源丰生物质电厂电气运行规程讲课稿.doc

电 气 运 行 规 程
(试行版)

2011年 月 日发布 2011年 月 日实施

前 言

为了加强运行管理，确保机组安全经济、稳定运行。根据部颁电力生产技术管理法规,电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分),电气事故处理规程,参照厂家说明书及同行业电厂的相关规程，结合我公司的实际情况编写本规程。
一、《电气运行规程》的解释权归热电公司生产技术部
二、下列人员应熟悉和执行本规程：
总经理、副总经理、生产技术部部长、副部长、各专业专工、值长以及安监、教育等生产相关的管理人员
三、下列人员应熟知并认真执行本规程：
生产技术部部长、副部长、专工、值长、电气运行、检修人员
由于时间仓促，水平有限，资料不全，在编写过程中不免有不足之处，恳请提出指正，以便下次修改。

编写：
审核：
批准：

第一部分. 总则 6
第二部分. 主系统运行方式和事故处理 10
1. 主系统的正常运行方式： 10
2. 本厂的同期点： 10
3. 主系统的运行监视： 10
4. 调度管辖设备退出运行（或备用）转入检修时的注意事项： 11
5. 新装或改装的设备，正式投运前的规定： 11
6. 主系统事故处理： 12
第三部分. 发电机运行规程 17
1. 发电机的规范: 17
2. 发电机的允许运行方式： 19
3. 发电机冷却系统的允许运行方式： 19
4. 发电机的允许温升 20
5. 发电机在冷却气体温度变化时的运行 20
6. 发电机励磁系统的运行方式 21
7. 励磁控制系统的运行和停机操作： 错误！未定义书签。
8. 发电机在事故情况下的运行 25
9. 发电机的启动条件： 26
10. 发电机的升压操作和注意事项： 28
11. 发电机准同期并列的条件和注意事项： 28
12. 发电机并网操作步骤： 29
13. 发电机并列后的注意事项： 29
14. 发电机的解列操作 30
15. 发电机运行中的监视和检查维护： 31
16. 发电机的异常运行和事故处理： 33
第四部分. 变压器运行规程 40
1. 变压器的铭牌规范： 41
2. 变压器的允许运行方式： 42
3. 变压器所允许的过负荷运行方式： 42
4. 变压器投运规定： 43
5. 变压器的退出运行： 43
6. 变压器并列运行： 44
7. 变压器的运行和维护： 44
8. 变压器的异常运行及事故处理： 48
第五部分. 断路器及高压配电装置运行规程 51
1. 高压断路器规范： 51
2. 低压母线电源断路器规范： 52
3. 断路器的运行和操作： 53
4. 断路器运行中的检查： 53
5. 断路器的事故处理： 54
6. 防止电器误操作的机械联锁装置： 55
7. 断路器的故障处理： 55
8. 压配电装置允许的绝缘电阻参考值 55
9. 互感器的运行和维护： 56
10. 防雷设备的运行规定： 58
11. 电力电缆的运行规定： 59
第六部分. 厂用电系统运行规程 60
1. 厂用电系统运行方式 60
2. 厂用电系统的运行规定： 60
3. 厂用电系统巡回检查的主要内容： 61
4. 在0.4KV厂用母线、配电盘、柜上接引临时负载的规定： 62
5. 厂用母线停用检修的注意事项： 62
6. 厂用电系统的异常运行： 62
7. 厂用电系统事故处理： 63
第七部分. 电动机的运行 64
1. 部分电动机的规范： 64
2. 电动机的允许运行方式及一般规定： 66
3. 高压电动机启动前准备及启动： 67
4. 高压电动机试运行： 68
5. 电动机运行操作和检查维护： 68
6. 电动机异常运行及事故处理： 70
第八部分. 电气综合自动化规程 73
1. 电气综合自动化装置概述： 73
2. 计算机监控系统主要功能模块： 73
3. 计算机监控系统操作站画面设置： 74
4. 日常运行的基本操作程序： 74
5. 须经过同期步骤的操作程序： 75
6. 系统功率调节 76
7. 运行注意事项： 76
8. 运行中的监视和检查内容： 76
9. 异常及事故处理原则 77
第九部分. 直流系统运行规程 78
1. 直流系统设备简介： 78
2. WDP-C智能型高频开关电源直流系统的性能特点： 78
3. 蓄电池的规范： 79
4. MDL22020充电模块的规范： 79
5. 直流系统的运行方式： 80
6. 直流系统绝缘的规定： 80
7. 值班人员在监盘中应经常监视直流系统运行情况，交接班、抄表和巡回检查时应检查的项目： 81
8. 蓄电池的规定： 81
9. 高频开关电源模块的日常运行、维护操作： 82
10. WDP-C智能化微机监控装置，高频开关电源直流系统的基本操作： 83
11. 事故照明的运行规定： 83
12. 机炉UPS的运行规定： 83
13. 直流系统的异常运行及处理： 84
第十部分. 继电保护和自动装置运行规程 86
1. 继电保护及自动装置的概念 86
2. 继电保护的运行方式 86
3. 运行中继电保护或自动装置的运行规定： 86
4. 所有继电器保护装置必须满足下列要求，方可投运： 87
5. 新装或检修校验后的保护装置，保护试验人员必须作出详细的书面交待，确认是否可以投运。 87
6. 保护装置投运前注意事项： 88
7. 保护装置运行后注意事项： 88
8. 运行维护注意事项： 89
9. 厂用电系统继电保护的投退由值长决定。 90
10. 保护回路联动试验（保护试跳）时，应遵守下列各项： 90
11. 值班人员应对所管辖范围内的保护装置每班定期检查的内容： 90
12. 保护装置完整动作（包括正确动作和误动作）后，值班人员应： 91
13. 接到调度员命令时，应立即执行并在运行日志中明确记载如下内容： 91
14. 发电机、主变的保护及其动作方式： 93

