600MW机组发电机技术数据培训教材

600MW机组发电机技术数据培训教材二期工程汽轮发电机设备为东方电机股份有限公司QFSN-660-2-22型，共计两台，总容量1200MW。发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数、额定氢压和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为660MW（应扣除静态励磁所消耗的功率）；发电机的最大连续输出功率为702.2MW,与汽轮机最大连续出力工况（T-MCR）的输出功率相匹配，且其功率因数和氢压等均应与额定值相同；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；发电机应具有一定的失磁异步运行、进相运行、调峰运行和不对称运行的能力；水内冷线圈不允许有漏水或渗水，氢冷发电机漏氢量在额定氢压下24小时内应小于10Nm3；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，发电机的可用率不应低于99%，强迫停用率小于0.5%。发电机主要 参数 转速和进给参数表a氧化沟运行参数高温蒸汽处理医疗废物pid参数自整定算法口腔医院集中消毒供应 ： 名称 单位 数值 试验 保证值 发电机型号 QFSN-660-2-22 额定容量SN MVA 733.33MVA 733MVA 额定功率PN MW 660MW 660MW 最大连续输出功率Pmax MW 702.2MW 最大连续输出容量Smax MVA 780.3MVA 对应汽机VWO工况下功率因数 0.9 对应汽机VWO工况下氢压 MPa 0.45MPa 对应汽机VWO工况下发电机氢冷器进水温度 ℃ 20~38℃ 对应汽机VWO工况下发电机氢冷器出水温度 ℃ ≤48℃ 额定功率因数cosφN 0.9 定子额定电压UN kV 22kV 定子额定电流IN A 19245A 额定频率fN Hz 50Hz 额定转速nN r/min 3000r/min 额定励磁电压UfN V 426V 额定励磁电流IfN/空载励磁电流Ifo A 4673/1793A 定子绕组接线方式 YY 冷却方式 水氢氢 励磁方式 自并励静止可控硅励磁 通风方式 径向多流通风 定子每相直流电阻（15℃） ( 0.001456( 转子绕组直流电阻（15℃） ( 0.067715( 定子每相对地电容A/B/C PF 243000PF 转子绕组自感 H 0.521H 直轴同步电抗Xd % 207.9% 横轴同步电抗Xq % 207.9% 直轴瞬变电抗（不饱和值）X'du % 29.89% 直轴瞬变电抗（饱和值）X'd % 26.3% ≤30% 横轴瞬变电抗（不饱和值）X'qu % 29.89% 横轴瞬变电抗(饱和值)X'q % 26.3% 直轴超瞬变电抗(不饱和值)X"du % 21.03% 直轴超瞬变电抗(饱和值)X"d % 19.35% ≥18% 横轴超瞬变电抗（不饱和值）X"qu % 21.03% 横轴超瞬变电抗（饱和值）X"q % 19.35% 负序电抗（不饱和值）X2u % 23.67% 负序电抗（饱和值）X2 % 21.78% 零序电抗（不饱和值）Xou % 9.98% 零序电抗（饱和值）X0 % 9.48% 直轴开路瞬变时间常数T'do s 8.446s 横轴开路瞬变时间常数T'qo s 0.938s 直轴短路瞬变时间常数T'd s 1.068s 横轴短路瞬变时间常数T'q s 0.1187s 直轴开路瞬变时间常数T"do s 0.0476s 横轴开路瞬变时间常数T"qo s 0.0476s 直轴短路超瞬变时间常数T"d s 0.035s 横轴短路超瞬变时间常数T"q s 0.035s 转动惯量GD2 N.m2 382200N.m2 短路比SCR 0.5484 ≥0.54 稳态负序电流I2 % ≥8% ≥8% 暂态负序电流I22t ≥10 ≥10 允许频率偏差 ±% -3~+2% 允许定子电压偏差 ±% 5% 失磁异步运行能力 MW 264MW 失磁异步运行时间 min 15min 进相运行能力 MW 660MWcosΦ=0.95(超前) 电话谐波因数THF % ≤0.5% ≤0.5% 电压波形正弦畸变率Ku % ≤1% ≤1% 三相短路稳态电流 % 145.45% 相—中性点 % 603.98% 相—相 % 417.48% 三相 % 440.63% 相—中性点 % 669.83% 相—相 % 475.88% 三相 % 583.97% 三相短路最大电流值（直流分量峰值） % 767.29% 相—相短路最大电磁转矩 N.m 1567.14N.m 转子轴电压 V ≤10V 轴承绝缘电阻正常/最小值 M( 20/1M( 最大允许超速 % 120% 失步功率 MW 940MW 电动机状态运行能力 s ≤60s 调峰能力 允许10000起停机 发电机使用寿命 年 ≥30年 ≥30年 噪音 dB ≤85dB ≤85dB 临界转速（一阶） r/min 982r/min 临界转速（二阶） r/min 2671r/min 临界转速轴承振动值垂直 mm ≤0.08mm ≤0.08mm 临界转速轴承振动值水平 mm ≤0.08mm ≤0.08mm 超速时轴承振动值垂直 mm ≤0.08mm ≤0.08mm 超速时轴承振动值水平 mm ≤0.08mm ≤0.08mm 额定转速时轴承振动值垂直 mm ≤0.025mm ≤0.025mm 额定转速时轴承振动值水平 mm ≤0.025mm ≤0.025mm 临界转速轴振动值垂直 mm ≤0.15mm ≤0.15mm 临界转速轴振动值水平 mm ≤0.15mm ≤0.15mm 超速时轴振动值垂直 mm ≤0.15mm ≤0.15mm 超速时轴振动值水平 mm ≤0.15mm ≤0.15mm 额定转速时轴振动值垂直 mm ≤0.05mm ≤0.05mm 额定转速时轴振动值水平 mm ≤0.05mm ≤0.05mm 定子绕组端部振动频率fv Hz ≤95或≥110Hz 定子绕组端部振动幅值 mm ≤0.25mm 轴系扭振频率 Hz ≤45,≥55；≤90,≥110Hz 定子绕组铜耗Qcu1 kW 2006.2kW 定子铁耗Qfe kW 837.59kW 励磁损耗Qcu2 kW 1939.93kW 短路附加损耗QKd kW 1094.8kW 机械损耗Qm（通风损耗、杂散损耗、轴承摩擦损耗、电刷摩擦损耗） kW 1105.8kW 总损耗ΣQ kW 6984.32kW 满载效率η % 98.952% ≥98.95% 定子绕组绝缘等级 F 定子绕组THA工况下绕组出水温度 ℃ ≤85℃ 定子绕组T-MCR工况下绕组出水温度 ℃ ≤85℃ 定子绕组VWO工况下绕组出水温度 ℃ ≤85℃ 定子绕组THA工况下层间温度 ℃ ≤120℃ 定子绕组T-MCR工况下层间温度 ℃ ≤120℃ 定子绕组VWO工况下层间温度 ℃ ≤120℃ 定子铁芯绝缘等级 F 定子铁芯THA工况下最热点温度 ℃ ≤120℃ 定子铁芯T-MCR工况下最热点温度 ℃ ≤120℃ 定子端部结构件THA工况下温度 ℃ ≤120℃ 定子端部结构件T-MCR工况下温度 ℃ ≤120℃ 定子端部结构件VWO工况下温度 ℃ ≤120℃ 转子绕组绝缘等级 F 转子绕组THA工况下温度 ℃ ≤115℃ 转子绕组T-MCR工况下温度 ℃ ≤115℃ 集电环温度 ℃ ≤120℃ 定子线棒冷却水流量 t/h 96t/h 每个冷却器百分比容量 % 100% 定子冷却水进口水温 ℃ 40～50℃ 定子冷却水THA工况下出口水温 ℃ ≤85℃ 定子冷却水T-MCR工况下出口水温 ℃ ≤85℃ 定子冷却水VWO工况下出口水温 ℃ ≤85℃ 定子冷却水导电率 μs/cm 0.5~1.5μs/cm 定子冷却水压力P MPa 0.1～0.25MPa 定子冷却器堵管率 5% 气体冷却器数目 4 每个冷却器百分比容量 25 退出一个冷却器发电机出力 MW 528MW 气体冷却器进水温度 ℃ 20～36℃ 气体冷却器出水温度 ℃ ≤48℃ 气体冷却器水流量 t/h 4x115℃ 发电机进口风温 ℃ ≤46℃ 发电机THA工况下出口风温 ℃ ≤65℃ 发电机T-MCR工况下出口风温 ℃ ≤67℃ 发电机VWO工况下出口风温 ℃ ≤67℃ 额定氢压 MPa 0.45MPa 最高允许氢压 MPa 0.5MPa 发电机机壳容量 m3 86m3 发电机漏氢量 m3/24h ≤10m3/24h 氢气干燥器形式 吸附式 轴承润滑油进口温度 ℃ 35～45℃ 轴承润滑油出口温度 ℃ ≤70℃ 轴承润滑油流量 L/min 1067L/min 密封瓦进油温度 ℃ 35～45℃ 密封瓦出油温度 ℃ ≤70℃ 密封瓦油量 L/min 185L/min 密封瓦温度 ℃ ≤90℃ 发电机冷却采用水氢氢冷却方式，采用机端自并励励磁系统，励磁系统的特性与参数能满足电力系统和发电机的各种运行方式的要求。