发变组及励磁系统技术规范-电厂电气运行规程.doc
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1、【精品文档】如有侵权,请联系网站删除,仅供学习与交流发变组及励磁系统技术规范-电厂电气运行规程.精品文档.第一章 发变组及励磁系统技术规范1.1 概况本机组采用东方电机股份有限公司QFSN-300-2-20B型汽轮发电机,冷却方式为“水氢氢”,即定子线圈水内冷,转子线圈氢内冷,定子铁心及端部构件氢气表面冷却;主变采用保定天威保变电气股份有限公司SFP10370000/220型强迫油循环风冷变压器。发电机、主变及高厂变之间采用全连分相封闭母线联结成发变组单元接线方式,发电机中性点经单相变压器接地。 励磁系统整体采用ABB公司成套的机端励磁变静止可控硅即自并励励磁系统。1.2 发电机序号项目单位参
2、数备注1型号QFSN-300-2-20B2额定功率MW300(353MVA)3最大连续功率MW330(388MVA)4额定电压kV205额定电流kA10.1896额定功率因数0.85滞相7额定励磁电流A2047计算值8额定励磁电压V389100计算值9额定频率Hz5010额定转速r.p.m300011定子绕组接线2Y12相数313出线端子数目614短路比(保证值)0.615效率(保证值)98.9%16强励顶值电压倍数217强励电压响应比2/s18强励时间s1019轴承振动mm0.02520轴振mm0.07521定子槽数5422转子槽数3223冷却方式水氢氢24绝缘定子绕组F按B级考核定子铁芯F
3、按B级考核转子绕组F按B级考核25温度限值定子绕组及出水80检温计定子绕组层间90检温计层间温差(最高最低)8转子绕组110电阻法定子铁芯120检温计定子端部构件120首台埋置检温计集电环120温度计集电环出风65温度计轴瓦90检温计轴瓦、油封回油70检温计26氢气额定氢压MPa0.25最高氢压MPa0.30纯度96%冷氢温度3546热氢温度65露点25t5充氢容积m372每日漏氢m3/d1027定子内冷水定子充水容积(含出线)m30.3进水温度453进水压力MPa0.10.2流量(含出线水量3 t/h)t/h45电导率(20)us/cm0.51.5PH值78硬度ugE/L2氨允许微量28中性
4、点单相变压器额定容量kVA30额定电压(高/低)kV20/0.22额定电流(高/低)A2.6/136.4电压比11.547/0.22冷却方式AN温升限值K100相数单相使用环境户内29一阶临界转速r.p.m134730二阶临界转速r.p.m362531发电机全长mm126201.3 主变压器序号项目单位参数备注1型号SFP10370000/2202冷却方式强迫油循环风冷(ODAF)3额定容量kVA3700004电压组合kV24222.5%/205连接组别YN,d116高压侧额定电流A8837低压侧额定电流A106818频率Hz509短路阻抗14.1%10调压方式无载调压11空载损耗kW190.
5、812负载损耗kW628.913总损耗kW819.714允许环境温度-254015绕组平均温升K6016上层油温升K5017风冷却器数量组5油泵额定输出功率kW2.26B80-5/2.2型油泵额定电压V380油泵额定电流A6.5风扇额定输出功率kW250YF4-250型风扇额定电压V380风扇额定电流A1.4 励磁系统整体采用ABB公司UNITROL5000型成套的机端励磁变静止可控硅即自并励励磁系统,励磁变变比20/0.8kV,正常运行时,随机采用一个通道工作,一个通道即为紧急备用。正常运行时,要求周围环境温度+5+40,相关空气湿度5%85%1.5 封闭母线及微正压装置序号项目单位参数备注
6、封闭母线型号FM-20/12500额定电压kV20额定电流A12500标准代号GB/T 8349-2000制造厂家北京电力设备总厂微正压装置第二章 发变组的启动及并网2.1 发变组的启动2.1.1 发变组启动前的检查和准备2.1.1.1 终结发变组一、二次回路工作票,拆除全部临时安措,恢复常设安全措施;2.1.1.2 检查发变组一、二次设备及回路各表计完好,场地清洁;2.1.1.3 检查发电机滑环清洁,碳刷接触良好、压力均匀,碳刷在刷握内活动自如,无卡涩现象,连接线牢固完整;2.1.1.4 发电机定子冷却水系统、氢气系统(含氢气冷却器)及密封油系统投入运行正常,各冷却介质符合技术规范要求。发电
7、机充、排氢过程中禁止发电机及其系统的任何操作;2.1.1.5 发电机检修后、气候急剧变化或备用时间超过一周,启动前应测量发电机各部的绝缘电阻值,其值与上次比较无显著降低,且不低于以下规定值:1. 发电机定子绝缘电阻不能低于上次测量值的1/31/5(通水)(1000V2500V兆欧表);2. 发电机转子绕组(包括励磁回路):1 M(500V1000V兆欧表);3. 发电机轴承绝缘电阻:1 M(1000V兆欧表);4. 以上绝缘电阻任一项不满足规定值时,应查明原因并消除;若一时不能消除,发电机能否启动由总工程师批准;2.1.1.6 检查发电机大轴接地碳刷接地良好;2.1.1.7 检查发电机各部温度