第一部分. 总则
1. 《电气运行规程》是所有电气运行人员在运行工作中必须遵守和严格执行 的规程之一。
本规程的规定与上级规程如有抵触时，则以上级规程为准。因电气设备和接线方式的改进，以及运行方式的特殊情况，本规程的规定已经不适用时，则按临时规定或总工程师的命令执行。
2. 值长有权根据规定、决定厂用电系统的运行方式，1＃、2＃机组及影响其出力的附属设备，必须按照值长命令执行。
2.1. 电、机、炉、化、煤操作中，遇有影响机组出力或与值长有联系时，应及时做好“通报工作”。
2.2. 制定电气运行方式应符合下列原则：
2.2.1 应使重要联络线路的供电电源可靠。
2.2.2 应保证发电机组正常运行，厂用电安全可靠，在发生事故时，其影响范围为最小。
2.2.3 电气设备故障时的开关遮断容量应大于最大运行方式时系统所供给的短路容量。
2.2.4 应使继电保护装置具有足够的灵敏度和正确的选择性。
2.2.5 能满足系统的静态稳定要求。
2.2.6 应考虑热力系统运行对厂用电的特殊要求。
2.2.7 符合系统防雷措施的要求。
2.2.8 运行方式在变动时具有一定的灵活性，应尽量避免频繁而复杂的操作。
2.2.9 能使发电机在正常运行时具有最大的经济性。
2.2.10 应力求避免运行中设备过负荷而限制出力。
2.2.11 便于值班人员掌握及记忆。
2.2.12 在正常运行方式被破坏后，仍能按异常方式维持运行。
3. 一般情况下，由值长接受调度命令和向调度汇报，如值长不在主控室，则可由电气运行班长接受调度命令和向调度汇报；并设法找到值长向其汇报。

4. 系统频率和电压的规定：
4.1. 当本厂与系统并网运行时，频率决定于系统，系统额定频率为50Hz。
4.1.1、 本厂与系统解列运行时，周波的变化不超过±0.5Hz，以保证本公司厂用负荷正常运行。
4.1.2、 当系统周波在48HZ及以下时，应监视低周解列装置的动作情况，当低周解列装置未投入或在整定的周波下装置未动作时，开关未跳闸时，应立即手动与系统解列，并调整本公司各机组的出力，维持周波和电压为正常值。
4.1.3、 本厂35KV系统电压允许变化范围为±10％，或者按调度给出的电压曲线执行。
4.1.4、 本厂10KV系统电压允许变化范围为±10％，要求电压合格率95％以上。
4.1.5、 经常监视35KV、10KV母线电压及发电机出口电压。如需调整电压值，可调整发电机励磁（即无功），但应注意功率因数和不使机组过负荷。

5. 事故处理的一般原则：
5.1. 尽速限制事故的发展，消除事故的根源及时隔离故障点，解除对人身和设备的危害，并及时向调度汇报。
5.2. 首先应设法保证厂用电源，必要时应设法在未直接受到事故损害的设备上增加负荷。
5.3. 尽可能保证设备的继续运行，保证对系统的正常供电。
5.4. 尽速对已停电的联络线和设备恢复供电。
5.5. 发生事故时应仔细观察参数的变化和信号的指示，并记录各项操作的执行时间及事故的各种现象。
5.6. 属调度管理的设备，事故处理时，一般应听从调度指挥。
5.7. 调整电气系统的运行方式，使其恢复正常。

