汽轮发电机正常运行基础讲解.ppt

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1、1第四章第四章 汽轮发电机正常运行汽轮发电机正常运行 2第二节 大型发电机组的出力 大型发电机组的出力，可以分为有功出力和无功出力。有功出力主要是由汽轮机的出力来决定的。有以下几种与汽轮机相对应工况下的定义。一、铭牌工况(TRL)以铭牌额定功率输出的汽轮发电机组，应能在下列条件下，安全、经济连续运行，此工况称为铭牌工况。此工况下的汽轮机进汽量，称为铭牌进汽量，此工况也是出力保证值的验收出力。3此时，机组的净热耗值，应不大于卖方的保证值。(1)在额定主蒸汽及再热蒸汽参数时，汽水品质符合规定；(2)汽轮机低压缸平均排汽压力为设计值，或者冷却水温度为设计值；(3)补给水量不大于设计值(设计值一般为3

2、)；(4)设计的最终给水温度；(5)全部回热系统正常运行；(6)两台汽动给水泵投入运行；(7)发电机的电压、频率、功率因数、氢压均为额定值，冷却器冷却水温为设计值。4二、最大保证出力(T-MCR)工况 汽轮机进汽量等于铭牌进汽量，在下列条件下安全连续运行。此工况下发电机输出的功率称为最大保证出力(T-MCR)，此工况也称为最大保证工况。(1)主蒸汽及再热蒸汽参数为额定值，并符合所规定的汽水品质；(2)汽轮机低压缸平均排汽压力为设计值，或者冷却水温度为设计值；(3)补给水量为零；(4)设计的最终给水温度；(5)全部回热系统正常运行；(6)两台汽动给水泵投入运行；(7)发电机的电压、频率、功率因数

3、、氢压为额定值，冷却器冷却水温为设计值。5三、调节阀全开(VWO)工况 汽轮发电机组，应能在汽轮机所有调节阀全部开足(VWO)，其他条件同上述二条时，汽轮机的进汽量应不小于105的铭牌工况(T-MCR)进汽量，此工况称为VWO工况。如果主蒸汽压力再提高到105额定值，此工况称为VWO+5OP工况，此时汽轮机的输入功率达到了最大(到了不能再大的程度)。发电机应能与汽轮机VWO+5OP工况出力相匹配，能够长期连续运行。相对应的主变压器，还能在不带厂用电的工况下，长期通过发电机的输出功率，且其上层油温不超过设计值。6 额定参数下的运行与允许温度额定参数下的运行与允许温度 发电机在长期连续运行时的允许

4、出力，主要受机组的允许发热条件限制。汽轮发电机的额定容量，是在一定冷却介质(空气、氢气和水)温度和氢压下，在定子绕组、转子绕组和定子铁芯的长期允许发热温度的范围内确定的。发电机的绕组和铁芯的长期发热允许温度，与采用的绝缘等级有关。大容量发电机一般都采用耐热等级为B级或F级绝缘，我厂定、转子线圈的绝缘采用F级的绝缘材料。7根据国家标准GBT70642002，氢、水冷却的汽轮发电机定子、转子绕组及定子铁芯允许运行温升限值如表42和表43所示。汽轮发电机关键部件的允许运行温度，不但与其使用的绝缘材料耐热等级有关，还与其冷却方式、测点位置、测量方法等有关。89 经研究，A级绝缘运行温度每升高8C、B级

5、每升高10C、F级每升高12C，使用寿命就会下降一半。运行中带基本负荷的汽轮发电机，负荷基本上是满的，大容量机组的进风温度，常保持额定温度，一年运行要达到8000h以上。其使用寿命，在正常情况下，能达到30年左右。10 三、汽轮发电机带电绕组运行中的机械及环境因素对寿命的影三、汽轮发电机带电绕组运行中的机械及环境因素对寿命的影响响大容量汽轮发电机采用的电磁负荷较大，运行中的发电机，定子绕组还可能承受出线端的突然短路、误并列、系统中高压线路事故及事故后的自动重合闸等的冲击。这些都将使发电机产生几倍至十几倍的冲击电流，因此而产生成百倍电磁力的冲击。大容量汽轮发电机，定子绕组端部结构是一个关键。不但

6、要降低附加损耗及发热，还要能承受运行中电磁力引起的振动及瞬时冲击，不致发生磨损而影响绝缘。现代的发电机，其端部固定，一般采用可重复紧固结构，就是考虑在事故后的检修中，能处理可能产生的松动及磨损并重新紧固。11 在汽轮发电机运行中，机内的潮湿及污染，对发电机定子绕组绝缘的耐电压性能，也会有很大的影响，有些运行中的发电机，曾因机内氢气含湿量大或渗、漏水，再加上绝缘又有薄弱环节，在定子端部绕组鼻端将发生了短路烧坏的重大事故。四、结论 综上所述，汽轮发电机定子绕组的绝缘寿命，在正常情况下，对采用环氧粉云母复合绝缘材料及有适当的冷却者，可达30年以上。如运行中承受过定子绕组出线端突然短路及错相合闸等情况

