同步发电机的投入、退出、负荷调节、运行方式的改变等都密切关系着电网运行的安全、经济以及电能质量。同步发电机并入电网运行或解列，必须满足一定条件并采用适当的方法，否则会产生很大的冲击电流或过电压，造成严重后果。并网、解列及励磁系统调节操作是电气运行人员日常十分重要的操作。
通过该任务对发电厂发变组倒闸操作相关规定、原则进行学习，从思想上意识到发电厂发变组倒闸操作的重要性，深刻理解发变组倒闸操作的规定、原则，能按照规定步骤进行相关工作；能按照规定正确办理操作票、工作票，完成发变组倒闸操作任务。
教学目标
知识目标：
（1）了解励磁系统的接线及工作原理。
（2）了解同步发电机的同期系统。
（3）熟悉发变组启动前的准备工作及试验项目。
（4）熟悉发变组启动过程中的检查项目。
（5）了解发电机接带负荷和解列停机的相关规定。
能力目标：
（1）能正确说出1 号发变组升压并网及解列停机前系统的运行方式。
（2）能正确填写1 号发变组升压并网及解列停机操作的倒闸操作票。
（3）能够审核1 号发变组升压并网及解列停机操作倒闸操作票的正误。
（4）能够在仿真机上进行1 号发变组升压并网及解列停机操作。
素质目标：
（1）主动学习，在完成1 号发变组进行升压并网及解列停机操作过程中发现问题、分析问题和解决问题。
（2）能严格遵守专业相关规程标准及规章制度，与小组成员协商、交流配合，按标准化作业流程完成1 号发变组进行升压并网及解列停机操作。
任务分析
（1）分析1 号发变组升压并网操作前系统的运行方式。
（2）分析1 号发变组升压并网的操作流程。
（3）按发电厂电气倒闸操作标准化作业流程，对1 号发变组进行升压并网操作。
（4）分析1 号发变组解列停机操作前系统的运行方式。
（5）分析1 号发变组解列停机的操作流程。
（6）按发电厂电气倒闸操作标准化作业流程，对1 号发变组进行解列停机操作。
相关知识
一、同步发电机的励磁系统
发电机励磁系统基本概述（PPT）
（一）励磁系统的概念
同步发电机是将旋转形式的机械功率转换成三相交流电功率的设备。为完成这一转换，它本身需要一个直流磁场，产生这个磁场的直流电流称为发电机的励磁电流，又称转子电流。为同步发电机提供励磁电流的有关设备，称为励磁系统。
（二）励磁系统的组成
励磁系统是由励磁调节器、励磁功率单元和发电机组成的系统，其构成如图3－6－1所示。
图3－6－1 励磁控制系统构成框图
励磁功率单元是指向同步发电机转子绕组提供直流励磁电流的励磁电源部分，包括整流装置及其交流电源；励磁调节器则是根据控制要求和给定调节准则控制励磁功率单元输出的装置，主要由以下部分组成：
（1）测量比较单元。测量发电机的机端电压并变换成直流，与给定的基准电压定值比较，得出电压偏差信号。
（2）综合放大单元。对测量单元的输出进行放大，有时还要根据要求对其他信号进行放大，如稳定信号、低励磁信号等。
（3）移相触发单元。根据控制电压的大小，改变晶闸管的触发角度，从而调节发电机的励磁电流。
发电机励磁调节器（PPT）
（三）励磁系统的作用
励磁系统是发电机的重要组成部分，它对电力系统及电机本身的安全稳定运行有很大影响。励磁系统的主要作用有：
（1）正常运行时根据发电机负荷变化调节励磁电流，以维持机端电压为给定值。
（2）控制并列运行各发电机间无功功率的分配。
（3）提高电力系统的静态稳定性。
（4）提高电力系统的动态稳定性。
（5）在发电机内部故障时，进行灭磁。
（6）根据运行要求对发电机实现限制与保护。
（四）对励磁系统的要求
600 MW 机组的励磁系统都是高起始响应励磁系统，必须满足以下要求：
（1）励磁电源必须满足发电机正常或故障各种工况下的需要。
（2）保证发电机运行可靠性和稳定性。
（3）应能维持发电机端电压恒定并保证一定的精度。
（4）具有一定的强励容量，要求强励倍数为2 倍时，响应比为3.5 倍／秒。
（5）在欠励区域保证发电机运行稳定。
（6）对于机组过电压、过磁通具有保护作用。
（7）对于机组振荡能提供正阻尼，改善机组动态稳定性。
（8）具有过励磁限制、低励限制、V／F 限制和功角限制等功能。
（9）配备电力系统稳定器（PSS），PSS 应具备必要的保护和限制功能。
（10）励磁系统的电压和电流不大于1.1 倍额定值工况下，其设备和导体应能连续运行。
（五）励磁系统的励磁方式
发电机的励磁系统按励磁电源的不同分为三种方式：一是直流励磁机励磁方式；二是交流励磁机励磁方式，其中按功率整流器是静止的还是旋转的分为交流励磁机静止整流器励磁方式（有刷）和交流励磁机旋转整流器励磁方式（无刷）两种；三是静止励磁方式。
对大容量汽轮发电机的励磁，只能采用把交流电源经硅整流后供给励磁系统。根据交流励磁电源的种类不同，汽轮发电机的励磁电源可分为两大类，第一类是采用与主机同轴的交流发电机作为励磁电源，经硅整流后，供给主发电机的励磁。这类励磁系统，按整流器是静止还是随发电机轴旋转，又可分为他励静止硅整流和他励旋转硅整流两种励磁方式。第二类是采用接于发电机出口的励磁变压器作为励磁电源，经硅整流后供给发电机励磁。因励磁电源取自发电机本身或发电机所在的电力系统，故称为自励系统。如果只用励磁变压器并联在发电机出口，则称为自并励方式。
1.旋转硅整流励磁（无刷励磁）系统
图3－6－2为无刷励磁系统的原理接线图。
图3－6－2 有副励磁机的无刷励磁系统原理接线图
发电机的励磁电流由同轴的交流励磁机（称为主励磁机）经硅二极管整流器（不可控整流器）整流后供给，而交流主励磁机的励磁电流由永磁发电机（称为副励磁机）输出经晶闸管整流器（可控硅整流器）整流后供给。交流励磁机与通常的交流发电机结构不同，其直流励磁绕组（磁极）在定子上，而三相交流绕组与硅二极管整流器和主发电机的励磁绕组装在同一转轴上。因此，交流励磁机的输出经整流后，就可直接送入发电机励磁绕组，中间不需要滑环和电刷等接触元件，这就实现了无刷励磁。
发电机励磁电压的控制，是利用自动电压调节器控制晶闸管整流器的导通角，改变交流励磁机的励磁电流，使其输出变化，就可达到控制发电机励磁的目的。
2.同轴交流励磁机静止可控硅整流励磁系统
同轴交流励磁机静止可控硅整流励磁系统的原理接线如图3－6－3所示。
图3－6－3 同轴交流励磁机静止可控硅整流励磁系统的原理接线图
发电机的励磁电流由交流励磁机GE 经静止可控硅整流器整流，再经电刷和滑环送入。交流励磁机的励磁一般采用可控硅自励恒压方式，在发电机各种运行工况下，励磁机的出口电压总是自动保持在发电机强励顶值电压的水平上。交流励磁机的初始励磁电源，可采用220 V 蓄电池或厂用220 V 交流经整流取得。
3.自并励励磁系统
国华定州发电有限责任公司的1 号机组采用自并励励磁方式，其原理接线如图3－6－4所示。
图3－6－4 自并励励磁系统原理接线图
这种励磁方式完全取消主、副励磁机，发电机的励磁电流直接由并接在发电机端的励磁变压器（TE）经静止可控硅整流后供给。由于没有旋转部件，结构简单，轴系长度短，所以自并励励磁系统具有可靠性高，轴系稳定性好，励磁响应速度快，调压性能好的优点。