6. 在下列情况下，为了防止事故扩大，可以先进行紧急操作，然后再报告调度：
6.1. 将直接对人员生命有危险的设备停电；将已损坏的设备隔离。
6.2. 将有受损坏威胁的运行设备，进行停用或隔离。
6.3. 当厂用电全部中断，或部分停电时，恢复厂用电源的操作。
6.4. 当母线电压消失时，将联接在该母线上的开关拉开。
6.5. 本厂全部或部分机组因故与系统解列，在具备同期条件时与系统同期并列。
6.6. 当通讯中断时，可单独按事故处理原则进行处理，事后应设法汇报调度。

7. 事故处理时的注意事项：
7.1. 根据显示器的参数、信号指示及当时的其它现象，正确判断事故的性质。
7.2. 如果事故对人身和设备安全有威胁时，应立即解除这种威胁。
7.3. 迅速切除故障点。
7.4. 装有继电保护装置或自动装置，该动作未动作者，可手动执行。
7.5. 调整未直接受到损害系统及设备的运行方式，尽力保持其正常工作状况。
7.6. 检查保护记录及故障录波器的动作情况，进一步判断事故的范围及性质。
7.7. 对无故障显示，属于保护装置误动作或限时后备保护越级动作而跳闸的设备进行试送电，或做零起升压试验。
7.8. 尽快恢复已解列线路的并列（在调度许可下）和厂用电的供电。
7.9. 检查故障设备，判明故障点及其故障程度。
7.10. 将故障设备隔离，并进行必要的测试，及时汇报值长并通知检修人员进行修复。
7.11. 恢复系统的正常运行方式及设备的额定运行工况。
7.12. 在事故情况下，允许电气设备作短时间的事故过负荷。
7.13. 主变和发电机过负荷的倍数和时间参见变压器和发电机运行规程。
7.14. 当电气设备和线路事故过负荷超过规定要求时，值班人员应立即向值长或调度汇报，要求采取减负荷措施。
7.15. 发生事故时，值班人员应立即将有关事故情况调查清楚，并清楚、准确地向值长或调度报告，有录音设备应录音，报告内容包括：事故发生时间、现象、何设备故障引起，已跳闸开关的名称，已损坏的设备名称，继电保护及自动装置动作情况，该设备损坏后将引起的连锁反应、现象，检查所发现的情况，以及周波、电压、潮流等变化情况等。

第二部分. 主系统运行方式和事故处理
1. 主系统的正常运行方式：
1.1. 我厂主系统母线电压有35KV 、10KV两级，通过35KV联络线路与系统连接。
1.2. 35KV为单母线分段接线，可经过35KV母联开关联络。
1.3. 10KV为单母线分段接线（10KVⅠ段、Ⅱ段及备用段），可经过10KV母联开关联络。
1.4. 正常运行方式：35KV，10KV均采用单母分段方式运行。
1.5. ＃1、＃2发电机分别与10KVⅠ段、Ⅱ段母线连接，＃1、＃2主变高、低压侧分别连接35KV系统和10KV系统。
1.6. 发电机停机后电气运行人员应将发电机改成冷备用状态。发电机电气检修工作票终结后，应将该机改至冷备用状态（值长有要求时除外）。
1.7. ＃1、（＃2）主变停运时，应限制负荷不使＃2（＃1）主变过载，10KV母联开关应改非自动。

2. 本厂的同期点：
本厂共有（10 ）个同期点：

3. 主系统的运行监视：
3.1. 正常运行时，本厂不承担系统的调频工作，应根据发电负荷曲线安全经济地 发电。
3.2. 每一小时应按要求对主系统的有关表计抄录一次，同时要检查所抄数值是否与当时的运行方式相符，有否超过设备额定参数。
3.3. 经常监视电脑监视器的参数，并随时根据热力系统变化和电气系统的要求调整发电机有功和无功。
3.4. 检查各运行中的开关、继电保护应正常，压板和切换开关应在正确位置，开关位置应符合实际通断位置，各参数与运行情况相符。
3.5. 每班应按“巡回检查制度”的要求对主系统运行及备用设备巡回检查一次，特殊气候和异常情况下应适当增加检查次数，夜间巡回检查时应对高压配电装置作熄灯检查，以监视设备有无放电或发热现象，巡回检查时应遵循“安规”的有关规定。
3.6. 抄表、巡回检查中，如有异常情况或可疑之处，应究其原因，并及时汇报值长或有关领导，做好相应的记录，必要时填写设备缺陷通知单。

