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深井泵电机绝缘电阻如何测量
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亦可以将导线对水泵出水钢管测量（或将一根测量导线垂到井中），但是这样做只能是个参考数 （1千伏1M欧）
用户提供的回答3：
用摇表啊（也叫兆欧表），专门用来测绝缘电阻的，普通万用表由于电池电压太低，无法测出实际加电后的绝缘状况
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1电气主要参数发电机参数 发电机型号 TAKS-RCH ：三相交流卧式隐极空冷同步汽轮发电机 视在功率 235500(kVA) 有功功率 200000(kW) 最大连续输出功率（220000 KW） 额定电压 18(KV) 额定电流 7554(A) 励磁电流 1650(A) 励磁电压 270(V) 定子绕组联接方式 Y 转子旋转方向从汽轮机端看为顺时针 接地系统：中性点通过单相变压器-电阻接地 励磁方式：静止励磁 定子线圈、铁芯端部构件的极限温度&120(℃) 转子线圈极限温度&115(℃) 功率因数：0.85 短路比：≥0.528 发电机冷却器及轴承润滑油参数 气体冷却器 4（组） ： 入口风温≤40(℃) 出口风温≤78(℃) 冷却器进水温度≤33(℃) 冷却器出水温度≤38(℃) 冷却器总水流量 560 T/h 冷却器水量 9000L/min 轴承润滑油进口温度 46(℃) 轴承润滑油出口温度 65(℃) 励磁系统技术数据 空载励磁电压 70V 空载励磁电流 570A 励磁功率柜额定电流 2100A 强励顶值电压 675V 强励电流 3500A 强励允许时间 20S 6KV 变压器及辅机功率、电流统计： 除尘变：功率 2500KW、电流：229A。 输煤变：功率 2500KW、电流：229A 低厂变：功率 2000KW、电流：183A 脱硫变：功率 1600KW、电流：146A 低公变：功率 1250KW、电流：114A 化学变：功率 1250KW、电流：114A 空冷变：功率 800KW、电流：73A 检修变：功率 630KW、电流：58A 照明变：功率 315KW、电流：29A 引风机：功率 1600KW、电流：187.5A 送风机：功率 1120KW、电流：133.2A 磨煤机：功率 800KW、电流：106.4A1给水泵：功率 3100KW、电流：341A 热网循环水泵：功率 1000KW、电流：115A 循环水泵：功率 250KW、电流：30A 凝结水泵：功率 250KW、电流：30A 斗轮机：功率 55KW、电流：102.5A；380V 破碎机：功率 250KW、电流：32.2A？？？ 增压风机：功率 1300KW、电流：150.7A OA、OB 循环浆泵：功率 560KW、电流：66.5A OC 循环浆泵：功率 630KW、电流：74.7A UPS 有功功率：64（KW） 柴油发电机容量：800（KW） 柴油发电机组能在大于 100 小时内连续满 容量运行。自起动时间&10 秒 接地电阻柜技术数据 容量 70KVA 额定电压 18KV 额定电流 505.1A 电压变比 18/0.22KV 电阻值 0.25Ω 电流互感器变比 150/5A 电流互感器容量 15VA 发电机绝缘值规定 1) 定子绕组 在发电机出口与封闭母线断开时，用 2500V 摇表测 量每相对地绝缘电阻值应不低于 10 M? 。当温度在 10℃～30℃范围内定子绕组吸收比 R60/R15 应不小于 1.3. 否则应对其进行干燥处理。 2) 转子绕组 当温度在 10℃～30℃范围内，用 500V 摇表测量对 地绝缘电阻应不低于 0.5M?。 3）隔音罩刷架 导电板与底架及隔音罩之间的绝缘用 1000V 摇表 测量电阻值应不低于 1M?。 4）座式轴承 轴承座对地绝缘电阻值应不低于 1M?，用 1000V 摇 表测量。 发电机封闭母线系统：我厂#1、#2 机采用发变组单元 接线方式 型式：离相式封闭母线 额定电压 18KV 最高电压 18KV 额定电流 A 额定频率 50 Hz 封闭母线微正压装置压缩空气压差正常值指示 300-2000Pa，当干燥剂颜色变为粉红色时及时联系检 修更换。 励磁变(树脂浇注干式整流变)参数 额定容量:KVA 额定电压:18±2*2.5%/0.56/0.38KV 额定电流:51.64/.193A 一次额定电流：51.64A2二次额定电流：1649.6A 三次额定电流：15.193A 阻抗电压:6.21% 接线方式:Y,d11,y0 绝缘等级:F 温升限制:100K 冷却方式:AN（空冷） 主要指标参数 1) 晶闸管控制角α 的移相范围:0―180 度。 2) 调节频率:100 次/秒。 3) 调压范围:30%―110%。 4) 调压精度: ± 0.5%。 5) 自动零起升压:升压时间 4s,2%残压可靠起励， 超调小于 5%。 6) 10%阶跃响应:超调量的 50%,振荡次数小于 3 次, 调节时间小于 10 秒。 可控硅整流装置的设备规范： 额定输出电压：297V 额定输出电流：1925A 强励额定电压：675V 强励额定电流：3500A 控制电源: 220V DC 强励允许时间：20s 进相运行方式： 1） 最大进相深度不超过静态稳定极限， 进相运行 的允许范围主要受发电机静态稳定和定子铁 芯端部结构件发热两个因素的限制， 发电机在 结构上能满足在超前功率因数 0.95 的情况下 稳定运行。 2） 发电机进相运行按网调令执行 3） 进相运行的机组有功负荷一般不宜过大， 并尽 量稳定运行 4） 发电机并网后，在机炉未定参数之前，不应将 发电机转入进相运行 5） 当机组已在高功率因数运行且 220kv 母线电 压高于无功电压调度曲线上限时， 机组需进相 运行，进相运行需经网调同意后执行，由进相 改为迟相运行后应汇报网调。 6） 发电机进相运行中，应注意监视机组进相深 度，厂用 6kv，0.4kv 电压，发电机定子，转 子电流及温度等参数不超过规定值。 厂用电压 控制在不低于额定电压的 95%。 7） 进相运行时发现励磁系统不稳定， 转子滑环电 刷冒火严重时，应将发电机退出进相运行，待 处理好后再转入进相运行。 发电机励磁系统运行方式： 1） 运行原理：采用自并励静止励磁系统，正常运 行期间，励磁系统由机端静止励磁变压器供 电。 励磁变将发电机出口电压转变为可控硅的 工作电压， 并在电气上将发电机电压与发电机 磁场绕组之间隔离， 交流电经整流器转变为直2流电后经磁场开关、碳刷、滑环供给发电机转 子绕组作为励磁电流。 启励装置具有独立的启 励变压器、整流回路、交流输入开关及直流输 入开关的一整套设备， 其交流电源取自低压厂 用 0.4kvpc 段经启励变压器变换为交流 12v 后 经整流变为直流最后经开关输出启励变压器 在厂用电与启励整流回路间形成电气隔离， 启 励装置投入 10 秒之内不论定子建压成功与否 都自动退出运行。 发电机正常解列时采用逆变 灭磁，发生故障时采用灭磁开关和灭磁电阻 （氧化锌非线性电阻）灭磁 2） 发电机冲转至额定转速的 95% 后合上灭磁开 关，发出“励磁投入”命令 3） 励磁系统采用 HWLT―4 型微机励磁调节器， 由 两套独立的微机通道和一套独立的模拟通道 组成， 正常情况下同时运行但是只有一套能够 发出控制信号，其它通道处于热备用状态，其 给定值及在线参数处于跟踪工作状态， 在线通 道一旦故障经 60ms 延时后热备用者立即投 入，此时热备用者发出控制信号，原通道信号 被闭锁，当两微机通道均出现故障时，模拟通 道自动切入，该通道完全独立于自动通道，是 一个独立的工作备励。 4） 励磁系统 AVR 具有四种控制方式：一、自动电 压调节， 二、 磁场电流调节、 三、 恒无功调节， 四恒功率因数调节 5） 励磁系统 AVR 具有四种限制功能：一、定子电 流限制、二、磁场电流限制。三、欠励限制。 四、伏特赫兹限制。 6） 励磁系统 AVR 辅助功能：a、电力系统稳定器 （PSS）.b、跟踪器。C、系统软启动。D、系 统电压跟踪。E、无功加载。F、无功减载。G、 逆变灭磁。H、各种运行方式之间的给定跟踪。 7） 励磁系统的 AVR 保护功能：a、PT 断线保护。 B、脉冲丢失保护。 8） 调节器供电电源 A、 B 套交流 220V 电源取自本 机 UPS，直流 220V 电源取自厂用 220V 直流段 发电机失磁时的异步运行：发电机在失磁状态下不能 运行。转子可能过热，造成发电机事故隐患，如发电 机失磁运行，应立即跳闸（失磁保护动作）并停机检 查确定转子热损坏程度。 发电机不平衡负载运行：当发电机运行负载不平衡 时，如果持续负序电流不超过额定电流的 8%，且每相 电流不大于额定电流，允许发电机长期运行。 励磁变保护 励磁变速断过流保护 全停 励磁变过负荷保护 t1 报警，自动减负荷；t2 全停或 程跳 励磁变温度保护 130℃高温报警 150℃超高温跳闸 TA 断线判别 变压器并列运行的基本条件：31) 接线组别相同。 2) 变比电压相等。 3) 短路电抗相等。 4) 容量相等。 电动机电阻值规定： 1) 高压电动机定子线圈用2500V兆欧表测量， 其绝缘电阻值不低于每千伏1MΩ 。 2) 低压电动机定子线圈用500V兆欧表测量， 电 阻值不低于0.5MΩ 。 3) 直流电动机定子线圈用1000V兆欧表测量， 电阻值不低于0.5MΩ 。 4) 大 修 后 的 大 型 电动 机 的轴 承 绝 缘 ， 应用 1000V 兆欧表测量绝缘电阻，绝缘电阻值不低于 0.5MΩ 。 5) 所测量的数值应与以前同温度时的数值相 比较， 若低于以前所测数值的70%时， 应查明原因。 运行中母线的温度规定 分相封闭母线外壳温度不超过 55℃， 最高不超过 65℃。 分相封闭母线温度不超过 80 ℃，最高不超过 85℃。 共箱封闭母线外壳温度不超过 50℃， 最高不超过 55℃。 共箱封闭母线温度不超过 75 ℃，最高不超过 80℃。 铝排母线温度不超过 65℃，最高不超过 70℃。 偏频运行时间限值： 频率 51.5（HZ） 寿 命 期 累 计 时 间 &30 （ min ） 每次持续时间&30（s） 频率 51.0（HZ） 寿 命 期 累 计 时 间 &180 （ min ） 每次持续时间&180（s） 频率 48.5～50.5（HZ） 连续运行 频率 48.0（HZ） 寿 命 期 累 计 时 间 &30 （ min ） 每次持续时间&300（s） 频率 47.5 （HZ）寿命期累计时间&60 （ min ） 每 次持续时间&60（s） 频率 47.0（HZ） 寿 命 期 累 计 时 间 &10 （ min ） 每次持续时间&10（s） 电压升高同时频率降低工况可导致发电机和变压器 过磁通量，电压降低的同时频率升高可导致发电机旋 转部件所承受的应力增大，这些因素将引起发电机温 度升高和寿命缩短，应尽快降低负荷和限制这些工况 运行。 