三期电气规程解读.docx

《三期电气规程解读.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《三期电气规程解读.docx（70页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、总则1.1.1 一次系统的运行方式，是电气运行人员在一次系统正常运行操作及事故状态下分析和处理各种事故的基本依据。因此，电气运行人员和其他有关人员必须熟悉和掌握一次系统的各种运行方式。1.1.2 正常情况下，运行方式的改变，必须经值长同意。在紧急情况下，例如发生火灾、自然灾害、人身事故或设备事故处理时，允许不经值长同意改变运行方式，但事后应立即向值长汇报。运行方式的安排应根据电网的运行方式，从如何保证厂用电与主设备的安全性，以及便于事故处理等各方面来考虑。.4本规程只制定主要原则，在运行中应根据本规程各项规定，结合当时的运行情况和设备状态贯彻执行。若出现特殊运行方式，本规程没作具体规定者，当班

2、值长、主值应报告有关领导，以决定较合理的运行方式。 1.2 运行方式编制1.2.1 一次设备运行方式；1.2.500KV系统采用GIS组合母线，运行方式为双母线并列运行，500KV线路#5540开关、#4、5发变组5504开关、5505开关根据运行方式要求可分别投入500KV母或500KV母运行。1.2.#4、5发变组为单元接线方式，4发变组5504开关接500KV段母线运行；5发变组5505开关接500KV段母线运行，500KV母联开关#5512合环运行，#4、5机组负荷经500KV坪曲线送入系统。1.2.7高压备用变#1107开关由本厂110KV升压站接入，正常运行方式下由110KV段母线

3、运行接入。1. 2.7高压备变正常方式下处于热备用状态(空载运行)且#1107开关已合上，作为6KV工作A段、B段、A段、B段的备用电源；在机组启、停机或事故情况下机组的厂用电源采用7高压备变供电。1.2.段、锅炉段、公用段、照明段、电除尘变段、综合水泵段、翻车机段及输煤段母线正常情况下由各段所属低压厂用变供电，当运行中的变压器或开关因故停运时，可将该段母线上的负荷经联络开关转由另一段电源供电，联络开关严禁长时间合环运行。当合环上的任一段母线电源取至#7高备变时，先将另一段母线也倒至#7高备变带，才能进行合环操作。禁止不同系统的两个电源进行合环操作。1.2.0.4KV保安段由各自炉变供电，0.

4、4KV保安段备用电源取至老厂6KV段、6KVIII段（#654开关和#624开关只能投一个开关）母线，正常情况作#4、5机组0.4KV保安A、B段备用电源并处于热备用状态（#658、#0408、#0418、#0428、#0508、#0518、#0528开关应在合闸位置），当0.4KV保安段母线任一段母线失压时，由开关自动装置切至保安变供电。1.保证主设备运行的安全性；正常运行情况下，使设备在额定参数内运行，在事故情况下不使设备因过电压而损坏。在三期厂用电源中断时，特从老厂6KVII段、6KVIII段（#654开关和#624开关只能投一个开关）接了保安变，以保证汽轮机组安全停机时所需电源。1.2

5、.1.8 便于事故处理：及时正确的投入安稳装置和母线保护装置，尽量保证电网和设备安全运行。发电机自动励磁装置和线路重合闸装置、故障录波器等均应投入运行。1.3电气Q点确认制度 所有6KV及以上的开关合闸和分闸、所有接地刀闸的合闸到位和分闸到位在操作票上必须有再次确认点，即在操作票上检查开关或地刀的状态后，紧跟着一项为确认开关或地刀的状态。2发电机运行规程概述及设备技术规范概述发电机为上海汽轮发电机有限公司设计、制造的QFS2-300-2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“双水内冷”冷却方式，即：定子线圈及其引线、出线采用

6、水内冷，转子绕组采用水内冷，定子铁芯及端部采用空气表面冷却。机座内的空气由转子两端的轴流式风扇进行闭式循环。定子铜屏蔽采用水冷却。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。发电机技术规范型号： QFS2-300-2容量： 353000KVA有功功率： 300MW转速： 3000r/min极数： 2频率： 50Hz功率因数： 0.85定子电压： 20KV定子电流： 10217A转子电压： 418V转子电流： 1819A空载转子电压： 141V空载转子电流： 706A接法： Y Y槽数

