运行规程正文.docx

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运行规程正文

1、交流系统部分

1.1交流系统的运行方式

1.1.1运行方式的编制

1.1.1.1我厂一次系统的运行方式是结合我厂及系统的实际情况而编制的，并经过领导批准后执行。

1.1.1.2在正常情况下，一次系统结线应按规定的运行方式运行，不得任意改变运行方式。

1.1.1.3编制运行方式时应考虑下列因素：

a．完成计划规定的发电、供电和供热任务；

b．保证电能、热能的质量符合规定标准；

c．保证系统在最经济的条件下运行；

d．事故情况下能够迅速排除事故点和缩小事故范围；

f．继电保护及自动装置配合合理；

g．不同方式下短路容量不应超过设备的允许值。

1.1.1.4改变运行方式前应考虑以下情况：

a．改变后的运行方式应充分合理；

b．不影响发电、供电、供汽和供热的计划和质量；

c．继电保护装置能够正常运行合理使用；

d．遇有特殊情况，应制定完整的技术措施。

1.1.1.5只有在设备检修或事故情况下，才允许改变正常运行方式，检修结束或消除事故原因后，迅速恢复原系统，不得拖延。

1.1.1.6遇有特殊情况，须临时改变运行方式，应根据盘锦电业局调度和值长命令进行倒闸操作，并及时汇报分场领导。

1.1.2正常运行方式

1.1.2.1线路：

盘热线路和赵热线路分开运行。

1.1.2.2母线：

66kvⅠ段、Ⅱ段母线分段运行，解列点母联220断路器及220南、北隔离开关。

1.1.2.3盘热线路经222断路器及甲、乙隔离开关接至66kvⅠ段母线上；赵热线路经224断路器及甲、乙隔离开关接至66kvⅡ段母线上。

1.1.2.4Ⅰ段母线上经211隔离开关接1号主变压器高压侧。

1.1.2.5Ⅱ段母线上经212隔离开关接2号主变压器高压侧；

1.1.2.66kv系统：

1号发电机出口送至1号主变低压侧，经613少油断路器带1号厂用分支电源，经612甲隔离开关和6102手车断路器带6kvⅠ段；经612乙隔离开关和6202手车断路器带6kvⅡ段；

2号发电机出口送至2号主变低压侧，经623少油断路器带2号厂用分支电源，经622隔离开关和6302手车断路器带6kvⅢ段；

1#厂用分支经611隔离开关、2#厂用分支经621甲隔离开关共同接厂用备有分支621断路器，经621乙隔离开关、6001手车断路器带6kv0段。

1.1.2.76kv备用电源联络：

a．备用电源：

6kvⅠ段经6101手车断路器接至6kv0段6004手车开关；6kvⅡ段经6201手车断路器接至6kv0段6005手车开关；6kvⅢ段经6301手车断路器接至6kv0段6006手车开关。

