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发电机逆功率保护、程序逆功率
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你可能喜欢何为逆功率?
众所周知，发电机的功率方向应该由发电机方向流向系统方向。但由于某种原因，当汽轮机失去原动力，而发电机出口开关又未能跳闸，则功率方向变为由系统流向发电机，即发电机变为电动机在运行。此时发电机从系统中吸取有功功率，此即为逆功率。
逆功率的危害
发电机逆功率保护是汽轮机由于某种原因导致主汽门关闭而失去原动力时，发电机变为电动机带动汽轮机旋转，汽轮机叶片在无蒸汽情况下高速旋转会引起鼓风摩擦，特别是在末级叶片可能会引起过热，导致转子叶片的损坏事故。
所以说逆功率保护实则是对汽轮机无蒸汽运行的保护。
发电机的程序逆功率保护
发电机程序逆功率保护主要是防止发电机在带有一定负荷的情况下，突然跳开发电机出口开关而汽轮机主汽门又未能全部关闭的情况。在此情况下，汽轮发电机组极易发生超速，甚至飞车。为避免此种情况，对于非短路故障的某些保护，动作信号发出后，先作用于关闭汽轮机主汽门，待发电机逆功率继电器动作后，与主汽门关闭的信号组成与门，经一短时限组成程序逆功率保护，动作作用于全停。
逆功率保护与程序逆功率保护的区别
逆功率保护是为了防止逆功率后，发电机变为电动机，带动汽轮机旋转，造成汽轮机的损坏。归根到底，是怕原动机动力不足，反被系统带着跑!
程序逆功率保护是为了防止发电机组突然解列后，主汽门未完全关闭，导致汽轮机超速，从而利用逆功率来规避。归根到底，是怕原动机动力太足导致机组超速!
所以说严格意义上来说，逆功率保护是发电机继电保护的一种，但主要是保护汽轮机。而程序逆功率保护不是一种保护而是为了实现程序跳闸而设置的动作过程，也叫程序跳闸，一般应用于停机方式。
最关键的是逆功率只要定值达到就会跳闸，而程序逆功率除了定值达到，还要求汽机主汽门关闭，所以说在机组启动过程中并网瞬间，一定要避免逆功率动作。
（来源：发电机技术）
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程跳逆功率保护在火力发电厂的应用
　　摘要：程跳逆功率是发电机正常停机的一种保护，正常时发电机停机收到汽轮机主汽门关闭信号后，待逆功率达到动作值时延时几秒钟，发电机解列灭磁厂用电切换，发电机达到正常滑停目的。其主要作用是防止主汽门未关严而跳主开关所引起的灾难性“飞车”事 中国论文网 http://www.xzbu.com/4/view-5188305.htm　　故。 　　关键词：功率 程跳逆功率 主汽门 保护 　　1 概述 　　鹤煤热电厂关于两台135MW机组，停机方式为汽机联跳发电机即热工保护联跳发电机。但此种停机方式存在一些问题，在主汽门没有完全关闭的情况下，汽机跳闸后同样会向发电机保护屏的“解列灭磁”直跳发电机发信号。而值得说明的是，汽机跳闸的前提条件是，主汽门关闭即100%完全关闭，否则无法避免蒸汽进入汽缸导致汽轮机超速甚至引发飞车事故。 　　在《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中 　　有明确的规定：“在正常停机时，打闸后应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用程跳逆功率保护动作解列，严禁带负荷解列。”因此，通过对比《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的相关规定，可知直接解列停机不符合要求。若主汽门故障至汽源不能完全切断，则易造成汽轮机超速，（此时定转子之间的磁拉力减少）虽然汽轮机有OPC 　　超速电磁阀，AST自动停机危机遮断电磁阀，机械超速危机保安器，手动危机遮断器，四道防超速的措施（同时据动的可能性非常小），但是，仍然无法避免汽轮机因蒸汽进入汽缸造成超速乃至发生飞车事故。