湘潭电机厂|湘潭电机集团有限公司
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发电机运行维护规程

 
 
第一章      发电机运行技术参数
 
1.1  1号—2号发电机参数
1.1.1 发电机
型          号
SFZ10-6/2410
额  定  容  量
1165千伏安
额  定  功  率
10000千瓦
额  定  电  流
1078安
额  定  电  压
6300伏
额  定  频  率
50Hz
功  率  因  素
0.85
额  定  转  速
1000转/分
飞  逸  转  速
1740转/分
转  动  贯  量
GD2=20吨-米2
励  磁  方  式
静止可控硅自并励
冷  却  方  式
定子线圈采用自循环Fla蒸发空冷
 
1.1.2 SRCC三相全控整流桥
可 控 硅 额 定 电 流
500安
可 控 硅 额 定 电 压
1000伏
 
1.2  3号—6号发电机参数
型          号
TSL260/79-8
额  定  容  量
12500千伏安
额  定  电  流
11488安
额  定  电  压
6300伏
励  磁  电  流
437.5安
励  磁  电  压
187.7伏
额  定  频  率
50Hz
功  率  因  素
0.8
充  电  电  流
4800千伏安
调  相  容  量
10000千伏安
额  定  转  速
750转/分
飞  逸  转  速
1210转/分
接          法
4Y
计  算  效  率
96%
相          数
3
短    路    比
不小于1
转  动  惯  量
GD2=36.5吨-米2
冷  却  方  式
闭路循环空冷
 
 
1.3副机运行技术参数:
序号
名称
#1~#2副发电机
#3~#6副发电机
1
型号
SF800—6/1180
SF800—8/1430
2
额定功率PN
800kW
800 kW
3
额定电压UN
6.3 kV
6.3 kV
4
额定电流IN
91.6A
116.4A
5
额定功率因数COSφ
0.8
0.8
6
极数2P
6
8
7
额定频率f
50HZ
50HZ
8
短路比FkO
1.089
1.254
9
电抗Xd
1.1
0.954
10
暂态电抗Xd'
0.175
0.193
11
次暂态电抗Xd
0.132
0.124
12
额定励磁电流IfN
270A
221.3A
13
额定励磁电压UfN
39V
58.1V
14
飞轮力短GD2
0.3t.m2
1.13 t.m2
 
1.4发电机型号系统说明及3号—6号发电机特性:
1.4.1 1号—2号发电机
SFZ10-6/2140
S—水轮发电机                      F—发电机组
Z—蒸发冷却                        10—兆瓦
6—磁极个数                        2410—定子铁芯外径(mm)
1.4.2 3号—6号发电机
TSL260/79-8
T—同步                            S—水轮发电机
L——立式励磁机配套                260—定子铁芯外径(cm)
79—定子铁芯长度(cm)             8—磁极个数
1.4.3 3号-6号发电机电气特性
保 梯 电 抗                         XP=0.265
横轴同步电抗                        Xg=0.6226
纵轴同步电抗                        Xa=1.026
纵轴瞬变电抗                        Xa=0.319
逆 序 电 抗                         Xx=0.4435
横轴瞬变电抗                        Xg=0.6226
零 序 电 抗                         Xo=0.2655
励磁绕组电阻                        Yf=0.001105 Ye(15℃)=0.294 
1.4.4 #1~#2副发电机
S—水轮发电机                      F—发电机组
额定功率PN800kW                    6—磁极个数
1180—定子铁芯外径(mm)
1.4.5 #3~#6副发电机
S—水轮发电机                      F—发电机组
额定功率PN800kW                    8—磁极个数
1430—定子铁芯外径(mm)
 
第二章  发电机运行监视与维护
 
2.1发电机各参数变化的运行方式
2.1.1额定情况下的运行方式
2.1.1.1发电机在额定参数范围内可以带满负荷长期运行。
2.1.1.2转子电流的额定值,应采用在额定功率因数和电压波动在额定值的±5%和周波变动在±1%范围内时,能保证发电机额定出力的最大电流值。
2.1.1.3正常运行时,定子线圈温度应在105℃以下,欠负荷运行时,定子线圈温度应保持在60℃至80℃之间。
2.1.1.4发电机投入运行后,未做温升试验前,如无异常现象,即可按照发电机的铭牌数据带负荷运行。
2.1.1.5转子和定子线圈及定子铁芯的最大允许监视温度,为发电机在额定进风温度及额定功率因数下,带额定负荷连续运行时所发生的温度。
2.1.1.6发电机在正常运行中各部分温度限额:
定子线圈温度                     105℃
定子铁芯温度                     90℃
转子线圈温度                     130℃
集电环温度                       120℃
2.1.1.7发电机推力、上导、下导轴承各温度的整定值为65℃发信号,70℃自动停机。
2.1.2进风温度变动时的运行方式
2.1.2.1发电机热风温度不得超过70℃,冷风温度不得超过35℃,不低于20℃,应以空气冷却器不凝结水珠为准。
2.1.2.2在不同进风温度时,发电机连续运行的允许出力规定以35℃为标准。若有变化,定子电流的变化则按下表进行增、减,但应注意励磁电流不准超过额定值。
温度每上升1℃时,定子电流应降低1%运行。
进  风  温  度
35℃
36℃
37℃
38℃
39℃
40℃
1F-2F  定子电流变化(A)
1078
1067
1056.4
1046
1035
1024
3F-6F  定子电流变化(A)
1148
1137
1125
1114
1109
1092
 
温度每降低2℃时,定子电流应增加1%运行。
进 风 温 度
35℃
33℃
31℃
29℃
27℃
25℃
23℃
21℃
1F-2F  定子电流变化(A)
1078
1088.8
1099.6
1110.35
1121
1131.9
1142.7
1153.5
3F-6F 定子电流变化(A)
1148
1159
1171
1183
1195
1207
1219
1231
 
2.1.3电压、周波、功率因数变动时的运行方式
2.1.3.1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。即6千伏至6.6千伏可带满负荷长期运行,当发电机母线电压低于6千伏时,定子电流不得超过额定电流的5%即1205安。
2.1.3.2发电机频率的变动范围为±0.5周/秒,即49.5—50.5。一般为调度统一调度,发电机可按额定容量运行。
2.1.3.3运行中,发电机功率因数不得超过迟相的0.95,因系统电压过高,使机组功率因数超前,定子电流超过额定值时,可适当降低有功负荷,使定子电流在额定值内。
2.1.3.4当功率因数低于迟相的0.8时,发电机出力将受到限制,在不同情况下,发电机的有关参数将受到限制,见下表。
当功率因数变化时,视在功率、有功功率、电流的影响:
功率因素变化
COSф
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
容许电流与额
定电流的比值
I/IH
0.81
0.81
0.82
0.83
0.85
0.87
0.93
1
有功负荷变化
kW
1020
2000
3075
4150
4200
6525
8140
10000
容 许 电 流
I
930
930
941
952
975
998
1067
1148
例如:当COSф=0.6时,发电机的有功出力为6525KW,否则电压不能满足要求。
2.2发电机正常运行的监视和检查维护
2.2.1机组正常运行中,值班人员应认真监视各表计的指示,观察表计变化情况,根据表计进行调整,使其在额定范围内正常运行。
2.2.2根据运行机组设备情况,定时或不定时地对机组作全面检查和维护,对发电机定子线圈、铁芯和进出风的温度两小时检查一次,同时记录好各表计。
2.2.3对发电机及其附属设备两小时巡检一次,根据设备运行状况改变运行方式。
2.2.4检查发电机CT穿墙螺母等无发热变色现象,倾听发电机内部响声是否正常。
2.2.5检查机组附属设备及机旁盘上以及动力盘上的各设备工作正常,应无异常情况,各瓦温应在正常值,机组有无振动,各螺丝有无松动脱落情况。
2.2.6  机组有无绝缘焦臭味及烟火情况。
2.2.7  检查铁芯、线圈的出风温度是否正常。
2.2.8各整流器有无过热情况,线圈是否过热有无变色情形,各电阻及连线、接头是否过热有无变色现象。
2.2.9当机组发生冲击或每次较严重的外部短路以后,应对机组及附属设备外部作全面的检查一次。
2.2.10检查电刷在刷握内有无卡住、跳动、跳火等情况,电刷边角有无损坏,滑环及整流子有无油污,碳粉是否过多,电刷连线是否完好有无发热变色现象。
2.2.11运行中的发电机及其附属设备各设备所处位置是否与正常运行相符。
2.2.12检查发电机出口断路器、灭磁开关、电流电压互感器、自动励磁调节装置、各仪表、信号器具以及一次设备、二次回路工作是否正常,各设备有无异常现象。
2.2.13自动励磁装置各元件的发热情况,有无变色及绝缘嗅味,各连结软线散热是否均匀,各表计指示是否正常,励磁风机及稳压电源等是否正常。
2.2.15维护控制电压及各级稳压电源指示是否正常,检查(二极或三极)管及引线等发热情况,熔断器是否正常,各控制开光所处位置与正常运行是否相符。
2.2.16检查各冷疑器液位是否正常,氟利昂压力是否正常。
2.2.17定子氟利昂冷却系统是否正常。
2.2.18机组保护投入,联跳连片投入(主机油开关联跳副机油开关的电源小空开在副机1#测控盘柜内,主机灭磁开关联跳主机油开关的电源小空开又在发电机温控盘上, 副机油开关联跳副机灭磁开关及副机灭磁开关联跳副机油开关的电源小空开在副机励磁盘上);
2.3机组运行中励磁系统的检查与维护
2.3.1机组运行中对励磁部分的检查项目
2.3.1.1滑环上电刷的冒火情况是否正常,电刷在刷框内有无摇动或卡住现象;
2.3.1.2电刷联结线是否完整,弹簧压力是否正常,有无发热及碰机壳的情形;
2.3.1.3检查电刷磨损程度,刷框和刷架上有无积垢,电刷是否跳火,如有少量即微弱的兰色球状则认为正常;
2.3.1.4滑环表面应无变色过热现象;
2.3.1.5电刷边缘是否有剥落情形;
2.3.1.6双微机励磁运行正常无故障异常信号,副机可编程励磁装置运行正常:
2.3.1.6.1确认装置及外围回路正常无误,直流220V和交流供电正常。
2.3.1.6.2检查副机油开关、灭磁开关联跳连片投入。
2.3.1.6.3观察调节器柜上的表计指针指示应稳定,无明显晃动。
2.3.1.6.4操作显示面板显示正常,无跳动现象和故障信号。
2.3.1.6.5功率柜无异常声音和异常气味。
2.3.2碳刷火花性质、等级及调整方法
 
