电机转子正、负极对地电压正常；4-4)测量发电机膛内含湿量，不得超限。2)碳刷滑环日常检查项目：5-1)集电环上碳刷有无冒火情况；5-2)碳刷在刷盒内有无摇动或卡住情形，碳刷在刷盒内应能上下活动，但不得有摇摆情形；5-3)刷辫是否完好，接触是否良好，有无过热现象；如出现发黑、烧伤等现象，则应更换碳刷；5-4)个别碳刷出现温度较高时，可用仪表检查碳刷电流分布是否正常；5-5)更换碳刷后，因电流分布发生了变化，应加强检查，防止个别碳刷过热；5-6)碳刷压力是否正常；5-7)碳刷的磨耗程度。碳刷允许磨损长度60mm；刷块边缘是否存在剥落现象，如果碳刷磨损厉害或刷块有剥离现象，就必须更换碳刷；
305-8)有无碳刷颤振的情形；5-9)集电环磨损不均，碳刷松驰，机组振动等原因将会引起碳刷颤振。如碳刷发生颤振，必须将其从刷盒中拨出来检查是否有损坏情形。查明颤振原因并消除之；5-10)刷盒和刷架上有无积垢，若有积垢须用刷子扫除或用吹风机吹净；5-11)滑环表面无变色、过热，温度应不高于120℃；碳刷完整无损，压力正常，无振动、卡涩、松动、冒火、过热，与滑环接触良好；刷辫完好，无过热；5-12)运行中机组应定期用钳表检测各个碳刷电流分布和各个碳刷温度正常。5-13)运行中碳刷打火严重时，不允许用提碳刷刷辫的办法来处理，以防造成发电机失磁。1)运行中更换、维护碳刷应按下列要求进行：6-1）工作人员应穿长袖棉布衣服，穿绝缘鞋或站在橡胶垫上，女同志的辫子应盘结在帽内，谨慎从事，防止直流接地、正负极短路或衣袖头发被转动部分挂住；6-2）为防止保护误动，暂时退出转子两点接地保护；6-3）同一机组不得两人同时工作，应当一人工作，一人监护，一次只允许抽出一组碳刷；6-4）所用工具应用绝缘带包好，工作时，不得同时触及不同极性的导体或一手触及导体一手触及接地外壳；6-5）更换碳刷前，应检查确认其它碳刷工作状态良好。新换上的碳刷须在与滑环直径相等的模型上研磨良好，碳刷与集电环的接触面积应超过总面积的70%，且新旧型号一致；6-6）在同一时间内，每个刷架上最多只许换1/5的碳刷；6-7）碳刷在刷握内应有0.1～0.2mm间隙，防止碳刷通流受热后卡死1.1.1.发电机与系统解列1.1.1.1.发电机解列（手动操作）1）检查发电机负荷缓慢降至O
312）发电机顺控断开发电机出口开关，并断开发电机灭磁开关，连接逆变器停机3）检查发电机出口开关确已断开，指示正确；4）检查发电机灭磁开关断开正确，逆变器可靠动作5）断开发电机出口隔离开关6）发电机解列后对发电机进行全面的检查，并做好记录7）退出发电机励磁装置8）退出发电机SFC系统9)根据实际情况把发电机转至备用或冷备用1.1.1.1.解列过程中的注意事项：1)燃机发电机正常停机应使用燃机顺控进行停机操作，停机过程中应注意检查各顺控步序可靠进行。1)如果发电机灭磁开关没有可靠断开应手动断开，防止烧坏触头。注意检查逆变器可靠动作。2)在停机过程中禁止将发电机保护退出及将控制电源断开1.1.1.2.发电机停机或在备用状态时的维护1)1/停机后要确保发电机内的温度高于环境温度，当低于环境温度时，应将加热装置投入运行，控制机内温度高于环境温度5～10℃。2)2/当发电机长时期停机而且不需要投入冷却器时（超过五昼夜），应将冷却器内部的水排出并吹干。1.2.汽轮发电机发电机概述汽机发电机是上海电气公司生产的QF-141-2型、全封闭循环空冷、三相、两极、双星型连接透平空冷发电机；空冷器布置为单层布置，安装在发电机机座的两侧，与发电机内部冷却风道连接，冷却器额定容量（2组和）：1800KW，需要的冷却水量为200m³/h；转子两端分别设置一级冷却风扇，冷却风量为31m³/S；
32励磁采用三通道、全静止可控硅静态机端自并励励磁方式；设置一台三相励磁变，电源接自发电机出口。1.1.1.汽轮发电机规范1.1.1.1.发电机规范型号QF-141-2效率（%）98.78%励磁电压V217入口风温≤32℃频率（HZ）50空载励磁电压V73视在功率165.9MVA转速(r/min)3000励磁电流A1453功率因数0.85极数2空载励磁电流547定子电流6940A接线方式YY绝缘等级F/B定子电压13.8KV冷却方式定子空外冷，转子空内冷转子绕组温升80K有功功率141MW运行方式连续定子绕组温升80K直轴同步电抗212%零序电抗7.63%转子电阻75℃0.134Ω生产厂家上海电气定子电阻75℃0.00102Ω/相1.1.1.2.励磁变基本参数型号ZLSCB-1300/13.8频率50额定容量1300KVA冷却方式风冷高压侧电压13.8KV器身重量4550KG高压侧电流54.4A（HV侧）负载损耗7605W连接方式Yd11绝缘等级F
33低压侧电压450V空载电流0.35%低压侧电流1667.9A出厂日期2012.7阻抗电压6．72%制造厂金盘电气1.1.1.1.发电机励磁系统基本参数额定励磁电流1453A额定励磁电压217V空载励磁电流547A空载励磁电压73V可控硅整流器柜整流方式三相全控桥反向峰值电压2800V并联支路数4（3+1冗余桥）冷却方式强迫风冷灭磁开关型式空气开关额定电压1000V额定电流2500A遮断电流40kA控制电压220VDCAVR特性电压调整范围70～110%（无载额定电压下）95～105%（满负荷额定电压下）磁场电流恒定调整范围10～110%（额定电压下）精度+0.5冗余度冗余（CPU、模拟、数字输入/输出卡）强励时间10s
34响应时间0.1s以内1.1.1.机组启动总则1.1.1.1.机组启动批准1）下列操作应在生产副总经理或总工程师主持下进行：1-1）大修或小修后机组的启动；1-2）机组超速试验；1-3）机组甩负荷试验。2）大、小修后的机组必须经验收合格，得到生产副总经理或总工程师的许可后方可启动。3）大、小修后的机组启动由生产副总经理主持，运行专业工程师协助。具体操作过程由当值值长指挥，由机组控制工程师操作并负责。4）机组临修、抢修或热备用后的启动，由运行专业工程师进行专业指导，当值值长指挥，由机组控制工程师操作并负责。5）机组并网前，由值长与调度联系，需得到调度同意。1.1.1.2.机组禁止启动条件1)机组在启动前或冲转带负荷过程中发生下列情况，则禁止启动或停机检查。1)任一主要安全保护装置试验不合格或失灵；2)机组保护动作值不符合规定，TSI未投或失灵；3)汽轮机进水或防进水保护系统不正常；4)机组启动、运行过程中，超过限制值；5)DEH和DCS控制系统故障。6)控制用汽源不正常；7)发电机定子、转子、励磁系统、绝缘不合格；8)发电机自动电压调节器AVR工作不正常；
351)发电机同期装置工作不正常；2)机组消防系统不能投运。1.1.1.1.机组状态规定1)检修状态：发电机出口开关断开，刀闸拉开，发电机出口开关前地刀合上，发电机出口开关柜内各控制电源拉开；发电机励磁系统的启励电源开关、励磁开关、灭磁开关切断，励磁柜内启励电源断开；励磁系统控制电源拉开；发电机各PT拉出，中性点接地刀闸拉开，控制电源均断开。按工作票要求做好其它安全措施。2)冷备用状态：工作票结束，安全措施拆除。3)热备用状态：发电机出口开关断开，其他项目均在启动位置。4)并网运行状态：发电机并网运行；1.1.2.机组启动前的检查1.1.2.1.机组总体检查及要求1)接到机组启动命令后，值长通知各岗位及联系各有关专业做好启动前的准备工作，所有无关人员退出现场；3)机组检修工作全部完成，所有工作票已全部收回并终结；4)楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作或通行的杂物。拆走全部临时安全设施，恢复固定常设遮栏及标示牌；5)厂房内外各处照明充足，事故照明处于良好的备用状态；6)厂区火检已投入，消防系统包括燃机岛室CO2消防系统处于良好的备用状态，消防器材齐全，位置正确；7)厂内外通迅系统及设备正常；8)机组启动用专用工具、仪器、仪表及办公计算机、各种记录本、记录表格已准备好。
361.1.1.1.发电机检查确认1)发电机回路有关设备工作票全部收回并终结，安全措施全部拆除，常设遮拦已全部恢复，现场清洁整齐。符合投运条件。1)发电机各部分的绝缘电阻符合要求。2)发电机灭火装置完好,消防水泵送电。3)冷却器的冷却管路系统应畅通，冷却水压力、温度正常，4)接地碳刷接触良好，轴电压监视系统正常。5)发电机启动前的试验项目已完成。6)主变及冷却装置运行正常。7)发电机状态检测器正常。8)励磁变运行正常。9)检查励磁系统应正常，无任何报警，符合投运条件.10)有关设备保护的整定值齐全正确，发电机保护装置状态良好，无故障报警。11)DCS画面内有关开关位置正确。定、转子温度测点数值与实际相符。12)所有的DCS画面和就地控制屏无异常报警。13)发电机主断路器GCB、PT无异常。14)检查MCC电源开关已合上，各MCC电压正常。15)检查发电机滑环、碳刷正常1.1.1.2.发电机测绝缘规定1)发电机定子、转子或励磁一次回路检修后，机组启动前应测量相应一次回路绝缘，包括发电机定子、转子绝缘、励磁变低压侧、发电机励磁端轴承绝缘电阻；2)发电机停运超过48h或相关系统有结露、滴水等异常现象，在启动前应测量发电机定子、转子绝缘、励磁变低压侧绝缘。如励磁柜内有结露现象还应测量整流柜交流侧母线绝缘；
371)测量整流柜交流母线绝缘时应拉开熔断器及各整流柜浪涌吸收器熔断器；2)测量转子、励磁变低压侧绝缘用500Ｖ档位测量，绝缘0.5MΩ以上；3)发电机定子、励磁变高压侧绝缘用2500V绝缘电阻表测量，发电机定子绝缘15MΩ以上，吸收比大于1.3。4)发电机励端轴瓦绝缘用500Ｖ档位测量，绝缘值在0.5MΩ以上1.1.1.1.发电机大小修后启动前试验项目1)启励及升降励磁试验；5)发电机出口断路器GCB、灭磁开关的就地、远方分合闸试验及联锁试验.6)励磁系统控制、低励、过励限制及保护试验；7)机组大连锁试验：机组跳闸连锁跳发电机出口断路器GCB，灭磁开关、高中低压主汽门。8)励磁系统开关跳合闸正常，联动试验；9)相关保护传动试验；10)发电机主要报警信号音响试验，与汽机关联的信号试验。11)对于在发电机PT/CT上进行工作的还要进行互感器的极性测试及核对相序试验，并检查二次接线的正确性12)对于初次启动的发电机要进行发电机的短路试验、空载试验、假同期试验、励磁系统的调节试验等1.1.2.发电机系统检查1.1.2.1.热控系统的检查1)DCS完好且投入运行；2)所有报警装置试验合格且投入；3)检查主控制室和各就地操作、控制、监视、保护、自动装置、测量仪表、仪器安装齐全、指示正确，并投入；4)各调节装置正常，其设定值正确，并投入自动；
381)所有控制系统处于良好备用状态，DCS显示与设备实际状态、表计显示相符。2)检查各联锁、保护试验合格，全部联锁保护投入；3)所有显示和控制仪表合格正确且投入；4)确认集控室事故记录和报警打印机完好且投入；5)操作员站DCS上没有重要的报警。1.1.1.1.电气系统检查1)6kV厂用电系统正常：从330kV系统通过燃机主变倒送电；备用电源正常，快切装置工作在自动位。6)380V厂用电系统正常；7)UPS系统正常；8)220V直流系统正常；9)主变运行正常。10)事故保安柴油发电机系统正常备用，联锁投“自动”位置。11)日常和事故照明系统正常。12)机组励磁系统已投入正常13)发电机出口开关GCB正常。14)各电气间通风照明空调正常，设备无结露现象。15)检查电气系统各热工测点正常，LCD上无报警。1.1.1.2.励磁系统开机前的检查及需要操作的设备1)系统的检修维护工作已完成2)检查励磁装置内部无故障或者告警信息3)灭磁开关的控制电源及调节器电源已送电。4)合入励磁功率柜风扇电源开关并试运风扇，运行正常。5)检查励磁系统功率柜内的可控硅正常，快速熔断器无报警6)检查外部的交直流控制电源及起励电源已正确送入励磁系统
39励磁系统投入操作检查汽机机励磁系统各部正常合上#1功率柜交流输入刀闸合上#1功率柜直流输出刀闸合上#2功率柜交流输入刀闸合上#2功率柜直流输出刀闸合上汽机励磁系统交流电源1、2开关合上汽机励磁系统直流电源1、2开关合上汽机励磁系统起励电源开关合上汽机励磁系统灭磁柜温湿度及加热器电源开关合上汽机励磁系统#1功率柜A、B风机电源开关合上汽机励磁系统#2功率柜A、B风机电源开关合上汽机励磁系统功率调节器A、B电源开关合上汽机励磁系统DC24V电源1、2开关合上汽机励磁系统功率调节柜加热及温湿度控制电源开关将汽机励磁系统功率调节装置切至A通道运行，B通道备用检查汽机励磁系统功率调节装置整流/逆变开关在整流位置检查汽机励磁系统运行正常无报警1.1.1.发电机恢复备用1)检查工作已结束，安全措施已恢复，相关地刀拉开，接地线拆除，现场整洁无杂物；1)测量发电机各回路绝缘合格；2)检查碳刷清洁完整，没有过份磨损，碳刷与滑环接触良好。机组盘车状态下碳刷间无异音；
401)检查发电机出口离相封母干燥器已投运；2)送上发变组保护柜控制电源，检查保护运行正常，无报警，各保护压板投入正确；3)确认检温计(埋入式检温计及就地直读式温度表)的读数合理。这些读数应接近环境温度或机内温度。4)检查发电机各热工测点正常，DCS上无报警；5)检查发电机出口PT一次保险良好，测PT绝缘合格，将发电机出口PT推至“工作”位，合上PT二次开关；6)合上发电机中性点接地变压器刀闸7)合入励磁功率柜内的交流输入刀闸及直流输出刀闸8)合入励磁柜内的控制电源开关9)选择励磁系统的通道（A通道运行B/C通道自动跟踪），指示灯指示正确，励磁控制柜上的选择开关在“整流”“自动”“远方”位10)送上GCB交直流电源，检查指示正常，控制方式切“远方”，检查开关SF6气体压力正常。储能正常，无其他故障1.1.1.发电机升压及并网1.1.1.1.发电机并列条件：1）发电机与系统电压相等，电压差不超过10%；2）发电机与系统频率相等，周波差不大于±0.5Hz；3）发电机与系统相位一致，相位差不超过10～20°；4）发电机首次并列应检查其相序与系统一致。1.1.1.2.发电机升压1)确认机组稳定在3000r/min，就地正常，ECS上无异常报警，由主操作员汇报值长，值长向当地地调申请并网。11)合上发电机出口隔离刀闸。12)检查励磁系统控制模式在“自动”位（即恒电压模式）。
411)励磁系统工作正常，在ECS上将灭磁开关合闸。2)检查灭磁开关合闸，发电机开始零起升压至额定电压。3)检查发电机空载运行正常，检查励磁电压、电流。4)检查发电机的三相电压平衡；三相电流为零。1.1.1.1.发电机并网1）在ECS上点击“同期装置”远方启动同期装置，检查发电机并网柜同期装置开始工作，自动调整发电机的电压及频率。2）检查发电机出口开关合闸，就地检查合闸正常，GCB内SF6气体压力正常，发电机带初始负荷正常。3）通知调度，发电机组已并网。4）并网后调整发电机无功负荷，避免发电机进相运行。5）检查发电机电压、电流正常，振动、声音正常；检查发电机定子绕组、铁芯、转子铁芯温度、碳刷间风温正常；检查主变绕组温度、励磁变绕组温度正常。6）退出同期装置1.1.1.2.发电机并列注意事项1)发电机一经启动，即认为带有电压，禁止在发电机定、转子回路上工作；5)发电机一、二次有关设备检修后或同期回路有工作时，必须经核对相序无误后，方可进行同期并列，必要时，应作发电机假并试验；6)不允许同时投入两台机的同期开关；7)同步表出现转动过快、跳动、停滞等现象时，禁止并列；8)禁止解列同期闭锁装置；9)同期装置的运行时间不得超过5min；10)发电机并列应采用自动准同期方式，只有在自动准同期装置不能使用时，方可采用手动准同期装置。1.1.1.3.汽轮发电机的自动并网顺控
421、检查发电机已定速3000R/min,检查DCS上无影响发电机运行的信号，并接到值长命令可以开始并网操作2、启动并网顺控前应确认励磁系统在热备用状态，无报警3、合上发电机出口隔离刀闸SKG，并检查位置正确4、将发电机同期屏上的同期选择开关DTK置自动位置5、启动发电机并网顺控步序一：投入励磁系统，合上发电机励磁开关MK，检查发电机励磁开关MK确已合上，信号反馈正确（红灯亮）步序二：发电机起励（发电机定子电压自动升压至13.8KV）检查发电机定子电压平稳上升，电压升至额定值时信号反馈正常检查发电机三相电压平衡，并记录励磁空载电压、电流步序三：DCS向DEH请求同期DEH允许同期,信号反馈正确步序四：投入自动准同期装置检查同期装置投入，同期表旋转正常同期装置自动调整发电机电压及频率，使其与电网保持一致满足同期条件合入发电机出口开关GCB检查发电机出口开关GCB合闸正常，信号反馈正确步序五：退出自动同期装置检查同期装置已退出6、顺控完成后，应检查调整发电机无功功率，防止发电机进相运行7、将同期屏上的同期选择开关DTK置退出位汇报值长发电机已并网
431.1.1.1.汽机发电机并网操作1)模拟操作1)检查#2发电机保护投入正确2)检查#2主变运行正常，风扇运行正常3)检查DCS上#2发电机系统无报警4)合上#2发电机GCB隔离刀闸5)检查#2发电机励磁开关确在断开位置6)投入#2发电机励磁系统功率柜冷却风扇的电源开关7)合上#2发电机励磁系统的启励电源开关及控制电源开关8)检查#2发电机励磁通道1其它通道在跟踪位9)将#2发电机励磁系统的控制方式置“远方”“自动”位10)检查#2发电机、励磁系统无报警11)在DCS励磁画面上合上励磁开关12)检查#2发电机自动升压至额定值（13.8KV）13)检查#2发电机电压平衡，电流为零，并记录空载励磁电压、电流并与出厂值核对。14)将#2发电机同期屏上的同期选择开关DTK置“自动”位15)在DCS同期画面上启动自动同期装置16)检查#2发电机GCB断路器合闸正常17)退出同期装置18)调整#2发电机的无功功率，防止发电机进相运行19)对发电机系统进行全面的检查1.1.2.机组运行主要参数
44项目单位正常值低报警高报警备注发电机额定功率MW141最大连续输出功率148MW发电机额定电压kV13.8允许变化范围±5%,不允许大于±10%发电机额定电流A6940三相定子电流最大差值不得超过额定值的10％周波Hz5047.551.5额定功率因数cosθ0.85滞后一般不应超过滞相0.95额定励磁电压UfNV217额定励磁电流IfNA1453集电环温度℃≤130检温计法，风温≤65℃转子临界转速r/min一阶：883二阶：2531发电机强励倍数≥2允许强励时间20s发电机负序电流%≤10暂态(I2/In)2.T＜10s定子铁芯温度℃＜130130埋设检温计
45(额定工况)定子线圈温度(额定工况)℃＜120100同时有3个测点温度超过100，RUNBACK转子线圈温度(额定工况)℃＜120120发电机出口封闭母线气体压力kPa741015kPa时安全阀泄压主变高压侧电压kV347±2×2.5%主变高压侧额定电流A299.5电压抽头在额定电压位置主变油温℃＜7575高厂变油温℃＜85756kV母线电压kV6.6-5.71.1.1.发电机的正常运行、监督与维护1.1.1.1.正常运行方式：1）发电机可以按厂家铭牌额定负荷或在“发电机出力曲线”的范围内长期连续运行；2）电压允许在额定值的±5％以内变化，而频率为额定值时,且在以上的规定的条件下，发电机可带额定出力连续运行；3）发电机电压不允许在低于额定值的90％（12.42kV），高于额定值的110％（即15.18kV）的情况下长期运行；
464）正常运行中发电机定子电流及转子电流不允许超过额定值；5）发电机允许三相不平衡负荷下连续运行。但三相定子电流最大差值不得超过额定值的10％（（即694Ａ）），最大一相电流不得超过额定值（6940Ａ）；6）发电机额定运行功率因数为0.85，一般不应超过滞相0.95；7）当系统需要而且自动励磁调节装置投运时，允许功率因素在0.95～1范围运行。在正常运行中，发电机及系统周波应维护在50±0.2Hz范围；8）发电机经试验后进相运行。如需进相运行，应严格按照进相试验确认的进相稳定负荷限制值调整，不得超过限制值，以防止进相太深引起静态失稳失步。当发电机无功出现连续摆动时，应适当增加无功；9）发电机不论是进相运行，还是迟相运行，定、转子电流不应超过额定值、6kV厂用母线电压应控制在6.6～5.7kV范围内，380V母线电压应控制在420～360V范围内；10)发电机正常运行条件下，各部允许温升和温度不得高于下表规定数值，相同部位或相邻两点的温差不应超过10℃：部位允许温升（℃）允许最高温度（℃）测量方法定子线圈72120埋置检温计转子线圈63.8120电阻法定子铁芯59.9130热电偶11)发电机定子电压下降到额定值的95～90％，定子电流不得超过额定值的105％。发电机运行时最高电压不得高于额定电压的110％(15.18kV)，电压最低不得低于额定值的90％(12.42kV)；1.1.1.1.运行中的检查与维护1)机组运行中的检查1-1）正常检查尽可能安排在高峰负荷时进行，每班二次；1-2）发电机大修并网后8h内，每2h派人检查一次；1-3）
47系统内发生短路冲击后，应对发电机、励磁变相关一次、二次设备进行一次全面检查；1-4）备用中的发电机及其附属设备，每班应进行巡回检查，发现设备缺陷及时通知检修处理，保证发电机随时具备启动条件；1-5）强励动作后，应重点检查发电机的励磁回路有关设备。1)集控室和继电室的检查：2-1）各表计的指示不应超过允许值，相互关系应正确；2-2）各运行开关、刀闸位置反馈与实际指示位置应一致；2-3）发电机定子三相电压、电流表指示应平衡；2-4）发变组保护柜、故障录波器柜等面板无声光报警信号；2-5）继电器和自动装置应正常，无过热冒烟现象；2-6）各灯光信号指示正常；2-7）220V直流系统运行正常，电压在规定范围内；2-8）发电机自动励磁调节器运行正常，备用通道自动跟踪主通道信号正常，各指示仪表与实际相符。2)发电机各部分的检查：3-1）发电机声音正常，机组振动、温度不超过允许值；3-2）励磁系统各装置、元件无过热、松动；各指示灯、风机正常；开关位置正确；3-3）发电机离相封闭母线微正压装置运行正常；封闭母线外壳运行正常，无发热、振动、局部过热现象；3-4）发变组及厂用系统的保护及自动装置运行正常；压板位置正确，无松动、过热；3-5）各消防器具完好无损；3-6）机组周围清洁无杂物；3-7）发电机励磁系统的开关、母线、互感器及电缆无过热、无放电闪络现象；3-8）发电机励磁变压器运行正常，无异音；3-9）单元机组励磁间室内温度不高于40℃；
483-10)整流柜元件温升不超过45℃，快速熔断器联接处温升不超过40℃，母线温升不超过35℃，联接处温升不超过55℃；3-11)整流柜冷却风机两路电源均已送电，联锁开关投入，风机运行正常，无异音；3-12)整流元件故障灯应不亮，无保险熔断报警；3-13)各元件无过热焦臭味，铜辫子无过热变色，焊头无脱焊；3-14)二台整流柜输出电流基本相等，均流系数不小于0.97。1)发电机冷却系统的检查项目：4-1)定子绕组温度及定子绕组出风温度正常；4-2)冷却器的冷却水压力、温差、端差应正常；4-3)测量发电机转子正、负极对地电压正常；4-4)每班应联系化学测量发电机膛内含湿量，不得超限。2)碳刷滑环日常检查项目：5-1)集电环上碳刷有无冒火情况；5-2)碳刷在刷盒内有无摇动或卡住情形，碳刷在刷盒内应能上下活动，但不得有摇摆情形；5-3)刷辫是否完好，接触是否良好，有无过热现象；如出现发黑、烧伤等现象，则应更换碳刷；5-4)个别碳刷出现温度较高时，可用仪表检查碳刷电流分布是否正常；5-5)更换碳刷后，因电流分布发生了变化，应加强检查，防止个别碳刷过热；5-6)碳刷压力是否正常；5-7)碳刷的磨耗程度。碳刷尺寸：25.4×38.1×102（mm），碳刷允许磨损长度60mm；刷块边缘是否存在剥落现象，如果碳刷磨损厉害或刷块有剥离现象，就必须更换碳刷；5-8)有无碳刷颤振的情形；5-9)集电环磨损不均，碳刷松驰，机组振动等原因将会引起碳刷颤振。如碳刷发生颤振，必须将其从刷盒中拨出来检查是否有损坏情形。查明颤振原因并消除之；
495-10)刷盒和刷架上有无积垢，若有积垢须用刷子扫除或用吹风机吹净；5-11)滑环表面无变色、过热，温度应不高于120℃；碳刷完整无损，压力正常，无振动、卡涩、松动、冒火、过热，与滑环接触良好；刷辫完好，无过热；5-12)运行中机组应定期用钳表检测各个碳刷电流分布和各个碳刷温度正常。5-13)运行中碳刷打火严重时，不允许用提碳刷刷辫的办法来处理，以防造成发电机失磁。1)运行中更换、维护碳刷应按下列要求进行：6-1）工作人员应穿长袖棉布衣服，穿绝缘鞋或站在橡胶垫上，女同志的辫子应盘结在帽内，谨慎从事，防止直流接地、正负极短路或衣袖头发被转动部分挂住；6-2）为防止保护误动，暂时退出转子两点接地保护；6-3）同一机组不得两人同时工作，应当一人工作，一人监护，一次只允许抽出一组碳刷；6-4）所用工具应用绝缘带包好，工作时，不得同时触及不同极性的导体或一手触及导体一手触及接地外壳；6-5）更换碳刷前，应检查确认其它碳刷工作状态良好。新换上的碳刷须在与滑环直径相等的模型上研磨良好，碳刷与集电环的接触面积应超过总面积的70%，且新旧型号一致；6-6）在同一时间内，每个刷架上最多只许换1/5的碳刷；6-7）碳刷在刷握内应有0.1～0.2mm间隙，防止碳刷通流受热后卡死。2)励磁系统的检查7-1）运行限制器没有动作。7-2）工作调节器的给定值没有达到限制值。7-3）通道跟踪到位，切换是准备好的。7-4）励磁电流、发电机电压和无功功率是稳定的7-5）励磁功率柜风扇运转正常，无异常空气进出风口无杂物堵塞
507-6）励磁调节器柜没有任何报警，各仪表指示正常；调节器无异常声音；7-7）励磁变压器工作正常，无过热、无异音、无报警；冷却风扇运行正常1.1.1.发电机停机保养1.1.1.1.短期停机保养1）总则：一般的预防措施就是避免机内结露，以便能够尽快地重新启机。2）防止结露，控制机内相对湿度＜50%，这样可防止机内结露。在停机期间，机内的相对湿度与发电机周围的温度有关。定期检测、以及当外界温度降低8℃以上时检测机内相对湿度。如发现机内相对湿度过高，采用加热入口空气的方法排出机内气体，来降低机内相对湿度。3）冷却器维护为了避免冷却水管腐蚀及沉垢，应让小流量的水始终流过冷却器。除此之外，冷却器还应每周两次用大流量水冲刷两次。1.1.1.2.长期停机的保养1)长期停机，辅助系统都已停止工作；1)防止机内结露，投入空气加热器或空气干燥器，使机内空气得到持续的干燥。空气加热器或空气干燥器的安装位置应考虑到空气能循环通过机内所有空间；1.1.2.发电机停机操作1)检查发电机负荷降至零2)手动拉开#2发电机GCB断路器3)检查#2发电机GCB断路器确已断开4)断开#2发电机灭磁开关5)检查灭磁开关确已断开，逆变器投入正常6)拉开#2发电机GCB隔离刀闸
511)将#2发电机的出口PT拉至检修位置2)退出#2发电机励磁系统3)根据发电机的实际情况把发电机转入备用或检修状态发电机按顺控完成的停机操作（由汽机人员投入停机顺控）发电机解列顺控完成后的操作：1、检查发电机出口开关GCB确已断开，信号正常（绿灯亮）2、检查发电机励磁开关MK确已断开3、拉开发电机出口隔离刀闸SKG4、退出发电机励磁系统5、根据发电机的实际情况将发电机转入备用或检修状态1.1.事故处理总则1.1.1.发电机事故处理总则1)发生事故时运行人员应迅速判断事故原因，解除对人身及设备的危害，隔离已损坏的设备，保证非故障设备及机组的正常运行，并立即汇报值长及有关领导。2)机组在发生事故时，运行人员应根据仪表的指示、保护动作情况信机组外部象征，迅速判明事故的性质，故障的范围，以便及时采取措施，防止故障的扩大和蔓延。3)发生事故后，值长应组织指挥故障消除的工作，各级领导必须听从上一级领导的命令，领导命令有明显错误时不应执行，并申明理由，而领导仍坚持时，按领导要求执行，但是领导的命令有对人身或设备造成重大伤害的危险时，应拒绝执行。4)事故发生过程中，运行人员不得擅自离开工作岗位,与事故处理无关人员,禁止停留在事故现场。5)故障发生在交接班时，应延迟交班，接班人员应协助当班人员处理事故，由当值值长统一指挥。当事故处理结束或告一段落之后，方可进行交接班.6)事故处理应迅速、准确、果断。
521)事故消除后，运行人员应将事故过程中观察到的现象、发展过程、时间和采取的措施详细记录在交接班记录本上1.1.1.发电机的异常运行、故障及事故处理1.1.1.1.如发生下列情况应紧急停机1)发电机或励磁系统内冒烟、着火；2)发电机强烈振动，超过允许值；3)发电机空气冷却器严重漏水；4)威胁人员生命时；5)发生“解列灭磁”或“全停”的故障，而保护拒动时；6)机炉故障需解列停机时。7）发电机内有明显有金属磨擦声和撞击声；8）发电机温度急剧升高，且减负荷温度仍超过动作值；9）润滑油压降低至动作值，且启动备用油泵无效时1.1.1.2.系统事故引起定子过负荷的处理1)现象：1-1)定子电流超过额定值；1-2)有定子过电流报警；1-3)周波、电压下降；1-4)定子温度升高。2)处理：2-1)首先检查发电机功率因数和电压；2-2)密切监视运行，注意过负荷时间。正常运行时定、转子线圈温度较高的发电机，应适当缩短过负荷时间；2-3)若系统有功不足，应降低励磁减无功；若系统无功不足电压低，应减有功。减无功时注意不得使发电机和厂用电压过低。1.1.1.3.系统事故引起转子过负荷的处理
531)现象：1-1)转子电压，电流超过额定值，定子电流升高；1-2)转子过负荷报警；1-3)转子温度升高；2)处理：2-1)按转子过负荷表监视运行，注意过负荷时间。正常运行时定、转子线圈温度较高的发电机，应缩短过负荷时间；2-2)降低励磁，减励磁时应注意发电机的端电压，防止电压过低对厂用电的影响。。1.1.1.1.定子三相电流不平衡，超过允许值8％的处理1)现象：1-1)三相电流表指示不一致；1-2)转子温度上升快；1-3)“负序过负荷”报警。2)原因：2-1)系统负荷不平衡；2-2)线路断线或开关故障出现非全相运行。3)处理：3-1)检查网控有关系统负荷及线路情况，若不平衡电流由系统引起，报请调度处理；3-2)检查表计有无故障，机组是否正常；3-3)若非全相运行所致，保护拒动，应解列发电机；3-4)不平衡电流按下表控制时间。若时间已到，应降低定子电流，直至不平衡电流减少到允许值8％以内。不平衡电流允许持续时间表不平衡电流与额定电流之比（%）152030405060
54允许持续时间（s）4442501116240271.1.1.1.发电机电压超出允许值的处理1)若电压高于额定电压10％，应减励磁降无功；2)若电压低于额定电压10％，应加励磁增无功，但注意转子电流不超过额定值。当系统周波正常，而无功不能再加大时，经调度同意，可适当减有功增无功；3)处理过程中注意维持厂用电母线电压在正常范围。1.1.1.2.发电机空载升不起电压的处理1)现象：1-1)定子电压表无指示，转子励磁电流有指示；1-2)转子电压表、转子电流表均无指示或转子电压表有指示而转子电流表无指示。2)处理：2-1)立即停止升压操作,退出发电机励磁；2-2)检查发电机出口ΡＴ回路是否正常；2-3)检查转子回路是否开路；2-4)检查转子回路表计是否正常；2-5)测量励磁变是否正常，检查碳刷接触是否良好；2-6)检查励磁调节器各部件、各单元是否正常；2-7)通知检修人员进行处理。1.1.1.3.发电机温升过高，超过允许值的处理1)现象：1-1)各部温度指示升高；1-2)进出风温差增大；2)原因：2-1)定子、转子过负荷；
552-2)冷却系统故障；2-3)表计指示不准。3)处理：3-1)检查发电机负荷电流，不平衡电流是否超过允许值；3-2)检查冷却系统是否有故障，冷却器阀门是否全开；3-3)联系热工人员核对温度表；3-4)若无法解决，应降低发电机有功及无功负荷。1.1.1.1.发电机定子一点接地的处理1)现象：1-1)“定子转子接地”报警；1-2)保护屏上绝缘监察电压表可能有指示。2)处理：2-1)检查保护，确认是定子接地信号；2-2)根据保护信号和绝缘监察电压表指示判断是否真接地还是假接地；2-3)检查主变低压侧是否有接地信号：2-4)检查发变组系统设备，寻找接地点；2-5)发电机定子接地保护（基波）动作于跳闸，如保护拒动，手动打跳,发电机解列后检查主变低压侧接地信号是否消失，如没有消失则接地点在主变侧；2-6)检查发电机封母排水阀是否有积水；2-7)如三次谐波接地保护动作，检查发电机中性点刀闸是否合好，允许运行30min，时间一到，解列停机；2-8)发电机用SFC拖动过程中启停机接地保护动作，检查发电机PT一次熔断器及二次小开关是否送好、PT二次插头是否插好、消谐电阻是否投入，如检查没发现问题，通知维修检查是否发生谐振；（燃机）2-9)发电机3000r/min升压过程发生启停机接地保护动作，检查发电机PT一次熔断器及二次小开关是否送好、PT
56二次插头是否插好、消谐电阻是否退出；2-10)如经以上检查，没能查明原因，机组停运后测量发电机定子绝缘，如绝缘正常，经总工或生产副厂长同意，可以再试启动机组，并通过零启升压检查正常后并入电网。1.1.1.1.发电机转子回路一点接地的处理1)现象：1-1)“转子一点接地”报警；1-2)测量励磁回路绝缘电阻值＜0.5ＭΩ。2)处理：2-1)检查保护，确认是转子接地信号；2-2)查询励磁回路是否有人工作；2-3)检查发电机局部放电监视是否有报警信号；2-4)检查励磁室及封母是否结露；2-5)检查励磁碳刷、滑环积污情况，如积污严重，应进行清抹；2-6)通知维修人员检查转子接地检测回路；2-7)若确认转子内部稳定性金属接地，应报告运行部长及调度，立即停机处理；2-8)在检查处理过程中，应防止人为造成两点接地。1.1.1.2.发电机励磁回路两点接地的处理1)现象：1-1)转子电流指示显著增大或为零；1-2)转子电压指示显著减小或为零；1-3)无功负荷降低；1-4)定子电压指示稍降低；1-5)机组振动增大；1-6)发电机可能失磁，进相运行。2)处理：
