300MW机组电气规程Word文档下载推荐.docx
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额定转速
3000r/min
相数
3
接法
2—Y
出线端子数目
6
冷却方式
水氢氢
环境温度
5～40℃
额定氢压
0.25MPa
最高氢压
0.35MPa
短路比
≥0.55
超瞬变电抗（保证值）
≥0.15
瞬变电抗
≤0.30
效率
≥98.85%
轴振
≤0.076mm
轴承振动
≤0.025mm
漏氢
≤10m3/d
励磁方式
自并励静止可控硅励磁
强励顶值电倍数
≥2
强励电压响应比
≥2/s
允许强励时间
10s
发电机噪音（距机座1m处，高度为1.2m）
≤89dB
发电机一阶临界转速
1333r/min
制造厂家
东方电机股份有限公司
2.2发电机绝缘等级及温度限制：
定子绝缘等级
F（温度按B级考核）
转子绝缘等级
定子铁芯绝缘等级
定子绕组及出线水温度
≤80℃（埋设检温计）
定子绕组层间温度
≤90℃（埋设检温计）
定子绕组层间温度差（最高值—平均值）
≤8℃
转子绕组温度
≤110℃（电阻法）
定子铁芯温度
≤120℃（埋设检温计）
定子端部结构件温度
≤120℃
集电环温度
≤120℃（温度计法）
集电环出风温度
≤65℃（温度计法）
轴瓦温度
≤90℃（检温计法）
轴承和油封回油温度
≤70℃（检温计法）
2.3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
DG---型
额定容量
42（KVA）
20000/57.7/100/200（V）
2.1/190.9（A）
50（HZ）
沈阳市大华干式变制造有限公司
2.4发电机冷却介质参数：
氢气
氢气纯度
＞96%
氢气露点
-14℃—-2.5℃
冷氢温度
35～46℃
热氢温度
≤65℃
氢气湿度
1.5～4g/m3
发电机充氢容积
72m3
发电机定子绕组冷却水
进水温度
45±
3℃
≤80℃
进水压力
0.1～0.2MPa
导电率（20℃）
0.5—1.5us/cm
酸碱度（PH）
7—8
硬度
≤2ugE/L
水量（含定子出线水量3t/h）
45t/h
氨（NH3）
允许微量
发电机氢气冷却器冷却水
氢气冷却器数目
4
水量
4×
100t/h
氢气冷却器进水温度
20～33℃
氢气冷却器出水温度
≤43℃
水压降
0.024MPa
氢气冷却器风阻压降
0.222MPa
轴承润滑油
发电机轴承润滑油量
2×
500L/min
稳定轴承油量
25L/min
进油温度
35—45℃
出油温度
≤70℃
进油压力
0.05～0.1MPa
密封油
油量
92.5L/min
额定进油压力
0.3±
0.02MPa
2.5发电机非额定工况参数：
2.5.1最大出力条件：
⑴氢压：
0.25MPa⑵冷却器进水温度：
20℃⑶冷却器出水温度：
≤27℃⑷发电机冷氢温度：
≤30℃⑸厂内环境温度：
≤30℃。
2.4.2不同氢压的出力：
⑴氢压为0.1MPa时（cosΦ=0.85）230MW
⑵氢压为0.2MPa时（cosΦ=0.85）330MW
2.6励磁调节装置技术规范：
2.6.1励磁调节器技术规范
型号
UNITR025000
强励倍数
额定输出电压V
强励时间
额定输出电流A
瞬时过励
控制电源
强励输出电压V
3．发电机运行规定：
3.1发电机额定运行方式：
1）发电机正常运行时,应严格按照规范中的规定数据运行。
2）发电机不允许以空气冷却方式运行。
3）发电机不允许不通内冷水带负荷运行。
3.2发电机允许的非额定运行方式：
1）发电机定子电压正常变动范围为±
5%Un，当功率因数为额定值时，其额定容量不变。
2）发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，不应低于额定值95%。
3）发电机运行频率变化时，其定子电流、励磁电流及各部温升不得超过规定值。
4）发电机运行中功率因数变化时，其定子电流、励磁电流及各部温度不得超过规定值。
5）发电机定子绕组允许断水时间规定，有以下两种方式：
⑴断水后带额定负荷运行30秒，若30秒内仍未能恢复供水，则解列发电机，使发电机端电压降为零。
⑵断水5秒后开始减负荷，2分钟内降到15%额定负荷，允许运行1小时，若此时仍未能恢复供水，将解列发电机，使发电机端电压降为零。
3.3发电机、励磁系统绝缘电阻测量条件规定：
3.3.1第一次投运、大小修后及发电机一次系统回路有工作，应测量发电机其相应的绝缘电阻值。
并记入绝缘记录本，如果阻值出现异常，应立即汇报领导。
3.3.2发电机定子绕组绝缘测定条件：
a）拉开发变组出口刀闸。
b）三组发电机出口PT均应在检修位。
c）断开中性点接地变压器。
3.3.3发电机定子绕组绝缘电阻规定.