针对目前存在的问题，我们提出了修改两台机组的停机方式，即程跳逆功率停机取代热工保护停机，其有效作用能够完全保护汽轮机。程跳逆功率的动作条件是主汽门关闭，延时只有数秒。发电机过负荷、过激磁等保护动作后，启动程序跳闸，是因为这些故障发生后，不至于立即对发变组设备造成损坏，可以有时间允许关闭主汽门，有功变负值后再跳开发变组，主要是防止突然甩负荷后，主汽门关闭不及时或关闭不严密，造成汽轮机超速事故。 　　2 改造前机组停机方式及危害 　　2.1 机组正常运行时停机方式。待发电机有功降到零、无功接近于零时，汽机打闸、由热工保护（借助自动主汽门终端开关闭合信号）动作联跳发电机出口开关，也就是“机跳电大连锁”零秒动作于全停，保护是靠非电量保护动作的。上述方法停机，在机组正常运行的情况下是不会出现问题的。但是，当汽轮机存在自动主汽门关闭不到位或者在关闭自动主汽门的过程中没有关死，而其终端向解列发电机误发信号，引发飞车。 　　2.2 汽轮机系统故障停机方式。当汽轮机系统出现故障时，借助保护动作或者值班人员通过手动打闸的方式关闭汽机自动主汽门、热工保护（借助自动主汽门终端开关闭合信号）动作联跳发电机出口开关。在汽轮机负荷运行的过程中，突然出现的故障导致机组被迫紧急停机，同样会发信号至发电机保护柜 “解列灭磁”直跳发电机，汽轮机和发电机之间的电磁力矩消失导致汽轮机超速，造成汽轮机尾部叶片过热、损伤，轻者导致汽轮机使用寿命减少，重者导致汽轮机发生飞车等特重大事故（即汽轮机报废）。 　　2.3 汽轮机超速保护及缺陷。为了确保汽轮机正常运行，通常情况下，借助下列保护措施对汽轮机进行保护：①OPC超速保护电磁阀。如果汽轮机的转速超过103%时，并且信号可靠，系统会将高压调门和中压调门关闭；当转速降到103%以下时，维持汽轮机的转速在3000rpm，系统将会重新启动高压调门和中压调门。②AST自动停机危急遮断电磁阀。借助该装置对机组的某些重要运行参数进行监视，监视内容包括：当汽轮机的转速较高，达到110%时，在这种情况下，汽轮机的运行参数超过安全运行的极限，AST自动停机危急遮断电磁阀给出接点控制信号对AST电磁阀进行控制，使汽轮机关闭自动主汽门和调节汽门，进而确保机组的安全性。③机械超速危急保安器。汽轮机在运行的过程中，其转速达到110～112%时，引发飞锤（或飞环）出击，造成汽轮机停机。④手动危急遮断器。汽轮机在运行的过程中，转速超过110%时，被运行人员发现，通过采取措施，借助手动危急遮断器，使汽轮机停机。 　　通过对上述进行分析，对汽轮机的防超速保护措施可以说是非常健全和完善的。通常情况下，出现四道措施同时拒动的可能性很小，甚至可以认为汽轮机出现超速的可能性几乎不存在。如果汽轮机存在下列缺陷：由于卡涩导致自动主汽门、调节汽门同时出现关闭不到位的现象；抽汽逆止门不严密或联锁动作不可靠；汽轮机旁路系统因停机或甩负荷而不能联动开启时，在超速保护正确动作的前提下，蒸汽进入汽缸仍然无法避免，进而引发汽轮机超速甚至出现飞车事故。 　　2.4 汽轮机超速与逆功率运行的危害比较。在开关误动几率方面，同逆功率保护拒动机相比，汽机自动主汽门关不严或自动主汽门终端开关误动的机率要大得多；同时超速造成的危害要比汽机发生故障时通过降转速造成的损失要严重很多。另外，在逆功率保护拒动，还可以通过人工判断的方式，进行手动解列，在时间方面只是延迟一点而已。超速引发的危害，汽轮发电机组瞬间报废是超速产生的最严重的后果，而逆功率运行的危害是缩短汽轮机转子的使用寿命。 　　3 发电机程跳逆功率分析及应用 　　在过负荷、过励磁、失磁等各种异常运行保护动作后，发电机需要程序跳闸。保护的具体流程为：先关闭主汽门，经主汽门接点闭锁和发变组断路器位置接点闭锁，由程序逆功率进行保护，延时动作于跳闸。