300MW机组电气运行规程.docx
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300MW机组电气运行规程
第一章发电机运行规程
1设备规范
1.1发电机规范:
序号
项目
规范及参数
序号
项目
规范及参数
1
制造厂
上海电机厂
11
励磁方式
无刷励磁
2
型号
QFSN2-300-2
12
额定励磁电流
2510A
3
额定功率
353/300MVA/MW
13
额定励磁电压
302V（90℃）
4
功率因数
0.85
14
空载励磁电流
987A
5
定子额定电压
20KV
15
空载励磁电压
113V（75℃）
6
定子额定电流
10189A
16
额定运行氢压
0.31MPa
7
额定频率
50Hz
17
定子冷却水压力
0.15～0.2MPa
8
额定转速
3000r/min
18
定子冷却水额定流量
55m3/h
9
冷却方式
水氢氢
19
机内气体容积
68.8m3
三相不平衡负荷运行能力
负序电流分量标么值
≤8%（连续运行每相不大于额定值时）
20
绝缘等级
F级，按B级监视
瞬态耐负序能力
≤10S（负序电流标么值的平方乘时间）
21
效率
98.8%（计轴承及密封瓦损耗）
1.2主励磁机规范:
序号
项目
规范及参数
序号
项目
规范及参数
1
制造厂
上海电机厂
7
额定励磁电压
16V（100℃）
2
型号
MarkⅢ
8
额定励磁电流
225A
3
额定功率
1695KW
9
励磁电压
10.5V（100℃）
对应于发电
机额定值时
4
额定电压
403V
10
励磁电流
147A
5
额定电流
2698A
11
冷却方式
空气冷却
6
频率
250Hz
12
进风温度
额定：
45℃;最大：
50℃
1.3副励磁机（永磁机）规范:
序号
项目
规范及参数
序号
项目
规范及参数
1
制造厂
上海电机厂
5
额定电压
95V
2
型号
MarkⅢ
6
额定电流
202A
3
额定容量
33.24KVA/31.6KW
7
频率
350Hz
4
功率因数
0.95
8
接法
Y
1.4旋转整流盘规范:
序号
项目
规范及参数
序号
项目
规范及参数
1
整流方式
全波不可控硅整流
6
整流桥每臂串联数
1只
2
额定功率
1650KW
7
整流桥元件总数
48只
3
直流电压
475V
8
整流桥每臂并联数
8只
4
直流电流
3474A
9
二极管反向峰压值
2000V
5
冷空气报警
52℃
10
热空气报警
87℃
1.5励磁调节器规范:
自动励磁调节器
序号
项目
规范及参数
序号
项目
规范及参数
1
制造厂
南瑞厂
6
电压调节精度
＜0.5%
2
型号
NES5100
7
附加调差
15%（级差1）
3
交流输入电压
95V
8
调压范围
5～130%Ue
4
输入电压频率
350Hz
9
手动电压调整范围
30～110%Ue
5
移相范围
10°～150°
10
灭磁方式
励磁机逆变灭磁
工频手动励磁调节器
序号
项目
规范及参数
序号
项目
规范及参数
1
制造厂
上海电机厂
4
交流输入电压
380V
2
型号
TSJA
5
交流输入频率
50Hz
3
输出容量
25KVA
6
交流电压输出范围
0～650V
2发电机组运行方式：
2.1发电机正常运行方式：
2.1.1正常情况下，发电机应按其出力曲线运行，但进相运行时，应执行发电机进相运行规定。
2.1.2发电机定子电压允许在额定值的±5%范围内变化（21～19KV），相应定子电流可在额定值的±5%范围内变化（10698～9680A），当功率因数为额定值时,其有功功率不变。
