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

1、型号QFSN-300-2-20B2额定功率MW300（353MVA）3最大连续功率330（388MVA）4额定电压kV205额定电流kA10.1896额定功率因数0.85滞相7额定励磁电流A2047计算值8额定励磁电压V389100计算值9额定频率Hz5010额定转速r.p.m300011定子绕组接线2Y12相数13出线端子数目14短路比（保证值）0.615效率（保证值）98.9%16强励顶值电压倍数217强励电压响应比2/s18强励时间s1019轴承振动mm0.025轴振0.07521定子槽数5422转子槽数3223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

2、组及出水80检温计定子绕组层间90层间温差（最高最低）8110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7026氢气额定氢压MPa0.25最高氢压0.30纯度96%冷氢温度3546热氢温度露点25t5充氢容积m372每日漏氢m3/d27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0.10.2流量（含出线水量3 t/h）t/h45电导率（20）us/cm0.51.5PH值78硬度ugE/L2氨允许微量28中性点单相变压器额定容量kVA30额定电压（高/低）20/0.22额定电流（高/低）2.6/136.4电压比11.547/0.22AN温升限

3、值K100单相使用环境户内29一阶临界转速1347二阶临界转速362531发电机全长126201.3 主变压器SFP10370000/220强迫油循环风冷（ODAF）370000电压组合24222.5%/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kW190.8负载损耗628.9总损耗819.7允许环境温度-2540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2.26B80-5/2.2型油泵额定电压380油泵额定电流6.5风扇额定输出功率250YF4-250型风扇额定电压风扇额定电流1.4 励磁系统整体采用ABB

4、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-20/1250012500标准代号GB/T 8349-2000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

5、 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1/31/5（通水）（1000V2500V兆欧表）；2. 发电机转子绕组（包括励磁回路）：1 M（500V1000V兆欧表）；3. 发电机轴承绝缘电阻

6、：1 M（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

7、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；

8、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、2 TV、3TV高压保险，将其推至工作位置，装上1TV、2 TV、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

9、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

10、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30

11、00rpm，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；2.2.2.4 630开关合闸后，复位开关，并检查ASS已退出。

12、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830

13、A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

14、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50Ie升至100Ie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

15、.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。2.3.2 AVR通道投入备用：（以通道为例）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“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“CH

16、”按钮；2.3.2.6 按下控制面板上“AUTO”按钮。2.3.3 就地手动将通道倒至通道运行：2.3.3.1 检查通道备用正常，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“CH ”按钮。2.3.4 AVR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“AUTO DISABLED”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

17、 遥控切换：检查控制方式在“REMOTE”，在DCS发出“AVR AUTO”命令；2.3.4.4 检查发电机电压及无功正常。2.3.5 AVR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“AVR MANUAL”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.

18、2 P/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；2.3.6.3 AC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；2.3.6.4 DC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

19、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

20、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.

21、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95105%以内（1921kV），频率允许变化范围在5%3%（47.551.5Hz）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95105%以内（1921kV），频率变化范围在3%1%（48.550.5Hz）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95105%以内（1921kV），频率变化范围在5%3%（47.551.5Hz）以内允许带额

22、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0.850.99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*2t10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

23、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（330）；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）0.10.2有功功率（）2002703.2.3.5 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1.271.321.391.501.692.17允许持续时间（s）403.3 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