第一篇 发电机及励磁系统运行规程
1 发电机的运行维护
1. 1 发电机技术规范
1.1.1 发电机铭牌
型 号 额定容量 有功功率 无功功率 额定定子电压 额定定子电流 相数 频率 功率因数 转数
QFSN-300-2 353MVA 300MW 186MVAR 20KV 101A 3相 50HZ 0.85（滞后） 3000转/分
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接线方式 冷却方式 短路比 效率
1.1.2 技术参数 绝缘等级 额定进风温度 额定励磁电流 额定励磁电压 空载励磁电流 空载励磁电压
三相不平衡负荷运行能力 定子绕组冷却水额定流量 定子绕组额定进水温度 额定运行氢压 氢气纯度 冷氢温度 漏氢量 允许断水时间 发电机机壳容积 制造厂家 温升规定：
YY 水氢氢 >0.5 98.85% F 46℃ 2510A 302V 987A 113V
稳态I2* =8% 暂态I22*t=10秒 55m3/t 45～50℃ 0.31MPa ≮95% 46℃ 10m3/天 ＜30S
68M3（不带转子时） 上海电机厂
（1）额定氢压0.31MPa，冷氢温度为46℃，电阻法测量转子的平均温
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升不大于℃。
（2）定子铁芯在冷氢温度为46℃时，用热电偶测得最高温升不大于74℃。
（3）在定子绕组冷却水进水温度不大于50℃时，定子绕组层间电阻测温允许温升不大于40℃。
1.2 发电机的运行方式
1.2.1 额定工况下的运行方式（正常运行方式）
发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式，在此方式下，可以长期连续运行。
1.2.1.1 冷氢额定温度为46℃，最低温度为40℃。冷氢的允许最高温度为48℃，冷氢报警温度为50℃，运行中各台氢冷却器相互间的出风温度应均衡，任何负荷下不应超过2℃。
1.2.1.2 定子绕圈额定进水温度变化范围45～50℃，低于42℃或高于53℃时均将报警，且水质应符合下表要求： 定子内冷水水质要求：
1 2 3 4 5 6 7 水 质 起动时导电（us/cm） 运行时导电率(us/cm) 硬度(ug/kg) PH值 NH3值 铜化物最大含量（mg/L） 透明纯净，无机械温和物 <10微西/厘米 <1.5微西/厘米 小于2微克当量/升 7～8 微量 ≤40 3
1.2.1.3 定子线圈层间电阻测温元件，温度在定冷水进水温度不大于50℃时，出水温度不大于90℃，当定子线圈温度达90℃或定子线圈冷却水出水温度达85℃时，汽机DEH中的ATC将自动监视报警，此时，值班人员应立即采取措施（包括降低负荷检查冷却水量是否正常并相应调整，降低进风温度等），使温度降至报警值以下，并尽快分析和查明报警原因，必要时，安排停机检查处理。
1.2.1.4 定子铁芯的温度限额为：在冷氢温度46℃时，温升不大于74℃，即冷氢温度在46℃及以上时，定子铁芯温度限额为T进+74℃（T进-当时冷氢温度）最高温度不超过120℃。 1.2.1.5 氢冷却器最高进水温度35℃。
1.2.1.6 励磁机的进风温度不超过50℃，励磁机空气冷却器的进水温度应不大于35℃。
1.2.1.7 定冷水总出水管的出水温度正常不大于85℃。
1.2.1.8 在氢压为0.31MPa，功率因数为0.85，即额定工况下，当1/8冷却器退出运行时，允许功率为90%，当二个1/8冷却器退出运行，但不在同一角时，可带80%负荷，当在同一角时，可带60%负荷。
1.2.2 电压、频率、功率因数变化时的运行方式
1.2.2.1 发电机定子电压在电压的105%至95%范围内变动，且功率因数为额定值时，其额定容量不变即定子电压在该范围内变动时，定子电流可按比例相反变动，但当发电机电压低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值不得超过额定值的105%（10698A)。
1.2.2.2 发电机定子电压最高不得大于额定电压的110%（22KV)，最低
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值不应低于额定值90%（18KV)，并应满足厂用电压的要求。
1.2.2.3 发电机正常运行中，频率变化时，定子电流、励磁电流及各部分温度不得超过限额值。
1.2.2.4 发电机正常运行时，定子电流三相应接近，其允许不平衡电流值应遵守制造厂的规定，（I2*=8%)一般规定各相电流之差不得超过额定值的10％，同时最大一相电流不得超过额定值。
1.2.2.5 正常运行时，#1、2发电机应采用GEC－1E A、B柜主从并列励磁方式，仅当A、B柜因故不能使用时，才改用C柜工频备励方式。 1.2.2.6 发电机运行时，不得超出电机厂提供的出力曲线所规定的范围。 1.2.2.7 发电机运行时，根据省电力调度中心的调度命令，发电机可进相运行。发电机在进相运行时，其进相深度必须满足进相运行试验所测得结论的要求，在此基础上，执行配合省电力调度中心的调度命令，以保证机组与电网的安全稳定运行。机组进相运行时的具体深度见图：#1-4发电机低励曲线。
1.3 发电机正常运行中的监视、检查及维护
1.3.1 发电机运行中的监视
1.3.1.1 发电机有功负荷的增减，一般由（CCS）机组协制或由集控值班人员调整，并应及时监视和调整无功负荷，严格控制发电机定子电压电流以及励磁电流不超过规定值。
1.3.1.2 正常运行时，每小时应按规定抄录发电机各运行工况参数，并与打印机的报表对照，如有差异，应分析原因，若发现个别温度测点异常，可根据情况加强对该部位的监视，缩短记录时间，并向值长汇报，通知检
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修检查处理。
1.3.1.3 发电机运行时，应将发电机、主励磁机励磁回路接地检测装置投入自动检测方式，并每天校验一次，发现问题及时联系检修处理。
Q(MVAR)P(MW)O-2O(300，-20)-4060120180240300-120(0，-120)
#1-4发电机低励曲线
1.3.2 发电机系统的主要检查项目 1.3.2.1 发电机启动前的维护与检查。
（1）启动前应对发电机进行全面检查，使之具备启动条件（按本规程中规定进行检查）。
（2）发电机各气体冷却器进水前，应排除内部空气，二次进水最高温度不应超过33℃，进水流量应节流控制以便随负荷的增加，相应增加冷
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却水流量，同时应防止结露。若出现结露现象，应根据发电机运行工况适当调高励磁风温，消除结露。
1.3.2.2 发电机运行中的维护与检查： （1）集控室与继电保护室的检查项目。
①严密监视发电机的各种运行参数，并与CRT显示结果对照，及时调整使之不违反规程规定。
②各灯光、信号正常，各开关的位置显示应与实际相等。
③继电保护、自动装置无接点松动过热，冒烟等现象，检查完毕应及时好柜门，防止小动物进入。
④各保护压板位置正确，现场保护投退情况应与保护定值、规定相符合。 ⑤认真作好运行的相关记录，在出现异常情况时，应加强监视处理，并缩短检查、记录时间。
（2）发电机、励磁机本体检查项目:
①发电机、励磁机音响正常，无金属磨擦或撞击声，无异常振动现象。 ②励磁机外壳、门、观察窗等处密封良好。
③发电机、励磁机应清洁，无结露、漏水、漏油等现象。 ④发电机、励磁机各冷却介质（氢、水、风）符合运行值。 ⑤发电机、励磁机各部温度符合规定值，无异常发热现象。 ⑥发电机漏液报警器无报警信号。
⑦对发电机系统的附属设备如PT、CT、封闭母线等检查，应无异常现象。
1.4 发电机的操作及注意事项
1.4.1 发电机由检修转冷备用的操作
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1.4.1.1 查明发电机变压器组高厂变一、二次回路工作票已全部终结，有关回路和安全措施已全部拆除。
1.4.1.2 设备如有异动，应办理设备异动手续，继保工作应有专项记录，且值班人员应与工作负责人签字确认。
1.4.1.3 详细检查发电机一、二次回路（包括高厂变）及励磁回路设备清洁、完整、外观正常，命名正确齐全，接头贴好示温片，表计指示在“0”位，设备上无遗留工具、杂物、门柜关闭、继电保护定值符合整定书要求，压板、试验部件（端子）及切换开关的位置符合投运要求。 1.4.1.4 拆除所有的接地线及检修安全措施。 1.4.1.5 测量发变组、高厂变、励磁回路绝缘合格。 1.4.1.6 检查主变、高厂变冷却系统正常。
1.4.1.7 询问发电机、励磁系统、厂用电系统有关继电保护自动装置动作试验正常。
1.4.1.8 得值长通知发电机已置换为氢气运行，冷却水系统，密封油系统及氢气系统投入正常运行。
1.4.1.9 校验发电机磁场开关联跳主开关及机、炉、电大联锁实验合格，校验调整马达转向均正常。
1.4.1.10 发电机停机时间超过72小时，在启动前应测励磁回路及静子绕组绝缘。(静子绕组绝缘一般情况下很难测出数据，无法判断，可在中速暖机时采用工频备励方式逐渐将静子电压升至5KV，进行干燥.升速前将电压降至零，断开励磁开关。) 1.4.2 发电机由冷备用改热备用的操作 1.4.2.1 查明发电机确为冷备用状态。
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1.4.2.2 装上发电机三组电压互感器高压保险，确认高压保险完好并安装紧固，将电压互感器小车推至工作位置。
1.4.2.3 合上励磁调节器的交流开关ADK、BDK、CDK。
1.4.2.4 装上励磁器操作保险，冷却风扇送上电源，并投入运行，送上磁场接地检测交流电源，检查或投入励磁装置有关压板、面板小开关位置正确，处备用状态可投入运行（参见励磁系统规定）。 1.4.2.5 按照中调规定进行励磁系统PSS功能的投退。
1.4.2.6 合上发变组控制保护直流电源开关，按规定投入发变组保护跳闸压板。送上发变组出口开关第一组、第二组控制保险及同期装置、位置信号保险。
1.4.2.7 送上主变冷却器装置电源，启动油泵及风扇，并检查运行正常。 1.4.2.8 推上发电机中性点接地刀闸及主变220KV中性点接地刀闸。 1.4.2.9 按照电气一次主系统运行方式规定，合上发变组220KVⅠ母侧或Ⅱ母侧刀闸。
1.4.3 发电机的并网操作
1.4.3.1 待机炉有关试验结束，汽机阀门切换完成，检查机组注油试验正常且无其它异常报警信号，得值长命令后方可进行发电机升压操作。 1.4.3.2 发电机正常升压应用GEC－1励磁A、B柜主从方式，也可以用GEC－1励磁C柜工频备励升压，其步骤分述如下：
（1）GEC－1励磁A、B柜主从自动励磁方式升压(自动准同期)并网： ①将励磁A、B、C柜上“状态”切换开关投“运行”位置，PSS、备用切换开关投“退出”位置；
②将发-变组励磁测量信号投入开关切“投入”位置；
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③将励磁手动自动方式开关切“自动”位置，励磁\"自动\"运行灯亮； ④合上励磁A、B柜AK、BK开关正常，检查发电机定子三相电流为零； ⑤按住G屏\"A、B柜起励\"按钮，观察发电机出口电压在16KV左右； ⑥操作G屏“A、B柜增减磁”开关调整发电机电压与系统电压相近； ⑦投入发-变组主开关的同期开关TK，同期方式选择开关ZK切至自动位置，同期闭锁开关STK切\"投入\"位置，同期切换开关1STK开关切至\"精调\"位置；
⑧通知汽机值班员在DEH上将汽机置\"自动准同期\"方式
⑨将发-变组自动准同期回路电源开关DTK切至\"试验\"位置，检查同期回路正常；
⑩将发-变组同期回路电源开关DTK切至\"工作\"位置，等待同期并列； （2）GEC－1励磁A、B柜主从自动励磁方式升压(手动准同期)并网： ①同（1）中的①～⑤；
②操作G屏“A、B柜增减磁”开关调整发电机电压至19.5KV左右； ③投入发-变组主开关的同期开关TK，同期方式选择开关ZK切至手动位置，同期闭锁开关STK切\"投入\"位置，同期切换开关1STK开关切至\"精调\"位置；
④观察发电机同步表指针顺时针缓慢旋转（转速1－10RPM）； ⑤操作升、降速按钮调整发电机频率，使之与系统频率相等； ⑥操作G屏“A、B柜增减磁”开关调整发电机电压与系统电压相近；⑦待发电机同步表指针接近零位（提前约5－10度），启动集中同期合闸按钮使机组并入电网运行。
（3）用50HZ工频备励升压方式并网：
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①检查A、B柜AK、BK开关确已断开； ②检查50HZ工频备励CDK开关已合上；
③确认C柜处正常备用且输出电压正常，电流为0； ④合上工频备励C柜直流开关CK；
⑤按住G屏\"A、B柜起励\"按钮，观察发电机出口电压在16KV左右； ⑥操作G屏“C柜增减磁”开关，缓慢将发电机升压至20KV，采取手动准同期方式将发变组并网。
1.4.3.3 发电机升压时应注意事项：
（1）升压前应先调出有关CRT画面，确认有关开关、刀闸的状态（主变220KV开关在断开位置，主变220KVⅠ（Ⅱ）母线刀闸及中性点接地刀闸在合上位置）。
（2）全面检查一次盘面，在关信号灯指示正确，操作开关、切换开关、同期开关位置正确。
（3）升压操作应缓慢进行 ，升压过程中三相电压应平衡（CRT上看），三相电流指示为零。
（4）在定子电压为额定值的50%及全电压情况下，应分别测量三相电压平衡（PT二次侧电压）。
（5）在额定定子电压时，核对主励磁机励磁电压，励磁电流正常，用频闪仪检查旋转整流盘熔丝运行情况。
（6）利用励磁调节器的接地选择开关检查励磁回路有无接地现象。 1.4.3.4 发电机并列须满足下列条件： （1）待并发电机的电压与系统电压相等； （2）等并发电机的频率与系统频率相等；
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（3）等并发电机的相位与系统相位相同。 1.4.3.5 发电机并列时同期装置的使用：
发电机并列应采用A、B柜自动准同期装置进行，当自动准同期装置因故不能使用时，允许用手动准同期进行，并应由值长或电气机组长监护。当用手动励磁或工频备励即C柜升压并网时，只能采用手动准同期操作并网。
（1）自动准同期并列操作步骤：
1）调整发电机电压、转速与系统电压、频率相一致； 2）查同期闭锁STK在“投入”位置；
3）投入待并发变组220KV开关的同期开关“TK”（垂直位置为投入）； 4）将同期方式选择开关“ZK”切“自动”位置； 5）将同步表切换1STK开关切至“精调”位置； 6）通知机机值班员将DEH置“自动同步”方式；
7）观察同步表运转正常后，将自动准同期开关“DTK”投入“试验”位置；
8）按下自动准同期起动带灯按钮，查起动带灯按钮灯常亮，当同步表指针旋转至同步点时“同期合闸”指示灯闪亮，起动带灯按钮灯灭，自动准同期装置良好；
9）将自动准同期开关“DTK”切“投入”位置，同时将电脑钥匙插入发变组出口开关的防误闭锁装置内（紧急情况下未进行模拟操作可按下“防误解锁”按钮），再次按下自动准同期起动带灯按钮；
10）同步表指针旋转至同步点时“同期合闸”指示灯闪亮，起动带灯按钮灯灭，查发变组220KV开关自动合上，有关指示信号正常；
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11）将发变组220KV开关的控制开关置“合闸后”位置，及时调整发电机无功，防止发电机深度进相；
12）复归同期装置：将1STK切“断”位，“ZK”切“断”位，“TK”断开，自动准同期“DTK”开关切“断”位；
13）通知机炉机组已并列，适当开大调门防止逆功率。 （2）手动准同期并列操作步骤：
1）手动调整发电机电压，转速与系统电压、频率相一致； 2）查同期闭锁STK在“投入”位； 3）查自动准同期DTK在“断”位； 4）投入同期开关“TK”；
5）将同步表开关1STK切至“粗调”位置；
6）操作调速开关2ZK调整发电机频率与系统频率相等；
7）手动操作励磁调节器增减磁开关（按钮）调节发电机电压与系统相等；
8）将同期表1STK切“精调”位置，同时将电脑钥匙插入发变组出口开关的防误闭锁装置内（紧急情况下未进行模拟操作可按下“防误解锁”按钮）；
9）待同步表顺时针缓慢旋转至标线前10°～7°左右时，按下集中同期合闸按钮。
10）查发变组出口开关合闸良好，有关指示灯信号正常；
11）将发变组220KV开关的控制开关置“合闸后”位置，及时调整发电机无功，防止发电机深度进相；
12）复归同期装置TK、同期表1STK及调速开关2ZK的方式位置。
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1.4.3.7 发电机同期并列时的注意事项 （1）同步表的投入应注意事项: ①同步表投入时间不得超过15分钟；
②当同步表转速过慢、过快或指针摆动或不动时，应查明原因，消除后方可继续进行并列操作；
③同步表指针应按顺时针方向缓慢旋转，转速大约每分钟3-4圈。 （2）发电机并网后，首先应增加部分无功，观察三相定子电流是否平衡。
（3）在发电机定子电流增加过程中，应对发电机有关温度进行监视和分析，以及时发现异常情况。
（4）发电机若用自动准同期并列，则应用GEC－1励磁A、B柜主从自动励磁方式进行升压，进行自动准同期并列操作。
（5）发电机若用手动准同期并列，可用GEC－1励磁A、B柜主从自动励磁方式，也可用GEC－1励磁A(B)柜手动方式或GEC－1工频备用励磁C柜手动励磁方式，原则上采用GEC－1励磁A、B柜主从自动励磁方式升压，若自动方式有问题才可用GEC－1手动励磁方式升压，再进行手动准同期并列。
1.4.4 发电机解列操作 1.4.4.1 停机操作原则
（1）停机前操作人员应按值长命令，根据停机要求填写操作票，经审查批准后执行。
（2）在停机过程中，随着有功负荷的逐步降低，集控电气值班人员应相应降低无功负荷尽量维持功率因数在0.85左右。
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（3）当发电机有功负荷降到70MW时，高压厂用电源应切至起/备变运行。
（4）正常停机时应确认发电机有功至0，电度表停止运行，无功降至近于5MVAR进行解列操作。
（5）发电机解列前应先合上该机组对应主变的220KV中性点接地刀闸。 （6）发电机停役，其主变及其高厂变也一并停役。 1.4.4.2 发电机组与系统解列操作步骤：
（1）检查解列机组的高压厂用电已切换由起/备变供电； （2）在并网状态下将有功、无功减到零； （3）将发电机无功负荷减到5MVAR左右； （4）断开解列机组主变的220KV开关；
（5）操作“A、B柜增减磁”开关将主励电流降至0，发电机电压约为3KV；
（6）断开GEC-1E控制器A、B柜的直流输出开关AK、BK； （7）检查C柜的直流输出开关CK在断开状态；
（8）断开GEC-1E控制器A、B、C柜的三相交流开关ADK、BDK、CDK；
（9） 检查控制盘上有关指示灯，调出CRT画面，确认解列机组对应的主变220KV开关，励磁开关及其厂用电对应的6KV开关在断开状态； （10）按照发变组保护投退规定将相关保护压板退出； （11）汇报值长机组解列操作完毕。 1.4.5 发电机隔绝操作注意事项
1.4.5.1 发电机改检修时，应将发电机及所属互感器一、二次回路及励磁
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回路要隔绝，有关辅助设备应改停役，根据检修工作需要做好措施。 1.4.5.2 发电机信号保险仅在发电机检修或信号回路有工作时取下，其余状态均应装上。
1.4.6 发电机绝缘电阻的测定
1.4.6.1 定子绕组每一相的绝缘电阻用2500V兆欧表测量，在25℃ 时10 分钟后应不少于1000兆欧 或不低于上次测量值的1/3～1/5，测量温度每升高5-15℃绝缘电阻大约下降一半。测量定子绕组绝缘前，应将集水环到外接水管法兰处的跨接线拆开，并将两集水环连接起来，接到水内冷专用绝缘测试仪的屏弊端，然后测量，测后恢复法兰两端跨接线。 1.4.6.2 发电机内所有电阻测温元件的对地绝缘电阻，在冷态下250V兆欧表测量，应不小于1兆欧 。
1.4.6.3 发电机励磁轴承与底板，轴承与间绝缘电阻用1000V兆欧表测量，应不小于1兆欧 。
1.4.6.4 不同温度下电阻的换算，可参照下式进行 ：Rt2=2(t2Rt1-t1)/10 式中：Rt1、Rt2分别为温度t1℃和t2℃时的绝缘阻值。
1.4.6.5 若某测量对象的绝缘电阻不满足规定值时，应采取措施加快恢复，若一时不能恢复，发电机能否投入运行，应由厂总工程师批准后执行。
1.5 发电机的异常运行一事故处理
1.5.1 发电机的异常运行 1.5.1.1 发电机过负荷运行。
1.5.1.1.1 发电机事故过负荷允许时间：
过负荷倍数 1.16 1.30 1. 2.26 16
定子电流值安） 允许运行时（秒） 11819 120 14065 60 15691 30 23027 10 上述事故过负荷的总次数以每年不超过二次为限。 1.5.1.1.2 现象：
定子电流超过额定值，并有“发电机过负荷”光字牌报警。 1.5.1.1.3 处理：
（1）严密监视表计，特别是各部分温度不超限。
（2）分析引起过负荷的原因，在允许时间内迅速降低定子电流。如为发电机电压低引起时，不能降低无功，采取降低有功负荷的办法控制定子电流不超限。
（3）处理应迅速果断。 1.5.1.2 发电机表计指示失常 1.5.1.2.1 原因：
（1）表计本身故障，常发生于个别表计指示或指示失常。
（2）表计回路故障，常发生几个表计同时指示失常，如电压互感器回路故障时，将影响到定子电压表、有功、无功和频率表指示。 1.5.1.2.1 处理：
（1）不盲目调节发电机负荷，根据其余表计监视发电机运行，如主励磁电流表指示失常时，可根据主励磁电压表、无功表监视；电流互感器回路故障，可根据主变电流表监视；电压互感器回路故障可根据定子电流表，励磁回路电流，电压表监视。
（2）发电机有功表指示失常时，应汇报值长由热机值班人员监视汽轮机的进汽量和其它有关热力参数，尽量维持异常前参数运行。
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（3）排除故障，必要时接临时表计。 1.5.1.3 发电机三相电流不平衡
1.5.1.3.1 现象：发电机定子电流最大一相与最小一相电流之差大于额定值的10%，或负序电流超过8%。 1.5.1.3.2 处理：
（1）汇报值长降低发电机的定子电流，使不平衡度降到允许值以内，且最大一相电流不超过额定值。 （2）加强监视发电机各部分温度。
（3）若系统不正常运行（不对称运行）而造成定子电流严重不平衡时，应由值长联系调度尽快消除。
（4）如不平衡出现在发电机并列后不久时，可能是主变开关非全相合闸，处理见1.5.2.6。 1.5.1.4 发电机温度异常
1.5.1.4.1 现象：有关指示仪表，发电机巡回检测仪、计算机发出温度异常报警等光字牌声光信号，并在CRT显示报警值。 1.5.1.4.2 处理：
（1）调出CRT画面，确定报警部位连续监视报警次数，并分析温度升高原因。
（2）检查是否过负荷或三相电流不平衡引起。
（3）检查发电机三相电压是否平衡，功率因数是否在正常范围内，保持功率因数在0.85～0.95。
（4）根据其他温度测点指示，分析判断是否检测器故障，必要时，由检修人员校对。
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（5）发电机进风温度如超过规定值，汇报值长处理。 （6）发电机氢气压力低时，汇报值长处理。
（7）发电机定子冷却水支路水温高，汇报值长处理。
（8）必要时降低发电机无功负荷，但功率因数不得超过0.95，电压不得低于19KV。
（9）如经上述处理无效时，汇报值长降低有功负荷。
（10）定子线圈出水温度报警，调出CRT画面，观察分析汇报值长处理。 1.5.1.5 发电机电压互感器熔丝熔断： 1.5.1.5.1 现象：
（1）发电机“电压回路断线”光字牌亮。 （2）电压平衡继电器动作相关的信号灯亮。 （3）发电机电压表指示可能降低或为0。
（4）发电机有功/无功功率表指示可能降低或为0。 （5）发电机频率表指示可能异常。 （6）发电机电度表转速可能变慢或停转。
（7）SWTA调节器可能由自动切至手动方式，保护屏发断线信号。 1.5.1.2.2 处理
（1）如发电机出口#1PT(励磁调节器专用PT)回路故障，AVR励磁调节器将由“自动”方式自动切换到“手动”方式运行，AVR屏上“测量信号丢失”指示灯亮，值班员应严密监视发电机机无功及端电压，及时操作AVR手动给定电位90DC，调整发电机无功负荷，检查#1PT回路保险是否完好，二次回路是否有断线现象，故障消除后，恢复原正常运行方式。 （2）如发电机出口#2PT(测量保护专用）回路故障，则控制屏“B屏电
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压回路断线”光字牌亮，有关表计指示到0或降低，如属高压保险熔断，则定子保护动作发信；通知机炉维持故障前参数运行，退出#2PT断线时会误动作保护，如：失磁保护、逆功率保护、匝间保护、定子接地保护、失步保护，记录故障时间，核算故障时发电量；检查＃2PT回路保险是否良好，二次回路是否有断线现象。故障消除后，恢复正常运行方式。 （3）如发电机出口#3PT(匝间保护用）回路故障，则控制屏“A屏电压回路断线”光字牌亮，退出匝间短路保护，检查#3PT保险是否熔断，二次回路有无断线等现象，故障消除后，恢复停用保护。
（4）如发变组所接220KV母线段PT回路故障，则停用阻抗保护，故障消除后，恢复停用保护。 1.5.1.6 旋转整流器熔丝熔断
旋转整流器每个桥臂有8只二极管，有一只熔丝熔断后，仍可带额定负荷运行。集控值班人员用频闪仪检测发现有熔丝熔断，应加强对熔丝的检测次数和对机组运行监视。
ꀠᅼ！1）当某个桥臂熔丝熔断二只时，立即向调度汇报，并将励磁调节器由自动方式切到手动方式运行，申请停机处理，在停机前，不允许机组过负荷，且应保持功率因数不低于0.85。
（2）当某个桥臂熔断三只时，立即减负荷至75%，汇报调度，申请尽快停机更换熔丝。
1.5.1.7 发电机温度巡测仪、射频检测仪等报警
应立即对发电机运行参数及工况进行详细检查，并根据记录曲线判断是否正确。如确属局部过热应汇报调度将机组解列。 1.5.1.8 发电机发生强行励磁
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（1）“强励动作”光字牌亮，10秒内不得进行人为调整。如系正常动作，系统情况正常后能自动恢复正常，报警消失。
（2）强励持续动作，使过励保护动作，调节器将由自动方式切换到手动方式进行，并发出“调节器报警信号”光字牌。此时应手动调节增减磁开关，使励磁电流保持正常。
（3）如当时系统运行正常而调节器输出不正常升高时，应手动将调节器控制方式由“自动”切到“手动”，并通知设备管理部检查。 1.5.1.9 励磁调节器自动切换
运行中励磁调节器出现下列情况之一时，将自动由“自动”方式切换至“手动”方式，并发出“调节器报警信号”。
（1）过励保护（OXP-2）二段动作（光字牌亮） （2）调节器测量信号(PT断线或脉冲丢失)消失
（3）切换到手动方式后，应根据仪表指示励磁，电流不超过额定值，且应保持功率因数在允许范围内，并将励磁调节器方式开关复至“手动”位置。待原因查明并排除后，及时恢复励磁调节器的自动运行方式。
1.5.2 发电机的事故处理 1.5.2.1 主变220KV开关跳闸 1.5.2.1.1 现象：
（1）事故喇叭响，主变220KV开关跳闸。 （2）BTG盘上“断路器事故跳闸”光字牌亮。 1.5.2.1.2 处理：
（1）立即记录事故信号及保护动作情况，退出SF6开关联关主汽门压板，
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汽机重新挂闸；
（2）立即手动断开厂用工作电源开关，进行厂用电自动切换； （3）若因220KV母差保护动作引起，倒至另一段母线重新并网； （4）若因发变组“对称过负荷”、 “不对称过负荷”、 “逆功率”、 “失步”、 “主变冷却器故障”等保护动作引起，应尽快查明原因，消除故障重新并网，
（5）若确实属于人员误动而引起，可立即将发电机并网。 1.5.2.2 发电机发生振荡或失步 1.5.2.2.1 现象:
（1）发电机有功表、无功表在全表盘摆动。
（2）发电机定子电流表指针剧烈摆，并有超过正常值的情形。 （3）发电机定子电压表指示降低并摆动。
（4）发电机主励磁机电流表、电压表在正常值附近摆动。 （5）发电机发出有节奏的鸣声，其节奏与仪表指针摆动合拍。 1.5.2.2.2 处理：
（1）若振荡是由于功率因数过高或端电压过低引起时，应立即降低有功并增加励磁电流使发电机拖入同步。
（2）若因系统故障引起发电机振荡，应尽可能地增加发电机的无功，提高系统电压，创造恢复同期的条件。
（3）当机组励磁系统PSS功能投入运行的情况下，由机组励磁系统PSS功能自动调节，但值班人员必须认真监盘，保证机组稳定。若中调下达退出励磁系统PSS功能的命令，则应手动增加励磁电流，直至允许过负荷值，此时，可按发电机事故过负荷规定执行。
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（4）采取上述措施120秒内不能恢复时，请求值长将机组解列。 （5）如发电机振荡是由于系统振荡引起时，按系统振荡处理。 （6）系统振荡处理按如下2006年《江西电网振荡处理规定》执行。 一:电网振荡产生的原因
1 电网发生严重故障,因故障切除时间过长,造成电网稳定破坏. 2 发电机失磁,再同步失效,引起电压严重下降,导致邻近电网失去稳定. 3 电网受端失去大电源或送端甩去大量负荷且受端发电厂功率调整不当,引起联络线输送功率超过静稳定极限
4 环状网络或多回线路中,一回线路故障跳闸后电网等值阻抗增大且其它线路输送功率大量增加,超过静稳定极限,造成电网静稳定破坏. 5 大容量机组跳闸,使电网等值阻抗增加,并使电网电压严重下降,造成联络线稳定极限下降,引起电网稳定性破坏. 6 电网发生多重故障.
7 电源间非同步合闸未能拖入同步. 8 发电机非同期并列未能拖入同步. 9 电网结构薄弱,扰动引发振荡. 10 其它因素造成电网振荡. 二: 振荡的分类、现象
振荡分为同步振荡、异步振荡 （一）、同步振荡
1、厂站侧现象:
(1)、频率稳定,变化很小.