通常情况下，逆功率对汽轮机进行保护，当主汽门出现误关闭，或者当机组保护动作于关闭主汽门而出口断路器没有跳闸时，发电机将通过电动机的方式进行运行，进而吸收系统中的有功功率。此时因为损失鼓风，有可能导致汽轮机尾部叶片过热，损坏汽轮机叶片，这种情况不允许长期存在，逆功率保护可以很好地起到保护作用。对于程跳逆功率保护来说，主要用于发电机非短路性故障或防止汽轮机超速损坏的正常停机等，先关闭主汽门，有意造成发电机逆功率，再解列发电机的保护。 　　鉴于目前存在的问题，我们对两台机组停机方式进行了改造，即程跳逆功率停机取代热工保护停机，具体实施方案如下： 　　①将“程跳逆功率”保护项目写入发变组保护柜。在发变组保护柜程序备用通道新增加“程跳逆功率“保护项目，并将动作逻辑判据写入程序软件版本中，整定程跳逆功率保护定值为：Pg（负）=-1%Pe（二次额定值）。 　　②将汽轮机主汽门关闭信号接入发变组保护柜内。将主汽门关闭K节点引入发变组保护柜并接至程跳逆功率保护逻辑判据。使逆功率与主汽门关闭条件编辑成逻辑与门关系，动作时间T11：1S后跳闸。 　　③将发变组柜“热工保护”动作跳闸修改为动作发信。修改发变组跳闸逻辑，即退出热工保护在发变组柜上的跳闸令并将此修改为动作发信，为程跳逆功率保护的实现创造条件。 　　■ 　　4 发电机程跳逆功率应用效果分析 　　经过改造后，机组停运方式通过程跳逆功率保护来实现，起到了安全保障，改造后避免了机组正常停机过程中，汽轮机存在主汽门关不严、调节汽门或抽汽逆止门关不严等缺陷时（此种情况出现的几率很大），可能发生发电机出口开关断开后，汽机打闸关自动主汽门时由于自动主汽门、调节汽门或抽汽逆止门关不严而继续向汽缸返汽，导致机组超速飞车的严重后果。避免了汽轮机尾部叶片过热受损减少使用寿命，重者导致汽轮机发生飞车等特重大事故（即汽轮机报废）。 　　参考文献： 　　[1]雷朝辉.火电厂保安电源柴油发电机组电气系统改造[J].价值工程，2011，35. 　　[2]谢冰，刘继权，曹晓东.电厂机组UPS事故案例分析[J].煤炭科技，2012，04. 　　[3]王莉.浅谈火电厂高压电动机的故障处理[J].中小企业管理与科技（下旬刊），2009，04.
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一、请阐述我公司230KV电气系统概况本工程远期共有7回主变进线，2回起备变进线，8回出线(其中4回出线接入工业园区)，计为17回进出线，考虑到该配电装置在柬埔寨电力系统中的重要地位及进出线回路数较多，本期230kV电气主接线采用双母线接线方式，I、II段母线接本期工程3台主变进线、1台启/备变进线及4回出线；远期230kV电气接线采用双母线双分段接线方式，远期III、IV段母线接剩余4台主变进线、1台备变进线及4回出线。正常运行方式下，两条母线，接线方式为双母线带母联断路器运行，230kV系统合环运行， I母线和II母线间设有母联断路器.第一间隔单元为系统出线一,第二间隔单元为系统出线二, 第三间隔单元为一号发变组出线，第四间隔单元为工业园区出线一，第五间隔单元为一号高压启动/备用变压器，第六间隔单元为I、II段母线PT接线，第七间隔单元为二号发变组出线，第八间隔为工业园区出线二，第九间隔为母联接线，第十间隔为三号发变组出线。启/备变做一期1、2、3号机6kV厂用A、B分支备用电源。230kV系统中性点接地方式：230kV主变压器、启动/备用变压器的高压侧中性点经接地隔离开关并联放电间隙接地。二 、请阐述我公司发电机概述发电机为三相交流隐极式同步发电机，型号为QF-135-2-13.8。结构为全封闭、自通风、强制润滑、圆筒型转子.发电机中性点采用经单相变压器（二次侧接地电阻）高阻方式接地。三、请阐述我公司发电机励磁系统励磁系统为全静止可控硅机端自并励励磁方式，励磁电源直接取自发电机出口励磁变，启励电源取自本机380V交流电源经整流后供启励。励磁变低压侧交流电经可控硅整流、自动电压调节器后变为可控直流，通过电刷和滑环接触装置而引入到转子上，并通过装于转轴中心孔中导电杆直接供发电机的转子绕组。四、请完善发电机技术规范表格
