1、p L 中华人民共租国电力行业标准DL/T 5081 - 1997 水力发电厂自动化设计技术规范条文说明主编单位：去力俨哥北京勘测设计研究院批准部门：中华人民共和国电力工业部t rfJ咆片也lft.1.:1 1998北京目次1 范围3 总则.44 4 机组快速（事故）闸门、蝶阀、球阀、筒形阀的自动控制.455 水轮发电机组的自动控制.48 6 可逆式抽水蓄能机组的自动控制.52 7 机组辅助设备、全厂公用设备的自动控制.558 非电量监测.9 励磁系统及电制动设备.10 同期系统.11 全厂综合自动化.64 42 1范围1. o. 1 机组快速（事故）闸门是指与每台机组相对应、在机组进水侧最靠
2、近机组的快速闸门。贯流式机组在进水侧不设快速闸门，而将事故闸门装在机组出水侧，此类闸门也属本条第1)款规定的范围。43 3总则3. 0.1 关于大、中型水力发电厂的定义见SDJ12第5条表1。大、中型水力发电厂实现自动化的目的说明如下：1)提高发电质量是指维持频率与额定值的偏差在所允许的范围z维持系统电压监测点的电压与给定值的偏差在所允许的范围，并且使上述两种偏差尽可能地小。2）提高安全运行水平包括：实现安全闭锁，防止误操作；准确而迅速地反映设备的运行状态；当发生事故或故障时，能自动进行报警和事故处理，尽快恢复供电等。3）提高经济运行水平包括：更有效地利用水能和优化系统运行。4）减少运行人员，
3、提高劳动生产率是指操作监视过程尽量由自动装置实现，减少人的干预，实现少人值班。3.0.2 此要求根据调度自动化设计确定。44 4 机组快速（事故）闸门、蝶阀、球阀筒形阀的自动控制4. 1 快速（事故）闸门的自动控制4. . 1 当机组前不设蝶阀、球阀而设闸门时，若机组或压力铜管发生需关闭闸门的事故，该闸门应能在动水下快速紧急下降。现地控制指在闸门控制箱上进行控制，远方控制是指在机旁屏或中控室进行控制。快速闸门控制一般不与机组正常起、停自动控制相联动。因为快速闸门通常装在压力钢管上方，不能起到防止机组导叶漏水作用，即使关上快速闸门，原铜管中的水仍要漏掉，且再次开机充水平压时间长，不能使机组迅速起
4、动并网。快速闸门频繁操作对水封及机械、液压系统也不利。事故闸门装在机组前或机组后，其下降速度较快速闸门慢。4. 1.2 目前反映充水完成有以下几种方式：1)采用机组蜗壳压力表。当水头较高，特别是闸门后有一段平管时，这种方式难以准确反映水是否充满。2）采用装于闸门后的水位信号器。由于水的涌浪，这种方式可能造成误接通。3）采用充水时间元件。若导叶漏水严重，则这种方法不能准确反映充水完成。4）采用反映闸门两侧水位差或水压差的方式。当水位差或水压差接近于零，表示水己充满，这种方式原理上最合理。4.1. 4 这样规定是为了当发现误操作或其他紧急情况时，使闸门停止升降。4, 1.7 正常关闭闸门时，闸门电
5、动机与制动电磁铁同时通电，使45 闸门正常下降。当由于机组或机组与闸门之间的压力钢管事故，要求闸门紧急下降时，闸门电动机不通电，电磁铁由直流供电，打开制动器，闸门靠自重快速紧急下降。当下降至接近底槛时，如速度不超过5m/s，可不采取保护门槽底槛的措施；如速度超过5m/s，制动电磁铁瞬时断电，制动器抱闸，然后再次接通制动电磁铁，使闸门完全关闭。因此，电气接线是否采取保护门槽底槛的措施，应根据金属结构专业提出的要求确定。4.1.s 对破压启闭机控制的闸门，保护门槽底槛由油路系统来实现，一般不需要在电气接线方面采取措施。4.2 蝶阀的自动控制4.2.1 现地控制指在蝶阀控制箱上进行控制F远方控制l指
