发电机系统铭牌参数

关于水电站不能满负荷发电的情况时值丰水季节，正是水电站发电的大好时期，但是我公司的岔滩水电站因功率因数偏高，不能满足合同功率因数0.8的要求，为了达到规定的功率因数，只能限制有功出力，导致水电站一方面弃水，一方面不能满发，水资源未充分利用，给公司造成较大损失，现将相关情况及建议汇报如下：一、现机组运行参数（1）发电机铭牌参数（2）运行参数（3）参数分析：从表中可以看出，电站是三台630KW的发电机，现实际发电1550KW，少发630×3-1550=340KW，发电机出口平均功率因数为0.85，变电站功率因数为0.94，发电机励磁电流215A已接近额定值218A，但还是不能达到功率因数0.8的要求，为此我们只能降有功来满足无功。

二、不能满负荷发电的原因分析（1）线路太长，压降大，无功损耗大。

发电机的额定功率因数0.8是指发电机出口在400V的额定电压下所能达到的功率因数。

发电机出口升压变档位已调至最大，额定6KV，实际运行电压已达7.1KV，线路压降达（7.1-6.3）÷7.1=11%，有功损耗155KW，无功损耗370 kVar，发电机出口平均功率因数为0.85，变电站功率因数为0.94，而考核点在变电站，这是发电机本身就不能达到的。

（2）变电站本身的电压较高，致使水电站的无功不能发出。

变电站额定电压6KV，但实际运行电压6.3KV，按照5%的高限运行，要想发无功就只有提高电压，现在电压达7.1KV，已比额定电压高出11%，考虑设备安全不能再升电压。

所以变电站电压高也是制约岔滩发无功的重要因数。

三、建议1、功率因数的考核点应定在发电机出口。

发电机的功率因数0.8就是指的发电机出口，而合同订在变电站，发电机无法完成。

2、降低变电站的运行电压，由6.3KV降到6.2KV运行。

因为发电机出口额定电压为400V，实际运行450V，严重偏离额定值，导致发电机不能按照额定功率发电。

所以可以降低变电站电压运行，使发电机尽量按照额定参数运行。

发变组规X 和运行规定一、发电机组成发电机本体主要是由一个不动的定子（包括机座、端盖、定子铁芯、端部结构和隔振装置等）和一个可以转动的转子（包括转子铁芯、绕组等主要部件）构成的，定子上置有三相交流绕组；转子上置有励磁绕组，当通入直流电流后，能能产生磁场。

定子有时也称为电枢，转子有时也称为磁极。

定子铁芯和绕组：转子铁芯和绕组：二、发电机工作原理同步发电机与其它电机一样，是由定子和转子两部分所组成。

它的定子是将三相交流绕组嵌置于由冲好槽的硅钢片叠压而成的铁芯里，它的转子通常由磁极铁芯与励磁绕组构成。

定子、转子之间有气隙。

定子上有AX、BY、CZ三相绕组，相绕组由多匝串联的绕组元件(见图3-1-1（b）)连接而成，每相绕组的匝数相等，在空间上彼此相差120电角度。

转子磁极上装有励磁绕组，由直流励磁电流产生磁场，其磁通由转子N极出来，经过气隙、定子铁芯、气隙，进入转子s极而构成回路，如图3-1-1中虚线所示。

如果用原动机拖动同步电机的转子，以每分钟n的速度旋转，同时在转子上的励磁绕组4中经过滑环通入一定的直流电励磁，那么转子磁极就产生磁场，这磁场随转子一起以n(r/min)的速度旋转，它对定子有了相对运动，就在定子绕组中感应出交流电势，在定子绕组的引出端可以得到交流电势。

如果定子是三相绕组，那么就可以得到三相交流电势，该电势的大小用下式表示：E=4.44fNφK1式中：N———每相定子绕组串联匝数；f———电势的频率（HZ）φ———每极基波磁通（Wb）；K1———基波绕组系数。

三、同步发电机的额定参数(1)额定电压：指发电机在正常运行时定子三相绕组的额定线电压值。

(2)额定电流：指发电机在额定运行时流过定子绕组的额定线电流。

(3)额定功率：指发电机在正常运行时输出的电功率，用公式表示：P=UIcosφ(4)额定容量：发电机长期安全运行的最大输出功率。

(5)额定转速n：指转子正常运行时的转速。

发电机在一定极数与频率下运行时，转子的转速即为同步转速，即为：n=60f/p(r/min)(6)有功功率：P=UIcosφ单位：千瓦KW(7)无功功率：Q=UIsinφ单位：千乏Kvar(8)视在功率：S=UI单位：千伏安KVA(9)功率因数：有功功率P跟视在功率S的比值，即cos φ=P/S，功率因数低导致发电设备容量不能完全充分利用且增加输电线路上的损耗，功率因数提高后，发电设备就可以少发无功负荷多发有功负荷，同时还可以减少发电设备上的损耗，节约电能。

