水电厂设备运行规程技术标准.doc

技术标准技术标准 （设备运行规程）（设备运行规程） 目目 录录 第一册第一册 主系统电气设备运行规程主系统电气设备运行规程 .1 第二册第二册 发电机运行规程发电机运行规程 .15 第三册第三册 变压器运行规程变压器运行规程 .41 第四册第四册 配电装置运行规程配电装置运行规程 .50 第五册第五册 厂用电系统运行规程厂用电系统运行规程 .86 第六册第六册 直流系统运行规程直流系统运行规程 .91 第七册第七册 继电保护及自动装置运行规程继电保护及自动装置运行规程 .100 第八册第八册 计算机监控系统运行规程计算机监控系统运行规程 .112 第九册第九册 水轮机运行规程水轮机运行规程 .144 第十册第十册 调速器运行规程调速器运行规程 .164 第十一册第十一册 机组辅助设备运行规程机组辅助设备运行规程 .171 第十二册第十二册 电厂运行方式运行规程电厂运行方式运行规程 .181 第十三册第十三册 发电机进相运行规程发电机进相运行规程 .184 第十四册第十四册 近区配电运行规程近区配电运行规程 .187 第十五册第十五册 电气防误闭锁装置运行规程电气防误闭锁装置运行规程 .190 第十六册第十六册 柴油发电机运行规程柴油发电机运行规程 .195 第十七册第十七册 水库调度运行规程水库调度运行规程 .201 第十八册第十八册 泄水闸弧泄水闸弧形形门运行规程门运行规程 .212 第十九册第十九册 机组黑启动方案机组黑启动方案 .223 第二十册第二十册 厂用电中断事故处置方案厂用电中断事故处置方案 .229 第二十一册第二十一册 典型操作票典型操作票 .233 1 第一册第一册 主系统电气设备运行规程主系统电气设备运行规程 Q/*-JS-YX01-2017 1 1 主题内容与适用范围主题内容与适用范围 1.1 本标准规定了*电厂主系统电气设备运行方式。 1.2 本标准适用于*电厂运行人员，工程技术人员及有关管理人员。 2 2 引用标准引用标准 2.1 设备产品说明书。 2.2 电力系统继电保护运行规程 。 2.3 江西电网调度控制管理规程 （2015 年 07 月 01 日实施） 。 3 3 电气主结线系统图（见附录）电气主结线系统图（见附录） 4 4 主系统电气设备运行方式主系统电气设备运行方式 4.1 运行方式及规定 4.1.1 220kV 系统为单母线接线方式。#1 水轮发电机、#2 水轮发电机经一号 主变 201T，#3 水轮发电机、#4 水轮发电机经二号主变 202T，#5 水轮发电机、 #6 水轮发电机经三号主变 203T 连接至 220kV 段母线，并经 220KV 石澄线与 澄江 220KV 变电站连接。 4.1.2 正常运行时保持一台主变中性点接地刀闸在投入位置。主变中性点的投 切应根据省调命令进行操作，原则上我厂三台主变每隔一年轮换一次中性点运 行，其间隙和零序保护压板也应进行相应的投退。 4.2 10.5KV 系统共设三段母线：10.5KV段母线连接#1 水轮发电机、#2 水轮 发电机和一号隔离变 901T，通过 904QF 与 10KVI 段母线连接；10.5KV 段母 线连接#3 水轮发电机、#4 水轮发电机和二号隔离变 902T，通过 905QF 与 10KVI 段母线连接；10.5KV 段母线连接#5 水轮发电机、#6 水轮发电机和三号隔离 变 903T，通过 906QF 与 10KV 段母线连接。 4.3 10KV 系统共设二段母线：10KV段母线连接一号厂用变 907T、一号船闸 变 911T 和一号生活变 913T；10KV段母线连接二号厂用变 908T、二号船闸变 912T（未接线）和二号生活变 914T；10KV 外来备用电源线路通过 915QF 与 10KV段母线连接，作为 10KV段母线的备用电源，正常时，915QF 在试验位 2 置，其备自投闭锁压板在投入位置。 4.4 发电机与变压器联接为扩大单元接线方式。 4.5 0.4KV 厂用母线分为三段,正常情况下，厂用电分段运行， 0.4KV 段母 线通过母联开关 403QA 与 0.4KV 段母线连接，由一号厂变 907T 供电， 0.4KV 段母线由二号厂变 908T 供电。 4.6 10KV、0.4KV 母线需变更运行方式或对外供电时，需经分管生产副总批准。 4.7 220KV 母线停送电前应检查母线在空载状态。 5 5 220KV220KV段母线和线路故障及事故处理段母线和线路故障及事故处理 5.1 220KV 段母线差动保护动作 5.1.1 现象： 5.1.1.1 上位机语音报警，事故一览表报“母差保护动作”信号，推出“母差 保护动作”事故光字牌并闪烁； 5.1.1.2 220KV I 段母线各侧断路器跳闸，机组运行时甩负荷。 