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裕东永电电气运行规程

发布时间：2011/4/5 阅读次数：23761 字体大小: 【小】【中】【大】

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第一章发电机运行

第一节设备规范

1.1.1 发电机规范

型号 QFSN-300-2

额定容量 353MVA

最大容量 385MVA（扣除电泵及励磁变容量）

额定功率 300MW （扣除电泵及励磁变功率）

额定电压 20KV

电压变化范围 ±5%

额定电流 10189A

功率因数 0.85

额定频率 50HZ

频率变化范围 ±2%

极数 2

相数 3

额定转速 3000rpm

接线方式（内部/外部） YY/Y

额定励磁电压 302V

额定励磁电流 2510A

空载励磁电压 113V

空载励磁电流 987A

发电机强励电压 755V

发电机强励电流 5020A

额定输出时效率 98.94%

励磁方式自并励静态可控硅励磁

中性点接地方式经二次侧带有电阻配电变压器接地

冷却方式水、氢、氢

额定氢压 0.31 Mpa

定转子绕组绝缘等级 F级

允许连续负序电流最大值I₂ ≥10％

允许短时负序电流I₂²t ≥10S

空载励磁电压 113V

空载励磁电流 987A

强励电压倍数 2.5倍

强励时间 20S

制造厂家上海汽轮发电机有限公司

1.1.2 发电机冷却系统规范

1、发电机冷却方式概述

发电机采用水氢氢的冷却方式，即定子线圈及其引线采用水内冷的冷却方式；定子铁心为径向氢冷却，端部结构件为氢表面冷却；转子绕组为轴向付槽进冷风，径向风孔出热风的氢内冷方式。集电环采用空气冷却。

发电机内部为密闭循环通风系统，氢气由外部氢系统供给，并经发电机两侧的四个氢气冷却器冷却。定子线圈的冷却水由外部独立循环的内冷水系统供给。

2、定子绕组的冷却

冷却剂除盐水

流量 55m³/h

定子冷却水进口温度 45—50℃

定子冷却水出口温度 ≯85℃

定子绕组冷却水入口压力 0.15-0.2Mpa

定子绕组冷却水出口压力 0.05Mpa

定子绕组冷却水导电率 0.5-1.5μs/cm

PH值 7.0---8.0

硬度 <2微克当量

3、定子铁芯和转子绕组的冷却

冷却剂 H₂气体

H₂额定压力 0.31Mpa

H₂纯度 ≥95%

含O₂< 1%

氢压范围 0.2---0.345 Mpa

最高允许氢压 0.4 Mpa

最小允许纯度 90 %

发电机漏氢量 8 m³/24h

氢气进口温度 40--46℃

氢气冷却器进水温度 ≤33℃

（夏季最高温度38℃两小时/天）

氢气冷却器冷却水量 440 m³

定子外壳中气体空间体积 68.8m³

1.1.3 发电机中性点消弧变压器规范

额定容量 30kVA。

压器额定变比 20/0.23kV=87

额定频率 50Hz

相数单相

电阻 0.534Ω

第二节发电机的启动

1.2.1 发电机投运前的检查及有关规定

1、查发变组、励磁系统的检修工作已全部结束，工作票收回，临时安全措施已全部拆除，常设遮拦及标示牌均已恢复，并有维护人员可以投运的书面交待。

2、检查发变组、电流互感器、电压互感器、封闭母线、励磁系统及避雷器各部清洁，无杂物，无积水，无漏油、漏汽现象。

3、检查发变组一、二次回路接线牢固正确，无松动、脱落现象，电流互感器二次端子箱已可靠封闭。

4、检查发电机外壳，封闭母线外壳，发电机出口电压互感器柜，励性变外罩，主变外壳，发电机出口避雷器柜，高厂变外壳，中性点消弧变柜已可靠接地，接地线牢固，无断线、松动现象，各绝缘点无破损，清洁干燥。

