电厂电气一次培训课件-发电机部分

第一章同步发电机的运行第一节同步发电机的结构第一节同步发电机的结构一、概述发电机将原动机转轴上的动能通过磁场转换成为电能。同步发电机的分类：⒈按照原动机的不同分为：⑴水轮发电机；⑵汽轮发电机；⑶燃汽轮发电机；⑷柴油发电机。⒉按照转子的不同分为：⑴隐极式发电机：用于汽轮发电机和燃汽轮发电机，转速高；⑵凸极式发电机：用于水轮发电机，转速低。⒊按照冷却介质不同分为：⑴空气冷却；⑵氢气冷却；⑶油冷却；⑷水冷却等。4、按照发电机机安装方式不同可分为：卧式、立式、；5、按照冷却方式不同可分为：水-氢-氢：定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、铁心氢冷；水-水-空：定子、转子绕组水内冷、铁心空冷；水-水-氢：定子、转子绕组水内冷、铁心氢冷。二、同步发电机的型号1、型号对于汽轮发电机，根据其冷却方式不同，分为以下几种型号：

(1)空冷汽轮发电机QF系列，如QF-25-2，其型号的意义为：Q－汽轮，F－发电机，25表示额定功率(单位是MW)，2表示极数。(2)氢外冷汽轮发电机QFQ系列，如QFQ-50-2，其型号的意义为：Q－汽轮，F－发电机，Q－氢冷，数字解释同(1)。(3)氢内冷汽轮发电机QFN系列，如QFN-100-2，其型号的意义为：Q－汽轮，F－发电机，N－氢内冷，数字解释同(1)。(4)双水内冷汽轮发电机QFSS系列，如QFSS-200-2，其型号的意义为：Q－汽轮，F－发电机，S－定子绕组水内冷，S－转子绕组水内冷，数字解释同(1)。(5)水氢氢冷汽轮发电机QFSN系列，如QFSN-300-2，其型号的意义为：Q一汽轮，F－发电机，S－定子绕组水内冷，N－转子绕组氢内冷，数字解释同(1)。如国电庄河电厂机组型号QFSN-600-2YHG，意义为：QF-汽轮发电机，S－定子绕组水内冷，N－转子绕组氢内冷，数字解释同⑴，YHG-优化改进型。

对于水轮发电机，根据推力轴承安放的位置不同，可分为以下两种型号：

(1)悬式水轮发电机TS系列，如TS854/156-40，其型号的意义为：T－同步，S－水轮，854表示定子铁芯外径(cm),156表示铁芯长度(cm).40表示极数。

(2)伞式水轮发电机TSS系列，如TSS1260/160-48，其型号的意义为：S－水轮，T－同步，S一双水内冷，数字解释同

(1)。二、同步发电机的冷却发电机在运行时，由于绕组中的电流和铁芯中的交变磁通会产生热量，这种热量会使发电机温度升高，随着发电机单机容量的增大，温升也越来越高。就发电机而言，温升受到电机铁芯冲片绝缘和线圈绝缘材料允许温度的限制，因此，必须加以冷却。80多年来，发电机冷却介质已从空气时代进展到氢气和水的时代，氢气的重量仅为空气的1/4，导热性能比空气高六倍，其冷却效果比空气好，效率提高了0.7-1.0%。一般汽轮发电机从空冷改为氢冷后，可提高出力20-35%，冷却方法从冷却介质接触绝缘外部的间接冷却进展到与铜线的内部接触直接冷却，称之内冷式，大大提高了冷却效果;而采用水作为冷却介质，为电机技术的发展开辟了一条崭新的道路，当水的流速仅为空气的百分之几时，它的冷却能力比空气大几十倍。发电机的定子采用水内冷，转子及铁芯采用氢内冷方式，可大幅度提高其出力。下表为空气、氢气、油和水四种冷却介质的冷却性能。由上表可以看出：水是最好的，其热容量是空气的4.16倍，密度是空气的1000倍，散热能力是空气的84倍，冷却能力是空气的50倍，此外水还有良好的绝缘性能。大型同步发电机常见的冷却有：

定子、转子氢表冷，SN≤100MW；转子氢内冷、定子氢表冷，SN≤250MW；定子、转子氢内冷，SN≤1000MW；转子氢内冷、定子铁心氢表冷、定子绕组水内冷，SN≤1200MW；水氢冷发电机的特点是，定子绕组用水冷却，转子绕组采用氢气冷却，一般水源取自汽轮机的凝结水，这种水源比较清洁，符合冷却水质的要求。发电机铁芯也采用氢气冷却。水氢冷发电机虽然可以减少材料消耗，但是和空冷电机相比，它的结构比较复杂，维护修理比较麻烦，同时还必须配备一套专用冷却系统，所以一般情况下，它只适用于大型电机，而对5万kW以下的中小型电机，由于它的经济意义不大，故仍采用空冷型式为主。我国QFSN-300型30万kW机组和QFSN-600型60万kW机组，由于容量大、额定电压高，较之普遍的中小型氢冷、水冷机组，在提高电气性能和加强机械强度、确保安全运行方面，都采取一系列特殊而有效的必要措施。

四、同步发电机的主要部件发电机主要有以下部件：定子（绕组及铁心）、转子（绕组及铁心）、机座、励磁系统、冷却系统、油循环系统及监测系统（温度、电流等）等；下图是QFSN-300-2型和QFSN-600-2型发电机的侧面图。大型汽轮发电机通常采用卧式轴，实行一轴三机，即同一个轴上同时有发电机、主励磁机和副励磁机。副励磁机采用永磁性转子，定子发出400~500Hz的交流经可控硅整流后给主励磁机励磁，主励磁机则发出100Hz的交流经可控硅整流后给同步发电机。有些发电机的主励磁机采用定子励磁，三相绕组装在转子上，三相电流顺转轴引到同轴旋转的整流装置整流送到发电机励磁绕组，采用了无刷励磁。QFSN-600-2型60万kW发电机组采用静止励磁方式（自并励励磁方式）。

