第一篇发电机及其励磁系统运行规程

第一篇 发电机及其励磁系统运行规程1 概述发电机为东方电机股份有限公司设计、制造的QFSN-300-2-20B型三相、二极、隐极式转子同步交流发电机，由汽轮机直接驱动，其旋转方向从汽轮机头向发电机看为顺时针。发电机采用“水氢氢”冷却方式，即：定子线圈及其引线、出线采用水内冷，转子绕组采用氢冷，定子铁芯及端部采用氢气表面冷却。机座内的氢气由转子两端的轴流式风扇进行闭式循环。密封系统采用单流环式油密封。集电环采用空气冷却，即：两集电环间的同轴离心式风扇对集电环及电刷进行强迫冷却。发电机励磁采用静止半导体自并励系统，主要由励磁电源变压器、微机励磁调节器组成。微机励磁调节器采用ABB授权东方电机股份有限公司生产的Q5S-0/U231-S4500型励磁调节器，该型励磁调节器类型为：UNITROL5000，带四通道(双自动通道加两个独立的手动通道)冗余的自动控制器，具有3个可控硅桥，型号为：UNL13300，以n-1的方式冗余配置(n-1方式冗余的含义：当任一可控硅桥故障时，剩下的可控硅桥仍能保证额定输出)，磁场开关为单断口直流开关，位于可控桥直流侧，其额定电流为4500A。励磁调节系统功能如下：励磁调节器由自动调节器(AC调节器)和手动调节器(DC调节器)组成。自动调节器的主要功能有自动电压调节、磁场电压调节、有功/无功功率补偿、欠励限制(XEL)、V/HZ限制、过励限制(OEL)、无功VAR/功率因数调节、电力系统稳定器(PSS)等功能。监测和保护功能包括PT故障监测、转子温度测量、过流保护、失磁保护、过磁通保护等。自动励磁调节器(AC调节器)电压调节范围可达70%110%发电机额定电压。手动励磁调节器(DC调节器)电压调节范围可达20%110%发电机额定电压。2 设备规范2.1 发电机主要技术数据名称单位设计值试验值备注规格型号型号QFSN-300-2-20B额定容量SNMVA353额定功率PNMW300最大连续输出容量SMVA388最大连续输出功率PMW330定子额定电压UNkV20定子额定电流INA10189额定功率因数cosN0.85额定频率fNHz50额定转速nNr/min3000相数3定子线圈接线方式YY出线端子数目6冷却方式水氢氢励磁方式自并励环境温度540额定励磁电流IfNA2075额定励磁电压UfNV455空载励磁电流A824空载励磁电压V主要性能参数短路比SCR0.6241超瞬变电抗0.15瞬变电抗0.25负序能力I2/IN%10负序能力(I2/IN)2tSec10灭磁时间常数2.1s强励顶值电压倍数2强励电压响应比/Sec2允许强励时间Sec10效率效率%98.9振动值轴承振动mm0.025轴振mm0.075绝缘等级及温度限值定子线圈绝缘等级F按B级绝缘温升使用转子线圈绝缘等级F按B级绝缘温升使用定子铁芯绝缘等级F按B级绝缘温升使用定子铁芯温度(额定工况) 69120定子线圈温度(额定工况)59.480转子线圈温度(额定工况)87.4110定子铁芯温度(MCR工况) 120定子线圈温度(MCR工况)85转子线圈温度(MCR工况)110定子端部结构件允许温度 120定子槽间层内温度90检温计法层间温度差8检温计法冷却介质氢气冷却器数目4氢气冷却器进水温度2038氢气冷却器出水温度43氢气冷却器水流量t/h4100氢气冷却器进水压力MPa0.10.2氢气冷却器水压降MPa0.024氢气冷却器风阻压降MPa0.222额定氢压MPa0.25最高允许氢压MPa0.35发电机充氢容积m372漏氢m3/24h10氢气纯度%95氢气露点-14-2.5氢气湿度g/m31.54 额定氢压下冷氢温度3546热氢温度65定子冷却水进水压力MPa0.10.2定子冷却水进水温度4248定子冷却水出水温度80定子冷却水流量(二次流量)t/h45定子绕组充水容积m30.3定子冷却水导电率s/cm0.51.520定子冷却水PH值7.08.0定子冷却水硬度gE/L2允许断水时间Sec30氨NH3允许微量机械杂质无集电环和碳刷电刷允许载流密度A/cm210额定工况下电刷载流密度A/cm26.7集电刷和碳刷允许励磁电流A3097集电环温度120检温计法，风温652.2 励磁系统主要技术数据名称单位设计值试验值备注整流柜型号UNL 