径流式水电站发电机及其辅助设备运行规程.doc

径流式水电站发电机及其辅助设备运行规程1.设备范围与技术规范1.1发电机技术规范型 号SFWG45-72/7550发电机型式两支点双悬臂灯泡贯流式额定容量47.4MVA额定有功功率45MW额定电压10.5KV额定电流26047A额定励磁电压365V额定励磁电流1142A频率50Hz功率因数cosj0.95(滞后)发电机效率97.95%额定转速83.3r/min飞逸转速（协联破坏）276r/min定子、转子间气隙11mm发电机制动风闸8个发电机转子机械锁定1个相数3相定子槽数486槽定子接线形式双Y定子接线分支数绕组每组并联支路数2电抗（以额定容量与额定电压为基准时的标么值）发电机直轴同步电抗Xd80.3%（不饱和值）发电机直轴暂态电抗Xd27.0%（饱和值）、28.9%（不饱和值）发电机直轴次暂态电抗Xd20.7%（饱和值）、24.3%（不饱和值）发电机交轴同步电抗Xq57.9%（不饱和值）发电机交轴次暂态电抗Xq25.0%（不饱和值）发电机负序电抗X224.7%发电机零序电抗X013.5%定子漏抗Xe15.2%正序电阻R1（75）0.01469负序电阻R2（75）0.04339零序电阻R0（75）0.02430磁场电阻（75）0.2735机组转动惯量Mj5900t.发电机直轴暂态开路时间常数Td02.904S发电机直轴次暂态开路时间常数Td00.059S发电机交轴次暂态开路时间常数Tq00.141S发电机直轴暂态短路时间常数Td0.984S发电机直轴次暂态短路时间常数Td0.050S发电机交轴次暂态短路时间常数Tq0.054S发电机绕组的短路时间常数Ta0.146S转子表面承受负序电流能力的常数AI2t40s转子磁极数72个每极每相槽数(q)2+1/4槽定子绕组节距7定子绕组连接方式星形（Y）中性点接线型式中性点经接地变压器接地转动方向顺水流顺时针方向冷却方式常压,密闭强迫循环一次空气冷却灭火方式水雾灭火绝缘等级（定、转子） F级 （IEC标准）制造厂家天津ALSTOM公司2812励磁系统技术规范励磁装置型号EXC9000励磁方式智能数字式自并激静止可控硅励磁额定励磁电压（75）365V空载励磁电压170V短路励磁电流1661空载励磁电流747A额定负荷时励磁电流1142A顶值励磁电压（正向）730V顶值励磁电压（反向）-697V顶值励磁电流2474.6A最大允许持续励磁电流1284A电压响应时间上升时间不超过0.08S下降时间不超过0.15S励磁开断时间常数2.904S绝缘等级F级励磁装置损耗5KW生产厂家广州电器科学研究院励磁变压器（LT1、LT2、LT3、LT4）厂家：顺德电气/海南金盘型号：干式自然风冷（SC9）容量：1600kVA变比：10.5/0.656KV接线型式：Yd11温升（HV/LV）：80/80K灭磁开关厂家与型号：ABB E2N/E 标称电压等级（铭牌）：1000V额定最高电压：1000V 额定持续电流：1600A三相瞬时（3S）载流容量：42000A非线性灭磁电阻（ZnO）厂商名称和型号：科聚/凯立可控硅整流器厂家与型号：英国DYNEX公司DCR1376各可控硅整流器的平均正向电流：1600A（DC）各回路并联可控硅整流器的数目：1重复反向电压峰值（PRV）：3800V整流装置总损耗发电机额定负荷时计算值：4.1KW冷却风扇厂家与型号：德国ebm 4D450电动机额定功率：0.48KW电动机额定电压：380V风扇数目：2台供电方式：两路厂用电并联供电1.3发电机出口开关技术规范真空断路器型号/厂家3AH3227/西门子公司操作方式压缩弹簧操作机构最大额定电压17.5KV额定连续电流6.3(40时)KA额定频率50HZ额定全波冲击耐压125KV额定短路电流负载周期Co-30min-Co额定短路电流对称50KA额定直流分量短路电流75%最大不对称短路峰值电流187KA短路电流50KA，3秒给定的失相转换电流31.5KA开关设备总重量1400Kg最小元件温度：25（13。