Jia\\Q/WSD 105002—2010
正常调度
DL/T751—2001 《水轮发电机运行规程》 DL/T572—1995 《电力变压器运行规程》 本标准依据制造厂家有关技术文件。
2、主系统电气设备运行方式
发电机与变压器的联接均为单元接线。
220KV母线为双母线接线，正常时I、II段母线并列运行，母联231DL在合上。I母分IA与IB两段，正常时两段联络运行，I母联络刀闸2321G在合上，与I母联接的出线和电源有：2FB、5FB、万虎I线、万文I线、万燕线。II母分IIA与IIB两段，正常时两段联络运行，II母联络刀闸2322G在合上，与II母联接的出线和电源有：3FB、4FB、万虎II线、万文II线。(正常运行时,将2321G/2322G控制柜交流电源小空开Q1、Q2断开，在需要操作2321G/2322G时，投入2321G/2322G控制柜交流电源小空开Q1、Q2，操作完毕后应再次将Q1、Q2断开)
3.1.1 110KV母线为单母线分段接线，正常时两段母线并列运行，母线分段刀闸1311G、1312G推上。与I段母线联接的出线和电源有：万埠线、万泰线、1FB；与II段母线联接的出线和电源有：万万线、2B中压侧。
自耦变2B也是220KV系统和110KV的联络变。
1B、3B、4B、5B中性点分别经10100D、20300D、20400D、20500D接地，2B中性点为固定接地。 发电机中性点均通过消弧线圈接地。
3、系统的运行操作
我厂作为江西电网主调峰厂之一，其开、停机过程要求时间短，速度快。我厂机组进行发电、进相运行，机组的开、停等工况改变由省中调决定。
4. 根据中调调度权下放的通知，我厂220KV系统、机组、主变及110KV母线由中调调度；万埠线由
赣州地调调度；万泰线、万万线由吉安地调调度；当万泰线通过对侧与系统环网运行时由中调调度。 根据系统的稳定性要求，220KV线路外送量最大潮流如下： 正常运行方式时，220KV万文I、II回控制在400MW之内。
220KV万文I（II）线跳闸,运行人员应立即压出力或解列机组,将单回220KV万文线控制在280MW之内，并按中调命令控制潮流。
在系统有稳定措施（虎岗、金堂变低压联切负荷措施）时，220KV 万虎I、II回控制在390MW之内，无稳定措施时，220KV 万虎I、II回控制在330MW之内。
现在万燕线有功负荷暂定控制在260MW之内.最高不超过280MW. 110KV所有线路最大潮流为60MW。
110KV母线电压范围一般为110KV—121KV（最高126KV），220KV母线电压范围一般为220KV—242KV（最高252KV），当中调对母线电压有临时要求时应按调度命令执行。我厂主变高压侧抽头位置由中调决定。
4、系统及母线事故处理
系统振荡的原因
线路送电量超过静稳定极限。 系统事故引起动稳定破坏。
发电机深度进相或失去励磁，造成系统稳定破坏。 电源间非同期合闸,未能拖入同步。
系统异步振荡的现象及处理 系统异步振荡的现象 发电机定子电流、线路电流表数据剧烈变化。 发电机及线路有功、无功功率在极限范围内摆动。 发电机电压及220KV母线电压表剧烈摆动。 转子电流在不正常值附近变动。
照明灯随电压波动忽明忽暗，强励可能动作。
水轮机的导叶开度及轮叶角可能在变动，压油泵可能频繁起动。 发电机发出有节奏的鸣响，且与表计摆动合拍。
周波可能升高（处于送端时），也可能降低（处于受端时）。 异步振荡处理 根据机组频率判明我厂机组的周波是增高还是降低。
若机组周波升高，应以机组导叶开度限制降低机组有功出力，将机组周波降至50—正常范围，直至振荡消失。
