QUY TRÌNH VẬN HÀNH MÁY PHÁT ĐIỆN

QUY TRÌNH VẬN HÀNH MÁY PHÁT ĐIỆN

QUY TRÌNH

VẬN HÀNH MÁY PHÁT ĐIỆN

Chương I: CÔNG DỤNG - CÁC THÔNG SỐ KỸ THUẬT

Qui trình này dùng để hướng dẫn qui tắc vận hành và trông coi kỹ thuật máy phát điệnthuỷ lực kiểu CB-1190/215-48TB4, máy phát điện phụ CB-690/26-48TB4 và máy phátđiều chỉnh CПM-164/10-48TB4

2- CÔNG DỤNG: Máy phát điện thuỷ lực kiểu CB-1190/215-48TB4, máy phát điện phụ

kiểu CB-690/26- 48TB4, máy phát điều chỉnh CПM-164/10-48TB4 dùng để làm việctrong điều kiện khí hậu ẩm, nhiệt đới Các máy phát điện được nối đồng trục với turbinthuỷ lực kiểu tâm trục

3- THÔNG SỐ KỸ THUẬT

3.1- Số liệu kỹ thuật của máy phát điện thủy lực kiểu CB - 1190/215 - 48TB4

Trong đó: CB; Máy phát điện đồng bộ 3 pha kiểu trục đứng

1190: Đường kính ngoài lõi thép stato (cm); 215Chiều cao hiệu dụng lõi thép (cm) 48: Số cực từ; TB4 Nhiệt đới hoá,cách điện tăng cường

3.1.1- Công suất biểu kiến định mức: 266700 kVA3.1.2- Công suất hữu công định mức: 240000 kW3.1.3- Điện áp định mức: 15,75 kV3.1.4- Dòng điện Stator định mức: 9780 A

3.1.5- Hệ số công suất định mức (cosφ): 0,9

3.1.6- Tần số định mức: 50 Hz3.1.7- Tần số quay định mức: 125 Vòng/phút3.1.8- Tần số quay lồng tốc: 240 Vòng/phút3.1.9- Dòng điện kích thích định mức: 1710 A

3.1.10- Điện áp rôto ở phụ tải định mức: 430 V

3.1.11- Hiệu suất ở công suất định mức: 98,3 %

3.1.12- Cách đấu các pha cuộn dây Stator: Sao

3.1.13- Số đầu ra, kiểu và sơ đồ cuộn dây stator máy phát:

+ Thanh dẫn hình sóng 2 lớp; + Có 4 nhánh song song cho từng pha

+ Có 3 đầu ra chính và 3 đầu ra trung tính

3.1.14- Mô men động: 13750 Tấn.m²3.1.15- Khối lượng lắp ráp của rôto: 610 Tấn3.1.16- Khối lượng toàn bộ máy phát: 1210 Tấn 3.2- Số liệu kỹ thuật của máy phát điện phụ CB - 690/26 - 48TB4

Trong đó: CB Máy phát điện đồng bộ 3 pha kiểu trục đứng

690: Đường kính ngoài lõi thép stato (cm); 26 Chiều cao hiệu dụng lõi thép (cm)

48 Số cực từ; TB4 nhiệt đới hoá,cách điện tăng cường

3.2.3- Điện áp dây định mức của cả cuộn dây: 1295 V

3.2.4- Điện áp định mức của mạch trích: 530 V

3.2.5- Dòng điện Stator định mức trước mạch trích: 1680 A

3.2.6- Dòng điện Stator định mức sau mạch trích: 1200 A

3.2.7- Hệ số công suất định mức (cosφ): 0,556

3.2.11- Dòng điện kích thích ở chế độ làm việc định mức: 260 A

3.2.12- Điện áp trên vành góp rôto ở chế độ định mức khi nhiệt độ cuộn dây kích từ củamáy phát ở 125ºC: 125V

3.3- Số liệu kỹ thuật của máy phát điều chỉnh kiểu CПM - 164/10 - 48TB4

Trong đó: CПM Máy phát điện đồng bộ 3 pha, rô to bằng nam châm vĩnh cửu

164: Đường kính ngoài lõi thép stato (cm); 10 Chiều cao hiệu dụng lõi thép (cm) 48: Số cực từ; TB4 Nhiệt đới hoá, cách điện tăng cường

3.3.1- Công suất biểu kiến định mức: 0,25 KVA3.3.2- Điện áp dây định mức: 110 V

3.3.3- Tần số định mức: 50 Hz3.3.4- Tần số quay định mức: 125 Vòng/phút

3.4.5- Áp lực làm việc lớn nhất của nước vào làm mát: 3,0 Kg/cm²3.4.6- Khối lượng của 1 bộ làm mát: 1,055 Tấn3.4.7- Tổng lưu lượng nước qua các bộ làm mát không khí: 760 m³/giờ3.5- Số liệu kỹ thuật của các bộ làm mát dầu ổ đỡ

3.5.1- Kiểu của bộ làm mát dầu: Kiểu chữ U

3.5.2- Số lượng các bộ làm mát: 16 Bộ3.5.3- Lưu lượng nước qua 1 bộ làm mát: 31,2 m³/giờ3.5.4- Nhiệt độ cao nhất của nước vào làm mát: 30 ºC

3.5.5- Áp lực làm việc lớn nhất của nước vào làm mát: 3,0 Kg/cm²3.5.6- Khối lượng một bộ làm mát: 0,276 Tấn3.5.7- Tổng lưu lượng nước qua các bộ làm mát: 250 m³/giờ3.6- Số liệu kỹ thuật của các bộ làm mát dầu ổ hướng máy phát

3.6.1- Số lượng các bộ làm mát: 6 Bộ3.6.2- Lưu lượng nước qua 1 bộ: 40 m³/giờ3.6.3- Nhiệt độ lớn nhất của nước vào làm mát: 30 ºC

3.6.4- Áp lực làm việc lớn nhất của nước vào làm mát: 3,0 Kg/cm²3.6.5- Khối lượng một bộ làm mát dầu ổ hướng: 0,06 Tấn3.6.6- Tổng lưu lượng nước qua các bộ làm mát: 40 m³/giờ3.7- Số liệu kỹ thuật của ổ đỡ máy phát điện thuỷ lực

3.7.1- Phụ tải tính toán cực đại đè lên ổ đỡ: 1610 Tấn3.7.2- Tổng tổn thất tính toán trong ổ đỡ: 380 kW3.7.3- Áp lực trung bình trong các xéc măng ở phụ tải tính toán max: 31,5 Kg/cm²3.7.4- Số lượng xéc măng: 16 Cái3.7.5- Thể tích dầu trong thùng ổ đỡ: 10 m³3.7.6- Mác dầu trong thùng dầu: TП 30 ГОСТ 732-74 hoặc tương đương

3.8- Số liệu kỹ thuật ổ hướng máy phát điện thuỷ lực

3.8.1- Tổng tổn thất tính toán: 40,3 kW

3.8.4- Mác dầu trong thùng dầu: TП 30 ГОСТ 732-74 hoặc tương đương

3.9- Số liệu kỹ thuật của hệ thống phanh

3.9.1- Kiểu phanh: TЦY 220-400

3.9.2- Số lượng các bộ phanh: 24 Cái3.9.3- Áp lực không khí khi phanh: 7 Kg/cm²3.9.4- Tốc độ khi bắt đầu phanh (12-16)% nđịnh mức: 15÷20 Vòng/phút3.9.5- Thời gian duy trì phanh: 2 Phút3.9.6- Lượng không khí cho 1 lần phanh: 300 Lít3.9.7- Áp lực dầu trong hệ thống phanh khi kích nâng rôto: 100 Kg/cm²3.10- Số liệu kỹ thuật của hệ thống cứu hỏa

3.10.1- Áp lực nước trước khi vào ống góp chung: 2,5 Kg/cm²3.10.2- Lưu lượng nước cứu hoả các máy phát điện: 50 Lít/s3.11- Số liệu kỹ thuật của hệ thống kiểm tra nhiệt độ

Phương pháp đo nhiệt độ, kiểu đát trích nhiệt độ, số lượng điểm kiểm tra nhiệt độ vàtrị số hiệu chỉnh để phát tín hiệu báo trước và tín hiệu cắt máy nêu trong bảng 1

Tín hiệu Báo

trước Cắt máy

Cuộn dây Stator máy phát

chính

Bộ biến đổinhiệt điện trở

TCM –

-Không khí nóng

Bộ biến đổinhiệt điện trở TCM – 6114-01 Cu 50 2 62 -

Không khí nóng

Nhiệtáp kếtiếp điểm TKП - 160

Cuộn dây Stator máy phát

-Lõi thép Stator máy phát

phụ

Bộ biến đổinhiệt điện trở

TCM – VI

-Xéc măng ổ đỡ

Bộ biến đổinhiệt điện trở

TCM – 6097

-Xéc măng ổ hướng máy

Dầu ổ đỡ: - Nóng

- Lạnh

Bộ biến đổinhiệt điện trở

TCM – 6097

Cu 50

11

-

-Dầu ổ hướng máy phát:

-

-Xéc măng ổ hướng tuabin

Bộ biến đổinhiệt điện trở

TCM – 6097

Cu 50

2 khoá2(Ш71)

65

-

-Xéc măng ổ hướng tuabin

Nhiệt áp kế

Dầu ổ hướng tuabin:

- Dầu nóng

- Dầu lạnh

- Dầu nóng

Bộ biến đổinhiệt điện trởnt

Nhiệt áp kếtiếp điểm

TCM – 6097

Cu 50ntTKП - 160

1 khoá

1 (Ш 71)

1 khoá

6060

-65

-Thùng dầu MHY

Bộ biến đổinhiệt điện trở

Chương II: CẤU TẠO VÀ CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA MÁY

PHÁT ĐIỆN THUỶ LỰC

1- CẤU TẠO

1.1- Bố trí các máy phát điện

1.1.1- Máy phát điện thủy lực cấu tạo theo kiểu dù, gồm 1 ổ đỡ đặt trên nắp tuarbin và 1 ổ

hướng nằm ở giữa giá chữ thập trên của máy phát điện thuỷ lực Máy phát điệnphụ và máy phát điều chỉnh được lắp đồng trục với máy phát điện thuỷ lực

1.1.2- Máy phát điện thủy lực không có trục riêng, ống lót rôto được nối trực tiếp

với trục tuarbin Ở phía trên ống lót rôto được nối với trục phụ, trên đó có lắp trụccủa ổ hướng máy phát điện thuỷ lực, các vành góp của máy phát điện thuỷ lực, cácvành góp của máy phát phụ và rôto của máy phát điều chỉnh

1.1.3- Tại vùng trung tâm vành trên của đĩa rôto máy phát điện thuỷ lực có lắp rôto của

máy phát điện phụ Stator của máy phát điện thủy lực được đặt trên các tấm móng,còn giá chữ thập trên có dạng hình tia được đặt lên trên các mặt bích gắn trên thânstator

1.1.4- Lực hướng kính được truyền trực tiếp lên móng qua các kích chống

1.1.5- Phía dưới giá chữ thập trên treo stator máy phát điện phụ

1.1.6- Sàn mắt võng của giá chữ thập trên là một phần sàn gian máy, phía dưới giếng

máy phát có sàn ngăn cách hầm máy phát với hầm tuarbin, nó được dùng làm sàncông tác khi sửa chữa ổ đỡ, các bộ làm mát ổ đỡ và hệ thống phanh kích tổ máy.1.1.7- Các vành góp, giá đỡ, các vành chổi than của máy phát điện thuỷ lực, máy phát

điện phụ và toàn bộ máy phát điều chỉnh nằm trong một hộp hình côn được lắp ởphần trung tâm phía trên giá chữ thập trên máy phát điện thuỷ lực

1.1.8- Các máy phát được trang bị hệ thống phanh, hệ thống cứu hỏa, các thiết bị kiểm tra

nhiệt độ và các thiết bị bảo vệ ổ đỡ, ổ hướng

1.2- Cấu tạo stator máy phát điện thuỷ lực

1.2.2- Vỏ stator hàn bằng thép tấm, có vành trên và vành dưới và phần vỏ bọc chia thành

5 tầng

Vành dưới của stator dùng để đặt lên các tấm móng và vành trên dùng để lắp giáchữ thập trên Giữa các tầng được hàn các gân tăng chịu lực và các thanh chốngbằng thép góc

1.2.2- Stator được bắt vào móng nhờ 12 tấm móng và gurông móng Vỏ stator được

định vị so với các tấm móng ở mặt phẳng vành dưới nhờ các chốt ca vét hướngtâm, những chốt này cho phép di chuyển hướng tâm khi có giãn nở nhiệt

1.2.3- Lõi stator được làm bằng các tấm thép kỹ thuật điện dập nguội và phủ sơn cách

điện hai mặt rồi sấy nóng Các tấm thép được ghép, xếp chồng lên nhau tạo thànhlõi thép stato, lõi được chia thành các ngăn và hàn với vỏ bọc stator Theo chiềucao, lõi thép stato được chia làm 41 tệp, thanh chống giữa các tệp này tạo ra cácrãnh rỗng cho không khí làm mát lưu thông dễ dàng Phía ngoài cùng của lõi thépđược làm bằng các tấm liền khối, liên kết

với nhau theo phương pháp hàn và nung các tấm trong nhựa êbốcxít Lõi thépstato được xiết chặt nhờ các thanh giằng làm bằng thép không từ hóa

Để dễ dàng cho vận chuyển và lắp đặt, stato được chia thành 6 phần, ở vànhtrên mỗi phần có khoan 2 lỗ dùng để móc cẩu trong quá trình vận chuyển và lắpđặt

1.2.4- Cuộn dây stator máy phát điện thủy lực có kết cấu kiểu thanh dẫn, bằng đồng hình

sóng 2 lớp, có 3 đầu ra chính và 3 đầu ra trung tính

Số rãnh: Z = 576; Số cực: 2p = 48/pha; Số rãnh cho 1 cực và 1 pha: g = 4

Bước quấn dây: 1-15-25; Số nhánh song song: a = 4

1.2.5- Cách điện của vỏ các thanh dẫn, mối nối, thanh cái đầu ra: có cách điện cấp “F”

theo ГOCT 8865-70, được cấu tạo bằng mica chịu nhiệt và các chất liên kết êbôxít.Đầu các thanh dẫn cuộn dây stator được hàn bằng que hàn bạc ПCP-15

1.2.6- Cách điện các hộp đầu nối bằng các hộp nhựa ép đổ đầy nhựa chịu nhiệt đông

nguội Nêm chèn các rãnh thanh dẫn stator làm bằng sợi thủy tinh và êbôxít épcứng Phần đầu của các cuộn dây được bắt chặt nhờ các băng làm bằng thép không

từ hóa Cách điện ở đầu ra của các rãnh và giữa các thanh dẫn là các thanh chêmbằng téctôlich thuỷ tinh Phần đầu giữa các thanh dẫn được buộc với nhau bằng sợitổng hợp lapxen (sợi chịu nhiệt)

1.3- Cấu tạo rôto máy phát điện thuỷ lực

1.3.1 Rôto máy phát điện thủy lực bao gồm: đĩa rôto; thân rôto có gắn đĩa phanh; các cực

từ có gắn cuộn dây kích từ và cuộn cân bằng (cuộn cản); thanh dẫn nối cuộnkích từ với các vành góp; thanh nối mềm nối các cực từ và cuộn cân bằng; đoạntrục phụ trên đó lắp ống lót cho ổ hướng máy phát điện thuỷ lực

1.3.2 Đĩa rôto là một kết cấu hàn đúc gồm phần trung tâm và 6 nan hoa tiết diện hình hộp

có thể tháo lắp được Phần trung tâm của đĩa rô to gồm một ống lót đúc, các mặtbích và các tấm nối để bắt giữ các nan hoa

Mặt bích trên ống lót rôto được nối với trục phụ Mặt bích bên trong phía dưới củaống lót rôto được nối với trục tuarbin Mặt bích bên ngoài rôto nối với ống lót của

ổ đỡ máy phát điện Phía trên và phía dưới các nan hoa được liên kết với nhaubằng các tấm thép

1.3.3 Thân rôto là các mảnh dập bằng thép tấm ghép lại thành từng lớp Trên từng lớp

có các mối ghép được đặt lệch nhau một cực so với lớp trước Theo chiều caothân rôto được chia thành 12 tệp Ở những chỗ ghép mối giữa các mảnh của mộtmối có khe hở để lưu thông không khí làm mát, còn giữa các tệp tạo thành cácrãnh thông gió, không khí đi theo các rãnh này thổi ra vùng các cực rôto Thânrôto được giữ nhờ các gờ ở phần dưới đai nêm, các nêm chèn ở phần trên vàđược cố định nhờ các ca vét chuyên dùng Phía dưới thân rôto có gắn đĩa phanh 1.3.4 Mỗi cực rôto gồm có phần lõi làm bằng thép có dạng đặc biệt, má ép và các vòng

dây của cuộn kích từ, các thanh dẫn của cuộn cân bằng và các thanh để đấu nối với

thanh nối mềm giữa các cực Các cực từ được ghép vào thân rôto bằng 2 rãnh kiểumang cá (hình chữ T) và các thanh nêm ngược chiều nhau.

