电厂电气专业培训教材2

电气专业培训

第一章汽轮发电机

第一节QFSN_300_2型汽轮发电机的结构及主要技术参数第二节汽轮发电机

的基本性能

第三节发电机的基本结构

第四节汽轮发电机的辅助系统

第二章变压器

第一节变压器原理和结构

第二节变压器参数及技术要求

第三章220kv电器设备与系统

第一节六氟化硫220KV断路器

第二节隔离开关

第三节氧化锌避雷器

第四节电流互感器

第五节电压互感器

第四章6kv电器设备与系统

第一节成套高压开关柜

第二节真空断路器

第三节高压限流式熔断器一交流高压真空接触器组合装辂第五章38()v电器设

备与系统

第一节低压开关柜

第二节交流空气开关

匾

第三节其它低压开关电器

第六章自动装谿

第一节QFSN_300_2型汽轮发电机的自动励磁调节器第二节220kv线路微机故

障录波器

第三节厂用电快切装辂

第四节220k网络计算机监控系统

第五节机组故障录波器

第七章线路微机继电保护

第一节断路器失灵保护

第二节母差保护

第三节起备变保护

第八章发变组及厂用保护继电保护

第一节发变组保护

第二节6kv厂用电微机继电保护综述

第三节6kv厂用电动机保护

第四节6kv厂用变保护

第九章直流系统

第一节蓄电池组的选择

第二节蓄电池的充电及充电设备

第十章不间断电源（ups系统及柴油发电机

第一节概述

第二节ups系统的构成及工作原理

第三节柴油发电机

第一章汽轮发电机

第一节QFSN_300_2型汽轮发电机的结构及主要技术参数

产品型号QFSN—310—2

额定功率310MW

额定功率因数0.85

额定电压20000V

额定电流10528A

最大容量388MVA（在额定氢压及功率因数下

额定转速3（）（）（）r/min

频率50Hz

相数3

极数2

定子线圈接法YY

额定氢压0.3MPa（g

效率（保证值299%（计及轴承及油密封损耗

短路比（保证值在0.55

瞬变电抗X

（标么值玉。2

d'

（标么值专（）.15

超瞬变电抗X

承担负序能力

/In£10%

稳态I

2

/In2t10s

暂态（I

2

励磁性能

顶值电压在2倍额定励磁电压

电压响应比台2倍额定励磁电压/秒

允许强励持续时间20s

噪音（距外壳1m处＜85dB（A

发电机最大运输重量195t

第二节发电机基本性能

1、发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却介质条件下，机端

连续输出额定功率为310MW（含励磁变和给水泵功率。

2、在额定功率因数和额定氢压条件下，当发电机出力为33OMW时，发电机可长

期连续稳定运行。

3、发电机最大连续输出功率与汽轮机的最大保证输出功率（T—MCR相匹配，

此时功率因数和氢压均为额定值。长期连续运行时，各部分温度（温升，不超过国标

GB/T7064—1996《透平型同步电机的技术规范》中表9、表10中规定的数值。

4、发电机定子额定电压为20000V。额定功率因数为0.85（滞后;额定转速为

3000r/min,频率为50Hz。

5、发电机冷却方式为水、氢、氢。

6、发电机具有失磁异步运行、进相运行和调峰运行的能力。

7、发电机的励磁型式,采用自并励静止励磁系统。

8、发电机漏氢量在额定氢压下保证小于10m3/24小时（折算为标准大气压下。

9、发电机的年运行小时数7500小时,年利用小时数6500小时。大修间隔不少

于四年，小修间隔为每年一次。

10、所使用的单位为国家法定计量单位制。

11、发电机运转层标高为12.6m。

12、发电机使用寿命为30年。

13、发电机技术规范：

13.1发电机定子出线端数目为6个,发电机定子出线的相序按电厂工程总体布

的要求为:从发电机端向汽轮机端看，从左至右为C、B、Ao

13.2发电机旋转方向,由汽轮机端向发电机端看为顺时针方向。

13.3发电机氢系统的技术条件：

13.3.1发电机的冷氢温度不超过46%氢冷却器冷却水进水温度不超过33叱

13.3.2氢气纯度不低于95%时，能在额定条件下发出额定功率。

13.3.3机壳和端盖,能承受压力为l.()MPa(g历时15min的水压试验，以保证运行

时内部氢爆不危及人身安全。

13.3.4氢气冷却器,试验水压不低于工作水压的2倍。

13.3.5冷却器按单边承受0.8MPa(g压力设计。

13.4发电机水冷系统的技术条件：

13.4.1线圈冷却水的进水温度范围40〜50"；出水温度不大于85、内冷水系统设

络电加热器等自动调节装貉，其功率满足快速开机的要求，冷却水温度波动范围不超

过10Ko

13.4.2水质透明纯净，无机械混杂物，在水温为20m时：

导电率0.5〜1.5网疝(定子线圈独立水系统

PH值7.0~8.0

总硬度＜2微克当量/升

微量

含氨量(NH

3

13.4.3在定子每槽内上、下层线圈间埋谿双支热电阻（PtlOO二个（其中一个备用,

每根绝缘引水管出口端安装测量出水温度的热电阻（PtlOO各一个。上述各热电阻均

采用三线制。

13.4.4定子水路进、出水处各装一个热电阻（PtlOO和温度开关,1个温度插座。

13.4.5发电机设断水保护措施,其定子内冷却水允许断水持续运行时间为30

秒。

13.5发电机测温：

13.5.1在每个端盖和定子机座上温度最高点处均埋设一个温度计。

13.5.2氢气冷却器进、出风处各装一个PtlOO热电阻温度计、温度开关及温度

插座。

13.5.3各轴承上，均装设测量油温的温度计，并在出油管上设有视察窗和测温插

座。在各轴瓦上安装遥测温度的双支热电阻（PtlOO温度开关。

13.5.4在定子铁芯齿部和轨部装设18个双支热电阻（PtlOO,三线制。

13.5.5在定子端部压指、压圈和边段铁芯等处永久性装设24个双支热电阻

（PtlOO,三线制。

13.6发电机定、转子各部分温度的温升的限值，符合国标GB"7064—1996“透

平型同步发电机的技术规范”中表9、表10的规定。其中F级绝缘其允许温升符合

GB755—87的规定。

13.7发电机轴承排油温度不超过70%轴瓦金属最高温度不超过90"'.

