新2×60MW机组电气运行规程(修改).docx

第一章 发电机-主变压器系统
概述：
60MW机组采用发电机与75MVA双绕组主变压器单元接线，在发电机与主变压器之间仅装设一组刀闸；从发电机出口接引高压厂用分支供厂用电，为限制厂用系统的短路电流，在3#发电机出口安装了1#电抗器和2#电抗器，在4#发电机出口安装了3#电抗器。正常3#、4#发-变组分别与110KV正、副母线并列运行。

第一节 设备规范
1.1 发电机规范
名 称
单位
参 数

名 称
单位
参 数
3#
4#
3#
4#
型 号

QFS-60-2
相 数
相
3
容 量
KVA
75000
定子水压
KPa
≤300
功 率
KW
60000
转子水压
KPa
≤300
定子电压
V
6300
定子进水量
T/H
14
定子电流
A
6870
转子进水量
T/H
14
功率因素

0.8（滞后）
发电机
冷却空气量
m3/s
13
频 率
HZ
50
碳刷型号、尺寸
mm
S6-M25×32×65
转 速
转/分
3000
绝缘等级

B
空载励磁电压
V
75
超 速

120%
空载励磁电流
A
475
484
定子重量
Kg
52000
满载励磁电压
V
225
效 率
%
98.05
98.2
满载励磁电流
A
1310
生产厂

上海电机厂
接线方式

Y
出厂号

S60083
S60091
冷却方式

水冷、水空冷
出厂时间

1995.5
1996.4
备注：3#机滑环碳刷自2002年10月、4#机滑环碳刷自2002年11月起改用NCC634型。
1.2 励磁机规范
名 称
单位
参 数

名 称
单位
参 数
3#
4#
3#
4#
型 号

ZLG-550-30
励 磁 方 式
并励
容 量
KW
550
碳刷型
号、尺寸
mm
D376N 16×32×64
额定电压
V
300
转 速
转/分
3000
额定电流
A
1832
重 量
千克
7500
绝 缘 等 级
B
出 厂 号
60084
60091
生 产 厂
上海电机厂
出 厂 时 间
1995.3
1996.4
备注：3#励磁机碳刷自2001年3月初、4#励磁机碳刷自2001年4月初起已改用D374N。
1.3 主变压器规范
名 称
参 数
3#主变
4#主变
型 号
SF8-75000/110
容 量
75000KVA
调压范围
115+3/-1×2.5%／6.3KV
121±2×2.5%／6.3KV
额定电压
115/6.3(KV)
121/6.3(KV)
额定电流
376.5/6873.2（A）
357.9/6873.2（A）
接线组别
YN,d11
短路阻抗
10.30%
10.94%
线圈温升
65K
油面温升
55K
冷却方式
ONAF
油型号
25#
油 重
16000kg
空载损耗
46.333KW
49.95KW
负载损耗
267.768KW
314.43KW
空载电流
0.36%
0.433%
生产厂家
西安变压器厂
出厂日期
1995.6
1996.11
1.4 发电机机端电压互感器
1. 设备参数（1YH、2YH）
型 号
3×JDJZ-6
高压侧熔丝
额定绝缘水平
6.9/32/60KV
型 号
规 范
额 定 电 压
6/√3 / 0.1/√3 / 0.1/3 KV
RN2-6
0.5A
准 确 等 级
0.5
1
3
极限输出
低压侧熔丝
额定输出（VA）
50
80
200
400
型 号
规 范
制 造 厂 家
中国大连第一互感器厂
RL6-10/6
6A
2. 作用
电压互感器
名称
所接负载
故障现象（一、二次保险熔断）
1YH
1. 频率表（B、C相）
2. 定子电压表（A、B相）
3. 有功、无功表
4. 有功、无功电度表
5. WKKL-2000励磁调节器
6. 继电强励装置
7. 发变组保护
8. 低周、低压解列装置功率方向电压线圈（未投）
1. 电压表指示可能失常
2. 有功、无功表指示失常
3. 发电机“电压回路断线”光字牌亮
4. 频率表指示失常
5. WKKL-2000励磁调节器“PT断线”告警
2YH
（定子匝间短路保护专用电压互感器）
1. WKKL-2000励磁调节器
2. 继电强励装置
3. 发变组保护
1. 发电机“电压回路断线”光字牌亮
2. WKKL-2000励磁调节器“PT断线”告警，自动切换到手动运行
(1) 1YH（6035、6045）：其一次侧星形连接，中性点直接接地。
主二次绕组星形连接，中性点接地，其中0.5准确度级作为保护、测量、计量、遥测用，接入发变组保护柜，作为发电机转子两点接地保护（在转子一点接地保护动作后自动投入）、发电机复合过流（记忆）过流保护、电压平衡式PT断线判别（--与2YH比较同名相间电压：当压差大于整定值，而1YH二次无负序电压时，判为2YH一次断线，闭锁匝间保护；当压差大于整定值，1YH二次负序电压大于整定值时，判为1YH断线，闭锁用到1YH二次电压的保护）；作为机端电压信号，接入WKKL-2000励磁调节器；
辅助二次绕组开口三角形构成3U0发电机定子接地保护。
(2) 2YH（6335、6345）：其一次侧星形连接，中性点不接地，与发电机中性点直接连接。
主二次绕组星形连接，其中0.5准确度级至发变组保护柜作为电压平衡式PT断线判别；作为机端电压信号，接入WKKL-2000励磁调节器；
辅助二次绕组开口三角形连接，作定子匝间短路保护用。
1.5 并联电容器

