电气运行规程(审核版).doc

QB/GEM101-2006QB/102 格尔木燃气电气企业标准QB/GEM 1022006 电气运行技术标准（试行）黄河上游水电开发有限责任公司 发 布2006 9 25 实施2006 - 8 - 25发布12目 次前言11总则22范围23.规范性引用文件24.术语和定义35.电气设备技术规范36. 发变组设备运行117. 变压器运行168. 厂用系统的运行199.直流系统运(UPS)25.前 言本标准根据DL/T 6002001电力行业标准编写基本规定、DL/T 8002001电力企业标准编制规则和格尔木燃气电站技术标准编写规则的规定编写。本电气运行标准是根据设计院以及各设备的生产厂家提供的图纸、资料以及产品说明书和使用维护手册内容和格尔木电站的实际情况分析讨论编写出来的，适用于格尔木电站电气设备的运行与维护。机组没有经过实践运行的检验，本标准在使用中可能会出现与实际情况存在差异的问题，望各有关领导及专业技术人员和运行操作人员根据现场情况发现问题及时提出补充及修改意见，以便进行改版修订，逐步完善本标准。本标准的编制原则和要求是依据国家和行业标准进行制定的，规范了格尔木300MW级燃气轮机电站基本技术规范和运行要求。本标准在试行中，发现并提出有待改进的地方，以便修正完善; 本标准的所有参数均不作为运行的参考和标准，有待确定。本标准由黄河上游水电开发有限责任公司火电建设分公司提出；本标准归口单位：黄河上游水电开发有限责任公司火电建设分公司安全监督与生产技术部；本标准起草单位：黄河上游水电开发有限责任公司火电建设分公司发电运行部；本标准的起草人：张占云本标准的初审人：段立俊、王路军、张树海、陈尚庆、张文成本标准的审核人：李顺福 刘金明本标准的批准人：张俊才本标准由火电建设分公司安全监督与生产技术部负责解释。电气运行技术标准1 总则1.1发电机及电气设备运行: 正确的启、停操作，良好地检查维护,严格控制调整参数，可靠地预防和处理事故，使发电机、变压器经常处于安全、经济、可靠、稳定的运行状态。1.2制定本规程是为了正确指导运行人员操作维护，加强电气设备的运行管理，提高电气设备的可靠性，延长设备使用寿命，确保电网的稳定运行，以达到安全经济运行，制定本标准满足本公司电力安全生产的需要。1.3本规程对发电机启、停方式的选择和操作要求及重要运行参数的控制范围做了明确规定，提出了属于运行范围内的主要检查、维护、试验、调整的内容，确立了常见事故的预防和处理原则。1.4电气主要设备及与之配套的保护装置的不正确使用和不正确动作,必将造成事故扩大,损坏电气设备,甚至造成电网崩溃瓦解。本规程对电气设备继电保护及自动装置做出了规定。2 范围本标准规定了格尔木300MW燃气电站电气运行技术标准；本标准适用于格尔木300MW燃气电站发电运行部。3 规范性引用文件：静态备用电源自动投入装置技术条件 DL/T 5261993 继电保护和安全自动装置技术规程 GB 142851993 电压互感器 GB 12071997 电流互感器 GB 12081997 电力系统自动低频减负荷技术规定 DL 4281991 汽轮发电机运行规程 国电发1999579号 高压断路器运行规程 电供199130号 110kV及以上交流高压负荷开关 GB/T 148101993 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法 GB 110231989 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 DL/T 6231997 3110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 5841995 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程 DL/T 6031996 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 DL/T 7242000 电力变压器运行规程 DL/T 5721995 干式电力变压器负载导则 GB/T 172111994 油浸式电力变压器负载导则 GB/T 151641994 三相异步电动机经济运行 GB 124971995 电力系统技术导则 SD 1311984 设备制造厂家技术资料4 术语和定义4.1断路器的操作应使用断开或合上断路器。4.2隔离开关的操作应使用拉开或合上隔离开关4.3保护压板的投退应使用投入或退出保护压板。4.4保险应使用放入或取下RD4.5 6KV开关的储能电源开关，应使用断开或合上开关的储能电源开关。4.6 110KV刀闸闭锁应使用解除或投入机械闭锁。6KV开关的操作电源开关，应使用断开或合上开关的操作电源开关。