2.3.2.1火花性质、等级
火花等级
火  花  性  质
决 定 机 组 能 否 运 行
1
无    火    花
正     常     运     行
1
约1/4的碳刷其小部分发生微弱火化点
对碳刷连续工作没有任何损害,故认为实际无火花换向,允许其存在
1
约有半数的碳刷发生火花
2
全部或大部分发生火花
连续工作时在滑环上呈现黑色痕迹,在碳刷上有痕迹,此火花暂时过载起动变换方向时允许存在,申请停机处理
3
全部碳刷都发生相当大的火花,不允许运行
不   允   许   运   行
 
2.3.2.2碳刷火花原因及消除方法
可 能 原 因 及 性 质
消     除     方     法
电刷型号不符,电刷研磨不良,其表面不能全部工作
更换合格电刷,重新研磨电刷使发电机在较轻负荷下运行,直到磨好为止
电刷压力不均,或不符合要求
检查电刷压力进行调整,电刷的压力调到不发生火花情况下的最低压力,一般为200-300克/cm2,特别要注意使电刷的压力均匀,其差别不应超过10%
电    刷    磨    短
电刷磨短至下边距离辩的7毫米时必须处理更换电刷
电刷表面不清洁,可在个别或全部电刷上
用小帆布浸少许酒精擦试整流子
电刷上发生火花电刷烧伤严重
用干净的帆布擦电刷表面,在研磨工具上用油玻璃砂纸研磨整流子
电刷和引线接线端子间的连线松动,发生部分火花
检查电刷与铜辩的接触及引线回路中各部位螺丝有无松动
电刷在框内摆动或动作带涩,火花随负荷的增加而增大
检查电刷在刷框内能否自由移动,更换摇摆的和滞涩的电刷,电刷在框内应有0.1-0.3毫米间隙
2.3.3在运行中的发电机滑环或其他励磁装置上工作及维护时必须遵守下列各项:
2.3.3.1工作人员必须得到值班负责人许可,在工作前应穿绝缘鞋或铺胶皮垫,使用绝缘良好的工具并有采取防止短路及接地的措施,当励磁系统有一点接地时,尤应特别小心注意;
2.3.3.2禁止同时用两手碰触发电机励磁回路和接地部分或两个不同极的带电部分;
2.3.3.3工作时应穿工作服,禁止穿短衣服和把衣袖卷起来。衣袖要小,并在手腕处扣住。女值班员不穿裙子工作,应将辩子卷在帽子内。
2.3.3.4工作时要特别慎重,不使衣服及擦试材料被机器挂住,用浸湿的酒精布擦试时,地点必须选择适当,使火花不落到布上引起燃烧。
2.3.3.5碳刷调整应由有经验的值班员但任,并有两人在场,更换电刷应停机由维护人员承担,可不使用工作票。
2.4 绝缘电阻的测量及允许值
2.4.1 测量中的注意事项:
2.4.1.1测量前先检查发电机出口断路器及出口隔离刀闸应断开;
2.4.1.2测量发电机绝缘电阻时应由两人担任,测量时使用的摇表外壳必须接地;
2.4.1.3所用摇表完好,引线及接线端头完好安全可靠,摇测定子用1000-2500伏摇表,转子回路用500伏摇表;
2.4.1.4验明无电压后,确实证明被测设备上无人工作,方可进行;
2.4.1.5在测量中禁止他人接近被测设备及连接部分,测量用的导线应使用绝缘导线,其端部应有绝缘套;
2.4.1.6在测量绝缘前,必须将被测设备对地放电2分钟;
2.4.1.7在带电部分附近测量绝缘电阻时,测量人员和摇表的安放位置必须选择适当,保持安全距离,避免摇表的引线支持物触碰带电部分;
2.4.1.8测量时应先将绝缘导线接到接地端,再接到被测设备上,摇表必须放平,转速要均匀,每分钟120转;
2.4.1.9测得的数据应填入在绝缘记录簿内。
2.4.2 摇测顺序:
2.4.2.1测量定子回路时,先将其对地放电;
2.4.2.2接好表计的两根线,注意端头位置正确,将摇表放平稳,将L端与定子回路一点接好,用另一端与正端作好达接准备,两根引线不得绞在一起;
2.4.2.3一人均匀的摇表,每分钟达120转,另一人将被测设备达接,从此时算起15秒和60秒填记数据;
2.4.2.4测量完毕将回路对地放电后,将表计引线拆下。
2.4.3 发电机定子绕组绝缘电阻允许值:
2.4.3.1绝缘电阻随温升而降低,为使测出的数据能与上次测量的数值相比较,若测得的绝缘数值较上次降低1/3-1/5时,则认为绝缘不良,必须进行干燥;
2.4.3.2由于各次摇测的温度不相同,统一的绝缘电阻应换算为75℃时的绝缘电阻时;
R75 = 计算结果与额定电压之比每千伏应大于或等于1兆欧;
式中:R75为75℃时的绝缘电阻(兆欧)
Rt为实测值
t为摇测时温度
2.4.3.3根据吸收比值判断发电机定子绕组是否受潮。
                   K=
若K≥1.3以上为正常,若K<1.3时,则认为定子线圈受潮,需要干燥。
2.4.4 转子绕组和励磁回路绝缘电阻允许值:
2.4.4.1转子绕组和励磁回路应一起进行测量,只有发现问题和检查时才分开测量;
2.4.4.2全部励磁回路的绝缘电阻不应小于0.5兆欧;
2.4.4.3发电机运行时,励磁回路的绝缘电阻值可由装在返回屏上的励磁回路电压表来测量;                 
计算公式为:R=Rv(  -1) 10-6兆欧
式中:
R为绝缘电阻
RV:直流电压表内阻(欧)
V:转子电压表(伏)
V1:励磁回路正极对地电压(伏)
V2:励磁回路负极对地电压(伏)
2.5 备用机组维护及注意事项:
2.5.1 备用中的发电机及其全部附属设备,应进行必要的维护与检查,每班检查一次,使其经常处于完好状态,随时能立即起动。
2.5.2 发电机及其附属设备在备用中不得进行检修,如有必要须经上级主管同意办理工作票手续,起动前可以不做绝缘电阻的测量及断路器、灭磁开关联锁试验。
2.5.3 如停机超过一星期后,则每两天须测量绝缘电阻,根据情况,顶转子一次,240小时后做断路器及灭磁开关联锁试验。
2.5.4 备用机组静子铁芯温度不得低于5℃,长期备用中应采取适当的措施防止线圈受潮。
2.5.5 停机后转为备用的发电机组,PT刀闸及熔断器可以不拉开和取下,保护联接片不切除,有关合闸保险不取下。
2.5.6 检查励磁机、整流子、转子滑环、电刷、永磁机、发电机各部及断路器、仪表、二次设备等应完整清洁。
2.5.7 各轴承油位及调整器油压、气压、均应正常,其他应按正常运行的机组进行维护与检查。
2.6 1F-2F定子FLa氟冷系统运行
2.6.1 机组运行前,打开四个冷凝器的冷却水阀门。机组带负荷后,冷凝器压力表指示逐渐升高,当压力超过0.03兆帕/厘米2时,打开顶部的排气阀排气,压力逐渐下降至0,空气排完,随即关闭排气阀。
2.6.2 发电机正常运行时,压力表在零左右,一般负荷电流大,表压力在0-0.05兆帕/厘米2,负荷电流小,表压力在0兆帕/厘米2以下,均属正常情况,如压力偏高,应检查冷却水路是否畅通,如水量正常,则说明空气未排净必须再排一次。
2.6.3 如发生冷却水中断故障,监视压力表,只要压力不超过0.25兆帕/厘米2,系统仍能正常工作,若压力过高,应减少负荷,以免冷却系统受损。(出厂试验证明,额定电流输出时,断水时间半小时,压力升高0.03兆帕/厘米2)。
2.6.4 如发生冷却系统破环的故障,FLa大量泄漏,应立即打开抽风机,将气抽出厂房。工作人员不要进入最底层区域,以免发生缺氧。
2.6.5 FLa灌入法:
2.6.5.1关紧下环管的放液阀;打开任一放气螺塞。
2.6.5.2将上放气孔与FLa筒的管相连;打开阀门。
2.6.5.3将氮气瓶出口与FLa筒的管相连。
2.6.5.4少许打开氮气瓶阀,这时可以看到管中有FLa留入机内冷却系统。(注意压力不能超过0.05兆帕/厘米2,否则FLa筒要变形破损)。
2.6.5.5当冷凝器的液面计中,却好看到液体,就完成充液,并堵住冷凝器上的放气孔;关闭上部的进液阀。
2.6.5.6 FLa筒的两管用软管连结封死;或换封盖,以免漏气。
2.6.6 FLa放出法:
2.6.6.1将下环管的放液阀与FLa筒管相连;
2.6.6.2将FLa筒的管与上环管阀(或与放气孔相连);
2.6.6.3打开上两阀,FLa就自动流入筒内。
2.7 1F-2F定子绕组FLa氟内冷却系统运行维护监测
2.7.1 起动与运行
2.7.1.1机组起动前冷却系统冷凝器进、出水阀开起,冷却水压正常;
2.7.1.2集气管放气阀处于全关位置;
2.7.1.3电接点压力表报警信号指针整定在0.15MPa/cm2,停机信号指针整定在0.25Mpa/cm2
2.7.1.4下环管放液阀关闭良好;
2.7.1.5 FLa液位显示正常,一般机组在停机态液位应保持在90-120cm左右,每次开1#机前,由运行人员记录介质冷态时的液面,由机电公司根据液面计算出介质的消耗量, FLa的加液情况、耗量及回收量等。          
2.7.1.6上述项目检查正确无误后,才可起动机组及带负荷运行;
2.7.2 正常运行
2.7.2.1冷却系统内空气的排除,机组带负荷后,若冷凝器压力表逐渐升高,当压力超过0.05Mpa/cm2时,可缓慢打开集气管的放气阀,使压力逐渐下降到0.01MPa/cm2左右,然后关闭放气阀,空气排除一般只在补液后进行。
2.7.2.2发电机带负荷运行时,冷凝器表压力在0.02-0.05 MPa/cm2,负荷低时,表压力为0而液面稳定属正常情况,机组在并网运行中液位应保持在120-150cm左右,并加强监视机组的定子温度变化情况,温度一般不超过95℃;
2.7.2.3运行中冷却介质微量漏液是允许的,当发电机带额定负荷,冷凝器表压在0.05 Mpa/cm2;以下时,每昼夜整个冷却系统的耗量不超过冷却回路灌液量的0.4%为合格;
2.7.2.4一般情况下不允许将氟冷系统转为空冷运行。只有当出现大量漏液,使冷却系统不能正常运行,而短期又无法修复的情况下,方可转为空冷运行;
2.7.2.5空冷运行必须具备的条件是:
2.7.2.5.1空冷运行前,应将冷却系统内剩余的氟利昂全部排除;
2.7.2.5.2空冷运行前,应检查发电机定子绕组对地绝缘,并符合在75℃时,各相对地绝缘电阻不低于6欧,吸收比R60/R15秒大于1.3,各相间绝缘电阻的不平衡系数不大于2;
2.7.2.5.3空冷方式运行时的出力限制,应以定子绕组中埋入式电阻温度计所测得的最高温度不超过120℃,且聚器氟乙烯管接头最高温度不超过90℃为限。
2.7.3 日常监测
2.7.3.1应经常检查冷凝器液位是否正常,如在负荷不变情况下,冷凝器液位迅速增高,可能冷凝器水管产生漏水;相反表明氟冷系统漏液严重,立即检查原因并进行处理;
2.7.3.2观察各冷凝器压力是否正常,当负荷不变时,若冷凝器压力迅速升高。有可能冷却系统漏液严重,应及时检查处理;
2.7.3.3如各冷凝器的出水温度超过2℃,说明各冷凝器水量分布不均,若冷凝器进、出水超过5℃,说明冷凝器水量太少,上述情况发生后,均应进行调整。
2.7.4 液位计观察及温度监视
2.7.4.1运行中应定期观察液位计是否正常,以确定是否有严重的漏液产生;
2.7.4.2每次停机时应记录液位高度,以判是否漏液并确定是否补液或检查处理;
2.7.4.3定期监测定子绕组及铁芯温度,当负荷不变时,上述温度迅速增高,有可能是系统故障或者漏液严重,应查出原因并处理;
2.7.4.4定期监测定子空气冷却器出风温度(即冷风温度),要求不得超过35℃,否则应限负荷运行或设法增大空气冷却器水量。
2.8副机系统运行监视说明:
2.8.1大寨电厂采用副发电机方式增容,其特殊结构和并网方式,使副发电机并网后不存在机组的机电暂态稳定问题和电压稳定问题,副发电机运行稳定性取决与大机组的运行工况。但是,并网运行后的副发电机与其它独立运行的发电机运行完全不一样,主、副发电机并网运行后,除了电气方面的电磁联系外,还有机械上的直接联系(同轴)。因此,机组除了对并网方式要求较高外,还对相应的保护装置和保护功能要求较高。
2.8.2主、副发电机正常运行时,并入同一电网,电磁方面具有相同的运行频率,机械上相同的转速,因此,机组运行稳定。但是一旦系统故障,一个系统解列使主、副发电机在两个系统,电磁上失去联系,且主发电机的转动惯量GD2远远大于副发电机的转动惯量GD2。解列后副发电机运行频率强制性与主发电机频率相同。为了保证主、副发电机的安全和减少对电网的影响,要求配备完善的保护装置和措施,具体要求如下:主发电机跳闸或解列,必须将对应的副发电机同时跳闸或解列;电网故障出现35kV侧低频、低压、高频、高压,则快速成解列并网运行的所有副发电机601X~606 X开关;
2.8.3改变主、副发电机任一机组的有功和无功时,将引起机组转轴相位角的变化,由于两机功率角的变化是恒定的,从而导致另一机组的有功和无功功率发生变化。
2.8.4主、副发电机采用不同电压等级并网,两发电机机端电压存在相位角差。两机组的有功功率分配比例需通过调整初相角差来调整。
2.8.5主、副发电机共有同一个调速系统,机组运行功率相互之间有关联。正常运行时,改变发电机输入功率,主、副发电机的功率将同时按一定关系相应变化。但是,当主发电机解列后会造成副发电机严重过载,而副发电机解列后会造成主发电机负荷增加。
2.8.6改变发电机组的输入功率,不仅会改变主、副机组的有功功率,而且还会引起主、副机组的无功功率向反面变化。
2.8.7分别调整主、副发电机组的劢磁,不仅会造成机组的无功变化,而且还会引起主、副发电机的有功进行重新分配。
2.8.8.1副机系统中,保护联跳原则采用分级跳闸,具体动作如下:
2.8.8.2主机油开关跳闸,联动断开当机的副机油开关。
2.8.8.3副机单元变压器事故跳闸,必须跳本单元的副机油开关。
2.8.8.4副机断路器跳闸联跳本机灭磁开关,灭磁开关跳闸联跳本机断路器。
2.8.8.5 35 kV母联323DL保护动作跳闸联跳324DL;副机35 kV母联324DL动作跳闸必须联跳5#、6#副机出口断路器、103DLx。
2.8.8.6副机10kV系统103DLx跳闸必须联跳102DLx、101DLx;
2.8.8.7 102DLx、101DLx跳闸必须联跳机副机系统604DLx、603DLx、602DLx、601DLx断路器。
 