2.1.3发电机运行电压最高不得超过额定值的110%（22KV），最低运行电压不能低于额定值的90%（18KV）,此时应满足电网稳定运行的要求。
当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长时期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。
2.1.4发电机允许在三相不平衡电流下运行，但定子各相电流之差不得超过额定值的8%（815A），且最大一相不超过额定值。
2.1.5发电机功率因数正常按迟相运行。
当发电机励磁调节器在手动方式运行时，发电机功率因数不得超过迟相0.95，即无功功率不低于有功功率的1/3；当发电机励磁调节器在自动方式运行时，发电机可以在功率因数为1的情况下运行，当220KV母线电压超过允许值且发电机满足进相运行条件时，可按进相运行规定进相运行。
但发电机的功率因数不易长期超过迟相0.98。
2.1.6发电机频率应保持在50Hz运行，其变化范围不超过±0.2Hz。
2.1.7运行中应严密监视发电机及其辅助系统参数在规定范围内（至少每小时检查一次），若参数与正常模式参数相比较有较大变化，应认真分析原因，及时汇报领导并采取措施。
发电机及其辅助系统运行参数按下表规定执行：
参数
期望值
最小～最大值
报警值
跳闸值
密封油系统
空气侧及氢气侧进油温度℃
45
40～49
两侧相差在2.2℃之内（振动大时控制在1.1℃）
＜40
＞49
——
氢油压差Mpa
（高于氢压）
0.084
0.055～0.097
≤0.035
——
氢气
冷氢温度℃（各冷却器出口氢温的温差不超过2℃）
46
40～48
＜40
＞50
——
热氢温度
随负载
而变化
45～80℃
——
——
氢压MPa（可随负载减小而调低）
0.31
0.20～0.345
≥0.345＊
≤0.303＊
＊为额定氢压运行；非额定氢压运行时报警值应另行整定。
——
氢纯度%
95
90★～99
85★及100
★适用于氢侧油泵停用期间
——
额定氢压下
氢气湿度g/m3
2
4
10
——
氢消耗或漏量m3/天
10
——
——
——
工况监视仪读数
100%
——
75%
——
氢冷却器的冷却水
温度℃
≤34
＜38
流量m3/h
440
——
——
——
工作压力
小于氢压
——
——
——
定子线圈的冷却水及线棒温度
进水温度℃
大于冷
氢温度
45-50
≤42
≥53
——
总水管出水温度
——
——
≥85
≥90℃
总水管出水对进水的温升℃
约20
——
≥31
——
线棒出水温度℃
——
——
≥85
——
线棒温度℃
——
——
≥90
——
线棒最大温差℃
（同一类水路中的出水或层间测温元件）
≤5
＜10
≥10
≥14
定子线圈冷却水流量m3/h
55
——
——
——
定子绕组两端水压降Mpa
0.12
——
额定流量为80%时的压降值
额定流量为70%时的压降值延时30秒
冷却水压力Mpa
0.15～0.2
——
——
——
定子铁芯温度℃
120
——
——
定子水电导率μS/cm
≤1.5
——
高：
5
非常高：
9.5
——
离子交换器出水电导率μS/cm
0.1～0.4
——
1.5
——
总进出水管差压KPa
≤1.1
——
比正常值高0.035
——
氢压高于水压MPa
≥0.035
——
＜0.035
——
定子水箱气压MPa
0.014
——
0.042
——
发电机轴振mm（50Hz，双幅值）
0.08
0.14
0.125
0.254
励磁机轴振mm（50Hz，双幅值）
0.10
0.16
0.125