4.7快切装置的控制把手应使用投入或退出快切装置5 电气设备技术规范格尔木燃气电站装机2150MW燃气-蒸汽联合循环发电机, 两台燃气发电机采用两台130MVA的三相变压器以发电机-变压器单元接线接入110KV母线, 两台汽轮发电机采用两台70MVA的三相变压器以发电机-变压器单元接线接入110KV母线,110KV母线采用双母线接线带联络开关,两回110KV出线至格尔木330KV变电所,110KV配电装置采用GIS.发电机中性点经接地变压器（二次侧接电阻）接地，发电机励磁方式为无刷励磁。主变高压侧中性点经隔离开关接地，110KV启备变中性点经隔离开关接地；110KV系统为直接接地系统；厂用电分为6KV和380V两个电压等级。高压厂用母线采用单母线，分两段；高压厂用电电源燃机由发电机出口分支接一台双绕组高压厂用变压器，供电电压为6.3KV.厂变高压侧不在设厂用分支断路器,汽机及公用负荷分接在各厂用工作母线段上,在启备变低压侧设6KV备用段,作为两套联合循环机组6KV工作段的备用电源.6KV厂用高压系统中性点采用不接地方式.在6KV各段厂用母线上装设接地检测装置,对厂用母线上的接地故障进行监测.低压厂用电电压采用380/220V,动力与照明合并供电,低压厂用电采用单母线分段接线,双套辅机的电动机分别接在两台厂用低压工作变压器的低压母线上.5.1 燃气发电机技术规范格尔木电站#1、#2燃机是GE公司生产的PG9171E型燃气轮机。燃机由一个额定功率为1000kW的启动马达、一个17级的轴流式压气机、一个由14个燃烧室组成的燃烧系统、一个3级透平转子组成。轴流式压气机转子和透平转子由法兰连接，并有3个支撑轴承。燃机的发电机是空冷、三相、二极、3000rpm转速、50HZ频率的交流电、实心铸铁转子的同步发电机。机组铭牌出力为123.4MW（大气温度23、ISO工况），大气温度23、ISO工况下燃用天然气联循106MW，单循环123MW。励磁机是带有旋转二极管整流的交流励磁机，励磁方式为无刷励磁。5.1.1发电机规范5.1.1.1 型式：3相星型中性点通过接地变压器接地5.1.1.2冷却方式：水冷却空气5.1.1.3 额定输出功率：135MW(40冷却水温度下)5.1.1.4 额定电压：13.8KV5.1.1.5 电流：6645A5.1.1.6 额定功率因数：0.855.1.1.7效率： 98.25.1.1.8短路比： 0.515.1.1.9超 瞬 变 电 抗： 0.17675.1.1.10接法： YY5.1.1.11 冷却水温度：405.1.1.12 额定转速：3000rpm5.1.1.13 频率：50HZ5.1.1.14 绝缘等级：F级5.1.1.15 运行方式：连续运行5.1.1.16 防护形式：封闭式5.1.1.17 海拔高度：2780米5.1.1.18 旋转方向；从原动机端向发电机看为顺时针5.1.1.19 发电机临界转速： 1290r/min（一阶）3600r/min（二阶）5.1.2 励磁机规范：5.1.2.1 型式：TKJ86-167相旋转二级管励磁机5.1.2.2 冷却方式：空气冷却5.1.2.3 额定输出：350KW5.1.2.4 额定电压：175V5.1.2.5 额定电流：2005A5.1.2.6 冷却水温度：405.1.2.7 额定转速：3000 rpm5.1.2.8 绝缘等级：F级5.1.2.9 运行方式：连续运行5.1.2.10 励磁：49V/92A5.2汽轮发电机技术规范5.2.1额定容量 75MVA5.1额定功率 60 MW 5.2.3额定功率因数 0.8（迟相）5.2.4额定电压 10500V5.2.5额定转速 3000r/min5.2.6频率 50Hz5.2.7相数 35.2.8极数 25.2.9定子线圈接法 YY5.2.10效率（保证值）不低于98.2% 5.2.11短路比（保证值）0.45 5.2.12直轴同步电抗Xd 173.6%5.2.13直轴瞬变电抗21.6%5.2.14直轴超瞬变电抗14.1%5.2.15稳态负序电流（标么值）10%5.2.16暂态负序电流t（标么值）15s5.2.17顶值电压（保证值）不小于2倍额定励磁电压5.2.18允许强励持续时间（保证值）不小于10sec5.2.19噪音（距外壳1米处）90db5.2.10发电机轴系自然扭振频率避开基频和倍频的10%以上。5.3 燃机主变技术规范：表1：燃机主变技术规范序号名 称数值变压器基本技术参数1型式及型号SFP10-130000/1102额定容量(MVA) (绕组温升 65k)1303最高工作电压(kV) 高压/低压126/154额定电压(kV) 高压/低压121/13.85额定电流(A) 高压/低压620.3/54396额定电压比(kV)12122.5%/13.87短路阻抗(%) U高-低138联结组标号YN , d119额定频率(Hz)5010绕组绝缘耐热等级A11额定绝缘水平（为海拔修正值）高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)550短时工频耐受电压有效值(kV)200低压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)125短时工频耐受电压有效值(kV)55中性点雷电冲击耐受电压峰值(kV)250短时工频耐受电压有效值(kV)9512损耗空载损耗(kW)74负载损耗(kW)374附件损耗(kW)/13效率(%)99.614局部放电量(pC)100pC15噪音水平(dB)76dB16无线电干扰电压(V)500V5.4汽机主变技术规范表2：汽机主变技术规范序号名 