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6.3系统检查内容…………………………………………………………………62
第7章继电保护及自动装置运行规程………………………………………63
7.1继电保护的运行规定…………………………………………………………63
7.2保护配置………………………………………………………………………64
7.3自动装置………………………………………………………………………67
第8章配电装置运行规程………………………………………………………67
8.1配电装置设备规范……………………………………………………………67
8.2母线与刀闸……………………………………………………………………67
8.3开关……………………………………………………………………………70
8.4电压、电流互感器……………………………………………………………75
8.5避雷器…………………………………………………………………………78
8.6电缆……………………………………………………………………………79
第一章系统运行规程
1.1主系统运行方式
1.1.1主系统运行方式的原则:
1、双母线运行时每条母线均应接有电源元件,负荷分布均匀,并使流过母联开关的电流达到最小值。
2、启/备变与系统联络线应运行在同一条母线上,当厂用电全部失去时,可迅速从系统取得电源。
3、继电保护要满足要求。
4、便于事故处理。
1.1.2中性点运行方式:
1、110KV系统在正常运行时,南母和北母应各有一中性点接地。
2、#1主变投入运行前110KV侧中地刀应投入。
3、启/备变投入运行前110KV侧中地刀应投入。
1.1.3110KV系统运行方式:
1、正常运行方式:
母联开关110在合闸状态,双母线联络运行。
负荷分配如下:
南母:
北母:
2、允许运行方式:
单母线运行,所有元件接在同一条母线上运行;
1.2厂用系统运行方式
1.2.16KV系统正常运行方式:
#1机设置6KVⅠA段、6KVⅠB段两个半段母线,其工作电源由61高压厂用工作变压器提供。
启/备变作为#1机投入时的启动电源及正常运行时的备用电源。
正常运行时,6KVⅠA、6KVⅠB段厂用电快切装置投入。
1.2.2380V系统正常运行方式:
1、380V工作ⅠA段、ⅠB段由41低压工作厂变供电。
2、380V公用ⅠA段、ⅠB段由#1低压公用厂变供电。
3、380V备用Ⅰ段由40低压备用厂变供电,作为380V工作ⅠA段、ⅠB段和380V公用ⅠA段、ⅠB段的备用电源,各段微机备用电源自投装置(BZT)正常投入。
4、380V除尘Ⅰ段由#1除尘变供电,380V除尘备用段由#0除尘变供电,并作为作380V除尘Ⅰ段的备用电源,微机备用电源自投装置(BZT)正常投入。
5、380V输煤Ⅰ段、Ⅱ段分别由#1、#2输煤变供电,并且两台输煤变互为备用。
6、380V区Ⅰ段、区Ⅱ段分别由#1、#2厂区化水变供电,厂区化水备用变作为区Ⅰ段、区Ⅱ段的备用电源,各段微机备用电源自投装置(BZT)正常投入。
1.3倒闸操作
1.3.1倒闸操作总则:
1、倒闸操作应根据调度和值长的命令执行,适用于与现场实际相符、合格的操作票且需两人进行,一人操作,一人监护。
2、线路停电时,应按照开关、线路侧刀闸、母线侧刀闸的顺序进行操作,送电时与上述顺序相反。
3、110KV系统进行倒母线操作时,应先查母联开关在合闸位置,然后取下母联开关控制电源,且母差保护要作相应改变,再进行倒闸操作。
4、用母联开关对母线充电时,应投入母联充电保护,充电正常后退出。
5、发变组用主开关与系统并列,应使用自动准同期方式,同期条件满足后投入并列,不得用手动方式并列。
6、正常情况下断开发变组主开关将发变组与系统解列,应确保使发变组主开关有功、无功负荷等于或接近于零。
