电气运行规程

来源：保捱科技网

西部矿业唐湖火电厂企业标准

电气运行规程（试用版）

2006-08-10发布 2006-08-10实施

西部矿业唐湖火电厂发布

前言

1 规程修编说明

本规程依据电力工业各项法规、导则等编写的一本符合现场实际操作的运行规程，共分十部分。经过有关人员初审、审阅且经总工程师批准正式执行。 2 编写规程依据

2.1 制造厂说明书及有关计术文件；

2.2 国家电力公司颁布《汽轮发电机运行规程》（1999-11-09）；

2.3 电力工业部颁布《电力电缆运行规程》（79）电生字第53号；

2.4 电力工业部颁布《电力变压器检修导则》（1995-11-01）； 2.5 国家技术监督局颁布《油浸式电力变压器负载导则》（GB/T 151-94 1995-01-01）；

2.6 电力工业部颁布《电力变压器运行规程》（DL/T-95 1995-11-01）；

2.7 国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（2000-9-28）；

2.8 水利电力部颁布《发电厂厂用电动机运行规程》（82）水电生字第24号；

2.9 电力工业部发布《电力设备预防性试验规程》（1997-01-01）

2.10 国家经济贸易委员会《互感器运行检修导则》（2001-01-01）

3 下列人员应熟悉本规程

3.1 生产副总经理、总工程师、副总工程师； 3.2 生产技术部主任、副主任、有关专责工程师； 3.3 安全环保部主任、副主任、有关专责工程师； 3.4 发电部主任、专业副主任、专责工程师；

3.5 发电部值长、集控运行人员及相关运行、检修人员； 3.6 有关检修部门专责工程师、检修技术员。

本标准由公司标准化委员会提出本标准主要起草人：初审：

复审：批准：

1 发电机运行规程 ..................... 错误！未定义书签。 1.1 设备概况及正常运行维护 ........... 错误！未定义书签。 1.1.1 设备简介 ....................... 错误！未定义书签。 1.1.2 发电机主要参数规范 ............. 错误！未定义书签。 1.1.3 发电机启动前、正常运行中、停止后的有关规定 . 错误！未定义书签。

1.1.4 发电机运行中的检查和维护 ....... 错误！未定义书签。 1.2 发电机的启动与停运 ............... 错误！未定义书签。 1.2.1 启动前的准备和试验 ............. 错误！未定义书签。 1.2.3 发电机的解列与停机 ............. 错误！未定义书签。 1.4 发电机的异常运行及事故处理 ....... 错误！未定义书签。 1.4.1 总则 ........................... 错误！未定义书签。 1.4.2 紧急解列与停机 ................. 错误！未定义书签。 1.4.3 发电机异常运行及处理 ........... 错误！未定义书签。 1.4.4 发电机事故及处理 ............... 错误！未定义书签。 2 变压器运行规程 ..................... 错误！未定义书签。 2.1 变压器概况型式及正常运行的监视维护 ... 错误！未定义书签。

2.1.1 概况型式简介 ................... 错误！未定义书签。 2.1.2 变压器正常运行中的有关规定 ..... 错误！未定义书签。 2.1.3 变压器运行中的检查和维护 ....... 错误！未定义书签。

2.1.4 变压器冷却装置的检查与运行维护 . 错误！未定义书签。 2.2 变压器的投入与运行 ............... 错误！未定义书签。 2.2.1 变压器投入前的准备和试验 ....... 错误！未定义书签。 2.2.2 变压器的投入及停止运行 ......... 错误！未定义书签。 2.2.3 变压器分接头开关的调整及运行维护 ... 错误！未定义书签。

2.3 变压器的事故处理 ................. 错误！未定义书签。 2.3.1 总则 ........................... 错误！未定义书签。 2.3.2 变压器紧急停运 ................. 错误！未定义书签。 2.3.3 变压器异常运行及处理 ........... 错误！未定义书签。 2.3.4 变压器的事故处理 ............... 错误！未定义书签。 2.3.5 变压器冷却装置的事故处理 ....... 错误！未定义书签。 3 厂用电动机运行规程 ................. 错误！未定义书签。 3.1 厂用电动机的运行方式 ............. 错误！未定义书签。 3.1.1 概况型式简介 ................... 错误！未定义书签。 3.1.2 厂用电动机运行方式的有关规定 ... 错误！未定义书签。 3.1.3 厂用电动机运行中有关参数的规定 . 错误！未定义书签。 3.2 厂用电动机的运行维护 ............. 错误！未定义书签。 3.2.1 总则 ........................... 错误！未定义书签。 3.2.2 厂用电动机启动前的检查及规定 ... 错误！未定义书签。 3.2.3 厂用电动机运行中的监视检查项目 . 错误！未定义书签。 3.3 厂用电动机的事故处理 ............. 错误！未定义书签。

3.3.1 总则 ........................... 错误！未定义书签。 3.3.2 厂用电动机异常现象及处理 ....... 错误！未定义书签。 3.3.3 厂用电动机故障现象及处理 ....... 错误！未定义书签。 4 配电装置运行规程 ................... 错误！未定义书签。 4.1 配电装置的概况及运行维护 ......... 错误！未定义书签。 4.1.1 设备概况 ....................... 错误！未定义书签。 4.1.2 配电装置投入前的准备 ........... 错误！未定义书签。 4.1.3 配电装置运行中的检查维护 ....... 错误！未定义书签。 4.2 配电装置的许可运行条件 ........... 错误！未定义书签。 4.2.1 开关、母线、刀闸的许可运行条件 . 错误！未定义书签。 4.2.2 避雷器、互感器、电缆的许可运行条件 . 错误！未定义书签。

4.3 配电装置的异常运行及事故处理 ..... 错误！未定义书签。 4.3.1 开关的异常运行和事故处理 ....... 错误！未定义书签。 4.3.2 母线和刀闸的异常运行和事故处理 . 错误！未定义书签。 4.3.3 互感器的异常运行和事故处理 ..... 错误！未定义书签。 4.4 避雷器和电缆的异常运行和事故处理 . 错误！未定义书签。 5 厂用系统运行规程 ................... 错误！未定义书签。 5.1 6KV厂用系统允许运行方式 .......... 错误！未定义书签。 5.1.1 6KV厂用工作电源允许运行方式 .... 错误！未定义书签。 5.1.2 6KV厂用备用电源允许运行方式 .... 错误！未定义书签。 5.1.3 6KV厂用系统运行维护 ............ 错误！未定义书签。

5.1.4 6KV厂用系统事故处理 ............ 错误！未定义书签。 5.2 厂用380V系统 ..................... 错误！未定义书签。 5.2.1 厂用380V系统接线方式 ........... 错误！未定义书签。 5.2.2 厂用380V系统允许运行方式 ....... 错误！未定义书签。 5.2.3 厂用380V系统事故处理 ........... 错误！未定义书签。 6 配电盘运行规定 ..................... 错误！未定义书签。 6.1 车间配电盘的运行维护 ............. 错误！未定义书签。 6.1.1 车间配电盘的运行检查 ........... 错误！未定义书签。 6.1.2 车间配电盘的运行操作 ........... 错误！未定义书签。 6.1.3 车间配电盘的事故处理 ........... 错误！未定义书签。 7 继电保护与自动装置运行规程 .......... 错误！未定义书签。 7.1 继电保护概况 ..................... 错误！未定义书签。 7.1.1 发变组保护装置型式简介 ......... 错误！未定义书签。 7.1.2 自动装置型式简介 ............... 错误！未定义书签。 7.2 继电保护与自动装置的运行维护 ..... 错误！未定义书签。 7.2.1 继电保护与自动装置运行中的有关规定 . 错误！未定义书签。

7.2.2 继电保护与自动装置运行中的检查维护 . 错误！未定义书签。

7.3 继电保护装置构成 ................. 错误！未定义书签。 7.3.1 发电机－变压器组继电保护装置 ... 错误！未定义书签。 7.4 自动装置构成 ..................... 错误！未定义书签。

7.4.1 SID-2CM型多功能微机自动准同期装置 .. 错误！未定义书签。

7.4.2 厂用自动装置 ................... 错误！未定义书签。 8 倒闸操作有关规定 .................... 错误！未定义书签。 8.1 升压站正常运行方式 ............... 错误！未定义书签。 8.2 倒闸操作基本原则 ................. 错误！未定义书签。8.3 倒闸操作管理规定 ................. 错误！未定义书签。

1 发电机运行规程 1.1 设备概况及正常运行维护

1.1.1 设备简介

1.1.1.1 西部矿业唐湖电厂采用上海汽轮发电机有限公司制造的QFS-135-2型汽轮发电机组。

1.1.1.2 #1、#2发电机－变压器组连接于我公司110KV系统，总装机容量2×158.8MVA，总有功功率2×135MW。

1.1.1.3 发电机采用静子自励式硅整流励磁方式，通过“ZTL”装置，调节励磁电流来满足发电机的励磁，维持发电机的端电压。

1.1.1.4 发电机为水双水内冷型冷却方式，即发电机定子绕组、转子绕组采用水内冷，定子铁芯及结构件采用空气表面冷却，集电环采用空气冷却, 定子绕组及出线的冷却水为除盐水，由外部循环的水系统供给，由水冷却器将水冷却。 1.1.1.5 发电机定子线圈冷却水路为每半个线圈（即每个线棒）为一个水路，进水在定子的励磁机端，出水在汽轮机端。转子线圈的冷却水路：因转子每槽有两排，每排线圈为一个水路，在导线的槽的底部进水，槽的顶部出水，所有水路的进水和出水与绝缘引水管相连；冷却水从励端进入转子沿转子中心孔轴向流过，当冷却水经端部汇水箱和进水管后，流到转子绕组并从转子出水管及出水装置流出。

1.1.1.6 发电机的定子铁心和端部结构部件及转子表面是依靠空气冷却，冷风由装在发电机转轴上的风扇提供，与空气冷却器一起组成一个封闭系统。冷风从两端的端盖进风口由安装在转轴两端的轴向风扇打入，通过转子表面经定子铁芯径向通风道再从机座下面的出风口进入空气冷却器，定子铁芯沿轴向每隔几十毫米具有一个径向风道，铁芯通风采用二进三出的径向通风方式。 1.1.1.7 发电机定子线圈由实心铜线和空心铜线组合而成，空实心铜线根数之比为1比4，每个线圈内共有6组铜线组成，空实心铜线在槽内进行360度和540度的换位，降低铜线内的损失。线圈对地主绝缘采用F级环氧粉云母带连续绝缘。

1.1.1.8 发电机定子的总进出水管材料采用防腐蚀性能的反磁不锈钢管，通水接头和法兰等也采用不锈钢材料。总进水管布置在定子励磁机端，总出水管在汽轮机端。总进出水管应对地绝缘，使用配套的专用水冷绝缘电阻测试仪测量定子线圈对地的真是绝缘电阻。在总进出水管的底部设有排污口，必要时可进行排污。

1.1.1.9 在发电机的测温组件，是为了测量发电机内部各部位的温度，根据测点的位置埋置不同型号的测温组件。

1.1.1.10 在发电机两侧下端盖的盖板、出线板和出风口等处布置有检漏组件，其引出线经过出线接头后接至高阻式检漏仪上，以便运行人员及时检查、处理。

1.1.1.11 转子绕组的电路为串联，进出水路侧多路并联，每条水路由线槽底匝进水，经数圈后，由顶部一匝出水。

1.1.1.12 在滑环外圆表面车有螺旋形槽，以消除碳刷与滑环表面间在高速运转时形成的空气薄膜层。滑环上开有许多斜向通风孔，两个滑环之间个滑环之间还装有1只离心式风扇，滑环的通风系统采用下出风方式，即进出风用管道，布置在运转层下引出，以降低此处噪音。磁极引线与滑环间的连接采用斜楔固定，在它们的组成件上接触面如滑环上腰园孔，钢制的成对斜楔及磁极引线铜带表面均镀银，以防止接触面被氧化，改进它们之间的导电性能。

1.1.1.13 转子的进出水箱热套在转轴上，它是转子进水汇集及出水分流出去的地方。进水箱端面盖板可以拆卸，以便进水箱内部清洗，盖板与水箱间是依靠环形橡胶密封圈来密封。出水箱热套在转轴的汽轮机端，在水箱的两个侧面开有相应许多螺孔，一端与转子绝缘水管相连后接至线圈水接头上，另一端螺孔则用来出水，水被甩出后汇集至静止的出水支座内再进行热交换往复循环，出水箱上的出水螺孔在转子泵水压时，可作塞入闷头作为密封用。

1.1.1.14 空气冷却器装在发电机定子底部，空气冷却器采用绕簧式，用直径0.69毫米的紫铜丝绕成螺旋形后搪锡，锡焊在冷却管上，以增大散热面积，使冷却器的热交换性能好。 1.1.1.15 为了防止轴电流通过发电机转轴形成回路而损坏轴承

挡及轴瓦，在发电机的励磁机端轴承座，进水支座及同轴励磁机的两端轴承座底部均设计成双层对地绝缘。

1.1.1.16 定子、转子线圈、定子铁芯端部铁芯均采用F级绝缘，发电机转子旋转方向从汽轮机端看为顺时针方向。 1.1.2 发电机主要参数规范名称额定电压相数频率励磁电压励磁电流 #1发电机 15750 伏 3 相 50HZ 292 伏（V） 1807 安（A）型号额定电流功率因数转速额定功率视在功率 QFS－135－2 5822 安 0．85（滞后） 3000转/分（r/min） 135MW 158824 （kvA）定子绕组冷0.2～0.3 兆帕接法 Y 却水压 (mpa) 绝缘等定子绕组冷F 28吨/小时（t/h）级却水量转子绕组冷0.2～0.3 兆帕出品号 B0135 SS05063 却水压 (mpa) 转子绕组冷26 吨/小时超速 120% 却水量（t/h）定子重101000 千克标准 GB/770 量 (kg) 上海汽轮发电机有制造厂出厂日期 2006.5 限公司 1.1.3 发电机启动前、正常运行中、停止后的有关规定

1.1.3.1 发电机按铭牌数据，可长期连续运行。

1.1.3.2 发电机水路系统发生异常情况或故障，不允许发电机开机。

1.1.3.3 发电机启动前，应先对定转子内冷水的外部冷却管道进行排污，防止污物进入电机内部；此时应关闭定转子冷却水进入发电机前的阀门，然后冲洗外部管道；开启定、转子线圈和定子端部冷却水进水门，控制定子和定子端部冷却水压在0.2～0.3兆帕,并根据流量进行调整；转子冷却水压约0.2兆帕，在转子未加励磁前，冷却器的冷却水可暂不投入，发电机必须在转子通水的情况下方可启动，以免转子进水密封盘根过热损坏。 1.1.3.4 发电机启动过程中，及时调整转子的进水压力，保持在0.1兆帕以上，不允许产生负压，以免吸入空气，导致转子水路不畅和振动增加。还应注意检查发电机各部件有无机械磨擦、局部发热、轴承振动、定转子线圈有无漏水现象。

1.1.3.5 发电机定速后，升压前，应先投入水冷器及空冷器的冷却水，然后进行升压，无异常后将发电机并入电网；发电机各内部水系统未投入前，决不允许转子启动旋转、加励磁和投入运行。

1.1.3.6 发电机并网后，有、无功负荷增、减调整按值长命令进行。

1.1.3.7 发电机并网后，定子电流可带额定电流的50%，即2911A。增加至额定电流的速度应均匀，且时间不小于1小时，定

子和转子电流增加速度不应超过在正常运行方式下有功负荷的增长速度。当机组或系统发生故障时，定、转子电流的增加速度不受。

1.1.3.8 发电机并网后，有功负荷增加的速度决定于汽轮机。在增加负荷的过程中，应加强监视发电机定、转子冷却水量、水压和水温的变化，。

1.1.3.9 发电机的运行电压变化范围为额定电压15.75KV±0.5%，即15.75±0.7875KV(16.535～14.9625KV)，定子电流变动范围在额定值8625A的±5%，即8625A±431.25A(9056.25～8193.75A)，功率因数cos∮为0.85额定值时，其容量不变。

1.1.3.10 发电机最高允许电压不得大于额定值的110%，即17.325KV，且转子电流不大于额定值，发电机最低允许电压应根据稳定运行的要求确定,不应低于额定电压的90%，即14.725KV。 1.1.3.11 发电机允许在三相负荷不对称负荷条件下连续运行，这时每相电流均不得超过额定值，且负序分量与额定值之比不得超过8%。其瞬态负序能力I2²t乘积一般规定最大为8秒。 1.1.3.12 发电机的周波应维持在50±2%×50Hz范围内，当超过允许变动范围时，汇报值长，调整发电机有功负荷，以维持周波在规定范围内运行。

1.1.3.13 发电机运行中，只测量轴承座振动。轴振考核可以按相对位移或绝对位移限值。对运行在3000转每分工况下的振动限值，按下表执行；单位：微米（峰峰值）

范围 A B C 轴承座振动限值 25 162 轴振相对位移限值 80 165 260 轴振绝对位移限值 100 200 320 范围A：在此范围内的设备是良好的并不加地运行。范围B：在此范围内的设备可以长期运行。

范围B：在此范围内的设备，开始报警，应安排维修。一般该机器还可以运行一段有限时间，直到有合适机会进行检修位置。 1.1.3.14 发电机在运行中功率因数变动时，应使其定子电流和转子电流不超过在当时进风温度下所允许的值。发电机功率因数一般不超过迟相的0.95(即无功不低于有功的1╱4）。当自动调节励磁装置投入时，功率因数一般不超过滞相的1。当功率因数低于额定值时，转子电流不能超过额定值；当功率因数升高时，发电机出力由汽轮机功率，发电机定子电流不能超过额定值。

1.1.3.15 发电机的无功调整，按值长命令及调度下达的无功电压曲线执行。由于电网无功过剩，电压超上限调整无效时，在进相运行试验合格的前提下，可按值长命令，在指定发电机组进相运行，用吸收无功负荷的方法维持无功电压的平衡。

1.1.3.16 在系统允许的情况下，发电机允许在失磁状态下运行，并带适当有功负荷，允许负荷和时间应经试验确定。 1.1.3.17 发电机冷却空气的进风温度控制在20～40℃之间，发电机定子线圈、转子线圈冷却水的进水温度在20～40℃，空气冷却器和水冷器的循环水进水温度不超过33℃。

1.1.3.18 发电机定子、转子绕组在额定负荷下突然中断冷却水时，发电机允许运行时间为30秒。

1.1.3.19 发电机长期满载运行时，其各部温度用巡测仪监视，温度及温升不超过下列值：

a）发电机定子铁心轭部允许最高温度不超过120℃。（电阻测温组件）

b）发电机定子铁心齿部允许最高温度不超过120℃。（电阻测温组件）

c）发电机定子线圈允许最高温度不超过90℃。（层间电阻测温组件）

d）发电机定子线圈出水小组件允许温升不超过45K。（电阻测温组件）

e）发电机转子线圈出水允许温升不超过45K。（温度计法）

f）轴承出油允许最高温度不超过65℃。（温度计法） g）轴瓦温度允许最高温度不超过80℃。（电阻测温组件） h）发电机集电环（滑环）允许最高温度120℃。

1.1.3.20 在正常运行过程中，控制定子线圈各水流支路的水流量与平均值相比不超过±15%,因此在正常运行的情况下,定子线圈层间测温组件的温度读数,最高值不比平均值大于5℃.如果此差数值大于10℃,则应及时分析原因,并与投运初期温升数据进行比较,作出处理,必要时减负荷运行.如果温度继续上升,最高值比平均值大14℃,或此测温组件指示温生达到50K,则应解列停机检查,以防止此线圈局部水路堵塞被烧坏.