7、，事故后又未能及时停机检修维护，则发电机定子绕组绝缘的寿命就要受到影响。12发电机的短时过负荷能力发电机的短时过负荷能力 在正常运行时，发电机是不允许过负荷的，即不允许超过额定容量长期运行。当发电机 电压低于额定值时，允许适当增大定子电流，但定子电流最大不得超过额定值的5长期运行。在系统发生短路故障、发电机失步运行、成群电动机起动和强行励磁等情况下，发电机 定子或转子都可能短时过负荷。过负荷使发电机定子、转子电流超过额定值较多时，会使绕 组温度有超过容许限值的危险，使绝缘老化过快，甚至还可能造成机械损坏。过负荷数值愈大、持续时间愈长，上述危险性愈严重。13 但因发电机在额定工况下的温度较其所用

8、绝缘材料的最高允许温度低一些，有一定的备用余量可作短时过负荷使用。过负荷的允许数值不仅和持续时间有关，还与发电机的冷却方式有关。直接内冷的绕组在发热时容易产生变形，所以其过负荷的容许值比间接冷却的要小。发电机定子和转子短时过负荷的容许值由制造厂家规定。我国国家标准GB706486汽轮发电机通用技术条件中，对于发电机定子绕组在直接冷却和间接冷却的情况下，短时过负荷有不同规定，详见表51和表52。14发电机具有一定的短时过负荷能力。从额定工况下的稳定温度起始，能承受1.3倍额定定子电流运行至少1min。允许的定子电流和持续时间（直到120s）如下：机械结构的设计按照假设每年运行在上述定子电流下的次

9、数不超过两次设计。15同时，在额定工况稳定温度下，发电机励磁绕组能在励磁电压为125%额定值下运行至少1min，允许的励磁电压与持续时间（直到120s）如下：机械结构设计按照假设每年运行在上述励磁电压下的次数不超过两次设计。时间（s）203060120励磁电压（%）20814612511216发电机不容许经常过负荷，只有在事故情况下，当系统必须切除部分发电机或线路时，为防止系统静稳定破坏，保证连续供电，才容许发电机短时过负荷。当过负荷时间超过允许时间时，应及时采取措施，立即将发电机定子电流及励磁电压降至正常允许值。17 第二节第二节 冷却条件变化对发电机允许出力的影响冷却条件变化对发电机允许出

10、力的影响 对于大容量水氢氢冷汽轮发电机，定子绕组采用水内冷、转子绕组采用氢内冷、定子铁芯为氢冷。冷却条件变化主要是指氢和冷却水的有关参数不同于其额定值。QFSN-600型汽轮发电机组采用卧式布置。发电机冷却方式采用“水氢氢”冷，即定子线圈(包括定子引线,定子过渡引线和出线)采用水内冷,转子线圈采用氢内冷,定子铁心及端部结构件采用氢气表面冷却。集电环采用空气冷却。机座内部的氢气由装于转子两端的轴流式风扇驱动,在机内进行密闭循环。18一、氢气温度变化的影响一、氢气温度变化的影响 如果负荷不变，当氢气入口(或冷端)风温升高时，绕组和铁芯温度升高，会加速绝缘老化、寿命降低。当冷却介质的温度升高时，要求

11、减小汽轮发电机的出力，使绕组和铁芯的温度不超过在额定方式下运行时的最大监视温度。对于水氢氢冷汽轮发电机，冷端氢温不允许高于制造厂的规定值，也不允许低于制造厂的规定值。在这一规定温度范围内，发电机可以按额定出力运行。19当冷端氢温降低时，也不允许提高出力。这是因为，定子的有效部分分别用不同介质冷却，定子绕组水内冷、铁芯氢冷。这些冷却介质的温度，彼此间互不相依。水氢氢冷汽轮发电机，当氢气温度高于额定值时，按照氢气冷却的转子绕组温升条件限制出力。（额定氢压 0.4MPa 和冷却水温度 33下，功率因数 0.9），氢气冷却器的设计，在1个冷却器因故停用时，发电机仍能承担90额定功率连续运行，而不超过允

12、许温升。20二、氢气压力变化的影响二、氢气压力变化的影响 氢气压力提高，氢气的传热能力增强，氢冷发电机的最大允许负荷也可以增加。但当氢压低于额定值时，由于氢气传热能力的减弱，发电机的允许负荷亦应降低。氢压变化时，发电机的允许出力由绕组最热点的温度决定，即该点的温度不得超过发电机在额定工况时的温度。当氢压高于额定值时，对水氢氢冷发电机的负荷不允许增加，这是因为定子绕组的热量是被定子线棒内的冷却水带走的，所以，提高氢压并不能加强定子线棒的散热能力。当氢压低于额定值时，由于氢气的传热能力减弱，必须降低发电机的允许负荷。21三、氢气纯度变化的影响三、氢气纯度变化的影响 氢气纯度变化时，对发电机运行的影

