第二篇发电机运行规程.docx
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第二篇发电机运行规程
第二篇发电机运行规程
1设备规范
发电机概述
本厂发电机为QFSN—300—2—20B型三相同步交流发电机，由东方电机股份有限公司设计、制造。
发电机定子线圈及其引线、出线采用水内冷，转子绕组、定子铁芯及端部采用氢冷，密封系统采用单流环式油密封。
发电机励磁系统采用静止可控硅自并激励磁方式：
发电机励磁由接至机端励磁变压器经可控硅整流后供给。
1.1QFSN-300-2-20B型汽轮发电机技术规范
名称
单位
技术参数
型号
QFSN-300-2-20B
视在功率
MVA
353
额定功率
MW
300
最大连续功率
MW
330（388）
功率因素COSΨ
0.85（滞后）
定子电压
kV
20
定子电流
A
10189
励磁电压
V
455
励磁电流
A
2075
空载励磁电压
V
135（待定）
空载励磁电流
A
824
设计效率
%
98.9
频率
HZ
50
额定转速
r/min
3000
相数
3
定子绕组结线方式
2-Y
定子绕组引出线端子数
个
6
短路比
0.6241
转子绕组直流电阻（在15℃时）
Ω
0.162766
定子绕组直流电阻（在15℃）时
Ω
0.001658
定子绕组每相对地电容
μF
0.225
转子绕组电感
H
1.393
纵轴同步电抗Xd
Ω
1.8548
纵轴瞬变电抗Xd′（非饱和值/饱和值）
0.2568/0.2260
纵轴超瞬变电抗Xd″（非饱和值/饱和值）
0.1693/0.1558
负序电抗X2（非饱和值/饱和值）
0.1867/0.1718
零序XO（非饱和值/饱和值）
0.0772/0.0733
负序承载能力
最大稳态值I22
标么值
0.1
最大稳态值I22t
S
10
临界转速
一阶
R/min
1347
二阶
R/min
3625
噪声水平dB
dB
≤89
进相运行（COSФ＝0.95超前）
连续
转动惯量
Nm2
294300
绝缘等级
F
转子磁极数
个
2
励磁方式
自并励
冷却方式
定子绕组及引出线
水内冷
转子绕组及定子铁芯端部
氢冷
接地方式
中性点经配电变压器高阻接地
旋转方向
从励端看逆时针
定子吊装重量（不带端盖、氢冷器）
吨
196
转子重量
吨
52.8
发电机内可充气容积
M3
71
制造厂家
东方电机股份有限公司
1.2励磁变技术规范
型号
ZSCB9-3200/20/0.9
额定电压（V）
额定电流（A）
短路阻抗
一次侧
分接位置
分接连接
电压
1
2-3
21000
2
3-4
20500
3
4-5
20000
92.4
7.53
4-5A1B1C1
15000
92.4
7.53
4
5-6
19500
5
6-7
19000
二次侧
900V
2053A
额定容量
3200KVA
额定频率
50HZ
标准
GB6450IEC60076-11
联结组标号
Yd11
绝缘水平
L1125AC55/L10AC5KV
绝缘等级
F
出厂序号
20051865
温升限值
90K
产品代号
SD9721844-1
防护等级
ZP21
总重
10160KG
日期
2005.06
使用条件
户内式
生产厂家
顺德
1.3励磁系统主要技术规范（缺资料）
1.4自动励磁调节和可控硅整流屏主要技术规范
装置名称
UNITROL5000型励磁装置
型号
Q5S-O/231-S4500
出厂日期
2005.6
控制电源
DC：
220V
动力电源
DC：
220V
交流电源
AC：
380/220V50HZ
额定输入电压
AV：
900V50HZ
额定输出电压
DC：
455V
额定输出电流
DC：
2075A
标准编号
GB/T7409.3-1997
出厂编号
117-300-25-2
1.5主整流柜HZM-1技术规范（缺资料）
1.6灭磁及过电压保护主要技术规范（缺资料）
1.7冷却介质基本参数（缺资料）
1.7.1发电机定子机壳内氢气技术参数
项目
单位
规范
额定氢压
MPa（表压）
0.25
允许最大氢压
MPa
0.3
氢气纯度
%
＞96%
氢气湿度
g/m3
≤4
发电机及氢气管路充氢容积
m3
71
漏氢量
充氢容积％
≤5%
