MW机组电气运行规程.docx

建投邢台热电有限责任公司电气运行规程 Q/XFD-2090350MW机组电气运行规程（试行）20160801 发布 20160815 实施 建投邢台热电有限责任公司 发布2前 言本规程是为本公司350MW机组电气运行和管理的需要，依照国家行业标准、设计院、制造厂规定和说明书以及试验结果，参考350MW级火力发电机组集控运行典型规程范本，参照兄弟单位同类型机组运行经验编制而成。此规程编制过程中，得到我公司领导和有关部门的大力支持，在此表示感谢。由于目前我们缺少350MW机组的运行经验，本规程难免有不妥之处，使用过程中发现问题将及时进行修订完善。本规程2016年08月01日第一次发布实施。本规程由建投邢台热电有限责任公司发电运行部提出并归口。本规程由建投邢台热电有限责任公司发电运行部负责起草。本规程由建投邢台热电限责任公司总工程师负责解释。批 准： 审 定： 审 核：初 审：编 制： 97目 录第一章机组的技术规范及主要技术性能11、发电机组技术规范1第二章机组的启动准备工作61、遇有下列情况之一者，禁止发电机组启动：62.启动前下列系统投运或具备投运条件63.机组启动前的整体检查63.1通则63.2发电机-变压器组启动前的检查6第三章机组冷态启动111、电气试验项目11第四章机组运行维护及调整151.发电机的运行维护、调整与检查152.励磁系统的监视与调整20第五章继电保护装置33第六章自动电压控制（AVC）44第七章辅机系统47第一节柴油发电机47第二节 直流系统50第三节 UPS装置57第四节 电动机系统62第五节 6KV开关的运行69第六节 凝结水泵、一次风机、循环水泵变频器71第八章机组停运741机组停运前的准备工作744机组停运过程中的注意事项757机组停运后的工作75第九章机组试验771机组大联锁试验77第十章事故处理781事故处理通则782机组的紧急停运783机组的故障申请停运784机组大联锁动作机组跳闸的处理795厂用电中断806电气典型事故处理81第十一章 定期工作93附图1 发电机容量（P-Q）曲线94附图2 发电机饱和、短路、零功率因数曲线95附图3 发电机“V” 形曲线96附图4 电压频率偏差范围96附图5 短时U/f能力曲线97附图6 失磁运行曲线97第一章 机组的技术规范及主要技术性能1、 发电机组技术规范1.1、 发电机技术规范1.1.1、 概述邢台热电一期工程#1、#2发电机为东方电机股份有限公司制造的QFSN-350-2-20型汽轮发电机。发电机冷却方式为“水氢氢”方式，即定子线圈（包括定子引线，定子过渡引线和出线）采用水内冷，转子线圈采用氢内冷，定子铁芯及端部结构件采用氢气表面冷却。集电环采用空气冷却。机座内部的氢气由于装于转子两端的轴流式风扇驱动，在机内进行密闭循环。励磁采用“机端变压器静止整流的自并励励磁系统。1.1.2、 发电机技术规范项 目数 值型号QFSN-350-2-20额定功率350MW（412MVA）最大连续功率380MW（447MVA）额定电压20kV额定电流11.887kA额定功率因数0.85（滞后）额定励磁电流2388.8A(计算值)额定励磁电压(100)424.4V(计算值)额定频率50Hz额定转速3000r/min相数3接法2-Y出线端子数目6冷却方式水氢氢环境温度540额定氢压0.3Mpa最高氢压0.35Mpa短路比(保证值)0.5超瞬变电抗(保证值)0.15瞬变电抗0.3效率98.89%轴承振动0.025mm轴振0.08mm漏氢10m3/d励磁方式自并励方式：机端变-静止可控硅励磁强励顶值电压倍数2强励电压响应比2/s允许强励时间10s发电机噪音（距机座1m处，高度为1.2m）90 dB(A)发电机一阶监界转速（单跨计算值）1322r/min发电机二阶监界转速（单跨计算值）3588 r/min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85（埋设检温计）定子绕组层间温度90（埋设检温计）层间温度差（最高值-平均值）8转子绕组温度115（电阻法）定子铁芯温度120（埋置检温计）定子端部结构件温度120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）轴承和油封回油温度70（温度计法）1.2、 励磁系统技术规范1.2.1、 励磁方式： 发电机采用静态励磁系统，由一台并接于发电机机端的励磁变压器作为励磁电源，经可控硅整流后供给发电机磁场电流，通过自动电压调节器AVR改变可控硅整流装置的触发角来控制发电机的运行工况。系统主要由机端励磁变压器、调节器、励磁电源、功率整流、灭磁回路等几部分。