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电气运行设备参数及操作规范
电气运行设备参数及操作规范
第一章发电机运行规程
第一节汽轮发电机设计规范及技术特性
1.#31汽轮发电机设计规范
1.1.型号:
QFSN-300-2-20B型
该汽轮发电机为汽轮机拖动的三相两极自并励出口电压20KV的同步发电机。
1.2.拖动方式:
300MW汽轮机直接拖动。
1.3.主要设计参数
额定功率:
300MW
额定视在功率:
353MVA
最大功率:
330MW
最大视在功率:
388MVA
额定电压:
20KV
额定电流:
10.189KA
额定功率因素:
0.85
额定频率:
50HZ
额定励磁电压:
455V
额定励磁电流:
2075A
额定转速:
3000rpm
相数:
3
接法:
2-Y
出线端子数目:
6
短路比:
0.6241
效率:
≥98.9%
定子每相直流电阻:
0.001658Ω
转子绕组直流电阻:
0.162766Ω
定子每相电容:
0.225μF
转子线圈电感:
1.393H
绝缘等级:
F级(按B级考核)
允许强励时间:
10S
1.4.#31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
DDBC—35/20
额定容量
35KVA
额定电压
20000V(一次侧)220V(二次侧)
发电机中性点电阻器型号
ZX12—02
二次电阻
0.5Ω
隔离开关型号
GN1—20/400
1.5.#31发电机定子机壳内氢气技术参数
额定氢压:
0.25MPa
最大氢压:
0.35MPa
氢气纯度:
≥96%
湿度:
1.5~4g/m3
冷氢温度:
30~46℃
热氢温度:
<65℃
24小时漏氢量:
<10m3
露点:
≤-25℃
1.6.定子冷却水技术参数
进水温度:
45±3℃
出水温度:
≤80℃
水量:
45t/h
进水压力:
0.1~0.2MPa
酸碱度:
7~8
硬度:
≤2ugE/L
导电率(20℃):
≤0.5~1.5us/cm
1.7.氢气冷却器冷却水技术参数
氢气冷却器个数:
4个
进水温度:
20~38℃
出水温度:
≤43℃
水量:
4×100t/h
进水压力:
0.1~0.2MPa
水压降:
0.024MPa
1.8.轴承润滑油与密封油的技术参数:
轴承进油压力:
0.05~0.1MPa
发电机轴承进油量:
2×500L/min
密封油压应高于氢压:
0.0560MPa
稳定轴承进油量:
25L/min
进油温度:
35~45℃
出油温度:
≤70℃
1.9.#31发电机及相关设备温度限制参数:
定子绕组及出线出水温度:
≤80℃定子绕组层间温度:
≤90℃
定子绕组层间各温度差:
≤8℃定子端部结构件温度:
≤120℃
转子绕组温度:
≤110℃轴瓦温度:
≤90℃
集电环温度:
≤120℃集电环出风温度:
≤65℃
2.#31汽轮发电机的技术特性
2.1.冷却方式:
水氢氢。
2.2.通风方式:
机内采用两端带轴流式风扇的闭式循环多路通风系统;机内氢气由氢气冷却器通水冷却;集电环采用开启式管道通风。
2.3.定子绕组供水方式:
定子绕组冷却水由发电机内冷水箱供给。
2.4.氢气(油)密封方式:
采用单流环式油密封。
2.5.供油方式:
轴承润滑油由汽轮机润滑油系统供给;油密封的密封油由外部密封油系统供给。
2.6.励磁方式:
自并励静止励磁。
2.7.绝缘等级:
定子绕组和定子铁芯采用F级绝缘(按B级使用)。
注:
电机的绝缘等级分为A、E、B、F、H级。
绝缘温度等级
A级
E级
B级
F级
H级
最高允许温度(℃)
105
120
130
155
180
