电气运行规程.doc

发放编号： 文件编号：持有者： 控制性质： 电气运 行 规 程20050601发布 20050601 实施编 制 说 明1 主题内容 电气运行规程介绍了发变组及辅助设备的规范、技术性能和部分设备的工作原理，规定了各设备的运行参数、操作方法、使用注意事项、事故处理方法和原理。2 使用范围 本规程适应于本厂运行、生产管理系统中的有关人员。3 编制依据3.1 根据部颁有关电气设备运行规程、电力工业技术管理法规、电业安全工作规程有关发电厂及变电所部分。3.2 制造厂家的设备使用及技术说明书3.3 本厂及兄弟厂同型机组的实际运行经验。有关电气设备的运行规程，省局调度运行规程继电保护和安全自动装置运行管理规程。3.4 结合我厂实际情况进行编制。4 本规程批准程序 编制： 审核： 批准：5 解释权 本规程解释权属发电部经理、电气运行专业专工，修改权属本厂正、付总工程师。目 录总则1第一篇 主系统及厂用系统运行规程31.1 总则31.2 设备划分范围31.3交流系统运行方式41.4主系统运行方式51.5交流系统倒闸操作的原则及规定71.6 系统并列、解列操作81.7 输电线路的操作规定91.8事故的普遍象征91.9交流系统异常及事故处理10第二篇 发电机运行规程142.1发电机概况及技术规范142.2发电机运行的有关规定162.3发电机启动、升压、并列、带负荷及解列182.4发电机运行中的检查262.5 #1、2发电机励磁系统262.6 发电机异常运行282.7发电机事故处理312.8发电机紧急停运条件35第三篇 变压器运行规程363.1变压器设备规范363.2变压器的试验、检查及运行373.3干式变压器433.4变压器的操作443.5变压器异常运行463.6变压器的事故处理493.7变压器紧急停运条件533.8 电抗器停运条件53第四篇 配电装置运行规程544.1设备规范544.2 配电装置正常运行检查与维护574.3 操作及注意事项624.4 配电装置事故处理644.5 电压互感器的事故处理654.6 电流互感器的事故处理664.7 电缆的事故处理：674.8 低压开关异常及事故处理：68第五篇 电动机运行规程695.1 电动机设备规范695.2 电动机的运行规定715.3 电动机的操作、检查与维护745.4 电动机的停运的条件775.5 电动机的异常和事故处理78第六篇 直流系统运行规程836.1设备规范836.3 直流系统的组成886.4 直流系统运行方式896.5 直流系统的检查916.6 直流系统事故处理91第七篇 继电保护及自动装置947.1 继电保护与自动装置的一般要求及规定947.2 集控室要配有下列资料，由专人管理，并保证其正确性947.3 继电保护及自动装置的一般要求及规定947.4 对新装、检修后的继电保护及自动装置的检查及验收规定。967.5 继电保护及自动装置运行中的检查项目967.6 保护及自动装置投、停的注意事项：977.7 保护及自动装置动作后和异常情况下的检查：977.8 #1、2发电机主变压器组继电保护977.9 主变压器保护997.10 低压厂用变压器保护配置1007.11 非电量保护1017.12 0#高备变压器继电保护的配置1017.13 110KV母线保护(WMZ-41A)1027.14 保护柜的构成：103第八篇 升压站部分运行规程1068.1 总则1068.2 保护装置运行的一般规定1088.3 保护装置的运行管理1108.4 距离保护1118.5 自动重合闸装置1118.6 母线差动保护装置1128.7 故障录波器114第九篇 UPS电源系统运行规程1159.1 UPS拥有四种工作模式1159.2 技术规格1159.3 操作流程1179.4 开机程序1179.5 关机程序1189.6 从逆变器到旁路操作程序1189.7 从旁路到逆变器操作程序119总 则电气运行的主要任务是保证全厂电力系统的安全运行和经济运行，配合电力系统进行倒闸操作及事故处理。一、电气值班人员值班期间的具体工作包括：1 听取交班人员对运行方式、设备运行等情况的介绍。2 审核打印的各种电气设备的报表。3 监视、调整设备的各种参数在规定范围内。4 进行倒闸操作和电气设备的停送电操作。5 发生事故时，迅速、及时处理。6 为检修人员办理工作票的开工、终结手续。7 对电气设备进行定期和特殊情况下的巡检。8 做好定期校验和切换工作。9 主动协助检修人员进行日常消缺及其他检修作业。10 做好各种安全用具、资料、测量仪器等物品的保管工作。11 打扫卫生包干区的设备及场地卫生。12 做好值班记录的填写和清洁工作。13 交班时，向接班人员讲解设备运行情况和注意事项。14 做好领导安排的其它工作。二、 电气运行值班记录填内容：1 交接班双方责任人的签名。