600MW发电机运行规程文档格式.docx
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3.2发电机的起动和并列9
3.3发电机的解列12
3.4发电机的停运后的工作13
3.5发电机运行中的监视、检查与维护。
13
4发电机的异常运行和事故处理17
4.1发电机的异常运行17
4.2发电机的事故处理22
1设备技术规范
1.1发电机技术规范
1.型号QFSN-600-2
2.额定容量667MVA
3.最大容量与汽轮机匹配
4.额定功率600MW
5.定子电压20kV
6.定子电流19245A
7.频率50Hz
8.功率因数0.9（可进相0.95）
9.额定转速3000r／min
10.转向从汽轮机向发电机端看为顺时针
11.相数三相
12.接法Y
13.冷却方式水氢氢
14.短路比0.54
15.定、转子绝缘等级F级（按B级使用）
16.效率（保证值）98.85％
17.励磁方式机端它励静态励磁系统
18.励磁参数
（1）空载励磁电压（75℃）139V
（2）空载励磁电流1480A
（3）额定励磁电压（90℃）407V
（4）额定励磁电流4145A
（5）强励倍数其顶值为额定转子电压的2.5倍
（6）强励允许时间10s
19.承受负序电流能力
（1）暂态I22×
t≤10s
（2）稳态I2（标么值）≤10％
20.额定氢压0.4MPa（表压）
21.氢气纯度正常时不低于95％
22.漏氢量11.3m3／d（常压下的体积）
23.发电机机内气体容积110m3
24.定子绕组水支路的容积～0.36m3
25.冷却水流量90～105m3/h
26.制造厂上海汽轮发电机有限公司
27.出厂日期：
28.出厂号：
1.2中性点接地变压器
1.型号单相干式变压器
2.容量40kVA
3.额定电压20/0.24kV
4.额定电流2/174A
5.二次侧电阻0.48Ω
6.绝缘等级
7.制造厂
1.3全连式离相封闭母线
1.型号QZFM-600-24/25000TH
2.最高工作电压24kV
3.额定工作电压20kV
4.主回路额定电流25000A
5.分支回路额定电流3000A
6.母线最高温度90℃
7.外壳最高温度70℃
8.制造厂辽宁阜新封闭母线厂
1.4电压互感器
1.型式JDZX-20
2.变比20/
：
0.1/
0.1/3kV
3.绝缘水平23/65/125kV（全绝缘作半绝缘使用）
4.准确级/容量0.5/120VA
5P20/100VA（极限输出600VA）
5.绝缘等级E
6.配高压熔断器RN2-20
1.5电流互感器
1.型号
2.变比25000/5A
3.准确级/容量0.2级/100VA
5P20/200VA
4.制造厂
1.6避雷器
1.型号Y5W1-25/53.5
2.额定电压kV
3.额定持续电压kV（相电压）
1.7机端它励静态励磁系统
1.型号Q5S-O/U251-S6000
4.制造厂ABB公司
2发电机的许可运行方式
2.1正常运行方式
2.1.1发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式。
发电机可在这种方式下以及相应的出力图的范围内长期连续运行。
2.1.2发电机在下列情况下能输出额定出力：
2.1.2.1冷氢温度不大于46℃；
2.1.2.2氢冷器进水温度不大于35℃；
2.1.2.3定子绕组内冷水进水温度不大于50℃；
2.1.2.4氢压不低于额定值，氢气纯度不低于95%。
2.1.3发电机在上述情况下，在出力曲线范围内能在功率因数超前0.95下带额定容量长期连续运行。
2.1.4发电机不允许断水运行，断水30s保护动作停机。
2.2.1发电机电压变化范围为额定值的±
5％时能连续运行。
2.2.2当发电机定子电压在额定值的±
5％范围内变化，而功率因数为额定时其额定容量不变。
即当发电机定子电压高于或低于额定值的5％时，定子电流允许的数值可低于或高于额定值的5％。
