600MW机组培训教材电厂电气设备及系统（上）

(电气篇)电厂电气设备及系统XXXX能源有限责任公司 1第一节全厂概况 1第二节电气系统概述 4第二章600MW发电机的规范、性能特点 第一节大容量机组的特点 第二节我厂600MW发电机技术参数 第三节我厂600MW发电机技术性能 第三章600MW机组励磁方式选择及我厂励磁系统特点 第一节600MW机组励磁方式 第二节我厂励磁系统技术特点 第四章发电机结构 第一节概述 第三节发电机转子结构 第五章发电机的试验 第一节试验的种类 第二节发电机的型式试验 第三节发电机交接和预防性试验 42第六章发电机的运行 第七章变压器的规范及运行 第一节变压器的基本原理 60第二节主变压器 第三节500KV降压变 第四节高压厂用变压器 第五节低压厂用变 第六节变压器的检查试验及运行维护 第八章直流系统 第三节异常运行和事故处理 第九章保安电源系统 第十章不停电电源系统 第二节母线和刀闸 第三节互感器 第四节避雷器 第十二章发电厂防雷与过电压保护………错误!未定义书签。147第一节避雷针与避雷线…………………错误!未定义书签。147第二节避雷器……………错误!未定义书签。147第三章发电厂的接地装置………………错误!未定义书签。148第四节我厂防雷与接地装置……………错误!未定义书签。149第十三章继电保护……………错误!未定义书签。151 错误!未定义书签。151第二节发变组保护 错误!未定义书签。159第三节厂用电系统保护 错误!未定义书签。161 第十四章电气倒闸操作原则及注意事项 错误!未定义书签。170第十五章电气防止事故反措 错误!未定义书签。174第十六章电气事故处理规程 错误!未定义书签。180第十七章电气工作安全知识………………错误!未定义书签。192错误!未定义书签。220附件2:三菱MGS系列柴油发电机组操作手册……………错误!未定义书签。233附件3:UN5000励磁系统运行手册…………错误!未定义书签。255附件4:SMC直流智能高频开关操作指导……错误!未定义书签。267附件5:电气名词解释………错误!未定义书签。2701第一节全厂概况2气象条件(2)气温(℃)(3)相对湿度(%)(4)水汽压(hpa)2多年年最大降水量：1874.7最高地面温度：66.1(8)日照时数(h)(9)最近十年最多冻融交替循环次数：14(10)风速(m/s)(13)多年逐月气象特征值多年逐月气象特征值表123456789气压平均最高最低气温平均最高最低相对湿度(%)平均最大3123456789水汽压最小8676平均最大3.2电厂循环水采用二次循环冷却水系统。3.3闭式循环冷却水系统的冷却水最高温度为41℃,设计压力为0.9MPa(g).3.4开式循环冷却水系统的冷却水最高温度为33℃。3.5厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.588~0.735MPa(g),最高温度为50℃。直流电源供电电压：220V(动力),1100V(控制)。汽轮发电机组能满足调峰运行要求(包括二班制运行),机组年可用小时不少于7900小时，100%额定功率75%额定功率50%额定功率<40%额定功率4.1负荷性质5.1机组寿命汽轮发电机的设计寿命(不包括易损件)与锅炉以及其他设备的寿命一致，不小于30年，并6发电机主要参数600MW火电机组培训教材一电气篇概述4额定功率额定电压频率绝缘等级短路比直轴超瞬变电抗Xd”直轴瞬变电抗Xd’效率极数0.9(滞后)第二节电气系统概述1电气主接线500kV共3个完整串，第一串接#1发变组和罗平1线，第二串接#2发变组和罗平2线，第三串接#3发变组和#4发变组。2台530/115kV降压变分别经断路器接于500kV第I、Ⅱ组母线。600MW火电机组培训教材一电气篇5高压起动/备用电源采用500/110kV及110/6.3kV两级降压的方式，厂内设110kV双母线接线2厂用电接线及布置2.1厂用电接线每台机组设1台分裂绕组高压厂用工作变压器和1台高压脱硫变压器，其高压侧从发电机主回全厂设6KV公用段01A、01B两段分别接于#1机组6KV1A段和#2机组6KV2A段，两段之间加联络开关，#3、4机组不设公用段。每两台机组设1台分裂绕组的起动/备用变压器。#1、2高厂变及#01起/备变容量为63/35-35MVA,#3、4高厂变及#02起/备变容量为50/31.5-31.5MVA。#1、2地外，6kV真空断路器开断容量为50kA(有效值),动稳定电流125kA(峰值);脱硫及水源地6kV真空断路器开断容量为40kA(有效值),动稳定电流100kA(峰值)。节省电缆费用。每台机组设两台汽机变、两台锅炉变和两台电除尘变，容量按互为备用。#1、2机组设两台公用变，容量分别为1600kVA,互为备用；#3、4机组另设两台公用变，容量分别为机组的检修变交叉引接，即#1检修变接于#2机6kV段，#2检修变接于#1机6kV段。单电源供电；水源地负荷较大，供电距离较长，在厂区内设2台10.5/6.3kV的升压变压器，就地设2台10.5/6.3kV的降压变压器及2台6.3/0.4kV的低压变压器供电，均为互为备用。2.2主厂房布置及设备选择2.2.1汽机房A列外布置位于主变与A列之间，距A列中心线12m,距主变中心线为17米，与主变的距离满足防火间2.2.2发电机小室布置母线中心标高8.8m,与发电机出口PT及电机励磁变压器布置在汽机房0m,励磁变周围设围栏，可控硅整流柜、磁场断路器柜、灭磁柜及62.2.3500kV配电装置布置4发变组可以接入同1串中。本工程设计推荐500kV接线按3个完整串考虑，预留1个串的场地以布置将会使配电装置的一部分位于断裂带上。#3发变组与#4第1个间隔：第1串，#1发变组——罗平(一);第2个间隔：第2串，#2发变组-—罗平(二),交叉进线；第3个间隔：用于罗平(二)的交叉进串及#3发变组进串；第4个间隔：第3串，#3发变组——#4发变组；第5个间隔：第4串，仅预留场地；寸146.5m,间隔宽度30m,上层导线高度27.5m2.2.4110kV配电装置布置2.2.5厂用电设备布置2.2.5.16kV厂用设备布置机房#1～2、#9a～10、#16a～17、#24a～25柱之间，柱间距10m,汽机房跨度30.6m。6kV公2.2.5.2主厂房380V开关柜布置单元汽机PC布置在相应机组固定端的中二层靠6kV工作段配电室，即分别位于汽机房#2～3、#10～11、#17～18、#25～26柱之间，汽机保安段亦布置在该配电室内。汽机MCC布置在汽机房2.2.5.3辅助厂房厂用电布置网控配电室布置在A列外单独的配电室内。500kV配电装置每串设1个户外动力配电箱。输煤及废水系统变压器及PC盘布置于输煤综合楼内的配电室，各转运站、碎煤机室、筒仓、锅炉补给水及净水站变压器及PC布置于锅炉补给水处理综合楼内0m层的配电室。