1.1.2.8380v系统

a．6kvⅠ段经6112手车断路器、1号低压厂用变压器（B1）、411断路器及隔离开关带380vⅠ段及421断路器及隔离开关带380vⅡ段

6kvⅠ段经6113手车断路器、燃料低压厂用变压器（BR）、4R6断路器及隔离开关带380v燃料段。

b．6kvⅡ段经6213手车断路器、5号低压厂用变压器（B5）、451断路器带380vⅤ段；

6kvⅡ段经6212手车断路器、冲渣低压厂用变压器（BC）、4C1隔离开关带380v冲渣段；

c．6kvⅢ段经6311手车断路器、4号低压厂用变压器（B4）、441断路器带380vⅣ段；

6kvⅢ段经6312手车断路器、2号低压厂用变压器（B2）、421断路器及隔离开关带380vⅡ段；

6kvⅢ段经6313手车断路器、加压低压厂用变压器（BJ）、4J1断路器及隔离开关带380v加压段；

d．6kv0段经6003手车断路器、0号低压厂用变压器（B0）、401断路器及隔离开关带380v0段。

1.1.2.9低压备用电源系统

a.380v0段备用电源：

380v0段经404甲隔离开关、417乙断路器及隔离开关为380vⅠ段提供备用电源；

380v0段经404乙隔离开关为、427断路器及隔离开关为380vⅡ段提供备用电源；

380v0段经403甲隔离开关、435乙断路器及隔离开关为380vⅢ段提供备用电源；

380v0段经403乙隔离开关、4S2断路器及隔离开关为380vⅣ段提供备用电源；

低压备用段经3850断路器及甲、乙隔离开关为380vⅤ段提供备用电源；

低压备用段经3860断路器及甲、乙隔离开关为380vⅥ段提供备用电源；

低压备用段经3870断路器及甲、乙隔离开关为380vⅦ段提供备用电源；

低压备用段经3889隔离开关与380vⅧ、Ⅸ段的备用电源电缆连接，3889隔离开关正常运行在断开位置；

630断路器处于被联动状态。

b.380vⅧ、Ⅸ段后备用电源

3880和3890手车断路器为380vⅧ段和380vⅨ段备用自投电源，380vⅧ段和380vⅨ段互为备用；经3889隔离开关连接前段备用电源。

c.380vⅪ段和380vⅫ段没有备用电源。

1.1.2.10380v/220v低压动力盘系统正常由前半部来的电源供电，后半部电源电缆充电备用，解列点在动力盘去后半部母线电源隔离开关上，两套电源不允许长期并列运行。

1.1.3其它运行方式

1.1.3.1盘热、赵热线路任何一条停电检修时，根据盘锦电业局调度命令和值长命令，将东母线和西母线并列运行，继电保护的使用须按盘锦电业局调度和值长命令执行；应加强对运行线路、母线的检查和维护。