6、在机旁屏或中控室进行控制。是否与机组自动控制相联动，视导叶关闭时漏水情况而定。如果漏水不严重，短时间正常停机可不关蝶阀，当然也就不需要联动；反之，如果漏水严重，机组停机时应联动关闭蝶阀，以减少漏水损失。4.2.5 除事故情况下自动紧急关闭蝶阀外，其他情况下，蝶阀控制接线均按后选有效设计。当发现误操作时，可以立即纠正。4.2.1 蝶阀除全关、全开位置之外，其他位置是不稳定的，因此不允许停留，这和闸门不同。4.3 球阀的自动控制4. 3.1见4.2. 1说明。4.3.5 除事故情况下自动紧急关闭球阀外，其他情况下，球阀控制接线均按后选有效设计。当发现误操作时，可以立即纠正。4.3.7 与蝶阀情况相
7、似，见4.2. 7说明。4.4 筒形阀的自动控制4.4.2筒形阀紧靠机组导叶，因此与蝶阀、球阀不同，开阀前不46 需要排气充水平压。4.4.6筒形阔与蝶阀、球阀不同，从全关到全开任何位置都是稳定的。47 5 水轮发电机组的自动控制s. 1 调速器和自动化元件的选型、配置及功能s. 1. 1 数字式电气液压调速器即微机调速器的调节品质好、灵敏度高、特性稳定、可靠性高、运行维护方便，新建电厂己广泛的应用。s.1. 2 线圈不长时通电的各类电磁阀，一般指双稳态式的。但机组制动电磁空气阀可选单稳态的，因为该阔通电时间不足2min,由反映停机完成的时间元件自动复归。s.1. 3 电液调速器的测频信号不宜
8、取自永磁机。实践证明，由于永磁机电压的波形与机组大轴摆动有关，对调节器稳定工作不利。s.1. 6 示流信号器不宜装在进水侧，因为冷却器前的水管可能漏水。s.1. s 弹性金属塑料瓦具有摩擦系数小、耐磨损等许多优点，目前我国各大电机制造厂均可生产。5.1. 9 一般装机械转速信号器和电气转速信号器。5.1.10 各水电厂根据实际需要进行整定。s. 1. 11 制动气摞压力正常但未加制动，为机组准备起动条件之一。见5.2. 3的第4）款。s. 1. 12 充气压水的控制元件，常装在尾水管进人门附近，该处非常潮湿且尾水管壁及其附近基础振动较严重。对于导水叶漏水量较大的机组，在转轮室及尾水管内总存在一
9、定的水流，转轮运转，搅动水及压缩空气，形成不稳定的气液流，若使用电极式水位信号器反映压水水位，有时电极不断地接48 通和断开，不能有效地控制补气。对于含沙量较大或有水生物及结垢现象的水质，要采取一定的措施，防止测压管路堵塞；对于含碱量较大的水质，与水接触部分宜选用防腐蚀材料。s.1.13 可利用反映机组处于调相运行状态的元件打开调相补气阀。s.1.14轴流转桨式机组，与同容量的温流式机组比较，转轮室、尾水管的容量大，采用通入压缩空气压水的措施，稚气量大。如将桨叶转角调至零，即使不压水，水阻力损失也会减小。s. 1. 15 防抬机措施有采用两段关闭、向转轮室补充压缩空气、破坏导叶与桨叶协联等。s
10、. 1. 16 当机组转速n二三l10n，时，投过速限制器。s.1.11 油含水后的介电常数、电阻、比重等会发生相应的变化，利用这些特性，制成油泪水信号装置。s. 1. 18 被测压力最好位于压力元件量程可调范围的1/22/3处，以保证压力元件数的精度和使用寿命。s. 1. 19 在机组正常运行情况下，剪断销剪断发故障信号；在机组事故停机过程中，剪断销剪断作用于关机组前的快速闸门或蝶阀（球阀）。s. 1.20 异常的振动会造成零部件的疲劳损坏，影响其使用寿命；振动产生的噪音，也危害环境。因此应对机组的振动进行监测。s. 1.22 表5.1.22只列了常用的自动化监测元件，具体配置要根据机组实际
