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1、电气运行设备参数及操作规范第一章 发电机运行规程第一节 汽轮发电机设计规范及技术特性1. #31汽轮发电机设计规范1.1. 型号：QFSN300220B型 该汽轮发电机为汽轮机拖动的三相两极自并励出口电压20KV的同步发电机。1.2. 拖动方式：300MW汽轮机直接拖动。1.3. 主要设计参数额定功率:300MW额定视在功率:353MVA最大功率:330MW最大视在功率:388MVA额定电压:20KV额定电流:10.189KA额定功率因素:0.85额定频率:50HZ额定励磁电压:455V额定励磁电流:2075A额定转速:3000rpm相数:3接法：2Y出线端子数目：6短路比：0.6241效率：
2、98.9定子每相直流电阻：0.001658转子绕组直流电阻：0.162766定子每相电容：0.225F转子线圈电感：1.393H绝缘等级：F级(按B级考核)允许强励时间：10S1.4. #31发电机中性点接地变压器及中性点电阻技术参数发电机中性点接地变压器型号DDBC35/20额定容量35KVA额定电压20000V（一次侧） 220V（二次侧）发电机中性点电阻器型号ZX1202二次电阻0.5隔离开关型号GN120/4001.5. #31发电机定子机壳内氢气技术参数额定氢压:0.25MPa最大氢压:0.35MPa氢气纯度:96湿 度:1.54gm3冷氢温度:3046热氢温度：6524小时漏氢量:
3、10m3 露 点:-251.6. 定子冷却水技术参数进水温度：453出水温度：80水量：45th进水压力：0.10.2MPa酸碱度：78硬度：2ugEL导电率(20)：0.51.5uscm1.7. 氢气冷却器冷却水技术参数氢气冷却器个数：4个进水温度：2038出水温度：43水量：4100th进水压力：0.10.2MPa水压降：0.024 MPa1.8. 轴承润滑油与密封油的技术参数： 轴承进油压力：0.050.1MPa发电机轴承进油量：2500L/min密封油压应高于氢压：0.0560MPa稳定轴承进油量：25L/min进油温度：3545出油温度：701.9. #31发电机及相关设备温度限制参
4、数： 定子绕组及出线出水温度：80 定子绕组层间温度： 90定子绕组层间各温度差： 8 定子端部结构件温度：120 转子绕组温度： 110 轴瓦温度： 90 集电环温度： 120 集电环出风温度： 652. #31汽轮发电机的技术特性 2.1. 冷却方式：水氢氢。2.2. 通风方式：机内采用两端带轴流式风扇的闭式循环多路通风系统；机内氢气由氢气冷却器通水冷却；集电环采用开启式管道通风。2.3. 定子绕组供水方式：定子绕组冷却水由发电机内冷水箱供给。2.4. 氢气(油)密封方式：采用单流环式油密封。2.5. 供油方式：轴承润滑油由汽轮机润滑油系统供给；油密封的密封油由外部密封油系统供给。2.6.
5、 励磁方式：自并励静止励磁。2.7. 绝缘等级：定子绕组和定子铁芯采用F级绝缘(按B级使用)。注：电机的绝缘等级分为A、E、B、F、H级。绝缘温度等级A级E级B级F级H级最高允许温度（）105120130155180绕组温升限值（K）607580100125性能参考温度（）8095100120145第二节 发电机的正常运行方式1. #31发电机可按铭牌长期运行。2. 当#31发电机各参数满足下列条件时，发电机最大连续出力为330MW(功率因数为额定值)。 2.1. 氢压： 0.25MPa 2.2. 冷却器进水温度： 202.3. 冷却器出水温度： 27 2.4. 发电机冷氢温度： 302.5.
