发电部一期两台MW机组深度培训内容答案.docx

1、发电部一期两台MW机组深度培训内容答案第八轮学习班学习内容：一、应知应会内容（值内组织学习、讲课）：（一）理论部分：（1） 电气操作票管理规定、电气操作监护权管理规定、防止电气误操作事故规定。（2） 变压器送电时，为什么要从电源侧充电，负荷侧并列？因为变压器的保护和电流表均装在电源侧，故当变压器送电时，从电源侧充电，负荷侧并列。这样操作具有以下优点：(1)送电的变压器如有故障，对运行系统影响小。大容量变压器均装有差动保护，无论从哪一侧充电，变压器故障均在主保护范围之内。但为了取得后备保护，应按照电源侧充电、负荷侧并列的操作原则执行。(2)便于判断事故，处理事故。例如事故后恢复送电时，合变压器电

2、源侧断路器，若保护跳闸，说明故障在变压器或变压器负荷侧。(3)可以避免运行变压器过负荷。变压器从电源侧充电，空载电流及所需无功功率由上一级电源供给；从负荷侧充电，空载电流及无功功率将由运行变压器供给。(4)利于运行监视，电流表都是装在电源侧的，先从电源侧充电，如有问题可以从表计上得到反映。（3） 什么是励磁涌流？它对变压器有什么危害？在变压器空载合闸时产生励磁涌流，其值高达变压器额定电流的6-8倍。因为变压器是磁元件，磁通不能突变，当空载合闸在电源电压过零一瞬间，一次电流全部成为暂态电流，使变压器铁芯高度饱和，励磁电流剧烈增加，从而形成励磁涌流。励磁涌流的特点是：直流分量成分很大，有大量高次谐

3、波，其中二次谐波占的比例最大危害：励磁涌流对变压器并无危险,因为这个冲击电流存在的时间很短.当然,对变压器多次连续合闸充电也是不好的,因为大电流的多次冲击,会引起绕组间的机械力作用,可能逐渐使其固定物松动.此外,励磁涌流有可能引起变压器的差动保护动作,故进行变压器操作时应当注意。（4） 运行中的变压器瓦斯保护，当现场进行什么工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”改为信号？答：在运行中的变压器上进行下列工作时，重瓦斯保护应由跳闸改投信号，但须经生产副总经理或总工批准：(1) 变压器进行注油或滤油时；(2) 进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时；(3) 除采油样和气体继电器上部放气阀放气外，在其它所有地方打开放

4、气、放油和进油阀门时；(4) 在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时；(5) 对于充氮变压器，当油枕抽真空或补充氮气时，变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时，在上述工作完毕后，经1小时试运行后，方可将重瓦斯保护投入跳闸。（5） 主变压器为何要装设差动保护？差动保护为什么不能代替瓦斯保护？继电保护和安全自动装置技术规程2.3.32条：对6.3MVA及以上厂用工作变压器和并联运行变压器。10MVA及上厂用变压器和备用变压器和单独运行的变压器。以及2MVA及以上用电速断保护灵敏度不符合要求的变压器，应装设纵联差动保护。差动保护是防止变压器内部故障的主保护，在35kV 及以上变电站中普遍采用，主要用于

5、保护双绕组或三绕组变压器绕组内部及其引出线上发生的各种相间短路故障，同时也可以用来保护变压器单相匝间短路故障。差动保护的范围是构成变压器差动保护的电流互感器之间的电气设备以及连接这些设备的导线。简单地讲，就是输入的两端TA 之间的设备。由于差动保护对保护区外故障不会动作，因此差动保护不需要与保护区外相邻元件保护在动作值和动作时限上相互配合，发生区内故障时，可以整定为瞬时动作;差动保护原理简单、使用电气量单纯、保护范围明确、动作不需延时，所以用于变压器做主保护。瓦斯保护为非电量保护，能反应变压器油箱内的任何故障，包括铁心过热烧伤、油面降低等，但差动保护对此无反应。如变压器绕组产生少数线匝的匝间短