5.1.2 处理： 5.1.2.1 若有运行机组甩至空载，检查厂用电运行正常。 5.1.2.2 监视其它机组空转或停机正常，如不正常则手动帮助。 5.1.2.3 若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理； 5.1.2.4 将事故情况向省调和相关领导做简要汇报。 5.1.2.5 若全厂失去厂用电，一时不能恢复，尽快恢复 10kV 外来备用电源或 启动柴油发电机保证泄水闸供电，以便泄水闸操作人员操作泄水闸。 5.1.2.6 经省调确认系统一时不能恢复，在有水头的情况下可以考虑开机带厂 用电。 5.1.2.7 检查保护动作是否正确； 5.1.2.8 对 220KV I 段母差保护范围内的一次设备进行全面检查，检查有无明 显故障点； 5.1.2.9 如无明显故障点，拉开 220KVI 段母线各侧隔离刀闸，测 220KV I 段 母线绝缘合格； 5.1.2.10 联系维护人员检查保护装置； 3 5.1.2.11 上述检查无异常后，经省调和分管生产副总同意可以对其递升加压， 正常后可投入运行。 5.1.2.12 将事故详细情况向省调和相关领导汇报。 5.2 220KV I 段母线失灵保护动作 5.2.1 现象： 5.2.1.1 上位机语音报警，事故一览表报“母线失灵保护动作”信号，推出 “母线失灵保护动作”事故光字牌并闪烁； 5.2.1.2 220KV I 段母线各侧断路器跳闸，机组运行时甩负荷。 5.2.2 处理： 5.2.2.1 若有运行机组甩至空载，检查厂用电运行正常。 5.2.2.2 监视其它机组空转或停机正常，如不正常则手动帮助。 5.2.2.3 若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理； 5.2.2.4 将事故情况向省调和相关领导做简要汇报。 5.2.2.5 若全厂失去厂用电，一时不能恢复，尽快恢复 10kV 外来备用电源或 启动柴油发电机保证泄水闸供电，以便泄水闸操作人员操作泄水闸。 5.2.2.6 经省调确认系统一时不能恢复，在有水头的情况下可以考虑开机带厂 用电。 5.2.2.7 检查保护动作是否正确； 5.2.2.8 对保护范围内的线路、主变保护进行全面检查，查看各保护是否启动 发信； 5.2.2.9 确认为保护动作跳闸后，详细记录各事故报警信号； 5.2.2.10 联系维护人员检查保护装置； 5.2.2.11 上述检查无异后，将事故详细情况向省调及相关领导汇报，经分管 生产副总批准，联系省调同意后将母线投入运行。 5.3 石澄线光纤差动保护动作 5.3.1 现象： 5.3.1.1 上位机语音报警，事故一览表报“石澄线光纤差动保护”信号，推出 “石澄线光纤差动保护”事故光字牌并闪烁； 5.3.1.2 石澄线断路器 211QF 跳闸。 4 5.3.2 处理： 5.3.2.1 检查保护动作情况； 5.3.2.2 若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理； 5.3.2.3 机组甩负荷后保持空载运行且重合闸动作成功，应联系省调恢复机组 负荷； 5.3.2.4 机组甩负荷后保持空载运行但重合闸动作不成功或未动作，应通知维 护人员检查保护装置，并联系地调检查线路对侧光纤通道有无异常，确认非本 厂故障后，向省调汇报，听候省调处理； 5.3.2.5 将石澄线光纤差动保护动作、处理情况向省调及相关领导汇报。 5.4 石澄线高频保护动作 5.4.1 现象： 5.4.1.1 上位机语音报警，事故一览表报“石澄线高频保护动作”信号，推出 “石澄线高频保护动作”事故光字牌并闪烁； 5.4.1.2 石澄线断路器 211QF 跳闸。 5.4.2 处理： 5.4.2.1 检查保护动作情况； 5.4.2.2 若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理； 5.4.2.3 机组甩负荷后保持空载运行且重合闸动作成功，应联系省调恢复机组 负荷； 5.4.2.4 机组甩负荷后保持空载运行但单相重合闸动作不成功或未动作，应通 知维护人员检查保护装置，并联系地调检查线路高频保护通道有无异常，确认 非本厂故障后，向省调汇报，听候省调处理。 5.4.2.5 将石澄线高频保护动作、处理情况向省调及相关领导汇报。 5.5 石澄线距离保护动作 5.5.1 现象： 5.5.1.1 上位机语音报警，事故一览表报“石澄线距离保护动作”信号，推出 “石澄线距离保护动作”事故光字牌并闪烁； 5.5.1.2 石澄线断路器 211QF 跳闸。 