五、请完善励磁系统技术数据表
六、请完善发电机各部允许温度限值表七、请阐述发电机绝缘规定发电机定子回路的绝缘测量使用2500V摇表，每相对
地不低于200MΩ 。用1500V兆欧表测量定子铁芯穿芯螺杆对地绝缘电阻值，应不低于100MΩ。低于10 MΩ时必须处理。吸收比R60/R15≥1.3，同时该值不得低于前次测量的1/3～1/5。测量轴承绝缘垫应使用1500V摇表，绝缘阻值不低于1 MΩ；发电机转子回路测量绝缘使用500V摇表，绝缘阻值不低于2MΩ。八、发电机启动前检查应进行哪些检查？1. 有关工作票全部收回,检修隔离措施全部拆除.发变组系统接地刀闸及接地线全部拆除。2. 发电机出口PT及避雷器正常。3. 发电机中性点接地变压器正常。4. 发电机冷却系统运行正常。5. 封闭母线微正压装置投入运行,封闭母线内呈微正压。6. 各操作、信号、控制电源合上，表计、保护装置正常。7. 发电机不允许未达到额定转速状态下加励磁。8. 发电机本体各部完好，无渗油、漏水、漏气现象。9. 封闭母线清洁、完好。10. 发电机各部清洁，温度表、压力表齐全完好。11. 轴承绝缘垫清洁完好。12. 发电机大轴接地碳刷接触良好。13. 发电机湿度、温度合格。14. 继电保护、自动装置、仪表齐全完好，保护和自动装置的压板投入正确。15. 发电机励磁系统检查正常。九、请阐述发电机碳刷运行规定1. 每班应检查碳刷的磨损情况，对超出磨损界限的碳刷应及时联系检修人员更换。2. 当发电机碳刷出现颤振、接触不良、跳跃等现象时，应及时联系检修人员处理。3. 注意监视碳刷是否冒火。4. 运行中应注意巡视检查碳刷温度情况。十、机组正常运行时，励磁系统应进行哪些检查？1. 励磁系统元件无松动、过热、保险器无熔断的现象，AVR面板各指示灯指示正确，风机运行正常；2. 调节器柜没有任何报警，各仪表指示正常。3. 各整流柜各冷却系统工作正常，空气进出风口无杂物堵塞。4. 各个整流柜电流指示基本平衡，其中任一整流柜电流不大于电流平均值的15%。5. 调节器无异常声音和异味。6. 调节器各柜门均在关闭状态，冷却风机运行正常。7. 励磁小间温度正常，空调运行良好。8. 大修后及事故后投入运行的发电机，在1～8小时内每2小时检查一次，8小时后按正常检查次数进行。9. 大修后的发电机带满负荷运行时，对引出线各接头，励磁系统进行详细检查，应无过热现象。十一、简述发变组配置哪些保护？采用微机型保护装置。发变组电气量保护采用双重化设置，非电量保护为单套.1. 发电机差动保护2. 主变压器差动保护3. 高压厂用变压器差动保护4. 转子接地保护5. 100%定子接地保护6. 发电机反时限负序过负荷保护7. 发电机反时限过负荷保护8. 发电机定子过负荷保护9. 主变压器零序保护（10. 和主变间隙零序保护）11. 主变压器过励磁保护12. 励磁绕组定时限过负荷保护13. 励磁绕组反时限过负荷保护14. 高压厂用变压器高压侧过流保护15. 高压厂用变压器零序过流16. 高压厂用变压器低压分支过流17. 励磁变压器速断保护18. 励磁变压器电流计忆复合电压过流保护19. 励磁变温度20. 励磁系统故障21. 发电机失步保护22. 发电机过电压保护23. 发电机匝间保护24. 发电机逆功率保护25. 发电机低频保护26. 发电机失磁保护27. 发电机过激磁保护28. 发电机启停保护29. 发电机突加电压保护30. 主变压器瓦斯保护31. 主变压器压力释放32. 主变压器油温度保护33. 主变压器绕组温度保护34. 主变压器通风启动35. 高压厂用变压器瓦斯保护36. 