防止电气误操作预防措施

篇2：防止发电机损坏预防措施

为了防止发电机的损坏事故发生,结合实际情况,制定本措施。1适用范围本措施适用于50MW及以上各类型的发电机设备。2主要依据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(国电发[2000]589号)大型汽轮发动机定子绕组端部动态特性的测量及评定(DL/T735—2000)电力设备预防性试验规程(DL/T596—1996)?氢冷发电机氢气湿度技术要求(DL/T651—1998)?运行中氢冷发电机用密封油质量标准(DL/T705)?大型发电机内冷水质及系统技术要求(DL/T801—20**)?电工术语旋转电机(GB/T2900.25—94)3?术语及定义匝间短路——指电机线圈同一绕组的匝与匝之间绝缘损坏并形成电气通路。相间短路——指电机线圈不同绕组之间绝缘损坏并发生不正常的电气通路。4?防止定子绕组端部松动引起相间短路检查定子端部线圈的磨损、紧固情况。200MW及以上的发电机在新安装和大修时应做定子绕组端部振型模态试验,发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格(振型为椭圆、固有频率在94Hz~115Hz之间)的发电机,应依据《大型汽轮发动机定子绕组端部动态特性的测量及评定》(DL/T735-2000)进行综合评定,有条件时加装在线振动检测系统。对已经出现大范围松动、磨损情况的发电机,应进行端部结构改造。5?防止定子绕组相间短路5.1加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》(DL/T596—1996),对定子绕组端部手包绝缘和绝缘盒处施加直流电压测量,不合格的应及时消缺。对进口发电机可参照执行。5.2严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规定允许的范围内,并做好氢气湿度的控制措施,包括确保氢气干燥器处于良好的工作状态、停机时仍可以继续除湿、防止湿度检测仪表指示误差误导运行人员等。5.3?密封油系统回油管路必须保证回油状态畅通,防止因密封油消泡箱满油造成向发电机内进油。密封油系统油净化装置和自动补油装置应随发电机组投入运行。发电机密封油含水量等指标,应按《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》(DL/T705)严格控制,并列入定期检测项目。5.4监测定子绕组内冷水箱中氢气含量,在氢气含量超标或急剧增加时,应及时查找原因和处理。6防止定、转子水路堵塞、漏水6.1防止水路堵塞过热。6.1.1水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈。6.1.2安装定子内冷水反冲洗系统,定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网,防止滤网破碎进入线圈。6.1.3大修时,对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验,采用“热水流流量”试验方法。6.1.4扩大发电机两侧汇水母管排污口,并安装不锈钢法兰,以便清除母管中的杂物。6.1.5水内冷发电机水质应严格控制规定范围。为减缓铜管腐蚀,必须控制pH值在7.0~9.0之间。6.1.6严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力,以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。6.1.7定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。温差控制值应按制造厂规定,制造厂未明确规定的,应按照以下限额执行:定子线棒层间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℃时应报警,应及时查明原因,此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达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,应立即停机处理。6.2为防止发电机漏水,重点应对绝缘引水管进行检查,引水管外表应无伤痕,严禁引水管交叉接触,引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。6.3防止转子漏水。6.3.1水内冷发电机发出漏水报警信号,经判断确认是发电机漏水时,应立即停机处理。6.3.2选装灵敏度可靠的漏水报警装置,应做好调试、维护和定期检验工作,确保装置反应灵敏、动作可靠。6.3.3转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。6.3.4为了防止转子线圈拐角断裂漏水,至少将QFS2-100-2型和QFS-125-2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。6.3.5推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。7防止转子匝间短路7.1调峰运行的发电机,应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验,有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置,以便及早发现异常。7.2已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺,以防转子、轴瓦磁化,差压阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化,应退磁处理。退磁后要求剩磁参考值为:轴瓦、轴颈不大于2×10-4T(特斯拉),其他部件小于10×10-4T。8防止漏氢8.1大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。