三峡电站设备额定值
电力系统稳态分析思考题
电力系统稳态分析思考题
• • 7、用扩径导线或分裂导线的主要目的是什么？P42 • 8、220kV和500kV线路上每串绝缘子的片数一般为多少？ P43 • 9、铝线和铜线的电阻率是多少？P45 • 10、架空输电线为什么要换位？何谓“完全换位”？ P44 • 11、架空输电线路的电抗一般为 /km左右。P50 • 12 、 架空输电线路的电纳一般为 S/km左右。P56 • 13、正常的架空输电线路的电导一般为 S/km左右。 P58 • 14、架空线路与电缆线路在电气参数上主要有哪些差别？ P59 • 15、什么是电晕？P56-P57
电力系统稳态分析思考题
• 第6章 章 1、电力系统中的无功电源都有哪些？各有 何特点？P247 2、什么是“无功优化”问题？P243 3、什么是“等网损微增率准则”？P251 4、电力系统中主要有几种电压调整的措施？ 各自有何特点？P264-P273 5、什么是“中枢点电压管理”？它有几种 调压方式？P264-P268
B′
ห้องสมุดไป่ตู้
电力系统稳态分析思考题
14、在P-Q分解法中，雅可比矩阵变成了B’和B”，与牛顿法的 雅可比矩阵相比它们有什么特点？P194 15、P-Q分解法的修正方程式是什么？P173 16、请比较两种潮流计算方法的特点，包括原理、迭代次数、 收敛性、计算速度、实用性及计算准确度。P158-175 17、P-Q分解法的修正方程式相对于牛顿法进行了种种简化， 这是否意味着P-Q分解法的计算准确度低于牛顿法？否 （迭代收敛判据相同） 18、什么是“雅可比矩阵（Jacobian matrix）”？它有什么 特点？什么是“PV节点向PQ节点转化”问题？P159 19、潮流的约束条件都有哪些？P163
电力系统稳态分析思考题
30mw发电机参数
30mw发电机参数
30MW发电机的主要参数如下：
1. 额定功率：30MW
2. 额定功率因数：（滞后）
3. 额定电压：
4. 额定频率：50Hz
5. 额定转速：3000r/min
6. 冷却方式：自并励静止励磁（全数字双微机静止可控）
7. 额定效率（保证值）：%
8. 发电机定转子绝缘等级
9. 考核短路比（保证值）：不低于
10. 承担负序能力稳态I2（标么值）：最大值为10%
11. 暂态压（恒电流）：不小于2倍额定励磁电流
12. 噪声（距机壳1米处，额定功率时不大于90分贝(A)
13. 励磁系统要求与发电机配套，并具有足够的裕量保证发电机在任何故障情况下励磁部分不出现故障，要求提供励磁部分配套厂家。
请注意，具体参数可能因不同厂家、型号有所差异。
如需了解更多信息，建议咨询发电机生产厂家或专业技术人员。
宜都换流站5012断路器故障原因分析
宜都换流站5012断路器故障原因分析本文介绍了一起换流站GIS断路器故障，对故障原因进行了分析，并提出来相应的措施。
标签：换流站;断路器;故障0 前言宜都换流站是三峡电站电力外送配套工程“三—沪直流输电工程”的送端站，位于宜都市红花套镇蔡家冲，处于三峡电站与华中电网的功率交汇处，是一个大型交、直流枢纽换流站。
宜都换流站500kV交流场GIS设备是由新东北电气和瑞士ABB公司成套提供，采用一倍半接线方式，共6个完整串。
断路器型号为ELK SP3（带合闸电阻），电压等级500kV，2006年12月投入运行。
GIS设备结构紧凑、占地面积小、日常运维工作量小，对无线电干扰、电磁干扰等有较强的屏蔽性。
满足了现场对场地、环境的要求。
1 故障情况现场5011、5012断路器热备用，5013断路器运行带第一大组交流滤波器#61母线，5611、5612、5613、5614小組滤波器热备用。
天气多云，环境温度10℃，无雷电。
在2015年3月11日，按照调度的指令，针对5011断路器对极I换流变采取充电，其中5011断路器是属于正常合上状态。
在23：43：33，也就是合上5011断路器在87秒之后，针对极I换流变交流引线差动保护、换流变交流引线零序差动保护，第一大组交流滤器中61母母线差动保护动作，其中5011和5013断路器是属于跳开状态，这个过程5012断路器正在处于热备用状态。
2 故障原因的具体分析从保护动作情况以及保护取量的角度采取分析，交流滤波器母差保护电流都是取用500kV，其中第一串T3以及T6之间没有差流存在，换流变引线差动保护电流取用自500kV，其中第一串T4以及CT之间没有差流，这两个都属于保护工作，要进行前期的判断，也就是断路器5012B以及两侧的CT位置。
2.1 现场检查情况（1）外观检查正常，无放电痕迹。
（2）试验人员要针对5012B的断路器、隔离开关室以及电流互感器采取气体分解物的有效测试，结果是断路器气室内有SO2，含量在249ul/L，同时还有H2S，含量是13.8ul/L，这两项的含量都已经严重超过规定数值。
水利发电站设备技术参数表
水利发电站设备技术参数表1. 引言水利发电站是一种重要的能源发电设施，其装备和技术参数对于发电效率和稳定性有着至关重要的影响。
本文将详细列出水利发电站中常见设备的技术参数，并对其作用和要求进行阐述。
2. 水轮机2.1 类型：水力发电站常见的水轮机类型有混流式、轴流式和反射式等。
2.2 转速：水轮机转速对于发电机组的运行稳定性和转换效率有着重要影响，通常为500-1,000转/分钟。
2.3 额定功率：水轮机额定功率是指在额定流量和额定水头下，其输出的平均有用功率。
2.4 效率：水轮机的效率是指其将水能转换为机械能的程度，一般在90%以上。
3. 发电机组3.1 类型：水力发电站中常用的发电机组类型有同步发电机组和异步发电机组等。
3.2 额定功率：发电机组的额定功率是指在稳定的转速和负载下，发电机所能提供的连续输出功率。
3.3 电压：发电机组的输出电压通常为高压或超高压，并且需要满足相关国家或地区的电网要求。