7(g)水源地升压变布置于厂区内靠围墙附近的适当位置；水源地降压变布置于水源地户外；水源地低压变及PC布置于补给水泵房配电室。3各级电压中性点接地方式500KV系统中性点采用直接接地方式，通过主变的高压侧中性点死接地。预留经小电抗接地条件。起动/备用变110kV侧中性点采用经隔离开关，氧化锌避雷器，放电间隙接地，可根据系统调度灵活实现直接接地或不接地运行方式。3.2发电机中性点接地方式发电机中性点经配电变压器接地，配电变压器二次侧接入电阻，保证接地保护不带时限跳闸。以便减少发电机定子绕组发生单相接地时电容电流对发电机造成的损害，限制发电机单相接地故障时健全相瞬时过电压不超过2.6倍额定相电压，接地电流不超过10—15A。3.3高压厂用电系统接地方式6kV系统采用电阻接地方式，接地电阻接于厂用变压器Y绕组的中性点，接地电阻为9.01欧，接地电流推荐值为400A,接地故障动作于断路器跳闸。水源地6KV系统不接地。低压厂用电系统采用0.4/0.23KV中性点直接接地。4事故保安电源每台机组设2段锅炉保安段、2段汽机保安段、1段脱硫保安段，按负荷计算选择1台1200kW1B供电，脱硫保安段由相应的脱硫工作PC供电，当厂用电源消失时，柴油发电机快速起动并自动投入带保安负荷。每台机组设置一套柴油发电机组作为机组的事故保安电源。柴油发电机组出线连接到保安电源动力中心(PC),再从保安电源动力中心(PC)分别接到各保安负荷。正常由相应的动力中心(PC)供电，当任一段保安电源动力中心(PC)失去电源后，发出信号并自动启动本机组的柴油发电机组，待转速和电压达到额定值后，立刻向失去正常电源的保安电源动力中心(PC)供电。保安负荷需按顺序自动投入，以保证柴油发电机组的频率和电压保持在允许的范围之内。柴油发电机组可手动或自动启动，接到信号后3秒内能达到额定转速和额定电压，并准备带负荷。机组从启动到带满负荷的时间小于20秒，在无人值班的情况下可连续运行24小时。压400V,额定频率50Hz,额定功率因数0.8(滞相),三相Y接法，中性点直接接地。5交流不停电电源荷供电，第二套UPS专用于向热控DCS机柜提供可靠的220V交流电源。UPS不另配蓄电池，均由机组动力用直流系统提供直流电源。UPS布置于集控楼0m层。正常运行时由事故保安段交流380V电源向其供电。当全厂停电或整流器故障时，由单元机组的220V蓄电池经逆变后向负荷供电。若逆变器故障，静态开关自动切换至旁路系统，由事故保安段经隔离变压器、稳压调压器、静态开关向负荷供电。网络控制系统设一套UPS电源装置，用于网络微机监控系统供电，其容量为20KVA,布置在集控楼13.7米层的电子设备间内。600MW火电机组培训教材一电气篇概述86直流系统单元机组直流系统6.1每台机组设置一组2400Ah(104只)动力用蓄电池和两套240A高频开关电源充电装置。两台机力)直流系统设置2面充电屏、3面直流屏。频开关电源额定输出电流为80A。110V(控制)直流系统设置3面充电屏、5面直流屏和2面直流分蓄电池事故放电时间，直流润滑油泵按1.5h考虑；直流密封油泵按3h;事故照明及热控负荷按8h6.2网控直流系统6.3辅助厂房直流系统7二次线、继电保护及自动装置7.1单元集控室二次线设计原则7.2网控二次线设计原则本工程500kV采用一个半断路器接线，2回出线，4回进线，2回降压变。110kV网络系统包括9控系统就地间隔层设备与系统保护一道下放至就地继电器室，而监控系统的主机柜及工程师站、继保工作站、微机五防工作站等站控层设备布置于#1集控楼网络监控设备室，操作员站布置于两个单发变组500kV断路器以DCS为主控制，也可经DCS确认并切换至网络计算机监控系统控制。起备变110kV断路器由网络计算机监控系统控制。7.3辅助厂房二次线设计原则输煤、化水、电除尘等辅助厂房变压器6kV电源断路器由机组DCS控制，低压侧断路器由对应的程控完成控制。机炉辅机由机组DCS系统控制；水系统、灰渣系统电动机由热工PLC控制。输煤系统采用PLC控制方式，并设置一套工业电视系统监视输煤系统设备运行情况。7.4自动装置AVR采用双通道微机型励磁调节器，两个通道相互跟踪、相互通讯、相互切换，互为备用励磁系统的可靠性大大提高，降低了机组强迫停机的机率。励磁系统装置由东方电机厂成套供货，由3面功率整流柜、1面励磁调节柜和2面灭磁柜组成，布置于汽机房0m层发电机小室内。每台机组设一面发变组故障录波屏。微机型自动准同期装置(无资料)发电机自动电压调节器(无资料)7.5元件继电保护本工程所有电气主要元件均采用微机型成套继电保护装置。发变组保护(含高厂变、脱硫工作变)和500kV降压变保护采用双主双后的配置方案。110kV起备变保护按一套配置。发变组保护装置组屏布置于机组集控楼电气继电器室内，500kV降压变及110kV起备变保护装置组屏布置于110kV网络继电器内。6kV电动机和低压厂用变压器保护均采用微机综合保护装置，保护装置下放至相应的6kV开关柜内。7.6脱硫系统二次线脱硫系统每两台机设置一套60kVA的UPS用于向脱硫岛DCS等热控重要负荷供电。UPS自带蓄脱硫岛直流系统采用220V,每两台机设置一套300Ah的蓄电池组，充电装置采用两套40A的高8过电压保护和接地8.1过电压保护为保护发电机、变压器及其他电气设备免受直击雷和雷电入侵波破坏，本工程按《交流电气装600MW火电机组培训教材一电气篇概述8.2接地9照明及检修9.1照明系统(a)正常AC照明系统(b)事故AC照明系统交流照明系统采用380/220V3相4线，中性点直接接地系统，直流事故照明系统额定电压为9.1.1主厂房#1,#2机组分别设380/220V正常照明段，正常运行时，由对应机组正常照明变压器供电，当其中照明变检修或故障时，自动或手动切换至对应机组检修变压器供电。#3,#4机组供电方式与#1,#2机组相同。9.1.2AC事故照明9.1.3直流事故照明仅在集控楼和柴油发电机室等设置，在#1、#2集控楼分别设置事故照明逆变9.2检修电源系统主厂房#1、#2机组分别设一380/220V检修段，检修段由一台800KVA检修变供电，检修段分别向主厂房内#1、#2机和#1集控楼的检修电源箱及部分小动力箱供电。#1、#2机组检修变交叉接于对应机组6KV工作段。#3、#4机组检修电源的设置与#1、#2机组相同。锅炉本体检修照明电压为12V。沿锅炉平台和人孔附近设置低压12V检修照明插座箱。