电气运行设备参数及操作规范

电气运行设备参数及操作规范第一章发电机运行规程第一节汽轮发电机设计规范及技术特性1.#31汽轮发电机设计规范1.1.型号：QFSN－300－2－20B型该汽轮发电机为汽轮机拖动的三相两极自并励出口电压20KV的同步发电机。1.2.拖动方式：300MW汽轮机直接拖动。1.3.主要设计参数额定功率:300MW额定视在功率:353MVA最大功率:330MW最大视在功率:388MVA额定电压:20KV额定电流:10.189KA额定功率因素:0.85额定频率:50HZ额定励磁电压:455V额定励磁电流:2075A额定转速:3000rpm相数:3接法：2－Y出线端子数目：6短路比：0.6241效率：≥98.9％定子每相直流电阻：0.001658Ω转子绕组直流电阻：0.162766Ω定子每相电容：0.225μF转子线圈电感：1.393H绝缘等级：F级(按B级考核)允许强励时间：10S1.4.#31发电机中性点接地变压器及中性点电阻技术参数发电机中性点接地变压器型号DDBC—35/20额定容量35KVA额定电压20000V（一次侧）220V（二次侧）发电机中性点电阻器型号ZX12—02二次电阻0.5Ω隔离开关型号GN1—20/4001.5.#31发电机定子机壳内氢气技术参数额定氢压:0.25MPa最大氢压:0.35MPa氢气纯度:≥96％湿度:1.5～4g／m3冷氢温度:30～46℃热氢温度：＜65℃24小时漏氢量:＜10m3露点:≤-25℃1.6.定子冷却水技术参数进水温度：45±3℃出水温度：≤80℃水量：45t／h进水压力：0.1～0.2MPa酸碱度：7～8硬度：≤2ugE／L导电率(20℃)：≤0.5～1.5us／cm1.7.氢气冷却器冷却水技术参数氢气冷却器个数：4个进水温度：20～38℃出水温度：≤43℃水量：4×100t／h进水压力：0.1～0.2MPa水压降：0.024MPa1.8.轴承润滑油与密封油的技术参数：轴承进油压力：0.05～0.1MPa发电机轴承进油量：2×500L/min密封油压应高于氢压：0.0560MPa稳定轴承进油量：25L/min进油温度：35～45℃出油温度：≤70℃1.9.#31发电机及相关设备温度限制参数：定子绕组及出线出水温度：≤80℃定子绕组层间温度：≤90℃定子绕组层间各温度差：≤8℃定子端部结构件温度：≤120℃转子绕组温度：≤110℃轴瓦温度：≤90℃集电环温度：≤120℃集电环出风温度：≤65℃2.#31汽轮发电机的技术特性2.1.冷却方式：水氢氢。2.2.通风方式：机内采用两端带轴流式风扇的闭式循环多路通风系统；机内氢气由氢气冷却器通水冷却；集电环采用开启式管道通风。2.3.定子绕组供水方式：定子绕组冷却水由发电机内冷水箱供给。2.4.氢气(油)密封方式：采用单流环式油密封。2.5.供油方式：轴承润滑油由汽轮机润滑油系统供给；油密封的密封油由外部密封油系统供给。2.6.励磁方式：自并励静止励磁。2.7.绝缘等级：定子绕组和定子铁芯采用F级绝缘(按B级使用)。注：电机的绝缘等级分为A、E、B、F、H级。绝缘温度等级A级E级B级F级H级最高允许温度（℃）105120130155180绕组温升限值（K）607580100125性能参考温度（℃）8095100120145第二节发电机的正常运行方式1.#31发电机可按铭牌长期运行。2.当#31发电机各参数满足下列条件时，发电机最大连续出力为330MW(功率因数为额定值)。2.1.氢压：0.25MPa2.2.冷却器进水温度：20℃2.3.冷却器出水温度：≤27℃2.4.发电机冷氢温度：≤30℃2.5.厂房内环境温度：≤30℃3.#31发电机电压、周波、功率因数变化时的运行方式：3.1.当#31发电机功率因数为额定值，电压变化范围不超过±5%及周波变化范围不超过±2%时，发电机可按额定容量运行。当电压变化范围不超过±5%及周波变化范围不超过-5%～＋2％时，#31发电机也可按额定容量运行，但每年不超过十次，每次不超过8小时。