电气运行技术标准

电气运行规程

前B

本规程主要依据《电力工业标准汇编》、《电力工业技术法规》参照了

设备的相关图纸和说明书编写，如和上级部门颁发的有关法规相抵触，以

上级部门颁发的为准。

我公司采用220KV单线路接入系统，发电机出口电压为10.5KV,经

过2台75MVA主变升压至220KV,经220KV路接入鹤南变。

下列人员应掌握、熟悉本规程的相关内容：

总经理、副总经理、生产管理部门、值长、电气专业工程师、电气运行人

员。

本规程在以后的运行中将不断进行修改、完善。

目录

1系统运行方式

1.1正常运行方式.............................................................................1

1.2特殊运行方式.............................................................................2

1.3事故处理的一般原则.......................................................................2

2220KVGIS系

统.................................................................................4.......................

.........................................................................................................................................4....................................................

..................................................................................8...........................................................................................................

.....................................................92.5异常及事故处

理.........................................................................H3发电机部分

3.1发电机运行参数..........................................................................14

3.2启动前检查项目..........................................................................15

3.3静态励磁运行操作........................................................................15

3.4发电机一变压器组起停操作票.............................................................23

3.5异常运行及处理..........................................................................25

4变压器运行

4.I变压器投运前.、检修后检查...............................................................31

4.2变压器运行参数..........................................................................32

4.3油浸变压器运行参数......................................................................33

4.1干式变压器运行参数.....................................................................34

4.5变压器运行、检查........................................................................35

4.6变压器操作..............................................................................36

4.7事故处理.................................................................................38

...................................................................................................................................44.....................................................

.......................................................................................................................47

5.5.............................................................................................................................................................48

6电动机运行

6.I电动机参数表........................................................................48

6.2电动机启停要求......................................................................53

6.3电动机检查项目......................................................................54

.............................................................................................................................55

7配电装置

7.1运行与维护...........................................................................61

7.210kv高压断路器........................................................................61

7.3互感器................................................................................63

..............................................................................................................................................64

7.5避雷器................................................................................65

7.6空心限流电抗器........................................................................66

7.7电力电缆...............................................................................65

7.8NGCB2-III型高压六氟化硫断路器..........................................................67

7.9NGDS2型隔离开关.......................................................................67

7.10母线................................................................................68

7.11电动机弹簧操动机构..................................................................68

7.12CY-252G(B)型液压碟簧操动机构......................................................69

7.13NGBSG2-I型SF6-空气套管............................................................70

7.14不正常运行和事故处理...............................................................70

8直流系统

8.I直流的作用...........................................................................71

.......................................................................................................................728.3事故照

明..............................................................................74

8.4交流不停电电源UPS系统..............................................................74

9变频罂

9.1利德华福IIARSVERT-A系列高压变频器运行规程..........................................76

9.2高压变频器巡视项目..................................................................76

9.3变频器操作...........................................................................76

9.4常见故障及处理.......................................................................77

10低压变频器运行规程

10.1低压变频器巡视项目...............................................................80

10.2低压变频器操作...................................................................80

10.3EV2000系列低压变频器故障及处理....................................................80

11电除尘系统运行规范

11.1设备技术指标........................................................................92

11.2高压整流控制柜常见故障及处理方法.................................................96

11.3设备检查与测试法...............................................................96

..................................................................................................................................9711.5保护名

称.............................................................

