125MW机组电气运行规程(X年标准版).docx

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1、Q/JRD1.13.03-2008代替Q/JRD-1.13.03-2004 国电吉林龙华吉林热电厂企业标准Q/JRD 国电吉林龙华吉林热电厂 发 布2008-01-01 实施2007-12-01 发布125MW机组电气运行规程 1目 次目录 前言 1 范围12 规范性引用文件3 发电机运行24 变压器运行365 电动机运行466 配电装置运行 66 7 系统运行 858 直流系统的运行 1049 交流不停电系统运行10910 继电保护及自动装置运行112附录A 规范性附录 设备定期轮换、试验周期129附录B 规范性附录有关计算130附录C规范性附录发电机不平衡电流负序电流允许续时间的规定 13

2、2附录D资料性附录机、炉高压转机保护定值表134前 言随着两台125MW机组技术改造的陆续结束，运行现场设备都发生了很大的变化。依据电力工业技术管理法规、电业安全工作规程，结合吉林热电厂125MW机组电气设备的实际情况，对原125 MW机组的电气运行规程进行了修编。本标准首次发布时间为2002年10月，在2004年12月进行过修编。本标准代替 Q/JRD-1.13.03-2004。本标准的附录A为规范性附录，附录B、附录C、附录D为资料性附录。本标准由国电吉林龙华吉林热电厂标准化委员会提出。本标准由国电吉林龙华吉林热电厂标准化委员会副主任于圣波批准。本标准由国电吉林龙华吉林热电厂生产技术部负责

3、解释。本标准起草单位为国电吉林龙华吉林热电厂发电部运行二分场。本标准主要起草人：赵洪成137125MW机组电气运行规程1 范围本标准规定了国电吉林龙华吉林热电厂125MW机组运行的基本要求、运行方式、不正常运行和事故处理的有关方法和要求。本标准适用于国电吉林龙华吉林龙华吉林热电厂。2 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。汽轮发电机运行规程（国家电力公司1999版）D

4、L/T 572-95 电力变压器运行DL/T 651-1998 氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T 607-1996 汽轮发电机漏水、漏氢的检验DL/T 639-1997 六氟化硫电气设备运行、试验及安全防护细则DL/T 408-1991 电业安全工作规程DL/T 755-2001 电力系统安全稳定导则DL/T 723-2000 电力系统安全稳定控制技术导则3 发电机运行3.1 设备规范 3.1.1 发电机规范见表1表1 发电机规范机别8号机9号机型号-125-2Y3-125-2Y3额定容量（kVA）147060147060额定有功（kW）125000125000功率因数0.850.85定子

5、电压（V）1380013800定子电流（A）61526152转子电压（V）285285转子电流（A）17401740额定转数（r/min）30003000额定频率(Hz)5050效率（%）98.498.4定子出线数99定子接线方式Y/YY/Y额定氢压(MPa)0.250.25氢气进风温度()4040冷却器进水温度()3333定、转子绝缘等级F级按B级使用F级按B级使用定子绕组引出线套管数993.1.2 励磁变压器规范见表2表2 励磁变压器规范参数名称励磁变压器型号ZSCB9-2500/13.8额定容量(kVA)2500一次侧电压(kV)13.8一次侧电流(A)105二次侧电压(V)690二次侧

6、电流(A)2092绝缘等级F温升限值()100短路阻抗(%)6.08联结方式Yd11冷却方式AN厂家广东顺德3.2 发电机运行参数的规定3.2.1 发电机各部的绝缘电阻值3.2.1.1 发电机每次启机前，停机后必须对发电机各部测定绝缘，并把测定日期,温度及结果记入绝缘记录本中,如不合格应汇报值长及分场。3.2.1.2 发电机定子绝缘用2500V绝缘电阻表测定,最低不低于每千伏1M,其阻值不低于上次同温下测量结果的1/31/5,吸收比R60/R151.3（温度1030）。3.2.1.3 发电机定子绕组在不同温度下，其绝缘电阻值不应低于表3标准表3 发电机各部绝缘电阻值定子绕组温度()757060