3.4 功率因数：发电机组的功率因数是指其有功功率与视在功率之比，一般要求为0.8以上。
4. 水泵4.1 类型：水力发电站中常见的水泵类型有离心泵、轴流泵和混流泵等。
4.2 流量：水泵的流量是指单位时间内通过水泵的体积，通常以m³/s为单位。
4.3 扬程：水泵的扬程是指水泵能够提供的压力，一般以米为单位。
4.4 效率：水泵的效率是指其将机械能转换为水能的程度，一般在70%以上。
5. 闸门5.1 类型：水力发电站中常见的闸门类型有升降闸、控制闸和溢流闸等。
5.2 尺寸：闸门的尺寸直接影响其调节水流的能力，需根据水利工程具体需求进行设计。
5.3 耐压能力：闸门的耐压能力是指其能够承受的水压力，需符合设计标准和工程要求。
6. 输电线路6.1 电压等级：水力发电站输电线路的电压等级通常为高压或超高压，并且需要满足相关国家或地区的电网要求。
6.2 安全距离：输电线路需要满足一定的安全距离要求，以保证线路稳定运行和安全运维。
发电站设备技术参数说明书
发电站设备技术参数说明书一、引言本技术参数说明书旨在详细描述发电站设备的技术参数，为项目建设和设备选型提供依据。
该说明书涵盖了发电站的主要设备，包括发电机组、变压器、开关设备等。
每个设备的基本参数、性能指标及相应的技术要求将在下文中进行详细说明。
二、发电机组1. 基本参数1.1 发电机组型号：XYZ-10001.2 发电机额定容量：1000MW1.3 额定功率因数：0.81.4 机组电压：1000V1.5 额定频率：50Hz1.6 运行方式：连续运行1.7 发电机转速：3000转/分钟2. 性能指标2.1 效率：95%2.2 功率因数范围：0.8-1.02.3 开启时间：≤5分钟2.4 电压调整率：≤±1%三、变压器1. 基本参数1.1 变压器型号：ABC-20001.2 额定容量：2000MVA1.3 额定电压：500/220kV1.4 频率：50Hz1.5 冷却方式：自然冷油循环系统2. 性能指标2.1 负载损耗：≤1%2.2 空载损耗：≤0.5%2.3 绝缘电阻：≥1000MΩ2.4 短路阻抗：≤10%四、开关设备1. 基本参数1.1 开关设备型号：DEF-1001.2 额定电压：1000V1.3 频率：50Hz1.4 绝缘电阻：≥200MΩ1.5 遮断电流：≥1000A2. 性能指标2.1 机械寿命：≥10000次2.2 防护等级：IP652.3 遮断能力：≥50kA2.4 防护功能：过载、短路、接地保护五、控制系统1. 基本参数1.1 控制系统型号：GHI-50001.2 控制方式：自动控制、远程监控1.3 通讯方式：以太网、Modbus1.4 温度控制范围：-20℃~60℃1.5 湿度控制范围：10%~90%2. 性能指标2.1 响应时间：≤100ms2.2 故障诊断功能：支持2.3 数据存储容量：≥10TB2.4 可视化界面：支持六、安全保护系统1. 基本参数1.1 安全保护系统型号：JKL-30001.2 监测范围：发电机组、变压器、开关设备等的温度、电流、电压等参数1.3 报警方式：声光报警、远程报警1.4 处理能力：支持自动切换、数据记录、故障诊断2. 性能指标2.1 监测精度：±1%2.2 报警响应时间：≤10s2.3 报警记录存储容量：≥1000条2.4 远程监控功能：支持七、总结本技术参数说明书详细描述了发电站设备的基本参数、性能指标及相应的技术要求。
世界最大水轮机——三峡70万千瓦水轮机组研制概况
世界最大水轮机——三峡70万千瓦水轮机组研制概况(上)工程总投资：150亿元以上工程期限：1996年——2012年三峡左岸电站厂房入口三峡水电站是目前世界最大的水电站，这里安装着世界最大的水轮发电机组。
在三峡泄洪坝两侧底部的水电站厂房内，共安装有32台70万千瓦级水轮发电机组；其中左岸厂房14台，右岸厂房12台，右岸地下厂房6台，另外还有2台5万千瓦的电源机组，总装机容量2250万千瓦；相当于20座百万千瓦级核电站，比巴西伊泰普水电站多了850万千瓦。
左岸厂房和右岸厂房已建成投产的26台机组，日均发电量3.3亿度，满负荷运行可达4亿度，年发电量近1000亿度，约占全国发电量的33分之一。
三峡水电站安装的32台70万千瓦水轮机组是目前世界上出力最大、尺寸最大的混流式水轮发电机组。
大型水轮发电机组是水电站核心设备，也是制造难度最高的顶尖工业产品之一，涉及众多复杂加工技术。
长期以来，核心技术一直为少数发达国家所垄断。
在1996年三峡左岸14台机组招标前，全世界已建成的70万千瓦水机组仅有21台，分别位于美国大古力（Grand Coulee）水电站和巴西伊泰普（Itaipu）水电站。
1970年代，加拿大通用电气公司（GE Canada）和美国阿里斯-查尔摩斯公司，为当时世界最大的水电站——美国大古力水电站第三厂房建造了3台70万千瓦水轮发电机，这三台机组原来按照60万千瓦水轮机设计，后来改进了水轮机转轮，使转轮直径放大到9.23米。
首台机组于1978年4月建成投产，成为世界第一台额定出力达到70万千瓦的水轮发电机组。
1980年代，法国阿尔斯通、瑞士ABB、德国Voith以及加拿大通用电气、德国西门子等企业，共同为巴西和巴拉圭两国合建的伊泰普水电站，制造了18台两种规格的70万千瓦水轮机组，陆续于1984年5月至1991年5月间投产发电，使其一跃成为当时世界最大的水电站。
2001年，伊泰普水电站又在预留机坑位置扩建2台70万机组，使装机总量从1260万千瓦增加到1400万千瓦。
三峡电站设备额定值(2021整理)
三峡电站设备额定值发电机主要技术参数发电机主要特征高程励磁系统主要技术参数空载励磁电压211V空载励磁电流2190A840MVA，功率因数为时的励磁电压(转子115℃时) 409V840MVA，功率因数为时励磁电流3940A励磁顶值电压励磁顶值电流7880A允许强励时间(励磁顶值电流下) 20s励磁系统退出一个整流桥时，在励磁顶值电流下，允许工作时间不小于20s励磁系统电压响应时间上升不大于下降不大于励磁绕组两端过电压值机组在任何运行状态下(包括电网故障扰动，发变组断路器或磁场断路器跳闸)，励磁绕组过电压的瞬时值不超过出厂试验时绕组对地耐压试验电压幅值的50%。