㈠定子定子由定子铁芯、定子绕组(也叫电枢绕组)、机座、端盖及挡风装置等部件组成。定子铁芯是电机磁路的一部分，同时也嵌放定子绕组。定子铁芯的形状呈圆筒形，在内壁上均匀地分布着槽。为了减小铁芯损耗，定子铁芯一般采用0.35mm或0.5mmn厚的硅钢片叠装制成。当定子铁芯外径大于1m时，用扇形冲片拼成一个整圆，错缝叠装，沿轴向分成若干段，段与段之间留有1cm宽的风道。整个铁芯用非磁性的端压板和抱紧螺杆压紧固定于机座上。如图是60万kW发电机组的定子局部图。

定子绕组是定子的电路部分，它是感应电动势、通过电流、实现机电能量转换的重要部件。定子绕组用铜线或铝线制成。汽轮发电机多采用双层叠绕组。为了减小集肤效应引起的附加损耗，绕制定子绕组的导线由许多互相绝缘的多股线并绕而成，在绕组的直线部分还要换位，以减小因漏磁通而引起各股线间的电动势差和涡流，整个绕组对地绝缘，如图是水冷定子线棒断面图。定子机座应有足够的强度和刚度，一般机座都是用钢板焊接而成，主要用于固定定子铁芯，并和其他部件一起形成密闭的冷却系统。

㈡转子转子由转子铁芯、转子绕组(也叫励磁绕组)、滑环、转轴等部件组成。对于一对磁极的汽轮发电机，其转速达3000r/min。因此转子要做得细一些，以减少转子圆周的线速度，避免转子部件由于高速旋转的离心作用而损坏。所以转子形状为隐极式，它的直径小，为一细长的圆柱体，如图为300MW汽轮发电机转子外形图。转子铁芯既是电机磁路的一部分，又是固定励磁绕组的部件，大型汽轮发电机的转子一般采用导磁性能好、机械强度高的合金钢锻成，并和轴锻成一个整体。沿转子铁芯轴向，铁芯表面三分之二的部分对称地铣有凹槽，槽的形状有两种，一种为辐射排列，一种是平行排列，如图所示。我国生产的电机都采用辐射形槽。占转子表面1/3的不开槽部分形成一个大齿，大齿的中心实际为磁极中心。

励磁绕组由矩形的扁铜线绕成同心式绕组，嵌放在铁芯槽中，所有绕组串联组成励磁绕组。直流励磁电流一般是通过电刷和集电环引入转子励磁绕组，形成转子的直流电路。励磁绕组各匝间相互绝缘，各匝和铁芯间也有可靠的绝缘。如图为日立600MW汽轮发电机双路斜流通风风路和ABB600MW汽轮发电机转子通风及开口槽断面图。

㈢通风冷却系统介绍几种典型的通风冷却系统。⒈半轴向通风的冷却系统如图。定子铁芯和转子绕组都采用半轴向通风的冷却系统，此种通风系统如图所示。冷却器5置于电机中部，经冷却器冷却后的冷氢，由汽端(即汽轮机侧的发电机端部)风扇4迫使其分成两路。其中一路直接进入汽端铁芯2和转子绕组轴向冷却风道，另一路经机壳上的风道送至励端(即发电机的励磁机侧)进入铁芯和转子绕组的另一半轴向冷却风道。汽励两端进入铁芯和转子绕组的氢气都从铁芯中段径向风道排出。排出的热氢再进入冷却器，这就完成了机内氢气的循环冷却功效。

这种发电机冷却结构在石洞口二电厂的进口机组美国ABB公司生产的600MW发电机上采用，意大利ANSALDO公司等厂家也采用。

⒉定子铁芯轴向通风和转子绕组半轴向通风的冷却系统平圩电厂600MW水氢氢冷汽轮发电机(引进美国WH公司技术)采用这种冷却系统。其通风冷却结构类似下图所示(平圩电厂发电机的两组立式氢气冷却器布置在发电机汽端两侧)。风路由转子护环6外汽端的五级轴流式高压头风扇5抽的热氢，首先进入设置在汽端的冷却器4，冷却器出来的冷风分为两路:一路经铁芯背部流到励端水母管2，一部分进入定子铁芯3的全轴向通风道，在汽端排出，另一部分进入转子绕组1的端部和轴向风道，分别在转子本体端部排气槽和转子中部径向排至气隙;另一路冷风转弯经风路隔板和汽端端盖间的风路进入汽端转子绕组端部和轴向风道，分别在转子本体端排气槽和转子中部径向排至气隙。铁芯的轴向出风和转子的气隙出风(热氢)都被高压头风扇抽出再进入冷却器，完成氢气的机内循环冷却功效。为防止励端风路短路，在励端铁芯端部的气隙处设有气隙隔环。

⒊定子铁芯径向通风和转子绕组气隙取气斜流通风的冷却系统这种通风系统也称为定、转子藕合的径向多流式通风系统。山东邹县电厂日立公司产的600MW水氢氢冷汽轮发电机的通风系统如下图所示。定子铁芯径向通风冷却，转子绕组采用气隙取气双排斜流通风(一风斗二路)冷却方式。定子铁芯和转子绕组采用"五进六出"相对应的通风结构，即沿发电机轴向长度分为五个进风区和六个出风区，进出风区交替布置。机座内设有四个冷却器，分别布置在励端和汽端两侧。经冷却器冷却后出来的冷氢，由汽端和励端的风扇送到各个进风区，冷却定子铁芯和转子绕组后都经铁芯的径向风道排向出风区，再进入冷却器，完成机内氢气循环冷却功效。优化设计的国产QFSN-600-2YH型水氢氢冷汽轮发电机，定、转子沿轴向有11个风区，为带有气隙隔环的“五进六出”的定、转子径向藕合的多路(流)通风系统。东方电机厂生产的(采用GE技术)和北仑港电厂的(日东芝产-GE技术)600MW汽轮发电机，则是采用带有气隙隔环的"六进七出"的多路通风结构，定、转子沿轴向共有13个风区。

㈣供气系统采用氢冷方式的汽轮发电机需要建立专用的供气系统。供气系统应保证：给发电机充以氢气和空气；进行两种气体的置换，补充漏气；自动监视和保持氢气压力和纯度。如图为QK3-300-1型供气系统，各种不同型号的汽轮发电机，供气系统基本上相同，其主要特性如下。(1)氢气由中央制氢站或储氢罐提供。(2)输氢管道上设置有自动氢压调节阀保持机内为额定氢压。当机内氢气溶于密封回油被带走而使氢压下降或机内氢气纯度下降需要进行排污换气时，可通过调节阀自动补氢。

