300MW机组电气运行规程

Q/FCD-J030-2000第一篇 发电机及励磁系统运行规程1 发电机的运行维护1. 1 发电机技术规范1.1.1 发电机铭牌 型 号QFSN-300-2 额定容量353MVA 有功功率300MW 无功功率186MVAR 额定定子电压20KV 额定定子电流10189A 相数3相 频率50HZ 功率因数0.85（滞后） 转数3000转/分 接线方式YY 冷却方式水氢氢 短路比0.5 效率98.85%1.1.2 技术参数 绝缘等级F 额定进风温度46 额定励磁电流2510A 额定励磁电压302V 空载励磁电流987A 空载励磁电压113V 三相不平衡负荷运行能力稳态I2* =8% 暂态I22*t=10秒 定子绕组冷却水额定流量55m3/t 定子绕组额定进水温度4550 额定运行氢压0.31MPa 氢气纯度95% 冷氢温度46 漏氢量10m3/天 允许断水时间30S 发电机机壳容积68M3（不带转子时） 制造厂家上海电机厂 温升规定： （1）额定氢压0.31MPa，冷氢温度为46，电阻法测量转子的平均温升不大于64。 （2）定子铁芯在冷氢温度为46时，用热电偶测得最高温升不大于74。（3）在定子绕组冷却水进水温度不大于50时，定子绕组层间电阻测温允许温升不大于40。1.2 发电机的运行方式1.2.1 额定工况下的运行方式（正常运行方式） 发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式，在此方式下，可以长期连续运行。1.2.1.1 冷氢额定温度为46，最低温度为40。冷氢的允许最高温度为48，冷氢报警温度为50，运行中各台氢冷却器相互间的出风温度应均衡，任何负荷下不应超过2。1.2.1.2 定子绕圈额定进水温度变化范围4550，低于42或高于53时均将报警，且水质应符合下表要求：定子内冷水水质要求：1水 质透明纯净，无机械温和物2起动时导电（us/cm）10微西/厘米3运行时导电率(us/cm)1.5微西/厘米4硬度(ug/kg)小于2微克当量/升5PH值786NH3值微量7铜化物最大含量（mg/L）401.2.1.3 定子线圈层间电阻测温元件，温度在定冷水进水温度不大于50时，出水温度不大于90，当定子线圈温度达90或定子线圈冷却水出水温度达85时，汽机DEH中的ATC将自动监视报警，此时，值班人员应立即采取措施（包括降低负荷检查冷却水量是否正常并相应调整，降低进风温度等），使温度降至报警值以下，并尽快分析和查明报警原因，必要时，安排停机检查处理。1.2.1.4 定子铁芯的温度限额为：在冷氢温度46时，温升不大于74，即冷氢温度在46及以上时，定子铁芯温度限额为T进+74（T进-当时冷氢温度）最高温度不超过120。1.2.1.5 氢冷却器最高进水温度35。1.2.1.6 励磁机的进风温度不超过50，励磁机空气冷却器的进水温度应不大于35。1.2.1.7 定冷水总出水管的出水温度正常不大于85。1.2.1.8 在氢压为0.31MPa，功率因数为0.85，即额定工况下，当1/8冷却器退出运行时，允许功率为90%，当二个1/8冷却器退出运行，但不在同一角时，可带80%负荷，当在同一角时，可带60%负荷。1.2.2 电压、频率、功率因数变化时的运行方式1.2.2.1 发电机定子电压在电压的105%至95%范围内变动，且功率因数为额定值时，其额定容量不变即定子电压在该范围内变动时，定子电流可按比例相反变动，但当发电机电压低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值不得超过额定值的105%（10698A)。1.2.2.2 发电机定子电压最高不得大于额定电压的110%（22KV)，最低值不应低于额定值90%（18KV)，并应满足厂用电压的要求。1.2.2.3 发电机正常运行中，频率变化时，定子电流、励磁电流及各部分温度不得超过限额值。1.2.2.4 发电机正常运行时，定子电流三相应接近，其允许不平衡电流值应遵守制造厂的规定，（I2*=8%)一般规定各相电流之差不得超过额定值的10，同时最大一相电流不得超过额定值。1.2.2.5 正常运行时，#1、2发电机应采用GEC1E A、B柜主从并列励磁方式，仅当A、B柜因故不能使用时，才改用C柜工频备励方式。1.2.2.6 发电机运行时，不得超出电机厂提供的出力曲线所规定的范围。1.2.2.7 发电机运行时，根据省电力调度中心的调度命令，发电机可进相运行。发电机在进相运行时，其进相深度必须满足进相运行试验所测得结论的要求，在此基础上，执行配合省电力调度中心的调度命令，以保证机组与电网的安全稳定运行。机组进相运行时的具体深度见图：#1-4发电机低励限制曲线。