1.1.3.2当发电机组退出运行时，由本发电机组的主变带本系统厂用电源及本系统厂用电源所带的6kv段电源；同时断开本机组出口断路器及隔离开关。

1.1.3.3当主变压器或厂用工作电源检修停电时，本厂用工作电源所带6kv工作段由备用电源供电。

1.1.3.4当全厂运行设备全停倒受电运行时，东母线和西母线各带一台主变压器运行，特殊时可使用三台主变压器倒受电。

具体运行方式，应根据盘锦电业局调度命令制定母线运行方式。

1.2交流系统操作

1.2.166kv线路及母线的操作

1.2.1.1检查线路断路器（9601和9602及其隔离开关）在开位，线路充电由盘锦电业局调度变电所进行。

检查Ⅰ段、Ⅱ段母线所带主变压器高压侧断路器及隔离开关；Ⅰ段、Ⅱ段母线联络断路器（9600）及隔离开关在开位；东或西TV（YH）隔离开关在开位。

检查无误对母线充电，合上线路（9601或9602）隔离开关，合上（9601或9602）断路器，合上东或西TV（YH）隔离开关，检查母线电压，应正确。

注：

全电压合闸及保护投入应按盘锦电业局调度命令执行

1.2.1.2主变压器的操作

检查主变压器高压侧断路器及隔离开关在开位，检查主变压器低压侧所连接断路器及隔离开关在开位。

3TV（3YH）一次隔离开关在合位，主变压器各保护投入，检查无误，合上主变压器隔离开关，合上主变压器断路器，对主变压器充电。

检查主变压器低压侧电压，应正确。

1.2.2并、解列的操作

1.2.2.1同期点：

各发电机出口断路器；9621、9622和9624断路器。

1.2.2.2同期并列时，两系统频率必须相同；电压差调到最小；相序、相位应一致。

新投入或检修后的两电源并列前必须试验相序和相位关系的准确性。

1.2.2.3两系统间解列时，应将功率调整接近至零，电流尽可能到最小，以免解列后两系统的电压和频率变化太大。

1.2.2.4环状回路并列或解列时，必须考虑到环路内负荷角的大小和潮流的变化情况，以及对继电保护、设备过载等方面的影响。

1.2.2.5厂用380v系统工作电源与备用电源并列切换前，必须将厂用6kv系统环并后方可并列切换,否则严禁并列。

1.2.2.6在事故情况下可采取瞬停切换。

1.2.2.7低压动力盘操作前，应检查当时运行方式。

若并列点存在环并问题，则不准并列切换，须按1.2.2.5处理。

1.3交流系统的事故处理

1.3.1事故处理原则

1.3.1.1事故处理的主要原则是：

a.首先要设法保证厂用电源；

b.迅速限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身及设备的危险；

c.保证非事故设备继续良好运行，必要时增加出力，保证厂用电设备供电正常；

d.调整电力系统运行方式，使其恢复正常。

1.3.1.266kv系统故障时，必须联系盘锦电业局调度进行处理。

1.3.2强送电时的注意事项

1.3.2.1设备跳闸后，凡有下列情况者一般不强送电：

a.有严重的短路现象，如爆炸声、弧光等；

b.断路器严重缺油、真空管破裂、六氟化硫泄漏；

c.作业完了后充电时跳闸。

1.3.2.2凡跳闸后可能产生非同期电源者，禁止强送电。

1.3.2.3强送电时，应注意强送电设备的电流表和母线电压表，发现电流剧增，电压严重下降，应迅速拉开电源。

但不应将负荷电流或变压器的励磁涌流误认为是故障电流。

1.3.2.4强送电后应做到：

a.检查线路或发电机三相电流是否平衡，以免有断线或短路情况发生；

b.无论情况如何，皆应对已送电的断路器进行外部检查。

1.3.3母线的故障处理

1.3.3.1母线故障时，如发现有短路的象征，如爆炸、冒烟、起火或配电装置上有人作业等，则不许强送电，应检查处理。

1.3.3.266kv母线强送电时，应用六热一号或二号线路进行充电。

这是在母线故障时，配电装置上无人作业和没有明显短路现象时采用。

1.3.3.3当一条母线故障时，严禁用另一条母线通过母线隔离开关向故障母线强行送电。

1.3.3.4由于母线故障影响系统线路停电时，再次送电时必须与盘锦电业局调度联系方能进行。

1.3.4线路的故障处理

1.3.4.1线路的事故处理按调度协议规定或盘锦电业局调度和值长命令执行。

1.3.4.2．a．当盘热线路跳闸时，先保证1号发电机单带厂用电，首先通过6kv备用电源保证运行设备正常运行（注意6kv厂用备用电源负荷的分配），并及时与值长及盘锦电业局调度联系给盘热线路充电后经222断路器找同期并网；

b．当赵热线路跳闸时，先保证2号发电机单带厂用电，通过6kv备用电源保证运行设备正常运行（注意6kv厂用备用电源负荷的分配），并及时与值长及盘锦电业局调度联系给赵热线路充电后经224断路器找同期并网；

c.当盘热、赵热线路同时跳闸时，首先遵循1.3.4.2.a和1.3.4.2.b条运行方式；由1号发电机单带厂用电，保证所有运行设备正常运行，并及时与值长及盘锦电业局调度联系给盘热线路充电，

盘热线路倒受电后，联系值长和盘锦电业局调度，由222断路器找同期并入系统，恢复1号主变压器运行，然后逐步恢复全厂正常运行。

1.3.5接地故障的选择

1.3.5.1当系统发生接地故障时，应及时报告值长和盘锦电业局调度，并到现场进行检查，查明原因，向有关人员汇报，制定处理措施。

1.3.5.266kv系统接地时，按盘锦电业局调度命令进行处理。

属于盘热、赵热线路接地故障，应盘锦电业局调度停电处理；属于厂内变电所接地故障时，应调整发电机出力，由发电机单带厂用电，退出主变压器运行，然后处理。

严禁使用拉、合母联隔离开关的操作方法进行接地点的选择

1.3.5.36kv系统发生接地故障时，应根据当时的运行方式，找出故障点。

a.发生接地故障后，根据接地故障信号显示，先查6kv工作段；若故障段使用工作电源时，先将发出故障信号工作段备用电源断路器投入环并，然后断开工作电源断路器，此时6kv工作段接地信号未消失，发电机及主变压器低压侧接地信号消失，即判定为该工作段存在接地点；如接地信号消失，发电机及主变压器低压侧接地信号未消失，断开该该厂用分支电源断路器，如所有接地信号消失，即判定该厂用分支电源存在接地点；否则判定为发电机、主变压器低压侧或电压互感器接地。

b.若故障段使用备用电源时，先将故障信号工作段厂用分支电源及工作电源断路器投入环并，然后断开备用电源断路器，该6kv工作段接地信号未消失，即判定为该工作段存在接地点。