称数值一变压器基本技术参数1型式及型号SFP10-70000/1102额定容量(MVA) (绕组温升 65k)703最高工作电压(kV) 高压/低压126/11.554额定电压(kV) 高压/低压121/10.55额定电流(A) 高压/低压334/38496额定电压比(kV)12122.5%/10.57短路阻抗(%) U高-低138联结组标号YN , d119额定频率(Hz)5010绕组绝缘耐热等级A11额定绝缘水平（为海拔修正值）高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)550短时工频耐受电压有效值(kV)200低压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)125短时工频耐受电压有效值(kV)55中性点雷电冲击耐受电压峰值(kV)250短时工频耐受电压有效值(kV)9512损耗空载损耗(kW)42负载损耗(kW)239附件损耗(kW)/13效率(%)99.614局部放电量(pC)100pC15噪音水平(dB)76dB16无线电干扰电压(V)500V5冷却器YF3-200工作组数2备用组数1风扇电机容量(kW)/电压(kV)8/0.38油泵电机容量(kW)/电压(kV)4.4/0.385.5 启备变技术规范：表3：启备变技术规范序号名 称数 值一变压器基本技术参数1型式及型号SFZ9-8000/1102额定容量(MVA) 83最高工作电压(kV) 高压/低压126/6.94额定电压(kV) 高压/低压110/6.35额定电流(A) 高压/低压40.2/733.16额定电压比(kV)11581.25%/6.37短路阻抗（%）6短路阻抗最大值（%）6.6短路阻抗最小值（%）5.48联结组标号YN d119额定频率(Hz)5010绕组绝缘耐热等级A11额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)550短时工频耐受电压有效值(kV)200低压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)105短时工频耐受电压有效值(kV)4511高压中性点雷电冲击耐受电压峰值(kV)250短时工频耐受电压有效值(kV)95低压中性点雷电冲击耐受电压峰值(kV)/短时工频耐受电压有效值(kV)/12损耗空载损耗(kW)12负载损耗(kW)45附件损耗(kW)1.513效率(%)99.2814局部放电量(pC) 10015无线电干扰电压(V)50016噪音水平(dB)705散热器散热器数量（其中备用组数）3组片散+2只风机/1只风机每个散热器风扇数量/每个风扇电机容量(kW)、电压（kV）0.37Kw/0.38kV56 高压厂用变压器表4：高压厂用变压器01厂高变02厂高变型号SF9-8000/13.8SF9-8000/13.8额定电压KV13813.8额定容量KVA80008000额定频率HZ5050最高电压KV15.8715.87相数33联结组标号D , d12D , d12分接头55冷却方式风冷风冷空载损耗KWPO10PO10负载损耗KWPk40.5Pk40.5短路阻抗%6%6%绝缘等级AA57 低压厂用变压器表5：低压厂用变压器序号干式变SGB11-1250/10 SGB11-800/10 SGB11-1000/101额定容量(kVA)125080010002额定电压(kV)6.3/ 0.40.23kV3电压变比(%)22.5%4频率(Hz)505联接组标号D,yn11 6短路阻抗(以额定容量为基准)(Ud%) 67高压绕组绝缘等级.H级8低压绕组绝缘等级.H级9冷却方式AN/AF10在AF冷却方式（环境温度20 和环境温度40 时）的条件下提高的额定容量(%)50%（连续运行值）11负载损耗(kW)7510.8812.5614.7212空载损耗(kW)1.4841.7362.08613额定短时工频耐受电压(有效值)(kV)3514额定雷电冲击耐受电压(峰值)(kV)7515局部放电量（PC）516中性点电流互感器（CT）2000/5A1500/5A1000/5A额定电压400V额定电流变比额定二次容量20VA58 6KV 开关及刀闸表6：6KV 开关及刀闸开关柜型号KYN44-12110KV2最高电压(kV)12KV3额定频率(Hz)50HZ4额定电流(A)630A、1250A5系统最高电压51额定绝缘水平42KV52雷电冲击耐压75KV53工频耐压42KV6动热稳定（KA）80KA型号VK 