1.变压器的铭牌参数和设备规范 主变压器 SFP10- 额定容量 240(MVA) 额定电压 242±2*2.5%/18(KV) 额定电流 572.6(A) LV 额定电流 7698(A) 冷却方式强油循环风冷(ODAF)；5 组冷却器 绕组允许温升 55(℃)3顶层油允许温升 45(℃) 接线组别 Yn,d11 中性点接地方式高压侧 直接接地 空载损耗≤100.11kW 负载损耗≤507.7kW 高厂变 SFF10-31500/20 额定容量 31.5/20―20MVA 额定电压 18±2*2.5%/6.3―6.3(KV) 额定电流 1010.36(A) LV 额定电流 2.86(A) 冷却方式自然油循环风冷(ONAF)；8 组冷却器 绕组允许温升 65(℃) 顶层油允许温升 55(℃) 接线组别 D，d0-d0 中性点接地方式 不接地 空载损耗 17.31kW 负载损耗 137.89kW 启/备变 SFFZ- 额定容量 31.5/20―20MVA 额定电压 230±8*1.25%/6.3―6.3(KV) 额定电流 79.1(A) LV 额定电流 2.9(A) 冷却方式自然油浸风冷(ONAF)；6 组冷却器 绕组允许温升 65(℃) 顶层油允许温升 55(℃) 接线组别 Yn,d11-d11 中性点接地方式高压侧 直接接地 低压侧不接地 空载损耗 23.75kW 负载损耗 130.49kW 柴油机参数 柴油发电机组能在大于 100 小时内连续满容量运行。 自起动时间&10 秒。 柴油发电机组的基本技术规格 额定电压 400V 额定电流 1443A 额定频率 50Hz 额定转速 1500 转/分 功率因数 0.8（滞后） 相数 三相 接法 Y 励磁方式 无刷励磁 起动方式 直流电启动 冷却方式 闭式循环水冷却 容量 800kw 主变温度保护 主变油面温度 45℃停止辅助冷却器 主变油面温度 60℃启动辅助冷却器 主变油面温度 75℃信号报警 主变油面温度 90℃跳闸 主变绕组温度 65℃停止辅助冷却器4主变绕组温度 80℃启动辅助冷却器 主变绕组温度 95℃信号报警 主变绕组温度 100℃跳闸 高厂变温度保护 高厂变油面温度 55℃停止辅助冷却器 高厂变油面温度 65℃启动辅助冷却器 高厂变油面温度 80℃信号报警 高厂变油面温度 跳闸 高厂变绕组温度 70℃停止辅助冷却器 高厂变绕组温度 80℃启动辅助冷却器 高厂变绕组温度 90℃信号报警 高厂变绕组温度 100℃跳闸 启备变温度保护 启备变油面温度 55℃停止辅助冷却器 启备变油面温度 65℃启动辅助冷却器 启备变油面温度 80℃信号报警 启备变油面温度 90℃跳闸 启备变绕组温度 70℃停止辅助冷却器 启备变绕组温度 80℃启动辅助冷却器 启备变绕组温度 90℃信号报警 启备变绕组温度 100℃跳闸 0.4KV 电力电缆允许过负荷 10%， 连续运行时间 2 小 时 6KV 电力电缆允许过负荷 15%， 连续运行时间 2 小时 220v 直流系统，额定容量 1500Ah，蓄电池数量 103 只，交流输入电压 380±15% 110v 直流系统，额定容量 500Ah，蓄电池数量 52 只， 交流输入电压 380±15% 网控 110v 直流系统，额定容量 200Ah，蓄电池数量 52 只，交流输入电压 380±15% 交流输入频率 50Hz，直流输出额定电压 220v，额定 电流 320A 交流输入频率 50Hz，直流输出额定电压 110v，额定 电流 240A 交流输入频率 50Hz，直流输出额定电压 110v，额定 电流 200A 浮充稳压范围：220―244v，单体电池额定电压 2v 浮充稳压范围：110―132v，单体电池额定电压 2v 浮充稳压范围：110―132v，单体电池额定电压 2v 单体电池均衡充电：2.33―2.35v 放电终止电压 1.8v 单体电池均衡充电：2.33―2.35v 放电终止电压 1.8v 单体电池均衡充电：2.33―2.35v 放电终止电压 1.8v SF6 气体压力低报警，闭锁整定值（20℃） 额定值： 1MPa 报警值： 0.89 MPa 闭锁值： 0.86 MPa 柴油发电机保护 交流电压过高 交流电压低 过频 欠频 励磁故障 励磁电路过流4超速 励磁电流过载 转速信号丢失 交流电流过高 紧急停机 盘车失败 启动失败 停机失败 冷却液温度过高 冷却液温度过低 蓄电池电压过高 蓄电池电压过低 机油压力过低 机油压力传感器，信号超出正常范围 充电器故障 蓄电池电量不足 1. 发电机振荡或失步 1 现象 1.1.1 发电机定子电流剧烈摆动，并超过正常值。 1.1.2 发电机有功负荷、无功负荷大幅度摆动。 1.1.3 发电机和220kV 母线上各电压都显示剧烈摆 动，通常电压低。 1.1.4 发电机发出嗡嗡声， 其节奏与上述显示的摆动 合拍。 1.1.5 如为本机失步引起振荡， 则本机的显示晃动幅 度要比邻机激烈，且本机有功负荷显示摆动方向与邻 机相反；如为系统振荡时，则两台发电机显示的晃动 是同步的。 2 原因 1.2.1 系统短路。 1.2.2 系统无功缺额大。 1.2.3 发电机励磁突然减少及失磁等。 3 处理 1.3.1 增加发电机励磁电流，尽可能增加发电机无 功。 1.3.2 在系统振荡时， 应密切注意机组重要辅机的运 行情况，并设法调整有关运行参数在允许范围内。 1.3.3 若由于发电机失磁造成系统振荡， 失磁保护拒 动时， 应立即用发电机紧急解列按钮 （或逆功率保护） 及时将失磁的发电机解列，并应注意6kV 厂用电应切 换成功，若切换不成功，则按有关厂用电事故处理原 则进行处理。 1.3.4 采取上述措施后， 仍不能恢复同期， 失步保护 拒动时，应用发电机紧急解列按钮（或逆功率保护） 及时将失步的发电机解列,并应注意6kV 厂用电应切 换成功，若切换不成功，则按有关厂用电事故处理原 则进行处理。 1.3.5 系统振荡时发变组失步、 失磁等机组保护如动 作跳闸，则按机组跳闸处理。 1.3.6 发电机出现振荡， 强励动作时， 运行人员不要5干预，但要加强发电机各参数的监视。 1.3.7 发电机解列后，应查明原因，消除故障，检查 发变组系统正常后才可以将发电机重新并列。 2. 发电机失磁 2.1 现象 2.1.1 励磁电流指示为零或接近于零。 2.1.2 发电机无功负荷指示为负值。 2.1.3 发电机有功负荷指示下降。 2.1.4 发电机定子电压下降，定子电流上升，超过 额定值。 2.2 原因 2.2.1 励磁回路故障。 2.2.2 HWLT-4 型调节器故障。 2.2.3 灭磁开关FMK误断开。 2.3 处理 2.3.1 当发电机失去励磁时， 失磁保护应动作， 则按 发变组开关跳闸处理。 2.3.2 若失磁保护未动作， 且危及系统及本厂厂用电 的安全运行时，则应立即用发电机紧急解列按钮及时 将失磁的发电机解列，并应注意6kV 厂用电应切换成 功，若切换不成功，则按有关厂用电事故处理原则进 行处理。 2.3.3 在上述处理的同时， 应尽量增加其它未失磁机 组的励磁电流，以提高系统电压和稳定能力。 2.3.4 发电机解列后， 应查明原因， 消除故障后才可 以将发电机重新并列。 3. 发电机逆功率运行 3.1 现象 3.1.1 汽机主汽门关闭。 3.1.2 发电机有功表指示为零或反向。 3.1.3 发电机无功表指示增大。？ 3.1.4 发电机定子电流表指示降低。 3.2 原因 汽轮机主汽门关闭。 3.3 处理 3.3.1 发电机逆功率保护应动作出口跳闸。 3.3.2 汽轮发电机组逆功率运行时间不得超过1 分 钟。 3.3.3 若逆功率保护拒动， 用发电机紧急解列按钮及 时将逆功率运行的发电机解列，并应注意6kV厂用电 应切换成功，若切换不成功，则按有关厂用电事故处 理原则进行处理。 3.3.4 发电机解列后， 应查明原因， 消除故障后才可 以将发电机重新并列。 4. 发变组保护动作跳闸 4.1 现象 4.1.1 电气“??保护动作” “220kV 开关跳闸”光 字牌报警。 4.1.2 DCS 画面上主变220kV 开关、灭磁开关FMK跳 闸。 4.1.3 发电机三相电流、定子电压、有功、无功、频5率指示为零。 4.1.4 6kV 母线工作电源进线开关跳闸， 相应的备用 进线开关自动合闸。 4.1.5 故障录波器启动记录。 4.2 原因 4.2.1 发变组保护误动 4.2.2 机组或系统故障 4.2.3 人员误动。 4.3 处理 4.3.1 确认主变出口220kV 开关三相确已跳闸， 灭磁 开关FMK确已跳闸，否则手动断开。 4.3.2 确认6kV 母线备用进线开关切换成功， 若切换 不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理。 4.3.3 立即查明保护动作情况，作好记录，并检查 故障录波器相关信息，经继保人员确认后复归保护信 号，并对发变组及其有关设备作详细的外部检查，查 明有无外部故障症状。 4.3.4 查明事故原因， 故障排除后， 汇报值长申请重 新并网，若为发电机内部故障，则应将机组改检修状 态后进行检查。 4.3.5 如发现属人为误动引起， 则应汇报调度立即将 发电机并入电网。 5. 发变组非同期并列 5.1 现象 5.1.1 发电机并列时产生较大的冲击电流。 5.1.2 发电机发生强烈振动、声音异常。 5.2 原因 5.2.1 发电机并列时，同期条件不满足。 5.2.2 同期回路存在故障。 5.3 处理 5.3.1 若发电机已经并入电网且无显著影响和振动， 且逐渐平稳，应加强对发电机的全面检查，如无异常 可以继续运行，如有明显故障现象（发电机本体或附 件有变形、振动增大）等，应停机解列检查。 5.3.2 若发电机产生很大的冲击并引起强烈的振动， 显示摆动剧烈且不衰减，则应立即解列停机。 5.3.3 非同期并列引起发变组跳闸， 应立即检查保护 动作情况， 汇报值长， 对发变组进行全面检查及试验， 再决定是否重新并网。 6. 发电机定子接地 6.1 现象 “定子接地”光字牌亮。 6.2 处理 6.2.1 当发电机定子接地保护投跳闸时， 保护应动作 跳闸，按发变组主开关跳闸处理。 6.2.2 当定子接地保护投跳闸但保护未动作时， 应立 即查明原因，如经判断发电机定子确有接地时，则应 立即解列停机。 7. 发电机转子一点接地 7.1 现象 “转子一点接地”报警。67.2 处理 7.2.1 对励磁系统进行全面检查，有无明显接地。 7.2.2 如接地的同时发电机发生失磁或失步， 应立即 解列停机。 7.2.3 配合检修人员确定接地点。 7.2.4 如为外部接地，由设法尽快消除。 7.2.5 如为内部接地，汇报值长，尽快停机。 7.2.6 转子发生一点接地后， 要立即汇报相关领导和 技术人员协同进行处理，投入发电机转子二点接地保 护，并做好紧急停机预案。 