1）定子绕组在无存水、干燥且接近工作温度情况下，用2500伏摇表进行测量其绝缘电阻应≥5MΩ。
2）必须与前一次的测量值进行比较，在相同的温度及湿度的情况下应不低于上次的1／5～1／3，吸收比R60／R15≥1.3，极化指数R10/R1≥1.5。
3.3.4发电机转子绕组绝缘电阻测量规定：
用500V摇表测量发电机转子绝缘电阻，冷态时（室温25℃）其值不低于1M
。
注意：
励磁调节系统不允许用摇表测量直流正负极间的绝缘电阻及交流相间绝缘电阻，防止整流二极管或可控硅三极管反向击穿而损坏设备。
3.3.5用1000V摇表测量出油管道、励端轴承盖、碳刷架与轴瓦的对地绝缘电阻，其值不低于1M
3.3.6用1000V摇表测量汽、励端汇流管及出线装配水管路的对地绝缘电阻无水时值不低于1M
，通水时其值不低于30K
3.3.7用250V摇表测量测温元件的绝缘电阻，其值不低于1M
3.4发电机主要参数的监视与调整:
3.4.1发电机正常运行期间，电压变化的范围应在±
5%以内，发电机仍可以在额定容量、额定频率及功率因数下运行。
当定子电压≤19kV时，其定子电流不得超过额定电流。
3.4.2发电机在额定参数下连续运行，不平衡负序电流应小于10%的额定电流，短时负序电流须满足（I2/IN）2t≤10s的要求。
3.4.3当功率因数为额定值时，电压变化范围不超过±
5%和频率变化范围不超过±
2%时，发电机允许输出连续功率。
当电压变化范围不超过±
5%和频率变化范围不超过-5%—+3%时，发电机也允许输出额定功率，但每年不超过十次，每次不超过8小时。
（内蒙古电网与华北电网联网时按50±
0.1HZ控制）。
3.4.4手动励磁调节运行期间，在调节有功负荷时必须先适当调节发电机无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。
3.4.5机组正常运行时每1小时应记录有功、无功、定子电流、定子电压、定子绕组温度、铁芯温度、定子进出水温度、线圈线棒温差等，发现异常及时分析、汇报。
3.4.6机组正常运行时应加强对氢压、氢气纯度、氢气冷却器冷氢温度的监视。
3.5发电机冷却系统的监视与调整
3.5.1正常运行期间，定子冷却水系统的离子交换器处理一定的水量，其冷却器出口检测的水导电率在0.5～1.5μs／cm范围以内。
3.5.5发电机定子冷却水流量正常时为45t／h，当冷却水量降至35t／h时发出“定子水流量低”报警，延时30秒断水保护动作。
3.5.6氢气冷却器在运行中停止一台运行时，发电机可在额定氢压、额定功率因数下带80%的额定负荷。
3.5.7发电机氢压必须高于定子冷却水压0.04MPa以上。
防止事故状态水进入机内。
保持密封油压高于氢压0.056±
0.02Mpa，防止氢气外泄。
3.5.8发电机的额定氢压为0.25MPa，发电机氢压＜0.25MPa必须补氢才可以在额定功率下运行。
当氢压变化时，不同氢压、不同功率因数时发电机的出力应按容量曲线接带，在额定氢压下运行时的每天漏氢量不得大于10m3。
3.5.9发电机运行期间的氢气纯度必须＞96％。
运行中当机内氢纯度降到了95%，应排出一些机内氢气，然后补充新鲜氢气恢复到正常值，每次置换氢气量不应超过10%氢气总量，避免机内氢气温度变换太大。
3.6励磁系统部分:
3.6.1发电机励磁系统（ABB公司的UN5000型）的组成：
包括一台励磁变压器，三面整流柜（+EG1、+EG2、+EG3），一面交流进线柜（+EA），一面直流出线柜（+EE），一面AVR调节柜（+ER），一面磁场开关柜（+ES），起励电源一路。
3.6.2励磁系统运行方式：
1）励磁系统有两个完全独立的调节和控制通道（通道1和通道2），正常运行时，可任意选择两通道之一作为当前通道，而另一个待用通道始终跟踪当前通道。
两信道之间在任何时间均可切换，除了下述情况：
