建筑电气工程电气运行设备参数及操作规范

建筑电气工程电气运行设备参数及

操作规范

电气运行设备参数及操作规范

第一章发电机运行规程

第一节汽轮发电机设计规范及技术特性

1.#31汽轮发电机设计规范

1.1.型号：QFSN-300-2-20B型

该汽轮发电机为汽轮机拖动的三相两极自并励出口电压20KV的同步发电机。

1.2.拖动方式：300MW汽轮机直接拖动。

1.3.主要设计参数

额定功率：300MW额定视在功率：353MVA

最大功率：330MW最大视在功率：388MVA

额定电压：20KV额定电流：10.189KA

额定功率因素：0.85额定频率：50HZ

额定励磁电压：455V额定励磁电流：2075A

额定转速：3000rpm相数：3

接法:2-Y出线端子数目：6

短路比：0.6241效率：298.9%

定子每相直流电阻：0.001658Q转子绕组直流电阻：0.162766Q

定子每相电容：0.225uF转子线圈电感：1.393H

绝缘等级：F级（按B级考核）允许强励时间：10S

1.4.#31发电机中性点接地变压器及中性点电阻技术参数

发电机中性点接地变压器型号DDBC—35/20

额定容量35KVA

额定电压20000V（一次侧）220V（二次恻）

发电机中性点电阻器型号ZX12—02

二次电阻0.5Q

隔离开关型号GN1—20/400

1.5.#31发电机定子机壳内氢气技术参数

额定氢压：0.25MPa最大氢压：0.35Mpa

氨气纯度：296%湿度：1.5〜4g/m3

冷氢温度：30〜46℃热氢温度：V65℃

24小时漏氢量:<10m3露点:«-25℃

1.6.定子冷却水技术参数

进水温度：45±3℃水温度：W80℃

水量：45t/h进水压力：0.1〜0.2MPa

酸碱度：7〜8硬度：W2ugE/L

导电率（20C）：WO.5-1.5us/cm

1.7.氢气冷却器冷却水技术参数

氢气冷却器个数：4个进水温度：20〜38t

出水温度：W43℃水量：4X100t/h

进水压力：0.1〜0.2MPa水压降：0.024MPa

1.8.轴承润滑油与密封油的技术参数：

轴承进油压力：0.05〜0.IMPa发耳机轴承进油量：2X500L/min

密封油压应高于氢压：0.0560MPa稳定轴承进油量：25L/min

进油温度：35〜45℃出油温度：W70℃

1.9.#31发电机及相关设备温度限制参数：

定子绕组及出线出水温度：<80℃定子绕组层间温度：W90°C

定子绕组层间各温度差：W8C定子端部结构件温度：〈120℃

转子绕组温度：W110C轴瓦温度：W90℃

集电环温度：<120℃集电环出风温度：<65℃

2.#31汽轮发电机的技术特性

2.1.冷却方式：水氢氢。

2.2.通风方式：机内采用两端带轴流式风扇的闭式循环多路通风系统；机内氢气由氢气冷却

器通水冷却；集电环采用开启式管道通风。

2.3.定子绕组供水方式：定子绕组冷却水由发电机内冷水箱供给。

2.4.氢气（油）密封方式：采用单流环式油密封。

2.5.供油方式：轴承润滑油由汽轮机润滑油系统供给；油密封的密封油由外部密封油系统供

给。

2.6.励磁方式：自并励静止励磁。

2.7.绝缘等级：定子绕组和定子铁芯采用F级绝缘（按B级使用）。

注：电机的绝缘等级分为A、E、B、F、H级。

绝缘温度等级A级E级B级F级H级

最高允许温度（℃）105120130155183

绕组温升限值（K）6()758()100125

性能参考温度（℃）8095130120145

第二节发电机的正常运行方式

1.#31发电机可按铭牌长期运行。

2.等31发电机各参数满足下列条件时，发电机最大连续出力为330MW（功率因数为额定值）。

2.1.氢压：0.25MPa

2.2.冷却器进水温度：20℃

2.3.冷却器出水温度：W27c

2.4.发电机冷氢温度：<30℃

2.5.厂房内环境温度：W30C

3.#31发电机电压、周波、功率因数变化时的运行方式：

3.1.当#31发电机功率区数为额定值，电压变化范用不超过±5%及周波变化范用不超过±2舟

时，发电机可按额定容量运行。当电压变化范围不超过±5%及周波变化范围不超过-5舟〜+2%时,

#31发电机也可按额定容量运行，但每年不超过十次，每次不超过8小时。

3.2.#31发电机在运行中功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过在当时进风温度下

允许的数值，#31发电机的功率因数一般不应超过迟相0.95（300MW,98.6MVAR）。

3.3.由#31发电机进相运行试验数据可知：

3.3.1.#31发电机定子端部铁芯和金属结构件温升均较低，远低于允许值。发电机定于端部

铁芯和金属结构件温升不是发电机进相运行的限制因素。

3.3.2.#31发电机进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和6KV厂用电压两个因素限制,

