发电机的异常运行及处理

1、发电机的异常运行及处理 发电机的异常运行及处理 李 伟 清 教授级高级工程师 2013-5 内 容一、发电机的正常运行方式1-1 发电机的铭牌出力和运行范围图1-2 发电机运行监视和维护二、发电机的异常运行分析和事故处理2-1 发电机进相运行1. 进相运行对吸收电网无功功率和调压的作用2. 进相运行机理、能力（深度）及限制条件2-2 发电机失磁异步运行1. 发电机运行中失磁的原因及特点2. 失磁机组运行对电网的影响及处理的有关规定2-3 发电机失步振荡和处理 1 发电机发生振荡失步的原因及现象 2 发生振荡时的处理规则及措施 3 一起发电机振荡失步处理实例2-4 防止汽轮发电机组超速运行事故1

2、 .关于机组超速运行事故的事例及界定2 防止机组超速运行事故的措施一、发电机的的正常运行方式1-1 发电机的铭牌出力和运行范围图发电机的正常运行方式是指按照制造厂规定的技术条件和铭牌数据运行的方式，发电机可在这种方式下，在出力图范围内长期连续运行。 发电机铭牌上标明了以下额定数据：额定功率、额定电压、额定电流、额定功率因数、额定频率、额定励磁电压及电流、额定转速等。还标明了冷却介质的温度及压力等。 额定功率是指额定功率因数时发电机端输出的视在功率（以MVA或KVA表示），也可以是发电机端的有功功率（以MW或KW表之）。发电机按以上条件，在各相电压及电流都对称的稳态状态下运行时，具有损耗少、效率

3、高、转矩均匀等较好效能，故运行部门应力图保持发电机在正常状态下（按铭牌规定的技术数据）稳定运行。 发电机正常运行时各主要参量（电压、电流、频率、功率因数）的允许变化范围：发电机运行电压的变化范围在额定电压的正负5%以内而功率因数为额定值时，其额定容量保持不变；发电机连续运行的最高允许电压不得大于额定值的110%；最低运行电压不得低于额定值的90%，此时定子电流不得超过额定值的105%，以保持定子绕组温升不超过规定值；发电机应能在额定功率因数，频率变化不超过正负0.5Hz时，按额定容量运行；发电机应在迟相功率因数不大于0.95,进相功率因数不小于0.95范围内，按额定容量运行。图1-1、系发电机

4、的出力图，即运行范围图。 图1-1 发电机运行范围图1-2 运行发电机的监视和维护发电机运行时，必须认真地进行维护和检查，以便及时发现异常情况，尽快消除缺陷，保证发电机安全持续运行。对发电机的运行维护检查工作主要有以下几个方面：1， 检查发电机各部分（定子、转子绕组及定子铁心）及冷却介质（进出口风温及水温）温度是否正常；2， 考察发电机组振动及声音是否正常。定时测量机组各轴瓦及轴的振动幅值是否在有关标准规定范围内；3， 对于氢冷发电机，应检查氢气纯度、氢压和湿度是否符合规定。以确定是否应分别进行排氢、补氢和氢气干燥器是否失效；4， 定子内冷水系统应经常保持水质合格，水温、水压及流量正常。当定子

5、绕组温度升高报警或发现温度不正常升高时，应判明水系统有无阻塞，并立即提高水压增加水流量，必要时应降低发电机负荷，使最高温度不超过监视值；5， 采用三机励磁系统（也包括机端静止励磁）的发电机，滑环及电刷是较易发生故障的环节，必须定时仔细检查及维护。6， 发电机可承受的短时过负荷在事故情况时，允许发电机定子及转子绕组短时间内过负荷运行，制造厂及运行部门对于1200MVA及以下容量的发电机均按下式及下表计算过电流倍数及时间: (I²-1)t=37.5s 式中， I, 定子过电流的标幺值； t, 持续时间, s, 适用范围1060sI/Ie1.271.321.391.501.692.17 t

