3发电机运行规程要点.docx

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3发电机运行规程要点

大盈江（四级）水电站运行规程

发电机

1主题内容及适用范围

1.1主题内容

1.1.1本规程主要内容包括发电机及其保护规程、运行规程、操作规程、事故处理规程。

1.1.2本规程对发电机、GCB装置及发变组保护的运行方式、设备操作、事故处理等做出具体规定。

1.2适用范围

1.2.1本规程适用于大盈江水电站（四级）的运行管理。

1.2.2大盈江水电站（四级）运行人员应掌握本规程，其他生产技术管理人员应熟悉本规程；本规程也可供有关维护专业人员参考。

2依据与引用规程

2.1《水轮发电机运行规程》DL/T751-2001

2.2《立式水轮发电机使用维护说明书》东芝水电设备（杭州）有限公司

2.3《电力安全工作规程》（发电厂、变电所部分）国家电网公司

2.4《FKG2S型发电机断路器成套设备说明书》

2.5《WFB-800A微机型发电机变压器组成套保护装置技术说明书》许继公司

3设备运行

3.1设备概述

3.1.1发电机基本参数：

序号

技术参数

1

型式

三相立轴、半伞、凸极、混流同步发电机

2

型号

SF175—20/7050

3

额定容量

200000KVA

4

额定电压

13800V

5

额定电流

8368A

6

功率因数（COSθ）

0.875

7

相数

3

8

额定转速

300r/min

9

飞逸转速

542r/min

10

额定频率

50HZ

11

额定励磁电压

371V

12

额定励磁电流

1370A

13

最大励磁电压

430V

14

最大励磁电流

1590A

15

空载励磁电压

175V

16

空载励磁电流

755A

17

励磁方式

静止可控硅

18

定子槽数

540槽

19

定子线圈数量

1080根

20

定子铁芯外径

7050mm

21

定子铁芯内径

6080mm

22

定子铁芯高度

1900mm

23

定、转子绝缘等级

F/F

24

发电机效率（额定工况）

98.73%

25

并联支路数

4

26

转子磁极数

20

27

定子接线方式

4Y

28

发电机冷却方式

密封循环空气冷却

29

推力轴承冷却方式

外循环油冷却

30

发电机灭火方式

水喷雾

31

发电机制动方式

机械制动

32

发电机励磁方式

静止可控硅

33

发电机旋转方向

俯视顺时针

34

转子起吊重量（包括吊轴）

590T

35

飞轮力矩（GD2）

＞6300t×㎡

3.1.2水轮发电机采用具有上下两个导轴承的立轴半伞型结构。

推力轴承位于转子下部的下机架上，与下导轴承合用一个油槽。

轴系由上端轴、转子支架中心体和主轴组成，并由发电机上、下导轴承和水轮机水导轴承支撑。

3.1.3定子：

定子由定子机座、定子铁心、定子绕组等组成。

3.1.4机座：

定子机座为焊接结构正十六边形，对边尺寸8300mm,高3205mm。

机座设顶环、上环、下环。

机座壁上开有空气冷却窗，主、中引出线孔及测温引线孔。

上下齿板采用分块式齿压板结构。

上下齿压板的压齿均采用高强度非磁性材料。

3.1.5定子铁芯：

定子铁芯采用50A270硅钢片整体冲制成。

铁芯采用一片一叠，上下层按搭接9个槽的方式叠片，定子铁芯内径6080mm,外径7050mm，高1900mm。

共设有51段，高5mm通风洞。

3.1.6定子绕组：

定子绕组为双层条式波绕组、4支路星形连接。

绕组绝缘为F级。

定子线棒换位方式采用槽内360度罗贝尔换位。