保证厂用母线电压正常情况下，其进相深度如下：

3.3.2.1.#31发电机在P=160MW时,可进相至Q=-60Mvar运行;在P=300W时，可进相

至Q=-35Mvar运行。

3.3.3.#31发电机带160〜300MN有功负荷时，在试验进相深度范围内，220kV母线降压百

分数为0.56%〜1.42%。

第三节发电机启动，停机的操作

1.#31发电机启动前的检查与准备工作

1.1.220KV云寿线具备投运条件。

1.2.#0启备变、厂用6处、380V、220V直流、IPS等系统已投入运行，柴油发电机处于良

好备用状态。

1.3.#31发电机、#31主变、#1高工变及辅助设备的一、二次回路正常，具备投运条件。

1.4.#31发电机本体和外罩各结合面严密，各部螺丝紧固，#31发电机轴承无短路、胜污

现象。

1.5.#31发电机各温度测点及氢气温度计完好，并且指示温度为环境温度或机内温度。

1.6.#31发电机滑环表面清洁，光滑，无伤痕，碳刷安装牢固，滑环碳刷表面与滑环接触良

好，碳刷有效长度不小于5cm,弹簧压力正常。

1.7.#31发电机、#31主变、#1高工变封闭母线完整，微正压装置运行正常。

1.8.#31发电机出口电压互感器、避雷器、#1高工变低压侧同期电压互感器设备外观完好，

瓷瓶无破损、裂纹现象，引线、接地线连接牢固，一次保险完好，二次空气开关已合好，二

次插头已给上,一次触头接触良好。

1.9.#31发电机中性点柜内设备完好，中性点高阻抗变压器和匝间PT中性点连接电缆完好。

1.10.#31发电机灭磁开关、自动电压调整装置及其盘面设备完好，AVR微机调节柜液晶控

制面板无故障报警，电压设定值为95%Ue,整流柜及其风机、起动励磁装置设备完好，起励

装置开关、灭磁开关在断开位。

1.H.6KVA.B段工作电源6100、6200开关在停电状态，机械部分正常，操作部分正常，

操作机构连接牢固，控制回路接线牢固完好。

1.12.送上220KV云寿线线路保护及#31发变组保护装置的电源，并投入保护装置。

1.13.#31发电机仪表、信号、继电保护、自动和远动装置正常，保护定值正确，发电机CRT

画面各开关、刀闸位置指示正常，信号试验良好，#31发电机整组试验正常。

1.14.#31按、#1高工变检查具备投运条件，220KV云寿线251开关和220KV云寿线2516

刀闸经检查按要求具备投运条件。

1.15.测量发变组绝缘合格。

1.16.定子绕组在无存水，干燥后，接近工作温度时，其近地和相间绝缘电阻应25MQ（2E0（）

伏兆欧表测量）。

1.16.1.转子绕组冷态（2。℃）绝缘电阻值应21MQ（500伏兆欧表测量）。

1.16.2.各电阻检测计冷态（20℃）绝缘电阻值应21MQ（250伏兆欧表测量）。

1.16.3.轴承和油密封对地绝缘电阻值应21MQ（1000伏兆欧表测量）。

2.#31发电机并列操作

2.1.#31发电机一经启动，即认为带有电压，任何人不得在定子和转子回路上进行工作。

2.2.机组并网前应配合电气、热工检修人员作如下试验

2.2.1.危急遮断器的喷油试验。

2.2.2.高压遮断模块试验。

2.2.3.0SP电磁阀在线试验。

2.2.4.发变组内部故障保护实验及其它电气试验。

2.3.#31发电机并列前的检查、操作

2.3.1.检查220KV云寿线线路保护及#31发变组保护压板已按规定正常投入。

2.3.2.检查220KV云寿线运行方式已按调度命令执行。

2.3.3.检查220KV云寿线251开关确已断开。

2.3.4.给上#31发电机出口开关两组控制电源。

2.3.5.合上#31发电机中性点19地刀，并检查地刀已合闸到位。

2.3.6.合上#31主变中性点2019地刀，并检查地刀已合闸到位。

2.3.7.检查#31发电机励磁系统二组I、II、III整流柜入口交流刀闸已合好。

2.3.8.检查#31发电机励磁系统三组I、II、III整流柜出口直流刀闸已合好。

2.3.9.检杳#31发电机出口TV的高压保险、二次保险完好并确已给上，动、静触头接触良

好丁

2.3.10.得省调令合上220KV云寿线2516刀闸，并就地检查刀闸已合好。

2.3.11.将#31发电机起励电源送电(汽机MCC上)合上灭磁柜内起励电源空开。

2.4.机组转速达3000rpm后，得值长发“#31发电机并列”的命令。

2.5.将AVR微机调节装置处于“恒电压运行方式”。

2.6.点击“起励”按钮，检查#31发电机灭磁开关已合闸。

2.7.检查#31发电机起血电源开关自动合闸。当机端电压升至约4KV,起励电源开关自动

断开。

2.8.检查#31发电机端电压升至约20KV,定子三相电流平衡。

2.9.检查H31发电机转子电压约160V,转子电流约830A.

