主变压器规范书及自并励静止励磁系统技术协议书

检索号37-F2972CB-D03嘉峪关宏晟电热有限责任公司二期工程2×300MW机组主变压器技术规范书主变压器技术规范书1、总则1.1本技术规范书适用于嘉峪关宏晟电热有限责任公司二期(2×300MW)工程的主变压器。它提出了对该变压器本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求及供货范围。1.2本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应保证提供符合本技术规范和有关工业标准的优质产品。1.3如果供方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着供方提供的设备完全符合本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。1.4本技术规范书所使用的标准如遇与供方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。1.5本技术规范书经供、需双方共同确认后，作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。1.6本技术规范书未尽事宜，由供、需双方协商确定。2.设备规范2.1名称：主变压器2.2型式：三相式、强迫油循环、强迫风冷、双线圈铜绕组无激磁调压、户外式。2.3台数：2台2.4用途：300MW发电机升压变，与发电机通过封闭母线直接连接。2.5主要技术参数2.5.1型号：SFP10-370000/3302.5.2系统最高工作电压(高压侧/低压侧)：363kV/23kV2.5.3额定容量：370MVA2.5.4额定电压(高压侧/低压侧)：363/20kV2.5.5额定电流(高压侧/低压侧)：588.5/10681A2.5.6额定频率：50Hz2.5.7相数：三相2.5.8空载电流：≤0.3%2.5.9阻抗电压：14%允许偏差：±5%，且两台变压器一致2.5.10调压方式：中性点无激磁调压调压范围：363±2×2.5%2.5.11中性点接地方式：330kV侧直接接地运行2.5.12冷却方式：强迫油循环强迫风冷，采用分散冷却方式。2.5.13变压器本体不带小车滚轮，带整体钢底座。2.5.14连接组标号：YN,d112.5.15极性：减极性2.5.16套管相序排列：20kVabcOOOOOOO330kV0ABC2.5.17套管电流互感器配置装设位置型号电流变比每相台数准确级备注高压侧330kVLRB1000/1A25P30：60VALR1000/1A10.5：50VA高压中性点LRB200～400/1A25P30：50VA注：套管电流互感器二次接线桩头应有防渗漏、防转动措施。2.5.18损耗及效率(额定电压、频率及额定容量COSφ=1归算到75℃时)a、空载损耗：<220kWb、负载损耗：<860kWc、其他附加损耗：<30kW(包括：风扇电机，潜油泵等附属设备的损耗)d、总损耗：<1080kWe、损耗允许误差：无正误差f、效率：不小于99.7%3.使用环境条件3.1环境温度：3.1.1最高气温：38.4℃3.1.2最低气温：-31.6℃3.2海拔高度：1621m3.3最大风速(离地面10m处10min的最大平均值)：34m/s3.4平均相对湿度：47%3.5耐受地震能力(承受三周正弦波，水平和垂直加速度同时作用，并考虑引出线端部套管连接导线及振荡的影响)：7度，水平加速度0.25g，垂直加速度0.125g。4.技术要求4.1设备满足的技术标准以现行国家标准及两部共同制定的有关技术措施为依据，国标未列部分参考IEC标准。供方提供的设备应符合但不限于下列现行有效版的规范和标准：GB1094.1～1094.5——《电力变压器》GB6451.1～6451.5——《三相油浸电力变压器技术参数和要求》GB311.1——《高压输变电设备的绝缘配合》GB311.6——《高电压试验技术第五部分：测量球隙》GB311.7——《高压输变电设备的绝缘配合适用导则》GB5582——《高压电力设备外绝缘污秽等级》GB/T15164——《油浸式电力变压器负载导则》GB763——《交流高压电器在长期工作时的发热》GB2706——《高压电器动热稳定》GB2536——《变压器油国家标准(新来油)》GB7595——《设备中变压器油指标》GB191——《包装贮运标志》JB2420——《户外、防腐电工产品油漆》GB763——《交流高压电器在长期工作时的发热》GB5273——《变压器、高压电器和套管的接线端子》GB50229——《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB5027——《电力设计典型消防规程》GB10237——《电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙》其他有关的现行标准。