某某家发电公司2×330MW循环流化床机组电气运行规程【一份相当实用的专业资料绝版经典】.docx

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1、某某家发电公司2X吵吵N循环流化床机组电气运行规程11912010.3.5.9隔离刀闸、接地刀闸操作必须在NCS上进行，特殊情况下需利用手动解锁钥匙对接地刀闸进行解锁时，须得到值长同意，并按有关管理制度执行9210.5.1.1 设备投运前应检查所属回路工作完成，工作票全部终结并收回，回路符合投运条件。并有检修或试验人员的书面检修交代记录9310.5.1.2 检查所属回路各设备现场清洁、完整、无杂物和工器具遗留。检修试验接线及安全接地线已拆除，接地刀闸已拉开，闭锁装置完好。检修设备绝缘试验合格9310.7.16.1防止雷击过电压的避雷器在雷雨季节应投入运行；对于防止操作过电100压的避雷器应长年

2、投运100RCS-93IA101南京南瑞继保IOICZX-12R2101南京南瑞继保101PSL603G101国电南自101PSL63IA101国电南自101SGB75()101国电南自IOIRCS-923A101南京南瑞继保10110.10.3CZX-12R2型操作继电器装置105(a) 事故音响报警，“正母差动动作、“付母差动动作光字牌亮，母联失灵时还有“正母失灵动作”、“付母失灵动作”、“母联失灵动作”等光字牌报警。母联开关流变侧故障时“母联死区保护”动作123(b) 所有220kV开关红闪，电流、功率指示到零123第一章发电机运行规程1.1发电机及励磁系统设备规范1.1.1发电机规范1

3、.1.1.1基本数据型号QFSN2-330-2额定容量353MVA最大容量(额定氢压)390MVA额定功率330MW功率因数0.85(滞后)氢压0.31MPa定子电压20kV转速3000rmin频率50Hz定子电流10189A效率相数极数励磁方式定子绕组联接组别中性点接地方式绝缘等级冷却方式98.8%32自并励静止励磁Y/Y经配变高阻接地F级（温升B级）定子绕组水内冷转子绕组氢内冷铁芯及其他构件氢冷临界转速一阶867r/min二阶2256r/min转子重量定子运输重量制造厂1.1.1.2励磁数据发电机空载励磁电流发电机空载励磁电压（75C）发电机满载励磁电流发电机满载励磁电压（90C）1.1.

4、1.3参数定子线圈每相电阻（15）转子电阻（15）定子线圈每相对地电容转子线圈自感次瞬变电抗X”（直轴不饱和值）次瞬变电抗Xd（直轴饱和值）次瞬变电抗XRu（横轴不饱和值）次瞬变电抗X”q（横轴饱和值）瞬变电抗Xdu（直轴不饱和值）瞬变电抗Xd（直轴饱和值）瞬变电抗Xqu（横轴不饱和值）瞬变电抗Xq（横轴饱和值）直轴同步电抗Xd横轴同步电抗Xq负序电抗Xz（饱和值）负序电抗X2（不饱和值）零序电抗X。（饱和值）53t195t上海汽轮发电机有限公司987A113V2510A302V0.002120.09230.209PF0.875H17.4%16%17.2%15.8%22.9%20.2%38.2

5、%33.6%180%175%15.9%17.3%7.53%零序电抗Xo（不饱和值）7.93%直轴开路瞬变时间常数TPg8.6s横轴开路瞬变时间常数Tq）0.956s直轴短路瞬变时间常数Td0.965s横轴短路瞬变时间常数T，q0.184sS直轴开路超瞬变时间常数T”d。0.0442横轴开路超瞬变时间常数T”qo0.0744S直轴短路超瞬变时间常数Tp0.035s横轴短路超瞬变时间常数T”q0.035s1.1.1.4通风数据转子上风扇每端1只风扇压头4236Pa风量23.4m3s发电机冷却氢气进口温度461.1.1.5氢气冷却器组数4组8支冷却器额定冷却容量2530kW最高进水温度35最高出风温

