600MW电气规程解析

1.1.1. 电气主接线

1.1.1.1. 500kV系统接线

1) #1、#2机组设有两回500kV出线，系统采用具有三个完整串的3/2交叉

接线方式(一个半断路器接线方式),两台发电机及出线交叉接入500kV GIS。

2) 每台机组均以发电机-变压器单元接线接至厂内500kV母线，发电机出口

电压由主变升压后经红茅甲线、红茅乙线两回500kV线路至茅湖500kV变电站。

3) 500kV系统为直接接地系统，通过主变中性点死接地。 4) 500kV配电装置采用屋内GIS。 1.1.1.2. 发电机-变压器组接线

1) 发电机出口装设断路器。在主变低压侧与发电机出口断路器之间引接A

厂高变和B厂高变，正常机组起动电源可由系统通过主变，高压厂变倒送电取得，或由#01高备变提供。

2) 500kV、22kV系统均采用离相封闭母线连接。 1.1.1.3. 高压厂用备用电源的引接

1) 高压厂用备用电源取自#01高备变， #01高备变具有载调压功能，备用

变容量为厂高变容量的60%。

2) 110KV配电装置采用线路-变压器型式，采用屋外GIS； 3) #01高备变通过高备变中性点刀闸接地。 4) 110kV系统采用架空导线连接。 1.1.2. 厂用电接线

厂用电系统设6kV及380V两种电压等级，每台机组设一台A厂高变和B厂高变以作为6kV母线三段工作电源。 1.1.2.1. 6kV厂用电系统

1) 6kV厂用电系统采用中性点经电阻接地。根据负荷分布情况，在主厂房、

脱硫系统、输煤控制楼设置了6kV厂用电系统。 2) 厂高变低压侧通过共箱封闭母线与6kV配电装置相连。 3) #01高备变的低压侧通过共箱封闭母线与6kV配电装置相连。

1.1.2.2. 380V厂用电系统

1) 低压厂用变压器按成对配置、互为备用的原则设置。主厂房380/220V

厂用电采用中性点直接接地系统

2) 每台机、炉分别设由两台低压厂用变压器供电的两个动力中心，下设机、

炉控制中心。

3) 两台机组的公用负荷，例如集控楼空调、GIS配电等，其电源分别从两

台机的某一段引接。

1.1.3. 事故保安和不停电电源

1.1.3.1. 事故保安电源

每台机组装设一台快速自起动的1000kW柴油发电机组，下设两个保安段，正常运行时由机组的低压工作段供电。当发生事故失去电源后，柴油发电机组快速自起动，投入带保安段负荷。 1.1.3.2. 交流不停电电源

#1、2机组共设置两套交流不停电电源装置(UPS)。 1) 单元机组不停电电源装置

a) 每台机组设置两台交流不停电电源装置(UPS)，正常时每台UPS各承

担50%负载，当其中一台故障时，由另一台承担全部负载。每台装置额定输出容量为80kVA。

b) 机组UPS系统主要向机组分散控制系统(DCS)、热控自动调节和监视

设备、电气测量变送器屏等负荷供电。

2) 公用不停电电源装置(UPS)

