自备电厂发电机运行规程.docx
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自备电厂发电机运行规程
自备电厂发电机运行规程
1技术规范
1.1#1机规范
型号
WX21Z－085LLT
功率因数
0.85（滞后）
额定容量Sn
176.471MVA
频率
50HZ
额定功率Pn
150MW
绝缘等级
F/B
定子电压
15.75KV
接线方式
Y
定子电流
6468.9/7116A
转速（转/分）
3000
额定励磁电压
248.3V
相数
3
额定励磁电流
1344.2A
进口风温
40℃
空载励磁电压
66.2V
出口风温
90℃
空载励磁电流
481.2A
冷却方式
空内冷
定子线圈极限温度
120℃
效率（保证值）
≥98.6%
转子线圈极限温度
105℃
定子总重量
148.2T
1.2励磁系统规范
1.2.1励磁变规范
型式
环氧干式（铝合金外壳）
型号
ZSC9-1250
容量
1250KVA
冷却方式
自然冷却，加风冷装置
电压
15.75±2×2.5%/0.4966KV
防护等级
IP20
正序阻抗
6.05%
零序阻抗
5.1％
接线组别
Y,d11
绝缘等级
F
CT变比
200/5
CT容量
30VA
重量
4.55T
效率
98.82％
2发电机的运行规定
2.1发电机的绝缘电阻
2.1.1发电机在启动前或停机后，应测量发电机的定子及励磁回路的绝缘电阻，并将测量日期、线圈温度、绝缘值记入绝缘记录本，如不合格应汇报值长。
2.1.2发电机定子回路的绝缘电阻用2500V摇表测量，其值不应低于以前同一线圈温度和空气湿度时的1/3-1/5，且最低不得低于每千伏1兆欧（15.75MΩ）,吸收比>1.3.当测量的发电机绝缘电阻数值低于规定时，应查找原因并汇报值长，同时通知检修人员进行处理，若采取措施仍不合格，应汇报总工。
2.1.3发电机励磁回路的绝缘电阻，用1000V或500V摇表测量，其绝缘电阻不得低于0.5MΩ。
如低于规定值时，应查找原因并汇报值长，同时通知检修人员进行处理，若采取措施仍不合格，应汇报总工。
2.1.4发电机绝缘电阻不合格，严禁机组启动。
2.1.5开通油路、进入轴承前的润滑油压约0.15MPa；进入轴承后的油压约0.08MPa（在进油管对面的法兰盖上装压力表观察）。
当进油的压力低于0.15MPa而进入轴承内的油压又低于0.08MPa时，应加大“限油板”的进油孔，使轴承内油压达到0.08MPa，此“限油板”在进油管法兰与轴承座进油法兰之间，卸下进油法兰的紧固螺栓即可取下。
如果装有高压油顶轴装置者要求油压在10～30MPa时即可启动，盘车结束后即可停止高压油（是否有高压油顶轴装置，由汽轮机起动要求而定）。
2.1.6起动后升速过程中应观察轴承振动，正常不超过0.05mm，当达到临界转速时可能出现较大的振动值应尽快突过此转速。
2.1.7在升速及额定转速运转中，应随时观察进油温度不大于45℃，出油温度不得超过70℃，轴承内的油压不低于0.05MPa。
2.2发电机正常运行各部允许温度
发电机采用“F”级绝缘系统，实际采用的温度限制按照“B”级执行
定子绕组
120℃ （按热电偶法RTD）
转子绕组
110℃ （按电阻法）
定子铁芯
120℃ （按热电偶法RTD）
集电环
120℃
轴 瓦
90℃ （按热电偶法RTD）
2.3发电机参数变化时，允许运行工况规定
2.3.1发电机可以降低功率因数运行，定转子电流不允许大于额定值，而视在功率则适当减小；当功率因数增大时，发电机的视在功率不能大于额定值。
2.3.2当功率因数为额定值，电压变化在±5％和频率变化±1％时，应能连续输出额定功率。
2.3.3发电机电压正常变动范围为±5％Un，最大变动范围不得超过±10％Un。