7、： 54效率： 98.85%碳刷型号： S27绝缘等级： F冷却方式：双水内冷2.1.3 发电机各部件的冷却水流量和压力规范定子铜屏蔽流量： 810吨/小时 定子铜屏蔽进水压力： 0.20.3Mpa 发电机启动升压并列和停机2.2.1 发电机启动前的检查项目2.2.发电机、主变、高压厂用变、励磁变、发变组主开关及与之相连接的一次设备有关的工作票全部结束，拆除临时安全措施，恢复常设遮拦及标示牌，设备现场清洁，无遗留物及工具，地面清洁，照明充足等。2.2.检查发电机、变压器、高压厂用变、及所属TA、TV，封闭组合母线，进出引线瓷瓶以及发电机励磁系统中的励磁变，励磁AVR柜，整流柜，灭磁开关柜，发变

8、组开关等一、二次设备完好，具备投运条件。2.2.发电机窥视孔严密，本体内照明完好，进出口风温表完好准确，发电机绝缘冷却水管无断裂曲折，引水管道接头及空冷器无渗漏迹象。2.2.定子绕组、转子绕组、定子铜屏蔽冷却水系统投入正常，水质符合下列要求：2.2.纯净度：透明纯净、无机械混杂物。2.2.导电率：(定子)不大于1.5微西/厘米；（转子）不大于5微西/厘米。2.2.1.4.3 硬度：小于2微克当量/升。2.2.PH值：78。2.2.检查发电机转子滑环表面应光洁、无污垢，碳刷、铜辫无过短、无卡死、断脱的现象，轴接地碳刷完整、接触良好。2.2.发电机定子、转子回路绝缘合格。2.2.发变组各操作、信号

9、指示灯及表计齐全完好。2.2.发变组的保护、自动装置完好，所有保护均试验动作正确，有关保护压板均已投入。2.2.主变、高压厂用变冷却器试运正常，2.2.2发电机由冷备用转热备用（以#4机组为例，括号里为#5机组）2.2.对发变组系统作一次全面检查，确认无异常。2.2.合上发电机中性点#5400TV（#5500 TV）刀闸，检查确已合好。2.2.装上发电机5041（#5051）TV、5042（#5052）TV、5043（#5053）TV、#6412（#6512）TV、#6422（#6522）TV一次保险。2.2.合上发电机5041（#5051）TV、5042（#5052）TV、5043（#505

10、3）TV、#6412（#6512）TV、#6422（#6522）TV刀闸，检查确已合好。2.2.合上发电机5041（#5051）TV、5043（#5053）TV、#6412（#6512）TV、#6422（#6522）TV二次空气开关。 2.2.检查#6412（#6512）、#6422（#6522）开关在断开位置。2.2.将6KV（）A段#6412（#6512）、6KV（）B段#6422（#6522）开关推至“工作”位置。2.2.送上发变组#5504（#5505）主开关及6KV（）A段#6412（#6512）、6KV（）B段#6422（#6522）开关柜控制开关。2.2.送上发变组#5504（#

11、5505）主开关及6KV（）A段#6412（#6512）、6KV（）B段#6422（#6522）开关柜内的控制开关。2.2.将#4（5）主变、#4（5）高压厂变风机投入“自动”位置。2.2.将励磁系统恢复热备用。2.2.2.12检查#55042（#55051）刀闸三相确已拉闸到位。2.2.2.13检查发变组#5504（#5505）主开关三相在分闸位置，合上#55041（#55052）刀闸，检查三相确已合闸到位。2.2.3发电机DCS上自动准同期并列操作（热备用状态）2.2.检查#4（#5）发变组已在热备用状态。2.2.确认发变组保护装置各指示正常。2.2.待汽轮机转速已达3000转/分。2.2