11、情况确定。表中所列的转速值供参考，实际数值应与机组厂家商定。s.2 水轮发电机组的自动控制s.2. 1 现地指机旁屏，远方指中控室或调度所。s.2.2 紧急需要指系统发生事故或机组开、停机发生误操作。s.2.3 机组短时间正常停机时，一般不投入接力器锁定。只当长时间停机或停机后油压装置油压不正常，才投锁定。因此接力器49 锁定在拔出位置作为机组准备起动条件。s.2.4 开机元件和停机元件通常是继电器，也可能是软件中的一个二进制变量。s.2.s 对反映转轮室水位的自动化元件的要求详见5.1. 12。5.2.6 与轴流、泪流机组不同，灯泡式机组发电机风扇台数较多，由外部电源供电。5.2.9 由发电
12、状态直接转调相。s.2. 10 冲击式水轮机转轮安装高程高于尾水位，且转速较高，转轮叶片较薄。在调相运行中，转轮与空气摩擦发热，因此需要通过冷却喷嘴供给冷却水。s. 2.11 由调相状态直接转发电。s.2. 12 如不装调相解列保护，作调相运行的机组与系统解列后，机组转速慢慢下降，在低转速下长期情转会造成轴瓦油膜破坏，烧毁轴瓦。将调相机组转发电运行的目的是供给厂用电。s. 2.14 机组或外部电气事故，应按保护整定时间作用于断路器跳闸、机组停机、灭磁、发事故信号。尽快消除事故、保护电气设备是主要问题，防止过转速已降为次要问题。s.2. 1s 先卸负荷后跳闸可以防止过转速。对非电气事故而言，延缓
13、跳闸不会造成设备损坏，防止过转速成为主要问题。s.2. 16见5,2. 15说明。s.2. 11 在正常停机时，如后选开机，则后选有效，作用于机组开机。在事故停机时，事故停机元件起动后并记忆，闭锁开机准备元件，使之在未消除事故并手动解除记忆以前，不能开机。s.2. 19 这种制动方式的缺点是闸块磨损造成粉尘、污染。5.2.20 电气制动改善了5.2.19说明中所述状况。s.2.21液压减载装置在开、停机过程中，转速低于额定值的90%时投入，可避免破坏轴瓦油膜。5.2.25 冲击式机组的停机制动过程与其他型式的机组显著不同，冲击式机组采用制动喷嘴，无论断路器跳闸还是机械制动投入，都比其他型式的机
14、组提前。这样可避免逆功率、逆转向，又50 能缩短停机制动时间。s.2.21 3f非对各水电厂所有机组都有这些要求，要根据电力系统设计要求确定。s. 2-28安全电压指36V及以下。51 6 可逆式抽水蓄能机组的自动控制6. 1 可逆式抽水蓄能机组抽水工况的电气起动方式6. . 7 液压减载是目前应用比较广泛的一种方式。此外，国外少数厂家还有采用推力轴承磁力减载方式的。6.1.s 异步起动方式是把同步电动机的定子绕组直接或间接地接到电网上，利用转子磁极的阻尼绕组所产生的异步力短使机组起动并加速。6.2 可逆式抽水蓄能机组的工况转换6. 2.1 所列的工况转换是典型的几种，究竟有多少种，应根据机组
