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电气实用技术知识500KV系统NCS倒闸操作一、倒闸操作顺序分析： 咱们之因此要讨论倒闸操作顺序问题，因在电力系统操作中，由于刀闸操作顺序导致带负荷拉合闸事故是几种常用恶性误操作事故之一。因此咱们一定要按照部颁规定和主管单位规定执行，以保证倒闸操作对的。虽然是操作中发生事故，也要把事故影响限制在最下范畴。1、带负荷拉合刀闸危害和防误办法隔离开关作用只是使被检修设备有足够可见安全距离，建立可靠绝缘间隙，保证检修人员及设备安全,因此它不具备切断负荷电流和短路电流能力。在浮现带负荷拉合闸时，拉弧形成导电通道导致相间短路，直接危及操作人员生命和对设备导致损坏，严重威胁电网安全运营。为避免此类事故发生，电业安全工作规程对操作中接受操作命令，填写操作票、模仿操作、操作监护、拉闸操作顺序等都作了详细规定。为防止误操作，高压电器设备加装防误操作闭锁装置（少数特殊状况下经上级主管部门批准，可以加装机械锁）。闭锁装置解锁用品（涉及钥匙）应妥善保管，按规定使用，不准擅自违规解锁。机械锁要一把钥匙开一把锁，钥匙要编号并妥善保管，以便使用。这些办法实行，在一定限度上减少带负荷拉合倒闸发生。但，要主线上杜绝此类状况发生，还需要对人员加强思想教诲，掌握业务技术含金量。2、32断路器倒闸操作顺序电力安全工作规程中第19条规定，停电拉闸操作必要按照断路器（开关）-负荷侧隔离开关（刀闸）-母线侧隔离开关（刀闸）顺序依次操作，送电操作应与上述相反顺序进行。根据这样一种原则，在32断路器接线中意义却并不是不大。依照32接线特点，很容易理解到线路或变压器比母线更为重要，因此，咱们有必要进一步探讨如坚决路器两侧隔离开关发生带负荷拉闸事故对系统影响限度不同，来拟定拉闸顺序。1）、母线侧断路器倒闸操作顺序A、线路或主变停电过程操作。如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，切除故障点，保证其她线路、主变及母线正常运营；如发生带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，导致母线无电压，威胁系统安全运营。因此应按照断路器（开关）-线路或主变侧隔离开关（刀闸）-母线侧隔离开关（刀闸）顺序依次操作。送电操作应与上述相反顺序进行。B、线路或主变运营，母线停电操作。如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，切除故障点，保证线路及主变正常运营；如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，导致线路或主变停电事故，危及电网安全运营。因此应按照断路器（开关）-母线侧隔离开关（刀闸）-线路或主变侧隔离开关（刀闸）顺序依次操作。送电操作应与上述相反顺序进行。C、线路或主变运营,母线侧断路器转入检修操作。如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，导致线路或主变停电，影响系统安全运营。如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，切除故障点，不影响线路及主变正常运营。因此应按照断路器（开关）母线侧隔离开关（刀闸）-线路或主变侧隔离开关（刀闸）顺序依次操作。送电操作应与上述相反顺序进行。D、线路或主变停电时，断路器合环运营操作。如带负荷合闸事故发生在短引线侧，两侧断路器跳闸切除故障，不影响系统安全运营。如发生带负荷合闸事故发生在母线侧，导致母线无电压，此时变为单母线运营方式，运营可靠性减少。因此应按照母线侧隔离开关（刀闸）-短引线侧隔离开关（刀闸）-断路器（开关）顺序依次操作。解环操作应与上述相反顺序进行。2）、中间断路器倒闸操作顺序A、中间断路器一侧线路或主变运营，另一侧线路或主变需要停电操作。如带负荷拉闸事故发生在线路或主变运营侧，导致运营中线路或主变两侧断路器跳闸。如带负荷拉闸事故发生在需要停电一侧，线路两侧断路器跳闸切除故障，不影响电网安全运营。因此应按照断路器（开关）-停电侧隔离开关（刀闸）-运营侧隔离开关（刀闸）顺序依次操作，停电操作应与上述相反顺序进行。