7、5040302010定子绕组电阻R60（M）4.45.27.510.61520.729.541.43.2.1.4 发电机各部绝缘电阻允许值，见表4表4 发电机绝缘电阻允许值测定部位允许值(M)绝缘电阻表电压(V)转子绕组及滑环的电刷架0.51000油管路对滑环侧轴承底座1.01000滑环侧轴密封壳体与集油器1.01000电阻式温度计0.5500风扇档板（对外端与风扇档板之间测量）0.510003.2.1.5 发电机绝缘电阻应换算到75时的值,计算公式如下： （1）式中：t 测定时的温度（）Rt 对应t时所测电阻值。3.2.1.6 硅整流和可控硅整流装置不许用绝缘电阻表测量极间及相间绝缘。3.2

8、.2 发电机各部允许温度3.2.2.1发电机各部允许温度见表5（根据厂家资料：耐热性“F”级的发电机绕组绝缘，按“B”级使用）表5 发电机各部允许温度表设备部位允许温度()测量方法定子绕组120电阻温度计法转子绕组115电阻法定子铁芯120电阻温度计法发电机内热氢75电阻温度计法轴瓦钨金80电阻温度计法密封瓦钨金90电阻温度计法轴承出口油温65电阻温度计法轴承入口油温45电阻温度计法3.2.2.2 发电机在额定转数下运行时轴承座在三个坐标方向的允许振动值（双倍振幅）不大于0.05mm。3.2.2.3 励磁系统硅整流刀闸最高温度不超过120，励磁变铁芯温度最高不超过145。3.2.3 发电机冷却

9、系统运行规定3.2.3.1 发电机冷却方式为转子绕组与定子铁心直接氢冷，定子绕组采用间接氢冷。冷却气体在风扇作用下，在发电机内循环，机座装有沿轴线布置的四组冷却器，用来冷却发电机内热氢。3.2.3.2 发电机额定氢压为0.25MPa+0.02 MPa，正常运行时氢压应保持在0.23MPa -0.25 MPa之间(最高不超过0.35 MPa)。3.2.3.3 发电机氢气额定纯度为98%，允许纯度应在96%以上，含氧量小于1.2%，来氢纯度不低于98%。机内氢气湿度为露点温度0，对应机内湿度小于 4.2/3，机外湿度小于1.2/3，允许湿度的低限为露点温度-25。3.2.3.4 发电机入口氢气温度

10、应保持在3040范围内，最低不低于22，最高不得超过55，两端入口风温差不得大于5。3.2.3.5 氢气冷却器进水温度为30，最高不得超过33。3.2.3.6 密封油压较机内氢压高0.05MPa0.08MPa。3.2.3.7 发电机只允许在氢气冷却情况下并入电网。3.2.3.8 无励磁空载的汽轮发电机,在充满剩余压力0.03MPa0.05MPa的空气和二氧化碳气体，可启动与试运行。3.2.3.9 发电机漏氢试验的规定3.2.3.9.1 发电机实际漏氢量应每月测试一次。测试时，发电机运行参数应等于或接近于额定参数。测试前，氢压应保持额定，氢气纯度、湿度在合格范围内。在即不补氢也不排氢的情况下进行

11、测试，从测试起始直到测试结束整个过程中，每小时记录一次机内氢压（以微机内显示的数据为准）、氢温（冷热风多点温度平均值）、周围大气压。测试持续时间一般应达到24小时，特殊情况下不的少于12小时。3.2.3.9.2发电机24小时漏氢量用下式计算 （2） 发电机漏氢率用下式计算：= （3）式中：V24小时漏氢量(m3/d)H测试持续时间(h)V1发电机充氢容积55m3P1P2测试开始和结束时机内气体表压力(MPa)t1t2测试开始和结束时机内氢气平均温度()B1B2测试开始和结束时发电机周围环境的大气绝对压力（MPa）。3.2.3.9.3发电机运行一昼夜漏氢量不大于定子容积5%,发电机在工作压力下，