汽机房运转层金属卤化物灯HID块板灯具悬挂式汽机房底层及中间层金属卤化物灯荧光灯HID块板灯具，防水防尘灯具，防水防尘荧光灯具式锅炉房各层金属卤化物灯荧光灯灯具，防水防尘荧光灯具悬挂式，壁式除氧煤仓间各层金属卤化物灯HID防水防尘灯具悬挂式，壁式锅炉本体各层荧光灯防水防尘荧光灯具吸顶，壁式，立杆式集中控制楼各层荧光灯高效节能荧光灯具铝合金型体灯具嵌入式，悬挂式，吸顶式集中控制室荧光灯间接照明装置嵌入式输煤系统金属卤化物灯荧光灯HID防水防尘灯具防水防尘荧光灯具投光灯具悬挂式，壁式，吸顶式烟囱长寿命白炽灯障碍标志灯具立杆式煤场金属卤化物灯投光灯具投光灯塔水工系统金属卤化物灯HID块板灯具，防水防尘灯具悬挂式，壁式，吸顶式除灰，除尘系统金属卤化物灯荧光灯HID防水防尘灯具防水防尘荧光灯具投光灯具悬挂式，壁式，吸顶式辅助，附属建筑物荧光灯铝合金型体灯具悬挂式，吸顶式厂区道路金属卤化物灯钢杆路灯灯具立杆式5集控室照明采用调光控制箱控制。厂房内照明一般在照明箱内集中控制。9.4管路系统主厂房、输煤系统、除尘除灰系统、水工系统等工艺车间的照明和插座线路均采用镀锌钢管明敷设，明敷管路采用密闭式接线盒。生产办公楼、电除尘控制楼、集中控制楼以及其他附属、辅助建筑的照明、插座线路采用镀锌锅炉本体及电除尘本体导线采用AF-150-0.45/0.75型耐热导线。从配电箱至烟囱各层及冷却塔障碍标志灯采用KVV32型电缆。其余未提及的场所采用BV-0.45/0.75型导线。10电缆及电缆设施10.1电缆选型根据<<工程建设标准强制性条文—电力工程部分>>的要求，对水泵房、化学水处理及输煤系统等公用重要回路的双回路电缆，要求敷设于不同的电缆通道中，否则其中1回采用耐火电缆。另外，对锅炉区由于温度高，该部分电缆采用耐高温电缆。其余电缆均采用阻燃电缆。6kV电力电缆额定电压为6/6kV,380V电力电缆额定电压为0.6/1kV。6kV电力电缆采用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套钢带铠装(3芯)或全塑(单芯)电力电缆。380V电力电缆采用聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套钢带铠装电力电缆。主厂房及辅助厂房的重要回路电力电缆采用铜芯电缆，其他地方采用铝芯电缆。10.2全厂电缆设施本工程主厂房区域采用电缆架空敷设，厂区电缆敷设拟考虑沿全厂公共综合管架采用电缆架空敷设为主，少量采用电缆沟(隧道)及直埋敷设。主厂房内，汽机房在B列柱侧设三层纵向架空桥作为主通道，底层桥架标高+4.9m,桥架宽度1.0m。该通道横向与6kV配电装置下的架空桥架和汽机380V配电装置下的架空桥架相连，并与集综合管架连通至输煤综合楼、碎煤机室，其余输煤系统的电缆沿输煤栈桥架空敷设。10.3电缆防火措施11辅助车间工程在生产综合楼设有试验维修间。用于电气试验的建筑物的面积及设备按DT/T5043-95《电力发电厂电气试验室设计标准》配备，估列费用。主变压器、高压厂用变压器及起动/备用变压器均考虑就地检修，或在汽机房内检修。主厂房内低压厂用变压器采用干式变压器，辅助厂房容量不大于1000kVA的低压厂用变压器采用干式变压器，辅助厂房容量大于1000kVA的低压厂用变压器采用全密封油绝缘变压器，免维护。12控制、信号、测量、同期方式12.1控制、信号、测量方式以CRT和键盘为监视和控制中心，配以及少量必要的硬手操和常规仪表，使机、炉、电的控制水平在集中控制室控制的电气元件有：发电机变压器组、发电机励磁系统、高压厂用工作变压器、高压启动/备用变压器、主厂房内低压厂用工作变压器、消防水泵、厂用电动机。12.2同期方式标准的通讯接口进行信息交换。不设手动准同期装置。12.3DCS与其他电气专用装置的接口发电机变压器组保护装置、厂用电系统保护装置、发变组故障录波器、发电机自动电压调节器(AVR)、厂用电快切装置等均独立于DCS装置。其中，与DCS之间传输信标准通讯接口进行通讯，信息量较少的通过硬接线方式通讯。12.4后备监控设备12.4.1后备硬手操在集中控制室控制台上保留下列按钮：发变组500KV进线断路器跳闸按钮发电机灭磁开关跳闸按钮柴油发电机紧急启动按钮12.4.2常规仪表发电机定子AC线电压表发电机定子B相电流表发电机有功功率表发电机励磁电流表高压厂用母线电压表12.5由DCS实现电气单元控制的项目12.5.1发变组系统控制功能组(SC发变组出口断路器及相应隔离可开关的投切发电机灭磁开关的投切发电机励磁系统AVR的投切自动准同期装置的投切12.5.2厂用电系统的控制功能组(SCS/A)高压启动/备用变压器的断路器及隔离开关的投切高压厂用工作变压器的断路器投切低压厂用工作变压器的断路器投切高压厂用电快切装置的投切12.5.3仅由DCS进行监视的对象辅助车间变压器6KV侧断路器厂用6KV馈线12.6数据采集和监视系统(DAS)功能12.7网络微机监控系统(NCS)本工程500KV升压站设备采用NCS进行监控，取消常规一对一硬手操，不设模拟屏，监控地以太网，冗余配置。系统设中央层和间隔层，不设前置层。间隔层计算机通过冗余的通讯光缆直接与中央层进行信息交换。中央层设备按最终规模配置，间隔层设备按本期规模配置。12.7.1.1中央层12.7.1.2间隔层间隔层设备包括智能测控装置等。负责各间隔设备，如500KV线路、断路器、隔离开关、接地刀闸、母线等的就地监控。在间隔层，数据采集、控制、监视、同期以及断路器、隔离开关和接地刀闸之间的防误操作闭锁等功能均由间隔计算机在间隔层内实现。间隔计算机相互独立，且中央在间隔层就地监控站设有全部500KV断路器的跳、合闸按钮。12.7.2.1控制功能12.7.2.2数据采集12.7.2.3报警及显示功能报警显示12.7.2.4信息交换中央层能与SIS网实现网络通讯，通过SIS网与各单元机组DCS等进行信息交换。12.7.3NCS系统设备布置网络继电器室内布置有系统保护柜、故障录波器柜、计量柜及NCS的测控柜、机组保护接口柜工程师站布置在集中控制室旁的工程师室内。详见NCS系统控制设备布置图F0031C-K-03。输煤系统电气设备控制该系统设一集中控制室，采用PLC程序控制加工业电视监视系统，控制室不设模拟屏。程控系统主要由PLC和上位机构成，PLC采用双机冷备用方式。上位机采用双主机、双CRT配置，其中一套主机为专用操作员站，另一台主机为工程师站兼操作员站，每台上位机配一台打印机。正常情况下，一台打印机作全系统的监测及控制操作，另一台上位机负责事故报表、运行报表及其管理和打印。当任一台上位机发生故障时，另一台上位机能承担系统的监测及控制操作功能。输煤系统设一套工业电视监视系统，对输煤系统沿线各主要环节实现全面监视。主机与输煤程控系统实现连锁控制。工业电视系统可以自动跟踪输煤系统故障设备点。工业电视系统主要监视点有：火车卸煤沟、汽车卸煤沟、煤场、各转运站、碎煤机室、煤仓间电除尘器电气设备控制电除尘器控制采用微机自动控制，不设模拟屏和硬手操控制台，电除尘器的逻辑由其微机控制系统实现，电除尘器的控制通过灰网络上位机操作管理系统完成。