13.8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%,频率变化范围为±2%时,能连续

输出额定功率。当发电机电压变化为±5%濒率变化为-5%~-2%及+2%~+3%的范围

运行时，输出功率、温升值、运行时间及允许发生的次数满足下表要求：

电压（KV）21.020.519.519.021.020.519.519.0

频率（Hz）47.547.547.547.551.551.551.551.5

有功功率（MW）298269279295310310303295

定子铁芯极限温升（K）37.537.136.036.037.037.036.235.0

转子绕组极限温升（K）5757575757555149

每次(min)11113333

在发电机寿命期内（次）18018018018010101010

13.9发电机组各部位允许振动值

轴、轴承振动值。发电机与汽轮机组或轴系在额定转速下运转时，轴、轴承座

在二个座标方向的允许振动值（双振幅见下表：

电压（KV）21.020.519.519.021.020.519.519.0

频率（Hz）47.547.547.547.551.551.551.551.5

1______

发电机备有装设测振器的位辂,满足装设轴承大轴振动监测仪表的要求。

13.9.2发电机定子机座、端盖和线圈端部及其引线、汇水管及其引出波纹管的

自振频率避开基频和倍频±15%以上,本机组计算值如下表，并在下表中提供实测值：

部位计算值(Hz)实测值(Hz)

机座焊后121

铁芯装配后198

装上端盖后125

定子绕组端部

定子引线

装配后的汇流管及引出波纹管(法兰处)

实测值:施工、安装完毕后，以现场测试结果为准。

冷态下端部绕组模态试验的椭园型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、

过渡引线固有振动频率(fz满足下列范围要求：

3000r/min:94^fz£l15HZ

360()r/min:1122fz2138Hz见JB/T899013.9.3临界转速离开额定转速的±15%,

通过临界转速时,轴承的振动值不大于0.08mm,轴振值不大于0.2mm。

13.10定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相阻值差，排除由于引线长度不

同引起的误差后，不超过其最小值的1%。

13.11气体冷却器当1/4冷却器组因故停用时，发电机仍能承担85%额定功率连

续运行，而不超过允许温升。

13.12发电机定子绕组在空载及额定电压下,其线电压波形正弦性畸变率不超过

1.5%o

13.13发电机电话谐波因数不超过1%(从额定频率至5()0()Hz范围内的全部谐

波。

13.14采取有效的技术措施，防止有害的轴电压和轴电流，并使转子轴具有良好的

接地。发电机励端轴承座有双重绝缘，可以测量轴电压。

13.15发电机具有一定的短时过负荷能力。

13.15.1定子绕组能承受下列短时过电流。运行时不发生有害变形及接头开焊

等

情况。

过电流时间(S)103060120

定子电流(%)220154130116

13.15.2励磁绕组具有下列短时过电压能力

过电流时间(s)103060120

定子电流(%)220154130116

13.16发电机具备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

发电机保证能带50%额定有功功率稳态异步运行15mino

13.17进相运行能力，发电机保证在进相功率因数(超前为0.95时满负荷长期连

续运行。进相运行时的限制因素为端部漏磁场引起的端部发热，发电机在结构上采

取如下措施保证：

13.17.1定子边段铁芯减薄且齿顶部呈阶梯状;

13.17.2齿中部开小槽，减少涡流损耗；

13.17.3定子铁芯端部采用非磁性钢压指,非磁性钢铸钢压圈；

13.17.4定子铁芯压圈外侧设貉整体铜屏蔽环；

13.17.5转子护环采用非磁性18Mnl8Cr;

13.17.6转子本体长度比定子铁芯长度短，两端各短25mm。

13.18发电机具有调峰运行能力，当电网需要时,发电机保证满足在满负荷的

40%~100%之间大幅度变化的要求。满足启停次数每年250次，总计不少于10000次,

而不产生有害变形。发电机适应汽轮机启动方式和负荷变化率的要求。

第三节基本结构

1、定子绕组的绝缘为F级，定子铁芯为F级，转子绕组绝缘为F级。

2、氢冷发电机定子机壳、端盖、端罩具有足够的强度和刚度，避免产生共振。

3、定子线棒槽内固定及定子绕组端部绑扎工艺牢靠，端部采取适应调峰运行和

进相运行的技术措施（定子绕组端部采用刚一柔结合固定结构，即径向、切向刚性固

定,轴向可随温度变化自由伸缩，避免定子线圈绝缘承受机械应力造成损伤。端部采

用适形材料热压成型工艺，槽部固定采用楔下玻璃钢波纹弹簧板压紧线圈结构。定

子铁芯端部结构如压指,压圈采用无磁性材质，并采取有效的屏蔽措施（在定子压圈外

侧装有铜屏蔽，避免产生局部过热。

4、发电机采用端盖轴承和椭圆轴瓦，并确保不产生油膜振荡。

5、发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓，具有承受电力系统故障发生振荡的能力,

而无有害变形。

6、发电机的密封油系统采用集装式，其密封瓦采用双流环式，在密封瓦靠发电机

内侧采取装设弹性内油挡的密封措施,严禁机内进油，并配备性能灵敏可靠的进口压

差阀和平衡阀。

7、转子采用气隙取气结构，转子绕组上的通风孔中间铳孔槽部和端部采取适应

调峰运行的技术措施。

7.1转子绕组采用含银冷拉硬铜排，提高导体的抗蠕变能力;