采用国电南瑞科技股份有限公司NES6100型励磁装置。为机端变自并励静止励磁系统。1.2.2、 励磁系统参数（转子接地保护装置型号NSR-376RA）型号NES6100额定励磁电压(V)424.4空载时励磁电流(A)848.5额定励磁电流(A)2389强励电压倍数2空载时励磁电压(V)140.9允许强励时间(S)10整流装置并联支路数3可控硅型号5STP28L4200并联支路均流系数0.95整流柜冷却方式强迫风冷整流柜数量3励磁调节器自动电压调整范围(%)20130AVR电压调差率范围(%)15手动电压调整范围(%)20110调整偏差(精度)(%)0.5灭磁开关型号GERAPID控制电压(直流)(V)110额定电流(A)4500非线性电阻材料SiC开断电流(kA)75起励装置起励电压(V)380起励时间(s)10励磁变压器型号ZSCB10-3500/20/0.88容量(KVA)3500分接范围22.5%额定电压(kV)2022.5%/0.88绝缘等级F额定电流101/2296连接方式Yd-11频 率(Hz)50冷却方式AN/AF相 数3最高温升（K）80短路阻抗7.44%空载损耗(kW)防护等级IP21负载损耗(kW)生产厂家 顺特电气1.3、 主要辅助设备技术规范1.3.1、 #1主变技术规范型号SFP-440000/220额定容量（MVA）440000 额定电压(高压侧/低压侧)（KV）24222.5%/20额定电流(高压侧/低压侧)（A）1050/12702（3分位）短路阻抗17.83%额定频率（HZ）50Hz调压方式无激磁调压冷却器台数5调压范围24222.5%连接组标号YN,d11中性点接地方式直接接地或不接地相数3冷却方式强迫导向油循环风冷（ODAF）绕组绝缘耐热等级A级空载损耗（KW）174.3/173.7负载损耗（KW）859.4空载电流（%）0.050油重（T）45.5总重（T）282.8温升（K）高压绕组低压绕组油顶层45.348.234.8全部冷却器退出运行后，主变满载运行所允许的时间20min一组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载：90%二组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载：60%三组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载35%生产厂家保定天威保变制造日期2015年12月1.3.2、 #2主变技术规范型号SFP-440000/220额定容量（MVA）440000 额定电压(高压侧/低压侧)（KV）24222.5%/20额定电流(高压侧/低压侧)（A）1050/12702（3分位）短路阻抗17.87额定频率（HZ）50Hz调压方式无激磁调压冷却器台数5调压范围24222.5%连接组标号YN,d11中性点接地方式直接接地或不接地相数3冷却方式强迫导向油循环风冷（ODAF）绕组绝缘耐热等级A级空载损耗（KW）173.7负载损耗（KW）860.7空载电流（%）0.049油重（T）45.5总重（T）282.8温升（K）高压绕组低压绕组油顶层45.348.234.8全部冷却器退出运行后，主变满载运行所允许的时间20min一组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载：90%二组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载：60%三组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载35%生产厂家保定天威保变制造日期2016年1月1.3.3、 #1启备变技术规范型号SFFZ-45000/220短路阻抗 11.53%（额定电压分接、高-低、低）额定容量（MVA）45/28-28/15额定电压变比（KV）23081.25%/6.3-6.3额定电压（KV)230/6.3-6.3额定频率（HZ）50额定电流(A)113/2566（1558）-1558（2566）高压侧中性点运行方式直接接地冷却方式ONAN/ONAF(70%/100%)联接组标号YN，yn0-yn0+d调压方式有载调压空载损耗（KW）28.4绕组绝缘耐热等级A级负载损耗（KW）178.1低压侧中性点运行方式经电阻接地空载电流（%）0.081油重（T）32.4总重（T）101.8温升（K）顶层油绕组(平均)绕组(热点)油箱、铁心及金属结构件表面54647774生产厂家保定天威特变制造日期2015.121.3.4、 