电气运行规程审核版.docx
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电气运行规程审核版
QB/GEM101-2006
QB/102
格尔木燃气电气企业标准
QB/GEM102—2006
11
电气运行技术标准
(试行)
黄河上游水电开发有限责任公司发布
2006–9–25实施
2006-8-25发布
12
目次
前言…………………………………………………………………………………1
1总则…………………………………………………………………………………2
2范围…………………………………………………………………………………2
3.规范性引用文件……………………………………………………………………2
4.术语和定义…………………………………………………………………………3
5.电气设备技术规范…………………………………………………………………3
6.发变组设备运行…………………………………………………………………11
7.变压器运行………………………………………………………………………16
8.厂用系统的运行…………………………………………………………………19
9.直流系统运(UPS)…………………………………………………………………25.
前言
本标准根据DL/T600─2001《电力行业标准编写基本规定》、DL/T800─2001《电力企业标准编制规则》和《格尔木燃气电站技术标准编写规则》的规定编写。
本电气运行标准是根据设计院以及各设备的生产厂家提供的图纸、资料以及产品说明书和使用维护手册内容和格尔木电站的实际情况分析讨论编写出来的,适用于格尔木电站电气设备的运行与维护。
机组没有经过实践运行的检验,本标准在使用中可能会出现与实际情况存在差异的问题,望各有关领导及专业技术人员和运行操作人员根据现场情况发现问题及时提出补充及修改意见,以便进行改版修订,逐步完善本标准。
本标准的编制原则和要求是依据国家和行业标准进行制定的,规范了格尔木300MW级燃气轮机电站基本技术规范和运行要求。
本标准在试行中,发现并提出有待改进的地方,以便修正完善;本标准的所有参数均不作为运行的参考和标准,有待确定。
本标准由黄河上游水电开发有限责任公司火电建设分公司提出;
本标准归口单位:
黄河上游水电开发有限责任公司火电建设分公司安全监督与生产技术部;
本标准起草单位:
黄河上游水电开发有限责任公司火电建设分公司发电运行部;
本标准的起草人:
张占云
本标准的初审人:
段立俊、王路军、张树海、陈尚庆、张文成
本标准的审核人:
李顺福刘金明
本标准的批准人:
张俊才
本标准由火电建设分公司安全监督与生产技术部负责解释。
电气运行技术标准
1总则
1.1发电机及电气设备运行:
正确的启、停操作,良好地检查维护,严格控制调整参数,可靠地预防和处理事故,使发电机、变压器经常处于安全、经济、可靠、稳定的运行状态。
1.2制定本规程是为了正确指导运行人员操作维护,加强电气设备的运行管理,提高电气设备的可靠性,延长设备使用寿命,确保电网的稳定运行,以达到安全经济运行,制定本标准满足本公司电力安全生产的需要。
1.3本规程对发电机启、停方式的选择和操作要求及重要运行参数的控制范围做了明确规定,提出了属于运行范围内的主要检查、维护、试验、调整的内容,确立了常见事故的预防和处理原则。
1.4电气主要设备及与之配套的保护装置的不正确使用和不正确动作,必将造成事故扩大,损坏电气设备,甚至造成电网崩溃瓦解。
本规程对电气设备继电保护及自动装置做出了规定。
2范围
本标准规定了格尔木300MW燃气电站电气运行技术标准;
本标准适用于格尔木300MW燃气电站发电运行部。
3规范性引用文件:
《静态备用电源自动投入装置技术条件》DL/T526—1993
《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285—1993
《电压互感器》GB1207—1997
《电流互感器》GB1208—1997
《电力系统自动低频减负荷技术规定》DL428-1991
《汽轮发电机运行规程》国电发[1999]579号
《高压断路器运行规程》电供[1991]30号
110kV及以上交流高压负荷开关GB/T14810—1993
高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法GB11023—1989
电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程DL/T623-1997