13、响主要是安全和经济两个方面。在氢气和空气混合时，若氢气含量降到575，便有爆炸危险，所以，一般都要求发电机运行时的氢气纯度应保持在96以上，低于此值时应进行排污。从经济观点上看，氢气的纯度愈高，混合气体的密度就愈小，通风摩擦损耗就愈小。当机壳内氢气压力不变时，氢气纯度每降低1，通风摩擦损耗约增加11，这对于高氢压大容量的发电机是很可观的。特别要指出的是，大容量氢冷发电机不允许在机壳内有空气或二氧化碳时，从启动到额定转速甚至进行试验，以防止风扇叶片根部的机械应力过高。22四、定子绕组进水量和进水温度变化的影响四、定子绕组进水量和进水温度变化的影响 水氢氢冷式汽轮发电机，在额定条件下，定子绕组铜线

14、和铁芯之间的温差并不大，约为1520C，而铁芯的温度高些。当冷却水量在额定值的土10范围内变化时，对定子绕组的温度实际上影响不大。大量的增加冷却水量，会导致入口压力过分增大，在由大截面流向小截面的过渡部位可能发生气蚀现象，使水管壁损坏，故不建议提高流量。降低除盐水量，将使绕组入口和出口水温差增大，绕组出口水温度增高。这样会造成绕组温升极不均匀，是不允许的。23在设计中，一般采用绕组进出口的水温差不超过3035C，以便当入口水温度等于45C时，相当于出口水温等于80，以防止出口处产生汽化。一般，绕 组入口的水温与额定值的偏差，允许范围是土5。这时，汽轮发电机的视在功率不变。如果定子绕组冷却水完全

15、停止循环，从绕组的温升条件来看是危险的，若除盐水的电阻值过低，可能沿水管内壁发生闪络。24 当发电机定子绕组的冷却水停止循环后，其容许运行的持续时间，要根据水的电阻率来确定。如果绕组冷却水停止循环以前，它的电阻率小于200kcm，在定子绕组的冷却水停止循环后，应在3min内将发电机与电网解列。如果绕组冷却水停止循环之前，它的电阻率大于200kcm，容许发电机带不超过30额定负荷，运行1h。这种容许值的规定，对运行极为方便，可以在机组不停的情况下，采取措施恢复绕组冷却水的循环。但是，这就要求在正常运行过程中保持除盐水有较高的电阻值。根据上述可知，采用调节定子绕组水量的方法，以保持定子绕组的水温是

16、不适当的。关于绕组冷却水温度，在任何情况下，绕组出口的水温不应超过85(有的定为90C)以免汽化。25当绕组进水温度在额定值(多为4546)附近变化5以内时，可不改变额定出力。但不同发电机的技术规定可能与此有些差别。当绕组入口水温超过规定范围上限时，应减小出力，以保持绕组出水的温度不超过额定条件下的允许出水温度。入口水温也不允许低于制造厂的规定值，以防止定子绕组和铁芯的温差过大或可能引起汇水母管表面的结露现象。26 五、五、600MW汽轮发电机冷却装置运行状态不正常的影响汽轮发电机冷却装置运行状态不正常的影响 水氢氢冷型600MW汽轮发电机的冷却装置运行状态不正常，主要是指氢气冷却器的工作状态

17、、定子绕组冷却水的冷却器的工作状态和定子绕组断水(或流量小于某规定值)三种 情况。不同的机组可能有不同的技术规定。1氢气冷却器状态影响氢气冷却器在运行中可以关掉其中一个冷却器进行清洗，关掉一个冷却器后发电机所带的最大安全负荷应根据制造厂规定，一般为80一100额定值负荷。其余运行中的冷却器的冷却水量应保持正常，使得水速保持不变。在此情况下，冷风温度允许升高至48C(额定值为451C)。272定子绕组水冷却器的影响定子绕组水冷却器的影响每台发电机组一般都配有两台100容量的定子水冷却器，任一台水冷却器退出工作时，仍可维持发电机最大输出容量(与汽轮机最大连续额定出力相匹配)。2.1.1.16 氢气

18、冷却器的设计，在1个冷却器因故停用时，发电机仍能承担90额定功率连续运行，而不超过允许温升。3定子绕组断水保护定子绕组断水保护定子绕组断水保护，各制造厂也有不同的规定和处理方式，28 电压、电压、频率不同于额定值的运行频率不同于额定值的运行 一、电压不同于额定值时的运行一、电压不同于额定值时的运行 发电机正常运行的端电压，容许在额定电压土5范围内变化，而发电机的视在功率可以保持在额定值不变。这时，当定子电压降低5时，定子电流可增加5；当电压升高5时，定子电流增加可达1.05倍额定值，此时定子绕组和铁芯的温升可能高于额定值，但实践证明，绕组和铁芯的温升不会超过额定值5C，因而不会超过容许温升。发

