发变电机组运行规程.docx
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发变电机组运行规程
第一节发电组设备主要技术参数
5.1.1发电机组的主要技术参数
参数名称
参数值
单位
发电机型号
SF50-24/6000
额定容量
58.82
MVA
额定功率
50
MW
额定电压
10.5
kV
额定电流
3234.4
A
额定频率
50
HZ
额定转速
250
r/min
功率因数
0.85（滞后）
飞逸转数
504
r/min
额定转子电压
290
V
额定转子电流
653
A
绝缘等级
F
定子绕组接线法
2Y
重量
355300
kg
水轮机厂有限责任公司
5.1.2主变压器主要技术参数
项目
参数
项目
参数
额定容量
63000KVA
负载损耗
232500W
额定电压
（230±2×2.5%）/10.5kV
空载损耗
46000W
额定电流
158.1/3464A
阻抗电压
13.6%
冷却方式
强迫油循环风冷
空载电流
0.25%
联结组
YN，d11
油重
21300kg
额定频率
50Hz
总重量
87100kg
相数
3
出厂日期
2005年12月
注意事项
当变压器油泵和风扇全停时，变压器在满负荷下允许运行20分钟
主变压器的分接头电压、电流值表
绕组
位置
电压值（V）
电流值（A）
高压侧
Ⅰ
241500
150.6
Ⅱ
235750
154.3
Ⅲ
230000
158.1
Ⅳ
224250
162.2
Ⅴ
218500
166.5
低压侧
Ⅰ
10500
3464
5.1.3厂用变压器的规范及运行参数见表3。
项目
参数
项目
参数
额定容量
630KVA
负载损耗
kW
额定电压
（10.5±2×2.5）/0.4kV
空载损耗
kW
额定电流
/
阻抗损耗
4%
冷却方式
AFAN
空载电流
%
联结组
Dyn11
额定频率
50Hz
总重量
2030Kg
相数
3
出厂日期
2005年06月30日
5.1.4厂用变分接头电压、电流值表
高压侧
低压侧
分接位置
电压（V）
电流（A）
电压（V）
电流（A）
1
11025
2
10763
3
10500
34.64
400
909.33
4
10238
5
9975
5.1.5励磁变压器运行参数见表5。
项目
参数
项目
参数
额定容量
630KVA
空载电流
%
额定电压
10.5±2×2.5/0.58KV
空载损耗
W
额定电流
/A
负载损耗
W
结线组别
Yd11
阻抗电压
6%
5.1.6发变组出口断路器技术参数：
201、202、203、204断路器技术参数表
参数名称
参数值
单位
型号
额定电压
252
KV
额定电流
2000
A
额定频率
50
HZ
额定短路开断电流
50
KA
分合闸线圈额定电压
DC220
V
额定短路关合电流
125
KA
SF6气体额定压力
0.6
MPa
5.1.7发变组所属电压互感器技术参数
产品型号：
JDZX9-10G标准代号：
GB1207
额定电压比：
10000/√3/100/√3/100/√3/100/3V
额定输出：
40/40/80VA额定频率：
50HZ
最大输出：
300/300VA设备种类：
户内
准确级次：
0.5/3P/3P相数：
1
极性：
减
5.1.8发电组所属隔离开关技术参数
110KV断路器主要技术参数
ZF10-126/T2000型气体绝缘金属封闭式
额定电压：
126KV额定电流：
2000A
额定短路关合电流：
100KASF6气体额定压力：
0.5MP
额定短路开断电流：
40KA分合闸线圈额定电压：