、ZN73-12(VS11额定电压(kV)10KV2最高电压(kV)12KV3额定频率(Hz)50HZ4额定电流(A)630A、1250A5额定操作顺序O-0.3s-CO-180s-CO6开断时间(ms)60ms7分闸时间(ms)30ms、45ms8合闸时间(ms)45ms、65ms9重合闸无电流间隙时间(s)0.310合分时间(ms)6011分闸不同期性1)相同(ms)2ms2)同相断口间(ms)2ms12合闸不同期性1)相间(ms)2ms2)同相断口间(ms)2ms13自振频率(Hz)05.9 隔离开关或隔离插头表7：隔离开关或隔离插头1额定电压10KV2额定电流1250A3最高电压12KV4工频耐压42KV5雷电冲击耐压75KV5.10熔断器表8：熔断器1额定电压6.3KV2额定电流0.5A3最高电压7.2KV4工频耐压42KV5雷电冲击耐压75KV6额定预期开断电流50KA7开断额定预期开断电流时的限流值508开断电流时的最大过电压水平额定电压的2倍5.11 电压互感器（分别列出6KV母线和进线PT）表9：电压互感器（分别列出6KV母线和进线PT1型号UNZ10高原型2额定电压6.3/0.1KV3工频耐压42KV4雷电冲击耐压75KV5额定容量0.5级50VA,1级80VA,3级200VA5.12保护配置5.12.1汽机部分:汽机为60MW，保护配置为单套。5.12.1.1 发电机横联差动保护 保护采用高灵敏单元件式零序电流型横差保护，保护采用单元件或双元件接线，瞬时动作于全停。但在汽轮发电机一点接地后，为防止横差保护在励磁回路发生瞬时第二点接地时误动作，可将其切换为带短时限动作于停机。保护具有电流互感器断线判别功能，并能选择闭锁差动或发信号。5.12.1.2 发电机负序过负荷保护 保护由定时限和反时限组成，定时限动作于信号，动作电流按躲过发电机长期允许的负序电流值和按躲过最大负荷下负序电流滤过器的不平衡电流值整定。反时限保护反发电机转子热积累过程。动作特性按发电机承受负序能力确定，动作于全停。5.12.1.3 发电机过流保护 采用负序过流及单元件低压启动的过电流保护。动作电流躲过最大负荷电流。保护带两段时限，第一段时限跳母联，第二段时限动作于停机。5.12.1.4 发电机过负荷保护 动作于发信号。5.12.1.5 发电机定子接地保护（100）由发电机机端零序电压、中性点三次谐波构成定子100%接地保护，保护装置动作于信号。5.12.1.6 低励失磁保护保护由发电机端测量阻抗判据，转子低压判据、变压器高压侧低电压判据、定子过电流判据组成。设PT断线闭锁。闭锁元件动作，阻抗元件动作发出失磁信号经延时t1动作减出力。闭锁元件动作，阻抗元件动作延时t2切换厂用电源。闭锁元件动作，系统电压低于动作允许值时经延时t3动作于全停。5.12.1.7 转子一点接地保护 保护采用乒乓式原理，动作于信号。5.12.1.8 发变组差动保护 保护由二次谐波制动原理构成，并且保护有电流速断元件，瞬时动作于全停。5.12.1.9 主变零序电流保护保护反变压器零序电流大小，仅在变压器中性点接地时起作用。主变零序电流保护设两段定值各带两段时限，均以第一段时限跳母联，第二段时限动作于停机。5.12.1.10 主变间隙零序保护保护反变压器间隙零序电流大小和零序电压大小，当变压器中性点不接地运行时，保护变压器中性点过电压。保护带两段时限，第一段时限跳母联，第二段时限动作于停机。5.12.1.11 主变瓦斯（非电量保护不启动失灵） 轻瓦斯动作于发信。重瓦斯动作于全停或切换至信号。5.12.1.12 主变压力释放（非电量保护不启动失灵） 动作于发信号或全停。5.12.1.13 主变通风 单相电流元件动作于启动辅助冷却器。当变压器冷却器全停时瞬时发信号，延时动作于全停。5.12.1.14 主变温度 动作于发信号。5.12.1.15 高压侧断路器启动失灵保护保护采用判别主变压器高压侧电流的零序分量来检测断路器是否失灵，当电流大于定值时作为启动失灵的一个条件，并由保护装置总出口的触点和断路器辅助触点闭锁，当保护装置出口动作发出跳闸脉冲而断路器拒动时启动失灵保护。保护带两段时限，第一时限用于解除系统失灵保护电压闭锁，第二段时限用于启动系统失灵保护。电流整定值允许误差2.5%；返回系数不小于0.9；固有延时不大于70ms。5.12.2燃机部分: 燃机135MW，保护配置为双套。5.12.2.1 主变差动保护保护由二次谐波制动原理构成，并且保护有电流速断元件，保护瞬时动作于全停。5.12.2.2 主变零序电流保护保护反变压器零序电流大小，仅在变压器中性点接地时起作用。主变零序电流保护设两段定值各带两段时限，均以第一段时限跳母联，第二段时限动作于停机。5.12.2.3 主变间隙零序保护保护反变压器间隙零序电流大小和零序电压大小，当变压器中性点不接地运行时，保护变压器中性点过电压。保护带两段时限，第一段时限跳母联，第二段时限动作于停机。5.12.2.4 厂变差动保护保护采用二次谐波制动原理的三侧差动，瞬时动作于全停。5.12.2.5 厂高变复合电压过流保护 保护带两段时限，t1动作于厂用切换，t2动作于全停。5.12.2.6 厂高变分支过流保护 延时动作于本分支断路器，并闭锁备用电源快速切换。