附一：一次系统图

附二：直流系统图

附三：UPS系统图

1系统运行方式

1.1正常运行方式

1.1.1220KV（含110KV调试变）标准运行方式：

1、我厂经22（）Kv立鹤线线路6811开关与鹤南变联网。

2、1#、2#发电机经发电机出口101D0、1021）0刀闸至1#、2#主变10KV侧，经1#、

2#主变升压至220KV后,分别由1#、2#主变220KV侧6801、6802开关接入220KV东、西母线

上。

3、220KV东母线带1#主变6801开关及立鹤线681U

4、220KV西母线带2#主变6802开关及1#高备变

5、母联6810开关在运行状态。

6、1#高备变处于热备注状态，

7、110KV调试变处于冷备用状态、作为保安电源

说明：

1、220KV母线保护跳母联压板应投入运行。

2、220KV主变压器中性点刀闸的使用：按调度（值长;指令执行。正常运行时，应保持有一台运

行主变压器的中性点刀闸在合位。220KV变压器送电、停电操作时，操作前应合上中性点刀闸。

送电操作结束后该变压器中性点刀闸是否保留按调度令执行。停电检修时中性点刀闸应拉开。

主变压器中性点切换要本着电网不失去接地点的原则，采取先合后拉的操作方法。

3、220KV高压备用变压器中性点刀闸的使用：220KV高压备用变压器中性点刀闸运行时必须投入。

4、调试变投入运行时必须将1#高备变、1#、2#、3#电抗器退至冷备用状态（反之将调试变退至

冷备用状态）。

1.1.210KV标准运行方式：

1、1#发电机出口母线经1#电抗器、2#电抗器带10KVI、II段母线。

2、2#发电机出口母线经电抗器带1OKVTIT段母线。

3、1#高备变带10KV备用段，10KV备用段100D1、100D2、100D3车式刀闸在工作位置。

说羽:

