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功率2000KW、电流:
183A
脱硫变:
功率1600KW、电流:
146A
低公变:
功率1250KW、电流:
114A
化学变:
空冷变:
功率800KW、电流:
73A
检修变:
功率630KW、电流:
58A
照明变:
功率315KW、电流:
29A
引风机:
187.5A
送风机:
功率1120KW、电流:
133.2A
磨煤机:
106.4A
给水泵:
功率3100KW、电流:
341A
热网循环水泵:
功率1000KW、电流:
115A
循环水泵:
功率250KW、电流:
30A
凝结水泵:
斗轮机:
功率55KW、电流:
102.5A;
380V
破碎机:
32.2A?
?
增压风机:
功率1300KW、电流:
150.7A
OA、OB循环浆泵:
功率560KW、电流:
66.5A
OC循环浆泵:
74.7A
UPS有功功率:
64(KW)
柴油发电机容量:
800(KW)
柴油发电机组能在大于100小时内连续满
容量运行。
自起动时间<
10秒
接地电阻柜技术数据
容量70KVA
额定电压18KV
额定电流505.1A
电压变比18/0.22KV
电阻值0.25Ω
电流互感器变比150/5A
电流互感器容量15VA
发电机绝缘值规定
1)定子绕组
在发电机出口与封闭母线断开时,用2500V摇表测量每相对地绝缘电阻值应不低于10MΩ。
当温度在10℃~30℃范围内定子绕组吸收比R60/R15应不小于1.3.否则应对其进行干燥处理。
2)转子绕组
当温度在10℃~30℃范围内,用500V摇表测量对地绝缘电阻应不低于0.5MΩ。
3)隔音罩刷架
导电板与底架及隔音罩之间的绝缘用1000V摇表测量电阻值应不低于1MΩ。
4)座式轴承
轴承座对地绝缘电阻值应不低于1MΩ,用1000V摇表测量。
发电机封闭母线系统:
我厂#1、#2机采用发变组单元接线方式
型式:
离相式封闭母线
最高电压18KV
额定电流10000/2000A
额定频率50Hz
封闭母线微正压装置压缩空气压差正常值指示300-2000Pa,当干燥剂颜色变为粉红色时及时联系检修更换。
励磁变(树脂浇注干式整流变)参数
额定容量:
1610/1600/10KVA
额定电压:
18±
2*2.5%/0.56/0.38KV
额定电流:
51.64/1649.6/15.193A
一次额定电流:
51.64A
二次额定电流:
1649.6A
三次额定电流:
15.193A
阻抗电压:
6.21%
接线方式:
Y,d11,y0
绝缘等级:
F
温升限制:
100K
冷却方式:
AN(空冷)
主要指标参数
1)晶闸管控制角α的移相范围:
0—180度。
2)调节频率:
100次/秒。
3)调压范围:
30%—110%。
4)调压精度:
±
0.5%。
5)自动零起升压:
升压时间4s,2%残压可靠起励,超调小于5%。
6)10%阶跃响应:
超调量的50%,振荡次数小于3次,调节时间小于10秒。
可控硅整流装置的设备规范:
额定输出电压:
297V
额定输出电流:
1925A
强励额定电压:
675V
强励额定电流:
3500A
控制电源:
220VDC
强励允许时间:
20s
进相运行方式:
1)最大进相深度不超过静态稳定极限,进相运行的允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,发电机在结构上能满足在超前功率因数0.95的情况下稳定运行。
2)发电机进相运行按网调令执行
3)进相运行的机组有功负荷一般不宜过大,并尽量稳定运行
4)发电机并网后,在机炉未定参数之前,不应将发电机转入进相运行
5)当机组已在高功率因数运行且220kv母线电压高于无功电压调度曲线上限时,机组需进相运行,进相运行需经网调同意后执行,由进相改为迟相运行后应汇报网调。
6)发电机进相运行中,应注意监视机组进相深度,厂用6kv,0.4kv电压,发电机定子,转子电流及温度等参数不超过规定值。
厂用电压控制在不低于额定电压的95%。
