电气工程运行管理规程

电气运行规程1.范围本部分规定了本厂所使用的电气运行规程中电气的设备与系统在启动、停止、运行维护、事故处理及试验等方面的安全、经济技术的要求和基本操作方法。本部分适用于本厂的集控电气运行、专业技术、管理岗位的技术要求。2.引用标准下列部分所包含的条文，通过在本部分中引用而构成本部分的条文，凡是注日期的引用文件其随后的所有修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。DL/T 595-1996 六氟化硫电气设备气体监督细则DL 400-91 继电保护和安全自动装置技术规程DL 474.1 6-92 现场绝缘试验实施导则DL/T 639-1997 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则DL/T 607-1996 汽轮发电机漏水、漏氢的校验DL/T 651-1998 氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T 57.2-95 电力变压器运行规程GB l428593 继电保护和安全自动装置技术规程(82)水电技字第63号 电力工业技术管理法规电安生1994227号 电业安全工作规程3.发电机运行规程3.1 发电机技术规范3.1.1 发电机概况本机组发电机为东方电机厂生产的QFSN-300-2-20B型由300MW汽轮机直接拖动的三相、两极、隐极式同步发电机，其旋转方向从汽轮机头向发电机看为顺时针。发电机采用“水氢氢”冷却方式，即：定子绕组（包括定子线圈、定子引出线）水内冷，转子绕组氢内冷，定子铁芯及端部结构件采用氢气表面冷却；内部采用两端带轴流式风扇的密闭循环通风系统；密封系统采用单流环式油密封；集电环采用空气冷却，即：两集电环间的同轴离心式风扇对集电环及电刷进行强迫冷却。本发电机具有失磁异步运行、进相运行、调峰运行和不对称运行能力；励磁型式采用机端自并励静态有刷励磁系统；定、转子线圈的绝缘采用F级绝缘材料。发电机中性点通过单相配电变压器高阻接地。3.1.2 发电机设备规范发电机铭牌参数(见表1)。表1 发电机铭牌参数规格型号QFSN-300-2-20B出厂编号12-300-44-1额定容量353MVA额定功率300MW功率因数0.85（滞后）短路比0.6241额定频率50HZ额定氢压0.25MPa最大连续输出功率330MW最高允许氢压0.35MPa发电机容积72m3制造厂家东方电机股份有限公司定子额定电压20KV转子额定励磁电压455V额定电流10189A额定励磁电流2075A接线型式YY空载励磁电压168.4V冷却方式水氢氢冷空载励磁电流824.2A励磁方式自并励静态可控硅整流励磁接地方式中性点经接高阻接地（20/0.23KV）强励倍数2响应比2/秒强励时间20 秒每相直流电阻（75）0.直流电阻（75）0.20183直轴超瞬变电抗（不饱和值 ，饱和值 ）16.939%，15.584%直轴瞬变电抗（不饱和值 ，饱和值 ）25.680%，22.598%直轴、横轴同步电抗 185.477%负序电抗（不饱和值 ，饱和值 ）18.677%，17.183%零序电抗（不饱和值 ，饱和值 ）7.712%，7.326%A相对地电容0.225 负序电流承载能力（连续） B相对地电容0.225 负序电流承载能力（短时） C相对地电容0.225 发电机允许过电流 一阶临界转速1347r/min二阶临界转速3625r/min3.2 发电机启动3.2.1 发电机禁止启动的条件3.2.1.1 发电机风压试验不合格；3.2.1.2 发变组主保护无法投入或保护无法满足可靠性、灵敏度和选择性；3.2.1.3 发变组启动前绝缘检测不合格；3.2.1.4 发变组各主要表计（电压、电流、有功）及信号损坏；3.2.1.5 发电机氢、油、水系统故障不能正常投运；3.2.1.6 发变组主保护动作或后备保护动作后，已确认为非系统故障，但未查明原因；3.2.1.7 励磁调节系统不正常；3.2.1.8 发电机同期装置故障或试验不合格；3.2.1.9 UPS不能正常工作；3.2.1.10 柴油发电机不能正常启动。3.2.2 发电机启动前的准备和条件 3.2.2.1 所有检修工作结束，工作票已全部收回；3.2.2.2 检查全部设备周围应清洁无杂物，道路畅通，照明良好；3.2.2.3 确认检修工作所设的接地线、短路线、工作牌、脚手架等其它安全措施已拆除，常设栅栏与警告牌已恢复；3.2.2.4 检查启动用工具、仪器、各种记录、消防工作已准备好；3.2.2.5 确认机组各辅助系统控制电源、信号电源已送上，且无异常；3.2.2.6 确认信号系统正常，各指示表计、记录仪器投入完好；3.2.2.7 确认DCS系统工作正常，CRT显示与设备实际状态表计显示相符，各自动保护装置具备投入条件；3.2.2.8 检查各厂用电系统运行正常（包括UPS系统、直流系统、热工电源），并满足机组启动条件；3.2.3 发电机联锁保护试验3.2.3.1 发电机启动前电气联锁保护试验3.2.3.1.1 所有电气联锁及热工保护在检修后，均应试验合格，以确保机组投运后能正常动作。