黄岛规程-发电机的正常运行及调整.doc

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1、发电机的正常运行及调整1.5.1 正常情况下，发电机应按制造厂铭牌规定运行，不得超出铭牌规定运行参数。1.5.2 发电机可以在下列工况下长期输出额定功率运行：（1) 冷氢进口温度：不大于46；（2) 氢冷器冷却水进水温度：不大于35；（3) 定子绕组冷却水进水温度：不大于50；（但应大于冷氢温度）（4) 氢压在额定值0.5MPa，氢气纯度不小于95%；（5）电压变化范围为5%（6）频率变化范围-3%+3%1.5.3 发电机及其辅助系统正常运行中的参数按下表规定执行：参数正常值允许工作范围低报警高报警跳闸值润滑油系统进油温度（）3827-49出油温度（）6560-7177油压MPa0.10.08

2、-0.12 0.082 0.06轴瓦温度（）7065-7799107密封油系统空气侧及氢气侧进油温度（）4540-49两侧相差在2.2K之内（振动大时控制在1.1K）4049氢油压差（MPa）（高于氢压）0.0830.055-0.0970.035氢气冷氢温度（）注：各冷却器出口氢温的温差不超过2K4640-484050热氢温度（）随负载变化45-80氢压（MPa）0.500.48-0.520.480.52氢纯度（100%）95909990（正常运行），85适用于氢侧油泵停用期间额定氢压下氢气湿度（g/m3）2410氢消耗或漏量（m3/day）11.3_氢冷器冷却水温度（）35最大36流量（m3

3、/h）740-900工作压力（MPa）0.20.5最大0.8（或现场验收或维修的试验压力最大值）。定子线圈冷却水及线棒温度进水温度（）大于冷氢温度45-504253总水管出水温度（）8085总水管出水对进水的温升（K）约2031线棒出水温度（）8590线棒温度（）90线棒最大温差（K） 4810（层间） 14同一类水路出水温差（K） 4108(出水) 12定子线圈冷却水流量（m3/h）116定子绕组进出水压差（Mpa）0.19-0.23额定流量为80%时的压降值额定流量为70%时压降值，延时30秒定 子 铁 芯（）120转子线圈温度（）110定子端部结构件允许温度（）180定子水电导率（S/c

4、m）1.5高：5高高：9.5离子交换器出水电导率（S /cm）0.1-0.41.5氢压高于水压（kPa）35定子水箱气压（kPa）1442发电机轴振（双幅值，单位mm）0.080.140.1250.25励磁机轴振（双幅值，单位mm）0.100.160.1250.25运行时励端轴承绝缘（）11.5.4 运行中应监视发电机及其辅助系统参数，若参数与正常参数相比较有较大变化，应认真分析原因，汇报领导，采取措施。1.5.5 发电机电压、电流、频率、功率因数的运行应遵守下列规定:（1) 发电机定子电压在额定值的5%(19-21kV)范围内波动，相应定子电流可在额定值的5%(20110-22227A )范

5、围内波动，且当功率因数为额定值时,其发电机额定容量不变。（2) 发电机最高运行电压不得超过额定电压的110%，最低运行电压不能低于额定电压的90%。当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长时间允许运行的数值不得超过额定值的105%。（3) 发电机正常运行时应保持定子三相电流平衡，发电机允许在三相电流不平衡情况下运行，但此时定子三相电流之差最大不得超过额定值的10%，且最大一相不超过额定值。（4）发电机额定功率因数为0.90，在AVR投入“自动”时允许在不大于0.97（滞相）范围内长期运行。（5）发电机频率应保持在50Hz运行，其变化范围不超过0.2Hz。1.6 发电机非正常运行方式