励磁系统的年不可利用率不大于0.05%励磁系统投入商业运行后到首次故障间隔时间不小于30000h励磁系统使用寿命不少于20y励磁系统平均故障间隔时间(MTBF)不小于50000h2) 励磁变压器制造厂SUNTEN型式环氧浇注、单相额定容量3x2300kVA一次侧电压20/31/2kV 5%二次侧电压1026V绝缘等级H耐压水平一次侧1min工频耐受电压50kV冲击耐受电压(峰值) 125kV温升80K短路阻抗6%空载时的损耗3000W发电机最大负荷时的损耗16000W空载电流(额定电流的%) <5%联结方式Yd11局部放电水平10pc冷却方式自然空冷防护等级IP20负荷特性电感负荷〔三相静态可控硅〕3) 20kV氧化锌避雷器型式：金属氧化物避雷器额定电压25kV避雷器持续运行电压(有效值) 20kV直流1mA参考电压(不小于) 35kV标称放电电流下残压(不大于) 48kV(峰值)2mA方波冲击电流耐受400A4) 晶闸管整流装置晶闸管元件反向峰值电压4200V晶闸管元件额定正向平均电流1400A整流柜冷却方式强迫风冷冷却风机数量1+1冷却风机额定值400V，三相，4620W风机噪声 65dB(A)5) 灭磁设备(1) 直流开关磁场断路器额定电流5000A磁场断路器额定电压1500V(2) 交流开关交流开关额定电流4000A交流开关额定电压7200V交流开关最大分断电流(电压在7200V时) >63kA交流开关最大分断电压1800V6) 直流侧过电压保护crow bar动作电压值3500V7) 起励及电气制动(1) 起励参数起励电压42V起励电流438A起励时间约5s(2) 电气制动参数电气制动时励磁电压221V电气制动时励磁电流2300A制动时间<600s(3) 制动变压器型式干式、环氧浇注相数 3额定容量579kVA一次侧电压二次侧电压178V耐压水平(一次侧1min工频耐受电压) 4kV(4) 制动整流器整流元件反向峰值电压2500V整流元件额定正向平均电流2100A8) 励磁调节器AVR调节范围：70-110%U GNFCR调节范围：0-110%I fNIPB主回路分支回路频率50Hz 50Hz额定电压20kV 20kV最高电压24kV 24kV额定电流26kA 0.5kA(12kA)三相短路电流(r.m.s) 160kA 300kA额定峰值耐受电流440kA 820kA额定短时耐受电流(r.m.s) 160kA 300kA额定短时持续时间2s 2s额定冲击耐受电压(峰值) 125kV 125kV1分钟工频耐受电压(有效值)湿试55kV 55kV干试68kV 68kV外壳尺寸(mm) 1510 650相间距离(mm) 2500 2500(2000)冷却方式自然冷却自然冷却发电机制动开关(HEC3)频率50Hz额定电压24kV额定电流12kA制动电流26kA制动时间≥10min.合闸时间≤50ms相间不同期性合闸操作≤2ms分闸操作≤2ms相间距离额定短路关合电流(峰值) 300kA额定峰值耐受电流300kA额定短时耐受电流及持续时间110kA,3s电气寿命额定电流CO次数关合额定电流次数600次5000次机械稳定性操作次数10000次SF6气体年漏气率< 0.5%SF6气体含水量验收值：≤150μl/l(200C)运行值：≤300μl/l( 200C) 绝缘水平雷电冲击耐受电压μs)(峰值)相对地125kV断口间145kV1min工频耐受电压(有效值)相对地60kV断口间70kV辅助回路1min工频耐受电压(有效值) 2kV局放(三相总量，试验程序按IEC标准) ≤3pC运输尺寸约 5.0m ⨯ 6.37m⨯ 2.145m(长⨯宽⨯高)。
直流调制措施在三峡-华东直流输电系统中的作用
和三峡电网50 士0.2 Hz 的频率考核指标作为判断
频率是否失稳的判据。 (2) 电压稳定: 故障后系统能保持电 压稳定， 主 要枢纽变电站母线电 压恢复到大于或等于额定电 压 的80%， 而小于75%额定电 压的持续时间不大于l so (3) 功角稳定: 故障切除后，同步系统中任意 2 台机组相对功率角不大于 180“并呈减幅振荡。
4 结 论
NETOMAC模拟计算， 通过模拟计算得知， 当三常
直流线路故障双极闭锁时， 无功率提升下， 需要在 0 . 3 s 内切除三峡左一电站 3 台700 MW 发电机组， 才能使系统的最大频率偏差下降至0 . 195 Hz ; 而同 样故障情况下， 起动直流功率提升后只需要在0.3 s 内切除三峡左一电站 2 台700 MW 发电机组， 就可 使系统的最大频率偏差下降至0. 16 Hz， 三峡电网 J 恢复安全稳定运行。
第 8 卷 (2006 年第2 期)
电力 安 全 技术
丫 a n j iu y u k a ifa
研究与开发
必将影响到两端电网的安全稳定运行， 而且对送端 三峡电网稳定性的影响更大。
表1 2005 夏大方式下直流系统故障引起三峡电网最大频率偏差/ H z
直流功率提升 三常线路单 / 双极闭锁
是 否
随着2005年三峡电站机组的全部投运， 三峡电 网和华东电网将通过多回直流输电系统实现互联。 现选取起点为三峡电网，终点为华东电网的 2 条 500 kV直流输电线路作为研究对象， 通过对摸拟直 流故障时稳定计算结果的分析， 研究直流调制措施 对三峡电网安全稳定运行的影响， 并尝试提出可行 的解决方案， 为保证三峡电网的安全稳定运行和实
Y
研 究与开发 a njiu y u ka ifa
三峡大坝具体内容与数据
葛洲坝水利枢纽工程由船闸、电站厂房、泄水闸、冲沙闸及挡水建筑物组成。
船闸为单级船闸，●二号两座船闸闸室有效长度为280米，净宽34米，一次可通过载重为1.2万至1.6万吨的船队。