电压在正常范围内变动时，发电机额定出力不变。
发电机电压可在110％Un电压下连续运行，但其励磁电流不允许超过额定值。
2.3.4发电机带额定负荷时最高冷却器进水温度为33℃,每升高1℃,应降低发电机额定出力的2％；当进水温度超过38℃时,每升高1℃,应降低发电机额定出力的5％,冷却器最高允许进水温度不得超过40℃。
2.3.5发电机运行中的额定进风温度为20～40℃，密闭通风冷却的发电机进风温度以冷却器不凝结水珠为限，通常凝结水珠的温度在20℃左右。
其进出风温差不得大于40℃。
2.3.6当发电机进风温度高于40℃，而不超过45℃时，则每升高1℃，发电机静子电流应减少额定电流的百分之一点五（100A）。
当进风温度高于45℃，而不超过50℃时，则每升高1℃，发电机静子电流应减少额定电流的百分之二（132A）。
当进风温度高于50℃时，而不超过55℃，则每升高1℃，发电机静子电流应减少额定电流的百分之三（200A）。
发电机进风温度最高不允许超过55℃。
2.3.7正常发电机频率保持在50±0.2HZ范围内，最大变动范围为50±0.5HZ。
2.3.8发电机三相不平衡电流在连续运行中，不得超过10％In，且每相电流均不得超过额定电流（In），负序电流分量（I2）不得超过额定电流（In）的8％。
2.3.9在事故状态的极短时间内，发电机能够承受不平衡短路负荷，事故时负序电流值和相应的时间见表1：
表1:
事故性不平衡负荷允许值
t（s）
2
3
4
5
10
20
I（%）
223
182
158
141
100
71
2.3.10发电机的短时过负荷
发电机在系统故障状态下，为了避免破坏电网系统的静态稳定，允许短时过负荷运行见表2，表3
表2：
定子绕组允许短时过电流运行
时间（s）
10
30
60
120
定子电流/额定定子电流（％）
226
154
130
116
表3：
转子绕组允许短时过电流运行
时间（s）
10
30
60
120
励磁电流/额定励磁电流（％）
208
146
125
112
但以上两种运行方式每年分别不能超过两次，时间间隔不小于30min。
如超过规定应停机检查。
2.4发电机运行中应做好以下工作
2.4.1严格监视各项参数，使其在规定范围内运行。
2.4.2根据调度要求下达的负荷曲线和系统电压情况，合理、经济的调整发电机有、无功负荷。
2.4.3正常运行时每班应对发电机及其附属设备全面检查一次，当外部发生短路故障，应立即对发变组系统进行全面检查；当发电机有缺陷时，应加强监视和检查。
2.4.4集电环和电刷的维护。
2.4.4.1正常维护
1）检查电刷是否有脱辫现象，装配时的紧固部件是否有松动现象，导线是否氧化及是否有烧断股线现象等。
2）检查电刷的振动。
运行中造成的因素很多，如集电环有凹凸地基变形偏心等，对集电环表面的凹凸点，轻者停机后打磨，重者机械加工处理。
3）每次停机时，应清除集电环通风沟，通风孔内的碳粉及灰尘等异物，以免影响通风效果。
同时应特别注意检查集电环底部的电刷情况。
4）为了使两集电环所经受的磨损均匀，每隔一段时间（一般为二到三个月）将发电机的励磁电流极性调换一次。
5）定期用吸尘器清理集电环、刷架装置附近特别是绝缘件上的碳粉及灰尘，以避免降低励磁回路的绝缘电阻。
6）油污过多可用四氯化碳擦拭.
2.4.4.2电刷发热的处理
1）值班人员应及时通知检修人员。
2）检查发热原因，对发热特别严重的碳刷可取下。
3）减少励磁电流。
2.4.4.3维护电刷的注意事项
1）在调整电刷时应穿绝缘靴（或站在绝缘垫上），袖口应扣紧，长发应盘在安全帽内。
2）禁止同时用两手碰触发电机励磁或接地部分。
3）禁止同时接触两个不同极的带电部分。
4）励磁系统发生一点接地时，禁止进行更换电刷工作。
5）每个滑环上一次只允许更环3支电刷,运行（24—48h）后再更换.