5.5.2 处理： 5 5.5.2.1 检查保护动作情况； 5.5.2.2 若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理； 5.5.2.3 机组甩负荷后保持空载运行且重合闸动作成功，应联系省调恢复机组 负荷； 5.5.2.4 机组甩负荷后保持空载运行但重合闸动作不成功或未动作，应通知维 护人员检查保护装置，确认非本厂故障后，向省调汇报，听候省调处理； 5.5.2.5 将石澄线距离保护动作、处理情况向省调及相关领导汇报。 5.6 石澄线零序电流保护动作 5.6.1 现象： 5.6.1.1 上位机语音报警，事故一览表报“石澄线零序电流保护动作”信号， 推出“石澄线零序电流保护动作”事故光字牌并闪烁； 5.6.1.2 石澄线断路器 211QF 跳闸。 5.6.2 处理： 5.6.2.1 检查保护动作情况； 5.6.2.2 若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理； 5.6.2.3 机组甩负荷后保持空载运行，监视机组运行状况，通知维护人员检查 保护装置，确认非本厂故障后，及时向省调汇报，听候省调处理。 5.6.2.4 将石澄线零序电流保护动作及处理情况向省调及相关领导汇报。 5.7 单相重合闸动作 5.7.1 现象： 5.7.1.1 上位机语音报警，事故一览表报“线路（石澄线）保护装置动作报警” 信号，推出“线路（石澄线）保护装置动作报警”事故光字牌并闪烁； 5.2.1.2 石澄线断路器 211QF 单相跳闸后重合。 5.7.2 处理： 5.7.2.1 检查保护动作情况； 5.7.2.2 若单相重合闸成功，应检查线路开关动作情况； 5.7.2.3 若单相重合闸动作不成功，应检查线路开关动作情况，若机组甩负荷 后保持空载运行，监视机组运行状况，如全厂失去厂用电，则按保厂用电预案 处理； 6 5.7.2.4 通知维护人员检查保护装置，确认非本厂故障后，向省调汇报，并了 解对侧系统情况，听候省调处理； 5.7.2.5 若线路故障为瞬时性故障，正常情况下重合闸会合闸成功； 5.7.2.6 若为永久性故障，重合闸重合动作后将发生第二次跳闸，且不会再次 重合； 5.7.2.7 将单相重合闸保护动作、处理情况向省调及相关领导汇报。 5.8 SF6封闭母线筒击穿事故 5.8.1 如是操作或巡视检查过程中，出现此现象，应立即停止操作，撤离 GIS 室；且 25 分钟内人员不得进入室内（除抢救人员外） ； 5.8.2 检查保护动作情况，如断路器未跳闸，立即设法断开； 5.8.3 应尽快通知维护人员，使故障点停电并采取隔离措施，汇报省调； 5.8.4 投入 GIS 室通风机，使 GIS 室通风畅通； 5.8.5 若有人员中毒，应设法将其脱离现场，并立即通知医务部门前来抢救； 5.8.6 4 小时内，进入室内人员必须穿防护衣，戴绝缘手套并使用正压式呼吸 器； 5.8.7 注意厂用电系统的正常供电。 5.9 同步振荡 5.9.1 现象： 5.9.1.1 定子电压表、电流表、有功表、无功表,母线电压表指示有节奏地摆 动。 5.9.1.2 通常电压降低,电流升高。 5.9.1.3 频率表指示升高或降低,并略有摆动。 5.9.1.4 转子电流表指示也有节奏地在正常值附近摆动。 5.9.1.5 发电机发出有节奏的嗡鸣声并与表计摆动合拍。 5.9.1.6 振荡周期稳定清晰。 5.9.2 处理： 5.9.2.1 当发电机出现同步振荡时，应立即查看发电机励磁回路各仪表指示。 5.9.2.2 若振荡是由于发电机非同期并列或失磁引起，应立即将发电机解列。 5.9.2.3 若振荡是由于发电机励磁调节器有异常引起,应立即将发电机故障励磁 7 调节器切至备用励磁调节器运行。 5.9.2.4 若振荡是由于调速器异常引起，应立即消除调速器的故障。如一时无 法消除，则应立即将发电机解列。 5.9.2.5 若因系统故障而引起发电机振荡,在手动励磁运行时,应尽可能增加励 磁电流提高电压。在自动励磁投入运行时,严禁将励磁调节器切至手动励磁方式。 5.9.2.6 视情况增加或降低有功负荷,使振荡消失,但频率不得低于频率保护动 作值。 5.9.2.7 及时联系省调,以取得系统协助,尽快消除振荡。 5.10 异步振荡 5.10.1 现象： 5.10.1.1 定子电压表、电流表、有功表、无功表,母线电压表指示摆动频率较 高，且抖动剧烈。 5.10.1.2 通常电压降低,电流升高。 5.10.1.3 频率表指示升高或降低,摆动频率较高。 5.10.1.4 振荡周期不清晰。 5.10.1.5 发电机发出不正常的、有节奏的呜鸣声与表计摆动合拍。 