5.12.2.7 主变瓦斯 轻瓦斯动作于发信。重瓦斯动作于全停或切换至信号。5.12.2.8 主变压力释放 动作于发信号或全停。5.12.2.9 主变通风 单相电流元件动作于启动辅助冷却器。当变压器冷却器全停时瞬时发信号，延时动作于全停。5.12.2.10 主变油位动作于发信号。5.12.2.11 主变绕组温度动作于发信号。5.12.2.12 主变温度动作于发信号。5.12.2.13 厂高变瓦斯（非电量保护不启动失灵）重瓦斯动作于全停，或切换至信号：轻瓦斯动作于发信。5.12.2.14 厂高变压力释放（非电量保护不启动失灵）动作于发信或全停。5.12.2.15 厂变通风单相电流动作于启动辅助冷却器。5.12.2.16 厂高变油位动作于发信。5.12.2.17 厂高变温度动作于发信号。5.12.2.18 高压侧断路器启动失灵保护（双套配置）保护采用判别主变压器高压侧电流的零序分量来检测断路器是否失灵，当电流大于定值时作为启动失灵的一个条件，并由保护装置总出口的触点和断路器辅助触点闭锁，当保护装置出口动作发出跳闸脉冲而断路器拒动时启动失灵保护。保护带两段时限，第一时限用于解除系统失灵保护电压闭锁，第二段时限用于启动系统失灵保护。电流整定值允许误差2.5%；返回系数不小于0.9；固有延时不大于70ms。5.12.3启/备变保护 启/备变保护为单套。5.12.3.1 差动保护保护采用二次谐波制动原理的差动构成，并且保护有电流速断元件，保护瞬时动作于跳各侧开关。5.12.3.2 高压侧复合电压过流保护由低压侧PT引出的复合电压和高压侧电流共同构成，一段延时，动作于跳各侧开关。5.12.3.3 启/备变零序电流保护零序电流保护设二段定值各带两段时限，均以第一段时限跳母联，第二段时限跳各侧开关。5.12.3.4 启/备变间隙零序保护 保护反变压器间隙零序电流大小和零序电压大小，当变压器中性点不接地运行时，保护变压器中性点过电压。保护第一段时限跳母联，第二段时限跳各侧开关。5.12.3.5 启备变过负荷 保护动作于信号。5.12.3.6 断路器失灵保护启动回路由高压侧开关保护出口接点（不包括非电量）和三相电流接点构成，输出接点能接至强电回路。5.12.3.7 备用分支过流保护（套数与分支数相同）备用分支过流保护由三相式过流和一段延时构成，动作于本分支跳闸。5.12.3.8 启/备变通风 单相电流元件动作于启动通风。5.12.3.9 非电量保护接口1) 启/备变重瓦斯，瞬时动作于跳各侧开关（不启动失灵），也可切换至信号。2) 启/备变轻瓦斯，动作于信号3) 有载调压重瓦斯，瞬时动作于跳各侧开关（不启动失灵），也可切换至信号。4) 有载调压轻瓦斯，动作于信号5) 启/备变压力释放，瞬时动作于跳各侧开关（不启动失灵），也可切换至信号。6) 有载调压压力释放，瞬时动作于跳各侧开关（不启动失灵），也可切换至信号。7) 启/备变温度：动作于信号。8) 启/备变油位：动作于信号。5.12.4 6kV厂用母线保护：5.12.4.1低电压保护:母线电压低于整定值,0.5s跳不重要电动机,9s跳难以启动和次重要电动机。5.12.4.2 6kV母线电压互感器断线闭锁:当电压互感器断线时电压低于整定值发出报警信号。5.12.4.3 6kV接地报警：当6kV系统接地时零序电压高于整定值发出接地报警。5.12.4.4 6kV A、B分支过流保护：是母线相间故障的主保护也是连接设备的后备保护。5.12.4.5 6kV 0A、0B分支过流保护。5.12.4.6 厂高变中性点零序电流保护：是母线接地故障的主保护也是连接设备的后备保护5.12.5厂用母线及设备保护：5.12.5.1低电压保护：母线电压低于整定值，0.5s跳不重要电动机，9s跳难以启动和次重要电动机。5.12.5.2电压互感器断线：其中一相电压低于整定值发信号。5.12.5.3低压厂用变压器中性点零序过电流保护：是母线接地故障的主保护也是连接设备的后备保护。5.12.5.4联络开关过流保护：联络开关装设有过流保护。5.12.5.5380V厂用负荷装有过流脱扣保护。6 发变组的运行6.1设备运行前应满足的要求6.1.1发变组所有系统、设备的检修工作结束，各项检修工作票已注销。6.1.2发变组各系统及所属设备现场清扫干净,安全消防设施齐全，照明及通讯装置完好。6.1.3所有电气系统仪表、声光报警信号正常。6.1.4电气设备的各项验收及试验完备并合格。6.1.5自动励磁调节装置无故障，可投入正常运行。6.1.6发变组继电保护和自动装置投入正常6.2发变组的正常操作及维护；6.2.1机组启动前的检查6.2.1发电机的检查：6.2.1.1发电机及外部各部件完好，螺丝齐全紧固，无缺损。6.2.1.2湿度仪、温度巡测仪、压力表等表计正常。6.2.1.3核对定子、转子、铁芯温度指示正常并记录。6.2.1.4冷却系统正常。6.2.1.5油系统的测量仪表、保护装置均已校验完毕并合格。6.2.1.6发电机自动温控装置完好，可正常投用，干燥器保温完好。6.2.1.7发电机大轴接地碳刷安装良好。