7.2转子中心导电杆采用柔性联结，缓冲温度变化引起的应力，防止低周疲劳破坏;

7.3转子护环下绝缘、槽楔下绝缘垫条表面采用滑移层材料,减少摩擦阻力，以利

导体热胀冷缩;

7.4采用新的设计准则，合理选择护环与轴的配合公盈和安全系数,避免低周脉动

应力造成转子齿头疲劳损伤。

8、发电机机座、端盖、端罩出线套管的接合面具有良好的粗糙度和平面度，密

封严密，避免漏氢。

9、冷却器与发电机机壳接合面采用焊接结构。

10、定子绕组为水内冷，其绝缘引水管具有足够的强度（其对地构件及相互之间

的净距要求＞20mm,固定牢靠,避免相互交叉磨损和松动、脱落和破裂,保证时间保证

超过二个大修周期（八年以上。

11、发电机的测温元件应严格埋设工艺保证完整无损，每个测温元件的三个头

均单独引出。

12、发电机定子绕组出线与封闭母线相匹配。采用遮蔽罩结构防止发电机漏氢

至封闭母线，并在机座设计上,采取防止水、油从汽机运行层漏入发电机出线端范围

的措施。

13、发电机每一轴段的自然扭振频率处于0.9至1.1及1.9至2.1工频范围以

外。

14、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。

15、机组的频率特性,满足下表所列要求:

允许运行时间

频率(Hz)

累计(min)每次⑸

51.5>30>30

49-51连续运行

48.5>180>180

48.0>300)300

47.5>60>60

47>10>10

16、转子护环采用18Mnl8Cr材质以增加耐腐、耐酸能力。

17、发电机内端盖采用玻璃钢结构,防止结合面电腐蚀。

18、转子滑环、碳刷是被密闭在隔音罩内，冷却风路是独立的，通过离心式风扇

驱动实现冷却，碳粉通过出风道排出;隔音罩与转子动静配合处设有气风环，防止隔音

罩内的碳粉从动静配合处窜出;转子集电环出风保证排出机房，防止对机房的污染。

转子滑环、碳刷采用可靠措施，防止集电环过热，有单独的通风系统与电机分开，避免

碳粉污染电机。

19、发电机采取如下改进措施：

19.1集电环外径由e455mm改为中380mm，使集电环的线速度由71.5m/s降到

59.7m/s,符合电刷的使用条件，降低机械摩擦损耗。

19.2改进集电环通风，减少碳粉积垢。

19.3重新设计组装式刷盒，包括恒压弹簧。

19.4对外采购碳刷质量提出严格要求。

QFSN—310—2发电机结构图

第四节配供的辅助设备

1励磁系统

1.1励磁方式咱并励静止励磁系统。

1.2工作电源条件：

交流电压允许偏差为额定值的+10%~-15%;频率允许偏差为额定值的+4%~-

6%。直流电压允许偏差为额定值的+10%~-20%。

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

保证能连续运行。

1.4励磁系统具有短时过载能力，且大于发电机转子绕组短时过载能力。励磁系

统强励倍数为

2.5倍，允许强励时间为2()秒。

励磁系统响应比(V即电压上升速度，不低于2倍/秒。

1.5发电机电压控制精度(从空载到满载电压变化,不大于0.5%额定电压。励磁

控制系统暂态增益不少于25倍。

1.6自动励磁调节器的调压范围，发电机空载时能在30%~120%额定电压范围内

稳定平滑调节，整定电压的分辨率不大于额定电压的0.2%~0.5%。手动稳定平滑调

压范围，下限不高于发电机空载电压的20%,上限不低于发电机额定励磁电压的

11()%。

1.7电压频率特性，当发电机空载频率变化±1%,采用可控硅调节器时，其端电压

变化不大于±0.25%额定值。在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器的调压速度，

不大于1%额定电压/秒，不小于().3%额定电压/秒。

1.8发电机调差率为±10%连续可调,发电机端电压静差率＜1%。

1.9励磁系统强行切除率不大于0.5%。

1.1()发电机转子回路装设有过电压保护，其动作电压的分散性不大于±10%,励磁

装谿的可控硅元件以及其他设备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。

1.11功率整流装辂采用三相全控可控硅整流桥，四桥并联工作，冗余满足N-1的

运行方式,其中一桥退出运行时能满足发电机1.1倍额定励磁电流及强励运行要

求。

1.12功率整流装辂的均流系数不小于0.85,均压系数不小于0.9o

1.13功率整流装辂采用开启式风冷。整流柜密闭，冷风经过滤装辂进入,以保持

柜内清洁。整流柜的噪声小于80dB(A。

如采用双风机，两台风机接在不同的电源上,当一台风机停运时能保证励磁系统

正常运行。冷却风机故障时发出信号。

1.14灭磁装谿试验维护简单，运行可靠。在任何运行和故障状况下，可靠灭磁，在

强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不超过4-6倍额定励磁电压值。

1.15自并励静止励磁系统的其他性能：

1.15.1为高起始响应的励磁系统；

1.15.2机端变:采用干式、三相，树脂绝缘，容量满足强励及发电机各种工况的需

要。其一、二次侧引出线均采用封闭母线引出装谿。励磁变采用自冷方式，在环境

温度为400C时能长期正常工作。

1.15.3可控硅功率整流器选用国际上性能优越的元器件，并有足够的电流裕度和

足够的承受反向电压的能力。

1.15.4静止励磁系统自带起始励磁装貉，并具备远方操作;自动退出的功能。

1.15.5静止励磁系统，有自动调节和远方手动调节的功能,且具有必要的控制信

号及运行信号能发至单元控制室。

1.15.6每套可控硅整流器装辂的交流电源及直流输出侧都要设辂刀闸开关。

1.16与发电机转子绕组在电气上相连的部件及回路:

1.16.1与发电机转子绕组在电气上直接相联的灭磁开关、转子放电器及其回路

出厂工频试验电压为3650V。

1.16.2其它电气组件及回路出厂工频试验电压为3530Vo

1.16.3交接试验电压为出厂工频试验电压的80%»

1.16.4大修试验电压按DL/T596执行。

1.17励磁调节器（AVR性能可靠,选定为ABB产品微机型。

1.18发电机微机励磁调节装貉有两个独立的自动通道，通道间不共用电压互感

器，电流互感器和稳压电源，这两个通道可并列运行，或互为备用方式运行,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;自动跟踪要有一定的死区和

上、下限值;当自动回路故障时能自动切换到手动且切换时涌流较小。电压调节器

能提供运行和维护接口。

1.19电压调节装辂具有良好的屏蔽功能，接线有良好的防干扰措施，以防止外界

电磁场干扰。

1.20采用开启式风冷的可控硅整流装辂和AVR装谿能在-10"：+40"，的环境温度

下连续运行,也能在最湿月的月平均最大相对湿度为90%,同时该月的平均最低温度

为25"的环境下连续运行。

1.21根据电力系统需要,AVR中除可以加装电压、无功功率、功率因素等自动

调节单元及远方和就地给定装谿外，还装设磁场过电流限制功能、欠功限制功能、

电力系统稳定器等及用户需要的其他功能单元。

1.22全套自并励静止励磁系统（包括励磁变压器、可控硅整流装谿、启励装

络、灭磁开关、AVR、过电压保护装辂、备品备件等均采用进口产品。

2氢气系统

2.1设计性能：

氢气系统主要是供发电机冷却用，机内氢气露点低于-5"伺时又不低于-25”提

供下列设备。

2.1.1两套压力自动调节器，每套包括一个减压阀、两只压力表和一只低压报警

开关，用于控制发电机内部氢气压力。

2.1.2氢气进入发电机前和在运行中必须干燥，装设半导体氢气除湿器。

2.1.3阀门、管接头等附件、氢系统仪器仪表满足防爆要求。

2.1.4氢和二氧化碳谿换系统。

2.2测量和控制仪表（氢系统仪器仪表具有防爆要求

2.2.1氢气压力、温度、湿度在线监测装谿。

2.2.2发电机氢温、氢压和压力过高和过低的就地、远传报警讯号及断氢保

2.2.3氢气纯度分析仪（2套及就地、远传报警讯号，氢纯度分析仪要求有双报警

点输出，模拟量输出为：4~20mA,DC。

2.2.4压力变化指示器；

2.2.5氢气系统报警装谿;

2.2.6用于控制氢冷却器冷却水流量的氢气温度讯号;

2.2.7漏氢监测和报警装谿(具有向远方发信号功能；

2.2.8自动补氢控制系统设备；

2.2.9检查转子通风的装络和仪表；

2.3技术表

2.3.1额定氢气压力(发电机机壳内0.3MPa(g

最大氢气压力(发电机机壳内().35MPa(g

MPa(g

压力允许变化范围0.3±0.05

().03

2.3.2发电机机壳内氢气纯度要求

>98%

H

2

O

<0.5%

2

2.3.3发电机机壳内氢气露点(在额定氢压下

露点为-5—25"，

2.3.4对补充氢气纯度要求

>99%

H

2

0

<0.3%

2

2.3.5对补充氢气湿度的要求

露点为-15~-25”

2.3.6貉换的气体容积和时间（包括发电机机壳和管路及其监测装谿

需要的需要气体容积估计需要的时

置换运行

气体盘车状态停止状态间（小时）

二氧化琰用二氧化碳（纯度为85%）驱除空气V-168m3V-112m)4

i气用氧气（纯度为96%）驱除二氧化碳V-312D3V-208m,3

M气氧气压力提高到0.3MPaV-312-V-208m11

二氧化碳用二氧化碳（纯度为96%）驱除氢气V-168o3V-1124

2.3.7氢气总补充量（在（）.3MPa（g额定氢压时

保证值主10(Nm3/24h(按标准气压

3密封油系统

3.1技术规范

空侧和氢侧密封油系统彼此是隔离的。氢侧密封油回到发电机氢侧密封油箱，

空侧密封油回到空侧密封油箱，空、氢侧密封油回油有有效的去氢装谿。发电机密

封油系统空、氢侧油箱装设真空脱气脱水装谿，保证密封油含水量小于lOOPPm。备

有下列设备:2台1()()%容量交流电动机带动的氢侧密封油泵。

1台100%容量直流电动机带动的氢侧密封备用油泵。

2台100%容量交流电动机带动的空侧密封油泵。

1台100%容量直流电动机带动的空侧密封备用油泵。

氢侧自动补排油装谿。

发电机轴承油循环油箱。

油过滤器。

2台氢侧密封油冷却器和2台空侧密封油冷却器，设计冷却水温度为33m»

包括连接到发电机的全部管道、阀门、调节器、过滤器、温度计、报警装貉、

封油压计等。

密封油加热器。

冷却器的冷却水温调节器。

氢、油分离器。；

空、氢侧密封油路中分别加真空脱气脱水装貉。

3.2技术数据:

3.2.1型式集装型

3.2.2密封油量空侧2x99L/min、氢侧2x57L/min

3.2.3泵的重量(kg单台空侧158kg、氢侧60kg

3.2.4蓄油箱的容量(m30.12m3

3.2.5泵的数量和功率

交流马达No/kW空侧15氢侧5.5

直流马达No/kW空侧13氢倒5.5

326泵的容量

交流马达No/kW空侧15氢侧5.5

直流马达No/kW空侧13氢倒5.5

3.2.7系统型式双流环式

3.2.8空侧和氢侧是隔离结构，密封油压大于氢压

双流环式油压().385MPa(g

空侧密封油压0.385MPa(g

氢侧密封油压0.385MPa(g

密封油系统图OEA.349.171(改

3.2.9对密封油油质的要求：

#22透平油、无水、无空气、无杂质。

4定子冷却水系统

4.1技术规范：

4.1.1定子冷却水系统供发电机定子绕组冷却,采用闭式独立水系统，冷却水箱采

用密封式。

4.1.2定子冷却器的冷却水采用开式循环水系统，设计冷却器时冷却水温为

33"'。

4.1.3配备2台10()%容量冷却水的冷却器,2台1()()%容量的水泵,包括管道和阀

门以及其他零部件，以及10%容量的除离子器。

4.1.4两台泵一台工作一台备用，当一台出故障后能可靠地自动换到另一台。

4.1.5两台冷却器应具有温度自动控制系统。

4.1.6发电机内冷水进水管应装电接点压力表和流量表。

4.1.7具有供发电机断水保护用的压力开关和流量开关。

4.1.8发电机内装设液位监测装辂UQK-01液位报警器，厂家:哈尔滨电机厂有限

责任公司。

4.1.9具有完整的控制和报警装珞并分别备有就地、远传的讯号设备。

4.1.10具有发电机内冷水导电率的检测仪表并附有极限报警装辂。水系统导电

仪要求有双报警点输此模拟量输出为：4~2()mA,DC。

4.1.11发电机设貉漏水检测装辂(需明确采用何种装辂，在发电机最低处装设三

个漏油漏水检测装谿。

4.2技术数据(包括图纸资料

4.2.1储水容量1.8m3

4.2.2冷却水总容量4.8m3

4.2.3泵组数量和功率NMkW2/22

4.2.4允许的堵管率：10%冷却面积:27.3m2

4.2.5冷却器型式管式冷却器

4.2.6发电机额定条件下冷却水流量3()m3/h

4.2.7冷却水压与发电机氢压的压差0.05MPa

4.2.8通过泵组的冷却水要经过处理和过滤

4.2.9装设滤网和反冲洗装谿

4.2.10内冷水加热装貉

定子线圈内冷却水入口最高温度50"