2.10.投入#31发电机自同期装置。

2.11.在DEH上投入“同期允许”

2.12.检查#31发电机出口开关合闸正常。

2.13.检查#31发电机已带上3%负荷，定子三相电流平衡。

2.14.退出#31发电机自同期装置。

2.15.汇报值长#31发电机已并列。

2.16.#31主变中性点接地刀闸运行方式按调度命令执行，保护做相应切换。

2.17.全面检查操作无误，汇报值长。

2.18.并网后的工作：

2.18.1.#31发电机并入系统后，尽快将有功升至9MW以上，以免逆功率保护动作跳闸，其有

功负荷增加的速度取决于汽机的升负荷的规定。

2.18.2.#31发电机并列后，可适当增加其无功出力，以保持发电机定子电压及220KV线路电

压正常。

2.18.3.加负荷时必须监视#31发电机及#31主变各部温度上升情况。

2.18.4.并网后应对#31发电机、变压器组全面检查一次，复归有关信号。

2.18.5.将#31发电机起励电源停电，并停运#31发电机封闭母线微正压装置及氢气循环风

机。

2.18.6.#31发电机并网后且运行稳定，负荷达50MW,对6KVA、B段工作电源6100、6200

开关送电并进行厂用电源切换操作。

2.18.7.按机组启动曲线逐步升负荷至额定负荷。

3.#31发电机解列操作

3.1.#31发电机解列、停机前的操作

3.1.1.负荷降至50MW前，全面检查#0启备变及有载调压装置正常，检查6KVA、B段备

用进线电压正常，6KV厂用快切装置正常，检查220KV云寿线251开关的FS6压力正常,

3.1.2.负荷降至50MW时，将厂用电切为#0启备变供电。

3.1.3.#31发电机在减有功负荷的同时，相应减少无功负荷。

3.1.4.合上#31主变中性点接地刀闸。

3.2.#31发电机解列停机的操作：

3.2.1.待#31发电机有功负荷减至接近于零时，减发电机无功负荷接近于零。

3.2.2.汽机打闸后确认220KV云寿线251开关自动断开，灭磁开关自动断开，检查#31发

电机机端电压已降至零。

3.2.3.检查操作无误，汇报发令人。

3.3.#31发电机停机后的工作

3.3.1.停机后按省调命令拉开220KV云寿线2516刀闸。

3.3.2.将厂用6KVA、B段T作电源开关610()、6200停电.