6、1.6.1 发电机在事故情况下允许短时间定子过负荷运行，同时也允许转子绕组有一定的过负荷，过负荷次数每年不得超过两次。1.6.2 发电机定子绕组允许短时过负荷而不发生有害变型的能力：允许持续时间 s103060120定子额定电流 %226154130116对于其它允许过电流时间与过电流倍数可用下式计算：（I2*21）*37.5s ，式中：I2*为定子过电流的标么值 ，为持续时间，适用范围1060s 。1.6.3 发电机有承受负序电流的能力，发电机长期稳定运行时其负序电流应不大于额定电流的10%（2119.6 2116.9A），短时负序电流应满足I2*2*t10。1.6.4 励磁绕组短时过负荷的

7、能力：过流时间（S）103060120额定电流%208146125112正常运行中定子或转子绕组温度较高时，应适当限制短时过负荷的倍数和时间。带缺陷运行时，不允许短时过负荷。1.6.5 发电机具有调峰运行能力，当电网需要时发电机允许进行调峰运行，并能承受50%额定负荷的突然变化。1.6.6 发电机的进相运行（1） 发电机具有进相运行的能力，发电机进相运行时应按照发电机的P-Q曲线和发电机的V型曲线运行。（2）发电机进相运行的条件：发电机下列运行条件满足时，可按规定进行进相运行：A #5、6机组有功负荷在500MW以下。B发电机运行工况正常，定、转子冷却方式符合规定 ，冷却介质温度、流量在额定范

8、围C B 自动调节励磁装置良好，运行正常，强励限制、低励限制、失磁保护投入。D C 发电机的端电压、厂用母线电压不低于额定值的95%，即发电机端电压大于19KV、6KV母线电压大于5.7KV、400V母线电压大于361V。E D 发电机定子线圈及铁芯温度在允许范围内。(3) 发电机进相运行深度规定A 发电机在不同负荷下可吸收系统无功的数值由发电机进相试验确定。规定如下：过流时间（S）额定电流%5机10有功（MW）3039060500208吸收的最大无功(MVAR)14637.81255.06机有功（MW）373500吸收的最大无功(MVAR)92.857.7B 进相运行连续时间一般不超过8小时

9、。(4) 发电机进相运行期间的监视项目：A发电机端电压、厂用母线电压不低于于额定值的95%。B 发电机励磁调节器应在“自动”方式运行，不得运行在“手动”方式。C 发电机冷却系统的压力、流量、温度正常。D 发电机定子线圈温度不超过90，端部铁芯温度不超过120。E 发电机温度巡测表半小时记录一次。F 就地检查发电机、励磁机系统各部件运行情况无异常。(5) 发电机进相运行期间的异常处理A 发电机进相运行期间，若发生振荡或失步，应立即增加发电机无功，减少发电机有功，稳定发电机运行。B 采取上述措施无效时，根据发电机振荡程度及时将发电机解列。C发电机进相运行期间，若发生异常如发电机端部温度升高过快或超

10、过规定值等，应立即停止进相运行。1.7 发电机励磁系统的运行UN 5000静态励磁系统有两种控制方式即发电机恒机端电压控制（自动）和恒励磁机磁场电流控制（手动），两方式相互跟踪，相互切换。发电机正常运行采用发电机恒机端电压控制方式，恒磁场电流控制一般仅下列情况采用： （1）发电机启动。（2）自动电压调节器自动方式故障。（3）发电机2PT、3PT保险熔断。（4）试验操作。1.7.1 自动励磁调节器的运行方式： （1）自动励磁调节器具有双自动通道系统含有两个相同的自动电压调节器通道，每个通道还具有独立的、带门极脉冲触发器的后备控制板（2）正常运行时，应采用自动电压调节器“自动方式”运行,两个AVR

