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水利发电厂自动化设计技术规定 Specifications for design of automation of hydroelectric powerplants0 DL/T 5081—1997 主编部门:

电力工业部 北京勘测设计研究院 水 利 部

批准部门:中华人民共和国电力工业部 批准文号:电综[1998]30 号 施行日期:1998 年 6 月 1 日 前 言 本标准是根据原水利电力部水利水电规划设计总院下达的任务编制的。接受任务后,北 京勘测设计研究院在调研和收集资料的基础上,编写了本标准的征求意见稿,并向有关设计 院征求意见,对本标准进行修改,编写了本标准的送审稿。原能源部、水利部水利水电规划 设计总院于 1993 年召开了本标准送审稿的审查会议,北京勘测设计研究院根据审查意见反 复进行修改后定稿。 本标准对水电厂进水闸阀自动化、机组及其辅助设备和全厂公用设备的自动化、励磁及 电制动、同期系统及全厂综合自动化的设计原则作出了规定。 本标准由电力部水电水利规划设计总院提出并归口。 本标准起草单位:电力部水利部北京勘测设计研究院。 本标准主要起草人:盛世儒、梁见诚、雷旭、姜树德。 本标准由水电水利规划设计总院负责解释。 1

包括在本规范范围的内容有: 1)机组快速(事故)闸门、蝶阀、球阀、筒形阀的自动控制; 2)水轮发电机组的自动控制; 3)可逆式抽水蓄能机组的自动控制; 4)机组辅助设备、全厂公用设备的自动控制; 5)非电量监测; 6)励磁系统及电制动设备; 7)同期系统; 8)全厂综合自动化。 桥式起重机、门式起重机、泄洪闸门、升船机、船闸、过船过木设施、消防系统、通风 系统等的自动控制以及综合自动化计算机监控系统、工业电视不包括在本规范范围内。 1.0.2 本规范适用于按少人值班设计、机组的单机容量为 10MW~400MW 的新建或扩建、 改建的大中型水力发电厂(含抽水蓄能电厂)的自动化设计。其他水电厂的设计也可参照本规 范执行。 1.0.1

2 引 用 标 准 下列标准所包含的条文,通过在本规范中引用而构成为本规范的条文。本规范出版时, 所示版本均为有效。这些标准如果修订,使用本规范者应使用这些标准的最新版本。


GB 11805—89 大中型水电机组自动化元件及其系统基本技术条件 DL/T583—95 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件 DL/T5065—1996 水力发电厂计算机监控系统设计规定 DL/T5066—1996 水力发电厂水力机械辅助设备系统设计技术规定 SDJ9—87 电测量仪表装置设计技术规程 SDJ12—78 水利水电枢纽工程等级划分及设计标准 SDJ152—87 大中型水轮发电机基本技术条件 3 总 则 大中型水力发电厂实现自动化的目的是: 1)提高发电质量; 2)提高安全运行水平; 3)提高经济运行水平; 4)减少运行人员,提高劳动生产率。 3.0.2 水电厂的自动化设计,应满足上级调度所调度自动化系统对本电厂的要求。 3.0.3 水电厂的自动化元件和设备,应能适应水电厂电磁干扰严重和湿度高的工作环境。 3.0.1

机组快速(事故)闸门、蝶阀、球阀、 筒形阀的自动控制 4.1 快速(事故)闸门的自动控制 4.1.1 快速(事故)闸门应既能在现地控制又能在远方控制。 4.1.2 机组前的快速(事故)闸门开启前应先进行充水平压。 1)当利用闸门开启一小开度进行充水时,闸门位置行程开关应设有闸门充水位置触点。 闸门到达充水开度时,闸门应停止在充水位置开度。充水平压后,闸门应自动继续开启至全 开。 2)当利用充水阀或闸门上的小门进行充水时,充水平压后,闸门应从全关自动开启至全 开。 4.1.3 对闸门进行开启或关闭操作时,闸门到达全开、全关位置后,应能自动切断上升、下 降机构的电源,使闸门停止上升或下降。 4.1.4 在闸门开启或关闭过程中,如果发出停止命令,闸门应能停在任何位置。 4.1.5 闸门全开以后,如果由于某种原因自行下滑到一定位置,应接通闸门自动提升回路, 使闸门提至全开。如果继续下滑到一定位置,应发故障信号。 4.1.6 宜在中控室设置闸门位置指示器。闸门在全开、全关及充水开度时应接通位置信号灯。 4.1.7 采用固定式钢丝绳卷扬启闭机控制的闸门,应在闸门电动机的轴上装设制动器,在制 动器上配置与电厂直流系统电压相一致的直流电磁铁。在回路设计中,应满足闸门正常关闭 以及当机组或压力管道发生事故时紧急关闭的要求。在紧急关闭接线中还应按金属结构专业 的要求,采取保护门槽底槛的措施。 4.1.8 对于液压启闭机控制的闸门,当操作闸门下降时,油路电磁阀关闭线圈应通电,闸门 在自重的作用下自行关闭。 4

4.2 蝶阀的自动控制 4.2.1 蝶阀应既能在现地控制又能在远方控制,并能与机组自动控制联动。 4.2.2 开启蝶阀必须具备以下条件: 1)机组事故停机元件未动作;


2)机组导水叶处在全关位置。 4.2.3 当发出开阀命令脉冲并满足开阀条件时,开阀元件应起动并经关阀元件未动信号自保 持。通过开阀元件自动开启压力油源,拔出锁定,打开旁通阀,对机组蜗壳进行充水。 1)对采用充气式围带周围密封的蝶阀,应当通过旁通阀将蜗壳充满水,蝶阀前后水压基 本平衡后,空气围带自动排气。排气结束后,由反映围带气压接近于零的信号元件开启开关 蝶阀的电磁配压阀。 2)对采用不充气式围带周围密封的蝶阀,应通过旁通阀将蜗壳充满水,蝶阀前后水压基 本平衡后,即可开启开关蝶阀的电磁配压阀。 4.2.4 蝶阀开至全开位置时,由其终端开关接点接通蝶阀全开位置信号灯,同时复归开阀元 件,从而复归各油路,关闭旁通阀,投入锁定。 4.2.5 当发出关闭蝶阀的命令脉冲时,关阀元件应起动并经开阀元件未动信号自保持,通过 关阀元件,自动开启压力油源,拔出锁定,打开旁通阀,关闭开关蝶阀的电磁配压阀。 4.2.6 蝶阀关闭之后,应接通空气围带充气回路及蝶阀全关位置信号灯并复归关阀元件,从 而复归压力油源电磁配压阀,关闭旁通阀,投入锁定。 4.2.7 蝶阀只能停留在全关、全开两个位置,不得在任何中间位置作调节流量之用。 4.3 球阀的自动控制 4.3.1 球阀应既能在现地控制又能在远方控制,并能与机组自动控制联动。 4.3.2 开启球阀必须具备以下条件: 1)机组事故停机元件未动作; 2)导水叶(或喷针)处在全关位置。 4.3.3 当发出开阀命令脉冲并满足开阀条件时,开阀元件应起动并经关阀元件未动信号自保 持,通过开阀元件自动完成: 1)开启压力油源电磁配压阀,由压力油打开卸荷阀,排掉密封盖内的压力水,打开油阀, 向球阀控制系统供压力油。 2)开启旁通阀的电磁配压阀,由压力油打开旁通阀,对蜗壳(或喷针输水管)进行充水。 充满水后,密封盖外部压力大于内部压力而自动缩回,与密封环脱离接触。 3)当球阀前后水压基本平衡后,自动开启开关球阀的电磁配压阀。 4.3.4 球阀全开后,应接通球阀开启信号灯并复归球阀开启回路,关闭油阀、卸荷阀、旁通 阀。 4.3.5 当发出关闭球阀的命令脉冲时,关阀元件应起动并经开阀元件未动信号自保持,通过 关阀元件自动完成: 1)开启压力油源电磁配压阀,由压力油打开卸荷阀,排掉密封盖内的压力水,打开油阀, 向球阀控制系统供压力油。 2)关闭开关球阀的电磁配压阀。 4.3.6 球阀全关后,应接通球阀关闭信号灯,并复归球阀关闭回路,关闭卸荷阀、油阀,压 力水进入密封盖内腔,实现止水。 4.3.7 球阀只能停留在全关、全开两个位置,不得在任何中间位置作调节流量之用。 4.4 筒形阀的自动控制 4.4.1 开启筒形阀需具备以下条件: 1)机组事故停机元件未动作; 2)导叶处于全关位置; 3)蜗壳有压;


4)筒形阀油压设备油压、油位正常; 5)接力器同步链条机构未过载; 6)筒形阀无卡阻。 4.4.2 当具备 4.4.1 中各条件时,可手动或通过机组起动元件接通开启线圈,使接力器在压 力油的作用下将筒形阀开启。 4.4.3 正常关闭筒形阀需具备下列条件: 1)接力器同步链条机构未过载; 2)筒形阀无卡阻; 3)导叶到达全关位置。 4.4.4 当具备 4.4.3 中各条件时,可手动或通过机组停机元件接通关闭线圈,使接力器在压 力油的作用下将筒形阀关闭。 4.4.5 当机组过速或事故停机遇剪断销剪断时,只要满足 4.4.3 中前两项条件,无论导叶处 于何种位置,均应能立即自动关闭筒形阀。 4.4.6 筒形阀可由手动操作使其全开、全关或处于任何中间位置,应设置相应的位置指示器 和位置信号灯。 4.4.7 当发生下列事故或故障时应发音响和灯光指示信号: 1)接力器同步链条张力过载; 2)关筒形阀时被障碍物卡阻; 3)筒形阀油压设备油压、油位不正常。 5 水轮发电机组的自动控制 5.1 调速器和自动化元件的选型、配置及功能 5.1.1 水轮发电机组优先选用数字式电气液压调速器。 5.1.2 调速器及油、气、水系统中的各类电磁阀(包括电磁配压阀、电磁空气阀),宜按线圈 不长时间通电选型。 5.1.3 电液调速器的测频信号取自机端电压互感器或齿盘。 5.1.4 自动化元件技术性能应符合 GB11805 的有关规定,且应满足与计算机监控系统接口 的要求。 5.1.5 各轴承油槽应分别装设液位信号器,每套液位信号器应有反映液面过高或过低的触 点。 5.1.6 当机组冷却水有两路供水水源时,应分别设置电气控制的阀门。在每台机组冷却水总 管及重要用水支路分管排水侧,宜设带流量指示的示流信号器。 5.1.7 推力轴瓦、各导轴瓦、空气冷却器应设温度信号器。 5.1.8 当推力轴承配用弹性金属塑料瓦时,仍按 5.1.5、5.1.6、5.1.7 配置自动化元件。 5.1.9 机组过速保护应装设两种不同信号源的转速信号器。 5.1.10 机组电气转速信号器应具有可调整的多定值的触点,分别满足事故停机、投过速限 制器、投自动准同期装置、投入与切除液压减载装置、投电调、调相解列停机、切电调、投 入电气停机制动、投入机械停机制动等要求。 5.1.11 机组压缩空气制动系统应设气源压力监视信号,当气压降低时发信号。为防止停机 后制动闸有时不落下,制动闸宜设反向给气装置及位置信号。 5.1.12 当作调相运行的机组,采用向转轮室通入压缩空气压水的措施时,反映转轮室水位 的自动化元件,应具有抗震、防锈蚀、防浪涌、防泥沙阻滞等特性。 5.1.13 转轮室漏气严重的水轮机,可设调相补气阀,持续地对转轮室进行补气。 5.1.14 轴流转桨式水轮机,作调相运行时,无论是否采取充气压水措施,都应将桨叶转角