8.发电机定子电压异常 8.1 现象 8.1.1 发电机定子电压上下波动频繁。 8.1.2 发电机 AVR 调节装置异常报警，过励、欠励 限制可能动作。 8.1.3 发电机无功功率波动大。 8.1.4 高厂变及所有厂用低压变压器电流波动。 8.1.5 各厂用辅机出力有变化。 8.1.6 AVC 无功电压自动控制装置有异常。 8.1.7 220kV 线路、母线参数波动。 8.2 处理 8.2.1 检查发电机 AVR 运行正常。 8.2.2 若发电机电压高于额定值的 10%(19.8KV) 时，应降低无功功率，但功率因数不宜超过 0.95。 8.2.3 若电压低于额定值的 10%(16.2KV)时，应及 时提高无功功率，但功率因数不宜低于 0.85；当电压 过低影响到 6kV 厂用系统的运行时，6kV 高压厂用母 线段可倒换为备用电源接带， 通过调节#1 启备变有载 调压装置保证厂用电正常运行。 8.2.4 系统发生事故，出现振荡现象，任何时候不 得退出 AVR 自动方式运行。 8.2.5 若系统电压较高或较低，导致发电机出口电 压异常时，可申请调度统一协调处理。 8.2.6 经以上调整仍不能恢复到规定范围内时，应 联系维护人员处理，按调度命令执行。 9.频率异常事故 9.1.1 发电机频率高于 50.5HZ 时，应汇报值长联 系全厂所有机组协调减少出力降周波。若仍无效时， 应由值长汇报调度在网内协调处理，按调度规程执 行。 9.1.2 发电机频率低于 49.5HZ 时，应汇报值长联 系全厂机组协调提高出力升周波。若仍无效时，应由 值长汇报调度在网内协调处理，按调度规程执行。 9.1.3 频率调整操作由主、副值班员进行，并要严 密监视，尽可能调整到规定的范围内运行，低频运行 时，应注意定子电流、励磁电流是否过负荷及发电机 和厂用母线电压情况。 9.1.4 密切监视发电机定、转子、温度以及进出口 风温等参数。 9.1.5 若频率降至 47.0Hz 以下超过发电机频率保 护定值，发电机保护动作于跳闸，否则手动打闸 停6机。 10.发电机升不起电压 10.1 检查发电机定子电压、 励磁电压以及励磁电流指 示是否正常。 10.2 检查发电机灭磁开关、励磁刀闸合闸是否良好， 发电机是否起励，起励电源是否正常。 10.3 检查发电机 1PT、2PT 二次保险接触是否良好， 一次保险是否正常。 10.4 调节器是否正常，调节器直流电源是否良好。 10.5 检查励磁变运行是否良好。 10.6 检查发电机碳刷接触是否良好。 10.7 检查整流功率柜工作是否正常。 11.发电机在运行中遇有下列情况之一者，应立即紧 急停机。 11.1 必须停机才能避免的人身和设备事故。 11.2 发电机内部、发电机滑环冒烟着火。 11.3 发电机出口 PT、 中性点 PT 发生冒烟着火时。 11.4 发电机振动大超过允许值。 11.5 发变组出口断路器外发生长时间的短路，定 子电流指示最大、电压剧烈降低时，发电机的保护拒 动。 11.6 发电机保护动作而发电机未跳闸时。 11.7 主变、高厂变、励磁变达到任一紧急停机的 条件时。 12. 0.4KV 除尘 PC 1A 段失电事故处理预案 1. 预防措施 1.1.1 如有母线上动力故障，需进行摇绝缘工作 时，必须两人进行该工作，测量绝缘前，必须认真验 电，防止误碰带电部分，正常运行中，加强对 0.4KV 除尘 PC 1A 段母线电压及工作进线电流的监视， 0.4KV 母线电压维持在 361 ～ 418V ，母线电压最高不超过 418V,工作进线电流不超过规定值。 1.1.2 进出配电室，必须随手将门锁好，防止小动 物进入。 1.1.3 启动动力设备时，严禁该母线上两个及以上 动力同时启动，防止过流保护动作造成母线失电；启 动动力前检查其机械部分完好，防止启动电流过大造 成母线故障；启动动力前检查母线电压在正常范围。 1.1.4 正常运行中，严禁打开开关间隔后门进行测 量检查等工作，防止人为的造成母线短路或接地故 障，造成母线失电。 2. 事故现象 2.2.1 相应保护动作跳闸的光字牌、报警信号发。 2.2.2 已跳闸的 1A 除尘变高低压侧 6 开关绿灯亮，0.4KV 母联 411248 开关绿灯亮。 2.2.3 0.4KV 除尘 PC 1A 段电流表、电压表指示回 零。 2.2.4 除灰空压机失电，相关输送风机、空压机风 扇电源失去。 2.2.5 电除尘部分阴阳极电机振打装置停运,除尘 PC1A 段接带的所有硅变失电。72.2.6 相应电除尘本体检修电源（一）失去。 3. 处理预案 3.3.1 根据事故现象，判断故障性质，无保护闭锁 信号时，检查除尘 PC 1A 段工作电源进线 41224 开关 确已断开后，可手动强合该段母联 411248 开关；若 强合成功，汇报值长组织运行人员恢复该段转机运 行；若强合不成功，汇报值长组织运行人员调整机组 所带负荷，防止事故扩大。 3.3.2 迅速检查除灰空压机的负荷运行，恢复输送 风机、空压机运行正常。 3.3.3 迅速检查故障母线事故原因，隔离故障点恢 复除尘 PC 1A 段运行，汇报值长联系检修人员对故障 设备进行抢修处理。 3.3.4 若属除尘 PC 1A 段本身的故障引起时，应迅 速采取隔离措施，切断故障母线段所有的电源开关及 刀闸；汇报值长联系检修维护进行除尘 PC 1A 段的抢 修处理。 3.3.5 如果是 1A 除尘变故障，则立即隔离，通过 联络 411248 开关利用除灰 PC 1B 段接带除尘 PC 1A 段负荷。 3.3.6 若属保护误动，应汇报值长申请生产厂长退 出该保护，立即恢复该母线供电。 3.3.7 若属人员误操作或误碰，立即恢复母线正常 供电。 3.3.8 发现故障不能很快排除或故障点一时找不 到，应将该段母线所带除灰空压机 MCC 电源倒至另一 路电源供电。 3.3.9 夜间处理事故，做好应急照明。 13. 变压器发生以下情况时，应立即紧急停运处理 13.1 发生不停电不能抢救的人身触电和火灾。 13.2 发生变压器套管破裂，表面闪络放电。 13.3 出线引线端子熔化，断线起弧。 13.4 变压器油枕或压力释放阀向外喷油。 13.5 变压器发生强烈不均匀的噪音，内部有爆炸放 电声。 13.6 在正常的负荷和冷却条件下，变压器上层油温 急剧升高超过允许值且继续上升。 13.7 变压器外壳破裂大量漏油。 13.8 大量漏油使瓦斯继电器看不见油位。 13.9 冷却装置故障无法恢复，超过规定时间。 13.10 干式变压器绕组有放电声，并有异味。 14. 允许先联系后停运变压器的异常现象及处理 14.1 现象 14.1.1 变压器瓷套管有裂纹，同时有放电声。 14.1.2 变压器高、 低压侧引线严重过热， 但未熔化。 14.1.3 变压器连接引线有断股或断裂现象。 14.1.4 变压器顶部有落物危及安全运行，不停电无 法消除者。 14.1.5 变压器本体严重渗漏油。 14.1.6 变压器在正常过负荷和正常冷却条件下，温 度不正常升高，但未超过最高允许值。714.1.7 变压器声音异常但无放电者。 14.1.8 变压器的油色和油位不正常，油质不合格。 14.1.9 变压器事故过负荷引起局部过热者。 14.1.10 变压器冷却装置故障短期内无法修复 者。 14.2 处理 14.2.1 将异常现象汇报值长。 14.2.2 加强对异常运行变压器的检查和监视， 尽可能 降低该变压器的负荷运行。 14.2.3 若有备用变压器，尽可能倒为备用变压器运 行。 14.2.4 变压器异常情况继续发展， 严重威胁安全运行 时，应及时汇报值长，立即停运，联系检修人员抢修 处理。 14.2.5 变压器不停运可以消除的异常现象， 应及时汇 报值长，尽快联系检修人员进行消缺。 14.2.6 无法消除的异常现象，应尽快联系停电检修， 防止异常扩大。 15.母差保护动作，母联开关拒动，引起双母线失压 15.1 现象 15.1.1 NCS 监控系统报警。 15.1.2 220KV Ⅰ、Ⅱ段母线上除母联开关外，所有 开关均跳闸，跳闸开关显示绿灯闪光。 15.1.3 监控系统出“母线保护 X 母动作”及“母联 失灵动作”光字牌亮。 15.1.4 220KV Ⅰ、Ⅱ母线电压显示为零，频率表指 示自由状态，所有有功、无功电流表指示为零。 15.1.5 故障录波器动作。 15.2 处理 15.2.1 复归报警。 15.2.2 立即手断母联开关一次。 15.2.3 断开失压母线上所有未跳闸的开关，复位跳 闸开关。 15.2.4 将拒动的母联开关解备。 15.2.5 利用系统电源对非故障的失压母线充电。 15.2.6 若启备变运行在故障母线上，应首先检查其 回路，正常后倒至已送电母线，尽快恢复厂用电，若 启备变运行在非故障母线上，应立即投入运行，恢复 厂用电。 15.2.7 对发变组回路进行详细检查，无异常时尽快 并入系统。 15.2.8 对已送电母线上的线路恢复送电。 15.2.9 对故障母线进行检查，找出故障点并设法隔 离、消除。如故障点一时消除不了，将无异常的设备 倒至已送电母线，尽快恢复送电。 15.2.10 母联开关拒动原因查明并处理好，母线 故障消除后，恢复正常运行方式。 16.线路故障，保护拒动，引起单母或全站失压 16.1 现象 16.1.1 NCS 监控系统报警。 16.1.2 与故障线路在同一条母线上的发变组主开8关、母联开关及线路开关均跳闸，跳闸开关显示绿灯 闪光。 16.1.3 母线失压范围可能是单母或全站。 16.1.4 失压母线电压显示为零，频率表指示自由状 态，所有有功、无功、电流表显示为零。 16.1.5 故障录波器动作。 16.1.6 发电机后备保护动作发光字牌。 16.2 处理 16.2.1 复归报警。 16.2.2 立即手断拒动的线路开关一次。 16.2.3 断开失压母线上所有未跳闸的开关，复位跳 闸开关,汇报值长。 16.2.4 根据发变组保护、线路对侧保护动作情况及 现象，判明故障线路，并将故障线路转检修状态。 16.2.5 如果全站失压，应利用系统电源对 220kV 母 线充电；如果是单母失压，则应利用母联开关对失压 母线送电，充电前应注意投入充电保护压板。 16.2.6 当母线电压恢复后，首先恢复启备变运行， 以尽快恢复厂用电。 16.2.7 对发变组回路进行详细检查，无异常时尽快 并网。 16.2.8 将停电的无故障线路恢复供电。 16.2.9 拒动保护在未查明原因并处理好前，该线路 不得投运。 17.母线故障，母差保护拒动，引起单母或全站失压 17.1 现象 17.1.1 NCS 监控系统报警。 17.1.2 运行在故障母线上的发变组主开关、母联开 关及线路开关均跳闸，跳闸开关显示绿灯闪光。 17.1.3 母线失压范围可能是单母或全站（视当时机 组运行情况及母线运行方式而定） 。 17.1.4 失压母线电压显示为零，频率表指示自由状 态，所有有功、无功、电流显示为零。 17.1.5 故障录波器动作。 