11、 通道之中的一个处于备用状态两个通道使用各自独立的PT，若运行通道出现 PT 断线时，从运行通道的自动方式切换到备用通道的自动方式。如果两组 PT 都出现故障，切换到手动。通道之间的切换以及自动手动的切换都是自动和无扰动的。1.7.2 发电机励磁系统的运行（1）发电机正常运行时。应采用自动电压调节器“自动方式”运行，当自动电压调节器交流回路故障时自动电压调节器将自动切换至“手动方式”运行。（2）发电机采用高起始响应励磁系统，若电力系统出现故障，发电机可在0.1s内可以达到2倍额定励磁电压,强励持续时间20s。（3）发电机具有失磁异步运行能力，励磁系统故障后应在60 30s内将发电机降至50 6

12、0%的额定负荷，90s内将发电机降至40 30%额定负荷，总失磁运行时间不得大于15分钟。1.7.3 发电机励磁调节器的调整范围（1）发电机空载时在20%110%额定电压范围内稳定平滑调节整定，电压的分辨率不大于额定电压的0.2%。（2）手动励磁控制单元保证不大于20%空载励磁电压到不小于130%额定励磁电压值的范围内进行稳定平滑地调节。1.8 发电机在运行中的监视与检查1.8.1 发电机正常运行时应按运行日志内容每小时抄表一次。1.8.2 严格监视各种参数，各参数符合发电机及其辅助系统运行参数表中规定值，发生异常时应采取相应措施，进行必要的操作调整。1.8.3 根据调度下达的负荷曲线和系统电

13、压情况，合理、经济地调整发电机有、无功负荷。1.8.4 正常运行中应定期对发电机及其所属设备全面检查一次，发电机定子绕组、定子铁芯和进出水、进出风温度每小时必须检查一次。当外部发生故障或发电机有缺陷时，应加强监视与检查。1.8.5 正常情况下值班员应根据定子绕组的槽号与测量元件对应编号每两小时对照分析一次发电机水温和线棒温度。1）在运行中当负荷等于或大于75额定值时，上述A类或B类两种水路中如发现同一种水支路出水测温元件温差达8K或层间测温元件达10K时，温度巡测仪发出报警，运行人员应加强监视，必要时申请解列停机检查，如果温度继续上升，同一种水支路出水测温元件达12K或层间测温元件温差达14K

14、，应立即停机检修。2）在低于75额定负荷运行时各类水路中各个层间或出水温度偏离其平均值达6K时发出报警，应加强监视，及时查找原因并处理。 1.8.6 在未进行特殊的温升试验以前，发电机不允许超过铭牌的额定数值运行。1.8.7 发电机的电压、电流、频率、功率因数不应超过“发电机正常运行方式”之规定。1.8.8励磁调节柜的监视与检查发电机正常运行时应对励磁调节柜进行以下检查：A 屏内各指示表计正确，双自动通道在并联运行状态时，应定期检查两个通道的输出电压相等，输出电流之差在范围内。B 屏内各指示灯与运行方式一致。C 屏内无异常指示灯亮。D 屏内小开关的位置与运行方式相符合。E 检查备用励磁调节装置

15、对自动励磁调节通道的跟踪情况是否正常。F手动感应调节器在良好备用状态，所处备用调节位置应满足要求，开关控制熔断器应良好。1.8.10 发电机定子绕组和定子绕组水支路温度的监视(1）与温度监测有关的水支路：定子内冷水进入励磁端或集电环端的总进水回流管经绝缘引水管分别从三路支路流入定子绕组。类：从励磁端或集电环端的上层定子线棒的端头流入线棒，经线棒槽部流至线棒的汽端端部，经绝缘引水管流到汽端总出水管。这部分内冷水只冷却上半匝线圈共有42路。类：从励磁端或集电环端的下层定子线棒的端头流入线棒，经线棒槽部，流经线棒汽端端部。最后流经引水管流到汽端总出水回流管。这部分冷却水冷却下半匝线圈。共42路。C类

