02电气一次部分运行规程(定稿).doc

Q/WSD 1050022010电气一次设备运行规程中国国电集团公司万安水力发电厂企业标准Q/WSD 10172009 电气一次设备运行规程2009-0912-01发布 20092010-0901-01实施中国国电集团公司万安水力发电厂 发 布 目 次第一章、主系统电气设备运行规程21、主题内容与适用范围32、主系统电气设备运行方式33、系统的运行操作34、系统及母线事故处理45、机组小网运行应急处理65.1、2号主变102DL开关或202DL开关跳闸引起110KV系统与220KV系统解网运行时的应急处理办法。65.2 本厂运行于220KV区域性小网、或系统振荡引起频率大幅度变化时的应急处理办法。6第二章、发电机运行规程81、主题内容与适用范围92、发电机，永磁机规范93、发电机正常运行方式104、发电机开机并列和解列停机操作105、正常情况下发电机的检查和维护116、特殊状态下运行与操作117、故障及事故处理128、发电机进相运行规定：149、测量绝缘电阻及吸收比的方法及注意事项：15第三章、变压器运行规程161、主题内容与适用范围172、设备规范(见表一，二)173、变压器正常运行方式184、正常操作及注意事项195、监视与维护196、故障和事故处理20第四章、配电装置运行规程231、主题内容与适用范围242、设备规范243、运行操作254、运行中的维护和检查265、故障、事故处理266、220KV GIS运行规程277、220KV GIS弹簧贮能液压操作机构间隔设备运行规程319、GIS 110KV系统运行规程3610、机组出口断路器运行规程4211、GIS设备气隔漏气处置方案43第五章、厂用电系统运行规程451、主题内容与适用范围452、正常运行方式453、厂用变的检查和维护464、厂用电的正常操作及注意事项465、事故处理496、厂房外10KV系统（10KV 、VI）段的运行规程507、十六坝段运行规程538、“零启动”方案(保厂用电措施)549、厂房外10KV系统设备调度权限的规定：57第一章、主系统电气设备运行规程31、主题内容与适用范围32、主系统电气设备运行方式33、系统的运行操作34、系统及母线事故处理35、机组小网运行应急处理3第二章、发电机运行规程71、主题内容与适用范围72、发电机，永磁机规范73、发电机正常运行方式4、发电机开机并列和解列停机操作85、正常情况下发电机的检查和维护96、特殊状态下运行与操作107、故障及事故处理108、发电机进相运行规定：129、测量绝缘电阻及吸收比的方法及注意事项：8第三章、变压器运行规程91、主题内容与适用范围102、设备规范(见表一，二)103、变压器正常运行方式124、正常操作及注意事项125、监视与维护136、故障和事故处理14第四章、配电装置运行规程181、主题内容与适用范围202、设备规范203、运行操作214、运行中的维护和检查225、故障、事故处理226、GIS 220KV运行规程237、GIS 220KV弹簧贮能液压操作机构间隔设备运行规程279、GIS 110KV系统运行规程3310、920DL、930DL、940DL断路器运行规程39第五章、厂用电系统运行规程181、主题内容与适用范围382、正常运行方式383、厂用变的检查和维护394、厂用电的正常操作及注意事项395、事故处理26、厂房外用电10KV 、VI段的运行规程437、十六坝段运行规程458、“零启动”方案(保厂用电措施)469、厂房外10KV系统设备调度权限的规定：49第一章、主系统电气设备运行规程前 言本标准是在原Q/WSD 10172004第一章主系统电气设备运行规程基础上，针对本厂发电机在运行、巡视、操作及事故处理方面对运行人员的要求而进行编制和修订。本规程实施后代替Q/WSD 10172004第一章主系统电气设备运行规程。Q/WSDJ0402.031999。本规程如有与新颁的国家标准、行业标准或上级文件精神等相抵触的地方，则应以新颁的国家标准行业或上级文件精神为准。本规程由厂标准化委员会负责提出、归口并解释。本标准主要起草人：刘忠德、周道禄本标准首次发布时间：1990年8月10本标准于1995年7月第一次由运行分厂王国珍修订。本标准于1999年6月第二次由运行车间王国珍、郭爱军修订本规程于2004年6月第三次由运行值守车间郭文涛、严红通、刘厚元修订本规程于2009年6月第四次由发电部 陈德汉、肖文仁、田志明、林英光、郭文涛、邓荣清修订本规程委托厂标准化委员会负责解释校核：郭文涛审定: 陈垣熙、付小龙批准: 梁明云51、主题内容与适用范围本规程规定了电气一次设备的正常运行方式，检查与维护、正常操作，注意事项及事故处理。