电气运行规程讲解.docx
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电气运行规程讲解
嘉峪关思安节能技术有限公司
煤气发电分厂
电气操作规程
（试行）
2012年12月
第一篇发电机组运行规程
1发电机组概述
发电机为中国长江动力公司生产的QF-30-2型汽轮发电机组，发电机定子绕组采用星形接线，采用机端静止自并激有刷励磁方式，发电机出口电压为10.5kV，定子引出线与主变压器、厂用变压器、励磁变压器及电压互感器采用封闭母线相连。
发电机采用空气冷却，配置有4组空气冷却器。
发电机出线端子数目为6个，定子绕组按规定旋转方向相序为A、B、C（U、V、W）。
1.1发电机组技术规范
型号
QF-30-2
额定容量
37.5MVA
额定功率
30MW
定子电压
10.5kV
定子电流
2062A
额定转速
3000r/min
功率因数（迟相）
0.8
励磁电压
193.5V
励磁电流
391.6A
冷却方式
空气冷却
接法
Y
相数
3相
频率
50Hz
绝缘等级
F级（按B级考核）
励磁方式
自并激静止可控硅
定子并联支数
6
冷却功率
800KW
强励时间
≥10s
发电机总重量
79.05t
发电机定子重量
47t
发电机转子重量
17.5t
发电机转动方向
从汽端视顺时针方向
生产厂家
中国长江动力公司
生产日期
2012年3月
1.2发电机各部位允许振动值
发电机与汽轮机组成轴系在额定转速下运行时，轴承座在水平、垂直两个坐标方向的允许振动值（双振幅）<0.025mm，轴振振动值（双振幅）<0.076mm。
临界转速离开额定转速的±15%，通过临界转速时，轴承座及轴振振动值分别小于0.15mm。
发电机定子绕组端部、机座、端盖及所有结构件的自振频率保证避开基频和倍频，以防止产生共振。
临界转速避开额定转速的±15%，并有足够的裕度。
1.3发电机定、转子各部分温度和温升的限值
1）发电机轴承排油温度不超过65℃，轴瓦金属最高温度不超过80℃，在发电机内定子绕组端部附件，设置灭火水管，水路的端头引出机座外。
2）发电机允许的温度限值规范
部件
测量方法
容许温度极限值（℃）
定子绕组
电阻温度计
120
转子绕组
电阻法
110
定子铁芯
电阻温度计
120
集电环
红外线测温仪
120
发电机进风
电阻温度计
20-40
冷却器进水温度
电阻温度计
20-33
轴瓦密封瓦温度
电阻温度计
90
3）各耐热等级绝缘材料的极限温度（℃）
耐热等级
Y
A
E
B
F
H
C
极限温度
90
105
120
130
155
180
220
1.4检温计位置及数量
1）定子线圈层间埋置6只电阻测温元件，其型号为Pt100；定子铁芯埋置6只电阻测温元件，其型号为Pt100，并将所有测温元件接至本体接线盒。
2）测量轴瓦温度用卡套式端面热电阻。
3）每个端盖（或端罩）和定子机座上温度最高点处均不少于1个温度计。
4）在空气冷却器进、出风处各装有电阻温度计。
5）各轴承上装设测量油温的温度计，并在回油管上设有视察窗，在各轴瓦上还有遥测温度和极限信号的元件。
1.5空气冷却器
1）冷却介质在运行时，机内空气相对湿度不大于50％，配备加热器装置保证停机时，机内的空气相对湿度低于50％。
2）在进水温度不超过33℃时，能保证冷却后的气体温度不超过40℃。
3）空气冷却器按照工作水压不低于166600Pa设计，试验水压不低于工作水压的2倍。
4）空气冷却器的设计能使一个冷却器因清洗而停止工作时，至少能担当电机2/3的定额负载连续运行，电机不允许超过温升。
2励磁系统的技术规范