F）2.发电机运行规定2.1 运行机组及备用机组,其发电机出口开关及其辅助设备的“远方/现地”方式控制选择开关必须在“远方”位置。2.2 当远方操作不成功或设备调试时需将辅助设备控制选择开关切至“现地”，应请示当班值班负责人同意。操作或调试完毕后，应立即将控制选择开关切换置于“远方”。2.3 分步自动开机方式一般用于机组调试或大修后的第一次开机。2.4 运行值班人员应熟悉发电机运行的各种参数及定值，及时掌握发电机运行工况。2.5监盘人员应时刻监视发电机有功、无功、定子电压、定子电流、转子电压、转子电流、导叶和浆叶开度等参数，使其不超过定值运行；并根据调度要求调整机组有功、无功负荷，保证电能质量，优化分配机组负荷，确保设备安全经济运行。2.6运行人员应密切监视机组负荷和工作水头，及时调整机组运行方式和导叶开度避开振动区运行，且使机组处于效率较高的运行工况。2.7甩负荷达100%或机组过速保护动作后,应对机组风洞、受油器、轴承、导叶接力器等进行全面检查。2.8机组并网操作一般采用自动准同期方式，当需采用手动准同期方式进行并网时，应由有经验的运行人员操作，部门负责人或值长监护，监控人员配合。严禁非同期并列。操作完毕应将同期装置切“自动”位置。2.9手动准同期时只有在通过检查电压差不超过额定电压的±0.5%、频率差不超过±0.1HZ、同期指示相角差不超过±15度时，方能扭动“合闸”把手，进行手动准同期并列。一旦发现有异常情况，应立即将开关跳开。2.10在备用机组上工作，必须得到当班值班负责人的许可，并经当班调度同意，办理工作许可手续后方可进行。2.11备用中的发电机及其全部附属设备，必须经常处于完好状态，保证能随时启动投入运行。2.12发电机各部轴承油温低于20，不允许开机。2.13发电机运行时，定子绕组温度不应大于125，定子铁芯温度不应大于100。2.14发电机运行时，空冷器冷却水的额定工作压力为0.6Mpa，冷却器进出水的压降不大于0.65Mpa。2.15发电机纵差、横差、定子一点接地保护动作，未查明具体原因并进行处理前，不允许开机。确认保护范围无明显故障点，经发电部领导同意，可开机零起升压正常后并网运行；若升压不成功，应立即停机，查明具体原因。2.16运行机组的定子绕组或定子铁芯温度持续上升并超出其它类似机组工况温度10以上，或出现其它异常状况时，应加强监视，适当调整机组有功功率，检查发电机冷却系统是否工作正常，在有备用机组的情况下可申请换机运行。若为个别测温点温度偏高，并不断升高，应重点检查测温回路有无异常，必要时请示发电部领导同意，将该点信号退出。2.17事故情况下，发电机允许短时间过负荷。当机组发出“过负荷”告警信号后，当班运行人员应立即减少机组出力，并严密监视发电机定子铁芯和线圈的温度不超过允许值。2.18当发电机的定子电流达到过负荷允许值时，值班人员应首先检查发电机的功率因数和机端电压，用减少励磁电流的方法，减少定子电流到正常值，同时不得使功率因数过高和机端电压过低。如果减少励磁电流不能使定子电流降低到正常值时，则必须适当降低发电机的有功负荷。2.19当班运行人员应根据水情积极主动地与调度员联系，说明情况，力争机组多发、超发电量，并使机组处于最优工况下运行。2.20 发电机定子线圈、轴承温度稳定在正常温度内，励磁电流在额定范围以内，定子电流在额定电流的1.05倍（2735A）以内的情况下，可维持有功功率在47MW，不超过48MW连续运行，并根据环境温度、定子线圈、正推轴承温度上升情况，调整机组有功功率，在保证安全的基础上满发、超发。2.21运行机组每周应定期进行辅机切换运行；备用机组超过10天，应开机空转0.51小时去潮或者向调度申请调换机组运行；3机组超额定功率运行31 来水量满足4台机满负荷运行时，机组超额定功率运行；但超功率值控制在105%Pe以内；连续运行定子电流控制在2605A以内，瞬时值最大不超过105%Ie（折算值2735A）；导叶开度不超过93%。