高压工作变技术规范型号SFF-45000/20半穿越阻抗（%）18.84（内）/18.63（外）额定容量（MVA）45/28-28MVA联接组标号D/yn1-yn1额定电压（KV）20/6.3-6.3额定频率（Hz）50额定电流（A）1299/2566（1558）-1558（2566）绝缘耐热等级A额定电压变比2022.5%/6.3-6.3调压方式无励磁调压空载损耗（kW）25.3冷却方式ONAN/ONAF(70%/100%)负载损耗（kW）196.5空载电流（%）0.088中性点接地方式经电阻接地油重（T）14.9总重（T）63.9温升（K）顶层油绕组(平均)绕组(热点)油箱、铁心及金属结构件表面54647774生产厂家保定天威特变制造日期2015.121.3.5、 低压工作变技术规范项目机炉工变输煤变除尘变化水变制冷站变公用变翻车机变除灰变照明检修变型号SCB11-2500/6.3SCB11-2000/6.3SCB11-1600/6.3SCB11-1250/6.3SCB11-630/6.3额定容量（KVA）2500200016001250630电压变比（KV）6.322.5%/0.46.342.5%/0.4额定电流高/低（A）229.1/3608.4183.3/2886.8146.6/2309.4114.6/1804.257.7/909.3调压方式无载调压冷却方式AN额定频率50Hz接线组别D，yn11绝缘等级F级相数3温升限值（K）100防护等级IP21短路阻抗9.8%9.77.9%5.8%3.7%生产厂家海南金盘电气第二章 机组的启动准备工作1、 遇有下列情况之一者，禁止发电机组启动：1.1、 发变组主保护不正常。1.2、 发电机-变压器组绝缘值小于规定值，并与上次结果相比有显著降低。1.3、 发电机定、转子绕组及励磁系统的绝缘值小于规定值。1.4、 发电机气密性试验不合格。1.5、 柴油发电机带负荷切换不成功。2. 启动前下列系统投运或具备投运条件启动前应投运系统：2.1、 网控220KV系统。2.2、 厂用电6KV、 80V系统。2.3、 照明系统。2.4、 各直流电源系统。2.5、 密封油系统。2.6、 定子冷却水系统。2.7、 氢冷系统。2.8、 发电机、变压器系统。2.9、 机组各级报警盘、保护盘、控制盘、操作盘及各监视器、记录仪和打印机均已投入正常。3. 机组启动前的整体检查3.1 通则3.1.1、 电气、热工信号、事故音响、声光报警良好。3.1.2、 现场消防设备完整齐全，消防水系统完好，主要辅机、电气设备等易发生火灾的地方，备有足够的消防器材。3.1.3、 工作现场的照明充足，事故照明可靠，通讯设备完好。3.1.4、 转动机械按辅机启动前的要求检查合格。3.1.5、 在检查中，发现设备存在缺陷，应登录并通知检修消除。3.2 发电机-变压器组启动前的检查3.2.1 发变组检修后在启动前应将所属设备一、二种工作票必须全部终结，短路接地线、标示牌及安全遮栏均应拆除和收回，固定常设安全措施全部恢复。3.2.2 新装或大修后的发电机应有以下报告，设备变更有变更通知单，新投入设备必须有有关图纸及使用说明。3.2.3 绝缘试验合格报告3.2.3.1、 气密试验报告。3.2.3.2、 同期、定相报告。3.2.3.3、 定子绕组水压、水质试验报告。3.2.3.4、 主变、高厂变油质合格报告。3.2.4 发电机转备用前的检查：3.2.4.1、 发电机本体各部清洁完好，周围无杂物。3.2.4.2、 滑环光洁无损伤，刷架端正，刷辫完好，各碳刷无破碎、过短、卡涩现象，压力均匀，接触良好。3.2.4.3、 发电机引出线已全部封闭，微正压装置投入正常。3.2.4.4、 确认励磁系统正常，各开关、刀闸、灭磁开关清洁完好，具备投运条件。3.2.4.5、 氢回路完好，各阀门与运行状态相符，液位计无液体。氢气纯度仪、湿度仪应投入，氢气除湿装置良好，各阀门及管道无泄漏。供灭火用的CO2已接入母管。3.2.4.6、 发电机内已充氢，氢压为0.1Mpa，氢气纯度应在96%以上，露点Td在-14-2.5之间。3.2.4.7、 定子线圈及出线套管已通冷却水，压力及流量正常。3.2.4.8、 一、二次回路、励磁回路接线完整，正确牢固，绝缘电阻合格。3.2.4.9、 发电机中性点接地柜完好。3.2.4.10、 发变组系统各表计、参数显示、指示信号、操作开关等完好，保护及自动装置小开关、插件、指示灯、压板等齐全完备，标志清晰，二次线完整。3.2.5 发电机检查项目：3.2.5.1 确认下列辅助系统处于良好状态:氢气系统、密封油系统、定子冷却水系统、氢气冷却器水系统、轴承润滑油系统、顶轴油系统、集电环通风管道。3.2.5.2 检查发电机主开关及发电机转子回路开关处于断开位置。