3#机
4#机
型号规格
BWF10-18-1
BWF6.3-18-1
额定电压
10KV
6.3KV
温度类别

容 量
18KVAr
电 容
0.55uF
1.44uF
频 率
50HZ
高压侧熔丝
RN1-6/3
制造厂家
无锡市中南电热电容器厂
无锡恒南特种电力电容器厂
1.6 发电机出口刀闸
1. 设备参数
型号
额定电流
额定短路电流
GN10-20
8000A
224KA
2. 用途
发电机出口所装刀闸便于发电机单独进行试验。
3. 刀闸闭锁
发电机出口刀闸采用GJ2-X型电动机操作机构,为了防止带负荷拉、合刀闸，在控制回路串接发-变组开关、发电机灭磁开关FMK和所供电抗器电源侧开关的常闭辅助接点（手车开关的二次插头应插好），实现电气闭锁，在刀闸合闸或分闸完毕后应取下控制熔丝1RD、2RD（R1-10/6A）；也可手动操作，操作把手应保存在主控室。正常应采用电动操作，不论电动还是手动操作，上述开关必须以现场状态为准。
1.7 发-变组开关
1.7.1 设备参数
型号:LW14-110
气体重量:10Kg
额定电压:110KV
总重(包括SF6):1800Kg
额定电流:2000A
额定操作压力:1.5Mpa(15Kgf/cm2)
定雷电冲击耐受电压:550KV
额定气体压力:
0.5Mpa(5.0kgf/cm2)(AT20℃)
额定短路开断电流:40KA
制造厂家 : 西安高压开关厂
三菱电机株式会社 联合制造
1.7.2 概述
110KV系统开关均使用SF6开关。SF6开关采用气动操作机构，由压缩空气进行分闸，弹簧力进行合闸。
1. SF6开关内SF6气体额定压力为0.5Mpa，当SF6气体压力降至0.45Mpa时密度报警开关K3接通(≤0.45Mpa接通,≥0.5Mpa断开)发出“SF6低压”信号，应及时通知检修补充合格的SF6气体恢复至规定压力；当SF6气体压力继续下降至0.4Mpa，闭锁开关K2断开闭锁开关跳合闸（SF6气体年漏气量≤1%）。
2. SF6开关气动操作机构气源来自压缩空气罐，额定操作压力为1.5Mpa，当压缩空气压力低至1.45Mpa时，空气压力控制开关K5闭合，启动空压机充气，压力达1.55Mpa时控制开关K5断开，停止空压机；当压缩空气压力低至1.43Mpa时报警开关K4接通（≤1.43Mpa接通，≥1.46Mpa断开）发出“压缩空气低压”信号，运行人员应立即检查压缩空气系统，待故障消除后启动空压机充气，恢复规定压力；当压缩空气压力低至1.20Mpa时闭锁开关K1断开（≤1.20Mpa断开，≥1.30Mpa接通）闭锁SF6开关跳合闸。
3. 空压机及加热器交流电源引自各开关就地端子箱A、B、C、N电压小母线，各开关端子箱A.B.C.N电压小母线经箱内1DK、2DK负荷刀闸相互联络，并设有两路总电源，分别引自110KV配电装置车间盘（一）和（二）。正常110KV配电装置车间盘（一）（二）总电源及各端子箱内负荷刀闸1DK、2DK均应合上，为避免两路电源环路或非同期并列，规定协宜Ⅱ752开关端子箱内2DK为断开点。若需要合上2DK时，必须确证无非同期可能后方可进行，同时还应缩短合环时间；或采用短时停电方式进行。
正常开关操作箱内空压机交流电源开关ZK（8A）和加热器电源开关ZK2（8SH1）、ZK3（8SH2）应合上。端子箱内空压机电源刀闸1ZK在开关运行和备用时应合上，加热器电源刀闸2ZK、3ZK如遇长时间阴雨天，应投入加热器干燥电动机和电气设备。
开关控制电源开关ZK1（8D）在开关冷备用时即应合上。控制方式选择开关HK（2K）在开关运行或备用时应置于“远方”位置；当开关检修就地试验跳合闸时置于“就地”位置，利用就地控制开关K（1K）进行。
附件参数：

