汽轮发电机技术规范.docx
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汽轮发电机技术规范
附件1汽轮发电机技术规范
1总则
1.1概述
本技术规范适用xxx配套热电站1×30MW汽轮发电机工程,本工程采用1台30MW双抽凝汽式汽轮机,配1台30MW发电机。
它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
投标方所提供的发电机必须是完整的,寿命不低于30年,且必须有使用可靠性承诺。
1.2工程概况
本期为新建工程,建设规模为1×30MW汽轮发电机组
1.3设备设计、安装及运行条件
1.3.1电气接入系统:
本工程30MW发电机组经主变并入系统。
1.3.2该设备属三大主机之一,为1×30MW汽轮发电机组。
本技术规范范围为1×30MW汽轮发电机。
包括发电机本体、励磁系统、冷却系统、热工检测装置、专用工具、备品备件及图纸和资料等
1.3.3汽机房汽轮发电机组采用纵向布置,汽机房运转层为岛式布置,运转层标高8米。
1.4技术条件
1.4.1概述
1.4.1.1发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却条件下,机端连续输出额定功率为30MW(扣除励磁所消耗功率),且应与汽轮机额定出力相匹配。
1.4.1.2发电机定子额定电压为10.5kV。
额定功率因数为0.80(滞后);额定转速为3000r/min,频率为50Hz。
1.4.1.3发电机冷却方式:
全空冷。
1.4.1.4发电机应具有失磁异步运行、进相运行、调峰运行和不对称运行的能力。
1.4.1.5发电机的励磁型式,自并励静态可控硅励磁。
1.4.1.6发电机年运行小时数不小于7500小时,大修间隔为应不小于五年,小修间隔为每年一次,发电机的可用率不应低于99%,强迫停用率小于1%。
1.4.1.7所使用的单位为国家法定计量单位制
1.4.2技术要求
1.4.2.1一般要求
发电机及所有附属设备应是成熟的、先进的,并具有制造30MW汽轮发电机3台,3年以上成功运行的实践经验,并经ISO9000质量认证,不得使用试验性的设备、部件。
1.4.2.2基本参数
额定容量35.3MVA
额定功率30MW
功率因数0.8
额定电压10.5kV
电流2063A
额定转速3000r/min
频率50Hz
相数3
定子线圈接法Y
效率(保证值)≥97.4%
短路比(保证值)>0.45
直轴超瞬变电抗X″d(标么值):
0.1376
强励顶值电压(保证值)2.0倍额定励磁电压
励磁方式:
静止可控硅励磁
励磁系统电压响应比:
不低于1单位/秒
允许强励持续时间(保证值)50sec
同步电抗:
xd(标么值):
2.19
瞬变电抗:
x’d(标么值):
0.2259
噪音(距外壳1米处)<90dB
冷却方式空冷、闭式循环
旋转方向:
从汽轮机端向发电机看为顺时针方向,定子绕组按规定旋转方向相序应为U、V、W其出线相序与电网相序一致,引出线数目为6个。
1.4.2.3发电机技术要求
1.4.2.3.1发电机定子应具有一定的短时过电流能力。
发电机在过负荷运行时不应引起绕组温度迅速上升而损伤绝缘。
定子绕组过负荷能力如下表:
定子过负荷电流倍数
1.1
1.12
1.15
1.25
1.5
允许过负荷时间(s)
180
150
116
67
30
1.4.2.3.2发电机具有失磁异步运行的能力。
当励磁系统故障后,在电网条件允许时,发电机能带50%额定有功功率稳态异步运行不少于15~30分钟。
1.4.2.3.3进相运行能力,发电机能在进相功率因数(超前)为0.95时长期带额定有功连续运行,而不产生局部过热。
1.4.2.3.4发电机允许启停次数不少于10000次,而不产生有害变形。
1.4.2.3.5机组能安全连续地在48.5-51Hz频率范围内运行,当频率偏差大于上述频率值时不低于下述值:
频率(Hz)
允许运行时间
累计(分)
每次(秒)
55
48.5-51
48.0
47.5
47.0
>30
连续运行
>300
>60
>10
>30
>300
>60
>10
1.4.2.3.6电压和频率变化范围
发电机在额定功率因数下,电压变化范围为±5%和频率变化范围为±2%时,能连续输出额定功率。
生产厂家应提供当发电机电压变化为±5%,频率变化为-5%~+3%的范围运行时的输出功率、温升值、运行时间及允许发生的次数。
1.4.2.3.7当汽轮机主汽门关闭时,发电机在正常励磁工况下,允许以同步电动机方式运行1分钟。
1.4.2.3.8发电机定子出线及中性点对地绝缘均按发电机额定电压设计,且具有相同的绝缘水平和良好的密封性能。
1.4.2.3.9发电机经主变压器接入10KVA系统,在系统出现故障后,允许输电线路三相自动重合闸。
1.4.2.3.10发电机应有极表面阻尼线圈或其他保护措施,以保证它在受次同步谐振影响时不造成轴损坏。
定子的结构应保证不产生高频振荡或噪音。
发电机应能顺利地通过温升和电压试验。
当电力系统发生故障而突然切除大容量机组和线路时,发电机应能承受系统激烈的振荡而不致于损坏设备。
生产厂家应提供汽轮发电机组承受失步运行的能力。
发电机应能承受由冲击负荷引起的系统谐波电流的影响。
1.4.2.3.11不平衡电流
当汽轮发电机三相负荷不对称时,每相电流不超过额定电流(In),且负序电流(I2)分量与额定电流之比(In/I2)不大于0.1时应能连续运行。
发生不对称故障时,故障运行最大的(In/I2)和时间t(秒)的乘积应符合(In/I2)=30。
1.4.2.3.12发电机轴承排油温度不超过65℃,轴瓦金属最高温度不超过80℃。
1.4.2.3.13发电机各部位允许振动值
1)轴承振动值:
发电机在额定转速下运行时,轴承座在二个座标方向(水平、垂直)振动限值(双振幅)≤0.025mm;在任何轴颈上测得的双振幅振动值不大于0.075mm;过临界转速时,双振幅振动值轴承座振小于0.1mm,轴振小于0.25mm;发电机轴承振动测量装置按汽机厂轴承振动测量要求与汽机厂轴承测量一致。
2)发电机定子铁芯及机座的自振频率应避开基频和倍频±10%及以上。
3)临界转速躲开额定转速的±15%及以上。
4)冷态下端部各种引线固有振动频率及振形应符合国标GB/T7064-2002中的规定。
1.4.2.3.14定子绕组各相直流电阻值在冷态下,任何两相或两分支路直流电阻之差,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%。
1.4.2.3.15空气冷却器为高效冷却器,冷却器采用风阻小,换热效率高的产品。
空气冷却器的设计,保证其中一组冷却器组因故停用时,发电机仍能承担100%额定功率连续运行,而不超过允许温升。
保证在空气冷却器的设计中采取有效的技术措施,防止空气冷却器的管道漏水。
1.4.2.3.16发电机消防水管采用整体式布置形式。
将发电机的每个轴承及末端的消防水管口连接成环形环路,采用一个总的外部接口与外部消防水管连接。
1.4.2.3.17发电机定子绕组在空载及额定电压、额定转速时,线电压波形正弦性畸变率不超过5%,其线电压的谐波因数不超过1.5%。
1.4.2.3.18采取有效的技术措施,防止有害的轴电流和轴电压,转子轴(汽端)良好接地。
生产厂家提供磁场接地检测装置和完整的发电机探测。
1.4.2.3.19对发电机的测温基本要求:
1)空冷发电机在上下层线圈之间每相装设测温元件。
2)定子铁芯埋置测温元件,均埋置在热风出风区。
3)发电机定子进、出风处各装热电阻;进水处装设热电阻。
4)在定子端部边段铁芯等处埋设进相运行试验时所需的测温元件。
5)各轴承上,均装设测量油温的热电阻,并在出油管上设有视察窗。
在各轴瓦上装设测量金属温度的热电阻。
6)每个测温元件的引出线用两对三根独立的屏蔽引线引出。
