发电机运行维护及事故跳闸的处理

发电机运行维护及事故跳闸的处理一、发电机运行维护：1.1发电机主要技术性能1、发电机在下列情况下能输出额定出力：具有调峰能力，当电网需要时，发电机允许调峰运行和两班制运行。在寿命期间允许启停不少于一万次。2、发电机的定子和转子绕组允许短时过负荷。(1)冷却氢气进口温度不大于46℃(2)氢冷却器冷却水进水温度不大于35℃。(3)定子绕组内冷水进水温度不大于50℃。(4)氢压不低于额定值，氢气纯度不低于95%。3、发电机在上述情况下，在所提供的出力曲线范围内能在超前0.95功率因素下带额定MVA长期运行。4、发电机在额定功率因数、电压变化范围为额定值±5%、频率变化范围为±2%时能按照IEC国际标准上的图形，连续输出额定功率。5、定子冷却水短时断水运行的持续时间小于30秒。6、发电机机座的汽、励两端各有一组氢气冷却器，每组在水路上独立地分成两个并联水支路，当停运一个水支路时，发电机能承担80%额定功率连续运行。7、发电机的定子和转子绕组允许短时过负荷。1.2安全运行条件1、发电机必须在期频率、电压、相序与电网完全同步后才能并入电网。2、新按装发电机组轴系在轴径上的双幅振动值应不大于0.076毫米,在轴承座上的双幅振动值就不大于0.025毫米,运行中轴振大于0.025毫米时,机组应自动停机解列。3、发电机内氢气含湿量折算到大气压的露点（就是氢气处于饱和状态下，当气温下降，出现氢气液珠的温度值．）应＜-5℃且不低于-25℃,以防止发电机绝缘性能下降发生短路和避免护环应力腐蚀而产生裂纹的机内环境。4、当发电机处于空气状态上,必须把供氢管道中一支可拆卸式氢气管路拆掉,确保护机组的安全。5、在氢气置换过程中必须确认气体的取样分析部位正确无误:在用CO2置换H2或空气时,必须在机座顶部取样;在用H2或空气置换CO2时,一定要在机座底部取样。6、运行中发生密封瓦烧毁或密封断油事故,氢气将会从密封支座与轴颈之间喷出.此时,必须立即停机解列低速盘车,排氢降压,在低氢压时再用CO2置换氢气,一般情况下由于高压氢气急速扩容,大量吸热,氢气喷出不至于发生火灾,但在现场要杜绝一切火花以免引爆.如果发生火灾,立即用也只能用CO2气体灭火。1.3漏氢量总装后机内的气体容量约为110立方米.当发电机在额定氢压0.4MPa下运行,保证漏氢量每天不大于11.3立方米(常压下的体积),发电机内定子绕组水支路的容积约为0.36立方米,在额定氢压下做空气气密试验时气体泄漏量每天不超过绕组水支路容积的4%。1.4发电机运行控制主要参数及限额参数期望值最小-最大值报警值跳闸值氢压高于水压(MPa)≤0.035—润滑油系统进油温度(℃)3827～49——出油温度(℃)6560～7177—油压(兆帕)0.100.08～0.120.048～0.0620.034～0.048轴瓦钨金温度(℃)7065～7799107密封油系统空侧及氢侧进油温度(℃)4540～49＜40，＞49—备注:两侧相差在2.2K之内(振动大时控制在1.1K)氢油压差(MPa)0.0830.055～0.097≤0.035—氢气系统冷氢温度(℃)4640～48＜40，＞50—注：各冷却器出口氢温的温差不超过2K热氢温度(℃)随负荷而变化45—80——氢压(可随负载减小而调低)(MPa)0.400.30～0.54≤0.38，≥0.44—氢纯度(%)9590★/9985★/90及100—★用于氢侧油泵停运时额定氢压下氢气湿度(g/m3)2410—氢消耗或漏量(m3/日)11.3———氢冷却器的冷却水温度(℃)≤35最大36，另有协议者≯38流量(m3/时)740～900工作压力(MPa)—最大0.8（为现场验收或维修的试验最大值）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(℃)≤80≥85总水管出水对进水的温升(K)约20≥31线棒出水温度(℃)≥85线棒层间温度(℃)≥90参数期望值最小-最大值报警值跳闸值线棒最大温差(K)(同一类水路中的出