若机组周波降低，若线路送电条件允许，可增加机组出力至额定值，尽快恢复周波至50—正常范围。 无论机组周波是增高还是降低，都应提高发电机电压，为恢复同期创造条件。 若调速器异常，应切手动运行，并有专人监视，防止机组跳闸造成过速。 值班员应严密监视机组转速，注意顶盖排水泵及油压装置动作情况。
检查厂用电动力电源开关是否有失压脱扣和跳闸，若发现跳闸应立即设法处理。 系统同步振荡现象及处理 同步振荡现象 机组及线路电流表、有功表周期性摆动，但摆动范围较小（发电机有、无功均不过零）
发电机和220KV母线电压表摆动较小
系统及发电机周波变化不大，全系统周波未出现一局部升高，另一局部降低现象。 a） 发电机组鸣声较小，导叶、轮叶开度无明显变化。
同步振荡处理 判明系统同步振荡后，先保证各机组有功出力稳定，并提高发电机电压。 如本厂送出线路跳闸后引起同步振荡，可降低机组出力至振荡消失。
a） 如线路单相跳闸重合闸成功，系统发生同步振荡时，首先升发电机电压，而后降低发电机有功出力，若振荡仍存在或加剧，再增加发电机出力，观察其效果，直到振荡消失。 单机失磁振荡现象及处理 某一机组可控硅励磁装置FMK误跳，功率柜全关闭或掉相以及备励运行机组一因厂用电消失，造成机组失磁，而失磁保护拒动，引起机组失磁振荡。 振荡现象 机组发生剧烈振荡。
发电机和线路的电流、功率明显跳动（失磁机组有功、无功极限范围变化并都过零）。
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220KV母线及发电机电压表摆动。
失磁机组转子电流表往零的方向摆动下降。 机组励磁系统可能有故障信号。 非失磁机组转子电流比事故前增大。 振荡处理 注意光字信号，失磁机组与非失磁机组定子电流表摆动方向相反及其余表计变化情况，正确区分失磁机组。
对剧烈摆动的失磁机组，值班人员应立即将机组有功出力降至零 判明失磁机组后，立即将该机组解列停机。
在振荡过程中应密切监视机组顶盖排水泵的运行情况，以防水淹水导。 机组停机后,应对机组进行全面检查。
系统和发电机异步振荡时，未征得中调同意，不得将发电机从系统解列，但出现下列情况这一者，可不得中调命令将机组解列，但事后应立即报告：
异步振荡超过4分钟不能恢复时，可逐台解列机组，但应注意保持厂用电的可靠。 振荡过程中发现危及机组安全者。
机组非同期并列未拖入同步，应立即将该机组解列停机。 带备励运行的机组。
系统振荡时，发电机负荷波动很大，会引起下泄量的变化，应尽快通知水调。
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系统振荡消除后的检查
电气部分： 励磁装置等设备的电源运行情况。 蓄电池浮充装置的运行情况。
机旁动力盘、400V厂用电电源开关的运行情况。 d) 主变冷却装置运行情况。
机械部分 油、水、风系统情况。 推力瓦温是否正常。 主轴密封水运行情况。
导水叶剪断销是否剪断，真空破坏阀是否复归。 机组各部轴承是否漏油。 测量机组各部轴承摆度。 机组顶盖排水泵的运行情况。
220KV母线失压事故处理 立即检查保护动作情况，赴现场检查故障点和开关动作情况。
尽量保证机组和厂用电的正常运行，若机组甩负荷则保持空载争取带厂用电，并汇报领导和调度。
故障点在母线上，立即隔离故障点，将母线上元件倒至另一母线上恢复送电。
若未发现故障点，联系调度，用线路开关对停电母线试送电或母线零起升压。如为差动保护动作，必须测母线绝缘合格，检查母差回路正常后，对母线零起升压，无异常时，方可恢复送电。 如判明为本厂开关拒动，应迅速将拒动开关及失压母线上所有开关断开，再利用母联开关或线路开关（已带电）对母线充电。