2.4.5空气冷却器的维护
2.4.5.1冷却器投入后，必须根据其技术数据及技术要求保持额定的运行方式。
运行中不允许受到高水压的冲击，不允许冷却水温的急剧变动，不允许超过冷却器的使用标准的腐蚀性化学物质及任何颗粒进入水回路中。
为防止腐蚀或脏污，每年应定期清理。
2.4.5.2当发电机长期停机而且不需要投入冷却器时（超过120小时），应通知汽机将冷却器内部的水排出并吹干。
2.4.5.3发电机大、小修后开机时或在循环水系统、冷却器系统工作结束后，在投入冷却器前应打开冷却器放空气门进行放气。
2.4.5.4冷却器投入后应检查其进出水门、放空气门无漏水现象，进出水管有温差。
2.4.6运行中应对发电机转子绕组的温度进行监视，其监视方法按以下公式进行计算：
T2=（235+T1）R2/R1-235℃
其中:
T1--转子绕组的冷态温度
T2—转子绕组的热态温度
R1—对应T1时的冷态直流电阻
R1--Uf/Ii
Uf、Ii为励磁电压、电流值
2.4.7发电机风室湿度控制器在发电机停机后投入,发电机开机后退出.
2.5发电机正常运行中的检查项目
2.5.1发电机声音正常，振动、窜动不超过规定值。
2.5.2发电机各部温度不超过规定值。
2.5.3发电机各连接部分无松动、过热现象。
2.5.4滑环、碳刷清洁,无振动、过热现象。
2.5.5发电机窥视孔应完整，端盖螺丝紧固不漏风。
2.5.6自窥视孔观察机壳内部无异常现象。
2.5.7发电机出线无过热、放电、变形现象。
2.5.8冷却器进出水门、放空气门无漏水现象。
2.6发电机启动前的检查及准备工作
2.6.1发电机的有关工作票全部收回，安全措施全部拆除。
2.6.2检查有关一、二次设备及回路全部清洁无损，符合启动要求。
2.6.3检查发电机滑环碳刷清洁正常，接触良好，压簧完整,碳刷在刷窝内压力合适，活动自如，无卡死，破碎现象。
2.6.4封闭母线微正压通风装置正常。
（外壳≤70℃）
2.6.5励磁变、调节器周围无杂物且备用良好，冷却装置正常。
2.6.6检查发电机空气冷却装置正常。
2.6.7检查发电机主开关及刀闸均在断开位置。
2.6.8测量发电机定子回路、励磁回路绝缘电阻应合格。
2.6.9检查TV一次保险良好,装上TV一次保险（三组）。
2.6.10装上TV二次保险。
2.6.11合上TV二次开关。
将发电机中性点消弧线圈在断开位置.
2.6.12
2.6.13合上发电机TV端子柜内小开关。
2.6.14检查各保护压板投入正确。
2.6.15EMPS上发变组有关控制开关位置正确，无异常及报警信号。
2.6.16投入发电机主开关及励磁开关控制电源。
2.6.17检查励磁调节器切至“远方”操作位置.
2.6.18合上发电机主开关,励磁开关及刀闸的控制电源.
2.6.19检查发电机主开关SF6气体压力,油泵压力正常.
2.6.20实验发电机主开关拉合良好.
2.7发电机的升压及并列
2.7.1发电机并列必须满足的条件:
2.7.1.1待并机组频率与系统频率相等。
2.7.1.2待并机组电压与系统电压相等（5--10℅）.