16、：从励端的定子并联引线即绕组连线通过绝缘引水管流入机座下部的出线中的主引线，再经过绝缘引水管流入出线盒内的小出水汇流管形成6路并联水支路至汽端出水回流管。(2) 发电机定子绕组和定子水绕组水支路的温度监视A 监视要点：a. 因为上、下层线棒及C类水支路截面积和电流密度不同而且C类支路长度也不同A、B、C类水支路中出水平均温度有几度差异是正常的。C类水支路的长度不相同，各支路出水温度也可能不同。b.为每个出水热电偶制定一条出水温升对应于定子电流的温升曲线，这样在任何负荷下都可以将实测的温度与预计的温度进行比较。c.采用上（下）层线棒水路中最高温度与最低温度之差的方法（同类水支路）进行比较。d.层

17、间温度与出水温度进行比较,若任一定子绕组层间电阻测温元件显示异常读数，则检查相应绕组出水温度测温元件，反之亦然。e.在定子绕组第一次冲洗和在发电机刚投运而未投励磁之前必须同时测录在接线柱上和主控室仪表上各出水口测温元件以及每个层间测温元件的读数，二者应该很接近。并以此判定测量仪表及线路是否正常可以投运。B 监视要求：机组在正常运行时采用数字式温度巡测仪进行温度巡测、记录。一般每隔2小时应对发电机的运行工况参数及温度和温差加以记录，若发现异常应缩短记录间隔。各部分的最大温升及温度高限见下表：测温元件及测温方式限值报警上层或下层线棒同类水支路出水最高与最低的温差8K绕组层间最高与最低的温差10K绕

18、组层间最高温度90总出水管出水最高温度85总出水管出水对总进水管进水温升31K上层或下层线棒出水最高温度85并联引线、主引线、主出线等独立串联水支路出水对进水的温升31K停运上层或下层线棒同类水支路出水最高与最低的温差12K绕组层间最高与最低的温差14K上层或下层线棒出水最高温度90并联引线、主引线、主出线等独立串联水支路出水温度901.8.11 定子线圈和定子绕组水支路温度异常的处理：(1) 定子线棒支路出水温差达到8K而小于12K；线棒或总出水管出水温度达85；并联引线主出线进、出水温升达到31K；层间最高温度达90则：A 稳定负荷，记录所有测温元件的温度读数。B 在发电机测温端子板上直接

19、测量和记录上述温度读数以确认监测系统是否故障。C 增加或减少15%-20%负荷，以5%为一级逐级增加或减少，并保持每级负荷稳定一定的时间使读数稳定。如果在不同负荷下某个读数始终显示异常读数，说明测温元件有问题。D 原因不清则申请停机对机内进行进一步检查。E 发电机解列后待温度基本稳定时测量同一类水支路的测温读数，若读数一致，说明水支路有问题。若仍然有上述异常，则测温元件或线路有问题。(2) 发电机出水温差接近12K或总出水温度接近90或层间温差接近14K。机组先降10%负荷使温差或温度低于限值，并核对读数的正确性。若确属内部有问题则解列停机。(3) 并列引线、主引线和出线套管内导电杆、中性点母

20、线中，因各个部件的水阻差异较大，因此他们之间不能相互比较，对这些温度应跟踪其趋势，如果他们偏离正常值5K，则应加以分析。当其中任一温度中有接近90的，则降低汽机负荷以确认读数是否为真。当达到90时，则发电机应解列处理。(4) 在任何负荷下如果定子上层绕组或下层绕组线棒的出水高/低温差中有接近12K或槽内层间的高/低温差中有达到14K，则必须降低负荷以验明读数的真伪。如果读数为真，当温差再次到限制值时则必须发电机解列。1.8.12 发电机设有内部放电监测无线射频装置，通过装在发电机中性点接地线上的频率变送器，监视发电机线圈或其他带电部件的机内局部放电事故。1.8.13 发电机正常运行中每1小时检