12、.汽机冲转后将发变组“热工保护投跳”压板及“跳灭磁开关”压板投入,其它保护压板按规定进行投退。2.2.检查发电机应满足以下启动条件：2.2.发电机开关在分闸位置。2.2.3.5.2 励磁开关在分闸位置。2.2.3.5.3 转速正常（3000转/分钟）。2.2.点开DCS上#4发变组同期画面。2.2. 检查启动条件满足（发电机开关在分闸位置、励磁开关在分闸位置、转速正常（3000转/分钟）。2.2.检查励磁操作画面无报警，在同期并网操作画面按下“自动励磁”按扭。2.2.同期并网操作画面按下自动准同期并网“启动”按扭。2.2. 检查灭磁开关QFG确已合闸。2.2.检查空载转子电压141V，空载转子

13、电流706A。 要求汽机专业在DEH面板确认“in service”自动准同期投入信号。2.2.检查#4发变组出口开关#5504红闪，且开关三相确在合闸位置。2.2.复位#4发变组出口开关#5504。2.2.汇报值长发电机已并网。2.2.通知机、炉专业，4（#5）机与系统并列已完成。2.2.7复归同期。2.2.8投入“关主汽门”压板。2.2.9 退出“发电机误上电保护”压板。2.2.3.20 退出“发电机启停机保护”压板。2.2.3.21 检查#4主变冷却风机运行正常。2.2.3.22检查#4励磁变冷却风机运行正常。2.2.3.23通知值长并网操作完毕。（注：发电机并列后即可加负荷，加负荷过程

14、中上升速度应均匀，加负荷的速度决定于机炉的运行工况。）2.2.4发电机与系统解列2.2.4.1将发电机有功、无功负荷减至零（当发电机有功负荷减至60MW时将6KV母线转至备用电源供电）。.4.2拉开发变组主开关，汇报值长，发电机已解列。2.2.4.3将励磁投切开关置“退出”位置，检查发电机电压降至零。（发电机电压在几秒内下降至零）。2.2.5AGC投退注意事项2.2.5.1负荷速率设定在5MW/min左右。2.2.5.2DCS系统与省调主站端通讯出现异常时，应快速切除AGC方式。2.2.5.3机组负荷高限、低限应根据机组设备运行情况设置在适当范围内。2.2.5.4AGC投入后，如出现负荷或主汽

15、压力大幅波动等原因，应立即向中调申请退出AGC运行，待中调批准后，切除AGC投入按钮。如遇紧急情况（如出现影响机组安全运行情况）时，应先退出AGC运行，再向中调说明原因。2.2.6AVC投退注意事项2.2.6.1根据中调要求，请示值长，在DCS画面上“AVC投退按钮”进行投退。2.2.6.2在AVC投退登记表上进行登记。注：AVC保护定值在励磁系统里根据中调下发的定值单进行设置。2.2.7远动装置注意事项2.2.7.1运行人员每四小时进行一次巡视。2.2.7.2检查所有指示灯显示正常。2.2.7.3发现异常联系继保人员进行检查处理。 发电机的正常运行与维护2.3.1发电机正常运行中的检查2.3

16、.检查机组各部温度、温升不超过额定值，无局部过热现象。2.3.检查发电机声音、振动正常。2.3.检查滑环及碳刷应无振动、卡涩、松动、冒火、过热等现象。2.3.碳刷接触是否紧密良好，弹簧压力是否正常。2.3.碳刷接带负荷是否均匀，有无个别碳刷过热。2.3.冷却水压力、温度、流量、水质、纯度、空冷室湿度等参数符合规定值，无漏水、甩水现象。2.3.发电机保护及仪器仪表指示正常。2.3.发变组各TA、TV无异常声音，无发热、振动。2.3.发电机励磁变、整流柜各部分温度正常，无局部过热现象，整流柜风机运行正常。2.3.2发电机运行中的维护2.3.发电机按技术规范的出力运行，运行人员应按时准确抄录表计数据

17、。2.3.发电机定子电压允许在额定值的5%范围内变化（1900021000V），此时定子电流可相应变化为5%（9706.1510727.85A），功率因数为额定值时其容量不变。2.3.发电机在负序电流不大于8%额定电流的情况下可连续运行，且最大一相定子电流亦不应超过额定值。2.3.正常功率因数不应超过迟相的0.95，当调节器投入自动（恒机端电压）时，功率因数可按进相运行规定参数接待无功负荷。2.3.正常运行中频率应为50HZ，其变动范围49.850.2HZ。2.3.正常运行中，各轴承振动不应超过0.025毫米。2.3.发电机各部温度与温升不应超过下表规定值：机组部件允许温升（）允许最高温度（）