8.2为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线发生氢爆事故,在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置,并在适当地点设置排气孔。应按时检测氢冷发电机封闭母线外套内氢气体积含量,当氢气含量超过1%时,应停机查漏消缺。8.3应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、内冷水箱内的氢气体积含量,超过1%时,应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时应报警,在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时,应停机处理。8.4密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠,密封瓦间隙必须调整合格。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽,应及时处理。9防止发电机非全相运行发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时,其相关保护应及时起动断路器失灵保护,在主断路器无法断开时,断开与其连接在同一母线上的所有电源。10防止发电机非同期并网为避免发电机非同期并网事故的发生,对于新投产机组、大修机组及同期回路(包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等)进行过改动或设备更换的机组,在第一次并网前必须进行如下工作:10.1对同期回路进行全面、细致的校核(尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置应定期校验)。10.2倒送电试验(新投产机组)或发变组带空母线升压试验(检修机组)。10.3进行假同期试验。10.4发电机在自动准同期并网时,必须先在“试验”位置检查整步表与自动准同期装置的一致性(以防止自动准同期装置故障),然后再“投入”自动准同期装置并网。10.5?断路器操作控制二次回路电缆绝缘满足要求。10.6?核实发电机电压相序与系统相序一致。11防止发电机局部过热11.1发电机绝缘过热监测器过热报警时,应立即取样进行色谱分析,必要时停机进行消缺处理。11.2应对氢内冷转子进行通风试验。12防止发电机内遗留金属异物12.1建立严格的现场管理制度,防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部,特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。12.2大修时应对端部紧固件(如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等)紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。13防止励磁系统故障引起发电机损坏13.1对有进相运行或长期高功率因数运行要求的发电机应进行进相运行试验,按电网稳定运行的要求、发电机定子边段铁芯和结构件发热情况及厂用电压的要求来确定进相运行深度。进相运行的发电机励磁调节器应放自动运行,低励限制器必须投入,并依据进相试验结果进行整定,自动励磁调节器应定期校核。有进相运行工况的发电机,其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内,并定期校验。13.2励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节(含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节)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。13.3在电源电压偏差为+10%~-15%、频率偏差为+4%~-6%时,励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。13.4在机组起动、停机和其他试验过程中,应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。14?防止转子一点接地14.1?当发电机的转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地,应立即停机处理。14.2?对参与调峰运行的200MW及以上容量的汽轮发电机,尤其对结构上未做调峰运行考虑的大型汽轮发电机,机组投运1年后,应进行检查和必要的修理。重点是拔下转子护环检查与本体嵌装部位有无裂纹和蚀坑,转子绕组端部有无变形,端部垫块有无松动和移位等。14.3?为杜绝护环飞裂恶性事故应采取以下措施:发电机转子在运输、存放及大修时应避免受潮及有腐蚀性气体;大修时应对转子护环进行全面的金属探伤。对已检出有裂纹、裂纹群及蚀坑者,应进行消缺处理,或更换为18Mn18Cr材料的新护环。15?防止定子单相接地故障当发电机定子回路发生单相接地故障时,允许的接地电流值如表15-1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表15-1的要求确定。当定子接地保护报警时,应立即停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置宜作为跳闸。表15-1?发电机定子绕组单相接地故障电流允许值发电机额定电压/kV发电机额定容量/MW接地电流允许值/A10.5100313.8~75125~2002(氢冷发电机为2.5)18~20300~600116?为实现定子铁心故障的早期诊断及预防,应以检查为主,辅以测试手段相结合的综合方法进行监控。检修时若发现铁心存在较轻微的松弛现象,有条件时采取措施进行处理;当铁心存在严重松弛时,例如局部铁心出现裂齿、断齿等现象,必须采取措施及时处理,并查找形成缺陷的原因,及时纠正,避免故障现象的重复产生,防止扩大为定子绕组绝缘事故。