32 来水量小，上游水位较低时，机组一般不允许超额定功率运行，如要超额定功率运行，只考虑在尖峰、高峰时段进行,但必须保证机组的安全运行。33 机组超额定功率运行时，必须根据各机组的运行状况，定子电流、励磁电流、导叶开度、温度综合考虑决定，做到心中有数，不能盲目的超额定参数运行。34 机组超额定功率运行，监盘人员必须精神饱满，坚守岗位，认真监视，及时调整，保证有功功率、定子电流、导叶开度在上述规定以内；定子线圈温度、轴承温度稳定在告警温度以下，要离告警温度有一定的预度。35 在调整负荷之前将机组的导叶开度限制设定好，以免机组功率调整、频率波动造成超额定功率过多。36 加强对励磁电缆、励磁变、定子线圈、正推轴承、机旁动力屏、主变的温度巡视、监视，发现温度异常升高，应立即降低有功功率；如发现励磁电缆、励磁变温度异常升高，应立即减小励磁电流。37 根据环境温度、定子线圈、正推轴承、励磁电缆、励磁变温度升高情况，调整机组有功功率，在保证安全的基础上满发、超发。38 机组满发、超发运行期间，专业人员应加强、增加对励磁电缆、励磁变温度的全面检查，对机组振动、接力器、控制环部位的全面检查。39 入库流量突然增大或弧门调整时，要严密注意负荷的变化情况，并及时调整负荷。310当班人员应做好事故预想，了解、熟悉设备状况，发现问题及时汇报，正确处理。4. 励磁系统运行规定4.1发电机励磁装置分为自动和手动、远方和现地控制方式。4.2正常运行情况下励磁系统处于“自动”和“远方”方式。4.3自动控制按调节控制对象又分为三种：按发电机电压控制；按发电机输出无功控制；按发电机功率因数角COS控制。4.4自动控制按选择控制对象的给定值来进行励磁调节控制，采用PID调节方式。4.5 手动控制按调节励磁电流值来调节发电机电压，采用PSS调节方式。 4.6“手动”、“现地”方式一般在“自动”故障、励磁试验或发电机零起升压、升流试验时采用。4.7 当系统冲击导致励磁由“自动”变为“手动”方式时，应及时恢复自动方式。4.8 发电机灭磁采用逆变灭磁和非线性电阻（ZnO）两种灭磁方式。4.9正常情况下在接受到励磁退出命令后只采用逆变灭磁。4.10事故时直接跳励磁开关，同时触发非线性电阻（ZnO）灭磁。4.11发电机励磁调节器电源采用交、直流双电源供电方式，正常情况下以交流供电为主用。4.12调节器交流电源取自厂用电源及本身励磁变二次侧，通过励磁进线柜同步变压器（-TC01），经过AC/DC变换后供给。4.13直流电源取自厂用直流屏，经过DC/DC变换后供给。4.14任一路电源故障时均可发出电源故障信号，并无扰动自动切换到另一路电源供电，不影响励磁系统的正常工作。4.15起励电源220V DC由厂用直流屏提供。通过-AP64起励单元提供大小为20%空载额定励磁电流值的起励电流。4.16起励在95%额定转速时投入，当发电机定子电压升至3000V时退出。4.17发电机励磁试验及发电机零起升压、升流试验时的它励电源由外接厂用400V电源提供。4.18励磁整流桥温80报警，100跳灭磁开关停机。4.19励磁变温度达100报警，120跳灭磁开关停机。4.20励磁进线柜、整流柜、灭磁开关柜，匀带有门限位开关，并将信号引至上位机；励磁系统在运行过程中无特殊需要柜门应处于关闭状态，若要打开柜门，必须经中控室当班负责人同意。5. 接地变压器运行规定5.1机组正常运行时，接地变压器必须投入。5.2运行机组的接地变压器产生内部异常响声及放电声、线圈严重破损或闪络等异常现象时，应首先将机组停运，然后将中性点刀闸拉开，并作好相关安全措施后，方可进行检查、试验。5.3消弧线圈应采用过补偿运行，补偿标准为：中性点对地电容电流小于5A。6. 发电机出口开关运行规定6.1正常情况下发电机出口开关的“远方/现地”方式开关S10必须在“远方”位置。