8、测点指示读数正常合理;2.1.1.8 检查主变、高厂变本体清洁,无杂物,外壳接地应良好,本体、油枕、散热器、油阀门等处均无渗、漏油现象;2.1.1.9 主变、高厂变油枕和充油套管的油色应透明,油位计指示与环境温度对应的指示一致。2.1.1.10 主变、高厂变上层油、绕组温度计完好,指示正常(冷态时应与环境温度相同),主变220KV侧中性点避雷器、放电间隙、接地刀闸完好,高厂变6KV侧中性点接地装置完好;2.1.1.11 主变、高厂变瓦斯继电器应充满油,连接门打开,无报警;2.1.1.12 主变、高厂变分接头位置正确,且三相一致;2.1.1.13 主变、高厂变冷却装置启动、联动以及自启动正常,冷
9、却电源联动试验正常,各组冷却器控制选择开关位置正确。2.1.1.14 主变、高厂变一、二次引线各部连接牢固;2.1.1.15 主变、高厂变喷淋消防系统完好;2.1.1.16 检查励磁变处于备用状态;2.1.1.17 检查发电机中性点接地变压器处于备用状态;2.1.1.18 确认发变组按规定启动前的有关试验正常。2.1.2 发变组恢复备用2.1.2.1 确认发变组启动前各项检查正常;2.1.2.2 退出发变组热工保护,检查发变组其它所有保护均投入,保护信号已复归;2.1.2.3 检查发变组出口刀闸6301、6302(6401、6402)在断开位置,主开关630(640)在备用状态;2.1.2.4
10、 送上主变及高厂变冷却装置电源;2.1.2.5 检查主变中性点接地刀闸3G36(3G46)在合闸位置;2.1.2.6 将发电机出口避雷器推至工作位置;2.1.2.7 装上发电机出口1TV、2 TV、3TV高压保险,将其推至工作位置,装上1TV、2 TV、3TV的低压保险;2.1.2.8 合上发电机中性点单相变压器一次侧刀闸; 2.1.2.9 将励磁系统恢复备用状态:1. 合上整流柜控制、信号电源开关;2. 合上整流柜风机电源,启动风机运行;3. 投入励磁调节柜交、直流电源,启动装置风扇运行;4. 检查各操作面板上各小开关位置正确;5. 送上发电机起励电源。2.1.2.10 检查发电机绝缘过热装
11、置、局部放电装置、封闭母线微正压装置投入正常。2.1.3 发电机升速及检查2.1.3.1 发电机转动后,即认为发电机及其全部设备均已带电;2.1.3.2 汽轮发电机在升速过程中,应监听发电机各部位声音是否正常,动静部分有无摩擦;2.1.3.3 发电机转速至1200rpm时,检查发电机碳刷在刷握内活动正常,无跳动、卡涩或接触不良现象; 2.1.3.4 发电机转速至3000rpm时,应检查发电机各轴承振动及回油温度;检查冷却系统有无漏风现象;检查内冷水压、流量、检漏计、氢压、密封油压均应正常;2.1.3.5 汽轮机3000rpm定速后,根据调度命令,合上发变组出口刀闸;2.1.3.6 投入发变组主
12、开关、励磁系统开关及微机同期控制器操作电源,检查主开关在远方控制位置;2.2 发变组的升压并网及带负荷2.2.1 发电机与电网同期并列条件2.2.1.1 发电机电压与电网电压差不大于5;2.2.2.2 发电机频率与电网频率差小于0.15Hz;2.2.2.3 发电机电压与电网电压相位相近;2.2.2.4 发电机与系统相序一致。2.2.2 程控自动升压并网2.2.2.1 稳定发电机转速3000rpm,检查AVR通道完好,无报警信号,通道工作方式为“自动”,通道控制方式为“REMOTE”;2.2.2.2 在OIS “发变组同期及励磁系统”界面上选择“开机程控”,按下“程控启动”按钮,则自动进行升压并
13、网(以#3机为例);2.2.2.3 发电机升压过程中应检查:电压升至8KV,自动切换为励磁变励磁,AVR自动控制,并监视各仪表指示正常,此时转子电压55V,转子电流300A左右。约经22秒,电压自动升至20KV,此时,校核发电机空载励磁电压150V,电流830A左右;发电机升至额定电压后,检查发电机定子三相电流应接近于0;2.2.2.4 630开关合闸后,复位开关,并检查ASS已退出。630在跳闸位置630在远方控制发电机电压90%Ue程控启动汽机转速2950rpm3G36合636合氢压0.1Mpa6301(6302)合6301断投630请求DEH同期AVR无故障励磁开关合闸位置DEH允许同期
14、AVR在自动位AVR无故障无发电机保护动作励磁开关跳闸位置汽机转速2950rpm#3主变冷却器投入发电机转子A、B柜无接地投入ASS630断路器已合 退出ASSAVR投入自动 投励磁 ASS已退出 程控结束 励磁开关已合2.2.3 程控手动升压并网2.2.3.1 稳定发电机转速3000r/min, 检查OIS “发变组同期及励磁系统”界面上各逻辑条件逐步满足,红灯亮,将AVR通道工作方式切换至“自动”(如手动升压则切换至“手动”) ,通道控制方式为“REMOTE”;2.2.3.2 按下“励磁”按钮,按下对话框中“投入”按钮并确认,检查FCB开关自动合上;经8秒左右,发电机电压升至8kV,自动切