2 交接班时间（年、月、日、时）及本班班次。3 交接班时的运行方式及接地线、接地刀闸、两票情况。4 本班进行的操作（包括发令人、发令时间、操作目的、操作内容、操作起始和终结时间、操作后的汇报时间等）。5 检修班组对一、二次设备的异动情况。6 设备检修所做安全措施及变动情况。7 厂部等对本班下达的通知。8 布置、交待的任务、要求及执行情况。9 与值长、各专业班组、岗位的联系（包括联系人、时间、内容等）。10 本班巡回检查所发现的异常情况及所采取的措施。11 运行中发生异常、事故的详细内容、时间、经过、原因、处理过程及商存的问题。12 设备定期试验或切换过程中发现的异常及不能完成的原因。13 发现的设备缺陷，除按规定填入缺陷管理系统外，还应记录本上详细说明。14 本班须向下班交待应注意的运行情况。三、事故处理的主要原则：1 迅速限制事故的发展并解除对人身和设备的威胁，解除事故的根源。2 设法保证厂用电源的供电。3 保证非故障设备继续良好运行，必要时增加出力，保证对设备正常供电。4 迅速对已停电的设备恢复供电。5 调整主系统运行方式，使其恢复正常。6 事故处理中必须考虑全局，积极主动做好稳、准、快。四、对电气设备摇测绝缘应严格遵守安规规定，并特别注意摇测绝缘前后对被 测设备进行放电，以免损坏测量仪器。第一篇 主系统及厂用系统运行规程1.1 总则1.1 电气主系统必须按本公司制定的运行方式运行，如确需改变正常运行方式必须得到值长和调度的批准。1.2 运行方式改变的同时，有关继电保护和自动装置的定值做相应改变。1.3 #1、2机组正常情况下分别单机单线与系统并列运行，周波允许在49.850.2Hz范围内变化，并按省调下达的负荷曲线带负荷。1.4 运行人员必须熟悉本公司电气系统接线盒设备名称、结构、性能、编号及位置，并掌握电气二次回路及其工作原理，熟悉并掌握各种运行方式及事故处理，了解殷巷变电所的电网接线。1.5 各系统电压一般不得超过额定电压的5%，最低不得低于额定电压的10%。1）110KV系统 正常允许范围：110117KV2）10KV系统 正常允许范围：1011KV3) 380V系统 正常允许范围：380400V1.2 设备划分范围1.2.1 省调管辖设备 全部发电机组由江苏电力调度通信中心（简称省调）调度管辖，机组辅机设备检修影响出力或退出备用时需经省调许可。1.2.2地调管辖省调设备 并网通道110KV协鑫1#791线/协鑫2#792线路及殷巷变电站、协鑫电厂两侧开关由南京供电公司调度通信中心（简称地调）调度管辖，并网通道申请检修影响机组出力时需经省调许可。110KV正、付母线，110KV母联开关，110KV1#、2#主变及0#高备变需地调许可。 协鑫电厂接入南京电网后，应服从电网统一调度。1.2.3 值长管辖设备 协鑫电厂内110KV正、付母线，110KV母联开关，110KV1#、2#主变及0#高备变和厂内设备均属值长管辖。其中110KV正、付母线，110KV母联开关，110KV1#、2#主变及0#高备变地调许可。1.2.4 交流系统的一般规定1.2.4.1正常情况下，不经值长同意，不得改变系统运行方式。紧急情况下，可先改变运行方式，然后汇报值长。1.2.4.2当交流系统运行方式改变时，应按规定相应改变继电保护及自动装置的运行方式。1.2.4.3设备检修后，检修人员应向运行人员作出交待并有明确结论；投入运行前运行人员应进行必要的测量和检查。1.2.4.4正常改变交流系统运行方式时，按倒闸操作的规定填写倒闸操作票，事故或紧急情况下可不用填写操作票，但应记录、交待清楚。1.2.4.5 每月15日、30日进行备用变压器充电试验、事故照明切换定期工作，并做 好记录。1.3交流系统运行方式1.3.1 交流系统概述: 交流系统由110kV母线及线路、发变组、启备变进线、10KV母线、低厂变、400V母线及相关的车间盘组成，有110KV、10KV、0.4KV三个电压等级；其中110KV、0.4KV 为大电流接地系统；10KV为小电流接地系统。1.3.2 机组启动时的运行方式1.3.2.1 机组启动前，本机高压厂用、段由0#高备变受电。1.3.2.2 机组并网，当机组有功负荷到10MW左右，运行基本稳定时，可请示值长，10KV厂用电由0#高备变并列切换至厂用分支运行。1.3.2.3 当工作电源因故不能自带本机负荷时，厂用电源由备用电源带。1.3.2.4 发变组正常运行时，厂用电由厂用分支干线自带本段厂用电,低压厂用变自带本段。1.3.2.5 发变组正常运行时，0#启备变，40#低压厂用备用变压器联动备用，BZT开关在合位。1.4主系统运行方式1.4.1 为确保电网及协鑫电厂发电机组安全、可靠运行，根据电网有关规定及稳定计算结果，殷巷变220KV母线采取合环运行方式，殷巷变及协鑫电厂110kV母线必须采用分排运行方式。