1）励磁系统采用南京励磁系统工程有限公司产品，励磁方式为自并激静止可控硅励磁系统，采用双微机励磁调节装置。
当发电机额定励磁电流和励磁电压不超过其额定励磁电流和励磁电压的1.1倍时。
励磁系统保证能连续运行。
2）自动励磁调节装置能在-5℃～+40℃环境温度下连续进行，也能在湿度最大的月份下，月平均最大相对湿度为90%，同时该月平均最低温度为25℃的环境下连续运行。
2.1调压范围
1）励磁调节装置能保证发电机从空载电压额定值的70%—110%的范围内稳定、平滑地调节，机端励磁电压调差率不大于±5%，静差率不大于±1%。
2）励磁系统手动调压范围能从20%空载励磁电压到110%额定励磁电压范围内稳定平滑的调节。
3）在全部调节范围内能均匀地、平滑地稳定调节。
4）励磁系统具有短时过载能力，强励磁倍数不小于2，允许强励时间为10秒。
5）励磁系统响应比（V）即电压上升速度，不低于2倍/秒。
6）励磁系统故障引起的发电机强迫停机率不大于0.5%。
7）所供的励磁系统能保证发电机正常工作。
8）强励顶值电压≥2倍额定励磁电压。
2.2励磁调节装置
1）发电机转子回路设有过电压保护。
2）励磁自动调节器性能可靠，并具有手动回路。
3）采用自并激静止可控硅励磁方式，励磁变压器选用干式变压器，由励磁制造厂家配套。
F级绝缘、绕组导体为铜。
励磁变压器有静电屏蔽及装设必要的监视和保护装置，并能满足当发电机端电压降至80%时仍有2倍强励的能力，其长期输出电流不小于1.1倍的额定励磁电流。
4）励磁调节装置用电压互感器采用微机双通道励磁调节器。
每通道均带手动，自动控制。
发生故障时自动，无扰动地切换至备用通道。
5）励磁调节器具有与DCS的硬接口和数字通信接口。
6）在空载额定电压下，当电压给定阶跃响应为±5%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%；，振荡次数不超过3次，发电机定子电压的调整时间不超过5秒。
2.3励磁系统的主要性能
1）励磁系统满足机组在发电、进相等工况下运行的各项技术要求。
2）励磁系统设备能提供2倍额定励磁电压和2倍额定励磁电流，持续时间不小于10s。
3）励磁系统的电压响应时间：
满足高起始响应规定（<0.1秒）。
4）在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器的给定电压调节速度不大于额定压电1%/s，不小于额定电压0.3%/s。
5）在发电机空载运行状态下，频率值变化额定值的±1%，自动电压调节器系统保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25%。
6）励磁系统自动电压调节器能保证发电机励磁电压在发电机空载额定电压的70%～110%的范围内进行稳定、平滑调节。
手动控制单元能保证发电机励磁电压在不大于空载额定励磁电压的20%到额定励磁电压的110%的范围内进行稳定、平滑地调节。
调压精度不大于额定电压值的0.2%（自动）。
7）在空载额定电压下，当电压给定阶跃响应为±5%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%；，振荡次数不超过3次，发电机定子电压的调整时间不超过5秒。
8）发电机零起升压时，自动电压调节器保证定子电压的超调量不超过额定值的10%，调节时间不大于10秒，电压振荡次数不大于3次。
9）在下述厂用电源电压及频率偏差范围内，励磁系统能保证发电机在额定工况下长期连续正常工作：
a.交流电压偏差范围为额定值为-15%至+10%，频率偏度范围为额定值的-6%～+4%.