高压厂用变压器压力释放37. 高压厂用变压器油温度保护38. 高压厂用变压器通风启动39. 230 kV断路器失灵保护启动40. 230 kV断路器非全相保护41. 230kV断路器突然加电压保护十二、 请分别阐述全停I、全停II、全停I（不启动失灵）、全停II（不启动失灵）、解列灭磁、解列、程序逆功率跳闸、减出力、信号含义――全停I：触发发电机变压器组230 kV断路器跳闸线圈I，发电机变压器组230 kV断路器跳闸,发电机磁场断路器跳闸，高压厂用变压器6.3kV断路器跳闸，关主汽门，启动失灵保护。――全停II：触发发电机变压器组230 kV断路器跳闸线圈II，发电机变压器组230 kV断路器跳闸,发电机磁场断路器跳闸，高压厂用变压器6.3kV断路器跳闸，关主汽门，启动失灵保护。――全停I（不启动失灵）：触发发电机变压器组230 kV断路器跳闸线圈I，发电机变压器组230 kV断路器跳闸,发电机磁场断路器跳闸，高压厂用变压器6.3kV断路器跳闸，关主汽门。――全停II（不启动失灵）：触发发电机变压器组230 kV断路器跳闸线圈II，发电机变压器组230 kV断路器跳闸,发电机磁场断路器跳闸，高压厂用变压器6.3kV断路器跳闸，关主汽门。――解列灭磁：触发发电机变压器组230 kV断路器跳闸线圈I（II），发电机变压器组230 kV断路器跳闸,发电机磁场断路器跳闸，高压厂用变压器6.3kV断路器跳闸，汽机甩负荷，启动失灵保护。――解列：触发发电机变压器组230kV断路器跳闸线圈I（II），发电机变压器组230kV断路器跳闸,高压厂用变压器6.3kV断路器跳闸，汽机甩负荷，启动失灵保护。――程序逆功率跳闸：关主汽门，待确认没有蒸汽通过汽机后再动作于“停机”。确认由汽轮机进汽阀限位开关和逆功率继电器实现。――减出力：将汽轮机出力减至预定值。――信号：发出声、光信号，并向DCS发送信号用于事故记录。十三、请完善主变压器技术规范表
十四、请完善高备变、高厂变技术规范表
十五、变压器投运前应进行哪些检查？1. 检查所有有关工作票结束，拆除所有接地线、短路线和临时安全措施，恢复常设遮栏和标示牌。2. 变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，各部无漏油、渗油。现场清洁无杂物。3. 变压器油枕及油套管的油色透明，油位正常。4. 有载调压变压器的分接开关在适当的位置，且远方、就地指示一致，检查无载调压分接开关在适当位置。5. 油枕、散热器、瓦斯继电器各油路阀门已打开，瓦斯继电器瘸渎停奁濉6. 高备变、高厂变冷却器电源均已投入，开启冷却器试运转正常。7. 油泵运转正常，转向正确，电源自投切换正常。8. 变压器压力释放阀完好，呼吸器系统畅通、硅胶无变色。9. 检查变压器各测温装置良好，指示正确。检查变压器各侧避雷器正常，记录放电计数器数字。10. 检查变压器油泵、风扇、油表、温度计、电流互感器等保护、报警和控制回路正确。11. 各继电保护及自动装置投入正确。12. 变压器外壳可靠接地。13. 变压器消防装置良好。14. 变压器中性点接地电阻箱检查无异常，中性点接地刀闸按规定投入。十六、 变压器运行规定有哪些？1. 运行中的变压器电压允许额定值的75％―105%范围内，其额定容量不变。2. 变压器外加的一次电压可以较额定电压高，但不得超过相应分接头额定电压值的105%。3. 自然循环风冷、自然冷却的变压器，上层油温最高不得超过95℃,为防止油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃，温升不得超过55℃。4. 正常情况下，变压器及其冷却装置每班检查二次，其中包括接班前的检查。5. 新投或大修后的变压器，在投运的最初8小时，应每两小时检查一次，以后按正常要求进行检查。6. 变压器异常或过负荷运行时，应加强检查，适当增加检查次数。