殷巷变和协鑫电厂协鑫1#线791/协鑫2#线792开关分别运行于110KV不同母线，协鑫电厂1#、2#发电机组运行于110KV不同的母线。1.4.2 发变组1.4.2.1 发电机定子引出线接有1#、2#PT，供保护、同期、测量仪表及励磁调节用。1.4.2.2 发电机中性点接有消弧线圈接地。1.4.2.3 正常运行时发电机绝缘要良好，PT开口三角无电压，定子三相电压平衡(相电压)。1.4.2.4 发变组单元启动或停运前，主变中性点必须直接接地；运行时主变中性点接地与否应按调度命令执行。1.4.2.5 为预防雷击或中性点不接地时过电压，配置了主变中性点避雷器及放电间隙。1.4.3 并列点的设置与选择1.4.3.1 我公司并列点共设五个：1#、2#发变组主开关701、702，110KV母联开关710,协鑫1#线791开关，协鑫2#线792开关。并列点的选择由值长根据当时运行方式确定。1.4.3.2 发电机正常启动时并网应选择701、702开关。1.4.4 10KV厂用系统1.4.4.1 由电抗器、10KV母线、10KV备用电源等组成。1.4.4.2 10KV系统采用中性点不接地系统。1.4.4.310KV系统采用单元制供电方式，每台机组经电抗器引自发电机出口。作为本机组10KV工作电源，供本机组的高压电机动力电源和相关低压变压器。1.4.4.410KV母线，分、两段分段运行，分别配置工作电源开关和备用电源开关，每段一组TV供保护、测量及母线绝缘监察用。1.4.4.5 全厂共设有一台0#高备变，作为10KV、段母线的备用电源。高备变高压侧电源引自110KV母线，低压侧引线经电缆引至10KV 开关室通过10KV隔离手车接至10KV备用段。母线各10KV备用电源开关均接自10KV0段（备用）母线.1.4.4.6 高备变高压侧开关在分闸位置处于热备用状态。无载调压装置分接头置额定电压位置。(即正常10KV备用段母线不带电)1.4.4.7 10KV工作电源与备用电源间（高备变高、低压侧开关）设有BZT装置。BZT装置分段设置，相互独立，备用电源正常处于联动备用状态。BZT装置投入时，若工作电源跳闸，通过BZT装置可自动投入备用电源（高备变高压侧开关、10KV备用电源开关）。 1.4.4.8 机组正常停机时，负荷降至10MW或事故状态下，10KV厂用电源切至由高备变供电.4.4.4.9 发电机并列后，机组运行稳定（取决于热机），负荷升至10MW左右，将10KV厂用电源倒本机厂用干线供电。4.4.4.10 当高备变有工作（停电检修），10KV工作电源消失，在确定母线良好时，可通过10KV母线各备用分支互供，但要控制工作开关不能过负荷。1.4.5 400V系统1.4.5.1 400V厂用电系统为中性点直接接地系统1.4.5.2 1、2低压厂用变供#1、2机组的400V工作#1厂用段、#2厂用A、B段母线运行。A、B两段之间有两把联络刀闸，正常在合闸联结位置，共享一组TV，母线工作电源开关设在A段，备用电源开关设在B段。紧急情况下可分段运行。1.4.5.3 低厂变高压侧电源分别接自1、2机组10KV的、段母线，低压出线引至400V母线工作电源开关。#1、2机组400V厂用母线分A、B段共设一组TV，供测量保护用。1.4.5.4 #0 低备变作为400V#1厂用段，400V#2厂用段的备用电源。高压电源引自10KV 0段，高压开关正常处于分闸位置，低备变处于备用，低压侧415、416刀闸在合闸状态，通过各备用分支刀闸（正常在合位）引至各段备用电源开关。1.4.5.5 400V#输煤化水段、400V#2输煤化水段电源间设有BZT装置，高压侧开关及低压侧开关处于联动备用状态。若工作电源开关跳闸，通过BZT装置可自动投入备用电源开关，且保证仅投一次。两段之间有两把联络刀闸，正常在合闸联结位置，共享一组TV，紧急情况下可分段运行。1.4.5.6 低备变停电检修通过各段备用电源开关实现相互备用或供电时，要控制工作变不能过负荷。1.4.6 车间动力盘的运行方式1.4.6.1 车间动力盘电源均引自各400V母线；1.4.6.2 双电源供电的车间动力盘不允许两侧电源长期并列运行；1.4.6.3 盘内配电小母线不分段的两路电源中的一路运行，另一路备用；1.5交流系统倒闸操作的原则及规定1.5.1 倒闸操作的原则：1.5.1.1 倒闸操作按调度、当值单元长或值长命令执行；1.5.1.2 除400V动力外，其它一切倒闸操作（包括高压动力停、送电）均应填写操作票；1.5.1.3 倒闸操作票应由操作人按任务逐项填写，并符合有关倒闸操作票填写的规定；1.5.1.4 倒闸操作票应由操作人、监护人、主值、值长逐级审阅，无误后签字，方可实施操作；1.5.1.5 倒闸操作要严格执行唱票、复诵、摸拟、核对制度，严格遵守电气防误操作、电气防误闭锁程序的规定；1.5.1.6 对有电动、远方控制的操作，原则上不许手动、就地操作；1.5.1.7 倒闸操作中发现任何异常和疑问应即刻停止所进行的操作，等得到答复后方继续进行；1.5.1.8 倒闸操作要戴绝缘手套，装、取熔短器要戴护目眼镜，做好防护措施；1.5.1.9 厂用电系统的操作不得影响机组的安全和正常运行。