6、度46发电机氢冷却器进水温度35冷却水量440m3/h内部水压降56kPa1.1.1.6定子线圈冷却水冷却水量55m3h冷却水压0.150.20MPa冷却水进水温度4550冷却水出水温度851.1.2励磁系统规范1.1.2.1励磁变压器参数型式ZSCB9-3000/20（干式）额定容量3000kVA额定一次电压20kV额定一次电流86.6A额定二次电压700V额定二次电流2474.4A额定频率50Hz连接方式Y/dll阻抗电压8.05%冷却方式绝缘等级防护等级AN/FNF-FIP211.1.2.2可控硅整流柜参数整流方式三相桥控整流柜数量3并联支路数/整流桥数3冷却方式强迫风冷额定电压500V

7、DC顶值电压1018VDC可控硅阻断电压2800V1.1.2.3灭磁开关参数灭磁开关型号SACEEmaxE3H额定电流3200ADC额定电压1000VDC最大开断电流50kA/2000V最大分断电流75kA主触头数3绝缘水平3.5kV1.1.2.4AVR主要性能自动调节电压范围(70%110%)U、手动调节电流范围(20%110%)Irx功率因数调节方式范围0.71（滞后）无功功率调节方式范围(OTOO%)Q电压调节精度0.5%调差率10%响应时间0.1s1.1.3过载能力1.1.3.1负序承载能力暂态I7t10稳态I28%1.1.3.2事故过载能力系统事故时允许的过载时间（秒）1030601

8、20定子电流I,%226154130116转子电压u%2081461251121.2发电机及励磁系统运行规定1.2.1发电机运行规定1.2.1.1发电机按照制造厂铭牌规定参数运行的方式，称为额定运行方式，发电机可在额定运行方式下或出力曲线图的范围内长期连续运行。发电机的进相运行必须经试验合格后另行规定。1.2.1.2发电机不允许无励磁运行。1. 2.1.3汽轮发电机组逆功率运行的时间不得大于1分钟。1.2. L4发电机运行电压变动范围在额定电压的5%以内，且功率因数为额定值时其额定容量不变。1.3. 1.5发电机最高允许运行电压不得大于额定电压的110%,并不得使过激磁动作；发电机最低运行电压

9、应根据稳定运行要求确定，一般不得低于额定电压的90机1.4. 1.6发电机电压下降到低于95%额定值时，定子电流长期允许运行值不得超过额定值的105%,且转子电流不得超过额定值。1.5. 1.7发电机运行期间，频率变动范围未超过500.5Hz时，发电机可按额定容量运行。1.6. 1.8发电机额定功率因数为0.85（滞后般不得超过1。功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过当时条件下的允许值。1.7. 1.9发电机正常运行时三相电流应平衡，各相电流不应超过额定值，且各相电流之差最大不得超过额定值的10%;当三相负荷电流不平衡时，负序过载能力应以1.1.3.1规定的数值为准。1.8. 1.10发

10、电机定子线圈断水时运行时间不得超过30s（25s保护动作）。1.9. 1.11发电机强励动作时，励磁电压为两倍转子额定电压，持续时间不得超过20s。1.10. .12发电机在充空气状态下或定子绕组无冷却水流过时不得并网。1.11. .13发电机主水路导电率的正常范围为17.5uscm,PH值应维持在7-8之间；离子交换器出水导电率应维持在0.0.4sCm范围内。1.12. 1.14发电机定子线圈的进水温度变化范围为45-50C之间，超过53C或低于42C均应报警。1.2.1.15发电机定子线圈各槽出水温度不得大于85,最高温度与最低温度之差应小于5C,不得大于8C。1. 2.1.16发电机定子

11、线圈温度不得大于90,最高温度与最低温度之差一般应小于5,不得大于8。发电机定子铁芯温度不得大于120。1.2. 1.17发电机冷氢的额定温度为46,最高允许温度为50C,最低温度为35C,冷氢高温报警温度为50,氢冷却器进风温度不应超过80,各氢冷却器出口温度差不大于2C01.3. 1.18发电机的额定氢压为0.31MPa,最大运行氢压为0.42MPa,最低运行氢压为0.035MPa,最低运行氢压下的出力为100MVA（85MW）。1.4. 1.19正常运行时发电机内氧气纯度应维持在97%以上，氧气纯度降至96%时应及时补氧排污。1.2.1.20对发电机补氢、充氢用的新鲜氢气在常压下的湿度为