3.3.3.停机检修，应按工作票安措要求停用有关设备及一、二次电源，并做好安全措施。

33.4.#31发电机的氢、油系统按汽机规程执行。

第四节发电机运行中的监视与检查

1.#31发电机运行中的监视：

1.1.#31发电机运行中有功负荷，应严格按调度命令执行，值班员应认真监视负荷变化，若

发现偏离规定值应及时调整，无功负荷的调整根据调度下达的电压曲线使之在合格范围内。

1.2.值班员应严密监视运行中的#31发电机表计，自动记录装置的工作情况，#31发电机

定子电流、电压、转子电流、电压、功率因数等参数应符合规程规定，定子三相电压，电流平衡。

1.3.#31发电机各部件温度在额定运行参数"最高允许监视温度应低于制造厂的允许值。

1.4.#31发电机定子冷却水导电率（换算式20℃）应小于1.5us/cm,报警值为5us/cm,当

定子冷却水导电率超过ICus/cm经处理无效时应减负荷申请停机。

1.5.#31发电机定子绕组进水温度正常为40〜45℃,兰低于39℃或高于45℃时报警，出

水温度正常约60℃,流量为45±3m3/h左右，入口压力为0.2〜0.25MPa（表压）。在任何运

行工况下机内氢压应高于内冷水压0.04MPa以上。

1.6,幼1发电机运行中氢气压力应保持在0.25±0.02MPa（表压）下运行，氢气压力应低于密封

油压约0.056MPao

2.#31发电机运行中的维护：

#31发电机及附属设备在运行中每两小时应全面检杳一次，若发现不正常情况，应立即处

理同时汇报值长、检查内容如下：

2.1.#31发电机各种灯光，信号正常，各开关位置指示与实际相符，计算机CRT画面显示正

确。

2.2.继电保护，自动装置应无异常动作，接点无过热情况，无故障信号发出，保护压板位

置与运行方式相符。

2.3.#31发电机和励磁机各部清洁，运转声音正常，轴承温度正常，无异常振动现象。

2.4.#31发电机外壳无漏风现象，机壳内无烟气和放电现象。

2.5.轴承、油管绝缘垫无脏物短路现象。

2.6.滑环表面清洁，无过热变色现象，滑环和大轴接地碳刷在刷槽无跳动、冒火、卡涩或

接触不良现象，碳刷无破碎，无刷瓣脱落，磨断等情况，碳刷长度不小于5mnio

2.7.#31发电机液位检测器应无油、水。

2.8.#31发电机出口TV无异常和接头过热情况，TA无开路、冒火现象，#31发电机中性点

高阻抗变压器运行正常。

2.9.发变组及高压厂变封闭母线完整。

2.10.对励磁系统检查应按《励磁系统运行规程》进行。

2.11.检查各间隔门锁好，遮栏、警告牌悬挂正确。

2.12.发变组承受短路或非同期合闸等故障后，应对发变组本体及引线接头等部位进行一次

详细检查。

第五节发电机停运期间的维护

1.#31发电机长期停运的维护：

在长时间停机期间，氢气已排出机外，密封油系统及其它辅助系统都已停止工作，相应的

维护项目如下所列：

1.1.排尽#31发电机内氢气。

1.2.排尽#31发电机定子绕组水路中的存水。

1.3.为了防止定子绕组空心铜线内壁氧化，定子绕组应经进、出水口定期充氮。

1.4.排尽#31发电机氢气冷却器内存水并口用压缩空气吹干冷却器管道.防止冷却器管路腐

蚀。

1.5.在#31发电机端盖入孔门处安装空气加热器或空气干燥器，防止机内结露。

1.6.#31发电机转子应每隔一周盘车3-4小时，防止#31发电机转子产生穹曲。

2.#31发电机短期停运的维护：

在短时停机期间，#31发电机内仍充满了氢气，油密封系统处于正常运行。相应的维护项

目如下所列：

2.1.维持氢气油密封系统正常运行，保持密封油压高于氢压0.056Mpa,密封油温高于30C,

确保氢气密封。

2.2.定期检测#31发电机内氢气纯度在96隔以上。

2.3.控制#31发电机内相对湿度＜50%,维持氢气循环风机和氢气干燥器运行，防止机内结

露。如#31发电机内相对湿度过高，应向#31发电机内补充一定干燥的氢气，以维持机内相

对湿度。

2.4.定期启动内冷水泵，使#31发电机定子绕组通水循环，防止定子绕组空心铜线氧化腐

蚀。

2.5.#31发电机氢气冷却器内应始终维持小流量的冷却水，并且每周用大流量的冷却水冲刷

两次，防止冷却器管路腐蚀及沉垢。

第六节发电机异常运行及事故处理

1.#31发电机的非正常运行方式

1.1.空气冷却状态下运行：

#31发电机不允许在空气冷却状态下加励磁，仅允许在下列条件满足情况下作短时空转机

械检查：

1.1.1.氢冷却器通水。

1.1.2.油密封通油。

1.1.3.#31发电机内空气必须干燥。

1.1.4.#31发电机定子绕组通内冷水。

1.2.降低氢压运行：

1.2.1.降低氢压运行应满足的条件：

1.2.1.1.最低氢压不得低于0.IMpa。

1.2.1.2,定子绕组及冷却器进水压力必须低于氢压，其压差不小于0.04MPao

1.2.2.不同氢压的出力（发电机功率因素0.85）：

1.2.2.1.氢压0.1Mpa：200MW

1.2.2.2.氢压0.2Mpa：270MW

1.3.一个氢气冷却器退出运行：

当一个氢气冷却器因故障停止使用时，#31发电机允许带80%负荷。

1.4.强励运行：

当电力系统发生短路或其它故障使系统电压严重下降时，励磁系统将按反时限曲线进行

强励，即强励电流越大，允许强励的时间越短，当励磁电流达到115%Ic时（Ic为额足励磁

电流），将发强励信号，但最大强励电流为200%Ie,允许时间为10秒，超过时间后系统自

动将励磁电流降为100%Ie,而且在一段时间内闭锁强励，当不需要强励或故隙恢复后，励

磁电流将自动回到强励前的状态.

1.5.不平衡负荷：

#31发电机正常运行时，定子三相电流应相等，当三相电流不平衡时，负序电流不允许超

过额定电流的10%且最大一相电流不大于额定值，应及时检查负序电流产生的原因并设法

消除，同时注意监视#31发电机各部温度不能越限。

2.#31发电机紧急停机的条件及处理

2.1.#31发电机发生下列情况之一应紧急停机：

2.1.1.#31发电机或汽轮机内有清晰的金属摩擦声。

2.1.2.#31发电机壳内氢气爆炸或着火。

2.1.3.机组发生强烈振动。

2.1.4.#31发电机定子线圈大量漏水。

2.1.5.#31发变组及外部发生短路，保护装置拒动，且发电机定子电流剧烈增加，远远大于

发电机定子额定电流，电压剧烈下降经10秒后仍不返回者。

2.1.6.需紧急停机的人身事故。

2.2.#31发电机紧急停机的处理：

2.2.1.汽机立即手动打闸。

2.2.2.检查热工保护已动作，灭磁开关、220KV云寿线251开关断开,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。

2.2.3.按现场需要紧急处理。

2.2.4.按值长要求将#31发电机停机备用或置检修状态。

2.2.5.锅炉根据情况做相应处理。

2.3.#31发电机紧急停机处理的注意事项。

2.3.1.检查厂用电切换是否正常，否则人工干预。

2.3.2.防止汽机超速。

2.3.3.检查锅炉、汽机设备动作是否正常。

3.#31发电机事故处理

3.1.220KV云寿线251开关跳闸

3.1.1.现象

3.1.1.1.事故声光报警。

3.1.1.2,云寿线251开关，6KV厂用A、B工作分支开关跳闸；6KV厂用A、B备用分支开关

合闸。

3.1.1.3.有关保护动作软光字牌亮。

3.1.1.4.#31发电机有功、无功，定、转子电流和电压表指示全部到零。

3.1.1.5.汽机,、锅炉部分转机跳闸.