b.直流220V系统，电压偏差范围为额定值的-20%～+10%。
10）当励磁电流在小于1.1倍的额定励磁电流下长期运行，励磁绕组两端所加整流电压最大瞬时值不超过出厂工频试验电压幅值的30%。
11）发电机甩额定无功功率发电机电压不超过额定值的115%。
12）在任何情况下，励磁系统保证励磁绕组两端所加的整流电压最大瞬时值不超过出厂试验时该绕组对地耐压试验电压幅值的70%。
13）励磁系统故障引起的发电机强迫停机率不大于0.1%，
2.4励磁调节器
1）励磁调节器采用双通道微机励磁调节器，每通道均带自动和手动控制。
并分别具有恒压、恒无功、恒功率因数、恒励磁电流控制方式。
两通道正常时一路工作，另一路热备用，发生故障时，能自动地、无扰动地切换至备用通道并闭锁故障通道。
2）微机励磁调节器具有以下功能：
a.远方和就地给定功能
b.电压互感器断线保护
c.功率因数控制器
d.过励磁限制
e.过励磁保护
f.低励磁限制
g.电力系统稳定器（PSS）
h.V/H限制及保护
a.高起始励磁系统应有过流保护
3）励磁调节装置具有自动/手动切换功能
4）励磁调节装置具有自动跟踪功能，能在自动和手动之间以及通道1和通道2之间自动跟踪并且能无扰动地切换。
5）微机励磁调节器能在发电机空载额定电压的70%～11%范围内进行平滑、稳定的调节。
6）手动控制单元保证下限小于发电机空载励磁电压的20%，上限不低于额定电压的110%，调压上限可设置，并满足机组调试时零起升压的要求。
7）微机励磁调节器保证发电机调压精度优于0.2%。
8）励磁调节器具有与分散控制系统（DCS）的硬接口和数字通信接口，实现控制室内对励磁调节器的远方控制，采用通用的、开放的通信规约。
2.5励磁系统的控制及保护
1）对发电机的电压、无功功率及励磁电流的调节可在就地及中控室进行。
2）励磁系统可就地操作和远方操作。
3）励磁系统装设下列信号：
a.功率整流装置故障信号；
b.电压互感器断线保护动作信号；
c.励磁控制回路电源消失信号和励磁调节装置工作电源消失信号；
d.励磁调节装置故障信号；
e.稳压电源消失或故障信号；
f.触发脉冲消失信号；
g.调节通道自动切换动作信号；
h.PSS故障信号；
i.强励动作信号；
j.低励限制动作信号；
k.过励限制动作信号；
l.电压/频率比率限制动作信号。
4）可靠性
励磁系统强行切除率不大于0.1%。
因励磁系统引起发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。
自动电压调节器（包括PSS）投入率不低于99%。
3发电机组的启动、停止操作及维护
3.1发电机的启动
3.1.1发电机启动条件
1）检查检修工作或检修工作票已注销，检修人员已离开现场。
2）完成发变组启动前应做的各项试验，并合格。
3）厂用工作、备用电源处于正常状态。
4）按《继电保护及自动装置运行规程》规定检查发变组保护装置、发变组故障录波装置正常。
5）主辅设备无影响运行的缺陷。
3.1.2发电机禁止启动条件
1）发电机变压器组主保护不能正常投入运行。
2）主变压器漏油严重。
3）发电机、主变压器及高压厂用电抗器绝缘不合格。
4）厂用工作电源不能正常工作。
5）同期装置不正常。
6）发变组真空断路器开关泄压严重。
7）发变组故障录波器不能正常工作。
8）发电机电压互感器、电流互感器不能正常工作。
9）DCS不能执行远方控制。
3.1.3发电机启动前或检修后检查项目
1）检查发变组及其相关系统或设备的工作票全部注销,安全措施已全部拆除，即接地刀闸（或接地线）、短路线及临时安全措施全部拆除,安全标示牌全部收回，常设遮栏全部恢复，并有检修后的详细书面交待。
2）检查继电保护定值及保护传动试验，发电机交、直流耐压试验，自动调节励磁装置试验，联锁试验合格。
3）检查发变组主开关、励磁系统各开关拉、合、联跳试验合格。