电除尘器微机控制系统与灰网络控制系统之间通过通讯网卡通信。水源地电气设备控制该控制系统是利用无线电技术，通过三遥控制系统，在电厂内的水网络控制室内，对远在10公里外的水源地设备，包括四台升压泵和12台深井泵进行遥测、遥控、谣信。12.9元件保护机组基本相同，增加了一套启停机保护，并将所有电气量保护双重化。保护、测量和控制。输煤6KV和水源地6KV系统均采用微机型综合保护测控装置，对有关的变压器和电动机进行保第一节大容量机组的特点随着电力生产的发展，要求不断增大发电机的单机容量。目前，国外汽轮发电机的最大单机容量已1500MW,国内已有10多台进口和国产化600MW汽轮发电机投入运行，今后随着电力工业的发结构上有了新的特点。其中：K-—系数(通常取1.1)众所周知，受硅钢片材料磁饱和的限制，磁通密度B₅变化不大。一般发电机采用的Bs为9000~9500GS。定子铁芯长度L受到铁路运输的限制。汽轮发电机转子中心孔处的切向应力约与转子本体直径的三次方成正比，两极汽轮发电机的转子本体直径达1.25m时，其中心孔的切向应力已接近目前锻件允许用应力的极限。因此，一般应尽可能采用较小的直径，以降低中心孔应力。转子直径确定后，定子膛内D1也就确定了。为5-5.4。可见，大容量发电机转子已成为细长的圆柱体，这是大容量汽轮发电机结构的一个特点。大容量电机几乎无一例外都采用先进的内冷技术，即直接冷却技术。绕组内冷，首先采用的是氢气直接冷却转子绕组。目前，已制造出容量为几百兆瓦的采用氢气定、转子绕组双内冷的汽轮发电机，由于水的冷却能力比空气大50倍，因此，采用水内冷可大大提高发电机的单机容量，目前，世界上特大容量的汽轮发电机，定子绕组主要是采用水内冷，而转子绕组基本上采用氢内冷。表1-1—1冷却介质特性比较(与空气比)空气氢气(0.2Mpa/cm²)变压器油水密度1体积热容量1导热系数1消耗量1传热能力1(1)定子绕组和铁芯采用氢气表面冷却，转子绕组采用氢内冷(如国产TQN-100-2型，苏(3)定子绕组采用水内冷，定子铁芯采用氢表面冷却(如苏联TBB系统，容量为150—800MW)(4)定、转子绕组采用水内冷，定子铁芯采用空气冷却(如国产QFS-50-2型，QFS-75-2(5)定、转子采用水内冷，定子铁芯采用氢表面冷却(如苏联TrB—500型)(6)定、转子绕组及定子铁芯均采用水内冷，单机容量可达1500MW。由于采用了氢、水等冷却介质直接冷却发电机，因而相应地增加了冷却介质的循环冷却、供给、监测、自动控制、保护等系统。第二节我厂600MW发电机技术参数N一一代表氢内冷，600一一代表兆瓦额定容量，2一一代表二极，22---代表发电机定子电压最大连续容量：718.9MVA(在额定电压、额定频率、额定功率因数和额定氢压条件下，并与汽轮机T-MCR工况的出力相匹配。)0.9(滞后)F600MW火电机组培训教材一电气篇发电机的规范、性能额定氢压(表压力)噪音：(距外壳1m,高1.2m处) 励磁性能顶值电压强励持续时间发电机空载励磁电流：发电机满载励磁电流：≥2倍额定励磁电压≥3.58倍额定励磁电压/秒4发电机技术参数表单位设计值试验值保证值备注l规格型号发电机型号额定容量S额定功率P最大连续输出功率P与汽轮机最大出力相匹配最大连续输出容量Smax与汽轮机最大出力相匹配对应汽机T-MCR工况下输出功率对应汽机T-MCR工况下功率因数对应汽机T-MCR工况下氢压对应汽机T-MCR工况下发电机冷却器进水温度℃对应汽机WWO工况下输出功率定子额定电压U定子额定电流IAVA定子绕组接线方式冷却方式水氢氢励磁方式自并激静止可控硅励磁通风方式密闭自循环2参数性能定子每相直流电阻(75℃)转子绕组直流电阻(75℃)定子每相对地电容ABC转子绕组自感H直轴同步电抗Xd%横轴同步电抗Xq%直轴瞬变电抗(不饱和值)X'du%直轴瞬变电抗(饱和值)X'd%横轴瞬变电抗(不饱和值)X'qu%%直轴超瞬变电抗(不饱和值)X"du%直轴超瞬变电抗(饱和值)X"d%横轴超瞬变电抗(不饱和值)X"qu%%负序电抗(不饱和值)X₂%负序电抗(饱和值)X₂%零序电抗(不饱和值)X₀%%直轴开路瞬变时间常数T'doS横轴开路瞬变时间常数T'qoS直轴短路瞬变时间常数T'dS横轴短路瞬变时间常数T’qs直轴开路瞬变时间常数T"doS横轴开路瞬变时间常数T"qoS直轴短路超瞬变时间常数T"dSss转动惯量GD²≥稳态负序电流I₂%暂态负序电流I²₂t允许频率偏差士%允许定子电压偏差士%失磁异步运行能力失磁异步运行时间进相运行能力600MWcos=0.95(超前)进相运行时间h长期连续运行电话谐波因数THF%电压波形正弦畸变率Ku%三相短路稳态电流%暂态短路电流有效(交流分量)%%三相%次暂态短路电流有效值(交流分量)%相-相%三相%三相短路最大电流值(直流分量峰值)%转子轴电压V轴承绝缘电阻正常/最小值M最大允许超速%失步功率额定负荷下的不同步能力S待定电动机状态运行能力s调峰能力(启停次数)发电机使用寿命年噪音3振动值临界转速(一阶)临界转速(二阶)临界转速轴承振动值垂直≤水平≤超速时轴承振动值垂直≤水平≤额定转速时轴承振动值垂直≤水平≤临界转速轴振动值垂直≤水平≤超速时轴振动值垂直≤水平≤额定转速时轴振动值垂直≤水平≤定子绕组端部振动频率fv定子绕组端部振动幅值轴系扭振频率4损耗和效率(额定条件下)定子绕组铜耗Qul定子铁耗QF短路附加损耗Q通风损耗(含在Q.内)杂散损耗(含在Q.内)轴承摩擦损耗(含在Q内)电刷摩擦损耗(含在Q.内)满载效率η%5绝缘等级和温度定子绕组绝缘等级F定子绕组THA工况下绕组出水温度℃定子绕组T-MCR工况下绕组出水℃温度定子绕组VWO工况下绕组出水温度℃定子绕组THA工况下层间温度℃定子绕组T-MCR工况下层间温度℃定子绕组WWO工况下层间温度℃定子铁芯绝缘等级F定子铁芯THA工况下最热点温度℃定子铁芯T-MCR工况下最热点温度℃定子端部结构件THA工况下温度℃定子端部结构件T-MCR工况下温度℃定子端部结构件VWO工况下温度℃转子绕组绝缘等级F转子绕组THA工况下温度℃转子绕组T-MCR工况下温度℃集电环温度℃6冷却介质的压力、流量和温度定子水冷却器定子线棒冷却水流量每个冷却器百分比容量%定子冷却水进口水温℃定子冷却水THA工况下出口水温℃定子冷却水T-MCR工况下出口水温℃定子冷却水vWO工况下出口水温℃定子冷却水导电率定子冷却水压力P0.1～0.2定子冷却器堵管率氢气冷却器气体冷却器数目4每个冷却器百分比容量退出一个冷却器发电机出力气体冷却器进水温度℃气体冷却器出水温度℃气体冷却器水流量发电机进口风温℃发电机THA工况下出口风温℃发电机T-MCR工况下出口风温℃发电机VWO工况下出口风温℃额定氢压最高允许氢压发电机机壳容量发电机漏氢量(保证值/期望值)氢气干燥器形式冷冻式密封油系统轴承润滑油进口温度℃轴承润滑油出口温度℃轴承润滑油流量密封瓦进油温度℃密封瓦出油温度℃密封瓦油量氢侧单流环式油密封，二油合一空侧密封瓦温度℃7主要尺寸和电磁负荷定子铁芯内径Di定子铁芯外径Da定子铁芯长度Li气隙(单边)g定子外壳压力定子槽数Zi定子绕组并联支路数a2定子绕组尺寸空心m×h-壁厚4.6×5.9—1.2实心m×h每槽线圈股数空心n实心n定子电流密度J定子线负荷A.