新疆电厂电气规程Word格式文档下载.docx

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零序电抗（非饱和/饱和）

8.958/8.52

直轴同步电抗Xd

215.14%

横轴同步电抗Xq

直轴瞬变电抗Xd′

28.2/24.8

横轴瞬变电抗Xq′

42.06/37.02%

直轴超瞬变电抗Xd″

19.59/18.02%

横轴超瞬变电抗Xq″

19.32/17.78%

定子绕组漏抗Xe

11.58%

转子绕组漏抗Xf

10.26%

定子每槽导体数

定子绕组并联支路数

发电机转子临界转速（一阶）

1347r/min

发电机转子临界转速（二阶）

3625r/min

1.1.3发电机部件和冷却介质的允许温度限值（定子和转子绝缘均为F级）

温度限值

电阻法

电阻测温元件

双金属温度计

定子绕组出水

—

85℃

定子绕组上下层线棒间

90℃

定子铁芯

120℃

定子端部结构件

转子绕组

115℃

机内热氢气

75℃

轴承金属温度

轴承和油密封出油

70℃

1.1.4发电机冷却系统技术规范

1.1.4.1氢气参数

额定压力（表压）

0.3MPa

允许偏差

±

0.05MPa

冷却器出口冷氢温度

45℃

1℃

氢气纯度

98%

最小纯度

96%

氧气含量

不大于0.5%

机内充气容积

72m3

机内氢气湿度

-25～10℃

1.1.4.2内冷水参数

额定进水压力

0.1--0.2MPa

最大允许进水压力

0.30MPa

进水温度

45+3℃

额定流量

45m3/h

流量允许偏差

3m3/h

铜化合物最大允许含量

100mg/L

导电率（25℃）

0.5～1.5μs/cm

PH值（25℃）

7～8

硬度（25℃）

小于2μg/L

含氨量（25℃）

微量

1.1.4.3氢气冷却器循环水

额定入口压力

0.25MPa

最大入口压力

0.30MPa

入口处最高水温

33℃

入口处最低水温

20℃

氢气冷却器水压降

0.04MPa

一个氢气冷却器额定水流量

100m3/h

1.3.5励磁调节系统设备规范

1.3.5.1励磁变压器设备规范

SCB9—3600/20

变比

20KV±

5％/780V

额定容量

3600KVA

额定电流（高压侧）

A

额定电流（低压侧）

联结组

Dy-11

短路阻抗

6％

H

绕组温升

80K

频率

50HZ

温控装置

80℃停风机100℃启风机130℃报警150℃跳闸

1.3.5.2起励装置

起励电压

DC220V

起励电流

100A

起励时间

10S

1.3.5.3微机电源变压器T05

一次电压

756V

二次电压

170V

一次电流

0.79A

二次电流

3.53A

1.3.5.4风机单相变压器T15

220V

2.2A

7.5A

1.3.5.5灭磁开关MK（Q02）

HPB45M-82S

2000V

4500A

短路电流（ICW）

75KA×

1S

ABB瑞士有限公司

1.3.5.6主变压器规范

三相双线圈铜芯无励磁调压油浸电力变压器

SFP10—420000/220

冷却方式

强迫导向油循环风冷（ODAF）

420MVA

额定电压比

242±

2×

2.5%/20KV

50HZ

联结组标号

YN，d11

14%

绕组耐热等级

冷却器组数

5组

中性点接地方式

可直接接地或不接地运行

油重量

57t

总重量

340t

1.3.5.7主变压器分接开关电流电压

高压侧

低压侧

分接位置

电压（KV）

电流（A）

1

3

4

5

1.3.5.8主变压器套管式电流互感器技术参数

安装地点

电流变比

准确级

额定输出（VA）

1250/5

0.2

50

5P25

高压侧中性点

500/5

5P20

30

1.3.6高压启备变设备规范

1.3.6.1高压启备变技术参数

三相自然油循环风冷分裂绕组有载调压高压起动/备用变压器

SFFZ10—50000/220

自然冷却/自然油循环风冷（ONAN/ONAF）

50/38-38MVA

230±

8×

1.25%/6.3—6.3KV

全穿越11.7%，半穿越20.98%，分裂37.1%

YN，yn0—yn0，d

21%

散热器组数

3组

41t

126t

1.3.6.2高压启备变套管式电流互感器技术参数

300/5

750/5

5P30

60

1.3.6.3高压启备变有载调压分接开关电流电压

高压绕组

低压绕组