5.10.1.6 220KV 母线电压变化很大。 5.10.2 处理： 5.10.2.1 当发电机出现异步振荡时，应不待调度的指令立即增加发电机的励 磁电流提高无功出力。 5.10.2.2 当发电机出现异步振荡时，若发现频率降低应不待调度指令，增加 机组的有功出力至最大值，直至振荡消除。 5.10.2.3 当发电机出现异步振荡时，若发现频率升高应不待调度指令，减少 机组有功出力以降低频率，但不得使频率低于 49.5Hz，同时应保证厂用电的正 常供电。 5.10.2.4 若由于机组失磁而引起系统振荡，可不待调度指令立即将失磁机组解 列。 5.10.2.5 系统发生振荡时，未得到值班调度员的允许，不得将发电机从系统中 8 解列(现场事故规程有规定者除外)。 5.10.2.6 及时联系省调,并听侯调度指令。 6 6 电气设备双重编号电气设备双重编号 220KV220KV 系统系统 设备编号设备编号设备名称设备名称备注备注 201T 1 号主变 202T 2 号主变 203T 3 号主变 201QF 1 号主变 220KV 侧断路器 202QF 2 号主变 220KV 侧断路器 203QF 3 号主变 220KV 侧断路器 211QF 石澄线断路器 2011QS 1 号主变断路器母线侧隔离开关 2013QS 1 号主变断路器主变侧隔离开关 2021QS 2 号主变断路器母线侧隔离开关 2023QS 2 号主变断路器主变侧隔离开关 2031QS 3 号主变断路器母线侧隔离开关 2033QS 3 号主变断路器主变侧隔离开关 2111QS 石澄线断路器母线侧隔离开关 2113QS 石澄线断路器线路侧隔离开关 2511QS 220KV 段母线电压互感器隔离开关 2010es 1 号主变中性点接地刀闸 2020es 2 号主变中性点接地刀闸 2030es 3 号主变中性点接地刀闸 20101es 1 号主变断路器母线侧接地刀闸 20102es 1 号主变断路器主变侧接地刀闸 20103es 1 号主变 220KV 侧接地刀闸 20201es 2 号主变断路器母线侧接地刀闸 9 20202es 2 号主变断路器主变侧接地刀闸 20203es 2 号主变 220KV 侧接地刀闸 20301es 3 号主变断路器母线侧接地刀闸 20302es 3 号主变断路器主变侧接地刀闸 20303es 3 号主变 220KV 侧接地刀闸 21101es 石澄线断路器母线侧接地刀闸 21102es 石澄线断路器负荷侧接地刀闸 21103es 石澄线线路接地刀闸 25101es 220KV 段母线接地刀闸 25102es 220KV 段母线电压互感器接地刀闸 251TV 220KV 段母线电压互感器 252TV 石澄线线路电压互感器 211F 220KV 石澄线线路避雷器 252F 220KV 石澄线线路电压互感器侧避雷器 2201F 1 号主变中性点避雷器 2202F 2 号主变中性点避雷器 2203F 3 号主变中性点避雷器 201F 1 号主变高压侧避雷器 202F 2 号主变高压侧避雷器 203F 3 号主变高压侧避雷器 10.5KV10.5KV 系统系统 设备编号设备编号设备名称设备名称备注备注 991F 1 号主变低压侧避雷器 992F 2 号主变低压侧避雷器 993F 3 号主变低压侧避雷器 901T 1 号隔离变 902T 2 号隔离变 903T 3 号隔离变 10 601T 1 号机励磁变 602T 2 号机励磁变 603T 3 号机励磁变 604T 4 号机励磁变 605T 5 号机励磁变 606T 6 号机励磁变 951TV 10.5KV 段母线电压互感器 952TV 10.5KV 段母线电压互感器 953TV 10.5KV 段母线电压互感器 951F 10.5KV 段母线避雷器 952F 10.5KV 段母线避雷器 953F 10.5KV 段母线避雷器 901F 1 号隔离变电源侧避雷器 902F 2 号隔离变电源侧避雷器 903F 3 号隔离变电源侧避雷器 1FU1 1 号机励磁用电压互感器高压熔断器 1FU2 1 号机调速器用电压互感器高压熔断器 1FU3 1 号机测量用电压互感器高压熔断器 1FU4 1 号机出口励磁分支高压熔断器 2FU1 2 号机励磁用电压互感器高压熔断器 2FU2 2 号机调速器用电压互感器高压熔断器 2FU3 2 号机测量用电压互感器高压熔断器 2FU4 2 号机出口励磁分支高压熔断器 3FU1 3 号机励磁用电压互感器高压熔断器 3FU2 3 号机调速器用电压互感器高压熔断器 3FU3 3 号机测量用电压互感器高压熔断器 3FU4 3 号机出口励磁分支高压熔断器 4FU1 4 号机励磁用电压互感器高压熔断器 