12、每昼夜漏氢量不应超过9m3 。3.2.3.10 在冷却气体的温度升高超过额定值时，定子电流的允许值应该降低，气体温度每升高1定子电流降低的数值,见表6表6 冷却气体温度升高时定子电流降低值冷却气体温度升高的范围（）每升高1允许定子电流降低%40451.545502.050553.03.2.4 发电机参数变化时，允许运行工况的规定3.2.4.1 氢压变动的规定3.2.4.1.1 发电机氢压降低时，允许运行24小时。应严密监视发电机各部温度，此时发电机功率降低数值，见表7表7 发电机氢压与功率关系表剩余氢气压力MPa0.150.10.05发电机功率为额定值的%（cos不低于额定值时）7060403

13、.2.4.1.2 发电机只有在空载无励磁情况下允许空气冷却运行。3.2.4.2 气体冷却器停运的规定3.2.4.2.1 发电机正常运行时4组冷却器工作,当一组冷却器因故停运时,发电机所带负载不能超过额定值的75%。3.2.4.2.2 当发电机冷却器发生漏泄时,如果漏水量较大，超过0.5升/每班时，发电机应迅速减载并与系统解列。3.2.4.3 定子电压变动的规定3.2.4.3.1 发电机正常运行时，电压允许在额定电压5%范围内变动，发电机电压最大不应超过额定电压值的10%。3.2.4.3.2 当发电机在额定功率因数下，电压偏移额定值的5%以下与频率偏移额定值的2.5%以下时，保持额定功率。此时，

14、在电压升高与频率降低的运行方式条件下，汽轮发电机总的持续允许功率保持不变，电压与频率偏移的绝对值总和，应不超过6%。3.2.4.3.3 电压偏离额定值在5%10%，允许的视在功率，见表8 表8 发电机电压、电流、功率关系表电压偏离额定值%1101091081071061051009590视在功率偏离额定值%909294969810010010094定子电流偏离额定值%8284879092951001051053.2.4.4 电流变动的规定3.2.4.4.1 发电机正常运行时，定子电流不允许超过额定值。当发电机定子电压降低为额定值的90%95%时，发电机定子电流允许达到额定值的105%。3.2.

15、4.4.2 发电机三相负荷不平衡电流不超过定子额定电流的10%。这种情况下允许持续运行。且定子电流任一相不得超过额定值。负序电流不应超过定子额定电流的8%。此时，允许励磁绕组温度相对于对称工况时升高5。不对称短路时，允许的负序电流持续时间，按表9变化表9 负序电流持续时间短路持续时间（s）51020负序电流额定值的百分率（%）1.71.20.93.2.4.4.3 在事故条件下，定子电流过负荷倍数,见表10表10 定子电流过负荷表持续时间(分)1234561560达到过负荷倍数(i/iH)21.51.41.31.251.21.151.1注1：实际过负载持续时间，通常不超过发电机后备保护动作时间。

16、这是因为要保障发电机后备保护作用，对外部电网元件后备保护的选择性条件。在特殊情况下，表中规定的持续时间，允许作为极限值。3.2.4.4.4 在事故条件下，转子电流过负荷倍数,见表11表11 转子电流过负荷表持续时间(秒)20602403606003600允许过负荷倍数(i/iH)21.51.21.151.11.06注2：对消除转子上产生的过负载，必须规定积分反时限特性延时保护，不超过表中规定的过负载值。3.2.4.5 频率变动的规定3.2.4.5.1 发电机频率在额定值0.5Hz范围内变化,发电机额定功率不变。3.2.4.6 功率因数变动的规定3.2.4.6.1 发电机的功率因数正常保持在0.

17、85，一般不应超过0.95。但当自动励磁装置投入时，必要情况下可在功率因数1.0条件下运行。3.2.4.7 发电机进相运行的规定3.2.4.7.1 发电机未做过进相运行试验，不允许进相运行；3.2.4.7.2 特殊情况下，发电机进相运行时，励磁调节器必须投入运行，同时励磁调节器的欠励限制必须重新整定；3.2.4.7.3 进相运行时6kV母线电压不得低于5.9kV；3.2.4.7.4 定子电流及各部温度、温升不得超过规定值；3.2.4.7.5 进相深度应按进相试验的结果或P-Q曲线执行。3.2.4.8 发电机异步运行的规定(厂家说明书)3.2.4.7.1 发电机的异步方式运行,决定于电压降低的程