绕组温升限值(K)
60
75
80
100
125
性能参考温度(℃)
80
95
100
120
145
第二节发电机的正常运行方式
1.#31发电机可按铭牌长期运行。
2.当#31发电机各参数满足下列条件时,发电机最大连续出力为330MW(功率因数为额定值)。
2.1.氢压:
0.25MPa
2.2.冷却器进水温度:
20℃
2.3.冷却器出水温度:
≤27℃
2.4.发电机冷氢温度:
≤30℃
2.5.厂房内环境温度:
≤30℃
3.#31发电机电压、周波、功率因数变化时的运行方式:
3.1.当#31发电机功率因数为额定值,电压变化范围不超过±5%及周波变化范围不超过±2%时,发电机可按额定容量运行。
当电压变化范围不超过±5%及周波变化范围不超过-5%~+2%时,#31发电机也可按额定容量运行,但每年不超过十次,每次不超过8小时。
3.2.#31发电机在运行中功率因数变动时,应使其定子和转子电流不超过在当时进风温度下允许的数值,#31发电机的功率因数一般不应超过迟相0.95(300MW,98.6MVAR)。
3.3.由#31发电机进相运行试验数据可知:
3.3.1.#31发电机定子端部铁芯和金属结构件温升均较低,远低于允许值。
发电机定子端部铁芯和金属结构件温升不是发电机进相运行的限制因素。
3.3.2.#31发电机进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和6KV厂用电压两个因素限制,保证厂用母线电压正常情况下,其进相深度如下:
3.3.2.1.#31发电机在P=160MW时,可进相至Q=-60Mvar运行;在P=300MW时,可进相至Q=-35Mvar运行。
3.3.3.#31发电机带160~300MW有功负荷时,在试验进相深度范围内,220kV母线降压百分数为0.56%~1.42%。
第三节发电机启动,停机的操作
1.#31发电机启动前的检查与准备工作
1.1.220KV云寿线具备投运条件。
1.2.#0启备变、厂用6KV、380V、220V直流、UPS等系统已投入运行,柴油发电机处于良好备用状态。
1.3.#31发电机、#31主变、#1高工变及辅助设备的一、二次回路正常,具备投运条件。
1.4.#31发电机本体和外罩各结合面严密,各部螺丝紧固,#31发电机轴承无短路、脏污现象。
1.5.#31发电机各温度测点及氢气温度计完好,并且指示温度为环境温度或机内温度。
1.6.#31发电机滑环表面清洁,光滑,无伤痕,碳刷安装牢固,滑环碳刷表面与滑环接触良好,碳刷有效长度不小于5cm,弹簧压力正常。
1.7.#31发电机、#31主变、#1高工变封闭母线完整,微正压装置运行正常。
1.8.#31发电机出口电压互感器、避雷器、#1高工变低压侧同期电压互感器设备外观完好,瓷瓶无破损、裂纹现象,引线、接地线连接牢固,一次保险完好,二次空气开关已合好,二次插头已给上,一次触头接触良好。
1.9.#31发电机中性点柜内设备完好,中性点高阻抗变压器和匝间PT中性点连接电缆完好。
1.10.#31发电机灭磁开关、自动电压调整装置及其盘面设备完好,AVR微机调节柜液晶控制面板无故障报警,电压设定值为95%Ue,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。
1.11.6KVA、B段工作电源6100、6200开关在停电状态,机械部分正常,操作部分正常,操作机构连接牢固,控制回路接线牢固完好。
1.12.送上220KV云寿线线路保护及#31发变组保护装置的电源,并投入保护装置。
1.13.#31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CRT画面各开关、刀闸位置指示正常,信号试验良好,#31发电机整组试验正常。