第三章  微机励磁系统运行维护
 
3.1微机励磁装置说明
3.1.1大寨电厂1#、2#机励磁系统由南京南瑞集团公司(原南京自动化研究所)电气控制公司的一台SAVR-2000型双微机励磁调节器、一台FLZ双桥可控硅整流器柜和一台FLM灭磁及开关柜组成。
3.1.2大寨电厂3#-6#号机组励磁系统采用国家电力公司电力自动化研究院(南瑞集团总公司)生产的SJ—800型微机励磁调节装置、FLZ500/M型可控硅整流装置。
3.1.3副机励磁为WLC-1000 PCC励磁装置,由可控硅功率回路,灭磁回路和PCC型励磁调节器等部分组成,广泛应用于各类同步发电机组,满足机组不同运行工况对励磁系统的要求。当机端电压大于额定电压的130%时,励磁控制器将a输出值置为空载输出值a0,并进行逆变灭磁或发出FMK信号,强行关断励磁,进行停机处理。
3.1.4可控硅励磁装置具有逆变灭磁和灭磁开关灭磁两种灭磁功能,在正常停机且功率回路为全控桥时使用逆变灭磁,逆变灭磁失败自动转灭磁开关灭磁。机组或励磁系统故障时由灭磁开关直接快速灭磁。
3.1.5可控硅励磁装置供电电源采用交直流两用的逆变电源模块,供电电源为AC/DC220V确保了供电的可靠。
3.2微机励磁装置正常运行监视
3.2.1 调节柜数显板上的开机指示灯应点亮,无故障指示;
3.2.2励磁调节柜上无故障指示,工作状态指示正常;
3.2.3 机组监控屏和上位机无励磁故障信号及简报信息;
3.2.4检查励磁调节装置交直流供电正常;
3.2.5观察调节器柜上的表计指针指示应稳定,无明显晃动;
3.2.6操作显示面板显示正常,表计指示无跳动现象;
3.2.7功率柜无异常声音和异常气味,风机运行正常;
3.2.8灭磁开关联跳连片投入:主机灭磁开关联跳主机油开关的电源小空开又在发电机温控盘上,副机灭磁开关联跳副机油开关的电源小空开在副机励磁盘上;
3.3主机励磁参数整定
3.3.1定子电压、转子电流给定值上下限
项目
定值
机组号
空载电压给定%
空载电流给定A
负载电压给定%
负载电流给
A
下限
上限
下限
上限
下限
上限
下限
上限
1#、2#机
5
120
10
430
90
110
310
850
3#--6#机
5
120
10
260
80
120
200
540
 