电压（V）

253000

91.3

低压1

6300

2291.1

250125

92.3

247250

93.4

244375

94.5

241500

95.6

6

238625

96.8

7

235750

98.0

8

232875

99.2

低压2

9a

230000

100.4

9b

9c

10

227125

101.7

11

224250

103.0

12

221375

104.3

13

218500

105.7

稳定绕组

14

215625

107.1

相电流（A）

15

212750

108.5

16

209875

110.0

17

207000

111.6

1.3.7高压厂用变压器设备规范

1.3.7.1高压厂用变压器技术参数

三相自然油循环风冷双分裂绕组五载调压变压器

SFF10—50000/20

50/38—38MVA

20±

2.5%/6.3—6.3KV

D，yn1—yn1

20%

顶层油温升

55K

65K

16.88t

68.84t

1.3.7.2高压厂用变压器分接开关电流电压

21000

1099.7

20500

1126.5

20000

1154.7

19500

1184.3

19000

1215.5

1.3.7.3高压厂用变压器套管式电流互感器技术参数

2000/5

15000/5

TPY

第二章主机联锁保护设置

第一节机、电、炉联锁简介

2.1.1机电炉大联锁

2.1.1.1锅炉与发电机间无直接联锁关系，要通过汽轮机这道中间环节。

2.1.1.2发电机跳闸，汽机联跳，锅炉MFT。

2.1.1.3汽机跳闸，发电机联跳，锅炉MFT。

2.1.1.4锅炉灭火，汽机跳闸（炉跳机保护投入）,发电机跳闸。

附图：

机电炉大联锁简图

2.1.2锅炉大联锁保护

2.1.2.1A空预器跳闸（延时180s）联跳A引风机；

A引风机跳闸联跳A送风机。

2.1.2.2B空预器跳闸（延时180s）联跳B引风机；

B引风机跳闸联跳B送风机。

2.1.2.3两台空预器跳闸联跳两台引风机、送风机、一次风机、A-E磨煤机（联关磨煤机出口门、入口混合风门及热风门）、联跳A-E给煤机、延时60s联跳密封风机。

2.1.4.1汽机跳闸；

2.1.4.2机跳炉保护投入。

2.1.5ETS跳发电机保护（以下条件同时满足）

2.1.5.1汽机#1、#2高压主汽门、#1、#2中压主汽门全部关闭；

2.1.5.2ETS动作。

第二节主机跳闸保护设置

2.1.下列保护任一动作，联跳汽机，联跳发电机，联跳锅炉：

2.1.1机头手动打闸；

2.1.2机械超速保护（3330-3360rpm）。

2.1.2发变组保护

2.1.2.1发变组保护动作出口配置

1.全停I：

跳发变组出口开关主开关，跳灭磁开关，跳6KV工作A、B段断路器，启动快切,启动失灵保护，启动故障录波器，远动信号，汽机跳闸，关闭汽轮机主汽门。

2.全停II：

除不关主汽门外，其它与全停I出口一样且甩负荷。

3.程序逆功率：

关闭汽轮机主汽门、闭锁热工保护等；

4.启停机出口：

断开灭磁开关,跳发变组出口开关主开关,远动信号等；

5.解列灭磁：

跳发变组出口主开关，断开灭磁开关，跳6KV工作A、B段断路器，启动快切，启动失灵保护，启动故障录波器，汽机跳闸，远动信号。

6．突加电压：

跳主开关、远动信号。

注释：

我公司电气保护动作，无论是全停Ⅰ（Ⅱ）、程序跳闸、解列、解列灭磁，均将联跳汽轮机，通过大联锁实现。

2.1.2.2发变组保护配置清单

序号

保护名称

定值设置

动作范围

投停说明

发电机差动

0.25、0.8K=0.4

瞬时动作于全停Ⅰ

正常运行投入

主变压器差动

0.5、0.8K=0.5

高厂变差动

励磁变速断

47A

发电机定子匝间保护

动作于全停Ⅰ

对称过负荷（定时限）

定：

4.56A9S

延时动作于信号或减出力

对称过负荷（反时限）

反：

4.78A0.5-120S

作用于全停I

不对称过负荷（负序电流）（定时限）

0.42A，5S

延时动作于信号

不对称过负荷（反时限）

0.44A，0.5S

长期0.4A允许

发电机定子接地保护

基波动作于全停Ⅰ

零序电流Ⅰ段

T1动作跳母联、T2动作全停II

主变中性点刀闸合上时此保护投入

零序电流Ⅱ段

主变间隙零序

动作于全停II

主变中性点刀闸拉开时此保护投入

过励磁保护（定时限）

1.05倍9秒

解列灭磁

过励磁保护（反时限）

1.30.5S;

1.28,1S;

1.25,10S;

1.2,65S.