4. 调度管辖设备退出运行（或备用）转入检修时的注意事项：
4.1. 由承担检修工作任务的单位提出“设备停役单”，在调度规定的申请时限内提交调度及有关领导，待批准后进行。
4.2. 检修工作完毕，应立刻检查和验收所修设备，及时向调度汇报，（如因故延期，则必需提前向调度办理延期手续），得到调度令后，应立即将该设备转为备用或运行。
4.3. 按调度要求布置的安全措施，如线路侧的接地闸刀等，必须待调度令发布后方可将其拆除。

5. 新装或改装的设备，正式投运前的规定：
5.1. 图纸资料及规程齐全，并在之前已交于运行人员学习掌握。
5.2. 新设备作业交代清楚齐备，并交运行人员学习掌握。
5.3. 经过一定时间的试运行，情况良好。
6. 主系统事故处理：
6.1. 10KV系统接地故障
6.1.1、 现象：
1） 警铃响，“10KV母线接地”发信。
2） 检查10KV母线电压时，三相电压中，接地相电压降低或为零，另二相相电压升高或为线电压值。
6.1.2、 处理原则：
1） 巡视10KV配电装置有无接地现象和其它异状（如发现明显接地点时，应予隔离）。
2） 向值长或调度报告10KV系统接地情况，报告内容包括：发信时间，间断和持续时间，三相相电压以及巡视的有关情况。
3） 如确认发电机接地，应请示领导和调度，要求立即解列。
4） 选出故障设备后，将其停电，通知检修人员处理。
6.1.3、 注意事项：
1） 在进行寻找接地点的倒闸操作中或巡视配电装置时，值班人员应穿上绝缘靴，戴上绝缘手套，不得触及接地金属物。
2） 在进行寻找接地点的每一项操作后，必须注意观察有关信号的变化。
3） 倒换操作时，应立即恢复未接地设备的运行。严格遵守倒闸操作的原则，弄清系统的运行方式，防止厂用电系统失电及非同期并列事故的发生。
4） 接地运行时间不得超过2小时。
6.2. 35KV系统接地系统故障
6.2.1、 现象：
1） 警铃响，“35KVⅠ（Ⅱ）段接地”发信。
2） 检查35KV母线电压时，三相相电压中，接地相电压降低或为零，另二相相电压升高或为线电压值。
6.2.2、 处理原则：
1） 立即巡视35KV系统配电装置有无接地现象和其它异状。
2） 向值长或调度报告35KV系统接地情况，报告内容包括：发信时间，间断和持续时间，三相电压以及巡视的有关情况。
3） 得调度命令后，若Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行应先拉开35KV母联开关，确定故障段母线，然后对35KV联络线进行试跳，在试跳前应检验重合闸装置是否正常，如重合闸停用的线路经调度同意可以临时投入，试跳完后再停用。如35KV联络线未接地，则说明接地点在本厂35KV母线及其相连的电气设备上。
4） 经值长同意，分别瞬停＃1、（＃2）主变。在操作时，要注意负荷分配及系统的运行方式，防止系统解列及非同期并列事故的发生。
5） 如接地点还未查出，即说明接地点在本厂35KV母线及其相连压变、避雷器上，汇报调度，得调度令后，停用35KV母线及其相连压变、避雷器。
6.2.3、 注意事项与10KV接地时相同。
6.3. 35KVⅠ（Ⅱ）段母线故障的事故处理：
6.3.1、 现象：
1） 警铃响，主控监视器所有参数剧烈变化，35KVⅠ（Ⅱ）段母线上所有开关（包括母联开关）跳闸，35KVⅠ（Ⅱ）段母线电压为零。
2） “35KVⅠ（Ⅱ）段母线PT断线”发信。
3） 发电机强行励磁可能动作。
6.3.2、 处理：
1） 检查保护动作情况并复归。
2） 要注意另一段母线上所接设备是否过负荷。
3） 对失电母线及其配电装置进行外部检查，同时向值长或调度汇报有关情况。听从调度命令操作。
4） 如找到故障点并能迅速隔离的，在隔离后即对停电母线恢复送电，并恢复母线上其它设备的运行。故障点无法隔离时，则对失电母线进行隔离并通知检修处理。
5） 经外部检查和测试结果不能找到故障点的，则汇报调度，要求用联络线对失电母线试送电，重合闸一般应撤出；试送成功，则分别恢复母线上其它设备的运行。
6） 测试结果不合格，又找不到故障点或试送失败，则对失电母线进行隔离，并进行详细检查，必要时通知检修处理。
6.4. 10KVⅠ（Ⅱ）段母线故障的事故处理：
6.4.1、 现象：
1） 警铃响，主控监视器所有参数剧烈变化，10KVⅠ（Ⅱ）段母线上所有开关（包括母联开关）跳闸，10KVⅠ（Ⅱ）段母线电压为零。
2） 发电机强行励磁可能动作。
3） “35KVⅠ（Ⅱ）段母线PT断线”可能发信。
6.4.2、 处理：
1） 检查保护动作情况，并复归。检查运行主变有否过负荷，对失电母线及其配电装置进行检查。
2） 10KV厂用母线失电跳闸后的处理，详见厂用电系统规程。在倒换操作时，应防止厂用电系统的非同期并列或倒送电至故障母线。
3） 经查确系母线故障，即联系机炉保持稳定，并保持另一段母线的正常运行；同时向值长或调度汇报有关情况。
4） 经外部检查不能找到故障点并测试合格的，则可用＃1、（＃2）主变对失电母线试送电或用发电机对母线零起升压，正常后，恢复系统正常运行方式。