572-1)若转子两点接地保护动作，开关未跳闸，判明后立即解列停机。1.1.1.1.发电机失磁（引起失步振荡）的处理1)现象：1-1)保护动作跳机时，“失磁”报警，保护控制界面有相应光字牌亮；1-2)低励限制发信，无功指示负值；1-3)有功指示稍低摆动；1-4)定子电流升高摆动；1-5)定子电压降低摆动；1-6)若励磁回路开路，转子电流为零，转子电压升高；1-7)若励磁回路短路，转子电流升高，转子电压降低，机组有明显的震动。1-8）检查发电机匝间保护装置是否有报警信号。2)原因：2-1)励磁回路开路或短路；2-2)励磁调节器故障（可控硅故障）；2-3)灭磁开关误跳；2-4)进相太深，引起静态失稳。3)处理：3-1)根据表计和开关指示灯初步判断故障原因，采取相应对策；3-2)若灭磁开关误跳，应立即合回灭磁开关及其前级开关；3-3)发电机失磁异步运行时，60s内应将负荷降到60%，90s内应将负荷降到40%，允许运行时间不超过10min；3-4)注意监视发电机各部温度；3-5)如失磁引起系统振荡，保护拒动，应解列发电机；3-6)如励磁电流全失，不能恢复，应解列发电机。1.1.1.2.发电机强励动作的处理
581)现象：1-1)励磁系统“强励”报警；1-2)发电机端电压下降到90％Ｕｅ以下；1-3)转子定子电流上升；1-4)无功负荷增大。2)原因：2-1)发电机本身故障；2-2)系统发生短路；2-3)励磁系统故障；2-4)强励误动。3)处理：3-1)强励正确动作后，10s钟内不得手动干涉；3-2)强励动作超过10s，励磁系统跳闸，此时，查找原因，消除故障后重新开机；3-3)强励动作超过10s，励磁系统不跳闸，应将发电机解列灭磁，查找原因后和，消除故障后重新开机；3-4)强励动作后，应检查励磁系统一次部分（碳刷、滑环、灭磁开关、整流柜、过压保护等无损伤。1.1.1.1.发电机振荡（失去同步）的处理1)现象：1-1)定子电流表指针剧烈摆动，超过正常值；1-2)定子电压表指针剧烈摆动，电压降低；1-3)有功、无功表在全表盘内摆动；1-4)转子电流、电压，励磁电流、电压在正常值附近摆动；1-5)强励可能动作，励磁回路表计上升，冲击较大；1-6)发电机发出呜声，与表计摆动合拍；1-7)系统周波，电压摆动，且电压降低。
592)处理：2-1)首先判断是发电机振荡还是系统振荡。若几台机表计摆动一致，是系统振荡；若某一台机与其它机组表计摆动方向相反，则为该发电机振荡；2-2)若为系统振荡，应执行系统事故处理规程的规定；2-3)若为发电机非同期并列时引起的振荡，应立即解列；2-4)若为发电机本机振荡，应增加无功减少有功；2-5)若由于发电机组失磁引起系统振荡，则按发电机失磁处理；2-6)当强励动作后，定子及转子电流突增，10s内不得干涉强励装置动作，不得调整切换；2-7)发生振荡时，应及时报告调度。1.1.1.1.发电机非同期并列的处理1)现象：1-1)发电机出现大电流冲击；1-2)机组产生强烈振荡。2)处理：2-1)若发电机无强烈声音及冲击，可不停机，但是应当做好记录；2-2)若机组出现大电流冲击和振动，且不衰减时，应立即解列停机处理。1.1.1.2.发电机主出口开关自动跳闸的处理1)现象：1-1)主开关、灭磁开关绿灯闪光；1-2)有功、无功突降至零；1-3)系统电压、周波有可能下降；1-4)保护出现相应报警信号。2)处理：2-1)检查厂用电系统运行正常
602-2)检查保护动作情况，判断跳闸原因；2-3)若保护未动，人员误动跳闸，应立即将发电机并网；2-4)若主开关外部系统故障，正、负序过流、主变差动、非全相等保护动作，而内部故障的保护未动作，在消除故障后即可并网；2-5)若差动、转子两点接地、匝间等内部故障的保护动作，应检查保护区内一切设备，测量发电机定子线圈绝缘及各点温度，查明发电机有无烟火焦味、放电、烧伤痕迹。继保班对保护作检查试验，原因查明及隔离故障点后重新开机；2-6)若失磁保护动作跳闸，若转子回路故障，应停机处理；2-7)若甩负荷后，转速升高，过电压保护动作跳闸，应立即将发电机与系统并列；2-8)若确认保护误动跳闸，申请退出该保护，并网。1.1.1.1.发电机保护和仪用1ＰＴ断线的处理1)现象：1-1)电压、有功、无功表指示降低或至零，周波表失常；1-2)保护装置上PT断线信号发出。2)处理：2-1)测量PT二次侧电压，确认故障PT及故障相；2-2)停用发变组保护A柜逆功率、过电压、失磁、失步保护、启停机、低阻抗保护；2-3)检查二次电压回路是否有人工作；2-4)检查PT二次开关是否跳闸，若跳闸可合一次，如再跳，通知继保班处理；2-5)如二压不正常且有零序电压（可在保护柜检查），则为PT一次熔断器，将PT拉出，检查无异常，更换熔断器，送回，如再熔断，通知维修处理，检查原因并消除后才能恢复运行。1.1.1.2.励磁调节器用２PT断线的处理1)现象：1-1)励磁系统发“PT断线”光字牌亮，励磁系统切换至II通道运行；
611-2)发变组保护B柜发“PT断线”信号。2)处理：2-1)测量PT二次侧电压，确认故障PT及故障相；2-2)停用发变组保护B柜逆功率、过电压、失磁、失步保护、启停机、低阻抗保护；2-3)检查二次电压回路是否有人工作；2-4)检查更换PT二次开关是否跳闸，若跳闸可合一次，如再跳，通知继保班处理；2-5)如二压不正常且有零序电压（可在保护柜检查），则为PT一次熔断器，将PT拉出，检查无异常，更换熔断器，送回，如再熔断，通知维修处理，检查原因并消除后才能恢复运行。1.1.1.1.发电机保护和仪用3PT断线的处理1)现象：1-1)表计无异常，励磁系统发“PT断线”信号，切换至I通道运行；1-2)保护A、B柜发“PT断线”信号。2)处理：2-1)测量PT二次侧电压，确认故障PT及故障相；2-2)停用发变组保护A、B柜匝间保护；2-3)检查二次电压回路是否有人工作；2-4)检查更换PT二次开关是否跳闸，若跳闸可合一次，如再跳，通知继保班处理；2-5)如二压不正常且有零序电压（可在保护柜检查），则为PT一次熔断器，将PT拉出，检查无异常，更换熔断器，送回，如再熔断，通知维修处理，检查原因并消除后才能恢复运行。1.1.1.2.发电机ＣＴ二次侧开路的处理1)现象：1-1)若仪表回路ＣＴ开路，定子电流表指示零，有功无功表指示降低，电度表转慢；
621-2)开路点伴随有冒烟，火花等现象。2)处理：2-1)通知维修处理。谨防高电压！使用工具和站立处必须绝缘良好；2-2)如开路点有火花、冒烟等现象，应迅速降低发电机电流，如故障点着火，应立即停机，隔离并灭火；2-3)若开路点靠近一次设备，则汇报值长，解列发电机处理。1.1.1.1.发电机发生短路故障后的检查项目1)定子机座在基础上的位移；2)检查挡油盖及轴瓦是否有损坏；3)发电机底部封母引出线、CT是否有变形、松动；4)对GCB开关、封母、励磁变进行外观检查；5)主变、高厂变外壳是否有变形，引线是否有松动；6)各一次部分外壳接口及接地点是否有放电、烧焦痕迹。1.1.1.2.滑环、碳刷异常处理1)碳刷冒火花，若经处理火花不消失，可降低励磁电流，若仍无效,必要时应申请减发电机有功，通知维修处理；2)运行中碳刷发红和刷辫变色，应先尽快降低励磁电流，后作调整，抽出其中一组碳刷时，应防止其它碳刷电流增大，火花增大故障。如采取上述措施无效，应减负荷到零，停机处理。1.1.2.典型事故处理1.1.2.1.火灾事故现场着火，但未威胁机组运行时：1-1）迅速汇报值长并联系消防人员。1-2）在消防人员未到来之前，在不影响机组运行的情况下，使用灭火设施灭火。
631-3）设法不使火势蔓延，搬开火场周围易燃品，切断失火地点电气设备电源，用石棉板或铁皮隔绝火源。2)油系统着火2-1）汽轮机油系统着火应用干式灭火器，泡沫灭火器、1211灭火器、石棉布等灭火，不准用水和砂子（地面着火可以用砂子）。当火势不能很快扑灭，严重威胁机组安全时，应破坏真空紧急停机。2-2）火势威胁主油箱和油系统时，在破坏真空紧急停机的同时，开启油箱事故放油门，控制放油速度，以保证在转子静止前润滑油不中断。2-3）油系统着火时，必要时应适应降低润滑油压以减少外泄油量。3)发电机着火3-1）立即破坏真空紧急停机。3-2）联系值长、电气向发电机充二氧化碳灭火或用消防水来灭火,3-3）在灭火过程中，汽轮发电机组应保持300rpm运行，如锅炉余压不能维持转速时，应待转子静止后立即投入盘车连续运行，严禁转子静止灭火。1.1.1.1.发电机振荡1)发电机振荡的现象：1-1)定子电流表指针剧烈摆动，超过正常值；1-2)定子电压表指针剧烈摆动，电压降低；1-3)有功、无功表在全表盘内摆动；1-4)转子电流、电压，励磁电流、电压在正常值附近摆动；1-5)强励可能动作，励磁回路表计上升，冲击较大；1-6)发电机发出呜声，与表计摆动合拍；1-7)系统周波，电压摆动，且电压降低。2)发电机振荡的处理：2-1)首先判断是发电机振荡还是系统振荡。若几台机表计摆动一致，是系统振荡；若某一台机与其它机组表计摆动方向相反，则为该发电机振荡；2-2)若为系统振荡，应执行系统事故处理规程的规定；
642-3)若为发电机非同期并列时引起的振荡，应立即解列；2-4)若为发电机本机振荡，应增加无功减少有功；2-5)若由于发电机组失磁引起系统振荡，则按发电机失磁处理；2-6)当强励动作后，定子及转子电流突增，10s内不得干涉强励装置动作，不得调整切换；2-7)发生振荡时，应及时报告调度。1.1.1.1.系统振荡1)系统发生振荡的一般现象：1-1)发电机、变压器和联络线的电流表、功率表以及发电机、母线电压表周期性地摆动，每周期约0.15～3s，发电机和变压器发出有节奏的蜂鸣声；1-2)振荡中心的电压摆动最大，并周期性地变化，最低值接近零值，白炽灯一明一暗；1-3)失去同期的两个（及以上）电厂或电网间联络线功率往复摆动，送端频率升高，受端频率下降，一般相差在1Hz或以上（振荡周期T＝1/△f）。2)系统发生振荡的主要原因：2-1)系统发生故障，特别是连续多重故障，造成系统稳定破坏；2-2)系统不正常的操作（如非同期并列，强送故障线路等）；2-3)故障时开关和继电保护不正确动作或自动调节装置失灵；2-4)长距离传输功率突增超极限（如送端发生功率过剩，受端失去电源或双回路失去一回路等）；2-5)大机组失磁，再同步失效。3)系统稳定没有破坏时，手动同步处理：3-1)各发电机和调相机应充分利用机组励磁系统的过载能力提高无功出力；同时调整系统无功补偿容量，尽可能使电压提高至允许的最大值；3-2)频率升高的发电厂立即自行降低出力，使频率下降直到振荡消失或频率降到49.8Hz为止；3-3)
65频率下降的发电厂应自行增加出力，直到振荡消失。频率下降的地区，调度员应果断地按系统事故紧急限电序位拉闸限电，使频率提高，直至49.80Hz，并使振荡消失。4)在下列情况下应选择适当的解列点将系统解列：4-1)振荡剧烈且振荡电流超过设备允许范围，可能使重要设备损坏；4-2)主要变电站电压波动低于额定值的75％，可能引起大量甩负荷；4-3)采取人工再同步，在3～4min之内未能恢复同步运行。5)解列点选择原则：5-1)解列后的各电网内发电机组应能保持同步运行；5-2)各电网内应尽可能保持功率的平衡。6)系统发生振荡时，任何发电机、调相机都不得自行手动解列；当频率或电压下降到严重威胁厂用电安全时，可按现场事故处理规程执行保厂用电的措施；在此之前应主动与调度联系。7)若由于发电机失磁，机组与系统失去同步运行产生振荡时，现场人员应立即判明情况将失磁机组与系统解列。1.1.1.1.DCS故障1)DCS全部操作员站出现故障a)DCS故障的现象：a-1)所有操作站电脑黑屏或死机；a-2)鼠标或键盘操作画面不动；a-3)DCS画面上各参数、报警显示等不变化。b)DCS故障的原因：b-1)DCS电源故障；b-2)DCS信号接口断路；b-3)DCS控制内部软件错误；b-4)DCS内部硬件故障。c)DCS故障的处理：
66c-1)若DCS故障，操作站画面全部失去监视，应做故障停机准备，及时汇报值长；c-2)若DCS故障发生前机组正处于变工况过程中，应立即着手准备停机，同时监视：燃气轮机工作情况、汽包电接点水位计、机组负荷、汽轮机转速等，任何一个参数大幅变化都应立即停机。此时维持运行不应超过5min；c-3)若DCS故障发生前机组正处于稳定工况运行中，应立即加强就地监视，同时联系热控人员到现场处理。同样要做好停机准备。此时维持机组运行不应超15min；c-4)维持运行过程中，如果发生主辅机异常或跳闸也应立即停机；c-5)热工人员未到或不能处理时应尽力安全停机，力争避免主机损坏；c-6)DCS故障停机首先应启动直流事故油泵、直流密封油泵，启动事故保安柴油发电机并列，然后手动打闸停机，手动解列发电机，手动停运给水泵、凝结水泵；c-7)如果厂用电未正常切换应手动切换恢复供电，若辅机未按要求停运，应联系就地紧停，降速过程中要手动启动顶轴油泵，加强就地检查，发现异常立即处理；c-8)机组停运后，就地手动或电动关闭各油、汽、水、阀门或挡板，停止紧急停机时必须停止的转动设备。1.1.1.1.周波异常1)周波异常的现象：1-1)低周波时，显示转速下降，机组有功自动增加，机组及辅机声音异常，有关辅机出力下降；1-2)高周波时，显示转速上升，机组有功自动减少，机组及辅机声音异常，有关辅机出力增大。2)周波异常的原因：2-1)低周波是由电网中有功负荷大于有功电源容量所至；2-2)高周波是由电网中有功电源小于有功负荷容量所至；2-3)系统振荡。3)周波异常的处理：
673-1)除机组自身的一次调频特性外，电网周波由调度统一调整、管理；3-2)二次调频按调度规程有关规定执行；3-3)电网周波异常时，汽轮机某些级叶片有可能发生共振断裂的危险，发生周波异常，应立即报告值长；3-4)低周波时，机组有功自动增加，运行人员应监视、调整机组负荷，禁止机组出力大于铭牌的最大出力；3-5)在高或低周波时，应按高或低周波运行时间控制机组运行时间；3-6)高周波时，机组出力自行减少，汇报值长，调整有关运行参数在允许范围内；3-7)由于电力系统振荡引起周波异常，应立即报告值长，迅速执行值长的命令；3-8)当周波达51.5Hz或47.5Hz，延时10s钟后，机组跳闸，否则立即手动打闸停机。1.变压器部分1.1.变压器概述1)采用发电机－断路器-变压器组接线，由白方接入白方设计330kV屋外配电装置。发电机与主变之间经GCB采用全连式离相封闭母线连接，高压厂用变压器、励磁变经离相封闭母线分支接在发电机与主变低压侧之间。；2)本机组6kV备用电源由老厂的8#机组提供。3)机组设一台25MVA容量的双绕组低压侧分裂厂用变压器
6810BBT01，变压器高压侧由燃机主变压器低压侧引接；6kV设两个工作段10BBA段和10BBB段，由变压器低压侧A/B分支供电，为机组负荷提供动力电源,。1)设置1台容量为2000kVA机组低压工作变压器10BFT01，分别为两段机组动力中心供电（工作PC10BFA和10BFB）,1台容量为2000KVA低压工作备用变做为工作PC的备用电源；1台容量为1250kVA公用低压变压器10BFT02，分别为两段公用动力中心供电（公用PC10BFC和10BFD），1台容量为1250KVA低压公用备用变做为公用PC的备用电源。机组低压变压器工作电源由6kV工作段10BBA段和10BBB段提供。2)SFC隔离变6kV电源由6kV工作段10BBA段提供。1.1.变压器规范汽机主变型号SFP-180000/330相数3额定容量(MVA)180频率（Hz）50额定电压(kV)347±2×2.5/13.8结线组别YNd11额定电流A299.5/7530.9短路阻抗11.26%冷却方式ODAF制造厂家天威保变接地方式高压侧中性点直接接地调压方式无励磁调压燃机主变型号SFP-380000/330相数3额定容量(MVA)380频率（Hz）50
69额定电压(kV)347±2×2.5%/20结线组别YNd11额定电流A632.3/10970短路阻抗14%接地方式高压侧中性点直接接地绝缘耐热等级F级冷却方式OFAF制造厂家天威保变调压方式无励磁调压高压厂用变压器型号SFFZ-25000/20相数3额定容量(MVA)25/16-16频率（Hz）50额定电压(kV)20±8×1.25%/6.3kv-6.3kv型式三相铜绕组有载调压油浸式低压侧分裂变压器额定电流721.7/2291.1结线组别D,d0-d0冷却方式ONAF/ONAN绝缘耐热等级F级调压方式有载调压制造厂家山东达驰短路阻抗8%低压干式变压器变压器工作变、工作备用变型号LK-TCT2-2000/6.3相数3频率（Hz）50额定容量(KVA)2000额定电流183/2887A
70额定电压(kV)6.3±2×2.5%/0.4型式三相干式变压器短路阻抗7.9%结线组别Dyn11冷却方式AF/AN绝缘耐热等级F级调压方式无励磁调压生产厂家珠海LK变压器公用变、公用备用变型号LK-TCT2-1250/6.3相数3频率（Hz）50额定容量(KVA)1250额定电流115/1804A额定电压(kV)6.3±2×2.5%/0.4型式三相干式变压器短路阻抗6.64%结线组别Dyn11冷却方式AF/AN绝缘耐热等级F级调压方式无励磁调压生产厂家珠海LK1.1.变压器投运规定1.1.1.变压器的绝缘规定1)变压器在检修后或停运7天以上在投运前，应测量其绝缘阻值和吸收比，并记录；2)变压器绕组电压在6kV以上，测绝缘电阻应选用2500V摇表；500V及以下选用500～1000V摇表；
711)变压器绝缘电阻的允许值不做具体规定，但必须符合下列标准：3-1）吸收比R60″/R15″≥1.3；3-2）绝缘电阻值换算至同一温度下，与初始值相比不小于其1∕3；3-3）对于主变压器，在大修后、运行1～3年及必要时和新投入的变压器，应测量极化指数R600″/R60″≥1.5。2)测量线圈电压在6kV及以上的油浸变压器绝缘电阻用1000V～2500V摇表，测量绝缘电阻同时记录油温，其绝缘值应满足下列要求：4-1）不小于前次测定值的50%（相同条件温度下）；4-2）R60″/R15″≥1.3；4-3）最小不得低于1MΩ/kV；4-4）新安装变压器不低于厂家试验值的70%，无厂家数据可按下表变压器绝缘电阻规定规定执行：高压绕组电压等级温度（℃）（阻值单位MΩ）10203040506070803-10kV4503002001309060402520-35kV60040027018012080503560-330kV120080054036024016010070注：同一变压器低压绕组标准与高压绕组相同。3)当不满足上述要求时，应查明原因，并与以往记录分析比较，然后根据情况由值长或副总工程师决定是否投入运行；4)测量干式变压器绝缘电阻用2500V摇表，其绝缘电阻值不低于300MΩ(温度；20-30℃，湿度≤90％)；在比较潮湿的环境条件下，干式变压器绝缘电阻最低不得低于每千伏2MΩ（25℃
72时的读数），但是，如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论其绝缘电阻如何，在投入运行前，必须进行干燥处理；干式变压器在25℃时绝缘电阻值的规定电压等级（kV）≤136102030线圈对地绝缘电阻（MΩ）52020305075注：当与电缆及封闭母线一起测量时，用2500V摇表必须满足≥1MΩ/kV的要求。1.1.1.投行前检查1.1.1.1.检查1)变压器检修完毕后，检修人员负责通知电气一次、二次检修专工验收设备，专工验收合格且现场清理干净后再通知运行人员检查设备，运行人员检查合格后，检修人员填写检修交待事项，办理工作票终结手续，否则不予办理；投运前除按正常项目检查外，还应检查以下内容：1)分接开关的三相位置完全相同并且正确，有载调压装置各部正常，位置指示正确；2)各散热器，瓦斯继电器联通管阀门应全开；3)压力释放阀的锁片应取下，压力释放阀和油箱连接处的蝶阀应全开；4)变压器外壳箱体和铁芯、夹件，应可靠的一点接地；5)对于主变压器应检查在线色谱分析装置气体分析值正常；6)干式变压器须检查测温装置完好、线圈环氧绝缘层无开裂剥落现象，各防护遮栏良好，门已闭好；7)各种保护、控制、测量和信号等接线及传动试验动作正确；8)所有安全措施全部拆除，工作票全部收回，各常设遮栏及标示牌恢复；9)测量变压器绝缘电阻应合格。主变和高厂变停用不超过三天，厂用变压器停用不超过七天，在投运前无影响绝缘的异常状况时可不测定绝缘电阻，但经过检修的变压器投入运行前必须测定绝缘电阻。
731)强迫油循环风冷装置投入运行前和运行中应进行以下检查：a检查冷却器进、出油联管的阀门应打开，散热器进风通畅，入口处干净无杂物；b潜油泵转向正确，运行中无杂音和明显振动；c风扇电机转向正确，叶片无摩擦现象；d冷却器控制箱内各开关闭合良好，无振动及异常响声；e冷却器无渗、漏油现象。1.1.1.1.注意事项1)变压器投运前或停运时，中性点必须可靠接地，零序保护投入；2)主变停电时，先倒换厂用电由备用电源供电后再联系停止主变运行；3)变压器投运时，先合高压侧开关，后合低压侧开关，停电与此相反，厂用变压器禁止从低压侧反充电；4)变压器充电后，必要时进行定相后方可并列。1.1.1.2.变压器的操作要求：1)变压器的充电应由装有保护装置的电源侧进行，停电时，装有保护装置的电源侧开关应最后断开；2)必须使用断路器投入或切除变压器，严禁用闸刀投入或切除变压器；3)强迫油循环风冷变压器投运前应先启动冷却装置，停运后，可将冷却装置退出运行；4)主变和高厂变在更换线圈大修后，必须用发电机零起升压，并核对相序正确后方可投入运行；5)主变在升压并列或合闸充电前，其高压侧中性点接地闸刀应合闸接地。变压器投入电网运行后，中性点接地闸刀的运行方式按调度命令执行；6)无载调压变压器的分接头位置调整操作，应在变压器停电后做好安全措施的情况下进行。
741.1.变压器运行中的规定1.1.1.一般规定1)运行中的变压器额定电压变动范围在±5%以内时，其额定容量不变，其最高运行电压不得超过额定值的105%；2)强迫油循环变压器上层油温正常不超过75℃，最高不超过85℃，温升不超过45℃；3)油浸风冷变压器上层油温最高不超过95℃，但在正常情况下不超过85℃，温升不超过55℃（周围温度以40℃为准）；4)干式厂用变压器温度达到90℃时自动起动风扇，温度降至70℃时自动停止风扇，温度达到125℃报警信号发出，温度达到150℃跳干式变压器两侧开关。1.1.2.变压器过负荷运行规定1)总则1-1）在正常过负荷期间应加强油温及线圈温度的监视，不得超过相关规定，并将过负荷的大小、持续时间和上层油温记录在运行记录簿内；1-2）事故过负荷对变压器的寿命有损害，如有备用变压器时，应将备用变压器投入运行，过负荷时应投入全部冷却器运行，并记录开始时间，每隔0.5h记录一次各部温度及表计。1-3）变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下限时运行。1-4）正常过负荷不允许经常使用，事故过负荷只允许在事故情况下使用，若变压器存在较大缺陷，不允许过负荷运行。不损坏变压器绕组的绝缘和不降低变压器使用寿命的前提下，变压器可以在高峰负荷及冬季时过负荷运行。1-5）变压器正常或事故过负荷运行方式必须事先经生产副总批准方可执行。
751-6）变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器。1-7）变压器附件，如套管、电流互感器、油箱及储油柜、导线等的参数均满足变压器过负荷运行的要求；变压器过负荷运行时，线圈最热点的温度不超过140℃；1-8）直接接地的变压器中性点电流不得超过该线圈额定电流的25%。1)变压器的正常过负荷2-1）强迫油循环风冷、油浸自冷、风冷变压器正常过负荷不应超过1.3倍的额定值。2-2）当变压器过负荷时，汇报值长尽快转移负荷，使变压器负荷恢复到额定值以内，尽量缩短过负荷的时间。2-3）正常过负荷运行时应注意下列事项：l存在较大缺陷的变压器不准过负荷运行。l全天满负荷的变压器不宜过负荷运行。2)变压器的事故过负荷3-1）在事故过负荷运行时，应投入所有冷却器并尽量减少负载，过负荷运行一般不超过0.5小时。3-2）变压器事故过负荷时，其上层油温不得超过相应的规定值。3-3）强迫油循环冷却变压器事故过负荷及允许持续时间过负荷倍数环境温度（℃）0102030401.124:0024:0024:0014:305:101.224:0021:008:003：303:501:351.311:005:102:451:300:451.43:402:101:200:450:15
761.51:501:100:400:160:071.61:000:350:160:080:051.70:350:150:090:05----3-4）自然冷却或吹风冷却的油浸式电力变压器事故过负荷及允许持续时间过负荷倍数环境温度（℃）0102030401.124:0024:0024:0019:007:001.224:0024:0013:005:502:451.323:0010:005:303:001:301.48:305:103:101:450:551.54:453:102:001:100:351.63:002:051:200:450:181.72:051:250:550:250:091.81:301:000:300:130:061.91:001:350:180:090:052.00:400:220:110:06＋3-5）干式变压器的事故过负荷及允许持续时间过负荷倍数1.21.31.41.51.6
77允许运行时间（min）6045321851.1.1.变压器并列运行规定1)变比相等；2)短路阻抗比相等；3)相序、相位、接线组别相同；4)变比和短路电压不同的变压器在任何一台都不超过负荷的情况下，可以并列运行；5)短路电压不相等的变压器并列运行时，应适当提高短路电压大的二次电压，以使并列运行变压器的容量能充分利用；6)变压器安装后及进行过有可能使相序发生变动的工作后，必须经过定相后，方可并列运行。1.1.2.变压器中性点运行规定1)正常运行方式下本期电站主变高压侧绕组中性点直接接地，所有400V变压器低压侧中性点直接接地运行，高厂变、励磁变、SFC隔离变压器中性点不接地；2)变压器投运、停运时中性点必须接地，检修时中性点是否接地按照检修人员要求执行，检修后再恢复正常；3)如调度对330kV变压器的中性点接地有特殊规定，按调度要求执行。1.1.3.变压器冷却系统运行规定1)主变（强迫油循环）冷却装置运行：1-1)冷却装置由两路电源供电，两路电源可相互备用。两路电源可任意选一路工作。当工作电源故障时或电压降低时，另一路电源能自动投入并发出信号。1-2)
78当冷却器两路电源都故障的情况下，冷却系统处于自冷状态，此时变压器若带额定负载运行，温度没有异常升高现象，可以运行20min，如果20min处理不好，只有汇报、停运变压器。如果变压器不是满负荷运行在油面温度不超过75℃的情况下，允许连续运行1h。1-3)燃机主变压器装有4组冷却器，汽机主变压器装有3组冷却器，每组冷却器都可作为运行、辅助、备用冷却器运行（PLC逻辑控制，连续运行160小时进行切换一次）每组冷却器配置1台油泵、3台风扇。1-4)每组冷却器的运行方式选择可以有“自动、手动、停止”三种状态，正常运行时冷却器的运行方式均在“自动”位。1-5)正常状态：指电源正常时，只要控制开关切至“自动”位置并且发电机出口开关GCB合闸的情况下，冷却器即有一组运转。1-6)冷却器的启动：指正常情况下，冷却器的控制开关切至“自动”位置，根据变压器上层油温或变压器负荷来启动。当上层油温达到55℃或变压器高压侧电流达到60%额定电流时，冷却器自动投入一组辅助冷却器运转并发信号（燃机在上层油温达到65℃或变压器高压侧电流达到80%额定电流时，冷却器投入第二组辅助冷却器运转），当上层油温低于50℃或变压器高压侧电流低于60%额定电流时，辅助冷却器自动停止运转。1-7)停止状态：任一组冷却器都不运行的状态。1-8)投入主变冷油器前应确认其入口蝶阀在开位1-9)在不同环境温度下，投入不同数量的冷却器时，主变允许满负载运行时间及单相持续运行的负荷不同。1-10)风扇电机设有过载、短路及断相运行保护，故障时有信号报警。1)高厂变冷却器的运行2-1)高厂变采用自然油循环风冷方式，变压器配置6台底吹式风扇。2-2)
79高厂变散热装置的控制方式有自动与手动，可根据实际情况来进行选择。2-3)自动投入时，当油温达到55℃时启动奇数组风扇，65℃时启动偶数组风扇，当变压器负荷达到额定值的70%时同时启动变压器冷却风扇。温度下降到55℃时偶数组风扇停止，下降至45℃时风扇全停。2-4)冷却装置由两路电源供电，两路电源可相互备用。两路电源可任意选一路工作。当工作电源故障时或电压降低时，另一路电源能自动投入并发信号。1.1.1.变压器调压装置运行规定1.1.1.1.有载调压规定1)本期高厂变设置有载调压功能；2)有载调压装置允许运行调度整厂用6kV母线电压；调整时须经值长同意，汇报有关主管领导后方可调整（事故处理除外）；3)有载调压分接开关的操作调整应在DCS上进行，只有在远方失时，才允许到就地进行调整，就地调整时，一人操作一人监护；调整时应一次调整一挡，每次调整应间隔3分钟后在进行下次操作，防止电压波动幅度较大；每次调整后应检查分接开关位置指示与就地位置一致；4)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；5)有载调压分接开关的操作必须是一人操作，一人监护；6)当变压器电流超过额定电流的1.1倍时，不允许操作调压分接开关；7)有载调压分接开关正常操作时，应采用远方控制，在特殊情况时可在就地电动操作。1.1.1.2.无载调压规定1)主变压器改变分接头的操作，须根据调度命令进行；厂用变压器改变分接头由主管生产领导决定；
801)变压器分接头切换工作必须在变压器在停止状态方可进行，由检修人员进行切换操作。应注意分接头位置是否正确；变换分接头后，须经高压试验人员测量接触电阻合格后方可投入运行，并做好记录；1.1.1.灭火装置1.1.1.1.动作条件及运行原理 1.动作条件 当灭火装置的火灾探测器（安装于变压器本体顶部）、气体继电器和断路器跳闸同时动作时，启动该装置进行灭火。 2.灭火装置运行原理 A自动运行：方式选择开关处在“自动”状态时，当主变事故着火瓦斯继电器、火灾探测器（多个探头均分为串联的两组）和变压器三侧断路器跳闸动作后，该装置自动启动，电磁阀动作，重锤下沉，排油蝶阀打开排油至地下的储油池，30秒后电爆管开启氮气瓶闭锁头打开氮气瓶，通过注氮管路将氮气减压后向主变油箱底部充氮，迫使油箱内变压器油搅拌，油箱下部较低温度的油与顶层高温油混合，消除热油层，使表层油温降到闪点以下，同时在油面上方形成惰性气体保护层隔绝空气中的氧气使火焰自动熄灭。如发生变压器三侧开关DL跳闸或气体继电器KG不动作或动作不到位时，应按SB2紧急解锁按钮解锁后灭火装置才能动作。 B手动运行：方式选择开关处在“手动”状态时，当火灾探测器动作后，判断确实发生火情时，同时按下“SB2解锁按钮”和“SB3手动灭火按钮”启动灭火装置实施灭火。C机械应急启动：自动和手动运行失效或处于灭火箱附近的值班人员在确定发生火情的紧急情况下，应打开灭火箱，手动开启排油阀门，拉开氮气瓶闭锁头的拉环后拍击阀杆开启氮气进行机械应急启动灭火1.1.1.2.灭火装置控制屏（箱）指示灯及按钮功能说明 1.电源指示：装置直流电源接通后该灯亮。2.系统投入：接通灭火控制箱内的控制电源开关该灯亮。3.气体继电器：当主变瓦斯继电器动作后该灯亮。
814.探测器动作：火探测器均分为串联两组，当串联的2个或2个以上灭火装置探测器（安装于变压器本体顶部）动作后该灯亮。5.排油阀开：当灭火箱中的排油阀动作该灯亮。6.氮气瓶开：当氮气阀打开，瓶中的氮气开始向主变充氮时该灯亮。7.灭火信号：开始灭火时，灭火箱中的电磁阀启动，电磁支撑杆收回，排油阀在重锤作用下自动打开，启动灭火信号继电器（行程开关），该灯亮。8.加热器开：当灭火箱加热器进行工作时，该灯亮。加热器自动通断的温度范围为5度－13度。9.电源开关：该开关有两个位置“停止”和“通电”，主变正常运行时，该开关应在“通电”位置，主变检修时，开关应在停止位置。10.方式选择开关：该开关有两个位置“手动”和“自动”，当置于“自动”位置时，可实现自动灭火功能。当置于“手动”位置时，可实现手动灭火功能。11.手动启动按钮：当方式选择开关在“手动”位置时，当火灾探测器动作后，判断确实发生火情时，同时按下“SB2解锁按钮”和“SB3手动灭火按钮”启动灭火装置实施灭火。12. 紧急解锁按钮：自动和手动运行状态下发生火情时，如发生变压器三侧开关跳闸或气体继电器KG不动作或动作不到位，应按SB2紧急解锁按钮解锁后灭火装置才能动作。13.系统退出：控制屏内电源开关在“停止”位置时，该灯亮。14.当电源失电时，电源指示灯灭，同时发“电源断电报警”远传信号。 1.1.1.1.装置启动前的准备工作1、在装置投运前应进行下列检查：a、所有管道螺栓已紧固，垫圈密封良好；b、打开下部排油管检查孔，检查排油阀的密封性；c、所有电缆接线正确，接头及端子均坚固，接触良好；d、探头引线处，开关及接线盒盖密封完好；e、“断电/通电”按钮拧到“断电”位置，手动灭火按钮，拧到断电位置（“手动灭火”位置表示信号灯指示，不是按钮指示）；ｆ、使用电压：220VDC.