3.3.2主机触发角范围
项目
1#、2#机组
3#-6#机组
上限
下限
上限
下限
触发角
300
130
150
1300
 
3.3.3主机过欠励限制范围
项目
1#、2#机组
3#-6#机组
有功(MW)
无功(MVar)
有功(MW)
无功(MW)
过励
P=0
Q=6.20MVar
P=0
Q=6MVar
P=Pn
Q=6.2MVar
P=Pn
Q=6MVar
欠励
P=0
Q=-1MVar
P=0
Q=-2MVar
P=Pn
Q=-1MVar
P=Pn
Q=-1MVar
 
3.3.4 1#、2#机组V/F限制定值机端电压频率低于47.5Hz时,V/F限制开始作,低于45HZ时逆变灭磁;3#-6#机组V/F限制定值机端电压频率低于47.5HZ时,V/F限制开始动作,低于42HZ时逆变灭磁。
3.3.5  1#、2#机组调差系统KTC=3%;3#-6#机组调差系统KTC=-3%
3.4励磁方式及操作说明:
3.4.1主机励磁整流柜内下列开关、按钮、保险的功能名称:DK1是励磁风机主电源开关,DK2是励磁风机备用电源开关,DK3是励磁风机手动/自动切换开关,DK4是励磁调节脉冲开关,DK5是阻容吸收装置开关;K1是灭磁开关操作电源开关,K2是初励电源开关,K3是灭磁开关合闸电源开关;AN1是过电压复归按钮,AN2是初励按钮。励磁调节柜显示面板上所有切换把手在机组正常运行中,除“A/B通道切换把手”置“ A”位置、“远方/现地通道切换把手”置“现地”位置外,其余均置切除位置,在升压前必须检查逆变灭磁把手在切除位置。
3.4.2励磁同步方式:1#、2#机组励磁装置采用阳极同步,3#--6#机组励磁装置采用PT同步。
3.4.3主机的励磁方式有:恒电压、恒电流、备励等方式,正常运行置恒电压方式。
3.4.4 1#、2#机组励磁由于励磁电流较大采用双桥输出,若出现单桥故障应限负荷运行。
3.4.5微机励磁调节装置正常调节说明:操作均可在中控室或励磁装置上进行。
3.4.5.1当发电机空载时,操作“加”、“减”按钮,可对机端电压进行调节。
3.4.5.1当发电机并网后,操作“加”、“减”按钮,可对无功功率进行调节。
3.4.5.1当调节器置手动方式时,操作“加”、“减”按钮,可对励磁电流进行调节。
3.4.5.1正常停机时,接受到停机命令后,调节器自动进行逆变灭磁。
3.4.5.1事故停机时,直接分灭磁开关灭磁。
3.4.6 1#、2#机组励磁装置手动开机操作步骤:
1.      检查组励磁风机交流电源开关在合闸位置;
2.      给上励磁回路操作小保险61RD±;
3.      合上调节盘后多用插座,励磁装置盘后钮子开关给上;
4.      给上A,B套工作电源;
5.      检查机端PT、励磁变压器出口刀闸在合位置;
6.      合上FLZ柜上、下桥直流输出刀闸;
7.      合上FLZ柜上、下桥阳极开关;
8.      合上初励电源开关K2(FLM柜后);
9.      合上FLZ柜上下桥阳极开关;
10.  合上FLZ柜DK1-DK5梅兰开关,视风机运行正常;
11.  合上灭磁开关;
12.  视机组空转正常后,在savr-2000调节器上操作“手动开机”,装置就自动升压至额定;
3.4.7 1#、2#机组励磁装置零起升压步骤:
1.      将主机CPU“调试”“运行”开关置“调试”位置;
2.      前11项与手动一致;
3.      在设置窗上点控制使能,然后按确认,按步骤操作,使0变为1后点电流闭环,然后按确认,使0变为1,在主控窗中看到电压给定值跟踪测量值,再到设置窗点电流闭环,然后按确认,使1变为0;
4.      回主控窗,按手动增按钮,增加给定值到20%左右,待转速到95%以后,按手动开机按钮,建立到20%,按手动增磁按钮升压到额定。
5.      在设置窗上切除电流闭环,自动恢复电压闭环;
6.      点击设置窗上点控制使能,然后按确认,使1变为0;
7.      将主机CPU“调试”“运行”开关置“调试”位置。
3.4.8 3#-6#机组励磁装置手动开机操作步骤
1.      检查组励磁风机交流电源开关在合闸位置;
2.      给上励磁回路操作小保险61RD±;
3.      合上调节盘后电源,励磁装置盘后钮子开关给上;
4.      给上A,B套工作电源;
5.      检查机端PT、励磁变压器出口刀闸在合位置;
6.      合上励磁调节装置面板电源;
7.      合上励磁功率柜后的阳极开关;
8.      合上初励电源开关K2
9.      合上励磁功率柜上DK1-DK5梅兰开关,视风机运行正常;
10.  合上灭磁开关;
11.  视机组空转正常后,在励磁调节装置调节器上操作“手动开机”,装置就自动升压至额定;
12.  切除“手动开机”把手。
3.4.9 3#-6#机组励磁装置零起升压步骤:
1.      前10项与手动一致;
2.      将机组开启空转至额定转速;
3.      投入本机“电流闭环”把手,视励磁给定值为零后切除该把手;
4.      用手动增磁按钮增磁至励磁输出指针达5%—10%左右;
5.      投入本机“手动开机”把手;
6.      用手动增磁按钮缓慢将本机电压升至额定;
7.      切除本机“手动开机”把手。
8.      在在励磁调节装置调节器上切除电流闭环,自动恢复电压闭环;
3.4.10主机励磁装置自动开机操作步骤:
1.      前面检查项目与手动开机一致;
2.      在顺控盘上操作“空载”按钮,并确认,或在中控室操作“空载或自动发电”操作按钮即可。
3.4.11主机励磁正常停机:
1.      给停机令,机组解列;
2.      调节器自动灭磁;
3.      注意正常停机时,励磁系统开关、刀闸均不需要断开。 
3.4.12副机励磁系统运行起励方式及操作
3.4.12.1恒压正常起励:在恒压方式且非试验状态下起励。在这种方式下,电压给定Ug为额定电压,合灭磁开关,待机组转速接近额定值(转速继电器带电),按起励按钮使机组起励建压。起励后的发电机电压等于额定电压。
3.4.12.2恒压起励试验:按下调节器面板上的[试验按钮]键,其左上方的LED点亮,用增减按钮调整电压给定Ug为50%的额定电压,合灭磁开关,待机组转速接近额定值(转速继电器带电),按起励按钮使机组起励建压。
3.4.12.3恒励磁电流起励:在恒励磁电流方式(即手动方式)下起励。起励前将调节器切至手动,在这种方式下,励磁电流给定Ilg为10%的额定电流,合灭磁开关,待机组转速接近额定值(转速继电器带电),按起励按钮使机组起励建压。起励后的励磁电流等于10%的额定电流。
3.4.12.4副机励磁自动投入操作:发电机转速达到100%ne时,操作灭磁开关处于合闸位置;按下起励按钮,在调节器的作用下,机端电压升至设定值。启励操作可在中控室,也可在励磁装置上进行。
3.4.13副机励磁盘监视操作说明
交流电压表:     用于显示发电机机端电压
直流电流表:     用于显示励磁电流
直流电压表:     用于显示励磁电压
起励按钮:       用于手动起励操作
合灭磁开关按钮: 用于机组启动前手动合上灭磁开关
分灭磁开关按钮: 用于试验和一些紧急情况时手动跳开灭磁开关
起励灯: 起励按钮按下时此灯亮
灭磁开关合闸灯: 指示灭磁开关处于合闸位置
灭磁开关分闸灯: 指示灭磁开关处于分闸位置
直流电源灯:     直流220V电源投入且正常时此灯亮
交流电源灯:     交流220V电源投入且正常时此灯亮
3.4.13副机励磁事故信号组成 :过电压130%;触发脉冲消失;同步脉冲消失;机频信号消失。
3.4.13副机自动跳灭磁开关原因:有励磁事故信号,逆变失败,空载时励磁电流大于额定的60%(触发脉冲不同步)
 
