125MW机组电气运行规程(X年标准版)

Q/JRD国电吉林龙华吉林热电厂企业标准Q/JRD—1.13.03-2008代替Q/JRD-1.13.03-2004125MW机组电气运行规程2007-12-01发布2008-01-01实施国电吉林龙华吉林热电厂发布I目次目录………………………………………………Ⅰ前言………………………………………………Ⅺ1范围……………………………………………12规范性引用文件………………………………Ⅰ3发电机运行……………………………………24变压器运行…………………………………365电动机运行…………………………………466配电装置运行………………………………667系统运行……………………………………858直流系统的运行……………………………1049交流不停电系统运行………………………10910继电保护及自动装置运行…………………112附录A规范性附录设备定期轮换、试验周期……129附录B规范性附录有关计算…………………………130附录C规范性附录发电机不平衡电流负序电流允许续时间的规定…………………………………………132附录D资料性附录机、炉高压转机保护定值表……134Q/JRD—1.13.01－2008II前言随着两台125MW机组技术改造的陆续结束，运行现场设备都发生了很大的变化。依据《电力工业技术管理法规》、《电业安全工作规程》，结合吉林热电厂125MW机组电气设备的实际情况，对原125MW机组的电气运行规程进行了修编。本标准首次发布时间为2002年10月，在2004年12月进行过修编。本标准代替Q/JRD-1.13.03-2004。本标准的附录A为规范性附录，附录B、附录C、附录D为资料性附录。本标准由国电吉林龙华吉林热电厂标准化委员会提出。本标准由国电吉林龙华吉林热电厂标准化委员会副主任于圣波批准。本标准由国电吉林龙华吉林热电厂生产技术部负责解释。本标准起草单位为国电吉林龙华吉林热电厂发电部运行二分场。本标准主要起草人：赵洪成I125MW机组电气运行规程1范围本标准规定了国电吉林龙华吉林热电厂125MW机组运行的基本要求、运行方式、不正常运行和事故处理的有关方法和要求。本标准适用于国电吉林龙华吉林龙华吉林热电厂。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。汽轮发电机运行规程（国家电力公司1999版）DL/T572-95电力变压器运行DL/T651-1998氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T607-1996汽轮发电机漏水、漏氢的检验DL/T639-1997六氟化硫电气设备运行、试验及安全防护细则DL/T408-1991电业安全工作规程DL/T755-2001电力系统安全稳定导则DL/T723-2000电力系统安全稳定控制技术导则Q/JRD—1.13.01－200823发电机运行3.1设备规范3.1.1发电机规范见表1表1发电机规范机别8号机9号机型号ТВфВ-125-2пY3ТВфВ-125-2пY3额定容量（kVA）147060147060额定有功（kW）125000125000功率因数0.850.85定子电压（V）1380013800定子电流（A）61526152转子电压（V）285285转子电流（A）17401740额定转数（r/min）30003000额定频率(Hz)5050效率（%）≥98.4≥98.4定子出线数99定子接线方式Y/YY/Y额定氢压(MPa)0.250.25氢气进风温度(℃)4040冷却器进水温度(℃)≤33≤33定、转子绝缘等级F级按B级使用F级按B级使用定子绕组引出线套管数9933.1.2励磁变压器规范见表2表2励磁变压器规范参数名称励磁变压器型号ZSCB9-2500/13.8额定容量(kVA)2500一次侧电压(kV)13.8一次侧电流(A)105二次侧电压(V)690二次侧电流(A)2092绝缘等级F温升限值(℃)100短路阻抗(%)6.08联结方式Yd11冷却方式AN厂家广东顺德3.2发电机运行参数的规定3.2.1发电机各部的绝缘电阻值3.2.1.1发电机每次启机前，停机后必须对发电机各部测定绝缘，并把测定日期,温度及结果记入绝缘记录本中,如不合格应汇报值长及分场。