上海外高桥第二发电900MW机组发电机规程.docx
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上海外高桥第二发电900MW机组发电机规程
上海外高桥第二发电有限责任公司企业标准
QJ/WGQE04.01.00---2003
发电机运行规程
2003-10-1发布2003-11-1实施
上海外高桥第二发电有限责任公司发布
目次
1.主题内容与适用范围
(1)
2.引用标准
(1)
3.技术规范
(1)
4.发电机的正常运行方式(5)
5.发电机正常运行中的监视、检查及维护(7)
6.发电机的操作及注意事项(8)
7.发电机的异常运行和事故处理(12)
上海外高桥第二发电有限责任公司企业标准
QJ/WGQE04.01.00--2003
发电机运行规程
1主题内容与适用范围
1.1本规程规定了本厂发电机的许可运行方式、操作、监视、维护、异常运行及事故处理。
1.2本规程适用于发电部领导及专业人员、值长、集控长及全体集控、网控值班人员;检修部领导、电气专业人员和技术人员的工作。
2引用标准
部颁“电力工业技术管理法规”,参考有关典型规程,制造厂技术说明书及有关资料,并根据现场调试、运行实践经验编写。
3技术规范
3.1发电机铭牌数据
上海外高桥第二发电有限责任公司2003-10-1发布2003-11-1实施
THDF125/67
50s-1
顺时针
3~
YY
U1V1W1
27000V±5%
21383A
S1
1000000kVA
CosΦ=0.9
旋转励磁机(无刷励磁)
394V
5355A
热等级:
F级
IM1106
IP64
H2冷却:
pe=500kPa
水冷却
冷氢温度:
最高为43℃
冷水温度:
比冷氢的温度高5K
定子运输重量:
443Mg
VDE0530/IEC34
转子运输重量:
88Mg
西门子AG发电集团
发电机型号THDF125/67的解释
T:
三相汽轮发电机
H:
氢冷(发电机腔)
D:
转子绕组直接轴向气体冷却
F:
定子绕组直接水冷
125:
转子本体的直径为125cm
67:
定子铁芯的长度670cm
3.2主励磁机铭牌数据
ELR70/90-30/6-20
50s-1
顺时针
600V/7500A
4500kW
S1
820V/10250A
8405kV
S210s
自励
79/112V
151/214A
绝缘材料等级:
F级
IM7015
IP40
定子运输重量:
26.5Mg
VDE0530T.3
IEC34-3
西门子AG发电集团
3.3副励磁机铭牌数据
ELR54/42-30/16
50s-1
顺时针
220V/±10%
195A
S1
65kVA
cosΦ=0.6
400Hz
永久磁铁
绝缘材料等级:
F级
IM5410
IP40
VDE0530T.3
IEC34-3
西门子AG发电集团
3.4发电机主要技术数据:
额定数据和输出
发电机
主励磁机
副励磁机
视在功率
1000MVA
65kVA
有功功率
900MW
4500kW
电流
21.383kA
7.5kA
195A
电压
27kV±5%
600V
220V±10%
转速
50s-1
频率
50Hz
400Hz
功率因素
0.9
0.6
定子绕组/槽的内部连接方式
YY
H2压力
500kPa
允许的恒定不平衡负荷
6%
额定输出时的额定励磁电流
5355A
额定励磁电压
394V
发电机的设计符合IEC34,其远行应符合这些技术规范。
励磁电流不是判断汽轮发电机带负荷远行能力的标准。
3.5整流环的主要技术数据:
整流环
要求的动作
每个整流环上熔断器的数量
30
(800V,800A)
熔断器
≈150ìÙ
每个整流环上二极管的数量
60
每个电桥臂和整流环上熔断的熔断器数量
二个熔断器
退出强迫励磁
三个熔断器
停发电机,更换熔断器和二极管
3.6发电机容积和充气量数据:
发电机容积和充气量
容积
单位
发电机的容积
100
m3
气体流量
33
m3/s
CO2充注量
240
m3(s.t.p.)
H2充注量(直至500kpa)
600
m3(s.t.p.)
