三期电气规程解读.docx

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三期电气规程解读

1一次系统运行方式

1.1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。

1.1.3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。

1.1.4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；

1.2.1.1500KV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500KVⅠ母或500KVⅡ母运行。

1.2.1.2#4、5发变组为单元接线方式，＃4发变组＃5504开关接500KVⅠ段母线运行；＃5发变组＃5505开关接500KVⅡ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。

1.2.1.3＃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110KVⅡ段母线运行接入。

1.2.1.4＃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ⅣA段、ⅣB段、ⅤA段、ⅤB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。

1.2.1.5#4、5机0.4KV汽机段、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。

1.2.1.60.4KV保安段由各自炉变供电，0.4KV保安段备用电源取至老厂6KVⅡ段、6KV

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。

1.2.1.7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6KV

段、6KV

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。

1.2.1.8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

2.1概述及设备技术规范

2.1.1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。

2.1.2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：

YY

槽数：

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

定子线圈流量：

51吨/小时定子线圈进水压力：

0.2～0.3Mpa

转子线圈流量：

30吨/小时转子线圈进水压力：

0.1～0.3Mpa

定子铜屏蔽流量：

8～10吨/小时定子铜屏蔽进水压力：

0.2～0.3Mpa

2.2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

2.2.1.1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。

2.2.1.2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，发变组开关等一、二次设备完好，具备投运条件。

2.2.1.3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。

2.2.1.4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：

2.2.1.4.1纯净度：

透明纯净、无机械混杂物。

2.2.1.4.2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。

2.2.1.4.4PH值：

7～8。

2.2.1.5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。

2.2.1.6发电机定子、转子回路绝缘合格。

2.2.1.7发变组各操作、信号指示灯及表计齐全完好。

2.2.1.8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。

2.2.1.9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）

2.2.2.1对发变组系统作一次全面检查，确认无异常。

2.2.2.2合上发电机中性点#5400TV（#5500TV）刀闸，检查确已合好。

2.2.2.3装上发电机＃5041（#5051）TV、＃5042（#5052）TV、＃5043（#5053）TV、#6412（#6512）TV、#6422（#6522）TV一次保险。

2.2.2.4合上发电机＃5041（#5051）TV、＃5042（#5052）TV、＃5043（#5053）TV、#6412（#6512）TV、#6422（#6522）TV刀闸，检查确已合好。

2.2.2.5合上发电机＃5041（#5051）TV、＃5043（#5053）TV、#6412（#6512）TV、#6422（#6522）TV二次空气开关。

2.2.2.6检查#6412（#6512）、#6422（#6522）开关在断开位置。

2.2.2.7将6KVⅣ（Ⅴ）A段#6412（#6512）、6KVⅣ（Ⅴ）B段#6422（#6522）开关推至“工作”位置。

2.2.2.8送上发变组#5504（#5505）主开关及6KVⅣ（Ⅴ）A段#6412（#6512）、6KVⅣ（Ⅴ）B段#6422（#6522）开关柜控制开关。

2.2.2.9送上发变组#5504（#5505）主开关及6KVⅣ（Ⅴ）A段#6412（#6512）、6KVⅣ（Ⅴ）B段#6422（#6522）开关柜内的控制开关。

2.2.2.10将#4（5）主变、#4（5）高压厂变风机投入“自动”位置。

2.2.2.11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）

2.2.3.1检查#4（#5）发变组已在热备用状态。

2.2.3.2确认发变组保护装置各指示正常。

2.2.3.3待汽轮机转速已达3000转/分。

2.2.3.4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。

2.2.3.5检查发电机应满足以下启动条件：

2.2.3.5.1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）。

2.2.3.6点开DCS上#4发变组同期画面。

2.2.3.7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））。

2.2.3.8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。

2.2.3.9同期并网操作画面按下自动准同期并网“启动”按扭。

2.2.3.10检查灭磁开关QFG确已合闸。

2.2.3.11检查空载转子电压141V，空载转子电流706A。

2.2.3.12要求汽机专业在DEH面板确认“inservice”自动准同期投入信号。

2.2.3.13检查#4发变组出口开关#5504红闪，且开关三相确在合闸位置。

2.2.3.14复位#4发变组出口开关#5504。

2.2.3.15汇报值长发电机已并网。

2.2.3.16通知机、炉专业，＃4（#5）机与系统并列已完成。

2.2.3.17复归同期。

2.2.3.18投入“关主汽门”压板。

2.2.3.19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）。

2.2.4.2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。

2.3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

2.3.1.1检查机组各部温度、温升不超过额定值，无局部过热现象。

2.3.1.2检查发电机声音、振动正常。

2.3.1.3检查滑环及碳刷应无振动、卡涩、松动、冒火、过热等现象。

2.3.1.4碳刷接触是否紧密良好，弹簧压力是否正常。

2.3.1.5碳刷接带负荷是否均匀，有无个别碳刷过热。

2.3.1.6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。

2.3.1.7发电机保护及仪器仪表指示正常。

2.3.1.8发变组各TA、TV无异常声音，无发热、振动。

2.3.1.9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

2.3.2.1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。

2.3.2.2发电机定子电压允许在额定值的±5%范围内变化（19000～21000V），此时定子电流可相应变化为±5%（9706.15～10727.85A），功率因数为额定值时其容量不变。

2.3.2.3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。

2.3.2.4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。

2.3.2.5正常运行中频率应为50HZ，其变动范围49.8～50.2HZ。

2.3.2.6正常运行中，各轴承振动不应超过0.025毫米。

2.3.2.7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（℃）

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、90b、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

21-43

70

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。

2.3.2.8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。

2.3.2.9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。

2.3.2.10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。

2.3.2.11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（75℃）=Un÷（1000+0.01Pn）=4.4MΩ

R（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（75－t）÷10

Rt：

t℃时的绝缘电阻　　　　　t：

测量时的温度（℃）

2.3.2.11.3R60/R15的吸收比应不小于1.3倍。

2.3.2.11.4各相绝缘电阻差异倍数不大于2。

2.3.2.11.5定子通水后的绝缘电阻值应在0.1MΩ以上。

2.3.2.11.6转子回路的绝缘电阻一般不低于2KΩ。

2.3.2.12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。

2.3.2.13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：

2.3.3.2.1现象：

2.3.3.2.1.1发电机三相定子电流超过额定值；

2.3.3.2.1.2“对称过负荷”信号报警。

2.3.3.2.2处理：

2.3.3.2.2.1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：

时间（秒）

10

30

60

120

定子过电流

（％）

226

154

130

116

（A）

23090.42

15734.18

13282.1

12260.4

时间（秒）

10

30

60

120

转子过电压

（％）

208

146

125

112

（V）

869.44

610.28

522.5

468.16

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”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：

2.3.3.4.1.1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。

2.3.3.4.2处理：

2.3.3.4.2.1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；

2.3.3.4.2.2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；

2.3.3.4.2.315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：

2.3.3.5.2.1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。

2.4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。

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2.4.2设备技术规范

2.4.2.1励磁变：

额定容量3000kVA额定电压20/0.92kV额定电流86.6/1882.7A。

2.4.2.2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

2.4.3.1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。

2.4.3.2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