19、电机连续运行的最高允许电压，应遵守制造厂的规定，但最高不得大于额定电压值110。29 当发电机电压超过额定值的5时，必须适当降低发电机的出力。因为电压升高到105时，就会引起励磁电流和发电机的磁通密度显著增加，而近代大容量内冷发电机在正常运行时，其定子铁芯就已在比较高饱和程度下工作，所以，即使电压继续提高不多，也会使铁芯进入过饱和，并导致定子铁芯温度升高和转子及定子结构中附加损耗增加，当电压降低值超过5，即电压低于95UN时，定子电流不应超过额定值的5，此时，发电机要减小出力，否则定子绕组的温度将超过容许值。30发电机的最低运行电压，应根据系统稳定运行的要求来确定，一般不应低于额定值的90，因

20、为电压过低后，不仅会影响并列运行的稳定性，还会使发电厂厂用电动机的运行情况恶化、转矩降低，从而使机炉的正常运行受到影响。对600MW汽轮发电机的技术要求：发电机在额定出力时，允许电压偏差为土5，而温升不应超过允许限值。31二、频率不同于额定值时的运行 按我国的运行规程，发电机运行的频率范围不超过额定频率(50Hz)土0.5Hz，即为额定频率的土1时，发电机可按额定容量运行。国外资料认为，频率(相应转速)偏差在土2.5范围内时，发电机的温升实际上不受影响。所以，当频率偏差在2.5以内时，发电机可保持额定出力运行。不少发电机，允许频率偏差为土5，例如ABB公司600MW汽轮发电机就有此技术规定。运

21、行频率比额定值偏高较多时，由于发电机的转速升高，转子上承受的离心力增大，可能使转子的某些部件损坏，因此频率增高主要受转于机械强度的限制。32同时，频率增高，转速增大时，通风摩擦损耗也要增多，虽然在一定电压下，磁通可以小些，铁耗损也可能有所降低，但总的来说，此时发电机的效率是下降的。运行频率值比额定值偏低较多时，也有很多不利影响。例如，频率降低，转速下降，使发电机内风扇的送风量降低，其后果是使发电机的冷却条件变坏，各部分的温度升高。33频率降低时，为维持额定电压不变，就得增加磁通，如同电压升高时的情况一样，由于漏磁增加而产生局部过热。频率降低还可能使汽轮机叶片损坏，厂用电动机也可能由于频率下降，

22、使厂用机械出力受到严重影响。由于上述原因，不希望发电机在偏离频率额定值较多的情况下运行。在系统运行频率变化0.5Hz的容许范围内(对于300MW以上的电网，要求频率偏差为土0.2Hz)，由于发电机设计留有裕度，可不计上述影响，容许发电机保持额定出力(额定MVA)长期连续运行。34频 率（Hz）允 许 时 间每次（sec）累计（min）51.051.5303048.551.0连续运行48.54830030048.047.5606047.547201047.046.5522.1.1.4 发电机具有频繁启停等的调峰运行能力。为此，定、转子设计结构采取有效的技术措施，如定子端部结构轴向伸缩度能满足调峰

23、要求，转子槽内和护环下加滑移层等，保证调峰机组能启停10000次而不变形和损坏。机组能安全连续地在48.551.0Hz频率范围内运行，当频率偏差大于上述频率值时，允许的时间不低于下述值：3536 发电机的功角特性与稳定概念发电机的功角特性与稳定概念 一、汽轮发电机的功率和功角关系 设发电机与无限大容量系统母线并联运行(U=常数)，在略去发电机定子电阻，并假设发电机处于不饱和状态，则其等值电路如图41(b)所示。从等值电路可写出电压方程37 当发电机端电压不变时，Xd亦不变。若励磁电流不变，则发电机电动势Eq也不变。因此，由式可知，当发电机端电压U和励磁电流都不变，而只改变原动机转矩时，发电机的

24、输出功率P与功角之间的关系为一正弦函数变化关系，其关系曲线称为同步发电机的功角特性，如图42所示。当90时，电磁功率达最大值，其值为38二、静态稳定概念 发电机与无限大容量系统并联运行，汽轮机输出功率为P1时，电磁功率Pe即发电机的输出功率P。与功角之间的关系为一正弦函数变化的功角特性曲线。它们有两个交点，即a点和b点(见图4-2)。相应的功角分别为a和b。在这两个功率平衡点是否都能稳定工作呢?如果在某一点工作时受到小的扰动(如负荷、电压、励磁、原动机等的波动)后，能恢复到原来的工作点，人们就称这一工作点是静态稳定的；反之，如果在某一工作点工作时，受小的扰动后，不能回到原来的工作点，人们就称这

25、一工作点是静态不稳定的。394041 在这种情况下，若保持发电机的励磁电流不变(如额定励磁电流)，即保持发电机电动势E不变(略去下标q)，以系统母线电压U为参考。此时，若不考虑发电机、变压器和线路有功损耗，则发电机输入系统的功率P可根据发电机直接与无限大系统连接时的类似推导得出，为42式中：发电机电动势E与系统电压U之间的夹角；X一发电机电抗Xd与外电抗Xs之和。显然，在相同的发电机电动势E下，发电机输入系统的静稳定极限功率 将随外电抗(发电机至无限大系统母线之间的电抗)Xs的增大而减小。另外，在发电机输出功率和励磁电流不变的情况下，由于Xs的出现，发电机电动势E与系统电压U之间的夹角，将随X