电气运行规程2第一章设备规范第一节设备数据一、发电机的铭牌数据发电机的冷却系统采用封锁循环径向双流式通风系统，冷却后的空气由发电机两端进入发电机内，经过以下支路：定子通风孔，转子通风孔，定子、转子之间隙，自发电机中间导出，至冷却后再进入发电机内循环。

其冷却器容量1#机120KW、2#机180KW、空气量1#机4米3/秒，2#机6米3/秒。

第三节发电机的维护及自动装置1.3.1 1#、2#发电机具有以下维护：1、纵联差动维护：作为定子绕组相间缺点及引出线的主维护。

2、单相接地维护：作为定子绕组接地维护。

3、复合电压闭锁过电流维护：作为外部缺点的维护及发电机相间缺点的后备维护。

4、接地维护：作为转子回路两点接地维护。

5、过负荷信号装置：反映定子绕组过负荷，延时发信号。

6、电压回路断线信号装置：反映电压回路断线，并发信号。

7、定子绝缘监视：装有定子绝缘电压表用于发电机并列前反省定子绝缘。

8、转子绝缘监视：用于监视转子绝缘。

1.3.2 自动装置：1、自动调整励磁装置：1＃发电机采用DWLZ-2C微机自动调整励磁装置。

其硬件为双通道结构，每个通道可设置为电压调理方式AVR或电流调理方式FCR。

通常优先选用AVR控制即依据网压变化自动调理发电机输入无功功率，从而到达恒机端电压运转的目的； 2#发电机装有SWK—1型自动调整励磁装置。

发电机运转在调差范围内坚持电压恒定，低电压或短路时迅速添加发电机励磁。

2、继电强行励磁装置：当定子电压低于85%额外电压时举措，添加励磁电流，提高发电机电压，并收回信号。

3、自动灭磁装置：1＃发电机采用三相全控桥式整流电路，跳闸后可完成逆变快速灭磁；2＃发电机跳闸后，自动投入灭磁电阻，使转子绕组发生的过电压不超越允许值。

4、手动准同期闭锁装置：并列时，相位差超越允许值时闭锁防止发电机冲击并列。

1.4.1 信号运用原那么：1、机电指挥信号是电气与汽机之间在正常或事故状况下相互联络的重要工具，因此要经常坚持信号好用，一旦信号失灵，应及时联络停止修缮，凡失掉对方信号后，双方均应无条件执行。

1.1 主要技术要求额定功率额定电压12MW 10.5kV 额定功率因数0.8(滞后) 频率50Hz 额定转速1500r/min励磁型式： 无刷励磁冷却方式： 密闭空冷1.2 技术标准发电机，励磁系统，冷却系统以及检测装置等辅助系统的制造、验收和交接试验以国家标准为主要依据。

同时必须符合我国有关安全、环保及其它方面强制性标准和规定。

技术标准应执行合同签订时的最新版本。

各标准之间有矛盾时，按较严格标准执行。

合同设备包括卖方向其他厂商购买的所有附件和设备，这些附件和设备符合相应的标准规范或法规的最新版本或其修正本的要求。

主要技术标准如下，但不限于此：GB755-2008旋转电机定额和性能；GB/T 7064-2008隐极同步发电机技术要求；JB/T 10499-2005 透平型发电机非正常运行工况设计和应用导则；GB1029-2005三相同步电机试验方法；IEC34-1（第十版）旋转电机第一部分--额定值和性能；IEC34-3 汽轮发电机的特殊要求；ANSI C50.10“同步电机的一般要求”ANSI C50.13“隐极式转子的同步发电机要求”GB1441 电站汽轮发电机组噪声测定方法；绝缘等级 F （注：按B 级绝缘温升考核） 短路比 不小于0.5 效率 ≥97.4％ 相数 3 极数4 定子绕组接线方式 YGB50150-2010 电气装置安装工程电气设备交接试验标准；DL/T 843－2010大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件；GB/T 7409.1-2008同步电机励磁系统定义；GB/T 7409.2-2008同步电机励磁系统电力系统研究用模型；GB/T 7409.3-2007同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求。

DL/T596 电气设备预防性试验规程；DL/T801-2010大型发电机内冷却水质及系统技术要求DL/T735-2000大型汽轮发电机组定子绕组端部动力特性的测量及评定GB 1208-2006 电流互感器GB 16847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求2技术要求2.1汽轮发电机组技术要求机组使用寿命.1所有设备的设计和制造应合理，并能安全、稳定和连续运行，在本技术协议规定的各种条件下发电机组的设计使用寿命为30年并且不会引起过大应力、振动、腐蚀和操作困难。

