350MW电气运行规程.docx

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350MW电气运行规程

第一章发电机运行规程1

第二章变压器运行规程15

第三章厂用电系统运行规程29

第四章电动机运行规程35

第五章配电装置运行规程39

第六章保安电源系统运行规程51

第七章交流不停电电源系统（UPS）64

第八章直流系统运行规程71

第九章继电保护及自动装置运行规程79

第十章110KV、220KV系统运行规程94

第十一章事故处理运行规程110

附录123

第一章发电机运行规程

1.1发电机概述

我厂采用哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-360-2型静止励磁系统汽轮发电机及其辅助系统。

1.2发电机技术规范

1.2.1额定数据

项目

数据

单位

额定容量

423.5

Mva

最大容量

453

Mva

额定有功功率

360

Mw

最大连续输出功率能力

385

Mw

额定无功功率

223.11

Mvar

功率因数

0.85（滞后）

定子电压

20

KV

定子电流

12226

A

励磁电压

380

V

励磁电流

2945

A

空载励磁电压

126

V

空载励磁电流

1020

A

效率

98.96

%

频率

50

Hz

转速

3000

r/min

励磁方式

自并励静止励磁

相数

3

定子绕组连接方式

YY

定子绕组出线端子数

6

中性点接地方式

配变高阻接地

1.2.2冷却介质的基本数据

发电机采用定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁心及其结构件氢气表面冷却，通常称为“水氢氢”冷却方式。