26、s的增加而增大，因而静稳定储备随之降低。43 从电力系统运行可靠性要求出发，不允许电力系统运行在功率极限附近，否则，运行情况稍有变动，系统便会失去稳定。为此，一般要求电力系统有相当的稳定裕度。稳定裕度的大小，通常用稳定储备系数表示，以百分值表示的静态稳定储备系数为：式中，P0发电机的输出功率；Psl系统的稳定极限，在一定的近似简化条件下，稳定极限可用功率极限来代替。为了保证电力系统运行的可靠性，在正常运行时，要求KP15%20%，事故后运行方式下，要求KP10%。4445自动励磁调节器对功率特性的影响 为维持系统电压，一般发电机都装有自动励磁调节器。当发电机输出功率增加、端电压下降时，励磁调节

27、器动作以增大励磁电流，使发电机电势Eq增大，直到端电压 恢复或接近恢复到整定值UG0 为止。这时，励磁调节器将使Eq随功角增大而增大。用不同的Eq值，作出一组正弦功率特性曲线族，它们 的幅值与 Eq成正比，如图9-25所示。46提高静态稳定的主要措施有以下几个方面：(1)减少系统各元件的电抗。减少发电机、变压器的电抗要花费很大代价，在远距离输电线路中采用分裂导线可以减少线路电抗，减少或避免电晕引起的有功功率损耗和无线电干扰等。采用串联电容补偿也是减少电抗的有效办法。采用双回路供电，不仅能减少线路电抗，而且能提高系统的供电可靠性。(2)采用自动调节励磁装置。由于自动调节励磁装置作用，发电机电动势

28、增大，从而提高了发电机的功率极限，并且在功角 90的一个区域，发电机的功率特性仍然具有上升的特性，扩大稳定运行的范围。47(3)提高并稳定系统运行电压水平。此外，为了保证系统静态稳定，还可事先规定系统内某些输电线路的送电端与受电端之间的功角的上限值，并通过遥测装置经常监视这个角度。防止系统失去稳定。482、暂态稳定概述、暂态稳定概述 电力系统的暂态稳定是指系统受到较大的干扰后能否过渡到一种新的运行状态或者回到原来运行状态的能力。这种较大的干扰，常常伴有系统网络结构和参数的变化，例如在图系统中一条输电线路发生短路故障时，就进入了暂态(也称动态)过程。49二、发电机转子运动方程二、发电机转子运动方

29、程根据力学定律，一个转动惯量为J的转体，如果以角加速度a旋转，作用于该转体的转矩总和为M，则应满足下列关系：取一参考轴在空间不动，则转子取一参考轴在空间不动，则转子轴线与此参考轴之间的夹角就是转轴线与此参考轴之间的夹角就是转子的子的绝对角位移绝对角位移；如取在空间以如取在空间以同步速度旋转的轴为参考轴，则转同步速度旋转的轴为参考轴，则转子轴线与此参考轴之间的夹角就是子轴线与此参考轴之间的夹角就是转子相对同步旋转轴的转子相对同步旋转轴的相对角位移，相对角位移，记作记作0=wiqjqidNdjdijd同步旋转轴iwjwNwo 图图 9-19 同步发电机转子的角位移同步发电机转子的角位移 固定参考轴

30、以电角度表示的同步发电机组以电角度表示的同步发电机组的转子运动方程式：的转子运动方程式：50用P、P、P分别表示正常运行时、发生短路时和短路切除后发电机向系统传输的电磁功率。正常运行时，发电机处a，发生短路到达b点后，原动机的机械功率PT大于发电机的电磁功率Pe，转子开始加速，功角增大，运行点沿着短路的功角特性曲线P移动。当功角增大至c时，切除故障线路。由于功角不能突变仍为c，运行点从P上的c点跃升到短路切除后的功角特性曲线P上的e点。51到达e点后，机械功率PT小于电磁功率Pe，转子开始减速。但由于运行点到达e点之前，转子的转速已大于同步速，使功角仍要继续增大。运行点将沿着功角特性曲线P由e

31、点向f点移动。在移动过程中，机械功率PT始终小于电磁功率Pe，转子始终在减速。直至抵达f点，转子转速减小为同步速，功角才不再继续增大，这时的功角为最大功角max 在f点，转子继续减速，功角开始减小，运行点沿P从f点向e、k点移动。52越过k点后，又出现PT大于Pe的情况，转子又开始加速，但又由于由f点向k点移动过程中转子始终在减速，运行点越过k点时，转子转速小于同步速，功角仍继续减小。功角一直减小到转子转速再一次抵达同步速。然后又开始第二次振荡。由于阻尼作用，振荡将逐渐衰减，系统最终停留在一个新的运行点k上继续运行。53当短路故障切除较迟时，其暂态过程如图124所示。这时，虽然切除短路瞬间运行