随着电力工业的发展，600 MW 大型汽轮发电机组将逐步成为主力火电机组，同时500 kV 以及750 kV 超高压输电网将逐步完善我国的主网架结构，电力系统进入了大容量、大电网、高自动化时期。对于大电网而言，电力系统的稳定性显得尤为重要，而大容量发电机短路比的减小及瞬变电抗的增大，均给系统稳定带来了不利影响。因此，600 MW机组对发电机励磁系统的顶值电压倍数和响应速度提出了更高要求。目前，国内外600 MW大容量发电机组主要采用无刷励磁方式和自并励励磁方式。近年来，由于自并励励磁系统具有固有的高起始快速响应特性，而且接线简单，维护方便，加之电力系统稳定器（PSS）的配合使用，较好地解决了系统稳定性的问题，从而使自并励系统得到了更为广泛的应用。
发电机励磁系统励磁方式（PPT）
（六）励磁系统投运
1.励磁系统投运条件
（1）灭磁开关无故障。
（2）220 kV 断路器无故障。
（3）AVR 无故障。
（4）发电机转速大于2 950 r／min。
（5）发变组出口断路器在断开状态。
（6）合上发变组220 kV 侧隔离开关。
（7）发变组出口断路器在“远方”控制方式。
2.开机前励磁系统运行方式的选择
（1）运行方式选AVR （恒机端电压调节），起励以后发电机机端电压会在数十秒钟缓慢上升至95%额定机端电压，并等待发电机并网操作。
（2）运行方式选FCR （恒磁场电流调节），起励以后发电机机端电压会停在10%端电压位置，经手操增磁，端电压上升至需要值。
3.起励方式选择
（1）对于“自动”方式，需要在控制室DCS 发开机令，励磁调节屏接收开机令后，检测磁场灭磁开关状态，如果灭磁开关是分闸状态，发合上灭磁开关指令；给灭磁屏起励接触器发起励信号；投整流屏风机；投整流桥脉冲信号。当起励电源使机端电压达到10%以上，进入励磁调节程序。如果在10 s 内机端电压没达到10%或20%，调节屏发出起励失败信号，发出起励失败信号之后还可以起励三次，不成功则闭锁起励功能。
（2）起励过程中，当机端电压达到10%～15%额定电压时调节器跳开起励接触器，切除起励电源，然后自动把机端电压升到设定的数值（当起励时运行方式为AVR 时，机端电压将自动达到95%额定电压，当起励时运行方式为FCR 时，机端电压将自动达到10%额定电压）。
（3）对于“手动”方式（远方与现场选择都可以），可以在灭磁屏前按起励按钮，起励接触器吸合，开始起励，励磁调节屏接到起励接触器辅助触点动作信号，投风机，投整流桥脉冲，同自动方式操作。
4.励磁系统运行操作
当发电机并网后，即进入运行操作，运行操作有以下四种方式：
（1）电流调节（FCR）。操作增、减磁，可调节励磁电流至需要值。需配合有功调解来改变励磁电流。此运行方式只能保证励磁电流稳定（当TV 断线后可选此方式运行）。
（2）电压调节（AVR）。操作增、减磁，可调节发电机机端电压或无功功率至需要值。此运行方式能保证机端电压稳定，是最常用的一种运行方式。当TV 断线后，计算机会利用另一台计算机的TV 测量通信信号，当两台计算机都报TV 断线时，正在运行的计算机自动转入FCR （磁场电流调节）方式运行。
（3）恒无功（Q）调节方式。发电机并网后，才可以选恒无功或恒cosφ 调节。如果选恒无功（Q）调节方式，励磁调节屏将维持发电机无功功率稳定，此方式必须在发变组主断路器闭合时才可以投入运行。
（4）恒cosφ 调节方式。励磁调节屏将维持发电机端电压超前机端电流固定相角，即cosφ 不变，此方式必须在发变组主断路器闭合时才可以投入运行。
5.励磁系统投运流程
（1）合灭磁开关。
（2）灭磁开关合闸且正常，投AVR。
（3）控制AVR 增、减励磁。
（4）确保发电机出口电压至95%额定电压。
6.励磁系统停机流程
（1）当发电机正常解列后，需要停机操作。首先，操作无功减载，无功功率会缓慢减少至零，待操作发电机解列后（断开发电机出口断路器），给励磁调节屏一个停机令信号。
（2）励磁调节屏将自动顺序执行下列操作：当逆变开关打到“逆变”位置时，首先逆变灭磁，延时5 s 后跳开磁场开关。
（3）紧急停机操作。接到紧急停机令后，立即按下“紧急停机”按钮，联跳发变组主断路器、磁场开关，调节屏逆变灭磁，将逆变开关打到“逆变”位置。
二、发电机灭磁系统
同步发电机在运行中，当发生定子绕组匝间短路、定子绕组相间短路、定子接地短路等故障时，继电保护装置就快速地将发电机从系统中切除，但发电机的感应电动势却依然存在，继续供给励磁电流，故将会发生导线的熔化和绝缘材料的烧损，甚至烧坏铁芯。因此，当发生上述发电机的短路等故障时，在继电保护动作将发电机断路器跳开的同时，还应迅速地给发电机灭磁。
灭磁就是将发电机转子绕组中的磁场能量尽快地减小到最低程度。当然，最简单的灭磁方法是将发电机转子励磁绕组与电源断开，但励磁绕组是一个大电感，突然断开，将使励磁绕组的两端产生很高的过电压，危害转子的绝缘，所以，用断开转子回路电源的办法来灭磁是不恰当的。将发电机转子绕组接到耗损磁场能量的闭合回路中去，才是可行的。
发电机励磁系统之灭磁系统简介（PPT）
理想的灭磁过程可以描述为，在整个灭磁过程中，转子电流的衰减率保持不变，且由衰减率引起的转子感应过电压等于其允许值。
（一）灭磁方式的发展过程
1.串联耗能灭磁
串联耗能灭磁最初就是直接利用耗能开关吸收发电机转子中储存的能量。比如俄罗斯生产的耗能开关利用弧间隔燃烧来耗能。但是这种方式存在如下缺点：体积大，不易维护，灭磁成功与否取决于弧的形成，容易引起事故，产品根据发电机机组容量需要特殊订制，不易规模化、系列化。
由于这些缺点的存在，采用耗能开关的灭磁方式逐渐被并联移能灭磁方式代替。
2.机械开关并联移能灭磁
机械开关串联于励磁主回路、灭磁耗能电阻并联在转子两端是这类灭磁的接线方式。如图3－6－5所示。
图3－6－5 机械开关并联灭磁
ANSI／IEEEC37.18—1979 标准规定，一般机械开关需要有至少一对主触头、一对灭磁常闭触头。随着国内ZnO 电阻耗能在灭磁系统中的应用，灭磁触头也并非必要了。但值得注意的是，在不采用灭磁触头的灭磁系统中，需认真核算ZnO 的灭磁残压与荷电率。
这类灭磁方式在国内是主要的灭磁方式。主回路有明显的开断触头，在励磁系统内部故障时，可以开断励磁主回路，切断故障源，快速地消灭发电机主磁场，将发电机损失控制在最小范围内。目前使用的机械开关主要有DM2、DM4、DMX、E3H、E4H、UR、PHB、MM74、CEX 等。
这类灭磁方式的主要问题是灭磁开关选型比较困难。小机组选大的开关，成本比较高；若选小开关则满足不了工况要求；大型尤其是巨型水力发电机机组开关选择更为困难。
3.电子开关并联移能灭磁
前些年，国内一些厂家将灭磁开关建压任务转移到电力电子器件上来。其原理是利用电容的放电过程，使可控硅的电流降到零，并形成反压使之关断。
这类方式下开关动作时间短，因此开关在开断过程中所需遮断能容就小，并且建压速度快，利于快速灭磁。但其缺点是开关动作的可靠性取决于电子回路工作的可靠性。
与机械开关比较，电子开关没有触头磨损，易于维护，成本也低。但目前在大电流系统中不宜采用。它存在两个问题：发热问题及器件选型问题。然而值得注意的是，随着电力电子器件的快速发展，高电压大电流的全控器件也会不断投入商业运行，电力电子器件将在灭磁中发挥更大的作用。但是长期通流带来的发热仍是采用这种方法需解决的首要问题。
为克服上述两种灭磁方式的缺点，人们开始在材料科学领域探索，寻找一种既不发热，又可以建压的材料。将PTC 电阻或钼棒与开关并联，利用材料在温度升高时电阻急剧增加的特点，建立比较高的电压，打通灭磁电阻回路，实现灭磁。也可以采用超导材料串入回路，在需要灭磁时使超导材料失超。但是若要建立比较高的电压，超导体的长度相应比较长，体积比较大。