3.2.1.2发电机定子绝缘用2500V绝缘电阻表测定,最低不低于每千伏1MΩ,其阻值不低于上次同温下测量结果的1/3～1/5,吸收比R60″/R15″≥1.3（温度10℃～30℃）。Q/JRD—1.13.01－200843.2.1.3发电机定子绕组在不同温度下，其绝缘电阻值不应低于表3标准表3发电机各部绝缘电阻值定子绕组温度(℃)7570605040302010定子绕组电阻R60≥（MΩ）4.45.27.510.61520.729.541.43.2.1.4发电机各部绝缘电阻允许值，见表4表4发电机绝缘电阻允许值测定部位允许值(MΩ)绝缘电阻表电压(V)转子绕组及滑环的电刷架0.51000油管路对滑环侧轴承底座1.01000滑环侧轴密封壳体与集油器1.01000电阻式温度计0.5500风扇档板（对外端与风扇档板之间测量）0.510003.2.1.5发电机绝缘电阻应换算到75℃时的值,计算公式如下：10t)-(75R6.1Rt75（1）式中：t—测定时的温度（℃）Rt—对应t时所测电阻值。3.2.1.6硅整流和可控硅整流装置不许用绝缘电阻表测量极间及相间绝缘。3.2.2发电机各部允许温度3.2.2.1发电机各部允许温度见表5（根据厂家资料：耐热性“F”级的发5电机绕组绝缘，按“B”级使用）表5发电机各部允许温度表设备部位允许温度(℃)测量方法定子绕组120电阻温度计法转子绕组115电阻法定子铁芯120电阻温度计法发电机内热氢75电阻温度计法轴瓦钨金80电阻温度计法密封瓦钨金90电阻温度计法轴承出口油温65电阻温度计法轴承入口油温45电阻温度计法3.2.2.2发电机在额定转数下运行时轴承座在三个坐标方向的允许振动值（双倍振幅）不大于0.05mm。3.2.2.3励磁系统硅整流刀闸最高温度不超过120℃，励磁变铁芯温度最高不超过145℃。3.2.3发电机冷却系统运行规定3.2.3.1发电机冷却方式为转子绕组与定子铁心直接氢冷，定子绕组采用间接氢冷。冷却气体在风扇作用下，在发电机内循环，机座装有沿轴线布置的四组冷却器，用来冷却发电机内热氢。3.2.3.2发电机额定氢压为0.25MPa+0.02MPa，正常运行时氢压应保持在0.23MPa--0.25MPa之间(最高不超过0.35MPa)。3.2.3.3发电机氢气额定纯度为98%，允许纯度应在96%以上，含氧量小于1.2%，来氢纯度不低于98%。机内氢气湿度为露点温度0℃，对应机内湿度小于4.2ｇ/ｍ3，机外湿度小于1.2ｇ/ｍ3，允许湿度的低限为露点温度-25℃。3.2.3.4发电机入口氢气温度应保持在30℃～40℃范围内，最低不低于22℃，最高不得超过55℃，两端入口风温差不得大于5℃。3.2.3.5氢气冷却器进水温度为30℃，最高不得超过33℃。3.2.3.6密封油压较机内氢压高0.05MPa～0.08MPa。3.2.3.7发电机只允许在氢气冷却情况下并入电网。3.2.3.8无励磁空载的汽轮发电机,在充满剩余压力0.03MPa～0.05MPa的空气和二氧化碳气体，可启动与试运行。Q/JRD—1.13.01－200863.2.3.9发电机漏氢试验的规定3.2.3.9.1发电机实际漏氢量应每月测试一次。测试时，发电机运行参数应等于或接近于额定参数。测试前，氢压应保持额定，氢气纯度、湿度在合格范围内。在即不补氢也不排氢的情况下进行测试，从测试起始直到测试结束整个过程中，每小时记录一次机内氢压（以微机内显示的数据为准）、氢温（冷热风多点温度平均值）、周围大气压。