6.2在开关检修后试验或者保护带开关做传动试验时，可在现地进行操作，但发电机出口开关必须在“试验”位置。6.3发电机出口开关只有在控制装置与断路器连接并且操作机构正常时，才能进行合、分操作；当操作机构故障时不允许进行开关的分、合操作，同时拉开出口开关在发电机保护屏上的操作电源。6.4每月应登记断路器的动作记录（计数器数值）。7. 辅机设备运行规定7.1发电机开机时，循环冷却水泵应在发开机令后，机组转动之前启动；发电机停机时，循环冷却水泵应在机组停稳后停运。7.2发电机开机时，轴承油冷却器应在发开机令后，机组转动之前投入；发电机停机时，轴承油冷却器应在机组停稳后停运。7.3机组停机期间当转速n17r/min(20%额定转速)时机械制动自动投入；待机组停稳后机械制动自动退出，如自动投退不能完成，应立即手动操作完成，在机组停稳后机械制动未全部退出情况下，应启动冷却水泵、轴流风机进行降温。7.4轴承油箱加热器在温度小于25时投入，当温度大于35退出。7.5高位油箱加热器在温度小于25时投入，当温度大于35退出。7.6轴承油泵的运行：1）、一台轴承油泵运行：在开机过程中，如高位润滑油箱油位未达油位过低报警值，则只有主用轴承油泵投入运行。2）、两台轴承油泵运行：在开机过程中，如高位润滑油箱油位已达过低告警值时，备用轴承油泵投入运行，直到高位润滑油箱油位已达高位时，备用泵才退出运行。注意：开机时或机组在运行过程中上位机“发高位润滑油箱油位过低”告警时，必须对机组水导、发导、及组合轴承油流进行检查，如发现其油流远超出正常值时，应对阀门进行相应调整。7.7 高压油泵的运行：1）、发电机开机时，高压油泵在发开机令后，机组转动之前投入运行；当转速达到79 r/min (95%ne)时高压油泵退出。2）、停机时，当发电机转速下降至79 r/min (95% ne)时高压油泵投入；机组停稳后高压油泵退出。7.8发电机加热器在停机状态下，机坑温度小于28时自动投入；开机之前或停机状态下空气温度大于33时自动退出。7.9发电机除湿器在停机状态下湿度大于50%时自动投入；停机状态下湿度小于45%时自动退出。7.10发电机轴流风机在发开机令后，机组转动之前投入运行；机组停稳后退出。机组运行中，一台或两台轴流风机停止运行，机组可继续运行，但必须密切监视定子铁芯、定子绕组各点的温度，根据温度变化情况，降低发电机有功负荷或申请停机。7.11高位润滑油箱电动阀在发开机令后，机组转动之前自动开启；机组转速为零后自动关闭。8. 发电机及其辅助设备运行方式8.1发电机运行方式：8.1.1一般情况下，在上位机进行机组的启、停操作。当上位机开、停机不成功时，可在机旁LCU柜触摸屏上进行，但必须有监控人员配合进行。8.1.2需将机组退出备用的消缺工作，尽量利用夜间低负荷、低谷时进行。8.1.3两台机运行时，应将两台机分别挂在两段不同的发电机出口10KV母线上，应尽量避免两台机自用电取自同一段厂用母线。8.1.4当发电机电压下降到低于额定值的95%(9.975KV)时，定子电流的长期允许数值不得超过额定值的105%(2735A)，且输出功率和励磁电流不超过额定值，定子铁芯、线圈，转子铁芯、线圈各部温度在允许范围内。8.1.5当系统频率突然超出50.5HZ时,应不待调度命令,减小机组出力；当频率低于49.5HZ时,不待调度命令将发电机按事故过负载能力接带负荷,并开出备用机组接带负荷,并汇报调度。8.1.6发电机在正常情况下应滞相运行，一般不允许进相运行。如出现进相运行，不能调节时，应及时汇报调度，要求系统进行调节。滞相运行时，应根据当时有功负荷的多少以及环境气温来控制滞相无功负荷，且励磁电流不能超过额定励磁电流，不能调节时，应及时汇报调度，要系统进行调节。8.1.7下列情况励磁装置应转换到手动方式运行1）、发电机作升流、升压试验；2）、发电机带主变零起升压时；3）、励磁装置自动调节故障时。