3.1.2.原因：

3.1.2.1.机组内部或外部短路故障引起继电保护正确动年。

3.1.2.2.因机组失磁或断水保护动作。

3.1.2.3.机组热机部分故障，热机保护动作并联锁使断路器跳闸。

3.1.2.4.直流系统发生二点接地，造成控制回路或继电保护误动。

3.1.2.5.人员误碰或误操作，继电保护误动作使断路器跳闸。

3.1.3.处理

3.1.3.1,值班员按厂用电系统运行规程中有关规定，尽快恢复厂用系统的正常运行。

3.1.3.2.220KV云寿线251开关跳闸，灭磁开关未跳闸，而#31发电机转子电流指示最大值，

应当立即断开灭磁开关，手动打跳汽机。

3.1.3.3.#31发电机主开关跳闸后，值班员应检查保护动作情况，分析判断故障性质和范围，检

查主开关及相关设备有无异常，并做好记录，包括事故现象、时间、报警信号、保护信号、跳闸

开关、联动开关名称及编号等。

3.1.3.4,若#31发电机因系统故障跳闸或确认#31发电机保护误动跳闸，应及时联系调度，

按值长命令重新启动机组，

3.1.3.5.若发变组内部保护跳闸，应根据保护范围对#31发电机、#31主变、#1高工变及有

关设备进行检查，并测量发变组绝缘，查明跳闸原因，排除故障后重新启动机组并列。检查未

发现故障现象且保护无异常，经总工程师批准对#31发电机手动零起升压，升压前推上#31主

变中性点接地刀闸，升压应缓慢，升压中应密切监视#31发变组各参数变化情况，升压至

1.05倍额定电压时停留1分钟，然后降至额定值，对发变组本体及相关设备进行一次详细检

查，若无异常，重新并网运行；若升压中有异常，应立即停机检查处理。

3.1.3.6.若#31发电机因热机系统故隙跳闸，待故障消除后，应及时联系调度，按值长命令将

机组重新并入系统。

3.2.厂用电中断

3.2.1.现象：

3.2.1.1.正常照明熄灭，直流事故照明投入。

3.2.1.2.机组跳闸。

3.2.1.3.运行各电机停止转动。

3.2.1.4.直流润滑油泵、直流密封油泵、汽动给水泵直流润滑油泵自动启动。

3.2.1.5.柴油发电机启动。

3.2.1.6.柴油事故补水泵启动。

3.2.2.原因：

电力系统故障、#31发变组故障、人员误操作或保护动作时备用电源自投不成功。

3.2.3.处理：

3.2.3.1.确保各直流油泵自启动成功，否则人为启动。

3.2.3.2.复位跳闸设备开关。

3.2.3.3.柴油发电机、柴油事故补水泵应自启动，否则值班员应手动启动;严密监视柴油发

电机、柴油事故补水泵的油位变化；

3.2.3.4.保安电源恢复后，恢复事故照明MCC供电，及时启动主机交流润滑油泵、交流密

封油泵、AB小机交流润滑油泵运行，停运各直流油泵。

3.2.3.5.其它操作按事故停机进行。

3.2.3.6.查明原因，迅速排故障，恢复#0启备变供电、依次恢复厂用电系统，停运柴油

发电机。

3.2.3.7.厂用电系统恢复后，将220直流系统及UPS系统恢复为标准运行方式，检查各

380VMCC柜和各热工电源供电正常。

3.2.3.8.根据总工指示决定机组是否恢复。

3.3.#31发电机大量漏氢引起氢气压力低

3.3.1.现象：氢压表指示值小于正常额定氢压，且逐渐降低。

3.3.2.处理：

3.3.2.1.汇报值长要求采取措施，维持氢气压力。

3.3.2.2.监视#31发电机各部温度变化不许超过规定值。

3.3.2.3.如不能维持正常氢压，应对照不同氢压减少#31发电机负荷。

3.3.2.4.通知检检修人员一起查漏，消缺；

3.3.2.5.#31发电机漏氢查找期间，禁止在汽机房进行动火作业。

3.4.#31发电机定子冷却水中断

3.4.1.现象:

3.4.1.1.进水压力表及进水流量表指示值下降到0。

3.4.1.2.发变组来“发电机断水”报警信号。

3.4.2.处理:

3.4.2.1.迅速检查确认表“无异常；

3.4.2.2.迅速启动备用定冷水泵，恢复正常的定子冷却水压力、流量。

3.4.2.3.如冷却水不能恢复，断水保护动作经延时25秒220KV云寿线251开关跳闸，则按#31

发电机跳闸处理。

3.4.2.4.严密监视#31发电机各部温度，防止温度超标；

3.4.2.5.如断水25秒后保护未动作跳闸，应立即解列#31发电机。

3.4.2.6.断水保护动作跳闸，应迅速查明原因，恢复供水，检查#31发电机无异常时即可并

列运行。

3.5.#31发电机本体温度超过允许值

3.5.1.现象：

3.5.1.1.#31发电机定子线圈温度及定子铁芯温度有报警信号。

3.5.2.处理:

3.5.2.1.检查#31发电机进出风温度，如超过规定值，汇报值长调节氢气冷却器进水压力及流

量，降低风温。

3.5.2.2.如#31发电机进、出风温度及三相定子电流未超过规定值，则应通知热工检查测温元

件有无开路，引线连接是否接触良好。

3.5.2.3.如第1发电机定子冷却水水温高，汇报值长要求调节发电机定子冷却水流量及压力，降

低进水温度。

3.5.2.4.氢气压力低应联系补氢，提高氢气压力。

3.5.2.5.如#31发电机进风温度、定子冷却水流量、压力、进水温度均正常，同时热工检查温

度巡测仪显示值正确，则应迅速降低#31发电机有、无功负荷，直至降至允许值，经减负荷

处理无效，应解列停机。

3.6.#31发电机对称过负荷运行

3.6.1.现象：

3.6.I.I.”发电机过负荷”信号发出c

3.6.1.2.定子三相电流指示超过额定值10%(11280A)o

3.6.2.处理：

3.6.2.1.检查#31发电机月口带和220KV云寿线系统电压，并注意电流达到允许值所经过的时间,

按发电机事故过负荷的规定，在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流到

正常值。

3.6.2.2.如果降低励磁电流不能使定子电流降低到正常值，则必须降低#31发电机的有功负

荷。

3.6.2.3.如反时限对称过负荷保护动作于解列灭磁，则应全面检查发变组无异常后，按值

长命令重新并网运行V

3.7.#31发电机不对称过负荷运行

3.7.1.现象:

3.7.1.1.定子三相电流不对称。

3.7.1.2.负序电流达到1200A,延时5秒，“发电机负序过负荷”保护信号发出。

3.7.2.处理:

3.7.2.1.#31发电机不对称过负荷信号发出后，应立即降低励磁电流，但发电机电压及6KV厂

用系统电压不得低于规定值，如降低励磁电流不能使负序电流低于规定值，则必须降低发电

机有功负荷。

3.7.2.2.如#31发电机不对称负荷保护动作，机组解列灭磁，则按发电机停机处理，检查机组

无异常后，按值长令，重新并网运行。

3.8.#31发电机失磁

3.8.1.现象：

无功功率指示负值，有功功率指示较正常降低，#31发电机定子电压降低，定子电流升

高，定子电流和转子电压周期性摆动，“失磁保护”动作，220KV云寿线251开关跳闸。

3.8.2.处理：

若失磁保护动作，按导故停机处理，若保护不动作，且进相不大，应设法立即增大励磁电

流，无效则解列停机，然后查明原因待消除后重新启动并入系统。

3.9.#31发电机励磁回路一点接地

3.9.1.现象：

3.9.1.1.“转子一点接地”信号发出。

3.9.2.处理：

3.9.2.1.对励磁回路进行全面的外观检查。

3.9.2.2.吹扫#31发电机滑环及刷架，恢复绝缘。

3.9.2.3.如励磁回路接地，无法隔离或找不到接地点时，应申请停机处理。

3.10.#31发电机励磁回路两点接地

3.10.1.现象：

转子电流指示剧烈增加，励磁电压指示降低，可能出现摆动；无功负荷指示降低或为负

值，#31发电机电压下降；机组剧烈振动。

3.10.2.处理：

3.10.2.1.如保护动作跳闸，应做好检修的安全措施。

3.10.2.2.当转子两点接地保护拒动时,见卜.述现象应立即解列停机.

3.11.#31发电机定子接地

3.11.1.现象：

#31发电机“定子接地”信号发出；检测定子零序电压指示升高。

3.11.2.处理：

3.11.2.1.当定子接地保护投信号时，应迅速减负荷停机。

3.11.2.2.如保护动作跳闸时，应按发变组保护动作处理。

第二章励磁系统

第一节励磁系统技术规范及性能指标

1.励磁系统技术规范

本厂励磁系统采用东方电机控制设备有限公司生产GES-3320同步发电机机端自并励静

止励磁装置。

1.1.励磁装置技术规范

型号；CFS控制电源：DC220V

3320-T33F-25N

动力电源：DC220V交流电源：AC380V/220V

额定输入电压：AC900V输入频率：50Hz

额定输出电压：DC455V额定输出电流：DC2075A

1.2.励磁变技术规范

型号:ZSCB9-3200/20/0.9额定容量：3200KVA

一次侧额定电压：20000V一次侧额定电流：92.4A

二次侧额定电压：900V二次侧额定电流：2053A

联结组标号：Ydll短路阻抗：7.48%

绝缘等级：F级温升限值：95K

2.励磁系统性能指标

2.1.当电力系统发生短踣或其它故障使系统电压严重下降时，励磁系统将自动按反时限曲

线进行强励，当不需要强励或故障恢复后，励磁电流将自动回到强励前的状态。

2.2.当#31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

能连续运行。

2.3.励磁系统顶值电压的倍数，即强励电压倍数不低于2倍。

2.4.励磁系统在200%Ie弓虽励时允许强励时间不小于10s。

2.5.励磁系统标称响应不低于2倍/s。

2.6.自动励磁调节器调节范围：

2.6.1.#31发电机空教时，保证能在发电机额定空载电压30kli0%范围内稳定、平滑地调

节。

2.6.2.831发电机并网时，保证能在发电机额定电压90Q110%范围内稳定、平滑地调节。

2.7.在空载运行状态下，励磁调节器的给定电压变化速度不大于#31发电机额定电玉的

1%/s,不小于#31发电机额定电压的0.3%/s。

2.8.力31发电机端电压调差率（无功电流补偿率）整定范用为0〜±15%。

2.9.励磁系统保证发电机电压静差率±1机

2.10.发电机空载状态下，频率变化1除发电机端电压变化率不大于±0.25%。

2.11.发电机空载运行下，当电压给定阶跃为±10$时，发电机电压超调量不大于阶跃量的50%,摆

动次数不超过3次，调节时间不超过5s。

2.12.当发电机突然零起升压时，自动励磁调节器保证发电机端电压超调量不超过额定值的

15%,摆动次数不大于3次，调节时间不大于10s.