7、变压器停电时,应先拉低压侧开关,后拉高压侧开关,送电时与上述顺序相反,不允许用刀闸向变压器送电。
8、高压厂用电源切换操作,应利用厂用电快切装置进行,若快切装置故障时,工作与备用厂变同期时可先合后拉,不同期先拉后合。
9、拉开刀闸或小车开关前,必须检查开关在分闸状态。
10、双回路供电的动力盘和热工专用盘的电源倒换操作时,应在其电源侧电压差不大于10V的情况下进行先合后拉;
否则先拉后合。
11、各发电机出口PT因故需停用或在运行中取下其二次保险须经值长批准,若由此可能引起有关二次电压回路失压时,应将之所供低电压保护及自动装置退出运行,待恢复正常后再投入所退保护及自动装置。
12、设备(或线路)投入备用或主开关合闸送电前,有关保护应检查投入;
设备(或线路)退出后,保护压板是否退出按有关规定或具体通知执行,无明确规定退出时一般不退出。
1.3.2典型操作:
以下仅为操作原则,不得作为操作票直接使用。
(一)、110KV双母线倒成单母线:
l、母线保护投“单母运行”压板
2、查母联开关在合闸状态
3、断开母联开关操作电源
4、合上一出线元件需运行母线上的刀闸
5、查该刀闸已合好
6、拉开该出线元件需停运母线上的刀闸
7、查该刀闸已拉开
8、查网控机操作画面上刀闸位置指示正确
9、重复步骤4—8,直到所有元件全部倒完
10、查母联开关无电流
11、合上母联开关操作电源,断开母联开关
12、将母联开关解除备用
13、将停电母线PT解除备用
14、根据需要布置安措
(二)、11OKV单母线倒双母线:
1、检查工作票已全部终结
2、安全措施已拆除
3、检查110KV母线系统正常
4、停电母线PT恢复备用
5、母联开关恢复备用
6、投入母联充电保护压板
7、投入母联开关动力电源和操作电源
8、合上母联开关,检查充电正常
9、退出充电保护压板
10、断开母联开关操作电源
11、合上一出线元件需投运母线上的刀闸
12、查该刀闸已合好
13、拉开该出线元件需停运母线上的刀闸
14、查该刀闸已拉开
15、查网控机操作画面上刀闸位置指示正确
16、重复步骤11-15,直到正常运行在该母线上的元件全部都倒至该母线上
17、送上母联开关操作电源
18、切换母线保护柜上运行方式压板至“双母运行”位置
(三)、110KV线路开关恢复送电:
1、查有关工作票已终结,安措己拆除
2、查保护投入正常
3、查开关在分闸状态
4、合上母线侧某刀闸
5、查母线侧刀闸己合好
6、合上线路侧刀闸
7、查线路侧刀闸己合好
8、送上开关操作电源
9、投入该线路开关同期装置
10、上该线路开关
11、退出该线路开关同期装置
12、投入该线路重合闸
(四)、110KV线路开关停电:
1、接值长令
2、模拟操作
3、在CRT上查相应线路负荷到0或最小
4、退该线路重合闸
5、断线路主开关
6、检查开关已断开
7、断开开关操作电源和动力电源
8、拉开线路侧刀闸
9、查线路侧刀闸已拉开
10、拉开母线侧刀闸
11、查母线侧刀闸已拉开
(五)、启/备变恢复送电
1、查启/备变工作票已终结
2、查启/备变安措已拆除
3、查启/备变一次系统、二次系统均正常
4、测启/备变绝缘合格
5、查启/备变保护投入正常
6、投入启/备变中地
7、送上启/备变风扇电源
8、投入启/备工作风扇
9、合上启/备变主开关母线侧某刀闸
10、合上6KV备用段上各小车刀闸
11、送上启/备变开关动力电源和操作电源
12、合上启/备变主开关
13、查6KV备用段电压正常
14、合上60ⅠA开关
15、查6KVⅠA段母线电压正常
16、合上60ⅠB开关
17、查6KVⅠB段母线电压正常
(六)、启/备变停电
1、查60ⅠA、60ⅠB开关均已断开
2、在DCS画面上将6KV各段快切装置切至“出口闭锁”位置
3、将60ⅠA、60ⅠB开关停电
4、断开启/备变主开关
5、断开启/备变主开关动力电源和操作电源
6、断开6KV备用段上各小车刀闸
