发变组及励磁系统技术规范电厂电气运行规程.docx
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发变组及励磁系统技术规范电厂电气运行规程
第一章发变组及励磁系统技术规范
1.1概况
本机组采用东方电机股份有限公司QFSN-300-2-20B型汽轮发电机，冷却方式为“水－氢－氢”，即定子线圈水内冷，转子线圈氢内冷，定子铁心及端部构件氢气表面冷却；主变采用保定天威保变电气股份有限公司SFP10—370000/220型强迫油循环风冷变压器。
发电机、主变及高厂变之间采用全连分相封闭母线联结成发变组单元接线方式，发电机中性点经单相变压器接地。
励磁系统整体采用ABB公司成套的机端励磁变－静止可控硅即自并励励磁系统。
1.2发电机
序号
项目
单位
参数
备注
1
型号
QFSN-300-2-20B
2
额定功率
MW
300（353MVA）
3
最大连续功率
MW
330（388MVA）
4
额定电压
kV
20
5
额定电流
kA
10.189
6
额定功率因数
0.85
滞相
7
额定励磁电流
A
2047
计算值
8
额定励磁电压
V
389
100℃计算值
9
额定频率
Hz
50
10
额定转速
r.p.m
3000
11
定子绕组接线
2—Y
12
相数
3
13
出线端子数目
6
14
短路比（保证值）
≥0.6
15
效率（保证值）
≥98.9%
16
强励顶值电压倍数
≥2
17
强励电压响应比
≥2/s
18
强励时间
s
≤10
19
轴承振动
mm
≤0.025
20
轴振
mm
≤0.075
21
定子槽数
54
22
转子槽数
32
23
冷却方式
水氢氢
24
绝缘
定子绕组
F
按B级考核
定子铁芯
F
按B级考核
转子绕组
F
按B级考核
25
温度限值
定子绕组及出水
℃
≤80
检温计
定子绕组层间
℃
≤90
检温计
层间温差（最高－最低）
℃
≤8
转子绕组
℃
≤110
电阻法
定子铁芯
℃
≤120
检温计
定子端部构件
℃
≤120
首台埋置检温计
集电环
℃
≤120
温度计
集电环出风
℃
≤65
温度计
轴瓦
℃
≤90
检温计
轴瓦、油封回油
℃
≤70
检温计
26
氢气
额定氢压
MPa
0.25
最高氢压
MPa
0.30
纯度
≥96%
冷氢温度
℃
35~46
热氢温度
℃
≤65
露点
℃
－25≤t≤－5
充氢容积
m3
72
每日漏氢
m3/d
≤10
27
定子内冷水
定子充水容积（含出线）
m3
0.3
进水温度
℃
45±3
进水压力
MPa
0.1~0.2
流量（含出线水量3t/h）
t/h
45
电导率（20℃）
us/cm
0.5~1.5
PH值
7~8
硬度
ugE/L
≤2
氨
允许微量
28
中性点单相变压器
额定容量
kVA
30
额定电压（高/低）
kV
20/0.22
额定电流（高/低）
A
2.6/136.4
电压比
11.547/0.22
冷却方式
AN
温升限值
K
100
相数
单相
使用环境
户内
29
一阶临界转速
r.p.m
1347
30
二阶临界转速
r.p.m
3625
31
发电机全长
mm
12620
1.3主变压器
序号
项目
单位
参数
备注
1
型号
SFP10—370000/220
2
冷却方式
强迫油循环风冷（ODAF）
3
额定容量
kVA
370000
4
电压组合
kV
242±2×2.5%/20
5
连接组别
YN，d11
6
高压侧额定电流
A
883
7
低压侧额定电流
A
10681
8
频率
Hz
50
9
短路阻抗
14.1%
10
调压方式
无载调压
11
空载损耗
kW
190.8
12
负载损耗
kW
628.9
13
总损耗
kW
819.7
14
允许环境温度
℃
-25—40
15
绕组平均温升
K
60
16
上层油温升
K
50
17
风冷却器
数量
组
5
油泵额定输出功率
kW
2.2
6B80-5/2.2型
油泵额定电压
V
380
油泵额定电流
A
6.5
风扇额定输出功率
kW
250
YF4-250型
风扇额定电压
V
380
风扇额定电流
A
1.4励磁系统
整体采用ABB公司UNITROL5000型成套的机端励磁变－静止可控硅即自并励励磁系统，励磁变变比20/0.8kV，正常运行时，随机采用一个通道工作，一个通道即为紧急备用。