7. 气候剧变时，应重点检查变压器的油位、油温的变化情况。8. 处于备用状态的变压器，也应按运行变压器的标准进行检查。十七、变压器运行中的检查项目有哪些？1. 变压器的油枕、套管的油位正常，油色透明，无渗、漏油现象。2. 变压器的声音正常。3. 变压器本体及套管清洁，套管油位应正常、无破损裂纹和放电痕迹及其它异常现象。4. 瓦斯继电器内充满油，无气体，通往油枕的阀门在打开位置。5. 各冷却器温度应相近，风扇、潜油泵运行正常，油流指示器工作正常。6. 变压器的温度、温升不超过规定。7. 吸湿器完好，吸附剂干燥。8. 压力释放器或安全气道应完好无损。9. 引线接头、电缆、母线无过热、变色现象。10. 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。11. 中性点接地电阻箱内无异常现象。十八、
遇哪些情况应对变压器进行特殊检查？1. 新设备或经检修、改造过的变压器在投运72h内。2. 有严重缺陷时。3. 气象突变（如大风、大雾、暴雨等）。4. 雷雨季节特别是雷雨后。5. 高温季节、高峰负载期间。6. 变压器过负荷运行时。十九、
变压器的特殊检查项目有哪些？1. 过负荷运行时，应加强检查变压器油温和油位的变化，接头有无过热的现象。2. 大风天气，应检查室外变压器的接头引线有无摆动和松动，导电体及绝缘瓶有无搭挂杂物。3. 雷雨天气，应检查变压器瓷瓶，套管有无放电、闪络现象。4. 大雾天气，应检查变压器瓷瓶，套管有无放电、闪络现象。5. 短路后，检查各部有无变形，变压器是否有喷油现象。 二十、
主变强迫油循环冷却装置运行方式如何规定？1. 主变压器运行时，至少必须投入两组冷却器运行。2. 冷却装置由两路电源供电，分别为工作和备用，当工作电源因故断开时，备用电源自动投入运行。根据运行方式的不同，两路电源可互为备用。3. 每组冷却器的运行方式选择可以有“工作、辅助、备用、停运”四种状态。工作状态是指电源正常时，只要控制开关切至“工作”位置，冷却器既投入运转。辅助状态是指正常情况下，该组冷却器的控制开关切至“辅助”位置，根据变压器上层油温或变压器负荷电流来启动。当上层油温达到55℃（或绕组温度65℃）时，辅助冷却器自动投入运转；当上层油温低于45℃（或绕组温度55℃）时，辅助冷却器自动停止运转。当变压器的负荷电流达到75%时，则将自动投入运行，当负荷电流低于此值时，则将自动退出运行。备用状态是正常的情况下，该组冷却器的控制开关切至“备用”位置，当工作或辅助冷却器任一组因故停止运行时，备用冷却器自动投入运行。4. 当冷却器失去电源全部停止运行后，主变在额定负荷下允许运行20min；当上层油温达到85℃（或绕组温度105℃）时，将由保护动作将变压器退出运行，如果保护未动作则应手动停运。主变上层油温达到55℃（或绕组温度65℃）时报警，此时应加强对主变的检查，并适当控制负荷使温度在允许范围内。5. 额定负荷长期运行时，主变压器的冷却器配置方式为4_+1,每组容量 315kW。运行方式为两组运行，一组辅助，一组备用。6. 冷却器的投入应按照对角线方式，对于主变压器，其冷却器为单侧布置，则应以1、2或3、4之间的任意组合，7. 当变压器投入运行时，工作冷却器应自动投入运行。8. 当变压器退出运行时，工作冷却器应自动退出运行。 二十一、高厂变/高备变冷却器的运行方式如何规定的？1. 每台变压器在低压侧分别布置散热器，每两组散热器下面设有冷却风扇。2. 冷却装置由两路电源供电，分别为工作和备用，当工作电源因故断开时，备用电源自动投入运行。根据运行方式的不同，两路电源可互为备用。3. 高厂变冷却器可以根据需要投“手动”或“自动”运行。4. 冷却器投手动运行时(手柄置于“手动”位)，只要系统正常，将一直保持运行状态。5. 冷却器投自动运行时(手柄置于“自动”位)，通过变压器的负荷电流或上层油温来自动控制冷却器的运行。 