13300整流方式三相全控桥额定电流/柜A2075功率放大器组数组3并联支路数1可控硅型号HUEL可控硅元件额定电流时结温107额定正向平均电流A1900额定反向峰值电压V4200磁场断路器型号HPB45额定电压V1000额定电流A4500最大断流能力kA50开断弧压V1900控制电压(直流)V220AVR性能电压调整范围%30-110手动调整范围%20-110调整偏差(精度)%0.2励磁变压器型式环氧浇注、户内、干式型号ZSCB9-3300/20容量kVA3300初级电压kV2022.5%次级电压kV0.9频率Hz50相数3连接方式Y/d11绝缘等级F冷却方式AN/AF温升极限k90输出额定电流A2117效率%99电压调整%4.18短路阻抗%8.212.3 封闭母线规范名称主回路厂用分支电压互感器及励磁变分支制造厂阜新封闭母线有限责任公司额定电压(kV)202020最高工作电压(kV)232323额定电流(A)1250040004000相数333频率(HZ)505050短路电流冲击峰值(kA)4005605604S热稳定电流(kA)160220220母线正常运行最高温度()909090母线接头的最高温度()656565外壳连接最高温度()707070铝母线外径及厚度(mm)500x12150x10150x10铝外壳外径及厚度(mm)1050x8700x5700x5相间距离(mm)120012001200一分钟工频耐压(kV)757575冲击耐压(kV)150150150冷却方式自冷自冷自冷母线涂漆(外表)黑黑黑母线涂漆(内表面)黑黑黑母线涂漆(外表面)浅灰(光泽)浅灰(光泽)浅灰(光泽)母线导体损耗(W/三相米)89790.590.5外壳的损耗(W/三相米)59450502.4 励磁母线技术参数名称直流励磁母线交流励磁母线制造厂阜新封闭母线有限责任公司额定电压(kV)11额定电流(A)30003000相数3频率(HZ)50短路电流冲击峰值(kA)1254S热稳定电流(kA)50母线运行最高温度()9090外壳运行最高温升(K)3030冷却方式自冷自冷涂 漆同主母线同主母线导线规格：2(TMY-120X10)2(TMY-120X10)外壳尺寸(mm)400x3003550x4003一分钟工频耐压(有效值)(kV)3.53.5冲击耐压(有效值)(kV)3 发电机的运行规定3.1 一般规定3.1.1 发电机在正常运行时，不允许超过铭牌的额定数据运行。3.1.2发电机不允许无励磁运行。3.1.3 发电机在额定参数下运行，最高允许监视温度应根据温升试验结果确定，现场没有做温升试验前，最高允许监视温度应低于制造厂的规定允许值。3.1.4 运行中的发电机周围10米以内严禁烟火作业，且警告标示牌定置齐全。3.1.5 发电机允许输出最大连续功率330MW的条件：氢压0.25Mpa；氢冷器进水温度20；氢冷器出水温度27；冷氢温度30；厂内环境温度30。3.1.6发电机不允许在空气中运转。仅允许在安装、调试及试运期间，短时在空气中运转，做机械检查，但应满足下列条件：a氢气冷却器通水；b油密封通油；c定子绕组通冷却水；d无励磁；e切断氢气分析器、差压表，拆开供氢管道；f机内空气干燥，相对湿度50%，压力(表压)为0.030.06Mpa，冷风温度2038。3.2 电压、周波、力率变化时的运行规定3.2.1 发电机定子电压正常应维持额定值，允许变动范围在额定值的5%以内，连续运行的最高电压应遵守制造厂的规定；但最大变动范围不得超过额定值的10%(18KV22KV)，并应满足厂用母线电压的要求。3.2.2 当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子允许长时间运行的电流不得超过额定值的105%(10.7KA)。3.2.3 发电机的频率正常应维持在50HZ，允许变化范围在0.2HZ以内，最大不得超过0.5HZ。 3.2.4 发电机的功率因数宜保持迟相0.85，一般不超过迟相0.95。自动励磁调节器投入时，允许在0.951.0范围内运行。3.2.5 发电机可以降低功率因数运行，但转子电流不允许超过额定值(2075A)，且视在功率应减少，当功率因数增大时，发电机视在功率不能大于额定值，功率因数变化时允许负荷应符合发电机出力曲线。3.2.6 发电机进相运行的允许范围，主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构发热两个因素限制，本发电机允许在有功功率的额定值，功率因数为0.95(超前)的情况下持续运行(定子电流10190A)。3.2.7 发电机定子电流正常三相应相同，在持续不平衡负荷时，各相电流之差(I2)，不得超过额定值(IN)的10，且最大一相的电流不得超过额定值。在短时不平衡负荷时，(I2/IN)2t10秒。