1.7.2氢气干燥器技术特性表
名称
指标
名称
指标
设计压力MPa
0.8
腐蚀裕度
3
设计温度℃
65
焊缝系数
0.85
额定工作压力MPa
0.4
主要受压元件材质
Q235-B
工作介质
氢气
容器类别
I
全容积m3
0.22
1.7.3氢气除湿装置技术参数
型号
QLG-SVIB
出厂编号
163050730
工作压力
≤0.8MPa
氢气流量
≤120Nm3/h
回氢湿度
≤1Ng/m3
出厂日期
2005.7
厂址
牡丹江北方电站设备有限责任公司
1.7.2定子线圈冷却水主要技术参数
名称
单位
技术参数
进水压力
MPa
0.1—0.2
进水温度
℃
45±3
回水温度
℃
≤80
水量
M3/h（包括端部引入、引出线水量）
～45
系统充水容积
M3
2.5—3
所需循环水水量
M3/h
～160
所需循环水水压
MPa
0.35
水质要求
20℃时电导率
μs/cm
0.5～1.5
PH值
7～8
硬度
μgE/L
≤2
20℃时的含氨量（NH3）
微量
1.8氢气冷却器冷却水主要技术参数
名称
指标
名称
指标
氢气冷却器个数
4
氢气冷却器进水温度
20～38℃
氢气冷却器出水温度
≤43℃
水量
4×100t/h
进水压力
0.1～0.2MPa
水压降
0.024MPa
氢气冷却器风阻压降
0.222MPa
1.9轴承润滑油
名称
指标
名称
指标
发电机轴承润滑油量
2×500L/min
进油压力
0.05～0.10MPa
稳定轴承油量
25L/min
进油温度
35～45℃
出油温度
≤70℃
1.10发电机绝缘等级及温度限制参数
名称
指标
名称
指标
定子线圈绝缘等级
F（温度按B级考核）
转子线圈绝缘等级
F（温度按B级考核）
定子铁心绝缘等级
F（温度按B级考核）
定子绕组及出线水温度
≤80℃（埋设检温计）
定子绕组层间温度
≤90℃（埋设检温计）
层间温度差（最高-平均）
≤8℃
转子绕组温度
≤90℃（电阻法）
定子铁心温度
≤120℃（埋设检温计）
集电环温度
≤120℃（温度计法）
定子端部结构件温度
≤120℃
集电环出风温度
≤60℃（温度计法）
轴瓦温度
≤90℃（温度计法）
轴承和油封回油温度
≤70℃（温度计法）
1.11发电机不同负荷下的效率
有功（MW）
75
170
225
300
330
效率（％）
97.84
98.64
98.817
98.83
98.816
1.12发电机正常运行中，应按值长命令接带负荷，负荷不超过额定值；一台氢冷却器停用时，发电机负荷能力为额定值的80%。
1.13发电机最大出力（330MW）条件：
氢压
0.25MPa
冷却器进水温度
20℃
冷却器出水温度
≤27℃
发电机冷氢温度
≤30℃
厂房内环境温度
≤30℃
1.14发电机不同氢压下的出力：
氢压MPa
0.25
0.2
0.1
出力MW
300
270
200
2发电机运行方式
2.1发电机许可运行方式的一般规定
2.1.1发电机各部件在额定运行参数下，最高允许监视温度应根据温升试验结果确定，现场没有做温升试验时，最高允许监视温度应低于制造厂的允许值。
2.1.2发电机应按厂家铭牌规定的数据或在出力限制线的范围内运行，在未进行温升试验前，不允许超过铭牌数据运行。
2.1.3电压、周波、功率因数、不平衡电流的规定
2.1.3.1发电机运行电压的变动范围在额定电压的±5%以内，而功率因数为额定值时，其额定容量不变。
当功率因数为额定值时，电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过-2%～+2%时，发电机允许连续输出额定功率。
当电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过-5%～+3%时，发电机也允许输出额定功率，但每年不超过十次，每次不超过8小时。
2.1.3.2发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂的规定，但最高不得大于额定值的110%。
发电机的最低电压应考虑系统的稳定要求，一般不低于额定值的90%。
2.1.3.3当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长时期超过允许的数值，仍不得超过额定值的105%。