3~110kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T584-1995
气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程DL/T603-1996
《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》DL/T724-2000
《电力变压器运行规程》DL/T572-1995
《干式电力变压器负载导则》GB/T17211-1994
《油浸式电力变压器负载导则》GB/T15164-1994
《三相异步电动机经济运行》GB12497-1995
《电力系统技术导则》SD131-1984
设备制造厂家技术资料
4术语和定义
4.1断路器的操作应使用断开或合上×××断路器。
4.2隔离开关的操作应使用拉开或合上×××隔离开关
4.3保护压板的投退应使用投入或退出保护压板。
4.4保险应使用放入或取下×××RD
4.56KV开关的储能电源开关,应使用断开或合上×××开关的储能电源开关。
4.6110KV刀闸闭锁应使用解除或投入×××机械闭锁。
6KV开关的操作电源开关,应使用断开或合上×××开关的操作电源开关。
4.7快切装置的控制把手应使用投入或退出×××快切装置
5电气设备技术规范
格尔木燃气电站装机2×150MW燃气-蒸汽联合循环发电机,两台燃气发电机采用两台130MVA的三相变压器以发电机-变压器单元接线接入110KV母线,两台汽轮发电机采用两台70MVA的三相变压器以发电机-变压器单元接线接入110KV母线,110KV母线采用双母线接线带联络开关,两回110KV出线至格尔木330KV变电所,110KV配电装置采用GIS.发电机中性点经接地变压器(二次侧接电阻)接地,发电机励磁方式为无刷励磁。
主变高压侧中性点经隔离开关接地,110KV启备变中性点经隔离开关接地;110KV系统为直接接地系统;厂用电分为6KV和380V两个电压等级。
高压厂用母线采用单母线,分两段;高压厂用电电源燃机由发电机出口分支接一台双绕组高压厂用变压器,供电电压为6.3KV.厂变高压侧不在设厂用分支断路器,汽机及公用负荷分接在各厂用工作母线段上,在启备变低压侧设6KV备用段,作为两套联合循环机组6KV工作段的备用电源.6KV厂用高压系统中性点采用不接地方式.在6KV各段厂用母线上装设接地检测装置,对厂用母线上的接地故障进行监测.低压厂用电电压采用380/220V,动力与照明合并供电,低压厂用电采用单母线分段接线,双套辅机的电动机分别接在两台厂用低压工作变压器的低压母线上.
5.1燃气发电机技术规范
格尔木电站#1、#2燃机是GE公司生产的PG9171E型燃气轮机。
燃机由一个额定功率为1000kW的启动马达、一个17级的轴流式压气机、一个由14个燃烧室组成的燃烧系统、一个3级透平转子组成。
轴流式压气机转子和透平转子由法兰连接,并有3个支撑轴承。
燃机的发电机是空冷、三相、二极、3000rpm转速、50HZ频率的交流电、实心铸铁转子的同步发电机。
机组铭牌出力为123.4MW(大气温度23℃、ISO工况),大气温度23℃、ISO工况下燃用天然气联循106MW,单循环123MW。
励磁机是带有旋转二极管整流的交流励磁机,励磁方式为无刷励磁。
5.1.1发电机规范
5.1.1.1型式:
3相星型中性点通过接地变压器接地
5.1.1.2冷却方式:
水冷却空气
5.1.1.3额定输出功率:
135MW(40℃冷却水温度下)
5.1.1.4额定电压:
13.8KV
5.1.1.5电流:
6645A
5.1.1.6额定功率因数:
0.85
5.1.1.7效率:
98.2%
5.1.1.8短路比:
0.51
5.1.1.9超瞬变电抗:
0.1767
5.1.1.10接法:
YY
5.1.1.11冷却水温度:
40℃
5.1.1.12额定转速:
3000rpm
5.1.1.13频率:
50HZ
5.1.1.14绝缘等级:
F级
5.1.1.15运行方式:
连续运行
5.1.1.16防护形式:
封闭式
5.1.1.17海拔高度:
2780米
5.1.1.18旋转方向;从原动机端向发电机看为顺时针
5.1.1.19发电机临界转速:
1290r/min(一阶)3600r/min(二阶)
5.1.2励磁机规范:
5.1.2.1型式:
TKJ86-16Δ7相旋转二级管励磁机
5.1.2.2冷却方式:
空气冷却
5.1.2.3额定输出:
350KW
5.1.2.4额定电压:
175V
5.1.2.5额定电流:
2005A
5.1.2.6冷却水温度:
40℃
5.1.2.7额定转速:
3000rpm
5.1.2.8绝缘等级:
F级
5.1.2.9运行方式:
连续运行
5.1.2.10励磁:
49V/92A
5.2汽轮发电机技术规范
5.2.1额定容量75MVA
5.1额定功率60MW
5.2.3额定功率因数0.8(迟相)
5.2.4额定电压10500V
5.2.5额定转速3000r/min
5.2.6频率50Hz
5.2.7相数3
5.2.8极数2
5.2.9定子线圈接法YY
5.2.10效率(保证值)不低于98.2%
5.2.11短路比(保证值)>0.45
5.2.12直轴同步电抗Xd<173.6%
5.2.13直轴瞬变电抗
<21.6%
5.2.14直轴超瞬变电抗
>14.1%
5.2.15稳态负序电流
(标么值)>10%
5.2.16暂态负序电流
t(标么值)>15s
5.2.17顶值电压(保证值)不小于2倍额定励磁电压
5.2.18允许强励持续时间(保证值)不小于10sec
5.2.19噪音(距外壳1米处)<90db
5.2.10发电机轴系自然扭振频率避开基频和倍频的±10%以上。
5.3燃机主变技术规范:
表1:
燃机主变技术规范
序号
名称
数值
变压器基本技术参数
1
型式及型号
SFP10-130000/110
2
额定容量(MVA)(绕组温升65k)
130
3
最高工作电压(kV)高压/低压
126/15
4
额定电压(kV)高压/低压
121/13.8
5
额定电流(A)高压/低压
620.3/5439
6
额定电压比(kV)
121±2×2.5%/13.8
7
短路阻抗(%)U高-低
13
8
联结组标号
YN,d11
9
额定频率(Hz)
50
10
绕组绝缘耐热等级
A
11
额定绝缘水平(为海拔修正值)
高压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
550
短时工频耐受电压有效值(kV)
200
低压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
125
短时工频耐受电压有效值(kV)
55
中性点
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
250
短时工频耐受电压有效值(kV)
95
12
损耗
空载损耗(kW)
74
负载损耗(kW)
374
附件损耗(kW)
/
13
效率(%)
99.6
14
局部放电量(pC)
≤100pC
15
噪音水平(dB)
≤76dB
16
无线电干扰电压(μV)
≤500μV
5.4汽机主变技术规范
表2:
汽机主变技术规范
序号
名称
数值
一
变压器基本技术参数
1
型式及型号
SFP10-70000/110
2
额定容量(MVA)(绕组温升65k)
70
3
最高工作电压(kV)高压/低压
126/11.55
4
额定电压(kV)高压/低压
121/10.5
5
额定电流(A)高压/低压
334/3849
6
额定电压比(kV)
121±2×2.5%/10.5
7
短路阻抗(%)U高-低
13
8
联结组标号
YN,d11
9
额定频率(Hz)
50
10
绕组绝缘耐热等级
A
11
额定绝缘水平(为海拔修正值)
高压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
550
短时工频耐受电压有效值(kV)
200
低压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
125
短时工频耐受电压有效值(kV)
55
中性点
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
250
短时工频耐受电压有效值(kV)
95
12
损耗
空载损耗(kW)
42
负载损耗(kW)
239
附件损耗(kW)
/
13
效率(%)
99.6
14
局部放电量(pC)
≤100pC
15
噪音水平(dB)
≤76dB
16
无线电干扰电压(μV)
≤500μV
5
冷却器
YF3-200
工作组数
2
备用组数
1
风扇电机容量(kW)/电压(kV)
8/0.38
油泵电机容量(kW)/电压(kV)
4.4/0.38
5.5启备变技术规范:
表3:
启备变技术规范
序号
名称
数值
一
变压器基本技术参数
1
型式及型号
SFZ9-8000/110
2