a.如果当前信道检测到有故障，将自动紧急切换至待用通道。
而后直到故障通道故障消除后，才可自动切回到当前通道。
b.如果待用通道有故障，不允许用手动方式从当前通道切换至待用通道。
2）每个信道都分为自动模式和手动模式两种。
待用模式调节器总是自动跟踪当前模式调节器，两种模式基本上可在任何时间进行切换，除下述情况：
a.自动模式有故障，紧急切换至手动模式，直到自动模式故障消除才可自动切回到自动模式。
b.手动模式有故障，不能从自动模式切换到手动模式。
c.发电机在自动模式允许的运行极限范围内运行，这种极限范围已超过了手动模式设定的允许范围。
在这种情况下，手动调节器不再跟踪自动调节器。
因此不能由自动模式切换至手动模式。
3.6.3励磁系统运行中的检查：
1）检查励磁调节器是否正常工作。
2）检查通道是否平衡，是否具备切换条件。
3）励磁电流、发电机电压和无功功率是否稳定。
4）励磁调节柜是否有异音、警报现象。
5）励磁调节柜内冷却风扇运行是否正常。
3.6.3励磁调节系统手动模式运行中注意事项：
1）手动模式设计为一种特殊的运行调节器仅作为励磁电流调节器使用，无发电机电压调节功能。
2）手动模式中，需注意监控发电机的励磁电流。
3）手动模式中，只有欠励磁限制器和过励磁（V/Hz）限制器可供使用。
3.7励磁调节系统启动及停止
3.7.1励磁调节系统启动前的检查与准备工作：
1）合上励磁调节器电源。
2）检查励磁调节系统就绪，有“RDYON”显示。
3）检查调节柜无报警或故障通道信号。
4）合上励磁开关、起励开关控制电源。
5）选择“LOCAL/REMOTE”（就地/远方）模式为“REMOTE”（远方）模式。
6）选择运行方式“AUTO/MANUAL”（自动/手动）模式为“AUTO”（自动）模式。
7）将励磁通道“CH1/CH2”（“1通道运行/2通道运行”）模式切到“CH1”（“1通道运行”）模式。
8）投入起励电源。
3.8励磁调节系统使用注意事项：
1）如果发电机主开关已断开（发电机空载条件下运行），励磁开关只能由远控来切断。
发电机主开关闭合，励磁系统不能远控断开。
2）就地控制屏设有“FCBON”磁场开关合位、“FCBOFF”磁场开关断位；
“EXCITATIONON”励磁投入按钮、“EXCITATIONOFF”励磁退出按钮；
“RAISE/LOWER”增磁/减磁按钮；
“AUTO/MANUAL”自动/手动按钮；
“CH1/CH2”通道1/通道2按钮；
“Loc/Rem”就地/远方按钮。
3）事故紧急停机：
在某些情况下，许多外围设备的故障能导致励磁系统的控制既不能远控也不能就地控制，必须紧急断开励磁系统才使用事故紧急停机按钮。
4.1发电机组的启停原则：
4.1.1发电机的正常启、停及运行方式的改变等，应在值长的领导下进行，在事故情况下，应在值长的正确领导下进行事故处理。
4.1.2新安装和大、小修后的发电机，相关人员应参加分段验收，并要求达到下列质量标准：
1）一次回路接线完整、正确、牢固、绝缘电阻合格。
2）励磁回路接线完整、正确、牢固、绝缘电阻合格。
3）二次回路接线正确（要求与图纸相符）、牢固、标志齐全正确，绝缘电阻合格。
4）自动励磁调节装置接线完好、工作正常。
5）主开关、灭磁开关、高压工作厂变、6kV分支开关和励磁系统各开关的拉、合、联跳、联投、闭锁及保护跳闸试验良好。
6）发电机调速、调压增、减方向正确。
7）DCS画面信号动作正确，就地盘上信号灯齐全。
8）滑环、碳刷系统接线正确、牢固、通风良好。
9）发电机的气体严密性试验合格，即静止和额定转速下漏氢量不超过规定值。
氢系统、油系统工作正常。
10）发电机冷却水系统完整、可靠、水压合格，发电机端部引水管、汇流管及外部冷却水系统良好。
11）发电机灭火用CO2足够，压力充足，气瓶与CO2母管联接良好。
4.2新安装或大修后的发电机在并列前，安装单位、检修、试验人员必须向运行提供下列记录并符合规定：