本规程适用于15号发电机、15号主变压器、110KV、220KV系统的接线；发电机、永磁机的运行工作；主变、厂用变，串、并联变的运行工作；配电装置的技术工作；厂用电系统的技术工作。规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。DL/T7512001 水轮发电机运行规程DL/T5721995 电力变压器运行规程本标准依据制造厂家有关技术文件。2、主系统电气设备运行方式主系统电气设备简介2.1 发电机与变压器的联接均为单元接线。2.2 220KV母线为双母线接线，正常时I、II段母线并列运行，母联231DL在合上。2.3 220KV母线I母分IA与IB两段，正常时两段联络运行，I母联络刀闸2321G在在合上，；220KV母线II母分IIA与IIB两段，正常时两段联络运行，II母联络刀闸2322G在合上。(正常运行时,将2321G/2322G控制柜交流电源小空开Q1、Q2断开，在需要操作2321G/2322G时，投入2321G/2322G控制柜交流电源小空开Q1、Q2，操作完毕后应再次将Q1、Q2断开)2.4 220KV母线上各进出线的正常运行方式由中调确定，具体应根据中调有关最新文件执行。目前中调规定的运行方式如下：a） 与I母联接的出线和电源有：2FB、5FB、万虎I线、万文I线、万燕线。II母分IIA与IIB两段，正常时两段联络运行，II母联络刀闸2322G在合上，b） 与II母联接的出线和电源有：3FB、4FB、万虎II线、万文II线。(正常运行时,将2321G/2322G控制柜交流电源小空开Q1、Q2断开，在需要操作2321G/2322G时，投入2321G/2322G控制柜交流电源小空开Q1、Q2，操作完毕后应再次将Q1、Q2断开)3.1.1 2.3 5 110KV母线为单母线隔离刀闸分段接线，正常时两段母线并列运行，母线分段刀闸1311G、1312G推上。与I段母线联接的出线和电源有：万埠线、万泰线、1FB；与II段母线联接的出线和电源有：万万线、2B中压侧。2.4 6 自耦变2B也是220KV系统和110KV的联络变。2.5 7 1B、3B、4B、5B中性点分别经10100D、20300D、20400D主变中性点地刀接地、20500D接地，2B中性点为固定接地，5B中性点经20500D主变中性点地刀接地或经中性点间隙接地。Q/WSD 10500220102.6 8 发电机中性点均通过消弧线圈接地，发电机消弧线圈采用欠补偿方式。2.9 1B、3B、4B、5B中性点接地方式由中调决定，具体应根据中调有关最新文件执行。3、系统的运行操作3.1 我厂作为江西电网主调峰厂之一，其开、停机过程要求时间短，速度快。我厂机组进行发电、进相运行，机组的开、停等工况改变由省中调决定。4. 3.2 调度权： 根据中调调度权下放的通知，5. 我厂220KV系统、机组、主变及110KV母线由中调调度；6. 万埠线由赣州地调调度；7. 万泰线、万万线由吉安地调调度；当万泰线通过对侧与系统环网运行时由中调调度。3.3 根据系统的稳定性要求，220KV线路外送量最大潮流如下：3.3.1 正常运行方式时，220KV万文I、II回控制在400MW之内。3.3.2 220KV万文I（II）线跳闸,运行人员应立即压出力或解列机组,将单回220KV万文线控制在280MW之内，并按中调命令控制潮流。3.3.3 在系统有稳定措施（虎岗、金堂变低压联切负荷措施）时，220KV 万虎I、II回控制在390MW之内，无稳定措施时，220KV 万虎I、II回控制在330MW之内。3.3.4 现在万燕线有功负荷暂定控制在260MW之内.最高不超过280MW.3.3.5 220KV线路长期允许工作电流不得超过由线路参数决定的热稳定电流，如下表1所示：附表表1：万安电厂220KV线路参数（依据赣电调调【2010】5号文）线路导线型号长期允许工作电流（A）不同气温下允许接带负荷（万KW）25C30C35C万文I（II）线LGJ-400 2LGJ-24080027.425.724.1万燕线LGJ-400 2LGJ-24080027.425.724.1万虎I（II）线LGJQ-400 84528.927.225.53.4 110KV所有线路最大潮流为60MW。3.5 110KV母线电压范围一般为110KV121KV（最高126KV），220KV母线电压范围一般为220KV242KV（最高252KV），当中调对母线电压有临时要求时应按调度命令执行。