B、中间断路器两侧线路或主变都运营，中间断路器转入检修停电操作。顺序应视断路器两侧发生带负荷拉闸事故对电网影响限度进考虑。即按照断路器（开关）-对电网影响较小一侧隔离开关（刀闸）-对电网影响较大一侧隔离开关（刀闸）顺序依次操作。送电操作应与上述相反顺序进行。二、500KV断路器、刀闸设备编号意义阐明：1）所有断路器由4位数字构成，前两位都是“50”，表达是500KV电压级别。2）隔离开关编号常由5位数构成，前面4位是所从属断路器编号，第5位是所连接母线编号数字，或用“6”表达出线，“8”表达避雷器，“9”表达电压互感器，。3）接地刀闸编号最末一位是“7”。在同一时间内只容许一种人在一种极上操作。必要穿绝缘鞋或站在绝缘胶垫上。戴上护目眼镜以防粉粒飞出。不要接触发电机其他部件。每次只能拉出或插入一种提刷装置，更换其中电刷，并将其插入回去。应在励磁电流低时候操作。遵守安规中有关规定。 3/2断路器接线重要运营方式及其优缺陷一、3/2断路器接线是指两条回路有三个断路器双母线接线，它是介于单断路器双母线和双断路器双母线之间一种接线，如下图1、重要运营方式：1）、正常运营方式。两组母线同步运营，所有断路器和隔离开关均合上；2）、线路停电、断路器合环运营方式。线路停电时，考虑到供电可靠性，经常将检修线路断路器合上，检修线路隔离开关拉开；3）、断路器检修时运营方式。任何一台断路器检修，可以将两侧开关拉开；4）、母线检修时运营方式。断开母线断路器及其两侧隔离开关。这种方式相称于单母线容许，运营可靠性低，因此应尽量缩短单母线运营时间。2、3/2断路器主接线优缺陷：1）、长处：A、供电可靠性高。每一回路有两台断路器供电，发生母线故障或断路器故障时不会导致出线停电；B、运营调度灵活。正常运营时两组母线和所有断路器都投入工作，从而形成多环路供电方式；C、倒闸操作以便。隔离开关普通仅作检修用。检修断路器时，直接操作即可。检修母线时，二次回路不需要切换。2）、缺陷：二次接线复杂。特别是CT配备比较多。在重叠区故障，保护动作繁杂 。再者，与双母线相比，运营经验还不够丰富。综上所述，32断路器接线方式利不不大于弊。针对这种接线方式弊端，咱们可以在继电保护选用上下功夫，在满足选取性、迅速性、敏捷性、可靠性基本上，提高继电保护动作精度，简化范畴配备，实现单一保护，避免重复性。2、500KV系统是大电流接地系统，短路故障有：三相对称短路及其单相接地短路、两相接地短路、两相短路等不对称短路，其中断相（涉及一相、二相断相）也属于不对称故障。在短路故障中，相间短路所占比例很小，且多由误操作合线路倒杆引起。三线短路故障后果尤为严重，它不但对设备具备很大破坏性，并且对于系统稳定也也许带来不良后果。3、3/2断路器接线重要运营方式1）正常运营方式。正常运营时两组母线同步运营，所有断路器和隔离开关均合上。2）断路器检修时运营方式。任何一台断路器故障时，可将故障断路器两侧隔离开关拉开，将故障断路器退出运营进性检修。3）线路停电断路器和环运营方式。线路因故停电，而变电设备无检修工作时，可将线路隔离开关拉开，其断路器合上，以提高供电可靠性。4）母线检修运营方式。母线检修时，断开母线断路器及其两侧隔离开关，这种运营方式相称于单母线接线出线经两台断路器与母线连接，运营可靠性减少，尽量缩短单母线运营时间。4、3/2断路器主接线优、缺陷长处：1）有高度供电可靠性，每一回路有两台断路器供电，发生母线故障或断路器故障时，不会导致浮现停电。2）运营调度灵活。正常运营时两组母线和所有断路器都投入工作，从而形成多环路供电方式。3）倒闸操作以便。隔离开关普通仅作检修用，避免了将隔离开关作操作倒闸操作。检修母线时，回路不需要切换。缺陷：3/2断路器主接线缺陷是二次接线复杂。由于3/2断路器连接着两个回路，故使继电保护和二次回路复杂。5、电气设备操作原则1）设备停、送电操作（1）设备停、送电操作顺序是：停电操作时，先停一次设备，后停保护、自动装置；送电操作时，先加用保护、自动装置，后投入一次设备。保护、自动装置在一次设备操作过程中要始终加用（操作中容易误动保护及自动装置除外）。（2）设备停电时，先断开该设备各侧断路器，然后拉开各断路器两侧隔离开关；设备送电时，先合上该设备各断路器两侧隔离开关，最后合上该设备断路器。