a) #1、2机组共设置一套两台交流不停电电源装置(UPS)，正常时每台

UPS各承担50%负载，当其中一台故障时，由另一台承担全部负载。每台装置额定输出容量为40kVA。

b) 公用UPS对DCS公用系统部分(燃油系统、凝结水精处理系统、中央

空调系统等)、网络计算机监控系统(NCS)站控层设备、全厂GPS时钟系统、全厂火灾报警探测控制系统等负荷供电。

1.1.4. DCS对电气系统的监控范围

1) 发电机变压器组(含发电机出口断路器)；

2) 发电机励磁系统；

3) 主厂房低厂变高压侧开关及PC进线、分段开关； 4) 辅助厂房低厂变高压侧进线开关； 5) 500kV、110KV断路器； 6) 变压器有载分接开关；

7) 单元机组的直流系统和UPS系统； 8) 柴油发电机组的重要信号；

9) 500kV、110KV隔离开关及接地刀闸。

1.1.5. 发电机本体

1) 定子绕组允许在额定负荷下内冷却水断水运行持续30秒。

2) 定子冷却水系统采用独立密闭的循环除盐水系统，定子绕组冷却水的进

水温度范围为42～48℃，回水温度不大于78℃。 3) 定子绕组冷却水系统采用集装式，散热器为管式。

4) 发电机输出额定容量时，机壳内氢气压力为0.414MPa，最大不超过

0.45MPa；发电机机内氢气纯度≥98％。

5) 发电机密封油系统为集装式，采用接触式密封油档措施，密封瓦采用单

流环形式，防止密封油进入机内。

6) 发电机集电环及碳刷的冷却采用转子自带的风扇，碳刷采用摩根碳刷，

刷握采用易拆式。在满负荷额定值运行时碳刷可以在线更换。 7) 发电机出线端子与封闭母线连接处的冷却方式为空冷。

8) 发电机中性点经二次侧电阻(带中间抽头)的单相变压器接地。接地变压

器容量为60kVA,二次侧接地电阻为0.32Ω，一次侧电压为22kV,二次侧电压为240V,带有100V抽头。

1.1.6. 励磁系统

1) 励磁系统为ABB公司UNITROL 5000自并激静止可控硅整流励磁系统,主

要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、启励装置及必要的监测、保护、报警辅助装置等组成,励磁变压器采用全连式离相封闭母线在发电机出口与发电机出口断路器之间

T接于主封母。励磁变电源直接取自发电机出口，启励电源取自220V直流段。

2) 静态励磁控制系统采用进口微机型自动电压调节装置。

3) 当发电机的励磁电压和电流不超过其额定值的1.1倍时，励磁系统能连

续运行

4) 励磁系统的短时过载能力:在机端0.8额定电压标幺值时，顶值电压2

倍为920V，电流2倍为8600A，允许持续时间不小于10s。

5) 发电机零起升压时，自动电压调节器使定子电压的超调量不超过定子电

压的10%，调节时间≤10s。 6) 励磁变压器

a) 励磁变压器采用干式变压器，Y/D接线 b) 励磁变压器信号和保护设置

? 线圈温度I段过热报警。 ? 线圈温度II段过热灭磁停机。

7) 可控硅整流装置

a) 整流柜数量5个，如一个柜故障退出，余柜可满足包括1.1倍额定

励磁和强励在内的各种运行工况的要求,均流系数大于90%。 b) 冷却方式采用强迫空冷，采用可靠的低噪音风机,具有100%备用。

在风压或风量不足时备用风机能自动投入。设有两路冷却风机电源，两路电源能自动切换。

8) 灭磁装置

a) 灭磁装置在发电机正常停机或内部故障的情况下可靠动作灭磁。 b) 灭磁逻辑：灭磁开关+非线性电阻,采用移能灭磁方式，灭磁系统设

有过电压保护。

9) 启励装置

a) 采用动力用直流220V电源。

b) 启励变压器为短时工作制,允许间隔5分钟通电启励一次。启励时，

当发电机电压不大于10%，启励装置保证AVR能可靠投入。 c) 当发电机机端电压上升到额定空载电压10%时，启励回路自动脱开。

10) 励磁电压调节装置(AVR)

a) AVR采用双通道，每个通道配自动和手动功能，各通道之间相互独

立，可并列运行或互为备用。 b) AVR柜采用强迫通风。

c) AVR的自动调节模式为端电压PID，手动调节采用PI方式。 d) AVR各通道设恒电流调节手动单元，手动跟踪自动，切换无扰动。

? 发电机 序号 1 2 3 4 5 名 称 发电机型号 额定容量SN 额定功率PN 最大连续输出功率Pmax 对应汽机VWO工况下输出功率 对应汽机VWO工况下功率因数 对应汽机VWO工况下氢压 对应汽机VWO工况下发电机冷却器进水温度 额定功率因数cosφN 单 位 MVA MW MW MW 正常值 试验值 最大值 QFSN-600-2-22A 667 600 642 670 0.9(滞后) 0.414 25 0.9(滞后) 22 17495 50 3000 153 1798 667 600 6 7 8 MPa ℃ 9 kV A Hz r/min V A 10 定子额定电压UN 11 定子额定电流IN 12 额定频率fN 13 额定转速nN 14 额定空载励磁电压UfO 15 额定空载励磁电流IfO