6、路，虽然短路匝内短路电流很大会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击，但表现在相电流上却并不大，因此差动保护没有反应，但瓦斯保护却能灵敏地加以反应，这就是差动保护不能代替瓦斯保护的原因。（6） 低压厂用变一般都配置哪些保护？（7） 什么是备自投？对备自投的基本要求是什么？1、工作电源断开后备用电源才能投入2、备自投投入备用电源时应当要有延时，时限应当大于最长的外部故障切除时间3、在手动跳开工作电源时备自投不应动作4、应当有闭锁逻辑功能，以防止备用电源投到故障设备上扩大事故（分支过流）5、备用电源无压是备自投不应动作6、备自投在PT二次熔断器熔断时不应动作，故应设置PT断线报警和闭锁7

7、、备自投只应动作一次，防止设备和系统受到多次冲击而扩大事故8、当备自投动作于永久性故障时，应加速跳闸并保证动作一次，所有配置带后加速电流保护功能的备自投装置。（8） 短路对设备和系统有什么危害？短路的原因：接线错误；绝缘损坏；操作错误；机械损伤所致。短路的危害：由于短路时电流不经过负载，只在电源内部流动，内部电阻很小，因而电流很大，强大的电流会产生很大的热效应和机械效应，使电源或电路受到损坏，或引起火灾。短路的利用：电焊机利用短路产生大电流在焊条与工件间引弧进行焊接；电动机起动时电流很大，可将并联在电流表上的开关关上，将电表短路，电动机起动电流不通过电流表，对电表起保护作用，起动完毕将该开关断

8、开。（9） 什么是有载调压、无载调压？（10） 变压器常用的冷却方式有几种？（11） 变压器停、送电操作的主要原则有哪些？（12） 变压器瓦斯保护的基本原理是什么？主变压器为何要装设瓦斯保护？（13） 如何用兆欧表测量绝缘电阻？（二）实际操作部分：1、变压器、220kV系统。（1） 掌握我厂220kV变电站电气主接线图。（2） 主变、启备变、高厂变、厂用低压变的技术规范。（3） 变压器投运前、后检查内容及注意事项。（4） 变压器正常运行检查内容及注意事项。（5） 变压器绝缘电阻值及其测量规定。（6） 主变、高厂变、启备变冷却装置的操作与规定。（7） 主变、高厂变、启备变投运、停运操作原则。（8

9、） 变压器的特殊检查项目。（9） 变压器并列运行规定及条件。（10） 变压器瓦斯保护运行规定。（11） 变压器过负荷运行规定。（12） 变压器停、送电操作规定。（13） 变压器温度规定。（14） #01启备变由充电运行转检修操作。（15） #01启备变由检修转充电运行操作。（16） 厂用干式变由运行转检修操作。（17） 厂用干式变由检修转运行操作。（18） 变压器紧急停运条件。（19） 变压器故障跳闸处理原则。（20） 变压器温度(油变压器上层油温)超限处理原则。（21） 变压器油位异常处理原则。（22） 主变冷却器故障处理原则。（23） 变压器轻瓦斯保护动作原因及处理。（24） 变压器重瓦斯

10、保护动作原因及处理。（25） 变压器着火处理原则。（26） 启备变有载调压的操作过程及注意事项。（27） 低厂变温控器的电源取向。（28） 220kV系统配电装置概况及设备规范。（29） 220kV断路器检修后投运前的检查项目。（30） 220kV断路器正常运行检查项目。（31） 220kV断路器故障跳闸后检查项目。（32） 220kV断路器特殊天气下的检查项目。（33） 220kV隔离开关检修后投入的检查项目。（34） 220kV隔离开关运行中的检查项目。（35） 220kV母线、电压互感器、电流互感器、避雷器正常检查项目。（36） 继电器楼正常检查内容。（37） 220kV系统接线方式。（

11、38） 220kV系统标准运行方式。（39） 220kV系统非标准运行方式。（40） 220kV系统母线元件分配原则。（41） 220kV系统设备调度关系。（42） 220kV系统运行规定。（43） 220kV系统操作规定。（44） 什么情况下严禁将220kV设备投入运行？（45） 220kV系统倒闸操作的工作程序。（46） 220kV系统操作原则及注意事项。（47） 220kV断路器控制电源操作标准顺序。（48） 220kV配电装置操作一般注意事项。（49） 220kV系统配电装置运行规定。（50） 220kV设备检修后投入运行前应做试验项目。（51） 220kV沙兴2K39线路由运行转检修