氢气依靠装在转轴汽、励两端护环外侧的单级浆式风扇在定子机座内密闭循环，被发电机损耗加热的氢气经过装在发电机机座两端顶部的氢气冷却器冷却，然后进行再循环。

（1）发电机内氢气

额定压力

0.35

MPa

允许偏差

±0.02

MPa

冷却器出口冷氢温度

45

℃

允许偏差

±1

℃

氢气纯度

98

%

最小纯度

95

%

氧气含量

不大于1.0

%

机内氢气湿度（以露点温度表示）

-25～0

℃

（2）定子绕组冷却水

额定进水压力

0.25

MPa

最大允许进水压力

0.3

MPa

进水温度

45

℃

额定流量

36

M3/h

允许偏差

±1

M3/h

铜化合物最大允许含量

100

Mg/L

20℃时的导电率

0.5～1.5

μs/cm

20℃时的PH值

7～9

20℃时的硬度

<2

μs/L

（3）氢气冷却器循环水

氢气冷却器进水温度

25-38

℃

额定入口压力

0.25

MPa

最大入口压力

0.30

MPa

氢气冷却器的水压降

0.04

MPa

一个氢气冷却器额定水流量

100

M3/h

氢气冷却器的数量

2组/共4个

（4）轴承润滑油、密封油

发电机一个轴承油流量

430

L/min

发电机一个密封瓦空测油流量

120

L/min

发电机一个密封瓦氢测油流量

57

L/min

轴承进油压力

0.05～0.08

MPa

油密封进油压力

0.435±0.01

MPa

氢油压差（油压高于氢压）

0.085±0.01

MPa

轴承和密封进油温度

45～50

℃

轴承出油温度

≤70

℃

1.2.3励磁系统

（1）励磁变数据

型式

三相干式

型号

ZSLB-3600/20

接线组别

y,d-11

容量

3600

KVA

初级电压

20

KV

次级电压

750

V

频率

50

Hz

相数

3

绝缘方式

F

冷却方式

AN

（2）励磁整流柜

型号

ABB散件HEC组装Unitrol6000汉化励磁系统

整流方式

三相全控桥式整流

额定电流/柜

3000

A

功率放大器组数

1

组

并联支路数

3

可控硅型号

HUEL41232

可控硅元件额定电流时结温

80

℃

额定正向平均电流

2675

A

额定反向峰值电压

4200

V

发电机励磁顶值电压

≥2倍

发电机励磁电压响应比

≥3.5倍

发电机励磁允许强励持续时间

≥10

S

（3）灭磁开关

型号

HPB45

额定电压

2000

V

额定电流

4500

A

最大弧压

4000

V

最大开断能力

140

kA

1.2.4绝缘等级和允许温度限值

（1）发电机定子和转子绝缘等级均为F级，B级温升。

（2）发电机一些部件和冷却介质的允许温度限值

发电机部件名称

温度限值

电阻法

电阻测温元件

双金属温度计

定子绕组出水

-

85℃

-

定子绕组上下层线棒间

-

90℃

-

定子铁心

-

120℃

-

定子端部结构件

-

120℃

-

转子绕组

110℃

-

-

机内热氢气

-

75℃

75℃

轴承金属

-

90℃

-

轴承和油密封出油

-

70℃

-

注:

当定子线棒层间测温元件的温差达8K或绕组出水温差大于8K，要对定子水路进行检查分析。

当定子线棒温差达14K或定子出水温差达到12K或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或定子绕组出水温度高于85℃时，应立即降负荷，确定测温原件无误后，立即停机。