1.1.3.21 空气冷却器和水冷却器的循环水进水温度不超过33℃，发电机冷却空气的进风温度要求20-40℃之间。定子线圈、转子线圈冷却水的进水温度20-40℃之间。

1.1.3.22 发电机水冷及空冷系统运行时的各参数应符合下列规定：

a）纯净度:透明纯净,无机械混杂物；

b）导电率：定子采用密闭循环的水系统时，要求0.5至1.5微西/厘米，若为开启式循环水系统，要求不大于5微西/厘米。转子为开启式循环的水系统要求不大于5微西/厘米。 c）硬度应小于10微克当量/升； d） PH值：7～8

e）发电机运行定子线圈冷却水进水压力为0.2～0.3Mpa； f）发电机运行转子线圈冷却水进水压力为0.2～0.3Mpa； g）定子线圈冷却水量为28米/小时； h）转子线圈冷却水量为27米/小时；

i）定子端部铜屏蔽冷却水量（两端和）为6米/小时； j）冷却器散热能力为1000千瓦； k）冷却器循环水量为400吨/小时； l）循环水进水压力为0.1～0.3Mpa； m）空气冷却器最高进水温度为33℃。 n）发电机冷却空气量为25米/秒；

1.1.3.23 发电机在正常工作条件下运行时，轴承的进油温度为35～45℃，出油温度不超过65℃，轴瓦的温度不超过90℃。 1.1.3.24 发电机在运行过程中，电压、电流、负荷情况、周率和各部分的温升均不得超过额定值和相应的规定，冷却水系统的压力，流量和温度必须特别注意，当发现水压，流量和温度改变太大或突然改变时，应立即进行检查，严格注意出水温度，不得超过允许值。当定子线圈层间的测温组件测得的线圈温度过高或相互间温差很大时，应予以特别注意。

1.1.3.25 发电机解列以后，定、转子冷却系统应继续运行，直至汽轮机完全停止。在降低过程中，转子进水压力将会继续升高，应调节使其压力不超过0.4-0.5MP。

1.1.3.26 在停机时间过长时，发电机定、转线圈的剩水应全部放光吹净，并注意使电机各部分的温度不低于+5℃，同时应避免发电机受潮。

1.1.3.27 每次停机后，再次启动前，应测量发电机的绝缘电阻，当电机受潮时，则需烘焙。

1.1.4 发电机运行中的检查和维护 1.1.4.1 发电机运行中应做好下列工作：

a）认真做好监盘工作，按运行日志内容每小时抄表一次。监盘人员应每小时检查一次日志内容；

b）严密监视发电机－变压器组、厂用电源控制屏或DCS系统各表计指示应正确，无异常现象，各表计指示不超过规定值； c）按值长命令进行有、无功负荷、定子电压、频率的调整工作；

d）对表计、设备运行状况等异常现象及运行方式的可靠性、经济性认真分析，及时采取措施；

e）定期对电气运行设备进行巡回检查，监视其运行情况； f）当发生异常现象时，及时汇报值长，根据命令进行必要的调整操作；

g）做好发-变组运行时的事故预想。

1.1.4.2 值班人员对发电机－变组及附属设备的检查按下列要求进行：

正常运行时，当值运行班应对发－变压器组及附属设备进行两次检查，即检查和中间巡回检查。当雷雨、高温、大风、冰雪、外部严重故障或发电机－变压器组及附属设备有缺陷时，应加强检查。发电机并网后8小时内，应每两小时对其检查一次，具体检查项目如下：

a）发电机运转声音正常，无局部过热现象，振动及进出水温度、进出风温度不超过允许值。

b）发电机定、转子线圈及铁芯温度不超过允许值； c）发电机定子回路及励磁回路各设备运行正常，无过热现象；

d）发电机空冷器、定子线圈内冷水系统、各部水路、管道无泄漏现象；

e）封闭母线外壳体无局部过热现象，外壳温度不超过60℃；

f）发电机的滑环电刷运行正常，无过热、冒火现象，发电机整流柜、灭磁开关柜、PT柜、励磁调节柜、操作柜运行正常，压板位置正确，信号灯指示正确，冷却风机运转正常； g）发－变组保护屏、自动装置屏、开关保护柜运行正常，压板位置正确，无松动、过热、掉牌现象；

h）检查发电机零序电压表指示为零，定子三相电压平衡，检查转子回路绝缘良好，无接地现象； i）检查消防设备完好无损。

1.1.4.3 禁止在电气运行设备周围堆放杂物、零件、工器具。不准在运行设备上进行检修工作。

1.2 发电机的启动与停运

1.2.1 启动前的准备和试验

1.2.1.1 大、小修后的机组，启动前应具备下列条件： a）绝缘试验及水压、气密试验合格； b）有设备变更资料及图纸、检修交待； c）设备标志明确、齐全；

d）发电机及其附属设备的检修工作票应全部终结收回； e）拆除并收回发—变组回路短路接地线、警告牌及临时遮栏等安全措施。

1.2.1.2 发电机启动前，应按下列要求进行检查：

a）发电机本体各部正常、清洁，冷却器端盖、管路等连接处无漏水现象；

b）发电机已充水，且水系统正常；

c）滑环光洁无损，刷架端正完好，碳刷（含大轴接地碳刷）压力均匀，接触良好，无过短和卡涩现象； d）引出线封闭完好，母线各接头接触良好；

e）发电机定子、转子已通入冷却水，且压力流量正常，各阀门位置正确，水压保持在0.2～0.3MPa；

f） MK开关柜、整流柜各部完好，冷却风机运转正常； g）励磁调节柜、操作柜各部完好，励磁回路一、二次开关及压板位置正确；

h）主变、厂高变具备变压器投运前的各项条件；

i）发-变组保护和自动装置的传动试验正常，其压板和二次回路各开关的投退符合本规程《继电保护与自动装置运行规程》的有关规定；

j）发—变组及厂用系统的开关、刀闸、YH、LH等符合《配电装置运行规定》之规定；

k）供灭火用足够的CO2瓶已接入母管。 1.2.1.3 发电机绝缘电阻的测量按下列要求进行：

a）测量工作应在启动前或解列停机后进行，测量结果应记入《发电机绝缘登记本》内； b）测量绝缘的具体项目

1.2.2.4 发电机并列应符合下列条件：

a）发电机电压与系统电压相等，最大偏差不超过5%； b）发电机周波与系统周波相等，最大偏不超过0.2～0.5Hz；

c）发电机电压的相序与系统电压相序一致； d）发电机电压的相位与系统电压相位一致。 1.2.2.5 发电机手动准同期并列步骤 1.2.2.6 自动准同期并列步骤 a）投入发电机主开关同期开关； b）调整发电机周波电压与系统一致； c）按下复归按钮“FA”；

d）自动准同期装置发出合闸脉冲，主开关合闸，查各表计指示正常；

e）汇报值长发电机已并列，根据值长令加负荷； f）根据值长令调整主变中性点地刀，并投入主变冷却器联锁开关“LK”。

1.2.2.7 发电机并列注意事项

a）发电机自动准同期并列应由有经验的值班员操作，主值或副值班员进行监护，手动准同期并列操作应由副值班员操作，主值班员监护；

b）发电机正常并列应采用自动准同期并列，只有在自动准同期装置检修停用时方采用手动准同期并列；

c）手动准同期并列时，操作人应了解开关合闸时间，掌握好合闸提前角度；

d）同步表转速太快、跳动、停滞、摆动等情况下，不准并列；

e）并列后应防止发电机逆功率及力率进相，增减发电机负荷要根据值长命令进行，增加发电机定子电流要均匀缓慢。 1.2.2.8 自动准同期装置发生下列情况之一时，不得使用： a）装置故障或调试检修时； b）装置启动不正常时；

c）由于某种原因不能使自动装置满足并列条件时； d）装置同期电源DTK开关故障时。

1.2.3 发电机的解列与停机

1.2.3.1 发电机解列停机要根据值长的命令进行。 1.2.3.2 发电机解列至热备用的操作步骤

1.4 发电机的异常运行及事故处理

1.4.1 总则

1.4.1.1 事故处理的主要任务 a）优先保证厂用电；

b）尽快事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁；

c）尽可能在短时间内恢复发电机正常运行，保证机组出力；

d）调整运行方式，尽可能使停电设备恢复正常运行。 1.4.1.2 事故处理的一般程序

a）根据信号、表计指示、继电保护动作情况及现场的外部现象，正确判断事故的性质；

b）迅速进行检查，解除对人身和设备的威胁，隔离故障设备；

c）优先恢复厂用电源的正常供电，同时对运行机组进行必要的调整；

d）维持未故障设备正常运行，根据需要投入备用设备； e）事故处理始终要相互联系，服从值长统一指挥；

f）间。

处理事故时应指定专人记录事故现象和处理过程及时

1.4.2 紧急解列与停机

1.4.2.1 发电机与下列情况之一时，应紧急解列停机： a）发电机内有摩擦声、撞击声，振动突然增加0.05毫米或超过0.10毫米（双振幅）；

b）发电机内部故障，保护装置或开关拒动；

c）发电机外时间短路，定子电流指向最大，电压剧烈降低，后备保护拒动；

d）发电机无保护运行(直流系统查接地和直流保险熔断能立即恢复者除外)；

e）发电机出口电压互感器冒烟着火； f）励磁回路两点接地，保护拒动； g）发电机失磁，保护拒动；

h）定子、转子线圈引出线侧漏水，定子线圈漏水并伴随接地，保护拒动；

i）发电机断水30秒，不能恢复，断水保护拒动； j）定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温组件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温组件无误后，应立即停机处理；

k）发电机定子线棒出口风温差达到8℃时，在确认测温组件无误后，应立即停机处理；

l）当定子接地保护报警，确认非装置故障时，应立即停机；

m）发电机内冷水泄漏时，应立即停机处理；

n）发电机－变压器组发生直接威胁人身安全的危急情况； o）主变、厂高变发生需紧急停用条件之一(见变压器运行规程2.3.2.1款规定)。

1.4.2.2 发电机遇下列情况之一时，应请示总工同意之后将发电机解列：

a）发电机无主保护运行(短时停用做试验除外)； b）转子匝间短路严重，转子电流达额定值，功率因数仍在0.95以上，即无功出力为有功出力的1/4以下；

c）进风温度超过55℃，出风温度异常，调整无效； d）发电机定子线圈出水温度超过65℃，调整无效； e）发电机定子线圈汽侧漏水(10分钟内停机)；

f）发电机定子回路接地，当确认并非PT一次保险熔断，外部检查无明显可清除的接地点，寻找时间超过30分钟。 1.4.2.3 发电机紧急解列时的电气操作注意事项

a）迅速切换厂用电由备用电源接带，保证厂用系统正常供电；

b）注意有功确实到零，无功负荷接近于零时，断开主开关，防止因主汽门卡涩而飞车和电气过电压；

c）停机后应将感应调压器调到低限位，做好开机准备工作。

1.4.3 发电机异常运行及处理 1.4.3.1 发电机电压，周波异常 a）发电机电压异常

1）若电压高于额定电压的10%(17.325KV)时，应降低无功功率，但功率因数不宜超过滞相的0.97（#4机可进相运行）； 2）若电压低于额定电压的10%(14.175KV)，应增加无功功率值，但转子电流不得超过额定值(1749A)，同时汇报值长，按调度规程处理。 b）发电机周波异常

发电机有功出力已达到最大，周波仍低于49.5Hz，应汇报值长，按调度规程处理。

1.4.3.2 发电机本体温度超过允许值原因

a）表计指示有误； b）冷却系统故障；

c）机组负荷不对称、过负荷。现象

a）温度巡测仪超温点报警灯亮； b）温度指示值，表计指示值超过规定； c）发电机转子温度经计算超过规定。

处理

a）通知热工检查校对温度表是否正确；

b）发电机进风温度超过规定值，调节降低风温，按不同进风温度接带发电机负荷；

c）发电机定子线圈局部温度高，调节发电机定子冷却水流量和压力，必要时进行反冲洗；

d）检查发电机负荷及三相不平衡电流是否超过额定值； e）降低发电机无功负荷，但功率因数不宜超过0.97，电压不低额定电压的95%；

f）汇报值长，降低有功运行。 1.4.3.5 发电机定子，转子过负荷

在正常运行中，发电机定子转子都不应过负荷，只有在事故情况下，才允许短时间按照规定过负荷运行。发电机在过负荷运行中，应严格监视各部温度，当过负荷达到规定值时，应立即减负荷至正常值并汇报值长。 a）定子过负荷原因

1）系统故障； 2）强励误动； 3）保护误发讯。现象

1）定子电流超过额定值，警铃响，“过负荷”光字可能发；

2）转子电流，转子电压可能超过规定值； 3）发电机电压，周波可能降低； 4） “误强励”光字可能发。处理

1）若系统故障引起，可按下表监视：定子电流过负荷倍数实际电流（A）允许时间（秒） 1.16 10005 120 1.3 11213 60 1.54 13283 30 2.26 19500 10 2）过负荷若因强励误动引起，可将励磁系统由“自动”倒为“手动”方式运行。 b）转子过负荷。原因

1）系统故障； 2）励磁调节器故障； 3）强励误动。现象

1）警铃响，“过负荷”光字发；

2）转子电压、电流，主励电压、电流升高，超过规定值； 3）发电机无功、定子电流指示升高； 4） “误强励”光字可能发。

处理

1）若因系统故障引起，可按下表监视；转子电流过负荷倍数实际电流（A）允许时间（秒） 1.12 2000 120 1.25 2200 60 1.46 2550 30 2.08 3638 10 2）若自动排除强励，故障排除后，应及时调整； 3）若因励磁调节器故障引起转子过负荷时，应切换为“手动”运行。

1.4.3.6 定子三相电流不平衡原因

a）表计指示不准或卡涩引起； b）系统故障。现象

a）可能出现“过负荷”信号；

b）机组振动增大、温度升高，超过正常值； c）定子三相电流值相差较大。处理

a）若不出现“过负荷”信号，核对计算机与立盘定子电流值是否相同，是否由于表计指示不准或卡涩引起； b）汇报值长，询问是否因系统故障引起；

c）计算发电机转子温度，不得超过允许值，否则应减有、无功负荷；

d）检查发电机—变压器组回路是否有异常现象。 1.4.3.7 发电机空载升不起电压原因

a）发电机出口1YH一、二次保险接触不良或有熔断； b）励磁一次回路有开路，如K刀闸未合或接触不良，开关未合或接触不良，碳刷接触是否良好；

c）如为“手动”方式升压，则可能感应调压器不在“自动”位。现象

a）定子电压表升压时无指示，转子电压、电流表有指示； b）转子电流、电压均无指示； c）转子电压表有指示，电流表无指示。处理

a）转子电压、电流有指示，定子电压无指示，检查发电机1YH二次保险、PT端子箱开关是否合好、PT一次保险是否完好； b）转子电压正常，转子电流无指示，检查转子回路是否开路（整流柜直流刀闸是否合好，碳刷是否装好等），表计回路是否正常；

c）转子电压、电流均无指示，应对励磁回路进行详细检查 1）检查各连接头接线有无开路现象；

2）检查碳刷接触是否良好；

3）手动升压时，检查感应调压器电机三相动力保险是否完好，感应调压器手轮是否在“自动”位，电机是否良好； 4）经上述检查找不出原因，联系检修处理。 1.4.3.8 发电机1YH断线原因

a）互感器故障；

b）互感器所在一、二次回路故障。现象

a）警铃响，“电压回路断线”、“保护插件监视”、调节器“自动切手动”、“均流越限”、“定子接地”光字发； b）发电机有、无功表指示降低，有、无功电度表转慢或停转；

c）发电机定子电压表指示降低或到零，定子电流升高，转子电压、电流指示正常；

d）测量零序电压可能有指示；

e）励磁调节柜B柜自动切“手动”方式运行； f）处理

a）汇报值长，停止调速、调压，监视蒸汽流量，保持有功负荷不变；

b）退出阻抗、失磁、逆功率、定子接地保护压板；

.励磁调节柜A、B柜控制面板“PT断线”信号灯亮。

c）检查测量1YH二次电压，判断是否因保险熔断引起。若为二次保险熔断，联系检修进行检查，正常后更换。若为一次保险熔断，应申请停机进行检查更换，机组解列前应将“手动”运行调节器先切除；

d）根据发电机定子电流，转子电压、电流进行监视，维持发电机运行；

e）记录1YH断线的时间，根据定子电流估算电量； f）处理正常后将调节器倒为正常运行方式。 1.4.3.9 发电机CT开路原因

CT所属回路或所接仪表、保护回路发生开路。现象

a）仪表用CT开路，有、无功表指示降低，电流指示为零或不平衡，电度表指示失常；

b）调节用CT开路，调节器输出异常，励磁表计摆动； c）开路CT本身有大的电磁振动声，开路处有放电的火花和声响；

d）差动保护可能误动，“保护插件监视”光字发。处理

a）汇报值长，将开路CT所带的保护或自动励磁调节装置退出运行，退出保护压板，将励磁倒为“手动”运行； b）对CT二次回路端子及其所带负载进行详细检查；

c）若CT外部开路，应采取安全措施，联系检修处理； d）若CT内部开路应申请停机进行处理；

e） CT开路期间，检查、处理应按高压设备带电测量规定进行，并遵守《安规》中有关规定，不准用低压电表或低压测电笔对该回路进行测量。 1.4.4 发电机事故及处理 1.4.4.1 发电机主开关自动跳闸原因

a）发电机内部发生故障；

b）与发电机所连接引线，厂高变、主变回路发生故障； c）系统故障； d）保护或人员误动。现象

a）警铃响，喇叭叫，发电机主开关、灭磁开关跳闸； b）励磁开关、厂高变分支开关跳闸； c）发电机各表计全部回零；

d） “保护插件监视”、“发-变组保护动作”等相关的光字发。处理

a）优先恢复厂用电。若工作电源开关跳闸，备用电源开关未自投应抢合一次备用开关；

b）汇报值长，检查保护动作情况，并对发-变组进行外部检查；

c）若属系统故障（开关失灵、母线保护、远切保护动作）引起，待故障隔离后，重新并入系统；

d）若属运行人员误碰或误操作引起跳闸，立即将发电机并入系统；

e）若属励磁回路故障引起跳闸，对励磁回路进行检查，必要时可用“手动”励磁方式升压，将发电机并入系统； f）

若属发电机内部故障，保护动作跳闸，应检查分析保护

动作情况，对发-变组及保护范围以内的电气回路应进行详细检查，有无明显的短路烧坏痕迹、声响、冒烟等明显现象。如果检查发电机及回路没有明显故障，汇报总工，经同意后对发电机进行零起升压。若升压时没有发现明显的故障或异常现象，则可将发电机并入电网，若有明显故障，应立即停机，通知检修处理。 g）若因其它原因跳闸，按相应的规程条款进行处理。 1.4.4.2 发电机非同期并列原因

a）同期装置故障；

b）非同期闭锁回路故障失灵； c）手动并列未掌握好合闸角度。现象

a）并列时发电机各表计强烈冲击、摆动。

b）发电机内部发出吼声。处理

a）立即将发电机解列；

b）对发电机进行全面检查，并测量绝缘电阻值； c）对汽轮机进行详细检查；

d）查明非同期并列原因，确认设备无问题后，经总工程师批准，方可重新并入系统。注非同期并列的原因未查明之前，严禁再次盲目进行并列。若是由于自动准同期装置故障引起，可采用手动准同期并列。

1.4.4.3 发电机振荡或失去同期原因

a）系统故障；

b）发电机所属回路发生严重故障。现象

a）定子电流剧烈摆动并超过正常值；

b）发电机电压，厂用母线电压表发生剧烈摆动，通常电压降低；

c）励磁电流电压在正常值附近摆动，发电机发出有节的吼声；

d）有功负荷表指示在全盘摆动；

e）警铃响，可能发“过负荷”、“保护插件监视”、励磁调节器“自动切手动”光字；

f）处理

强励可能动作。

a）判断是系统振荡还是发电机振荡引起，视情况进行处理；

b）若失步发电机组励磁采用“手动”方式运行时，立即增加无功，降低有功，将其拉入同步；

c）若失步发电机组励磁是“自动”方式运行时，则降低发电机出力，增加无功功率，将发电机拉入同步；

d）若振荡时强励动作，则强励动作时限（11S）内不能调节。若强励动作时限后，仍不能恢复，可降低发电机出力，使定子电流不超过允许值；（强励倍数和时间参照本《规程》1.3.2.2条款执行）

e）经采取上述措施不能恢复同期时，申请值长，经调度同意后，将失步机组解列，联系检修查明失步原因； f）

若是由于系统振荡，应根据现场情况，根据调度命令进

行处理；

g）若振荡期间发电机保护动作跳闸，按发电机自动跳闸处理。

1.4.4.4 发电机振动超过允许值原因

a）系统发生不对称故障； b）汽轮机系统振动引起；

c）发电机局部过热。现象

发电机振动超过允许值。 a）处理

b）检查分析是否由于汽轮机系统振动引起；

c）检查发电机机座、轴承瓦座固定螺栓有无松动断裂现象，固定结构件有无断裂开焊；

d）检查发电机转子是否有短路现象，定子三相电流是否平衡；

e）发电机是否局部过热； f）

调整改变发电机有无功负荷，观察振动变化情况；

g）通知检修进行检查；

h）当振动超过规定值，威胁机组安全运行时，应紧急停机处理。

1.4.4.5 发电机定子接地原因

a）定子绕组绝缘损坏； b）定子引出线发生接地； c）内冷水发生泄漏。现象

a）定子接地保护投信号时，“保护插件监视”、“定子接地”光字发；

b）发电机零序电压表有指示；

c）定子接地保护投跳闸时，主开关、灭磁开关、厂高变分支开关跳闸。处理

a）当发电机定子接地保护投“信号”时，出现定子接地信号，判断非PT断线引起且保护正确动做时，汇报值长，申请解列发电机；

b）当发电机定子接地保护投“跳闸”时，按发电机主开关自动跳闸有关条款处理，对发-变组进行检查，联系检修测量发电机定子绕组绝缘。 1.4.4.6 发电机失磁原因

a）发电机励磁回路发生开路；

b）调节柜或整流柜发生短路，开关跳闸； c）整流柜、灭磁柜、MK柜短路； d）主、副励磁机故障； e）保护误动。现象

a）警铃响，“失磁”、“保护插件监视”光字发； b）无功负荷指示到零，有功负荷指示降低； c）定子电流，电压降低并摆动；

d）若发电机转子回路开路，转子电流指示到零，转子电压表指示升高。若转子绕组短路，则转子电压降低，电流指示升高；

e）喇叭响，“发-变组保护动作”光字发，主开关、灭磁开关MK、厂高变低压分支开关跳闸。处理

a）根据现象，判断故障范围，立即进行检查；

b）若失磁保护动作跳闸，应按发电机主开关自动跳闸处理。尽快查明故障点，进行处理或隔离后，重新升压、并网。 1.4.4.7 励磁回路一点接地原因

a）励磁回路绝缘损坏； b）励磁回路发生接地。现象

a）警铃响，“保护插件监视”、“励磁回路一点接地”光字发；

b）投入绝缘监察装置检测，表计指示为转子电压或大于零。处理

a）检查保护动作情况，分析接地性质及故障范围； b）若为间接接地，则清扫励磁回路及大轴接地碳刷。若为直接接地，分别停运I、II整流柜进行检查；

c）通知继电保护班投入两点接地保护。 1.4.4.8 发电机变成同步调相机运行原因

主汽门关闭；现象

a） “主汽门关闭”，“逆功率”，“保护插件监视”光字发；

b）有功功率表指示为零；

c）定子电压，励磁电压、电流表指示正常，无功负荷增加；

d）周波降低，定子电流减小。处理

a）立即联系汽机开启主汽门，切换厂用电源； b）若处理无效，根据值长令，解列发电机；

c）若逆功率保护动作跳闸，则按发电机跳闸事故处理。 1.4.4.9 发电机断水原因

a）内冷水泵跳闸，备用泵未联动； b）内冷水系统误调节。现象

a）警铃响，“保护插件监视”，“断水”光字发； b）发电机出水温度升高，定子绕组温度升高；

c）喇叭响，“发-变组保护动作”光字发，发电机自动跳闸。处理

a）迅速切换厂用电源； b）恢复投运内冷水泵；

c）冷却水中断30秒不能恢复，立即解列发电机；

d）若断水保护动作跳闸，则按发电机主开关自动跳闸处理。

1.4.4.12 发电机油系统着火原因

a）油系统发生泄漏至高温管道； b）油系统发生泄漏时遇明火作业； c）补油、滤油时未做好防火安全措施。处理

d）按油系统着火规定进行处理；

e）地面上的油可以用沙子和泡沫灭火器灭火；

f）当威胁机组安全运行时，申请值长解列发电机，查明着火原因，必要时置换发电机内氢气，充入CO2 。 1.5.4.14 发电机发生非全相原因

a）开关一相或两相失灵拒动； b）开关三相不能同时分、合。

现象

a） “三相位置不一致”、“过负荷”、“控制回路断线”、“保护插件监视”光字发； b）主开关红灯灭，绿灯亮；

c）定子电压表有指示，有功无功表指示下降；

d）当发生非全相时，主变中性点刀闸在合位，汽轮机打闸、发电机灭磁后，电流指示明显。主开关一相在合位两相断开时，则发电机两相电流有指示且相等。若主开关两相在合位一相断开时，则三相电流有指示，其中两相电流偏小且相等，另外一相电流值较大是外两相电流值的2倍。具体情况见下表