18、度和电力系统中有无必须的无功储备。 3.2.4.8.2发电机失去励磁时,应先断开灭磁开关，然后，在1 min时间内，减少汽轮发电机负载到60%,在接下来的1 min里，将负荷减载到额定负载的40%.3.2.4.8.3 发电机无励磁异步运行持续时间不大于15min 。如果在这段时间内,恢复励磁没有成功,应将汽轮发电机从电网上解列。3.2.4.9我厂125MW机组需要进行进相试验和无励磁方式运行试验，只有在试验合格并经总工程师批准后发电机才能进行进相或无励磁运行。3.3 发电机正常情况下的操作、监视和维护3.3.1 发电机检修后验收的主要原则3.3.1.1 检修后的场所应清洁、无杂物、无灰尘；设备

19、清洁、物见本色；3.3.1.2 检修后的设备静态试验正常；3.3.1.3 检修后的设备绝缘电阻符合规定；3.3.1.4 操作、信号、保护、联锁回路符合运行要求；3.3.1.5 设备标志齐全，名称准确；3.3.1.6 检修的项目，试验记录，设备变动，回路的改进应以书面形式交于运行；3.3.1.7 新增设备的产品说明书；图纸，试验技术报告应交于运行；3.3.1.8 以上项目均齐全，且运行，检修共同到现场验收，确认符合运行条件方可交于运行。3.3.2 起动前的准备3.3.2.1 发电机起动前应将发电机、变压器及厂高工变的工作票全部收回。3.3.2.2 安全措施全部拆除。3.3.2.3 设备现场清洁，

20、无遗留物，常设遮栏全部恢复。3.3.2.4 测定机变组各部绝缘合格。3.3.2.4.1 发电机定子，转子绝缘。3.3.2.4.2 发电机的轴承与底板间绝缘及油管间绝缘。3.3.2.4.3 主变高压侧、厂高变高、低压侧绕组及分支电缆的绝缘。3.3.3 启动前的检查项目3.3.3.1 发电机及励磁变各部清洁，接线牢固，大轴碳刷接触良好。3.3.3.2 碳刷型号应一致，压力一般在0.015 MPa0.025MPa。刷握和滑环表面的距离应在2mm4mm左右。碳刷在刷握中能自由活动，应有0.1mm0.2mm间隙，碳刷连接线应牢固，无接地、断路现象。3.3.3.3 各仪表完整，DCS参数指示准确，继电保护

21、使用正确。3.3.3.4 发电机、主变压器、厂高工变测温元件完好，各表记正确。3.3.3.5 消防器材齐全好用，氢母管上连接2瓶CO2以备急用。3.3.4 启动前的试验3.3.4.1 发电机、厂用系统所有信号指示正确。3.3.4.2 做主开关、灭磁开关，厂高工变高压侧开关，6kV厂用分支开关的拉合闸试验及联锁试验良好。3.3.4.3 保护作业后，配合继电做保护跳闸试验应正确。3.3.4.4 主变油泵工备电源联动试验。3.3.4.5 配合热工、汽机做低油压、串轴、轴瓦振动保护动作跳机变组主开关试验。3.3.4.6 配合热工、汽机做发变组保护动作后，关闭主汽门、调速汽门、中低压旋转隔板、抽汽逆止门

22、试验。3.3.5 正常运行中的检查，监视与调整3.3.5.1 发电机按照铭牌额定数据可长期运行。运行中若满足技术特性和参数， 运行人员可根据负荷曲线(有功、无功)和机炉系统情况调整发电机有功、无功。3.3.5.2 监视发电机各运行参数在允许范围内变动。3.3.5.3 运行中励磁回路绝缘电阻和温度应加强监视和调整。a) 回路的绝缘电阻应用下式计算： M ( 4 )式中：R励磁回路绝缘电阻。RV测量用的电压表内阻（8号机： ，9号机： ）kV-转子电压（V）V1励磁回路正对地电压（V）V2励磁回路负对地电压（V）b) 发电机转子温度应用下式计算： ( 5 )式中：T转子温度V转子电压(V)V转子电

23、刷压降，取5VI-转子电流（A）K =2011-温度换算系数（8、9号机T1=15时转子的R1=0.1243）-235铜导线电阻为零时的温度（）3.3.6 发电机、励磁系统的检查项目3.3.6.1 发电机本体及附属设备的检查3.3.6.1.1 发电机声音正常；3.3.6.1.2 发电机外壳温度均匀，无局部过热现象，线圈、铁芯进风温度不超过额定值；3.3.6.1.3 各部轴承无漏油，轴承绝缘垫清洁无金属物短路；3.3.6.1.4 氢压应正常，各部无漏氢，密封油压正常，机内无油水，氢气冷却器不漏水；3.3.6.1.5 开关、刀闸、引线、电压互感器、电流互感器各部应无发热、振动及放电等现象。3.3.