3.2.8 当功率因数为额定值0.85，电压在5%和频率在2%内变化时，发电机允许连续输出额定功率；电压在5%和频率在-5%+3%内变化时，发电机也允许连续输出额定功率，但每年不超过10次，每次不超过8小时。3.3 发电机短时过负荷运行规定3.3.1 在系统故障的情况下，为保证系统稳定性，发电机允许定子短时过负荷、转子短时过电流运行，但此时发电机的氢气参数，定子绕组水内冷参数，定子电压均应保持在额定值。3.3.2 定子绕组短时过电流能力(每年不超过2次) 时间(秒)103060120过电流倍数2.181.501.271.14 也可按下式确定：(I2-1)t=37.5 其中：I - 过电流倍数 t - 过电流时间(单位：秒)3.3.3 励磁绕组短时过电流能力(每年不超过2次)时间(秒)103060120过电流倍数2.081.461.251.12 也可按下式确定：(I2-1)t=37.5 其中：I - 过电流倍数 t - 过电流时间(单位：秒)3.4 冷却介质的规定3.4.1 定冷水进水压力正常为：0.10.2Mpa 。3.4.2定冷水进水温度正常为：453；当高于48或低于42时报警。在额定工况下，进水温度为45，出水温度为70。3.4.3 定冷水额定流量为45t/h。在额定负荷下发生断水，只允许运行30秒；30秒后定冷水仍不能恢复，则应解列发电机，并降机端电压为零。若断水5秒后开始减负荷，2分钟内负荷降到15%额定负荷，允许继续运行1小时；1小时后定冷水不能恢复，则应解列发电机，并降机端电压为零。3.4.4 在各种负荷条件下，氢气压力都应维持在0.250.02MPa 范围内。发电机正常运行时，不允许降低氢压运行。特殊情况下需降低氢压运行时，应遵循发电机出力图按下表控制负荷(cos=0.85)，且最低氢压为0.1 Mpa，定冷水压及氢冷器冷却水压必须低于氢气压力至少0.04 Mpa。并立即全面检查发电机，查明原因，消除故障，尽快使氢压恢复正常；若在定冷水系统中发现大量氢气，应立即停机检查。氢气压力0.2MPa0.1MPa应带负荷270MW200MW3.4.5在各种负荷条件下，冷氢温度都应维持在3546范围内。热氢温度正常65。发电机冷氢温度为额定值时，其负荷不应高于额定值的1.1倍；当冷氢温度高于46时，每升高1定子电流应降低2%；冷氢温度超过50时，不允许发电机运行。3.4.6 发电机正常运行时，应投入四台氢气冷却器；每个氢冷器的水流量及压力应均衡，且不宜太大；当一台氢冷器解列时，发电机在氢冷器水系统工作正常的前提下，可以带的80%额定负荷。3.4.7 随时检查机内湿度，保持机内氢气湿度1.54 g/m3。(以实际不结露为准)3.4.8 定期检查机内氢气纯度。若机内氢气纯度降到了95%，应排污补氢；每次置换的氢气量不应超过10%的氢气总量。3.4.9 定冷水进水温度应高于冷氢温度至少25。3.4.10 任何情况下，定冷水压及氢冷器冷却水压应低于氢气压力至少0.04 Mpa。3.4.11 密封油压应高于氢气压力0.0560.02 Mpa。3.5 轴承振动和温度的规定3.5.1 发电机正常运行时，轴承振动应0.025mm。3.5.2 发电机正常运行时，轴承进油温度应在3545之间，出油温度应70，轴瓦温度应90。3.6 发电机绝缘电阻的规定3.6.1 定子绕组(无存水、干燥、接近工作温度时)，其对地和相间绝缘电阻5M(2500V兆欧表)。3.6.2 转子绕组(冷态20，应断开灭磁开关)，绝缘电阻1M(500V兆欧表)。3.6.3 禁止用兆欧表测励磁系统的正负极间绝缘电阻，以防整流管反向击穿。3.6.4 测温元件(冷态20)，绝缘电阻1M(250V兆欧表)。3.6.5定子汇流管及出线进水管，无存水时100K，通水时30K(1000V兆欧表或万用表)。3.6.6 励端轴承、油密封对地绝缘电阻1M(1000V兆欧表)。3.6.7 大小修后的发电机，在启动前应测量各部绝缘。3.6.8 每次所测结果应记入绝缘电阻记录簿内，并汇报值长。3.6.9 若某绝缘电阻值不符合规定值，应采取措施恢复；一时恢复不了，能否投入运行应经总工批准。3.7 励磁系统运行规定3.7.1 正常情况下励磁装置应远控操作；调试、试验或紧急控制时可就地操作。3.7.2 励磁装置由两个完全独立的调节和控制通道(通道1和2)组成。两个通道完全相同，可任选其一作为运行通道。非运行通道总是自动地跟踪运行通道。为避免故障切换时备用通道跟踪扰动，采用延时跟踪。一套调节器故障后，不影响调节器“自动”方式，但应通知检修尽快处理。3.7.3 励磁系统的每个通道都包括自动和手动两种调节方式。