一相未断开时发电机三相定子电流指示情况

表1

高压侧未断开相发电机相别 a A b c a B b c a 0 C b c 发电机定子电流指示情况有 0 有有有 0 有有两相未断开时发电机三相定子电流指示情况

表2

高压侧未断开相发电机相别发电机定子电流指示情况 a B C b c a C A b c a A B b c 小小大大小小小大小 35

e）若汽轮发电机维持同步转速，发电机励磁维持正常运行，则上述电流值很小，在盘上几乎看不出来； f）

若主汽门已关闭，则汽轮机转速不下降；

g）机组产生频率为100周/秒的振动和噪音。处理

a）发-变组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时启动断路器失灵保护出口，跳开与其相连的所有电源开关。在主开关（保护）无法断开非全相开关时，应及时手动断开与其连接在同一条母线上的所有电源开关；

2 变压器运行规程

2.1 变压器概况型式及正常运行的监视维护

2.1.1 概况型式简介

2.1.1.1 #1～2主变压器均采用江西变压器科技股份有限公司生产的 SFP7－170000/110型双圈变压器，采用强迫油循环风冷却(ODAF或ODWF）方式，主变高压绕组设有无载调压分接接头，共有五个档位，可根据系统要求，根据调度命令在停机状态下切换分接头档位。

2.1.1.2 #1～2厂高变均采用江西变压器科技股份有限公司生产的SF9－25000/15.75规格的双圈变压器，采用油侵风冷却（ONAN或ONAF）方式，厂高变高压侧设有分接接头，共有五个档位，

可以根据6KV厂用电的运行需要，在停电状态下切换分接头档位。

2.1.1.3 备高变均采用江西变压器科技股份有限公司生产的 SFZ9-25000/110规格的变压器，#01备高变采用油侵风冷却（ONAF）方式。#01备高变为有载调压双圈变，可根据6KV厂用备用电源运行的需要进行有载调压。

2.1.1.4 低压厂用工作变、备用变、除尘变均采用变压器厂生产的SCB10-1600/6的双圈干式变压器，其380V侧采用中性点直接接地，低压侧电压380/220V,变压器采用AN（空气自冷）冷却方式。高压侧有五个电压分接头，可根据运行需要进行电压调节。其高压侧额定电流146.6A，低压侧额定电流2309.4A；联接组别为DYn11。

2.1.1.5 输煤变、化燃变均采用变压公司器厂生产的SCB10-1250/6的双圈干式变压器，其380V侧采用中性点直接接地，低压侧电压380/220V,变压器采用AN（空气自冷）冷却方式。高压侧有五个电压分接头，可根据运行需要进行电压调节。其高压侧额定电流114.6A，低压侧额定电流1804.2A；。 2.1.1.6 水源地升压变采用顺特电气有限公司生产的全密封型组合式双圈变压器，其10KV侧中性点为直接接地方式，电压由6kv升至10kv，变压器采用油侵自然冷却（ONAN）方式，联接组别为DYn11。

2.1.1.7 主变、厂高变、备高变的铭牌参数

#1～2主变压器参数

表1

SFP10-型号 170000/110 标准GB1094.5-代号 2003 产品1HT710.421代号 .1 .开关位置 I II III IV V K-K-K-K-出头K-3,1-2,1-2,2-1,2-联接 1,3-X X X X X 电压127012401210117911495（V） 50 25 00 75 0 高h.线路端压v.子侧 . 中性点端子线路端子 1000 m ODAF h.绝缘v.水平 . l.v.. 海拔冷却方式电流772.791.811.832 853.8 （A） 5 4 2 低电压压电流侧（A）上节油箱重器身重量油重运输重量 38

15750 6231.7 11.7 T 109.5 T 25.6 T 124.1 T 频率/50 Hz/3相相数额定170000KVA 容量额定121±2³2. 电压 5%/15.75KV 联接组标YNd11 .

号阻抗13.1%电压（13.25）空载电流 0．11% 总重出厂序号制造年月制造厂 160.2 T 06S4211-2 2006年4月空载93．723KW 损耗负载损耗最大13．12分接 % 额定360．2分接 79KW 中华人民共和国江西变压器科技股份有限公司 #1～2厂高变参数

表2

SF9-型号 25000/15.75 开关位置 I II III IV V K-K-K-K-K-3,1-2,1-2,2-1,2-1,3-X X X X X 设备种类户外式 K-K-K-K-K-出头高位置 3,1-2,1-2,2-1,2-1,3-Y Y Y Y Y 压侧 K-K-K-K-K-3,1-2,1-2,2-1,2-1,3-Z Z Z Z Z 电压16541614157515351496（V） 0 5 0 5 0 电流872.4.916.940.9.（A） 7 0 4 0 8 冷却方式 ONAF 技术OSB.517.374 条件 39

频率相数额定容量 50 Hz 3 相 25000KVA 电压低（V）压侧电流（A）器身重量油重运输重约总重量出品序号出品日期负载损耗 6300 2291.1 22.3 T 8.1 T 33.23 T 37.8 T 06S4171-2（06S4171-1） 2006年1月6日 99．709KW 额定15.75±2ⅹ电压 2.5％/6.3 接线组别海拔环境温度油面温升空载电流空载损耗 Dd0 1000 m 40 ℃ 55℃ 0．20% 18880W 中华人民共和国江西变压器科技股份有限公司 #1～2励磁变参数（三相树脂绝缘干式整流变压器）

表3

型号 ZSCB9-1500/15.75 1500 （KVA） AN F 额定电压（15.75±2ⅹ40

标准代号 GB50-1986 JB/T8636-1997 产品代号分接位置 1LB.710.3607.1 高压分接电压额定容量

2.5％）/0.5KV 55.0/1732.0 (A) AN F 额定50HZ 频率绝缘水平 AC 短路6.28阻抗％绝缘等级连接组标号制造厂家 #86表4 型式额定频率额定容量联接组标号阻抗电SFZ10-25000/110 50 Hz 25000 KVA Yn，d11 10.59 % 适用条件冷却方式相数额定电压油面温升 41

（V） 1 2 16540 16145 15750 15355 14960 额定电流相数 3相 3 4 5 L195 AC50/L1 使用条件最高温升 Yd11 户内 F 冷却出厂100K AN/AF 06-503 方式序号总重制造年5470kg 月 2006年5月中国江苏华鹏变压器有限公司溧阳备

高

变

参

数

户外 ONAF 3 相 115±8³1.25%/6.3KV 55℃

压空载损耗短路阻抗器身重运输重 20.285KW 10.90% 25.9T 43T 高压指示选择开位置关位置 1 2 3 4 有载调压分接开关5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1 2 3 4 5 6 7 8 9 K 1 2 3 4 5 6 7 113563 112125 110688 109250 107813 106375 42

空载电流负载损耗绝缘油重总重电压（V） 126500 125063 123625 122188 120750 119313 117875 1138 115000 电流（A） 114.1 115.4 116.8 118.1 119.5 121.0 122.4 124.0 0.25% 108.353KW 14.1T 48.4T 低压电压（V）电流（A） 6300 2291.1 125.5 127.1 128.7 130.4 132.1 133.9 135.7

18 19 制造厂 8 9 104938 103500 137.5 139.5 出厂日期 2006.3 江西变压器科技股份有限公司厂用变压器参数 (＃1、2工作厂低变、备用变、除尘变、化燃变) 表4

名称型式额定容量接线组别冷却方式温升极限阻抗电压＃1/2工作变、除尘变、备用变 SCB10-1600/6 1600KVA Dyn11 自冷AN、AF 100K 8.11%/8.11%/8.19% 输煤变、化燃变 SCB10-1250/6 1250KVA Dyn11 自冷AN/AF 100K 5.94%/5.91% 分接档位 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ 分接片位置 2345234566－－－－－－－－－－7 3 4 5 6 3 4 5 6 7 电压66636160066636160分接高（V） 00 50 00 50 0 00 50 00 50 00 开压电流146.6 114.6 关（A）电压低（V）压电流（A）额定电压（KV） 400V 2309.4 6.3³(1±2³2.5%)/0.4 43

400V 1804.2 6.3³(1±2³2.5%)/0.4

额定电流(A) 146.6/2309.4 绝缘等级制造厂 F级 146.6/2309.4 F级变压器厂－特变电工股份有限公司水源地变压器参数表5

名称额定容量产品代号标准代号三相绝缘水平 630 KVA MO60357-01ZP JB/T 19217-2000 h．v．线路端子额定电流（A）组合式变压器型号出厂序号额定频率 L1/AC 75/35KV I．V．线路端子 ZGS9-Z-630/10 060119 50HZ L1/AC 0/5KV 4．97% 额定电压（V） A1100（1） 0 B1075（2） 0 C1050一次（3） 0 D1025（4） 0 E1000（5） 0 二次 6000 短路阻抗冷却ONAN 联接组Dyn11 方式标号绝缘油 34．6 防护等级 T/H/L 011 全密封/IP33/IP33 户外油重 1000kg 总重 3550kg 使用环境器身重 61 1300kg 日期制造厂家顺特电气有限公司 2006年6月28日 44

2.1.2 变压器正常运行中的有关规定

2.1.2.1 变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规定运行。 2.1.2.2 变压器电压规定

a）无载调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接头位置运行时，其额定容量不变，如为-7.5%和-10%分接时，其容量按制造厂规定，如无制造厂规定，则容量应相应降低2.5%和5%。 b）变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105%。

2.1.2.3 变压器温度的规定

a）自然循环自冷、风冷变压器冷却介质的最高温度不超过40℃，上层油温最高不超过95℃。

b）强迫油循环风冷变压器冷却介质的最高温度不超过40℃，上层油温最高不得超过75℃。 c）干式变的温度应按制造厂规定。

2.1.2.4 变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相电流。接线为YN、yn0的大、中型变压器允许的中性线电流按制造厂及有关规定。接线为Y、yn0（或YN、yn0）和Y、zn11（或YN、zn11）的厂用变压器，中性线电流的允许值分别为额定电流的25%和40%。

2.1.2.5 变压器检修或停电后，变压器投入运行或备用前，均应测其绝缘电阻。绝缘电阻的规定

a）电压在6KV及以上者，用2500V摇表测量，其值不低于表1值，吸收比≥1.3，不符合此规定时，应认为该变压器绝缘不合格；

表1

绕组电压等级 6KV/15.75KV 35KV 220KV 温度（上层油温）单位℃ 10 20 30 40 50 90 60 60 80 70 40 50 80 25 35 70 450 300 200 130 600 400 270 180 120 1200 800 540 360 240 160 100 b）电压在500V及以下的变压器，应用500V或1000V摇表测量，其绝缘电阻值不得低于0.5MΩ；

c）变压器测量绝缘电阻前、后，被试绕组应充分放电； d）不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算

R2=R1³1.5

（t1-t2）/10

式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。 e）干式变压器绝缘电阻测量的规定：

1）线圈绝缘电阻，一般情况下（温度20℃～30℃，湿度≤90%）：

高压 — 低压及地≥300 MΩ，应使用2500v兆欧表；低压 — 地≥100 MΩ，应使用2500v兆欧表；

在比较潮湿的环境下，变压器的绝缘电阻值下降，如果小于要求值或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，在进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理； 3) 铁心绝缘电阻测试，首先检查铁心接地是否良好，然后拆除接地片，检查铁心对地绝缘良好，并重新装好接地片。一般情况下（温度20℃～30℃，湿度≤90%）：

铁心 — 夹件及地≥2 MΩ，应使用500v兆欧表；穿心螺杆 — 铁心及地≥2 MΩ，应使用500v兆欧表；在比较潮湿的环境下，绝缘电阻值下降，只要其阻值＞0.1 MΩ，即可运行，一般进行干燥处理，使其达到要求； 2.1.2.6 变压器负荷的规定 a）负载状态的分类 1）正常周期性负载

在正常周期性负载中，某段时间环境温度较高，或超过额定电流，但可以由其它时间内环境温度较低或低于额定电流所补偿。它与设计采用的环境温度下施加额定负载是等效的。 2）长期急救周期性负载

要求变压器长时间，环境温度较高或超过额定电流下运行。这种运行方式可能持续几星期或几个月，将导致变压器的老化加速，但不直接危及绝缘的安全。 3）短期急救性负载

要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。这种负载可能导致绕组热点温度达致危险的程度，使绝缘强度暂时下降。 b）负载系数的取值规定

1）双绕组变压器取任一绕组的负载电流标么值。

2）三绕组变压器取负载电流标么值最大的绕组的标么值。 3）自耦变压器取各侧绕组和公共绕组中，负载电流标么值最大的绕组的标么值。

c）负载电流和的温度的限值

各类负载状态下的负载电流和温度的限值如表2所示，顶层油温值为105℃。

表2

负载类型正常周期性负载长期负载电流（标幺值）热点温度及绝缘材料接触的金属部件的温度（℃）负载电流（标幺值）低压厂用变高压厂用变压器压器 1.5 1.5 #1-2主变 1.3 140 140 120 1.8 1.5 1.3 48

负载类型急救周期性负载短期急救负载低压厂用变高压厂用变压器压器 #1-2主变热点温度及绝缘材料接触的金属部件的温度（℃） 150 140 130 负载电流（标幺值）热点温度及绝缘材料接触的金属部件的温度（℃） 2 1.8 1.5 160 160 表2中低压厂用变压器为11B、12B、10B、31B、32B、41B、61B。

表2中高压厂用变压器为＃1～2厂高变、＃86备高变。 d）附件和回路组件的

变压器的载流组件和外部回路组件应能满足额定电流的要求，当任一附件和回路组件不能满足要求时，应按负荷能力最小的组件负载。

变压器的结构件不能满足超额定电流运行的要求时，应根据具体情况确定是否负荷和程度。 e）正常周期性负荷的要求

1）变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行；

2）变压器允许在相对老化率小于或等于1的情况下，周期性地超额定电流运行；

3）当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 f）长期急救周期性负载的运行

1）长期急救周期性负载下运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流运行的时间，降低超额定电流的倍数，尽可能投入变压器的全部冷却装置，同时，加强监视。 2）当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 g）短期急救负载下的运行

1）短期急救周期性负载下运行，相对老化率远大于1，绕组热点温度可能达到危险程度，在出现这种情况时，应投入包括备用在内的全部冷却装置，并尽量压缩负载，减少时间，一般不超过0.5小时。当变压器有较严重的缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行；

2） 5小时短期急救负载允许的负载系数K2见表3

3）在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。并计算运行期间的相对老化率。

4） 5h短期急救负载的负载系数K2 表3

短期急救负载变压器类出现前型的负载系数 K1 40 1.90.7 5 0.8 1.9 配电变压1.8器 0.9 4 （冷却方1.7式1 5 ONAN） 1.61.1 5 1.51.2 5 0.7 1.8 1.70.8 6 中型变压1.7器 0.9 2 （冷却方1.6式 1 4 ONAN或 1.5ONAF） 1.1 4 1.41.2 2 环境温度 30 2 2 1.95 1.86 20 2 2 2 2 10 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 -10 -20 -25 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1.8 1.9 1.61.91.92 2 2 2 8 4 5 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.75 1.66 1.56 51

1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.78 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.7 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8

0.7 中型变压器（冷却方式 ODAF或 ODWF） 0.8 0.9 1 1.1 1.2 0.7 大型变压器（冷却方式 ODAF或 ODWF） 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.45 1.42 1.38 1.34 1.51.5 8 1.41.58 5 1.41.5 5 1.41.42 8 1.31.41.3 8 2 1.21.31.36 2 8 1.41.5 1.5 5 1.41.41.5 2 8 1.31.41.5 8 5 1.31.41.44 2 8 1.31.41.3 8 2 1.21.31.36 2 8 1.62 1.68 1.61.6 6 1.51.68 4 1.51.6 4 1.51.5 6 1.41.5 5 1.72 1.7 1.68 1.65 1.62 1.58 1.8 1.8 1.78 1.8 1.7 1.7 1.7 1.7 1.65 1.7 1.6 1.7 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.45 1.5 1.5 1.5 1.5 2.1.3 变压器运行中的检查和维护

2.1.3.1 强迫油循环风冷却变压器运行时，必须投入冷却器。空载和轻载时，不应投入过多的冷却器。按温度或负荷投切冷却器的自动装置应保持完好。

2.1.3.2 油浸风冷变压器，当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过55℃时，允许带额定负荷运行。

2.1.3.3 强迫油循环风冷却变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20分钟。如20分钟后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但在这种状态下运行的最长时间不得超过1小时。

2.1.3.4 正常运行时，应经常监视变压器所属电压、电流、温度等有关表计指示不超过允许值，及时掌握变压器运行情况。监视仪表的抄表次数为每小时一次。当变压器超过额定电流运行时，应详细记录电流和过负荷时间。

2.1.3.5 运行和备用中的变压器每班应按规定进行检查。新安装或大修后的变压器，在投入运行最初8小时，每两小时检查一次。过负荷运行及过负荷后的变压器，应对变压器外部进行全面检查。

2.1.3.6 运行中的变压器检查项目：

a）变压器油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部无渗、漏油；

b）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象； c）变压器音响正常；

d）变压器各冷却器运行正常，各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运行正常，管道阀门开关正确，油流继电器工作正常；

e）吸湿器完好，硅胶干燥；

f）引接线接头、电缆、母线应连接完好，无发热迹象； g）压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损； h）瓦斯继电器内无气体，继电器与储油柜间连接阀门应打开，瓦斯继电器应无渗、漏油现象；

i）有载分接开关的分接位置及电源指示正常，且远方与就地指示档位一致；

j）各控制箱及二次端子箱应关严，无受潮，箱内各设备正常，开关位置正确；

k）干式变的外部表面应无积污及其它异常现象； l）各部位的接地应完好，中性点刀闸位置正确； m）变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，室内通风设备完好，温度正常。

2.1.3.7 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，应每两小时检查一次：

a）新设备或经过检修，改造的变压器在投运72小时内； b）有严重缺陷时；

c）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时； d）雷雨季节特别是雷雨后；

e）高温季节、高峰负荷期间； f）

变压器急救负载运行时。

2.1.4 变压器冷却装置的检查与运行维护

2.1.4.1 #1～#2主变均采用强迫油循环风冷却方式，对冷却装置投入运行数量运行方式做如下规定：

a） #1～2主变冷却装置布置在东侧共四组，正常运行应投入三组冷却器，投备用冷却器一组，在任何情况下，保证主变运行中投入两组备用冷却器。

b） #1～2主变在天气冷，气温不高的情况下，一般投三组冷却器工作即可，在环境温度较高的情况下，一般应全部投入； c）在天气异常热或冷，气温异常的高或低时，可根据变压器上层油温的情况增加或减少工作冷却器数量；

d） #1～2主变应按变压器的油温或负载来控制冷却器的数量；

e）工作冷却器台数南北两侧应趋于对称，使变压器各部油温趋于平衡，以避免局部油温过高或过低的现象发生。 2.1.4.2 #1～#2厂高变、#86备高变，均采用油浸风冷却方式，在正常运行中，冷却风扇均投入运行。在特殊运行方式下，可根据变压器的油温、环境温度、负载电流情况，决定投运的台数。 2.1.4.3 厂用低压变压器均采用空气自冷（AN）和强迫风冷（AF）方式，在正常运行中，环境温度和负荷电流对变压器油温

影响都较明显，油温较高时应注意采取相应的措施，改善散热器的通风条件，降低环境温度。

2.2 变压器的投入与运行

2.2.1 变压器投入前的准备和试验

2.2.1.1 变压器在投运前，应检查有关工作票全部收回，临时接地线、标示牌、警告牌和临时遮拦全部拆除，恢复常设遮拦，与运行无关的工具材料及其它杂物已由检修人员清理干净。 2.2.1.2 新安装、大修后或长期(15天以上者)停用的变压器投运前应检查的项目

a）变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺，不渗油；

b）滚轮的固定装置应完整；

c）接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引线）； d）变压器顶盖上无遗留杂物；

e）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”的位置，储油柜油温标示线清晰可见；

f）高压套管的接地小套管应接地套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂；

g）变压器储油柜和充油套管油位正常，储油柜的集气盒内应无气体；

h）有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位；

i）进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体；

j）吸湿器内的吸附剂数量充足，无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；

k）无载分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确，闭锁装置动作灵活，集控室、操作机构箱和顶盖上三者分接位置的指示应一致；

l）温度计指示正确，整定值符合要求；

m）冷却装置试运行良好，强迫油循环冷却的变压器应启动全部油泵（并测量油泵的负载电流），进行较长时间的循环后，多次排除残余气体；

n）进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验；

o）继电保护装置经调试整定，动作正确；

p）有中性点接地刀闸的变压器，进行冲击合闸时，中性点必须接地；

q）重瓦斯保护必须投“跳闸”位置。 2.2.1.3 变压器投运前应按下列项目进行检查： a）变压器充满油，油枕油色、油位正常；

b）瓦斯继电器内充满油，内部无气体，二次接线良好； c）套管清洁完好，油色、油位正常；

d）变压器顶部无遗留对象，分接头位置正确，有载调压操作灵活，就地档位指示与集控档位指示一致； e）高低压各部接线牢固，外壳接地良好；

f）防爆管的防爆膜或释压器完好，呼吸器硅胶颜色正常，无变色现象；

g）变压器本体清洁，各部无破损，无渗漏油现象； h）油枕、散热器、瓦斯继电器各阀门均已打开； i）冷却装置符合运行条件； j）温度表完整，指示正确；

k）检查变压器各保护及试验符合运行条件； l）变压器消防系统符合投运条件。

2.2.1.4 变压器试运行时应按下列规定进行检查：

a）额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起保护装置的误动作；

b）充电后的变压器应无异常情况；

c）检查变压器及冷却装置所有焊缝和结合面，不应有渗油现象，变压器无异常振动和放电声；

d）分析比较试运行前、后变压器油的色谱数据，应无明显变化；

e）试运行时间，一般不少于24小时。

2.2.1.5 变压器检修竣工后需向运行部门移下列技术文件和图纸：

a）变压器及附属设备的检修原因及检修全过程记录； b）变压及附属设备的试验记录； c）变压器的干燥记录；

d）变压器的油质化验、色谱分析、油处理记录。 2.2.1.6 新设备安装竣工后需向运行部门移交下列技术文件和资料：

a）制造厂提供的说明书，图纸及出厂试验报告； b）本体、冷却装置及各附件（套管、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放阀及仪表等）在安装时的交接试验报告、器身吊检时的检查及处理记录；

c）安装全过程（按GBJ148和制造厂的有关规定）记录； d）变压器的冷却系统，有载调压装置的控制及保护回路的安装施工图；

e）油质化验及色谱分析记录。 2.2.2 变压器的投入及停止运行

2.2.2.1 变压器投入和停止运行应根据值长命令进行。 2.2.2.2 各变压器的容量情况，均不允许用刀闸充电或切断负荷电流及空载电流，必须用开关进行变压器的投入和切除工作。 2.2.2.4 有中性点接地刀闸的变压器，在投入和切除的操作中（紧急解列发-变组除外），必须合上其中性点接地刀闸，变压器运行中中性点接地刀闸的运行方式按调度命令执行。