当10KVI-III段中任何一段在工作电源失去电压时，1#高备变高压侧6800开关和10KVI-III

段备用电源10108、10208、10308开关自动合闸；此时，1#高备变带10KV备用段母线。经备用

段100D1、100D2、100D3车式刀闸向10KV各段母线送电。

1.1.3380V标准运行方式：

1、1#厂用低压工作变10KV侧电源取自1OKVI段母线，低压侧带380Vl段母线。

2、2#厂用低压工作变10KV侧电源取自10KVII段母线，低压侧带380VII段母线。

3、3#厂用低压工作变10KV侧电源取自10KVIII段母线，低压侧带380VIII段母线。

4、1#厂用低压备用变10KV侧电源取自10KVII段母线，低压侧带380V备用I段母线,

作为380厂用III段、联合泵站段、电除尘中央HI段的备用电源。

5、2#厂用低压备用变10KV侧电源来自10KVIII段母线，低压侧带380V备用II段母线，作为

380V厂用I段、厂用II段、电除尘中央I段、电除尘中央II段、煤泥段的备用电源。

6、1、2#输煤变高压侧电源分别取自10KVI段、III段母线，低压侧带输煤段，1#、2#输煤变

互为备用。

7、煤泥变高压侧电源取自10KVII段母线，低压侧带煤泥段。

8、1#、2#、3#除尘变高压侧电源分别取自10KV1-1H段母线，低压侧分别带电除尘中央I段、

电除尘中央II段、电除尘中央III段。

说明

1、380VI-TH段母线备用电源自动投入功能由工作电源开关保护装置实现，保护装置带电后，

联锁压板切至“断开”位，，备自投即为“投入”位置。

2、当380V各段母线工作电源任意开关跳闸时，低备变10KV侧开关及380V相应的备用电源开关

联动合闸。

3、380V备用1段4B1D3、4B1D7、4B1D8刀闸应在合闸位置，380V备用II段4B2D1、4B2D2、4B2D5、

4B2D6、4B2D9刀闸应在合闸位置，输煤段404D0、404D1刀闸应在合闸位置。

4、电动机控制中心（MCC柜）均由双电源供电，电源应•路在合位，•路在分位，投入电源掉闸

后，另一路电源应自动投入。

1.2特殊运行方式

1、220KV系统任一母线停电前，将预停电母线上的所有负荷倒至运行母线上，拉开母联开关。

2、1次2#发电机停止运行时,1行高备变处于故障或检修状态时可由中、2H主变经电抗器向10KvT-

IH送电。（发电机出口刀闸必须拉开）

1.3事故处理的一般原则

1、准确判断故障的性质及故障点，解除对人身和设备安全的威胁。

2、应采取有效的措施保证厂用电的供电可靠性。

3、保证非故障设备继续溶行良好，必要时调整机组出力，最大限度保证对用户的供电。

4、迅速恢复对已停电的用户进行供电。

5、迅速对故障点实行有效隔离。

6、将直接对人员生命有威胁的设备停电

在事故发生的紧急情况下不经请示，可自行操作然后再汇报的内容：

1）运行中设备将受到严重损伤或损坏的威胁时，进行隔离。

2）将已损坏的设备隔离。

3）当厂用电全停或部分停电时，恢复其电源。

4）当确认母线电压消失时，拉开连接在该母线.卜.开关。

7、设备跳闸后，凡卜.列情况者不准强送

1）有严重的短路特征，如爆炸、冒烟、弧光等。

2）GIS断路器压力低于规定值。

3）检修后的设备充电跳闸。

4）凡跳闸后，开关经强送有可能导致非同期并列者。

8、频率异常

1）系统频率正常维持50HZ,变动范闱不得超过±0.2HZ,超出此范闱视为频率异常，频率异常

运行按调度命令执行。

2）频率低于49.5HZ时,应立即汇报值长,听候处理。

3）频率高于50.5HZ时，应立即汇报值长，根据我公司情况调整负荷，维持频率正常。

9、电压降低或升高

1）220kV系统电压变动范围由调度编制，运行中应将母线电压维持在调度所规定的电压变动范

围以内（+10%-5%）o

2）当母线电压超过调度规定的电压曲线偏差范围时，应及时调整发电机励磁，使母线电压恢

复到正常范围，当发电机励磁电流、无功及三相定子电流已达额定，而母线电压变动仍超

过偏差范围时，应立即汇报值长，听候处理。

2220KVGIS系统

—

1、检查220KV东、西母线检修工作票已全部收回

2、检杳220KV立鹤线路具备送电条件

3、检查1#主变6801开关及东、西、乙刀闸确在开，立

4、检查2#主变6802开关及东、西、乙刀闸确在开位

5、检查1#高备变6800开关及东、西、乙刀闸确在升位

6、拉开220KV立鹤线路侧6811J3接地刀闸

7、检杳220KV东母线侧6808J1接地刀闸已拉开

8、检查220KV东母线PT侧6808J2接地刀闸

9、检查220KV东母线PT6808刀闸已拉开

10、检杳立鹤线6811开关确在开位

11、检查立鹤线6811乙刀闸确在开位

12、检查立鹤线6811东刀闸确在开位

13、检查立鹤线6811西刀闸确在开位

14、检查立鹤线6811J1、J2J接地刀闸确在开位

15、检查220KV母联6810开关确在开位

16、检查220KV母联6810东刀闸确在开位

17、检杳220KV母联6810西刀闸确在开位

18、检查220KV母联6810J1、J2接地刀闸确在开位

19、遥测220KV东母线绝缘合格

20、检查220KV立鹤线保护投入正确

21、合上220KV立鹤线测控屏信号捽制中源

22、检查220KV立鹤线6811开关测控柜远方/就地转换把手确在远方位

23、检查220KV立鹤线6811开关测控屏同期/非同期把手确在非同期位

24、合上立鹤线6811汇控柜控制、信号直流电源

25、检查立鹤线6811汇控柜就地/远方转换把手确在远方位

26、检查M鹤线6811汇控柜连锁投/连锁短转换把手确在投入位

27、合上220KV东母线PT汇控柜控制、信号、PT二次开关

28、检查220KVPT汇控柜就地/远方转换把手确在远方位

29、检查220KVPT汇控柜连锁投/连锁短转换把手确在投入位

30、合上22OKV东母线PT6808刀闸

31、合上220KV立鹤线6811乙刀闸

32、合上220KV立鹤线6811东刀闸

33、合上220KV立鹤线6811开关

34、检查220KV立鹤线带东母线运行良好检查220KV侧母联6810开关汇控柜联锁

把手切至“联锁”位置

5）检查220KV侧母联6810开关汇控柜就地/远方把手切至“远方”位置

6）投入电子间母线保护屏母联充电保护出口压板

7）投入电子间母线保护屏母联充电保护投入压板

8）投入电子间母线保护屏强制互联保护压板

9）投入网控室母线保护屏强制互联保护压板

10）停用电子间保护屏母线分裂运行保护压板

11）检查保护投入正确

12）检杳220KV母联开关6810J1、J2接地刀闸确在分位

13）合上220KV侧母联6810东刀闸

14）合上220KV侧母联6810西刀闸

15）检查220KV侧西母线PT6809刀闸确在“分位”