6、 厂房内环境温度： 303. #31发电机电压、周波、功率因数变化时的运行方式：3.1. 当#31发电机功率因数为额定值，电压变化范围不超过5%及周波变化范围不超过2%时，发电机可按额定容量运行。当电压变化范围不超过5%及周波变化范围不超过-5%2时，#31发电机也可按额定容量运行，但每年不超过十次，每次不超过8小时。3.2. #31发电机在运行中功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过在当时进风温度下允许的数值，#31发电机的功率因数一般不应超过迟相0.95(300MW，98.6MVAR)。 3.3. 由#31发电机进相运行试验数据可知：3.3.1. #31发电机定子端部铁芯和金属结构件温
7、升均较低，远低于允许值。发电机定子端部铁芯和金属结构件温升不是发电机进相运行的限制因素。3.3.2. #31发电机进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和6KV厂用电压两个因素限制，保证厂用母线电压正常情况下，其进相深度如下：3.3.2.1. #31发电机在P=160MW时，可进相至Q=-60Mvar运行;在P=300MW时，可进相至Q=-35Mvar运行。3.3.3. #31发电机带160300MW有功负荷时，在试验进相深度范围内，220kV母线降压百分数为0.56%1.42%。第三节 发电机启动，停机的操作1. #31发电机启动前的检查与准备工作1.1. 220KV云寿线具备投运条件。1.
8、2. #0启备变、厂用6KV、380V、220V直流、UPS等系统已投入运行，柴油发电机处于良好备用状态。1.3. #31发电机、#31主变、#1高工变及辅助设备的一、二次回路正常，具备投运条件。1.4. #31发电机本体和外罩各结合面严密，各部螺丝紧固，#31发电机轴承无短路、脏污现象。1.5. #31发电机各温度测点及氢气温度计完好，并且指示温度为环境温度或机内温度。1.6. #31发电机滑环表面清洁，光滑，无伤痕，碳刷安装牢固，滑环碳刷表面与滑环接触良好，碳刷有效长度不小于5cm，弹簧压力正常。1.7. #31发电机、#31主变、#1高工变封闭母线完整，微正压装置运行正常。1.8. #3
9、1发电机出口电压互感器、避雷器、#1高工变低压侧同期电压互感器设备外观完好，瓷瓶无破损、裂纹现象，引线、接地线连接牢固，一次保险完好,二次空气开关已合好, 二次插头已给上,一次触头接触良好。1.9. #31发电机中性点柜内设备完好，中性点高阻抗变压器和匝间PT中性点连接电缆完好。1.10. #31发电机灭磁开关、自动电压调整装置及其盘面设备完好，AVR微机调节柜液晶控制面板无故障报警，电压设定值为95%Ue，整流柜及其风机、起动励磁装置设备完好，起励装置开关、灭磁开关在断开位。1.11. 6KV A 、B段工作电源6100、6200开关在停电状态，机械部分正常，操作部分正常，操作机构连接牢固，
10、控制回路接线牢固完好。1.12. 送上220KV云寿线线路保护及#31发变组保护装置的电源，并投入保护装置。1.13. #31发电机仪表、信号、继电保护、自动和远动装置正常，保护定值正确，发电机CRT画面各开关、刀闸位置指示正常，信号试验良好，#31发电机整组试验正常。1.14. #31主变、#1高工变检查具备投运条件， 220KV云寿线251开关和220KV云寿线2516刀闸经检查按要求具备投运条件。1.15. 测量发变组绝缘合格。1.16. 定子绕组在无存水，干燥后，接近工作温度时，其对地和相间绝缘电阻应5M(2500伏兆欧表测量)。1.16.1. 转子绕组冷态(20)绝缘电阻值应1M(5
11、00伏兆欧表测量)。1.16.2. 各电阻检测计冷态(20)绝缘电阻值应1M(250伏兆欧表测量)。1.16.3. 轴承和油密封对地绝缘电阻值应1M(1000伏兆欧表测量)。2. #31发电机并列操作2.1. #31发电机一经启动，即认为带有电压，任何人不得在定子和转子回路上进行工作。2.2. 机组并网前应配合电气、热工检修人员作如下试验2.2.1. 危急遮断器的喷油试验。2.2.2. 高压遮断模块试验。2.2.3. 0SP电磁阀在线试验。2.2.4. 发变组内部故障保护实验及其它电气试验。2.3. #31发电机并列前的检查、操作2.3.1. 检查220KV云寿线线路保护及#31发变组保护压板
12、已按规定正常投入。2.3.2. 检查220KV云寿线运行方式已按调度命令执行。2.3.3. 检查220KV云寿线251开关确已断开。2.3.4. 给上#31发电机出口开关两组控制电源。2.3.5. 合上#31发电机中性点19地刀，并检查地刀已合闸到位。2.3.6. 合上#31主变中性点2019地刀，并检查地刀已合闸到位。2.3.7. 检查#31发电机励磁系统三组I、II、III整流柜入口交流刀闸已合好。2.3.8. 检查#31发电机励磁系统三组I、II、III整流柜出口直流刀闸已合好。2.3.9. 检查#31发电机出口TV的高压保险、二次保险完好并确已给上，动、静触头接触良好。2.3.10.