6、 605040302010 运行人员处理过电流的原则是，在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流至正常值，但不得使电压过低；如不能使定子电流降至正常值，则必须降低发电机有功负荷或切掉一部分负荷。 二 发电机异常运行分析及事故处理当电网或发电机发生故障或事故导致的发电机的异常运行可分为两种类型，其一，发电机的电磁转矩基本未发生突变，但主要电气参数及运行行为偏离正常运行方式，如发电机三相电压及电流不平衡、电压及频率超出正常规定范围、进相运行、稳态异步运行、低频振荡等；另一类是外部扰动，使发电机电磁转矩发生突变，导致发电机输出功率与原动机（汽轮机或水轮机）输入功率失去平衡，使机组轴系发

7、生扭转振荡并产生动态响应，如突然短路、突然甩负荷、误并列合闸、故障重合闸等。这类因外部扰动发生的发电机异常运行故障，往往是由单一故障的延续发展导致事故并发，在故障发展过程中出现连续冲击和叠加振荡，造成发电机和轴系的损伤或损毁。2-1 发电机的进相运行1， 进相运行对吸收电网无功功率和调压的作用过去电网容量较小，发电机组大多靠近负荷中心并直接接到较低压电网上，发电机组的无功功率直接送到用户，因而需要发电机有较大的无功功率送出容量。发展为大电网大机组后，大机组直接接入高压主电网后，往往远距负荷中心，大机组送出无功功率主要是满足各级电网分层平衡的要求。大机组经高压长距离输电线路输送有功电力由于系统稳

8、定条件限制，不会超过线路的自然功率，例如，500KV输电线路的自然功率为1000Mw，线路产生的充电（无功）功率约100Mvar/100km，当线路输送的有功功率低于自然功率时，线路呈现充电功率过剩，将出现末端电压升高现象，需要电厂将过剩充电功率加以吸收。对此采取的措施有两种：一种是在电厂侧装设可投切的电抗器，另一是将发电机进相运行。此外，在变电站装设调相机来调节电网无功功率也是一种可行措施。相比之下，采用发电机进相运行具有经济、简便、可调节等系列优点。当前以大型发电机进相运行来解决电网运行中无功和调压问题已被世界各国广泛采用。我国的大型发电机从结构和技术特性皆具备额定有功出力时进相功率因数0

9、.95运行的能力。但实施条件则受厂用电源电压及电网结构所制约。2， 进相运行机理、能力和限制条件 。发电机并网运行后稳态电磁功率： Pm=EqU/XdSin Qm=EqU/XdCos-U²/Xd上式中， Eq,发电机同步电势 U, 受端电网电压 Xd, 包括发电机同步电抗、升压变、线路至受端电网间的等值电抗 ，发电机功率角发电机进相运行是一种同步低励磁（欠励）持续运行方式。从图2-1的发电机电势向量图分析看出，相对于正常的定子电流落后于电压的迟相运行而言，进相运行时功率因数角是超前的。 图2-1 发电机电势向量图将图2-1(a)电势三角形中，各边乘以u/xd，得出的图2-2功率三角形

10、：AB=UI=S，为发电机视在功率；AD=EB=UIcos ,为发电机有功功率，AE=UIisin 为发电机无功功率，以额定容量为基准时， OA=u/x=1/xd=kdl , AB=S=1BF额定视在功率或额定定子电流, kdl短路比_电机不饱和时，电势与励磁电流呈线形关系，以OB为半径的圆弧 BC即为额定转子电流圆。也相当于最大电磁功率。以AP为基点的垂线，右方为迟相运行区，发电机出力受转子电流及原动机出力限制；左方为进相运行区，发电机功率极限受静稳定及与发电机相连的系统阻抗的影响，要考虑静稳定储备。装有自动励磁调节器的发电机进相运行深度将有明显提高。图2-1中，留10%额定有功功率作静稳定

11、储备，如曲线MN所示。以=70ª75ª的直线作静稳极限。如曲线OL所示；装有自动励磁调节器但短路比及外连阻抗不同的进相运行极限，如编号14的一组曲线所示。 图2-2 发电机进相运行功率图 多年来，我国东北电网对多台大型发电机实施进相运行经验表明，发电机进相运行能力（进相运行深度）主要受以下因素限制 ： 1） 稳定和暂态稳定限制； 2） 发电机定子铁心端部过热；3） 发电机端电压和厂用电压的限制；4） 发电机定子过电流的限制 。 发电机进相运行时自动励磁调节器AER必须投入，以提高机组的运行稳定性，并根据电厂条件整定低励限制单元的进相无功数值。同时注意厂用电的电压，必要时应对