(2)、发电机及其联络线电流表、有功表周期性摆动，机组有功、无
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功不过零。
（3）、电压表摆动不大。 （4）、发电机鸣声不大。 2、 电网同步振荡时的现象： （1）、频率相同。
（2）、发电机及其联络线有功功率周期性摆动。 （3）、电压摆动范围不大。 （二）、异步振荡现象
1、 厂站侧现象：
（1）、处于送端时频率升高，处于受端时频率降低，且略有摆动。 （2）、发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表周期性地剧烈摆动。
（3）、发电机和变压器在表计摆动的同时发出有节奏的嗡鸣声。 （4）、 白炽照明随电压波动有不同程度的明暗现象。 （5）、发电机强励可能动作。 2、 电网异步振荡时的现象： （1）、系统不能保持同一个频率。
（2）、发电机及联络线的有功功率表周期性地剧烈摆动。 （3）、振荡中心的电压周期性的降至接近零，其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压摆动逐渐减小。
（4）、失去同步的发电厂或局部电网与主网之间联络线输送功率往复摆动，每个振荡周期内的平均有功功率接近至零。
（5）、失去同步的两个电网间出现明显的频率差异，送端电网频率
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升高，受端频率降低，且略有摆动。 三、 电网振荡的处理 （一）、 同步振荡的处理原则
1、 厂站处理原则
（1）、发生振荡，及时汇报省调。
（2）、各厂，站值班人员应不待调度指令，退出机组AGC、厂站AVG。增加发电机、调相机、静补装置的无功出力，并发挥其过载能力，尽可能使电压提高到最大允许值。
2、 调度处理原则
（1）、根据功率振荡分布等信息正确判断振荡源。 （2）、退出电厂机组的AGC、厂站AVC。 （3）、提高电压。 （4）、降低断面功率。 （二）、 异步振荡的处理原则
1、 厂站处理原则
（1）、发生振荡，及时汇报省调。
（2）、频率降低的发电厂应不待调度指令，增加机组的有功出力至最大或启动备用水轮机组（装有AGC的电厂将机组AGC退出），频率升高的发电厂应不待调度的命令，减少机组的有功出力，同时应保证厂用电的正常供电。恢复频率正常，直至振荡消除。
（3）、厂、站值班人员应不待调度命令，退出AGC，增加发电机、调相机、静补装置的无功出力，并发挥其过载能力，尽可能使电压到最大允许值。
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（4）、若为发电机并列操作或失磁而引起的振荡，可不待调度命令，立即将机组解列。
（5）、电网发生振荡时，未得到值班调度员的允许，任何发电厂都不得无故从电网解列，在频率或电压严重下降威胁到厂电安全时，可按各发电厂现场事故处理规程中低频、低压保厂用电的规定进行处理。
（6）、装有振荡解列装置的厂站，当系统发生异步振荡时，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现该装置发出跳闸信号而未解列时，且系统仍有振荡，则应立即断开应解列的开关。
2、 调度处理原则
（1）、根据频率、有功、电压、电流指示摆动情况，尽快确定振荡中心。
（2）、送端高频率的电厂，迅速降低发电出力，直到振荡消除；受端低频率的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力提高频率，必要时在受端频率降低侧迅速按紧急拉路限电序位表和超供电能力拉闸限电序位表限电，直至消除振荡或恢复正常频率为止。
（3）、不论频率升高或降低的电厂都要按发电机事故过负荷的规定，最大限度地提高电压。
（4）、因环状电网或并列运行的双回线路的操作或误跳而引起的电网振荡，应立即合上解环或误跳的开关。
（5）、经采取上述措施，若电网振荡超过3分钟仍未消除，应迅速按规定的解列点进行解列；电网恢复稳定后，再进行并列。 1.5.2.3 发电机失磁 1.5.2.3.1 现象：
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（1）发电机主励磁机励磁电流表指示近于0或等于0； （2）发电机无功表指示为负值； （3）发电机有功表指示下降；
（4）发电机定子电压下降，定子电流上升，超过额定值； （5）220KV母线电压低于正常值。 1.5.2.3.2 处理：
当发电机失去励磁时，失磁保护应动作跳闸。若保护未动作，允许机组失磁运行10分钟，应立即恢复机组励磁，如短时无法恢复；立即汇报值长解列停机，查明原因并消除，尽早恢复机组运行。 1.5.2.4 发电机变为调相机运行(如主汽门关闭）。 1.5.2.4.1 现象： （1）有功表指示负值；
（2）BTG盘上“主汽门关闭”信号光字牌亮（G盘上有”逆功率”光字牌亮）；
（3）发电机无功表指示升高，定子电流表指示降低，定子电压略升高； （4）其他仪表指示正常； （5）系统频率可能略降低。 1.5.2.4.2 处理：
当发电机逆功率运行时，逆功率保护应动作跳闸，若逆功率保护不动作，应汇报值长，判断主汽门确关闭时，应立即解列，以防汽机末级叶片过热。 1.5.2.5 发电机内部爆炸着火 1.5.2.5.1 现象：
（1）发电机内部有强烈爆炸声，两侧端盖处冒烟有焦臭味。
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（2）发电机内部冷却气体压力升高或大幅度下降，出口风温升高。 （3）氢气纯度下降，随着爆炸，氢压波动较大。 1.5.2.5.2 处理：
（1）如保护未动作，应立即解列发电机，切除励磁； （2）按消防规程规定灭火；
（3）灭火过程中，发电机应连续盘车，定子线圈冷却水应继续供水。 1.5.2.6 发电机非全相运行 1.5.2.6.1 现象：
（1）发电机定子电流不平衡,“负序过负荷”可能动作报警。 1.5.2.5.2 处理：
（1）运行中出现非全相运行时，按1.5.1.3条处理；
（2）发电机并列后出现时，可能是主变220KV某相开关未合上引起，一般应由开关本身的非全相保护动作跳闸，如开关本身的非全相保护未动作时；可再发出一次合闸脉冲，如不成功，则应解列发电机，并隔离主变220KV开关，消除缺陷，待情况正常后重新并网；
（3）发电机解列后出现时，如仅拉开一相，可将该相开关重新合上，然后采用其它开关（如母联、分段开关）解列发电机，如已拉开两相，则严禁将拉开的两相重新合上，并尽快将故障开关所在的母线电源隔绝，以解列发电机。在此过程中，应严密监视发电机三相定子电流的不平衡度在允许范围内。
1.5.2.7 发电机定子接地 1.5.2.7.1 现象：
（1）发电机定子零序电压抬高,G屏“定子接地”光字牌报警，同时“定
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子接地保护”可能动作。 1.5.2.7.2 处理：
（1）运行中出现“定子接地”光字牌报警，应及时查看发电机三相电流是否出现明显不平衡，检测零序电压是否抬高；
（2）在发电机开、停机阶段出现“定子接地”光字牌报警时，可能是由于三次谐波瞬间报警，及时到保护屏进行复位；若复位无效，应联系设备管理部进行检查处理。
（3）发电机运行中真正出现定子接地现象时，应立即联系设备管理部进行检查处理，并派人至就地进行详细检查。若接地现象是由受潮气、水汽等原因引起不直接威胁机组运行时，则应采取措施消除影响因素；若定子接地直接威胁到设备的正常运行，保护可能动作跳开发电机主开关，此时按机组事故跳闸进行处理。若保护出现拒动现象，根据实际情况可果断解列发电机，待消除缺陷情况正常后重新并网；
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励磁系统的运行与维护
2.1 励磁系统概况及设备规范
2.1.1 设备规范 （1）主励磁机：
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设备名称 型号 容量(KW) 输出电压(V) 输出电流(A) 励磁电压(V) 励磁电流(A) 励磁方式 频率(HZ) 相数 制造厂 #1主励磁机 1695 403 2698 16 225 它励 250 3 上海电机厂 #2主励磁机 #3主励磁机 #4主励磁机 1695 403 2698 16 225 它励 250 3 上海电机厂 1695 403 2698 16 225 它励 250 3 上海电机厂 1695 403 2698 16 225 它励 250 3 上海电机厂 （2） 付励磁机: 设备名称 型号 容量（KW) 输出电压(V) 输出电流(A) 频率(HZ) 相数 制造厂 #1主励磁机 永磁 31.6 95 202 350 3 上海电机厂 #2主励磁机 #3主励磁机 #4主励磁机 永磁 31.6 95 202 350 3 上海电机厂 永磁 31.6 95 202 350 3 上海电机厂 永磁 31.6 95 202 350 3 上海电机厂 （3） 整流装置： 设备名称 #1、#2、#3、#4发电机旋转整流装置 30
型式 容量（KW) 电压(V） 电流(A) 制造厂 全波可控硅整流、有熔断器及过电压保护 1650 475 3474 美国西屋公司 （4） GEC-1(E)型励磁调节器 设备名称 交 流 输 入 额 定 输 出 强 励 输 出 制造厂 型号 2.1.2 特性概述
2.1.2.1 励磁系统的主要特性
（1）励磁系统中无滑环、碳刷等转动接触元件，提高了励磁系统运行的可靠性和减小了机组的维护工作量；
（2）全部励磁系统能源从发电机轴取得，电源可靠不受电网影响； （3）强励时，能在0.1秒内使励磁电压达到顶值励磁电压与额定励磁电压之差的95％，起始反应速度快，时间常数小，动态性能好；
#1(#2)发电机(AVR) 电压(V) 频率(HZ) 电压(V) 电流(A) 电压(V) 电流(A) 95 350 1.1×10.5 147 114 250 北京吉思电气有限公司 GEC-1(E) 31
（4）交流励磁机采用逆变方式进行灭磁，即在发变组保护动作发跳闸信号后，磁场开关延时0.5秒动作，直到磁场电流在逆变作用下衰减到零。另外，在交流励磁机磁场绕组上并联了一个氧化锌非线性电阻，在作发变组保护动作及逆变灭磁故障时经此电阻灭磁，以防磁场绕组过电压。 2.1.2.2 主励磁系统的设备及构成
（1）主励磁系统的设备有：交流励磁机、旋转硅整流器、永磁付励磁机、可控硅整流器及自动电压调节器简称AVR(#1、2机为GEC-1(E)型)。 （2）主励磁系统的构成：主励磁系统分旋转和静止两个部分，整个励磁系统旋转部分是发电机转子，交流励磁机电枢，旋转硅整流器及永磁付励磁机的转子，它们与发电机的转子同轴旋转；静止部分是交流励磁机的励磁绕组及自动电压调节器。
2.1.2.3 GEC-1(E)型自动电压调节器技术参数及功能
2.1.2.3.1 GEC-1(E)型自动电压调节器的基本配置为全双置，即配备完全的两个控制柜，每柜均含有控制器、功率桥、电源及相关的逻辑操作回路。两套调节器并列运行，每套调节器均能满足包括强励在内的各种运行工况对励磁系统的要求。
2.1.2.3.2 励磁调节器（AVR）采用工控微机结构，具有良好的抗震、抗冲击、抗电磁干扰能力；微机励磁调节系统采用交流采样技术和脉冲直接形成技术，提供励磁数学模型和励磁调节器整定窗口及传递函数.具有和电厂计算机监控系统进行通讯（DCS）接口的设备。励磁调节器具备下列运行方式：机端恒压运行方式、恒励磁电流运行方式。
2.1.2.3.3 通过软件实现下列辅助功能：欠励磁瞬时功能、瞬时/延时过励磁功能，电压频率比功能、PT断线检测和保护功能、误
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强励检测功能、空载过压保护功能，在线自检功能，断口自恢复式的软硬件双重WATCHDOG功能。过励磁单元具有与发电机转子绕组发热特性匹配的反时限特性；低励特性由系统静稳定极限和发电机端部发热条件确定；电压频率比特性应与发电机的过励磁特性匹配，发电机动态过程中的励磁调节不受此。励磁调节器还具备PSS调节方式。
2.1.2.3.4自动励磁调节器的主要技术指标如下：
自动电压调整范围：5%~130%，整定电压分辨率不大于额定电压的0.5%。 励磁系统最低稳定电压，不大于发电机空载额定电压5%时的励磁电压值。 发电机电压给定速率：可调。
调节器响应时间，上升小于0.08秒，下降小于0.15秒； 控制周期小于3毫秒；
晶体管触发脉冲的移相范围为10~150度。
2.1.2.3.5自动励磁调节器配置有自动励磁调节器外，还应具备手动励磁调节功能。手动励磁控制单元调压范围保证发电机励磁电压能从空载励磁电流的10%到额定励磁电流的110%范围内稳定平滑的调节。每套自动励磁调节器稳压电源装置由一路直流电源和一路交流电源供电，交流电源取自副励磁机。自动励磁调节器内部任一元件故障时，不应造成发电机停机，其投入率（含附加单元）不应低于99%。手动备用励磁调节器具备下列运行方式：机端恒压运行方式、恒励磁电流运行方式。
励磁调节器功率单元采用可控硅全控桥结构，可控硅整流桥交流侧采用阻、容保护，以可靠抑制可控硅的换向过电压。可控硅元件选用高性能的元件，应有不少于30%的备用容量。每组可控硅均应能满足机组强励等
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运行工况的运行要求。 2.1.2.4励磁系统接地检测装置
采用JDCC-1型励磁接地检测装置。装置以西门子 S7-200 PLC 作为控制部件。具有以下功能：
实时检测励磁机励磁绕组对地绝缘； 人为启动发电机转子接地检测；
24小时定时启动发电机转子接地检测（启动时间可调）； 提供控制举刷机构开出节点；
励磁机励磁绕组、发电机转子对地绝缘低报警；
具有人机界面，可设定绝缘定值、启动时间等，可显示绝缘电阻值。 2.1.3 励磁机采用空气冷却方式，装有二组共四个冷却器，安装在励磁机的外壳内。借助装置在轴上的风扇作用使空气流经交流励磁机，借助整流盘上自身的鼓风作用使空气流经整流装置。
2.1.4 可控硅元件采用风冷却方式，一个可控硅柜配备有一台冷却风扇。 2.1.5 本励磁系统配备有一套工频50HZ备用励磁电源C柜，用作发电机的试验和调试用，也可作为备用励磁柜用，正常运行工况下C柜可自动跟踪A、B柜运行参数。
2.2 励磁系统的运行
2.2.1 运行方式
2.2.1.1 GEC-1(E)型自动电压调节器运行方式。
（1）正常运行方式：A、B柜主从并列运行，工频50HZ备用励磁C柜处于备用状态，并实时跟踪。
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（2）非正常运行方式：
①GEC-1(E)A、B柜一个柜自动运行，另一个退出； ②GEC-1(E)A、B柜手动运行方式； ③GEC-1(E)工频50HZ备励C柜运行。
（3）GEC-1(E)A、B柜一个柜检修故障时可用非正常方式①运行；AVR
自动运行方式运行不稳定或失灵时可用非正常方式②运行；当试验或调试以及AVR装置因故退出运行时可用非正常方式③运行。 2.2.2 运行规定
2.2.2.1 发电机励磁系统的正常备用状态：
1、合上炉运行层MCC柜上至励磁C、D柜的交流电源开关 2、合上继电保护间直流分屏上至励磁A、B、C柜直流电源开关 3、发电机3000转/分恒速，发电机升压条件具备；
4、合GEC-1E励磁控制器的操作电源开关2SW、C柜备励操作电源开关7SW； 5、合GEC-1E控制器A、B、C柜的微机电源开关4SW、5SW、6SW； 6、合GEC-1E控制器AK、BK、CK控制电源开关1SW、3SW、8SW； 7、合GEC-1E控制器A、B、C柜的三相交流开关ADK、BDK、CDK； 8、投入B励磁柜中磁场接地检测单元电源，投入励磁C柜“C柜联启压板”；
2.2.2.2 励磁系统的检修状态按检修工作票进行后所处的状态。 2.2.2.3 励磁系统投入运行前，工作票必须注销，安全措施拆除，有关临时接线及拆线均应恢复。
2.2.2.4 励磁系统调节器在检修调整后属试验人员使用的小开关及电位器在投入运行前由试验人员投至对应位置，运行人员不得随意改动，若遇
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疑问必须立即通知试验人员核实清楚。对于缺陷消除，设备及回路改进，检修人员应在检修交待本上交待清楚。
2.2.2.5 无论励磁系统采用何种方式运行，在投入运行前，必须按发电机并列前的准备操作使其恢复至正常备用状态。
2.2.2.6 不宜用励磁系统A、B柜自动方式升压，只有零起升压试验合格的发电机组，允许用励磁系统A、B柜自动方式升压；如用手动方式升压并网前或并网后应将励磁系统倒至A、B柜“自动”运行。
2.2.2.7 严禁发电机的升速过程中合上磁场开关并加上磁场电压，只有在确认发电机符合并列条件后，方可进行加励磁操作。
2.2.2.8 励磁的加入应缓慢以使发电机电压平稳上升，在发电机的升压过程中发现励磁电流、励磁电压已接近空载值而发电机电压偏小，应停止升压并降至零值，待查明原因后再升压。
2.2.2.9 发电机正常运行时，一般不进行励磁系统运行方式切换，若确需进行切换，必须严密监视励磁电流及发电机机端电压等参数，切换后电压及无功应无波动。
2.2.2.10 励磁装置A、B柜因故退出需倒换为工频50HZ备用励磁（C柜）运行时，必须由设备管理部、发电部技术管理人员认可经公司主管生产的副总经理（或总工程师）批准后由运行人员执行。
2.2.2.11发电机组励磁系统PSS功能的正确投退，应遵循以下注意事项： 1）任何机组励磁系统PSS功能必须经励磁系统参数建模及PSS试验工作并得到省电力调度中心批准后方能投用。
2）机组励磁系统PSS功能的投退以省电力调度中心调度命令为准，除励磁装置故障情况外，PSS功能的投（退）状态应一直保持，直到调度另行
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下令才能改变。对于调度的命令，值长应认真执行并作好详实的记录。 3）机组励磁系统PSS功能的投退方法：在监控状态下将励磁A、B柜上按“PSS”键进行选择，或通过励磁A、B柜控制面板上“PSS投退”开关进行切换。现规定运行值班人员只能通过励磁A、B柜控制面板上“PSS投退”开关进行切换。投入PSS功能时应保证励磁A、B柜上“PSS投退”开关位置及G屏上“PSS投退”开关位置均置“投入”位；退出PSS功能时应保证励磁A、B柜上“PSS投退”开关位置及G屏上“PSS投退”开关位置均置“退出”位。
4）机组运行过程中值班人员应加强对励磁装置的巡检，励磁系统PSS功能投入运行时励磁A、B柜上“PSS”（即F7）灯亮，而“NEC”（即F5)、“LOEC”(即F6)、“PID”(即F8)灯均熄灭；励磁系统PSS功能退出时，励磁A、B柜上“PID”(即F8)灯亮，而“NEC”（即F5)、“LOEC”(即F6)、“PSS”（即F7）灯均熄灭。
5）当机组励磁系统PSS功能投入运行的情况下，值班人员应注意加强对机组有功、无功及励磁系统相关运行参数的监视，机组有功调节变化时应对励磁调节无明显影响。值班人员若发现异常应及时汇报省调调度员并听其调度，同时应通知设备管理部，异常情况下（如励磁装置故障、机组有功无功出现持续大幅度的摆动）可将PSS功能退出，并及时向省调调度员汇报、作好相关的记录。
6）机组的正常启停不能改变PSS功能的投退状态，即：机组停运前若PSS功能投入则下次开机时应保证PSS功能也投入；机组停运前若PSS功能退出则下次开机时应保证PSS功能也退出，直至调度下达改变命令。
2.3励磁系统试验及操作
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2.3.1 励磁系统试验
2.3.1.1 发一变组零起升压试验必须用工频50HZ备用励磁进行。 2.3.1.2 励磁系统联锁试验（试验必须在汽轮机盘车状态下进行): （1）检查发电机220KV母线侧刀闸在断开位置：
（2）检查6KV厂用工作电源开关在分“分闸”状态：操作使其处于“试验”位置，控制、信号合闸保险送上； （3）检查励磁系统处于正常备用状态； （4）合上励磁开关；
（5）操作“A、B柜增减磁”开关和“C柜增减磁”开关至励磁“降足指示灯”灭；
（6）合上发电机出口开关； （7）合上6KV厂用工作电源开关；
（8）利用发电机断水保护启动机炉电大联锁试验；
（9）检查发电机出口开关及6KV厂用工作电源均跳闸，且励磁开关均跳闸。
2.3.1.3 工频50HZ备用励磁升压试验： （1）将C柜输出电压置于0位； （2）A、B柜调节器处退出位置； （3）合上CDK，检查CK在断开位置；
（4）在控制台操作C柜增减磁开关把手，在C屏输出端得0—20V平滑可调的直流电压；
（5）跳开CDK，调压器置0V
2.3.1.4 每一次试验完毕后，应将励磁系统恢复至原始状态。
38
2.3.2 励磁系统操作
2.3.2.1 AVR回路的有关操作可以按发电机运行规程中的有关规定进行操作。
2.3.2.2 对AVR回路进行操作时，就应确认AVR所处的状态，机组励磁运行方式可由控制屏上的方式切换把手进行切换。
2.3.2.3 由AVR自动运行倒为工频手动励磁运行步骤（以#3发电机为例） （1） 得令，复诵操作任务无误
（2） 检查工频柜感应调压器在下限位置
（3） 将自动励磁与工频手动励磁联锁开关切至”投入” 位置 （4） 退出“励磁系统故障”压板及其出口压板
（5） 合上工频手动柜交流开关Q1，调节工频励磁电压自动励磁电压基
本一致
（6） 检查工频手动柜整流桥输出电压与自动励磁输出电压正负极性对
应正确
（7） 合上工频手动柜直流开关Q2
（8） 逐渐减小自动励磁输出，同时增加工频手动柜输出，维持发电机无
功及定子电压在正常值 （9） 将自动励磁输出调至下限
（10）迅速将励磁调节器A.B柜运行方式切换开关切至“退出”位置 （11）调整工频手动柜输出，维持发电机无功.定子电压在正常值 （12）断开励磁调节器A.B柜磁场开关2QF （13）断开励磁调节器A.B柜工作电源开关1QS.2QS
39
（14）测量“励磁系统故障”及其出口压板确无电压，投入“励磁系统故障”
及其出口压板 （15）检查操作无误 （16）汇报
2.3.2.4 由工频励磁运行倒为AVR自动励磁运行（以#3发电机为例） （1）得令，复诵操作任务无误
（2）投入手动励磁切自动励磁联锁压板 （3）退出“励磁系统故障”压板及其出口压板 （4）合上励磁调节器A.B柜工作电源开关1QS.2QS （5）检查励磁调节器在输出下限位置
（6）检查励磁调节器A.B柜柜内小开关应投“就地操作.运行.自动.均流. （7）调节自动励磁输出电压与工频励磁输出电压基本一致 （8）检查励磁调节器整流输出与工频手动柜输出正负极性对应相同 （9）合上励磁调节器A.B柜磁场开关2QF
（10）将励磁调节器A.B柜运行方式切换开关AQK.BQK由“退出”切至 “双柜”位置
（11）观察发电机无功.定子电压正常
（12）将励磁调节器A.B柜柜内小开关切至”主控”位置
（13）操作工频励磁降压按钮，降低工频励磁输出，同时操作励磁调节器 升降开关，增加励磁调节器输出， 维持发电机无功.定子电压在正常值 （14）将工频励磁输出调至下限 （15）断开工频手动柜直流开关Q2
（16）适当调整励磁调节器输出，维持发电机无功.定子电压在正常值
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（17）断开工频手动柜交流开关Q1
（18）测量“励磁系统故障”及其出口压板确无电压，投入“励磁系统故
障”及其出口压板 （19）检查操作无误 （20）汇报
2.3.2.5 GEC-1(E)型自动电压调节器运行方式的倒换
假设B柜故障检修，A柜单柜正常运行。B柜检修完成的再投入操作步骤如下：
1、检查BK确已跳开后，跳开BDK、3SW、5SW，令该套GEC-1E断电。 2、检修B柜。
3、合3SW、5SW，检查B柜正常、跟踪当前工况正确（给定值略高于自身机端电压值、输出控制角基本同A套）。 4、合BDK。
5、检查B柜发脉冲正常，整流输出正常。 6、合BK，B柜恢复运行。
假设A柜故障退出检修，检修完以后的再投入操作如下：
1、跳ADK、1SW、4SW，使GEC-1E控制器断电（此时不能断开直流分屏上的直流开关，且2SW应在合上位置！） 2、检修A柜。
3、合1SW、4SW，检查A柜正常、跟踪当前工况正确（给定值略高于自身机端电压值、输出控制角基本同B套）。 4、合ADK。
5、检查A柜发脉冲正常，整流输出正常。
41
6、合AK，A柜恢复运行。
假设A、B柜故障但未跳闸需进行检查，检查完以后的再投入操作如下： 1、检查C柜处正常备用且输出电压跟踪正常，电流为0，C柜联启压板确已投入；
2、合上CK开关，检查A、B、C柜接带励磁正常； 3、断开AK开关,断开BK开关，检查C柜接带励磁正常； 4、检查A、B柜AK、BK开关确已断开；
3、断开ADK、BDK、1SW、2SW、3SW、4SW、5SW，令A、B柜GEC-1E断电； 4、检修A、B柜。
5、合2SW、1SW、4SW，检查A柜正常、跟踪当前工况正确（给定值略高于自身机端电压值、输出控制角基本同C柜）。 6、合ADK。
7、检查A柜发脉冲正常，整流输出正常。 8、合AK，A柜恢复运行。
9、合3SW、5SW，检查B柜正常、跟踪当前工况正确（给定值略高于自身机端电压值、输出控制角基本同A柜）。 10、合BDK。
11、检查B柜发脉冲正常，整流输出正常。
12、合BK，B柜恢复运行且AB柜主从并列运行正常。 13、断开CK。
14、检查A、B柜的电压给定值Ur应相等或大致相等。
假设A、B柜同时故障退出检修，检修完以后的再投入操作如下： 1、查C柜联启并接带发电机励磁正常（此时保护没动作）；
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2、检查A、B柜AK、BK开关确已断开；
3、断开ADK、BDK、1SW、2SW、3SW、4SW、5SW，令A、B柜GEC-1E断电； 4、检修A、B柜。
5、合2SW、1SW、4SW，检查A柜正常、跟踪当前工况正确（给定值略高于自身机端电压值、输出控制角基本同C柜）。 6、合ADK。
7、检查A柜发脉冲正常，整流输出正常。 8、合AK，A柜恢复运行。
9、合3SW、5SW，检查B柜正常、跟踪当前工况正确（给定值略高于自身机端电压值、输出控制角基本同A柜）。 10、合BDK。
11、检查B柜发脉冲正常，整流输出正常。
12、合BK，B柜恢复运行且AB柜主从并列运行正常。 13、断开CK。
14、检查A、B柜的电压给定值Ur应相等或大致相等。
若有异常情况或某套调节器发生故障，可相应地断
开AK或BK，使之与励磁系统脱离，然后进行检修。A柜故障检修时，操作回路电源开关2SW不能断开！！
1、#1机组励磁系统PSS功能的投退以省电力调度中心调度命令为准，除励磁装置故障情况外，PSS功能的投（退）状态应一直保持，直到调度另
当AK、BK合上后，GEC-1E进入励磁闭环反馈调节。
注意43
行下令才能改变。对于调度的命令，值长应认真执行并作好详实的记录。 2、#1机组励磁系统PSS功能的投退方法：在监控状态下将励磁A、B柜上按“PSS”键进行选择，或通过励磁A、B柜控制面板上“PSS投退”开关进行切换。现规定运行值班人员只能通过励磁A、B柜控制面板上“PSS投退”开关进行切换。投入PSS功能时应保证励磁A、B柜上“PSS投退”开关位置及G屏上“PSS投退”开关位置均置“投入”位；退出PSS功能时应保证励磁A、B柜上“PSS投退”开关位置及G屏上“PSS投退”开关位置均置“退出”位。
3、#1机组运行过程中值班人员应加强对励磁装置的巡检，励磁系统PSS功能投入运行时励磁A、B柜上“PSS”（即F7）灯亮，而“NEC”（即F5)、“LOEC”(即F6)、“PID”(即F8)灯均熄灭；励磁系统PSS功能退出时，励磁A、B柜上“PID”(即F8)灯亮，而“NEC”（即F5)、“LOEC”(即F6)、“PSS”（即F7）灯均熄灭。
4、当机组励磁系统PSS功能投入运行的情况下，值班人员应注意加强对机组有功、无功及励磁系统相关运行参数的监视，机组有功调节变化时应对励磁调节无明显影响。值班人员若发现异常应及时汇报省调调度员并听其调度，同时应通知设备管理部，异常情况下（如励磁装置故障、机组有功无功出现持续大幅度的摆动）可将PSS功能退出，并及时向省调调度员汇报、作好相关的记录。
5、机组的正常启停不能改变PSS功能的投退状态，即：机组停运前若PSS功能投入则下次开机时应保证PSS功能也投入；机组停运前若PSS功能退出则下次开机时应保证PSS功能也退出，直至调度下达改变命令。
2.4 励磁系统的检查及维护
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2.4.1 启动前的检查项目 2.4.1.1 启动前的检查项目：
（1） 绝缘检查：用500V的摇表测励磁的绝缘，测试对象为主励磁机、永付励磁机、工频50HZ备用励磁、轴承座，合格标准不低于1MΩ； （2） 空气冷却器的检查：在停机状态下，若环境温度在冰点，应将冷却器的水放尽；冷却器通水前，应将其中的空气放尽；通水后检查是否有泄漏；启动前，冷却水量不能太大以免结露；
（3） 接地检测系统的检查，此时激磁线圈不通电，电刷与集电环不接触；
（4） 励磁系统的门柜关好；
（5） 整个励磁系统无工作，可以启动运行。
2.4.2 运行中的检查维护 2.4.2.1 盘面检查的项目：
（1） 各表计指示正常，均符合铭牌规定的要求；
（2） 各控制开关位置正确，信号指示应与工作方式一致；
（3） 在AVR处于自动方式时，应重点监视AVR直流回路的跟踪情况。AVR不论处于何种运行方式，励磁切换开关ZK不允许置“断开”位置。 2.4.2.2 调节柜的检查项目：
（1） 盘内各元件无发热及焦臭味，各保护压板及小开关位置符合运行方式要求；
（2） 励磁电流、励磁电压、付励电压及运行方式指示灯应与集控盘面
45
上一致，其它表计指示正常；
（3） 15V稳压电源指示灯应明亮，且稳压电源输出正常。 2.4.2.3 功率柜的检查项目：
（1） 风扇运行正常，环境温度不应超过40℃；
（2） 各整流管无过热现象，整流元件和引线以及压接面无过热现象； （3） 两个功率抽屉或A、B柜的正输出或负输出表计指示应近似相等，若有区别，在判明不是因某一抽屉或柜中元件故障引起，应计算各抽屉或柜的均流关系、计算方法如下：
均流系数K=（各并联功率柜抽屉或柜的平均电流/最大电流功率抽屉或柜的电流）＞0.85
2.4.2.4 辅助柜及工频50HZ备用励磁柜的检查项目： （1） 无掉牌及报警信号； （2） 各信号及小开关位置正确。 2.4.2.5 励磁机本体检查项目：
（1） 轴承油量正常，无漏油及异常振动及声响；
（2） 冷却器投入运行正常，调整冷却水流量，使冷却空气温度在40℃～50℃之间，不允许励磁机表面温度超过80℃。运行中冷却器应无泄漏及结露现象，一组冷却器停运时，冷却器出风温度允许升到65℃，机组可带90%额定负荷连续运行；
（3） 用频闪仪仔细检查每一个熔断器，以确定整流盘中有无零件发生故障。
2.5 励磁系统的异常运行及事故处理：
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2.5.1 AVR自动方式运行时，强励动作之一。 2.5.1.1 强励现象：
（1） 警铃响，“强励动作”光字牌亮； （2） 发电机端电压偏低、无功增大； （3） 励磁电流增加，有可能顶表； （4） 发电机有可能过负荷运行。 2.5.1.2 强励处理：
（1） 检查强励是否因系统故障引起；
（2） 强励动作后，在30S内不得干扰励磁自动调整；
（3） 强励动作后，不返回，OXP-Ⅰ段动作后解除直流回路跟踪；Ⅱ段动作AVR由交流回路自动切换到直流回路（手动）。只有在自动切手动后，才允许手动控制励磁电流在1.05倍额定值以下。此时，AVR控制开关1KK（90CS）应置 “手动”位置；
（4） 若强励仍动作，在OXP-Ⅲ段动作后由OXP-Ⅲ段动作解列灭磁。
2.5.2 AVR自动方式运行时，强励动作之二 2.5.2.1 强励现象
（1） 警铃响，“强励动作”光字牌亮； （2） 发电机端电压上升、无功增大； （3） 励磁电流增加，有可能顶表； （4） 发电机有可能过负荷。 2.5.2.2 处理：
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（1） 判明是否为误报警；
（2） 若为误强励，应及时调整AVR手动整定控制开关4KK（90DC），使平衡表指针在零后，将AVR控制开关1KK（90CS）切至“手动”位置； （3） 手动调整发电机励磁，使其恢复正常。
2.5.3 AVR自动运行时，输出不稳定 2.5.3.1 现象：
（1） AVR输出电压、电流波动； （2） 发电机端电压及无功波动。 2.5.3.2 处理：
（1） 判明是否为系统故障引起。若为系统振荡引起，则应按5.1处理； （2） 判明是否为某器动作而引起。若为器动作，则应调整励磁至正常；
（3） 判明是否为元件故障引起，若为元件故障，则应调整直流回路（90DC）输出，在平衡表指针为零时，将AVR控制开关1KK（90CS）切至“手动”位置之后调整励磁正常。
2.5.4 旋转规整流保险熔断
2.5.4.1 每星期用频闪仪对旋转规整流进行检查，若发现某桥臂有一个保险或每一桥臂有一个保险熔断，可以带额定负荷运行.但应做好记录汇报有关领导.
2.5.4.2 若某个桥臂有二个保险熔断，应将AVR自动运行方式切为手动方式，同时注意不要过负荷运行，必要时申请中调停机更换.
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2.5.5 AVR装置故障 2.5.5.1 现象：
（1） 警铃响，“AVR装置故障”光字牌亮； （2） AVR自动方式切为手动方式。 2.5.5.2 处理：
（1） 在AVR控制方式指示灯绿灯亮后，将控制开关1KK（90CS）切至“手动”位置。 （2） 查找原因如下：
① 若系统调整不当引起，或保护动作则应立即检查调节正常后恢复自动方式运行；
② 若为装置本身故障引起，应及时通知检修人员处理。
2.5.6 励磁系统接地
2.5.6.1 现象:警铃响，接地指示灯及光字牌亮。 2.5.6.2 处理：
（1） 汇报值长，严密监视励磁电流、电压是否异常；
（2） 对励磁系统进行全部全面检查，查找故障点，必要时通知检修人员配合；
（3） 在出现机组振动及励磁电流、电压严重异常时，应立即解列灭磁。
2.5.7 在励磁电流、电压失控，切为手动调整无效及励磁系统着火时，应立即解列灭磁。
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2.5.8 WKKL-1B型微机励磁调节器异常运行. 2.5.8.1 PT断线引起的故障.
（1）现象:发PT断线信号，A，B柜都自动切至手动.
处理:先将AQK.BQK置在手动，检查发电机PT一.二次保险并处理. （2）现象:发PT断线信号，只有一只柜切至手动.
处理:此现象说明是故障柜内的问题，先将正常柜QK开关切至“自动”位置，故障柜的QK置在手动，然后将故障柜上开关切至“就地.手动”，按柜上减励按钮，逐渐减电流至最小后退出，交检修处理；并注意监视发电机定子电压在正常值范围。 2.5.8.2 单柜故障退出
现象:单柜故障自动退出，会引起发电机负荷电流摆动，光字牌显示
故障柜的退出信号.
处理:将故障柜QK开关切至“退出”位置， 完好柜QK开关切至“自动”位置完好柜会自动调节.
2.5.8.3 无论什么情况引起单柜运行，完好柜QK需切至自动位置.
3 柴油发电机运行与维护
3.1 柴油发电机设备规范：
3.1.1 柴油机规范：
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型号：康明斯KT-38-G型
特性：电子调整器的电起动高速柴油机 功率：12h功率551.5KW(750PS) 冷却方式：闭式循环水冷却 燃油消耗率：220g/Kw·H 3.1.2 发电机技术参数
型号：TFE6L12-4(引进英国Perbow公司技术) 额定功率：500KW 额定电压：400/230V 额定电流：902.1A 额定频率：50HZ 额定转速：1500rpm 功率因数：0.8(滞后) 效 率：94.1% 励磁方式：无刷励磁
绝缘等级：B/F级（定于线圈B级、转子线圈F级 ) 3.1.3 其它设备规范： 燃油牌号：#0或#10柴油
润滑油牌号：API分类15W40CD柴油机油 冷却水加热器：2×5KW（AC220V） 3.1.4 发电机主开关规范： 型号：ME型 额定电流：1250A
51
操作电压：220VDC
3.1.5 启动方式：直流蓄电池启动。
3.2 柴油发电机的运行规定：
3.2.1 机组能在额定功率下连续运行12h，超过12h，其输出功率为额定功率的90%，机组允许承受的连续负载能力为1.1倍额定出力。承受150%额定出力时，持续时间允许15S。
3.2.2 润滑油压满负荷运行1小时左右，应不低于0.28MPa。
3.2.3 运行时润滑油温应小于150℃且稳定，冷却液水温＜88℃且稳定，超过时发报警信号。
3.2.4 机组备用期间，润滑油油温应保持20～30℃之间。
3.2.5 冷却水温在备用期间保持在20～25℃之间，低于20℃时，加热器自投，高于25℃自停。
3.2.6 起动蓄电池组正常电压应保持在26V左右。
3.2.7 机组启动能在15S内自启动并建立电压，当频率达额定值时，主开关合闸后就可带30～50%初始负荷。
3.2.8 正常时，柴油发电机运行方式开关切“自动”位置，在保安PCA和PCB段均失电的情况下自启动柴油发电机；在工作PCB和PCC母线均恢复电压时才停柴油发电机。
3.2.9 保安负荷分段投入，合主开关与4ZZK、5ZZK，间隔10S。 3.2.10 禁止保安电源与工作电源并列运行。
3.2.11 正常时，保安段的工作电源开关及保安电源开关的联锁开关切“投入”的位置。
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3.3 柴油发电机的启动和停运
3.3.1柴油发电机启动前的检查及准备 （1）柴油发电机周围应清洁，无防碍物。 （2）有关柴油发电机的各类工作票已终结。
（3）检查柴油发电机润滑油压、油温及冷却水温度正常，无漏油、漏水现象。
（4）柴油发电机室的配电盘电源已送上，直流电源已投入。 （5）检查励磁系统完好。
（6）检查柴油发电机保护已投入，测量仪表正常，无异常信号。 （7）送上各系统设备电源，将油、水加热器控制开关置于“自动”位置。 （8）检查油箱油位、调整器油位正常。
（9）检查燃油系统、润滑油系统、冷却水系统伐门的开、关位置正确。 （10）检查机械零件拧紧、无破损现象。 （11）检查启动电池电压稍高于24VDC。
3.3.2 柴油发电机的启停 3.3.2.1 启动时应注意
（1）＃1柴油发电机组转换开关具有手动、断开、自动和试验四个位置，＃2柴油发电机组转换开关具有断开、自动和试验三个位置
（2）柴油发电机第一次启动，应进行60个小时的试运行，升速不宜太快，观察机组运转情况。
（3）机组不允许在负荷小于20%额定值以下长时间运行。
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3.3.2.2 自动启动
（1）柴油发电机控制开关置“自动”；
（2）以#1机为例，将开关1ZKK(4161)、2ZKK（4162）、4ZKK（保安4163）、5ZKK(保安41)开关均投入联锁；
（3）若保安PCA和PCB均失电，失压继电器启动，延时断开1ZKK（4161）、2ZKK（4162）开关，同时启动柴油发电机，待电压频率达要求后，自动合上出口（保安4100）开关，延时10S合上4ZKK（保安4163）、5ZKK（保安41）开关。
3.3.2.3 就地手动启动＃1柴油发电机组（厂用电中断，柴油发电机未自启）
（1）柴油发电机组就地控制开关置“手动”;
（2）确认4ZKK(4163、4263)、5ZKK（41、42）开关在断开位置； （3）把柴油发电机旁仪表箱上的IDLE－run（低速－运行）置IDLE位； （4）把Manual Start（手动启动开关），放在run（运行）位，此时Low oil Pressure（低油压指示灯）亮；TACH（转速表）指针复零，再将run开关投至start启动位；同时按下crank，直至Low oil Pressure灯熄为止；
（5）启动后进入低速运行，检查柴油发电机组各种仪表读数是否正常，低速运行至油温40℃左右； （6）把IDLE扳至run位置；
（7）检查柴油发电机组仪表板上各种仪表读数正常； （8）合上柴油发电机组出口开关4100，确认合闸正常；
（9）确认1ZKK（4161、4261），2ZKK（4162、4262）开关已断开；
（10）合上4ZKK（4163、4263）开关、合上5ZKK（41、42）开关； （11）确认保安PCA、B段电压正常。
3.3.2.4 试验启动柴油发电机分为两种（以#1机为例，供参考） （1）将开关1ZKK(4161)、2ZKK（4162）、4ZKK（保安4163）、5ZKK(保安41)投入联锁；将柴发置“自动”位置。 ①取下PCA和PCB段PT的保险。
②确认柴油发电机启动正常（动作过程同自动起动），1ZKK(4161)、2ZKK（4162）、4ZKK（保安4163）、5ZKK(保安41)、保安4100开关合闸。 （2）解除4ZKK（保安4163）、5ZKK（保安41）开关的联锁，确认开关断开。
①控制开关置“试验”位置。
②确认机组启动正常，运行时间不宜过长。
3.3.2.5 柴油发电机只有在工作PCB和PCC段母线均恢复供电后才自动停柴油发电机，自动断开5ZKK、4ZKK，自动合1ZKK、2ZKK开关，断开柴油发电机出口开关，柴油发电机停止（以上自动功能均在联锁投入才有效）。
3.3.2.6 遥控停用：按下集控室的“停”按钮，出口开关自动分闸、20S后停机。
3.4 柴油发电机正常运行的监视
3.4.1 检查电压为400V，电流小于902.1A，励磁系统正常。
3.4.2 润滑油压不低于0.23MPa，油温不大于150℃，冷却水温不超过88℃。
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3.4.3 检查启动电压为24Ｖ，浮充电流0.1～0.5A，Cosψ=0.8，#1柴油发电机有功为500KW、#2柴油发电机有功为800KW。 3.4.4 每间隔15分钟，巡视并抄录以上表计。
3.4.5 应密切注意燃油箱油位，保证柴油发电机燃油不中断。为保证4小时满负荷运行时间，一般油位降至玻璃液位计500mm刻度（从底部向上看）通知维护部进行加油至满刻度。 3.4.6 检查油、水回路是否有渗漏现象。
3.4.7 检查冷却液液面，当发现低于散热器顶部时，即需添加冷却液，冷却液一般情况下按水70%，冷冻液30%比例添加。
3.4.8 柴油发电机处于热备用状态或启动后，蓄电池充电开关，加热器三只开关均应合上。
3.4.9 柴油发电机启动时，应检查蓄电池放电电流，启动后应检查充电电流，停用后应检查浮充电流，并做记录。
3.4.10 柴油发电机自启动后运行状态，应检查燃油箱，润滑油的油位及冷却液液位，并检查以下系统有否渗漏。
3.4.11 正常运行中，发生柴油发电机自启动成功切换后，应立即查看集控室柴油发电机机组及保安段的有关表计指示是否正常。
3.5 柴油发电机组在“备用”状态时的检查和定期试验
3.5.1 400V保安段正常由400V厂用工作 PCB段和PCC段供电运行，保安开关均投“联锁”位置。
3.5.2 柴油机处于备用（即自启动投联锁）状态时，即保安段母线由厂用工作 PCB、PCC供电，若厂用开关1ZKK、2ZKK跳闸时，保安电源开关
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应自投成功。
3.5.3 柴油发电机作为400V保安段备用电源时，应每班巡检一次。 3.5.4 应按期维护带负荷试验，规定开机前一天做。 3.5.4.1 试验前的工作 ：
（1）联系值长，调停400V保安段有关负荷，并做好事故预想。 （2）联系热工、加强BTG盘电源的监视。
（3）检查集控110V、220V直流硅整流装置交流电源是否正常。 （4）检查柴油发电机房内就地控制柜上控制开关应在“自动”位置。 3.5.4.2 试验时的注意事项：
（1）柴油发电机试验，开机前一天做，尽量多带负荷，运行半小时左右。 （2）柴油发电机运行时，应监视柴油发电机电压、频率，并按“5”内容执行。
（3）试验后，应及时调整集控110V、220V直流硅整流装置电流。 （4）检查UPS系统应正常。
（5）试验中，如果发生自启动不成功时，应尽快用工作段PCB(或PCC)恢复保安段供电然后查明原因，并处理后再重新试验。
3.5.4.3 柴油发电机运行半小时后，应恢复400V保安段电源，由工作段PCB或PCC供电的步骤如下： （1）由值长令倒换保安段电源。 （2）恢复工作PCB、PCC段运行。
（3）检查柴油发电机出口开关已自动断开（绿灯亮），1ZKK、2ZKK合上， 4ZKK、5ZKK 断开。
（4）将柴油发电机出口开关及1ZKK、2ZKK、4ZKK、5ZKK开关把手复位。
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（5）将1ZKK、2ZKK、4ZKK、5ZKK开关投“联锁”。 （6）检查400V保安段母线电压正常。
（7）柴油发电机试验完毕后，将试验情况登记在“定期试验记录”薄内。 3.5.5 柴油发电机在未调润滑油和过滤器，运行时间不能超过250h。发电机备用而运行时间在6个月内少于250小时，且6个月内必须进行油化验，并根据分析结果确定是否调油。
3.6 柴油发电机异常运行及事故处理
3.6.1 柴油发电机异常运行
柴油发电机组投入运行时，有可能产生异常情况，分别如下： 3.6.1.1 启动器不能使柴油机转动或启动器在啮合过程中时进时退：
起 因 蓄电池用完 处 理 补充稀硫酸，加速充电，使蓄电池比重、电压达到正常值；检查蓄电池充电回路，调换蓄电池。 启动器有缺陷 启动器齿轮未啮合 启动回路有故障 调换启动电动机 用手盘动并再启动一次 检查蓄电池接头是否松动，连接件是否松动或有腐蚀，检查继电器动作情况。 3.6.1.2 柴油机转动但不能点火：
起 因 油箱油位低 加 油 处 理 58
电气回路有故障 燃油系统中有空气 燃料中有水或脏物 燃料泵故障 喷油时间不正常 燃料管道阻塞 电气接点及线圈是否正常，接线是否松动 系统放气 检修油过滤器 调换或修理泵 重新设置时间 清理管道 3.6.1.3 点火后，不能使柴油机运行
起 因 燃料供应故障 燃料泵有故障 燃料过滤器阻塞 喷射器故障 空气过滤器阻塞 柴油机过冷 3.6.1.4 点火不良 起 因 燃油系统中有空气 管道有裂缝 柴油机过冷 喷射器故障 点火装置内间隙不对 处 理 放气并检查管道是否有泄漏 调换管道 检查加热装置 调换喷射器 调整间隙 处 理 检查并进行放气 检查并修理燃料泵 检修燃料过滤器 调换喷射器 检修空气过滤器 检查加热装置 3.6.1.5 油压低：（非磨损所致）
59
起 因 油位低 释放阀故障 油温高 3.6.1.6 过热：
起 因 冷却液位低 风扇皮带打滑 冷却系统阻塞 散热器阻塞 喷射器故障不正常 低油位 充电器故障 3.6.1.7 燃料油位低
起 因 燃料过滤器阻塞 释放伐故障 管道有泄漏 燃料泵故障 检修燃料过滤器 调换阀门 处 理 油箱加油、检查油过滤器 检查并清洁阀门 见7.1.6 处 理 补充冷却液并检查有无泄漏 调整皮带 清洁散热器 清洁散热器 重新设置喷射时间 油箱加油 检查充电器回路 处 理 检查管道及放气 调换或检修 若由于缺燃料油，可能引起柴油机停转，此时在控制屏上的低油位指示灯亮，在补充燃料油后，机组可立即投入运行。 3.6.1.8 排出毒烟：
60
起 因 在一只气缸内点火不良 油在燃烧 见7.1.4 检修柴油机 处 理 3.6.1.9 排出白烟：（负荷切除时）
起 因 喷射器有故障 冷却剂温度低 调换喷射器 检查热电偶 处 理 3.6.1.10 排出黑烟（负荷切换时）
起 因 喷射器故障 喷射时间不正常 空气过滤器阻塞 充电器故障 调换喷射器 重新设置时间 检修空气过滤器 检修充电器回路 处 理 在低负荷时运行时间太满载运行一小时以上，若排气仍不清洁，则待停机长 燃料油等级低 后清理。 检验燃料油及调换新油 3.6.1.11 排出黑烟（带负载时）
起 因 空气过滤器阻塞 排气反压高 燃料泵故障 喷射器故障 处 理 检修空气过滤器 检查排气系统 调换或修理泵 调换喷射器 61
喷射时间不正常 低负荷运行时间太长 油质低 重新设置时间 见7.1.10 见7.1.10 3.6.1.12 发电机电压升不起来
起 因 接头松 绕组开路 绕组短路 电压调节装置故障 起 因 二极管故障 3.6.1.13 发电机低电压
起 因 电压调节器设定错 电压调节器有故障 转速低 3.6.1.14 发电机电压高
起 因 电压调节器设定错 电压调节器接线错 电压调节器有故障 3.6.1.15 电压调节器工作不正常
重新设定 检查并纠正 检修电压调节器 处 理 重新设定 检修电压调节器 检查及调整调整系统 处 理 调换二级管 检查所有接头 将每一绕组分开进行检查 根据烧过的痕迹检修绕组 校验电压调节装置 处 理 处 理 62
起 因 电压调节器故障 负载过量 COSφ趉范围：1.0～0.8(带后） 负荷不平衡 由于负载形式使波形严重失真 接头松动
3.6.2 事故处理
处 理 检修电压调节器 降低负载 检查负载是否属电抗元件变化原因引起 检查负载情况 检查负载情况 检查所有接头 3.6.2.1 柴油发电机故障，集控室BTG盘上发“故障”、“报警”信号。 （1）原因：柴油发电机内部故障 （2）处理： ①复归信号；
②就地检查故障原因；
③若保安段厂用开关正常，则立即恢复保安段供电；
④若保安段厂用开关不能送电，应立即通知电气维护人员，尽快查明原因并消除故障，恢复保安段供电。
3.6.2.2 柴油机启动失败，BTG盘上“柴发启动失败”信号 （1）原因： ①起动电机故障； ②燃油不良；
③控制回路故障，保护动作未复归。 （2）处理：
63
①复归保护；
②若仍不能启动，应隔绝机组，交维护处理。
③如为自启动失败，应参照“6”内容尽快恢复保安电源。
3.6.2.3 保安段柴油发电机开关跳闸，BTG盘上发“保安段工作电源事故跳闸”，“保安段工作电源过流动作”信号。 （1）原因：
①保安段母线故障或保安段柴发开关故障； ②保安段母线分路故障开关拒动。 （2）处理：
①复归信号，查看保护动作情况；
②就地查明故障点。若母线故障，应停电隔离后，交维护部处理。若分路故障，则隔离故障点后，恢复供电；若开关故障，设法恢复厂用供电。 3.6.2.4 保安段PCA（PCB)开关跳闸，BTG盘上发“保安工作电源PCA（或PCB）事故跳闸”，“保安段工作电源A（或B）过流动作”信号。 （1）原因： ①保安段开关故障； ②保安段母线故障； ③保安段分支故障开关拒动。 （2）处理：
①复归信号，查看保护动作情况； ②赴现场检查，查明故障点；
③若母线故障，隔离后交维护部处理； ④若分路故障，隔离故障点后恢复供电。
⑤若开关故障，设法由厂用电供电。
3.7 #2柴油发电机运行说明
3.7.1 正常备用时:
3.7.1.1 柴油发电机蓄电池充电投入正常运行，注意充电电流不大于4A. 3.7.1.2 柴油发电机面板选择开关置于“Auto”位.