12、露点温度不高于-25,其纯度按容积计算不得低于99.5%o1.2.1.21在额定工况下（氢压0.31MPa,功率因数0.85）,当1/8组氢冷却器退出运行时，发电机允许出力为90相、（270MW）;当两个1/8组氢冷却器不在同一角退出运行时，允许出力为80%P、（240MW）:当两个1/8组氢冷却器在同一角退出运行时，允许出力为60%P.（180MW）c氢冷却器撤出运行时应密切注意冷氢温度和四角氢温偏差满足前述规定，机组振动情况应正常。当机组振动增加，即采取必要措施加以消除（如恢复停用冷却器运行、减少出力直至停机）。1.2. 1.22发电机应在规定的冷却条件下运行，当氢气、定子冷却水温度高于额

13、定值时应及时调整负荷。1.2.2励磁系统运行规定1.2.2.1UNrrROL5000励磁系统由ABB公司制造，正常情况下由集控室CRT上远控操作，就地控制柜仅在调试、试验或紧急控制时选用。1.2.2.2UNITROL5000励磁系统设有两套完全相同的调节器和控制通道，两个通道互相备用，备用（不工作）通道总是自动地跟踪工作通道，以备随时切换。1.2.2.3正常运行时，双通道同时自动（AUTO）运行，同时发脉冲，当工作通道检测到故障，系统将自动无扰地紧急切换到备用通道运行。1.2.2.4每一个控制通道都有一个自动调节器（AVR）和手动调节器（FCR）,自动调节器采用PlD方式，发电机电压受到调节，

14、发电机电压能保持恒定；手动调节器采用Pl方式，发电机励磁电流保持恒定，故控制通道在手动方式时应密切监视发电机电压和无功功率，及时调整励磁电流的输出。1.2.2.5AVR和FCR之间能互相跟踪，切换时无扰动。1.2. 2.6可控硅整流柜的数量为3个，采用n-1冗余配置，如一个柜故障退出运行报警，另两个柜仍可满足包括L1倍额定励磁电流和强励在内的各种运行工况。1.3. 2.7可控硅整流装置采用强迫开启空冷，风机一组运行、一组备用。任何一个运行风机故障时能报警并及时投入备用风机。1.4. 2.8起励电源采川380VAC鹤济，起励回路为短时工作制，允许每小时通电启励一分钟，若在一分钟内发电机起励不成功

15、，则至少一小时内不允许再次起励。当发电机电压上升至规定值20%时，起励回路能自动脱开。1.5. 2.9起励装置的整流桥能防止电流倒流，并设有“起励投入”和“起励故隙”远方信号。1.6. 2.10发电机特性试验、发变组零起升压及发变组对22OkV母线零起升压时应将发电机强励控制器退出。1.7. 2.11AVR设有下列报警信号1）AVR1号通道故障2）AVR2号通道故障3）VHz限制动作报警4）低励限制动作报警5）转子反时限限制动作报警6）有功/无功限制报警7）励磁电流限制报警8）定子电流限制/低励限制报警定子电流限制/过励限制报警9）强励动作10） TV断线报警11） 自动运行显示12） 手动运

16、行显示13） AVR正常运行显示14） PSS运行显示15） PSS退出显示1.2.3发变组运行状态的规定1. 2.3.1运行状态：发电机在转动中并已加入励磁电流后的状态或在并网状态。1.2. 3.2热备用状态：主变220kV开关、发电机励磁开关在断开状态；主变220kV正母（或付母）刀闸在合闸状态；各控制、信号电源已合上；励磁系统处于励磁开关一经合闸即可输出励磁电流的状态；汽轮发电机组转速2盘车速度；厂用电6kV母线工作电源进线开关均在热备用状态。1.3. 3.3冷备用状态：主变220kV开关、发电机灭磁开关、主变22OkV正、付母刀闸在断开状态且控制、信号电源已断开；厂用6kV母线工作电源

17、进线开关均在冷备用状态；汽轮发电机转速小于盘车速度。1.4. 3.4检修状态：主变22OkV开关、发电机灭磁开关、主变22OkV正、付母刀闸在断开状态且控制、信号电源已断开；主变22OkV主变侧接地刀闸合上；厂用6kV母线工作电源进线开关均在检修位置；发变组系统各压变一、二次侧断开并在必要时拉至隔离位置；发电机起励电源断开。1.5. 发电机启动前的准备1. 3.1发电机启动前应具备的条件1.3 .1.1新安装或检修后的发电机在启动前应确认所有工作已完毕，有关工作票收回并终结，并详细检查发变组一次系统各回路完整、良好、清洁，有关临时安全措施己拆除，安全遮栏已恢复。1.4 .1.2发电机大小修后启

