燃气-蒸汽联合循环发电设备及运行第八章
CCPP(燃气-蒸汽联合循环发电)工程培训资料
燃气轮机发电机组型号、参数和主要技术规格 (1). 燃气轮机机组 · 型号：M251S型 · 型式：重型、轴向排气、室外布置 · 套数：1套 · 制造厂商：日本三菱重工高砂制作所制造 · 燃料：主燃料： BFG 值班燃料： COG 热值控制燃料： COG · 输出功率（发电机终端）： 28500kW · 额定状态：大气干球温度： 15oC 湿度： 70 % 大气压力： 1013hPa abs · BFG供给压力（主供给管）：＋800mmAq（g） · BFG供给温度（主供给管）： 25oC · BFG低热值： 3393kJ/Nm3-dry · COG低热值： 17189kJ/Nm3-dry · 进口总压力损失：≯150mmAq · 出口总压力损失： ≯350mmAq · 燃气透平负荷： 100%（基准燃烧） · 发电机终端功率因素： 0.85 · 冷却水温度： ≤40 oC · 排出口流量： 547000 kg/h · 排出口温度： 571 oC 排气组份：O2CO2H2ON2Ar10.7%19.7%1.6%67.1%0.9%（最贵的一 台设备，约9000万元）
本联合循环发电工程对公辅能源介质的一些要求 对高炉煤气质量的要求比较高: 对热值的要求: 设计点的热值为3141kj/Nm3-dry。对热值 的稳定性要求是很高的。热值高时加N2调节,热值低时加 焦炉煤气进行调整;当BFG的热值为3393 kj/Nm3-dry需加 N2量10000Nm3/h,当BFG的热值为3732 kj/Nm3-dry需加 N2量22400Nm3/h, 当BFG的热值为3053 kj/Nm3-dry时需 加焦炉煤气量1400 Nm3/h, 最大需要的焦炉煤气量为5000 Nm3/h, 对煤气压力的要求: 对BFG的压力要求:设计基准为8kpa, 最小值为5kpa, 考虑 到这个数不太符合实际, 在第三次设计联络会, 我们提出当 压力低到3kpa时, 燃机能稳定运行, 三菱认为是可以的。 （要注意）3.要求焦炉煤气质量达到下列标准： 焦油含量： ≤1.0mg/Nm3 油雾： ≤0.5ppm wt 萘含量： ≤1mg/Nm3 H2S含量： ≤1mg/Nm3 苯含量： ≤0.1ppm v
燃气轮机蒸汽轮机联合循环
目录
• 联合循环概述 • 燃气轮机部分 • 蒸汽轮机部分 • 联合循环的运行与控制 • 联合循环的应用与发展
01
联合循环概述
联合循环的定义
• 联合循环：是一种将燃气轮机和蒸汽轮机结合使用的发电方式， 通过将两种不同方式的能量转换过程结合在一起，实现更高的 能源利用效率和发电能力。
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背压式蒸汽轮机
将汽轮机的排汽压力高于大气压力，用于驱 动其他设备或供给热用户。
抽汽式蒸汽轮机
在汽轮机中间级上抽出部分蒸汽，用于供热 或驱动其他设备。
饱和蒸汽轮机
利用饱和蒸汽来推动汽轮机叶片转动。
蒸汽轮机的工作原理
高压过热蒸汽进入汽轮机，通过一系列的喷嘴和叶片，将热 能转换为机械能，推动汽轮机转动。蒸汽在汽轮机内膨胀降 温，释放出热能并推动叶片转动，最终以冷凝水的形式排出 。
停车
停车操作则相对简单。首先，需要逐渐降低燃气轮机的负荷，然后逐步关闭燃气轮机的进气口和排气口。在燃气 轮机完全停止运行后，需要关闭相关的辅助系统，如润滑油系统和冷却水系统等。最后，需要对整个系统进行全 面的检查，确保所有设备都处于安全的状态。
正常运行与控制
正常运行
在正常运行状态下，燃气轮机和蒸汽轮机都处于稳定的工作状态。此时，需要密切关注各种参数的变 化，如燃气轮机的排气温度、蒸汽轮机的蒸汽压力等，以确保系统的正常运行。同时，还需要对各种 设备的状态进行定期检查，及时发现并处理可能出现的问题。
控制策略
为了确保联合循环系统的稳定性和经济性，需要采取一系列的控制策略。例如，可以根据实际情况调 整燃气轮机和蒸汽轮机的负荷分配，以达到最优的运行效果。同时，还可以通过调节燃气轮机的进气 温度和压力等参数，实现对整个系统的优化控制。
燃气—蒸汽联合循环简介
燃气—蒸汽联合循环在世界范围内，使用化学燃料通过热力动力机械发电的火力发电量仍然占据最高的比例。
从节约资源和保护环境等各方面来说，作为一种重要的发电装置，火力发电机组首先要求有高的热效率。
在大型热力发电设备中，目前技术水平比较成熟的，能够经济地大规模应用的只有燃气轮机和蒸汽轮机。
但是它们的热效率都不高，一般都在38—42%左右，即使最先进的燃气轮机热效率也只能达到42—44%，最先进的超临界参数蒸汽轮机热效率也只能达到43—45%。
对这两种热力机械所使用的热力循环进行分析。
燃气轮机燃气初温很高，目前的技术水平一般能达到1350—1430℃，因此燃气轮机中的热力循环平均吸热温度高，但是它的排气温度也就是循环低温也高，一般要达到450—630℃，所以燃气轮机热力循环的卡诺效率不高。
蒸汽轮机虽然循环低温较低，也就是蒸汽的冷凝温度可以降低到30—33℃，但是由于受到材料上的限制，它的蒸汽初温不高，在目前的技术水平下一般难以达到600℃，即使采用再热之后，平均吸热温度也不会太高，所以蒸汽轮机热力循环的卡诺效率也不高。
进一步分析可以发现，蒸汽轮机蒸汽初温一般在535—565℃以下，所以实际上只要有570—610℃的热源就可以让蒸汽轮机工作，而燃气轮机的排气温度就很高，在排气中蕴含着大量的热能，能够给蒸汽轮机提供所需要的热能。
因此如果使用燃气轮机排气作为蒸汽轮机的热源，蒸汽轮机就可以不额外消耗燃料了。
也就是说，蒸汽轮机可以回收燃气轮机的排气热量，额外发出一些有用功，这样就相当于增加了燃气轮机的热效率。
如前所述，目前先进的燃气轮机和蒸汽轮机的热效率基本相当，都在38—42%左右，那么，此时这个相当于增加了燃气轮机热效率的系统，热效率必然比单纯的燃气轮机和蒸汽轮机都高。
实际上，如果把上述由燃气轮机和蒸汽轮机组成的系统看成一个整体，那么在它的热力循环中，循环高温就是燃气轮机的循环高温，而循环低温则是蒸汽轮机的冷凝温度。
燃气-蒸汽联合循环机组运行经验总结
燃气 -蒸汽联合循环机组运行经验总结燃气—蒸汽联合循环具有效率高、环保性能好、自动化程度高、运行可靠性高、运行方式灵活等特点，是当今世界最受青睐的发电技术之一。
近年来，国家大力发展燃气发电机组，以江苏为例，2020年全省已有大小燃气发电企业39家，燃机数量共计83台，因其启停迅速、负荷调节速度快的特点在电网调峰起到至关重要的作用，已在发电企业中牢牢占据一席之地。
本文以金坛热电公司燃气—蒸汽联合循环机组为例，简单总结一下机组启停操作及运行经验。
金坛热电公司燃气—蒸汽联合循环机组装机容量为436MW/套，燃机本体为GE公司提供的9FB机型，型号为PG9371FB，简单循环机组出力为294.16MW（设计工况）。
燃机由一台18级的轴流式压气机、一个由18个低NOX燃烧器组成的燃烧系统、一台3级透平和有关辅助系统组成。
汽轮机为国内首台引进GE公司A650型汽轮机进行优化设计的改进型，型号为LC110/N160-15.68/1.44/0.42，三压、再热、反动式、抽凝、轴向排汽汽轮机，汽轮机采用低位布置，分高压缸、中低压合缸，通流部分由高压27级、中压12级、低压6级压力级组成。
余热锅炉型号为MHDB- PG9371FB-Q1，由东方菱日锅炉有限公司生产。
燃机出口不设置旁通烟道，余热炉进口烟道膨胀节直接与燃机扩散段法兰相连。
露天布置，无补燃、自然循环，卧式炉型。
锅炉具有高、中、低三个压力系统，一次中间再热。
过热、再热汽温采用喷水调节。
燃气—蒸汽联合循环机组的主要工艺流程：天然气在燃气轮机内直接燃烧做功，使燃气轮机带动发电机发电，燃烧产生的高温尾气通过余热锅炉，加热锅炉给水，产生高温高压蒸汽后推动蒸汽轮机，带动发电机发电。
启动过程简述燃机GE的9FB燃气轮机在机组启停过程中已实现了完全的自动控制，当燃机满足启动条件Start Check完成后，从点击Auto Start发启动令、高盘清吹、降速点火、暖机、升速、起励建压，只需要30分钟左右，全程无需任何操作及干预，在此过程中需加强对程序进行的正确性及燃机振动、分散度、燃烧脉动的监视。
燃气-蒸汽联合循环动力装置
燃气-蒸汽联合循环动力装置运行过 程中会产生一定的噪声，可能对周 围居民产生一定影响。
能效分析
能源利用效率
燃气-蒸汽联合循环动力装置的能源利用效率较高，能够将燃料中 的化学能转化为机械能或电能，提高能源利用效率。
余热利用
联合循环动力装置能够充分利用余热，减少能源浪费，进一步提高 能源利用效率。
燃气-蒸汽联合循环动力装置采用天然气等 清洁燃料，燃烧后产生的污染物较少，相 比燃煤发电具有更好的环保性能。
灵活性
可靠性
燃气-蒸汽联合循环动力装置启停速度快， 能够快速响应电网负荷的变化，提高电力 系统的稳定性。
燃气-蒸汽联合循环动力装置结构紧凑，维 护方便，可靠性较高。
联合循环动力装置的应用领域
耗油量是衡量燃气轮机燃料消耗量的重 要参数，数值越小表示燃料消耗越少。
启动时间是衡量燃气轮机从静止状态到 正常工作所需时间的重要参数，数值越 小表示启动越快。