功率(KW)
电压(V)
空压机
2.2
AC380
加热器
2×0.25
AC220
1.7.3 SF6开关运行中的检查与维护
1. 检查分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符；
2. 检查并核对SF6气体压力和温度是否保持正常，如压力下降应及时查出泄漏位置并进行消除（年漏汽率＜1%），否则将危及人身和设备安全，补气时应使用检验合格的SF6气体；
3. 检查压缩空气压力在规定范围，各部分及管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常；
4. 检查套管无裂痕，无放电声和电晕；
5. 检查引线连接部位无过热、引线弛度适中；
6. 检查空压机曲轴箱油位正常，压缩空气罐防爆膜有无异状；
7. 检查接地完好；
8. 检查附近无杂物；
9. 每周三中班排出压缩空气罐内积水；
10. 每年同期检测一次SF6气体微水含量（灭弧室气室含水量应＜300ppm〈体积比〉，其它气室＜500ppm〈体积比〉）。
1.7.4 SF6开关根据操作次数进行大修
项目
检查情况
维修日期
主触头的维修和更新
小电流开断
约4000次操作后
额定电流开断
约2000次操作后
额定短路电流开断
约20次操作后
操作机构部件更新
总操作次数
约5000次操作后
1.8 发-变组110KV侧刀闸及闭锁
1. 设备参数
刀闸名称
型 号
额定
电压
额定
电流
备 注
正母侧刀闸
GW5-110ⅡD
110KV
630A
DSW4型电磁锁(国营如皋电力设备厂)
(1) 3#发-变组开关副母侧刀闸采用CS17型手力操动机构（江苏如皋高压电器厂）、4#发-变组开关副母侧刀闸采用CS17G5型手力操动机构（南京电瓷厂）
(2) 发-变组开关母线侧接地刀闸采用CS17G1型手力操动机构（江苏如皋高压电器厂）
(3) 发-变组开关正母侧刀闸采用CS17G4型手力操动机构（江苏如皋高压电器厂）
副母侧刀闸
GW5-110Ⅱ
2. 110KV刀闸的用途
主要用途是在需要检修的部分和其他带电部分之间构成足够大的明显可见的空气绝缘间隔，以保证检修工作的安全；刀闸也可用来进行电路的切换操作；刀闸没有灭弧装置，不能开断负荷电流和短路电流，但可用来断合电压互感器、避雷器、母线和直接与母线相连接设备的电容电流，也可用来开断励磁电流不超过2A的空载变压器和电容电流不超过5A的空载线路。
3. 110KV刀闸和网门的电磁闭锁
为防止误操作，所有110KV刀闸装有电磁闭锁，可有效地实现刀闸、接地刀闸和开关的电气联锁，原则上不允许采用机械解锁。只有当确证开关和相关刀闸已断开，在电磁闭锁装置失灵的情况下，经请示值长同意后方可使用机械解锁，应作好记录，并通知检修尽快修复。
为保证进入网门人员安全，网门设置电气闭锁。
刀闸和网门闭锁回路使用开关辅助触点，操作刀闸或进入网门时，刀闸、开关应以现场状态为准。
电磁闭锁220V交流电源引自各开关就地端子箱A.N电压小母线。
4. 110KV刀闸及网门的电磁闭锁小母线有GBM、GBMⅠ、GBMⅡ。
电磁闭锁电源经旁联709开关及两侧刀闸的常开接点接至闭锁小母线GBM；
电磁闭锁电源经110KV正（副）母线接地刀闸7117（7127）常闭辅助接点接至闭锁小母线GBMⅠ（GBMⅡ）。
5. 正常3#（4#）发-变组703（704）开关电磁闭锁电源负荷刀闸DK、刀闸闭锁电源熔丝RD1及网门闭锁电源熔丝RD2（RL6-25/2）合上。
当110KV正、副母线接地刀闸拉开,且3#/4#发-变组110KV侧 703/704开关断开,其副（正）母侧刀闸7032/7042（7031/7041）拉开条件下,正（副）母侧刀闸7031/7041（7032/7042）电钥匙带电解锁后可进行拉合（冷倒）。
当旁联709开关及其正副母侧刀闸合上，3#/4#发-变组110KV副（正）母侧刀闸7032/7042（7031/7041）合上条件下，正（副）母侧刀闸7031/7041（7032/7042）可进行拉合即进行刀闸切换操作（热倒）。
当3#/4#发-变组110KV侧 703/704开关断开，其正、副母侧刀闸7031、7032/7041、7042均拉开条件下，3#/4#发-变组110KV 703/704开关母线侧接地刀闸7037/7047电钥匙带电解锁后方可进行拉合。
当3#/4#发-变组110KV 703/704开关断开，其正、副母侧刀闸7031、7032/7041、7042均拉开，1#、2#、4#、5#网门电钥匙带电解锁后方可打开。