3.2.5.3 下列冷却介质应满足规定值：机内氢气；定子冷却水；氢冷器冷却水。3.2.5.4 检查定子绕组，转子绕组及励端轴瓦的绝缘电阻：a. 定子绕组绝缘电阻5M(2500V摇表) b. 转子绕组绝缘电阻1M(500V摇表)c. 励端轴瓦绝缘电阻1M(1000V摇表) 3.2.5.5 滑环、电刷应清洁完整，电刷应能在刷盒内上下自由移动，电刷压力正常。3.2.5.6 保护投停正确3.2.6 变压器投运前的应进行下列工作3.2.6.1、 对新装或大修后的变压器，应审查其试验报告齐全合格，资料、图纸完善，投运措施正确。3.2.6.2、 有关检修工作票全部结束，为检修所设置的接地线、标示牌等安全措施拆除，常设遮栏及警告牌恢复正常。3.2.6.3、 检修后或长期停用的变压器投运前，应用1000-2500V摇表测量高对地、低对地、高对低之间的绝缘阻值应合格，相间应接通，绝缘阻值不得低于上次测量结果的。3.2.6.4、 变压器保护装置的传动试验正常。3.2.6.5、 变压器冷却装置电源切换试验正常，变压器冷却装置各风扇、油泵运转试验正常。干式变绕组温度报警回路试验正常。3.2.6.6、 新装或变动过内、外接线以及改变接线组别的变压器，在并列运行之前应校定相序。3.2.6.7、 冷却装置及调压装置绝缘阻值用500V摇表测量不低于0.5M。3.2.6.8、 开关传动试验良好(配合检修人员进行)。3.2.6.9、 变压器投运前应进行下列检查：3.2.6.10、 变压器本体清洁无杂物，各引线、电缆接头处良好。3.2.6.11、 变压器油位、油色正常，各部无渗油、漏油现象。3.2.6.12、 瓷瓶、套管清洁完好，无裂纹、破损、闪络痕迹。3.2.6.13、 呼吸器完整，硅胶不潮解，不变色。3.2.6.14、 瓦斯继电器内无气体，继电器与储油柜之间的阀门应打开。3.2.6.15、 变压器外壳接地良好。3.2.6.16、 电压分接头位置正确，有载调压机构操作灵活。3.2.6.17、 各温度表完好，指示正确，其信号及自动温度整定符合要求。3.2.6.18、 变压器保护投停正确。3.2.6.19、 自动灭火装置、消防器材齐备完好。3.2.6.20、 设备标志齐全，常设遮栏、标示牌完善。3.2.7 变压器冷却装置投入运行前的检查：3.2.7.1、 查各路电源良好，电源开关互投良好。3.2.7.2、 开关箱、控制箱、风扇、油泵齐备清洁良好。3.2.7.3、 各冷却器的电源开关完好在合位，各接触器完好。3.2.7.4、 控制箱内继电器、操作把手完好，全部控制及信号小空开在合位。3.2.7.5、 主变冷却器各油路出、入口截门在开启状态，各部不漏油、渗油。3.2.7.6、 消防设备齐全完备。3.2.8 主变冷却器投入运行的步骤：a. 合上110V直流屏主变通风控制箱电源开关QM9b. 查主变通风工作电源、路电源（QM1、QM2）已送上c. 将工作电源切换控制器CMU的面板按钮选择“电源I工作”或“电源II工作”位。d. 检查电源切换控制器在“自动”位置。e. 将全停试验开关SAM2打至“工作”位。f. 将“远方/本地”切换开关SAM3打至“远方”位。g. 将信号控制开关SAM4打至“工作”位。h. 合上有载电源开关QM3。i. 合上端子箱电源开关QM4。j. 合上检测仪电源开关QM5。k. 合上U1电源开关QM6。l. 合上加热器电源开关QM7。m. 合上照明电源开关QM8。n. 合上PLC输入电源开关QM10。o. 合上PLC输出电源开关QM11。p. 合上PLC电源开关QM12。q. 合上冷却器电源开关（Q1Q5）。r. 将1组-5组冷却器控制开关打至“自动”位。s. 检查各工作冷却器的油泵及风扇运行良好，转向正确，油流继电器指示正确。3.2.9 启备变投入运行的步骤3.2.10 高厂变投入运行的步骤：3.2.11 新装或大修后的高压开关投运前准备和检查：3.2.11.1、 开关远方、就地合跳及保护传动良好；3.2.11.2、 有绝缘合格报告；3.2.11.3、 220KV开关应试验液压弹簧机构联锁、闭锁正常；3.2.12 新装或大修后的高压开关投运前应检查下列项目：3.2.12.1、 开关清洁无杂物、短路接地线已拆除。3.2.12.2、 各引线接头紧固，无松脱现象。3.2.12.3、 SF气体压力正常，不漏气。3.2.12.4、 分合指示器、指示灯是否正确。3.2.12.5、 有无异常声音或气味产生。3.2.12.6、 各动作元件动作次数的确认。3.2.12.7、 断路器机构外部是否漏油3.2.12.8、 接线端子无过热变色。3.2.12.9、 检查密度继电器SF气体压力报警和闭锁功能正常。