线棒的槽部、出槽口及弯曲过渡部分均作防晕处理。

单根线棒在1.5倍额定电压时不起晕，定子装配完后整体绕组在1.1倍额定电压时不起晕。

3.1.7发电机中性点采用单相干式铜芯环氧浇注变压器接地，变压器基本参数：

型号

THT-FZG-13.8/2.85

额定容量

80KVA（短时）

额定电压

13.8kV

型式

干式

额定频率

50HZ

额定电流

180A

相数

单相

绝缘等级

H级

二次电阻

1Ω

3.1.8转子：

转子由励磁绕组、磁极、磁轭和中心体组成。

磁极由铁芯，线圈，阻尼绕组等组成。

阻尼绕组为连续连接型式。

磁轭采用叠片型式，链式结构。

中心体采用圆盘形结构，由轮毂和上、下圆板以及连接周向立筋的腹板组成。

集电环由硅钢片制成，安全地紧固在集电环支架上。

3.1.9导轴承：

发电机设有两个导轴承，一个在转子上方，一个在转子下方。

上导轴承有6块轴瓦，采用分块、油浸式、自润滑、可调式巴氏合金瓦结构；下导轴承有12块轴瓦，布置在推力轴承的推力头的外侧，构成“组合轴承”的结构。

推力轴承和下导轴承共用同一个油槽.携带着油雾的压缩空气将通过管路进入发电机机坑外部的油雾收集器里。

上导轴承油槽布置一只由环形铜管做成的油冷却器。

在发电机风洞外布置一只筒式下导轴承油冷却器。

3.1.10推力轴承：

发电机推力轴承采用弹簧簇支撑结构。

推力轴承有14块轴瓦。

推力轴承和下导轴承布置在转子下方。

推力头的垂直面作为下导轴承的轴颈面。

推力镜板用碳素钢制成，为单一环状结构。

推力瓦采用分块结构，由包含一些添加剂的聚四氟乙烯材料和瓦坯复合而成。

推力瓦由固定在弹簧座上的弹簧簇支撑。

推力瓦可以通过在油槽上的进入窗口方便的拆卸。

3.1.11在发电机定子机座四周对称地布置8只空气冷却器,构成密闭循环的通风冷却系统。

空冷器出口的冷风温度不超过40℃。

3.1.12机组采用机械制动系统，当发电机转速下降到20％额定转速时投入制动，在发电机下机架上布置6只单缸制动器，制动器活塞（兼顶起活塞）等部件组成。

在拆卸或组装推力轴承时，由高压油驱动顶起活塞以顶起发电机转子和水轮机转轮。

在检查轴承时，当转子处在完全提升位置时，通过锁紧装置可以可靠的锁紧千斤顶。

锁紧装置的作用：

当转子处在顶起位置时，无需在千斤顶中保持油压而保证转子不落下。

制动块托板和制动块由制动活塞可靠的支撑。

发电机风罩内的制动气管路尺寸设计充裕。

所有发电机共用一套可移动式电动高压油泵。

3.1.13制动粉尘收集装置由吸尘器、自动装置四周管路、用于收集粉尘的集尘箱和用于连接集尘箱与吸风机的软管等几部分组成。

油混水装置为固态类型，带有一根浸没于轴承润滑油中的传感器，以电阻原理进行工作。

轴承油槽内的油的电阻率随油中水的含量而变化，并由传感器发出一个信号给显示部件或中继放大器。

当油中的水的含量超过预设值的时候，可以由中继器给出报警信号。

3.1.14轴电流检测装置由轴电流互感器和继电器等部件组成。

轴电流互感器由原绕组和在铁心表面均匀绕制的副边绕组组成。

原绕组由围绕大轴的环形薄硅钢片卷绕而成的铁心构成。

互感器在铁心上还有一附加绕组，利用电磁感应进行保护测试。

铁心和副边绕组装配在“U”形铜环上，继电器设有测试开关、报警和跳闸指示器；如有轴电流流经大轴时，在铁心中将产生一定的磁通量，从而在副边绕组上产生感应电压，通过检测回路产生感应电流。

3.1.15灭火装置：

发电机采用水灭火方式；灭火系统设备包括上、下环管、喷头、管路及其配件、火警探测元件、火灾报警控制器、自动化元件及连接电缆、控制盘和端子箱；水灭火装置及其附件的设计压力为0.4MPa—0.6MPa，最末端的喷雾头连接处压力不小于0.35MPa，试验水压为其设计压力的2倍。