序号 名 称 单 位 V A 正常值 400.1 4387.4 YY 试验值 水氢氢 最大值 16 额定励磁电压UfN 17 额定励磁电流IfN 18 定子绕组接线方式 19 冷却方式 20 励磁方式 静态励磁 表2 UNITROL 5000型励磁系统技术数据表 序号 名 称 整流柜 整流方式 额定电流/柜 1 并联支路数 可控硅型号 可控硅元件额定电流时温度 额定正向平均电流 2 型号 额定电压 2 额定电流 最大断流能力 开断弧压 控制电压(直流) AVR性能 3 手动调整范围 调整偏差(精度) % 20--130 % ±0.5 电压调整范围 % 30--110 磁场断路器 V A KA V CEX98 5000A 4.1Ts 1500DC 1500 5000 55 3000 A ℃ A 三相全控桥 2000 5 5STB 80 2075 单 位 正常值 试验值 备注 V 110/220 序号 名 称 励磁变压器 单 位 正常值 试验值 备注 型式 容量 初级 次级 频率 4 相数 连接方式 绝缘方式 冷却方式 防护等级 总损耗 效率 1.2. 发电机正常运行监视与调整 1.2.1. 发电机的运行方式

1.2.1.1. 发电机的正常运行方式

干式、户内 kVA 6000 KV V Hz kW % 20 890 50 三相 Y/d-11 F AN IP32 48.5 99.3 1) 在正常情况下发电机按铭牌额定参数长期连续运行。

2) 发电机的有功负荷除受“负荷曲线”、机、炉工况限制外，还必须运行在

P-Q曲线的限额范围内。附录13示出发电机在额定状况下的P-Q曲线图。 3) 当功率因数与频率为额定值,定子电压在其额定值的95％～105％

(20.9kV～23.1kV)范围内变动时,此时发电机定子电流相应为105％～95％(18369.75A～16620.25A)范围内变动。

4) 发电机轴承排油温度不超过75℃，轴瓦金属最高温度不超过90℃。 1.2.1.2. 发电机异常运行状态

1) 当发电机带励磁失步时，满负荷发电机失磁后在60秒内将负荷减至0.6

标么值；在90秒内减至0.4标么值，持续15分钟解列发电机。 2) 当发电机正常运行时，如发现机组轴承振动随发电机励磁电流波动而呈

线性波动，可能是发电机转子匝间短路，应降低机组负荷，汇报上级领导。已确定是转子绕组匝间短路的发电机应尽快停机消缺，以防发电机转子、轴瓦磁化。

3) 当汽轮机主汽门关闭发电机保护拒动时，发电机变为同步电动机运行时

间≤60秒。

4) 发电机转子绕组在额定负荷时承受下列过负荷或磁场短时过电压 过负荷(%) 额定磁场电压(%) 时间(s) 208 208 10 146 146 30 125 125 60 112 112 120 1.2.1.3. 发电机在低功率因数运行时，应密切监视发电机有功功率,发电

机定子、转子电流值，特别要加强监视励磁系统的运行工况，防止可控硅元件过负荷损坏及转子过负荷动作。

1.2.1.4. 发电机不平衡电流运行

1) 发电机不平衡电流不得超过额定电流的10%,且每相电流不大于额定值,

允许发电机长期运行。

2) 发电机发生不平衡短路时，负序电流标幺值的平方与事故时间的乘积不

许大于10s，即(I2/IN)2t≤10s。事故负序电流允许值和相应的时间见下表 (I2/IN)(％) 100 141 5 158 4 200 2.5 允许时间t(s) 10 1.2.1.5. 发电机调峰运行

1) 电网需要时发电机加减负荷一般每分钟为额定负荷的5％，紧急状态下

取决于汽轮机。

2) 在事故情况下发电机可短时间过负荷运行，其允许时间见下表a 过负荷倍数(I/IN) 1.27 允许时间(S) 60 1.32 50 1.39 40 1.50 30 1.69 20 2.17 10 3) 在额定工况稳定温度下发电机转子过电压，其允许时间见下表b 转子过电压倍数(UL/ULN) 1.12 允许时间(S) 120 1.25 60 1.46 36 2.08 10 4) 当发电机过负荷时间达到允许值时，应将发电机定子电流、励磁电流降

