发电机运行维护及故事跳闸的处理.docVIP

发电机运行维护及事故跳闸的处理 一、发电机运行维护： 发电机主要技术性能 发电机在下列情况下能输出额定出力：具有调峰能力，当电网需要时，发电机允许调峰运行和两班制运行。在寿命期间允许启停不少于一万次。 发电机的定子和转子绕组允许短时过负荷。 冷却氢气进口温度不大于46℃ 氢冷却器冷却水进水温度不大于35℃。 定子绕组内冷水进水温度不大于50℃。 氢压不低于额定值，氢气纯度不低于95%。 发电机在上述情况下，在所提供的出力曲线范围内能在超前0.95功率因素下带额定MVA长期运行。 发电机在额定功率因数、电压变化范围为额定值±5%、频率变化范围为±2%时能按照IEC国际标准上的图形，连续输出额定功率。 定子冷却水短时断水运行的持续时间小于30秒。 发电机机座的汽、励两端各有一组氢气冷却器，每组在水路上独立地分成两个并联水支路，当停运一个水支路时，发电机能承担80%额定功率连续运行。 发电机的定子和转子绕组允许短时过负荷。 安全运行条件 发电机必须在期频率、电压、相序与电网完全同步后才能并入电网。 新按装发电机组轴系在轴径上的双幅振动值应不大于0.076毫米,在轴承座上的双幅振动值就不大于0.025毫米,运行中轴振大于0.025毫米时,机组应自动停机解列。 发电机内氢气含湿量折算到大气压的露点（就是氢气处于饱和状态下，当气温下降，出现氢气液珠的温度值．）应＜-5℃且不低于-25℃,以防止发电机绝缘性能下降发生短路和避免护环应力腐蚀而产生裂纹的机内环境。 当发电机 处于空气状态上,必须把供氢管道中一支可拆卸式氢气管路拆掉,确保护机组的安全。 在氢气置换过程中必须确认气体的取样分析部位正确无误:在用CO2置换H2或空气时,必须在机座顶部取样;在用H2或空气置换CO2时,一定要在机座底部取样。 运行中发生密封瓦烧毁或密封断油事故,氢气将会从密封支座与轴颈之间喷出.此时,必须立即停机解列低速盘车,排氢降压,在低氢压时再用CO2置换氢气,一般情况下由于高压氢气急速扩容,大量吸热,氢气喷出不至于发生火灾,但在现场要杜绝一切火花以免引爆.如果发生火灾,立即用也只能用CO2气体灭火。 漏氢量 总装后机内的气体容量约为110立方米.当发电机在额定氢压0.4MPa下运行,保证漏氢量每天不大于11.3立方米(常压下的体积),发电机内定子绕组水支路的容积约为0.36立方米,在额定氢压下做空气气密试验时气体泄漏量每天不超过绕组水支路容积的4%。 发电机运行控制主要参数及限额 参数 期望值 最小-最大值 报警值 跳闸值 氢压高于水压(MPa) ≤0.035 — 润滑油系统 进油温度(℃) 38 27～49 — — 出油温度(℃) 65 60～71 77 — 油压(兆帕) 0.10 0.08～0.12 0.048～0.062 0.034～0.048 轴瓦钨金温度(℃) 70 65～77 99 107 密封油系统 空侧及氢侧进油温度 (℃) 45 40～49 ＜40，＞49 — 备注:两侧相差在2.2K之内(振动大时控制在1.1K) 氢油压差(MPa) 0.083 0.055～0.097 ≤0.035 — 氢气系统 冷氢温度(℃) 46 40～48 ＜40，＞50 — 注：各冷却器出口氢温的温差不超过2K 热氢温度(℃) 随负荷而变化 45—80 — — 氢压(可随负载减小而调 低)(MPa) 0.40 0.30～0.54 ≤0.38，≥0.44 — 氢纯度(%) 95 90★/99 85★/90及100 — ★用于氢侧油泵停运时 额定氢压下氢气湿度(g/m3) 2 4 10 — 氢消耗或漏量(m3 /日) 11.3 — — — 氢冷却器的冷却水 温度(℃) ≤35 最大36，另有协议者≯38 流量(m3/时) 740～900 工作压力(MPa) — 最大0.8（为现场验收或维修的试验最大值） 定子线圈的冷却水及线棒温度 进水温度(℃) 大于冷氢温度 45—50 ≤42，≥53 — 总水管出水温度(℃) ≤80 ≥85 总水管出水对进水的温升(K) 约20 ≥31 线棒出水温度(℃) ≥85 线棒层间温度(℃) ≥90 线棒最大温差(K) (同一类水路中的出水或层间测温元件) ≤5 ＜8～10 ≥8(出水) ≥10(层间) ≥12(出水) ≥14(层间) 推荐降负荷并安排停机检查 水流量(m3/h) (差压报警开关) 105 额定流量为80%时的压降值 额定流量为70%时的压降值延时30秒 定子绕组两端的计 算水压降(MPa) (0.15～0.20) 定子水电导率(μs/cm) ＜2 离子交换器