基本技术数据：额定容量：733.3MVA额定功率：660MW最大连续容量：780.2MVA额定电压：22kV额定功率因数：0.9（滞后）频率：50Hz额定转速：3000r/min定子绕组绝缘等级：F转子绕组绝缘等级：F定子铁芯绝缘等级：F(其温升和最高温度不超过B级绝缘的允许值)短路比：≥0.58效率：≥98.95%Xd0.15(标么值)Xd0.30标么值)相数：3极数：2定子绕组接线方式：2Y负序电流承载能力：连续I2/IN≥8%短时（I2/IN）2t≥10额定氢压（ 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 压力）0.45MPa发电机额定冷却水温为36℃噪音＜90dB顶值电压≥2倍额定励磁电压电压响应比≥2额定励磁电压/s强励持续时间≥20s一、二期发电机参数概述1.发电机各部位允许振动值及温度：机组轴系在额定转速下运行时，轴承座在水平、垂直两个坐标方向的允许振动值＜0.025mm，轴振相对位移值＜0.076mm；发电机在轴承座及大轴上留有装设测振传感器的位置，以便装设轴承座和大轴的振动监测仪表；发电机定子铁芯和机座端盖的自振频率能够避开基频和倍频的±10%以上，并且有必要的振幅限制措施；发电机定子绕组端部的自振频率能够避开基频和倍频的+15%、-10%，以防止产生共振；冷态下端部绕组模拟试验的椭圆型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线的固有振动频率合格范围为fz≤94HZ，fz≥115HZ；通过临界转速时，轴的振动值不大于0.15mm，轴承座的振动值不应大于0.08mm；发电机轴承排油温度不超过70℃，轴瓦金属最高温度不应超过90℃。2.电压范围：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应不超过1%，其线电压的电话谐波因数应不超过0.5%；为防止有害的轴电流和轴电压，使得轴电压不大于10V；采取以下措施：（1）发电机励磁系统加装谐波过滤装置，以防止高次谐波进入转子线圈进而在转子上感应谐波电压和电流；(2)转子制造时，采用严格的工艺措施，保证与铁芯内圆间隙均匀和转子槽分度均匀，减小因磁路不均匀度而引起的轴电流和轴电压；(3)发电机轴在汽端采用有良好接地效果的接地刷辫装置；(4)发电机励端轴承、密封座均采用双层绝缘(机组运行时可测量电阻)，防止形成轴电流回路。3.频率范围：发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，发电机能满足不低于下述值： 频率（Hz） 每次允许时间（秒） 累计时间（分） 51.0～51.5 ＞30 ＞30 49.0～51.0 连续运行 49.0～48.5 连续运行 48.5～48.0 ＞300 300 48.0～47.5 ＞60 ＞60 47.5～47.0 ＞20 ＞104.短时过负荷能力：能承受1.5倍的额定定子电流历时30s，而不发生有害变形等情况。发电机允许过电流时间与过电流倍数以下式计算：（I2-1）t=37.5sI:定子过电流的标幺值t:持续时间5.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0.9(超前)长期连续运行，且各部件温度和温升不超过允许值。6.发电机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；然后在随后的30s内将负荷减至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。失磁异步运行能力曲线见下图3-4：7.抗失步振荡的能力及其他危险工况能力：当发电机带励磁失步时，如振荡中心位于发电机变压器组以外并且振荡电流低于发电机出口最大短路电流的60%--70%时，允许振荡持续时间为15-20个振荡周期。失步振荡中心位于发电机变压器组内部时，允许启动发电机失步保护跳闸；发电机能在额定负荷和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<30°为次数不受限制，120°为≤2次，180°≤5次；发电机经主变压器接入500kV系统，主变阻抗按13.5%，系统短路电流按50kA考虑，在系统出现故障后，发电机应具备承受高压线路单相重合闸的能力；当汽轮机主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行（逆功率）时间不小于60s。