4.2绝缘水平一分钟工频耐受电压kV(有效值)雷电冲击电压kV(峰值)操作冲击耐受电压kV(峰值)(250/2500μS)全波(1.25/50μS)截波高压侧54512571390高压中性点90197低压侧591341504.3温升限值部位温升限值K线圈60顶层油50油箱及结构件表面75制造厂在变压器出厂时应提供温升试验报告和温升试验前后的油气色谱试验报告。4.4过载能力供方提供变压器允许短时间过载的能力，并不能低于以下数值。(绕组最热点温度小于140℃)过电流(%)2030456075100允许运行时间(分)48012060452010过载前为满负载运行并在3.1款环境温度下。4.5过激磁能力供方提供(以额定电压为基准，在额定频率下)，但不低于以下数值。运行条件空载满载过电压倍数1.11.21.31.051.11.4允许运行时间连续30分钟1分钟连续20分钟5秒4.6承受短路的能力供方应提供变压器承受外部短路能力的计算报告及经受短路后所需采用的相应措施。变压器至少能承受330kV为无穷大系统的外部短路电流，持续时间为3秒的动、热稳定效应而无损伤，绕组没有不允许的变形及位移，且可继续运行。4.7变压器应具备承受发电机电负荷的冲击能力和承受发电机甩负荷过电压能力。在变压器与发电机相连接的端子上能承受1.4倍的额定电压历时5秒钟。4.8工频电压升高时的运行持续时间电压220kV~500kV级电力变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下表要求。工频电压升高时的运行持续时间工频电压升高倍数相-相1.101.251.501.58相-地1.101.251.902.00持续时间<20min<20s<1s<0.1s4.9局部放电按照国标要求施加试验电压，在1.5倍最高相电压下，局部放电量应小于100PC，出厂时向用户提供各端实测值，变压器在冲击、工频耐压试验前后应按有关标准及方法，分别进行局部放电试验及色谱分析，并将其结果提供给用户。4.10电晕及无线电干扰水平在1.1倍最高相电压下，户外晴天夜晚应无可见电晕，户外晴天的无线电干扰水平应小于：2000μV。4.11变压器绕组的匝间工作场强：应不大于2kV/mm4.12噪音水平当冷却器、风扇、油泵不投入运行时，在距变压器外壳0.3米、离地高度为1/3和2/3变压器本体高度处噪音水平应小于75dB；当冷却器全部投入时，在距变压器外壳2米、离地高度为1/3和2/3变压器本体高度处噪音水平应小于75dB。4.13供方应提供零序阻抗实测值。4.14与封闭母线的配合由变压器制造厂在产品设计完成后召开设计联络会，邀请封闭母线制造厂、需方共同讨论配合事宜，并对设计方案最后审查。4.15变压器和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。所有变压器的铁芯均应通过小套管从油箱上部引出可靠接地，并配置接地线引下支持绝缘子。接地处应有明显接地符号或“接地”字样。4.16变压器铁芯应采用进口优质低损耗冷轧矽钢片。4.17变压器的铁芯应有强力定位，能承受运输冲击加速度3g，防止运输过程中移位。4.18变压器本体及其所有附属设备(包括冷却器、风扇电机、控制箱及端子箱等)应满足水喷雾或冲氮灭火的要求。4.19变压器各部分应有必要的起吊装置。4.20变压器轨距：纵向1435mm横向3×2000mm4.21套管4.21.1套管绝缘水平装设位置冲击全波试验电压kV(峰值)(1.25/50μS)冲击截波试验电压kV(峰值)一分钟工频试验电压(有效值)kV湿试干试高压侧12571390545545高压中性点19790295低压侧134150851104.21.2泄漏比距：≥2.65cm/kV(按系统最高电压)4.21.3套管端的允许荷载(水平、垂直、横向)不小于：高压套管：2000N高压中性点套管：1500N低压套管：3150N安全系数：长期荷载安全系数为2.5短时荷载安全系数为1.674.21.4局部放电：1.5倍最高相电压下的局部放电不大于：10PC4.21.5套管的额定电流(A)：1200/15000（高压/低压）4.21.6供方应提供套管出厂时的全部型式试验及出厂试验报告。4.21.7套管中的油应与变压器本体相同。4.22冷却器和控制箱4.22.1采用大功率冷却器，备用台数应不少于1台，并可在控制箱内任意设置某一台冷却器为备用状态。4.22.2当全部冷却器退出运行后，变压器满载、环境温度为最高温度时允许的运行时间应不小于30分钟。4.22.3供方应提供当失去全部冷却器设备的情况下，允许运行的负荷及相应时间负荷(MVA)最小负荷50%75%100%时间(分)连续4.22.4供方应提供不同台数冷却器工作时，允许长期运行的负荷及满负荷运行时间。