11 4FU2 4 号机调速器用电压互感器高压熔断器 4FU3 4 号机测量用电压互感器高压熔断器 4FU4 4 号机出口励磁分支高压熔断器 5FU1 5 号机励磁用电压互感器高压熔断器 5FU2 5 号机调速器用电压互感器高压熔断器 5FU3 5 号机测量用电压互感器高压熔断器 5FU4 5 号机出口励磁分支高压熔断器 6FU1 6 号机励磁用电压互感器高压熔断器 6FU2 6 号机调速器用电压互感器高压熔断器 6FU3 6 号机测量用电压互感器高压熔断器 6FU4 6 号机出口励磁分支高压熔断器 1TV1 1 号机励磁用电压互感器 1TV2 1 号机调速器用电压互感器 1TV3 1 号机测量用电压互感器 2TV1 2 号机励磁用电压互感器 2TV2 2 号机调速器用电压互感器 2TV3 2 号机测量用电压互感器 3TV1 3 号机励磁用电压互感器 3TV2 3 号机调速器用电压互感器 3TV3 3 号机测量用电压互感器 4TV1 4 号机励磁用电压互感器 4TV2 4 号机调速器用电压互感器 4TV3 4 号机测量用电压互感器 5TV1 5 号机励磁用电压互感器 5TV2 5 号机调速器用电压互感器 5TV3 5 号机测量用电压互感器 6TV1 6 号机励磁用电压互感器 6TV2 6 号机调速器用电压互感器 12 6TV3 6 号机测量用电压互感器 951FU 10.5KV 段母线电压互感器高压熔断器 952FU 10.5KV 段母线电压互感器高压熔断器 953FU 10.5KV 段母线电压互感器高压熔断器 910QF 1 号机出口断路器 920QF 2 号机出口断路器 930QF 3 号机出口断路器 940QF 4 号机出口断路器 950QF 5 号机出口断路器 960QF 6 号机出口断路器 901QF 1 号隔离变电源侧断路器 902QF 2 号隔离变电源侧断路器 903QF 3 号隔离变电源侧断路器 9011QS 1 号主变 10.5KV 侧隔离开关 9021QS 2 号主变 10.5KV 侧隔离开关 9031QS 3 号主变 10.5KV 侧隔离开关 10KV10KV 系统系统 设备编号设备编号设备名称设备名称备注备注 907T 1 号厂用变 908T 2 号厂用变 911T 1 号船闸变 912T 2 号船闸变 913T 1 号生活变 914T 2 号生活变 904QF 1 号隔离变负荷侧断路器 905QF 2 号隔离变负荷侧断路器 906QF 3 号隔离变负荷侧断路器 907QF 1 号厂用变 10KV 侧断路器 13 908QF 2 号厂用变 10KV 侧断路器 911QF 1 号船闸变 10KV 侧断路器 912QF 2 号船闸变 10KV 侧断路器 913QF 1 号生活变 10KV 侧断路器 914QF 2 号生活变 10KV 侧断路器 915QF 10KV 外来备用电源断路器 9133QS 1 号生活变 10KV 侧隔离开关 91333es 1 号生活变 10KV 侧接地刀闸 9143QS 2 号生活变 10KV 侧隔离开关 91433es 2 号生活变 10KV 侧接地刀闸 9544QS 10KV 段母线电压互感器隔离开关 9555QS 10KV 段母线电压互感器隔离开关 954TV 10KV 段母线电压互感器 955TV 10KV 段母线电压互感器 956TV 10KV 外来备用电源进线计量用电压互感器 904F 1 号隔离变负荷侧避雷器 905F 2 号隔离变负荷侧避雷器 906F 3 号隔离变负荷侧避雷器 907F 1 号厂用变 10KV 侧避雷器 908F 2 号厂用变 10KV 侧避雷器 910F 1 号机组出口避雷器 920F 2 号机组出口避雷器 930F 3 号机组出口避雷器 940F 4 号机组出口避雷器 950F 5 号机组出口避雷器 960F 6 号机组出口避雷器 911F 1 号船闸变 10KV 侧避雷器 912F 2 号船闸变 10KV 侧避雷器 14 913F 1 号生活变 10KV 侧避雷器 914F 2 号生活变 10KV 侧避雷器 915F 10KV 外来备用电源线路避雷器 917F 1 号生活变变压器侧避雷器 918F 2 号生活变变压器侧避雷器 954F 10KV 段母线避雷器 955F 10KV 段母线避雷器 0.4KV0.4KV 系统系统 设备编号设备编号设备名称设备名称备注备注 403QA 0.4KV 厂用母线段、段联络断路器 404QA 0.4KV 厂用母线段、段联络断路器 405QA 柴油发电机负荷侧断路器 407QA 1 号厂用变 0.4KV 侧断路器 408QA 2 号厂用变 0.4KV 侧断路器 4308QA 柴油发电机出口断路器 413QA 1 号生活变负荷侧断路器 414QA 2 号生活变负荷侧断路器 415QA 生活用电母线 I 段、II 段联络断路器 15 第二册第二册 发电机运行规程发电机运行规程 Q/*-JS-YX02-2017 1 1主题内容和适用范围主题内容和适用范围 1.1 本规程规定了灯泡贯流电站水轮发电机的运行方式，运行操作、事故处理； 1.2 灯泡贯流电站运行人员应全面熟悉和掌握本规程，灯泡贯流电厂维护检修 人员、技术管理人员应了解本规程。 