转子一点接地

转子两点接地

延时动作于全停Ⅰ

发电机低励失磁保护

T1=0.5ST2=1ST3=1.5ST4=2S

T1发信号、T2动作于切换厂用电和自动减出力

T3动作于解列灭磁、T4动作程序跳闸

18

发电机过电压保护

130V0.5S，即I段直接动作，180V，100S

19

发电机逆功率保护

7W，60S

T1发信号，T2动作于全停II

程序逆功率

7W，1S

20

发电机频率异常保护

低频跳闸高频发信

频率异常保护（定时限）

51.5HZ，30S

延时发信号（过频）

连续低频保护Ⅰ段

48.5HZ，50S，3600S累计

T1动作于信号、∑T1动作于信号或解列

发电机并网后保护才投入

连续低频保护Ⅱ段

48HZ，40S，累计60S

T2动作于信号、∑T2动作于信号或解列

连续低频保护Ⅲ段

47.5HZ，30S

T3动作于信号、∑T3动作于信号或解列

连续低频保护Ⅳ段

10S延时，47HZ

T4动作于信号、∑T4动作于信号或解列

21

启停机保护

U0=5V，延时0.5S

保护动作于跳开灭磁开关

发电机并网后退出

22

突然加电压保护

动作电流：

2.38A

延时动作于出口开关

并网后自动退出

23

发电机失步保护

区内动作于全停II;