8.发电机励磁绕组能在额定负载时承受下列励磁短时过电压： 时间（s） 10 30 60 120 额定励磁电压（%） 208 146 125 112发电机励磁绕组允许过负荷能力为(I22-1)t=30s，其中I2为励磁电流标幺值。9.稳态和暂态负序电流的能力：不对称运行时，其负序电流分量（I2）与额定电流IN之比大于8%；当发生不对称故障时，故障运行的（I2/IN）2t大于10。10.为减少电力系统产生次同步谐振采取的措施：转子绕组设阻尼绕组，增加机组的阻尼能力，加快振荡衰减；励磁系统加装PSS，利用励磁调节作用抑制振荡衰减。11.发电机的负荷变化率应满足汽轮机定压运行和滑压运行的要求；定子绕组、定子铁芯、转子绕组的绝缘应采用F级绝缘；其温升和最高温度不超过B级绝缘的允许值；发电机定子、机壳、端盖具有足够的强度和刚度，定子机壳与铁芯之间应有弹性连接的隔震措施，避免产生共振；定子线棒槽内固定及绕组端部固定工艺要可靠，采取适应调峰运行的技术措施，定子铁芯端部结构件如压指、压圈等应采用非磁性材质，并采取有效的屏蔽措施，避免产生局部过热，定子铁芯采取防止松动的措施；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，有效防止密封油进入机内的情况发生；为提高发电机承受不平衡负荷的能力，转子设置阻尼绕组。转子护环应为整体合金钢锻件，为提高护环的耐应力腐蚀能力，采用了18Mn18Cr合金钢材质；碳刷要具有低的摩擦系数和自润滑作用，且碳刷结构能防止碳粉落在集电环上。12.转子采用气隙取气结构，且转子绕组上的通风孔中间铣孔，另外，槽部和端部采取适应调峰运行的技术措施：（1）转子槽衬内壁和护环绝缘内表面设有滑移层，该层具有较低的摩擦系数，使得转子铜线在热胀时能够容易的沿轴向膨胀；（2）转子铜线为含银铜线，抗蠕变能力强；（3）转子绕组同一匝两股线间增加防磨损垫条，防止在运行状态下铜线磨损，产生铜粉。发电机每根定子线棒单独一匝，外包主绝缘，上下层线圈间还有一层间垫条，匝间绝缘实际上为双倍主绝缘加一层间垫条，因此，发电机定子线棒实际上不易发生匝间短路。因此，可以不装设定子匝间短路保护。13.发电机壳、端盖、出线套管的接合面具有良好的粗糙度和平整度，密封严密，避免漏氢。定子绕组水内冷，其绝缘引水管具有足够的强度，固定牢靠，避免相互交叉磨损和松动、脱落和破裂，并与内端盖保持足够的绝缘距离。发电机各部位的测温元件有严格埋设工艺，保证完整无损，测温元件应设有双支热电阻，采用三线制，并连接到相应的本体接线盒。14.发电机定子绕组出线应与封闭母线相匹配；发电机滑环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阻的双层绝缘垫；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，每一轴段的强度，能承受当电力系统发生次同步谐振，定子绕组出口三相突然短路，系统故障周期性振荡，高压线路单相重合闸以及误并列等产生的冲击力，而无有害变形或损坏；发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓，能承受因电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力；发电机各部分结构强度能承受发电机定子绕组出口端电压为105%的额定电压、满负荷时三相突然短路故障每年不超过1次，终生不超过10次；发电机出线盒座采用非磁性材料，能承受每个出线套管上分别吊装4只电流互感器的荷重和防振的要求，且有防止漏氢的可靠技术措施并装设漏氢的报警装置；为了保证系统具有足够的事故备用无功容量和调压能力，发电机组具备在一定条件下满负荷时功率因0.85(滞相)运行的能力，在此运行工况下，发电机频率偏差应限制在±2﹪范围内。二、氢气系统氢气系统的功能是利用干燥的氢气对发电机转子绕组和定子铁芯进行冷却；在机组启动前或停止运行后利用中间介质置换机内气体。概述：发电机氢冷系统能满足发电机充氢、补氢、排氢及中间气体介质置换工作的要求，能监测氢气压力、纯度及冷氢温度、湿度等；发电机氢冷系统为闭式氢气循环系统，热氢通过发电机的氢气冷却器由冷却水冷却。