4.交流灭磁
与水轮发电机相比，灭磁对于汽轮发电机要相对容易一些。主要因为转子电感值较小，阻尼绕组作用比较明显，因此交流灭磁在汽轮发电机励磁系统中应用较多。交流灭磁是将直流开关难开断、难建压的问题转移到励磁源的交流侧。
交流灭磁是利用可控硅阳极电源负半周辅助实现的一种灭磁方式。灭磁开关既可以安装在交流侧也可以安装在直流侧，但都必须配合封脉冲的措施（由于交流灭磁开关跳开过程中同步电源缺相而导致的自动封锁脉冲，等效于封脉冲），否则都不能实现交流灭磁。
当灭磁开关装在交流侧时，可以利用在灭磁开关打开的过程中一相无电流而自动分断的特点，并借助可控硅的自然续流将可控硅阳极的交流电压引入到灭磁过程中去。即使在发电机转子电流换流到灭磁电阻支路前，有可控硅的触发脉冲使得某个桥臂的两个可控硅直通，形成转子回路短接灭磁，仍然可以保证交流侧灭磁开关的分断而实现自然续流灭磁。当然，这样的灭磁时间会比较长，按转子时间常数Td0 进行衰减，而且灭磁过程中最多只能利用灭磁开关两个断口的弧压。
当灭磁开关安装在直流侧时，必须配合封脉冲措施，否则不能实现交流灭磁。灭磁开关安装在直流侧的好处是灭磁过程中可以充分利用灭磁开关串联断口的弧压。事实上，封脉冲是一种简便易行的方法，而其作用非常显著，因此在采用交流灭磁的场合，封脉冲措施是必需的。
值得注意的是，交流灭磁需要考虑以下两种情况：
第一，需要考虑机端三相短路。当发电机机端三相短路时，只能够靠灭磁开关的断口弧压灭磁，如果灭磁电阻换流需要的电压大于交流灭磁开关的断口电压，则不能成功灭磁，这样会损坏交流开关。考虑到这种情况，一般在转子两端设置电子跨接器或机械跨接器，甚至两者都设置。
第二，需要考虑到可控硅整流桥臂是否存在可控硅损坏，是否有桥臂短路的情况，以及在交流侧短路的异常情况下可否可靠灭磁。
当然，采用封闭母线的发电机组发电机机端短路可以认为基本不存在，一般励磁变压器到整流桥之间短路概率也比较小。若整流装置交流侧故障，只要整流桥臂熔断器选择合理，是能够降低此类故障概率的，所以这些异常工况也不必考虑。即使机端短路也能够利用短路点比较低的电压进行电流转移，实现灭磁。
由于汽轮发电机转子储能比较小，电感比较小，加之阻尼比较大，参与灭磁过程作用比较大，采用短接转子灭磁，也是能够接受的。所以在配备了跨接器的情况下，可以单独采用交流灭磁。然而通常建议在水轮发电机灭磁中不选择单独的交流灭磁。而是选择机械开关并联移能灭磁或下面介绍的冗余灭磁方案。
5.冗余灭磁
所谓冗余灭磁，是同时采用两种及两种以上的方法灭磁，如在交流、直流侧分别设置开关，在灭磁过程中同时分断，共同建压，在跳开灭磁开关的同时封锁脉冲，利用封脉冲后可控硅续流形成的交流电压辅助灭磁等，这类灭磁方式的好处是，当一种灭磁不能正常工作时，另外的灭磁方式仍然能够可靠地实现灭磁，当多种灭磁都正常时，可以大大降低对开关的要求。如三峡灭磁设计甚至可以在两种以上故障情况下可靠灭磁。
实现交直流冗余灭磁可以采用多种方法，不同的方法结果可能相差很大，或者需要高性能的交／直流灭磁开关作为必要的保障。
采用以下的灭磁时序可以最大限度地降低对交／直流灭磁开关的要求，实现多种工况下的可靠灭磁，即：正常情况下采用逆变灭磁；故障时首先采用1～2 个调节器控制周期的逆变灭磁，然后采用硬件封脉冲手段闭锁调节器输出脉冲，如果有交流灭磁开关可以同时跳开交流灭磁开关（一般情况交流灭磁并非必须设置交流灭磁开关，但对于大型发电机配备交流灭磁开关是有益的），最后延时6～7 ms （对于50 Hz 而言）后跳开直流灭磁开关。
（二）灭磁开关
灭磁开关是指用于快速降低励磁回路中的电流的开关。灭磁开关是一种适用于分断电机励磁回路电流的电器。因为励磁回路感抗很大，切断电流是很困难的，所以要安装专用的灭磁开关。
1.灭磁开关的一般通用要求
发电机灭磁系统之灭磁方式（PPT）
（1）通流性能好：接触电阻小、运行温升低，短时过流量大。
（2）绝缘强度高：能耐受正常运行中的工作电压及暂态过程中短时电压的冲击而不损坏。
（3）机械动作灵：合闸分闸动作灵敏可靠，不能误动和拒动。
（4）综合性能优：结构牢固稳定、安装维护简便、工艺精良、外形美观、体积小、质量轻、价格低。
2.灭磁开关的作用
（1）发电机事故情况下利用跳开灭磁开关迅速灭磁。
（2）在检修的时候断开灭磁开关，形成明显的断开点。
实现这两个功能的关键是迅速消耗发电机磁场的能量（转化为热能）。国内外广泛使用的是移能型灭磁开关，它在灭磁时将励磁电流及磁场能量迅速转移到灭磁电阻中衰耗，本身基本不吸能量。一般停机后是不用断开灭磁开关的，因为正常停机是靠自动励磁调节器改变可控硅的触发角进行逆变灭磁。
3.灭磁开关的类型
灭磁开关有耗能型和移能型两种，前者在灭磁时将磁场储存的部分能量消耗在燃弧过程中，并通过短弧将电压限制在合适的范围内，属于非线性灭磁。后者则通过先期闭合的常闭接点将磁场电流转移至线性灭磁电阻，或通过建立足以使非线性灭磁电阻呈现低阻特性的电压，将磁场能量转移至灭磁电阻。它本身也具有一定的灭磁能力。
（三）灭磁电阻
励磁回路中的灭磁电阻主要有两个作用：
（1）防止转子绕组间的过电压，使其不超过允许值。
（2）将磁场能量变为热能，加速灭磁过程。
灭磁电阻的选择需要根据灭磁能容、灭磁残压、灭磁电流等因素综合考核。
线性电阻灭磁问题较少，主要考虑灭磁残压的核查，避免转子回路的过电压。为了快速灭磁，选择的电阻可以为转子电阻的3～5 倍。但事实上并不需要选择如此高的倍数，一般3 倍比较合理。
非线性灭磁电阻主要有SiC 和ZnO。目前国内主要采用ZnO 灭磁，因为价格较低、采购容易、灭磁残压容易控制、灭磁速度比较快。而SiC 采购不方便，主要从国外进口，同时价格也高；而且在灭磁残压的控制上，选择SiC 需要额外小心，避免开关配合不合理导致灭磁事故。但由于它不存在均流的问题，加之压接要比ZnO 容易，安装方便，体积较小，所以在国内也有小范围的应用。
三、同步发电机的同期系统
同期系统基本知识（PPT）
（一）同期系统概述
发电厂中将同步发电机投入电力系统并列运行的操作称为并列操作或同期操作、同步操作，用以完成并列操作的装置称为同期系统或同期装置，凡有并列操作要求的断路器称为同期点。
将发电机投入运行的操作是经常进行的操作。在系统正常运行时，随着负荷的增加，要求备用发电机迅速投入电力系统，以满足用户用电量增长的需要；在系统发生事故时，会失去部分电源，也要求将备用机组快速投入电力系统以制止系统的频率崩溃。这些情况均要对发电机进行同期操作，将发电机安全、准确快速地投入系统参加并列运行。
同期操作可以实现单台发电机与电力系统并列运行，也可解决系统中分开运行的线路断路器正确投入的问题，实现系统并列运行，从而提高电力系统的稳定性及线路负荷的合理、经济分配。
对同期操作的要求是：
（1）合闸瞬间对发电机的冲击电流和冲击力矩不超过允许值。
（2）并列后发电机迅速被拉入同步。
同期方法分为准同期法和自同期法。两种并列方式可以是手动的，也可以是自动的。
准同期方式是将待并发电机在投入系统前通过调速器调节原动机转速，使发电机转速接近同期转速，通过励磁调整装置调节发电机励磁电流，使发电机端电压接近系统电压，在频差及压差满足给定条件时，选择在零相位差到来前的适当时刻向断路器发出合闸脉冲，在相角差为零时完成并列操作。