测试持续时间一般应达到24小时，特殊情况下不的少于12小时。3.2.3.9.2发电机24小时漏氢量用下式计算dmtBPtBPHVVH/)273273(703203222111（2）发电机漏氢率用下式计算：δ=%100273273124211122tBPtBPH（3）式中：△V—24小时漏氢量(m3/d)H—测试持续时间(h)V1—发电机充氢容积55m3P1P2—测试开始和结束时机内气体表压力(MPa)t1t2—测试开始和结束时机内氢气平均温度(℃)B1B2－测试开始和结束时发电机周围环境的大气绝对压力（MPa）。3.2.3.9.3发电机运行一昼夜漏氢量不大于定子容积5%,发电机在工作压力下，每昼夜漏氢量不应超过9m3。3.2.3.10在冷却气体的温度升高超过额定值时，定子电流的允许值应该降低，气体温度每升高1℃定子电流降低的数值,见表6表6冷却气体温度升高时定子电流降低值冷却气体温度升高的范围（℃）每升高1℃允许定子电流降低%40～451.545～502.050～553.03.2.4发电机参数变化时，允许运行工况的规定73.2.4.1氢压变动的规定3.2.4.1.1发电机氢压降低时，允许运行24小时。应严密监视发电机各部温度，此时发电机功率降低数值，见表7表7发电机氢压与功率关系表剩余氢气压力MPa0.150.10.05发电机功率为额定值的%（cosФ不低于额定值时）7060403.2.4.1.2发电机只有在空载无励磁情况下允许空气冷却运行。3.2.4.2气体冷却器停运的规定3.2.4.2.1发电机正常运行时4组冷却器工作,当一组冷却器因故停运时,发电机所带负载不能超过额定值的75%。3.2.4.2.2当发电机冷却器发生漏泄时,如果漏水量较大，超过0.5升/每班时，发电机应迅速减载并与系统解列。3.2.4.3定子电压变动的规定3.2.4.3.1发电机正常运行时，电压允许在额定电压±5%范围内变动，发电机电压最大不应超过额定电压值的10%。3.2.4.3.2当发电机在额定功率因数下，电压偏移额定值的±5%以下与频率偏移额定值的±2.5%以下时，保持额定功率。此时，在电压升高与频率降低的运行方式条件下，汽轮发电机总的持续允许功率保持不变，电压与频率偏移的绝对值总和，应不超过6%。3.2.4.3.3电压偏离额定值在5%～10%，允许的视在功率，见表8表8发电机电压、电流、功率关系表电压偏离额定值%1101091081071061051009590视在功率偏离额定值%909294969810010010094定子电流偏离额定值%828487909295100105105Q/JRD—1.13.01－200883.2.4.4电流变动的规定3.2.4.4.1发电机正常运行时，定子电流不允许超过额定值。当发电机定子电压降低为额定值的90%～95%时，发电机定子电流允许达到额定值的105%。3.2.4.4.2发电机三相负荷不平衡电流不超过定子额定电流的10%。这种情况下允许持续运行。且定子电流任一相不得超过额定值。负序电流不应超过定子额定电流的8%。此时，允许励磁绕组温度相对于对称工况时升高5℃。不对称短路时，允许的负序电流持续时间，按表9变化表9负序电流持续时间短路持续时间（s）51020负序电流额定值的百分率（%）1.71.20.93.2.4.4.3在事故条件下，定子电流过负荷倍数,见表10表10定子电流过负荷表持续时间(分)1234561560达到过负荷倍数(i/iH)21.51.41.31.251.21.151.1注1：实际过负载持续时间，通常不超过发电机后备保护动作时间。这是因为要保障发电机后备保护作用，对外部电网元件后备保护的选择性条件。在特殊情况下，表中规定的持续时间，允许作为极限值。3.2.4.4.4在事故条件下，转子电流过负荷倍数,见表11表11转子电流过负荷表持续时间(秒)20602403606003600允许过负荷倍数(i/iH)21