822、注意事项a、调试实验时，不能随意进行打开氮气阀操作，即使在氮气瓶关闭的情况下亦如此。试验重锤动作时，必须卸下氮气瓶上电爆管，投入运行时必须装上。b、为了保证安全，在正式运行之前不要打开氮气瓶主阀。c、如本装置退出运行，除切断电源外，必须将蝶阀装置机械锁定并关闭氮气瓶主阀。3、运行说明 1.每天交接班时要检查灭火控制屏上的“电源指示”和“系统投入”指示灯亮。2.每月应检查一次灭火箱内氮气压力，正常运行应为10～15MPa，小于10 MPa后应及时补充氮气。3.加热器交流电源应在冬季投运，自动加热器自动通断的温度范围为5－13℃，即外温低于5℃时加热器自动投入，即外温高于13℃时加热器自动断开。4.确认灭火装置正确处于选择的自动或手动状态。5.当检修灭火装置或在屏内增加控制单元时，必须断开灭火装置控制电源，并销定排油阀摆杆，拆开电爆管连线，以免发生误动影响变压器正常运行。1.1.1.变压器正常运行中的检查1)检查规定：1-1）每班对变压器至少检查一次；1-2）气候剧变，对主变压器应进行特殊检查。2)正常检查项目：2-1）油枕及充油套管中油色是否变化，油温应与相应温度标线相适应，油温正常；2-2）套管无裂纹及放电痕迹；2-3）变压器声音正常；2-4）风扇无振动及异常声音；
832-5）检查各接头无过热现象；2-6）压力释放阀无异常；2-7）呼吸器中干燥剂是否吸潮至饱和状态变成粉红色；2-8）变压器气体在线监测装置无报警；2-9）变压器室门窗、通风、照明和空气温度是否适宜；2-10)瓦斯继电器是否充满油，各联接阀门是否全开，各部无漏油现象；2-11)周围应无杂物、消防用具，安全设施齐全，周围环境良好，屋内不漏水；2-12)主变运行冷却器的油泵工作正常，油流继电器指针应指在“流动”区；2-13)干式变压器须检查温度控制器完好，线圈绝缘层无开裂剥落，各导电部份连接处无腐蚀、变色过热现象、支持绝缘子无裂纹及放电痕迹，各防护遮栏良好，门已闭锁；2-14)中性点接地电阻无异常。1)特殊检查项目：3-1）大风天：引线无剧烈摆动和松弛现象，上盖无杂物；3-2）大雪天：各接头落雪不应立即溶化，无挂冰现象；3-3）雷雨天：各部无放电痕迹；3-4）大雾天：各部无火花放电现象；3-5）气候剧变：应检查油面及呼吸器、瓷套管等。2)备用状态下的维护和检查：4-1）妨碍运行的安全措施应全部拆除，永久性遮栏及标示牌全部恢复；4-2）各侧开关拉合闸试验良好；4-3）继电保护应投入者均在投入中；4-4）绝缘电阻合格；4-5）各侧开关直流控制开关在投入，操作选择开关应切远方控制；
844-6）备用中的变压器检查项目与投入运行中的变压器检查项目相同。1.1.变压器的事故处理1、变压器发生下列情况之一时，必须立即停运1)不停电不能抢救的人身触电和火灾；1)变压器内部声音明显增大，很不正常，内部有爆裂声；2)套管有严重的破损和放电现象；3)在正常冷却条件及负荷下，变压器绕组温度不断上升，超过允许值；4)大量漏油，油位已看不见；5)干式变压器有放电声并且有异味；6)变压器无主保护运行；7)油色变化过甚，油内出现碳质等2、变压器发生下列情况时，应先联系后停用：1)发生裂纹、渗油、有放电现象和痕迹时；2)变压器上部落物危及安全，不停电无法消除时；3)变压器严重漏油；4)负荷、周围环境温度及冷却条件无明显变化，而变压器的温度异常升高时；5)变压器油突然变色；或深暗、浑浊、粘度增大，或定期化验不合格时；6)声音异常，但无放电声；7)各引线端子松动、发热、变色；8)有载调压装置失灵，分接头调整失控且手动无法调整到正常时；9)变压器所有主保护退出运行时；
851)出现以上情况，有条件的应倒备用变压器运行，无备用变压器时，应尽快停止其运行。3、变压器事故跳闸处理原则1)变压器主保护动作，将变压器开关跳开，在未查明原因消除故障之前不得将变压器恢复送电；2)变压器后备保护动作跳闸，应对变压器进行外部检查无异常，并查明故障点确在变压器以外，才能对变压器试送电一次；3)反应变压器内部故障的保护动作后，应进行气、油样分析。4、变压器着火的处理1)变压器着火时，首先是切开各侧电源开关，有备用变时投入备用变运行；2)停止冷却器运行，切断冷却器电源；3)拉开变压器的交、直流信号电源开关；4)迅速使用灭火装置灭火(CO2)。地面油坑着火时，可用黄砂或泡沫灭火器灭火；尽快通知消防队；自动消防装置的应自启动，否则手动启动；5)将故障变压器隔离，布置好安全措施，通知检修处理。5、变压器油温高处理1)核对控制室显示温度和就地温度计有无异常。2)检查变压器负荷和冷却介质温度，校对该负荷温度是否正常。3)检查冷却装置是否正常，备用或辅助冷却器投入是否正常。4)降低变压器负载，使其温度不超过允许值；如变压器油温或线圈温度仍有上升趋势，应立即申请停止变压器运行。5)在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确和油样分析异常，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。6、变压器油位异常时的处理
861)当发现变压器的油面较当时油温对应的油位显著降低时，应联系检修设法查明原因消除泄漏点。若为轻度漏油，应立即补油，补油时应先将重瓦斯保护改投信号位置，禁止从变压器下部补油；若为大量漏油使油位迅速降低，应迅速采取阻止措施（堵漏、加油或停运），必要时将变压器停运，禁止将重瓦斯保护改为信号。2)若因温度过低造成油位下降，应根据负荷调整冷却装置的运行方式，维持一定的油位、油温。3)变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应通知检修放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。并检查呼吸器是否正常。4)当油位因呼吸密封系统阻塞而引起的异常升高或呼吸器溢油时，应通知检修采取措施消除；如异常时油位指示为假油位，则呼吸器恢复正常之前禁止放油。5)若漏油无法消除且油位已降至低限值，应立即将变压器停运。7、变压器瓦斯保护动作6)变压器轻瓦斯保护发信号时，应立即对变压器检查，查明瓦斯信号动作的原因，是否由于空气侵入变压器内，或因油位降低，或是由于二次回路的故障造成的；7)轻瓦斯保护发信号，如变压器无外部故障征象时，应取瓦斯继电器内的气样进行检验分析，若气体是可燃的，色谱分析异常时，则说明变压器内部有故障，必须将变压器停止运行转检修；8)注意轻瓦斯信号发出的时间间隔，如间隔时间逐次缩短，则表示变压器可能跳闸，此时禁止将瓦斯保护改投信号，有备用变时应投入备用变运行，并立即汇报领导，将该变压器停止运行；9)变压器重瓦斯保护动作跳闸时，应对变压器进行全面检查，并取气样化验，在变压器未经检查并试验合格前不允许再投入运行；10)
87瓦斯保护动作原因和故障性质可根据瓦斯断电器内聚积的气体量、颜色、或可燃性和化学成份来鉴别，气体的多少可估计故障的大小。如聚积的气体是无色、无臭、不可燃的，则动作原因是油中分离出来的空气所致，如气体是可燃的，则为变压器内部故障，气体颜色的鉴别，必须迅速进行，否则经一定时间颜色即会消失。鉴别处理方法参照下表：气体颜色故障性质处理无色、无臭、不可燃（仅有油味）空气放空气黄色不可燃木质故障停运检查浅灰色带强烈臭味，不可燃纸或纸板故障停运检查灰色和黑色易燃的油或铁芯故障停运检查1)瓦斯保护轻瓦斯动作通常有下列原因：a因滤油、加油或冷却系统不严密，致使空气进入变压器；b因温度下降或漏油，致使油面缓慢降低；c因呼吸系统阻塞而形成负压；d因变压器故障而产生少量气体；e由于发生穿越性短路故障而引起。2)变压器运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械电气信号手动复位。8/变压器自动跳闸的处理:1)高厂变自动跳闸时，值班人员立即检查厂用电切换情况，如果厂用电切换装置未动作，在检查6KV母线无故障的情况下,应手动切换一次，切换不成，不得再切；3)根据保护装置动作情况和变压器跳闸时的象征（如外部短路，变压器过负荷及其它等）确定变压器是内部故障还是外部故障，如经检查证明故障跳闸不是因为变压器内部故障所引起，允许经变压器外部检查无异常后将变压器投入运行；4)若变压器有内部故障的象征时，应进行内部检查，在变压器内部检查和试验合格后，方可投入运行。5)主变压器故障跳闸后,应立即停止油泵运行。9、差动保护动作的处理
881)检查保护范围内所有电气设备有无短路、闪络及损坏痕迹。2)检查变压器是否喷油，油温油色是否正常。3)断开变压器各侧刀闸，测量其绝缘电阻，并通知检修测量其直流电阻，确定变压器内部是否故障。4)经以上检查及试验未发现异常，应对差动保护直流回路进行检查，如系差动保护误动，应迅速查明原因，消除后将变压器投入运行。如属保护缺陷暂时无法消除，经值长同意后可以解除差动保护，将变压器投入运行，但瓦斯保护必须投跳闸。1.电动机部分1.1.电动机设备规范1.1.1.6kv主要电动机技术规范
89电机名称型号台数额定电压(V)额定电流(A)额定功率KW）额定转数(r/min)功率因数绝綠等级接线方式电动给水泵AMA500L2LBSS26000263240029800.91FY电动除氧泵1LA4312-2AN60-21600027.523629670.87Y循环水泵YLBT630-122600099.18004960.819FY闭式循环冷却水泵YKK355-43600026.220014840.881FY增压机DHTL-560LM-02A26000165150029850.90Y凝结水泵YLKK450-42600070.563014900.908FY1.1.1.380V主要电动机技术规范锅炉废水中和泵Y2-180M-2V16380/66040.5/23.32229400.9F△/Y中和池搅拌机YP2-200L2-6138044.7229800.83F
90燃机润滑油主辅油泵1LG62532MB94-Z2380/660101/585529700,89△/Y燃机顶轴油泵1LG6283-4MA94-Z2380/660157/9182.814860.85△/Y燃机直流油泵GNRFZE132/21220DC46452900燃机排油烟风机G-BH12BH1600-7AP17-Z2380/66028800.85△/YHCO油泵1LE10011AB433JA4Z23804.92.214450.81燃机空压机1LF10011M633MZ23808.2429050.86燃机液压油泵1LE10011CB233FA422380/66015.57.514650.83△/Y汽机轴封风机YP2-132S1-22380115.529000.88水环式真空泵Y3315M82380150.5757580.81△仪用厂用空压机F250M1-400102380-415101.9-93.45514800.87F△汽机润滑油泵YB2250M-2W23801005329700.9F△
91汽机顶轴油泵汽机直流油泵ZDH-30V11220DC91302950H汽机排油烟风机YB2-90S-223803.41.52840FY开式水泵Y3280S-43380138.87514840.88△胶球泵BM-160L-42380301514600.85F△循环水冲洗泵Y3200L2-2238067.93729500.90F辅机冷却水泵Y3315S-4238019611014870.88F循环水泵组冷却水泵Y3132S2-2238014.97.529000.88F旋转滤网电机0AD160MB/4A238014.255/7.5730/14500.65/0.9F△/Y消防泵Z15030EP3J100112238020115029700.88F△消防稳压泵AEGV1H0Y22380-41516.2-14.829200.78F△/Y气侧真空泵Y3132S413801165514500.83F△EH油循环泵MZQA100L4A2380-4205.052.214380.79FYEH油泵MZQA180L4A2380412214650.88F△
92EH油排烟风机1LA7083-4AA92-Z2220/3803.3/1.890.6914050.78F△/Y油净化装置电机BM-100L1-413805.12.214100.81FY润滑油输送泵YB2-132S2-21380/66014.8/8.57.529000.888△/Y增压机辅助油泵132S-042380115.514600.86△增压机润滑油排烟风机90S-0223801.740.7528800.84F燃机发电机通风风机160LIMB32660/38020.3/35.20.8829400.88Y/△1.1.电动机的启动1.1.1.电动机启动前的检查1)电动机及其回路上工作已结束，工作票终结，安全措施全部拆除。1)检查电动机上确已无人工作，临时安全措施已全部拆除，外观清洁无杂物。电动机电动机螺丝、接地线、电缆、联轴器的护罩、接线盒等正常完好。2)轴承油位正常无漏油、渗油现象，强制润滑的轴承，油系统和冷却水系统已投入运行。3)电动机冷却风系统正常，风道滤网无堵塞，对大型闭式冷却的电动机，冷却风扇或冷却水系统已投入运行正常，无漏水现象。
931)直流电动机整流子、电刷无接触良好。2)送电前尽可能进行盘车，以证明电动机机械无卡涩。3)查电动机所带设备符合启动条件1.1.1.电动机启动时的注意事项1.1.1.1.启动时注意事项1)在正常情况下，电动机允许冷态连续启动2次，热态下只允许启动1次，连续启动的时间间隔不得小于5分钟。4)连续启动后，下次启动的时间要间隔30分钟后才能进行。5)在事故处理及启动时间不超过2－3秒的电动机可多启动一次。6)当环境温度为25℃及以上时，电动机停用3小时内为热态，3小时后为冷态；当环境温度为25℃以下时，1.5小时内为热态，1.5小时后为冷态。7)电动机启动时，应严密监视电流的变化，如果启动时启动电流超过返回时间规定，应立即停止；启动时，发现电动机不转动，有鸣音、火花和焦味等异常情况，应立即停止运行，待查明原因后再启动。8)正常情况下直流电动机启动时应注意直流母线电压的波动，并及时进行调整。9)装有防潮加热器电动机，在停止后应将加热器投入，运行时应将加热器停用，加热器投入时，值班人员应严密监视电动机温度，不使电动机绕组绝缘损坏，加热器投停由使用电动机的值班人员操作。10)电动机停、送电要有停、送电通知单,6KV电动机停、送电按标准操作票执行。11)电动机的起动应逐台进行,一般不允许在同一母线上同时起动两台及以上较大容量的电动机,起动大容量电动机前应调整好母线电压。12)在事故处理及启动时间不超过2－3秒的电动机可多启动一次1.1.1.2.电动机的绝缘测定
941)电动机线圈绝缘电阻,每千伏工作电压不小于1兆欧,工作电压在1千伏以下者,不应小于0.5兆欧；特殊情况必须经总工程师批准后方可投入运行。2)6千伏电动机的绝缘电阻,用2500伏摇表测量,不应低于6兆欧。3)400伏及以下电动机的绝缘电阻,用500伏摇表测量,不应低于0.5兆欧。4)测量500KW以上的电动机应测量相对地吸收比，吸收比R60/R15不小于1.3。5)测量绝缘时，严格按安规有关规定，先将被测电机停电，验明无电压后方可测量，测量前后应对地放电。6)电动机有下列情况之一者在投运前必须测量绝缘：a）电动机电气一次回路检修过或做过安全措施。b）电动机受汽水侵蚀，绝缘可能受潮时。c）电动机长期停用一个月及以上。d）电动机异常跳闸或运行中电流、振动等出现异常时。e）对于绝缘电阻不合格的电动机，应查明原因并通知检修人员处理，特殊情况下需紧急投运的应经总工批准。1.1.1.电动机的监视、检查1.1.1.1.电动机运行中的规定7)电动机在额定冷却条件下,可按制造厂铭牌上所规定的额定数据运行,不允许限额不明的电动机盲目地投入行。8)电动机可以在额定电压变动-5%至+10%范围内运行,其额定出力不变。9)电动机在额定出力运行时,相间电压不平衡不得超过5%,各相不平衡电流不得超过额定值的10%,且最大一相的电流不得超过额定值。10)若母线电压低于额定电压的90％，电动机不允许起动
95电动机绝缘等级与允许温度表（环境温度为40℃时）绝缘等级最高允许温度℃允许温升℃A100≤60E115≤75B120≤80F140≤100注:表中温升均以环境温度计算；(a)电动机在环境温度40℃以下，可按铭牌规定的额定数据运行；(b)运行中A级绝缘电动机外壳温度不得大于75℃，B级绝缘电动机外壳温度不得大于85℃，超过时采取措施，必要时降低出力；(c)当电机出、入口风温有温度计时，热风温度一般不得大于70℃，冷热风温差不大于30℃。电动机轴承的最高允许温度,应遵守制造厂规定,无制造厂规定时可按下列标准:（a）滚动轴承:最高允许温度不得超过100℃；（b）滑动轴承:最高允许温度不得超过80℃。电动机在运行中的振动,不应超过下列数值:电动机(r/min)双幅振动值(μm)3000501500851000100
96750及以下1201.1.1.1.运行中的监视1)监视电动机的电流是不超过额定值,电流指示在允许范围内，超过时应汇报值长,并根据其指示采取措施。1)电动机内部是否有异音,轴承有无磨擦声。2)是否因过载或其它原因造成电动机过热而产生油漆等烧焦的臭味。3)用手触摸电动机外壳,轴承温度和振动是否正常。4)观察轴承有无漏油,轴承内油量,油位一般在1/2—2/3之间，油环旋转状态是否正常。5)检查轴承的润滑油及温度是否正常,对强制润滑的轴承,应检查其油系统和冷却水系统运行是否正常。6)由外部引入空气冷却的电动机,应保持管道清洁畅通,风扇运转正常,对大型密闭式冷却电动机应检查其冷却水系统运行是否正常,冷却水管应无渗、漏现象。1.1.1.2.电动机的运行维护1)备用电动机应定期测绝缘和试验,以保证能随时起动,互为备用的电动机按定期切换时间切换运行。2)保证电动机外壳接地良好，确保人身安全。3)保持电动机附近清洁。4)保护装置投退正确，无异常报警。1.1.2.电动机的停止1)退出电动机的联锁开关或自动装置。2)机械负荷应减至最小。3)用控制按钮或DCS停止电动机运行。4)绕线式电动机停机时应先将断路器断开，再将转子回路的变阻器切换到启动位置。
971.1.1.1.电动机停止操作的注意事项1)电流表指示到零；1)开关位置指示正确；2)电动机停止转动。1.1.1.2.定期切换试验的注意事项1)按电动机启动前的检查进行检查。2)环境条件差，有发生进气进水或有异常情况时，必须通知电气人员测定绝缘电阻。3)切换试验均应做好记录。1.2.电动机的异常及事故处理1.2.1.立即停止电动机的异常1)发生危及人身安全的事故。2)电动机及所带机械损坏至危险程度。3)电动机及所属电气回路冒烟着火。4)轴承或电动机外壳温度急剧升高，超过规定值且继续上升。5)定子电流严重超过允许值，而保护未动。6)电动机被水淹没或冷却水大量向电机内漏水。7)电动机内有明显的金属磨察声与撞击声。1.2.2.允许联系处理的异常1)电动机声音不正常或有绝缘烧焦的气味。2)电动机电流超过额定值或三相不平衡电流达10%时，采取措施无效。3)电动机振动、串动超过正常允许值。4)轴承冷却水发生故障。
981)轴承和绕组温度超过正常允许值但未到跳闸值。2)电动机轴承油位低，运行中不能补油。3)电动机电缆引线严重过热。4)电动机受水灾威胁。1.1.1.电动的一般故障处理1.1.1.1.当电动机启动时，将开关合闸后，发出嗡翁响声电动机不转或达不到正常转速，电流指示最大值可能原因：1)定子回路一相断线。5)转子回路断线或接触不良。6)电动机或所带机械卡住或所带机械过重。7)定子接线错误。8)电源电压过低。1.1.1.2.运行中的电动机保护动作跳闸可能原因：1)机械有故障。2)电动机或电缆内发生短路。3)保护定值整定过小。4)若无短路象征，也可能是继电保护误动。1.1.1.3.电动机起动后复跳可能原因：1)被带动的机械有故障；2)电动机或电缆内发生短路3)保护定值太小，过负荷保护装置的时限不够4)保护误动。
991.1.1.1.运行中的电动机，声音突然发生变化，电流表所指示电流值上升或降至零可能原因：1)定子回路中一相断线。1)系统电压下降。2)绕组匝间短路。3)若仅电流到零，电动机其余各部，可不必停下电机，应查明表记回路到零的原因。1.1.1.2.电动机不正常的发热，但定子电流未超过正常的范围可能原因:1)进风门关闭，风道堵塞。2)周围的空气流动不畅，进风温度高。3)空气冷却器水系统故障。1.1.1.3.电动机发生剧烈振动，有时还伴随有定子电流周期性摆动可能原因:1)电动机和其所带机械之间的中心不正。2)电动机某些部件松动或底脚螺丝松动。3)转动部分与静止部分严重，风扇片脱落，电动机失去平衡。4)轴承损坏或轴颈磨损。5)所带动的机械损坏。6)转子断条、铁心损坏或松动，轴颈弯曲，断裂等。7)电动机定、转子空气间隙不均匀。1.1.1.4.电动机轴承过热可能原因:
1001)油不足（供油回路有问题，油环卡住或旋转缓慢，轴承箱内油面过低等）。2)油质不清洁，油太浓，油中有水，油种用错。3)滚动轴承油脂不足或太多，轴承内部磨损，中心不正等。4)轴承有电流流过，轴颈腐蚀不光，轴瓦乌金熔化等5)转子不在磁场的中心，引起轴向窜动，轴承敲出或轴承受挤压。1.1.1.1.已跳闸的重要厂用电动机，没有备用机组或不能迅速启动备用机组时，为了保证主机组的安全运行，允许将已遮断的电动机进行一次重合。但下列情况除外：6)电动机启动装置或电源电缆上有明显的短路或损坏现象。7)发生需要立即停机的人身事故。8)电动机所带动的机械损坏。9)装有低电压保护的电动机，系统电压降低掉闸后，再电压未恢复前不得再次启动。10)重要电动机失去电压或电压下降时，在一分钟内，禁止手动切断电动机。1.1.1.2.电动机着火处理11)立即断开电源。12)停止通风冷却装置。13)用干式灭火器、二氧化碳灭火器灭火，不得使用泡沫灭火器灭火。2.厂用电系统2.1.电气系统简单说明14)发电机与变压器之间通过GCB开关和全套封闭母线连接。
1011)接入系统：电压：330kV，3/2接线；本期扩建1台285MW级燃气轮机发电机组和1台140MW级汽轮发电机组，分别与1台容量为380MVA和1台容量为180MVA主变压器构成发-变-线组单元接线接入厂外330kV变电站母线。燃机发电机和汽轮发电机分别接入330KV3/2接线，组成一个完整串。2)高压厂用变压器采用三相、双绕组低压侧分裂、有载调压油浸式。通过离相封闭母线直接接至燃机主变压器低压侧，供给高压厂用电源；高压厂用母线为单母线，全厂设2段母线段数，正常运行时由高厂变供电，事故或检修时由老厂#8机组供电；高压厂用电源配置两套西门子快切装置，保证高压厂用电的可靠。3)低压厂用电系统设置两台相同容量的工作变和两台相同容量的公用变，共四台低压干式变压器；相同容量的变压器一台正常工作另一台备用，采用DCS逻辑实现工作切换和事故切换；低压厂用电供电方式采用PC+MCC（动力中心和马达控制中心），低压厂用电系统的额定电压是400V/220V，为中性点接地系统（PE线和N线分开）。4)低压厂用电源设置一台容量为1240KVA的柴油发电机做为机组的保安电源，供给汽机保安MCC和燃机MCC保安电源，保证机组在事故情况下能安全停机。1.1.电气系统标准运行方式高压厂用变压器直接接至燃机主变低压侧供6.3KV系统厂用A、B段工作电源，备用电源由老厂#8机组供给，工作电源与备用电源采用了快切装置进行工作切换和事故切换。1.1.1.400V设备的标准运行方式。1)低压工作400V厂用电设A、B两工作段,直接由工作变低压侧供电，设置一台工作备用变作为工作A、B两段的备用电源，设置DCS逻辑备自投功能，在母线失压时能可靠切换至备用电源。5)低压公用400V厂用电设A、B两工作段,直接由公用变低压侧供电，设置一台公用备用变作为公用A、B两段的备用电源，设置DCS逻辑备自投功能，在母线失压时能可靠切换至备用电源。6)保安MCC电源正常运行由低压工作PCA/B段
102中的一路供电，另一路热备用；事故情况下在无母线故障或报警时，DCS逻辑发切换命令至另一路电源供电，在全厂失电或保安MCC失压10S后发启动柴油发电机命令，向保安MCC供电。1)燃机MCC设置两段工作段，A段电源接至工作PCA，B段电源接至工作PCB，两段之间设置一台断路器作为连接；正常工作时联络开关始终处于合闸状态，由低压工作PCA/B段中的一路供电，另一路热备用；1.1.1.MCC的标准运行方式1)公用MCC带本段MCC负荷，设置两段工作电源分别由低压公用PCA、B段供电，。2)汽机MCC带本段MCC负荷，在汽机5米平台上，由低压工作PCA、B段引入电源，设有DCS逻辑备自投功能，在母线失压时无母线故障或报警则切换至备用电源供电。3)工业废水中和处理站带本段MCC负荷，由公用PCA、B段引进电源，设有DCS逻辑备自投功能，在母线失压时无母线故障或报警则切换至备用电源供电。4)天气处理站MCC带本段MCC负荷，由低压公用PC段A、B段引进电源，设有DCS逻辑备自投功能，在母线失压时无母线故障或报警则切换至备用电源供电。5)厂房暖通设A、B两段，主要供给厂房内的暖通设备及通风机组，由公用PCA、B段分别供给电源，设有DCS逻辑备自投功能，在母线失压时无母线故障或报警则切换至备用电源供电。6)循环水泵房MCC设置在循环水泵房主要供给泵房内的低压设备，由公用PCA、B段供给电源，设有DCS逻辑备自投功能，在母线失压时无母线故障或报警则切换至备用电源供电。1.2.厂用电倒换操作注意事项1)厂用电操作注意严禁非同期合闸。2)正常厂用电合环压差不能超过10%，倒换厂用电一般先高压侧并联，再进行低压侧并联。3)厂用工作与备用变倒换时允许短时并列，禁止长时间并列运行。4)
103400V厂用工作和备用电源的互相倒换，必须确认符合同期条件方可并列，否则要按先拉后合的办法进行。5)倒换中需根据表计确认开关合闸良好，确已分担负荷后，才能切开原运行开关。6)倒换前通知有关专业。1.1.电气设备操作原则1)设备停送电时，应检查开关各相断开后，再拉、合刀闸。2)在停送具有备自投功能的开关时应注意备自投的状态，停电时应先把备自投退出。3)停电操作，开关断开后，先拉负荷侧刀闸，后拉电源侧刀闸。送电时，先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸，再合开关。4)任何设备停电后方可布置安全措施。5)设备送电前必须收回工作票，拆除回路布置的全部安全措施，放到指定地点。并按照相关规定摇测设备的绝缘电阻。6)设备不允许无保护运行，设备运行方式如有变更，应考虑继电保护及自动装置的运行，保证二次设备与一次系统的变更相适应，避免误动作或拒绝动作。7)设备送电时，系统出现接地信号或发现电流持续异常，应立即拉开开关，查明原因。8)周波相同的系统并列时，应考虑电压差、相位差、相序是否相同，必要时需经过定相。两系统并列时，必须经过同期鉴定。1.2.厂用电的运行规定1.2.1.一般规定1)在正常的电源电压偏移和厂用负荷波动的情况下，厂用电各级母线的电压偏移应不超过额定电压的±5%。1)最大容量的电动机正常起动时，厂用母线的电压不低于额定电压的80%。为了保证Ⅰ类电动机的自起动，成组电动机自起动时的高压厂用电的母线电压不低于65%，高低压母线串接自起动时，低压厂用母线的电压不低于55%。2)
104高压母线起动最大电动机和低压动力中心发生三相短路时，不应引起其它运行电动机停转和反应电压的装置误动作。1)高低压厂用工作变压器的容量按厂用电负荷计算结果选取(低压厂用变压器考虑10%的备用)。2)低压电气设备的供电方式，采用明备用动力中心和电动机控制中心的供电方式。1.1.1.备用电源自投联锁规定在下列情况应退出1)无备用电源或备用电源开关已合上3)工作电源母线停电。4)工作电源母线TV停电或故障。5)备用电源或回路检修停电。6)备用电源自投装置故障或检修。1.1.2.厂用电系统的设备规定1)开关、刀闸等配电装置在运行中工作电流、最高工作电压及开断电流均不得超过额定值。2)所有开关一般禁止以任何方式手动带电合闸送电，以免合闸于故障时危及人身安全。所有运行的开关只有在遥控跳闸失灵以及危及人身安全和设备事故而来不及遥控跳闸开关时，才允许手动跳闸。3)开关在检修工作结束，送电前应检查开关及该回路上的所有工作票全部收回，安全措施全部拆除，开关一、二次回路完好，并将后屏门关闭好。1.2.厂用电系统的检查1.2.1.厂用电系统及设备投运前的检查1-1)查所属工作结束，工作票全部收回，拆除全部临时安全措施，恢复常设遮拦和标示牌。1-2)测量投运系统设备的绝缘电阻应符合下列要求：
1056kV及以上电压等级的设备，使用2500V摇表，测得其绝缘电阻应≥1MΩ/kV（折算值）。0.4kV及以下电气的设备，使用500V摇表，测得其绝缘电阻应≥0.5MΩ。1-3)系统设备各部清洁，无明显的接地、短路现象。1-4)各开关、刀闸的触头完好，无松动和脱落。1-5)配电盘、配电柜的接地良好。1-6)开关设备的操作机构完好，传动试验良好。1-7)各保护自动装置投入位置正确。1.1.1.厂用系统运行中的检查2-1)运行中的配电装置各部清洁，无放电现象和闪络的痕迹。2-2)配电装置各部无过热现象。2-3)各开关、刀闸定位完好，无欠位和过位现象。开关状态指示正确。2-4)各开关、刀闸、电压互感器、电流互感器无振动和异常的声音。2-5)各电气接头无过热现象。2-6)封闭母线各部良好，外壳及架构无过热现象，外壳接地良好，无放电现象。2-7)配电室无漏水、渗水、地面无积水，室内照明充足。2-8)配电室内温度、湿度符合规定，温度≤40℃、湿度≤80%。2-9)消防器材齐全。1.2.厂用电系统操作规定1.2.1.倒闸操作一般规定1)6kV厂用电系统装有厂用电快切装置，当工作电源跳闸后，备用电源应自动投入。正常倒换过程必须使用厂用电快切同期装置，防止非同期并列。
1061)厂用系统的倒闸操作和运行方式的改变，应按值长，主值的命令，并通知有关人员。2)除紧急操作与事故处理外，一切正常操作均应按规定填写操作票并执行监护制度和复诵制度。3)厂用系统的倒闸操作，一般应避免在高峰负荷或交接班时进行，操作当中不应交接班，只有当全部结束或告一段落时，方可进行交接班。4)新安装或进行过有可能变更相位作业的厂用系统，在受电与并列切换前，应检查相序、相位正确。5)厂用系统电源切换前，必须了解两侧电源系统的连接方式，及各段的潮流分布情况。6)倒闸操作考虑回路与变压器有无过载的可能，运行系统是否可靠及事故处理是否方便等。7)开关拉、合操作中，应检查仪表变化，指示灯及有关信号，以检验开关动作的正确性。1.1.1.厂用电母线受电的操作步骤1)检查所有有关的工作票已结束，临时安全措施已拆除，地刀（或地线）已拉开（或拆除），母线上所有开关已在分闸位置；8)验明母线三相确无电压；9)测母线绝缘合格；10)检查母线PT的一次保险完好，测量PT绝缘电阻合格；11)对于6kV母线PT，送上PT一次保险，插入二次插头，把PT小车推至工作位置，送上PT的输出二次开关、直流保护装置电源开关、加热照明开关；12)对于0.4kV母线PT，先送一次保险，再合PT刀闸，最后送上PT输出二次保险、二次直流开关；13)检查电源进线开关在“试验”位置，且开关在分闸，送上进线开关的直流控制开关、电能测量电压空开、开关柜加热、照明开关，检查电源进线开关的保护投入正确，无异常报警；14)
107将电源进线开关摇入工作位置，送上控制电源开关，将控制方式切至“远方”位置；1)在DCS画面上合上电源进线开关；2)检查母线充电正常，三相电压正常，检查各保护信号正常。1.1.1.厂用电系统的倒闸操作1)不得带负荷拉合刀闸。3)倒闸操作时必须注意不同电源之间的同期性。4)有检同期并列装置的，在切换中，必须经检同期并列。5)非同期的两系统严禁并列，在倒换时应先断后合，停电倒换。6)厂用电源尽量避免在6kV、0.4kV各电压等级范围内合环。运行中0.4kV可能引起非同期合环的开关应退出备用并悬挂“禁止合环”标示牌。1.2.厂用电系统的异常、事故处理1.2.1.厂用电系统故障处理的一般原则1)机组6kV工作段母线因故障失压时，如无法尽快恢复，应注意监视0.4kV保安段母线电源自动切换情况。柴油发电机应自动起动；2)当主变、高厂变本体故障或系统外部故障的保护动作，引起6kV机组母线工作段工作电源进线开关跳闸，6kV快切装置应动作，厂用电自切换至高压备用变供电，如厂用电没有自动切换，应手动跳开工作电源开关，再合上备用电源开关；3)当高厂变保护动作闭锁快切装置或快切装置动作后备用电源保护动作跳开备用电源开关，此时不允许强送工作电源或备用电源，应检查6kV母线、厂高变低压侧并通过测母线绝缘，确认故障点，并隔离了故障点后才能向空载母线试充电一次；4)当6kV备用电源开关的保护动作后，应通过测母线绝缘，确认停电的母线上确无故障后，或已隔离了故障点后才允许复归保护，经值长批准，向空载母线试充电一次；