柴油发电机组功率1. 持续功率（COP）：在商定的运行条件下并按照制造商的规定进行维护保养，发电机组以恒定负荷持续运行且每年运行时数不受限制的最大功率。

2. 基本功率（PRP）：在商定的运行条件下并按照制造商的规定进行维护保养，发电机组以可变负荷持续运行且每年运行时数不受限制的最大功率。

24h运行周期内运行的平均功率输出（Ppp）应不超过PRP的70%，除非与RIC发动机制造商另有商定。

在要求允许的平均功率输出Ppp较规定值高的应用场合，应使用持续功率COP。

3. 限时运行功率（LTP）：在商定的运行条件下并按照制造商的规定进行维护保养，发电机组每年运行时间可达500h的最大功率。

按100%限时运行功率，每年运行的最长时间为500h。

4. 应急备用功率（ESP）：在商定的运行条件下并制造商的规定进行维护保养，在市电一旦中断或在实验条件下，发电机组以可变负荷运行且每年运行时间可达200h的最大功率。

24h运行周期内允许的平均功率输出应该不超过70%ESP，除非与制造商另有商定。

该标准同时也对发电机组运行的现场条件作出规定：现场条件由用户确定，在现场条件未知且未另做规定的情况下，应采取下列额定现场条件。

1) 绝对大气压力：89.9kPa（或海拔高度为1000m）。

2) 环境温度：40℃。

3) 相对湿度：60%。

通常柴油发电机组铭牌标称的输出功率分为备用功率（Standly Power）、常用功率（Prime Power）和连续功率（Consecution Power）。

1) 备用功率定义为发电机组在规定的维修周期之间和规定的环境条件下能够连续运行300h，每年最多500工作小时的最大功率。

等同于国标和ISO标准中的限时运行功率（LTP）。

一般适用于通信、楼宇等负载变化较多的偶然应急工况。

2) 常用功率定义为在规定的维修周期之间和规定的环境条件下，每年可能运行的时数不受限制的某一可变功率序列内存在的最大功率，等同于国标和ISO 标准中的基本功率（PRP）。

三、汽轮机主要技术规范（一）汽轮机铭牌主要技术参数汽轮机型号型式抽汽凝汽式汽轮机主汽门前蒸汽压力额定3.43（+0.2-0.3）MPa（a）最高3.63MPa（a）（可长期连续运行）主汽门前蒸汽温度额定435（+5-15）℃最高445℃（可长期连续运行）额定进汽量87t/h最大进汽量127t/h（可长期连续运行）额定抽汽量50t/h最大抽汽量80t/h额定抽汽压力0.981MPa（G）抽汽压力范围0.785～1.275MPa（G）额定抽汽温度317.2 ℃抽汽温度范围250～330℃额定功率12 MW汽轮机铭牌功率12 MW最大功率15 MW汽轮机转向（机头向机尾看）顺时针方向汽轮机额定转速3000r／min汽轮机一发电机轴系临界转速1735r／min汽轮机单个转子的临界转速1470r／min汽轮机轴承座允许最大振动0.03mm（双振幅值）过临界转速时轴承座允许最大振动0.10mm（双振幅值）允许电频率变化范围50±0.5Hz汽轮机中心高（距运转平台）750mm汽轮机本体总重57t汽轮机上半总重（连同隔板上半等）15t汽轮机下半重（包括隔板下半等）19t汽轮机转子总重7.83t汽轮机本体最大尺寸（长×宽×高）mm 6021×3590×3635（二）汽轮机技术要求；本汽轮机实际运行条件：进汽量为72 t/h，最大进汽量83 t/h；额定抽汽量45 t/h；无高加、除氧器回热抽汽；循环水温度≤33℃。