若难以判明情况，一般用发电机带母线零起升压成功后，再恢复双母线运行。
若220KV双母线均已失电，查明母联开关状态，并迅速断开两段母线上所有开关，与中调取得联系，根据情况进行相应处理。可从110KV或外来电源取得厂用电。
110KV母线差动动作处理 检查保护动作情况，GIS开关跳闸情况。 如开关未跳，应跳开母线上所有断路器。
人员进入GIS检查或处理，必须穿防护衣，戴绝缘手套和防毒面具。 如属保护误动，立即汇报中调，按调度令逐步恢复送电。
如发现故障点在某一段母线上，立即隔离故障点，对另一段母线零起升压正常后，再恢复送电。并注意控制机组负荷，使110KV各线路潮流小于规定值。 如故障点在PT上，则隔离故障点，通知检修处理。
如未发现明显故障点，则应甩开PT中性点后，对母线测绝缘（在进出线套管外侧，并合上该回路刀闸和开关），合格后，检查差动回路是否正常，再用机组带母线零起升压，正常后恢复送电。 启动9#、11#风机，使GIS室通风畅通。
SF6封闭母线筒击穿事故处理 如是操作或巡视检查过程中，出现此现象，应立即停止操作，撤离GIS室。且25分钟内人员不得进入室内（除抢救人员外）。 检查保护动作情况，如断路器未跳闸，立即设法断开
应尽快通知专业人员，并使故障点停电（如为断路器间隔故障，则必须用串联断路器断开故障点），或倒母线（只对220KV系统）后采取隔离措施，汇报调度。 投入9#、11#风机，使GIS室通风畅通。
若有人员中毒，应设法将其脱离现场，并立即通知医务部门前来抢救。 4小时内，进入室内人员必须穿防护衣，戴绝缘手套和防毒面具。 注意厂用电系统的正常供电。
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5机组小网运行应急处理
＃2号主变102DL开关或202DL开关跳闸引起110KV系统与220KV系统解网运行时的应急处理办法： 立即退出在110KV系统小网上运行机组的AGC控制（102DL跳闸，退1F 机组AGC控制；202DL 跳闸，退1F、2F 机组AGC控制）。
立即退出小网运行机组PQF中有功调节使能，避免因一次调频动作后机组当前实发有功值与 Q/WSD 105002—2010
PQF设定值不一致而引起的调节过程，加剧小网系统频率的波动现象的发生。 立即增加在110KV系统小网上运行机组无功负荷，适当抬高110KV系统电压，控制在118KV左右为宜，将进相机组转迟相运行，避免机组失稳以及系统振荡。
4 监视并根据110KV系统频率变化趋势，如有必要，应投入一台机组PQF的有功调节使能（202DL跳闸后，如1、2F机组均在运行时，宜选择投入1F机组的PQF），用投入PQF调节的机组调整有功负荷，
【注1】
系统频率宜按50±范围控制。
用PQF调节机组有功负荷应谨慎，应注意观察、分析频率变化趋势，避免调节过头现象发生： (A) 增加机组出力时，如果周波在48HZ以下，每次增加幅度不要超过当前小网运行机组总出力的10％。如果周波在48～49HZ，每次增加幅度不要超过当前小网运行机组总出力的5％。 (B) 减小机组出力时，如果周波在52HZ以上时，每次减小幅度不要超过当前小网运行机组总出力的6％。如果周波在51～52HZ时，每次减小幅度不要超过当前小网运行机组总出力的3％。 尽快向省调及相关地调报告。
密切监视110KV母线频率和电压，监视小网运行机组的转速；同时注意监视、调整220KV母线频率及电压。220KV系统运行机组的AGC应根据省调令投、退调整。 3.4.1.1
派人到发电机层监视小网运行机组调速器运行情况，如调速器摆动较大可根据摆动程度将