定子线圈内冷却水性质化学除盐水

系统材料全部为lCrl8Ni9Ti不锈钢

水泵lCrl8Ni9Ti不锈钢

管道lCrl8Ni9Ti不锈钢

热交换器!Crl8Ni9Ti不锈钢

热交换器管子lCrl8Ni9Ti不锈钢

外壳!Crl8Ni9Ti不锈钢

集箱集装底板为Q235钢板、角钢、槽钢焊接

定子冷却水系统图0EA.349.196

5电流互感器

5.1技术规范

电流互感器是供给发电机的继电保护、电压调节器、测量表计之用，采用套管

型。安装在发电机定子线圈引出端子上，其二次侧引出线联接在机组的就地端子箱

内。

每台发电机27只，其变比及准确级、二次容量为：

继电保护15000/5A,5P20200VA15只

电压调节器15000/5A,0.5级150VA6只

测量表计15000/5A,0.5级150VA3只

有功、无功电度表15000/5A,0.2级90VA3只

上述27只电流互感器在满足准确级和二次容量的前提下，每组（A、B、C三相

中各只的伏安特性一致。

5.2技术数据

5.2.1型式LRZB-20

5.2.2安装位谿套装于定子引出线端子上

5.2.3额定电压20KV

5.2.4电流比15000/5A

5.2.5数量27只

5.2.6精度等级5p20/0.5/0.5/0.2

5.2.7额定容量5p20/200VA0.5级/150VA0.2级/90VA

第二章变压器

第一节变压器原理和结构

一、变压器的结构

每台较大容量的变压器，一般是由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管等主要部分组

成。铁芯和绕组是变压器进行电磁能量转换的有效部分,称为变压器的器身。油箱

是油浸式变压器的外壳,箱内灌满了变压器油，变压器油起绝缘和散热作用。绝缘套

管是将变压器内部的高低压引线引到油箱的外部，不但作为引线对地的绝缘，而且担

负着固定引线的作用，以下分述各部分的内容。

1、铁芯

铁芯是变压器的磁路，为提高变压器磁路的导磁率,铁芯材料采用高导磁性能的

硅钢片，为减少交变磁通在铁芯中引起的涡流损耗，一铁芯通常是用0.28-0.35毫米相

互绝缘的硅钢片迭成。

变压器铁芯的基本结构有两种，一种叫心式铁芯，一种叫壳式铁芯。由于心式变

压器结构比壳式简单且绕组与铁芯间的绝缘易处理，故电力变压器一般都制造成心

式铁芯。

三相心式变压器有三相三柱式和三相五柱式两种。三相三柱式是将A、B、

Co三相的三个绕组分别放在三个铁芯柱上，三个铁芯柱与上下两个磁轲共同构成磁

回路。三相五柱式与三相三柱式相比较，在铁芯柱两头多了两个分支铁芯，称为旁

辄。旁班没有绕组。随着电力变压器单台容量的不断增大,其体积也相应地增大，与

运输的高度限制发生矛盾,解决的办法之一是采用三相五柱式铁芯。它能将变压器

的上下铁轨高度几乎各减去一半，即整个变一压器降低了一个铁朝的高度，而降低后,

铁规中的磁通密度仍保持原值。

我厂二期的37万千伏安主变压器为当今设计水平最高的新型产品;具有低损耗

节能的特点，铁心结构全斜无孔，环氧玻璃粘带绑扎，采用三相五柱式结构。铁芯材料

用0.3毫米的冷轧硅钢片迭接成。迭片系数为().96,上下铁甄及旁飘均采用椭圆形。

在大容量变压器中,为节省材料和充分利用空间，铁芯柱的截面一般做成一个外

接

圆的多级阶梯形。随着变压器容量的不断增大，铁芯柱的直径也随着增大，阶梯

的级数也随着增加。，为了使铁芯中发出的热量被绝缘油的循环时充分地带走，以达

到良好的冷却效果，除铁芯柱的截面做成阶梯形外,还设有散热沟(油道，散热沟的方

向做成与钢片平行的，也可做成垂直的。铁芯的装配有直接接缝、半直半斜接缝和

全斜接缝低损耗的电力变压器。这样在磁力线改变方向时损耗可降到最低;这种装

配方式使芯柱和轨部无空港螺孔,从而减小了由于冲孔产生的铁损。由于钢片无孔，

钢片的夹紧采用环氧玻璃粘带绑扎。减少了附加损耗。变压器铁芯与油箱绝缘，铁

芯地线经附加绝缘套管引至油箱外接地。

2、绕组

绕组是变压器的电路部分，由绝缘导线组成。高低压绕组在铁芯柱上按同心圆

筒的方式套装，在一般情况下，总是将低压绕组放在里面靠近铁芯处，以利于绝缘，把高

压绕组放在外面,高低压绕组间，低压绕组与铁芯柱之间留有绝缘间隙的散热通道。

同心绕组按其结构不同可分为圆筒形绕组，螺旋形绕组，连续式绕组，纠结式绕

组、同屏蔽式绕组等形式。

本厂37万千伏安主变压器绕组用无氧铜换位导线卷制，高压绕组为内屏连续式,

匝绝缘N1.95,低绕组为双螺旋式,匝绝缘N0.75,均带导油结构要求的档油。

容量稍大的变压器的低压绕组匝数很少，但电流却很大。所以要求线匝的横截

面很大，通常用很多根导线（6根或更多并联起来绕，螺旋形绕组每匝并联导线数量较

多,而且是沿径向一根压着一根地叠起来绕。并联的导线绕成一个螺旋，中间隔以沟

道。当螺旋形绕组并联导线更多时（如12根时，就把并联导线分成两组并排绕组，形

成双螺旋式。

连续式绕组是一由很多个线饼沿轴向串联组成,绕制时，先是若干匝.沿径向串联

绕成一个线饼。然后。采用“翻绕法”使绕制连续地过渡到下一个线饼，由于采用特

殊的绕制工艺。从一个线饼到另一个线饼，其接头是交替地在绕组的内侧和外侧牙

但都用绕制绕组的导线自然连接回所以没有任何接头。由于这一特点，使这种绕组

具有很大的机械强度和可靠性。

为了减少大型变压器在采用多股导线并绕时所产生的附加损耗，绕组往往需要

作换

位处理。通常采用换位导线;所谓换位导线，就是将多股分散的并绕导线,在绕制

前，先按照一定的规律,360。连续地进行换位。在应用时。把换位导线当作一根导线

来绕制。换位导线被广泛使用于大容量电力变压器。

为了使绕组有效地散热,绕组设有散热油道。在双绕组变压器强迫油循环导向

冷却系统中。压力油在高-低压绕组之间，有各自的流通路线。绕组中有纵向和横向

油道，压力油在油箱中按指定的导向有规律地定向流动,保证所有的统组都有低温冷

却油流过，把热量带走，使绕组得到有效的冷却，所以冷却效果比较理想。因此。目前

大型变压器几乎都采用这种强迫导向冷却的方式。

3、变压器外壳

变压器铁芯和绕组就放络在油浸式变压器的外壳内。外罩按变压器容量的大小,

结构基本上有芯式和吊罩式两种。大容量变压器由于体积重量大，如采用吊芯式外

罩结构，在实际检修中比较困难。因此，大型电力变压器的外罩,都毫不例外地做成吊