17.1.6 发电机后备保护动作光字牌亮。 17.2 处理 17.2.1 复归报警。 17.2.2 断开失压母线上所有未跳闸的开关，复位跳 闸开关。 17.2.3 根据发变组保护、线路对侧保护动作情况及 事故现象， 判明故障母线， 并将故障母线转检修状态。 17.2.4 如果全站失压，应利用系统电源对非故障母 线充电。 17.2.5 当非故障母线电压恢复后，首先恢复启备变 运行，以尽快恢复厂用电。 17.2.6 对发变组回路进行详细检查，无异常时将其 倒至非故障母线上，尽快并入系统。 17.2.7 将停电线路倒至非故障母线上，恢复送电。 17.2.8 母差保护在未查明拒动原因并处理好前，该 母线不得投运。1、差动保护：功能是当相间短路时，将发电机与电 网解列，同时解除发电机励磁； 2、定子接地保护：功能是当定子绕组按地时发出报 警信号及跳闸，保护由发电机机端零序电压和中性点 侧三次谐波电压共同构成 100%保护区的定子接地保 护。 3、发电机过电压保护：放置在启动或并网过程中发 生电压升高而损坏发电机绝缘的事故，1.3 倍延时 0.5 秒跳发电机； 4、发电机频率异常保护：反应系统的频率异常或降 低，保护动作于信号和跳机； 5、失步保护：发电机失步时，可能造成机组受力和 热的损伤及厂用电压急剧下降而设的动作于跳闸保 护； 6、失磁保护：发电机在发生失磁或部分失磁时，防 止危及发电机安全及电力系统稳定运行的保护装置； 经延时动作于停机； 7、发电机逆功率保护：用于保护发电机变电动机运 行的异常运行，动作于信号和跳闸； 8、发电机程序逆功率：保护为程序跳闸专用，用于 确认主汽门完全关闭，由逆功率继电器作为闭锁原元 件，其整定值为（1―3）%发电机额定功率，动作于 信号与跳闸； 9、发电机过激磁保护：保护发电机过激磁，当发电 机电压升高、频率降低时工作磁通密度过高引起绝缘 过热老化的保护； 10、发电机对称过负荷保护：用于过负荷引起的发电 机定子绕组电流； 11、发电机不对称过负荷保护：用于保护发电机不对 称过负荷、非全相运行以及外部不对称引起的负序电 流，动作于信号与跳闸； 12、低电压自保持过流保护：用于自并励发电机机端 短路后备保护，动作于停机； 13、发电机定子匝间保护：保护发电机定子同相分支 之间或同相不同分支之间的匝间短路故障，动作于停 机； 14、起停机保护：动作于跳灭磁开关，断路器合闸后 退出； 15、 发电机突加电压保护： 用于汽轮机在盘车状态下， 断路器意外合闸，突加电压发电机运行后能可靠退 出； 16、PT 断线闭锁：动作于信号； 17、励磁回路过负荷：定反时限两部分组成；动作于 信号与停机； 18、励磁变速断保护：动作于停机； 19、励磁变过流保护：作为速断保护的后备保护，并 与其配合使用； 20、转子接地保护：一点接地动作于信号；两点接地 动作于跳闸。 五、发电机试验： 1. 为什么要进行发电机定子铁损试验？89当发电机定子铁芯有异常发热现象，被怀疑是定子铁 芯有片间短路，或是新机交换、或是投入运行已有 12~15年之久、或是铁芯全部重新组装、或是对局部 进行修理后， 都应时行铁损试验， 以便发现工艺缺陷， 片间绝缘老化等问题，及时消除和解决，以避免铁芯 局部过热，损坏定子线棒的绝缘。 2. 发电机启机前运行人员应做哪些试验? 1) 测量机组各部绝缘电阻,应合格。 2) 投入直流后,各信号应正确。 3) 自动调节励磁装置电压整定电位器,感应调压器 及调速电机加减方向正确,动作灵活。 4) 做主油开关,励磁系统各开关及厂用工作电源开 关拉合试验应良好，大、小修或电气回路作业后,启 机前还应做下述试验: A. 做各项联合、联跳试验,应良好。 B. 做保护动作跳主油开关,灭磁开关及厂用工作电 源开关试验,应良好。 C. 做自动调节励磁装置强励限制试验,应良好。 D. 做备励强励动作试验,应良好。 E. 配合继保班做同期检定试验 (同期回路没做业时, 可不做此项)。 3. 发电机的空载特性试验和短路特性试验各起什 么作用？试验时应注意什么? 1) 空载特性试验用途: A. 将历次空载特性比较时可判断转子绕组有无匝 间短路; B. 将历次空载特性比较时也可判断定子铁芯有无 局部硅钢片短路现象; C. 计算发电机的电压变化率,未饱和的同步电抗; D. 分析电压变动时发电机的运行情况; E. 整定励磁机磁场电阻. 2) 短路特性试验用途： A. 利用短路特性也可判断发电机转子绕组有无匝 间短路; B. 计算发电机的主要参数同步电抗Xd,短路比; C. 进行电压调整器的整定计算. 3) 试验时应注意 : 只能向一个方向调整 , 不能反复 调整. 六、发电机进相运行： 1. 发电机进相运行条件是什么？进相运行时，须特 别注意对哪些参数的监视？ 1) 发电机进相运行的条件： A. 发电机进相运行试验良好，具有进相运行的能 力； B. 两台机组低励限制整定值已作适当调整，满足进 相运行要求 C. 失磁保护整定值已符合要求，满足失磁保护在低 励限制后动作； D. 逆功率保护装置已满足 发电机进相运行的要 求； E. 无功表及功率因数均能双向指示，符合进相运行9的要求。 2) 进相运行时，须特别注意以下参数的监视： A. 发电机机端电压 B. 同时满足高压厂用电压 C. 定子铁芯及端部温度：＜110℃ D. 定子端部铜屏蔽及压指温度：＜170℃ E. 定子线圈温度：＜90℃ F. 定子各支路出水温度：＜85℃ G. 保证另一台发电机的功率因数不低于 0.98。 H. 另外还须加强监视对发电机无功负荷、功率因数、 定子电流等运行参数的变化。 2. 发电机进相运行时，运行人员应注意什么？ 从理论上讲，发电机是可以进相的，所谓进相，即功 率因数是超前，发电机的电流超前于端电压，此时， 发电机仍向系统送有功功率，但吸收无功功率，励磁 电流较小，发电机处于低励磁情况下运行，发电机进 相运行时，我们要注意两个问题： 1) 静态稳定性降低； 2) 端部漏磁引起定子端部温度升高。 变压器的试验： 1. 变压器试验及内容： （出厂、预防性、检修、安 装试验） 1) 绝缘试验：绝缘吸收比试验、泄漏电流试验、油 耐压试验、工频耐压试验、感应耐压试验、tgδ 试验。 A. 感应电势 E＝4.44f N B A?10 （-8） ；f―频率、 N ―匝数、B―磁通、A―铁芯柱净截面积。所以作 感应耐压试验时，为保证磁通不过度饱和，则需提高 试验频率，即倍频感应耐压试验。 B. 吸收比――用摇表对变压器摇测 60 秒的绝缘电 阻值与摇测 60 秒的绝缘电阻值之比。可以检查绝缘 是否受潮及反映变压器整体和局部存在缺陷。 2) 特性试验：变比、连接组号、直流电阻、空载损 耗、短路损耗、油温升试验。 A. 测量变压器的直流电阻可以检查导电回路的完 整性，检验绕组及引线的焊接情况，检查分接开关及 套管连接接触情况。 B. 直流电阻不平衡率Δ R（％）＝[（Rmax－Rmin） ÷Rav]?％ C. Rmax、Rmin、Rav 为三相实测电阻中最大、 最小、 平均值。 一般 2000KVA 以上的变压器Δ R （％） 相间 2％， 线间 1％ ； 1600KVA 以下的变压器Δ R （％） 相间 4％，线间 2％。 D. 空载试验的目的是测量空载电流和空载损耗，检 查磁路（铁芯）中是否有局部或整体缺陷，同时检查 变压器感应耐压试验后绕组是否有匝间短路。 2. 新装或大修后的变压器在投运前需进行 3―5 次 冲击试验，因为带电投入空载变压器时会产生励磁涌 流，其值可达 6――8 倍额定值。励磁涌流开始衰减 较快，一般经 0.5―1 秒后即减到 0.25―0.5 倍额定电 流值，但全部衰减时间较长，大容量的变压器可达几 十秒，会产生很大的电动力。为此：101) 为考察变压器的机械强度，同时考察励磁涌流衰 减初期是否会造成继电保护装置误动。 2) 在停运变压器时，可能产生操作过电压可检查变 压器的绝缘强度能否承受全电压或操作过电压。 3. 为什么新投入或大修后的变压器在正常投入运 行前，要进行全电压试验？ 是为检查变压器内部绝缘的薄弱点合考核变压器的 机械强度以及继电保护装置能否躲过激磁涌流而不 发生误动作。 4. 新装或大修后的主变压器投入前，为什么要求做 全电压冲击试验?冲击几次? 新装或大修后的主变压器投入运行前，要做全电压冲 击试验。此外，空载变压器投入电网时，会产生励磁 涌流。励磁涌流一般可达6--8倍的额定电流，经 0.5--1秒后可能衰减到0.25--0.5倍额定电流，但是 全部衰减的时间较长，大容量的变压器需要几十秒。 由于励磁涌流能产生很大的电动力，所以冲击试验也 是为了考核变压器的机械强度和继电保护装置动作 的可靠程度。规程中规定，新安装的变压器冲击试验 5次，大修后的变压器冲击试验3次，合格后方可投入 运行。 5. 新安装或大修后的变压器投入运行前应做哪些 试验? 1) 变压器及套管绝缘油试验。 2) 变压器线圈及套管介质损失角测量。 3) 泄漏电流试验。 4) 工频耐压试验。 5) 测量变压器直流电阻。 6) 测量分接开关变压比。 7) 检查变压器结线组别及极性。 8) 试验有载调压开关的动作。 9) 测量变压器绝缘电阻和吸收比。 10) 冲击合闸试验.新安装变压器必须作全电压冲击 合闸试验,拉合闸五次。换线圈大修后必须合闸三次。 6. 变压器的空载试验和短路试验的目的? 1) 空载试验的目的： A. 量取空载电流、空载损耗,可以计算出变压器的激 磁阻抗等参数,并可求出变比. B. 能发现变压器磁路中局部和整体缺陷,如硅钢片 间绝缘不良,穿心螺杆或压板的绝缘损坏等。 C. 能发现变压器线圈的一些问题 ,如线圈匝间短路, 线圈并联支路短路等. 2) 短路试验的目的： A. 量取短路时的电压、电流、损耗,求出变压器的 铜耗及短路阻抗等参数。 B. 检查线圈结构的正确性 7.变压器的保护： 8. 变压器的故障： 1) 内部故障----变压器油箱内发生的各种故障， 主要 由各相绕组之间发生的匝间短路，单相绕组部分线匝 之间发生的匝间短路，单相绕组或引出线通过外壳发10生的单线接地故障，油面极度降低、铁芯烧损等。 2) 外部故障 ----变压器油箱外部绝缘套管及其引出 线上发生的各种短路故障，主要有绝缘套管闪络或破 碎而发生的单相接地短路（通过外壳） ，引出线之间 发生的相间故障等。 8. 变压器保护： 根据变压器的容量和重要程度应妥善的配置保护。变 压器应装设的保护有： 1) 瓦斯保护：防御变压器油箱内部各种短路和油面 低的保护； 2) 纵联差动保护或电流速断保护：防御变压器绕组 和引出线多相短路，大接地电流系统绕组和引出线单 相接地短路及匝间短路的保护及变压器内部各种相 间、接地、匝间短路等故障； 3) 过电流保护（复合电压过流、负序过电流保护、 阻抗保护、低压过流保护等） ：防御变压器外部相间 短路并作为瓦斯保护和差动保护（或电流速断保护） 后备保护； 4) 零序电流保护：防御大接地电流系统中变压器外 部接地的保护； 5) 过负荷保护：防御变压器对称过负荷的保护； 6) 过励磁保护：防御变压器过励磁的保护。 