自动方式下，自动调节发电机电压。手动方式下，自动维持发电机恒定励磁(磁场电流)；需人为根据负荷变化，来调整励磁(磁场电流的给定值)，以维持发电机电压恒定。非运行调节方式总是跟随运行调节方式，可在不同的运行方式之间进行切换。手动方式发生故障，闭锁自动到手动的切换；当工况超出手动方式允许的运行范围，手动调节器闭锁手动通道的跟踪。为避免故障切除时手动方式切换到故障状态，采用延时跟踪。3.7.4 自动方式下，发电机电压的给定值由增磁/减磁命令来调整；当限制器动作，在限制方向上阻止增磁/减磁命令的作用。手动方式下，励磁电流给定值由增磁/减磁命令来调整；手动方式只有低励限制和V/Hz限制，增磁/减磁命令不是总能受到限制器的保护，必须人为调整不越限。3.7.5 完成起励的前提条件：励磁开关在合位；无分闸命令和跳闸信号；发电机转速大于90%额定值；有起励电源。3.7.6 两套调节器故障后，应将整流柜切到“手动”方式运行，维持发电机电压正常。3.7.7 调节器“手动”方式为非正常运行方式，应汇报值长、总工，尽快处理。3.7.8 励磁系统故障，励磁调节器将自动退出运行，同时励磁开关断开。4 发电机运行中的监视、检查及维护4.1 发电机运行中的监视4.1.1 发电机运行中应严格监视各表计指示正确，各参数不超过规定值；并认真分析运行工况。4.1.2 每小时应按规定抄录运行发电机各工况参数，并与打印报表对照。若有差异，应分析原因；若发现个别参数异常，可根据具体情况加强对该点的监视，缩短抄表时间，并汇报值长，通知检修。4.1.3在进行发电机有功、无功调整时，应注意各参数变化情况。4.1.4 全面监视，发现异常及时汇报，并做必要的调整。4.1.5 做好各种工况下的事故预想。4.2 发电机运行中的检查4.2.1 集控室和继电室的检查4.2.1.1 各表计的指示不应超过允许值，相互关系应正确。4.2.1.2 各刀闸及开关位置反馈与实际指示位置应相符并且正确。4.2.1.3 三相电压、电流表指示应平衡。4.2.1.4 声光报警无异常。4.2.1.5 继电器和自动装置应正常，无过热冒烟现象。4.2.1.6各灯光信号指示正常。4.2.1.7 直流系统运行正常。4.2.1.8 调节器运行正常，各指示仪表与实际相符。4.2.2 发电机各部分的检查4.2.2.1 发电机声音正常，机组振动、温度不超过允许值。4.2.2.2 滑环表面无变色、过热，温度应不高于120；碳刷完整无损，压力正常，无振动、卡涩、松动、冒火、过热，与滑环接触良好；刷辫完好，无过热。4.2.2.3 励磁系统各装置、元件无过热、松动；各指示灯、风机正常；开关位置正确。4.2.2.4 封闭母线微正压装置运行正常；封闭母线外壳运行正常，无发热、振动、局部过热。4.2.2.5 发变组及厂用系统的保护及自动装置运行正常；压板位置正确，无松动、过热。4.2.2.6 各消防器具完好无损。4.2.2.7 机组周围清洁无杂物。4.2.2.2 发电机励磁系统的开关、母线、互感器及电缆无过热、无放电闪络现象。4.2.2.5 发电机励磁变压器运行正常，无异音。4.2.2.6 发电机采用微机自动励磁方式，为监视微机励磁调节器运行的稳定性，应密切注意调节器输出电压、电流，发电机无功负荷及定、转子电流的变化情况；灭磁室温度不高于40。4.2.2.7 整流柜元件温升不超过45K，快速熔断器联接处温升不超过40K，母线温升不超过35K，联接处温升不超过55K。4.2.2.8 整流柜冷却风机运行正常。4.2.2.9 整流元件故障灯应不亮，无保险熔断报警。4.2.2.10 各元件无过热焦臭味，铜辫子无过热变色，焊头无脱焊。4.2.2.11 整流柜输出电流基本相等，均流系数不小于0.85。4.2.3 发电机系统的检查项目4.2.3.1 轴瓦温度，润滑油油温正常。4.2.3.2 冷氢温度正常。4.2.3.3 热氢温度正常。4.2.3.4 定子绕组温度及定子绕组出氢温度正常。4.2.3.5 轴承振动及外表无异常4.2.3.6 冷却器的冷却水压力、温差、端差应正常。4.2.3.7 测量转子绝缘正常。4.2.3.8 氢气压力及氢气纯度正常，水检测器(LISA、LISB、LISC、LICD)每天放水一次，应无油、无水，根据油水的排放量大小分析情况。4.2.3 9 检查氢气干燥器运行正常。4.2.3.10 放掉分离器的水，根据水量分析运行情况。4.2.3.11 每班应联系化学测量发电机膛内含湿量，不得超限。4.3 发电机运行中的维护4.3.1 应定期清洁碳刷、集电环、构件及周圈环境。