3.7.1.3 柴油发电机出口开关热备用，至#3、＃4机保安段出口刀闸合上.
3.7.1.4 #3、4机保安段柴油发电机进线开关及保安段正常供电电源工作PCB，PCC进线开关面板联锁开关投、退原则同#1、2机.
3.7.1.5 集控室柴油发电机供机组备用选择开关(即供#3机或#4 机或#3、4机公用位置选择)。
3.7.1.6 如工作PC3B、3C段失电，且柴油发电机未联启；需紧急投入备用时，可在集控室按启动按钮，启动柴油机且联合柴油机发电出口开关；如仍未联启，立即到就地将柴油发电机面板控制方式开关切至“RUN”位置，手动启动柴油机发电机。
3.7.1.7 做柴油发电机带负荷试验或因保安段失电柴油机启动，必须将1ZKK（4361、4461），2ZKK（4362、4462），4ZKK（4363、4463），5ZKK（43、44）开关的联锁开关进行方式切换，同时还必须将柴油发电机出口开关KK把手复位至合闸后位置，否则恢复工作PC3B、PC4B、PC3C、PC4C段电源时，1ZKK（4361、4461），2ZKK（4362、4462）合将造成保安段失电。 3.7.1.8 日常检查柴油发电机项目：1)润滑油油位在接近高油位（HI）
65
位置，但不可超过；2)冷却水水位应在散热水箱盖下5厘米位置，不要在冷却水是热的时候检查水位；3)柴油箱中油位正常，油位低应及时补油至正常油位；4）蓄电池电压在24V以上；5)柴油发电机出口开关直流电源正常，KK把手位置对应正常。6)出口刀闸合闸正常·及无其它异常，确认柴油发电机处正常热备用状态。
3.7.2 做柴油发电机空载试验时，只需到柴油机室将柴油发电机面板控制方式开关置于“RUN”位置，即可做柴油发电机空载试验。试验后，需将方式开关置回“AUTO’位置，转回正常远方热备用。注意，做柴油发电机空载试验时必须取下柴油发电机出口开关的控制保险，试验结束后将保险装上。
Q/FCD-J030-2000
第二篇 电气一次系统及配电装置运行规程
1 电气一次系统的运行与维护
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1.1 电气一次系统运行方式规定
1.1 .1 概述
(1) 本厂装机容量4×300MW，机组为单元制接线，实行两机一控的集控方式，一次系统主要包括220KV、6KV和380V系统。
(2) 220KV主系统包括八回出线其中一回备用（211丰江线、212丰石Ⅱ线、213丰临线、214丰石Ⅰ线、215丰金<二>线、216丰金<一>线、217备用、218丰白线），六回进线(#1、#2、#3、#4发变组及#01、＃02启/备变)。
(3) 6KV和380v厂用电系统供本机厂用动力负荷，同时设6KV公用系统及380KV公用、照明、检修厂用系统。
1.1.2 一般规定
(1) 属中调所辖设备的运行方式，由中调调度员命令、值长下达执行，厂用电系统的运行方式按厂部下达的正常运行方式执行，特殊运行方式按值长或厂总工程师的命令执行。
(2) 事故处理或紧急情况下，允许值班人员按当时的实际情况更改运行方式，事后立即汇报值长，值长汇报有关部门和领导。 1.1.2.1 当系统方式需改变时：
(1) 按规定相应改变继电保护及自动装置运行方式。 (2) 应按倒闸操作的规定填写倒闸操作票。
1.1.2.2 设备检修完毕后，检修人员应向运行人员作出书面交待，并有明确结论，投入运行前，运行人员应进行必要的检查和试验。
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1.1.2.3 220KV系统变压器中性点可直接接地或经间隙接地运行，接地方式应按中调调度命令执行。
1.2电气一次系统的运行方式
1.2.1 220KV主接线系统运行方式
1.2.1.1 本厂220KV主系统采用双母双分段旁路接线方式，正常运行方式采用：双母双分段母线经母联及分段开关并联运行，每段母线只允许接入一台机组运行。
特殊运行方式按系统需要采用：解环分段运行，3\\4母线运行等。 1.2.1.2 220千伏主接线具体运行方式由中调命令决定，系统正常运行方式为：#1发变组、丰江线、丰石I线接于IA母线，#2发变组、丰石Ⅱ线、丰临线、#01启/备变接ⅡA母线，#3发变组、丰金<一>线、#02启/备变接于IB母线，#4发变组、丰金<二>线、丰白线接ⅡB母线，以I段、Ⅱ段母线通过母联和分段开关交换功率最少和运行最安全可靠为原则。 1.2.1.3 检修或故障情况下允许采用单母线运行或旁母开关代替线路开关运行或母联开关串联故障开关运行。
1.2.2 6KV厂用系统运行方式
1.2.2.1 6KV厂用电系统采用单元制供电方式，每台机设一台高厂变，每两台机共用一台高压启/备变作为启动/备用电源。
1.2.2.2 每台高厂变带两段工作母线，#1机为6KV1A、6KV1B单母线运行，其它机组类同。
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1.2.2.3 每两台机设二段6KV公用段，#1、#2机为6KV公用01A、01B，正常时由#01启/备变供电，#3、#4机为6KV公用02A、02B正常由#02启/备变供电，供所属公用负荷；另外＃01起/备变还接带全厂性公用负荷。 1.2.2.4 #01起/备变和#02起/备变之间通过6KV公用段01A、02A；01B、02B相互联络，正常时断开，其联络开关采用鉴同期手动投入 ；快切装置投入后，＃02起/备变与＃01起/备变的联络开关公用6103开关、公用6104开关将与＃01起/备变的公用6101、公用6102开关进行快切;同时将尾水电站一回线公用6115开关联跳压板投入。
1.2.2.5 6KV工作厂用母线与6KV公用段之间设有PZH-1型自投装置，正常运行时自投装置应投入，6KV工作段母线的备用电源其公用段侧开关或小车刀闸均应合上，工作段的备用电源开关处热备状态。
1.2.2.6 6KV输煤系统设有两段母线，分别由6KV公用01A、01B段引接，6KV输煤Ⅰ、Ⅱ段 之间设有联络开关，正常时应断开。
1.2.2.7 6KV输煤Ⅰ段带，1A、2A(燃运编号#3、#1）输煤变、＃1翻车机变、甲号斗轮机变，Ⅱ段1B、2B（燃运编号为#4、#2）输煤变、＃2翻车机变、乙号斗轮机变。
1.2.2.8 6KV1A段接带下列低压厂变：#1机A工作变、#1机C工作变、#1炉A电除尘变、#1机照明变，其它机组配置相同。
1.2.2.9 6KV1B段接带下列低压厂变：#1机B工作变、#1机D工作变、#1炉B电除尘变，其它机组配置相同。
1.2.2.10 6KV公用01A接带下列低压变：#1循环水泵房变、灰场电源变、#1公用变、#1综合水泵房变、#1化水变、#1除灰变。
1.2.2.11 6KV公用01B段接带下列低压变：#2循环水泵房变、#1检修
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变、#2公用变、#2化水变、#2综合水泵房变、#2除灰变、金工变、厂前区制冷变。
1.2.2.12 6KV公用01A段接尾水电站Ⅰ回线，6KV公用02A段接尾水电站Ⅱ回线；尾水电站两回线路只能一条运行，防止两路环网运行。 1.2.2.13 6KV公用02A段接下列低压变：#3公用变、#3除灰变。 1.2.2.14 6KV公用02B段接下列低压变：#4公用变、#4除灰变、#2检修变。
1.2.3 380V厂用电系统运行方式
1.2.3.1 380V系统分为动力中心PC系统，电机控制中心MCC系统及低压配电盘。
1.2.3.2 每台机设A、B、C、D四台干式低压工作厂变、A与B；C与D成对互为备用，正常时PCA、PCB、PCC、PCD由各自低厂变供电。工作电源故障下，由互为备用电源供电合上互为备用联络开关；联络开关正常时断开，处热备用。
1.2.3.3 #1、#2机设二台1600KVA低压公用变，#3、#4机设二台800KVA低压公用变，每两台之间互为备用，供给主厂房和就近低压公用负荷。 1.2.3.4 每台机设有一台400KVA无载调压照明变供给主厂房照明。 1.2.3.5 每两台机设一台检修变，供给二台机主厂房检修网络电源，检修变也可作为二台机照明段的备用电源。
1.2.3.6 #1机380V循环泵房设PC1、PC2两段，由#1、#2循泵房变供电，PC1、PC2设有联络开关(循房4121)，正常是断开，处热备用。 1.2.3.7 检修PC1段#1机照明PC段设有联络开关(照明4102)，正常时
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断开，处热备用。
1.2.3.8 #1机380V电除尘设PCA、PCB两段，分别由1A除尘变和1B除尘变供电，PCA、PCB两段设联络开关（除尘4121），正常时应断开，处热备用。其他机组类同。
1.2.3.9 #1、#2机公用段PC1、PC2正常时分别由#1低压公用变和#2低压公用变供电，公用PC1、PC2两段设有联络开关（公用4121）正常时断开，处热备用。#3、#4机公用PC段类同。
1.2.3.10 380V灰场由灰场电源总变分两路至东西灰场分变，接带东、西段PC。
1.2.3.11 检修车间设置单独PC段，由金工变供电。
1.2.3.12 综合水泵房设置两段PC1和PC2，分别由#1综合水泵房变和#2综合水泵房变供电，PC1和PC2之间设有联络开关（综水4112）正常时断开，处热备用。
1.2.3.13 #1、#2机除灰设380V PCⅠ、PCⅡ、PCⅢ、PCⅣPC1、PC2两段，分别由#1、#2除灰变供电，两段之间设联络开关（除灰4121）正常时断开，处热备用。#3、#4机除灰类同。
1.2.3.14 化水设380V PC1、PC2两段，分别由#1、#2化水变供电，两段之间设联络开关（化水4121）正常时断开，处热备用。
1.2.3.15 输煤设置380V PCⅠ、PCⅡ、PCⅢ、PCⅣ四段，正常分别由#1、#2、#3、#4输煤变供电，PCⅠ、PCⅡ之间，PCⅢ、PCⅣ之间设有联络开关，正常时断开，处热备用。
1.2.3.16 翻车机设置380V PC1、PC2两段，正常分别由#1、#2翻车机变供电，PC1和PC2之间设有联络开关（翻机4121）正常时断开，处热备
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用。
1.2.3.17 每台机设一段PC照明段，正常时照明变供电，检修变作为其备用电源。
1.2.4 保安电源配置及运行方式
1.2.4.1 每台机设保安段两段，#1机保安PCA段和#1机保安PCB段。其它机组类同。
1.2.4.2 正常运行时，#1机保安 PCA段由#1机工作段PCB供电，保安PCB段由#1机工作段PCC段供电，其他机组相同.#1柴油发电机作为#1、2#机保安PCA、PCB段的备用电源。#2柴油发电机作为#3、#4机保安PCA、PCB段的备用电源。
1.2.4.3 #1机或#2机保安PCA、PCB段失电或#1、#2机保安PCA、PCB同时失电。#1柴油发电机自启动供电、（工作PCB、PCC段恢复供电后，柴油发电机自停，将保安 PCA、PCB电源进线及备用电源进线开关和联锁开关复位）。#3、4机组所配#2柴油发电机组运行方式与#1柴油发电机组相同。
1.2.4.4 保安PCA带380V事故照明段，作为事故照明备用电源。
1.2.5 380VMCC系统运行方式
1.2.5.1 MCC电源均引自PC母线，MCCA段由PCA(或PCC）段，MCCB段由PCB(或PCD)段供电。
1.2.5.2 双电源供电的MCC不允许两侧电源并联运行，正常运行时，一路电源运行、一路电源备用。备用路电源其PC侧开关断开，MCC侧开关
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合上，当工作电源因故障或检修而停电时，可手动合上另一侧备用电源。 1.2.5.3 380VMCC按负荷性质设有：
(1)每台机厂用系统：汽机房控制中心MCCA、B、MCC2段（0米、6.3米层），锅炉房控制中心MCCA、B、MCC2段(0米、运行层)，送、引风机室MCC，电除尘MCC。
(2)公用系统：集控楼6.3米层化水车间MCC， 集控楼0米层空调机房MCC集控楼，17.8米层空调机房MCC，检修用空压机房MCC，柴油机房MCC，仪表用室压机房MCC，排水槽MCC，全厂暖通设备MCC，化水泵房MCC，化水试验楼MCC，综合水泵房MCC，输煤综合楼MCC，除灰MCC，转运站MCC，制氢站MCC，燃油泵房MCC，灰浆泵房MCC，起动锅炉房MCC，网控楼工作及保安MCC。
1.2.6 中性点运行方式
1.2.6.1 发电机中性点采用经接地变压器接地运行方式。
1.2.6.2 220KV主变中性点采用部分直接接地，部分间隙接地。更改中性点接地刀闸运行方式时，应先合后拉。①#01、#02启备变运行时，中性点直接接地。一台机组运行时，运行主变直接接地，两台机组运行时，一台直接接地，一台间隙接地。
②#01、#02启备变一台运行时，一台机组运行，运行主变直接接地，两台机组运行，二台主变直接接地。
1.2.6.3 6KV厂用系统中性点采用不接地系统运行方式。 1.2.6.4 低压380V系统中性点采用直接接地运行方式。
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1.3 电气一次系统的倒闸操作原则及操作
1.3.1 倒闸操作的一般规定
1.3.1.1 电气值班人员应严格遵守规程制度，认真执行操作监护制，正确实现电气设备状态的改变和转换，保证发电厂、变电所和电网安全、稳定、经济地连续运行。
1.3.1.2 为了减少误操作，除紧急情况及事故处理外，交期间一般不要安排倒闸操作；条件允许时，一切重要的倒闸操作应尽可能安排在负荷低谷时进行，以减少误操作对电网的影响。 1.3.1.3 倒闸操作必须得到值长的命令后才能进行。
1.3.1.4 执行倒闸操作票和单一操作，均应在模拟图上进行模拟操作，核对系统接线方式和操作无误。
1.3.1.5 凡设备检修完工后，必须由工作负责人在工作交待本上交待清楚，运行人员见“许可运行”签字后方可将设备投入运行。
1.3.1.6 设备送电前应终结工作票，拆除为检修用的安全措施，恢复固定遮栏及常设警告牌，对设备连接回路进行全面检查正常，摇测设备绝缘合格。
1.3.1.7 不准设备无保护投入运行，故障录波器应经常投入，其退出须经中调或厂总工程师同意。
1.3.1.8 装有同期合闸的开关，必须进行同期并列，仅在开关一侧无电压进行送电操作时，才允许将STK开关切到“解除”位置，解除同期闭锁回路。
1.3.1.9 检修过的开关送电前必须进行远方跳合闸试验，高压开关不允
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许带电手动合闸，没有保护或不能远方分闸的开关不允许送电。 1.3.1.10 母线的停送电应在空载下进行，送电时先合电源侧开关，后合负载侧开关，停电与送电顺序相反。
1.3.1.11 送电前应将进线PT，母线PT和保护装置投入，母线停电后，根据母线有无工作，决定是否停用母线PT，PT停用时一二次侧开关或保险应同时断开。
1.3.1.12 6KV工作母线一般不允许停电，在特殊情况下，必须停电时，需得到厂部批准，先调整厂用负荷，厂用电系统的操作不得影响机组运行。 1.3.1.13 在220KV母线因故障或检修停运后，应及时处理尽快恢复运行，停电后，经验电证明母线确无电压后合上母线接地刀闸。
1.3.1.14 母线检修完毕后，应经过耐压试验合格或用摇表测绝缘电阻合格，经详细检查确认无异常后才恢复运行。
1.3.1.15 二次回路有工作，必须有防止保护误动措施，严禁CT二次回路开路，PT二次回路短路及一组PT经二次回路向另一组PT反充电。
1.3.2 倒闸操作的原则 1.3.2.1 停送电操作原则
（1）拉、合刀闸及小车开关停、送电时，必须检查开关在断开位置。 （2）严禁带负荷拉、合刀闸，停电时必须先断开关，再拉负荷侧刀闸，后拉电源侧刀闸；送电时应先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸。 （3）操作过程中，发现误合刀闸时，不准将误合的刀闸拉开，只能用开关断开；若发现误拉刀闸，不准把已拉开的刀闸重新合上。
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1.3.3 220KV线路停、送电操作
1.3.3.1 220KV线路停、送电操作注意事项：
（1）线路停电时，应先停用重合闸，停电后应停用该线路启动失灵压板。
（2）线路送电时，应先投断路器启动失灵保护压板，本线路保护投入，送电后重合闸压板由调度命令，值长下达执行。。
（3）线路接地刀闸的拉、合由调度命令，值长下达执行。 1.3.3.2 220KV线路停电操作顺序： （1）停用重合闸装置； （2）断开线路开关；
（3）检查线路开关三相已断开，取下油泵的控制保险，拉开其动力电源刀闸，（若开关无工作，油泵电源可以不停）； （4）拉开线路侧刀闸，检查刀闸已拉开； （5）拉开母线侧刀闸，检查刀闸已拉开； （6）取下线路开关的控制保险； （7）退出断路器起动失灵保护压板。
1.3.3.3 220KV线路送电操作顺序：
（1）按调度命令加投该线路母差和断路器失灵保护跳该线路压板和本线路保护，（高频保护待送电后，据调度令交换信号正常后再投入）； （2）装上该线路的控制及信号保险； （3）检查线路开关在分闸位置；
（4）装上开关油泵控制保险，合上其动力电源刀闸，检查开关及本体
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正常，油泵打压正常；
（5）合上母线侧刀闸，检查刀闸已合上良好； （6）合上线路侧刀闸，检查刀闸已合上良好； （7）同期合上该线路开关，检查开关已合上；
（8）测试该线路的高频通道正常，按中调命令投入高频保护； （9）按调度命令投入重合闸压板。 1.3.4
1.3.4.1 旁路开关代替线路开关运行注意事项： （1）旁路开关保护整定值已改和被代线路开关一致； （2）旁路母线应完好； （3）旁路开关应完好。
1.3.4.2 旁路开关代线路开关，线路开关停电的操作顺序。 (1)核对旁路开关的保护定值和被代线路的保护定值相同 (2)检查旁路开关在分闸状态，两侧刀闸均已断开，处于冷备用。 (3)装上旁路开关油泵控制保险，并合上其动力电源刀闸、检查开关本体正常、油泵打压正常。
(4)投入旁路开关距离、零序保护和启动失灵保护压板。 (5)装上旁路开关的控制及信号保险。
(6)合上旁路开关母线侧（与被代线路开关同一母线侧）刀闸，检查刀闸已合好。
旁路开关代替线路开关运行的操作
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(7)合上旁路开关旁路母线侧刀闸、检查刀闸已合好。 (8)合上旁路开关向旁路母线充电、检查充电良好。 (9)断开旁路开关、检查旁路开关确已断开。
(10)合上被代线路旁路母线侧刀闸、检查刀闸已完好。 (12)退出被代线路重合闸及双高频保护。
(13)同期合上旁路开关与被代线路开关并列、检查三相电流指示正常旁路开关确已接带负荷。
(14)断开被代线路开关、检查开关三相已断开，退出启动失灵压保护板。 (15)将被代线路高频闭锁保护的收发讯机切至旁路位置，测试旁路高频保护通道正常，申请中调投入旁路高频闭锁保护。 (16)按调度命令投入旁路开关重合闸压板。 (17)按要求做好停用开关安措。
2.4.3 恢复被旁路开关所代线路开关送电操作，旁路开关转备用。 (1)检查该线路开关在分闸状态，两侧刀闸均已断开，处于冷备用。 (2)合上油泵动力电源开关，检查开关本体正常，油泵打压正常。 (3)投入线路距离、零序保护和母差及断路器启动失灵保护压板。 (4)装上线路开关的控制及信号保险。
(5)合上该开关母线侧（与旁路开关同一母线侧）刀闸，检查刀闸已合上。
(6)合上该开关线路侧刀闸，检查刀闸已合上。 (7)退出旁路开关高频保护及综重合闸。
(8)合上该线路开关，检查三相电流正常，确已接带负荷。
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(9)断开旁路开关，检查开关三相已断开，退出启动失灵保护压板。 (10)将线路收发讯机切至“本线”位置，测试高频保护通道正常，申请中调投入线路高频保护。
(11)按中调命令投入线路开关重合闸压板。 (12)拉开该线路旁路母线侧刀闸，检查刀闸已拉开。 (13)拉开旁路开关旁路母线侧刀闸，检查刀闸已拉开。 (14)拉开旁路开关母线侧刀闸，检查刀闸已拉开。
(15)取下旁路开关的控制及信号保险，断开油泵电源开关。
1.3.5 母线停、送电操作
1.3.5.1 正常运行情况下，220KV某分段母线停电操作顺序：
（1）投入母线方式保护压板（互联压板），检查母联开关在合闸状态； （2）取下母联开关控制保险；
（3）合上待停电母线上运行元件的另一母线侧刀闸，检查刀闸合上良好；
（4）拉开待停电母线上运行元件的该母线侧刀闸，检查刀闸已拉开； （5）装上母联开关的控制保险，检查待停分段母线上所有负荷均转移； （6）拉开母联开关，拉开该母线分段开关，断开互联压板； （7）检查母联开关已断开、断开油泵电源开关； （8）检查分段开关已断开，断开油泵电源开关；
（9）拉开母联开关两侧刀闸，拉开分段开关两侧刀闸，检查刀闸已拉开；
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（10）停用该母线电压互感器；
（11）取下母联及分段开关的操作及信号保险； 1.3.5.2 220KV某分段母线由检修恢复正常运行操作:
（1）检查母线检修工作完成，安措已全部拆除，符合运行条件； （2）送上220KV母线电压互感器（一次侧刀闸及二次侧保险）； （3）装上母联开关的控制及信号保险；
（4）确认母联开关在分闸位置，合上母联开关两侧刀闸； （5）合上油泵动力电源开关，检查本体正常，油泵打压正常； （6）合上母联开关向停电母线充电，检查母线电压指示正常； （7）装上分段开关控制及信号保险； （8）合上分段开关两侧刀闸，合上分段开关；
（9）取下母联开关的控制保险，投入母差保护中的互联压板； （10）合上固定在待送电母线上运行元件的该母线侧刀闸，检查刀闸已合上；
（11）拉开倒换元件的另一运行母线侧刀闸，检查刀闸已拉开； （12）断开互联压板；
（13）装上母联开关的控制保险；
1.3.5.3 6KV工作段母线停电的操作顺序（机组停运的情况下）： （1）接到值长命令倒换运行方式，将该段的负荷全部转移完毕； （2）检查备用电源自投开关切至“本屏操作 ”位置；
（3）断开该段母线备用电源开关，检查母线无电压，将备用电源开关切至“断开”位置；
（4）检查该段母线的工作电源开关及备用电源开关在分闸状态；
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（5）取下母线备用电源开关控制、合闸保险，如需检修，将小车开关拉至检修位置；
（6）将该段母线的电压互感器停电。
1.3.5.4 6KV工作段母线送电操作顺序（机组停运的情况下）： （1）测量该段母线绝缘电阻应合格，所有负荷开关在冷备用或检修状态；
（2）将该段母线电压互感器转热备用；
（3）将该段母线备用电源开关恢复至热备用状态； （4）将备用电源自投开关切至“本屏操作”位置 （5）送上母线低电压保护直流保险； （6）合上备用进线电源开关，母线充电正常； （7）联系值长，恢复该段母线正常带负荷运行。
注:6KV公用段母线停、送电操作顺序类同，仅无备用电源自投开关。
1.3.5.5 380V母线停电操作顺序：
（1）联系值长倒换运行方式，将该段的负荷全部转移完毕； （2）断开工作电源开关，检查母线确无电压；
（3）检查该段母线工作、备用电源开关均在分闸状态，取下其控制、动力保险，并将ME开关拉至检修位置； （4）将该段母线电压互感器停电。
注：若该停用母线带保安电源运行，停运前前必须启动保安备用电源。
81
1.3.5.6 380V母线送电操作顺序同上（6KV母线送电） 1.3.6
1.3.6.1 6KV厂用电倒倒换操作原则：
（1）＃1、2机6KV工作Ａ段、B段工作电源与备用电源各设一套厂用电快速切换装置（PXH-1)。（＃3、4机为PXH－1A型）
（2）正常厂用电倒换时，应采用并联半自动切换，正常厂用电倒换时可双向切换，即先合工作（备用）电源，确认合上以后，再跳备用（工作）电源；事故切换只能由工作电源切至备用电流（装置自动完成）。 （3）6KV工作母线的备用电源由6KV公用段接取，其公用段侧小车（或开关）应在合闸位置，工作段侧的备用电源开关应处热备用状态。 （4）正常运行时，应采用PZH-1装置进行厂用电倒换操作；只有当PZH装置故障，以需要进行厂用电倒换操作时，才能使用KK控制开关进行操作，注意电压应相近。
1.3.6.2 6KV母线由高厂变倒由高压起/备变供电采用并联半自动操作： （1）检查高压起/备变接带6KV公用段母线运行正常；
（2）检查6KV工作母线备用电源在公用侧小车（或开关）在合闸位置，在工作母线侧开关在热备用状态；
（3）将控制屏备用电源联锁开关切至“备用电源自投”位置；方式选择开关“XK”切至并联位置；
（4）检查PZH装置面板上为“半自动”方式；
（5）调整公用6KV母线电压与6KV工作母线电压一致（或略高）；
厂用母线电源倒换操作
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（6）将控制屏1SK把手切至“投入”；
（7）检查备用电源开关上（红灯闪光），并接带负荷，“切换完毕”光字牌亮；
（8）将备用电源开关的控制KK把手切至“合闸后”位置； （9）检查母线电压正常，将控制屏1SK把手切至“断开”位置； （10）断开6KV母线工作电源进线开关； （11）按下控制屏PZH装置复归按钮；
（12）将控制屏备用电源联锁开关切至“本屏操作”位置。
1.3.6.3 6KV母线由高厂变供电倒由高压起/备变供电采用并联全自动操作。
（1）与2.6.2第（1）、（2）、（3）条相同； （2）检查PZH装置面板上为“自动”方式； （3）与2.6.2第（5）、（6）条相同；
（4）检查备用电源开关合上（红灯闪光），且接带负荷；工作电源开关断开（绿灯闪光），“切换完”光字牌亮；
（5）将备用电源开关的控制KK切至“合闸后”位置，工作电源开关的控制开关KK切至“跳闸后”位置；
（6）与1.3.6.2第(9)、(11)、(12)条相同。
1.3.6.4 6KV工作母线由起/备变供电倒由高厂变供电采用并联半自动或全自动操作。 主要步骤：
（1）备用电源联锁开关切至“投入”位置，PZH面板为“半自动”（自动）方式，方式选择开关切至“并联”位置；
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（2）将控制屏ISK切至“投入”位置；
（3）检查工作电源开关确已合上，将工作电源开关切至合闸后位置； （4）拉开备用电源开关（“自动”方式时备用电源开关自动断开）； （5）将备用电源控制开关KK切至与开关实际位置相符； （6）将控制屏ISK把手切至“断开”位置； （7）按下PZH复归按钮。
1.3.6.5 PZH装置退出运行6KV厂用电手动进行倒换操作步骤。 主要步骤：
（1）将控制屏上的备用电源联锁开关切至“退出”位置； （2）合上备用（工作）电源开关；
（3）查备用（工作）电源开关确已合上，且接带负荷； （4）拉开工作（备用）电源开关； （5）检查母线电压正常。
1.3.6.6 380V低压厂用工作变停电操作顺序：（其它变压器类同）： （1）检查380V低压互为备用变处于正常运行状态；
（2）合上工作段母线备用段母线联络开关，检查表计有电流指示，合闸良好；
（3）断开待停低厂变低压侧开关； （4）检查母线电压正常；
（5）检查低厂变低压侧开关确已断开；
（6）断开低厂变高压侧开关，检查开关确已断开；
（7）取下停电低厂变高、低压侧开关的控制及动力保险、并将高.低压开关拉至试验位置（注意停电原则，先低压侧，后高压侧）；
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（8）退出低厂变保护压板（无保护工作票时不能退出保护压板）。 1.3.6.7 380V低压工作厂变恢复运行：（其它变压器类同） （1）检查低厂变符合运行条件；
（2）检查低压变高、低压侧开关在分闸位置
（3）送上低压变高、低压侧开关控制、保护信号保险。 （4）投入低压变保护。
（5）恢复低压变高、低压侧开关至热备用位置。 （6）送上低压变高、低压侧开关合闸保险。
（7）合上低厂变高压侧开关，检查变压器充电正常；
（8）合上低厂变低压侧开关，检查表计有电流指示，开关确已合上； （9）断开母线电源联络开头； （10）检查380V母线电压正常。
1.3.7 电压互感器停、送电操作顺序
1.3.7.1 6KV母线电压互感器停电的操作顺序（其他类同）： （1）联系值长通知有关专业，6KV表盘电压无指示； （2）断开待停电压互感器所在母线的备用电源自投开关； （3）取下待停电压互感器所在母线的低电压保护直流保险； （4）取下待停电压互感器低压侧保险； （5）将电压互感器小车拉至柜外； （6）取下电压互感器高压侧保险。
1.3.7.2 6KV母线电压互感器送电的操作顺序： （1）检查电压互感器符合送电条件；
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（2）检查备用电源自投开关，低电压直流保险皆在断开位置； （3）装上电压互感器高压侧保险，将小车推至工作位置，装上低压侧保险；
（4）检查电压互感器小车辅助接点已闭合，低电压继电器接点打开； （5）装上该段母线低电压直流保险； （6）按正常运行投入备用电源自投开关。
1.3.8 380V双电源MCC盘倒换操作
1.3.8.1 MCC由PCC供电倒由PCD供电，其它类同。 (1)检查MCC备用电源开关在分闸状态. (2)工作PCC.PCD联络开关在分闸状态. (3)检查备用电源开关两侧电压符合并列条件. (4)合上备用电源开关，有电流指示，合闸良好.