2.2.3当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。
2.2.4发电机最高运行电压不得大于额定值的110％（22kV），最低运行电压不得小于额定值的90％（18kV），并应满足厂用母线电压的要求。
2.2.5发电机正常运行时，定子三相电流电流之差，不得超过额定值的10％，同时最大一相的电流不得大于额定值。
2.2.6发电机承受负序电流的能力,长期稳定运行时，其负序电流不应大于额定值的10％；
短时负序电流应满足：
I22×
t≤10s。
2.2.7发电机正常运行频率应保持在50Hz,当变化范围小于±
0.2Hz时，可以按额定容量连续运行。
2.2.8发电机的额定功率因数为0.9，在AVR装置投入自动时，允许在不大于0.95迟相）范围内长期运行。
2.3失磁运行
2.3.1在热工保护和电调的配合下，从失磁起的60s内应将发电机功率降倒60%额定负荷，在失磁起的90s内应降到40%的额定负荷，总的失磁异步运行时间不得超过15分钟。
2.4发电机进相运行方式
2.4.1当系统需要时，根据调度要求，发电机组允许进相运行，额定氢压时进相限额不得低于下表参数（参看附图1），具体数据见投产后的进相试验报告。
有功P（MW）
600
500
400
300
250
无功Q（MVAr）
-70
-100
-130
-160
-170
功率因数（进相）
0.99
0.99-0.98
0.98-0.95
0.95-0.88
0.88-0.83
2.4.2发电机进相运行时失磁保护必须投入运行。
2.4.3发电机进相运行时AVR必须在自动方式运行，调节器中低励限制器不得停用或调低定值，机端电压不得低于19kV。
2.4.4发电机进相运行时，定子边段铁芯温度不得超过允许值。
2.4.5发电机进相运行时，应维持厂用母线电压在允许范围内，不得低于6kV。
2.5温度及氢压变化时的运行方式
2.5.1定子线圈温度按90℃监视，当定子线圈任一出水支路的出水温度达到85℃或定子线圈温度达到90℃时，发电机温度检测计算机将发出警报信号。
2.5.2定子线圈的进水温度变化范围为45℃至50℃，超过53℃或低于42℃均将发出报警信号。
2.5.3总出水管的出水温度正常应不大于80℃。
大于85℃将发出报警信号，大于90℃时跳闸。
2.5.4运行中定子线圈中最高与最低温差不得超过3K，对全部由定子绕组上层线棒组成的水支路和全部由定子绕组下层线棒组成的水支路测温元件的读数中最高与低温度差不得超过3K。
2.5.5发电机的额定氢气压力为0.4MPa，最低为0.3MPa，最高为0.54MPa。
当低于0.38MPa或高于0.44MPa时将发出报警信号。
2.5.6发电机氢气冷却器额定冷氢温度为46℃，最低为40℃，最高为48℃,当低于40℃或大于50℃时将发出报警信号。
2.5.7发电机在额定氢压工况下（0.4MPa），当1／4氢冷却器退出运行时，其最大负荷为80％的额定值（480MW）。
2.5.8氢冷却器进水温度最高为35℃。
3发电机的操作、监视及维护
3.1发电机的起动准备与送电
3.1.1准备工作
3.1.1.1发电机、主变、高厂变和励磁系统的一/二次设备及回路工作均结束，工作票已终结。
检修人员必须在终结工作票时将上述回路的绝缘数据、试验结果等填写在检修交代簿内，并附上设备异动报告及起动试验方案。
3.1.1.2拆除全部回路的临时接地线，恢复常设安全措施。
3.1.1.3检查发电机、主变、高厂变、励磁系统、封闭母线的一/二次设备及回路。
3.1.1.4按变压器运行规程检查主变、高厂变的冷却系统正常。
3.1.1.5了解发电机、励磁系统、变压器系统、厂用电系统及有关继电保护自动装置的起动试验项目及内容、要求。
3.1.1.6冷却水系统、密封油系统及氢气系统投入正常运行，将发电机置换为氢气运行。
3.1.1.7在合发-变组上220kV母线刀闸前，应先试验主开关和灭磁开关的拉合闸（包括两者的联锁）情况是否良好。
3.1.1.8测量发电机轴承绝缘和油管路绝缘合格。