应确保每个测温元件可靠、稳定且保证在交货时全部完好。
7)就地测温仪表采用双金属温度计。
8)测温元件统一采用三线制Pt100热电阻,所有测温元件均为双支分列绝缘型。
所有测温元件的接线均引至发电机本体接线盒。
9)随机配供的测温元件、仪表及其它热工检测设备符合国家有关标准,不得配供含水银等有毒物质的仪表以及国家已宣布淘汰的产品。
符合控制监视系统的要求,并根据设备不同的安装地点,满足防爆、防火、防水、防腐、防尘、防冻的有关要求。
所有随本体所供的热控仪表设备和控制系统的选型均经招标方确认。
10)对随机配供的热工监控设备详细说明其安装地点、用途、型号规格、设定值及制造厂家。
特殊检测装置须提供安装使用说明书。
11)发电机本体所带测温元件及仪表引出线的排列及布置整齐、有序、美观。
12)发电机定、转子各部分温度的温升的限值,应符合国标GB/T7064—2002“透平型同步发电机的技术要求”中表9、表10的规定。
其中F级绝缘其允许温升符合GB755—2000的规定。
1.4.3设计结构要求
1.4.3.1定、转子线圈的绝缘采用F级绝缘材料,温升按B级考核。
1.4.3.2发电机定子机壳、端盖,应有足够的强度和刚度,避免产生共振,并说明端盖材质。
1.4.3.3发电机的轴承应确保不产生油膜振荡。
1.4.3.4发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓,应能承受因电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力而不发生折断或变形。
1.4.3.5发电机定子各部位的测温元件应严格埋设工艺,保证完整无损。
1.4.3.6发电机轴系(包括对轮、油管路)应与汽轮机配套。
1.4.3.7发电机线圈应有可靠的灭火装置。
1.4.3.8发电机转动方向与汽轮机相同(从机头端向发电机看为顺时针转)。
1.4.3.9发电机强迫停运率不大于0.2%。
1.4.3.10发电机运行时,机内相对湿度不大于50%,配备加热装置以保证停机时机内相对湿度低于50%。
1.4.3.11发电机端盖应设置能满足发电机线圈端部的窥视孔并有机内照明系统。
1.4.3.12发电机机壳、端盖的接合面具有良好的光洁度和平整度,并保证密封性能良好
1.4.3.13发电机定子各部位的测温元件应严格埋设工艺,保证完整无损,每个测温元件的每个头应单独引出。
这些温度测点应接至发电机本体的接线板上,以方便生产厂家电缆连接
1.4.3.14转子大轴应设有接地电刷,使转子良好接地。
1.4.3.15汽轮机电机转子应进行转速为额定转速120%的超速试验,历时2min而不产生有害变形。
1.4.3.16合理地选用转子滑环及碳刷材料,刷架结构应便于运行、维护。
1.4.3.17发电机定子绕组出线与出线母线相匹配。
其相序排列应与设计院协商,并在机座设计上,有防止水、油从汽机运行层漏入发电机出线端范围的措施。
1.4.3.18发电机和汽轮机的同轴连轴器由汽轮机厂配套供货,发电机制造厂应与汽轮机制造厂紧密配合
1.4.3.19提供电加热器,以避免发电机停机时凝露。
1.4.4配供的辅助设备要求
1.4.4.1励磁系统
1.4.4.1.1励磁方式:
生产厂家应提供高起始响应的自并励静止励磁系统。
1.4.4.1.2工作电源条件:
当热电厂厂用直流和交流电压偏差不超过+15%~-15%,交流电频率偏差不超过+4%~-6%时,励磁系统应能保证发电机在额定工况下正常运行,励磁系统最低稳定电压,不大于发电机空载额定电压20~30%时的励磁电压值(手动励磁时不高于10%)。
1.4.4.1.3当发电机的励磁电压和电流不超过其额定电压和电流的1.1倍时,励磁系统应保证能连续运行。
1.4.4.1.4励磁系统应具有短时过载能力,且应大于发电机转子绕组短时过载能力。
励磁系统强励倍数应不小于2,允许强励时间为50秒。