7)进相运行时发现励磁系统不稳定,转子滑环电刷冒火严重时,应将发电机退出进相运行,待处理好后再转入进相运行。
发电机励磁系统运行方式:
1)运行原理:
采用自并励静止励磁系统,正常运行期间,励磁系统由机端静止励磁变压器供电。
励磁变将发电机出口电压转变为可控硅的工作电压,并在电气上将发电机电压与发电机磁场绕组之间隔离,交流电经整流器转变为直流电后经磁场开关、碳刷、滑环供给发电机转子绕组作为励磁电流。
启励装置具有独立的启励变压器、整流回路、交流输入开关及直流输入开关的一整套设备,其交流电源取自低压厂用0.4kvpc段经启励变压器变换为交流12v后经整流变为直流最后经开关输出启励变压器在厂用电与启励整流回路间形成电气隔离,启励装置投入10秒之内不论定子建压成功与否都自动退出运行。
发电机正常解列时采用逆变灭磁,发生故障时采用灭磁开关和灭磁电阻(氧化锌非线性电阻)灭磁
2)发电机冲转至额定转速的95%后合上灭磁开关,发出“励磁投入”命令
3)励磁系统采用HWLT—4型微机励磁调节器,由两套独立的微机通道和一套独立的模拟通道组成,正常情况下同时运行但是只有一套能够发出控制信号,其它通道处于热备用状态,其给定值及在线参数处于跟踪工作状态,在线通道一旦故障经60ms延时后热备用者立即投入,此时热备用者发出控制信号,原通道信号被闭锁,当两微机通道均出现故障时,模拟通道自动切入,该通道完全独立于自动通道,是一个独立的工作备励。
4)励磁系统AVR具有四种控制方式:
一、自动电压调节,二、磁场电流调节、三、恒无功调节,四恒功率因数调节
5)励磁系统AVR具有四种限制功能:
一、定子电流限制、二、磁场电流限制。
三、欠励限制。
四、伏特赫兹限制。
6)励磁系统AVR辅助功能:
a、电力系统稳定器(PSS).b、跟踪器。
C、系统软启动。
D、系统电压跟踪。
E、无功加载。
F、无功减载。
G、逆变灭磁。
H、各种运行方式之间的给定跟踪。
7)励磁系统的AVR保护功能:
a、PT断线保护。
B、脉冲丢失保护。
8)调节器供电电源A、B套交流220V电源取自本机UPS,直流220V电源取自厂用220V直流段
发电机失磁时的异步运行:
发电机在失磁状态下不能运行。
转子可能过热,造成发电机事故隐患,如发电机失磁运行,应立即跳闸(失磁保护动作)并停机检查确定转子热损坏程度。
发电机不平衡负载运行:
当发电机运行负载不平衡时,如果持续负序电流不超过额定电流的8%,且每相电流不大于额定电流,允许发电机长期运行。
励磁变保护
励磁变速断过流保护全停
励磁变过负荷保护t1报警,自动减负荷;
t2全停或程跳
励磁变温度保护130℃高温报警150℃超高温跳闸
TA断线判别
变压器并列运行的基本条件:
1)接线组别相同。
2)变比电压相等。
3)短路电抗相等。
4)容量相等。
电动机电阻值规定:
1)高压电动机定子线圈用2500V兆欧表测量,其绝缘电阻值不低于每千伏1MΩ。
2)低压电动机定子线圈用500V兆欧表测量,电阻值不低于0.5MΩ。
3)直流电动机定子线圈用1000V兆欧表测量,电阻值不低于0.5MΩ。
4)大修后的大型电动机的轴承绝缘,应用1000V兆欧表测量绝缘电阻,绝缘电阻值不低于0.5MΩ。
5)所测量的数值应与以前同温度时的数值相比较,若低于以前所测数值的70%时,应查明原因。
运行中母线的温度规定
分相封闭母线外壳温度不超过55℃,最高不超过65℃。
分相封闭母线温度不超过80℃,最高不超过85℃。
共箱封闭母线外壳温度不超过50℃,最高不超过55℃。
共箱封闭母线温度不超过75℃,最高不超过80℃。
铝排母线温度不超过65℃,最高不超过70℃。
偏频运行时间限值:
频率51.5(HZ)寿命期累计时间<
30(min)每次持续时间<
30(s)
频率51.0(HZ)寿命期累计时间<
180(min)每次持续时间<
180(s)
频率48.5~50.5(HZ)连续运行
频率48.0(HZ)寿命期累计时间<
300(s)
频率47.5(HZ)寿命期累计时间<
60(min)每次持续时间<
60(s)
频率47.0(HZ)寿命期累计时间<
10(min)每次持续时间<
10(s)