一次冷却水温度最高为36℃，按38℃校核。氢气冷却器 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 工作设计水压为0.1-0.25MPa。当一个冷却器因故障停用时，发电机至少能输出80%额定负荷；发电机设置氢气干燥器，其出口氢气设非水银湿度指示器，干燥装置使得在额定氢压下机内氢气露点不大于-5℃同时又不低于-25℃；氢气干燥器设有循环风机；发电机氢冷系统及氢气控制装置的所有管道、阀门、有关的设备装置及其正反法兰附件材质均为为不锈钢；发电机每组氢冷却器设置冷却进、出水双金属温度计与压力指示；氢系统氢气纯度、压力、湿度、温度除设有防爆型就地指示和报警装置外，还设置输出到远方指示及报警输出接点；氢气直接冷却的冷氢温度一般不超过35-46℃，氢冷却器冷却水进水温度一般不要超过36℃；氢气纯度不低于95％时，能在额定条件下发出额定功率；但计算和测定效率时的基准氢气的纯度应为98％；机壳内氢气压力为0.38MPa时，发电机能输出额定容量；氢气冷却器按单边承受0.8MPa压力进行设计和试验，历时15分钟无泄漏。氢气冷却器的冷却水采用开式循环冷却水，设计冷却水温度为36℃，按38℃校核。置换的气体容积： 需要的气体 置换运行 需要的气体容积 运行状态 停止状态 二氧化碳 用二氧化碳（纯度为85%）驱除空气 V=350 V=300 氢气 用氢气（纯度为96%）驱除二氧化碳 V=350 V=300 氢气 氢气压力提高到0.40MPa(g) V=375 V=375 二氧化碳 用二氧化碳（纯度为96%）驱除氢气 V=350 V=300四、密封油系统系统功能简述：密封油系统的功能是采用油密封机内的氢气以防止其向外泄漏,同时也防止机外的空气进入发电机内。发电机密封油系统应满足发电机在正常运行、启动、停机、盘车、充氢、置换等工况下均能密封住机内气体的要求，并使其压差稳定在规定范围内，且没有密封油漏入发电机内。密封油应清洁无杂质,油中含水量应小于50ppm，油中应无游离水。所配密封瓦的型式为：单流环密封瓦。差压阀采用精度高、性能可靠的阀门。密封油来自汽轮机冷却润滑油。五、定子冷却水系统：定子冷却水系统的功能是采用干净、无杂质的水对发电机绕组内部进行冷却，定子冷却水系统采用独立密闭循环水系统；内冷水箱采用独立密闭，冷却器的冷却水采用开式循环冷却水，设计冷却水温度为36℃。定子绕组冷却水的进水温度范围为40～50℃，进水温度有自动调节装置，出水温度不大于85℃；水质要求： 导电率μs/cm pH值 硬度 含氨量（NH3） 0.5-1.5μs/cm（定子绕组独立） 7.0-8.0 ＜2mol/L 微量在额定负荷下，定子绕组允许内冷却水断水运行持续30秒；定子绕组冷却水系统采用集装式，散热器为管式，并备有混合床、离子交换器；水系统的阀门、滤网、管道、水泵等均采用不锈钢材质。发电机管道设计应考虑对定子绕组能够进行反冲洗，反冲洗管道上加装过滤器；发电机冷却水进水管装压力表及压力开关，为了确保断水保护动作信号的可靠性，专门设置了3只低流量报警开关，定子冷却水系统装有用于断水保护的流量控制器和测量孔板；定子冷却水系统设有加热装置，以使机内不结露；发电机内还设有漏水监测装置、定子冷却水系统漏氢监测测点；另外，配备了2台100%容量冷却水的冷却器，2台100%容量的耐腐蚀水泵，包括管道和阀门以及其它零部件，以及10%容量的离子交换器。2台泵1台工作1台备用，当1台出故障后能自动切换到另1台。储水容量：4.5m3冷却水总容量：5m3泵组数量和功率：2/45№/kW每台冷却器管子数量：498冷却器型式：管式发电机额定条件下冷却水流量：92m3/h冷却水压与发电机氢压的压差：0.1～0.2MPa定子绕组内冷却水入口最高温度：50℃定子绕组冷却介质：除离子水六、中性点变压器发电机定子绕组发生单相接地故障时，接地点流过的电流是发电机及其连接的厂用分支、封闭母线和主变低压绕组的对地电容电流。当接地电容电流超过允许值时,将烧伤定子铁芯，进而可能损坏定子绕组绝缘，导致匝间或相间短路。发电机中性点接地方式一般有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地，以及中性点经电阻接地等多种方式。二期发电机中性点经副边带电阻的配电变压器接地，也就是中性点和地之间连接一配电变压器，在其二次侧连接一只电阻，中性点线路的阻抗值增大，起到限制接地电流作用。_1234567890.doc