12、有关厂用变压器分接头进行调整。 图2-3系对YB电厂一台QFSN-600-2型600MW汽轮发电机组由进相运行试验确定的运行范围图。从本次试验得出的结论是：1） 影响发电机进相运行深度的主要因素是厂用电源电压；2） 自动励磁调节器投入后，对提高发电机进相运行能力（深度）有显著影响，在相同条件下约提高了25%。CD: 低励限制单元 Q=P/5-170。图2-3 由试验确定的600MW汽轮发电机进相运行范围2-2 发电机失磁异步运行发电机失磁异步运行是发电机因励磁系统故障，部分或全部失去励磁后的一种异常运行方式。其特点是在短时间内仍以低滑差与电网并列，并带一定有功负荷继续运行，但要从电网吸收较大无

13、功功率。1， 发电机故障失磁的原因及采用异步运行的意义因励磁系统故障使发电机失磁的原因主要有：励磁回路两点接地，灭磁开关跳闸；灭磁开关本身缺陷、误操作或维护检修不良、失磁保护误动、励磁调节器故障等。以上列举的失磁故障中多数是能在短时间排除的，因而提出了发电机失磁后是否可有条件的继续短时运行的问题。 多年来，国外及国内大量研究及试验表明，各种大中型汽轮发电机均有一定的异步运行能力，即发电机能产生较大的异步转矩，在互联电网运行条件许可时，带40%60%额定有功负荷继续运行1030分钟，而不会给发电机及电网带来危害。国外及国内有关技术标准都肯定了这种运行方式的可用性，几乎所有大的电机制造厂均将汽轮发

14、电机的异步运行能力列入产品技术条件。 根据电网条件和电源配置特点，使汽轮发电机失磁后采用异步运行方式的意义是： 1）消除发电机因失磁故障造成的满负荷解列、停机，提高发电机运行可靠性，并减少因此造成的经济损失和能源消耗； 2）减少发电机突然切除负荷、停机对轴系疲劳寿命的消耗。 2，汽轮发电机失磁异步运行的特点和限制因素1） 发电机无功功率反向及定子过电流 发电机失磁后，由于同步电势Eq(t)的衰减和功率角加大，将从原来的迟相转入进相运行状态，即无功功率反向 Q=Eq(t)U/Xd.cos U²/Xd AER不投入时，功率角达70即达进相状态，投入后，功率角将随其特性而有所增大。当功率角

15、达90，反向的无功功率将由电网供给，由发电机吸收以磁化转子。自电网吸收的无功功率约为 0.70.8Pe,此时，如发电机仍带额定有功功率，其吸收的无功功率将接近有功功率，发电机定子电流将超过额定额定值呈过流状态。试验及计算表明，只有将有功功率减至(0.50.6)Pe以下时，定子电流方可低于额定值。 发电机失磁过程功角及功率的变化示意如图2-4 所示，当发电机发生的异步功率（转矩）与调整后的原动机功率相平衡时，发电机即转入低滑差的稳定异步运行状态。 图2-4 发电机失磁后功角及功率变化示意图根据以上分析，发电机失磁后的异步运行状态与失磁前的同步运行相比有许多不同之处，由主控室的表计可以看出：（1）

16、转子电流表指示为零或接近于零，转子电压表有周期性摆动；（2）定子电流表摆动且指示增大，定子电压表明显下降，且随定子电流摆动；（3）有功功率表指示减小，无功功率表指示为负值，功率因数表指示进相。运行人员根据以上特点判定发电机失磁后，应将其自动励磁调节器应立即停用，其他相关机组的励磁调节器，必须继续工作。对于允许失磁异步运行的发电机，应按制造厂要求，降低发电机有功负荷，并在允许时间内查找失磁原因，尽快恢复励磁运行。如不能在允许时间内恢复励磁，则应将发电机与电网解列。2）发电机转子发热问题发电机异步运行时，在转子表面感应出的频率为sf的交变电流沿转子本体形成闭合回路，引起转子发热。以往曾认为，这是限