7) 开关量保护：囟缺；,油位保护,通风故障保护, 冷却器故障保护等等,反应相应的温度\油位\通风等故 障。 9. 发变组微机保护：发电机与变压器公有的保 护。 1) 发变组纵联差动保护，构成双重化主保护； 2) 发电机励磁系统过励磁保护； 3) 发电机阻抗保护（后备保护） ； 4) 断路器非全相保护； 5) 断路器失灵保护。 10. 变压器瓦斯保护运行： 1) 变压器在正常运行时，重瓦斯保护应投掉闸位 置，有载调压装置瓦斯保护应投跳闸位置，未经总工 批准不得将其退出运行。 A. 变压器进行下列工作时，重瓦斯保护应改信号位 置，工作结束后，将变压器中空气排尽，将重瓦斯保 护投掉闸位置。 B. 变压器滤油、加油。 C. 更换油再生器的硅胶或潜油泵。 D. 瓦斯保护回路上有工作或继电器本身有缺陷。 E. 当油位计上指示的油面有异常升高或油路系统 异常现象时，为查明原因，需要打开各个放气门或放 油塞子、阀门、检查吸湿器或进行其它工作时，必须 先将重瓦斯改投信号，然后才能工作，以防止瓦斯保 护动作跳闸。 2) 因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保 护改投信号，而必须迅速采取消除漏油的措施，必要 时立即加油，禁止从变压器下部加油。 3) 更换吸湿器硅胶时瓦斯保护仍投掉闸位置。114) 处于联动备用的变压器瓦斯保护应投跳闸位置。 5) 处于正常备用的变压器瓦斯保护应投入信号位 置， 用以监视油面， 但投入运行前必须投入掉闸位置。 6) 新投入或检修后的变压器充电时瓦斯保护应投 掉闸位置。变压器送电带负荷后，瓦斯保护应经上级 批准投掉闸位置。 7) 变压器重瓦斯与差动保护禁止同时退出运行。 8) 在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和瓦 斯继电器的抗震性能来确定将重瓦斯保护投入跳闸 或信号。地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运 前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确定无异常 后方可投入。 9) 若轻瓦斯频繁报警，应及时联系化学进行气体分 析，必要时应停运变压器。 11. 为什么110KV及以上变压器在停电、送电前 必须将中性点接地？ 我国的110KV及以上电网一般采用中性点直接接地系 统，在运行中，为了满足继电保护装置灵敏度配合的 要求，有些变压器的中性点不接地运行，但因为断路 器非同期操作引起的过电压会危及这些变压器的绝 缘，所以110KV及以上变压器在停电、送电前必须将 中性点接地。 电气设备及系统绝缘检测一览表 一、 电气闸门盘开关的绝缘电阻-----------应用 500V 摇 表测量 相间：0 MΩ 相对地：0.5MΩ 二、电流互感器测绝缘是如何规定的？ 1. 6KV 以上的设备一次侧用 2500V 摇表测量， 绝缘 值每千伏不低于 1 兆欧，二次侧用 500V 摇表测量， 绝缘值不低于 1 兆欧， 2. 380V 电流互感器绝缘用 500V 摇表测量， 绝缘值 不低于 0.5 兆欧，电流互感器绝缘测量由检修人员进 行 母线绝缘规定： 1. 国产母线绝缘规定： 1) 母线检修或停电超过 15 天以上送电前，应测量 母线之间、母线对地绝缘合格。 2) 6KV 母线绝缘（对地和相间）值在 6MΩ 及以上、 380V 母线绝缘（相间和对地）值在 1 MΩ 及以上时为 合格。 2. 俄制母线绝缘规定： 1）0．4KV 母线绝缘电阻应用 500V 摇表测 量 相对地：≥100MΩ 2）6KV 及 20KV 母线绝缘电阻 应用 2500V 摇表测 量 相对地：≥1000MΩ 3）35KV、63KV 及 220KV 母线绝缘电阻 应用 2500V 摇表测量 相对地：≥2000MΩ 3. 但 220KV 系统母线中任一组运行时， 不得对其它 母线测绝缘，但送电前必须对母线及所有刀闸、瓷瓶 进行详细检查。 4. 500KV 系统母线不能测绝缘， 但应检查其接地刀11闸三相确在开位。 六、电力电缆绝缘电阻的测量： 1. 1KV 以下的电力电缆用 500V 摇表测量，其绝缘 电阻Q3MΩ 2. 1KV 以上的电力电缆用 2500V 摇表测量， 其绝缘 电阻Q100MΩ 3. 相间绝缘电阻不平衡比R2．5 倍。 一 、励磁变画面温度 A 相测点故障,现象及如何处 理？ 现象: 1)警报响,检查画面 A 相测点故障(变粉色),有 “励磁变温度控制器故障信号 1(或 2,有个通道)” 报警 光字.就地现象:温控装置故障, 处理:1)检查励磁变电流是否有突升,功率有无变化 2)就地检查 A 相本体,用测温仪检查 A 相本体温度及 其他两相,检查风机运行情况 3)若以上检查正常,应该是温控装置测点故障 .联系机 控班处理 4) 联系继电班核实励磁变温度高保护 ( 硬压板原已退 出) 5)若更换温控装置,需停机处理.目前#4 机励磁变 A 相 温度测点已故障 二 、来 “励磁变温度控制器故障信号 1 或 2”报警 光字原因有哪些? 1) 励磁变温度 135°报警,150°跳闸 2) 温控器装置故障 3)测点通道故障 三、空载逆变条件有哪些? 1) 停机令 2) 机端电压大于 130%或转子电流大 于额定 3)频率小于 45HZ 且满足其中之一,转入逆变灭磁程序 四、机组运行中转子电流、 电压画面无显示,如何处 理? 1)立即检查无功有无变化, 机端电压是否正常,检查励 磁变电流是否正常,不允许增减励磁电 流 2)就地检查灭磁开关柜上的电流、电压是否正常,若指 示正常,则是变送器问题,联系机控、继电检查 3)检查变送器电源,#3 机在#3UPS 带,柜内有空开.#4 机 和 AVR 共用一个电源(若变送器电源故障,画面测点变 粉色) 4)若变送器电源正常,可能是 67RD 或 68RD 保险容断 (2A), FL1 分流器接线端子松动 5)若以上检查都正常,有可能是励磁系统故障 ,若保护 动作(失磁),按事故停机处理 五 、 机组并网启励时,转子电压、 电流低于正常值 , 机端电压及主变高压侧电压都低于正常值 ,如何检查 处理? 现象:1) 启励后,转子电压、 电流低于正常值,机端电 压及主变高压侧电压都低于正常值 2)报警光字,有”励磁 A 套故障”和”励磁 AVR 不正 常工作” 报警,但瞬间报警消失(变绿色),因为切至 B 套12工作 处理:1)检查励磁系统是否在“自动”位置,#3 机画面 有(#4 机画面没有做进来),当然这个在启励前应该先 检查,联系继电,就地检查 AVR 是否正常工作 2)检查励磁一次系统是否正常 3)若因为励磁 PT 断线引起,则有“励磁 PT 断线” 报警光字 4)继电就地增减磁,检查画面转子电压、 电流机 端电压及主变高压侧电压有无变化 5)画面远方手动增减磁 ,检查画面转子电压、 电 流机端电压及主变高压侧电压有无变化 6)若增减磁正常,调整机组到并网前的参数. 目前,#3 机励磁 AVR 工作在 B 套,原因是#3 机在做短 路试验时 , 励磁变临时电源来过负荷跳闸 , 引起励磁 AVR(工作在 A 套)A 套故障,继电没有及时复归,启励后 出现上述现象.A 套和 B 套谁为主都可以,没有特殊要 求. 六、励磁调节器主套切至从套的原因? 1) 主调节器故障 2) 主调节器交直流电源全部失 去 3)调节器 PT 断线 七、机组并网启励时,转子电压、 电流正常值 ,但机 端电压显示为 0,如何处理? 1) 检查主变高压侧电压是否正常 , 发电机定子电流 是否有指示 2)检查有无“出口 PT 二次开关断开”报警光字 3)就地检查 TV1 一次保险是否正常,联系变电班检查 PT 4)联系继电检查变送器是否正常 八、PSS 如何投入? 1)机组并网后,将画面励磁系统中 PSS 投入,就地 AVR 有 X8(PSS 控制投入)灯亮 2)#4 机负荷＞40%、#3 机负荷在 200MW 左右时,PSS 投入,画面有“PSS 控制投入”报警光字,就地 AVR 有 Y7(PSS 已投入)灯亮 发电机励磁系统振荡是怎么回事? 并说出电力稳定器 PSS 的原理和作用. 励磁系统振荡由于励磁系统有较大的电磁惯性. 调节器引起的负阻尼在一定情况下(高负荷水平,弱联 系)就会对电力系统的动态稳定产生不利影响.就会引 起小幅度的,低频的振荡. PSS 的原理如下: PSS 的信号源是由装于机组轴上的磁阻变换 器提供的转速信号 , 磁阻变换器能产生比例于轴转速 的电压信号,对应于额定转速该电压信号为 3000HZ.20V( 有效值 ) 当发电机转速发生变化时 , 该输 出信号的频率也发生变化 .此信号经转速检测器和频 率变换器后转变为一正比于转速偏差的稳定的直流 电压信号,滤波器将机组转速扭振频率干扰信号滤除 , 超前、 滞后网络后用以补偿励磁控制系统的惯性时滞, 使稳定器获得合适的相位整形回路用以消除信号中 稳定的转速误差以及前述各回路中偏差的影响 ,最后12稳定信号经限制器送到交流调节器中的电压偏差检 测器,此稳定信号的极性在转速高于额定转速时 ,增加 发电机励磁. 作用:改善电力系统阻尼特性,通过电压调节器向系 统提供正阻尼,以提高系统的动态稳定性. 九、来“励磁功率柜故障”光字如何处理? 处理:1)就地检查具体是哪个可控硅整流柜故障 2)检查柜门上集中指示器 HL 上的灯全部熄灭,风机合 闸灯不亮 3)检查风机运行是否正常,主要看 KA1 或 KA2 继电器 是否励磁， 风机停风时,AVR 会有 X9~X12 开入量报警 灯.DCS 会有“风机停风”光字 4)检查 QM3 开关是否跳闸,若正常,联系继电检查 #4 机来过“励磁功率柜故障”光字,原因是 FU3 功率 风机控制保险容断 , 此电源带风机信号电源及信号继 电器电源.继电班更换保险时,可以直接拉开 QM3 开关, 风机不会跳闸. 十、来“励磁功率柜故障”光字,同时来“整流柜快熔 熔断”或“整流柜阻熔吸收熔丝熔断”报警光字,如何 处理? 处理: 1)检查柜门上集中指示器 HL 上的指示灯,有相 应的不亮 2)检查柜后相应保险是否熔断,联系厂用班更换 3)更换时,要在低负荷时,将可控柜整流柜退出运 行.先拉开 SA2 脉冲开关,再拉开直流侧 QS2 刀闸,最后 拉开交流侧 QS1 刀闸.恢复时,与之相反. 十一、V/F 限制的作用是什么？其动作结果？ 防止机组在低速运行时，过多地增加励磁，造成发电 机和变压器铁芯磁密度过大而损坏设备。V/F 限制的 动作结果就是机端电压随频率的下降而下降，当频率 下降到很低时（47.5HZ） ，励磁装置就逆变灭磁。 十二、欠励限制的功能是什么？ 由于电网的要求，机组有时需要进相运行（吸收系统 无功） ，但机组过分进相又可能引起机组失磁或其它 不良影响，故需要对欠励进行限制。