5、检查发电机励磁碳刷、大轴接地碳刷接触良好，无破损、松动、卡涩现象。

6、检查发变组系统无报警信号，发电机各部温度与所处状态相对应。

7、发电机气密试验合格，查氢气置换完毕，氢气纯度≥96%，氢气压力0.31Mpa，无漏氢现象。

8、查发电机氢气冷却器已投入运行。

9、查发电机定子冷却水系统投入运行。

10、 检查氢气干燥器投入运行。

11、 检查发电机绝缘监测装置已投入运行。

12、 检查封闭母线微正压装置投入运行，维持封闭母线内压力为1.5-2.5Kpa，分子筛后硅胶颜色为蓝色。

13、 查发电机出口接地小车全部锁定在隔离位置，高厂变低压侧两接地刀全部在分闸状态。

14、 检查发电机中性点消弧变压器引线接线牢固，柜内外清洁无杂物，分接头指示与试验记录一致，中性点消弧变刀闸确已合好。

15、 滑环、碳刷投运前的检查：

（1）机构无油污、碳粉及其它有机物或导电材料；

（2）滑环表面光洁，无电蚀痕迹；

（3）各碳刷完整，刷辫无过热烧坏痕迹，刷架无歪斜，刷握中心线正对滑环中心；

（4）刷握内活动自如，且与滑环全部接触，压力适当，碳刷规格、型号一致；

（5）整流柜来的馈线电缆与刷架连接牢固，电无过热变色现象。

（6）刷握内碳刷长度≥1.5cm

1.2.2 发电机投运前绝缘电阻测量

1、发电机首次投运、经过检修或停用时间超过2周起动前应测定、转子绕组绝缘。

2、在测量和放电时要确保转子轴端可靠接地。

3、定子绕组(无水时)在温度为20℃时用2500V摇表测量绝缘电阻应不小于20MΩ，吸收比不小于1.3。

4、转子绕组在温度20℃时,用500V摇表测量绝缘电阻不小于0.5MΩ,若低于规定值，则应由总工程师决定是否投入运行；测量后转子绕组必须对地放电。

5、发电机轴承对地绝缘用500V摇表测量应不低于1MΩ。

1.2.3 发变组启动前的试验

1、发电机大修后的各项启动试验应征得厂总工程师的批准，参与试验的值班员应熟悉有关试验的组织措施、技术措施、和安全措施。

2、发电机应进行下列常规试验，试验时，主变高压侧刀闸必须拉开，高厂变6kv侧小车开关应拉至试验位置。

（1）机组解列联动灭磁试验：合上灭磁开关、主变220KV侧开关、高厂变6KV侧开关，拉开主变220KV开关，应联跳高厂变6KV侧开关并进行逆变灭磁。

（2）灭磁开关联动灭磁试验：合上灭磁开关、主变220KV开关、高厂变6KV侧开关，拉开灭磁开关，应联跳主变220KV开关、高厂变6KV侧开关并进行逆变灭磁。

（3）断水保护试验：合上灭磁开关、主变220KV开关、高厂变6KV侧开关，停内冷水泵30S后，应联跳主变220KV开关、灭磁开关、高厂变6KV分支开关。

（4）发变组差动保护试验：合上灭磁开关、主变220KV开关、高厂变6KV侧开关、热机有关辅机开关放试验位置合上，汽机挂闸。启动差动保护出口，跳灭磁开关、主变220KV开关、高厂变6KV侧开关、跳机、停炉。

3、发电机一次回路检修曾进行过可能改变相序的工作时，恢备前必须核对相位，正确后方准投入。

1.2.4 发电机升压前的操作

1、检查主变220KV侧刀闸在拉开位置。

2、恢复主变冷却系统，并选择主变各冷却器的运行方式。

3、合上主变中性点地刀。

4、恢复高厂变冷却系统，并投运高厂变低压侧高阻。

5、恢备发电机3组PT，并将发电机出口避雷器推至工作位置。

6、合上整流柜风机电源开关，启动各整流柜风机。

7、投运AVR励磁调节柜。

8、合上整流柜交流侧刀闸。

9、合上发电机启励电源开关。

10、 投入励磁变冷却装置。

11、 合上发电机中性点TV刀闸。

12、 合上发变组控制、保护电源小空开。

13、 检查并投入发变组有关保护。

14、 合上灭磁开关的控制小开关。

15、 合上主变220KV侧北母或南母刀闸。

16、 当汽机升速达1500rpm时，应检查发电机碳刷无跳动、卡涩现象。

17、 当汽机升速达3000rpm时，应检查发电机内冷水压力、流量，氢气压力均正常。

1.2.5 发电机的升压操作

1、接值长发电机升压令

2、确知发电机冷却系统、励磁系统均正常

3、查发电机转速确在3000rpm

4、查发变组保护装置及有关保护投入正常

5、查主变220KV侧北母或南母刀闸确已合好

6、合上发电机灭磁开关

7、在操作员站CRT上点击“启动励磁”

8、手动或自动方式将电压升至额定电压20KV

1.2.6 发电机升压过程的注意事项

1、升压操作应缓慢、谨慎，并密切监视定子三相电流为0，

2、升压过程中应注意三相电压平衡，

3、升压过程中应注意发电机定、转子绝缘正常，定子无零序电压，

4、定子电压至额定值后应核对空载励磁电压、电流对应。

1.2.7 发电机自动准同期并列条件

1、发电机电压与系统电压相近，电压差在±5％额定电压以内。

2、发电机频率与系统频率相近，频率差在。±0.2Hz以内

3、发电机相序与系统相序一致,相位差不超过10-15^O。

1.2.8 发电机的并列操作

1、发电机与系统的并列操作应由比较熟练的值班员进行操作，单元长监护进行，

2、发电机的并列一般采用自动准同期方式进行

3、发电机并列前应检查自动准同期装置已投入正常

4、发电机并列前检查发电机三相电压已正常

5、在操作员站CRT上用“顺控并网”方式并列

6、查“顺控并网”画面“条件允许”满足

7、点击顺控并网“开始”

8、查发电机主开关合上，恢复开关闭锁

9、适当增加发电机无功功率

10、 退出发电机“误上电保护”、“启停机保护”压板

1.2.9 发电机并列后的操作及检查

1、发电机并列后应检查发电机各参数正常，负序电流不超过规定值

2、发电机并列带负荷后，应重点检查发电机各部温度，发电机进出风温度、内冷水进出水温度正常，主变冷却装置正常

3、发电机并网后应将6KV工作电源分支开关恢复备用，并待负荷稳定后将6KV厂用段切为工作电源运行。

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第二节 发电机的启动

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