13、得省调令合上220KV云寿线2516刀闸，并就地检查刀闸已合好。2.3.11. 将#31发电机起励电源送电（汽机MCC上）合上灭磁柜内起励电源空开。2.4. 机组转速达3000rpm后，得值长发“#31发电机并列”的命令。2.5. 将AVR微机调节装置处于“恒电压运行方式”。2.6. 点击“起励”按钮，检查#31发电机灭磁开关已合闸。2.7. 检查#31发电机起励电源开关自动合闸。当机端电压升至约4KV，起励电源开关自动断开。2.8. 检查#31发电机端电压升至约20KV，定子三相电流平衡。2.9. 检查#31发电机转子电压约160V，转子电流约830A。2.10. 投入#31发电机自同期装置
14、。2.11. 在DEH上投入“同期允许”2.12. 检查#31发电机出口开关合闸正常。2.13. 检查#31发电机已带上3%负荷，定子三相电流平衡。2.14. 退出#31发电机自同期装置。2.15. 汇报值长#31发电机已并列。2.16. #31主变中性点接地刀闸运行方式按调度命令执行，保护做相应切换。2.17. 全面检查操作无误，汇报值长。2.18. 并网后的工作：2.18.1. #31发电机并入系统后，尽快将有功升至9MW以上，以免逆功率保护动作跳闸，其有功负荷增加的速度取决于汽机的升负荷的规定。2.18.2. #31发电机并列后，可适当增加其无功出力，以保持发电机定子电压及220KV线路
15、电压正常。2.18.3. 加负荷时必须监视#31发电机及#31主变各部温度上升情况。2.18.4. 并网后应对#31发电机、变压器组全面检查一次，复归有关信号。2.18.5. 将#31发电机起励电源停电，并停运#31发电机封闭母线微正压装置及氢气循环风机。2.18.6. #31发电机并网后且运行稳定，负荷达50MW，对6KV A 、B段工作电源6100、6200开关送电并进行厂用电源切换操作。2.18.7. 按机组启动曲线逐步升负荷至额定负荷。3. #31发电机解列操作3.1. #31发电机解列、停机前的操作3.1.1. 负荷降至50MW前,全面检查#0启备变及有载调压装置正常，检查6KV A
16、 、B段备用进线电压正常，6KV厂用快切装置正常，检查 220KV云寿线251开关的 FS6压力正常。3.1.2. 负荷降至50MW时，将厂用电切为#0启备变供电。3.1.3. #31发电机在减有功负荷的同时，相应减少无功负荷。3.1.4. 合上#31主变中性点接地刀闸。3.2. #31发电机解列停机的操作： 3.2.1. 待#31发电机有功负荷减至接近于零时，减发电机无功负荷接近于零。3.2.2. 汽机打闸后确认220KV云寿线251开关自动断开, 灭磁开关自动断开, 检查#31发电机机端电压已降至零。3.2.3. 检查操作无误，汇报发令人。3.3. #31发电机停机后的工作3.3.1. 停
17、机后按省调命令拉开220KV云寿线2516刀闸。3.3.2. 将厂用6KV A、B段工作电源开关6100、6200停电。3.3.3. 停机检修，应按工作票安措要求停用有关设备及一、二次电源，并做好安全措施。3.3.4. #31发电机的氢、油系统按汽机规程执行。第四节 发电机运行中的监视与检查1. #31发电机运行中的监视：1.1. #31发电机运行中有功负荷，应严格按调度命令执行，值班员应认真监视负荷变化，若发现偏离规定值应及时调整，无功负荷的调整根据调度下达的电压曲线使之在合格范围内。1.2. 值班员应严密监视运行中的#31发电机表计，自动记录装置的工作情况，#31发电机定子电流、电压、转子
18、电流、电压、功率因数等参数应符合规程规定，定子三相电压，电流平衡。1.3. #31发电机各部件温度在额定运行参数下，最高允许监视温度应低于制造厂的允许值。1.4. #31发电机定子冷却水导电率(换算式20)应小于1.5us/cm，报警值为5uscm，当定子冷却水导电率超过10uscm经处理无效时应减负荷申请停机。1.5. #31发电机定子绕组进水温度正常为4045，当低于39或高于45时报警，出水温度正常约60，流量为453m3h左右，入口压力为0.20.25MPa(表压)。在任何运行工况下机内氢压应高于内冷水压0.04MPa以上。1.6. #31发电机运行中氢气压力应保持在0.250.02M
19、Pa(表压)下运行，氢气压力应低于密封油压约0.056MPa。 2. #31发电机运行中的维护：#31发电机及附属设备在运行中每两小时应全面检查一次，若发现不正常情况，应立即处理同时汇报值长、检查内容如下：2.1. #31发电机各种灯光，信号正常，各开关位置指示与实际相符，计算机CRT画面显示正确。2.2. 继电保护，自动装置应无异常动作，接点无过热情况，无故障信号发出，保护压板位置与运行方式相符。2.3. #31发电机和励磁机各部清洁，运转声音正常，轴承温度正常，无异常振动现象。2.4. #31发电机外壳无漏风现象，机壳内无烟气和放电现象。2.5. 轴承、油管绝缘垫无脏物短路现象。2.6.