额定容量(MVA)
8
3
最高工作电压(kV)高压/低压
126/6.9
4
额定电压(kV)高压/低压
110/6.3
5
额定电流(A)高压/低压
40.2/733.1
6
额定电压比(kV)
115±8×1.25%/6.3
7
短路阻抗(%)
6
短路阻抗最大值(%)
6.6
短路阻抗最小值(%)
5.4
8
联结组标号
YNd11
9
额定频率(Hz)
50
10
绕组绝缘耐热等级
A
11
额定绝缘水平
高压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
550
短时工频耐受电压有效值(kV)
200
低压侧
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
105
短时工频耐受电压有效值(kV)
45
11
高压中性点
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
250
短时工频耐受电压有效值(kV)
95
低压中性点
雷电冲击耐受电压峰值(kV)
/
短时工频耐受电压有效值(kV)
/
12
损耗
空载损耗(kW)
≤12
负载损耗(kW)
≤45
附件损耗(kW)
≤1.5
13
效率(%)
≤99.28%
14
局部放电量(pC)
≤100
15
无线电干扰电压(μV)
≤500
16
噪音水平(dB)
≤70
5
散热器
散热器数量(其中备用组数)
3组片散+2只风机/1只风机
每个散热器风扇数量
/
每个风扇电机容量(kW)、电压(kV)
0.37Kw/0.38kV
5.6高压厂用变压器
表4:
高压厂用变压器
#01厂高变
#02厂高变
型号
SF9-8000/13.8
SF9-8000/13.8
额定电压KV
13.8
13.8
额定容量KVA
8000
8000
额定频率HZ
50
50
最高电压KV
15.87
15.87
相数
3
3
联结组标号
D,d12
D,d12
分接头
5
5
冷却方式
风冷
风冷
空载损耗KW
PO≤10
PO≤10
负载损耗KW
Pk≤40.5
Pk≤40.5
短路阻抗%
6%
6%
绝缘等级
A
A
5.7低压厂用变压器
表5:
低压厂用变压器
序号
干式变
SGB11-1250/10SGB11-800/10SGB11-1000/10
1
额定容量(kVA)
1250
800
1000
2
额定电压(kV)
6.3/0.4~0.23kV
3
电压变比(%)
±2×2.5%
4
频率(Hz)
50
5
联接组标号
D,yn11
6
短路阻抗
(以额定容量为基准)(Ud%)
6%
7
高压绕组绝缘等级
.H级
8
低压绕组绝缘等级
.H级
9
冷却方式
AN/AF
10
在AF冷却方式(环境温度20℃和环境温度40℃时)的条件下提高的额定容量(%)
50%
(连续运行值)
11
负载损耗(kW)75℃
10.88
12.56
14.72
12
空载损耗(kW)
1.484
1.736
2.086
13
额定短时工频耐受电压
(有效值)(kV)
35
14
额定雷电冲击耐受电压
(峰值)(kV)
75
15
局部放电量(PC)
<5
16
中性点电流互感器(CT)
2000/5A
1500/5A
1000/5A
额定电压
400V
额定电流变比\额定二次容量
20VA
5.86KV开关及刀闸
表6:
6KV开关及刀闸
开关柜型号
KYN44-12
1
10KV
2
最高电压(kV)
12KV
3
额定频率(Hz)
50HZ
4
额定电流(A)
630A、1250A
5
系统最高电压
5.1
额定绝缘水平
42KV
5.2
雷电冲击耐压
75KV
5.3
工频耐压
42KV
6
动热稳定(KA)
80KA
型号
VK、ZN73-12(VS1
1
额定电压(kV)
10KV
2
最高电压(kV)
12KV
3
额定频率(Hz)
50HZ
4
额定电流(A)
630A、1250A
5
额定操作顺序
O-0.3s-CO-180s-CO
6
开断时间(ms)
≤60ms
7
分闸时间(ms)
≤30ms、≤45ms
8
合闸时间(ms)
≤45ms、≤65ms
9
重合闸无电流间隙时间(s)
0.3
10
合分时间(ms)
≤60
11
分闸不同期性
1)相同(ms)
≤2ms
2)同相断口间(ms)
≤2ms
12
合闸不同期性
1)相间(ms)
≤2ms
2)同相断口间(ms)
≤2ms
13
自振频率(Hz)
0
5.9隔离开关或隔离插头
表7:
隔离开关或隔离插头
1
额定电压
10KV