1.2.5其他技术数据

（1）主要性能与参数

定子绕组每相直流电阻（75℃）

0.00228

Ω

转子绕组电感

0.87

H

转子绕组每相直流电阻（75℃）

0.125

Ω

定子绕组每相对地电容

0.232

μF

短路比

0.51

定子每槽导体数

2

定子每相串联匝数

9

发电机转子的临界转速（未与汽轮机联接）：

一阶

1290

r/min

二阶

3453

r/min

噪音水平（距发电机外罩1m处）

≤85

dB（A）

进相运行（cos=0.95超前）能力

额定功率，连续

（2）主要部件重量

发电机定子（不带端盖、氢气冷却器及冷却器罩）

192000

Kg

发电机转子重量

52800

Kg

发电机一组冷却器重量

3322

Kg

发电机一个轴承的重量

772

Kg

发电机半瓣外端盖重量

5175

Kg

发电机隔音刷架（包括底座）的重量

2800

Kg

发电机主引线罩重量

2600

Kg

发电机主引线端子重量

416

Kg

（3）漏氢量（率）

正常状况下，发电机保证的漏氢量为7NM3/d。

（4）事故过载能力

系统事故时允许的过载时间（秒）

10

30

60

120

定子电流IN%

226

154

130

116

转子电压UN%

209

146

125

112

1.3发电机及励磁系统运行规定

1.3.1发电机运行规定

（1）发电机按照制造厂铭牌规定参数运行的方式，称为额定运行方式，发电机可在额定运行方式下或出力曲线图的范围内长期连续运行。

（2）发电机不允许无励磁运行。

在额定功率因数和额定氢气压力时，发电机最大连续输出有功功率为385MW。

（3）发电机进相运行的容许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构件发热两个因素的限制。

发电机能在超前功率因数为0.95的情况下持续运行。

（4）发电机定子绕组内冷水流量保护。

当定子绕组内冷水流量降低至20m³/h时,应当发出报警信号。

当流量下降至10m³/h时，应当发出事故信号，使发电机解列并解除励磁。

（5）发电机定子线圈断水时运行时间不得超过30s（30s保护动作）。

（6）汽轮发电机组逆功率运行的时间不得大于1分钟。

（7）发电机在额定功率因数，电压变化范围为±5％，频率变化范围为－2％到＋2％时，连续输出额定功率。

（8）发电机最高允许运行电压不得大于额定电压的110%，并不得使过激磁动作；当定子绕组的电压高于额定电压的1.2倍，应使发电机延时1.5s解除励磁。

发电机最低运行电压应根据稳定运行要求确定，一般不得低于额定电压的90%。

（9）发电机电压下降到低于95%额定值时，定子电流长期允许运行值不得超过额定值的

105%，且转子电流不得超过额定值。

（10）发电机额定功率因数为0.85（滞后）。

功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过当时条件下的允许值。

（11）当发电机运行负荷不平衡时，如果持续负序电流不超过额定电流的10%且每相电流不大于其额定电流，允许发电机在此状态下长期运行。

（12）发电机强励动作时，励磁电压为两倍转子额定电压，强励允许时间≥10S。

（13）发电机在充空气状态下或定子绕组无冷却水流过时不得并网。

（15）发电机主水路导电率的正常范围为0.5―1.5μs/cm，PH值应维持在7―9之间；离子交换器出水导电率应维持在0.1―0.4μs/cm范围内。

（16）发电机定子线圈的进水温度变化范围为45℃―50℃之间，超过53℃或低于42℃均应报警。

（17）当定子绕组出水温度读数相差大于8K，要对定子水路进行检查分析，温差达到12K或定子绕组出水温度高于85℃时，应停止运行。

（18）发电机定子线圈温度不得大于90℃，最高温度与最低温度之差一般应小于5℃，不得大于8℃。

发电机定子铁芯温度不得大于120℃。

（19）发电机冷氢的额定温度为45℃，最高允许温度为48℃，最低温度为30℃，冷氢高温报警温度为47℃，氢冷却器进风温度不应超过75℃，各氢冷却器出口温度差不大于2℃。

（20）发电机的额定氢压为0.35MPa，最大运行氢压为0.37MPa，最低运行氢压为0.2MPa，最低运行氢压下的出力为100MVA（85MW）。

（21）正常运行时发电机内氢气纯度应维持在98%以上，氢气纯度降至96%时应及时补氢排污。

（22）对发电机补氢、充氢用的新鲜氢气在常压下的湿度为露点温度不高于-25℃，其纯度按容积计算不得低于99.5%。

（23）在额定工况下（氢压0.35MPa，功率因数0.85），当1/4组氢冷却器退出运行时，发电机允许出力为80%PN。

氢冷却器撤出运行时应密切注意冷氢温度和四角氢温偏差满足前述规定，机组振动情况应正常。

当机组振动增加，即采取必要措施加以消除。

（24）发电机应在规定的冷却条件下运行，当氢气、定子冷却水温度高于额定值时应及时调整负荷。

（25）发电机正常运行情况下应将发电机封母空气循环干燥系统自动投入。

当发电机停运后应及时切至热风保养。

1.3.2励磁系统运行规定

（1）UNITROL6000励磁系统由ABB公司制造，正常情况下由集控室LCD上远控操作，就地控制柜仅在调试、试验或紧急控制时选用。

（2）UNITROL6000励磁系统励磁调节器的核心是独立的三通道控制器。

其中两个等同的自动通道提供100%自动冗余度，另一个独立的手动后备通道提供另外100%的手动冗余度。

三个通道中只有一个处于运行状态，其余通道处于跟踪和备用状态。

（3）每一个控制通道都有一个自动调节器（AVR）和手动调节器（FCR），自动调节器采用PID方式，发电机电压受到调节，发电机电压能保持恒定；手动调节器采用PI方式，发电机励磁电流保持恒定，故控制通道在手动方式时应密切监视发电机电压和无功功率，及时调整励磁电流的输出。