锅炉正常运行时，保证C12机组纯凝工况下发电量能达到12MW并长期稳定运行。

并考虑两台锅炉运行时，其中一台汽机故障时另一台汽机在保证供汽条件下，抽凝状态运行能达到15MW。

12MW抽凝式汽轮发电机组的实际运行工况：型式主汽门前蒸汽压力主汽门前蒸汽温度额定进汽量71t/h最大进汽量83t/h额定抽汽量35t/h最大抽汽量45t/h额定抽汽压力0.981MPa抽汽压力范围0.785额定抽汽温度抽汽温度范围250四、发电机技术规范（一）发电机参数型号QFW-15-2A额定功率额定功率因数0.8额定电压额定转速3000r/min频率50Hz相数3极数2定子线圈接法Y 效率短路比0.48抽汽凝汽式汽轮机额定3.43（+0.2-0.3）MPa（a）最高3.63MPa（a）（可长期连续运行）额定435（+5-15）℃最高445℃（可长期连续运行）（可长期连续运行）（G）～1.275MPa（G）317.2 ℃～330℃15MW10.5kV不低于97％顶值电压1.8倍额定励磁电压电压响应比1倍额定励磁电压／秒允许强励持续时间10 s定、转子线圈绝缘等级／使用等级F级／F级空冷器进水量100t／h交流无刷励磁机型号TFLW80-3000A功率80 kW直流输出电压250V直流输出电流320A接法Y相数3频率150 Hz功率因数0.95每臂xx支路数1个整流方式三相全波整流二极管参数250A／1200V永磁副励磁机型号TFY2.85-3000 C容量2.85kVA额定电压190V额定电流15A频率400Hz相数单相功率因数0.93.1干熄焦锅炉技术参数3.1.1干熄焦锅炉型式：单汽包自然循环型室外式干熄焦锅炉3.1.2干熄焦锅炉循环系统详见系统图3.1.3锅炉xx烟气量：～210,000 Nm/h 980℃(最大)～190,000 Nm/h 960℃(正常)3.1.4锅炉入口烟气温度：900～980℃333.1.5锅炉出口烟气温度：160～180℃3.1.6循环气体成分见下表（供参考）：循环气体成分表2成分％CO0.4H20.2CO214O203N273.4H2O 12锅炉xx含尘浓度：～10g/Nm3.1.7锅炉额定蒸发量：（红焦处理量140t/h）83t/h（红焦处理量125t/h）72.5t/h3.1.8汽包工作压力：5.0MPa（G）3.1.9主蒸汽压力(二次过热器出口)：4.5 MPa（G）(锅炉出口主蒸汽调节阀后)：4.2±0.2 MPa（G）3.1.10过热器出口蒸汽温度：450±10℃锅炉出口参数在需方满足前提条件下，达到工况点对应参数: 锅炉额定蒸发量：（红焦处理量140t/h）83t/h正常蒸发量：（红焦处理量125t/h）72.5t/h主蒸汽压力(二次过热器出口)：4.5MPa（G）（锅炉出口主蒸汽调节阀后)：4.2±0.2 MPa（G）过热器出口蒸汽温度：450±10℃锅炉外表面温度：锅炉设备在正常运行条件下，当环境温度为25℃时，锅炉的炉墙外表温度不超过50℃，当环境温度大于25℃时，锅炉的炉墙外表温度不超过环境温度25℃，散热量不超过290W/M。

发电机试验方案一、试验目的受委托，对发电机进行高压电气试验，检查试验结果是否符合有关标准的要求。

二、铭牌参数型号：T255-460 额定功率：330MW视在功率：388.2MVA 定子电压：24kV定子电流：9339A 功率因数：0.85绝缘等级：F级励磁电流：2495A三、试验项目及标准（一）试验项目定子绕组（1）绝缘电阻及吸收比测量（2）泄漏电流和直流耐压试验（试验电压：大修前2.5Un；大修后2.0Un）（3）交流耐压试验（试验电压：1.5Un）（4）端部及引线手包绝缘施加直流电压测量（5）端部及引线固有频率测量（6）转子通风试验（二）试验标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—2006《透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定》《汽轮发电机转子直接氢冷通风道检验方法及限值》JB/T 6229-2005四、主要试验项目具体方案（一）定子绕组泄漏电流与直流耐压试验方案1 试验目的通过对发电机定子绕组进行测量泄漏电流与直流耐压试验，检查定子绕组是否存在绝缘缺陷。

2 试验接线试验接线如图1所示（以A相为例）：图13 试验方法及步骤利用ZGS-S型水内冷发电机通水直流高压试验装置对发电机三相绕组分别进行测量泄漏电流与直流耐压试验。

试验电压为电机额定电压的3倍。

试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1min，并记录泄漏电流；在规定的试验电压下，泄漏电流应符合下列规定：各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%，当最大泄漏电流在20μA以下，各相间差值与出厂试验值比较不应有明显差别；泄漏电流不应随时间延长而增大；4组织与安全措施（1）本试验属于高压试验，试验进行时不得对发电机安排其他工作。

试验开始前，无关工作人员必须离开被试设备，试验人员进行清场检查。

（2）试验区域应装设安全围栏，发电机出线处须安排专人看护。

（3）试验过程要求发电机定子绕组在通水情况下进行。

一、汽机1．额定功率（铭牌功率TRL）是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压11.8KPa绝对压力，补给水率3％以及回热系统正常投入条件下，考虑扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后，制造厂能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。

此时调节阀应仍有一定裕度，以保证满足一定调频等需要。

在所述额定功率定义条件下的进汽量称为额定进汽量。

2．最大连续功率（T－MCR）是指在 1.额定功率条件下，但背压为考虑年平均水温等因素确定的背压，（设计背压）补给水率为0％的情况下，制作厂能保证在寿命期内安全连续在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。

该功率也可作为保证热耗率和汽耗率的功率。

保证热耗率考核工况：系指在上述条件下，将出力为额定功率时的热耗率和汽耗率作为保证，此工况称为保证热耗率的考核工况。

3．阀门全开功率（VWO）是指汽轮机在调节阀全开时的进汽量以及所述T-MCR定义条件下发电机端输出的功率。

一般在VWO下的进汽量至少应为额定进汽量的1.05倍。

此流量应为保证值。

上述所指是由主汽轮机机械驱动或由主汽轮机供汽给小汽轮机驱动的给水泵，所需功率不应计算在额定功率中，但进汽量是按汽动给水泵为基础的，如果采用电动给水泵时，所需功率应自额定功率中减除（但在考核热耗率和汽耗率时是否应计入所述给水泵耗工，可由买卖双方确定）。