18、测量方法定子铁芯轭部120电阻测量元件定子铁芯齿部120电阻测量元件定子线圈a、90 b、各部元件间温度差异要求（注1）电阻测量元件定子线圈出水45温度计法转子线圈出水45温度计法定子端部铜屏蔽出水45温度计法发电机进风40发电机出风75轴承进油49温度计法轴承出油21-4370温度计法轴瓦温度90电阻测温元件注1：发电机定子相邻线棒温差超过8时应查清原因；超过12时不能消除应尽快安排停机处理；当超过14时或此测温元件温升达到50则应停机检查应立即停机处理。 正常运行中在同等负荷及环境温度下，温度升高10（但不超极限）应视为异常，应及时查明原因。发电机定子相邻线棒温差大于平均温度5发报警信号。

19、2.3.当定子线圈、铁芯、出水温度超过规定值，经调整无效时，应降低发电机出力，使其恢复正常值。2.3.发电机各内部水系统在未通水前，绝不允许转子启动旋转、加励磁和投入运行。2.3.在停机时间过长时，发电机定、转子线圈的剩水应全部放尽、吹净，并注意使发电机各部分的温度不低于5，同时应避免发电机受潮。2.3.发电机启动前和停机后应使用水内冷专用2500V摇表测量发电机的绝缘电阻，并记入发电机绝缘专用记录本（停机时间不超过20小时，启动前可不进行绝缘电阻的测量）。2.3.2.11.1 定子绕组干燥时，任何加热不应使绝缘表面温度超过80。2.3.2.11.2 定子通水前75绝缘电阻应不低于以下数值：R

20、（75）：绕组在75时的绝缘电阻（兆欧）Un：绕组的额定电压（伏）Pn：发电机额定容量（千伏安）在不同的温度下，其绝缘电阻可使用下面的公式来换算：Rt=R（75）2（75t）10Rt：t时的绝缘电阻t ：测量时的温度（）2.3.R60/R15的吸收比应不小于1.3倍。2.3. 各相绝缘电阻差异倍数不大于2。2.3.定子通水后的绝缘电阻值应在0.1M以上。2.3. 转子回路的绝缘电阻一般不低于2K。2.3.若绝缘电阻低于以上数值时应通知维修进行恢复绝缘处理。如一时不能恢复应由总工程师决定是否开机。2.3.在每次发生严重的外部短路后，均应对发电机进行全面检查。2.3.3 发电机非正常和特殊运行方式

21、的规定和处理2.3.3.1发电机不对称运行2.3.3.1.1发电机在负序电流不大于8%额定电流的情况下可连续运行，且最大一相定子电流亦不应超过额定值。2.3.3.1.2发电机在负序电流大于8%额定电流的情况下，减少发电机电流，使发电机负序电流不大于8%额定电流，且最大一相定子电流亦不应超过额定值。2.3.3.2发电机过负荷：2.3.3.现象：2.3.3.2.1.1 发电机三相定子电流超过额定值；2.3.3.2“对称过负荷”信号报警。2.3.3.2.2处理：2.3.3.2正常运行中发电机不宜过负荷运行。在系统发生故障时，发电机允许短时间定子过电流以及转子绕组过电压运行，但应按下表过负荷能力带负荷

22、：时间（秒）103060120定子过电流（）226154130116（A）时间（秒）103060120转子过电压（）208146125112（V）但发生的次数以每年不超过二次为限；2.3.3.2.2.2 当发电机定子电流超过允许值时，值班人员应首先检查发电机无功功率和电压，减少励磁电流以降低定子电流，但不得使功率因数过高或电压过低；2.3.3.2.2.3 如果减少励磁电流不能使定子电流降到允许值，则必须降低发电机有功功率；2.3.3.2.2.4 注意监视发电机各部温升的变化，任何一点不得超过规定值。2.3.3.3发电机转子一点接地：2.3.3.3.1现象：2.3.3.3.1.1 “转子一点接地