正常运行时，要求周围环境温度+5～+40℃，相关空气湿度5%～85%
1.5封闭母线及微正压装置
序号
项目
单位
参数
备注
封
闭
母
线
型号
FM-20/12500
额定电压
kV
20
额定电流
A
12500
标准代号
GB/T8349-2000
制造厂家
北京电力设备总厂
微正压装置
第二章发变组的启动及并网
2.1发变组的启动
2.1.1发变组启动前的检查和准备
2.1.1.1终结发变组一、二次回路工作票，拆除全部临时安措，恢复常设安全措施；
2.1.1.2检查发变组一、二次设备及回路各表计完好，场地清洁；
2.1.1.3检查发电机滑环清洁，碳刷接触良好、压力均匀，碳刷在刷握内活动自如，无卡涩现象，连接线牢固完整；
2.1.1.4发电机定子冷却水系统、氢气系统（含氢气冷却器）及密封油系统投入运行正常，各冷却介质符合技术规范要求。
发电机充、排氢过程中禁止发电机及其系统的任何操作；
2.1.1.5发电机检修后、气候急剧变化或备用时间超过一周，启动前应测量发电机各部的绝缘电阻值，其值与上次比较无显著降低，且不低于以下规定值：
1.发电机定子绝缘电阻不能低于上次测量值的1/3～1/5（通水）（1000V~2500V兆欧表）；
2.发电机转子绕组（包括励磁回路）：
≥1MΩ（500V~1000V兆欧表）；
3.发电机轴承绝缘电阻：
≥1MΩ（1000V兆欧表）；
4.以上绝缘电阻任一项不满足规定值时，应查明原因并消除；若一时不能消除，发电机能否启动由总工程师批准；
2.1.1.6检查发电机大轴接地碳刷接地良好；
2.1.1.7检查发电机各部温度测点指示读数正常合理；
2.1.1.8检查主变、高厂变本体清洁，无杂物，外壳接地应良好，本体、油枕、散热器、油阀门等处均无渗、漏油现象；
2.1.1.9主变、高厂变油枕和充油套管的油色应透明，油位计指示与环境温度对应的指示一致。
2.1.1.10主变、高厂变上层油、绕组温度计完好，指示正常（冷态时应与环境温度相同），主变220KV侧中性点避雷器、放电间隙、接地刀闸完好，高厂变6KV侧中性点接地装置完好；
2.1.1.11主变、高厂变瓦斯继电器应充满油，连接门打开，无报警；
2.1.1.12主变、高厂变分接头位置正确，且三相一致；
2.1.1.13主变、高厂变冷却装置启动、联动以及自启动正常，冷却电源联动试验正常，各组
冷却器控制选择开关位置正确。
2.1.1.14主变、高厂变一、二次引线各部连接牢固；
2.1.1.15主变、高厂变喷淋消防系统完好；
2.1.1.16检查励磁变处于备用状态；
2.1.1.17检查发电机中性点接地变压器处于备用状态；
2.1.1.18确认发变组按规定启动前的有关试验正常。
2.1.2发变组恢复备用
2.1.2.1确认发变组启动前各项检查正常；
2.1.2.2退出发变组热工保护，检查发变组其它所有保护均投入，保护信号已复归；
2.1.2.3检查发变组出口刀闸6301、6302（6401、6402）在断开位置，主开关630（640）在备用状态；
2.1.2.4送上主变及高厂变冷却装置电源；
2.1.2.5检查主变中性点接地刀闸3G36（3G46）在合闸位置；
2.1.2.6将发电机出口避雷器推至工作位置；
2.1.2.7装上发电机出口1TV、2TV、3TV高压保险，将其推至工作位置，装上1TV、
2TV、3TV的低压保险；
2.1.2.8合上发电机中性点单相变压器一次侧刀闸；
2.1.2.9将励磁系统恢复备用状态：
1.合上整流柜控制、信号电源开关；
2.合上整流柜风机电源，启动风机运行；
3.投入励磁调节柜交、直流电源，启动装置风扇运行；
4.检查各操作面板上各小开关位置正确；
5.送上发电机起励电源。
2.1.2.10检查发电机绝缘过热装置、局部放电装置、封闭母线微正压装置投入正常。
2.1.3发电机升速及检查
2.1.3.1发电机转动后，即认为发电机及其全部设备均已带电；
2.1.3.2汽轮发电机在升速过程中，应监听发电机各部位声音是否正常，动静部分有无摩擦；
2.1.3.3发电机转速至1200rpm时，检查发电机碳刷在刷握内活动正常，无跳动、卡涩或接触不良现象；
2.1.3.4发电机转速至3000rpm时，应检查发电机各轴承振动及回油温度；检查冷却系统有无漏风现象；检查内冷水压、流量、检漏计、氢压、密封油压均应正常；