 
第四章 发电机的异常运行及故障处理
 
4.1 发电机在并网运行中,可能会出现的异常大致有以下几种:
4.1.1发电机发生振荡;
4.1.2对称过负荷运行(定)、不对称过负荷运行(定);
4.1.3转子一点接地,发电机定子接地保护;
4.1.4电压互感器断线;
4.1.5操作回路故障;
4.1.6功率柜故障、调节柜故障;
4.1.7微机保护装置故障;
4.1.8碳刷跳火。
4.2 发电机在并网运行中,所发生的异常故障种类较多,值班人员应根据当时的异常现4及音响信号,做到准确判断、稳妥处理,严禁盲目从事,使故障扩大为事故。
4.3 发电机发生振荡和失步的处理:
4.3.1.1发电机振荡的现象:
4.3.1.2定子电流表指示超出正常值,且往复剧烈摆动。
4.3.1.3定子电压表和其它母线电压表指针指示低于正常值,且往复摆动。
4.3.1.4有功负荷与无功负荷大幅度剧烈摆动。
4.3.1.5发电机发出有节奏的鸣声,并与表计指针摆动节奏合拍。
4.3.1.6转子电压、电流表指针在正常值附近摆动。
4.3.1.7低电压继电器和过负荷保护可能动作报警。
4.3.1.8在控制室可听到有关继电器发出有节奏的动作和释放的响声,其节奏与表计摆动节奏合拍。
4.3.1.9单机失步引起的振荡与系统振荡的区别:失步机组的表计摆动幅度比其它机组表计摆动幅度要大,失步机组的有功功率表指针摆动方向正好与其它机组相反,失步机组有功功率表摆动幅度可能满刻度,其它机组在正常值附近摆动;系统性振荡时,所有发电机表计的摆动是同步的。
4.3.2发电机振荡和失步的原因:
4.3.2.1系统静态稳定破坏。这往往发生在运行方式的改变,使输送功率超过当时的极限允许功率。
4.3.2.2发电机与电网联系的阻抗突然增加。
4.3.2.3电力系统的功率突然发生不平衡。(大容量机组突然甩负荷,某联络线跳闸,造成系统功率严重不平衡。大机组失磁,从系统吸取大量无功功率,使系统无功功率不足,系统电压大幅度下降,导致系统失去稳定。)
4.3.2.4原动机调速系统失灵。原动机调速系统失灵,造成原动机输入力矩突然变化,功率突升或突降,使发电机力矩失去平衡,引起振荡。
4.3.2.5发电机运行时电势过低或功率因数过高。
4.3.2.6电源间非同期并列未能拉入同步。
4.3.3发电机震荡或失步的处理:
4.3.3.1立即增加发电机的励磁电流。提高发电机电压,增加功率极限,提高发电机稳定性以利于恢复同步;
4.3.3.2要是由于单机高功率因数引起,因发电机端电压降低,使励磁电流会大大增加,则应降低有功功率,同时增加励磁电流,以利于发电机拉入同步;
4.3.3.3如是单机失步引起的振荡,采取上述措施经一定时间仍未进入同步状态时,根据现场规程规定,应将机组与系统解列,待振荡消除后,再与系统并列。
4.3.3.4当振荡是由于系统故障引起时,应立即增加各发电机的励磁电流,并根据本厂在系统中的地位进行处理,振荡时间由中调决定,未得中调命令,不得将机组解列,以上处理,必须在系统调度统一指挥下进行。
4.4 发电机的过负荷运行
在系统故障情况下,允许发电机静子线圈在短时间内过负荷运行,同时也允许转子有相应的过负荷,即称事故过负荷。事故过负荷时定子电流值及允许持续时间见下表:
(注:1#、2#机系氟冷试验机组,过负荷电流及时间厂家和相关规程均无明确规定,因而参照空冷机组规定执行)。
过负荷电流与额定电流比   值
1.1
1.15
1.2
1.25
1.3
1.4
1.5
(3#—6#机)过负荷电流(A)
1260
1320
1380
1440
1540
1620
1740
(1#、2#机)过负荷电流(A)
1158.8
1239.7
1293.6
1347.5
1401.4
1509.2
1617
允许持续运行时间(S)
60
15
6
5
4
3
2
 
4.4.1机组过负荷现象:
4.4.1.1上位机报相关简报信息;;
4.4.1.2中控室上位机发出故障告警,故障光字牌点亮;
4.4.1.3微机保护盘上对称过负荷运行(定)或不对称过负荷运行(定)故障灯点亮;
4.4.1.4定子电流表指示超过额定值,母线电压降低,有功和无功负荷增大,转子电流也会增大。
4.4.2机组过负荷处理:
4.4.2.1机组正常过负荷,值班人员方可按规定调整机组运行参数
4.4.2.1当系统发生故障使发电机过负荷时,在1min内值班人员不得干涉机组运行,一分钟后值班人员方可按规定调整机组运行参数,并可按调度的命令切除部分地区负荷;
4.4.2.2机组过负荷运行期间,应加强对发电机各温度、振动情况的监视。
4.5 发电机转子一点接地故障
4.5.1现象:
4.5.1.1上位机报相关简报信息;                                                                          4.5.1.2中控室上位机发出故障告警,故障光字牌点亮。
4.5.1.3微机保护对应机组转子一点接地故障灯点亮。
4.5.2处理:
4.5.2.1首先应复归信号,复归CPU1的信号复归按钮;
4.5.2.2若信号复归不了,用本机62QK切换开关,判断接地情况,通知维护人员进行检查处理;
4.5.2.3故障暂时处理不好,及时向调度和有关领导汇报,要求停机处理;
4.5.2.4如因系统负荷需要,暂时不准停机时,须取得调度和有关领导同意。在此期间应严密监视该机的运行情况,如发现励磁电流突然增大、功率因数升高甚至进相,定子电流增大、电压降低、机组剧烈振动,说明机组已发生两点接地,应立即将机组解列停机;
 