到允许值之内。

5) 当发电机定子电流和励磁电流超过允许值时，应检查发电机的功率因数

和电压，注意超过允许值的时间，若励磁限制器不动作时，应人为减少励磁，使定子电流降到最大允许值。如减少励磁仍无效时，降低发电机有功负荷，使定子电流不超过最大允许值。发电机事故过负荷必须做好记录。

6) 发电机强励动作到达20秒时，应人为降低励磁到允许值，强励磁动作后

应检查励磁回路各及发电机碳刷无异常。

7) 发电机在过负荷运行时，严格监视发电机各部分的温度有无异常。 8) 若发电机过负荷倍数和允许时间达到或超过表a或表b中的数值，则保

护动作使发电机跳闸。 1.2.1.6. 发电机氢系统运行

1) 发电机正常运行时，1号发电机冷氢温度为35℃～46℃，2号发电机冷

氢温度为30℃～46℃,定子内冷水温42℃～48℃；且机内氢压至少高于定子内冷水压力0.04MPa，氢温应低于定子内冷水温2℃～5℃。 2) 1号发电机冷氢温度为35℃～46℃，2号发电机冷氢温度为30℃～46℃,

发电机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1℃时，定子电流应减少2％。但冷氢温度超过46℃不允许发电机运行。 3) 发电机内配置4台氢气冷却器。当氢气冷却器5%的冷却水管堵塞后，发

电机仍能输出额定功率；当一台氢气冷却器退出运行后，发电机能输出80%额定功率。

4) 监视发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过

1%时，应停机查漏消缺。当定冷水箱内的含氢量达到3%时通知检修处理，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时，应停机处理。 5) 严禁将大修后氢气密试验不合格的发电机投入运行。 1.2.1.7. 发电机的进相运行

1) 发电机在额定状况下，能满足在超前功率因数为0.95的情况下稳定运

行。发电机定子铁心端部构件发热条件允许发电机进相范围见下表 P(MW) Q(Mvar) 635 -210 560 -266 490 -305 420 -325 350 -350 300 -355 2) 当中调要求发电机进相运行时，运行人员应按要求手动调节AVR，在中

调要求的进相范围运行。同时要注意监视发电机端电压、厂用电6KV母线电压和380V母线电压不低于额定值的95%。

3) 发电机作进相运行时，严格监视定子线圈、铁芯温度，定子进/出水温度，

氢温、氢压，以及发电机电压、电流的变化。

4) 在发电机进相运行时，不允许退出限制低励磁保护和失磁保护。 1.2.2. 发电机励磁系统的运行方式

1) 正常运行期间，励磁系统由发电机励磁变、可控硅整流后供电。发电机

升压时，当残压不足以建立发电机电压时，经过一定时间的迟延，启励装置自动投入，启励开关自动闭合，定子电压建立，当电压达到10%时，启励开关自动断开，可控硅桥正常工作。

2) 励磁系统采用数字式电压调节器(AVR)，正常运行时励磁小间内AVR运行

方式应投“遥控”位置。

3) 数字式电压调节器(AVR)由两个完全相同却各自独立的通道组成。正常运

行时可任选一个通道，另一通道备用，备用通道跟踪运行通道。当运行通道故障时，备用通道可以无扰动自动切换。若进行手动通道切换时，应监视平衡表指示为零时再切换。正常运行时平衡表指示应为0。 4) 励磁调节器为双自动通道(自动/手动)加独立的备用控制器(EGC)，每个