2.2.2.5 变压器投运前，应详细检查各侧避雷器完好，否则，不能将变压器投入运行。

2.2.2.6 主变、厂高变检修后不做全电压冲击试验，应随发电机做零升压试验，其它变压器大修后投入运行或备用前应用高压侧开关全电压充电一次。更换绕组后的变压器，其冲击合闸次数为3次。

新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不得少于以下规定：

110KV及以下24h； 220KV及以下48h； 500KV及以下72h；

如有特殊情况，不能满足上述规定，必须经总工程师批准。 2.2.2.7 变压器并列运行的基本条件 a）联结组标号相同； b）电压变比相等； c）阻抗电压相等； d）容量相同。

短路阻抗不同的变压器，可适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压，并使并列运行的变压器的容量能够充分利用。 2.2.2.8 变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负荷侧，后停电源侧。

a）升压变(主变)投入时，先从低压侧充电投入；停运时，先从高压侧操作停运；

b）降压变投入时，先从高压侧充电投入；停运时，先从低压侧解除负荷，使其空载后，操作停运； c）变压器投运时，严禁反充电。 2.2.2.9 瓦斯保护装置的运行

a）有载调压变压器的调压油箱瓦斯保护应投“跳闸”。 b）变压器在运行中滤油、补油、更换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改投“信号”，此时，其它保护装置仍应投“跳闸”。

c）当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应将重瓦斯改投“信号”。

d）在预报可能有地震期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯保护的运行方式。

e）变压器本体，有载开关的重瓦斯保护应投“跳闸”，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并恢复。

地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后方可投入。

2.2.2.11 #1～2主变、#1～2厂高变、#86备高变释压器动作于“跳闸”和“信号”，通过保护压板进行切换。

2.2.2.12 干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。

2.2.2.13 变压器投入和退出运行的操作，应按有关的规定，认真填写操作票，逐项操作。

2.2.3 变压器分接头开关的调整及运行维护

2.2.3.1 主变分接开关档位的调整，根据调度规定执行。厂高变及厂用低压变分接开关的调整，根据厂用母线电压情况，根据值长令执行。

2.2.3.2 无载调压变压器，分接开关的调整工作停电后由检修进行，变换分接头后应测量线圈直流电阻及检查锁紧位置。调整后的变压器档位应对运行做书面交待，便于运行做好变压器档位的专用记录，同时便于调整后的变压器的运行监视工作。 2.2.3.3 #86备高变有载调压开关档位的调节，应根据厂用母线电压情况或并列时厂高变电压情况，根据值长命令执行。 2.2.3.4 正常情况下，有载调压装置一般采用“远方”电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障时，可使用“就地”电气控制或手摇操作。当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。就地操作按钮应有防误操作措施。

2.2.3.5 有载开关分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。向高或向低调节时，每次调节一档，操作时应同时观察电压表和电流表指示，不允许出现表计回零、突变、无变化等异常情况，不允许一次调节数档，以防止烧坏分接

开关触头。分接位置指示器及动作计数器的指示都应有相应变动。

2.2.3.6 当有载调压分接开关操作电源变换后，在未确证电源相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气控制或倒闸操作。 2.2.3.7 调节前应检查调压开关油色、操作机构、操作电源保险保持良好状态。

2.2.3.8 调整有载调压开关档位后，应将调节前、后档位及调节前、后电压实际值做以详细记录。

2.2.3.9 根据各变压器档位参数，对照检查，调节后变压器档位的电压运行情况是否与该档位电压值相符合，发现异常现象及时汇报处理。

2.2.3.10 分接变换操作中发生异常情况时，做如下相应处理，并及时汇报：

a）操作中发生连动（发出一个指令，失控地连续完成一个以上分接变换）时，应在指示盘上出现第二个分接位置时，应立即切断操作电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置； b）远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，终止操作；

c）分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；内部切换时有异音；过压力保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分

接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或终止操作。

2.2.3.11 运行中多次分接变换有载装置后，调压瓦斯动作发讯，应及不频繁而发讯频繁，应做好记录，及时汇报并暂停分接变换，查明原因。若调压瓦斯动作跳闸，必须查明原因。在未查明原因消除故障前，不得将变压器及其分接开关投入运行。 2.2.3.12 当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常（主要为乙炔和氢的含量超标）或分接开关油位异常升高或降低，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报，暂停分接头切换操作，进行追踪分析，查明原因、消除故障。 2.2.3.13 无载分接开关调整操作顺序 a）将变压器停电，做好安全措施； b）拧松分接头开关手柄上的螺丝；

c）将分接开关调整到新的工作位置，应多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污；

d）确认变换分接开关正确后，拧紧分接开关手柄上的螺丝；

e）测量触头接触电阻小于500μΩ，测量绕组的直流电阻符合要求；

f）做好调整记录。

2.2.3.14 有载调压器的分接开关切换操作顺序 a）检查电动机动力保险良好；

b）检查抽头位置指示器电源良好；

c）检查机构箱内档位指示和集控档位指示一致； d）按预定目标按一下升（或降）操作按钮，逐步调整到要求电压注意档位和电压的变化；

e）检查机构箱调节后档位指示和集控档位一致； f）对变压器特别是分接开关切换装置进行全面检查，应无异常；

g）做好调整记录。

2.2.3.15 有载分接开关巡视检查项目： a）电压指示应在规定电压偏差范围内； b）控制器电源指示灯指示正常； c）分接位置指示器应指示正确；

d）分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常；

e）分接开关及其附件各部位应无渗、漏油； f）计数器动作正常，及时记录分接变换次数；

g）电动机构箱内部应清洁，润滑油位正常，机构箱门关闭严密，防潮、防尘、防小动物密封措施良好。 2.2.3.16 有载分接开关的其它维护 a）

分接开关动作2000次后，应抽样检查油的质量，检查

油的那压和含水量油的耐压和含水量，要求耐压Y接大于30kv，含水量小于40ppm；其它接法应大于40kv，含水量小于30ppm。

b） c）

当分接开关操作20000次后，应更换油室中的油；第一次检查应放在三个月后，当年切换次数达到20000

次时，要求加装带电滤油器。 d）

分接开关应至少运行五至六年后，应进行维修，跨接

有载分接开关运行次数达到70000次后，应更换储能弹簧； e）

分接开关是在额定范围切换的开关，要求变压器在严

重过负荷或短路状态下，分接开关应拒动，在变压器回路中加装电流闭锁装置，当通过分接开关的工作电流超过2倍额定值时，发出信号和断开分接开关的控制回路，保证分接开关可靠拒动，要求此电流闭锁装置在运行中应可靠投入； f）

长期不调和有长期不用的的分接位置的有载分接开

关，有停电机会时，在最高和最低分接头间操作几个循环。

2.3 变压器的事故处理

2.3.1 总则

2.3.1.1 变压器事故处理在值长领导组织下进行。

2.3.1.1 变压器事故处理按本章有关规定执行，认真分析具体事故现象，主动采取有效措施，防止造成设备损坏。

2.3.1.3 变压器运行中发现有任何不正常现象，应设法尽快查明原因，积极消除，及时汇报，对变压器存在的缺陷及不正常现象做详细记录。

2.3.1.4 变压器发生事故时的现象、原因、处理经过详细记录，没有查明的原因，及时汇报，认真查明原因，消除故障隐患。

2.3.2 变压器紧急停运

2.3.2.1 变压器运行中发生下列情况之一时应立即停运： a）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声； b）变压器冒烟着火；

c）变压器严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；

d）发生危急变压器安全的故障，而有关保护或开关拒动时；

e）套管有严重的破损和放电现象； f）油色变化过甚发黑，油内出现游离碳；

g）变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时；

h）变压器电气回路发生直接威胁人身安全的危急情况，不停运变压器无法隔离者；

i）在正常负荷和冷却条件下，环境温度无异常升高，变压器温度不正常升高并不断上升，超过允许最高温度值且查明温度表指示正确；

j）立即停运时，若有运行中的备用变压器，尽可能先将其投入运行。

2.3.2.2 对紧急停运的变压器，应立即汇报上级，联系检修进行抢修。并根据事故的具体情况，尽可能缩小事故波及范围，在条件许可时，尽快恢复立即停运变压器所带母线的供电。 2.3.2.3 对紧急停运的变压器应做详细的外部检查，将紧急停运的原因，检查情况做详细记录。同时在紧急停运变压器后，及时向值长做详细汇报。 2.3.3 变压器异常运行及处理

2.3.3.1 变压器运行中出现任何异常时，运行人员均应其发展，消除根源，尽可能保证厂用电的继续运行，及时汇报值长。

2.3.3.2 变压器异常运行时 a）汇报值长；

b）加强监视和检查，尽可能降低变压器负荷； c）若有备用变压器，尽可能倒为备用变压器运行； d）若异常情况继续发展，严重威胁安全运行时，应立即停运检修；

e）不停运可消除的异常情况，尽快联系检修消缺，不停运无法消除的异常情况，应尽快联系停电检修，防止隐患扩大。 2.3.3.3 变压器温度异常升高的处理原因

a）冷却系统故障； b）环境温度异常变化；

c）测温装置异常； d）变压器过负荷运行。现象

温度表指示升高。处理

a）检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度进行核对；

b）检查冷却装置运行是否正常，油泵、风扇是否运行良好，油流继电器指示是否正确；

c）对变压器进行全面检查，核对变压器就地温度表与集控远方测温表指示是否一致，条件许可的情况下，应校对温度表指示是否准确；

d）若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且在运行中无法排除者，应将变压器停运消除；若不能立即停运消除，则值班人员应按该变压器负载和温度的允许值监视运行；

e）变压器温度升高，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运；

f）变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过最高允许温度时，应立即降低负载。 2.3.3.4 变压器油位不正常的处理原因

a）环境温度异常变化；

b）呼吸系统有异常； c）本体有渗、漏油；

d）变压器油位指示器指示升高或降低。现象

变压器油位指示器指示过高或高低。处理

a）变压器中的油因低温凝滞时，应适当减少冷却器运行，同时监视顶层油温，逐步增加负荷，直至投入相应数量的冷却器，转入正常运行；

b）当变压器的油面较当时油温所对应的油位显着降低时，应查明原因；

c）当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常，需要放气或放油时，先将重瓦斯改投“信号”；

d）变压器油位因温度上升可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所至时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油；

e）若大量漏油引起油位迅速下降时，，此时禁止将重瓦斯保护改投“信号”。

2.3.3.5 变压器轻瓦斯信号发讯的处理原因

a）瓦斯继电器内进气； b）有较严重的渗漏油；

c）二次回路故障； d）变压器内部有故障。现象

警铃响，“瓦斯”保护发讯。处理

a）立即对变压器进行检查，查明发讯的原因；检查是否由于积聚气体，油位降低、二次回路故障或变压器内部故障引起； b）如气体继电器内有气体，应联系化学有关人员取样化验，记录气量、观察气体的颜色、试验气体是否可燃，并取气体和油样做色谱分析，根据分析结果综合判断变压器故障的性质； c）若气体继电器内的气体为无色、无味不可燃气体，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，及时消除进气缺陷； d）若检查瓦斯继电器内气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运变压器所取气样化验特性与故障性质对照表燃烧情气体性质况无色无味(或有轻微油味) 白色或者灰色带有强烈臭味淡黄色或者黄色深灰色或者黑色故障性质不可燃油中分离出的或外部侵入气体可纸或绝缘材料故障产生的气体燃不易燃木质材料故障产生的气体易内部故障闪络，油分解或燃烧燃产生的气体 71

e）经上述检查未发现异常，应检查二次回路，确定是否误发信号；

f）变压器因瓦斯保护动作而停运后，其冷却装置也应随之停运。

g）检查瓦斯继电器时的注意事项 1）注意与带电部分保持安全距离；

2）如外部检查已发现有不正常的声音、破裂、高温等异常情况时，气体分析可在变压器停运后进行，以确保人身安全； 3）鉴定气体油质的工作应迅速、及时，因有色物质几分钟内就会下沉，颜色可能消失；

4）试验气体可燃性时，应在远离易燃物的地方进行。 2.3.4 变压器的事故处理 2.3.4.1 变压器事故跳闸原因

a）变压器本体或所属回路发生故障，保护装置动作； b）变压器所接负载回路发生故障，保护越级动作； c）变压器所属系统发生故障，保护动作； d）保护回路故障或保护误动； e）人员误操作或误动引起开关跳闸。现象

a）喇叭响，变压器高、低压侧开关跳闸；

b）变压器电流表、功率表、所带母线电压表均回零；

c）变压器相应的保护动作光字发；

d）若厂高变、工作变跳闸时，低压侧母线“BZT”装置动作，备用电源开关自动合闸，母线电压恢复正常，备用电源开关电流表有指示。处理

a）若备用电源未自投，在查明变压器各侧开关确在断位后，可抢合一次备用电源开关；

b）根据保护动作情况详细检查变压器，查看变压器本体有无渗漏油，电气回路有无短路现象；

c）检查有无人员误碰或误操作；若属人员误碰、误操作或保护误动引起，应立即将变压器投入运行；

d）若属变压器外部电路故障，待隔离故障点后，可将变压器投入运行；

e）变压器跳闸后应立即停运油泵；

f）若属变压器差动、重瓦斯或电流速断等主保护动作，按2.3.4.2、2.3.4.3、 2.3.4.4条款规定进行处理。 2.3.4.2 变压器差动、速断保护动作跳闸的处理原因

a）变压器本体或所属回路发生故障，保护装置动作； b）变压器所接负载回路发生故障，保护越级动作； c）变压器所属系统发生故障，保护动作； d）保护回路故障或保护误动；

e）人员误操作或误动引起开关跳闸。现象

a）喇叭响，变压器高、低压侧开关跳闸；

b）变压器电流表、功率表、所带母线电压表均回零； c）若为厂高变差动保护动作现象同1.4.4.1条款； d）变压器相应的保护动作光字发；

e）若厂高变、工作变、公用变跳闸时，低压侧母线“BZT”装置动作，备用电源开关自动合闸，母线电压恢复正常，备用电源开关电流表有指示；处理

a）检查变压器差动保护（速断保护）范围内的所有电气设备，有无短路、闪络和损坏痕迹；

b）检查防爆膜有无破裂、喷油现象（主变、备高变、厂高变则检查释压器有无喷油现象和动作指示）； c）检查变压器油位、油色、油温有无异常现象； d）检查变压器各侧开关确断，断开其各侧刀闸后，测量变压器绝缘电阻，并由检修人员测量变压器直流电阻；

e）对变压器差动（速断）保护回路由保护人员进行检查，确认是否误动。若为保护误动，汇报值长，请示总工批准后解除差动（速断）保护，此时变压器的其它保护必须投入，将变压器投入运行；

f）经上述检查未发现问题时，汇报值长，请示总工批准后进行充电；

g）对于主变、厂高变可由发电机做零起升压，检查正常后方可投入运行；

h）对于其它变压器，可由检修人员进行检查、试验，无问题后，做全电压冲击试验，检查试运正常后，方可投入运行。 2.3.4.3 变压器重瓦斯保护动作跳闸处理原因

a）变压器高、低压侧绕组发生严重短路； b）变压器铁芯绝缘严重损坏；

c）电磁力造成变压器严重损坏大量喷油； d）变压器内部故障引起明火使内部压力急剧升高。现象

a）若为备高变和低压变压器则高、低压侧开关跳闸，事故喇叭叫，对应的“瓦斯”保护发讯。处理

a）检查变压器本体有无异常，防爆膜是否破裂或释压器是否动作喷油；

b）油位计是否还有油位指示，油枕，散热器法兰盘垫及各路接头、焊缝是否因膨胀而损坏；

c）对于强迫油风冷的变压器，若因损坏部件而漏油，立即停运冷却装置，降低油压力，隔离或消除漏油点；

d）若防爆膜、防爆管破裂，已喷油泄压，立即将防爆管口封闭，以防止大量空气侵入变压器内部；

e）若是释压器动作喷油泻压后，可自动复位，关闭阀门，但必须手动复归动作指示杆；

f）检查瓦斯继电器，进行气体分析和色谱分析，判断瓦斯跳闸的原因；

g）检查瓦斯保护及二次回路是否故障引起误动，若因误动所致，汇报值长，请示总工批准后退出瓦斯保护，将变压器投运，此时变压器的其它保护必须投入；

h）在查明原因消除故障前，不得将变压器投入运行； i）经上述检查、分析、化验仍未发现问题，且变压器各项电气试验均合格后，汇报值长，请示总工批准后进行充电，充电应按2.3.4.2条款中7、要求进行。

2.3.4.4 变压器后备保护（过流）动作跳闸的处理原因

a）变压器所带母线故障引起越级跳闸； b）保护误动；

c）后备保护范围内发生电气故障。现象

a）喇叭叫，变压器高、低压侧开关跳闸，所属母线（工作段、公用段）备用开关自动合闸，备用开关红灯亮；

b）变压器开关电流表指示回零，若备用电源自投成功母线电压表指示正常，部分辅机跳闸； c）有对应的保护光字发。处理

a）复归跳、合闸开关，检查变压器跳闸时有无系统冲击现象；

b）对于有备用电源而备用电源开关未合闸的变压器，在确定变压器各侧开关跳闸后，可抢合一次备用电源开关，抢合后再跳闸，则需查明原因，消除故障后方可送电；若备用电源自投后跳闸，则不准抢合，应对变压器后备保护（过流保护）范围进行详细检查，待故障点隔离或消除后，方可送电；

c）若是变压器所带母线负荷故障引起变压器开关越级跳闸，待故障负荷隔离后，将变压器投入运行；

d）对变压器后备保护（过流保护）二次回路由保护班人员进行检查，确认保护动作是否正确；

e）若详细检查变压器后备保护的范围，未发现故障现象（如短路、变压器喷油、有烟味等）时，可汇报值长同意，退出过流保护，将变压器投入运行。 2.3.4.5 变压器着火的处理

a）立即断开变压器两侧的开关、刀闸； b）通知消防人员；

c）有备用变压器的立即投入备用变压器运行；

d）停运冷却器，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延； e）若主变、厂高变着火，在发电机转子未静止惰走期间，严禁人员靠近变压器灭火。 2.3.5 变压器冷却装置的事故处理 2.3.5.1 冷却器故障的处理

a）单台风机故障时，先将该组冷却器停止运行，做好安全措施，联系检修人员处理，待故障消除后将该组冷却器恢复运行；

b）潜油泵或二次回路故障使单组冷却器自动跳闸停止运行，值班人员应先检查备用冷却器是否自动投入，若未投入，应手动投入，然后再检查故障原因，联系检修人员处理； c）冷却器部件大量漏油，除停运该组冷却器外，还应关好冷却器上下阀门，切断冷却器电源，联系检修人员处理。 2.3.5.2 主变冷却装置全停事故处理原因

a）冷却器工作电源故障，备用电源未自投； b）冷却器工作、备用电源接触器控制电源失电； c）冷却器单电源运行，电源保险熔断或母线故障； d）电源小母线发生短路； e）工作段母线故障；

f）冷却器故障，开关未跳闸越级造成电源保险熔断； g）干式变压器故障；

h）人员误动、误操作或保护误发讯。现象

a）警铃响，“I路工作电源故障”、“I路工作电源故障”、“冷却器全停”、“保护插件监视”光字发； b）主变油温上升；

c）若为其它故障，会有对应光字发；

d） 20分钟后，喇叭叫，“发-变组保护动作”光字发，发电机解列灭磁。处理

a）若工作电源故障，备用电源未自投，将WK、QK开关切至“断”位，检查备用电源接触器保险、电源保险是否熔断或接触不良，检查处理正常后，将QK开关切至“II（或I）路工作I（或II）路备用”位置，检查电源小母线电压正常后，分别投入冷却器；

b）若为工作段母线故障，待处理正常后，及时恢复冷却器运行；

c）若为电源小母线或干式变压器故障，及时联系检修处理，并严密监视变压器温度变化情况，必要时，可申请值长将负荷运行，在此期间可参照2.1.3.3条款执行，并做好发电机事故跳闸的事故预想；

d）若为单组冷却器故障造成越级跳闸，及时隔离，恢复冷却器运行；

e）若为人员误动、误操作造成，及时恢复冷却器运行； f）若20分钟内未处理正常，做好停机准备工作，若保护动作发电机事故跳闸，按发电机事故跳闸处理，并做好开机准备工作，待冷却器处理正常后，及时升压、并网；

g）若为保护误发讯，经检查冷却器运行正常，可申请值长退出该保护运行，但必须严密监视冷却器运行情况，处理正常后，及时投入保护。

2.3.5.3 油浸风冷变压器冷却器断电处理

油浸风冷变压器冷却装置全停，应尽快恢复电源，如冷却器无法恢复运行时，可将其负荷倒为备用电源接带，使其空载运行。如温度超限，危及变压器安全运行时，应汇报值长，申请停运变压器处理。