1.3.5 Cách điện của các cực từ rô to là cách điện cấp “F” Cách điện giữa các vòng

dây được làm bằng vải amiăng tẩm êbôxit Cách điện giữa lõi thép cực từ và vòngdây được làm bằng ống cách điện amiăng thủy tinh ép cứng Các mặt của các vòngdây được cách điện bằng các vòng đệm téctôlích thủy tinh

1.3.6- Các vòng dây của cực từ được làm bằng các thanh đồng, ép chặt cuốn xung

quanh lõi thép cực từ Mối nối giữa các cực từ làm bằng thanh nối mềm gồm nhiềutấm đồng mỏng đàn hồi ghép lại, hai đầu thanh nối được làm liền khối tại chỗ nốivới vòng dây của cực từ

1.3.7- Thanh dẫn từ các vành góp đến cuộn dây rôto của máy phát điện thuỷ lực được làm

bằng thanh đồng có bọc cách điện

1.3.8- Các cực từ đều có các thanh dẫn của cuộn cân bằng (cuộn cản) đặt dọc ở giữa mỗi

cực, các thanh dẫn này cũng được nối với nhau bằng các thanh nối mềm tạo thànhcuộn cản của rôto máy phát điện thuỷ lực

1.4- Giá chữ thập trên

1.4.1- Giá chữ thập trên gồm phần trung tâm và 12 thanh dầm liên kết với nhau nhờ các

tấm nối trên và dưới được bắt chặt bằng các gujông và ê cu Ở phần trung tâm củagiá chữ thập có lắp ổ hướng máy phát điện thuỷ lực

1.4.2- Trên giá chữ thập có lắp sàn máy phát, đồng thời là một phần gian máy và các tấm

phân chia không khí bên trên buồng máy phát Có thể tháo các tấm sàn và các tấmphân chia không khí để chui xuống các cực từ của rôto, các hộp đầu nối trên củacuộn dây stator, các bộ làm mát không khí, rôto và stato máy phát phụ Lực hướngkính truyền qua ổ hướng, giá chữ thập trên vào giếng móng bê tông nhờ các kíchchống lắp ở cuối chân giá chữ thập

1.4.3- Trên phần trung tâm của giá chữ thập trên có lắp một khối hình côn trong đó lắp

các vành chổi than và stator máy phát điều chỉnh

1.5- Ổ đỡ máy phát điện thuỷ lực

1.5.1- Ổ đỡ là loại một hàng có 16 xéc măng tự điều chỉnh, được đặt trong thùng dầu

nằm trên giá đỡ hình côn đặt trên nắp tuarbin

1.5.2- Mặt gương (đĩa) của ổ đỡ nhờ ống lót ổ đỡ được bắt chặt vào đĩa rôto máy phát,

giữa mặt gương và ống lót có lớp cách điện

1.5.3- Các xéc măng ổ đỡ tỳ lên các trụ đỡ tự điều chỉnh, những trụ này được bắt chặt vào

thân ổ đỡ Các trụ đỡ kiểu bu lông có bề mặt hình cầu làm cho xéc măng tựxoay và tự điều chỉnh khi khởi động cũng như trong quá trình làm việc của máyphát Giữa các xéc măng và đầu hình cầu của bu lông đỡ là các đĩa đàn hồi bằngthép Bề mặt ma sát của các xéc măng được phủ một lớp kim loại nhựa đàn hồi(ЭMP )

1.5.4- Thân ổ đỡ hàn từ thép tấm, ổ đỡ làm việc theo chế độ tự bôi trơn Do khi mặt

gương quay, dầu được liên tục đi vào khe hở giữa mặt gương và bề mặt các xécmăng, tạo thành màng dầu trên bề mặt ma sát của ổ đỡ

1.5.5- Thùng dầu ổ đỡ là một bể hình trụ hàn bằng thép tấm, để làm mát dầu trong thùng

có lắp

16 bộ làm mát dầu kiểu dàn ống (chữ U), được bắt giữ ở các vách trên thành thùngdầu Các bộ làm mát dầu được đấu thành 8 đôi song song với nhau Phía trong củathùng dầu là vách ngăn hình trụ được bắt vào đáy thùng

1.5.6- Cấu tạo ổ đỡ, hệ thống bôi trơn và các bộ làm mát của nó cho phép:

+ Khởi động máy phát điện thuỷ lực không cần kích nâng rôto

+ Làm việc lâu dài ở tần số quay 125 vòng/phút; + Khởi động ngay sau khi ngừng máy

1.6- Ổ hướng máy phát điện thuỷ lực

1.6.1- Ổ hướng là loại ổ xéc măng Theo chiều hướng kính các xéc măng tỳ lên mặt

hình cầu của các giá đỡ điều chỉnh, ở phía dưới có vòng cách điện, tất cả đượcnằm trong thùng dầu ổ hướng Bề mặt ma sát của các xéc măng được tráng bằngbabít Б-83 Nhiệt sinh ra trong ổ hướng được làm mát nhờ các bộ làm mát dầu Đểlàm kín giữa nắp thùng dầu với phần quay, ổ hướng máy phát có bộ chèn chuyêndụng

1.7- Sàn nóc hầm tuarbin

Dưới thùng dầu ổ đỡ có sàn ngăn chia hầm máy phát và hầm tuarbin Ở phía dưới trên cácdầm sàn có lắp các pa lăng điện sức nâng 2 tấn để phục vụ công tác bảo dưỡg, sửa chữacác thiết bị trong hầm tuarbin

1.8- Máy phát điện phụ

1.8.1- Máy phát điện phụ để cung cấp điện cho hệ thống kích thích độc lập bằng

thyristor của máy phát điện thuỷ lực

1.8.2- Stator của máy phát điện phụ được lắp vào chân giá chữ thập trên, còn rôto được

lắp vào đĩa rôto máy phát điện thuỷ lực Thân stator và rôto làm bằng thép hàn Để

dễ vận chuyển stator cũng được chia thành 3 phần lắp sẵn Quá trình lắp đặt sẽghép lại thành stato, đĩa

rôto làm liền không tháo rời được Lõi thép stator làm bằng thép kỹ thuật điện.Cuộn dây stator đấu theo hình sao có các mạch trích từng pha để cấp điện chonhóm chỉnh lưu làm việc của bộ biến đổi thyristor Cách điện của cuộn dây statormáy phát phụ là cách điện cấp “B” cấu tạo bằng mica

1.8.3- Cực từ có lõi bằng thép tấm dập, được lắp vào thân rôto bằng các bu lông, cuộn dây

cực từ làm bằng thanh đồng, cách điện giữa các vòng dây của cuộn dây bằng vảiamiăng tẩm nhựa êbôxít, cách điện giữa lõi thép và cuộn dây cực từ làm bằngamiăng thủy tinh ép; một phần của chúng được làm liền khối nhờ nhựa êbôxít đôngnguội, cách điện cấp “F”

1.9- Máy phát điều chỉnh

1.9.1- Máy phát điều chỉnh là máy phát cung cấp nguồn xung chỉ huy cho bộ điều tốc

điện thủy lực của tuarbin và rơle tốc độ Nó là máy phát điện đồng bộ 3 pha, có cáccực từ rôto bằng nam châm vĩnh cửu

1.9.2- Để từ hoá các nam châm, mỗi cực từ có một cuộn dây đặc biệt Trong quá trình

làm việc, cần phải tiến hành nạp lại từ cho các cực từ khi điện áp đầu ra statorthấp dưới 110V ở chế độ định mức của tổ máy thuỷ lực

1.9.3- Tiến hành nạp lại từ cho các cực từ rôto bằng dòng điện một chiều (600 ÷ 650)A,

thời gian nạp không quá 1 giây

1.9.4- Trong quá trình làm việc, cuộn dây nạp từ luôn được đấu ngắn mạch

1.10- Hệ thống làm mát máy phát điện thuỷ lực

1.10.1- Để làm mát phần tác dụng của máy phát điện thuỷ lực có dùng hệ thống thông

gió tuần hoàn làm mát không khí qua các bộ làm mát không khí

1.10.2- Rôto máy phát làm việc như một quạt li tâm tạo nên áp lực gió mát cần thiết, làm

mát các cực từ rôto, cuộn dây và lõi thép stator, rồi đi qua các bộ làm mát khôngkhí bằng nước; khi ra khỏi các bộ làm mát, không khí theo hướng đi khép kínquanh stator, không khí lạnh từ các bộ làm mát, chia làm hai đường quay trở lạirôto thành chu trình tuần hoàn khép kín Đường khí phía dưới đi qua mương giónằm trong bệ móng buồng máy phát, đường khí phía trên đi giữa sàn giá chữ thậptrên và tấm ngăn chia không khí phía trên

1.10.3- Các bộ làm mát không khí được lắp vào xung quanh thân stator máy phát

1.11- Hệ thống phanh

1.11.1- Để phanh rôto khi ngừng máy và nâng kích rôto khi sửa chữa, máy phát được

trang bị 24 bộ phanh Hệ thống phanh có lắp van 3 ngả để thay đổi chế độ làmviệc phanh hoặc kích máy

1.11.2- Hệ thống phanh có thể làm việc ở chế độ “Tự động” hoặc “Bằng tay” thông qua

các van điện từ, van tay, phin lọc và các đồng hồ có gắn tiếp điểm điện nối với

hệ thống khí phanh chung cho các tổ máy có áp lực định mức 8 Kg/cm²

1.12- Kiểm tra nhiệt độ

1.12.1- Máy phát điện thuỷ lực và máy phát điện phụ được kiểm tra nhiệt độ nhờ các bộ

biến đổi nhiệt điện trở và ở những bộ phận quan trọng nhờ các nhiệt áp kế tiếpđiểm

1.12.2- Để đo nhiệt độ cuộn dây stator máy phát điện thuỷ lực, trong các rãnh giữa các

thanh dẫn ở các nhánh song song của cả 3 pha có lắp các bộ biến đổi nhiệt điện trở(nhiệt kế điện trở)

1.12.3- Để đo nhiệt độ lõi thép sator máy phát điện thuỷ lực, trên đáy các rãnh có lắp các

nhiệt kế điện trở

1.12.4- Để kiểm tra nhiệt độ các xéc măng ổ đỡ và ổ hướng, dầu nóng, lạnh trong các

thùng dầu, không khí nóng và lạnh làm mát máy phát người ta lắp các nhiệt kếđiện trở và nhiệt áp kế tiếp điểm

1.13- Hệ thống cứu hỏa

1.13.1- Các máy phát điện được trang bị hệ thống cứu hỏa tự động bằng nước phun

1.13.2- Hệ thống cứu hoả máy phát điện thuỷ lực gồm hai đường ống có đường kính

Ø32 mm đặt vòng quanh đầu trên và đầu dưới cuộn dây stator Trên ống khoétnhiều lỗ nhỏ để phun nước

1.13.3- Hệ thống cứu hỏa máy phát điện phụ gồm một ống đường kính Ø32 mm nằm

vòng quanh đầu trên cuộn dây stator Trên ống khoét nhiều lỗ nhỏ để phun nước.1.13.4- Trên đường ống chính của hệ thống cứu hoả các máy phát được lắp van có bộ

truyền động điện, các van tay, các đồng hồ tiếp điểm điện

1.13.5- Hệ thống cứu hỏa làm việc tự động khi bảo vệ so lệch máy phát điện thuỷ lực

hay máy phát điện phụ tác động và đát trích báo khói đặt trong buồng máy phátbáo tín hiệu

1.14- Đường ống, thiết bị trọn bộ và đồng hồ

Máy phát điện thủy lực được trang bị các đường ống, van để cung cấp dầu, nước,

tổ hợp bơm dầu di động kiểu БГ 12-22 M1 để kích nâng rôto nhờ hệ thống phanh,thiết bị phụ và đồng hồ Hệ thống kích thích độc lập bằng thyristor cũng thuộc thiết

bị trọn bộ của máy phát điện thủy lực

2- CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA MÁY PHÁT ĐIỆN THỦY LỰC

2.1- Giới thiệu chung

2.1.1- Công suất định mức của máy phát điện thủy lực tương ứng với công suất lâu dài địnhmức của nó khi phụ tải đối xứng và các trị số của các đại lượng sau là định mức: + Điện ápđầu ra Stato + Dòng điện stator; + Hệ số công suất; + Tần số:+ Nhiệt độ không khí vàolàm mát

2.1.2- Trong quá trình vận hành các trị số có thể sai lệch so với điều kiện làm việcđịnh mức, nhưng phải nằm trong giới hạn được xác định bởi chế độ làm việccho phép của máy phát điện thuỷ lực

2.2- Khởi động máy phát điện thuỷ lực

2.2.1- Trước khi khởi động cần phải khẳng định chắc chắn không có người, vật lạtrong tất cả các khu vực của máy phát điện thuỷ lực

2.2.2- Được phép khởi động máy phát điện thuỷ lực khi (các điều kiện khởi động):

1 Hệ thống phanh không có áp lực, các guốc phanh đã hạ xuống

2 Mức dầu trong các thùng dầu ổ đỡ và ổ hướng bình thường.

3 Nhiệt độ dầu trong các thùng dầu không thấp dưới +10ºC

4 Có nước tuần hoàn trong tất cả các bộ làm mát dầu và khí

2.3- Hoà máy phát vào lưới điện và nâng phụ tải

2.3.1- Nâng điện áp máy phát từ 0 đến định mức, tiến hành hòa đồng bộ chính xác,đóng vào hệ thống điện và nâng phụ tải

2.3.2- Tốc độ nâng công suất hữu công máy phát điện thuỷ lực phụ thuộc vào điềukiện làm việc của hệ thống điều chỉnh tốc độ tuarbin và điều kiện làm việc củaNhà máy thủy điện Hòa bình trong hệ thống điện

2.3.3- Tốc độ nâng điện áp và dòng điện stator máy phát điện thuỷ là không quy định.2.4- Máy phát điện thuỷ lực làm việc với tần số cao

2.4.1- Máy phát điện thủy lực chịu được tần số quay 240 vòng/phút trong vòng 2phút mà không bị biến dạng dư

2.4.2- Nếu hệ thống điều chỉnh tốc độ làm việc tốt thì sau khi sa thải mức 100% tảiđịnh mức, cho phép hòa máy phát vào lưới không cần kiểm tra xem xét

2.5- Chế độ làm việc cho phép của MF điện khi thay đổi các đại lượng định mức

2.5.1- Khi tần số dòng điện thay đổi trong giới hạn ±2,5%(48,75 ÷ 51,25Hz) so với địnhmức (50 Hz) thì cho phép máy phát điện thủy lực làm việc với công suất định mức

2.5.2- Không cho phép máy phát điện thủy lực làm việc khi điện áp stato quá 110%điện áp định mức (≥17,325 KV)

2.5.3- Cho phép máy phát điện thủy lực làm việc lâu dài với P = 240MW khi Cosφ = 1.2.5.4- Việc mang công suất hữu công lớn nhất của máy phát điện thuỷ lực được xácđịnh bởi điều kiện làm việc của tuarbin

2.5.5- Máy phát điện thủy lực được phép làm việc lâu dài ở chế độ bù đồng bộ có hệ

số công suất cosφ = 0 và điện áp định mức

2.5.6- Ở chế độ tiêu thụ CS Q, khả năng nhận công suất vô công của máy phát điệnthuỷ lực được xác định bằng đặc tính hạn chế kích thích tối thiểu (OMB) theobảng 2

Bảng 2: Đặc tính hạn chế kích thích tối thiểu máy phát điện thuỷ lực (OMB)

15 104 16380 100 266700 96 9388

2

6 - C á c c h ế độ c ho ph é p c ủa m á y ph á t đi ệ n khi th a y đổi nhi ệ t độ không khí v à o

2.6.1- Máy phát điện thủy lực không được phép làm việc với nhiệt độ không khí làmmát (không khí lạnh) cao quá +40ºC, trừ chế độ sấy

2.6.2- Máy phát điện thuỷ lực cũng không nên làm việc khi nhiệt độ không khílàm mát (không khí lạnh) thấp dưới +15ºC, còn khi nhiệt độ không khí làm mátthấp dưới +10ºC thì không được phép làm việc

2.7- Chế độ quá tải cho phép đòng điện stator và rôto máy phát điện thuỷ lực

Trong những trường hợp sự cố, máy phát điện thuỷ lực được phép quá tải tứcthời về dòng điện stator và rôto theo bảng 4

Bảng 4:

Thời gian quá tải

(phút)

2.8- Chế độ phụ tải không đối xứng cho phép

Máy phát điện thủy lực cho phép làm việc với phụ tải không đối xứng lâu dài vớiđiều kiện:

Dòng điện các pha không được vượt quá định mức (9780 A) và hiệu dòng điệngiữa các pha không vượt quá 15% (1467 A) so với dòng điện đm của 1 pha

2.9- Chế độ phóng điện lên đường dây

Ở chế độ phóng điện lên đường dây tải điện, máy phát điện thuỷ lực được phéplàm việc với công suất vô công là +177000 kVAR và điện áp định mức trong 5 phút.2.10- Chế độ ngắn mạch không đối xứng cho phép

2.10.1- Máy phát điện thủy lực chịu được dòng điện ngắn mạch không đối xứng tức thời

với điều kiện:

Tích bình phương dòng điện trung bình thứ tự ngược I2 (bằng trị số dòng điệnđịnh mức stator) với thời gian ngắn mạch (tính bằng giây) không được quá 40,nghĩa là: I2*t < 40

2.10.2- Sự phụ thuộc của bội số dòng điện trung bình bình phương thứ tự nghịch với thờigian ngắn mạch nêu trong bảng 5

2.12- Chế độ chạm đất 1 pha cuộn dây stator

Chạm đất 1 pha stator máy phát điện thuỷ lực là tình trạng sự cố, không cho phéplàm việc trong tình trạng này

2.13- Chế độ chạm đất rôto một điểm

Không cho phép MF điện thuỷ lực làm việc khi chạm đất 1 điểm trong mạch rôto

2.14- Độ rung

2.14.1- Độ rung cho phép (2 lần biên độ dao động) ở mặt phẳng nằm ngang giá chữ thập

trên của máy phát trong tất cả các chế độ làm việc với tần số quay định mứckhông được vượt quá 0,15 mm

2.14.2- Độ rung cho phép (2 lần biên độ dao động) của lõi thép stator có tần số 100 Hz

khi phụ tải ở chế độ đối xứng không được vượt quá 0,03 mm

2.15- Độ ồn : Độ ồn lớn nhất đo cách máy phát 1 mét không vượt quá 85Db (đề xi ben).2.16- Nhiệt độ và chế độ làm mát máy phát điện thuỷ lực

2.16.1- Trong tất cả các chế độ làm việc của máy phát, nhiệt độ lớn nhất của các bộ

phận riêng biệt của máy phát không được vượt quá nhiệt độ giới hạn cho phép sauđây:

1 Thép stator máy phát chính: 120oC

2 Đồng stator máy phát chính: 120oC

3 Thép stator máy phát phụ: 105oC

4 Đồng stator máy phát phụ: 105oC

5 Không khí lạnh: 40oC

6 Không khí nóng: 62oC

2.16.2- Máy phát điện thuỷ lực được phép làm việc với phụ tải định mức khi tách 1 bộ

làm mát không khí ra sửa chữa

Chương III: CÁC BẢO VỆ MÁY PHÁT ĐIỆN THUỶ LỰC

1- BẢO VỆ MÁY PHÁT ĐIỆN THUỶ LỰC

Máy phát điện thuỷ lực được trang bị các bảo vệ sau:

1.1- Bảo vệ so lệch dọc

1.2- Bảo vệ chống ngắn mạch ngoài không đối xứng và quá tải không đối xứng

1.3- Bảo vệ chống ngắn mạch ngoài đối xứng

1.4- Bảo vệ chống tăng cao điện áp

1.5- Bảo vệ chống quá tải đối xứng

1.6- Bảo vệ chống chạm đất cuộn dây stato

1.7- Bảo vệ dự phòng 15,75 KV ( YPOB 15,75 KV)

1.8- Bảo vệ cắt nhanh dòng điện khi máy phát mất đồng bộ với lưới

Nguồn cung cấp cho các mạch bảo vệ được thực hiện bằng nguồn điện một chiều điện

áp 220V qua áp tô mát SF3 đặt ở bảng GCC-8A

2- PHẠM VI LÀM VIỆC - TRỊ SỐ CHỈNH ĐỊNH - QUÁ TRÌNH LÀM VIỆC - CÁC BẢO

VỆ MÁY PHÁT ĐIỆN THUỶ LỰC

2.1- Bảo vệ so lệch dọc máy phát điện thuỷ lực

2.1.1- Dùng để bảo vệ cho máy phát điện thuỷ lực chống ngắn mạch nhiều pha trong cuộndây stato và ở các đầu ra Bảo vệ này là bảo vệ chính và không tác động khi có ngắnmạch ngoài vùng được bảo vệ

2.1.2- Vùng tác động của bảo vệ Từ máy biến dòng điện TA.3 đặt ở các đầu ra phíatrung tính đến các máy biến dòng điện TA.8 đặt tại các đầu ra chính của máy phátđiện thuỷ lực

Mạch dòng điện đấu qua các khối thử nghiệm SG1 và SG2

Đối với máy phát điện số 1 thì SG1 và SG2 đặt ở bảng 1GCC-8A/B, các máy cònlại đặt tại tủ bảo vệ so lệch máy phát GTA ở cao độ 9,8m

2.1.3- Bảo vệ làm việc không có thời gian, tác động đi cắt máy cắt phía 15,75kV, dập từ

máy phát, dừng tổ máy và khởi động hệ thống cứu hoả máy phát điện

Kèm theo tín hiệu âm thanh, ánh sáng ở trung tâm và gian máy

2.2- Bảo vệ chống ngắn mạch ngoài không đối xứng và quá tải KĐX máy phát điện

2.2.1- Được dùng làm bảo vệ cho máy phát điện thuỷ lực chống ngắn mạch ngoài KĐX

và các chế độ phụ tải KĐX, cũng như đảm bảo làm dự phòng cho các bảo vệ củacác phần tử có liên quan của hệ thống điện khi xảy ra ngắn mạch KĐX 2.2.2- Vùngtác động của bảo vệ Bảo vệ được đấu vào máy biến dòng điện TA.1 đặt ở cácđầu ra phía trung tính máy phát

2.2.3- Bảo vệ này có 3 cấp tác động theo dòng điện thứ tự nghịch:

- Cấp I của bảo vệ làm việc khi có quá tải không đối xứng và tác động đi phát tínhiệu báo trước có thời gian duy trì.