23、”信号报警；2.3.3.3.1.2 保护屏发出“励磁回路一点接地”信号；2.3.3.3.1.3 转子正对地电压、负对地电压有变化，正常极对地电压升高，接地极对地电压降低或为零。2.3.3.3.2处理：2.3.3.3.2.1 检查是否有人在励磁回路上进行工作时误碰所致；2.3.3.3.2.2 检查接地信号是否能复归，若不能复归：2.3.3.3.2.2.1应检查励磁回路各部有无明显损伤或因脏污接地，应及时通知维修人员对励磁回路、滑环碳刷进行吹扫；2.3.3.3.2.2.2 对励磁系统全面检查有无明显接地点；2.3.3.3.2.2.3 若检查判断为转子回路金属接地，通知继保专业人员对两点接地保护进行

24、检查后，经值长同意，投入两点接地保护；2.3.3.3.2.3 当转子回路一点接地的同时或在查找过程中，机组有欠励或失步或漏水，无功出力显著降低，应立即停机；2.3.3.3.2.4若运行中经维修人员确认无法处理时，应尽早申请调度停机处理。2.3.3.4发电机失磁：2.3.3.4.1现象：2.3.3.4发电机转子电流表指示接近于零；2.3.3.4.1.2 发电机无功表指示负值；2.3.3.4.1.3 发电机有功表指示下降；2.3.3.4.1.4 功率因数指示进相；2.3.3.4.1.5 发电机定子电压下降，定子电流升高且摆动；2.3.3.4.1.6 如发变组保护动作，则“失磁保护”动作报警。2.3

25、.3.4.2处理：2.3.3.4 应在失磁起60S内将发电机负荷降至额定负荷的60%，将励磁改为“手动”方式运行；2.3.3.4 如果电网允许，发电机在同步状态下运行，发电机可以带40%额定负荷持续运行15分钟，如发电机进入异步运行状态，立即将发变组解列；2.3.3.4 15分钟内而不能恢复励磁，应将发变组解列；2.3.3.4.2.4 若励磁变故障引起，应将发电机解列，停机处理；2.3.3.4.2.5 如失磁保护动作使发变组开关跳闸，应查明原因，尽快恢复励磁重新并网。2.3.3.5发电机振荡或失步：2.3.3.5.1现象：2.3.3.5.1.1 发电机有功、无功指示摆动；2.3.3.5.1.2

26、 发电机定子电流表摆动剧烈，可能超过正常值；2.3.3.5.1.3 发电机定子电压指示降低且剧烈摆动，摆动方向与系统电压摆动方向相反；2.3.3.5.1.4 发电机励磁电流、电压表在正常值附近摆动；2.3.3.5.1.5 发电机发出有节奏的轰鸣声，其节奏与表计摆动合拍。2.3.3.5.2处理：2.3.3.5 如励磁装置投“手动”位置，应不待调度命令立即增加发电机无功至最大出力，可适当降低有功负荷，尽量使发电机定子电流不超过额定值；如励磁装置投“自动”位置，强励动作10S内严禁手动干预励磁，可适当降低有功负荷。强励动作10S后不返回立即解列发电机；2.3.3.5.2.2 立即将情况汇报调度，以便

27、判明振荡原因；2.3.3.5.2.3 经上述处理仍不能拖入同步，若属发电机本身引起振荡或失步，应按规程规定将发电机与系统解列。若系统原因引起应按调度命令处理；2.3.3.5.2.4 若振荡是由于本厂机组误并列原因所引起，应立即将发变组解列；2.3.3.5.2.5 无论任何原因解列发电机，都应密切关注厂用电切换情况。如没有自动切换厂用电，应立即人工切换厂用电，必须先拉后合，防止非同期。2.3.3.6 进相运行2.3.3.6.1所有进相运行参数全本设置在励磁系统里，在不同的负荷下，对应不同的进相无功，当AVC调节出进相范围时，励磁系统会闭锁。进相不能够超过185MVar,超过185MVar而励磁系