(5)断开待停电源回路工作电源回路工作电源开关，检查MCC母线电压正常.
(6)拉开待停电源上工作PCC母线侧开关.
注：如果PCC与PCD段母线电压相差较大时，先和上母线联络开关再进行MCC盘电源倒换。
1.4
电气一次系统异常运行及事故处理
1.4.1 电气系统异常及事故处理的一般规定
1.4.1.1 当系统出现异常情况时，电气值班员应密切监视系统运行情况，
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并设法处理以防止发生事故。
1.4.1.2 当发生事故时，值班人员应在值长统一指挥下进行处理。处理时要对事故时所发出的信号、仪表指示、CRT显示和设备运行方式作综合分析，确定正确的处理方法，防止事故扩大。
1.4.1.3 为尽快处理事故，恢复正常运行，在事故处理期间所进行的操作，可不填写操作票，但事故处理完毕时，应将事故情况、处理过程、保护动作情况等及时作好记录向上级部门汇报。
1.4.1.4 事故后值班人员应将跳闸信号手动复归。（经值长确认，记录无误后）
1.4.1.5 事故处理的基本原则：
（1）首先要保证厂用电源，避免全厂停电；
（2）迅速事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁，防止事故进一步扩大；
（3）保证非故障设备继续运行，必要时调整机组出力，保证对重要用户、系统的正常供电；
（4）迅速对已停电的用户恢复供电；
1.4.1.6 事故发生时，值班员应立即记录并汇报以下内容： （1）开关跳闸情况及准确时间； （2）继电保护和自动装置动作情况； （3）周波、电压、负荷变化情况； （4）有关事故的其它情况。
1.4.1.7 电气系统发生故障及处理时，值班员不准擅自离岗，在交手续未办理而发生事故时，应由值处理，值协助，在系统未恢复稳
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定状态或值长不同意之前不得进行交，只有在事故处理告一段落或值长同意交后方可交。
1.4.1.8 为防止事故扩大及迅速处理事故，值班人员在紧急情况下可执行下列操作后汇报值长。
（1）对已损坏的设备或对人身及设备构成直接威胁的设备停电； （2）对运行中已损坏或有损坏趋势的设备将其隔离； （3）母线电压消失时，将连接在该段母线上的开关拉开； （4）迅速恢复厂用电。
1.4.1.9 开关跳闸后手动强送必须注意下列情况：
（1）若发现设备有明显的故障象征，冒烟、冒火、强弧光、主保护动作等禁止强送电；
（2）强送电时应作好设备越级跳闸的事故预想；
（3）开关强送电时，应注意电压、电流及系统中冲击情况以区别有无故障，若有故障应立即断开强送开关。
1.4.2 220KV系统异常及事故处理 1.4.2.1 系统电压异常：
（1）220KV母线电压正常应保持在220+10%KV运行，最大变化不超过220±105%最低不得低于200KV，最高不超过250KV。根据中调规定我厂220KV母线电压维持在220－236KV
（2）系统电压升高时应减小发电机的无功出力，此时应注意机组进相安全稳定运行，系统电压降低时应增加发电机的无功出力，不允许发电机定子电流超过额定值。
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（3）若系统出现过电压后，要及时检查各避雷器动作情况，作好记录，仔细检查各绝缘套管、瓷瓶是否有闪络放电现象。 1.4.2.2 220KV系统周波异常
（1）系统周波超出50±0.2HZ/秒时，为不合格周波，超出50±0.5HZ/秒时为事故周波。
（2）在系统出现不合格或事故周波时，按值长命令执行有关加、减负荷操作，使周波恢复至合格范围内，并做好确保厂用电的事故预想。 （3）当系统低周至47HZ/秒时，应请示值长并得到中调同意将一台发电机通过220KV母线与系统解列，接带全厂厂用电运行。 1.4.2.3 系统振荡 （1）象征：
①发电机和变压器、线路的功率表、电流表、电压表的指示周期性剧烈上、下摆动，警铃响；
②失去同步的发电厂的联络线的输送功率往复摆动； ③全厂照明忽明忽暗；
④发电机的自动励磁运行强励反复动作； ⑤发电机发出与表计摆动相应的轰鸣声。 （2）处理：
①自动励磁时，若周波降低，应增加发电机的有功负荷，注意定子电流过负荷，若周波升高时，应按中调命令降低发电机的有功功率，使周波与受电端一致，但不能使周波低于49HZ，并立即汇报中调； ②手动励磁时，应增加发电机无功；
③监视220KV系统线路，根据有功及电流表计摆动最剧烈者，确认为系
统振荡中心，应立即告知中调拉开该回路，消除振荡；
④经上述处理在三分钟后，振荡仍未消除，汇报中调，听候中调命令是否解列停机；
⑤系统振荡过程中停止系统倒闸操作；
⑥系统振荡消除后，应立即调整发电机有功、无功负荷，使系统恢复正常运行；
⑦若振荡由本机引起，经上述处理1分钟仍未消除，应申请解列，消除振荡。
1.4.2.4 线路开关故障掉闸 （1）象征：
①信号装置动作，事故音响发出； ②跳闸线路开关绿灯闪光；
③跳闸线路电流、功率等表计指示为零；
④“故障录波器启动”及“重合闸启动”光字牌发出、“保护动作”光字牌亮。 （2）处理：
①记录、复归声、光信号；
②线路跳闸后，注意系统潮流分布，调整发电机的有功和无功负荷； ③不论重合闸装置是否动作均不得随意强送电； ④根据保护动作情况及事故现象判明故障性质； ⑤对线路开关复归，对故障线路间隔设备进行检查；
⑥若线路单相故障，单跳后，重合闸未动作或开关拒合造成非全相运行，应迅速判明，果断拉开该故障开关；
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⑦若线路两相跳闸，三相位置不一致，立即断开未跳相。 1.4.2.5 正常运行方式下，220KV一段母线故障 （1）象征：
①事故、音响光字牌信号发出；
②故障母线连接的发电机开关，线路开关，母联及分段开关跳闸，绿灯闪光；
③母线保护动作，故障录波器启动，线路保护，“电压回路断线”信号发出；
④故障母线电压消失，频率等表计指示为零； ⑤跳闸开关表计指示为零。 （2）处理：
①汇报值长，做好事故现象记录；
②将跳闸发电机厂用电倒至备用电源供电，如启/备变已跳闸失电，应检查保安段备用电源启动自投良好，确保发电机安全停机。 ③复归跳闸开关操作把手，如有未跳闸开关应手动拉开；
④对故障母线进行检查，当故障点无法消除或原因不明时，应检查所有跳闸开关确在分闸位置，拉开跳闸开关故障母线侧刀闸，合上正常母线侧刀闸拉开母联开关，分段开关两侧刀闸，查明故障 ，交检修处理。 ⑤若起/备变已跳闸，首先将启/备变投入运行，恢复6KV厂用电系统，尽快将发电机并入系统；
⑥将所有跳闸线路依次送电恢复正常运行；
⑦母线恢复送电时，应根据中调命令执行，应尽量使用线路开关对母线充电；
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⑧如判断确系误动造成母线跳闸，应立即用线路对母线充电，将启/备变线路送电并网，合上母联开关，分段开关恢复正常运行方式，尽快将发电机并入系统。
1.4.2.6 220KV单母线运行时母线故障 （1）象征：
①事故声光信号发出；
②母线所有连接开关跳闸，绿灯闪光；
③“母线保护动作”、“故障录波器启动”，线路保护、“电压回路断线”信号发出；
④厂用电源有可能全部消失； ⑤发电机有、无功负荷有可能到零；
⑥线路开关表计指示为零，母线电压、频率指示为零。 （2）处理：
①汇报值长，记录事故信号；
②检查保安备用电源启动自投是否成功，将发电机进行事故停机处理； ③复归各跳闸开关操作把手，取下开关操作保险； ④对母线进行全面检查，查明故障点并设法隔离检修； ⑤联系中调由系统侧对220KV母线送电； ⑥尽快恢复厂用电，将发电机并入系统；
⑦若故障点一时无法消除，应尽快恢复另一母线运行将故障母线做好安全措施，通知检修处理。
1.4.2.7 220KV母线二次电压消失PT回路故障 （1）象征：
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①声光信号发出；
②“PT电压回路断线”信号发出，线路保护，“电压回路断线”发出； ③母线电压表及频率表计指示为零。 （2）处理：
①根据信号发出的情况，综合判断故障性质；
②必要时，停用有关易误动的保护（退出线路距离保护）；
③如果PT二次小开关跳闸，可立即手合一次，不成功应及时查明原因，联系检修，处理电压互感器回路；
④如母线PT本体发生故障，应断开PT所有的二次小开关，将故障母线PT二次电压回路，并至正常母线二次电压回路运行，联系检修，停电处理故障PT（若二次回路不允许并列运行，则应停用相关设备装置）。 1.4.2.8 系统故障造成丰城电厂与系统解列处理措施. 丰城电厂与系统有七条220KV联络线，分四种情况.
(1)当丰城电厂没有机组运行时，出现与系统瓦解，丰城电厂失去全部厂用电，按厂用电全部中断处理.
(2)当丰城电厂一台机组运行时，出现系统瓦解，起/备变失电，机组大量甩负荷，可能导致炉MFT，在重新点火之前争取利用余汽带厂用电，做好全厂停电的事故预想，尽量减少厂用电，不必要的辅机一律停运.重新点火之后，投油维持一定负荷接带厂用电，并联系中调尽快恢复外送线路。 (3)丰城电厂两台机组运行时，出现与系统瓦解，两台机组大量甩负荷，争取利用余汽带厂用电，处理方法同(2).
(4)丰城电厂三台机组运行时，出现与系统解列，三台机组大量甩负荷，争取利用余汽带厂用电，处理方法同(2).
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1.4.3 厂用电系统异常事故处理 1.4.3.1 6KV母线PT保险熔断 （1）象征：
①声光信号发出；
②“6KV电压回路断线”信号发出，表计指示异常，如果一次保险熔断还发“6KV系统接地”信号。 （2）处理：
①断开备用电源自投开关BK； ②通过绝缘监察装置判断熔断相； ③取下低电压保护直流保险； ④检查二次保险是否熔断，并更换； ⑤取下二次交流保险（如二次回路完好）； ⑥将PT小车拖出柜外；
⑦检查一次保险是否熔断更换保险； ⑧恢复PT运行推上小车至柜内；
⑨装上PT二次交流保险，检查低电压继电器动作是否正常； ⑩装上PT二次直流保险，检查低电压出口继电器复位； 11)投入备用电源自投开关。 1.4.3.2 6KV母线单相接地故障 （1）象征：
①声光信号发出； ②“6KV系统接地”光字牌亮；
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③6KV厂用绝缘监察电压表指示接地相相电压降低或为零，非接地相相电压升高或升至线电压。 （2）处理：
①记录并复归信号；
②用绝缘监视表切换开关切换，判断接地母线及接地相； ③联系机炉是否因启动设备所至；
④详细检查接地段母线及其小车开关是否有明显接地现象； ⑤对该段所接设备进行外部详细检查；
⑥如属动力设备接地，倒由备用动力设备运行，断开接地动力设备； ⑦将接地段接低厂变短时由备用变代，以判断是否为低厂变高压侧接地；
⑧将接地段短时由启/备变供电，查明是否由高厂变低压侧接地； ⑨经上述处理仍未查出，则应视母线接地；
⑩确定某设备或某段母线接地而无法消除时应将该段单独由高厂变供电，以缩小故障影响；
11)6KV系统接地允许时间不超过2小时，否则，母线停电检修。 1.4.3.3 6KV工作段母线故障 （1）象征：
①声光信号发出；
②母线工作电源开关跳闸，绿灯闪光； ③母线电压指示为零，工作分支电流指示到零；
④“工作分支复合电压过流”或“限时速断”信号发出。 （2）处理：
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①检查保护动作情况，并派人到6KV开关室检查故障情况，严禁强送，做RB故障处理；如炉MFT则按MFT处理，检查各相关备用设备是否自投。 ②注意厂用380V系统的供电情况，将所属380V母线倒由备用电源供电。 ③如二段母线同时故障使机组不能继续运行，应协调机炉进行机组停机检修处理，检查柴油发电机是否自启动，如未自启动则应手动起动，确保保安段的供电，保障安全停机。
④尽快恢复厂用系统运行，将380V系统倒为正常供电方式，恢复机组运行。
1.4.3.4 380V PC工作母线故障 （1）象征：
①声光信号发出；
②故障段供电低厂变开关跳闸，绿灯闪光； ③母线电压指示到零； （2）处理：
①如因供电低厂变故障或电源消失引起，应立即检查该失电母线工作电源进线厂变高、低压侧开关是否跳闸（如未跳则手动拉开），允许手动合上联络开关一次，如不成功则不得再送，检查备用设备是否自启，立即调整失电段负荷至正常母线供电，检查故障原因并处理后，恢复正常运行。 ②如只是低厂变低压侧开关（PC段电源进线）开关跳闸，可强送低压侧开关一次，不成功则不得强送联络开关，立即调整失电段负荷至正常母线供电，拉开故障母线上所有负荷开关，检查故障原因并处理后，恢复正常运行。
③如判断工作电源开关误跳引起 ，则允许强送工作电源开关一次，不
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成功则按上述第②条处理。
1.4.3.5 双电源的380VMCC失电的处理
（1）如由于上一段母线失电，应在确认失电电源开关已拉开后，甩掉母线全部负荷后则手动合上另一侧电源 ，然后逐台送上负荷。 （2）如由于电源开关（进线）事故跳闸引起失电，不准投入另一侧电源，应立即查找开关跳闸原因，待处理后恢复原运行方式 。 1.4.3.6 单电源380VMCC失电处理：
（1）立即判断失电原因，若因上段电源故障引起失电，则待上级电源恢复后，恢复该MCC运行。
（2）若因厂用电源进线开关跳闸引起，则应迅速查找跳闸原因，待处理后恢复运行。
1.4.3.7 保安段故障失电处理
（1）若因工作段失电引起保安段失电，应检查保安备用电源是否自投（柴油发电机自启动），若未自启动成功，应手动启动柴油发电机，然后依次送上负荷。
（2）当失电工作段电源恢复正常后，应恢复保安段正常运行方式，手动停止柴油机柴油发电机。
1.4.3.8 6KV公用段母线故障失电处理：
（1）若为220KV系统故障引起公用段高压启/备变高压侧跳闸、失电，而发电机仍处于正常段系统运行，可立即用高厂变向公用段供电。 （2）在#01、#02启/备变皆处于运行阶段，可由两台启/备变联络开关供电，恢复失电公用段运行。
（3）若为6KV公用段进线电源开关跳闸，且分支保护动作禁止向公用
97
母线强送电，复归各跳闸开关，调整发电机负荷；如公用负荷短时恢复不了，机组维持不了应立即保安停机。
2 配电装置的运行与维护
2.1 配电装置的技术规范
2.1.1 电压互感器技术参数 设备名称 220KVⅠ、Ⅱ段母线 PT 型号 电压比 容量 接法 制造厂 西安电力电容厂 TYD220/ 220/3:0.1/3:0.150/15Y/Y/Y/ 1/3:0.1KV 0/ 100VA Δ 220KV旁路母线单相PT 220KV线路单相（C相）PT 220/3:0.1/3:0.150/101KV 0VA 西安电力电容厂 220/3:0.1/3:0.150/101KV 0VA 西安电力电容厂 98
发电机出线#1PT 发电机出线#2PT 发电机出线#3PT 发电机中性点PT 高压6KV母线工作电源分支PT（单相） 6KVⅠ母线备用电源分支PT（单相） 高压6KV工作母线PT 高压6KV公用母线工作电源分支PT 高压6KV公用母线PT 低压380V母线JDZ-20 20/3:0.1/3KV Y/Y JDZJ-20 20/3:0.1/3:0.1/3KV JDZJ-20 20/3:0.1/3:0.1/3KV 干式-单相 JDZ-6 6:0.1KV 20:0.23KV Y/Y/Δ Y/Y/Δ 30KVA 300VA JDZ-6 6:0.1KV 300VA JDZJ-6 6/3:0.1/3:0.1/3 Y/Y/Δ KV Y/Y/Δ JDZJ-6 6/3:0.1/3:0.1/3KV JDZJ-6 6/3:0.1/3:0.1/3 Y/Y/Δ KV 0．38/0.1KV 15VA Ⅴ/Ⅴ 吴县互感器JDG4－99
PT 0.5 厂 2.1.2 电流互感器技术参数
2.1.2.1 设备名称：220KV电流互感器 型号：LCWB-220(W) 额定电压：220KV 技术特性：四抽头 二次绕组编号 1、2、3、1、2、3、4 4 5 5 5 6 6 6 变比 K1-K21250A K1-K3 2500/1A K1-K2 K1-K3 K1-K3 K1-K3 K1-K3 600/1A 0.5 20VA 1250/1A 0.5 30VA 2500/1A 0.5 60VA 600/1A 0.2 20VA 1250/1A 0.2 30VA K1-K4 2500/1A 准确级 负荷 5P40 30VA 5P20 40VA 0.2 60VA 制造厂：湖南醴陵电瓷厂 2.1.2.2 主变压器高压侧套管电流互感器 型 号：LRB-220 额定电压：220KV 技术特性： 二次绕组编号 变比 1、2 600～1200/1A 3 600～1200/1A 100
准确级 负荷 制造厂 5P40 40VA 0.5 40VA 2.1.2.3 发电机出口套管电流互感器，中性点电流互感器 型 号： 额定电压：20KV 技术特性： 二次绕组编号 变比 准确级 负荷 2.1.2.4 高厂变高压侧电流互感器 型 号： 额定电压：20KV 技术特性： 二次绕组编号 变 比 准确级 负 荷 制造厂： 2.1.2.5 6KV高压开关柜内电流互感器
1 1500/5A 0.5 40VA 2 1500/5A 5P40 40VA 3、4 1500/5A 5P20 60VA 1 15000/5A 0.2 50VA 2、3、4 15000/5A 10P20 100VA 101
名称 项 目 型 号 额定电压 变 比 准确级 制造厂 6KV母线电源进线分支电流互感器 GC2-10（F）真空高压GC2-10F（F-C）高压开关柜内电流互感器 开关柜内电流互感器 LZZB-10 LMZBJ-10 LZZB1-10 10KV 10KV 10KV 3000/5A 75～2500/5A 5/5(零序CT)-300/5A 天水长城开关厂 同左 同左 2.1.2.6 主变压器中性点电流互感器
型号 额定电压 变 比 准确级 容 量 制造厂 2.1.3 母线技术参数
2.1.3.1 220KV母线主要技术参数 设备名称 硬母线 硬母线 LRB-110 110KV 150～600/1A 5P20 40VA 102
使用地点 规格型号 额定电压（KV) 允许载流量（A) 制造厂家 Ⅰ、Ⅱ段母线 LDRE-φ130/φ116 220 3750 （25℃） 沈阳铝材厂 旁路母线 ADRE-φ100/φ90 220 2420 （25℃） 沈阳铝材厂 2.1.3.2发电机封闭母线（离相全连式）
项目名称 额定电压 额定电流 相数 频率 正常运行最高温度 接头最高温升 相间距离 冲击耐压 母线外径及厚度 外壳外径及厚度 冷却方式 外壳连接最高温度 2.1.3.3 6KV三相共箱封闭母线
主回路 20KV 12500A 3 50HZ ≤90℃ ≤65K 1400mm 125KV φ500×12mm φ150×8mm 自冷 ≤65℃ 厂用分支 20KV 1600A 3 50HZ ≤90℃ ≤65K 1000mm 125KV φ500×10mm φ700×5mm 自冷 ≤65℃ 电压互感器分支 20KV 1600A 3 50HZ ≤90℃ ≤65K 1200mm 125KV φ500×10mm φ700×5mm 自冷 ≤65℃ 103
项目名称 额定电压 额定电流 相数 频率 短路电流冲击峰值 4S热稳定电流 母线运行最高温度 冷却方式 外壳运行最高温升 制造厂家
高厂变6KV侧封母 10KV 2500A 3 50HZ 100KA 50KA ≤90℃ 自冷 30K 阜新封闭母线厂 高起/备变6KV侧 10KV 3200A 3 50HZ 100KA 50KA ≤90℃ 自冷 30K 同左 2.1.4 高压开关技术规范
2.1.4.1 220KV六氟化硫断路器技术规范：LW6系列 序号 1 2 3 4 5 6 7 项 目 额定电压 最高持续运行电压 额定频率 额定电流 SF6气体额定压力（20℃） 动峰稳定电流 开断短路电流 单 位 KV KV Hz A MPa KA KA 数 值 220 252 50 3150 0.6 125 50 104
8 9 10 11 12 13 14 15 16 热稳定电流 短路关合电流 相对地（有效值） 断口间（有效值） SF6零表压工频耐压 固有分断时间 全开断时间 合闸时间 相间不同期时间 合闸 分闸 合闸 KA KA KV KV KV ms/ms ms/ms ms ms ms ms ms mm mm 50(3S) 125 470 470+146 290（5分钟） ≯28/38 ≯50/60 ≯90 ≯5 ≯3 ≯3 ≯2 8480 7520 17 同相断口间不同期时间 分闸 断口闸 对地 18 19
断路器的爬距 生产厂家 平顶山高压开关厂 2.1.4.2 220KV开关操作机构技术规范：
型 号 断路器操作方式 装设地点 LW6-220W 三相操作 LW6-220W 分相操作 201、202、203、204、211、212、213、210、220、231、232、214、215、216、233、234开关 218、241开关 105
额定操作压力（MPa） 液压合闸闭锁油压（MPa） 液压分闸闭锁油压（MPa） 安全阀启动压力（MPa） 安全阀关闭油压（MPa） 贮压器氮气予充压力（MPa） 控制电路直流电压（V） 油泵电机（V） 转速（转/min） 耐地震型耐地震能力（gn） 普通型断口间瓷套爬电比距（cm/kv） 普通型对地瓷套爬电比距（cm/kv） 防污型断口间爬电比距（cm/kv） 防污型对地爬电比距（cm/kv） 每台断路器重量(kg) 每台断路器气体SF6（kg） 厂家和造厂家 32 .6 27.8 25.8 34.5 32 18（15℃） 110 交流380 145 水平加速度0.5 2.3 32 .6 27.8 25.8 34.5 32 18（15℃） 110 交流380 145 水平加速度0.5 2.3 1.7 1.7 3.2 2.5 5600 31 3.2 2.5 5600 31 平顶山高压开关厂 2.1.4.3 220KV六氧化硫断路器使用范围：
220KV出线开关、旁路开关为分相操作，主变高压侧、高压起动/备变高压侧，母联及分段开关为三相联动操作。 2.1.4.4 6KV真空开关规范：
106
型 号 型 号 额定电压KV 额定电流A 进线3AF-1167-3FA40-80EA2 馈线3AF-1162-3FA40-80EA2 （引进德国西门子公司产品） 7.2 进线3150 馈线1250A 额定开断电流A 额定关合电流KA 热稳定电流KA 额定开断电流直流分号 全波冲击耐压KV 操作方式 控制电压 电动机储能回路：220V 2.1.4.5 6KV真空接触器技术规范：
型 号： 额定电压KV 型 号： 额定工作电压KV 进线40KA 馈线40KA 100（峰值） 40（3S） ≮32% 41 电动和手动弹簧储能 合闸110V 分闸110V JCZ2 6J/400A（机械保持型） 6 JCZ2 6J/400A（机械保持型） 7.2 107
额定电流A 额定开断电流KV 极限开断电流KA 额定关合电流KA 半波允通电流KA 全波雷电冲击耐受电压KV 1min工频耐受电压KV 机械寿命 控制电源： 2.1.4.6 ME低压开关技术规范
断路器型号 400 3.2(25次) ≥4（3次） 4（100次） 4（4S） 60（峰值） 32（有效值） 300000次 合闸DC220V 分闸DC110V 额 定 工作 额定分析能力 额定接通能力电压交流 （有效值）KA/CosФ（T） （峰值） 全分断 时间 ME-3200 ME-2500 ME-2000 ME-1600 ME-1000 ME-800 ME-630 380V 380V 380V 380V 380V 380V 380V 80/0.2 80/0.2 80/0.2 50/0.25 50/0.25 50/0.25 50/0.25
180KA 180KA 180KA 105KA 105KA 105KA 105KA 30ms 30ms 30ms 30ms 30ms 30ms 30ms 108
断路器型号 ME-3200 ME-2500 ME-2000 ME-1600 ME-1000 ME-800 ME-630
额定短时 耐受电流KA 8 80 80 50 380 380 380 机械寿命 （次） 10000 10000 10000 20000 20000 20000 20000 电寿命 500 500 500 100 100 100 100 抽屉式插入装置 机械寿命 （次） 100 100 100 100 100 100 100 2.1.5 220KV隔离刀闸规范：
型 号 规 格 GW17-220ⅠDW（水平断口，单静单接地） GW16-220ⅠDW（垂直断口，单接地） GW17-220ⅡDW（水平断口，单静双接地） GW16-220W（垂直断口，不接地） JW6-220W（母线接地开关） 技术参数如下：
额定电压 最高工作电压 1分钟工频耐压（有效值） 220KV 252KV 对地395KV断口460KV 额定电流 动稳定电流（峰值） 3秒热稳定电流（有效值） 2500A 125KA 50KA 安装地点 母联、母线分段 母联、Ⅰ段母线侧 出线、起/备变 旁母、Ⅱ段母线侧 母设、主变 109
开断电感电流 生产厂家 0.5A 开断电容电流 平顶山高压开关厂 1A 2.2 配电装置的运行及允许运行参数的规定
2.2.1 配电装置的一般规定
2.2.1.1 配电装置主要用于电能的传输和分配.范围包括母线、开关刀闸、PT、CT、避雷器、阻波器、耦合电容器、导线、电缆等设备。 2.2.1.2 配电装置各回路相序排列一致，室内硬导体及室外母线桥应涂相应油漆，相序的色别为A相为黄色、B相为绿色、C相为红色。 2.2.1.3 配电装置的所有设备均应有良好的接地. 2.2.1.4 配电装置所有设备的外壳均应有良好的接地.
2.2.1.5 室内外配电装置均应装设闭锁装置及联锁装置，以防止发生带负荷拉合刀闸，带接地线合刀闸，带电装接地线，误断合断路器，误入有电间隔等电气误操作事故.
2.2.1.6 室内配电装置的所有电缆进出孔以及电缆穿过楼板、墙避的穿孔均应遮盖密封以防止小动物进入配电装置门上的通风孔和窗户应有防止雨雪、风沙进入的措施.
2.2.1.7 运行中的电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路.
2.2.1.8 开关在投入运行前，必须做一次远方分、合闸试验，试验时开关两侧刀闸必须拉开.380V及以上系统的不同电压等级的开关均不允许手动带负荷分闸，只有在开关退出运行，不承高电压(即隔离开关拉开或手车开关在试验位置)时，才能进行慢分慢合操作.
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2.2.1.9 接地刀闸操作机构的把手应涂以黑色漆，以与其它操作机构的把手有所区别.
2.2.1.10 配电装置的所有间、门及设备上应注明名称及编号。
2.2.2 一般允许运行参数
2.2.2.1 母线及隔离刀闸，不得长时间超过其额定电流运行，若接触部分发热超过额定允许值时，应设法减少电流运行。
2.2.2.2 在一般情况下，母线及隔离刀闸最大允许发热温度不得超过下列规定：
（1）一般载流部分为（115℃）； （2）用螺栓紧固联接部分为（80℃）； （3）用弹簧压紧的联接部分为（70℃）。
2.2.2.3 运行中6KV及以下电缆芯线最高允许温度为（65℃）。 2.2.2.4 运行中的电力电缆的工作电压不应超过额定电压的15%。 2.2.2.5 电缆原则上不允许过负荷运行，在事故或紧急情况下(如转移负荷等)电缆过负荷能力可参照下列参数值:400V电缆10%，6～10KV电缆15％，时间不得超过2小时。
2.2.2.6 电流互感器允许在大于其额定电流的10%长期运行，电压互感器允许在大于其额定电压的10%长期运行。
2.2.2.7 SF6断路器操作机构内温度应控制在不低于5℃，冬季运行时应根据季节的需要(<5℃)将加热器电源开关及保险投入，将恒温器调节在所需温度位置，加热时注意防火问题.
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2.2.3 配电装置及开关绝缘电阻的规定
2.2.3.1 配电装置在备用期间或者投运前，应按规定摇测绝缘，绝缘电阻应符合下列要求.
2.2.3.2 电流互感器和电压互感器二次侧使用500～1000V摇表测量，其绝缘电阻应在1MΩ以上。电流互感器和电压互感器的绝缘电阻不低于前次测量的1/3。电压互感器高压侧其额定电压在6KV及以上使用2500V摇表测量，其值按1MΩ/1KV。
2.2.3.3 避雷器所在的设备停电检修，在投入运行前应用2500V摇表测量其绝缘电阻，其值不低于前次同条件下的1/3。 2.2.3.4 电力电缆绝缘按所接负荷绝缘电阻规定执行。
2.2.3.5 母线绝缘电阻测量应用2500V摇表测量，其值不得小于1MΩ/KV。
2.2.3.6 220KVSF6开关绝缘电阻测量一次回路使用2500V摇表，对地绝缘电阻大于5000兆欧，二次回路使用500V摇表，绝缘电阻应大于5兆欧，油泵电机应使用500V摇表，绝缘电阻应大于1兆欧.
2.2.3.7 6KV真空开关低压回路的绝缘(外皮与导线，导线与导线间)电阻应不小于相对额定电压的1兆欧/千伏.
2.2.3.8 母线隔离开关的绝缘电阻测量，使用1000～2500V摇表，对地绝缘电阻不得低于1500兆欧. 2.2.3.9 开关允许绝缘电阻： 电压(KV) 6 0.4 允许绝缘电阻（MΩ） 使用摇表（V） ＞300 ＞1 1000～2500 500 112
2.2.4 开关操作的一般规定、原则：
2.2.4.1 开关经检修投入运行前，应对开关的外部作一次检查。 2.2.4.2 开关大小修交付运行前，应由检修人员负责测量开关绝缘，开关投运前，其保护要相应投入，禁止无保护的开关投入运行。
2.2.4.3 为使运行中的开关正常工作，应检查开关的交直流电源、液压机构油位、操作机构贮能情况正常，发生异常情况应及时查明原因，予以消除，禁止擅自解除闭锁操作开关及手动操作。 2.2.4.4 六氟化硫气体压力应在规定范围内如下表：
项 目 额定压力 报警压力（发“补气”信号） 解除报警压力 闭锁压力（发“压力低”信号） 解除闭锁压力 单位 MPa MPa MPa MPa MPa 数值 0.60 0.52 0.59 0.50 0.57 2.2.4.5 对具有遥控操作的开关，其正常带电拉合操作，应采用遥控方式，操作时应监视表计的指示及信号灯变化，近控操作仅适用于停电检修的开关校验，以及故障处理需要等特殊情况。对于近控失效的开关，不允许手动将开关合闸。
2.2.4.6 凡需经同期鉴定合闸的开关，必须满足同期条件，方可将开关合上。
2.2.4.7 跳闸回路或跳闸机构有故障的开关，不准投入运行。 2.2.4.8 当控制开关的手柄灯闪光时，复置控制开关应在监护下进行，
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必须注意复置的方向，不准盲目、严防造成误拉或误合开关。
2.2.4.9 SF6开关控制箱配有防潮加热器，防潮加热器根据情况手动投入运行。
2.2.4.10 开关在投入运行前，必须做一次远方分、合闸试验，试验时，开关两侧隔离刀闸必须拉开。
2.2.4.11 SF6气体品质必须满足质量要求。
2.2.4.12 SF6贮压器中使用的氮气和开关充SF6前使用氮气品质必须满足质量要求。
2.2.4.13 SF6开关在运行合闸位置时，如液压机构失压或降至18MPa时，不得重新打压，必须采取措施或高将开关退出运行。不承受高压（拉开两侧刀闸）时，才能重新打压，防止慢分、慢合操作。
2.2.4.14 SF6开关必须在退出运行，不承受高电压（即隔离开关分闸）时，才能进行慢分、慢合操作。
2.2.4.15 开关回路设有脉冲计数、累计开关动作次数，每班在巡视时应记录计数器动作情况。
2.2.4.16 220KV出线开关若某一开关退出运行，若要保证持续供电，可以通过旁母开关经旁路母线上的隔离开关来实现。但旁路开关保护整定值需更改为所代线路保护定值。
2.2.5 隔离开关使用范围
2.2.5.1 允许刀闸直接拉合如下设备： （1）拉合无故障的电压互感器和避雷器；
（2）拉合系统无接地故障时变压器中性点的接地刀闸；
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（3）拉合励磁电流不超过2A的空载变压器和电容电流不超过5A的无负荷线路（或空载母线）；
（4）与开关并联的旁路刀闸，当开关在合闸位置时可拉、合开关的旁路电流（操作前应取下此开关的直流控制保险）； （5）拉合电压10KV及电流70A以下的环路均衡电流.
（6）根据现场实验和系统运行经验，经总工的批准可超过上述规定限额。 2.2.5.2 380V熔断器式隔离刀闸只有在负荷停止后方可拉、合，不得作为切断负荷电流使用。
2.2.5.3 刀闸在操作中不得解除防误闭锁位置，若要解除需经值长批准方可进行。
2.3 配电装置的巡视检查
2.3.1 对配电装置的检查规定
2.3.1.1 除交外，每班对配电装置的巡视检查不得少于两次. 2.3.1.2 每星期应对户外配电装置熄灯检查一次.
2.3.1.3 对过负荷的设备应加强检查，大风、雾、雨、雪天气应对户外配电装置加强检查（雷雨天时，应避免在升压站巡视，雷雨过后，需仔细检查一遍）.
2.3.2 配电装置巡视检查内容如下:
2.3.2.1 配电室门、窗关好，门锁、照明完整，电缆孔洞堵塞严密，门、窗上防止小动物进入的遮拦完好。 2.3.2.2 电缆沟盖板齐全完整.
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2.3.2.3 导线连接部分和设备接触良好，无螺丝松动和过热现象，导线无断线、断股现象.
2.3.2.4 瓷瓶、套管清洁完整无破损裂纹，无闪络痕迹和放电现象. 2.3.2.5 充油设备不漏油，油色透明、无杂质，油位正常.
2.3.2.6 开关互感器内部无噪音和放电声响，互感器二次端子无松动和脱落现象，硅胶颜色正常.
2.3.2.7 开关、刀闸的操作机构完好、无断裂损坏情况，连接轴杆锁子无断裂、脱落现象，就地操作拉杆上的销子应齐全.
2.3.2.8 刀闸触头无锈污烧损现象，触头接触良好，无过热现象. 2.3.2.9 开关分合闸指示器、指示灯正确，SF6开关操作油压油位油色、SF6气压正常，无泄漏现象，油泵运行和启停正常，真空开关储能完好，真空灭弧室无异，ME开关消弧罩清洁、完整.
2.3.2.10 电缆外皮完整，电缆头无漏油、发热、放电现象，外皮接地线连接牢固，电缆沟内无积水，电缆无锈污、受伤现象，电缆固夹螺丝无松动、电缆头出线引至电缆夹层洞应堵好，电缆夹层、沟照明完好，有足够亮度，通风良好.
2.3.2.11 设备外壳接地良好.
2.3.2.12 封闭母线微正压装置运行正常.
2.3.2.13 配电装置防止误操作及闭锁装置投入且完好，二次回路接线完整.
2.3.2.14 开关及液压泵动作计数器是否正常（液压泵启动次数≤10次/24小时），各接头无发热变色，示温片不熔化，开关在切断故障后，应作详细的外部检查
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2.3.2.15 开关柜、控制箱和操作机构门应关闭。
2.3.3 异常天气对配电装置重点检查的内容如下.
2.3.3.1 大风天检查导线和设备上有无落物，导线有无严重摆动. 2.3.3.2 大雾天检查瓷瓶、套管有无火花、闪络和严重放电.
2.3.3.3 雨雪天导线接头、设备引接线接头和刀闸口应无雪，落上后应即熔化，雨落上立即蒸发现象，雨天配电室内应无漏雨情况.
2.3.3.4 雷雨后，应检查避雷器套管无损坏、裂缝和放电痕迹，并记录好避雷器动作次数.
2.3.3.5 气温骤降时，应检查户外开关操作箱内加热电阻投运情况，防潮电阻发热正常，操作端子箱的门应关好.
2.3.3.6 开关事故跳闸好，应立即对开关进行开关外部检查.F+C回路开关遮断一次短路故障后，应进行开关外部检查熔断器是否熔断.熔断器熔断后更换相同型号的熔断器，不允许用其它型号的熔断器代替.