第二节 发电机-变压器组的继电保护
2.1 概述：
4#发-变组于2006年4月份、3#发-变组于2006年12月份完成了保护装置改造，采用CDGT801C-925数字式发电机变压器组保护装置。
保护装置具有双电源双CPU并行处理功能。正常情况下，同一组信息和数据由两个相同但相互独立的保护CPU系统同时进行同样的处理和判断，“与”门出口。若有一个CPU系统出现故障，相关的自检电路发故障告警信号，同时该保护CPU系统退出运行。这时，另一正常的保护CPU系统可以单独运行，完全承担所有的保护功能。
两个保护CPU系统分别由两个独立的逆变电源模件供电，逆变电源模件输入分别经过两个独立的空气开关接入。另外，管理CPU系统也有自己独立的逆变电源模件。
每个保护CPU均有完善的自检回路及自检软件；两个独立的保护CPU系统之间，以及管理CPU与保护CPU之间还有互检功能。一旦检测出异常，除发告警信号外，立即退出异常CPU系统，而由另一CPU系统单独运行，在就地液晶界面或后台管理机界面，均能显示故障插件和故障性质。
2.2 保护设置
1. 3#发变组
序号
保护名称
时间
保护
压板
动作后果
出口压板及作用
1
发 变 组 差 动

XP01
全停
1XB
跳703开关
2
定子匝间（灵敏段）

XP02
2XB
跳灭磁开关FMK
3
定子匝间（次灵敏段）

XP03
3XB
关主汽门
4
复合电压
记忆过流
t1
3.5″
XP04
4XB
去励磁（跳2KK，投磁阻）
5
t2
3.0″
XP05
母线解列
5XB
跳601甲开关
6
发电机
对称过负荷
定时限
6″
XP06
减负荷
6XB
跳602甲开关
7
反时限
100″～0.5″
XP07
解列
8XB
主变通风
8
负序过负荷(反时限)
3000″～0.5″
XP08
9XB
跳母联709开关（端子无外接电缆）
9
转 子 两 点 接 地
1.0″
XP09
全停
11XB
汽机甩负荷
10
3U0 定 子 接 地
3.5″
XP10
12XB
减负荷（端子无外接电缆）
11
主变
零序电流
t2
1.1″
XP11
解列灭磁
16XB
转子一点接地负极电压
12
t1
0.6″
XP12
母线解列
1. 全停：跳703开关、跳灭磁开关FMK、去励磁、跳601甲开关、跳602甲开关、关闭主汽门；
2. 解列灭磁：跳703开关、跳灭磁开关FMK、去励磁、跳601甲开关、跳602甲开关、汽机甩负荷；
3. *母线解列：跳母联709开关；
4. *减负荷：减汽机出力；
5. 解列、联锁：跳703开关。
13
主 变 间 隙 零 序
0.6″
XP13
解列灭磁
14
主 变 通 风
20.0″
XP14
启主变通风
15
发 电 机 断 水
30″
XP15
全停
16
3I0 定 子 接 地
3.0″
XP16
17
重 瓦 斯