20、滑环表面清洁，无过热变色现象，滑环和大轴接地碳刷在刷槽无跳动、冒火、卡涩或接触不良现象，碳刷无破碎，无刷瓣脱落，磨断等情况，碳刷长度不小于5mm。2.7. #31发电机液位检测器应无油、水。 2.8. #31发电机出口TV无异常和接头过热情况，TA无开路、冒火现象，#31发电机中性点高阻抗变压器运行正常。2.9. 发变组及高压厂变封闭母线完整。2.10. 对励磁系统检查应按励磁系统运行规程进行。2.11. 检查各间隔门锁好，遮栏、警告牌悬挂正确。2.12. 发变组承受短路或非同期合闸等故障后，应对发变组本体及引线接头等部位进行一次详细检查。第五节 发电机停运期间的维护1. #31发电机长期停运
21、的维护：在长时间停机期间，氢气已排出机外，密封油系统及其它辅助系统都已停止工作，相应的维护项目如下所列：1.1. 排尽#31发电机内氢气。1.2. 排尽#31发电机定子绕组水路中的存水。1.3. 为了防止定子绕组空心铜线内壁氧化，定子绕组应经进、出水口定期充氮。1.4. 排尽#31发电机氢气冷却器内存水并且用压缩空气吹干冷却器管道，防止冷却器管路腐蚀。1.5. 在#31发电机端盖人孔门处安装空气加热器或空气干燥器，防止机内结露。1.6. #31发电机转子应每隔一周盘车3-4小时，防止#31发电机转子产生弯曲。2. #31发电机短期停运的维护：在短时停机期间，#31发电机内仍充满了氢气，油密封系
22、统处于正常运行。相应的维护项目如下所列：2.1. 维持氢气油密封系统正常运行，保持密封油压高于氢压0.056Mpa，密封油温高于30，确保氢气密封。2.2. 定期检测#31发电机内氢气纯度在96%以上。2.3. 控制#31发电机内相对湿度50%，维持氢气循环风机和氢气干燥器运行,防止机内结露。如#31发电机内相对湿度过高，应向#31发电机内补充一定干燥的氢气，以维持机内相对湿度。2.4. 定期启动内冷水泵，使#31发电机定子绕组通水循环，防止定子绕组空心铜线氧化腐蚀。2.5. #31发电机氢气冷却器内应始终维持小流量的冷却水，并且每周用大流量的冷却水冲刷两次，防止冷却器管路腐蚀及沉垢。第六节
23、发电机异常运行及事故处理1. #31发电机的非正常运行方式1.1. 空气冷却状态下运行：#31发电机不允许在空气冷却状态下加励磁，仅允许在下列条件满足情况下作短时空转机械检查：1.1.1. 氢冷却器通水。 1.1.2. 油密封通油。1.1.3. #31发电机内空气必须干燥。1.1.4. #31发电机定子绕组通内冷水。1.2. 降低氢压运行：1.2.1. 降低氢压运行应满足的条件：1.2.1.1. 最低氢压不得低于0.1Mpa。1.2.1.2. 定子绕组及冷却器进水压力必须低于氢压，其压差不小于 0.04MPa。1.2.2. 不同氢压的出力（发电机功率因素0.85）：1.2.2.1. 氢压0.1
