电气运行规程资料.docx
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电气运行规程资料
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/T15164-941995-01-01）；
2.6电力工业部颁布《电力变压器运行规程》（DL/T-951995-11-01）；
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1
1.1设备概况及正常运行维护1
1.1.1设备简介1
1.1.2发电机主要参数规范2
1.1.3发电机启动前、正常运行中、停止后的有关规定2
1.1.4发电机运行中的检查和维护5
1.2发电机的启动与停运6
1.2.1启动前的准备和试验6
1.2.3发电机的解列与停机8
1.4发电机的异常运行及事故处理8
1.4.1总则8
1.4.2紧急解列与停机8
1.4.3发电机异常运行及处理9
1.4.4发电机事故及处理13
2变压器运行规程19
2.1变压器概况型式及正常运行的监视维护19
2.1.1概况型式简介19
2.1.2变压器正常运行中的有关规定23
2.1.3变压器运行中的检查和维护27
2.1.4变压器冷却装置的检查与运行维护28
2.2变压器的投入与运行28
2.2.1变压器投入前的准备和试验28
2.2.2变压器的投入及停止运行30
2.2.3变压器分接头开关的调整及运行维护31
2.3变压器的事故处理34
2.3.1总则34
2.3.2变压器紧急停运34
2.3.3变压器异常运行及处理35
2.3.4变压器的事故处理37
2.3.5变压器冷却装置的事故处理40
3厂用电动机运行规程41
3.1厂用电动机的运行方式41
3.1.1概况型式简介41
3.1.2厂用电动机运行方式的有关规定42
3.1.3厂用电动机运行中有关参数的规定42
3.2厂用电动机的运行维护43
3.2.1总则43
3.2.2厂用电动机启动前的检查及规定43
3.2.3厂用电动机运行中的监视检查项目44
3.3厂用电动机的事故处理45
3.3.1总则45
3.3.2厂用电动机异常现象及处理45
3.3.3厂用电动机故障现象及处理48
4配电装置运行规程48
4.1配电装置的概况及运行维护48
4.1.1设备概况48
4.1.2配电装置投入前的准备49
4.1.3配电装置运行中的检查维护49
4.2配电装置的许可运行条件50
4.2.1开关、母线、刀闸的许可运行条件50
4.2.2避雷器、互感器、电缆的许可运行条件50
4.3配电装置的异常运行及事故处理52
4.3.1开关的异常运行和事故处理52
4.3.2母线和刀闸的异常运行和事故处理54
4.3.3互感器的异常运行和事故处理54
4.4避雷器和电缆的异常运行和事故处理56
5厂用系统运行规程57
5.16KV厂用系统允许运行方式57
5.1.16KV厂用工作电源允许运行方式57
5.1.26KV厂用备用电源允许运行方式57
5.1.36KV厂用系统运行维护58
5.1.46KV厂用系统事故处理59
5.2厂用380V系统61
5.2.1厂用380V系统接线方式61
5.2.2厂用380V系统允许运行方式61
5.2.3厂用380V系统事故处理62
6配电盘运行规定64
6.1车间配电盘的运行维护64
6.1.1车间配电盘的运行检查64
6.1.2车间配电盘的运行操作64
6.1.3车间配电盘的事故处理65
7继电保护与自动装置运行规程66
7.1继电保护概况66
7.1.1发变组保护装置型式简介66
7.1.2自动装置型式简介67
7.2继电保护与自动装置的运行维护67
7.2.1继电保护与自动装置运行中的有关规定67
7.2.2继电保护与自动装置运行中的检查维护68
7.3继电保护装置构成70
7.3.1发电机－变压器组继电保护装置70
7.4自动装置构成76
7.4.1SID-2CM型多功能微机自动准同期装置76
7.4.2厂用自动装置77
8倒闸操作有关规定80
8.1升压站正常运行方式80
8.2倒闸操作基本原则80
8.3倒闸操作管理规定81
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，由外部独立循环的水系统供给，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
#1发电机
型号
QFS－135－2
额定电压
15750伏
额定电流
5822安
相数
3相
功率因数
0．85（滞后）
频率
50HZ
转速
3000转/分（r/min）
励磁电压
292伏（V）
额定功率
135MW
励磁电流
1807安（A）
视在功率
158824（kvA）
接法
Y
定子绕组冷却水压
0.2～0.3兆帕（mpa）
绝缘等级
F
定子绕组冷却水量
28吨/小时（t/h）
出品号
B0135SS05063
转子绕组冷却水压
0.2～0.3兆帕（mpa）
超速
120%
转子绕组冷却水量
26吨/小时（t/h）
定子重量
101000千克（kg）
标准
GB/77064
制造厂
上海汽轮发电机有限公司
出厂日期
2006.5
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限制。
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I22·t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
轴承座振动限值
轴振相对位移限值
轴振绝对位移限值
A
25
80
100
B
64
165
200
C
162
260
320
范围A：
在此范围内的设备是良好的并不加限制地运行。
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限制，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：
定子采用密闭独立循环的水系统时，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3/小时；
h）转子线圈冷却水量为27米3/小时；
i）定子端部铜屏蔽冷却水量（两端和）为6米3/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3/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，即接班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
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