4）检查测量二次回路绝缘电阻，定子、转子绕组相间和对地绝缘电阻合格。
5）检查发电机、励磁系统本体完整、各部螺丝固定牢固、周围卫生合格、灭火器齐全完好。
冷却器无堵塞、水压正常。
6）检查发电机及励磁系统一、二次回路接线完整、正确、牢固与图纸相符，标志齐全正确。
7）检查发电机各部温度巡测仪器正常、完好。
8）检查中央信号装置动作正确，信号齐全。
9）检查自动准同期装置接线正确，各元器件完好。
10）检查继电保护室环境良好、灭火器齐全、通风良好。
11）检查发电机滑环碳刷在刷握内应活动自如，弹簧压力均适中，与大轴接触良好。
12）检查封闭母线各部完整。
13）检查发电机电压互感器、避雷器正常，一、二次保险器完整、接触良好，灭火器、标志齐全正确、柜门和室门能锁好，室内环境符合设备运行条件。
14）检查各信号、保护电源及控制电源良好，符合运行条件。
15）检查无影响开机的缺陷记录。
3.1.4发电机启动前应做的试验
1）测定发电机定子、转子，主变压器高压侧、电抗器绝缘电阻。
2）发变组断路器开关拉、合试验：
其合闸条件：
a.发变组断路器远控。
b.发变组断路器储能正常。
c.发变组断路器控制回路未断线。
d.发变组断路器合格。
其分闸条件：
a.发变组断路器远控。
b.发变组断路器控制回路未断线。
c.发变组断路器储能正常。
d.发变组断路器合格。
3）励磁系统灭磁开关的拉、合试验。
其合闸条件：
a.无磁场开关保护跳闸信号。
b.无发变组保护跳闸信号。
c.2950r/min≤发电机转速≤3050r/min（检修短接转速接点）。
其分闸条件：
a.发变组断路器在分闸位置。
b.厂用电10kV工作电源开关拉、合试验。
c.信号系统的试验。
d.发变组大小修后或必要时做保护传动试验。
注：
1.做发变组开关拉合试验前，发电机I、II母刀闸必须在拉开位置，10kV工作电源小车开关必须放在试验位置，投相应的保护压板。
3.1.5机组启动中的准备工作
1）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。
2）发电机启动当转速升至1200转/分时，应进行如下检查：
a.发电机碳刷在刷握内活动正常、无跳动。
b.发电机声音正常。
3）检查主变高压侧刀闸在断开位置，合上主变中性点接地刀闸。
4）选择主变各冷却器的运行方式及工作电源方式，送上主变冷却器电源。
将选择开关切至“自动”位置。
5）检查各PT一次保险已给好，且小车在工作位置，合上二次小空开。
6）合上整流柜交流侧刀闸。
7）检查整流柜冷却器正常。
8）将发电机励磁调节器恢复为远控。
9）检查发--变组保护投入正确，故障录波器已投运正常。
10）检查电抗器保护投入正确。
11）检查母差保护跳发--变组出口开关压板已压上。
12）合上发变组控制电源、信号电源小空开。
13）确认发变组出口开关在“分闸”位置。
14）合上发变组出口刀闸。
3.2发电机的升压、并列
3.1.1允许操作条件
1）主变中性点接地刀闸在“合闸”位置。
2）励磁、保护装置无异常信号。
3）发变组开关、电抗器厂用段侧开关、灭磁开关均在断开位置。
4）各开关无异常信号。
5）励磁装置在远控位置。
6）接地刀闸在“分闸”位置。
7）发变组隔离开关在“合闸”位置。
8）汽轮机转速3000转/分定速。
3.1.2合上发电机灭磁开关，灭磁开关合闸状态返回。
3.1.3投起励电源，起励电源合闸。
3.1.4起励后发电机定子电压建压正确，如选择AVR方式则励磁调节器AVR投入，发电机定子电压建压至95%Ue，通过AVR调整发电机电压至额定电压，空载电压、励磁电流等在正常范围内。
如果选择手动FCR方式，则需在DCS上操作“增磁”按钮升发电机电压至95%Ue。
当发电机电压＞95%UN时，投入自动准同期装置（ASS）。