2.1.3.4当功率因数与频率为额定值时，电压在额定值±10%范围变动时，发电机视在功率不允许超过下表规定：
定子电压/额定定子电压
110%
108%
106%
105%
100%
95%
90%
视在功率/额定视在功率
86.35%
91.26%
97.5%
100%
100%
100%
90%
定子电流/额定定子电流
78.5%
84.5%
92%
95%
100%
105%
100%
2.1.3.5发电机在额定功率因数下，电压偏离额定值±5%，频率偏离额值-5%～3%范围内，发电机输出的功率、温升值、运行时间和允许发生的次数列于下表：
电压（kV）
21.0
20.5
19.5
19.0
21.0
20.5
19.5
19.0
频率（Hz）
47.5
47.5
47.5
47.5
51.5
51.5
51.5
51.5
有功功率（MW）
250
260
270
285
300
300
293
285
定子铁芯温升（℃）
37.5
37.1
36
36
37
37
36
35
转子绕组温升（℃）
57
57
57
57
57
55
51
49
每次时间小于（min）
1
1
1
1
3
3
3
3
发电机寿命期内次数
180
180
180
180
180
10
10
10
2.1.3.6发电机的功率因数应保持在迟相0.85运行，一般不应超过迟相0.95（300MW，98.6MVar）。
2.1.3.7发电机可以降低功率因数运行，此时转子励磁电流不允许大于额定值，而且视在功率应减少，当功率因数增大时，发电机的视在功率不能大于其额定值，功率因数变化时的允许负荷见下表：
功率因数
1.0
0.9
0.85
0.8
0.7
0.6
视在功率/额定视在功率
100
100
100
90
71
58
2.1.3.8发电机进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构件发热两个因素限制，本发电机允许在有功功率为额定值，功率因数为0.95超前的情况下持续运行，但只有在特殊运行方式下经总工许可后方可采用。
2.1.3.9发电机正常运行时，定子三相电流应相等。
当三相电流不平衡时，若负序电流不超过额定值的10%（负序电流表指示＜4.2）时，即三相电流之差不超过1400A，且最大一相电流不大于额定值时，则允许发电机长期运行，但应及时检查负序电流产生原因，设法消除，同时注意防止发电机各部温度越限。
2.1.4发电机在系统故障状态下，为了避免破坏系统的静态稳定，允许定子短时过负荷运行，转子短时过电压运行，但此时氢气参数，定子绕组内冷却水参数，定子电压均为额定值，这种运行工况每年不超过两次，时间间隔不少于30分钟，且满足下表要求：
时间（秒）
10
30
60
120
（定子电流/额定定子电流）%
226
154
130
116
定子电流（A）
23030
15690
13250
11820
时间（秒）
10
30
60
120
（转子电压/转子额定电压）%
208
146
125
112
转子电压（V）
946
664
569
509
2.1.5发电机冷却介质的规定
2.1.5.1定子冷却水水质的规定
2.1.5.1.1定子冷却水水质要求按1.7.2执行。
2.1.5.1.2定子冷却水正常导电率（换算成20℃）应小于1.5µs/cm，报警值为5µs/cm。
2.1.5.1.3当定子冷却水导电率超过10µs/cm，经处理无效时，应减负荷申请停机。
2.1.5.1.4正常运行时，定子冷却水系统设有离子交换器，对2～5%进入发电机定子线圈的冷却水进行处理，经处理的水导电率为0.2～0.3µs/cm，导电度达到1.5μs/cm，就地报警（发“离子交换器导电率高”光字牌信号）。
2.1.5.1.5发电机定子冷却水导电率超标报警后，应及时处理，使之恢复至规定值。
2.1.5.2发电机定子绕组设计进水温度为42℃～48℃，当高于48℃或低于42℃时报警。
2.1.5.3发电机定子冷却水额定流量为45m3/h，入口压力为0.1～0.2MPa（表压），当流量低于40m3/h时应联动备用定子冷却泵运行。
当流量低于35m3/h时，发“发电机断水”光字信号，报警并延时30秒将发电机与系统解列。
2.1.5.4发电机定子机壳内氢气的规定