18、动时，应测量发电机定、转子的绝缘电阻合格后方可投运。1. 3.1.3发电机绝缘电阻测试要求：1）在发电机大、小修后或一次回路检修过后，应由检修人员负责测量发电机定子、转子、测温元件、轴承及汇水管的绝缘是否合格，并向运行人员交底。要求如下：不同条件下测得的绝缘电阻值应换算到前一次相同条件下的测量值。其值不得低于前一次的1/3T/5倍。各相绝缘电阻值的差异倍数不得大于2,极化指数（IOmin与Imin值之比）至少为2。同温度下的绝缘电阻值用下列公式进行换算：R=R7s251其中R,为t时的绝缘电阻值Rs为75C时的绝缘电阻值，本发电机为M发电机转子绕组用500V摇表测量绝缘电阻，Imin的绝缘电阻

19、不得低于IOMQ（25时值）。 设备温度每升高约10,其绝缘电阻值约降低一半，当极化指数不小于2时，表示设备较为干净和干燥。 发电机内所有测温元件的对地绝缘用250V摇表测量，冷态时其值不应低于IUQo 若某一测量对象的绝缘电阻值不满足上述要求时，应采取措施加以恢复。若一时不能恢复，发电机能否投入运行，应由总工程师决定。2）发电机停机超过三天或一次回路有检修工作、做过安措时，在机组投入运行前，必须测量发电机定子绝缘电阻，范围包括发电机定子线圈、励磁变高压侧、主变低压侧及高厂变高压侧，以保证在发变组一次系统中无短路接地现象（测量时发变组应处冷备用状态，机端各压变及发电机中性点压变退出）：用250

20、OV摇表测得的定子绕组绝缘电阻值与前一次相同条件（通水或不通水）下测得值接近，一般不得低于前一次测量值的1/3。当测得的数据较前几次明显偏小时，必须查明原因后方可升压并网。发电机转子绕组绝缘电阻应用万用表在转子集电环上测量，其值不得低于500kQ。1.1.1.1 1.4确认发变组一次回路所有的试验完成、合格，并有检修试验人员的书面交底。1.1.1.2 1.5确认发变组有关保护装置及自动装置正常投运，保护联动试验合格。并投运必要的保护压板和自动装置。1.1.1.3 1.6确认主变22OkV开关、发电机灭磁开关、6kV工作进线开关联锁试验合格，遥控正常。1.1.1.4 1.7确认发电机励磁系统各设

21、备正常，冷却风机投运正常。1.3.1.8 检查发电机中性点柜完好，符合投运条件。1.3.1.9 检查发电机油、氢、水监视柜投入，运行正常。1.3.1.10 检查发电机密封油系统投运正常，油质符合要求。1.3.1.11 检查发电机充氢完毕，氢压、纯度符合标准，氢冷却器工作正常，温度、压力及流量符合标准。1.3.1.12 检查发电机定子冷却水系统投运正常，水质、水温、压力和流量符合标准。1.3.1.13投入发电机封闭母线微正压充气装置运行，并调整气压至正常L5-2.5Kpa.1.3.1.14 检查发电机大轴接地碳刷已放上且接触良好。1.3.1.15 检查发电机滑环清洁，碳刷接触良好，在刷握内能上下

22、自由移动而不左右晃动。1.3.1.16 检查发电机机端TV、AVR专用TV、匝间保护专用TV均正常并符合投运条件。1.3.1.17 根据变压器投运前的检查，全面检查主变、高压厂变符合投运条件。1.3.1.18 确认机组直流系统运行正常，电压在规程规定范围内。1.3.1.19 确认机组保安电源、UPS电源系统运行正常。1.3.1.20 检查#01启动变运行正常，无异常报警，6kV母线电压正常。1.3.1.21 检查各380VpC、MCC运行方式正常及各厂用低压变压器运行正常。1.3.2发电机并网前的准备1. 3.2.1检查发变组控制及信号电源小空气开关已合上。1. 3.2.2检查发变组变送器柜各