3.1.1.9测量发电机转子的绝缘电阻合格。
3.1.1.10检查并给上发电机碳刷。
3.1.1.11送电操作
1.检查发电机、主变、高厂变及励磁系统等设备的保护压板及定值已按保护整定书要求放好。
2.查主变220kV中性点接地刀闸已合上。
3.送上主开关及刀闸的动力电源、刀闸操作电源。
4.根据运行方式要求合上主变220kV母线侧刀闸。
5.按变压器运行规程送上主变、高厂变冷却装置电源，起动油泵及风扇，并检查运行正常。
6.查发电机三组PT的手车在工作位置、且高压保险已放好，给上发电机PT的二次保险。
7.停用发电机封闭母线微正压装置，送上发电机封闭母线风扇电源，起动风扇。
8.送上发电机及励磁系统接地检测装置电源。
9.送上励磁系统的220V起励电源、380V交流辅助电源及110V直流电源。
10.在励磁柜内合上各开关，给上各保险，关好柜门并上锁。
11.在励磁系统就地检查无报警及故障信号。
12.将励磁系统切换到遥控。
13.送上发-变组保护电源。
14.送上发电机变压器组操作／信号电源。
15.送上发电机变送器电源。
3.2发电机的起动和并列
3.2.1发电机起动前，应将励磁调节电位器调到电压最低值。
3.2.2发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。
3.2.3对安装和检修后第一次起动的机组，应缓慢升速并监听发电机的声音，检查轴承油流及机组振动情况。
3.2.4当发电机转速达到额定转速的一半时，检查滑环上的电刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象。
如有，应设法消除。
3.2.5在转速达到额定值时，应检查下列各项：
3.2.5.1轴承油流温度温度和轴瓦温度；
3.2.5.2检查有无漏氢现象；
3.2.5.3检查水压、流量，检漏计等，均应正常；
3.2.5.4检查氢压、密封油压、氢油压差等，均应正常。
3.2.6机组并列有三种方式
3.2.6.1AVR自动方式自动准同期并列；
3.2.6.2零起升压自动准同期并列。
正常采用第一种方式，即AVR自动方式自动准同期并列，在进行有关试验时采用第二种方式。
3.2.7发电机升压、并列操作的规定及注意事项
3.2.7.1待机炉有关试验结束，检查机组无异常报警信号，汽轮机已定速，得到值长命令后方可进行发电机升压操作。
3.2.7.2在DCS的CRT画面上全面检查各设备的指示状态、有无异常报警。
3.2.7.3发电机升压操作应缓慢进行，升压过程中，三相电压平衡,三相电流指示为零或接近于零。
达到额定电压时，检查发电机转子电压和电流是否在额定值。
3.2.7.4在发电机升压过程中，当转子电流已达空载额定值，而定子电压未达到额定值时，或出现报警、掉闸信号，应停止操作，查明原因。
3.2.7.5在机组转速低于2950转/分时禁止投入励磁系统。
3.2.7.6只有发电机与系统频率相差1HZ以内，方可投入准同期装置。
3.2.7.7并网过程中，装置上的同步表应顺时针转动，转动过快或过慢时要及时调整机组转速。
3.2.7.8如果同期装置在并网过程中合闸指示灯亮，而主开关未合闸，应立即断开同期装置电源，查明原因。
3.2.7.9并网瞬间要密切监视三相电流、负序电流、有功、无功等主要参数，防止并网时主开关非全相动作。
3.2.8发电机的并列操作
3.2.8.1AVR自动方式自动准同期并列
1.检查及DCS系统CRT各电气画面上无异常信号报警。
2.在DCS系统CRT上确认发-变组出口开关操作条件满足。
1）发-变组保护未动作；
2）励磁系统起励开关Q03已合上且有电；
3）主开关控制方式在遥控位置；
4）主开关氮气/油压/SF6压力正常；
5）主开关控制电源送上；
6）汽轮发电机转速达额定；
7）主变220kV侧1
（2）母线刀闸已合上。
3.在励磁画面上按下励磁通道（CH）1或2选择按钮；
4.在励磁画面上将发电机励磁系统方式选择开关合于自动（AUTO）位置。