3.1.5自动准同期装置投入，自动准同期装置鉴定发电机运行参数符合并网条件（电压差、相位差和频率差），发变组开关保护正常且在远控位置。
3.1.6发变组开关合闸。
发变组开关合闸状态返回，所有自动装置复位并确认所有开关位置变位信号。
3.3发电机的解列、停止
3.3.1发电机解列前的准备工作
允许操作条件：
a.励磁系统无异常信号。
b.保护装置无异常信号。
c.发变组开关、厂用和备用开关、励磁开关状态在远控位置。
3.3.2发电机的解列
1）允许操作条件
a.有功至零。
b.无功至零
2）发变组开关分闸并确认分闸状态返回。
3）降发电机定子电压至零。
4）发电机电压经DCS起动逆变灭磁降压至零。
5）拉开灭磁开关并分闸状态返回。
6）退出励磁调节器。
7）所有自动装置复位并确认所有开关位置变位信号。
3.3.3发电机的停运
1）发—变组解列后，如果不立即并网，发—变组退出备用。
2）拉开发—变组出口刀闸。
3）将10kV工作电源小车开关拉至“试验”位置。
4）拉开整流柜交流、直流侧刀闸。
5）拉开发电机PT二次小空开。
6）停用主变冷却系统。
7）拉开主变中性点接地刀闸。
8）拉开发变组系统各开关控制信号开关。
3.4发电机启停操作注意事项
1）压上机组碳刷或调整碳刷不许戴手套。
2）刀闸操作时必须戴绝缘手套。
3）发变组与系统并列或解列前必须合上主变压器中性点接地刀闸。
4）发变组操作前后必须检查发变组主开关确在分闸或合闸位置。
5）机组转速达到3000转/分，机组并列条件满足后，合上发变组I母或II母刀闸。
6）发电机升压时注意观察励磁电流、电压变化，发电机电压不超过额定值。
7）做好非同期并列的事故预想。
8）检查自动准同期并列装置的工作情况。
9）发电机解列时做好发生非全相的事故预想。
10）发变组解列前应先将10kV厂用电源倒为备用电源带。
11）发电机升压过程中，其三相电压应平衡，静子电压无突变现象，
12）厂用电源并列切换前，必须检查是否在同一系统并经同期鉴定，防止造成非同期并列。
13）解列时注意酒钢变电站运行方式。
14）发电机紧急解列过程中注意人身安全，防止设备损坏。
15）保证厂用电源供电可靠性，确保安全停机。
3.5发电机操作规定
1）发电机并列应得值长令。
2）发变组与系统并列一般采用自动方式。
3）发电机有功功率表、无功功率表到零、电能表停转后，才能拉开发变组出口开关。
4）汽轮发电机转速达到大于2900转/分时，经确认，按预选控制方式启动顺序控制。
5）发电机励磁投入方式应采用“自动”方式且在“远方”位置。
6）在升压过程中如发电机，励磁回路，主变或电抗器有异常现象，应立即停止升压进行检查，待查明原因后经总工批准，方可继续升压。
7）发电机并列必须满足下列条件：
a.待并发电机的电压与系统电压近似或相等（误差不大于±5%最大不超过±10%）。
b.待并发电机的周率与系统的周率相等（误差不大于0.1Hz）。
c.待并发电机的相位与系统相位相同（误差不大于15度电气角最大不超过±20度）。
d.发电机大修或同期回路变动后，必须验证两系统相序一致。
e.发电机并列应采用自动准同期法进行，当该装置或DCS因故不能使用时，禁止进行并列，并汇报有关领导。
3.6发电机运行中的检查、监视、调整
3.6.1发电机运行中的检查：
1）发电机、励磁系统及冷却系统各部参数正常，相互关系正确；发变组保护装置及发变组用故障录波器运行正常。
2）发电机出、入口风温、定子线圈和铁芯温度应正常。
3）各部温度不超过规定值，且无局部过热现象。
4）封闭母线微正压装置运行正常。
封闭母线导体最大温度为90℃，外壳最大温度为70℃（环境温度40℃），外壳最大温升为30℃。
5）检查空气冷却器有无渗漏水现象，各温度表计指示是否正常。
6）检查发电机电流、电压互感器有无异常声音及放电现象，进水或空气受潮情况。