16）合上220KV侧西母线6809PT一次刀闸

17）合上220KV侧西母线6809PT二次开关

18）位置将220KV母联开关测控柜强合/同期/就地把手投至“强合”位置。

19）合上220KV母联6B10开关

20）将220KV母联开关测控柜强合/同期/就地把手投至“断开”位置。

21）停用电子间母线保护屏母联充电保护出口压板

22）停用电子间母线保护屏母联充电保护投入压板

23）停用电子间母线保护屏强制互联保护压板

24）停用网控室母线保护屏强制互联保护压板

25）检查220KV双母线运行正常

2.4.4220KV母线由双母倒为东母运行

1）投入电子间母线保护屏强制互联保护压板

2）投入网控室母线保护屏强制互联保护压板

3）拉开220KV母联6810测控柜控制直流开关

4）将西母线所有负荷倒为东母线运行

5）合上220KV母联6810开关测控柜控制直流开关

6）检查西母线无负荷

7）拉开220KV母联6810开关

8）检查220KV母联6810开关确在“分闸”位置

9）停用网控室母线保护屏强制互联保护压板

10）停用电子间母线保护屏强制互联保护压板

11）投入电子间保护屏母线分裂运行保护压板

12）拉开220KV母联6810西刀闸

13）拉开220KV母联6810东刀闸

14）拉开220KV西母线电压互感器6809二次空气开关

15）拉开220KV西母线电压互感器6809一次刀闸

16）拉开220KV母联6810开关汇控柜控制交、直流开关

2.5异常及事故处理

2.5.1SF6开关异常运行及处理

1）值班人员在开关运行中发生任何不正常现象时1SF6气压下降或有异常声音、分、合闸指

示不正常等），应及时予以消除,不能及时消除的,报告上级领导并相应记入运行记录本和设备

消缺记录本中。必要时应将该开关改为非自动或用上一级开关拉开,将其停用处理。

2）值班人员若发现设备有威胁电网安全运行,且不停电难以消除的缺陷时,应向值长汇报，以便

及时申请停电处理，并汇报上级领导。

2.5.2开关遇有下列情况之一者，应申请立即停电处理：

1）SF6开关有强烈且不均匀的噪声、炸裂声。

2）SF6气室严重漏气，发出“操作闭锁”信号。开关动作分闸后，值班人员应立即记录故障发

生时间，复归报警信号，并立即进行检查，判断开关本身有无故障。

3）SF6开关故障发生拒分，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的开关脱离系统

并保持原状，查清原因后方可投入。

4）SF6开关发生意外爆炸或严重漏气等到事故，如需接近设备要谨慎，尽量选择“上风”接近

设备，必要时要戴防毒面具，穿防护服。

2.5.3SF6气体的规定及异常时的处理规定

1）正常情况下断路器SF6气体压力在20c时为0.6MPao

2）当断路器SF6气体压力降至0.52±0.015MPa以内，集控室来该线路低气压报警灯光，应立

即对该线路断路器进行检查，是哪〜相断路器SF6气压低，有无泄漏现象。立即通知电气

检修进行补压工作。检查时做好自我防护措施。汇报有关领导。

3）当断路器SF6气体压力下降至0.5MPa以下，经检修补压处理仍无法恢复时，应拉开该线路

操作直流开关，由检修加三相机械锁，当SF6压力经处理恢复时，应先由检修拆除三相机

械锁,而后投入该线路操作直流开关。

4）当SF6气体压力上升至0.65MPa以上时，SF6气体过压报警表示

2.5.4220kV系统正常运行方式，一组母线故障

现象

1）系统冲击，集控室有故障报警和事故音响发出。

2）220KV故障母线上所有开关跳闸（包括母联开关

3）220KV故障母线电压消失。

4）电子间或网控室220KV母差保护屏保护动作，信号报警。

5）故障录波器动作，打印机打印。

处理

1）确认声光信号，检查记录保护动作情况，汇报值长。

2）拉开故障母线连接元件及未跳闸的开关。

3）若故障母线上带有1#高备变，则应迅速恢复厂用电，对1#高备变回路进行检查，如无异常,

倒至非故障母线上运行。

4）检杳故障点，并设法消除或隔离故障点，然后用母联开关对故障母线充电，充电无问题时,

将停电的电源线路送电。

5）尽快将发电机并入系统。

6）若故障点发生在母线上，一时无法消除，应将其所带设备倒至非故障母线上运行，将故隙

母线停电并对故障母线做好安全措施通知检修处理。

7）故障排除后，汇报调度，由系统或母联开关向停电母线充电试送，正常后，220kV系统恢

复正常运行方式。

2.5.5220kV线路故障开关跳闸

现象；

1）系统冲击，集控室有故障报警和事故音响发出。

2）“出口开关跳闸”、“保护动作”信号报警。

3）故障线路开关绿灯闪光。

4）故障线路电流、有功、无功指示到零。

5）故障录波器动作，打印机打印。

处理；

1）确认220KV立鹤线6811开关已跳闸，复归音响及信号。

2）检杳跳闸线路保护动作情况并作好记录。

3）汇报值长及车间值班领导

4）对220KV立鹤线开关及线路进行检查。

5）220KV立鹤线不能及时与系统并网，按值长令投入110KV调试变运行。

3发电机部分

3.1发电机运行参数

3.1.1机组及励磁系统参数：

机组额定容量75MVA机组额定功率60MW

定子额定电压10.5KV定子额定电流4124A

额定功率因数0.8额定频率50Hz

额定励磁电压165V额定励磁电流1667

空载励磁电流600A励磁变压器容量1000KVA

励磁变变比10500V/300V励磁变副边CT变比2000/5

机端PT变比10000/100机端CT变比6000/5

额定励磁电压165V额定励磁电流1667

空载励磁电流600A励磁变压器容量1000KVA

励磁变变比10500V/300V励磁变副边CT变比2000/5

机端PT变比10000/100机端CT变比6000/5

3.1.2运行参数

1、允许电压变动范围为额定值的±5%,特殊情况下不超10%。

2、频率应保持50Hz运行，允许变动范围±0.2Hz。

3、定子三相不平衡电流差不超过额定值的10%,且任何一相电流不超额定值。

4、发电机正常工作的环境温度应保持在5—40℃.25℃时空气的相对湿度应小于80%,再更低的

温度下不得结露。

5、轴承出油温度不超45±2℃。轴瓦温度不超90℃。

6、发电机入口风温应保持20—40℃之间。

7、定子绕组和定子铁芯温度最高允许120C；转子绕组平均温度不得超过1I0C；集电环最高允

许温度位120C.