1.3 发电机正常运行中的监视、检查及维护1.3.1 发电机运行中的监视1.3.1.1 发电机有功负荷的增减，一般由（CCS）机组协调控制或由集控值班人员调整，并应及时监视和调整无功负荷，严格控制发电机定子电压电流以及励磁电流不超过规定值。1.3.1.2 正常运行时，每小时应按规定抄录发电机各运行工况参数，并与打印机的报表对照，如有差异，应分析原因，若发现个别温度测点异常，可根据情况加强对该部位的监视，缩短记录时间，并向值长汇报，通知检修检查处理。1.3.1.3 发电机运行时，应将发电机、主励磁机励磁回路接地检测装置投入自动检测方式，并每天校验一次，发现问题及时联系检修处理。#1-4发电机低励限制曲线1.3.2 发电机系统的主要检查项目1.3.2.1 发电机启动前的维护与检查。 （1）启动前应对发电机进行全面检查，使之具备启动条件（按本规程中规定进行检查）。 （2）发电机各气体冷却器进水前，应排除内部空气，二次进水最高温度不应超过33，进水流量应节流控制以便随负荷的增加，相应增加冷却水流量，同时应防止结露。若出现结露现象，应根据发电机运行工况适当调高励磁风温，消除结露。1.3.2.2 发电机运行中的维护与检查： （1）集控室与继电保护室的检查项目。 严密监视发电机的各种运行参数，并与CRT显示结果对照，及时调整使之不违反规程规定。 各灯光、信号正常，各开关的位置显示应与实际相等。 继电保护、自动装置无接点松动过热，冒烟等现象，检查完毕应及时好柜门，防止小动物进入。 各保护压板位置正确，现场保护投退情况应与保护定值、规定相符合。 认真作好运行的相关记录，在出现异常情况时，应加强监视处理，并缩短检查、记录时间。 （2）发电机、励磁机本体检查项目: 发电机、励磁机音响正常，无金属磨擦或撞击声，无异常振动现象。 励磁机外壳、门、观察窗等处密封良好。 发电机、励磁机应清洁，无结露、漏水、漏油等现象。 发电机、励磁机各冷却介质（氢、水、风）符合运行值。 发电机、励磁机各部温度符合规定值，无异常发热现象。 发电机漏液报警器无报警信号。 对发电机系统的附属设备如PT、CT、封闭母线等检查，应无异常现象。1.4 发电机的操作及注意事项1.4.1 发电机由检修转冷备用的操作1.4.1.1 查明发电机变压器组高厂变一、二次回路工作票已全部终结，有关回路和安全措施已全部拆除。1.4.1.2 设备如有异动，应办理设备异动手续，继保工作应有专项记录，且值班人员应与工作负责人签字确认。1.4.1.3 详细检查发电机一、二次回路（包括高厂变）及励磁回路设备清洁、完整、外观正常，命名正确齐全，接头贴好示温片，表计指示在“0”位，设备上无遗留工具、杂物、门柜关闭、继电保护定值符合整定书要求，压板、试验部件（端子）及切换开关的位置符合投运要求。1.4.1.4 拆除所有的接地线及检修安全措施。1.4.1.5 测量发变组、高厂变、励磁回路绝缘合格。1.4.1.6 检查主变、高厂变冷却系统正常。1.4.1.7 询问发电机、励磁系统、厂用电系统有关继电保护自动装置动作试验正常。1.4.1.8 得值长通知发电机已置换为氢气运行，冷却水系统，密封油系统及氢气系统投入正常运行。1.4.1.9 校验发电机磁场开关联跳主开关及机、炉、电大联锁实验合格，校验调整马达转向均正常。1.4.1.10 发电机停机时间超过72小时，在启动前应测励磁回路及静子绕组绝缘。(静子绕组绝缘一般情况下很难测出数据，无法判断，可在中速暖机时采用工频备励方式逐渐将静子电压升至5KV，进行干燥.升速前将电压降至零，断开励磁开关。)1.4.2 发电机由冷备用改热备用的操作1.4.2.1 查明发电机确为冷备用状态。1.4.2.2 装上发电机三组电压互感器高压保险，确认高压保险完好并安装紧固，将电压互感器小车推至工作位置。1.4.2.3合上励磁调节器的交流开关ADK、BDK、CDK。1.4.2.4装上励磁器操作保险，冷却风扇送上电源，并投入运行，送上磁场接地检测交流电源，检查或投入励磁装置有关压板、面板小开关位置正确，处备用状态可投入运行（参见励磁系统规定）。1.4.2.5 按照中调规定进行励磁系统PSS功能的投退。1.4.2.6 合上发变组控制保护直流电源开关，按规定投入发变组保护跳闸压板。送上发变组出口开关第一组、第二组控制保险及同期装置、位置信号保险。1.4.2.7 送上主变冷却器装置电源，启动油泵及风扇，并检查运行正常。1.4.2.8 推上发电机中性点接地刀闸及主变220KV中性点接地刀闸。1.4.2.9 按照电气一次主系统运行方式规定，合上发变组220KV母侧或母侧刀闸。1.4.3 发电机的并网操作1.4.3.1 待机炉有关试验结束，汽机阀门切换完成，检查机组注油试验正常且无其它异常报警信号，得值长命令后方可进行发电机升压操作。