3 厂用电动机运行规程 3.1 厂用电动机的运行方式

3.1.1 概况型式简介

3.1.1.1 厂用电动机采用6KV高压电动机和380V低压电动机两种类型。

3.1.1.2 6kv高压电机均采用三相鼠笼式异步电机。 3.1.1.3 380V低压电机均采用三相鼠笼异步电机。 3.1.2 厂用电动机运行方式的有关规定

3.1.2.1 6kv电动机、380v电动机均应按制造厂铭牌数据连续运行。

3.1.2.2 修复的电动机投运，其参数经试验合格后，方能服役，同时应向运行人员交待清楚，复修后电动机的运行和试验数据。

3.1.2.3 运行中尽可能保持6kv及380V工作两段母线的电机负荷趋于平衡。

3.1.2.4 运行人员应了解电动机运行方式，以便做好事故预想。

3.1.3 厂用电动机运行中有关参数的规定

3.1.3.1 电动机线圈、铁芯、滑环、轴承、最高允许温度与温升。

a）电动机的温升Q：Q=t－te。式中t－运行温度（℃度）；te－周围环境空气温度（℃度）

b）电动机各部分最高允许温度与温升(周围额定空气温度te为35℃)表温度与温升(℃) 绝缘等级 A级 E级 B级 F级 H级 t θ t θ t θ t θ t θ 测定方法电阻法定子绕1012131410161370 85 95 组 5 0 0 0 5 5 0 转子绕1012131410161370 85 95 温度表法组 5 0 0 0 5 5 0 81

定子铁1012131410161370 85 95 芯 5 0 0 0 5 5 0 滑环滚动轴承滑动轴承 t=105℃ θ=70℃ t=100℃ θ=65℃ t=80℃ θ=45℃ 红外线测量仪温度表法温度表法 c）一般电动机周围空气的额定温度te为35℃。若超过35℃时，应设法降低电动机温度，若无效时，适当降低电动机的负荷。若低于35℃时，则电动机的负荷可适当升高。环境温度与电动机负荷电流关系见下表：

周围空气电流升高周围空气电流降低周围空气电流降低温度(℃) 百分值温度(℃) 百分值温度(℃) 百分值(Ie%) (Ie%) (Ie%) 25及以下 30 8 5 35 40 0 5 45 50 10 15 d）电动机周围环境温度不得低于5℃，冷却水进水温度不得低于20℃，风温、水温以电动机内不结露为标准。

电动机可以在额定电压变动-5%至+10%的范围内运行，其定出力不变；

6kv 5.7kv～6.6kv 380v 361v～418v

3.1.3.3 电动机在额定功率运行时，相间电压的不平衡，不得超过5%，即6kv为300v、380v为19v。

3.1.3.3 高、低压电动机三相电流的不平衡值不得超过额定值的10%，且其最高相电流不超过额定值。 3.1.3.4 绝缘电阻测量规定

a）任何情况下，测量电动机绝缘前必须先切电，并验明无电；

b） 6kv电动机用2500v 摇表测量其绕组的对地绝缘不得低于6MΩ；

c） 380v电动机用500v或1000v摇表测量绕组的对地绝缘不得低于0.5MΩ；

d）吸收比(R60〞/R15〞)应大于或等于1.3； e）在同等条件下，与上次测量值比较不能低于50%； f）电动机大修后或停用超过15天，启动前应测绝缘； g）电动机环境较差(如潮湿、脏污、化学腐蚀等)停电3天以上者，启动前应测绝缘；

h）若电动机绝缘不合格，应汇报值长，请示有关领导同意后，方可启动。

3.1.3.5 电动机在额定工况下运行，在每个轴承测得的振动不应超过下列数值：额定转速(转/分 r/min) 振动值(双振幅 mm) 3000 0.05 1500 0.085 1000 0.10 750及以下 0.12 轴间串动值不应大于下列数据

a）滑动轴承不超过2～4mm； b）滑动轴承不允许串动。

3.2 厂用电动机的运行维护

3.2.1 总则

3.2.1.1 厂用电动机正常监视及运行维护，由集控、燃、化等值班人员进行，当发现电气回路有异常现象时，应及时与集控运行人员联系，进行检查处理。

3.2.1.2 运行人员应积极主动进行电动机异常或故障的检查处理，不得无故推诿，以确保设备的安全运行。

3.2.1.3 运行人员对造成厂用电动机异常和故障的原因，应和集控、燃、化等值班人员协同进行检查分析，便于提高厂用电动机安全运行水平，积累厂用电动机事故处理经验。

3.2.1.4 运行人员应做好厂用电动机的定期检查及绝缘测量工作。

3.2.2 厂用电动机启动前的检查及规定

3.2.2.1 电动机启动前应进行外部检查，检查项目如下： a）电动机上或其附近有无杂物和有无工作，电气、热力工作票均应终结或收回；

b）检查电动机所带动的厂用机械是否良好，具备启动条件；

c）检查润滑油系统，冷却水系统是否已投入运行，冷却器是否漏水；

d）检查电动机电气一、二次回路是否良好，是否具备启动条件；

e）冷却空气风道，风机是否完好，有无杂物堵塞风道现象；

f）手动盘车，机械无卡涩现象； g）起动前应测量电机绝缘良好。

3.2.2.2 正常情况下，鼠笼式转子的电动机，允许在冷状态下起动1～2次，其间隔时间不小于5分钟，允许在热状态下起动1次。在事故处理时，影响机组出力的重要电动机其起动时间不超过2-3秒时，可多起动1次。当进行动平衡试验时，启动的间隔时间为

200千瓦以下的电动机 200～500千瓦的电动机 500千瓦以上的电动机不应小于0.5小时不应小于1小时不应小于2小时 3.2.3 厂用电动机运行中的监视检查项目

3.2.3.1 电动机运行中主要对其电流、温度、声音、气味和振动等方面进行监视、检查，掌握电动机运行工况。 3.2.3.2 电动机运行中的检查项目：

a）电动机的电流是否超过允许值，有无剧烈摆动或周期性大幅度摆动，电流有无突然增大或突然减小现象；

b）检查轴承的润滑是否正常，有无异常声音； c）电动机的响声是否正常，有无异常气味；

d）电动机外壳和轴承的温度是否正常，其温度的高低按3.1.3.1条款规定进行检查； e）电动机的振动是否正常；

f）调节冷却水量的阀门和风门的位置是否正常，冷却器是否漏水；

g）电动机在运行中是否有串动现象；

h）电动机的电缆头是否漏油，外壳接地线连接是否牢固； i）绕线式及直流电动机电刷、滑环、整流子的检查 1）电刷是否冒火花，若冒火花，应联系检修人员处理； 2）电刷上的压力应为保证电刷不冒火的最小压力，电刷在刷握内无晃动和卡涩现象，电刷在刷握之间的间隙保持0.1～0.2毫米，刷握下边缘与整流子表面之间应保持2～3mm距离； 3）电刷软导线是否完整，接触是否紧密，是否有碰壳及过热现象；

4）电刷边缘应无磨损现象，如电刷磨损至铜辨子2～4mm时，应及时更换电刷；

5）电刷及刷握内应无积垢，如有积灰，应用刷子或用吹尘工具吹扫干净。

3.3 厂用电动机的事故处理

3.3.1 总则

3.3.1.1 火电厂各类辅机，大都用电动机拖动。当主要机械即使短时停运，也足以引起发电机组负荷降低或更为严重的事故，所以当电动机运行中发生事故及异常现象时，运行人员应根据现象，迅速准确地判断故障性质及其原因，采取有效措施，防止事故扩大。

3.3.1.2 运行人员应积极做好电动机事故处理和电动机故障原因、保护动作情况、绝缘情况的记录。

3.3.1.3 运行中的电动机有下列情况之一者，应先起动备用电动机，然后再将故障的电动机停止运行：

a）定子电流超过正常运行的数值，调整负荷无效； b）电动机发生严重的振动；

c）轴承温度急剧上升，并超过规定值； d）铁芯温度及出风温度超过规定值； e）电动机内部有火花或绝缘有焦臭味。

3.3.1.4 电动机发生下列情况之一者，应立即停运，然后起动备用电动机：

a）电动机所属回路发生人生事故； b）电动机及其所属电气设备着火或冒烟； c）电动机所带的机械损坏至危险程度；

d）电动机发出异音及迅速发热的同时，其转速急剧下降。

3.3.1.5 故障电动机跳闸停运后，有下列情况之一者，不得抢合起动：

a）电动机及其起动装置或电源电缆上有明显短路或损坏等；

b）电动机所属回路发生人身事故； c）电动机所带动的机械损坏至危险程度； d）电动机冒烟；

e）电动机开关因差动或速断保护出口跳闸者。

3.3.1.6 出现下列情况，应立即切断电动机电源，事后向值长汇报：

a）发生人身事故； b）设备损坏； c）电动机着火。

3.3.2 厂用电动机异常现象及处理 3.3.2.1 电动机起动不起来原因

a）电源断相(一相或二相保险熔断)； b）定子或转子绕组断线；

c）定子绕组相间短路，接地或接线错误；

d）热继电器整定值太小，刀闸未合好或开关机构故障不能合闸；

e）控制回路断线，控制保险熔断，热工接点是否切换正常；

f）负载过大或机械被卡住； g）轴承损坏或被卡住； h）水泵、风机倒转。处理

a）检查操作、合闸保险是否熔断、接触是否良好； b）检查电气及热机保护是否动作； c）检查小车开关是否到位； d）切电后测绝缘电阻是否合格；

e）进行手动盘车试验，检查机械部分应完好，无卡涩现象；

f）检查水泵出口闸门，风机出口风门应在关闭位置； g）待检查处理好后，再进行起动试验，注意起动次数，祥见3.2.2.2条款；

h）经检查处理仍起动不起来，及时通知检修检查处理。 3.3.2.2 电动机转速低原因

a）电源电压过低；

b）转子鼠笼条条断裂或脱焊； c）负载过大、两相运行；

d）接线错误(将△接线，接成Y接线)。

处理

a）检查电流表指示值；

b）检查是否过载，必要时减少机械负荷； c）检查电源是否缺相； d）通知检修人员处理。 3.3.2.3 电动机温度过高原因

a）负荷过大，两相运行； b）电源电压过高或过低；

c）定子绕组匝间及相间短路或接地； d）电动机冷却系统故障； e）环境温度过高。处理

a）全面检查，适当降低负荷； b）检查电气回路保险是否熔断； c）检查轴承是否缺油； d）清除风道油垢灰尘； e）设法降低环境温度。 3.3.2.4 电动机运行中噪音大原因

a）定子与转子相磨擦； b）缺相运行(两相运行)；

c）转子风扇碰壳； d）轴承严重缺油； e）定子绕组接线有错误。处理

a）对电气回路进行检查； b）对电机本体进行检查； c）联系检修处理。 3.3.2.5 电动机振动过大；原因

a）转子不平衡； b）皮带轮不平衡； c）靠背轮中心不正； d）转轴弯曲；

e）缺相运行或个别线圈断线。处理

a）对电气回路进行检查； b）通知检修人员检查处理。 3.3.2.6 电动机轴承过热原因

a）轴承损坏；

b）轴与轴承配合过紧或太松； c）轴承与端盖配合不好有卡涩现象；

d）轴瓦、油环卡住或转动缓慢； e）润滑油过多、过少或油质不好； f）皮带过紧或联轴器装的不合适； g）电动机两侧端盖或轴承盖未装平。处理

a）联系检修人员处理；

b）启动备用设备，停用故障设备。 3.3.3 厂用电动机故障现象及处理 3.3.3.1 电动机事故跳闸原因

a）定子回路一相断线(保险熔断或电缆接头接触不良等)； b）电气保护动作跳闸(热偶、过流，速断，低电压，差动保护等)；

c）机械故障引起保护动作跳闸； d）润滑油系统故障引起跳闸； e）联锁动作跳闸。处理

a）检查保护动作情况及电气回路是否正常； b）测电动机绝缘是否合格；

c）若保险熔断，查明原因后进行更换；

d）若电动机已烧坏，应将其隔离后联系检修处理；

e）紧急情况下，若电动机回路无明显的冒烟，冒火，短路等故障现象，测绝缘合格后，可对跳闸电动机启动一次。

4 配电装置运行规程 4.1 配电装置的概况及运行维护

4.1.1 设备概况

4.1.1.1 升压站、配电装置，110KV系统布置在室外，其余均布置在室内，110KV系统母线采用钢芯铝绞线（2³LGJQ—800），发电机15.75KV系统及6KV厂用分支采用封闭母线，其余母线均采用铝板母线。

4.1.1.2 110KV系统采用河南平告电气股份有限公司生产的LW35-126/72.5型自能式SF6开关（配置弹簧操作机构）。用于户外交流三极高压输变电设备，用于开合额定电流、故障电流或转换线路，实现对输变电系统的保护、控制及操作，可以进行三极分闸、合闸及快速自动重合闸操作。

4.1.2.3 110KV系统采用平高集团电器开关有限公司生产的GW4-145VIDW型隔离开关（配备电动操作机构）。用于户外交流高压输变电设备的隔离。

4.1.2.4 110KV系统采用中国江苏精科互感器厂生产的LVQB-110 6YW2型SF6电流互感器，用于测量及保护。

4.1.2.5 6KV系统采用上海飞洲电器实业有限公司生产的GZS1型户内金属铠装抽出式开关设备，本设备具有防止带负荷推拉断路器手车、防止误分合断路器、防止接地开关处在闭合位置时关合

短路器、防止误入带电间隔、防止带电时误合接地开关的联锁功能。同时配用ABB公司的VD4M1225－40和VS1(ZN63A)型两种真空断路器。

4.1.2.6 380v电源系统采用上海飞洲电器实业有限公司生产的MNX型低压抽出式开关柜。 4.1.2 配电装置投入前的准备

4.1.2.1 配电装置投入前，应收回所属回路全部工作票，查临时安全措施全部拆除，现场清洁，无影响送电的杂物及遗留工具。沟道盖板完整，设备带电部分无金属接地现象，配电室内照明良好、无漏水现象。核查检修交待记录，问清设备检修情况及存在的缺陷和运行注意事项。

4.1.2.2 配电装置送电前的检查项目： a）接线整齐，牢固，可靠；

b）刀闸、开关、接地刀闸的位置正确，辅助接点接触良好；

c）充油设备油色、油位正常，无渗、漏油现象； d）瓷瓶清洁完整，无裂纹、破碎、无放电痕迹，设备本体清洁、完整，各部组件牢固；

e）设备安全措施可靠，接地部分接地良好，无锈蚀现象； f）刀闸转动灵活，动静触头无锈蚀，烧伤痕迹，刀闸电动操作部分应动作正常，其转向正确；

g） 6KV真空式开关及小车刀闸的绝缘应≥300MΩ；

4.1.3 配电装置运行中的检查维护

4.1.3.1 配电装置运行中的检查项目如下：

a）无异常的杂音及振动，电缆头不漏油、不渗油； b）各电气接头处接触良好，无过热、冒烟、焦臭味； c）设备本体清洁，带电部分无放电现象；

d）充油设备油位计完好，油色、油位正常，无渗油、漏油现象；

e）各表记、信号指示正确； f）辅助接点切换良好，位置正确；

g）各配电室、开关柜、操作端子箱、安全栅栏的门应关闭；

h）各刀闸合闸状态角度正确，触头接触良好，分闸状态有足够的张开角度；

i）对于刚操作过的开关应检查无漏油、喷油、歪斜现象。 4.1.3.3 对于分相封闭母线外壳温度不超过55℃，最高温度不超过60℃；母线允许温度不超过80℃，最高不超过85℃；共相母线外壳温度不超过50℃，最高不超过55℃；母线允许温度为75℃，最高不超过80℃；母线无振动，支持绝缘子无放电和脱落现象，母线上无杂物。

4.1.3.4 配电装置运行中的检查每班不少于2次，遇天气剧变或事故时应进行特殊检查。

4.2 配电装置的许可运行条件

4.2.1 开关、母线、刀闸的许可运行条件

4.2.1.1 开关运行中不允许运行人员进行慢分闸或慢合闸，小车开关在运行中不允许互换使用，紧急情况下经总工批准方可更换，少油开关的油色、油位应正常。

4.2.1.2 开关、母线和刀闸正常运行时各接头温度不超过70℃。

4.2.1.3 母线和刀闸不允许在过负荷的情况下长期运行。 4.2.1.4 刀闸送电、停电操作要在相应开关(接触器)断开的情况下进行。

4.2.1.5 允许用刀闸拉合的设备如下：

a）拉合母线上无故障的避雷器和电压互感器； b）在母联开关已合闸时，倒换系统运行方式； c）在正常情况下倒换主变中性点运行方式；

d）用带消弧罩的刀闸，当刀闸与操作把手之间有隔板时，允许拉切30安培以下的负荷电流(380V系统)；

e）母线上负荷刀闸均断开的情况下，给没有故障的母线充电和切电。

4.2.1.6 禁止用刀闸进行下列操作： a）带负荷拉倒闸； b）用刀闸给线路停送电；

c）投入、切除主变及所有厂用变压器； d）切断故障点的接地电流。

4.2.1.7 当刀闸操作不动时，应仔细查找原因，不得强行操作，以防将刀闸损坏。

4.2.1.8 刀闸操作完毕后，应检查动静触头接触良好，核实刀闸位置正确后，将配电柜门锁好。

4.2.2 避雷器、互感器、电缆的许可运行条件 4.2.2.1 避雷器的许可运行条件

a）避雷器投入运行，必须有合格的试验报告，禁止将不合格的避雷器投入运行；

b）雷电后应检查放电动作计数器是否动作，并做好记录。 c）雷电，下雪或下雨时，禁止在避雷器的接地线上进行工作或靠近避雷器。

4.2.2.2 互感器的许可运行条件

a）任何情况下，电压互感器二次不能短路，电流互感器二次不能开路；

b）电流互感器允许一次电流不大于额定电流的10%，电压互感器允许一次电压不大于额定电压的10%的情况下连续运行。 c）互感器应有明显的符号标志，接地端子应与设备底座可靠连接，并从底座接地螺栓用两根接地引下线与地网不同点可靠连接；

d）电流互感器允许在设备的最高电压下和额定连续热电流下长期运行；

e）电压互感器（含电磁式和电容式电压互感器）允许在1.2倍额定电压下连续运行，中性点有效接地系统中的互感器，允许在1.5倍额定电压下运行30S，中性点非有效接地系统中的互感器，在系统无自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行8h。系统有自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍的额定电压下运行30S；

f）电磁式电压互感器一次绕组N（X）端必须可靠接地； g）中性点非有效接地的系统中，做单相接地监视用的电压互感器，一次中性点应接地。为防止谐振过电压，应在一次中性点或二次回路装设消谐装置；

h）保护电压互感器的高压熔断器，应按母线额定电压及短路容量选择，如熔断器短路容量不能满足要求时，应加装限流电阻；

i）电压互感器二次回路，除剩余电压绕组和另有专门规定者外，应装设自动（快速）开关或熔断器；主回路熔断电流一般为最大负荷电流的1.5倍，各级熔断器熔断电流应逐级配合，自动开关应经整定试验合格方可投入运行；

j）互感器的各个二次绕组（包括备用）均必须有可靠的保护接地，且只允许有一个接地点。 4.2.2.3 运行检查与操作 a）互感器投产前的检查

1）互感器投产前的检查内容应符合4.2.2.2条款规定；

2）设备外观完整、无损，等电位连接可靠，引线对地距离，保护间隙等均符合规定；

3）金属部件油漆完整，三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完善；

4）引线连接可靠，各接地部位接地牢固、可靠。 b）运行中的巡视检查项目：

1）设备外观是否完整无损，各部连接是否牢固可靠； 2）外绝缘表面是否清洁，有无裂纹及放电现象； 3）各部位接地是否良好（注意检查电流互感器未屏连接情况及电压互感器N、X端子连接情况）；

4）电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次组件是否正常；

5）互感器有无过热，有无异常振动及声响； 6）互感器有无受潮，外露铁芯有无锈蚀；

7）外绝缘表面是否集积灰、粉蚀、开裂，有无放电现象。 4.2.2.4 电压互感器停运前应注意下列事项：

a）按继电保护和自动装置有关规定要求变更运行方式，防止继电保护误动；

b）将二次回路熔断器或自动开关断开，防止电压反送； 4.2.2.5 电压互感器中性点非有效接地系统发生单相接地或产生谐振时，严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉、合电压互感器；

4.2.2.6 严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉开有故障的电压互感器；

4.2.2.7 电力电缆的许可运行条件

a）电力电缆的工作电压不应超过额定电压的15%，电缆各相电阻值的不平衡系数不大于2；

b）正常运行中，电力电缆不允许过负荷，在事故情况下 1） 0.4KV电缆允许过负荷10%，连续2小时； 2） 6KV电缆允许过负荷15%，连续2小时；

3）对于间歇过负荷，必须在上次过负荷10～12小时后，才允许再次过负荷。

c）电缆的允许温度见下表：电缆额定电压(KV) 电缆导体最高允许温度(℃) 直埋电缆表面温度(℃) d）电缆绝缘电阻测量

1） 1000V以下的电缆用1000V摇表测量，其值不低于0.5MΩ/kv。

2） 1000V以上的电缆用2500V摇表测量，其值不低于1.0MΩ/kv。

4.3 配电装置的异常运行及事故处理

4.3.1 开关的异常运行和事故处理

100

0.4 65 60 6 65 50 35 75 50

4.3.1.1 开关发生下列情况应紧急停运： a）套管炸裂放电或支持瓷瓶脱落； b）不停电不能解除的人身触电； c）接点或进出线引线接头熔化；

d）冒烟着火或者受灾害威胁，必须停电者。 4.3.1.2 开关在运行中，指示灯熄灭的检查与处理 a）查灯泡是否损坏，电阻是否断线，电源是否正常； b）控制开关是否接触不良，回路是否断线； c）开关的辅助接点是否接触良好；

d）经上述检查未发现问题，应通知检修处理。 4.3.1.4 开关拒绝合闸现象

a）喇叭叫，开关绿灯亮；

b）合闸时红灯不亮，电流表无指示。原因

a）操作电源电压过低； b）开关辅助接点接触不良； c）热工接点不通； d）操作、合闸保险熔断； e）合闸接触器不吸合； f）开关二次插头接触不良； g）跳闸继电器TJ接点未返回；