6.2.1.8发电机定子引线连接牢靠.6.2.1.9发变组保护、自动装置投入正常.6.2.2主变压器的检查:6.2.2.1主变压器油色、位正常6.2.2.2主变压器冷却系统投入正常6.2.2.3主变压器呼吸器硅胶无变色6.2.2.4主变压器外观无异常6.2.2.5主变压器各表计指示正确6.2.3励磁系统检查正常：6.2.4检查厂用系统快切装置按要求投入6.2.5.检查发电机中性点接地刀闸在合6.2.6检查发变组出口开关在分6.3机组在大修完后对发电机定、转子绝缘进行测量,其吸收比R60/R15的值不小于1.36.4机组在大修后发变组出口开关假同期试验已做.6.5机组在大修后发变组保护传动实验已做,试验合格.6.6 发电机启动的基本顺序：6.6.1润滑油系统应首先投入运行，机组在盘车运行。6.6.2机组冷却水系统投入正常。6.6.3主变及厂高变冷却系统正常。6.6.4合上主变中性点接地刀闸。6.6.5励磁系统系统投入。6.6.6机组转速至额定后检查发电机建压正常。6.6.7投同期装置电源，启动发电机自动准同期装置并网。6.6.8调整发电机有功和无功负荷。6.6.9待发电机带负荷正常后切换厂用电。6.7发电机启动过程中的注意事项：6.7.1发电机转速未达到额定转速之前不应加励磁、升电压。6.7.2发电机在启动过程中应注意监视冷却系统的运行情况。6.7.3发电机开始转动后，即应认为发电机其辅助设备均已带电，在定子回路及转子回路上除电业安全工作规程允许的工作外，不能进行其它工作。6.7.4 当发电机转速升至rpm时,进行下列检查,发现问题立即汇报值长，采取相应措施：6.7.4.1 检查发电机，励磁机内部无异音。6.7.4.2 发电机各部位温度应正常，冷却系统应正常。6.8机组的启动并网规定6.8.1机组的并网按电网的潮流分布,合理分配6.8.2发电机并列操作的条件：6.8.2.1发电机的电压与系统电压数值相等;5%Ue范围6.8.2.2发电机的频率与系统频率相等; 0.1Hz范围6.8.2.3发电机的电压相角与系统电压相角相等;15范围6.8.3同期装置完好6.8.3发电机自动升压自动准同期并网操作步骤6.8.3.1投入发电机同期装置电源开关6.8.3.2检查发电机同期装置正常6.8.3.3给上发电机灭磁开关的控制电源6.8.3.4检查主变中性点接地刀已合，检查确认发变组保护投入正确6.8.3.5合上发电机出口110X1(110X2)刀闸，检查110X2(110X1)刀闸在拉开，检查110X开关在备用状态6.8.3.6给上发变组出口断路器110X的控制电源6.8.3.7给上发变组出口断路器110X的储能电源，检查储能正常6.8.3.8选择发电机励磁在“自动”方式6.8.3.9确认汽轮机在额定转速3000rpm 6.8.3.10发电机电压自动升压至额定值。6.8.3.11检查发电机空载励磁电压、电流正常、发电机出口电压正常。6.8.3.13 在操作站上确认具备并网条件6.8.3.14投入发电机同期装置6.8.3.15同期合上发变组出口110X开关，检查定子电流正常6.8.3.16退出发电机同期装置6.8.3.17主变中性点接地方式根据运行方式投、退6.8.4发电机升压并网的注意事项6.8.4.1发变组一次系统中无故障或缺陷，没有进行过检修工作时，应采用励磁自动升压的方式。6.8.4.2发变组一次系统大修后的升压并网，应采用励磁手动零起升压方式。6.8.4.3发电机在手动零起升压时，应密切监视定子电压、转子电压和电流，且缓慢进行，若出现表计指示停滞、摆动等异常现象时，应停止升压，查明原因并处理正常后方可继续升压。6.8.4.4在升压过程中若电压上升很快且接近额定值仍继续上升，应迅速断开灭磁开关。6.8.4.5发电机正常并网应采用自动准同期方式，只有在自动准同期装置检修或故障时方可采用手动准同期方式并列。6.8.4.6手动准同期并网的操作人员应了解开关合闸时间，掌握好合闸提前角度。6.8.5.8发电机并网后，适当调整发电机有、无功功率，要防止逆功率与进相运行6.8.5.9自动准同期装置发生异常和故障时，禁止自动准同期并网。6.9发电机的正常停运6.9.1发电机停运前的准备6.10.1.2停运前应对发变组全面检查一次，并对设备缺陷做好记录，以便停机后处理。6.10.1.3应明确停机的目的，确定停机后的设备状态（冷备用、热备用、检修）。并按照不同状态完成相应操作及停机后的保养。6.10.2发电机的停运解列顺序6.10.2.1 机组开始减负荷后注意随有功负荷变化，进行无功负荷的调整。6.10.2.2 燃机负荷减至基本负荷时，将6KV厂用切至启备变供电。6.10.2.3 合上主变110KV侧中性点接地刀闸。6.10.2.4 减小有功、无功负荷接近于零。6.10.2.5发电机停机6检查发变组出口110X开关断开。6.10.2.7检查自动逆变灭磁正常。6.10.2.8 检查发电机各表记指示到零，无异常信号发出。6.10.2.9断开发变组出口110X开关的控制电源。 6.9发电机运行规定6.9.1发电机允许温度：6.9.1.1 当冷却水进水温度不超过 , 入口冷却空气温度不超过 ；发电机入口冷却风温最低以空气冷却器不凝结水珠为标准，最高不得超过 。