1.4.4.1.5励磁系统响应比(V)即电压上升速度,不低于2倍/秒。
对自并励静止励磁系统:
为高起始响应,即0.1秒内达到顶值电压与额定励磁电压之差的95%。
1.4.4.1.6发电机电压控制精度(从空载到满载电压变化),应不大于0.5%额定电压。
励磁控制系统暂态增益不少于25倍。
1.4.4.1.7自动励磁调节器的调压范围,发电机空载时应能在30%~110%额定电压范围内稳定平滑调节,整定电压的分辨率应不大于额定电压的0.2%。
手动调节时,应保证发电机励磁电压能在空载额定励磁电压的30%到额定励磁电压的110%进行稳定、平滑地调节,其控制精度应不大于0.5%额定电压。
1.4.4.1.8电压频率特性,当发电机空载频率变化±1%,其端电压变化应不大于额定值的0.25%。
在发电机空载运行状态下,自动励磁调节器的调压速度和手动给定电压变化速度,应不大额定电压的1%/秒,不小于额定电压的0.3%/秒。
1.4.4.1.9发电机调差率为±10%连续可调,发电机端电压静差<±1%。
发电机空载时阶跃响应:
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。
发电机零起升压时,自动电压调节器应保证发电机电压最大值不大于额定值的110%,振荡次数不超过3次,调节时间不大于10S。
1.4.4.1.10由励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年,励磁系统强行切除率不应大于0.1%。
1.4.4.1.11发电机转子回路应装设有过电压保护,该保护具有合适的能容值,能满足发电机在空载误强励下不会造成发电机本身元件损坏,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及其它设备应能承受直流侧短路故障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。
1.4.4.1.12发电机的励磁系统为高起始,能满足发电机在各种运行工况下安全可靠励磁的要求。
该系统能自动地调整和维持发电机电压为额定值,设有完善的保护、限制、信号报警装置。
1)强励倍数不低于2倍,且当发电机机端电压降至80%时,仍能有2倍强行励磁的能力,其长期输出电流不小于1.1倍的发电机最大连续出力工况下的励磁电流能力。
2)起励装置容量满足发电机建压大于10%额定电压的要求。
3)在发电机满发时,系统事故导致发电机机端电压低于20%的额定电压值时,可控硅保证可靠导通,发电机不失磁。
4)励磁电源变压器采用树脂浇铸干式变压器,Yd11接线,F级绝缘(温升按B级考核),绕组导体材料为铜。
励磁变压器的容量能满足强励、发热(包括整流负载电流分量中高次谐波)及汽轮发电机空载试验时130%额定机端电压的要求,还有承受过电压及内部短路的能力。
其V-A特性线性度好,一次绕组和二次绕组设有静电屏蔽措施。
励磁变压器带有温控器,并有与外部的接口,励磁变压器带温控箱和防护等级不低于IP2X的外壳。
1.4.4.1.13在发电机大修周期内,硅整流元件不会有疲劳损坏或明显特性改变。
整流元件在安装前必须严格检测,保证各并联元件性能一致。
1.4.4.1.14整流元件等损坏时,生产厂家保证提供更换元件,并提供备件。
1.4.4.1.15整流装置的并联元件有均流措施,整流元件的均流系数不低于0.85,均压系数应不小于0.9。
1.4.4.1.16可控硅并联支路为两个及以上,当任一个支路因故退出运行时,工作回路仍能提供1.1倍发电机额定工况所需的励磁电流,并满足强励要求。
每支路均设带信号的快速熔断器保护。
1.4.4.1.17距整流柜1米处的噪音不大于80dB(A)。
1.4.4.1.18整流柜的控制系统先进可靠,应实现远方及就地程控,并与DCS系统接口。
空气冷却系统中,采用可靠的低噪声风机,进风口设有过滤装置,并有备用风机,运行过程中风机故障时,备用风机能可靠地自动投入,并有故障、启停信号输出远传。