试验时在试验水压下保持30min，然后将压力降到设计压力，保持30min，无渗漏和损坏；每个喷雾头喷出的水成雾状，当进水压力为≥0.35MPa，在距离喷嘴0.3m处取样时，水滴平均直径为0.3mm左右；发电机灭火系统按火灾自动报警和手动∕自动起动灭火装置设计；发电机火灾自动报警系统在火灾探测元件（感烟型、感温型及红外线型等）各自单独动作时只发报警信号，其中两个同时动作时作用停机并可延时启动自动灭火装置。

探测元件在动作后，能自动复归。

3.1.16防潮装置：

在机坑内下机架层沿圆周方向均布4只2KW的电加热器，电加热器与发电机控制系统相互闭锁，加热器在机组停机时能自动投入，机组运行时能自动退出。

3.1.17发电机顶罩顶部设置红色灯罩的指示灯，以辨别机组是否运行。

发电机机坑内设有50X5m㎡的接地铜排，接地铜排围绕机坑一周。

在下机架侧设接地碳刷。

3.2运行规定

3.2.1备用中的机组应具备启动条件，未经值长许可，不得在运行机组和备用机组上进行任何作业。

3.2.2运行中发电机中性点必须经接地变压器可靠接地,不允许发电机中性点不接地运行。

3.2.3正常时全厂机组运行台数应按调度的要求和负荷确定，全厂有两台及以上机组运行时应保证每一联合单元有一台机组运行。

3.2.4发电机采用自动准同期方式与系统并列，在主变由系统充电正常后发电机与主变低压侧进行同期并列。

3.2.5机组所带负荷应躲过振动区域运行，并做到经济合理地分配负荷，尽量设法使机组在最优工况下运行。

3.2.6当进入发电机的冷风不超过规定温度时,在下列条件下发电机能输出额定功率

3.2.6.1在额定转速及额定功率因数时,电压与额定值的偏差不超过±5%；

3.2.6.2发电机定子电压变化时定子电流允许值：

百分值（%）

＋5

0

-5

电压（kV）

14.49

13.80

13.11

电流（kA）

8.7864

8.3680

7.9496

3.2.6.3在额定电压时，频率与额定值的偏差不超过±1%；

3.2.6.4当电压及频率同时发生偏差,若电压和频率同时为正偏差时,两者偏差之和不超过6%；若电压和频率不同时为正偏差时,两者偏差的百分数之和不超过5%；

3.2.6.5当电压与频率偏差超过规定值运行时，励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%（8.7864kA）。

3.2.7正常情况下发电机应在功率因数为0.875～1（滞后）的范围内运行，系统需要时发电机可进相运行，进相运行时定子和转子温度不得超过允许值。

发电机带额定有功时，无功进相不得大于（59）Mvar；机组有功为零时，无功进相不得大于（96）Mvar。

3.2.8发电机运行最高电压不得大于额定值的110%（15.18kV）。

发电机的最低运行电压应满足稳定运行的要求，一般不应低于额定值的90%（12.42kV）。

3.2.9运行中发电机电流不平衡时，机组不得发生异常振动，任何一相电流不得超过额定电流值（8368A），且不平衡电流与额定电流之比不得超过9%（753.12A）。

3.2.10发电机在额定负荷下连续运行时，冷风温度不得超过40℃，最低冷风温度以空冷器不凝结露为准。

3.2.11在系统发生事故情况下，为了防止系统的静态稳定的破坏，允许发电机短时间内事故过负荷运行，在过负荷运行期间应注意监视线圈、轴承、热风温度不得过高，事故过负荷允许的数值应符合下表：

过负荷电流与额定电流比值

1.1

1.12

1.15

实际定子电流值（A）

9204

9371

9622

允许持续时间（min）

60

30

15

3.2.12当进入发电机的冷却空气温度不超过规定温度时，发电机在额定电压、功率因数和频率下持续发出额定出力时其定子线圈温度不得超过125℃，定子铁芯温度不得超过125℃，磁极线圈的最高温度不得超过135℃。