罩式。这种箱壳犹如一只钟罩,故又称钟罩式油箱。当变压器铁芯和绕组需进行检

修时，吊去外面钟罩形状的外壳，即上节外罩，变压器铁芯和绕组便全部暴露在外了，可

以作充分的检修。吊外罩显然比吊铁芯和绕组容易得多，不需要特别重型的起重设

备。随着变压器技术的发展，变压器的性能和可靠性大大提高，越来越多的大型变压

器采用全焊接结构,这样可减少变压器的渗漏点，便于运行维护,缺点是一旦变压器出

现故障，必须切开变压器外壳;我厂主变压器的外罩为全焊接结构，启备变和单元变采

用钟罩式。

4、变压器油枕

每个变压器设有一个油枕，油浸式变压器的壳体内充满了变压器油，油枕内的油

通过瓦斯继电器的连通管与变压器壳体连通，变压器油既起冷却作用，又起绝缘作

用。油中含杂质和水分将降低绝缘性能，变压器为全密封结构,变压器油不和外界空

气接触。但当油温变化时，油的体积会膨胀或收缩，就引起油面的升高和降低，油枕中

一半是油,一半是空气。油和空气用胶囊隔离，大型电力变压器还在储油柜上部装一

个呼吸器。当油受热膨胀后，储油柜的油面上升，胶囊内的空气通过呼吸器排到外面

大气中去;当冷却时二油面下降，外部空气通过呼吸器的管子又进人胶囊内，呼吸器的

下端装有能够吸收水分和杂质的物质。油枕上装有全封密式带磁性的油位指示器。

瓦斯继电器的作用是，当变压器任何一部分因过热而使绝缘损坏,产些某些气体

分

解物时，瓦斯继电器发出讯号;当变压器内部发生严重故障时，有大量气体突然产

生，

瓦斯继电器接通变压器电源跳闸回路，将变压器跳闸。

5、安全阀及自动复位泄压装辂

安全阀及自动复位泄压装谿主要用于迅速释放变压器内可能产生的任何过大压

力。以保证变压器不发生壳体结构严重变形、甚至爆炸或喷油着火等严重的损坏事

故。当变压器发生故障时，由于某种原因没有立即切断电源，油箱内将产生很高的压

力。为了防止油箱破坏，而装谿防爆管。故障时，油箱内压力升高，油和气体通过压力

释放阀喷出。

6、绝缘结构和绝缘磁管

变压器的绝缘分主绝缘和纵向绝缘两大部分。主绝缘是指绕组对地之间，相间

和同一相

而不同电压等级的绕组之间的绝缘。纵向绝缘是指同一电压等级的一个绕组，

其不同部

位之间，例如层间、匝间、组对静电屏之间的绝缘。主绝缘应承受工频试验电

压和全波

冲击试验电压的作用，因此，主绝缘结构应保证在相应电压级试验电压作用下，具

有足

够的绝缘酯并保持一定的余度。

变压器的绝缘套管，是将变压器内部的高、低压引线引到变压器外罩外部，不但

作

为引线对地的绝缘，而且担负着固定引线的作用。

二、分裂绕组变压器

1、分裂绕组变压器的用途,随着变压器容量的不断增大，当变压器副边发生短路

时,短路电流很大，为有效地切除故障，必须在低压侧安装很大开断能力地断路器，当

采用分裂绕组变压器后，由于分裂变压器地穿越阻抗较大，可有效地限制短路电

流，我

厂二期的厂变和启动变均采用分裂绕组变压器。

2、分裂绕组变压器的结构原理

分裂绕组变压器与普通双绕组变压器的不同之点在于，在它低压绕组中,在电磁

参

数上分裂成额定容量相等的两个完全对称的绕组，分裂绕组的布谿形式决定了

这两个绕

组间仅有磁的联系,没有电的联系，为了获得良好的分裂效果，这种磁的联系是弱

联系。

由于低压侧两个绕组完全对称，所以它们与高压绕组之间所具有的短路电抗应

相等，两

个分裂绕组是相互独立供电的,但两个分裂绕组的容量相等，且为变压器额定容

量的二分之一，或稍大于二分之一，三相分裂绕组的结构布辂型式有轴向式和幅向式

两种。在轴向式布貉中，被分裂的两个绕组布谿在同一铁芯内侧的上、下部,不分裂

的高压绕组也分成两个相等的并联绕组，并有辂在同一铁芯柱的外侧上、下部。绕

一组排列,原理接线如图所示。

3、分裂绕组变压器的运行方式

在讨论分裂绕组变压器的运行方式之前,先假设Z

G

为分裂绕组变压器高压绕组的阻

抗，取Z

G-O,Z

D1

和Z

D2

分别为高压绕组开路时、两个低压绕组的漏抗，均等于Z,即Z

D1

=Z

D2

=Zo

分裂绕组变压器有三种运行方式：

1分裂运行。两个低压分裂绕组运行，低压绕组间有穿越功率,高压绕组开路，高

低压绕组间无穿越功率。在这种运行方式下，两个低压分裂绕组间的阻抗称分裂阻

抗，

用表示,Z

D1-D2

=2Zo

2并联运行。两个低压绕组并联，高、低压绕组运行，高、低压绕组间有穿越功

率。在这种运行方式下，高、低压绕组间的阻抗称为穿越阻抗,。表示Z

G-D,即Z

G-D

=Z

G

+z

DI//Z

D2

，当Z

G

=0时,Z

G-D

=l/2Zo

3单独运行。当任意低压绕组开路，另一低压绕组和高压绕组运行时，高低压绕

组之间的阻抗称为半穿越阻抗，用Z

GDI、Z

G-D2

O

三、有载调压分接开关的原理与构造

随着系统运行方式及负荷的不同,系统电压会发生波动，电压过低或过高都会影

响

电气设备的正常运行，甚至损坏设备影响安全生产,为了保证供电质量及电气设

备的安全运行，必须根据系统电压的波动情况进行调压。调压通常的方法是改变变

压器绕组的匝数来改变电压比，达到改变电压的目的。改变变压器绕组的匝数既在

变压器绕组上设谿计算好的分接头，通过该变分接头来改变线圈的匝数，连接和切换

分头的机构就称为分接开关。

变压器在高压绕组上抽出适当的分头，通过改变这些分头的接法就可以改变电

压，因为高压绕组是套在低压绕组的外边，引出分头进行连接比较方便,另外高压绕组

电流小，引出线和分接开关的载流部分截面小，开关接触部分所选择的通流面也易解

决。变压器调压的方式有两种，既有载调压和无载调压。所以分接开关也就分为有

载分接开关和无载分接开关。

无载调压方式又叫无激磁调压或无励磁调压，要求变压器必须停止运行，在不带

电情况下变换绕组分接头这种分接开关叫做无载分接开关。本厂的主变和厂高变采

用的是无载分接开关，其检修工艺见变压器检修规程。

有载调压方式是变压器运行中,在带有负荷的情况下允许改变绕组分接头，因此

这种分接开关称为有载分接开关。二期启动变采用有载调压方式,主变、单元变采

用无载调压。

四、浇注干式变压器

浇注干式变压器的研制，在欧洲和日本已分别有四十多年和二十多年的历史。

这种变压器不同于一般干式变压器，它的线圈是用电气和机械强度较高的环氧树脂

浇注的，具有尺寸小、重量轻、耗电量少、噪音低、绝缘、防火、防潮情况好，以及