发电机进、出口冷却风温差不得大于 。若冷却风温差显著增大，则说明发电机冷却系统不正常或发电机内部损耗增加，查明原因进行处理。6.9.1.2发电机定子绕组和铁芯,最高允许温度不超过 ,且其温升不超过 ;转子线圈最高允许温度不超过 ,且其温升不超过 。6.9.2 发电机电压、频率、功率因数变动时的运行参数：6.9.2.1 当发电机的功率因数为额定值时，其电压与额定值的偏差不超过， 且其频率与额定值的偏差不超过时，发电机可带额定功率运行，不允许发电机在电压偏移额定值的10%情况下长期运行。6.9.2.2发电机正常运行时，功率因数不宜超过迟相的0.95，功率因数在0.8的范围内变化时，监视励磁电流和定子电流，不得超额定运行。6.9.2.3汽轮发电机在主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许作为同步电机运行的时间不小于1分钟。6.9.2.4 汽轮发电机励磁方式为无刷整流励磁系统，同轴交流励磁机所配套的旋转整流器接有相应的故障报警信号。6.9.2.5 停机后要确保发电机内的温度高于环境温度5-10，否则将加热装置投入运行。发电机解列后，如环境温度低于15，则需手动投入发电机加热器运行6.9.4发电机巡视检查和维护6.9.4.1运行人员在值班期间注意监视调整发电机的各部温度，冷却风温、频率、电压、电流、功率因数，负荷等运行参数，并严格执行每小时一次的抄表制度。6.9.4.2 若发现发电机无功进相运行，就立即调整无功，使发电机回到迟相状态运行6.9.4.3 发电机在并列前和运行中,检查零序电压判断定子线圈有否单相接地现象,转子回路绝缘电压表每班至少检查一次.6.9.4.4发电机正常运行中如有电流冲击,电压大幅度波动情况查明原因,并报告值长和记入值班记录簿中.6.9.4.5正常时，发电机、励磁机及辅助设备定时检查，如遇下列情况之一时，增加检查次数：1)天气恶劣，大风雷雨、大雪等。2)系统异常，发电机过负荷运行。3)发电机及辅设备存在缺陷，并带缺陷运行。6.9.5.6发电机、励磁机及辅助设备巡视检查项目如下：1)发电机各部位的温度是否正常；2)发电机转动声音是否正常，振动是否正常；3 )励磁机系统电流、电压、声音正常，旋转二极管指示完好，接触部位无跳动，打火、冒烟、短路等现象；4) 发电机一次回路及二次仪表，信号指示是否正常；5) 发电机辅助设备有无振动过大，放电等异常现象；6) 发电机间灭火系统装置是否完好。6.9.6 发电机的运行维护：6.9.6.1 发电机的轴承应保持清洁。6.9.6.3 定期检查发电机端轴接地碳刷装置及励磁端测量电刷装置,检查电刷体及刷握各部件是否干净、松动及损坏，电刷及轴伸部分是否可靠，与电刷接触的轴表面是否光滑。6.9.6.4空气冷却器运行中不允许受到水冲击，每次检修后进行0.5Mpa的耐水压试验，历时30min。发电机长期停机不需要投入冷却器时，将冷却器内部的水排出并吹干。在运行中空气冷却器发生漏水时，查明漏水冷却器，关闭冷却器进出口阀。调节发电机负荷或增加冷却器的水量使发电机进风温度低于406.9.7发电机在备用状态时，应进行正常检查和维护6.9.8主变的运行规定:6.9.8.1主变投运和停运前，中性点接地闸刀应先合上。投运后，中性点接地闸刀的运行方式根据调度规定的方式执行。6.9.8.2主变的零序电压、电流保护和间隙过流保护应根据中性点方式变化而改变。中性点接地刀合上时应将主变零序电流保护、段投入，零序电压保护和间隙过流保护退出；中性点接地刀拉开时应将零序电压保护和间隙过流保护投入，零序电流保护、段保护退出。6.9.8.3变压器投运时，所有保护应投入，瓦斯保护应投跳闸。6.9.9变压器的巡视和检查6.9.9.1变压器油温、油位正常、表面无破损，无积污。6.9.9.2变压器本体无异常振动和声音，无渗油，漏油现象。6.9.9.3变压器及各部分接地装置无损坏。6.9.9.4套管清洁，无破损，无放电痕迹，套管无渗油、漏油现象，油位正常。6.9.9.5呼吸器内硅胶无变色。6.9.9.6瓦斯继电器内无滞留气体，观察窗清洁完好。6.9.9.7运行中的冷却器风扇，油泵运行正常，无异常振动和异音，油流指示器指示正常。6.9.9.8就地控制盘、端子箱内设备完好，各开关位置正确，备用电源正常。6.9.9.9压力释放装置无漏油。6.9.9.10接地线完好。6.9.9.11消防设施完好。6.10设备的故障及事故处理原则6.10.1发电机失磁：6.10.1.1 现象:1) 转子电流，电压接近于零2) 定子电压降低，定子电流升高；3) 有功降低，无功进相；4) 各电气仪表通常周期性摆动。6.10.1.2 处理方法如下：1) 若失磁未造成系统振荡或电压严重下降，迅速减有功负荷和增加励磁，仍无效则停机处理。2) 若发电机失磁保护动作跳闸，迅速查明原因处理后进行开机并网。3) 如失磁保护拒动，立即手动减负荷停机。4) 若灭磁开关误跳闸引起发电机失磁应立即将灭磁开关合上。