自同期并列的操作是将未加励磁电流的发电机的转速升到接近额定转速，首先投入断路器，然后立即合上励磁开关供给励磁电流，随即将发电机拉入同步。
准同期方式断路器合闸瞬间引起的冲击电流小于允许值，发电机能迅速被拉入同步。
自同期并列方式的主要优点是操作简单，速度快，在系统发生故障、频率波动较大时，发电机组仍能并列操作并迅速投入电网运行，可避免故障扩大，有利于系统事故处理，但因合闸瞬间发电机定子吸收大量无功功率，导致合闸瞬间系统电压下降较多。因此，规程规定“在正常运行方式下，同步发电机的并列应采用准同期方式；在故障情况下，水轮发电机可采用自同期方式”。对于100 MW 以下的任何发电机，在系统运行条件允许的情况下，均可用自同期法与系统并列，对100 MW 及以上的发电机是否能采用自同期法应经过试验决定。
同期操作是发电厂、变电所很重要的一项操作，国内外由于同期操作或同期装置、同期系统的问题发生非同期并列的事例屡见不鲜，其后果是严重损坏发电机定子绕组，甚至造成大轴损坏。因而，发电机和电网的同期并列操作是电气运行最复杂、最重要的一项操作。
本学习领域重点讨论准同期并列方式。
（二）准同期并列
1.准同期并列的条件
（1）相序条件。即待并发电机的相序与系统的相序必须相同，该条件通常应在发电机同期并列前已满足，当发电机新安装或大修后其电压或同期回路变动后，必须先通过电压回路核相，核对、检查、确认与系统的相序一致，连接同期装置的电压相别、极性正确。所以发电机进行准同期操作主要是控制和监视后三个条件。
（2）频率条件。即待并发电机的频率与系统的频率近似相等，允许频率差不超过±0.1 Hz。
（3）电压条件。即待并发电机的电压与系统的电压近似相等，允许电压差不超过±10%UN。
（4）相位条件。即待并发电机的电压相位角与系统的电压相位角一致，允许相位差不超过10°。当上述频率、电压两个条件通过调节已满足要求时，准同期装置捕捉并列用断路器合闸瞬间发电机与系统电位相同，考虑到断路器有一固有的合闸时间，应在断路器两侧电压相角重合前，提前一段时间给断路器发出合闸脉冲，以便使合闸瞬间断路器两侧电压的相角差恰好等于零。后三个条件中有一个不能满足，都可能产生很大的冲击电流，并引起发电机强烈的振荡。但在实际应用中，与相位差要素相比，频率、电压这两个要素较容易调至满足要求，对于系统和设备的影响要小得多。因此，可以简单地认为，准同期过程频率、电压两要素仅作为同期时的限定条件，实际上主要是捕捉Δδ＝0 的过程，为使冲击电流尽量减少，即控制
和
，使其限制在一定范围内，此相角差不宜超过10°。
由于准同期并列能通过调节待并发电机的频率、电压和相角，使上述三个条件得到满足，所以合闸后冲击电流很小，能很快拉入同步，对系统的扰动也最小。因此，目前在电力系统中准同期并列应用最为广泛。在正常运行情况下，一般都采用准同期并列操作。
2.准同期实现方式
（1）手动准同期。发电机的频率调整、电压调整及合闸操作都由运行人员手动进行，但在控制回路中装设了非同期合闸闭锁装置（同期检查继电器），用以防止运行人员误发合闸脉冲造成非同期并列。
（2）半自动准同期。发电机电压及频率的调整由手动进行，同期装置能自动检验相位条件并选择适当的时机发出合闸脉冲。
（3）自动准同期。主要由合闸、调频、调压、电源等部分组成。完成发电机并列前的自动调压、自动调频，在频率差和电压差均满足准同期并列条件的前提下，选择发电机电压和系统电压相位重合前的一个恒定导前时间发出合闸脉冲。上述条件不满足时，则闭锁合闸脉冲回路。
由于手动准同期存在很大的缺点，故DL5000—2000 《火力发电厂设计技术规程》规定发电厂应装设自动准同期装置，对于手动准同期装置不强求一定要装设，大型火力发电厂一般只装设自动准同期装置。
四、发电机启动
（一）启动前的准备
发电机安装或检修完毕，就可将其启动并投入运行。为了保证发电机的安全可靠，在启动前必须对有关设备和系统进行一系列的检查和试验，只有当这些检查、测量和试验都合格后，方可启动机组。
1.需要检查的项目
（1）发电机、变压器及励磁系统的一、二次回路的安装或检修工作终结后，在启动前应将工作票全部收回，详细检查各部分及其周围的清洁情况，各有关设备和仪表必须完好，短路线和接地线必须撤除，工作人员撤离现场。
（2）检查发电机组各部件之间是否安装连接可靠，有无松动及不牢固的现象。
（3）检查汇流管位于机座下部进出水管法兰处的接地片是否可靠接地。
（4）发电机通水前检查水系统设备是否完好，水质的导电率、硬度、pH 值是否达到要求。
（5）确保定子充水情况良好，压力正常，无泄漏。
（6）主变压器一切良好，符合启动条件。
2.需要测量的项目
（1）在冷态下测量转子绕组直流电阻和交流阻抗。
（2）测量定子绕组和转子绕组的绝缘电阻，定子绕组绝缘电阻≥5 MΩ （2 500 V 兆欧表），转子绕组绝缘电阻≥1 MΩ （500 V 兆欧表）。
（3）各有关一次设备绝缘测量均合格。
3.需进行的试验
（1）试验发电机系统所有信号应正确。
（2）安装、大修后，做励磁系统有关动、静态试验，均应合格。
（3）做主断路器、灭磁开关、励磁系统各开关、6 kV 厂用分支断路器的跳／合闸试验、联动试验及保护传动试验，均应合格。
（4）励磁系统联锁试验合格。
（5）定子水泵联锁试验及断水保护试验合格。
（6）安装、大修后的发电机，应做水压、定子水反冲洗及气密试验。
4.启动前应完成的有关操作
（1）发电机氢、油、水系统投入，参数正常。在充氢过程中，应严格遵循中间气体置换法。充氢的过程是：先用二氧化碳充满气体系统，以驱出空气；再用氢气充满气体系统，以驱出二氧化碳，从而将发电机转换至氢气冷却状态运行。反之，停机后，置换程序为氢气—二氧化碳—空气。采用中间气体置换法可以防止在系统管道和机内的氢气与空气直接接触，从而保证了置换过程的安全。
（2）依据规程投退有关保护压板及熔断器。
（二）启动
充氢后，当发电机内的氢纯度和内凝结水水质、水温、压力及密封油压等均符合规程规定，气体冷却器通水正常，高压顶轴油压大于规定值时，即可启动转子，在转速超过1 200 r／min时，可以停止顶轴。发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。
对安装和检修后第一次启动的机组，应缓慢升速并监听发电机的声音，检查轴承给油及摆动情况，在确认无摩擦、碰撞之后，迅速增加转速。在通过临界转速时，应注意轴承振动及碳刷是否有跳动、卡涩或接触不良现象，如无异常即可升至额定转速3 000 r／min。
五、发电机升压及并列
发电机的升压（PPT）
（一）发电机升压
当汽轮发电机升速至额定转速且冷却系统已投运的情况下，就可以加励磁升高发电机定子绕组电压，为确保安全，升压前还应做以下操作：
（1）确认连接同期装置的电压回路相别、极性正确；同期装置或仪表的误差必须满足要求等。
（2）机组冲转前，应确认待并断路器，如变压器高压侧断路器（适用于发电机－变压器组接线）或发电机出口断路器及相应的断路器（如发电机－变压器组接线的高厂变厂用电源断路器）、发电机励磁开关确实在断开位置，才能合上待并断路器的闸刀，做好发电机并列准备。
1.升压操作注意事项
在机组达额定转速后，投入AVR 装置，合上励磁开关，对发电机（或连同主变压器、高压厂用变压器）以自动励磁升压方式对发电机自动进行零启升压（手动励磁升压方式一般不用，仅在自动励磁升压方式因故停用情况下或电气做试验时才能采用）。自动励磁和手动励磁的方式不可以在并网操作的升压过程中任意切换操作。