23、变送器熔断器已合上并验电完好。1.3. 2.3检查发电机出口机端TV、匝间保护专用TV完好。1.4. 2.4装上发电机出口机端TV、匝间保护专用TV一次熔断器。1.5. 2.5将发电机出口机端TV、匝间保护专用TV手车推至“工作”位置，并检查接触良好。1.6. 2.6合上发电机TV端子箱内同期、测量电压小开关。1.7. 2.7检查发变组保护A柜保护装置电源1QF、2QF、3QF、QF小空气开关已合上。1.8. 2.8检查高厂变保护A柜保护装置电源1QF、2QF、QF小空气开关已合上。1.9. 2.9检查发变组保护B柜保护装置电源1QF、2QF、3QF、QF小空气开关已合上。1.10. 2.10

24、检查高厂变保护B柜保护装置电源1QF、2QF、QF小空气开关已合上。1.11. 2.11检查发变组保护C柜保护装置电源IQF、2QF、3QF、QF小空气开关已合上。1. 3.2.12检查发变组各保护装置压板己按继电保护定值单的规定投入.1.3. 2.13合上发电机、主变中性点刀闸。1.4. 2.14检查主变22OkV开关储能正常，SF6气压正常，符合投运条件。1.5. 2.15检查6kVA（B）段工作电源进线开关在“冷备用”状态。1.6. 2.16投运主变冷却器系统（参照变压器运行规程）2. 3.2.17将励磁系统改至热备用状态。各控制柜及整流柜符合投运条件送上发电机励磁柜交流电源送上发电机灭

25、磁开关控制电源送上发电机起励电源开关送上发电机励磁AVR控制电源检查发电机励磁柜内各辅助电源送好检查发电机励磁控制在“远方”位置检查发电机励磁控制方式在“自动”位置2.3. 2.18新投产、大修或一次回路检修工作后，必须经检修人员核相正确并进行同期检查试验（假同期并网）。2.3.2. 19合上主变22OkV正（付）母侧刀闸。2.3.3. 20投入22OkV母差保护跳主变22OkV开关出口压板。1.3.2.21在并网操作前对发变组设备进行一次全面检查，确认完好并处热备用状态。1.3.3发电机禁止启动条件：1.3.3.1遇有下列情况之一时，发电机禁止启动。紧急时应汇报总工程师，并由总工程师决定机组

26、是否启动：1）发变组一次系统有异常；2）发变组主保护动作后原因未查明；3）发电机同期系统异常；4）发变组某主保护未能投运；5）发电机励磁系统异常；6）发电机轴承绝缘不合格；7）发电机密封油系统有异常或未能建立正常的油/氢差压；8）发电机内氢气纯度不合格（禁止升压、并网）；9）发变组重要表计失常或重要报警信号有异常；10）主变冷却器未能正常投运或其控制I可路有异常；11）发变组二次系统控制操作回路有异常；1.4发电机并列、解列操作1.4.1 发电机升压、并网的有关规定1.4.2 .1本厂发电机的并网操作采用自动准同期方式并在CRT上进行。1.4. 1.2待汽机转速达3000rmin左右后，机组运

27、行稳定，无异常报警信号，得到值长命令后方可进行并网操作。1.5. 1.3发电机升压、并网前，应确认发变组、高压厂变一次回路各开关、刀闸状态正确，并与CRT上所显位置对应。1.6. 1.4发电机正常并列操作前，应合上主变22OkV中性点接地刀闸。并列后，主变22OkV中性点的接地方式按调度下达的运行方式执行（至少保持一台主变中性点接地）。1.7. 1.5发电机升压规定：a）当发电机转速达到1500rmin时，应检查集电环上的电刷是否有跳动、卡涩或接触不良现象，如有异常，设法消除。b）待汽机阀切换完成，转速稳定至3000rmin时，得到值长命令后方可进行发电机的升压操作。c）在定子电压为额定值的5