1081)0.4kV母线失压时,如变压器过流及低压侧零序过流没有动作，确认工作电源进线开关确已分闸后可手动合上备用电源开关（或联络开关）恢复母线供电。当有过流或零序过流动作，应检查确认母线上确无故障或隔离了故障点后，方可用备用电源开关（或联络开关）向空载母线充电；2)如0.4kV工作电源跳闸，投联锁备用的备用电源自投后保护动作跳闸，不允许强送，应检查出故障点并隔离后才允许送电；3)在厂用电系统事故处理中，应首先根据保护动作的情况判明故障的性质。在处理事故过程中，应防止向故障的母线再次送电,使停电范围扩大或影响到其它正常运行的机组；4)在机组厂用电全停的事故处理中，应着重处理0.4kV保安段，使之尽快恢复，保证机组安全停机。1.1.1.系统常见故障及处理1.1.1.1.6kV母线PT保险熔断现象：1-1)“电压回路断线”报警发出，若高压侧保险熔断，则“接地”可能报警发出；1-2)相应的电压表计指示不正常。处理：2-1)检查6kV母线相电压及线电压，判明故障PT及故障相；2-2)退出快切装置及低电压保护；2-3)检查更换PT的二次保险；2-4)退出PT、检查更换PT的一次保险；2-5)若更换保险后再次熔断，应查明原因处理后更换。并通知检修人员进行查找故障。1.1.1.2.6kV工作段母线失压现象：1-1)事故喇叭响，快切装置动作；
1091-2)ECS画面上6kV工作段工作电源开关状态异常；1-3)工作段母线的电压指示为零；1-4)低电压保护动作，6kV辅机跳闸1-5)就地PT柜上低电压继电器动作；1-6)机组跳闸，机组0.4kV工作段失压。处理：2-1)6kV工作段失去电压时，无论何种原因引起，应首先检查工作电源开关是否跳闸，若未跳开，应立即手动跳开，通过联锁或手动合上备用电源开关；2-2)6kV工作段失去电压后应检查快切装置的动作情况，如装置未动作则退出快切装置，并查明原因及保护动作情况。2-3)当主变、高厂变本体故障或系统外部故障的保护动作，引起6kV工作电源进线开关跳闸，高厂变低压过流及速断没有动作，在确认工作电源开关已分闸后，可强送备用电源开关一次；工作电源开关状态不清时，严禁盲目强合备用电源开关；2-4)当高厂变低压过流或速断保护动作，闭锁快切装置或快切装置动作后备用电源保护动作跳开备用电源开关，则在原因未明，故障点未隔离之前，不得强送；2-5)高厂变低压侧过流或速断保护动作，经检查未发现故障点，则切开母线上各负荷开关，将各负荷开关停电，摇测母线绝缘合格后，可向母线充电，母线受电正常后逐一摇负荷绝缘，确认无故障后送电；2-6)通知机组控制人员，在6kV母线失压期间，严禁将低电压保护跳开的负荷开关合上；2-7)机组跳闸后按机组跳机程序处理。检查柴油发电机是否自动启动，如未启动则手动启动柴发，保证机组的安全停运。1.1.1.1.6kV系统接地现象：1-1)母线PT保护发接地信号，DCS上“6kV接地”报警；1-2)LCD显示一相对地电压降低，两相对地电压升高，线电压不变；
1101-3)若是6kV分支接地，则该分支的“零序过流”报警；1-4)接地点冒烟、弧光、烧焦或电死小动物等；处理：2-1)在故障未消除之前，应加强监视6kV厂用电系统各表计变化情况，做好处理两相接地短路故障的思想准备；2-2)根据LCD相电压指示值，判断是否真的6kV系统接地,判明接地相及接地性质；2-3)根据各分支零序保护报警信号判断接地点；2-4)若有低压变支路的“零序过流”报警后，将其尽快倒备用停运；2-5)若有电动机支路的“零序过流”报警后，则通知机组控制师倒至备用电动机运行；2-6)若无分支“零序过流”报警发出，则询问机组人员，当时有无启动高压电机，若有，将其停运，观察接地是否消失；2-7)仍未查出，则倒换厂用电，检查是否高压厂变低压分支接地，若是则停机处理；2-8)经上述检查仍无结果，则判明母线接地，将母线负荷转移后，母线停电检查处理；2-9)6kV带接地点运行不得超过2h；2-10)进行现场检查操作时，应穿绝缘鞋，注意人身安全。1.1.1.1.CT二次侧开路现象：1-1)一相电流为零，功率指示降低；1-2)开路的CT有嗡嗡异声；1-3)开路点可能有烧伤，冒烟、火花等迹象；1-4)其他元件可能伴随损坏。处理：2-1)若保护回路CT开路，暂时要退出该保护；2-2)通知维护人员处理，如无法处理，停运相应设备；
1112-3)如CT断线放电引起冒烟着火，应停运相应设备；2-4)若CT冒烟，有焦糊味，应停电处理。1.1.1.1.0.4kV母线电源跳闸现象：1-1)事故喇叭响，低压厂变各侧开关状态显示异常；1-2)相应0.4kV母线电压指示可能到零。处理：2-1)若备用电源自投成功，母线电压正常，则恢复因低电压掉闸的设备，并查明原因；2-2)0.4kV母线失压时，如变压器过流及低压侧零序过流没有动作，确认工作电源进线开关确已分闸后可手动合上备用电源开关（或联络开关）恢复母线供电。当有过流或零序过流动作，应检查确认母线上确无故障或隔离了故障点后，方可用备用电源开关（或联络开关）向空载母线充电。2-3)如0.4kV工作电源跳闸，投联锁备用的备用电源自投后保护动作跳闸，不允许强送，应检查出故障点并隔离后才允许送电。2-4）如保安MCC或燃机MCC失压短时无法恢复的，则柴油发电机应自动启动，如没启动则手动启动柴发，在确认母线无明显故障或报警后恢复供电。2.电气系统和配电装置2.1.电气设备操作通则2.1.1.电气设备四种状态的定义序号状态定义1运行设备的开关及其两侧刀闸均在合闸位置，设备电路接通；2热备用设备的开关在断开位置，两侧刀闸均在合闸位置，开关的控制电源在合闸位置，只需合上设备的开关，即能投入运行状态；3
112冷备用设备的开关及其两侧刀闸均在断开位置，开关的控制电源断开，与带电设备有明确的断开点，未布置安全措施，设备完好，需要时经必要的操作即可投入运行状态；4检修设备开关及其两侧刀闸均在断开位置，开关的控制电源断开，并采取必要安全措施。开关正常：断路器或隔离刀闸在分闸位置，指示面板及DCS上为绿灯指示,断路器或隔离刀闸。电源正常：操作控制电源电压为DC220V；照明及加热器电源电压为AC220V；断路器或隔离开关中的驱动马达电压为AC380V;以上电压值在额定值的85%以上能可靠驱动。1.1.1.电气设备投运通则1.1.1.1.设备检修完毕后，办理工作票终结手续；在设备送电前必须完成下列工作：1)检查有关电气检修工作已结束，工作票已全部终结；2)检查一、二次设备完好，整洁，无杂物；3)拆除所有地线、临时遮栏和临时标示牌，恢复常设遮栏；4)测量相关检修设备绝缘电阻合格(符合各电气设备规范中的绝缘电阻要求)；5)送上控制电源、测控模块电源、加热器电源、照明电源、电能计量表以及仪表和保护用的二次电压回路保险或小空开，并检查电压及指示灯正确；6)送上排气风扇的电源，并检查风扇运转无异常7)投入设备的继电保护装置及相关保护压板。1.1.1.2.电气设备操作通则1)设备送电前，应投入有关保护装置；任何电气设备禁止无保护运行；运行中属调度管辖设备的保护退出，必须先取得当值调度员的命令或同意；厂管辖设备的主保护退出，必须由总工程师批准，后备保护短时停用，则应有值长的批准；2)电气设备正常倒闸操作及事故处理操作，应严格执行运行规程的各项规定；3)
113正常运行中，凡改变电气设备状态的操作，必须要有值长的书面或口头命令；按要求填写操作票，得到值长的命令后方可执行；1)在开关操作时，必须严格执行机械闭锁的钥匙管理制度；正常操作时禁止使用解锁钥匙；在特殊情况下要使用解锁钥匙时，必须得到值长的批准，并应在钥匙管理记录本记录；2)停电拉闸必须按照开关，负荷侧刀闸，母线侧刀闸的顺序操作；送电顺序与此相反；严禁带负荷拉合刀闸；3)倒闸操作尽可能安排在负荷较轻和非交接班时进行；雷电暴雨时，应禁止在室外进行高压倒闸操作；4)各岗位值班人员对上一级值班人员所发命令或指示必须正确迅速执行，如发现命令指示有明显错误或违反规程规定，或直接危及人身、设备安全时，应立即停止操作，向发令人申明情况，并及时将情况报告发令人的上级领导；5)长期停用或检修后的开关，投运前应在试验位置远方及就地试合/跳闸各一次，二次回路检修后应用保护传动开关一次。1.1.1.1.电气辅助设备电加热器投退的规定1)当设备有自动恒温装置时，无论设备是否在运行都应将加热器电源开关合上；2)当设备的加热器需要手动投退时，在设备运行时一般应退出加热器，当设备停运时应将加热器投入；3)如天气较潮湿，即使设备在运行时，也应根据具体情况将加热器投入；4)处于正常备用的电机，其加热器电源开关应合上；5)装有凝露点、湿度控制器的开关柜加热器无论设备是否运行都应投入；6)影响设备检修或加热器有检修工作时应断开加热器电源开关。1.2.断路器及刀闸1.2.1.汽机GCB
114额定电压13.8KV额定持续运行电流40℃8.4KA最大承受电压17.5KV额定全波冲击电压最高点125KV额定对称短路电流80kA短路允许时间80kA/3s开断时间≤60msSF6绝对压力在20℃时的相对压力（1013hpa）850Kpa750Kpa储能电动机额定电压DC220VSF6重量14KG照明、加热器电源电压AC220V制造厂家阿尔斯通GCB隔离刀闸设备名称隔离开关额定短时耐受电流80kA隔离开关型号SKG1额定短路时间2S操作机构型式电动或手动工频耐压60kV最大运行电压17.5kV雷电冲击电压（1.2/50μs）125kV40℃时额定连续运行电流8.5KA电机操作电源DC220V额定极限开断电流120kA电机功率220W
1151.1.1.1.GCB操作注意1)SF6气体压力应保证在正常范围内（750Kpa—640kpa）；低于640kpa时发出报警；低于610kpa时闭锁断路器禁止操作。1)断路器在切断故障电流后应检查SF6散热器是否正常，安全膜片是否破裂；并记录切断电流数值2)此断路器为成套设备，操作时应检查好开关位置指示，严格按照操作规程进行操作。3)在需要进行手动操作时，应按照倒闸操作的基本操作原则依次用对应的闭锁钥匙打开闭锁进行手动操作开关1.1.1.2.汽机GCB设备机械和电气的联锁规则1)当GCB断路器处于合闸状态时，隔离开关不允许打开；2)在隔离开关未合闸时，GCB断路器不允许合闸3)当隔离开关处于合闸状态时，接地开关不允许合闸；4)当接地开关在合闸状态时，隔离开关不允许合闸；5)当GCB断路器和隔离开关分闸时可以对发电机侧接地刀闸通过电气操作指令合闸；变压器侧接地刀闸在变压器无压时才能闭合。6)设备可以通过电气和机械的方式进行解锁和操作（起动隔离开关无法进行机械操作）。6-1)在操作机构中的选择开关设置在就地操作的模式上；6-2)可以通过电气控制的方式或者摇杆进行接地操作，机械解锁必须通过钥匙按照规定的指令来实现；6-3)机械解锁可以通过锁或者操作指令实现。运行中的检查及故障处理参照6.2.51.1.2.汽机GCB操作GCB控制电源柜（钥匙编号）CC1C2C1D1XC2D2Y断路器指示柜
116ASKG隔离开关柜BAA/BCB(手动操作机构）S2S4S3MKGT变压器侧接地刀闸EXEFE(手动操作机构）S5S7S6MKGG发电机侧接地刀闸GYGHG(手动操作机构）S8S10S91)GCB正常运行时，D1、D2钥匙取出，运行保存，A钥匙在断路器指示柜内闭锁运行，取出A钥匙断路器闭锁于断开位置，不允许断路器合闸。2)检修时，DCS断开GCB、和隔离开关，合上MKGT变压器侧接地刀闸和MKGG发电机侧接地刀闸，现场检查GCB断路器指示柜上分闸指示器在分闸位置，SKG隔离开关在断开位置，指示正确，插入D1、D2钥匙，取出GCB断路器指示柜内A钥匙，GCB断路器闭锁，防止误合上GCB断路器。3)检查SKG隔离开关柜内指示器在分闸位置，指示正确，将A钥匙插入SKG隔离开关柜内S4的A/B插孔内，取出SKG隔离开关柜内S4的C钥匙，SKG隔离开关闭锁，防止误合上SKG隔离开关。4)把C钥匙插入GCB控制电源柜内C钥匙孔内，取出C1、C2钥匙，分别插入C1、C2钥匙孔内，取出X钥匙。检查MKGT变压器侧接地刀闸确在合闸位置，将X钥匙插入MKGT变压器侧接地刀闸柜内S5的X钥匙孔内，取出S5的E钥匙，将E钥匙插入S7的E钥匙孔内，取出F钥匙，MKGT变压器侧接地刀闸闭锁，防止误拉开MKGT变压器侧接地刀闸。5)
117取出GCB控制电源柜内Y钥匙，检查MKGG发电机侧接地刀闸确在合闸位置，将Y钥匙插入MKGG发电机侧接地刀闸S8的Y钥匙孔内，取出S8的G钥匙，将G钥匙插入S10的G钥匙孔内，取出S10的H钥匙，MKGG发电机侧接地刀闸闭锁，防止误拉开MKGG发电机侧接地刀闸。1)（备注：SKG隔离开关柜内的S2的A钥匙孔在SKG隔离开关没有断开的情况下使用，将A钥匙插入S2的A钥匙孔内，取出S2的B钥匙插入S4的A/B钥匙孔内，将SKG隔离开关断开，以下操作与上面相同。断路器、隔离开关闭锁合位，接地刀闸闭锁分位。)1.1.1.燃机GCB1.1.1.1.断路器规范ABB名称参数断路器型号HECS-100L操作机构型式液压弹簧操作机构最大运行电压25.3kV40℃时额定连续运行电流13kA额定全波冲击电压150kV额定控制电源电压220V（DC）额定对称短路电流100kA额定驱动电机电压380V（AC）额定运行SF6密度0.62MPa40.7kg/m3SF6报警密度0.56MPa36.1kg/m3SF6闭锁密度0.54MPa34.7kg/m3最低运行温度（有SF6加热器）-25℃-40℃（无SF6加热器）-40℃-40℃
118短路允许时间100kA/3s工频耐受电流40kA开断时间≤67msSF6气体质量11kg储能电动机额定电压DC220V照明、加热器电源电压AC220V1.1.1.1.燃机GCB隔离开关和接地开关设备名称隔离开关接地开关隔离开关型号SKG—MKG—操作机构型式弹簧操作机构弹簧操作机构最大运行电压25.3kV25.3kV40℃时额定连续运行电流12kA无额度极限开断电流300kA300kA额度短时耐受电流100kA100kA额定短路时间3s3s工频耐压80kV80kV雷电冲击电压（1.2/50μs）150kV150kV电机操作电源DC220VDC220V1.1.1.2.燃机GCB设备机械和电气的联锁规则
1191)当GCB断路器处于合闸状态时，隔离开关不允许打开；2)当隔离开关处于合闸状态时，接地开关不允许合闸；3)当接地开关在合闸状态时，隔离开关不允许合闸；4)当GCB断路器处于合闸状态时，SFC起动隔离开关不允许闭合；5)当SFC隔离开关处于合闸状态时，断路器GCB不允许闭合；6)当SFC隔离开关处于合闸状态时，发电机侧接地开关不允许闭合；7)当发电机侧接地开关闭合时，SFC隔离开关不允许闭合；8)当GCB断路器和隔离开关分闸时可以对发电机侧接地开关通过电气操作指令合闸；变压器侧接地刀闸在监测到变压器无电压时才能操作。9)设备可以通过电气和机械的方式进行解锁和操作（起动隔离开关无法进行机械操作）。9-1)在操作机构中的选择开关设置在就地操作的模式上；9-2)可以通过电气控制的方式或者摇杆进行接地操作，机械解锁必须通过钥匙按照规定的指令来实现；9-3)机械解锁可以通过锁或者操作指令实现。1.1.1.燃机GCB的运行操作1.1.1.1.基本条件1)安装或检修完成，安全措施已拆除。工作票已收回。2)GCB部件全部正确安装到位，验收合格。3)SF6压力合格，指示器在绿区范围内。4)温度指示器合格，指示值在许可范围内。5)SDM装置正常，方式选择正确，无闭锁。6)控制电源已正确送好,就地面板指示灯指示正确。1.1.1.2.GCB远方合开关条件：1)控制电源正常电压在正常直.指示灯指示正确；2)开关在分闸状态，试验/工作位置；3)弹簧已储能
1201)主变侧隔离开关在合闸位；2)SFC隔离开关在分闸位；3)两侧接地刀闸在分闸位置。4)SF6无压力闭锁；5)无其他闭锁合闸条件6)发电机没有跳闸条件7)DCS同期功能正常8)就地同期装置工作正常9)开关满足同期合闸条件1.1.1.1.远方跳开关条件：1)选择“远方””2)开关在合闸位置；3)控制电源正常；4)SF6无压力闭锁；5)弹簧已储能。6)有手动或保护发跳闸信号7)开关无闭锁分闸条件1.1.1.2.远方主变侧隔离开关合闸条件1)旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；2)开关在分闸位置；3)开关两侧接地刀闸在分闸位置；4)SFC隔离开关在分闸位置。1.1.1.3.远方主变侧隔离开关分闸条件1)旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；2)开关在合闸位置。3)SF6无压力闭锁1.1.1.4.SFC隔离开关合闸条件：1)旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；2)发电机出口开关在分闸位置；
1211)发电机侧没电压；2)SFC没有运行。3)无接地刀闸闭锁条件1.1.1.1.SFC隔离开关分闸条件：1)旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；2)开关在合闸位置；3)SFC没有运行。1.1.1.2.两侧接地刀闸合闸条件：1)旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；2)主变侧隔离开关在分闸位置；3)接地刀闸所在点没有电压。4)SFC隔离刀闸在分闸位置。1.1.1.3.两侧接地刀闸分闸条件：旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出。1.1.1.4.隔离开关手动操作的步骤：1)闭锁钥匙分为“□”、“△”、“○”三种2)将入口钥匙插入钥匙口；3)顺针转动入口钥匙90°；4)逆时针转动旋转手柄15°；5)插入摇把，并转到“ON”（合闸）或“OFF”（分闸）位置。1.1.2.发电机GCB的运行规定1.1.2.1.机组启动前发电机出口开关应完成下列工作：1)检查有关工作票已结束；2)一、二次接线连接良好，无松动；3)解除发电机出口开关动触头闭锁；4)GCB、隔离开关及其控制、加热、动力电源送电；5)配合维修完成开关的各项试验，并检查试验合格。
1221.1.1.1.发电机并网前发电机出口开关应完成下列检查项目：1)检查各开关及隔离开关柜上位置信号无异常，机械位置指示正确；2)检查SF6密度压力在规定范围内；3)检查就地选择开关在远方工作位，开关及各隔离开关运行方式正确；4)检查无异常报警信号；5)GCB罐体压力安全膜片完好。6)液压储能机构无故障，已正确储能7)手动操作机构闭锁钥匙在正确位置，能电动驱动断路器8)正常运行中，燃机GCB出口开关密度指示器指针应在绿色的范围内（黄色区域为最低报警值；红色区域为断路器闭锁值；）1.1.1.2.发电机出口开关运行中的检查项目：发电机出口开关在正常运行时，除了完成并网前的检查项目外，还需要完成下列项目：1)检查各部件有无任何异常声音或气味发生。2)检查就地控制柜无故障指示、指示灯正确，选择开关位置正确，柜门应锁好。3)检查断路器、隔离开关、接地刀闸的分合闸位置指示是否与设备实际运行方式相同。4)接地线或支架是否有生锈或污损情况。5)检查各气室压力正常，如果气体压力低于规定要求，及时通知有关人员补充并作好详细记录。6)检查断路器操动机构液压油无渗漏。1.1.2.异常运行及故障处理1.1.2.1.SF6气室压力低报警7)当气体压力低信号发出后，应立即汇报领导并通知检修人员；8)检查若系轻微泄漏，由检修人员进行补压。如泄漏严重无法恢复至正常值，应申请在开关闭锁分闸前停电处理；
1231)如气体泄漏严重闭锁分闸回路，应断开故障开关直流回路，应转移负荷，用上级开关代替故障开关停电；2)在处理过程中，应采取防毒措施。1.1.1.1.开关内的密度低1)现象：1-1)集控有相应报警；1-2)合跳闸回路被闭锁；1-3)就地密度指示器指向黄色或红色区。2)处理：2-1)迅速拉开开关控制电源，在远方和就地挂上禁止操作警示牌；2-2)及时联系维修人员补SF6；2-3)稳定机组运行作好事故预想，当机组出现异常情况时，立即切换厂用电，用主变高压侧开关停机。1.1.1.2.断路器异常运行及故障处理见下表。断路器异常运行及故障处理故障原因维修措施操动机构不能自动储能自动开关分闸没施加电压电机故障合上自动开关开关合上施加电压更换电机电机运转但弹簧不能贮能油泵故障油位太底滤油器阻塞更换油泵重新加压注油更换滤油器操动机构不能运行未施加电压线圈故障加上电压更换线圈
124辅助开关不能传递指令重新调整辅助开关机构锈蚀加热器自动开关分闸加热器没电压加热器故障机构箱密封不良合上自动开关接通加热器供给电压更换加热板检查机构箱密封条，如有必要更换他们1.1.1.1.隔离开关、接地开关异常运行及故障处理下表隔离开关、接地开关异常运行及故障处理故障原因维修措施电动操作不动作控制或电机电压过低或失压提供正常的电压电气控制系统故障检查控制线是否断开；端子是否松动；接触器线圈是否烧坏热继电器动作按热继电器复位按钮其它若能进行手动操作，用手动操作检查机构的运行情况不能进行手动操作联锁电磁铁控制电压太低或无电提供适当的电压1.2.互感器运行规定燃机PT规范
125安装地点（燃机）型号电压(kV)结线变比（kV）发电机PTYH20Y/Y/Y/ㄩ///YH20Y/Y/Y/ㄩ///YH20Y（中与发电机中性点互联）/Y/ㄩ///GCB主变侧PT120Y/Y/ㄩ//GCB发电机侧PT120Y/Y/ㄩ//330kV出线PTTYD-330/√3330Y/Y/Y/ㄩ330//0.1//0.1//0.1kV330kV母线PT见老厂型号高厂变低压侧PTJDZX9-6Q6000单相 6//0.1//0.1kV安装地点（汽机）型号电压(kV)结线变比（kV）容量VA发电机PT1YHJDZX3-1513.8Y/Y/Y/ㄩ13.8/√3/0.1/√3/0.1/375/50/502YHJDZX3-1513.8Y/Y/Y/ㄩ13.8/√3/0.75/50
1261/√3/0.1/33YHJDZX4-1513.8Y（中与发电机中性点互联）/Y/ㄩ13.8/√3/0.1/√330/50GCB主变侧PTTJC6-G13.8Y/Y/ㄩ13.8/√3/0.1/√3/0.1/3GCB发电机侧PTTJC6-G13.8Y/Y/ㄩ13.8/√3/0.1/√3/0.1/3330kV出线PTTYD-330/√3330Y/Y/Y/ㄩ330/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/3燃机CT规范安装地点（燃机）型式变比备注发电机差动CTLRBT12-2012000/1A50VAGCB主变侧CTLRBT12-2012000/1A30VA主变高压侧CTLRB-3302000/1A15，20，30，50VA变压器出口CTLVB-330W22000/1A15，50VA主变中性点CTLRB-66600/1A30VA汽轮发电机PT规范汽机出口CT安装地点（汽机）型式变比容量准确等级发电机出口端CTLR-12-13.810000/1A20VA0.2S/5P20发电机中性点端CTLR-12-13.8100/1A20VA5P20/0.2S
127GCB主变侧CTLR-12-13.810000/1A5P20主变高压侧CTLRB-3301000/1A5P60变压器出口CTLVB-330W21000/1A50VA5P60/0.5/0.2S主变中性点CTLRB-66400/1A5P406KV系统PT型号变比KV容量VA准确等级工作进线PTJDZX9-6Q6/√3/0.1/√3/0.1/31000.5/3P母线PTJDZX9-6Q6/√3/0.1/√3/0.1/31000.5/3P备用进线PTJDZX9-6Q6/√3/0.1/√3/0.1/31000.5/3P6KV系统CTCT型号变比A容量VA准确等级工作进线备用进线LZZBJ9-10C2Q/3TH2000/120/20/200.5/5P20/5P20燃机启动负荷/给水泵LZZBJ9-10C2Q/4TH1000/120/10/100.5/5P30/5P30增压机/凝结水泵/变压器/循环水泵LZZBJ9-10C2QTH300/120/200.5/5P20LZZBJ9-10C2QTH200/120/200.5/5P20
128闭式冷却水泵/旁路除氧水泵1.1.1.互感器的运行规定运行中电压互感器二次侧不得短路，电流互感器二次侧不得开路。1)电压互感器检修后应拆除安全措施，由试验人员试验合格后方可投入运行，投入运行前应做如下检查：a电压互感器高压侧中性点，外壳及二次侧接地良好；b无短路线及妨碍运行的杂物；c各部位清洁、无渗油，且油位、油色正常；d套管瓷瓶完整、无裂纹等不正常现象；e各部位螺丝应紧固无松动。1)电流互感器检修后绝缘应合格，投入运行前应做如下检查：a二次连线应牢固，二次回路无明显开路；b各部位清洁，无妨碍运行的物件；c套管瓷瓶完整，无裂纹等不正常现象；d外壳及二次接地线完好；e各部位螺丝应紧固无松动。1.1.1.1.电压互感器运行中的检查1）油位正常，油色透明，无渗漏油现象；2）套管瓷瓶清洁，无裂纹，无放电迹象；3）高压侧中性点，外壳及二次侧接地线完整、良好，击穿保险应正常；4）电压互感器小室应完整、关好，且湿度不应过大。1.1.1.2.电流互感器运行中的检查：1)套管瓷瓶无裂纹及放电声，无异常声响；2)各部位螺丝紧固无松动及放电火花，无异常发热现象；
1291)外壳及二次接地良好。1.1.1.故障处理1.1.1.1.电压互感器二次开关跳闸（熔断器熔断）或回路断线a)现象：1）表计用电压互感器二次开关跳闸（熔断器熔断）或回路断线时，相关电压表、周波表、有功表或无功表指示失常；2）AVR用电压互感器断线时，AVR将由“自动”方式切至“手动”方式，并发信号；3）保护用电压互感器二次开关跳闸或回路断线时有关“电压回路断线”信号发出；4）电压互感器高压熔断器熔断，可能有接地信号发出，但此时相对地电压表正常相指示正常的；微机型保护装置将启动打印，故障录波器启动。b)处理：1）不论哪台电压互感器二次开关跳闸或回路断线，均应准确记录时间，电度表应尽可能在二次开关跳闸和恢复时分别记录电度表读数；2）330KV保护用电压互感器二次回路断线时，应立即退出相关线路距离保护，并汇报调度；3）发电机电压互感器二次开关跳闸或断线时按发电机规程规定执行；4）厂用电母线电压互感器二次开关跳闸应停用厂用电快切装置，拉开母线低电压保护直流二次开关；5）更换熔断器，高压熔断器熔断应拉开电压互感器刀闸（拉出电压互感器柜体），拉开其低压二次开关，穿、戴绝缘用具，更换熔断相熔断器；6）熔断器更换后又熔断应停止更换，进一步查明原因，运行人员无法处理时，应及时汇报有关领导。如影响较大，短时又处理不好，则按值长命令变更有关设备运行方式后再进行处理；7）处理正常后应及时恢复正常运行方式。8）电压互感器一般用刀闸操作，且正常随母线一起投、停役，
130运行中电压互感器须单独停用时，应先将相应的保护及自动装置切换或停用后方可执行。故障时，应用开关切断电压互感器所在母线的电源，然后隔离故障电压互感器。1.1.1.1.电流互感器二次回路开路a)现象：1)表计用电流互感器二次开路，有关电流表、有功表或无功表指示失常；2)差动保护用电流互感器二次断线，相应“差动断线”信号发出；3)严重时电流互感器处有异常声响，放电、冒烟、焦臭味甚至引起一次回路故障。b)处理：1)差动保护用电流互感器二次断线，应停用差动保护；2)对故障电流互感器做好安全措施后可进行二次短接工作，有可能的应减少故障电流互感器的一次电流或断开一次侧，由继保人员前来处理。1.1.1.2.电压互感器、电流互感器遇有下列情况之一应停用：1）内部有严重放电声和不正常的噪声及严重振动；2）发现冒烟、着火或有焦臭味；3）电压互感器高压熔断器连续熔断二次；4）套管破损，漏油致使油位无指示；5）引线与外壳间放电；6）互感器温度过高；7）严重危及人身和设备安全；1.1.1.3.电流互感器、电压互感器着火处理：1)立即用开关切断电源；2)用四氯化碳或二氧化碳，1211灭火器灭火，不得使用泡沫灭火器或水灭火1.2.母线运行规定1.2.1.运行规定
1311)正常运行中，母线、刀闸及各带电部分的接头允许最高温度为70℃（封闭母线为65℃），电缆的外壳温度不应超过65℃。运行中不应有过热现象。2)母线的绝缘电阻应符合要求。6kV及以上母线用2500V摇表测量，其值应不小于１MΩ/kV，0.4kV母线用500V摇表测量，其值应不小于0.5MΩ。3)任何情况下运行中的电压互感器的二次侧不允许短路，电流互感器的二次侧不允许开路。1.1.1.封闭母线规范1.1.1.1.燃机及分支封闭母线基本参数基本技术参数主回路厂用分支回路额定电压(kV)2020最高电压(kV)2424额定电流(A)130001000额定频率(Hz)5050额定雷电冲击耐受电压(峰值kV)150150额定短时工频耐受电压(有效值kV)8080动稳定电流(kA)2804004s热稳定电流(kA)100150泄漏比距≥(mm/kV)2525冷却方式自冷自冷绝缘子材质瓷质瓷质外壳直径及厚度（mm）Φ1050×7Φ730×4导体形式及型号Φ500×12Φ150×101.1.1.2.汽机封闭母线的基本技术参数
132基本技术参数主回路PT&避雷器分支回路励磁分支回路中性点分支额定电压(kV)13.813.813.813.8最高电压(kV)17.517.517.517.5额定电流(A)1000010001000100额定频率(Hz)50505050额定雷电冲击耐受电压(峰值kV)125125125125额定短时工频耐受电压(有效值kV)60606060动稳定电流(kA)220300300/4s热稳定电流(kA)80120120/泄漏比距≥(mm/kV)25252525冷却方式自冷自冷自冷自冷绝缘子材质瓷质瓷质瓷质瓷质外壳直径及厚度（mm）Φ820×5Φ600×3Φ600×3Φ450×450导体形式及型号Φ300×12Φ100×10Φ100×1050×6铜排导体材质1060铝1060铝1060铝T2铜1.1.1.1.金属封闭母线最热点的温度和温升的允许值金属封闭母线的部件允许温度(℃)允许温升(K)导体9050
133螺栓紧固的导体或外壳的接触面镀银10565不镀7030外壳7030外壳支持结构7030绝缘件155注：金属封闭母线用螺栓紧固的导体或外壳的接触面不应用不同的金属或金属镀层构成。注：在4s热稳定电流作用下，铝与铝合金导体的短时发热温度不应超过200℃。1.1.1.1.微正压装置封闭母线采用微正压装置和热风循环保养装置作为封闭母线防潮、防结露、防冰冻措施。微正压装置：工作额定电压：AC380/220V额定功率：15kW（微正压装置/热风循环保养装置总电控箱容量；含热风保养装置所需电源）；额定输入空气压力：(5～8)X105Pa；母线壳内空气压力：(300～2500)Pa；额定充气量：36m³；压缩空气处理：进入封闭母线的压缩空气应经除水、除油、除尘处理。其微尘直径小于5μm，油份含量低于3ppm(百万分之3)。设置两个空气干燥器，定时自动切换，使其分别处于运行或再生状态。带有可手动切除的加热器。
134 监测：微正压装置设温度、压力监测仪表和运行状态的信号。微正压装置参数：型号生产厂家微正压压力（Pa）维持运行时间（分钟）补气间隔时间（分钟）备注WZ达驰阿尔发(300～2500)Pa3030热风循环保养装置（包括加热器本体、控制柜、湿度检测装置、进气口电磁阀、主变压器和厂用变压器、励磁变压器处出气口手动阀）能自动控制和手动控制。采用自动控制时，当母线内空气的相对湿度达到设定值（设定值在60-80%可调），热风循环装置开始工作（加热器带电、进口电磁阀和出口手动阀打开），将来自厂用压缩空气系统的干燥空气加热后充入母线，并将原来母线内部的湿度较大的空气置换，从而保持绝缘子等设备不结露。当母线内的空气的相对湿度≤50%时，热风循环装置停止工作（加热器停电、进口电磁阀和出口手动阀关闭）。热风循环装置的主要技术参数：序号项目指标备注1循环干燥量≥36m3/h（标立方下）2干燥后气体露点温度工作压力下的露点比工作环境的最低温度低10℃3自动启动相对湿度设定值50%4加热器功率10kW5进气口电磁阀处的气体压力0.5～0.8MPa（g）
1356加热器电源AC380V7控制电源AC220V1.1.1.1.正常运行时的注意事项1、正常运行时封闭母线内压力指示在0.3—2.5Kpa范围内2、在发电机检修时封闭母线内会出现结露现在，在发电机投运前一周可投入装置的补气功能置换母线内的湿空气。3、正常运行时应定期检查，面板上的压力温度湿度在正确的范围内，如有异常应查找原因。4、干燥机内的干燥剂如有大部分变色应及时更换或再生。5、检查各部管路进出口阀门位置正确，无漏气。1.1.2.母线停送电规定1)厂用电母线送电时，各出线回路的开关（或刀闸）应在断开位置，PT投入运行；厂用电母线受电后，必须检查母线三相电压正常后，方允许对各供电回路送电；2)厂用电母线停电之前，应先检查母线上的各负荷开关（或刀闸）已在断开位置；在断开电源进线开关后，检查母线电压表三相无电压后，才能退出PT；3)厂用电母线PT停电前应先退出本段母线电源联锁或退出快切装置的出口压板，并先取下低电压直流回路保险或切开小空气开关；母线PT送电先送PT一、二次保险，检查三相电压正常，然后投入电源联锁及送上低电压直流回路保险或小空气开关；4)母线绝缘规定：名称6kV/0.4kV母线封闭母线直流小母线绝缘电阻MΩ6/120105)母线与隔离开关正常运行时的允许温度见下表：名称母线隔离开关封闭母线封闭母线外壳用螺栓紧固的导体接触面温度70℃70℃90℃70℃105℃