0.254
运行时励端轴承绝缘MΩ
＞1
——
——
——
励磁机冷风温度℃
45
50
52
——
励磁机热风温升℃
——
——
37
——
2.1.8发电机定子绕组在事故情况下允许短时间过负荷运行；发电机每年过负荷不得超过两次。
允许过电流时间S
10
30
60
120
定子电流/定子额定电流
2.26
1.54
1.3
1.16
定子电流A
23027
15691
13245
11819
对于其它允许过电流时间与过电流倍数可用下式计算：
（I*2－1）ｔ＝37.5S
式中：
I*－定子过电流的标么值；ｔ－持续时间，适用范围10～60S。
发电机转子绕组允许过电压能力：
允许过电压时间S
10
30
60
120
转子电压/转子额定电压
2.08
1.46
1.25
1.12
转子电压V
628
441
377
338
正常运行中定子或转子绕组温度较高时，应适当限制短时过负荷的倍数和时间。
带缺陷运行时，不允许短时过负荷。
3发电机的起动、并列、带负荷和停机：
3.1机组禁止启动的条件:
⑴机组主保护有任一项不正常；
⑵发电机有、无功功率表、电压表、电流表、频率表、同期表、励磁机电流表和电压表、H2纯度表、H2压力表等主要仪表缺少或不正常，且无其它监视手段；
⑶DCS及主要控制系统工作不正常，影响机组启动及正常运行；
⑷发电机内氢气纯度＜90%，氢气压力＜0.1Mpa,氢气湿度≥4g/m3；
⑸发电机励磁调节器（AVR）不正常；
⑹汽轮机交、直流润滑油泵或其自启动装置工作不正常；
⑺发电机定子冷却水品质不合格；
⑻发电机及其励磁系统绝缘电阻不合格（由电气检修测量）；
⑼润滑油压、密封油压不符合要求。
3.2机组启动前的试验：
⑴主变、高厂变风扇切换试验。
⑵停机时间超过一周或大小修后机组启动时，合主变高压侧出线刀闸以前，应先试验发变组主开关和励磁开关的分合闸情况是否良好，自动、手动励磁开关联动良好。
3.3发电机启动前测量绝缘电阻的规定：
⑴启动前电气试验人员应向运行人员交待发电机定子、转子及励磁回路绝缘电阻值，并做好记录。
发电机定子回路绝缘电阻用2500V兆欧表测量，极化指数不小于2，其绝缘电阻值不作规定，若测量结果较前次有显著降低时（考虑温度和气体湿度的变化，如降低到前次的1/3～1/5），应查明原因并设法消除。
⑵发电机励磁回路绝缘电阻用500V兆欧表测量，其绝缘电阻值不应小于10MΩ，若低于此值，应采取措施加以恢复，如短时不能恢复，是否允许运行由生产总工决定。
⑶发电机励端轴承及励磁机轴承绝缘电阻用500V兆欧表测量，其绝缘电阻值不应小于1MΩ，当绝缘电阻值小于0.5MΩ时禁止启动发电机。
⑷发电机起动频繁时，不必每次起动前进行定子和励磁回路绝缘电阻的测量工作，但每月至少应测量一次（联系检修进行测量）。
3.4机组启动前的检查项目：
⑴机组所有检修工作结束，工作票已全部收回；
⑵机组所有设备周围清洁无杂物，道路畅通，照明良好；
⑶接地线、短路线、围栏、标示牌、脚手架等检修安全措施已拆除，常设遮栏与警告牌已恢复；
⑷保安柴油发电机组备用良好，直流系统、UPS系统运行正常，所有设备的控制电源、信号电源均已送电且无异常；
⑸DCS系统工作正常，CRT内设备状态显示与实际相符，各参数指示正确；机组所有指示表计、记录仪器投入完好；信号系统正常；
⑹机组保护投入正确；
⑺发电机、励磁机系统绝缘良好（以检修交代为准），接地检测系统正常（电刷不应该与集电环接触）；
⑻励磁机冷却器投入运行正常（励磁机转速超过盘车转速时就应投入冷却器中的冷却水）；旋转整流器熔丝无熔断；
⑼在汽轮机冲转前，应控制发电机氢压高于水压，水温高于氢温，密封瓦进油处氢侧油压微大于空侧油压。