15、的实际情况而定。例如潘家口机组有变速运行，其工况转换就有26种。“发电调相”和“抽水调相”分别为机组在发电旋转方向和抽水旋转方向作调相机运行的简称。6.2.3 抽水蓄能机组工况变换程序相当复杂，如果用电磁继电器实现，则所用的继电器太多，而且闭锁不完善。随着可编程控制器和工业微机技术的成熟，国内外近10年以来抽水蓄能机组都采用这种控制手段。独立的紧急停机回路也可用小型可编程控制器等手段来实现。6.2.6 液压减载装置对于蓄能机组更加重要，它的作用是：1)大大减少起动设备的容量。2）在机组起动前使推力瓦形成油膜，对于常规机组，由于只有一个旋转方向，可以利用轴瓦的偏心支撑形成模形油膜；而对52 于双
16、向旋转的可逆机组就不可能，故需设液压减载装置。在机组升速到约15%额定转速之前，液压减载装置的作用尤为重要，在此期间若该装置失败，则作用于紧急停机。6.2.1 由于抽水蓄能机组的转轮的吸出高比常规机组大得多，故可利用尾水的水压使转轮室排气。这样就比常规机组操作简单。6.3 可逆式抽水蓄能机组抽水及抽水调相工况的起动控制6.3.4 转轮室压水以减小起动阻力矩。转轮搅水所形成的阻力矩大致与转速平方成正比，对于提流式机组在额定转速时，其搅水阻力短约为额定转矩的30%40%；当压水时，此值可减至额定转矩的o.5% 1. 0%左右。对于斜流式机组，起动时可将轮叶转角关到零，这样可使额定转速时的搅水阻力矩
17、减至额定转矩的5%10%左右。对于容量不大的斜流式机组，在起动设备容量许可的情况下，为简化操作过程，采取不压水的起动方式；对于容量较大的机组，除关闭轮叶外，转轮室还要压水。6.3.5 在发电电动机出口设有断路器且励磁电源取自断路器外侧时，不需另设起动用励磁装置，而直接用主励磁装置，但励磁电流的给定规律要符合机组起动的要求。6.3.6 励磁装置的工作情况同6.3. 5 0 6.3.8 异步降压起动方式有多种，这里叙述的半压是用主变抽头的方式，这是用的较多的一种；当采用主变第三绕组获得半压时，其操作方式是一样的。这种方式从半压到全压的切换过程中，机组要短时与系统解列，故操作过程稍复杂些。当降压是用
18、串联电抗器方式时，就没有这种问题，这种方式从降压到全压的过程，只需将串联电抗器短接，然后投励磁即可。6.3.10 由抽水调相工况进入抽水工况的关键步骤是转轮室排气和转轮室注水造压，过程应尽可能平稳，减小水力冲击和振动。转轮室排气除靠尾水压力外，还可开启上游球阀的旁通阀由上游补水，这样可以大大减小转轮室的排气注水所需的时间，同时避免53 转轮下缘突然接触水面而造成水力冲击。注水造压达到零流量扬程附近时开球阀。所谓零流量扬程就是转轮室以及球间以下的钢管内的水压等于或接近球阔前的水压，此时开启球阀就不会有大的冲击。当机组进入抽水工况，则应由调速器或机组的现地控制单元实现机组导叶与扬程最佳协联，使水泵
19、在相应的扬程下效率最高。6.4 机组从抽水工况转停机及直接转发电的控制6.4.2 机组由抽水工况直接转发电工况的过程中球阀始终处于开启状态，机组转速从抽水额定转速开始下降，转速过零值后即进入反方向升速，不需经过停机制动过程。这种工况转换比起从抽水工况转停机再从停机状态转发电工况，其逻辑操作简单得多，而所费的时间也少得多。以英国迪诺威克抽水蓄能机组为例，抽水直接转发电，需时90s；而若经过停机和开机过程则需8min。还有几点需要说明：1）在这过程中投入推力轴承液压减载装置是为了保护轴承瓦；2）导叶全关或关至残余开度是为使机组反方向旋转时，速度上升不致过快而导致飞逸；3）在这过程中应将励磁切除，以