其目是有效地防止带负荷啦和隔离开关。（3）设备送电时，合隔离开关及断路器顺序时从电源侧逐渐向负荷侧；设备送电时，于设备停电时顺序相反。2）3/2断路器接线线路停电操作时，先断中间断路器，后断开母线侧断路器；拉开隔离开关时，由负荷逐渐拉向母线侧。送电于此相反。目:为了防止停、送电操作时发生故障，导致同串线路或变压器停电。对于双回线路改单回线路或单回线路改双回线路时要注意对线路零序保护（定值）、横差保护（投退）影响。6、隔离开关可以进行如下操作1)拉、合无端障TV和避雷器；2)解开、闭合等电位环路。用隔离开关进行解、合环时，环路中不能有阻抗元件。3）拉、合变压器中性点接地刀闸。当变压器中性点经消弧线圈接地时，只有在系统无端障时，方可进行操作。4）拉、合电压在10KV不大于20A环路均衡电流。5)拉、合母线及直接在母线上设备电容电流。）对一种半断路器接线，当某一串中断路器因某种因素浮现分、合闸闭锁时，可用隔离开关来解环，但要注意其他串所有断路器必要在合闸位置。7、禁止用隔离开关进行如下操作1）不准用隔离开关向500KV母线充电。2）禁止用隔离开关拉、合运营中500KV电抗器、空载变压器、空载线路。8、3/2断路器主接线方式断路器失灵保护3/2断路器接线失灵保护：按断路器为单元设立，断路器失灵保护动作后应先瞬时作用于本相拒动断路器两个跳闸线圈，延时跳该拒动断路器三项及关于断路器。接近两母线侧断路器失灵保护应启动各自母线保护出口继电器，使该母线上所哟断路器也跳闸。中间断路器失灵保护动作后是接近两母线短路其跳闸，并均能提供启动两套远方跳闸发信装置。9、短引线保护 短引线保护是3/2断路器接线方式所特需，当输电线路（发-变组等其他连接元件）停电进行检修，其隔离开关被断开，中间断路器仍保存运营中时：若该串短引线发生短路故障，原线路各种保护装置因使用线路出口上电容式电压互感器而不能动作跳闸，故必要装设短引线保护。 短引线保护是为简朴三相式电流差动保护，在输电线路正常运营时，该保护直流电源被断开，不投入运营。当输电线路断开后，该保护直流电源被接入，将短引线保护投入运营。QFSN330220发电机运营中更换接地电刷注意事项发电机励端有两块接轴接地电刷，汽端有两块接轴接地电刷，接地电刷普通在停机时更换，若在运营过程中更换此电刷，一次只能取出一只电刷以保持转子与地电压相似。在同一时间内只容许一种人在一端上操作。不要接触发电机其他部件。必要穿绝缘鞋或站在绝缘胶垫上。戴上护目眼镜以防粉粒飞出。每次只能更换一块电刷，更换后将其插回。遵守安规中有关规定。碳刷负温度特性是指随碳刷本体温度升高，接触电阻反而减小，当温度升至80100时，接触电阻最小，当超过100时，接触电阻反而增大。由于碳刷负温度特性，规定其均流特性要好。在发电机刚投运和持续运营10天之内，要特别注意碳刷运营温度和对其检查。规定：滑环运营温度不超过120，每100小时磨损不超过3MM。寻常运营中，规定持续运营温度不超过8590。碳刷温度测量：1）测量刷辫与碳刷温度、2）测量刷握温度、3）测量滑环与碳刷结合面温度、4）测量正负极滑环温度。碳刷维护：换碳刷时，因使励磁电流尽量小，因正负极滑环相很近，要注意防止正、负极短路，调节碳刷时，温度高碳刷阐明通过电流大，应调节温度低碳刷，温度低阐明其通过电流小，接触不良或其她因素引起，应仔细检查解决，每次更换碳刷最多不超过总数1/3。发电机中性点接地方式:经二次侧带有电阻单相接地变压器接地。发电机中性点经二次侧带电阻变压器接地作用1）限制接地故障电流；2）限制单相接地时健全相瞬时过电压；3）为定子接地保护提供电压判据（零序电压和中性点三次谐波电压）。发电机装有主保护：差动、定子接地、对称过负荷、负序过负荷、失磁、过电压、过激磁、失步、断水、逆功率、程序逆功率、发变组差动、转子接地（一点、两点）、非全相、起停机、误上电、端口闪络、断路器失灵。1、发电机静态励磁系统图AVR励磁变同步变1TV3TV1TA晶闸管+-转子线圈可控硅跨接器MK启励接触器TA分流器启励电源2、静态劢磁系统中各TV、TA及各功能装置作用：2TV、3TV给AVR（两套）提供电压反馈量，是有功功率、无功功率计算根据。