3.2.12.10、 油泵及液压机构完好，压力指示正常，机构本身无渗油、漏油现象。3.2.12.11、 常设遮栏、标示牌完好，设备标志齐全。3.2.12.12、 “五防”闭锁装置完好。3.2.13 其它配电装置投运前的检查3.2.13.1、 配电装置包括开关、刀闸、TV、TA、母线、避雷器、电缆等设备。3.2.13.2、 高压配电装置的绝缘电阻，用1000伏或2500伏的摇表进行测量，其值每千伏工作电压不低于1M；低压配电装置的绝缘电阻用500伏摇表进行测量，其值不得低于0.5M。3.2.13.3、 配电装置所有设备的外壳，均应有良好的接地。3.2.14 配电装置投入运行前的准备：配电装置送电前，有关回路的工作应全部终结，收回所有工作票，为检修所设置的接地线、标示牌等安全措施拆除，常设遮栏及警告牌恢复正常。高压开关应有绝缘报告。3.2.15 配电装置投运前的检查：3.2.15.1、 设备本身及周围清洁无杂物；3.2.15.2、 各引线接头紧固；3.2.15.3、 瓷套管清洁、无破损裂纹；3.2.15.4、 互感器二次接线完整；3.2.15.5、 电缆不漏油并标明根号、相序；3.2.15.6、 新投入或检修后的配电装置投运前应有合格的试验报告，检修后的开关在两侧刀闸断开或小车开关在试验位置时，做合跳闸试验及保护传动试验良好，操作机构拒绝跳闸的开关禁止投入运行。3.2.15.7、 新投入或检修后的配电装置，确认相序正确，方许合闸送电。如条件许可，值班员在新投入或检修后的低压配电装置与运行设备并列前应定相。3.2.15.8、 电缆故障修复后，必须校对相位，并作耐压试验，经合格后，才能恢复运行。第三章 机组冷态启动1、 电气试验项目发变组计划检修后，冷态启动前应进行以下项目试验：1.1、 发、变组保护传动试验。1.2、 高、低压动力开关传动试验。1.3、 励磁静态试验。1.4、 检同期试验。1.5、 假同期试验。1.6、 发电机不同转速下的绝缘电阻及交流阻抗试验。1.7、 发电机变压器组K1点三相短路试验。1.8、 6KV厂用电K2、K3点短路试验。1.9、 发变组空载特性试验。1.10、 发电机励磁调节系统试验。1.11、 发电机甩无功试验。 做假同期试验时，应联系继电保护将同期用220kV #1（#2）主变进线隔离刀闸的辅助接点短接，确保能将同期电压送至同期屏。断开并网开关启动热工DEH调速回路接线，以防止机组超速。试验完毕，恢复原状。2、 发电机并网2.1、 发电机变压器组由冷备用转热备用并网前的准备工作2.1.1、 投入发电机-1TV、-2TV、-3TV、避雷器、6KV工作进线A、B分支TV。2.1.2、 合上发电机中性点接地变刀闸。2.1.3、 投入主变、高压厂变冷却装置电源。2.1.4、 合入主变中性点接地刀闸（在机组并网后再进行主变中性点接地的调整操作）。2.1.5、 检查发变组主开关三相确在断位。2.1.6、 检查高厂变6KV侧开关在试位。2.1.7、 合上发变组母线侧刀闸。2.1.8、 合上励磁整流柜交流侧QS1刀闸、直流侧QS2刀闸，将励磁系统转备用。2.1.9、 送上发变组出线开关控制电源。2.1.10、 检查发变组保护压板投停正确。2.2、 启励操作启励前的准备工作2.2.1、 检查励磁变清洁完好，无短路接地线，引线、电缆接头处良好，温控器温度指示正常。 2.2.2、 升速过程，检查发电机定子、定子端部的冷却水进口压力和流量正常。2.2.3、 汽轮机冲车后，转速升至1500r/min时，应检查发电机各转动部分无卡涩、摩擦现象，发电机声音、振动正常，滑环及碳刷完好，不跳跃。确认集电环、碳刷处无异常噪音。2.2.4、 发电机无漏水现象。2.3、 发电机启动、升压2.3.1、 转速升至3000r/min，检查定子冷却水温度、水压、流量，密封油压，氢压正常。检查碳刷、集电环是否有跳动、卡涩、接触不良以及过热现象。如有应设法消除。2.3.2、 当转速达到3000r/min时，合上灭磁开关FMK，查励磁调节器在“自动状态”方式，点击“启动励磁”按钮，发电机电压自动升至95%额定电压。（在自动升压过程中如手动干预则停止自动升压，如8秒钟发电机电压达不到95%，启励失败。）2.3.3、 发电机升压过程中，应注意同时监视定子电压、定子电流、转子电压、转子电流的变化情况，若出现转子电压、转子电流较以前有显著变化或出现定子电流时，应立即按下“停止励磁”按钮切除励磁，并拉开FMK开关，待查明原因后，方可再次升压。2.3.4、 当电压达到额定值时，应核对空载励磁电流、励磁电压正常并记录。查定、转子无接地。2.3.5、 采用自动准同期方式并列发电机。