我厂主变高压侧抽头位置由中调决定。4、系统及母线事故处理4.1 系统振荡的原因（ 线路送电量超过静稳定极限）。4.1.2 系统事故引起动稳定破坏。4.1.3 发电机深度进相或失去励磁，造成系统稳定破坏。4.1.4 电源间非同期合闸,未能拖入同步。Q/WSD 10500220104.2 系统异步振荡的现象及处理4.2.1 系统异步振荡的现象4.2.1.1 发电机定子电流、线路电流表数据剧烈变化。4.2.1.2 发电机及线路有功、无功功率在极限范围内摆动。4.2.1.3 发电机电压及220KV母线电压表剧烈摆动。4.2.1.4 转子电流在不正常值附近变动。4.2.1.5 照明灯随电压波动忽明忽暗，强励可能动作。4.2.1.6 水轮机的导叶开度及轮叶角可能在变动，压油泵可能频繁起动。4.2.1.7 发电机发出有节奏的鸣响，且与表计摆动合拍。周波可能升高（处于送端时），也可能降低（处于受端时）。4.2.2 异步振荡处理4.2.2.1 根据机组频率判明我厂机组的周波是增高还是降低。4.2.2.2 若机组周波升高，应以机组导叶开度限制降低机组有功出力，将机组周波降至5048.5HZ正常范围，直至振荡消失。4.2.2.3 若机组周波降低，若线路送电条件允许，可增加机组出力至额定值，尽快恢复周波至5048.5HZ正常范围。4.2.2.4 无论机组周波是增高还是降低，都应提高发电机电压，为恢复同期创造条件。4.2.2.5 若调速器异常，应切手动运行，并有专人监视，防止机组跳闸造成过速。4.2.2.6 值班员应严密监视机组转速，注意顶盖排水泵及油压装置动作情况。4.2.2.7 检查厂用电动力电源开关是否有失压脱扣和跳闸，若发现跳闸应立即设法处理。4.3 系统同步振荡现象及处理4.3.1 同步振荡现象4.3.1.1 机组及线路电流表、有功表周期性摆动，但摆动范围较小（发电机有、无功均不过零）4.3.1.2 发电机和220KV母线电压表摆动较小4.3.1.3 系统及发电机周波变化不大，全系统周波未出现一局部升高，另一局部降低现象。a） 4.2.1.4 发电机组鸣声较小，导叶、轮叶开度无明显变化。4.3.2 同步振荡处理4.3.2.1 判明系统同步振荡后，先保证各机组有功出力稳定，并提高发电机电压。4.3.2.2 如本厂送出线路跳闸后引起同步振荡，可降低机组出力至振荡消失。a） 4.3.2.3 如线路单相跳闸重合闸成功，系统发生同步振荡时，首先升发电机电压，而后降低发电机有功出力，若振荡仍存在或加剧，再增加发电机出力，观察其效果，直到振荡消失。4.4 单机失磁振荡现象及处理4.4.1 某一机组可控硅励磁装置FMK误跳，功率柜全关闭或掉相以及备励运行机组一因厂用电消失，造成机组失磁，而失磁保护拒动，引起机组失磁振荡。4.4.2 振荡现象4.4.2.1 机组发生剧烈振荡。4.4.2.2 发电机和线路的电流、功率明显跳动（失磁机组有功、无功极限范围变化并都过零）。Q/WSD 10500220104.4.2.3 220KV母线及发电机电压表摆动。4.4.2.4 失磁机组转子电流表往零的方向摆动下降。4.4.2.5 机组励磁系统可能有故障信号。4.4.2.6 非失磁机组转子电流比事故前增大。4.4.3 振荡处理4.4.3.1 注意光字信号，失磁机组与非失磁机组定子电流表摆动方向相反及其余表计变化情况，正确区分失磁机组。4.4.3.2 对剧烈摆动的失磁机组，值班人员应立即将机组有功出力降至零4.4.3.3 判明失磁机组后，立即将该机组解列停机。4.4.3.4 在振荡过程中应密切监视机组顶盖排水泵的运行情况，以防水淹水导。4.4.3.5 机组停机后,应对机组进行全面检查。4.5 系统和发电机异步振荡时，未征得中调同意，不得将发电机从系统解列，但出现下列情况这一者，可不得中调命令将机组解列，但事后应立即报告：4.5.1 异步振荡超过4分钟不能恢复时，可逐台解列机组，但应注意保持厂用电的可靠。4.5.2 振荡过程中发现危及机组安全者。4.5.3 机组非同期并列未拖入同步，应立即将该机组解列停机。4.5.4 带备励运行的机组。4.6 系统振荡时，发电机负荷波动很大，会引起下泄量的变化，应尽快通知水调。4.7 系统振荡消除后的检查4.7.1 电气部分：4.7.1.1 励磁装置等设备的电源运行情况。4.7.1.2 蓄电池浮充装置的运行情况。4.7.1.3 机旁动力盘、400V厂用电电源开关的运行情况。d) 4.7.1.4 主变冷却装置运行情况。4.7.2 机械部分4.7.2.1 油、水、风系统情况。4.7.2.2 推力瓦温是否正常。