7、断开启/备变主开关母线侧刀闸
8、将启/备变工作风扇停用
9、断开启/备变风扇电源
(七)、6KV开关恢复送电:
l、查开关工作票终结,设备具备投运条件
2、查“远方/就地”切换开关在“中间”位置
3、查工作电源开关在分闸位置
4、送上开关动力电源和操作电源
5、将开关摇至试验位置
6、插上二次插头
7、将开关摇至工作位置
8、将“远方/就地”切换开关打至“远方”位置
(八)、6KV开关停电:
l、将“远方/就地”切换开关打在“中间”位置
2、查开关在分闸位置
3、将开关摇至试验位置
4、取下开关二次插头
5、将开关摇至停电位置
6、断开开关动力电源和操作电源
1.4系统异常运行及事故处理
1.4.1事故处理的原则
1、迅速解除事故对人身和设备的威胁,限制的发展,消除事故根源。
2、尽一切可能保证厂用电源不失去。
3、尽可能保持设备继续运行,不中断重要用户的正常供电。
4、尽快对已停电的用户恢复供电。
5、调整系统运行方式使其恢复正常。
1.4.2系统电压异常处理
1、正常运行时电压一般不能低于额定值的±
5%,最低不能低于90%,各级电压允许变动范围如下:
110KV系统U℮:
115KV正常允许范围:
110—120.7KV
15.75KV系统U℮:
15.75KV正常允许范围:
14.96—16.53KV
6KV系统U℮:
6.3KV正常允许范围:
6.0—6.6KV
2、若电压超出允许范围,运行人员应及时调整或联系调度调整,使母线电压恢复正常。
3、若发电机正常带满负荷而母线电压仍低于允许值,必要时,可以降低有功增加无功。
1.4.3系统频率异常处理
系统频率正常应保持在50土0.5㎐,在此范围内发电机可带额定负荷。
1.4.4110KV母线失压
1、若为PT回路故障造成母线电压指示为0者,按处理PT事故规定处理。
2、确认母线失压后应立即断开失压母线上未跳闸开关,并将跳闸开关复位
3、迅速恢复受到影响的厂用电
4、迅速查明保护动作情况
5、报告值长及有关领导
6、立即派人到现场查明故障点,隔离故障点后,向故障母线试送电或零起升压。
7、若故障母线不能立即恢复,应将该母线负荷倒至另一母线运行。
若双母线同时失压,则用#1机组维持厂用电运行,同时联系调度,查明原因,尽快恢复。
不能维持厂用电运行时,按全厂失电处理。
8、若母线失压故障点未找到,检查系统正常,疑为保护误动作,可在采取第2条措施后,立即试送电,但对拒动的开关应做检查,试验后才能送电。
9、在对母线试送电或零起升压之前,必须通知一切人员离开。
1.4.5厂用母线失压
1、厂用母线开关跳闸,备用开关未联动,应尽快用备用开关送电。
2、查保护动作情况。
3、厂用母线失压不能马上恢复,应立即到现场检查故障点,排除故障点,断开失压母线上所有开关,测绝缘合格后向母线试送电。
4、若为某一负荷开关拒动越级跳闸,造成母线失压,应将该开关强行断开并停电后,对母线试送电。
5、若6KV母线失压不能马上恢复,应尽快使受影响的380V的母线受电
1.4.66KV母线接地
1、首先判断接地相。
2、询问机炉是否启动高压电机,若有应联系将其停运。
3、利用小电流接地自动选线装置判断接地电机或母线。
4、若小电流接地自动选线装置在停用或选线有误,可先用备变代A段或B段以判断接地母线系统,再通知机炉,倒换或瞬停故障段设备,寻找接地点;
同时派人对6KV系统进行检查,查看是否有明显的接地点
5、查找接地时应穿绝缘靴,戴绝缘手套。
6、接地时间不能超过2小时。
1.4.7DCS事故
1、当全部操作员站故障时(所有上位机“黑屏”或“死机”),应立即停机停炉。
2、当部分操作员站故障时,应由可应用操作员站,继续承担机组监控任务,停止重大操作,同时迅速排除故障,如故障无法排除,根据当时的运行状况酌情处理。
3、系统中控制器或相应电源故障时的处理