1）定子、转子绕组、测温元件、轴承垫以及定子总进、出水管的对地绝缘电阻记录，测温元件温度误差校验记录。
2）发电机定子、转子的直流电阻记录。
3）发电机相位记录。
4）主开关合、跳闸动作时间和同期性记录。
5）灭磁时间常数记录。
6）自动励磁调节装置的试验记录。
7）继电保护定值、动作试验以及二次回路变更的记录。
8）氢冷系统的漏风试验记录。
9）定子绕组水压试验记录。
10）空载特性和短路特性记录。
4.3发电机启动前的检查与准备工作：
4.3.1发电机启动前的检查：
1）发电机、主变、高厂变、励磁变及辅助设备的工作全部结束,工作票全部终结。
2）发电机、主变、高厂变、励磁变及辅助设备的一、二次回路正常，具备投运条件。
3）发电机本体和外罩各结合面严密，各部螺丝紧固，发电机轴承无脏污现象。
4）发电机滑环表面清洁，无伤痕，碳刷安装牢固，滑环碳刷表面与滑环接触良好，弹簧压力正常,碳刷有效长度合格。
5）发电机各温度测点及氢气温度计完好。
6）发电机冷却系统正常，具备投运条件。
7）发电机出口电压互感器、避雷器、高厂变低压侧电压互感器设备外观完全，瓷瓶无破损、裂纹现象，引线、接地线连接牢固。
8）发电机中性点高阻抗变压器各部位完好。
9）发电机灭磁开关、自动励磁调节装置各部位完好，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。
10）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DCS画面各状态信息正常，信号试验良好，发电机整组试验正常。
11）高厂变低压侧小车开关在检修位，机械部分正常，操作部分正常，操作机构连接牢固，控制回路接线正确、牢固。
12）升压站各断路器和刀闸按要求具备投运条件。
4.3.2发电机并网前的准备工作：
1）发电机的有关工作票全部收回，安全措施全部拆除。
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。
3）测量发变组绝缘电阻应合格。
4）检查发电机冷却系统正常。
5）检查封闭母线微正压通风装置正常。
6）检查发电机出口PT一次保险良好，装上PT一次保险（三组）。
7）投入发电机出口PT，合上其二次开关。
8）投入发电机中性点高阻抗变压器。
9）检查调节器各信号无异常。
10）合调节器直流操作电源开关，交流操作电源开关。
11）合调节器同步电源开关。
12）给上灭磁开关合闸保险。
13）合上发变组、高厂变保护装置电源开关，检查各保护装置正常。
14）检查发变组、高厂变各保护装置无异常报警信号。
15）投入发电机“启停机保护”压板,退出发电机“失磁保护”压板。
16）检查主开关弹簧储能良好及SF6气体压力正常，合上发变组主并网开关控制柜内控制电源开关。
17）投入高厂变分支开关电源测PT。
18）将厂用6KVⅢA（ⅣA）、ⅢB（ⅣB）段工作电源进线开关送至“工作”位。
19）查发变组500KV侧主开关（边开关与中间开关）三相确断。
20）合发变组出口刀闸
21）合500KV母线侧两把刀闸。
22）送上主变、高厂变冷却器电源。
23）将主变风冷控制转换开关切至“远方”位。
24）将主变风冷控制电源开关切至“试验”位，投入主变风冷装置。
25）将高厂变风冷控制转换开关切至“远方”位。
26）将高厂变风冷控制电源开关至“自动”位。
4.3.3新建、大修或更换绕组后的发电机并网前的试验：
1）发电机应做空载特性试验和发电机三相稳态短路特性试验。
发电机进行空载试验时，应检查过电压保护的整定值正确；
进行三相短路试验时，应检查过流保护、差动保护的整定值正确。
2）必须用发变组工作电流和电压检测保护向量，确认正确后，投入保护。
3）检查同期装置接线正确，并做假同期试验正确。
4.4发电机升压并列：
4.4.1并列的条件：