101

h）事故按钮未返回。处理

a）操作电源电压是否正常；

b）检查操作、合闸保险是否熔断，绿灯是否燃亮； c）检查合闸回路是否完好，合闸继电器是否动作，辅助接点、二次插头、机械行程开关是否接触良好； d）跳闸机构是否调整不当，开关把手是否掉下； e）检查操作按钮、控制开关接点是否接触良好； f）检查继电保护和联锁回路是否正常(如保护出口不返回，跳闸按钮未复位)。 4.3.1.5 开关拒绝跳闸现象

a）开关跳闸时绿灯不亮，电流表有指示； b）喇叭叫，开关红灯亮。原因

a）操作保险熔断； b）控制开关故障； c）操作电压过低； d）开关机构故障。处理

a）查红灯是否燃亮，操作保险是否完好； b）用事故按钮或就地跳闸按钮重新操作一次；

102

c）查操作电源电压是否太低；

d）将负荷电流减至最小，就地进行手动打跳； e）采取上述措施无效时，应用下列措施： 1）有条件停电的立即停电，通知检修处理； 2）改变系统接线，用上一级开关或母联开关断开； 3）汇报值长，根据命令进行处理。 4.3.2 母线和刀闸的异常运行和事故处理 4.3.2.1 运行中母线和刀闸过热的处理 a）用温度测试仪测试温度；

b）如刀闸接触不紧，低压刀闸可用绝缘杆轻轻敲打刀闸，使其接触良好；

c）适当降低负荷电流，如不允许降低负荷电流，可倒换运行方式；

d）无条件消除又不能停电时，应改变通风条件，加强监视，汇报值长。

4.3.2.2 刀闸不能拉、合的处理

a）户外刀闸因冰冻合不上、拉不开时，应设法消除冰冻； b）刀闸拉不开、合不上时严禁强拉强合，应仔细查找原因操作机构是否完好，回路中是否有接地刀闸，开关是否在分闸位置等，确实无法处理时，通知检修处理。 4.3.2.3 误拉误合刀闸的处理

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a）发生带负荷合刀闸或带地线合刀闸时，均不允许把已合上的刀闸再拉开；

b）发生带负荷拉刀闸时，应根据下列情况分别处理： 1）所操作的刀闸已拉开，放电电弧已熄灭，不允许把已拉开的刀闸再合上；

2）所操作的刀闸未拉开，放电电弧未切断时，应立即将刀闸再合上。

4.3.3 互感器的异常运行和事故处理

4.3.3.1 当互感器或其二次回路发生故障而使仪表指示异常时，尽可能不改变设备的运行方式和运行参数，根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并立即查明原因，迅速消除故障。 4.3.3.2 互感器高压侧有损伤的象征，内部有冒烟的现象，应立即用开关将故障的互感器切除。此时应进行必要的倒闸操作，一般情况下不准用拉开刀闸或者取下保险的办法，切除有故障的互感器。在有高压熔断器的电压互感器回路中，如确证高压保险已有两相熔断时，可利用刀闸断开故障互感器。 4.3.3.3 互感器停用时应注意

a）切换或退出互感器所接仪表及保护、自动装置，防止继电保护误动；

b）将二次回熔断器或开关短开，防止电压反送。 4.3.3.4 互感器发生下列条件之一时应紧急停用： a）电压互感器高压熔断器连续熔断2～3次；

104

b）互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火； c）高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时；

d）互感器本体或引线端子有严重过热时； 1）树脂浇注互感器，出现表面严重裂纹、放电； 2）电流互感器末屏开路，二次开路，电压互感器接地端子N（X）开路，二次短路不能消除时； 3）膨胀器永久性变形或漏油； 4）压力释放装置（防爆片）已冲破。

注若互感器着火，应立即切断电源，用CO2、或CCl4灭火器灭火。

4.3.3.5 电流互感器二次回路开路的现象及处理现象

a）仪表用LH开路，开路相电流指示为零，电度表转速明显下降，有功、无功表指示降低；

b）保护用LH开路，零序、负序及差动保护可能误动； c） LH开路处有放电的火花和响声；

d）开路LH本身有大的电磁振动并发出“嗡嗡”声。原因

a）接线端子松脱； b）接线端头熔断。处理

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a）立即对LH所带的负荷回路进行检查；

b）将开路LH所带的差动、零序、负序保护退出运行； c）如果是LH外部开路，应采取安全措施，先将LH二次回路侧接地短路（短接开路点时，不得使用熔丝），然后再将断线接好，取下接地短路线，使LH恢复正常运行； d）如果为LH内部开路，应停电进行处理；

e）在LH开路期间，禁止人员靠近故障点，并及时通知检修进行处理；

f）不准用低压电表或低压测电笔对开路LH进行测量，必要时应按高压设备带电测量的规定进行处理。 4.3.3.6 母线电压互感器断线的现象及处理现象

a）警铃响，“电压回路断线”光字发；

b）绝缘监察电压表三相电压不平衡，断线相电压为零，没断线相相电压为正常值； c）可能发“接地”光字。原因

a）一、二次保险熔断； b）接线端子松脱； c）接线端头熔断。处理

a）判明故障YH，严密监视电流表，维护设备的运行；

106

b）退出低电压保护及“BZT”装置；

c）检查YH一、二次保险是否熔断，更换已熔断保险； d）若更换保险再次熔断或YH二次回路断线是由短路造成，及时通知检修处理。

注发生不明原因的保护动作，除检查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电流、电压互感器退出运行，进行电流复合误差、电压误差试验和二次回路压降测量。

4.4 避雷器和电缆的异常运行和事故处理

4.4.1 发生下列情况之一时应立即停用避雷器： a）瓷套管爆炸或有明显的裂纹及严重放电； b）避雷器引线松动，有断落而造成接地的可能； c）避雷器接地线接触不良或松动、断裂； d）避雷器内部有放电声。

4.4.2 电缆发生下列情况，应做好记录并汇报值长及时联系处理：

a）电缆头漏油或过热；

b）电缆头引线、接头过热绝缘已烧焦或损坏； c）电缆头有轻微放电现象；

d）电缆外皮接地线脱落、断股、钢甲锈蚀、铅皮凸起、严重扭伤、折裂等现象。

e）电缆护层严重损坏、或电缆固定不牢靠等；

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f）电缆沟积水、积油过多，电缆浸泡在积水、积油里等现象；

g）电缆桥架积灰过多，支架松脱等。 4.4.3 发生下列情况之一时，应立即将电缆停电： a）电缆着火、爆炸； b）电缆击穿接地或短路；

c）邻近设备着火，有引起电缆着火的可能； d）电缆头严重放电或着火； e）电缆沟或电缆桥架着火。

5 厂用系统运行规程 5.1 6KV厂用系统允许运行方式

5.1.1 6KV厂用工作电源允许运行方式

5.1.1.1 #1～2高压厂用工作电源变压器（以下简称厂高变）均采用双圈变压器，每台机组有两段6KV厂用母线。

5.1.1.2 发电机并网接带有功负荷在50MW以上运行正常时，申请值长，将6KV厂用母线由备用电源切换为工作电源供电。 5.1.1.3 发电机正常停机时，当有功负荷减至50MW到80MW，请示值长，将6KV厂用母线由工作电源切换为备用电源供电。 5.1.2 6KV厂用备用电源允许运行方式

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5.1.2.1 #1～#2机组厂用6kv 母线共有一台备用变压器(#86备高变)。#86备高变做#1、#2机组的启动电源或联动备用电源。 5.1.2.2 当#86备高变正常时，接带6kv备用段母线，同时接带380v系统工作备用电源变压器10B。

5.1.2.3 当#86备高变检修或故障时，经值长同意后，合上6kv任何一段母线的备用电源开关，接带6kv备用段母线，作为其它6kv母线段的联动备用电源，同时接带380v系统工作备用电源变压器10B。

5.1.2.4 #86备高变保护动作后，不但跳6kv四段母线段的备用电源开关；同时跳开380v备用电源变压器10B的高压侧开关6110。

5.1.2.5 6KV厂用母线工作电源开关设有同期闭锁回路，其闭锁用TJJ同期继电器电压量取自母线电压互感器和分支进线电压互感器C相电压小母线上。

5.1.2.6 6KV厂用母线备用电源开关设有同期闭锁回路，其闭锁用TJJ同期继电器电压量取自母线电压互感器和C相电压小母线上。

5.1.2.7 6KV厂用母线设置6kv电源快切装置，其电压量分别取自母线电压互感器、分支进线电压互感器和6kv备用段电压互感器A、C相电压小母线上。

5.1.2.8 6KV母线工作、备用电源开关正常运行中的注意事项：

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a） 6KV母线由“工作”电源接带时，对应的“备用”开关二次插头不得取下，且“备用”开关不应在“储能”状态，否则，一旦“工作”开关跳闸后，将不能再次合闸；

b） 6KV母线由“备用”电源接带时，对应的“工作”开关二次插头不得取下，且“工作”开关不应在“储能”状态，否则，一旦“备用”开关跳闸后，将不能再次合闸；

c） 6KV母线由“工作”或“备用”电源接带，对应的“备用”或“工作”电源退备检修时，必须在去下对应开关二次插头前，汇报相关领导同意，联系检修，短接同期回路接点后，对应的“备用”或“工作”开关方可退备检修。 5.1.2.7 备高变有三种工作方式 a）启动电源

机组启停及运行中出现故障时，用备高变接带机组厂用电源，以保证机组的正常。 b）手动备用电源

机组正常运行，6KV厂用母线已由工作电源供电，快切装置因故退出运行，备用电源开关处于热备用状态。 c）联动备用电源

机组正常运行，6KV厂用母线已由工作电源供电，快切装置投入运行，备用电源开关处于热备用状态。 5.1.2.8 工作电源与备用电源切换操作规定

110

a）工作电源与备用电源必须在同一系统，防止非同期并列；

b）工作电源与备用电源电压差不大于10%Ue；

c）合上工作电源开关或备用电源开关后，检查对应分支电流表确有指示，方可允许断开备用电源开关或断开工作电源开关。

在正常运行方式下开关刀闸位置表运行母线段或设备 11M、12M 21M、22M #86 备高变 6kv备用段合闸位置的开关编号 11、12 21、22 86 6110 合闸位置的刀闸或开关编号 611PT、612PT 621PT、622PT 861、862 6861 6860PT、0112、0122、0212、0222 热备用开关编号 011、012 021、022 5.1.3 6KV厂用系统运行维护

5.1.3.1 6KV母线正常工作电压为6.3KV，允许变化范围为(―5%～＋10%）Ue，即5.7KV～6.6KV。

5.1.3.2 备高变向6KV厂用母线供电时，可用有载调压装置调整母线电压在规定范围内运行。

5.1.3.3 厂高变向6KV厂用母线供电时，可调整发电机端电压来维持母线电压在规定值范围内运行。

5.1.3.4 #86备高变电压调整档位调整，应申请值长同意。

111

5.1.3.5 6KV厂用系统单相接地运行时间不得超过两小时。 5.1.3.6 厂用6KV系统检查项目：

a）工作电源(厂高变)备用电源(备高变)，按变压器检查维护项目进行检查和维护；

b）各表计指示正确，电度表运转正常；

c）高、低压侧开关及快切装置符合现场实际运行方式，保护压板按规定投入；

d）按配电装置的检查项目进行配电装置的检查。 5.1.4 6KV厂用系统事故处理

5.1.4.1 6KV厂用工作电源开关跳闸，备用电源自投的事故处理现象

a）警铃响，喇叭叫，“保护插件监视”光字发，有相应保护动作信号发讯；

b）工作开关绿灯亮，备用开关红灯亮；

c） 6KV厂用母线电压表瞬间返零后又升至正常值； d）工作开关电流表指示为零，备用开关电流表有指示。原因

a）发-变组保护动作； b）厂高变保护动作；

c）人员误操作、误碰，保护误动。处理

112

a）查6KV厂用母线电压表指示正常，备用电源开关确已接带负荷；

b）解除音响，根据现象判断、分析原因；

c）若属发变组保护动作引起，按发电机事故进行处理； d）若属厂高变保护动作引起跳闸，详细检查保护屏前动作信号，分析保护动作原因及事故性质，迅速查找事故点，隔离故障系统，联系检修处理；

e）若属保护误动，人员误操作或误碰引起，确证后恢复厂用电的正常运行方式。

5.1.4.2 6KV厂用电源中断的事故处理现象

a）护动作光字警铃响，喇叭叫，“保护插件监视”、“备用分支过流”光字发，控制屏有相应的保发；

b）工作电源开关绿灯闪光，备用电源开关绿灯发平光； c） 6KV厂用母线电压表指示为零，备用电源电压表指示为零或正常；

d）工作电源、备用电源开关电流表指示均为零； e）厂用失压母线所接转机停转； f）发-变组主开关可能跳闸。原因

a） 6KV厂用母线短路；

b） 6KV厂用负荷故障，负荷开关拒跳；

113

c）发-变组保护动作； d）操作、合闸回路故障。处理

a）若6KV厂用母线电压表指示为零，查工作电源开关绿灯闪光，备用电源开关未自投时，立即强合备用电源开关向失压母线充电；如备用开关合闸后跳闸，则禁止抢合备用电源开关； b）检查保安段电压表指示是否正常。若保安电源失电，尽快恢复保安电源；

c）迅速恢复380V厂用电源；

d）若属备用开关本身故障拒合而引起，迅速处理，恢复6KV厂用电源；

e）若是由于负荷故障开关拒跳而引起越级跳闸，则隔离故障点，恢复6KV厂用电源；

f）若母线永久性故障而无法恢复时，隔离故障，做好安全措施，联系检修处理；

g）若本单元6KV备用电源消失，将本单元备高变隔离后，用未失电任何一段6kv母线接带6KV备用段母线电源，尽快恢复厂用电源；

h）若故障引起发电机主开关跳闸，按发电机自动跳闸进行处理；

i）故障消失后，尽可能恢复厂用电的正常运行方式.。 5.1.4.3 6KV母线接地故障处理

114

现象

a）警铃响，“本段接地”光字发；

b）母线绝缘监察表一相电压指示降低或等于零，其余两相电压升高或升至线电压；

c）该段母线PT柜接地信号继电器动作，某一负荷接地信号继电器也可能动作。原因

a） 6KV电机一次回路单相接地； b）低压变压器6KV侧接地； c）厂高变低压侧接地； d）母线YH6KV侧接地； e）母线本身接地。处理

a）汇报值长，查明接地母线及其接地性质，询问有无6KV电动机启动，并告知相关岗位值班人员不得靠近该段母线所接的6KV电动机。若有启动电机则立即停运，检查接地是否消失； b）穿绝缘靴，戴绝缘手套到6KV配电室检查，若某一负荷发“接地”信号掉牌，联系值长将其停运，注意不能赤手触摸运行设备外壳；

c）若检查不出接地故障点，将6KV母线倒为备用电源接带，判断厂高变6KV侧是否接地；

115

d）切换该段母线所接的厂用低压变压器，查接地是否消失；

e）如果检查仍然无效，可汇报值长，用瞬间停电法查找接地点；

原则是先停不重要的负荷，后停重要负荷；

f）若未消失，检查母线YH是否接地。母线YH退出运行前，用专用接地开关在接地相装设人工接地点，再拉开YH一次刀闸，防止拉切接地电流，引起弧光短路；

g）若仍检查不出接地故障点，则详细检查母线有无明显接地点和异常现象，汇报值长，申请母线停电处理。

5.2 厂用380V系统

5.2.1 厂用380V系统接线方式

5.2.1.1 采用变压器中性点直接接地的三相四线制接线方式，其接线组别为Dyn11，供给动力电源和照明电源。此种接线方式有11B、12B、31B、32B、41B、61B、10B。

5.2.1.2 水源地变压器采用升压变压器，将6kv电压升至10kv电压供电，其10kv电源侧采用中性点直接接地的接线方式，供电给10/0.4千伏的配电变压器，作为深井泵电机的动力电源和220伏照明电源。此种接线方式有71B、72B； 5.2.2 厂用380V系统允许运行方式

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5.2.2.1 厂用380V工作段、化燃段、输煤段、除尘段母线正常运行时，由工作电源供电，备用电源处于联动备用状态。 5.2.2.2 备用电源处于联动备用状态的条件为 a）备用电源开关处于热备用状态；

b） “BZT”装置屏上的内部设置按规定投入； c）各母线“BZT”装置“BK”开关投入正常； d） “BZT”装置运行良好，“就续”指示灯亮。 5.2.2.3 厂用380V化燃、输煤段母线特殊运行方式

a）前半段停电，将分段刀闸断开，用备用电源向后半段母线供电；

b）后半段停电，将分段刀闸断开，用工作电源向前半段母线供电；

c）工作变压器过负荷，或上层油温超过85℃时，允许将备用变压器与工作变压器并联运行。

5.2.2.4 母线运行中的温度不允许超过70℃。

5.2.2.5 当某段母线“BZT”装置故障时，断开“BK”开关，将联动备用电源转为手动备用电源。当“BZT”装置处理好后，将该段备用电源由手动备用转入联动备用。

5.2.2.6 正常运行中，380V母线额定电压为380V，允许变化范围为额定值的－5%～+10%，即361V～418V。

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5.2.2.7 380V母线电压变化范围超过361V～418V时，调整发电机无功，使其在规定范围内运行。若无法调整无功，联系停电调整厂用变压器抽头档位。

5.2.2.8 备用电源自投装置“BZT”无故不得退出运行。 5.2.2.9 除尘段、化燃段的备用电源为手动备用方式。 5.2.2.10 380V厂用系统运行检查项目： a）集控室

1）工作段、化燃段、输煤段工作电源开关红灯亮，电流表、电压表指示正常，无异常光字发；

2）工作段、化燃段、输煤段备用电源开关绿灯亮，“BZT”装置“BK”开关在投入位置，备用电源母线电压正常； 3）低压备用变在联动备用状态，6KV侧开关红灯亮； 4） 380V运行方式正常，备用电源自投装置“BZT”投入运行灯亮。

b） 380V配电室

1）各工作电源开关、刀闸符合运行方式要求； 2）各备用电源开关、刀闸符合运行方式要求； 3）各段母线YH绝缘监察三相电压表指示正常；

4）各开关、刀闸、母线及电缆无过热现象，电缆无渗油现象；

5）各负荷刀闸、开关符合运行方式要求； 6）各母线运行正常，无异常现象；

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7）保护压板投入正确，接触良好；

8）按规定检查各干式变压器及厂用低压变压器。 5.2.3 厂用380V系统事故处理

5.2.3.1 380V厂用工作电源开关跳闸，备用开关自投成功的事故处理原因

a）变压器故障引起； b） 380V厂用母线瞬间故障； c）保护误动，人员误操作或误碰。现象

a）警铃响，喇叭叫，“分支过流”或变压器保护动作光字发，变压器保护屏前有相应保护动作掉牌信号； b）工作电源开关绿灯亮，备用电源开关红灯亮； c） 380V厂用母线电压表指示正常，跳闸开关电流表指示为零，备用开关电流表有指示。处理

a）检查380V厂用母线电压表指示正常；

b）若工作段瞬间失电，首先检查保安电源是否正常，若失电优先恢复保安电源；

c）根据保护动作情况，详细检查跳闸变压器，确定故障性质、范围；

d）及时切换该母线所接带的专用屏电源；

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e）若属6KV厂用系统引起，待6KV厂用电恢复正常后，恢复380V厂用系统的正常运行方式。若属保护正确动作，隔离故障，做好安全措施，联系检修处理。若属保护误动或人员误操作、误碰引起，汇报值长，退出误动保护或处理正常后，恢复厂用正常运行方式。

5.2.3.2 380V厂用电源中断(母线失压)的事故处理原因

a）低压变故障引起； b） 380V厂用母线短路； c） 6KV厂用电源消失；

d）保护误动或人员误碰、误操作； e）操作、合闸电源故障。现象

a）警铃响、喇叭叫，“分支过流”、“备用分支过流”光字发，出现相应保护动作信号和掉牌信号； b）故障母线工作电源开关、备用开关绿灯亮； c）故障母线电压表指示为零；

d）跳闸开关、备用电源开关电流指示为零； e）失压母线所带转机停转；处理

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a）若380V厂用母线电压指示为零，查工作电源开关绿灯闪光，备用电源未自投时，立即抢合备用电源开关一次，向失压母线充电；如备用开关合闸后跳闸，则禁止抢合备用电源开关； b）检查保安段电压表指示是否正常，若保安段已失电，应尽快恢复保安电源；

c）解除音响，根据现象，分析故障原因；

d）若属备用开关故障拒合，应迅速处理，尽快恢复； e）若380V厂用母线故障是由于负荷故障而引起越级跳闸，立即隔离故障点，迅速恢复380V厂用电源。若母线故障无法恢复时，做好安全措施，联系检修处理；

f）若确证母线失电是由于保护误动或人员误碰、误操作引起，尽快恢复厂用电源；

g）若母线失电是6KV厂用电中断而引起，待6KV厂用电恢复正常后，恢复380V失电母线；

h）若380V厂用电中断而影响主机正常运行，做好事故预想；

i）故障消除后，尽可能恢复厂用电的正常运行方式。

6 配电盘运行规定 6.1 车间配电盘的运行维护

6.1.1 车间配电盘的运行检查

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6.1.1.1 车间配电盘周围环境应清洁、无腐蚀气体，无水、湿气侵蚀。

6.1.1.2 车间配电盘电压运行范围在361V～418V之间。 6.1.1.3 车间配电盘各支路名称标志应清洁，电缆沟应有防火封堵，配电盘门应能关好。 6.1.2 车间配电盘的运行操作