确定具体接地点按本规程1.3.5.5条进行。

1.3.5.4若判定接地点在发电机至主变压器低压侧时，首先选择主变压器低压侧电压互感器；如接地点继续存在，应联系值长，保持发电机电压和频率在额定值，将发电机负荷减至零，解列发电机，判定接地点；如果是发电机侧接地，则应退出发电机运行检查处理；如果是主变压器低压侧接地，则应退出发电机及主变压器运行检查处理。

1.3.5.56kv工作段接地的选择应遵循下列顺序：

a.将6kv接地故障段所带的低压厂用变压器所带380v工作段电源，由380v备用电源供电；对该低压厂用变压器进行选择；如果380v工作段没有备用电源时，应取得值长和各有关部门值班人员的同意后，采取瞬停方法选择；

b.联系某些可以短时间停止使用的电动机，停止运行，进行选择；

c.有备用电动机的设备与相应部门值班人员联系，应启用备用电动机，接替原负荷，停止接地故障工作段上运行的电动机，进行选择；

d.对某些不能停电又没有备用的设备，应取得值长和各有关部门值班人员的同意后，采取瞬停方法选择；

e.以上选择均不存在接地故障点时，可以判定为本段电压互感器或工作电源至备用电源断路器之间母线存在接地点，应停电进行检查处理。

1.3.6厂用电源事故处理

1.3.6.1厂用电系统发生故障，备用电源自动投入不成功时，应认真检查该系统有关设备，确认该系统设备无故障后，可向该系统设备试送电。

未经检查，严禁强送电。

1.3.6.26kv备用电源停电检修中，如工作电源跳闸时，可强送工作电源一次。

380v备用电源停电检修中，低压厂用变压器断路器及本段工作电源跳闸，经检查低压厂用变压器内部无故障，可强送工作电源一次；若低压厂用变压器内部故障，使保护动作，不得强行送电。