每次过闸时间约50至57分钟，其中充水或泄水约8至12分钟。
●三号船闸闸室的有效长度为120米，净宽为18米，可通过3000吨以下的客货轮。
每次过闸时间约40分钟，其中充水或泄水约5至8分钟。
●上、下闸首工作门均采用人字门，其中一、二号船闸下闸首人字门每扇宽9．7米、高34米、厚27米，质量约600吨。
（为解决过船与坝顶过车的矛盾，在二号和三号船闸桥墩段建有铁路、公路、活动提升桥，大江船闸下闸首建有公路桥。
）三座船闸中，大江1号船闸和三江2号船闸为中国和亚洲之最。
船闸各长280米、高34米，闸室的两端有2扇闸门，下闸门两扇人字型闸高34米，宽9.7米，重600吨，逆水而上的船到达船闸时上闸门关闭着，下闸门开启着，上下游水位落差20米，船驶入闸室内，下闸门关闭，设在闸室底部的输水阀打开，水进入闸室，约15分钟后，闸室里的水与上游水位相平时，上闸门打开，船只驶出船闸。
下水船过闸的情况下好相反。
每次船只通过葛洲坝大约需要45分钟。
葛洲坝建船闸三座和两条航道，可通过万吨级的轮船，为当今世界最大的船闸之一。
大坝全长2606.5米，两侧布置三江、大江两线航道，航道与泄水闸之间分别布置二江及大江电厂。
一、工程概况三峡水利枢纽是综合治理和开发长江的骨干工程，主要任务是防洪、发电、通航。
三峡双线五级船闸是三峡枢纽三大主要建筑物之一，于1994年4月正式开工兴建，2003年6月建成经验收投入试通航运行，2004年经国务院验收投入正式运行。
三峡船闸为双线连续五级船闸，设计年单向通过能力5000万吨，一次通过万吨级船队，闸室有效尺寸280m×34m×5.0m，总设计水头113m,级间最大输水水头45.2m,闸室充（泄）水时间≤12min；船闸上游水位变幅40m，下游水位变幅11.8m。
电气工程基础习题答案
电气工程基础》题解（第1 章）1- 1 简述我国电力工业的现状和发展前景？答：建国以来我国的电力工业得到了飞速的发展，在电源建设、电网建设和电源结构建设等方面均取得了世人瞩目的成就。
目前我国电力工业已进入“大机组”、“大电网”、“超高压”、“高自动化”的发展阶段。
截至2000年，全国装机容量已达316GW，年发电量1.3*1012KW?h,均居世界第二位，成为一个电力大国。
不过与发达国家相比仍有较大差距。
主要体现在，我国电力工业的分布和发展还很不平衡，管理水平和技术水平都有待提高，人均占有电力也只有0.25KW。
电力工业还需持续、稳步地发展。
我国电力工业地发展方针是一方面优先开发水电、积极发展火电、稳步发展核电、因地制宜利用其他可再生能源发电，搞好水电的“西电东送”和火电的“北电南送”建设；另一方面，要继续深化电力体制改革，实施厂网分开，实行竞价上网，建立竞争、开放、规范的电力市场。
随着总装机容量为18200MW 的三峡水电站的建成，将为我国的电力工业发展注入强大的活力和深远的影响。
2009 年三峡电站全部建成投产后，将会通过15回500KV 交流输电线路和3回500KV 直流双极输电线路，将其巨大的电能向周围的区域电网辐射，逐步建成以三峡电站为核心的全国联合电网。
1-2 电能生产的主要特点是什么？组成电力系统运行有何优点？答：电能生产主要有以下特点：⑴电能的生产和使用同时完成。
在任一时刻，系统的发电量只能取决于同一时刻用户的用电量。
因此，在系统中必须保持电能的生产、输送、和使用处于一种动态的平衡。
⑵正常输电过程和故障过程都非常迅速。
电能是以电磁波的形式传播的，所以不论是正常的输电过程还是发生故障的过程都极为迅速，因此，为了保证电力系统的正常运行，必须设置完善的自动控制和保护系统。
⑶具有较强的地区性特点。
电力系统的规模越来越大，其覆盖的地区也越来越广，各地区的自然资源情况存在较大差别，因此制定电力系统的发展和运行规划时必须充分考虑地区特点。
大型水轮发电机冷却方式
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6号下层线棒测点布置
采用安全可靠通风系统 双路径向密闭自循环端部回风无风扇旋转挡风板通风系统 磁轭通风隙（或通风隙+通风沟）为主要压头元件 总风量适宜（5%~8%裕量），风量分配合理 （5.5/ 6:4.5/4），风速均匀，冷却效果良好 实测表明：定子线棒全部测点（RTD）的最高温度与最 低温度差约为 6℃；同一高程的测点温差不大于4℃；同 一根线棒轴向温差不大于3℃。铁心最高温度与最低温度 差不大于2℃，温度分布非常均匀
18
200 8070 2700 112(125)
下风道风量 (m3/s)
试验时间
62
2002.6.10~13
14.8
2002.3.27
53.5
2002.3.10
三峡右岸电站26#机实测（见表4）
表4 26 #机实测与计算对比
项目 初步设计值 通风模型折算值 总风量（m3/s） 316.8 351 上/下风道风量（m3/s） 通风损耗（KW） 2240 2460
单位：K
备注 过严 铁心温升过严 铁心温升过严 铁心/绕组温升略偏严 合适 转子绕组略偏松 合适 合适 偏松
2台空冷器退出运行，且冷风温度不超过 40℃，水温不超 过28℃，温升仍保持额定值，导致发电机设计不经济，重 量偏重，先进性未能体现 发电机应取科学、合理、经济的温升值
适应热变形倾式斜立筋应用， 保证正常和非正常运行工况定、转子的圆度和同心度
1.3 冷却方式对比
1.3.1 全空冷的优势
电气参数较好，额定点效率高，过载能力强，适应电 站频繁开停机的运行方式，运行成本及故障率低 结构简单，现场安装、调试简便，安装周期短，易于 维护检修等
三峡电站设备额定值论述
三峡电站设备额定值论述
三峡电站是中国的一座大型水电站，其设备额定值在整个电站运行中起着非常重要的作用。
设备额定值是指该设备在设计、制造时所规定的最大工作容量，也就是能够承受的最大负荷。