二、锅炉1.锅炉额定蒸发量，即是汽轮机在TRL工况下的进汽量。

对应于：汽轮机额定功率TRL，指在额定进汽参数下，背压11.8KPa，3％的补给水量时，发电机端带额定电功率MVA。

2.锅炉额定蒸发量，也对应汽轮机TMCR工况。

对应于：汽轮机最大连续出力TMCR，指在额定进汽参数下，背压4.9KPa，0％补给水量，汽轮机进汽量与TRL的进汽量相同时在发电机端所带的电功率MVA。

3.锅炉最大连续出力（BMCR），即是汽轮机在VWO工况下的汽轮机最大进汽量。

附录一新建电厂（机组）接入系统需向电网调度机构提供的资料并网前3个月提供序号资料项目备注1.发电厂平面布置图3套标明方位2.注明设备型号和规范参数的一次电气结线图3套标明方位3.发电机技术说明书，应包括以下发电机原始参数：发电机铭牌参数发电机纵轴同步电抗Xd发电机纵轴暂态电抗Xd′发电机纵轴次暂态电抗Xd″（饱和值与不饱和值）发电机横轴同步电抗Xq发电机横轴次暂态电抗X q″发电机负序电抗X2机组惯性时间常数 T j（T j可用轴系转动惯量M j替代（包括汽轮机、发电机、励磁机）励磁绕组时间常数T d0′（定子开路时）纵轴阻尼绕组时间常数T d0″（励磁绕组短路，定子绕组开路时）横轴阻尼绕组时间常数T q0″（定子绕组开路时）定子绕组热容量常数K tc转子表层承受负序电流能力的常数A发电机反时限过激磁特性曲线4.发电机P—Q圆图5.发电机励磁系统（包括PSS装置）技术说明书（含型号、参数）、图纸及重要参数的调试报告和调试值6.发电机调速系统的技术说明书（含型号、参数）、图纸及重要参数的调试报告和调试值7.火电厂锅炉、汽机的运行特性曲线，包括冷态、暖态、热态及极热态启动曲线机组启动调试后、进入商转前，电厂还应提供火电机组最低脱油稳燃负荷8.变压器原始参数，包括：型号额定容量容量比变比接线组别短路电压百分数短路损耗空载损耗另序阻抗变压器反时限过激磁特性曲线如有高压起备变，请提供高压起备变出厂试验参数9.省调调度开关、刀闸的型号及电气参数包括铭牌参数10.互感器和阻波器电气参数包括铭牌参数11.电抗器的型号及电气参数包括铭牌参数12.发电机、变压器保护屏图及设计图纸13.母线保护屏图及设计图纸14.录波器屏图及设计图纸15.电抗器保护设计图纸及保护屏图。

16.所有保护装置的说明书17.电厂端、调度端需要的自动化装置及相应整套工程设计文件，包括：完整的远动施工设计图和相关二次接线图完整的电量计费系统施工设计图计量回路变比自动化设备清单及说明书测试记录自动化设备型号、数量、功能技术要求通信规约18.关口电能表的设置位置，电能计量装置的各相关图纸及参数，包括：电能表的通信号测量值的地址测量值向中调传输的顺序电能表检定结果通知单电能表窗口值的单位及小数位数19.锅炉、汽轮机各主要系统图及技术说明书火电厂资料20.水库调度所需的水电站设计资料、历史水文气象基本资料以及有关流域、枢纽和机组运行有关的图表水电厂资料21.汽轮机、锅炉铭牌参数火电厂资料22.水轮机铭牌参数水电厂资料23.通信部分接入系统的方案及设计24.载波通信线路设计图包括：设备说明书通道组织图设备、电路测试记录通信运行方式安排25.微波或光纤电路设计图，包括：设备说明书设备电路指标测试记录路由走向图话路方式分配表26.电厂接入系统新建或改建线路参数，包括：线路总长度导线、地线型号分裂导线分裂间距π接点增加及去掉的线路长度线路使用的杆塔明细表、走径图及杆塔图接入系统线路若为500kV或220kV线路，机组并网前10天提供220KV线路实测参数27.电厂接入系统线路与其他线路同塔或平行距离在100米以内情况，包括：共塔段或平行段线路长度平行线间距离导（地）线型号主要杆塔型号及杆塔图与其共塔或平行的另一回线的导、地线型号主要杆塔型号及杆塔图（请画出示意图）28.线路保护设计图纸包括线路保护及远跳装置29.线路保护屏图包括辅助屏、远跳装置屏30.线路保护说明书正规版本31.线路失灵、三相不一致、重合闸及充电保护说明书32.结合滤波器参数；含保护与通信通道33.各类涉网安全自动装置的可研资料、初设资料、设计联络会文件、设计图纸、厂家说明书及出厂试验报告；34.机炉电运行规程和全部继电保护及安全自动装置运行规程。