自动调至零度,以减小阻力。 5.1.15 轴流式水轮机,应采取防抬机措施并装设抬机信号装置。 5.1.16 为防止在机组甩负荷而调速器又失灵时发生飞逸事故,应装设过速限制器。 5.1.17 回油箱、漏油箱以及有油、水热交换装置的油槽,宜装设油混水信号器。 5.1.18 在油、气、水系统中,凡需要根据压力值实现自动控制或自动报警的,均需装设压 力信号器。 5.1.19 水轮机导叶应装设剪断销信号装置。 5.1.20 大型机组宜设置监视大轴摆度和机架振动的检测装置。 5.1.21 机组拦污栅和滤水器应设置检测其阻塞状况的差压信号器。 5.1.22 轴流式和混流式机组常用自动化检测元件的配置可参照表 5.1.22。其他型式机组自 动化检测元件的配置,应根据实际需要适当增减。 5.2 水轮发电机组的自动控制 5.2.1 水轮发电机组的自动控制接线或软件,应能满足由现地或远方以一个命令脉冲使机组 自动完成停机转发电、发电转停机、发电转调相、调相转发电、停机转调相、调相转停机等 各种工况的自动转换。 5.2.2 在正常开、停机(未投制动前)过程中,如果有紧急需要,自动控制接线或软件应允许 进行相反的操作。 5.2.3 机组处于准备起动状态应具备以下条件: 表 5.1.22 轴流和混流式机组常用自动化监测元件配置 元件 安装位置或接线 触点接通条件 用 途 名称 机械 事故停机,并关闭快速 转速 装在主轴顶部或用传动装 ≥140%nr 闸门或蝶阀、球阀、筒 信号 置与轴相连 形阀 器 事故停机,并关闭快速 闸门或蝶阀、球阀、筒 (1)n≥140%nr 形阀 事故停机,并投过速限 (2)n≥110%nr 制器 (3)n≥90%nr 投入准同期装置 (4)n≥90%nr 切除液压减载装置 电气 转速 接机端专用电压互感器或 (5)n≤90%nr 投入液压减载装置 信号 齿盘测频信号器 (6)n≥90%nr 投入起励 器 (7)n≤80%nr 调相解列停机 (8)n≤50%~60%nr 投入电制动停机 (9)n≤25%~35%nr 或 投入机械制动停机(见 n≤15%~20%nr 或 5.2.20~5.2.24) n≤5%~10%nr 终止制动,停止与机组 (10)n=0 运行有关的各设备 示流 推力轴承油槽冷却水管(当 投备用水源,发信号, 信 无外循环时)及各导轴承油 冷却水中断 延时停机 号器 槽冷却水管 推力轴承外循环系统的冷 投备用水源,发信号, 冷却水中断 却水管 延时停机


推力轴承外循环系统的油 管

油流中断

主轴密封润滑水管

水流中断

推力轴承油槽及各导轴 承油槽 回油箱 液 位 信 号器

压油罐 漏油箱

水轮机顶盖

压油装置 压 力 信 号 器

主轴密封润滑水管 制动闸 制动气源 技术供水总管 油压减载油管路

温 度 信 号器

推力轴瓦和各导轴瓦 空气冷却器 推力轴承外循环油管

液位越上限或下限

发信号

液位越上限或下限 (1)液位越上限 (2)液位恢复正常 (1)液位越第一上限 (2)液位恢复正常 (3)液位越第二上限 (1)液位越第一上限 (2)液位越第二上限 (3)液位恢复正常 (1)油压越第一下限 (2)油压越第二下限 (3)油压越第三下限(事故低 油压) (4)油压恢复正常 水压低于下限 气压低于下限 气压低于下限 水压低于下限 油压减载过程中油压低于下 限 (1)温度越第一上限 (2)温度越第二上限 温度越上限 温度越上限

发信号 自动补气 停止补气 起动漏油泵 停止漏油泵 发信号 起动排水泵 发信号 停止排水泵 起动工作油泵 起动备用油泵,发信

剪 断 剪断销 剪断销剪断 销 信 号器 油 混 漏油箱、回油箱及有油、 油中含水过多 水 信 水热交换的油槽 号器 测 振 各轴承支架 振动越限 装置 测 摆 各轴承附近 大轴摆度越限 度 装 置 测 轴 机组转动部分下沉或上抬越 向 位 轴与机架 移 装 限 置 * 配置数量及测量量程见 SDJ152。 1)机组无事故; 2)断路器在跳闸位置;

投备用油泵,发信号, 延时停机 投备用水源,发信号, 延时停机

号 事故停机 停油泵 发信号 开机准备条件之一 发信号 投备用水源,发信号 起动备用油泵,发信 号 发信号 停机 发信号 发信号 发信号,事故停机中 剪断则关进水阀(闸) 发信号 发信号 发信号

发信号


3)接力器锁定在拔出位置; 4)制动气源压力正常,但未加制动; 5)快速闸门或蝶阀、球阀在全开位置(与机组联动操作的阀无此要求)。 当上述条件具备时,起动开机准备元件并接通开机准备信号灯。 5.2.4 对于轴流式和混流式���组,在机组准备起动条件具备且接到开机或调相开机命令脉冲 后,开机元件应起动并记忆,同时作用于以下各处: 1)开启冷却、润滑水电磁阀或起动冷却水泵; 2)有主轴密封时主轴围带密封排气; 3)有推力轴承油外循环系统时起动循环油泵,使油压达到正常; 4)有液压减载装置时,起动高压油泵向推力瓦供油,使推力瓦上的油压达到给定范围; 5)当完成上述 1)、2)、3)、4)后,将开度限制机构开至起动开度; 6)当全厂共用自动准同期装置时,准备好自动准同期装置的投入及接入自动准同期装置 的调整回路; 7)投入发电机磁场断路器。 机组起动后,当转速达到 90%额定转速时,应切除液压减载装置,自动投入励磁调节 系统和同期装置。 作发电运行时,机组与系统并列后,应自动复归开机元件,接通发电运行指示灯,将开 度限制机构调整至全开位置。 作调相运行时,机组与系统并列后,应自动调有功至空载,然后将开度限制机构全关。 当符合调相运行条件(导叶全关、断路器合闸)时,调相运行元件应起动并记忆,复归开机元 件,接通调相运行指示灯。 5.2.5 混流式及轴流式机组一般采用压水方式调相,由调相运行元件和反映转轮室水位的信 号元件控制充气阀。转轮室漏气严重时,利用补气阀持续地进行补气。对于轴流转桨式机组, 也可采用将桨叶转角调至 0°而不压水的调相运行方式。 5.2.6 对于灯泡式机组,除应满足 5.2.4 中规定的要求外,开机元件起动并记忆后,还应起 动发电机风扇电动机。 5.2.7 冲击式机组的起动控制可参考 5.2.4 的规定,但应根据冲击式机组的特点加以修改。 5.2.8 对具有双转轮的冲击式机组,在发电运行中,应能根据负荷需要,自动或手动进行单 轮转双轮、双轮转单轮以及两个单轮之间的转换。 5.2.9 对处于发电运行状态的各种型式机组,发出转调相的命令脉冲后,调相起动元件应起 动并记忆,同时作用于以下各处: 1)减有功负荷至空载; 2)作用于开度限制全关。 当符合调相运行条件(导叶全关、断路器合闸)时,调相运行元件起动并记忆,复归调相 起动元件,接通调相运行指示灯。 5.2.10 冲击式水轮机在调相运行中应自动开启冷却喷嘴供给冷却水。 5.2.11 对处于调相运行状态的各种型式的机组,发出转发电的命令脉冲后,开机元件应起 动并记忆,开度限制机构先开至起动开度,调相运行元件复归,开度限制机构开至全开,机 组转为发电运行,开机元件复归,接通发电运行指示灯。 5.2.12 作调相运行的机组应设调相解列保护。调相解列保护一般当转速降至 80%额定转速 时,作用于事故停机。 当全厂运行机组都处于调相状态,厂用电又无外来电源时,如与系统解列,应将其中任 一台机组转为发电运行。当机组转发电不成功,转速降至 80%额定值时,则作用于事故停 机。