2.13.当磁场电流小于1.1倍额定值时，磁场绕组两端所加的整流电压最大瞬时值不大于磁场

绕组出厂试验电压幅值的30%o

2.14.当有并联支路和串联联接时，可控硅整流桥均流系数不低于0.85,均压系数不低于

0.9o

第二节励磁系统概述

1.励磁系统主回路

木厂自并励静止励磁系统的励磁电源取自于#31发电机的机端。通过自动励磁调节器控

制可控硅整流器的触发角，即可调节#31发电机的励磁电流。系统主回路主要包括：

1.1.励磁变压器一一励磁系统中，励磁变压器（-TE）是励磁功率的来源，并使励磁设备

与#31发电机端电气隔离。其高压侧接在#31发电机的机端，低压侧接在大功率可控硅整流桥

的交流输入侧。

1.2.可控硅整流桥一一可控硅整流桥（+SCR）将励磁变压器提供的交流电源整流为直流

电，输出到发电机磁场回珞。通常有几组桥并联工作，共同分担负载；在部分可控硅支路

故障的情况下，整流装置仍可为#31发电机提供稳定的励磁电流。

1.3.磁场断路器一一磁场断路器也称作灭磁开关或磁场开关，是磁场灭磁回路的重要组成

部分，它可在紧急情况下快速分断并转移#31发电机转子磁场的能量，以确保发电机的安全。

2.自动励磁调节器

2.1.自动励磁调节器位于调节柜内，分为信号控制、挖制计算、信号输出几个部分。通过

采集#31发电机机组和各种模拟量和开关量信息，经工控机计算处理，控制大功率可控硅整流

桥的输入，达到励磁系统的控制目标。

2.2.自动励磁调节器为双通道冗余容错结构。从信号采集、调整输入、计算、信号输出都

是独立的两套硬件回路。两通道间既有联系，又能独立工作。双通道采用主、从方式并联工作,

互为热备用。通道之间完全靠软件实现相互诊断和实时在线自诊断、相互跟踪、相互通讯、相

互切换。

2.3.当双通道都没有故障情况，两控制计算机上电时，先完成系统的初始化的计算机为主

机，取得整个系统的控制权，另一台计算机作为主机的热备用，一旦其侦测到主通道有故障，即

取而代之。

2.4.主、从机切换也可以通过人机界面工作站进行操作。

3.电源系统

系统所需的外部工作电源等级有几种，取自不同的电源。

3.1.直流控制电源

供励磁装置的逻辑控制回路使用，从调节器柜引入。电压DC220V。

3.2.调节器电源

为保证装置电源工作安全，调节器和计算机部分使月直流和交流电源两路外部电源，从

调节柜引入。调节器直流电源电压为DC220V,取自厂用220V直流系统，供给开关电源模块

G-llo调节器交流电源电压为AC220V,取自UPS系统，供给开关电源模块G-12o

开关电源模块G-11和GT2的输出并联；若其中之一因故障被切除，不影响调节器的正常

运行。

3.3.风机电源

可控硅整流柜冷却风机采用两路AC220V电源，从调节柜引入装置。冷却风机主电源

取自励磁变压器低压侧B,C相，经变压器“T1”降压所得；冷却风机备用电源取自厂用汽

机MCC。在设备运行中，当主电源失电，备用电源自动投入。

3.4.照明电源

取自AC220V厂用，从调节柜引入。

3.5.磁场开关合闸电源

取自厂用220V直流系统，从灭火磁柜引入。

3.6.起励电源

起励电源从灭磁柜引入，在励磁投入时，提供起励能量。采用交流起励电源，起励电

源为AC380V厂用电，取自厂用汽机MCCo

4.保护限制功能

为了使励磁系统运行可靠，系统内含几种限制功能，限制器的目的是使#31发电机运行

在允许范围内，以免继电保护动作，使#31发电机不能连续工作。本装置提供以下保护限制

功能：

4.1.起励失败

起励命令下达后，8秒内#31发电机没有成功建压，调节器即判断起励失败，发出相应报

警信号、切除起励电源。

4.2.逆变失败

停机或励磁切除命令下达后，10秒内#31发电机机端电压没有成功下降到15%额定值

以下，调节器即判断逆变失败，随之自动跳灭磁开关，通过灭磁开关和灭磁电阻吸收磁场能量

来灭磁。

4.3.过压保护

磁场回路跨接转子过电压保护装置。该保护装置的核心器件为ZnO非线性电阻，一旦

转子回路出现超过设定值的浪涌电压，保护装置启动。过压保护动作值整定为额定励磁电压

的4〜5倍。

4.4.转子过流限制

对#31发电机磁场回路电流限制保护。当励磁电流大『1.1倍额定励磁电流而小于2倍额

定励磁电流时，启动反时限励磁电流保护；当励磁电流大于2倍额定励磁电流时，顶值励磁

电流限制动作，允许延时10秒(可设置)。

4.5.低励限制

限制曲线由(P1-1,Q1--0.22)、(P2-0.8,Q2--0.26)、(P3—0.53,Q3--0.32)、(P4

-0.4,Q4—0.35)、(P5-0,Q5—0.44)五个运行点决定，这五个点的坐标在人机界面

工作站设置。

a.根据反馈信号计算判断是否出现低励。

b.若低励发生，则置低励限制标忐，并且自动增磁。

4.6.伏/赫限制

实时计算V/Hz的比值.若比值大于设定值则肩动伏/赫限制控制程序.使机端电压下降.