⑴辅助控制器或相应电源故障时,切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障,如条件不允许,则将该辅机退出运行。
⑵调节回路控制器或相应电源故障时,应将自动切至手动维持运行同时迅速处理系统故障,并根据处理情况采取相应措施。
⑶涉及到机炉保护的控制器故障时,应立即更换或修复控制器的模件,涉及到机炉保护电源故障时,应采用强送措施,此时应做好防止控制器初始化的措施,若恢复失败则应紧急停机、停炉。
4、加强DCS系统的监视检查,特别是CPU、网络、电源等故障时,及时通知检修人员并迅速做好相应措施
第二章发电机运行规程
2.1发电机及励磁系统设备规范
(见附表)
2.2发电机内冷水系统运行规定
2.2.1发电机启动前应先启动内冷水泵,通水循环,发电机各内冷水系统在未通水前,绝不允许加励磁和投入运行。
2.2.2在启动内冷水泵前,首先关闭定转子进水阀门,随后启动内冷水泵。
在内冷水进入电机前,应先作一段时间的排污,然后开启定转子绕组和定子端部冷却元件内冷水进水阀门,控制内冷水压在0.2-0.3Mpa。
2.2.3发电机的冷却水应连续、可靠,水质合格,冷水泵运行正常,两台冷水泵能互为联动备用。
2.2.4启动过程中,转子进水压力随转速升高而逐渐下降,需及时调整保证转子进水压力在0.2-0.3Mpa之间;
2.2.5停机过程中,转子进水压力随转速下降而逐渐上升,此时应及时调整使水压不超过0.4-0.5Mpa;
2.2.6冷却水系统的各测量、监视装置及故障信号装置应正常可靠。
2.2.7发电机冷却水的应符合下列规定:
1、水质:
透明、纯净、无机械混合物;
2、导电率:
<2us/cm(20℃)
3、PH值:
7.0-8.0;
4、硬度:
<10微克当量/公升;
5、NH3值:
微量。
2.2.8初起动时,水的导电率允许为5微姆/厘米,若水路系统发生异常或故障,不允许发电机启动。
2.2.9运行中发电机的转子、定子线圈冷却水的断水时间不得超过30秒,当断水保护发出信号时,如发电机没跳闸,应立即联系汽机采取措施,确定发电机已断水,且不能立即恢复时,报告值长,立即减负荷停机。
2.2.10对停用时间较长的发电机,定转子绕组和定子端部冷却元件中的水应放净吹干,或通入合格的水长期循环。
2.3发电机励磁系统
励磁系统属静止励磁电源式,又称为自并励方式,由磁变压器、可控硅整流装置、微机励磁调节器、灭磁装置、起励装置、过压保护装置等组成。
有专用的启励装置为发电机升压提供电源,当发电机电压升至30%Un时,AVR触发可控硅导通,这时自动切断启励回路,由励磁变经可控硅为发电机提供励磁电流。
启励电源来自380V。
2.3.1励磁系统主要技术指标
1、保证当发电机励磁电流和电压不超过其额定值的1.1倍时,能长期运行。
2、机端电压额定值时,励磁系统能提供2倍额定励磁电压和2倍额定励磁电流,持续时间不大于10s。
3、磁系统的电压响应时间<0.1s。
4、在发电机空载运行状态下,频率每变化1%,自动电压调节器保证发电机电压的变化值不大于额定值的±
0.25%。
5、励磁系统自动调压范围满足5%~130%,调压精度≮0.5%。
6、在下述厂用电源及频率偏差范围内,励磁系统能保证发电机在额定工况下长期连续正常工作。
⑴ 交流电压偏差范围为额定值的-15%~+10%;
⑵ 频率偏差范围为额定值的-6%~+4%;
⑶ 直流220V电压偏差范围为额定值的-20%~+10%。
2.3.2可控硅整流装置
可控硅整流装置采用三相桥式全控整流电路,额定输出280V、1900A。
采用一套双通道调节器带可控硅整流柜运行方式,当一台整流柜故障退出运行时,能保证发电机在额定工况运行和实现强励。
每个可控硅元件设有快速熔断器保护,以便及时切除短路故障电流;
并能检测熔断器熔断信号,故障桥臂具有自动退出功能。
每个可控硅功率柜采用单桥设计,可控硅元件无串无并,交直流侧设置过电压保护以抑制尖峰过电压和换向过电压。