3.2.3.1.2 严禁无故停用电气联锁及热工保护，如需停用时，应先得到总工程师的批准。3.2.3.1.3 运行做的电气联锁保护试验如下：其余试验应由检修部门负责，并将试验结果记录备案。a) 主开关、灭磁开关、6KV、380V开关静态跳合闸试验。b) 检修配合进行380V厂用系统联锁试验：1) 380V保安A、B段备自投试验。2) 保安A、B段任一段失电柴油发电机联动试验。3) UPS静态切换试验，大修后或必要时做UPS动态切换试验。c) 配合检修进行6KV厂用工作、备用电源开关静态联动试验。d) 配合检修进行发变组及厂用系统保护、声光报警传动试验。e) 配合保护班及热工人员做机、电、炉大联锁试验。f) 主变、启备变、高厂变风冷装置切换试验。3.2.3.2 发电机大修后的试验3.2.3.2.1 同转速下的转子交流阻抗试验；3.2.3.2.2 发电机短路、空载试验；3.2.3.2.3 励磁调节器调节特性试验；3.2.3.2.4 假同期并列试验。3.2.4 发电机启动前的检查3.2.4.1 大修后的发电机，值班人员应参与验收，并达到以下要求：3.2.4.1.1 一、二次回路接线正确、完整、牢固，标志齐全，绝缘合格；3.2.4.1.2 发电机所有附属设备具备运行条件；3.2.4.1.3 发电机气体严密性试验合格，氢、油系统正常；3.2.4.1.4 发电机内冷水系统完整、可靠，水压合格；3.2.4.1.5 主开关及灭磁开关传动正常；3.2.4.1.6 同期装置接线及试验正确；3.2.4.1.7 励磁调节装置完好，接线正确，试验正常；3.2.4.1.8 发电机灭火用CO2足够，压力充足；3.2.4.1.9 继电保护定值正确、齐全，传动正确；3.2.4.1.10 发电机转子滑环应清洁无损，电刷应完整；联结软线应完整牢固，无接地、短路现象；弹簧压力均匀，电刷在刷框内活动自如；同一滑环上电刷型号一致； 3.2.4.1.11 发变组出口主开关SF6压力正常，弹簧储能机构正常；3.2.4.1.12 发电机所有的测温元件都校验及安装接好，温度表指示正常；3.2.4.1.13 封闭母线微正压装置投入正常，压力正常，无漏气现象。3.2.4.1.14 各检修工作有详细检修交待。3.2.4.2 发电机启动前的电气检查项目：3.2.4.2.1 测量发电机各部绝缘合格:a) 定子绕组不通水情况下，绝缘电阻5M（2500V摇表）,R60”/R15”吸收比应不小于1.3倍，在发电机定子线圈通水的情况下，用专用摇表测量，其值应不小于上次测量值的1/31/5（在相同的温度及湿度情况下）；b) 转子绕组，绝缘电阻1M（500V摇表）；c) 各电阻检温计冷态绝缘电阻1M（使用500V摇表测量）；d) 定子汇流管及定子出线进出水管绝缘电阻：无存水时100K，通水时30K(1000V兆欧表)。e) 励端轴承、油密封、内外挡油盖，绝缘电阻1M（使用1000V摇表测量）。3.2.4.2.2 发变组保护压板投停正确，下列保护压板应在相应位置：a) 发电机“灭磁联跳”保护压板，并列后投入，解列后退出。 b） 发电机“启停机”、“突加电压”保护压板，起机前投入，并列后退出，解列前投入。 C) 发电机“热工保护”压板，汽机定速后投入，解列后退出。3.2.4.2.3 发电机各部引线良好、正确，大轴接地碳刷良好；3.2.4.2.4 发电机PT柜、避雷器、中性点PT柜均完好，符合运行条件；3.2.4.2.5 励磁装置投入备用状态，各控制开关位置正确；3.2.4.2.6 主变、高厂变、励磁变均处于备用状态，冷却通风装置具备投运条件；3.2.4.2.7 发变组处于热备用状态，PT、CT应在运行位置。3.2.4.2.8 发电机通水循环后，检查以下项目：a) 定子线圈、铁芯温度表指示正常；b) 校验检漏计、测温表正常；c) 发电机内的冲洗情况正常，水质化验符合标准，内冷泵相互联动和低水压联动功能试验情况正确。3.2.4.2.9 全部有关电气设备检查完毕后，发电机起动前定子及励磁回路检修要有绝缘良好的明确交待，并做好记录。 3.2.5 发电机启动前的操作3.2.5.1 检查主变各部良好，无妨碍送电异物并测量主变及发变组出口开关绝缘良好。3.2.5.2 合主变中性点接地刀闸并查接地刀闸合好。3.2.5.3 检查高厂变各部良好，无妨碍送电异物。3.2.5.4 送上主变冷却装置电源，并将冷却控制箱内各控制开关投入相应位置。