1361.1.电缆运行规定1.1.1.运行规定1)电缆正常工作电压不应超过其额定电压的15％，正常工作电流不应超过电缆的额定电流。2)事故情况下，电缆允许短时过负荷运行，但应遵守以下规定：2-1)0.4kV电缆允许过负荷10％，6～10kV电缆允许过负荷15％，但均不得超过２小时。2-2)对于间断过负荷，必须间断10～12小时后方可再过负荷。2-3)6kV及以下动力用塑料电缆芯线正常运行温度不得高于70℃。控制用塑料电缆芯线正常运行温度不得高于65℃。3)长度为500m的电缆绝缘电阻值：6kV电缆应大于400MΩ；3kV及以下电缆应大于200MΩ。4)0.4kV电缆绝缘电阻用1000V摇表测量，其值应不小于10MΩ，6kV及以上电缆绝缘用2500V摇表测量，6～10kV其值应不小于400MΩ。1.1.2.电缆运行中的检查1)电缆头应清洁无裂纹，接头无发热现象。2)电缆外皮接地线必须良好。3)电缆上应无任何杂物，应与热源隔绝。4)电缆沟不应有积水，不应有可燃物质。5)三相电缆分叉处及相间无放电及绝缘焦臭味。1.2.6KV/400V开关运行规定1.2.1.6KV/400V开关规范1.2.1.1.6KV开关规范名称项目进线柜PT柜燃机启动负荷、给水泵增压机/凝结水泵/变压器/循环水泵闭式冷却水泵/旁路除氧水泵
137型号KYN28A-12-078KYN28A-12-078KYN28A-12-078KYN28A-12-078KYN28A-12-078额定电压KV7.27.27.27.27.2主母线额定电流A20002000200020002000断路器额定电流A2000/125012501250主回路额定电流A2000/1000300200额定短时耐受电流KA31.5/31.531.531.5额定短时工频耐压KV32323232321.1.1.1.6KV真空断路器规范型号ZN63A-12/T/12250-31.54s热稳定电流KA31.5额定电压KV12额定操作电压V220额定电流A1250额定动稳定电流KA100额定短路关合电流KA100三相分闸同期性ms≤2平均合闸速度m/s0.6±0.2合闸弹跳时间ms≤2平均分闸速度m/s1.1±0.2导电回路电阻uΩ≤401.1.1.2.400V开关规范型号RMW2-1600/4RMW1-RMW2-RMW1-RMW1-RMW1-
1382000/31600/46300/43200/42000/3额定绝缘电压Ui1000v1000v1000v1000v1000v1000v额定冲击耐受电压Uimp12KV12KV12KV12KV12KV12KV额定电压400V400V400V400V400V400V额定电流630A1600A800A4000A2500A1250A极限短路分断能力Icu55KA80KA55KA120KA100KA80KA运行短路分断能力Ics42KA65KA42KA100KA80KA65KA额定短路耐受电流Icw42KA/0.5S65KA/1S42KA/0.5S100KA/1S80KA/1S65KA/1S1.1.1.运行中检查1)检查负荷电流是否符合断路器的额定值；2)开关及信号指示是否与DCS上的运行方式相符合；3)连接线的接触处有无过热、变色的现象4)检查各开关有无放电声，是否有电缆焦臭味5)仪表或表盘玻璃是否松动，仪表指示是否正确。6)配电室内的照明灯具是否完好，照度是否明亮均匀。7)巡视检查中发现的问题应及时处理，并记录。1.1.2.停送电原则1)停电时，拉开开关，先拉开负荷侧刀闸，再拉开电源侧刀闸，最后停保护、断控制；送电时相反。2)
139拉合刀闸及推拉小车开关前，必须检查开关确在断开位置；严禁带负荷拉合刀闸；若刀闸已误合，则在开关未断开前不允许再拉开；拉刀闸及小车开关时，开始应谨慎缓慢进行，若发现异常电弧，应立即合（送）回；1)小车开关停电时应将其控制方式开关先切至“就地”位置，然后将小车开关摇到“试验”位置，拉开其控制电源，拔下其二次插头；送电时，在“试验”位置先将开关控制切至“就地”位置，送上二次插头及控制电源，然后将开关摇到“工作”位置；2)开关柜在备用和运行的状态下，柜内加热器应全天候投入，但在1250A以上的大电流负荷运行中，可以不投入；3)6kV开关正常操作时，应在远方控制；在远方失灵且一次回路无短路故障且负荷必须马上停运的情况下，允许使用就地电动分闸按钮和机械跳闸按钮；当无远方控制或紧急情况下方可使用就地电动合闸按钮，将设备投入运行，当控制回路故障，禁止用开关机械合闸按钮将开关投入运行；1.1.1.开关柜“五防”功能1)断路器和接地开关在分闸位置时，手车能从试验隔离位置移动到运行位置；在分闸状态下，反向移动也可以；机械联锁；2)手车正确处于试验位置或者工作位置，断路器允许合闸（机械联锁）；3)手车在试验或运行位置而没有控制电压时，断路器不能合闸，仅能手动机械分闸（机械电气联锁）；4)手车在运行位置时，二次插头被锁定，不能拔出；接地刀闸不能合闸（机械联锁）；就地不能操作断路器合闸（电气联锁）5)接地刀闸合闸时，手车不能从试验/隔离位置移向运行位置（机械联锁）；6)接地刀闸合闸时，可以打开电缆室前门及电缆室后柜门（机械联锁）；1.1.2.6KV开关操作1.1.2.1.6kV开关送电的准备1)检查开关柜的总体情况，弄清各种危害因素，并确认已完全排除；2)目测检查开关装置、手车、各连接母线、主接地母线已恢复至正常状态；
1401)在安装、接线、试验期间拆除的盖板已恢复；2)确认柜内各种杂物已清理干净；3)确认各门板已锁紧；4)接通辅助控制电源；5)用手动或者电动控制方式，进行开关装置的操作试验，同时观察相应的位置指示器指示是否正确；6)在不用力的情况下，检查机械和电气联锁的有效性；7)对开关柜的保护装置进行整定，用测试设备检验其功能；8)按使用条件规定，提前48h投入加热器。1.1.1.1.6kV开关的送电操作得值长令：xxx送电模拟预演：xxx送电就地检查xxx工作已结束，安全措施已拆除，并有安装调试技术交底，具备送电条件检查xxx电机周围清洁无杂物检查xxx小车开关在试验位置且在“分闸’状态检查xxx开关柜接地刀闸已断开验明xxx开关柜后下侧电缆头处确无电压摇测xxx绝缘合格检查xxx小车开关远/近控切换开关在“就地”位置给上xxx小车开关二次插件合上xxx开关交直流控制电源检查xxx开关指示屏及保护装置无故障报警将xxx小车开关摇至工作位置检查xxx小车开关确在工作位置，面板无报警检查xxx小车开保护压板投入正常将xxx小车开关远/近控切换开关切至“远方”位置
141汇报值长，操作完毕1.1.1.1.6kV开关停电检修得值长令：xxx停电模拟预演：xxx停电联系确认xxx已停运检查xxx开关指示无电流且机构指示已断开绿灯亮将xxx小车开关远/近控切换开关切至“就地”位置将xxx小车开关摇出至试验位置断开xxx开关交直流控制电源取下xxx小车开关二次插件退出xxx小车开保护压板合入xxx开关柜接地刀闸汇报值长，操作完毕1.1.2.400V开关操作1.1.2.1.0.4kV馈线抽屉式开关停电检修1)检查开关确已在分闸状态；2)将面板上开关的操作把手打到Off位置；3)将控制选择开关打至“就地”位置；4)打开抽屉移动机构的小门，取下开关控制保险；5)安装好操作扳手，抬起锁定杆，逆时针转动扳手，听到咔嚓一声转动机构被锁定杆卡住，确认此时开关确已到“试验”位置；6)再次抬起锁定杆，继续逆时针旋转摇柄至转不动为止；此时开关已在“隔离”位置；7)取下操作扳手，关好柜门。
1421.1.1.1.0.4kV馈线开关从隔离位置推至工作位置的操作1)检查开关确已在分闸状态，开关抽屉处于隔离位置，将控制选择开关打到“就地”位置；2)检查开关的控制保险确已取下；3)取出操作扳手，打开柜门安装好操作扳手；4)抬起锁定杆，顺时针转动操作扳手，听到咔嚓一声转动机构被锁定杆卡住，确认此时开关已到“试验”位置；5)插上连接门上按钮指示灯的插头；6)再次抬起锁定杆，继续顺时针旋转扳手至转不动为止；确认此时开关已在“工作”位置；7)取下操作扳手，关好柜门；8)将面板上开关的操作把手打到ON位置；9)送上开关的控制电源保险，复归报警信号；10)检查各指示、信号正确；11)将控制选择开关打至“远方”位置。1.1.1.2.0.4kV电源线开关停电检修1)检查开关确已在分闸状态；2)将控制选择开关打至“就地”位置；3)检查开关的控制保险确已取下；4)从开关的右下角取出操作手柄，插入手柄插孔，按下位置解锁按钮，逆时针转动手柄，当听到咔嚓一声，位置解锁按钮弹出，开关位置被卡住，检查开关位置指示器，确认开关确已在“试验”位置；5)再次按下位置解锁按钮，继续逆时针转动手柄，当再次听到咔嚓一声，位置解锁按钮弹出，开关位置被卡住，再次检查开关位置指示器，确认开关确已在“隔离”位置；6)取下操作手柄放回原处，并在开关位置锁定处挂锁。1.1.1.3.0.4kV电源线开关隔离位置推至工作位置的操作1)检查开关确已在分闸状态，开关位置指示器指示在隔离位置，将控制选择开关打到“就地”位置；2)检查开关的控制保险确已取下；3)
143从开关的右下角取出操作手柄，用闭锁钥匙打开开关位置锁定装置，插入手柄插孔，按下位置解锁按钮，顺时针转动手柄，当听到咔嚓一声，位置解锁按钮弹出，开关位置被卡住，检查开关位置指示器，确认开关确已在“试验”位置；1)再次按下位置解锁按钮，继续顺时针转动手柄，当再次听到咔嚓一声，位置解锁按钮弹出，开关位置被卡住，再次检查开关位置指示器，确认开关确已在“工作”位置；2)取下操作手柄，放回原处，装上开关的控制保险，复归报警信号；3)检查各指示、信号正确，开关蓄能正常；4)将控制选择开关打至“远方”位置。1.直流系统1.1.直流系统概述直流系统图1)本机组设两组220v直流系统，一套
144机组220V蓄电池均布置在集控楼蓄电池室，另一套布置在燃机PCC室，为燃机岛的控制、保护、测量负荷提供双回路电源,直流系统为电气设备的控制、信号、继电保护、自动装置及热工控制系统负荷、直流油泵、交流不停电电源装置、事故照明等提供直流电源,他的可靠与否，对电厂的安全运行起着至关重要的作用，是电厂安全运行的保证1)直流系统包括蓄电池组，蓄电池充电器，充电模块，直流配电屏和监控系统等设备组成。2)每组控制用直流系统配置两台同容量充电器每组蓄电池设有一台逆变器，正常运行时，每台充电器配6个高频开关电源模块和一套微机型直流电源监控装置，6个高频开关电源模块并列运行，每个高频开关电源模块输出额定电流为20A，各段母线由对应的充电器和蓄电池接带运行，蓄电池工作在浮充电状态运行，蓄电池组采用阀控式铅酸蓄电池，蓄电池一般采用浮充电运行，两组蓄电池不能长期并列运行。3)本直流系统可以监视的信号有：充电机故障、电池熔断器断、馈线开关报警、避雷器报警、充电机电压超限、输出电流超限、交流故障、母线对地电压超限、单电池故障报警、母线接地。4)直流系统为两线制不接地系统。每个直流系统设两段直流母线，分别供给相应的直流负荷,两个直流系统均由交流过电压保护装置，密封铅酸蓄电池、高频电源模块组成的充电/浮充电装置、型智能接地巡检仪馈线绝缘检测装置、电池巡检装置、监控装置、直流馈线回路、变送器及测量表计、防雷击单元和通讯单元等组成1.1.蓄电池规范燃机蓄电池组汽机蓄电池组型号OGIbloc230GFM600型式阀控式全密封式阀控式全密封式额定容量244Ah600Ah蓄电池组数12每组蓄电池瓶数54104额定电压220V220V
145每瓶蓄电池电压（25℃）4V2.13V1.1.直流系统正常运行及维护1.1.1.直流系统正常运行方式1)正常运行时，两段直流母线都必须投入运行并且母线电压维持在220±10V范围内，相应的信号和保护必须随之投入，设备不得无保护运行并保证足够的浮充电流。正常情况下，不得单独用充电器向母线供电，防止交流电源失电而造成直流控制电源消失使故障扩大。在正常切换时可以将充电器短时并联运行，每套直流设置充电母线和配电母线。系统配电母线间设置联络刀闸，正常情况下互为备用。1)220V直流馈线采用辐射状供电方式和环网供电方式，每组220V直流系统以及直流分电屏都设有微机接地绝缘监测装置。2)正常情况下，直流系统应采用浮充电运行方式，无端电池设置。两套高频开关和蓄电池应分开独立运行；两套充电单元分别通过两个高频输出开关对I、II号直流母线供电；同时二段直流母线分别通过两个蓄电池输出开关对两组蓄电池组浮充电；二段直流母线联络开关切至“断开”位置；蓄电池维护放电开关断开；3)当任一高频开关或蓄电池组因故退出运行时，相对应高频开关或蓄电池组也应同时退出运行，由另一组高频开关及蓄电池组带二段直流母线运行；，即两段母线由一台充电器和一组蓄电池供电，切换时可利切换时可利用联络开关短时并列方式，但应注意切换时两组直流母线电压相同、极性相同、且两个直流系统没有不用极性的接地，注意两组蓄电池不能长期并列运行；4)有必要对蓄电池进行单独维护时，将其中一组高频开关及蓄电池组与运行母线解列；由该高频开关或其他设备对蓄电池进行维护；此时也需要二段直流母线联络运行；但不能同时对两组蓄电池组放电5)高频开关由于交流电源失去或跳闸时，该段直流母线由蓄电池组放电方式供电；尽可能保证在交流电压恢复时蓄电池留有50％的容量用于操作，且保证单个蓄电池电压放电终止电压不低于1.8V，高频开关恢复运行后应由高频开关控制装置自动控制对蓄电池组进行维护性充电。6)
146蓄电池组充电应按照强充（恒流）——均充（恒压）——浮充（恒压）的三阶段方式充电，既保证电池满容量工作，又保证电池的使用寿命。1)充电装置不允许过负荷运行，不允许蓄电池组向母线负载超时间供电.1.1.1.蓄电池的运行1)蓄电池可以在-20℃~50℃内使用。有效的工作温度为5~35℃，如果要获得最佳的使用寿命应在15-25℃环境下使用。2)蓄电池每年应以实际负荷做一次放电，放电应保持电流稳定，放出额定容量的30%左右(以0.1A放电3小时)，放电时每小时测一次电压(单体及电池组)、放电电流、温度，放电后应进行均衡充电然后转浮充。3)每月应根据电池巡检记录分析一次电池单体电压及终端电压，检查一下外观有无异常变形和发热，并保持完整的运行记录。4)每年应检查一次连接导线是否牢固、是否有腐蚀；松动应拧紧至规定力矩，腐蚀应及时更换。5)正常浮充运行不需要均衡充电，如果发现出现以下情况应进行均衡充电：a)正常浮充时，电压偏差超过0.1Vb)个别单体电池电压低于2.18Vc)停电搁置超过3个月d)长期达不到浮充要求，每半年进行一次e)放电后24小时之内未及时充电f)长期小电流深度放电g)过流放电(电流大于规定20%)，过压放电(单格低1.5V)和过电量放电(超过额定容量10%)应立即进行均衡充电1.2.直流系统的投入1.2.1.直流系统投入前检查
1471)检查直流系统接线正常，各单元电源小开关合上及熔断器送上；2)检查绝缘检测装置投运正常。3)检查开入量模块、智能变送器模块投运正常4)装置接地线可靠接地。5)装置的输入、输出线已接好，且相序、极性、色别正确。6)确认负载设备已处于待受电状态。7)检查相应蓄电池组检测装置随蓄电池组已投入正常并且蓄电池表面无磨损漏液。8)检查已投运设备各模块、单元间通信正常1.1.1.高频开关的投入9)查该套高频开关相应交流配电单元交流监视模块电源熔丝投入；10)查该套高频开关相应交流母线电压变送器电源熔丝投入；11)查充电器输出电压变送器电源熔丝投入；12)查防雷器开关合闸正常；13)查监控模块运行正常，运行方式设置正确，电池组管理方式为“自动”；14)合上充电器交流电源开关1，查交流小母线受电正常；15)合上充电器交流电源开关2；16)合上充电器直流母线侧输出开关；17)查充电器输出电压电流正常。1.1.2.高频开关停运18)断开充电器直流母线侧输出开关；19)查充电器蓄电池组侧输出开关断开；20)查充电器输出电流为0；
1481)断开充电器交流电源开关2；2)断开充电器交流电源开关1；3)据检修工作内容停用相应辅助电源，必要时停用充电器监控模块1.1.1.主厂房直流母线切换操作1)直流母线由单元运行方式改联络运行，单元蓄电池组停运；2)检查两段直流母线电压相同(一般监控设置电压相同)；3)合上两段直流母线两侧联络开关；4)断开待停蓄电池组直流母线侧进线开关；5)断开待停充电器直流母线侧输出开关；6)查待停充电器蓄电池组侧输出开关断开；7)根据检修工作内容停用待停充电器(停充电器交流电源或由监控指令强行停机)；8)主厂房直流母线由联络运行改单元运行方式，单元蓄电池组投用；9)查待投用单元监控系统辅助电源送上，投运正常；10)合上充电器蓄电池组侧输出开关；11)合上充电器交流电源开关1、2；12)检查充电器整定与原运行组一致，调节充电器输出对蓄电池组充电；查蓄电池组充电状态及电流正常；13)检查蓄电池组电压与运行母线电压一致；14)合上充电器直流母线侧输出开关；15)合上蓄电池组直流母线侧进线开关；16)断开两段直流母线两侧联络开关；17)拉开充电器蓄电池组侧输出开关。1.2.直流系统的运行和监视
1491.1.1.操作面板主菜单界面说明主菜单1系统运行监控：监控系统运行情况。2交流信息：当前充电机的参数3当前报警：当前直流本段的报警时间及类型4历史报警：可查询已发生的故障报警记录。5模块信息：显示充电器六组模块运行状态6电池巡检：检测每只电池的电压。7绝缘检测：检测支路绝缘状况。8开入状态：开关输入状态监视。9运行参数设置：由运行人员管理进行参数的设置。10维护级设置：维护级设置只限维护人员使用！直流监视屏显示监控系统采集的各种参数，对系统进行全方位监控，若有故障发生，屏幕背光会自动点亮，并同时弹出最新报警信息,按消音键解除警铃,正常情况下，若屏幕保护，背光熄灭，按任意键退出屏幕保护，点亮背光。菜单选择：通过↑或↓键将菜单翻页。1.1.2.直流系统运行中的检查1)检查直流屏室内干净清洁，无杂物积水，室内通风良好，空调运行良好，室内温度在25℃左右1)检查各柜屏表面完好，表面清洁无破损，柜门关好，直流室内照明充足。检查各直流屏指示灯指示正确，充电器无报警现象，风扇运行正常。2)检查各开关的分合位置正确，指示正常，各表计指示正确。3)检查各屏无异常声响、振动、无焦臭等异味，绝缘检测装置工作正常、无异常报警，母线电压、浮充电流、交流输入电压正常。4)
150检查各屏内部无过热、接线无松动、脱落、无振动现象，蓄电池温度应正常，单只蓄电池电压应正常。1)检查运行充电模块运行指示灯指示正确，无保护动作和电源模块故障信号。检查充电模块风扇运行正常，无异常声音及过热现象。2)单元控制和动力直流系统直流母线电压应保持在220±10V的范围内。对地绝缘电阻值不低于10MΩ。3)直流系统应在每班接班及班中检查一次，充、放电期间，加强检查，并记录单个电池电压。电压及绝缘装置，蓄电池熔断器，各种信号装置，每班检测一次。4)检查母线电压、负荷电流是否正常。检查直流系统对地绝缘良好，各回路接触良好，无松动、局部过流及放电现象。5)蓄电池室内照明充足，温度正常(10℃～30℃)，通风良好。电瓶清洁，外壳无变形、渗漏现象。各连接铜排接触良好，无过热现象。极柱、引出端子无腐蚀现象。6)蓄电池室内应保持清洁，电池及台架无污垢，室温应保持在25℃为宜。7)蓄电池室内照明、通风良好，无酸味。8)各蓄电池无发热和大量冒汽现象。9)蓄电池室的门窗应关好，应无漏、进水现象。10)电池外部完整无破裂、无杂物，各接头连接牢固，无松动、腐蚀、发热现象。11)定期检查蓄电池电压应正常。12)蓄电池应完整，无漏液、破损，无局部过热和短路现象，无过充和欠充现象。13)蓄电池各连接头及连接线无松动，无腐蚀现象，极板无弯曲、断裂和短路，14)各蓄电池阀控装置完好。15)蓄电池室禁止明火、吸烟，以及可能产生火花的动火作业，如需要动火需要办动火工作票，严禁烟火靠近蓄电池室，易燃物品不得携入蓄电池室内。1.1.直流系统异常处理
1511.1.1.直流系统接地现象：1)有报警音响，出现直流（ⅠⅡ）母线“直流系统绝缘故障”报警信号。；2)直流屏显示母线降低或为零，不接地极对地电压上升或为全电压。处理：1)根据接地母线微机绝缘监测装置显示的情况，询问该支路是否有辅机启动，直流系统是否有人工作；2)对接地回路进行外部检查，重点检查有明显漏水、漏汽的地方；3)对查出的接地负载应与有关人员联系，解列有关保护和热工自动装置，采用瞬时拉合分路的方式进行选切。4)试拉合后注意接地现象是否消失，并尽快合上所拉开关；5)对接地回路或设备设法进行隔离，并联系检修处理。1.1.2.查找直流系统接地的一般原则及注意事项1)查找直流接地时，必须由两人进行，一人操作，一人监护。2)先试停运行中多次接地、易受气候或环境影响以及断电影响较小的设备，后试停重要设备。3)试停负荷时，应按先负荷后电源的顺序试停，并事先与有关专业联系。4)拉合与机炉保护、自动装置、信号装置、控制回路有关的直流电源时，必须提前通知有关值班人员，在采取必要的防范措施并得到许可后方可进行。5)为查找接地点而需要退出主要发、变、配电设备的某些继电保护、自动装置时，必须得到值长及上级调度值班员的许可命令，方可执行。取下操作电源保险或退出保护装置时，应做好事故预想。6)查找直流接地需断开保护直流电源时,一般可不退保护，当确定接地在该保护装置时，应先退该装置保护后才可断开直流电流。1.1.3.直流母线电压异常的处理
152现象：1)有告警音响，直流母线“过压”或“欠压”报警灯亮；2)母线电压表指示异常。处理：1)立即检查母线电压值，判断绝缘在线监测装置动作是否正确；2)如果是充电装置故障引起，应立即停用故障充电装置，投入备用充电装置，通知检修处理；3)母线电压恢复正常后复归信号。1.1.1.充电装置跳闸处理现象：1)有告警音响。2)充电装置输出电流表指示到零。3)直流母线电压降低。处理：1)监视蓄电池及母线电压运行情况；2)停用故障充电装置，迅速启用备用充电装置，以维持母线电压正常；3)如属交流熔丝熔断，应先检查回路有无故障，若有故障则应停用，若无故障则进行更换后投运；4)查明故障原因，通知检修处理1.1.2.直流母线失压处理现象：1)短路处有强烈的电弧光，并冒火、冒烟；2)充电装置跳闸；3)直流母线电压表指示为零。处理：1)严禁将Ⅰ、Ⅱ段母线联络运行；
1532)检查母线及蓄电池系统，测量绝缘。若为支路故障将其切除，恢复母线及良好支路运行。若为母线故障，则应退出直流母线，联系检修处理；3)消除故障后恢复正常运行方式。1.UPS系统1.1.概述1)本厂共设有一套UPS系统，由主机柜、旁路柜、馈线柜一和馈线柜二组成，其中主机柜及旁路柜并列布置于集控楼二楼直流及UPS配电室，馈线柜一和馈线柜二并列布置于集控楼三楼电子间。1)其容量为50kVA，该UPS系统主机为交流380V三相三线输入/单相输出交流220V系统，旁路为交流380V二相二线输入/单相输出交流220V，直流输入电压为220V，电源取自220V直流II段，该方式可以确保在主机发生故障时不中断负载电源。2)UPS主机柜由交流输入开关(QF1)、输入隔离变、整流器、直流输入开关（QF2）、逆变器、输出隔离开关、静态开关、旁路输入开关(QF3)、手动维修开关(QF4)和输出开关(QF5)等组成，整流器、备用电源、旁路开关设有短路保护。UPS旁路柜主要由输入开关（QF6）、隔离变压器、调压变压器，手动维修开关（QF7）输出开关（QF8）等组成，该旁柜用于对UPS旁路交流系统输入进行电气隔离及自动调压、稳压。馈线柜主要由电源进线开关、分路馈线开关及交流数字电压、电流、频率表和电压、电流、频率变送器等部件组成，其作用是用于连接UPS电源和用户各回路负载，以方便用户对UPS电源的输出进行分配和1.2.UPS控制面板
154UPS控制面板1.1.1.功能键介绍1)ON/OFF键铵一下开机，启动UPS和依次显示启动诊断结果；长按该键关闭UPS，该操作需要被确认，等2秒钟，再按一次ON/OFF键确认你的操作。1)B/PINV键旁路与逆变切换键，可实现旁路与逆变经同期自由切换。2)BATTTEST键直流电源测试键3)简单的液晶显示屏表示如下IN键（输入）按IN键显示单元的实时输入电压状态（只限R相）
155B/P键（旁路）按B/P键显示单元的旁路的实时电压和电流状态INV键（逆变器）按INV键显示单元的实时电压和逆变器电流状态OUT键（输出）按OUT键显示单元的实时输出电压和电流状态FREQ键（频率）按FREQ键显示单元的逆变器的实时频率状态BATT键（电池）按BATT键显示单元的电池的实时电池电压状态。TIME键按TIME键显示单元的累计工作时间（HHHHH:MM:SS）,日／月(DD/MM)和当前时间(HH:MM:SS)SET键（时间模式）设置单元的实时时钟。STAT键（STATUS）按STAT键显示单元的实时状态和累计工作时间（HHHHH:MM:SS）。这是单元默认显示模式。TEMP键（温度）按TEMP键显示单元的主散热片的温度。LOG键（记录）按LOG键显示单元的过去的异常报告记录，最多包括过去的200个事件。1.1.1.指示灯状态指示灯描述默认状态BYPASS旁路正常绿色B/P旁路输出红色OVERLOAD过载红色BATTERY-TEST电池不正常红色SYNC逆变器同步绿色CHARGER充电器正常绿色INVERTER逆变器正常绿色
156INV逆变器输出绿色LOADLEVEL负载水平绿色LOADLEVEL负载大于100%红色1.1.运行方式UPS有四种供电模式∶UPS运行方式分为正常模式、直流模式、旁路模式、维修旁路模式。1)正常模式此工作模式下，在交流电输入正常的情况下，主机和旁路柜并联运行，负荷均匀分布。主机的整流器和逆变器运行，直流电源开关合上，旁路输入开关合上，主机柜带馈线柜一；旁路柜隔离变压器、调压变压器运行，输入、输出开关合上，带馈线柜二。1)直流模式直流后备方式由单元机组220V直流II段电源供电，当主机交流电输入异常或整流器发生故障停止时，直流电源立即为逆变器供电,逆变器继续运行，保证对负荷的供电,旁路电源处于热备用。2)旁路模式当主机逆变器故障停止运行时，静态开关自动将备用电源投入与旁路柜并联运行。3)维修旁路模式当UPS要进行维修而且负载供电又不能中断时，人为将UPS切换为维修旁路开关供电，此时的运行方式为维修旁路与旁路柜并联运行。1.2.UPS操作1.2.1.启动前检查1)确认各部分连接线路正确无误；2)
157检查UPS主机、馈线柜、旁路柜各开关，确认所有开关都在断开“0FF”位置；1)UPS及相关系统检修工作已结束，工作票已回收、临时安全措施已拆除，工作票已终结；2)检查各输入电源电压、极性应正确。1.1.1.UPS开机步骤1.闭合市电开关，旁路开关和输出开关2.等约1分钟后闭合电池开关3.UPS执行自检（约1分钟），请确认自检完成后有UPSOFF的信息显示在液晶显示屏上4.按UPSON键5.等约40分钟后输出电压显示在液晶显示屏上“230v”“44A”6.检查逆变器指示灯是否亮7.如无市电输入则电池放电，“INPUTISLOW”显示在液晶显示屏上“INPUTISLOW”1)当电池充电至208V时UPS会自动地开始正常工作。3)如果旁路情况正常，控制面板上的绿色的旁路指示灯会亮。你可以按B/P键将负载转至旁路和按INV键转回逆变器。4)
158注意：UPS是可以在市电输入或旁路电压超出范围的情况下工作的。在看到液晶显示屏上的INPUTISLOW或BYPASSFAULT后按UPSON键两次可继续操作。1.1.1.UPS关机步骤1)关闭UPS所接的所有负载。1)在控制面板上按1次UPSOFF按钮。关闭UPS。该操作需要被确认。等2秒钟，再按一次UPSOFF键确认你的操作。2)将UPS上的所有开关打到OFF状态。大约3分钟，DC母线电容电量放完毕，前面板指示灯才会熄灭。1.1.2.进入维修旁路模式1)维修旁路允许UPS在不影响负载的情况下（输出不中断）将UPS关机从而进行维修。但必须按照下列步骤完成“先合后断”操作。2)确认前面板上的SYNC和BYPASS指示灯是绿色的。（如果不是，那么UPS就不能进入旁路供电模式）；3)连按2次B/PINV按钮将UPS转到旁路供电模式；4)确认B/P灯点亮（红色）；5)将MAINT.BYPASS开关打到ON位置；6)将OUTPUT开关打到OFF位置；7)连按2次ON/OFF按钮将UPS关闭；8)将ST.SW,RECTIFIER和BATTERY开关打到OFF位置。当前面板上的所有指示灯都熄灭后，即可对UPS内部进行维护。1.1.3.退出维修旁路模式并重新开机的操作步骤1)确认OUTPUT开关在OFF状态；2)合上RECTIFIER，ST.SW和BATTERY开关；3)确认LCD上显示SELF-CHECKOK的信息，接着会自动显示UPSOFF；
1591)按一次ON/OFF按钮后等待约40秒钟，直到LCD上显示UPSOK的信息；2)连按2次B/PINV按钮将UPS转到旁路供电模式；3)确认B/P指示灯点亮（红色）；4)合上OUTPUT开关；5)将MAINT.BYPASS开关打到OFF位置；6)通过按B/PINV按钮将UPS转回到逆变器供电模式7)确认前面板上的INV指示灯点亮（绿色）。1.1.运行中的维护1.1.1.UPS正常运行检查1)空调运行正常，环境温度适宜；8)UPS控制柜指示灯与运行方式相对应；9)就地柜风扇运行正常；10)表计指示正确，无保护报警；11)旁路柜稳压输出正常，如果输出电压超出规定的范围，应予以调节；12)UPS各柜无过热，接头无松动及异常振动现象；13)旁路调压装置面板上检查自动／手动切换把手在自动位置，电压转换手把在稳压位置，稳压指示灯亮，无过压、欠压和缺相报警。1.1.2.运行中的维护UPS运行环境温度－5～25℃，湿度低于80％。1)UPS机房内地面和装置表面整洁，UPS系统的各部件无过热、接点无松动、无异音、无异味、无振动。2)
160UPS冷却装置运行正常，通风良好。室内空调运行正常，门窗关好，环境温度满足运行要求。1)检查UPS母线电压220VAC±1%范围内，UPS母线频率50Hz±0.1%范围内。2)UPS系统各开关正常，位置与实际运行方式相符合，两主机负荷均衡。3)UPS系统控制面板上各信号指示灯及电压、电流、频率表计指示正常，报警灯无异常报警。4)UPS系统在正常方式运行下，严禁合上UPS维修旁路开关，否则，运行中的逆变器会自动停止运行，将另一台主机柜切换为备用旁路方式，逆变器可能损坏。5)检查UPS装置各设备无异音，无特殊气味，无油污结垢，外壳接地良好。6)检查UPS系统中各开关的状态和位置与当前的实际运行方式相符。1.1.故障诊断和解决信息LED灯和蜂鸣器状态采取的措施FAULTCONDITIONSERVICEREQURIRED(故障！需要维修)自检不通过联系维修技术人员UPSOFF(UPS关闭)UPS已关闭按ON键激活UPSUPSOFFINPUTISLOW因市电故障还未恢复而关机关闭所有的负载和设备
161(UPS关闭，输入电压低)BATTERYUNDERLOAD(电池放电)每4秒钟鸣叫一次市电故障。电池供电给逆变器关闭所有的负载/设备BYPASSVOLTFAULT(旁路电压故障)LOADTRANSFERINGPLEASEWAIT(负载切换，请等待)B/PLED灯亮从逆变器到旁路和从旁路转回逆变器（约需40秒）LOADTRANSFERINGPLEASEWAIT(负载切换，请等待显示超过3秒以上)B/PLED灯不亮逆变器故障联系维修技术人员INVERTERFAULT(逆变器故障)INVLED灯不亮逆变器故障联系维修技术人员BATTERYLOW(电池电压低)电池LED不亮电池不能通过检测两小时后再检测。如果再失败，联系维修技术人员RECTIFIERFAULT(整流器故障)电池的充电器故障联系维修技术人员SYNCHRLED不亮逆变器不同步联系维修技术人员OVERLOAD(过载)过载LED灯亮过载减少负载任何其它的信息连续的鸣叫联系维修技术人员无信息重新启动单元
162单元在正常状态下停止工作时，用户应查看显示面板的紧急信息。以下表格中的情况下有鸣叫和红色LED灯的报警。UPS中的逆变器工作异常当运行中发生静态开关自动切换到旁路交流回路供电时，应检查逆变器的输出电压，直流输入电压，整流器交流电压是否偏离正常值过大，及UPS系统的负荷是否增大，逆变器主回路逆变器电源部件温度过高及逻辑控制回路的保险是否溶断，记录UPS各卡件上的报警信号灯，并通知检修处理。