8、发电机轴承振动值不超过0.04mm。

9、空冷器一般进水温度不超过33℃时，应能保证冷却后的气体温度不超过40℃；在不影响线圈

及铁芯等部件温升时，进水及进风温度允许有所提高。

3.1.3发电机定子铁芯和绕组超温时的措施

当发电机定子铁芯和绕组任何一个测点的温度持续上升到允许值时，运行人员应迅速使发电机减

负荷，直至温度降到允许值以下。如减负荷仍不能奏效，应立即减发电机负荷并与电网解列。

3.1.4空冷器运行规定

1、发电机正常运行时，不允许冷却水的温度发生急剧变化。

2、发电机长时间停运不需要投入空冷器时。应将空冷器中的水排出并吹干。

3.2启动前椅杳项目

3.2.1启动前检查项目

1、检杳工作票」全部收回，安全措施己全部拆除。

2、发电机、励磁等部分应可靠连接。

3、滑环、碳刷应清洁完好，无接地现象。电刷均在刷握内，并保持0.1—。2mm间隙；电刷在刷

架内自由移动，压力均匀，一般在0.02-0.05Mpa范围内，并无卡涩现象，接地碳刷与大轴

接触良好。

4、发电机外部清洁无杂物，轴承绝缘垫外露部分不应被金属短接。

5、发电机引出线及绝缘管母线应清洁无杂物。

6、空冷器不漏水，风室无积水。

7、检查各处避雷器及引线均接线良好。

8、检查二次接线无脱落、松动现象。

9、检查发电机变压器组保护屏运行正常、保护压板投入正确。

10、检查自动调节励磁装置上电后各柜显示正常。

11、摇测发电机各部绝缘合格。

12、检查发电机内部无杂物、定子端部线圈无变形现象

3.2.2绝缘电阻的测量：

1、发电机定子线圈用1D00-2500V兆欧表测量，其值不低于上次同温度下测量结果的1/3。

2、转子、励磁回路用5D0—1000V兆欧表测量，其值不低于0.5兆欧。

3、轴承垫及油管法兰间绝缘垫用1000V兆欧表测量，其值不低于1兆欧。

4、停机不超24小时重新启动时，无特殊情况可不测量绝缘电阻。

3.2.3发电机运行检查项目：

1、发电机本体清洁、无杂物，声音正常、振动值在允许范围内。

2、发电机定子温度、出入口风温正常。

3、从窥视孔检查定子线圈无松动、变形、流胶，结露现象。

4、励磁架碳刷无冒火、跳动、过热、卡涩现象。

5、发电机引出线、电压互感器、电流互感器、电缆等各连接点接触良好，无过热现象

3.3静态励磁运行操作

简介：本节叙述了励磁系统的运行操作，介绍了系统无故障运行时需要遵守的事项、需要采取的安全预

防措施。

3.3.1操作及显示

1概述

励磁系统是安装在发电厂的一整套设备。正常情况下它由控制室远控操作。直接安装在调节柜前

面板上的就地按钮、转换开关一般仅在试验和紧急控制时使用。

运行人员必须熟悉励磁系统的操作，必须熟悉励磁系统各命令的作用，必须熟练的使用这些操作

控制及显示单元。运行人员通过对励磁系统进行操作使发电机适应于发电厂和电网的运行条件。

励磁系统有远控和近控两种控制方式：

远控一一从集控室直接控制或通过监控系统操作控制。是正常运行中的主要控制方式。

近控一一通过就地按钮、转换开关和人机界面操作控制。一般仅在试验和紧急控制时使用。

3.3.2开机前对励磁系统的检有

1、确认发电机组除励磁系统外的其它单元处于正常工组状态

2、确认外部的交直流控制电源已正确送入励磁系统

3、确认励磁装置内部无故障或者告警信息

4、确认励磁装置内部与交直流厂用控制电源接口的电源开关已处于正确的闭合状

态

3.3.3开机前对励磁调节器的操作

1、调节器的电源开关

AC、DC电源开关在“通”位：微机电源开关在“通.'位："整流/逆变”开关在“整流”位置。

AC、DC电源开关为双极空气开关，安装于调节柜内部右侧的导轨上，开关闭合，则AC、DC电

源投入，调节器开始上电工作。微机电源开关装在在调节柜的后部，每个微机通道对应一个

电源开关，当微机电源开关断开时，对应的微机调节器机笼则处于断电状态；“整流/逆变”

开关在调节柜前门的面板上。

2、调节器状态检查

1）、调节器A套和B套工控机开关量I/O板上输出灯闪烁；

2）、人机界面上的通讯指示灯正常闪烁：

3）、调节器选择A套运行、B套备用，且A、B套都处于自动方式。前面板上“A通道运行”、

“B通道备用”指示灯亮，人机界面上的“自动”指示灯点亮。

3.3.4开机前功率柜的操作

1、功率柜投入/退出检查

确认“脉冲切除”开关在“OFF”位置，表示本柜脉冲可以正常输出。

2、功率柜整流桥开关检查

确认本柜整流桥交直流开关处于“投入”位置，表示本柜整流桥可以正常投入工作。

3、功率柜风机电源开关检查

3.3.5开机前灭磁柜的操作

1、灭磁开关检查

确认灭磁开关处于正常“分闸”位置，并且灭磁柜显示屏上灭磁开关的状态指示与灭磁开关实

际位置对应。灭磁开关处于“分闸”位置时，在灭磁柜显示屏面板上，按F1（操作）进入灭

磁开关操作画面，可对灭磁开关进行合闸操作。

同样，当灭磁开关处于''合闸”位置时，也可以通过分闸按键执行分闸操作。

注：在并网状态下，不能通过火磁柜显示屏进行火磁开关分闸操作，以免造成机组失磁。

3.3.6起励电源输入回路检查操作：

确认起励电源开关投入，当采用辅助电源起励时可以正常提供起励电源。

起励操作

1、残压起励功能的投/退

进入调节柜人机界面的“起励操作”画面可以选择“残压起励”功能投入或者退出。

2、起励过程

残压起励功能投入情况下，当有起励命令时，先投入残压起励，10S内建压10机时退出起励;