2 2引用标准引用标准 2.1 原电力部颁发的发电机运行规程 2.2 原电力部颁发的电力工业技术管理法规 2.3 原电力部颁发的电气事故处理规程 2.4 厂家的有关设备技术说明书 3 3设备技术规范设备技术规范 3.13.1 机组参数机组参数 项目参 数 发电机编号 型号 SFWG40-84/8820SFWG40-84/8820 额定容量（MVA） 44.444.4 额定功率（MW） 4040 额定电压（KV） 13.813.8 额定电流（A） 1859.41859.4 空载励磁电压（V） 155V155V 空载励磁电流（A） 512A512A 额定功率因数0.9(滞后)0.9（滞后） 频率（Hz） 5050 转子额定电压（V） 326 440 转子额定电流（A） 1114 960 额定转速（转/分） 71.471.4 16 飞逸转速（转/分） 250210 相数 33 充电容量（Mvar） 定子绝缘等级 FF 转子绝缘等级 FF 定子温升（K） 65 65 转子温升（K） 7676 短路比（%） 1.211.21 效率% 97.997.9 定子接线方式 星形连接，中性点经接地 变压器接地 星形连接，中性点经接地变 压器接地 励磁方式静止可控硅 自并励静止可控硅 自并励 冷却方式 空冷器密闭强迫自循环通 风冷却 空冷器密闭强迫自循环通风 冷却 旋转方向（顺水流方 向） 顺时针顺时针 生产厂家天阿东方 3.23.2 机组低励限制值机组低励限制值 4 4 运行规定运行规定 4.1一般规定 4.1.1 发电机正常应按照规定设备规范参数运行，不得超过； 4.1.2 发电机的冷风温度超过额定值时，定子电流的允许值，以发电机各部位 温度不超过规定值为准； 4.1.3 发电机的运行电压变动范围，在额定值的5%以内，其额定容量不变； 4.1.4 发电机连续运行的最高电压，不得大于额定值的 110%，最低电压应根据 当时系统稳定运行的要求来确定，一般不应低于额定值的 90%； 4.1.5 正常运行时，发电机定子各相电流之差不得大于额定电流的 20，同时 任何一相电流不得大于额定值； 4.1.6 发电机在正常情况下应迟相运行，在系统需要的情况下，可根据电网调 17 度命令进相运行，进相深度不超过发电机真机试验确定的进相能力，同时注意 厂用母线电压、发电机端部温升情况； 4.1.7 在额定运行条件下，发电机主机间空气温度不超过+35时，发电机主 要部件温升不超过下表的规定； 4.1.8 机组停机在 48 小时及以上时，为了确保机组绝缘合格，分别投入发电 机加热器、启动发电机冷却风机（二次冷却水泵停运） ； 4.1.9 机组停机 72 小时及以上，机组开机并网前必须测定、转子绝缘及水导 顶起高度； 4.1.10机组停机 72 小时及以上，机组启动前 30 分钟启动机组辅机运行； 4.1.11机组停机备用 72 小时，与调度申请倒机运行； 4.1.12机组绝缘不合格时，投入发电机加热器、启动发电机风机、二次冷却泵 停运，开机空转，进行发电机干燥； 发电机主要部件允许温升表 4.1.13发电机定子绕组的绝缘电阻用 250OV 或 50OOV 摇表测量，测量结果与上 次同温度下测量比较的数值不低于 1/3-1/5，吸收比 R6O/R151.6；发电机转 子绕组的绝缘电阻用 5OOV 或 l0OOV 摇表测量，应不小于 0.5 M；当吸收比或 绝缘电阻不符合规定时，必须请示公司主管生产领导决定是否投入运行； 天阿机组东电机组 序号项 目 报警温度报警温度 1. 空冷器进水温度 4242 2. 空冷器出水温度 4545 3. 空气冷却器进风温 度 7075 4. 空气冷却器出风温 度 4755 5. 定子铁芯温度 125125 6. 