(3)设置一只氢气干燥器，以除去机内氢气中的水分，保持机内氢气干燥和纯度。(4)设置一套气体纯度分析仪及气体纯度计，以监视氢气的纯度。有的系统中可能专设一套换气分析仪和换气纯度计，专门用于监视换气的完成情况。(5)在发电机充氢或置换氢气的过程中，采用二氧化碳(或氮气)作为中间介质，用间接方法完成，以防止机内形成空气与氢气混合的易爆炸气体。组成：制氢站、供气管路、排气管路、氢气过滤器、液位控制器、气体状态监测仪表、氢气干燥器、气体控制屏等。氢气走向正常：氢气干燥器→发电机低压区→发电机冷却→发电机高压区→氢气干燥器，以保持氢气的干燥；补偿：制氢站（或储氢钢瓶）→母管→氢气过滤器→发电机氢气总管，以保持氢气压力恒定；监测：发电机高压区→气体分析器→发电机，以保持氢气纯度。二氧化碳CO2（氮气N2）的作用：①充氢时，先用二氧化碳CO2（氮气N2）置换发电机中的空气，当中间气体纯度达到85%CO2

（或95%N2

），再换氢气；②排氢时，先用二氧化碳CO2（氮气N2）置换发电机中的氢气，当中间气体纯度达到95%CO2

（或97%N2

），再换空气；当中间气体纯度达到15%时，停止排气。下图为利港发电厂和两种600MW汽轮发电机组的供气系统图。

㈤供水系统采用水冷方式的汽轮发电机需要建立的供水系统，主要用于定子的冷却。对大容量水氢氢冷汽轮发电机定子绕组，对供水系统要求：①冷却水应有良好的介质特性，装设离子交换器和过滤器；②管道运行畅通，具有高度可靠性；③具有良好的密封性，特别在发电机内不允许泄漏，故应保持一定的氢、水压。④供给额定的定子绕组冷却水流量。⑤控制进入定子绕组的冷却水温度达到要求值。⑥保持高质量的冷却水质(除盐水，又称凝结水)。要求冷却水的电导率低于5μS/cm（S为西门子），最高不大于10μS/cm(25℃时)，否则应停机。水氢氢冷发电机定子绕组的水冷系统都大同小异。如图是典型供水系统。供水系统的组成：2个水冷却器、2台水泵、3个过滤器、离子交换器、水箱和一系列指示仪表及信号器等。

供水走向：水箱→水泵→水冷却器→滤网（45℃）→发电机定子→水箱（75~80℃）；流量：26~30t/h；为防止水分浸入发电机导致绕组受潮，要使水压低于氢压；但氢气则可能进入水中，为此，水箱装设气水分离系统，通过排气管道排出；补充：补充水→电磁阀S→离子交换器→过滤器→水箱；信号：水泵停止、液位过高或过低、水温过高、电导率过高、氢水压差过低等均发信号。下图为利港发电厂和其他发电厂的供水系统图。

㈥密封油及供油系统发电机转轴与端盖之间的密封装置称轴封。它的作用是防止外界气体进入电机内部或阻止氢气从机内漏出，以保证电机内部气体的纯度和压力不变。所有的氢冷发电机都采用“油密封”装置，为此需要一套供油系统称为密封油系统。采用油进行密封的原理是，在高速旋转的轴与静止的密封瓦之间注入一连续的油流，形成一层油膜来封住气体，使机内的氢气不外泄，外面的空气不能侵入机内。为此，油压必须高于氢压，才能维持连续的油膜，一般只要使密封油压比机内氢压高出0.015MPa就可以封住氢气。从运行安全上考虑，一般要求油压比氢压高0.03～0.08MPa。为了防止轴电流破坏油膜、烧伤密封瓦和减少定子漏磁通在轴封装置内产生附加损耗，轴封装置与端盖和外部油管法兰盘接触处都需加绝缘垫片。目前应用的油密封结构足以使机内氢压达0.4～0.6MPa。供油系统除满足油量、油温、油压外还应满足：①系统密封性好，不漏气；②当供油系统破坏时，密封部件和轴应完好无损；③保证密封瓦温度不超过规定的75℃；④防止油经过密封部件漏入发电机内。如下图是典型供油系统和利港发电厂的供油系统图。供油系统应有两个独立的油路系统。㈠空气侧油系统油走向：主油泵（2MPa）→射油器（0.8MPa）→油冷却器→过滤器→压差阀→发电机密封瓦空气侧油环→空侧回油箱→主油箱；空侧回油箱：进行空气、油分离；直流、交流油泵：保证供油可靠性；㈡氢气侧油系统油走向：氢侧回油箱→交流油泵→油冷却器→过滤器→分为汽端和励端两路→两个压差阀→发电机密封瓦→氢侧回油箱；氢侧回油箱：进行氢、油分离；直流油泵：保证供油可靠性；组成：氢侧回油箱、空侧回油箱、4台油冷却器、4台油泵、射油器及滤油器。油密封从结构上可分为盘式(径向轴封)和环式(轴向轴封)两种。600MW机组都采用环式油密封。环式油密封主要有三种:单流环式、双流环式和三流环式，每一种又有不同的具体结构，以下是这三种环式油密封的结构图。一、单流环式油密封如下图所示。二、双流环式油密封如下图所示。三、三流环式油密封如下图所示。

第二节发电机的工作原理一、工作原理我们知道，导线切割磁力线能产生感应电动势，将导线连成闭合回路，就有电流流过，同步发电机就是利用电磁感应原理将原动机转轴上的动能通过磁场转换成为电能的。