通道均能提供励磁电压调节(AVR自动方式)和励磁电流调节(FCR手动方式)。备用控制器(EGC)是紧急的备用控制器，仅提供励磁电流调节(手动方式)。

5) 严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。在手动励磁调节运行期间，在

调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。

6) 整流桥采用5个标准型的整流桥，当一个整流桥故障时，系统仍能满足

最大励磁功率。冷却方式采用带双冗余风机的强迫冷却。

7) 发电机正常运行过程中，一般投用AVR方式。Cosφ调节器或Q调节器投

用应得到中调许可；禁止在500kV单回出线运行方式下投用Cosφ调节器或Q调节器。

8) 发电机励磁系统若投入Cosφ调节或Q调节器时，应注意有功负荷变化

及系统电压变化，监视发电机电流、电压和励磁回路电压、电流。 9) 发电机运行中若各表计发生轻微摆动，无功表、转子电流表指针晃动明

显，应检查AVR工作是否正常，备用通道正常时，将AVR切换到备用通道运行，检查励磁小间AVR报警窗有无异常信号；若有信号通知检修处理

a) 若在CRT画面励磁系统功能组上无功调节失灵，可切换AVR备用通

道进行调节，且通知检修来处理。必要时将AVR切换到“近控”位置，就地调节，此时应与集控室联系，保持发电机负荷稳定，同时须检修在场协助进行操作。

b) 集控CRT画面发出上“励磁系统故障”报警，应立即到AVR就地柜

内查明故障原因。若是某分路保险熔断引起，可以更换同一规格的保险，若是其他原因应通知检修来处理。

c) AVR出现的异常情况，要认真分析，谨慎处理，并及时通知检修。

1.2.3. 发电机运行中的监视和维护

1.2.3.1. 发电机运行中的监视

1) 严格监视发电机的运行工况，其运行参数不超过规定值。

2) 严格监视发电机定子、转子各部分的温度，以调节机组负荷，分析冷却

系统运行情况。

3) 监视CRT画面显示参数，及时发现可能出现的异常情况。

4) 按照交接班巡检制度和定期巡检制度，对运行中的发电机进行详细检查。 1.2.3.2. 发电机组运行中的巡视检查项目

1) 发电机运行声音正常，无异常振动、无绝缘焦味。 2) 发电机离相封闭母线无结露现象，外壳温度正常。 3) 发电机中性点接地变、励磁变、发电机PT运行无异声。

4) 励磁小间内可控硅元件、AVR装置运行无异声、无过热，各控制柜门关

闭严密上锁，室内空调运行正常，清洁无杂物。

5) 励磁系统保护及AVR装置中各电源监视灯应亮，无异常报警信号。 6) 发电机保护盘保护装置完好，保护装置运行正常，电源监视灯应亮，无

异常掉牌信号。

7) 发电机滑环碳刷、大轴铜刷接触良好，无火花；

8) 若运行过程中检查发现发电机滑环碳刷过短（碳块≤40mm）或破损（崩

角）、在刷框内卡涩或跳动时，应及时更换碳刷。更换碳刷时应注意： a) 更换碳刷时与机组运行值班人员联系，可能时尽量减小转子电流； b) 更换碳刷时，应有二人进行工作，其中一人操作，另一人为监护，

同一机组不得两人同时进行工作；

c) 更换碳刷时，为防止接地，应穿绝缘靴，使用绝缘良好的绝缘垫和

工具，不得同时接触两极或一极与接地部分；

d) 工作人员应特别小心，应扣紧袖口、袋口，女员工发辫应盘在安全

帽内；

e) 新更换的碳刷必须与旧碳刷同一牌号；

f) 更换碳刷时，应逐一拆出碳握更换，在同一时间内，每个刷架上只

许换一个碳刷，一次更换总数正负极不能超过各四只。对于集电环最后一排任一碳刷（外侧垂直）过短或异常，应在3~4天内更换最后一排全部8只碳刷，每天不超过3只。

g) 汽轮发电机组大轴铜刷一般在停机时更换。特殊情况下允许在机组

正常运行状态下更换,但避免发生发电机转子一点接地现象。

1.2.4. 发电机解列后的维护

1.2.4.1. 发电机解列后，要求做好发电机的维护工作。

1) 发电机解列后及时关闭氢冷调整门和氢冷器进出水门,根据定子线圈温

度(低于45℃)停运定冷泵，以防发电机过冷。

2) 停机后，如果是小修或发电机及其辅助系统没有检修工作，发电机可以

不排氢、不排定冷水。

3) 停机备用期间发电机定子线棒通水至少1次/月，定冷水水质合格，通水

循环时间以定子绕组和转子绕组绝缘合格(定子绕组绝缘:1MΩ/2500V；

转子绕组绝缘:0.5MΩ/500V；)为准；若绝缘不合格时投入定冷水电加热，水温≤60℃，同时在有工业水情况下将循环风机和氢气除湿机投入运行。 4) 停机备用期间，每隔3天，汽轮发电机组大轴盘动180o。 5) 停机后，如果发电机需要排氢，则