28、0%及全电压情况下，检查发电机绝缘良好，。d）发电机正常升压采用AVR自动方式。AVR手动方式主要用于调试，并作为在AVR故障时（如PT故障）的备用控制模式。1.4.1. 6发电机零起升压试验时用匕M电河口行：,试验结束后应降压灭磁。1.4.1.7发电机同期并列的条件 发电机电压与系统电压一致（AU5%U） 发电机频率与系统频率相同（f0.1HZ） 发电机相位、相序与系统一致1.4.1 .8发电机同期并列的注意事项：a）发电机并网后，首先应增加8IOMVAR无功，观察三相定子电流是否平衡。b）在增加发电机定子电流过程中，应对发电机有关温度进行监视和分析，以便及时发现异常情况。c）发电机并网后达

29、一半负荷及满负荷时，应对发电机本体及一次回路分别作详细检查，检查项目侧重于大电流接头发热情况，发电机电刷的运行情况等。d）发变组并网前，如合闸归1路、同期阿I路、逻辑I可路需检查必须拉开主变220KV侧刀闸，方可许可工作。1.4.2 发电机的并网操作1.4.2.1正常情况下，发电机的并网操作应在CRT匕页控实现1.4. 2.2在CRT的发电机并网顺控菜单栏中检查发电机并网条件已满足。 检汽机升速至2950rmin以上 检主变中性点接地刀闸合位 检主变22OkV正（付）母刀闸合位 检主变22OkV开关跳位1.4.2.3在模式菜单栏中选择顺控。1.4.2.4单击“确认”。1.4.2.5检查发电机并

30、网顺控进行，并记录每步的时间。1.4. 2.6发电机并列操作顺控逻辑： 检汽机升速至2950rmin以上 检主变中性点接地刀闸合位 检主变22OkV正（付）母刀闸合位 检主变22OkV开关跳位发电机并网顺控允许，并发发电机励磁自动指令 检发电机励磁自动 检发电机灭磁开关跳位发发电机励磁投指令 检发电机灭磁开关合位 检发电机定子电压低于19kV发增加发电机励磁电流指令 检发电机转子一点接地未动作 检发电机定子电压19kV以上发发电机向DEH请求ASS调速指令 检发电机同期闭锁解除退出 检发电机DEH允许ASS调速发主变220kV开关同期投入指令 检主变22OkV开关分位 检发电机同期并网条件满足

31、发主变220kV开关同期合闸开放指令 检主变22OkV开关合位发发电机同期退指令：发电机并网顺控结束1.4. 2.7发电机自动准同期CRT上并网单步操作步骤：1）检查汽机转速3000rmin左右，并得值长并网操作令2）检查主变220kV开关并网操作条件已具备： 主变22OkV开关在分位 主变22OkV正（付）母刀闸合位 发变组保护装置电源正常 发变组保护装置无异常 主变22Okv开关主变侧接地刀闸在分位 主变中性点接地刀闸在合位 主变22OkV开关母线侧接地刀闸在分位 主变22OkV开关控制电源正常 主变22OkV开关无SF6异常信号 主变220kV开关无储能异常信号 主变22OkV开关无跳闸

32、闭锁信号 主变22OkV开关储能电机无故障3）检查PSS装置在退出位置4）在CRT的控制菜单中将励磁自动投入5）检查发电机灭磁开关合闸允许： 发电机灭磁开关在分位 发电机励磁系统无故障6）投入发电机励磁7）检查发电机灭磁开关自动合闸，定子电压自动上升8）检查发电机转子一点接地未动作9）检查发电机定子电压19kV以上10）检查同期闭锁解除在退出位置11）向DEH请求ASS调速12）检查CRT上ASS菜单栏中同期装置在退出位置13）将#1发电机ASS菜单栏中ASS电源投入14）检查发电机自动准同期投入条件已具备：汽机转速在2950rmin以上 发电机定子电压19kV以上 发电机转子一点接地未动作

33、发电机励磁调节在自动位 DEH允许ASS调速15）投入发电机自动准同期装置16）检查发电机同期条件满足（压差、频差符合要求，同期指针顺时针方向缓慢旋转17）投入发电机自动准同期合闸开放18）检查主变22OkV开关合闸，位置指示对应19）根据值长命令加上发电机初始负荷20）对发变组系统进行一次全面检查21）根据值长命令调整主变中性点运行方式22）待发电机负荷升至70MW以上时切换6kV厂用电源至高压厂变运行1.4.5发电机解列、停机操作原则：a）停机前，值班员应按值长命令，根据停机要求填写操作票。经审批后执行。b）高压厂用电源应由高厂变切换至启动变运行c）在停机过程中，随着有功负荷的逐步降低，值