风机平均无故障时间大于45000小时。
1.4.4.1.19自动励磁电压调节器(AVR)采用32位数字式微处理机型装置(工控机),性能可靠,并具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。
其各参数(如放大倍数、时间常数、参考电压、反馈信号量等)及各功能单元的输出量能显示,显示值为实际值或标么值。
励磁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)等附加单元,励磁调节装置的各项限制和不正常运行时的调节通道切换可与发电机变压器组继电保护协调。
应有和DCS硬接线接口及通信接口(满足DCS通信规约要求),以便满足DCS实现汽轮发电机零起升压到带满负荷的顺序控制要求及在线显示和修改参数。
(DCS具体接口在设计联络会上定)。
1.4.4.1.20励磁系统采用交流采样。
1.4.4.1.21AVR中应具有恒电压、恒无功功率、恒功率因数自动调节方式,并可选其中任一方式调节。
1.4.4.1.22为了保证电压调节器(AVR)的可靠工作,采用两路完全相同且独立的自动通道并联运行,两路调节器从输入到输出完全独立,按不同的PT、CT等输入独立控制。
当一路调节器出现问题时,它将自动退出运行并切换至另外一路运行,并发出报警。
单路调节器独立运行时,完全能满足发电机各种工况(包括强行励磁)下长期电压闭环控制运行。
同时还设有独立的手动电路作为备用,手动电路能自动跟踪;当自动回路故障时能自动切换到手动。
1.4.4.1.23励磁调节器的控制电源为两路电源,两路电源能够自动切换,切换时不影响励磁调节器的工作。
1.4.4.1.24励磁调节装置能在-10℃~+41℃环境温度下连续运行;也能在湿度最大的月份下,月平均最大相对湿度为90%,同时该月平均最低温度为25℃的环境下连续运行。
采用风冷的硅整流装置能在环境温度-10℃~+50℃下连续运行。
1.4.4.1.25应装设性能良好,运行可靠的自动灭磁装置。
灭磁装置具体选型、选厂应征得招标方认可。
1.4.4.1.26励磁系统各部件、设备应能适应有关国家标准规定的使用环境(灰尘及振动)条件。
电气元器件选用招标方指定产品。
1.4.4.1.27自动励磁调节器具有与ASS和DCS及DEH硬接线接口及数字通信的接口,具体通讯协议由招标方确认。
1.4.4.1.28提供起励装置。
起励装置在起励成功或失败后均立即退出;若起励失败,及时发出失败信号。
1.4.4.1.29励磁装置采用空气冷却装置并由投标提供。
1.4.4.1.30未尽事宜待招标时由供、需双方协商明确。
1.4.4.2热工测量
1.4.4.2.1电机仪表,控制设备符合安全、无毒、先进的要求。
1.4.4.2.2成套供满足机组起停运行中安全监视所必要的检测元件、传感器、阀门、仪表等。
1.4.4.2.3汽轮发电机成套供应如下设备:
1)轴承振动测量元件由汽机厂供,发电机提供安装测振元件的位置和接口。
2)发电机及轴瓦测温元件一览表如下:
(由生产厂家商填)
项目
点数
测量部位
测量元件方法
(元件类型)
定子绕组
6
上、下层线圈之间
埋检温计(RTD)
定子铁心
6
热风出风区
埋检温计(RTD)
热风(TKJ)
各2
发电机出风口
热电阻(RTD)及双金属温度计
冷风(TKJ)
各2
发电机进风口
热电阻(RTD)及双金属温度计
瓦温
各1
汽机端及励磁端下半轴瓦各1
热电阻(RTD)
定子端部
4
铁心端部,包括在铁心中
埋检温计(RTD)
冷却器进水
1
进水母管
双金属温度计
1.4.4.2.4发电机提供有转轴拾振器插口。
1.4.4.2.5发电机检测功能由招标方提供的分散控制系统完成,生产厂家向招标方提供用于满足实现该控制检测功能所需的全部技术资料,包括控制系统图,系统控制说明,就地设备资料,测点的布置图,本体接线板端子配置图以及报警设定值等。