热效率是衡量燃气轮机能量转换效率的 重要参数，数值越高表示能量转换效率 越高。
功率密度是衡量燃气轮机功率与体积关 系的重要参数，数值越高表示单位体积 内输出的功率越大。
稳定性。
06
未来发展趋势与展望
技术进步与创新
高效能技术
随着科技的不断进步，燃气-蒸汽联合循环动力装置将进一步提高 能效，降低能耗，提升运行稳定性。
智能化控制
通过引入先进的智能化控制技术，实现对燃气-蒸汽联合循环动力 装置的远程监控和自动控制，提高设备的自动化水平。
环保技术
随着环保意识的增强，燃气-蒸汽联合循环动力装置将采用更环保的 技术和材料，降低排放，减少对环境的影响。
应用领域的拓展
新能源领域
随着新能源的快速发展，燃气-蒸汽联合循环动力装置将应用于 更多新能源领域，如风能、太阳能等。
燃气蒸汽联合循环发电设备的变工况运行
其次是空气流量G随着PGT的降 低略有增加。通常可将燃气 轮机的G视为不变来进行分析。
燃气蒸汽联合循环发电设备的变工 况运行
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二、燃气轮机带动发电机时的性能
燃机运行点沿等燃料线Gf0从设计点向右边移动时， 转速升高，压比增加而接近于最佳压比，尽管这时 透平入口温度有所下降，但燃机效率仍有所提高。
燃气蒸汽联合循环发电设备的变工
况运行
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二、燃气轮机带动发电机时的性能
电站燃气轮机负载的特点是 转速不随输出功率的大小而 变，始终在设计转速下运行， 即沿压气机的n＝n0线运行。
T3*随PGT降低而 下降较快，且大 体呈直线状。这 是由于机组的G 不变。
ηGT在部分负载 下，随T3*下降比 较快，对于机组 的经济性不利。
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Байду номын сангаас
对于简单循环单轴机组：
一般是
0 max0
下降慢 max 由于T 3*下降快而下降快 功率降低时先是 和 max相靠近，相等之后变为
max
适当减缓了燃机效率下降的速度。但低负载工况条 件下由于偏离最佳工况较远，经济性较差，反映在 空载条件下燃料流量很大。
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提高机组透平入口静温
T
* 30
，不仅能提高机组效
率 0 ，而且能使部分负载下效率的下降适当变慢，
并改善低负载条件下的经济性。
燃气-蒸汽联合循环发电
燃气-蒸汽联合循环机组概况1.燃气轮机工作原理燃气轮机的工作过程是，压气机连续地从大气中吸入空气并将其压缩；压缩后的空气进入燃烧室，与喷入的燃料混合后燃烧，成为高温燃气，随即进入燃机透平中膨胀做功，推动透平叶轮带着燃机发电机做功发电。
燃气轮机静止起动时，需要将发电机转换为电动机用带动燃机旋转，待加速到一定转速后，启动装置脱扣，就可以以发电机形式来做功发电。
燃气初温和压气机的压缩比，是影响燃气轮机效率的两个主要因素。
提高燃气初温，并相应提高压缩比，可使燃气轮机效率显著提高。
工业和船用燃气轮机的燃气透平初温最高达1200℃左右，航空燃气轮机的超过1350℃。
目前美国通用电气最先进的9H型燃气轮机压缩比23.2，燃气透平初温1430℃。
2.燃气-蒸汽联合循环发电燃气-蒸汽联合循环发电机组就是将燃气轮机的排气引入余热锅炉，产生的高温、高压蒸汽驱动汽轮机，带动汽轮发电机发电。
其常见形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各分别与发电机组合的多轴联合循环。
目前，联合循环的热效率接近60%，“二拖一”的机组配置方式，提高了机组供热能力，整套机组的热效率比常规“一拖一”配置机组热效率高出0.6%，在冬季供暖期热效率高达79%。
燃气-蒸汽联合循环机组主要用于发电和热电联产，其具有以下独特的优点：①发电效率高：由于燃气轮机利用了布朗和朗肯二个循环，原理和结构先进，热耗小，因此联合循环发电效率较高。
②环境保护好：燃煤电厂锅炉排放灰尘很多，二氧化硫多，氮氧化物为200PPM。
燃机电厂余热锅炉排放无灰尘，二氧化硫极少，氮氧化物为(10～25)PPM。
③运行方式灵活：燃机电厂其调峰特性好，启停速度快，不仅能作为基本负荷运行，还可以作为调峰电厂运行。
④消耗水量少：燃气一蒸汽联合循环电厂的蒸汽轮机仅占总容量的1／3，所以用水量一般为燃煤火电的1／3，由于凝汽负压部分的发电量在全系统中十分有限，国际上已广泛采用空气冷却方式，用水量近乎为零。
燃气-蒸汽联合循环机组技术发展及运行原理分析
燃气-蒸汽联合循环机组技术发展及运行原理分析摘要:在单机设备效率提高越来越困难的情况下,要提高热力系统的效率,就必须做到能源梯级利用,以充分利用各品位的热能,提高整个系统的效率。
在这种背景下就开始出现了各种联合循环方案。
本文在此背景下主要对燃气-蒸汽联合循环机组技术发展及运行原理进行分析。
关键词:燃气-蒸汽联合循环机组技术发展运行从世界电力工业发展的历程来看,以往人们主要依靠燃煤的蒸汽轮机电站来实现发电目标。
在这个领域内,工程师的研究主要集中于提高燃煤电站的单机容量和供电效率以及解决因燃煤而造成的污染问题。
改善供电效率的主要方向是:提高蒸汽的初参数并改进其热力循环系统的设计。
目前,效率高、污染低的燃气-蒸汽联合循环发电机组开始受到重视,并获得了巨大的发展。
联合循环由于做到了能量的梯级利用从而得到了更高的能源利用率,又因为使用干净的能源如石油和天然气,所以对环境造成的污染也很小。
1燃气-蒸汽联合循环机组技术发展就世界电力工业发展的历程来看,以往人们主要依靠燃煤的蒸汽轮机电站来实现发电目标的。
在解决因燃煤而带来的污染问题方面,人们首先致力于解决粉尘的排放问题,进而向解决NOx和SOx的方向发展。
目前,粉尘的排放问题基本上已获得比较满意的解决,NOx的问题已能在锅炉中改用低NOx燃烧器的方法得以控制。
但是无论是在燃烧前、燃烧中或燃烧后处理SOx的排放问题,都是很花钱的,许多方案都还在研究之中。
目前,世界上在解决SOx的排放问题上用得最普遍的方法是采用尾气脱硫装置(FGD)。
可是这种装置的费用很高,它大约要占全电站总投资费用的20%～25%,运行费用也很昂贵。
天然气是清洁环保的化石燃料,通过低NOx燃烧器的作用,NOx的排放量可以控制在10ppm以下,而CO2的排放量则可以比燃煤或燃油者降低50%左右。
目前,天然气储量丰富,价格便宜,这为燃气轮机及其联合循环的发展提供了有利的条件。
与传统的燃煤的蒸汽轮机电站相比,燃气轮机及其联合循环的优点是:(1)供电效率远远超过燃煤的蒸汽轮机电站。
燃气蒸汽联合循环发电技术应用及运行控制_概述说明
燃气蒸汽联合循环发电技术应用及运行控制概述说明1. 引言1.1 概述随着全球能源需求的增加和环境问题的日益突出，燃气蒸汽联合循环发电技术作为一种高效、清洁的能源转换方式逐渐受到广泛关注。
该技术将燃气轮机与蒸汽循环系统有效地结合起来，通过充分利用废热产生额外的电能，并将二氧化碳等排放物减少到最低限度。
1.2 文章结构本文主要对燃气蒸汽联合循环发电技术进行综述和分析，并重点从概述、应用案例和运行控制三个方面进行详细阐述。
首先，我们将介绍该技术的基本原理、组成部分和工作过程，以便读者对其有一个全面的了解。
然后，我们将通过具体案例进行分析，以展示燃气蒸汽联合循环发电技术在实际应用中的效果和优势。
最后，我们将重点讨论该技术在运行控制方面的要点，包括控制参数与性能优化、安全运行控制策略以及故障诊断与维护管理等方面。
1.3 目的本文的目的是全面介绍燃气蒸汽联合循环发电技术，并深入探讨其在实际应用中的效果和运行控制要点。
通过对该技术的详细介绍和案例分析，我们旨在提供给读者一个清晰而全面的了解，并为相关领域的工程师、研究人员和决策者提供参考，促进该技术在能源转换领域的广泛应用与推广。
此外，我们还将展望未来燃气蒸汽联合循环发电技术的发展方向，以期为后续研究和创新提供启示。
2. 燃气蒸汽联合循环发电技术概述2.1 基本原理燃气蒸汽联合循环发电技术是一种高效能的发电方式，它结合了燃气轮机和蒸汽轮机的优点。
基本原理是通过燃料在燃气轮机中进行燃烧，产生高温高压的燃气。
然后，这些高温高压的燃气会被传递到蒸汽锅炉中，在锅炉内部与水接触产生蒸汽。
最后，该蒸汽经过管道输送至蒸汽轮机中驱动发电机转动，将化学能转化为电能。
2.2 组成部分燃气蒸汽联合循环发电系统主要由以下几个组成部分构成：- 燃气轮机：负责将燃料的化学能转换为动力能。
- 蒸汽锅炉：通过与高温高压的燃气进行换热，将水加热为蒸汽。
- 蒸汽轮机：将输入的蒸汽能量转化为旋转力，驱动发电机产生电能。
燃气蒸汽联合循环发电机组知识
第四部分 联合循环发电机组电气热控
第一节 电气设备及装置
1、联合循环机组电气安装的特点 若联合循环机组采用多轴布置,则燃机和
汽轮机分别配置一台发电机，也就是说在一 套联合循环机组中要进行两套发电机/变压器 的安装、两套PT/CT的安装、两套出线和封 闭母线安装、两套发变组保护的安装和调试， 相对应的发电机附属设备和消防设施等都是 双倍的,安装工作量远大于同样容量的常规火 电机组，