1.14.#31主变、#1高工变检查具备投运条件,220KV云寿线251开关和220KV云寿线2516刀闸经检查按要求具备投运条件。
1.15.测量发变组绝缘合格。
1.16.定子绕组在无存水,干燥后,接近工作温度时,其对地和相间绝缘电阻应≥5MΩ(2500伏兆欧表测量)。
1.16.1.转子绕组冷态(20℃)绝缘电阻值应≥1MΩ(500伏兆欧表测量)。
1.16.2.各电阻检测计冷态(20℃)绝缘电阻值应≥1MΩ(250伏兆欧表测量)。
1.16.3.轴承和油密封对地绝缘电阻值应≥1MΩ(1000伏兆欧表测量)。
2.#31发电机并列操作
2.1.#31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。
2.2.机组并网前应配合电气、热工检修人员作如下试验
2.2.1.危急遮断器的喷油试验。
2.2.2.高压遮断模块试验。
2.2.3.0SP电磁阀在线试验。
2.2.4.发变组内部故障保护实验及其它电气试验。
2.3.#31发电机并列前的检查、操作
2.3.1.检查220KV云寿线线路保护及#31发变组保护压板已按规定正常投入。
2.3.2.检查220KV云寿线运行方式已按调度命令执行。
2.3.3.检查220KV云寿线251开关确已断开。
2.3.4.给上#31发电机出口开关两组控制电源。
2.3.5.合上#31发电机中性点19地刀,并检查地刀已合闸到位。
2.3.6.合上#31主变中性点2019地刀,并检查地刀已合闸到位。
2.3.7.检查#31发电机励磁系统三组I、II、III整流柜入口交流刀闸已合好。
2.3.8.检查#31发电机励磁系统三组I、II、III整流柜出口直流刀闸已合好。
2.3.9.检查#31发电机出口TV的高压保险、二次保险完好并确已给上,动、静触头接触良好。
2.3.10.得省调令合上220KV云寿线2516刀闸,并就地检查刀闸已合好。
2.3.11.将#31发电机起励电源送电(汽机MCC上)合上灭磁柜内起励电源空开。
2.4.机组转速达3000rpm后,得值长发“#31发电机并列”的命令。
2.5.将AVR微机调节装置处于“恒电压运行方式”。
2.6.点击“起励”按钮,检查#31发电机灭磁开关已合闸。
2.7.检查#31发电机起励电源开关自动合闸。
当机端电压升至约4KV,起励电源开关自动断开。
2.8.检查#31发电机端电压升至约20KV,定子三相电流平衡。
2.9.检查#31发电机转子电压约160V,转子电流约830A。
2.10.投入#31发电机自同期装置。
2.11.在DEH上投入“同期允许”
2.12.检查#31发电机出口开关合闸正常。
2.13.检查#31发电机已带上3%负荷,定子三相电流平衡。
2.14.退出#31发电机自同期装置。
2.15.汇报值长#31发电机已并列。
2.16.#31主变中性点接地刀闸运行方式按调度命令执行,保护做相应切换。
2.17.全面检查操作无误,汇报值长。
2.18.并网后的工作:
2.18.1.#31发电机并入系统后,尽快将有功升至9MW以上,以免逆功率保护动作跳闸,其有功负荷增加的速度取决于汽机的升负荷的规定。
2.18.2.#31发电机并列后,可适当增加其无功出力,以保持发电机定子电压及220KV线路电压正常。
2.18.3.加负荷时必须监视#31发电机及#31主变各部温度上升情况。
2.18.4.并网后应对#31发电机、变压器组全面检查一次,复归有关信号。
2.18.5.将#31发电机起励电源停电,并停运#31发电机封闭母线微正压装置及氢气循环风机。
2.18.6.#31发电机并网后且运行稳定,负荷达50MW,对6KVA、B段工作电源6100、6200开关送电并进行厂用电源切换操作。