4.7.2.3 主轴密封水运行情况。4.7.2.4 导水叶剪断销是否剪断，真空破坏阀是否复归。4.7.2.5 机组各部轴承是否漏油。4.7.2.6 测量机组各部轴承摆度。4.7.2.7 机组顶盖排水泵的运行情况。4.8 220KV母线失压事故处理4.8.1 立即检查保护动作情况，赴现场检查故障点和开关动作情况。4.8.2 尽量保证机组和厂用电的正常运行，若机组甩负荷则保持空载争取带厂用电，并汇报领导和调度。Q/WSD 10500220104.8.3 故障点在母线上，立即隔离故障点，将母线上元件倒至另一母线上恢复送电。4.8.4 若未发现故障点，联系调度，用线路开关对停电母线试送电或母线零起升压。如为差动保护动作，必须测母线绝缘合格，检查母差回路正常后，对母线零起升压，无异常时，方可恢复送电。4.8.5 如判明为本厂开关拒动，应迅速将拒动开关及失压母线上所有开关断开，再利用母联开关或线路开关（已带电）对母线充电。4.8.6 若难以判明情况，一般用发电机带母线零起升压成功后，再恢复双母线运行。4.8.7 若220KV双母线均已失电，查明母联开关状态，并迅速断开两段母线上所有开关，与中调取得联系，根据情况进行相应处理。可从110KV或外来电源取得厂用电。4.9 110KV母线差动动作处理4.9.1 检查保护动作情况，GIS开关跳闸情况。4.9.2 如开关未跳，应跳开母线上所有断路器。4.9.3 人员进入GIS检查或处理，必须穿防护衣，戴绝缘手套和防毒面具。4.9.4 如属保护误动，立即汇报中调，按调度令逐步恢复送电。4.9.5 如发现故障点在某一段母线上，立即隔离故障点，对另一段母线零起升压正常后，再恢复送电。并注意控制机组负荷，使110KV各线路潮流小于规定值。4.9.6 如故障点在PT上，则隔离故障点，通知检修处理。4.9.7 如未发现明显故障点，则应甩开PT中性点后，对母线测绝缘（在进出线套管外侧，并合上该回路刀闸和开关），合格后，检查差动回路是否正常，再用机组带母线零起升压，正常后恢复送电。4.9.8 启动9#、11#风机，使GIS室通风畅通。4.10 SF6封闭母线筒击穿事故处理4.10.1 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）。4.10.2 检查保护动作情况，如断路器未跳闸，立即设法断开4.10.3 应尽快通知专业人员，并使故障点停电（如为断路器间隔故障，则必须用串联断路器断开故障点），或倒母线（只对220KV系统）后采取隔离措施，汇报调度。4.10.4 投入9#、11#风机，使GIS室通风畅通。4.10.5 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。4.10.6 4小时内，进入室内人员必须穿防护衣，戴绝缘手套和防毒面具。4.10.7 注意厂用电系统的正常供电。5、机组小网运行应急处理5.1.1 、2号主变102DL开关或202DL开关跳闸引起110KV系统与220KV系统解网运行时的应急处理办法：5.5.1.1 立即退出在110KV系统小网上运行机组的AGC控制（102DL跳闸，退1F 机组AGC控制；202DL跳闸，退1F、2F 机组AGC控制）。5.1.1.2 立即退出小网运行机组PQF中有功调节使能，避免因一次调频动作后机组当前实发有功值与Q/WSD 1050022010PQF设定值不一致而引起的调节过程，加剧小网系统频率的波动现象的发生。5.1.1.3 立即增加在110KV系统小网上运行机组无功负荷，适当抬高110KV系统电压，控制在118KV左右为宜，将进相机组转迟相运行，避免机组失稳以及系统振荡。5.1.1. 4 监视并根据110KV系统频率变化趋势，如有必要，应投入一台机组PQF的有功调节使能（202DL跳闸后，如1、2F机组均在运行时，宜选择投入1F机组的PQF），用投入PQF调节的机组调整有功负荷，系统频率宜按500.5HZ范围控制【注1】。5.1.1.5 用PQF调节机组有功负荷应谨慎，应注意观察、分析频率变化趋势，避免调节过头现象发生：(A) 增加机组出力时，如果周波在48HZ以下，每次增加幅度不要超过当前小网运行机组总出力的10。如果周波在4849HZ，每次增加幅度不要超过当前小网运行机组总出力的5。(B) 减小机组出力时，如果周波在52HZ以上时，每次减小幅度不要超过当前小网运行机组总出力的6。如果周波在5152HZ时，每次减小幅度不要超过当前小网运行机组总出力的3。5.1.1.6 尽快向省调及相关地调报告。