3.7滑环电刷装置数据:
电刷、刷屋和磨损极限
刷屋
型号
Kollektra
CDHmlKLA820
06.08.0297.00
数量
4
2
碳刷
型号/等级
S13/F19
AG20/EG5U
数量
4
4
原尺寸
(20×8×30)mm
(20×8×32)mm
磨损极限尺寸
(20×8×10)mm
(20×8×12)mm
3.8THYRISIEMDD型自动励磁电压调节器(AVR)的技术数据
带“备用”的双桥-冗余设置(标准)
额定电流IErated
150A
最大连续电流IEmax(=1.1×IErated)
165A
涌流IP(10s)
250A
额定供电电压
240V
峰值电压
290V
晶闸管型号
T598F12TGCS1
电压额定系数
3.5
冗余
2×100%
额定损耗
1.4kW
重量
1200kg
运行温度为0~+40℃;若环境温度超过40℃,每增加5℃,额定输出和额定电流必须减少10%;防护等级为IP31;
4发电机的正常运行方式
4.1额定工况下的运行方式
4.1.1发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式,称为额定运行方式,在此方式下,可以长期连续运行。
4.1.2发电机不允许无励磁运行。
也不允许作逆功率运行。
4.2.1发电机各部位的允许限额温度如下:
测温部位名称
测点编号
运行温度
报警温度
跳闸温度
备注
℃
℃
℃
定子线圈温度(线圈槽1-42点)
MKA20CT001-042
﹤90
定子线圈(上层)进出水温差
MKA21CT001-042
定子线圈(下层)进出水温差
MKA22CT001-042
定子线圈出口水温度(1-6点)
MKA27CT001A-1B
﹤70
﹥75
MKA27CT002A-2B
﹤70
﹥75
MKA27CT003A-3B
﹤70
﹥75
压指处的定子铁芯温度
汽机侧
MKA35CT001-06
﹤100
励磁机侧
MKA35CT051-56
﹤100
定冷水和氢气的温差
MKA70CT019A-19B
5K
3K和1K
MKA71CT039A-39B
MKA71CT012A/031A
氢冷却器A/B的氢出口温度
MKA71CT011A-11B
43
48
53
MKA71CT012A-12B
氢冷却器C/D的氢出口温度
MKA71CT031A-31B
MKA71CT032A-32B
氢冷却器A/B的氢进口温度
MKA72CT011A-11B
﹤80
83
最高≤90℃
MKA72CT012A-12B
﹤80
83
发电机轴承温度
TS
MKD11CT014A-14C
﹤90
90
130
SS
MKD12CT014A-14C
励磁机进口冷空气
MKA61CT001A
25-40
42
MKA61CT001B
45
励磁机出口热空气
MKA65CT001A
45-60
75
80
MKA65CT001B
MKA65CT002A
MKA65CT002B
励磁机轴承温度
MKD21CT014A-14C
70-75
90
130
定子线圈进口水温度
MKF20CT011A-11B
≈48
53
58
MKF20CT012A-12B
MKF20CT511
4.2.2发电机的载荷能力要受到其各部分温度限额的限制。
发电机在运行中各部分的温度不得超过4.2.3表的报警值。
4.2.3发电机的有功负荷受“负荷曲线”、机、炉工况限制外,还必须运行在P-Q曲线的限额范围内。
4.3电压、频率、功率因数变化时的运行方式:
4.3.1发电机在额定容量、周率、力率下运行时,发电机定子电压在额定电压的105%至95%范围内变动,且功率因数为额定值时,其额定容量不变,即定子电压在该范围内变动时,定子电流可按比例相反变动,即定子电压增加时定子电流应相应降低;定子电压降低时定子电流可按降低幅度反比例增加。
4.3.2但当发电机电压低于额定值的95%(26.65kV)时,定子电流长期允许的数值不得超过额定值的105%,即22452A。
4.3.3发电机正常运行中频率变化时,定子电流、励磁电流及各部分温度不得超过限额值。
4.3.4发电机在正常运行时,AVR电压调节器投入运行,允许力率在≦1范围变化。
若cosΦ>0.99接近1运行时,应及时进行雕整,防止发电机进相运行,但必须注意发电机电压在105﹪额定值范围软内。
4.3.5发电机正常运行时,定子电流三相应平衡,其各相电流之差不得超过额定值的10%,同时最大一相电流不得大于额定值。