17、制异步运行的主要因素。后经国内外大量试验研究证明，即使汽轮发电机在接近额定负荷状态下稳态异步运行，平均滑差s亦不会超过1%，sf滑差频率电流透过转子表面深度较深，体积电流密度较小，不会像不对称运行时产生的频率2f负序电流那样，体积电流密度很大的负序电流产生产生局部高温。3）定子铁心端部发热问题发电机失磁异步运行时，定子铁心端部发热的机理类似于进相运行的极限状态，温度最高部位在两端阶梯形铁心及第12段边段铁心。因时间较短，温度尚未升至最高温度。4）电网中发电机采用异步运行的条件 （1）电网 发电机失磁后，由向电网送出无功变为吸收无功功率，因而要求电网要有足够的无功储备，要通过计算验证，以维持电网

18、无功平衡，避免电压崩溃，保证电网稳定。一般的原则是，位于电网送端区域性电厂，单机容量为该厂运行机组容量的20%及以下时，可容许该机失磁后异步运行，但对单机容量600MW及以上机组仍需慎重对待。，处于电网送端的电厂群或处于电网中枢点，单机失磁异步运行时，不影响送端电网和中枢点的无功平衡，则允许失磁异步运行。但对单机容量600MW以上机组仍需慎重对待。，处于长距离送电线路末端的电厂，电源平衡比较紧张，稳定问题比较突出，一般不允许失磁异步运行。，电网电压应满足的条件是，电网电压水平不应低于临界值。失磁后，快速减负荷至允许值进入稳定异步运行状态时，临界值的平均值约为（8590% ）倍额定电压。 （2）

19、发电机，定子电流平均值不超过按国家电力公司标准汽论发电机运行规程中短时过电流规定的容许值。如异步运行时间不超过3015分钟，则电流值不超过(1.051.1)倍额定电流。，定子铁心端部结构件和边端铁心的温度不超过制造厂规定值。，转子损耗：对气体表面冷却和内冷式氢冷发电机不应超过其额定励磁损耗；空冷发电机不应超过0.5倍额定励磁损耗。（3）厂用电失磁机组的厂用电压不得低于临界值（一般为额定电压的80%），低于此值时应由保护自动切换至备用电源。 4)， 水轮发电机，不管其转子有无阻尼绕组，失磁后产生的异步功率（转矩）远小于汽轮汽轮发电机，在很大转差下方能转入稳定异步状态，故不适于采用异步运行方式。图

20、2-5为其平均异步转矩示意图 图2-5 发电机平均异步转矩示意图2-3 发电机的失步振荡和处理1， 发电机发生振荡的原因及现象 发电机在运行中发生振荡可能有以下四种原因： 1），发电机与电网动稳定破坏； 2），发电机与电网静稳定破坏； 3），发电机与电网非同步合闸未能拖入同步， 4），发电机失去励磁。 以上四种振荡如图2-6所示。 图2-6 发电机振荡的产生 电网与发电机发生振荡时的现象 电网发生振荡时，各发电机和电源联络线上的功率、电流，以及某些接点的电压，将有程度不同的周期性变化，连接失去同步的发电厂或电网的联络线上的电流表和功率表摆动最大。电压摆动最大处即为电网的振荡中心，每一周期降低至

21、零值一次。随着离振荡中心距离的增加，电压的波动逐渐减小。如果联络线的阻抗较大，两侧的电厂的容量也很大，则联络线两端的电压振荡也很小。 发生振荡的发电机则可看到定子电流表的摆动最为剧烈，有功和无功功率表指示也摆动的很厉害；定子电压也有摆动但不会到零值；转子电压和电流都在正常值左右摆动；发电机将发出有节奏的呜鸣声；强行励磁一般会动作。发电机各参量变化如图2-7所示。 图2-7 发电机与电网振荡时各参量变化2，发电机发生振荡时的处理措施 发电机发生失步振荡时，会对发电机及电网造成剧烈冲击，并威胁电厂厂用设备的安全运行，严重时，将导致电网运行的崩溃电网大停电。应尽快创造恢复同步的条件。处理方法有两种，

22、即人工再同步和系统解列。 1）人工再同步 人工再同步的目的是使发电机与电网的频率接近，使发电机与电网间的滑差减小至零值，以恢复同步。具体作法是，降低频率升高了的送端系统发电机的出力，增加频率降低了的受端发电机的出力（当受端系统没有备用容量无法提高频率时，可限制部分负荷增加），以减小滑差平均值，使滑差经振荡变化后降至零值，如图2-8(a) (b)所示。 图2-8 人工再同步操作时滑差的减小 也可采用增大滑差脉动振幅的措施，即增加发电机励磁电流和电网电压，使发电机同步功率增大，促使机组的加速度的正负范围变大，最后导致滑差瞬时值的振幅最大值变大，最小值变小，当最小值为零时，即具备了恢复同步的条件。如