3.2.5.5 送上高厂变冷却装置电源，并将冷却控制箱内各控制开关投入相应位置。3.2.5.6 检查发电机出口1PT各部及高压侧保险良好。3.2.5.7 装上发电机出口1PT高压侧保险并将1PT送至工作位置。3.2.5.8 合上发电机出口1PT二次侧开关。3.2.5.9 检查发电机出口2PT各部及高压侧保险良好。3.2.5.10 装上发电机出口2PT高压侧保险并将2PT送至工作位置。3.2.5.11 合上发电机出口2PT二次侧开关。3.2.5.12 检查发电机出口3PT各部及高压侧保险良好。3.2.5.13 装上发电机出口3PT高压侧保险并将3PT送至工作位置。3.2.5.14 合上发电机出口3PT二次侧开关。3.2.5.15 检查励磁变各部良好，无妨碍送电异物。3.2.5.16 检查灭磁开关MK在断开位置。3.2.5.17 合上灭磁开关MK220V控制及动力直流电源开关，检查电源正常。3.2.5.18 合上调节器交、直流电源开关。3.2.5.19 合上励磁回路起励交流开关。3.2.5.20 合上励磁调节柜风机电源开关。3.2.5.21 合上整流柜风机电源开关。3.2.5.22 检查励磁装置信号盘面无报警信号。3.2.5.23 检查励磁控制方式在“远方”位置。3.2.5.24 检查发电机中性点接地柜完好。3.2.5.25 送上同期装置直流电源开关，检查同期闭锁在“同期”位置。3.2.5.26 合上快切屏电源开关，检查装置正常，投入出口压板。3.2.5.27 合上发电机保护屏电源开关，并按保护投退规定投入保护压板。3.2.5.28 检查保护屏直流小母线及交流小母线供电正常，且联络开关位置正确。3.2.5.29 合上发电机定子绕组绝缘监测装置电源。3.2.5.30 合上发电机出口封闭母线热风保养装置电源，待汽轮机冲转后，投入装置运行。3.2.5.31 恢复励磁变冷却电源。3.2.5.32 将氢气冷却器注满水，并维持小流量运行（5-10%的额定流量）。3.2.5.33 检查分支进线PT各部分及高压侧保险良好，并将PT小车推至工作位置，合上二次小开关。3.2.5.34 将高厂变工作分支开关恢复热备用。3.2.6 发电机升压、并网带初负荷3.2.6.1 发电机升压、并列时注意事项：3.2.6.1.1 发电机升压注意事项：a) 发电机不充氢，定子不通合格的冷却水严禁将发电机升压、并列。b) 发电机零起升电压时，主变220kV侧中性点接地刀闸必须在投入状态。c) 发电机升压操作应缓慢、谨慎并密切监视三相电压平衡；三相定子电流近于零且三相平衡。d) 定子电压升至额定值后，应核对并记录转子额定空载励磁电流、电压值与历次数值相近。3.2.6.1.2 发电机并列注意事项a) 发变组系统各冷却系统未投入，主变、高厂变未投冷却装置时，禁止发电机启动；b) 发电机一经启动，即认为带有电压，禁止在发电机定、转子回路上工作；c) 发电机一、二次有关设备检修后或同期回路有工作时，必须经核对相序无误后，方可进行同期并列，必要时，应作发电机假同期并列试验；d) 不允许同时投入两台机的同期开关；e) 同步表出现转动过快、跳动、停滞等现象时，禁止并列；f) 禁止解列同期闭锁装置；g) 同期装置的运行时间不得超过15min；h) 发电机并列应采用自动准同期方式，只有在自动准同期装置不能使用时，方可采用手动准同期装置。3.2.6.1.3 发电机准同期并列条件：a) 发电机电压与系统电压相等，其压差最大不得超过10%；b) 发电机频率与系统频率相等；c) 发电机电压相位与系统电压相位一致；d) 发电机的相序与系统相序一致。 3.2.1.6.4 使用自动准同期装置并列时应注意：a) 监视核对同步表的动作情况与装置动作情况一致后，方可投入；b) 同期装置信号灯应指示正确；c) 注意发电机转速自动调速情况；d) 注意并列时发电机电流有无冲击。3.2.1.6.5 自动准同期装置发生下列情况之一时，不准使用：a) 装置插件不完全或某一插件故障；b) 装置内信号指示不正确；c) 装置电源部分故障或开关故障；d) 同期闭锁回路异常。3.2.6.2 发电机升压、并列时操作步序3.2.6.2.1 检查发变组系统已处于热备用状态；3.2.6.2.2 检查汽轮机转速3000rpm（汽轮机定速前不得合上发变组出口刀闸）;3.2.6.2.3 合上发变组出口开关控制空气小开关3.2.6.2.4 将发变组出口刀闸合至相应母线，确认刀闸已合好；3.2.6.2.5 检查发变组出口开关SF6气体压力正常，且储能良好；3.2.6.2.6 将励磁调节器投至“AVR”方式； 3.2.6.2.7 合发电机灭磁开关MK，并查灭磁开关MK合好；3.2.6.2.8 按下“励磁投入”按钮，并检查发电机电压已经建立；3.2.6.2.9 检查同期装置完好，送同期装置电源；3.2.6.2.10 调整发电机电压、转速使得发电机电压、频率、相角符合并网条件；3.2.6.2.11 通知汽机按下“自动同步”按钮，由自动同步装置自动调节同步转速，此时操作员无法改变目标值。