机端TA作用：给AVR提供电流反馈量，是有功功率、功功率计算根据，同步也是防误逆变根据励磁变副边CT作用：给AVR提供一种电流反馈量，是过励、欠励、强励判据之一。BOD板：检测出发电机转子绕组正向过电压时，给可控硅跨接器中晶闸管控制极一种触发脉冲，让其导通。过电压检测器：它能反映出发电机转子绕组正向及反向过电压，并将这一信号上传装置及DCS系统报警。可控硅跨接器：在转子绕组发生正、反向过电压时，导通晶闸管或二极管，将转子绕组磁场能量消耗在灭磁电阻上，重要作用是1、灭磁。2、防护转子绕组过电压。它由BOD检测板、正向晶闸管、反向二极管、耗能电阻、过电压动作检测器共同构成，请参照静态励磁系统图。起励装置：给发电机提供一种初始励磁电源，使发电机定子绕组建压。由发电厂直流系统或交流系统整流后供电。5S内建压至额定电压10%（静子），起励装置自动退出。励磁电流：给AVR提供一种励磁电流反馈量，作为恒电流调节根据，同步也是过励、欠励、强励辅助判据。同步变作用：1、给AVR装置提供24V装置电源，2、当晶闸管具备导通条件时，提供移相触发信号，即提供控制脉冲与晶闸管整流桥电源同步。电力系统稳定器（PSS）作用：并列运营发电机在小干拢下发生频率0.2 2.5HZ范畴内持续振荡现象叫低频振荡。低频振荡产生因素是由于电力系统负阻尼效应，常出当前弱联系、远距离，重负荷输电线路上，在采用迅速、高放大倍数励磁系统条件下更容易发生。而PSS就是为理解决迅速、高放大倍数励磁系统上述危害，由励磁系统提供一种软件控制功能，它使用转速、频率、有功功率做为输入信号，经计算机解决，产生一附加控制信号，从而抑制低频振荡。而PSS装置在发电机并网后才干发挥作用，电气值班员依照调度员命令从AVR控制菜单中投入或退出这一功能。它投入能提高系统静稳、动稳特性，阻尼发电机低频振荡所带来危害。但是发电厂普通不使用此项功能。3、励磁调节方式：励磁调节方式从控制上讲分为自动与手动两种、从使用方式上分为发电机并网前及发电机并网后两种、按调节根据不同可分为恒电压、恒电流、恒无功、恒功率因数调节，恒电压、恒无功、恒功率因数调节为自动调节功能，恒电流调节为手动调节功能，恒电压、恒电流功能在发电机并网先后都能使用，而恒无功及恒功率因数只能在发电机并网后使用，这是由于发电机在并网前处在空载运营状态有功和无功均为零。恒电压调节：也称之为AVR即自动调节方式，装置通过机端TV采集到发电机静子电压与装置电压设定值进行比较，得出电压偏差，并作用于移相触发变化晶闸管导通角大小，从而维持机端电压恒定。它是大容量发电机在正常运营时优先选用调节方式。在其投入运营时，操作员依照需要，随时在就地或DCS上进行增减磁干预操作。恒电流调节：也称之为FCR即手动调节方式，它以励磁电流为调节根据，实现恒励磁电流运营。由于它采集信号与恒电压调节有本质区别，因而普通用于调试、维护、实验及TV故障、自动调节故障后可投入运营一种调节，在发电机正常运营时手动调节实时跟踪自动调节。 恒功率因数调节：发电机并网运营时，以功率因数为调节根据，维持发电机功率因数在给定水平上。它普通应用于小容量发电机与大容量电网并联运营方式。恒无功功率调节：发电机并网运营时，以无功功率为调节根据，维持发电机输出无功功率在给定水平上。这种调节方式可以使顾客端无功功率得到充分运用，减少线损。4、通道跟踪：大机组为了保证励磁系统运营稳定与可靠，自动调节与手动调节均为双套冗余配备，AVR装置与FCR装置也形象称之为通道，即电压通道和电流通道。这两种调节方式是大机组必要有调节方式，而恒无功、恒功率因数为顾客选取方式。在发电机正常运营时，可以同步实现通道间与通道内两种跟踪，通道间跟踪是指两个自动电压通道互相跟踪，通道内跟踪是指电压通道与电流通道互相跟踪。采用上述跟踪目是在发生手动及自动通道切换时，对发电机不产生冲击和扰动（静子电压、励磁电流拢动）也称之为无扰切换。如A套AVR运营时，A套FCR对其进行实时跟踪，同步B套AVR也对A套AVR进行实时跟踪。即备用通道总是跟踪工作通道。无论发电机采用何种调节方式时，通道在人工或自动切换时均应保证无扰切换。通道切换条件：人工切换通道时，必要保证工作与目的两通道控制电压信号一致时，才干进行切换。通道发生自动切换因素：A 、PT故障。B 、工作调节器故障（A、B任一套发生故障），C 、脉冲故障。D、装置电源故障。