220V
操动机构：
弹簧操动机构额定频率：
50HZ
额定操作顺序：
0-0.3-CO-180S-co
220KV断路器主要技术参数
ZF16-252（L）Y3150-50型气体绝缘金属封闭式
额定电压:
252KV额定电流：
2000KA
额定短路关合电流:
125KASF6气体额定压力:
0.6MP
额定短路开断电流:
50KA分合闸线圈额定电压:
220V
操动机构：
弹簧操动机构额定频率：
50HZ
额定操作顺序：
0-0.3-CO-180S-co出厂日期2008-10
220KV隔离开关主要技术参数
额定电压：
252KV额定电流：
2000KA
分闸时间：
4≤S合闸时间：
≤4S
SF6气体压力:
0.4MP操作电压:
220KV
配用机构：
电动机操作机构额定频率：
50HZ
110kv隔离开关主要技术参数
额定电压：
126KV额定电流：
2000KA
分闸时间：
≤6S合闸时间：
≤6S
SF6气体压力:
0.4MP操作电压:
220KV
配用机构：
电动机操作机构
220KV接地开关主要技术参数
额定电压：
252KV额定电流：
2000KA
分闸时间：
≤4S合闸时间：
≤4S
SF6气体压力:
0.4MP操作电压:
220KV
配用机构：
电动机操作机构额定频率：
50HZ
发变组所属电压互感器技术参数
产品型号：
JDZX9-10G标准代号：
GB1207
额定电压比：
10000/√3/100/√3/100/√3/100/3V
额定输出：
40/40/80VA额定频率：
50HZ
最大输出：
300/300VA设备种类：
户内
准确级次：
0.5/3P/3P相数：
1
极性：
减
5.1.9发电组保护主要技术参数
保护装置主参：
3、4#机：
DGT801C数字式发电机变压器保护装置
DGT801E数字式发电机变压器保护装置
（1）额定电气参数
打印机辅助交流电源：
电压220V，允许偏差-15%~+10%；
频率50Hz，允许偏差±0.5Hz。
直流电源：
220V、110V；允许偏差-20%~+15%。
交流电流：
5A、1A；频率50Hz。
交流电压：
100V、100/√3V；频率50Hz。
（2）功率消耗
交流电流回路：
〈0.5VA/相䴔
交流电压回路；〈0.25VA相（U=Un时）
直流电源回路；〈50W（正常）；〈80W（保护动作）
（3）过载能力
交流电流回路：
2In—可长期运行；
30In—允许10S；
50In—允许1S；
交流电压回路：
1.5Un—可连续工作。
直流电源回路：
（80%~115%）Un——可连续工作。
（4）绝缘性能
绝缘电阻：
装置所有回路与外壳之间的绝缘电阻在标准实验条件下，不小于100MO。
介质强度：
装置所有回路与外壳的介质强度能耐受交流50Hz，电压2KV（有效值），历时1min试验，而无绝缘击穿或闪络现象。
1、2#机：
WFB—801微机发变组保护装置
WFB—802微机发变组保护装置
（1）额定电气参数
打印机辅助交流电源：
220V，0.7A，50Hz/60Hz，允许变化范围80%~110%。
直流电源：
220V、110V；允许变化范围80%~115%。
交流电流：
5A、1A；频率50Hz。
交流电压：
100V，频率50Hz。
（2）功率消耗
交流电压回路：
〈0.5VA/相（额定电压下）；
交流电流回路；〈1VA相（In=5A）；〈0.5VA相（In=1A）；
直流电源回路；〈35W（正常）；〈50W（保护动作）；每路开入〈1.5W。
（3）过载能力
交流电流回路：
2In—可长期运行；
10In—允许10S；
40In—允许1S；
交流电压回路：