4.6 PT断线故障
4.6.1现象:
4.6.1.1上位机报相关简报信息;
4.6.1.2中控室上位机发出故障告警,故障光字牌点亮。
4.6.1.3机组励磁调节屏上有相应PT故障灯点亮;
4.6.1.4励磁调节屏上通道故障灯点亮;
4.6.1.5微机保护对应机组PT断线故障故障灯点亮。
4.6.2处理:
4.6.2.1当调节器有一套发PT断线信号时并不影响机组的正常运行(但不能长期运行),不必急于更换保险。当调节器A(B)两套都发PT断线信号时,必须立即将机组解列,将励磁调节器退出运行,投逆变灭磁将励磁减为零;
注意:现1#—6#机微机励磁装置的A套电源取自励磁用PT,B套电源取自仪表、保护用PT。当A套为主机运行,且B套无故障时,若A套发生故障可自动切换到B套运行;而当B套为主机运行时,即使A套无故障,在B套发生故障时也不能自动切换到A套运行,只有当A(B)两套同时有故障时才会由B套自动切换到A套。所以在平时的运行中若A(B)两套都正常时必须是A套为主机运行、B套作从机运行。
4.6.2.2当发PT断线信号时,先根据A(B)两套的故障指示判断是属励磁用PT还是仪表用PT保险熔断,若是仪表用PT保险熔断,应先检查更换低压保险,若不是低压保险熔断,应将情况立即反映给维护人员,并视情况将机组解列检查更换高压保险;
4.6.2.3在更换高压保险时,刀闸必须拉开,并戴绝缘手套,注意与周围带电部分保持可靠安全的活动距离。
4.7 励磁回路故障
4.7.1现象:
4.7.1.1上位机报相关简报信息;
4.7.1.2中控室上位机发出故障告警,故障光字牌点亮;
4.7.1.3灭磁开关位置指示灯红灯熄;
4.7.1.4励磁调节盘上直流电源指示灯熄灭。
4.7.2处理:
检查更换励磁操作回路小保险61RD±,检查灭磁开关合闸电源是否掉电。
4.8熔丝熔断故障
4.8.1现象:
4.8.1.1上位机报相关简报信息;
4.8.1.2中控室上位机发出故障告警,故障光字牌点亮;
4.8.1.3转子(励磁)电流降低,无功负荷迅速下降,出现进相状态,定子电流升高;
4.8.1.4控制台上可能同时PT二次断线信号。
4.8.2处理:
4.8.2.1迅速将机组有功负荷降低首先将机组负荷减至3MW--1MW;
4.8.2.2有备用励磁的运行机组可投入备励运行,切除主励,带上有功负荷;
4.8.2.3加强监视机组励磁情况,同时通知专业班组维护人员前来处理;
4.8.2.4如果此时励磁系统出现异常,立即将机组解列空转;
4.8.2.5处理好后待主励运行正常后,备励运行的机组切换为主励运行,将无备励运行机组并网运行。
4.9整流柜停风
4.9.1 现象:
4.9.1.1 中控室上位机发出故障告警,故障光字牌点亮,上位机报相关简报信息;
4.9.1.2 机组励磁调节屏上有相应的故障显示;
4.9.1.3 功率柜盘上风机分闸灯点亮或风机运行异常。
4.9.2 处理:
4.9.2.1 减去部分有、无功负荷;
4.9.2.2 根据风机信号判断控制保险是否完好,若信号灯其中一个亮着,说明保险完好,若两个都熄灭,则为RDC熔断,更换即可;
4.9.2.3 若控制保险完好,可能为热藕动作,复归即可,并检查热藕动作的原因(如:风叶脱落、有无异常物等)
4.9.2.4 检查风机动力电源保险是否完好,若有熔断应即时更换;
4.9.2.5 若上述原因都不是,则为回路故障,应及时通知维护人员进行处理。
4.9.2.6严密监视机组励磁情况,如果出现异常,立即将机组解列空转。
4.10 励磁调节柜停风:
4.10.1现象:
4.10.1.1机组励磁调节屏上有相应的故障点亮;
4.10.1.2上位机报相关简报信息;
4.10.2处理:
4.10.2.1机组励磁调节单风机故障短期一般不影响调节装置的正常运行;
4.10.2.2检查控制保险是否完好,
4.10.2.3检查风机动力电源保险是否完好,若有熔断应即时更换;
4.10.2.4若上述原因都不是,则为回路故障,通知维护人员进行处理。
4.10.2.5加强监视机组励磁情况,如果出现异常,立即将机组解列空转。
4.11碳刷跳火故障的处理:
4.11.1运行人员要仔细查看,跳火原因是碳刷过短所至,还是弹簧压力不均恒。前者应通知维护人员作停机更换,后者运行人员应作弹簧压力调整处理;
4.11.2运行人员调整弹簧压力时方法及注意事项:
4.11.2.1方法:手持弹簧座向前推进一齿或两齿使其火花减少或熄灭。
4.11.2.2注意事项:在进行工作时思想要集中;只能一只手操作弹簧座,防止短路;保持脚部有良好绝缘;另一只手不能触碰机壳和拦杆,防止触电;调整时最好减去部分有、无功负荷。
4.12 V/F限制动作
4.12.1现象:
4.12.1.1机组励磁调节屏上有相应的故障点亮;
4.12.1.2上位机报相关简报信息;
4.12.1.2机组低频率跳闸停机。
4.12.2处理:
4.12.2.1保持机组转速至空载;
4.12.2.2断开调节柜装置电源复归励磁停机令;
4.12.2.3投入装置电源,视给定值正常;
4.12.2.4给开机令升压至空载;
4.12.2.5将机组并入系统。
4.13强励限制、过励限制、欠励限制动作处理:在整定范围正常动作不需要人为处理,但是如果动作时间过长仍然不能恢复正常运行,必须监视定子、转子电压、电流,即时调整机组负荷确保机组安全稳定运行。
4.13励磁调节柜通道故障
4.13.1现象
4.13.1.1励磁调节屏上通道故障灯点亮;
4.13.1.2励磁调节装置自动切换为备用通道运行。
4.13.2处理:
4.13.2.1检查故障通道控制电源是否正常;
4.13.2.2检查PT工作是否正常,二次保险是否完好,一次保险更换应将机组励磁转为电流闭环运行,有备励的倒为备励运行,在系统允许的条件下可将机组解列更换;
4.13.2.3若上述原因都不是,则为装置故障,通知维护人员进行处理;
4.13.2.4处理正常后切换至A通道运行。
4.14发电机定子一点接地保护动作
4.14.1现象:
4.14.1.1上位机报相关简报信息;  &nbs, p;                                                                       4.14.1.2中控室上位机发出故障告警,故障光字牌点亮。
4.14.1.3微机保护对应机组定子一点接地故障灯3U。点亮。
4.14.2处理:
4.14.2.1到微机保护装置上先对故障机组进行一次复位看信号是否复位;
4.14.2.2观察上位机监控台上是哪台机组;
4.14.2.3判明接地单元后,观察对应机组AB、BC、CA三相电压;
4.14.2.4若一相电压接近零,其它两项电压不变,则说明是电压互感器保险熔断,此时将机组励磁转为电流方式或解列,拉开YH刀闸作更换保险处理;
4.14.2.5若一相电压为零或接近为零,其它两相升高或等线电压,即认为实属单相接地,则应查明接地点,并通知维护人员进行处理;
4.14.2.6确定接地点后,应到现场寻找接地点。在检查和寻找接地故障点时,必须遵守安规规定,穿好绝缘鞋,室内不得接近故障点4米以内,室外不得接近故障点8米以内;
4.14.2.7设备发生单相接地时,允许运行时间不得超过两小时。
4.15同步发电机不对称运行
发电机不对称运行时,定子三相电流指示互不相等,三相电流差较大,负序电流增大,当不平衡超限且超过规定运行时间时,微机保护盘上对称过负荷运行(定)或不对称过负荷运行(定)故障灯点亮;信号装置对称过负荷运行(定)或不对称过负荷运行(定)光子牌报警信号,发电机温度温度升高。
4.15.1同步发电机不对称运行的原因:
4.15.1.1发电机及其回路一相断开或断路器一相接触不良,系统及发电机不对称短路。
某条送电线路非全相运行,三相阻抗不对称。
4.15.1.2三相负荷不对称,如电力机车、冶金工厂的电炉都会造成三相负荷不平衡。
4.15.2同步发电机不对称的影响:
4.15.2.1负序电流在转子中产生附加损耗与发热烧坏转子。
4.15.2.2负序电流产生附加力矩增加机组振荡。
4.15.2.3负序电流使异步电动机的效率降低,出力减小。
4.15.2.4对通信线路引起高频干扰。
4.15.3同步发电机不对称的处理:
4.15.3.1监视转子的任一点温度不超过容许值。
4.15.3.2监视机械震动不超过容许值。
4.15.3.3监视最大一相定子电流不超过额定值。
4.15.3.4当发电机三相电流超限运行且以上任意一条超限时,应立即降低机组的负荷,使不平衡电流降至允许值以下,然后向系统调度汇报。等三相电流平衡以后,可根据调度命令再增加机组负荷
4.16发电机在并网运行中有功负荷突然消失,定子电流下降,其原因是球阀回路发生接地故障,球阀已自动关闭,发电机变为调相运行。此种情况应通知维护人员尽快查找发处理,若需停机查找,须得中调同意,在故障未消除前,应将导叶开度压至空载位置。
 