升压操作应缓慢、谨慎，并注意以下几点：
（1）密切监视定子三相电流为零，负序电流指示近似等于零。
（2）转子电流、转子电压、定子电压相应均匀上升。
（3）定子电压升压至全电压额定值时测量三相电压应平衡。
（4）在额定定子电压时，应核对并记录转子额定空载励磁电流、电压值，通过对空载励磁电流、电压的核对分析比较，可以判断发电机转子绕组有无匝间短路现象。正常情况下，历次数值接近。如果发现空载电流升高，励磁电压下降时，必须查明原因。
（5）及时测量发电机转子励磁回路有无接地现象。
待发电机升压至额定值，并检查一切正常后，即可进行并列操作。
2.发电机升压方式
（1）发电机正常升压并列操作应采用自动电压调节器进行，50 Hz 感应调压器作为备用方式。
（2）发电机升压操作可采用自动电压调节器“自动”或“手动”调压方式进行。
（3）自动准同期并列时可采用自动电压调节器“自动”方式调压，也可采用自动电压调节器“手动”方式将电压升到额定值，再将自动电压调节器从“手动”切换到“自动”方式，进行自动准同期并列操作。
（4）手动准同期并列可采用自动电压调节器“自动”方式升压，也可用自动电压调节器“手动”方式升压。若用自动电压调节器“手动”方式升压，在发电机并列后，应将自动电压调节器由“手动”切换到“自动”方式。
3.升压流程
（1）在励磁画面上将发电机励磁系统AVR 选择“自动”运行方式。
（2）按下励磁系统启动按钮。
（3）监视灭磁开关自动合上。
（4）5～20 s 后监视发电机定子电压自动升至20 kV。
（5）确认三相电压已平衡、三相电流为零或接近于零。
（6）核对并记录发电机转子电压和转子电流。
（二）发电机并列
当发电机电压升到额定值后，可准备对电网实行并列。发电机并列操作是电力系统很重要的一项操作，必须认真对待，以便在并列操作以后，发电机能很快达到同步运行的目的；如操作不正常或发生误操作，将会对电力系统带来极其严重的后果，可能发生巨大的冲击电流，甚至比机端短路电流还大得多，会引起系统电压严重下降，使电力系统发生振荡甚至瓦解。
1.并列操作注意事项
为了使并列操作后发电机迅速进入同步运行，一般采用准同期并列，并列操作时应注意以下几点：
发电机的并列（PPT）
（1）并列操作时，不准同时投入两个或两个以上的同期装置出入开关，即不允许同时投入两个或两个以上同期回路，以免同时接入两个频率不同、数值和相位亦在不断变化的电压，形成两个电压滑差包络线。该电压滑差包络线将在两个设备的TV 二次回路中产生环流，该环流有可能使TV 次级小开关跳闸或熔丝熔断。
（2）在待并频率与系统频率相差1 rad／s 以内时才可投入同步表，因为同步表连续运转时间不超过15 min。
（3）一般情况下不要使用手动准同期的方法进行发电机的并列操作。若自动回路故障有必要使用手动准同期并列操作时，需由值长监护进行操作。
（4）当同步表转动太快、跳动、停滞时禁止合闸。
2.发电机自动准同期并列操作
将发电机电压和系统电压接入同步表和自动准同期并列装置，发电机达到额定转速、升压至额定值后，投入同期开关、自动准同期检定装置（同期闭锁开关）、手动同期开关（同步表盘）或自动同期开关，通知汽轮机人员投入“DEH 自动同步”回路后，按下同期开始按钮，自动准同期并列装置能根据系统的频率检查待并发电机的频率，并发出脉冲，去调节发电机的转速，使它达到比系统高出一个预定值的数值。然后检查同期回路是否开始工作，当频差和压差不满足同期条件时，会对合闸信号进行闭锁。当待并发电机以一定的频差（满足同期条件）向同期点接近，而且待并发电机与系统的电压相差在±10%以内时，它就在一个预先整定好的提前时间发出合闸脉冲，合上主断路器，使发电机与系统并列，确认发电机带上15 MW 的有功负荷和7～10 Mvar 的无功负荷后，并列操作告终。
应该说明的是，自动准同期装置一般只发出“调速”脉冲，而不发出“调压”命令，因而并列时仍要人工调整AVR 的“电压给定”开关，使待并发电机电压与系统电压相等。
3.防止非同期并列
（1）同期表指针经过同期点时转速过快，说明发电机频率与系统频率相差较大，不得合闸。
（2）同期表指针经过同期点时转速不稳有跳动，可能是同期表卡涩，不得合闸。
（3）在同期表指针经过同期点瞬间，也不得合闸，此刻已无导前时间，由于操动机构延迟，断路器合上时，可能合在非同期点上。
六、机组带负荷及负荷调整
发电机并列后，即可按规程规定接带负荷，其有功负荷的增加速度决定于汽轮机，一般由值班员进行调整负荷的操作。
有功负荷的调整是通过汽轮机的同步器电动机进行的，即调整汽轮机的进汽量，该操作可由值班员或由自动装置协调控制。有功负荷的增加速度通常由汽轮机和锅炉的工作条件决定，但无论是开机或正常运行，增加速度都不能过快。
（一）发电机带初负荷
机组并网后，立即带5%额定负荷；确认主变压器工作冷却器运行正常；根据需要增加发电机无功功率；全面检查发电机定子铁芯、绕组温度、绕组各支路出水温度是否正常。
（二）发电机升负荷流程
（1）发电机并入电网以后，发电机的输出功率总是处于输出功率曲线的限值之内。发电机并列后，根据值长指令调有功负荷，定子电流增长的速度应根据负荷调整曲线进行。
（2）发电机同类水支路定子线棒温度与其平均温度的偏差不得超过规定值。
（3）增加负荷时应监视发电机冷氢温度、铁芯温度、绕组温度、出口风温以及励磁装置的工作情况。
（4）发电机带初负荷后，稳定汽轮机的进汽参数在冲转时的参数，保持初负荷暖机一段时间，如果汽轮机的进汽参数发生变化，应根据启动曲线增加初负荷暖机时间。
（5）在热态或事故情况下发电机加负荷的速度一般不受限制（发电机定子线圈和铁芯温度在55℃以上为热态）。
（6）发电机并网后加负荷过程中，应注意监视定子冷却水压、流量、氢气压力、温度、氢油压差、氢水压差，定、转子及铁芯温度变化，发电机变压器组各参数和励磁系统，以及继电保护装置的运行情况。
（7）根据有功负荷的变化随时调整无功功率以满足电压曲线的要求，并应兼顾厂用系统电压在额定范围内。
（8）待发电机运行稳定后将发电机高压厂用电源倒为高压厂用变压器供电，高压启动备用变压器联动备用。
加负荷时，应监视定子端部有无渗漏现象，在增加发电机有功负荷的同时，要相应地增大其无功负荷，以保持一定的功率因数。如果有功负荷不变，调整无功负荷也会改变功率因数。水氢氢冷的大、中型汽轮发电机的额定功率因数多为0.9 （滞后），即功率因数从0.9～1 之间均可长时间带额定有功负荷运行。但是，如果励磁再进一步减少就会变为进相运行，这时φ ＜0，虽然一般汽轮发电机都允许在cosφ＝0.95 （超前、进相）情况下运行，但进相运行下有两个问题特别要注意：①可导致发电机定子端部构件发热；②可能导致电力系统运行失稳。因此，在正常运行中，如发现功率因数表指示进相，且超过了允许的功率因数值，则应增大励磁电流。如果这时定子电流过大，则在增大励磁电流的同时，要减少发电机的有功负荷，否则可能引起发电机振荡或失步。
发电机并列后带负荷（PPT）
七、发电机解列停机
单元机组发电机停止运行包含解列、解列灭磁、停机三个层次。解列是指仅断开发电机变压器出口断路器，这时发电机可带厂用电运行；解列灭磁是指断开发电机变压器出口断路器，同时断开励磁开关，此时汽轮机拖动发电机空转；停机是在解列灭磁同时关闭汽轮机主汽门，使发电机的转速降下来。