水或层间测温元件)≤5＜8～10≥8(出水)≥10(层间)≥12(出水)≥14(层间)推荐降负荷并安排停机检查水流量(m3/h)(差压报警开关)105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秒定子绕组两端的计算水压降(MPa)(0.15～0.20)定子水电导率(μs/cm)＜2离子交换器出水电导率(μs/cm)＜0.3PH值7-9CU(μg/cm)＜40YD(μmol/l)0总进出水管差压(MPa)比正常值高0.035—其它参数定子水箱氮压(MPa)0.014≥0.042—转子线圈温度(℃)≥110（电阻法）定子铁芯及磁屏蔽处温度(℃)≥120定子边端结构件上压指温度(℃)≥180发电机轴振(50赫兹，双幅值，单位：mm)0.08≥0.1250.25运行时励端轴承绝缘(兆欧)＞1——1.5发电机的许可运行方式1、正常运行方式发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式。发电机可在这种方式下以及相应的出力图的范围内长期连续运行。2、电压、电流、频率及功率因数变化时的运行方式(1)发电机电压变化范围为额定值的±5％时能连续运行。(2)当发电机定子电压在额定值的±5％范围内变化，而功率因数为额定时其额定容量不变。即当发电机定子电压高于或低于额定值的5％时，定子电流允许的数值可低于或高于额定值的5％。(3)当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。(4)发电机最高运行电压不得大于额定值的110％(22kV)，最低运行电压不得小于额定值的90％(18kV)，并应满足厂用母线电压的要求。(5)发电机正常运行时，定子三相电流电流之差，不得超过额定值的10％，同时最大一相的电流不得大于额定值。(6)发电机承受负序电流的能力,长期稳定运行时，其负序电流不应大于额定值的10％；短时负序电流应满足：I22×t≤10。（正序、负序、零序的出现是为了分析在系统电压、电流出现不对称现象时，把三相的不对称分量分解成对称分量（正、负序）及同向的零序分量。只要是三相系统，就能分解出上述三个分量（有点象力的合成与分解，但很多情况下某个分量的数值为零）。对于理想的电力系统，由于三相对称，因此负序和零序分量的数值都为零（这就是我们常说正常状态下只有正序分量的原因）。当系统出现故障时，三相变得不对称了，这时就能分解出有幅值的负序和零序分量了）(7)发电机正常运行频率应保持在50Hz,当变化范围小于±0.2Hz时，可以按额定容量连续运行。(8)发电机的额定功率因数为0.9，在AVR装置投入自动时，允许在不大于0.95迟相范围内长期运行。3、失磁运行发电机失磁经T1延时切换厂用电，经T2延时程序跳主开关将机组切除。4、发电机进相运行方式。当系统需要时，根据调度要求，发电机组允许进相运行。什么叫发电机的无功？交流电在通过纯电阻的时候,电能都转成了热能,而在通过纯容性或者纯感性负载的时候,并不做功.也就是说没有消耗电能,即为无功功率.当然实际负载,不可能为纯容性负载或者纯感性负载,一般都是混合性负载,这样电流在通过它们的时候,就有部分电能不做功,就是无功功率,此时的功率因数小于1,为了提高电能的利用率,就要提高功率因数,容性负载就要用感性负载补偿,反之亦然在电网的总负载中，即要求供给有功功率，又要求供给无功功率。困为电网的主要动力负载是功率因数比较低的三相异步电动机，如果发电机发出的无功功率不能满足电网对无功功率的要求，就会引起整个电网的电压下降，这对负载是不利的。调节发电机的励磁电流就可以调节发电机的无功功率。当调节发电机的励磁电流时，输出的有功功率不能改变。而无功功率则可以调节。在过励状态下，励磁电流愈大，发电机输出的感性无功功率愈大。在欠励状态下，励磁电流愈小，发电机输出的容性无功功率就愈大。什么叫滞相？电流滞后于电压发电机进相运行,是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态。