a) 氢气置换时，应尽量缩短二氧化碳在发电机内的停留时间(最长不超

过24小时)。

b) 氢气置换结束后，应立即投入氢气循环干燥系统进行干燥，直至氢

气系统开始检修。

c) 氢气系统检修结束后，应尽快投入氢气循环干燥系统，直至机组转

运行。

6) 停机后，如果发电机定冷水系统要放水或发电机要进行电气试验，应注

意

a) 放定冷水时，采用注入氮气的方法，避免发电机导体和空气接触氧

化。

b) 如需进行发电机试验(不带水)，必须用氮气将定子线棒进行吹干，

吹干后进行充氮保养。

7) 停机后，如果要开发电机人孔门进行检修，应注意

a) 尽量避免在湿度高的季节进行开人孔门检修。

b) 开人孔门检修期间，必须对发电机内通仪用压缩空气进行通风。 c) 尽量缩短开人孔门工作的时间，尽量减少开启人孔门的次数。

主变正常运行监视与调整

1.2.5. 主变的允许运行方式

1.2.5.1. 额定运行方式

1) 正常运行时，主变应在规定的冷却条件下按照铭牌规定的范围运行。 2) 主变为强油油循环风冷油浸电力主变，运行中的环境温度为+40℃时，其

线圈温升不超过65℃，油温一般不宜超过95℃。 1.2.5.2. 允许的过负荷运行方式

1) 主变可在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。主变在过负荷运行时，

应投入全部冷却装置。主变存在较大缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等)时，不允许过负荷运行. 2) 在环境温度40℃，满载启动，过负荷能力为

电流 110%额定电流 120%额定电流 130%额定电流 145%额定电流 注：线圈最热点的温度不超过140℃。

3) 过激磁能力(在额定频率下，以最高运行电压为基准)

a) 满载时 过激磁倍数 允许时间 b) 空载时 过激磁倍数 允许时间 140% 12秒 130% 90秒 120% 3000秒 110% 连续 105% 连续 140% 6秒 130% 18秒 120% 90秒 110% 3000秒 105% 连续 过负荷时间 600分 265分 125分钟 30分钟 1.2.6. 主变冷却装置的运行方式

1) 主变装有六组冷却器，每组冷却器配置一台油泵、三台风扇，每组冷却

器均有工作、辅助、备用、停止状态；

2) 当运行中主变上层油温或负荷达到规定值时辅助冷却器自动投入运行； 3) 当工作或辅助冷却器出现故障时、备用冷却器自动投入运行 ； 4) 主变冷却电源有二路，互为备用，当工作电源故障时，自动投入备用电

源。

5) 当主变冷却电源及控制回路检修后重新投运前，要进行二路电源切换试

验。

1.2.7. 主变的绝缘监督

1) 主变在新安装、大修后或连续停运72小时以上投入运行前，应测量其绝

缘电阻和吸收比。

2) 主变的绝缘电阻值一般为1MΩ/kV，吸收比≥1.3，测得的数值和测量时

的温度均应登记在《变压器绝缘记录簿》内。。

1.2.8. 主变的运行和维护

1.2.8.1. 主变的巡视检查

1) 按规定巡视检查主变的运行情况，遇到气候变化、过负载、设备缺陷、

新装或大修后初投时，应增加检查次数。 2) 主变外观清洁，无渗油漏油现象。

3) 套管外观清洁，无破损裂纹，无放电痕迹。

4) 主变声音正常，油泵、风扇运转正常，温度指示在正常运行范围内。 5) 油位计、油温表、呼吸器、压力释放装置等均无异常，油位、油温指示

正常，瓦斯继电器内无气体. 6) 引出线接头无过热现象。

7) 各冷却器的温度应相近，冷却器控制箱内的信号灯及各电器元件正常。 8) 主变本体、铁芯、及绕组接地引线应可靠接地。 1.2.8.2. 新安装或大修后投运的主变增加检查项目如下 1) 各有关阀门位置符合运行要求；