4.3.2 发电机运行中，碳刷长度小于25mm时，应及时更换。更换时应注意：a所更换的碳刷型号应一致；严禁不同型号的碳刷混合使用。b每个刷架上一次最多只允许更换1/5的碳刷。c更换的碳刷要研磨良好，与滑环的接触面积应超过总面积的70%。d更换碳刷所使用的工具，应有绝缘手柄。e更换碳刷的工作应由两人进行，一人工作，一人监护；严禁两人同时在正负极上工作；严禁同时触摸两个极性的带电部份或一只手触摸带电极，另一只手或身体其它部位接地。f更换碳刷时，应穿绝缘鞋或站在绝缘垫上；穿工作服，并扣紧袖口；女同志的辫子应盘在帽内。4.3.3 碳刷发生电火花时，应采取如下措施：a检查碳刷压力是否均匀、正常，刷辨与刷体之间是否松动。b用干净棉布将电刷表面及接触面擦净。c调整卡涩碳刷。d更换烧毁碳刷。在采取上述措施时，应按安规要求，注意设备和人身安全，穿戴合格，并一人工作，一人监护。5 发电机启动、并列、带负荷5.1 发电机启动的前题条件5.1.1 新装或大修后的发电机起励前应审查试验报告及完工通知单等齐全合格，启动措施无误，工作人员撤离现场。5.1.2 发电机组所属设备工作全部结束，工作票均收回，接地线及安全措施全部拆除(如特殊要求采取安全措施应经总工批准)，常设遮栏及标示牌恢复正常。5.1.3 按规定测量有关绝缘合格。5.2 发电机启动前的检查5.2.1 查有关工作票收回，安全措施拆除。 5.2.2 检查发电机、主变压器、高厂变、励磁变、发电机中性点电抗器、PT、CT、封闭母线、引线、接地装置、励磁AVR柜、整流柜、整流辅助柜、灭磁开关柜、灭磁辅助柜、发变组保护柜、发电机轴承绝缘垫等清洁无杂物，各部完好，无人工作，发变组主开关及发电机转子回路开关正常，符合运行条件；且处于断开位置。5.2.3 主变压器、高压厂变、励磁变冷却装置及冷却风机运行正常。5.2.4 各母线、引线、连线、接地线，接触良好。5.2.5 各瓷瓶套管无裂纹，破损。5.2.6 充油设备无漏油。5.2.7 封闭母线微正压装置投入正常。5.2.8 发电机已充氢，其压力、纯度、温度、湿度合格，不漏氢。氢冷器水系统投入正常。5.2.9 发电机已通定冷水，其压力、流量、水质、温度正常，不漏水；密封油系统投入正常，无漏油、渗油现象。5.2.10 发电机励磁滑环，大轴接地滑环光洁无损；碳刷的连线牢固，无接地短路现象；刷架端正；刷辫完好；碳刷与滑环接触良好；碳刷清洁完整，长度均不短于40mm。5.2.11 各操作信号、合闸电源送上，指示灯、表计正常，保护装置投入正常。5.2.12 消防器材齐全。5.3 发电机启动过程中的检查5.3.1 检查发电机定冷水温度、流量、压力正常。密封油压、氢压正常。5.3.2 检查轴瓦、轴承回油及密封回油温度正常；检查机组振动、声音正常。5.3.3 发电机碳刷无卡涩、跳动、过热及接触不良现象。5.4 发电机启动前的试验5.4.1 试验事故及预告报警信号。5.4.2 进行机、炉、电大联锁试验 。5.4.3 整流柜风机工作、备用电源联动及风机停联跳交流开关试验。5.4.4 主变冷却器电源联动及各冷却器联动试验。5.4.5 发变组二次回路或保护回路有工作时，应做保护传动试验。5.4.6 发电机大修后，应做定子水压、氢密封试验。5.4.7 发电机大修后，应做空载和短路试验。5.4.8 发电机大、小修后应做主开关及灭磁开关合、跳闸试验。5.5 发电机恢复备用的操作5.5.1 查有关工作票收回，临时安全措施拆除，固定安全措施恢复。5.5.2 查发电机绝缘合格。5.5.3 查发变组保护无异常，投入发变组保护。5.5.4 送上发变组、励磁系统的控制小开关和信号保险。5.5.5 发电机出口PT投入，二次小开关合上。5.5.6 高厂变低压侧PT投入，二次小开关合上。5.5.7 发电机中性点刀闸合上。5.5.8 发电机冷却系统、密封油系统运行正常。5.5.9 封闭母线微正压装置投入正常。5.5.10 主变、高厂变冷却器试运正常。5.5.11 合上主变中性点刀闸。5.5.12 各操作、信号电源送上，查表计、保护装置运行正常。5.6 发电机启动、升压、并列5.6.1 将高厂变低压侧开关打至“试验”位(无检修工作要求)。5.6.2 当转速达1500rpm时，应检查发电机碳刷无跳动、卡涩或接触不良等现象。5.6.3 当转速达到3000rpm且稳定时，汇报值长，送上发变组主开关及高厂变低压侧开关操作电源。5.6.4 投入AVR，升发电机电压，查三相电压相等、三相电流为零。5.6.5 当电压达到额定值时，应核对空载励磁电流、励磁电压正常。5.6.6 查发电机转子绝缘正常。5.6.7 用自动准同期方式并列发电机。