2.1.3.5汽轮机3000rpm定速后，根据调度命令，合上发变组出口刀闸；
2.1.3.6投入发变组主开关、励磁系统开关及微机同期控制器操作电源，检查主开关在远方控制位置；
2.2发变组的升压并网及带负荷
2.2.1发电机与电网同期并列条件
2.2.1.1发电机电压与电网电压差不大于5％；
2.2.2.2发电机频率与电网频率差小于0.15Hz；
2.2.2.3发电机电压与电网电压相位相近；
2.2.2.4发电机与系统相序一致。
2.2.2程控自动升压并网
2.2.2.1稳定发电机转速3000rpm，检查AVR通道完好，无报警信号，通道工作方式为“自
动”，通道控制方式为“REMOTE”；
2.2.2.2在OIS“发变组同期及励磁系统”界面上选择“开机程控”，按下“程控启动”按
钮，则自动进行升压并网（以#3机为例）；
2.2.2.3发电机升压过程中应检查：
电压升至8KV，自动切换为励磁变励磁，AVR自动控制，并监视各仪表指示正常，此时转子电压55V，转子电流300A左右。
约经22秒，电压自动升至20KV，此时，校核发电机空载励磁电压150V，电流830A左右
；发电机升至额定电压后，检查发电机定子三相电流应接近于0；
2.2.2.4630开关合闸后，复位开关，并检查ASS已退出。
2.2.3程控手动升压并网
2.2.3.1稳定发电机转速3000r/min，检查OIS“发变组同期及励磁系统”界面上各逻辑条件逐步满足，红灯亮，将AVR通道工作方式切换至“自动”（如手动升压则切换至“手动”），通道控制方式为“REMOTE”；
2.2.3.2按下“励磁”按钮，按下对话框中“投入”按钮并确认，检查FCB开关自动合上；经8秒左右，发电机电压升至8kV，自动切换励磁变供电，此时转子电压55V，转子电流300A左右；
2.2.3.3约经22秒，电压自动升至20KV。
若手动升压，则按下AVR中的“增磁”按钮，将
发电机电压升至20kV。
此时检查发电机空载励磁电压150V，电流830A左右；
2.2.3.4检查发电机定子三相电流应接近于0；
2.2.3.5检查前面逻辑满足后，在“630断路器控制”中按下“请求DEH同期”，按下“确认”按钮；
2.2.3.6检查前面逻辑满足后，按下“ASS”，按下框中“投入”按钮；
2.2.3.7检查630开关已合上，将630开关复位；
2.2.3.8检查ASS已退出；
2.2.4并网后操作及注意事项
2.2.4.1发变组并网时，若对系统发生较大冲击，应查明原因并对发变组详细检查，冲击无法消除时紧急解列发电机；
2.2.4.2并网后应立即通知汽机、锅炉，并带9MW初负荷；
2.2.4.3投入发变组热工保护；
2.2.4.3检查发电机定、转子无接地现象；
2.2.4.4退出微机同期控制器电源；
2.2.4.5及时增加励磁，并检查无功功率有无变化；
2.2.4.6及时投入氢气干燥器；
2.2.4.7检查主变冷却装置投入运行正常；
2.2.4.8并网后，发电机升负荷率由汽机决定。
正常情况下，发电机定子电流即可增至额定值的50％，由50％Ie升至100％Ie时间不应少于1小时，事故情况下，发电机定子电流增加速度不受限制，但应对发电机各部温度加强监视；
2.2.4.9发电机负荷60MW及以上时，将6KV厂用电切换至#3高厂变供电，并检查#3高厂变冷却装置的运行情况；
2.2.4.10发电机带额定负荷时，应对发变组本体及一、二次回路作详细检查。
2.3励磁系统的操作
2.3.1励磁系统运行方式
2.3.1.1励磁调节器AVR两通道均应打至“自动”，此时调节器备用通道自动跟踪工作通道，手动方式跟踪自动方式；
2.3.1.2调节器在“自动”方式，当两个通道的TV故障时，调节器自动切换至“手动”方式
运行。
2.3.2AVR通道投入备用：
（以通道Ⅰ为例）
2.3.2.1合上AVR的交、直流电源开关；
2.3.2.2将AVR通道上的小拨轮开关拨至“ON”位置；
2.3.2.3检查控制面板上无“Ⅰ通道不许可运行”报警信号；
2.3.2.4按下控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮；
2.3.2.5按下控制面板上““RELEASE”及“CHⅠ”按钮；
2.3.2.6按下控制面板上“AUTO”按钮。
2.3.3就地手动将通道Ⅰ倒至通道Ⅱ运行：