32、点仍由功角特性曲线P上的c点跃升到P上的e点，但由于故障切除较迟，运行点跃升到P后。可能出现这样的情况：运行点沿曲线P不断向功角增大的方向移动，虽然在移动的过程中转子在不断减速，但到达k点时转子转速仍大于同步速。于是，运行点就要越过k点。越过k点后，机械功率PT又重新大于电磁功率Pe，转子重新加速，功角无限增大，导致发电厂与系统之间失去同步。54因此，可以用电力系统受到大干扰后功角随时间变化的特性作为暂态稳定的判据。即面积定则。若最大可能减速面积小于加速面积，系统必定失去稳定；若最大可能减速面积大于加速面积，则系统具有暂态稳定性。55 提高系统暂态稳定性，应从减小发电机转子上不平衡转提高系统暂

33、态稳定性，应从减小发电机转子上不平衡转矩或减小加速面积和增大减速面积等方面着手，主要措施如下：矩或减小加速面积和增大减速面积等方面着手，主要措施如下：(1)快速切除短路故障。快速切除短路故障，既减小了加速面积，又增大了可能的减速面积。(2)采用自动重合闸。(3)采用联锁切机。在输电线路发生事故跳闸或重合闸失败时，联锁切除线路送电端发电厂的部分机组，使减速面积增大。若受端系统备用电源不足，为防止系统频率下降，应考虑切机的同时再联切受端部分负荷。(4)快速关闭汽门。56 (5)强行励磁。在系统发生故障时，为防止机端电压急剧下降，由自动调节励磁装置对发电机实行强行励磁。强行励磁电压倍数越大，励磁电压

34、增长速度越快，效果就越显著。(6)电气制动。系统发生短路故障时，投入制动电阻，消耗过剩功率，使不平衡功率减小。(7)正确选择系统接线方式和运行方式。如在长距离输电线路途中设置开关站、采用单元接线、采用双回路供电、采用强行串联电容补偿，使变压器中性点经小电阻接地、避免远距离大环状供电等均有利于提高系统的暂态稳定性。57(8)尽量减少系统稳定破坏带来的损失和影响。可将系统先解列，在预先选定的解列点把系统分成几个独立的、各自保持同步的小系统，并积极创造条件，实现再并列运行。另一种措施是允许发电机短时间异步运行，再采取措施恢复同步。58 发电机的安全运行极限与发电机的安全运行极限与PQ曲线曲线一、发电

35、机的安全运行极限 在稳态运行条件下，发电机的安全运行极限决定于下列四个条件：(1)原动机输出功率极限。原动机(汽轮机)的额定功率一般都稍大于或等于发电机的额定功率而选定。(2)发电机的额定容量，即由定子绕组和铁芯发热决定的安全运行极限。在一定电压下决定了定子电流的允许值。(3)发电机的最大励磁电流，通常由转子的发热决定。(4)进相运行时的稳定度。当发电机功率因数小于零(电流超前电压)而转入进相运行时，Eq和U之间的夹角增大，此时发电机的有功功率输出受到静稳定条件的限制。此外，对内冷发电机还可能受到端部发热限制。上述条件，决定了发电机工作的允许范围。59五、汽轮发电机的安全运行极限 60发电机P

36、一Q曲线图，就是表示其在各种功率因数下，容许的有功功率P和无功功率Q的关系曲线，又称为发电机的安全运行极限。发电机的PQ曲线，是在发电机端电压和冷却介质温度为定值，不同氢压条件下绘制的。发电机在额定电压、额定氢压和额定冷却介质温度下的运行范围图是P-Q曲线的基础。61作P一Q曲线的基本步骤：把电压、电动势、功率等参数都以标么值表示。以O点为圆心，以定子额定电流IN(即图4-7中OC线段)为半径画出圆弧。在横轴O点左侧，取线段OMf等于UNXd，它近似等于发电机的短路比，正比于空载励磁电流。以M点为圆心，以EqXd为半径(即图4-7中MC线段，它正比于额定励磁电流)画出圆弧。以汽轮机额定功率，画

37、一平行于横坐标的水平线HBG，表示原动机输出限制。62从M点画一垂直于横坐标的直线MH，相应90，表示理论上的静稳定极限。实际静稳定限制，应留有适当储备，图47中的BF曲线的画法是：在理论静稳定边界线上先取一些点，然后以M点为圆心，至所取点的距离(EqXd)为半径作弧，找出实际功率比理论功率低0.1PN的一些新点，就构成了BF曲线(也可采用75画一斜直线作为静稳定限制线)。63由上述各曲线或直线段所围成的DCGBFD区域，就叫做汽轮发电机的安全运行范围或叫做安全运行区。发电机的运行点处于这区域或边界上，均能长期安全稳定运行。还要指出，对绕组直接内冷的汽轮发电机在欠励磁方式运行时，除了要保证并列

38、运行的稳定性之外，还要受定子端部铁芯和定子端部构件温升的附加限制。因此进相运行时，P-Q曲线上相应的运行区可能还要缩小。发电机的安全运行极限还与发电机的端电压有关。当发电机端电压比额定值高时，在图4-7 曲线中的BF部分将向左移。若发电机端电压降低，BF部分将向右移。64 65第九节第九节 发电机的监测系统发电机的监测系统一、监测点设置 发电机的监测点包括温度、振动、对地绝缘电阻、漏水、氢气湿度、无线电射频监测和局部过热监测等。测温元件是发电机运行中一个重要的耳目。监测发电机内部温度的测温元件分为电阻型和电偶型两大类。它们既可通过温度巡测仪，自动显示并记录温度，亦有一小部分可与其他参数，如氢压