28、统未闭锁，手动将无功减至规定值。2.3.3.6.2 进相时，要求6KV电压不应低于5.9KV。 发电机励磁系统2.4.1 概述本厂#4、5发电机励磁系统采用EXC9000自并励静态可控硅整流励磁方式，励磁变接于发电机出口，由直流220V提供起励电源，经可控硅整流桥向发电机转子提供励磁电流，经双微机三通道数字式（C通道为模拟量控制）励磁调节装置进行调节。全中文触摸三维人机界面。2.4.2设备技术规范2.4.励磁变：额定容量3000kVA 额定电压 额定电流86.6/1882.7A。2.4.励磁调节装置型号： EXC9000 额定励磁电压： 418V额定励磁电流： 1819A 强励倍数： 2倍强励

29、动作时间： 10S 手动模式升压： 30% 自动模式升压： 95% 2.4.3励磁系统的组成及原理2.4.励磁系统的组成励磁系统由调节器、整流器、灭磁回路、励磁变压器及测量用电压互感器、电流互感器组成。2.4.工作原理励磁系统的励磁电源取自发电机机端和直流220V电源，经过励磁变压器降压、全控整流桥整流成直流励磁电源，励磁电压由晶闸管触发脉冲的相位进行控制。一般情况下，这种控制以恒定发电机电压为目的，但当发生过励、欠励、V/F超值时，也起相应的限制作用。恒压自动调节的效果，在发电机并上电网后，表现为随系统电压的变化，机端输出无功功率的自动调节。2.4.主要功能自动电压调节，手动电流调节，恒触发

30、角调节，恒无功调节，恒功率因数调节，残压起励（本厂不用），零起升压，系统电压跟踪，低频过压限制，过励限制，欠励限制，软件调差，软件封锁脉冲，数字PSS。2.4.调节器2.4.CPU板主要功能调节功能：给定值预置、AVR调节器（PID+PSS）、FCR调节器、调差、恒无功/功率因数附加调节、软起励、通道跟踪、系统电压跟踪等；限制功能：V/F限制、强励限制、过励限制、欠励限制、定子电流限制等；其它功能：参数在线修改、故障录波、防误操作。2.5. DSP板主要功能数据采集：机端TA、机端TV、系统TV、励磁变副边TA、PSS试验信号（V1V4）；数据计算：机端电压、机端电流、系统电压、励磁电流、电压

31、频率、有功功率、无功功率；数据传递：将上述数据存储在双口RAM存储器，供主CPU调用。2.4. I/O板主要功能接收对调节器的控制指令：增减磁、起励、逆变、并网、PSS投入等；实现调节器与现场总线的通讯：将调节器与CAN现场总线连接，实现调节器与LOU、智能IO及人机界面的数据交换；调节器的故障信号输出：PT故障、同步故障、看门狗信号等；数字式脉冲信号的输出：输出数字式脉冲信号到开关量总线板，产生六相脉冲信号2.4. 模拟量板主要功能对机端TV、TA、系统TV、励磁变副边TA等交流采样电气量实现电气隔离；对模拟量进行信号调理；与DSP板连接，将上述隔离后电气量送入DSP板；过励保护信号测量及整

32、定（晶体管输出）；10Ug电压信号测量（晶体管输出）；C通道的调节控制及脉冲输出；AVR、PSS环节测试及试验信号输入接口；与开关量总线板连接。2.4. 模拟通道-C通道手动通道以励磁电流作为反馈量，其给定由一块单片机控制一个12位精度的串行数模转换器得以实现。用线性集成的PID调节电路进行调节，输出控制信号给触发板进行移相触发.2.4.开关量板主要功能实现各种开关量信号转接；实现脉冲控制，如残压起励、切脉冲、功率柜脉冲投退等；智能均流给定，用于功率柜闭环均流调节；模拟量输出转接，试验用途；DC24V电源检测；通道切换操作；增、减磁操作。A/B通道故障检测及自动切换控制；同步信号及脉冲输出。2

33、.4. LOU板主要功能LOU板是EXC9000励磁系统的操作核心部件，管理CAN总线来的励磁系统状态信息及操作命令，通过CAN总线或转换成IO信号对系统的部件进行操作；非智能部件的状态信号通过接点方式引入LOU，关键的控制信号如投初励电源、逆变失败分灭磁开关等也通过接点方式输出控制；本板完成的操作控制逻辑包括：起励控制、通道跟踪投切控制、系统电压跟踪投切控制、逆变灭磁失败检测、人工投切PSS控制等。2.4. 整流桥单元双整流桥；额定输出50A电流；阻容保护；进口可控硅配快速熔断器；双脉冲触发。 可控硅元件制造商：德国SEMIKRON；型号：SKKT 162/20E H4；允许结温：125C。