2.3.3.1检查通道Ⅱ备用正常，无报警信号；
2.3.3.2按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮；
2.3.3.3按下就地控制面板上““RELEASE”及“CHⅡ”按钮。
2.3.4AVR通道由“MANUAL”切换至“AUTO”运行方式：
2.3.4.1检查AVR通道自动调节功能正常，无“AUTODISABLED”信号；
2.3.4.2就地切换：
先按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮，然后按下就地控制面板上“RELEASE”及“AUTO”按钮；
2.3.4.3遥控切换：
检查控制方式在“REMOTE”，在DCS发出“AVRAUTO”命令；
2.3.4.4检查发电机电压及无功正常。
2.3.5AVR通道由“AUTO”手动切换至“MANUAL”运行方式：
2.3.5.1就地切换：
先按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮，然后按下就地控制面板上“RELEASE”及“MANUAL”按钮；
2.3.5.2遥控切换：
检查控制方式在“REMOTE”，在DCS发出“AVRMANUAL”命令；
2.3.5.3检查发电机电压及无功正常。
2.3.6励磁调节器AVR的保护功能
2.3.6.1过电流保护：
该保护由正时限和反时限两部分组成；
2.3.6.2P/Q-保护：
预防发电机欠励磁和避免发电机在稳定极限以外工作；
2.3.6.3AC过电压保护：
吸收由可控硅换向和功率系统瞬变产生的电压尖峰；
2.3.6.4DC过电压保护：
保护励磁绕组；
2.3.6.5励磁接地故障监视器：
用于检测转子回路，功率回路及机组运行时励磁变的低压绕组上的接地故障。
第三章发变组的运行
3.1总则
3.1.1发电机允许负荷变化范围为50%~100%PN；
3.1.2发电机每年允许启停250次，总启停次数为10000次；
3.1.3运行中或静止（盘车）未排氢状态下，发电机周围10米范围内严禁烟火、电焊、气焊，“严禁烟火”警告牌必须放在显眼的地方；
3.1.4运行中的发变组及其辅助设备，每班至少巡视检查1次；
3.1.5备用中的发变组按运行机组对待，每班至少巡视检查1次，并保持发电机绕组温度在＋5℃以上。
3.1.6下列情况下应加强对发变组的巡视检查：
3.1.6.1新安装机组移交后一周之内；
3.1.6.2经大修并网后8小时之内每两小时检查一次；
3.1.6.3系统短路冲击后应全面检查一次；
3.1.6.4强励动作后应全面检查一次。
3.2发电机的运行
3.2.1发电机正常运行中的检查
3.2.2.1发电机本体清洁无异物，声音正常，无异常振动，无异味；
3.2.2.2发电机各表计指示正常，各部温度符合规定值，无局部过热现象；
3.2.2.3发电机氢、油、水系统运行正常，无渗漏、结露现象；
3.2.2.4发电机滑环上的碳刷应清洁完好，无卡涩、冒火、过短、刷辫断股现象，必要时进行更换。
发电机大轴接地碳刷接触良好；
3.2.2.5发电机出口封闭母线各部温度正常，无过热变色现象，接地完好，微正压装置运行正常；
3.2.2.6发电机出口TV、避雷器、中性点单相变压器无过热，松动，放电现象，接地完好；
3.2.2.7发电机氢气干燥器运行正常，应进行定期排污；
3.2.2.8发电机绝缘监测装置运行正常，无漏气现象；
3.2.2.9发电机灭磁开关、灭磁电阻和转子过电压保护装置运行正常，接触良好无过热现象。
各整流控制柜硅元件温度正常，冷却风扇运行正常，保险器完好；
3.2.2.10微机保护装置运行正常，无异常报警，保护投退正确。
3.2.2发电机正常运行中的监视
3.2.2.1发电机可在铭牌规定参数下长期连续运行；
3.2.2.2发电机额定出力时，电压允许变动范围在额定电压的95％~105%以内（19～21kV），频率允许变化范围在－5%~＋3%（47.5~51.5Hz）以内；
3.2.2.3发电机功率因数为额定值时，电压的变动范围在额定电压的95％~105%以内（19～21kV），频率变化范围在－3%~＋1%（48.5~50.5Hz）以内允许长期连续带额定功率运行；电压的变动范围在额定电压的95％~105%以内（19～21kV），频率变化范围在－5%~＋3%（47.5~51.5Hz）以内允许带额定功率运行，但每年不超过10次，每次不超过8小时；