2.4 6KV真空开关柜、真空接触器柜、SF6开关、ME开关
2.4.1 6KV真空开关柜和真空接触器柜具有四个状态：
2.4.1.1 热备用状态——小车开关推入柜内“运行”位置，其主回路和控制回路全部与柜内接线接通，开关合闸(储能)、控制保险均装上。 2.4.1.2 试验状态——小车开关推入柜内中间“试验”位置，其主回路与柜内接线断开，合闸(储能)、控制保险均装上，二次插头插上。 2.4.1.3 冷备用状态——小车开关推入柜内中间“试验”位置，其主回路与柜内接线断开，合闸(储能)、控制保险均取下，二次插头取下。
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2.4.1.4 检修状态——小车开关在柜外，其主回路和控制回路全部断开，合闸(储能)、控制保险均取下。
2.4.1.5 6KV小车开关需要停电检修或6KV电动机需停电检修时，柜内接地刀闸应合上，母线引出线挡板应关闭。
2.4.2 SF6开关的分、合闸操作试验： 2.4.2.1 开关投入运行
（1）确认检修工作结束，工作票已收回； （2）检查开关位置指示与实际相符；
（3）检查开关周围已清理干净，开关本体无妨碍送电物； （4）测量开关油泵电机绝缘合格； （5）检查SF6气体压力正常；
（6）检查开关两侧刀闸在“分”位置； （7）检查开关两侧接地刀闸在“分”位置； （8）检查开关液压系统的油压正常； （9）送上开关交流辅助电源； （10）合上油泵动力电源开头；
（11）检查油泵启动，当油压升至32.6MPa时，油泵自动停止； （12）检查液压系统是否有渗漏现象； （13）送上开关第一组、第二组控制回路保险； （14）检查网控盘上信号指示正确；
（15）用解除同期方式进行远方分、合闸试验； （16）确认开关动作正常后，将开关断开。
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2.4.2.2 开关退出运行转检修 （1）确认开关在分闸状态； （2）拉开开关两侧刀闸； （3）断开开关控制回路电源； （4）断开油泵控制电源开关； （5）断开油泵动力电源开关； （6）停用该开关失灵保护；
（7）用验电器验证合接地刀闸处确无电压； （8）合上开关两侧接地刀闸。
2.4.3 6KV开关由检修转热备用操作步骤： 2.4.3.1 拉开开关柜内接地闸刀，并查确已断开； 2.4.3.2 查开关已断开、开关无储能； 2.4.3.3 测负荷设备绝缘合格； 2.4.3.4 将开关摇至“试验”位置； 2.4.3.5 装上开关的二次插件;
2.4.3.6 将开关由试验位置摇至“热备用”位置; 2.4.3.7 装上开关的合闸(储能)、控制保险; 2.4.3.8 将手车开关摇至“热备用”位置.
2.4.4 6KV开关由热备用转检修操作步骤: （1）检查开关已断开;
（2）取下开关的合闸(储能)及控制保险;
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（3）将开关从热备用位置摇至试验位置; （4）取下开关的二次插件; （5）将开关释能(仅真空开关); （6）将开关摇至柜外; （7）合上开关的接地刀闸.
2.4.5 ME开关具有四个状态：
2.4.5.1 热备用状态—— 开关在柜内“运行”位置，其主回路和控制回路全部与柜内接线接通，开关合闸、控制保险均装上。
2.4.5.2 试验状态—— 开关在柜内“试验”位置，其主回路与柜内接线断开，合闸 、控制保险均装上。
2.4.5.3 冷备用状态—— 开关在柜内“试验”位置，其主回路与柜内接线断开，合闸、控制保险均取下。
2.4.5.4 检修状态——开关在柜外，其主回路和控制回路全部断开，合闸、控制保险均取下。
2.4.6 开关动作次数规定
2.4.6.1 各类高压开关允许正常拉闸及故障跳闸次数如下表规定
开关型号 220KVSF6开关 6KV真空开关 6KV真空接触器 正常操作次数 3000 5000 10000 允许故障跳闸次数 15 50 2.4.6.1 6KV真空开关、真空接触器均装有操作计数器，巡检时，应检
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查其操作次数，当距规定次数仅剩5次时应填写缺陷，通知检修。 2.4.6.2 开关故障跳闸后，应将跳闸次数记入专用簿内，并填写缺陷，通知检修处理。当220KV线路开关跳闸次数距规定次数剩一次时，应停用重合闸。
2.4.6.3 开关检修后，检修人员应书面通知值长，书面通知应写明重新开始统计、继续累计或增加允许次数。如操作次数可重新开始统计时，继保人员还应将计数器回复至零。
2.5 220KV隔离刀闸的运行规定：
2.5.1 隔离刀闸不允许做切断电流之用，只能做隔离电压之用。 2.5.1.1 允许用隔离刀闸切断负荷如下：
（1）在系统无接地故障的情况下开合电压互感器。 （2）在没有雷雨的情况下开合避雷器； （3）开合母线空载电流；
（4）在系统无接地的情况下，开合变压器中性点与接地点连接（在中性点无电压的情况下）。
（5）与开关并联的旁路刀闸，当开关在合闸位置时，可拉、合开关的旁路电流（操作前应取下此开关的直流控制保险）；
2.5.1.2 禁止用隔离开关切断下列负荷。 （1）不符合上述5.1.1规定的设备； （2）切断高压设备的接地和短路电流； （3）隔离开关切断负荷电流。
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2.5.2 隔离刀闸投入前的检查
（1）检修后的隔离刀闸应收回工作票，并由检修做书面交待拆除安全措施。
（2）新投入或刚检修的隔离刀闸均应经过耐压试验合格（或用摇表测量绝缘电阻合格）。
（3）检查隔离刀闸周围无妨碍运行的杂物和遗留工具等。
（4）检查隔离刀闸各引线接头连接牢固，无松脱现象;各紧固件应无松动。
（5）检查隔离刀闸与接地刀闸的联锁装置应良好。
（6）检查各传动杆完整，销子无脱落，各传动轴承处的润滑应良好，操作灵活，手动操作时受力感觉正常，辅助接点完好、位置正确。 （7）检查电动操作机构工作正常。
（8）检查各瓷瓶，触头接触面应清洁、无积垢，瓷瓶无损伤和裂纹。 （9）检查隔离刀闸分、合闸操作时三相同步，触头合闸位置适宜，接触良好。
（10）检查动平衡应符合要求。
2.5.3 隔离刀闸的拉合闸操作：
2.5.3.1 隔离刀闸在分、合闸操作时，必须在断路器分闸后进行，严禁带负荷拉、合刀闸及拉合故障电流；送电先送电源侧，后送负荷测，停电顺序与此相反。
2.5.3.2 隔离刀闸合闸操作时，必须首先拉开它的接地刀闸。
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2.5.3.3 隔离刀闸的操作机构无论是手动或电动均应操作灵活，三相刀片一经操作应同步运转并与刀闸吻合，不应出现有蹩劲、卡、碰等不良现象。
2.5.3.4 隔离刀闸拉、合操作后，应仔细检查操作情况，检查三相刀闸触头应同期，均应分好、合好，位置指示器指示正确，操作机构已闭锁。 2.5.3.5 拉隔离刀闸时，应缓慢而谨慎。在拉闸过程中应注意触头刚分离时有无异常电弧出现。如有异常应立即合上。
2.5.3.6 合隔离刀闸时，在合闸行程终了，不得有过大冲击，当错误合闸发出弧光时，应一直合到底，不能再拉开。
2.5.3.7 合接地刀闸前应在所属刀闸断开后，检查接地刀闸的接地扁铁完好，并进行验电，确定无电压后方能合接地刀闸。合接地刀闸后应检查三相均应接触良好。
2.5.4 隔离刀闸的运行与检查
2.5.4.1 隔离刀闸的正常允许运行温度为70℃。 2.5.4.2 隔离刀闸运行中的检查项目：
（1）隔离刀闸瓷瓶应清洁、无裂纹、无灰尘杂物和放电痕迹。 （2）隔离刀闸触头接触良好，无过热现象。
（3）隔离刀闸的操作机构应完整良好、无变形，位置指示器应正确。 2.5.4.3 隔离开关的特殊检查项目：
（1）大风雪天气对室外隔离开关进行检查，应无杂物、无放电、无引线摆等现象。
（2）雪后各部接头及隔离开关无融化或蒸发现象。
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（3）定期进行夜间熄灯检查，应无放电闪络现象。
（4）雾、雨、雪天各瓷瓶套管不应有异常放电和闪络现象及烧伤痕迹。 （5）设备发生异常或故障时应对有关设备进行详细检查。
2.6 配电装置异常运行及事故处理
2.6.1 母线和刀闸过热； 2.6.1.1现象：
（1）室外设备在雨雾天冒汽很大，落雪立即溶化，导体变色； （2）封闭母线漏风烫手。 2.6.1.2处理方法：
（1）用合格的绝缘体贴试温蜡测试，或使用专门测温设备测量以判断温度情况；
（2）加装临时冷却位置；
（3）如母线发热，根据发热的程度和部位，调配负荷减少发热点电流，必要时汇报调度协助调配负荷；
（4）如刀闸发热，必要时减少负荷，改变运行方式； （5）加强对发热部位的监视，掌握变化情况；
（6）如果采用以上措施无明显效果，应立即停电处理。
2.6.2刀闸操作机构拒绝分合。 2.6.2.1现象： （1）误操作；
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（2）开关或刀闸的辅助接点接触不良； （3）交流保险熔断； （4）机械故障。 2.6.2.2 处理方法：
（1）确认不是误操作，而是回路问题，应查明原因，消除缺陷后操作； （2）若是保险熔断应查明原因后更换保险；
（3）如刀闸由于结冰和其它原因拉不开、推不上，应轻轻摇动不得强力冲击，并检查支持销子及操作杆各个部位，找出阻力增加的原因； （4）如系手动蜗轮式传动机构刀闸可能机构销子脱落，蜗轮传动机构滑丝，将销子配上即可；
（5）如防碍拉开的或推上的阻力发生在刀闸主接触上，则不得强力拉、合，配合检修人员用绝缘棒顶着拉合，或停电处理；
（6）如果操作中发现刀闸为设备损坏，应停止操作报告值长，并通知有关部门。
2.6.3 误合刀闸的处理
误合刀闸，在任何情况下均不允许把已合上的刀闸拉开。只有用开关将这一回路断开。或者用开关将该刀闸跨接以后，才许可将误合的刀闸的拉开。
2.6.4误拉刀闸的处理
2.6.4.1 对电动传动机构的刀闸误拉时，因这种刀闸分闸时间需6S，比人为直接操作快（约6倍），应将最初操作一直继续操作完毕，操作中严禁终断，禁止再合。
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2.6.4.2 刀熔式刀闸误拉后应汇报值长。
2.6.5 电压互感器发生下列情况应立即停电 2.6.5.1 高压保险连续熔断两次； 2.6.5.2 内部有放电声；
2.6.5.3 有严重的漏油胶且发生自焦时； 2.6.5.4 冒烟起火；
2.6.5.5 瓷瓶破裂或引线脱落。
2.6.6 电压互感器着火，若有高压保险熔断后，可用刀闸断开电源，若无高压保险者，应用开关断开电源按“消防规程”规定灭火
2.6.7 电流互感器二次回路的处理
2.6.7.1 开路的电流互感器发生嗡嗡的响声，铁芯过热，开始处可能产生高电压，长时间开路可能引起电流互感器损坏及着火。发现此种情况及时降低负荷，减小开路处的电压。
2.6.7.2 在开路点的前侧端子上将其短路，但必须做好一切安全措施，如嗡嗡发响，应尽快通知电气维修人员处理。
2.6.7.3 若电流互感器着火，应立即用开关将其断开，按“消防规程”规定灭火。
2.6.8 电力电缆异常情况处理
2.6.8.1 电力电缆发生下列情况之一者，必须立即停电
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（1）电缆着火或破裂冒烟； （2）电缆击穿接地、放电；
（3）着火电缆集控并排式上层的电缆有明显燃烧可能。
2.6.8.2 电力电缆发生下列情况，应汇报值长及有关领导做好记录，有条件时停电处理 （1）电缆头发热；
（2）电缆头外皮接地线脱落； （3）电缆头轻微的放电声；
（4）电缆钢夹锈污或电缆铅皮鼓起；
2.6.9 隔离开关运行中严重过热的处理：
2.6.9.1 减负荷运行，加强监视隔离开关的过热情况。
2.6.9.2 若隔离开关过热不能维持运行时，应停用该隔离开关并进行处理。
2.6.9.3 若为母线刀闸应尽可能停用。（如为双母线系统应将其倒至另一母线上），只有在不得已的情况下，当停用该刀闸会引起停电时，才暂时继续使用，但此时应设法减少其发热（如减少负荷）并对刀闸加强监视。
2.6.10 配电装置着火时应迅速断电源，用四氯化碳、二氧化碳、1211、干粉灭火器灭火，禁止使用泡沫灭火器和水灭火，如为电缆着火，灭火人员应戴防毒面具、胶皮手套、穿绝胶缘靴，并适当增加电缆接地点。
2.6.11 配电装置上发生人身触电时，必须立即断开电源，对触电人员进
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行紧急抢救。
2.7 开关的故障处理
2.7.1 SF6断路器气体压力异常处理.
2.7.1.1 当SF6气体压力降低信号发出后，应立即汇报，并通知检修人员处理.
2.7.1.2 对所属开关进行检查，检查人员对压力低开关进行补气，如泄漏严重，无法恢复正常压力时应在压力低闭锁操作之前申请停电处理. 2.7.1.3 如严重泄压或压力已到零，在压力低闭锁信号发出时，应取下断路器控制保险，严禁操作断路器，及时报告，并采取措施，设法将断路器退出运行.
2.7.1.4 SF6气体严重泄漏时，检查人员到断路器处检查应注意防毒和采取防毒措施.
2.7.2 “SF6压力低”“禁止重合闸”“禁止合闸”“禁止分闸”光字牌报警后，应立即派人检查泄漏情况，如泄漏严重应立即通知检修补气，并汇报值长和有关领导，申请220KV倒母线，用母联开关切断该故障断路器，立即交检修抢修。当“禁止重合闸”、“禁止合闸”“禁止分闸”光字牌分别亮或同时亮，而无“SF6压力低”光字牌亮时，应派人检查液压机构储能情况，查明原因通知检修处理。
2.7.3 “液压泵运转过长”光字牌报警后，应检查油压正常、液压机构是否漏油，若确系严重漏油，应立即汇报值长和有关领导，并做好220KV倒
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母线措施，用母联开关切断该故障断路器的准备工作，严禁操作有严重漏油的断路器，以防断路器爆炸，停电隔离后交检修处理。
2.7.4“液压油泵电源跳闸”光字牌报警后应检查液压泵电动机是否有异常情况，交流电源小开关是否跳闸，如跳闸可试合一次，试合不成功，则通知检修处理。
2.7.5开关拒绝合闸. 7.5.1 原因
（1）操作电压过低， SF6开关操作油压低于27.8MPa，或SF6气压低于0.50 MPA.
（2）操作把手接点切换不良.
（3）控制保险接触不良、熔断、操作回路或合闸接触器断线. （4）动力保险接触不好，熔断或合闸线圈烧坏断线. （5）开关辅助接点切换不良，或小车开关插关件未插好. （6）操作机构损坏或销子脱落.
（7）真空小车开关合闸弹簧不曾储能或小车没有正确闭锁在”运行”或”试验”位置. 2.7.5.2 处理
（1）若操作电压过低，应调整电压，若SF6开关操作油压低，应检查油泵起动是否正常，操作机构是否漏油等.
（2）检查控制、动力保险是否接触良好，保险是否熔断，若开关绿灯灯泡是好的，绿灯不亮，可能是控制保险接触不良或熔断，如保险熔断
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但回路无问题应更换保险重新合闸.
（3）检查开关辅助接点是否切换良好，小车二次插件是否插入且正常. （4）检查操作、合闸回路是否有端子接线脱落，线圈烧毁、断线情况. （5）将小车拖到”试验”位置，做手动与电动操作试验，找出二次回路还是机构回路原因.
（6）如合闸线圈励磁正常，则是机械部分问题，应断开电源，通知检修处理.
2.7.6 6KV真空接触器跳闸：
2.7.6.1 检查真空接触器的一次回路有无明显异常。
2.7.6.2 检查高压熔丝是否熔断（红点指示是否弹出）若熔断，则将小车由热备用改为检修，由检修人员调换高压熔丝，若熔丝未熔断，则应检查断相保护是否动作，若断相保护动作，则将小车改检修，交电修处理。 2.7.6.3 若上述各项均正常，则联系检修检查。
2.7.7 开关拒绝跳闸 2.7.7.1 原因
（1）操作电压过低或操作回路有直流两点接地， SF6开关操作油压低于25.8 MPA或SF6气压低于0.50MPa.
（2）操作把手接点切换不正常或开关辅助接点切换不正常. （3）控制保险接触不良或熔断. （4）跳闸线圈烧毁或烧断. （5）跳闸铁芯卡住或顶杆脱落.
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（6）小车开关跳闸弹簧不曾储能. 2.7.7.2 处理:
（1）如操作电压过低，应立即调整.如直流回路两点接地，应迅速查找消除，对于小车开关，紧急情况下可手动打闸，如手动打不掉，应汇报值长转移负荷，拉开上一级开关.对于SF6开关若操作油压低，应检查油泵运行是否正常，油系统是否漏油等.若SF6开关气压低至0.50MPa以下，应用旁路开关(保护定值按故障开关改)代替故障开关运行，故障开关停电检修，或用母联开关串接故障开关运行，申请调度尽快将设备停电检修. （2）若开关红灯灯泡是好的，红灯不亮，可能是控制保险熔断，应检查更换控制保险.
（3）若操作把手切换不正常，对于小车开关可在配电盘用跳闸按钮跳闸. （4）若跳闸铁芯、线圈有问题，应通知检修处理.
2.7.8 开关非全相合.分闸
2.7.8.1 分相操作的开关操作时发生非全相合闸，应立即将合上相拉开，重新操作合闸一次，如仍不正常，则应断开合上相并断开该开关的控制电源，查明原因，通知检修处理.
2.7.8.2 分相操作的开关操作时，发生非全相分闸，手动操作将拒动相分闸，查明原因，通知检修处理.
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3 变压器的运行与维护
3.1 变压器技术规范：
3.1.1 高压变压器技术规范
4台高压主变压器、4台高压厂用变压器、2台高压起动/备用变压器均为沈阳变压器厂制造 3.1.1.1 高压主变压器 型号 额定容量MVA 额定电压KV 高压侧电流A 低压侧电流 A 相数 频率 HZ 最高工作电压KV 空载电流% 阻抗电压 调压方式 冷却方式
AFP9-370000/220 370
242±2×2.5%/20 882.7 10681 3 50 252 ≯0.3 14%±10% 无励磁调压 ODAF(强油风冷）
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调压范围 接线及连接组 极性 空载损耗KW 短路损耗KW 冷却设备损耗KW 总损耗 KW 效 率 %
3.1.1.2 高压厂用变压器型号 额定容量MVA 额定电压KV 高压侧电流A 低压侧电流 A 相数 频率 HZ 最高工作电压KV 空载电流% 阻抗电压 调压方式 冷却方式 调压范围 接线及连接组
242±2×2.5% YN，d(Yo/△-11) 减极性 170 780 30 950 99.74
AFF9-40000/20 40/25-25 20/6.3-6.3 11.7
2291.01-2291.01 3 50 24 ≯0.5
16.5%±7.5%半穿越 无励磁调压 自然油循环风冷 20±2×2.5%/6.3-6.3 △/△-△12-12
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极性 空载损耗KW 短路损耗KW 冷却设备损耗KW 总损耗 KW 效 率 %
3.1.1.3高压起动/备用变压器型号 额定容量MVA 额定电压KV 高压侧电流A 低压侧电流 A 相数 频率 HZ 最高工作电压KV 空载电流% 阻抗电压 调压方式 冷却方式 调压范围 接线及连接组 极性 空载损耗KW
减极性 33 175 2 208 99.48
AFFZ9-50000/200 50/31.5-31.5 230/6.3-6.3 125.5 2886.7-2886.7 3 50 252 ≯0.5 21%半穿越 有载调压 自然油循环风冷 230±8×1.25%/6.3-6.3 Yo/△-△-11-11 减极性 53
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短路损耗KW 冷却设备损耗KW 总损耗 KW 效 率 %
3.1.2 低压变压器技术规范 3.1.2.1 干式变压器技术规范：
＃1 设备低压工作－2低压＃3－4低压公用变 SCB8-1000/6.3 SC3-400/低压照明变 202 2.3 255 99.49
＃1低压电除－2低压＃3－4低压除灰变 SC8-630/6.3 SC3-800/6.3 SC3-250/SC3-1250低压检修变 循泵房低综合水泵名称 厂变 公用变 SCB4型号 -1250/6.3 额定容量KVA SCB3-1600/6.3 尘变 除灰变 SC3-1600SC3-800/压变 房变 6.3 /6.3 6.3 6.3 /6.3 1250 1600 1000 400 1600 800 630 800 250 1250 135
额定电压KV 高压侧电流A 低压侧电流 A 相数 接线6.3/0.4 6.3/0.4 6.3/0.4 6.3/0.4 6.3/0.4 6.3/0.4 6.3/0.4 6.3/0.4 6.3/0.4 6.3/0.4 114.55 147 91.6 36.66 147 73.3 57.7 73.3 22.9 114.55 1804.2 3 D，2309 1443 577.35 3 D，2309.4 3 D，1155 909.3 3 D，11.7 3 D，360.8 3 D，1804.2 3 D，3 D，3 D，3 D，方式 Yn11 Yn11 Yn11 Yn11 Yn11 Yn11 Yn11 Yn11 Yn11 Yn11 冷却方式 阻抗电压% 空载损耗KV 负载损耗 3.004 16.707 2.043 8.9 0.928 3.145 5.99 8.22 6.16 4.08 6.21 4.00 6.02 3.86 5.79 AN AN AN AN AN AN AN AN AN AN 2.48 3.16 7.694 1.0011 136
KV 空载电流% 广东生产厂家 顺德特种变压 0.367 广东顺德特种变压0.6 广东顺德特种变压 1.02 1.08 0.71 广东顺德特种变压广东顺德特种变压广东顺德特种变压江西变电设备江西变电设备江西变电设备江西变电设备总厂 总厂 总厂 总厂 器厂 器厂 器厂 器厂 器厂 器厂 3.1.2.2 油浸变压器技术规范： 设备名称 化水变 金工变 输煤变 S9-800/6.3 800 6.3/0.4 73.31 S9-630/6.3 630 6.3/0.4 57.71 翻车机变 灰场电源 灰场西隔离变 S9-6300/6.3 6300 6±5%/6.3 606 侧变 S9-630/6.3 630 6.3±5%/0.4 57.35 灰场东侧变 S9-200/6.3 200 6.3/0.4 18.3 型号 容量 KVA 额定电压KV 高压侧电流A 低压侧电流A 相数 接线方式 S9-100S9-800/6.3 0/6.3 1000 6.3±5%/0.4 91. 1443.38 3 800 6.3/0.4 73.31 11.7 3 11.7 3 909.3 3 577.35 3 D/Ynll 909.3 3 288.7 3 D/Ynll D/Ynll D/Ynll D/YnD/Ynll D/Ynll 137
l1 冷却方式 阻抗电压% 空载损耗KW 负载损耗KW 油浸自冷 4.35 1.44 油浸自冷 4.5 1.45 油浸自冷 油浸自冷 4.43 1.44 7.446 江西变压器厂 油浸自冷 4. 6.423 油浸自冷 4 1.00 油浸自冷 3.95 0.504 7.29 7.20 38.914 5.00 2.661 生产厂家 江西变江西变江西变江西变压器厂 江西变江西变压器厂 压器厂 压器厂 压器厂 压器厂 3.2 变压器的允许运行方式
3.2.1 额定运行方式
3.2.1.1 变压器应根据制造厂家规定的额定铭牌数据运行。变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。
3.2.1.2 油浸式变压器运行中的允许温度按上层油温检查，冷却介质最高温度为40℃，当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也相应下降，变压器的允许最高温度按如下规定：
（1）主变最高允许温度为85℃（现场监视温度不宜超过70℃）； （2）其它变压器（自然循环、自冷、风冷油浸式变压器）允许最高温度为95℃，为防止绝缘油加速劣化，一般不宜经常超过85℃； （3）干式变压器允许温升如下表：
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变压器的部位 A级绝缘 E级绝缘 绕组 B级绝缘 F级绝缘 H级绝缘 铁芯表面及结构零件表面 温升限值(℃) 60 75 80 100 125 最大不得超过接触绝缘材料的允许温升 测量方法 电阻法 温度计法 最高温度=环境温度+温升限值 3.2.1.3 变压器的外加一次电压不超过相应分接头额定值的105%时，允许连续满负荷运行；不超过110%时允许连续空载运行。 3.2.1.4 变压器改变分接头位置，其额定容量不变。
3.2.2 允许的过负荷运行方式
3.2.2.1 变压器可以经常过负荷及事故过负荷情况下运行，正常过负荷可以经常使用。事故过负荷只允许事故情况下使用，变压器存在较大缺陷时（如冷却系统故障，严重漏油，色谱分析异常等）不准过负荷运行。 3.2.2.2 油浸变压器正常过负荷，应根据变压器的负荷曲线，冷却介质温度以及过负荷前所带的负荷等来确定，但主变不应超过20%，其它变压器不应超过30%。
3.2.2.3 油浸变压器事故过负荷规定： （1)油浸自冷变压器事故过负荷允许运行时间； （小时：环境温度40℃）
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过负荷倍数 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 运行时间 7:00 2:45 1:30 0:55 0:35 过负荷倍数 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 运行时间 0:18 0:09 0:06 0:05 (2)强油风冷变压器的事故过负荷允许运行时间： （小时：分，环境温度40℃) 过负荷倍数 运行时间 1.1 5:10 1.2 1.3 1.4 1.5 0:07 1.6 0:05 1:45 0:35 0:15 3.2.2.4 干式变压器在空气自冷状态急需的情况下，允许短时间过载，但不得超过下表规定： 过载% 20 30 45 40 32 50 18 60 5 不超过（min) 60 3.2.2.5 变压器在过负荷运行前，应投入全部工作冷却器，必要时应投入备用冷却器。
3.2.2.6 变压器经过事故负荷后，应将事故过负荷的大小和持续时间记入变压器析技术档案内。
3.2.2.7 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相负荷不得超过额定值。变压器运行中三相电流的不平衡不得超过10%额定电流。
3.2.3 变压器冷却系统运行方式。
3.2.3.1 我厂强迫油循环风冷变压器，投入运行前和运行过程中，其冷
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却装置必须可靠投入运行。
3.2.3.2 变压器投入电网前，先将Ⅰ、Ⅱ两个交流电源送上电，然后合上ZK组合开关，后将1KK～NKK转换开关，按照负荷情况事先将手柄放在“工作”、“辅助”或“备用”位置，将所有1ZK～nZK自动开关合上。 3.2.3.3 冷却器自动投入控制回路的KK开关，有四个位置： 工作位置：正常工作位置，冷却器投入。
辅助位置，冷却器随变压器负荷电流上升至额定值的75%或上层油温达到55℃时自动投入工作，负荷电流下降至小于额定值的50%或上层油温在50℃以下时自动停下。
备用位置：工作冷却器或自动投入的辅助冷却器运行中故障跳闸时，备用冷却器自动投入。
停止位置：冷却器停止运转。
3.2.3.4 起动/备用变冷却器电源切换开关ZKK应投入“Ⅰ回工作，Ⅱ回备用”位置，必要时也可以投“Ⅰ回备用、Ⅱ回工作”位置，改变电源自动运行方式前应检查所属回路电源正常。
3.2.3.5 正常运行时，冷却器自动投入控制回路的1KK开关应在“工作”位置，冷却器信号及全停延时跳闸起动回路的开关ZK应在“工作”位置，冷却器全停延时跳闸回路至出口3K开关在“工作”位置。
3.2.3.6 我厂#1、2主变配有4组冷却器，正常运行时，2组运行，1组辅助，1组备用；#3、4主变配有5组冷却器，正常运行时，3组运行，1组辅助，1 组备用。
3.2.3.7 强迫油循环风冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，且油面温度已达85℃时，允许运行的时间为10分钟，如油面温度尚
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未达到85℃，则允许上升到85℃，但切除冷却器的最长运行时间不得超过30分钟。
3.2.3.8 当变压器上层油温达70℃时（或温升达53℃）时，应检查变压器运行情况，调整冷却装置运行方式，严密监视温升变化，并汇报有关领导。
3.2.4 变压器中性点接地刀闸运行规定
3.2.4.1 我厂主变中性点刀闸在发变组升压及解列前必须投入。运行中，中性点、刀闸的状态按调度命令执行。
3.2.4.2 主变中性点刀闸合上时，零序保护起动解列灭磁和母线解列；中性点刀闸拉开时，间隙保护启动解列灭磁。
3.2.4.3 #01、#02启/备变220KV侧中性点固定接地，其备用和运行状态下都不准将其拆开。
3.3 变压器正常运行时的操作、监视和维护
3.3.1 投入运行前的检查和试验
3.3.1.1 变压器在检修或停电后投入运行前，应测量变压器各侧的绝缘电阻，并将测得的绝缘电阻值和测量的环境温度记入绝缘电阻记录本，测量时必须将接在变压器的PT断开。
3.3.1.2 测量变压器的绝缘电阻时，应由副值及以上人员监护，巡检及以上人员操作。测量前和测量过程中应有保证安全的技术措施。 3.3.1.3 变压器线圈电压在10KV以上者，其绝缘电阻应使用2500V摇表测量，线圈电压在6KV以上者，应使用1000～2500V摇表测量；线圈电压在500V以下者，应使用500V摇表测量 。
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3.3.1.4 用摇表测量变压器一侧每一线圈对地及线圈之间的绝缘电阻时，应分别将另一侧不测的线圈用多股铜线短接接地。在测量前将被测线圈接地放电至少2分钟，测量时应测取R15及R60，然后根据结果求出吸收比R60/R15。测量完毕后应对地放电。
3.3.1.5 测量变压器线圈的绝缘电阻不合格时，应及时汇报值长，并联系维护人员查找原因及处理，处理完毕后，运行人员要见到维护人员交待“可以运行”字样后，联系值长将变压器投入运行，绝缘电阻值不作规定，但一般不低于上次合格测量值的1/3～1/5。
3.3.1.6 值班人员在投运变压器之前，应仔细检查并确认变压器完好状态，具备送电条件：
（1）长期停运或检修过的变压器，周围及顶盖无杂物，拆除一切检修布置的临时安全措施，恢复固定遮拦及警告牌等永久性安全措施。工作票应注销或收回，工作人员退出现场，并且要求检修工作负责人对设备检修后的情况在有关记录薄上做简略书面交待； （2）测量变压器绝缘电阻合格；
（3）按照继电保护及自动装置运行规定，检查保护投入正确； （4）按配电装置运行规程及开关运行规程检查一次系统设备应正常； （5）检查变压器分接头位置正确，油枕的油色油位正常； （6）瓦斯继电器充满油，内部无气体，盖罩完好；
（7）冷却器及瓦斯继电器阀门开启，变压器各部无漏油及渗油现象； （8）防爆管隔膜完整，呼吸器硅胶颜色正常，变压器各部永久接地线牢固。
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3.3.2 变压器送电操作
3.3.2.1 按操作票制度规定填写好变压器送电操作票，并核对模拟图无误后方可进行操作。
3.3.2.2 变压器的送电操作应遵守下列各项： （1）强油循环变压器投运前应先启动冷却装置； （2）变压器的充电应该由装有保护装置的电源侧进行； （3）必须使用断路器投运变压器。
3.3.2.3 我厂主变及高压厂变，更换线圈大修后，必须用发电机作零起升压充电，并核对相序正确后投入运行。
3.3.2.4 所有备用中的变压器均应随时可以投入运行。长期停电的备用变压器应定期充电，并投入冷却装置。
3.3.3 变压器的停电操作
3.3.3.1 按操作票制度填写变压器停电操作票并核对模拟图无误后方能进行操作。
3.3.3.2 变压器的停电操作原则应先负荷侧再电源侧。
3.3.3.3 我厂强油循环风冷变压器在停运30分钟后，应停止冷却器运行。
3.3.4 变压器并列倒换操作
3.3.4.1 我厂厂用变压器并列倒换操作必须用开关执行，严禁用刀闸投入或切换变压器。
3.3.4.2 当备用变压器带有负荷，工作变压器因故又倒为备用变压器运
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行时，备用变压器的正常过负荷数值应在本规程的范围内。
3.3.4.3 低压厂变倒换为低压备用变压器运行时，应注意并列的同相电压差不允许超过10V。
3.3.4.4 我厂所有高压变，低压厂变正常情况下不得长期并列运行。
3.3.5 瓦斯保护的运行
3.3.5.1 变压器投运前应检查瓦斯继电器通向油枕的油门打开，瓦斯继电器充满油，接线端子良好。
3.3.5.2 运行或处热备用状态的变压器，其瓦斯保护必须投入跳闸，处于停电备用状态的变压器，瓦斯保护应投入信号以便监视变压器的油面。 3.3.5.3 运行中或热备用的变压器进行滤油、加油、放油、更换硅胶时，应先将重瓦斯改接信号位置，工作完毕，变压器空气排尽后，方可将重瓦斯重新投入跳闸位置。
3.3.5.4 新安装、大修以及处理过油的变压器，初送电前，应放尽气，并静置24小时。
3.3.5.5 当瓦斯继电器及其回路有异常或有人工作时，应将重瓦斯保护停用。
3.3.5.6 运行中或处于充电备用状态的变压器，瓦斯保护因故改接信号位置或停用时，变压器的其它保护（如差动保护，电流速断保护等）仍应投入跳闸位置。
3.3.5.7 运行中或处于充电备用状态的变压器，当油位计上指示的油面有异常升高，或油系统有异常现象时，应查明原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门检查吸湿器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯改接信号
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位置，然后才能开始工作；若轻瓦斯动作必须打开瓦斯继电器放气门放气时，严禁将重瓦斯改接信号位置。
3.3.6 变压器分接开关的运行维护
3.3.6.1 对无载调压器，分接头变换必须在变压器停电后由检修人员进行，在变换分接头时应正反方向各转动五周，以便消除接头上的氧化膜及油污。分接头变换完毕后，应注意分接头位置的正确性，同时应测量线圈直流电阻及检查锁紧位置，并对分接头变换情况作好记录，以便随时查核。 3.3.6.2 起/备变的有载调压开关可以在变压器正常运行情况下进行电压分接头的切换，切换时应注意以下问题：
（1）进行调压操作时，220KV侧变压器中性点必须接地；
（2）调节分接开关时，应注意分接开关位置指示，变压器的电流及6KV母线电压的情况；
（3）有载调压开关原则上每次只操作一档，隔一分钟后，再进行下档的调节；
（4）有载调压变压器严禁在变压器过负荷的情况下进行分接开关切换。 3.3.6.3 我厂起/备变有载调压分接开关，手动操作时每次手摇33圈为一个分接头，顺时针为升压方向，反时针为降压方向，其手动调整分接头的操作程序为：
（1）旋松连接套之槽螺钉； （2）取下连接套管；
（3）断开电动操作机构的电源开关； （4）将箱内手柄装在蜗轴上进行操作；
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（5）切换完毕后应检查手柄摇把正好垂直向上，数值显示恰好于指示件缺口的中间；
（6）恢复连接套原始状态。
3.3.6.4 变压器的有载调压开关应按下列要求进行维护：
（1）运行中有载调压开关箱内的绝缘油每三个月在切换开关中取油样试验。其标准为击穿电压不低于30kv，在25～30kv之间，应停止使用调压装置；在低于25 kv应禁止操作，此时应过滤或者换油；
（2）新投入的调压开关，在变换5000次后，应将切换部分吊出检查，以后按实际情况确定检修期限；
（3）电动操作机构应经常保持在良好状态；
（4）开关应有瓦斯保护及防爆装置，当保护装置动作时，应查明原因。
3.3.7 强油风冷装置的运行维护
3.3.7.1 强油风冷装置投入运行前应如下检查：
（1）检查冷却器进、出油联管的蝶阀应在开启位置，散热器进风通畅，入口干净无杂物； （2）逐组启动冷却检查：
①潜油泵转向正确，运行中无杂音和明显振动； ②风扇电动机转向正确，风扇叶片无擦壳；
③冷却器组控制箱内分路电磁开关闭合良好，无振动及异常响声； ④冷却系统总控制箱内开关和信号正确； ⑤冷却器无渗油、漏油现象。
3.3.7.2 运行中变压器个别冷却器组退出的操作顺序如下：
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（1）将该组冷却器运行方式切换开关至“停止”位置，该组冷却器风扇及潜油泵停止运行；
（2）断开该组冷却器电源空气开关ZK； （3）关闭该组冷却器组油联管上、下蝶阀。 3.3.7.3运行中变压器个别冷却器组投入的操作顺序： （1）将重瓦斯保护改接信号位置； （2）依次打开冷却器组油联管上下蝶阀； （3）打开该冷却器组潜油泵的出入口蝶阀；
（4）打开该组冷却器上部集油盒处排气塞排气，直到变压器油流出，立即关闭排气塞；
（5）投入潜油泵和风扇试转；
（6）运行2小时后，若无轻瓦斯信号则将重瓦斯保护改投跳闸位置。 3.3.7.4 潜油泵不准在无油的情况下连续运行。
3.3.8 变压器的检查
3.3.8.1 值班人员应每小时抄表一次，变压器在过负荷情况下运行，则至少每半小时抄表一次。
3.3.8.2值班人员在当班时，每班应对变压器外部全面检查一次，变压器定期外部检查项目如下：
（1）变压器的油枕、充油套管、散热器、潜油泵、电压分接头油箱、大盖结合面、油阀门、联通管等无漏油、渗油，油色、油位正常； （2）变压器套管应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其他异常现象； （3）运行中的各冷却器温度应相近，油温正常；
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（4）变压器音响正常；
（5）各导线连接处无发热变色，电缆头无漏油和外皮脱落现象； （6）呼吸器完整，硅胶无变色； （7）防爆门隔膜完整；
（8）瓦斯继电器内充满油，连接油门打开；
（9）室内变压器的门、窗应完整，房屋无漏水渗水，轴流风机完好，照明和空气湿度合适；
（10）冷却装置按规定运行方式投入。各组潜油泵油流正常，各风扇及油泵无金属摩擦声，运转方向正确。 3.3.8.3 变压器的特殊检查项目：
（1）大风时，引线应无剧烈摆动和松脱现象，顶部、套管及汇流排应无风吹落物；
（2）雷雨后，各部无放电痕迹，引线连接处无水汽现象，并抄写避雷器的雷击次数及时间；
（3）大雪天，套管和导线连接处落雪不应立即融化或产生热汽、无冰溜子；
（4）大雾天，各部套管、瓷瓶应无异常放电声；
（5）气温及负荷剧变时，应检查油枕及充油套管油位、温升及温度变化情况；
（6）轻瓦斯动作后应立即检查。
3.3.8.4 运行人员应会同电气检修人员对变压器作定期外部检查，并应以下检查项目：
（1）变压器发热是否正常，外壳的接地是否完好；
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（2）油的再生装置及滤油器的工作状态； （3）击穿保险完好；
（4）有载分接开关的动作情况及变压器冷却装置自动切换试验正常； （5）油枕的吸污器内有无水和不洁物，若有则应除去； （6）室内变压器的通风情况良好；
（7）利用控制油门检查油位计是否有堵塞的现象； （8）吸湿器的干燥剂是否潮湿至饱和状态； （9）油门和其他处的铅封完好；
（10）各种标志牌和相色漆是否清晰明显； （11）消防设施应齐全、完整。
3.4 变压器的异常运行和事故处理
3.4.1 变压器的异常运行处理
3.4.1.1 值班人员在变压器运行中发现有任何异常现象应设法尽快消除，并汇报有关领导人员，其经过情况应详细记入值班操作记录薄和设备缺陷记录本内。
3.4.1.2 若发现异常现象非停用变压器不能消除，且有威胁整体安全的可能时，应立即停下检查，若有备用变压器，因尽可能将备用变压器投入运行。
3.4.1.3 变压器有下列情况之一者，应立即停下修理。 （1）变压器内部音响很大，很不正常有爆裂声；
（2）在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升； （3）油枕和防爆管喷油；
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（4）油质变化过甚，油内出现碳质等； （5）套管有严重的破损和放电现象；
（6）严重漏油使油面下降低于油位计的指示限度； （7）变压器着火。
3.4.1.4 变压器在运行中油温的升高超过许可限度时，值班员应判明原 因，采取措施使之降低，因此必须进行下项目的工作：
（1）检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下应有的温度核对； （2）核对变压器温度计；
（3）检查变压器的通风及冷却装置是否正常，若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应立即将变压器停运修理；若不需停下修理时，则应按本规程的规定，调整变压器的负荷至相应的容量； （4）若经以上检查未发现问题，变压器油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，则认为变压器已发生故障，应汇报值长，立即停止变压器运行。
3.4.1.5 如变压器中的油已凝固时，允许将变压器投入运行，逐步接带负荷，同时必须监视上层油温，直至油循环为止。 3.4.1.6 变压器油位异常。
（1）当发现变压器的油面较当时油温所对应的油位置显著降低时，应立即加油，加油时应遵守本规程中的有关规定。若大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护动作位置改为信号位置，必须采取停止漏油的措施，并立即加油。
（2）变压器油位因温度上升而逐步升高时，若油位高出油位指示计时，
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则应放油，使油位降至适当的位置，以免溢油。
（3）变压器油位表出现虚假油位及突然上升时，可能由于油室内排气不尽或在排气过程完毕时未及时把排气塞子拧上，以致空气重新泄入，油温上升时柜内空气膨胀，油位表压力袋压力加重，油位大大上升。应重新进行排气措施及密封检查。
3.4.1.7 冷却装置不正常运行处理：
（1）检查发现变压器风扇有卡涩和碰壳现象，应启动备用冷却器，停止该冷却器，并通知维护人员修理； （2）运行中工作冷却器跳闸，应检查： ①操作保险丝熔断； ②热继电器动作； ③开关接触不良；