5.2.13 对处于发电运行状态的轴流或混流式机组,发出停机命令脉冲后,停机元件应起动 并记忆,同时作用于以下各处: 1)将有功、无功负荷卸至接近于零; 2)导叶开度关至空载时跳发电机断路器; 3)开度限制机构自动关至全关位置; 4)当机组转速下降至各整定值时,相继投入液压减载装置、电气停机制动、机械停机制 动(详见 5.2.19~5.2.23)。待机组全停后,使停机元件复归,机组重新处于准备起动状态,接 通起动准备指示灯。 5.2.14 当发生以下事故时,应同时作用于跳闸、停机、灭磁、发事故信号: 1)调相解列保护动作或调相运行的机组与系统解列后转发电不成功; 2)机组电气事故。 5.2.15 当发生以下事故时,应首先作用于紧急停机电磁阀卸负荷并发事故信号、负荷卸至 空载后,再作用于跳闸、停机、灭磁: 1)各轴承过热; 2)油压装置油压事故下降。 5.2.16 当发生以下事故时,应首先作用于紧急停机电磁阀卸负荷并关闭机组前的快速闸门 或蝶阀、球阀、筒形阀,发事故信号。负荷卸至空载后,再作用于跳闸、停机、灭磁: 1)机组过速; 2)机械事故停机时剪断销剪断; 3)机组前的压力钢管爆破(当有钢管爆破保护时)。 5.2.17 事故停机元件动作并记忆后,在事故消除并手动解除记忆以前,不允许再次开机。 5.2.18 当发生以下故障时,应发故障信号: 1)轴瓦、轴承油槽油、空气冷却器空气温度过高; 2)轴承油槽、各油箱油位不正常; 3)轴承冷却水中断; 4)水轮机顶盖水位过高; 5)水轮机主轴密封水压力降低; 6)剪断销剪断; 7)漏油箱、回油箱以及有油、水热交换装置的油槽中油混水; 8)制动系统气压降低; 9)制动闸在停机完成后未落下; 10)电调事故; 11)开停机未完成; 12)控制回路电源中断。 5.2.19 对于仅采用机械停机制动且不具备液压减载装置的混流及轴流式机组,在停机过程 中,当转速下降至额定转速的 25%~35%时,应通过转速信号器打开电磁空气阀,向制动阀 供气。待机组全停后,将制动阀复归。 5.2.20 对于采用电气和机械停机制动而不采用液压减载装置的混流及轴流式机组,宜设置 制动方式选择开关,可选择电气、机械或混合停机制动。 1)选择电气停机制动时,投入制动的转速为额定值的 50%~60%; 2)选择机械停机制动时,投入制动的转速为额定值的 25%~35%; 选择混合停机制动时,投入电气停机制动的转速为额定值的 50%~60%,投入机械停机 制动的转速为额定值的 5%~10%。 在发生电气事故的情况下,应闭锁电气停机制动,当转速降至额定转速的 25%~35%时,


自动投入机械停机制动。 5.2.21 采用机械停机制动并具有液压减载装置的混流及轴流式机组,当转速下降至约 90% 额定转速时,应投入液压减载装置,转速下降至约 15%~25%额定转速时,应投入机械停机 制动。机组全停后,应将各装置复归。 5.2.22 采用电气和机械停机制动并具有液压减载装置的混流及轴流式机组,宜设置制动方 式选择开关,可选择电气、机械或混合停机制动。 1)选择电气停机制动,当转速下降至额定转速的 90%时,应投入液压减载装置,转速下 降至额定转速的 50%~60%时,应投入电气停机制动。 2)选择机械停机制动,当转速下降至额定转速的 90%时,应投入液压减载装置;转速下 降至额定转速的约 15%~25%时,应投入机械停机制动。 3)选择混合停机制动,当转速下降至额定转速的 90%时,应投入液压减载装置;转速下 降至额定转速的 50%~60%时,应投入电气停机制动;转速下降至额定转速的约 5%~10% 时,应投入机械停机制动。 在发生电气事故的情况下,闭锁电气停机制动,按上述机械停机制动的程序,进行制动 停机。 5.2.23 对装有弹性金属塑料瓦的混流及轴流式机组,不需装设液压减载装置。停机过程中, 当转速下降至额定值的 15%~20%时,应投入机械停机制动。 5.2.24 对混流及轴流式机组,无论是否装有电气停机制动装置,都必须配置机械停机制动 装置。 5.2.25 对处于发电运行状态的冲击式机组,发出停机命令脉冲后,停机元件应起动并记忆, 通过调速器负荷调整机构减机组有功负载至额定负载的约 10%,相应降低励磁电流,当定 子电流降至额定值的约 10%时,接通跳闸回路,跳开发电机断路器,然后通过负荷调整机 构使机组针阀全关。当转速下降至额定转速的约 70%时,制动喷嘴应投入;当转速下降至 额定转速的约 35%时,制动喷嘴切除,投入机械制动。机组全停后,停机元件复归,各部 分恢复到准备起动状态,接通起动准备指示灯并关闭球阀。 5.2.26 对处于调相运行状态的混流式、轴流式机组,当发出停机命令脉冲后,停机元件应 起动并记忆,先将机组转发电,而后按发电转停机程序停机。 5.2.27 当电力系统出现有功功率缺额时,水电厂中各种型式的机组,根据系统要求,按系 统频率降低的程度,应能依次自动地将发电机组带满负荷,将调相机组转为发电运行,将作 为系统事故备用的机组迅速起动并网发电。 5.2.28 剪断销、调相压水等交流控制回路,需经隔离变压器隔离并降至安全电压。 6 可逆式抽水蓄能机组的自动控制 6.1 可逆式抽水蓄能机组抽水工况的 电气起动方式 6.1.1 可逆式抽水蓄能机组抽水工况的电气起动方式应根据机组、电厂及系统的具体情况选 择确定。 6.1.2 在各种运行方式下,起动任何一台机组所引起的过载,应在本机组(包括励磁装置)、 其他机组、变压器及系统过载能力的允许范围内。 6.1.3 在各种运行状态下,起动任何一台机组所引起的系统控制点电压降落,应在所允许的 范围内。 6.1.4 在各种运行方式下,起动任何一台机组不应破坏暂态过程的稳定性。 6.1.5 起动方式应尽量做到使接线简单、投资少、起动快。 6.1.6 为了降低起动过程的水力阻力矩,宜采用压缩空气压下转轮室水位,使转轮在空气中


旋转加速。 6.1.7 为了减少起动瞬间的摩擦转矩,一般采用液压减载措施。 6.1.8 起动方式应经过技术经济比较选定以下各种之一:异步起动(包括异步全压起动和异 步降压起动)、同轴小电动机起动及同步起动(包括背靠背起动和变频起动)。 6.1.9 当本厂或邻近发电厂装有能满足本厂抽水蓄能机组抽水工况背靠背起动要求的发电 机时,本厂抽水蓄能机组应采用同步背靠背起动。 当全厂只设一套变频起动装置时,宜采用同步背靠背起动作为备用起动方式。 6.2 可逆式抽水蓄能机组的工况转换 应能以一个控制命令脉冲自动完成下列转换: 1)停机转发电; 2)发电转停机; 3)发电转发电调相; 4)发电调相转发电; 5)停机转发电调相; 6)发电调相转停机; 7)停机转抽水; 8)抽水转停机; 9)抽水转抽水调相; 10)抽水调相转抽水; 11)停机转抽水调相; 12)抽水调相转停机等。 当机组制造厂家允许在紧急情况下将机组从抽水工况直接转发电工况时,则机组的控制 系统亦应能以一个命令脉冲完成这种变换。 6.2.2 除应能在中央控制室和机旁发出机组工况自动转换的操作命令外,还应能在现地控制 盘对机组进行分步(或顺序组)操作,完成机组主要工况转换。 6.2.3 机组的自动控制一般采用可编程控制器或工业微机来实现,宜同时设有独立硬布线紧 急自动停机回路。 6.2.4 开机顺序操作中,在进行发电(包括发电调相)或抽水(包括抽水调相)开机之前,需将 电机主回路换相开关切换到相对应的发电或抽水的工况位置。 6.2.5 对于高水头的机组,一般都利用球阀作为导叶前的断水机构,在发电开机时,应在开 启导叶之前先开启球阀;在发电及抽水停机时,关导叶后要关球阀。 6.2.6 机组开机时,在机组转动之前应投入液压减载装置,若液压减载不成功,则延时发出 信号,并起动事故停机回路。 6.2.7 调相转停机操作中,应先开启转轮室排气阀,利用尾水的水压,将转轮室的空气排除。 6.2.8 与发电有关而与抽水无关的工况转换,考虑上述 6.2.4~6.2.7 的条件后按照 5.2 节的 有关条款进行设计。 6.2.1

可逆抽水蓄能机组抽水及抽水调相 工况的起动控制 6.3.1 机组抽水工况起动的一般过程应为: 1)选定机组起动方式及待起动的机组; 2)机组具备抽水运行条件; 3)投入机组的附属设备; 6.3


4)转轮室压水; 5)机组按选定的起动方式起动、并网。 至此,机组即进入抽水调相工况。由抽水调相工况进入抽水工况应按 6.3.10 进行。 6.3.2 机组起动需具备以下条件: 1)机组事故停机元件未动作; 2)断路器在跳闸位置; 3)未加制动; 4)电网频率在允许抽水范围内; 5)上、下池水位适宜于机组抽水运行。 6.3.3 机组转动前应投入如下的机组附属设备及作相应的准备: 1)投冷却水和润滑水; 2)投推力轴承油外循环泵; 3)投液压减载装置; 4)撤除大轴检修密封; 5)打开球阀上游密封。 6.3.4 机组转动前转轮室应压水:开启充气阀,向转轮室充气,当转轮室水位被压至转轮以 下一定位置后,由装于吸出管的水位信号器关闭充气阀。然后,当水位升高时,则充气阀再 打开,将水压下,重复上述压水过程,维持转轮脱离水面。当机组装有补气阀时,则补气阀 与充气阀同时开启,在充气阀关闭后,由补气阀保持吸出管的水位在容许范围之内。 6.3.5 机组变频起动应按以下过程进行: 1)投机组起动用的励磁; 2)投变频起动用的控制回路; 3)投变频器电源开关; 4)投起动回路断路器,机组开始转动,当转速约为 5%额定值时,变频器由强迫换相转 为自然换相,当转速约为 90%额定值时,由起动励磁切换到主励磁,投同期装置,同期装 置的调速信号作用于变频装置,调压信号作用于励磁调节器。 6.3.6 机组背靠背起动应按以下过程进行: 1)拖动机组和被拖动机组都给上起动励磁; 2)投背靠背起动控制回路; 3)投背靠背起动主回路的隔离开关及断路器; 4)拖动机组按发电工况开机,但导叶按背靠背起动要求逐渐开启,两台机组同步起动; 5)当机组转速约为 90%额定值时,两台机均由起动励磁切至主励磁上; 6)投入同期装置,它通过拖动机组的调速器调节机组的频率,通过被拖动机组的励磁调 节器调节机组的电压,待满足同期条件时,投入被拖动的抽水机组的主断路器,被拖动机组 进入抽水调相工况; 7)拖动机组解列停机。 6.3.7 机组异步全压起动应按以下过程进行:投主断路器,机组以异步电动机方式起动、升 速,当滑差低于整定值时,投励磁,机组拉入同步而进入抽水调相工况。 6.3.8 异步降压起动一般采取利用主变压器低压侧中间抽头的半压起动方式。这种方式又分 为以下两种方式,它们分别按以下过程进行: 1)并列后投励磁方式:投半压起动断路器,机组即起动升速,当滑差小于整定值后,切 起动断路器,投主断路器,经延时投磁场断路器,机组即进入同步运行。 2)并列前投励磁方式:投半压起动断路器,机组即起动升速,当滑差小于整定值后,在 励磁整定在低于空载额定值的情况下,投磁场断路器,机组被拖入同步,然后切起动断路器,