1.5.2 交流系统操作的规定1.5.2.1 为保证变压器的安全运行及零序保护动作的可靠性和灵敏度，主变压器中性点刀闸的切换操作必须先合后拉。1.5.2.2 发变组启动、停运之前，主变中性点接地刀闸必须合上(必须经过调度允许)，且投入相应的保护，操作完毕恢复正常方式。1.5.2.3 线路侧接地刀闸拉、合根据调度命令执行。1.5.2.4 厂用电母线送电前，投入母线TV和保护装置运行。1.5.2.5 不允许用刀闸拉、合负荷或故障电流，禁止用刀闸切除或投入空载变压器。1.5.2.6 厂用10KV、400V母线工作电源与备用电源的切换，要在其电源侧并列运行的情况下进行，以避免非同期并列。1.5.2.7 对电源取自同一400V母线的车间盘，如需倒换电源，只有在母线分段开关或刀闸在合闸时才允许从车间盘侧并列倒换。对电源取自400V不同母线的车间盘，应采用瞬间断电的方式倒换电源，或用备变使两段母线并环后倒换，严禁从车间盘侧直接并环。1.5.2.8 0#高备变、0#低备变带某一工作变供电时，其它有BZT装置的联动回路不应断开。1.5.2.9 备变破坏备用时，各工作变不准在事故情况下对失压母线强送电，以防扩大事故。正常运行中或查明失压母线确无故障时，经备用分支相互供电时，要先断开备变低压侧刀闸，可实施相互供电，防止向变压器反冲电。1.6 系统并列、解列操作1.6.1 并列条件1.6.1.1 相序、相位相同。1.6.1.2 频率相等。1.6.1.3 电压相等。1.6.2 解列操作1.6.2.1 调整解列点有功到零，无功尽可能调至最小。1.6.2.2 若为电网间解列，应事先考虑解列后有功、无功的平衡。1.6.3 合、解环操作1.6.3.1 合环前必须确定相位一致。1.6.3.2 合环前应尽量将电压差调整到最小，最大不超过额定电压的10%。1.6.3.3 合环时一般应同期装置鉴定。1.6.3.4 解环前应考虑解环后电压、潮流的变化。解环后使之不超过稳定极限，电气设备不过载。1.6.3.5 合环、解环操作时，应注意继电保护、自动装置、重合闸方式、变压器中性点接地方式，使其与运行方式相适应。1.6.3.6 新投入的线路或检修等原因可能会引起相位变动的,合环前应测量相序、相位。1.7 输电线路的操作规定1.7.1 线路送电时，应先合上电源侧刀闸，再合上负荷侧刀闸，最后合上开关；停电顺序与此相反。1.7.2 在线路可能受电的各侧都停止运行解除备用后，才允许验明无电压，合上接地刀闸或装设接地线。在未拆除线路上全部接地线或拉开全部接地刀闸之前，不允许线路上任一可能来电侧恢复备用。1.7.3 联络线路充电时，一般由电网向线路充电，电厂侧并列或合环。1.7.4 线路重合闸的投退按调度命令进行，对线路充电时应解除重合闸。线路运行时，一般重合闸应投入。线路停电时应先退重合闸，后断开关。1.7.5 线路停、送电时继电保护投退的规定：1.7.5.1 线路停电：二次回路没有工作，保护不退。若二次回路有工作，要求开关解备用后，在将保护跳闸压板断开。1.7.5.2线路送电：开关恢复备用前，根据继电保护整定方案，将保护投入。1.8事故的普遍象征1.8.1 声音报警，跳闸或自投后的开关显示绿色或红色。1.8.2 保护动作光字闪烁。1.8.3 发电机及有关系统有关表记摆动，发电机励磁机调节器可能进入强励状态，发强励信号。1.8.4 事故引起失压设备有关电压、电流表指示到零，系统电压、频率上升或下降。1.8.5故障录波器可能动作1.9交流系统异常及事故处理1.9.1 10KV厂用母线接地1.9.1.1现象：1.9.1.1.1 声音报警，“母线接地”光字牌闪烁。1.9.1.1.2 母线绝缘监察电压读数一相降低或为零其它两相升高等于线电压。1.9.1.2 处理：1.9.1.2.1 汇报值长。询问机、炉、燃有无新启动的设备或电动机有无异常，如果有应瞬停一次选择。1.9.1.2.2 如接地信号同时有设备跳闸，应禁止跳闸设备再次强送。1.9.1.2.3 停止不重要的设备。1.9.1.2.4 有备用设备的可切换至备用设备运行。1.9.1.2.5 按负荷由次要到主要的顺序瞬停选择。1.9.1.2.6 经上述选择未找到故障点，应对厂用母线，开关等部位进行检查，但应遵守“安全规程”有关规定。