24、6.2 励磁变及励磁系统检查3.3.6.2.1 励磁变温度正常；3.3.6.2.2 励磁装置刀闸、开关、接头、引线无过热；3.3.6.2.3 电缆无漏油、过热，各接头牢固无过热；3.3.6.2.4 励磁装置各调节控制组件及指示灯指示正常，可控硅装置无异常；3.3.6.2.5 整流柜各可控硅无过热现象，风机运转正常。3.3.7 氢系统的检查及操作3.3.7.1 氢系统的检查3.3.7.1.1 检查氢压正常，系统各阀门、各法兰接口处无漏氢现象；3.3.7.1.2 检查氢气湿度、露点温度正常（由化学试验给出）；3.3.7.1.3 检查氢气干燥器运行正常，干燥器放水；3.3.7.1.4 检查油水继电器

25、无积水、积油现象；3.3.7.1.5 核对各氢压表指示情况。3.3.7.2 发电机气体置换的条件3.3.7.2.1 将发电机改为氢冷方式只有在对其气密性及气、油系统进行校验合格之后，方能进行；3.3.7.2.2 发电机的充氢和排氢应借助于中间介质二氧化碳进行；3.3.7.2.3发电机气体置换应取得值长的同意，汽机专业密切配合，无特殊原因应在静止状态下进行（必要时也可在盘车状态下进行）,不允许在启动过程中进行气体置换；3.3.7.2.4发电机气体置换过程中，发电机体内的气压应保持在0.003 MPa0.005 MPa之间，并应缓慢进行；3.3.7.2.5置换开始之前,应该保证向轴封供油,并保证自

26、动（或手动）维持密封油的压差；3.3.7.2.6充氢时发电机气体置换化验氢气合格后，应将氢压提至0.1 MPa0.15 MPa ；3.3.7.2.7发电机气体置换时对气体数量和质量的要求：氢气纯度99.5%以上，含氧量不超过0.5%，湿度为露点温度不高于-25；二氧化碳纯度不低于98%，含水量不超过0.1%，含氧量不超过1%。所需气体数量见表12表12 置换时气体数量参考表发电机容积机组静止时机组转动时 m3CO2 瓶H2 m3CO2 瓶H2 m3559（120m3）12014（180 m3）1803.3.7.3 用二氧化碳置换充氢的操作3.3.7.3.1 发电机充氢操作a、 检查氢系统19、

27、20、23、24、31、32、38、39号门及各表计门开启，其它所有门关闭；b、 在密封油压正常后，将CO2瓶接入二氧化碳母管，向机内充入CO2，待机内压力升到0.003 MPa时开启12号门排氢，保持机内压力在0.003MPa-0.005MPa之间；c、 通知化学人员在氢母管取样门取样化验，二氧化碳含量不小于85%,则充二氧化碳合格进行死角排污,充二氧化碳结束，关闭12号门；d、 拆除1号门前死垫，开启8-1（9-1）、8-2（9-2）、0、1、8 号门向机内充入氢气，压力稍增后开启29号门排出二氧化碳，保持机内压力在0.003 MPa-0.005 MPa之间；e、 在二氧化碳母管取样化验，

28、氢气含量高于96%，充氢合格，进行各死角排污 ；f、 将氢气压力提至0.1 MPa以上，充氢结束。3.3.7.4 发电机排氢的要求3.3.7.4.1 当发电机停机、并要求打开发电机密封瓦处理故障时，必须从发电机内排出氢气，将发电机开放；3.3.7.4.2 发电机从氢冷向开放过渡时，必须用二氧化碳进行置换。同时，氢压应从额定压力降到0.003 MPa0.005 MPa；3.3.7.4.3 二氧化碳充入发电机之前，必须将气体分析仪停电，以免损坏。3.3.7.5 发电机用二氧化碳气体置换排氢气的操作3.3.7.5.1 发电机排氢的操作a) 关闭8-1（9-1）、8-2（9-2）号门、0号门、1号门、