2) 二次回路正常，接线无松动脱落，接地装置良好； 3) 冷却装置运行正常； 4) 电压分接头在运行规定位置。

5) 消防装置校验正常(进出水阀门均应开启，控制阀门位置正确)。 1.2.8.3. 主变的消防装置必须确保完好状态，做好定期校验工作 1) 主变、消防装置检修后应校验正常； 2) 每年春秋季节，各定期校验一次。

1.2.8.4. 主变大修后及运行中的主变必须定期进行油色谱分析。 1.2.8.5. 特殊天气检查

1) 大风时，主变上部引线无剧烈摆动和松脱现象，顶盖及周围无杂物； 2) 大雾天，无放电现象，套管无破裂及烧伤痕迹； 3) 天气剧变时，油温及油位、冷却装置的运行情况。

1.2.9. 主变的操作

1) 主变在投运前应仔细检查，并确保主变在完好状态，具备带电运行条件，

对检修后的主变应收回并结束有关工作票，拆除有关接地线和拉开有关接地刀闸，核查分接头位置。测量或核查绝缘电阻合格，按规定投入冷却装置，恢复常设遮拦及标示牌。

2) 主变投运前，应按有关规定投入继电保护。

3) 正常运行时主变采用全电压合闸投运。在特殊情况下，用500kV开关与

系统并列时、采用零起升压法投运。

1.2.10. 主变瓦斯保护运行规定

1) 瓦斯保护投入前，检修人员应负责检查下列内容

a) 瓦斯继电器动作正确、可靠，并有完整的合格记录。 b) 瓦斯保护二次回路正确、可靠。 2) 瓦斯保护投入前，运行人员应检查下列内容

a) 查阅瓦斯继电器校验报告。

b) 瓦斯继电器外壳完整，无渗油漏油。 c) 瓦斯继电器内无空气且充满油。

3) 在运行或热备用中的主变及其附属设备上进行检修工作，有可能引起瓦

斯保护误动作跳闸的，应事先向值长申请，经同意批准后，将瓦斯保护由“跳闸”改接“信号”， 工作结束后投入跳闸,并在工作票上提出。 4) 在停运主变或其附属设备上做过吊芯、换油、滤油、油泵修理、调换瓦

斯继电器，瓦斯保护误动作跳闸的，检修应在该变压器投运时书面向运行交代，制定和采取措施(包括放气校验等)。

5) 运行中的主变在加油或滤油时，应将重瓦斯保护改为信号。加油或滤油

工作结束后，重瓦斯保护投信号运行48小时后再投入跳闸。

6) 新投入和检修后投运的主变在充电时，应将重瓦斯保护投入跳闸。充电

正常后改为信号，再运行48小时后投入跳闸。

7) 重瓦斯保护正常投跳闸，在重瓦斯保护退出运行期间，严禁退出主变的

其它主保护。

i. 主变技术数据 序号 项 目 额定值 a. 额定频率(Hz)： b. 额定电压(kV)： 1 d. 冷却方式： e. 额定容量(MVA)： f. 相数： g. 联接方式： 顶层油 2 温升限值(k)： 高压绕组 低压绕组 油箱、铁心和金属结构件 3 4 5 在主分接头时阻抗电压(%)及偏差(%)： 额定频率额定电压时空载损耗(kW)： 空载电流(%)： 可承受的2秒对称短路电流(kA) 7 高压绕组短路水平 低压绕组短路水平 8 短路后绕组平均温度计算值：℃ 附件参数 冷却器型式： 冷却器数量： 10 a. 冷却器： 冷却器风扇数量： 总的风扇功率：(kW) b. 压力释放装置 制造厂： 高压绕组 低压绕组 技术参数 50 525 22 ODAF 720 3 YNd11 50 65 65 75 15±7.5% ≤275 0.2 5.27 138.6 ＜140 YF 6(含备用) 6×3(含备用) 6×3×1.5(额定输出，含备用) 美国QUALITROY 序号 规范及台数： 释放压力MPa 项 目 技术参数 208-60F，3 70 c.无载分接开关 制造厂： 型号： 额定电流： 分接级数： 短路耐受性能 可承受的最高连续运行电压(对地) 全部冷却器退出运行后，主变满载运行所允许的时间： 11 一组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载： 二组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载： 三组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载：