2、当代级重型燃气轮机技术的主要特征 多级轴流压气机：设计技术先进 3D ；高效率； 高稳定性， 燃烧室：以天然气和轻油为主要燃料；环保的 低NOX燃烧技术；NOX小于25ppm；空气冷却， 透平：多级轴流透平；综合空气冷却技术 气膜、 冲击、蛇形通道、带肋、绕流柱、尾缘喷射等 ； 镍／钴基超级合金；表面热障涂层等，
第一部分 燃机发展及燃机系统
某燃气电厂布置
工业燃气轮机是在飞机发动机的基础 上发展起来的 燃气轮机由英国人首先发明, 飞机发动机上世纪30年代在德国诞生 ,从 上世纪50年代开始用于工业领域 重型燃气 轮机最早来自瑞士 ,60年代以后逐步研制 出用于发电的联合循环发电机组，
燃气 天然气、煤气 -蒸汽联合循环机组, 以燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机为主力发 电设备，设备的布置有单轴、多轴等不同的 方式,但都是燃气轮机点火后的余热加热余热 锅炉,通过换热蒸发产生蒸汽推动蒸汽轮机转 子分别驱动发电机发电，
这时,关断供向发电机的变频电源,燃气 轮机继续加速,直至额定转速，燃气轮机起动 后不久,透平的排气便开始加热余热锅炉，余 热锅炉没有燃气轮机的排气旁通烟囱,也不供 应辅助蒸汽,所以,整个系统必须同时起动，这 就是燃机的SFC启动,也就是利用发电机作为 启动马达,为此,电气在励磁系统中需要配备一 套大功率的变频装置， 在启动和发电过程要 完成恒流/恒压转换
大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册 第八章 UPS系统
第八章 UPS系统第一节㊀UPS系统介绍一㊁UPS系统概述UPS（Uninterrupted Power Supply）即不间断电源㊂是以整流器㊁逆变器㊁旁路电源为主要组成部分，并含有蓄能装置的不间断电源㊂惠州LNG电厂UPS装置主要向下列负载供电：DCS㊁计算机测控系统㊁数字式电液调节器㊁汽轮机监视仪表㊁电能计费系统㊁继电保护装置㊁火灾自动报警系统以及其他自动和保护装置等㊂惠州LNG电厂UPS装置供货商为深圳正昌时代电源系统有限公司，每套装置由主机柜㊁旁路柜㊁馈线柜三部分组成㊂其中UPS 主机（含整流器㊁逆变器等）㊁整套设备控制系统㊁静态开关等为成套进口设备㊂（一）全厂UPS配置惠州LNG电厂＃1机组㊁＃2机组㊁＃3机组㊁空压机房以及循环水泵房各设置一套UPS，220kV升压站设置两套UPS单独供电，其中＃1机组㊁＃2机组㊁＃3机组UPS和空压机房UPS 及循环水泵房UPS直流电源均是由自带蓄电池供给，而220kV升压站UPS直流电源则是由110V直流系统供给；除此之外，惠州LNG电厂集控楼公用系统还设置一套双机并联UPS系统，其中两台UPS主机并列运行，将其输出电源并接在一起共同给负载供电，它们的直流电源共用同一组蓄电池供电，旁路电源也共用同一路㊂两台集控楼公用UPS有主机和从机之分，为保证它们的输出频率一致，从机始终自动跟踪主机的输出频率㊂单机UPS系统单线图见图8-1㊂UPS自带蓄电池采用LEOCH理士铅酸免维护蓄电池㊂图8-1㊀单机UPS系统单线图071大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册（二）单机UPS系统介绍UPS主输入为三相交流电源，输出为稳定的单相交流电源㊂主回路电源经过主输入开关㊁输入隔离变压器㊁滤波器㊁整流器㊁逆变器㊁输出隔离变压器㊁静态开关㊁输出开关到UPS母线；除主回路电源外，UPS还有另外两路电源作为备用电源：蓄电池电源以及旁路电源㊂其中蓄电池电源经过电池开关㊁逆变器㊁输出隔离变压器㊁静态开关㊁输出开关到UPS 母线；旁路电源经过旁路柜输入开关㊁旁路隔离变压器㊁自动稳压器后分为两路：一路经过旁路输入开关㊁静态开关㊁输出开关到UPS母线；另一路经过手动检修开关直接送电到UPS母线㊂UPS系统由主机柜㊁旁路柜㊁蓄电池柜㊁馈线柜组成㊂（三）UPS主机柜组成1.整流器：整流器为逆变器提供稳定的直流输入电压㊂整流器散热片上装有一个监视整流器温度的传感器㊂2.输入隔离变压器：起调压㊁隔离短路电流㊁抑制谐波㊁减小零序电压的作用㊂输入隔离变压器线圈上安装有监视变压器温度的传感器㊂3.滤波器：滤除来自于厂用电系统的谐波，同时防止UPS产生的谐波污染厂用电系统㊂4.逆变器：逆变器将直流电源逆变成交流电源，并实时监测输出的频率和电压，以保证给负载提供稳定的交流电源㊂逆变器仅具有调频功能，而不具备调压能力㊂逆变器散热片装有两个监视逆变器温度的传感器㊂5.输出隔离变压器：隔离直流㊁增强过载保护能力㊁减小零序电压㊁滤除负载端谐波㊂6.逆变器驱动板：监测和控制逆变器，主要功能包括逆变器过电流保护，逆变器超温保护，电压㊁电流㊁频率㊁带载电压的调整，电池电压㊁电流测量以及静态开关接触器的切换控制㊂7.静态开关（静态旁路）：在逆变器过电流㊁负载冲击过大及功能异常等情况下，逆变器不能继续满足负载的需要时，静态旁路开关就会动作，将负载转由旁路供电㊂为保证静态开关实现可靠切换，逆变器在运行过程中应该在电压幅值（UPS设备的电压幅值设定需要人为干预）㊁频率㊁相位三方面与旁路保持同步状态㊂8.控制系统：UPS控制系统包括微处理器板㊁模拟-数字（A-D）转换器板㊁电源板㊁电流和温度传感器等㊂它完成以下功能：测量主输入㊁旁路㊁逆变器㊁输出电流㊁输入／输出频率信号㊁温度㊁控制逆变器㊁旁路继电器㊁控制告警接口㊁控制面板键盘输入并发送有关信息给前面板LCD显示㊁通过RS232C接口与计算机装置通信㊂9.逆止二极管：当蓄能装置不是由蓄电池提供电源，而是由直流母线直接提供电源的UPS系统，应在蓄能装置和整流器的输出端之间，装设逆止二极管，以防止UPS系统向直流母线倒送电㊂（四）UPS旁路柜组成1.旁路隔离变压器：将旁路输入电源电压变换至UPS负载所要求的电压，并可以在UPS系统发生短路故障时减少对旁路输入系统的影响，另外还有减小零序电压㊁滤除负载端谐波的作用㊂2.单向交流自动稳压器：每个UPS在其旁路电源支路上都装有一个单向交流自动稳压器，它由一个降压／升压变压器及电动伺服驱动调节变压器组成，可就地手动调整旁路输出电压信号，改变输出电压幅值㊂3.两路旁路电源输入开关，正常时全部合上，由电源自动切换装置自动选择一路旁路电源，故障时自动切换至另一路㊂（五）UPS 馈线柜组成连接所有由UPS 供电的负载，每路负载均由断路器控制㊂二㊁UPS 系统主要设备简介（一）整流器整流器将三相交流输入电源转变成直流电源，为逆变器提供稳定的直流电源，整流器具有一定的调压能力㊂整流器具备短路回缩保护的功能，在异常情况下可以将输出电流限制在正常范围内，从而保证UPS 系统直流母线上的平波电容器㊁直流熔断器在送电时不被损坏㊂整流器采用三相桥式整流电路，主要由整流模块㊁L-C 电感电容滤波器㊁平波电容器㊁直流熔断器㊁驱动板等组成㊂（二）逆变器逆变器将直流电源逆变成交流电源，使其输出稳定的交流电源供给负载㊂逆变器仅具有调频功能，而不具备调压能力㊂逆变器电路由IGBT 桥式逆变模块㊁驱动板㊁L-C 电感电容滤波器㊁输出隔离变压器㊁图8-2㊀静态开关接线图CT 以及控制板等组成㊂（三）静态开关如图8-2所示，RA101／102／103为静态开关接触器组，RA103的合分由主回路和自动旁路是否满足同期条件决定，若同期条件满足（即频率㊁相位差小于规定值），RA103就保持在闭合状态㊂RA101／102运行时互锁（只能闭合其一），停机时全分㊂PC690为静态开关驱动板，R 为静态开关限流元件，防止并列时的冲击环流损坏静态开关㊂主回路切自动旁路时，PC690控制内部晶闸管组使自动旁路瞬时导通供电（经RA103支路），待RA101分，RA102合动作完毕才使晶闸管元件截止，返回原断开状态㊂自动旁路切主回路时，PC690控制内部晶闸管组使自动旁路瞬时导通供电（经RA103支路），待RA102分，RA101合动作完毕才使晶闸管元件截止，返回原断开状态㊂只有当下列条件满足时RA103才能保持在闭合状态：1）旁路电源输入电压与逆变器输出电压的频率㊁相角差在规定范围内㊂2）旁路电源输入开关在闭合状态㊂（四）旁路自动稳压器UPS 旁路自动稳压器由调压电路㊁控制电路及伺服电机等组成，当旁路输入电压或UPS 负载发生变化时，由控制电路进行取样㊁比较㊁放大，然后驱动伺服电机转动，使调压器电171第八章㊀UPS 系统271大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册刷的位置改变，通过自动调整线圈匝数比，从而保持输出电压的稳定㊂第二节㊀UPS系统运行方式一㊁单机运行方式1.主回路运行方式：正常情况下由380V母线提供三相交流电源，经整流器整流㊁滤波为直流电，再由逆变器变换为220V交流电源向负载供电㊂2.主回路／整流器故障运行方式：当380V交流电源或整流器发生故障时，UPS将自动（无延时）转由蓄电池组供电，工作电源恢复后又自动转为工作电源供电㊂当蓄电池放电到逆变器允许的最低输入电压时将切换至旁路电源供电，不再逆转㊂3.