正常停机是在发电机解列前，先将厂用电倒至备用电源，然后再逐渐将负荷转移到并列运行的其他机组上去。减小发电机有功功率与无功功率至某一规定的值时，停用自动励磁调节器，然后把有功功率减少到零，无功功率减至接近于零，定子电流表指示接近于零，断开发电机变压器出口断路器与系统解列。若有功功率未至零就解列，可能会使汽轮机超速。为防止汽轮机超速，可先关闭汽轮机主汽门，然后由逆功率动作跳开发电机。发电机解列后，调节手动励磁，将发电机电压减至最小值，再断开励磁开关。然后根据要求断开发电机变压器组出口隔离开关及电压互感器。
在接到电网调度员解列命令后，操作人员应按值长命令填写操作票，经审核批准后执行。发电机出线上带有厂用电，应将厂用电切换后，随后将本机组的有功负荷及无功负荷转移到其他发电机上。对于正常停机，应在机组有功负荷降到某一数值后，停用自动调节励磁装置，然后将有功功率和无功功率降到零时，才能进行解列。在减有功负荷的同时，注意相应减少无功负荷，保持功率因数约为0.9。
（一）发电机解列时的注意事项
（1）若用手动感应调压器解列发电机，由于无自动电压调节功能，应注意降低无功负荷至最低极限，并在主断路器跳闸后及时调整发电机电压在额定值以下，以防止发电机超压。
（2）待发电机解列后，将发电机励磁调节器（AVR 自动、AVR 手动／50 Hz）输出降至最小。
（二）发电机解列流程
（1）值长发出停机命令后，可以进行发电机停机解列操作（紧急停机除外）。
（2）发电机解列操作前检查主断路器分闸回路是否闭锁。待有功功率和无功功率降下来后将高压厂用电源转为高压启动备用变压器供电，将高压厂用变压器停电。
（3）根据机炉运行情况，逐步减少发电机有功负荷至低限，无功负荷近于零。
（4）将汽轮机打闸，监视逆功率保护动作，发电机主断路器断开。
（5）监视发电机三相定子电流表指示是否为零。
（6）检查发电机定子电压是否为零。(www.xing528.com)
（7）退出励磁系统运行。
（8）断开发电机主断路器和出口隔离开关控制电源。
（9）断开发电机变压器组出口隔离开关。
（三）发电机解列后的操作
发电机解列后需长期停运，应对发电机做如下工作：
（1）拉开发电机自动电压调节器交流侧开关、发电机50 Hz 感应调压器交流开关。
（2）停用发电机封闭母线风扇，保持封闭母线微正压装置运行。
（3）停运主变压器冷却装置。
发电机解列（PPT）
发电机停机（PPT）
八、发变组并网、解列停机流程图
（一）发变组并网流程图
发变组并网流程图如图3－6－6所示。
图3－6－6 发变组并网流程图
（二）发变组解列停机流程图
发变组解列停机流程图如图3－6－7所示。
图3－6－7 解列停机流程图
任务实施
根据发电厂电气倒闸操作基本原则、发电厂电气倒闸操作一般程序及相关规程规范，对发电厂发变组升压并网及解列停机操作进行分析判断，其倒闸操作实施情况如下。
（一）1 号发变组并网准备（由检修转换为冷备用状态）
（1）接值长令。
（2）查1 号发变组临时措施已拆除，标示牌已拆除。
（3）拆除1 号发电机出口避雷器处地线。
（4）查1 号发电机出口避雷器处地线已拆除。
（5）拆除1 号励磁变低压侧地线。
（6）查1 号励磁变低压侧地线已拆除。
（7）拆除6 kV 11 厂用工作进线PT 间隔地线。
（8）查6 kV 11 厂用工作进线PT 间隔地线已拆除。
（9）拆除6 kV 12 厂用工作进线PT 间隔地线。
（10）查6 kV 12 厂用工作进线PT 间隔地线已拆除。
（11）拆除6 kV 脱硫进线PT 间隔地线。
（12）查6 kV 脱硫进线PT1 间隔地线已拆除。
（13）拆除1 号发电机中性点变高压侧地线。
（14）查1 号发电机中性点变高压侧地线已拆除。
（15）拆除1 号主变10BAT01 高压侧接地线。
（16）查1 号主变10BAT01 高压侧接地线已拆除。
（17）拉开1 号主变出口211－2KD 接地刀闸。
（18）查1 号主变出口211－2KD 接地刀闸三相已断开。
（19）查1 号发电机定子、转子、油管路、轴承座绝缘已合格。
（20）查1 号励磁变、主变、高厂变、脱硫变绝缘已合格。
（21）查1 号发电机中性点变压器绝缘已合格。
（22）查1 号主变出口211－2 刀闸三相已断开。
（23）查1 号主变出口211－1 刀闸三相已断开。
（24）查1 号发电机出口开关211 已断开。
（25）查1 号发变组保护装置电源正常。
（26）查1 号发变组保护投入正确。
（27）查1 号发电机同期装置电源正常。
（28）查1 号发电机碳刷已给好。
（29）查1 号汽轮机大轴接地碳刷已给好。
（30）查1 号发电机出口PT 一次保险完好。
（31）将1 号发电机出口PT 小车送至“工作”位。
（32）给上1 号发电机出口PT 二次保险。
（33）合上1 号发电机中性点变压器一次侧刀闸。
（34）查1 号发电机中性点变压器一次侧刀闸已合好。
（35）投入1 号发电机封闭母线微正压装置。
（36）投入1 号发电机封闭母线加热装置。
（37）投入1 号发电机绝缘发热检测装置。
（38）投入1 号发电机放电检测装置。
（39）合上1 号机氢风机电源开关。
（40）合上1 号主变冷却装置电源开关。
（41）投入1 号主变冷却装置。
（42）查1 号主变211－9 中性点接地刀闸已合好。
（43）合上1 号高厂变冷却装置电源开关。
（44）将1 号高厂变冷却装置投自动。
（45）合上1 号脱硫变冷却装置电源开关。
（46）将1 号脱硫变冷却装置投自动。
（47）查1 号机励磁系统灭磁开关Q02 已断开。
（48）合上励磁系统起励电源开关。
（49）合上励磁电源装置开关。
（50）合上励磁柜风机电源。
（51）合上励磁变冷却风扇电源开关。
（52）查励磁装置各柜门已关好。
（53）查励磁装置指示正常。
（54）查6 kV 11 厂用工作进线开关已断开。
（55）给上6 kV 11 段工作进线开关二次插头。
（56）合上6 kV 11 段工作进线开关二次小开关。
（57）将6 kV 11 段工作进线开关摇至“工作”位。
（58）将6 kV 11 段工作进线开关“就地／远方”选择把手切至“远方”位。
（59）将6 kV 11 工作进线PT 送至“工作”位。
（60）给上6 kV 11 段工作进线PT 二次插头。
（61）合上6 kV 11 段工作进线PT 二次小开关。
（62）查6 kV 12 段工作进线开关已断开。
（63）给上6 kV 12 段工作进线开关二次插头。
（64）合上6 kV 12 段工作进线开关二次小开关。
（65）将6 kV 12 段工作进线开关摇至“工作”位。
（66）将6 kV 12 段工作进线开关“就地／远方”选择把手切至“远方”位。
（67）将6 kV 12 段工作进线PT 送至“工作”位。
（68）给上6 kV 12 段工作进线PT 二次插头。
（69）合上6 kV 12 段工作进线PT 二次小开关。
（70）合上6 kV 脱硫10 段直流电源开关。
（71）合上6 kV 脱硫10 段交流电源开关。
（72）查6 kV 脱硫10 段工作进线开关确已断开。
（73）合上6 kV 脱硫10 段工作进线刀闸二次开关。
（74）将6 kV 脱硫10 段工作进线刀闸送至“工作”位。
（75）将6 kV 脱硫10 段工作进线PT 送至“工作”位。