1.4.5标准
发电机和励磁系统的制造、验收和交接试验以国家标准为主要依据,并参考IEC标准。
1.4.5.1发电机的技术标准
国标GB755-2000“旋转电机定额和性能”
国标GB/T7064-2002“透平型同步电机技术要求”
IEC60034-1(第十版)“旋转电机第一部分——额定值和性能”
IEC60034-3“汽轮同步电机技术要求”
ANSIC50.13“隐极式转子同步发电机技术要求”
IEEstd115-1983“同步电机试验条件”
国标GB1029-93“三相同步电机试验方法”
国标GB1441-87“电站汽轮发电机组噪声测定方法”
国标GB10068.1-88“旋转电机振动测定方法及限值振动测定方法”
国标GB10069.1-88“旋转电机噪声测定方法及限值噪声工程测定方法”
国标GB10068.2-88“旋转电机振动测定方法及限值振动限值”
国标GB10069.2-88“旋转电机噪声测定方法及限值噪声简易测定方法”
国标GB10069.3-88“旋转电机噪声测定方法及限值噪声限值”
DLT735-2000“大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定”
J/T8990-1999“大型汽轮发电机定子绕组端部模态试验分析和固有频率测量方法及评定”
1.4.5.2励磁系统的技术标准
IEC60034-16/1《汽轮发电机励磁系统》
GB755—2000《旋转电机定额和性能》
IEC2A—《汽轮发电机励磁系统技术条件》
IEC—《关于同步电机励磁系统的若干规定》
GB/T7409.3—《大、中型同步发电机励磁系统技术条件》
DL/T650—1998《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》
上述所有标准如有重新颁布的最新标准,请按最新标准执行。
1.4.6性能保证值
1.4.6.1当发电机空气冷却器的入口冷却水温为33℃时额定出力30MW(扣除非轴系励磁消耗的功率),额定容量35.3MVA,空气冷却器的入口冷却水温为33℃时其最大连续出力与汽轮机最大出力相匹配。
1.4.6.2发电机效率97.4%。
1.4.6.3发电机与汽轮机组成轴系,轴承座振动两个方向均小于0.025mm。
1.4.6.4发电机短路比(保证值)0.5。
1.4.6.5发电机的可用小时:
年运行小时7600小时,年利用小时数6500小时。
大修间隔时间不少于五年,小修间隔为每年一次。
正式投产后第一年、第二年可用率为90%,第三年起非大修可用率不低于99%,强迫停运率<0.5%。
1.4.6.6发电机超瞬变电抗Xd″≥0.15(标么值)。
(保证值)
1.4.7安装、调试要求
1.4.7.1转子超速试验,当转子全部加工完后,应进行1.2倍额定转速的超速试验,历时2min而无永久性异常变形和妨碍正常运行的其它缺陷。
1.4.7.2组装后定、转子绕组,测温元件及其他部位的绝缘电阻应符合GB/T7064—2002中各款的规定,定、转子绕组的耐电压试验按GB/T7064—2002中的规定进行,并要求转子绕组允许在膛内进行耐压试验。
在交流耐压试验之前,应进行3.5倍直流耐压1min。
1.4.7.3定子端部线圈手包绝缘按两部(安全技)1994(86号)文中的测试方法作试验。
1.4.7.4发电机各部分结构强度在设计时考虑能承受发电机定子绕组出口端电压为105%的额定电压、满负荷三相突然短路故障。
1.4.7.5发电机出线盒座采用非磁性材料,设计结构上应能防震。
1.4.7.6发电机的负荷变化率满足汽轮机定压运行时大于5%/min,滑压运行时大于3%/min的要求。
1.4.7.7发电机本体、空冷装置励磁系统以及检测装置等辅助系统严格根据国家及行业的有关
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