逆变器故障运行方式：在逆变器故障或异常时，UPS将自动（无延时）转由自动旁路电源向负载供电㊂旁路电源输出电压的大小只能由调压器进行手动调节㊂4.手动切换运行方式：逆变器供电时，手动按主回路／旁路切换按钮，UPS将转由自动旁路电源向负载供电，且不会自动切回主回路；旁路电源供电时，手动按主回路／旁路切换按钮，UPS将转由主回路向负载供电在主回路发生逆变器故障且自动旁路正常时，可以自动（无延时）切换到自动旁路供电㊂5.手动检修旁路运行方式：在检修UPS主机期间，由旁路交流电源通过手动检修旁路直接向负载供电，相当于将UPS主机的输出与输入直接短接，UPS主机整体退出运行㊂二㊁并机运行方式1.正常运行方式：两台UPS并联运行，输出端共同提供电源给UPS负载，且各带50％负载㊂2.主回路／整流器故障运行方式：当一台UPS的交流输入电源或整流器发生故障时，UPS将自动（无延时）转由蓄电池组供电，工作电源恢复后又自动从蓄电池转为工作电源供电㊂当蓄电池放电到逆变器允许的最低输入电压时将自动切换至旁路电源供电，另一台也自动跟踪至旁路供电，不再逆转㊂3.逆变器故障运行方式：其中一台UPS因逆变器超温㊁过载等原因切换至自动旁路，另一台会自动跟踪至旁路运行，故障解除后两台UPS均自动切回至主回路㊂若由于上述原因导致两台UPS同时在自动旁路供电，此时其中一台逆变器发生故障或手停逆变器时，则该台UPS直接退出运行，另一台UPS自动切回至主回路供电，并带全部负载㊂4.手动切换运行方式：两台UPS各带50％负载，此时若一台UPS（A）手动切换至自动旁路，为防止非同期并列，另一台UPS（B）会自动切至旁路㊂若要切回主回路，仍要在A上操作，B才能自动跟踪切回主回路㊂除非将A退出运行，否则无法直接将B切回主回路㊂5.手动检修旁路运行方式：在检修UPS主机期间，由旁路交流电源通过手动检修旁路直接向负载供电㊂第三节㊀UPS 系统操作与维护一、主机柜操作GTSI 系列UPS 配置有LCD 液晶显示器和触控键盘面板，它是用户与UPS 直接交流的主要界面，便于用户有效地管理UPS㊂有关UPS 信息㊁告警和出错状况都会通过控制面板LCD 显示器告知用户，这些信息还常常通过音频告警声音来加强提示效果，提醒用户注意或有故障发生㊂GTSI 系列UPS 控制面板见图8-3㊂图8-3㊀GTSI 系列UPS 控制面板图1.LED 指示灯LED 指示灯位于控制面板的左半侧，可以对UPS 运行状态提供一目了然的流程指示㊂LED 灯采用彩色标记，使得用户能够容易快捷地找到所要的区域，红色指示故障或异常状态（通常会伴随有音频告警），黄色指示警告注意，绿色指示正常运行状态㊂下表8-1列出了各个指示灯默认的颜色定义㊂表8-1㊀操作面板上的LED 指示灯颜色定义指㊀示㊀灯定义描述默认颜色定义BYPASS旁路正常绿色B ／P 输出连接到旁路红色OVERLOAD 过载红色BATTERY 电池不正常红色SYNC 逆变器同步状态绿色CHARGER 充电器运行绿色371第八章㊀UPS 系统（续）指㊀示㊀灯定义描述默认颜色定义INVERTER逆变器正常绿色INV 输出连接到逆变器绿色LOADLEVEL 负载百分比绿色LOAD LEVEL负载大于100％黄色到红色UPS 由主回路供电㊁自动旁路电源正常的工况下，主机柜LCD 上应该有且仅有SYNC㊁BYPASS㊁CHARGER㊁INVERTER 和INV 绿灯亮，B ／P㊁ALARM㊁BATTERY㊁OVERLOAD 保持熄灭状态㊂2.功能按钮系统的功能按钮指控制面板LCD 右边的（告警消音）按钮和正下方的三个按钮㊂按按钮用于消除系统故障引起的告警声音㊂注：此操作没有相对应的显示，［ALARM］灯仍会亮起以继续提醒用户系统有故障，直到故障解除后该灯才会熄灭㊂3.［UPS ON ／OFF］UPS 开关机按钮关机状态按该按钮开机，UPS 会自动进行一系列的自我诊断测试并显示诊断结果㊂开机状态按该按钮关机，系统对此命令会要求再次确认：在2s 内，再按一次该按钮，表示确认选择关机㊂4.［B ／P INV］主回路／旁路切换按钮逆变器供电时，2s 内手动按两次主回路／旁路切换按钮，UPS 将转由自动旁路向负载供电，且不会自动切回主回路；自动旁路供电时，手动按一次主回路／旁路切换按钮，UPS 将转由主回路向负载供电，主回路发生逆变器故障且自动旁路正常时仍能自动（无延时）切换到自动旁路供电㊂5.［BATTERY TEST］电池手动测试按钮按［BATTERY TEST］按钮，就会人为起动一次电池测试程序，对电池进行测试㊂测试内容为：将整流器输出降低至200V，使电池放电1min，如果电池电压1min 后降至小于200V，说明电池有故障㊂注：LCD 上非电池试验期间显示的是逆变器输入电压，试验期间则显示放电电池电压和剩余使用时间㊂测试结束后将结果显示如图8-4所示㊂6.信息按钮UPS 对其运行状态实施连续监控㊂用户想要获取实时信息，只要按位于控制面板的右半部分的信息按钮，LCD 就会立即显示对应的状态信息㊂而相应的LED 指示灯则提供一目了然的状态流程：［IN］输入：显示系统实时输入电压；［B ／P］旁路：显示旁路电压和电流；［INV］逆变器：显示逆变器输出电压和电流；［OUT］输出：显示UPS 系统输出电压和电流；［FREQ］频率：显示逆变器和旁路的输出频率；471大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册图8-4㊀电池测试结果显示［BATT］电池：显示电池电压㊁电流；［TIME］时间：显示当前时间；［STAT］状态：显示系统当前状态和系统累计运行时间；［TEMP］温度：显示主散热器温度；［LOG］事件记录：记录异常事件和历史数据；［SET］事件设定：设定在线时钟；［？］在线帮助功能㊂二㊁旁路柜操作SYNC 灯亮只表示频率㊁相位满足同期条件，运行人员要自行确定电压是否满足同期条件，并在旁路柜就地手动调节旁路电源电压㊂正常时旁路调压柜保持运行状态，有两路电源互为备用，自动切换㊂（一）调节旁路柜电压通过手动调节旁路输出电压，满足UPS 要求㊂（二）旁路柜送电操作1）合上两路旁路柜的输入电源开关；2）调节旁路柜电压；3）确认旁路柜输出电压在规定的范围内㊂（三）旁路柜停电操作断开旁路柜的输入电源开关，确认旁路柜电源指示灯熄灭㊂三㊁UPS 运行操作（一）UPS 投入运行操作1）如图8-1所示，分别合上UPS 主机主输入开关（CHARGER）和旁路输入开关571第八章㊀UPS 系统671大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册（ST.SW）；2）UPS系统开始自检，并在LCD上显示自检信息，待有且仅有BYPASS和CHARGER 绿灯亮后，合上电池开关（BATTERY）；3）系统开始执行电池检测，大约1min后检测完毕㊂若发现电池电压（或直流母线电压）低，会发BATTERY LOW报警，ALARM和BATTERY红灯亮；4）等待LCD上出现UPS OFF，按［ON／OFF］按钮，起动逆变器运行，稍后INVERT-ER和SYNC绿灯亮，并确认INV绿灯亮，LCD显示 UPS OK ；5）合上输出（OUTPUT）开关；6）合上UPS馈线柜中的负载开关㊂（二）UPS由主回路供电转为自动旁路供电操作1）检查UPS主机柜LCD上SYNC㊁BYPASS㊁CHARGER㊁INVERTER和INV绿灯亮；2）确认主回路和自动旁路电压幅值差小于20V；3）按下［B／P INV］按钮，主机柜LCD上显示 Load to bypass？press again！ 要求再次确认，在2s内，重复按一次［B／P INV］按钮，表示确认选择转旁路操作；4）检查主机柜LCD上SYNC㊁BYPASS㊁CHARGER㊁INVERTER绿灯亮，B／P灯红灯亮，确认切换成功㊂注：SYNC灯亮只表示频率㊁相位满足同期条件，运行人员要自行确定电压是否满足同期条件，并在旁路柜上手动调节旁路电源电压㊂（三）UPS由自动旁路供电转为主回路供电操作1）确认UPS由人为操作切换至自动旁路运行；2）检查主机柜LCD上SYNC㊁BYPASS㊁CHARGER㊁INVERTER绿灯亮，B／P灯红灯亮，无其他异常报警；3）确认主回路和自动旁路电压幅值差小于20V；4）按一下［B／P INV］按钮；5）检查主机柜LCD上SYNC㊁BYPASS㊁CHARGER㊁INVERTER和INV绿灯亮，无其他异常报警，确认切换成功㊂（四）UPS由主回路供电转为检修旁路供电操作1）先将UPS由主回路供电转为自动旁路供电；2）合上手动检修旁路开关；3）断开UPS输出开关㊂（五）UPS由检修旁路供电转为主回路供电操作1）合上UPS主机柜中的主输入开关（CHARGER）和旁路输入开关（ST.SW）；2）检查UPS输出开关在断开位置；3）主机柜LCD上开始显示自检信息，待有且仅有BYPASS和CHARGER绿灯亮后，合上UPS主机柜中的直流输入开关；4）UPS进行自检（大约1min），若电池电压过低，会发BATTERY LOW报警，ALARM 和BATTERY灯亮；5）等待LCD上出现 UPS OFF ，按［ON／OFF］按钮，起动逆变器，稍后INVERTER 和SYNC灯亮，并确认INV绿灯亮，LCD上显示 UPS OK ；6）将UPS 由主回路供电转为自动旁路供电；7）合上UPS 输出开关，断开UPS 手动检修旁路开关；8）将UPS 由自动旁路供电转为主回路供电㊂（六）UPS 退出运行操作1）逐一关闭或转移所有UPS 馈线柜中的UPS 负载；2）连续按［ON ／OFF］按钮两次，按一次后主机柜LCD 会显示 ups off？