1.9.1.2.7 切换至备用变运行，判定是否工作电源接地。1.9.1.2.8 如系PT接地，可利用备用小车开关人工接地（按接地处理规定）将PT停电，小车拉出，通知检修处理。1.9.1.2.9 经选择未查出接地点，则证明母线接地，汇报值长和班长，停电处理。1.9.1.2.10 厂用单相接地运行时间不得超过两个小时。1.9.1.2.11 故障点消除后，恢复故障前运行方式。1.9.2 10KV厂用工作电源跳闸1.9.2.1 现象：1.9.2.1.1 声音报警，有故障光字牌闪烁。1.9.2.1.2 跳闸开关红灯灭、绿灯闪光，被联动的开关绿灯灭，红灯闪光。1.9.2.1.3 跳闸电源的电流表和电压表、电力表指示为零。1.9.2.1.4 非重要设备（灰渣泵、皮带、破碎机）可能跳闸。1.9.2.1.5 低厂变和输煤化水变可能跳闸。1.9.2.2 处理1.9.2.2.1 解除警报。1.9.2.2.2 如备用电源未联动，应立即手动投入。1.9.2.2.3 如备用电源联动后又跳闸，应检查故障原因并切除故障点后，可再投一次备用电源开关。1.9.2.2.4 若低厂变、公用变跳闸，化水变备用电源未联动，应立即手动投入备用电源。1.9.2.2.5 如高低压备用电源均已联动成功或已手投，恢复各操作把手。1.9.2.2.6 检查保护动作情况、做好记录、复归信号掉牌，全面检查。1.9.2.2.7 汇报值长。1.9.2.2.8 恢复低电压电源的正常运行方式。1.9.3 10KV厂用母线短路1.9.3.1 现象：1.9.3.1.1 工作电源的电流表和电力表有冲击，开关跳闸后降为零。1.9.3.1.2 工作电源开关可能因过流动作跳闸。1.9.3.1.3 备用电源开关可能联动后跳闸。1.9.3.1.4. 声音报警“过流动作”光字牌可能闪烁。1.9.3.1.5 跳闸开关红灯灭，绿灯闪光。1.9.3.1.6 厂用母线室有爆炸声及烟火。1.9.3.2 处理：1.9.3.2.1 解除警报。1.9.3.2.2 如备用电源未联动，应立即手动投入。1.9.3.2.3 如备用电源联动后又跳闸，应检查故障原因并切除故障点后，可再投一次备用电源开关。1.9.3.2.4 若低厂变、输煤化水变跳闸，备用电源未联动，应立即手动投入备用电源。1.9.3.2.5 如高低压备用电源均已联动成功或已手投，确认光字。1.9.3.2.6 检查保护动作情况、做好记录、复归信号掉牌，全面检查。1.9.3.2.7 汇报值长。1.9.3.2.8 恢复低电压电源的正常运行方式。1.9.3.2.9 若工作电源未跳闸，应手动拉开电源开关后，按上述办法处理。1.9.3.2.10 10KV母线电压不能恢复，低厂变、输煤化水变未跳闸，应手动拉开其开关，投入备用电源。1.9.3.2.11 询问机、炉、燃等有无开关拉不开等异常情况。1.9.3.2.12 拉开本段各变压器，电动机开关，调整各负荷运行方式，保证供电。1.9.3.2.13将本段全部小车拉出，进行检查和测定母线绝缘、检查故障点后恢复送电。1.9.4 380V 低压厂用变压器跳闸的处理：1.9.4.1 解除警报。1.9.4.2 如备用电源未联动，应立即手动投入。1.9.4.3 当380V厂用电源母线电压消失不能立即恢复时、应迅速通知机、炉。1.94.4 检查保护动作情况，对变压器进行检查，停电测定变压器绝缘。1.9.4.5 汇报值长联系处理。1.9.4.6 若为母线接地或短路引起跳闸，电压不能恢复，应将母线停电处理。1.9.5 10KVPT一次保险一相熔断。1.9.5.1 现象：1.9.5.1.1 声音报警,“10KV电压回路断线”光字闪烁，“10KV系统接地”信号也可能发出。1.9.5.1.2 10KV母线检察显示一相降低其他两相正常。1.9.5.2 处理1.9.5.2.1 断开该段备用自投开关。1.9.5.2.2 拉开低压保护控制及PT二次电源小开关。1.9.5.2.3 拉出PT小车。1.9.5.2.4 检查更换PT一次保险。1.9.5.2.5 将PT小车推至工作位置。1.9.5.2.6 合上PT二次电源小空开。1.9.5.2.7 检查PT二次电压正常（若再次跳闸应查明原因并消除后再送）。1.9.5.2.8 合上保护控制电源小开关。1.9.5.2.9 投入该段备用自投开关。第二篇 发电机运行规程2.1发电机概况及技术规范2.1.1发电机概况 南京协鑫热电有限公司#1、2机为QFW60210.5型三相同步交流发电机。由南京汽轮电机（集团）有限公司制造，发电机冷却方式采用定子空外冷，转子空内冷却方式。励磁系统采用无刷励磁方式。