④接触器线圈或二次回路有无断线； ⑤潜油泵及风扇绝缘。
（3）工作冷却器未跳闸，而备用冷却器自动投入，说明有的工作冷却器无油流，应检查信号灯指示情况，哪台信号灯熄灭即说明该工作冷却器有故障，应停止运行，并检查及修理。
3.4.2 变压器事故处理
3.4.2.1 瓦斯保护装置的动作，根据故障性质的不同，一般有两种： （1）轻瓦斯动作，仅发信号不跳闸；
（2）重瓦斯动作，保护动作跳闸且发信号，不论何种故障性质，必须查明瓦斯保护动作的原因，并作相应的处理。
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3.4.2.2 轻瓦斯保护动作的原因：
（1）因滤油、加油或冷却系统不严密等原因，使空气浸入变压器； （2）温度下降或漏油使油面下降至低限以下； （3）因变压器故障产生少量气体； （4）由于二次回路故障而误发信号。 3.4.2.3 轻瓦斯保护动作的处理：
（1）有备用变压器者应投入运行，并汇报值长；
（2）对变压器进行外部检查，有无漏油、油位是否过低、油温是否升高、瓦斯继电器内是否有气体、二次回路是否有故障；
（3）若瓦斯继电器内存在气体，应记录气量，鉴定气体的颜色及是否可燃，取气样和油样进行色谱分析；
（4）若瓦斯继电器内气体是无色，无臭且不可燃，色谱分析结果判断为空气，则变压器可以继续运行；若气体是可燃的，色谱分析异常，经常规试验给以综合判断，说明变压器内部故障，必须停止变压器运行。 3.4.2.4 重瓦斯保护的处理
（1）应对变压器的油位、油温、防爆管、呼吸器、套管等检查，同时还应检查变压器内部有无油爆炸声和喷油现象 ； （2）立即取样作色谱分析（油样、气样）；
（3）根据变压器跳闸时的现象（系统有无冲击、电压有无波动），外部检查及色谱分析结果，判断变压器故障性质，找出原因；
（4）根据变压器气体是否可燃。若检查可燃性气体，则变压器未经检查并试验合格以前不允许再投入运行。
（5）若重瓦斯保护投信号，重瓦斯信号出现的同时，系统有冲击，表计
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有故障反映检查重瓦斯有掉牌且系统冲击不是其他设备故障引起的，应立即将变压器停电；有备用变压器时，投入备用变压器，对停电变压器做进一步试验和检查。
（6）若重瓦斯投信号，重瓦斯信号出现的同时系统无冲击，表计无异常反映，但重瓦斯有掉牌，如有备用变压器时，应倒换为备用变压器运行，无备用变压器时，应加强对工作变压器的检查和监视，同时汇报值长和有关领导，对气体取样分析，校验保护，判明原因，再行处理。 （7）瓦斯气体的特征和性质 气体颜色 无色 淡黄色 灰色或黑色 黄色 气味 无味 强烈臭味 可燃性 不可燃 可燃 易燃 不易燃 故障性质 空气进入变压器 纸或纸板故障 油故障 木质故障 3.4.2.5 变压器自动跳闸。 （1）变压器跳闸时，如有备用变压器，应迅速将其投入，然后立即查明变压器跳闸的原因：
（2）如无备用变时，则须根据掉牌指示查明何种保护装置动作，跳闸时有何外部现象（如外部短路、变压器过负荷及其它等）如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或保护二次回路故障所造成，则变压器可以不经试验就可重新投入运行。否则须进行试验、检查，以查明变压器跳闸原因。 3.4.2.6 差动保护动作的处理
（1）检查保护范围内所有电气设备有无短路闪络及损坏痕迹；
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（2）检查变压器防爆门是否破裂，有无喷油、油位、油色是否正常； （3）断开变压器各侧刀闸，进行绝缘电阻和直流电阻测量，确定变压器内部是否故障；
（4）经以上检查及试验未发现异常，应对差保护回路进行检查，若系保护误动应迅速查明原因，消除后将变压器投入运行，如保护缺陷暂时无法消除，主变应经申请中调同意后，可解除差动保护，将变压器投入运行，但此时瓦斯保护必须投入跳闸。
3.4.2.7 主变压器冷却器电源消失处理： （1）准确记录冷却器电源消失时间； （2）迅速查明原因，恢复冷却器电源；
（3）以高速率迅速降低机组负荷电流，并严密监视变压器油温不得超过规定值；
（4）如1小时内电源未能恢复，应立即停止该变压器运行。 3.4.2.8变压器着火：
（1）变压器着火时应首先断开电源，在电源未全部断开时，严禁灭火； （2）停止冷却装置运行；
（3）主变及高压厂变着火时，应解列发电机；
（4）若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部油门放油至适当位置；若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸；
（5）迅速使用四氯化碳、二氧化碳、1211灭火器灭火，若油溢到地面，则用砂子灭火，严禁用水灭火，并迅速通知消防部门进行灭火。 （6）若变压器外部着火，断开电源后可打开水雾喷淋装置灭火。
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4 电动机运行的运行与维护
4.1 通则
4.1.1以每台电动机的外壳上，均应有原制造厂的定额铭牌，如铭牌已遗失，应根据原制造厂数据或试验结果补上新的铭牌。
4.1.2 应经常保持电动机周围干燥清洁，防止水、汽、油侵入。 4.1.3 电动机及其起动装置的外壳应根据《电力设备接地设计技术规程》中的规定接地。
4.1.4 电动机的转动部分应有可靠的遮拦或护罩。
4.1.5 在电动机及其所带动的机械上，应划有箭头指示旋转方向;对起动装置应注明起动装置所属的机械设备，并注明“起动”、“运行”等字样。 4.1.6 电动机的起动调节装置和引出线盒均应做到密封，必要时，相间应用绝缘板隔开或用绝缘布包好，防爆式电动机的出线处应有防爆措施。 4.1.7 交流电动机定子绕组的引出线应标明相别，直流电动机则应标明极性。
4.1.8 备用中的电动机应能随时起动，应定期轮换运行。 4.1.9 电动机轴承用的润滑油或润滑油脂应符合规定。
4.1.10 低压电动机保护用熔断器的容量，可按额定电流的2～2.5倍选择。 4.1.11 对重要辅机电动机的起动时间，通过试验或实测后确定起动时间的限额。
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4.1.12 电动机交接、大修或更换线圈后的试验，应按交接和预防性试验的有关规程要求进行。
4.1.13 所有的厂用电动机均应装有相应的继电保护装置，不允许无保护或者退出保护将厂用电动机投入运行。
4.2 电动机的许可运行方式
4.2.1 电动机在额定冷却空气温度时，可按制造厂铭牌上所规定的限额数据运行。
4.2.2 在任何运行上，电动机线圈和铁芯的最高监视温度与温升均不应超过制造厂的规定。无制造厂规定时参照下表进行监视：
名 称 温 度 计 法 静子线圈 A 电阻 法 E 检温温度计计法 法 电阻法 绝 缘 等 级 B 检 温温 度计 计法 法 电阻法 F 检 温温 度计 计法 法 电阻法 检 温温 度计 计法 法 H 电阻法 检 温 计 法 60 60 70 70 70 80 80 85 100 100 105 125 80 100 105 静子铁芯 60 70 *中、小型电动机可增加5℃ 注：
（1）上表数字为监视温升限值，按环境温度40℃计算，当环境温度超过40℃时，表内温升值应减去环境温度40℃的数值。
（2）对A级绝缘的电动机，外壳温升允许35℃，最高不得超过75℃。
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（3）对E级绝缘的电动机，外壳温升允许40℃，最高温度不得超过80℃。 （4）对B级绝缘的电动机，外壳温升允许45℃，最高不得超过85℃。 （5）装有冷却器的电动机，入口风温不得低于5℃，最高不得高于50℃，但不得将冷却器退出运行。
4.2.3 电动机在额定电压变化-5%～+10%的范围内运行时，其额定出力不变。电压超过此范围的运行，需经温升试验确定。
4.2.4 电动机在额定出力运行时，相间电压的不平衡值不得超过5%，在电压不平衡运行期间应特点注意电动机的发热及振动情况。 4.2.5 电动机运行时的轴承振动不得超过下列数值：
额定转速（转/分） 3000 振动值（双振幅）mm 0.05 滚动轴承 串动(mm) 滑动轴承 1500 0.085 1000 0.10 2-4 0.05 750及以下 0.12 4.2.6 电动机轴承的最高允许温度，应遵守制造厂的规定，无制造厂规定时，可参照下列标准监视：
（1）对滑动轴承，不得超过80℃。 （2）对滚动轴承，不得超过95℃。
4.2.7 电动机可以在额定电压下，电源频率变化±1%的范围内运行，额定出力不变。
4.3 电动机的运行操作、监视和维护
4.3.1 电动机的起动（包括起动前的检查），停用操作以及运行中的监视、检查、轴承的维护和电动机的外部清洁工作，由使用该电动机的值班人员
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进行。
4.3.2 电动机起动前的外部检查项目为：
（1）电动机上（包括转动部分）或其附近应无杂物且无人工作，电动机及其起动装置外壳接地线完好，转动部分防护罩完好。 （2）电动机所带动的机械已准备好，并可以起动。
（3）轴承和起动装置中的油位应正常，对强力润滑者应将油系统投入运行，轴承用水冷却者，应启用冷却水。
（4）启动装置应在启动位置。对直流电动机，要求其整流子表面良好，电刷接触紧密。
（5）对密闭式空气冷却的电动机（如电动给水泵电动机），起动前应投入空冷器。
（6） 各部分螺丝、外壳接地线、电缆接头盒等应完好。 （7）备用电动机应经常检查，确保它能随时启动。
（8）如有可能，在检修后第一次起动前，应设法盘动转子，以证实转子与静子不相摩擦，并且被其所带动的机械也无故障。盘动转子前应做好防止误合闸的安全措施。
（9）是否有机械引起的反转现象，如有，应设法停止反转。 （10）有关各部测温装置的指示或显示应正确。
4.3.3 电动机检修后，工作负责人应办理工作终结票，将工作情况写在检修记录簿上，注明其绝缘电阻值，并作出能否投入运行的评价。
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4.3.4 电动机停、送电操作应按停、送电操作票进行。
4.3.5 电动机起动时，运行人员应监视起动的全过程，起动结束后，应检查电动机电流是否超过额定值。
（1）具有“远方”和“就地”启动功能的电动机，正常运行时，其方式切投开关LK应置“远方”位置。 （2）应尽量避免带负荷起停电动机。
4.3.6 电动机起动次数的规定：
4.3.6.1 正常情况下，鼠笼式电动机允许在冷状态下起动两次，每次间隔时间不得少于5分钟；在热状态下起动一次。只有在处理事故以及起动时间不超过2～3秒的电动机，允许多启动一次。 （热态：电动机额定负荷运行后，自然停止状态。
冷态：电动机额定负荷运行停止4小时后状态，此时电动机各部温度接近环境温度。）
大型电动机下一次启动必须在离上次停运4小时以后。因为由于重复起动或低速爬行而引起的过度发热和应力将急剧地缩短定子绕组或转子绕组的寿命。
4.3.6.2 当进行动平衡试验时，起动的间隔时间为： 200千瓦以下的电动机，不应小于0.5小时； 200～500千瓦的电动机，不应小于1小时； 500千瓦以上的电动机不应小于小于2小时。
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4.3.7 密闭式空气冷却的电动机，在冷备用或检修状态时，空气冷却器不应通水。
4.3.8 电动机运行时，值班人员应：
（1）监视电动机的电流是否超过允许值；电动机各部温度（包括铁芯和线圈）正常，无烟气、焦味等过热现象。 （2）注意电动机的音响有无异常。
（3）检查轴承的润滑及温度是否正常，对油环式润滑的轴承，应注意油环转动是否灵活，轴承箱内油位应正常（注意假油位）。对强力润滑的轴承，应检查油系统和冷却水系统运行正常。
（4）对直流电动机及绕线式电动机，应注意滑环或整流子有无冒火，电刷有无跳动。
（5）注意电动机及其周围的温度；保持电动机附近清洁（不应有煤灰、水汽、油污、金属导线、绵纱头等，以免被卷入）；定期清扫电动机。 （6）对密闭空冷的电动机，应注意是否有漏水、漏风、漏油等情况，空冷器的水压、流量应正常，无渗漏水及结露现象。
（7）按部门规定抄录电动机的有关表计，记录起、停时间及原因，并记录所发现的一切异常现象。
4.3.9 电气检修人员应对电动机进行定期检查与维护、项目如下： （1）以上“4.3.8.5、6”所规定的内容。 （2）对滑环式或整流子式电动机，应检查： ①滑环整流子应清洁，色泽正常，无过热变色现象。
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②电刷完整不碎裂、不冒火、接触应良好，无卡涩或跳动现象，铜辫子不磨出。
4.3.10 电动机绝缘电阻的规定：
4.3.10.1 电动机在检修（包括机械检修）后送电前，或受潮后，必须测量绝缘电阻;在绝缘记录本上进行登记并签名以备查，合格方可送电；不合格不得送电，在特殊情况下必须由总工程师同意后方可送电。 4.3.10.2 停电时间达到七天以上者，送电前必须测量绝缘电阻.若电动机的工作环境较差，停电时间达到五天者，送电前必须测量绝缘电阻。 4.3.10.3 大修后的大型电动机的轴承绝缘，运行人员必须要求检修人员用1000伏的摇表进行测量，绝缘电阻应符合规定。
4.3.10.4 6KV高压厂用电动机的绝缘电阻，在相同的环境及温度下测量，如本次测量低于上次测量值的1/3-1/5倍时，应查明原因，并必须测量吸收比R60″/R15″，此值应大于1.3。
4.3.10.5 冷备用电动机应定期（每半个月）测量一次绝缘。处于备用状态的电动机测量绝缘电阻时，应通知值长、主值及各有关专业的负责人，在得到上述人员的同意并由各有关专业负责人做好有关措施后方可进行测量。测量绝缘电阻合格后必须将电动机恢复到原来的状态，并汇报值长、主值及各有关专业的负责人。另外，各专业应根据现场环境条件适当增加测量绝缘的次数（在专业规程中明确）。
4.3.10.6 电动机定子线圈的绝缘电阻，每千伏工作电压一般不应小于1兆欧。工作电压在1KV以下者不应小于0.5兆欧。绕线式转子线圈的绝缘电阻不应小于0.5兆欧。6千伏电动机冷态绝缘电阻应在10兆欧以上（其
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中：炉水循环泵应在200兆欧以上；给水泵电动机的绝缘电阻在20℃时，应大于20兆欧）。设备应无明显受潮现象，否则应进行干燥，使绝缘合格后方可投入运行。禁止将绝缘不合格电动机投入运行，特殊情况必须经总工批准。
4.3.10.7 测量1000伏以上电动机的绝缘电阻应使用2500伏摇表（炉水泵的绝缘电阻测量应使用1000伏摇表），1000伏以下的电动机使用500伏摇表。
4.3.10.8 机壳内装有防潮加热器的电动机，停止后应将加热器投入，运行时应 停用（由使用电动机的值班员操作）。
4.4 电动机的异常现象及发生原因
4.4.1 电动机启动时，将其电源开关合闸后，电动机不转动而只发出嗡嗡响声音，或不能达到正常转速，其发生的可能原因如下： （1）定子或转子回路可能断线或者接线错误； （2）电源是否断相或接触不良； （3）电动机所拖动的机械被卡住； （4）电压过低；
（5）电动机转子与定子铁芯相摩擦。
4.4.2 在启动或运行时，从电动机内出现火花或冒烟，其可能原因如下： （1）中心不正或轴瓦磨损，使转子和定子相碰。
（2）鼠笼式转子的铜条断裂或接触不良，在启动时冒火。
163
（3）转子与定子间隙内积尘太多。
4.4.3 电动机启动时，短路或过负荷保护装置动作。其可能原因如下： （1）被带动的机械有故障。 （2）电动机或电缆发生短路。
（3）直流电动机启动时，变阻器不在启动位置。
（4）短路保护装置整定的动作电流太小，过负荷保护装置的时限不够；其它原因引起保护装置的误动作。
4.4.4 运行中的电动机声音突然发生变化，电流表指示上升或为零，转速降低。其可能原因如下： （1）定子回路中一相断线； （2）系统电压下降； （3）绕组匝间短路； （4）被带动的机械故障。
4.4.5 运行中的电动机，定子电流发生周期性的摆动。其可能原因如下： （1）鼠笼式转子铜条开路； （2）机械负荷发生周期性摆动；
（3）绕线式电动机还应检查滑环短路装置或变阻器有无接触不良等故障。
4.4.6 电动机定子线圈和铁芯温度不正常升高。其可能原因如下：
1
（1）周围的空气流通不畅，入口风温太高； （2）进风门关闭，风道阻塞，或风扇损坏； （3）电源电压过低，三相电压不平衡； （4）过负荷；
（5）大型电动机空冷器水系统故障。
4.4.7 轴承过热，其可能原因如下：
（1）供油量不足，滚动轴承油脂不足或太多； （2）油劣不清洁，油中带水，或用错油种；
（3）转动皮带拉得过紧，轴承盖盖得过紧;轴瓦面刮得不好，轴承的间隙太小；
（4）电动机轴承倾斜；
（5）中心不正或弹性联轴器的凸齿工作不均匀；
（6）轴承有电流通过，轴颈磨蚀不光，轴瓦合金溶解等。 （7）滚动轴承内部磨损。
4.4.8 电动机发生剧烈振动。其可能原因如下： （1）电动机和其所带动的机械间中心不正； （2）机组失去平衡；
（3）转动部分与静止部分摩擦； （4）轴承损坏或轴颈磨损； （5）联轴器及其联接装置损坏； （6）所带动的机械损坏；
165
（7）鼠笼式转子端环有裂纹或与铜条接触不良。 （8）电动机转子铁芯损坏或松动，转轴弯曲或开裂；
（9）电动机某些零件（如轴承、端盖等）松驰慬电动机底座和基础的连接不紧固。
（10）电动机定子与转子间隙不匀。
4.4.9 启动时电动机的电源开关立即跳闸，无冲击摆动，其可能原因; （1）开关机械松脱或联接不良; （2）开关的辅助接点及接线有问题;
4.5 电动机的事故处理
4.5.1 电动机在运行中，无论发生任何事故，值班人员均应迅速通知值长及时处理。事故处理时，应首先保证设备和人身安全，尽量不影响机组运行。
4.5.2 发生下列情况应立即停止电动机运行： （1）发生需立即停用电动机的人身事故； （2）电动机所带机械损坏至危险程度； （3）电动机或其起动调节装置着火或燃烧；
（4）电动机转速急剧下降且有异音，电流增至最大或至零； （5）受灾害威胁严重，不停止有可能损坏； （6）轴承和电动机温度急剧上升且已超过允许值；
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（7）发生超过规定的剧烈振动，串轴或内部发生冲撞，静转子摩擦。
4.5.3 对重要电动机（停止时影响机炉出力者），发生下列情况，可先启动备用电动机，然后停止故障电动机。对无备用者，可联系停止。 （1）电动机声音异常，但无转速急剧下降情况。 （2）有绝缘焦臭味，但未发生冒烟着火。 （3）电动机内或起动调节装置内出现火花及冒烟； （4）电动机定子电流超过正常运行值。
（5）电动机出现不正常的振动（超过振动许可标准）； （6）电动机轴承温度出现不允许的升高。 （7）密闭式冷却电动机的冷却水系统发生故障。
4.5.4 运行中的电动机，在因继电保护动作或因电气方面原因跳闸后，一般由值班人员进行电气方面检查正常后方可再行起动。对于无备用机的重要厂用电动机，允许在作以下四项检查且情况均正常后，将已跳闸的电动机试起动一次。但如发生其中任一项情况时，不可起动。 （1） 发生需要立即停机的人身事故； （2）电动机所带动的机械损坏；
（3）电动机跳闸后发现冒烟及有焦味等现象。
4.5.5 重要厂用电动机失去电压或电压下降时，在1分钟内禁止值班人员手动切断厂用电动机，但对绕线式电动机，在失去电源后，应立即切断，并将起动电阻恢复到起动状态。
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（1）开关合闸后，电动机不旋转或不能旋转到正常转速。 （2）电动机起动或运行时，空气间隙中冒出火花和烟气。
4.5.7 在电动机起动过程或运行中，如保护装置动作使开关跳闸时，运行人员一般应检查下列项目，必要时会同电气检修人员一起检查； （1）是否因联锁动作跳闸；
（2）保险是否完好，低压开关触头接触是否良好； （3）是否机械故障引起；
（4）测量电动机及电缆的绝缘电阻是否正常； （5）保护装置定值是否大小；
（6）电动机本体有无烟火及绝缘烧焦气味；
（7）电动机差动保护范围内的一次回路是否正常（如电动给水泵）。 如经上述检查后均未发现异常时，可试开一次，试开正常可投入运行，否则应查明原因，消除故障后方准使用。
4.5.8 电动机在运行中发生声音异常、电流表指示升高或降至0等情况时，一般应进行如下检查： （1）电源电压是否正常；
（2）电动机是否发生了单相运行（断相或缺相）； （3）电动机绕组是否有匝间短路现象；
（4）被带动的机构是否发生了故障（如负载增大或轧煞）。
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4.5.9 电动机运行中发生过热，但电流表指示正常，此时应检查冷却系统是否正常，不正常时应予以消除，并设法加强冷却。
4.5.10电动机运行中起火时，必须先将电动机电源切断后方可使用电气设备专用的干式灭火器（二氧化碳灭火器）灭火，禁止使用泡沫灭火器灭火。无电气设备专用灭火器时，可在切断电动机电源后，用消防水喷射开如雾状的细水珠灭火，禁止将大股的水注入电动机内，以免因浇水冷却不均而导致电动机变形。
Q/FCD-J030-2000
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第三篇 继电保护及自动装置运行规程
1 总 则
1.1继电保护装置是保证电气设备安全运行的一种自动装置，一切电气设备在投运前，必须按规定投入继电保护装置，禁止无保护的电气设备投入运行。
1.2 继电保护和自动装置的投退必须经有关部门批准，主系统继电保护装置(220KV母线和线路保护及主变零序保护)和自动装置(重合闸及故障录波器)须经中调批准;发-变组、厂用系统的继电保护及自动装置应经厂总工程师和当值值长批准。
1.3 继电保护和自动装置的定值，要做到调度和我厂定值记录与实际相符合，主要保护按规定定期进行核对与试验.集控室内应保存一套完整、正确的继电保护原理图，并有完整的定值记录单。
1.4 继电保护装置和自动装置的定值变更，应根据有关部门的通知书或电话命令进行调整和更改(220KV母线和线路保护及主变、起备变零序保护属中调管，其余属本厂管).其调整和更改均由继电保护人员执行.运行人员应会同变更保护定值的工作负责人一起核对无误后方能投入保护;属中调下达的定值，由值班人员与中调值班调度员核对无误后， 方能投入保护.并将保护定值变更情况详细记入继电保护记录簿内。
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1.5 厂用负荷保护(熔断器、热偶、一次过流)运行人员不得任意更改或退出，若须更改或退出必须经厂领导、生技部主管、值长同意，并作好记录。 1.6 改变继电保护和自动装置的接线回路，必须根据有关领导批准的图纸进行.工作结束后继保人员必须将设备异动报告及改动原因、内容，详细记录在“设备异动”簿内。
1.7 保护和自动装置投入，应先投入交流后投直流回路，并用高内阻电压表测量保护出口压板两端确无电压后方可投入保护压板。退出顺序与此相反。
1.8 改变运行方式需调整保护定值时，必须按规定顺序进行，调整保护定值应先退出保护装置出口压板，其调整顺序见下表： 项目 过流定值 过压定值 时限定值 低电压定值 阻抗定值 定值方向 小→大 大→小 小→大 小→大 方式改变前调整 √ √ 方式改变后调整 √ √ 1.9 电压互感器二次回路拆装后，必须进行同期核相无误后，方能将保护、自动装置投入运行。
1.10 电流互感器二次回路拆装后，必须核对电流回路的相位正确，方能将带有方向性的的保护、自动装置投入运行。
1.11 在运行设备的互感器二次回路上工作或调整定值时，必须充分考虑防止电流互感器二次回路开路和电压互感器二次回路短路、接地而引起断流、失压导致保护误动作的安全措施。
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1.12 对于带有交流电压回路的保护和自动装置，如距离保护、低电压保护、低电压闭锁（或复合电压过流保护），逆功率、失磁、阻抗 、定子接地、AVR装置、PZH装置等，当PT故障停用或在其电压回路上工作（包括处理PT保险熔断）时，必须退出该保护装置。
1.13 保护装置动作，应经值长同意，方能复归保护掉牌信号，并及时作好详细记录。对保护动作掉闸需要强送电的开关，必须将掉牌信号复归后方能强送。
1.14 保护动作后，根据表计变化和一次回路状况，若判定为保护误动，应经厂领导、主管生产的副总工程师及值长同意退出该保护。并立即通知继保人员检查处理，待有关部门批准后方可重新投入。
1.15 继电保护及自动装置的投停及运行中运行方式的改变，除回路中引出的压板、转换开关或切换刀闸由运行人员操作外，其余均由继电保护人员进行。改变一次系统运行方式时，应同时考虑继电保护配合。 1.16 主变、起备变、高厂变及低压油浸式变压器需要在运行中加油、滤油等，应将重瓦斯改投信号，经24小时运行鉴定无气体时，再恢复其跳闸位置。
1.17 继电保护屏前后，必须有正确的设备名称，继电器、压板均应有正确的标志，投停前均应该核对设备正确无误。
1.18 保护装置或二次回路的检查、试验应配合一次设备停电进行，下列情况下可允许对不停电设备的保护装置停用检查试验： （1）用旁路开关或母联开关或临时保护代替。
（2）天气较好时，在保证有一套主保护不退出运行的情况下，允许其它保护装置短时停用。
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1.19为防止运行设备的保护误动作，不允许在运行的继电保护盘上或附近进行打眼等振动较大的工作，必要时采取措施或停用部分保护。 1.20 日常工作
每班至少检查一次220KV升压站、发变组、启/备变，6KV厂用继电保护及自动装置，其检查内容如下：
（1）保护投停是否正确，压板接触良好。
（2）保护运行是否异常，指示灯指示正确，无异常报警信号。 （3）继电器罩壳无裂纹，玻璃罩上无水汽。
（4）继电器线圈无过热、变色、异味、异声和冒烟。
1. 21运行中的保护装置，当出现异常或有严重缺陷时应立即汇报值长，决定是否停该保护，如有误动可能或威胁设备及人身安全时，可先停用，然后汇报值长，并通知保护班处理。
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2 #1、2发变组、＃01启/备变保护
2.1保护装置概况
本厂#1.2机组采用JXDBZ型集成电路保护（机组）由A、B、C、D四柜组成。
具有以下特点:
（1）保护的出口回路设置因元件损坏而引起误动的闭锁环节，防止保护误出口，并发出元器件损坏的预告信号。
（2）保护的电源采用备用电源自动投入的工作方式，即一组电源工作，另一组电源热备用，当工作电源损坏时，备用电源自动替代工作电源，自投过程中逻辑电源不断，装置不误出口.无论是工作电源还是备用电源故障，都能发出电源故障预告信号。
（3）每台保护柜具备各自的逆变电源，出口和信号，因而具备的运行能力。
（4）所有差动保护在电流回路断线时，装置不会误动作，并能发出信号，CT断线闭锁装置的运行、退出可选择。 （5）保护装置组件和插件均采用进口件。
（6）增加了交流自动检测功能，采用微机型交流自动检测装置。
2.2 A柜保护装置的配置。
2.2.1 发电机纵差保护（CD-10）， 作为发电机内部至发电机出口CT范围内发生相间故障及接地故障的主保护。差动继电器采用比率差动原理构
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成，瞬间动作于全停Ⅰ（出口压板1XB）。三相差动继电器采用循环闭锁方式，以防CT断线误动，任一相继电器因元件损坏和任一相电流互感器断线，分别发出信号。
2.2.2 发电机匝间短路保护（LGT-1）作为发电机定子绕组匝间短路保护以及定子线棒开焊事故的保护。动作于解列灭磁（出口压板4XB）。 2.2.3 主变纵差保护（CD-1），作为主变压器内部至主变压器高压侧出口CT范围内发生相间故障及接地故障的主保护。采用间断原理的三侧差动继电器，瞬时动作于全停Ⅰ（出口压板2XB）。CD-1的运行注意事项如下： （1）在速断闭锁元件、比率差动元件、涌流判别元件或速断元件发出动作信号而保护装置未动作时，应退出保护装置，通知检修人员检查原因并消除故障后方可投入保护装置。
（2）投入运行前，在进行三次变压器空载冲击试验时，投入涌流闭锁元件和差动速断元件，不应误动作。
2.2.4 高压厂变纵差保护（CD-1），作为高厂变内部至6KV工作回路或CT范围内发生相间故障的主保护。采用间断角原理的三侧差动继电器，瞬时动作于全停Ⅰ（出口压板3XB）。
2.2.5 程序跳闸逆功率（NG-2），是防止汽轮机尾部叶片热损坏的一种异常运行保护。为程序跳闸专用，用于确认主汽门完全关闭，经主汽门接点闭锁，设一段延时，由逆功率元件动作于解列灭磁 （出口压板5XB）。 2.2.6 发电机对称过负荷保护（FSL-2），作为发电机定子绕组对称过负荷保护，还兼作发电机主变内部短路的后备保护，由上限速断、下限定时限和反时限三部分组成，定时限部分按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定，经延时t1动作于信号或自动减出力（出口压板8XB）。
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反时限部分动作特性按发电机定子绕组过负荷能力整定，延时t2动作于解列或程序跳闸（出口切换压板9XH）。
2.2.7 发电机不对称过负荷保护（FFS-2），作为发电机定子绕组的不对称过负荷保护，还兼作发电机、主变内部短路的后备保护，由上限速断、下限定时限和负序反时限三部分组成，定时限部分按躲过长期允许负序电流整定，经延时t1动作于信号，反时限部分动作特性按发电机承受负序电流的能力整定，延时t2动作于解列或程序跳闸（出口切换压板10XH）。 2.2.8 发电机过电压保护（GY-1A），作为发电机定子绕组的过电压保护，当因加速或发电机未加励磁而突然从系统加入电压时，防止作为异常电动机运行而损坏的一种异常运行保护。由过电压继电器和时间继电器组成，保护延时动作于解列灭磁 （出口压板7XB）。
2.3 B柜保护装置的配置。
2.3.1 发一变组纵差保护（CD-1），作为发电机、主变和厂变及中间引出线相间故障的后备主保护。采用间断角原理的三侧差动继电器，瞬时动作于全停Ⅱ（出口压板1XB）。其中厂用分支侧接于高压厂变低压侧，配置中间变流器。
2.3.2 阻抗保护（ZK-2E），接于主变高压侧时，作为相邻元件、主变部分绕组和高压引出线的后备保护。采用偏移阻抗 继电器，设两段延时，t1动作于母线解列（出口压板6XB），t2动作于解列灭磁或全停（出口切换压板6XH）。发变组解除备用时，应退出阻抗保护出口跳母联开关压板6XB。 2.3.3 断熔器的失灵保护。作为断路器本身故障的保护，而启动220KV母差保护跳开相邻元件，切除故障。主要由主断路器的保护出口接点和其开
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关的跳闸位置继电器的常闭接点构成，输出接点接至强电回路。在回路中设置了启动失灵压板（12XB）和解除电压闭锁压板（13XB），在机组解列后退出上述两块压板，机组并列前投入此两块压板。
2.3.4 失磁保护（ZK-1等），作为发电机励磁消失或励磁异常下降的保护。发电机失磁保护由发电机定子阻抗判据ZK-1，转子低电压判据DY-2，系统母线低电压判据DY-2和机端电压判据共同组成，并具备PT断线闭锁功能。具体配置如下：
（1）满足定子阻抗判据（静稳或异步），转子判据，但母线电压未低于允许值，经延时t1动作于信号和减出力（出口压板8XB），跳厂用A、B分支开关（出口压板9XB、10XB）。
（2）三个判据都满足，经延时t2动作于解列或程序跳闸（出口切换压板5XH）。
2.3.5 逆功率保护（NG-2），防止发电机变为电动机运行的保护。由逆功率继电器构成，有PT断线闭锁功能。设两段延时，t1动作于信号，t2动作于解列（出口压板3XB）。
2.3.6 发电机定子接地保护（LGY-1、DJ-1），作为发电机定子绕组和发电机电压回路的单相接地主保护。反应定子基波零序电压的滤过式过电压继电器（LGY-1）和反应三次谐波电压的定子接地继电器（DJ-1）共同构成100%定子接地保护，分别出口，各自动作于信号或解列灭磁 （三次谐波部分切换压板7XH，零序电压部分切换压板8XH，出口总压板11XB）。 2.3.7 发电机失步保护（SB-1），作为发电机的失步保护，在短路故障和系统振荡、电压回路断线等情况下不误动，当失步由失磁引起时，失磁保护闭锁失步保护，按失磁保护的动作判据动作。保护由透镜、阻挡器、电
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抗线、失步逻辑、计数显示等单元共同构成，在短路故障、系统稳定振荡、电压回路断线等情况下，不应误动作。当振荡中心在发-变组范围外时，经预定的滑极次数后动作于信号，当振荡中心在发-变组范围内时，经预定的滑极次数后动作于解列（出口压板4XB）。
2.3.8 过激磁保护（FGC-1），作为发电机和变压器过电压或低频下运行的过励磁保护。由反时限过激磁继电器构成，采用u/f原理，分定时限和反时限两部分，定时限部分经延时动作于发信号和降低励磁电流（出口压板7XB），反时限部分动作于解列灭磁或程序跳闸（出口切换压板4XH）。 2.3.9 发电机主开关跳闸联关主汽门（出口压板1XH）。并网后投入，解列后退出。
2.4 C柜保护装置配置。
2.4.1 主变零序保护（LGL-2，GY-1），作为相邻元件单相接地短路和主变高压侧绕组及其引出线的接地故障后备保护。当主变中性点不接地运行时（带放电间隙），由零序电压继电器（GY-1）或气隙击穿电流继电器（LGL-2）或门出口，经延时t0动作于解列灭磁 （出口压板5XB）。当主变中性点接地运行时，由零序电流继电器出口，设两段延时，t1动作于母线解列（出口压板1XB），t2动作于解列于灭磁 （出口压板2XB）。发变组解除备用时，应退出主变零序保护出口跳母联开关压板1XB。
2.4.2 主变通风起动，作为主变通风保护，动作起动通风，投入备用冷却器。主变通风起动电流回路接于主变高压侧，接点接至主变风扇控制箱的强电回路。
2.4.3 高压厂变高压侧复合电压闭锁过流 ，作为厂变内部相间故障的后
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备保护。由高压厂变两低压分支的复合电压（低电压和负序电压）继电器（FHY-1）和高压侧过流继电器共同构成，设一段延时，动作于解列灭磁 （出口压板3XB）。
2.4.4 高压厂变通风起动（GL－1），作为高压厂变通风保护、起动通风。高压厂变通风起动电流回路接于高压厂变高压侧，接点接至高厂变风扇控制箱的强电回路。
2.4.5 厂用分支复合电压闭锁过流保护（GL－2）、厂用分支限时速断保护（GL－2B），作为厂用分支线的相间短路的保护，并可闭锁备用电源自投。厂用分支过流保护由三相式过流和一段延时组成，动作于本分支跳闸（出口压板14XB、16XB），并闭锁PZH。厂用分支限时速断动作于本分支跳闸（出口压板13XB、15XB），并闭锁PZH。
2.4.6 励磁回路过负荷保护（FSL-2），作为励磁绕组过负荷保护，由定时限和反时限两部分组成，定时限部分按正常运行最大励磁电流下可靠返回的条件整定，带时限动作于信号和降低励磁电流（出口压板10XB），反时限部分动作特性按发电机励磁绕组的过负荷能力整定，动作于解列灭磁（出口压板4XB）。
2.4.7 低频保护（OP－1），作为发电机低频运行时，防止汽轮机叶片因疲劳而损坏的一种异常运行保护。低频保护设三段，每段的上下限频率、允许运行累计时间分别整定，每段都动作于信号。低频保护受主开关辅助接点控制，发电机并网后，低频保护才投入运行。 2.4.8 非电量保护接口
2.4.8.1 主变重瓦斯，瞬时动作于全停（不起动失灵和关主汽门）， 在主变检修或油处理后投运24小时内应切换至信号（出口切换压板3XH）。
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2.4.8.2 主变轻瓦斯，动作于信号。
2.4.8.3 主变压力释放，（55KPa）动作于全停（出口压板7XB）。 2.4.8.4 主变油位，动作于信号。 2.4.8.5 主变温度，动作于信号。
2.4.8.6 主变冷却器故障，t（由主变来），动作于减出力（出口压板12XB），1t2（主变来）动作于解列Ⅱ或程序跳闸（出口切换压板2XH）。
2.4.8.7 高压厂变重瓦斯，瞬时动作于全停，在高厂变检修或油处理后投运24小时内应切换至信号（出口切换压板4XH）。 2.4.8.8 高压厂变轻瓦斯，动作于信号。
2.4.8.9 高压厂变冷却器故障，t1（高压厂变来）动作于信号。 2.4.8.10 热工保护，汽轮机主汽门自动关闭接点接通时，动作于解列灭磁。该保护现已取消。
2.4.9 断水保护，延时动作于解列灭磁（出口压板9XB）。发变组内冷水泵停运后，如机组停用时间较长，应退出断水保护。开机前，应在内冷水泵起动投运后投入断水保护。 2.4.10 高压厂变温度，动作于信号。
2.5 D柜保护装置（高压启动备用变）
2.5.1 纵差保护（CD-1），采用间断角原理的三侧差动继电器，瞬时动作于跳各侧开关（出口压板1XB）。
2.5.2 差动速断，瞬时动作于跳高、低侧开关，出口压板（9XB.11XB）。 2.5.3 复闭过流：三相CT接于高压侧，反应相间短路故障，经延时动作于跳各侧开关（出口压板2XB）。
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2.5.4 零序：设一段电流，装于中性线，瞬时动作于全停或跳旁路（出口切换压板3XH）。
2.5.5 冷却器故障：瞬时动作于信号。
2.5.6 复合电压分支过流：由6KV母线A、B段进线侧的两个复合电压（低电压和负序电压）继电器和启/备变低压侧过流继电器共同构成，设一段延时，动作于跳6KVA、B段母线进线断路器（出口压板10XB、12XB）。 2.5.7 断器器的失灵保护起动回路，主要是由主断路器的保护出口接点和其开关的跳闸位置继电器的常闭接点构成，输出回路接至强电回路。 2.5.8 非电量保护接口
2.5.8.1 本体瓦斯(出口压板5XB)，瞬时动作于跳各侧开关，在启/备变检修、油处理后投运24小时内切换至信号（出口切换压板1XH）。 2.5.8.2 分接头瓦斯（出口压板6XB），瞬时动作于跳各侧开关（不起动失灵），在分接头检修或油处理后投运24小时内才可切换至信号（出口切换压板2XH）；分接头轻瓦斯，动作于信号。 2.5.8.3 温度，动作于信号。 2.5.8.4 轻瓦斯，动作于信号。
2.5.8.5.压力释放动作于全停（出口压板7XB）。
2.6 发变组保护动作情况一览表见附录A
2.7 发变组A、B、C屏保护逻辑图：
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2.7.1 A屏保护逻辑图见附图A。 2.7.2 B屏保护逻辑图见附图B。 2.7.3 C屏保护逻辑图见附图C。
2.8 ＃01高压起动/备用变压器保护运行规定及配置
2.8.1运行规定
2.8.1.1 ＃01起动/备用变压器的保护因运行方式的需要，配置有两块保护屏，单控室设置一块（即前述D柜），网控室一块。
2.8.1.2 当＃01起动/备用变压器由本身220KV开关接带运行时应投入单控室的启动/备用变保护（即D柜保护）；将网控室的启动/备用变压器保护：差动（1XB）、复合电压过流（2XB）、非全相（3XB）、非电量（4XB）、失灵（5XB）、零序（6XB）保护退出，并将其差动保护的三侧CT和高压侧复合电压过流CT短接，在短接CT端子时，应注意不得将CT开路。 2.8.1.3 当＃01起动/备用变压器由200KV旁路开关接带运行时，投入网控室的启动/备用变压器保护：差动（1XB）、复合电压过流（2XB）、非全相（3XB）、非电量（4XB）(已取消)、失灵（5XB）、零序（6XB）保护，将单控室起动/备用变压器保护屏中的差动保护、高压侧复合电压过流保护、非全相保护和起动失灵保护退出，并将其差动保护的三侧CT和高压侧复合电压过流CT短接，但其非电量保护、零序保护及分支保护仍投入运行，在短接CT端子时，注意不得将CT开路。
2.8.1.4 在＃01起动/备用变压器进行本身220KV开关与旁路开关倒换运行时，应先退出差动保护，倒换结束后投入差动保护。 2.8.2 起/备变在单控室的保护配置逻辑图见附图D。
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2.8.3 起/备变在网控室的保护配置逻辑图见附图E 。
3 #3、4发变组微机发变组保护运行规定
3.1 装置简介
WFBZ-01型微机发电机变压器组保护装置是由东南大学和南京电力自
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动化设备厂联合研制生产的，适用于600MW及以下容量的发电机变压器组。它由A、B、C三柜组成，可提供三十多种保护功能和非电量保护接口。其保护配置灵活，设计合理，并对主保护进行双重化配置，可满足大容量发电机组的保护要求。
3.1.1 装置的主要优点
3.1.1.1保护设有软件投退功能，投入的保护有明确的信号指示。 3.1.1.2出口干簧线包正常时悬浮不带电，动作时自动提供电源，任何一点碰线不会引起误出口。
3.1.1.3提供在线监视功能，可随时观察定值、各通道电气量数值、开关量状态、差动保护的差和制动电流以及日期、时间、频率等。
3.1.2 保护的配置
3.1.2.1 A柜
发电机差动、主变差动、3V0发电机定子接地保护、3W发电机定子接地保护、发电机断水保护、发电机低频保护、发电机定子过电压保护、发电机（变压器）过激励保护、程序逆功率保护、发电机对称过负荷保护、发电机不对称过负荷保护。
3.1.2.2 B柜
发变组差动、发电机定子匝间保护、发电机失磁保护、发电机失步保护、发电机逆功率保护、主变阻抗保护、主变温度、主变油位、起动失灵保护。
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3.1.2.3 C柜
高厂变差动、主变另序电流保护、主变间隙另序电压电流保护、高厂变复合电压过流、高厂变A分支限时速断保护、高厂变B分支复合电压过流保护、高厂变B分支限时速断开保护、主变通风、主变绕组温度、主变轻重瓦斯、高厂变轻重瓦斯、高厂变油位、主变压力释放、高厂变压力释放、高厂变散热器故障。
3.1.2.4 D柜
#02起/备变保护屏，保护配置方式同#01起/备变(但无网控屏)，压板投退方式同#01起/备变。
3.1.2.5各种保护的动作原理参照厂家的技术说明书。
3.1.2.6保护的动作后果可参照集成电路发变组保护的相应部分。
3.2保护装置的运行及维护
3.2.1 装置正常运行时，应符合以下各项要求;
（1）每层电源插件的+5V、＋15V、－15V、＋24V指示灯应亮。 （2）每层保护投运信号插件的面板上其保护投运拨指开关的指向应与投运信号指示灯亮的情况相一致。
（3）每层的CPU插件其自检闪光灯应不停地闪烁，运行方式开关应投“运行”位置。
3.2.2 装置正常运行时，运行值班人员不得随意操作装置面板上的功能
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按钮，更不允许拨动保护投运拨指开关.