29、8号门，通知汽机注意调整密封油压；b) 开启29号门排氢气至氢压0.005 MPa后关闭29号门；c) 由二氧化碳母管向发电机内充CO2，压力稍增后开启12号门排氢。保持气压在0.003 MPa0.005 MPa下进行；d) 在氢母管取样门处取样化验，当发电机内的二氧化碳含量不小于95%，关闭12号门，充二氧化碳结束，进行死角排污，在1号门门前加死垫；e) 启动空气压缩机置换二氧化碳，待压缩机建立起一定压力后开启10号门和8号门，开启29号门排出二氧化碳。化学在二氧化碳母管取样门取样化验，当空气含量大于90%时关闭29号门，气体置换结束，进行死角排污，停止空气压缩机关闭8、10号门；f) 根据

30、需要可将风压降到零，汽机停止密封油系统，发电机开放。3.3.7.6 发电机排污3.3.7.6.1 发电机排污的条件a) 每日化验当氢气纯度96%，机内氢气露点温度高于0（对应机内湿度4.2g/m3，机外测量1.2g/m3）时应进行排污；b) 当发电机氢气纯度1.2%时应立即对发电机进行排污操作；c) 发电机排污时间规定在当日前夜班进行(对应于b)的情况可随时进行)；排污时应通知汽机值班员监视密封油系统，通知氢站值班员监视氢气压力；3.3.7.6.2 发电机排污方法：a） 检查A排墙H2排气口周围无作业（包括动火作业）；b） 由化验人员化验H2质量符合规定值（严禁不合格的气体充入发电机内）。c）

31、 开启8号门向发电机充入合格气体，打开排污门29号门排出不合格的气体，保持机内压力不变，排污量不低于50 m3。d） 计算排污量；3.3.7.6.3 发电机氢系统操作的注意事项：a) 发电机气体置换或排污时小氢站周围10米内不得有任何操作及作业（包括动火作业）；b) 发电机气体置换或排污时汽机天车应停止运行，严禁天车行走时对发电机进行气体置换或排污作业；c) 发电机氢系统操作时必须用铜质或镀铜金属工具进行，严禁用搬钩子进行操作，特殊情况下使用搬钩子时应轻拿轻放，涂抹凡士林油，注意不要有火花产生；d) 发电机气体置换进行死角排污时一定要掌握好时间和数量；e) 发电机排氢后应在来氢门后法兰封堵内加

32、胶皮死垫并附加金属死垫；f) 发电机氢系统操作人员的着装要符合要求，不得穿戴能引起火花的服装。3.3.8 励磁系统及SAVR-2000励磁调节器运行和操作规定3.3.8.1 绝缘测定3.3.8.1.1 发电机转子绕组及励磁系统绝缘应以500V绝缘电阻表表测定，其值不得低于0.5M,严禁用绝缘电阻表测量整流柜可控硅装置的相间和极间绝缘；3.3.8.1.2 励磁变压器的绝缘测定应用2500V绝缘电阻表测定，对高压对地、低压对地及高、低压间分别测量，其值应满足变压器绝缘电阻的要求。3.3.8.2 励磁变压器绕组的温度正常宜运行在100以下，当温度超过90时风机启动；当温度低于80时风机停止。当绕组温

33、度超过130时，温控器发出超温报警信号；当绕组温度超过150时机变组跳闸（启动方式二）。3.3.8.3 每个整流柜有一个冷却风机，当风机故障时发出报警信号。3.3.8.4 可控硅整流柜快速熔断器熔断、停风、部分柜切除时的励磁电流限制：一个整流柜退出运行时，励磁系统可正常运行；当有两个整流柜退出运行时，调节器将限制强励功能；3.3.8.5 起励装置有两个电源：交流起励电源和直流起励电源。正常起机时应用交流起励电源，即交流起励电源开关合闸，起励双投刀闸投交流侧，直流起励电源开关处于断开位置。3.3.8.6 SAVR-2000励磁调节器的主要功能3.3.8.6.1 低励限制：无功负荷-1Mvar;3