（76）给上6 kV 脱硫10 段工作进线PT 二次插头。
（77）合上6 kV 脱硫10 段工作进线PT 二次小开关。
（78）合上6 kV 脱硫10 段工作进线开关二次小开关。
（79）将6 kV 脱硫10 段工作进线开关摇至“工作”位。
（80）将6 kV 脱硫10 段工作进线开关“就地／远方”选择把手切至“远方”位。
（二）1 号发电机与系统并列（由冷备用状态转换为运行状态）
（1）查主变中性点211－9 接地刀闸在合位。
（2）查1 号发变组出口开关211 油压、气压正常。
（3）查1 号发变组出口开关211 确已断开。
（4）查1 号发变组上Ⅱ母线211－2 刀闸在断开位。
（5）合上1 号发变组上Ⅰ母线211－1 刀闸。
（6）查1 号发变组上Ⅰ母线211－1 刀闸三相合好。
（7）启动1 号主变三相冷却器。
（8）查1 号发变组保护投入正确（核对保护压板投退单）。
（9）查A 屏逆功率（不经主汽门）保护压板8ALP 退出。
（10）查D 屏逆功率（不经主汽门）保护压板8DLP 已退出。
（11）查1 号发电机励磁系统画面无故障信号。
（12）查1 号发电机保护画面无故障信号。
（13）查1 号发电机灭磁开关Q02 在断开位。
（14）将1 号发电机励磁调节器置于“自动”控制方式。
（15）将励磁按钮切为“START”位置。
（16）查灭磁开关Q02 已合好。
（17）查1 号发电机定子电压升至额定。
（18）查1 号发电机出口定子三相电流为零。
（19）查1 号发电机转子电压、电流与空载特性相近。
（20）查1 号发电机转子无接地报警信号。
（21）调整1 号发电机出口电压稍高于系统电压。
（22）按下同期选择“SYN SEL”按钮。
（23）投入同期装置运行“RUN”按钮。
（24）投入同期装置启动“START”按钮。
（25）查1 号发变组出口开关211 已合好。
（26）将1 号发电机无功功率升至50 MVar。
（27）复位同期装置启动“START”按钮。
（28）复位同期装置运行“RUN”按钮。
（29）复位同期选择“SYN SEL”按钮。
（30）验明A 屏逆功率（不经主汽门）保护压板8ALP 两侧无电压。
（31）投入A 屏逆功率（不经主汽门）保护压板8ALP。
（32）查A 屏逆功率（不经主汽门）保护压板8ALP 已投入。
（33）验明D 屏逆功率（不经主汽门）保护压板8DLP 两侧无电压。
（34）投入D 屏逆功率（不经主汽门）保护压板8DLP。
（35）查D 屏逆功率（不经主汽门）保护压板8DLP 已投入。
（36）退出误上电保护压板9ALP。
（37）退出误上电保护压板9DLP。
1 号发电机升压并网倒闸操作前系统运行方式（视频文件）
1 号发电机升压并网倒闸操作任务分析（视频文件）
1 号发电机升压并网操作——合1 号发变组211－2 刀闸（视频文件）
1 号发电机升压并网操作——启动1 号主变三相冷却器（视频文件）
1 号发电机升压并网操作——发电机励磁前保护核对（视频文件）
1 号发电机升压并网操作——发电机加励磁（合灭磁开关Q02）（视频文件）
1 号发电机升压并网操作——发电机升压后检查（视频文件）
1号发电机升压并网操作——发电机并网（同期合211 开关）（视频文件）
1 号发电机升压并网操作——发电机并网后加负荷及同期装置复归（视频文件）
1 号发电机升压并网操作——保护投退（视频文件）
（三）1 号发电机与系统假同期并列（由热备用状态转换为运行状态）
（1）查1 号发变组出口开关211 油压气压正常。
（2）查1 号发变组出口开关211 确已断开。
（3）查1 号发变组上Ⅰ母线211－1 刀闸在断开位。
（4）查1 号发变组上Ⅰ母线211－2 刀闸在断开位。
（5）查主变中性点211－9 接地刀闸在合位。
（6）查1 号发变组保护投入正确（核对保护压板投退单）。
（7）给上1 号发变组出口开关211 的控制保险。
（8）查220 kVⅠ母线三相电压正常。
（9）查1 号发电机励磁系统画面无故障信号。
（10）查1 号发电机保护画面无故障信号。
（11）查1 号发电机灭磁开关Q02 在断开位。
（12）将1 号发电机励磁调节器置于“自动”控制方式。
（13）将励磁按钮切为“START”位置。
（14）查灭磁开关Q02 已合好。
（15）查1 号发电机定子电压升至额定。
（16）查1 号发电机出口三相电流平衡。
（17）查1 号发电机转子电压、电流与空载特性相近。
（18）查1 号发电机转子无接地报警信号。
（19）按下同期选择“SYN SEL”按钮。
（20）在DEH 画面中投入自动同步按钮。
（21）投入同期装置运行“RUN”按钮。
（22）投入同期装置启动“START”按钮。
（23）查1 号发变组出口开关211 已合好。
（24）复位同期装置启动“START”按钮。
（25）复位同期装置运行“RUN”按钮。
（26）复位同期选择“SYN SEL”按钮。
（27）断开1 号发变组出口开关211。
（28）查1 号发变组出口开关211 确已断开。
（四）1 号机发变组停机备用（由热备用状态转换为冷备用状态）
（1）查1 号机发变组出口开关211 三相确已断开。
（2）查1 号机发变组上Ⅱ母线211－2 刀闸三相确已断开。
（3）拉开1 号机发变组上Ⅰ母线211－1 刀闸。
（4）查1 号机发变组上Ⅰ母线211－1 刀闸三相确已断开。
（5）复归刀闸操作按钮。
（6）查6 kV 11 段工作电源进线开关已断开。
（7）将6 kV 11 段工作电源进线开关“就地／远方”选择把手切至“就地”位。
（8）将6 kV 11 段工作电源进线开关摇至“隔离”位。
（9）查6 kV 12 段工作电源进线开关已断开。
（10）将6 kV 12 段工作电源进线开关“就地／远方”选择把手切至“就地”位。
（11）将6 kV 12 段工作电源进线开关摇至“隔离”位。
（12）查6 kV 脱硫10 段工作进线开关确已断开。
（13）将6 kV 脱硫10 段工作进线开关“就地／远方”选择把手切至“就地”位。
（14）将6 kV 脱硫10 段工作进线开关摇至“隔离”位。
（15）取下1 号机发变组出口开关211 的控制保险。
1 号发变组解列停机前系统运行方式（视频文件）
1 号发变组由运行转热备用倒闸操作要点（视频文件）
1 号发变组由热备用转冷备用的倒闸操作——拉开211－2 刀闸（视频文件）
1 号发变组由热备用转冷备用的倒闸操作——厂用bus611、612 工作电源进线开关转为冷备用（视频文件）
拓展提高
一、国华定州发电有限责任公司1 号发电机励磁系统运行
（一）概述
一期2 台600 MW 发电机采用由上海汽轮发电机有限公司引进美国西屋技术生产的汽轮发电机组，型号为QFSN－600－2。发电机励磁电源从装设在发电机端的励磁变压器取得交流电源，通过可控硅整流，将交流变为直流，再经灭磁开关送到发电机磁场绕组。可控硅整流输出的大小由自动电压调节器中的门脉冲控制，控制电压也取自发电机机端。
600 MW 发电机自并励静止励磁系统装置的简单配置可分为五大部分，它们是：励磁变压器、数字式自动电压调节器（简称DAVR）、可控硅整流桥、灭磁与过电压保护、起励装置。系统的连接及基本原理是：从发电机机端经过三相封闭母线连接到励磁变压器的一次侧；2 万伏电压经过变压器变到840 V，并经过三相封闭母线连接到可控硅整流桥，可控硅整流桥输出连接到与发电机转子绕组直接相连的滑环。DAVR 根据测量到的发电机电压电流可算出有功功率、无功功率、功率因数，并根据实际运行工况计算出所需要的脉冲，控制可控硅的输出，及控制发电机的励磁，从而达到控制发电机的运行。