电压升高同时频率降低工况可导致发电机和变压器过磁通量,电压降低的同时频率升高可导致发电机旋转部件所承受的应力增大,这些因素将引起发电机温度升高和寿命缩短,应尽快降低负荷和限制这些工况运行。
1.变压器的铭牌参数和设备规范
主变压器SFP10-240000/220
额定容量240(MVA)
额定电压242±
2*2.5%/18(KV)
额定电流572.6(A)
LV额定电流7698(A)
冷却方式强油循环风冷(ODAF);
5组冷却器
绕组允许温升55(℃)
顶层油允许温升45(℃)
接线组别Yn,d11
中性点接地方式高压侧直接接地
空载损耗≤100.11kW
负载损耗≤507.7kW
高厂变SFF10-31500/20
额定容量31.5/20—20MVA
额定电压18±
2*2.5%/6.3—6.3(KV)
额定电流1010.36(A)
LV额定电流1832.86-1832.86(A)
冷却方式自然油循环风冷(ONAF);
8组冷却器
绕组允许温升65(℃)
顶层油允许温升55(℃)
接线组别D,d0-d0
中性点接地方式不接地
空载损耗17.31kW
负载损耗137.89kW
启/备变SFFZ-31500/220
额定电压230±
8*1.25%/6.3—6.3(KV)
额定电流79.1(A)
LV额定电流1832.9-1832.9(A)
冷却方式自然油浸风冷(ONAF);
6组冷却器
接线组别Yn,d11-d11
低压侧不接地
空载损耗23.75kW
负载损耗130.49kW
柴油机参数
柴油发电机组能在大于100小时内连续满容量运行。
10秒。
柴油发电机组的基本技术规格
额定电压400V
额定电流1443A
额定频率50Hz
额定转速1500转/分
功率因数0.8(滞后)
相数三相
接法Y
励磁方式无刷励磁
起动方式直流电启动
冷却方式闭式循环水冷却
容量800kw
主变温度保护
主变油面温度45℃停止辅助冷却器
主变油面温度60℃启动辅助冷却器
主变油面温度75℃信号报警
主变油面温度90℃跳闸
主变绕组温度65℃停止辅助冷却器
主变绕组温度80℃启动辅助冷却器
主变绕组温度95℃信号报警
主变绕组温度100℃跳闸
高厂变温度保护
高厂变油面温度55℃停止辅助冷却器
高厂变油面温度65℃启动辅助冷却器
高厂变油面温度80℃信号报警
高厂变油面温度跳闸
高厂变绕组温度70℃停止辅助冷却器
高厂变绕组温度80℃启动辅助冷却器
高厂变绕组温度90℃信号报警
高厂变绕组温度100℃跳闸
启备变温度保护
启备变油面温度55℃停止辅助冷却器
启备变油面温度65℃启动辅助冷却器
启备变油面温度80℃信号报警
启备变油面温度90℃跳闸
启备变绕组温度70℃停止辅助冷却器
启备变绕组温度80℃启动辅助冷却器
启备变绕组温度90℃信号报警
启备变绕组温度100℃跳闸
0.4KV电力电缆允许过负荷10%,连续运行时间2小时
6KV电力电缆允许过负荷15%,连续运行时间2小时
220v直流系统,额定容量1500Ah,蓄电池数量103只,交流输入电压380±
15%
110v直流系统,额定容量500Ah,蓄电池数量52只,交流输入电压380±
网控110v直流系统,额定容量200Ah,蓄电池数量52只,交流输入电压380±
交流输入频率50Hz,直流输出额定电压220v,额定电流320A
交流输入频率50Hz,直流输出额定电压110v,额定电流240A
交流输入频率50Hz,直流输出额定电压110v,额定电流200A
浮充稳压范围:
220—244v,单体电池额定电压2v
110—132v,单体电池额定电压2v
单体电池均衡充电:
2.33—2.35v放电终止电压1.8v
SF6气体压力低报警,闭锁整定值(20℃)
额定值:
1MPa报警值:
0.89MPa闭锁值:
0.86MPa
柴油发电机保护
交流电压过高
交流电压低
过频
欠频
励磁故障
励磁电路过流
超速
励磁电流过载
转速信号丢失
交流电流过高
紧急停机
盘车失败
启动失败
停机失败
冷却液温度过高
冷却液温度过低
蓄电池电压过高
蓄电池电压过低
机油压力过低
机油压力传感器,信号超出正常范围
充电器故障
蓄电池电量不足
1.发电机振荡或失步
1现象