2.1.2发电机规范型号：QFW-60-2-10.5额定有功功率: 60MW额定容量: 75 MVA额定电压: 10.5KV额定电流: 4124 A 额定功率因数(滞后) :0.8额定转数: 3000 rmin 额定频率: 50 HZ相数: 3 短路比(保证值) 0.54效率(保证值): 98.2%冷却方式: 密闭循环空气冷却,转子空内冷定子接线: Y出线数目: 3绝缘等级: F(温升按B级考核)励磁方式:他励无刷励磁定子每相电阻(15):0.0024转子电阻(15): 0.2213空载励磁电流Ifo: 283A空载励磁电压Ufo(75) : 62.6V 额定励磁电流IfN: 797A额定励磁电压UfN(100):259.4V直轴同步电抗Xd 170.64%直轴瞬变电抗Xd 25.1%定子漏抗Xe（标么值） 0.147直轴超瞬变电抗Xd（标么值） 0.172负序电抗X2（标么值） 0.21零序电抗X0（标么值） 0.09瞬时短路时间常数Td3（s） 1.28超瞬时短路时间常数Td3（s） 0.16定子绕组温度（埋设RTD）120定子铁芯温度（埋设RTD） 120转子绕组温度（电阻法）115集电环温度（埋设RTD） 120轴瓦（埋设RTD）90轴承出油（埋设RTD）65制造厂家南京汽轮电机(集团有限公司2.1.3励磁机规范 机型项目主 励 磁 机副 励 磁 机型号TFL218-3000ATFY2.85-3000C额定功率218KW2.85KVA额定电压（V）260190额定电流（A）83915励磁电压（V）励磁电流（A）相数三相桥式单相励磁方式永励转速r/min3000频率（Hz）400生产厂家南京汽轮电机（集团）有限公司南京汽轮电机（集团）有限公司2.1.4#1、2励磁控制系统规范序号项 目单 位数 据备 注1型号：DVR2000A234562.1.5发电机空气冷却器规范台数： 3额定功率（每个）：1240KW水量： 331mh进水温度 2033出风温度 3040进风温度 7585水压降 0.0168 Mpa进水压力 0.10.2 Mpa最高进水温度33 空气流量21m3/h最高工作水压0.196MPa水路数2冷却水量120 m3/h水压降18.228Kpa冷却器管数1622.2发电机运行的有关规定2.2.1 本厂#1、2发电机是带同轴的交流无刷励磁装置的三相交流发电机，发电机的励磁由无刷励磁装置供给，无刷励磁装置同轴的交流无刷励磁机、永磁副励磁机整流盘和AVR自动电压调节器组成。在正常运行中发电机的无功负荷是靠DVR-2000A数字式励磁控制系统来实现的。2.2.2 通风冷却系统发电机采用密闭式空气循环通风系统，其中定子线圈、定子铁心为空气间接冷却（外冷），转子线圈则为空气直接冷却（内冷）。气体循环的动力是由转子两端的桨式风扇提供的。由风扇鼓入的冷却气体分成两路，一路通过机座内的导向管进入各冷风区，再从铁心背部沿铁心风沟径向流入气隙，沿气隙轴向流动后拐入铁心径向风沟进入机座背部热风区。热风通过安装在机座下面的冷却器冷却后再回到风扇，然后进入下次循环。另一路冷却空气从护环下进入转子绕组，一部分通过端部绕组的冷却风道，在冷却绕组端部后，从本体两端的出风孔排出。另一部分由副槽分两路进入绕组槽部的冷却风道，从转子本体分两处排出。由转子排出的热风进入气隙后，汇入定子热风回到冷却器。2.2.3 空气冷却器，在进水温度不超过33时，冷却后的气体温度不超过40，超过40时，进风温度每升高7，定子电流较额定值降低10%。2.2.4 接地电刷安放在汽轮机端，其刷架安装时配装在汽轮机端的轴承座盖上2.2.5发电机电压变化时的允许运行方式2.2.5.1发电机电压正常允许在额定电压的5%以内变化，最高最低不应超过额定值的10%。2.2.5.2电压和频率变化范围：功率因数为额定时，发电机电压正常允许在额定电压的5%以内变化、频率变化2%范围内能连续输出额定功率。2.2.5.3 发电机的最高允许电压，不得大于额定值的110%，且转子电流不得大于额定值。发电机最低运行电压不得低于额定值的90%。定子电压低于额定值时，定子电流允许值,不得大于额定值的105%。2.2.5.4 功率因数变化时的允许运行方式 一般情况下，发电机无功不应低于有功的三分之一。功率因数额定值为0.8, 发电机功率因数一般不应超过迟相的0.95，励磁方式在“自动通道”运行时，短时可在1运行。功率因数过低时，应注意发电机定子电流不要超过允许范围。.2.2.6 发电机按额定负荷连续运行时,任两相电流之差,不得超过额定值的10%,其中最大一相电流不允许超过额定电流。2.2.7 发电机三相电流不对称将产生负序磁场使转子表面发热和机组产生振动。发电机允许负序电流运行的能力：I2In = 8 运行时间：（I2In）沧T =10 式中：I2为负序电流； In为额定电流；T为时间（秒）。2.2.8 发电机运行中应做好下列监视工作：2.2.8.1 按运行日志内容要求，每小时对发电机指示仪表，发电量，及各部温度记录一次。