区外动作于信号

24

发变组出口开关失灵保护

延时动作相邻开关

25

发变组出口开关非全相保护

动作于发变组出口开关

26

主变本体保护（高厂变）

27

重瓦斯

1m/s

动作于全停

28

轻瓦斯

250ml

发信号

29

冷却器全停

当油温达75℃且延时20分钟或油温未达到75℃但延时达60分钟动作于解列灭磁或程序跳闸

绕组温度高

启动风扇55℃，停风扇45℃，温度高100℃，110℃均报警发信

发信号和启动冷却风扇

31

油温高

启动风扇50℃，停风扇40℃，温度高85、100℃均发信号

32

油位低

33

I=47A延时T1=0.2S

动作于全停I

34

励磁变复压记忆过流保护

35

励磁变压器温度高保护

励磁变温度高130、150℃均发信

高1值发信号、高2值动作于发信

36

高厂变复合电压闭锁过流

5.8A，1.1S发信，100S全停

T2动作于全停

37

高厂变分支过流

38

高厂变A分支过流

过流动作电流：

5.73A，

1.1S跳分支

延时动作于跳A分支并闭锁快切

39

高厂变B分支过流

延时动作于跳B分支并闭锁快切

40

高厂变A分支零序过流保护

零序动作电流：

2.5A

1.1S停分支，1.7S全停

T1动作于A分支并闭锁快切、T2动作于全停并启动A,B快切

41

高厂变B分支零序过流保护

T1动作于B分支并闭锁快切、T2动作于全停并启动A.B分支快切

2.1.2.3保护压板投退原则

发电机启动前应投入的保护：

失磁保护发电机建压后投入，启停机保护并列前投入，并列后退出，误上电保护建压前退出，低频保护并列后投入，其他保护均正确投入。

发电机停机后保护压板：

停机前启停机保护投入，停机后退出，误上电保护停机后投入，其他压板可不动。

主变中性点压板：

启停机前投入中性点接地保护，退出间隙接地保护，启停机后若中性点保持投入则中性点接地保护投入间隙接地保护退出，脱中性点分开，则中性点接地保护退出间隙接地保护退出。

2.2.4.4励磁系统限制等参数设定至值

1、励磁系统各参数

起励参数

转子电流限制器

定子电流限制器

起励退

出值

起励失败报警延时

限制启

动值

限制最

大值

瞬时限

动作值

定值

30%机端额定电压

14S

1.1倍

2倍

1.05倍

1.6倍

AVR自动运行电压范围

自动运行给定值

调差系数

V/Hz限制器动作值

手动运行范围

90～110%Un

19KV

6%

0～110%Ifn

2、自动通道的PID参数

直流增益

比例增益

高频增益

积分时间常数

微分时间常数

500

２５ｍＳ

3、手动低励限制

有功功率（%）

75

100

限制动作值

4、手动通道的PI参数

0.15S

３

９０

5、P/Q限制（欠励限制）

P=0,25,50,75,100%,动作值都为-5%

第三节跳闸后机、炉联锁项目

2.2.1锅炉MFT动作后将引起以下系统和设备动作：

2.3.1.1发出信号至MCS、DAS、SCS等各相关子系统，并报警。

2.3.1.2吹扫完成信号复位。

2.3.1.3停止所有磨煤机。

2.3.1.4停止所有给煤机。

2.3.1.5OFT动作，关燃油跳闸阀和所有角阀，闭锁吹扫，禁止打火。

延时3s，关回油阀。

2.3.1.6关闭减温水总阀及各电动门。

2.3.1.7闭锁吹灰系统运行，并退出已投入的吹灰器。

2.3.1.8跳汽机。

2.3.1.9跳一次风机。

2.3.1.10关闭磨煤机出口一次风门。

2.3.1.11开启二次风档板并切手动。

2.3.2汽机跳闸后的联锁：

2.3.2.1联跳发电机；

2.3.2.2联跳锅炉；

2.3.2.3联关高中压主汽门及调汽门；

2.3.2.4联关各段抽汽逆止门及电动门并开启逆止门前后疏水阀；

2.3.2.5联开汽机本体各疏水门；

2.3.2.6联关高排逆止门，并开启高排逆止门后疏水阀；

3.2.4发电机检查

接到当班值长“发电机组准备启动”的命令后，主值应布置发电机——变压器组及附属系统的启动前准备工作，检查各电气系统和设备。

3.2.4.1检查该启动发电机组及附属设备所有工作票已全部结束,其所有安全措施、短路线、接地线已全部拆除，常设遮栏已恢复正常。

3.2.4.2检查发电机——变压器组一、二次接线是否安装联接正确可靠，无松动、脱开现象。

3.2.4.3测量定子绕组和转子绕组绝缘电阻，且全部合格。

3.2.4.4发电机集电环及电刷表面清洁，各电刷完整齐全，连接牢固，各碳刷压力应适宜。

3.2.4.5汇流管用位于机座底部进出水管法兰处的接地片可靠接地。

3.2.4.6检查发电机密封油系统无漏油、渗油现象。

3.2.4.7瓷瓶套管无裂纹、破损，各充油设备无漏油、渗油现象。

SF6开关气体无泄漏现象，油压、气压正常。

3.2.4.8投入封闭母线微正压装置，且运行正常。

3.2.4.9检查发电机已充氢置换完毕，其压力、纯度、湿度、温度合格，无漏氢现象。

3.2.4.10投入发电机定子绕组冷却水系统，其压力、流量、温度正常，无漏水现象，水质合格。

3.2.4.11主变、高厂变冷却器、潜油泵、风机电源正常，试转正常。

3.2.4.12根据配电装置运行规定，检查各电压互感器、电流互感器、封闭母线及所属设备；

发变组开关、刀闸、主变、高厂变、6KV厂用工作电源进线开关，励磁整流柜、励磁调节器，灭磁开关柜；

保险、电阻等均正常可靠。

3.2.4.13根据继电保护规程，投入各操作信号，合闸电源、相应指示灯，表计正常，投入保护装置，并检查无误。

3.2.4.14检查发电机各部温度指示正确，并做好原始记录。

3.2.4.15检查励磁调节柜，整流柜冷却风扇电源正常。

3.2.4.16检查规定的消防器材型号正确,位置正确,数量充足。

3.2.4.17发电机启动前绝缘测定（启机前24小时内测量，超过24小时应重新测量）：

1．发电机定子线圈的绝缘电阻可在不通水的情况下,用2500V摇表测量或在通水的情况下用水内冷发电机绝缘测试仪测量。

在相同的温度和湿度的条件下,不得低于前次的1/3--1/5,吸收比不小于1.3倍；

定子线圈在不通水干燥后接近工作温度时,用2500V摇表测量其对地的绝缘电阻值应不低于200MΩ。

2．发电机通水前用摇表测定绝缘,应在汇水管未与外接水管接上之前进行,并将两端汇水管用导线联接起来,接在摇表的屏蔽端后测量,测毕接好外接水管。

3.发电机通水后用水内冷发电机专用绝缘测试仪测量,测量前先用万用