1.3.6.3各低压动力盘供电干线断路器跳闸或熔断器熔断一相，而无短路现象，可立即重合断路器或更换熔断器后送电。

当熔断器熔断两相及以上或干线断路器跳闸，而有短路象征时，经检查、测定绝缘电阻良好后，方可送电。

1.3.6.4当低压动力盘电源消失，用联络电源强送电时，应检查该盘确无短路象征后，方可送电。

1.3.7非同期振荡的事故处理

1.3.7.1非同期振荡现象：

a.发电机、系统之间的联络线路及变压器的电流，有、无功功率表周期性的剧烈摆动。

b.在电流、功率表摆动的同时，发电机电压表也摆动，振荡中心摆动最大，周期地降至很低，甚至接近于零。

c.发电机强行励磁装置动作。

d.频率升高或降低，并稍有摆动。

1.3.7.2非同期振荡的处理原则：

a.首先判明我厂发电机组的频率升高还是降低，如果频率表摆动剧烈无法判断，应按汽机转速表判明当时的频率情况。

b.频率降低应立即增加负荷直到最大允许值或振荡消除为止；如果频率升高应立即减少负荷直到最小或震荡消除为止。

c.无论频率升高或降低，均应调整发电机励磁，提高电压至最大值。

1.3.7.3振荡消除后应检查各发电机无功负荷分配情况，必要时人为调整。

1.3.8频率异常的事故处理

1.3.8.1当我厂与系统并列运行时：

a.频率发生异常时应按盘锦电业局调度有关规定处理；

b.但当频率过分降低威胁厂用电的安全运行时，厂内应采取有效措施，同时与盘锦电业局调度联系，设法提高频率。

1.3.8.2当我厂与系统解列运行时：

a.正常应设专人负责将频率调整在50～50.2Hz变化范围内运行；

b.当频率降低时，可根据有关规定进行处理。

1.3.9电压异常的事故处理

1.3.9.1我厂各母线电压的最高、最低允许值应按调度管理协议执行。

1.3.9.2各母线电压超过规定值时，应调整发电机励磁电流使其恢复正常。

如不能恢复正常，应报告盘锦电业局调度处理。

1.3.9.3在事故情况下为了保持电压，发电机转子可按事故过负荷的规定运行，并采取措施消除。

1.3.9.4当我厂由系统倒受电，如电压发生异常时，应报告盘锦电业局调度处理。

1.3.9.5为了保证电压的质量，正常应按盘锦电业局调度要求或根据当时的实际运行电压，主动调整各发电机无功出力，以提高系统电压。

1.3.9.6事故情况下，系统电压严重下降，采取一切方法均无效时，为防止电压崩溃事故的发生，须立即报告盘锦电业局调度处理。

2、发电机部分

2.1发电机的额定运行方式

2.1.1电压、频率、功率因数变动时的运行方式

2.1.1.1发电机运行电压变动范围在额定的+5%～-5%以内，而功率因数为额定值时其额定容量不变，此时定子电流相应地改变-5%～+5%。

2.1.1.2发电机最高电压不应高于额定值的110%，最低运行电压应根据稳定的要求来确定，一般不应低于额定值的90%。

2.1.1.3当发电机电压低于额定值的95%时，定子电流长期允许值不应超过额定值的105%。

2.1.1.4发电机额定功率因数为0.8。

当功率因数变动时，一般不应超过迟相的0.95。

当自动励磁装置投入运行情况下，必要时可以在功率因数为1.0的条件下运行，并允许短时间内功率因数在进相0.95～1.0范围内运行。

发电机功率因数的查对如下表：

功率因数查对表

比值=无功负荷（kvA）/有功负荷（kw）

比值

cosФ

比值

cosФ

比值

cosФ

5.40～5.35

0.19

1.86～1.88

0.47

0.87～0.89

0.75

4.80～5.30

0.20

1.81～1.85

0.48

0.85～0.86

0.76

4.56～4.79

0.21

1.76～1.80

0.49

0.82～0.84

0.77

4.35～4.55

0.22

1.71～1.75

0.50

0.80～0.81

0.78

4.15～4.34

0.23

1.67～1.70

0.51

0.77～0.79

0.79

3.97～4.14

0.24

1.63～1.66

0.52

0.74～0.76

0.80

3.80～3.96

0.25

1.59～1.62

0.53

0.72～0.73

0.81

3.65～3.79

0.26

1.55～1.58

0.54

0.69～0.71

0.82

3.51～3.64

0.27

1.51～1.54

0.55

0.66～0.68

0.83

3.37～3.50

0.28

1.47～1.50

0.56

0.64～0.65

0.84

3.25～3.36

0.29

1.43～1.46

0.57

0.61～0.63

0.85

3.13～3.24

0.30

1.39～1.42

0.58

0.59～0.60

0.86

3.04～3.12

0.31

1.36～1.38

0.59

0.56～0.58

0.87