12、操作。（52） 220kV沙兴2K39线路由检修转运行操作。（53） 220kV沙兴2K40线路由运行转检修操作。（54） 220kV沙兴2K40线路由检修转运行操作。（55） 沙洲电厂220kV正母线由运行转检修操作。（56） 沙洲电厂220kV正母线由检修转运行操作。（57） 沙洲电厂220kV付母线由运行转检修操作。（58） 沙洲电厂220kV付母线由检修转运行操作。（59） 220kV系统事故处理原则。（60） 正常运行方式下，沙兴2K39线路、沙兴2K40线路任一条跳闸如何处理？（61） 正常运行方式下，220kV正母线、220kV付母线任一条母线跳闸如何处理？（62） 220kV断

13、路器拒动如何处理？（63） 220kV断路器发生哪些故障应立即隔离检修？（64） 220kV断路器发生非全相运行如何处理？（65） 220kV隔离开关触头发热如何处理？（66） 220kV隔离开关分合闸不到位如何处理？（67） 220kV隔离开关操作途中停止如何处理？（68） 220kV隔离开关支持绝缘子闪络爆炸如何处理？（69） 220kV系统电压、电流互感器、避雷器发生哪些故障应立即停电处理？（70） 220kV系统电流互感器二次侧开路现象及处理。（71） 220kV系统哪些断路器是三相联动的？哪些是单相操作的？SF6气体压力是如何要求的？（72） 我厂调度管辖的继电保护及自动装置有哪些？

14、第1条 具有调峰、一次调频和自动发电控制（以下简称AGC）功能的并网发电机组，其技术性能和参数至少应满足但不限于下列技术要求：1. 频率偏差死区为：f死区=0.025Hz-0.033Hz。2. 汽机转速不等率取4%-5%，水轮机转速不等率不大于3%。3. 火电机组一次调频负荷调节范围为:MW=3% -6%机组额定出力。水电和燃气轮机机组负荷调节范围为：MW=10%机组额定出力。4. 机组一次调频的响应时间：火电机组频率变化引起的负荷指令变化为MW=5%机组额定出力；水电和燃气轮机机组频率变化引起的负荷指令变化为MW=10%机组额定出力时，机组实际负荷变化达到63%的指令值的时间小于或等于30秒

15、。5. 火电机组AGC负荷调节范围40%机组额定出力，水电和燃气轮机机组AGC负荷调节范围60%机组额定出力；火电机组AGC负荷调节速率2%机组额定出力/分钟，水电、燃气轮机机组AGC负荷调节速率10%机组额定出力/分钟。6. 风电场应具备有功功率调节能力，能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。风电场应具有限制其有功功率变化的能力，风电场10min最大功率变化一般不超过其装机容量的33，1min最大功率变化一般不超过其装机容量的10。7. 发电机组的调差能力应不低于50%机组额定出力（核电机组除外）。第2条 并网发电机组须具备按电网要求随时进相运行的能力，发电机的功率因数能在数分钟内在设计

16、的功率因数范围内进行调整，且调整的频度不应受到限制。10万千瓦及以上发电机组应能提供发电机组机端0.80.9的滞后功率因数和0.95的超前功率因数间的额定输出功率。第3条 并网发电机组自动励磁装置至少应满足但不限于下列技术要求：1. 励磁装置的额定电流应不低于发电机转子额定电流的1.1倍。2. 励磁系统的顶值电压为发电机组额定电压时的励磁电压的2倍以上(强励倍数)。3. 励磁调节器的工作应是自动、连续动作，没有死区，自动和手动均能平滑无扰切换。4. 调压精度应高于1。5. 应具有各种相应的功能和多种保护与限制功能。 6. 10万千瓦及以上火电机组、核电机组和燃气机组；5万千瓦及以上水电机组励磁