冷却器投入台数12345允许长期运行的负荷(%)满负荷运行的时间(分)4.22.5变压器冷却系统应按温度及负载情况自动投入或切除相应的冷却器。切除故障冷却器时，备用冷却器自动投入运行。4.22.6冷却器、潜油泵电机的电源电压采用380/220V，由双路供电，正常一路工作,另一路备用，当工作电源因故障切除后，备用电源自动投入。4.22.7变压器冷却系统应具有远方测温及报警功能。4.22.8工作电源、冷却器停止、故障，备用电源、备用冷却器投入时，均应发出信号，并可供远传使用，信号引出接点均应为独立接点（无公共点）。潜油泵电机、风扇电机应有过载、短路和断线保护。4.22.9潜油泵两侧阀门应保证关闭严密，以满足变压器抽真空的要求。4.22.10供方应成套提供冷却系统控制箱，冷却系统控制箱、本体端子箱为户外式，防护等级为IP54。控制箱中设电加热器，且应设有恒温去潮设备，能自动投切电源。冷却系统控制箱、本体端子箱（包括端子箱支架、门铰链、门锁及端子箱内部固定件等）全部采用不锈钢材料。控制箱内控制设备如熔断器、接触器、热继电器等全部采用天津梅兰日兰产品，端子采用的凤凰端子为阻燃、防潮型。控制图纸由用户确认后生产。变压器本体端子箱和风冷控制箱内端子应留有15%的备用端子。冷却系统电动机的电源电压采用交流380/220V，控制箱的控制电源电压为直流220V。冷却器应采取防腐措施。4.23油箱和油枕4.23.1变压器油箱的结构型式为钟罩式，钟罩与底座的连接处应有良好的电气通路，以防止连接螺栓发热。4.23.2变压器安装在水平基础上，油箱设计及升高座连管、变压器顶盖到油枕的油管安装应考虑变压器安装后气体有效进入瓦斯继电器。变压器不得有存气现象。4.23.3油箱密封并采用真空注油。油箱及冷却器应能承受住133Pa的真空度和正压9.81×104Pa的机械强度试验而没有损伤和不允许的永久变形。4.23.4油箱下部应设置供千斤顶顶起变压器的装置和水平牵引装置。4.23.5油箱上部应设滤油阀，下部装有足够大的事故放油阀。4.23.6冷却器的汇油母管及油箱上部出油母管上方应有放气塞。4.23.7油箱中、下部位应装设两只取油样阀，下部的取油样阀尽量装于油箱底部。4.23.8变压器油枕采用橡胶胶囊式，采用全密封结构。4.23.9变压器油枕应有注、放油和排污油、排气装置。4.23.10变压器油枕应装设带有油封的吸湿器。4.23.11变压器油枕结构应便于清理内部，其容积保证在环境温度38.4℃、满负载状态下油不溢出，在－32℃未投入运行时，观察油位计应有油可见。4.24变压器油：4.24.1油的牌号：＃45（克拉玛依生产）4.24.2油性能要求：a、含水量：<10PPMb、含气量：<1%c、耐压等级：>60kVd、90℃介质损耗系数：≤0.0054.24.3变压器厂应提供全部油量的110%油。4.24.4油的保护方式：每台变压器应装设进口自动可燃气体监测仪，由供方提供具有计算机接口的选型，由需方确认。4.25测量、保护装置4.25.1变压器装设的瓦斯继电器应装设集气盒，集气盒的安装位置应能便于观察气体数量和气体采集。瓦斯继电器两侧装有蝶阀。瓦斯继电器提供两付能分别反映轻、重瓦斯的接点，由供方提供其动作值范围。瓦斯继电器要求加装不锈钢防水罩。4.25.2变压器应设有玻璃温度计的管座，管座设在油箱顶部，并伸入油内120±10mm。4.25.3变压器应配备绕组测温（并留有备用数量）和油温测温装置（为电阻式Pt100）。绕组测温应能反映绕组的平均温升，油温测量应不少于两个监测点，变压器两侧配置独立的双支测温铂电阻。4.25.4所测温度除在变压器本体上可观测外，还应能将信号远传至控制室。4.25.5变压器测温装置应配置相应的温度记录仪。4.25.6变压器应装有足够且可靠的压力释放装置，且注明喷油方向，并不朝向套管。压力释放装置动作后应有标志，并提供两付动作接点远传至控制室。4.25.7变压器本体上测温装置的端子箱或就地仪表的电缆应采用耐油、阻燃、屏蔽电缆；气体继电器至端子箱的电缆将其触点两极应分别引出，不合用一根多芯电缆。本体电缆敷设设置不锈钢槽盒。4.26无载调压开关4.26.1调压开关在电气和机械上应是坚固的，布置上便于监视和维护而不必开箱，并提供外部手动操作装置。4.26.2调压开关分接头的变换及导线布置应满足暂态过电压的要求，外部操作机构加保护，防止非专业人员误动。4.26.3抽头位置指示的布置位置，应装设在箱壁上便于观察而不必打开机构的保护。4.26.4无励磁分接开关额定通过电流：A额定调压范围：性能要求：分接开关长期载流的触头，在1.2倍额定电流下，对变压器油的稳定温升应不超过20K。4.26.5分接开关的机械寿命不少于万次。4.26.6分接开关长期载流的触头，应能承受持续skA短路电流有效值和kV短路冲击电流峰值而分接开关触头不熔焊、烧伤、无机械变形。