1.5Un—可连续工作。
（4）绝缘性能
绝缘电阻：
装置所有回路与外壳之间的绝缘电阻在标准实验条件下，不小于100MO。
介质强度：
装置所有回路与外壳的介质强度能耐受交流50Hz，电压2KV（有效值），历时1min试验，而无绝缘击穿或闪络现象。
WCB—822微机厂用变保护测控装置
额定电源电压：
DC220V或DC110V或AC220V
额定交流数据：
交流电压：
100/√3V，100V；零序电压：
100V；交流电流；5A或1A；
高压侧零序电流：
1A或5A；低压侧零序电流：
5A；额定频率：
50Hz。
WBH—814微机变压器非电量保护装置
额定直流数据220V或110V，允许偏差+15%，-20%。
保护定值整定范围和定值误差：
非电量保护时间定值：
0.1S~5000S，在0.1S~1S内误差为±25ms，大于1S时误差不超过±2.5%。
保护装置可循环记录100次故障事件报告。
可循环记录200次事件记录和装置自检报告。
事件记录包括软、硬压板投退、开关量变位等；装置自检报告包括硬件自检出错报警、装置长期启动等。
5.1.10主变压器风机及油泵主要参数：
低噪声变压器风机技术参数表
参数名称
参数值
单位
型号
DBF—6.3Q8
叶轮直径
630
mm
转速
720
r.p.m
风量
7800
m³/h
电流
1.9
A
电压
380
V
功率
0.55
kw
频率
50
HZ
全压
118
pa
噪声
63
dB（A）
变压器离心式油泵技术参数表
参数名称
参数值
单位
型号
6BP1.45—4.5/1.1V
扬程
4.5
m
额定功率
1.1
kw
额定电流
3.5
A
额定电压
380
V
额定频率
50
HZ
流量
45
m³/h
转速
900
r/min
总重量
95
kg
第二节发电机组运行的一般规定
5.2.1发电机正常运行时，应按调度指令在发电机规定的参数范围运行，正常情况下不应超过额定值。
当需要超铭牌参数运行时，应按本规程规定的过负荷率和时间运行。
5.2.2发电机运行中应利用机组负荷分配,使机组所带负荷应尽量避开机组振动区（0MW—45MW）。
当负荷无法调整避开避开振动区时，应加强对机组的监视。
5.2.3备用机组在停机超过48小时后，在机组启动前，必须用油泵将转子顶起，使推力瓦与镜板间进油。
5.2.4发电机停机采用气压机械制动方式。
5.2.5发电机在运行时的各部温度不超过以下值:
1、发电机组轴承温度不应超过下列数值；
a）上、下导轴承瓦70℃；
b）水导轴承瓦70℃；
c）推力轴承瓦55℃。
2、发电机各部分的温度不应超过如下数值：
a）定子绕组140℃；
b）转子绕组150℃；
c）定子铁芯140℃；
d）集电环115℃。
5.2.5发电机运行中下列部位允许的双幅振动量不大于：
a）集电环：
0.20mm；
b）上机架：
0.07mm；
c）定子：
0.03mm；
d）主轴法兰：
0.15mm。
5.2.6运行中，发现下列情况之一应申请停机检查：
1）突然撞击声，或摆度、振动增大超过极限值；
2）轴承温度突然上升或油面不正常升高或降低；
3）冷却水停止无法恢复；
4）机组突然出现异常响声，经调整不能消除，原因不明。
5）机组电流电压出现异常，原因不明。
6）机组出现异味不能消除。
5.2.7水轮发电机组在正常情况下，只允许在额定参数内运行，其电压、有功、无功负荷按调度命令或负荷曲线调整。
5.2.8当发电机电压在额定值的±5%范围内变动，而功率为额定值时，其额定出力不变。
5.2.9发电机最高允许运行电压不超过110%Ve，即11.55kV。