3.2.6.2.12 按下自动准同期装置“启动”按钮，检查发电机已并入系统，DEH自动使机组带负荷至9MW左右。3.2.6.2.13 退出同期装置，并断开同期装置的电源；3.2.6.2.14 适当调整发电机无功，避免发电机进相运行。3.2.6.3 机组启动过程中注意事项a) 注意倾听发电机内部有无异音；b) 升负荷时，应监视发电机铁芯温度及线圈温度在正常范围内； c) 发电机升速至1500r/min时，应检查滑环碳刷接触良好，无卡涩跳跃现象。3.2.7 发电机并列后的电气操作3.2.7.1 并列后，按值长命令接带有、无功负荷；3.2.7.2 按值长命令，确定主变中性点运行方式；3.2.7.3 退出“起停机”、“突加电压”保护压板；3.2.7.4 投入“失磁联跳”保护压板；3.2.7.5 按值长令，投入机组安全自动装置；3.2.7.6 发电机并网后，应根据发电机温度及时调整氢气冷却器水流量。3.2.7.7 合上高厂变工作分支开关控制空气开关。3.2.7.8 当机组带100MW负荷时且机组稳定，将厂用电由启备变倒至高厂变运行。3.3 发电机运行3.3.1 发电机正常运行的监视3.3.1.1 发电机运行电压的变动范围在 20（15）kV以内，定子电流变动范围在10189A以内，而功率因数为0.85（滞后）额定值时，其额定容量不变。3.3.1.2 发电机电压达额定值的105(21kV)以上的连续运行，其电流应不超过额定值(10189A)，连续运行的最高允许电压不得大于额定值的110(22kV)；发电机的最低运行电压，不应低于额定值的90(18kV)。3.3.1.3 发电机定子电流不平衡，最大一相与额定电流之比小于10%，且不得超过额定值。3.3.1.4 发电机正常运行频率为50Hz，允许在0.2Hz范围内变动，若超出上述范围且无法调整时，应及时汇报值长。3.3.1.5 发电机运行中，功率因数变动应监视发电机定、转子电流不超过额定值：3.3.1.5.1 发电机的功率因数，应保持在迟相0.85运行，一般不超过0.95；3.3.1.5.2 为了满足系统电压要求，允许发电机功率因数低于0.85运行，但发电机转子电流不得超过规定值；3.3.1.5.3 发电机进相运行a) 发电机进相运行期间应严密监视发电机出口电压、厂用电系统电压不得低于如下规定：1)发电机出口电压18kV；2）6kV母线电压5.7kV；3) 400V母线电压361V。b) 进相运行期间，发电机失磁保护正常投入；c) 发电机静态稳定和定子铁芯端部结构件发热因素的限制，发电机能在超前功率因数为0.9的情况下连续运行。3.3.1.6 发电机正常运行中，应按值长命令接代负荷，负荷不超过额定值；一台氢冷却器停用时，发电机负荷能力为额定值的80；非额定工况下，发电机出力:(见表3、表4)表3 最大出力条件项目单位数值氢压MPa0.25冷却器进水温度27厂房内环境温度30发电机冷氢温度30表4 不同氢压下的出力项目单位数值氢压 MPa0.250.20.1出力 MW额定2702003.3.1.7 发电机绝缘等级及温度限值:(见表5)表5 发电机绝缘等级及温度限值项目单位限值备注定子线圈绝缘等级F温度按B级考核转子线圈绝缘等级F温度按B级考核定子铁芯绝缘等级F温度按B级考核定子绕组及出线出水温度80埋置检温计定子绕组层间温度90埋置检温计定子绕组层间温度差8转子绕组温度110电阻法表5（续）定子铁芯温度120埋置检温计定子端部结构件温度120首台埋置检温计集电环温度120温度计法集电环出风温度65温度计法轴瓦温度90检温计法轴系和油封回油温度70检温计法3.3.1.8 发电机内氢气运行参数:(见表6)表6 发电机内氢气运行参数名称单位数值纯度98冷氢温度3546湿度（额定氢压）g/m31.54热氢温度 65氢气露点-5-253.3.1.9 发电机定子绕组冷却水运行参数:(见表7) 表7 发电机定子绕组冷却水运行参数项目单位数值备注进水温度455进水压力MPa0.10.2 酸碱度78PH值氨允许微量定冷水流量t/h45含定子出线3 t/h导电率s/cm0.51.520硬度gE/L2出水温度 853.3.1.10 发电机氢气冷却器冷却水运行参数:(见表8)表8 发电机氢气冷却器冷却水运行参数名称单位数值氢气冷却器数量个4进水温度2033水量t/h4100 出水温度2840进水压力MPa0.10.2 3.3.2 发电机运行中的检查3.3.2.1 发电机运行中，应对发电机及其附属设备做周期性检查，除按启动前检查的项目执行外，还应检查下列项目：3.3.2.1.1 发电机、变压器各保护装置正常，各压板投入正确；保护及自动装置各继电器应正常，无过热冒烟现象。