5.按下励磁接通按扭（EXCITATIONON）。
6.监视灭磁开关（FCB）自动合上。
7.约5～20s后监视发电机定子电压自动升至20kV。
8.检查三相电压平衡、三相电流为零或接近于零。
9.核对并记录发电机转子电压和转子电流。
10.在DCS系统CRT上确认发电机允许自动准同期并列。
1）主开关在断开位置；
2）主开关准备好；
3）自动准同期允许（AUTOSYNCPERMISSIVE）灯亮；
4）准同期装置无同期装置故障（SYNCDEVICEFAULT）信号；
5）准同期装置无同期电源消失（SYNCPOWERLOSS）信号；
6）自动同期装置SID电压增加无输出；
7）自动同期装置SID电压减少无输出；
8）DEH在自动方式。
11.在DCS系统CRT上按下同期选择（SYNCSELECT）按钮，给上准同期装置电源,将发电机及系统电压加至同期装置。
12.在DCS系统CRT上按下同期复归（SYNCRESET）按钮，起动准同期装置。
13.派人在电子间同期装置处监视并网过程。
14.在发电机画面监视主开关同期自动合闸。
15.派人在电子间同期装置处抄录主开关实际合闸时间。
16.在DCS系统CRT上推出同期选择（SYNCSELECT）按钮，断开准同期装置电源，隔离同期装置的发电机及系统电压。
17.按汽机运行规程的规定将发电机带上5％初负荷。
18.检查发电机三相电流指示平衡。
19.调整发电机无功至约50MVAr。
20.拉开主变220kV中性点接地刀闸（由调度决定）。
21.全面检查发变组及励磁系统运行正常。
3.2.8.2零起升压自动准同期并列的操作
1.用AVR手动方式缓慢升压到额定。
2.将AVR从手动方式切换到自动方式。
3.按上条内容进行自动准同期并列操作。
3.3发电机的解列
3.3.1机组的解列方式：
3.3.1.1电压调节器自动方式解列。
3.3.1.2电压调节器手动方式解列。
3.3.2发电机的解列操作
3.3.2.1发电机解列前,当机组负荷减至100MW时，应先按厂用电运行规程将6kV厂用电切换至起/备变供电,并将6kV工作电源开关改为冷备用。
3.3.2.2发电机解列前应合上主变220kV中性点接地刀闸。
3.3.2.3当发电机有功降至最低、无功减至近于0时,手动按下汽轮机脱扣按钮主汽门关闭后，发电机逆功率保护动作，跳开主开关、灭磁开关，将发电机解列。
3.3.2.4如有必要，也可以在集控室手动解列发电机。
1.查6kV三段厂用母线和相应的公用母线已倒为起/备变带；
2.确认发电机有功负荷已降到0；
3.降低无功负荷至10MVAr;
4.在220kV网络监控系统计算机上拉开发-变组220kV出口开关；
5.监视负序电流回零。
6.在DCS画面上按下发电机励磁断开按钮；
7.在DCS画面上监视发电机灭磁开关自动断开；
8.断开发-变组上母线刀闸。
9.待发电机解列后,将发电机励磁输出降至最小。
10.测量发电机定子及转子绝缘电阻合格。
注意：
在正常停机时励磁系统断不开的情况下，可立即到就地在励磁柜上按紧停按钮紧急断开励磁系统。
3.4发电机的停运后的工作
3.4.1取下发电机四个励磁整流柜直流侧保险F1.6，断开四个励磁整流柜内冷却风扇电源开关Q11、Q12。
3.4.23.4.2在励磁控制柜内断开励磁系统的220V起励电源开关Q03、380V交流辅助电源开关Q90及110V直流电源开关Q15，断开24V电源开关Q05、Q51。
取下励磁自用变一次保险F15。
3.4.3停用主变风扇油泵，停用主变、高厂变及封闭母线风扇，投入封闭母线微正压装置。
3.4.4气温低于5℃时，监视发电机加热器投运正常，定子水冷泵维持运行。
3.4.5停机期间采取排污补氢的方法控制相对湿度在50%及以下。
3.4.6当发电机运行超过2个月，如遇停机机会，应对定子绕组进行正反冲洗，以确保水回路的畅通。
。
3.4.7按工作票要求进行隔离，布置安全措施。
3.5.1发电机系统的日常监视及运行规定
3.5.1.1氢气纯度正常时应不低于96％，气体混合物的含氧量不得超过1.2%。