⑽发电机轴承润滑油系统、密封油系统、氢气系统、定子冷却水系统运行正常，各参数符合2.1.7项要求；
①氢气纯度正常应维持在97%以上，发电机做性能及效率试验时应维持在98%，只有当氢侧密封油泵停运时才允许维持在90%左右；氢源的供氢湿度（折算到大气压下）不大于0.2g/m3，发电机内氢气湿度应小于4g/m3；启动前必须投入空侧回油箱排烟风机，防止氢气带入主油箱以确保安全；
②密封油、轴承油的含水量不得大于0.05%，否则应处理油质；
③发电机定子冷却水的电导率≤1.5μS/cm，离子交换器出水电导率在0.1～0.4μS/cm之间。
⑾每次开机冲转前，应抄录一次发电机各部温度。
3.5发电机启动
3.5.1发电机启动注意事项：
⑴发电机氢气系统、密封油系统、冷却水系统投入运行正常（温度、压力、流量、湿度、纯度、氢油水质）后，方可冲转启动（特殊情况下，氢气置换操作可在汽轮机1000r/min以下进行）。
⑵发电机升压前，检查调节器电压给定值在95%。
⑶发电机开始转动后，即认为发电机及其全部设备均已带电。
⑷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及励磁机的声音，检查轴承油流及机组振动情况。
3.5.2定速暖机期间对发电机及辅助系统的检查：
⑴发电机本体：
①汽、励端密封油压力高于氢压0.084Mpa；
②检查检漏计内是否有液体。
⑵氢气冷却器：
①冷却水压力＜0.31Mpa；
②内部水压降＜0.056MPa，且各冷却器进出水压降相等；
③冷却器进水温度≤36℃。
⑶检查发电机定子冷却水系统正常：
①定子绕组冷却水进口压力≯0.20MPa；冷却水压降≯0.12Mpa；
②定子绕组冷却水量55m3/h；
③冷却水温度：
45～50℃。
⑷励磁机：
①励磁机外罩密封良好，门已关严锁好；
②励磁机声音正常，振动值在允许范围内；
③空冷器进出水门及滴水盘疏水门已开启，空冷器及水管路无漏水迹象；
④励磁机冷风温度在40～45℃之间，基调仪指示正确，热风温升≤35℃；
⑤通过流量观察孔确认润滑油流量正常。
⑸密封油系统：
①氢侧回油箱油位正常；
②密封油仪表盘上的两块差压表均应指示在±50mm水柱。
⑹氢气系统：
①检查供氢压力在0.6～0.8Mpa之间；
②检查就地机内氢气压力表指示值，其值与氢控盘及DEH-CRT上的指示相符。
⑺氢控柜：
①检查H2纯度指示≥98%；
②检查H2压力在0.303～0.345Mpa；
③检查发电机风扇差压指示正常；
④检查发电机气体密度指示正常。
3.6机组并网、带负荷
3.6.1发电机的同期并列方式：
⑴机组程控方式启动自动准同期并列。
⑵机组手控方式启动自动准同期并列。
⑶机组手控方式启动手动准同期并列。
3.6.2发电机的准同期并列条件：
⑴发电机电压与系统电压相等；
⑵发电机频率与系统频率相等；
⑶发电机的相位与系统相位相同；
⑷发电机的相序与系统相序相一致。
3.6.3发电机并列注意事项：
⑴发电机未充氢、定子冷却水电导率不合格或冷却水流量不足、励磁机空冷器或发电机氢冷器未投入时，严禁升压并网；
⑵当定子线棒之间的温度差或各冷却水出水支路之间的温度差超过2℃时，必须对测温回路消缺后再进行升压并网；
⑶准同期并列时，应先投入非同期闭锁装置，再投入同期检定装置；当同步表转动太快、跳动、停滞等现象发生时，禁止合闸。
3.6.4机组并网后带负荷过程中的检查：
除应按3.4之⑽项检查符合规定外，还必须检查下列参数：
⑴轴瓦钨金温度在65～77℃之间，润滑油出油温度在60～71℃之间（包括励磁机）；
⑵密封油温在40～49℃之间，空侧与氢侧进油温差不大于2.2℃。