定子绕组温度 125125 18 4.1.14机组正常运行时发电机大轴接地碳刷应投入运行； 4.1.15每台机组设有两台轴承润滑油泵，互为备用，可以手动控制，也可以自 动控制；自动控制时由机组 LCU 进行控制，当机组启动时投入，向轴承高位油 箱供油，维持高位油箱油位；当机组备用时靠高位油箱油位接点进行油泵启、 停控制来维持高位油箱油位(天阿机组除外)； 4.1.16机组正常运行时，轴承润滑油泵供油至轴承高位油箱，然后通过轴承高 位油箱电动阀供各部轴承用油，当油位超过溢流孔时，油从溢流孔流回到轴承 回油箱，使轴承高位油箱一直保持足够的油位，随时都处于备用状态；当厂用 电中断或轴承润滑油泵故障时，轴承高位油箱还能维持向各部轴承供油不少于 5 分钟； 4.1.17每台机组设有两台高顶油泵，互为备用，可以手动控制，也可以自动控 制，自动控制时由机组 LCU 进行控制，当机组启动时投入，向各部轴承供油， 强行建立油膜；当机组转速达 95Ne 时退出；当机组停机时，由机组 LCU 启 动，在机组全停后延时退出； 4.1.18正常时，两台轴承油冷器并列运行，冷却器所用冷却水由技术供水系统 提供； 4.1.19发电机正常运行时中性点必须经接地变接地，不允许中性点不接地或直 接接地运行。 4.1.20防止转子绕组匝间短路及接地故障 4.1.20.1 机组在检修中应分别进行动态、静态匝间短路试验。 4.1.20.2 监视运行中发电机的振动与无功出力的变化情况。如果振动伴随无 功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路。首先控制转子电流，若振动 突然增大，应立即停机。 4.1.20.3 当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质，如 系稳定性的金属接地，应立即停机处理。 4.1.21 防止发电机非同期并网 4.1.21.1 在自动准同期回路中安装独立的同期检查继电器。 4.1.21.2 新投产、大修机组及同期回路(包括电压交流回路、控制直流回路、 整步表、自动准同期装置及同期把手等)发生改动或设备更换的机组，在第一次 19 并网前必须进行以下工作：1)对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动; 2)校核同期电压检测二次回路的正确性，并对整步表及同期检查继电器进行实 际校核;3)进行机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期 合闸试验、同期(继电器)闭锁等内容。 4.1.22 防止异物进入发电机内 4.1.22.1 发电机检修所使用的拆卸工具、侧量和试验仪器等。开工前必须检查、 效验;发现问题应及同时更换禾处理，严禁使用不合格的工器具; 必须设专人统 一看管，并建立登记记录本，对工器具数量、名称必须进行登记，严防丢失损 坏和遗留在发电机内。 4.1.22.2 进入发电机内工作人员必须穿工作服和绝缘鞋，身上不得携带任何金 属物品，以免遗留在发电机内。 4,1.22.3 发电机拆卸前应做好标记，拆下的零部件妥善保管，做到安全固定， 摆放整齐。 4.1.23 防止发电机损坏 4.1.23.1 严格执行有关发电机低励限制规定，并在大修校验。 4.1.23.2 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许 值内，并定期校验。 4.1.23.3 励磁调节器的自动通道发生故障时应及时切换通道并投入运行。严禁 发电机在手动励磁调节下长期运行。 4.1.23.4 检查定子绕组端部线圈的磨损，固定情况。防止定子绕组端部松动引 起相间短路。加强对发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接 头等处绝缘的检查。防止定子绕组相间短路。 4.1.23.5 严禁发电机断路器一相未断开或未合上运行而产生不对称负荷，引起 发电机非全相运行，损坏发电机。 4.2运行操作 4.2.1 新安装的机组或检修后的机组，必须完成下列工作方可启动： 4.2.1.1应收回机组及其所属设备的全部工作票，拆除临时安全措施并恢复常 设遮栏； 4.2.1.2检查机组各部分及其周围的环境情况符合启动要求； 20 4.2.1.3检修人员必须全部撤离现场，并将工作内容向运行交待清楚，各项数 据合格； 4.2.1.4机组经由业主组织的验收小组验收合格； 4.2.1.5机组的主开关、励磁开关应做远方分合闸试验一次，做分合闸试验前， 应检查机组出口开关的隔离刀闸在断开状态； 4.2.1.6测发电机定子、转子绝缘电阻合格； 4.2.1.7机组保护、信号试验及联动试验合格； 4.2.1.8启动前应对发电机进行盘车； 4.2.1.9尾水闸门及进水口闸门全开； 4.2.1.10 机组的启动必须得到值长的命令。 4.2.2 机组正常开机，以监控自动操作为基本操作方式； 4.2.3 当检修中 PT 二次回路有作业，机组并列前必须做假同期试验；机组正常 并列以单机自动准同期为基本操作方式； 4.2.4 经过检修后的机组并入系统带负荷后，应对机组的一次和二次设备进行 一次周密检查。 