发变组及励磁系统技术规范电厂电气运行规程74页wordWord文件下载.docx
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型号
QFSN-300-2-20B
2
额定功率
MW
300（353MVA）
3
最大连续功率
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
13
出线端子数目
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
轴振
≤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
转子绕组
25
温度限值
定子绕组及出水
℃
≤80
检温计
定子绕组层间
≤90
层间温差（最高－最低）
≤8
≤110
电阻法
≤120
定子端部构件
首台埋置检温计
集电环
温度计
集电环出风
≤65
轴瓦
轴瓦、油封回油
≤70
26
氢气
额定氢压
MPa
0.25
最高氢压
0.30
纯度
≥96%
冷氢温度
35~46
热氢温度
露点
－25≤t≤－5
充氢容积
m3
72
每日漏氢
m3/d
27
定子内冷水
定子充水容积（含出线）
0.3
进水温度
45±
进水压力
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）
20/0.22
额定电流（高/低）
2.6/136.4
电压比
11.547/0.22
AN
温升限值
K
100
单相
使用环境
户内
29
一阶临界转速
1347
二阶临界转速
3625
31
发电机全长
12620
1.3主变压器
SFP10—370000/220
强迫油循环风冷（ODAF）
370000
电压组合
242±
2×
2.5%/20
连接组别
YN，d11
高压侧额定电流
883
低压侧额定电流
10681
频率
短路阻抗
14.1%
调压方式
无载调压
空载损耗
kW
190.8
负载损耗
628.9
总损耗
819.7
允许环境温度
-25—40
绕组平均温升
60
上层油温升
风冷却器
数量
组
油泵额定输出功率
2.2
6B80-5/2.2型
油泵额定电压
380
油泵额定电流
6.5
风扇额定输出功率
250
YF4-250型
风扇额定电压
风扇额定电流
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
封
闭
母
线
FM-20/12500
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）
40
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
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