- Cấp II của bảo vệ làm việc khi phát sinh ngắn mạch không đối xứng với 2 cấpthời gian duy trì:

+ Với thời gian duy trì thứ nhất tác động đi cắt các máy cắt 220kV, khởi động bảo

vệ dự phòng 220kV (YPOB-220kV), cấm tự động đóng lại các máy cắt 220kV(TAПB 220kV)

+ Với thời gian duy trì thứ hai tác động đi cắt máy cắt 15,75kV, các máy cắt đầuvào KPY-6kV, dập từ máy phát

- Cấp III của bảo vệ làm việc khi xảy ra ngắn mạch không đối xứng bên trong máybiến áp lực và với thời gian duy trì, tác động đi cắt máy cắt 15,75kV, các máy cắtđầu vào KPY-6kV, dập từ máy phát, cắt các máy cắt 220kV, khởi động YPOB-220kV, cấm TAПB 220kV

2.3- Bảo vệ chống ngắn mạch ngoài đối xứng máy phát điện thuỷ lực

2.3.1- Bảo vệ này được dùng làm bảo vệ cho máy phát chống quá dòng khi có ngắn mạch

ngoài đối xứng và bảo đảm dự phòng bảo vệ cho các phần tử có liên quan củalưới điện nếu xảy ra ngắn mạch 3 pha

2.3.2- Vùng tác động của bảo vệ Bảo vệ được đấu vào máy biến dòng TA.1 đặt ở đầu ra

phía trung tính máy phát và máy biến điện áp TU*2 đặt ở các đầu ra chính máyphát Để ngăn ngừa sự làm việc sai của bảo vệ có đặt liên động trong các trườnghợp sau: + Khi cắt áp tô mát mạch điện áp + Khi mất dòng điện trong bảo vệ

2.3.3- Bảo vệ có 2 cấp tác động:

+ Cấp I của bảo vệ làm việc tác động đi cắt các máy cắt 220kV, khởi động 220kV, cấm TAΠB 220kV

YPOB-+ Khi cấp II của bảo vệ làm việc đi cắt máy cắt 15,75kV dập từ máy phát

2.4- Bảo vệ chống tăng cao điện áp stato máy phát điện thuỷ lực

2.4.1- Bảo vệ này được dùng làm bảo vệ cho máy phát chống quá điện áp stato

2.4.2- Vùng tác động của bảo vệ Bảo vệ được đấu vào mạch điện áp của máy biến

điện áp đặt ở đầu ra máy phát TU*2

2.4.3- Bảo vệ có 1 cấp tác động, nó được thực hiện dưới dạng bảo vệ điện áp cực đại

Khi bảo vệ tác động sẽ đi cắt các máy cắt 15,75kV và dập từ máy phát

2.5- Bảo vệ chống quá tải đối xứng máy phát điện thuỷ lực

2.5.1- Bảo vệ này được dùng làm bảo vệ cho máy phát chống quá tải đối xứng

2.5.2- Để tránh quá tải đối xứng người ta dùng bảo vệ dòng điện cực đại sử dụng dòng

điện của một pha Bảo vệ được đấu vào máy biến dòng điện TA1 đặt ở đầu raphía trung tính máy phát

2.5.3- Khi bảo vệ làm việc sẽ tác động đi báo tín hiệu,

2.6- Bảo vệ chống chạm đất cuộn dây stato máy phát điện thuỷ lực

2.6.1- Bảo vệ này được dùng làm bảo vệ cho máy phát chống chạm đất cuộn dây stato

Bảo vệ này được dùng cho các máy phát có công suất lớn mà ở trung tính cuộndây stato của nó có đặt máy biến điện áp 1 pha

2.6.2- Vùng tác động của bảo vệ Bảo vệ được đấu vào máy biến điện áp TU 2 đặt tại

phía đầu ra chính của máy phát qua khối thử nghiệm SG5 mạch điện áp bảo vệchống chạm đất phía 15,75kV ở bảng GCC-8A/B và máy biến điện áp TU 0 đặt ởđầu ra phíatrung tính máy phát qua áp tô mát SV2 “Mạch điện áp TU 0”

2.6.3- Bảo vệ có một cấp tác động Khi bảo vệ làm việc sau thời gian duy trì sẽ đi cắt máycắt 15,75kV, dập từ máy phát điện

2.7- Bảo vệ dự phòng 15,75kV (YPOB 15,75kV)

2.7.1- Bảo vệ được dùng dự phòng cho các bảo vệ của máy phát điện thuỷ lực.

2.7.2- Phạm vi tác động của bảo vệ Khi tác động, bảo vệ sẽ đi cắt lại các máy cắt

15,75kV và các máy cắt liên quan đến nó

2.7.3- Sơ đồ YPOB-15,75kV làm việc trong trường hợp: Các rơ le đầu ra của bảo vệ

máy phát tác động, máy cắt 15,75kV từ chối không làm việc, sau thời gian duy trìtác động đến các rơ le đầu ra của bảo vệ khối, từ đó tác động đi cắt các máy cắt15,75kV, các máy cắt đầu vào KPY-6kV, dập từ máy phát, cắt các máy cắt220kV, khởi động YPOB-220kV cấm TAΠB 220kV

2.8- Bảo vệ cắt nhanh dòng điện khi máy phát mất đồng bộ với lưới

2.8.1- Bảo vệ này được dùng làm bảo vệ cho máy phát điện thuỷ lực Khi tốc độ máy

phát nhỏ hơn hoặc bằng 30% tốc độ định mức mà máy cắt đầu cực tự nhiên đóng(có thể do chạm chập mạch điều khiển đóng)

2.8.2- Phạm vi tác động của bảo vệ Bảo vệ được đấu vào mạch dòng pha B TA.1 ở các

đầu ra phía trung tính của máy phát điện thuỷ lực

2.8.3- Bảo vệ tác động khi tốc độ tổ máy nhỏ hơn hoặc bằng 30% tốc độ định mức và

dòng điện I=19200A, sẽ đi cắt máy cắt đầu cực không có thời gian

3- KẾT CẤU NGUỒN DÒNG ĐIỆN VÀ ĐIỆN ÁP CỦA MẠCH BẢO VỆ MÁY PHÁT ĐIỆN THUỶ LỰC

Để cung cấp nguồn dòng điện và điện áp cho các mạch bảo vệ rơ le, tự động, đolường điều khiển và tín hiệu, máy phát điện thuỷ lực được lắp các máy biến điện áp(TU) và các máy biến dòng điện (TA); Các máy biến dòng điện từ TA 1 đến TA 8, + TA 1 ÷ TA 4 đặt tại các thanh dẫn dòng đầu ra phía trung tính

+ TA 5 ÷ TA 8 đặt tại các thanh dẫn dòng phía đầu ra chính

Các máy biến điện áp từ TU 0 đến TU 2, trong đó:

+ TU 0 là máy biến điện áp một pha đấu vào điểm trung tính của máy phát

+ TU 1 và TU 2 đấu vào các thanh dẫn dòng phía đầu ra của máy phát

3.1- Mạch dòng điện

3.1.1- Máy biến dòng điện TA 1 cung cấp mạch dòng cho các phụ tải sau:

+ Bảo vệ quá tải đối xứng + Bảo vệ chống ngắn mạch ngoài KĐX và quá tải KĐX + Bảo vệ chống ngắn mạch ngoài đối xứng + Mạch chống đóng phi đồng bộ mc đầu cực.3.1.2- Máy biến dòng điện TA 2 cung cấp mạch dòng cho các bảo vệ so lệch dự phòng

khối ghép đôi máy phát điện-máy biến áp

3.1.3- Biến dòng điện TA 3 và TA 8 cấp mạch dòng cho bảo vệ so lệch MFĐ

3.1.4- Máy biến dòng điện TA 4 cung cấp mạch dòng cho các công tơ đo P và Q

3.1.5- Máy biến dòng điện TA 5 cung cấp mạch dòng cho hệ thống tự động điều chỉnh

kích từ máy phát điện (APB)

3.1.6- Máy biến dòng điện TA 6 cung cấp mạch dòng cho các bảo vệ sau:

+ Bảo vệ so lệch máy biến áp khối

+ Mạch dòng liên động cho bảo vệ chống ngắn mạch ngoài đối xứng KZ1

3.1.7- Máy biến dòng điện TA 7 cung cấp mạch dòng cho các phụ tải sau:

+ Mạch đo lường +Mạch bảo vệ khi mất kích thích

+ Mạch khởi động quạt gió máy cắt đầu cực

3.2- Mạch điện áp

3.2.1- Máy biến điện áp TU 1 cung cấp cho các phụ tải sau:

+ Bộ tự động điều chỉnh kích thích AV

+ Panen điều khiển từ xa bộ biến đổi Thiristor ACL1 và ACL2

3.2.2- Máy biến điện áp TU 2 và TU 0 cung cấp cho các phụ tải sau:

+ Mạch bảo vệ chạm đất cuộn dây stato + Mạch kiểm tra cách điện phía 15,75kV.+ Mạch hoà máy phát điện; + Mạch đo lường; + Mạch công tơ

4- MỘT SỐ CHỈ DẪN TRONG VẬN HÀNH

4.1- Máy phát điện thuỷ lực đã quay phải có đầy đủ nguồn thao tác trong các mạch tựđộng và tín hiệu và rơ le bảo vệ.

4.2- Máy phát đã đóng kích thích phải có nguồn thao tác trong các mạch rơ le bảo vệ, tựđộng kích thích và tín hiệu, tất cả các thiết bị phải được đưa vào làm việc

4.3- Khi mất điện áp trong mạch nguồn cung cấp cho các rơ le bảo vệ thì cần phải kiểmtra vị trí của áp tô mát SF3 ở bảng GCC-8A Nếu đóng lại áp tô mát đã bị cắt màkhông thành công hoặc không xác định được nguyên nhân mất điện áp thì cần phảiđưa tổ máy ra khỏi trạng thái làm việc Sau đó thông báo cho nhân viên phânxưởng Tự động

4.4- Khi mất điện áp trong mạch tín hiệu của máy phát cần phải đảm bảo theo dõi chặtchẽ các thiết bị và áp dụng mọi biện pháp để khôi phục lại sơ đồ

Chương IV: VẬN HÀNH - XỬ LÝ CÁC HIỆN TƯỢNG KHÔNG BÌNH THƯỜNG VÀ

SỰ CỐ CÁC MÁY PHÁT ĐIỆN

1- VẬN HÀNH MÁY PHÁT ĐIỆN

1.1- Qui định chung

1.1.1- Khi vận hành máy phát điện thuỷ lực cần phải đảm bảo chúng làm việc liên tục ở

chế độ cho phép với các thông số quy định, đảm bảo hệ thống kích thích, hệ thốnglàm mát và thiết bị bảo vệ làm việc chắc chắn

1.1.2- Công tác đưa máy phát điện thuỷ lực vào làm việc sau khi sửa chữa và tách máy

đang làm việc ra sửa chữa phải được tiến hành phù hợp với “quy trình thao tácchuyển đổi thiết bị điện Nhà máy thủy điện Hòa bình”

1.1.3- Việc vận hành các rơ le bảo vệ máy phát điện thuỷ lực được thực hiện theo

đúng chương III của qui trình này

1.2- Vận hành máy phát điện thuỷ lực

1.2.1- Nhân viên trực nhật tiến hành kiểm tra các máy phát đang làm việc và dự phòng

theo lịch vận hành do phó giám đốc kỹ thuật duyệt Khi đi kiểm tra, xem xét đặcbiệt cần chú ý tới các vấn đề sau đây:

+ Các chổi than không phát tia lửa điện

+ Dây dẫn chổi than không bị biến màu do quá nhiệt

+ Không có chổi than lỏng quá hoặc chặt quá, không có tiếng kêu

+ Độ sạch của chụp, vành tiếp xúc và máng chổi than

+ Các bộ phận làm mát không khí làm việc đều nhau, không có nước chảy ở các

bộ làm mát không khí Áp lực nước vào làm mát phải trong phạm vi cho phép.+ Không có mùi cháy.+ Vỏ dây dẫn điện của máy phát không bị quá nhiệt +

Độ kín của buồng máy phát

1.2.2- Khi kiểm tra cũng phải nghe ngóng máy phát, nếu thấy có tiếng kêu lạ thì phải

báo ngay cho quản đốc phân xưởng điện hoặc đốc công trưởng sửa chữa máyphát biết; nhân viên trực nhật cần phải kiểm tra và không cho người không cónhiệm vụ được đứng trên sàn mắt võng của máy phát

1.2.3- Chế độ làm việc của máy phát điện thuỷ lực được kiểm tra theo các đồng hồ lắp

đặt trên các bảng điện phòng điều khiển trung tâm và bảng điện của tổ máy Mọichỉ số của đồng hồ đo các thông số máy phát, nhiệt độ thép và cuộn dây statormáy phát chính và phụ, nhiệt độ không khí làm mát và các đại lượng khác đặctrưng cho tình trạng của máy phát khi làm việc (trừ các đại lượng được các đồng hồghi lại) phải ghi vào tờ ghi thông số ít nhất 2 giờ 1 lần

1.2.4- Tổ máy ở trạng thái dự phòng cần phải chuẩn bị đầy đủ để sẵn sàng khởi động.1.2.5- Khi tách máy phát ra sửa chữa cần phải làm mát máy phát đến nhiệt độ dưới

40ºC (nhiệt độ sắt, đồng) bằng cách cho quay không tải, không có kích thích và

đưa nước vào các bộ làm mát không khí Tốc độ tăng, giảm nhiệt độ khi đưa máy

ra sửa chữa hoặc sấy không quá 5ºC/giờ

1.2.6- Ngay sau khi máy ngừng hẳn và cắt điện sơ đồ máy phát, nhân viên trực nhật phải

đo điện trở cách điện cuộn dây stator và toàn bộ mạch kích thích

Trưởng kíp gian máy phải ghi mọi kết quả đo điện trở cách điện vào sổ Điện trởcách điện của cuộn dây stator không có định mức, cơ sở chính về tình trạng cáchđiện của cuộn dây stator là việc so sánh với kết quả đo các lần trước Đo điện trởcuộn dây stator máy phát điện thuỷ lực bằng mê gôm 2500V, cuộn dây rô tobằng mê gôm 1000V Điện trở cách điện mạch kích thích máy phát điện thuỷ lực

và máy phát điện phụ không được thấp dưới 0,5 MΩ

1.2.7- Phải đo điện trở cách điện cuộn dây máy phát điện thuỷ lực và máy phát điện phụ

trước lúc khởi động nếu máy phát ngừng để sửa chữa hoặc hiệu chỉnh với thời gianquá 1 ngày đêm có tiến hành công việc ở mạch cuộn dây stator hoặc ở mạch kíchthích của chúng

1.2.8- Khởi động tổ máy sau khi sửa chữa tiến hành theo trình tự sau:

1 Sau khi kết thúc công việc tại các máy phát điện nhân viên sửa chữa phân xưởngĐiện, phân xưởng Máy phải kiểm tra các máy phát điện lần cuối

2 Nhân viên trực nhật trước khi khóa phiếu công tác phải kiểm tra cẩn thận các vịtrí công tác

3 Sau khi kiểm tra xem xét các máy phát điện và vị trí công tác, các đốc côngsửa chữa và thí nghiệm ghi sổ kết thúc công việc

4 Quản đốc các phân xưởng Điện, Máy và Tự động kiểm tra xem xét lần cuối cácđiều kiện để tổ máy sẵn sàng khởi động, ghi sổ đăng ký cho phép khởi động tổmáy

5 Lệnh cho phép khởi động tổ máy, quay máy không tải để thực hiện chương trìnhhiệu chỉnh và thí nghiệm kiểm tra sau sửa chữa theo lệnh phó giám đốc nhà máy,còn hòa tổ máy vào hệ thống điện theo lệnh của điều độ viên hệ thống điện quốcgia (A0)

1.2.9- Máy phát sau khi đại tu, trung tu, tiểu tu được hội đồng nghiệm thu do phó giámđốc Nhà máy thủy điện Hòa bình làm chủ tịch, còn sau khi kiểm tra thì được hội đồngnghiệm thu do quản đốc phân xưởng Vận hành phụ trách

1.2.10- Khi khởi động máy phát lần thứ nhất sau đại tu, trung tu, tiểu tu nhất thiết phải có

mặt lãnh đạo phân xưởng Điện, Máy và Tự động, các đốc công trưởng sửa chữa

và thí nghiệm của các công đoạn có thiết bị liên quan tới máy phát

2- CÁC HIỆN TƯỢNG KHÔNG BÌNH THƯỜNG VÀ SỰ CỐ MÁY PHÁT ĐIỆN THUỶ LỰC- BIỆN PHÁP XỬ LÝ

2.1- Khi cắt khối do bảo vệ so lệch máy phát điện thuỷ lực tác động cần phải

2.1.1- Kiểm tra các máy phát đã được dập từ, nếu không thì phải dập từ và đưa xung

lệnh dừng máy phát bị hư hỏng bằng tay

2.1.2- Kiểm tra xem có dấu hiệu hư hỏng rõ ràng hay không: Khói lửa, mùi khét cách

điện ở máy phát và thiết bị nằm trong vùng bảo vệ so lệch (đầu ra chính, đầu ratrung tính, các biến điện áp)

2.1.3- Khi có dấu hiệu hư hỏng trực tiếp ở các máy phát, phải kiểm tra sự làm việc tự

động của hệ thống cứu hỏa đã tác động mở van điện (*N4-71) và đưa nước vàomáy phát khoảng 3-4 phút bằng cách mở van tay (*N4-72 hoặc *N4-76 ) trong hệthống cứu hỏa Sau đó kiểm tra quá trình dừng máy