2.4、 并列操作2.4.1、 发电机与系统并列必须满足下列条件：1) 待并发电机电压与系统电压近似相等；2) 待并发电机周波与系统周波相等；3) 待并发电机相位与系统相位相同；4) 待并发电机相序与系统相序一致。2.4.2、 同期并列注意事项：1) 大修后和不论任何原因电压互感器二次接线拆动后以及同期回路有过工作的发电机并列前，应做零起升压、同期回路向量检查、自动假同期并列试验各一次。并列时发电机定子电流应无冲击；2) 并列后防止力率进相，先升无功，后升有功，保证迟相运行；3) 并列后升高发电机有功功率时要按值长命令执行。定子电流要均匀缓慢升高，必须加强监视发电机进出口风温、水温及线圈、铁芯的温度，确保氢冷器过水正常。2.4.3、 发电机并网操作(以#1机为例)1) 查#1发变组保护所有功能压板及出口压板投入正确；2) 查#1发变组进线211开关三相在断位，气压、液位正常；3) 查#1发变组进线211-2刀闸三相在断位；4) 查#1发变组进线211-1刀闸三相在合位；5) 查#1主变中性点211-9刀闸在合位；6) 检查汽轮机转速3000r/min；7) 投入发变组保护C柜“热工”保护压板；8) 合上#1发变组进线211开关控制电源小开关；9) 合上#1发电机同期装置直流电源ZKK开关；10) 将#1发电机同期装置“手动/自动转换开关”DTK开关打至“自准”位；11) 查同期装置工作位状态灯亮；12) 查#1发电机同期装置“单/双侧无压确认”开关在“同期”位；13) 查#1发电机微机励磁装置正常；14) 查#1发电机灭磁开关FMK控制电源已给上；15) 合上#1发电机灭磁开关FMK；16) 查励磁调节器在“远方控制”；（“远方就地控制”开关在“远方”位）17) 查励磁调节器“置主开关”在“A主”或“B主”位。18) 查励磁调节器在“自动状态”；19) 点击“启动励磁”按钮，查已启动；20) 将#1发电机电压升至额定值；21) 查#1发电机定、转子无接地；22) 查“转子满足投同期”状态灯亮。23) 查#1发电机电压、频率符合并网条件；24) 点击“同期装置投入”按钮给同期上电；25) 在DEH内投“自动同步”按钮；26) 查DEH允许状态灯亮；27) 查#1发变组进线211开关自动同期合闸，升少许无功负荷；28) 点击同期装置复位按钮；29) 点击同期装置退出按钮；30) 汇报值长#1发电机已并网；31) 拉开#1发电机同期装置直流电源ZKK开关；32) 退出#1发变组保护A、B柜“启停机”、“误上电”、保护压板；33) 查#1主变进线211开关三相在合位，气压、液位正常，#1主变通风运行正常，#1发电机励磁装置正常。发电机并网后对发变组系统进行详细检查，特别要注意各设备的冷却装置，冷却介质参数合格，无漏油、水、氢等异常现象，氢气干燥器、除湿机投入且运行正常，将氢气循环风机停运。2.4.4、 升负荷操作及系统投运负荷100MW时，汇报值长将厂用电由启备变倒至工作变带。（以#1机为例）1) 查 #1机6KVA段工作进线711A开关在工作位，小车开关“远方/就地”切换把手在“远方”位。2) 查 #1机6KVB段工作进线711B开关在工作位，小车开关“远方/就地”切换把手在“远方”位。3) 查#1机6KVA段厂用电快切装置正常。4) 查#1机6KVA段厂用电快切装置压板位置正确。5) 查#1机6KVB段厂用电快切装置正常。6) 查#1机6KVB段厂用电快切装置压板位置正确。7) 调出6KVA段快切控制画面。8) 查6KVA段快切为并联方式。9) 点击6KVA段“手动切换”按钮。10) 查6KVA段工作进线711A开关已合好。11) 查6KVA段备用进线701A开关已断开。12) 查“切换完成”指示变红。13) 查6KVA段母线电压正常。14) 点击“复归”按钮，查装置切换完成指示变灰。15) 调出6KVB段快切控制画面。16) 查6KVB段快切为并联方式。17) 点击6KVB段“手动切换”按钮。18) 查6KVB段工作进线711B开关已合好。19) 查6KVB段备用进线701B开关已断开。20) 查“切换完成”指示变红。21) 查6KVB段母线电压正常。22) 点击“复归”按钮，查装置切换完成指示变灰。23) 查#1机6KVA段厂用电快切装置正常。24) 查#1机6KVB段厂用电快切装置正常。25) 查6KVA段备用进线701A开关储能良好。26) 查6KVB段备用进线701B开关储能良好。第四章 机组运行维护及调整1. 发电机的运行维护、调整与检查1.1、 额定运行方式发电机按照铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式。发电机可以在这种方式下或在容量限制曲线的范围内长期运行。发电机正常运行中各参数不得超过铭牌。