3.2.3 保护装置正常运行中，继保人员应定期校对装置时钟，检查保护输入定值的正确性.必要时，可打印一份定值清单，用于备查.
3.2.4 保护装置正常运行中，如出现“装置故障”灯亮，或自检灯不闪烁，或保护投运指示灯不亮，或显示器显示不正常，运行值班人员可手动揿机柜上的每层信号复位按钮，若信号不能复位，应立即报告值长，通知继保人员检查处理.
3.2.5 保护装置动作后，运行人员应保留现场信号，通知有关领导及有关人员.
3.2.6 保护装置压板的投退，应按值长的命令执行. 3.2.7 WFBZ-01型装置打印中英文对照表见附录B .
3.3 #3、4发变组微机保护装置各保护屏正常运行方式投切见附录C.
4 PMH-150型母差保护运行规定
4.1 母差保护的构成原理
PMH-150型母差保护是由上海继电器厂引进瑞典ABB公司生产的
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PMH-150（RSSD/S）型高速比率制动母线差动保护，可适应各种不同的母线接线方式，能正确反应母线内部各种相间和接地故障，是一种快速、灵敏、中阻抗型的电流差动保护。它采用带比率制动特性的中阻抗型电流差动继电器作为装置的故障判别元件，该判别元件具有以下两大优点：一是当母线外部故障，故障线路的电流互感器因故障电流中的交流分量和直流分量过大而饱和引起母线差动继电器中出现较大的不平衡电流时，可利用差回路中串接的可变电阻来减小差动回路中的电流，增大制动回路的电流，使制动电压大于动作电压，从而避免差保护装置的误动；二是当母线内部故障，有故障电流流过的互感器因其高阻抗负载而饱和引起互感器二次不能正确传变一次电流时，可利用差回路中串接的中阻抗型电阻，延缓电流互感器的饱和速度，使差动继电器可靠工作，从而避免母差保护装置的拒动。
4.2 母差保护的配置
我厂使用的PMH-150型母差保护共由6块屏组成，其中G1、G2、G3、G4屏为保护屏，G5、G6为辅助变流器屏。采用辅助变流器的作用是为防止一次连接元件因运行方式的改变而在切换过程中引起电流互感器二次瞬间开路，其次是利用各个变流器的不同变比来修正每一连接元件接于母差回路的CT变比，以保证正常运行时差回路中无不平衡电流。我厂220KV主系统正常情况下采用双母双分段母线经母联及分段开关并联运行方式，共有8回出线和6回进线，根据这些特点，G1、G2、G3、G4等4块屏分别对应于ⅠA母差、ⅡA母差、ⅡB母差、ⅠB母差。ⅠA母差接跳的连接元件有：丰江线、丰石Ⅱ线、丰临线、丰石Ⅰ线、A母联开关；ⅡA母差接跳的
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连接元件有：#01启备变、#1主变、#2主变、旁路、Ⅱ母分段开关；ⅡB母差接跳的连接元件有：丰金 Ⅱ线、丰金Ⅰ线、丰珠线、B母联开关；ⅠB母差接跳的连接元件有：#02启备变、#3主变、#4主变、丰白线、Ⅰ母分段开关。按照以上配置原则，各段母差接跳的连接元件其用于母差的电流回路也相应地接入各段母差保护屏。每块母差保护屏均有独自的信号接点引至控制屏的微机报警柜。
4.3 母差保护的运行操作、监视和异常处理
4.3.1 母线送电前应将母差保护投入，母线停电后方可停用母差保护。 4.3.2 母线短时停电或母线PT因检修需退出时，若保护无工作可不停用母差保护。
4.3.3 母线运行时操作任一连接元件（主变、线路、起/备变、分段、母联、旁母）都不要将母差保护退出。
4.3.4 在母差保护屏附近要进行有振动的工作时，必须事先向调度申请停用母差保护。
4.3.5 母差保护回路上进行任何工作均要履行工作票手续，出口跳闸压板的投入或退出均要按调度的命令执行。
4.3.6 母线的任一连接元件当其保护通电流试验时应事先将失灵启动母差保护的出口压板断开。任一连接元件停运后，退出失灵起动母差保护出口压板。
4.3.7 当220KV断路器所属电流互感器需用外接电源作特性试验或一次短路试验时（绝缘预防性试验除外），应事先将接入母差保护差动回路的二次电流引线甩开。
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4.3.8 当母线一次连接元件倒闸操作时，在倒闸操作前后均要认真核对相应母差保护屏屏面的连接元件模拟信号灯亮工作情况，并应与网控控制屏模拟主接线的运行方式相一致。
4.3.9 当母线一次连接元件倒闸操作时应先投入相应互联压板，网控控制屏应发出“ⅠA 、ⅡA互联动作”或“ⅠB 、ⅡB互联动作”光字牌，倒闸操作完后此光字牌会自动消失，并退出相应互联压板。若无此光字牌出现，运行人员应立即将“A母互联”或“B母互联”压板再投入一次，若仍无光字牌出现，则应通知继保人员检查处理。
4.3.10 当控制屏出现“X母线交流电流断线”光字牌时，运行值班人员应及时检查相应母差保护屏屏面模拟信号灯亮与控制屏模拟主接线的运行方式是否相一致，然后揿母差保护屏的复位按钮，，如仍不能复位，应立即通知继保人员处理。
4.3.11 当控制屏出现“X母线装置异常”光字牌时，运行值班人员应及时检查相应母差保护屏屏后的直流电源空气开关是否在投入位置，若仍不能复位，应立即通知继保人员处理。
4.3.12 当控制屏出现“X母线复合电压动作”光字牌时，运行值班人员应及时检查相应母差保护屏屏后的交流电压空气开关是否在投入位置，如仍不能复位，应立即通知继保人员处理。
4.3.13 母差保护动作后，运行值班人员应立即向调度汇报，详细记录信号情况并保留现场，同时通知继保人员和报告有关领导。 4.3.14 母差保护屏压板投切方式及运行定值见附录D。
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5 220KV线路继电保护
5.1 线路保护运行规定
5.1.1 线路保护、线路重合闸，断路器失灵保护和母线差动保护的投、停
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方式均按中调值班调度员命令执行。
5.1.2 保护装置应在检查正常后，方可投入运行。 5.1.3 线路保护
（1）线路送电前应投入线路保护，线路停电后方可停用线路保护; （2）线路短时停电且保护无工作时，保护可不退出运行；
（3）在保护装置检修或试验需要退出运行时，至少应保证有一套完整的保护投跳闸。 5.1.4 线路重合闸
（1）线路送电时，应在合闸良好后再投用重合闸，线路停电前先停用重合闸。
（2）线路重合闸方式选择，根据调度员命令执行，并记入值班记事本内。
5.1.5 断路器失灵保护：
（1）断路器失灵保护必须在起动该失灵保护的其它保护良好时方可投用。
（2）断路器失灵保护在开关投运前投入，开关停运后退出。 （3）线路任一保护试验前应将启动失灵保护停用。 5.1.6 高频通道：
（1）线路送电前应投入保护的收发信机，正常应有监频信号或进行手动测通道，确认通道完好性。
（2）线路停电检修时，应停止线路保护收发信机，结合滤波器接地刀闸合上。
5.1.7 在网控盘上发出保护报警信号时，确认后先不要复归，必须到保护
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屏处查明原因并记录清楚再复归，当信号复归不了时，通知继电保护班检查处理。
5.1.8 当保护报警信号发出后将处理经过做好详细记录，并立即报告中调，然后按中调命令执行。
5.1.9 每班后，电气值班员应对运行设备的保护屏作一次灯光信号核对检查，当发现信号不正常时，及时向中调汇报并做好记录，通知继电保护班处理。
5.2 220KV线路保护装置概况
本厂采用WXB-11C和WXB-15，使用微机高压线路双套主保护。 5.2.1 装置硬件特点
5.2.1.1采用了多单片机并行工作的硬件结构，装置设置了四个硬件完全相同的CPU插件，每个插件完成一种保护功能。具有如下优点： （1）提高了硬件冗余度。四个插件中如有一个损坏，不影响其它三种保护的工作；
（2）采用了单片机，每个插件上包括了一种保护所需的几乎所有电子器件，易受干扰的部分不引出插件，从而提高了抗干扰性能；
（3）每个单片机只承担一种保护功能，因而保护动作速度等指标有所提高；
（4）采用多单片机结构后，利用各CPU自检及对CPU巡检相结合，可以做到任何部位电子器件有故障，能方便地定位到插件，同时由于各CPU插件硬件相同，可使硬件故障处理时间大大缩短。
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5.2.1.2采用了电压一频率变换原理（VFC）构成的模数变换器，具有工作稳定、精度高，同CPU接口简单和调试方便。
5.2.1.3跳闸出口开放回路采用了三取二方式，提高了整套保护装置可靠性。
5.2.1.4采用了液晶显示，菜单操作，使得人机对话更加简单灵活。 5.2.1.5具有RS232接口，可将全站微机保护就地联网。
5.2.2 线路保护的配置： 5.2.2.1各保护配置示意图
CPU 保护功能 型号 WXB-11C WXB-5 高频CPU1 高频高频方向CPU2 相间接地CPU3 CPU4 距离 零序 负序 高频 距离 距离 ● ● ● ● ● ● ● ● ● 零序 综重 ● ● ● ● 5.2.2.2高频距离和高频零序WXB-11C
作为线路的主保护，由CPU1实现，瞬时动作跳该线路断路器。 5.2.2.3快速方向高频保护WXB-15
作为线路的主保护，由CPU1实现，瞬时切除故障。 5.2.2.4距离保护
作为该线路保护的基本配置，由CPU2实现。 5.2.2.5零序保护
作为该线路保护的基本配置，由CPU3实现。
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5.2.2.6综合重合闸
综重由CPU4实现，设有单重，三重，缩重和停用四种方式。 5.2.2.7方向高频保护用B相（专用通道）；高频闭锁保护用A相。
5.2.3各线路通道频率为：
（1）丰江线：A相74KHZ，B相210KHZ； （2）丰石Ⅱ线：A相158KHZ，B相298KHZ； （3）丰临线：A相122KHZ，B相58KHZ； （4）丰石Ⅰ线：A相62KHZ，B相242KHZ； （5）丰金Ⅱ线：A相98KHZ，B2相70KHZ； （6）丰金Ⅰ线：A相KHZ，B相138KHZ; （7）丰白线：A相1KHZ，B相210KHZ；
5.2.4 线路保护配置： 5.2.4.1每条线路三面保护柜：
（1）GXW11C-101型 高频微机闭锁保护柜，包括WXB-11C微机保护装置及GSF-6A型收发讯机，采用A相载波通道。
（2）GXW15-101型高频微机保护柜：包括WXB-15型微机保护装置及GSF-6A型收发讯机，采用B相载波通道。
（3）PXF-121A型保护断路器辅助柜：包括YQX-11D型电压切换箱，FCSS-11D型失灵起动装置，FCX-12型操作箱等。
5.2.4.2旁路保护二面保护柜：
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GXW11-602型高频微机距离保护柜：包括WXB-11C型微机距离保护，通过切换线路保护收发讯机方式构成高频保护。 PXF-121A型保护柜同上。
5.3 微机保护运行规定
5.3.1微机保护运行状态说明参见附录J
5.3.2 微机保护装置中的单个保护运行状态说明； 微机高频闭锁 微机方向高频 “信号”位置是将其相应的保护投入压板断开； 微机距离保护 “投入”位置是将其相应的保护压板投入。 微机零序保护
5.3.3 微机线路保护运行规定：
5.3.3.1以下情况微机距离、微机零序、微机综重可以投入运行：线路运行，微机保护装置正常，微机距离、微机零序、微机综重CPU工作正常。 5.3.3.2以下情况高频闭锁保护（或方向高频）可投入运行：线路运行，微机保护装置正常，高频收发信机装置正常，通道交换信号正常，微机保护CPU1工作正常，根据中调令。
5.3.3.3以下情况微机零序，微机距离，微机综重应退出运行。 （1）直流电源消失或逆变电源故障； （2）保护装置定期检验；
（3）保护所在的CT或PT二次回路有工作；
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（4）CPU2故障只退出微机距离保护； CPU3故障只退出微机零序保护； CPU4故障只退出微机综重保护； （5）调试命令退出运行时。
5.3.3.4以下情况高频闭锁保护（或方向高频保护）应退出运行； （1）微机保护直流电源消失或逆变电流故障； （2）收发信机直流电源消失或逆变电源故障； （3）微机保护所在的CT或PT二次回路有工作； （4）微机保护CPU1故障； （5）收发信机故障；
（6）微机保护或收发信机定期检验； （7）通道加工设备检验或定检； （8）通道交换信号不正常； （9）通信人员在通道上工作； （10）调度命令退出运行时。
5.3.3.5微机距离、微机零序，微机综重投入步骤：
（1）给上微机保护装置直流电源和打印机交流电源（微机保护电源的插件上5V、-15V、+15V、+24V电源指示灯应亮，打印机在online正常运行位置），固化开关位置见面板说明。 （2）微机保护核对时间。
（3）投入距离保护压板1LP12。CPU2插件运行灯亮（即投入相间距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段。接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段）。
（4）投入零序Ⅰ段和零序总压板LP13、LP15、CPU3插件运行灯应亮（即
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投入了零序保护所有段）。
（5）打印一份完整的定值通知单，应与中调下达的定值单相符合。 （6）打印一份采样值，应与实际相符合。
（7）投入Ａ相、Ｂ相、Ｃ相跳闸压板1LP1、1LP2、1LP3。 （8）投入三跳压板和永跳压板1LP4、1LP5。
（9）投入Ａ相、Ｂ相、Ｃ相启动失灵压板1LP6、1LP7、1LP8。投入LP1（失灵总投入压板）。 （10）投入合闸压板1LP9。 （11）综重切换开关投“停用”。
5.3.3.6高频闭锁保护和方向高频保护投入步骤：
（1）通道加工设备完好，户外结合过滤器接地刀闸在断开位置，开关已经投运；
（2）高频闭锁切换开关切到“本线”位置，给上收发信机电源。方向高频保护给上收发信机电源，面板上的信号应正常。 （3）高频保护（高频闭锁保护和方向高频）交换信号。
（4）交换信号正常向中调汇报，并按调度命令投入高频闭锁保护或方向高频保护（即投入相应的高频保护投入压板）。
（5）高频闭锁或方向高频投入后，综重由“停用”改为“单相”。 [注]我厂220KV线路采用两套综重装置，所投的方式必须一致，只要有一套高频投入，两套综重必须投“单相”；两套高频退出，两套综重投“停用”。绝不允许一套综重投“单相”，另一套投“停用”。 5.3.3.7微机距离保护退出步骤：退出距离保护压板1LP12。
5.3.3.7微机零序电流保护退出步骤：退出零序Ⅰ段和零序总压板1LP13。
197
1LP15。
5.3.3.7微机综重投、退规定：
（1）重合闸方式切换开关按中调调度员命令投“单相”或“停用”。 （2）两套综重切换开关投的位置必须一致。
（3）一套综重退出方法，仅将合闸压板1LP9退出，综重仍投“单相”不能投“停用”。
（4）两套综重退出方法：退出两套综重的合闸压板1LP9，同时两套综重均投“停用”。
（5）重合闸在开关投运后投入，停运前退出。 5.3.3.10微机高频闭锁和方向高频保护退出步骤： 高频闭锁：投入压板（1LP11）退出。 方面高频：投入压板（1LP11）退出。
5.3.3.11整套微机保护投信号，退出所有跳闸压板，启动失灵压板、合闸压板。
距离另序、高闭分别投信号，则只退相应的保护投入压板。
[注] （1）距离或零序电流保护（CPU2或CPU3）不正常不退出高频闭锁保护投入压板，只退出相应的距离或零序电流保护投入压板。
（2）微机综重因故退出仅将该综重的合闸压板断开，其重合闸方式切换开关仍视本线路高频保护是否投入运行情况定，只要有一套高频保护投跳闸运行，综重投“单相”方式，双套高频均退出时，综重投“停用”位置。 5.3.3.12旁路保护代线路微机保护投入步骤：
（1）合上控制、信号保险，合上微机保护装置直流电源（POWER投“ON”位置）和打印机交流电源。此时微机保护电源插件上5V、－15V、+15V、
198
+24V电源指示灯应亮，打印机在“online”正常运行位置。 （2）微机保护各CPU插件运行/调试开关投“运行”位置。 （3）将各CPU插件定值拨轮开关所代线路相符合的定值区。
（4）投入微机保护“距离保护投入压板” 1LP12。此时CPU2插件运行灯亮。
（5）投入微机保护“零序Ⅰ段投入压板” 1LP15和“零序保护总压板” 1LP3 ，CPU3插件运行灯亮。
（6）打印一份完整的定值单与中调下达的定值单应相符合。 （7）投入A相、B相、C相跳闸压板1LP1、1LP2、1LP3。 投入三跳压板和永跳压板1LP4、1LP5。
（8）投入A相、B相、C相启动失灵压板1LP6、1LP7、1LP8。 （9）综重投“停用”，投入合闸压板1LP9。
（10）合上旁路开关后，将所代线路的保护屏上的高闭切换开关切至“旁路”位置。
（11）拉开本开关后，线路两侧高频闭锁保护收发信机交换信号。 （12）交换信号正常后向中调汇报，调度员接到两侧交换信号正常的汇报后，令两侧高频闭锁保护投入跳闸，即投入微机保护中高频闭锁保护投入压板1LP11。
（13）综合重合闸方式切换开关投“单相”位置。 5.3.3.13 旁路保护退出步骤：
（1）距离保护退出时只退出1LP12压板，此时微机保护CPU2插件“运行”灯灭。
（2）零序保护退出时只退出1LP13、1LP15压板，此时微机保护CPU3插件
199
“运行”灯灭。
（3）综重退出时只退出1LP9。
（4）旁路保护全部投信号时，退出1LP1、1LP2、1LP3、1LP4、1LP5压板并退出失灵起动压板1LP6、1LP7、1LP8和合闸压板1LP9。
（5）高闭保护退出时只退出1LP11压板，此时微机保护CPU1插件“运行”灯灭。
5.4 微机保护打印机运行规定
5.4.1运行中的微机保护打印机除特殊情况（如起动打印过于频繁等），经调通局继电保护科同意外，均应保证随时打印。
5.4.2打印机打印出的报告应保持完整、连续、严格，禁止随意剪断作其它用途。
5.4.3检修人员应定期有专人负责打印纸情况，并在没有打印的情况下补充打印纸；运行人员检查联系。
5.4.4保护动作后，应打印出所有微机保护动作信息后，才能将微机保护电源关闭。因此要求：
（1）继电保护专责人负责培训值班人员如何取出所有信息。 （2）在运行值班人员不能取信息前，由继电保护负责人去取信息。 （3）凡保护动作未取到保护动作信息按未录到波论处。
5.4.5打印机损坏后，应及时通知继电保护班更换，并汇报中调继保科。
5.5 GSF-6A型收发信机运行说明
5.5.1 GSF-6A收发信机与WBX-15和WXB-11C型微机保护构成高频方向保
200
护和高频闭锁保护。
5.5.2 GSF-6A收发信机投入步骤。 （1）通道加工设备检查完好。
（2）给上收发信机电源。如果是高频闭锁保护，将GXW11C-102屏上切换开关11QK1、2切至与一次运行方式相符合的位置。 （3）收发信机接通后，面板上的信号应正常。 （4）两侧通道交换信号正常。
（5）投入高频方向保护或高频闭锁保护。 5.5.3 GSF-6A收发信机退出运行步骤 （1）退出高频方向保护或高频闭锁保护。
（2）关闭收发信机电源，高频方向保护或高频闭锁保护切换开关11QK1、
2
切至“停用”位置。
5.5.4 GSF-6A面板信号说明 （1）电源插件
电源开关：装置的电源总开关
-30V灯：装置电源接通后，-30V电源正常，指示灯亮，否则灯灭。 -24V灯：装置电源接通后，-24V电源正常，指示灯亮，否则灯灭。 -15V灯：装置电源接通后，-15V电源正常，指示灯亮，否则灯灭。 （2）测量插件：
切换灯：通道交换信号时，收对侧信号时，切换灯亮。
发信表：收对侧信号时，表针指在刻度盘的“收信”位置，两侧发信或本侧发信号，表针指在刻度盘的“发信”位置，收对侧信号下降3dB以下时，表针指示“-3”以下。
201
（3）发信滤波插件
通道插销：正常运行时应插入通道位置 （4）触发插件
触发灯：通道交换信号时，收对侧信号下降3dB指示灯亮。交换信号时此指示灯不亮，表示交换信号正常。该指示灯为自保持式。 复归按钮：复归触发灯时使用。
收信表：收信回路收到本侧或对侧的高频信号时，表针指示在OV，收不到信号时表针指示在15V。 （5）控制插件
控制灯：在本侧发信机启动发信时，指示灯亮，并自保持。 复归按钮：复归触发灯时使用。
常发开关：打上时，装置常发信。调试时使用，正常运行时开关打下。 （6）振荡插件：
指示灯1、2分别在工作频率5的发信号振荡器和工作频率为5+12KC的收信振荡工作不正常时亮。 （7）逻辑插件
逻辑灯：逻辑回路启动发信时，指示灯亮，停止发信时指示灯灭。 手动按钮：即通道交换信号按钮。 （8）接口插件：
TXb灯：保护跳闸停信时，指示灯亮。不停信时，指示灯灭。
TXW灯：开关断开，位置继电器停信时，指示灯亮。开关合上位置时位置继电器不停信时，指示灯不亮。
TX灯：微机保护CPU1停信元件动作时，指示灯亮。发信元件不动作时，
202
指示灯灭。
BG灯：保护装置故障时指示灯亮。用于装置故障发长信。反措要求解除。 5.5.5 GSF-6A信号系统见表
（1）装置异常信号：GSF-6A收发信机振荡器停振，电故障、通道衰耗增加3dB等装置异常信号都起动装置异常信号。
（2）起动发信信号：GSF-6A收发信机起动发信时起动“起动发信”信号。
5.6 GSF-6A收发信机信号系统
面板信 号 信号 切触控振振逻T换发制荡荡辑XBTXwTXFXBG-3电源指示灯 -2-1-1装启置动灯 灯 灯 灯灯灯 灯 灯 灯 灯 灯 0V 4V 5V 5V 异发1 2 正常 运行 区内 故障 区外 故障 交换亮 高 亮 亮 亮 亮 注亮 亮 1 注亮 2 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 常 信 亮 亮 亮 亮 203
信号正常时 交换亮 亮 亮 信号时3dB告警 振荡 1停振 振荡 2停振 直流 电源消失 -30V电源无输出 -24V电源 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 204
无输出 -15V电源无输出 +15V电源无输出 注1：三相断路器分闸时，跳闸位置继电器停信、该指示灯亮，单相瞬时故障单跳重合成功时该指示灯不亮。
注2：在本侧保护正向停信段范围内区外故障，如果保护停信，“TX”指示灯亮。在本侧保护正向停信段范围外故障或本侧保护反方向故障时，保护不停信，“TX”指示灯不亮。
亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 亮 5.7南自厂WXB-15型微机保护打印信息见附录E 5.8 GSF-6A型收发信交换信号表见附录F
205
6 厂用电及电动机保护
6.1 电动机保护
6.1.1 全厂装有低电压保护的电机及电源
名称 凝结水泵 延时(S) 9 名称 开式循环水泵 延时(S) 9 206
送风机 高压冲洗水泵 循环水泵 汽动前置泵 空预器冲洗水泵 水环真空泵 快速冷却装置 磨密封风机 9 0.5 9 9 0.5 0.5 0.5 0.5 磨煤机 灰浆泵 一次风机 炉水循环泵 渣泵 耐酸泵 碎煤机 集控MCC2 9 0.5 9 9 0.5 0.5 0.5 0.5 6.1.2 低电压保护投退方法如下：
（1）母线PT投入运行后，装上低电压保护直流电源保险，即低电压保护投入。
（2）取下低电压保护直流电源保险，即低电压保护退出。
6.1.3 当母线PT故障停运（或处理PT电压回路断线）和在PT二次电压回路上进行工作时，应先退出电压回路上的低电压保护，将厂用备用电源自投装置PZH方式选择开关切至本屏位置。
6.1.4 6KV电动机、380V主要电动机控制和保护电源使用同一直流保险，电动机转入热备用，直流保险装上时，保护即投入。
6.1.5 厂用电母线配有的低电压保护，在母线二次电压降至70V时，0.5秒跳母线上次要电动机;在母线二次电压降至47V时，9秒跳母线上的重要电动机。380VMCC上以交流接触器（磁力起动器）控制的电动机，在电压低于其保持电压时也自动跳闸。
6.1.6 低压电动机必须按规定容量装电源保险（其容量为电动机额定电流2-3倍），且三相容量必须一致。
207
6.1.7 低电压保护装置设有熔断器监察继电器，当低电压保护回路断线光字牌亮时，值班人员应对低电压保护直流电源回路和保险进行检查处理。
6.1.8 低压电动机的热偶定值一般按其额定电流的1.05-1.2倍整定，在运行中值班人员不得任意调整，如有必要时须经报有关领导批准后实施。 6.1.9 高压电动机部分设有MPR-10C型综合式电动机保护。 6.1.9.1 MPR-10C型综合式电动机保护装置性能:
（1）接地保护的零序电流（I0），可由三相电流求和取得，适用于中性点经小电阻接地和直接接地系统;亦可由零序电流互感器取得，适用于中性点不接地或经消孤线圈接地系统。
（2）接地保护既可投信号也可投跳闸，通过内部切换实现。 （3）短路保护（I1）的整定值在启动完成后自动降低一半，既可防止启动过程中因启动电流过大而引起的保护装置误动，又可使装置在启动后保持很高的灵敏度。
（4）接地保护和短路保护的动作时间均有瞬时和固定延时供选择，不平衡（包括断相和反相）保护（I2）则有两条反时限曲线可供选择。 （5）过热跳闸（θTRIP）综合计及了正、负序电流的发热效应和机体本身的散热效应，准确模拟电动机在各种工况下的发热和散热的积累过程，并有16条反时限特性曲线供选择。
（6）热记忆功能:电动机过热被跳后不允许立即再次启动，热记忆保证了在电动机散热至允许再次启动的温度前（跳闸节点一直闭合）不可启动，紧急情况下，在确认电动机无明显故障后，可按下热复归按钮再次启动。 （7）过热告警（θALARM）考虑的因素与5相同，它是在被保护电动机
208
的热积累尚未达到其允许的热容量（即过热跳闸）前发出的信号，其提前的程度可以量化后直接整定。
（8）电动机过热的告警信号、接地信号、动作信号及跳闸出口严格分开。
（9）面板上装有反映电动机热积累状况的过热指示表头，可实时监视电动机的发热情况。
（10）回路手动检测（装置试验）功能，可在线及离线检测装置是否完好。检测时自动实现出口的闭锁。 （11）备有装置电源消失告警功能。 6.1.10 高压电动机保护配置
6.1.10.1 低电压保护：凝泵、开式循环冷却水泵、汽动前置泵、炉水循环泵、磨煤机、高压冲洗水泵、灰浆泵、送风机、一次风机、循环水泵。 6.1.10.2 综合保护：凝泵、电泵、开式循环冷却水泵、汽动前置泵、引风机、磨煤机、一次风机、送风机、炉水循环泵、循环水泵、高压冲洗水泵、灰浆泵、＃4皮带头部电机。
6.1.10.3 单相接地保护：凝泵、电泵、开式循环冷却水泵、汽动前置泵、引风机、磨煤机、一次风机、送风机、炉水循环泵、循环水泵、高压冲洗水泵、灰浆泵、＃4皮带头部电机。 6.1.10.4 差动保护：电泵、引风机。
6.1.11 低压电机：一般只装设过流或热偶保护。
6.2 厂用电系统继电保护配置
6.2.1 部分低压变保护配置有TPR－10C、TPR－30C型综合式变压器保
209
护，各有如下功能：
6.2.1.1 TPR－10C型：含高压侧两相三继电器式电流速断、定时限过电流、高压侧电缆零序CT式定时限零序过电流、低压侧反时限零序过电流等保护功能，适用于高压侧A、C两相及高压电缆零序和低压中性线上的零序共4CT输入方式的高压厂用工作等由断路器控制的变压器。（综合水泵房变、电除尘变、输煤变、翻车机变等）
6.2.1.2 TPR－30C型：含高压侧反时限过电流、定时限不平衡（含断相、反相）电流、高压侧电缆零序CT式定时限零序过电流、低压侧反时限零序过电流等保护功能，并具有三相熔断信号，适用于高压侧两相及高压电缆零序和低压中性线上的零序共4CT输入方式的各种F－C回路控制的变压器。（照明变、制冷变、金工变、化水变、循泵房变、除灰变、检修变） 6.2.2 TPR－10C、TPR－30C装置性能：
（1）高压侧过电流保护动作特性有定时限和反时限两种特性可供选择。反时限特性有32条曲线可供选择。
（2）高低压两侧均设有零序电流：高压侧动作时限为瞬动或固定延时，低压侧为反时限特性，有32条曲线可供选择。
（3）高压侧零序电流保护既可投信号也可投跳闸，通过内部切换实现。 （4）对F－C回路控制的变压器可发出三相熔断信号（大容量继电器出口）。
（5）光电隔离接口用于瓦斯、温度、低电压保护等信号的转接。 （6）回路手动检测功能的引入，可迅速离线及在线检测装置是否完好，便于运行和维护。
（7）对应的具有记忆功能的发光二极管分别给出装置动作的信号，方
210
便查找故障原因。
6.2.3 部分低压变保护配置有以下保护 （1）高压侧过电流保护。 （2）高压侧接地保护； （3）低压侧零序保护；
（4）温度保护（只装设于照明变、除灰变、循环水泵房变、综合水泵房变、检修变、电除尘变、低厂变、公用变）
（5）瓦斯保护（干式变无此保护，安装于化水变、输煤变、金工变、翻车机变、灰场西侧变、灰场东侧变、灰场电源变、制冷变等油浸式变压器。）
（6）速断保护（只装设#1、#2低压公用变、灰场电源变） （7）限时速断保护（只装设于灰场电源变）
6.3 低压母线一般只设低电压保护及由其电源进线开关保护配置来完成。
211
7 自动装置的运行规程
7.1 ZZQ-5自动准同期装置的运行规定
ZZQ-5型自动准同期装置是晶体管型恒定导前自动准同期装置，为单相同期方式（由合闸、调频、调压、电源等四部分组成）用于发电机同期并列。 7.1.1自动准同期装置必须满足并列的要求； （1）并列投入瞬间，冲击电流不应超过允许值； （2）被投入的发电机应能迅速地拉入同步； 7.1.2准同步并列的实际条件：（手动并列）
212
（1）待并发电机电压与系统电压接近相等 偏差不超过（5～10）%。 （2）等并发电机电压与系统电压的相角差，在断路器触头闭合瞬间应接近于零，相角差不应大于10℃。
（3）待并发电机频率与系统频率接近相等 频率差不超过（0.2%～0.5%）。
7.1.3 ZZQ-5自动准同期装置功能：
（1）能自动检定待并发电机和系统间电压差和频差的大小，当满足要求时，自动发出合闸脉冲命令，使断路器主触头闭合瞬间δ=0。 （2）对压差或频差的大小进行比较，对等并发电机进行调压或调频并加快自动并列的进程。
（3）装置必须工作正常才投入运行。
7.1.4 ZZQ-5型装置的辅助电源取自机端YH的二次侧，如“PT断线”发信号，将导致ZZQ-5型同期工作不正常，此时禁止投入ZZQ-5型同期装置。 7.1.5 禁止在发电机的电压、频率与系统的电压、频率相差较大时将同期鉴定开关ISTK切至“精调”位置。
7.1.6 集控同期系统在信号屏设置有集中同期按钮，在同期操作中可用集中同期按钮代替发-变组操作开关KK合闸。 7.1.7 下列情况下ZZQ-5装置禁止投入运行必须退出; （1）同步指示灯不亮，无明暗变化（白灯）； （2）增减速脉冲指示灯不亮（黄、绿）； （3）升、降压调节指示灯不亮（黄、绿）； （4）合闸指示灯不亮（红糽）
7.1.8 当ZZQ-5型装置出现下列情况之一，就将其退出运行，改为手动并
213
列；
（1）自动装置调速时，出现过调和反调。
（2）装置不发合闸脉冲或合闸灯已亮，开关未合上。 （3）装置及其回路上发生影响自动准同期使用的其它故障。
7.2 厂用电快速切换装置PZH-1使用规定
7.2.1 PZH-1型装置具有以下功能:
（1）通过方式开关的选择，可实现正常时厂用电电源的串/并联、自动/半自动切换;事故或不正常情况下串/并联快速或慢速投入电源功能. （2）正常情况下，可实现备用电源与工作电源之间双向切换功能. （3）事故或不正常情况下，由工作电源运行快速或慢速切换至备用电源运行功能(单向切换).