1.1.1发电机定子电流剧烈摆动,并超过正常值。
1.1.2发电机有功负荷、无功负荷大幅度摆动。
1.1.3发电机和220kV母线上各电压都显示剧烈摆动,通常电压低。
1.1.4发电机发出嗡嗡声,其节奏与上述显示的摆动合拍。
1.1.5如为本机失步引起振荡,则本机的显示晃动幅度要比邻机激烈,且本机有功负荷显示摆动方向与邻机相反;
如为系统振荡时,则两台发电机显示的晃动是同步的。
2原因
1.2.1系统短路。
1.2.2系统无功缺额大。
1.2.3发电机励磁突然减少及失磁等。
3处理
1.3.1增加发电机励磁电流,尽可能增加发电机无功。
1.3.2在系统振荡时,应密切注意机组重要辅机的运行情况,并设法调整有关运行参数在允许范围内。
1.3.3若由于发电机失磁造成系统振荡,失磁保护拒动时,应立即用发电机紧急解列按钮(或逆功率保护)及时将失磁的发电机解列,并应注意6kV厂用电应切换成功,若切换不成功,则按有关厂用电事故处理原则进行处理。
1.3.4采取上述措施后,仍不能恢复同期,失步保护拒动时,应用发电机紧急解列按钮(或逆功率保护)及时将失步的发电机解列,并应注意6kV厂用电应切换成功,若切换不成功,则按有关厂用电事故处理原则进行处理。
1.3.5系统振荡时发变组失步、失磁等机组保护如动作跳闸,则按机组跳闸处理。
1.3.6发电机出现振荡,强励动作时,运行人员不要干预,但要加强发电机各参数的监视。
1.3.7发电机解列后,应查明原因,消除故障,检查发变组系统正常后才可以将发电机重新并列。
2.发电机失磁
2.1现象
2.1.1励磁电流指示为零或接近于零。
2.1.2发电机无功负荷指示为负值。
2.1.3发电机有功负荷指示下降。
2.1.4发电机定子电压下降,定子电流上升,超过额定值。
2.2原因
2.2.1励磁回路故障。
2.2.2HWLT-4型调节器故障。
2.2.3灭磁开关FMK误断开。
2.3处理
2.3.1当发电机失去励磁时,失磁保护应动作,则按发变组开关跳闸处理。
2.3.2若失磁保护未动作,且危及系统及本厂厂用电的安全运行时,则应立即用发电机紧急解列按钮及时将失磁的发电机解列,并应注意6kV厂用电应切换成功,若切换不成功,则按有关厂用电事故处理原则进行处理。
2.3.3在上述处理的同时,应尽量增加其它未失磁机组的励磁电流,以提高系统电压和稳定能力。
2.3.4发电机解列后,应查明原因,消除故障后才可以将发电机重新并列。
3.发电机逆功率运行
3.1现象
3.1.1汽机主汽门关闭。
3.1.2发电机有功表指示为零或反向。
3.1.3发电机无功表指示增大。
3.1.4发电机定子电流表指示降低。
3.2原因
汽轮机主汽门关闭。
3.3处理
3.3.1发电机逆功率保护应动作出口跳闸。
3.3.2汽轮发电机组逆功率运行时间不得超过1分钟。
3.3.3若逆功率保护拒动,用发电机紧急解列按钮及时将逆功率运行的发电机解列,并应注意6kV厂用电应切换成功,若切换不成功,则按有关厂用电事故处理原则进行处理。
3.3.4发电机解列后,应查明原因,消除故障后才可以将发电机重新并列。
4.发变组保护动作跳闸
4.1现象
4.1.1电气“×
×
保护动作”“220kV开关跳闸”光字牌报警。
4.1.2DCS画面上主变220kV开关、灭磁开关FMK跳闸。
4.1.3发电机三相电流、定子电压、有功、无功、频率指示为零。
4.1.46kV母线工作电源进线开关跳闸,相应的备用进线开关自动合闸。
4.1.5故障录波器启动记录。
4.2原因
4.2.1发变组保护误动
4.2.2机组或系统故障
4.2.3人员误动。
4.3处理
4.3.1确认主变出口220kV开关三相确已跳闸,灭磁开关FMK确已跳闸,否则手动断开。
4.3.2确认6kV母线备用进线开关切换成功,若切换不成功,则按有关厂用电事故处理原则进行处理。
4.3.3立即查明保护动作情况,作好记录,并检查故障录波器相关信息,经继保人员确认后复归保护信号,并对发变组及其有关设备作详细的外部检查,查明有无外部故障症状。
4.3.4查明事故原因,故障排除后,汇报值长申请重新并网,若为发电机内部故障,则应将机组改检修状态后进行检查。
4.3.5如发现属人为误动引起,则应汇报调度立即将发电机并入电网。