 
第五章  发电机事故处理
 
5.1 我厂发电机事故的一般现象是语音报送动作保护名称,机组事故跳闸停机上位机对应机组电气事故光字牌亮,监视界面油开关位置指示灯变绿,有功、无功、定子电流三块表指示为零,发电机可能因突然甩负荷而发出异常叫声。
5.2 当发电机发出较大异常叫声,而且定子电流表的指示指向最大,电压剧烈降低,发电机保护拒绝动作,可判为发电机主开关以内发生了短路,此时值班人员应立即操作本机将故障机组由发电转为停机,如果危急设备安全运行应投入急停把手跳闸停机,如果油开关拒绝跳闸则人为现场手动跳本机油开关,使机组与系统解列。
5.3 发电机自动跳闸后,运行值班人员应立即进行下列事故处理:
5.3.1检查跳闸机组的励磁是否已减为零,若未减为零,应立即投入逆变灭磁将励磁减为零;
5.3.2调整未跳闸机组的各参数值,使其尽快正常;
5.3.3记下事故时微机保护盘上发出的信号以及事故当时各表计变化情况、保护动作信息,为事故分析提供必要的依据;
5.3.4根据信号及保护动作情况迅速判断事故类型,并根据其类型分别作相应处理。
5.3.5事故处理完后,复归掉牌信号及故障光字牌,并填写设备异常记录簿。
5.4 我厂能使机组出口油开关跳闸的电气保护有以下几种:
5.4.1纵联差动保护(自动解列并停机);
5.4.2横联差动保护(3#、5#机装设,自动解列停机);
5.4.3对称过负荷运行(反),简称过电流;
5.4.4不对称过负荷运行(反),简称过电流;
5.4.5过电压保护;
5.4.6失磁保护(目前仅5#、6#用)。
5.5 发电机自动跳闸的原因大概有以下几种:
5.5.1发电机内部故障(如定子线圈相间短路或多层匝间短路、着火等);
5.5.2发电机外部故障(如发电机出口母线和厂用分支线发生短路);
5.5.3保护装置和油开关机构误动作;
5.5.4发电机失磁;
5.5.5水力机械发生事故;
5.5.6值班人员(或工作人员)误操作;
5.5.7单元主变压器事故,保护动作跳闸。
5.6 发电机差动保护动作后的处理:
差动保护(含纵联、横联),它是发电机内部的主保护,其保护范围从发电机未端至出口开关内侧,即电流互感器1LH至7LH之间。当发电机差动保护动作后,运行人员应监视机组自动停机的动作情况,若机组不能自动停机时,则应尽快手动将机组停下,并做如下工作(即处理方法):
5.6.1如果发现机坑内有烟火和燃烧现象,应立即进行喷水灭火。当水灭火装置故障不能投入使用时,值班人员必须设法使用一切能灭火的东西及时扑灭火灾,但不得使用泡沫灭火器或沙子进行灭火;
5.6.2利用温度巡测装置检测定子绕组和铁芯的温度,检查发电机内部发热情况;
5.6.3拉开发电机出口母线刀闸,对其保护范围(母线)进行详细检查,有无短路现象;
5.6.4打开发电机盖板,对发电机定子绕组的端部进行细致的外观检查,从窥视孔观看发电机线圈内部是否有异常现象;
5.6.5拉开发电机PT刀闸,用摇表测量发电机定、转子绝缘电阻值;
5.6.6若经上述检查,都没有在发电机本身及其引线上发现任何故障迹象时,方可认为是发电机差动保护误动作跳开关,此时应将以上检查情况向调度和运行技术负责人及有关领导汇报并通知维护人员进行保护装置鉴定;
5.6.7当得到调度或运行技术负责人论证并下达“可以开机升压”的命令后,起动机组缓慢作零起升压工作,在升压中每升两千伏时,应对差动保护范围内所有设备进行全面外观检查,在升压过程中应严密监视定子电流表反映情况,一切正常后,发电机方可并入电网运行。若在升压时有异常现象,则应立即停机;
5.6.8发电机的零起升压有两种:一是机组本身由零起升压至额定,另一种是跳开主变高压测开关(指单元只有一台机运行),合上本机刀闸和开关,带主变零起升压。(不允许发电机在全电压时向主变充电);
5.6.9发电机零起升压操作只能在电流闭环下或使用备励升压;
5.6.10若在检查中发现下列情况时,禁止起动机组,并将情况及时汇报有关领导:
5.6.10.1发电机室内有烟雾、噼啪声,绝缘胶臭味现象;
5.6.10.2发电机差动保护范围内,瓷套管、瓷瓶、互感器、隔离开关等设备有损伤和放电迹象;
5.6.10.3停机后测得发电机绝缘电阻比以前绝缘电阻(同温度比较下)有明显降低。
5.7 发电机对称(不对称)过负荷运行(反)保护动作的处理:
发电机对称(不对称)过负荷运行(反)保护是发电机内部故障及外部故障的后备保护,其保护范围较广,当其保护动作后,该保护动作机组事故跳闸停机,其处理方法如下:
5.7.1若只跳开主变高压侧(3B还有中压侧)开关,一般情况故障发生在外部,应对其外部进行检查,同时检查其它保护是否动作。若在检查中未发现任何异常现象,可认为是瞬时故障或保护误动作所致,此时可将情况汇报中调及运行技术员,请示将机组并网运行。得同意后,用110KV开关将机组并网运行;
5.7.2若主机开关也跳闸,则应认为故障发生在机组内部(或是出线段上),并可视为差动保护拒绝动作引起。如发电机跳闸后机坑内有烟雾出现,应立即停机灭火,处理方法应按差动保护动作来处理;
5.7.3如果未发现明显现象,可不必停机,先检查该段及其连接的电气设备,是否有短路及损伤现象。若发现明显故障点,应通知维护人员停机进行消除,故障排除后,方可将机组由零起升压并网运行。零起升压方法按差动保护处理方法的进行;
5.7.4若由于某种原因造成机组欠磁或失磁引起过流保护动作时,可立即升压将机组并网运行。
5.8 发电机过电压保护动作的处理:
5.8.1发电机过电压保护动作,其原因一般是机组在满负荷运行中,主变高压侧开关跳开或出线开关跳开,使机组负荷全甩,转速升高,调速器反应迟缓,未能将机组转速迅速控制。强行减磁装置未动或未将励磁减下,而引起发电机组端部电压升高,过电压保护动作,机组出口开关跳闸。
5.8.2发电机过电压保护动作机组事故跳闸停机,此时运行人员在确认是过电压保护动作后,应立即调整机组转速在额定,待故障消除后可及时将发电机并入系统运行。
5.9 发电机失磁保护处理(目前仅5#、6#
5.9.1发电机失磁保护动作的可能原因有:
5.9.1.1灭磁开关(MK)误跳闸;
5.9.1.2人员误碰误动;
5.9.1.3自动励磁调节装置发生故障,输出电流降低或为零。
5.9.1.4励磁回路发生故障(或两点接地),激磁不足。
5.9.1.5机组进相运行时,进相深度达到稳定极限而失步。
5.9.2处理方法:
5.9.2.1监视机组事故跳闸停机过程,不能自动的手动完成;
5.9.2.2属MK误跳闸问题,应及时通知维护人员进行处理,待故障排除后即开机并列;
5.9.2.3若为人员误动误碰,经查明即可开机并列;
5.9.2.4若为自动励磁调节装置故障,应及时通知维护人员进行处理,待故障排除后即可开机并列;
5.9.2.5进相深度达到稳定极限而失步,利用温度巡测装置检测定子绕组和铁芯的温度,检查发电机内部发热情况;
5.9.2.6拉开发电机PT刀闸,用摇表测量发电机定、转子绝缘电阻值;
5.9.2.7将以上检查情况向调度和运行技术负责人及有关领导汇报并通知维护人员进行保护装置鉴定;
5.9.2.8当得到调度或运行技术负责人论证并下达“可以开机升压”的命令后,机组空转后,励磁装置缓慢作零起升压至空载,检查无异常后并网运行没。
5.10 发电机非同期并列处理:
发电机与系统并列,必须具备电压、周波、相位三个相等条件时,发电机方可并入系统,即称同期并列,否则亦称不同期,也就是说,三个条件中任意一个不符时,把发电机并入系统,都称之为不同期(即非同期)并列,发电机严禁使用非同期合闸并列。
当被并列的发电机发生非同期并列时,如发生下列现象,应立即解列停机:
5.10.1机组强烈振动;
5.10.2发电机产生很大冲击电流,而母线电压降低;
5.10.3发电机本体由于冲击力矩的作用,而发出“吼”的声音;
5.10.4定子电流表剧烈摆动。
停机后应检查定子绕组端部有无变形的情况,抗震螺母是否松动,并测量发电机定子绕组绝缘,查明确无损伤后方可再次起动机组,升压并列。
5.11副机系统事故处理:
5.11.1副发电机的一般事故决不能影响主机的安全、稳定运行,若出现副机系统严重事故(烧瓦、定、转子严重短路)视情况将主机解列停机,及时查明原则并通知专业人员前来检查处理。
5.11.2副发电机电流速断动作跳闸时先将副机系统隔离,通知专业人员,适时检查并做出相关试验,摇测定子绝缘合格率,方能与系统并网。
5.11.3副发电机限时过电流动作跳闸,若为副机系统过载引起则检查无异常即可将主机压负荷空载将负机并入系统,若为副机主保护拒动引起则处理同前。
 
 
第六章  发电机的特殊运行方式
 
6.1 发电机调相运行
6.1.1 同期发电机可以作为调相机使用。如果系统内要求有旋转的备用机组,有时作发电机有时作调相机运行,则原动机应随之旋转。此时发电机的起动和平常一样,与系统并列后,即按现场运行规程将水轮机改为无水运行。
6.1.2 发电机进入调相运行有两种方式,即由发电机转为调相运行和按正常方式起动机组。
6.1.3 不论采用何种方式并列后,机组在送出无功负荷,调相机组的励磁电流不得超过额定值。
6.1.4 发电机转调相运行可在机组并列后进行,调相运行的机组按正常运行的机组进行监视检查及维护。
6.1.5 调相运行必须具备和满足低压储气罐的压力正常,保持在额定值内,各阀门处于正确位置,电磁配压阀动作应灵活可靠。
6.1.6 由发电机转为调相机运行操作:
6.1.6.1在调速器上操作手动把手将导水叶关闭;
6.1.6.2监视关闭球阀;
6.1.6.3监视具动作情况;
6.1.6.4视转子电流不得超过额定值;
6.1.6.5监视压水空气电磁阀动作情况,拒动时手动帮助;
6.1.6.6检查漏气情况,如漏气严重,汇报值班负责人,根据情况再转发电运行。
注:我厂调相压水装置,因长年失修,现已难能实现设计要求。故在机组需进行调相运行时(无水时),只要关闭导叶,使发电机只发无功,不发有功,不需进行压水系统操作。
 
6.2 3#~6#发电机进相运行
6.2.1 为改善系统电压质量充分发挥我厂六台机组的经济效益,解决我厂电压偏高危及电气设备安全运行状况,经省局有关单位在我厂做了3F发电机进相试验及3F、4F、5F、6F发电机同时进相试验证明,当机组最大出力在9000KW下,进相深度COSф=0.7时,距发电机失步时的功角尚远,进相运行调压效果好。
6.2.2 3#、4#、5#发电机进相运行额定参数:
6.2.2.1发电机定子电流不得超过1148A;
6.2.2.2进相深度单机COSф不低于0.5;当低于0.7时,根据发电机定子电流不超过额定值,应调整有功出力,但在汛期不得采用加深一台机组进相深度减少有功出力的运行方式来改善电压质量,应采用两台机组或四台机组同时进相运行的方式来保证电压质量。
6.2.2.3 6.3KV三段母线任何一段的母线电压不应低于6KV;
6.2.2.4 3#、5#机的定子温度不得超过120 ℃,4#机最高不得超过112℃。
6.2.2.5定转子冷却风温控制在35℃以下,但不得低于25℃。
6.2.3 由迟相转为进相运行的操作
6.2.3.1操作励磁增减按钮缓慢的减少励磁电流,此时有功功率表指示不变,励磁电压、电流、无功功率、定子电流、电压相应降低;
6.2.3.2继续减少励磁电流,当无功表指示为零时,定子电流表指示减少到一定值;
6.2.3.3再减少励磁电流时,发电机开始进相运行,励磁电流、电压继续降低,无功功率表反向指示增加,定子电流增加,定子电压继续降低;
6.2.3.4根据110KV母线电压和进相运行机组台数调整本机运行工况。
以上操作过程中的参数变化情况见表3#机有功功率P=9000KW,调整功率因素COSф(包括进相和迟相)。机组参数变化情况见一览表。
6.2.4 由进相转为迟相运行的操作:
6.2.4.1操作励磁增减按钮增加励磁电流,无功功率表反向指示降低,定子电流减小,电压升高;
6.2.4.2继续增加励磁电流时,无功功率表指示为零,励磁电压升高,定子电流降低到一定值时,定子电压升高;
6.2.4.3再继续增加励磁电流时,发电机进入迟相运行状态,励磁电流、电压升高、无功功率、定子电流、电压都将升高;
6.2.4.4根据110KV母线电压及各机组的无功负荷分配情况调整本机运行工况。
6.2.5发电机由迟相转进相运行,虽属调节机组运行参数操作,但应执行监护制,履行操作票手续,操作时必须缓慢进行。;
6.2.6 发电机进相运行时的故障处理:
6.2.6.1发生系统振荡时,应迅速增加进相运行机组的励磁电流,使母线电压提高到最大允许值;
6.2.6.2单机振荡时,应迅速增加振荡机组的励磁电流,如增加励磁电流振荡仍存在,定子电流已达1148安的情况下,减少有功负荷,采取增加励磁减少有功负荷的措施还不能消除时,按发电机现场运行规程发电机振荡进行处理;
6.2.6.3不论是系统振荡或单机振荡,强行励磁动作后,一分钟内不进行干涉,一分仲后按发电机现场运行规程发电机过负荷进行处理;
6.2.6.4 3#、4#、5#、6#发电机组的其中任何一台调整为进相运行时,不受发电机现场运行规程第2.1.3.3和2.1.3.4的限制;
6.2.6.5发电机转入进相运行时,未在此节作明确规定的参数、技术条件和其它运行维护工作以及事故处理按发电机现场运行规程执行;
6.2.6.6 3#、4#机包括其中的任一台进相前,1#、2#机组励磁装置的备用电源要切至厂用Ⅰ段母线上;
附表:3#发电机有功功率为9000KW迟相、进相程度不同时机组有关参数变化表(实测)。
    参
 参  数
      名
运  数 称     
 行
   方
     式
COSф
Q
KVAR
UL
(V)
IL
(A)
IP
(A)
U
KV
110KV
UP
(V)
δ
T
(℃)
迟相
0.8
6750
6690
971
465
126.0
202
17.5
84
0.9
4402
6624
873
400
125.5
162
19.0
82.5
1.0
0
6540
803
298
125.3
110
23.5
80.0
进相
0.9
-4451
6360
927
223
124.7
78
30.5
79.0
0.8
-6728
6210
1043
181
122.1
62
39.5
81.0
0.7
-9116
6180
1193
153
122
52
47.5
84.5
 