投励磁调节器,经延时,使机端电压从半压向全压过渡,接近全压时,在允许同步的条件下 投全压断路器。 6.3.9 同轴小电动机起动应按以下过程进行:起动前将液体变阻器的电极距离置于最大位 置,在起动过程调整电极间距离使起动转矩基本维持恒定,当转速大于 90%额定值时,投 主机励磁,接着投自动准同期装置,通过电压调节器调整主机电压,通过调整电极的距离来 调整转速,待同期条件满足时,投主断路器,然后切小电动机的电源和辅助回路。在起动过 程中,为了降低小电动机转子所串接的液态变阻器的温度,开机前应投入冷却循环水泵。 6.3.10 机组从抽水调相工况进入抽水工况应按以下过程进行: 1)停止向转轮室充气:关闭转轮室充气阀和补气阀; 2)转轮室注水:打开转轮室排气阀,此时转轮室在尾水压力作用下,随着空气的排出, 水位逐渐上升,直到转轮室充满水; 3)转轮室造压:转轮在水中旋转,转轮室压力逐渐建立,然后关闭转轮室排气阀,待转 轮室压力达到零流量扬程值附近,则造压过程完成; 4)开始抽水:开启球阀到一定开度后,即将机组开度限制打开到抽水开度,球阀最后全 开,导叶开到抽水位置并与扬程实现最优协联,机组即进入正常抽水工况。 机组从抽水工况转停机及直接转 发电的控制 6.4.1 机组由抽水工况转停机应按以下过程进行:在接到停机命令后,同时作用于关开度限 制机构,关负荷给定装置到空载位置并起动调速器的停机电磁阀,使导叶迅速关闭。待导叶 关至空载位置,跳开主断路器,与此同时关球阀,随后关旁通阀。 6.4.2 机组由抽水工况直接转为发电工况应按以下过程进行: 1)球阀及旁通阀自始至终保持开启状态; 2)工况变换之前,起动推力轴承液压减载装置; 3)通过关开度限制机构,使导叶全关(或关到残余开度),在导叶关至某一开度(例如空载 开度附近)跳主断路器,机组与系统解列; 4)跳断路器后,切磁场断路器并将换相开关切至发电工况; 5)当机组转速降至 50%额定值或以下时,发出机组转发电命令; 6)经一定的延时,导叶重新开启至发电空载开度附近,机组转速迅速下降; 7)机组转速过零后向反方向转动,其余过程与发电开机程序相似。 6.4

机组辅助设备、全厂公用设备 的自动控制 7.1 一 般 规 定 7.1.1 当一个系统中有两台电动机且作互为备用运行时,电动机装在潮湿场所的,应按自动 轮换起动设计;电动机装在非潮湿场所的,可按自动轮换或不自动轮换起动设计。 7.1.2 当一个系统中有三台或以上电动机时,应根据有关要求,设计自动控制接线。 7

7.2 油压系统的自动控制 7.2.1 作为快速闸门、蝶阀、球阀液压操作系统压力油源的油压装置,当每套设两台油泵时, 应按互为备用或轮换起动设计。当压力油罐油压降至“降低”位置时,处于“自动”位置的 油泵应自动起动;若油压继续降低,降至“过低”位置时,“备用”油泵应自动起动并发信 号;当油压恢复正常时,即自动停止。油压过高或油压事故下降应发信号。 7.2.2 作为水轮机调节系统液压操作压力油源的油压装置,当每套设两台油泵时,应按互为


备用或轮换起动设计。当压力油罐油压降至“降低”位置时,处于“自动”位置的油泵应自 动起动;若油压继续降低,降至“过低”位置时,“备用”油泵应自动起动并发信号;当油 压恢复正常时,即自动停止。若油压事故下降,应作用于事故停机并发信号,油压过高只发 信号。 7.2.3 油压装置应采用自动和手动补气。自动补气由液位信号器与压力信号器来实现,当压 力油罐油位上升至上限且油压低于额定值时,自动开启补气电磁阀向压力油罐补气;当油压 上升至额定值以上或油位降至下限,则补气电磁阀应自动关闭,停止补气。 7.2.4 漏油泵的自动控制是用液位信号器反映漏油箱的油位来实现。当油位高时起动漏油 泵,将漏油箱中的油注入回油箱;当油位降低至下限时,停止漏油泵。当油位过高时发信号。 7.2.5 当推力轴承油外循环系统设两台油泵时,在水轮发电机起动和运行中,应有一台油泵 自动投入运行。如油流中断,应延时 5s 左右起动备用泵。推力轴承外循环油中断和各轴承 冷却水中断后延时停机的时间应在机组技术协议中规定。 7.2.6 机组起停过程中液压减载装置应在转速低于额定值的 90%时投入工作。若每套液压 减载装置设两台油泵,则正常情况下投液压减载装置时,应起动处于“自动”位置的油泵, 经过一段延时后,若油压仍过低,应起动处于“备用”位置的油泵。机组全停后或开机过程 中机组转速达额定值的约 90%后,应自动停止液压减载装置的油泵。 7.2.7 在设有重力加油箱的电站,重力加油箱应设液位信号器,自动控制油泵自润滑油回油 箱向重力加油箱供油。当装有两台油泵时,油位降至“降低”位置,应起动处于“自动”位 置的油泵;油位降至“过低”位置,应起动处于“备用”位置的油泵;油位恢复正常,应停 止油泵运行。 7.2.8 对要求“黑起动”的机组,与机组起动有关的关键设备(如液压减载装置至少有一台 油泵电动机)应能由电厂直流电源驱动。 7.3 压缩空气系统的自动控制 7.3.1 低压压缩空气系统(作为机组制动、调相压水及密封围带充气等用途的气源)的控制应 满足如下要求: 1)根据贮气罐气压自动起停相应的空压机,以保持气压在规定的范围内; 2)贮气罐气压过高、过低或控制电源消失时,自动发信号; 3)当空压机出气管温度过高时,除发信号外,并自动停止空压机; 4)空压机采用水冷却时,以其磁力起动器的辅助接点投入或关闭冷却水,运行中,水流 中断发信号; 5)空压机起动时,打开排气管,使空压机空载起动,经一定延时自动关闭排气管,空压 机转入正常运行; 6)空压机应按厂家规定定时排污; 7)在起动回路中,利用时间元件使多台工作空压机起动时间互相错开。 7.3.2 高压压缩空气系统(作调速器、蝶阀、球阀油压装置的供气气源)控制接线,当厂家有 空载起动与定时排污要求时,与 7.3.1 中规定相同;当厂家无上述要求时,其控制接线应删 除相应部分。 7.3.3 高压配电装置操作用气系统的控制接线,应根据各自的具体情况及厂家资料进行设 计。 7.4 机组水泵供水系统的自动控制 7.4.1 当采用单元供水方式时,水泵的控制应满足如下要求: 1)工作水泵随着机组的起动而自动起动,并在机组运行期间保持运行;


2)当供水总管的水压下降至整定值时,自动起动备用水泵并发出信号; 3)停机完成后,自动停止水泵。 7.4.2 当采用集中供水方式时,水泵的控制应满足如下要求: 1)工作水泵随着供水范围内任一台机组的起动而自动起动,并在机组运行期间保持运 行; 2)当供水总管的水压下降至整定值时,自动起动备用水泵并发出信号; 3)供水范围内的所有机组停机后,自动停止水泵。 7.4.3 供水管路上的阀门应随机组的起动自动开启,随机组的全停而自动关闭。 7.5 排水系统的自动控制 7.5.1 当厂房渗漏集水井水位超过整定水位时,应自动起动工作水泵。若水位继续升高达备 用水泵起动水位,则应自动起动备用水泵并发信号。当水位下降至正常水位,则应停止水泵 运行。水位过高应发信号。 7.5.2 检修排水泵如有自动操作的要求,可按 7.5.1 中的规定设计。 7.5.3 水轮机顶盖排水泵的控制可按 7.5.1 中的规定设计。 7.5.4 如果水泵要求起动前充水注润滑水,则应将这些操作在自动控制中实现,在水泵起动 结束转入正常运行后延时停止充水或注水。 7.6 变压器冷却系统的自动控制 7.6.1 普通风冷变压器的负荷电流达到规定值时,应延时起动变压器风扇。 7.6.2 强迫油循环风冷变压器的自动控制应按以下原则设计: 1)每个冷却器设有一台潜油泵及数台风扇电动机,以切换开关位置来选择冷却器的工作 状态(工作、断开、辅助、备用); 2)投入变压器时,工作冷却器随着自动投入; 3)变压器负载超过 75%额定容量或顶层油温达到规定值时,自动投入辅助冷却器。当变 压器顶层油温在规定值上、下波动时,为了避免辅助冷却器频繁地切投,另设比规定值低 5 ℃的温度信号器接点的自保持回路; 4)运行中的工作冷却器或辅助冷却器发生故障时,备用冷却器自动投入,故障消除后, 备用冷却器自动退出; 5)变压器负载减至规定值时,自动切除辅助冷却器;变压器切除时,全部冷却器停止运 行; 6)冷却器系统由两个交流电源供电,备用方式由切换开关位置决定,当工作电源发生故 障时,自动投入备用电源并发信号,延时断开变压器各侧断路器; 7)冷却系统在运行中发生故障时,自动发信号。 7.6.3 强迫油循环水冷变压器自动控制除应按 7.6.2 中规定的原则设计外,一般还应满足以 下原则: 1)工作冷却器投入前必须先建立油压,在反映已建立油压及油流的信号器动作后,自动 打开工作冷却水电磁阀; 2)运行中油压应始终高于水压,若油压下降或水压升高,其压差小于整定值时,差压信 号器作用于退出故障冷却器,投入备用冷却器,同时发出信号。 如果制造厂无上述两点要求,则设计中不考虑。