发电机进相运行时,主要应注意四个问题：一是静态稳定性降低；二是端部漏磁引起定子端部温度升高；三是厂用电电压降低；四是由于机端电压降低在输出功率不变的情况下发电机定子电流增加,易造成过负荷。发电机低励和失磁是常见的故障形式。造成低励、失磁的原因，主要是励磁回路的部件发生故障、自动励磁调节装置发生故障以及操作不当或由于系统事故造成的。对各种失磁故障综合起来看，有以下几种形式：励磁绕组开路引起的失磁、励磁绕组短路引起的失磁、励磁绕组经失磁电阻（自同期电阻、异步电阻）引起的闭路失磁以及励磁绕组经电枢或整流器闭路失磁。不论是哪种形式，失磁的发电机将会过渡到异步运行，使转子出现转差、定子电流增大、定子电压降低、有功输出将下降。电气量的这些变化，在一定条件下，将破坏电力系统的稳定运行、威胁发电机的自身安全。（1）低励或失磁的发电机，从电力系统吸收无功功率，引起电力系统电压下降。若电压下降幅度太大，将可能会导致电力系统电压崩溃而瓦解。（2）对于大型发电机组，在失磁后系统将要向其输送大量的无功电流，这将可能会引起电力系统的震荡。（3）失磁后，由于出现转差，在发电机转子回路中出现差频电流。差频电流在转子回路中产生的损耗，如果超出允许值，将使转子过热。特别是直接冷却高利用率的大型机组，其热容量的裕度相对降低，转子更易过热。而流过转子表层的差频电流，还可能在转子本体与槽楔、护环的接触面上发生严重的局部过热。（4）低励或失磁的发电机进入异步运行之后，由机端观测的发电机等效电抗降低，从电力系统中吸收的无功功率增大。低励或失磁前带的有功功率越大，转差就越大，等效电抗就越小，所吸收的无功功率就越大。因此，在重负荷下失磁进入异步运行后，若不采取措施，发电机将因过电流使定子过热。（5）低励或失磁运行时，定子端部漏磁增强，将使端部和边缘铁芯过热，实际上，这一情况通常是限制发电机失磁异步运行能力的主要条件。(1)由于功角、10kV、6kV和380V母线电压（或称为厂用母线电压）、定子电流等因素的限制，发电机的进相运行范围如下表所示。在此范围内运行，可保证该发电机运行在电机厂P-Q运行图范围内，其定子电流、定子电压、功角不会超出允许的范围，厂用母线电压不会低于限制值。铁芯及线棒温度不是限制进相运行的主要因素。各主要工况下发电机进相运行最大可吸收的无功功率（试验数据）:P(MW)三号机组Q(Mvar)四号机组Q(Mvar)300-120-131.3400-105-120500-91-106600-77-80(2)发电机从迟相转入进相运行时，海万Ⅰ、Ⅱ回线电压变化率可达（相对于500kV）3.02％，母线电压变化率可达（相对于500/.3kV）2.88％。(3)发电机从迟相转入进相运行时，10kV母线电压变化值可达1kV，6kV母线电压变化值可达0.62kV，380V母线电压变化值可达42V。(4)发电机的励磁系统可以满足进相运行要求。(5)发电机进相运行时的限制条件：名称范围与额定值之比500kV母线电压500～550kV1.0～1.1010kV母线电压9.5～10.50.95～1.056kV母线电压5.7～6.30.95～1.05发电机定子电压19～21kV0.95～1.05380母线电压360～400V发电机定子电流最大值19245A1.0In.发电机功角δ最大值70°(6)低励限制条件：发电机进相最深时功率因数COS＝-0.95，各工况点具体无功功率如下表所示：各主要工况点所能吸收的最大无功功率限值（理论值）：有功功率（MW）由P-Q图确定的所能吸收的最大无功功率（Mvar,氢压0.3Mpa）对应COSφ=-0.95时的无功功率（Mvar）600-84-197.2500-240-164.3400-312-131.5300-328-98.6(7)发电机各部分温度及轴振的限制值如下表所示：发电机温度测点位置、温升限值以及轴系振动限值：温度测点位置测点数允许温度（℃）或振幅（mm）定子绕组线棒层间温度4290（报警）定子绕组线棒出水温度848