XP19
18
汽机保护

XP21
19
灭磁联跳

15XB
联锁
保护柜前各开关作用
1QF--CPUA及开入量直流电源开关，上一级电源由控制屏内3RD、4RD来
2QF--CPUB及开入量直流电源开关，上一级电源由新直流屏上层左起第4路来
QF--交流220V电源开关，上一级电源由控制屏内AC电源开关DZK来
S1--LY-31操作箱直流电源开关，上一级电源由控制屏内3RD、4RD来
2. 4#发变组
序号
保护名称
时间
保护
压板
动作后果
出口压板及作用
1
发 变 组 差 动

XP01
全停
1XB
跳704开关
2
定子匝间（灵敏段）

XP02
2XB
跳灭磁开关FMK
3
定子匝间（次灵敏段）

XP03
3XB
关主汽门
4
复合电压
记忆过流
t1
3.5″
XP04
4XB
去励磁（跳2KK，投磁阻）
5
t2
3.0”
XP05
母线解列
5XB
跳603甲开关
6
发电机
对称过负荷
定时限
6″
XP06
减负荷
8XB
主变通风
7
反时限
100″～0.5″
XP07
解列
9XB
跳母联709开关（端子无外接电缆）
8
负序过负荷(反时限)
3000″～0.5″
XP08
11XB
汽机甩负荷
9
转 子 两 点 接 地
1.0″
XP09
全停
12XB
减负荷（端子无外接电缆）
10
3U0 定 子 接 地
3.5″
XP10
16XB
转子一点接地负极电压
11
主变
零序电流
t2
1.1″
XP11
解列灭磁
1. 全停：跳704开关、跳灭磁开关FMK、去励磁、跳603甲开关、关闭主汽门；
2. 解列灭磁：跳704开关、跳灭磁开关FMK、去励磁、跳603甲开关、汽机甩负荷；
3. *母线解列：跳母联709开关；
4. *减负荷：减汽机出力；
5. 解列、联锁：跳704开关。
12
t1
0.6″
XP12
母线解列
13
主 变 间 隙 零 序
0.6″
XP13
解列灭磁
14
主 变 通 风
20.0″
XP14
启主变通风
15
发 电 机 断 水
30″
XP15
全停
16
重瓦斯

XP19
17
汽机保护

XP21
18
灭磁联跳

15XB
联锁
保护柜前各开关作用
1QF--CPUA及开入量直流电源开关，上一级电源由其控制屏内15RD、16RD来
2QF--CPUB及开入量直流电源开关，上一级电源由新直流屏左起第2路来
QF--交流220V电源开关，上一级电源由其控制屏内AC电源开关DZK来
S1--LY-31操作箱直流电源开关，上一级电源由其控制屏内3RD、4RD来
2.3 发-变组保护投运规定
1. 正常在发电机升压前应启用保护装置，并投入下列保护压板和保护出口压板:
(1) 投入发变组差动保护压板XP01，发电机定子绕组匝间短路保护压板XP02、XP03，复合电压记忆过流保护压板XP04，发电机反时限对称过负荷压板XP07，发电机反时限负序过负荷压板XP08，主变零序t2保护压板XP11，主变中性点间隙零序保护压板XP13，3#发电机定子接地3IO保护压板XP16；
(2) 投入发电机断水保护压板XP15，重瓦斯保护压板XP19，汽机保护压板XP21，灭磁联锁压板15XB；
(3) 投入发电机转子一点接地负极电压压板16XB；正常转子二点接地保护压板XP09不投入，当出现一点接地后，根据值长命令投入；
(4) 投入出口跳703（704）开关压板1XB，跳灭磁开关FMK压板2XB，关主汽门压板3XB，去励磁压板4XB，跳601（603）甲开关压板5XB，跳602甲开关压板6XB，汽机甩负荷压板11XB；
(5) 发电机定子接地3UO保护压板XP10禁止投入！
2. 主变压器瓦斯保护投入的规定：
(1) 主变压器运行时，重瓦斯保护应投入跳闸，即将重瓦斯保护压板XP19投入；若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期恢复，并在得到宜调值班调度员的命令后才能进行；
(2) 主变压器在运行中滤油、补油或更换呼吸器的吸附剂时，应先将其重瓦斯改接信号--打开重瓦斯保护压板XP19，此时变压器的其它保护仍应接跳闸；工作完毕，主变压器空气排尽后，方可将重瓦斯保护重新投入跳闸位置；
(3) 当主变压器油位计的油面异常升高，或呼吸系统有异常现象时，为查明其原因，需打开放气或放油阀门，检查呼吸器或进行其他工作时，应先将重瓦斯保护改接信号--打开重瓦斯保护压板XP19；
(4) 在地震预报期间，重瓦斯保护投入信号--打开重瓦斯保护压板XP19；地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行试验，确认无异常后方可投入。
2.4 发-变组的预告信号
序号
信 号 名 称
　作 用
1
发电机定子过负荷
当定子电流=7520A延时6″或达到反时限对称过负荷整定值发此信号
2
发电机负序过负荷
当I2达到640A延时6秒发此信号
3
发电机转子一点接地
转子回路发生绝缘电阻下降至10KΩ延时2.5秒发此信号,根据值长命令投入二点接地保护
4
发电机系统接地
当发电机系统发生接地延时3.5″发此信号
5
主变轻瓦斯
当主变内部发生轻微故障轻瓦斯保护动作时发此信号
6
电流回路断线
差流启动告警