4.7.功率柜输出功率限制

判断有无功率柜退出及其数量，若有退出，则置功率柜退出及数量标志，并根据退出数

量的多少，调用功率柜退出限制程序，进行励磁限制。

4.8.定子电流限制

当#31发电机定子电流达到设定的限制值后，若#31发电机迟相运行，则自动减磁；若#31

发电机进相运行，则自动增磁。

4.9.TV断线保护

当L'l<0.85*U2,调节器认为机端TV断线，自动切换到备用通道自动运行，如果备

用通道也发生TV断线，则切到恒电流方式运行。其中U1——AVR测量的机端TV二次电

压；U2——AVR测量的匕较信号电压值。

4.10.失脉冲检测

当主通道的工控机内脉冲形成板丢脉冲时，自动切换到另一工控机工作，同时发出报警

信号。

当整流柜脉冲放大板丢脉冲时，调节器发出相应报警信号，同时闭锁该柜的脉冲输出，令其

退出运行。

第三节励磁系统的运行

1.励磁系统的启动前的准备工作

1.1.励磁系统投入运行前，应检查有关工作票终结，系统具备送电条件

1.2.检查发变组保护已按规定正常投入。

1.3.检查励磁系统各盘柜内的熔断器应完好给上。各种硬件设备无明显故障。

1.4.合上三组功率整流柜内入口交流刀闸。

1.5.合上三组功率整流柜内出口直流刀闸。

1.6.检查并将励磁系统以下电源送电：直流控制电源、交流控制电源、风机电源I、磁场

开关控制电源，启励电源，

1.7.将灭磁室各盘柜以下空气开关投入：

1.7.1.微机调节柜内：直流操作电源总开关、直流电源开关、交流电源开关、风机电源开关

1、风机电源2、A机24V电源，B机24V电源、A机同步信号开关Q8、B机同步信号开关09。

1.7.2.三组功率整流柜内：24V电源、整流柜内风机电源I、整流柜内风机电源II。

1.7.3.灭磁开关柜内：起励电源开关、灭磁开关控制电源、24V电源。

1.8.检查消除励磁系统故障报警。

1.9.检查励磁系统处于远方（控制室）操作位置。

1.10.检查励磁调节器处于恒电压运行方式。

2.励磁系统的启'停操作

励磁系统的启、停操作见#31发电机启动，停机的操作。

第四节励磁系统的监视和控制

1.根据调度下达的电压曲线调整无功负荷使之在合格范围内。

2.检查无限制器动作，当机组发生过励磁或欠励磁时，分别通过减和增磁，消除机组过励磁

或欠励磁情况。

3.励磁系统的检查项目：

励磁系统在运行中每两小时全面检查一次，若发现不正常情况，应立即汇报值长、检查

内容如下：

3.1.灭磁室各盘柜柜门关闭良好.

3.2.励磁变各相绕组温度正常，温控器运行正常。

3.3.灭磁室内环境温度、湿度正常，无异常噪声和异味。

3.4.各整流柜冷却风机运行正常。

3.5.各整流柜门上通风窗内嵌的空气过滤网的污染水平。若过滤网上灰尘过厚，通知电检

清理或更换。

3.6.各整流器柜门上显示单元内“ON”灯亮，"BLOCK”(脉冲闭锁)灯灭。"Pulse

STAGE”对应的6个脉冲监视灯及“Monitoring”对应的6个检流灯亮。

3.7.励磁调节柜液晶屏上故障信息栏内无故障信号。

4.调节模式设置；

4.1.本励磁系统可设置四种调节模式：恒机端电压、恒励磁电流、恒无功功率、恒功率因

数。缺省方式为：恒机端电压运行方式。恒电压、恒无功功率和恒功率因数属于自动运行状态,

恒励磁电流属于手动运行状态。

4.2.在原则上，四种运行方式可在运行中进行切换：切换时，不会产生机端电压或无功波

动。但下例情况除外：

4.2.1.恒压运行时发生了故障，将自动切换到恒电流方式。在故障清除前，不允许再切换

到恒压及另外两种方式运行。

4.2.2.#31发电机空载运行时，不允许将励磁调节器切换至恒无功及恒功率因数运行。

注：怛电流调节(手动)方式仅对励磁电流进行调节，不包含所有限制的功能。故此，

在恒电流方式运行时，操作人员应该密切监视#31发电机无功功率和系统电压。

第五节励磁系统的异常运行及事故处理

1.当励磁系统发出如下故障报警信号时,应按下表处理:

故障信号故障说明装置动作处埋

主通道从A(B)切换

调为B(A)；若双通道T如装置未自动切换，

调节通道A(B)机

V都断线，调节模式则手动切换为“恒电

TV断线端PT断线或测量板

从“恒电压”运行切流”运行，通知电检

故障

节换为“恒电流”运检查TV回路

行

调节通道A(B)A/D主通道从A(B)切换及时通知电检更换

A/D故障

柜板硬件故障为B(A)A/D板

故障信号故障说明装置动作处理

调节通道A(B)同步

主通道从A(B)切换

同步故障变压器或同步脉冲及时通知电检处理

为B(A)

板故障

调节通道A(B)脉

主通道从A(B)切换

调脉冲丢失冲形成板或连接器及时通知电检处理

为B(A)

故障

调节通道A(B)串主通道从A(B)切换

串口故障及时通知电检处理

口通讯故障为R(A)

调节通道A(B)网及时通知电检检查

主通道从A(B)切换

网络故障络板ARCnet通讯网络板及其连接电

为B(A)

故障缆

检查起励回路电源

起励命令下达后，8

起励失败切断起励电源和转子回路,及碳刷

秒内不能建压

节磨损情况

逆变命令发出后，

10秒钟后机端电压通知电检检查逻辑

逆变失败磁场开关跳闸