5、灭磁：灭磁指是对发电机转子绕组灭磁，当发电机内部故障时，如定子绕组相间短路，虽然发电机出口断路器已跳闸，但只要转子绕组中有电流，转子就有磁通，发生短路绕组中就有故障电流，且故障点电弧就不会熄灭，此电弧会将发电机绕组和铁芯损坏。150MW分为正常停机灭磁和事故停机灭磁两种，发电机正常停机时，由自动励磁调节装置自动逆变灭磁，逆变灭磁是指将晶闸管控制角变化为不不大于90度某种运营状态，励磁电源以反电动势形式作用于转子绕组上，使励磁电流迅速衰减至零一种灭磁办法。特点是它能将转子绕组中磁场能量通过晶闸管（必要是三相全控桥）反馈到交流电源侧，过电压倍数较低，但灭磁时间较长。发电机事故停机时由保护跳开灭磁开关， BOD装置触发正向晶闸管导通将耗能电阻接入转子绕组回路进行能量转换灭磁，也称之为灭磁电阻灭磁。过电压倍数较高，但灭磁时间较短。逆变灭磁条件：A、有停机令。B、灭磁开关在合位。C、定子电流不大于10%额定值。当发电机进行逆变灭磁时，10S以内发电机静子电压仍不不大于10，AVR发跳MK令对发电机进行事故灭磁。同步向DCS上传逆变灭磁失败信号。灭磁电阻灭磁条件：A、逆变灭磁失败，B、有外部保护跳闸信号，C、装置内部跳闸令。6、转子过电压保护：当发电机转子线圈电流一定期，突然断路或发电机处在滑极等非正常运营状态时，将在转子回路中产生很高正向或反向过电压。当发生正向过电压时由BOD装置触发晶闸管导通，当发生反向过电压时由二极管导通，无论是晶闸管还是二极管导通后都将耗能电阻接入转子绕组回路中，以保证转子回路不会开路，使转子电流变化率降小，从而限制了过电压水平。由于采用了可控硅跨器技术，耗能电阻不再局限是非线性还是线性电阻。7装置电源引接：分两路，一路由同步变或励磁变低压侧提供，一路由直流电源提供。8起励成功及失败原则：起励时间5S，建至额定电压10%。起励成功。满足上有述任一条件，起励装置退出；当起励时间达到5S，机端电压未建至额定电压10%，起励失败，发起励失败信号。因素有如下内容，有停机令信号、无95%转速信号、无起励命令、起励回路故障、起励方式设立与否适当。9、静态励磁系统限制器：限制器目是维护发电机安全稳定运营，以避免由于外部保护动作而浮现事故停机。现将各种限制器功能做如下简介。V/HZ限制器（电压频率比值限制器）：防止发电机电压频率比值过高，而引起发电机及主变铁芯过度饱和，而引起过热。过励限制器：用于限制转子绕组最大励磁电流，防止转子绕组过热。欠励限制器：防止发电机励磁电流过度减小，导致发电机失步。P/Q限制器：它实质上是一种欠励限制器，防止发电机进入不稳定运营区域。即发电机在正常运营时，无功与有功有着一一相应关系，依照相应关系而设立限制曲线。定子电流限制器：限制定子电流无功某些，防止发电机在过励或欠励范畴内运营时，定子绕组过热。10、发电机建压：发电机建压有两种，一是预置建压法，指是通过对装置内部设立，当发电机起励成功后，装置自动将发电机静子电压升至设定水平。二是零起升压法，指是发电机转速达到95%以上时，由起励装置提供初始励磁电流，建压至初始水平，再由人工发增磁命令缓慢升至额定电压。 11、励磁系统开机前检查检查装置电源，涉及：230V直流电源、由同步变提供交流电源、冷却系统电源、各柜照明电源、起励电源、励磁变温控器电源小开关在合入位并正常，交流进线柜刀闸在合，灭磁开关无异常。检查励磁装置有无异常报警信号，装置与DCS之间通讯良好。检查通道跟踪功能与否投入，励磁调节方式投恒电压调节，各柜之间通讯与否正常，选取起励方式与否对的。功率柜脉冲投切开关在对的位置，逆变灭磁压板必要在退出位置。12、开机操作：当发电机转速升到额定95时，合灭磁开关，在AVR菜单上进行远方起励，发电机在510秒内电压升到额定90左右，再由人工操作增磁升至额定，再由同期装置将发电机并入电网。通过增减磁功能将发电机无功维持在容许范畴内。多台发电机并列运营时，如励磁系统调差系数设立不合理时，发电机在并列瞬间将与运营机组发生抢无功现象，因此规定值班员在第二台机投运时，一定要注意这个问题，一旦发生抢无功现象，应迅速人为干预，调节各发电机无功在容许运营范畴内。13、静态励磁系统就地功能柜各面板作用:分为功率柜面板、灭磁柜面板、调节柜面板，它们作用如下：一、功率柜面板；1）显示6个桥臂电流。