Khi dừng máy cần kiểm tra nhiệt độ các tấm xéc măng ổ hướng, ổ đỡ của máyphát Sau khi dừng máy tiến hành đo điện trở cách điện cuộn dây stator máy phátchính Nếu giảm cách điện so với lần trước chứng tỏ có hư hỏng trong cuộn dâystator máy phát

2.1.4- Nếu xem xét không phát hiện được hư hỏng của thiết bị nằm trong vùng bảo vệ so

lệch và cách điện cuộn dây stator máy phát chính bình thường, cần làm sáng tỏnguyên nhân cắt là do thao tác sai của nhân viên trực nhật hoặc nhân viên thínghiệm Nếu không có thể do tác động sai của mạch bảo vệ Khi đó có thể cho phépkhởi động máy phát điện thuỷ lực để sấy, còn việc đưa tổ máy vào làm việc dolãnh đạo nhà máy quyết định

2.2- Khi bảo vệ chống ngắn mạch ngoài không đối xứng và quá tải không đối xứng máyphát điện thuỷ lực tác động cần phải

2.2.1- Nếu cấp I của bảo vệ tác động phát tín hiệu chứng tỏ dòng không đối xứng trong

các pha của stator máy phát vượt quá trị số cho phép 9,5% dòng điện định mức(lớn hơn 912 A không phụ thuộc vào phụ tải của máy phát) phải nhanh chóng giảmtải máy phát theo công suất hữu công sao cho dòng stator gần bằng hoặc bằngkhông và kiểm tra toàn bộ các thiết bị của khối

Nguyên nhân có thể dẫn tới hiện tượng không đối xứng là chế độ không toàn phacủa máy cắt đầu cực; dao cách ly hoặc máy cắt khối Nếu hiện tượng không đốixứng không phải là hậu quả của việc đóng hoặc cắt máy cắt không đồng pha, cầnphải báo ngay cho nhân viên phân xưởng Điện và phân xưởng Tự động

2.2.2- Nếu cấp II của bảo vệ tác động với thời gian cấp 1 cắt các máy cắt 220kV, với thời

gian cấp 2 cắt các máy cắt 15,75kV và 6kV Phải kiểm tra toàn bộ máy phát vàcác thiết bị ở cấp điện áp 15,75kV

2.2.3- Khi cấp III của bảo vệ tác động cần thực hiện việc kiểm tra các máy biến ápkhối và máy biến áp TD91 (đối với tổ máy số M1+2), máy biến áp TD92 (đối với tổ máy

số M7+8) Các thao tác sau đó thực hiện tuỳ theo kết quả kiểm tra và theo lệnh của lãnhđạo nhà máy

2.3-Khi bảo vệ chống ngắn mạch ngoài đối xứng máy phát điện thuỷ lực tác động

Cần kiểm tra máy phát, thiết bị cấp điện áp máy phát và các thiết bị của khối Nếukhông phát hiện được hư hỏng thì phải kiểm tra sự hoàn hảo của mạch dòng, mạchđiện áp của bảo vệ, tiếp theo xử lý theo mệnh lệnh của lãnh đạo nhà máy

2.4- Khi bảo vệ chống quá tải đối xứng máy phát điện thuỷ lực phát tín hiệu

Cần căn cứ vào các đồng hồ đo tại bảng điều khiển ở gian máy (AШY) và phòng điềukhiển trung tâm (ЦПY) để kiểm tra phụ tải, nếu cần thiết phải giảm tải máy phát đến giá trịđịnh mức

2.5- Khi bảo vệ chống tăng cao điện áp stato máy phát điện thuỷ lực tác động

Cần kiểm tra sự hoàn hảo của hệ thống tự động điều chỉnh điện áp máy phát (APB),

hệ thống kích thích và hệ thống điều chỉnh tốc độ tổ máy Khi không phát hiện nhữnghiện tượng bất thường, cho phép hoà lại máy phát vào hệ thống

2.6- Khi bảo vệ chống chạm đất cuộn dây stator máy phát điện thuỷ lực tác động

Trước tiên cần phải tách tổ máy ra kiểm tra cách điện, sau đó căn cứ theo kết quả đocách điện tìm điểm chạm đất và thông báo cho phân xưởng Điện

2.7- Khi bảo vệ so lệch máy phát điện phụ tác động

Phải xử lý theo chỉ dẫn của quy trình “vận hành hệ thống kích thích thyristor” và theo mục2.1 của quy trình này

2.8- Khi bảo vệ dòng cực đại máy phát điện phụ tác động

Phải kiểm tra xem có các dấu hiệu hư hỏng hay không (khói, mùi khét cách điện), kiểmtra phần thanh dẫn dòng, thiết bị của hệ thống kích thích thyristor, đặc biệt chú ý đếncác thanh nối mềm và cầu chì các bộ biến đổi thyristor Kết quả kiểm tra phải thôngbáo cho lãnh đạo nhà máy

2.9- Khi cắt máy từ bảo vệ dòng cực đại máy biến áp TE1

Cần kiểm tra toàn bộ máy biến áp và phần đấu nối Khi phát hiện thấy hư hỏng báocho nhân viên sửa chữa Kết quả kiểm tra phải thông báo cho lãnh đạo nhà máy.

2.10- Khi bảo vệ chống chạm đất rôto máy phát chính hoặc máy phát phụ tác động

Cần tiến hành đo điện trở cách điện mạch kích thích và thông báo cho phân xưởngĐiện, phân xưởng Tự động; sau đó xử lý theo kết quả kiểm tra điện trở cách điện vàtheo lệnh của lãnh đạo nhà máy

2.11- Trong trường hợp hệ thống sự cố bị thiếu nguồn

Lúc này cho phép quá tải máy phát điện thuỷ lực theo dòng rôto và stator như quyđịnh ở bảng 4 mục 2.7 chương II của qui trình này Sau thời gian quy định cần phảigiảm tải máy phát điện thuỷ lực về giá trị định mức

2.12- Trong thời gian có ngắn mạch trên hệ thống điện

Cấm các nhân viên trực nhật điều chỉnh bằng tay hệ thống kích thích thyristor máyphát điện thuỷ lực

2.13- Khi máy phát điện thuỷ lực bị mất đồng bộ

2.13.1- Các nhân viên trực nhật cần áp dụng các biện pháp để khôi phục trở lại chế độ

đồng bộ

2.13.2- Máy phát điện thuỷ lực bị mất đồng bộ có thể do:

1 Ngắn mạch ngoài 2 Thao tác không đúng của nhân viên trực nhật

3 Mạch của APB làm việc không bình thường

2.13.3- Những dấu hiệu của hiện tượng không đồng bộ:

1 Công suất hữu công dao động mạnh

2 Điện áp stator dao động theo chu kỳ (khoảng 0,5s ÷ 2s giảm thấp đến 10 ÷12kV)

3 Dòng điện và điện áp rôto dao động mạnh

4 Sécvômôtơ cánh hướng nước chuyển dịch chậm về chiều đóng

2.13.4- Khi mất đồng bộ, nhân viên trực nhật phải nhanh chóng tìm mọi cách giảmphụ tải máy phát điện thuỷ lực theo công suất hữu công, đến khi xuất hiện dấu hiệu kéo

về đồng bộ Đồng thời với việc giảm tải hữu công, cần phải điều chỉnh dòng điện kíchthích đến giá trị định mức I = 1710A Sau khi khôi phục xong chế độ đồng bộ chomáy phát điện thuỷ lực, cần tiến hành kiểm tra xem xét toàn bộ hệ thống kích thíchthyristor

2.14- Chế độ phi đồng bộ của máy phát điện thuỷ lực

2.14.1- Các đặc trưng của chế độ phi đồng bộ:

1 Dòng stator tăng quá định mức và dao động trong giới hạn hẹp

2 Công suất vô công âm (nhận công suất vô công từ lưới) 3 Công suất hữu công giảm

4 Dòng điện rôto và điện áp kích thích giảm đến 0 kèm theo dao động

2.14.2- Trong trường hợp này cần tách máy phát điện thuỷ lực khỏi hệ thống, tiến hànhkiểm tra toàn bộ hệ thống kích thích Kiểm tra cuộn dây rôto và sơ đồ kích thích xem có

bị đứt mạch không Báo cho phân xưởng Tự động, phân xưởng Điện, lãnh đạo Nhà máy

và xử lý theo hướng dẫn của họ

2.15- Khi phát hiện có bộ làm mát không khí bị dò, chảy nước

Nhân viên trực nhật cần phải tách bộ làm mát đó ra khỏi hệ thống làm mát không khímáy phát điện thuỷ lực, bằng cách đóng các van chặn ở đầu vào và ra của bộ bị hỏng.Thông báo cho phân xưởng Điện sửa chữa khi có điều kiện dừng máy

Chương V: SẤY MÁY PHÁT ĐIỆN BẰNG GIÓ NÓNG - KỸ THUẬT AN TOÀN VẬN HÀNH MÁY PHÁT ĐIỆN

1 SẤY MÁY PHÁT ĐIỆN BẰNG GIÓ NÓNG

1.1- Qui định chung

1.1.1- Tất cả các cuộn dây của máy phát điện trước khi hoà vào hệ thống điện phảiđược đo điện trở cách điện Trong đó: + Trị số cách điện của cuộn dây rôto không nhỏhơn 0,5 MΩ

+ Hệ số hấp thụ của cuộn dây stato R60/15;

- Phải bằng hoặc lớn hơn 3 ở nhiệt độ dưới 40ºC

- Phải bằng hoặc lớn hơn 1,5 ở nhiệt độ t ≥ 40ºC; + Trị số R60 của cuộn dây stato khôngnhỏ hơn160 MΩ ở nhiệt độ (30 ÷ 40ºC)

1.1.2- Đo điện trở cuộn dây stato bằng Mê gôm kế loại điện áp 2500V, còn cuộndây rôto bằng Mê gôm kế loại điện áp 1000V

1.1.3- Khi các trị số điện trở cách điện của cuộn dây stato và rôto không đạt yêu cầu thì

phải tiến hành sấy máy phát điện bằng phương pháp thông gió nóng

1.2- Phương pháp sấy máy phát điện bằng thông gió nóng

1.2.1- Đóng van cấp nước vào ống góp chung cấp cho các bộ làm mát không khí máy phát.+ Đóng cửa vào buồng máy phát cao độ 7,5 và 9,8; + Đóng lỗ thông gió trên sàn mắt võng.1.2.2- Việc điều chỉnh nhiệt độ sấy được thực hiện qua việc mở van cấp nước vào ốnggóp chung các bộ làm mát (van N1-19A,B) do nhân viên trực nhật và nhân viêngiám sát quá trình sấy của đơn vị sửa chữa thực hiện

1.2.3- Trong quá trình bắt đầu sấy stato và rôto sau sửa chữa lớn, việc tăng nhiệt độ sấykhông vượt quá 5ºC trong 1 giờ (trong 6 ÷ 8 giờ đối với stato và 3 ÷ 4 giờ đối vớirôto), tuỳ theo giá trị nhiệt độ của lõi thép và cuộn dây được xác định lúc bắt đầu sấy

mà duy trì nhiệt độ tăng đến giá trị sấy là 50ºC trong vòng 12 giờ

1.2.4- Đo điện trở cách điện cuộn dây stato và rôto máy phát điện được tiến hành

như sau:

+ Đo thông số điện trở cách điện stato và rôto máy phát điện thuỷ lực; máy phát

điện phụ trước khi sấy

+ Trong quá trình sấy cứ 2 giờ đo Rcđ stato và Rcđ rôto máy phát điện thuỷ lực;

máy phát điện phụ một lần Công việc đo được tiến hành do nhân viên thí nghiệm

cao áp nhà máy thực hiện và nhân viên vận hành giám sát, kết quả được ghi vào biênbản theo mẫu ở bảng 6

1.2.5- Việc giám sát nhiệt độ sấy và ghi thông số (theo mẫu bảng 6) do nhân viên trựcnhật và nhân viên trực sấy thực hiện Từ khi bắt đầu sấy cứ 1 giờ phải ghi giá trị nhiệt

độ sấy một lần Khi nhiệt độ đạt giá trị sấy (đạt 50ºC); trước khi đo cách điện stato

và rôto nhiệt độ sấy không được dao động khỏi giá trị 50ºC trước đó đến lúc đo là 1giờ

1.2.6- Để thổi hơi nước ra trong quá trình sấy cứ 3 ÷ 4 giờ lại mở cửa thông gió 10 ÷15phút Thời gian mở và đóng cửa phải ghi vào biên bản sấy

1.2.7- Quá trình sấy được coi là kết thúc nếu :

+ Điện trở cách điện cuộn dây stato ổn định trong 8 ÷ 10 giờ liên tục và ở nhiệt độ

50ºC, Rcđ phải lớn hơn hoặc bằng 15 MΩ, hệ số hấp thụ R60/15 phải lớn hơn hoặc

bằng 1,5 + Điện trở cách điện cuộn dây rôto ổn định trong 6 ÷ 8 giờ liên tục và ít

nhất phải không nhỏ hơn 0,5 MΩ Hệ số hấp thụ đối với cuộn dây rôto không quy

định

2 KỸ THUẬT AN TOÀN KHI ĐO ĐIỆN TRỞ CÁCH ĐIỆN CÁC CUỘN DÂY CÁC MÁY PHÁT ĐIỆN TRONG QUÁ TRÌNH SẤY

2.1- Những người được phép đo điện trở cách điện

2.1.1- Nhân viên sửa chữa công đoạn Thí nghiệm cao áp nhà máy thuỷ điện Hoà bình

tiến hành theo phiếu công tác

2.1.2- Nhân viên trực nhật được hướng dẫn chuyên về việc này tiến hành theo đúng quy

phạm an toàn điện

2.2- Cách thức thao tác đo điện trở cách điện

2.2.1- Tiến hành tiếp địa cuộn dây máy phát điện thuỷ lực và máy phát điện phụ

2.2.2- Chuẩn bị các Mê gôm để đo Khi đấu Mê gôm vào cuộn dây phải đi găng tay

cách điện

2.2.4- Đấu Mê gôm kế vào một pha của cuộn dây stato Tháo tiếp địa của pha này.

2.2.5- Đo điện trở cách điện

2.2.6- Loại trừ điện tích dư ở pha được đo Tiếp địa cho pha này

2.2.7- Tháo mê gôm kế

2.2.8- Đo điện trở cách điện các cuộn dây rôto đồng thời với cáp kích thích bằng cách

lắp một chổi than vào vành góp

3 KỸ THUẬT AN TOÀN KHI VẬN HÀNH CÁC MÁY PHÁT ĐIỆN

3.1- Khi vận hành máy phát điện thuỷ lực, máy phát điện phụ cần phải tuân theo quyphạm kỹ thuật an toàn khai thác thiết bị điện các nhà máy điện, lưới điện và các quytrình kỹ thuật của Nhà máy thuỷ điện Hoà bình

3.2- Khi công tác trên các phần quay của các máy phát điện cần phải thực hiện các biệnpháp chống quay rôto của chúng

3.3- Nhân viên trực nhật hoặc nhân viên đội Thí nghiệm cao áp được nhân viên trực nhậtcho phép tiến hành kiểm tra điện trở cách điện các cuộn dây của các máy phát

Việc đo đạc này có thể do nhân viên Thí nghiệm cao áp tiến hành dưới sự giám sát củanhân viên trực nhật

3.4- Xử lý sự cố và các hư hỏng của các máy phát điện phải tuân thủ các nguyên tắcchung nêu trong “Quy trình xử lý sự cố phần điện nhà máy thuỷ điện Hoà bình” vàphần 2 chương IV của quy trình này

QUY TRÌNH VẬN HÀNH

HỆ THỐNG KÍCH THÍCH MÁY PHÁT ĐIỆN

Tái bản lần 4

Chương I: CÔNG DỤNG - CÁC THÔNG SỐ KỸ THUẬT

1- Các tổ máy phát điện chính của Nhà máy Thuỷ điện Hoà Bình được trang bị hệ thốngkích thích độc lập bằng thyristor kiểu CTH-500-2000-3-5T4 Đây là một tổ hợp đồng bộcác thiết bị kỹ thuật điện, điện tử nhằm đảm bảo thực hiện chức năng điều chỉnh tự độngdòng điện rôto và điện áp tại đầu ra của máy phát điện chính theo những nguyên tắc điềuchỉnh đã được xác định trong chế độ làm việc bình thường cũng như các chế độ sự cố

2- Hệ thống kích thích thyristor kiểu CTH-500-2000-3-5T4 của các máy phát điện chínhđảm bảo các chế độ làm việc sau:

+ Kích thích ban đầu cho tổ máy phát điện chính

+ Chế độ làm việc không tải tổ máy phát điện chính

+ Khởi động tự động hoà lưới bằng phương pháp đồng bộ chính xác tự động

+ Làm việc trong hệ thống điện với các phụ tải theo các chế độ cho phép của tổ máy phátđiện chính

+ Cường hành với một bội số cho trước theo điện áp và dòng điện khi có sự cố trong hệthống điện, gây nên giảm điện áp phía đầu ra của tổ máy phát điện chính

+ Dập từ ở chế độ dừng bình thường cũng như dừng sự cố cho các máy phát điện chính.II- THÔNG SỐ KỸ THUẬT CÁC PHẦN TỬ CHỦ YẾU CỦA HỆ THỐNG KÍCH THÍCH

1- Thông số k ỹ thu ật hệ thống kích thích của tổ m á y ph át đi ện chính

1.7- Bội số cường hành theo giá trị điện áp định mức: KU = 3,5

1.8- Bội số cường hành theo giá trị dòng điện định mức: KI = 2,0

1.10- Thời gian đạt điện áp cường hành khi giảm điện áp thứ tự thuận trên

đầu vào của bộ điều chỉnh đến 7,5% so với điện áp đặt, không lớn hơn: 0,07 giây

1.11- Sơ đồ chỉnh lưu: Sơ đồ cầu 3 pha với 2 bộ biến đổi thyristor

làm việc song song, gồm một nhóm “Làm việc” và một nhóm “Cường hành”

1.12- Giới hạn thay đổi mức đặt theo điện áp định mức: 0,8 ÷ 1,1

1.13- Độ tĩnh của hệ thống kích thích khi duy trì điện áp ở phía cao áp của

máy biến áp lực (máy biến áp khối) so với điện áp định mức: 2% ÷ 5%

1.14- Sai số giữa điện áp lưới và điện áp đầu cực máy phát

trong quá trình tự động điều chỉnh của hệ thống để hoà đồng bộ

chính xác tự động theo giá trị định mức: -5% ÷ +5%

1.15- Làm mát cho các bộ biến đổi thyristor của máy phát điện chính: Nước cất tuần hoàn

1.16- Điện áp nguồn định mức mạch tự dùng của hệ thống kích thích

(xoay chiều, 3 pha) 380 V

1.17- Điện áp nguồn định mức mạch tự dùng của hệ thống kích thích

(nguồn điện một chiều) 220 V

1.18- Điện áp nguồn định mức cung cấp cho mạch đo lường điều chỉnh

kích thích (ba pha, điện áp dây, 50Hz) 100 V

2.7- Hệ số công suất định mức(Cos): 0,9

2.8- Tần số định mức: 50 Hz.2.9- Tốc độ quay định mức: 125 Vòng/phút.2.10- Tốc độ quay lồng tốc: 240 Vòng/phút.2.11- Dòng điện rôto định mức: 1710 A