34、.3.8.6.2 过励限制：1.05倍的额定励磁电流；3.3.8.6.3 强励限制：1.1倍额定励磁电流，强励顶值限制为1.8倍额定励磁电流，定时限20秒；3.3.8.6.4 V/F限制及保护：机端电压频率低于47.5Hz（2850转/分）时，V/F限制应开始动作，低于45Hz（2700转/分）时应逆变灭磁。3.3.8.7 励磁系统的运行规定3.3.8.7.1 SAVR-2000励磁调节器是三通道（A、B、C三套）的励磁调节器，三个自动通道完全独立。3.3.8.7.2 A、B、C三套励磁调节器正常有一套投入运行，另两套可做联动跟踪备用。A、B、C三套励磁调节器受各自的主/从开关控制，当选择某一

35、套励磁调节器为主通道时，另两套调节器即为从通道。3.3.8.7.3 正常运行时应选A套为工作励磁调节器（即为主通道）。3.3.8.7.4 A、B、C三套调节器可在正常状态下及故障状态下手动相互切换。3.3.8.7.5 机组正常运行前检修人员应将各励磁调节器调试完毕，运行人员无权改动设置及调节器柜内各开关和按键状态（电源开关和复归按钮除外）。3.3.8.7.6 机组正常停机及备用期间各励磁调节器应处于开机待机状态，装置无须停电。3.3.8.7.7 正常时发电机励磁系统三组整流柜并列运行，当一组整流柜因故退出运行时，另两组整流柜可带机组励磁正常运行。当两组整流柜因故退出运行时，一组整流柜可带机组额

36、定负荷运行，但此时不具备强励功能（在调节器设置时已进行强励限制）。 3.3.8.7.8 机组正常运行时应关闭励磁工控机显示器并切断电源。3.3.8.7.9 通过工控机监控界面“报警窗”可以观察调节器及励磁系统在运行时出现的问题。A、B、C套调节器一旦检测到故障、报警和限制信号后，即使信号立刻消失，在窗口显示中仍将一直保持报警，直到点击“复归”按钮或报警保持时间大于“自复归时间” 后，当前所有的报警显示才被清除。3.3.8.8 励磁调节器的操作规定3.3.8.8.1 装置投入运行前应按下面的顺序将装置送电：a） 合上机柜后上方电源开关DK1、DK2、DK3、DK4（AC，DC电源开关）；b） 合

37、上A套交直流供电板（MBD207）前面板电源开关；c） 合上A套24V电源板（MBD206）前面板电源开关；d） 合上A套系统电源板（MBD205）前面板电源开关；e） 合上B套交直流供电板（MBD207）前面板电源开关；f） 合上B套24V电源板（MBD206）前面板电源开关；g） 合上B套系统电源板（MBD205）前面板电源开关；h） 合上C套交直流供电板（MBD207）前面板电源开关；i） 合上C套24V电源板（MBD206）前面板电源开关j） 合上C套系统电源板（MBD205）前面板电源开关；k） 合上工控机显示器电源开关（可选择）。3.3.8.8.2 装置正常开机起励操作装置正常开机

38、起励前无脉冲输出，处于开机等待状态，待现场满足机组起励条件，机变组全回路送电并合上灭磁开关。（由电检人员对调节器进行设定，现开机后发电机端电压设定值为95%额定电压），然后按励磁调节器DCS画面内或励磁调节器柜上的“开机”按钮，发电机即起励建压至相应值。（如上述操作无效也可到灭磁柜手按起励按钮）。3.3.8.8.3 装置停机灭磁操作手按DCS系统调节器“停机”令或按调节器主CPU（MBD202）面板上的“逆变灭磁”按钮，装置自动逆变灭磁回到初始状态，等待下次开机。3.3.8.8.4 A、B、C套调节器相互切换操作a) A套切换至B(C)套：若A套为主套，欲切换至B(C)套为主套，则按B(C)套