篇3：防止高压电机损坏预防措施

为了防止高压电动机损坏,减少由于高压电动机损坏,而影响机组安全、经济、可靠运行,制定本措施。1适用范围本措施适用于发电企业6kV及以上各类型电动机。2主要依据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发(2000)589号DL/T596—1996电力设备预防性试验规程GB/T2900.25—94电工术语旋转电机3术语及定义高压电机——指线电压在1000V以上的电动机。常用的是6300V和10000V。4防止定子线圈烧损4.1对于定子线圈凡存在槽内松动,端部绑扎不紧以及引出线固定不牢的电动机(包括新投产的电机),均要及时进行加固处理(如采用涤玻绳和适形材料缚牢),保证槽楔、垫条、垫块和绑绳的紧度,防止定子线圈及其引出线绝缘在电动机起动或运行中发生磨损造成短路。对于采用磁性槽楔的节能电动机,要求采取可靠的粘结工艺和加固办法,防止磁性槽楔在运行中松动掉落。4.2对于定子线圈端部的连结线要特别注意固定和检查。对于工艺结构明显不合理的可根据具体情况加以改进和重新绑扎,以防止线圈连线在运行中发生绝缘破损或断股事故。检修时,必须进行绕组直流电阻的测量,并对测量结果进行历次和相间的比较分析,如有明显差异,要仔细查找原因,消除隐患。4.3新更换的备用线圈事先要进行匝间耐压试验,合格后方可装入机内。为提高匝间绝缘的电气和机械强度,新做的线圈应采用高强度聚酯玻璃丝包线。4.4对于绝缘已经老化的电机,应及时更换或修理。若一时不能更换,应避免过载运行,并尽量减少启停次数,防止启动或运行中烧损。4.5定子线圈引出线的连接螺丝一定要注意上紧,保证压接可靠,防止运行中发热损坏。4.6电动机周围要保持清洁和通风良好。防止飞灰、煤粉和水汽等有害物质进入电机。对于环境条件恶劣的地方,除加强清扫防护外,可根据实际情况将开启式电机改成封闭式电动机。对于易受潮的场所,可以结合具体条件采取安装加热器等防潮措施。4.7处于低位的电动机,要做好积水疏导工作,防止水淹电机。对用于拖动水泵、灰水泵的电动机要特别注意防止水溅入电机。对于有可能遭受雨水侵袭的地方,要有可靠的防雨措施。在电动机附近有水管通过时,要认真检查水管接头和截门是否良好,防止接头或截门不严而漏水。此外,电厂大小修期间,在电动机附近使用水管时,要严防电动机进水。4.8要认真做好断路器、隔离开关和电动机本身的检查工作,防止造成电动机发生断相运行而被烧毁。对于具备断相保护装置的电动机应该使保护投入使用。4.9在开断电动机产生过电压倍数较高的回路,采用氧化锌避雷器等保护措施,防止定子线圈绝缘过电压击穿。4.10大修中,凡对定子线圈进行过改动的电动机,必须对接线做认真检查,在确认接线无误之后,方可投运。5防止转子笼条断裂和开焊5.1鼠笼转子电动机要严格遵循启动次数的规定,即在正常情况下,允许冷状态启动2次,每次间隔不得小于5min,允许热状态启动l次,只有在处理事故时以及启动时间不超过2~3s的电动机可以多启动l次。5.2在检修鼠笼转子时,要检查笼条在槽内的紧固情况,松动的应采取措施加以紧固。5.3要认真检查笼条与短路环的焊接质量,若发现有断裂和开焊,应及时进行补焊处理。为了保证焊接质量,应讲究焊接工艺,防止短路环产生热变形。5.4鉴于目前国产高压电动机制造质量上的问题,对于频繁启动或重载启动而易发生笼条损坏的电机(例如磨煤机等电动机),要选用启动特性相当并留有适当裕度的电动机;为此要适当地增加检修次数,缩短检修间隔,以防止在运行中发生故障损坏。6防止轴承及其他机械部件损坏6.1要选择符合标准,质量较好的轴承。在更换轴承加热时,要用油加热,加热温度不应超过100~120℃。6.2检修时,应彻底清洗轴承(包括油挡盖中的脏油)。仔细检查滚珠(柱)及滑道上有无麻点和龟裂现象。滚珠(柱)和滑道之间的间隙大小是否符合标准,如发现存在问题,应予以处理。6.3要选用适用于相应转速的润滑油脂,并要求润滑油脂清洁、无杂物、不变质。油挡盖要密封良好,以防漏油烧坏轴承。润滑油量宜加到1/2~1/3容积,太多或太少都可能导致轴承发热。6.4要防止由于冷油器漏水或水泵轴封冷却水进入电动机润滑油中,而造成油质劣化或转轴生锈。6.5检修时要认真检查定转子各部分机械部件的紧固情况。比如要检查定子导风筒螺丝是否上紧,转子平衡块是否锁牢,定子铁芯及端部压指是否有松动的地方,转子风叶是否出现裂纹等等。若发现有问题时,必须及时处理,以防止在运行中由于松动或掉出而打坏定子线圈和铁芯。6.6对于所带机械要加强维护,防止由于所带机械的卡堵而造成电动机过电流烧毁或机械损伤。

篇4：防止继电保护事故预防措施

为防止继电保护事故发生,保障电气设备、发电机组、电力网络安全稳定运行,保障国家、人民生命财产安全,制定本措施。

1适用范围

本措施适用于电厂送出线路保护、母线保护、断路器失灵保护、发电机变压器组保护、变压器保护、高压电动机保护,电气自动装置应参照执行。

2主要依据

继电保护及安全自动装置检验条例水电电生字(1987)108号

继电保护现场工作保安规定电生供字第254号

电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施管理规定调[1994]143号

电力系统继电保护技术监督规定(试行)电安生[1997]356号

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发(2000)589号

继电保护及安全自动装置反事故措施要点电安生(1994)191号

GB14285—1993继电保护和安全自动装置技术规程

DL/T584—19953~110kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T559—1994220~500kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T623—1997电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程

DL/T684-1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则

3术语和定义

双重化——指继电保护装置按两套独立、采用不同原理并能瞬时切除被保护范围内各类故障的主保护来配置。其中“独立”的含义为:各套保护的直流电源取自不同的蓄电池,各套保护用的电流和电压互感器的二次侧各自独立,各套保护分别经过断路器的两个独立的跳闸线圈出口,各套保护拥有各自独立的载波(或复用)通道等。

4总则

4.1新建、扩建和技改等工程均应执行本措施,现有发电厂已投入运行的继电保护装置,凡严重威胁安全运行的必须立即改进,其他可分轻重缓急有计划地予以更新或改造。不能满足要求的应结合设备大修尽快更改,而对不满足上述要求又不能更改的,由设计、制造和运行等单位共同研究、解决。

4.2充分发挥继电保护专业管理的职能作用,明确责任、权限和防止重大事故发生的关键环节,提高电网安全稳定运行水平,防止由于保护不正确动作而引起系统稳定被破坏和电网瓦解、大面积停电等事故的发生。