定子槽主绝缘单边厚度定子总重量t定子运输重量t定子运输尺寸L×W×H转子重量t转子外径D₂转子本体有效长度转子运输长度L转子槽数转子槽尺寸m×h转子每槽线匝数7每匝铜线尺寸m×h转子电流密度J定子槽绝缘单边厚度气隙磁密Bs转子匝间绝缘厚度护环直径Dk护环长度Lk集电环外径8主要材质和应力定子硅钢片型号硅钢片厚度铜线型号无氧退火铜转轴材料型号转轴材料脆性转变温度FATT℃转轴屈服极限σs转轴安全系数K转子铜线型号含银铜线转子铜线屈服极限σs护环材质型号护环屈服极限σs护环安全系数KK转子槽契材质型号集电环材质碳刷材质定子冷却水系统密封材料聚四氟乙烯定子冷却水管更换周期寿命期内无须更换9发电机综合尺寸长度(包括励磁机)m宽度(包括发电机底座)m高度(包括发电机底座)m序号单位设计值试验值备注l交流励磁机(主励磁机)无2副励磁机无3励磁柜型式密闭，强迫风冷功率放大器晶闸管整流整流方式三相全控桥式额定电流A时间特性5000A长期功率放大器组数并联支路数4磁场断路器额定电压V额定电流A开断电流A控制电压(直流)V5电压调整范围%手动调整范围%调整偏差(精度)%AVR配置(通道)2顶值电压倍数/强励时间顶值电流倍数2响应时间s6励磁变压器型式环氧浇注型号容量电压初级次级频率相数3连接方式接线组终端引出及接地方式绝缘等级F绝缘耐受电压冲击电压高压侧低压侧工频耐受电压(1分钟)高压侧低压侧5防护等级冷却方式损耗銅损铁损4附加损耗3总损耗效率%电压调整%5电压阻抗%6正序阻抗%6零序阻抗%4高压绕阻电阻Ω励磁电流A噪音水平过负荷能力6600(长期)外形尺寸长×宽×高运输尺寸长×宽×高重量t发电机技术性能1.3.发电机定子额定电压为22千伏。额定功率因数为0.9(滞后);额定转速为3000r/min,频率为50Hz。1.6发电机的年运行小时数不小于7500小时，年利用小时数为6500小时。大修间隔不少于五年，小修间隔为每年一次。发电机的可用率不低于99%,强迫停用率小于0.5%。1.7发电机使用寿命不少于30年。一峰值),轴振相对位移值≤0.076mm(峰一峰值)。定子铁芯不少于16个，其中铁芯端部不少于4个。定子槽内的测量元件均选用PT100铂电阻4发电机电压和频率范围4.1电机在额定功率因数、电压变化范围为±5%和频率变化范围±2%时，能连续输出额定功率，当频率偏差大于上述频率值时，由我公司提出允许的时间和各部分的温升限值，但频率允许时间每次(sec)累计(min)51.0～51.549.0～51.0连续运行49.0～48.548.5～48.048.0～47.547.5～47.04.2发电机在额定电压和转速下，其空载线电压波形正弦性畸变率不超过5%,其线电压的电话谐波因数不超过1.5%。4.3采取了有效的措施，防止有害的轴电流和轴电压，转子轴良好接地、轴承座对地绝缘等。安装的绝缘使发电机在运行时便于测量绝缘电阻值。4.4定子绕组在冷态下，任何两相直流电阻之差，在排除由于引线长度不同而引起的误差后不超过其最小值的1.5%。5发电机异常运行能力5.1进相运行能力：发电机在额定冷却工况下，电压变化范围在±5%范围内，发电机能带额定负荷、功率因数为0.95(超前)长期连续运行，各部件温度和温升不超过最高值。5.2调峰运行能力：在机组寿命期内，机组启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。5.3具有一定的短时过负荷能力，能承受1.5倍的额定定子电流历时30s,而不发生有害变形及接头开焊等情况。过电流时间(秒)额定定子电流(%)6发电机异常运行状态下的技术要求6.1发电机具备失磁异步运行的能力。发电机失磁后应在60s内将负荷减至0.6倍额定有功；在90s内减至0.4倍额定有功。在带0.4倍额定有功，定子电流1.0-1.1倍的允许运行时间为15min。(但根据日立公司意见尽管上述失磁工况不会对发电机造成不利影响，但可能引起电网和轴系的很大振荡，特别是对汽轮机轴系带来不利影响，不推荐发电机失磁后继续运行)。东方电机厂提供失磁异步运行能力曲线6.2发电机组具有抗失步振荡的能力。当发电机带励磁失步时，如振荡中心位于发电机升压变压器组以外并且振荡电流低于发电机出口短路电流的60%--70%时，允许振荡持续时间为15-20个振荡失步振荡中心位于发电机升压变压器组内部时，允许启动发电机失步保护跳闸6.3使用寿命期内，能在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，能承受出线端任何形式的突然短路导致立即停机而不发生有害变形，且具有承受与其相连接的高压输电线路断路器单相重合闸的能力，而且还能承受非同期误并列的冲击。主变高压侧误并列，其寿命期内120°为≤2次，180°≤5次。6.4发电机经升压变压器接入500kV系统，升压变阻抗按13.5%,系统短路电流按50kA考虑。在系统出现故障后，发电机具备承受高压线路单相重合闸的能力。6.6发电机磁场绕组能在额定负载时承受下列磁场短时过电压，并不发生有害变时间(s)额定磁场电压(%)6.7发电机磁场绕组容许过负荷能力。额定磁场电流(%)6.8发电机能承受一定的稳态和暂态负序电流的能力。当定定子电流(IN),其负序电流分量(I₂)与额定电流Ix之比大于8%。当发生不对称故障时，故障运行的(I₂/Ix)²t大于10。600MW火电机组培训教材—电气篇励磁系统第一节600MW机组励磁方式从国内的情况看，“八五”期间，能源部(现国家木[由于整流二极管(又称之为旋转盘)及其辅助部件(快速熔断器，电阻，电容等)与电机转子GTTAVR自并凝融磁系统典理概线图(3)励磁调节速度快，属于快速励磁系统，可控硅元件的开关时间为微秒级，励磁调节装置由全(4)发电机磁场回路装设了灭磁开关及非线性电阻，再配以可控硅装置的逆变灭磁，使发电机的(5)励磁调节器直接控制可控硅，调节器按模块化结构设计，采用工控机及新型电子元器件，辅力系统的动态稳定?并且由于短路电流迅速衰减使带时限的继电保护拒动，是否会引起失磁?对此则增长2.75%。自并励系统比它励可控硅系统仅低3.3%,但比常规旋转励磁系统高11倍之多。总 (即自并励)作为发电机(包括水轮、汽轮及原子能发电机)的基本励磁方式”,因而在运行维护第二节我厂励磁系统技术特点2励磁系统特征机端电压0.8Ue),允许强励时间为20秒。调量不大于阶跃量的30%;振荡次数不超过3次，发电机定子电压的调整时间不大于5秒。