8.2发电机辅助设备的运行方式8.2.1 轴流风机机组正常运行时，7台轴流风机都应投入运行，一台或两台轴流风机停止运行，机组可继续运行，但必须密切监视定子铁芯、定子绕组各点的温度，根据温度变化情况，降低发电机有功负荷或申请停机；8.2.2调速器油泵、润滑油泵、高压油泵、漏油泵1）、正常运行时，一台主用，一台备用；2）、主用泵故障时备用泵应自动投入，否则应立即切手动投入运行，并立即通知专业人员进行处理；3）、在机组正常运行工况下，主用工作泵因过流或过载等故障不能打油时，备用泵自动投入，并发告警信号，主用工作泵故障消失后，需手动复归告警信号。8.2.3主轴密封润滑水电动阀有自动和手动方式。8.2.4 轴承油冷却水电动阀1）、正常情况下轴承油冷却水电动阀采取自动控制方式。 2）、自动出现故障时应采取手动控制。8.2.5轴承主油箱加热器正常情况下采取自动控制方式受油温控制。 在手动方式下，加热器的投退不受油温控制。8.2.6制动装置1）、 停机过程中当机组转速下降到20%额定转速时投入风闸，待发电机停稳后退出。2）、当停机过程中出现导叶关不严而导致大量漏水导致机组蠕动时，手动切换至强迫制动方式，开机前手动退出。8.2.7除湿机根据发电机灯泡头内湿度情况自动投运，来调节湿度。8.3 励磁装置“自动/手动”方式切换操作 励磁装置正常时, 在励磁调节柜上按下操作显示面板上切换为“现地”控制方式，再同时在现地操作显示面板上切换为“手动”方式。此时励磁装置远方操作无效。8.4励磁装置“手动/自动”方式切换操作 励磁装置在手动方式下正常时, 在励磁调节柜上按下操作显示面板上切换为“远方”控制方式，再在现地操作面板上切换为“自动”控制方式。此时励磁装置远方操作有效。9. 发电机异常及事故处理9.1 发电机温度过高的处理:现象：发电机定子线圈、铁芯，转子线圈或冷、热风温度超过规定值，出现报警信号。处理:1)、检查机组是否过负荷，若有，应降低机组有功或无功出力运行；同时检查发电机加热器是否误投，若是，应退出加热器运行。2）、密切监视各部位的温度，如绝大部分温度表指示上升很快且达到告警值，则应立即向调度申请停机处理。3）、立即检查发电机的循环水泵、轴流风机工作是否正常；冷却水流量、压力是否满足要求，如不正常，应调整冷却水流量、压力，必要时向调度申请停机处理。4）、若单个测温表计指示异常升高，应检查测温装置工作是否正常，若是，经领导同意可将该点信号退出。5）、检查风洞内有无焦味及其它异常情况，判断是否个别部分过热。9.2值班人员在巡视中发现发电机有下列情况时，应立即按紧急停机按钮：1）、发电机内部冒烟、着火。2）、机组过速，且保护装置拒动时。3）、机组异常振动，发电机及轴承架，水轮机主轴和转轮室的振动监视装置发出危险告警。4）、危及人身安全和设备安全时。5）、机组电气事故。6）、主变事故。7）、励磁系统事故。8）、低油压事故且导水叶不能自动关闭时。9.3发电机失磁：现象：转子电流等于或接近于零，发电机电压降低，励磁电压接近于零，定子电流升高，无功指示为负值，机组震动、摆度加剧，有轰鸣声。定子电流和转子电压周期性摆动。原因：励磁开关受震或误碰跳闸，励磁回路断线，励磁调节器或可控硅故障，转子回路断线。处理：1）、值班人员发现发电机失去励磁，而发电机开关未跳闸，应立即使其从系统解列；2）、若保护动作发电机开关已跳闸，监视机组停机过程，必要时手动帮助；查明原因消除故障后经生产办领导同意后方可将其并入系统。3）、检查是否人员误碰引起，如是，则立即汇报调度将机组开机并网。9.4发电机非同期并列现象：发电机组发出强烈振动或巨大冲击，发出鸣音。在合上机组出口开关瞬间，定子电流突然升高，系统电压降低，然后定子电流激烈摆动，并慢慢恢复正常。原因:1）、误操作或同期回路故障。2）、并列发电机电压与系统电压相差太大或机频与网频相差太大。3）、电压、频率相同，但相位角相差太大。