否则应排污补氢。
3.5.1.2控制发电机内氢气湿度折算到大气压下的露点温度应小于-5℃且不低于-25℃，氢罐的湿度不得高于-35℃露点。
3.5.1.3氢气干燥装置应经常投入使用，当机内氢气湿度大于漏点温度0℃时，应立即检查干燥装置是否失效。
3.5.1.4当封闭母线内氢气体积含量超过1%时，应立即查明原因并消除。
3.5.1.5维持氢压高于水压，水温高于氢温。
3.5.1.6监视发电机运行情况,及时调整和严格控制发电机定子电压、电流以及磁场电压、电流等不超过规定值。
3.5.1.7正常运行时，每小时应打印发电机的参数，并进行分析，若发现异常，应根据具体情况作出处理，并加强该部位的监视，缩短记录时间及向值长汇报。
3.5.1.8监视CRT画面中设备的状态指示与实际相符。
3.5.1.9发电机运行时，应将发电机励磁回路接地检测装置（GFDS-9001G）投入自动检测方式（8小时检测一次）,并定期进行校验,保证装置完好。
3.5.1.10发电机运行时，励磁回路接地检测装置（GFDS-9001E）应长期投入（20分钟检测一次）。
3.5.1.11每班应对发电机、继电保护装置等设备进行一次全面认真检查，发现缺陷及时记录。
3.5.1.12发电机定子绕组最高温度及其最高最低温差的限值规定
1.上层或下层线棒同类水支路出水热电偶测温元件的最高与最低的温差报警值为7.9K，停机值为11.9K。
2.绕组层间的最高温度报警值为89.9℃，绕组层间最高与最低的温差报警值为9.9K，停机值为13.9K。
3.总出水管出水的最高温度报警值为84.9℃；
总进出水管出水对进水热电偶测温元件的温升报警值为30.9K。
4.上层或下层线棒同类水支路出水的最高温度报警值为84.9℃，停机值为89.9℃。
5.并联引线、主引线、主出线等独立串联水支路出水对进水的温升报警值为30.9K；
出水温度停机值为89.9℃。
3.5.2发电机系统的检查及维护
3.5.2.1继电保护及自动装置的检查
1.继电保护柜内接线无松动、开焊、接触良好，各元件无过热、焦味、冒烟等现象。
装置投入正确，无异常报警，并与实际运行情况相符。
2.柜面仪表指示正常，柜门关闭良好。
3.室内空调投运正常，温度正常，柜内冷却风扇运行正常。
4.音响报警装置与信号灯工作正常。
3.5.2.2励磁系统运行中的检查
1.查就地励磁柜内无异音，无报警信号，柜门锁好。
2.查整流柜风扇运行正常。
3.查整流柜快速保险是否熔断，柜间均流系数≥0.85。
4.在控制室内检查
a．运行限制器未动作。
b．工作调节器的给定值未到达限制值。
c.双通道平衡。
d.转子电流、发电机电压、无功功率稳定。
3.5.2.3发电机及其回路的检查
1.发电机（包括出口引线处风扇）、音响正常，无金属磨擦或撞击声，无异常振动现象。
2.发电机大轴接地碳刷接触良好，无放电火花。
3.发电机的氢、油、水系统无漏氢、漏油、漏水现象。
4.发电机出口PT无异常音响及放电火花，接头、保险接触良好，无过热。
5.发电机封闭母线外壳无发热、变形。
3.5.2.4发电机绝缘电阻的测定
1.定子绕组每一相的绝缘电阻用2500V兆欧表测量,在25℃时，应不小于1000V兆欧（1分钟值），极化指数≥2（10分钟）。
2.转子绕组绝缘电阻用500V兆欧表测量，应不小于10～50兆欧，吸收比≥1.6。
3.发电机内所有电阻测温元件的对地绝缘电阻，在冷态下用250V兆欧表测量，应不小于5兆欧。
4.发电机轴承对机座绝缘电阻用500V兆欧表测量，与汽轮机对接前，应不小于10兆欧，通油后应不小于1兆欧。
轴承座绝缘电阻用500V兆欧表测量（接线板端子上测），其值应不小于1兆欧。
5.在运行期间，每月应用500V兆欧表测量励端轴承对地绝缘电阻一次，并作好记录。
测量时，兆欧表一端接地，另一端轮流接到每个被测端子（BGE1到BGE7）直接测量绝缘电阻（测量时一次只能测两道并联绝缘中的
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