3.2.2.4发电机定子电压低于额定值的95％（19kV）时，定子电流长期允许的数值，不得大于额定值的105％（10.7kA）；
3.2.2.5发电机的功率因数应保持在迟相0.85—0.99范围内运行，发电机能否进相运行应由进相试验确定；
3.2.2.6发电机负序电流不超过额定电流的10％，且每相电流不大于额定电流，发电机短时负序
过电流的时间由I2*2×t≤10确定；
3.2.3.7在发电机运行中，应保持氢压大于内冷水进水压力，其压差不得小于0.04MPa，否则应及时调整；
3.2.3发电机非正常运行中的监视
3.2.3.1发电机不允许在空冷方式下加励磁运行，仅在安装、调整和试运行期间，发电机允许无励磁短时在空气中运行；
3.2.3.2发电机电压、功率因数及氢压为额定值，冷氢温度≤30℃，厂房内环境温度≤30℃，冷却器进水温度为20℃，冷却器出水温度≤27℃时，发电机可输出最大功率（330ＭＷ）；
3.2.3.3发电机在非额定工况运行时，应保证各部温度在规定的范围内；
3.2.3.4当发电机功率因数保持在0.85，氢压变化时所带负荷极限按下表执行。
氢压（MPa）
0.1
0.2
有功功率（ＭＷ）
200
270
3.2.3.5发电机正常运行时四组氢冷器同时运行，一组氢冷器因故退出运行时，发电机允许带80％的额定负荷。
3.2.3.6事故情况下，允许发电机定子绕组短时过负荷运行，同时允许转子绕组有相应的过负荷，定子过负荷按下表执行。
定子电流/定子额定电流
1.27
1.32
1.39
1.50
1.69
2.17
允许持续时间（s）
60
50
40
30
20
10
3.3主变压器的运行
3.3.1主变压器冷却装置
3.3.1.1主变压器采用强迫油循环导向风冷却（ODAF），共设五组冷却器。
冷却器由两路电源供电，可任选一路工作，一路备用。
工作电源跳闸时，备用电源自动投入；任一路电源故障，集控室DCS发“主变冷却器电源I（或II）故障”信号；
3.3.1.2主变冷却器正常运行方式为：
3组工作、1组辅助、1组备用；三组工作冷却器应交替对称布置；
3.3.1.3主变冷却器各开关说明：
SAM1:
总电源选择开关，运行时置“Ⅰ工作Ⅱ备用”或“Ⅱ工作Ⅰ备用”；
SAM2:
总电源控制开关，置“试验”位置时，电源手动投入，此时可手动
启动单组冷却器；置“工作”位置时，当发变组主开关合闸后，总电源自动投入，冷却器自动投入运行；
SAM3:
冷却器全停保护出口投退开关，正常运行时此开关置“工作”位置，当所有冷却器全停延时启动程序跳闸；
SAM4:
控制箱电加热电源开关，正常运行时此开关置“工作”位置；
SAM5:
冷却器控制信号及全停保护回路投退总开关，正常运行时该开关置“工作”位置；
SA1—SA5:
单组冷却器的控制开关，置“工作”位置则该组冷却器运行；置“辅助”位置则当变压器负荷电流达到75％I
e或者上层油温达到55℃时自动启动；置“备用”位置时则当任一“工作”冷却器跳闸或者油流不通时，“备用”冷却器自动置入运行。
3.3.2主变压器运行的一般规定
3.3.2.1主变压器在规定的冷却条件下，可按照铭牌额定参数运行；
3.3.2.2主变压器运行，电压在额定值±5%范围内（1~5档之间）变动时，其额定容量不变，各分接头运行电压不得超过分接头额定值的105％；
3.3.2.3主变（强迫油循环风冷式变压器）上层油温最高不得超过85℃，顶层油温升不得超过50℃，绕组平均温升不得超过60℃；
3.3.2.4主变冷却器全停，允许带额定负荷运行20min，如20min后顶层油温尚未达到75℃，允许上升到75℃，但冷却器全停后最长运行时间不得超过1h；
3.3.2.5主变压器不允许过负荷运行，事故情况下，允许变压器短时过负荷运行，但应控制变压器上层油温不得超过规定值；
3.3.2.6主变压器存在较大缺陷时，如冷却系统故障、严重漏油、色谱分析异常等，不准过负荷运行；
3.3.2.7主变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器；
3.3.2.8
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