5.质量保证、监造、试验、运输5.1质量保证5.1.1变压器质保期为正式投运后1年，使用年限应不少于30年。在质保期内变压器无论哪部分(包括外协件)属于制造质量问题而损坏，供方在规定的期限内应负责无偿修理或更换。5.1.2变压器在验收试验时，有一个或多个指标未能达到要求而属于供方责任时，则供方自费采取有效措施，在规定时间内使之达到保证指标。如在规定的时间内仍达不到合格标准时，则供方向用户赔偿。5.1.3变压器厂应采取可靠措施，保证变压器在运行中不渗油、漏油。在投运后一年内发现渗漏油现象允许修理一次，如再渗、再漏，每发现一处，罚款1万元。5.1.4外协件要求变压器的外协件如：冷却器、调压开关、潜油泵等应有合格证并有完整的试验报告。外协厂应得到需方的认可。5.1.5变压器的各组件在制造厂内应预组装一次，并打好标记，保证在现场装配中能顺利进行。5.1.6凡未提到的其他工艺及要求，按国家标准及有关变压器的标准执行。5.2监造变压器制造过程中，用户派出具有一定技术水平和经验且责任心较强的工程技术人员，按《发电设备质量监造条例》的规定进行监造。关键的试验项目，应提前2周通知用户参加。5.3试验变压器厂应向用户提供出厂试验报告，同类产品型式试验报告，及特殊试验(特殊试验项目供需双方协商)报告，试验项目、要求及试验方法按试验大纲执行。试验大纲见下表：变压器的试验大纲序号试验项目试验方法和要求试验标准备注1变比试验按IEC76-1进行每一分接位置上测量额定分接允许偏差±0.5%，其它分接位置允许偏差±1%出厂试验2绕组接线组别检查与铭牌一致同上3测量绕组直流电阻在所有分接位置上测量，按GB1094-1996规定进行相间差不大于三相平均值的2%，按GB1094-1996及GB/T6451-1999规定同上4介质特性试验1)绝缘电阻2)吸收比或极化指数3)介质损失角正切值4)测铁芯及夹件的绝缘电阻绝缘电阻可采用2500V或5000V兆欧姆表进行测量电桥测量误差不超过0.01%按GB6451-99规定，20℃时绝缘电阻大于1000MΩ吸收比大于1.3或极化指数大于1.5tgδ≤0.5%同上5一分钟工频耐压试验按IEC76-8，GB1094-96，GB311-97的规定进行，分别对高压、低压，高压中性点及高压侧相间进行试验按技术条件规定，其中三相变压器相间试验电压按1.0倍相对地试验电压同上6雷电冲击试验，包括冲击全波和截波试验按GB311-83进行同上型式试验7局部放电试验按GB1094-96进行同上出厂试验8空载损耗和空载电流的试验按GB1094-96、IEC76-1同上同上，增加单相法400V电压下的空载损耗试验9空载电流谐波测量按GB1094-96规定，所有各相电流的谐波采用谐波分析仪测量谐波的大小以基波分量百分数表示特殊试验10阻抗电压及负载损耗试验按GB1094-96规定进行符合GB1094-96规定及技术条件出厂试验11温升试验按GB1094-96规定符合技术条件及要求型式试验12油箱密封性能和机械强度试验按技术条件要求无渗漏和不允许的永久变形出厂试验13分接开关试验(无载开关)按GB1094-96规定进行同上14冷却装置的检查和试验2kg/cm2压力试验10min不泄漏15冷却器的密封试验提供试验报告16温度计校正同上17压力释放器试验同上18套管试验1)tgδ及电容量测量2)一分钟工频耐压试验3)雷电冲击全波试验4)局部放电试验5)套管CT试验6)机械强度试验按IEC有关规定，加电压0.3-1倍最高线电压提供tgδ的电压曲线GB4109-88GB4019-88IEC270,GB1094-96套管CT单独进行变比和极性检查，测量直流电阻绝缘电阻，短时工频耐压试验按技术条件要求施加组合拉力20℃时tgδ不大于0.5%，tgδ的拐点在最大相电压以上耐压前后电容量无显著变化符合技术条件要求在1.5倍最高相电压下局部放电量<10PC,tgδ值在5小时内无变化符合技术条件要求同上注：套管介损数据需提供未安装和安装后的试验报告。19绝缘油试验1)粘度50℃2)闪点3)凝固点4)机械杂质5)游离碳6)灰分7)活化硫8)酸值mgKOH/g9)NaOH试验10)透明度，5℃时11)抗氧化安定性12)酸碱反应13)水分14)含气量15)90℃介质损失角16)击穿电压成批做同上同上同上同上同上同上每台做成批做同上同上每台做同上同上同上同上符合国内油的标准20噪音测量按IEC551符合技术条件型式试验21电晕及无线电干扰水平测量按CISPR特别委员会规定进行同上同上22三相变压器零序阻抗测量按GB1094－96特殊试验23冷却器功率消耗试验按GB1094－96同上24线圈间、线圈对地的工频电容测量提供试验报告同上25频谱试验