3.2.13发电机正常运行时冷却器水压应小于0.4MPa,当一台空气冷却器退出运行不影响发电机的正常运行。

3.2.14当发电机长期停机时，发电机的内部温度不得低于10℃，发电机机坑加热器和除湿器应该根据设定的温度和湿度自动起停，机坑温度18℃时，自动启动机坑加热器；机坑温度25℃时，自动停止机坑加热器，机组运行时加热器不投入运行。

3.2.15发电机启动前绝缘应满足以下要求

3.2.15.1定子线圈吸收比R60"/R15"≥1.3；

3.2.15.2定子绝缘电阻R60"≥14MΩ；

3.2.15.3转子回路绝缘电阻应≥0.5MΩ。

3.2.16发电机绝缘不满足要求时可启动发电机进行短路干燥，短路干燥时发电机差动保护及低压过流保护应退出运行。

3.2.17机组大修或故障后应按要求对机组进行递升加压试验。

3.2.18启动发电机空载干燥时应关闭空冷器冷却水，干燥时机组各部温度不得超过规定值。

3.2.19机组带主变递升加压时,应断开厂用变低压侧开关。

3.2.20发电机出口GCB装置

3.2.20.1FKG2S型GCB装置正常运行时控制方式置“远方”，通过计算机监控远方发令进行断路器和隔离开关的操作，接地刀闸在现地进行操作。

发电机出口断路器试验时可将发电机出口GCB控制方式置“现地”，出口隔离开关在分开时现地手动合上出口断路器。

3.2.20.2FKG2S型GCB装置运行中，断路器SF6气压不得低于0.75MPa（20℃时）。

各部温升不得超过规定值。

3.2.21发电机保护装置

3.2.21.1备用和运行中的发电机，保护装置A、B两套保护均应投入运行，机组在无保护时不得启动和运行。

3.2.21.2保护装置退出运行时应先退出保护所有出口压板，再停用保护装置电源。

投运时应先送上保护装置电源，检查保护装置上电正常（无报警和出口信号）后，再投入保护出口压板。

3.2.21.3保护装置投入和正常运行时，应检查保护压板投入正确并接触良好。

3.2.21.4发电机保护装置A、B屏上的转子一点接地保护装置不得同时投入运行。

3.2.22正常和备用中的发电机，其故障录波装置应投入运行。

3.2.23正常运行时机组稳定监录仪应正确投入运行。

3.2.24发电机离相封闭母线QTK热风保养装置不得在封闭母线带电下投入运行。

正常时应在手动方式运行，机组停运30分钟后启动发电机封闭母线热风保养装置运行30分钟，机组停运时间超过6小时应启动发电机封闭母线热风保养装置运行60分钟。

发电机开机前必须先停用热风保养装置。

3.2.25发电机中性点干式接地变压器加热装置应自动投入运行,最高温度（环境温度40℃时）不得超过80℃。

3.2.26机组不得在低转速下长期运行，机组制动装置故障和制动气源消失时不得启动。

3.3设备巡检

发电机巡回检查项目

3.3.1检查机旁监控盘运行正常，机组状态显示正常，机组运行参数显示正常；

3.3.2机组保护装置运行正常，信号指示正确，机组各保护投入正确，装置面板上绿色“运行”灯亮，无任何报警信号；

3.3.3机组故障录波装置运行正常，无故障和告警信号；

3.3.4机组制动柜制动气压正常，各电磁阀位置正确，测速装置运行正常，转速信号正确；

3.3.5机组轴电流检测装置运行正常，发电机轴电流小于规定值；

3.3.6机组振动摆度测量装置运行正常，各部振动摆度正常；

3.3.7机组电气柜运行正常，各参数及信号正确；

3.3.8发电机出线、中性点引出线连接良好，中性点接地刀闸接触良好，干式接地变压器运行正常，接地良好；

3.3.9发电机滑环、刷架、碳刷、引线等清洁、完整，接线紧固，运行中碳刷无火花、无跳动，碳刷磨损量在正常范围内；

3.3.10发电机转子回路、励磁系统各设备运行正常，各表计指示正确，各元件及接头无发热,励磁调节装置无故障、无报警，发电机转子过压保护柜运行正常；