24、Mpa： 200MW 1.2.2.2. 氢压0.2Mpa： 270MW1.3. 一个氢气冷却器退出运行：当一个氢气冷却器因故障停止使用时，#31发电机允许带80%负荷。1.4. 强励运行：当电力系统发生短路或其它故障使系统电压严重下降时，励磁系统将按反时限曲线进行强励，即强励电流越大，允许强励的时间越短，当励磁电流达到115Ie时（Ie为额定励磁电流），将发强励信号，但最大强励电流为200Ie，允许时间为10秒，超过时间后系统自动将励磁电流降为100Ie，而且在一段时间内闭锁强励，当不需要强励或故障恢复后，励磁电流将自动回到强励前的状态。1.5. 不平衡负荷：#31发电机正常运行时，定子三相电
25、流应相等，当三相电流不平衡时，负序电流不允许超过额定电流的10且最大一相电流不大于额定值，应及时检查负序电流产生的原因并设法消除，同时注意监视#31发电机各部温度不能越限。2. #31发电机紧急停机的条件及处理2.1. #31发电机发生下列情况之一应紧急停机：2.1.1. #31发电机或汽轮机内有清晰的金属摩擦声。2.1.2. #31发电机壳内氢气爆炸或着火。2.1.3. 机组发生强烈振动。2.1.4. #31发电机定子线圈大量漏水。2.1.5. #31发变组及外部发生短路，保护装置拒动，且发电机定子电流剧烈增加，远远大于发电机定子额定电流，电压剧烈下降经10秒后仍不返回者。2.1.6. 需紧
26、急停机的人身事故。2.2. #31发电机紧急停机的处理：2.2.1. 汽机立即手动打闸。2.2.2. 检查热工保护已动作，灭磁开关、220KV云寿线251开关断开,6KVA、B段工作分支已跳闸，6KVA、B段备用分支联动成功，否则手动切换。2.2.3. 按现场需要紧急处理。2.2.4. 按值长要求将#31发电机停机备用或置检修状态。2.2.5. 锅炉根据情况做相应处理。2.3. #31发电机紧急停机处理的注意事项。2.3.1. 检查厂用电切换是否正常，否则人工干预。2.3.2. 防止汽机超速。2.3.3. 检查锅炉、汽机设备动作是否正常。3. #31发电机事故处理3.1. 220KV云寿线25
27、1开关跳闸3.1.1. 现象3.1.1.1. 事故声光报警。3.1.1.2. 云寿线251开关， 6KV厂用A、B工作分支开关跳闸；6KV厂用A、B备用分支开关合闸。3.1.1.3. 有关保护动作软光字牌亮。3.1.1.4. #31发电机有功、无功，定、转子电流和电压表指示全部到零。3.1.1.5. 汽机、锅炉部分转机跳闸。3.1.2. 原因：3.1.2.1. 机组内部或外部短路故障引起继电保护正确动作。3.1.2.2. 因机组失磁或断水保护动作。3.1.2.3. 机组热机部分故障，热机保护动作并联锁使断路器跳闸。3.1.2.4. 直流系统发生二点接地，造成控制回路或继电保护误动。3.1.2.