5） 如找不到故障点或试送失败，则对失电母线进行隔离，并汇报有关领导，联系检修处理。
6.5. 母线电压消失的事故处理原则：
6.5.1、 母线电压消失是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于系统故障，继电保护拒动或该母线上的发电机、变压器等设备故障开关跳闸或连接在该母线上的厂用电源故障而其开关拒动，使其它开关越级跳闸，辨别母线电压消失的依据是同时出现下列现象：
1） 该母线的电压指示消失。
2） 该母线所供厂用电失电。
6.5.2、 当母线电源消失时，无论当时的情况如何，值班人员应立即拉开失压母线上全 部开关，并根据继电保护动作情况及故障时参数变化情况，检查判断是否由于母线上开关拒跳造成，若已判断清楚，则应该将该开关断开（如遥控失灵可手动断开），并将该开关及故障设备隔离。
6.5.3、 35KV母线失压恢复过程中可利用联络线对母线充电。
6.5.4、 10KV母线失压恢复过程中可利用＃1、（＃2）主变对母线充电或用发电机对母线零起升压。待母线有电压后再进行恢复操作。
6.5.5、 在上述处理过程中，要及时汇报值长或调度，并根据其命令进行操作。对操作失灵的开关在未处理前不得投入运行。
6.5.6、 电压消失的母线上所连的厂用电及发电机的处理参照有关条文。
6.6. 35KV联络线故障跳闸，重合失败的事故处理原则：
6.6.1、 现象：
1） 警铃响，主控监视器所有参数剧烈变化，相应的信号灯亮。
2） 故障线路参数变化后即到零，其它参数变化后恢复正常。
3） 发电机强行励磁可能动作。
6.6.2、 处理：
1）检查保护动作情况并复归，要注意另一条联络线是否过负荷。
2）向值长或调度汇报有关情况。
3）根据调度命令，恢复线路的运行。
6.7. 35KV联络线故障跳闸，重合失败，本厂小系统运行的事故处理原则：
6.7.1、 两条联络线同时跳闸，或只有一条联络线运行时故障跳闸，此时，我厂已成为小系统运行，周波与电压有较大波动。
6.7.2、 立即调整周波与电压，使周波保持在50±0.5Hz，电压变化不超过额定值的±10％，并告诉机炉本公司已成为小系统运行。
6.7.3、 如跳闸线路线路侧有电，且电压正常，则值班人员可不经过调度同意，经同期合上线路开关与系统并列。
6.7.4、 跳闸后线路侧无电，则立即报告值长或调度。待调度命令进行操作，在此期间要稳定本系统的运行。
6.8. 周波降低或升高的事故处理原则：
6.8.1、 因我厂无调频能力，当系统因事故而造成周波降低时，按下列要求处理：
1） 当系统周波降至49.5Hz以下时，汇报值长，要求在发电机上增加负荷，直至频率恢复至49.5Hz以上或达到运行机组最大可能出力为止。
2） 汇报调度，了解系统周波降低的原因。
3） 当系统周波降低至低周解列装置整定值（ ）时，装置动作，本厂与系统解列；如装置未动作，则应手动拉开其开关。公司小系统运行后，按小系统的事故处理；待大系统周波回升后，接调度命令，即可并列，并将发电机负荷带足。
6.8.2、 系统配置的低周解列装置未经有关调度同意不得退出运行。
6.8.3、 当系统周波高于50.5Hz时，应报告值长或调度，要求将负荷降至技术最低允许出力。
6.9. 电压降低时的事故处理原则：
6.9.1、 当系统电压降低而使本厂的母线电压低于电压曲线规定的允许偏差范围时，值班人员应不待调度命令，根据机组有功出力，自行调整发电机的励磁，增加无功出力，但不应使转子、定子电流超过发电机的额定值。
6.9.2、 当发电机已带至满负荷，而母线电压仍低于允许偏差范围时，应报告值长或调度，要求采取措施，予以处理。
6.9.3、 当母线电压仍低于调度部门规定的事故极限电压值或发电机出口电压低于额定值的90％时，为了保持系统的静态稳定，值班人员应利用发电机的事故过负荷能力，增加无功出力已维持电压，但过负荷一般不超过15％，同时汇报调度，要求尽快消除发电机的过负荷。
6.9.4、 当电压有所恢复时，应随电压的上升逐步减少无功出力，以消除发电机的过负荷。在允许的过负荷时间内电压仍不能恢复，则保持有功出力，减少发电机的无功出力，使消除发电机的过负荷。
6.9.5、 当系统电压下降时应加强对厂用系统的监视。
6.10. 系统振荡时的事故处理原则：
6.10.1、 系统振荡时的现象为各发电机、变压器及联络线的电流参数、有功、无功参数周期性地剧烈变化，各电压点参数剧烈变化，振荡中心的波动最大并周期性地降低或接近于“零”。
6.10.2、 发电机发出有节奏的“嗡－嗡”声，照明忽明忽暗，系统周波有变化，通常是下降。发电机强励可能间隙动作。
6.10.3、 系统发生振荡的主要原因为系统中发生短路，因故障切除时间过长或过大容量机组失磁而首先失去同期，引起电压严重下降并导致临近系统失去稳定。
6.10.4、 不待调度命令立即增加发电机的励磁，使母线电压升高到最大允许值。
6.10.5、 如系统周波变化超过±5％时，应立即调整发电机的有功出力，使周波接近额定