5.发变组非同期并列
5.1现象
5.1.1发电机并列时产生较大的冲击电流。
5.1.2发电机发生强烈振动、声音异常。
5.2原因
5.2.1发电机并列时,同期条件不满足。
5.2.2同期回路存在故障。
5.3处理
5.3.1若发电机已经并入电网且无显著影响和振动,且逐渐平稳,应加强对发电机的全面检查,如无异常可以继续运行,如有明显故障现象(发电机本体或附件有变形、振动增大)等,应停机解列检查。
5.3.2若发电机产生很大的冲击并引起强烈的振动,显示摆动剧烈且不衰减,则应立即解列停机。
5.3.3非同期并列引起发变组跳闸,应立即检查保护动作情况,汇报值长,对发变组进行全面检查及试验,再决定是否重新并网。
6.发电机定子接地
6.1现象
“定子接地”光字牌亮。
6.2处理
6.2.1当发电机定子接地保护投跳闸时,保护应动作跳闸,按发变组主开关跳闸处理。
6.2.2当定子接地保护投跳闸但保护未动作时,应立即查明原因,如经判断发电机定子确有接地时,则应立即解列停机。
7.发电机转子一点接地
7.1现象
“转子一点接地”报警。
7.2处理
7.2.1对励磁系统进行全面检查,有无明显接地。
7.2.2如接地的同时发电机发生失磁或失步,应立即解列停机。
7.2.3配合检修人员确定接地点。
7.2.4如为外部接地,由设法尽快消除。
7.2.5如为内部接地,汇报值长,尽快停机。
7.2.6转子发生一点接地后,要立即汇报相关领导和技术人员协同进行处理,投入发电机转子二点接地保护,并做好紧急停机预案。
8.发电机定子电压异常
8.1现象
8.1.1发电机定子电压上下波动频繁。
8.1.2发电机AVR调节装置异常报警,过励、欠励限制可能动作。
8.1.3发电机无功功率波动大。
8.1.4高厂变及所有厂用低压变压器电流波动。
8.1.5各厂用辅机出力有变化。
8.1.6AVC无功电压自动控制装置有异常。
8.1.7220kV线路、母线参数波动。
8.2处理
8.2.1检查发电机AVR运行正常。
8.2.2若发电机电压高于额定值的10%(19.8KV)时,应降低无功功率,但功率因数不宜超过0.95。
8.2.3若电压低于额定值的10%(16.2KV)时,应及时提高无功功率,但功率因数不宜低于0.85;
当电压过低影响到6kV厂用系统的运行时,6kV高压厂用母线段可倒换为备用电源接带,通过调节#1启备变有载调压装置保证厂用电正常运行。
8.2.4系统发生事故,出现振荡现象,任何时候不得退出AVR自动方式运行。
8.2.5若系统电压较高或较低,导致发电机出口电压异常时,可申请调度统一协调处理。
8.2.6经以上调整仍不能恢复到规定范围内时,应联系维护人员处理,按调度命令执行。
9.频率异常事故
9.1.1发电机频率高于50.5HZ时,应汇报值长联系全厂所有机组协调减少出力降周波。
若仍无效时,应由值长汇报调度在网内协调处理,按调度规程执行。
9.1.2发电机频率低于49.5HZ时,应汇报值长联系全厂机组协调提高出力升周波。
9.1.3频率调整操作由主、副值班员进行,并要严密监视,尽可能调整到规定的范围内运行,低频运行时,应注意定子电流、励磁电流是否过负荷及发电机和厂用母线电压情况。
9.1.4密切监视发电机定、转子、温度以及进出口风温等参数。
9.1.5若频率降至47.0Hz以下超过发电机频率保护定值,发电机保护动作于跳闸,否则手动打闸停机。
10.发电机升不起电压
10.1检查发电机定子电压、励磁电压以及励磁电流指示是否正常。
10.2检查发电机灭磁开关、励磁刀闸合闸是否良好,发电机是否起励,起励电源是否正常。
10.3检查发电机1PT、2PT二次保险接触是否良好,一次保险是否正常。
10.4调节器是否正常,调节器直流电源是否良好。
10.5检查励磁变运行是否良好。
10.6检查发电机碳刷接触是否良好。
10.7检查整流功率柜工作是否正常。
11.发电机在运行中遇有下列情况之一者,应立即紧急停机。
11.1必须停机才能避免的人身和设备事
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- 关 键 词:
- 电气 运行 参数