3.2.#31发电机在运行中功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过在当时进风温度下允许的数值，#31发电机的功率因数一般不应超过迟相0.95(300MW，98.6MVAR)。3.3.由#31发电机进相运行试验数据可知：3.3.1.#31发电机定子端部铁芯和金属结构件温升均较低，远低于允许值。发电机定子端部铁芯和金属结构件温升不是发电机进相运行的限制因素。3.3.2.#31发电机进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和6KV厂用电压两个因素限制，保证厂用母线电压正常情况下，其进相深度如下：3.3.2.1.#31发电机在P=160MW时，可进相至Q=-60Mvar运行;在P=300MW时，可进相至Q=-35Mvar运行。3.3.3.#31发电机带160～300MW有功负荷时，在试验进相深度范围内，220kV母线降压百分数为0.56%～1.42%。第三节发电机启动，停机的操作1.#31发电机启动前的检查与准备工作1.1.220KV云寿线具备投运条件。1.2.#0启备变、厂用6KV、380V、220V直流、UPS等系统已投入运行，柴油发电机处于良好备用状态。1.3.#31发电机、#31主变、#1高工变及辅助设备的一、二次回路正常，具备投运条件。1.4.#31发电机本体和外罩各结合面严密，各部螺丝紧固，#31发电机轴承无短路、脏污现象。1.5.#31发电机各温度测点及氢气温度计完好，并且指示温度为环境温度或机内温度。1.6.#31发电机滑环表面清洁，光滑，无伤痕，碳刷安装牢固，滑环碳刷表面与滑环接触良好，碳刷有效长度不小于5cm，弹簧压力正常。1.7.#31发电机、#31主变、#1高工变封闭母线完整，微正压装置运行正常。1.8.#31发电机出口电压互感器、避雷器、#1高工变低压侧同期电压互感器设备外观完好，瓷瓶无破损、裂纹现象，引线、接地线连接牢固，一次保险完好,二次空气开关已合好,二次插头已给上,一次触头接触良好。1.9.#31发电机中性点柜内设备完好，中性点高阻抗变压器和匝间PT中性点连接电缆完好。1.10.#31发电机灭磁开关、自动电压调整装置及其盘面设备完好，AVR微机调节柜液晶控制面板无故障报警，电压设定值为95%Ue，整流柜及其风机、起动励磁装置设备完好，起励装置开关、灭磁开关在断开位。1.11.6KVA、B段工作电源6100、6200开关在停电状态，机械部分正常，操作部分正常，操作机构连接牢固，控制回路接线牢固完好。1.12.送上220KV云寿线线路保护及#31发变组保护装置的电源，并投入保护装置。1.13.#31发电机仪表、信号、继电保护、自动和远动装置正常，保护定值正确，发电机CRT画面各开关、刀闸位置指示正常，信号试验良好，#31发电机整组试验正常。1.14.#31主变、#1高工变检查具备投运条件，220KV云寿线251开关和220KV云寿线2516刀闸经检查按要求具备投运条件。1.15.测量发变组绝缘合格。1.16.定子绕组在无存水，干燥后，接近工作温度时，其对地和相间绝缘电阻应≥5MΩ(2500伏兆欧表测量)。1.16.1.转子绕组冷态(20℃)绝缘电阻值应≥1MΩ(500伏兆欧表测量)。1.16.2.各电阻检测计冷态(20℃)绝缘电阻值应≥1MΩ(250伏兆欧表测量)。1.16.3.轴承和油密封对地绝缘电阻值应≥1MΩ(1000伏兆欧表测量)。2.#31发电机并列操作2.1.#31发电机一经启动，即认为带有电压，任何人不得在定子和转子回路上进行工作。2.2.机组并网前应配合电气、热工检修人员作如下试验2.2.1.危急遮断器的喷油试验。2.2.2.高压遮断模块试验。2.2.3.0SP电磁阀在线试验。2.2.4.发变组内部故障保护实验及其它电气试验。2.3.#31发电机并列前的检查、操作2.3.1.检查220KV云寿线线路保护及#31发变组保护压板已按规定正常投入。2.3.2.