发电机零起升压时，自动电压调节器保证定子电压的超调量不超过额定值的15%,调节时间不大于5秒，电压振荡次数不大于3次。手动励磁控制单元保证从不大于10%空载励磁电压到不小于110%额定励磁电压值的范围内进小于0.3%额定电压/每秒2.8可靠性励磁系统强行切除率不大于0.1%。因励磁系统故障引起发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。自动电压调节器(包括PSS)投入率不低于99.5%。2.9过电压和过电流发电机转子回路装设有过电压保护，其动作电压的分散性不大于±10%,励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其3.1自动电压调节器(AVR)AVR柜的工作环境：-5℃~+45℃,月平均最大相对湿度为90%,同时该月平均最低温度为3.2励磁变压器励磁变压器高、低压侧各装2组CT用于保护和测量表计。3.3功率整流装置功率整流装置采用N-1配置，其中的一个柜(插件时为一个支路)退出运行时能满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流的运行要求。量不足时备用风机能自动投入。提供2路冷却风机电源，2路电源能够自动切换。3.4灭磁及过压保护3.5启励电源起励电源容量满足发电机建压大于10%额定电压的要求，为空载励磁电流的15%;起励成功后a)氢气密度很小，纯氢仅为空气的7%;即使在发电机机座内氢压0.4兆帕下，其密度亦只有空气的50%,因此大大降低了通风损耗。b)氢气具有高导热性、约为空气的7倍，和高的表面热传递系数、约为空气的1.35倍。故2.1定子绕组、定子铁芯、转子绕组的绝缘采用F级绝缘。其温升和最高温度不超过B级绝缘的2.5发电机的密封油系统采用集装式，设置监视密封瓦油压的装置和配备性能良好的压差阀。(单2.6为提高发电机承受不平衡负荷的能力，转子设置阻尼绕组。2.14发电机励磁机端的轴承座与底板和油管间、油密封座与油管间加装便于在运行中测量绝缘电2.15发电机每一轴段的自然扭振频率处于0.9～1.1及1.9～2.2倍工频范围以外。每一轴段的强2.18发电机各部分结构强度在设计时已考虑能承受发电机定子绕组出口端电压为105%的额定电及人身安全。水压试验为0.8MPa,历时15分钟。发电机的出线能承受不低于0.8MPa表压第二节发电机定子结构当氢气含量分别为5%及70%时爆炸强度趋于零，在此两者之间的比例时则达到最强烈的程度。把机座设计成耐爆型压力容器，就是指机座应能承受0.01—0.02兆帕表压下氢气和空气混合铁芯采用0.35-0.5毫米厚扇形低耗无方向性的冷轧硅钢片迭装，并经冷态和执态加压、装叠定子铁芯轴向用反磁支持筋螺杆并通过整体铸钢压圈将铁芯压紧。在端部压圈外侧装有铜屏5总进出水管与水电接头5.1总进出水管5.2水电接头6主出线7端盖轴承芯段中各2件，励端中部及边端铁芯段(齿顶及轭中)各4件、共16件。f)测量定子线圈温度用0℃时为50欧姆铜电阻或为100欧姆的铂电阻测温元件。在定子线圈每第三节发电机转子结构1转轴(转子本体)每匝由上下两根含银铜线组成，在全长为加工成矩形槽的铜4通风冷却由装在发电机两端的氢冷却器将热氢气冷却，然后重复进入循环。风扇为送风式，将冷却器冷却的定子铁心上(或定转子上)加装气隙隔环，已避免由转子抛出的热风吸入转子再循环。5氢气冷却器力。采用胀管工艺，将翅片管固定在前后水室的管板上。冷却器在出厂前要经受1.4兆帕的水压能清洗冷却器内的翅片管。此外发电机机座与冷却器顶上气密盖板及隔板之间没有一个旁路阀，氢气冷却器设计成在其中1/8或1/4台份退出时发电机仍能安全运行。通过调节氢冷却器出密封瓦扩大箱氢侧回油浮子阀冷却器主密封油泵真空油箱滤网7风扇和风扇导向叶片座动叶片由风扇座环、压环及叶片下的弹性圈定位紧固。在出厂之前所有动叶片都经受1.2倍额定第一节试验的种类第二节发电机的型式试验平值98.8%;短路比实测值为0.59,符合部颁标淮(不低于0.58);电压波形畸变率实测值为0.41%,有关标准规定值短路比轴承最大振动(双幅值)(mm)≤0.1第三节发电机交接和预防性试验3.1定子绕组的绝缘电阻和吸收比测量而变，温度每变化20℃阻值变化约2倍。比较。若在相近试验条件(如温度、湿度)下，绝缘电阻降至上次的1/3-1/5时，应查明原因。各缓慢增长，见图4-3-1。图4-3-1介质的绝缘电阻变化的指标。表4-3-2列出了某国产600MW汽轮发电机定子绕组绝缘电阻的测量结果。例如表中第一栏R₁5=500MQ,R₆0°=1000MQ,那么吸收比就是1000/500=2.00。一般发电机定子线圈的表4-3-2某600Mw汽轮发电机定子绕组绝缘电阻测量值C相对A、B相及地测量仪器：2500V兆欧表测定时绕组温度：25℃3.2转子绕组的绝缘电阻测量3.3定子和转子绕组直流电阻的测量(1).电桥法(2).两表法每个测量值与平均值差应不大于0.5%,被测直流电阻为R=U/I(欧)如果电压表回路的总电阻值(包括电压表内阻及为数极小的引线电阻)小于1千倍R值时，被1.试验电压标准(3)在大修和小修后，用2倍额定电压进行试验于最小值的50%,但绝对要求不随时间的延长而增大。(即泄漏电流).,。试验完毕，将调压变压器退回零位，断开电源，并将绕组接地放电。试验过程中，如发现泄漏电流随时间急剧增长或有异常放电现象时，应立即停止试验，断开电源进行检查.S水内冷汽轮发电机定子绕组的直流耐压试验结果，表中列出了泄漏电流值。试验电压相别Un=22KV环境温度为28℃绕组绝缘体等值电路，见图，图中A相绕组引水管电阻为R1,R2,设等值电阻为图AA相Ik汇水管图B盐水(或充满水),水质的导电率应≤5us/cm3.5工频交流耐压试验1.试验电压标准(1)国际电工委员会(IEC)规定预防性试电压为1.5UN;前苏联(电力设备试验规程)规定(2)我国有关标准规定为1.3—1.5UN;大修前或局部更换绕组后，运行20年及以下的发电机，或运行20年以上不与架空线路直接连接的发电机定子绕组，其试验电值均为1.5UN,试验时间为型号电压(KV)一相电容试验接线原理图如图所示。图中T1为调压变压器；T2为高压试验变压器；R为限流保护电阻，其值为(0.2—1)欧/V;RO为球隙保护电阻，其值为1欧/V;QX为过电压球隙，球隙和球径电容电流时，可在试验变压器高压侧接入毫安表和与它并联的短路并关。由于被测绕组属于电容性负载，高压试验变压器的电容性负载下，会使高压侧电压升高，即比按试验变压器变比计算的电压还要高，而且当发电机的容抗与试验变压器的漏抗发生串联谐振时，此电压升高更为显著,最高可达计算电压的3—4倍，这对发电机的绝缘是很危险的。