5.7 发电机并列条件5.7.1 发电机与系统电压相等，电压差不超过10%。5.7.2 发电机与系统频率相等。5.7.3 发电机与系统相位一致，相位差不超过1020。5.7.4 发电机首次并列应检查其与系统相序一致。5.8 发电机升压及调整励磁的注意事项5.8.1 注意避免汽轮机转速过高引起发电机电压升高。5.8.2 升压过程中，发电机定子三相电流表指示为零。5.8.3 升压过程中，发电机定子三相电压平衡。5.8.4 升压过程中，应测量转子绝缘正常。5.8.5 自动励磁升压时，应注意监视，发现异常应立即改为手动升压。5.8.6 升压过程中各参数应符合发电机空载特性曲线。5.8.7 在升压及正常励磁调整过程中，如果发现控制系统失灵，应停止调整，进行处理。5.9 自动准同期并列操作5.9.1 检查同期装置电源已投入正常。5.9.2 将准同期把手投到“自动”位(就地柜)，查同期装置无指示。5.9.3 检查并网条件满足。5.9.3.1 DEH同期允许。5.9.3.2 并网开关选择好，主开关在断开位置。5.9.3.3 主开关母线侧刀闸在合。5.9.3.4 主变中性点刀闸在合。5.9.3.5 高厂变低压侧开关在备用。5.9.4 投入发电机自动并网功能组并确认。5.9.5 检查功能组按下列步序动作5.9.5.1 AVR置 LOCAL。5.9.5.2 AVR置 AUTO。5.9.5.3 合上灭磁开关。5.9.5.4 发电机启励正常。5.9.5.5 AVR发出励磁投入指令。5.9.5.6 加/减励磁 。5.9.5.7 投入同期闭锁继电器。5.9.5.8 投入同期装置。5.9.5.9 主开关已并列。5.9.5.10 退出同期装置。5.9.5.11 退出同期闭锁继电器。5.9.5.12 功能组复位。5.9.6 汇报值长发电机已并列。5.9.7 将同期装置小开关置“断开”位置。5.10 手动升压自动准同期并列操作5.10.1 检查同期装置电源已投入正常。5.10.2 将准同期把手投到“自动”位，查同期装置无指示。5.10.3 调整气轮机转速使发电机频率的系统频率一致。5.10.4 合上灭磁开关。5.10.5 查发电机启励正常。5.10.6 励磁方式置“手动”。5.10.7 按发电机XCI INC 按钮，升高发电机电压，使发电机电压与系统电压一致，然后切至“自动”。5.10.8 在控制室DCS上发“投入非同期闭锁指令”。5.10.9 在控制室DCS上“投入”同期装置。5.10.10 检查#1发电机主开关201合上，接带初始有功、无功正常。5.10.11 检查三相电流平衡、电压正常，转子绝缘正常。5.10.10 汇报值长#1发电机已并列成功。5.10.11 在控制室DCS上将自动准同期复位。5.10.12 将同期装置小开关置“断开”位置。5.11 发电机带负荷规定5.11.1 发电机并网后先带部分无功，再带有功。5.11.2 发电机并网后可以按汽机负荷曲线增加有功负荷，直到额定值。5.11.3 当一组氢气冷却器停运，发电机允许带240MW负荷。5.11.4 负荷的增减及增减速度按值长令执行。5.11.5 发电机并网后应对发变组系统进行一次详细检查，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、氢等现象。2.2.1 发电机与电网同期并列条件2.2.1.1 发电机电压与电网电压差不大于5；2.2.2.2 发电机频率与电网频率差小于0.15Hz；2.2.2.3 发电机电压与电网电压相位相近；2.2.2.4 发电机与系统相序一致。2.2.2 程控自动升压并网2.2.2.1 稳定发电机转速3000rpm，检查AVR通道完好，无报警信号，通道工作方式为“自动”，通道控制方式为“REMOTE”；2.2.2.2 在OIS “发变组同期及励磁系统”界面上选择“开机程控”，按下“程控启动”按钮，则自动进行升压并网(以#3机为例)；2.2.2.3 发电机升压过程中应检查：电压升至8KV，自动切换为励磁变励磁，AVR自动控制，并监视各仪表指示正常，此时转子电压55V，转子电流300A左右。约经22秒，电压自动升至20KV，此时，校核发电机空载励磁电压150V，电流830A左右；发电机升至额定电压后，检查发电机定子三相电流应接近于0；2.2.2.4 630开关合闸后，复位开关，并检查ASS已退出。