（4）为防止备用电源投入故障母线，装置接入了反映6KV母线故障的保护，此保护闭锁装置动作.
（5）装置具有备用电源只允许投入一次的功能(装置动作一次后，将会闭锁，只有使装置复归才能解除闭锁).
（6）当装置的外部直流电源或内部电源插件故障、工作电源电压或备用电源电压低于80％额定值，母线PT二次回路一相或二相断线时，装置会发出报警信号以提醒值班人员注意。
（7）装置具有在线试验功能，试验期间，如遇故障（保护起动），装置自动退出试验转入事故切换状态。
7.2.2 厂用电电源正常倒换（备用电源到工作电源或工作电源到备用电源）操作均应使用快切装置采用并联/半自动方式进行.
214
7.2.3 当6KV某段母线快切装置故障时，应将该装置的联锁开关LK切至“本屏操作”位置，如此需进行厂用电电源倒换操作，则通过操作控制屏上的控制开关“KK”采用并联方式进行(先合后断).
7.2.4 当需取下6KV母线PT二次侧三相保险或将母线PT小车拉至柜外时，应将该段快切装置的联锁开关LK切至“本屏操作”位置，以免快切装置误动作.
7.2.5 当事故情况下，快切装置动作但备用电源自投不成功时，应先将快切装置的联锁开关LK切至“本屏操作”位置，然后才能将装置复归，以防快切装置再次启动将备用电源重新投入故障母线.
7.2.6 正常运行时快切装置运行状态及检查:
正常运行是指6KV母线工作电源运行，备用电源处于热备用状态. （1）控制运行是指6KVA、B段快切装置的联锁开关LK在“备用电源自投”位置。
（2）控制屏上的串并/联方式选择开关XK在“并联”位置。 （3）控制屏上的快切装置手动起动开关SK在“解除”位置。 （4）控制屏上无与快切装置有关的预告信号。 （5）装置屏上的逆变电源运行正常。
（6）装置屏上的“工作电源正常”、“备用电源正常”母线三相电压正常指示灯应亮，出口“关闭”指示灯熄。
（7）装置屏上的自动/半自动插销插入半自动位置。 （8）装置屏上的跳、合闸压板投入。
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7.2.7 6KV母线由工作电源运行倒至备用电源运行操作。 （1）检查装置有关信号、切换开关处于正常运行状态。 （2）将手动起动开关SK切至“启动”位置。
（3）检查备用电源开关合上并接带负荷；复位备用电源开关控制把手。 （4）手动断开工作电源开关。
（5）将手动起动开关SK切至“解除”位置。
（6）按一下控制屏上的快切装置“复归”按钮，使装置复位，为下次动作作好准备。
（7）将装置的联锁开关由“备用电源自投”位置切至“本屏操作”位置。
7.2.8 6KV母线由备用电源运行倒至工作电源运行操作。
（1）将装置的联锁开关由“本屏操作”位置切至“备用电源自投”位置
（2）检查装置有关信号、切换开关处于正常运行方式状态。 （3）将手动起动开关切至“启动”位置。
（4）检查工作电源开关合上并接带负荷；复位工作电源开关控制把手。 （5）手动拉开备用电源开关。
（6）将手动起动开关SK切回“解除”位置。 （7）按下控制屏上的快切装置“复归”按钮。
7.2.9 当6KV母线无备用电源时，应将联锁开关切至“本屏操作”位置。 7.2.10 当快切装置退出运行检修时，除将联锁开关切至“本屏操作”位置，还应将装置屏上跳、合闸压板断开。
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7.2.11 事故情况下，快切装置每次动作后，运行人员应将装置面板上的指示灯信号作好记录。
7.2.12 快切装置在线试验方法。
（1）揿动装置上的试验按钮，试验状态指示灯亮。
（2）手动按下装置上的切换按钮，通过面板指示灯判断装置是否运行正常。
（3）试验结束或退出试验状态，按下装置上的复归按钮，试验状态指示灯熄灭。
（备注：＃01与＃02起/备变之间快切装置投运后，#01起/备变为主电源，#02起/备变为01公用段的备用电源。公用6103、6104开关为备用电源自切开关，正常公用6203、6204开关合上带电）
7.3 220KV线路微机故障录波器运行规定
7.3.1装置简介
本装置是武汉电力仪表厂生产的WGL-12型微机故障录波器，适用于220KV-500KV电压等级的变电站故障记录和输电线路的故障测距，它由交流信号变换器箱、前置机箱、后台PC机、打印机和高频通道箱组成。模拟量输入通过交流信号变换器变换后送至前置机，高频量通过高频变压器进行电平变换后再送至前置机，开关量的输入则直接接入前置机。2台录波器一共可录取96路模拟量，144路开关量。本装置的故障录波工作流程如下：
系 统 前置机 起 动 录 波 起动呼唤灯亮，后台机接故障数据在后台机 存硬盘 故障 制表 输出 动 扰 信号报警， 后台机自动上电 收前置机 数据 分
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析
按复归按钮
整组复归后台机断电
7.3.2 装置的运行操作、监视和异常处理 7.3.2.1 录波装置的投退均应按照调度的命令执行
7.3.2.2录波装置定检时，在征得调度的同意后，运行值班人员应断开前置机的直流电源开关将录波器退出运行。
7.3.2.3母线停电或母线PT检修需退出运行时，运行值班人员应事先将电压切换开关1QK、2Qk切至相应位置，如Ⅰ母线停电，将ⅠQK切至“2”位，如Ⅱ母线停电，则将2QK切至“1”位。
7.3.2.4 录波装置的正常运行监视说明
（1）电压开关1QK在“1”位，2QK切到“2”位。 （2）前置机直流电源开关在在投入位置。 （3）后台机电源切换开关QK在“自动”位置。
（4）打印机电源开关（交流开关）本厂规定一般在断开位置。 （5）人机对话杆件（MONITOR）上绿色运行灯亮，运行方式开关在“运行”位置，四个巡检开关应在“巡检投入”位置。
（6）四块CPU杆件的绿色运行灯亮，运行方式开关在“运行”位置，CPU杆件的跳针开关应在“禁止”位置。
7.3.2.7当录波器发“装置异常”光字牌，且前置机面板上有“告警”灯
218
亮时，运行值班人员应揿录波器复位按钮将信号复归，如复位不了，则通知继保人员检查处理。
7.3.2.8当录波器起动录波时，会出现“录波器呼唤”光字牌，且人机对话杆件和相应的CPU杆件上红色报告灯亮，此时值班人员应待前置机故障数据传送完毕，且在后台机显示屏上显示出故障分析报告后，方可将所有信号复归。
7.3.2.9电网故障录波装置启动后，运行值班人员应立即报告有关领导，并通知继保人员到现场尽快打印出录波报告。
7.3.2.10正常运行时，继保人员每周应人工启动录波一次（一般用电压切换开关QK启动），以全面检查装置的运行状况，并校对时钟。 7.3.2.11录波器正常运行时，运行值班人员不得随便按前置机上的按钮和操作电源开关及电压切换开关。
7.4 微机发变组故障录波分析装置运行规定
7.4.1 装置简介
本装置是河北保定浪拜迪电气有限公司与华中理工大学共同研制生产的LBD-MGR型微机录波分析装置，适用于发变组故障或异常工况时的电压、电流数据记录和有关保护及安全自动装置动作顺序记录，完成故障录波数据的综合分析。该装置主要由前置机、后台机和打印机组成，可录取路模拟量、128路开关量。装置的启动方式分模拟量启动、开关量启动和手动启动三种方式。
7.4.2 装置的运行状况说明
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装置正常运行时，前置机面板上的电源开关、保险、指示灯、总清按钮和复位按钮分别说明如下：
7.4.2.1 +5V、+12V、-12V为主机电源指示灯，+15V、-15V、+24V为辅助电源指示灯，灯表示电源正常。
7.4.2.2运行指示灯：装置运行时该灯闪烁;装置工作异常时，该灯常亮或常灭。
7.4.2.3数据上传指示灯：当前置机向后台机传送录波数据时该灯亮，其余时间灯灭。
7.4.2.4录波启动指示灯：装置启动录波后，该灯亮，需手动复归。 7.4.2.5打印机电源灯：装置正常工作时，打印机电源关闭;装置启动录波，打印机电源自动接通，该灯亮。
7.4.2.6自检故障灯:装置自检时发现某部分故障，该灯亮。
7.4.2.7装置异常灯：当前置机在规定的时间段内未收到后台机定时发出的巡检命令，或前置机之间定时互检时有一台前置机故障或关机，该灯亮。 7.4.2.8通讯故障灯：后台机与前置机之间通讯出现故障时，该灯亮。 7.4.2.9调试指示灯：装置进入调试状态时，该灯亮。 7.4.2.10总清按钮：用于手动复归各告警继电器及其指示。 7.4.2.11复位按钮：用于主机系统的手动复位。
7.4.2.12主机电源开关和辅助电源开关，正常时应置于“一”位。
7.4.3 装置的维护及异常处理。
7.4.3.1装置正常运行时，运行值班人员不得随意操作后台机部分的功能按钮，更不能拨动主机电源和辅助开关。
220
7.4.3.2继保人员应定期查看后机屏幕的时钟显示，当显示不准或出错时应及时更正。
7.4.3.3装置正常运行时，若其中某一台前置机出现异常，经手动复位后仍不能消除，运行人员可先关掉该台前置机电源将该台前置机退出运行，并通知继保人员检查处理，此时后台机屏幕会出现“装置运行异常”画面，此属正常情况。
7.4.3.4装置正常运行过程中，若前置机“自检故障”灯亮或“装置异常”灯亮或后台机屏幕显示“装置运行异常”时，运行值班人员可揿前置机面板上“总清”按钮，若信号不能复归，应立即通知继保人员检查处理。 7.4.3.5发变组故障录波装置启动后，运行人员应保留现场信号，不得复位并立即通知继保人员到现场，以及时打印录波分析报告。
221
8 直流系统及UPS的运行规程
8.1 直流系统设备规范及概况
8.1.1 蓄电池规范 型号 容量 组数 每组个数 备用个数 制造厂家 单控220V直流 单控110V直流 网控110V直流 GM-1600 1600Ah 1 107 3 武汉长江电源厂 GM-400 400Ah 2 53 2 GM-300 300Ah 2 53 2 8.1.2 #1、2机可控硅整流装置规范 单控220V直流 单控110V直流 网控110V直流 222
充电装置型号 KVA41-200A/315V KVA41-150A/160V 150A 160V KVA41-150A-160V 150A 160V 额定电流 额定电压 制造厂家
200A 315V 武汉电力仪表厂 8.1.3 直流系统概况
8.1.3.1 每台机组直流系统单元控制室及网控室均配置的直流系统。
（1）每单元机组集控室有110V和220V两个电压等级的直流系统。 ①110V直流系统供控制负荷专用，保证对机组的控制、信号、继电保护自动装置等控制负荷的直流用电需要。
②220V直流系统供给动力负荷和直流事故照明负荷专用，以保证直流油泵等动力负荷，事故照明需要。
（2）网控为110V电压等级直流系统，对网控的控制负荷和直流照明负荷供电。
8.1.3.2 单元集控室直流系统设置： 每单元机组设置：
（1）两组110V直流蓄电池、三台硅整装置（两台运行，一台备用）； （2）一组220V直流蓄电池、一台硅整流装置，每两台机共用一台备用硅整流装置。
8.1.3.3 网控室直流系统设置：
网控直流系统设置两组110V蓄电池，三台硅整流装置（两台运行、一台
223
备用）。
8.2 直流系统的运行方式
8.2.1 单元集控室110V直流系统正常运行方式
8.2.1.1 110V直流系统采用单母线分段运行，两条母线之间的联络刀闸处于断开位置，当一组蓄电池停用时，通过联锁刀闸由另一组蓄电池供电。 8.2.1.2每段母线分别由一组蓄电池和一台硅整流装置并列运行，两段母线由一台备用硅整流装置作为二台工作硅整流装置故障时备用。正常时备用充电器停运。
8.2.2 单元集控室220V直流系统正常运行方式
每单元机组220V直流系统采用单母线运行，由一组蓄电池和一台硅整流装置并列供电，每两台机（#1、#2机）、（#3、#4机）220V直流系统由母线联络刀闸连接。当一台机蓄电池退出运行，由另一台机直流系统通过母线联络刀闸供电，正常时两机公用备用充电器停运。
8.2.3 网控110V直流系统运行方式
网控110V直流系统采用单母线分段运行，每段母线由一组蓄电池和一台硅整流装置并列供电，两段母线共用一台备用硅整流装置作为工作硅整流装置故障备用，两段母线经联络刀闸连接，一组蓄电池故障，经联络刀闸由另一段母线供电。
224
8.2.4 蓄电池运行方式（两种） （1）浮充电方式; （2）均衡充电方式。
8.3 直流系统运行要求及监视
8.3.1 直流系统运行要求
8.3.1.1 所有直流母线段的工作蓄电池正常方式均为浮充电运行方式，硅整流装置供直流母线连续负荷，并以小电流3-5A向蓄电池浮充电。当系统需要瞬时大电流时，由蓄电池和硅整流装置供给，蓄电池作为冲击负荷和事故情况下的供给电源。
8.3.1.2 直流系统凡属由两个电源供电的环状回路，中间应设解列点。 8.3.1.3 一般情况下，不允许蓄电池并列运行，但倒母线允许短时并列，在两段母线皆有接地时，严禁并列运行。
8.3.1.4 110V和220V直流系统每段母线均设有绝缘监测装置监视接地，系统运行时装置均应投入运行。
8.3.1.5 直流系统的任一操作，必须先在并列点处核对极性及电压差正常2～3V方可进行并列。
8.3.1.6 硅整流装置有“手动”、“自动一稳压”、“自动一稳流”三种工作方式，正常时应采用“自动一稳压”方式运行，且带负荷时禁止进行方式切换。
8.3.1.7 硅整流装置短时故障时，可由蓄电池单独供给负载。若短时不能恢复时，必须退出故障硅整流装置，开启备用硅整流装置与蓄电池并列运行。
225
8.3.1.8 硅整流装置交流失电后，5分钟内恢复电源，硅整流装置仍能自动启动，并运行在浮充工作状态；若超过5分钟后恢复，设备也能自动启动运行在均衡充电状态，完成均衡充电后自动转为浮充状态。 8.3.1.9 蓄电池的绝缘电阻用高内阻电压表测量，其值不低于0.2MΩ，硅整流装置主电路部分绝缘电阻用500-1000V摇表测量，测量时应将控制部分断开，晶闸管、滤波电容短接，各回路与机架间的绝缘电阻应大于2MΩ。
8.3.2 直流系统运行监视
8.3.2.1 正常运行时直流母线电压按浮充标准监视
（1）110V母线电压应保持为116V，允许变动范围为113～120伏。 （2）220V母线电压应保持为230V，允许变动范围为225～235伏。 8.3.2.2 集控及网控直流硅整流装置输入电压按380V±10%，频率按50±0.5%监视。
8.3.2.3 蓄电池正常浮充电流 GFD-300AH 蓄电池为0.25A GFD-400AH 蓄电池为0.3A GFD-1600AH 蓄电池为1.3A
8.3.2.4 直流母线装有WZJ-F绝缘监察装置，正常时应无“直流母线故障”及“绝缘低”信号，“电压过高或过低”信号。
8.4 直流系统的维护、检查
8.4.1 对硅整流装置的检查项目：
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8.4.2.1 室内温度正常为10～35℃，允许变动范围为5～40℃。 8.4.2.2 设备无异常，紧固件无松动，导线连接处无松动，焊接处无脱落，绝缘材料良好，接头无发热及异常声响。
8.4.2.3 运行方式正确，电压、电流指示正常，信号灯良好，且指示正常。
8.4.2.4 开关把手位置正确，无保险熔断。 8.4.2.5 无异常声音及放电现象。
8.4.2 蓄电池检查项目：
（1）蓄电池室内温度在5～35℃之间，蓄电池允许温度为5～40℃。 （2）蓄电池室内禁止带入火种，应清洁、通风良好、阴凉、照明良好。 （3）电解液应透明，液位正常及无渗漏和溢出，沉淀物不应过多与极板下部的距离不得小于10mm。
（4）电解液比重1.24±0.1，温度5～40℃ 及蓄电池电压2.21～2.25伏范围内均为正常。
（5）各电瓶之间的连接应牢固，无松脱、发热、腐蚀及接地现象。 （6）极板颜色正常，无腐蚀、硫化、变形现象。
8.4.3 蓄电池的日常维护： （1）清扫灰尘，保持室内清洁。
（2）向蓄电池加蒸馏水或电解液，以保持电解液液位在允许范围值。 （3）蓄电池进行定期充放电。
（4）定期给连接端子涂凡士林油及检修不合格的蓄电池。
227
（5）蓄电池电压差达0.05伏时，需均衡充电。
8.4.4 直流盘的维护项目：
（1）母线电压、蓄电池浮充电流及负荷电流正常。 （2）直流母线的绝缘良好。
（3）盘上各信号正常，盘内无异常声音及气味。 （4）盘面清洁、无杂物。
（5）盘上各开关、刀闸保护良好。
8.5 直流系统操作
8.5.1 直流系统操作一般规定
8.5.1.1 系统接地查找采用瞬间停电的方法，停电前要通知所有的有关专业。
8.5.1.2 因查直流接地，需停重要设备控制保护电源时，应经值长同意。 8.5.1.3 停热工电源，必须有热工人员在场，并经同意。 8.5.1.4 停动力负荷时，应联系有关专业人员。
8.5.1.5 备用整流装置与工作整流装置的倒换，应注意负荷转移系统电压稳定。
8.5.1.6 两母线并列，只能短时并列操作，不允许两组蓄电池长期并列。 8.5.1.7 直流系统的倒闸操作应填写操作票。
8.5.2 直流系统操作：
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8.5.2.1 110V蓄电池组投入运行（并列前Ⅰ段母由Ⅱ段带运。220V蓄电池投入步骤与此相同）：
（1）检查待投运蓄电池和硅整流装置在良好备用状态。
（2）检查调整蓄电池出口电压与直流母线电压基本相等、极性一致。 （3）合上蓄电池出口双投刀闸。 （4）检查直流母线电压正常。
（5）合上工作硅整流装置出口刀闸或备用硅整流装置出口刀闸， （6）启动工作硅整流装置或备用硅整流装置。 （7）调整整流装置输出电压电流符合运行值。 （8）检查Ⅰ、Ⅱ段直流母线电压正常。
8.5.2.2 #Ⅰ蓄电池退出运行操作（#2蓄电池及220V蓄电池退出步骤与此相同）
（1）检查电流母线Ⅰ、Ⅱ段均无接地现象。 （2）停止#1硅整流装置运行。
（3）检查Ⅰ、Ⅱ段母线电压相等，极性一致。
（4）拉开需退出#1蓄电池出口刀闸，检查母线由另一组蓄电池供电正常（出口刀闸断开时，联锁母线联络刀闸合上）。
（5）调整检查另一台运行硅整流装置输出电压、电流，符合正常运行值。
8.5.2.3 硅整流装置投、退运行操作 （1）启动前对硅整流装置进行全面检查。
（2）将表盘上的各旋转钮反时针方向调至最低极限位置。 （3）送上供硅整流装置的交流电源。
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（4）合上电源空气开关。 （5）合上控制电源开关。
（6）将S1开关置于“稳压”位置，将S2方式选择开关置于“自动”位置。
（7）缓慢调整“电压调节”旋钮升压，使硅整流装置的输出电压与母线电压一致。
（8）在硅整流装置出口刀闸处核对极性正确。 （9）推上硅整流装置出口刀闸与直流系统并列。
（10）旋转“电压调节”旋钮，使整流装置的输出电流到所需值 8.5.2.4 硅整流装置退出运行操作
（1）开启备用硅整流装置与待停硅整流装置并列。
（2）缓慢增加备用整流装置的输出电流，同时减小待停整流装置的输出电流，使待停硅整流装置的负荷全部转移到备用硅整流装置。 （3）将待停整流装置盘上的所有旋钮反时针调至最低极限位置。 （4）拉开待停硅整流装置出口刀闸。 （5）断开待停硅整流装置控制电源开关。 （6）断开待停硅整流装置主电路电源开关。
8.6 直流系统的异常及事故处理
8.6.1 直流母线电压过高或过低。 8.6.1.1 象征
（1）警铃响，“电压异常”信号发出。
230
（2）直流母线电压表指示“过高”或“过低”。 8.6.1.2 处理：
（1）检查母线电压值，判断电压监察装置动作是否正确。 （2）调节可控硅整流器输出，调整母线电压或蓄电池电流。 （3）若系可控硅整流器故障引起，可倒至备用硅整流器运行。
8.6.2 硅整流装置故障跳闸 8.6.2.1 象征：
（1）硅整流装置盘上事故喇叭响，保护动作灯亮，“运行”灯灭。 （2）输出电流为零。
（3）蓄电池放电时间长时，母线电压下降。 8.6.2.2 处理： （1）复归报警信号；
（2）检查信号及保护出口动作情况； （3）将整流装置停电，并进行外部检查；
（4）外部如无异常，若系交流电源保险熔断引起，则应更换保险后，开启整流装置恢复运行。
（5）若系直流电压高或低引起跳闸，则应复归信号，且开启整流装置恢复运行；
（6）如启动后又跳闸，则应倒至备用整流装置运行，退出工作整流装置，同时联系检修处理。
8.6.3 蓄电池出口保险熔断
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8.6.3.1 象征：
（1）信号动作“蓄电池熔断器熔断”光字牌亮； （2）直流母线电压波动； （3）蓄电池的浮充电流为零； 8.6.3.2 处理：
（1）复归音响信号； （2）断开蓄电池出口刀闸； （3）更换蓄电池的出口保险； （4）合上蓄电池出口刀闸；
（5）调整母线电压恢复正常运行方式；
（6）如蓄电池故障不能重新投入运行，则拉开蓄电池出口双投刀闸，检查直流母线由另一组蓄电池供电正常，停止故障蓄电池组的充电器的运行，调整另一组充电器输出。
8.6.4 直流系统接地故障 8.6.4.1 象征：
（1）音响动作，“直流母线故障”光字牌亮； （2）绝缘监察装置上“绝缘降低”灯亮。 8.6.4.2 处理：
（1）测量直流系统对地绝缘，判明接地极及接地性质；
（2）联系询问直流系统有、无工作，使用WZJ-F绝缘监察装置扫查接地支路；
（3）若为永久性故障，试拉接地回路负荷，查找故障点；
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（4）试拉前应通知有关值班人员；
（5）至设备保护电源，控制电源试拉必须经值长同意； （6）试拉后不论该设备是否接地，均应立即送电； （7）根据负荷性质试拉，先轻后重，先负荷，后电源；
（8）经试拉发现接地回路，就对其分支负荷试拉找出具体回路，然后消除。
8.6.5 直流系统母线电源消失 8.6.5.1 象征：
（1）警铃响，失压母线电压为零； （2）失压母线负荷指示灯熄灭。 8.6.5.2 处理：
（1）检查蓄电池保险是否熔断；
（2）拉开失压母线所有刀闸，检查母线是否正常； （3）如母线有明显故障应立即联系处理； （4）停用故障母线、硅整流装置和蓄电池； （5）故障已消除，应立即恢复系统运行。
8.6.6 蓄电池室着火处理： （1）拉开蓄电池出口刀闸。
（2）调整硅整流装置维持母线电压、必要时将母线并列。 （3）通知消防部门。
（4）用二氧化碳或四氯化碳灭火器灭火。
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（5）灭火时应戴防毒面具。
8.6.7 蓄电池极板短路故障 8.6.7.1 象征：
正常运行中，故障电瓶的比重和电压比其他电瓶低，温度略高于其它电瓶。 8.6.7.2 原因： （1）极板弯曲; （2）隔板损坏；
（3）沉淀物过多或充电过程中，将沉淀物冲至溶液的表面，附着于极板上跨接了隔板。
（4）电解液不纯或有导电物落入电瓶内或两极之间。 8.6.7.3 处理：更换损坏部件，检修处理。
8.7 UPS概述
8.7.1 交流不停电电源装置(UPS)由整流器、逆变器、静态开关及旁路等组成。整流器提供直流电给逆变器。保安PCA段为整流器提供工作电源，工作电源故障时蓄电池组给逆变器提供，蓄电池组由整流器充电并始终保持充满状态。
8.7.2 UPS在网控室设置一套，其容量为10千伏安，主要向系统保护、远动装置及电气自动装置、变送器等提供可靠的220V电源。在集控楼内则按单元机组分别设置了一套容量为80千伏安的交流不停电电源装置（UPS），为热工、通讯、电气保护及自动装置、仪表等提供可靠的220伏电源。
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8.7.3 UPS接于工作与备用电源。正常UPS是经整流器－逆变器给负载供电的，在过载或逆变器故障时静态开关会把负载切换至紧急旁路去，若由于整流器故障切至蓄电池组放电至345V，备用电源正常时，静态开关也会切向备用电源供电。
8.7.4 集控楼UPS的工作电源保安PCA段，备用电源接自保安PCB段。网控楼UPS工作电源接自网控保安MCC，备用电源接自网控工作MCC，蓄电池组均为UPS自身配套而来。
8.8 UPS运行方式及运行操作
8.8.1 UPS运行方式
8.8.1.1 UPS运行的环境温度在-5～40℃之间，空气相对湿度不超过95％（无凝结），周围空气应无尘土与腐蚀性气体。
8.8.1.2 UPS在正常运行情况下应采取逆变器供电的运行方式，只有当逆变器故障或整流器故障而蓄电池组放电完毕的情况下，才允许采取备用电源供电的运行方式，并应尽快排除故障，恢复逆变器供电的运行方式。 8.8.1.3 UPS系统的交流母线上的负载为计算机、热工控制、保护及信号等重要负载不允许接带其它负荷。
8.8.1.4 正常运行时，逆变器的频率应与跟踪备用电源频率同步，以保障静态开关在连续供电电压下实现无扰动切换.
8.8.1.5 容量为80KVA(或10KVA)UPS运行按以下标准监视 （1）整流器输入电压380±10%V （2）整流器输出电压300～450V
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（3）整流器输入电流不大于200A(或32A) （4）逆变器输出电压220±2V
（5）逆变器输出电流不大于120A(或15A)
8.8.2 UPS的运行操作
8.8.2.1 UPS系统投入运行前应对系统及设备进行全面检查确认已满足投运要求.
（1）检查系统接线正确，接地线完整、牢固.
（2）检查配电屏、整流器、逆变器、调压变压器等主要设备外观整洁、无杂物、无油污，操作机构灵活、外壳接地良好。
（3）检查工作电源开关、备用电源开关、旁路开关、蓄电池组开关全在断开位置。
（4）外部熔断器的电流值符合要求.
（5）检查UPS母线上全部负荷开关均在分闸状态. 8.8.2.2 #1、2机先控UPS的启动。 （1）合上保安PCA、B供UPS电源开关。
（2）合上工作电源开关K4，控制面板上灯全亮，延迟十多秒后只剩下#1绿灯亮.
（3）按手动控制键（键3）. （4）按POWER(电源)下面键1. （5）按START(启动设备)下面键1.
（6）合上电池开关(5)后，按任一键等约30秒. （7）合上备用电源开关(1).
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（8）手动合上输出开关(3)，开机过程结束. （9）按EXIT(退出)下面的键，返回主菜单. 8.8.2.3 #1、2机先控UPS的关机. （1）进入主菜单. （2）按手动控制键(键3). （3）按电源键(键1). （4）按停止键(键2). （5）按”是”键(键1).
（6）等待几秒，根据面板提示手动断开输出开关(3). （7）断开备用电源开关(1). （8）手动断开输入主开关(4).
（9）手动断开电池开关(5)，控制面板上指示灯熄灭. （10）断开保安PCA段工作电源进线开关. （11）断开保安PCB段备用电源进线开关.
8.8.2.4 #1、2机先控UPS由逆变器供电倒由紧急旁路供电的手动切换，当逆变器因某种原因需要退出运行时，应先将UPS倒为紧急旁路供电，以保证不间断供电.
（1）检查UPS盘灯光指示正确，无报警信号，逆变器输出与旁路电源同步.
（2）进入主菜单，按手动控制键(键3).
（3）按LDMNS(手动将负载接至主电网)下面键3，检查供电正常. 8.8.2.5 #1、2机先控UPS由紧急旁路供电返回逆变器供电的手动转换. （1）检查UPS盘各报警信号正确，逆变器输出与紧急旁路电源同步.
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（2）进入主菜单，按手动控制键(键3).
（3）按LDINV(手动将负载接至逆变器)、检查供电正常. 8.8.2.6 #3、4机银河UPS运行简介:
8.8.2.6.1 #3、4机UPS电源装置的启、停操作原则同#1、2机UPS倒换顺序，按电路图接线方式，顺序如下：
（1）启动UPS装置运行（该装置先由手动回路接带负荷情况下，保安段A、B开关均合）
a: 合保安A电源Ⅰ进线开关Q１，装置带电 b：合自动旁路进线开关Q４S c：合ＵＰＳ装置出线开关Ｑ５N d：合UPS蓄电池出线开关QF1 e：断UPS手动旁路开关Q３BP
f：按UPS面板逆变器Ⅰ启动按钮键，UPS同期由自动旁路切由主路运行，负载受保护灯亮。 （2）：停止UPS装置运行
a：按逆变器停止运 行按钮O，UPS同期由主路切至自动旁路运行，负载不受保护灯亮及报警。
b：闭合手动旁路开关Q３ＢＰ c：断开UPS装置出线开关Q5N d：断开UPS装置自动旁路进线开关Q4S e：断开UPS装置蓄电池出线开关QF1 f：断开UPS装置电源Ⅰ主路进线开关Q1 装置退出运行
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8.8.2.6.2 注意事项：
（1）#3、4机UPS装置在主路和自动旁路切换过程中，如果两端电源非同期，会自动闭锁切换，运行人员禁止强行使用安全键解锁切换，否则会造成UPS间断供电0.8秒造成负载断电，影响整个热工系统，当机组运行时，禁止非同期切换。
（2）该装置在自动旁路运行时，不会自动切由主路运行，此时，需切换须值长及专工同意方可执行人为切换工作。
（3）该装置自动功能为：主路失电时，蓄电池自动投运放电，满负载运行30分钟；最长时间放电设置运行90分钟，且负载供15%。放电至340伏或90分钟后，自动切由自动旁路运行，在遇此种情况下，当主路失电后，可人为切由自动旁路保安B运行，尽量保障蓄电池容量，当保安A、B段均失电时，可让蓄电池运行。
（4）正常运行时，禁止运行人员人为切换UPS主路和自动旁路倒闸，除UPS检修外要倒闸操作，且需专工到现场，通知热工，汇报生技部门同意方可执行，做好联系工作。
#3、4机UPS信号
A：紧急停机 B：整流器运行 C：整流器故障 D：1 路电源故障 E：蓄电池室通风故障 F：蓄电池超温 G：蓄电池充电 H：逆变器故障 I：蓄电池放电终止 J：逆变电源和2路电源不同步 K：切换至逆变器故障L：过负荷 M：2路电源故障 N：维修状态 按钮一：
FAULT：清除故障记录 蜂鸣器：消音 钥匙：安全按钮
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1 ：蓄电池充电周期 2 ：返回至浮充状态
3 ：2 路电源同步/失步 4 ：强制逆变器（有中断）启动 5 ：强制逆变器关闭（有中断） 按钮二：
○ 设置语言，对比度 V 电压信息 A 电流信息 W.Hz 功率、频率信息 电池蓄电池信息 △ 告警信息 确认 灯：
▲ 负载不受保护 △ 运行有隐患 电池 蓄电池供电 ~ 负载受保护 按钮三：
I：逆变器启动 O：逆变器停
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