处理：1）、立即将机组解列、停机；2）、做好安全措施后，对发电机定子线圈绝缘电阻检查测定。必要时，须打开发电机挡风板，检查定子线圈端部及端线圈处铁芯槽是否受损、变形，各部轴承支架是否松动，查明发电机确未受损，零起升压正常后，方可再度将机组起动并网。3）、如果非同期并列后，机组已被拉入同步，设备未发现明显异常时，经生产副厂长同意，可暂不解列，此时应严密监视各部位的温度，转子绝缘情况，并进入发电机灯泡体进行详细检查，在系统负荷允许的情况下，尽早联系停机，进行内部检查。9.5 发电机差动保护动作现象：上位机发“发电机差动保护”告警信号，发电机出口开关、灭磁开关跳闸，机组紧急事故停机。处理：1）、监视机组事故停机过程，若不正常，手动帮助；2）、立即对发电机差动保护范围内的一次设备进行全面检查，是否有短路迹象；3）、查明发电机是否着火，若着火，则立即组织进行灭火，进入灯泡头进行检查前必须带防毒面具或防护器具；4）、若系保护误动，检查正常后，经公司生产副总经理同意，恢复机组运行；5）、将发电机出口开关拉至“试验”位置，测量发电机绝缘电阻和发电机定子直流电阻；6）、查看发电机定子绕组和铁芯的温度监测，查看各部温度是否正常，有无突变。7）、对发电机进行零起升压试验，无异常后可恢复机组运行。9.6转子一点接地现象：上位机发“发电机转子一点接地保护”动作信号，发电机出口开关、灭磁开关跳闸，机组事故停机。处理1）、监视机组事故停机过程，自动不行，手动帮助；2）、立即对发电机转子回路设备进行全面检查，若有故障经处理正常后将机组恢复备用，同时检查是否系人为误触滑环接地。3）、系人为误触引起应立即复归保护开机并网，否则，应将灭磁开关拉开，测量发电机转子绕组的绝缘电阻，并对其保护装置进行检查。9.7发电机定子一点接地现象：运行中的发电机出口开关、励磁开关突然跳闸，表计指示为零，定子一点接地保护动作。原因:机组过电压击穿绝缘;铁芯温度过高或铁芯短路发热击穿；定子线圈端部接头焊接不良，运行中发热，使焊接头开焊，引起绝缘烧损；工作中不慎将工具、零件遗留在定子膛内，造成运行中绝缘损坏等。处理：监视机组停机过程，若机组未停，应立即跳开发电机出口开关、灭磁开关、停机。停机后，对定子线圈绝缘进行检测，检查 PT保险是否熔断，并对该发电机电压配电装置进行检查，找出接地点并处理好后零起升压正常，方可将机组并网运行。9.8系统发生振荡现象：1）、发电机，变压器和线路的电压、电流，功率周期性大幅度摆动。2）、白炽照明灯光随电压波动一明一暗。3）、发电机发出有节奏的鸣音。4）、转入转速控制方式的机组，导叶开度指针摆动，未转入转速控制机组导叶开度指示无变化。原因：1）、系统受到短路、断线、切合线路等干扰后，系统稳定破坏的机电暂态过程而发生的同步振荡。2）、系统受到短路、断线、切合线路等干扰后，系统与发电机之间失步而发生的异步振荡。处理：1）、频率升高，应降低有功使频率降低至正常范围内;频率降低，应增加有功使频率上升至正常范围内，使失步的机组尽量拖入同步。2）、不论频率升高或降低，机组均应按事故过负荷处理，最大限度提高励磁电流以提高电压水平。3）、上述措施无效时，应将机组解列。10.发电机保护功能及部分保护的定值整定10.1发电机与保护相关参数 发电机容量：47.37MW 功率因数： 0.95 额定电压：10.5KV 额定电流：2605ACT变比： 3150/1A 横差保护用CT变比为 630/1A PT变比： KV中性点接线方式：中性点经消弧线圈接地10.2 发电机纵差保护a. 功能：作为发电机定子及引出线相间短路故障的主保护。b. 定值整定：躲过外部三相短路时不平衡电流整定。c.保护动作值：制动特性斜率：0.4 动作电流：0.248A 制动电流：0.62Ad.动作延时：0S。e.动作后果：跳发电机出口开关、灭磁开关、电气事故停机。10.3 发电机横差保护a. 功能：作为发电机定子绕组匝间短路故障的主保护。b.保护动作值： 0.104Ac. 