提供试验报告同上26短路试验单相法400V电压下试验。27注：表中引用标准以现行版本为准。5.4运输5.4.1变压器的结构应能承受运输冲击加速度3g。变压器在加速度3g内经过铁路、公路、水路运输后，内部结构相互位置不变，紧固件不松动。变压器的组件、部件如套管、冷却器、油门、油枕等结构布置应不妨碍吊装、运输。5.4.2变压器不带油运输时应充以干燥氮气并设有观察氮气压力的仪表装置。运输前进行密封试验。变压器主体到达现场后在一个月内油箱内氮气压强保持正压，并有压力表进行监视。5.4.3变压器运输中应装有冲撞记录器并派人押送(三个方向冲击小于3g)，如无异常，供方保证在现场不做吊罩检查(允许进入检查)就可安装运行。5.4.4变压器运输尺寸及重量满足铁路(或水运)及公路运输的常规要求。5.4.5运输时保护变压器的所有组件、部件如套管、油枕、阀门、冷却器等不损坏和受潮。5.4.6成套拆卸的组件和零件(如瓦斯继电器、套管、温度计及紧固件等)的包装应保证经过运输、储存直至安装不损坏和受潮。5.4.7成套拆卸的大组件和零件(如油枕、冷却器等)运输时可不装箱，但保证不损坏和受潮。6.供货范围供方所提供的变压器及附属设备应配套完整，并提供其施工、检修和正常运行时所需的部件、备品备件、专用工具和供货清单。在投标时请制造厂提供变压器各部件的配套厂家、规格型号、数量等（列表表示）。最好每种外购件提供三家供用户选择。6.1变压器本体及主要附件(冷却器、油枕、套管、套管CT、压力释放装置、瓦斯继电器、温度计等)两台(套)6.2冷却装置(风机，油泵等)的控制、保护设备(风冷控制箱)。采用不锈钢箱。6.3变压器保护、测量连接用的端子箱。采用不锈钢箱。6.4变压器低压套管升高座及与封闭母线相连接的法兰。6.5变压器绝缘油，油量应有10%的裕度。6.6变压器本体至通风控制箱、端子箱的电缆及不锈钢电缆槽盒(包括测温装置的屏蔽电缆、瓦斯继电器用的耐油阻燃电缆)。6.7专用测试仪表6.8安装专用工具请投标商提供清单供用户选择（列表表示）6.9备品备件(两台共用)请投标商提供清单供用户选择（列表表示）7技术服务7.1项目管理合同签定后，供方应指定负责本工程的项目经理，负责协调供方在工程全过程的各项工作，如工程进度、设计制造、图纸文件、制造确认、包装运输、现场安装、调试验收等。7.2技术文件7.2.1供方在订货前应向需方提供一般性资料，如鉴定证书、报价书、典型说明书、总装图和主要技术参数。7.2.2在合同签订个月内，供方向需方提供下列图纸资料2份。1总装图：应表示设备总的装配情况，包括全部重要尺寸，轨距、油重、上节油箱重、运输重、总重、吊点位置、千斤顶位置及变压器运输尺寸等；2冷却系统控制箱外形图、安装尺寸及控制箱原理接线图；3冷却系统油泵电动机台数、容量、电源电压，冷却器组数及每组冷却器风扇电动机台数、容量、电源电压等；4变压器高压入口电容，高低压间及高低压对地电容值；5变压器过激磁特性曲线；变压器本体端子箱安装接线图及电缆清单。压力释放器及无载分接开关有关图纸资料非电量保护整定资料附属设备使用说明书7.2.3设备供货时提供下列资料（十二套）：设备的开箱资料除了7.2.2条所述图纸资料外，还应包括安装、运行、维护、修理说明书，部件清单，工厂试验报告，产品合格证等。（所有资料上应加盖“嘉峪关宏晟电热有限责任公司二期工程专用”和“正式资料”字样），并提供所有图纸资料的电子版。7.3现场服务在设备安装过程中供方应派有经验的技术人员常住现场，免费提供现场服务。常住人员协助需方按标准检查安装质量，处理调试投运过程中出现的问题。供方应选派有经验的技术人员，对安装和运行人员免费培训。8需方工作8.1需方应向供方提供有特殊要求的设备技术文件。8.2设备安装过程中，需方为供方的现场派员提供工作和生活便利条件。8.3设备制造过程中，需方可派员到供方进行监造和检验，供方应积极配合。9工作安排9.1根据工程需要可以召开设计联络会或采用其它形式解决设计制造中的问题。具体时间、地点另行商定，山东电力工程咨询院至少2人参加，其间的往返路费、食宿费用、市内交通费及会务费等均由供货承包商承担。9.2文件交接要有记录、设计联络会应有会议纪要。9.3供方提供的设备及附件规格、重量或接线等有变化时，应及时书面通知需方。10其他10.1请供方在投标时随投标书提供一套完整的有关变压器的最新标准供参考。10.2请投标方在投标时随标书一并提供高海拔地区对该设备各项参数的影响，并提出各项试验方法与正常使用条件时的区别。嘉峪关宏晟电厂二期工程2×300MW机组自并励静止励磁系统技术协议书嘉峪关宏晟电厂二期2×300MW机组工程 静止励磁系统设备技术协议-PAGE9-汽轮发电机静止励磁系统设备技术协议嘉峪关宏晟电厂、山东电力工程咨询院（下称需方）与上海发电设备成套研究所（下称供方）就嘉峪关宏晟电厂二期2×300MW机组汽轮发电机自并励静止励磁系统设备的设计制造进行了友好协商，达成如下协议：1．