安全可靠、安装方便。维护简单等特点。因此。它的应用范围和容量在不断扩大和

增大。

1、绕组

高压绕组采用H级漆包线，多段圆筒式，层间绝缘采用F级诺麦克斯（NMN复合

绝缘，线圈内外用预浸树脂玻璃丝网格布加强，在真空状态下浇注固化成型，局部放电

量小于5PC,低压浇组采用铜（铝箔绕制,层间绝缘采用D279环氧DMD预浸复合绝

缘，经固化成型，使其成为一个坚固的刚体，一端部用树脂浇封固化成型，此种绝缘结

构具有树脂层薄，散热快罗抗干裂，特别适用于短时过载及间断性高负荷。

2、铁心

铁心是变压器的核心部分之一,浇注干式变压器采用先进的工艺;高精度的剪切

设备和优质的冷轧硅钢片,结构为45。，全斜接缝,无孔、拉板、预浸树脂玻璃丝无纬

带梆扎，当采用步进叠装结构后，可降低空载损耗，激磁电流小，由于结构先进,叠装加

工精细。保证了低损耗、低噪。

3、冷却方式

变压器采用空气自冷（AN和强迫风汽（AF两种冷却方式，可根据需要配谿风冷

系统。当采用强迫空气冷却时，变压器输出容量可短时超负荷50%,变压器正常运行

时，需要合适的通风量，一般变压器为每IKW的损耗需要至少4m3/min的通风量，所

以变压器应安装在通风环较好的地方，使线圈得到最佳的冷却效果。

4、温度控制系统

变压器可装有温度过热保护装辂，温度限值由人工设定过热保护装辂通过预埋

在低压线圈内的ptlOO伯金电阻实现变压器温度检测与控制，该装辂可提供如下功。

巡回检测三相绕组温度值。

显示最热一相绕组温度值。

进行超温报警（声光警示,超温跳闸。

风机启动,风机过载保护与计算机接口

第二节变压器参数及技术要求

一、主变压器参数

生产厂家:天威保定变压器厂

名称:22()kV三相双绕组强迫导向油循环风冷低损耗油浸式升压变压器。

型号:SFP10-37()()()()/220

1、变压器技术参数

额定电压比:242±2x2.5%/2()kV

最高工作电压:252kV

额定容量:370000kVA

额定频率：5()Hz

接线组别:Yn,dll

阻抗电压：14%允许偏差小于±7.5%。

中性点运行方式:中性点直接接地，并有断开运行方式。

冷却方式:ODAF

污秽等级:in级，爬距25mm/kV(按最高运行线电压

2、技术要求

2.1过负荷能力

2.1.1短时过负荷能力及过负荷运行时间:

过电流（％）30456075100

允许运行时间（分）12060452010

2.1.2当冷却系统发生事故全部停用冷却器时，变压器允许带额定负荷运行至少

30分钟。

2.1.3变压器附件:如套管、电流互感器、油箱及储油柜、导线等的参数满足变

压器过负荷运行的要求。

2.2工频电压升高时运行持续时间：

变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间符合下表:

过电流（％）30456075100

允许运行时间（分）12060452010

状况空载满载

工频电压相——相1.11.051.11.251.501.58

2.3承受短路的能力：

变压器能承受如下短路电流作用3S,而不发生部件损坏，其绕组不应有明显的变

形;且短路后平均温度不应超过250%

1.当变压器低压套管侧三相短路时,220kV侧母线（任何分接头位珞为无穷大电

源系统。

2.当变压器高压套管侧三相短路时，考虑352.9MVA、Xd”=15.50%机供给的短

路电流。

2.4变压器总损耗至820kW,空载损耗P

0玉185kW,负载损耗P

k

主635kW

2.5允许误差:变压器参数误差不超过GB1094-96的规定。

2.6出线套管

2.6.1变压器套管符合GB4109-88标准的规定。

2.6.2变压器套管能承受下表所列持久外力的作用，静态安全系数为

3.2~3.5

22OkV侧中性点20kV侧

水平纵向拉力：N100010001000

水平横向拉力：N250025001000

垂直力：N200020002000

2.6.3套管泄漏比距按最高工作电压220kV,大于等于25mm/kV

2.6.4220kV套管设套管式电流互感器,电流互感器规范及性能符合GB1208-87

规定。

级次02/5P40/5P4030/30/30VA

变比:1500/1A每相三只共9只

2.6.5中性点套管设套管式电流互感器,电流互感器规范及性能符合GB1208-87

规定。

级次:5P30/5P3030/30VA

变比:300~600/lA共2只

2.6.6变压器20kV套管为每相单套管型，其额定电流能满足与封闭母线联接的

使用条件，大于等于16000A。

2.6.7变压器20kV出线套管处装有与封闭母线联接的升高座法兰盘，为排出封

闭母线中可能积水,20kV出线套管在每相套筒底部设谿各自单独的泄水设施,并带有

放水阀，出线套管与水平面垂直布貉。

2.6.8发电机甩负荷时,变压器与封闭母线连接的端子上可以承受1.4倍额定电

压5秒,不会出现异常现象。

2.6.9高压中性点套管选用U()kV级套管。

2.7变压器油及其它材料

2.7.1变压器油符合GB2536-90标准规定,变压器油采用#25变压器油，新油介质

损失角在油温90”时不大于().5%。

2.7.2变压器储油柜满足在25"时充油至适当油位后，既不会因油的温度降低使

油面低于安全运行油位;也不会因油的温度升高使油面太高而溢出或泄漏。

2.7.3采用波纹膨胀式油枕，变压器油枕内油和空气完全隔离。

2.8绝缘水平:耐压试验标准符合GB311.1-1997规定。

2.8.1在22()kV端:额定短时(Imin工频耐受电压(有效值:kV395

额定雷电冲击耐压(峰值kV

标准雷电冲击全波：95()

标准雷电冲击截波：105()

2.8.2在中性点端:额定短时工频耐压:20()kV(有效值

标准雷电冲击全波:400kV(峰值

2.8.3在20kV线端:额定短时工频耐受电压(有效值kV

外绝缘:50

内绝缘:55

额定雷电冲击耐压(峰值:kV

标准雷电冲击全波：125

标准雷电冲击截波：14()

2.9局部放电:变压器进行全波冲击及工频耐压试验，在上述试验之后进行局部

放电试验，在1.5倍最高运行相电压下，局部放电量小于lOOpc,变压器套管的局部放

电量在1.5倍最高运行相电压下，不大于