动作延时：0.5Sd. 动作后果：跳发电机出口开关、灭磁开关、电气事故停机。10.4 发电机失磁保护a. 功能：作为发电机励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障的保护。b. 保护动作值：系统低电压动作值：99V 机端低电压动作值：88.2V 转子低压动作值：149.6V 机端闭锁过电压值：100V 静稳阻抗动作值Z1A=46.69 静稳阻抗动作值Z1B=58.87 异步阻抗动作值Z2A=9.90-90 异步阻抗动作值Z2A=70.65-90c. 动作延时： I段：1.5S 跳发电机出口开关、灭磁开关、事故停机。10.5发电机带电流记忆的低压过流保护a. 功能：作为发电机外部的相邻元件变压器相间短路的后备保护，保护带两段时限。b. 定值整定：保护装置的过电流元件按大于发电机额定电流整定。c.保护动作值：73.5V（低电压）、1.044A（动作电流）d动作延时、后果：I段： 3.5S 跳发电机断路器、灭磁开关、告警；段： 4S 跳发电机断路器、灭磁开关、电气事故停机。10.6 发电机过电压保护a. 功能：作为发电机定子绕组的异常过电压保护。机组突然甩负荷后，由于调速系统动作迟缓转迅速上升，发电机端电压急剧升高，甚至超过额定电压的两倍左右。为防止发电机定子绕组绝缘遭到破坏 ，而装设过电压保护。b.保护动作值：130Vc. 动作延时：0.3Sd. 动作后果：跳发电机出口开关、灭磁开关。 10.7 发电机过负荷保护a. 功能：作为发电机负荷过高时的保护。b. 定值整定：电流元件按大于发电机额定电流整定。c. 保护动作值：1.021Ad.动作延时、后果：8S告警； 10.8 发电机逆功率保护a. 功能：作为发电机变为电动机运行工况的保护。b. 定值整定：功率元件按P0整定。c.保护动作值:4%Pe ，Pe是指发电机的额定功率(-W)=21.43Wc.动作延时、后果：I段:1.5S 告警； 段:3S 跳发电机出口开关、灭磁开关。10.9 发电机定子一点接地保护a. 功能：作为发电机定子绕组单相接地时的保护。b. 定值整定：利用机端基波零序电压与机端三次谐波电压和中性点三次谐波电压的比构成定子100%接地保护。C.保护动作值：15Vd. 动作时间、后果：1S 跳发电机出口开关、灭磁开关、电气事故停机。 10.10发电机转子一点接地保护 a. 功能：作为发电机励磁回路一点接地保护。b. 保护动作值：10Kc. 动作延时、后果：高: 8S告警； 低: 4S告警。10.11发电机负序过流保护a. 功能：作为不对称过负荷、非全相运行及外部不对称短路引起的负序过电流的保护。 b.保护动作值: 0.496A(定时限) c. 动作延时、后果：段:3S 发电机出口开关、灭磁开关、告警;段: 6.5S 发电机出口开关、灭磁开关、电气事故停机。10.12 发电机轴电流保护a. 功能：作为发电机轴承绝缘损坏产生轴电流，损害轴承和其它主要部件时的的保护。 b.保护动作值:0.5Ac. 动作延时、后果：段: 0S 告警； 段: 2S 跳发电机出口开关、灭磁开关。10.13 发电机励磁变过流保护a. 功能：作为励磁变压器绕组及励磁回路短路故障时的保护。b. 定值整定：动作电流按大于励磁变额定电流整定。c.保护动作值:0.376Ad.动作延时：2Se. 动作后果：延时跳发电机出口开关、灭磁、停机。10.14 发电机励磁变电流速断保护a. 功能：作为励磁变压器绕组及励磁变高低压侧相间短路故障的保护。b. 保护动作值：1.45Ac. 动作延时：0Sd. 动作后果：跳发电机出口开关、灭磁开关、停机、跳励磁变。10.15 PT断线保护a. 功能：防止机端PT二次回路断线可能引起保护装置的误动。b. 动作后果：告警并闭锁机端PT二次回路断线可能引起误动作的保护。c.保护动作值：20Vd.动作延时：0Sd.动作后果：闭锁相关保护