39、、氢气纯度、轴振和P-Q曲线的监控等，一起接到汽轮机自动控制(ATC)，通过电液调速装置(DEH)，自动监测或监控汽轮发电机组运行状态。氢、油、水系统的一些开关量，则从氢油水系统监测柜的端子引出，由ATC报警。此外，励磁系统的一些开关量参数也通过DEH显示或报警。661监测发电机定子各部温度(以OFSN-6002YH为例)2监测定子绕组冷却水总进出水管水温3监测氢冷却器的氢温4监测轴承温度5监测轴系振动6监测轴承座、轴承止动销、轴瓦绝缘衬块、密封支座、中间环、高压进油管及外挡油盖的绝缘电阻7发电机漏水监测8监测机内局部放电的无线射频装置9监测机内氢气的含湿量67二、发电机监测项目 (一)准备启

40、动 发电机准备启动，其转子处于静止状态，此时应投入有关的辅助系统，如氢系统、水系统、密封油系统。为转子盘车和低速运行做好准备，因此必须收集项目内容：(1)轴承润滑油、密封油的油温、油压和油质(包括励磁机轴承的油温、油压以及机内的空气温度)。(2)定子绕组冷却水的压力、温度和流量，以及定子冷却水的水质。(3)轴承、高压进油管、密封支座和中间环等绝缘电阻。(4)氢气的温度、纯度、湿度和压力。68以上情况正常，应调节有关参数，维持氢压大于水压，定子冷却水温高于氢温，密封瓦进油处氢气侧油压微大于空气侧油压，以防止氢纯度下降，同时确保继电保护正确投入运行。在进行气体置换的过程中，则尚须收集、掌握CO2和

41、氢气的纯度和压力等，并确认正确的取样位置，以确保气体置换的安全性。不论是升速之前，还是在机组解列降速之后，或为某种维修工作的需要而使转子进入低速盘车状态，以上各参数均应尽可能地与转子准备启动的静态状况保持一致。69(二)启动 此时必须监测下述参数，将其维持在规定的范围内：(1)轴瓦钨金温度及出油温度(包括励磁机)。(2)轴振及轴承座振动(包括励磁机)。(3)密封油温、密封油进入密封支座在空气侧和氢气侧的压力和温差。(4)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和励磁机的冷风、热风温度)。(5)定子线棒层间温度及出水温度。70注意以下事项：(1)上层线棒之间

42、或下层线棒之间的温度差，各出水支路上冷却水之间的温度差，应不超过原先数值。当有不正常情况时，必须在并网之前，予以检查并消除。(2)定子绕组冷却水的电导率不合格或冷却水流量不足，不得投励磁升电压或并网。(3)要严密监测机内有无漏水、漏油和漏氢等缺陷，必要时迅速予以消缺。(4)要用每个冷却器出水回路上的调节阀控制水量，水压不要超越规定的上限值以免漏水。各冷却器出风处冷氢温度差要控制在12C之内。71(三)带负荷运行 除了维持“准备启动”和“启动”两种模式中的各种参数水平外，尚须监测以下参数：(1)发电机负荷出力，使发电机出力总是处于PQ曲线的限值之内。(2)带负荷时，定子线棒槽内层间温度及出水温度

43、、温升、温差和总出水管温升。(3)带负荷时，氢气的平均冷风温度和湿度，以及热氢温度(包括氢冷却器进、出口氢气温度差)。(4)定子绕组水流量、压降及电导率。(5)对集电环装置运行工况的监测。72注意以下事项：(1)不得在机座内充空气的状态下投励磁升电压或并网。(2)发电机的输出，必须限制在各种氢压下发电机的户一Q曲线限值之内。(3)在任何负载下，如定子绕组上层或下层的出水温差达到12C，或线棒层间的温差达到14C，必须立即降低负荷，以验明读数的真伪，如读数是真的，当温差再次达到限值时，则必须立即跳闸解列，否则会严重损伤定子绕组。(4)在调试阶段测量轴振及轴承振动。73(四)正常运行 1定子绕组温

44、度 经常监视槽内线棒层间的温度和上、下层线棒的出水温度。从两者温度的变异，判断定子水支路有无异常迹象。2定子的差胀 定子绕组的输出负荷不仅受到温度的限制，也受到定子绕组和定子铁芯之间周期性差胀的影响。差胀与绕组的温升有关。这就要限制电机的最大负荷，以限制差胀。发电机的P-Q曲线表示了发电机运行负荷的限值，在这限值之内，差胀是许可的。743定子铁芯温度 在超前功率因数下运行，即欠激运行，发电机的漏磁通集中分布在定子铁芯的两端，局部区域会产生很大的损耗。在这种情况下，不是定子或转子绕组的温度，而是定子铁芯的局部温度，可能成为限制运行的因素。754冷氢温度及湿度 发电机内部的冷氢温度，是由氢气冷却器