1631.事故保安柴油发电机组1.1.事故保安系统简介1)本机组装设一台1240KW柴油发电机组，作为事故保安电源。1)柴油发电机组主要由柴油机、发电机、控制屏、冷却系统、减震装置、消音器、排气系统等设备组成。柴油机配置有燃油、润滑油、起动马达、充电发电机、电池等设备系统，发电机配置有自动电压调节器、保护、控制、信号、测量、馈线装置、电源输出开关等设备系统。2)柴油发电机组正常应处于“自动”方式备用。保安PC所有开关处于工作位合闸状态，保安MCC由工作PC段经工作电源开关供电。燃机MCC正常由工作PC段电源供电1.2.柴发规范及运行方式型号YX-1240-4功率因数0.8电压380/220V转速1500RPM电流742A生产厂家中高动力1.2.1.事故保安柴油发电机组正常运行方式1)正常运行时，事故保安MCC由工作PC10BFA/10BFB段的其中一段供电，另一段处于热备用状态；事故保安柴油发电机机组处于热备用状态；燃机MCC由工作PC10BFA/10BFB段的其中一段供电，另一段处于热备用状态。2)正常运行时，事故保安柴油发电机组投入应急备用状态；各保安段工作、备用电源开关、保安电源馈线开关间的相互闭锁及联锁自投逻辑由DCS实现；事故保安柴油发电机组启停控制及同期并列判断、控制由事故保安柴油发电机组控制系统实现。1.2.2.失电自动切换运行方式
1641)0.4kV事故保安MCC母线失电(母线PT失压)时，首先跳保安MCC工作电源进线开关，若备用电源有电压且工作电源进线开关无保护动作信号则投入备用电源进线开关；若备用电源无电压且工作电源进线开关无保护动作信号则由DCS向事故保安柴油发电机组发出保安电源自动切换指令；2)当备用电源自投后仍出现保安母线低电压情况，则先跳开备用电源进线开关，若备用电源进线开关无保护动作信号，则由DCS向事故保安柴油发电机组发出保安电源自动切换指令；3)事故保安柴油发电机组启动自投基本程序；机组0.4kV工作A/B段及保安MCC母线失电时，发全厂失电信号经延时或按紧急切换按钮启动事故保安柴油发电机组，在保安段母线工作、备用电源进线开关跳开情况下，合事故保安柴油发电机出口开关1K0，恢复向失压母线供电；若保安MCC失压10S后，则发启动柴油发电机的信号向保安MCC供电。4)燃机MCC失电时，由工作进线开关切换至备用进线开关，若备用开关有压且无报警信号时投入备用进线开关；若备用开关无压且母线段无报警时，发出启动柴油发电机信号，供给燃机MCC电源1.1.1.保安电源系统恢复程序5)当工作电源或备用电源正常后，事故保安段负荷将先后由事故保安柴油发电机组供电切换到正常电源上；一般在DCS发指令后由事故保安柴油发电机组进行自动切换；6)恢复至正常电源供电一般程序：判定保安MCC工作（或备用）电源已恢复正常，在DCS画面选择并联切换或者串联切换进线机组保安MCC的电源切换工作。若选择并联切换，经同期后合上该母线工作（或备用）电源进线开关，事故保安电源负荷至正常电源，跳开保安发电机出口开关；执行其他保安段电源恢复工作；7)保安发电机出口开关断开后，事故保安柴油发电机组自动空运转1～5min后停机，并复位，投入紧急备用功能，恢复机组紧急备用状态。1.1.2.柴油发电机的定期试验1）柴油发电机组每月进行2次空载试验，空载运行5分钟。2）
165柴油发电机组应每半年进行一次带负荷试验（结合机组启停进行），并使柴油发电机组带50%负荷运行一小时。1.1.1.与保安段之间的联锁关系1)正常运行方式：开关K1、K4、K5均在运行状态，开关K0、1K3、1K1（1K2）均处于热备用状态，连锁投入。K4是保安pc去燃机MCC的事故电源开关1)当保安MCC和工作PCA、B段失压时，发全厂失电信号，柴油发电机组自动启动，当转速及电压均达额定值时，跳开保安MCCA/B段工作电源进线开关1K1/1K2,自动合入发电机出口开关K0，保安MCC段备用电源进线开关1K3，保安MCC段供电。
1661)柴油发电机组在带保安MCC段运行时，当工作PCA/B段电压恢复后，应手动选择保安MCC段恢复供电，可以DCS画面上选择A进线或B进线，并联或串联模式。确认保安MCC段电源切换成功后，柴发经延时后自动停止1.1.运行中检查及监视1.1.1.启动前的检查1)检查有关柴油发电机组所有工作票均已终结。有关柴油发电机组的各类工作票已终结，临时接地线已拆除，机旁无其它影响运行的障碍物。2)检查柴油发电机润滑油油位正常，应在MIN----MAX之间。3)检查发动机的冷却液液位，如有必要需补充。当冷却液还处于热态时，不可打开冷却水箱的加水盖。4)检查燃油液位，如有必要需添加/装满。操作时需穿着防护服并佩戴安全手套，禁止在机组附近吸烟或存在任何火源。5)检查所有传动皮带的张力和状态。如有必要请及时更换。6)检查所有的软管是否存在泄漏，老化或连接松动的情况。如有必要请及时更换或紧固。7)检查所有蓄电池电缆夹是否存在腐蚀，连接松动或接触不良的情况。如有必要请及时清洁并重新接紧。禁止在蓄电池附近吸烟或存在任何火源。8)检查蓄电池电解质液位，如有必要请用补充液填充。请勿在附近吸烟或有任何火源。9)检查空气过滤器状态指示器，如有必要请清洁或更换空气过滤器。10)确保所有的冷却通道都畅通无阻。11)将所有没有必要的和不安全的物品从发电机组上及其附近移走，并清洁积聚在机组任何部位的赃物和灰尘。12)检查是否有燃油，冷却液和润滑油泄漏的情况。如有必要须及时修复，并清理所有的泄露液。13)请确认发电机出口断路器处于打开状态。
1671)检查柴油发电机组蓄电池电压在24～29V。2)检查柴油发电机控制箱面板上无报警。3)检查柴油发电机电气回路及保护正常投入。4)检查柴油发电机紧急停机开关在“拔出”位置。1.1.1.运行中的检查1)柴油机在运行中不得触及机组的排气管附近，以免烫伤。5)检查柴油发电机的润滑油油位，当接近最低刻度线时，应补充润滑油。6)检查冷却液液面，当发现低于散热器顶部时，即需添加冷却液。注意：该项工作必须在机组停运时进行，以免被蒸汽烫伤。7)检查柴油发电机内有无金属摩擦等异常音响。8)检查柴油发电机组控制回路及保护装置有无异常报警，接线有无松动、发热及冒烟。9)检查柴油发电机组油系统各阀门位置正确，并与实际运行方式相符。10)检查柴油机房的环境温度应不高于40℃。11)为保证8小时满负荷运行时间，油箱油位计的指示应保持2/3左右，当油位指示低于1/3时应进行加油，至2/3左右。12)柴油发电机组未更换润滑油和过滤器时，运行时间不能超过250小时。柴油发电机组的监视可在DCS系统中进行，应连续监视柴油发电机电压、电流、频率、蓄电池电压。13)柴油发电机组允许在额定工况下连续运行，在运行中应连续监视，且每30分钟抄录表计和检查一次。14)柴油发电机运行过程中，应严密监视燃油油箱油位，油位低时，及时补油。15)检查蓄电池充电指示灯亮，电压正常。16)检查柴油发电机组的油、水回路是否有渗漏现象。1.1.2.运行中的监视
1681)事故保安柴油发电机组运行时应加强巡回检查，暂定每0.5h一次，并检查抄录有关参数；2)检查柴油机排烟颜色及振动、噪声等正常；3)检查电气系统无异常报警及端子、电气接头等发热情况；4)检查事故保安柴油发电机组负荷、电流、电压、频率（转速）等参数正常；5)检查PT/CT输入输出模块及就地控制箱无异常，各电路板无异常警告及故障指示灯；仪表盘、指示灯及通讯系统均正常；6)其他同备用状态下的检查项目。1.1.1.注意事项7)柴油发电机应定期进行试转（每月两次），正常时必须保证处于良好备用方式。8)启动柴油机时如果发出3次启动失败信号，应对柴油机进行全面检查，确认无故障后方可再次启动。9)发电机空载运行时间一般不允许超过10分钟。10)发电机不可以带负载停机，卸载后要空载运行3～5分钟让机子冷却后才停运。11)柴油发电机组自启动成功后，负荷应分级投入。12)机组运行中排气管排气温度较高，严禁人员接近排气管，以防灼伤，并保证排气管周围无污油或其它易燃物，以防发生火灾。13)机组刚停运后，冷却液温度很高，此时严禁打开散热器盖子，并禁止向未冷却的冷却系统内加注冷却液，否则会造成柴油机的严重损坏。14)柴油发电机室内应备有充足的消防器材。1.2.机组的启动1.2.1.操作界面介绍
169柴油发电机组出口开关控制柜1、2、3---“电流表”：机组承受负载的三相电流大小指示4---“电压表”：指示“电压转换”开关指示的电压值5---“功率表”： 显示该机组所带的负载功率6---“功率因数表”：显示该机组所带负载的特性，阻性为1，感性<1，容性>17---“同期表”：“手动同期”转换开关转向投入时，表针指示同期8---“频率表”：显示该机组输出电源的频率9---“自动模式”指示：机组模块与控制屏同时自动的联合信号10---“手动模式”指示灯：机组模块与控制屏同时在手动位置的联合信号11---“试验模式”
170指示灯：机组模块与控制屏同时在试验位置的联合信号12---“断开”指示：柴油发电机组出口开关K0在检修位置时13---“合闸”指示灯：断路器合闸状态时的指示14---“分闸”指示灯：断路器分闸状态时的指示15---“储能”指示灯：断路器储能状态时的指示16----“同期”指示灯：两路机组电源达到同期时输出信号指示17----“逆功”报警指示灯： 该机组逆功报警时，指示灯亮18---“故障”报警指示灯： 该机组模块输出报警时，指示灯亮19---“运行”指示灯：该机组的运行指示20---“电压微调”旋钮：调节机组输出电压大小21---“合闸“按钮：手动操作断路器合闸,按钮可使断路器合闸22-----“分闸按钮”：手动操作断路器分闸，按钮可使断路器分闸23---“逆功复位”按钮：机组逆功的复位操作24----“手动同期投切”开关：在机组需要手动同期时投入使用；向左为投入，向右为退出25---“手动减载投切”开关：机组功率卸载，向左为减载控制投入，向右为切除26-----“急停”按钮：如遇突发事件或需紧急停机时，按钮可紧急停机27----“电压转换”开关：需电压表显示不同的电压时，根据开关指示选择28----“手动/自动/试验/停止”选择开关;根据实际情况的需要将转换开关切换至相应的位置29----“转速微调”旋钮：调整机组转速
171柴油发电机组就地控制柜1.1.1.机组手动启动操作1）开关位置当系统手动方式工作时，此时柴油发电机馈线柜上的各选择开关位置选择在：a）、同期选择开关在切除位置（注：同期表不允许长时间工作，在并机完成后，应立即将开关打回切除状态，切断同期回路）；b）、电压转换开关置任意档；c)、手动/自动选择开关在手动位置，”手动模式”指示灯亮2）启动发电机组：手动启动：在机组就地控制箱完成操作,按控制箱上的“手动按钮”键，开始进入手动模式。在手动模式下(按钮旁边的LED指示灯亮)，然后按下“启动”按钮，发电机组开始启动。注意:在此种模式下没有延时启动功能。
1723）并机操作机组启动完成后，检查并机柜仪表指示是否正常，机组信号指示灯是否正常。待一切正常，到并机柜进行手动操作：①观察保安段有电指示灯状态，如确认保安段失电无误，可直接手动操作合闸按钮，向保安段供电；②如保安段指示有电，需按以下步骤进行手动并网操作（首次并网操作之前需进行相序检测）：首先观察并机柜上电压表的数值，通过调节面板上的“调压装置”，使机组电压与需并网电压幅值达到一致（通过万用表测得网电电压有效值），将“手动同期转换”开关投入，机组在同期装置的工作下，同步表逐渐指向最小并稳定，同期指示灯持续点亮，此时两路电源已经同期，按下面板“合闸”按钮，“合闸指示”灯点亮，这时机组与网电并联运行，将“手动同期转换”开关切除，手动并网操作完成。机组并网后，在控制器的控制下平衡机组自身负载，投入“加减载”控制旋钮，通过面版上负载分配电位器即可调节机组带载功率大小，机组按照控制器设定的加减载速率缓加缓减负载。4）停机操作当采用手动启机操作启动机组，需要停机时首先，对机组进行减载操作，将负载全部卸载，然后进行分闸操作，使机组与电网解列，待机组完全切除负载后，操作机组控制器停机键，机组马上停止。1.1.1.机组的自动模式1）当系统“自动”方式工作时，此时柴油发电机馈线柜上的各选择开关位置选择在：a）、同期选择开关在切除位置；b）、电压转换开关置任意档；c)、手动/自动选择开关在自动位置；“自动模式”指示灯亮2）将机组控制器选择自动模式，柴油发电机馈线柜面板“手/自动”选择开关置“自动”位置，系统在接受启动信号后自动启动机组，并网系统在检测机组运行信号，保安段（出口断路器输出端）电压信号，机组出口断路器位置信号的情况下，自动调节电压与转速完成自动同期、自动合闸、自动检测以及自动负载分配，全过程无需手动操作。当DCS发出停机信号或自启动信号消失时或在柴油发电机馈线柜面板上将选择开关置停止位时，系统自动完成卸载、分闸、停机的操作过程，机组在接受停机信号，冷却运行一段时间后停机。
1733）机组在正常备用时应将面板上的转换开关置“自动”模式下，自动模式指示灯亮4）机组在正常备用时蓄电池和预热开关在投入位置，保证机组能够在事故情况下瞬时启动。1.1.1.柴油发电机的试验模式1）当系统需要对柴油发电机组进行定期试验时，此时柴油发电机馈线柜上的各开关位置在：a）同期选择开关在切除位置b）电压转换开关在任意位置c）柴油发电机组出口断路器K0在“检修”位置d）手动减载投切开关切至投入位置2）在进行机组试验启动操作时。将机组馈线柜面板上的“手动/自动/试验/停止”转换开关切至“手动”位，机组的就地控制箱在“手动”位，按“启动按钮”，将会开始启动机组程序。3）机组试验模式下空载运行5-10分钟后，在机组就地控制箱上按“停止按钮”机组即可停止运行。4）机组试验完成后恢复原运行方式1.2.机组正常停机1)停机：当机组在自动位置时，机组完成保安MCC的电源切换后DCS会自动发出停机指令；在机组出现故障后可在DCS柴油机组控制画面上停止机组或在就地控制屏上按下紧急停机按钮。手动控制机组时，只需将转换开关转动到“停止”的位置，亦可实现正常停机。1)停机前必须先卸完负载，严禁带载停机；一般情况卸负载后机组需空载运转3～5分钟后再停机。2)当接上或拆除负载电缆时，必须关机及拆除电池的负极接线。3)在机组做带负荷实验运行期间，如发生机组振荡应立即减少有功输出至最小值，并将机组停止运行。
1741.1.事故保安柴油发电机组的事故处理1.1.1.紧急停机条件1)若发生以下任何一项情况时，迅速按下急停按钮，机组会迅速切断负载，并立即关断油门，同时红色“紧急停机”指示灯亮。该按钮需重新旋出才会解除急停信号。1)机组启动或运行过程中发出异响或异味时必须立即停机。2)机组机油压力突然下降到极限或无油压时，故障灯亮为红色必须立即停机。3)机组水温突然升高超过规定值，故障灯亮为红色时，必须立即停机。4)当机组输出电压超出表上的最大读数时。5)当发生可能危害到机组、操作人员安全的火灾、漏电或其它自然灾害时。1.1.2.一般事故处理1.1.2.1.柴油发电机组启动失败原因：1)启动系统故障，蓄电池接触不良或电压低，启动齿轮卡住。2)燃油箱手动截止阀未打开，无燃料供应。3)润滑油温度过低，粘度太高。4)燃料不能在燃烧室内充分燃烧。5)进气道受阻。6)缺燃油或燃油质量不好。7)燃油、喷射系统故障。8)浮充电源故障，机组蓄电池电压低。9)二次回路故障。处理：
1751)检查排烟色及排烟量，分析燃料燃烧情况。2)检查燃油系统是否泄漏,日用油箱油位是否正常,手动截止阀是否已打开。3)润滑油粘度大，应设法加温或更换。4)电池启动电压低时，应设法提高，检查传动齿轮是否卡住。5)观察排烟烟色及排烟量，分析燃料燃烧状况。6)检查燃油箱油位、试放燃油系统疏水。7)检查空气进口有无杂物堵塞。8)若仍不能启动，联系检修处理1.1.1.1.启动马达运转，但机组不着车1)检查燃油油位，并确保油管正确连接1)检查油门电磁阀是否正确吸合2)对电子式调速系统机组，检查EPG电源是否正确接入及电压是否正常3)对电子式调速系统机组，在启动马达运转时，用电表测量是否有正确的交流电压信号4)检查机组转速是否已达到或超出设定之启动正常转速5)检查燃油输送系统是否被堵塞6)检查空气滤清器是否被堵塞7)寒冷地区的机组，在启动前，应确保机组预热1.1.1.2.机组不能带载1)检查电压是否正常2)检查负载性质，确认没有超载及功率因数超前现象3)确认开关是否合闸及各项设定正确合理4)对于配套了ATS的用户，应重点检查ATS及相关部分5)检查ATS控制转换的所有接线，并确保无误6)确认ATS转换控制开关没有在“MAINS”位置
1761)当ATS转换控制开关在“AUTO”位置时，确认所接入市电没有正常电压2)确认机组电力正确引入ATS之机组端3)确认ATS之主交流接触器操纵灵活，无卡死现象1.1.1.1.不能手动停机1)检查转换开关和控制开关的位置是否正确4)确认电气控制回路是否正常通断5)检查燃油电磁阀是否正常，必要时更换6)确认喷油泵的喷油量设定正确7)确认机组是在手动模式下运行一般故障排除故障解决办法装置不可运行检查电池盒电线，检查直流电供电情况，检查直流电的保险丝装置关闭检查直流电供电电压不超过35V或低于9V检查运行温度不超过70℃，检查直流电保险装置在紧急停机时锁住检查紧急停机开关是否正确有效，检查线路是否断线间歇性探头传感失效确保磁探头屏蔽仅与一末端相连，若连接在两端，这仅使屏蔽线起到天线的作用，会拾到杂乱无章的电压机组点火后，低油压故障运行检查机组油压，检查开关/传感器及线路，检查可配置极性是否正常（常开或常闭）机组点火后，机组高温故障运行检查机组温度，检查开关/传感器及线路，检查可配置极性是否正常（常开或常闭）停机故障检查液晶显示器上所显示的故障的相关开关机线路，检查输入端的配置情况警告故障运行检查液晶显示器上所显示的故障的相关开关机线路，检查输入端的配置情况
177达到预置启动次数后，启动故障检查燃油电磁阀的线路、燃油、电池供电情况。检查电池是否对模块的燃油输出端供电，检查速度传感信号正确输入当处于自动模式时，连续启动发电机检查在“遥控启动”输入中是否没有出现信号，检查配置是否正确收到遥控启动信号或在正常电源故障条件下发电机启动失败检查启动延时器是否超时，若遥控启动失败，检查信号是否正确输入，确认输入是否为遥控启动的配置不能预热检查机组加热器插头的线路、电池供电情况、电池是否对模块的预热输出端供电，是否选择预热配置启动马达不运转检查启动器电磁铁的线路、电池供电、电池是否对模块的启动器输出端供电，确保紧急停机输入在正电压机组运行但发电机不能带负载检查加热定时器是否超时，确保发电机接到带负载信号
1781.继电保护装置1.1.继电保护概述:发变组保护装置采用西门子公司数字式多功能微机型保护装置，继电保护柜包括两套完整的微机型发变组继电保护装置，提供整套发电机、变压器、厂用变压器、励磁变及其这些设备之间的封闭母线（包括连接高压厂用变压器、励磁变压器的共箱封闭母线）的保护系统。装置特点1)燃机发电机保护装置由西门子公司提供配置在燃机PC间内此保护装置为双套配置同时工作，汽机发电机保护装置及主变压器、高压厂用变压器保护装置配置在电子间内，为西门子的成套保护装置1)发电机变压器组保护按双重化配置（非电气量保护除外），每套保护均包含完整的差动和后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态。2)两套完整的电气量保护第一套布置在A柜中，另一套布置在B柜中，非电气量保护布置在C柜中,配置一套故障滤波装置3)每套保护的交流电流、电压分别取自电流互感器和电压互感器相互独立的绕组，两套保护之间没有任何电气联系。当一套保护因异常需要退出运行或检修时，不影响另一套保护的正常运行。4)非电气量保护设置独立的电源回路（包括直流小空气开关及直流电源监视回路）和出口跳闸继电器，且与电气量保护完全分开，在保护柜上的安装位置也相对独立。5)两套完整的电气量保护和非电气量保护的跳闸出口回路同时动作与断路器的两个跳闸线圈。6)
179所有差动保护在电流回路断线时，发出CT断线信号，当差动电流值超过保护的动作值时，保护动作于跳闸。差动回路CT短线闭锁功能的运行和退出可选择。1)保护出口回路设置因元件损坏而引起误动的闭锁措施，防止保护误出口，并发出元件损坏的预告信号。2)每套保护装置凡出口回路除设有软投软退外，其出口接点还均经压板投入、退出，不允许不经压板而直接去驱动跳闸继电器。每面板的出口中间继电器相互独立，每面板可独立运行，每套保护都可单独投入和退出。3)提供在线监视功能，可随时观察定值、各输入量数据及计算结果，开关量状态等。4)低压厂用变压器保护装置为珠海万利达电力生产的MTPR-810Hb变压器保护装置，本装置设置在6KV配电室内，为单套保护装置，四台低压变压器的保护配置一致，保护参数设置根据本变压器的实际电流及容量值有所变动1.1.继电保护设备检查及投运规定1.1.1.设备检查1)设备无异常、过热；2)各保护压板投退正确，信号继电器无掉牌；3)各信号指示灯应正常4)继电器接点的开、闭情况应正确；5)继电器外观正常，盖子盖好，内部无冷凝水珠。1.1.2.保护检修后投入步骤1)检查保护人员在检修交待本上有明确交待；2)检查二次回路接线完全正常,各继电器信号及压板有明确的标志；3)检查继电器接点开闭情况正确4)验明出口压板两端确无电压；线路保护投入压板两端有+24V电压；5)投入保护压板。
1801.1.1.保护和自动装置动作后应作的记录1)保护动作时间；2)跳闸开关；3)保护动作名称；4)故障时的现象及信号；5)运行方式变化情况及故障原因。1.1.2.一般规定1)继电保护及自动装置(以下简称保护装置)的投入和停用及保护压板的投退，必须按所属调度命令执行，但遇到保护装置异常危及系统安全运行时，允许先停用后汇报。2)保护装置投入和停运后，应立即报告所属调度，并将保护装置的种类、投停原因、时间等记入运行工作记录簿内。3)所有电气设备在送电前，应按所属调度命令将保护装置投入运行，严禁电气设备无保护运行。4)为防止接有交流电压的保护装置误动，在运行和操作过程中，不允许保护装置失去交流电压。无法避免时，应经所属调度批准后，可退出保护装置的跳闸压板。5)变电站值班人员进行倒闸操作注意事项l高压电气设备无瞬动保护不允许充电。母联、分段、旁路断路器的充电保护，仅在给母线充电时投入，充电完毕后退出；l线路及备用设备充电运行时，应将重合闸和备用电源自动投入装置临时退出运行；6)在保护装置及二次回路上工作前，运行人员必须严格审查继电保护工作人员的工作票，更改整定值和变更接线一定要有批准的定值通知单，才允许工作。凡可能引起保护装置误动作的工作，应采取有效防范措施。在继电保护工作完毕时，运行人员应认真检查
181验收，如拆动的接线、元件、标志等是否恢复正常，压板位置、设备工作记录所写内容是否清楚等。所有保护装置交流回路工作后，继电保护人员应检查回路正确，并检查相位、相序、幅值正确。1)新投和运行中的保护装置定值，应由定值计算部门下达，定值更改后,运行人员应先与调度核对定值单号正确，再投入运行。保护装置定值通知单的一联应保留在变电站。2)新安装和改变回路的保护装置在投运前，其图纸、资料应正确齐全并由改动人签字。3)带方向性的保护和差动保护新投入运行时，或变动一次设备、改动交流二次回路后，均应用负荷电流和工作电压检查向量。未经向量检查的差动保护，在变压器、线路充电时投入，正式带负荷前退出跳闸压板做向量检查，正确无误后，方可正式投入运行。4)变电站值班人员应熟悉保护装置，发现负荷电流超过保护允许值时，应立即汇报所属调度。5)不允许在未停运的保护装置上进行试验和其他非常规测试工作，也不允许在保护未停运的情况下，用装置的试验按钮作试验(除闭锁式纵联保护的启动发讯按钮)。6)每值接班时，应认真查看继电保护及自动装置工作记录，及时了解保护装置变更情况、有疑问及时向交班人员提出，并对保护装置进行一次全面检查，其项目如下l保护装置压板投停正确，与一次设备运行方式相符；l运行中的保护装置交流电压开关在合闸位置；l保护装置门应关好，继电器外壳应盖好，外观整洁；l继电器无异常过热，内部无水蒸汽；l继电器接点无强烈抖动和烧坏现象，螺丝无脱落；l保护装置所属的保险、监视灯、各控制切换小开关位置指示正确可靠，信号正确；l检查打印机工作正常，打印纸充足。7)值班员在正常情况下允许操作的保护装置如下
182l各操作保险、信号刀闸(保险)、保护装置的压板；l保护装置屏面上的方式切换把手，试验、复归按钮，高频收发讯机直流电源；l微机保护打印旁代定值单，用规定的方法改变定值区；l严禁用保护“复位”按钮，复归保护信号；1)运行中的保护装置不能随意拆动二次线。2)值班人员发现保护装置异常时，应按下述方法处理l电流互感器二次开路时，应迅速通知调度调整运行方式，将负荷减小，并停用相应的保护装置；l电压回路断线应首先正确判断故障，立即处理；如果故障原因不明不能立即处理者，汇报调度将与故障电压回路相关的保护退出，待电压恢复正常后，方可恢复；l发现保护装置异常，汇报所属调度；l运行中的保护，在失去直流电源时，应立即退出保护出口压板，并查明原因，待电源恢复后，装置工作正常，方可投入出口压板；3)运行中严禁值班人员调出微机保护定值菜单修改保护定值，仅允许值班人员打印定值或核对定值。4)当光纤保护的通道或PCM发出告警信号后，应立即汇报调度。若伴随有保护装置异常，应汇报调度退出有关保护压板。5)电容器组保护动作后严禁立即试送，应根据动作报告查明原因后再按规定投入运行。1.1.1.微机型保护运行中的注意事项1)运行中的注意事项l装置在运行中不得随意进行面板操作；l装置运行中应将“远控、就地”位置开关打至“远控”位置，并不得随意改变；l
183运行中运行监视指示灯不亮或告警灯亮，应迅速查明原因，若一时无法处理应立即通知专业人员处理。短时不能消除时，应根据调度命令将装置停用；l倒闸操作时，在远方监控操作正常情况下，严禁开关就地进行停送电操作；l保护装置动作后，运行人员应在后台机检查报文及开关状态，或通过保护装置液晶显示屏检查保护动作情况。1)微机保护装置投运前应检查l检查保护直流快速开关、交流电压快速开关在合位；l检查装置电源开关在“ON”位，电源指示灯亮；l核对定值正确；l按调度要求投入保护压板、保护出口压板及重合闸压板，检查保护各切换开关位置正确；l当断路器在合闸位置且重合闸在投入时，应检查重合闸充电指示灯明亮。2)微机保护装置的退出l整套保护退出只需将“保护跳闸出口”压板和各“失灵启动”压板退出即可；l部分保护退出运行时，根据调度命令断开相应的保护压板。3)微机保护运行中，值班人员需要检查项目l电源指示灯亮；l运行监视灯指示正确；l开关位置、电压切换、重合闸充电灯指示正确；l定值切换开关位置正确；l同一线路的两套综合重合闸方式切换开关位置必须一致；l其余的信号灯均不亮；l打印纸充足；l保护压板投退正确。4)微机保护装置异常的处理当装置出现异常发出“告警”信号时，运行人员应及时记录时间，检查保护屏面板信号灯指示情况，做好记录并
184按复归键消除，无法消除时，应将异常信息和复归结果汇报调度员，按要求退出告警的保护装置，并根据调度命令作出相应处理。1)微机保护在运行中需要调用已固化好的另一套定值时，由现场运行人员按规定的方法改变定值区，此时不必停用微机保护，但应立即打印出新定值，并与保护定值单核对无误。1.1.1.保护停用条件1)运行中或备用中的继电保护，无论发生什么情况，只要有误动的可能，操作员有权先将该保护从工作中退出，再汇报上级处理；2)检验保护装置；3)查找直流接地需断开直流电源时,应请示上级退出有关保护后方可进行。直流回路恢复后，再投入保护装置；4)设备处于备用状态或检修时，跳本身设备的保护压板应投入；对运行设备有影响的压板应退出，设备投运时，再将其投上。5)当投入继电保护的跳闸及出口压板之前，必须用高内阻的电压表测量该压板两端不带电或只有一端带电后，方可投入该保护压板。6)双套运行的保护，当一套保护需停运时，必须汇报有关领导，厂高变20/6-6千伏以上的保护必须得到总工程师的批准，才能进行。必须验证另一套保护投入运行正常，或先投入相关保护再退出该套保护。7)当在保护、测量用交流电压，电流回路作业时，严禁PT二次测短路，CT二次侧开路。8)继电保护及自动装置检修后，必须有明确的书面交待和结论。定值若有变更，应在定值记录本上做明确记录，以保证记录和实际设备整定值相符。9)凡新投入或二次回路经过变更的保护装置，在设备起动或充电时，应将保护暂时退出，由继电保护人员检验保护和电压、电流回路接线正确后，该保护才真正具备投入运行的条件。10)在电子设备间内工作时，严禁使用手机、对讲机等可能干扰保护信号的通讯器材。1.2.保护配置
185汽机发电机保护配置序号保护名称出口1发电机差动保护全停Ⅰ2发电机定子90%接地保护延时全停Ⅰ3发电机定子100%接地保护（三次谐波）信号4发电机频率保护信号（48、47.5/50.5、51）5发电机定子过电压保护延时全停Ⅰ6发电机失磁保护延时t1减出力、全停7发电机失步保护延时程跳全停Ⅰ8发电机逆功率、程跳逆功率保护解列、灭磁、逆变灭磁9发电机误上电保护跳GCB开关10发电机匝间保护全停11发电机复合电压过流保护延时全停12发电机定子过负荷保护程跳（关主气门）延时t1减出力、信号延时5st2减出力、信号13发电机负序过负荷保护延时全停，信号、启动失灵14发电机过激磁保护延时t1减励磁，全停15发电机阻抗保护减出力16发电机转子接地保护一点信号，两点全停17发电机出口断路器失灵重跳GCB、全停、启动失灵
18618励磁绕组过负荷保护定时限减励磁，反时限全停19励磁变过流保护全停20励磁变温度保护发信21集控室急停按钮全停、启动失灵22PT断线报警燃机发电机保护7UM622序号保护名称出口1发电机差动保护全停2发电机定子100%接地保护延时全停3发电机频率保护信号4发电机定子过电压保护延时全停Ⅰ5发电机失步保护延时程跳全停Ⅰ6发电机逆功率保护解列、灭磁、逆变灭磁7发电机突上电保护跳GCB开关8低励/过励保护全停9负序保护（不平衡负载）报警10复压过流保护延时全停11DC电压、电流保护信号12过激磁保护全停13发电机阻抗保护减出力
18714发电机出口断路器失灵重跳GCB、全停、启动失灵15转子接地保护信号、全停1690%定子接地保护信号、全停燃机主变保护配置序号保护名称出口1主保护7UT635主变差动保护全停Ⅰ，启动失灵保护2短引线保护全停、启动失灵保护3高压侧接地解列、全停、启动失灵4励磁变过流保护全停、启动失灵、信号5后备保护7UT611主变过激磁保护全停Ⅰ、启动失灵、信号6主变低压侧接地保护信号7主变低压侧复压过流全停、启动失灵8主变反时限过流保护全停、启动失灵9主变低压侧过流保护全停、启动失灵、信号10低电压闭锁过流保护11非电量保护7UW5010主变冷却器全停信号12油位保护高、低发信13油温保护发信
18814绕组温度保护发信15压力释放保护全停、启动失灵16轻瓦斯保护信号17重瓦斯全停、启动失灵汽机主变保护序号保护名称出口1主保护7UT613主变差动保护全停Ⅰ，启动失灵保护23后备保护7UT611主变过激磁保护全停、启动失灵、信号4主变低压过流保护全停、启动失灵5主变低压侧接地保护信号6主变反时限过流保护全停、启动失灵7主变低压侧过流保护全停、启动失灵、信号8低电压闭锁过流保护9主变高压侧接地保护减出力解列启动失灵、全停10发电机出口断路器失灵重跳GCB、全停、启动失灵11非电量保护7UW5010主变冷却器全停信号12油位保护高、低发信
18913油温保护发信14绕组温度保护发信15压力释放保护全停、启动失灵16轻瓦斯保护信号17重瓦斯全停、启动失灵高厂变保护配置序号保护名称出口1主保护7UT613差动保护全停2过负荷保护闭锁调压3A分支失灵开入全停、启动失灵4B分支失灵开入全停、启动失灵5高压侧后备保护7SA610阻抗保护全停、启动失灵6复压过流保护全停、启动失灵7过负荷启动风冷启动风机8过负荷保护信号9低压侧后备保护7SA610复压过流跳A分支、闭锁快切10阻抗保护跳A分支、闭锁快切复压过流跳B分支、闭锁快切
19011低压侧后备保护7SA61012阻抗保护跳B分支、闭锁快切11非电量保护7UW5010有载调压轻瓦斯信号12有载调压重瓦斯全停、启动失灵13有载调压压力释放全停、启动失灵14油位异常发信15油温保护发信16绕组温度保护发信17本体压力释放保护全停、启动失灵18本体轻瓦斯保护信号19本体重瓦斯全停、启动失灵6KV进线及电动机保护配置序号保护名称出口1备用进线PT低电压、接地、PT断线信号2工作进行PT低电压、接地、PT断线信号3备用进线开关过流保护I段跳闸（受级联保护闭锁）II段跳闸（不受级联保护闭锁）III段发级联信号4过负荷、PT断线报警5级联保护闭锁进线瞬时保护
1916工作进线级联保护闭锁进线瞬时保护7过流保护I段跳闸（受级联保护闭锁）II段跳闸（不受级联保护闭锁）8外部失灵启动、断路器失灵保护再跳、启动失灵9过负荷、PT断线信号10母线PT低电压、接地、PT断线信号11增压机、闭式冷却水泵、凝结水泵、循环水泵启动时间过长、过流保护、堵转保护、低电压跳闸12PT断线、CT断线、电机过热、过负荷信号13断路器失灵、启动失灵14级联保护闭锁进线瞬时保护15燃机启动变电流速断保护、限时速断、反时限过流、负序过流、差动保护跳闸16PT断线、CT断线、过负荷、温度信号17级联保护闭锁进线瞬时保护18断路器失灵启动失灵19给水泵启动时间长、电流速断、堵转、差动保护、电机过热、低电压跳闸20过负荷、电机过热、PT断线、CT断线信号