可控硅整流装置采用强迫风冷,每个整流柜设置低噪音风机,风机电源来自励磁变低压侧。
2.4发电机正常运行中的监视
发电机在正常运行情况下,各参数的监视按以下规定执行,其它如未经试验和领导批准,不得超过铭牌规定值。
2.4.1允许发电机定子电压在额定值的±
5%(16.35-14.96KV)以内变动,在保持发电机的额定出力不变的情况下,相应定子电流在±
5%(5530-6113)以内变动。
定子电压最高不得超过额定值的110%运行,最低不得低于额定值的90%(相应定子电流仍不得超过105%Ie)。
2.4.2发电机在三相不平衡负荷条件下运行时,定子电流各相之差不得超过额定值的8%,且最大一相亦不超过额定值;
负序电流与额定值之比不得大于0.08。
2.4.3发电机正常运行中频率应保持在50HZ,其变动范围为49.5—50.5HZ,在此范围内发电机可按额定容量运行。
2.4.4并列运行的发电机最好按各铭牌力率运行,力率一般不应超过迟相0.95,如果功率因数超过迟相0.95,应严密监视端部冷却元件或铜屏蔽温度,不允许超温。
在微机自动励磁调节器运行时,力率可适当提高。
2.4.5发电机各轴承在额定转速下震动值在水平和垂直方向不大于0.03毫米,轴向不大于0.038毫米。
2.4.6发电机各部分最高允许温度(见下表)。
主要部件
允许温升℃
允许最高温度℃
测量方法
定子铁芯轭部
90
120
电阻测量元件
定子铁芯齿部
80
定子绕组
50
定子绕组出水
45
85
温度计法
转子绕组出水
定子端部冷却元件出水
2.4.7正常情况下,应保证发电机进水温度在20℃~40℃之间,最低应不低于20℃,最高出水温度为85℃。
发电机进风温度不大于40℃,出风温度不作规定,但应监视进、出风温差,不大于40℃,若显著增大,则应分析原因采取措施。
若发电机进水温度,进风温度超过额定,但线圈、铁芯及出水温度未超过最高允许温度,可以不降低发电机的容量,但当任一点温度超过时,则应减少负荷,直到上述温度到允许值为止。
2.4.8定子线棒最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃报警,查明原因并加强监视。
此时可降低负荷。
一旦定子线棒温差达14℃或定子引水管温差达12℃或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时在确认测温元件无误后,应立即停机,进行反冲洗及有关检查处理,以防止此线圈回路局部水路堵塞被烧坏。
2.4.9发电机进水压力,流量的规定:
部位
流量
额定进水压力
最高水压
最低水压
保护动作压力
36T/H
0.25~0.3MPa
0.4MP
0.2MPa
0.15MPa
转子绕组
27T/H
0.25~0.3MPa
0.4MPa
0.10MPa
2.4.10运行中的发电机,应监视励磁回路的绝缘电阻,当励磁回路的绝缘电阻突然降低时,应以压缩空气吹净滑环和碳刷,以恢复绝缘电阻,当水内冷发电机由于水质不合格引起绝缘电阻下降时,应换用合格的水,如果绝缘电阻不能恢复,则应对发电机严密监视,尽快安排停机处理。
2.4.11湿度差动检漏仪和高阻检漏仪
发电机SCJ-2A型湿度差动检漏仪运行规定:
1、湿度差动检漏仪正常显示数据:
运行中按下检漏仪巡测按键,装置将显示“内%RH”,“外%RH”,“内℃”,“外℃”,“△%RH”,正常固定显示值为△%RH。
正常值:
△%RH=内%RH-外%RH=±
0.01上下,另“外%RH”应经常小于70%
漂移:
正常漂移值为±
2%RH,超过±
5%RH时应要求热工检查装置或查明原因,△%RH达到±
10%报警。
内、外温度显示根据环境温度不同而变化,但其差值应
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