press a-gain！ ，再按一次表示确认后，系统将逆变器关闭，此时LCD 显示 UPS OFF ，INVERTER 和INV 灯灭；3）先后断开直流输入开关㊁旁路输入开关㊁交流输入开关和UPS 输出开关，此时CHARGER㊁BYPASS 灯灭㊂四㊁UPS 运行规定1）满足以下条件之一，UPS 将从主回路自动切换到旁路电源供电：逆变器过载㊁逆变器温度高㊁逆变器故障㊁直流电压低；2）UPS 在自动旁路运行不是由人为手动切换引起，当同时满足以下条件时，UPS 将自动切回到逆变器供电：逆变器输出电压正常㊁UPS 的输出电流小于过载值㊁逆变器无超温故障㊁同期条件满足；3）逆变器自动跟踪旁路电压，保证主回路和旁路的电压频率差在ʃ2Hz 以内；4）当需要将UPS 转为手动检修旁路供电时，应确认UPS 已转由自动旁路供电，才能合上手动检修旁路开关，以防止非同期并列；5）UPS 正常运行时要注意监视逆变器输出电压与旁路电压的幅值差，通过手动调整旁路输出电压的幅值，使逆变器和旁路电压幅值差在允许范围内㊂因为UPS 主机只判断主回路同旁路电源的频率和相位，不会判断电压幅值的偏差㊂当电压幅值偏差大时，同期灯SYNC 也会亮，如果此时发生主回路故障，UPS 自动转为旁路供电，会对UPS 负载造成很大冲击；6）整流器的投运应先合交流侧开关，检查整流器运行正常后，再合蓄电池输入开关；7）UPS 主机的停运就是UPS 逆变器以及静态开关的停运，若UPS 在主回路或自动旁路运行情况下停运UPS 主机，逆变器及静态开关同时停运，会造成UPS 停止供电；8）当UPS 系统由主回路供电转为手动检修旁路供电后，此时若不按下UPS 主机停运按钮，而直接断开UPS 系统的输出开关㊁主回路输入开关㊁自动旁路开关㊁蓄电池开关，UPS 主机会自动停止运行，但下次合上主回路输入开关㊁自动旁路开关㊁蓄电池开关后，UPS 主机会自动起动运行；9）UPS 系统共设四个温度传感器，两个位于逆变器散热片（220kV 升压站UPS只有一个逆变器温度传感器），一个位于整流器散热片，一个埋入输入隔离变压器线圈；10）逆变器和整流器的冷却风扇电源相互独立，在起动逆变器运行后，整流器㊁逆变器风扇同时起动，当负载大于50％额定负载时，风扇自动切换为高速运行；771第八章㊀UPS 系统11）集控楼公用UPS采用并机运行方式，当A UPS㊁B UPS在主回路供电时，若手动将A UPS转为自动旁路供电，B UPS也会自动切换至自动旁路，以防止非同期并列㊂此时无法手动切换B UPS至主回路供电，只能通过手动切换A UPS至主回路，B UPS才能自动跟踪至主回路运行；12）两台UPS并机运行，若A UPS在主回路供电，B UPS由停用状态转至主回路运行时，可以直接对B UPS执行单机开机步骤，B UPS会自动跟踪A UPS的频率㊁电压使两者满足同期条件；13）两台UPS并机运行，若A UPS在手动检修旁路运行，将B UPS由停用状态转至正常运行，需要先将B UPS切换至自动旁路后，再与A UPS并列，以保证两台UPS同期条件满足㊂第四节㊀UPS系统事故处理一、UPS系统常见故障在UPS发生故障时，应立即检查UPS主机柜LCD显示面板的报警信息，然后根据情况对照下表8-2来处理㊂表8-2㊀UPS常见故障及处理显示信息汉语解释LED灯和声音原因描述FAULT CONDITION！SERVICE REQUIRED装置故障！等待修复㊀自检结果未通过UPS OFF INPUT IS LOW UPS关机输入电压低㊀直流电压低造成关机BATTERY UNDER LOAD直流电源带负载每4s响一下㊀由于主电源中断或整流器故障，逆变器由直流电源供电BYPASS VOLT FAULT旁路电源故障BYPASS LED灯不亮㊀BYPASS旁路故障LOAD TRANSFERING PLEASE WAIT负载正在切换，请等待B／P红灯亮，INV逆变器灯不亮㊀开机瞬间是由旁路供电，检测逆变器正常后切换（约需40s），此时为开机时逆变器检测未通过的现象或正常情况下由旁路向主回路切换超过3s，此时为切换系统有故障BATTERY LOW电池电压低Battery电池LED亮㊀电池未能通过测试或直流电压低或电池开关未合RECTIFIER FAULT整流器故障 ㊀整流器故障或电池不良 SYNC同步LED不亮㊀逆变器未能与旁路同步OVERLOAD过载Overload过载㊀过载，逆变器自动切换至旁路OVER TEMPERATURE超温ALARM LED亮㊀超温，如果是逆变器超温则自动切换至旁路871大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册二㊁UPS系统故障处理（一）整流器故障现象：1）DCS上有UPS故障的报警；2）UPS的LCD显示面板上会有 BATTERY UNDER LOAD （蓄电池供电）㊁ RECTI-FIER FAULT （整流器故障）报警；3）蓄电池有输出电流㊂原因：1）电子元器件损坏；2）整流器过载；3）直流电压过电压保护动作；4）交流电源故障；5）整流桥出现故障；6）整流器控制单元出现故障；处理：1）记录UPS各卡件上的报警信号灯，并通知检修处理；2）若预计检修时间较长，应将UPS由蓄电池供电转由旁路供电；3）检修过程中若需要停运UPS主机，应将UPS系统转由手动检修旁路供电㊂（二）逆变器故障现象：1）DCS上有UPS故障的报警；2）UPS的LCD显示面板上有 INVERTER FAULT 或 BATTERY LOW 的报警；3）UPS的控制面板上［INV］灯灭，［B／P］灯闪烁；4）UPS旁路有输出电流㊂原因：1）逆变器输出电压越限；2）逆变器超温；3）逆变器过载；4）逆变器上的功率模块故障；5）逆变器控制单元故障㊂处理：1）记录UPS各卡件上的报警信号灯，并通知检修处理；2）检修过程中若需要停运UPS主机，应将UPS转由手动检修旁路供电㊂（三）无法同步现象：1）DCS上有UPS故障的报警；2）UPS的控制面板上 SYNC 同步灯不亮㊂原因：1）旁路频率越限；2）系统频率跟踪板故障㊂处理：1）检查旁路和主回路的频率是否正常；2）通知检修人员处理㊂（四）温度高故障现象：1）DCS上有UPS故障的报警；2）UPS的LCD显示面板上有 OVER TEMPERATURE 报警，如果是逆变器超温则UPS自动切换至自动旁路运行㊂原因：1）风扇停运或在大于50％额定容量时没有正确切换至高速运行；2）整流器㊁逆变器和输入隔离变压器其中一个超温㊂处理：1）检查整流器㊁逆变器或输入隔离变压器温度是否正常，通风孔是否堵塞，风扇是否运行正常；2）没有严重问题则等待UPS系统自动切换，并机运行的UPS可以视情况停运故障UPS㊂第五节㊀运行经验分享一㊁某电厂在给UPS恢复送电过程中UPS主机无法起动事件经过：某电厂＃1机组UPS因检修需要已转为手动检修旁路供电，由于检修时间较长，直流母线上的平波电容已经放电㊂当UPS主机检修结束后，运行人员先合上主回路输入开关，然后合上蓄电池开关，发现UPS柜内有焦糊味，UPS主机无法起动㊂检修人员进厂检查后，发现＃1机组UPS的直流熔断器熔断㊁平波电容烧毁㊂原因分析：检修人员将＃1机组UPS主机的主回路输入电源接错，误将380V的N线（零线）接入主回路进线开关A相，导致合上＃1机组UPS主回路输入电源开关后，UPS判断电源断相，其整流器不工作，无直流输出㊂此时合上＃1机组UPS蓄电池开关后，UPS的直流熔断器熔断㊁平波电容烧毁㊂如图8-5所示，整流器输出直流母线上并联有6节8800μF的电容，在UPS主机检修期间电容已放电完毕，其两端电压基本为0V，如果此时整流器故障无输出，在合上蓄电池开关的瞬间电容就相当于短路状态，这样会产生很大的短路电流导致电容烧毁㊁直流熔断器熔断㊂而在整流器工作正常的情况下，起动整流器后，整流器的短路回缩功能控制其输出电压由0V慢慢升高至额定电压，此时平波电容也逐渐充电至额定电压，再合上蓄电池开关就不会对设备造成冲击㊂。
燃气蒸汽联合循环
探索燃气蒸汽联合循环与核能、太阳能、风能等可再生能源的集成 应用，实现多能源互补和优化利用。
政策支持
制定鼓励技术创新和应用的政策
政府可以通过提供税收优惠、资金支持等方式，鼓励企业加大在燃气蒸汽联合循环技术研 发和应用方面的投入。
建立标准化和认证体系
制定相关标准和认证体系，规范燃气蒸汽联合循环的设计、制造和运行，确保技术的安全 性和可靠性。
以便再次利用。
凝汽器的性能和效率直接影响到 整个联合循环系统的效率和经济
性。
凝汽器的设计和制造需要充分考 虑换热效率和可靠性，同时还要
考虑对环境的影响。
除氧器
除氧器是燃气蒸汽联合循环中的重要设备之一，其主要功能是除去凝结 水中溶解的氧气等气体，以防止对系统产生腐蚀和结垢等问题。
除氧器的性能和效率直接影响到整个联合循环系统的稳定性和可靠性。
技术复杂
总结词
燃气蒸汽联合循环的技术较为复杂，需要专 业人员来进行操作和维护。
详细描述