2.7.1.3待并机组相位与系统相位相同。
2.7.1.4待并机组相序与系统相序一致。
2.7.2准同期并列的注意事项
2.7.2.1大小修后或同期回路有工作时,必须经核对相序无误后，方可进行发电机的同期并列操作。
2.7.2.2出现同步表转动过快、跳动、停滞等现象时,禁止进行合闸。
2.7.2.3发电机在同期操作过程中,禁止其它同期回路的操作。
2.7.2.4同步表运行时间不得超过15min。
2.7.2.5投入自动准同期前,应试验装置良好。
2.7.3发电机并列
2.7.3.1发电机一经冲转,即认为带电,此时禁止在发电机一二次回路上进行检修工作（开机试验及继电保护试验除外）。
2.7.3.2在发电机转速升至额定转速的过程中,应对发电机滑环碳刷进行一次全面检查。
2.7.3.3转子转速达到额定转速后,应对汽轮发电机组进行全面检查。
2.7.3.4汽机转速已达3000r/min，且运转正常。
2.7.3.5合上发电机出口刀闸。
2.7.3.6在就地将励磁调节器切至“远方”操作位置。
2.7.3.7在EMPS上合上灭磁开关。
2.7.3.8在励磁方式选择菜单下选择“AVR”。
2.7.3.9切除“恒无功”。
2.7.3.10选择“启动励磁”。
2.7.3.11检查发电机定子电压升至15.75KV且三相电压应平衡。
2.7.3.12检查励磁电流及电压空载值应正确，并记录数值。
2.7.3.13在EMPS上打开发电机主开关同期合闸菜单。
2.7.3.14在同期菜单中点击“同期表投入。
2.7.3.15点击“投入同期开关”。
2.7.3.16检查发电机电压、频率与系统一致。
2.7.3.17点击“准同期请求DEH允许”；DEH允许后，点击“自动准同期投入”。
2.7.3.18同期时，发电机主开关自动合闸。
2.7.3.19检查有功负荷已带至5％初始负荷（705MW）.
2.7.3.20检查无功负荷带至4MVar。
2.7.3.21点击“自动准同期复位按钮”
2.7.3.22汇报值长发电机并列成功。
2.7.4发电机手动准同期操作
2.7.4.1点击同期表投入；点击投入同期开关。
2.7.4.2检查同步表转速正常。
2.7.4.3检查压差、频差在合闸允许范围内。
2.7.4.4点击手动准同期投入。
2.7.4.5在相差表过零时，点击“合闸”并确认。
2.8接带负荷
2.8.1机组并列后，DEH自动带5%初始负荷（7.5MW）.
2.9发电机停机解列
2.9.1降低发电机有功负荷。
2.9.2根据有功负荷降低无功负荷。
2.9.3有无功负荷减至零时检查汽机主汽门已关闭。
2.9.4检查发电机主开关确已拉开。
2.9.5检查发电机定子三相电流均到零。
2.9.6在EMPS上调整励磁将发电机定子电压降至最低。
2.9.7在EMPS上选择“关断励磁。
”。
。
2.9.8在EMPS上拉开灭磁开关。
2.9.9检查发电机主开关确在分闸位置，拉开发电机出口刀闸。
2.9.10在EMPS上检查发电机出口刀闸确已拉开。
2.9.11拉开发电机直流控制电源。
2.9.12发电机静止后,应测量发电机定子回路及励磁回路的绝缘并做好记录。
2.9.13发电机在减负荷过程中,应注意功率因数不高于0.95,即无功负荷不应低于有功负荷的三分之一。
2.9.14发电机停机后,要确保发电机内部温度。
高于环境温度,当低于环境温度时,应将加热装置投入运行,控制机内温度高于环境温度5—10℃。
2.10发电机停机侧绝缘。
2.10.1检查发电机主开关。
2.10.2拉开发电机主开关,励磁开关及刀闸的控制电源。
2.10.3验明发电机TV一次保险两侧确无电压。
2.10.4取下发电机TV一二次保险,拉开二次小开关。
2.10.5测量发电机定子回路,转子回路绝缘并做好记录。
3发电机的励磁系统
3.1励磁方式：
采用（南瑞）FLM自并励静止励磁系统，并装有电力系统稳定器（PSS）。
3.2励磁调节装置的型号及原理：
发电机采用SAVR-2000励磁调节器。
励磁调节器的主要任务是维持发电机端电压恒定。
为此，SAVR-2000励磁调节器需采集发电机机端交流电压Ua、Ub、Uc,定子交流电流Ia、Ib、Ic,转子电流等模拟量。
调节器通过模拟信号板将高压（100V）大电流（5A）信号进行隔离并转化为±5V电压信号,然后传输到主CPU板上的A/D转换器，将模拟信号转换为数字信号。
通常在一个周波内（20ms）进行多点采样,然后计算出机端电压等测量值。
为了能准确测量有功及无功，需对电压及电流进行瞬态无相差采样，既可计算出有功及无功。
3.3SAVR-2000励磁调节器的使用
3.3.1装置的投电
在装置安装检查无误后，即可首先装置投电操作，操作步骤如下；
3.3.2合机柜上方梅兰开关DK1、DK2、DK3（AC，DC电源开关）；
3.3.3合A套交直流供电板（MBD207）前面板电源开关；
3.3.4合A套24V电源板（MBD206）前面板电源开关；
3.3.5合A套系统电源板（MBD205）前面板电源开关；
3.3.6合B套交直流供电板（MBD207）前面板电源开关
3.3.7合B套24V电源板（MBD206）前面板电源开关
3.3.8合B套系统电源板（MBD205）前面板电源开关.