39、主CPU板（MBD202）面板上“主/从”按钮，即换至B(C)套b) B套切换至A(C)套：若B套为主套，欲切换至A(C)套为主套，则按A(C)套主CPU板（MBD202）面板上“主/从”按钮，即换至A(C)套； c) C套切换至A(B)套：若C套为主套，欲切换至A(B)套为主套，则按A(B)套主CPU板（MBD202）面板上“主/从”按钮，即换至A(B)套；d) 若A套为主套，在A套故障情况下，另两套调节器可自动依次（BC）切换。即B套同时故障情况,将自动切换到C套。e) 若B套为主套，在B套故障情况下，另两套调节器可自动依次（CA）切换，即C套同时故障情况,将自动切换到A套。f) 若C套为

40、主套，在C套故障情况下，另两套调节器可自动依次（AB）切换，即A套同时故障情况,将自动切换到B套。3.3.8.9 整流柜投入退出操作3.3.8.9.1 整流柜退出操作 a) 断开脉冲开关SA，检查该整流柜输出电流为零；b) 拉开整流柜直流刀闸；c) 拉开整流柜交流刀闸；d) 拉开风机工备电源开关QM1，QM2及稳压电源开关QM33.3.8.9.2 整流柜投入操作a) 合上整流柜交流刀闸；b) 合上整流柜直流刀闸；c) 合上风机工备电源开关QM1，QM2及稳压电源开关QM3d) 合上脉冲开关SA，检查该整流柜输出电流指示正常。3.3.9 发电机并列操作原则操作步骤3.3.9.1 得值长和单元长令

41、；3.3.9.2 检查机变组在单元及主控的所有工作票全部收回，安全措施已全部拆除，一二次回路良好；3.3.9.3 投入发电机1YH、2YH、3YH及中性点YH，一次刀闸、1YH、2YH、3YH铅丝及1YH二次自动开关投入，合上励磁变一次刀闸；3.3.9.4检查MK开关开位，合上整流柜交、直流刀闸、对整流柜、初励装置送电（初励刀闸正常应投交流侧），合上MK操作、动力直流铅丝；3.3.9.5 合上主变中性点刀闸，对主变冷却装置送电；3.3.9.6 检查696（686）开关开位，合上696（686）开关甲刀闸和2（1）号高压厂用变甲1、甲2刀闸； 3.3.9.7 合上696（686）操作、动力直流；

42、 3.3.9.8联系值长，会同主盘人员合上7109（7108）南（北）刀闸；3.3.9.9检查主开关开位，检查油泵直流良好。油位、油压、气体及汇控柜各开关正确；3.3.9.10 检查6611A、6611B (6610A、6610B)开关开位，将开关推入试验位置；3.3.9.11 将6611A、6611B (6610A、6610B)开关摇至工作位置，合上操作、动力直流及操作动力插头；3.3.9.12 检查发变组保护及厂高工变保护使用正确；3.3.9.13 按规定对励磁调节器进行送电操作，检查励磁调节器运行正常，各运行指示灯符合设定状态（机组停备期间励磁调节器应处于待机状态）3.3.9.14 合上

43、7109(7108)主付分闸直流铅丝；3.3.9.15 合上发电机自动准同期直流铅丝；3.3.9.16 合上主开关的同期DTK开关于自动侧（若用手动准同期装置并列应将同期DTK开关置于手动侧）；3.3.9.17 合上696（686）开关，合上MK开关，对立盘开关把手进行复位；3.3.9.18 按励磁调节器DCS画面中的“开机”按钮，将发电机电压升至额定的90%，检查发电机定子绝缘良好；3.3.9.19 调整发电机电压及频率与系统一致；3.3.9.20 按下自动准同期装置启动按钮；3.3.9.21 观察发电机主开关自动合闸并列，恢复开关把手（手动准同期并列时应观察手动准同期表转动速度均匀，无跳动或时快时慢现象，待同期表指针进入同期角以内时，掌握适当的提前量将主开关合闸）；3.3.9.22 退出自动准同期装置；3.3.9.23 适当调整发电机无功负荷；3.3.9.24 断开同期DTK开关于退出位置；3.3.9.25 请示值长，主变中性点刀闸是否断开；3.3.9.26 发电机有功负荷升至20MW,将6kV厂用电源倒至工作电源运行；3.3.9.27 全