1.发电机型号，额定容量等铭牌参数
1.1型号 SF60-52/9500
1.2额定容量（Ps） 68571.43kvA
1.3额定功率（Pn） 60000 kw
1.4额定电压（Un） 10500 V
1.5额定电流（In） 3770 A
1.6功率因素（COSφ） 0.875
1.7相数 3
1.8额定转数 115.4r/min
1.9飞逸转数 275r/min
1.10额定频率 50Hz
1.11旋转方向俯视顺时针
1.12定转子绝缘 f级
1.13发电机纵轴同步电抗Xd:1.047
1.14发电机纵轴暂态电抗Xd:0.2836
1.15发电机横轴次暂态电抗Xd:0.2132
1.16发电机横轴同步电抗Xq:0.6535
1.17发电机横轴次暂态电抗Xq:0.2403
1.18发电机负序电抗Xz:0.2263
1.19机组惯性时间常数Tj,Tj可用轴系转动惯性量Mj代替(包括气
轮机、发电机、励磁机)
1.20发电机反时限过激磁特性曲线：无
1.21励磁绕组时间常数（定子开路时）Td0：5.06
1.22纵轴阻尼绕组时间常数（励磁绕组短路，定子绕组开路时）Td0：
0.0604
1.23横轴阻尼绕组时间常数（定子绕组开路时）Tq0：0.1419
1.24定子绕组热容量常数Kic：无
1.25转子表层承受负序电流能力的常数A ：无
2.调速器型号、额定参数
2.1调速器型号：DFWST100-6.3-STARS
2.2正常工作油压：6.3Mpa。

一、汽机1．额定功率（铭牌功率TRL）是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压11.8KPa绝对压力，补给水率3％以及回热系统正常投入条件下，考虑扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后，制造厂能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。

此时调节阀应仍有一定裕度，以保证满足一定调频等需要。

在所述额定功率定义条件下的进汽量称为额定进汽量。

2．最大连续功率（T－MCR）是指在 1.额定功率条件下，但背压为考虑年平均水温等因素确定的背压，（设计背压）补给水率为0％的情况下，制作厂能保证在寿命期内安全连续在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。

该功率也可作为保证热耗率和汽耗率的功率。

保证热耗率考核工况：系指在上述条件下，将出力为额定功率时的热耗率和汽耗率作为保证，此工况称为保证热耗率的考核工况。

3．阀门全开功率（VWO）是指汽轮机在调节阀全开时的进汽量以及所述T-MCR定义条件下发电机端输出的功率。

一般在VWO下的进汽量至少应为额定进汽量的1.05倍。

此流量应为保证值。

上述所指是由主汽轮机机械驱动或由主汽轮机供汽给小汽轮机驱动的给水泵，所需功率不应计算在额定功率中，但进汽量是按汽动给水泵为基础的，如果采用电动给水泵时，所需功率应自额定功率中减除（但在考核热耗率和汽耗率时是否应计入所述给水泵耗工，可由买卖双方确定）。

二、锅炉1.锅炉额定蒸发量，即是汽轮机在TRL工况下的进汽量。

对应于：汽轮机额定功率TRL，指在额定进汽参数下，背压11.8KPa，3％的补给水量时，发电机端带额定电功率MVA。

2.锅炉额定蒸发量，也对应汽轮机TMCR工况。

对应于：汽轮机最大连续出力TMCR，指在额定进汽参数下，背压4.9KPa，0％补给水量，汽轮机进汽量与TRL的进汽量相同时在发电机端所带的电功率MVA。

3.锅炉最大连续出力（BMCR），即是汽轮机在VWO工况下的汽轮机最大进汽量。

汽轮机参数（一）汽轮机铭牌主要技术参数汽轮机型号c12-3.43/0.981抽汽式凝汽式汽轮机主汽门前蒸汽压力额定3.43（+0.2-0.3）mpa（a）最高3.63mpa（a）（可长期连续运行）主汽门前蒸汽温度额定435（+5-15）℃最高445℃（可长期连续运行）额定进汽量87t/h最大进汽量127t/h（长期连续运行）额定抽汽量50t/h最大抽汽量80t/h额定抽汽压力0.981mpa（g）抽汽压力范围0.785~1.275mpa（g）抽汽温度范围317.2℃抽汽温度范围250~330℃额定功率12MW蒸汽汽轮机铭牌功率12MW最大功率15MW汽轮机转向（首尾）汽轮机顺时针额定转速3000r/min汽轮发电机轴系临界转速1735r/min汽轮机单转子临界转速1470r/min汽轮机轴承座允许最大振动0.03mm（双振幅值）过临界转速时轴承座允许最大振动0.10mm（双振幅值）允许电频率变化范围50±0.5hz汽轮机中心高（距运转平台）750mm 汽轮机本体总重57t汽轮机上半总重（连同隔板上半等）15t汽轮机下半重（包括隔板下半等）19t汽轮机转子总重7.83t汽轮机本体最大尺寸（长）×宽×高（mm）6021×叁仟伍佰玖拾×3635（二）汽轮机技术要求；本汽轮机实际运行条件：进汽量为72t/h，最大进汽量83t/h；额定抽汽量45t/h；无高加、除氧器回热抽汽；循环水温度≤33℃。