1.4.3.2 发电机正常升压应用GEC1励磁A、B柜主从方式，也可以用GEC1励磁C柜工频备励升压，其步骤分述如下： （1）GEC1励磁A、B柜主从自动励磁方式升压(自动准同期)并网： 将励磁A、B、C柜上“状态”切换开关投“运行”位置，PSS、备用切换开关投“退出”位置； 将发-变组励磁测量信号投入开关切“投入”位置； 将励磁手动自动方式开关切“自动”位置，励磁自动运行灯亮； 合上励磁A、B柜AK、BK开关正常，检查发电机定子三相电流为零； 按住G屏A、B柜起励按钮，观察发电机出口电压在16KV左右；操作G屏“A、B柜增减磁”开关调整发电机电压与系统电压相近；投入发-变组主开关的同期开关TK，同期方式选择开关ZK切至自动位置，同期闭锁开关STK切投入位置，同期切换开关1STK开关切至精调位置；通知汽机值班员在DEH上将汽机置自动准同期方式将发-变组自动准同期回路电源开关DTK切至试验位置，检查同期回路正常；将发-变组同期回路电源开关DTK切至工作位置，等待同期并列； （2）GEC1励磁A、B柜主从自动励磁方式升压(手动准同期)并网： 同（1）中的； 操作G屏“A、B柜增减磁”开关调整发电机电压至19.5KV左右； 投入发-变组主开关的同期开关TK，同期方式选择开关ZK切至手动位置，同期闭锁开关STK切投入位置，同期切换开关1STK开关切至精调位置； 观察发电机同步表指针顺时针缓慢旋转（转速110RPM）； 操作升、降速按钮调整发电机频率，使之与系统频率相等； 操作G屏“A、B柜增减磁”开关调整发电机电压与系统电压相近；待发电机同步表指针接近零位（提前约510度），启动集中同期合闸按钮使机组并入电网运行。 （3）用50HZ工频备励升压方式并网： 检查A、B柜AK、BK开关确已断开； 检查50HZ工频备励CDK开关已合上； 确认C柜处正常备用且输出电压正常，电流为0； 合上工频备励C柜直流开关CK； 按住G屏A、B柜起励按钮，观察发电机出口电压在16KV左右；操作G屏“C柜增减磁”开关，缓慢将发电机升压至20KV，采取手动准同期方式将发变组并网。1.4.3.3 发电机升压时应注意事项： （1）升压前应先调出有关CRT画面，确认有关开关、刀闸的状态（主变220KV开关在断开位置，主变220KV（）母线刀闸及中性点接地刀闸在合上位置）。 （2）全面检查一次盘面，在关信号灯指示正确，操作开关、切换开关、同期开关位置正确。 （3）升压操作应缓慢进行 ，升压过程中三相电压应平衡（CRT上看），三相电流指示为零。 （4）在定子电压为额定值的50%及全电压情况下，应分别测量三相电压平衡（PT二次侧电压）。 （5）在额定定子电压时，核对主励磁机励磁电压，励磁电流正常，用频闪仪检查旋转整流盘熔丝运行情况。 （6）利用励磁调节器的接地选择开关检查励磁回路有无接地现象。1.4.3.4 发电机并列须满足下列条件： （1）待并发电机的电压与系统电压相等； （2）等并发电机的频率与系统频率相等； （3）等并发电机的相位与系统相位相同。1.4.3.5 发电机并列时同期装置的使用： 发电机并列应采用A、B柜自动准同期装置进行，当自动准同期装置因故不能使用时，允许用手动准同期进行，并应由值长或电气机组长监护。当用手动励磁或工频备励即C柜升压并网时，只能采用手动准同期操作并网。 （1）自动准同期并列操作步骤： 1）调整发电机电压、转速与系统电压、频率相一致； 2）查同期闭锁STK在“投入”位置； 3）投入待并发变组220KV开关的同期开关“TK”（垂直位置为投入）； 4）将同期方式选择开关“ZK”切“自动”位置； 5）将同步表切换1STK开关切至“精调”位置； 6）通知机机值班员将DEH置“自动同步”方式； 7）观察同步表运转正常后，将自动准同期开关“DTK”投入“试验”位置； 8）按下自动准同期起动带灯按钮，查起动带灯按钮灯常亮，当同步表指针旋转至同步点时“同期合闸”指示灯闪亮，起动带灯按钮灯灭，自动准同期装置良好； 9）将自动准同期开关“DTK”切“投入”位置，同时将电脑钥匙插入发变组出口开关的防误闭锁装置内（紧急情况下未进行模拟操作可按下“防误解锁”按钮），再次按下自动准同期起动带灯按钮； 10）同步表指针旋转至同步点时“同期合闸”指示灯闪亮，起动带灯按钮灯灭，查发变组220KV开关自动合上，有关指示信号正常；11）将发变组220KV开关的控制开关置“合闸后”位置，及时调整发电机无功，防止发电机深度进相；12）复归同期装置：将1STK切“断”位，“ZK”切“断”位，“TK”断开，自动准同期“DTK”开关切“断”位；13）通知机炉机组已并列，适当开大调门防止逆功率。（2）手动准同期并列操作步骤： 1）手动调整发电机电压，转速与系统电压、频率相一致； 2）查同期闭锁STK在“投入”位； 3）查自动准同期DTK在“断”位； 4）投入同期开关“TK”； 5）将同步表开关1STK切至“粗调”位置； 6）操作调速开关2ZK调整发电机频率与系统频率相等； 7）手动操作励磁调节器增减磁开关（按钮）调节发电机电压与系统相等； 8）将同期表1STK切“精调”位置，同时将电脑钥匙插入发变组出口开关的防误闭锁装置内（紧急情况下未进行模拟操作可按下“防误解锁”按钮）； 9）待同步表顺时针缓慢旋转至标线前107左右时，按下集中同期合闸按钮。 