（4）AVR和FCR之间能互相跟踪，切换时无扰动。

（5）可控硅整流柜的数量为3个，如一个柜故障退出运行报警立即降负荷，另两个柜可满足80％的额定负荷、如两个柜故障退出运行则应停机处理。

（6）可控硅整流装置采用强迫开启空冷，风机在启动过程中自动运行、风机两路电源可自动切换。

（7）起励电源采用380VAC整流，起励回路为短时工作制，允许每小时通电启励一分钟，若在一分钟内发电机起励不成功，则至少一小时内不允许再次起励。

当发电机电压上升至规定值20%时，起励回路能自动脱开。

（8）发电机特性试验、发变组零起升压时应将发电机强励控制器退出。

（9）AVR设有下列报警信号

1）AVR1号通道故障

2）AVR2号通道故障

3）V/Hz限制动作报警

4）低励限制动作报警

5）转子反时限限制动作报警

6）有功/无功限制报警

7）励磁电流限制报警

8）定子电流限制/低励限制报警

9）强励动作

10）TV断线报警

11）自动运行显示

12）手动运行显示

13）AVR正常运行显示

14）PSS运行显示

15）PSS退出显示

1.4发电机启动前的准备

1.4.1发电机启动前应具备的条件

（1）新安装或检修后的发电机在启动前应确认所有工作已完毕，有关工作票收回并终结，并详细检查发变组一次系统各回路完整、良好、清洁，有关临时安全措施已拆除，安全遮栏已恢复。

（2）发电机大小修后启动时，应测量发电机定、转子的绝缘电阻合格后方可投运。

（3）发电机绝缘电阻测试要求：

序号

测量对象

试验条件及标准

兆欧表电压等级

1

定子绕组

发电机定子绕组、主变低压侧、高厂变高压侧励、磁变高压侧联结一起，绝缘电阻值应不低于200MΩ

2500

2

定子汇流管定子引线汇流管

在未与外部冷却水系统连接前当温度在10-30℃范围内，其绝缘电阻值应不低于1MΩ

1000

3

转子绕组

当温度在10-30℃范围内，其绝缘电阻值应不低于5MΩ

500

4

电阻测温元件

元件本身及连接导线对地绝缘电阻值应不低于1MΩ（热控）

500

5

轴承

在油管路完全装好，轴承与轴颈没有接触情况下，轴承与基础座板之间的绝缘申阴值应不低1MΩ

1000

6

油密封装置

密封座及挡油盖与端盖之间的绝缘电阻值应不低于1MΩ

1000

7

刷架导电环

导电环与底架及隔音罩之间的绝缘电阻值应不低于1MΩ

1000

注：

1）测量定子绕组绝缘电阻时，应采用“水内冷电机定子绝缘测试仪”进行测量，总进出水管接到仪表的屏蔽端子上。

2）当温度在10-30℃范围内定子绕组吸收比，R60/R15之值应大于1.30，否则应对其进行干燥处理。

3）测量定子绕组绝缘电阻时，必须核实定子绕组水路系统内无水，或者通入导电率合格的内冷水。

4）在发电机A、B修后或一次回路检修过后，应由检修人员负责测量发电机定子、转子、测温元件、轴承及汇水管的绝缘是否合格，并向运行人员交底。

要求如下：

同温度下的绝缘电阻值用下列公式进行换算：

Rt=R75℃×2（75-t）/10

其中Rt为t℃时的绝缘电阻值

R75℃为75℃时的绝缘电阻值。

发电机转子绕组用500V摇表测量绝缘电阻，1min的绝缘电阻不得低于5MΩ（25℃时值）。

设备温度每升高约10℃，其绝缘电阻值约降低一半，当极化指数不小于2时，表示设备较为干净和干燥。

发电机内所有测温元件的对地绝缘用500V摇表测量，冷态时其值不应低于1MΩ。

若某一测量对象的绝缘电阻值不满足上述要求时，应采取措施加以恢复。

若一时不能恢复，发电机能否投入运行，应由总工程师决定。

5）发电机停机超过三天或一次回路有检修工作、做过安措时，在机组投入运行前，必须测量发电机定子绝缘电阻，范围包括发电机定子线圈、励磁变高压侧、主变低压侧及高厂变高压侧。