7）转动部分无异音，振动不超过允许值，无局部过热，滑环碳刷无过热、变色，无跳动、过短、冒火、卡涩、破裂现象，接地碳刷接触良好。
3.6.2发电机运行中的监视
1）发电机在额定参数下可以长期连续运行，正常运行中应监视发电机的各项参数不超过额定值；发电机定子电流三相是否平衡。
2）根据发电机各参数，进行运行分析，及时发现异常情况。
3）监视发电机、励磁变各部温度、温升不超过允许值。
4）发变组保护装置、故障录波器、自动励磁调节装置正常运行，备用调节通道跟踪正常。
3.6.3无功功率的调整
1）励磁调节器应自动调整发电机无功功率，若不能满足要求可以手动调整。
2）机组正常运行时按调度下达的负荷曲线，监视发电机的有功、无功负荷，在调整负荷时必须注意电压、电流、有功、无功之间的联系，考虑其相互影响。
3）调整机组有功、无功负荷时，保证发电机的出力。
4）发电机运行中电压变化范围在额定值的±5%以内，而功率因数为额定时，其额定容量不变，当发电机电压高于额定值，所带无功功率的高限，应以电流长期允许值不超过额定值为限，发电机的最低运行电压，取决于运行稳定性的要求，一般不应低于额定值的90%。
5）当发电机电压升高5%，定子电流应降低额定值的5%，当电压降低5%，定子电流可提高额定值的5%，当发电机定子电压低于额定值的95%以下时，定子电流不得超过额定值的105%。
但任一相电流值不超过额定值。
6）发电机功率因数一般不应超过迟相的0.95，必要时可以在功率因数为0.98的条件下运行。
但时间不得过长，以免破坏发电机的稳定运行。
同时应使其定子和转子电流不超过当时进风温度下所允许的数值。
3.7发电机的有关规定
3.7.1发电机在每次启动前，必须对发电机转子及其轴瓦摇测绝缘，并把每次摇测绝缘的日期、环境温度及所测结果详细记入绝缘记录本中，如不合格及时联系检修处理。
3.7.2停机24小时及以上、再次启动前或在冷态下启动，用500V兆欧表测量发电机转子绝缘电阻，用2500V兆欧表测量主变高、低压侧、电抗器绝缘电阻及吸收比，并与以前记录值进行比较，判断电机绝缘是否合格。
3.7.3测定发电机定子、转子，主变压器高压侧、厂高变压器低压侧、励磁回路绝缘电阻，发电机绝缘电阻的规定如下：
1）发电机定子绕组在10℃－30℃时，其对地及相间绝缘电阻，用2500V兆欧表测，应不小于按下式所求得的数值：
Ｒ=Un÷（1000+Sn/100）且R60/R15》1.3
式中：
R-绝缘电阻值（MΩ）
Un-定子额定电压（V）
Sn-发电机额定容量（kVA）
并将绝缘电阻值与前次测量结果相比较（在同样的温度和空气湿度的情况下），如有显著降低时（如降低到以前测量结果的1/3至1/5），应查明其原因并将其消除；
2）用500V兆欧表测量发电机励磁回路及转子绕组对地绝缘电阻，其绝缘电阻值不得低于1MΩ；
3）用1000V兆欧表分别测量发电机中间板与轴承座及地板之间，轴承进油口中间法兰与轴承座及法兰之间，轴承座与法兰之间，轴承回油口中间法兰与轴承座及法兰之间的绝缘电阻不低于1MΩ（在机组大小修期间进行）；
4）以上测绝缘电阻低于规定值时，是否允许投入运行，应由电气专工批准。
3.7.4发电机正常运行时，频率应保持在50Hz，其变化范围不得超过±0.2Hz，最大允许变化范围±0.5Hz，在此范围内出力不变，异常情况下按调度规定执行。
3.7.5加负荷过程中应加强对发电机各部温度的监视和分析，发电机并列后接带负荷时，均应对发电机、主变、电抗器等设备及回路进行详细检查。
3.7.6发电机允许在三相电流不平衡负荷运行，但静子各相电流之差不得超过额定值的8%，且最大电流不得超过额定值。
3.7.7发电机的额定功率因数0.80。
3.7.8发电机在额定功率因数、电压变化为±5%和频率变化范围为±0.2Hz时，可连续输出额定功率。
3.7.
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