4.3.6励磁系统采用了数字式电压调节器(AVR),正常运行时AVR运行方式应投遥控位置。
该电压调节器由二个完全相同却各自独立的通道组成。
正常运行时可任选一个通道,另一通道备用,备用通道跟踪运行通道,当运行通道故障时,备用通道可以无扰动自动切换。
5发电机正常运行中的监视、检查及维护
5.1发电机运行中的监视
5.1.1发电机有功负荷的增减,一般由机组协调控制(CCS)或由集控值班人员调整。
5.1.1发电机无功负荷的调节,应在保证发电机定子电压允许和功率因数运行在允许范围内的前提下,以满足系统对电压的需要为原则;同时还应兼顾到厂用10kV、3kV及400V电压的运行要求。
5.1.2正常运行时,每小时应抄录发电机各运行工况参数,特别是发现个别温度显示异常时,应分析原因,及时汇报,通知检修检查处理。
同时应根据情况加强对该部位的监视,并进行比较和针对性分析。
另外,每班应抄录二次“汽轮发电机组运行台帐”,并将其和以往记录对照,进行比较分析,发现异常应及时汇报和采取相应措施,并联系检修处理。
5.1.3发电机运行时,发电机磁场和励磁回路接地检测装置应投入自动检测方式。
5.1.4每班应对发电机、励磁机、AVR、继电保护装置等进行一次全面认真地检查,发现缺陷及时记录、汇报、处理。
5.2发电机系统的主要检查项目
5.2.1集控室与继电器室的检查
5.2.1.1集控室各灯光、信号显示正常,CRT画面显示正确。
5.2.1.2光字牌音响信号和灯光工作正常。
5.2.1.3各开关(包括AVR小开关及直流电源开关等)位置与实际运行要求相符,
5.2.1.4继电保护自动装置无接点松动、过热、冒烟等现象。
柜门完好,玻璃不碎裂。
5.2.1.5各保护装置按规定投入,电源工作正常;跳闸矩阵内出口通道的红色小插头位置符合运行要求。
5.2.1.6继保小室门、窗及门锁、照明等完好,屋顶不漏水,无异声、异味。
5.2.2发电机、励磁机的检查
5.2.2.1发电机、励磁机音响正常,无金属摩擦或撞击声,无异常振动现象,无焦味。
5.2.2.2励磁机外壳、门、观察孔等处密封良好。
转子接地保护和转子测量及接地电刷运行正常,电刷长度符合运行要求。
5.2.2.3发电机电压互感器和中性接地电阻(变压器)处无异声、无焦味、柜门及门锁完好;无漏水和积水情况。
5.2.2.4每班用频闪仪检查旋转整流器熔丝是否有熔断,并作记录。
5.2.3AVR的检查
5.2.3.1柜内接线无松动,柜门应关闭良好。
5.2.3.2柜内各元件无过热、无焦味,音响正常。
5.2.3.3柜内各小开关位置正确,钥匙开关在“正常运行”方式。
5.2.3.4柜面上各仪表指示准确且正常。
5.2.3.5室内温度正常。
5.2.3.6柜面上信号灯正常,无异常灯亮。
5.2.3.7柜内(后)压板状态符合运行要求。
6发电机的操作及注意事项
6.1发电机的起动
6.1.1备用中的发电机及其全部附属设备,应进行必要的维护和监视,使其经常处于完好状态,随时能立即起动。
当发电机长期处于备用状态时,应采取适当措施防止线圈受潮,并保持线圈温度在+5℃以上,并保持定子线圈温度高于环境温度。
6.1.2发电机起动前应完成下列准备工作:
6.1.2.1收回并终结发电机-变压器组及厂高变一/二次回路工作票,拆除有关短路线,接地线,拉开有关接地闸刀(发变组开短路试验有特殊要求时,按专门试验措施执行);
6.1.2.2设备如有异动,设备异动手续应已履行,继保工作情况已记入《继电保护工作记录簿》,且值班人员已确认、签字。
6.1.2.3详细检查发变组(包括厂高变)一/二次设备及励磁回路。
场地应清洁,设备完整,外观正常,命名正确齐全,接头贴好示温片,表计指示无异常,设备上无遗留工具杂物,仓门关闭,继电器定值符合整定书要求,压板、试验部件(端子)及切换开关的位置符合投运要求。
6.1.2.4测量发电机各部位绝缘应合格(由检修测量,具体方法及要求见“6.5”)。
6.1.2.5检查主变、厂高变冷却系统正常(各散热器阀门全开,油泵流量指示正确,其余见《变压器运行规程》)。
6.1.2.6询问检修发电机、励磁系统、厂用系统的继电保护自动装置动作试验正常。
6.1.2.7检查分析有关测温装置显示数值应正常(包括就地及CRT显示)。
6.1.2.8得值长通知发电机已置换为氢气运行,氢气湿度合格,冷却水水质合格(具体见《发电机氢水油运行规程》),冷却水系统、密封油系统及氢气系统已投入正常运行。