2.94～3.03

0.32

1.32～1.35

0.60

0.53～0.55

0.88

2.82～2.91

0.33

1.29～1.31

0.61

0.51～0.52

0.89

2.73～2.81

0.34

1.26～1.28

0.62

0.48～0.50

0.90

2.64～2.72

0.35

1.22～1.25

0.63

0.45～0.47

0.91

2.56～2.63

0.36

1.19～1.21

0.64

0.42～0.44

0.92

2.48～2.55

0.37

1.16～1.18

0.65

0.39～0.41

0.93

2.40～2.47

0.38

1.13～1.15

0.66

0.35～0.38

0.94

2.33～2.39

0.39

1.10～1.12

0.67

0.32～0.34

0.95

2.27～2.32

0.40

1.07～1.09

0.68

0.28～0.31

0.96

2.20～2.26

0.41

1.04～1.06

0.69

0.24～0.27

0.97

2.14～2.19

0.42

1.01～1.03

0.70

0.18～0.23

0.98

2.08～2.13

0.43

0.98～1.00

0.71

0.11～0.17

0.99

2.02～2.07

0.44

0.96～0.97

0.72

0.00～0.10

1.00

1.96～2.01

0.45

0.93～0.95

0.73

1.89～1.95

0.46

0.90～0.92

0.74

比值=无功负荷（kvA）/有功负荷（kw）

2.1.1.5发电机正常运行应保持额定频率，其允许变化范围±0.5Hz，此时，发电机可按额定容量运行。

2.1.1.6当频率超过±0.5Hz时，应按频率管理规定处理。

2.1.2发电机允许的温度与温升

2.1.2.1正常运行中发电机转子和定子线圈与铁芯的最大允许温度和温升不得超过下表规定的数值：

转子绕组

定子绕组

定子铁芯

最高温度（℃）

130

105

105

温升（℃）

90

65

65

2.1.3不同入口风温的运行方式

2.1.3.1发电机入口风温保持在20℃～40℃之间为正常运行状态，超出此范围为异常运行状态。

2.1.3.2当入口风温超过40℃时，在40℃～45℃范围内，每增加1℃时，应降低定子电流额定值的1.5%。

在45℃～50℃范围内，每增加1℃时，应降低定子电流额定值的2%。

在50℃～55℃范围内，每增加1℃时，应降低定子电流额定值的3%。

2.1.3.3当入口风温在20℃以下时，每降低1℃时，允许定子电流升高额定值的0.5%。

此时转子电流也允许有相应的增加。

2.1.3.4在额定状态下运行，出、入口风温差不得超过25℃；两侧入口风温差不大于3℃.若超过规定值，表明发电机冷却系统已不正常。

2.1.3.5发电机最高允许入口风温不高于55℃，最低入口风温以空气冷却器不凝水珠为准。

2.2正常对发电机的操作与维护

2.2.1发电机的启动、并列、负荷调整和退出运行

2.2.1.1发电机启动前的准备：

a.应详细检查发电机本体及附属设备全部完好，与本机组有关的工作票全部收回；

b.拆除临时接地线、短路线、工作牌以及临时遮拦，恢复常设的固定遮拦；

c.检查发电机各部分及其周围的清洁情况，照明及有关的设备，如导出线及其连接的设备、控制设备等，必须完整好用；

d.发电机的继电保护装置完好，压板位置正确；

e.磁场变阻器（RC电阻在最大位置）在正确位置，完整好用。

2.2.1.2发电机在启动前，应测量定子线圈回路引出线的绝缘电阻；全部励磁回路绝缘电阻；电压互感器、励磁机轴承的绝缘电阻。

2.2.1.3测量发电机定子线圈的绝缘电阻应使用2500v摇表，并符合下列规定：

a.R60"/R15"应大于1.3倍（温度在10℃～30℃之间）；

b.R60"绝缘电阻的测量结果与以前同样条件下的测量结果相比较，应不低于1/3～1/5（指换算到75℃时的数值）。

换算公式：

R75=Rt/2（75-t）/10（ΜΩ）

式中R75—75℃时的绝缘电阻（ΜΩ）

Rt—在t℃时所测得的绝缘电阻（ΜΩ）

t—绕组本身的温度（℃）

2.2.1.4测量励磁系统的绝缘电阻应使用500v摇表，并符合下列规定：

a.全部励磁回路的绝缘电阻值不应低于0.5兆欧姆；

b.单独转子线圈的绝缘电阻不得低于1兆欧姆。

2.2.1.5励磁机轴承、油管法兰垫的绝缘电阻使用500-1000v摇表测量，测量结果应在1兆欧姆以上。

测量应在发电机转动以后进行。

2.2.1.6测量绝缘电阻时的时间、天气、温度、所使用摇表同测量结果一并记入绝缘电阻登记簿中，如低于允许值，应报告分场和厂总工程师。

2.2.1.7发电机启动前的试验：

a.发电机出口断路器、励磁断路器各