3.3.11发电机励磁变压器各部温度正常，各接头接触良好无发热；

3.3.12发电机GCB运行正常，位置指示正确，断路器SF6气体压力与密度值正常，操作机构弹簧位置及油位正常。

各连接部分无过热现象，外壳接地线接地良好；

3.3.13各电压互感器完好，一、二次接线及电压互感器二次熔断器完好，电压指示正常；

3.3.14发电机出口封闭母线各部温度正常，外壳接地线接地良好；

3.3.15发电机上导、推力轴承及下导油槽油位、油色正常，各部无漏油，排油雾装置正常；

3.3.16机组各部水压正常，表计指示正确，阀门位置正确，管路阀门无渗漏；

3.3.17风洞内清洁无杂物，空气冷却器完好，各冷却水管无破裂，冷却水压正常，空冷器无结露和渗漏，风洞内无积水和积油；

3.3.18风洞无异音、异味，转动和固定部分无摩擦，发电机机坑加热器和除湿器无异常；

3.3.19发电机热风保养装置动力电源和控制电源投入正常，热风保养装置操作方式在“手动”位置,控制屏上各指示灯显示正确，温度控制仪显示正常。

加热器前、后端手动阀和封闭母线出风口的手动阀均在全开位置。

4设备操作

4.1机组开机、停机主要控制方式

4.1.1正常运行时应由计算机监控系统操作员工作站远方发令，自动开、停机；

4.1.2全厂AGC投入运行时，机组可通过全厂AGC进行负荷分配，自动开、停机；

4.1.3机组可在现地控制单元（LCU）发令，自动开、停机；

4.1.4试验时可现地进行机组手动分步开、停机；

4.1.5机组发生事故而保护未动作时，机组可在现地或远方进行事故停机。

4.2机组负荷调整

4.2.1单机运行时通过操作员工作站进行负荷调整；

4.2.2全厂AGC投入运行时，由省调或本厂给定负荷，全厂机组负荷自动分配；

4.2.3机组现地控制单元（LCU）进行负荷调整；

4.2.4进行试验或特殊工况时，调速器切电手动运行，手动调整负荷。

4.3发电机检修后启动前的准备工作

4.3.1发电机检修后恢复备用前，有关设备回路的检修工作必须全部结束，将有关工作票全部收回，拆除临时装设的安全措施（接地线、标示牌、临时遮栏），并恢复常设遮栏；

4.3.2按发电机巡回项目对发电机各个部分进行全面检查满足启动条件；

4.3.3在发电机恢复备用前，应测量发电机定子及转子回路的绝缘电阻，并作好记录。

机组绝缘不满足要求时，发电机不得投入运行，应按要求进行空载干燥或短路干燥；

4.3.4机组出口断路器、磁场断路器分合闸试验和保护联动试验正常。

4.4机组开机条件

4.4.1机组在停机态；

4.4.2机组无电气事故和故障；

4.4.3机组无机械事故和故障；

4.4.4制动闸全部落下；

4.4.5制动系统气源正常；

4.4.6空气围带无气压；

4.4.7导叶在全关位置；

4.4.8气动剪断销气源正常；

4.4.9剪断销未剪断；

4.4.10进水球阀全开；

4.4.11机组压油装置压力正常；

4.4.12接力器锁锭拔出。

4.5发电机检修

4.5.1检查机组全停，发电机出口断路器在断开；

4.5.2断开发电机出口隔离开关；

4.5.3断开机端电压互感器二次开关；

4.5.4拉开发电机中性点接地刀闸；

4.5.5励磁系统停电；

4.5.6退出发电机保护出口压板；

4.5.7通知维护人员配合测量机组绝缘（定子、转子及励磁变压器）；

4.5.8验电并按要求推上地刀和装设接地线；

4.5.9悬挂标示牌和装设遮拦。

4.6发电机检修恢复

4.6.1查发电机临时安全措施已拆除,常设安全措施已恢复；

4.6.2查发电机出口断路器及隔离开关在分；

4.6.3投入发电机出口GCB装置电源；

4.6.4查发电机保护及故障录波装置运行正常，发电机保护投入正确；

4.6.5查计算机监控系统、励磁系统、调速系统等恢复正常；

4.6.6合上机端电压互感器二次开关；

4.6.7推上发电机中性点接地刀闸；