（二）励磁系统各部件原理
1.励磁变压器
励磁变压器与发电机相连，是励磁系统的电源，有下列特点：
（1）按2.5 倍的强励电压设计容量。
（2）充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量。
（3）采用减少谐波损耗的措施。
（4）初级绕组间设有可靠的屏蔽层并引出接地。
（5）设有温控报警与保护。
（6）设有过流反时限和过流瞬时保护。
（7）两次侧电压能满足发变组空载试验和短路试验110%额定电流的要求。
2.可控硅整流桥
可控硅整流桥采用UNL1330 模块，此模块整流桥输出电流为2 000 A，做成每柜一个桥，共5 个桥柜并联组成N－1 运行方式，每柜桥臂无串并联元件，每柜的交流侧不设刀闸，运行时如有元件损坏，可以退出带病桥（N－1），而继续运行不停机，停机后检修。当运行中退出1 个柜时，其余4 个柜能满足强励在内的所有发电机运行工况，当运行中退出2 个柜时，其余3 个柜能满足额定励磁的要求，每柜均设有均流限制电子板，正常运行时，5 个柜并联输出的均流系数达90%。
每个桥的交流侧过电压保护回路用于吸收由可控硅整流而引起的尖峰电压，交流侧过电压保护主要由一个三相二极管整流桥和一个连接在整流输出DC 侧的电容及与其并联的电阻组成。对于高频过电压，电容呈低阻抗并起滤波作用。与电容并联的放电电阻器，在电容放电时吸收能量。这种用途的电容器支持较高的di／dt，二极管整流桥的AC 侧由带接点指示的熔断器保护。
一组用于发电机轴电压吸收装置的阻容回路同样用于可控硅DC 侧的过电压吸收。每柜可控硅整流桥设置如下保护与监视：
（1）任一个整流柜退出运行报警。
（2）可控硅保险熔断报警（微型开关监控）。
（3）散热器或空气过热报警。
（4）冷却风扇故障报警。
（5）空气流量过低报警（带风量继电器监控）。
3.灭磁与过电压保护
灭磁与过电压保护装置主要由单极直流磁场开关、跨接器及相串的非线性电阻（触发电子板、雪崩二极管、两个正反相连接的可控硅）、碳化硅组成。其作用是在发电机正常或故障时迅速切除励磁电源并灭磁、抑制正向和反向转子过电压或出现大滑差和非全相运行时保护转子。
发电机正常停机时，可切断灭磁开关或使可控硅桥逆变退励；当发电机故障时，DAVR 接收到信号时瞬时起跳灭磁开关，同时接通跨接器，使发电机磁场回路与外接可控硅断开而与非线性电阻短接成回路。当发电机转子回路中产生正或反向过电压时，跨接器中的雪崩二极管被击穿，相连的可控硅被触发，立即将灭磁电阻器串联到转子回路中。同时发跳闸令使灭磁开关断开。
4.数字式自动电压调节器（DAVR）
DAVR 设计了双通道＋双独立备用手动通道，其中双自动通道中又含有手动回路，运行时，双自动通道都工作（按PID 调节或恒无功／恒功率因数任选），但其中一个自动通道脉冲被闭锁；当有脉冲输出的通道故障时，自动切换到另一个自动通道且封闭本通道脉冲（不允许切换到本通道的手动回路）。如果此时备用通道也处于故障状态，则切换到备用的独立手动通道（BFCR）并按PI 调节。此种设计的自动通道与手动通道完全独立而备用。
基本限制与保护：
（1）过励磁限制。
（2）最大过励磁限制及保护。
（3）P／Q 限制器。
（4）V／H 限制器。
（5）PT 断线保护。
（6）导通监视。
（7）定子电流限制。
（8）磁场电流限制。
5.起励装置
起励装置由小型开关、二极管模块、接触器及限流电阻组成。其作用是在发电机额定转速时，利用厂用220 V 直流电源，短时向发电机转子绕组提供励磁，使之建立空载电压。当DAVR 检测到发电机端电压达到一定值时，立刻断开接触器，输出脉冲触发可控硅整流桥并使之输出电流，使发电机电压连续上升并达到设定值。值得一提的是UNITROL5000 的可控硅整流桥所需要的阳极电压很小就能工作，需要的厂用电电流也很小，因而用直流电源，设计可以更简单。
二、国华定州发电有限责任公司1 号机组并网操作
（一）发电机升压并网应具备的条件
1.汽轮机应具备的条件
（1）确认汽轮机在3 000 r／min 运行时转速稳定，DEH 装置正常。
（2）汽轮机空负荷运行时各控制指标均无异常变化，辅机运行正常。
（3）机组在3 000 r／min 下进行的试验工作已结束。
（4）主蒸汽参数稳定。
（5）氢冷水系统投运。
2.锅炉应具备的条件
（1）锅炉参数主汽、再热汽参数稳定，符合汽轮机冲车要求，汽包水位正常。
（2）锅炉燃烧稳定。
3.电气应具备的条件
（1）发电机声音正常，振动不超过0.025 mm。
（2）发电机冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象。
（3）调节氢气冷却器的冷却水量，投入氢温控制自动，设定值为46℃。
（4）调节发电机定子冷却器出水温度，投入定子冷却水温控制自动，设定值为48℃。
（5）确认氢侧和空侧密封油冷却器出口油温在40～49℃范围。
（6）确认发电机内氢气压力为0.40 MPa，纯度为95%以上。
（7）发电机出口断路器操作机构油压、SF6气压合格。
（8）发变组所有保护都正常投入。
（9）发变组出口隔离开关合上。
4.励磁系统应做的检查
励磁系统在正常备用的情况下，各柜内的开关保险都不需要进行操作。但在励磁系统投运前运行人员要做相关检查。
（二）发电机升压、并网及带初始负荷
（1）汇报值长，准备并列发电机。
（2）若采用自动并网，则按“遥控”键。
（3）根据要求按“自动同步”键灯亮，DEH 受自动同期（ASS）的控制，直到并网。
（4）若手动并网，则保持机组转速为3 000 r／min。
①将1 号发电机励磁调节器置于“自动”控制方式。
②将励磁按钮切为“start”位置。
③检查并确认灭磁开关已自动合好，发电机电压升至额定。
④检查并确认发电机转子电压、电流正常，发电机转子无接地报警信号。
⑤检查并确认发电机具备同期合闸条件。
⑥按下同期选择“SYN SEL”按钮。
⑦投入同期装置运行“RUN”按钮。
⑧投入同期装置启动“START”按钮。
⑨检查并确认发变组出口开关自动合入。
⑩将发电机无功功率升至大于50 Mvar。
⑪复位同期装置启动“START”按钮。
⑫复位同期装置运行“RUN”按钮。
⑬复位同期选择“SYN SEL”按钮。
⑭检查并确认发电机定子三相电流平衡。
（5）并网后，确认发电机初始负荷为30 MW，保持运行25 min 暖机。
（6）检查并确认定子冷却水系统及氢冷系统运行正常。
（7）检查并确认“功率投入”“转速投入”“调压投入”键灯亮，表明“调节级压力回路”“功率回路”及“速度回路”已投入。
（8）注意监视主汽温、再热汽温变化情况，如主汽温每变化3℃，应增加1 min 暖机时间。
（9）机组并网后适当地增加燃油量，锅炉控制升压率≤0.12 MPa／min，升负荷率≤1.5% ／min。
（10）给水调节由电动给水泵出口管路旁路调节，切至转速调节（开启电动给水泵出口主阀，关闭旁路电动门及调节门）。
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