28、5. 人员误碰或误操作，继电保护误动作使断路器跳闸。3.1.3. 处理3.1.3.1. 值班员按厂用电系统运行规程中有关规定，尽快恢复厂用系统的正常运行。3.1.3.2. 220KV云寿线251开关跳闸，灭磁开关未跳闸，而#31发电机转子电流指示最大值，应当立即断开灭磁开关，手动打跳汽机。3.1.3.3. #31发电机主开关跳闸后，值班员应检查保护动作情况，分析判断故障性质和范围，检查主开关及相关设备有无异常，并做好记录，包括事故现象、时间、报警信号、保护信号、跳闸开关、联动开关名称及编号等。3.1.3.4. 若#31发电机因系统故障跳闸或确认#31发电机保护误动跳闸，应及时联系调度，按值长命
29、令重新启动机组。3.1.3.5. 若发变组内部保护跳闸，应根据保护范围对#31发电机、#31主变、#1高工变及有关设备进行检查，并测量发变组绝缘，查明跳闸原因，排除故障后重新启动机组并列。检查未发现故障现象且保护无异常，经总工程师批准对#31发电机手动零起升压，升压前推上#31主变中性点接地刀闸，升压应缓慢，升压中应密切监视#31发变组各参数变化情况，升压至1.05倍额定电压时停留1分钟，然后降至额定值，对发变组本体及相关设备进行一次详细检查，若无异常，重新并网运行；若升压中有异常，应立即停机检查处理。3.1.3.6. 若#31发电机因热机系统故障跳闸，待故障消除后，应及时联系调度，按值长命令
30、将机组重新并入系统。3.2. 厂用电中断3.2.1. 现象：3.2.1.1. 正常照明熄灭，直流事故照明投入。3.2.1.2. 机组跳闸。3.2.1.3. 运行各电机停止转动。3.2.1.4. 直流润滑油泵、直流密封油泵、汽动给水泵直流润滑油泵自动启动。3.2.1.5. 柴油发电机启动。3.2.1.6. 柴油事故补水泵启动。3.2.2. 原因：电力系统故障、#31发变组故障、人员误操作或保护动作时备用电源自投不成功。3.2.3. 处理：3.2.3.1. 确保各直流油泵自启动成功，否则人为启动。3.2.3.2. 复位跳闸设备开关。3.2.3.3. 柴油发电机、柴油事故补水泵应自启动，否则值班员应
31、手动启动;严密监视柴油发电机、柴油事故补水泵的油位变化;3.2.3.4. 保安电源恢复后，恢复事故照明MCC供电，及时启动主机交流润滑油泵、交流密封油泵、AB小机交流润滑油泵运行，停运各直流油泵。3.2.3.5. 其它操作按事故停机进行。3.2.3.6. 查明原因，迅速排故障，恢复#0启备变供电、依次恢复厂用电系统，停运柴油发电机。3.2.3.7. 厂用电系统恢复后，将220直流系统及UPS系统恢复为标准运行方式，检查各380V MCC柜和各热工电源供电正常。3.2.3.8. 根据总工指示决定机组是否恢复。3.3. #31发电机大量漏氢引起氢气压力低3.3.1. 现象：氢压表指示值小于正常额定
32、氢压，且逐渐降低。3.3.2. 处理：3.3.2.1. 汇报值长要求采取措施，维持氢气压力。3.3.2.2. 监视#31发电机各部温度变化不许超过规定值。3.3.2.3. 如不能维持正常氢压，应对照不同氢压减少#31发电机负荷。3.3.2.4. 通知检检修人员一起查漏，消缺;3.3.2.5. #31发电机漏氢查找期间,禁止在汽机房进行动火作业。3.4. #31发电机定子冷却水中断3.4.1. 现象：3.4.1.1. 进水压力表及进水流量表指示值下降到0。3.4.1.2. 发变组来“发电机断水”报警信号。 3.4.2. 处理：3.4.2.1. 迅速检查确认表计无异常;3.4.2.2. 迅速启动备
33、用定冷水泵，恢复正常的定子冷却水压力、流量。 3.4.2.3. 如冷却水不能恢复，断水保护动作经延时25秒220KV云寿线251开关跳闸，则按#31发电机跳闸处理。3.4.2.4. 严密监视#31发电机各部温度,防止温度超标;3.4.2.5. 如断水25秒后保护未动作跳闸，应立即解列#31发电机。3.4.2.6. 断水保护动作跳闸，应迅速查明原因，恢复供水，检查#31发电机无异常时即可并列运行。3.5. #31发电机本体温度超过允许值3.5.1. 现象：3.5.1.1. #31发电机定子线圈温度及定子铁芯温度有报警信号。3.5.2. 处理：3.5.2.1. 检查#31发电机进出风温度，如超过规
34、定值，汇报值长调节氢气冷却器进水压力及流量，降低风温。3.5.2.2. 如#31发电机进、出风温度及三相定子电流未超过规定值，则应通知热工检查测温元件有无开路，引线连接是否接触良好。3.5.2.3. 如#31发电机定子冷却水水温高，汇报值长要求调节发电机定子冷却水流量及压力，降低进水温度。3.5.2.4. 氢气压力低应联系补氢，提高氢气压力。3.5.2.5. 如#31发电机进风温度、定子冷却水流量、压力、进水温度均正常，同时热工检查温度巡测仪显示值正确，则应迅速降低#31发电机有、无功负荷，直至降至允许值，经减负荷处理无效，应解列停机。3.6. #31发电机对称过负荷运行3.6.1. 现象：3
35、.6.1.1. “发电机过负荷”信号发出。3.6.1.2. 定子三相电流指示超过额定值10%（11280A）。3.6.2. 处理：3.6.2.1. 检查#31发电机机端和220KV云寿线系统电压，并注意电流达到允许值所经过的时间，按发电机事故过负荷的规定，在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流到正常值。 3.6.2.2. 如果降低励磁电流不能使定子电流降低到正常值，则必须降低#31发电机的有功负荷。3.6.2.3. 如反时限对称过负荷保护动作于解列灭磁，则应全面检查发变组无异常后，按值长命令重新并网运行。3.7. #31发电机不对称过负荷运行3.7.1. 现象：3.7.1.1.