8.0.1

8 非电量监测 机组各轴承的瓦和油、空气冷却器的冷风和热风、推力外循环系统的油管和水管以及


发电机定子线圈和铁芯等各点,均应设置 100Ω铂电阻测温元件,并选择以下方式之一测量 温度: 1)利用计算机进行温度巡检; 2)未设置计算机监控系统的,宜配置温度自动巡检装置。 8.0.2 除 8.0.1 规定的电阻测温元件外,每个轴承还应设置 2 个或 4 个 100Ω铂电阻测温元 件,接到带触点的温度信号器,在轴温度高于第一上限时发报警信号,高于第二上限时作用 于停机。 8.0.3 应设置水轮机过机流量测量装置,并可在现地和远方显示流量。 8.0.4 应设置各轴承支架振动和大轴摆度的测量装置,并可在现地和远方显示振动和摆度。 8.0.5 变压器应采用温度信号器测量其油面温度,当温度达到第一上限时应发信号或起动冷 却装置,达到第二上限时变压器应退出运行。 8.0.6 大型变压器应设测温电阻,用以远方监视、测量变压器的油面温度。测温电阻采用 100Ω铂电阻。 8.0.7 水电厂上、下游水位应装设远方测量装置。对于大型水电厂或水头变化较大的水电厂, 每台机组还应装设水头远方测量装置。 8.0.8 水电厂拦污栅应装设差压监视装置,当由于局部阻塞造成差压增高达限定值时应发信 号。 8.0.9 有局部开启要求的闸门应装设闸门位置远方测量装置。 8.0.10 监测元件应满足与计算机监控系统接口的要求。所有经过变送器转换后而测量的非 电量,除应在现地显示外,还应有 4mA~20mA 或 1V~5V 输出,送至计算机监控系统。 励磁系统及电制动设备 9.1 励磁系统的选择 励磁系统应满足发电机及电力系统不同运行工况和事故情况下的要求。 励磁系统应优先选用自并励静止整流励磁方式。 静止整流励磁系统的有关参数及技术条件,应符合 DL/T583 的有关规定。 9

9.1.1 9.1.2 9.1.3

9.2 励磁系统主回路 9.2.1 晶闸管整流单元宜选用三相全控整流桥。 9.2.2 晶闸管桥交流侧宜装设负荷开关,其直流侧宜装设隔离开关。 9.2.3 自动励磁调节器应配置专用的准确等级为 0.5 级的电压互感器和电流互感器。电压互 感器应装设断线保护装置,其二次侧不应装设熔断器。 9.2.4 晶闸管整流元件冷却方式宜选用强迫风冷。对于大型机组,可采用密闭强迫风冷系统。 冷却设备电源应设置两路,互为备用。 9.2.5 自并励励磁系统一般设以下电气测量项目: 1)转子电流; 2)转子电压; 3)晶闸管桥输出电流; 4)晶闸管桥输入电压; 5)晶闸管桥输入电流; 6)发电机定子电压。 测量表计的设置数量,应满足 SDJ9 的有关规定。 9.2.6 晶闸管桥交流电缆按下述原则选择: 1)晶闸管桥交流电缆工作电流按下式估算


I=(0.85~1.0)Ir 式中:Ir——发电机额定励磁电流,A。 2)晶闸管桥交流电缆宜选用三芯电力电缆,并保证引至各晶闸管桥的电缆长度相等。 9.2.7 励磁主回路直流电缆的工作电流按发电机最大持续励磁电流考虑,电缆允许的最高工 作电压应不低于发电机最大持续励磁电压。 9.2.8 励磁主回路正、负极电缆应采用铜芯电缆,严禁正、负极合用一根电缆。 9.2.9 励磁变压器宜选用防潮干式变压器,H 级绝缘,温升为 80K;根据使用条件和容量要 求,选用三相式或单相式变压器。励磁变压器的容量可按下列公式估算 S=1.35×Up×Ifmax 式中:Up——励磁系统顶值电压,V; Ifmax——发电机最大持续励磁电流,A。 9.2.10 励磁变压器宜采用自冷方式,在自冷方式不能满足变压器冷却要求时,采用强迫风 冷。 9.2.11 励磁变压器原边和副边之间宜设置接地屏蔽层。 9.3 励磁回路灭磁及保护设置要求 9.3.1 励磁系统应装设自动灭磁装置,可采用线性电阻或非线性电阻或消弧栅灭磁方式。非 电气事故情况下,采用逆变方式灭磁。 9.3.2 采用线性电阻放电的灭磁方式时,其灭磁电阻约为发电机转子绕组热态电阻值的 4~ 5 倍,通流容量为发电机励磁电流的 10%~20%。 9.3.3 采用非线性电阻放电的灭磁方式时,非线性电阻的工作能容量按机组内部三相短路和 空载强励两种情况励磁回路产生的磁能考虑,其耗能容量按不超过工作能容量的 80%核定。 9.3.4 采用消弧栅灭磁方式时,应设转子保护电阻,其电阻值为发电机转子绕组热态阻值的 4~5 倍;通流容量宜为发电机额定励磁电流的 5%~20%。 9.3.5 晶闸管整流元件应设以下类型的保护: 1)交直流侧操作过电压保护; 2)晶闸管整流元件换相过电压保护; 3)过载及直流侧短路或元件本身短路的过电流保护。 9.3.6 励磁系统应装设转子回路过电压保护装置。过电压保护装置可采用非线性电阻、晶闸 管跨接器等型式。 9.4 起励方式和起励电源 9.4.1 水轮发电机组宜采用他励起励方式。起励电流为发电机空载励磁电流的 10%~20%。 9.4.2 起励电源可以采用蓄电池,也可以采用厂用交流电经整流后供给。对于有“黑起动” 要求的电站,应选用蓄电池起励方式。 9.5 电气停机制动 9.5.1 发电机采用电气停机制动宜选用三相直接短路方式。 9.5.2 电气停机制动的励磁电源可采用以下三种方式获得: 1)设置单独的电气停机制动的励磁电源变压器,电源取自厂用电; 2)与机组励磁系统合用三线圈励磁变压器,机组励磁系统电源和电气停机制动的励磁电 源分别由不同供电系统供电; 3)与机组励磁系统共用双线圈励磁变压器,机组励磁系统电源和电气停机制动的励磁电 源由同一电源供给(励磁系统电源取自系统)。


9.5.3 机组采用电气停机制动且电气停机制动的励磁装置与机组正常励磁装置合一时,自动 调节励磁装置应设有电气停机制动晶闸管导通角控制回路。 9.6 励磁系统控制接线要求 9.6.1 机组起励建压应设自动和现地手动两种操作方式。机组转速由静止升至 85%~90%额 定转速时,自动或手动投起励装置。当发电机建压至整定值时,起励装置自动复归。 9.6.2 晶闸管桥交流侧负荷开关和直流侧开关应能在现地手动分合闸操作。 9.6.3 磁场断路器应设有自动和现地手动两种分合闸操作,其自动控制应纳入机组自动控制 程序之中: 1)磁场断路器的自动合闸操作由机组开机信号联动; 2)磁场断路器的自动分闸操作由电气事故引出信号触点或逆变失���引出信号触点联动。 9.6.4 晶闸管桥整流元件冷却装置应能实现自动和现地手动控制。机组开机时由开机信号联 动投入,机组停机时由停机信号延时联动切除。 9.6.5 机组电气停机制动的操作应纳入机组自动控制程序。根据获得电气停机制动电源的方 式,操作回路分别按以下各款的要求设计。 a)机组电气停机制动与机组励磁系统共用双线圈励磁变压器,两者由同一电源供给,其 操作步骤如下: 1)机组出口断路器分闸与系统解列; 2)转子绕组灭磁; 3)励磁变压器电源开关分闸; 4)机组电气停机制动短路开关合闸; 5)励磁变压器电源开关合闸; 6)触发晶闸管导通,机组进入电气停机制动状态; 7)当机组的转速为零时,电气停机制动解除,由机组停机完成信号使机组恢复至开机准 备状态。 b)机组电气停机制动与机组励磁系统合用三线圈励磁变压器,两者由不同电源供给,其 操作步骤如下: 1)机组出口断路器分闸与系统解列; 2)转子绕组灭磁; 3)三线圈励磁变压器供励磁用电源开关分闸; 4)机组电气停机制动短路开关合闸; 5)三线圈励磁变压器供制动用电源开关合闸。 其余步骤同 a)款中的 6)和 7)。 c)机组电气停机制动设置单独的电源变压器,其操作流程同 b)款。 9.6.6 励磁系统一般应设置下列状态信号: 1)磁场断路器分合闸位置信号; 2)起励开关或接触器分合闸位置信号; 3)冷却设备运行状态信号。 9.6.7 励磁系统应设置下列故障报警信号: 1)稳压电源故障或电压消失信号; 2)起励不成功信号; 3)转子绕组回路过电压信号; 4)晶闸管整流桥保护动作信号; 5)触发脉冲消失信号;