如果10S建压10虬不成功，则自动投入辅助起励电源起励，之后建压10虬时或5s时限到，

自动切除辅助起励电源回路。残压起励功能退出情况下，当有起励命令时，则立即投入辅助起

励电源起励，10S内建压10就时退出起励；如果10S建压10%U不成功，则自动切除辅助起励电

源回路。

注：一般说来，当机组空转，发电机残压能够保证励磁系统的整流器的输入电压约为5〜10V时，励磁

系统可以利用此残压完成起励，不需要投入辅助起励电源。若发电机残压低，不能起励，则可以

退出“残压起励”功能，直接采用起励电源起励。

3、起励失败

在上述起励过程中，如果起励时限到但机端电压没有达到10舟额定，调节器会发出“起励失

败”信号。

4、零起升压

上电时，调节器默认“零起升压”功能退出。可进入调节柜人机界面“起励操作”画面.,选择

“零起升压”功能投入。可进入并检查人机界面的“画面选择/模拟量监测/A(B)套模拟量/”画

面下的“A(B)套Ugd”为10灿。在“零起升压”功能投入时，机端电压的起励建压水平只能为

10%,,之后，可以通过增、减磁操作改变机端电压值。

5、正常预置值升压

上电后，调节器默认按正常预置值升压。升压电压预置值可以通过调试软件任意设定，也可进

入人机界面“起励操作”画面，选择“零起升压”功能退出。可进入并检查人机界面的“画面

选择/模拟量监测/A⑻套模拟量/”画面下的“A(B)套Ugd”为设定值。按正常预置直升压方式,

机端电压的起励建乐水平为设定值。之后，可以通过增、减磁操作改变机端电压值。

注：电压预置值应由经过培训的专业人员通过调试软件进行修改，一般人员不得随意修改电压预置值。

6、机组升压

可以通过远控或近控方式进行起励升压。远控的开机令，一般是监控系统在监测到机组转速达

到95%或者额定转速后向励磁系统发出。要求开机令采用无源接点接入励磁系统，接通的时间

不得低于15秒钟。监控系统向励磁系统发出的开机令，可以在15秒后自动复归，或监测到

机组升压成功信号后复归，或一直保持。近方或就地起励通过操作调节柜人机界面“起励操作”