如图是同步发电机的工作原理图。定子三相绕组A-X、B-Y、C-Z对称安装在定子铁心内。所谓对称是指三相绕组匝数相等、轴线在空间上相差120°电角度（如下图所示）。励磁绕组装设在转子上，绕组中通以直流电流产生发电机主磁场，磁通如图所示。原动机带动转子旋转，在定子三相绕组上感应产生对称的三相电势，即第二节发电机的工作原理感应电势的频率取决于发电机的极对数p和转子转速n（r/min）。即

f=pn/60（Hz）表明发电机的极对数p和转子转速n一定时，发电机电势频率就一定，即转速与频率保持严格不变的关系，这是同步发电机的基本特点之一。我国规定的标准频率为50Hz，当极对数p=1时，转子转速n=3000r/min；当极对数p=2时，转子转速n=1500r/min，以此类推。发电机三相绕组与三相对称负载接通，会产生对称三相电流，并产生一个合成的旋转磁场，其转速n=60f/p，即旋转磁场的转速与发电机转子相同，又称同步，同步发电机即由此得名。第二节发电机的工作原理二、同步发电机的额定参数⑴额定容量SN或额定功率PN发电机长期安全运行时，所能够输出的最大视在功率（kVA或MVA）或有功功率（kW或MW）；⑵额定电压UN发电机额定运行时，机端定子三相绕组的线电压（V或kV）；⑶额定电流IN发电机正常连续运行时，定子绕组允许通过的最大线电流（A）；⑷额定功率因数cosφN同步发电机的额定功率与额定容量的比值。关系：PN=SNcosφN=UNINcosφN第二节发电机的工作原理⑸其它参数额定效率ηN(%)，额定频率fN(Hz)，额定转速nN(r/min)，额定励磁电压ULN(V)，额定励磁电流ILN(A)，额定温升τN(℃)等。辽电改造工程发电机参数：额定功率：350MW；（连续最大380MW）额定电压：20kV；额定电流：11893A；额定功率因数：0.85；额定效率：98.9%；额定频率：50Hz；额定转速：3000r/min；额定励磁电压：920V；额定励磁电流：5794A；极数：2；冷却方式：水-氢-氢；额定氢压：0.35MPa；绝缘等级：F同步电抗：2.171暂态电抗：0.2335次暂态电抗：0.1802负序电抗：0.179零序电抗：0.0855第三节同步发电机的运行特性运行特性：同步发电机带对称负载运行时，负载电流I、功率因数cosφ

、端电压U及励磁电流IL等物理量之间的关系。⒈空载特性：发电机在定子绕组开路(I=0)、转速等于额定转速nN时，空载电势Eq0与励磁电流IL的关系曲线，如图所示；该特性曲线表征了发电机磁路的饱和情况，可用来求发电机的参数，还可用来判断发电机的励磁绕组匝间短路故障；⒉短路特性：发电机在定子绕组短路、转速等于额定转速nN时，定子短路电流I与励磁电流IL的关系曲线，如图所示；该特性曲线可用来求发电机的重要参数：饱和的同步电抗与短路比，还可用来判断发电机的励磁绕组匝间短路故障；第三节同步发电机的运行特性⒊负载特性：发电机在定子电流I为额定、转速等于额定转速nN

、功率因数cosφ为常数时，发电机电压U与励磁电流IL的关系曲线，如图所示；不同的cosφ值，可得到不同的曲线；空载特性、短路特性和负载特性可以测定发电机的基本参数。⒋外特性：发电机在额定转速nN下，保持励磁电流IL和功率因数cosφ不变时，发电机电压U与负载电流I的关系曲线，如图所示；特性曲线分为感性负载、电阻负载和容性负载下的特性，其中感性负载、电阻负载特性随负载电流I的增大而下降，因其电枢磁场对主磁场呈去磁作用；容性负载特性随负载电流I的增大而上升，因其电枢磁场对主磁场呈助磁作用；第三节同步发电机的运行特性⒌调整特性：发电机在额定转速nN下，保持电压U和功率因数cosφ不变时，发电机励磁电流IL与负载电流I的关系曲线，如图所示；特性曲线分为感性负载、电阻负载和容性负载下的特性，其中感性负载、电阻负载特性随负载电流I的增大而增大，这是为了保持电压U不变，必须相应地增加励磁电流，以补偿负载电流产生电枢磁场的去磁作用；容性负载特性随负载电流I的增大而下降，这是为了保持电压U不变，必须相应地减小励磁电流，以抵消负载电流产生电枢磁场的助磁作用；⒍功角特性：发电机接入电网正常运行时，发电机的电磁功率与功角（发电机空载电势与端电压之间的夹角）之间的关系曲线，如图所示。前面系统稳定性时已经讲过。第四节同步发电机的正常运行同步发电机的正常运行属于允许长期连续运行的工作状态，特点：发电机的有功负荷、无功负荷、电压、电流等都在允许的范围内，是稳定、对称的工作状态；额定工作状态：有功负荷、电压、功率因数、频率、冷却介质温度均额定；发电机工作在额定工作状态时，损耗小、效率高、转矩均匀等；发电机一般运行在接近额定工作状态下运行；正常运行时，需要不断调节发电机的各项参数，但不能超出允许范围。一、发电机的安全运行极限在稳定运行条件下，发电机的安全运行极限取决于以下4个条件：(1)原动机输出功率极限，即原动机的额定功率，一般要稍大于或等于发电机的额定功率；(2)发电机的额定兆伏安数，即由定子发热决定的允许范围。(3)发电机的磁场和励磁机的最大励磁电流，通常由转子发热决定。(4)进相运行时的稳定度及端部发热的限制。当发电机功率因数小于零而转入进相运行时，E0和U之间的夹角不断增大，此时，发电机有功功率输出受到静态稳定条件的限制。发电机在进相运行时，发电机端部漏磁通密度急剧增大，进而引起发电机端部的涡流损失和磁滞损失急剧增大从而导致端部过热。第四节同步发电机的正常运行二、运行参数不同于额定参数时发电机的运行发电机的额定容量是按照额定冷却介质温度、额定电压、额定频率和额定功率因数等运行条件下设计的。在实际运行中，发电机的冷却介质温度、电压、频率和功率因数等都经常发生变化，相应地发电机的出力也随之发生变化。⒈冷却介质温度不等于额定值时对额定容量的影响当同步发电机的冷却介质温度不等于额定值时，一般不能在额定容量条件下运行，其允许负荷可随冷却介质温度的变化而改变。决定允许负荷的原则是定子绕组和转子绕组的温度都不超过其允许值。第四节同步发电机的正常运行发电机定子绕组的温度主要由以下几个部分组成：⑴冷却介质的温度；⑵因通风摩擦损耗而引起的温升；⑶因铁耗引起的温升；⑷因铜耗引起的温升。发电机转子绕组的温度主要由以下几个部分组成：⑴冷却介质的温度；⑵因铁耗引起的温升；⑶因通风摩擦损耗而引起的温升；⑷因铜耗引起的温升。冷却介质温度变化时的允许出力如图所示。第四节同步发电机的正常运行由特性可以看出，当冷却介质温度高于额定值时，应降低的定子电流倍数大于应降低的转子电流倍数，故应该以限制定子电流来减小出力，此时转子绕组温度不会超出允许值；当冷却介质温度低于额定值时，应增加的转子电流倍数小于应增加的定子电流倍数，故应该以限制转子电流来增加出力，此时定子绕组温度不会超出允许值。同时特性还表明：冷却介质温度比额定值每低1℃所能增加的电流倍数（取决于转子）较冷却介质温度比额定值每高1℃所能降低的电流倍数（取决于定子）小，这一原则一般对发电机都适用，发电机运行规程中所规定的电流允许变化范围即依据此原则确定。第四节同步发电机的正常运行⒉端电压不同于额定值时发电机的运行发电机正常运行时，其端电压允许在额定电压±5%范围内变动，而发电机本身的额定出力不变。当端电压降低5%时，定子电流可增加5%；当端电压升高5%时，定子电流可减小5%，从而保证定子绕组和转子绕组的温度都不会超过允许值。当端电压低于额定值的95%运行时，定子电流不应超过额定值的5%，此时发电机须降低出力运行，否则定子绕组的温度要超出允许值；发电机运行端电压的下限是根据运行稳定性来确定的，一般不低于其额定值的90%；当端电压高于额定值的105%运行时，发电机出力也必须降低，因电压升高使铁心磁通密度增加，铁耗增大，进而引起铁心温度和定子绕组温度升高；此外，发电机端电压升高时，若维持发电机有功输出不变，需要加大励磁电流，引起转子温度升高，使转子绕组的温度要超出允许值。