（测量时发变组应处冷备用状态，机端各TV及发电机中性点TV退出）：

用发电机专用水摇表（2500V）测得的定子绕组绝缘电阻值与前一次相同条件（通水或不通水）下测得值接近，一般不得低于前一次测量值的1/3。

当测得的数据较前几次明显偏小时，必须查明原因后方可升压并网。

（4）确认发变组一次回路所有的试验完成、合格，并有检修试验人员的书面交底。

（5）确认发变组有关保护装置及自动装置正常投运，保护联动试验合格。

并投运必要的保护压板和自动装置。

（6）确认主变GIS220kV开关、发电机灭磁开关、6kV工作进线开关联锁试验合格，遥控正常。

（7）确认发电机励磁系统各设备正常。

（8）检查发电机中性点柜完好，符合投运条件。

（9）检查发电机油、氢、水监视柜投入，运行正常。

（10）检查发电机密封油系统投运正常，油质符合要求。

（11）检查发电机充氢完毕，氢压、纯度符合标准，氢冷却器工作正常，温度、压力及流量符合标准。

（12）检查发电机定子冷却水系统投运正常，水质、水温、压力和流量符合标准。

（13）投入发电机封闭母线空气干燥循环装置运行，并确保其运行正常。

（14）检查发电机大轴接地碳刷已放上且接触良好。

（15）检查发电机滑环清洁，碳刷接触良好，在刷握内能上下自由移动而不左右晃动。

（16）检查发电机机端TV、AVR专用TV、匝间保护专用TV均正常并符合投运条件。

（17）根据变压器投运前的检查，全面检查主变、高厂变符合投运条件。

（18）确认机组直流系统运行正常，电压在规程规定范围内。

（19）确认机组保安电源、UPS电源系统运行正常。

（20）检查#02启备变运行正常，无异常报警，6kV母线电压正常。

（21）检查各380VPC、MCC运行方式正常及各厂用低压变压器运行正常。

1.4.2发电机并网前的准备

（1）检查发变组控制及信号电源小空气开关已合上。

（2）检查发变组变送器柜各变送器小空气开关已合上并验电完好。

（3）检查发电机出口避雷器完好。

（4）检查发电机出口机端TV、AVR专用TV、匝间保护专用TV完好。

（5）装上发电机出口机端TV、AVR专用TV、匝间保护专用TV一次熔断器。

（6）将发电机出口机端TV、AVR专用TV、匝间保护专用TV手车推至“工作”位置，并检查接触良好。

（7）合上发电机TV端子箱内各电压小开关。

（8）检查发变组保护A柜保护装置电源1QF、2QF、3QF、QF小空气开关已合上。

（9）检查高厂变保护A柜保护装置电源1QF、2QF、QF小空气开关已合上。

（10）检查发变组保护B柜保护装置电源1QF、2QF、3QF、QF小空气开关已合上。

（11）检查高厂变保护B柜保护装置电源1QF、2QF、QF小空气开关已合上。

（12）检查发变组保护C柜保护装置电源1QF、2QF、3QF、QF小空气开关已合上。

（13）检查发变组、高厂变各保护装置压板已按规定投入且各定值正确。

（14）合上待运行发电机主变中性点接地刀闸。

（15）检查主变220KVGIS符合投运条件。

（16）检查6kVA、B段工作电源进线开关在“冷备用”状态。

（17）投运主变冷却器系统。

（18）将励磁系统改至热备用状态。

1）各控制柜及整流柜符合投运条件

2）检查励磁小室内转子接地保护已正确投入

3）送上发电机励磁柜交流电源

4）送上发电机灭磁开关控制电源

5）送上发电机起励电源开关

6）送上发电机励磁AVR控制电源

7）检查发电机励磁系统各柜内辅助电源送好

8）检查发电机励磁控制在“远方”位置

9）检查发电机励磁控制方式在“自动”位置

10）新投产、大修或一次回路检修工作后，必须经检修人员核相正确并进行同期检查试验（假同期并网）。

11）在并网操作前对发变组设备进行一次全面检查，确认完好并处热备用状态。

1.4.3发电机禁止启动条件：

遇有下列情况之一时，发电机禁止启动。

紧急时应汇报总工程师，并由总工程师决定机组是否启动：