3.3.2.1.2 各灯光信号指示正确，各开关位置指示正确，各开关位置与实际运行方式相符。3.3.2.1.3 滑环和电刷接触良好，无冒火过热跳动现象；电刷在刷握内应能活动自如，无卡涩振动现象，电刷压簧压力正常，安装牢固。3.3.2.1.4 发电机声音、振动正常，本体及轴承温度不应超过允许值。3.3.2.1.5 发电机正常运行三相电流表指示平衡，电压、周波、功率因数、负序电流应在许可运行方式的规定范围内。3.3.2.1.6 氢气压力纯度正常，冷氢、热氢温度在规定值内。3.3.2.1.7 发电机实际漏氢量、漏氢率规定每月25日定期测试一次，作为考核机组技术状况的依据。测量时应使用标准压力表、温度计，测量时间以24小时为宜，最短不少于12小时。测试完毕后，记录在定期工作本上。具体要求如下：3.3.2.1.7.1 测试时，发电机运行参数应等于或接近额定参数。测试前，氢压应先保持在额定值，氢气纯度、湿度在合格范围。然后在既不补氢也不排污的情况下进行测试，从测试起始直到测试结束整个过程中，每小时记录一次机内氢压、氢温（冷热风多点平均值）、周围大气压和室温。测试持续时间一般应达到24h，特殊情况下不得少于12h。氢冷机组漏氢量，按部颁标准，在额定氢压下，漏氢率不大于5%。国产300MW机组漏氢量不大于10 立方米/昼夜，否则应通知查找漏点并消除。3.3.2.1.7.2 漏氢量按下式计算： 式中：V发电机的充氢容积（72m3）；H测试持续时间（h）；P1 、P2测试起始、结束时机内氢压的表压力（Mpa）；B1 、B2测试起始、结束时发电机周围环境的大气压力（Mpa）；t1 、t2测试起始、结束时机内平均氢温（）3.3.2.1.7.3 漏氢率按下式计算： 3.3.2.1.7.4 漏氢量与漏氢率的换算式： 3.3.2.1.8 发电机氢气系统阀门的正常操作严禁使用勾扳手，应用铜制或涂有黄油的工具操作。3.3.2.1.9 定子冷却水压力、导电率、流量、温度均在规定范围内，运行中发电机的定冷水温应大于进氢温度45，机内氢压必须大于水压。3.3.2.1.10 密封油，氢、油压差符合规定。3.3.2.1.11 发电机封闭母线无过热，外壳温度不超过 60；3.3.2.1.12 发电机励磁回路中各电缆，引线接头无过热，变色和焦臭味，各信号显示与运行状态相对应；3.3.2.1.13 励磁变声音、温度正常；3.3.2.1.14 励磁整流柜输出电流平衡，无异常及过热现象，励磁装置上无报警信号；3.3.2.1.15 发电机中性点柜无过热、异常现象。3.3.2.1.16 发电机液位检测器应每班检查三次，如有指示开启放水阀，根据油水排放量大小分析运行情况。3.3.2.1.17 按时进行巡回检查，发现缺陷应按缺陷管理制度执行，对于重大缺陷应做好事故预想。3.3.2.1.18 认真做好岗位仪表分析，及时调整有关参数，优化运行工况，尽可能保证机组在额定工况下运行，降低辅机电能，提高机组效率 ，确保机组在经济状态下运行。3.3.2.2 发电机及其附属设备，有异常现象应增加重点检查次数。3.3.3发电机正常运行中的调整3.1.3.1 有功功率的调整，正常运行时由机、炉协调控制装置自动调整，机炉协调投不上时，不管机跟炉或是炉跟机运行方式，应监视发电机有功负荷及定子电流的变化，并及时调整；3.3.3.2 无功功率的调整，正常运行时由自动励磁调整装置的自动方式调整，手动方式备用。值班人员应随时注意发电机端电压的变化情况，做到及时调整，将其维护在额定电压下运行。3.3.3.3 有功、无功调整幅度应按调度下达的有功负荷曲线和电压曲线进行。3.4 励磁系统技术规范3.4.1励磁系统概述励磁系统采用ABB自并励静止可控硅整流系统，主要由励磁变、三相全控桥式整流装置、灭磁及转子过压保护装置、起励装置、微机励磁调节器及独立的手动控制装置组成，励磁电压调节器型号为UNITROL-5000/Q5S。励磁变由发电机本身供电。起励电源接于汽机房6米MCC C段；当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电压和电流的1.1倍时，励磁系统能保证连续运行；励磁系统具有短时过载能力，强励倍数大于2时，允许强励时间为1020秒；发电机电压控制精度在0.51.0范围内；采用两路完全相同且独立的自动励磁调节器并列运行，当一路调节器故障时，它将自动退出运行，单路调节器可以满足发电机各种工况下的运行，同时还设有手动通道作为备用；起励装置的起励方式采用三相交流整流，正常起励时，首先采用残压起励，若发电机剩磁不够，则自动转入外部电源起励过程，即自动投入磁场起励回路接触器，发电机开始起励建压，当机端电压约15%时，磁场起励回路接触器断开，由励磁变压器提供电源，使发电机电压升至设定值；励磁回路中还装设有良好，动作可靠的自动灭磁装置；励磁变为干式变压器，接有冷却器，在变压器温度高时，可手动或自动开启。