第四节同步发电机的正常运行发电机运行的最高电压应按照制造厂家的规定执行，一般不超过额定电压的10%。否则可能会因定子漏磁的大大增加，使定子机架感应巨大电流（如图），引起局部过热甚至烧毁。第四节同步发电机的正常运行⒊运行频率不同时的发电机运行规程规定发电机的运行频率要在一定范围内，我国采用50Hz±0.2~0.5Hz。运行频率比额定值高时，发电机转速升高，转子离心力增大，进而损坏某些部件，故转子机械强度是限制频率的主要因素；此外频率升高，转速增加，摩擦损耗增大，发电机效率降低。运行频率比额定值低时，发电机转速下降，冷却风进风量减少，使发电机冷却条件变坏，温度升高；同时频率降低，需增加磁通以维持电压不变，进而产生局部过热；此外频率降低，还可能损坏汽轮机叶片、厂用电动机出力下降，危及电厂安全经济运行。第四节同步发电机的正常运行⒋功率因数不同时发电机的运行发电机允许在不同的功率因数下运行，但受下列条件的限制。

(1)高于额定功率因数时，定子电流不应超过允许条件的限制。

(2)低于额定功率因数时，转子电流不应超过允许值。

(3)发电机在进相运行时，功率因数应受到稳定极限的限制

第五节同步发电机的特殊运行

一、进相运行系统电压升高，线路增长，电容电流增大，出现轻负荷时无功功率过剩，使系统枢纽变电所电压超过额定值（可达15%~20%），利用发电机进相运行可以消耗无功功率，进行电压调整。若调整发电机的励磁电流，使发电机电势,则发电机从迟相运行转为进相运行，即从发出到吸收无功功率；励磁电流越小，从系统吸收的无功越大，功角δ也越大，所以发电机在进相运行时，允许吸收多少无功，发出多少有功，主要取决于发电机的静态稳定的极限角。另外，发电机在进相运行时，会因发电机端部漏磁引起的涡流损失和磁滞损失而导致端部发热。因此，发电机从迟相运行转为进相运行，静态稳定储备下降，端部严重发热。第五节同步发电机的特殊运行发电机进相运行时，限制发电机容许出力的另一个因素是发电机端部发热。端部发热是由端部漏磁引起的，发电机的端部漏磁是由定子绕组端部漏磁和转子绕组端部漏磁组成的合成磁通。它的大小除与发电机的结构、型式、材料、短路比等因素有关外，还与定子电流的大小、功率因数的高低等因素有关。发电机在进相(欠励磁)运行时，其端部发热比迟相(过励磁)运行严重。原因是在相同的视在功率下，发电机随着功率因数COSφ由迟相向进相转移时，端部的漏磁通密度增大，引起定子端部的发热也逐步趋向严重。根据理论计算，定子端部漏磁密度Be的平方随功率因数角φ之间存在如图4-22所示的关系。端部合成磁通随功率因数COSφ变化的曲线如图5-10所示。

第五节同步发电机的特殊运行从图4-22可以看出，当视在功率一定，发电机从迟相向进相转移时，在COSφ=1(即φ=0°)附近，定子端部磁密上升很快。此后，随着进相φ角增大，COSφ降低，吸收的无功功率增多，Be仍继续增大。而定子端部温升与Be成正比，因此可能在进相运行时使发电机定子端部过热，从而成为限制发电机进相运行容量的因素之一。

第五节同步发电机的特殊运行上面讨论在视在功率一定时定子端部漏磁通与功率因数的关系，而当功率因数一定时，端部漏磁通约与发电机的视在功率S成正比，如图4-23所示。由图中可以看出，如欲保持定子端部发热为一定值，亦即端部漏磁通为一定值，随着进相程度的增大，视在功率S应相应降低。由于发电机进相运行时的端部漏磁通及温升随功率因数和输出功率而变化，所以为了在进相运行时不致使端部温升超过允许值，应作发电机进相运行时定子端部温升限额曲线。根据这一温升限额曲线就可以确定在不同进相运行深度时，端部温升不超过允许值的条件下，发电机的有功功率和无功功率的限值。