6.1.3发电机励磁系统由冷备用改热备用
以下为原则性内容,仅供参考,具体操作应根据现场设备情况和操作票(卡)进行。
6.1.4发电机由冷备用改热备用
6.1.4.1检查发电机压变高压熔丝完好且已放妥后将压变推至工作位置,合上低压开关。
6.1.4.2合上主变550kV中性接地闸刀及发电机中性接地变压器闸刀。
6.1.4.3送上发变组保护直流,检查各保护柜电源指示正常,无异常信号发出。
6.1.4.4按卡检查跳闸矩阵内出口通道的红色小插头位置符合运行要求。
6.1.5送上主变冷却装置电源,校验备用电源自投正常后,开出油泵及风扇,并检查运行正常(详见《变压器运行规程》)。
6.1.6主变及厂高变改热备用
该项操作指一次回路部分,通常安排在机组的中速(2040转/分)暖机阶段执行,但控制电源应在并网前送上。
6.2发电机的并列、载荷
在机组全速且运行正常后,将“全速不加励磁”工况时的各有关温度数据记录入《汽轮发电机组运行台帐》。
对异常者应及时通知检修。
6.2.1待机、炉有关试验结束,汽机阀门切换完成,检查机组正常无报警信号,得值长命令后,方可进行发电机升压并列操作。
6.2.2送上发变组控制直流电源A、B及同期直流电源。
6.2.3发电机正常升压应使用AVR(在进行开短路试验时,则使用50Hz手动励磁升压)。
6.2.3.1AVR升压:
6.2.3.250Hz手动励磁升压:
6.2.4.1升压前确认主变500KV二个开关在断开位置,500KV二个开关的相关闸刀及中性接地闸刀在合上位置,有关信号灯指示正确,励磁回路开关、切换开关及同期装置开关位置正确。
6.2.4.2升压操作应缓慢进行,以防装置失误时造成过电压。
升压过程中,应始终监视三相电压平衡,三相电流指示为0。
6.2.4.3在定子电压为额定值的50%及100%时,应分别测量三相电压平衡(这是因为:
当发生压变熔丝熔断或表计故障等不正常情况时,如果不能及时发现而继续升压的话,极易造成发电机过电压)。
6.2.4.4在额定定子电压时,抄录并核对主励磁机电压及电流。
平、并检查励磁回路有无接地现象。
6.2.5发电机并列必须满足下列条件:
6.2.5.1待并发电机的电压与系统电压近似或相等;
6.2.5.2待并发电机的频率与系统频率相等;
6.2.5.3待并发电机的相位与系统相位相同。
并列时是否满足上述条件,可通过同期装置判断。
并根据判断结果相应调节,直至满足同期条件。
发电机大修或同期回路变动后,须经核相正确后方可进行并列操作。
6.2.6发电机并列时同期装置的使用
6.2.6.1发电机并列应使用自动准同期装置进行。
6.2.6.2自动准同期并列
(1)调整待并发电机的转速与电压,使之与系统频率、电压相近或相等;
(2)将同期方式切换开关切至“自动”位置;
(3)观察同步表指针顺时针方向旋转缓慢均匀后,将自动准同期试验开关切至“试验”位置;
(4)将汽机的转速控制权由DEH转移给自动准同期装置(AUTOSYNCH,具体操作方法见操作卡);
(5)观察同步表运转正常,待指针缓慢旋转至黑点(即同步点,下同)附近时,按下自动准同期起动按钮(按下该按钮后黄色信号灯应亮),检验同期装置正常(同步表指针旋转至黑点时,同期合闸红灯应亮,黄色信号灯灭;且能自动调整转速至略高于系统转速)后,在同步表指针顺时针缓慢旋转至约时钟的3:
00~9:
00范围内时,将自动准同期试验开关切至“同期”位置;
(6)待同步表指针顺时针缓慢旋转至距黑点约90。
(即时钟的9:
00)左右时,按下自动准同期起动按钮,当同步表指针旋转至黑点后,主变5000kV开关自动合上,发电机并列。
严禁在同步表时针缓慢旋转至相当于时钟的23:
00~1:
00位置时按下自动准同期起动按钮。
6.2.7发电机同期并列时的注意事项
6.2.7.1如同步表指针转速过快或剧烈抖动(摆动)或静止不动时,可能系统与待并机组的转速偏差过大或同步表失灵,应查明原因并消除后方可继续并列操作。
6.2.7.2双电压表和双频率表的指示应正常,如偏离“0”(平衡点)较大,或有“压变熔丝熔断”等信号,必须查明原因(包括表计本身和压变熔丝熔断等),直至消除后才能继续进行并列操作。
6.2.7.3发电机并列后,应将同期方式切换开关和自动准同期切换开关切回“出系”位置。
6.2.7.4发电机并网后,应立即增加适当数量无功,以观察三相定子电流是否平衡。