燃气蒸汽联合循环结合了燃气轮机和蒸汽轮 机的技术特点，因此其操作和维护过程相对 较为复杂。为了确保联合循环电厂的稳定运 行，需要专业的技术人员来进行操作和维护 。此外，由于这种循环方式涉及到高温、高 压和高转速等极端条件，因此其技术和设备
污染小
总结词
燃气蒸汽联合循环的排放较低，对环境的影响较小。
详细描述
由于燃气蒸汽联合循环使用的是清洁的天然气作为燃料，因此其排放的污染物较 少，如硫氧化物、氮氧化物和颗粒物等。此外，这种循环方式还采用了先进的排 放控制技术，进一步降低了对环境的影响。
启动快
总结词
燃气蒸汽联合循环的启动速度较快，能够快速达到满负荷运 行状态。
燃气蒸汽联合循环发电厂介绍
第二节 液化天然气 （LNG）燃机发电厂与燃煤发电厂性能比较示意图
第三节 燃气轮机发展史
中国在公元十二世纪的南宋高宗年间就已有走马 灯的记载，它是涡轮机(透平)的雏形。
15世纪末，意大利人列奥纳多·达芬奇设计出烟气 转动装置，其原理与走马灯相同。
至17世纪中叶，透平原理在欧洲得到了较多应用。
1791年，英国人巴伯首次描述了燃气轮机的工作 过程。
1920年，德国人霍尔茨瓦特制成第一台实用的燃 气轮机，其效率为13％、功率为370千瓦，按等 容加热循环工作，但因等容加热循环以断续爆燃 的方式加热，存在许多重大缺点而被人们放弃。
燃气轮机发展史
随着空气动力学的发展，人们掌握了压气机叶片 中气体扩压流动的特点，解决了设计高效率轴流 式压气机的问题，因而在30年代中期出现了效率 达85％的轴流式压气机。与此同时，透平效率也 有了提高。在高温材料方面，出现了能承受 600℃以上高温的铬镍合金钢等耐热钢，因而能 采用较高的燃气初温，于是等压加热循环的燃气 轮机终于得到成功的应用。
为了更好的传递热量，在管道外表焊上鳍(qi)片（也称肋 （lei）片）来增大管道的传热面积，下图展示的是一小段
焊有鳍片的管道。
打开锅炉的侧壁，可看到内部装有多个模块，实际锅炉有 近20个模块，其中多数是蒸发器、省煤器、过热器三类模 块，除此还有再热器模块。
第二节、余热锅炉汽水流程
大型燃机电厂采用三压再热循环余热锅炉，汽水系统主要 由低压、中压、高压三部分组成，可同时产生低压过热蒸 汽、中压过热蒸汽、高压过热蒸汽，分别驱动低压汽轮机、 中压汽轮机、高压汽轮机，可最充分的把燃气的热能转换 成机械功。
燃气轮机与其他热机相结合的称为复合循 环装置。
4、影响效率的主要因素
燃气—蒸汽联合循环发电（CCPP）技术介绍
燃气—蒸汽联合循环发电（CCPP）技术介绍摘要：随着武钢“十一五”计划的全面完成，青山本部的1800万吨产能的形成，整个煤气的发生量也创下历史新高。
然而，随着近年来能源的日趋紧张，节能环保要求的不断提高，国内外的发电技术突飞猛进，常规的燃煤气锅炉和蒸汽发电技术由于其效率较低、污染物排放等原因，已经逐渐被高效率、低污染、启停快等诸多优点集于一身的燃气蒸汽联合循环发电技术（即CCPP）所替代，并随着不同煤气热值的燃机技术的开发，逐渐在钢铁行业占据了主导地位。
关键字：燃气轮; 发电机; CCPP工艺PP原理介绍燃气-蒸汽联合循环发电技术（CCPP）就是利用燃气轮机做功后的高温排气在余热锅炉中产生蒸汽，再送到汽轮机中做功，把燃气循环和蒸汽循环联合在一起的循环，是由燃气轮机发电和蒸汽轮机发电叠加组合起来的联合循环发电装置。
在常规蒸汽发电中，锅炉产生蒸汽用来发电是利用蒸汽朗肯热力循环来作功，作功发电是利用蒸汽的状态变化来完成的。
燃料燃烧产生的高温烟气（1200～1600℃）只用于加热蒸汽（蒸汽一般加热到450～560℃），然后由蒸汽驱动汽轮机来发电。
此时，高温烟气的作功能力（温度差和压力能）（即燃气布雷登热力循环的作功能力）被浪费掉了。
在CCPP装置中，有燃气－蒸汽两个热力循环，即：燃气布雷登热力循环和蒸汽朗肯热力循环。
1～2为空气在压气机中的压缩过程；2～3为空气和燃料在燃烧室内的燃烧过程(工质吸热)；3～4s为燃气在燃气透平中的膨胀做功过程；4s～1为燃气轮机排气放热过程。
a～b为给水在给水泵中压缩过程b～d为给水在锅炉中蒸发、过热过程（工质吸热)；d～e为蒸汽在汽轮机中膨胀做功过程；e～a为蒸汽在凝气凝结放热过程。
2．CCPP主要工艺介绍2.1燃气轮发电机燃气-蒸汽联合循环发电技术（CCPP）其核心设备是燃气轮发电机，自从1939年瑞士BBC公司研制成功世界第一台4MW的工业性燃气轮机以来，世界各国都大力研究和发展燃气轮机发电技术。
9FA燃气-蒸汽联合循环机组蒸汽轮机运行规程(第三版)
9FA燃气-蒸汽联合循环机组蒸汽轮机运行规程(第三版)目录第一章蒸汽轮机运行规程1第一节概述1第二节启动2第三节停机8第四节联锁和保护11第五节试验13第二章辅助系统运行规程19第一节发电机密封油系统19第二节润滑油系统21第三节液压油系统30第四节汽轮机蒸汽旁路系统34第五节凝汽器和低压缸喷水减温系统41第六节汽机疏水系统46第七节凝汽器水室抽气系统47第八节凝汽器真空系统50第九节汽机胶球清洗系统52第十节盘车与顶轴油系统53第十一节轴封蒸汽系统55第十二节闭式冷却水系统57第十三节凝结水系统61第三章事故处理66第一节事故处理原则66第二节紧急停机66第三节着火67第四节凝汽器真空下降68第五节水冲击68第六节运行中叶片损坏或断落69第一章蒸汽轮机运行规程第一节概述系统概述9F机组采用D-10型、3压、向下排气、一次中间再热冲动凝结式联合循环汽轮机。
汽机由高中压合缸和低压缸组成，其中高压12级，中压9级，低压2×6级。
蒸汽的主要流程：从余热锅炉高压过热器来的高压蒸汽经过高压主汽门和高压调门的组合汽门进入高压缸，在高压缸中做过功的排汽汇同中压过热器的补汽进入余热锅炉再热器经加热后，经过2个中压主汽门和中压调门的组合阀进入中压缸，在中压缸中做过功的蒸汽汇同由低压主汽门和低压调门供给的低压补汽进入到低压缸中，蒸汽在低压缸中做过功后，直接向下汇入凝汽器中。
高、中压缸合缸，高、中压部分共用一根转子。
高、中压转子反向布置，以减少轴向推力。
低压缸由低压内缸和低压外缸组成，双向分流布置以平衡轴向推力。
低压转子和发电机转子通过波形联轴器半挠性连接，高、中压转子和压气机转子通过联轴器刚性连接。
系统主要组成汽机系统主要由高、中和低压汽轮机、排气缸喷水减温、盘车、高压主汽门、调门组合汽门、中压主汽门、调门组合汽门、低压主汽门、低压调门、高压通风阀和中压通风阀等主要系统组成。
高压、中压和低压汽轮机汽轮机汽缸：水平中分。
燃气-蒸汽联合循环发电机组知识
燃气-蒸汽联合循环发电机组具有高效率、低污染、低噪音等优点，是现代电力 工业的重要发展方向。
工作原理
燃气轮机工作
燃料在燃气轮机中燃烧，产生 高温高压气体，推动涡轮旋转
，从而带动发电机发电。
余热回收
燃气轮机排出的高温气体进入 余热锅炉，加热锅炉中的水， 产生高温高压蒸汽。
蒸汽轮机工作
高温高压蒸汽进入蒸汽轮机， 推动涡轮旋转，从而带动发电 机发电。
04
燃气-蒸汽联合循环发电 机组效率与优化
效率分析
01
燃气-蒸汽联合循环发电机组效率
该发电机组通过燃气轮机和蒸汽轮机联合工作，实现高效发电。其效率
受多种因素影响，如燃气轮机入口温度、蒸汽轮机入口压力等。
02
效率损失原因
燃气-蒸汽联合循环发电机组效率损失的原因主要包括热力学循环损失、
机械损失和热力系统损失等。
燃气-蒸汽联合循环发 电机组知识
目 录
• 燃气-蒸汽联合循环发电机组概述 • 燃气-蒸汽联合循环发电机组组成 • 燃气-蒸汽联合循环发电机组运行 • 燃气-蒸汽联合循环发电机组效率与优化 • 燃气-蒸汽联合循环发电机组应用与案例
01
燃气-蒸汽联合循环发电 机组概述
定义与特点
定义
燃气-蒸汽联合循环发电机组是一种高效、环保的发电方式，它结合了燃气轮 机、余热锅炉、蒸汽轮机等设备，通过联合循环的方式，将热能转化为电能。
联合循环
燃气轮机和蒸汽轮机通过中间 的余热回收设备连接，形成联 合循环，提高了能源利用率和
发电效率。
历史与发展
要点一
起源
燃气-蒸汽联合循环发电机组技术起 源于20世纪50年代，经过多年的研究 和发展，逐渐成为一种成熟的发电技 术。
燃气-蒸汽联合循环简介
燃气-蒸汽联合循环简介摘要：本文主要介绍燃气-蒸汽联合循环机组的工艺流程，特点，主要燃机厂家的燃机和联合循环机组型号，燃机电厂的分类和布置方式，联合循环机组的主要设备，主要建构筑物，造价及成本情况等。
关键词：燃气-蒸汽联合循环机组工艺流程本文从联合循环机组的工艺流程、特点、分类和布置方式、主要设备、主要建构筑物、造价及成本情况等方面介绍燃气-蒸汽联合循环的发展现状。
一工艺流程天然气在燃气轮机中直接燃烧做功，使燃气轮机带动发电机发电，尾气做功后经排汽管道直接排至大气，此时称为简单循环发电；若利用燃气轮机产生的高温尾气，通过余热锅炉，产生高温高压蒸汽后推动蒸汽轮机，带动发电机发电，此时称为联合循环发电。
目前，燃气轮机的制造技术得到迅速发展，燃气轮机的可用率及可靠性越来越高，应用燃气-蒸汽联合循环发电技术已经完全成熟。
二联合循环机组的特点1.有利于环境保护燃气轮机利用天然气发电，相对其他燃料发电，其燃烧后不会产生二氧化硫，不会增加空气中二氧化硫的浓度；氮氧化物的排放仅为燃煤的19.2%，二氧化碳的排放量为燃煤的42.1%，可以起到改善生态环境，保护环境的目的。