34、班人员应相应降低无功负荷。d）正常解列操作应在发电机有功负荷降至零，无功负荷降至近于零时由汽机打闸联跳主开关实现，异常情况下只有在确认汽机主汽门确已关闭时方可手拉主开关。e）发电机解列一般采用AVR自动方式进行。f）根据值长命令调整主变中性点运行方式g）检查将停机机组的主变中性点接地刀闸己合上1.4.5发电机手动解列操作1.4.5.1得值长停机操作命令1.4.5.2根据值长命令调整主变中性点运行方式1.4.5.3检查将停机机组的主变中性点接地刀闸已合上1. 4.5.4检查发电机励磁自动方式1.4. 5,5在机组减负荷过程中密切监视各运行工况正常，无功功率随有功减少而自动下降1.5. 5.6待发

35、电机负荷下降至70MW左右时切换6kV厂用电源至#01启动变供电。1.6. 5.7检查发电机有功负荷已降至IOMW以下1.7. 5.8检查发电机无功负荷已降至5Mvar以下1.8. 5.9拉开主变220kV开关，检查发电机三相电流指示均至零1.9. 5.10确知汽机高中压主汽门、调门均已关闭1.10. 5.11减少发电机励磁电流至IOoOA左右1.11. 5.12投入发电机“励磁退出”按钮1.12. 5.13检查发电机灭磁开关确已断开，CRT上位置对应1. 4.5.14检查发电机定子电压到零1.4. 5.15停用发变组保护柜下列保护压板 发变组保护A柜发变组启动失灵出口压板 发变组保护A柜发变

36、组保护解除母差电压闭锁压板 发变组保护B柜发变组保护22OkV母线解列出口压板 发变组保护B柜发变组后动失灵出口压板 发变组保护B柜发变组启动失灵总投出口压板 发变组保护B柜发变组保护解除母差电压闭锁压板 发变组保护D柜发变组启动失灵出口压板 发变组保护D柜发变组保护解除母差电压闭锁压板退出主变22OkV开关母差保护出口压板1.4. 5.16拉开发变组控制及信号电源小空气开关1.4.1. 4.5.17根据停机时间或检修工作要求将发变组改至合适的状态1.4.5. 机组滑参数停机操作1.4.6. 1检查6kVIA、IB段母线己切至#01启动变供电并正常1.4.5.2检查主变22OkV中性点接地刀闸

37、在合上位置1.4.5.3检查发电机励磁为“自动”方式1. 4.5.4减少发电机有功负荷至10MW以下1.4. 5.5检查发电机无功负荷随有功自动下降1.5. 5.6减少发电机无功负荷至OMvar左右1.6. 5.7确认汽轮机已打闸1.7. 5.8检查主变220kV开关自动分闸，位置指示对应1.8. 5.9检查发电机灭磁开关自动分闸，位置指示对应1.4.5.10复归发变组逆功率保护动作信号1. 4.5.11复归发电机灭磁开关外部跳闸报警信号1.4. 5.12退出有关保护压板1.4.6发电机顺控解列操作1. 4.6.1在发电机顺控解列菜单栏中检查发电机顺控解列条件已满足 发电机有功负荷小于90MW

38、 主变中性点接地刀闸在合位 主变22OkV开关在合位1.4. 6.2在模式菜单栏中选择顺控1.4.6. 3单击“确认”1.4. 6.4检查发电机解列顺控进行，并记录每步的时间1.4.7发电机解列后的保养1.4.7.1发电机解列后，若停机时间不长，发电机密封油系统、定子冷却水系统应维持正常运行，并注意氢气压力和纯度。1.4.7.2若停机时间较长，应将发电机氢气冷却器内存水彻底排干。1.4.7.3发电机在额定氢压下，水冷器闭式水可以停用，但发电机定子冷却水应维持运行。1.4.7.4发电机停运时间特别长时（两个月以上），应将各辅助系统停运，将定子绕组中的存水排尽，用压缩空气吹干，并在定子水回路中充以