锅炉正常运行时，确保C12机组纯凝工况发电能力达到12MW，并长期稳定运行。

还考虑到当两台锅炉运行时，当一台汽轮机发生故障时，另一台汽轮机在保证蒸汽供应的情况下可在15MW下运行。

12mw抽凝式汽轮发电机组的实际运行工况：型式抽汽凝汽式汽轮机主汽门前蒸汽压力主汽门前蒸汽温度额定进汽量71t/h最大进汽量83t/h额定抽汽量35t/h最大抽汽量45t/h额定抽汽压力0.981mpa抽汽压力范围0.785额定抽汽温度抽汽温度范围250四、发电机技术规范（一）发电机参数qfw-15-2a型额定功率额定功率因数0.8额定电压额定转速3000r/min频率50Hz相数3极数2定子线圈连接方式y效率短路比0.48最高电压1.8额定值3.43（+0.2-0.3）MPa（a）至3.63 MPa（a）（长期连续运行）额定值435（+5-15）℃至445℃（长期连续运行）（长期连续运行）（g）～1.275 MPa （g）317.2℃～330℃15mw10 5kV不低于额定励磁电压的97%电压响应比1倍额定励磁电压／秒允许强励持续时间10s定转子线圈绝缘等级/使用等级F/F空冷器进水100t/h交流无刷励磁机型号tflw80-3000a功率80kw直流输出电压250v直流输出电流320a接法y相数3频率150hz功率因数0.95每臂并联支路数1个整流方式三相全波整流二极管参数250a／1200v永磁副励磁机tfy2型85-3000c容量2.85kva额定电压190V额定电流15A频率400Hz相数单相功率因数0.93.1干熄焦锅炉技术参数3.1.1干熄焦锅炉类型：单汽包自然循环室外干熄焦锅炉3.1.2干熄焦锅炉循环系统见系统图3.1.3锅炉入口烟气量：～210,000nm/h980℃(最大)～190,000nm/h960℃(正常)3.1.4锅炉入口烟气温度：900～980℃3.1.5锅炉出口烟气温度：160～180℃333.1.6循环气体成分见下表（供参考）：循环气成分表2成分％co0.4h20.2co214o203n273。

一、汽机1．额定功率（铭牌功率TRL）是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压11.8KPa 绝对压力，补给水率3％以及回热系统正常投入条件下，考虑扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后，制造厂能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。

此时调节阀应仍有一定裕度，以保证满足一定调频等需要。

在所述额定功率定义条件下的进汽量称为额定进汽量。

2．最大连续功率（T－MCR）是指在1.额定功率条件下，但背压为考虑年平均水温等因素确定的背压，（设计背压）补给水率为0％的情况下，制作厂能保证在寿命期内安全连续在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。

该功率也可作为保证热耗率和汽耗率的功率。

保证热耗率考核工况：系指在上述条件下，将出力为额定功率时的热耗率和汽耗率作为保证，此工况称为保证热耗率的考核工况。

3．阀门全开功率（VWO）是指汽轮机在调节阀全开时的进汽量以及所述T-MCR 定义条件下发电机端输出的功率。

一般在VWO下的进汽量至少应为额定进汽量的1.05倍。

此流量应为保证值。

上述所指是由主汽轮机机械驱动或由主汽轮机供汽给小汽轮机驱动的给水泵，所需功率不应计算在额定功率中，但进汽量是按汽动给水泵为基础的，如果采用电动给水泵时，所需功率应自额定功率中减除（但在考核热耗率和汽耗率时是否应计入所述给水泵耗工，可由买卖双方确定）。

二、锅炉1.锅炉额定蒸发量，即是汽轮机在TRL工况下的进汽量。

对应于：汽轮机额定功率TRL，指在额定进汽参数下，背压11.8KPa，3％的补给水量时，发电机端带额定电功率MVA。

2.锅炉额定蒸发量，也对应汽轮机TMCR工况。

对应于：汽轮机最大连续出力TMCR，指在额定进汽参数下，背压4.9KPa，0％补给水量，汽轮机进汽量与TRL 的进汽量相同时在发电机端所带的电功率MVA。

3.锅炉最大连续出力（BMCR），即是汽轮机在VWO工况下的汽轮机最大进汽量。

电机马达铭牌英汉对照表
电动机的绝缘等级是指其所用绝缘材料的耐热等级，分A、E、B、F、H级。

允许温升是指电动机的温度与周围环境温度相比升高的限度。

绝缘的温度等级A级E级B级F级H级
最高允许温度（℃）105 120 130 155 180
绕组温升限值（K）60 75 80 100 125
性能参考温度（℃）80 95 100 120 145
在发电机等电气设备中，绝缘材料是最为薄弱的环节。