轮叶切至“手动脉冲”控制（如机组负荷在35MW以下摆动时，轮叶不切“手动脉冲”；如在35MW以上，轮叶切手动后应注意检查、调整一个适当的轮叶开度，避免推力瓦烧损的情况发生）减少机组用油量，防止事故低油压发生，并监视机组的顶盖漏水情况，防止水淹水导。轮叶切至“手动脉冲”控制后应尽快向值长汇报。
按省调及相关地调指令，110KV系统小网尽快通过110KV线路（万泰线或万埠线）恢复与主 网并列运行。
如110KV系统与220KV系统解网运行发生后，本厂无机组在110KV系统小网上运行时，应及时汇报省调及相关地调，按调度命令执行。
查明102DL或202DL跳闸原因，尽快恢复110KV与220KV系统并网运行。
本厂运行于220KV区域性小网、或系统振荡引起频率大幅度变化时的应急处理办法。 如系统冲击，机组功率、系统频率出现大幅度波动，值班人员无法直接判断是否与主网解网，则按系统振荡处理。如果与省调联系确定220KV系统与主网解列小网运行，则作为主调频厂，按220KV区域性小网进行应急处理。
无论是系统振荡还是与主网解网，发现系统功率、频率大幅波动，首先将全厂AGC退出（从调节“闭环”切“开环”），并退出运行机组PQF有功调节使能，再立即增加运行机组无功负荷，将进相机组转迟相运行，在机组定子电压及110KV、220KV母线电压的允许运行上限范围内适当抬高机组定子电压，以提高我厂并网运行机组静态稳定裕度，并及时向省调及相关地调汇报。
系统振荡时，监视并根据系统频率的变化情况，再次投入运行机组PQF有功调节使能，调整全厂的有功负荷：振荡发生后，如果我厂频率升高，应减少我厂机组有功出力；若频率降低，应增加我厂机组有功出力。直至恢复频率正常，振荡消除。
联系省调确定与主网解列小网运行时，应根据小网系统频率变化趋势情况，再次投入运行机组PQF调节使能，用PQF调整机组有功负荷，系统频率宜按50±范围控制。
用PQF调节机组有功负荷应谨慎，应注意观察、分析频率变化趋势，避免调节过头现象发生，
每次增、减机组出力的幅度参照第条执行。
派人到发电机层监视小网运行机组调速器运行情况，如调速器摆动较大可根据摆动程度将轮叶切至“手动脉冲”控制（如机组负荷在35MW以下摆动时，轮叶可不切“手动脉冲”；如在35MW以上，切手
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动后应注意检查、调整一个适当的轮叶开度，避免推力瓦烧损的情况发生）减少机组用油量，防止事故低油压发生，并监视机组的顶盖漏水情况，防止水淹水导。轮叶切至“手动脉冲”控制后应尽快向值长汇报。
及时与省调及相关地调联系，配合操作，尽快与主网并列，恢复电网正常运行。
4
第二章、发电机运行规程
前 言
本标准是在原Q/WSD—J04—02·28—95基础上，根据本厂发电机运行对运行人员的要求进行修订 制订本标准的目的是对本厂发电机的运行维护、操作、事故处理等方面作出技术要求 本标准从生效之日起，同时代替Q/WSD-J04-02·28-95 本标准由厂标准化管理委员会提出并归口 本标准起草单位：运行值守车间
本标准主要起草人：张梦云、王国珍 本标准首次发布时间：1990年8月10日
本标准于1995年7月第一次由运行分厂王国珍修订
本标准于1999年6月第二次由运行车间郭爱军、王国珍修订
本标准于2004年6月第三次由运行值守车间郭文涛、严红通、刘厚元修订
本规程于2009年6月第四次由发电部陈德汉、肖文仁、田志明、林英光、郭文涛、邓荣清修订 本规程委托厂标准化委员会负责解释 校核：郭文涛
审定: 陈垣熙、付小龙 批准: 梁明云
02电气一次部分运行规程