3.4：
装置正常开机起励操作
装置在开机起励前无脉冲输出，处于开机等待状态，一旦开机起励条件将进入开机起励操作。
操作步骤如下：
3.4.1自动开机操作
按电厂发电机正常开机顺序开机，本装置将升压到设定机端电压值（如设为额定电压），利用中控室“增磁“、“减磁“按钮或调节装置“现地增磁“、“现地减磁“按钮调整发电机端电压，以便同期并网带负荷。
3.4.2现地开机操作
待现场满足机组起励条件，灭磁关关及励磁回路相应开关均合。
首先通过调节器“手动增磁“、“手动减磁”按钮调整发电机端压设定值，然后按励磁调节器“励磁投入”按钮，发电机即起励建压至相应值。
3.5：
装置停机灭磁操作
3.5.1自动停机
发电机正常停机是调节器接到中控或监控停机令后自动逆变灭磁回到初始状态，等下次开机。
3.5.3现地停机
按调节器面板上的“逆变灭磁“按钮，调节器逆变灭磁回到初始状态，等下次开机。
3.6：
双机切换操作
在A、B套各自的主CPU板（MBD202）面板上“主/从“灯状态代表A、B套的主/从状态。
“主/从“灯亮代表该套为主套，灯熄代表该套为从套。
同时脉冲放大板上“脉冲输出“灯应对应“主/从“的状态。
切换包括正常状态下手动相互切换及故障状态下自动切换。
3.6.1正常状态下手动相互切换操作
A套切换至B套：
若A套为主套，欲切换至B套为主套，则按B套主CPU板（MBD202）面板上的“主/从“按钮，即切换至B套。
B套切换至A套：
若B套为主套，欲切换至A套为主套，则按A套主CPU板（MBD202）面板上的“主/从“按钮，即切换至A套。
3.6.2故障状态下自动切换
A套切换至B套：
若A套为主套，当A套发生故障时，若此时B套正常，则自动切换至B套为主套；
B套切换至A套：
若B套为主套，当B套发生故障时，若此时A套正常，则自动切换至A套为主套；
在故障情况下，调节器两套可自动切换。
但在一套故障情况下，同时另一套运行发生故障将不再切换。
故障包括：
电源故障，硬件故障，软件故障及外回路故障。
4发电机异常运行及事故处理
4.1发电机紧急停机的条件：
4.1.1危及人身安全。
4.1.2发电机内部冒烟、着火。
4.1.3作用于发电机跳闸的保护拒动时。
4.1.4全部操作员站出现故障，且无可靠的后备操作监视时。
4.1.5发电机出现强烈振动并且机内伴有严重的摩擦声或撞击声。
4.2发电机过负荷处理原则
4.2.1事故情况下，发电机允许短时过负荷，但各部温度不得超过规定值。
4.2.2定、转子过负荷倍数值及持续时间，应符合表2和表3规定。
4.2.3发电机过负荷在允许的时间内，可用减少励磁电流的方法减少定子电流，但应监视电压和功率因数不超过规定值。
如果减少励磁电流不能使定子电流降低到正常值时，应汇报值长，降低有功负荷。
4.3发电机升不起电压
4.3.1现象：
4.3.1.1发电机升压时，定子电压或转子电压、电流指示为零或接近于零。
4.3.1.2励磁投入10S后，励磁开关掉闸。
4.3.2处理：
4.3.2.1立即退出励磁。
4.3.2.2检查微机励磁调节器柜内有无报警。
4.3.2.3检查启励电源及装置是否正常。
4.3.2.4检查励磁调节器用1、2TV是否正常。