2.18.7.按机组启动曲线逐步升负荷至额定负荷。
3.#31发电机解列操作
3.1.#31发电机解列、停机前的操作
3.1.1.负荷降至50MW前,全面检查#0启备变及有载调压装置正常,检查6KVA、B段备用进线电压正常,6KV厂用快切装置正常,检查220KV云寿线251开关的FS6压力正常。
3.1.2.负荷降至50MW时,将厂用电切为#0启备变供电。
3.1.3.#31发电机在减有功负荷的同时,相应减少无功负荷。
3.1.4.合上#31主变中性点接地刀闸。
3.2.#31发电机解列停机的操作:
3.2.1.待#31发电机有功负荷减至接近于零时,减发电机无功负荷接近于零。
3.2.2.汽机打闸后确认220KV云寿线251开关自动断开,灭磁开关自动断开,检查#31发电机机端电压已降至零。
3.2.3.检查操作无误,汇报发令人。
3.3.#31发电机停机后的工作
3.3.1.停机后按省调命令拉开220KV云寿线2516刀闸。
3.3.2.将厂用6KVA、B段工作电源开关6100、6200停电。
3.3.3.停机检修,应按工作票安措要求停用有关设备及一、二次电源,并做好安全措施。
3.3.4.#31发电机的氢、油系统按汽机规程执行。
第四节发电机运行中的监视与检查
1.#31发电机运行中的监视:
1.1.#31发电机运行中有功负荷,应严格按调度命令执行,值班员应认真监视负荷变化,若发现偏离规定值应及时调整,无功负荷的调整根据调度下达的电压曲线使之在合格范围内。
1.2.值班员应严密监视运行中的#31发电机表计,自动记录装置的工作情况,#31发电机定子电流、电压、转子电流、电压、功率因数等参数应符合规程规定,定子三相电压,电流平衡。
1.3.#31发电机各部件温度在额定运行参数下,最高允许监视温度应低于制造厂的允许值。
1.4.#31发电机定子冷却水导电率(换算式20℃)应小于1.5us/cm,报警值为5us/cm,当定子冷却水导电率超过10us/cm经处理无效时应减负荷申请停机。
1.5.#31发电机定子绕组进水温度正常为40~45℃,当低于39℃或高于45℃时报警,出水温度正常约60℃,流量为45±3m3/h左右,入口压力为0.2~0.25MPa(表压)。
在任何运行工况下机内氢压应高于内冷水压0.04MPa以上。
1.6.#31发电机运行中氢气压力应保持在0.25±0.02MPa(表压)下运行,氢气压力应低于密封油压约0.056MPa。
2.#31发电机运行中的维护:
#31发电机及附属设备在运行中每两小时应全面检查一次,若发现不正常情况,应立即处理同时汇报值长、检查内容如下:
2.1.#31发电机各种灯光,信号正常,各开关位置指示与实际相符,计算机CRT画面显示正确。
2.2.继电保护,自动装置应无异常动作,接点无过热情况,无故障信号发出,保护压板位置与运行方式相符。
2.3.#31发电机和励磁机各部清洁,运转声音正常,轴承温度正常,无异常振动现象。
2.4.#31发电机外壳无漏风现象,机壳内无烟气和放电现象。
2.5.轴承、油管绝缘垫无脏物短路现象。
2.6.滑环表面清洁,无过热变色现象,滑环和大轴接地碳刷在刷槽无跳动、冒火、卡涩或接触不良现象,碳刷无破碎,无刷瓣脱落,磨断等情况,碳刷长度不小于5mm。
2.7.#31发电机液位检测器应无油、水。
2.8.#31发电机出口TV无异常和接头过热情况,TA无开路、冒火现象,#31发电机中性点高阻抗变压器运行正常。
2.9.发变组及高压厂变封闭母线完整。
2.10.对励磁系统检查应按《励磁系统运行规程》进行。
2.11.检查各间隔门锁好,遮栏、警告牌悬挂正确。