轴振不正常时则应维持在43～49℃，两侧油温差不大于1℃；
⑶机组声音正常，发电机轴振小于0.08mm，励磁机轴振小于0.1mm；
⑷在机组升负荷过程中，必须加强发电机各部温度监视和调整，控制冷氢温度和各冷却器出风的温差和励磁机的冷风、热风温，控制发电机冷氢温度在40～48℃之间，各组冷却器的冷氢温差不超过2℃，励磁机冷风温度在40～45℃之间。
⑸确认主变工作冷却器运行正常；
⑹检查发电机励磁系统运行良好，调整发电机无功正常；
⑺检查发电机定子铁芯温度正常；
⑻发电机带满负荷时，应对发电机系统及保护回路进行一次仔细检查，接头无过热，各系统无渗、漏现象等。
发电机工况监视仪工作正常；
⑼在发电机并列后增加负荷过程中，应密切监视发电机的定子线棒温度及出水温度。
在45MW负荷以下，各个线棒温度对其平均温度的偏差不得超过4℃，对于A、B类水路各出水温度对该类出水平均温度的偏差期望不超过3℃，而B类水路出水温度与A类水路中任何出水温度之间的差异不应大于6℃。
否则就应停止增加发电机负荷，直到发现存在的问题并予以解决。
在45MW～300MW的增加负荷的过程中，如发现任何一个线棒温度的增长比线棒平均温度升高的较快，就应怀疑水路受堵，此时应限制发电机负荷；机组在额定负荷的15%到75%之间时，发电机最高线棒温度不得超过线棒平均温度6℃；如机组在额定负荷的75%至满负荷范围内，发电机最高线棒温度不得超过线棒平均温度10℃，如在规定负荷下，线棒最高温度超过线棒平均温度的规定值，应找到故障原因，限制发电机负荷，直至其故障原因排除，同时必须详细记录并保存这些数据。
用上述方法同时监测A、B、C三类出水温度，如果出水温度异常，应检查对应线棒温度，以判断是否有异常过热现象或测量误差。
3.7发电机正常运行中的监视、检查和维护：
3.7.1发电机正常运行中的监视：
⑴按运行日志内容准时抄录发电机有关表计。
⑵根据调度下达的负荷曲线和系统电压情况，合理、经济地调整发电机有、无功负荷；正常运行时，发电机的负荷变化率在汽轮机定压运行时不超过15MW/min，滑压运行时不超过9MW/min。
⑶监视定子线棒温度不超过90℃、出水温度不超过85℃，定子总进出水温升不超过20℃，定子绕组内冷水流量在55吨/小时左右，两端汇水管水压降不大于0.12Kpa，电导率不大于1.5μS/cm。
⑷氢气的冷风温度在40～48℃之间，热氢温度不超过80℃，湿度不超过4g/m3，各氢气冷却器出口冷氢温差不超过2℃。
⑸正常运行中每4小时应对发电机及其所属设备全面检查一次。
发电机定子绕组、定子铁心和进出水、进出风温度，必须每小时检查一次。
当外部发生故障或发电机有缺陷时，应加强监视与检查。
⑹正常情况下，值班员应根据定子绕组的槽号与测量元件对应编号每二小时对照分析一次发电机水温和线棒温度,发电机定子水路系统有下列三种不同形式：
A类：
直接进入励端线圈端部、槽部、再流经汽端线圈及绝缘水管至汽端总出水管，水路流过半匝线圈，这种水路共有42条。
B类：
冷却水先进入定子端部连接线，然后再与半匝线圈串联后经绝缘水管流到汽端总出水管，这种水路共有12条。
串入连接线的定子槽号对应上层线圈槽号为1、10、19、28、37、46。
对应于下层线圈槽号为4、13、22、31、40、49。
C类：
冷却水从励端总进水管进入，流经定子机座下部出线盒中的主引线和出线瓷套管后引至出线盒中出水汇流管，这种水路共有6条，水路较短，其测温元件埋在出水支路与总出水管的接头上，测温元件编号为133～138。