4.3各级领导应重视继电保护队伍建设,加强继电保护人员专业技能和职业素质培训,建立培训制度,保持继电保护队伍相对稳定,并不断培养新生力量。

4.4继电保护技术监督应贯穿电力工业的全过程。在初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段全过程,都必须实施继电保护技术监督。

4.5不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未取得成功运行经验的继电保护产品不允许入发电厂运行。

4.6继电保护新产品进入发电厂试运行,应经所在单位有关领导同意后,报上级管理部门备案,并做好事故预想。

4.7充分利用故障录波,加强继电保护装置的运行分析,从中找出薄弱环节、事故隐患,及时采取有效对策。

4.8继电保护的配置与整定都应充分考虑系统可能出现的不利情况,尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作,同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响。

4.9应重视发电厂的继电保护配置和整定计算,特别是与系统运行关系密切的保护,应认真校核这些保护与系统保护的配合关系。各发电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》(DL/T684—1999)的规定,定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。

4.10继电保护双重化配置时,应选用安全性高的继电保护装置。两套保护装置之间不应有任何电气联系;保护装置用交流电压和交流电流分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组;其保护范围应交叉重迭;任何一套保护因异常需要退出或需要检修时,应不影响另一套保护正常运行;断路器选用具备双跳闸线圈机构;与保护配合的相关回路(如断路器、隔离开关的辅助接点等)均应遵循相互独立的原则。

母线保护和断路器失灵保护

5.1为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护,220kV及以上电压等级母线、3/2接线形式变电站母线应采用双重化保护配置。每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护,并安装在各自的柜内。

5.2进行母差保护校验工作时,必须保证每条母线至少保留一套母差保护运行。

5.3应充分考虑母线差动保护所接电流互感器二次绕组合理分配,对确无办法解决的保护动作死区,在满足系统稳定要求的前提下,可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。

5.4采用相位比较原理的母线差动保护在用于双母线时,必须增设两母线相继发生故障时能可靠切除后一组故障母线的保护回路。

5.5对空母线充电时,固定连接式和母联电流相位比较式的母线差动保护应退出运行。

5.6母联、母联分段断路器宜配置独立的母联、母联分段断路器充电保护及死区保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路。

5.7断路器失灵保护按一套配置。断路器失灵保护二次回路牵涉面广、依赖性高,投运后很难有机会利用整组试验的方法进行全面检验。因此,对断路器失灵保护在设计、安装、调试和运行各个阶段都应加强质量管理和技术监督,保证断路器失灵保护不留隐患地投入运行。

5.8电气量保护与非电气量保护出口继电器独立配置,不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量,要求断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20ms。

5.9用于双母线接线形式的变电站,其母差保护、断路器失灵保护的复合电压闭锁接点应分别串接在各断路器的跳闸回路中,不得共用。

变压器保护

6.1220kV及以上电压等级的主变压器微机保护应按双重化配置(非电气量保护除外),每套保护安装在各自柜内。

6.2非电量保护应设置独立的电源回路(包括直流空气小开关及其直流电源监视回路)和出口跳闸回路,且必须与电气量保护完全分开,在保护柜上的安装位置也应相对独立。

6.3两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

6.4完善防止变压器低阻抗保护在电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况下误动措施。

6.5变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定并要求其返回系数不低于0.96,同时应根据变压器的过励磁特性曲线进行整定计算。

6.6变压器和发电机变压器组断路器失灵保护灵敏度不足时,采取零序或负序电流、保护出口和断路器合闸位置与的逻辑,解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路。

采用相电流、零序或负序电流动作,配合断路器合闸位置两个条件组成与逻辑启动断路器失灵保护。

6.7变压器瓦斯保护应防水、防油渗漏,密封性好。气体继电器、动作于跳闸的变压器压力释放及油压速动保护由中间端子箱的引出电缆应直接接入保护柜。

发电机变压器组保护

7.1100MW及以上容量发电机变压器组保护、重要发电厂的启动变压器保护,应配置双重化微机保护。

7.2高频、低频、过压和欠压保护整定计算,要依据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的特性曲线进行。同时还需注意与汽轮机超速保护和励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系。

7.3在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时,应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力,并按电压调节器过励限制首先动作,其次是发电机变压器组过励磁保护动作,然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。

7.4发电机定子接地保护整定计算,要实测不同负荷工况下基波零序电压和发电机中性点侧三次谐波电压数据。200MW及以上容量的发电机定子接地保护基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开,基波零序保护投跳闸,发电机中性点侧三次谐波电压保护宜投信号。

7.5发电机变压器组负序电流保护整定计算,依据制造厂提供A值进行。

7.6发电机、变压器的差动保护,在保护正确、可靠动作的前提下,不宜整定得过于灵敏。

7.7发电机变压器组过励磁保护应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力。

7.8做好发电机失步、失磁保护的选型,防止系统单相故障发展为两相故障时,失步继电器的不正确动作。设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门备案。发电机进相运行前,应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性。