6)控制回路电压消失信号; 7)自动/手动切换装置动作信号; 8)电压互感器断线保护动作信号; 9)各种限制器动作信号; 10)冷却设备电源故障信号。 故障报警信号一般应在现地有指示,同时还应发送到中央控制室。 9.7 自动励磁调节器的选型要求 9.7.1 自动励磁调节器应设有手动控制单元,能实现自动/手动切换。 9.7.2 自动励磁调节器应设有独立调节的双套调节通道(可含手动控制单元),两套调节通道 互为备用。 9.7.3 自动励磁调节器应设有最大励磁电流限制器、励磁过电流限制器和欠励限制器。根据 需要,可以配置其他类型的辅助功能单元。 10 同 期 系 统 10.1 同期方式和同期点的选择 10.1.1 所有发电机出口断路器以及发电机变压器组高压侧断路器(当发电机出口无断路器 时)均应作为同期点。 上述同期点应采用自动准同期作为正常的同期并列方式,手动准同期作为备用的同期并 列方式。 10.1.2 升压三线圈变压器或具有三级电压的升压自耦变压器,与电源相连接的各侧断路器 均作为同期点。 双线圈升压变压器或者联络变压器一般有一侧断路器作为同期点即可,但如有一侧或两 侧接两台或两台以上断路器,则变压器两侧断路器均作为同期点。 10.1.3 母线分段、联络断路器及旁路断路器均应作为同期点。 10.1.4 接在单母线上的对侧有电源的线路断路器均应作为同期点。 10.1.5 接于双母线的对侧有电源的线路,可只考虑利用旁路断路器或母线联络断路器进行 并列,线路断路器不作为同期点。但对要分裂成两个单独系统运行的双母线和 35kV 及以上 电压等级的系统主要联络线,则线路断路器应作为同期点。 10.1.6 多角形接线和外桥形接线中,与线路相关的两个断路器均应作为同期点。 10.1.7 一倍半接线的所有断路器均应作为同期点。 10.1.8 全厂只有一条线路时,线路断路器可不作为同期点。 10.1.9 线路断路器的同期并列可采用手动准同期方式或半自动准同期方式,10.1.2~10.1.7 中规定的与线路或母线相关的各同期点的同期并列应采用手动准同期方式。 10.1.10 待并两侧电源的二次电压有相角差时,应采用隔离变压器予以补偿。 10.1.11 准同期回路必须装设非同期合闸闭锁装置,闭锁装置采用同期检查继电器。 10.2 手动准同期 10.2.1 检查同期条件宜采用组合同期表。组合同期表通常装在控制台上。组合同期表应配 投切开关。 10.2.2 各同期点断路器手动合闸回路,必须经过相应的同期切换开关触点(或继电器触点) 加以闭锁。对于集中装设一套同期闭锁装置而出现全厂共用的同期闭锁小母线的情况,在接 线中还应将同期闭锁小母线两侧均经同期切换开关的触点(或继电器触点)闭锁。


10.3 自动准同期 10.3.1 在机组调速器和励磁装置不具备频率跟踪和电压跟踪的情况下,应选用具有自动调 频和调压功能的自动准同期装置;在机组调速器和励磁装置具备频率跟踪和电压跟踪的情况 下,可选用没有自动调频和调压环节的自动准同期装置。 10.3.2 自动准同期装置可全厂共用一至二套,也可每台机设置一套。对于单机容量为 100MW 及以上的机组,宜每台机设置一套。 11 全厂综合自动化 11.0.1 水电厂在实现机组及各系统自动化的基础上,应根据需要和可能进一步实现不同程 度的全厂综合自动化(以下简称全厂自动化),进一步提高电厂的自动化水平。 11.0.2 全厂自动化的主要内容应包括: 1)全厂自动经济运行; 2)全厂安全监视及数据采集处理,主要实现自动巡回检测及事件自动顺序记录等功能。 11.0.3 大型水电厂以及有条件的梯级水电厂应采用全厂计算机监控系统以及梯级计算机集 中控制系统实现全厂自动化功能(详见 DL/T5065)。 11.0.4 不设全厂计算机监控系统中型水电厂应根据需要和可能按下列原则采用专功能全厂 综合自动化装置实现必要的自动化功能: 1) 装机容量占系统比例较小的径流电厂和根据特定要求放水的电厂以及引水明渠式电 厂可装设按流量(水位)运行的自动调节(经济运行)装置; 2) 不参与调频的电厂可装设按日负荷曲线运行的经济运行装置; 3) 担任集中调频任务的电厂可装设频率及有功功率自动调节(经济运行)装置; 4) 可装设自动巡检装置和事件自动顺序记录装置或兼有上述两项功能的数据采集处理 装置; 5) 根据电力系统调度自动化的要求装设微机远动终端的中型水电厂,应充分利用微机 远动装置的现地功能; 6) 需监视联络线功率的电厂应装设联络线功率监视自动装置或在其他全厂自动化装置 中实现该项功能。 11.0.5 专功能全厂自动化装置和系统应以微机为基础,必要时配置具有汉字显示和打印功 能的屏幕显示器和打印机,并根据需要配置与其他自动装置或计算机系统通信的接口。 水力发电厂自动化设计 技 术 规 定 DL/T 5081—1997 条 文 说 明 1 范 围 1.0.1 机组快速(事故)闸门是指与每台机组相对应、在机组进水侧最靠近机组的快速闸门。 贯流式机组在进水侧不设快速闸门,而将事故闸门装在机组出水侧,此类闸门也属本条第 1)款规定的范围。 3 总 则 3.0.1 关于大、中型水力发电厂的定义见 SDJ12 第 5 条表 1。 大、中型水力发电厂实现自动化的目的说明如下: 1)提高发电质量是指维持频率与额定值的偏差在所允许的范围;维持系统电压监测点的


电压与给定值的偏差在所允许的范围,并且使上述两种偏差尽可能地小。 2)提高安全运行水平包括:实现安全闭锁,防止误操作;准确而迅速地反映设备的运行 状态;当发生事故或故障时,能自动进行报警和事故处理,尽快恢复供电等。 3)提高经济运行水平包括:更有效地利用水能和优化系统运行。 4)减少运行人员,提高劳动生产率是指操作监视过程尽量由自动装置实现,减少人的干 预,实现少人值班。 3.0.2 此要求根据调度自动化设计确定。 机组快速(事故)闸门、蝶阀、球阀 筒形阀的自动控制 4.1 快速(事故)闸门的自动控制 4.1.1 当机组前不设蝶阀、球阀而设闸门时,若机组或压力钢管发生需关闭闸门的事故,该 闸门应能在动水下快速紧急下降。 现地控制指在闸门控制箱上进行控制,远方控制是指在机旁屏或中控室进行控制。 快速闸门控制一般不与机组正常起、停自动控制相联动。因为快速闸门通常装在压力钢 管上方,不能起到防止机组导叶漏水作用,即使关上快速闸门,原钢管中的水仍要漏掉,且 再次开机充水平压时间长,不能使机组迅速起动并网。快速闸门频繁操作对水封及机械、液 压系统也不利。 事故闸门装在机组前或机组后,其下降速度较快速闸门慢。 4.1.2 目前反映充水完成有以下几种方式: 1)采用机组蜗壳压力表。当水头较高,特别是闸门后有一段平管时,这种方式难以准确 反映水是否充满。 2)采用装于闸门后的水位信号器。由于水的涌浪,这种方式可能造成误接通。 3)采用充水时间元件。若导叶漏水严重,则这种方法不能准确反映充水完成。 4)采用反映闸门两侧水位差或水压差的方式。当水位差或水压差接近于零,表示水已充 满,这种方式原理上最合理。 4.1.4 这样规定是为了当发现误操作或其他紧急情况时,使闸门停止升降。 4.1.7 正常关闭闸门时,闸门电动机与制动电磁铁同时通电,使闸门正常下降。当由于机组 或机组与闸门之间的压力钢管事故,要求闸门紧急下降时,闸门电动机不通电,电磁铁由直 流供电,打开制动器,闸门靠自重快速紧急下降。当下降至接近底槛时,如速度不超过 5m/s, 可不采取保护门槽底槛的措施;如速度超过 5m/s,制动电磁铁瞬时断电,制动器抱闸,然 后再次接通制动电磁铁,使闸门完全关闭。因此,电气接线是否采取保护门槽底槛的措施, 应根据金属结构专业提出的要求确定。 4.1.8 对液压启闭机控制的闸门,保护门槽底槛由油路系统来实现,一般不需要在电气接线 方面采取措施。 4

4.2 蝶阀的自动控制 4.2.1 现地控制指在蝶阀控制箱上进行控制;远方控制指在机旁屏或中控室进行控制。 是否与机组自动控制相联动,视导叶关闭时漏水情况而定。如果漏水不严重,短时间正 常停机可不关蝶阀,当然也就不需要联动;反之,如果漏水严重,机组停机时应联动关闭蝶 阀,以减少漏水损失。 4.2.5 除事故情况下自动紧急关闭蝶阀外,其他情况下,蝶阀控制接线均按后选有效设计。 当发现误操作时,可以立即纠正。 4.2.7 蝶阀除全关、全开位置之外,其他位置是不稳定的,因此不允许停留,这和闸门不同。


4.3

球阀的自动控制

4.3.1 见 4.2.1 说明。 4.3.5 除事故情况下自动紧急关闭球阀外,其他情况下,球阀控制接线均按后选有效设计。 当发现误操作时,可以立即纠正。 4.3.7 与蝶阀情况相似,见 4.2.7 说明。

4.4.2 4.4.6

4.4 筒形阀的自动控制 筒形阀紧靠机组导叶,因此与蝶阀、球阀不同,开阀前不需要排气充水平压。 筒形阀与蝶阀、球阀不同,从全关到全开任何位置都是稳定的。

5 水轮发电机组的自动控制 5.1 调速器和自动化元件的选型、配置及功能 5.1.1 数字式电气液压调速器即微机调速器的调节品质好、灵敏度高、特性稳定、可靠性高、 运行维护方便,新建电厂已广泛的应用。 5.1.2 线圈不长时通电的各类电磁阀,一般指双稳态式的。但机组制动电磁空气阀可选单稳 态的,因为该阀通电时间不足 2min,由反映停机完成的时间元件自动复归。 5.1.3 电液调速器的测频信号不宜取自永磁机。实践证明,由于永磁机电压的波形与机组大 轴摆动有关,对调节器稳定工作不利。 5.1.6 示流信号器不宜装在进水侧,因为冷却器前的水管可能漏水。 5.1.8 弹性金属塑料瓦具有摩擦系数小、耐磨损等许多优点,目前我国各大电机制造厂均可 生产。 5.1.9 一般装机械转速信号器和电气转速信号器。 5.1.10 各水电厂根据实际需要进行整定。 5.1.11 制动气源压力正常但未加制动,为机组准备起动条件之一。见 5.2.3 的第 4)款。 5.1.12 充气压水的控制元件,常装在尾水管进人门附近,该处非常潮湿且尾水管壁及其附 近基础振动较严重。 对于导水叶漏水量较大的机组,在转轮室及尾水管内总存在一定的水流,转轮运转,搅 动水及压缩空气,形成不稳定的气液流,若使用电极式水位信号器反映压水水位,有时电极 不断地接通和断开,不能有效地控制补气。 对于含沙量较大或有水生物及结垢现象的水质,要采取一定的措施,防止测压管路堵塞; 对于含碱量较大的水质,与水接触部分宜选用防腐蚀材料。 5.1.13 可利用反映机组处于调相运行状态的元件打开调相补气阀。 5.1.14 轴流转桨式机组,与同容量的混流式机组比较,转轮室、尾水管的容量大,采用通 入压缩空气压水的措施,耗气量大。如将桨叶转角调至零,即使不压水,水阻力损失也会减 小。 5.1.15 防抬机措施有采用两段关闭、向转轮室补充压缩空气、破坏导叶与桨叶协联等。 5.1.16 当机组转速 n≥110nr 时,投过速限制器。 5.1.17 油含水后的介电常数、电阻、比重等会发生相应的变化,利用这些特性,制成油混 水信号装置。 5.1.18 被测压力最好位于压力元件量程可调范围的 1/2~2/3 处,以保证压力元件数的精度 和使用寿命。 5.1.19 在机组正常运行情况下,剪断销剪断发故障信号;在机组事故停机过程中,剪断销 剪断作用于关机组前的快速闸门或蝶阀(球阀)。