检查220KV云寿线运行方式已按调度命令执行。2.3.3.检查220KV云寿线251开关确已断开。2.3.4.给上#31发电机出口开关两组控制电源。2.3.5.合上#31发电机中性点19地刀，并检查地刀已合闸到位。2.3.6.合上#31主变中性点2019地刀，并检查地刀已合闸到位。2.3.7.检查#31发电机励磁系统三组I、II、III整流柜入口交流刀闸已合好。2.3.8.检查#31发电机励磁系统三组I、II、III整流柜出口直流刀闸已合好。2.3.9.检查#31发电机出口TV的高压保险、二次保险完好并确已给上，动、静触头接触良好。2.3.10.得省调令合上220KV云寿线2516刀闸，并就地检查刀闸已合好。2.3.11.将#31发电机起励电源送电（汽机MCC上）合上灭磁柜内起励电源空开。2.4.机组转速达3000rpm后，得值长发“#31发电机并列”的命令。2.5.将AVR微机调节装置处于“恒电压运行方式”。2.6.点击“起励”按钮，检查#31发电机灭磁开关已合闸。2.7.检查#31发电机起励电源开关自动合闸。当机端电压升至约4KV，起励电源开关自动断开。2.8.检查#31发电机端电压升至约20KV，定子三相电流平衡。2.9.检查#31发电机转子电压约160V，转子电流约830A。2.10.投入#31发电机自同期装置。2.11.在DEH上投入“同期允许”2.12.检查#31发电机出口开关合闸正常。2.13.检查#31发电机已带上3%负荷，定子三相电流平衡。2.14.退出#31发电机自同期装置。2.15.汇报值长#31发电机已并列。2.16.#31主变中性点接地刀闸运行方式按调度命令执行，保护做相应切换。2.17.全面检查操作无误，汇报值长。2.18.并网后的工作：2.18.1.#31发电机并入系统后，尽快将有功升至9MW以上，以免逆功率保护动作跳闸，其有功负荷增加的速度取决于汽机的升负荷的规定。2.18.2.#31发电机并列后，可适当增加其无功出力，以保持发电机定子电压及220KV线路电压正常。2.18.3.加负荷时必须监视#31发电机及#31主变各部温度上升情况。2.18.4.并网后应对#31发电机、变压器组全面检查一次，复归有关信号。2.18.5.将#31发电机起励电源停电，并停运#31发电机封闭母线微正压装置及氢气循环风机。2.18.6.#31发电机并网后且运行稳定，负荷达50MW，对6KVA、B段工作电源6100、6200开关送电并进行厂用电源切换操作。2.18.7.按机组启动曲线逐步升负荷至额定负荷。3.#31发电机解列操作3.1.#31发电机解列、停机前的操作3.1.1.负荷降至50MW前,全面检查#0启备变及有载调压装置正常，检查6KVA、B段备用进线电压正常，6KV厂用快切装置正常，检查220KV云寿线251开关的FS6压力正常。3.1.2.负荷降至50MW时，将厂用电切为#0启备变供电。3.1.3.#31发电机在减有功负荷的同时，相应减少无功负荷。3.1.4.合上#31主变中性点接地刀闸。3.2.#31发电机解列停机的操作：3.2.1.待#31发电机有功负荷减至接近于零时，减发电机无功负荷接近于零。3.2.2.汽机打闸后确认220KV云寿线251开关自动断开,灭磁开关自动断开,检查#31发电机机端电压已降至零。3.2.3.检查操作无误，汇报发令人。3.3.#31发电机停机后的工作3.3.1.停机后按省调命令拉开220KV云寿线2516刀闸。3.3.2.将厂用6KVA、B段工作电源开关6100、6200停电。3.3.3.停机检修，应按工作票安措要求停用有关设备及一、二次电源，并做好安全措施。3.3.4.#31发电机的氢、油系统按汽机规程执行。第四节发电机运行中的监视与检查1.#31发电机运行中的监视：1.1.#31发电机运行中有功负荷，应严格按调度命令执行，值班员应认真监视负荷变化，若发现偏离规定值应及时调整，无功负荷的调整根据调度下达的电压曲线使之在合格范围内。1.2.值班员应严密监视运行中的#31发电