绝缘材料尤其容易受到高温的影响而加速老化并损坏。

不同的绝缘材料耐热性能有区别，采用不同绝缘材料的电气设备其耐受高温的能力就有不同。

因此一般的电气设备都规定其工作的最高温度。

人们根据不同绝缘材料耐受高温的能力对其规定了7个允许的最高温度，按照温度大小排列分别为：Y、A、E、B、F、H和C。

它们的允许工作温度分别为：90、105、120、130、155、180和180℃以上。

因此，B级绝缘说明的是该发电机采用的绝缘耐热温度为130℃。

使用者在发电机工作时应该保证不使发电机绝缘材料超过该温度才能保证发电机正常工作。

绝缘等级为B级的绝缘材料，主要是由云母、石棉、玻璃丝经有机胶胶合或浸渍而成的。

测速发电机输出电动势与转速成比例的微特电机。

测速发电机的绕组和磁路经精确设计，其输出电动势E和转速n成线性关系，即E=nK,K是常数。

改变旋转方向时输出电动势的极性即相应改变。

在被测机构与测速发电机同轴联接时，只要检测出输出电动势，就能获得被测机构的转速，故又称速度传感器。

简介（tachogenerator ）为保证电机性能可靠，测速发电机的输出电动势具有斜率高、特性成线性、无信号区小或剩余电压小、正转和反转时输出电压不对称度小、对温度敏感低等特点。

此外，直流测速发电机要求在一定转速下输出电压交流分量小，无线电干扰小；交流测速发电机要求在工作转速变化范围内输出电压相位变化小。

测速发电机广泛用于各种速度或位置控制系统。

在自动控制系统中作为检测速度的元件，以调节电动机转速或通过反馈来提高系统稳定性和精度；在解算装置中可作为微分、积分元件，也可作为加速或延迟信号用或用来测量各种运动机械在摆动或转动以及直线运动时的速度。

测速发电机分为直流和交流两种。

一、直流测速发电机1.直流测速发电机原理直流发电机的工作是基于电磁感应定律，即：运动导体切割磁力线，在导体中产生切割电势；或者说匝链线圈的磁通发生变化，在线圈中发生感应电势。

2.直流测速发电机分类按照励磁方式划分，直流测速发电机有两种型式。

有永磁式和电磁式两种。

其结构与直流发电机相近。

A.永磁式采用高性能永久磁钢励磁，受温度变化的影响较小,输出变化小，斜率高,线性误差小。

这种电机在80年代因新型永磁材料的出现而发展较快。

B.电磁式采用他励式，不仅复杂且因励磁受电源、环境等因素的影响，输出电压变化较大，用得不多。

用永磁材料制成的直流测速发电机还分有限转角测速发电机和直线测速发电机。

它们分别用于测量旋转或直线运动速度，其性能要求与直流测速发电机相近，但结构有些差别。

1. 永磁式直流测速发电机永磁式直流测速发电机的定子磁极由永久磁钢做成，没有励磁绕组，结构组成定子：永久磁钢做成励磁磁极，外壳、碳刷支架、碳刷、接线盒、轴承。

发电机的运行规定1、发电机并列后，有功负荷的增加速度决定于汽轮机。

2、发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式称为额定运行方式。

发电机可以在这种方式下长期连续运行。

图683、发电机组运行参数变动时的运行规定：（1）正常运行时，发电机的频率应经常保持50Hz运行。

当功率因数为额定时，频率变化 2%范围内，发电机需能连续输出额定功率。

（2）发电机应运行在额定电压下，电压变化范围不超过额定值的±5%，相应电流变化±5%。

（3）发电机应能在进相功率因数0.95（超前），额定容量工况下长期连续运行。

图69 图70（4）发电机无功负荷运行应保证机端和厂用系统电压在额定值。

（5）发电机三相电流应相近，均不得超过额定值，三相定子不平衡电流之差与额定电流之比，不得超过10%，且任一相最大电流不得超过额定值，当定子过流时，应适当减少励磁，降低定子电流，必要时降低有功。

图71（6）发电机转子、定子线圈、定子铁芯的最大允许温升为：发电机在额定冷却空气温度及额定功率因素下，带额定负荷连续运行时所发生的温度，转子不允许超过130℃，定子线圈、定子铁芯不允许超过120℃。

其温升限度如下：（7）进风温度变动时运行方式的规定：1）发电机各部位允许温度均不得超过规定值。

当定子、转子绕组温度或定子铁芯温度超过规定值时，应检查原因，必要时减负荷运行直至停机检查。

当进风温度超过40℃时，发电机静子电流按下列标准执行，当进风温度超过55℃时则不允许发电机运行。

当进风温度在41℃~45℃时，每升高1℃应降低额定出力的1.5％；当进风温度在46℃~50℃时，每升高1℃应降低额定出力的2％；当进风温度在51℃~55℃时，每升高1℃应降低额定出力的3％2）当发电机进风温度低于额定值时，可提高电流运行。

当时风温度在40-25时，每降低1℃，允许电流升高额定值的0.5%，此时转子电流也允许相应增加0.5%的额定转子电流。

3）发电机在运行中功率因数变动时，应使定子电流和转子电流不超过当时进风温度下所允许的数值。