3.4.2励磁系统规范表2 励磁变规范名称单位技术参数及规范型号ZSCB9-3200/20/0.9 联结组别Y d11冷却方式AN额定容量kVA3200高压侧电压kV20低压侧电压V900高压侧电流A92.4低压侧电流A2053阻抗电压7.5%过负荷能力KVA110%绝缘等级F级（温升按B级考核）制造厂家四川德阳表3 励磁调节器规范型 号UNITROL-5000/Q5S灭磁方式逆变+开关+非线性电阻控制电源DC220V交流电源380V自动电压调整范围20%-110%UGN手动电压调整范围10%-130%UGN强励电压倍数（机端电压降至80%Ue时）2强励电流倍数2允许强励时间10s灭磁时间常数2.1s出厂日期制造厂家ABB有限公司表4 灭磁过电压保护装置规范型 号MB62-1.62/1.70额定输入电压AC460V、50Hz技术标准Q/SFO3-1998额定灭磁残压额定能容量1.62MJ额定灭磁电流5284A过电压保护限压2.6KV产品编号D0518-1出厂日期2005.12制造厂家科大创新股份有限公司表5 可控硅装置规范型 号HUEL额定电压4200V技术标准Q/SFO3-1998额定电流1750A强励输出电压730V控制电源DC220V强励输出电流5284A相数三相并连支路数3并连支路均流系数0.95出厂日期2005.11制造厂家ABB有限公司表6 灭磁开关规范型 号装置灭磁残压KV短时合闸功率W额定电流4500A额定电压KV开断电流80KA出厂日期厂家ABB有限公司表7 启励装置启励电压380V AC启励电流123A启励时间5S3.4.3励磁系统主要装置3.4.3.1启励装置在汽轮机定速后，投入启励装置开始励磁。在升压初期，由启励电源供给转子直流电。在定子出线电压达到空载额定电压的10%时，自动切除启励装置，此后，通过机端的输出直接获得所需的励磁电源。（该启励装置每小时可以作启动运转1min。在6次不成功的启励操作尝试(每次10s)后，必须间隔1h方可再次启励操作）。3.4.3.2 灭磁装置有逆变灭磁和直流侧励磁开关灭磁两种方式，励磁系统配置转子灭磁装置、转子过电压保护装置以及起励设备。正常停机采用逆变灭磁的方式，事故停机采用磁场断路器加灭磁电阻灭磁的方式。灭磁电阻分散性不大于10%。灭磁电路由励磁断路器Q02、灭磁电阻器R02、可控硅消弧电路F02、关联的触发电子线路组成。收到跳闸命令，可控硅换流器逆变运行、Q02切断、触发可控硅消弧电路并上灭磁电阻器，进行灭磁。3.4.3.3 励磁调节系统发电机的励磁调节可以选择“远方/就地”控制。3.4.4励磁系统运行方式3.4.4.1励磁整流柜的运行方式。3.4.4.1.1正常情况下，三台整流柜并联运行，为发电机提供各参数下的励磁电流（包括强励）；3.4.4.1.2每台整流柜共6组冷却风机，三组工作，三组备用，正常运行中风压低备用风机自启；3.4.4.1.3整流柜两路风机电源，工作电源引自机MCC，备用电源引自调节柜内变压器，工作电源失电后备用电源自动投入，整流柜禁止无风机运行；3.4.4.1.4当一台整流柜故障退出运行时，另两台整流柜仍可以满足发电机正常的励磁电流及强励要求；3.4.4.1.5当只有一台整流柜运行时，能满足发电机80%的负荷运行工况，并闭锁其强励功能。3.4.4.2 起励方式选择3.4.4.2.1 “自动”：需要在控制室DCS发开机令，励磁调节屏接收开机令后，检测磁场灭磁开关状态，如果灭磁开关是分闸状态，发合灭磁开关指令；给灭磁屏起励接触器发起励信号；投两个整流屏风机；投两个整流桥脉冲信号。当起励电源使机端电压达到10%以上，进入励磁调节程序。如果在10秒钟内机端电压没达到20%或10%(FCR)，调节屏发出起励失败信号，发出起励失败信号之后还可以起励两次，不成功则闭锁起励功能。3.4.4.2.2 “手动”（远方与现场选择都可以），可以在灭磁屏前按起励按钮，起励接触器吸合，开始起励，励磁调节屏接到起励接触器辅助接点动作信号，投风机，投整流桥脉冲，同自动方式操作。3.4.5励磁系统运行中的检查维护3.4.5.1灭磁柜、转子过压保护柜检查3.4.5.1.1转子直流输入正、负极电流表指示正确，并基本一致；3.4.5.1.2灭磁开关控制选择开关应在“远方”位置；3.4.5.1.3转子过压保护屏无过压保护动作信号；3.4.5.1.4过压保护保险无熔断、过热现象。3.4.5.2整流柜的检查3.4.5.2.1冷却风机运行正常；3.4.5.2.2三个整流柜输出表计指示应近似相等；3.4.5.2.3 “风压正常”、“直流电源”指示灯亮；3.4.5.2.4 整流元件和引线以及压接面无过热、松动现象，快速熔断保险无熔断、过热现象。