2.12- Điện trở 1 chiều của cuộn dây kích từ ở 15˚C: 0,1713 .3-

C á c s ố li ệ u k ỹ thu ậ t c h ính c ủa m á y ph á t đi ệ n p h ụ

3.1- Kiểu: CB-690/26-48TB4

3.2- Công suất biểu kiến định mức: 3130 kVA

3.3- Điện áp dây định mức:+ Của cả cuộn dây stator: 1295 V + Của phần rẽ nhánh: 530 V

3.4- Dòng điện stator định mức: + Phần cuộn dây điện áp thấp: 1680 A

+ Phần cuộn dây điện áp cao: 1200 A

3.5- Dòng điện rôto ở chế độ định mức: 260 A

3.6- Dòng điện rôto khi máy phát điện chính làm việc với một bộ biến

đổi nhóm “Cường hành” ở P = 1 (đơn vị tương đối) và Cos =1: 255 A

3.7- Dòng điện rôto khi máy phát điện chính làm việc ở chế độ cường hành: 355 A

C á c bộ bi ế n đổi t h y r istor t r ong h ệ thố n g kí c h thí c h m á y ph á t đi ệ n c hính

4.1- Kiểu: TB8-2500/1650-H-2T4

4.2- Số lượng: 02 Bộ

4.3- Sơ đồ đấu nối: Cầu 3 pha có điều khiển

4.4- Số nhánh song song trong 1 vai cầu: 06 Nhánh

4.5- Số thyristor nối tiếp trong 1 vai cầu: 02 Thyristor

4.6- Điện áp 1 chiều định mức: 1650 V

4.7- Dòng điện 1 chiều định mức: 2500 A

4.8- Thời gian quá tải cho phép: ≤ 50 giây

4.9- Điện áp dây xoay chiều cung cấp lâu dài đến bộ biến đổi: 1380 V

4.10- Điện áp dây xoay chiều cung cấp tức thời cho bộ biến đổi(đến 50 giây): 1680V.4.11- Hằng số thời gian của hệ thống điều khiển: ≤ 1,5 miligiây.4.12- Dòng điện một chiều ở chế độ quá tải kéo dài không quá 50 giây

(tính từ khi tải ở định mức): 5000 A

4.13- Kiểu thyristor: T3-320-T4; T143-400-T4

4.14- Thời gian đạt điện áp cường hành khi giảm điện áp thứ tự thuận

4.15- Làm mát các thyristor:

4.16- Lưu lượng nước cất làm mát:

Nước cất tuần hoàn

6 m³/giờ.4.17- Nhiệt độ của nước cất vào hệ thống làm mát: (+5  +40) ºC

trên đầu vào của bộ điều chỉnh kích thích đến 7,5% so với điện áp đặt: 0,07 g iây.

5.9- Làm mát các thyristor: Không khí tự nhiên

5.10- Điện áp dây xoay chiều cung cấp lâu dài đến bộ biến đổi: 420 V

5.11- Điện áp dây xoay chiều cung cấp tức thời cho bộ biến đổi (đến 50 giây) 420 V

5.12- Dòng điện một chiều ở chế độ quá tải kéo dài không quá 50 giây

(tính từ khi tải ở định mức) 630 A

Chú ý : Đối với tổ máy M2- M7 (cầu kích thích phụ do ĐHBK chế tạo) chúng có các chức

năng tương tự như các bộ biến đổi của Nga trước đây và có các th.số kỹ thuật sau:

+ Số lượng : 02 Bộ.+ Sơ đồ làm việc: Cầu 3 pha

+ Số nhánh song song trong một vai cầu: 01 Nhánh

+ Số Thyristor nối tiếp trong một nhánh: 01 Thyristor

+ Dòng điện một chiều định mức: 450 A

+ Điện áp một chiều định mức: 500 V

+ Điện áp nguồn cung cấp xoay chiều định mức: 380 V

+ Điện áp nguồn cung cấp xoay chiều giới hạn cho phép: 600 V

+ Điện áp nguồn cung cấp xoay chiều tức thời cho phép

(với thời gian đến 50 giây): 1500 V

+ Dòng điện một chiều trong chế độ quá tải với thời gian ≤ 50 giây: 800 A

+ Hằng số thời gian của hệ thống điều khiển : 1,2 ms

+ Thyristor lực kiểu SKT600/14E do hãng SEMIKRON-Đức chế tạo có các thông số chínhsau:

- Dòng điện định mức: 600 A

- Điện áp ngược cho phép lớn nhất: 1500 V

- Nhiệt độ cho phép lớn nhất : 120 ºC

+ Mạch R-C đấu song song với thyristor để bảo vệ tránh quá áp

+ Cảm biến nhiệt MC-1000 để giám sát nhiệt độ thyristor,

báo tín hiệu khi nhiệt độ thyristor: ≥ 88 ºC

+ Đèn tín hiệu đấu song song với thyristor để giám sát tình trạng làm việc của chúng

+ Quạt làm mát 220/35 VA đặt trên nóc tủ bổ trợ cho làm mát tự nhiên

+ Khối thiết bị đầu ra xung điều khiển thyristor БУВ để ghép nối tín hiệu điều khiển vớiphần điều khiển

+ Cầu chì lực :

- Kiểu PH-55.320A/100V có tiếp điểm gửi đi báo tín hiệu và ra lệnh chuyển cầu khi bị đứt

+ Phần điều khiển cầu chỉnh lưu: Đối với phần điều khiển của M2- 8 được sử dụng kỹ thuật

số, dùng vi sử lý thực hiện được đầy đủ các chức năng: tạo đồng pha, so sánh, tạo các xunglệch nhau 60º, tạo ra xung điều khiển… đều thực hiện bằng phần mềm gồm các chức năngsau:

- Phát xung điều khiển thyristor - Hiển thị trạng thái của hệ thống

- Giao tiếp với máy tính

- Tạo luật điều khiển PID (luật điều khiển tỷ lệ, tích phân, vi phân)

6.2- Công suất định mức: 112 kVA

6.3- Sơ đồ nối dây:

6-4 Điện áp dây sơ cấp định mức: Y/Y0

615

V

7.3- Sơ đồ nối dây:

7.4- Điện áp dây sơ cấp định mức: Y/Y0

H ệ thố n g đi ề u khi ể n c á c bộ bi ế n đổi t h y r isto r

8.1- Các bộ biến đổi thyristor TB8 của máy phát điện chính và TE8 của máy phát

điện phụ được trang bị các hệ thống điều khiển (CYT) có cấu tạo hoàn toàn giống

nhau

8.2- Các thông số kỹ thuật cơ bản của hệ thống điều khiển:

+ Nguyên tắc điều khiển: Theo nguyên tắc thẳng đứng

+ Điện áp cung cấp và đồng bộ: ~ 3*380 V

+ Điện áp cung cấp dự phòng: ± 220 V

+ Số kênh điều khiển: 6 Kênh

+ Số thyristor trên một kênh điều khiển: 1 ÷ 18

+ Phạm vi thay đổi của góc điều khiển thyristor: 0 ÷ 175˚ điện

+ Độ rộng của xung điều khiển: 120 ± 1˚ điện

+ Hằng số thời gian của hệ thống điều khiển: 1,5ms

+ Góc dập từ của bộ biến đổi nhóm cường hành: 130º

+ Góc dập từ của bộ biến đổi nhóm làm việc: 140º

+ Góc dập từ của bộ biến đổi máy phát phụ: 140º

Chương 2: CẤU TẠO VÀ SỰ LÀM VIỆC CỦA CÁC PHẦN TỬ TRONG

HỆ THỐNG KÍCH THÍCH

MÁY PHÁT ĐIỆN CHÍNH.

1- Các bộ biến đổi thyristor của máy phát điện chính (TB8)

Máy phát điện chính (G) của NMTĐ Hoà Bình được kích thích bằng hệ thống kích thíchđộc lập kiểu thyristor, với việc cung cấp dòng điện một chiều cho cuộn rôto của máy phátđiện chính từ các cuộn stato của máy phát điện phụ (GE) qua các bộ biến đổi thyristorUG1 và UG2 được đấu song song ở phía dòng một chiều

UG1 (PГ) là bộ biến đổi thyristor nhóm làm việc được cung cấp điện áp xoay chiều ba pha530V từ đầu ra rẽ nhánh của cuộn dây stato máy phát điện phụ, ở chế độ làm việc bìnhthường nó đảm bảo khoảng 80% dòng điện kích thích cho máy phát điện chính UG2 () là

bộ biến đổi thyristor nhóm cường hành được cung cấp điện áp xoay chiều ba pha 1295V từđầu ra với toàn bộ cuộn dây stato máy phát điện phụ, ở chế độ làm việc bình thường nó đảmbảo khoảng 20% dòng điện kích thích cho máy phát điện chính

Máy phát điện phụ có hệ thống tự động tự kích thích và được bố trí trên cùng trục với máyphát điện chính, do đó điện áp cung cấp cho các bộ biến đổi thyristor nhóm làm việc vànhóm cường hành của máy phát điện chính không phụ thuộc vào điện áp phía đầu ra cuộnstato của chúng, vì vậy hệ thống kích thích của máy phát điện chính là hệ thống kích thíchđộc lập

Phần cuộn dây stato của máy phát điện phụ (từ mạch nhánh đến các đầu ra chính) đảm bảodòng điện kích thích cho máy phát điện chính ở chế độ làm việc với một bộ biến đổi nhómcường hành (UG2), với chế độ phụ tải có P=1 (đơn vị tương đối) và Cos =1 Nói cáchkhác ở chế độ này phần cuộn dây từ mạch nhánh đến các đầu ra chính của máy phát điệnphụ đảm bảo cho dòng kích từ của máy phát điện chính làm việc lâu dài với giá trị khôngvượt quá 1340 A, khi bộ biến đổi nhóm làm việc (UG1) bị tách ra.

Trong quá trình điều chỉnh dòng điện kích thích của máy phát điện chính, điện áp stato ởđầu ra của máy phát điện phụ là không thay đổi và điều này là yêu cầu đối với hệ thốngđiều chỉnh của máy phát điện phụ.Về cấu tạo các bộ biến đổi thyristor nhóm cường hành(UG2) và nhóm làm việc (UG1) là như nhau, chúng đều làm việc với sơ đồ cầu ba pha,làm mát bằng nước cất, và được cấu thành từ các thyristor kiểu TЗ-320-T4 và kiểu T143-400-T4 Trong mỗi bộ biến đổi (UG1 hoặc UG2) gồm có 6 vai cầu; mỗi vai cầu gồm 6nhánh đấu song song và trong mỗi nhánh gồm 2 thyristor mắc nối tiếp

Để bảo vệ các thyristor, tại mỗi nhánh thyristor được lắp một cầu chì kiểu ПП 57 có điện

áp 2000V và dòng điện 400A Điều khiển các bộ biến đổi được thực hiện theo nguyên lýđiều chỉnh pha.Việc thay đổi góc điều chỉnh được xác định bằng giá trị và cực tính của tínhiệu đưa tới đầu vào các bộ điều khiển từ bộ tự động điều chỉnh kích thích (APB) Việcđiều chỉnh tự động kích thích cho máy phát điện chính được thực hiện bằng bộ điều chỉnhkích thích tác động mạnh theo các tham số:

+ Độ sai lệch của điện áp máy phát điện chính (ΔU)

+ Độ sai lệch của tần số máy phát điện chính (Δf)

+ Đạo hàm của điện áp máy phát điện chính (U’)

+ Đạo hàm của tần số máy phát điện chính (f’)

+ Đạo hàm của dòng điện rôto máy phát điện chính ( I’)

Bộ tự động điều chỉnh kích thích bảo đảm tất cả các chế độ làm việc lâu dài cho phépcủa hệ thống kích thích

Trong hệ thống kích thích của máy phát điện chính cho phép điều chỉnh dòng điện rôtomáy phát điện chính ở chế độ bằng tay khi bộ tự động điều chỉnh điện áp bị cắt ra Tuynhiên việc hệ thống kích thích làm việc ở chế độ lâu dài không có bộ điều khiển tự động

là bị nghiêm cấm vì không đảm bảo điều kiện ổn định tĩnh của hệ thống

Việc chuyển sang chế độ làm việc bằng tay được thực hiện bằng khoá SA4, lúc nàyviệc điều chỉnh dòng điện kích thích máy phát điện chính chỉ thông qua bộ biến đổinhóm làm việc (UG1) Việc điều chỉnh dòng điện kích thích bằng tay qua bộ biến đổinhóm cường hành (UG2)

chỉ được thực hiện khi nhóm làm việc (UG1) được cắt ra

Việc dập từ cho máy phát điện chính ở các chế độ: dừng bình thường; cắt sự cố và giảmtải bằng rơ le; khi tăng cao điện áp, được thực hiện bằng việc chuyển các bộ biến đổithyristor sang chế độ đảo, khi đó các xung điều khiển được loại khỏi nhóm làm việc(UG1) và chế độ đảo chỉ thực hiện thông qua bộ biến đổi thyristor nhóm cường hành(UG2) Trong trường hợp bộ biến đổi nhóm cường hành có hư hỏng, việc dập từ cho máyphát điện chính vẫn được tiến hành bằng cách chuyển bộ biến đổi nhóm làm việc sangchế độ đảo Cuộn dây kích thích của máy phát điện chính, các bộ biến đổi nhóm làm việc(UG1) và nhóm cường hành (UG2) được bảo vệ tránh quá áp bằng bộ phóng điện (FV) cótrị số tác động 3100V

Khi bộ phóng điện tác động, cuộn dây rôto được đấu tắt qua điện trở tiêu tán (RG).Việc giảm dòng bảo vệ cho bộ phóng điện cũng xảy ra tức thời bằng việc đấu tắt quatiếp điểm của công tắc tơ KMS1

Sơ đồ tự động của hệ thống kích thích cho phép hoà đồng bộ chính xác tự động vàhoà đồng bộ chính xác bằng tay máy phát điện chính Không cho phép hoà tự đồng bộcác tổ máy phát điện chính.

Làm mát cho các thyrstor của các bộ biến đổi được thực hiện bằng nước cất nhờ hệthống làm mát

Cách điện của các bộ biến đổi với các bộ trao đổi nhiệt bằng các ống cách điệnchuyên dùng

2- Hệ thống điều khiển các bộ biến đổi máy phát điện chính TB8

Hệ thống điều khiển có 6 đầu ra theo số vai của sơ đồ cầu ba pha Ở mỗi đầu ra điện áp códạng xung vuông và được truyền đến phần lực qua khối thiết bị đầu ra tương ứng với sốvai của sơ đồ cầu, chỉnh lưu các điện áp này thành các xung điều khiển thyrstor

Việc điều khiển góc mở  của các thyristor trong các bộ biến đổi UG1, UG2 được thựchiện bằng hai hệ thống điều khiển tương ứng, làm việc theo nguyên tắc thẳng đứng, tạo

ra góc α với điện áp tựa hình sin Góc α có thể điều chỉnh từ giá trị gần bằng 0 đến giá trịcực đại (αmax); giá trị góc αmax xác định nhờ hệ thống điều chỉnh ban đầu và phụ thuộcvào chế độ làm việc của hệ thống kích thích αmax có thể thay đổi trong giới hạn từ 100

÷ 170 độ điện

2.1- Cấu tạo của hệ thống điều khiển bao gồm:

Về cấu tạo hai hệ thống điều khiển cho hai bộ biến đổi UG1 và UG2 là giống nhau,nhưng được hiệu chỉnh các thông số khác nhau tương ứng với chế độ làm việc của hai bộbiến đổi UG1 và UG2; chúng đều có các khối cơ bản sau:

+ БФ Khối lọc Chức năng của nó là loại trừ các sóng hài tần số bậc cao xuất hiện trongđiện áp đồng bộ được đưa đến từ các đầu ra chính của máy phát phụ qua biến áp đo lường(Uv = 380V; Ur = 120V)

+ БП Khối nguồn cung cấp chính Nó là nguồn cung cấp điện áp +60 V và + 30V cho hệthống điều khiển

+ БПИ Khối nguồn đảo chiều dự phòng Chức năng của nó là nguồn cung cấp dựphòng, khi khối БП bị giảm điện áp hoặc mất điện

+ БПЧ Khối tần số Nó tạo ra các xung điện áp có tần số 7,5 KHz đến 10 KHz cungcấp cho khối điều khiển

+ БYKhối điều khiển Chức năng của nó là xác định mối quan hệ giữa các tín hiệu, điềukhiển góc tạo xung ở đầu ra của hệ thống điều khiển

+ БC Khối tín hiệu Báo tín hiệu tương ứng với sự làm việc của hệ thống điều khiển

2.2 - Hệ thống điều khiển thực hiện các chức năng khi nhận các lệnh:

Tên gọi của lệnh Ý nghĩa của lệnh

“Dập từ”

Bộ biến đổi chuyển sang chế độ đảo chiều (nghịch lưu) bằng cách thayđổi góc điều khiển đến giá trị αmax, không phụ thuộc vào tác động củatín hiệu từ APB

“Giảmkích thích” Cũng như lệnh dập từ

“Giải trừ xung” Ngừng tạo xung ở tất cả các thyristor của bộ biến đổi

“Cấm bám” Cắt chế độ bám tự động và chuyển sang chế độ điều khiển bằng tay

“Chuyển mạch” Đưa vào hoặc cắt ra thiết bị điều khiển từ xa (ПДУ)

“Δα” Thay đổi nhảy nấc điểm làm việc khi có tín hiệu điều khiển

Với sự tác động của các tín hiệu tương tự và lô gíc góc α thay đổi, đảm bảo tốt các chế độlàm việc của các bộ biến đổi và của hệ thống kích thích

Nguồn cung cấp chính cho hệ thống điều khiển là nguồn điện áp xoay chiều 380V, tần số50Hz Khi điện áp này giảm xuống còn 80% điện áp định mức và ở chế độ kích thích banđầu cũng như khi dập từ các máy phát điện thì hệ thống điều khiển được cung cấp từnguồn điện áp dự phòng một chiều 220V qua khối nguồn cung cấp đảo chiều (БПИ) Saukhi kết thúc quá trình dập từ, tiến hành cắt nguồn đảo chiều bằng lệnh điều khiển “DừngБПИ” với thời gian duy trì 7 giây.