第三部分. 发电机运行规程
1. 发电机的规范:

项目
＃１发电机
＃２发电机
型 号
QF-15-2
QF-15-2
效率
97.3%
97.3%
额定功率(KW)
15MW
15MW
额定电压(V)
10500V
10500V
额定电流(A)
1031A
1031A
额定转速（转/分）
3000
3000
励磁电压（满载/空载V）
50V/203V
50V/203V
励磁电流（满载/空载A）
90A/259A
90A/259A
相数
3
3
极数
2
2
功率因数
0.8(滞后)
0.8(滞后)
频率
50HZ
50HZ
接法
Y
Y
绝缘等级 定子/转子
F/F
F/F
冷却方式
空冷（采用水/空气冷却器的闭式循环空冷系统
空冷（采用水/空气冷却器的闭式循环空冷系统
励磁方式
静止可控硅励磁
静止可控硅励磁
制造厂
山东省济南发电机厂
山东省济南发电机厂
励磁装置规范：
1#、2#机励磁变
1#、2#机励磁屏 (可控硅励磁装置)
型号:

WKKL-2001
额定容量（kVA）
160
操作电压
DC220V
高压/低压（Kv）
10/0.4
输出电压
158V
高压/低压（A）

输出电流
260A
额定频率（Hz）
50HZ
频 率
50HZ
额定相数
三相

连接组别
Y/△11

2. 发电机的允许运行方式：
2.1. 发电机按制造厂规定数据运行的方式,称为额定运行方式;发电机可在这种运行方式下按铭牌出力长期连续运行。
2.2. 发电机运行电压的变动范围在额定电压的±5％以内，而功率因数为额定值时，其额定容量不变。
2.3. 发电机连续运行的最高允许电压不得大于额定值的110％，此时应特别注意监视发电机的各部件温度和温升，发电机的最低运行电压一般不应低于额定值的90％。
2.4. 当发电机的电压变化超过允许范围时，应调整发电机的有功与无功负荷，使其分配合理。
2.5. 发电机正常运行中，应保持额定频率50HZ，允许变化范围为额定值的±0.2％，在此范围内时，发电机可按额定容量运行。当频率变化超过上述范围时，应使定子、转子电流和各部位温度不超过额定值。
2.6. 发电机的额定功率因数为0.8，当功率因数在0.8至1.0范围内变动时。可以保持额定出力运行，当功率因数小于0.8，发电机容量应以转子电流不超过额定值为限。
2.7. 发电机正常运行功率因数不应超过迟相0.95。必要时，可以在功率因数为1.0的条件下运行或短时间进相至0.95运行。
2.8. 在额定负荷连续运行时，发电机三相电流之差，不得超过额定电流的10％，同时任何一相的电流不得大于额定值。