6.2.7 多机进相运行时应基本平衡各机进相深度,迟相机的无功负荷也应调节适当,以保证所有机组能稳定的运行。
6.2.8运行中分析发电机进相运行:当发电机励磁系统故障或人为降低发电机的励磁电流过多,使发电机由发出感性无功功率变为吸收系统感性无功功率,定子电流由滞后于机端电压变为超前于机端电压运行。
6.2.9发电机进行运行时,运行人员应注意的问题:
6.2.9.1静态稳定性降低,由于励磁电流降低,发电机定、转子磁极间用以拉住的磁力线减少,就容易失去稳定,可能在某一进相深度时达到稳定极限而失步。
6.2.9.2端部漏磁引起定子端部温度升高,发电机端部的漏磁较迟相运行时增大,会造成定子端部铁芯和金属结构件的温度增高,甚至超过允许的温度限植。
6.2.10进相运行异常处理方式:
6.2.10.1如果由于设备原因引起进相运行,只要发电机尚未出现振荡或失步,可适当降低发电机的有功负荷,同时提高励磁电流,使发电机脱离进相状态,然后查明励磁电流降低的原因。
6.2.10.2由于设备原因不能使发电机恢复正常运行时,应及早解列。因通常情况下,机组进相运行时,定子铁芯端部容易发热,对系统电压也有影响。
6.2.10.3允许或经过专门试验确定能进相运行的发电机,如系统需要,在不影响电网稳定运行的前提下,可将功率因数提高到1或在允许的进相状态下运行。此时,应注意对系统电压的监视,不能低于额定电压的百分之九十,同时注意定子温度在允许范围内,保证机组安全运行。
 
6.3 发电机的核对性干燥方法
6.3.1 发电机起动前或备用中所测得的绝缘电阻吸收比若小于1.3时,则说明发电机受潮,应进行干燥。
6.3.2 对发电机进行干燥的方法有下列两种,静止和转动状态。
6.3.3 在静止状态下:
6.3.3.1静子铁芯干燥法;
6.3.3.2用直流电在线圈中通入电流加热法;
6.3.3.3提高发电机室温法(如外加热风、在室内装上电阻丝等);
6.3.4在转动状态下:
6.3.4.1热风干燥法(风损法);
6.3.4.2短路干燥法(铜损、铁损法);
6.3.4.3并入系统带负荷干燥法(此种必须作耐压试验后方可进行)。
6.3.5 采用何种方法进行干燥须经上级主管人员决定,据我厂实际情况均采用下列三种方法:
6.3.5.1热风干燥法;
6.3.5.2短路干燥法;
6.3.5.3直流电压在线圈中通入电流加热法(此种方法由检修人员进行)。
6.3.6发电机热风干燥操作:
6.3.6.1此种方法安全且干燥彻底,但时间长。首先对机组全面检查,做好开机前的准备工作;
6.3.6.2按正常方式手动或自动将机组起动;
6.3.6.3将发电机空气冷却器阀门全部关闭,监视空气冷却器温度上升情况;
6.3.6.4空气冷却器温度不能上升过快,根据温度上升情况适当打开发电机风洞盖板,使风洞内热空气得以散发,不致凝结水珠;
6.3.6.5温度达到70℃时,可打开风洞盖板或适当开起冷却水阀门,控制温度不超过70℃;
6.3.6.6在烘烤中应注意测量定子铁芯、线圈温度,其最高温度线圈不超过70℃,铁芯不超过90℃;
6.3.6.7干燥过程中每两小时摇测定转子线圈绝缘电阻值一次,并做好记录;
6.3.6.8待绝缘合格后,方可升压与系统并列,在升压前应先将空气冷却器阀门调到适当运行位置;
6.3.6.9调整空气冷却器时,应注意冷却水压及各轴承瓦温变化情况。
6.3.7 3F~6F发电机短路干燥法操作:
6.3.7.1做好机组的起动准备工作;
6.3.7.2切除失磁保护及强励装置;
6.3.7.3切除复合电压起动过流保护定值时限;
6.3.7.4投入本机所有保护及操作电源、信号电源;
6.3.7.5检查本机出口断路器确在分闸位置;
6.3.7.6拉开本机出口隔离刀闸;
6.3.7.7拉开本机PT刀闸;
6.3.7.8将本机电压自动调节置转为电流闭环,按零起升压方式操作;
6.3.7.9用容量相当于发电机额定电流的裸体的导线,在发电机出口断路器与出口隔离刀闸间三相短路;
6.3.7.10按正常方式起动机组;
6.3.7.11合上本机出口断路器及灭磁开关;
6.3.7.12按零起升压方式操作,定子电流控制如下:开始带额定电流的1/3(即380安);以后每4小时增加一次,每次增加190A;最大电流不得超过发电机额定电流;
6.3.7.14定子铁芯、线圈温度不得超过90℃,出风温度不得超过75℃;
6.3.7.15干燥两小时测量定、转子绝缘电阻一次,测量时应先将电流减为零,断开出口断路器刀闸及灭磁开关,穿上绝缘鞋;
6.3.7.16当测得的吸收比大于1.3,且绝缘电阻稳定在3-5小时不变时,烘烤方可告终;
6.3.7.17断开本机出口断路器及灭磁开关,拆除三组短路接地线。
6.3.8  1#-2#发电机短路干燥法操作:
操作程序基本和3#-6#发电机短路干燥法相同。只须注意下列各项:
6.3.8.1采用备励装置供励磁时应拉开机端变刀闸;
6.3.8.2升压后定子电流控制在每小时上升10%-20%额定电流,最大不超过75%额定电流;
6.3.8.3关闭氟利昂冷却系统水阀,排尽冷却介质氟利昂;
6.3.8.4温升每小时不大于8℃,最高不得超过75℃。
 
 
6.4发电机失磁运行问题探讨
6.4.1水轮发电机失磁异步运行分析:由于水轮发电机凸极转子,失磁后,转子上的感应的电流很小,产生的异步转距小,故输出有功功率也小,只有在较大的转差时,异步转距才大,但水轮发电机的同步电抗较小,异步运行时定子电流往往较大,受运行参数的限制,所以水轮发电机异步运行时输出有功功率很小,一般不允许失磁运行。
4.4.2发电机失磁对机组的影响:发电机失磁时,使定子电流增大,引起定子绕组温度升高;失磁运行是发电机进相运行的极端情况,而进相运行将使机端漏磁增加,故会使端部铁芯、构件因损耗增加而发热,温度升高;由于失磁运行,在转子本体中感应出差频交流电流,差频电流产生损耗而发热。
6.4.3发电机失磁的原因:
6.4.3.1起发电机失磁的原因有励磁回路开路,(如自动励磁开误无跳闸,励磁调节装置的自动开关误动);
6.4.3.2转子回路断线,励磁机电枢回路断线,励磁机励磁绕组断线;
6.4.3.3励磁机和励磁回路故障(励磁调节器故障,转子滑环电刷环火或烧断);
6.4.3.4转子绕组短路;
6.4.3.5失磁保护误动和运行人员误操作。
6.4.4发电机失磁的现象
6.4.4.1上位机报相关简报信息;                                                                          6.4.4.2中控室上位机发出故障告警,发“发电机失磁”光字牌亮。
6.4.4.3微机保护对应机组发电机失磁”灯点亮。
6.4.4.4转子电流表的指示等于零或接近于零。
6.4.4.5转子电压表指示异常,在发电机失磁瞬间,转子绕组两端可能产生过电压;若励磁回路开路,则转子电压降至零;若转子绕组两点接地短路,则转子电压降低;转子绕组开路,转子电压升高。
6.4.4.6定子电流指示升高。
6.4.4.7定子电压降低且摆动。
6.4.4.8有功功率指示降低且摆动。
6.4.4.9无功功率指示为负值,功率因数指示进相。
6.4.4.10发电机声音异常。
6.4.5水轮发电机失磁的处理:
6.4.5.1根据表计和信号显示,尽快判明失磁原因。
6.4.5.2若失磁保护未动作,应立即手动将机组与系统解列。
6.4.5.3若失磁机组的励磁可切换至备用励磁,可迅速切换至备用励磁,然后将机组重新并网。
6.4.5.4应尽量增加其它未失磁机组的励磁电流,以提高系统电压稳定能力。
 

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