2.发电热效率高随着燃气轮机发电技术的成熟，目前联合循环发电热效率已达到55%，能大大节约燃料资源。
3.电厂占地面积小燃气轮机体积较小，辅助系统少，因而其占地面积小，可节约宝贵的土地资源。
4.系统简单，运行维护方便燃气-蒸汽联合循环电厂自动化程度高，操作及控制简单，能节约大量人力资源，提高工作效率，降低劳动力成本。
另外，设备简单，故障率较低，运行维护方便，维护费用较低。
5.节约用水由于燃气轮机不需要冷却水，只是余热锅炉需要淡水，蒸汽轮机需要冷却水，其需水量大大降低，比较适合缺水地区发电。
6.工期短由于燃气轮机设备简单，且多为组装式，因而建设工期短，比传统燃煤（油）电厂可节省工期一年。
三燃机和联合循环机组型号目前国际范围内主要的燃机厂家有：美国GE，日本三菱，德国SIEMENS，法国ALSTOM等，目前大多的国外燃机厂家已经将制造技术分别转让给国内三大动力集团，关键部件在国内的合资厂生产：美国GE与哈尔滨电力集团，日本三菱与东方电力集团，德国SIEMENS与上海电气集团均以转让制造技术的方式进行合作。
燃气-蒸汽联合循环发电集控运行填空题-sx
1.燃气透平进气温度是指（第一级喷嘴后缘平面处）的燃气平均滞止温度。
2.燃气轮机实际循环中当（压比）提高时，比功和效率都提高。
3.燃气轮机是一种以（空气和燃气）为工作介质、将热能转变为机械能的高速回转式动力机械。
与内燃机、蒸汽轮机一样，为原动力机。
4.进气温度的升高会使燃气轮机的功率及热效率下降，其中热效率受进气温度的影响较功率要（小）。
5.评价燃气轮机变工况性能优劣的指标主要是（经济性）和（稳定性）。
6.提高燃气温度(初温)的方法有（采用高温材料）和（采用高温材料、改进冷却技术）。
7.燃机正常运行中透平静叶除了承受热应力之外，还承受（静叶前后烟气压力差引起的压力）。
8.燃气轮机整个机组及燃料控制阀组件一般布置在（燃机罩壳）内。
9.燃气轮机转子采用（中心）或（外围）拉杆叠盘式，端面齿传扭。
10.燃气轮机燃料控制阀组件由（紧急关断阀）、（燃气排空阀）、扩散、预混和值班燃料调节阀组成，并通过分配歧管连接到燃烧器，在启动中接近额定转速时由（扩散）向预混切换，值班气作为预混燃烧的稳定气源使用。
11.燃气轮机在压气机上有抽气口，把抽取的空气通过管道引入（透平持环）与透平缸的腔室中，为透平静叶提供稳定的（冷却气源）。
12.燃气轮机的压气机的进口导叶、前几级静叶及前几级动叶表面均涂有涂层，以防止（叶片冲蚀、积垢）。
13.由于工作环境的影响，环境中的（漂浮物）通过进气系统的过滤器进入通流通道中，在叶片的表面形成积垢，当积垢达到一定程度时，不但严重地影响叶片的寿命，还对（机组联合循环效率）产生不利的影响。
14.SIEMENS、GE、三菱的机组均配置了水洗设备，定期对（压气机叶片）进行清洗。
15.燃机压气机的清洗分为（在线水洗）与（离线水洗）两种方式。
16.燃机压气机清洗的时间间隔通常情况下根据机组的性能损失来判断。
在机组（停运）以及部分负荷运行时均可进行压气机清洗。
在（停机）后的清洗可取得更好的清洗效果。
17.调节燃气轮机进口（可调导叶）能保证机组的排气温度维持不变，且输出功率维持在较高的范围内。
大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册 第一章 发电机
第一章㊀发㊀电㊀机第一节 发电机系统介绍一㊁发电机的基本原理转子绕组通以直流励磁电流，建立励磁磁场，当转子旋转时，磁场随轴一起旋转并顺次切割定子各相绕组，由于定子绕组与励磁磁场之间的相对切割运动，定子绕组中将会感应出大小和方向按周期性变化的三相对称交流电源㊂二㊁发电机的分类和特点（一）发电机的分类发电机的分类方法有很多㊂1）按工作原理不同进行分类，可分为同步发电机和异步发电机㊂异步发电机较少使用，目前被广泛使用的大型发电机都是同步发电机㊂2）按原动机不同进行分类，可分为汽轮发电机㊁水轮发电机㊁燃气轮发电机㊁柴油发电机等㊂3）按冷却介质不同进行分类，可分为空冷发电机㊁氢冷发电机和水冷发电机㊂水冷发电机冷却效果最好，但运行要求高㊂以惠州LNG电厂为例，该厂三台机组均采用了QFR-400-2-20型发电机，为全氢冷同步汽轮发电机，额定功率为400MW㊂（二）全氢冷发电机的特点用氢气作为冷却介质的氢内冷发电机或常规氢外冷发电机有如下优点：1）氢气的密度比空气小，氢冷发电机可降低风摩损耗和通风损耗，这是因为风摩损耗和通风损耗与冷却气体的密度成比例㊂2）氢气有更大的导热系数和表面散热系数，因此氢冷发电机单位体积的有效材料的输出功率比空冷大，发电机的最大有效输出功率也更大㊂3）氢冷发电机定子机座是密封结构，氢气在机内循环，这样避免了灰尘和水汽进入发电机内部，降低了检修和维护费用㊂4）由于与氧气和水汽隔绝，发电机绝缘系统更不容易发生电晕，同时一旦发生电晕，也不会产生臭氧损害绝缘，因此延长了定子线棒的寿命㊂5）氢气密度小，同时采用密闭通风系统，可降低发电机噪声㊂6）氢冷发电机可方便地用于室外布置㊂（三）同步发电机的基本特性同步发电机的基本特性有五种：空载特性㊁短路特性㊁负载运行特性㊁外特性和调整特性㊂其中表征同步发电机性能的主要是空载特性㊁短路特性和负载运行特性，利用它们可以测定发电机的基本参数，是电机设计㊁制造的主要技术数据㊂1.空载特性发电机不接负载时，电枢电流为零，称为空载运行㊂此时电机定子的三相绕组只有励磁电流I f 感生出的空载电动势E 0（三相对称），其大小随I f 的增大而增大㊂但是，由于发电机磁路铁心有磁饱和现象，所以两者不成正比㊂反映空载电动势E 0与励磁电流I f 关系的曲线称为同步发电机的空载特性曲线，如图1-1所示㊂利用空载特性曲线可以判断转子绕组有无匝间短路，也可判断定子铁心有无局部短路，如有短路，该处的涡流去磁作用也将使得励磁电流增大㊂2.短路特性发电机在额定转速下，定子三相稳态短路时，电枢短路电流I k 与励磁电流I f 之间的关系曲线称为同步发电机的短路特性曲线，如图1-2所示㊂图1-1㊀同步发电机的空载特性曲线图1-2㊀同步发电机的短路特性曲线如图1-2所示短路特性为一条直线，利用它可以判断转子绕组有无匝间短路，若存在短路，由于匝数的减少，短路特性曲线也会降低㊂此外，发电机的同步电抗㊁短路比计算都需要利用短路特性㊂3.负载运行特性当电枢电流I 及功率因数cos φ均为常数时，端电压U 与励磁电流I f 之间的关系曲线称为负载特性曲线㊂三㊁发电机的结构组成发电机通常由定子㊁转子㊁端盖㊁机座及轴承等部件构成㊂同步发电机剖面图如图1-3所示㊂（一）发电机的定子发电机的定子由机座㊁定子铁心㊁定子绕组㊁端盖等部件组成㊂1.定子通风定子采用单风区全径向通风㊂冷却气体在铁心两端从定子线棒端部和转子护环之间进入气隙，再沿径向经过铁心风道2大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册图1-3㊀同步发电机剖面图流入铁心背部㊂冷却气体冷却铁心和定子线棒后进入沿轴向布置在机座顶部的冷却器，冷却后由转轴两端的轴流风扇鼓入发电机内部再次循环㊂2.定子机座㊁隔振结构和端盖定子机座的主要作用是支撑和固定定子铁心和定子绕组，机座材料采用轧制焊接钢板，机座外皮采用大尺寸的整板下料以减少焊缝，使机座具有良好的气密性同时能够承受氢爆产生的压力，在结构上还要满足发电机的通风和密封要求㊂为了防止转子磁极和定子铁心之间的磁拉力所导致的铁心倍频振动传递到机座和基础上，定子铁心和机座间采用弹性隔振结构㊂弹性隔振结构在铁心径向具有一定的柔性，在切向可以支撑铁心的重量和承受短路力矩㊂弹性隔振由8块立式弹簧板构成，弹簧板上部与内定子把合，下部与机座焊接，如图1-4所示㊂图1-4㊀同步发电机弹性隔振结构3第一章㊀发㊀电㊀机3.定子铁心定子铁心采用低损耗硅钢片㊂将扇形片冲制和涂漆后叠压成定子铁心，如图1-5所示㊂定子铁心由外圆的定位筋和铁心中部的穿心螺杆压紧成牢固的整体㊂4.定子线圈发电机的定子线圈为单匝线圈，为了降低涡流损耗，线棒由多股双玻璃丝包扁铜线构成，股线进行罗贝尔换位，如图1-6所示㊂股线胶化成形后，表面包主绝缘㊂图1-5㊀同步发电机定子铁心图1-6㊀同步发电机定子线圈5.出线套管在机座下方有6个出线套管，其中3个出线端，3个中性点㊂定子电流在发电机集电环侧经定子引线㊁出线套管㊁离相封闭母线到变压器㊂定子出线套管为氢内冷瓷套管㊂以每个出线瓷套端子为中心，从出线盒向下吊装着若干组穿心式电流互感器（Cuvrent Transformer，简称CT），分别提量给测量仪和继电保护使用㊂（二）发电机的转子发电机的转子主要由转子铁心㊁励磁绕组（转子线圈）㊁护环㊁风扇等组成㊂1.转子通风冷却气体从中心环和转轴之间的空隙进入护环下的区域㊂一部分进入由端部垫块形成的S形风道表面冷却转子线圈端部，经大齿甩风槽进入气隙㊂转子铜线底部设有轴向风道，气体从转子本体两端进入槽底风道后沿轴向向转子中部流动，经铜线径向风孔冷却铜线后进入气隙，再进入定子铁心径向风道㊂同步发电机转子通风结构见图1-7㊂2.