2.2.8.2 严格监视各种仪表，不得超过规定值，发生异常应采取措施，进行必要的调整操作。2.2.9 运行人员每班在规定的时间对发电机各部分进行检查其项目有：2.2.9.1发电机及附属设备各部温度温升不超过规定值；2.2.9.2 发电机声音正常；2.2.9.3 通过发电机窥视孔检查机内有无异常；2.2.9.4 各连接部分无松动、过热现象；2.2.9.5各整流柜输出基本平衡且不大于规定值；2.2.9.6 励磁调节柜内无过热、变色、脱焊等现象；2.2.9.7 冷却器出风温度及发电机热风温度；2.2.9.8 轴瓦温度、轴承进油压力、进油温度和回油温度2.2.9.9 冷却器进水温度、压力和流量以及出水温度及轴承振动2.2.9.10大轴接地碳刷接触良好，无抖动现象。2.3发电机启动、升压、并列、带负荷及解列2.3.1 发电机启动前的检查：2.3.1.1 发电机及有关设备的工作票全部终结收回，安全措施已全部拆除，设备现场清洁，无遗留物 ，恢复常设遮拦，并有检修人员详细的文字交代。2.3.1.2 发电机、励磁机及所属一、二设备完好，接线正确、牢固，具备投运条件。2.3.1.3 发变组保护定值合乎要求，各保护压板投入正确。2.3.1.4 开关、刀闸均在断开位置。2.3.1.5 检查发变组冷却系统正常。2.3.1.6大轴接地碳刷接触良好。2.3.1.7发电机开关、刀闸、PT、CT测量及调整装置按其规定进行详细检查。2.3.1.8灭火装置完备，CO2瓶至少四瓶。2.3.1.9对有关一、二次设备及励磁回路进行检查，全部完好,符合启动要求、若设备有变更则需有设备图纸或变更资料。2.3.2 发电机启动前绝缘电阻的测量2.3.2.1 发电机大小修及临修后的绝缘电阻由检修人员测量，启动前向运行人员交代结果，并记录于“发电绝缘电阻记录簿 ”内。2.3.2.2 发电机在起动前和停机后，必须测量绝缘电阻并将每次测定日期，温度及所测结果详细记入绝缘电阻记录薄中。如不合格应汇报值班长、值长及有关领导2.3.2.3 发电机定子绕组绝缘电阻用2500V兆欧表测量，其相间及对地绝缘电阻值（热态时）10M。且吸收比R60”/ R15”1.3。 考虑到温度和空气湿度的变化，若测量的结果较前次有显著降低，如降低前次测量值的1/31/5，应查明原因，予以消除。2.3.2.4 励磁机回路绝缘电阻测量2.3.2.4.1 发电机转子绕组对地绝缘电阻用500V兆欧表测量，其阻值不应低于1M（冷态20）。2.3.2.4.2 主励磁机励磁绕组对地绝缘用500V兆欧表测量，其值不得低于0.5 M(释放磁场能量后方可进行)。2.3.2.4.3 副励磁机励磁绕组对地绝缘用500V兆欧表测量，其值不得低于0.5 M。2.3.2.5 测量测温组件的绝缘电阻，其值在冷态（20）时用250兆欧表测量不得低于1M。2.3.2.6 发电机进行定子绕组交流、直流耐压试验和绝缘电阻测量前，所有测温组件应可靠接地，以免被击穿。2.3.2.7主励磁机如需做耐压试验或测量绕组等的绝缘电阻时一定要将被测部分与整流元件分开或将整流元件短路。整流装置不允许用摇表测量相间绝缘。2.3.2.8发电机励磁端的轴承，用1000V兆欧测量其绝缘值不低于1兆欧。2.3.2.9当绝缘电阻不能满足以上规定值时应查明原因予以消除，如一时不能恢复，应立即汇报值长，是否允许运行应由电厂总工程师决定。2.3.2.10 正常开机值长应提前两小时，通知电气班长。* 注：停机时间不超过24小时，且无检修工作，可不测量绝缘电阻。2.3.3 发电机启动前的试验2.3.3.1 投入发变组的控制及信号直流电源，检查各光字牌信号应正确，保护无异常动作情况（所有信号应正常）。2.3.3.2 检查刀闸在断开位置，试验发变组主开关、厂用电源进线开关、灭磁开关的拉、合闸及联锁情况正常。2.3.3.3 厂用电BZT试验良好（继电保护人员做）。2.3.3.4 做发变组保护动作跳闸试验良好。2.3.3.5 灭磁开关联跳发电机开关良好。2.3.3.6 做保护动作试验跳发变组主开关、灭磁开关，关主汽门试验良好。2.3.3.7主变冷却器的启动及电源切换试验。2.3.3.8 各试验良好后，断开发变组，灭磁，电抗器直流电源开关。2.3.4 发电机启动前的操作2.3.4.1 模拟操作2.3.4.2 投入发变组有关保护。2.3.4.3 装上机、变操作保险。2.3.4.4 装上PT一次保险，并用万用表测量确已装好。2.3.4.5 将发电机、PT小车摇至工作位置。2.3.4.6 装上PT二次保险，并用万用表测量确已装好。2.3.4.7合上主变110KV母线刀闸及主变中性点接地刀闸，投入主变冷却装置。2.3.4.8 装上开关液压油泵电源保险及合上电源刀闸。