34、2.4.4自动励磁装置运行操作及有关介绍2.4.自动励磁装置并网前的检查2.4.检查QF61、QF62、QF63、QF64、QF65、QF21、QF22、QF01、QF02、QF03、QF04电源开关均合上，检查FU63、FU64、F17-F18保险均装好，功率柜脉冲投切开关在分闸位置，整流/逆变开关在整流位置。2.4. 检查A/B调节器运行指示灯（开出量4号灯）是否正常闪烁。2.4. 检查各显示屏的显示及状态指示是否正常，如：是否A套运行，B套备用；是否设置为自动电压调节；系统电压跟踪是否投入；A/B套通讯是否正常等等。2.4.自动励磁装置并网操作2.4.自动励磁装置零起升压并网操作2.4.

35、4.2.1.1 从主画面触“主励操作”，进入 “主励操作”画面； 2.4.4.2.1.2 在“主励操作”画面，触“零起升压投”；2.4.4.2.1.3 合上灭磁开关FMK；2.4.在“主励操作”画面，触“零起升压退”；2.4.4.2.1.5 手动加励磁到额定值。2.4.自动励磁装置至顶起励并网操作2.4.在“主励操作”画面，检查“零起升压退”； 2.4.合上灭磁开关FMK。注：由于没有主、副励磁机，自动励磁装置全部采用的是外部升压并网，没有残压起励功能。 2.4.励磁系统的启动模式2.4.4.3.1 在自动电压方式下（即A/B套的自动电压方式）2.4.4.3.1.1正常起励：按“起励”按钮，直

36、接升压到设置的额定机端电压。2.4.4.3.1.2 零起升压：先设置“零起升压”方式，再按“起励”按钮，直接升压到10%的额定机端电压。2.4.励磁系统的起励电源模式发电机升压时，励磁系统通过起励回路将外部起励电源（DC220V）输入励磁绕组，实现起励。2.4.两种起励控制方法：2.4.4.5.1 远方自动起励要求“95%转速信号”及“投励磁”命令同时有效，并至少保持5S以上。2.4.4.5.2 就地手动起励要求：人工按调节器触摸屏上的“起励”按键并至少保持5S以上。注：正常操作采用远方自动起励，做试验采用就地手动起励。2.4.通道切换原则2.4.4.6.1 当运行通道出现故障时，将自动切到备

37、用通道。2.4.4.6.2 手动切换通道时，应保证主备用通道控制信号一致。2.4.4.6.3 发生通道切换后，注意通过调节器的故障追忆功能检查故障发生的原因。在确认故障原因已排除且通道运行正常后，可以手动将运行通道重新切换回原运行通道，但切换时应密切观察，一旦出现问题，应马上切回备用通道。在切回原运行通道后，应将运行模式重新设置为“自动电压”模式。2.4.三个通道之间的人工切换方法2.4.4.7.1 当A通道运行时，可以任意按“B通道运行”或“C通道运行”选择B或C作为备用通道，对应的备用通道灯也将点亮。2.4. 按“转B/C通道”按钮，即可以从A通道切换至已选好的通道，2.4. 当B通道运行

38、时，C通道作为默认的备用通道，“C”通道备用灯将不会点亮。2.4. 当处于B或C通道运行时，可以任意按“A或B或C运行”按钮，就可以直接切换到对应的通道运行。2.4.4.7.5 一般情况下，调节器的“通道跟踪”功能总是投入状态，除非做过过励限制或欠励限制等实验。2.4.系统电压跟踪功能2.4.4.8.1 当系统TV引入励磁系统后，可以投入“系统电压跟踪功能”，目的：通过和系统TV比较，励磁系统可自动调节机端电压与励磁电压一致，便于并网。2.4.“系统电压跟踪”有效的条件调节器显示屏上的“系统电压跟踪”功能投入；系统电压大于80%；处于A/B通道运行（即C通道无此功能）；发电机出口断路器分断（即