4.6.8检查发电机出口GCB操作压力及SF6气压正常；

4.6.9合上发电机出口隔离开关。

4.7机组手动开机

4.7.1所有检修工作全部结束；

4.7.2检查机组满足开机条件；

4.7.3检查机组机坑加热器在切除；

4.7.4检查机组气动剪断销气源投入正常；

4.7.5手动投入机组技术供水；

4.7.6启动机组轴承排油雾装置；

4.7.7将调速器控制方式置“电手动”位置；

4.7.8在调速器电气柜上调整导叶开度至空载位置；

4.7.9监视机组转速逐步上升至额定转速；

4.7.10检查机组在空转态。

4.8机组手动停机

4.8.1检查制动气源气压正常；

4.8.2将机组有、无功负荷减至空载；

4.8.3断开发电机出口断路器；

4.8.4将发电机励磁调节柜“整流/逆变”切换开关置“逆变”

4.8.5检查机端电压为零；

4.8.6将调速器控制方式置“电手动”方式；

4.8.7手动关闭导叶开度至零；

4.8.8监视机组转速下降正常；

4.8.9检查机组转速下降至20%额定转速时手动投入机组除尘器；

4.8.10机组转速下降至20%额定转速时，投入制动装置；

4.8.11监视机组转速至零时，手动复归机组制动闸；

4.8.12退出机组除尘器；

4.8.13退出机组排油雾装置；

4.8.14关闭机组技术供水电动阀。

4.9机组自动开机

4.9.1机组开机条件满足；

4.9.2机组现地控制单元（LCU）运行正常；

4.9.3在监控系统操作员工作站（或现地）发开机令；

4.9.4监视自动开机流程及自动装置动作情况；

4.9.5机组并网正常后按调令调整机组负荷。

4.10机组自动停机

4.10.1检查机组制动系统气源气压正常；

4.10.2机组现地控制单元（LCU）运行正常；

4.10.3调机组有功负荷、无功负荷至空载；

4.10.4在监控系统操作员工作站（或现地）发停机令；

4.10.5监视自动停机流程及自动装置动作情况。

4.11发电机零起升压试验

4.11.1发电机零起升压试验应具备的条件

4.11.1.1发电机临时安全措施已拆除,常设安全措施已恢复；

4.11.1.2发电机出口断路器及隔离开关在分闸；

4.11.1.3发电机中性点接地刀闸在合闸；

4.11.1.4机端电压互感器投入，二次开关合上；

4.11.1.5发电机保护及故障录波装置投入运行正常，发电机保护按要求投入；

4.11.1.6计算机监控系统、励磁系统、调速系统各系统恢复正常；

4.11.1.7油压装置及漏油装置自动运行正常；

4.11.1.8机组振动、摆度测量装置投入。

4.11.2发电机零起升压试验操作步骤

4.11.2.1查机组满足递升加压条件；

4.11.2.2查直流起励电源正常；

4.11.2.3投入“零起升压”功能；

4.11.2.4开机至额定转速，检查机组各部运行正常；

4.11.2.5检查机组运行各部振动、摆度是否正常；

4.11.2.6合上磁场断路器FMK；

4.11.2.7按“起励”键，投入启励；

4.11.2.8检查起励正常；

4.11.2.9按“增磁”按钮将电压由“25％－50％－75%－100%”的顺序加至额定；

4.11.2.10在升压过程中检查发电机、励磁变压器及其引线各部无异常。

4.12机组短路干燥

4.12.1发电机短路干燥前应做如下工作

4.12.1.1测量发电机定子及转子线圈的绝缘电阻；

4.12.1.2发电机励磁系统正常，外接励磁电源接线正确；

4.12.1.3检查发电机出口侧专用三相短路板装设完毕；

4.12.1.4投入发电机出口电压互感器，发电机中性点干式接地变压器；

4.12.1.5关闭空冷器进水阀；

4.12.1.6检查发电机密封完好；

4.12.1.7查发电机按要求保护投入正确（退出发电机差动保护和低压过流保护）。

4.