20、免机组在低转速时强励，直到机组发电工况并网前才投励磁。54 7 机组辅助设备、全厂公用设备的自动控制7. 1一般规定7. 1. 1 不按轮换起动设计而互为备用的电动机中的一台切换开关放在“自动”位置。过一段时间，由值班人员变更上述切换所处的位置。在潮温场所的电动机如长期不运转，线圈易受潮而绝缘下降，故应按轮换起动设计。轮换起动的两台电动机切换开关均放在“自动”位置。7.2 油压系统的自动控制7.2. 1 对装有3台油泵及有特殊操作要求曲，按有关专业的要求进行设计。7.2.2见7.z. 1说明。7.2.3 对漏气量不大的中型机组的压油装置，也可只采用于动补一飞7.2.6 也可用推力轴承磁力减载装
21、置取代液压减载装置。7.2.7 贯流机组所需润滑油流量大、油压低，适于采用重力加油箱供油。1.2.s 在发生事故，全厂失去交流电源的情况下，应保证能起动这类机组。7.3 压缩空气系统的自动控制7.3. 1 压力信号器装在储气罐或供气总管上。55 7.4 机组水泵供水系统的自动控制7. 4.1 机组供水方式除水泵供水外，还有自流供水等数种，详见DL/T5066-l 996。其中自流供水应用广泛，因其操作简单，可与机组自动控制相结合，成为其一部分，故未纳入本规范范围内。7.5 排水系统的自动控制7.5.2 检修排水泵仅在机组检修时用，因此一般可按手动控制设计。7.6 变压器冷却系统的自动控制7.6
22、.3 油压高于水压以防止油进水。56 8非电量监测s. 0.1 测温接线有二线制、三线制和四线制几种接法。后两种接法可自动补偿引线电阻造成的误差；二线制则应通过软件补偿误差。铅电阻在精度、灵敏度和稳定性方面优于铜电阻，所以铜电阻现已很少用于机组测温。s.0.3 通常采用蜗壳差压法测过机流量，这种方法的优点是成本低，设备简单，但精度较低。在需要精确测量且资金条件允许时，可采用超声波流量计等设备测量。s.o.s 如为发电机一变压器组，变压器与所对应的机组可合用测温装置。s.o.s 对低水头水电厂，如装设贯流式机组的水电厂，更应加强对拦污栅阻塞的监视。s.o. 10 非电量变送器应优先选用4mA20
23、mA输出。57 9 励磁系统及电制动设备9. 1 励磁系统的选择9.1. 2 晶闸管励磁系统二十多年来发展迅速，技术成熟，制造、运行经验也非常丰富，因此，国内外绝大多数机组都已采用了该项技术。故在本规定中，我们推荐机组励磁系统采用晶闸管励磁系统。晶闸管静止整流励磁系统可供选择的方式有自并励、自复励和他励。自并励方式成本低、接线简单，十多年来的实践证明，这种方式在起励建压、停机灭磁、承受扰动，电力系统各种短路时的强励能力及保证继电保护正确动作等方面都可满足电力系统的要求，因此，在本规范中推荐采用自并励方式。9.2 励磁系统主回路9.2.3 晶闸管静止整流励磁系统测量信号由电压互感器获得。根据SD
24、J9以及制造厂和用户对励磁系统的调节品质要求，确定电压互感器和电流互感器的准确等级为o.5级。在实际运行中，发生过电压互感器断线造成励磁系统误强励的现象。因此，已投运或正在设计的励磁系统，均考虑装设电压互感器断线闭锁装置，同时取消电压互感器二次侧的熔丝，以避免误强励。9.2.4 晶闸管元件的冷却方式有自冷、风冷和水冷三种。自冷方式简单、运行费用低、可靠性高，但晶闸管元件利用率低，因此，大中型机组励磁系统均不考虑、选择这种形式；水冷方式冷却效果最好，但其水系统较复杂，对水质要求较高，国内这方面的配套能力较低，故也很少采用；风冷方式使用较多，基本上是采用强迫风冷，且是一种负压通风系统，这种冷却方式