第五节同步发电机的特殊运行发电机在进相运行时，出力越大，静态稳定性越差，如图为在功率因数一定的条件下，发电机端部漏磁通与出力的关系。由图看出：欲保持一定的静态稳定储备，保持端部发热为定值，随发电机进相程度的增大，应相应降低出力。第五节同步发电机的特殊运行下图为大型机组发电机允许出力（有功和无功）与功率因数的关系。第五节同步发电机的特殊运行由图看出：当发电机由迟相转为进相运行时，随功率因数的下降，发电机的允许出力剧烈下降。大型发电机降低端部发热的措施：采用非磁性钢转子护环；采用铜板屏蔽；开槽分割限制涡流等。二、调相运行同步发电机只发出无功或只吸收无功的运行方式称发电机的调相运行。遇下列情况发电机须调相运行：①水轮发电机在低水位或枯水季节；②汽轮发电机的汽轮机检修期间；③汽轮发电机的技术经济指标很低。发电机调相运行分为：过励磁运行和欠励磁运行。过励磁运行：系统无功不足，负荷在电厂附近时；欠励磁运行：电厂带低负荷，且经长线路与系统相连时。第五节同步发电机的特殊运行发电机在调相运行时，可与原动机不分离，也可与原动机分离单独运行。与原动机不分离方式的优点：运行灵活性较大，在不改动设备的情况下，既可以调相运行，又可以作为系统热备用，随时可转为正常发电方式。这种方式的缺点：须带动原动机旋转，损耗较大；另外，发电机调相运行须对发电机端部、汽轮机叶片过热和散热等进行详细分析和试验；特别是水轮发电机是立式结构，一般不能与原动机分离，此时为减小损耗，须用压缩空气将水压出。与原动机分离单独运行方式的优点：可以减少有功损耗。缺点：启动需用电动机拖动至额定转速或借助异步转矩启动。第五节同步发电机的特殊运行三、过负荷运行正常运行时，发电机定子和转子电流均不超过限定值。当系统发生短路、发电机失步运行、大批电动机自启动及强行励磁装置动作时，发电机的定子和转子都可能短时过负荷。电流超过额定值会使绕组温度超过允许值，严重时可能造成机械损坏。过负荷数值越大、持续时间越长，上述危险越严重。因此发电机只允许短时过负荷。影响发电机过负荷时间的因素：发电机过负荷数值、持续时间和冷却方式；

中小型发电机组定子绕组在1.5倍额定电流下允许持续运行2min，转子励磁绕组在2倍额定电流下允许持续运行30s；而60OMW机组在同样的工况下，只能持续运行30s和l0s。过流能力随着容量的增加而显著下降，负序过电流能力I2t值对中小型机组为30左右，而60OMW机组则减小到4.0。

四、异步运行发电机励磁系统故障、因误投灭磁开关使发电机失磁、短路故障使发电机失步等，都可能导致发电机异步运行。由于发电机失磁会使发电机的电势为0，从而使发电机端电压大大降低；同样短路故障也会造成发电机端电压大大降低。发电机端电压的降低使发电机送出的电磁功率大大下降，而原动机机械功率调整较慢，因此发电机过剩功率使发电机加速，从而使发电机失去同步运行而进入异步运行。但是发电机的转速不会持续增长下去，因为当发电机的转速大于同步转速而处于异步运行状态时，发电机将发出异步功率。当平均异步功率与减少了的机械功率相平衡时，发电机进入稳定的异步运行状态。发电机异步运行时发出异步功率的原理与异步发电机类似，即由于定子磁场在转子绕组和铁心中产生感应电流，此电流产生的磁场与定子磁场相互作用而产生异步转矩，使发电机发出电磁功率即异步功率。与异步机一样，发电机在异步运行时从系统吸收无功功率，以建立异步磁场。发电机发出异步功率的平均值与端电压的平方成正比，是转差率s的函数，如图所示。由图可见，汽轮机的平均异步转矩最大。如上图是一个简单系统中一回线路断路器突然跳开，经过一段时间又重合后，发电机进入异步运行的示意图。其中，转差率s和异步功率Pas均为平均值。在扰动后的开始阶段发电机转子经历了加速和减速过程，转差率s有波动，但很小，这一阶段称为同步震荡。由于减速面积不够大，δ角越过5点后转子又加速，转差率s逐步增大，随之异步功率也逐步增加。与此同时，原动机机械功率在调速器的作用下逐渐减小，发电机会达到稳定的异步运行状态。研究结果证明：允许发电机在一定时间内以异步状态运行，且能够继续向系统输送有功功率，是提高系统安全、稳定运行的一种措施。处于异步运行状态的发电机，其机组的振动和定子、转子的过热等均可能造成发电机本体的损坏。因此影响发电机失磁后异步运行的允许时间和输送功率的因素：①定子和转子发热限制；②转子电磁不对称产生的脉冲转矩引起的机组和基础振动的限制；③系统无功功率是否充足的限制；此外，处于异步运行状态的发电机对电力系统造成如下影响：㈠异步运行的发电机从系统吸收无功功率，如果系统的无功储备不充分，势必会降低系统的电压水平，甚至会造成“电压崩溃”。㈡异步运行时电力系统中有些地方电压极低，在这些地方将丧失大量负荷。如图所示的系统中，当送端发电机处于异步运行状态时，δ角不断增加，系统各点的电压也不断变化，它们的幅值不断波动。当δ角为180º时，某些点的电压降的很低。其中距离系统无限大母线电气距离为处电压为0，称为震荡中心。靠近震荡中心、系统电压较低的地方的负荷在自动装置的作用下将自动甩掉。㈢异步运行时电力系统的电流、电压变化情况复杂，可能造成继电保护的误动使事故进一步扩大。第五节同步发电机的特殊运行发电机失磁后观察到的现象失磁后的异步运行状态与原先的同步运行状态相比，有许多不同之处，其现象可由表计的变化看出，主要有：