1）发变组一次系统有异常；

2）发变组主保护动作后原因未查明；

3）发电机同期系统异常；

4）发变组某主保护未能投运；

5）发电机励磁系统异常；

6）发电机轴承绝缘不合格；

7）发电机密封油系统有异常或未能建立正常的油/氢差压；

8）发电机内氢气纯度不合格；

9）发变组重要表计失常或重要报警信号有异常；

10）主变冷却器未能正常投运或其控制回路有异常；

11）发变组二次系统控制操作回路有异常；

1.5发电机并列、解列操作

1.5.1发电机升压、并网的有关规定

（1）本厂发电机的并网操作采用自动准同期方式并在LCD上进行。

（2）待汽机转速达3000r/min左右后，机组运行稳定，无异常报警信号，得到值长命令后方可进行并网操作。

（3）发电机升压、并网前，应确认发变组、高压厂变一次回路各开关、刀闸状态正确，并与LCD上所显位置对应。

（4）发电机正常解、并列操作前，应合上主变220kV中性点接地刀闸。

操作完毕后，主变220kV中性点的接地方式按调度下达的运行方式执行。

（5）发电机升压规定：

1）当发电机转速达到1500r/min时，应检查集电环上的碳刷是否有跳动、卡涩或接触不良现象，如有异常，设法消除。

2）待转速稳定至3000r/min时，得到值长命令后方可进行发电机的升压操作。

3）发电机正常升压采用AVR自动方式。

FCR手动方式主要用于调试，并作为在AVR故障时（如PT故障）的备用控制模式。

（6）发电机零起升压试验时用起励电源进行升压，试验结束后应降压灭磁。

（7）发电机同期并列的条件

1）发电机电压与系统电压一致（ΔU<5%UN）

2）发电机频率与系统频率相同（Δf<0.1Hz）

3）发电机相位、相序与系统一致

（8）发电机同期并列的注意事项：

1）发电机并网后，首先应增加8～10MVAR无功，观察三相定子电流是否平衡。

2）在增加发电机定子电流过程中，应对发电机有关温度进行监视和分析，以便及时发现异常情况。

3）发电机并网后达一半负荷及满负荷时，应对发电机本体及一次回路分别作详细检查，检查项目侧重于大电流接头发热情况，发电机电刷的运行情况等。

4）发变组并网前，如合闸回路、同期回路、逻辑回路需检查必须拉开主变GIS组合刀闸，方可许可工作。

1.5.2发电机的并网操作

（1）正常情况下，发电机的并网操作应在LCD上实现。

（2）检查主变GIS开关并网操作条件已具备：

1）线路保护已投入。

2）GIS线路侧接地刀闸（快速接地刀）在分位

3）GIS线路PT已投入。

线路电压正常。

4）发变组保护装置无异常，各压板投入正确。

5）主变中性点接地刀闸在合位。

6）发变组GIS主变侧接地刀闸在分位

7）发变组GIS开关侧接地刀闸在分位（GIS刀闸合位）

8）GIS组合汇控电源正常

9）GIS组合无SF6异常信号

10）GIS组合开关储能正常

11）GIS各操作机构正常。

12）GIS无跳闸闭锁信号

（3）检查发电机灭磁开关合闸允许

（4）发电机励磁系统无故障

（5）在LCD的控制菜单中合上灭磁开关

（6）检查灭磁开关确已合好

（7）点击“励磁投入”按钮

（8）检查发电机机端电压升至额定电压的90%

（9）检查可控硅整流桥风机自动开启

（10）点击“增磁”按钮，将发电机机端电压升至额定值。

（11）投入发电机自动准同期装置

（12）检查发电机同期条件满足（压差、频差符合要求，同期指针顺时针方向缓慢旋转）

（13）检查发变组GIS组合开关合闸，位置指示对应

（14）根据值长命令增加发电机有功、无功负荷

（15）对发变组系统进行一次全面检查

（16）根据值长命令调整主变中性点运行方式

（17）待发电机负荷升至70MW以上时切换6kV厂用电源至高压厂变运行

1.5.3发电机解列、停机操作原则：

（1）检查待停机组的主变中性点接地刀闸已合上

（2）停机前，值班员应按值长命令