36、 定子三相电流不对称。3.7.1.2. 负序电流达到1200A，延时5秒， “发电机负序过负荷”保护信号发出。3.7.2. 处理：3.7.2.1. #31发电机不对称过负荷信号发出后，应立即降低励磁电流，但发电机电压及6KV厂用系统电压不得低于规定值，如降低励磁电流不能使负序电流低于规定值，则必须降低发电机有功负荷。3.7.2.2. 如#31发电机不对称负荷保护动作，机组解列灭磁，则按发电机停机处理，检查机组无异常后，按值长令，重新并网运行。3.8. #31发电机失磁3.8.1. 现象：无功功率指示负值，有功功率指示较正常降低，#31发电机定子电压降低，定子电流升高，定子电流和转子电压周期性摆
37、动，“失磁保护”动作，220KV云寿线251开关跳闸。3.8.2. 处理：若失磁保护动作，按事故停机处理，若保护不动作，且进相不大，应设法立即增大励磁电流，无效则解列停机，然后查明原因待消除后重新启动并入系统。3.9. #31发电机励磁回路一点接地3.9.1. 现象：3.9.1.1. “转子一点接地”信号发出。3.9.2. 处理：3.9.2.1. 对励磁回路进行全面的外观检查。3.9.2.2. 吹扫#31发电机滑环及刷架，恢复绝缘。3.9.2.3. 如励磁回路接地，无法隔离或找不到接地点时，应申请停机处理。3.10. #31发电机励磁回路两点接地3.10.1. 现象：转子电流指示剧烈增加，励磁
38、电压指示降低，可能出现摆动；无功负荷指示降低或为负值，#31发电机电压下降；机组剧烈振动。3.10.2. 处理： 3.10.2.1. 如保护动作跳闸，应做好检修的安全措施。3.10.2.2. 当转子两点接地保护拒动时，见上述现象应立即解列停机。3.11. #31发电机定子接地3.11.1. 现象：#31发电机“定子接地”信号发出；检测定子零序电压指示升高。3.11.2. 处理：3.11.2.1. 当定子接地保护投信号时，应迅速减负荷停机。3.11.2.2. 如保护动作跳闸时，应按发变组保护动作处理。第二章 励磁系统第一节 励磁系统技术规范及性能指标1. 励磁系统技术规范本厂励磁系统采用东方电机
39、控制设备有限公司生产GES-3320同步发电机机端自并励静止励磁装置。1.1. 励磁装置技术规范型号：GFS 3320-T33F-25N控制电源:DC 220V动力电源:DC 220V交流电源:AC 380V/220V额定输入电压：AC 900V输入频率：50HZ额定输出电压：DC 455V额定输出电流：DC 2075A1.2. 励磁变技术规范型号：ZSCB9-3200/20/0.9额定容量:3200 KVA一次侧额定电压:20000 V一次侧额定电流:92.4 A二次侧额定电压:900 V二次侧额定电流:2053 A联结组标号：Yd11短路阻抗：7.48%绝缘等级：F级温升限值：95K2.