2
额定电流
1250A
3
最高电压
12KV
4
工频耐压
42KV
5
雷电冲击耐压
75KV
5.10熔断器
表8:
熔断器
1
额定电压
6.3KV
2
额定电流
0.5A
3
最高电压
7.2KV
4
工频耐压
42KV
5
雷电冲击耐压
75KV
6
额定预期开断电流
50KA
7
开断额定预期开断电流时的限流值
50
8
开断电流时的最大过电压水平
额定电压的2倍
5.11电压互感器(分别列出6KV母线和进线PT)
表9:
电压互感器(分别列出6KV母线和进线PT
1
型号
UNZ10高原型
2
额定电压
6.3/0.1KV
3
工频耐压
42KV
4
雷电冲击耐压
75KV
5
额定容量
0.5级50VA,1级80VA,3级200VA
5.12保护配置
5.12.1汽机部分:
汽机为60MW,保护配置为单套。
5.12.1.1发电机横联差动保护
保护采用高灵敏单元件式零序电流型横差保护,保护采用单元件或双元件接线,瞬时动作于全停。
但在汽轮发电机一点接地后,为防止横差保护在励磁回路发生瞬时第二点接地时误动作,可将其切换为带短时限动作于停机。
保护具有电流互感器断线判别功能,并能选择闭锁差动或发信号。
5.12.1.2发电机负序过负荷保护
保护由定时限和反时限组成,定时限动作于信号,动作电流按躲过发电机长期允许的负序电流值和按躲过最大负荷下负序电流滤过器的不平衡电流值整定。
反时限保护反发电机转子热积累过程。
动作特性按发电机承受负序能力确定,动作于全停。
5.12.1.3发电机过流保护
采用负序过流及单元件低压启动的过电流保护。
动作电流躲过最大负荷电流。
保护带两段时限,第一段时限跳母联,第二段时限动作于停机。
5.12.1.4发电机过负荷保护
动作于发信号。
5.12.1.5发电机定子接地保护(100%)
由发电机机端零序电压、中性点三次谐波构成定子100%接地保护,保护装置动作于信号。
5.12.1.6低励失磁保护
保护由发电机端测量阻抗判据,转子低压判据、变压器高压侧低电压判据、定子过电流判据组成。
设PT断线闭锁。
闭锁元件动作,阻抗元件动作发出失磁信号经延时t1动作减出力。
闭锁元件动作,阻抗元件动作延时t2切换厂用电源。
闭锁元件动作,系统电压低于动作允许值时经延时t3动作于全停。
5.12.1.7转子一点接地保护
保护采用乒乓式原理,动作于信号。
5.12.1.8发变组差动保护
保护由二次谐波制动原理构成,并且保护有电流速断元件,瞬时动作于全停。
5.12.1.9主变零序电流保护
保护反变压器零序电流大小,仅在变压器中性点接地时起作用。
主变零序电流保护设两段定值各带两段时限,均以第一段时限跳母联,第二段时限动作于停机。
5.12.1.10主变间隙零序保护
保护反变压器间隙零序电流大小和零序电压大小,当变压器中性点不接地运行时,保护变压器中性点过电压。
保护带两段时限,第一段时限跳母联,第二段时限动作于停机。
5.12.1.11主变瓦斯(非电量保护不启动失灵)
轻瓦斯动作于发信。
重瓦斯动作于全停或切换至信号。
5.12.1.12主变压力释放(非电量保护不启动失灵)
动作于发信号或全停。
5.12.1.13主变通风
单相电流元件动作于启动辅助冷却器。
当变压器冷却器全停时瞬时发信号,延时动作于全停。
5.12.1.14主变温度
动作于发信号。
5.12.1.15高压侧断路器启动失灵保护
保护采用判别主变压器高压侧电流的零序分量来检测断路器是否失灵,当电流大于定值时作为启动失灵的一个条件,并由保护装置总出口的触点和断路器辅助触点闭锁,当保护装置出口动作发出跳闸脉冲而断路器拒动时启动失灵保护。
保护带两段时限,第一时限用于解除系统失灵保护电压闭锁,第二段时限用于启动系统失灵保护。
电流整定值允许误差±2.5%;返回系数不小于0.9;固有延时不大于70ms。
5.12.2燃机部分:
燃机135MW,保护配置为双套。
5.12.2.1主变差动保护
保护由二次谐波制动原理构成,并且保护有电流速断元件,保护瞬时动作于全停。
5.12.2.2主变零序电流保护
保护反变压器零序电流大小,仅在变压器中性点接地时起作用。
主变零序电流保护设两段定值各带两段时限,均以第一段时限跳母联,第二段时限动作于停机。
5.12.2.3主变间隙零序保护
保护反变压器间隙零序电流大小和零序电压大小,当变压器中性点不接地运行时,保护变压器中性点过电压。
保护带两段时限,第一段时限跳母联,第二段时限动作于停
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