39、机组处于空载状态，未并网）。电力系统稳定器PSS2.5.1 电力系统稳定器PSS投退说明2.5.1.1 电力系统稳定器PSS的投退必须根据中调指令执行。2.5.1.2 电力系统稳定器PSS投退操作：2.5.1.2.1 电力系统稳定器PSS投入：在同期并网操作画面上按下“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下“PSS退”按钮，将PSS退出，并立即向中调汇报；2.5.1.2.2 电力系统稳定器PSS退出：在同期并网操作画面上按下“PSS退”按钮，检查“PSS投入”灯灭；2.5.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

40、统稳定器PSS自动调节，不得自行将电力系统稳定器PSS退出；2.5.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。发电机出口封闭母线2.6.1发电机出口封闭母线的运行与维护（江苏大全封闭母线有限公司）2.6.1.1封闭母线的投入2.6.1.1.1 大修后的封闭母线应做严密性试验合格，实际漏气量与理想漏气量之比每小时不应超过4，不合格应用肥皂水找漏(由检修处理)；2.6.1.1.2 检查空气供给装置良好，控制电源投入；2.6.1.1.3 换气(即用干燥的空气赶出封闭母线内的湿空气)；2.6.1.1.4 打开供气装置的气源门，向封闭母线供气；2.6.1.1.5 供气温度不应低于20；2

41、.6.1.1.6 当干燥的空气在封闭母线内循环1524小时后即可终了，恢复好放水帽和塞子；注：大修后的封闭母线，干燥空气必须循环24小时，其它根据情况而定。2.6.1.1.7 发电机并列好后，封闭母线气源应保持0.30.6KPa范围(气源为三期仪用压缩空气)。2.6.封闭母线的检查、维护2.6.1.2.1 封闭母线正常运行时压力0.6Kpa)范围内运行；2.6.1.2.2 应定期检查干燥器内硅胶的颜色以判断其失效程度，正常为蓝色，若大部份或全部为白色，则判断为失效应及时更换；2.6.1.2.3 检查空压机运行情况，查看空压机启、停的间隔时间，如有明显的变化应及时查找原因；2.6.1.2.4 若

42、自动失灵时，应手动维持封闭母线内压力在0.6Kpa之间，通知检修处理。3变压器运行规程变压器铭牌技术规范3.1.1 4（#5）主变：型号： SFP360000/500相数： 3相额定频率： 50HZ额定容量： 360000KVA冷却方式： OFAF 连接组别： YND11绝缘等级： A 空载电流： 0.08短路阻抗： 14.5 空载损耗： 制造厂家：特变电工衡阳变压器有限公司 负载损耗： 793KW 3.1.2 4（#5）高压厂变：型号： SFF1040000/20TH 相数： 3相额定频率： 50 HZ 额定容量： 40000/25000-25000KVA变比：冷却方式：ONAN/ONAF

43、连接组别： Dyn1-yn1绝缘等级： A 空载电流： 0.196短路阻抗：制造厂家：山东电力设备厂 负载损耗：151.76KW 7高备变：型号： SFFZ1040000/110 相数： 3相额定频率： 50 HZ 额定容量：40000/25000-25000KVA冷却方式： ONAN/ONAF 连接组别： YN yno-ynod11绝缘等级： A 空载电流： 0.225短路阻抗： 制造厂家：山东电力设备厂 负载损耗：155.43KW 7高备变分接开关位置表：高压绕组低压绕组开关位置分接电压（V）电流（A）电压（V）电流（A）113310063002313007545127050671240258912100010111179751213114950141511192516171089004、5翻车机变、4、5公用变、4、5综合水泵房变：型号： SGB11-RL-1600/6额定容量： 1600KVA绝缘等级： H阻抗： 8.44%4、5除尘变：型号： SGB11-RL-3150/6额定容量： 3150 KVA/绝缘等级： H阻抗： 10.51%锅炉变（4A、4B、5A、5B）：型号： SGB11-RL-2000/6额定容量： 2000 KVA绝缘等级： H阻抗： 8.26#4、5输煤变、汽机