2.3.4.9 合上励磁调节器辅助工作电源开关1QS.2.3.4.10 检查励磁调节1QK通道切换开关投切除2.3.4.11 将励磁调节器3QK切至手动通道。2.3.4.12 检查励磁调节器手动通道光字牌亮2.3.5 发电机启动2.3.5.1 发电机冷却系统未投入禁止发电机启动。2.3.5.2 发电机一经启动，即认为发电机、变压器及其附属设备均已带有电压。此时，不得进入间隔或接近其设备，不得在转子回路上工作，不准随意接触一次设备。2.3.5.3 机组启动过程中，应注意观察发电机各部位温度，发现异常，立即查明原因。2.3.5.4 发电机升速至1500转/分钟应对发电机及所属设备进行一次全面检查，并进行相应的外部操作。2.3.6 发电机升压 2.3.6.1 发电机升压方式2.3.6.1.1 “手动”励磁方式升压2.3.6.1.2 “自动”励磁方式升压2.3.6.2 发电机升压操作的一般规定2.3.6.2.1 发电机转速必须达到3000rpm，且接到值长命令，方可升压。发电机未达到额定转速前，禁止加励磁升压。2.3.6.2.2 升压时应缓慢进行，在升压过程中，如发现发电机电压失控、定子有电流、发电机主变压器有异常现象时，应立即灭磁。2.3.6.2.3 当主励磁机电流、电压达到空载值（ V, A）时，发电机电压仍未达到额定值，应立即停止升压，待查明原因，方可继续升压 。2.3.6.2.4升压过程中，应注意监视发电机定子电压表不超过规定值，特别监视转子电流表不超过规定值 A。测量转子回路有无接地现象。2.3.6.2.5 发变组大小修后或由于某种原因发变组需做零起升压试验时，应采用手动方式升压。2.3.6.3 发电机升压操作(自动)2.3.6.3.1 检查励磁调节装置符合运行条件。2.3.6.3.2 送上磁场断路器控制电源和调节器电源。2.3.6.3.3 查无异常信号。2.3.6.3.4 将励磁控制方式置“主控”。2.3.6.3.5 将励磁方式置“自动”。2.3.6.3.6 接值长“可并列”令后。2.3.6.3.7 在ECS上合灭磁开关2KK。2.3.6.3.8 在ECS上将“投入励磁”投入。2.3.6.3.9 观察发电机定子电压升至额定电压10.5KV。2.3.6.3.10查发电机定子电流无指示。2.3.6.3.11 核对转子电流为 A.2.3.6.3.12 核对发电机空载励磁电压为 V.2.3.6.3.13 查发电机定子、转子回路无接地现象。2.3.6.3.14 汇报值长，完成升压，准备并网。2.3.6.3.15 按同期并列步骤并列。2.3.7 发电机同期并列2.3.7.1 发电机同期并列条件2.3.7.1.1 待并机的频率与系统频率相同。2.3.7.1.2 待并机的电压与系统电压相同。2.3.7.1.3 待并机的相位与系统相位相同。2.3.7.1.4 待并机的相序与系统相序相同。2.3.7.2 发电机的同期并列方式2.3.7.2.1 自动准同期。2.3.7.2.2 手动准同期。2.3.7.3发电机同期注意事项2.3.7.3.1 发电机一、二次设备检修后或同期回路有人工作时，必须经核对相序无误后，方可进行同期并列。必要时，应做发电机假并列试验。2.3.7.3.2同期表出现转动过快、跳动、停滞等现象，禁止并列。 2.3.7.3.3禁止解除非同期闭锁装置。 2.3.7.3.4发电机并列应采取自动准同期方式,只有在自动准同期装置故障时,才可采用手动准同期方式并列操作。2.3.7.3.5同期表连续运行时间不得超过5分钟。2.3.8 同期并列操作2.3.8.1发电机顺控升压，自动准同期并列：2.3.8.1.1检查# 发电机具备启动条件。2.3.8.1.2检查# 发变组保护投入正确。2.3.8.1.3检查# 主变冷却装置运行正常。2.3.8.1.4汽机定速后，且有值长允许并列令。2.3.8.1.5 按下# 机顺控并列启动按钮。2.3.8.1.6 检查# 机励磁方式，切自动顺控指示正确。2.3.8.1.7 检查# 机灭磁开关投入顺控指示正确。2.3.8.1.8 检查# 机定子电压平稳升压至 %顺控指示正确。2.3.8.1.9 检查# 机定子电压平稳升压10.5KV顺控指示正确。2.3.8.1.10 检查# 机空载参数顺控指示正确。2.3.8.1.11 检查# 机投入同期装置顺控指示正确。2.3.8.1.12 检查# 机启动同期装置并网顺控指示正确。2.3.8.1.13 检查# 发变组 开关已合闸。2.3.8.1.14 检查# 机同期装置退出顺控指示正确。2.3.8.1.15 检查# 机灭磁联跳 开关压板。2.3.8.2在ECS画面上自动准同期并列：2.3.8.2.1查同期闭锁开关STK在“闭锁”位置。2.3.8.2.2 在ECS上将701（702）开关投入“同期允许”。2.3.8.2.3 在ECS上查“退出1STK”位置。2.3