2）功率柜输出电流、3）冷却风机工作状态。4）风道温度显示。5）当前及历史故障查询。二、灭磁柜面板：1、显示灭磁开关分合状态。2、就地对灭磁开关操作。3、过电压保护动作次数。4、灭磁开关分合次数。5、转子绕组温度显示。三、调节柜面板：(1)、设立功能。(2)、起励功能。(3)、画面调用。(4)、上传报警。(5)、参数整定。(6)、参数监视。14、功率柜投切控制由AVR装置自动完毕，也可由人工操作完毕，发生自动退柜因素如下：功率柜风机停运超温、桥臂断流、桥臂短路、AVR内部跳闸令、外部保护跳闸令。当本柜输出电流超过100A时，自动启动风机。当本柜输出电流不大于50A时，风机自动停运。风机启停操作也可以在就地由人工完毕。AVR操作菜单上状态信号及操作功能：1）逆变失败、2）PSS投入、3)PSS闭锁、4）投励磁、5）远方起励、6）起励失败、7）增磁、8）减磁、9）灭磁开关误分。AVR装置给DCS上传状态及异常报警信号：（某些）A通道运营、B通道运营、灭磁开关合、灭磁开关分、调节器PT故障、24V电源故障、24V电源故障、220V直流电源故障、220V直流电源故障、厂用交流电源故障、调节器故障、调节器检测装置故障、过电压保护动作、脉冲故障、功率柜故障、过励动作、欠励动作、通讯故障。因异常报警信号非常多在这里不一一例举。下面就某些异常报警信号内容含义进行阐明PT故障：调节器发PT故障信号是指A通道用PT或B通道用PT故障，如一二次保险熔断等故障，如当前运营通道发生此故障，调节器会自动切换到备用通道运营。交流电源故障：是指厂用交流电源供电故障，因励磁系统照明、风机、都由交流电源供电，而风机停运受时间限制，因尽快查明因素恢复供电。直流电源故障：是指220V直流电源故障，出此故障励磁系统仍能正常工作，但灭磁开关已不能操作，因尽快解决。过电压保护动作：是指转子正向或反向过电压保护动作，这时应检查与耗能电阻相串联保险与否有熔断，耗能电阻与否完好。调节器故障：是指A或B套调节器硬件及软件故障，当运营通道发生此故障时，调节器会自动切换至备用通道运营。脉冲故障：是指触发脉冲故障，如该故障长时间存在则也许是同步信号出了问题。通讯故障：是指系统各柜之间以及与DCS系统之间通讯中断。功率柜故障：是指风机故障、快熔保险熔断、阻容系统保险熔断、桥臂断流等综合故障。这时应检查快熔或阻容回路保险与否熔断。15、晶闸管保护功能：在静态励磁系统中，大功率晶闸管是核心元件，但它过载能力有限，因此在其每个桥臂输入端都装设有迅速熔断保险，晶闸管过载电流越大保险熔断时间就越短以防止其长时间过载而损坏。同步在静态励磁系统中，由于各种各样因素会在交直流回路中产生过电压，其因素可分为由励磁变交流侧带来传递过电压，由晶闸管整流换相时产生换相过电压，这些过电压都也许导致晶闸管损坏，因而在晶闸管输入侧装设阻容吸取回路，对晶闸管进行过电压保护。16、发电机100定子接地保护基本原理发电机100定子接地保护运用基波零序电压保护和三次谐波电压保护构成。基波零序电压保护运用发电机出口TV开口三角形提取发电机零序电压，由于接近中性点绕组接地时零序电压已经很小，故基波零序电压保护范畴只有85%左右。三次谐波零序电压保护反映定子绕组别的某些接地故障。机端三次谐波电压取自发电机出口TV开口三角形，中性点三次谐波电压取自发电机中性点变压器二次侧。(1)、复合电压过流保护该保护所获得电气量是负序电压、相间电压、电流。负序电压、相间电压可以反映不对称故障；过电流按躲过被保护对象额定电流整定，敏捷度高。(2)、差动保护工作原理差动保护基本工作原理是环流法。被保护元件各侧都装设同极性端子相连接电流互感器，其二次线圈按环流原则相串联。正常运营和外部故障时元件各侧均有电流通过，而在差动回路中各电流方向相反其为零，即差动继电器中流过电流为零，继电器不会动作。在元件内部发生故障时，各侧电流在差动回路中二次电流方向相似，差动继电器中流过电流是各侧电流之和，使差动继电器动作。封母作用1）有效防止外部不利因素导致短路故障。2）减小故障电流流过时所产生电动力矩。3）减小附近钢构件涡流效应。（运营中，封母容许温度为6070）。封闭母线冷却方式封闭母线冷却方式分为自然冷却和逼迫冷却两种，而逼迫冷却又分为逼迫风冷和逼迫水冷。