6.1.2.1 装上或取下保险的停、送电操作应使用专用工具，严禁用脚蹬，或使用其它工具挑撬保险进行操作。

6.1.2.2 车间配电盘的停、送电操作，依据停、送电联系单，以值长或主值口头命令执行，非当值电气运行人员，无权在车间配电盘上进行停、送电操作。

6.1.2.3 运行人员有权制止私自在车间配电盘上乱操作、乱接电源的违章行为。不听劝告或引起不良后果者，立即汇报值长，追究其责任。

6.1.2.4 车间配电盘总保险容量计算公式

IR=0.4(6Iemax+I1+I2+…+In)

=0.4(6Iemax+In)(A)

式中：IR—总保险容量 0.4—配置系数 6—倍率系数

Iemax—该专用屏最大电动机额定电流 I 1+I 2+ …+In=In—各分支回路电流之和

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I 1、I 2 …In—各分支回路额定电流值

6.1.2.5 车间配电盘各分支电动机保险容量，按《集控保险清册》的规定执行，其计算公式为 a）电动机动力保险一般整定原则当回路中只有一台电动机时

Ir=1.5～2.5Ie.D

式中：Ir—熔断器的选择容量； Ie.D—电动机的额定容量；

当电动机容量小，轻载或有降压启动时，倍数可选小一些；重载或直接启动时，倍数可选择大一些。 b）当同一电路中有几台电动机时

总熔体额定电流（安）=（1.5～2.5）×容量最大一台电动机额定电流（安）+其余电动机额定电流之和（安） 6.1.2.6 熔断器在使用中的注意事项

a）应正确选择熔体，保证其工作的选择性；

b）熔断器内所装熔体的额定电流，只能小于或等于熔断器的额定电流；

c）熔体熔断后应更换相同尺寸和材料的熔体，不能随意增大或减小，更不能用不易熔断的其它金属丝去更换，以免造成事故；

d）安装熔体时不宜碰伤熔体本身，否则，可能在正常工作电流通过时熔断，造成不必要的停电；

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e）熔断器的两端应接触良好；

f）更换熔体时，要切断电源或负荷，不能在带负荷的情况下拔出熔断器，更换时，工作人员应戴绝缘手套，穿绝缘鞋。 6.1.3 车间配电盘的事故处理

6.1.3.1 分支回路保险熔断的故障处理现象

a）电动机跳闸、热偶继电器动作； b）电源保险熔断；

c）若没有跳闸，则两相运行，声音异常，保险发热。原因

a）分支回路绝缘老化，短路引起； b）电动机内部故障引起。处理

a）停电摇测该分支回路绝缘，确认设备无异常，经值长或主值同意后，方可送电； b）更换已熔断保险。

6.1.3.2 车间配电盘失压事故处理。

现象：车间配电盘电压表指示为零，该盘所接电动机停转。原因

a）车间配电盘短路故障；

b）保险与分支回路保险不匹配，总保险熔断； c）车间配电盘电源母线段失电。

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处理

a）断开失压盘电源刀闸，进行如下检查：

1）检查各配电盘有无短路、保险管爆炸等痕迹，及时消除或隔离故障点，尽快恢复供电；

2）测量绝缘电阻值，当测量绝缘电阻为零时，采用拉路法，确定故障支路；

3）测得某支路绝缘不合格时，隔离故障支路，再次测回路绝缘正常后充电。

b）若上述检查未见异常现象，应检查总保险电流值是否过小，按《集控保险清册》要求更换容量适合的保险，并测绝缘合格后方能恢复送电；

c）若属配电盘电源所在母线段故障，造成配电盘失压，则应

1）断开失压盘电源刀闸； 2）合上解列点刀闸。

7 继电保护与自动装置运行规程

7.1 继电保护概况

7.1.1 发变组保护装置型式简介

7.1.1.1 #1、#2发电机－变压器组采用许继电气股份有限公司生产的WFB-800系列微机型发电机变压器组成套保护装置，采用双重化配置。由A、B、组成，其中A、B柜是完全相同的两柜，集

125

成了全部电气量保护，C柜为非电量保护柜，包括主变瓦斯保护、厂高变瓦斯保护、主变通风保护及主变、厂高变压力保护。 7.1.1.2 保护柜分工如下：

A、B柜：完全相同的保护柜，集成全部电气量保护。 C柜：集成全部非电量保护。

在发变组保护C柜，设有FCZN—1型分相操作箱。 7.1.1.3 备高变保护装置

a） #86备高变均采用许继电气股份有限公司生产的WFB-800系列微机型发电机变压器组成套保护装置；

b） #86备高变保护保护屏上由设一块ZSZ-811型三相操作箱；

7.1.2 自动装置型式简介

7.1.2.1 发变组装设有SID-2CM型发电机线路复用微机准同期装置。

7.1.2.2 6KV厂用各段母线采用国电南京自动化股份有限公司生产的WBKQ-01B型微机备用电源快速切换装置。

7.1.2.3 380V厂用工作各母线段均设有备用电源自动投入装置(“BZT”装置)。

7.2 继电保护与自动装置的运行维护

7.2.1 继电保护与自动装置运行中的有关规定

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7.2.1.1 继电保护与自动装置的有关规定，除系统运行方式要求和检验工作的需要，允许退出的继电保护及自动装置外，凡带有电压的的电气设备均不允许无保护运行。

7.2.1.2 由各级调度管辖的保护和厂用系统保护投入或停用，均应按照总工和值长命令执行。

7.2.1.3 保护运行中的检查维护、投退工作由运行人员进行。保护的消缺、检修、调试、定值整定等工作，均由继电保护人员进行。

7.2.1.4 保护及二次回路检查、试验等工作，应随主设备停电后进行。运行中保护的消缺和调试，均应在值长同意的情况下办理工作票后进行，无票者不准在保护及二次回路上工作(事故处理、紧急消缺除外)。

7.2.1.5 下列情况之一者，可以对不停电设备的保护进行检修与调试：

a）线路开关由旁路开关代替，线路保护可以退出； b）有两种及以上保护，只停其中之一，且申请值长同意； c）可用临时保护代替原保护者； d）事故后，对动作保护测量与试验。

7.2.1.6 发生下列情况之一者，可将保护退出运行后，通知保护人员处理：

a）继电器已烧坏、损坏或振动大、接点抖动严重者； b）晶体管保护逆变电源消失，经再次起动仍无效者；

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c）保护不良有误动危险或已发生误动作者；

d）电压、电流互感器故障影响到保护回路正常运行者。 7.2.1.7 在保护运行的情况下，非保护人员和运行人员，严禁进行下列工作：

a）打开保护插件装置封闭口，拨动试验按键，整定插销、电位器等设备或拨动保护插件，进行保护异常故障的查找处理； b）用手拍打继电器或打开继电器外壳、拨动接点、旋拧整定把柄等方法，进行保护异常故障的处理；

c）装设、拆除保护端子排接线或引线外部跨接端子等工作；

d）装、拆电流切换端子的连接片工作（按操作票进行保护方式切换操作除外）。

7.2.1.8 保护的投退及运行方式的改变，应用保护投退压板或切换压板、切换开关进行，若用其它方法才能进行上述操作时，均由保护班人员执行。

7.2.1.9 接有交流电压的保护，在进行倒闸操作的过程中，应防止保护失去交流电压。若在交流电压回路上进行工作，必须采取防止保护误动的措施。

7.2.1.10 一次设备充电试验，应退出自动重合闸装置，有充电保护的应投入。

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7.2.1.11 检修人员在保护检修、调试完毕后，应向运行书面交待保护整定动作的一次电流、电压值及动作时限值，便于运行中的监督维护。

7.2.2 继电保护与自动装置运行中的检查维护 7.2.2.1 继电保护和自动装置投运前的检查项目： a）电磁型继电保护检查项目：

1）继电器外壳、铅封、玻璃完好，线圈、接点无损坏变形；

2）各端子接线连接牢固；

3）布线整齐，电缆有联络标签、备用芯可靠绝缘，并固定牢固；

4）各压板完好，标志明确；

5）新投和改进后的装置投运时，其继电器、压板及盘前、盘后的标志应明确；

6）继电器无动作掉牌现象；

7）检修人员有保护可投运的检修交待。 b）晶体管继电保护检查项目：

1）保护插件完好，插件均插到位，封闭门玻璃完好，门锁完好；

2）插件箱背部各端子线整洁，联接牢固，无脱锡及明显松动；

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3）端子排布线整齐，电缆有联络标签，备用芯可靠绝缘，并固定牢靠；

4）各压板完好，标志明确；

5）新投或改进后的装置投运时，其保护插件、压板及盘前盘后的标志应明确；

6）逆变稳压电源指示灯亮，工作正常，无保护动作指示灯亮；

7）检修人员有保护可投运的检修交待。

7.2.2.2 继电保护及自动装置在正常运行中，应按下列项目进行检查：

a）保护装置的运行指示灯（绿灯）有规律闪动（闪动频率约为5Hz）；

b）管理机液晶显示内容正确，无任何告警灯信息； c）电源插件上+5V,±15V及+24V指示灯指示正常； d）各保护硬压板投、退位置正确；

e）运行中不允许修改定植，按规定在修该定值时要先断开跳闸压板，输入固化定值并核对正确后，再投入跳闸压板； f）保护全停时，应先断开跳闸压板，再停直流电源，不允许用停直流的方法代替。

g）各端子排接线牢固，无开路或放电现象； h）装置无异音及强烈振动现象；

7.2.2.3 继电保护及自动装置在运行中注意事项

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a）严禁在运行中的继电保护及自动装置上进行检修工作。值班人员发现此种现象应及时制止，但经过值班人员许可后，用携带型仪表进行的测量工作除外；

b）禁止非继电保护人员在保护装置所使用的电压互感器、电流互感器二次回路上工作；

c）继电保护及自动装置动作后应对光字牌、指示灯信号及保护掉牌，做好详细记录，由两人进行检查核对无误后，再复归信号，并向值长或主值汇报动作情况和复归信号情况； d）对于带有交流电压回路的保护装置，如低电压保护、低压闭锁电流保护、方向闭锁过流保护、自动调节励磁装置等运行中不允许失去交流电源电压，当电压互感器停电或电压回路有故障时，应对此类保护采取相应的防误动措施；

e）保护装置的检修或消除异常时，值班人员应根据检修人员的要求，做好必要的措施，并介绍清楚一次设备运行情况； f）运行中保护装置电流回路的测量与试验和进行运行方式切换操作，应在试验端子上进行，并做好防止CT二次回路开路的措施；

g）运行及备用中继电保护及自动装置的各种图纸，必须与实际接线相符，任何接线改变后，检修必须有明确的书面交代同时移交相关图纸。

7.2.2.4 继电保护与自动装置工作完毕后，值班人员应根下列情况验收：

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a）检查试验中联接的所有临时线全部拆除； b）检查试验中拆动的接线全部恢复正确； c）盘上的标志是否齐全，工作现场已清理完毕； d）检修相关压板恢复在正常运行位置；

e）询问保护接线、定值是否有变更，如有则检修必须有明确的书面交代同时移交相关图纸。

7.2.2.5 继电保护及自动装置的投退和保护压板的投、退操作 a）保护压板投、退操作，应填写操作票；

b）电气设备停电操作中，若停电设备的保护不进行调试检修，且不影响运行设备的正常运行时，其保护压板可以不退出，但该设备投运时，一定要对其保护压板进行详细检查，防止误投或漏投保护压板；

c）单纯的继电保护及自动装置进行检修调试时，按《继电保护及自动装置运行规程》中有关投、退操作规定进行； d）在继电保护及自动装置进行检修调试中，需要投入的保护压板应根据检修人员的要求进行投入操作，但要询问清楚是否影响运行中设备的正常运行，防止造成保护误动作；

e）单纯继电保护及自动装置投入或退出运行，其压板的操作，应按值长命令，根据《电气运行规程》中的有关规定执行。

7.3 继电保护装置构成

7.3.1 发电机－变压器组继电保护装置

132

7.3.1.1 发变组保护发变组差动保护

该保护为发电机、主变、厂高变系统对称和非对称短路故障的主保护。该保护动作瞬时起动全停Ⅱ，保护出口跳闸。 7.3.1.2 发电机保护 a）发电机差动保护

该保护为发电机的主保护。在这个范围内发生对称和非对称短路故障时，该保护动作瞬时起动全停I，保护出口跳闸。 b）定子匝间短路保护

该保护为发电机定子绕组匝间短路时的主保护，是利用定子绕组匝间短路时，三相电势不对称，使发电机中性点电压的对称性被破坏，将出现零序电压的性质设置的。该保护的构成原理是，把发电机中性点YH及其出口3YH电压互感器的中性点相连接，当定子绕组发生匝间短路时，三相电势不对称，就有零序电压从3YH二次开口三角输出，使保护动作瞬时起动全停II，保护出口跳闸。

c）定子接地保护

该保护是为了保护发电机定子绕组及15.75 KV系统单相接地故障而设置的。它是利用发电机机端零序电压和比较机端与中性点的三次谐波电压构成的一种接地保护，用机端零序电压反应机端部分绕组的接地故障，共同构成100﹪的接地保护。该保护可

133

动作于“信号”或“跳闸”。动作于“跳闸”时，瞬时起动解列灭磁，保护出口跳闸。

d）定子对称过负荷过流速断保护

该保护实现从发电机内部到封闭母线及主变、厂高变15.75KV侧绕组三相对称短路故障的快速切除，以及防止定子绕组发生不允许的对称过负荷而设置的。当保护范围内发生三相对称短路故障时，“速断”保护动作瞬时启动全停II，保护出口跳闸；当发生过电流时，将以t时限延时动作于解列灭磁；发生三相对称过负荷时动作于信号。该保护测量组件接于发电机中性点3LH电流互感器。

e）负序过负荷、过流速断保护

该保护可实现从发电机定子绕组到主变、厂高变15.75KV侧绕组之间的不对称短路故障的快速切除，以及防止定子绕组不允许的不对称过负荷而设置的。当保护范围内发生不对称短路故障时，负序速断动作瞬时启动全停Ⅱ，保护出口跳闸；当定子绕组不对称过负荷时，将以t1时限延时动作发信号；当发生负序过流时，将以t2时限延时起动解列灭磁。该保护测量组件接于3LH(t1＜t2)。

f）失磁保护

该保护为防止运行中发电机因失去励磁或欠励磁，破坏系统的稳定性而设置的。当发电机转子失去励磁以后，发电机将由原来的向系统输送无功功率转为从系统吸收无功功率。失磁保护动

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作后，将t1时限延时动作于减出力，此时若发电机主开关在合闸状态，失磁自动合2K联锁开关“LK”在“投入”位置，若再经t2时限，系统电压低于其额定值的80%仍不能恢复励磁时，则该保护动作起动解列灭磁。系统电压正常时，保护保护以t3时限出口起动解列灭磁，保护出口跳闸。 g）发电机过电压保护

该保护为避免由于定子过电压损坏发电机定子绕组而设置的。当发电机定子电压超过规定的允许值时，该保护将以t时限延时动作起动解列灭磁，保护出口跳闸。该保护测量组件接于发电机1YH电压互感器。

h）转子过负荷、过流速断保护

该保护是为了快速切除励磁回路的短路故障、过负荷、过流而设置的。当转子回路发生短路故障时，速断保护动作瞬时起动全停Ⅱ，保护出口跳闸。当转子发生过负荷时，将以t1时限延时动作于信号。当转子发生过流时，将以t2时限延时动作起动解列灭磁保护出口跳闸。 i）转子接地保护

该保护是为了及时发现并切除转子回路发生接地故障而设置的。该保护分为转子一点接地和转子两点接地两部分。转子一点接地保护可投“信号”位，也可投“跳闸”位。当转子发生一点接地时，若保护投“信号”，则保护动作后发转子

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一点接地信号，若投“跳闸”，则其动作后起动解列灭磁。转子一点接地保护正常运行时，一般投“信号”位。

当转子一点接地信号发出后，运行人员通知保护班，调节平衡电桥，使之电桥处于平衡状态后，投入转子两点接地保护。若转子回路再发生接地时，就形成转子回路两点接地，此时电桥平衡被破坏，转子两点接地保护动作起动全停Ⅰ，保护出口跳闸。 j）断水保护

该保护是为了防止发电机在运行中因冷却水中断而烧坏定子绕组而设置的。该保护属于热工保护，当冷却水流量小于规定值、压力低于规定值两个条件同时满足时，该保护起动，电气保护出口瞬时发出断水信号，冷却水中断30秒，则启动解列灭磁，保护出口跳闸。 k）逆功率

当发电机与系统并列运行时，汽轮机主汽门突然关闭，停止向汽轮机供汽，这时发电机转子失去主动力矩，它从系统吸收有功功率，输送无功功率，变为同步电动机带动汽轮机旋转。此时，汽轮机尾部叶片将因鼓风磨擦而过热，导致尾部叶片损坏，危害极大。在此种情况下，逆功率保护动作，将以t1时限延时发信号，将以t2时限延时起动解列灭磁，保护出口跳闸。 8.3.1.3 主变压器保护 a）主变差动保护

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该保护为主变压器的主保护，在此范围内发生对称和非对称短路故障时，该保护瞬时启动全停Ⅱ，保护出口跳闸。 b）主变瓦斯保护

该保护为主变内部故障的主保护。分为轻瓦斯和重瓦斯两种保护。当变压器内部发生故障出现气体时，轻瓦斯动作发信号。当发生严重内部故障时，变压器油流速增大到整定值，若重瓦斯保护投“信号”位，则发出信号；若投“跳闸”位，则起动全停Ⅰ，保护出口跳闸。 c）阻抗保护

该保护是为了保护主变高压侧及相邻组件的短路故障尽快切除而设置的。它设有电压断线闭锁回路。当主变高压侧或相邻组件发生短路故障时，该保护动作，将以t1时限延时起动母线解列，保护出口跳闸。同时将以t2时限延时起动解列灭磁。该保护可作为系统后备保护。 d）主变零序保护

该保护是主变高压侧绕组、引出线及110KV系统接地短路故障的后备保护。当主变中性点刀闸断开，不接地运行时，发生单相接地短路故障保护动作，将以t1时限延时起动母线解列保护出口跳闸。主变中性点接地刀闸合闸运行时，发生接地短路故障，保护动作，先起动母线解列保护出口跳闸，后经t2时限延时起动解列灭磁保护出口跳闸。可做为系统后备保护。 e）过励磁保护

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该保护主要反应主变在过电压运行时，因磁通密度饱和所引起主变异常运行而设置的快速后备保护。当发生主变过电压或磁通密度饱和及U/f大于整定值时，该保护动作，将以t1时限延时发出信号，将以t2时限延时起动解列灭磁，保护出口跳闸。 f）主变冷却器故障保护

该保护是为了防止冷却装置停运，主变温度异常升高，烧坏主变而设置的。当冷却装置故障停运后，该保护瞬时起动于机组减出力；冷却器全停经20分钟后，起动解列灭磁，保护出口跳闸。当冷却器全停，且主变温度超过75℃时，经10分钟后，起动解列灭磁，保护出口跳闸。 7.4.1.4 发变组主开关保护

a） #1、#2发电机组主开关在110KV系统，没设专门的开关保护，由发电机非全相(三相位置不一致)保护和220KV系统的失灵保护组成。

b）该保护是为了防止发变组主开关三相不能同时合闸或跳闸，产生负序电流烧伤发电机转子铁芯和破坏转子绕组绝缘而设置的。当发电机在并列或解列过程中发生非全相运行，#1、#2机组该保护动作解列，若开关拒动，则通过起动失灵，使110KV系统的失灵保护动作瞬时跳失灵开关，短延时跳母联开关，最后将发电机所在母线开关与系统解列，达到切除发电机非全相运行的目的。

7.3.1.5 厂高变保护

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a）厂高变差动保护

该保护为厂高变的主保护。在这个范围内发生不对称和对称短路故障时，该保护动作瞬时起动全停I，保护出口跳闸。 b）厂高变瓦斯保护

该保护为厂高变内部故障的主保护。分为轻瓦斯和重瓦斯两种保护。当发生轻微的故障时，轻瓦斯动作发出信号；当发生严重内部故障时，重瓦斯动作，投信号位置时发信号，投跳闸位置时起动全停II，保护出口跳闸。 c）厂高变过流保护

该保护是为了在厂高变高压侧过流时，切除故障而设置的。它可做为6KV母线的后备保护。保护动作起动于解列灭磁，保护出口跳闸。该保护测量组件接于厂高变高压侧2LH。 d）厂高变6KV侧A、B分支过流保护

该保护是为了防止6KV母线发生短路故障能迅速切除而设置的。当6KV母线发生短路故障时，分支过流保护动作跳开6KV母线工作电源开关。

7.3.1.6 保护出口跳闸动作结果说明

a）全停I、全停II跳主开关、MK开关，跳开6KV母线A、B分支开关，关闭主汽门。

b）解列灭磁跳主开关、MK开关，跳开6KV母线A、B分支开关，机炉降负荷(关调速汽门)。 c）解列跳主开关；

139

d）母线解列跳母联开关；

e）减出力关小调速汽门，机炉减出力； f）信号发出音响和光字。 7.3.1.7 备高变保护装置 #86备高变共设置保护分别是： a）差动保护为备高变的主保护。

1） #86备高变差动保护范围#86备高变高压侧1LH至6KV侧0112、0122、0212、0222刀闸27LH、37LH、27LH、37LH及6110开关电源侧。

在备高变各自保护范围内发生对称和非对称故障时，该保护动作，跳开备高变高压侧开关和本单元6KV备用分支开关及6110开关。

b）瓦斯保护

该保护为备高变内部故障的主保护。分为轻瓦斯和重瓦斯两种保护。当其内部发生轻微故障时，轻瓦斯动作发出信号；当发生严重内部故障时，重瓦斯动作，投信号位置时发信号；投跳闸位置时，起动保护跳闸出口，跳开高压侧开关和本单元6KV母线备用分支开关及6110开关。 c）调压瓦斯保护

该保护为有载调压开关故障的主保护。保护动作结果与瓦斯保护相同。

d）零序过流保护

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该保护是备高变高压侧的接地保护备高变高压侧均接在中性点直接接地的大接地电流电网。当电网发生单相接地故障时，通过中性接地点就构成了单相接地短路故障，故而备高变设有零序过流保护。在正常运行和相间故障时，电网中没有零序电流，而当电网发生接地故障时，就有了零序电流，此时该保护动作，起动保护出口，跳闸跳开各自的高压侧开关和备用分支开关，该保护测量组件接于备高变中性点侧1LLH。 e）复合电压闭锁过流保护