5.1.20 异常的振动会造成零部件的疲劳损坏,影响其使用寿命;振动产生的噪音,也危害 环境。因此应对机组的振动进行监测。 5.1.22 表 5.1.22 只列了常用的自动化监测元件,具体配置要根据机组实际情况确定。表中 所列的转速值供参考,实际数值应与机组厂家商定。 5.2 水轮发电机组的自动控制 5.2.1 现地指机旁屏,远方指中控室或调度所。 5.2.2 紧急需要指系统发生事故或机组开、停机发生误操作。 5.2.3 机组短时间正常停机时,一般不投入接力器锁定。只当长时间停机或停机后油压装置 油压不正常,才投锁定。因此接力器锁定在拔出位置作为机组准备起动条件。 5.2.4 开机元件和停机元件通常是继电器,也可能是软件中的一个二进制变量。 5.2.5 对反映转轮室水位的自动化元件的要求详见 5.1.12。 5.2.6 与轴流、混流机组不同,灯泡式机组发电机风扇台数较多,由外部电源供电。 5.2.9 由发电状态直接转调相。 5.2.10 冲击式水轮机转轮安装高程高于尾水位,且转速较高,转轮叶片较薄。在调相运行 中,转轮与空气摩擦发热,因此需要通过冷却喷嘴供给冷却水。 5.2.11 由调相状态直接转发电。 5.2.12 如不装调相解列保护,作调相运行的机组与系统解列后,机组转速慢慢下降,在低 转速下长期惰转会造成轴瓦油膜破坏,烧毁轴瓦。将调相机组转发电运行的目的是供给厂用 电。 5.2.14 机组或外部电气事故,应按保护整定时间作用于断路器跳闸、机组停机、灭磁、发 事故信号。尽快消除事故、保护电气设备是主要问题,防止过转速已降为次要问题。 5.2.15 先卸负荷后跳闸可以防止过转速。对非电气事故而言,延缓跳闸不会造成设备损坏, 防止过转速成为主要问题。 5.2.16 见 5.2.15 说明。 5.2.17 在正常停机时,如后选开机,则后选有效,作用于机组开机。在事故停机时,事故 停机元件起动后并记忆,闭锁开机准备元件,使之在未消除事故并手动解除记忆以前,不能 开机。 5.2.19 这种制动方式的缺点是闸块磨损造成粉尘污染。 5.2.20 电气制动改善了 5.2.19 说明中所述状况。 5.2.21 液压减载装置在开、停机过程中,转速低于额定值的 90%时投入,可避免破坏轴瓦 油膜。 5.2.25 冲击式机组的停机制动过程与其他型式的机组显著不同,冲击式机组采用制动喷嘴, 无论断路器跳闸还是机械制动投入,都比其他型式的机组提前。这样可避免逆功率、逆转向, 又能缩短停机制动时间。 5.2.27 并非对各水电厂所有机组都有这些要求,要根据电力系统设计要求确定。 5.2.28 安全电压指 36V 及以下。 6 可逆式抽水蓄能机组的自动控制 6.1 可逆式抽水蓄能机组抽水工况的 电气起动方式 6.1.7 液压减载是目前应用比较广泛的一种方式。此外,国外少数厂家还有采用推力轴承磁 力减载方式的。 6.1.8 异步起动方式是把同步电动机的定子绕组直接或间接地接到电网上,利用转子磁极的


阻尼绕组所产生的异步力矩使机组起动并加速。 6.2 可逆式抽水蓄能机组的工况转换 6.2.1 所列的工况转换是典型的几种,究竟有多少种,应根据机组的实际情况而定。例如潘 家口机组有变速运行,其工况转换就有 26 种。 “发电调相”和“抽水调相”分别为机组在发电旋转方向和抽水旋转方向作调相机运行 的简称。 6.2.3 抽水蓄能机组工况变换程序相当复杂,如果用电磁继电器实现,则所用的继电器太多, 而且闭锁不完善。随着可编程控制器和工业微机技术的成熟,国内外近 10 年以来抽水蓄能 机组都采用这种控制手段。独立的紧急停机回路也可用小型可编程控制器等手段来实现。 6.2.6 液压减载装置对于蓄能机组更加重要,它的作用是: 1)大大减少起动设备的容量。 2)在机组起动前使推力瓦形成油膜,对于常规机组,由于只有一个旋转方向,可以利用 轴瓦的偏心支撑形成楔形油膜;而对于双向旋转的可逆机组就不可能,故需设液压减载装置。 在机组升速到约 15%额定转速之前,液压减载装置的作用尤为重要,在此期间若该装置失 败,则作用于紧急停机。 6.2.7 由于抽水蓄能机组的转轮的吸出高比常规机组大得多,故可利用尾水的水压使转轮室 排气。这样就比常规机组操作简单。 可逆式抽水蓄能机组抽水及抽水调 相工况的起动控制 6.3.4 转轮室压水以减小起动阻力矩。转轮搅水所形成的阻力矩大致与转速平方成正比,对 于混流式机组在额定转速时,其搅水阻力矩约为额定转矩的 30%~40%;当压水时,此值可 减至额定转矩的 0.5%~1.0%左右。对于斜流式机组,起动时可将轮叶转角关到零,这样可 使额定转速时的搅水阻力矩减至额定转矩的 5%~10%左右。对于容量不大的斜流式机组, 在起动设备容量许可的情况下,为简化操作过程,采取不压水的起动方式;对于容量较大的 机组,除关闭轮叶外,转轮室还要压水。 6.3.5 在发电电动机出口设有断路器且励磁电源取自断路器外侧时,不需另设起动用励磁装 置,而直接用主励磁装置,但励磁电流的给定规律要符合机组起动的要求。 6.3.6 励磁装置的工作情况同 6.3.5。 6.3.8 异步降压起动方式有多种,这里叙述的半压是用主变抽头的方式,这是用的较多的一 种;当采用主变第三绕组获得半压时,其操作方式是一样的。这种方式从半压到全压的切换 过程中,机组要短时与系统解列,故操作过程稍复杂些。当降压是用串联电抗器方式时,就 没有这种问题,这种方式从降压到全压的过程,只需将串联电抗器短接,然后投励磁即可。 6.3.10 由抽水调相工况进入抽水工况的关键步骤是转轮室排气和转轮室注水造压,过程应 尽可能平稳,减小水力冲击和振动。转轮室排气除靠尾水压力外,还可开启上游球阀的旁通 阀由上游补水,这样可以大大减小转轮室的排气注水所需的时间,同时避免转轮下缘突然接 触水面而造成水力冲击。注水造压达到零流量扬程附近时开球阀。所谓零流量扬程就是转轮 室以及球阀以下的钢管内的水压等于或接近球阀前的水压,此时开启球阀就不会有大的冲 击。 当机组进入抽水工况,则应由调速器或机组的现地控制单元实现机组导叶与扬程最佳协 联,使水泵在相应的扬程下效率最高。 6.3

6.4

机组从抽水工况转停机及直接转


发电的控制 6.4.2 机组由抽水工况直接转发电工况的过程中球阀始终处于开启状态,机组转速从抽水额 定转速开始下降,转速过零值后即进入反方向升速,不需经过停机制动过程。这种工况转换 比起从抽水工况转停机再从停机状态转发电工况,其逻辑操作简单得多,而所费的时间也少 得多。以英国迪诺威克抽水蓄能机组为例,抽水直接转发电,需时 90s;而若经过停机和开 机过程则需 8min。 还有几点需要说明: 1)在这过程中投入推力轴承液压减载装置是为了保护轴承瓦; 2)导叶全关或关至残余开度是为使机组反方向旋转时,速度上升不致过快而导致飞逸; 3)在这过程中应将励磁切除,以免机组在低转速时强励,直到机组发电工况并网前才投 励磁。 机组辅助设备、全厂公用设备 的自动控制 7.1 一 般 规 定 7.1.1 不按轮换起动设计而互为备用的电动机中的一台切换开关放在“自动”位置。过一段 时间,由值班人员变更上述切换所处的位置。 在潮湿场所的电动机如长期不运转,线圈易受潮而绝缘下降,故应按轮换起动设计。轮 换起动的两台电动机切换开关均放在“自动”位置。 7

7.2.1 7.2.2 7.2.3 7.2.6 7.2.7 7.2.8

7.2 油压系统的自动控制 对装有 3 台油泵及有特殊操作要求时,按有关专业的要求进行设计。 见 7.2.1 说明。 对漏气量不大的中型机组的压油装置,也可只采用手动补气。 也可用推力轴承磁力减载装置取代液压减载装置。 贯流机组所需润滑油流量大、油压低,适于采用重力加油箱供油。 在发生事故,全厂失去交流电源的情况下,应保证能起动这类机组。

7.3.1

7.3 压缩空气系统的自动控制 压力信号器装在储气罐或供气总管上。

7.4 机组水泵供水系统的自动控制 7.4.1 机组供水方式除水泵供水外,还有自流供水等数种,详见 DL/T5066-1996。其中自流 供水应用广泛,因其操作简单,可与机组自动控制相结合,成为其一部分,故未纳入本规范 范围内。