发电机技术参数：发电机型号QFSN-300-2额定容量 353MVA额定功率 300MW最大输出功率 330MW额定功率因数 0.85（迟相）额定电压 20000V额定电流10190A额定转速 3000r/min频率 50HZ相数 3极数 2定子线圈接法 YY（出线端数目6个）效率（保证值） 99%短路比（保证值） 0.58瞬变电抗X’d 0.26超瞬变电抗X’’d 0.165承担负序能力：稳态I2（标么值） 10%暂态I22t 15Sec发电机励磁参数：励磁性能 高起始响应系统空载励磁电流985.1A空载励磁电压123.4V满载励磁电流2642A满载励磁电压365V顶值电压 2.5倍额定励磁电压电压响应时间 <0.1Sec允许强励持续时间 20Sec噪音（距外壳1米处） <85dB(A)2 励磁系统技术标准：GB755-2000《旋转电机定额和性能》GB/T7409.3-1997《大中型同步发电机励磁系统技术要求》DL/T650-1998《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》GB1096-1996《电力变压器》GB6450-86《干式电力变压器》GB/T3859-93《半导体变流器》各执行标准如有类似条款，则以高要求者为准。3 使用环境及条件：安装地点： 户内海拔高度： 1621米(黄海高程)地震烈度： 7度（按8度设防，水平加速度0.2g）环境温度： -5℃—+45℃月平均最大相对湿度： 47%4 励磁系统型式：采用Unitrol5000型AVR、FCR双冗余，整流器n-1型配置的自并励静止可控硅整流励磁系统。本系统由一台并接于发电机机端的励磁整流变压器作为励磁电源，经可控硅整流后供给发电机磁场电流。自动电压调节器（DAVR）改变可控硅整流装置的触发角来控制发电机的运行工况。系统主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、起励装置以及辅助设备（必要的监测、保护、报警装置、电力系统稳定器PSS）等组成。本自并励系统主要部件进口，由供方根据ABB公司的设计要求和质量标准进行组装。5 成套供货范围:（每台机）励磁变压器及温控设备（含高低压侧CT，变压器柜体） 1台可控硅整流柜 3面微机自动电压调节器柜1面灭磁和过电压保护柜(包括灭磁开关和起励装置)1面配线柜1面备品备件及专用调试维修工具:（二台机共用，并与第一台同时发货）可控硅元件 3只快熔 3只风扇 1个灭磁开关主触头1付灭磁开关分闸及合闸线圈1个CMT调试、故障分析软件包及笔记本电脑（光纤一副，接口卡一只）1套协调和设计用图纸文件3套1套电子版随机文件及图纸10套1套电子版供货范围不限于此：如现场安装、调试发现有缺件，而供方未列入供货范围，供方需无偿提供。发电机励磁系统采用进口元件，国内组装，除励磁整流变压器、柜体外壳、端子排、内部配线外全部采用纯进口元件。组装励磁系统必须打ABB品牌。柜体尺寸：待定柜体颜色：待定6 励磁系统基本技术条件：6.1励磁系统能满足发电机最大出力连续运行。6.2在发电机空载运行情况下，频率每变化±1%，发电机端电压的变化不大于额定值的±0.25%。6.3当发电机/变压器组高压侧发生对称或不对称短路时，励磁系统保证正常工作。励磁系统设备能经受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。6.4所有与发电机转子绕组在电气上相连的设备：灭磁开关，转子过电压保护和其他电气组件及回路，出厂工频交流耐压电压值均为：3020V，二次回路及表计的工频交流耐压电压值为2000V；不与转子连接的电气组件，出厂工频交流试验耐压为2000V。6.5当励磁电流不大于1.1倍额定值时，发电机转子绕组两端所加的整流电压最大瞬时值不大于转子绕组出厂工频试验电压幅值的30%。6.6励磁系统设备采用通风设施时有过滤筛网，能防止外界灰尘，粒子进入。6.7工作电源波动范围交流电压： 380V/220V电源电压波动范围： -15%～+10%；频率偏差：-6%～+4%直流电压： 110V电源电压波动范围： -15%～+10%6.8励磁系统强行切除率不大于0.1%。6.9励磁系统强励电压倍数为2.5倍，强励电流倍数为2.5倍。强励电压倍数按发电机机端电压为80％额定时确定,允许强励时间不小于20s。6.10发电机空载阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的5%，超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不大于3次，上升时间不大于0.6s，调节时间不大于5s；发电机额定负载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的2～4%，有功功率波动次数不大于5次，阻尼比大于0.1，调节时间不大于10s。