6.2.8发电机并网后达额定负荷的50%及100%时,分别对发电机本体及一次回路进行详细检查,检查项目着重于大电流接头发热情况、旋转硅整流熔断器情况和主变气体分析仪指示等。
6.2.9在增加发电机定子电流过程中,应对机组有关温度(包括定子线圈、定子线圈出水、进出风温、铁芯温度、主变温度及厂高变温度等)加强监视和分析,以便及时发现异常情况。
6.3发电机的停用
6.3.1发电机的解列操作
6.3.1.1发电机解列前,值班人员应按调度命令,根据停机要求准备操作票(卡),经审核批准后执行。
6.3.1.2发电机停机过程中,随着有功负荷的逐步降低,值班人员应相应降低无功负荷,尽量维持机组的功率因数在允许范围内。
6.3.1.3当机组负荷降至MW左右时,10kV/3kV工作段母线由常用电源切至备用电源供电。
6.3.1.4正常解列应在发电机有、无功负荷均降至0时由逆功率保护联跳。
6.3.1.5解列前应先合上该机组对应主变的500kV中性接地闸刀。
6.3.1.6发电机解列操作步骤
6.4励磁系统的操作
6.4.1励磁电流的调节
调节过程中,无论增加或降低,都必须密切监视表计的变化,防止发生定子电流超限、功率因数超出允许范围及电压不合格等情况。
并在调节后注意各部温度的变化情况。
6.4.2励磁系统方式改变的操作
6.5发电机检修后绝缘电阻的测定
6.5.1定子绕组每一相的绝缘电阻用2500V兆欧表测量,在25℃时10分钟后应不小于1000兆欧。
设备温度每升高5~15℃,绝缘电阻大约降低一半。
6.5.2转子绕组的绝缘电阻用500V兆欧表测量,在25℃时1分钟应不小于10兆欧。
设备温度每升高10~18℃左右时,1分钟绝缘电阻大约降低一半。
6.5.3发电机内所有电阻测温元件在测量对地绝缘电阻时,应在接线板上断开回路的接地点,其绝缘电阻在冷态下用250V兆欧表测量应不小于1兆欧。
6.5.4发电机励端轴承与底板,轴承与油管间的绝缘电阻用1000V兆欧表测量,应不小于1兆欧。
6.5.5发电机在运行期间,用500V兆欧表每月测量一次轴承对地绝缘电阻,并作好记录。
兆欧表一端接地,另一端轮流接到每个被测端子(BGE1~BGE6)直接测量绝缘电阻。
预期绝缘电阻为100兆欧,小于0.5兆欧会导致轴电流通过而损坏绝缘,必须立即停机。
7发电机的异常运行和事故处理
7.1发电机的异常运行
7.1.1发电机的事故过负荷
7.1.1.1在事故情况下,允许发电机的定子线圈短时过负荷运行。
电流及时间按下表规定:
过负荷倍数
定子电流值(安)
允许运行时间(秒)
上述事故过负荷的总次数以每年不超过二次为限。
7.1.1.2现象
定子电流超过额定值,并有“发电机过负荷”报警。
7.1.1.3处理
(1)发生过负荷报警后,应严密监视表计,特别是各部分温度不超限。
条件允许时,将定子电流降至额定值或以下。
(2)分析引起过负荷的原因,在允许时间内迅速降低定子电流。
如为发电机电压低引起时,不能降低无功。
(3)处理应迅速进行。
7.1.2发电机表计指示失常
7.1.2.1原因
(1)变送器故障,常发生于与该故障变送器有关表计无指示或指示失常。
(2)表计回路故障,常发生几个表计同时指示失常,如电压互感器回路故障时,将影响到定子电压表、有功表、无功表和频率表的指示。
7.1.2.2处理
(1)不盲目调节发电机的负荷,应根据其余表计(如定子电流表)监视发电机的运行。
主励励磁电流表指示失常时,可根据主励励磁电压表及无功表监视;电流互感器回路故障时,如可根据主变电流表、母线电压表及蒸汽流量等热力系统参数监视;电压互感器故障时,可根据定子电流表及励磁回路表计监视。
(2)排除故障,必要时接临时表计。
7.1.3发电机三相电流不平衡
7.1.3.1现象
发电机定子电流最大一相与最小一相之差超过铭牌额定值的6%。
7.1.3.2处理
(1)迅速根据表计指示分析电流不平衡是否由于表计或电流互感器回路故障引起。
(2)当判明并非由于上述原因引起时,在汇报调度的同时,降低发电机的定子电流,使不平衡度降至允许值以下,且最大一相电流不超过铭牌额定值。
(3)加强监视发电机各部分温度。
当发现温度异常升高,不平衡度增大时,应紧急停机。
(4)若不平衡是由于系统原因(如非全相运行)造成时,应由值长联系调度尽快消除;如不平衡出现在并、解列后不久,
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