1）发电机电压与系统电压相近（压差≤±
5%，正常时应稍高于系统电压）。
2）发电机频率与系统频率相近（频差≤±
0.1Hz，正常时应稍高于系统频率）。
3）发电机相位与系统相位相同。
4）发电机相序与系统相序相同。
4.4.2发电机同期并列的注意事项：
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）发电机在同期操作过程中,禁止其它同期回路的操作。
3）投入自动准同期前,应试验装置良好。
4）就地同步表出现转动过快、跳动、停滞、摆动等现象时,禁止进行合闸。
5）升压过程中若电压上升很快且接近额定值仍继续上升，应迅速断开励磁开关。
6）同步表运行时间不得超过15min。
4.4.3发电机并列：
1）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。
（开机试验及继电保护试验除外）。
2）机组转速达3000rpm后，对汽轮发电机进行全面检查。
3）值长令，发电机并列。
4）检查发电机起励电源开关已合闸。
5）在DCS上合上灭磁开关。
6）检查灭磁开关确已合上。
7）点击“AVR控制”运行。
8）点击“AVR投入”按钮，检查“AVR自动投入”。
9）点击“AVR增磁”按钮。
10）当机端电压升至约4KV，起励电源开关自动断开，励磁开关自动合上。
11）增加励磁使定子电压升至20KV且三相电压应平衡。
12）联系汽机提高氢气冷却器的水量。
13）检查发电机端电压升至约20KV，且定子三相电压平衡。
14）检查发电机参数符合空载运行曲线。
15）投入发电机自动准同期装置。
16）点击“同期投入”按钮。
17）检查同期装置无报警信号。
18）检查“同期装置就绪”。
19）点击“同期启动”按钮。
20）同期时发变组主开关合闸（500KV侧边开关或中间开关）。
21）检查发变组主开关合闸正常。
22）检查发电机已带上5%负荷，定子三相电流平衡。
23）退出发电机自动准同期装置。
24）根据有功负荷调整发电机无功至适当值。
25）汇报值长发电机并列成功。
26）退出发电机“启停机保护”压板,投入发电机“失磁保护”压板。
27）将主变风冷控制电源开关切至“工作”位，
28）全面检查操作无误，汇报值长。
4.4.4并网后的工作：
1）发电机并入系统后，调整有功功率，以免逆功率保护动作跳闸。
2）发电机并列后，调整无功功率，以保持发电机定子电压正常。
3）加负荷时必须监视发变组各部温度上升情况。
4）并网后应对发变组全面检查一次。
5）发电机并网后且运行稳定，负荷达100MW，进行厂用电源切换操作。
3.8发电机运行中的检查：
3.8.1发电机正常运行中的检查规定：
1）运行中的发电机应按规定进行巡回检查，并根据运行情况及季节、天气变化、负荷变化、检修等情况进行不同部位的重点检查。
发现异常时，应及时分析和处理。
2）运行中应按时打印各种报表记录，每隔1小时抄表一次且应进行运行工况分析。
发现异常时应及时汇报，并增加巡视次数，尽快查明原因。
3.8.2发电机正常运行中的检查项目：
1）集控DCS画面发电机各种光字，信号正常，各参数显示正常。
2）发电机各部清洁，运转声音正常，温度正常，无异常振动现象。
3）就地氢压正常,冷却水系统运行正常.
4）发电机外壳无漏风现象，机壳内无烟气和放电现象。
5）轴承、油管绝缘垫无脏物和损坏现象。
6）滑环表面清洁，无破损和无过热变色现象，滑环和碳刷在刷槽无跳动、冒火、接触不良现象，碳刷长度不小于30mm。
7）发电机出口PT无异常和接头过热情况，CT无开路、冒烟现象。
8）发电机中性点接地变压器运行正常。
9）发变组及高压厂变封闭母线完整无过热现象。
10）检查各间隔门锁好，遮栏、警告牌悬挂正确。
3.8.3发电机经
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