2.2.3 程控手动升压并网2.2.3.1 稳定发电机转速3000r/min， 检查OIS “发变组同期及励磁系统”界面上各逻辑条件逐步满足，红灯亮，将AVR通道工作方式切换至“自动”(如手动升压则切换至“手动”) ，通道控制方式为“REMOTE”；2.2.3.2 按下“励磁”按钮，按下对话框中“投入”按钮并确认，检查FCB开关自动合上；经8秒左右，发电机电压升至8kV，自动切换励磁变供电，此时转子电压55V，转子电流300A左右；2.2.3.3 约经22秒，电压自动升至20KV。若手动升压，则按下AVR中的“增磁”按钮，将发电机电压升至20kV。此时检查发电机空载励磁电压150V，电流830A左右；2.2.3.4 检查发电机定子三相电流应接近于0；2.2.3.5 检查前面逻辑满足后，在“630断路器控制”中按下“请求DEH同期”，按下“确认”按钮；2.2.3.6 检查前面逻辑满足后，按下“ASS”，按下框中“投入”按钮；2.2.3.7 检查630开关已合上，将630开关复位；2.2.3.8 检查ASS已退出；2.2.4 并网后操作及注意事项2.2.4.1 发变组并网时，若对系统发生较大冲击，应查明原因并对发变组详细检查，冲击无法消除时紧急解列发电机；2.2.4.2 并网后应立即通知汽机、锅炉，并带9MW初负荷；2.2.4.3 投入发变组热工保护；2.2.4.3 检查发电机定、转子无接地现象；2.2.4.4 退出微机同期控制器电源；2.2.4.5 及时增加励磁，并检查无功功率有无变化；2.2.4.6 及时投入氢气干燥器；2.2.4.7 检查主变冷却装置投入运行正常；2.2.4.8 并网后，发电机升负荷率由汽机决定。正常情况下，发电机定子电流即可增至额定值的50，由50Ie升至100Ie时间不应少于1小时，事故情况下，发电机定子电流增加速度不受限制，但应对发电机各部温度加强监视；2.2.4.9 发电机负荷60MW及以上时，将6KV厂用电切换至#3高厂变供电，并检查#3高厂变冷却装置的运行情况；2.2.4.10 发电机带额定负荷时，应对发变组本体及一、二次回路作详细检查。6 发电机的解列、停机、停机期间的维护6.1 发电机解列、停机6.1.1 在发电机负荷为60MW以前切换6KV厂用电源为#03高备变供电。6.1.2 合上主变中性点接地刀闸。6.1.3 降发电机有功为零。6.1.4 降发电机无功接近于零。6.1.5 汽轮机打闸，汽轮机高中压主汽门、调门关闭正常，各段抽汽逆止门关闭正常。6.1.6 发变组逆功率保护拒动作跳开发变组出口开关。6.1.7 查发电机三相定子电流为零，按下励磁画面“灭磁”按钮，发电机定子电压、转子电压、电流经3秒降至零，查灭磁开关断开正常。 6.1.8 汇报值长“发电机已解列”。6.1.9 断开发变组启动失灵及跳母联开关压板。6.1.10 断开发变组出口开关操作电源。6.2 发电机解列、停机(逆功率保护拒动) 6.2.1 在发电机负荷为60MW以前切换6KV厂用电源为#03高备变供电。6.2.2 合上主变中性点接地刀闸。6.2.3 降发电机有功为零。6.2.4 降发电机无功接近于零。6.2.5 汽轮机打闸，汽轮机高中压主汽门、调门，各段抽汽逆止门关闭正常。6.2.6 发变组逆功率保护拒动，立即断开发变组出口开关。6.2.7 查发电机三相定子电流为零，按下励磁画面“灭磁”按钮，发电机定子电压、转子电压、电流经3秒降至零，查灭磁开关断开正常。6.1.8 汇报值长“发电机已解列”。6.1.9 断开发变组启动失灵及跳母联开关压板。6.1.10 断开发变组出口开关操作电源。6.2.11 拉开发变组主开关母线侧刀闸。6.2.12 高厂变低压侧开关解除备用。6.2.13 停主变冷却器运行。6.2.14 停高厂变冷却器运行。6.2.15 通知继电保护班查找逆功率保护拒动原因。6.3 发电机解除备用6.3.1 就地检查发变组出口开关在断6.3.2 拉开发变组出口刀闸6.3.3 断开主变、高厂变冷却电源6.3.4 退出发电机TV1TV3.6.3.5 断开励磁系统各电源开关6.3.6 退出高厂变低压侧TV1、TV2.6.3.7 将高厂变低压侧开关拉至“试验”位置。6.3.8 退出有关保护。6.3.9 按要求布置安全措施。6.4 停机期间的维护6.3.1 .对系统进行全面检查无异常。6.3.2 检查集电环的磨损及偏摆，必要时进行更换，并定期更换滑环极性。6.3.3 停机后，机内仍为充氢状态，应检查油密封正常。7 励磁系统的切换操作7.1 励磁调节器选择“自动”方式升压。7.1.1 检查励磁系统的所有电源给上，指示灯指示正常。7.1.2 检查整流辅助柜跳闸继电器复位。7.1.3 当发电机全速时，选择励磁调节器为“自动”方式，按“励磁投入”按钮，监视发电机电压至额定后，进行发电机并网操作。