6.10.2发电机振荡或失步:6.10.2.1由于系统发生故障或发电机突然减少励磁等原因引起发电机剧烈振荡或失步时，有下列现象:1)发电机三相定子电流表同时剧烈摆动，并超过正常值。2)发电机电压表显示发生周期性变化，通常是低于额定值。3)发电机有功及无功功率表显示发生周期性变化。4)转子电流表指示降低或到零，电压表在正常值左右变化。5)发电机发出有节奏的鸣声，并与上述表计的摆动合拍。6.10.2.2发生上述现象后，机组保护没有动作跳闸时，运行人员应采取下列措施:1)在发电机电压允许的前提下，尽可能增加发电机的无功。2)如果系统频率正常，可适当降低发电机的有功。3)采取上述措施后，仍不能恢复同步，失步保护不动作时，如威胁设备安全时，应将失步的发电机与系统解列。4)如由于发电机失磁引起系统振荡而失磁保护不动作时，应立即将失磁的发电机解列。6.10.3发变组差动保护动作6.10.3.1现象:1) “发变组差动保护动作”信号，音响报警2)主变出口开关跳闸3)发电机灭磁开关跳闸4)发电机转速升高5)系统频率有所波动6)燃机所带厂用已切换至启备变6.10.3.2处理:1) 监视机组停机2)对发变组进行详细检查3) 测定发电机定子绝缘电阻（用2500V摇表)和吸收比，每千伏绝缘电阻值不低于1M，吸收比k1.3；4)测试主变压器绝缘5)联系检修对差动回路进行检查测试；6)上述各项正常后机组开机零起升压正常后并网7 变压器的运行7.1变压器操作时应遵守下列原则7.1.1投入时先合电源侧开关，后合负荷侧开关；7.1.2两侧均有电源时，先合有保护侧开关，都有保护时先合高压侧；7.1.3变压器停运的操作与投入时顺序相反；7.2下列情况下变压器投运前应定相7.2.1变压器大修后；7.2.2变压器更换线圈或接线变更及改变接线组别；7.2.3更换电缆或电缆头；7.2.4与变压器连接的电压互感器进行检修后。7.3变压器有载调压分接开关的操作： 7.3.1应逐级调压，三相同步电动操作，同时监视分接位置及电压、电流的变化。7.3.2有载调压变压器过载1.05倍以上时，不应进行分接开关换档操作。7.3.3远方电气控制操作时，发生下列情况应立即切断操作电源，中止操作：7.3.3.1分接开关发生拒动、误动。7.3.3.2电压表和电流表变化异常。7.3.3.3电动机构或传动机械故障。7.3.3.4分接位置指示不一致。7.3.3.5分接开关内部切换时有异音。7.3.3.6压力或轻瓦斯保护动作。7.3.3.7油位过低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，中止操作。7.4变压器冷却器的运行7.4.1冷却器控制开关均有“工作”、“备用”、“辅助”三个位置7.4.2冷却器电源I路II路自动切换。7.4.3 冷却器投入后应检查油流继电器的地动作情况7.4.4 当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时，辅助冷却器自动投入，并能发出信号。在变压器顶层油温或变压器负荷降到规定值时，所投辅助冷却器自动退出。7.4.5 当工作或辅助冷却器故障时，备用冷却器能自动投入运行。7.4.6 当冷却器系统在运行中发生故障时，发出故障信号7.4.7 当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min。当油面温度尚未达到75时，允许上升到75。7.4.8正常带负荷运行时冷却器投一组备用。7.5变压器投运前应完成下列工作：7.5.1变压器投运前应检查回路检修工作全部结束，工作票收回，并有检修工作负责人对检修情况作出的书面交代，恢复常设遮栏及警告牌。7.5.2检修后的变压器投运前应测量其线圈对地及相间绝缘电阻合格，冷却装置试运转正常，冷却器备用电源自投切换试验正常。7.5.3检修后的变压器投运前保护传动试验和消防系统喷水装置试验应良好。7.5.4检修注油的变压器应启动全部潜油泵进行较长时间的油循环。如有残留气体要注意排出并做好记录。7.5.5检修中变动过内、外连接线以及改变结线组别的变压器，在投运前核定相位。7.6变压器投运前的检查：7.6.1变压器本体清洁无杂物，各引线、电缆接头处接触良好。7.6.2油标的油色、油位正常，各部无渗漏油。7.6.3冷却装置正常，散热器完好，各阀门开启。7.6.4瓷瓶套管清洁完好，无裂纹损伤，防爆外膜完整无喷油油迹，呼吸器正常，硅胶不潮解变色。7.6.5接地线与接地网连接牢固并完好。7.6.6核对并记录分接头开关位置。7.6.7户内变压器门窗完好，照明充足，室温适宜，高压侧应有遮栏。7.6.8检查保护装置及投入情况应符合运行要求。7.6.9投入冷却装置。7.6.10消防设施齐全完好。7.7变压器的巡视和检查7.7.1油浸变压器正常运行时的检查项目：7.7.1.1变压器油温、油位正常、表面无破损，无积污。7.7.1.2变压器本体无异常振动和声音，无渗油，漏油现象。7.7.1.3变压器及各部分接地装置无损坏。7.7.1.4套管清洁，无破损，无放电痕迹，套管无渗油、漏油现象，油位正常。7.7.1.5呼吸器内硅胶是否变色。7.7