首先，三峡电站的发电机额定容量为700兆瓦，是世界上最大的单机装机容量。
发电机的额定值决定了电站的发电能力，也是电站是否能够按照设计要求进行运行的重要保障。
发电机的额定容量对于电站的发电效率、输出功率都有着非常大的影响，因此必须保证发电机的额定值稳定可靠。
其次，三峡电站的水轮机额定容量为770兆瓦。
水轮机是通过水流驱动的旋转机械，是实现电能转换的核心部件。
水轮机的额定容量是指其能够承受的最大水流量和承受功率的能力，是电站发电效率的重要指标。
水轮机的额定值直接决定了电站的发电能力和水能利用效率，在电站设计和运行过程中必须严格遵守水轮机的额定值。
最后，三峡电站的变压器额定容量也是非常重要的。
变压器能够将发电机输出的电能提升到高压输送，或者将输电线路的高压电能降压到合适的电压级别进行分配。
变压器的额定容量是指其能够稳定承受的最大负荷，也是电能输送的关键设备。
合理的变压器额定值能够保证电能输送的安全稳定，也是电网运行的重要保障。
总之，三峡电站设备的额定值直接影响着电站的运行效率和安全稳定。
在电站设计和运行中，必须严格遵守设备的额定值，
保证其稳定可靠的运行，以保证电站的发电效率和电能输送的安全稳定。
三峡水利枢纽概况
1.1三峡水利枢纽概况1.1.1长江流域概况长江干流自源头至湖北省宜昌市三峡出口的南津关为上游，长度为4512km，占全江总长度的70.9％，流域面积100万km2。
集水面积大于5×104km2以上的大支流在其左岸汇入的有雅砻江、岷江、嘉陵江，右岸汇入的有乌江等。
奉节以下为雄伟险峻的三峡江段(翟塘峡、巫峡、西陵峡)，两岸悬岩峭壁，江面狭窄，水流湍急，险滩密布。
湖北宜昌南津关至江西湖口为中游，长度为955km，占全江总长度的15％，流域面积68万km2。
自枝城以下，即进入中下游平原，河床坡降小，水流平缓，沿江两岸均筑有堤防，并与众多大小湖泊相连。
汇入的主要支流，北岸有汉江；南岸有清江，洞庭水系的湘、资、沅、澧四水和鄱阳水系的赣、抚、信、饶、修五水。
全流域水量丰沛，折合单位面积年产水量约53×104m3/km2，是全国平均的2倍，水量年内分配相对均匀而且稳定。
湖口以下至长江入海口为下游，长度为896km，占全江总长度的14.1％，流域面积12万km2。
汇入的主要支流，南岸有青弋江、水阳江水系、太湖水系，北岸有巢湖水系，淮河的部分水量也通过大运河流入长江。
1.1.2三峡水利枢纽三峡水利枢纽位于湖北省宜昌市三斗坪镇，坝址控制流域面积100万km2。
三峡坝址多年平均流量为14300m3/s，多年平均径流量为4510亿m3。
三峡水库长度为570km～650km，水面平均宽度仅1.1km，属河道型水库，库容系数不足4%。
三峡工程主要特征参数见表2-1。
表2-1 三峡工程特征参数表1992年4月3日，全国人大七届五次会议通过了《关于兴建长江三峡工程的决议》；1994年12月14日，主体工程开工；2003年6月1日，三峡工程开始蓄水，6月10日蓄水到135m，进入围堰发电期；2006年10月27日，三峡水库蓄水至156m，进入初期运行期；2008年，三峡电站26台机组全部投入运行，汛后进行了175m试验性蓄水，最高蓄水位至172.8m；2009年9月，三峡枢纽三期工程通过验收，除升船机外，初步设计中的各项目已全部完成，汛末从9月15日开始试验性蓄水，最高蓄水位至171.43m；2010年，三峡水库从9月10开始继续进行试验性蓄水，10月26日成功达到正常蓄水位175.0m。
水利水电工程施工供用电管理办法
《水利水电工程施工供用电管理办法》第一章总则1.1为保证工程建设的供电和用电,明确供用电各方职责，确立正常的供用电秩序，根据《电力法》、《电力供应与使用条例》、《电网调度条例》、《供电营业规则》等相关法律、法规，结合工程的实际情况，特制订本办法。
1.2本管理办法适用于工区所有供用电管理单位及对外交通专用公路。
工区以外由工程供电局用电的按本办法执行，由地方供电的工程供电局负责协调。
1.3中国长江三峡工程开发公司工程建设部（以下简称建设部）公共工程项目部对工区供电系统的规划、设计、建设、运行等进行全过程管理,负责对用电进行监督管理.1.4中国长江三峡工程开发总公司工程建设部委托长江三峡水电工程有限公司金沙江分公司工程供电局(以下简称供电局)具体负责35千伏及以上的供电设施和10千伏公用电网的运行维护和经营管理.1.510千伏及以下用电设施原则上由各报销装施工企业用户自行管理，公用线路分支用户采取谁用谁管理的原则。
第二章工区供配电系统组成2.1工程施工供电系统以 110千伏变电所（2×50兆伏安、110/35/10千伏)为中心，以永善变电站至 110千伏双回线路（永溪I回、永溪II回）为主供电源，以工区内35千伏变电所（含临时箱式变电站)及相应35千伏线路和10千伏电网组成配电网络.2.2按施工供电系统的规划设计和工程实际情况,分步实施35千伏及以下配电网络,截止2004年9月底，已有1座110千伏变电站和4座35千伏箱式变电站运行，其简明情况如下:第三章管理职责3.1工程建设部全面负责施工供用电系统的管理，具体管理事务由公共工程项目部负责，职责如下：3.1.1执行施工供电系统管理合同，组织处理合同变更等事宜；3.1.2组织供电局运行维护用和更改工程费用的审查;3.1.3审批35千伏及以上系统的运行方案；3.1.4根据工区用电负荷的统计进行分析预测,分年度向地方电力部六报用电计划指标,并负责对计划用电、节约用电进行控制；3.1.5审查并转报供电局及其它供电管理部门上报的周报、月报、年报、事故报表及有关文件资料等；3.1.6负责对供电系统的固定资产进行管理；3.1.7审批用户的报装增容、供电方案及转供电业务；3.1.8根据工程的有关规定及国家电价政策，会同建设部有关部门确定各种供电单价和各种附加费用的收费标准；3.1.9负责组织办理供电工程基建与运行管理单位之间的验收移交工作，负责组织办理不同运行管理单位之间的管理交接工作；3.1.10组织有关部门共同办理供电差价结算和工程公共用电量的审核；3.1.11与建设部有关单位共同处理停电索赔及反索赔的有关事项；3.1.12负责协调工区供用电双方的关系；3.1.13处理与地方电力部门的供用电关系;3.1.14对安全合理供用电、运行维护和经营管理实施监督和管理。