Hệ thống điều khiển có các mạch phát tín hiệu về chế độ sự cố của bộ biến đổi, về sự quánhiệt của hệ thống làm mát các thyristor Các tín hiệu này được đưa đến từ phần lực nhờtiếp điểm của các cầu chì và các rơ le nhiệt

3- Bộ tự động điều chỉnh kích thích (APB)

Trong hệ thống kích thích của máy phát điện chính có trang bị bộ tự động điều chỉnh kíchthích (APB) Bộ tự động điều chỉnh kích thích (APB) có nhiệm vụ đảm bảo chất lượngđiều chỉnh dòng điện kích thích máy phát điện chính trong mọi chế độ vận hành, đồng thờibảo vệ và hạn chế dòng điện kích thích ở các giá trị tới hạn trong chế độ quá tải cũng như

ở chế độ tiêu thụ công suất vô công

3.1- Các thông số kỹ thuật của bộ tự động điều chỉnh kích thích (APB):

+ Điện áp định mức của các mạch đo lường: 100 V

+ Dòng điện định mức của các mạch đo lường thứ cấp 5 A

+ Điện áp ra cực đại của bộ điều chỉnh: ± 20 V

+ Điện trở phụ tải: 800 Ω

+ Hệ số truyền cực đại của hệ thống điều chỉnh với độ chính xác ± 10% sẽ là:

- Theo kênh độ lệch điện áp (ΔU): 200 đơn vị tương đối của điện áp kích thích khi điện ápstato thay đổi một đơn vị tương đối, ngoài ra có khả năng đặt các hệ số theo các mức đặtsẵn 15; 25; 50; 100; 200

- Theo kênh đạo hàm điện áp (U’): 7,5 đơn vị tương đối của điện áp kích thích khi điện ápstato thay đổi một đơn vị tương đối trong thời gian một giây

- Theo kênh độ lệch tần số máy phát điện (Δf): 15 đơn vị tương đối của điện áp kích thíchkhi thay đổi tần số của điện áp stato ở một Hz

- Theo kênh đạo hàm tần số máy phát điện (f’): 5 đơn vị tương đối của điện áp kích thíchkhi tần số của điện áp stato thay đổi một Hz./giây

- Theo kênh đạo hàm dòng điện rôto (I’): 2,7 đơn vị tương đối của điện áp kích thích khidòng điện rô to thay đổi một đơn vị tương đối trong một giây

Đơn vị tương đối của điện áp kích thích, điện áp stato và dòng kích từ được lấy ở cácgiá trị định mức của chúng

+ Nguồn cung cấp chính: ~3*380 V

+ Nguồn cung cấp dự phòng: ± 220 V

+ Giải điều chỉnh so với giá trị đặt: 0,8 ÷ 1,1

+ Độ chính xác của việc duy trì điện áp: 1 %

+ Độ tĩnh của điện áp trên thanh cái của NM khi L/việc ở chế độ bù: (2 ÷ 5) %

+ Độ tĩnh điện áp đầu ra MFĐ ở chế độ ổn dòng khi hoà các MFĐ: 10 %

+ Loại tín hiệu đi điều chỉnh: Tín hiệu tương tự

3.2- Các chức năng của bộ tự động điều chỉnh kích thích (APB):

+ Chức năng hệ thống + chức năng công nghệ + Chức năng bảo vệ

3.2.1- Chức năng hệ thống

Đây chính là việc bộ tự động điều chỉnh kích thích (APB) đảm bảo sự duy trì điện áp trêncác đầu ra máy phát điện chính hoặc trên thanh cái của NM với độ chính xác đã cho, đảmbảo tính ổn định tĩnh và ổn định động cho các tổ máy phát điện ở mọi chế độ khi làm việctrong hệ thống điện

3.2.2 - Chức năng công nghệ

Bộ tự động điều chỉnh kích thích đảm bảo tự động việc điều khiển dòng điện kích thíchcho các máy phát điện chính khi thực hiện việc chuyển đổi từ chế độ này sang chế độkhác theo chương trình đã được thiết lập như:

+ Chế độ kích thích ban đầu khi khởi động tổ máy

+ Hoà đồng bộ chính xác tự động

+ Tự động giảm công suất vô công trước khi tách khỏi hệ thống điện trong quá trìnhdừng bình thường

+ Phân bổ phụ tải vô công giữa các tổ máy phát điện làm việc song song

+ Hạn chế điện áp khi tần số giảm thấp

+ Theo dõi mức đặt của APB từ chế độ bằng tay (ПДУ) sang chế độ tự động

+ Kiểm tra sự hoàn hảo của APB và chuyển sang bộ điều chỉnh dự phòng

3.2.3 - Chức năng bảo vệ

Bộ tự động điều chỉnh kích thích đảm bảo chức năng bảo vệ khi các tổ máy phát điệnxuất hiện các chế độ làm việc không bình thường trong hệ thống kích thích, cũng nhưtrong hệ thống điện:

+ Các chế độ phát nhiệt của cuộn dây stato, rôto máy phát điện chính

+ Quá tải các thyristor của các bộ biến đổi trong các chế độ làm việc

+ Chế độ hạn chế dòng điện kích thích tối thiểu, theo điều kiện ổn định hoặc quá nhiệtvùng mỏm cực từ của stator máy phát điện chính, ở chế độ tiêu thụ công suât vô công.+ Chế độ quá tải dòng điện stato, rôto có tính đến trạng thái nhiệt của máy phát điệnchính, dòng điện k.thích cực đại có tính đến các chế độ hạn chế của hệ thống k thích

3.3- Cấu trúc của bộ tự động điều chỉnh kích thích (APB)

Bộ điều chỉnh thực hiện chức năng tự động điều chỉnh kích thích cho máy phát điệntheo các tham số ΔU; Δf; U’; f’; I’

Về cấu trúc bộ tự động điều chỉnh kích thích gồm 2 mô đun được chuẩn hoá gồm 16khối có chức năng và nhiệm vụ khác nhau, đặt tại tủ APB cao độ 9,8m Mô đun phía trênthực hiện chức năng điều chỉnh kích thích, mô đun phía dưới thực hiện chức năng ổnđịnh các chế độ làm việc của máy phát điện Mỗi khối của bộ điều chỉnh gồm các tấm, ởphía trước có đặt các phần tử để kiểm tra và hiệu chỉnh bộ APB (các khoá chuyển mạch,các cầu nối, các lỗ cắm kiểm tra, các đồng hồ)

16 khối của bộ tự động điều chỉnh kích thích (APB) gồm:

+ БП (A1) Khối nguồn: Cung cấp nguồn cho các khối của APB với U = ±12,6V; U= ±6,5V.+ БУН (A2)Khối mức đặt điện áp: Thay đổi giá trị chặn cho trước của điện áp máy phát.+ БН (A3) Khối điện áp: Thay đổi điện áp điều chỉnh và nhận các tín hiệu: độ lệch củađiện áp máy phát so với mức đặt (ΔU) và đạo hàm điện áp (U’)

+ БPT1 (A4) Khối dòng điện phản kháng thứ nhất: Bù sự giảm điện áp trong máy biến áp lực+ БT (A5) Khối dòng điện: Đo dòng điện rôto và stato máy phát, nhận giá trị đạo hàm bậcnhất của dòng điện rôto

+ БИП (A6) Khối đo lường quá tải: Đo sự quá tải của rôto, stato, kiểm tra trạng tháinhiệt của máy phát

+ БОР (A7) Khối hạn chế dòng điện rôto: Hạn chế dòng rôto ở chế độ quá tải

+ БY (A8) Khối khuyếch đại: Tổng hợp, khuyếch đại các tín hiệu điều chỉnh, đưavào hệ thống điều khiển thyristor

+ ИПР (A11) Khối nguồn dự phòng: Cung cấp nguồn cho APB khi điện áp tự dùng của

hệ thống kích thích lấy từ khối cung cấp chính БП bị giảm thấp

+ БФ (A12) Khối cường hành: Liên động điều chỉnh giảm dòng kích từ theo đạo hàmbậc nhất của điện áp tại thời điểm cắt ngắn mạch

+ OMB (A13) Khối hạn chế kích thích tối thiểu: Hạn chế sự tiêu thụ vô công của máyphát cho hệ thống điện, tránh mất đồng bộ

+ БЧЗ (A14) Khối tần số và bảo vệ: Nhận các tín hiệu và thực hiện chức năng bảo vệkhi tăng cao tần số và điện áp.

+ БK (A15) Khối kiểm tra: Kiểm tra sự hoàn hảo của bộ điều chỉnh

+ ПYН (A16) Khối chuẩn mức đặt: Tự động thay đổi mức đặt khi đồng bộ chính xác

tự động

+ БPT2 (A17) Khối dòng điện phản kháng thứ 2: Phân bổ công suất vô công giữa các tổmáy phát điện làm việc song song (khối này không sử dụng và được tách ra)

+ БПP (A18) Khối các rơ le trung gian

3.4- Sự làm việc của APB và hệ thống

Việc kích thích cho máy phát điện chính có thể thực hiện bằng tay nhờ khoá SA6, hoặctheo sơ đồ tự động khi điện áp stato máy phát điện phụ (GE) đạt đến 0,7 giá trị địnhmức Việc dập từ cho máy phát điện chính được thực hiện bằng cách giải trừ xung điềukhiển cho bộ biến đổi nhóm làm việc (UG1), đồng thời chuyển bộ biến đổi nhómcường hành (UG2) sang chế độ nghịch lưu, khi cả hai bộ biến đổi UG1, UG2 cùng làmviệc Hoặc chuyển bộ biến đổi đang làm việc sang chế độ nghịch lưu, khi chỉ có một

bộ biến đổi UG1 hoặc UG2 làm việc, còn bộ biến đổi kia tách ra

Việc thay đổi mức đặt bằng tay từ khoá SA5 hoặc từ bàn điều khiển trung tâm sẽ tác độngđến bộ phận thay đổi mức đặt của bộ tự động điều chỉnh kích thích APB (khối A2- БУН)

và làm thay đổi điện áp ra của APB đưa đến hệ thống điều khiển thyristor (CYT), làmthay đổi góc mở các thyristor và do đó làm thay đổi dòng rôto, thay đổi điện áp stato củamáy phát điện chính

Khi hệ thống kích thích làm việc không có bộ tự động điều chỉnh kích thích APB (APBđược cắt ra), thì lệnh thay đổi mức đặt từ khoá SA5 hoặc từ bàn điều khiển trung tâm sẽchỉ tác động đến panen điều khiển từ xa ПДY (khối БУ-СУТ) của hệ thống điều khiểnthyristor nhóm làm việc khi cả hai bộ biến đổi UG1 và UG2 làm việc song song; và sẽ tácđộng đến khối ПДY của UG2 khi hệ thống kích thích làm việc chỉ với một nhóm UG2.Đểđảm bảo sự ổn định trong quá trình chuyển từ APB sang ПДY và ngược lại Trong bộ tựđộng điều khiển kích thích APB và trong khối БУ của СУТ của bộ biến đổi nhóm làmviệc (UG1) và bộ biến đổi nhóm cường hành (UG2) có đặt các thiết bị theo dõi và đồng

bộ mức đặt giữa bộ tự động điều chỉnh kích thích APB và ПДY Sự đồng bộ mức đặtgiữa bộ tự động điều chỉnh kích thích ABP và ПДY được báo bằng đèn tín hiệu “Kết thúcđiều chỉnh mức APB”

II- CẤU TẠO VÀ SỰ LÀM VIỆC CỦA CÁC PHẦN TỬ TRONG HỆ THỐNG KÍCH THÍCH MÁY PHÁT ĐIỆN PHỤ.1- Các bộ biến đổi thyristor TE8

Việc cung cấp dòng điện kích thích cho máy phát điện phụ được thực hiện theo sơ đồ

tự kích thích, nhờ hai bộ biến đổi thyristo TE8 được cung cấp từ các mạch nhánh củastato máy phát điện phụ qua máy biến áp chỉnh lưu TE1 Hai bộ biến đổi TE8 (UGE1

và UGE2) ở máy phát điện phụ có cấu tạo hoàn toàn giống nhau, chúng đều đấu theo

sơ đồ cầu ba pha, làm mát bằng không khí tự nhiên và được cấu thành từ các thyristorkiểu TЛ4-250-10-T4, có dòng định mức 250A và điện áp 1000V Trong mỗi bộ biếnđổi (UGE1 hoặc UGE2) gồm có 6 vai cầu; mỗi vai cầu gồm 2 thyristor đấu song song

Cả hai bộ biến đổi đều được nối song song cả phía một chiều và xoay chiều, qua cáccầu dao QS1; QS2 (phía một chiều) và QS3; QS4 (phía xoay chiều)

Ở mọi chế độ làm việc của máy phát điện chính thì chỉ có một bộ biến đổi TE8 củamáy phát điện phụ (GE) được đưa vào làm việc còn bộ biến đổi còn lại ở chế độ dựphòng tự động Bộ biến đổi thyristor dự phòng tự động có thể đưa vào làm việc bằngkhoá SA1 tại bảng GCE4 hay theo sơ đồ tự động khi các bảo vệ của máy phát điện phụ(GE) làm việc Khi đó bộ biến đổi thyristor đang làm việc được đưa ra dự phòng khi có

sự chuyển đổi bằng khoá SA1 tại tủ GCE4; hoặc bị loại ra khi bảo vệ của máy phát điệnphụ (GE) tác động.

2- Hệ thống điều khiển các bộ biến đổi TE8

Để điều khiển hai bộ biến đổi TE8 (UGE1, UGE2) trong hệ thống kích thích máy phátphụ có trang bị hai hệ thống điều khiển thyristor Các chế độ làm việc của hai hệ thốngđiều khiển này giống như chế độ làm việc của hai bộ biến đổi TE8, nghĩa là bình thườngcũng chỉ có một hệ thống được đưa vào làm việc cùng với bộ biến đổi TE8 tương ứng,còn hệ thống điều khiển còn lại sẽ ở vị trí dự phòng nóng

Về cấu tạo hai hệ thống điều khiển thyristor của máy phát điện phụ giống như cấu tạocủa hai hệ thống điều khiển thyristor của máy phát điện chính Tuy nhiên các thông sốcủa chúng được hiệu chỉnh phù hợp với các bộ biến đổi TE8 và các chế độ làm việc củamáy phát điện phụ Việc điều chỉnh tự động dòng điện kích thích nhờ các bảng điềukhiển từ xa AUE1 và AUE2 có phản hồi theo điện áp stator máy phát điện phụ Các bảngđiều khiển từ xa AUE1 và AUE2 làm việc với mức đặt cho trước theo điện áp stato củamáy phát điện phụ (hệ số khuyếch đại là 20 ÷ 25)

Để ổn định điện áp stato của máy phát điện phụ (GE), vòng phản hồi điện áp stato đượcđấu cố định và tác động đến các hệ thống điều khiển của các bộ biến đổi thyristor TE8.Việc kích thích cho máy phát điện phụ (GE), có thể thực hiện bằng tay qua nút ấnSBC2- bảng GCE4 hoặc bằng khoá SA7- bảng GCC9A, hay theo sơ đồ tự động tổ máythông qua lệnh từ rơ le tốc độ khi tốc độ của rôto đạt đến 90% tốc độ định mức Khi cólệnh đi kích thích, rôto của máy phát điện phụ (GE) được mồi từ ban đầu bằng nguồnđiện một chiều của NM trong thời gian 02 giây, sau đó nguồn một chiều được tự độngcắt ra (việc đóng, cắt ra nhờ khởi động từ KM1); quá trình tiếp theo sẽ là quá trình tựkích thích của máy phát điện phụ (GE)

Việc đảm bảo cực tính cho việc mồi từ ban đầu nhờ các đi ốt đặt tại đầu vào từ phíanguồn một chiều

Máy phát điện phụ (GE) được dập từ ở chế độ bình thường bằng cách chuyển bộ biến đổithyristor đang làm việc (UGE1 hoặc UGE2) sang chế độ nghịch lưu Trong các chế độ sự

cố của bản thân máy phát điện phụ, thì việc dập từ được thực hiện bằng cách cắt áp tô mátdập từ QE1; đồng thời chuyển các bộ biến đổi của cả máy phát điện chính và máy phátđiện phụ sang chế độ nghịch lưu Khi đó nguồn cung cấp cho các hệ thống điều khiểnthyristor (CYT) được lấy từ nguồn một chiều qua các khối nguồn dự phòng (БПИ) Cáckhối nguồn БПИ tự động ngừng hoạt động sau 07 giây kể từ lúc các khối đó được khởiđộng

Việc kích thích trở lại cho máy phát điện phụ (GE) chỉ có thể thực hiện được sau 40giây, việc duy trì thời gian này được đảm bảo theo sơ đồ điều khiển tự động tổ máy

III- CÁC THIẾT BỊ KHÁC TRONG HỆ THỐNG KÍCH THÍCH

1- Bộ phóng điện FV (PA21)

Để bảo vệ tránh quá điện áp cho cuộn dây rôto của máy phát điện chính và các bộ biến đổithyristor (UG1, UG2), trong hệ thống kích thích máy phát điện chính được lắp bộ phóng điệnPA21, có mức đặt tác động ở 3,1kV (giá trị biên độ) Khi bộ phóng điện tác động, rôto máy phátđiện chính sẽ được nối tắt bằng điện trở RG, có R = 2,64Ω, Iđm = 110A

2- Các hợp bộ bảo vệ chống chạm đất K3P-1M

Để bảo vệ tránh chạm đất mạch rôto máy phát điện chính và máy phát điện phụ, trong

hệ thống kích thích có đặt 02 bộ bảo vệ chạm đất K3P-1M, mức đặt tác động khi điện trởcách điện của rôto giảm đến 5k

3- Hợp bộ bảo vệ quá tải rôto máy phát điện chính

Để bảo vệ tránh quá tải cho rôto máy phát điện chính, trong hệ thống có lắp đặt bộ bảo vệquá tải P3P-1M Đặc tuyến quá tải của P3P-1M được hiệu chỉnh theo khả năng quá tải của

rôto máy phát điện chính và phù hợp với đặc tuyến quá tải của khối đo lường quá tải БПИtrong bộ tự động điều chỉnh điện áp (APB).