最低允许运行电压不低于90%Ve，即9.45kV，此时定子电流的大小，以转子电流不超过额定值为限。
当发电机电压超出上述范围时，应及时调整机组的无功功率，并根据系统情况采取相应的措施，如果因系统需要无法调整至正常值时，应加强与系统调度的联系和对发电机运行工况的监视。
5.2.10发电机的功率因数，一般不低于0.85运行，功率因数应根据系统电压情况确定。
5.2.11当发电机电压低于95%Ve（9.98kv）时，定子电流长期允许值不得超过105%Ie（3396A）。
5.2.12当系统频率在50±0.5Hz范围内变动，发电机可以按额定容量运行。
若频率超出上述范围，值班人员应立即进行相应的调整，以保证电能质量。
但调度员有特别命令时例外。
。
5.2.13发电机定子电流及转子电流均不得超过相应冷却进风温度下的允许值（在功率因数低于额定值时）。
5.2.14发电机正常情况下不允许过负荷，事故情况下的过负荷，应严格按照《事故处理规程》中有关规定执行，过负荷时，严格监视发电机电流及各部温升情况，与调度保持联系并采取相应处理措施，降低负荷。
5.2.15发电机空气冷却器额定进风温度为35℃，最低进风温度以空气冷却器不产生冷凝水珠为限。
5.2.16当冷风温度达到35℃，热风达到55℃时，发冷风温度不正常信号。
5.2.17当进风温度低于额定值时，每降低1℃，允许定子电流增大0.5%，此时，转子电流也允许有相应增加，但最高不得超过额定值的5%。
5.2.18发电机冷热风温度差在25℃以上时，必须调整冷却器进水量或对发电机冷风器进行反冲洗供水。
对于冷却器的不正常运行，应及时分析原因，采取措施，并记录于交接班记录簿中。
5.2.19发电机定子线圈最高允许温度为115℃，容许温升80℃，铁芯温度不超过相应定子线圈温度，最高不得超过130℃。
5.2.20发电机定子回路、转子回路的绝缘电阻，每月测量一次，测量工作由运行值班人员进行，测量结果记入绝缘记录簿中。
5.2.21定子回路绝缘回路绝缘电阻测量，使用2500V摇表，其值不作规定，其吸收比R60”/R15”≥1.3。
若测量结果低于上次测量值的1/3～1/5，应报告并记录，将其查明原因，并消除。
5.2.22转子回路绝缘电阻测量，使用500V摇表，其值不得低于0.5MΩ，若绝缘电阻过低，应将转子回路和励磁回路分开测量（取下所有碳刷）。
若转子回路绝缘电阻低于0.5MΩ，应经总工程师批准，机组方能投入运行。
发电机连续运行的最高允许电压不应大于额定值的110%（11.55kV），发电机最低运行电压不应低于额定值的90%（9.45kV）。
5.2.23在正常运行时，发电机三相电流之差不应大于15%。
5.2.24发电机推力轴承、上导、下导轴承的绝缘电阻，应当在温度计全部装好后，使用1000V摇表进行测量，其值不低于0.5MΩ。
5.2.25运行中各导轴承油位应在上限和下限之间，运行中油位异常时，应密切监视轴瓦温度，并查明原因消除。
5.2.26机组上导及推力、下导轴承、发电机冷风器的冷却水供水方式有顶盖排水供水、外接水源供水、蝶阀后取水供水三种方式，正常时机组应使用顶盖供水供机组冷却水,当顶盖供水不能满足要求时,应使用外接水源供水，当项盖供水和外接水源均不能满足供水要求时，使用蝶阀后取水供水。
5.2.26停机时应在机组转速降至20%进行制动。
当机组制动时间达到5分钟不能停下，应立即解除制动，将机组转速升到额定，查找机组转速不能下降的原因，待故障消除后再停机。
第三节变压器运行的一般规定
5.3.1变压器在规定的冷却条件下，可以在规定的参数范围内长期连续运行：
⑴运行中的变压器电压的变动范围在额定值的±5%内时，其额定容量不变。
加在变压器分接头上的电压不得大于额定值的105%。