混流式水轮发电机机械过速试验轴承甩油原因分析 王大庆
混流式水轮发电机机械过速试验轴承甩油原因分析王大庆发表时间：2019-05-24T11:10:40.797Z 来源：《电力设备》2018年第34期作者：王大庆[导读] 摘要：我国河流众多，径流丰沛、落差巨大，蕴藏着非常丰富的水能资源，理论蕴藏量6.94×108kW，技术可开发量5.42×108kW，均居世界第一位。
（云峰发电厂吉林集安 134200）摘要：我国河流众多，径流丰沛、落差巨大，蕴藏着非常丰富的水能资源，理论蕴藏量6.94×108kW，技术可开发量5.42×108kW，均居世界第一位。
随着我国科学技术的不断发展，大批自主研发的具有世界先进水平的新技术、新工艺、新材料等在水电工程建设中得到广泛应用，水电建设已经达到世界先进水平。
现阶段我国的水电站数量众多，水电单机机组容量已发展至三峡的70×104kW。
2017年，全国水电装机达到3.3×108kW。
在我国水电站建造过程中，机组调试过程中出现甩油事件的情况较为常见，但出现甩油的原因不尽相同。
某发电厂房是坝后式明厂房，电站总装机为2.5×104kW，2×7.5MW+2×5MW4台混流式机组。
通过描述2号机组在过速试验时发生甩油事件的原因进行分析、总结，找到解决问题的办理和经验。
关键词：混流式水轮发电机；机械过速试验轴承；甩油原因分析1、事件背景在一切准备工作完成后机组调试人员将2号机组正常开机至空转状态，经调试人员检查，机组各项指标正常。
下午17：36开始升速进行过速试验，因水头低（超过最低发电水位0.7m），活动导叶开至最大时转速约146.7%，未能达到155%机械过速值，且转速超过115%时上导及推力油盆（上导通气孔、测温电阻出线孔、挡油桶3个位置）出现甩油现象，并随转速增加，甩油量加大，17：37紧急停机。
2号机组在额定转速下未发生甩油现象，超过额定转速一定比例后，上导油盆通气孔、测温电阻出线孔及挡油孔出现甩油现象。
水电站主要参数确定.
第四章 水电站主要参数的选择
水电能源学
以下分别讨论最大工作容量、备用容量和重复容量的选择原则和方 法： 一、水电站最大工作容量N水工的确定原则 目前我国电力系统的负荷主要由火电站和水电站共同承担，若水电 站多装机，则火电站就可少装机，所以水电站应装多少工作容量必须 和火电站进行动能经济比较。
第四章 水电站主要参数的选择
平均出力
N重复 N备用 N水工
h经济
h必须
8760 年持续时间（h）
第四章 水电站主要参数的选择
水电能源学
4.3 水电站正常蓄水位及死水位选择 一、水电站正常蓄水位选择 正常蓄水位是指水库最高兴利水位，即在水库正常运用情况下，为满 足兴利设计要求，在开始供水时，水库应蓄到的最高水位。
第四章 水电站主要参数的选择
因此，必须在比较方案中选择一个经济合理的Z正蓄。
第四章 水电站主要参数的选择
水电能源学
三、水电站正常蓄水位Z正蓄比较方案的拟定
针对水电站工程的具体情况，首先对有关因素进行分析，确定Z正蓄的上 、下限，然后在此基础范围内拟定若干中间方案（4〜8个）进行比较。
Z正蓄的下限主要根据电力及水利系统各部门提出的最低要求来确定：如 最小装机容量、多年平均发电量和水库防洪标准等指标要求。
另外， Z正蓄过高，因蒸发和渗漏损失过大，反而使发电量的增量∆E水 减少。
Z正蓄
Z正蓄
N水装
E水
第四章 水电站主要参数的选择
水电能源学
2、水电站正常蓄水位Z正蓄与综合效益指标的关系 当水电站兼有防洪、灌溉、航运等综合利用任务时，各用水部门的效益 指标随着Z正蓄的增加而增加： 提高Z正蓄可增加库容，有利于水库削减洪峰，减小泄量； 提高Z正蓄可增加调节水量，扩大下游灌溉面积，而且有利于从水库引 水自流灌溉； 提高Z正蓄可改善上游的航运条件。同时有利于加大航运的下泄流量， 改善下游的航运条件。
3.5万千瓦水轮发电机轴电流允许范围
3.5万千瓦水轮发电机轴电流允许范围一、简介水轮发电机是利用水能转换为机械能，再通过发电机转换为电能的装置。
在水力发电站中，水轮发电机是起到转换水能为电能的重要设备之一。
在水轮发电机的运行过程中，轴电流是一个重要的参数，其合理范围对于保障设备运行安全、稳定具有重要意义。
二、轴电流的定义轴电流是指水轮发电机转子或转子绕组上的电流。
它是在水力发电站中对水轮发电机转子绕组进行实时监测的重要指标之一。
轴电流的大小直接关系到水轮发电机的运行安全、稳定。
三、轴电流的重要性1.水轮发电机的轴电流是反映其绕组运行状态的重要参数。
通过对轴电流进行监测，可以了解发电机绕组的电气运行状态，及时发现发电机运行过程中存在的问题。
2.轴电流的大小直接关系到水轮发电机的散热和绕组的损耗。
如果轴电流过大，会导致水轮发电机发热过高，影响设备的运行安全。
3.水轮发电机轴电流的正常范围可以作为设备运行状态的重要参考，对于及时发现设备异常、保障设备安全运行具有重要意义。
四、轴电流的允许范围根据水轮发电机的不同类型和规格，其轴电流的允许范围也会有所不同。
在通常情况下，3.5万千瓦水轮发电机的轴电流允许范围应当控制在3以内。
具体允许范围可根据具体设备的技术参数和使用要求进行细化。
五、轴电流超出允许范围的原因1.绕组故障：水轮发电机绕组中存在短路或接地故障时，会导致轴电流异常增大。
2.转子绝缘老化：水轮发电机转子绝缘老化严重时，会导致轴电流升高。
3.水轮发电机负载变化：在水轮发电机的负载变化较大时，会导致轴电流的波动。
六、轴电流超出允许范围的处理方法1.根据水轮发电机的实际运行情况，及时调整负载，控制轴电流在正常范围内。