39、干燥空气或氮气保养。1.5发电机运行中的检查1.5.1发变组系统主要参数及运行限额：项目单位正常值高限低限备注发电机漏氢量m2/day5氢冷器进口氢温80氢冷器出口氢温464835氢冷器出口温差2发电机定子进水温度9C46-505342水温必须高于氢温发电机氢-水MPa0.035氢压必须项目单位正常值高限低限备注差压大于水压发电机定子进回水差压MPa0.15-0.2+0.035-0.056发电机定子出水温度8085发电机定子铁芯温升74氢温46时定子线圈温度90发电机有功功率MW300额定容量353MVA发电机无功功率Mvar186发电机定子电流A10189发电机定子电压V202119频率Hz

40、500.2功率因数0.851励磁电流A2510空载为987励磁电压V302空载为113发电机负序电流%8短时负序电流满足I2t10定子线圈断水时间S430强励持续时间S420封闭母线充气压力kPa1.5-2.5主变绕组温度允许温升60K10095时报警主变上层油温允许温升50K8585时报警高压厂变上层油温允许温升50K9580时报警#01启动变变上层油温允许温升50K9580时报警1. 5.2发电机及励磁系统运行中的检查项目1.5. 2.1密切监视运行中发电机的工况，及时调整，使运行参数不超过本规程规定的限额。1.6. 2.2发电机正常运行时，每二小时应抄录各工况参数，并进行分析比较，发现异

41、常应查明原因，采取适当的措施消除之。1.7. 2.3每班应对发电机所属系统进行一次全面检查。1.8. 2.4CRT上各设备所显状态与实际运行状态相符，位置对应。1.9. 2.5检查电气辅助柜上各电流表、电压表指示正常，大柜和辅助柜上无异常报警信号。1.10. 2.6继电保护及自动装置各运行指示信号正常，压板投切符合要求。1.11. 2.7继电保护和自动装置柜内二次接线端子无松动、过热、故障接地、绝缘损伤等现象。1.12. 2.8发电机各部声响、振动、温度未超过规定值。1.13. 2.9发电机氢气压力、温度、纯度、油压、氢压差正常。1.14. 2.10发电机定子内冷水压力、流量、温度及导电率在正

42、常范围内。1.15. 2.11发电机机端各压变柜及励磁变压器柜完整，门关闭并锁好。1.16. 2.12发电机封闭母线外壳接地良好，充气压力正常。1. 5.2.13发电机漏液检测仪无报警信号。1.5. 2.14励磁整流柜运行正常无异常报警，各冷却风扇运转正常无异常噪音。1.6. 2.15励磁系统就地控制柜各开关位置正确，各指示灯指示正常。1.7. 2.16双通道互相跟踪正常，无异常报警1.8. 2.17发电机滑环清洁，碳刷接触良好，无过热、晃动现象。1. 5.3发电机集电环的检查与维护1.5. 3.1集电环上电刷无冒火，电刷在刷框内无跳动、摇动或卡涩情况。1.6. 3.2电刷刷辫完整，与电刷连接

43、良好，无发热及触碰机构件的情况。1.7. 3.3电刷边缘无剥落现象，电刷长度合适，其有效长度不低于30亳米。1.8. 3.4集电环表面清洁，无灰尘和碳尘积聚，表面无变色、过热现象，温度不大于120。1.9. 3.5运行中检查碳刷时，可顺序将其由刷盒中抽出。一般情况下更换碳刷时，在同一时间内，每个刷架上只允许换一个电刷。换上的电刷应事先研磨好，且新旧牌号须一致，发电机集电环使用的电刷牌号为摩根NCC634,.1.10. 3.6在运行中的发电机集电环上更换电刷时，应由单元长监护，电气巡检员操作，工作人员应穿绝缘鞋（或站在绝缘垫上），禁止同时用两手触碰发电机励磁I可路和接地部分或两个不同极的带电部分。工作时应穿工作服，禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来。衣袖要小，并在手腕处扣住。女工还应将辫子或长发卷在帽子内。根据具体情况，可以联系检修更换。第二章变压器运行规程2.1变压器设备规范2.1.1主变压器规范2.1.1.1基本参数型号SFP-370MVA/220KV额定容量370MVA额定电压24222.5%20额定电流883/10681A额定频率50Hz联结组别YNdll冷却方式ODAF阻抗电压19.61%负载损耗727.9kW空载电流0.11%空载损耗157.5kW油顶层