所以在进行这一试验时，一方面要选择容量合适的试验设备，另一方面要在高压侧用电压互感器测量度试验电压，并用球隙作为过电压保护试验中，如果发现电压表指针摆动很大，毫安表指示急剧增加，绝缘冒烟或发出响声等异常现象时，应立即降低电压，断开电源，接地放电进行检查。测量转子绕组交流阻抗是检查转子匝间短路的有效方法。在交接和大修时都要进行这一测量。测量接线图如图所示。图中T2为试验安全而采用的隔离变压器。度过时所加电压不应超过额定励磁电压，一般为额定励磁电压的50—100%。试验可在转子处于定子膛外情况下，也可处于定子膛内不同转速下进行。膛内的阻抗值Z=√600MW火电机组培训教材一电气篇发电机试验试验结果表明，转子处于静态(n=0)和动态(n=Nn)情况下的转子绕组阻抗和损耗均随转速3.7发电机轴电压的测量一次轴电压的测量。测量时先测发电机转轴两端的电压U1,再测机座与励磁机侧轴承之间的电压30—50千欧),影响测量的进行。通常U1与U2相等，若U1和U2相差10%以上，则表示绝缘垫的VV绝缘垫V测量时可以使用量程为3一10V的交流电压表，若无此种电压表，可经适当变比的升压变压3.8发电机的空载特性试验电流，使空载电压升到额定值的130%,或达额定励磁电流所对应的电压值，读取三相线电压、励磁电流、频率，作出空载特性的第一点，然后单方向逐步减少励磁电流，量取7—9点，最后读取励磁电流为0时和剩磁电压。3.9发电机三相稳态短路特性试验短接后，启动发电机并升速到额定转速，调节励磁电压，使定子电流达到1.2倍额定值，同时读取定子电流和励磁电流，然后逐步减小励磁电流，使之降到0为止。其间共读取5—7点，绘制短试验后，将测得的稳态短路特性曲线与制造厂出厂(或与以前测得)数值比较，差值应在测量例如在同一工况下发现定子绕组的温度或温差(最大最小之差)有明显不同于正常模式时，如立即1.1氢、水、油系统正常投运1.3氢气冷却器应向氢气冷却器供给所需的冷却水量，“发电机运行工况参数表”中规定了氢冷却器有关数1.5轴承座对地的绝缘1.5.1单层轴承绝缘----火花检查法1.5.2双层轴承绝缘地，另一端轮流接到每个被测端子直接测量绝缘电阻。预期绝缘在运行中，用一种高阻抗伏特计(20000欧/伏)来测量每个测试端子对地的交流电压值。若电c)灯或伏特计方法(运行期间或停机)把一个220伏灯泡串联在220V电压电源上。电压电源的地线端测试导线应接地，而从灯泡引1.6相序的校核1.7起动时对测温元件的监测1.7.1层间温度与出水温度要相互对照1.7.3监测主出线的水路系统2运行时监测和注意事项2.1.1准备启动g)发电机冷氢温度(在升速过程中必须经常测试并调节控制冷氢温度和各冷却器出风的温差轴振限值是指工频双幅绝对值，其中期望值是根据西屋公司的每分钟3000转的振动范围而定仔细地二次灌浆、精心地调试的、其轴振水平是能够达到轴工况变化轴振会有所变化，从期望值到报警值之间的、以及在国标G2.1.2带负载运行除了维持“准备启动”和“启动”两种模式中的各种参数水平外(项a到项h),尚须监j)带负载时定子线棒槽内层间温度及出水温度(包括各组同类水支路的测温元件间高低温度k)带负载时氢气的平均冷风温度和湿度，以及热氢温度，(包括氢冷却器出口氢气温度差异1)不得在机座内充空气的状态下投励磁升压或并网。在带负荷情况下，如轴振不能达到规定的期望值，应对轴振2.1.4发电机运行工况参数表参数期望值最小一最大值报警值跳闸值润滑油系统进油温度(℃)一一出油温度(℃)一油压(兆帕)轴瓦钨金温度(℃)密封油系统油箱真空氢油压差(k帕)(高于氢压)氢气冷氢温度(℃)注1.各冷却器出口氢温的温差不超过热氢温度(℃)随负载而变化氢压(可随负载减小而调低)(兆帕)*为额定氢压运行；非额定氢压运行时报警值应另行氢纯度(100%)额定氢压下氢气湿度(克/立方米)氢消耗或漏量(立方米/日)工况监视仪读数一一氢冷却器的冷却水流量(立方米/时)工作压力(兆帕)参数期望值最小一最大值报警值跳闸值定子线圈的冷却水及线棒温进水温度(℃)—总水管出水温度(℃)总水管出水对进水的温升约20线棒出水温度(℃)线棒层间温度(℃)线棒最大温差(K)(同一类水路中的出水或层间测温元件)*按第6.4.3.3条处理，推荐降负荷并安排停机检查水流量(立方米/时)定子绕组两端水压降(兆帕)定子水电导率(微西/厘米)离子交换器出水电导率(微西/厘米)一总进出水管差压(兆帕)比正常值高0.035一氢压高于水压(兆帕)定子水箱氮压(兆帕)单位一毫米)▲轴振及座振的许可值按国标GB/T7064-1996的第3.19条的规定，▲如有集电环装置，其轴振及发电机应按出力曲线运行。同时，氢气冷却器出口的冷氢温度应保持在“运行工况参数表”量发电机带负荷的能力。运行中有关本发电机各部位及冷却介质的限值请查阅“发电机运行工况参数表”在额定功率因数(过激)和欠激功率因数为0.95之间的范围内，定子绕组的温度限制了出力，欠激时，在功率因数从0到0.95之间的范围内，定子铁心及其边端的结构零件的温度是限制所有定子绕组和冷氢测温元件都应接到控制室的温度巡测仪或有数据输出或记录纸的计算3.2.3冷氢温度器退出运行时，在额定功率因数下能安全运行的最大负荷“度最高允许值为48℃。3.4发电机非正常运行方式3.4.1不平衡负荷运行能力应符合国家标准GB/T7064—1996第3.2条“电压和频率范围”的规定，以及汽轮机厂所提3.4.4强励运行3.4.5失磁运行从失磁起的60秒内应将发电机负荷降到60%的额定负荷，在失磁起的90秒内应降到40%的额定负荷，总的失磁异步运行时间不得超过15分钟。3.4.6进相运行请查阅“发电机出力曲线”及“发电机V形曲线按常规，按“断水30秒切机”为原则的断水保护3.5发电机绝缘过热监测装置报警后的处理警消失，而再放开此按纽，电流又小于75%,恢复警报，在这种情况下，监测装置已判断发电机内内亦出现比较明显的增值，甚至接近或达到报警限值应立即按定子绕组出水温度高报警的办法处第七章变压器的规范及运行第一节变压器的基本原理变压器是一种静止的电器，它利用电磁感应原理把一种交流电压转换成相同频率的另一种交流电压。在电力系统中，变压器已占着极其重要的地位，无论是在发电厂或变电所，都可以看到各种型式和不同容量的变压器。本章主要介绍电力变压器。变压器是应用电磁感应原理来进行能量转换的，其结构的主要部分是两个(或两个以上)互相绝缘的绕组，套在一个共同的铁心上，两个绕组之间通过磁场而耦合，但在电的方面没有直接联系，能量的转换以磁场作媒介。在两个绕组中，把接到电源的一个称为一次绕组，简称原方(或原边),而把接到负载的一个称为二次绕组，简称副方(或副边)。当原方接到交流电源时，在外施电压作用下，一次绕组中通过交流电流，并在铁心中产生交变磁通，其频率和外施电压的频率一致，这个交变磁通同时交链着一次、二次绕组，根据电磁感应定律，交变磁通在原、副绕组中感应出相同频率的电势，副方有了电势便向负载输出电能，实现了能量转换。