17、系统必须配备电力系统稳定器(PSS)：就是为抑制低频振荡而研究的一种附加励磁控制技术。它在励磁电压调节器中，引入领先于轴速度的附加信号，产生一个正阻尼转矩，去克服原励磁电压调节器中产生的负阻尼转矩作用。用于提高电力系统阻尼、解决低频振荡问题，是提高电力系统动态稳定性的重要措施之一。它抽取与此振荡有关的信号，如发电机有功功率、转速或频率，加以处理，产生的附加信号加到励磁调节器中，使发电机产生阻尼低频振荡的附加力矩。（73） 220kV输电线路保护RCS-931A、PSL-603GC功能介绍。（74） 220kV输电线路保护屏压板正常投退方式及检查内容。（75） 220kV输电线路保护运行规定。（

18、76） 220kV输电线路整组保护投入、停运操作原则。（77） 220kV输电线路保护PSL-603GC柜单独投入、退出操作。（78） 220kV输电线路保护RCS-931A柜单独投入、退出操作。（79） 220kV输电线路保护PSL-603GC由跳闸改信号操作。（80） 220kV输电线路保护PSL-603GC由信号改跳闸操作。（81） 220kV输电线路保护RCS-931A由跳闸改信号操作。（82） 220kV输电线路保护RCS-931A由信号改跳闸操作。（83） 220kV输电线路综合重合闸保护的投入、退出操作。（84） 220kV输电线路保护操作注意事项。（85） 220kV母线BP-

19、2B微机型母线保护功能介绍。（86） 220kV母线BP-2B微机型母线保护装置设置了哪些保护？（87） 220kV母线BP-2B微机型母线保护屏压板正常投退方式及检查内容。什么情况下应将母差保护由双母切单母运行？（88） 220kV母线保护运行规定。（89） 220kV系统母差、失灵保护的投入、退出操作。（90） 220kV系统母差、失灵保护异常处理注意事项。（91） 220kV系统母联保护RCS-923A功能介绍。（92） 220kV系统母联保护RCS-923A设置了哪些保护？（93） 220kV系统母联保护RCS-923A屏压板正常投退方式及检查内容。（94） 220kV系统母联保护运行

20、规定。（95） 220kV系统母联保护投入、退出操作。（96） 220kV母线PT退出时，二次如何并列？（97） 沙洲电厂安全稳定控制装置的功能。（98） 沙洲电厂稳定控制装置切机逻辑。（99） 沙洲电厂稳定控制装置各保护压板作用及投退方式。（100） 沙洲电厂稳定控制装置运行规定。二、专业讲课内容：（1） 电气操作票管理规定、电气操作监护权管理规定、防止电气误操作事故规定。关于新版电气操作票修改和执行情况说明1、电气专业下发标准格式新版电气操作空白票，请各值按照新版电气操作票和新版管理实施细则将原来操作票内容和新增内容整理，操作任务填写要求：空一格开始填写，字体宋体小四号不加粗，多页每页都填

21、写。操作内容填写要求：操作序号居中字体五号无标点，操作内容栏操作动作顶格填写，必须使用新版操作票管理实施细则中动词术语和描述，不该有“在、将”等助副词，位置和远近控等仍然使用小开关操作术语，检查开关和刀闸分合闸无需加引号，操作票中测绝缘仍然使用合格，绝缘值记录在备注栏，操作动作和操作内容之间空二格，操作内容需对齐，字体宋体五号不加粗，其他内容尽量仍然使用原来操作票内容，本页内容有两行的本页去掉一行以此类推，操作页数因操作内容多则以此类推增加页数。2、电气操作票认真按照发电部电气操作和监护权限管理规定和关于电气操作票进一步细化管理补充规定执行，现针对新版操作票使用补充说明几点：单位和页码固定机打

22、，编号是现在手编，等待整理修编完成上传MIS后自动生成（具体操作流程等待朗坤说明后执行），执行情况中打钩（按照新版两票打钩方法执行）、地线编号用括号直接跟在操作内容后如（#1），涉及到交接班跨值电气操作是，上一值需要将本页备注栏中写明操作到第几步（如：本值操作到第几步），监护操作打钩和完成时间中重要操作时间规定要时分秒（6kV及以上开关和刀闸分合）使用红笔，其他包括操作时间、备注栏记录内容，备注栏记录绝缘值、各项签名、电气倒闸操作前标准检查项目表和电气倒闸操作后应完成工作表等用蓝黑笔，正常操作完毕后在操作票每一页盖“已执行”红章，需要盖在右上角虚线框内，操作不正常和中途终止操作盖章和备注说明按