4- Máy biến áp chỉnh lưu TE1

Máy biến áp chỉnh lưu TE1 là máy biến áp hạ áp cung cấp điện áp xoay chiều ba phacho các bộ biến đổi thyristor TE8 của máy phát điện phụ

5- Máy biến áp tự dùng của hệ thống kích thích TE2

Máy biến áp TE2 được nối cuộn sơ cấp với stato máy phát điện phụ (GE) U=530V, đểcung cấp nguồn xoay chiều 3 pha 380V ở phía thứ cấp cho các hệ thống điều khiểnthyristor (CYT), bộ tự động điều chỉnh kích thích (APB) và các thiết bị đo lường kháctrong hệ thống kích thích

VI - HỆ THỐNG LÀM MÁT CÁC BỘ BIẾN ĐỔI THYRISTOR VÀ SƠ ĐỒ TỰ DÙNG CỦA HỆ THỐNG KÍCH THÍCH.1- Hệ thống làm mát các bộ biến đổi thyristor

Các bộ biến đổi thyristor TE8 của máy phát điện phụ được làm mát bằng đối lưu không khí tựnhiên Đối với các cầu của ĐHBK chế tạo được tăng cường bằng quạt gió Các bộ biến đổithyristor TB8 của máy phát điện chính được làm mát bằng nước cất, tuần hoàn theo chu trình kínbơm - bộ trao đổi nhiệt - bộ lọc - bộ biến đổi thyristor bơm

1.1- Các thông số kỹ thuật của hệ thống làm mát nước cất

+ Bơm nước cất:

- Số lượng: 02 Cái

Năng suất bơm (Q) 6 m³/h Cột áp của bơm (H): 30 m

Công suất động cơ (P): 15 kW

Tốc độ quay (n): 2910 Vòng/phút

+ Bộ trao đổi nhiệt:

- Số lượng: 02 Bộ

- Lưu lượng nước kỹ thuật vào làm mát (Q): 15 m³/h

- Áp lực nước kỹ thuật vào làm mát (P): (0,2 ÷ 1,1) kG/cm²

- Nhiệt độ nước cất sau làm mát (t): (+5 ÷ +40) ºC

+ Điện trở suất của nước cất nhờ đồng hồ chỉ thị và tín hiệu WEBR, (R ≥ 75kΩcm)

+ Lưu lượng nước cất qua các bộ biến đổi thyristor nhờ các đồng hồ chỉ thị và tín hiệuWEBF1, WEBF2 và WEBF3, (Q = 6,0m³/h, Q = 4,5m³/h, Q = 3,0m³/h tương ứng với Q =100%, 75% và 50%Qđm)

+ Nhiệt độ nước cất ở đầu vào các bộ biến đổi nhờ 3 đồng hồ WEBT:

- WEBT1 có mức đặt tác động đi báo tín hiệu ở 43ºC

- WEBT2 và WEBT3 có mức đặt tác động đi cắt tổ máy ở 50ºC

+ Áp lực nước kỹ thuật để làm mát nước cất nhờ đồng hồ chỉ thị và báo tín hiệuWEBP2, (P = 0,2kG/cm², P = 1,1kG/cm²)

1.2- Nguyên lý làm việc của hệ thống

1.3- Chế độ làm việc của hệ thống làm mát

Vì một lý do nào đó làm cho áp lực nước cất trong hệ thống làm mát giảm đến dưới

1,1kG/cm², hoặc lưu lượng nước cất bị giảm đến 75% lưu lượng định mức thì sau 9 giâybơm ở chế độ “Dự phòng” sẽ tự động vào làm việc để duy trì áp lực và lưu lượng nướccất làm mát Bơm dự phòng sẽ tự động tách ra sau khi đã nâng được áp lực và lưu lượngnước làm mát lên giá trị định mức

Trong quá trình làm mát, điện trở suất của nước cất bị giảm thấp do bão hoà đến giá trị ≤75kΩcm, thì phải tiến hành nâng điện trở suất nước cất lên bằng cách đưa bộ trao đổi Ionvào làm việc

Riêng các đồng hồ đo lưu lượng, điện trở suất nước cất, các bộ biến đổi đo lường dòngđiện rôto và các bảo vệ chạm đất 1 điểm rôto máy phát điện chính và máy phát điệnphụ được cung cấp từ nguồn tự dùng của nhà máy.

Trong sơ đồ tự dùng của hệ thống kích thích có đặt khoá chuyển mạch SAH1 Khi cácmáy phát điện ở chế độ làm việc hoặc dự phòng, nghiêm cấm việc chuyển khoá SAH1sang vị trí "Thí nghiệm"

2.2- Nguồn một chiều:

2.3- Nguồn cung cấp cho mạch điều khiển, bảo vệ và tín hiệu của hệ thống

3- Các khoá điều khiển, nút điều khiển và các cầu nối

Chương III: SỰ LÀM VIỆC CỦA HỆ THỐNG KÍCH THÍCH TRONG CÁC CHẾ ĐỘ I- CÁC CHẾ ĐỘ

1.2- Khi đứt một nhánh trong một vai cầu bất kỳ của hai bộ biến đổi UG1, UG2 hoặc đồngthời cả 2 bộ biến đổi bị đứt một nhánh trong vai bất kỳ; nếu hệ thống làm mát làm việcbình thường và hệ thống kích thích của máy phát điện phụ là hoàn hảo thì sự làm việc củamáy phát không bị hạn chế

1.3- Bình thường bộ biến đổi nhóm làm việc UG1 cung cấp khoảng 80% dòng điện rôtođịnh mức, còn bộ biến đổi nhóm cường hành UG2 sẽ cung cấp khoảng 20% còn lại củadòng điện rôto máy phát điện chính

2- Các chế độ làm việc có hạn chế dòng điện kích thích

2.1- Khi hệ thống kích thích làm việc có bộ tự động điều chỉnh kích thích APB Việchạn chế dòng kích thích ở mức 1,2*Iđm (2100A) sẽ được thực hiện trong các trườnghợp sau:

+ Khi có hai nhánh song song trong cùng 1 vai cầu của bộ biến đổi nhóm làm việc UG1hoặc bộ biến đổi nhóm cường hành UG2 (hoặc cả hai) bị loại ra

+ Khi hư hỏng bộ biến đổi nhóm làm việc UG1

+ Khi nhiệt độ nước cất trong hệ thống làm mát tăng đến 43ºC

+ Khi lưu lượng nước cất trong hệ thống làm mát giảm đến 75% lưu lượng định mức.Trong cả 4 trường hợp trên, khi hệ thống kích thích làm việc không có bộ tự động điềuchỉnh kích thích APB thì máy phát điện chính sẽ được tách khỏi lưới và dập từ khidòng kích thích tăng đến 1,2*Irôto định mức (2100A)

2.2- Trường hợp hư hỏng bộ biến đổi UG1, ngoài các lệnh hạn chế cường hành, bộ tự độngđiều chỉnh kích thích APB cần thực hiện tự động việc giảm tải cho máy phát điện chínhtheo công suất vô công đến giá trị dòng điện kích thích I ≤ 1340A Thực chất là để ngănngừa quá tải phần bị cường hành của cuộn dây stator của máy phát điện phụ Khi bộ tự độngđiều chỉnh kích thích APB bị cắt ra thì việc giảm dòng điện rôto đến giá trị I ≤ 1340A phảiđược nhân viên vận hành thực hiện bằng tay qua khoá SA5

2.3- Trường hợp hư hỏng bộ biến đổi UG2, hệ thống làm mát là hoàn hảo, khi cắt mộttrong các nhánh thuộc vai cầu của bộ biến đổi UG1 thì không hạn chế kích thích cho máyphát điện ở các chế độ làm việc lâu dài Dòng điện rôto có thể đạt tới 2700A, điều nàytương ứng với việc mở hoàn toàn các thyristor của nhóm làm việc UG1 Khi hệ thống làm

mát xuất hiện hư hỏng thì việc hạn chế mức cường hành bằng 1,2*Iđm (2100A) đượcđảm bảo bằng sơ đồ tự động.

2.4- Khi máy phát điện chính làm việc với cả hai bộ biến đổi nhóm làm việc UG1 và bộbiến đổi nhóm cường hành UG2, có hai nhánh song song trong một vaì cầu bất kỳ bị loại

ra, đồng thời xuất hiện hư hỏng trong hệ thống làm mát thì việc giảm tải cho máy phátđiện chính theo công suất vô công sẽ được thực hiện tự động bởi bộ tự động điều chỉnhkích thích

APB Trong trường hợp bộ tự động điều chỉnh kích thích APB bị cắt ra thì việc giảm tảinày phải được nhân viên vận hành thực hiện bằng tay qua khoá SA5

Trước khi đưa lệnh đi dừng tổ máy, nếu bộ tự động điều chỉnh kích thích APB bị cắt ra thìviệc giảm công suất vô công đến Q = 0 MVAr cho máy phát điện chính phải được nhânviên vận hành thực hiện bằng tay qua khoá SA5

2.5- Khi máy phát điện làm việc với một bộ biến đổi (UG1 hoặc UG2), khi có 2 nhánhsong song trong một vai cầu bị cắt ra thì sẽ cắt tự động máy phát ra khỏi lưới có dập từ chomáy phát điện

2.6- Khi mất nguồn cấp cho hệ thống điều khiển thyristor từ nguồn xoay chiều 380V,thì việc cung cấp sẽ được đảm bảo tự động từ nguồn một chiều 220V qua các khốiБПИ Nhưng

việc cung cấp này chỉ giới hạn tới 10 giờ, trong thời gian khôi phục lại sự cung cấp từnguồn xoay chiều 380V qua khối БП

2.7- Để đảm bảo tính ổn định của hệ thống điện và các chế độ hạn chế dòng điện rôto tối thiểu,nghiêm cấm việc vận hành lâu dài hệ thống kích thích mà không có bộ tự động điều chỉnh kíchthích APB Việc đóng bộ tự động điều chỉnh kích thích APB vào làm việc bằng khoá SAC4 chỉđược phép khi đèn báo kết thúc điều chỉnh mức đặt bộ tự động điều chỉnh kích thích APB đãsáng, báo sự đồng bộ mức đặt giữa APB và ПДУ

2.8- Sự làm việc của hệ thống kích thích ở các chế độ hạn chế không được phép kéo dài

mà chỉ được phép làm việc trong một thời gian cần thiết Sau đó phải tách tổ máy và khôiphục lại chế độ làm việc bình thường cho hệ thống kích thích

II- KÍCH THÍCH VÀ DẬP TỪ CHO TỔ MÁY THUỶ LỰC

1- Các điều kiện để thực hiện kích thích ban đầu các máy phát điện

Quá trình kích thích ban đầu chỉ được thực hiện khi có đủ các điều kiện sau đây:

1.1- Không có sự tác động của các bảo vệ khối Máy phát - Máy biến áp lực

1.2- Tốc độ quay của tổ máy đạt 90% tốc độ định mức

1.3- Máy cắt đầu cực của máy phát điện chính đã được cắt ra

1.4- Các bộ biến đổi thyritstor nhóm làm việc UG1 và nhóm cường hành UG2 của máyphát điện chính ở chế độ điều chỉnh (rơ le dập từ KL31 ở vị trí cắt)

1.5- Không có sự tác động từ các bảo vệ của hệ thống kích thích máy phát điện chính

và máy phát điện phụ (rơ le KB1)

2- Kích thích cho các máy phát điện

Trong sơ đồ điều khiển tự động của tổ máy, việc hoà vào hệ thống điện được thực hiệntheo hai phương pháp:

+ Hoà đồng bộ chính xác tự động

+ Hoà đồng bộ chính xác bằng tay

2.1- Kích thích cho các máy phát điện khi hoà đồng bộ chính xác tự động

Từ rơ le khởi động tổ máy KCG2 và KLR2, lệnh điều khiển điện được đưa tới rơ le khởiđộng các mạch kích thích ban đầu cho máy phát điện phụ, các rơ le KL1, KL2 đi đóng rơ

le dập từ cho máy phát điện chính (rơ le KL31), và đi khởi động bơm tuần hoàn nước cấtcủa hệ thống làm mát các bộ biến đổi thyristor nhóm làm việc và nhóm cường hành củamáy phát điện chính UG1, UG2

Các bộ biến đổi đo lường dòng điện rôto, lưu lượng, điện trở suất và mức nước cất đượccấp trước từ nguồn tự dùng của NM.

Các điều kiện của quá trình kích thích ban đầu được bảo đảm (5 điều kiện trên)

Các rơ le khởi động kích thích ban đầu KL1, KL2 tác động, đồng thời truyền các lệnh điđiều khiển:

+ Tới mạch đóng áp tô mát dập từ cho máy phát điện phụ (lệnh điều khiển được thựchiện liên động, bình thường thì QE1 được đóng)

+ Đi đóng rơ le dập từ cho máy phát điện phụ KL3

+ Tới mạch kiểm tra kích thích ban đầu (các rơ le KT3, KL4- KL7 và công tắc tơ KM1).Lúc này khối cung cấp đảo chiều (БПИ) được khởi động cấp nguồn cho các bộ biến dổithyristor của hệ thống kích thích máy phát điện phụ GE (rơ le KL5) và hệ thống điềukhiển các bộ biến đổi thyristor của hệ thống kích thích máy phát điện chính G (từ rơ leKL6) Đồng thời các cuộn dây kích thích của máy phát điện phụ được mồi từ nguồn mộtchiều của NM qua công tắc tơ KM1 và được duy trì qua rơ le thời gian KT3 (t = 0,2giây) Khi đó tại đầu ra của cuộn dây stato máy phát điện phụ GE có điện, qua máy biến

áp TE1 đưa đến các bộ biến đổi UGE1 (UGE2), dòng điện được chỉnh lưu và đưa vàocuộn rô to của máy phát điện phụ; cứ như vậy quá trình tự kích của máy phát điện phụ

GE được thiết lập

Khi dòng điện kích từ của máy phát điện phụ đạt 0,2 dòng định mức không tải, rơ le KL13tác động tách mạch kích thích ban đầu và điện áp trên stator máy phát điện phụ GE tăng dầnđến điện áp định mức trong quá trình tự kích

Nếu vì một hư hỏng nào đó của các thiết bị, quá trình tự kích cho máy phát điện phụ GEkhông thực hiện được (sau 4 giây mà dòng rôto không đạt giá trị 0,2 dòng không tải địnhmức); lúc này mạch kích thích ban đầu được tự động cắt ra nhờ rơ le KL7, áp tô mát dập từQE1 và rơ le KL13 được chuyển sang vị trí cắt, các khối nguồn đảo chiều AU1, AU2,AUE1, AUE2 cũng được cắt ra Lệnh điều khiển lặp lại kích thích ban đầu được thực hiệnsau 35 đến 40 giây nhờ rơ le KLE1 Điều này để giúp cho khối cung cấp đảo chiều hoànthành các quá trình, quá độ sau khi bị cắt ra

Nếu bình thường, khi điện áp trên các cuộn dây stato của máy phát điện phụ đạt 0,7 giá trịđiện áp định mức, rơ le dập từ cho các bộ biến đổi của máy phát điện chính KL31 được đóngvào, tự động chuyển nguồn cung cấp từ khối đảo chiều (БПИ) sang khối nguồn cung cấpchính (БП); các bộ biến đổi của máy phát điện chính nhóm làm việc UG1 và nhóm cườnghành UG2 ở trạng thái điều chỉnh, cuộn dây rô to máy phát điện chính nhận được dòng điệnkích thích

Khi rơ le KL31 được đóng vào thì nó cũng đưa bộ tự động điều chỉnh kích thích APB vàolàm việc, và bộ tự động điều chỉnh kích thích sẽ thực hiện điều chỉnh mức đặt điện áp chomáy phát điện chính theo điện áp phía hệ thống điện

Khi việc điều chỉnh được hoàn thành, rơ le KL26 đặt trong bộ tự động điều chỉnh đưa lệnhđiều khiển đóng bộ hoà đồng bộ chính xác vào làm việc và gửi xung lệnh đóng máy cắt đầucực, hoà tổ máy vào hệ thống điện

2.2- Kích thích cho máy phát điện khi hoà đồng bộ chính xác bằng tay

Khi hoà đồng bộ chính xác bằng tay cho tổ máy, lệnh điều khiển đi khởi động các mạchkích thích ban đầu cho máy phát điện phụ (các rơ le KL1, KL2) được thực hiện bằng khoáSA7 Quá trình kích thích diễn ra tương tự như khi hoà đồng bộ chính xác tự động, sau khikích thích cho máy phát điện phụ thì tiến hành kích thích cho máy phát điện chính bằngkhoá SA6 Trong quá trình kích thích: điện áp, dòng điện kích thích của các máy phát đượckiểm tra nhờ các đồng hồ

Để theo dõi điện áp và tần số của máy phát và hệ thống điện phải đóng cột hoà đồng bộvào làm việc Việc điều chỉnh điện áp, tần số của tổ máy để hoà đồng bộ vào hệ thống điện

được thực hiện nhờ khoá điều khiển SA5 tại bảng điều khiển tổ máy hoặc từ trung tâm quakhoá SA, và khoá điều chỉnh tốc độ SLC của bộ điều tốc.

Sau khi điều chỉnh sơ bộ, phải chuyển cột hoà đồng bộ sang vị trí "Tinh", theo dõi đồng hồđồng bộ kế thấy đủ điều kiện hoà giữa máy phát điện và hệ thống điện; đưa xung lệnh bằngtay tới khoá điều khiển máy cắt đầu cực hoà tổ máy vào hệ thống điện Sau khi hoà xong cầnphải cắt điện cột hoà đồng bộ

3- Dập từ cho các máy phát điện

Bình thường việc dập từ cho các máy phát điện sẽ được thực hiện tự động theo thứ tự, dập

từ cho máy phát điện chính, sau đó dập từ cho máy phát điện phụ

Khi dừng tổ máy, rơ le dừng máy thực hiện việc giảm công suất vô công thông qua sự tácđộng tới bộ điều chỉnh kích thích Nếu bộ điều chỉnh kích thích bị tách ra thì việc giảm này

do nhân viên vận hành thực hiện bằng tay qua khoá SA5 hoặc SA tại bảng điều khiển tổmáy ở gian máy hoặc phòng điều khiển trung tâm

Sau khi giảm tải xong, tiến hành cắt máy cắt đầu cực tách tổ máy khỏi hệ thống điện, tiếnhành dập từ cho các máy phát điện

Sau khi dập từ cho máy phát điện chính thì tiến hành dập từ cho cho máy phát điện phụ;sau 8 giây kể từ khi cắt máy cắt đầu cực, thời gian này đủ cho quá trình dập từ máy phátđiện chính kết thúc

Các bơm tuần hoàn nước cất cũng sẽ có lệnh đi ngừng cùng với lệnh dập từ cho máy phátđiện phụ Dập từ cho máy phát điện chính khi bằng cách chuyển bộ biến đổi thyristor sangchế độ nghịch lưu ở nhóm cường hành UG2, còn xung điều khiển từ bộ biến đổi thyristornhóm làm việc UG1 được tách ra Nếu máy phát điện chính chỉ làm việc với một bộ biếnđổi UG1 hoặc UG2 thì việc dập từ được thực hiện bằng cách chuyển bộ biến đổi đó sangchế độ nghịch lưu

Việc dập từ cho máy phát điện phụ cũng được thực hiện bằng cách chuyển bộ biến đổithyristor đang làm việc sang chế độ nghịch lưu ở chế độ dập từ bình thường; hoặc đồng thờichuyển bộ biến đổi thyristor đang làm việc sang chế độ nghịch lưu và cắt áp tô mát dập từQE1 ở chế độ sự cố

Khi điện áp stato máy phát điện phụ GE giảm đến 75%  80% điện áp định mức thì các khốinguồn nghịch lưu БПИ sẽ tự động khởi động để cung cấp nguồn cho sự làm việc bình thườngcủa hệ thống điều khiển các bộ thyristor trong quá trình dập từ Việc cung cấp này kéo dài 07giây đủ thời gian để quá trình dập từ kết thúc Sau đó các khối nguồn này sẽ được ngừng theo

sơ đồ điều khiển tự động

Ở chế độ dập từ bình thường nếu vì một lý do nào đó mà sau 03 giây dòng điện rôto củamáy phát điện phụ không giảm được đến 0,2 dòng điện rôto không tải thì áp tô mát dập từQE1 sẽ được cắt ra để kết thúc quá trình dập từ cho máy phát điện phụ GE

Việc kích thích trở lại cho các máy phát điện, và đóng các khối cung cấp đảo chiều của hệthống điều khiển БПИ, sẽ chỉ thực hiện được sau khi kết thúc quá trình dập từ khoảng 40giây và được đảm bảo bằng sơ đồ tự động

Ngoài ra sơ đồ còn đảm bảo việc dập từ bằng tay cho các máy phát điện qua các khoá SA6đối với máy phát điện chính, và SA7 đối với máy phát điện phụ; các quá trình cũng diễn ratương tự như trên

Trong các trường hợp do các bảo vệ của máy phát điện chính, máy phát điện phụ, máy biến

áp lực, và các bảo vệ trong hệ thống kích thích của máy phát điện chính, máy phát điện phụtác động; thì việc dập từ cho máy phát điện chính, dập từ cho máy phát điện phụ bằng cáchchuyển các bộ biến đổi sang chế độ đảo và cắt áp tô mát dập từ QE1 được thực hiện đồngthời

Chương IV: CÁC BẢO VỆ VÀ TÍN HIỆU CỦA HỆ THỐNG KÍCH THÍCH

I - CÁC BẢO VỆ CỦA HỆ THỐNG KÍCH THÍCH

1- Các bảo vệ của hệ thống kích thích máy phát điện phụ.