7.9发电机失步保护只有测量到失步振荡中心位于发电机变压器组内部构成威胁时,才作用于跳闸。同时避免断路器在电势角180°时开断。

7.10在新建、扩建和改建工程中,发电机制造厂应提供装设发电机横差保护的条件,设计优先考虑配置横差保护,并要求该保护中的三次谐波滤过比应大于30。

7.11200MW及以上发电机变压器组配置专用故障录波器。

7.12发电厂厂用系统的继电保护整定方案每两年复核一次。

二次回路与抗干扰

8.1认真落实《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》中有关保护及二次回路抗干扰的规定。

8.2在设计、安装、调试和运行的各个阶段认真检查二次回路,做好整组试验,防止二次寄生回路。

8.3选用具有良好抗干扰性能并符合电力行业电磁兼容及相关的抗干扰技术标准的继电保护装置。

8.4继电保护装置与接地网必须可靠连接。发电厂开关场至继电保护装置室敷设100mm2铜导线,继电保护装置室内敷设接地铜排网,接地铜排网与主接地网经一点可靠连接。保护装置直接与铜排网连接接地。

8.5继电保护装置接地电阻不大于0.5Ω,机箱、柜应构成良好电磁屏蔽体并可靠接地。

8.6对经过长电缆跳闸的回路,要采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施,如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器动作功率,或通过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。

8.7应加强对保护信息远传的管理,不得设置远程修改微机保护的软件、整定值和配置文件功能。防止干扰经由微机保护的通信接口侵入,导致继电保护装置的不正确动作。

8.8在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆。用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。

8.9新建和扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器,优先选用贯穿(倒置)式电流互感器。

8.10为防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故,直流熔断器应分级配置,直流分路装设小空气开关时,要确保小空气开关有选择性地配合,每年要对直流熔断器的配置情况进行校核。

8.11宜使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器,小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流(即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下)的1.5~2.0倍选用。

9安全自动装置

9.1新投产机组、大修机组的同期回路(交流电压回路、直流控制回路、整步表、自动准同期装置及同期开关等)进行过更换或变动后,第一次并网前应进行以下工作。

9.1.1检查同期交、直流回路的绝缘状况。

9.1.2对同期回路进行全面、细致的校核(尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置)。模拟断路器的同期合闸试验,同时检查整步表与自动准同期装置的一致性。

9.1.3结合反送电试验、带空母线升压试验,对整步表及同期检定继电器进行校核。

9.2进相运行的发电机,其低励限制定值应符合发电机制造厂给定的容许值和满足发电机静稳定要求,并要通过实际进相运行试验考验,随机组大修进行校验

9.3进相运行的发电机配置双向无功功率表、功率因数表及功角表。

9.4发电机自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值范围内,与发电机转子过负荷保护相配合,保证调节器的过励限制、过励保护和发电机转子过负荷保护的动作顺序,随机组大修进行校验。

运行与检修

10.1进一步规范继电保护专业人员在各个工作环节上的行为,及时编制、修订继电保护运行规程和典型操作票,在检修工作中必须严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督,杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”事故。

10.2各单位根据实际情况,依据相关规程和技术标准编制本单位继电保护装置、二次回路的安装、调试、定期检验条例。

10.3加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护,保证备品备件管理的储备。母差等快速主保护因缺陷超时停役,应纳入监督考核。

10.4认真做好微机保护及保护信息管理机等设备软件版本的管理工作,特别注重计算机安全问题,防止因各类计算机病毒危及设备而造成微机保护不正确动作和误整定、误试验等。

10.5应加强继电保护微机型试验装置的检验、管理与防病毒工作,防止因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验。

10.6继电保护专业要与通信专业密切配合,防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

10.7差动保护(母线、变压器、发电机的纵、横差等)在投入运行前,除测定相回路和差回路外,还应测量各中性线的不平衡电流、电压,检验保护装置和二次回路接线的正确性。

10.8母线差动保护停用时,尽量避免母线倒闸操作。

10.9双母线中阻抗比率制动式母线差动保护在带负荷试验时,不宜采用一次系统来验证辅助变流器二次切换回路正确性。辅助变流器二次回路正确性检验宜在母线差动保护整组试验阶段完成。

10.10检修设备在投运前,应认真检查有无电压二次回路短路、电流二次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。

10.11在一次设备进行操作或检修时,应采取防止距离保护失压及变压器差动保护和低阻抗保护误动措施。

10.12在运行线路、母线、变压器和发电机变压器组的保护上进行定值修改前,应认真考虑防止保护不正确动作的有效措施,并做好事故预想和防范措施。在实施过程中要特别注意现场设备的安全性。