2.定期对水轮发电机的绕组进行检测和维护，确保设备的绝缘正常。
3.对于发现轴电流超出允许范围的情况，应当及时停机检修，排除故障，保障设备运行安全。
七、结语水轮发电机轴电流的正常运行对于水力发电站的安全稳定运行具有重要意义。
相关管理部门和水电站运维人员应当加强对水轮发电机轴电流的监测和管理，确保设备的安全运行。
三峡电站水轮发电机参数选择
三峡电站水轮发电机参数选择
周献林;吴云;康义
【期刊名称】《电网技术》
【年(卷),期】1996(20)10
【摘要】本文以国务院三峡建设委员会等部门审定的三峡电站输电系统规划作为前提，就三峡电站发电机组主要参数对系统稳定、无功分布、短路电流水平等因素的影响进行了研究，并结合机组主要参数的变化对机组造价的影响，提出了对参数的推荐意见，供有关部门参考。
【总页数】5页(P8-12)
【关键词】水轮发电机;选择;技术参数
【作者】周献林;吴云;康义
【作者单位】武汉中南电力设计院
【正文语种】中文
【中图分类】TM312.013
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引起的思考 [J], 李基成
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三峡电站设备额定值发电机主要技术参数发电机主要特征高程励磁系统主要技术参数空载励磁电压211V空载励磁电流2190A840MVA，功率因数为0.9时的励磁电压(转子115℃时) 409V840MVA，功率因数为0.9时励磁电流3940A励磁顶值电压1189.4V励磁顶值电流7880A允许强励时间(励磁顶值电流下) 20s励磁系统退出一个整流桥时，在励磁顶值电流下，允许工作时间不小于20s励磁系统电压响应时间上升不大于0.03s下降不大于0.03s励磁绕组两端过电压值机组在任何运行状态下(包括电网故障扰动，发变组断路器或磁场断路器跳闸)，励磁绕组过电压的瞬时值不超过出厂试验时绕组对地耐压试验电压幅值的50%。
励磁系统的年不可利用率不大于0.05%励磁系统投入商业运行后到首次故障间隔时间不小于30000h励磁系统使用寿命不少于20y励磁系统平均故障间隔时间(MTBF)不小于50000h2) 励磁变压器制造厂SUNTEN型式环氧浇注、单相额定容量3x2300kVA一次侧电压20/31/2kV 5%二次侧电压1026V绝缘等级H耐压水平一次侧1min工频耐受电压50kV冲击耐受电压(峰值) 125kV温升80K短路阻抗6%空载时的损耗3000W发电机最大负荷时的损耗16000W空载电流(额定电流的%) <5%联结方式Yd11局部放电水平10pc冷却方式自然空冷防护等级IP20负荷特性电感负荷（三相静态可控硅）3) 20kV氧化锌避雷器型式：金属氧化物避雷器额定电压25kV避雷器持续运行电压(有效值) 20kV直流1mA参考电压(不小于) 35kV标称放电电流 2.5kA标称放电电流下残压(不大于) 48kV(峰值)2mA方波冲击电流耐受400A4) 晶闸管整流装置晶闸管元件反向峰值电压4200V晶闸管元件额定正向平均电流1400A整流柜冷却方式强迫风冷冷却风机数量1+1冷却风机额定值400V，三相，4620W风机噪声 65dB(A)5) 灭磁设备(1) 直流开关磁场断路器额定电流5000A磁场断路器额定电压1500V(2) 交流开关交流开关额定电流4000A交流开关额定电压7200V交流开关最大分断电流(电压在7200V时) >63kA交流开关最大分断电压1800V6) 直流侧过电压保护crow bar动作电压值3500V7) 起励及电气制动(1) 起励参数起励电压42V起励电流438A起励时间约5s(2) 电气制动参数电气制动时励磁电压221V电气制动时励磁电流2300A制动时间<600s(3) 制动变压器型式干式、环氧浇注相数 3额定容量579kVA一次侧电压0.4kV二次侧电压178V耐压水平(一次侧1min工频耐受电压) 4kV(4) 制动整流器整流元件反向峰值电压2500V整流元件额定正向平均电流2100A8) 励磁调节器AVR调节范围：70-110%U GNFCR调节范围：0-110%I fNIPB主回路分支回路频率50Hz 50Hz额定电压20kV 20kV最高电压24kV 24kV额定电流26kA 0.5kA(12kA)三相短路电流(r.m.s) 160kA 300kA额定峰值耐受电流440kA 820kA额定短时耐受电流(r.m.s) 160kA 300kA额定短时持续时间2s 2s额定冲击耐受电压(峰值) 125kV 125kV1分钟工频耐受电压(有效值)湿试55kV 55kV干试68kV 68kV外壳尺寸(mm) 1510 650相间距离(mm) 2500 2500(2000)冷却方式自然冷却自然冷却发电机制动开关(HEC3)频率50Hz额定电压24kV额定电流12kA制动电流26kA制动时间≥10min.合闸时间≤50ms相间不同期性合闸操作≤2ms分闸操作≤2ms相间距离 2.0m额定短路关合电流(峰值) 300kA额定峰值耐受电流300kA额定短时耐受电流及持续时间110kA,3s电气寿命额定电流CO次数关合额定电流次数600次5000次机械稳定性操作次数10000次SF6气体年漏气率< 0.5%SF6气体含水量验收值：≤150μl/l(200C)运行值：≤300μl/l( 200C) 绝缘水平雷电冲击耐受电压1.2/50μs)(峰值)相对地125kV断口间145kV1min工频耐受电压(有效值)相对地60kV断口间70kV辅助回路1min工频耐受电压(有效值) 2kV局放(三相总量，试验程序按IEC标准) ≤3pC运输尺寸约 5.0m ⨯ 6.37m⨯ 2.145m(长⨯宽⨯高)。