4.3.2.5若转子电压、电流正常，而定子电压升不起，则应检查表用TV回路是否正常。
4.4电流互感器（TA）故障
4.4.1现象：
4.4.1.1测量用TA故障时，故障相电流指示到零，有无功指示降低。
4.4.1.2DEH用TA故障，电网运行且投功率控制时，调速汽门突开，蒸发量突增，汽温降低（根据电负荷的不同，参数的变化不同）。
4.4.1.3保护用TA故障时机组可能跳闸。
4.4.1.4有关电流端子有火花、放电声，TA有异常声音或过热、冒烟、焦臭现象。
4.4.2处理：
4.4.2.1若TA本身故障，应请示值长解列停机处理；若机组自动掉闸，应查明故障原因，消除后重新开机。
4.4.2.2若TA回路故障，应立即停用与该回路相关的保护，通知检修处理。
4.4.2.3DEH用TA故障应将控制方式改为手动。
4.4.2.4TA故障自动闭锁时，通知检修处理。
4.5发电机电压互感器（TV）故障
4.5.1发电机仪表、保护用TV回路断线的故障
4.5.1.1现象：
1）EMPS报警，出现“TV回路断线”光字牌。
2）发电机有功、无功，定子电压指示降低或到零，定子电流，转子电压，电流指示正常。
3）DEH用TV故障，电网运行且投功率控制时，调速汽门突开，蒸发量突增，汽温降低（根据电负荷的不同，参数的变化不同）。
4.5.1.2处理：
1）停用有关低电压保护。
2）联系机炉注意蒸汽压力、流量，保持发电机负荷尽量稳定。
3）运行人员应记录TV故障时间并做好电量记录。
4）检查TV高、低压保险是否熔断，若熔断，应立即更换恢复送电。
5）正常后可恢复所停保护及自动装置并作好记录。
6）DEH用TV故障时，应将控制方式改为手动。
4.5.2发电机励磁调节用TV故障
4.5.2.1现象：
1）发电机励磁电流、电压及无功突增。
2）发电机强励及过电压保护动作。
4.5.2.2处理：
1）如过电压保护动作，按发电机自动掉闸处理。
2）如发电机未掉闸时，将励磁方式切至手动。
3）降低励磁电流至正常值。
4）TV故障无法恢复时应停机处理。
4.6发电机定子单相接地
4.6.0现象：
4.6.1.1EMPS报警，出现“发电机定子接地”光字牌。
4.6.1.2发电机零序电压有指示。
4.6.1.3故障相电压降低或到零，非故障相电压升高。
4.6.2处理：
4.6.2.1若定子接地保护投掉闸时，发电机自动掉闸。
4.6.2.2若定子接地保护未投掉闸时，检查接地电流不大于2A；若大于2A，应立即汇报值长申请停机。
4.6.2.3在进行检查接地点时，应穿绝缘靴并不得触及设备外壳及构架。
4.7发电机自动跳闸
4.7.1现象：
4.7.1.1EMPS报警，发电机主开关及励磁开关跳闸。
4.7.1.2转子电压指示接近于零，其它参数指示均为零。
4.7.2处理：
4.7.2.1恢复报警、闪光信号。
4.7.2.2检查励磁开关是否掉闸，若未掉应立即拉开。
4.7.2.3检查主汽门是否关闭。
4.7.2.4检查保护动作情况，确定故障范围。
4.7.2.5全面检查找出故障点并隔离。
4.7.2.6若检查未发现故障点，确认系保护误动引起，经总工同意停用该
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