5.1.1.7 密切监视110KV母线频率和电压，监视小网运行机组的转速；同时注意监视、调整220KV母线频率及电压。220KV系统运行机组的AGC应根据省调令投、退调整。3.4.1.1 5.1.1.8 派人到发电机层监视小网运行机组调速器运行情况，如调速器摆动较大可根据摆动程度将轮叶切至“手动脉冲”控制（如机组负荷在35MW以下摆动时，轮叶不切“手动脉冲”；如在35MW以上，轮叶切手动后应注意检查、调整一个适当的轮叶开度，避免推力瓦烧损的情况发生）减少机组用油量，防止事故低油压发生，并监视机组的顶盖漏水情况，防止水淹水导。轮叶切至“手动脉冲”控制后应尽快向值长汇报。5.1.1.9 按省调及相关地调指令，110KV系统小网尽快通过110KV线路（万泰线或万埠线）恢复与主网并列运行。5.1.1.10 如110KV系统与220KV系统解网运行发生后，本厂无机组在110KV系统小网上运行时，应及时汇报省调及相关地调，按调度命令执行。5.1.1.11 查明102DL或202DL跳闸原因，尽快恢复110KV与220KV系统并网运行。5.1.2 本厂运行于220KV区域性小网、或系统振荡引起频率大幅度变化时的应急处理办法。5.1.2.1 如系统冲击，机组功率、系统频率出现大幅度波动，值班人员无法直接判断是否与主网解网，则按系统振荡处理。如果与省调联系确定220KV系统与主网解列小网运行，则作为主调频厂，按220KV区域性小网进行应急处理。5.1.2.2 无论是系统振荡还是与主网解网，发现系统功率、频率大幅波动，首先将全厂AGC退出（从调节“闭环”切“开环”），并退出运行机组PQF有功调节使能，再立即增加运行机组无功负荷，将进相机组转迟相运行，在机组定子电压及110KV、220KV母线电压的允许运行上限范围内适当抬高机组定子电压，以提高我厂并网运行机组静态稳定裕度，并及时向省调及相关地调汇报。5.1.2.3 系统振荡时，监视并根据系统频率的变化情况，再次投入运行机组PQF有功调节使能，调整全厂的有功负荷：振荡发生后，如果我厂频率升高，应减少我厂机组有功出力；若频率降低，应增加我厂机组有功出力。直至恢复频率正常，振荡消除。5.1.2.4 联系省调确定与主网解列小网运行时，应根据小网系统频率变化趋势情况，再次投入运行机组PQF调节使能，用PQF调整机组有功负荷，系统频率宜按500.5HZ范围控制。5.1.2.5 用PQF调节机组有功负荷应谨慎，应注意观察、分析频率变化趋势，避免调节过头现象发生，Q/WSD 1050022010每次增、减机组出力的幅度参照第3.4.1.5条执行。5.1.2.6 派人到发电机层监视小网运行机组调速器运行情况，如调速器摆动较大可根据摆动程度将轮叶切至“手动脉冲”控制（如机组负荷在35MW以下摆动时，轮叶可不切“手动脉冲”；如在35MW以上，切手动后应注意检查、调整一个适当的轮叶开度，避免推力瓦烧损的情况发生）减少机组用油量，防止事故低油压发生，并监视机组的顶盖漏水情况，防止水淹水导。轮叶切至“手动脉冲”控制后应尽快向值长汇报。5.1.2.7 及时与省调及相关地调联系，配合操作，尽快与主网并列，恢复电网正常运行。4 第二章、发电机运行规程4.1 前 言本标准是在原Q/WSD 10172004第二章发电机运行规程Q/WSDJ04022895基础上，根据本厂发电机运行对运行人员的要求进行修订制订本标准的目的是对本厂发电机的运行维护、操作、事故处理等方面作出技术要求本标准从生效之日起，同时代替Q/WSD 10172004第二章发电机运行规程Q/WSD-J04-0228-95本标准由厂标准化管理委员会提出并归口本标准起草单位：运行值守车间本标准主要起草人：张梦云、王国珍本标准首次发布时间：1990年8月10日本标准于1995年7月第一次由运行分厂王国珍修订本标准于1999年6月第二次由运行车间郭爱军、王国珍修订本标准于2004年6月第三次由运行值守车间郭文涛、严红通、刘厚元修订本规程于2009年6月第四次由发电部陈德汉、肖文仁、田志明、林英光、郭文涛、邓荣清修订本规程委托厂标准化委员会负责解释校核：郭文涛审定: 陈垣熙、付小龙批准: 梁明云131、主题内容与适用范围本标准规定了发电机、永磁机的性能参数，运行方式，运行操作维护及事故处理办法。本标准适用于发电机、永磁机的运行工作。