(1)转子电流表的指示降为零或降到接近于零；

(2)定子电流表摆动且指示增大；

(3)有功功率表指示减小且也发生摆动；

(4)无功功率表指示负值，功率因数表指示进相，发电机母线电压表指示值下降并摆动；

(5)转子各部分温度升高。

第五节同步发电机的特殊运行五、不对称运行不对称负荷、输电线路不对称以及非全相运行等都导致发电机不对称运行。发电机不对称运行，除有正序电流外，还会有负序电流。负序电流产生与转子旋转方向相反的旋转磁场，从而引起定子绕组过热、转子的附加发热及振动，对发电机造成危害。发电机不对称运行时，其允许负荷主要定于下3个条件。

(1)负荷最大相的定子电流，不应超过发电机定子的额定电流。

(2)转子最热点的温度，不应超过转子绝缘材料和金属材料的允许温度。

(3)不对称运行时出现的机械振动，不应超过允许范围，机械振动的允许值按制造厂推荐的标准确定。

对负序电流的限制措施限制负序电流的措施主要有：⑴供电部门：尽可能保持三相平衡，避免单相负荷集中于一相。⑵电力系统：系统的零序阻抗对不对称运行的电流不对称度有直接影响，故运行中应适当减小零序阻抗，如增加变压器中性点直接接地点等。⑶电机制造商：在设计、制造工艺上尽可能减轻负序电流的危害。如对300MW和600MW大型汽轮发电机组在转子两端装设梳齿形半阻尼系统，以在出现负序电流产生的反向旋转磁场时，在该梳齿形半阻尼系统中感应出涡流，对负序磁场起削弱作用，有利于降低转子端部及槽楔接缝处的局部发热。为了限制汽轮发电机运转中的负序电流引起的发热，对国产300MW和600MW机组提出两项指标：暂态指标和稳态指标。

暂态指标是用来限制不对称短路时间和负序电流值的。如300MW和600MW汽轮发电机组应满足I22t的持续时间小于10s，其中I2为标幺值，t为短路时间（s）。I2由下式决定：式中i2为负序电流瞬时值对额定电流的比值。I22t表明不仅限制I2值，而且要限制其承受I2的时间。稳态指标是用来限制稳态负序电流的。如对300MW和600MW汽轮发电机，通常要求I2/IN（标幺值）小于0.08~0.10。如黄金埠电厂和国电庄河电厂600MW汽轮发电机的I22t不超过10s，I2/IN值不超过0.10。下表是国产300MW和600MW机组的负序电流指标。

⑷系统运行：要注意不对称运行时，负荷最重的相电流不应超过发电机组的额定值，而且各相电流差值与额定电流之比不能超过10%，否则要降低发电机的出力。

第六节备用电源切换装置一、备用电源自动投入装置㈠自动投入装置的作用和特点作用：当工作电源因故障被断开后，备用电源自动投入装置自动地、迅速地将备用电源投入工作或将用户切换到备用电源上，使用户不停电，减少或消除因用户停电对国民经济造成的损失。下图为常用自动投入装置的典型一次接线图，图（ａ）（ｂ）（ｃ）（ｄ）所示接线因为装设了专用备用变压器，故称明备用接线；图（ｅ）（ｆ）所示接线没有装设专用备用变压器，故称暗备用接线。

从接线的工作情况可以看出，采用自动投入装置后，有如下优点：

(1)提高供电可靠性，节省建设投资。

(2)简化继电保护。采用自动投入装置后，环形供电网络可以开环运行[如图(e)]，变压器可以解列运行[如图(f)]等。所有这些，在供电可靠性得到保证的前提下，继电保护变得简单而可靠。

(3)限制短路电流，提高母线残余电压。在受端变电所，如果采用变压器解列运行或环网开环运行，无疑会使出线短路电流受到一定限制，供电母线[图(f)中高压母线]上的残余电压会相应提高。由于自动投入装置简单、投资少、可靠性高，同时具有上述优点，因而获得了广泛应用。一般在下列情况下应装设自动投入装置。(1)发电厂的厂用电和变电所的所用电；(2)由双电源供电的变电所，其中一个电源经常断开作为备用；(3)降压变电所内有备用变压器或有互为备用的母线段；(4)生产过程中某些重要机组有备用机组(属备用设备自动投入)。

第六节备用电源切换装置㈡对自动投入装置的基本要求⑴无论任何原因工作母线电压消失，自动投入装置均应启动；如上图（ａ）中，工作母线电压消失的原因可能有：①工作变压器发生故障；②工作母线上发生短路故障；③工作母线出线上发生短路故障；④工作变压器回路的断路器因控制回路、保护回路或操作机构等方面的问题发生误跳闸；⑤运行人员误操作将工作变压器断开；⑥电力系统内部事故，使工作母线失去电压。

第六节备用电源切换装置⑵工作电源断开后，备用电源才能投入；⑶自动投入装置只应动作一次；⑷自动投入装置动作速度要适当快一些；⑸电压互感器二次侧熔断器熔断时，自动投入装置不应动作；⑹当备用电源无电压时，自动投入装置不应动作。为满足上述要求，自动投入装置应包括以下两部分：⑴低电压启动部分；断开工作电源。⑵自动合闸部分。投入备用电源。

第六节备用电源切换装置㈢备用电源自动投入装置图为发电厂厂用变压器自动投入装置原理接线图，也适用于变电站备用变压器的自动投入装置。⒈工作原理：低电压启动部分包括两个低电压继电器1，一个过电压继电器2，一个时间继电器3和一个中间继电器4。正常运行时，工作母线和备用母线均有电压，低电压继电器1触点断开，过电压继电器2触点闭合，为启动做好准备。自动合闸部分包括一个延时断开的中间继电器5和一个中间继电器6。中间继电器5的线圈有电流通过时，其触点瞬时闭合，而当线圈断电时，其触点延时0.5­0.8s断开。正常时中间继电器5的触点闭合。

第六节备用电源切换装置如当变压器T1的继电保护装置动作时，启动中间继电器4，断路器1QF和2QF跳闸，中间继电器5失电，中间继电器5触点延时0.5­0.8s断开，在触点断开之前，通过2QF的辅助触点3­3启动中间继电器6，向断路器3QF和4QF发出合闸脉冲，自动投入3QF和4QF。备用电源投入后，继电器5触点延时断开，从而保证自动投入装置只应动作一次。当母线因其它原因失去电压时，低电压启动部分动作，继电器1触点闭合，启动时间继电器3，经过一定时限后，启动中间继电器4，其后动作同上。当备用电源自动投入于永久性短路故障时，由断路器4QF上的电流速断保护动作于4QF切除故障，备用电源不再投入。