7
主变通风启动
当主变高压侧电流达到240A延时20″发此信号
8
逆变电源故障
当发-变组保护柜CPU电源故障时发此信号
9
电压回路断线
当发电机1YH或2YH高、低压侧熔丝熔断等电压回路断线时发此信号
10
装置故障
当发-变组保护装置故障发此信号
11
控制回路断线

12
主变压力释放阀动作
主变内部故障压力达到压力释放阀动作值（出厂调好）时发此信号
13
主变油位异常
当主变油位达到最低油位时发此信号，检查是否为渗漏油引起
14
主变油温高
当主变顶层油温达到80℃发此信号
15
操作箱电源消失

16
SF6低压报警
当SF6气体压力≤0.45Mpa时发此信号，必须补气
17
压缩空气低压报警
当压缩空气压力≤1.43Mpa时发此信号，必须立即检查空压机系统
18
操作机构电源消失
当SF6开关箱内ZK1、ZK、ZK2、ZK3任一开关跳闸时发此信号，
应立即检查处理
19
遥控(ADS)方式
当4#发变组并网后，DEH处于遥控负荷时发此信号
20
自动同步(AS)方式
当4#汽轮机转速在2950r/min～3050r/min，DEH处于遥控转速时发此信号
21
继电强励动作
发电机在磁场变阻器运行时，当定子电压降至4800V时强励动作并发此信号
22
CHⅠ自动运行

23
发电机断水
定子进水压力≤0.05MPa（或高于0.44Mpa）且流量≤10T/h，或转子进水压力≤0.05MPa（或高于0.44Mpa）且流量≤4T/h，0″发此信号；
24
CHⅠ通道故障

25
可控硅故障
可控硅励磁调节装置六只可控硅每只都设有快速熔断器保护，任一只故障时快速熔断器熔断，调节柜可控硅故障灯亮，并发此信号
26
CHⅠ手动运行

27
恒无功、恒COSφ、
PSS运行

28
磁阻运行

第三节 ZZQ-3B自动准同期装置
2×60MW机组采用ZZQ-3B型双通道自动准同期装置，设有相角差、频差、电压差闭锁，能自动调频和自动调压，迅速准确地投入同步。为了保证合闸可靠性，采用双通道回路，只有两个通道同时动作，才可发出合闸脉冲。投入该装置应首先送上直流电源熔丝1RD、2RD（电源监视白灯亮），将装置开关DTK投至“投入”位置，待满足条件时按下启动按钮“QA” （信号绿灯亮）。目前只投入自动调频回路，自动调压回路没有投入。

第四节 发电机的励磁系统
4.1 概述
3#、4#发电机采用同轴直流励磁机的励磁系统，他励方式运行时，励磁机磁极电源取自发电机出口，经励磁变压器供给1套可控硅整流装置，并通过WKKL-2000型微机可控硅励磁调节装置输出脉冲控制可控硅整流装置的输出直流电压，改变直流励磁机的励磁，调节发电机转子绕组的励磁，维持发电机机端电压恒定；并励方式运行时，通过手动改变磁场变阻器调节发电机转子绕组的励磁，维持发电机机端电压恒定。
4.2 励磁变压器B
KKL-4002
高压侧熔丝
50HZ-50KVA
型 号
规 范
A、B、C
6300V
RN1-6
3A
a、b、c
280V
励磁变压器B次级不装设熔断器，以防熔丝熔断时发电机无功负荷大量增加。
4.3 自动灭磁装置
3#、4#发电机采用ZDMQI-1500/40灭磁装置，由GDMQI-1500/40型灭磁柜与GHI-1500型转换柜组合而成。GDMQI-1500/40型灭磁柜用于大中容量同步发电机及大容量直流发电机的励磁回路中，作为发电机内部短路或系统出现永久性短路故障时励磁回路的灭磁保护装置。配置灭磁开关FMK及转子过压保护GYBF装置。
1. 灭磁开关FMK
型 号
DM2-1500/40
主