2、发电机，永磁机规范2.1 1至4号发电机规范（表2）：表2：1至4号发电机规范序号名称单位技术参数备注1型号SF105-78/12800S三相水轮F-发电机105-有功功率(MW)78-磁极个数12800-定子铁芯外径(mm)2额定容量KVA1235303额定功率KW1050004额定电压KV15.755额定电流A45286频率HZ507功率因素COS0.858转子电压V4809转子电流A135010空载励磁电压V17111空载励磁电流A70412相数相313接线方式2Y14额定转速转/分76.915飞逸转速转/分160.416接地方式经消弧线圈接地17冷却方式密闭自循环空气冷却18制造厂家东方电机厂2.2 5发电机规范（表3）：Q/WSD 1050022010表3：5发电机规范序号名称单位规范值1型号SF113-78/132002额定容量KVA1329503额定功率MW1134额定电压KV15.755额定电流A48746频率HZ507功率因素COS0.858转子电压V4209转子电流A146010空载励磁电压V15011空载励磁电流A75812相数相313接线方式2Y14额定转速转/分76.915飞逸转速转/分18516定、转子绝缘级F17接地方式经消弧线圈接地18冷却方式密闭自循环空气冷却19制造厂家东方电机厂1至4号机组2.23永磁机规范（表4）：表4：永磁机规范名 称单 位技术参数备 注型号GTY65/210-78额定容量W150/50额定电压V110额定电流A1.515/0.505周波HZ50相数相单相功率因数COS0.92.3 5发电机基本参数序号名称单位规范值1型号SF113-78/132002额定容量KVA1329503额定功率MW1134额定电压KV15.755额定电流A48746频率HZ507功率因素COS0.858转子电压V4209转子电流A146010空载励磁电压V15011空载励磁电流A75812相数相313接线方式2Y14额定转速转/分76.915飞逸转速转/分18516定、转子绝缘级F17接地方式经消弧线圈接地18冷却方式密闭自循环空气冷却19制造厂家东方电机厂3、4.2 发电机正常运行方式3.1 发电机应按名牌规定的技术数据运行，未经省调批准及征求制造厂家同意不得改变名牌参数运行。3.2 发电机定子线圈温度不得超过120，正常运行可保持在90左右，转子线圈温度不得超过130。冷风温度不得超过38，最低以空气冷却器不凝结水珠为限。Q/WSD 10500220103.3 发电机运行电压的变动范围应在额定值的5%(14.96KV-16.54KV)以内，而功率因数为额定值时，其额定容量不变。发电机的电压低于额定值95%(14.96KV)时，其定子电流不得大于额定值的105%(14F为4754.4A、5号机F为5117.7A)；发电机最低运行电压应根据稳定运行要求确定，不得低于额定值的90%(14.175KV)；发电机最高运行电压应遵守制造厂的规定，但不得高于额定值的110%(17.325KV)。3.4 发电机一般应迟相运行，也允许进相运行。3.5 几台发电机并列运行时，所带有无功负荷，在满足安全经济运行条件下，应平均分配，并避开空蚀振动区。3.6 定子绝缘电阻许可值与以前同温度测量结果相比较，不低于三分之一至五分之一。绝缘电阻吸收比(R60/R15)不小于1.3，否则应查出原因，并将其消除或请示总工是否将发电机投入运行。定子绝缘电阻值按下式换算至75方能进行比较(下式对于变压器也适用)：R75= Rt/2(75-t)/10式中：R75为换算至75绝缘电阻值 Rt为实际测得绝缘电阻值 t为实测绝缘电阻时的定子线圈温度3.7 转子回路绝缘电阻不得低于0.5兆欧，否则汇报生产厂长/总工及分管领导。3.8 机组正常运行时，各保护、自动装置及消弧线圈必须投入。3.9 5号机并联变串联刀闸9555G设有电动操作机构(其它机组无),正常运行方式:刀闸电机电源空气开关在拉开位置，须进行操作前将电源空气开关投入，操作完后，再次将该空气开关拉开。4.2.1 1号机组出口刀闸为直流操作机构，其操作电源与电机电源取至机组机旁盘的直流；2-5号机组出口刀闸为交流操作机构，其操作电源与电机电源取至机组机旁动力旁。4.3 4、发电机开机并列和解列停机操作4.1 开机与并列开机方式有：中控监控顺控开机，现地LCU顺控开机，现地手动开机。正常开机应用第一种方式。发电机采用自动准同期方式并列。当3F、4F、5F用主变高压侧DL解、并列时，若主变中性点刀闸在分闸位置，应向中调要求投入中性点刀闸后再进行解、并列操作，避免单相运行事故扩大。新机组带负荷后应对所有设备作一次全面检查，并密切注意各部温度及变化。开机过程中应密切监视机组的电压及转子电流是否与正常空载额定电压时励磁电流相符，机组并列后带负荷前检查开关位置指示灯是否正常。