⑵变压器线圈温度由上层油温来监视，运行时冷却介质最高温度不得超过40℃，最高顶层油温不得超过95℃，为防止油质劣化加剧，上层油温不宜经常超过85℃。
上层油温升至80℃时，应相应降低负荷运行。
⑶我站主变冷却器分为工作、辅助、备用三种运行状态，创造了变压器长期安全运行的冷却条件。
每台主变有四台冷却器，正常情况下，两台在工作状态，一台在辅助状态，另一台在备用状态。
每台冷却器的下部装有分控制箱，每台变压器有能实现自动控制的总控制箱，由总控制箱控制多台分控制箱：
①变压器在额定负载的75%及以下运行时投入工作冷却器；在额定负载的75%以上运行时投入辅助冷却器。
②变压器的负载虽未达到处75%额定负载，但变压器的顶层油温达到55℃左右时，辅助冷却器自动投入运行。
③运行中的冷却器发生故障时，备用冷却器自动投入运行。
④冷却系统电源电压降低或发生故障时，自动投入备用电源。
⑷当主变冷却器油泵和风扇全停时，变压器在满负荷下允许运行20分
5.3.2变压器外部空间绝缘距离要满足以下要求：
额定电压（KV）
最高工作电压（KV）
电极对地距离（mm）
电极相间距离（mm）
10
11.5
125
125
110
126
830
830
220
242
1800
1800
5.3.3运行中的发变组差动保护和重瓦斯保护不得同时退出运行。
5.3.4主变压器中性点的接地刀闸，根据调度命令执行。
但在用220kV母线对主变进行充电时，变压器中性点刀闸应在充电前合上。
5.3.5主变压器分接开关位置按调度命令执行。
厂用变、励磁变压器分接头位置按安装单位或厂家调试试验结果执行。
5.3.6主变压器运行时最高顶层油温不得超过80℃，厂用变压器、励磁变压器运行时，最高温升不超过100K。
5.3.7在运行变压器进行下列工作时，应将作用于跳闸的重瓦斯保护由“跳闸”（切除跳闸连接片）切至“信号”位置:
1）疏畅变压器呼吸器或更换硅胶时。
2）开闭作用于跳闸（信号）的气体继电器保护继电器连接管上的阀门，或因放气，放油而开闭其它阀门时。
3）在作用于跳闸（信号）的气体继电器保护继电器及二次回路上工作时。
4）通过油枕进行带电滤油等工作。
上述工作完毕后，需经过4小时的运行，方可将作用于跳闸的气体继电器保护保护投入“跳闸”位置。
5）冷却器大修后，投入运行前。
5.3.8主变压器冷却风扇有两路电源供电,一路由发变组所带厂用变供给,另一路由五号厂用变供给，正常时两路电源空气开关当
5.3.9正常运行中的变压器，冷却风扇应放在自动位置，由变压器温度控制风扇的运行，当变压器风扇故障不能投入运行时，变压器的负荷不超过总容量的50%，此时应密切监视主变温度，不超过规定值。
5.3.10变压器允许在事故情况下短时间过负荷运行，其过负荷时间和数值不得超过下表规定：
事故过负荷与额定负荷之比
1.1
1.2
1.3
1.5
1.8
2.0
过负荷允许的持续时间：
分
1140
350
180
70
13
6
5.3.11、变压器在过负荷运行期间，值班员必须加强监视，每小时对变压器进行一次检查，在过负荷运行期间,要特别加强负荷电流的监视，应注意：
1、线圈温度及上层油温不得超过规定值。
2、过负荷始未应进记录变压器温度，环境温度及过负荷时间，过负荷过程中每隔10分钟应记录电压、电流、温度一次。
3、风扇应投入运行。
4、检查载流导体接头的发热情况。
5.3.12变压器在运行中出现不正常运行状态事故跳闸时，应严格按照《电气事故处理规程》中有关变压器部分的规定处理。
5.3.13变压器检修后投入运行前应按《电气设备交接和预防性试验标准》的规定进行试验并确认合格。