正常运行中当负荷等于或大于75%额定值时，A类或B类二种水路中如发现同一种水路其线棒温度或出水温度相互间最大差异达10℃时（正常情况下，一般不大于5℃，对出水温差更小），则表明温差高的这条水路存在不正常现象，应加强监视并通知检修核对温度指示是否准确，如温度指示准确，应及时安排停机检查。
如果温度继续上升，当出水温差达到12℃或线棒温差达到14℃时，为避免发生重大事故，则应立即停机。
在低于75%额定负荷运行时，各类水路中各个线棒或出水温度偏离其平均值达6℃时就应通知检修核对温度指示是否准确并应加强监视。
⑺在未进行特殊的温升试验以前，发电机不允许超过铭牌的额定数值运行。
⑻电压、电流、频率、功率因数不应超过“2.1发电机正常运行方式”之规定。
⑼励磁机外罩上的所有门关闭严实，无漏气现象。
⑽发电机绝缘过热监视器：
离子室电流指示在100左右，检测流量计流量在2～4升之间，无异常报警信号，各阀门状态正常。
⑾发电机射频监视仪指示在75%以下，无异常报警信号。
⑿检查发变组封闭母线微正压装置工作正常；检查封闭母线氢气含量正常。
⒀按要求做好定期工作。
3.7.2发电机运行中冷却介质的监视：
⑴氢气、密封油：
①发电机氢压允许波动范围为±5%（0.295～0.325MPa），当氢压降低至额定值的95%（0.295MPa）时，应进行补氢，提高氢压。
补氢结束时，氢压不得超过允许值的上限；发电机氢压低于额定值运行时，其负荷应控制在相应的出力曲线允许值内。
②发电机内氢气纯度一般不得低于96%，正常应维持在98%以上。
③发电机冷氢温度在40～48℃范围内时，其最大负荷应不高于额定值的1.1倍；冷氢温度超过额定值（46℃）时，如果定子绕组及定子铁芯的温度未超过允许的温度时，可不降低发电机的负荷；当定子绕组及定子铁芯温度超过允许值时，应迅速降低发电机负荷；冷氢温度超过50℃时应请示停止发电机运行。
④氢气湿度计和自动测温装置指示应在正常范围内，否则应查明原因进行相应处理；机内氢气湿度应控制在露点-5℃或4g／m3以下，当机内氢气湿度大于露点-5℃（或4g/m3）时，应检查干燥器是否失效，同时进行排污和补充新鲜氢气，使氢气湿度恢复至正常值。
⑤氢气干燥器在发电机运行时不可退出运行，干燥器集水盒应每天进行一次放液。
⑥发电机氢冷器的冷却水进水温度不大于36℃，各氢冷器冷氢温差应在2℃以内，出口各测点氢温差应在所带负荷的正常范围内，若温差显著增大，则表明发电机冷却系统异常，或发电机内损耗增加，应分析原因，采取措施予以解决。
⑦发电机排污管处的液位指示器应定期检查，不论有无液位指示，均应每日排放一次并做好记录，一旦发现大量油水积存，应及时放净并查明原因。
⑧密封油压应高于氢压0.084MPa（允许范围0.055～0.097Mpa）；空侧与氢侧的密封油压差不应超过50mm水柱，备用高压密封油压应在0.9～2.0MPa为宜。
⑵定子冷却水：
①水系统有下列声光信号报警时应及时处理：
水的电导率高至2μs/cm（厂家给定值为5μs/cm）；
发电机定子冷却水进水温度≥53℃；
定子绕组出水温度高至85℃；
定子绕组水压低至0.084MPa；
发电机断水（停机条件之一：
定子绕组水压低至0.056Mpa）；
发电机检漏器指示有水。
②发电机定子冷却水进水温度应控制在45～50℃之间，不允许超过53℃。
当进水温度达50℃时，首先应该提高水冷却器的效率，投入备用冷却器运行，如仍不能达到要求，而发电机定子绕组出水温度以及定子绕组温度确未超过允许值时，可以不降低发电机的负荷，否则应降低发电机的定子电流。
③发电机定子冷却水出水温度高于正常运行值时，应检查发电机的进水温度、压力和流量；
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