7.5.2

7.5 排水系统的自动控制 检修排水泵仅在机组检修时用,因此一般可按手动控制设计。

7.6.3

7.6 变压器冷却系统的自动控制 油压高于水压以防止油进水。

8.0.1

8 非电量监测 测温接线有二线制、三线制和四线制几种接法。后两种接法可自动补偿引线电阻造成


的误差;二线制则应通过软件补偿误差。铂电阻在精度、灵敏度和稳定性方面优于铜电阻, 所以铜电阻现已很少用于机组测温。 8.0.3 通常采用蜗壳差压法测过机流量,这种方法的优点是成本低,设备简单,但精度较低。 在需要精确测量且资金条件允许时,可采用超声波流量计等设备测量。 8.0.5 如为发电机—变压器组,变压器与所对应的机组可合用测温装置。 8.0.8 对低水头水电厂,如装设贯流式机组的水电厂,更应加强对拦污栅阻塞的监视。 8.0.10 非电量变送器应优先选用 4mA~20mA 输出。 励磁系统及电制动设备 9.1 励磁系统的选择 9.1.2 晶闸管励磁系统二十多年来发展迅速,技术成熟,制造、运行经验也非常丰富,因此, 国内外绝大多数机组都已采用了该项技术。故在本规定中,我们推荐机组励磁系统采用晶闸 管励磁系统。 晶闸管静止整流励磁系统可供选择的方式有自并励、自复励和他励。自并励方式成本低、 接线简单,十多年来的实践证明,这种方式在起励建压、停机灭磁、承受扰动,电力系统各 种短路时的强励能力及保证继电保护正确动作等方面都可满足电力系统的要求,因此,在本 规范中推荐采用自并励方式。 9

9.2 励磁系统主回路 9.2.3 晶闸管静止整流励磁系统测量信号由电压互感器获得。根据 SDJ9 以及制造厂和用户 对励磁系统的调节品质要求,确定电压互感器和电流互感器的准确等级为 0.5 级。 在实际运行中,发生过电压互感器断线造成励磁系统误强励的现象。因此,已投运或正 在设计的励磁系统,均考虑装设电压互感器断线闭锁装置,同时取消电压互感器二次侧的熔 丝,以避免误强励。 9.2.4 晶闸管元件的冷却方式有自冷、风冷和水冷三种。自冷方式简单、运行费用低、可靠 性高,但晶闸管元件利用率低,因此,大中型机组励磁系统均不考虑选择这种形式;水冷方 式冷却效果最好,但其水系统较复杂,对水质要求较高,国内这方面的配套能力较低,故也 很少采用;风冷方式使用较多,基本上是采用强迫风冷,且是一种负压通风系统,这种冷却 方式优点很明显,但缺点也很突出。目前,国外一些厂家采用密封正压通风系统,较好地解 决了晶闸管元件和散热器吸尘的问题,但这种通风系统设备较多,带来了厂房布置上的复杂 性。尽管如此,强迫风冷方式仍是最普遍选用的冷却方式。 9.2.5 参考 SDJ9 和《水电站机电设计手册 电气二次》制定本条规定。 9.2.7 持续工作电流不考虑强励时机组励磁电流。 9.2.9 励磁变压器的容量在电站设计初期进行设备布置时,是一个较重要的参数。由于细致 的计算工作缺少制造商的详细资料而很难进行,因此,提出一个合理的容量估算是非常有意 义的。 对于三相整流电路,变压器的计算容量为    S=1.34UdId (1) 式中:Ud——整流电压平均值,V; Id——负载电流平均值,A。 对于三相桥式整流电路,变压器的计算容量为  S=1.045UdId (2) 对于励磁系统而言,励磁变压器二次侧电压按励磁系统输出顶值电压的要求确定;它的 二次电流按发电机励磁绕组最大持续电流的要求来确定。


原瑞士 BBC 公司提出的容量估算公式为  S=1.35UpIfmax (3) 式中:Up——顶值电压,V; Ifmax——发电机最大持续励磁电流,A。 日本东芝公司提出的容量估算公式为 S=1.2UpIfmax (4) 根据公式(2)、(3)、(4),我们对国内几个电站的励磁变压器容量做了计算,结果列表如 下。

电站名 称 白山电 站 十三陵 电站 安康小 机

励磁电 流 A 1696

表 1 电站励磁变压器容量计算值 变压器估算容量 励磁电 实际变压器 顶值倍 kVA 压 容量 数 公式(2) 公式(3) 公式(4) V kVA 3280(取 466 3 2478 3200 2845.2 4000)

2200

100

2

999

735.9

950

844.8

825

261

2

825

450

581

517

从上表的计算结果不难看出,由公式(3)计算出的变压器容量与实际选用的变压器容量 最接近,因此,我们推荐公式(3)进行变压器容量估算。 对于处于招标书编制阶段或更前的设计阶段,当发电机额定励磁电流和励磁电压未知时 励磁变压器的容量可以按下式估算  S=(0.0035~0.005)KpSr 式中:Kp——顶值电压倍数; Sr——机组额定容量,MVA。 系数 0.0035~0.005 是按多台发电机励磁装置统计出的,机组容量大时取较小值,机组 容量小时取较大值。 9.3 励磁回路灭磁及保护设备要求 9.3.1 对于三相全控桥励磁系统,由于电气事故时不允许逆变灭磁,因此,仍然需要设置灭 磁装置。目前国内外可供选择的灭磁装置有三种:第一种是线性电阻灭磁,第二种是非线性 电阻灭磁,第三种是灭弧栅灭磁。用户和制造厂对三种方式的优缺点看法不一致。本规范并 列推荐,待今后根据实际使用的效果,必要时进行修改。 9.3.3 理论分析研究表明,机组在内部三相短路和空载强励时产生最大的磁能,即需要灭磁 电阻吸收的能量最多,因此灭磁电阻的工作容量按这两种工况考虑。 9.3.6 过电压保护功能有时由灭磁电阻兼任。 9.4 起励方式和起励电源 9.4.1 水轮发电机组起励方式有两种:他励和自励(即残压起励),部分机组由于剩磁过低, 自励起励有困难,为可靠计,宜采用他励方式起励。

9.5.1

9.5 电气停机制动 电气停机制动的具体实现方式有许多种。例如:转子绕组加励磁,定子三相绕组直接


短路或外接附加电阻或定子绕组不对称短路;定子绕组加励磁,转子绕组短路制动方式等等。 通过国外资料介绍和国内的真机试验及运用,综合考虑接线方式、经济性能和制动特性等因 素,普遍认为定子三相绕组直接短路是比较理想的方式,近几年投运的电气停机制动系统, 基本为这种型式,电站运行效果良好。 对于抽水蓄能机组,当机组水泵工况采用静态变频装置起动时,可以考虑利用静态变频 装置作为机组停机制动设备。 9.5.2 一般来讲,主接线和励磁系统的接线大体上决定了电气停机制动的接线方式。当机组 出口不设断路器时,应考虑设置单独的电气停机制动的励磁电源变压器。当机组出口设有断 路器且励磁电源变压器接至断路器外侧时,应优先考虑电气停机制动的励磁电源变压器与机 组正常励磁电源变压器合用。 9.6 励磁系统控制接线要求 9.6.2 晶闸管整流励磁系统整流桥一般采用分柜并联运行,为了便于检修和内部事故时故障 支路退出运行,交流侧装设负荷开关,在直流侧装设隔离刀闸。 9.6.3 对于机组运行来讲,发电机磁场断路器是一个重要的被控对象,所以,不管采用何种 灭磁方式,磁场断路器的控制应纳入机组自动控制程序之中,确保励磁系统主回路各设备处 于正确的动作状态。 机组电气事故时,最突出的任务是防止事故扩大,因此合理的设计方案是将机组与系统 迅速解列,此时,由于发生了电气事故,破坏了逆变灭磁的投运条件,故需要跳磁场断路器, 投入自动灭磁装置,在这种情况下允许发生机组过速的情况。在非电气事故时,并不要求机 组与系统立即实现电气隔离,避免机组过速成为主要矛盾。因此,对于三相全控桥励磁系统, 采用逆变灭磁的控制方式是比较合适的。 9.7 自动励磁调节器的选型要求 自动励磁调节器的选型涉及多方面的因素,对其技术参数的要求,在 DL/T583 中,已 有较为全面的论述,因此,本节中不再赘述。 有关自动励磁调节器的调节规律,目前最普遍使用的是 PID 调节原理,也有部分装置 采用最优控制理论。 近几年,随着微机技术的发展,微机励磁调节器已进入成熟、实用阶段,成为今后选用 的方向。 10 同 期 系 统 10.1 同期方式和同期点的选择 10.1.1 考虑到自同期方式在实际运行中极少使用,本规范不推荐自同期方式。 10.1.2 如果双线圈变压器只有一侧作为同期点,那么不作为同期点的一侧断路器合闸回路 应经另一侧断路器的常闭辅助触点闭锁。 10.1.8 在这种情况下利用发电机断路器同期。 10.1.9 半自动准同期指不能自动调整待并单元的频率和电压,只能自动检查同期条件,当 满足条件时,使相应断路器自动合闸。 10.1.10 根据电力工业部电安生[1994]191 号文《电力系统继电保护及安全自动装置反事 故措施要点》,电压互感器二次侧如为星形接线,应将中性点接地,B 相接地方式宜取消。 隔离变压器通常采用接在高压侧的转角变压器,其参数如下: 规 格:单相 数 量:3 个


线:D,y11

比: 100V /(100 / 3 )V

容 量:50VA 准确度:0.5 级,角误差±20s 也可不用转角变压器,而利用一个单相小变压器接在主变压器高压侧电压互感器开口三 角形对应相上进行升压,其变比为 100V/100V。 10.2 手动准同期 10.2.1 这些规定是为了避免所选定的同期点与实际合闸断路器不一致以及几台断路器同时 合闸等事故。 11 全厂综合自动化 10.0.4 全厂综合自动化装置的功能可参照 DL/T5065 第 3 章 3.2 的有关内容执行。 10.0.5 全厂综合自动化装置的软、硬件技术要求可参照 DL/T5065 第 3 章 3.2、3.3 及 3.4 的有关内容执行。


水力发电厂自动化设计技术规范