23、照新版细则执行，“以下空白”应盖在最后一项操作的下空格中间位置，电气倒闸操作票要有电气倒闸操作前标准检查项目和电气倒闸操作后应完成的工作表（暂定为除了6kV和400V单一负荷停送电操作不需要）。（2） 变压器停、送电操作的主要原则有哪些？1、 变压器停送电操作必须填写操作票，经值长审批后方可进行停送电操作。2、 变压器充电，必须在装有保护的电源侧进行，保护装置应在良好状态，保护投入应正确，主变、高厂变应使用发电机作零起升压充电，启备变、低压厂用变压器必须从高压侧充电。3、 变压器在停电时应先拉开负载侧开关，然后再断开电源侧开关，经在检查确认开关三相分闸良好后，方可拉开有关刀闸及停止变压器冷却装

24、置的运行。（3） 变压器轻瓦斯保护动作原因及处理。轻瓦斯信号出现后，应立即对变压器进行全面解剖检查，分析原因及时处理。（1）油枕中的油位、油色是否正常；（2）瓦斯继电器内是否有气体；（3）变压器本体及强油系统有无漏油现象；（4）变压器负载电流、温度是否在允许范围内；（5）变压器声音是否正常；（6）变压器是否经检修换油后投入运行，运行中补油，更换再生器硅胶等；（7）取出瓦斯继电器中的气体，确定是否是可燃气体，必要时做色谱分析或抽取油样化验分析。处理过程中，当轻瓦斯保护动作时间间隔越来越短时，应立即倒换备用变压器，将该变压器退出运行。1、 轻瓦斯动作发信原因(1) 因加油、滤油或冷却系统不严密，以

25、致空气进入变压器内部。(2) 因温度下降或漏油致使油位下降而进空气。(3) 瓦斯保护装置或二次回路发生故障而误动。(4) 变压器内部轻微故障而产生少量的气体。(5) 穿越性短路故障引起。2、 轻瓦斯动作发信处理原则(1) 若有备用变压器，可先切换至备用变压器运行，同时派人对变压器进行外部检查。若无备用变压器，应立即汇报，并加强对变压器电流、温度的监视。(2) 若因油系统有过工作，则每班至少二次对瓦斯继电器进行放气，并加强检查，做好时间及放气量的记录。(3) 瓦斯继电器内的气体应用专门容器收集，记录气量，鉴定气体的颜色及是否可燃；取气样由运行人员进行，并由化学人员取油样作色谱分析，运行人员做好现

26、场监护工作。(4) 鉴定气体为无色、无臭、不可燃或经色谱分析为空气时，运行人员放尽空气后，变压器可以继续运行，并应注意下次动作时间间隔，若间隔时间逐次缩短，应及时汇报上级领导、生产副总经理、总工。(5) 若气体是可燃的，并经色谱分析，综合判断为变压器内部故障时，必须将变压器停运，待查明原因并经处理正常后方可投运。(6) 若轻瓦斯动作发信和重瓦斯动作跳闸同时发生，并经检查证明瓦斯继电器内有可燃气体，则变压器未经检查、试验合格前，不允许投入运行。（4） 变压器重瓦斯保护动作原因及处理。1、 重瓦斯动作原因(1) 变压器内部发生短路故障。(2) 瓦斯保护装置或二次回路发生故障，造成保护误动。(3)