1.2、 发电机主要控制参数名 称单 位正 常 值额定容量MVA412额定功率MW350发电机电流A11887发电机电压KV20周波Hz50定子铁芯温度120（埋设检温计）定子线圈温度90（埋设检温计）定子进水温度453定子出水温度85定子绕组进水压力Mpa0.10.2定子冷却水流量T/h45（含定子出线水量3 T/h）氢气纯度%96氢气压力Mpa0.3氢冷器进水压力Mpa0.10.2发电机冷氢温度3546发电机热氢温度65氢冷器进水温度20氢冷器出水温度27氢冷器冷却水流量T/h4100集电环温度120（温度计法）集电环出风温度65（温度计法）1.3、 发电机出口电压调整1.3.1、 发电机正常运行应将自动调节励磁装置投入，在额定电压的5%以内变化（1921KV）。运行中若系统电压正常而发电机无功摆动较大，自动励磁输出摆动较大，应立即切至恒励磁电流（手动）方式，汇报值长，联系检修处理，禁止在恒励磁电流方式下长期运行。在恒励磁电流方式下运行时，在调整发电机有功负荷进必须先适当调整发电机无功负荷，以防发电机失去静态稳定性。1.3.2、 发电机正常有、无功负荷的调整，应按调度给定的负荷及电压曲线或值长的命令来执行，在机组进相运行时，应监视低励限制是否动作及监视6KV厂用电母线电压不得低于5.7KV。1.4、 周波调整正常运行功率因数为额定值时，电压变化范围不超过5%和频率变化范围不超过-2%2%时，发电机允许连续输出额定功率，当电压变化范围不超过5%和频率变化范围不超过-5%3%时，汇报值长发电机降负荷运行。1.5、 发电机定子电流调整a. 发电机电压低于额定值95（19KV）时，定子电流不得超过额定值的105%（10767A）。b. 发电机在额定冷却介质条件下三相负荷不对称时，发电机所承受的负序电流分量（I2）与额定电流之比（I2/IN）不超过8%，且每相电流均不超过额定值时，可连续运行。当发生不对称故障时，（I2/IN）2和时间t（s）的乘积不得超过8S。1.6、 负荷调整1.6.1、 发电机可在额定运行方式下或在容量限制曲线的范围内长期连续运行。1.6.2、 发电机额定功率因数为0.85，发电机可以在滞相或进相功率因数范围内运行。功率因数变化范围应符合“发电机容量曲线”。发电机任何情况下，运行工况应符合“发电机容量曲线”1.6.3、 发电机负荷受各部温度的限制，当各部温度超过允许值且调整无效时，应申请降低出力。1.6.4、 发电机最高负荷不超过380MW，最小负荷应以锅炉稳定燃烧和机组安全运行为基础。1.6.5、 发电机最大出力的条件：氢压为0.3Mpa，发电机冷却器进水温度在20，冷却器出水温度27，发电机冷氢温度30，功率因数为额定值，厂房温度30。1.6.6、 当发电机停运一个氢气冷却器时，发电机允许带80%额定负荷。1.6.7、 发电机氢气压力降低时，发电机出力必须按P-Q曲线降低至对应氢压下所允许的出力范围：氢压（MPa）功率因数发电机出力（MW）0.30.853500.250.853300.20.852701.7、 发电机进相运行1.7.1、 发电机进相运行注意事项1） 发电机不失去静态稳定。2） 发电机定子端部铁芯温度不得超过120。3） 发电机转子铁芯及线圈温度不得超过110。4） 发电机端电压、厂用母线电压不低于额定值的95%，即发电机端电压不低于19kV、6kV母线电压不低于5.7kV、380V母线电压不低于361V。5） 发电机内氢压不得低于0.28Mpa。6） 若发现有失稳定趋势应立即增加无功，必要时可适当降低有功进行处理。7） 发电机进相运行应在微机励磁“自动”工作方式下进行，且吸收系统无功应从零开始缓慢进行。8） 发电机运行工况正常，定、转子冷却方式符合规定 ，冷却介质温度、流量在额定范围内。9） 自动调节器运行正常，过励限制、低励限制、电压/频率限制、失磁、失步保护投入。1.7.2、 发电机进相运行深度1） 发电机在不同负荷下可吸收系统无功的数值由发电机进相试验确定。2） 在减少发电机无功接近进相试验值时，操作要缓慢；严禁超过其进相试验值运行。#1机组有功350MW260MW170MW无功#2机组有功350MW260MW170MW无功1.7.3、 发电机进相运行期间的监视项目发电机端电压、厂用母线电压不低于进相运行规定值。发电机运行工况应符合容量曲线。1） 发电机励磁调节器应在自动“恒压”方式运行，不得运行在手动“恒流”方式。2） 发电机冷却水系统的压力、流量、温度正常；氢气压力、纯度及冷热氢温度正常。3） 加强对发电机、励磁系统各部件运行情况检查，发电机定子线圈温度不超过90，端 部铁芯温度不超过120。发电机各部温度、温差或温升不超过规定值。