23、图2-8(c)-(d)所示。 从发电机运行状态调整考虑（瞬间同步后又脱出同步），处理电网振荡事故时，应首先采用使频率相等的措施。 2）系统解列 处理发电机与电网振荡的第二种方法是将发电机与电网解列，然后经过调整和并列操作，恢复成统一的系统。系统解列与人工再同步如何配合的几点意见：（1） 远区水电厂与大容量受端电网失步时，宜采取人工再同步的方法，因为水电厂增减出力快，可以将频率迅速调节至与受端电网相同；（2） 无恰当的功率分界点可作解列点，或因与电网的联络线的解列点不只一个，且分布在几个变电所时，宜采取人工再同步的方法。如此时采用解列的方法，前者要损失负荷，后者因解列操作复杂，易发生误操作事故；

24、（3） 由大系统受电的小系统，即“大送端小受端”系统，发生振荡时，小受端常无足够的备用容量提高频率，大送端又不容易降下频率，人工再同步常难以实现。具有这种特点的系统，振荡中心常常在受端内部，振荡时负荷点电压变化非常大，需要快速消除振荡，防止过多甩掉负荷，应采用自动解列的方式消除振荡；（4） 凡采用人工再同步方法作为消除振荡主要措施的，应以系统解列作为辅助措施。实践证明，在顺利条件下，实现人工再同步仅需12分钟，甚至几十秒，因之，一般规定，如在34分钟仍未实现人工再同步时，即应在解列点解列。 3， 一起发电机振荡失步处理实例 例某水电厂因系统稳定破坏录制的振荡处理过程。 图2-9 某稳定破坏事故

25、线路送端摄制的波形图事故共经历了30余次异步振荡，振荡周期由大（0.95s）变小（0.14s）,相应频率差f分别为1.05c/s及7.13c/s该系统规定，发生振荡时首先采用人工再同步措施，长时间（34分钟内）不能再同步时再解列系统。事故发生后，电厂首先减少水轮机出力，受端系统低频减载也切除部分负荷，至4.4s后频率差开始减小，振荡周期逐渐增大，至第33个周期，T=1.46s, f=0.685c/s,后进入衰减的同步振荡，证明经操作后再同步是成功的。2-4 防止汽轮发电机组超速运行事故1 超速的原因及事故实例汽轮发电机组由严重超速导致的发电机转子护环与转轴脱离及轴系断裂是发电机运行的一种恶性事

26、故，必须注意消除隐患，杜绝事故的发生。 通常，机组的最高转速在汽轮机调节系统动态特性允许范围内称正常转速飞升。超过危急保安器动作转速至3600r/min称事故超速，大于3600r/min称严重超速。严重超速能造成汽轮发电机轴系严重损毁甚至报废，是对汽轮发电机组设备破坏性最大、甚至可称作灾难性的事故。多年来，对汽轮发电机组超速损坏事故统计表明，中小容量机组的超速损坏多数由于汽轮机调速系统故障失灵、透平油质不合格及运行人员操作失误、未严格执行检修操作规程等原因引起，大型机组除以上原因外，还有轴承失稳，临界转速偏低等原因。 超速事故实例1） JR电厂一台QFQS-200-2型200MW汽轮发电机于1996年1月正常带180MW运行时，由于厂内电缆沟起火，发电机紧急跳闸停机，汽机主汽门关闭时，由于供热抽汽管阀门关闭不严，使抽汽管内的蒸汽又冲回到汽机缸内，造成汽机继续升速，总超速时间约6min，转速升至36004352r/min，其中转速达4352r/min约1min。停机后对发电机进行检查结果:部位检查结果转子槽楔未发现异常及松动护环及中心环未发现裂纹及异常风扇环座未发现裂纹，但外移了28mm风扇叶片汽侧：个别叶片有磨损，密封瓦上下半挡油盖均有被叶片划伤痕迹。励侧：有两个叶片边角被磨掉，密封瓦上