2.1.5.4.1氢气品质参数应符合1.7.3条中规定值。
2.1.5.4.2氢气置换按3.3规定执行。
2.1.5.4.3氢气压力应保持在0.25±0.02MPa（表压）下运行，机内氢压必须高于内冷水压0.04MPa，但也不宜过高。
2.1.5.4.4当发电机冷氢温度为额定值时，其负荷应不高于额定值的1.1倍；当冷氢温度低于额定值时，不允许提高发电机出力；当发电机的冷氢温度高于额定值时，每升高1℃定子电流应降低2%，但冷氢温度超过50℃不允许发电机运行。
2.1.5.4.5发电机正常运行时共有两组（共四台）氢气冷却器，以维持机内冷氢温度恒定，当一台氢冷却器解列时，发电机的负荷应降至额定负荷的80%及以下继续运行。
2.1.5.4.6发电机正常运行时不得降低氢压运行，若特殊情况下需降低氢压运行与制造厂协调且不应超过4小时，此时发电机的负荷应根据温升试验确定，未经试验前，允许负荷可参考下表：
氢压
有功
定子电流
定子电压
功率因数
0.2MPa
270MW
9170A
20kV
0.85
0.1MPa
200MW
7132A
20kV
0.85
2.1.5.4.7任何情况下发电机内氢压不得高于0.30MPa。
2.1.6发电机轴承密封油压的规定：
发电机轴承密封油的表压保持在0.30±0.02MPa运行，氢油压差（油压高于氢压）保持在0.056±0.02MPa下运行。
2.1.7发电机轴承振动和轴承温度的规定：
正常运行时，发电机轴承振动应≤0.025mm，轴颈振动值应≤0.075mm（双幅），轴承进油温度>35～45℃，出油温度≤70℃，轴瓦温度<90℃。
2.1.8绝缘电阻值的规定：
2.1.8.1发电机检修后或备用超过72小时，投入运行前，应对其绝缘电阻进行测量，并做好记录，测量元件为发电机定子、定子汇流管及定子出线进水管、励端轴承、油密封、内外挡油盖、各电阻检温计冷态绝缘电阻、高厂变低压绕组。
2.1.8.2测量定子回路（包括发电机出口封闭母线、主变低压侧绕组、高厂变高压侧绕组等连接设备）的绝缘电阻值，应使用水内冷发电机绝缘测试仪进行测量。
定子绕组水路系统内应通入电导率合格的内冷水，其换算至同温度下的绝缘电阻值，不得低于前一次测量结果的1/3至1/5，但最低不能低于20MΩ，吸收比不得低于1.3（吸收比=R60s/R15s），发电机定子出口封闭母线断开时，定子绝缘电阻值不应低于200MΩ。
绝缘不符合上述要求时应查明原因，进行处理，若不能满足要求，则请示总工批准是否投入运行。
不同温度下电阻值换算：
Rt2=Rt1/2（t2-t1）/10
式中Rt1、Rt2分别为温度t1、t2的电阻值。
2.1.8.3测量发电机定子回路绝缘电阻方法：
2.1.8.3.1用万用表测量汇水环（包括绕组进、出汇水环和绕阻引出线汇水环）的对地绝缘值≥30KΩ，测量汇水环与定子绕组绝缘≥100KΩ。
2.1.8.3.2定子绕组不通水情况下，绝缘电阻用2500V摇表测量，其值不小于5MΩ。
2.1.8.3.3励端轴承、油密封、内外挡油盖对地绝缘用1000V摇表测量，其值不小于1MΩ。
2.1.8.4测量转子绕组绝缘电阻用500V摇表，其值不低于1MΩ，包括转子绕组在内的励磁回路绝缘值应不低于0.5MΩ。
2.1.8.5测量励磁变低压侧绝缘用500V摇表，其值不低于1MΩ。
2.1.8.6测量发电机轴承绝缘垫的绝缘电阻值，使用1000V摇表，其值不低于1MΩ。
2.1.8.7测量定子汇流管及定子出线进出水管对地绝缘用1000V摇表或万用表，不通水情况下，绝缘电阻不小于100KΩ；通水时测量，其值不小于30KΩ。
2.1.8.8测量高厂变低压侧绝缘电阻的要求见《变压器运行规程》。
2.1.8.9测温元件室温下（20℃）用250V兆欧表测量，其值不小于1MΩ。
2.1.8.10若某一测量对象的绝缘电阻值不满足规定值时，应采取措施加以恢复，能否投入运行，应报总工决定。
2.1.8.11发电机大、小修或事故检修所需时间较长，停机后应测发电机绝缘，以便和检修后比较。
2.2发电机特殊运行方式的规定
2.2.1发电机不允许用空气冷却带负荷运行。
2.2.2若需短时空冷空转运行或进行试验时（在安装、调整及试运行期间，允许短时在空气中运转），必须遵守如下规定：
2.2.2.1油密封装置及密封油控制系统应投入工作；