4.2 解列与停机发电机正常与系统解列停机应按中调命令执行，在紧急情况下由值长决定解列停机，但事后应及时向中调、生产厂长/总工和车间主任汇报。正常解列停机应将发电机有、无功负荷降至零，再解列停机。机组停机方式有：中控室监控顺控停机，现地LCU顺控停机，现地手动停机，正常时采用第一种方式。检修后的检查与启动机组检修后启动前，应完成下列工作，方能启动：Q/WSD 1050022010按照安全规程规定将工作票交回操作班，必须拆除检修中所做的安全措施，转动部分无人作业，现场设备无杂物，恢复常设遮栏。必须进行作业交待，对机组验收合格，对机组全面检查无异。测量发电机定子线圈和转子回路绝缘均合格。经过上述工作，满足开机条件，待生产厂长/总工同意后，即可开机。机组检修后第一次开机，应以手动方式进行。4.4 正常情况下发电机的检查和维护运行中的监视与检查：发电机运行按时记录表计，计算电量。4.4.1.1 对发电机及其附属设备应进行交接班全面检查(特殊情况应增加检查次数)，检查项目和要求如下：发电机、永磁机无异音，异味，滑环不过热，各碳刷无火花，无异常跳动。若碳刷冒火用干净白布擦拭。如无效，应采取其它措施消除。励磁屏各表计及信号指示灯正常。各元件接触良好，无过热现象。功率柜，风机运行正常，各保护连片位置正确。灭磁开关位置正确，无过热现象。各保护插件完好，各继电器接点及连片位置正确，各表计指示正常。各保护电源、操作电源投入正常。电压互感器应清洁，瓷瓶无破损，高低压保险及刀闸接触良好。电流互感器接线紧固，无异音，无过热和放电现象。发电机断路器油位，油色、气压正常，储压弹簧位置正确，不漏油渗油，底部无掉落物，各部件及操作机构完好，无过热。并联变、串联变运行正常，各保护连片，继电器位置正确。中性点消弧线圈接地良好。发电机发生较大冲击后，必须检查振动情况，并测量查看各部振、摆度数据是否正常。检查风洞时，注意冷却器有无漏水及凝结水珠情况，同时应注意温度，振动，异味，异声，放电，杂物等，并察看定子引线中性点有无发热放电等情况。发电机从运行中退出，进行大小修和处理缺陷时，应事先向中调申请。得到批复后方可退出。未经运行人员许可，禁止任何人在机电设备上工作。备用机组检查与维护：备用中的发电机及附属设备应和运行中的发电机进行同样的检查和维护，使其能随时启动。备用中的发电机及其附属设备要退出检修或处理缺陷时，应和运行机组一样履行审批手续，无需退出备用进行检修作业亦应办理与运行机组同样手续，方可允许工作。4.5 特殊状态下运行与操作Q/WSD 1050022010在下列情况下发电机应递升加压：机组大修后第一次加压。需要带主变或线路递升加压。发电机差动保护动作，经外观检查无异常时。发电机短路干燥或短路试验。4.5.2 满足下列条件时短路干燥工作可不再进行：定子绝缘电阻符合要求。4.5.2.1 吸收比大于或等于1.3。如果温度不变，绝缘电阻和吸收比升高后，经25小时保持不变。4.6 故障及事故处理发电机在事故情况下，允许短时过负荷，但不得超过表5规定值：表5：定子过负荷电流表定子过负荷电流与额定电流比1.11.121.151.251.51至4号发电机定子电流(A)498050715207566067925号发电机定子电流(A)53615459560560927311允许持续时间(分)60301552在额定负荷下连续运行，定子三相电流之差不得超过额定值的20%(14F为905.6A,#5F 为974.8A)，同时任意一相电流不得超过额定值(14F为4528A, #5F 为4874974.8A)。做不平衡短路试验时，定子电流最大不得超过额定电流25%（(14F为1132A, #5F 为4874A）(1460A)，从带不平衡负荷电流起到不平衡负荷电流减至零为止，总时间不得超过5分钟。转子一点接地现象：发出转子回路一点接地信号。处理：中控室上位机不能复归信号不能复归，应迅速转移负荷（或开启备用机组），并汇报中调和总工，联系解列停机。信号中控室上位机可以复归，应到风洞等现场检查，如未发现异常须加强监视；如异常、则应迅速转移负荷（或开启备用机组），并汇报中调和总工，联系解列停机。转子两点接地现象：先发出转子一点接地信号转子电流升高，转子电压降低机组进相很多或失步机组强烈振动处理：立即解列停机，并汇报中调及总工程师。Q/WSD 1050022010机组定子单相接地现象：控制室有“定子接地”信号，语音报警，可能同时出现“厂变高压接地”信号。处理用电压表测量接地相别及性质，故障相电压降低，其余相电压升高。检查消弧线圈及电压互感器保险，若是保险熔断，更换同容量保险，如再熔断，通知检修人员处理。检查15.75KV系统一次设备，同时通知操作班班员监视风洞，如发现风洞内有烟雾，焦臭味，应立即解列停机。