画面下的“起励”触摸条执行。注意每次“起励”时间不得低于5秒。调节器接收到起励指令

后将按照预先设定的给定值建压，当“零起升压”投入时，建压稳定值约为机端额定电压的

10%；当“零起升压”退出时，建压稳定值为设定值，电压预置值一般为100%。新机组或机

组大修后首次起励升压应采用“零起升压”方式，并逐渐增磁到额定机端电压。此求验完成后，

即可采用正常的预置值起励建压。在正常正常的预置值起励建压过程中，采用r软起励方法，

机端电压逐渐上升，直到设定值，基本没有超调现象。

3.3.7通道跟踪与切换

1、通道间的备用关系

励磁调节器由A、B、C三通道组成。A通道是主运行通道，B通道是主备用通道，C通道为

辅助备用通道。A、B通道是硬件和软件结构完全相同的微机通道，可完成调节器的所有功能。

C通道是简单的模拟通道，只设有手动方式。A通道运行时，可人工选择B通道或C通道做

为备用通道；B通道运行时，默认C通道为备用通道。A通道不做备用通道。C通道运行，

无备用。运行通道和备用通道的选择和状态指示，可通过调节柜前面板的按钮和指示灯操作、

显示。通道切换逻辑见本章“2.11.3通道人工切换”节。励磁系统重新上电后，调节器默

认A通道运行、B通道备用，A、B通道都处于自动方式。

2、通道跟踪功能投退

励磁系统重新上电后，调节器默认“通道跟踪”功能投入。

通道跟踪功能投入后，非运行通道总是跟踪运行通道。如：A通道运行，B、C通道都跟踪A通

道；B通道运行，A、C通道都跟踪B通道；C通道运行，A、B通道都跟踪C通道。跟

踪的原则：控制信号致。

注：通道之间的相互跟踪，除需要“通道跟踪”功能投入外，还需要R631信号（10%额定电压）。

3、通道人工切换

调节器运行过程中，如要人工切换运行通道，应将“通道跟踪”功能投入，并检查人机界面显

示的当前运行通道和要切换的通道的控制信号基本一致时，切换才不会引起波动。人工切换，

可通过调节柜前面板的四个按钮实现：“A通道运行"、“B/C通道运行”、“B通道运行/

备用”、“C通道运行/备用”。五个指示灯“A通道运行”、“B通道运行”、“C通道运行”、

“B通道备用”、“C通道备用”指示通道状态。

人工切换逻辑如下（假设通道正常）：

1）A通道运行时，按“B通道运行/备用”按钮，可选B通道作为备用通道；按“C通道运行

/备用”，可选C通道作为备用通道。

2）A通道运行时，按“B/C通道运行”按钮，可切换到备用通道运行。备用通道可以是B通

道或C通道。

3）B通道运行时，默认C通道为备用通道，按“C通道运行/备用”按钮，可切奥到C通道

运行。

4)C通道运行时，无备用通道，按“B通道运行/备用”按钮，可切换到B通道运行，C通道

自动作为备用通道。

5)B通道运行或C通道运行时，按“A通道运行”按钮，总是可切换到A通道运行，原

运行通道B通道或C通道自动作为备用通道。

4、通道自动切换

在调节器A通道或B通道运行中，如果运行通道发生下列故障事件时，调节器会自动切换到

备用通道：

1)微机电源故障

2)脉冲故障

3)调节器故障

4)PT故障

5、系统电压跟踪磁系统具有“系统电压跟踪”功能，当该功能投入时，励磁调节器将自动调节励

磁电流的输出，控制发电机机端电压，使之与系统电压保持基本一致，这样，当发电机并网时，

可以减小并网时因为机组电压和系统电压的压差过大造成的冲击。”系统电压跟踪”功能可通