5.3.14变压器在安装和检修后投入运行前以及长期停用后，均应测量线圈的绝缘电阻，测得的数值和测量时的油温应记入变压器绝缘电阻记录薄内。
5.3.15测量变压器绝缘电阻使用电压为2500V的摇表，尽可能在同一温度下，使用电压相同的摇表进行，分别读取1分钟与15秒时的数值，并计算出吸收比R60/R15≥1.3。
5.3.16变压器的绝缘电阻在相同温度下不应比前次测量值降低超过40%,吸收比不得小于1.3，否则应查明原因予以消除。
当吸收比小于1.3时，应分析原因，并经总工批准后方能投入运行。
5.3.17、如变压器的绝缘电阻剧烈降低到初次值的50%或更低时，应测量变压器的介损值、电容值和吸收比，并提取油样进行试验。
5.3.18油浸变压器停用时间超过10天，应测量绝缘电阻，测量前应断开变压器各侧的断路器，拉开隔离开关，并分别对高、低压侧放电。
第四节发变组的操作控制方式
5.4.1发电机的操作控制方式有以下几种：
a）梯调操作；
b）中控室上位机操作；
c）下位机LCU操作；
d）现地手动操作。
操作时根据设备状况及操作要求，可分别选择其中一种控制方式。
5.4.2大、小修后的机组第一次开机应采用手动开机方式，开机前应分别手动开关一次调速器和蝶阀，确保蝶阀和调速器控制正常。
开机时先开机空转,运行正常后，再进行并网操作。
5.4.3大修或事故后的发电机和主变压器，第一次升压应采用零起升压方式操作，如果主变和发电机都进行大修或事故后，应分别进行零起升压，首先断开发电机出口隔离开关，先进行发电机零起升压，然后再用发电机带主变进行零起升压。
5.4.4检修后发电机开机前应进行以下检查
1收回全部工作票，拆除短路线、接地线及其它安全措施，恢复常设遮栏。
2检查发电机各部分及周围清洁情况。
3发电机定子回路的绝缘电阻应合格。
4发电机转子,励磁回路的绝缘电阻应合格。
5当绝缘电阻不符合要求时，应请示技术总负责人决定是否投入运行。
6检查转子滑环表面清洁，电刷引线连接牢固，刷握完整，弹簧压力均匀。
7发电机各部轴承油位正常,油质合格。
8机械制动系统正常。
9调速系统、励磁系统正常。
10发变组出口开关及灭磁开关远方及现地跳、合闸试验正常。
11合上电压互感器高、低压保险，合上电压互感器刀闸。
12合上发电机中性点消弧线圈接地刀闸。
13发变组各保护按系统要求投入相应运行方式。
14机组并列采用自动准同期方式，在自动准同期装置故障时，可采用手动准同期方式并列。
5.4.5机组手动开机按以下程序操作:
5.4.5机组手动开机按以下程序操作：
1、检查机组具备开机条件。
2、将蝶阀控制方式开关切至就地位。
3、按下“开主阀”按钮，开启蝶阀。
4、将蝶阀控制方式开关由就地位切换为远方位。
5、对检修围带进行手动排气。
6、将调速器控制方式切为手动。
7、拔除接力器锁锭。
8、操作调速器电柜上的增、减按钮，开启导叶。
9、当机组转速达到额定转速的95%时将调速器控制方式切为自动。
10、按下励磁调节柜上的启励按钮对机组启励建压至≥80%额定机端电压。
11、将LCUⅠ柜的控制方式开关切至现地位。
12、将LCUⅡ柜的同期装置转换开关切至手准位。
13、操作LCUⅡ柜上的增速、减速及增压、减压调节开关，调整机端电压及频率与网路电压、频率一致。
14、当同期表指针旋转至同期点±10º左右时迅速操作LCUⅡ柜上的断路器“分、合”闸开关合上断路器。
15、将LCUⅡ柜上的断路器“分、合”闸开关切至退出位。
16、将LCUⅡ柜的同期装置转换开关切至自准位。
17、将LCUⅠ柜的控制方式开关切
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