按照机组进相运 行时无功与有功的对应关系，在一定量的有功时，限 制无功进相的程度，此时，调节器就不能再减磁了。 十三、发电机失磁后有什么现象？ 发电机失磁后， 在 DCS 画面现象是： 转子电流突然降 为零或接近于零，励磁电压也接近为零，且有等于转 差率的摆动，发电机机端电压和 6KV 母线电压均降 低，定子电流表指示升高，功率因数指示进相，无功 功率指示零值以下。 十四、什么是线性电阻和非线性电阻? 电阻值不随电压、电流的变化而变化的电阻叫做线性 电阻。 线性电阻的阻值是一个常量,其伏安特性是一条 直线,线性电阻上的电压与电流的关系服从欧姆定律。 电阻值随着电压、电流的变化而变化的电阻叫做非线 性电阻,其伏安特性曲线是一曲线 ,不能用欧姆定律来 直接运算,而要根据伏安特性用作图法来示解。 十五、发电机的自动灭磁装置有什么作用？13自动灭磁装置是在发电机开关和励磁开关跳闸后，用 于消除发电机磁场和励磁机磁场，为的是在发电机切 开后尽快降低发电机电压至零，以便在下列几种情况 下不导致严重后果： 发电机内部故障时，只有去掉电压才能使故障电流停 止； (2) 发电机甩负荷时，只有自动灭磁起作用才不致使 发电机电压大幅度地升高。 转子两点接地引起跳闸时，只有尽灭磁才能消除发电 机的振动。 总之在事故情况下，尽快灭磁可以减轻故障的后果。 十六、来“励磁功率柜故障”光字的原因有哪些? 风机停止运行 , 同时画面来“整流柜风机停风”光 字.500KV 开关解列也来(K1 继电器励磁,正常运行时 失磁) 风机热继电器 KH 动作,使 K1 继电器励磁,KA1 接触器 失磁,风机停风. QM1、QM2、均跳闸,QM3 开关跳闸.(QM3 开关跳闸, “整流柜风机停风”光字不来,原因是 K1 继电器正常 运行时失磁,但来“励磁功率柜故障”光字,原因是 K4 信号继电器失磁,正常是励磁) 阻容吸收熔丝熔断,使 K3 信号继电器励磁,DCS 画面 有“整流柜阻容吸收熔丝熔断”光字.同时来“励磁功 率柜故障”光字 快熔熔断,使 K2 信号继电器励磁,DCS 画面有 “整流柜 快熔熔断”光字.同时来“励磁功率柜故障”光字 十七、灭磁动作原理？ 如图所示正常运行时，有可控硅提供电源，转子上 有正相的电压， 此时有正相的电压加在 60FR,60R,60D 的灭磁回路上因为 60D 的反向逆止作用， 此回路不能 导通，可控硅提供的整流电源负半波时，由于电感的 整流作用，会被削弱一部分，另外此时的电压负值较 小（小于氧化锌 10mA 的动作值） ，因为氧化锌 ZNO 的特性也仅会有较小的漏电流通过；当 FMK 跳开时， 由于转子电感的特性，会产生一反向的电压，此时加 在 60FR,60R,60D 的灭磁回路上电压是相反的，当电 压上升到 60FR 的设计值时，回路完全导通，完成灭 磁。 过压动作原理？ 过压保护的作用是当回路中有较高的尖峰毛刺时，启 动该保护回路，吸收能量，从而平抑尖峰过电压。其 动作原理与灭磁原理类似，但动作电压较高，允许的 能量较小，同时允许在正相有较高的电压毛刺时，通 过可控硅的触发导通形成通路。 3、ZnO 非线性电阻的伏安特性？ 主要成分为氧化锌（ZnO）的非线性电阻具有较高的 非线性系数，当外加电压低于动作值时，表现为较大 的阻值，回路中仅有较小的漏电流通过，而外加电压 达到动作值时，其阻值迅速下降，形成低阻通路，此 时会有较大的电流通过，从而保证了稳定的动作电压 阀值。 一般情况下， U （残压） =(1.3~1.6,1.5)U （10mA） 。1325、发电机大修应做哪些安全措施? 1) 拉开发电机变压器组主开关及刀闸并停电。 2) 拉开发电机励磁各开关及刀闸并停电。 3) 拉开高厂变低压分支开关并停电。 4) 拉开发电机出口电压互感器避雷器及中性点电 压互感器(或中性点变压器)抽匣并停电。 5) 发电机气体置换合格,机内压力排至零。 6) 在高厂变低压分支开关电源侧各装设一组三相 短路接地线。 7) 在发电机出口避雷器处装设一组三相短路接地 线。 8) 拉开励磁系统交直流刀闸 9) 拉开灭磁开关控制电源 10) 拉开初励电源 11) 拉开转子一点接地保护电源开关 26、发电机大修时，为什么测定绕组绝缘的吸收比时 当 R60″/R15″＞1.3 就认为绝缘是干燥的？ 1) 用摇表测量绝缘物的电阻，实际上是给绝缘物加 一个直流电压，在这个电压的作用下，绝缘物中便产 生一个电流，产生的总电流可以分为三部分： A. 传导电流（或称为泄漏电流） ； B. 位移电流； C. 吸收电流。 测量绝缘电阻时，绝缘物在加压后流过的电流为上述 三个电流之和，所测得 的绝缘电阻实际上是所加电 压除以某瞬时的电流而得，由于电流有不同的瞬时 值，所以绝缘电阻在不同的瞬时也有不同值，绝缘电 阻随时间而变化的特性，就称为绝缘的吸收特性。利 用吸收特性可以判断绝缘是否受潮，因为绝缘干燥时 和潮湿时的吸收特性是不一样的，而一般判断干、湿 时是不画吸收特性曲线的，只是从摇测绝缘开始，至 15S 时读一个数 R15″， 至 60S 时又读一个数 R60″， 用这两个瞬时阻值的比值来近似地表示吸收特性。这 个比值 R60″/R15″就叫作吸收比，实际上，测吸收 比时，上述三个电流中的第二个位移电流由于衰减很 快，对 15S 和 60S 的阻值影响不大，可不考虑，主要 是第一个和第三个电流在起作用，当绝缘干燥时，传 导电流小，吸收电流衰减得慢，总电流中的主要成分 是吸收电流，故其随时间变化情况主要由吸收电流的 变化所决定，曲线比较陡，这时 15S 和 60S 时的电流 数值相差较大，故吸收比大，而如果绝缘受潮，由于 水分中的离子以及溶解于水中的其它导电物质的存 在，使传导电流大大增加，在总电流中，传导电流占 了主要部分，而且由于受潮后各层电阻减小，使电荷 重新分布完成得更快，吸收电流出衰减得很快，故总 电流曲线与传导电流曲线相近，变得比较平坦。在这 种情况下，电流随时间的变化情况，不像绝缘干燥时 变化得那么明显，将 15S 和 60S 的电流相比，差值也 较小， 其相应的两个电阻值相差也较小， 故吸收比小， 根据经验，吸收比 R60″/R15″＞1.3 时，可以认为绝 缘是干燥时， 而当 R60″/R15″＜1.3 则认为绝缘受了14潮 27、发电机运行中在什么情况下立即停机处理? 1) 发电机、励磁机强烈振动、超过极限值。 2) 危害人身安全时。 3) 发电机励磁机内部冒烟．冒火或发电机内部氢气 爆炸。 4) 发电机、 主变、 高压厂用变压器及励磁系统故障， 保护装置拒动时。 5) 发电机线棒严重漏水，危及设备运行时。 6) 主变或高压厂用变压器着火。 7) 当发电机内氢气纯度迅速下降并低于 90%以下、 或氢应严重下降低于 0.24Mpa 以下时。 密封油系统故障，无法维持运行时。 27、端电压高了或低了对发电机本身有什么影响? 1) 电压高时对发电机的影响: A. 有可能使转子绕组的温度升高到超出允许值; B. 定子铁芯温度升高; C. 定子的结构部件可能出现局部高温; D. 对定子绕组绝缘产生威胁。 2) 电压低时对电机的影响: A. 降低运行的稳定性,一个是并列运行的稳定性 ,一 个是发电机电压调节的稳定性。 B. 定子绕组温度可能升高。 28、氢爆炸的条件是什么？ 氢爆炸的条件是在密闭的容器中，氢气和空气混合而 氢气的含量在 4%～76％的范围内，且又有火花或温 度在 700℃以上时，就可能发生爆炸。 29、什么是发电机的轴电压与轴电流？ 在汽轮发电机中，由于定子磁场的不平衡或大轴本身 带磁，当出现交变磁通时，在轴上感应出一定的电压 称为轴电压。轴电压由轴颈、油膜、轴承、机座及基 础底层构成通路，当油膜被破坏时，就会在此回路中 产生一个很大的电流，即为轴电流。 30、调节有功的物理过程怎样？调节有功负荷时要注 意什么？ 1) 根据电机的功角来谈谈调节有功的过程，这时假 定发电机的励磁电流不变，系统的电压也不变。 2) 增负荷过程：当开大汽门时，发电机转子轴上的 主力矩增大，此时由于电功率还没开始变，即阻力矩 的大小没有变，故转子要加速，使转子和定子间的夹 角就拉开一些，根据电机本身的功角特性，功角一增 大，发电机的输出功率就增大，也即多带负荷，转子 会不会一个劲儿地加速呢？正常时是不会的，因为电 机多带了负荷，阻力矩就增大，当阻力矩大到和主力 矩平衡时，转子的转速就稳定下来，此时，发电机的 出力便升到一个新数值。 3) 减负荷过程：当关小汽门时，发电机转子轴上的 主力矩减小，于是转子减速，功角变小，当功角变小 时，电磁功率减少，其相应的阻力矩也变小，当阻力 矩减小到和新的主力矩一样大时，又达到新的平衡， 此时电机便少带了负荷。14调节有功负荷时注意两点： 1) 应使力度尽量保持在规程规定的范围内，不要大 于迟相的 0。95，因为力率高说明与该时有功相对应 的励磁电流小，即发电机定、转子磁极间用以拉住的 磁力线少，这就容易失去稳定，从功角特性来看，送 出的有功增大，功角就会接近 90 度，这样也就容易 失去稳定。 应注意调负荷时要缓慢，当机组提高出力后，一般其 过载能力是要降低的 32、为什么大型发电机要装设 100％接地保护？ 因为大型发电机特别是水内冷发电机，由于机械损伤 或发生漏水等原因，导致中性点附近的定子绕组发生 接地故障是完全可能的。如果对这种故障不能及时发 现并处理，将造成匝间短路、相间短路或两点接地短 路，甚至造成发电机的严重损坏，对于这种发电机或 大容量发电机都必须装设定子 100％接地保护。 33、微机保护装置一般有哪几部分硬件组成？ 一般，一套微机保护装置的硬件可分为四部分，即数 据采集系统，输出输入接口部分，微型计算机系统， 电源部分。 34、主变差动与瓦斯保护的作用有哪些区别 ?如变压 器内部故障时两种保护是否都能反映出来? 1）差动保护为变压器的主保护;瓦斯保护为变压器内 部故障时的主保护; 2）差动保护的保护范围为主变各侧差动电流互感器 之间的一次电气部分,包括: （1）主变引出线及变压器线圈发生多相短路; （2）单相严重的匝间短路; （3）在大电流接地系统中线圈及引出线上的接地故 障。 3)瓦斯保护范围是: （1）变压器内部多相短路; （2）匝间短路,匝间与铁芯或外皮短路; （3）铁芯故障(发热烧损); （4）油面下降或漏油; （5）分接开关接触不良或导线焊接不良。 4)差动保护可装在变压器、发电机、分段母线、线路 上,而瓦斯保护为变压器独有的保护。 变压器内部故障时(除不严重的匝间短路),差动和瓦斯 都能反映出来,因为变压器内部故障时,油的流速和反 映于一次电流的增加 ,有可能使两种保护启动 .至于哪 种保护先动,还须看故障性质来决定。 36、变压器瓦斯保护的使用有哪些规定? 1) 变压器投入前重瓦斯保护应作用于跳闸 , 轻瓦斯保 护应作用于信号。 2)运行和备用中的变压器, 重瓦斯保护应投入跳闸位, 轻瓦斯保护应投入信号位 ,重瓦斯和差动保护不许同 时停用。 