7.2 励磁调节器选择“手动”方式升压。7.2.1 检查励磁系统的所有电源合上，指示灯指示正常。7.2.2 检查整流辅助柜跳闸继电器复位。7.2.3 当发电机全速时，选择励磁调节器为“手动”方式，按“励磁”按钮，监视发电机电压至8KV。7.2.4 手动增加发电机电压至额定值后，进行发电机并网操作。7.3 励磁系统自动切换功能。7.3.1 励磁调节器在“自动”方式运行，两个通道PT信号故障时，励磁调节器自动切换到“手动”方式运行。7.3.2 励磁调节器两个通道发生通讯故障时，励磁调节器自动切换到“手动”方式运行7.4 励磁系统的切换操作。7.4.1 励磁调节器的“自动”与“手动”切换：励磁调节器正常运行时，在励磁控制盘或DCS里的画面上按“手动(自动)”按钮，励磁控制盘上“自动(手动)”指示灯灭，“手动(自动)”指示灯亮。7.4.2 励磁调节器的“手动”与整流柜“手动“方式切换：当整流辅助柜上AVROK指示灯亮时，选择整流柜运行时，整流柜手动方式投入运行；选择AVR运行时，励磁调节器手动方式投入运行。7.4.3 禁止进行励磁调节器“自动”与整流柜“手动”方式切换操作灭磁开关就地操作手把。7.5 电力系统稳定器PSS投退说明7.5.1 电力系统稳定器PSS的投退必须根据中调指令执行。7.5.2 电力系统稳定器PSS投退操作：a. 电力系统稳定器PSS投入：手动按下AVR控制面板上“PSS投”按钮，检查“PSS投入”灯亮。同时注意检查发电机各运行参数无明显变化，若出现波动应立即按“PSS退”按钮，将PSS退出，并立即向中调汇报。b. 电力系统稳定器PSS退出：手动按下AVR控制面板上“PSS退”按钮，检查“PSS投入”灯灭。7.5.3 电力系统稳定器PSS投入运行中，若系统出现振荡时，应由电力系统稳定器PSS自动调节，不得自行将电力系统稳定器PSS退出。7.5.4 若电力系统稳定器PSS出现异常情况时，应立即联系检修处理。2.3 励磁系统的操作2.3.1 励磁系统运行方式2.3.1.1 励磁调节器AVR两通道均应打至“自动”，此时调节器备用通道自动跟踪工作通道，手动方式跟踪自动方式；2.3.1.2 调节器在“自动”方式，当两个通道的TV故障时，调节器自动切换至“手动”方式 运行。2.3.2 AVR通道投入备用：(以通道为例)2.3.2.1 合上AVR的交、直流电源开关；2.3.2.2 将AVR通道上的小拨轮开关拨至“ON”位置；2.3.2.3 检查控制面板上无“通道不许可运行”报警信号；2.3.2.4 按下控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮；2.3.2.5 按下控制面板上“RELEASE”及“CH ”按钮；2.3.2.6 按下控制面板上“AUTO”按钮。2.3.3 就地手动将通道倒至通道运行：2.3.3.1 检查通道备用正常，无报警信号；2.3.3.2 按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮；2.3.3.3 按下就地控制面板上“RELEASE”及“CH ”按钮。2.3.4 AVR通道由“MANUAL”切换至“AUTO”运行方式：2.3.4.1 检查AVR通道自动调节功能正常，无“AUTO DISABLED”信号；2.3.4.2 就地切换：先按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮，然后按下就地控制面板上“RELEASE”及“AUTO”按钮；2.3.4.3 遥控切换：检查控制方式在“REMOTE”，在DCS发出“AVR AUTO”命令；2.3.4.4 检查发电机电压及无功正常。2.3.5 AVR通道由“AUTO”切换至“MANUAL”运行方式：2.3.5.1 就地切换：先按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮，然后按下就地控制面板上“RELEASE”及“MANUAL”按钮；2.3.5.2 遥控切换：检查控制方式在“REMOTE”，在DCS发出“AVR MANUAL”命令；2.3.5.3 检查发电机电压及无功正常。2.3.6 励磁调节器AVR的保护功能2.3.6.1 过电流保护：该保护由正时限和反时限两部分组成；2.3.6.2 P/Q-保护：预防发电机欠励磁和避免发电机在稳定极限以外工作；2.3.6.3 AC过电压保护：吸收由可控硅换向和功率系统瞬变产生的电压尖峰；2.3.6.4 DC过电压保护：保护