6.11发电机自动零起升压时，发电机电压最大值不大于额定电压的110%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于10s。6.12发电机甩额定无功功率时，发电机电压不超过额定值的115%。6.13励磁系统装设电力系统稳定器（PSS），并设置必要的保护和控制电路。6.14励磁系统能现场和远方调节，满足计算机监控系统的要求，能够受机组DCS控制，并设置与DCS连接的串行接口和I/O接口。AVR屏设有就地/远方操作切换开关，具体的接口设计在设计联络会上确认。6.15励磁系统设置完整的起励装置及灭磁装置。6.16励磁系统能通过6kV厂用电，满足发电机组进行空载、短路特性试验的要求。6.17安装在汽机房的励磁系统设备应满足汽机房的工作环境要求（包括防震和温度要求）。6.18励磁变压器到整流装置的交流共箱母线由供方提出技术要求，由封闭母线厂负责供货，励磁变压器、整流装置与交流共箱母线的接口由供方与封闭母线厂协调，具有接口待设计联络会确定。6.19励磁系统要求有抗干扰的措施，对于大功率移动步话机、对讲机等不能造成励磁装置失控或摆动。6.20脉冲传输采用防干扰的有效措施，传输距离350m内应无干扰、畸变和衰减。6.21励磁调节器整流屏防护等级为IP31。7 功率整流装置技术要求:7.1整流结构为三相全控桥，能进行逆变灭磁。可控硅整流装置采用优质高反电压、大电流可控硅元件，在安装前进行严格检测筛选，保证各并联元件性能一致，并有均流措施，均流系数不低于0.95。7.2额定输出电压和电流值及短时过流值均应满足1.1倍额定电流和强励运行的要求。7.3整流柜数量三个，如一个柜故障退出运行，另二个柜可满足包括1.1倍额定电流和强励在内的各种运行工况的要求。如两个柜故障退出运行，另一个柜满足发电机80%的负荷运行工况，并闭锁其强励功能。7.4运行时，任何同相可控硅整流元件损坏一个时，可控柜整流硅应满足发电机各种工况包括强励在内的运行，并无需退出故障元件。7.5每柜的交直流侧设浪涌吸收措施抑制尖峰过电压，并设有良好的抑制换相过电压的措施。7.6每个可控硅元件设快速熔断器保护，以便及时切除短路故障电流。并能检测熔断器熔断和给出报警信号。7.7冷却方式采用强迫开启空冷。空气冷却的可控硅整流柜，选用可靠的低噪音风机，噪声小于70dB（A），并配有备用风机，工作风机故障停运时，备用风机能自动投入，并发出报警信号。风机全停情况下，在额定出力时，保证运行15分钟以上。风机采用双电源（一路厂用电，一路自用电）供电，柜内自动切换。进风口装有过滤装置。7.8整流柜参数整流方式三相全控桥整流柜数量3并联支路数/整流桥数3冷却方式强迫风冷电流定值不低于：额定最大/持续时间一柜2000A（2200A）3500A/20sec二柜4000A（4400A）7000A/20sec三柜6000A（6600A）10500A/20sec额定电压365V顶值电压913V可控硅电压安全系数2.7可控硅反向耐受电压4200V脉冲变初、次级绝缘水平≥3.5kV防护等级IP317.9报警信号任一个/二个整流柜退出运行报警可控硅熔丝熔断报警散热器或空气过热报警AC涌流熔丝动作报警DC涌流熔丝动作报警冷却风扇切换报警脉冲故障报警7.10接口（最低要求）全部信号设就地和远方接口全部控制设就地和远方接口进出连接接口按封母要求7.11整流和灭磁柜进出线在设计联络会上定。8 自动励磁调节器（AVR）技术要求:8.1数字式AVR采用双通道，在就地控制柜上用薄膜式控制盘可操作。8.2AVR的自动调节模式为端电压PID，手动调节采用PI方式。8.3AVR双通道间自动跟踪，并实现无扰动切换。每个通道功能齐全，都具有独立工作的能力。8.4AVR各通道设恒电流调节手动单元，手动跟踪自动，互为切换无扰动。8.5AVR可方便地修改参数并可在线显示和故障自检。8.6AVR工作逻辑：正常时：双通道自动运行，互为热备用。一个自动通道故障时：故障通道无扰动退出、发信。运行通道又故障：切本通道恒励磁电流手动，发信。8.7AVR设有串行通讯口（RS485），以便同上位机通讯，接受控制和调节指令，提供励磁系统状态和量值，通信协议在设计联络会上定。AVR还留有与其它控制系统的I/O接口。8.8自动电压调节器（AVR），采用两路完全相同且独立的通道，两个通道互为热备用方式运行。两路通道从输入到输出完全独立，按不同的PT、CT等输入独立控制。每一自动通道设有独立的手动通道（FCR），手动通道能自动跟踪，自动通道、手动通道间的切换应无扰动，并完全满足发电机各种工况的运行要求，同时发出报警。8.9FCR能实现发电机的零起升压，且在调节范围能满足发电机额定电压值的0∽130％，并在调节范围内平滑调节，以满足发电机试验的要求。8.10自动励磁电压调节器中装设恒电压，恒无功功率、恒功率因数自动调节单元，并可供运行人员选择其中任一方式进行调节。