4.2.5 机组的停机操作 4.2.5.1机组解列前，必须将有功负荷调至 2KW 以下，无功负荷调至 2KVar 以 下； 4.2.5.2机组停机，以监控自动操作为基本操作方式。 4.2.6 轴承高位油箱充油操作： 4.2.6.1检查轴承高位油箱排油阀确已关闭； 4.2.6.2关闭机组轴承供油阀； 4.2.6.3开启轴承高位油箱进油阀； 4.2.6.4检查轴承润滑油泵控制开关确在“切除”位置； 4.2.6.5合上 1#、2#轴承润滑油泵动力电源开关 QF1、QF2、合上控制电源开 关； 4.2.6.6将 1#或 2#轴承润滑油泵控制开关置“手动”位置，启动轴承润滑油 泵； 4.2.6.7将轴承高位油箱油位升至正常后停止轴承油泵，并将油泵控制开关置 21 “自动”位置。 4.2.7 励磁装置自动起励过程监视 4.2.7.1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%时退出起励；如果 10S 建压 10%不成功，则自动投入辅助起励电源起 励，之后建压 10%时或 5S 时限到，自动切除辅助起励电源回路； 4.2.7.2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%时退出起励；如果 10S 建压 10%不成功，则自动切除 辅助起励电源回路； 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%额定电压， 调节器会发出“起励失败”信号。 4.2.8 机组正常预置值升压 励磁调节器接受到以下开机令之一时，发电机自动升压至预置值： 4.2.8.1 发电机转速达到 95%额定转速且有投励磁令时； 4.2.8.2 发电机转速达到 95%额定转速且人工按起励按钮，注意人工按起励按钮 时间不少于 5S； 4.2.8.3 当调节器运行于 C 通道时，发电机不会自动升压至额定值，需手动按 增磁按钮升压至额定值。 4.2.9 通道跟踪与切换 4.2.9.1 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，无备用通道；机组正常运行，当 A、B 通道正常时，禁止将 C 通道作为运行 通道； 4.2.9.2 励磁调节器默认“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 22 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：控制信号一致； 4.2.9.3 通道之间的相互跟踪，除需要“通道跟踪”功能投入外还必须满足 10% 额定电压； 4.2.9.4 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； 4.2.9.5 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； 4.2.10 系统电压跟踪 4.2.10.1 励磁系统具有“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； 4.2.10.2“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； 4.2.10.3 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； 4.2.10.4 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： 发电机出口断路器开且定子电流小于 10；系统电压大于 80%；A 或 B 通道运 行； 4.2.10.5 投入了手动准同期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。 4.2.11 增减磁操作 4.2.11.1 增减磁操作可近控或远控进行； 23 4.2.11.2 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 变化； 4.2.11.3 增减磁操作仅对运行通道有效； 4.2.11.4 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； 4.2.11.5 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； 4.2.11.6 增减磁