19221级联保护闭锁进线瞬时保护22断路器失灵启动失灵23除氧泵启动时间过长、电流速断、堵转、电机过热、低电压跳闸24过负荷、电机过热、PT断线、CT断线信号25级联保护闭锁进线瞬时保护26断路器失灵启动失灵低压厂用干式变压器保护配置序号保护名称出口1电流速断保护跳闸2限时速断跳闸3反时限过流跳闸4过负荷报警5低压零序反时限过流跳闸6PT断线报警7级联保护闭锁进线瞬时保护8温度保护信号9风机停止70℃停止风机10风机启动90℃启动风机11本体超温信号125℃信号
19312本体超温跳闸150℃信号13铁芯超温130℃信号低压厂用电机配置的保护为：堵转、启动时间过长、过流保护、过负荷、断相、欠压保护、不平衡、过载保护保护装置出口释意：全停：断开发电机出口断路器，发电机灭磁开关，跳燃机、汽机，启动断路器失灵保护。变压器全停：断开变压器两侧开关；主变全停于机组程序跳闸:关主汽门，待确认没有蒸汽通过汽机后再动作于“停机”。确认由汽轮机进汽阀限位开关和逆功率继电器实现。信号：保护装置有相应的保护灯亮，DCS发出信号告警，并发出故障记录跳闸：断开本保护装置所保护的断路器1.1.同期装置本期的汽机发电机同期装置采用了深圳国立智能电力科技公司的SID-2FY智能复用型同期装置，本同期装置可用于发电机差频并网，也可用于线路的差频和同频并网。装置具有自动识别并列点并网性质的功能，即自动识别当前是差频并网还是同频并网（合环）。在差频并网时，精确的控制数字模型确保装置能绝不遗漏地捕捉到第一次出现的并网时机，并精确地在相角差为零度时完成无冲击并网。在发电机并网过程中，按模糊控制理论的算法，对机组频率及电压进行自动控制，确保最快最平稳地使频差及压差进入整定范围，实现更为快速的并网。1.1.1.本装置的主要功能1.并网功能：装置根据对定值“同频阀值”的判定，可自动识别差频或同频并网；
194装置在发电机并网过程中按模糊控制理论的算法，对待并机组频率及电压进行控制，确保最快最平稳地使频差及压差进入整定范围，实现快速并网装置以精密的数学模型，确保差频并网（发电机对系统或两解列系统间的线路并网）时捕捉到第一次出现的零相角差，进行无冲击并网在进行线路同频并网（合环）时，如并列点两侧功角及压差小于整定值时将立即实施并网操作，否则进入等待状态，并向上级调度传送遥信信号发电机差频并网过程中出现同频时，装置将自动给出加速控制命令，消除同频状态装置能适应TV二次电压为相电压（57.7V）或线电压（100V），并具备转角功能呢装置可确保不发生发电机逆功率并网1.自检测功能：一方面对装置硬件实时自检，一旦发生硬件故障，立即闭锁装置，并报告故障原因便于维修。另一方面，装置内置完全独立的交流通道测试单元，可独立产生交流电压，不需外部提供仪器即可在现场完成交流回路的检测2.过压保护功能：在发电机并网时具备过压保护功能，一旦发电机端电压超出过电压保护值，立即输出持续降压信号，并闭锁加速控制回路，直至机组电压恢复为正常3.视频输出功能4.合闸时间记录功能：装置完成并网操作后将自动显示断路器合闸回路实际动作时间，并保留最近的16次实测值，可作为断路器工况稳定与否的信息，对合闸时间的测量是检测断路器辅助接点变位来实现的5.事件记录功能：装置具有对各种事件：遥信事件、自检事件、操作事件、控制事件、录波事件的记录功能，可通过液晶屏“事件追忆”页面查询事件的动作时间、事件名称等记录信息6.合闸录波功能：装置接受同期启动命令后就开始进行录波，每次录波最长包括两秒的采样值和一分钟的有效值，有效值频度为10MS一次，录波包含同期启动前后25周波、合闸出口前后75周波及其它中间过程数据。录波内容包含了系统侧电压、待并侧电压、频率、角差、开入、开出、录波时间、录波事件名称、定值等信息。7.通讯、打印、对时功能
1951.1.1.装置同期过程说明装置进入同期工作状态后，首先进行装置自检，如果自检不通过，装置报警并进入闭锁状态。自检通过后装置对输入量进行检查，如果开入量或TV电压不满足条件，装置报警并进入闭锁状态。如果输入量正常，装置输出“就绪”信号，此时如果“启动同期工作”信号有效，装置输出“开始同期”开出信号，并判断同期模式，可能的同期模式有单侧无压合闸，双侧无压合闸，同频并网，差频并网；确定同期模式后，进入同期过程。在同期过程中，若果出现异常情况（如非无压合闸并网时，系统侧或待并侧无压，同期超时等），装置报警并进入闭锁状态；当符合同期合闸条件时，装置发出合闸令，完成同期操作；在发电机同期时，如果频差或压差超过整定值，且允许调频调压，装置发出调频调压控制命令，以期快速满足同期条件；完成同期操作后装置进入闭锁状态。同期过程痛呀也不进行开入信息的检查（远方复位及紧急终止同期除外），此时改变开入量状态不会影响同期过程。1.1.1.1.装置根据不同的同期模式，进行不同的同期过程1、单侧无压合闸：如果是待并侧无压，由于装置在输入量检查时，已做了相关条件的检查；在输入量不符合单侧无压合闸条件时，不会进入单侧无压合闸同期过程，所以在单侧无压合闸时，一旦装置进入到同期过程，立即发合闸命令。如果是系统侧无压，还需要判定待并侧是否过电压。如果待并侧没有过电压，装置立即发合闸命令，否则装置会提示信息“单侧无压失败”2、双侧无压合闸：由于装置在输入量检查时，已做了相关条件的检查；在输入量不符合双侧无压合闸条件时，不会进入到双侧无压合闸同期过程，所以在双侧无压合闸时，一旦装置进入到同期过程，立即发合闸命令。3、同频并网进入同频并网过程后，如果功角和差压都在整定范围内，装置立即发合闸令。如果压差越限或功角越限或待并侧过电压，装置会等待，相应的提示信息是“电压高”或“电压低”或“待并侧过电压”
196，如果功角越限，装置发出“功角越限”遥信信号，如果电压不满足条件，装置发“电压高”或“电压低”遥信信号。在等待的过程中，如果系统侧或待并侧电源低于整定的低压保护值，装置会报警并进入闭锁状态，相应的提示信息是“系统侧低压闭锁”或“待并侧低压闭锁”。在等待的过程中，如果系统侧或待并侧频率越限，装置报警并进入闭锁状态，相应的提示信息是“频率越限”。在等待的过程中，如果系统解列，装置也会报警并进入闭锁状态，相应的提示信息是“同频同期失败”如果等待时间超过装置允许同期时间，装置报警并进入闭锁状态，相应的提示信息是“同期超时失败”4、差频并网在频差和压差都在整定范围以内，装置捕捉第一次出现的零相差，进行无冲击并网。在待并侧电压大于系统侧电压（指相对额定电压的百分比）且超过允许范围时，装置提示信息“电压高”，并发出“电压高”遥信信号；如果设置了允许调压，装置发出“降压控制”控制信号和“降压信号”遥信信号。在待并侧电压低于系统侧电压（指相对额定电压的百分比）且超过允许范围时，装置会提示信息“电压低”并发出“电压低”遥信信号；如果设置了允许调压，装置就会发出“升压控制”控制信号和“升压信号”遥信信号。在待并侧过电压时，装置提示“待并侧过电压”，如果设置了允许调压，装置持续发出“降压控制”控制信号和“降压信号”遥信信号。在待并侧频率大于系统侧频率且超过允许范围时，装置提示“频率高”，并发出“频率高”遥信信号；如果设置了允许调频，装置发出“减速控制”控制信号和“减速信号”遥信信号。在待并侧频率小于系统侧频率且超过允许范围时，装置提示“频率低”，并发出“频率低”遥信信号；如果设置了允许调频，装置发出“加速控制”控制信号和“加速信号”遥信信号。在系统侧待并侧频率十分接近时（即出现同频工况），装置提示“同频工况”信息，并发出“同频工况”遥信信号；如果设置了允许调频，为了快速并网，装置会发出加速指令（“加速控制”控制信号和“加速信号”
197遥信信号），以打破同频工况，达到快速同期的目的。如果达到设置的装置允许同期时间而合闸未成功，装置因同期超时，报警并进入闭锁状态，提示“同期超时失败”在同期的过程中，如果系统侧或待并侧电源低于整定的低压保护值，装置报警并进入闭锁状态，提示“系统侧低压闭锁”或“待并侧低压闭锁”在等待的过程中，如果系统侧或待并侧频率越限，装置报警并进入闭锁状态，提示“频差越限”在待并侧过电压时，装置不发加速指令。完成同期操作装置发出合闸指令后，检查“断路器辅助接点”信号，以判断断路器是否合上；如果在1秒内未检测到辅助接点合上，装置指示“断路器异常闭锁”；如果检测到辅助接点合上，提示“合闸成功”；并进行录波数据存储。1.1.1.1.面板定义及说明按键的定义说明↑上键：用于向上移动光标↓下键：用于向下移动光标←左键：用于向左移动光标，长时间（大约3秒）按下，可实现中英文快速切换。→右键：用于向右移动光标+加键：用于修改数字，加1-减键：用于修改数字，减1确认键：用于进入下一级菜单页面或确认操作退出：用于返回上一级菜单页面或取消操作复位：长时间（大于1.6秒）按下复位装置显示灯的定义说明装置前面板左边为由36个高亮度LED发光管构成的同步表，两相邻LED发光管角差为10°。当待并侧频率高于系统侧频率时，LED灯光顺时针旋转；反之，逆时针旋转。
198同步表圆心上有一个合闸指示灯，当同期合闸继电器接点接通时，合闸指示灯亮；在接点断开时，合闸指示灯灭，即合闸灯点亮的持续时间与合闸接点的接通时间相同，其值与控制出口脉宽相同。同步表横中轴线上有两个双色高亮度LED发光管，左侧为压差指示灯，当待并侧电源低于系统侧电压且差值超过“允许压差”整定值时，压差指示灯发红光；反之，待并侧电压高于系统侧电压且差值超过‘允许压差’整定值时，压差指示灯发绿光；当压差在允许压差整定值之内时则不发光。右侧LED指示灯为频差指示灯，当待并侧频率低于系统侧频率且差值超过‘允许频差’整定值时，发红光；反之，发绿光；如在差频并网中出现同频时频差灯也为红色，当差值在允许频差整定值之内时则不发光。同步表下方有10个LED灯定义如下名称说明名称说明电源监视电源灯，正常时亮功角越限功角越限信号灯，显示功角越限时亮加速加速信号灯，显示频率低时亮同频/差频同频、差频并网信号灯，同频并网时亮减速减速信号灯，显示频率高时亮闭锁闭锁信号灯，闭锁信号输出时亮升压升压信号灯，显示电压低时亮报警报警信号灯，报警输出时亮降压降压信号灯，显示电压高时亮运行装置运行灯，正常时每秒闪烁一次1.1.快切装置1.1.1.概述本机快切装置为西门子提供的7VU683型厂用电快速切换装置快切装置的切换速度很快从而尽可能降低切换到备用电源时的电流冲击和扭矩冲击，在尽可能缩短负载断电时间的情况下保证电动机的安全。快切功能主要用于母线上重要电动机负载连续不间断运行，在正常需要、故障或异常的情况下将电动机转向备用电源运行。
1997VU683可以完成不同原因起动的切换，包括：正常起动，事故起动和异常起动(低压起动，低频起动和开关偷跳起动)。每种起动方式可以选择投退或者不同的切换时序(并联切换，并联半自动切换，同时切换和串联切换)，并根据实际需要分别选择不同切换准则(快速切换，实时快速切换，同相捕捉切换，残压切换和长延时切换)。装置面板左侧的14个信号灯为自定义信号灯，以A套快切装置为例,B套快切装置与A套一致LED1CB1(3DL)Closed3DL合位LED2CB2(10DL)Closed10DL合位LED3Command:OpenCB1(3DL)快切动作跳3DLLED4Command:OpenCB2(10DL)快切动作跳10DLLED5Command:CloseCB1(3DL)快切动作合3DLLED6Command:CloseCB2(10DL)快切动作合10DLLED7Fail:OpenCB1(3DL)快切动作跳3DL失败LED8Fail:OpenCB2(10DL)快切动作跳10DL失败LED9Fail:CloseCB1(3DL)快切动作合3DL失败LED10Fail:CloseCB2(10DL)快切动作合10DL失败LED11HSBTIsReady快切装置充电完成LED12HSBTScuceed快切动作成功LED13HSBTFailed快切失败
200LED14PTBrokeAlarmPT断线告警1.1.1.快切装置的动作过程快切装置的配置图快切装置的正常切换过程1、工作→备用（并联切换）检查快切装置的保护投入正确检查快切装置无故障报警，无闭锁，指示正确，充电灯亮起在DCS快切画面上检查工作电源及备用电源的电压频率正常在DCS快切画面上手动启动快切装置检查快切装置切换正常备用开关合闸，工作开关断开检查厂用电压正常在DCS快切画面上手动复归快切装置
2012、备用→工作（并联切换）检查快切装置的保护投入正确检查快切装置无故障报警，无闭锁，指示正确，充电灯亮起在DCS快切画面上检查工作电源及备用电源的电压频率正常在DCS快切画面上手动回切快切装置检查快切装置切换正常备用开关合闸，工作开关断开检查厂用电压正常在DCS快切画面上手动复归快切装置快切装置事故切换（串联切换）事故切换为在故障情况下进行的切换过程；装置检测到本段电压降低或工作进线断开，在无故障报警，及保护动作的情况下启动装置进行切换电源的操作，保证厂用电动机的正常运行。本次切换为单向切换，只动作于工作→备用的切换。1.1.1.1.快切装置的并联切换并联切换只能用于正常手动起动的切换时序。并联切换分为并联全自动切换和并联半自动切换。并联自动切换的切换顺序为先根据并联切换合闸条件执行合备用电源断路器的操作，确认合上备用电源断路器后，此时两个电源短时并列，经整定延时(并联切换跳工作电源时间)后自动跳开工作电源断路器。并联半自动切换的切换顺序为先根据并联切换合闸条件执行合备用电源断路器的操作，确认合上备用电源断路器后，此时两个电源短时并列，在最长切换时间内等待手动跳工作电源断路器的信号，一旦装置检测到手跳工作电源断路器信号就发跳开工作电源断路器命令，如果在最长切换时间内没有手动跳工作电源断路器信号，那么报出切换超时和切换失败信号，同时将已经合上的备用电源开关跳开。这种切换时序不推荐使用，因为需要人工操作跳开工作电源，所以存在一定风险，一般情况下建议使用并联自动切换。为了避免切换过程中跳工作电源失败而造成两电源长期并列运行，快切功能提供了解耦合功能。在切换过程中如果备用电源断路器已经合上，跳工作电源断路器命令发出后的断路器检查时间内(1s)
202未跳开工作电源，则判定为工作电源断路器跳闸失败，此时解耦功能会跳开已经合上的备用电源断路器，以防止两电源长期并列造成危害。并联切换适用于正常情况下同频系统的两个电源之间的切换，可用于进线检修时的人工倒闸或故障后手动恢复。1.1.1.1.快切装置的串联切换串联切换是可以应用于所有起动方式的切换时序。串联切换的切换顺序为快切起动后先执行跳工作电源断路器操作，在确认工作电源断路器跳开后，根据串联切换合闸条件执行合备用电源断路器操作。若跳工作电源断路器跳闸失败，切换过程结束，装置不再合备用电源断路器。串联切换的合闸条件是根据工作电源断开后母线残压的衰减特性制定的。串联切换的合闸条件通过快速切换、实时快速切换、同相捕捉切换、残压切换和长延时切换这五种准则来实现。当工作电源跳开后，首先判快速切换条件，快速切换条件不满足则依次向下判断实时快速切换条件、同相捕捉切换条件、残压切换条件和长延时切换条件。另外，这五种准则均可以通过控制字分别投退。1）、快速切换是最理想也是速度最快的合闸方式，快速切换是指在工作断路器刚跳开的一小段时间内，母线上的残压衰减很小，母线残压不低于快切低压闭锁值，且与备用电源之间的角差和频率差值还在定值范围之内，则可以起动快速切换，立即合闸出口。快速切换在工作电源跳开后只投入120ms，120ms后如果快速切换合闸条件仍不满足则自动退出。快速切换频差角差判据都是当前值而非预测值，也就是说，在整定定值快速切换允许角差和快速切换允许频差时，需要根据负载情况以及合闸时刻所允许的角差推算出应该整定的频差和角差。2）、实时快速切换主要应用于负载为异步电机的情况，对于异步电机来说，只要选择合上备用电源时施加在电动机上的电压不超过耐受电压，那么异步电机就是安全的。根据以上原理，本装置的实时快速切换根据母线残压衰减特性以及母线残压和备用电源相角差的变化特性预测到断路器合上时刻的母线残压与备用电源电压矢量差。如果预测合闸时刻电压矢量差，预测合闸时刻角差和当前频差在允许范围内（用户通过定值整定），且母线残压不低于实时快切低压闭锁值，则可以起动实时快切合备用电源。3）、同相捕捉切换
203当快切和实时快速切换不成功时，同相捕捉切换是一种最佳的后备切换方式。工作电源因事故被切除后，母线上残压向量将绕备用电压向量向滞后方向旋转，在出现相角差接近于零时完成备用电源切换。4）、残压切换指当母线三个线电压均衰减到小于等于残压切换电压定值（20-40%额定电压）后实现的切换。当工作电源被保护切除后，如果因某种原因未能实施前述切换，则当母线电压衰减到某个允许值时再合上备用分支开关。其合闸时无须判断相角和频率差，是一种非同步的切换方式。残压切换虽然可以保证备用分支电源投入，但是由于停电时间过长，很多设备已自动或被低压减载功能切除，其他设备自起动成功与否、自起动时间等会受到较大限制。残压切换的条件为：母线残压最大线电压小于残压切换定值5）、长延时切换当备用侧容量不足以承担全部负载，甚至不足以承担通过残压切换过去的负载的自起动，只能考虑长延时切换。长延时切换的条件为：工作电源跳开后延时t>长延时切换定值。6）、同时切换只应用于正常手动起动的切换。同时切换的切换顺序为快切功能被正常手动起动后，先发出跳工作电源断路器命令，然后经过一个整定的同时切换合闸延时(同时切换合闸时间)后，再根据同时切换合闸条件执行合备用电源断路器的操作。与串联切换相比，合备用电源断路器的操作不考虑工作电源断路器是否确定跳开。为了避免切换过程中跳工作电源失败而造成两电源长期并列运行，快切功能提供了解耦合功能。在切换过程中如果备用电源断路器已经合上，跳工作电源断路器命令发出后的断路器检查时间内(1s)未跳开工作电源，则判定为工作电源断路器跳闸失败，此时解耦功能会跳开已经合上的备用电源断路器，以防止两电源长期并列造成危害。若跳工作电源失败，则装置会去跳开已经合上的备用电源开关，以避免两个电源长时间并列。同时切换如果合闸延时大于工作断路器的跳闸时间或者频差和角差长时间无法满足同时切换合闸条件，待确认工作电源开关跳开后，同时切换自动转到串联切换逻辑（此时串联切换合闸条件必须投入）。
2041.1.1.快切装置的切换条件1)装置正常运行，且各灯光、信号指示均正确，装置处于待命状态1)切换目标电源电压高于额定值的80%2)装置不处于闭锁状态3)装置出口压板在正常的投入状态快切装置启动条件以6KVA段母线为例无快切装置故障信号无快切装置PT断线信号无快切装置被闭锁信号6kV工作进线断路器合位6kVA段备用进线断路器分位无6kVA段备用进线断路器电源进线故障报警无6kVA段备用进线断路器电源进线事故跳闸6kVA段备用进线断路器选择开关在远方位置6kVA段备用进线断路器电源进线小车运行位置6kv工作A段母线接地刀跳位无工作A段母线小电流接地选线告警6kV工作A段母线无电压(<1800V)快切装置回切条件以6KVA段母线为例无快切装置故障信号无快切装置PT断线信号无快切装置被闭锁信号6kVA段备用进线断路器合位6kVA段工作进线断路器分位
205无6kVA段工作进线断路器电弧光保护动作无6kVA段工作进线断路器电弧光保护跳闸报警无6kVA段工作进线断路器电弧光保护装置报警无6kVA段工作进线断路器电源进线故障报警无6kVA段工作进线断路器电源进线事故跳闸6kVA段工作进线断路器选择开关在远方位置6kVA段工作进线断路器电源进线小车运行位置6kV工作A段母线接地刀跳位无工作A段母线小电流接地选线告警6kV工作A段母线无电压(<1800V)1.1.1.1.快切装置切换注意事项1、装置在每次切换后，必须复位便于进行下一次的切换2、在进行切换时首先要确定装置的充电灯在正常亮起，并确认装置无闭锁的情况下才可进行3、在母线进行检修时或备用电源停电时，应先将快切装置进行闭锁，退出运行后方可进行其他操作4、电源切换完成后注意检查各个开关的动作情况，并做好记录。
2061.330kV变电站运行规程1.1.330KV变电站简介概述330kV采用户外软导线母线3/2接线方式，本期建成一个完整串（两个不完整串）共有3台断路器，采用阿尔斯通生产的户外支柱式双断口SF6断路器，型号为GL316X。二次设备采用西门子（ABB）系列保护及自动装置。1.2.断路器330kV断路器采用阿尔斯通GL316X六氟化硫断路器，配置纯弹簧单相操作机构；1.2.1.巡视检查1)正常巡视检查1-1）断路器运行时无异常声响。1-2）检查断路器本体、机构箱密封良好，瓷质部分清洁完好，无裂纹、破损，无放电痕迹。1-3）弹簧储能指示位置正确。1-4）各引流线接头处无过热现象。1-5）检查SF6气体管道完好，压力正常（见下表），各阀门开关、连接部件固定牢固且无损坏，无漏气现象。表1 断路器各压力参数表330kV断路器SF6气体压力参数额定气压：0.8MPa报警气压：0.72MPa闭锁气压：0.7MPa最高工作气压：0.9Mpa1-6）断路器各相均装有分闸计数器，应检查该计数器动作次数。
2071-7）检查断路器内部无异声、无异味，分合闸指示正确，且三相一致。1-8）端子箱内各端子接触良好、无跳火、无锈蚀。1-9）操作机构箱、端子箱密闭良好，加热除湿器工作正常。1-10）本体及接地引下线良好。1-11）构架及基础良好。1)特殊巡视检查2-1）下雪天气检查断路器各接头应无过热、熔雪、冒气现象。2-2）气温突变，断路器SF6气体压力正常（符合厂家标准）。2-3）雷雨、大风天气或雷击后检查瓷套管有无闪烙痕迹，断路器上应无杂物，接头无松动、无发热现象。雷雨过后还应检查断路器机构箱内有无受潮及漏雨现象。2-4）断路器切断故障电流后，检查断路器的分、合闸指示正确；本体、接头处有无击穿；瓷套有无破损、裂纹、闪络痕迹；有无短路或电弧烧伤痕迹；断路器SF6气体压力在正常范围内，弹簧储能有无异常。2-5）新设备投运后，应加强巡视，24小时后按正常巡视。1.1.1.注意事项1)断路器在正常运行时均不允许单相操作，远方操作只能实现三相联动，如有特殊情况需要就地单相操作时，在分控箱进行就地单相操作。2)正常巡视检查时，应检查断路器中控箱远方就地切换开关S1/S3应打在远方位置，分合闸位置指示灯在正确位置。合闸时红灯应点亮，分闸时绿灯应点亮。3)正常巡视检查时，应检查弹簧储能机构指示针应指向储能位置。4)断路器在以下情况下才能进行合闸操作：4-1）远方/就地切换开关在远方或就地位置；4-2）合闸弹簧储能；4-3）断路器在分闸位置；4-4）SF6气体密度大于闭锁密度。
2081)断路器具有远控和近控的功能，正常操作中，严禁使用近控方式现场分合闸，必须用遥控的方式进行，只有紧急情况下允许就地操作。一般情况下均在监控后台机上进行遥控操作，若后台机无法操作时，可在测控屏上进行操作。2)当“弹簧未储能”信号发出后，运行人员严禁对运行的断路器进行手动储能操作。3)机构箱加热回路电源开关运行时应长期投入，机构箱受温湿控制器自动控制，温湿度控制器定值应根据现场情况、季节特点及时调整，确保箱内干燥及二次线不过热老化、不受潮。4)断路器进行合闸操作时，当由于机构或元件上的原因无法合闸，而合闸回路带电并自保持时，为了防止合闸线圈长时间带电而损坏，应采取断、合控制电源的方法来使合闸线圈复归返回，方可再次进行合闸操作。5)当SF6气压低报警或漏气时，现场检查人员应做好安全防护，如使用防毒面具（有条件应使用正压式呼吸器）、穿好防护服、并站在上风口等。6)330kV断路器运行注意事项10-1）正常运行时，储能电机电源开关应在合闸位置；S1手动/自动控制开关应打在自动(AUTO)位置；远方(REMOTE)就地(LOCAL)操作转换开关应打在远方操作(REMOTE)位置；如需就地操作来分合断路器时，只需将转换开关切至“就地”（LOCAL）位置。S2控制开关切至（TRIP）位置为分闸、切至(CLOSE)位置为合闸；操作S2转换开关就可进行就地分、合闸操作。330kV断路器中控箱“远方/就地/隔离”切换开关打至“隔离”位置时，远方就地均不能对断路器操作。10-2）在断路器中控箱无论是完成远方操作，还是就地操作，都需将分控箱中的“远方/就地”开关转换到“远方”位置。10-3）分-0.3s-合-分的自动重合闸在以下情况下可进行：（1）断路器闭合（2）断路器中控箱“远方/就地”切换开关切至“
209远方”位置（3）当操作循环开始时，合闸弹簧完全储能。10-4）断路器本体三相不一致动作时，机构箱内的继电器动作，并自保持，若此时需要合上断路器，应手动操作断路器中控箱内的位置复位按钮，方可对断路器进行合闸操作。10-5）正常运行维护或检查设备时，运行人员严禁触碰每相断路器操作机构箱内的两个分闸脱扣器，以免造成误分闸。10-6）断路器除冷备用及检修状态外，严禁在就地进行分、合闸操作。10-7）断路器的保护和监控系统分、合闸回路全部经“远方/就地”切换开关控制，在正常运行及热备用状态时，严禁将断路器控制模式切换至“就地”。10-8）值班人员应高度重视告警信号，出现断路器控制回路断线等告警时，应立即处理。当运行设备出现断路器控制回路断线告警时，经确认且异常短时无法处理，应尽快停运断路器；待投运设备出现断路器控制回路断线10-9）告警时，若异常未处理，严禁操作断路器合闸。断路器允许故障跳闸次数1)阿尔斯通最大允许开断路器次数对照图（如下）：图1：阿尔斯通断路器开断次数/电流对照图
2101)允许故障跳闸次数：100%额定短路开断路电流时，允许跳闸15次。1.1.1.异常及事故处理1)套管有严重破损和放电现象，立即汇报调度，将其停运。2)发“断路器SF6气压低告警”信号时：立即到现场检查该断路器SF6气压的实际压力情况，是否确已低于报警值；如压力确已降低，汇报调度，停运该断路器；如压力正常，应进一步检查误发信号的原因，汇报调度及有关部门，听候处理，并加强运行监视。3)“弹簧未储能”信号在合闸后不消失或不会自动储能时，应立即联系调度退出重合闸，现场检查储能电机是否运转正常，如电机运转正常应立即断开电机电源；如电机未启动，应检查直流电机电源空开是否合上；手动/电动开关是否置电动位置；然后再检查该断路器电机储能电源回路是否正常；检查电机外观是否正常；检查储能控制回路是否正常,如仍不能储能，应汇报调度，经同意后将该断路器停运。4)断路器拒绝合闸：l检查相应测控屏上对应连接片是否投入，远/近控切换开关是否在相应位置，经调度同意后再次合闸一次，检查是否为测控装置的原因；l检查机构远控和近控的开关是否在相应位置，检查操作电源是否正常，控制回路是否断线；弹簧是否已储能；SF6气压是否正常；操作机构的辅助接点接触是否良好；机构是否正常。l检查后台机的操作选相，是否选为不符合要求的检同期合闸。5)断路器拒绝分闸：l检查操作电源是否正常；操作电压是否太低；l检查SF6气体压力是否正常；跳闸回路是否断线；l检查跳闸线圈是否烧坏；断路器辅助接点是否粘接；机构是否正常。6)
211330kV断路器SF6气体压力降低闭锁分合闸：应迅速到现场进行检查，确认SF6气压表确已降低，首先断开该断路器的控制电源，然后将情况立即汇报中调及相关部门：l处理方法：断开该断路器两侧线路（或变压器、母线），包括对侧全部停电后，再无压拉开故障断路器两侧隔离开关后再处理（具体处理步骤按调度命令处理）。l在本站3/2接线系统中330kV隔离开关采用户外三相联动的方式，当有三串及以上运行，且该断路器所在串所有断路器控制电源均断开的情况下，可以用隔离开关拉开故障断路器两侧隔离开关，将故障断路器隔离，等待进一步的处理（具体处理步骤按调度命令处理）。1.1.1.断路器的检修周期1)断路器的检修周期l大修周期：根据运行状况、预防性试验结果及厂家说明书规定等综合分析，报请生产主管领导确定。l小修周期：新投运满1年的断路器及行1次小修；以后断路器2年进行一次小修l临时性的检修：发现紧急或重大缺陷时进行检修。2)断路器的验收表1 断路器验收项目表验收内容验收参照标准1本体及外观1.1本体上无遗留物、瓷质部分清洁无破损；1.2外观清洁无污迹、无锈蚀、无渗漏油现象；1.3断路器SF6气体压力正常，无漏气现象，或油位、油色正常；1.4分、合闸指示正确；1.5抄录计数器数值；1.6连接导线的接线板连接紧固；1.7相位漆色明显、正确。2“远方/就地”分合闸2.1能正常进行远方和就地分合闸且分合闸指示正确；2.2进行单相分合闸操作且动作正确；3传动试验3.1断路器带各套保护及重合闸试验动作正确可靠；3.2传动试验时声光信号正确；
2123.3当操作压力降低至闭锁重合闸压力时，保护动作跳闸后，断路器不会进行重合闸；3.4当操作压力降低至分合闸闭锁压力时，断路器不能进行分、合闸操作；3.5弹簧操动机构未储能时，断路器不能进行分、合闸操作；3.6模拟断路器本体SF6气体压力降低至告警压力时，发告警信号；降低至闭锁压力时，断路器不能进行分、合闸操作；3.7分相和三相同期符合规定。4各项调整、试验数据4符合导则、规程要求。5操动机构5.1气体回路无漏气现象；5.2气体压力表指示符合厂家说明书要求；5.3操动机构与断路器的联动应正常，无卡阻现象；5.4机构箱门开闭灵活，密封良好；5.5操动机构箱体及机构箱门接地良好；6端子箱6.1端子箱内清洁，端子排接线整齐导线连接紧固无松动，无锈蚀且端子编号清晰，接线正确；6.2端子箱的电缆穿孔已做封堵处理；6.3端子箱门开启灵活、密封良好；6.4端子箱体及箱门接地良好；1.1.隔离开关概述330kV隔离开关选用西电生产的GW7B-363DW/3150、GW11A-363DW/4000、GW11A-363ⅡDW/4000户外交流高压隔离开关，配置CJ6A,CJ6B隔离开关操作机构。1.1.1.正常巡视检查1)隔离开关支持绝缘子，应清洁完好，无裂纹、放电现象，均压环应牢固且不偏斜，与金属连接粘合部位粘接牢固。2)隔离开关触头，设备线夹，应接触良好，无螺丝断裂或松动现象，无严重发热和变形现象。3)隔离开关引线，应无松动，无严重摆动和损伤、散断股现象。4)隔离开关本体、连杆和转轴等机械部分，应无变形、无锈蚀，各部件连接良好，位置正确。
2131)隔离开关操作机构箱，机构箱门密封良好，防误闭锁装置正常。2)隔离开关及接地开关位置，应与运行方式一致，分、合闸到位，接地引下线良好。1.1.1.特殊巡视检查1)新设备投运后，应加强巡视，24小时后按正常巡视。2)下雪天气，检查各隔离开关接头、刀口有无过热、熔雪、冒气现象。3)雷雨、大风后，检查瓷质部分有无闪烙痕迹，有无悬挂杂物，引流、接头有无松动、发热。4)断路器切断故障电流后，检查隔离开关接头、瓷质部分无破损及闪烙痕迹。5)当过负荷或负荷有明显增加时，应检查接头、刀口有无过热现象。当过负荷或负荷有明显增加时，应检查隔离开关触头处是否有发热、发红现象，动静触头之间是否有放电弧光和闪络现象。6)当隔离开关带有异常或缺陷运行时应增加检查次数。1.1.2.注意事项1)操作隔离开关前，必须检查断路器在分闸位置。2)操作隔离开关后，必须检查监控后台机隔离开关位置指示正确。3)隔离开关引线接头和隔离开关温度不得超过90℃。4)隔离开关禁止解合系统环路电流和接地电流。5)隔离开关必须安装正确、可靠的防误闭锁装置。6)严禁带负荷拉合隔离开关。7)本站户外330kV隔离开关和接地开关可以进行就地单相操作，也可以进行三相联动操作。当进行三相联动操作时，必须将操作方式切换开关切至三相近控联动或三相遥控联动方式。正常情况下隔离开关和接地开关禁止进行就地单相操作。8)330kV平时隔离开关应打在远控位置,接地开关应打在近控位置，每次操作完后，应将隔离开关和接地开关的操作电源断开。
2141.1.1.异常运行和事故处理1)操作的隔离开关分、合闸不到位，但刀口间无电弧时，可将其恢复到原来位置，再次进行分、合闸操作。如仍不到位，可将操作电源切断后，手动操作将其摇到位。在隔离开关操作过程中，隔离开关电动合闸中途停止，刀口间有持续电弧时，应将隔离开关操作至分闸位置，对隔离开关的机构及回路进行检查正常后方可再次操作，若是进行分闸操作，不得再进行合闸，应汇报调度，联系处理。当出现非全相合闸时，应将其拉开，并进行检查处理。2)远方操作拒动的处理：l检查操作顺序及操作对象是否正确。l检查远、近控开关是否在远控位置。l检查交流电源开关QF1/QF2是否正常。l检查各闭锁回路正常。l检查控制回路的交流接触器是否完好。l检查操作电机的热继电器是否动作。l检查电机是否有故障，检查测控的相应连接片是否投入。l如不能及时排除故障，可在就地进行电动操作，若仍无法操作，可在切断操作电源后，进行手动操作，但必须征得调度的同意。3)隔离开关触头严重发热、发红的处理：l及时汇报中调，减少负荷，加强监视，用红外线测温仪随时测量温度。l对于3/2断路器接线，汇报调度改变运行方式，减小流过该隔离开关的电流。l在比较严重的情况下，汇报调度，用断路器断开电流。l如发生带负荷误拉隔离开关，在刀片刚离刀口发现弧光时就立即将隔离开关合上，已经拉开时，不准再合上，并立即报告值班调度员，当误合隔离开关时，在任何情况下，不准将误合的隔离开关再拉开。