10）查发变组出口开关合闸良好，有关指示灯信号正常；11）将发变组220KV开关的控制开关置“合闸后”位置，及时调整发电机无功，防止发电机深度进相；12）复归同期装置TK、同期表1STK及调速开关2ZK的方式位置。1.4.3.7 发电机同期并列时的注意事项 （1）同步表的投入应注意事项: 同步表投入时间不得超过15分钟； 当同步表转速过慢、过快或指针摆动或不动时，应查明原因，消除后方可继续进行并列操作； 同步表指针应按顺时针方向缓慢旋转，转速大约每分钟3-4圈。 （2）发电机并网后，首先应增加部分无功，观察三相定子电流是否平衡。 （3）在发电机定子电流增加过程中，应对发电机有关温度进行监视和分析，以及时发现异常情况。 （4）发电机若用自动准同期并列，则应用GEC1励磁A、B柜主从自动励磁方式进行升压，进行自动准同期并列操作。 （5）发电机若用手动准同期并列，可用GEC1励磁A、B柜主从自动励磁方式，也可用GEC1励磁A(B)柜手动方式或GEC1工频备用励磁C柜手动励磁方式，原则上采用GEC1励磁A、B柜主从自动励磁方式升压，若自动方式有问题才可用GEC1手动励磁方式升压，再进行手动准同期并列。1.4.4 发电机解列操作1.4.4.1 停机操作原则 （1）停机前操作人员应按值长命令，根据停机要求填写操作票，经审查批准后执行。 （2）在停机过程中，随着有功负荷的逐步降低，集控电气值班人员应相应降低无功负荷尽量维持功率因数在0.85左右。 （3）当发电机有功负荷降到70MW时，高压厂用电源应切至起/备变运行。 （4）正常停机时应确认发电机有功至0，电度表停止运行，无功降至近于5MVAR进行解列操作。 （5）发电机解列前应先合上该机组对应主变的220KV中性点接地刀闸。 （6）发电机停役，其主变及其高厂变也一并停役。1.4.4.2 发电机组与系统解列操作步骤： （1）检查解列机组的高压厂用电已切换由起/备变供电； （2）在并网状态下将有功、无功减到零； （3）将发电机无功负荷减到5MVAR左右； （4）断开解列机组主变的220KV开关； （5）操作“A、B柜增减磁”开关将主励电流降至0，发电机电压约为3KV； （6）断开GEC-1E控制器A、B柜的直流输出开关AK、BK； （7）检查C柜的直流输出开关CK在断开状态； （8）断开GEC-1E控制器A、B、C柜的三相交流开关ADK、BDK、CDK；（9） 检查控制盘上有关指示灯，调出CRT画面，确认解列机组对应的主变220KV开关，励磁开关及其厂用电对应的6KV开关在断开状态； （10）按照发变组保护投退规定将相关保护压板退出；（11）汇报值长机组解列操作完毕。1.4.5 发电机隔绝操作注意事项1.4.5.1 发电机改检修时，应将发电机及所属互感器一、二次回路及励磁回路要隔绝，有关辅助设备应改停役，根据检修工作需要做好措施。1.4.5.2 发电机信号保险仅在发电机检修或信号回路有工作时取下，其余状态均应装上。1.4.6 发电机绝缘电阻的测定1.4.6.1 定子绕组每一相的绝缘电阻用2500V兆欧表测量，在25 时10 分钟后应不少于1000兆欧 或不低于上次测量值的1/31/5，测量温度每升高5-15绝缘电阻大约下降一半。测量定子绕组绝缘前，应将集水环到外接水管法兰处的跨接线拆开，并将两集水环连接起来，接到水内冷专用绝缘测试仪的屏弊端，然后测量，测后恢复法兰两端跨接线。1.4.6.2 发电机内所有电阻测温元件的对地绝缘电阻，在冷态下250V兆欧表测量，应不小于1兆欧 。1.4.6.3 发电机励磁轴承与底板，轴承与油管间绝缘电阻用1000V兆欧表测量，应不小于1兆欧 。1.4.6.4 不同温度下电阻的换算，可参照下式进行 ：Rt2=2(t2Rt1-t1)/10 式中：Rt1、Rt2分别为温度t1和t2时的绝缘阻值。1.4.6.5 若某测量对象的绝缘电阻不满足规定值时，应采取措施加快恢复，若一时不能恢复，发电机能否投入运行，应由厂总工程师批准后执行。1.5 发电机的异常运行一事故处理1.5.1 发电机的异常运行1.5.1.1 发电机过负荷运行。1.5.1.1.1 发电机事故过负荷允许时间：过负荷倍数1.161.301.542.26定子电流值安）11819140651569123027允许运行时（秒）120603010上述事故过负荷的总次数以每年不超过二次为限。1.5.1.1.2 现象：定子电流超过额定值，并有“发电机过负荷”光字牌报警。1.5.1.1.3 处理： （1）严密监视表计，特别是各部分温度不超限。 （2）分析引起过负荷的原因，在允许时间内迅速降低定子电流。如为发电机电压低引起时，不能降低无功，采取降低有功负荷的办法控制定子电流不超限。 （3）处理应迅速果断。1.5.1.2 发电机表计指示失常1.5.1.2.1 原因： （1）表计本身故障，常发生于个别表计指示或指示失常。 （2）表计回路故障，常发生几个表计同时指示失常，如电压互感器回路故障时，将影响到定子电压表、有功、无功和频率表指示。1.5.1.2.1 处理： （1）不盲目调节发电机负荷，根据其余表计监视发电机运行，如主励磁电流表指示失常时，可根据主励磁电压表、无功表监视；电流互感器回路故障，可根据主变电流表监视；电压互感器回路故障可根据定子电流表，励磁回路电流，电压表监视。 （2）发电机有功表指示失常时，应汇报值长由热机值班人员监视汽轮机的进汽量和其它有关热力参数，尽量维持异常前参数运行。 （3）排除故障，必要时接临时表计。1.5.1.3 发电机三相电流不平衡1.5.1.3.1 现象：发电机定子电流最大一相与最小一相电流之差大于额定值的10%，或负序电流超过8%。1.5.1.3.2 处理： （1）汇报值长降低发电机的定子电流，使不平衡度降到允许值以内，且最大一相电流不超过额定值。 （2）加强监视发电机各部分温度。 （3）若系统不正常运行（不对称运行）而造成定子电流严重不平衡时，应由值长联系调度尽快消除。 （4）如不平衡出现在发电机并列后不久时，可能是主变开关非全相合闸，处理见1.5.2.6。1.5.1.4 发电机温度异常1.5.1.4.1 现象：有关指示仪表，发电机巡回检测仪、计算机发出温度异常报警等光字牌声光信号，并在CRT显示报警值。1.5.1.4.2 处理： （1）调出CRT画面，确定报警部位连续监视报警次数，并分析温度升高原因。 （2）检查是否过负荷或三相电流不平衡引起。 （3）检查发电机三相电压是否平衡，功率因数是否在正常范围内，保持功率因数在0.850.95。 （4）根据其他温度测点指示，分析判断是否检测器故障，必要时，由检修人员校对。 （5）发电机进风温度如超过规定值，汇报值长处理。 （6）发电机氢气压力低时，汇报值长处理。 （7）发电机定子冷却水支路水温高，汇报值长处理。 （8）必要时降低发电机无功负荷，但功率因数不得超过0.95，电压不得低于19KV。 （9）如经上述处理无效时，汇报值长降低有功负荷。 （10）定子线圈出水温度报警，调出CRT画面，观察分析汇报值长处理。1.5.1.5 发电机电压互感器熔丝熔断：1.5.1.5.1 现象： （1）发电机“电压回路断线”光字牌亮。 （2）电压平衡继电器动作相关的信号灯亮。 （3）发电机电压表指示可能降低或为0。 （4）发电机有功/无功功率表指示可能降低或为0。 （5）发电机频率表指示可能异常。 （6）发电机电度表转速可能变慢或停转。 （7）SWTA调节器可能由自动切至手动方式，保护屏发断线信号。1.5.1.2.2 处理 （1）如发电机出口#1PT(励磁调节器专用PT)回路故障，AVR励磁调节器将由“自动”方式自动切换到“手动”方式运行，AVR屏上“测量信号丢失”指示灯亮，值班员应严密监视发电机机无功及端电压，及时操作AVR手动给定电位90DC，调整发电机无功负荷，检查#1PT回路保险是否完好，二次回路是否有断线现象，故障消除后，恢复原正常运行方式。 （2）如发电机出口#2PT(测量保护专用）回路故障，则控制屏“B屏电压回路断线”光字牌亮，有关表计指示到0或降低，如属高压保险熔断，则定子保护动作发信；通知机炉维持故障前参数运行，退出#2PT断线时会误动作保护，如：失磁保护、逆功率保护、匝间保护、定子接地保护、失步保护，记录故障时间，核算故障时发电量；检查2PT回路保险是否良好，二次回路是否有断线现象。故障消除后，恢复正常运行方式。 （3）如发电机出口#3PT(匝间保护用）回路故障，则控制屏“A屏电压回路断线”光字牌亮，退出匝间短路保护，检查#3PT保险是否熔断，二次回路有无断线等现象，故障消除后，恢复停用保护。 （4）如发变组所接220KV母线段PT回路故障，则停用阻抗保护，故障消除后，恢复停用保护。1.5.1.6 旋转整流器熔丝熔断旋转整流器每个桥臂有8只二极管，有一只熔丝熔断后，仍可带额定负荷运行。集控值班人员用频闪仪检测发现有熔丝熔断，应加强对熔丝的检测次数和对机组运行监视。！1）当某个桥臂熔丝熔断二只时，立即向调度汇报，并将励磁调节器由自动方式切到手动方式运行，申请停机处理，在停机前，不允许机组过负荷，且应保持功率因数不低于0.85。 （2）当某个桥臂熔断三只时，立即减负荷至75%，汇报调度，申请尽快停机更换熔丝。1.5.1.7 发电机温度巡测仪、射频检测仪等报警应立即对发电机运行参数及工况进行详细检查，并根据记录曲线判断是否正确。如确属局部过热应汇报调度将机组解列。1.5.1.8 发电机发生强行励磁 （1）“强励动作”光字牌亮，10秒内不得进行人为调整。如系正常动作，系统情况正常后能自动恢复正常，报警消失。 （2）强励持续动作，使过励保护动作，调节器将由自动方式切换到手动方式进行，并发出“调节器报警信号”光字牌。此时应手动调节增减磁开关，使励磁电流保持正常。 （3）如当时系统运行正常而调节器输出不正常升高时，应手动将调节器控制方式由“自动”切到“手动”，并通知设备管理部检查。1.5.1.9 励磁调节器自动切换运行中励磁调节器出现下列情况之一时，将自动由“自动”方式切换至“手动”方式，并发出“调节器报警信号”。 （1）过励保护（OXP-2）二段动作（光字牌亮） （2）调节器测量信号(PT断线或脉冲丢失)消失 （3）切换到手动方式后，应根据仪表指示励磁，电流不超过额定值，且应保持功率因数在允许范围内，并将励磁调节器方式开关复至“手动”位置。待原因查明并排除后，及时恢复励磁调节器的自动运行方式。1.5.2 发电机的事故处理1.5.2.1 主变220KV开关跳闸1.5.2.1.1 现象： （1）事故喇叭响，主变220KV开关跳闸。 （2）BTG盘上“断路器事故跳闸”光字牌亮。 1.5.2.1.2 处理： （1）立即记录事故信号及保护动作情况，退出SF6开关联关主汽门压板，汽机重新挂闸； （2）立即手动断开厂用工作电源开关，进行厂用电自动切换； （3）若因220KV母差保护动作引起，倒至另一段母线重新并网； （4）若因发变组“对称过负荷”、 “不对称过负荷”、 “逆功率”、 “失步”、 “主变冷却器故障”等保护动作引起，应尽快查明原因，消除故障重新并网， （5）若确实属于人员误动而引起，可立即将发电机并网。 1.5.2.2 发电机发生振荡或失步1.5.2.2.1 现象: （1）发电机有功表、无功表在全表盘摆动。 （2）发电机定子电流表指针剧烈摆，并有超过正常值的情形。 （3）发电机定子电压表指示降低并摆动。 （4）发电机主励磁机电流表、电压表在正常值附近摆动。 （5）发电机发出有节奏的鸣声，其节奏与仪表指针摆动合拍。1.5.2.2.2 处理： （1）若振荡是由于功率因数过高或端电压过低引起时，应立即降低有功并增加励磁电流使发电机拖入同步。 （2）若因系统故障引起发电机振荡，应尽可能地增加发电机的无功，提高系统电压，创造恢复同期的条件。 （3）当机组励磁系统PSS功能投入运行的情况下，由机组励磁系统PSS功能自动调节，但值班人员必须认真监盘，保证机组稳定。若中调下达退出励磁系统PSS功能的命令，则应手动增加励磁电流，直至允许过负荷值，此时，可按发电机事故过负荷规定执行。 （4）采取上述措施120秒内不能恢复时，请求值长将机组解列。 （5）如发电机振荡是由于系统振荡引起时，按系统振荡处理。 （6）系统振荡处理按如下2006年江西电网振荡处理规定执行。一:电网振荡产生的原因1 电网发生严重故障,因故障切除时间过长,造成电网稳定破坏.2 发电机失磁,再同步失效,引起电压严重下降,导致邻近电网失去稳定.3 电网受端失去大电源或送端甩去大量负荷且受端发电厂功率调整不当,引起联络线输送功率超过静稳定极限4 环状网络或多回线路中,一回线路故障跳闸后电网等值阻抗增大且其它线路输送功率大量增加,超过静稳定极限,造成电网静稳定破坏.5 大容量机组跳闸,使电网等值阻抗增加,并使电网电压严重下降,造成联络线稳定极限下降,引起电网稳定性破坏.6 电网发生多重故障.7 电源间非同步合闸未能拖入同步.8 发电机非同期并列未能拖入同步.9 电网结构薄弱,扰动引发振荡.10 其它因素造成电网振荡.二: 振荡的分类、现象振荡分为同步振荡、异步振荡（一）、同步振荡1、厂站侧现象:(1)、频率稳定,变化很小.(2)、发电机及其联络线电流表、有功表周期性摆动，机组有功、无功不过零。（3）、电压表摆动不大。（4）、发电机鸣声不大。2、 电网同步振荡时的现象：（1）、频率相同。（2）、发电机及其联络线有功功率周期性摆动。（3）、电压摆动范围不大。（二）、异步振荡现象 1、 厂站侧现象： （1）、处于送端时频率升高，处于受端时频率降低，且略有摆动。 （2）、发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表周期性地剧烈摆动。 （3）、发电机和变压器在表计摆动的同时发出有节奏的嗡鸣声。 （4）、 白炽照明随电压波动有不同程度的明暗现象。 （5）、发电机强励可能动作。 2、 电网异步振荡时的现象： （1）、系统不能保持同一个频率。 （2）、发电机及联络线的有功功率表周期性地剧烈摆动。 （3）、振荡中心的电压周期性的降至接近零，其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压摆动逐渐减小。 （4）、失去同步的发电厂或局部电网与主网之间联络线输送功率往复摆动，每个振荡周期内的平均有功功率接近至零。 （5）、失去同步的两个电网间出现明显的频率差异，送端电网频率升高，受端频率降低，且略有摆动。