27、瓦斯保护动作原因及故障性质可根据瓦斯继电器内聚积的气体量、颜色、可燃性和化学成分来鉴别。根据气体的多少可以估计故障的大小；若聚积的气体是无色、无臭、不可燃的，则动作原因是油中分离出来的空气所致；如果气体是可燃的，则为变压器内部故障，此时取气样分析必须迅速（否则颜色会因沉淀而消失），其故障的性质可按下表确定：气体颜色无臭（仅有油味）无色 不可燃黄色不可燃黄灰色 可燃带强烈臭味灰色或黑色易燃烧故障性质空气木质故障纸和纸板故障油或铁芯故障2、 重瓦斯保护动作跳闸处理(1) 应查看变压器差动、压力释放阀等保护是否同时动作，以及故障时各信号、参数变化，故障录波情况等；并立即至就地对变压器本体进行外部检查

28、(应确保人身安全)。(2) 对于有明显故障现象的则立即将变压器停电转检修，并汇报相关领导；有备用电源的，确定故障变压器相关外部系统无异常后投入备用电源运行。(3) 对于无明显故障现象的则立即取气样和油样进行色谱分析，并根据变压器跳闸时保护动作情况、信号参数变化、故障录波以及外部检查情况和色谱分析结果等，判断变压器故障性质，查明原因。(4) 经综合分析判断仍无法查明原因，并确认属保护误动时经生产副总经理、总工批准，可退出重瓦斯保护，对变压器强送一次（有条件应零起升压）；在强送或零起升压过程中，应密切注意变压器相关参数变化，出现任何异常，立即断开变压器各侧开关并停电转检修，汇报领导。(5) 经综合

29、分析判断存在故障现象的，在未查明原因、消除故障及试验合格前不得将故障变压器再投入运行。（5） 变压器着火处理原则。(1) 应迅速拉开变压器各侧开关和闸刀进行隔离。(2) 投入备用变压器运行。(3) 停用变压器冷却装置。(4) 按消防规程规定灭火，并通知消防队。(5) 若油溢出顶盖着火时，应打开下部放油阀使油位降至适当。(6) 若变压器内部故障引起着火、压力释放阀动作，则不能放油，救火人员应远离变压器，以防变压器发生严重爆炸。（6） 主变冷却器全停处理及注意事项。主变压器发出“冷却器全停”信号后，值班人员应立即至13米平台窗口检查冷却器运行情况并结合油温变化情况判断是否为误发，若判断为误发，可退

30、出主变冷却器全停保护压板，并通知电气二次班。若不是误发，应立即检查冷却器全停原因，尽快恢复冷却装置的运行。同时应当向省调申请降低负荷，控制变压器上层油温不超过75度。检查范围包括A排电气MCC上的两路交流电源和集控110V直流A段母线上的控制电源送电情况、就地风冷控制箱内的异常情况，必要时可手动切换至另一路电源，检查风扇是否能够启动。处理的同时，做好机组跳闸的准备。若全停时间超过1小时仍未能恢复冷却器运行，应手动停机，防止主变过热损坏。（7） 沙洲电厂220kV母线由运行转检修、由检修转运行操作。（8） 220kV断路器发生非全相运行如何处理？1 装设非全相保护的必要性电力系统在运行时，由于各

31、种原因，断路器三相可能断开一相或两相，造成非全相运行。如果系统采用单重或综重方式，在等待重合期间，系统也要处于非全相运行状态。但是，系统非全相运行的时间应有所限制，这是因为：a.系统要求。当系统处于非全相运行状态时，系统中出现的负序、零序等分量对电气设备产生一定危害。b.保护要求。由于出现负序、零序等分量，使得系统中的一些保护可能处于启动状态。例如：目前常用的11系列微机线路保护，当系统由全相变为非全相运行时，如果保护突变量元件启动，在判断无故障后，保护程序转入振荡闭锁模块，若该线路零序分量数值大于零序辅助启动元件定值时，程序将处于振荡闭锁状态，超过12s时，保护将报告电流互感器(TA)断线，整套保护中仅余少数保护功能起作用，严重影响保护的可靠性。系统中的负序、零序等分量还可能使一些保护(如零序电流保护)动作跳闸，误断开正常运行的线路。对于系统采用单重、综重等方式，故障跳闸造成的非全相运行，若重合闸成功，系统自然很快转入全相运行;若重合于故障，断路器三相跳闸，系统也转入全相运行。对这种等待重合的非全相状态，系统中的设备和保护必须予以考虑。例如某些保护