1.3. 500kV GIS正常运行监视与调整 1.3.1. 正常运行与调整

1) #1、#2机组具有调峰、调谷能力，正常运行时500kV GIS应维持两个完

整串运行。

2) 电力系统正常运行时的频率保持50Hz±0.2Hz。

3) 按调度曲线或中调命令调整机组出力时，应监视系统频率，当频率超过

50.2Hz时，应停止加负荷，当频率低于49.8Hz时，应停止减负荷。 4) 在调整出力过程中，若因500kV输电线路等设备容量或稳定输送限额限

制，无法调整至规定负荷或最低技术负荷时，则根据设备或稳定限额调整出力，汇报中调。

5) 运行人员应认真执行中调编制的负荷曲线，在电网高峰负荷时争取在电

压曲线上限值运行，轻负荷时在平均值运行，低谷负荷时争取在下限值运行。及时调节无功，以满足系统和发电机电压的要求。

天威集团 DWX 1000 5 4秒：12kA(热) 110KV 20min 92% 77% 57% 1.3.2. 保持电力系统稳定的规定

1) 系统正常运行时，500kV线路输送功率不得超过所规定的限额。当发现

线路潮流接近限额时，汇报中调，并作好记录。超过稳定限额运行时，应立即处理，事后汇报中调。

2) 系统事故时，500kV线路超过静态稳定输送功率限额时，应立即向中调

汇报，由中调作出处理决定，超过暂态稳定输送功率时，立即处理，使之维持在暂态限额之内并向中调汇报。

3) 500kV网络由于需要超限额送电时，必须由中调通知。 4) 500kV输电线按稳定限额送电时应

a) 有关运行人员必须做好事故预想，发生稳定破坏时应有相应措施。 b) 当时沿线地区应无雷、无雨、无雾、无大风，密切监视天气变化，

及时与中调联系，注意加强本厂设备的检查。 c) 尽量提高母线电压。

d) 由中调决定停用超过稳定限额运行的线路重合闸，尽量避免重大操

作。

5) 500kV系统保护不得任意投退，投退时应征求中调同意，如故障停用应

及时汇报中调。

6) 500kV线路稳定输送功率限额应按中调下发的稳定限额表或中调员最新

通知执行。 7) 稳定运行规定

a) 正常运行方式：允许二台600MW机组满负荷运行,发电机参数控制在

规定范围。

b) 线路检修方式：500kV红茅甲线或红茅乙线任停一回出线，二台

600MW机组应按出线线路容量控制两台机组出力运行。

c) 线路主保护停用：红茅甲线或红茅乙线两套线路保护全停，两台发

电机出力应按中调给定负荷限额运行。

1.3.3. 电力系统运行方式的要求

1) 当系统发生事故时，能使其影响范围为最小，保持系统的稳定。 2) 有关继电保护投入正确，线路重合闸使用正确。

3) 厂用电系统具有可靠的工作电源及备用电源。 4) 符合防雷与过电压保护的设施。 5) 满足额定容量及开断容量的开关。 6) 电气系统运行方式还要考虑以下因素

a) 运行方式变更时应灵活，尽量避免频繁的操作。 b) 尽可能保持厂用正常电源与备用电源的同期。 c) 保持设备运行的经济性。

d) 注意正常和事故系统潮流的分布，使设备无过负荷及涡流出力现象。 7) 新的运行方式或修改运行方式与本规程有原则性变更时，应由有关部门

提出，经主管厂级领导批准后执行，涉及主系统运行方式变更时，要征得中调的同意。

8) 在本厂范围内运行方式的变更由值长决定，涉及中调设备应征得中调的

同意，临时需要新的特殊运行方式时，值长有权作出决定，同时向有关部门领导和发电部主任汇报。

1.3.4. 线路开关重合闸的使用规定

1) 与500kV线路相连的断路器,均配置一套自动重合闸装置，重合闸装置可

实现单重、三重、综重和停用方式。

2) 与500kV线路相连的断路器的重合闸投入或停用，按中调的命令执行。 1.3.5. 500kV避雷器保护

1) 雷雨季节500kV输电线不允许开口运行；

2) 500kV配电装置避雷器作为雷击过电压的主保护，防雷保护一般不退出

运行。

3) 每班检查线路、主变避雷器的动作情况及避雷器在线检测仪的读数(正常

范围 1～3MPa)，必要时抄录。

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