如没有明显故障点，试切高压厂变，故障点仍存在，立即恢复高压厂变运行。如怀疑在机组内部，联系中调转移负荷(有备用机组时)，立即解列停机；若不在机组内部，汇报厂部，同时联系中调尽快停机，此时机组带接地故障不得超过2小时。发电机励磁回路断线现象：转子开路时，转子能量会通过电弧维持，此时开路处有弧光和焦味，转子一点接地保护可能动作。若开路处电弧开断，则机组定子电流上升、转子电压升高，发电机进相或失步，失磁保护可能动作。如磁极断线，则风洞冒烟，有焦臭味，并有很响的嗤嗤声。处理：若未自动停机，立即按紧急停机按钮，如机组着火，按发电机着火处理。4.6.1 失磁保护动作现象：转子电流突然降至零，发电机母线电压降低，无功指示进相。定子电流指示升高，有功较正常值低，发电机失去稳定。语音报警、失磁保护动作信号，出口DL跳闸。处理：检查是否灭磁开关误动，若是人为误碰时，可立即并入系统，若是开关操作机构不良，联系维护处理。若灭磁开关未误动可控硅运行时，则应检查是否因主励开关跳闸励磁回路调节器异常或失磁保护异常引起。发电机差动保护动作现象：发电机有冲击声，语音报警，差动保护动作信号。同时DL，FMK跳闸，自动停机。(1F跳高压厂变DL)处理：确属人员误碰可重新投入运行。检查保护范围的一次设备，并注意发电机是否着火。如检查未发现故障时，测量发电机定子绝缘电阻。通知继电保护班对差动保护进行检查。如未发现异常，经总工程师批准，可开机进行递升加压，加压正常，可并入系统。Q/WSD 1050022010在递升加压过程中或并入系统后，若发现不正常情况应立即解列停机，检查处理。发变组差动保护动作，除上述处理外，还须测量变压器绝缘。机组匝间保护动作现象：机组有冲击声，语音报警、匝间保护动作信号，机组DL，FMK跳闸，同时自动停机。(1F跳高压厂变DL)处理：与差动保护相同。过电压保护动作现象：转子电流不正常增大。定子电压短时超过最高允许电压。机组出现异常大的电磁鸣声。语音报警、定子过电压信号。发电机DL、FMK跳闸。处理：如判明是系统甩负荷造成，可立即并入系统。如检查励磁调节器装置故障，联系检修人员处理。发电机着火处理现象：机组有强烈冲击声。中控室语音报警，有差动保护动作或匝间保护动作信号。发电机不严密处有冒烟，并闻到绝缘焦味。发电机风洞中可以看到烟或火星。处理：若出口开关未跳，应立即断开，逆变，停机，确认发电机无电压后，打开消防阀灭火,必要时启动低压消防水泵。灭火由操作班班员进行。风洞内应全部关闭，下部盖板应有水漏下。确认火已熄灭，关闭消防水阀门。灭火过程中应注意的事项：不准破坏密封。不准进入风洞内部。不准用砂或泡沫灭火器灭火。灭火后，进入风洞须戴防毒面具。发电机非全相运行事故处理当发电机非全相运行时，发变组出口断路器可能出现“三相不一致”，“电源回路故障”，“油Q/WSD 1050022010气压异常”，“断路器分(合)复归”等信号或中控返回屏上DL模拟灯变黑等。若机组定子电流较大时，可见三相定子电流不平衡，机组可能有不正常的振动声。发现发电机非全相运行时，应先将负荷转移后，向调度汇报用机组出口开关将机组解列，然后：若发变组出口断路器单相运行，现地近控断开发变组出口断路器。（发变组出口开关分、合前，应注意主变中性点刀闸在合位）若发变组出口DL两相运行，应首先考虑将跳闸相现地近控合上，如近控合上不成功时，可现地近控断开合闸的两相。若液压机构失压闭锁无法跳开DL时，可倒母线用母联231DL解列。以上操作应以尽量缩短断路器非全相运行时间为原则，并及时向中调和有关领导汇报。4.7 发电机进相运行规定：发电机进相运行是指发电机为改善电压质量，满足调压要求而进行的发出有功，吸收无功的一种运行方式，进相运行应注意厂用10KV母线电压、机端电压，机组振摆度等不得超出允许范围。我厂发电机励磁调节器低励限制曲线(允许值)如下图所示：说明：上述曲线为1、2F机组进相运行曲线。机组具体进相运行参数如按下表执行：44.7.1 机组无功进相整定的规定（表6）表6：171F、172F机组无功进相整定值： 173F、174F机组无功进相限制整定值：有功（MW）无功（Mvar）有功（MW）无功（Mvar）0-400-6025-3640-5050-3060-4575-2580-40100-20100-35按调度下达万安电厂机组的进相深度的原则性规定： 4台及以上机组时，每台机组进相不超过2.5万千乏；开3台及以下机组时，每台机组进相不超过4.0万千乏。机组进相深度的规定与系统稳定计算有关，应按照中调相关最新文件规定执行。我厂发电机机端电压，10K