3. 发电机冷却系统的允许运行方式：
3.1. 发电机通风系统不应有短路现象，发电机小室出线部分应防止漏风，不应出现空隙，冷风器铜管不应漏水。
3.2. 转子和定子线圈及定子铁芯的最大允许温度，为发电机在额定进风温度及额定功率因素下，带额定负荷连续运行时的温度。当这些温度超过允许值时，则应减小定子和转子电流，直到温度降至上述允许值为止。当发电机进风温度低于额定值时，同时应使上述各部位的温升不超过允许值。

4. 发电机的允许温升
（允许温度为环境温度与允许温升之和）
发电机的主要部件
温度测量方法
允许温升限度 ℃
定子绕组
埋置测温元件
100
定子铁芯
埋置测温元件
100
转子绕组
电阻法
110
轴承油
温度计
最高允许温度65℃
轴瓦

最高允许温度80℃

5. 发电机在冷却气体温度变化时的运行
5.1. 空冷器在进水温度不超过33℃时，进口风温不得超过40℃。超过此数值，发电机必须降低负荷运行。
5.2. 最低允许温度以空冷器不凝结水珠为标准，一般不得低于5℃。
5.3. 出口风温最高为55℃，进出口风温差一般在15~25℃间。当出口风温高于55℃，应迅速检查并汇报值长。
5.4. 当进风温度为35~40℃时，每增加1℃，定子电流应减小1％，进风温度为40~45℃时，每增加1℃，定子电流应减小1.5％。
（冷却空气温度与定子电流变化关系）
进风温度
40℃~45℃
45℃~50℃
50℃~55℃
每高1℃定子电流较额定值降低百分率
1.5%
2%
3%