过调节器人机界面选择投入或退出，并可掉电记忆设置状态。只有当现场校准调节器的系统电

压测量值正常后，才能选择“系统电压跟踪”功能投入。发电机起励升压正常并满足下列条件,

调节器即执行系统电压跟踪：发电机出II断路器分且定子电流小于10%。系统电压大于80%o

A或B通道运行。

注：(1)一般情况下，励磁系统投运调试时，在将“系统电压跟踪”功能时，会使机端电压略大于

系统电压，以避免机组并网时进相运行。

(2)我公司配有自动同期装置，也具有并网前自动调节机端电压的功能，若投入了同期装置的调

节机端电压的功能，则应将励磁系统的“系统电压跟踪”功能退出。

3.3.8增减磁操作

增减磁操作可近控或远控进行。增减磁操作，本质上直接改变的是调节器的给定值：自动方式下改变

电压给定值，手动方式下改变电流给定值。随着给定值增大或减小，通过调节器闭环调节，机端电压或励

磁电流随之增大或减小。发电机空载情况下，随增减磁操作，可观察到机端电压和励磁电流明显变化；发

电机负载情况下，只能进行小幅度的增减磁操作，机端电压变化不明显，但可观察到发电机无功明显变。

增减磁操作仅对运行通道有效。A、B通道设有增减磁接点防粘连功能，增磁或减磁的有效连续时间为4S,

当增磁或减磁接点连续接通超过4S后，无论近控还是远控，操作指令失效。当增磁指令因为接点粘连功

能失效后，不影响减磁指令的操作；当减磁指令因为接点粘连功能失效后，不影响增磁指令的操作。注：

增减磁指令防粘连功能只对A/B

3.3.9逆变灭磁

励磁系统接收到停机令或将调节器面板上的“整流/逆变”开关打到“逆变”位置，在满足F列条

件时，逆变灭磁：

发电机已解列

定子电流小于10%

14V/F限制动作

发电机空载运行，调节器A或B通道自动方式下运行，若发电机机端电压与频率的比值达到调

节器设定的V/F限制值，则调节器V/F限制将动作，限制发电机机端电压，保持机端电压与频

率的比值在V/F限制值以下，防止发电机或变压器过励磁；同时自动闭锁增磁指令。V/F限制值

可通过调试软件设定。当机组的频率低于45Hz,励磁调节器接收到开机令时，也将发出“V/F限

制”信号。在发电机空载运行的情况下，运行人员若监测到机组“V/F限制”动作，应立即减磁,

直到“V/F限制”信号消失；若减磁无效，可发停机令逆变灭磁或直接跳灭磁开关灭磁。

3.3.10功率柜的操作

风机控制：

励磁系统正常运行中，功率柜冷却风机的启动、停止控制是自动进行的。另外，通过功率柜显示

屏的薄膜按键操作，可手动启、停风机。风机自动启动的条件：有“开机令”信号R651或本功

率柜输出电流大于100A。风机自动停止的条件：“开机令”信号R651消失且本功率柜输出电流

小于50A。智能化功率柜配有双风机时，可任意选择一主用、一备用。励磁系统正常运行中，只

有主用风机投入；若有主用风机启动命令但检测到主用风机故障，则发“风机电源故障”报警信

号并自保持，同时自动启动备用风。

3.3.11机组并网

机组建压成功后，可以投入同期装置并网。运行人员应在机组并网后密切监视无功功率的变化情

况，一般要求并网后机组输出正无功功率且数值较小。

注：若发现并网后无功输出为负值，则可能并网时机端电压低于系统电压；若发现并网后无功功率输出

很大，则可能并网时机端电压高了系统电压，且差值较大；

上述两种情况均应调整同期装置或励磁系统的“系统电R