25、优点很明显，但58 缺点也很突出。目前，国外一些厂家采用密封正压通风系统，较好地解决了晶闸管元件和散热器吸尘的问题，但这种通风系统设备较多，带来了厂房布置上的复杂性。尽管如此，强迫风冷方式仍是最普遍选用的冷却方式。9.2.s参考SDJ9和水电站机电设计手册电气二次制定本条规定。9.2.7 持续工作电流不考虑强励时机组励磁电流。9.2.9 励磁变压器的容量在电站设计初期进行设备布置时，是一个较重要的参数。由于细致的计算工作缺少制造商的详细资料而很难进行，因此，提出一个合理的容量估算是非常有意义的。对于三相整流电路，变压器的计算容量为S = 1. 34Udld 式中zud整流电压平均值，V;Id负
26、载电流平均值，A。对于三相桥式整流电路，变压器的计算容量为S = 1. 045Ud/d (1) (2) 对于励磁系统而言，励磁变压器二次侧电压按励磁系统输出顶值电压的要求确定；它的二次电流按发电机励磁绕组最大持续电流的要求来确定。原瑞士BBC公司提出的容量估算公式为S = 1. 35Up/lmax 式中：up顶值电压，V;lrmax发电机最大持续励磁电流，A。日本东芝公司提出的容量估算公式为S = 1. 2Up/fmax (3) (4) 根据公式（2）、（3）、（4），我们对国内几个电站的励磁变压器容量做了计算，结果列表如下。59 表1电站励磁变压器容量计算值励磁电流励磁电压顶值实际变压器变压
27、器估算容量（kVA)电站名称(A) (V) 倍数容量（kVA)公式（2)公式（3)公式（4)白山电站1696 466 3 3280（取4000)2478 3200 2845.2 十三陵电站2200 100 2 999 735. 9 950 844.8 安康小机825 261 2 825 450 581 517 从上表的计算结果不难看出，由公式（3）计算出的变压器容量与实际选用的变压器容量最接近，因此，我们推荐公式（3）进行变压器容量估算。对于处于招标书编制阶段或更前的设计阶段，当发电机额定励磁电流和励磁电压未知时励磁变压器的容量可以按下式估算s = (0. 0035 o. 005)KpS, 式
28、中：KP一一顶值电压倍数；s，一一机组额定容量，MVAo系数0.00350.005是按多台发电机励磁装置统计出的，机组容量大时取较小值，机组容量小时取较大值。9,3 励磁回路灭磁及保护设备要求9,3, 1 对于三相全控桥励磁系统，由于电气事故时不允许逆变灭磁，因此，仍然需要设置灭磁装宜。目前国内外可供选择的灭磁装置有兰种：第一种是线性电阻灭磁，第二种是非线性电阻灭髓，第三种是灭弧栅灭磁。用户和制应厂对三种方式的优缺点看法不一致。本规范并列推荐，待今后根据实际使用的效果，必要时进行修改。9,3,3 理论分析研究表明，机组在内部三相短路和空载强励时产生最大的磁能，即需要灭磁电阻吸收的能量最多，因此
29、灭磁电阻的工作容量按这两种工况考虑。9.3.6 过电压保护功能有时由灭磁电阻兼任。60 9.4 起励方式和起励电源9.4. 1 水轮发电机组起励方式有两种：他励和自励（即残压起励），部分机组由于剩磁过低，自励起励有困难，为可靠计，宜采用他励方式起励。9.5电气停机制动9. s. 1 电气停机制动的具体实现方式有许多种。例如：转子绕组加励磁，定子三相绕组直接短路或外接附加电阻或定子绕组不对称短路；定子绕组加励磁，转子绕组短路制动方式等等。通过国外资料介绍和国内的真机试验及运用，综合考虑接线方式、经济性能和制动特性等因素，普遍认为定子三相绕组直接短路是比较理想的方式，近几年投运的电气停机制动系统，