篇5：防止大型变压器损坏互感器损坏预防措施

为了防止发电厂大型变压器损坏、互感器损坏事故的发生,结合设备运行的实际情况,为保证发电厂安全稳定运行,制定本措施。1适用范围本措施适用于110(66)kV及以上变压器类设备,15MVA及以上变压器类设备。2?主要依据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发(2000)589号预防110kV~500kV变压器事故措施发输电输(20**)158号GB1094.1—1996?电力变压器第1部分总则GB1207—1997电压互感器GB1208—1997电流互感器DL/T722—2000变压器油中溶解气体和判断导则DL/T727—2000互感器运行检修导则3?术语及定义电力变压器——指具有两个或多个绕组的静止设备,为了传输电能,在同一频率下,通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流,通常这些电流和电压的值是不同的。互感器——是一种强弱电转换变压器,供测量仪器、仪表、继电器和其他类似电器用。电压互感器——是一种电压感应式互感器,其二次电压在正常使用条件下与一次电压实际上成正比,而其相位差在联结方法正确时接近于零。电流互感器——是一种电流感应式互感器,在正常使用条件下其二次电流与一次电流实质上成正比,而其相位差在联结方法正确时接近于零的互感器。4?加强变压器类设备全过程管理4.1?加强对变压器类设备从招标技术条件制订、选型、选厂、招标、定货、监造、验收、运输、安装、试验、投运的全过程管理。4.2?互感器选型。4.2.1?所选用电流互感器的动热稳定性能,应满足安装地点系统短路容量的要求。4.2.2?互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构,应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求,对重污秽区应选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷套。4.3?变压器类设备采购、验收管理。4.3.1?订购前,应向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和承受短路能力动态计算报告;在设计联络会前,应取得所订购变压器的承受短路能力计算报告。4.3.2?设备采购时,应要求制造厂有可靠、密封措施。运行中的设备,如密封不良,应采取改进措施,确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。加强运行巡视,应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。4.3.3220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收,按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造,监造验收工作结束后,赴厂人员应提交监造报告,并作为设备原始资料存档。4.3.4?严格按有关规定进行对新购变压器类设备进行验收,确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段,投产时不遗留同类型问题。4.3.5?出厂试验的局部放电合格标准和其他要求。4.3.5.1110kV变压器局部放电试验,测量电压为1.5Um/时,不大于300pC;220kV及以上变压器局部放电试验,测量电压1.5Um/时,自耦变压器中压端不大于200pC,其他不大于100pC;中性点接地系统的互感器局放试验,测量电压为1.0Um时,液体浸渍不大于10pC,固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/时,液体浸渍不大于5pC,固体型式不大于20pC。4.3.5.2?对110kV及以上电压等级电流互感器,必要时应要求制造厂在出厂时进行10kV和额定电压下的介损和电容量测量。220~500kV电流互感器除应进行上述测量外,还应测取tgδ=f(U)的关系曲线(上升和下降),同时注意相应电容量的变化。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验(注:U1n指额定一次相电压)。4.3.5.3向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告;工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验;所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装。4.4?互感器投运前应做好检查和试验,其试验结果应与出厂值一致,差别较大时应分析并查明原因,不合格的互感器不得投入运行。对于用于计量的互感器,在交接试验时应进行误差试验。4.5?新安装互感器投运前应仔细检查密封状况。油浸式互感器不应有渗漏油现象,并调整油面在相应位置,使之在最低温度时仍有指示。有渗漏油的互感器不得投运。4.6认真执行交接试验规程。对110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。220kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器在大修后,必须进行现场局部放电试验。4.7?大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪,到达目的地后,制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收,记录纸和押运记录应提供用户留存。5预防变压器绝缘击穿5.1?防止水分及空气进入变压器5.1.1变压器在运输和存放时,必须密封良好。5.1.2变压器本体及冷却系统各连接部位的密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料,禁止使用过期失效或性能不明的胶垫。5.1.3检查呼吸器的油封、油位是否正常,切实保证畅通,干燥剂应保持干燥、有效。5.1.4对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油,其真空度、抽真空时间、进油速度等均应达到要求。5.1.5变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的残存气体。5.1.6从储油柜补油或带电滤油时,应先将储油柜中的积水放尽。不得从变压器下部进油,防止水分、空气或箱底杂质带入变压器器身。5.2?防止异物进入变压器。18.5.2.1除制造厂有特殊规定外,在安装变压器时应进入油箱检查清扫,必要时应吊芯检查、清除箱底及油管道中的异物。18.5.2.2变压器安装或更换冷却器时,必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵内部,直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。