封母微正压装置为保证封母内部有良好绝缘水平，用压缩机将空气干燥后送入封母内，使封母内气压略高于外部大气压，以制止外部空气水分进入封母。普通在停机后投入，起机后退出。17发电机保护出口定义发变组继电保护设立如下出口动作方式、定义如下：全停：断开发变组断路器、断开发电机灭磁开关、断开高压厂用工作变低压侧分支断路器、关闭汽机主汽门、起动失灵保护(非电量保护不起动失灵保护)、起动厂用电源迅速切换装置。减出力：将原动机出力减到给定值。程序跳闸：关闭汽机主汽门。信号：发出声光信号。1、发电机A、发电机差动保护（两套）保护运用六个位于发电机主引出线和中性点引出线套管式电流互感器来实现。区内故障保护应敏捷动作，瞬时动作于全停，另配有电流互感器断线检测功能，在TA断线时闭锁差动保护，同步发出TA断线信号。当电流不不大于额定电流1.21.5倍时可自动解除闭锁。动作时间（2倍整定电流时）不不不大于30ms。B、100%发电机定子绕组接地保护（两套）该保护与发电机引出线电压互感器开口三角形绕组和发电机中性点变压器二次绕组相连接。保护具备三次谐波电压滤出功能。该保护依照系统状况和发电机绝缘状况拟定出口形式。能可靠测量发电机中性点接地电阻值。C、失磁保护（两套）该保护作为发电机励磁电流异常下降或完全消失状况下保护，机组正常进相运营时、系统振荡时、TV断线和电压切换时不误动。该保护带有阻抗元件、母线低电压元件、转子低电压及闭锁（起动）元件功能。发电机正常进相运营时保护不应动作。D、发电机不对称过负荷保护（两套）保护由定期限和反时限构成,定期限动作于信号,动作电流按躲过发电机长期容许负序电流值和按躲过最大负荷下负序电流滤过器不平衡电流值整定。反时限保护反映发电机转子表层热积累过程。动作特性按发电机承受负序电流能力拟定。E、过激磁保护（两套）该保护作为发电机过励磁状况下保护，保护能与发电机过激磁特性相匹配。该保护接于发电机端电压互感器，由定期限和反时限构成。F、发电机过电压保护该保护作为发电机引出线电压异常升高状况下后备保护，普通地，整定电压为1.3倍标称电压。G、逆功率保护（两套）逆功率保护分别由取自发电机机端TV电压和发电机TA电流构成。逆功率保护反映发电机从系统中吸取有功功率大小。逆功率受TV断线闭锁。H、程序跳闸逆功率保护（两套）程序跳闸逆功率保护用于确认主汽门关闭后，经短延出口。I、发电机失步保护（两套）失步保护反映发电机机端测量阻抗变化轨迹。阻抗元件电压取自发电机机端TV；电流取自发电机TA。在短路故障，系统稳定振荡，电压回路断线等状况下，保护不误动作。J、发电机低频率运营保护（两套）低频率继电器和其相应时间计数器应整定为在汽轮机叶片达到疲劳极限前使汽轮发电机退出运营或报警。低频保护时间计数器应有记忆功能。低频保护反映系统频率减少，并受出口断路器辅助接点闭锁。即当发电机退出运营时低频保护也退出运营。保护动作于程序跳闸。装置在运营可实时监视：定值、频率f及合计时间显示。K、突加电压保护（两套）突加电压保护作为发电机盘车状态下,主断路器误合闸时保护。发变组高压侧断路器合闸后,该保护自动退出，解列后自动投入运营。L、断线闭锁保护断线闭锁继电器用来探测电压互感器或电压互感器熔断器故障或空开跳闸。当发生故障时，继电器就动作于信号。M、发电机转子接地保护（两套）该保护作为发电机励磁回路接地故障状况下保护。普通配有高定值接地保护，低定值接地保护。（无刷励磁发电机厂带励磁回路接地检测装置） N、发电机定子绕组对称过负荷保护（两套）过负荷电流继电器由两某些构成，一某些带固定期限动作于信号，另一某些具备与发电机定子绕组过负荷能力相匹配反时限特性。该保护能反映定子绕组热积累过程。O、发电机定子匝间保护（两套）该保护反映发电机纵向零序电压基波分量。“零序”电压取自机端专用电压互感器开口三角形绕组，其中性点与发电机中性点通过高压电缆相联。区外故障及电压互感器断线时保护不误动作。P、发电机起、停机保护（两套）专门用于发电机起动或停机过程发生相间、定子接地故障时一种保护。该保护跳灭磁开关。发电机正常运营时退出。Q、断路器闪络保护（两套）该保护用来防止在同期或停机操作时两个电力系统之间由于电位差大而在断路器断点之间产生闪络，该保护动作于灭磁开关及启动断路器失灵保护。R、发电机定子冷却水断水故障保护（两套）断水判断由热控给出，延时和精确起动模式应由发电机制造厂提供。