15、换励磁变供电,此时转子电压55V,转子电流300A左右;2.2.3.3 约经22秒,电压自动升至20KV。若手动升压,则按下AVR中的“增磁”按钮,将发电机电压升至20kV。此时检查发电机空载励磁电压150V,电流830A左右;2.2.3.4 检查发电机定子三相电流应接近于0;2.2.3.5 检查前面逻辑满足后,在“630断路器控制”中按下“请求DEH同期”,按下“确认”按钮;2.2.3.6 检查前面逻辑满足后,按下“ASS”,按下框中“投入”按钮;2.2.3.7 检查630开关已合上,将630开关复位;2.2.3.8 检查ASS已退出;2.2.4 并网后操作及注意事项2.2.4.1 发变组并
16、网时,若对系统发生较大冲击,应查明原因并对发变组详细检查,冲击无法消除时紧急解列发电机;2.2.4.2 并网后应立即通知汽机、锅炉,并带9MW初负荷;2.2.4.3 投入发变组热工保护;2.2.4.3 检查发电机定、转子无接地现象;2.2.4.4 退出微机同期控制器电源;2.2.4.5 及时增加励磁,并检查无功功率有无变化;2.2.4.6 及时投入氢气干燥器;2.2.4.7 检查主变冷却装置投入运行正常;2.2.4.8 并网后,发电机升负荷率由汽机决定。正常情况下,发电机定子电流即可增至额定值的50,由50Ie升至100Ie时间不应少于1小时,事故情况下,发电机定子电流增加速度不受限制,但应对
17、发电机各部温度加强监视;2.2.4.9 发电机负荷60MW及以上时,将6KV厂用电切换至#3高厂变供电,并检查#3高厂变冷却装置的运行情况;2.2.4.10 发电机带额定负荷时,应对发变组本体及一、二次回路作详细检查。2.3 励磁系统的操作2.3.1 励磁系统运行方式2.3.1.1 励磁调节器AVR两通道均应打至“自动”,此时调节器备用通道自动跟踪工作通道,手动方式跟踪自动方式;2.3.1.2 调节器在“自动”方式,当两个通道的TV故障时,调节器自动切换至“手动”方式 运行。2.3.2 AVR通道投入备用:(以通道为例)2.3.2.1 合上AVR的交、直流电源开关;2.3.2.2 将AVR通道
18、上的小拨轮开关拨至“ON”位置;2.3.2.3 检查控制面板上无“通道不许可运行”报警信号;2.3.2.4 按下控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮;2.3.2.5 按下控制面板上“RELEASE”及“CH ”按钮;2.3.2.6 按下控制面板上“AUTO”按钮。2.3.3 就地手动将通道倒至通道运行:2.3.3.1 检查通道备用正常,无报警信号;2.3.3.2 按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮;2.3.3.3 按下就地控制面板上“RELEASE”及“CH ”按钮。2.3.4 AVR通道由“MANUAL”切换至“AUTO”运行方式:2.3.4.1 检查AVR
19、通道自动调节功能正常,无“AUTO DISABLED”信号;2.3.4.2 就地切换:先按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮,然后按下就地控制面板上“RELEASE”及“AUTO”按钮;2.3.4.3 遥控切换:检查控制方式在“REMOTE”,在DCS发出“AVR AUTO”命令;2.3.4.4 检查发电机电压及无功正常。2.3.5 AVR通道由“AUTO”手动切换至“MANUAL”运行方式:2.3.5.1 就地切换:先按下就地控制面板上“RELEASE”及“LOCAL”按钮,然后按下就地控制面板上“RELEASE”及“MANUAL”按钮;2.3.5.2 遥控切换:检查控制
20、方式在“REMOTE”,在DCS发出“AVR MANUAL”命令;2.3.5.3 检查发电机电压及无功正常。2.3.6 励磁调节器AVR的保护功能2.3.6.1 过电流保护:该保护由正时限和反时限两部分组成;2.3.6.2 P/Q-保护:预防发电机欠励磁和避免发电机在稳定极限以外工作;2.3.6.3 AC过电压保护:吸收由可控硅换向和功率系统瞬变产生的电压尖峰;2.3.6.4 DC过电压保护:保护励磁绕组;2.3.6.5 励磁接地故障监视器:用于检测转子回路,功率回路及机组运行时励磁变的低压绕组上的接地故障。第三章 发变组的运行3.1 总则3.1.1 发电机允许负荷变化范围为50%100%PN
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