回

路
额定电压（V）
-500
额定电流（A）
-1500
栅片绝缘间隙数
40
强励电压（V）
-1000
强励电流（A）
-2680
开关断口最大允许过电压（V）
1500
灭弧室最大允许吸收能量（J）
7.1×105
制 造 厂 家
沈阳低压开关厂
2. 转子过压保护GYBF：定值为1800V，发电机正常运行时转子过压保护与转子保护电阻BHR串联后和发电机转子绕组并联。当转子过压保护动作即将转子过压保护短接，转子保护电阻直接与发电机转子绕组并联降压，并经延时后转子过压保护自动投入。当灭磁开关跳闸瞬间转子过压保护仍投入，保护动作或经延时将转子过压保护短接，使转子保护电阻直接与发电机转子绕组并联。
3. 当运行中发-变组故障保护动作全停或解列灭磁时，同时出口将励磁调节器2KK跳开，接入灭磁电阻RM，对励磁机电枢绕组进行灭磁，另消除转子的磁场。
4.4 WKKL-2000型微机可控硅励磁调节装置
本微机励磁调节器设有自动运行即恒发电机机端电压方式，和手动运行即恒发电机励磁电流方式。发电机并网发电时，以自动方式运行，一般不采用手动运行方式。当2QK切至“主控”位置时、1QK′置“自动”位置，有关限制保护程序动作时自动切换到手动运行方式，此时应将1QK′切至“手动”位置，必要调整励磁电流使得发电机的电压和功率因数至正常值，待故障消除再稳定30秒后将1QK′切回“自动”重新投入自动运行方式；如故障进一步扩大则保护动作调节器立即退出自动投入磁场变阻器运行。当2QK切至“就地”位置，将1QK置“自动”，同样实现上述功能。运行中进行主控、就地切换前，1QK′与1QK位置必须相同。
正常1QK′、1QK对应于2QK所切位置置“自动”或“手动”，则1ZC断开，微机励磁调节器供励磁机磁极线圈，磁极线圈经直流接触器1ZC与励磁机电枢断开，励磁机以他励方式运行。
1QK（装置上）、1QK′（控制屏上）：励磁方式切换开关，分“切除”、“自动”和“手动”三个状态。
2QK（装置上）：主控、就地切换开关，当开关打到“主控”位置时，面板上的所有切换开关失效，所有励磁操作有主控对应的开关和按钮来实现。反之，如果2QK打到“就地”位置时，主控相应的操作按钮和开关失效。
3QK（装置上）：装置上“增磁”、“减磁”调整开关，对应控制屏上按钮。
1KK（装置上）：功率电源变进线开关。
2KK（装置上）：调节器的晶闸管整流桥直流输出开关。
5RD、6RD（装置上）：起励回路直流电源熔丝
5K（装置上）：起励回路直流接触器
1RD、2RD（装置上）：调节器输出电压表熔丝
调节器装置电源由两路供电：一路来自机端励磁变、并经隔离变的交流电源，由三相小开关1QS控制；另一路来自厂用直流系统，由二相小开关2QS控制。经开关电源装置产生＋5V、±12V、24VⅠ（脉冲电源）、24VⅡ（操作电源）。两路电源通过逆止二极管并联运行，只要任一路有电，调节器就能正常工作。
4.5 发电机电压调整
1. 发电机自动起励
当2QK置于“主控”位置时，将1QK′由“切除”切到“自动”位置，合灭磁开关FMK后，按下“起励”按钮SB，起励回路工作，直流系统向励磁机磁极线圈充电，发电机机端电压达到30％UF后，按“增磁”按钮将发电机电压升至额定值。
当2QK置于“就地”位置时，将1QK由“切除”切到“自动”位置，其它操作与主控基本相同。
2. 在“自动”运行的情况下，调节器能根据发电机运行工况自动调整，当发生故障时能自动切至手动运行，也可人为切换不会引起发电机无功波动。
3. 跟踪切换
手动运行方式时，自动通道实时跟踪发电机电压；自动运行时，手动通道延时30″跟踪转子电流。两种运行方式之间能进行无扰动切换。
4.6 保护
励磁调节器所有保护的投退均由继电保护人员在菜单上设定，运行人员仅负责励磁调节器柜前压板的投退。
1. 发电机电压互感器断线保护