30、基本为这种型式，电站运行效果良好。对于抽水蓄能机组，当机组水泵工况采用静态变频装置起动时，可以考虑利用静态变频装置作为机组停机制动设备。9.5.2 一般来讲，主接线和励磁系统的接线大体上决定了电气停机制动的接线方式。当机组出口不设断路器时，应考虑、设置单独的电气停机制动的励磁电摞变压器。当机组出口设有断路器且励磁电源变压器接至断路器外侧时，应优先考虑电气停机制动的励磁电源变压器与机组正常励磁电源变压器合用。9.6 励磕系统控制接线要求9.6.2 晶闸管整流励磁系统整流桥一般采用分柜并联运行，为了便于检修和内部事故时故障支路退出运行，交流侧装设负荷开关，在直流侧装设隔离刀闸。9.6.3 对于机组
31、运行来讲，发电机磁场断路器是个重要的被控对象，所以，不管采用何种灭磁方式，磁场断路器的控制应纳入机组自动控制程序之中，确保励磁系统主回路各设备处于正确的动作状态。61 机组电气事故时，最突出的任务是防止事故扩大，因此合理的设计方案是将机组与系统迅速解列，此时，由于发生了电气事故，破坏了逆变灭磁的投运条件，故需要跳磁场断路器，投入自动灭磁装置，在这种情况下允许发生机组过速的情况。在非电气事故时，并不要求机组与系统立即实现电气隔离，避免机组过速成为主要矛盾。因此，对于三相全控桥励磁系统，采用逆变灭磁的控制方式是比较合适的。9.7 自动励碰调节器的选型要求自动励磁调节器的选型涉及多方面的因素，对其技
32、术参数的要求，在DL/T583中，已有较为全面的论述，因此，本节中不再赘述。有关自动励磁调节器的调节规律，目前最普遍使用的是PID调节原理，也有部分装置采用最优控制理论。近几年，随着微机技术的发展，微机励磁调节器已进入成熟、实用阶段，成为今后选用的方向。62 10同期系统10. I 同期方式和同期点的选择10.1.1 考虑到自同期方式在实际运行中极少使用，本规范不推荐自同期方式。10. 1.2 如果双线圈变压器只有一侧作为同期点，那么不作为同期点的则断路器合闸回路应经另寸则断路器的常闭辅助触点问锁。10. 1.8 在这种情况下利用发电机断路器同期。10.1. 9 半自动准同期指不能自动调整待并
33、单元的频率和电压，只能自动检查同期条件，当满足条件时，使相应断路器自动合闸。10. 1. 10 根据电力工业部电安生1994191号文电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点，电压互感器二次侧如为星形接线，应将中性点接地，B相接地方式宜取消。隔离变压器通常采用接在高压侧的转角变压器，其参数如下：规格：单相数量：3个接线：D,yll 变比：lOOVI (lOO/ ，） v 容量：50VA 准确度：o.5级，角误差20s也可不用转角变压器，而利用一个单相小变压器接在主变压器高压侧电压互感器开口三角形对应相上进行升压，其变比为lOOV /lOOV。10.2手动准同期10.2. 1 这些规定是为了避免所选定的同期点与实际合闸断路器不一致以及几台断路器同时合闸等事故。63 11 全厂综合自动化10.0.4 全厂综合自动化装置的功能可参照DL/T5065第3章3. z的有关内容执行。10.0.5 全厂综合自动化装置的软、硬件技术要求可参照DL/T5065第3章3.Z、3.3及3.4的有关内容执行。64 hmmFtFomJG书号：1580125 185 定价：JG 1.10