刀闸3.4.5.3 励磁调节柜的检查3.4.5.3.1交、直流电源正常，电源监视灯亮；3.4.5.3.2各控制开关位置正确,信号指示应与工作方式一致；#1、#2计算机运行方式一台为主，一台为从；3.4.5.3.3故障指示显示为“无”；3.4.5.3.4 操作方式应显示为“远方”；3.4.5.3.5 柜门应关闭；3.4.5.3.6 励磁调节柜周围环境温度不超过40。3.4.6励磁系统操作：3.4.6.1整流柜的投入3.4.6.1.1 合上整流柜交流电源刀闸；3.4.6.1.2合上整流柜直流电源刀闸；3.4.6.1.3合上整流柜风机电源开关；3.4.6.2 整流柜的停止3.4.6.2.1 检查整流柜输出电流为零；3.4.6.2.2 拉开整流柜直流电源刀闸；3.4.6.2.3拉开整流柜直流电源刀闸3.4.6.2.4断开整流柜风机电源开关。3.4.6.3励磁系统投运步骤3.4.6.3.1查AVR在自动位；3.4.6.3.2投AVR，合灭磁开关，查灭磁开关合闸良好，系统正常；3.4.6.3.3发电机出口电压自动升至18.5KV3.4.6.3.4控制AVR增、减励磁，使发电机出口电压至19.5KV。3.4.7励磁系统运行中的注意事项3.4.7.1 运行人员不得对励磁调节柜和整流柜所属系统用摇表摇测绝缘，在进行相邻设备系统绝缘测量时应将上述系统隔离。3.4.7.2机组正常运行时，励磁调节柜#1、#2计算机通道互为备用，模拟通道自动跟踪运行，当工作通道故障时备用通道自动投入，#1、2计算机通道均故障时模拟通道自动投入运行。3.4.7.3励磁调节器方式正常在电压调节方式，一般不得切换其他方式运行。3.4.7.4机组大小修后，发电机故障后，起励前应检查调节器给定为零，否则应调整至零，以备发电机从零起升压。3.4.7.5正常运行中，励磁调节器的交、直流电源不得停用，如有工作或试拉直流接地需经有关领导批准，在停电前做好事故预想。3.4.8电力系统稳定器PSS的规定：3.4.8.1 发电机的有功功率达到一定值时手动投入PSS；3.4.8.2 PSS可在任意时间退出运行；3.4.8.3 发电机有功功率及电压超出设定值或与机组系统解列，PSS自动退出。3.5 发电机异常运行3.5.1 发电机异常运行时的处理原则3.5.1.1 发电机运行中，部分参数出现异常指示，不得对发电机进行盲目调整；应根据预告信号及相关参数指示，判明异常的性质及原因；通过监视其他参数维持发电机运行或进行有效调整，防止扩大成事故；3.5.1.2 发电机有功指示失常，可根据定子电流、电压、无功负荷和主汽流量等综合判断，是表计问题还是变送器或者PT、CT发生问题；可以参考上述参数间接监视发电机负荷，并监视汽轮机进汽量，尽快查找原因，通知检修处理；3.5.1.3 发电机无功指示异常，可以根据转子电流监视发电机无功负荷，维持机组运行，并判明原因通知检修处理；3.5.1.4 发电机出口PT二次回路故障，发电机定子电压、有功、无功、频率指示均失常，可以监视定子电流，转子电流均不得超限；并监视汽轮机进汽量，尽快查找原因，并通知检修处理；3.5.1.5 发电机仪表用CT二次回路故障，发电机定子电流、有功、无功显示失常，可维持汽轮机进汽量，监视正常相电流和定子电压及转子电压、电流不超限，通知检修处理。3.5.2 发电机异常运行的处理3.5.2.1 发电机电压异常a) 若电压高于额定值的10%(22kV)时，应及时降低无功功率，但功率因数不宜超过0.95；b) 若电压低于额定值的10%(18kV)时，应及时提高无功功率，但功率因数不宜低于0.85；c) 经以上调整仍不能恢复到规定的范围内，应及时汇报值长，联系全厂机组进行协调调整，否则由值长汇报调度进行网内调整。3.5.2.2 发电机频率调整a) 发电机频率高于50.2HZ时，应汇报值长联系全厂机组协调调整，若无效则由值长汇报调度进行网内调整；b) 发电机频率低于49.8HZ时，应汇报值长联系全厂机组协调提高出力提升频率，若无效则由值长汇报调度进行网内调整。3.5.2.3 发电机本体温度超过允许值a) 现象：1) 定子或转子温度超过规定值；2) 冷却介质压力或出口风温异常。b) 原因：1) 内冷水流量低或线圈堵塞；2) 内冷水入口温度高；3) 四角冷却器冷却器冷却水流量低或水温高；4) 氢气温度高、氢压低、氢纯度低；5) 发电机过负荷。c) 处理：1) 检查校对温度表指示是否正确；2) 发电机进风温度超过规定值，应调节氢气冷却器冷却水的进水压力和流量，降低风温；3) 发电机定子线圈局部温度高，应调节发电机定子线圈冷却水流量和压力（与氢压配合）；4) 检查发电机负荷及三相不平衡电流是否超过规定值；5) 降低发电机无功负荷，但功率因数不宜超过0.95，电压不低于额定值的90%；6) 汇报值长降低发电机有功出力运行；7) 若因内部故障导致温度不断升高，则应停机处理。