18.5.2.3要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器。对于全密封变压器不宜采用净油器。应定期检查滤网和更换吸附剂。18.5.2.4潜油泵应采用耐磨性能好的E级或D级轴承。禁止使用无铭牌、无级别的轴承。有条件时,上轴承应改用向心推力球轴承。潜油泵应选用转速不大于1000r/min的低速泵。对于盘式电机油泵,应注意定子和转子的间隙调整,防止铁芯的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗、漏油等异常,应停运检修。18.5.2.5变压器内部故障跳闸后,立即切除油泵,避免故障中产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部位。18.5.2.6在安装、大修吊罩或进入检查时,应尽量缩短器身暴露于空气的时间,还要防止工具、材料等异物遗留在变压器内。进行油真空处理时,要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属粉末或异物进入变压器。真空系统应装设逆止阀或缓冲瓶。18.5.2.7运行中油流继电器指示异常时,注意检查油流继电器挡板是否损坏脱落。18.5.3?防止绝缘损坏。18.5.3.1在安装变压器穿缆式套管时应防止引线扭结,不得过分用力吊拉引线而使引线根部和线圈绝缘损伤。如引线过长或过短,应查明原因予以处理。检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。18.5.3.2变压器内部检查时,应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓,防止变压器在运行中受到电流冲击时发生绕组变形和损坏。18.5.3.3安装或检修中需更换绝缘部件时,应采用符合制造厂要求,并检验合格的材料和部件,并经干燥处理。18.5.4?防止线圈温度过高,绝缘劣化或烧损。18.5.4.1对于负荷能力有怀疑或经改造的变压器,必要时应进行温升试验来确定负荷能力。18.5.4.2强油循环变压器的冷却系统故障时,变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温等均应符合变压器运行规程或制造厂规定。18.5.4.3强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源,并装有自动的切换装置。要定期进行切换试验。信号装置齐全、可靠。18.5.4.4冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度,注意定期维护保证正常运行。对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。18.5.4.5冷却器外部脏污、油泵效率下降等使冷却器的散热效果降低时,要适当缩短允许过负荷时间。变压器的冷却器每1~2年用压缩空气或水进行一次外部清洗,以保证冷却效果。18.5.4.6运行15年及以上、温升过高的变压器应进行油中糠醛含量测定,以确定绝缘老化程度,必要时可取纸样作聚合度测量,进行绝缘老化鉴定。18.5.4.7?运行中变压器的热点温度不得超过《油浸式电力变压器负载导则》(GB/T15164—1994)规定的限制和特定限制。在实际运行中应对负载电流和顶层油温加以监控。18.5.5?防止过电压击穿。18.5.5.1有效接地系统的中性点不接地运行的变压器,在投运、停运和事故跳闸过程中,为防止出现中性点位移过电压,必须装设可靠的过电压保护。变压器应采用氧化锌避雷器。在投切空载变压器时,其中性点必须接地。18.5.5.2变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线,且每根接地引下线均应符合热稳定要求。18.5.6?防止工作电压下的击穿。18.5.6.1?新安装和大修后的220kV及以上变压器,应在现场进行局部放电试验。18.5.6.2?新变压器油要加强质量控制,试验合格后,方能注入设备。18.5.6.3110kV及以上变压器油中出现乙炔,应缩短检测周期,跟踪变化趋势。当绝缘油中可燃气体增加,并伴有少量乙炔产生,但乙炔含量趋于稳定时,可区别对待,适当放宽运行限制。但应查明原因,并注意油中含气量的变化。18.5.6.4运行中的变压器油色谱出现异常,怀疑有放电性故障时,必要时应进行局部放电试验,并进行综合试验分析。18.5.6.5薄绝缘变压器可按一般变压器进行技术监督,如发现严重缺陷,变压器本体不宜再进行改造性大修,换下的变压器报废。18.5.7每年应至少进行一次红外成像测温检查。18.6?防止变压器保护装置误动、拒动18.6.1变压器的保护装置必须完善可靠并应定期进行校验。严禁将无主保护的变压器投入运行。因工作需要将保护短时停用,应有相应的措施,处理后应立即恢复。18.6.2220kV及以上主变压器宜装设故障录波器,录取故障情况下的主变压器电流、电压、相别、持续时间等参数,以提高事故分析质量,为制定防范措施提供可靠依据。18.6.3220kV及以上变压器的高低压侧后备保护,应由不同的直流电源供电,防止因故失去直流时,造成后备保护全部瘫痪,长时间切不断故障并扩大事故的后果。18.7?预防变压器铁芯多点接地和短路故障18.7.1?在检修时应测试铁芯绝缘。如有多点接地,应查清原因,消除故障。18.7.2穿芯螺栓绝缘应良好,应注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘套外两端的金属座套,防止因座套过长触及铁芯造成短路。18.7.3?线圈压钉螺栓应紧固,防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路。铁芯及铁轭静电屏蔽引线应紧固完好,防止出现悬浮放电。18.7.4?铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器,应将接地线引至适当的位置,以便在运行中监视接地线中是否有环流。当有环流又无法及时消除时,作为临时措施可在接地回路中串入电阻限流,电流一般控制在100mA以下。18.8?预防变压器套管闪络及爆炸18.8.1?当发现套管中缺油时,应查找原因并进行补油。对有渗漏油的套管应及时处理,防止内部受潮而损坏。18.8.2?注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势,发现问题时及时处理。18.8.3电容型套管的抽压或接地运行的末屏小套管的内部引线,如有损坏,应及时处理。运行中应保证末屏有良好接地。18.8.4运行、检修中应该注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测,引线铜头是锡焊的应改为铜焊。18.8.5110kV及以上的套管上部注油孔的螺栓胶垫容易老化开裂,应结合小修予以更换,防止进水。18.9?预防变压器引线烧损18.9.1?在线圈下面水平排列的裸露引线应全包绝缘,以防止杂物引起短路。18.9.2?变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带以防止裸电缆与套管导杆相碰,分流烧坏引线。18.10?