40、励磁系统性能指标2.1. 当电力系统发生短路或其它故障使系统电压严重下降时，励磁系统将自动按反时限曲线进行强励，当不需要强励或故障恢复后，励磁电流将自动回到强励前的状态。2.2. 当#31发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电压和电流的1.1 倍时，励磁系统能连续运行。 2.3. 励磁系统顶值电压的倍数，即强励电压倍数不低于2 倍。2.4. 励磁系统在200Ie强励时允许强励时间不小于10s。 2.5. 励磁系统标称响应不低于2 倍/s。 2.6. 自动励磁调节器调节范围： 2.6.1. #31发电机空载时，保证能在发电机额定空载电压30%110%范围内稳定、平滑地调节。 2.6.2. #3
41、1发电机并网时，保证能在发电机额定电压90%110%范围内稳定、平滑地调节。 2.7. 在空载运行状态下，励磁调节器的给定电压变化速度不大于#31发电机额定电压的1%/s，不小于#31发电机额定电压的0.3%/s。2.8. #31发电机端电压调差率（无功电流补偿率）整定范围为015%。 2.9. 励磁系统保证发电机电压静差率1%。 2.10. 发电机空载状态下，频率变化1%，发电机端电压变化率不大于0.25%。 2.11. 发电机空载运行下，当电压给定阶跃为10%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的50%，摆动次数不超过3 次，调节时间不超过5s。 2.12. 当发电机突然零起升压时，自动励磁调
42、节器保证发电机端电压超调量不超过额定值的15%，摆动次数不大于3 次，调节时间不大于10s。 2.13. 当磁场电流小于1.1 倍额定值时，磁场绕组两端所加的整流电压最大瞬时值不大于磁场绕组出厂试验电压幅值的30%。 2.14. 当有并联支路和串联联接时，可控硅整流桥均流系数不低于0.85，均压系数不低于0.9。 第二节 励磁系统概述1. 励磁系统主回路本厂自并励静止励磁系统的励磁电源取自于#31发电机的机端。通过自动励磁调节器控制可控硅整流器的触发角，即可调节#31发电机的励磁电流。系统主回路主要包括：1.1. 励磁变压器励磁系统中，励磁变压器（-TE）是励磁功率的来源，并使励磁设备与#31
43、发电机端电气隔离。其高压侧接在#31发电机的机端，低压侧接在大功率可控硅整流桥的交流输入侧。 1.2. 可控硅整流桥可控硅整流桥（+SCR） 将励磁变压器提供的交流电源整流为直流电，输出到发电机磁场回路。 通常有几组桥并联工作，共同分担负载；在部分可控硅支路故障的情况下， 整流装置仍可为#31发电机提供稳定的励磁电流。1.3. 磁场断路器磁场断路器也称作灭磁开关或磁场开关，是磁场灭磁回路的重要组成部分，它可在紧急情况下快速分断并转移#31发电机转子磁场的能量，以确保发电机的安全。2. 自动励磁调节器2.1. 自动励磁调节器位于调节柜内，分为信号控制、控制计算、信号输出几个部分。通过采集#31发
44、电机机组和各种模拟量和开关量信息，经工控机计算处理，控制大功率可控硅整流桥的输入，达到励磁系统的控制目标。2.2. 自动励磁调节器为双通道冗余容错结构。从信号采集、调整输入、计算、信号输出都是独立的两套硬件回路。两通道间既有联系，又能独立工作。双通道采用主、从方式并联工作，互为热备用。通道之间完全靠软件实现相互诊断和实时在线自诊断、相互跟踪、相互通讯、相互切换。2.3. 当双通道都没有故障情况，两控制计算机上电时，先完成系统的初始化的计算机为主机，取得整个系统的控制权，另一台计算机作为主机的热备用，一旦其侦测到主通道有故障，即取而代之。2.4. 主、从机切换也可以通过人机界面工作站进行操作。3
45、. 电源系统系统所需的外部工作电源等级有几种，取自不同的电源。3.1. 直流控制电源供励磁装置的逻辑控制回路使用，从调节器柜引入。电压DC220V。3.2. 调节器电源为保证装置电源工作安全，调节器和计算机部分使用直流和交流电源两路外部电源，从调节柜引入。调节器直流电源电压为DC220V，取自厂用220V直流系统，供给开关电源模块G-11。调节器交流电源电压为AC220V，取自UPS系统，供给开关电源模块G-12。开关电源模块G-11和G-12的输出并联；若其中之一因故障被切除，不影响调节器的正常运行。3.3. 风机电源可控硅整流柜冷却风机采用两路AC220V 电源，从调节柜引入装置。 冷却风机主电源取自励磁变压器低压侧B、C相，经变压器“T1”降压所得；冷却