三、 电网振荡的处理（一）、 同步振荡的处理原则 1、 厂站处理原则 （1）、发生振荡，及时汇报省调。 （2）、各厂，站值班人员应不待调度指令，退出机组AGC、厂站AVG。增加发电机、调相机、静补装置的无功出力，并发挥其过载能力，尽可能使电压提高到最大允许值。 2、 调度处理原则 （1）、根据功率振荡分布等信息正确判断振荡源。 （2）、退出电厂机组的AGC、厂站AVC。 （3）、提高电压。 （4）、降低断面功率。（二）、 异步振荡的处理原则 1、 厂站处理原则 （1）、发生振荡，及时汇报省调。 （2）、频率降低的发电厂应不待调度指令，增加机组的有功出力至最大或启动备用水轮机组（装有AGC的电厂将机组AGC退出），频率升高的发电厂应不待调度的命令，减少机组的有功出力，同时应保证厂用电的正常供电。恢复频率正常，直至振荡消除。 （3）、厂、站值班人员应不待调度命令，退出AGC，增加发电机、调相机、静补装置的无功出力，并发挥其过载能力，尽可能使电压到最大允许值。 （4）、若为发电机并列操作或失磁而引起的振荡，可不待调度命令，立即将机组解列。 （5）、电网发生振荡时，未得到值班调度员的允许，任何发电厂都不得无故从电网解列，在频率或电压严重下降威胁到厂电安全时，可按各发电厂现场事故处理规程中低频、低压保厂用电的规定进行处理。 （6）、装有振荡解列装置的厂站，当系统发生异步振荡时，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现该装置发出跳闸信号而未解列时，且系统仍有振荡，则应立即断开应解列的开关。 2、 调度处理原则 （1）、根据频率、有功、电压、电流指示摆动情况，尽快确定振荡中心。 （2）、送端高频率的电厂，迅速降低发电出力，直到振荡消除；受端低频率的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力提高频率，必要时在受端频率降低侧迅速按紧急拉路限电序位表和超供电能力拉闸限电序位表限电，直至消除振荡或恢复正常频率为止。 （3）、不论频率升高或降低的电厂都要按发电机事故过负荷的规定，最大限度地提高电压。 （4）、因环状电网或并列运行的双回线路的操作或误跳而引起的电网振荡，应立即合上解环或误跳的开关。 （5）、经采取上述措施，若电网振荡超过3分钟仍未消除，应迅速按规定的解列点进行解列；电网恢复稳定后，再进行并列。1.5.2.3 发电机失磁1.5.2.3.1 现象： （1）发电机主励磁机励磁电流表指示近于0或等于0； （2）发电机无功表指示为负值； （3）发电机有功表指示下降； （4）发电机定子电压下降，定子电流上升，超过额定值； （5）220KV母线电压低于正常值。1.5.2.3.2 处理：当发电机失去励磁时，失磁保护应动作跳闸。若保护未动作，允许机组失磁运行10分钟，应立即恢复机组励磁，如短时无法恢复；立即汇报值长解列停机，查明原因并消除，尽早恢复机组运行。1.5.2.4 发电机变为调相机运行(如主汽门关闭）。1.5.2.4.1 现象： （1）有功表指示负值； （2）BTG盘上“主汽门关闭”信号光字牌亮（G盘上有”逆功率”光字牌亮）； （3）发电机无功表指示升高，定子电流表指示降低，定子电压略升高； （4）其他仪表指示正常； （5）系统频率可能略降低。1.5.2.4.2 处理：当发电机逆功率运行时，逆功率保护应动作跳闸，若逆功率保护不动作，应汇报值长，判断主汽门确关闭时，应立即解列，以防汽机末级叶片过热。1.5.2.5 发电机内部爆炸着火1.5.2.5.1 现象： （1）发电机内部有强烈爆炸声，两侧端盖处冒烟有焦臭味。 （2）发电机内部冷却气体压力升高或大幅度下降，出口风温升高。 （3）氢气纯度下降，随着爆炸，氢压波动较大。1.5.2.5.2 处理： （1）如保护未动作，应立即解列发电机，切除励磁； （2）按消防规程规定灭火； （3）灭火过程中，发电机应连续盘车，定子线圈冷却水应继续供水。1.5.2.6 发电机非全相运行1.5.2.6.1 现象： （1）发电机定子电流不平衡,“负序过负荷”可能动作报警。1.5.2.5.2 处理： （1）运行中出现非全相运行时，按1.5.1.3条处理； （2）发电机并列后出现时，可能是主变220KV某相开关未合上引起，一般应由开关本身的非全相保护动作跳闸，如开关本身的非全相保护未动作时；可再发出一次合闸脉冲，如不成功，则应解列发电机，并隔离主变220KV开关，消除缺陷，待情况正常后重新并网； （3）发电机解列后出现时，如仅拉开一相，可将该相开关重新合上，然后采用其它开关（如母联、分段开关）解列发电机，如已拉开两相，则严禁将拉开的两相重新合上，并尽快将故障开关所在的母线电源隔绝，以解列发电机。在此过程中，应严密监视发电机三相定子电流的不平衡度在允许范围内。1.5.2.7 发电机定子接地1.5.2.7.1 现象： （1）发电机定子零序电压抬高,G屏“定子接地”光字牌报警，同时“定子接地保护”可能动作。