预防变压器分接开关故障18.10.1?变压器安装完毕准备投运前及无载分接开关改变分接位置后,必须测量使用分接的直流电阻和变比,合格后方能投入运行。18.10.2?对有载调压开关应按出厂说明书规定在安装时及运行中定期对操作机构、切换开关及过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。要特别注意分接引线距离和固定状况,动静触头间的接触情况,操作机构指示位置的正确性。18.11?防止变压器油劣化18.11.1?加强油务监督管理工作,定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析,保持变压器油质良好。18.11.2装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器,注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进行,防止进入空气和出现假油位。并结合大修对胶囊和隔膜的完好性进行检查。18.11.3?对于装有金属波纹管储油柜的变压器,如发现波纹管焊缝渗漏,应通知制造厂更换处理。要防止异物卡涩导轨,保证呼吸顺畅。18.12?防止变压器火灾18.12.1?加强变压器的防火工作,运行中应有事故预想。变压器周围应有可靠的消防设施。18.12.2?进行变压器干燥时,应事先做好防火等安全措施,并防止加热系统故障引起线圈过热烧损。18.12.3?在处理变压器引线及在器身周围进行明火作业时必须事先做好防火措施,现场应设置一定数量的消防器材。18.12.4?事故储油坑应保持在良好状态,卵石厚度符合要求。储油坑及排油管道应畅通,事故时应能迅速将油排出。防止油排入电缆沟内。室内变压器也应有储油池或挡油矮墙,防止火灾蔓延。18.12.5?对变压器油箱渗漏点进行补焊时,必须保证油位高于补焊点,严防因电焊而引燃油箱内聚集的可燃气体。18.13?电流互感器的一次端子接头部位要有足够的接触面积,其电气联结应接触良好,以防止产生过热性故障。L2端子与膨胀器外罩应注意做好等电位联结,防止出现电位悬浮。对二次线引出端子应有防转动措施,防止外部操作造成内部引线扭断。18.14?已安装完成的互感器若1年及以上时间未带电运行,在投运前应按照预试规程进行预防性试验和检查。18.15?互感器的检修与改造18.15.1?220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。18.15.2?油浸式互感器检修时,应严格执行《互感器运行检修导则》(DL/T727—2000),要注意器身暴露时间不得超过规定,复装时必须真空注油,其中绝缘油应经真空脱气处理,注油速度等应按规定进行。应从互感器上部注油(带有专用取注油阀的除外),避免底部注油带入气泡。如要补充油,必须对补充油进行严格检验。18.15.3?老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器,应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时,检查顶部密封状况,对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水的互感器,应对其本体和绝缘油进行有关试验,试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器,退出运行,不再进行改造。18.16?互感器运行维护及缺陷处理18.16.1定期检查互感器外绝缘表面有无放电现象,如果有放电现象应及时处理。18.16.2?运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器,应依据情况限期处理,必要时进行油样分析,对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。18.16.3?应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器,应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。18.16.4?如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖,应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时,应迅速查明原因并及时处理。18.16.5?为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围,应注意一次端子L1与L2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确,以确保母差保护的正常投入运行。18.16.6?依据电网发展情况,应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电所短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值,应及时安排更换。18.16.7?每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作,以及时发现运行中互感器的缺陷。18.16.8?防止电容式电压互感器故障,对电磁单元部分进行认真检查,阻尼器未接入时不得投入运行。当发现有异常音响时,互感器应退出运行,进行详细试验、检查,并立即予以处理;当测试电磁单元对地绝缘电阻时,应注意内接避雷器绝缘电阻的影响;当采用电磁单元作电源测量电容分压气C1和C2的电容量和tgδ时,应注意控制电磁单元一次侧电压不超过2.5kV或二次辅助绕组的供电电流不超过10A,以防过载。18.17?SF6电流互感器18.17.1?进行安装时,密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力,静置1h后进行SF6气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格。18.17.2?气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验,试验电压为出厂试验值的90%。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。18.17.3?按制造厂规定对压力表和气体密度继电器进行校验。18.17.4?运行中应巡视检查气体密度表,年漏气率应小于1%。18.17.5?若压力表偏出绿色正常压力区,应引起注意,并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气,个别特殊情况需带电补气时,应在厂家指导下进行。18.17.6?补气较多时(表压小于0.2MPa),应进行工频耐压试验(试验电压为出厂试验值的80%~90%)。18.17.7?运行中SF6气体含水量不应超过300mg/L,若超标,应尽快退出运行。18.17.8?设备故障跳闸后,应先使用SF6分解气体快速测试装置,对设备内气体进行检测,以确定内部有无放电,避免带故障强送引发再次放电。