21、查发电机电刷的磨损情况。1.9 发电机辅助系统运行中的监视与检查1.9.1 氢气、密封油系统(1) 发电机氢压降低至额定值的95(0.48MPa)时，应进行补氢，提高氢压。补氢结束时，氢压不得超过允许值的上限。氢压允许波动范围为5(0.480.52MPa)。(2) 发电机内氢气纯度一般不得低于95，正常应维持在96以上，机内氢气湿度应控制在露点5或4gm3以下。(3) 氢冷器的冷却水进水温度最高为36。(4) 密封油压应高于氢压0.084Mpa，允许在0.0550.097MPa范围波动。空侧与氢侧的密封油压差不应超过490Pa，备用高压油压应以0.92.0MPa为宜。(5) 氢气干燥器在发电机

22、运行时，不可脱离运行。当机内氢气湿度大于露点-5（或4gm3）时，应检查去湿装置是否失效，同时进行排污和补充新鲜氢气。氢气湿度超过露点-5时，应设法恢复至正常值。(6) 应合理调整氢气干燥器制冷系统的膨胀阀开度，选定最佳工况和运行方式，集水盒应每天一次放液。(7) 检漏计、湿度计和自动测温装置，指示应在正常范围内，否则应查明原因进行相应处理。(8) 发电机排污管处的油水继电器应定期检查。不论有无液位指示，均应每日白班排放一次并做好记录，一旦发现大量油水积存，应及时放净并查明原因。(9) 发电机冷氢温度在4048范围内时，发电机最大负荷不应高于额定值的1.1倍。冷氢温度超过额定值46时，如果定子

23、绕组及定子铁芯的温度不超限时，可不降低发电机的容量；当定子绕组及定子铁芯温度超过允许值时，应迅速降负荷。冷氢温度超过50而无法处理时请示停止发电机运行。(10) 发电机氢压低于额定值运行时，其负荷应控制在相应的出力曲线允许值内,并注意监视发电机各测温点温度。(11) 发电机各氢冷器冷氢温差应在2以内，出口各测点氢温差应在所带负荷的正常范围内，若温差显著增大，则表明发电机冷却系统已异常，应及时分析原因，采取措施予以解决。1.9.2 定子内冷水系统(1) 发电机的进水温度应控制在4550之间，当进水温度达50时，首先应该投入备用冷却器运行，如仍不能达到要求，但发电机定子绕组出水温度以及定子绕组温度

24、确未超过允许值时，可以不降低发电机的负荷，否则应降低发电机的负荷。进水温度不允许超过53。(2) 发电机的内冷水出水温度高于正常运行值时，应立即检查发电机的进水温度，压力和流量；如果进水温度高，则应检查水冷却器的冷却水系统是否正常，必要时进行调整。如果一切正常，可在不超过最大允许工作压力的条件下，提高发电机的进水压力，增加冷却水流量，以降低发电机的出水温度。如果发电机出水温度经压力调整后仍高于额定值，则应降低发电机的负荷。(3) 发电机的内冷水进水温度应大于冷氢温度45，防止机内结露。(4) 正常运行时，发电机壳内的氢压大于定子绕组冷却水的水压，其压差降低到35KPa时报警。1.10 发电机的

25、特殊检查和维护,除对发电机进行运行中的正常检查外,还应对发电机进行下列特殊检查和维护:1.10.1 定子内冷水箱内的排氢量每天可达20升左右，积累压力大于0.042 0.035MPa时安全阀动作并记录其流量，0.042MPa发定子内冷水箱压力高报警。1.10.2 当发电机处于充氢状态时必须始终投入空气侧回油箱的排烟机运行，以防回油中的氢气进入主油箱。1.10.3 当封闭母线外套内氢气含量大于1%则立即查明原因。1.10.4 应经常监视油密封系统，若漏氢量突然增加则立即查明原因。1.10.5 若发电机运行2个月以上，若有停机机会对定子进行反冲洗。1.10.6 若发电机定子内冷水导电率突增，则立即检查水冷器或补充新水。1.10.7 冬季停机时应使发电各个部分的温度维持大于5，以防止定子水冻结。