45、吸取和带走热量的能力决定的，应当监视氢气平均温度和冷却水平均温度之差，两者温差取决于所吸取的损耗。这样，当发电机的负荷增大时，不改变氢气压力或冷却水的条件，氢气和冷却水之间的温差必然增大，冷氢温度随之升高。当负荷一定时，如果氢气压力增大，发电机内的氢气温升降低，通过冷却器的氢气温降亦有所减小，这将使冷却氢气的温度略微降低。氢气的湿度过高，特别是在停机时可能会引起结露，将严重威胁定子绝缘及转子护环的安全运行。机内湿度，折算到大气压力下，应控制露点在一5一25C之间。在正常运行情况下，应投用氢气干燥器，或补入干燥的新氢气以降低湿度。新氢气的露点不得高于一50C。765定子绕组进水温度 如供给定子水

46、冷却器的冷却水，其流量与温度保持不变，定子绕组的水流量也不变，则其进水温度由冷却器本身热交换器性能参数所决定。因此，定子冷却水的最高、最低进水温度，在各种不同的负荷下，都可以通过改变水冷却器的冷却水量，以维持在规定限值范围内。776发电机PQ曲线 发电机的P一Q曲线，将定子和转子绕组及定子铁芯中热点的温度，限制在切实可行的运行值，这些出力可由计算和厂内试验得出。在过激、零功率因数和额定功率因数之间运行，其出力受转子绕组的温度限制，这段曲线表示了对应于所设计的氢气压力，而励磁电流则为名牌数据不变时的运行值。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，出力受定子绕组的温度限制，在该

47、部分曲线运行，对应于定子电流不变。在这段范围内，励磁电流将随着负荷和功率因数而改变，但总是低于其额定值。787氢气冷却器 按所提供的规定方法，调节氢冷却器进水管道的阀门来控制冷却水的流量，以防止冷却器中水压过高。过高的水压，可能会引起冷却管的损坏。因此，在关闭这些阀门时，应细心操作，以避免水压超过规定的最大工作压力。控制氢气冷却器的冷却水流量，提供了一种在不同负荷时，调节冷氢温度的方法。调节冷却水的流量，使冷氢温度维持在大体上不变的数值。氢气温度恒定运行方式下的差胀，总是比绕组温度恒定运行方式的差胀要稍微大些。然而，氢气温度恒定运行方式在负荷低于额定时，具有维持绕组总温度低的优点，这对绝缘寿命

48、是有利的。当氢气冷却器有1台退出运行时，能保证安全运行的最大负荷为80100额定负荷，此时冷氢温度最高允许值为48C。79在运行时，由于工作氢压高于冷却器冷却水的水压，因此一般难以察觉冷却管的漏水现象。冷却器的损伤，会导致大量氢气泄漏到冷却器的循环水管路中，因此氢气冷却器的外部水管路，设有氢气监测器和报警器，以及安全放气措施。当氢气监控系统发出机内漏水报警，如在低氢压运行时，冷却器漏水也可能是一个原因，应给予注意。在运行中，可通过依次关闭每只冷却器的水路加以判断，如确系某冷却器漏水，则应将其关闭，待电机检修时予以处理。少数水管的漏水，可用堵塞两端管口的办法，使此只冷却器仍能继续维持运行。808

49、定子绕组内冷水 在发电机带负荷时，定子绕组内必须有冷却水循环流通。正常情况下，定子绕组一旦通水，发电机中的氢压，都必须维持高于水压，以防止漏水的潜在危险。但在密封油系统出故障，只能维持低氢压运行时，必须保持最低水压不低于0.15MPa，此时即使水压大于氢压，亦允许作短暂运行，但不推荐长期运行。定子内冷水的冷却器共有两台，并联连接，互为备用。每台水冷却器都能承担额定工况运行的冷却能力。投入备用水冷却器之前，必须先放开阀门排气。8182第一节 大型发电机运行性能和特点 一、功率因数和短路比大机组送出的无功功率，主要是满足配出电压网分层平衡的要求。输出的有功功率，由于系统稳定条件的限制，不会过多地超

50、过线路的自然功率。一般通过高压长距离送电的大机组的功率因数都比较高。大部分在cos0.9以上。随着功率因数的升高，短路比下降，但由于AVR的普遍采用，电机的稳定度有了保证且有充分裕度。但国际上规定，短路比不得小于0.4。83 五、短路比（SCR）短路比是指同步发电机在空载额定电压所对应的励磁电流If。下，三相稳态短路时的短路电流Ik0。与额定电流IN之比，用kc表示。即由：短路比与1/Xd成正比。短路比小，气隙小，负载变化时发电机的电压变化较大，并联运行时发电机的稳定度较差。增大气隙可减小Xd，使短路比增大，但励磁电动势和转子用铜量增大，造价增高。对汽轮发电机，Kc0.41.0；84二、进相运