当变压器上层油温达到50℃时，冷却器将自动投入运行；当负荷电流达到 70%额定电流时，冷却器将延时10S自动投入运行。当变压器上层油温降低至45℃以下，且负荷电流小于上述值时，冷却器将自动停止运行。6. 冷却装置设有自动保护装置，当某一台变压器风扇出现短路故障时，由控制该组变压器风扇的自动开关SN快速切断其工作电源；当控制箱内温度低于规定值或湿度高于规定值时，加热器EH1和EH1开始加热，温度高于规定值或湿度低于规定值时，加热器EH1和EH1停止加热。7. 高厂变当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不宜超过65℃，时，允许带额定负载运行。8. 高厂变顶层油温升为50℃，高低压绕组温升为55℃。9. 高备变线圈报警温度：100℃，跳闸温度：110℃。 二十二、刀闸送电前如何检查？1. 试拉刀闸时，三相动作应一致，触头接触良好，有消弧装置的完整无缺。2. 接地刀闸与主刀闸的机械闭锁，电气闭锁良好。3. 电动及手动操作机构动作灵活。4. 机械传动自如，无卡涩现象。5. 操作回路中位置开关，限位开关，接触器、按钮、辅助接点良好。
母线、刀闸运行中如何检查？ 1. 母线及刀闸对地有无闪络放电现象，瓷瓶完整，无破损。 2. 各接头及触头，无过热、发红、烧断等现象。 3. 引线无松动，严重摆动或烧伤，断股现象。 4. 从视孔观察封闭母线应无结露或局部过热，支持瓷瓶安装牢固，无裂纹，破损及放电痕迹。 5. 操作机构箱各部良好。 6. 刀闸、把手机械闭锁应完好。 刀闸运行如何规定？1. 刀闸的投人和断开必须在其所属断路器断开后进行。送电时，先合上电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸。停电顺序则相反。2. 当刀闸与操作把手之间有隔板时，允许切断30A以下的负荷电流。 二十三、二十四
二十五、运行中避雷器检查项目有哪些？3.
外部绝缘瓷瓶应清洁、完整、无裂纹和放电痕迹。4.
引线联接应牢固，无松动、脱落现象，接地线二十六、应良好接地。 5.
避雷器有无倾斜现象；放电记录是否动作。 6.
雷雨或倒闸操作时，禁止接近避雷器接地引下线。 7. 均压环无松动、锈蚀、歪斜； 8. 每班检查避雷器的动作次数及对地电流（小于0.7mA），发现异常及时汇报值长。
电压互感器投入前及运行中的检查项目有哪些？1. 油浸式电压互感器套管瓷瓶整洁无破裂，无放电痕迹；2. 油位计的油位在标志线内，油色透明，无渗油、漏油现象；3. 一次结线完整，外壳接地良好，引线接头紧固无过热；4. 一、二次保险（快速开关）完好，击穿保险无损坏，各继电器位置动作正常；5. 电容式互感器电容（在整个瓷瓶的内部）及下部的电磁装置，无放电现象。二十七、 电流互感器投运前及运行中的检查有哪些？1. 外壳清洁，套管无裂纹、放电痕迹，油位正常，无渗油、漏油现象；2. 一次引线接触良好，无过热现象，二次接线不开路；3. 外壳接地良好，内部无异常声音；二十八、230kV系统标准运行方式如何规定的？1. 230kVⅠ、Ⅱ母线运行，母联正常合入。＃1、2发变组分别并列在230kVⅠ、Ⅱ母线运行。系统＃1、2出线分别跨接至Ⅰ、Ⅱ母线运行。工业园区＃1、2出线分别跨接至Ⅰ、Ⅱ母线运行。机组的主变压器230kV侧中性点采用直接接地运行方式(或按照调度命令执行)。(暂定)2. 230kV系统和启备变系统正常运行时启备变高压侧刀闸和启备变高压开关在合入状态，启备变在热备用状态。启/备变高压侧中性点的接地刀闸按调度命令执行。二十九、背画电气一次系统图。要求从230KV画到保安段，并标出相应的设备名称和编号。6KV母线除变压器外，要求将各段上的设备名称标注在母线旁边。
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