Hệ thống kích thích của máy phát điện phụ được trang bị các bảo vệ sau:

1.1- Bảo vệ tránh mất kích thích

1.2- Bảo vệ chống quá tải rôto I = 1,5*Iđm

1.3- Bảo vệ tránh hư hỏng cả 2 cầu UN1 và UN2

1.4- Bảo vệ quá dòng cực đại máy biến áp TE1

1.5- Bảo vệ chống quá điện áp stator GE (gồm 2 cấp: C1 = 1,2*Uđm, C1 = 1,3*Uđm)

2- Các bảo vệ của máy phát điện phụ

Máy phát điện phụ được trang bị các bảo vệ sau:

2.1- Bảo vệ so lệch dọc

2.2- Bảo vệ quá dòng điện

2.3- Bảo vệ tránh rôto chạm đất

2.4- Bảo vệ tránh giảm thấp vòng quay (gồm 2 cấp: C1 = 85%nđm, C2 = 75%nđm)

3- Các bảo vệ của hệ thống kích thích máy phát điện chính

Hệ thống kích thích của máy phát điện chính được trang bị các bảo vệ sau:

3.1- Bảo vệ tránh mất kích thích

3.2- Bảo vệ tránh mất kích thích máy phát, chuyển sang phi đồng bộ

3.3- Bảo vệ tránh rôto chạm đất

3.4- Bảo vệ tránh quá tải rôto (gồm 2 cấp: C1 = 1,1*Iđm, C2 = 1,15*Iđm)

3.5- Bảo vệ tránh quá tải rôto khi bộ hạn chế tránh quá tải hỏng

3.6- Bảo vệ tránh quá tải rôto khi có tín hiệu hạn chế cường hành

3.7- Kiểm tra thời gian cường hành kích thích

3.8- Cường hành vượt quá 2,15*Iđm rôto

3.9- Hư hỏng cả 2 bộ biến đổi nhóm làm việc UG1 và nhóm cường hành UG2

3.10- Nhiệt độ nước cất vào làm mát các bộ biến đổi tăng cao (2 cấp: C1 ≥ 43ºC, C2 ≥ 50ºC).3.11- Lưu lượng nước cất vào làm mát các bộ biến đổi giảm thấp (gồm 2 cấp: C1 ≤ 75%Qđm, C2 ≤ 50%Qđm).

3.12- Khởi động và dừng bơm nước cất dự phòng

3.13- Áp lực nước kỹ thuật vào làm mát nước cất giảm thấp

3.14- Kiểm tra điện trở suất nước cất

3.15- Cắt mạch đo lường của bộ APB

3.16- Mất nguồn một chiều và xoay chiều của bộ APB

3.17- Hư hỏng bên trong bộ APB

3.18- Bộ hạn chế quá tải của APB hư hỏng

3.19- Kiểm tra thời gian cường hành

3.20- Quá tải rôto vượt quá 2,15*Iđm

II- SỰ LÀM VIỆC CỦA CÁC BẢO VỆ TRONG CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG KÍCH THÍCH.

1- Các bảo vệ của hệ thống kích thích máy phát điện phụ

Để ngăn ngừa những hư hỏng cho các thiết bị ở các chế độ sự cố Trong sơ đồ điều khiển

tự động của máy phát điện phụ có đặt các trang bị bảo vệ bằng rơ le Khi các bảo vệ làmviệc tuỳ theo tính chất, mức độ nguy hiểm sẽ tác động đến quá trình làm việc của hệ thốngkích máy phát điện phụ theo các mức:

+ Đi chuyển cầu cho các bộ biến đổi thyristor

+ Cắt máy phát điện khỏi lưới, dập từ cho máy phát điện chính, sau đó dập từ cho máy phátđiện phụ

+ Cắt máy phát điện khỏi lưới, dập từ đồng thời cho máy phát chính và máy phát phụ

1.1- Các bảo vệ tác động đi chuyển cầu cho các bộ biến đổi gồm:

+ Cấp I của bảo vệ tránh tăng cao điện áp stator của máy phát điện phụ

+ Hư hỏng bộ biến đổi do cháy cầu chì bảo vệ các thyristor hoặc nhảy một trong các áp tômát cấp nguồn đồng bộ hay nguồn nuôi cho hệ thống điều khiển thyristor của cầu đanglàm việc.

+ Bảo vệ mất kích thích cho máy phát điện phụ tác động

+ Quá tải roto máy phát điện phụ đến 1,5*Irôto định mức

1.2- Các bảo vệ đi cắt máy phát điện, dập từ cho máy phát chính sau đó dập từ cho máy phát phụ:+ Cấp II của bảo vệ tránh tăng cao điện áp Ustato máy phát điện phụ

+ Quá tải I = 1,5*Irôto định mức và kéo dài đến 50 giây

+ Dòng điện rôto và điện áp stato giảm thấp dưới giá trị cho phép sau 5 giây

1.3- Các bảo vệ đi cắt máy phát điện và dập từ đồng thời cho máy phát chính và máy phát phụ:+ Bảo vệ chạm đất một điểm rôto máy phát điện phụ

+ Bảo vệ so lệch máy phát điện phụ

+ Bảo vệ quá dòng cực đại cho máy biến áp chỉnh lưu TE1

+ Hư hỏng cả hai hệ thống điều khiển thyristor của máy phát điện phụ

+ Giảm vòng quay của máy phát đến 85%nđm (với t = 30") và đến 75%nđm (với t = 0").+ Bảo vệ quá dòng cực đại của máy phát điện phụ

2- Các bảo vệ của hệ thống kích thích máy phát điện chính:

+ Hạn chế quá tải rôto máy phát điện chính theo đặc tuyến thời gian phụ thuộc

+ Hạn chế dòng kích thích cho máy phát điện chính tương ứng với chế độ P = 1 đơn vịtương đối và Cos = 1

+ Hạn chế dòng kích thích cho máy phát điện chính đến giá trị định mức khi hư hỏng bộbiến đổi UG1 hoặc đứt 2 nhánh trong một vai cầu bất kỳ hoặc hệ thống nước cất làm mátcác bộ biến đổi làm việc không bình thường

2.2- Các bảo vệ đi cắt máy phát điện, dập từ máy phát điện chính sau đó dập từ máy phát điện phụ:+ Cấp II của bảo vệ mất kích thích tác động (duy trì thời gian đến 10 phút)

+ Mất kích thích có chuyển sang phi đồng bộ (không duy trì thời gian)

+ Cấp II của bảo vệ quá tải rôto máy phát điện chính và hư hỏng bộ hạn chế quá tải (duy trìthời gian đến 10 giây)

+ Cường hành kích thích kéo dài đến 50 giây ở mức 2*Irôto định mức

+ Cường hành đến mức 2,15*Irôto định mức (có duy trì thời gian đến 5 giây)

+ Hư hỏng cả hai bộ biến đổi thyristor UG1 và UG2 (không duy trì thời gian)

+ Rơ le cấm cường hành tác động không thành công (có duy trì thời gian đến 5 giây)

+ Nhiệt độ nước cất làm mát cho các bộ biến đổi thyristor tăng cao đến 50˚C (với t =0").+ Lưu lượng nước cất làm mát cho các bộ biến đổi thyristor giảm đến 50% lưu lượng địnhmức (duy trì thời đến 10 phút)

+ Lưu lượng nước cất làm mát cho các bộ biến đổi thyristor gảm đến 50% lưu lượng địnhmức, đồng thời một trong hai cầu UG1 hoặc UG2 hư hỏng (duy trì t = 5 phút)

+ Chạm đất một điểm rôto máy phát điện chính (duy trì thời gian 20 giây)

2.3- Các bảo vệ đi cắt bộ tự động điều chỉnh kích thích APB:

+ Khi mất nguồn xoay chiều ba pha 100V phản hồi từ stato máy phát đến APB

+ Khi mất cả nguồn chính và nguồn dự phòng cung cấp cho APB

+ Khi có hư hỏng bên trong APB

+ Khi khối hạn chế dòng điện roto БOP trong bộ APB tác động không thành công, dòngđiện rôto vẫn tăng lớn hơn 2*Irôto định mức (duy trì thời gian sau 5 giây)

+ Khi cường hành kích thích ở mức 2*Irôto định mức và kéo dài đến 45 giây.

+ Khi quá tải rôto máy phát điện chính ở mức > 2,15*Irôto định mức (duy trì t = 0,1 giây).III- CÁC TÍN HIỆU CỦA HỆ THỐNG KÍCH THÍCH

Chương V: VẬN HÀNH - XỬ LÝ CÁC HIỆN TƯỢNG KHÔNG BÌNH THƯỜNG VÀ SỰ

CỐ HỆ THỐNG KÍCH THÍCH

I- VẬN HÀNH HỆ THỐNG KÍCH THÍCH

1- Chuẩn bị đưa hệ thống kích thích vào làm việc

Phải kiểm tra và đảm bảo sự tuần hoàn của nước cất làm mát với các yêu cầu về nhiệt độ,

áp lực, lưu lượng và điện trở suất

Phải kiểm tra và đưa các thiết bị chuyển mạch sau vào vị trí "Làm việc"

+ Khoá SAC4 ở vị trí "Đóng", đèn đỏ báo APB đóng sáng, đèn xanh tắt

+ Đóng aptomat dập từ QE1, đèn đỏ báo QE1 đóng sáng, đèn xanh tắt

Toàn bộ các áp tô mát xoay chiều và một chiều trong hệ thống kích thích máy phát điệnchính và máy phát điện phụ đã được đóng

Các áp tô mát cấp nguồn xoay chiều 100V cho APB và các hệ thống điều khiển thyristorUG1, UG2, SV3, SV4, SV5 đã được đóng Khoá chọn cầu làm việc SA1 của máy phát điệnphụ ở vị trí tương ứng với cầu đã chọn Aptomat SVE1 cung cấp cho mạch đo lường và bảo vệstato máy phát phụ đã được đóng vào Các aptomat cấp nguồn lực cho các bơm tuần hoànnước cất và các aptomat cấp nguồn cho sơ đồ điều khiển các bơm đã được đóng Các khoá đặtchế độ làm việc của các bơm nước cất 1SAC, 2SAC đã ở vị trí tương ứng với chế độ làm việccủa từng bơm Khoá SAH1 đặt ở vị trí "Làm việc " và đã tháo tay nắm của khoá ra Không cótín hiệu báo hư hỏng thiết bị của hệ thống kích thích, có áp lực trong hệ thống làm mát, không

có rò rỉ trong hệ thống làm mát, cũng như hệ thống làm mát của các bộ biến đổi UG1, UG2.Kiểm tra và khẳng định các con nối của các bảo vệ trong hệ thống kích thích đã được đưa vào.Sau khi đã thực hiện đầy đủ các điều kiện trên, cho phép kích thích cho các máy phát điện.Theo lệnh khởi động hoà đồng bộ chính xác tự động, quá trình kích thích được thực hiện tựđộng đến khi tổ máy được hoà đồng bộ vào hệ thống điện

Khi khởi động tổ máy không có bộ tự động điều chỉnh kích thích hoặc trong quá trình vậnhành bộ tự động điều chỉnh phải cắt ra thì các áp tô mát cấp nguồn một chiều, xoay chiềutương ứng cũng phải được cắt ra (SF9, SF23- bảng 9B, SV3 tủ GTV cao độ 9,8m) Khi đókhoá SAC4 bảng 8A đã phải ở vị trí "Cắt " Lúc này để điều chỉnh điện áp của máy phát phảitác động bằng tay tới khoá SA5 Nếu vì một nguyên nhân nào đó, việc kích thích cho cácmáy phát điện không thành công theo mạch tự động, thì việc kích thích phải thực hiện lặp lạibằng tay, để làm việc này cần phải:

1 Đưa ngay khoá SA7 về vị trí "Cắt", giải trừ cho sơ đồ kích thích ban đầu không thànhcông

2 Đưa ngay khoá SA6 về vị trí "Cắt", để cắt rơ le dập từ

3 Bằng khoá SA7 đưa lệnh đi điều khiển kích thích cho máy phát điện phụ Lúc này tốc độcủa tổ máy phải đạt 98% tốc độ định mức và không có tín hiệu bảo vệ

Lệnh điều khiển lặp lại kích thích cho máy phát điện phụ chỉ được thực hiện sau 40 giâytính từ khi cắt khoá SA7 Sau khi kích thích thành công cho máy phát điện phụ (kiểm traqua các đồng hồ), bằng khoá SA6 đưa lệnh điều khiển kích thích cho máy phát điện chính.Việc điều chỉnh điện áp máy phát để phục vụ hoà vào hệ thống thông qua khoá SA5 Khicần thiết hoà tổ máy phát điện vào hệ thống điện với một trong hai bộ biến đổi thyristornhóm làm việc UG1 hoặc bộ biến đổi thyristor nhóm cường hành UG2 của máy phát điệnchính, hoặc khi có hư hỏng một trong các bộ biến đổi thyristor của máy phát điện phụ thìcác aptomat tương ứng với các bộ biến đổi bị đưa ra cũng phải được cắt ra:

+ Đối với bộ biến đổi thyristor nhóm làm việc UG1 phải cắt: SV4, SF5, SF6, SF21

+ Đối với bộ b/đổi thyristor nhóm cường hành UG2 phải cắt: SV5, SF7, SF8, SF22

+ Đối với cầu Nº1 của bộ biến đổi thyristor máy phát điện phụ UGE1 phải cắt:

SF1, SF2, SF19 và các cầu dao QS1, QS3

+ Đối với cầu Nº2 của bộ biến đổi thyristor máy phát điện phụ UGE2 phải cắt:SF3, SF4, SF20

và các cầu dao QS2, QS4

2- Kiểm tra, vận hành hệ thống kích thích trong các chế độ làm việc

Nhân viên vận hành trong ca trực phải định kỳ tiến hành xem xét các thiết bị của hệ thốngkích thích theo đúng lịch vận hành, nội dung kiểm tra gồm:

2.1- Có xuất hiện mùi cách điện bị cháy hay không

2.2-Sự rò rỉ của hệ thống làm mát, đặc biệt là tại các phần ghép nối, gioăng của đườngống nước cất, các cánh tản nhiệt làm mát các thyristor

2.3- Tiếng kêu khác thường và độ rung của các bơm nước cất

2.4- Các thông số của hệ thống làm mát có đảm bảo trong các giá trị giới hạn cho phépkhông (áp lực, lưu lượng, điện trở suất )

2.5- Vị trí của các khoá điều khiển, các khoá chuyển mạch, các aptomat có đúng vị trí haykhông; kiểm tra tình trạng tiếp xúc, sự phát nhiệt của các mối nối, đặc biệt là các mối nốigiữa cáp và các cầu dao, các thanh dẫn dòng của phần mạch lực xoay chiều cũng như mộtchiều trong hệ thống

2.6- Sự phân bố dòng điện giữa các bộ biến đổi của nhóm làm việc và nhóm cường hành,thông qua các đồng hồ tại bảng điều khiển kích thích máy phát điện chính

2.7- Các đèn tín hiệu trong các tủ, bảng phải tương ứng với các chế độ làm việc của nó.2.8- Giá trị áp lực chân không của bộ phóng điện FV

2.9- Vị trí của các cầu nối bảo vệ, các đèn báo của các cầu chì bảo vệ cho các thyristor.2.10- Kiểm tra sự phát nhiệt của máy biến áp chỉnh lưu TE1, nếu thấy nhiệt độ tăng khôngbình thường phải xác định nguyên nhân; có thể do hiện tượng không cân bằng dòng điệncác pha của bộ chỉnh lưu, lúc này cần phải áp dụng các biện pháp để giảm tải theo côngsuất vô công cho tổ máy, chuyển bộ biến đổi dự phòng vào làm việc, ghi sổ, báo PXTĐ 2.11- Kiểm tra sự làm việc của các thiết bị theo đúng lịch vận hành và chuyển đổi đã đượcphó giám đốc kỹ thuật NM phê duyệt

Khi xuất hiện những tín hiệu báo trước cần phải áp dụng các biện pháp cần thiết để loạitrừ hư hỏng Đối với các hư hỏng, các hiện tượng không bình thường đều phải được ghichép vào sổ nhật ký vận hành và sổ ghi thiếu sót thiết bị và báo cho PXTĐ biết

Nghiêm cấm vận hành lâu dài hệ thống kích thích khi có các rối loạn trong các phần tửcủa nó hoặc không đầy đủ các thành phần Không cho phép cắt bộ điều chỉnh APB trongthời gian dài Nếu như bộ tự động điều chỉnh kích thích được cắt ra tự động bằng sự tácđộng của các bảo vệ, để đóng trở lại cần phải giải trừ liên động cho rơ le KBS3 (bằng nút

ấn SBT2 bảng 8A) trong mạch rơ le đóng cho bộ tự động điều chỉnh kích thích Khi thấyđiện trở suất của nước cất giảm thấp đến 75kΩcm, phải tiến hành đưa bộ trao đổi Ion vàolàm việc để nâng điện trở suất của nước cất lên 150kΩcm Khi đưa bộ trao đổi Ion vàocần kiểm tra áp lực trên bộ lọc, sự sụt giảm áp lực, lưu lượng của nước cất đưa vào làmmát các bộ biến đổi Nghiêm cấm vận hành bộ điều chỉnh kích thích khi các khối hạn chếquá tải rôto và hạn chế kích thích tối thiểu bị cắt ra Nghiêm cấm NVVH chuyển đổi cáckhoá chuyển mạch, cầu nối trong tủ của bộ tự động điều chỉnh kích thích APB Khi loại

bộ biến đổi thyristor nhóm làm việc, chỉ còn một bộ biến đổi thyristor nhóm cường hànhlàm việc và bộ tự động điều chỉnh APB bị cắt ra, NVVH cần phải giảm tải cho máy phátđiện chính theo công suất vô công sao cho dòng điện rôto không được vượt quá 1340A,còn khi làm việc có bộ tự động điều chỉnh APB thì sự giảm tải được thực hiện tự động.Khi xuất hiện quá điện áp trên rôto, bộ phóng điện tác động thì NVVH cần phải áp dụngcác biện pháp để giảm tải cho máy phát điện chính theo công suất vô công cho đến khi bộphóng điện ngừng tác động