8.11自动电压调节器具有过励磁限制、过励磁保护、低励磁限制、低励磁保护、PT断线、电压/频率比率限制、电力系统稳定器（PSS）等附加功能单元。8.12PSS具有自动投切、手动投切、输出限幅（限幅值为发电机电压标幺值的±5%）、故障时自动退出等功能。8.8AVR主要性能：8.8.1从空载到额定负载调压精度不大于0.5%8.8.2调差率±10%8.8.3电压调节范围自动调节（30%~110%）Un手动调节20%Ifo~110%IfN注：Un为发电机空载额定电压Ifo为发电机空载励磁电流IfN为发电机满载额定励磁电流8.9AVR辅助功能：转子瞬时过电流保护转子反时限过电流限制和保护发电机过磁通限制和保护低励磁限制电力系统稳定器PT断线保护导通监视定子电流限制磁场电流限制8.9AVR信号AVR1号通道故障AVR2号通道故障过磁通报警低励限制动作报警转子反时限限制动作报警过流反时限限制报警定子电流限制/过励限制报警PT断线报警自动运行显示手动运行显示AVR运行显示PSS投入显示PSS退出显示起励失败脉冲丢失检测电源消失报警8.10DEH送至AVR信号同期投入励磁升励磁降其他8.12AVR至DEH信号（待定）8.13自动电压调节器（AVR）具有二路相互独立的工作电源。8.14AVR柜采用自然通风，进出风口装有过滤装置。9 灭磁装置技术要求:9.1灭磁装置应在发电机正常或内部故障的情况下可靠动作灭磁。9.2灭磁逻辑：逆变经适当延时跳灭磁开关。采用灭磁开关+碳化硅非线性电阻灭磁与过电压保护方式，灭磁开关装于交流侧。9.3灭磁主回路绝缘水平不低于发电机转子绕组的绝缘水平。9.4额定和强励电流下的灭磁过电压峰值不应超过出厂绝缘耐压有效值的40%。9.5灭磁开关基本参数灭磁开关型号：SACEEmax额定电流： 3200A额定电压： 1000V 最大分断能力： 75kA最大断流能力50KA/1000V最大灭磁电压： 2000V主触头数： 3 绝缘水平： 3.5kV有效值灭磁开关分断时间： 不大于0.06S9.6碳化硅非线性电阻参数二倍强励电流灭磁时保护电压值：1500V±10%（峰值）能容量1MJ灭磁时间<3S9.7灭磁柜内配2只分流器，2只电流变送器，用于测量励磁电流。2只电压变送器，用于测量励磁电压。变送器为4～20mA输出，0.2级。10 励磁变压器技术要求:10.1励磁变压器采用三相干式整流变压器，冷却方式为自冷。变压器短路阻抗为8%，能满足励磁变低压侧三相短路时的动热稳定要求。10.2励磁变压器高压侧引出端能够与发电机离相母线分支对应连接，低压侧引出端能够与整流屏交流侧共箱母线对应连接，由设计院提供共箱母线的走向图，连接方式由卖方与封闭母线供应商协调。变压器一次侧冲击耐压不低于125KV，工频耐压（一分钟）不低于55KV，变压器的外壳防护等级不低于IP21。10.3励磁变压器高压绕组与低压绕组之间有静电屏蔽，其V-A特性具有良好的线性度。10.4励磁变压器设计充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量。10.5励磁变压器能满足汽轮发电机空载试验时130%额定端电压的要求,还有承受过电压及内部短路的能力。10.6二次额定电压的选择满足通过6kV厂用电对发电机组进行空载、短路试验的要求。10.7次级额定电流满足发电机可能低功率因数运行，按1.1倍额定励磁电流设计。10.8励磁变压器采用F级绝缘。在变压器内部的适当位置装设电阻测温元件，用于温度检测系统，能就地显示变压器实际运行温度，同时通过温度控制仪输出4～20mA信号上传DCS，具有两路硬接点：一路用于温度高报警，一路用于温度高跳闸。10.9高低压侧CT配置如下：高压侧配置3组CT，0.5/5P20/5P20，50VA/50VA/50VA，变比200/1A低压侧配置2组CT，5P20/5P20，50VA/50VA，变比3000/1A高低压侧保护用CT特性应一致10.10参数型式：三相干式整流变压器容量： 约2800kVA，待计算后定满载时二次线电流：——满载二次线电压：——一次线电压：20kV频率：50Hz连接方式：Yd11阻抗： 6%安装环境： 户内冷却方式： 自然风冷防护等级： IP21一次侧冲击耐压： 125kV工频耐压： 55kV海拔高度： 1621米10.11接口设置提供高低压侧封闭母线接口尺寸11 起励回路技术要求:11.1采用厂用电交流380V电源起励方式。11.2起励回路为短时工作制，允许间隔5min通电启动一次。11.3当发电机电压上升到规定值时（发电机额定电压的３０％～４０％），启励回路自动退出。在起励装置中的整流桥能防止电流倒流。11.4起励装置在起励成功或失败时，起励回路均能自动退出，并设“起励投入”和“起励失败”远方信号。12 励磁系统的试验:12.1励磁装置的出厂试验按国标的要求进行，交货时供方提供完整的出厂试验报告。12.2发电机