2151.1.1.隔离开关的检修周期及验收项目1)隔离开关的检修周期l大修周期：根据运行状况、预防性试验结果及厂家说明书规定等综合分析，报请生产主管领导确定。l小修周期：1）、新投运满1年的断路器及行1次小修。2）以后2年进行一次小修l临时性的检修：发现紧急或重大缺陷时进行检修。2)隔离开关的验收表1 隔离开关验收项目表验收内容验收参照标准1、图纸、资料1.1实际施工图和证明文件齐全；1.2制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件齐全，符合规范要求；1.3安装试验记录齐全，结果符合规范要求；1.4若有改进及改造，检查有关图纸资料符合规范要求；1.5电气试验报告齐全，项目、结果符合规程要求；1.6连接导线的接线板连接紧固；1.7专用工具清单齐全完备；2、外观检查2.1外观完好、清洁，各部无锈蚀；2.2瓷柱完好、无裂损；2.3均压环外观清洁，无损伤、变形；2.4瓷铁胶合处粘合牢固；2.5相色正确、清晰；2.6水平拉杆、垂直拉杆连接可靠、无变形；2.7支柱垂直度符合规范要求；2.8所有螺栓紧固，采用镀锌或不锈钢件；
2162.9隔离开关应是完善化产品，完善化项目符合要求；3、操作机构及传动部分3.1转动摩擦部位灵活、涂适量润滑脂；3.2分、合闸到位，定位螺钉可靠，能防止拐臂超过死点；3.3部件安装连接正确，固定牢靠；连杆不得直接焊死，应采用弹性销固定；3.4操作检查轻便灵活，拉杆、瓷瓶等传动部分无卡涩；3.5辅助开关动作正确可靠，触点接触良好；3.6防松螺母紧固，开口销打开；3.7限位装置在分、合闸极限位置可靠切除电源；3.8手动、电动操作闭锁可靠。4、触头与触指4.1插入深度符合产品说明；4.2三相同期符合规范；4.3触头、触指镀银层完整无脱落；触指弹簧完整无锈蚀；4.4接触面涂导电脂、接触良好、可靠；5、接地开关5.1接地开关操作灵活、接触良好、可靠，信号正确；5.2所有紧固部位无松动现象；5.3保证瓷瓶垂直；5.4接地开关与隔离开关间机械或电气闭锁正确可靠；6、引线接头6.1引流线松紧适当，无明显过紧过松现象；6.2引流线连接可靠、对地和相间距离符合要求；6.3各导电接触面应涂有电力复合脂； 6.4引线接头连接牢固，固定螺栓齐全，金具完整，接触良好，接线正确，室外导电部份不得有铜铝直接连接；6.5线夹无裂纹、破损，压接符合工艺要求；严格按公司线夹反措执行；
2176.6导线无扭结、松股、断股、其它明显的损伤或严重腐蚀等缺陷；7、操作机构箱7.1内部电气元件外观完好，排列整齐，固定牢固；7.2二次接线压接良好，接线端子牢固无松脱，端子排无损坏，固定牢固，绝缘良好，端子及电缆标志清楚、正确；7.3机构箱安装牢固、密封良好、无锈蚀；7.4手动、电动操作闭锁可靠；7.5支架无锈蚀、安装符合工艺要求；7.6就地、远方切换正确；8、接地装置8.1接地开关及构架接地、控制箱和机构箱箱体接地的接地应良好；8.2接地引下线及其与主接地网连接应可靠,设备与接地引下线连接部分无裂纹，外表无破损，标志完整；9、防火、防鼠设施检查9.1电缆沟道进入机构箱箱等处的电缆孔、洞，用防火堵料严密封堵；9.2电缆沟防火墙、阻燃包及防鼠沙墙修补完好；10、其它10.1设备基础外观检查清洁，完整；10.2设备漆色检查完好，统一符合要求；1.1.1.隔离开关的检修正常运行的隔离开关，每隔3-5年进行一次检修。如遇产生短路故障，应在故障后进行检修。检修时总的原则如下：1)卸零部件过程中，要注意记录各部件的相互位置，标准件的规格，以免重新装复时产生错误。2)修后装复时，所有相对运动部位都应涂润滑油。3)
218在检修导电部位时，要求用汽油清洗镀银的导电接触面，用砂纸清除非镀银导电接触面的氧化层，并立即擦净进行装配（装配时固定接触面涂导电膏，转动接触面涂工业凡士林）。1.1.1.高压隔离开关、接地开关检查和维护表1 检查和维护表设备状态按照相关安装要求需进行的检修工作检修工作频率1.运行中的设备检查（一般维护）一般检查确认：1.1设备机械部件无损坏；1.2电气接线和接地保护无损坏；1.3绝缘子无损坏且表面无沉积污秽；1.4操动机构运行良好；在设备正常运行现场检视过程中进行或两年进行一次。2.应停电进行的设备维护（中修）开关设备的检修：2.1执行第1项的所有检查；2.2确保导电部件干净整洁，无损坏；2.3检查所有紧固件的松紧情况；2.4检查动触头与触指偶合是否正确；2.5检查手动操作和现场电动控制运行情况；2.6确保各机械转动（传动）部件润滑良好；每5年一次或每操作330次后进行一次3.应停电进行的设备维护（大修）开关设备的检修：3.1按照第2项对开关设备进行全面检修；3.2检查主要部件磨损情况及绝缘子的状况；3.3检查设备是否符合首次安装调试要求；3.4在检修过程中如发现任何偏差，则进行调整复原。如需更换部件，按照有关要求进行；每10年一次或每操作1000次后进行一次1.2.母线1.2.1.巡视检查1)正常巡视检查
219l表面相色应清楚，无开裂、起层和变色现象。l绝缘子应清洁、无裂纹破损，无电晕及放电现象。l母线连接部分的螺丝应紧固，接触良好，无松动，振动，龟裂、过热现象。l母线应平直，伸缩正常，无较大变形。l用红外测温发现温度异常时应及时处理。l构架应牢固不倾斜，接地完好，无锈蚀。1)特殊巡视检查l新设备投运后应加强巡视，24小时后按正常巡视。l大雾天气，检查绝缘子有无污闪现象。l下雪天气，检查母线接头、刀口有无过热、熔雪、冒气现象。l雷雨、大风后，检查瓷质部分有无闪烙痕迹，有无悬挂杂物，引流、接头有无松动、发热现象。l发生故障后，检查母线接头、瓷质部分无破损、有无放电闪烙痕迹。l当过负荷或负荷有明显增加时，应检查接头、引流有无过热现象。1.1.1.1.注意事项1)母线检修时应把连接于母线上所有断路器投入冷备用，断开母线TV二次侧空气开关，验电后合上母线接地开关。2)母线投、退后应检查母线电压指示情况。3)3/2接线母线投运一般由边断路器向母线充电。1.1.1.2.母线异常处理绝缘子闪络或破损：l值班人员发现绝缘子闪络，应检查绝缘子有无污染、雷击破损等情况，将检查情况汇报调度，做好记录。l值班人员发现绝缘子破损放电等情况时，应尽快汇报调度，申请母线停电处理，在处理之前加强破损绝缘子的监视。l
220母线过热：值班人员发现母线过热时，应尽快向调度申请转移负荷，并分析过热原因，若是由于母线本身缺陷引起的，应停电处理。1.1.1.母线的检修周期及验收项目1)母线的检修周期在必要时，如：更换支持绝缘子时要进行交流耐压试验。2)母线的验收表1 母线验收项目表验收内容验收参照标准1母线外观检查1.1金属构件加工、配置、螺栓连接、焊接等应符合国家现行标准的有关规定；1.2母线与配电装置的连接接触应紧固，无松动、锈蚀、断裂，耐张绝缘子串连接金具应完整良好；1.3瓷件应完整、清洁；1.4油漆应完好，相色正确，接地良好；1.5检查所有实验项目是否合格，能否运行；1.6相间及对地距离符合要求；2文件资料2.1制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件、安装图纸等技术文件；2.2电气试验记录；1.2.电压互感器电压互感器概况330kV电压互感器采用桂容生产的电容式电压互感器。其中：330kV部分的电压互感器型号为：TYD330／—0.005H，。1.2.1.巡视检查1)正常巡视检查
221l各接头接触良好，无断股及无发热现象。l套管无裂纹和放电现象。l无异响、异味。l防雨设施完整。l端子箱密闭，箱内无潮气、无积灰、无腐蚀现象；电缆孔封堵完好；加热、驱潮装置工作正常。l二次空气开关及回路端子排应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象，二次空气开关在合闸位置。1)特殊巡视检查l新设备投运后，应加强巡视，24小时后按正常巡视。l雷雨、大风后，检查瓷质部分有无闪烙痕迹，有无悬挂杂物，引流、接头有无松动、发热，有无异常响声。1.1.1.注意事项1)运行及操作中严格防止电压互感器二次侧短路，不得长期过电压运行。l避免电压互感器从二次侧向一次侧反充电。l电压互感器外壳和二次必须正确可靠接地。l电压互感器二次回路不得短路或接地（专用二次接地点除外）。2)瓷瓶套管末屏接地线良好并可靠接地。3)更换、更改电压互感器二次电缆后，应做电缆的核相工作。1.1.2.异常和事故处理1)
222电压互感器空气开关跳闸，应检查电压互感器二次回路是否有短路或接地故障。若无明显故障现象时，可立即试合空气开关一次，若合上又跳开，不可再试送，应检查二次空开是否有故障及电压互感器二次回路是否有短路或接地，若二次空气开关检查正常，说明二次回路有故障，应作为缺陷汇报处理，并做好记录。若确认是二次空气开关故障，应作为缺陷汇报。短路或接地故障排除后，可试送一次。1)当发现电压互感器有下列故障现象之一时，应立即汇报调度，按调令先倒母线把故障隔离，用断路器来切断故障电压互感器。l电压互感器温度异常升高。l内部有较大放电或其它不正常噪声。l过热冒烟及发出臭味。l绕组与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电。l套管有裂纹破损。l严重漏油，致使看不到油标指示。1.1.1.电压互感器的检修周期及验收项目1)电压互感器的检修周期l小修作业周期：新投产一年后进行一次，以后3年一次，一般结合预防性试验进行。运行在污秽场所的应适当缩短小修周期。l大修作业周期：根据预防性试验结果及运行中在线监测结果，进行综合分析判断，确认大修与否。l临时性检修周期：针对运行中发现的严重缺陷及时进行。2)电压互感器的验收表1 电压互感器验收项目表验收内容验收参照标准图纸、资料1）实际施工图和证明文件齐全；2）制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件齐全，符合规范要求；3）安装试验记录齐全，结果符合规范要求；4）若有改进及改造，检查有关图纸资料符合规范要求；5）电气试验报告齐全，项目、结果符合规程要求；6）备品、备件清单齐全完备；
2237）专用工具清单齐全完备；外观检查1）安装应水平稳固，各部分螺丝齐全，并列安装的互感器应排列整齐，同一组互感器的极性应一致；2）设备外观清洁，完整无损，本体上无遗留物；3）油位正常，无渗漏油现象；4）油漆应完整，相序标志齐全正确；5）检查铭牌及各端子标志牌是否齐全正确；6）外绝缘清洁、表面完好，无破损裂纹；7）顶端部要有防止进水、防受潮的密封隔膜措施或带有金属膨胀密封器，密封良好，呼吸器畅通；变比及极性位置互感器的变比分接头的位置和极性符合铭牌和设计要求。二次接线板检查1）引线、触点、接点和金具完整，连接牢固；2）端子箱内端子连接正确，牢固、端子箱内无异常现象；3）二次接线板应完整，引线端子应连接牢固，绝缘良好，标志清晰；4）电压互感器末端接地良好，电压互感器末屏和“F”端子必须接地；5）一次接线紧固，符合运行要求，二次接线正确，符合运行要求；引线接头1）引流线松紧适当，无明显过紧过松现象；2）引流线连接可靠、对地和相间距离符合要求；3）各导电接触面应涂有电力复合脂；4）引线接头连接牢固，固定螺栓齐全，金具完整，接触良好，接线正确；5）线夹无裂纹、破损，压接符合工艺要求；6）导线无扭结、松股、断股、其它明显的损伤或严重腐蚀等缺陷；
224接地装置1）接地引下线及其与主接地网连接应可靠,设备接地引下线无破损、锈蚀，标志完整；2）有明显的接地标志，外壳接地牢固可靠；3）分级绝缘极电容式电压互感器接地按制造厂规定，接地可靠；4）电容式电压互感器末屏、电容分压器低压端子接地牢固，导通良好；5）电磁型电压互感器一次绕组接地牢固，导通良好；6）设备接地引下线无破损、锈蚀，标志完整；防火设施检查1）电缆沟道的电缆孔、洞封堵严密符合要求；2）电缆沟防火墙、阻燃包及防小动物沙墙修补完好。其它1）施工设施拆除，工完场清，工作场所清洁、无遗留杂物；2）设备基础外观检查清洁，完整；3）设备柒色检查完好，统一符合要求；1.1.电流互感器概述330kV部分的电流互感器选用沈阳互感器有限责任公司生产的LVB-330W2型充油式电流互感器。1.1.1.正常巡视检查1)各引线接头接触良好，无断股、无发热现象。2)瓷质部分应清洁，完整无破损，无裂纹，不放电，无电晕声或放电痕迹。3)电流互感器的油位正常，防爆片无裂纹破损。4)本体无异常响声、异味。5)
225端子箱内二次回路一点接地应良好，各连接端子应紧固；端子箱关闭、密封完好；电缆孔封堵完好；箱内无潮气、无积灰、无腐蚀现象；端子排端子应无烧焦、冒烟、打火、锈蚀现象；加热器应按要求投入；端子箱及箱门接地良好。1.1.1.特殊巡视检查1)新设备投运后，应加强巡视，24小时后按正常巡视。2)过负荷后检查有无过热、发红、放电等现象。3)雷雨、大风、下雪后，检查瓷质部分有无闪烙痕迹，有无悬挂杂物，接头有无松动、发热、熔雪冒气现象。4)经过故障电流后，检查外观无异常，无异响、异味，油色油位应正常，无渗漏油现象。检查瓷质部分有无闪烙痕迹。1.1.2.注意事项1)更换电流互感器或二次回路改变时应经试验合格、极性检查无误后，方可投入相应保护。2)正常运行时电流互感器不得过负荷。3)电流互感器二次回路严禁开路。4)电流互感器的外壳和二次必须正确可靠接地。1.1.3.异常及事故处理1)发生下列情况之一时，应立即汇报调度，停用电流互感器：l接头严重发热或外壳发热。l严重漏油，致使油标见不到油面。l内部发出异声、过热、并伴有冒烟及焦臭味。l套管有裂纹破损或放电现象。2)有异响或二次回路有打火现象时，判定为二次回路开路，立即汇报调度申请退出相关保护（差动保护、母差保护）运行；进行处理时应在开路点之前将电流互感器短接；如无法短接时，应联系停电处理。处理过程中，应穿绝缘鞋、戴绝缘手套。1.1.4.电流互感器的检修周期及验收项目
2261)电流互感器的检修周期l小修作业周期：新投产一年后进行一次，以后3年一次，一般结合预防性试验进行。运行在污秽场所的应适当缩短小修周期。l大修作业周期：根据预防性试验结果及运行中在线监测结果，进行综合分析判断，确认大修与否。2)电流互感器的验收表1 电流互感器验收项目表验收内容验收参照标准图纸、资料1）实际施工图和证明文件齐全；2）制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件齐全，符合规范要求；3）安装试验记录齐全，结果符合规范要求；4）若有改进及改造，检查有关图纸资料符合规范要求；5）电气试验报告齐全，项目、结果符合规程要求；6）备品、备件清单齐全完备；7）专用工具清单齐全完备；外观检查1）安装应水平稳固，各部分螺丝齐全，并列安装的互感器应排列整齐，同一组互感器的极性应一致；2）设备外观清洁，完整无损，本体上无遗留物；3）油位正常，无渗漏油或SF6气体压力正常，无漏气现象；4）油漆应完整，相序标志齐全正确；5）检查铭牌及各端子标志牌是否齐全正确；6）外绝缘清洁、表面完好，无破损裂纹；7）顶端部要有防止进水、防受潮的密封隔膜措施或带有金属膨胀密封器，密封良好，呼吸器畅通；变比及极性位置互感器的变比分接头的位置和极性符合铭牌和设计要求；
227二次接线板检查1）引线、触点、接点和金具完整，连接牢固；2）端子箱内端子连接正确，牢固、端子箱内无异常现象；3）二次接线板应完整，引线端子应连接牢固，绝缘良好，标志清晰；4）电流互感器末屏和“F”端子必须接地；5）一次接线紧固，符合运行要求，二次接线正确，符合运行要求；引线接头1）引流线松紧适当，无明显过紧过松现象；2）引流线连接可靠、对地和相间距离符合要求；3）各导电接触面应涂有电力复合脂；4）引线接头连接牢固，固定螺栓齐全，金具完整，接触良好，接线正确；5）线夹无裂纹、破损，压接符合工艺要求；6）导线无扭结、松股、断股、其它明显的损伤或严重腐蚀等缺陷；接地装置1）接地引下线及其与主接地网连接应可靠,设备接地引下线无破损、锈蚀，标志完整；2）有明显的接地标志，外壳接地牢固可靠；3）设备接地引下线无破损、锈蚀，标志完整；防火设施检查1）电缆沟道的电缆孔、洞封堵严密符合要求；2）电缆沟防火墙、阻燃包及防小动物沙墙修补完好；其它1）施工设施拆除，工完场清，工作场所清洁、无遗留杂物；2）设备基础外观检查清洁，完整；3）设备柒色检查完好，统一符合要求；1.1.避雷器概述330kV避雷器采用南阳金冠有限责任公司生产的YH10W-300∕665型无间隙金属氧化物避雷器。
2281.1.1.正常巡视检查1)避雷器瓷套、法兰应清洁完好，无裂纹，无放电声或异常响声，无锈蚀。2)避雷器引线应无松动，无严重摆动和烧伤、断股现象，连接牢固。3)避雷器均压环应完好，无松动、锈蚀、歪斜现象，同时验电不得在均压环内。4)避雷器动作记数器应完好(每周定期抄录避雷器动作情况、泄漏电流，雷雨后应检查放电动作记录器动作情况并作好记录)，泄漏电流值在允许范围内且三相应平衡，内部无受潮现象，上下连接线完好无损。线路动作应查看避雷器计数器有无动作情况，避雷器计数器接地良好，避雷器泄漏电流为零时应汇报相关部门安排处理。5)避雷器接地线应接触良好无松动、无锈蚀现象，接地线截面积符合要求。特殊巡视检查1)雷雨后检查放电计数器动作情况，检查避雷器表面有无闪络，并做好记录。2)大风天气应检查避雷器、避雷针上有无搭挂物以及摆动情况。3)大雾天气应检查瓷质部分有无放电现象。4)冰雹后应检查瓷质部分有无损伤，计数器无损伤。5)大风、大雾、冰雹、雷雨后应检查瓷质部分裂纹、无异常响声。1.1.2.运行注意事项及规定1)每周应定期抄录避雷器的放电动作次数、泄漏电流，泄露电流值应在合格范围内。2)雷雨天气不得靠近避雷器和避雷针。3)严禁在装有避雷针、避雷线的构架和建筑物上架设通讯线、广播线和低压线。4)
229装在独立避雷针上的探照灯的电源线，直接埋入地下时应采用金属外皮的电缆或穿入金属管的导线。1)330kV避雷器巡视检查时要检查报警及运行灯是否指示正常。2)变电站的接地网不准做为焊机地线使用。1.1.1.异常和事故处理1)避雷器发生异常现象如瓷管裂纹、引线松动、内部有音响等时，人员应迅速远离,并应报告调度设法处理。2)避雷器因雷击爆炸时，应根据情况作如下处理：l如雷击后瓷套管完全粉碎，引线悬空对地放电中断时立即报告调度将其停运。l如雷击后瓷套管裂纹严重，并对地持续放电，应用断开断路器的方法将其停运。3)避雷器有异响炸裂或闪络而尚未造成接地者，禁止人员接近，可断开相应断路器后，将其停运。禁止用隔离开关切除故障避雷器，必须用断路器切除故障避雷器。1.1.2.避雷器的检修周期及验收项目1)避雷器的检修周期l每3年检查绝缘电阻及怀疑有缺陷时。l每3年检查底座绝缘电阻及怀疑有缺陷时。l每3年检查放电计数器动作情况及怀疑有缺陷时。l每3年检查直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄漏电流及怀疑有缺陷时。l新投运后半年内测量一次、运行后每年雷雨季前测量一次及怀疑有缺陷时测量：运行电压下的交流泄漏电流。l红外测温330kV每年2次。2)避雷器的验收表1 避雷器验收项目表验收内容验收参照标准1.1支柱应完整、无裂纹；
2301金属氧化物避雷器1.2支柱绝缘子的接地应良好；1.3各部位油漆应完整；1.4各种实验数据符合规定要求，实验数据完整，结论清楚并有记录；2文件资料2.1制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；2.2备品备件清单；1.1.倒闸操作1.1.1.母线操作1)操作原则l3/2接线母线停电时，应按照先断开该母线上连接的所有断路器、再按先拉开停电线路（主变）侧隔离开关、后拉开母线侧隔离开关的顺序进行操作拉开所用断路器的两侧隔离开关，送电操作时顺序相反。2)操作注意事项l正常运行时，边开关的重合闸投“先重”方式。当母线停电，即边断路器停电时，而线路正常带电运行时，应将“先重”方式切至中断路器先重方式运行，另一母线侧边断路器亦退出先重方式。l用边断路器对母线充电时，应该投边断路器保护的充电保护功能，充电正常后退出充电保护。1.1.2.线路操作1)操作原则l线路送电操作顺序，应先合上母线侧隔离开关，后合上线路侧隔离开关，再合上断路器，停电操作时顺序相反。3/2接线方式的，线路送电时一般先合上母线侧断路器，后合中间断路器，应选择大电源侧作为充电侧，停电操作时顺序相反。
231l330kV线路停电应先断开装有并联高压电抗器一侧的断路器，再断开另一侧断路器，送电时则相反。无并联高压电抗器时，应根据线路充电功率对系统的影响选择适当的停、送电端，避免装有并联高压电抗器的330kV线路不带并联高压电抗器送电。l多端电源的线路停电检修时，必须先断开各端断路器及相应隔离开关后，方可装设接地线或合上接地开关，送电时顺序相反。1)操作注意事项l3／2接线方式对线路充电时，用边断路器充电，充电正常后再合中断路器。充电前投入断路器的充电保护，充电完成后，切除断路器的充电保护。l线路停送电时，应防止暂态过程衰减后线路末端电压超过额定电压的1.15倍。l长距离线路送电操作时，线路末端不允许带空载变压器l检修、改造后相位有可能发生变动的线路，恢复送电时应进行核相。1.1.1.电压互感器操作操作原则l母线停、送电操作时，应作好电压互感器二次切换，防止电压互感器二次侧向母线反充电。l330kV线路及母线电压互感器无专用隔离开关，其运行状态与所连接的线路或母线运行状态变化。1.2.事故处理原则1.2.1.事故处理的原则1)尽速限制事故的发展，隔离并消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁，防止人身伤害、防止电网稳定破坏和瓦解。2)保持设备继续运行，保证和恢复站用电源；
2321)对已停电的用户恢复供电，恢复正常运行方式；2)事故处理要正确、迅速，并保证处理过程中人员和设备的安全。3)为防止事故扩大或减少事故损失，凡符合下列情况的操作，可以不待调度指令立即自行处理，但事后应尽快汇报省调值班调度员：l将直接威胁人身安全的设备停电。l解除对运行设备安全的威胁。l将故障设备停电隔离。l变电站执行调度机构认可的保站用电措施。l电压回路失压时将可能失压误动的有关继电保护和安全自动装置退出运行。4)现场规程中明确规定可不待省调值班调度员指令自行处理者。1.1.1.事故处理的一般规定1)发生断路器跳闸的单位，值班人员须在2分钟内向调度机构值班员汇报事故发生的时间、跳闸设备和天气情况等事故概况，跳闸后15分钟内，应将一次设备检查情况、继电保护及安全自动装置动作情况等内容汇报值班调度员。2)系统发生事故或异常情况时，有关单位值班人员应及时、简明扼要地向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护、自动装置动作情况及频率、电压、潮流的变化等。3)发生事故时，运行值班人员应坚守岗位，加强与值班调度员的联系，随时听候调度指挥，进行处理。4)事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，发令与汇报工作应由值班调度员、变电站值班长担任。5)断路器跳闸后，值班员应对跳闸断路器及线路有关设备进行外部检查，应将断路器跳闸后，可否送电的意见向值班调度员报告。严禁不进行外部检查就送电的行为出现。6)
233断路器允许切除故障的次数应在现场规程中规定，断路器实际切除故障的次数，现场值班人员应作好记录并保证正确。断路器跳闸后，能否送电或需停用重合闸，现场值班人员应根据现场规程规定，向省调值班调度员汇报并提出要求。1)发生事故时无关的人员应退出现场，与处理事故的无关的电话一律停止。发生事故时应通知现场工作人员停止一切工作，撤离工作现场，待事故处理完毕或告一段落后方可进行工作。如与调度失去联系暂时无法恢复通迅时，应按通迅中断的方法处理。2)交接班发生事故时，由交班人员负责处理，接班人员协助，事故基本处理完毕，方可交接班。3)紧急情况下，为了迅速消除电气设备对人身和设备安全的直接威胁，或为了迅速处理事故、防止事故扩大、实施紧急避险等，允许不经调度许可执行操作，但事后应尽快向调度汇报，并说明操作的经过及原因。4)事故发生后应严格执行重大事项汇报制度。1.1.1.母线故障1)母线故障，母差保护动作后，应检查母差保护所用电流互感器范围内的所有一次设备，对于3/2接线，应包括连接在该母线上的所有边断路器本身（包括两侧电流互感器）、隔离开关、电压互感器、避雷器及支持（连接）绝缘子。2)母线电压消失，是母线本身故障还是由于系统故障引起，应慎重判别，采取相应的处理方法。3)母线电压消失，值班人员应立即报告所属调度，对失电母线进行外部检查，并把检查情况报告所属调度，按下列原则进行处理：l确认现场将故障母线上的电源断路器全部在断开位置。l不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大。l找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电，有条件时应考虑用外来电源对停电母线送电。l找到故障点但不能迅速隔离的，应及汇报相关部门进行抢修。l
2343/2接线的母线发生故障，经检查找不到故障点或找到故障点并已隔离的，可以用本站电源试送电。试送断路器必须完好，并具有完备的继电保护，母差保护应有足够的灵敏度。l若母线故障使电网分成若干个单独运行的部分时，在事故处理中应特别注意防止非同期合闸并列而扩大事故。l断路器失灵保护动作造成母线失压时，应查明拒动断路器并隔离后才能对母线进行试送。1)在对失电母线或故障母线进行处理时，均需注意母差保护的运行方式，必要时应停用母差保护。2)母线失压处理l母线失电应首先检查各表计的指示情况，并根据表计的指示进行处理。l发现母线失电后，值班人员应立即汇报调度，断开连接于该母线上所有断路器，然后查找故障点，若故障点在母线隔离开关，可将隔离开关拉开以隔离故障点，再恢复该母线的正常供电；若故障点在母线，则应拉开连接于该母线的所有断路器两侧隔离开关，合上故障母线接地隔离开关，将故障母线改处检修状态，等待处理。l当因为对侧电源消失引起母线失电时，断开连接于该母线上所有断路器，密切监视系统情况，并根据调令进行操作。l在通讯中断但又全站失电的情况下，对于多电源的母线，要注意突然来电可能产生的非同期并列，此时可将一条母线带一个主电源，断开其余断路器，待各母线带电正常后再用中断路器进行检同期并列。1.1.1.断路器故障1)断路器的液压、气压、油位异常时，现场值班人员应现场检查确认后，尽快报告值班调度员，并通知有关部门尽快处理。2)
2353/2接线方式下，某一断路器因故不能操作，可首先考虑采用将故障断路器两侧线路（或变压器、母线）停电，再无压拉开故障断路器两侧隔离开关的办法将故障断路器隔离；而故障断路器两侧线路（或变压器、母线）由于潮流较大或其它原因不能停电时，若母线有两个及以上串环并运行且隔离开关是电动三相联动操作的情况下，可以采用远方操作拉开故障断路器两侧隔离开关的办法将故障断路器隔离，但操作时应注意：两串环并运行时，用隔离开关解环前，将该两串上所用断路器的直流操作电源停电，解环后迅速恢复所有开关的操作电源：三串及以上环并运行时，用隔离开关解环前，将故障断路器所在串的所用断路器直流操作电源停电，解环后，迅速恢复该串其它断路器的直流操作电源。1)不论什么原因断路器单相跳闸，重合闸未动作，造成两相运行时，现场值班人员应立即手动合闸一次，合闸不成功则应立即断开其余两相断路器后报告2)当事故跳闸后造成断路器一相运行，现场值班人员确认无误后立即手动断开该相断路器，再报告。1.1.1.操作中发生异常1)操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班负责人报告，必要时由值班负责人向当值值班调度员报告，弄清问题后再进行操作，严禁擅自更改变电操作票。2)操作中如有异常应及时处理并汇报调度。操作中发生事故时应立即停止操作，事故处理告一段落后再根据调度命令或实际情况决定是否继续操作。操作中如调度下令停止或等候调令，应将操作停止的时间和原因记入当页备注栏。3)分、合断路器拒动，应立即终止操作，并进行检查，汇报调度等待处理，同时做好反措措施。4)拉、合隔离开关支柱绝缘子断裂，立即终止操作，汇报调度，如已引起其他断路器跳闸应将其隔离，恢复其他元件运行。5)合闸时继电保护动作，断路器不能合闸，应立即停止操作汇报调度查明原因。6)分、合闸时操作电源空开跳闸，应立即停止操作汇报调度查明原因。
2361)SF6断路器分、合闸时发压力异常报警应立即停止操作汇报调度查明原因。1.1.附页1：6KV电机固定操作票电站电气操作票编号：第页共页操作开始时间：年月日时分，终了时间：年月日时分操作任务：测绝缘送电顺序操作内容已执行操作时间
237一操作危险点、安全措施和注意事项（按工作顺序填写与执行）1误走错位置：严格执行监护制度，核对设备名称及编号。2测绝缘静电伤人：严格按照测绝缘规定进行电动机的绝缘测定3带地线合开关：合闸送电前，应认真检查现场地线全部拆除。测定电动机及电缆绝缘良好4带负荷推手车：推手车前前，要检查断路器在开位，手捅跳闸铁芯二操作项目（按操作顺序填写与执行）1核对间隔位置正确2检查就地/远方转换开关在就地位置3检查间隔接地刀闸合入4打开间隔后柜门5拉开间隔接地刀闸6检查间隔接地刀闸断开7测及电缆绝缘：8合入间隔接地刀闸9检查间隔接地刀闸合好
23810安装间隔后柜门11检查开关在断开位置12将手车推至试验位置13装上开关二次插头14合入控制直流小开关15拉开间隔接地刀闸16检查间隔接地刀闸断开17检查间隔接地刀闸位置指示正确18检查开关保护报警情况并复归19投入开关保护压板20将手车摇至工作位置21检查开关位置指示正确22将开关就地/远方转换开关切至远方位置23检查DCS画面反馈正确
239备注：操作人：监护人：值班负责人：值长：年月日时分1.1.附录2：#1发电机并网操作票电站电气操作票编号：第页共页操作开始时间：年月日时分， 终了时间：年月日时分操作任务：#1发电机GCB开关QO开关并网顺序操作内容已执行操作时间一操作危险点、安全措施和注意事项（按工作顺序填写与执行）1防止机组非同期并列：使用自动同期装置进行并列操作，在并列前机组的相关试验完成，核对相序。2人身安全：在爬高作业时要使用安全带
2403触电：在进行设备检查时注意与带电设备的安全距离，在机组转动后禁止在发电机及回路上进行任何工作4误入带电间隔：在操作设备前仔细核对设备的双重名称及位置5防止带接地刀闸合开关：在机组启动前认真检查发电机的安全措施确已全部拆除备注：操作人：监护人：值班负责人：值长：年月日时分编号：第页共页操作任务：#1发电机GCB开关Q0开关并网操作顺序操作内容已执行操作时间二操作项目（按操作顺序填写与执行）1得令模拟预演2检查#1发电机符合送电条件3合上#1发电机GCB开关的交流电源及直流电源4检查#1发电机GCB断路器Q0确在断开位置5检查#1发电机GCB隔离开关Q9确在断开位置6检查#1发电机SFC隔离开关Q91确在断开位置7检查#1发电机GCB内接地刀闸确在断开位置
2418合上#1发电机GCB中TV1/TV2的二次开关9合上#1发电机GCB中TV3/TV4的二次开关10检查#1主变及#1高厂变运行正常无报警11检查#1发电机SFC隔离变正常，无影响送电的条件12检查#1发电机SFC隔离变保护投入正确13合上#1发电机SFC隔离变高压侧开关10BBA19的直流及交流电源开关14将#1发电机SFC隔离变高压侧开关10BBA19摇至工作位置15将#1发电机SFC隔离变高压侧开关10BBA19控制面板上的转换开关置远方16检查#1发电机励磁变工作正常，无报警17合上#1发电机励磁装置的直流及交流电源18检查#1发电机励磁装置工作正常，功率柜风扇运转正常编号：第页共页操作任务：#1发电机GCB开关Q0开关并网操作顺序操作内容已执行操作时间19将#1发电机励磁通道选择置“AUTO1”通道20将#1发电机励磁控制方式置“自动”方式21将#1发电机励磁转换开关置“远方”位22检查#1发电机SFC/SEE装置正常，无故障报警23检查#1发电机保护投入正确24在TCS上的SFC/SEE画面上的SFC的控制方式置“3NOSEL”位
24225在TCS上的SFC/SEE画面上的电压控制置“AUTO”位26在TCS上的同期界面将同期方式置“模式2NOSEL”位27在TCS上的同期装置启动画面上置“模式1STOP”位28检查#1发电机TCS上无影响启机的条件，无报警29由燃机运行人员执行启机操作30检查SFC/SEE动作正常，启动电流正常在规定范围内31待#1发电机转速定速到3000RPM32检查#1发电机励磁在额定转速的95%时自动启励，次组控制启动33检查发电机灭磁开关动作正确34检查#1发电机自动升压至额定值20KV35检查#1发电机定子三相电压相同36检查#1发电机定子三相电流为零37检查#1发电机励磁空载电压V，励磁空载电流A编号：第页共页操作任务：#1发电机GCB开关Q0开关并网操作顺序操作内容已执行操作时间38检查#1发电机同期次组控制自动启动39检查发电机的同期装置启动，同步表运转正常40检查#1发电机GCB开关确已合上，状态正确，燃机带初始负荷41检查#1发电机同期装置退出运行42核对TCS上的设备状态
243备注：操作人：监护人：值班负责人：值长：年月日时分
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