6. 发电机励磁系统的运行方式
6.1特点 ：
6.1. 1 、PSS控制方式
控制理论采用PID经典的控制理论，比例-积分-微分调节。
发电机励磁控制系统是一个闭环的调节系统，如何保证此系统的稳定及具有优良的动态调节品质是衡量励磁调节装置性能好坏的首要指标，也就是说，对于励磁调节装置，它的灵魂及核心所在是采用何种控制理论及其数学模型，在实际运行中，有的励磁调节装置在一般小干扰情况下运行尚可，但碰到突发事件，就可能出现不能强励，或强励后回不来，以及电网结构比较薄弱时运行不太稳定或静差率太大等，分析下来其实都是数学模型不够完善所至。
目前我国中小机组的励磁系统普遍存在的问题是开环放大倍数太小，造成调节能力很差,在小干扰的情况下发电机电压及无功负荷就会晃动,在大干扰情况下,例如一旦甩负荷就会导致发电机过压，直接威胁到发电机本体的安全。
本装置具有合理的数学模型，以确保发电机在各种运行工况下稳定运行。
6.1.2 、减小励磁机时间常数。
三机励磁系统中，由于励磁机时间常数太大，直接影响发电机转子电压的上升速度，不利于发电机及系统的暂态稳定，我们的装置采用转子电压负反馈（如果采集不到转子电压，如无刷励磁等等，可以用调节器输出总电流替代），以减小励磁机的时间常数，交流励磁机的时间常数一般为1秒左右，直流励磁机的时间常数则高达二、三秒，采用转子电压负反馈后，可将时间常数减小到0.1至0.2秒，将常规励磁系统改造成为接近快速励磁系统水平，提高了发电机及电力系统的暂态稳定性。
6.1.3 、全数字化电路
装置的硬件电路，从交流采样到脉冲输出，全部实现数字化，没有调整电位器，极大地简化了调试工作量。
6.1.4 、装置总线不出主机板、软件不出片（DSP芯片）
为国内首创。即计算机的数据总线，地址总线、控制总线均在CPU主板内，开关量输入输出回路也做在主板内，提高了装置的抗干扰能力。软件不出片，即程序在运行中不需要向外设存储器调用，确保了程序的高速运行及可靠运行。
6.1.5 、硬件简单，可靠性高
对发电机电压、电流等交流量直接进行交流采样，每周波采32点，均方根计算电压、电流等有效值，有功、无功、功率因数等均通过软件计算，调节器的逻辑操作回路、可控硅脉冲形成，调节器主环控制及各种限制、保护功能和调节器的纠错容错处理也全部由软件实现，加上液晶显示控制等以上所有操作均由单一的DSP芯片完成，故硬件电路更为简化，调节器的核心部件只有3块印制板，同时印制板制造采用贴片工艺，使装置的可靠性更加提高。
6.1.6 、超级看门狗设计
除具有普通软硬件看门狗功能外，另有一路不依赖于程序的强触发回路，以保证在特强干扰时程序连续跑飞的情况下将其拉回。
6.1.7 、独特的脉冲回读检查功能
装置的DSP芯片，可对每一相可控硅脉冲进行回读，以确保真正发出去的脉冲同理论上的脉冲完全一致，以保证装置的正确性，同时也能检查是否发生失脉冲和错脉冲现象。
脉冲的发生硬件和脉冲的回读硬件相互独立，分属于两片芯片。
6.1.8 、全中文显示
在控制器面板上装有一块135×40mm大屏幕全中文界面的液晶显示器，人机联系键盘及一些用做信号指示的发光二极管。通过液晶显示器，可以查看发电机的各种运行参数、运行状态。同时该显示器还提供各种操作提示，人机界面友好，全中文菜单。
6.1.9 、完善的智能调试软件
可以直观地在线修改参数，包括PID、调差率等运行参数及低励、过励等限制保护参数，以及进行强励、起励，10%阶跃响应，负反馈等试验。
安装调试、修改参数及进行各种试验均只需在控制器的面板上进行键盘操作即可，不需外接PC机，不需外接线，不需专用工具。
6.1.10、 故障录波功能
装置每一周波记录一次模拟量及状态量，共16组，即10个模拟量及6组开关量共96个状态量。发生故障时，记录故障点时间（年、月、日、时、分、秒）及故障前8秒和故障后12秒的数据，且具有连续记录多次故障功能。可在断电情况下保存至少最近10次故障记录数据，这些故障数据均可通过串行口发送至后台机进行显示，以便于分析故障原因。
模拟量包括发电机测量PT值、参考电压值、发电机转子电压、调节器输出总电流、发电机有功、发电机转子电流、调节器本柜输出电流、发电机无功、发电机定子电流、可控硅开放角。
开关量包括24路开关量输出信号、24路开关量输入信号、面板开关量输出信号、面板开关量输入信号等共96个状态量。
6.1.11 、具有操作事件记忆功能
当开关量信号发生变化时，比如油开关，灭磁开关动作，运行方式开关操作等一系列事件发生时，装置将按先进先出的原则记录最近至少4000条事件发生的年、月、日、时、分、秒及状态。这些量都能断电保存。
6.1.12 、独特的双通道相互跟踪功能
真正独立的双通道运行，相互间通过开入开出量只有两对硬接点相联系。
自动运行方式下双通道之间相互自动跟踪，跟踪时不需要从对方通道得到任何数据，只依赖于PID数学模型、发电机空载时调节器开环放大倍数及各种采样量得到自动参考电压给定和可控硅的开放角，跟踪量非常准确，切换时没有任何波动。
6.1.13、 中频励磁方式下使用50Hz同步试验电源
在检修调试时，针对三机励磁系统，调节器可控硅脉冲能适应50Hz及中频电源信号，给无中频试验电源的发电机组运行维护带来很大的方便。
6.1.14 、抗电磁干扰设计
对机箱的设计、强弱电走线及接地线等进行合理布局，采用高抗干扰性能的电源设计，硬件设计上采用多种滤波电路等措施，用以抗电磁干扰。
6.1.16、 参数在线修改
调节器自动运行方式下除了涉及到自动运行及主环计算的PID的放大倍数和时间常数、转子电压负反馈系数、发电机电压整定参数等少量参数不允许修改外，如低励限制与保护参数、过励限制与保护参数、V/f限制与保护参数、直流采样量整定参数等等绝大部分参数都能真正的在线修改，即这些参数的修改和参数存盘不需要调节器处于退出状态或切至从柜状态。
6.1.17 、输出开关量调试
不需要辅助设备或措施，通过操作液晶显示器可以调试任何一个输出开关量。
6.1.18、 大功率可控硅脉冲触发单元
在自并励励磁系统中，如果中控室与发电机小室的电缆不超过300米，可将调节器放在中控室，而将可控硅功率柜、灭磁柜放在发电机小室，这样可以方便运行人员监控及改善调节器的工作环境，延长使用寿命。调节器的脉冲触发单元功率很大，不需要中间放大环节能通过300米电缆直接驱动并联2组2200A大功率可控硅整流桥。

6.2：工作方式：自动运行或手动运行
6.3：励磁系统限制保护功能：保护程序的具体原理如下：
6.3.1、 在做保护时，若有工频手动装置，则发切除信号，（面板“调节器退出”信号灯亮，运行退出继电器动作），装置退出运行；若无工频手动装置，发切手动信号，（面板“