3)变压器运行中进行滤油、加油、更换硅胶及处理呼 吸器时,应先将重瓦斯保护改投信号 ,此时变压器的其 他保护仍应投入跳闸位置 .工作完毕,变压器空气放尽15后方可将重瓦斯保护重新投入跳闸。 4) 当变压器油位异常升高或油路系统有异常现象时 , 为查明其原因 ,需要打开各放气或放油塞子、阀门 ,检 查吸湿器或进行其他工作时 , 必须先将重瓦斯保护改 投信号,然后才能开始工作,工作结束后即可将重瓦斯 保护重新投入跳闸。 5) 变压器大量漏油致使油位迅速下降 , 禁止将重瓦斯 保护改投信号。 6) 变压器轻瓦斯信号动作 , 若因油中剩余空气逸出或 强油循环系统吸入空气引起 , 而且信号动作间隔时间 逐次缩短,将造成跳闸时,如无备用变压器,则应将瓦斯 保护改投信号 ,同时应立即查明原因加以消除 .但如有 备用变压器时 ,则应切换至备用变压器,而不准使运行 中变压器的重瓦斯保护改投信号。 37、变压器瓦斯保护装置动作的应如何处理? 1)瓦斯保护信号动作时,应立即对变压器进行检查 ,查 明动作的原因 ,如瓦斯继电器内存在气体时 ,应记录气 量,必要时通知化学取样分析。 2) 若瓦斯继电器内的气体为空气 , 则变压器可继续运 行,将瓦斯保护改投信号 ,同时应立即查明原因加以消 除。 3)若气体是可燃的,色谱分析其含量超过正常值 ,经常 规化验并综合判断.说明变压器内部已有故障 ,应做相 应的检查、试验。 4) 瓦斯保护信号与跳闸同时动作 , 并经检查是可燃 性气体 , 则变压器未经检查及试验合格前不许再投入 运行。 38 、对新安装的差动保护再投入运行前应做哪些试 验? 对其应作如下检查： 1）必须进行带负荷测相位和差电压（或差电流） ，以 检查电流回路接线的正确性。 （1）在变压器充电时，将差动保护投入。 （2）带负荷前将差动保护停用，测量各侧各相电流 的有效值和相位。 （3）测各相差电压（或差电流） 。 2）变压器充电合闸 5 次，以检查差动保护励磁涌流 的性能。 39、大型汽轮发电机为什么要配置逆功率保护？ 在汽轮发电机组上，当机炉保护动作关闭主汽门或由 于调整控制回路故障而误关主汽门，在发电机断路器 跳开前发电机将转为电动机运行。此时逆功率对发电 机本身无害，但会使汽轮机尾部叶片过热，所以需装 设逆功率保护。 40、发电机纵差保护的工作原理是怎样的? 1）发电机纵差保护的工作原理是根据差流法的原理 来装设的 .在发电机中性点侧与靠近发电机出口断路 器处，装设性能、型号相同的两组电流互感器，来比 较定子绕组首、尾端的电流值和相位，两组电流互感 器按环流法连接，差流回路接入电流继电器。 2）正常时，中性点与出口侧的电流数值和相位都相15同，差流回路没有电流，保护不会动作。 在保护范围内发生短路故障，流经电流继电器的电流 为电流互感器二次电流之差，继电器启动，保护装置 将动作。这就是发电机纵差保护的基本工作原理。 41、为什么现代大型发电机应装设 100%的定子接地 保护？ 1）100MW 以下发电机，应装设保护区不小于 90%的 定子接地保护；100MW 及以上的发电机，应装设保 护区去 100%的定子接地保护。其原因如下： 2）如果发电机定子绕组绝缘的破坏是由于机械的原 因，例如水冷发电机的漏水、冷却风扇的叶片断裂飞 出， 则在发电机中性点附近可能发生接地故障。 另外， 如果中性点附近的绝缘水平已经下降，但尚未达到能 被定子接地继电器检测出来的程度，这种情况具有很 大的潜在危险。因为一旦在机端又发生另一点接地故 障，使中性点电位骤增至相电压，则中性点附近绝缘 水平已经下降的部位，有可能在这个电压作用下发生 击穿，故障立即转为严重的相间或匝间短路故障，巨 大的短路电流造成发电机严重损坏。鉴于现代大型发 电机在电力系统中的重要地位及其制造工艺复杂、铁 芯检修困难等情况，故要求装设 100%的定子接地保 护，而且要求在中性点附近绝缘水平下降到一定程 度，保护就能动作。 44、发电机为什么装设负序电流保护？ 1）当电力系统发生不对称短路或负荷三相不对称时， 在发电机定子绕组内就有负序电流流过，该负序电流 在发电机气隙中产生反向旋转磁场，它相对于转子来 说为 2 倍的同步转速，因此在转子中就会感应出 100Hz 的电流。该电流的主要部分流经转子本体、槽 楔和阻尼条，而在转子端部附近沿周界方向形成闭合 回路，这就使得转子端部、护环内便面、槽楔和小齿 接触面等部位局部灼伤，严重时会是护环受热松脱， 给发电机造成灾难性的破坏，即通常所说的“负序电 流烧机“，这是负序电流对发电机的危害之一。另外， 负序产生的频率为 100Hz 交变电磁力矩，将同时作用 于转子大轴和定子机座上， 引起频率为 100Hz 的振动， 此为负序电流危害之二。汽轮发电机承受负序电流的 能力，一般取决于转子的负序电流发热条件，而不是 发生的振动。 2）鉴于以上原因，发电机应装设负序电流保护。负 序电流保护按其动作时限又分为定时限和反时限两 种。前者用于中型发电机，后者用于大型发电机。 45、为什么 3/2 断路器接线方式需装设短引线保护？ 短引线保护是 3/2 断路器接线方式所特需的，当输电 线路（或发变组、高备变等其他连接元件）停电进行 检修时，线路（或发变组、高备变等其他连接元件） 刀闸开关被断开后，而 3/2 断路器接线中该串断路器 仍保留在运行中，此时该串两电流互感器之间的短引 线发生短路故障时，原线路的各保护装置因使用线路 出口上的电容式电压互感器而不能动作跳闸，故必须 装设短引线保护。1646、发电机失步的现象和处理？ 现象： 1、发电机有功、无功强烈摆动。 2、定子电流剧烈摆动并超过正常值。 3、定子电压摆动且降低。 4、转子电压、电流和工励电压、电流在正常值附近 摆动。 5、发电机发出轰呜声，其数字摆动与呜声相呼应。 6、强励可能动作。 7、失步发电机在 CRT 的数字变化与其它发电机、输 电线路的数字变化方向相反。失步保护将动作于跳闸 停机，故障录波器动作。 处理： 1、若发电机失步保护已动作跳闸，按发电机事故跳 闸处理。 2、若因发电机灭磁开关跳闸引起，但机组未跳闸， 应立即打闸停机。 3、若因系统故障引起，励磁调节器在自动方式时不 得干预调节器的动作，手动方式时应立即增加发电机 励磁，有功功率应根据本厂频率高低进行调整，同时 与调度联系做进一步处理。 4、发电机出现失步，应增加发电机无功，降低有功， 以利同步。经调整仍不能恢复同步时,3 分钟后，请示 调度将失步的发电机与系统解列。 5、若判明本机组为振荡中心，则立即解列失步发电 机。 47、发电机振荡现象和处理 现象： (1) 定子电流表的指针来回剧烈地摆动，并超过正常 值。 (2)发电机和母线电压表的指针都发生剧烈的摆动，经 常是电压降低。 (3)有功表及无功表的指针在全盘内摆动。 (4)转子电流表的指针在正常值附近摆动。 (5)同时发电机发出鸣音，其节奏与上列各项表计的摆 动合拍。 处理： (1)如果保护动作使发电机解列，则按事故停机 (2)如果保护未动作，对于自动励磁调节装置在自动方 式运行的发电机，应适当降低发电机的有功负荷。 (3)对于自动励磁调节装置在手动方式运行的发电机， 应尽可能增加其励磁电流，并适当降低发电机的有功 负荷，以创造恢复同期的有利条件。 ?如采取上述措施仍不能恢复同步时，则根据值长或 调度的命令，将发电机与系统解列。 ?汇报 49、发电机发－变组保护动作现象和处理 现象： 1.警铃响，来“发变保护组动作”光字。 2.发电机 500ｋｖ出线开关、励磁系统灭磁开关、高 厂变分支开关均跳闸，红灯灭、路灯闪，调节器逆变16灭磁。 3.发电机、高厂变各表计指示为零。 4.6KV 厂用电失电。 处理： 1.恢复警报及各开关把手。 2.检查 0.4ｋｖ厂用电三个重要段备用电源联动正常， 解除联锁。 3.检查保护动作情况及，分析故障原因，判断故障性 质。 4.如因外部故障引起保护动作，故障在 500ｋｖ侧时， 应设法将故障点隔离后将发电机升压并网， 在 20ｋｖ 侧时， 应对系同进行详细检查， 并做相应试验合格后， 经上级批准后，将发电机升压并网。 5.如是负荷开关失灵后备保护动作， 则应查明原以因， 如处理不了，应拉开负荷开关及刀闸，合上 500ｋｖ 侧出线开关，将高厂变带 6KV 厂用电。 6.如系主保护动作，应汇报有关领导，联系检修人员 处理。 7.如系过流保护动作， 则应对一次系统进行全面检查， 测其绝缘电阻合格后，经上级领导批准后，将发电机 升压并网。 8.查出故障点，将其做好安全措施后，联系相关班组 处理 50、我厂发电机冷却方式？ 其冷却方式为水D氢D氢，即定子绕组水内冷，转子 绕组和定子铁芯及端部结构则采用氢气冷却。 51、发电机主要部件和冷却介质及润滑油的允许温度 限值？ 表 2-1 发电机温度限值℃ 电阻法 温度计法 埋置检温计 机内氢气 80 定子绕组出水 85 定子绕组上下层线棒间 90 定子铁心 120 定子端部结构件 120 转子绕组 110 轴承金属 90 轴承和油密封出油 70 同层定子线圈出水温度之间温差≥8 K 时要对定子水 路进行检查分析， 当温差达到 12 K 时或定子绕组出水 温度达到 90℃时要停止运行。 52、发电机氢温、氢压的规定？ 1) 当进风温度超过额定值时，如果定子绕组、转子 绕组及定子铁芯的温度经过试验未超过其绝缘等级 和制造厂允许的温度，可以不降低发电机的容量。当 温度超过允许值，则应减少定子和转子电流，直到允 许温度为止。 2) 发电机额定氢压运行，当冷氢温度为额定值时， 其负载应不高于额定值的 1.1 倍。当冷氢温度低于额 定值时，不允许提高发电机出力。当发电机冷氢温度 高于额定值时， 每升高 1OC 时， 定子电流应减少 2%。17但冷氢温度超过 48OC 不允许发电机运行。 3) 发电机正常运行须投入两组氢气冷却器（每组两 台） ，以维持机内冷氢温定恒定。当断开一台氢气冷 却器时， 发电机负荷须降至额定负荷的 80％或以下运 行。氢气冷却器进水温度超过额定值 35℃时，可根据 运行氢压和氢温调节负荷运行。具体参照发电机负载 与氢气冷却器进水温度、 氢气压力关系曲线进行调整, 祥见附录 G。 4) 发电机最低进风温度以气体冷却器不出现凝结 水珠为标准，一般气体冷却器温度不低于 20℃。为防 止发电机内结露，定子内冷水温度高于进风温度。 5) 发电机冷却介质的进、出口温差显著增大时，表 明发电机冷却系统已不正常或发电机内部的损失有 所增加，应分析原因，采取措施，予以解决。 6) 发电机运行时，机内氢压必须高于定冷水压力。 特殊情况要降低氢压运行时，应参照下表规定，且运 行时间不超过 4 小时，此时发电机允许负荷应根据温 升试验确定。未经试验确定前的负荷可参考下表 3-1 所示 53、发电机失磁时的规定？ 在未进行应有的试验，并将试验结果与制造厂商定 之前， 不规定发电机异步运行能力。 但在事故条件下， 发电机允许短时失磁异步运行（见附录 E－发电机失 磁异步运行曲线） 。