2.12.发变组承受短路或非同期合闸等故障后,应对发变组本体及引线接头等部位进行一次详细检查。
第五节发电机停运期间的维护
1.#31发电机长期停运的维护:
在长时间停机期间,氢气已排出机外,密封油系统及其它辅助系统都已停止工作,相应的维护项目如下所列:
1.1.排尽#31发电机内氢气。
1.2.排尽#31发电机定子绕组水路中的存水。
1.3.为了防止定子绕组空心铜线内壁氧化,定子绕组应经进、出水口定期充氮。
1.4.排尽#31发电机氢气冷却器内存水并且用压缩空气吹干冷却器管道,防止冷却器管路腐蚀。
1.5.在#31发电机端盖人孔门处安装空气加热器或空气干燥器,防止机内结露。
1.6.#31发电机转子应每隔一周盘车3-4小时,防止#31发电机转子产生弯曲。
2.#31发电机短期停运的维护:
在短时停机期间,#31发电机内仍充满了氢气,油密封系统处于正常运行。
相应的维护项目如下所列:
2.1.维持氢气油密封系统正常运行,保持密封油压高于氢压0.056Mpa,密封油温高于30℃,确保氢气密封。
2.2.定期检测#31发电机内氢气纯度在96%以上。
2.3.控制#31发电机内相对湿度<50%,维持氢气循环风机和氢气干燥器运行,防止机内结露。
如#31发电机内相对湿度过高,应向#31发电机内补充一定干燥的氢气,以维持机内相对湿度。
2.4.定期启动内冷水泵,使#31发电机定子绕组通水循环,防止定子绕组空心铜线氧化腐蚀。
2.5.#31发电机氢气冷却器内应始终维持小流量的冷却水,并且每周用大流量的冷却水冲刷两次,防止冷却器管路腐蚀及沉垢。
第六节发电机异常运行及事故处理
1.#31发电机的非正常运行方式
1.1.空气冷却状态下运行:
#31发电机不允许在空气冷却状态下加励磁,仅允许在下列条件满足情况下作短时空转机械检查:
1.1.1.氢冷却器通水。
1.1.2.油密封通油。
1.1.3.#31发电机内空气必须干燥。
1.1.4.#31发电机定子绕组通内冷水。
1.2.降低氢压运行:
1.2.1.降低氢压运行应满足的条件:
1.2.1.1.最低氢压不得低于0.1Mpa。
1.2.1.2.定子绕组及冷却器进水压力必须低于氢压,其压差不小于0.04MPa。
1.2.2.不同氢压的出力(发电机功率因素0.85):
1.2.2.1.氢压0.1Mpa:
200MW
1.2.2.2.氢压0.2Mpa:
270MW
1.3.一个氢气冷却器退出运行:
当一个氢气冷却器因故障停止使用时,#31发电机允许带80%负荷。
1.4.强励运行:
当电力系统发生短路或其它故障使系统电压严重下降时,励磁系统将按反时限曲线进行强励,即强励电流越大,允许强励的时间越短,当励磁电流达到115%Ie时(Ie为额定励磁电流),将发强励信号,但最大强励电流为200%Ie,允许时间为10秒,超过时间后系统自动将励磁电流降为100%Ie,而且在一段时间内闭锁强励,当不需要强励或故障恢复后,励磁电流将自动回到强励前的状态。
1.5.不平衡负荷:
#31发电机正常运行时,定子三相电流应相等,当三相电流不平衡时,负序电流不允许超过额定电流的10%且最大一相电流不大于额定值,应及时检查负序电流产生的原因并设法消除,同时注意监视#31发电机各部温度不能越限。
2.#31发电机紧急停机的条件及处理
2.1.#31发电机发生下列情况之一应紧急停机:
2.1.1.#31发电机或汽轮机内有清晰的金属摩擦声。
2.1.2.#31发电机壳内氢气爆炸或着火。
2.1.3.机组发生强烈振动。
2.1.4.#31发电机定子线圈大量漏水。
2.1.5.#31发变组及外部发生短路,保护装置拒动,且发电机定子电流剧烈增加,远远大于发电机定子额定电流,电压剧烈下降经10秒后仍不返回者。
2.1.6.需紧急停机的人身事故。
2.2.#31发电机紧急停机的处理:
2.2.1.汽机立即手动打闸。
2.2.2.检查热工保护已动作,灭磁开关、220KV云寿线251开关断开,6KVA、B段工作分支已跳闸,6KVA、B段备用分支联动成功,否则手动切换。
2.2.3.按现场需要紧急处理。
2.2.4.按值长要求将#31发电机停机备用或置检修状态。
2.2.5.锅炉根据情况做相应处理。
2.3.#31发电机紧急停机处理的注意事项。
2.3.1.检查厂用电切换是否正常,否则人工干预。
2.3.2.防止汽机超速。
2.3.3.检查锅炉、汽机设备动作是否正常。
3.#31发电机事故处理
3.1.220KV云寿线251开关跳闸
3.1.1.现象
3.1.1.1.事故声光报警。
3.1.1.2.云寿线251开关,6KV厂用A、B工作分支开关跳闸;6KV厂用A、B备用分支开关合闸。
3.1.1.3.有关保护动作软光字牌亮。
3.1.1.4.#31发电机有功、无功,定、转子电流和电压表指示全部到零。
3.1.1.5.汽机、锅炉部分转机跳闸。
3.1.2.原因:
3.1.2.1.机组内部或外部短路故障引起继电保护正确动作。
3.1.2.2.因机组失磁或断水保护动作。
3.1.2.3.机组热机部分故障,热机保护动作并联锁使断路器跳闸。
3.1.2.4.直流系统发生二点接地,造成控制回路或继电保护误动。
3.1.2.5.人员误碰或误操作,继电保护误动作使断路器跳闸。
3.1.3.处理
3.1.3.1.值班员按厂用电系统运行规程中有关规定,尽快恢复厂用系统的正常运行。
3.1.3.2.220KV云寿线251开关跳闸,灭磁开关未跳闸,而#31发电机转子电流指示最大值,应当立即断开灭磁开关,手动打跳汽机。
3.1.3.3.#31发电机主开关跳闸后,值班员应检查保护动作情况,分析判断故障性质和范围,检查主开关及相关设备有无异常,并做好记录,包括事故现象、时间、报警信号、保护信号、跳闸开关、联动开关名称及编号等。
3.1.3.4.若#31发电机因系统故障跳闸或确认#31发电机保护误动跳闸,应及时联系调度,按值长命令重新启动机组。
3.1.3.5.若发变组内部保护跳闸,应根据保护范围对#31发电机、#31主变、#1高工变及有关设备进行检查,并测量发变组绝缘,查明跳闸原因,排除故障后重新启动机组并列。
检查未发现故障现象且保护无异常,经总工程师批准对#31发电机手动零起升压,升压前推上#31主变中性点接地刀闸,升压应缓慢,升压中应密切监视#31发变组各参数变化情况,升压至1.05倍额定电压时停留1分钟,然后降至额定值,对发变组本体及相关设备进行一次详细检查,若无异常,重新并网运行;若升压中有异常,应立即停机检查处理。
3.1.3.6.若#31发电机因热机系统故障跳闸,待故障消除后,应及时联系调度,按值长命令将机组重新并入系统。
3.2.厂用电中断
3.2.1.现象:
3.2.1.1.正常照明熄灭,直流事故照明投入。
3.2.1.2.机组跳闸。
3.2.1.3.运行各电机停止转动。
3.2.1.4.直流润滑油泵、直流密封油泵、汽动给水泵直流润滑油泵自动启动。
3.2.1.5.柴油发电机启动。
3.2.1.6.柴油事故补水泵启动。
3.2.2.原因:
电力系统故障、#31发变组故障、人员误操作或保护动作时备用电源自投不成功。
3.2.3.处理:
3.2.3.1.确保各直流油泵自启动成功,否则人为启动。
3.2.3.2.复位跳闸设备开关。
3.2.3.3.柴油发电机、柴油事故补水泵应自启动,否则值班员应手动启动;严密监视柴油发电机、柴油事故补水泵的油位变化;
3.2.3.4.保安电源恢复后,恢复事故照明MCC供电,及时启动
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