三相整体运输重：约5000kg3) 电压互感器频率 50Hz 额定电压 24Kv 型式 环氧树脂浇注联接及变比1#电压互感器(Y/Y/开口 ∆) 3V1003V 1003kV 20//2#电压互感器(Y/Y/开口 ∆) 3V1003V 1003kV 20//3(#电压互感器Y/Y/Y)3V1003V 1003kV 20// 二次绕组额定容量1#电压互感器(Y/Y/开口 ∆) 45VA/100VA2#电压互感器(Y/Y/开口 ∆) 100VA/100VA 3#电压互感器(Y/Y/Y) 45VA/30VA精确度1#电压互感器(Y/Y/开口 ∆) 0.2，3P 2#电压互感器(Y/Y/开口 ∆) 3P ，3P 3#电压互感器(Y/Y/Y) 0.2,3P 绝缘水平一次绕组额定冲击耐受电压(峰值) 全波 125kV截波150kV 一次绕组额定1min 工频耐受电压(有效值) 60kV 二次绕组额定1min 工频耐受电压值(有效值)3kV4)接地开关型式：户内、封闭式，三相机械联动。
时间参数 合闸时间 ≤2s 分闸时间 ≤2s 操动机构 机构型式： 电动和手动 操作方式： 远方、现地 机械操作次数C-O 5000操作电动机驱动电源AC,50Hz,380/220V装设有机构位置指示器以及与制动开关间的闭锁装置。
厂用变技术参数 1)型式单相、自冷干式变压器，三个单相变压器采用Y/∆接线，高压侧与IPB 连接，低压侧与电缆连接。
2) 额定值额定容量5000kVA额定电压高压侧203kV低压侧10.5kV相数单相频率50Hz阻抗电压6%防护等级IP20主变压器技术参数1) 型式户外三相双线圈强迫油循环水冷升压变压器。
变压器高压侧采用油/SF6套管与GIS相连接；低压侧采用油/空气套管与IPB连接；高压侧中性点采用油/空气套管引出并经中性点设备接地。
2) 额定值(1) 额定容量高压(在各种分接头下) 840MVA低压840MVA(2) 相数三相(3) 额定频率50Hz(4) 额定电压高压侧550-2×2.5%kV低压侧20kV(5) 联接组别YNd11(6) 阻抗电压(以额定容量为基准，额定电流、额定频率下，绕组温度为75℃)的实测值≥15%(7) 中性点接地方式经小电抗接地3) 温升变压器在水温28 C使用条件下，各部位的温升不得超过下表中的规定值，并按IEC60076-2的规定进行试验：金属结构件的温升值应不导致绝缘件的损坏和油受到过度老化。
4) 绝缘水平变压器本体及套管耐压试验波形及试验方法按IEC标准。
(1) 变压器本体变压器匝间工作场强不大于2kV/mm。
绝缘水平见下表。
(2) 变压器套管变压器套管(包括高压油/SF6套管、低压油/空气套管、高压中性点油/空气套管)的绝缘水平见下表。
5) 效率和损耗(1) 效率在额定电压、额定频率、额定负荷(绕组温度75℃)：变压器效率保证值(%) ≥99.794变压器效率不允许负偏差(2) 损耗在额定电压、额定频率、额定负荷下(绕组温度75℃)：变压器总损耗实测值≤1736kW总损耗不允许正偏差6) 变压器过激磁允许时间由于工频电压和频率变化引起的变压器过激磁，其持续时间应符合下表规定。
注：过激磁倍数为实际施加电压与运行分接头的额定电压之比乘以额定频率与实际频率之比。
7) 承受发电机突然甩负荷的能力发电机突然甩负荷时变压器应能承受1.4倍的额定电压不小于5s。
8) 承受短路的能力变压器承受短路能力按IEC60076-5的有关规定确定。
在无限大容量(500kV母线)系统中，变压器在任意分接头下，热稳定能力应能承受变压器满负荷运行时端部三相对称短路电流持续时间2s，线圈的平均温度最高不应超过250℃；动稳定能力应能承受端部三相对称短路动稳定电流持续时间0.25s，变压器各部位应无损坏，明显位移和变形及放电痕迹。
9) 局部放电水平应在所有绝缘试验后进行局部放电测量。
局部放电试验方法应符合IEC60270和IEC60076-3号出版物的有关规定。
施加电压的方法按下列方法进行：单独进行局部放电试验，试验电压和试验时间应满足下述要求：550kV线端承受试验电压：477kV(5min)-550kV(5s)-477kV(1h)。
在最后1小时持续时间内，550kV出线端子的视在放电量不大于100PC。
10) 声压级噪音水平按照IEC60076-10《电力变压器和电抗器声级测量》的测量方法和规定，变压器的声压级噪音水平应满足以下要求：当变压器水冷却器、油泵投入运行并在额定负载时，在距离设备0.3m处测量，变压器和冷却器的声压级噪音水平应不大于77dB(A)。
声压级噪音水平不允许有正偏差。
11) 冷却器组数与变压器的负载能力及允许运行时间在冷却系统不同运行情况下，变压器的负载能力和允许运行时间应满足以下规定：当环境温度为40℃，所有冷却器退出运行后，变压器应能满负荷运行20min以上。
当有一组工作冷却器(不包括备用冷却器)退出运行时，变压器应能满负荷运行1小时。
12) 端子箱和控制柜变压器设有1个冷却器控制柜，布置在冷却器上；设有两个端子箱，布置在变压器本体油箱上，冷却器控制柜和端子箱之间的控制信号采用光纤和控制电缆两种方式连接。
13) 空载电流在额定电压和额定频率下试验，变压器空载电流应不大于额定电流的0.15%。
14) 介质损耗因数(tgδ)变压器的介质损耗因数(tgδ)在常温(20～25℃)和额定电压下，tgδ不大于0.5%。
15) 变压器油量每台变压器油量为88t。
制造厂提供的油量为1.05倍变压器油量。
16) 冷却器的数量每台变压器设置6台水冷却器(其中备用1台)。
17) 重量(1) 变压器重量变压器带油总重480t，运输重380t，吊芯重330t。
(2) 主要附件水冷却器11t，油箱小车0.15t，高压套管升高座0.7t，中性点套管升高座0.1t，油枕2t，高压套管0.54t，中性点套管0.1t，低压套管0.45t。
18) 主要尺寸变压器起吊尺寸10.8m(长)⨯3.85m(宽)⨯4.9m(高)，冷却器起吊尺寸5.006m(长)⨯2.32m(宽)⨯4.9m(高)。