该保护作为备高变的后备保护。在备高变外部发生不对称短路故障时，防止备高变过电流的保护。该保护电压闭锁组件接于6KV备用段母线电压互感器6860PT上，测量电流组件接于备高变高压侧2LH电流互感器回路里。

当电网发生不对称短路故障时，该保护动作起动保护出口跳闸，保护跳开高压侧开关和备用分支开关及6110开关。 f）备用A、B分支过流保护

该保护是为了防止在备用分支向6KV母线供电时，母线发生短路故障迅速切除而设置的。当备用分支工作，6KV母线发生短路故障，造成备用分支过流，其保护动作出口跳闸，跳开6KV母线备用电源开关。

g）备高变通风故障保护

141

该保护是为了监视备高变冷却装置运行情况而设置的。当备高变冷却装置全停时，保护跳开高压侧开关和备用分支开关及6110开关。

7.3.1.8 有关保护动作跳闸开关及压板编号

a）备高变保护压板编号及动作跳闸开关一览表(见表1)

#86备高变保护D柜（WBH—811型）保护投退情况

表2

压序板变压器压板名称号编运行号 1 LP1 启备变差动 √ 2 LP2 高压侧复压过流 √ 3 LP3 零序过流 √ 4 LP4 失灵启动 √ 5 LP5 通风启动 √ 6 LP6 1A 分支过流 √ 7 LP7 2A 分支过流 √ 8 LP8 1B 分支过流 √ 9 LP9 2B 分支过流 √ 10 LP10 有载调压 √ 11 LP11 备用 ³ 12 LP12 间隙零序 √ 13 LP13 备用 ³ 14 LP14 备用 ³ 15 LP15 备用 ³ 16 LP16 跳高压侧断路器 √ 17 LP17 跳低压侧 1A分支断√ 路器 142

变压器停运备注

压序板变压器变压器压板名称号编运行停运号 18 LP18 跳低压侧 1B分支断√ 路器 19 LP19 跳低压侧 2A分支断√ 路器 20 LP20 跳低压侧 2B分支断√ 路器 21 LP21 跳备用变分支断路 √ 器 22 LP22 启动通风 √ 23 LP23 闭锁有载调压 √ 24 LP24 解除复压闭锁 √ 25 LP25 启动失灵 √ 26 LP26 跳高压侧母联 √ 27 LP27 备用 ³ 28 LP28 备用 ³ 29 LP29 备用 ³ 30 LP30 备用 ³ 31 LP31 备用 ³ 32 LP32 备用 ³ 33 LP33 备用 ³ 34 LP34 备用 ³ 35 LP35 备用 ³ 36 LP36 备用 ³ 备注: “√”表示投入；“³”表示退出备注 #86备高变保护E柜（WBH—802型）保护投退情况

表2

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压序板变压器压板名称号编运行号 1 LP1 重瓦斯 √ 2 LP2 调压重瓦斯 √ 3 LP3 压力释放 √ 4 LP4 调压压力释放 √ 5 LP5 冷却器故障 √ 6 LP6 绕组温度过高 √ 7 LP7 备用保护 ³ 8 LP8 油位高 ³ 9 LP9 备用 ³ 10 LP10 备用 ³ 11 LP11 备用 ³ 12 LP12 备用 ³ 13 LP13 跳高压侧断路器 √ 14 LP14 跳低压侧 1A分支断√ 路器 15 LP15 跳低压侧 1B分支断√ 路器 16 LP16 跳低压侧 2A分支断√ 路器 17 LP17 跳低压侧 2B分支断√ 路器 18 LP18 跳备用变分支断路 √ 器 19 LP19 事故信号总出口 √ 20 LP20 备用 ³ 21 LP21 备用 ³ 22 LP22 备用 ³ 23 LP23 备用 ³ 144

变压器停运备注

压序板变压器变压器压板名称号编运行停运号 24 LP24 备用 ³ 25 LP25 备用 ³ 26 LP26 备用 ³ 27 LP27 备用 ³ 28 LP28 备用 ³ 29 LP29 备用 ³ 30 LP30 备用 ³ 31 LP31 备用 ³ 32 LP32 备用 ³ 33 LP33 备用 ³ 34 LP34 备用 ³ 35 LP35 备用 ³ 36 LP36 备用 ³ 备注: “√”表示投入；“³”表示退出

7.4 自动装置构成

7.4.1 SID-2CM型多功能微机自动准同期装置

备注 7.4.1.1 发电机并网操作要求准确无误，过程简短，为此采用了SID-2CM型发电机线路微机自动准同期装置。

7.4.1.2 SID-2CM型多功能微机自动准同期装置主要功能 a）装置可供1～12台、条发电机或线路并网复用，或多台同期装置互为备用，具备自动识别并网性质的功能，即自动识别当前是差频并网还是同频并网（合环）。

145

b）该装置能确保差频并网时捕捉第一次出现的零相差，进行无冲击并网。

c）装置对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，实现更快速的并网。

d）进行线路同频并网时，如并列点两侧功角及压差小于整定值将立即实施并网操作，否则就进入等待状态，并发出遥信信号

e）装置能适应任意TV二次电压，并具备自动转角功能。 f）装置运行过程中定时自检，如出错，将报警，并文字提示。

g）在并列点两侧TV信号接入后而控制器失去电源时将报警。三相TV二次断线时也报警，并闭锁同期操作及无压合闸。 h）发电机并网过程中出现同频时，控制器将自动给出加速控制命令，消除同频状态。控制器可确保在需要时不出现逆功率并网。

i）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8次实测值，以供校核断路器合闸时间整定值的精确性。

j）装置提供与上位机的通讯接口，并提供通讯协议，和必须的开关量应答信号，以满足将同期控制器纳入DCS系统的需要。

146

k）装置采用了全封闭和严密的电磁及光电隔离措施，能适应恶劣的工作环境。

l）装置供电电源为交直流两用型，能自动适应110V、220V交直流电源供电。

m）装置内置完全的调试、检测、校验用实验装置，不需任何仪器设备即可在现场进行检测与实验。

n）可接受上位机指令实施并列点单侧空无压合闸或无压合闸。

7.4.2 厂用自动装置

7.4.2.1 厂用备用电源自投入装置(快切装置)

6KV四个母线段，配置了国电南京自动化股份有限公司生产的WBKQ—01B型微机备用电源快速切换装置。均采用明备用方式，其工作状态为：

a）无激磁明备用状态：备用电源变压器具备投运条件，高压侧，低电压侧开关均处于热备用状态。

b）激磁明备用状态：备用电源变压器处于空载运行状态，其低压侧开关处于热备用状态。

7.4.2.2 WBKQ—01B型微机备用电源快速切换装置的主要功能：

a）正常情况下实现工作电源与备用电源之间的双向切换。 b）事故、母线低电压、工作电源开关误跳情况下实现工作电源至备用电源的单向切换。

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c）可以满足快速切换、同期判断切换、残压切换、长延时切换四种切换条件；

d）有串联、并联、同时三种切换方式选择； e）设有两段式定时限低压减载装置；

f）自带的备用分支后加速、过流保护功能，也同时启动备用分支保护；

g）支持备用电源高压侧开关冷态（不带电）运行或热态（带电）运行；

h）母线PT检修，闭锁母线低电压切换功能； i）具有PT断线报警功能；

j）有事故追忆、打印及完善的录波功能。

7.4.2.3 WBKQ—01B型微机备用电源快速切换装置的切换说明：

a）正常手动切换功能：

手动切换是指正常工况，手动切换工作电源与备用电源。这种方式可由工作电源切换至备用电源，也可由备用电源切换至工作电源。它主要用于发电机起、停机时的厂用电切换。该工能由手动起动，在控制台或装置面板上均可操作。手动切换可分为并联切换及串联切换。 1）手动并联切换  并联自动

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并联自动指手动启动切换，如并联切换条件满足要求，

装置先合备用（工作）开关，经一定延时后再自动跳开。如果在该段延时内，刚合上的备用（工作）开关被跳开，则装置不再自动跳开工作（备用）开关。如果手动启动后并联切换条件不满足，装置将立即闭琐且发闭锁信号，  并联半自动

并联半自动指手动启动切换，如并联，装置先合备用（工作）开关，而跳开工作（备用）开关的操作则由人工完成。如果在规定的时间内，操作人员仍未跳开工作（备用）开关，装置将发告警信号。如果手动启动后条件不满足，装置将立即闭琐且发闭锁信号，等待复归。  注意：

 手动并联切换只有在两电源满足时才能实现，可在装置中整定。

 并联条件满足是指：

a. 两电源电压幅值差小于整定值。 b. 两电源频率差小于整定值。 c. 两电源电压相角差小于整定值。

d. 工作、备用电源开关一个在合位，另一个在分位。 e. 目标电源电压大于所设定的电压值。 f. 母线PT正常。 2）手动串联切换

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手动串联切换指手动启动切换，先发跳工作电源开关指令，不等开关辅助接点返回，在切换条件满足时，发合备用（工作）开关命令。如开关合闸时间小于开关跳闸时间，自动在发合闸命令前加所整定的延时以保证开关先分后合。

切换条件：快速、同期判别、。快速切换不成功时自动转入同期判别、残压及长延时切换。

注意：由于两并列变压器引自不同电压等级和母线，它们之间存在初相角，当初相角在20时，变压器之间环流的幅值大约等于变压器的额定电流，因此当初相角在20时，慎用手动并联方式。

b) 事故切换

是指向发变组、高压厂变保护（或其它跳工作电源开关的保护）接点启动，单向操作只能由工作电源切向备用电源。事故切换有两种方式：  事故串联切换

由保护接点起动，先跳开工作电源开关，在确认工作电源开关已跳开且切换条件满足时，合上备用电源开关。

切换条件：快速、同期判断、残压及长延时切换。快速切换不成攻时自动转入同期判断、残压及长延时切换。  事故同时切换

有保护接点起动，先发跳工作电源开关令，不等待工作开关辅助接点变位，一旦切换条件满足时，立即发合备用电源开关命

150

令。（或整定的短延时“同时切换合备用延时”，可以防止电源并列）

切换条件：快速、同期判断、残压及长延时切换。快速切换不成功时自动转入同期判断、惨压及长延时切换。 c) 非正常工况切换

非正常工况切换是指装置检测到不正常运行情况时自行启动，单向操作，只能由工作电源切向备用电源。  母线低电压

当母线三线电压均低于整定值且时间大于所整定延时定值时，装置根据选定方式进行串联或同时切换。  工作电源开关误跳

因各种原因引起工作电源开关误跳开，装置可根据选定方式进行串联或同时切换。

c) 快速切换、同期判断切换、残压切换及长延时切换说明：  快速切换：母线残压向量与母线电压向量夹角为25，实现的切换。

 同期判断切换：装置计算出目标电源与残压之间相角差速度及加速度，按照设定的目标电源开关的合闸时间得出的合闸提前量，保证残压与目标电压向量在第一次相位重合时合闸。

 残压切换：当母线电压下降至20%～40%额定电压时实现的切换。该切换可作为快速切换及同期判断功能的后备。

151

 长延时切换：当某些情况下，母线上的残压不易衰减，此时如残压定值设置不当，可能推迟或不再进行合闸，因此设置长延时切换功能，作为以上三种切换的总后备。

 备用分支保护功能：设有备用分支后加速及过流保护功能，后加速保护和过流保护可通过整定分别投退。

如果备用分支后加速投入，在事故切换时，装置发合备用开关指令后，在整定的后加速有效时间内监视备用分支过流，如任一相电流超过后加速保护动作值后，经延时跳备用开关，并且发“备用分支保护动作信号”。

如果备用分支过流保护投入，该保护在任何时候有效，若备用分支任一相电流超过过流动作值，经延时跳备用开关，并且发“备用分支保护动作” 信号。

同时装置提供用于投入变压器分支保护装置的后加速保护的接点。

8 倒闸操作有关规定

8.1 升压站正常运行方式

升压站只有110KV一个电压等级。

#86启备变正常运行时，由源银T唐线供电。86开关、

8.1.1 8.1.2

861、862刀闸及线路电压互感器运行。

8.1.3

110KV系统采用单母线分段接线方式，固定运行方式为： Ⅰ、Ⅱ母并列运行，80母联开关运行；

81开关(#1发变组)、0000开关（00Ⅱ线）运行在Ⅰ母；

152

8.1.3.1 8.1.3.2

8.1.3.3

82开关（#2发变组）、0000开关（00Ⅰ线）运行在乙

母。

8.1.5

升压站特殊运行方式

一回线路停运，另一回线路运行，#1、#2机组运行。一条母线检修，一台机组、一回线路运行。 #1、2机组运行，#86启备变停运。

8.1.5.1 8.1.5.2 8.1.5.3

8.2.1

8.2 倒闸操作基本原则

操作前，值长、主值应认真考虑以下问题：

8.2.1.1 注意对系统运行方式、潮流、稳定、频率、电压、继电保

护和安全自动装置、变压器中性点接地方式、通讯、远动设备、以及电量等方面的影响；

8.2.1.2 注意防止产生过电压，严防非同期并列、带地线送电以及

带负荷拉合刀闸等恶性误操作，并应作好操作中可能出现异常情况的事故预想及对策；

8.2.1.3 注意设备缺陷可能给操作带来的影响；

8.2.1.4 根据检修工作范围和《安规》规定，做好安全措施。 8.2.2

基本操作原则

8.2.2.1 电网并列条件： a）相序一致，相位相同；

b）电压相等（调整困难时允许电压差不大于20％）; c）频率相等（调整困难时允许频率偏差不大于0.50Hz）。 8.2.2.2 电网解列注意事项：

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a）在电网解列前，值长、主值应根据值班调度员的命令平衡各部分有功和无功负荷，监视调整频率、电压正常。 b）解列点的有功负荷应调至零或接近于零，无功负荷和电流调至最小。

c）电网的解合环操作

① 解环操作：应先检查解环点的有功和无功，确保解环后电网电压质量在规定范围之内，考虑各环节潮流的变化对继电保护、电网稳定和设备容量等方面的影响；

② 合环操作：必须相位相同，电压差一般允许在20％以内，相角差一般不超过20°,应考虑合环后潮流变化对继电保护、电网稳定和设备容量等方面的影响。 8.2.2.3 线路操作规定

a）线路停电时，断开开关后，先拉线路侧刀闸，后拉母线侧刀闸，送电时与此相反;

b）操作线路时，应待一侧开关操作完毕后，再操作另一侧开关；

c）禁止在只经开关断开电源的设备上装设地线或合上接地刀闸。

8.2.2.4 开关操作规定

开关合闸前必须检查继电保护已按规定投入，开关合闸后，必须确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

8.3 倒闸操作管理规定

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8.3.1 所有倒闸操作必须按值长命令，由受令人复诵无误后执行。值长发布命令应准确、清晰、使用正规操作术语和设备双重名称。发令人发布命令前，应和受令人互报姓名，受令人接受命令后，必须做好记录；

8.3.2 倒闸操作必须有两人执行，其中一人对设备较为熟悉者作为监护人，另一人作为操作人，监护人不得进行操作。所有倒闸操作必须同时进行录音；

8.3.3 倒闸操作由操作人填写操作票，操作人、监护人、值班负责人分别对操作票审核无误后签名。特别重要和复杂的操作还应由值长审核签名。微机打印操作票的审核依次按操作人、监护人、值班负责人的顺序逐项负责进行，严禁依赖计算机打印，不审票、越级审票。

8.3.4 操作票应用钢笔或圆珠笔填写，票面要清楚整洁，不得随意涂改，操作票应填写设备的双重名称，每张操作票只能填写一个操作任务；

8.3.5 操作开始前，应先在模拟盘上进行模拟操作，模拟无误后，再进行现场实际操作。操作前应仔细核对设备名称、编号和位置，操作中应认真执行唱票复诵制。监护人对操作的正确性负主要责任，发布、复诵操作命令必须严肃认真，声音宏亮清晰。操作必须严格按操作票填写顺序逐项进行，每操作完一项，应检查无误后打“√”，全部操作完毕后进行复查。

8.3.6 操作中发生任何疑问时，都应立即停止操作，并向值班负

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责人或值长汇报，检查分析清楚问题后，再进行操作。严禁擅自更改操作票或未经批准随意解除五防闭锁装置；

8.3.7 操作票内应填写的项目：应拉、合的开关和刀闸，检查开关和刀闸的位置，检查接地线是否拆除，检查负荷分配，装、拆接地线，装上和取下控制回路或电压互感器回路保险，切换保护回路和检验确无电压。

8.3.8 下列操作可以不用操作票： 8.3.8.1 事故处理；

8.3.8.2 拉、合开关的单一操作；

8.3.8.3 拉开接地刀闸或拆除全站仅有的一组接地线； 8.3.8.4 投退保护回路的单一压板（小开关）操作。

8.3.9 线路停电操作必须按照“断开关→拉负荷侧刀闸→拉电源侧刀闸”的顺序依次操作；送电合闸操作必须按“合电源侧刀闸→合负荷侧刀闸→合开关”的顺序依次操作。严防带负荷拉合刀闸。

8.3.10 重大操作，应避免在交时间进行，如工作需要进行操作时，操作中间不得进行交，待全面操作完毕，或一段操作结束后，方可进行交。

8.3.11 操作票填写前，要明确操作任务、明确运行方式，清楚系统潮流方向、设备状态，要根据现场实际情况填写操作票。 8.3.12 操作票内容所列操作日期、操作任务、操作内容、操作序号由指定操作人填写。

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8.3.13 如果审核人员发现所填写操作票有错误，应向已签名的责任人提出质询，证实确有错误后由操作人重新填写，此票应加盖“作废”印章，不得销毁。

8.3.14 已填写好经审核签字后的操作票因故不能再执行操作，此票应加盖“未执行”印章；操作中由于其它原因终止操作，在操作票上加盖“已执行”印章，并在停止操作的项后备注栏内写明原因。

8.3.15 对线路开关、母联开关、变压器高低压侧分合闸、并解列等重要时间，由监护人在操作项目后填写。

8.3.16 已使用过的操作票由监护人盖上“已执行”图章，保存三个月。

8.3.17 雷电时禁止进行倒闸操作，如遇事故处理，远方控制的开关允许操作；用绝缘棒拉合隔离开关（刀闸）或经传动机构拉合隔离开关（刀闸）和断路器（开关），均应戴绝缘手套。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地网不符合要求时，晴天也应穿绝缘靴。

8.3.18 对有多页的操作票，每页必须填写操作日期和操作任务或承上页接下页的页面号。

8.3.19 操作票内所列发令时间、操作时间、开始时间、终了时间应正确。

8.3.20 倒闸操作录音管理规定 8.3.20.1

操作录音是加强倒闸操作管理和检查操作监护制度

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执行情况的一种手段。

8.3.20.2

操作录音是根据国家电力公司、省电力公司的要

求，同时吸收兄弟单位使用的经验，在公司的重大电气操作中使用，它可以有效的防止操作监护制度在执行中流于形式。 8.3.20.3

所有人员都必须认真执行操作录音管理规定，保证

倒闸操作人身、电网、设备的安全。 8.3.20.4

操作用录音机使用应小心、爱惜，不得损坏、丢

失。凡损坏或丢失者，照价赔偿。 8.3.20.5 8.3.20.6 8.3.20.7 用。 8.3.20.8

录音机及电池、充电器、磁带均不允许带回家使用所有倒闸操作都必须使用录音机录音。录音机不允许听广播或其它录音磁带。

充电器、充电电池及磁带要爱惜使用，不得挪作他

或以其它方式挪作他用。 8.3.20.9

录音机、电池、充电器、录音话筒日常监督管理由

班长负责，各值交公用，应认真检查录音机及其电池、充电器、磁带、录音话筒完好，方可。否则不得或要求上班将情况作好记录。

8.3.21 短路接地线、接地刀闸使用管理规定 8.3.21.1

加强短路接地线、接地刀闸的管理和使用及日常的

维护，是认真贯彻执行《电业安全工作规程》规定，保证安全作业的技术措施中必不可少的重要环节。

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8.3.21.2 为了确保人员的人身安全和检修工作的顺利进行，

短路接地线、接地刀闸的使用、维护必须按本规定执行。 8.3.21.3

短路接地线定量配置，统一编号；实行“专线专

用、对号入座、定点保管”的管理使用办法。在短路接地线、接地刀闸使用、维护、管理的过程中必须按本规定贯彻执行。 8.3.21.4

短路接地线、接地刀闸使用、维护、管理条例的宗

旨，就是确保人身安全、防止和杜绝“带接地线合闸”、“带电装设接地线”的误操作事故发生。 8.3.21.5

短路接地线的存放数量和装设数量，应按值移交，

必须交接清楚；对已装设的短路接地线、接地刀闸应在专用的登记本上做好详细记录，并在值班记录本上做好运行交待记录。 8.3.21.6

交、巡回检查，应检查设备、系统装设的接地

线是否正常。 8.3.21.7

装拆短路接地线时，严格按照《安规》规定的步骤

进行，“验电、放电、装设接地线”。装设时先装设接地端，后装设母线端；拆除时先拆除母线端；后拆除接地端。接地点及母线短路点应按指定点装设，应有固定短路接地点装设位置。接地点、短路点应清洁、无漆，确保有良好的短路接地，不得随意装设。 8.3.21.8

专用接地线如有接头、把手、压嘴损坏、断线断股

等现象，应及时汇报部门，经处理完好检查合格后方能重新使用，确保短路接地线的完好率。若由于人员的有意损坏，要根据

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具体损坏情况追究责任。 8.3.21.9

合、分接地刀闸时，发现合、分不到位或机构有卡

涩现象，应立即停止操作。联系维护人员处理好方可重新操作。 8.3.21.10 接地刀闸合闸操作前，应首先确认开关、刀闸确已在断开位置，三相验明无电的情况下，方可合接地刀闸。 8.3.21.11 装、拆短路接地线或合、分接地刀闸时必须由两人进行，一人操作、一人监护。

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