1.5.2.7.2 处理： （1）运行中出现“定子接地”光字牌报警，应及时查看发电机三相电流是否出现明显不平衡，检测零序电压是否抬高； （2）在发电机开、停机阶段出现“定子接地”光字牌报警时，可能是由于三次谐波瞬间报警，及时到保护屏进行复位；若复位无效，应联系设备管理部进行检查处理。（3）发电机运行中真正出现定子接地现象时，应立即联系设备管理部进行检查处理，并派人至就地进行详细检查。若接地现象是由受潮气、水汽等原因引起不直接威胁机组运行时，则应采取措施消除影响因素；若定子接地直接威胁到设备的正常运行，保护可能动作跳开发电机主开关，此时按机组事故跳闸进行处理。若保护出现拒动现象，根据实际情况可果断解列发电机，待消除缺陷情况正常后重新并网；2 励磁系统的运行与维护2.1 励磁系统概况及设备规范2.1.1 设备规范（1）主励磁机：设备名称#1主励磁机#2主励磁机#3主励磁机#4主励磁机型号容量(KW)1695169516951695输出电压(V)403403403403输出电流(A)2698269826982698励磁电压(V)16161616励磁电流(A)225225225225励磁方式它励它励它励它励频率(HZ)250250250250相数3333制造厂上海电机厂上海电机厂上海电机厂上海电机厂（2） 付励磁机:设备名称#1主励磁机#2主励磁机#3主励磁机#4主励磁机型号永磁永磁永磁永磁容量（KW)31.631.631.631.6输出电压(V)95959595输出电流(A)202202202202频率(HZ)350350350350相数3333制造厂上海电机厂上海电机厂上海电机厂上海电机厂（3） 整流装置：设备名称#1、#2、#3、#4发电机旋转整流装置型式全波可控硅整流、有熔断器及过电压保护容量（KW)1650电压(V）475电流(A)3474制造厂美国西屋公司（4） GEC-1(E)型励磁调节器设备名称#1(#2)发电机(AVR)交 流输 入电压(V)95频率(HZ)350额 定输 出电压(V)1.110.5电流(A)147强 励输 出电压(V)114电流(A)250制造厂北京吉思电气有限公司型号GEC-1(E)2.1.2 特性概述2.1.2.1 励磁系统的主要特性 （1）励磁系统中无滑环、碳刷等转动接触元件，提高了励磁系统运行的可靠性和减小了机组的维护工作量； （2）全部励磁系统能源从发电机轴取得，电源可靠不受电网影响； （3）强励时，能在0.1秒内使励磁电压达到顶值励磁电压与额定励磁电压之差的95，起始反应速度快，时间常数小，动态性能好； （4）交流励磁机采用逆变方式进行灭磁，即在发变组保护动作发跳闸信号后，磁场开关延时0.5秒动作，直到磁场电流在逆变作用下衰减到零。另外，在交流励磁机磁场绕组上并联了一个氧化锌非线性电阻，在作发变组保护动作及逆变灭磁故障时经此电阻灭磁，以防磁场绕组过电压。2.1.2.2 主励磁系统的设备及构成 （1）主励磁系统的设备有：交流励磁机、旋转硅整流器、永磁付励磁机、可控硅整流器及自动电压调节器简称AVR(#1、2机为GEC-1(E)型)。 （2）主励磁系统的构成：主励磁系统分旋转和静止两个部分，整个励磁系统旋转部分是发电机转子，交流励磁机电枢，旋转硅整流器及永磁付励磁机的转子，它们与发电机的转子同轴旋转；静止部分是交流励磁机的励磁绕组及自动电压调节器。2.1.2.3GEC-1(E)型自动电压调节器技术参数及功能2.1.2.3.1 GEC-1(E)型自动电压调节器的基本配置为全双置，即配备完全独立的两个控制柜，每柜均含有控制器、功率桥、电源及相关的逻辑操作回路。两套调节器并列运行，每套调节器均能满足包括强励在内的各种运行工况对励磁系统的要求。2.1.2.3.2 励磁调节器（AVR）采用工控微机结构，具有良好的抗震、抗冲击、抗电磁干扰能力；微机励磁调节系统采用交流采样技术和脉冲直接形成技术，提供励磁数学模型和励磁调节器整定窗口及传递函数.具有和电厂计算机监控系统进行通讯（DCS）接口的设备。励磁调节器具备下列运行方式：机端恒压运行方式、恒励磁电流运行方式。2.1.2.3.3 通过软件实现下列辅助功能：欠励磁瞬时限制功能、瞬时/延时过励磁限制功能，电压频率比限制功能、PT断线检测和保护功能、误强励检测限制功能、空载过压保护功能，在线自检功能，断口自恢复式的软硬件双重WATCHDOG功能。过励磁限制单元具有与发电机转子绕组发热特性匹配的反时限特性；低励限制特性由系统静稳定极限和发电机端部发热限制条件确定；电压频率比限制特性应与发电机的过励磁特性匹配，发电机动态过程中的励磁调节不受此限制。励磁调节器还具备PSS调节方式。2.1.2.3.4自动励磁调节器的主要技术指标如下：自动电压调整范围：5%130%，整定电压分辨率不大于额定电压的0.5%。励磁系统最低稳