利用一次、二次绕组匝数的不同及不同的绕组联接法，可使原、副方有不同的电压、电流和相数。按相数来区分，变压器可以分为三相变压器和单相变压器。在三相电力变压器。当容量过大且受运输条件限制时，在三相电力系统中也可应用三台单相变压器连接成三相按绕组数目来区分，变压器可以分为两绕组和三绕组变压器。所谓两绕组变压器即在一相铁心上套有两个绕组，一个为一次绕组，另一个为二次绕组，升压变压器的一次绕组是低压绕组，二次绕组是高压绕组，而降压变压器则相反。容量较大.(5600kVA以上)的变压器，有时可能有三个绕组，用以连接三种不同电压，此种变压器称作三绕组变压器，例如在电力系统中，220kV、110kV和35kV之间有时就采用三绕组变压器。按冷却介质来区分，变压器可以分为油浸式变压器、干式变压器(空气冷却式)以及水冷式变压器。干式变压器多用在低电压、小容量或用在防火防爆的场所，而电压较高、容全较大的变压器多用油浸式，称为油浸式变压器。电力变压器大多采用油浸式变压器。为了提高发电厂厂用电的可靠性，大容量机组(单机容量200Mw及以上)的厂用变压器常采用特殊结构的分裂绕组变压器。第二节主变压器1主变技术规范型式：户外、双绕组、强油风冷单相油浸变压器额定电流：755.8/18896/√3空载损耗Po≤110kW中性点运行方式：直接接地，预留经小电抗接地条件调压位置：中性点单相I,I03台单相组成的联接组别标号：YN,重庆ABB变压器有限公司制造1.2几项说明2).空载电流：变压器空载运行时，由空载电流建立主磁通，所以空载电流就是激磁电流。额定空载电流是以额定频率的正弱交流额定电压施加于一个线圈上(在额定分接头位置),而其余线圈均为开路时，变压器所吸取电流的三相算术平均值，以额定电流的百分数表示。的电压(在额定分接头位置),以额定电压的百分数表示，它反映了变压器阻抗(电阻和漏抗)参数，也称阻抗电压(温度70℃)。5).绕组绝缘耐受电压：变压器额定绝缘水平(kV):设备最高电压Um短时工频耐受电压(有效值)雷电冲击耐受电压，全波(峰值)雷电冲击耐受电压，截波(峰值)操作冲击耐受电压(峰值)高压高压中性点低压绝缘水平：额定耐受电压见下表，设备最高电压Um=550kV短时工频(有效值，kV)雷电冲击全波(峰值，kV)操作冲击(峰值，kV)高压高压中性点低压7).套管电流互感器装设位置高压线圈低压线圈高压侧中性点台数准确级5P40/5P40/0.5电流比二次容量50VA(5P40)、20VA(0.55表中：Fs---仪表保安系数性能要求：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不超过20K。1.3.1连续额定容量时的温升(周围环境温度40℃):1.3.2效率和损耗：(见附录A)在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1时的效1.3.3耐受电压试验试验电压值：3.1.10和3.1.11;1.3.4局部放电水平1.5Um/√3时的局放水平高压绕组≤100pC;低压绕组≤100pC1.3.5无线电干扰水平工频电压升高时的运行持续时间工频电压升高倍数持续时间(满载)连续连续0.1s持续时间(空载)连续连续0.1s当电流为额定电流的K(0≤K≤1)倍时应保证能在下列公式确定的卖方应提供100%、105%、110%情况下激磁电流的各次谐波分量，并按50%～115%额定电压1.3.7发电机变压器的甩负载：当发电机甩负载时，变压器应能承受1.4倍额定电压、历时5s而当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时，能使辅助冷却器自动投入。当工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。为每1组主变压器(3台单相)配置1个汇控箱，每相设置1个分相控制箱。当冷却器系统在运行中出现故障时应能发出故障信号，每个信号至少提供两个干接点，供买方控制保护装置使用。变压器满载运行时，当全部冷却器退出运行后，允许继续运行时间至少20分钟。当油面温度不超过75℃时，允许上升到75℃,但切除冷却器后的变压器允许继续运行1小时。变压器冷却系统应按负荷情况自动或手动投入或切除相应数量的冷却器。卖方应提供在不同环境温度下，投入不同数量的冷却器时，变压器允许满负载运行时间及持续运行的负载系数。满负荷运行时间(min)持续运行的负荷数(%)1522冷却器台数(包括一台备用)2+1;布置方式固定在油箱上。冷却系统的电动机应有过载、短路及断相运行的保护装置。1.3.10密封要求：整台500kV变压器应能承受储油柜的油面上施加30kpa静压力，持续24h,应无1.3.12重量和尺寸限值：当对变压器因安装、运输等原因对尺寸和重量有特殊要求时，应提供以下数据：(参见附录A)运输重量：140000kg温度不高于250℃,保证该变压器可继续运行。1.3.15变压器的负载能力变压器允许短时间过载能力应满足下表要求(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温过电流(%)允许运行时间注：(1)表中的数值是按照油浸式电力变压器负载导则的计算护，器身20年免维护，预期寿命应不少于30年。1.3.17变压器油变压器油应符合GB2536-90规定的25号油。卖方应提供过滤合格的新油，其击穿电压≥60kV,tgō(90℃)≤0.5%,含水量厂家提供具2主变结构2.1铁芯器2.2绕组(4)纠结式线圈：纠结式线圈外形和连续式线圈相似，但焊头较多。为使起始电压比较均匀(5)内屏蔽式(或电容插入式)线圈：bDPF一240000/500型变压器绕组全部采用绕组采用半硬铜导线，绕组有良好的冲击电压波分DPF一240000/500型变压器绕组高压侧纠结内屏蔽式；部分线段(即内屏蔽式线段)采用换位导由于大型电力变压器要求大截面(截流大),厚纸绝缘(耐高压)的导线。若导线太宽，垂直于漏2.3油箱进油阀与排油阀(在油箱上部和下部应成对角线布置);(符合反措要求)于1450r/min的油泵。DPF一240000/500型变压器油箱采用箱式全封闭结构，即主油箱与油箱顶部钢板之间或上节DPF一240000/500型变压器油箱的机械强度：能承受真空133pa和正压98kpa的机械强度试验，整台500kV变压器能承受储油柜的油面上施加30kpa静压力，持续24h,无渗漏及损伤。储油柜的容积较大，一般可以保证一30℃运行时不缺油，+40℃满负载运行时不满油2.5吸湿剂的主体为一盛满变色硅胶(作为干燥剂)的玻璃管和一个装有变压器油(作为过滤剂)的罩。变色2.6套管端部有油位表和油枕。套管的局部放电量在1.5倍量最大工作相电