第六节备用电源切换装置⒉接线特点：⑴监视备用电源电压的触点（中间继电器7）直接串接于低电压启动回路。只有当工作母线电压消失而备用电源母线保持一定电压时，低电压启动部分才能动作；若工作母线和备用电源母线都失去电压时，低电压启动部分不会断开工作变压器，也不会投入备用变压器，以利于恢复供电。若工作电源电压先恢复时，用电设备可立即恢复供电；当备用电源电压先恢复时，仍可由低电压启动部分断开工作变压器，投入备用变压器，恢复对用电设备供电。⑵两个低电压继电器的线圈按V形连接于线电压之间，其触点串联，从而保证了电压互感器二次侧熔断器熔断时，自动投入装置不误动作。

第六节备用电源切换装置⑶自动投入装置依靠低压侧断路器2QF的辅助触点3-3去启动自动合闸部分，从而满足了工作电源断开后备用电源才能投入的要求。同时，启动自动合闸部分的回路还经由中间继电器5的延时断开触点，当备用电源投入后中间继电器5的触点就断开了，且在工作电源断路器2QF未重合闸前，中间继电器5的线圈回路一直断开，从而保证了自动投入装置只动作一次。

二、备用电源快速切换装置发电厂厂用负荷有两个电源，工作电源和备用电源。在正常运行时，厂用负荷母线由工作电源供电，而备用电源处于断开状态。随着机组容量的增大，发电厂的厂用负荷及单个电动机的容量也随之增大，如果再采用备用电源自动投入装置进行切换，则有可能因电源自动投入装置动作时间太长，从而导致多台大型电动机的低速自启动，进而引起发电厂厂用电压的骤降，威胁发电厂设备的安全运行。所以大型发电厂厂用电源一般采用快速切换装置。对于大容量机组，由于采用发电机-变压器组单元接线，机组单元厂用工作电源从发电机出口引接，而发电机出口一般又不装设断路器，为了发电机组的启动尚需设置启动电源，并将启动电源兼作备用电源。在此情况下，机组启动时，其厂用负荷需由启/备变供电，待机组启动完成后，再切换至由工作电源(接至发电机出口的工作变压器)供电；而在机组正常停机(计划停机)时，停机前又要将厂用负荷母线从工作电源切换至备用电源供电，以保证安全停机。此外，在厂用工作电源发生事故(包括高压厂用工作变压器、发电机、主变压器、汽轮机等事故)而被切除时，又要求备用电源尽快自动投入。因此，厂用电源的切换在发电厂中是经常发生的。

对于600MW机组电厂的厂用工作电源与事故备用电源之间的切换有很高的要求：其一，厂用电系统的任何设备(电动机、断路器等)不能由于厂用电的切换而承受不允许的过载和冲击；其二，在厂用电切换过程中，必须尽可能地保证机组的连续输出功率、机组控制的稳定和机炉的安全运行。600MW机组的厂用备用电源一般接220kV电网。如果厂内没有装设500kV与220kV之间的联络变压器，则厂用工作电源与备用电源之间可能有较大的电压差ΔU和相角差Δδ。电压差可以用备用变压器的有载分接开关来调节。相角差Δδ则决定于电网的潮流，是无法控制的。按照实践经验，当相角差Δδ＜15º时，厂用电切换造成电磁环网的冲击电流是厂用变压器所能承受的。否则，就只能改变运行方式或者采用快速自动切换。

㈠厂用电失电影响与切换分析厂用母线的工作电源由于某种故障而被切除，即厂用母线的进线断路器跳闸后，一方面由于连接在母线上运行的电动机的定子电流和转子电流都不会立即变为零，电动机定子绕组将产生变频反馈电压，即母线存在残压。残压的大小和频率都随时间而降低，衰减的速度与母线上所接电动机台数、负荷大小等因素有关。另一方面，电动机的转速下降，电动机因失电后转速逐渐下降（惰行）。电动机转速下降的快慢主要决定子负荷和机械常数Ta[Ta=(GD2n0nN)/3570PN，GD2为机组飞轮转矩，n0为同步转速]。一般经0.5s后转速约降至(0.85～0.95)nN。若在此时间内投入备用电源，一般情况下，电动机能较迅速地恢复到正常稳定运行。如果备用电源投入时间太迟，停电时间过长，电动机转速下降多，且不相同，不仅会影响电动机的自启动，而且将对机组运行工况产生严重影响。因此，厂用母线失电后，应尽快投入备用电源。另一方面，从减小备用电源自动投入时刻对参与自启动的电动机的冲击电流考虑，还必须分析母线残压与备用电源电压之间的相位关系。厂用工作电源故障切除后，厂用母线上的残压幅值和频率都是不断衰减的。对于大容量机组厂用系统，一般采用实验方法进行研究，图2-15是对300MW机组单元高压6kV厂用母线切除工作电源时，实测的电压和频率衰减情况。其中1、2、3为厂用母线电压变化情况，1'、2'为频率变化情况，曲线1和1'对应负荷电流600A，曲线2和2'对应负荷为800A，曲线3对应负荷1000A。可以看出，厂用母线上电压、频率的衰减速度与该段母线所带负荷密切相关，切除电源前负荷越大，则电压衰减越快，频率下降也越快。可见，电压衰减呈非线性趋势。由于频率与机组转速成正比，衰减较慢，近似呈线性变化，如图2-15中1'和2'所示。由于各电厂厂用母线的电压等级、参与自启动的电动机数量、型式、容量和负荷大小等不同，厂用电源切除后母线上残压变化也有所不同，一般需通过实测才能确定。随着厂用母线残压的频率不断下降，母线残压与备用电源电压之间的相角差也就不断变化。在此先假定备用电源与工作电源紧密联系，有相同的相位，则通过对图2-15中的曲线1和1'进行仿真计算，可得出厂用母线残压与备用电源间的差拍电压和相角差变化规律（如图2-16所示。图中相角差取值