2.2.2.2机内空气压力保持在0.003～0.006MPa（表压）之间，压缩空气充入机内前应经过干燥和过滤，空气的相对湿度不得超过50%（20℃、0.1MPa），冷风温度20～38℃；
2.2.2.3无励磁；
2.2.2.4冷却器通水；
2.2.2.5定子绕组通冷却水；
2.2.2.6切断氢气分析器，差压表，拆开供氢管道。
2.2.2.7每次空冷空转时间不超过4小时；
2.3发电机停机状态的规定
2.3.1备用停机：
为非发变组一、二次回路有故障或检修工作而停机的状态，此时，发电机出口SF6开关断开、发电机220kV母线侧刀闸拉开，6kV厂用工作电源开关停电并拉至“试验”位置。
2.3.2检修停机：
为发变组一、二次回路检修所处的状态，此状态下满足2.3.1的规定外，还应将6kV厂用工作电源开关拉到“检修”位置，并按检修工作的要求布置安全措施。
3发电机氢气系统
3.1气体置换所需气体容积和时间按下表执行。
所需气体种类
被置换出发电机的气体种类
需要气体容积
所需时间
二氧化碳（纯度＞85%）
空气
180m3
5～6h
氢气（纯度＞96%）
二氧化碳
200m3
4～5h
发电机升氢压至0.3MPa
210m3
1～1.5h
二氧化碳（纯度＞96%）
氢气
150m3
4～5h
3.2 凡是进入氢气系统现场的人员必须注意的安全事项：
3.2.1不能带入火种，不能穿带钉子的鞋，不能穿晴纶衣服；
3.2.2现场内禁止明火作业，如果必须进行明火作业，必须经主管领导同意，且做好下列准备工作：
3.2.2.1准备好充足的CO2及干粉灭火器；
3.2.2.2装设防止火花飞溅的护板；
3.2.2.3明火区内的氢气含量测定小于2％；
3.2.2.4使用的工具必须是防爆类型。
3.3气体置换规定
3.3.1 气体置换前，发电机风压试验必须合格，密封油系统必须投入正常运行。
3.3.2 气体置换一般应在转子静止状态下进行，特殊情况也可在转子盘车下进行。
3.3.3气体置换中（尤其是氢气置换二氧化碳）应适当控制气体流动速度，不宜太快，并设专人调整密封油压。
3.3.4 气体置换期间，禁止电气做任何试验，20m内禁止明火作业，并悬挂警告牌。
3.3.5 在整个置换过程中，发电机内应保持有0.01～0.03MPa的压力。
3.3.6 严禁在机内氢气与空气直接混合置换。
3.3.7 CO2置换时，氢气纯度仪和湿度仪应解列，防止损坏设备。
3.4发电机气体置换
3.4.1发电机气密性试验
3.4.1.1检查关闭下列阀门：
H1、H2、H3、H4、H18、H20、H23、H25、CO2和氢气取样门、液位信号放油门、所有排污门。
3.4.1.2检查开启下列阀门：
H45、H46、H50、H52、H55、H56、H58、H59、H73、H79、H81、H82、油水探测器入口门及所有表计隔离阀（除氢气分析仪）。
3.4.2 发电机充空气气密试验：
3.4.2.1确认所有压缩空气管道内无积水，接好压缩空气与发电机空气连接管，确证密封油系统投入正常；
3.4.2.2缓慢开H5门向发电机充风压，风压至0.1MPa投入压差阀、平衡阀，风压至0.16MPa投入密封油补、泄油电磁阀；
3.4.2.3风压升至0.3MPa，关闭H5门停止充风压，由检修人员查漏，运行人员配合；
3.4.2.4气密试验合格后，将压缩空气与发电机空气系统连接管拆除，用H18门将发电机内风压降至0.1MPa，关闭H18门。
3.4.3 发电机气体置换
3.4.3.1用CO2置换空气：
3.4.3.1.1确证CO2供气阀H55门、氢气供气阀H73门开启；
3.4.3.1.2开启CO2母管供气阀H20门；
3.4.3.1.3开启CO2汇流排减压阀前入口隔离阀H29、H31和出口阀H26、H27门；
3.4.3.1.4开启CO2瓶阀（一次开2瓶）；
3.4.3.1.5调节CO2瓶减压阀，使母管压力维持在0.15～0.2MPa；
3.4.3.1.6调节排汽阀H18门，使机内压力在0.01～0.03MPa；
3.4.3.1.7当一组CO2瓶内压力降至0.5MPa时，再换一组CO2瓶；
3.4.3.1.8充CO2过程中，要保持CO2供气管路在距发电机3m以内无结霜现象；
3.4
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