当励磁系统故障，且电网条件允 许时，失磁运行的持续时间不得超过 15 min，此时允 许的负荷在额定值的 40%以内，而且发生失磁时，在 最初的 60 s 时间内将负荷降至额定值的 60%， 在其后 的 90 s 时间内降至额定值的 40%。 54、 发电机短时断水的规定？ 当定子绕组冷却水中断时，允许发电机满载，并在 100%的额定电流下运行 5 s，此刻备用泵必须立即投 入运行。如果备用泵在 5 s 内不能投入运行，定子电 流须在 2 min 内以每分钟 50%额定电流的速率下降到 额定值的 15%，在冷却水电导率没有明显恶化的前提 下，发电机可以在 15%额定定子电流下运行 1 h（见 附录 F－发电机短时断水运行运行曲线） 。 55、 发电机不平衡负载运行的规定？ 当发电机运行负载不平衡时，如果持续负序电流不超 过额定电流的 8%，且每相电流不大于额定电流，允 许发电机长期运行。 56、发电机运行中检查项目？ 发电机本体清洁，无杂物，无漏水、漏氢、漏油等现 象。 发电机声音正常，无异常振动，无异味。 发电机碳刷、轴接地碳刷、绝缘监测碳刷接触良好， 无磨损、跳动、卡涩、过热、冒火花等现象，刷架清 洁，刷辫完好。 检查发电机轴绝缘良好。 发电机氢、油、水系统运行正常，各参数正常，无渗 漏、结露现象。 发电机出口封闭母线各部温度正常，无过热变色现17象，接地线完好无异常。 发电机出口电压互感器、中性点干式变以及发电机系 统的电流互感器、避雷器运行正常，无过热、松动、 放电等现象，接地装置完好。 发电机绝缘局部过热和局部放电监测装置运行正常， 无漏气现象。 保护屏各装置完好,运行正常,无异常报警,保护投退正 确。 57、发电机电环和碳刷的检查维护？ 集电环上碳刷有无冒火情况。 碳刷在刷盒内有无摇动或卡住的情形，碳刷在刷盒内 应能上下活动，但不得有摇摆情形。 刷辫是否完好，接触是否良好，有无过热现象，如出 现发黑或烧伤等，通知检修更换碳刷。 碳刷压力是否正常，每个碳刷对集电环的压力都基本 相等，碳刷压力 12－15N（弹簧秤测量） ，否则应通知 检修更换弹簧。 碳刷的磨耗程度，刷块边缘是否存在剥落现象。如碳 刷磨损厉害或刷块有剥离，通知检修更换碳刷。 有无碳刷颤振情形：集电环磨损不均、碳刷松弛、机 组振动等将引起碳刷颤振。如碳刷出现颤振，通知检 修检查处理。 刷盒和刷架上有无积垢，有则通知检修处理干净。 集电 环表面应无 变色、过热 现象，其温 度不高于 120℃。 运行中发电机若须更换碳刷时，检修人员应与机组主 值进行联系，尽可能减小发电机的转子电流。 停机期间碳刷和滑环的维护由检修执行 59、发电机升速过程中的检查？ 发电机开始转动后，即认为发电机及其全部设备均已 带电。 发电机在升速过程中， 应监听发电机的声音是否正常, 动静部分有无摩擦。 监视发电机各轴承振动及回油情况。 当转速升至 1500r/min 以上时，应检查发电机碳刷在 刷握内活动正常，无跳动、卡住或接触不良等。 密封油系统，定子冷却水系统正常，氢气压力正常。 当机组定速前发电机达到热备用状态即： 发变组 500KV 两断路器检查为断位。 已分别合上断路器 5031 或断路器 5032 两端的隔离刀 闸并接触良好 机组转速达 2500rpm 后合上发变组出线刀闸并接触良 好。 60、发电机励磁回路绝缘电阻低的处理？ 1. 发电机励磁回路的绝缘电阻低于 0.5MΩ 时， 须经 生产厂长或总工批准后才允许运行。若绝缘电阻持续 下降至 15KΩ 时， 须在一小时内将备用励磁切换投入， 并检查确定绝缘电阻降低的部位，通知检修处理及对 集电环电刷装置进行清理和干燥。如绝缘电阻不见回 升，尽快申请停机，最迟不超过 7 天。 2. 在励磁回路绝缘电阻低状况下的运行中，每班至18少 6 次检测绝缘电阻值并做好记录，如绝缘值继续降 至 10KΩ 须报警， 应立即汇报有关领导， 降至 4KΩ 立 刻停机。 发电机温度异常的处理？ 1. 发电机在同样工况和冷却条件下，温度异常或超 过正常范围所做处理： a) 定子线圈温度异常，应检查定冷水系统工作是否 正常，必要时投入备用冷却器。 b) 转子线圈、定子铁芯出风温度高，应检查氢冷水 流量、温度是否正常。 c) 检查氢气系统是否正常。 d) 若冷却系统运行正常，须检查核实温度测量装置 是否正常，必要时，通过就地监视和 CRT 监视，综合 分析比较。 e) 检查分析发电机运行工况是否正常，如是否不对 称运行、是否超负荷运行等。 f) 运行中，若发电机的定子线圈某点温度突然明显 升高时，除检查测温装置和测温元件外，如发现温度 随负荷电流的减少面显著降低，应考虑到定子线圈通 水支路会否有堵塞现象。此时应严格监视温度不超过 正常运行值，当判明温度升高是由通水支路阻塞引起 的，则应申请停机处理。 g) 当发电机定子线圈温度、定子铁芯温度监测参数 中的任一项持续上升至允许值及以上时，信号装置自 动报警。迅速降低其有、无功，直至该温度降至允许 值以下为止。若减负荷无效，应立即解列发电机，灭 磁。 h) 当定子绕组任何两个同层线棒出水温度的温差 大于 8K 时，自动发出报警，应迅速减有、无功负荷， 直至该温度降至允许值以下。当减负荷无效此温差达 到 12K 时应立即打闸停机。 2. 若氢气温度异常时，所做处理： a) 检查冷氢温度是否正常，氢冷却器的冷却水进出 口温度、流量、压力是否正常。 b) 若冷氢、热氢温度高于额定值时，应减少发电机 的有功（冷氢温度每升高 1 ℃定子电流应相应减少 2%） ，并对氢冷器的水侧进行排空气，控制冷氢温度 不超过 48℃、热氢温度不超过 80℃。 c) 若氢气出口温度突然明显升高，则应考虑到铁芯 硅钢部分是否有短路现象。 若是这样， 应迅速减负荷， 作停机处理。 当冷氢温度超过 46℃报警，应减负荷；超过 48℃且 热氢、转子线圈、铁芯温度超限值时，立即打闸停机。 61、发电机励磁系统振荡是怎么回事 ?并说出电力稳 定器 PSS 的原理和作用. 励磁系统振荡由于励磁系统有较大的电磁惯性 . 调节器引起的负阻尼在一定情况下(高负荷水平,弱联 系)就会对电力系统的动态稳定产生不利影响.就会引 起小幅度的,低频的振荡. PSS 的原理如下: PSS 的信号源是由装于机组轴上的磁阻变换18器提供的转速信号 , 磁阻变换器能产生比例于轴转速 的电压信号,对应于额定转速该电压信号为 3000HZ.20V( 有效值 ) 当发电机转速发生变化时 , 该输 出信号的频率也发生变化 .此信号经转速检测器和频 率变换器后转变为一正比于转速偏差的稳定的直流 电压信号,滤波器将机组转速扭振频率干扰信号滤除 , 超前、 滞后网络后用以补偿励磁控制系统的惯性时滞, 使稳定器获得合适的相位整形回路用以消除信号中 稳定的转速误差以及前述各回路中偏差的影响 ,最后 稳定信号经限制器送到交流调节器中的电压偏差检 测器,此稳定信号的极性在转速高于额定转速时 ,增加 发电机励磁. 作用 : 改善电力系统阻尼特性 , 通过电压调节器向 系统提供正阻尼,以提高系统的动态稳定性. 62、发电机转子发生一点接地可以继续运行吗? 转子绕组发生一点接地,即转子绕组的某点从 电的方面来看与转子铁芯相通 ,此时由于电流构不成 回路,所以按理也应能继续运行.但转子一点接地运行 不能认为是正常的 ,因它有可能发展为两点接地故障 . 两点接地时部分线匝被短路 ,因电阻降低,所以转子电 流会增大,其后果是转子绕组强烈发热,有可能被烧毁, 而且电机产生强烈的振动. 63、.短路对发电机和系统有什么危害? 短路对发电机的危害: (1)定子绕组的端部受到很大的电磁力的作用,有可 能使线棒的外层绝缘破裂; (2)转子轴受很大的电磁力矩的作用; (3)引起定子绕组和转子绕组发热; 短路对电力系统的影响: (1)可能引起电气设备的损坏. (2)可能因电压低而破坏系统的稳定运行. 64、发电机大轴上的接地电刷是干什么用的? 发电机大轴接地电刷具有如下三种用途: (1)消除大轴对地的静电电压; (2)供转子接地保护装置用; (3)供测量转子线圈正、负极对地电压用. 65、发电机大修时测量发电机定子和转子绕组的直流 电阻是为了什么 ?而测量转子绕组的交流阻抗又是为 了什么? 测发电机定子绕组和转子绕组的直流电阻的 目的是为了检查线圈内部、端部、引线处的焊接质量 以及连接点的接触情况 , 实际上是检查这些接头的接 触电阻有否变化.若接触电阻变大,则说明接触不良.测 转子绕组交流阻抗的目的是为了检查转子绕组有没 有匝间短路. 66、 发电机强行励磁起什么作用?强励动作后应注意什 么? 强励有以下几方面的作用: (1)增加电力系统的稳定性; (2)在短路切除后,能使电压迅速恢复; (3)提高带时限的过流保护动作的可靠性;19(4)改善系统事故时电动机的自起动条件. 强励动作后,应对励磁机的整流子,碳刷进行一次检查, 看有无烧伤痕迹 .另外要注意电压恢复后短路磁场电 阻的继电器接点是否已打开 67、发电机解列,停机应注意什么? 操作中应注意如下问题: (1)在发电机解列前,应先将厂用电倒至备用电源供 电.然后才可将发电机的有功 ,无功负荷转移到其它机 组上去. (2)如发电机组为滑参数停机时,应随时注意调整无 功负荷,注意功率因数在规定值运行. (3) 如在额定参数下停机 , 值班员转移有功 , 无功负 荷时,应缓慢,平稳进行,不得使功率因数超过额定值. (4)有功负荷降到一定数值 (接近于零),停用自动调 整励磁装置. (5)上述操作应和其他值班人员保持联系. 68、负序旋转磁场对发电机有什么影响? 负序旋转磁场相对转子以两倍的同步速度旋转. (1)负序旋转磁场扫过发电机转子时,会在转子铁芯 表面感应出倍频电流,这个电流引起损耗， 其损耗与负 序电流的平方成正比,将使发电机转子过热. (2)负序旋转磁场与转子磁场相互作用将产生交变 力矩,使发电机产生振动和发出噪音. 69、发电机定子过负荷时应怎样处理? (1)发电机定子过负荷且系统电压不低时,应降低无 功使之恢复正常 ,但自动调节器运行时,功率因数不得 超过迟相 0.98,手动调节器,备用调节器,备励运行时功 率因数不得超过迟相 0.95. (2) 备用励磁机运行 , 强励动作造成定子过负荷 , 时 间超过 1 分钟时,应退出强励. (3) 系统故障引起电压下降 , 发电机定子过负荷时 , 可按发电机事故过负荷处理 , 超过允许过负荷时间时 应减负荷到正常值. (4) 发电机定子过负荷时 , 应密切监视各部温度 , 如 超过允许值时,应立即调整或减负荷. 70、发电机启动操作中有哪些注意事项？为什么升压 时要注意空载励磁电压和电流？ （1）发电机启动操作过程中应当注意：断路器未合 闸，三相定子电流均应等于零；若发现有电流，则说 明定子回路上有短路点，应立即拉开灭磁开关检查。 三相定子电压应平衡。核对空载特性，用这种方法检 查发电机转子绕组有无匝间短路。 （2）升压时，根据转子电流表的指示来核对转子电 流是否与空载额定电压时转子电流相符，若电压达到 额定值，转子电流大于空载额定电压时的数值，说明 转子绕}