4） 加强监视各辅机电流的变化。1.7.4、 发电机进相运行期间的异常处理：1） 进相运行期间，若发生振荡或失步，应立即增加无功，减少有功，稳定发电机运行。采取上述措施无效时，按照振荡或失步事故进行处理。2） 进相运行期间，若发生异常如发电机各部件温度升高过快或超过规定值或温差大超限等，应立即停止进相运行，恢复正常方式。3） 进相运行期间，若低励限制动作，应及时增加发电机无功负荷。1.8、 发电机氢冷系统运行及维护1.8.1、 氢冷系统概况发电机定子铁心和转子绕组由氢气密闭循环系统进行冷却。气体由安装在转子两端的单级轴流式风扇驱动。由两端风扇驱动的氢气通过机座内的导风管进入各冷风区，再从铁心背部沿铁心径向从风沟进入气隙，转子通过自身旋转将冷氢从副槽抽向气隙，冷却完转子线圈的氢气和从定子冷风区进入气隙的氢气进入附近铁芯热风区，沿铁心径向风沟冷却铁芯热风区后进入机座热风区，经导风管流过安装在端罩上部的冷却器，冷却后再回到风扇前继续循环。定子冷风区和热风区沿轴向交替布置，转子通风采用全径向通风冷却方式。1.8.2、 氢气系统运行规定：1.8.2.1、 发电机额定氢压0.3Mpa ,最高不超过0.35Mpa，低于0.28Mpa应补氢。1.8.2.2、 发电机额定进风温度为3546，出风温度不得大于65。1.8.2.3、 发电机充氢总容积为72m3，在0.3Mpa运行条件下，漏氢量24小时不大于10。1.8.2.4、 降低氢压运行时（在任何情况下），定子冷却水压力和氢冷器的水压均不得高于氢压，其差值不得小于0.04Mpa。1.8.2.5、 定子绕组冷却水进水温度应高于发电机进风温度至少25。1.8.2.6、 一个氢气冷却器停用时,发电机只能带80负荷。1.8.2.7、 正常运行时，机内氢气质量符合下列标准：1) 氢气纯度：96%。2) 气体混合物中的含氧量不超过2。3) 额定氢压下的氢气露点为-250，氢气湿度保持1.54g/m3(额定氢压)。4) 不同氢压发电机的出力：氢 压有 功0.3Mpa(cos=0.85)350MW0.25Mpa(cos=0.85)330MW0.2Mpa(cos=0.85)270MW1.8.2.8、 正常运行时氢系统运行方式：1.8.3、 氢气除湿装置运行：1.8.3.1、 氢气除湿机运行规定：1) 正常运行中，发电机氢气除湿装置应投入运行，并在每日8点班记录自动放水量。并汇报机长。发电机并网及大量补氢后，应每班记录自动放水量一次（每日记录完毕后将水倒掉，以便第二天记录数据）。2) 机组正常运行时，发电机氢气除湿装置应保持连续正常运行，除湿装置故障时，应及时联系维护处理，发现湿度增大时应分析、查找原因，并及时进行调整。3) 氢气除湿装置投运步骤：a. 打开除湿装置氢气进、出口门。b. 打开除湿装置冷却水进出、水门。c. 合上除湿装置电源开关。d. 按下除湿装置 “启动/停止”键。e. 查除湿装置运行正常。4) 氢气除湿装置停运步骤：运行过程中，若要停止除湿机运行，按下除湿装置“启动/停止”键，将电源开关断开，关闭氢气除湿装置氢气进、出口门，关闭氢气除湿装置冷却水进出水门。5) 正常运行时，氢气除湿机出入口各装设一台氢气湿度仪，用以检测除湿机的除湿效果，氢气湿度仪的出入口门开启，旁路门关闭。6) 氢气湿度仪严禁CO2进入，否则会引起湿度仪CO2气体中毒，造成湿度仪损坏。所以发电机氢置换时，必须将除湿机出入口的氢气湿度仪解列，开启旁路门运行，以保证氢气湿度仪不被损坏。1.8.4、 氢气运行操作1.8.4.1、 补氢1) 通知化学供氢站发电机补氢。2) 联系集控值班员注意调整密封油压。3) 开启补氢总门，缓慢打开补氢门少许，以防氢气流量、流速过大引起氢气自燃和爆炸。4) 当氢压补到正常后，分别关闭补氢门和补氢总门。并通知制氢站补氢完毕。记录补氢量及纯度。1.8.4.2、 排污1) 当发电机内氢纯度低于96，应进行排污操作。2) 在排污操作时，先观察氢压是否正常，当氢压比额定值偏高时，应先排后补，当氢压比额定值偏低时，应先补后排。3) 排污的具体操作是：开启排污门，待机内氢压降至0.28Mpa时，关闭排污门，在进行补氢操作。当氢压补至0.3Mpa如纯度仍不合格，可反复操作直至氢纯度符合标准为止。1.8.4.3、 事故排氢当发生氢系统着火和密封油系统故障，值长令需紧急排氢时，必须进行事故排氢。1) 事故排氢的操作：开启事故排氢门，将氢压降至0.01Mpa以下，但不得为零，关闭事故排氢门。2) 通知检修向发电机内充CO2气体，当发电机内含CO2量大于96时，停止机内充CO2气体。1.9、 内冷水系统运行规定：1.9.1、 内冷水系统概况发电机定子线棒采用水内冷，空心导线和实心导线按一定比例组合成双排导线