S、发电机复合低电压过流（记忆）保护（两套）该保护反映发电机电压、负序电压和电流大小。电流可记忆。18、假同期实验大型机组禁止采用手动准同期办法将发电机与系统并列，做假同期实验目是为了验证ASS装置有无缺陷及二次回路接线与否对的，实验前一方面要空出一条母线，重要是为了防止发电机初次与系统并列时，主断路器浮现故障而影响其他设备正常运营，使故障扩大，同步也为发电机并入系统做准备。当母线负荷所有切换到母线上时，断开母联210开关，拉开母联两侧刀闸2101、2102母线为不带电空母线，拉开发变组上母线刀闸、使发变组与母线之间有明显断开点，短接刀闸辅助接点，引用II母线PT二次电压至同期装置，发电机按正常升压，对发电机与母线PT核相对的后，投入ASS装置对发电机进行假并列，两次假同期实验做完后，查201开关确断，2101、2102刀闸确断，合母联2102、2101刀闸，合210开关、合刀闸，使发电机通过201开关串母联210开关与系统并列，（串母联并列目是为了防止断路器有故障时，由母差保护动作跳开母联断路器，切断发电机与系统联系，从而防止事故扩大。）假同期实验一次系统图：19发电机空载实验发电机空载特性是指发电机在额定转速时，定子电压与转子电流关系曲线。发电机做空载实验目是检查发电机定转子绕组接线与否对的，转子绕组与否有匝间短路及定子铁芯与否有局部短路，新机组投运必要做此项实验。实验时运营人员注意事项A：发电机在额定转速，发电机出口处开路，投入发电机所有保护。B：励磁调节方式投恒电流调节方式。C：给发电机零起升压。D：运营人员应记录空载电流及电压数值，以备下次启机时核对。 做空载特性与原始出厂空载特性比较，重要是检查转子饶组和定子铁心有无端障。（做空载特性实验时，不容许反向调节，因正反向调节升降电压，铁芯磁化特性不同）若转子绕组有故障，空载电流比规定值大；若铁芯有故障，发电机电压达不到规定值时，空载励磁电压已超过规定值。20、发电机短路实验发电机短路特性是指发电机定子绕组三相短路，发电机定子三相短路电流与励磁电流关系曲线。发电机做短路实验目是判断发电机转子绕组与否存在短路故障。实验时运营人员注意事项A、发电机与系统有明显断开点。B、退出发电机差动、过流、过负荷、失灵保护、电气与机大联锁。C、励磁调节方式投恒电流调节方式。21、DCS电源切换实验DCS电源有两路电源供电：一路由UPS供电，一路由厂用电源供电。正常运营时，由UPS供电，厂用电源备用，当UPS故障时，自动切换至厂用电源供电，电源切换时间不大于5ms。DCS电源中断，会使计算机系统无法正常工作，DCS所有监视与操作所有失效，使机炉安全运营受到极大危胁。 发电机异常运营状态分析及解决1、发电机紧急停机条件及解决发电机发生下列状况之一应紧急停机1)需要停机人身事故。2)发电机壳内氢气发生爆炸、冒烟或着火。3)主变、励磁变内部有爆裂声或冒烟着火。4)发电机本体单相接地。5)发电机有内部故障，保护装置或开关拒动。6)发变组主开关以外发生长时间短路，发电机定子电流值骤增，定子电压值骤降，发电机后备保护拒动。7)发电机励磁回路两点接地，保护拒动。8)当封闭母线内、发电机组轴承油系统内或主油箱内氢气体积含量超过1%时。9)发电机激烈振动超过容许值。10)机、炉故障，并得到单元长告知。11)发电机定子断水超过30秒，断水保护拒动。12)定子线圈漏水。发电机紧急停机解决1) 检查灭磁开关，发变组主开关，6KVA、B段工作分支已跳闸，6KVA、B段备用分支联动成功，否则手动切换；2)按现场需要紧急解决；3)按值长规定将发电机停机备用或检修状态；发电机紧急停机解决注意事项；1)检查厂用电切换与否正常，否则人工干预；2)发电机静子电流三相不对称3）定子三相电流不对称：重要危害是将产生负序电流。负序电流：A、B、C三相达到最大值顺序与正序电流方向相反，这种性质电流就称为负序电流。产生负序电流危害是，负序电流在静子绕组中产生负序磁场相对转子为两倍工频转速，切割转子绕组，在转子绕组中产生100HZ电流，致使转子绕组导体发热严重，产生振动。且此倍频电流在转子中部延轴向流通，导致转子端部局部高温，甚至也许引起护环松胶危险。针对负序电流，在转子绕组上加一阻尼电阻，对负序电流产生阻尼做用，使负序电流减小。发电机三相