3.5.2.4 发电机电刷打火处理a) 调整电刷弹簧片压力和减小励磁电流及负荷来消除火花；b) 若因电刷过短或碎裂，电刷压力不均，电刷在刷握中跳跃或卡住，或电刷质量问题引起打火，应根据现象实际情况予以调整或更换新电刷来消除火花；c) 若电刷打火运行中无法处理，应汇报值长，申请停机处理；d) 在进行更换电刷工作时应注意：1) 工作人员应穿电工胶鞋，穿长袖工作服，并将袖口扎紧，女同志应将头发盘在帽子里；2) 禁止同时接触发电机励磁回路和接地架构两个不同极性的带电部分，所用工具必须绝缘良好；3) 当发电机励磁回路一点接地时，禁止在励磁回路上工作或进行电刷的维护工作；4) 新换电刷的型号一致，其接触面积应大于70%以上，在同一时间，每个刷架上只允许换一块电刷。3.5.2.5 发电机电流超过额定值a) 现象：1) 报警响，“对称非对称过负荷”光字亮；2) 发电机电流超过额定值。b) 处理：1) 如果保护动作按停机处理。2) 当发电机定子电流超过允许值，若系统电压不低，值班员首先应降低励磁电流以减小无功的方法降低定子电流到最大允许值，但功率因数不得超过0.95（迟相），电压不得低于19KV。3) 如果减少励磁电流不能使发电机定子电流降低到允许值时，应汇报值长，要求降低有功功率，使发电机定子电流恢复到额定值。4) 若因系统电压下降引起，可适度增加无功，提高机端电压。5) 若为非对称过负荷时，应立即降有功负荷使三相不平衡电流限制在额定值的8%以内。6) 定子绕组短时过电流能力:(见表9)表9 定子绕组短时过电流能力过电流倍数2.21.541.31.16允许时间（s）1030601203.5.2.6 发电机电流互感器回路故障： a) 现象1) 如测量表计用的电流互感器故障，定子三相电流指示可能不平衡，有功、无功指示可能降低；2) 故障处有火花放电声，电流互感器本身有异音、焦味或过热、冒火等现象。b) 处理1) 降低发电机负荷减少电流互感器一次电流；2) 迅速检查电流互感器二次回路，尽快通知检修消除故障点；3) 解除电流互感器二次开路时可能误动的保护；4) 如果发生在仪表回路中，发电机功率表指示降低，通过机、炉侧参数监视蒸汽量；5) 若故障点发生在电流互感器上或电流互感器端子上，无法恢复时，应申请停机处理。3.5.2.7 发电机出口1PT断线a) 现象：1) 报警响，发“1PT电压回路断线”信号2) 发电机有功表、无功表指示下降；3) 发电机定子电压表指示下降或接近于零；4) 发励磁报警，励磁通道故障信号。5) 保护装置发“断线闭锁”信号b) 处理：1) 暂不调整负荷，通过对主蒸汽压力.流量等热机参数的监视来实现对负荷的监视；2) 申请退出有关保护(突然加电压1、电流记忆复合电压过流1、程序逆功率1、逆功率1、低励失磁1、主变压器过激磁1、持续低频1、频率异常保护1、发电机过电压1、失步1、定子接地1、转子两点接地1、电流记忆励磁变复合电压过流1。)；3) 检查1PT二次开关及一次保险；4) 检查1PT并更换保险，并恢复原来的运行方式；5) 如1PT回路故障，无法恢复运行时，则通知检修处理；3.5.2.8 发电机出口2PT断线a) 现象：1) 报警响，发“2PT电压回路断线”信号；2) 发电机各测量表计无变化；3) 发电机电度表转速下降；4) 发励磁报警，励磁通道故障信号；5) 保护装置发“断线闭锁”信号。b) 处理：1) 记录PT断线具体时间，以便核算实际发电量；2) 申请退出有关保护(突然加电压2、电流记忆复合电压过流2、程序逆功率2、逆功率2、低励失磁2、主变压器过激磁2、持续低频2、频率异常保护2、发电机过电压2、失步2、定子接地2、转子两点接地2、电流记忆励磁变复合电压过流2。)；3) 检查2PT回路，并更换保险（或合二次开关），并恢复原来的运行方式；4) 如2PT回路故障，无法恢复运行时，则通知检修处理。3.5.2.9 发电机出口3PT断线a) 现象：1) 报警响，发“3PT电压回路断线”信号；2) 发电机各测量、计量表计无变化；b) 处理：1) 退出定子匝间保护1、定子匝间保护2；2) 检查3PT回路，并更换保险（或二次开关），并恢复原来的运行方式；3) 如3PT回路故障，无法恢复运行时，则通知检修处理。3.5.2.10 整流柜快速熔断器熔断a) 现象： 1) DCS系统“快熔故障”信号发出，就地“快熔故障”指示灯亮；2) 相应整流柜“脉冲丢失”信号发出。b) 处理：1) 停用故障整流柜，做好隔离措施；2) 联系检修人员查明熔断原因，更换正常后，投入整流柜运行。3.5.2.11整流柜风机故障a) 现象：1) DCS系统 “励磁系统故障报警”信号发出；对应的整流器“主风机工作指示灯”灭，“备用风机指示灯”亮；2)“风压异常”信号可能发出。b)处理：1) 检查备用