程序将测量到的1YH（仪表）值与量测PT的值进行比较，如果差值大于较大值的1/8，则发“PT断线”信号。若为量测PT断线，同时自动切换到手动运行方式，应将1QK′（1QK）切至“手动”位置；待PT断线恢复再将1QK′（1QK）切回“自动”位置，重新投入自动运行方式。
2. 失脉冲保护
当检测到失脉冲故障后，液晶显示器显示失脉冲相且发报警信号，同时退出自动投入磁场变阻器运行。
3. 欠励限制和保护
根据发电机的PQ特性曲线，限制发电机在P=0MW、Q=-25MVAR；P=60MW、Q=0MVAR，如无功功率进入欠励限制区，调节器进入恒无功功率运行，控制无功功率在限制值附近，不会继续减少，同时发“欠励限制”信号；当无功功率低于保护线，调节器发“欠励限制”信号并且切手动方式运行。
4. 过励限制和保护
励磁电流限制采用反时限特性，从转子励磁绕组发热考虑，当强励时，其容许的强励时间t是随发电机励磁电流Ifd2的大小成反比关系的。
过励限制和保护按照下列原则：
(1) 转子电流Ifd＞Ifd─max（2.5Ifd）时，延时1.5秒直接封锁脉冲退出励磁调节器自动投入磁场变阻器运行；
(2) Ifd＞1.1Ifdn、Ifd＜1.0Ifdn时计算反时限等效时间：
Heat=(Ifd2-Ifdn2)*t；
Heat-n=(Ifd─2set-Ifdn2)*t─set；
其中Ifd─set：设定强励倍数， t─set：强励时间；
H0= Heat/ Heat─n×100％ H0：显示在液晶，便于监视
(3) H0＞50％，发信号，限制增磁；
H0＞80％，切手动运行，并且励磁电流限定在90%Ifdn；
H0＜10％，复归过励信号。
5. V/Hz限制和保护
(1) 当V/Hz＞1.15时，闭锁增磁，发过V/Hz信号，限制增磁。
(2) 当V/Hz＞1.2，在面板V/Hz故障指示灯亮，过V/Hz继电器动作，励磁调节器转为手动方式运行。切手动1S后，如果V/Hz仍然动作，则调节器退出自动投入磁场变阻器运行。
(3) 当频率大于45Hz，小于47.5Hz，等比例减小自动运行电压设定值。
(4) 当频率低于45Hz时，立即退出自动投入磁场变阻器运行。
6. 系统自检保护
系统自检功能含存储器校验、电源检测、可控硅故障、通讯故障等，当有故障发生时，发通道故障信号，同时调节器退出自动投入磁场变阻器运行。
4.7 继电强行励磁装置：
当2QK置“主控”位置时将1QK′切至“切除”位置；或发电机并网运行过程WKKL-2000微机励磁调节器“CHⅠ退出”跳开2KK或自退则1ZC吸合，励磁机磁极线圈与电枢并联，投入磁场变阻器调整发电机电压，励磁机以并励方式运行。若发电机电压下降至4800V时，能供给发电机最大的励磁电流，励磁电压迅速升到顶值，实现了强行励磁，以提高并列发电机组的工作稳定性和继电保护装置的灵敏度。
YB5、YB8：1ZC接点短接压板，为防止1ZC接点接触不良而导致励磁机失磁，磁场变阻器运行时投入。
YB6、YB7：磁场变阻器运行时，强励启用、停用压板。

第五节 指挥联系信号装置
5.1 信号说明：机、电、炉控制室的联系信号，是值班员互相联系配合操作的装置，尤其在异常运行或事故情况下，各方必须认真正确使用，迅速执行。
5.2 信号的含义及内容
1. 主控室发给汽机控制室的信号
(1) “注意”--使用时先发“注意”信号，以引起对方注意，然后再发有关信号；
(2) “增加”--表示电气值班员将增加负荷，每发一次增加2000KW；
(3) “减少”--表示电气值班员将减少负荷，每发一次减少2000KW；
(4) “已合闸”--表示发电机已并入电网；
(5) “已断开”--表示发电机已与电网解列，若无停机命令，汽机值班员不得停机，而必须维持3000r/min；
(6) “停机”--表示发电机组有故障且已解列，必须立即打闸停机（正常停机时，电气值班员在解列灭磁后发此信号）；
(7) “更改命令”--表示前信号有错误，要求立即停止执行