转轴转轴由Ni-Cr-Mo-V合金钢整体锻造而成㊂如图1-8所示，在转轴本体大齿中心沿轴向均匀地开了多个横向月形槽，又在励端轴柄的小齿中心线上开有两条均衡槽，以均衡磁极中心线位置的两条磁极引线槽㊂这些都是为了均匀转轴上正交两轴线的刚度，从而降低倍频振动㊂在大齿上开有阻尼槽，使发电机在不平衡负载时可以减少在横向槽边缘处的阻尼电流和由此引起的在尖角处的温度急剧升高，有效地提高了发电机承受负序的能力㊂4大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册图1-7㊀同步发电机转子通风结构图图1-8㊀转轴本体3.转子绕组转子绕组采用具有良好机械性能和抗蠕变性能的含银铜线㊂转子绕组匝间垫条和绕组主绝缘分别采用环氧玻璃布板和玻璃坯布 NOMEX 纸槽衬㊂转子绕组端部运行时承受很大图1-9㊀转子绕组的离心力，同时负载变化时铜线发生轴向伸缩，护环内壁装有在高温下具有良好机械性能和绝缘性能的绝缘筒，端部绕组匝间垫有高机械强度的绝缘垫条㊂转子绕组在槽内用高强度的合金钢和铍青铜槽楔固定，见图1-9㊂4.护环护环对转子绕组端部起着固定㊁保护㊁防止变形的作用，承受着转子的弯曲应力㊁5第一章㊀发㊀电㊀机热套应力和绕组端部及本身的巨大离心力㊂护环如图1-10所示㊂图1-10㊀护环护环热套在转轴上，用环键固定㊂转子绕组端部被套在护环下，保证运行时绕组端部与直线部分间的径向相对变形最小㊂护环绝缘内表面与铜线接触的部分设有滑移层，这种结构允许转子绕组在轴向无约束地热膨胀，避免附加应力㊂为了减少转子端部的漏磁损耗，护环采用非磁性材料㊂图1-11㊀风扇及风扇座5.风扇转轴两端设有两个轴流式风扇㊂风叶材料为耐腐蚀铝合金，按相关规范对风叶作全部可靠性检测，如X 光探伤等㊂风叶固定在风扇座环上，风扇座环材料为Ni-Cr-Mo 合金钢，热套在转轴上㊂风扇及风扇座如图1-11所示㊂（三）端盖㊁轴承㊁集电环和氢冷器1.端盖端盖采用焊接结构，把合在定子机座上㊂端盖径向焊有筋板，具有足够的刚性㊂端盖中装有轴承㊁挡油盖㊁油密封等部件㊂为防止气体泄漏，端盖与机座的把合面上有密封条㊂端盖如图1-12所示㊂2.轴承发电机采用可倾瓦轴承，保证运行时轴承具有较高的稳定性和较低的瓦温㊂轴瓦下半部分由带球面座的下瓦套组成，下瓦套内圆垂线中心线两侧位置有两个可倾斜的瓦块㊂下瓦套的球面座可使轴承具有自调心功能㊂6大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册下半瓦由铜质瓦块和钢制瓦座把合而成，瓦块内圆浇钨金以支撑轴颈㊂上半瓦设有泄油沟，结构与常规椭圆轴承相同㊂轴颈表面要求超精加工，可增加轴承承载能力，维持可靠的润滑㊂轴承如图1-13所示㊂图1-12㊀端盖图1-13㊀轴承3.轴电流保护装置为了防止轴电流，在轴承顶部与端盖用镶块绝缘；在轴承底部，轴承套和轴承配合面之间装有绝缘板，然后用绝缘螺栓固定㊂图1-14㊀镶块绝缘除此之外，在所有可能导通轴电流部位都装有绝缘，如集电环㊁密封座与端盖之间，密封座和油管之间，油密封与端盖之间㊂所有部件都有足够的爬电距离，防止泄漏电流㊂镶块绝缘如图1-14所示㊂4.密封座密封座装在轴承内侧防止机座沿着转轴漏氢㊂如图1-15所示，当密封油的压力大于机座内的压力时，密封油被压入密封瓦的槽里，图1-15㊀密封座通过密封瓦与转轴的间隙流到氢侧（机座内侧）和空气侧（机座外侧），这样就可以防止氢气从机内泄漏㊂5.集电环集电环材料是工具钢，表面螺旋型凹槽可以使集电环与电刷均匀接触㊂凹槽可以帮助空气逸出，这样由于转轴高速运转而在集电环表面产生的高压气体就不会阻止电刷和集电环之间的良好接触㊂转子中心孔两端被堵上，但在集电环侧留有一个供实验用的孔，这样就可以对导电螺钉做泄漏实验㊂风扇解决了集电环表面和密封罩里的通风和冷却问题㊂集电环套在转轴上，7第一章㊀发㊀电㊀机在两者之间有绝缘套筒㊂集电环如图1-16所示㊂集电环与转子绕组之间通过导电螺钉以及中心孔里的导电杆连接㊂导电螺钉有锥形螺纹与导电杆连接，而螺纹部分被拧入导电杆体，接触紧密㊂两套导电螺钉配有合成橡胶垫圈可以防止机内气体通过中心孔泄漏㊂图1-16㊀集电环6.氢冷器冷却器放在发电机顶部㊂如图1-17所示，冷却器由套片式的水管组成㊂冷却器组成部分有前后水箱㊁套片㊁冷却水管和外壳㊂套片材料是海军铜㊂图1-17㊀氢冷器四㊁发电机的监测系统发电机的监测包括温度测量㊁振动测量㊁氢气湿度测量和发电机局放监测等㊂（一）定子铁心温度监测在定子边段铁心的齿顶和扼中㊁压指及磁屏蔽上设置热电偶，监视定子铁心温度㊂（二）定子绕组温度监测在近汽端定子槽部上下层线棒之间埋置电阻测温元件，监测定子绕组温度㊂（三）氢冷器冷却水总进出水温监测在氢冷器的总出水管上设有热电偶元件，其测量信号送至集散控制系统（Distributed8大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册Control System，DCS）㊂（四）氢冷器的氢温监测在汽端和励端冷却器内冷氢侧和热氢侧各设置一个测温元件，其测量信号送至DCS㊂（五）轴承温度监测在汽㊁励两端的下半轴承可倾瓦块内各设有一个热电偶，监视轴瓦温度；在汽㊁励两端的轴承回油管也设有热电偶检测实时温度；这两个信号均送至DCS㊂（六）轴系振动监测在汽㊁励两端的轴承外挡油盖上各设一个非接触式拾振器，测量转子轴颈振动，其测量数据均送至DCS㊂（七）机内氢气的参数发电机配备了一套氢气干燥器，可以有效地控制发电机内氢气的湿度㊂配置一套在线氢气纯度／露点仪，可直观地反映机内氢气的纯度和露点㊂第二节㊀发电机的运行与维护一㊁发电机的正常运行方式（一）正常运行方式1.额定运行方式发电机按照铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式㊂发电机可以在这种方式下或在容量限制曲线的范围内长期连续运行㊂发电机额定方式下的长期运行，主要是受机组的发热情况限制㊂发电机各部分的允许温升规定见表1-1㊂表1-1㊀氢冷电机的温升限制氢冷电机的温升限制部件测量方法氢压／MPa 冷氢温度／ħ温升／ħ温度限值／ħ定子绕组埋置检温计0.43664100转子绕组电阻法0.43684120定子铁心热电偶0.43674110㊀㊀注：在氢压为0.4MPa 的情况下，考虑到冷却水温和氢气冷却器尺寸将基本的环境温度（冷氢温度）设定为36ħ，如果在实际运行中，冷氢温度降低5ħ，那么温升限制相应提高5ħ㊂2.发电机容量限制曲线下图1-18所示曲线是在冷却水温为26ħ时画出的，分别是氢压为0.4MPa㊁0.3MPa㊁0.2MPa 时的发电机运行容量㊂发电机容量曲线给出了在不同功率因数条件下的负载限制，其目的是为了控制定㊁转子绕组及定子铁心中最热点的温度㊂在功率因数0.0（过励）至额定功率因数范围内运行是受转子绕组的温度限制，相应于恒转子电流运行，见图中a 部分㊂9第一章㊀发㊀电㊀机图1-18㊀发电机容量限制曲线图1-19㊀电压㊁频率偏差范围功率因数在额定功率因数至0.95（欠励）范围内的负载是由定子绕组的温度所限制的㊂在这段曲线区域内运行，定子电流恒定不变，转子电流将随负载及功率因数的变化而变化，但其值始终小于额定励磁电流值，见图中b 部分㊂运行在功率因数0.95（欠励）至0.0（过励）范围内，其限制条件为定子边端㊁铁心端部结构件的发热及励磁系统对在低励时的稳定性要求㊂见图中c 部分㊂注意：在正常运行时，发电机不允许超过铭牌的额定数据运行㊂3.电压㊁频率允许的变动范围电压㊁频率偏差范围如图1-19所示㊂01大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行：电气分册（二）异常运行1.短时过载能力在事故状态下，发电机允许定子绕组在短时内过载运行，满足如下公式：（I2－1）t=37.5s（1-1）式中㊀I 定子额定电流的倍数（％）；t 可允许过电流时间（s）㊂注：在上述过电流工况下的定子温度将超过额定负载时的数值，发电机定子过载每年不超过两次㊂2.三相短路在额定容量㊁额定功率因数和105％定子电压条件下，发电机具有承受突然短路的能力，时间为30s㊂3.不平衡负载发电机三相负载不平衡或发生不对称短路时，定子电流中便会出现负序电流，因而产生负序旋转磁场，并在转子上感生双倍频涡流，使转子表面的附加损耗增大，温度升高，同时产生交变转矩，使振动加大，定子电压波形也受到影响㊂若每相电枢电流均不超过额定值I N，则持续不平衡负载I2与I N之比应满足I2／I Nɤ8％；在发生故障情况下，发电机瞬态负序能力（I2／I N）2tɤ8㊂4.冷却器异常运行方式当两套氢气冷却器中有一套退出运行时，在氢压和冷却水温度都正常的条件下，发电机连续运行时所带负载不大于额定负载的67％㊂当两套氢冷器都退出运行时，需将发电机停运㊂初次使用氢气冷却器时，应排除冷却管内的空气㊂如果冷却管内空气未排除完，冷却器将不会正常运行，甚至可能引起冷氢温度在左右侧的不平衡㊂如果该情况在带负载运行时出现，应及时检查冷却器内空气是否排尽㊂二㊁发电机投运前的准备和检查在发电机投运前应完成下列检查项目：1.确认下列辅助系统处于良好状态1）氢气系统；2）密封油系统；3）氢气冷却器闭式冷却水系统；4）轴承润滑油系统；5）顶轴油系统㊂2.检查电气连接，确认发电机的出口断路器及发电机励磁回路开关位置状态是否正确3.确认发电机内氢气和氢气冷却器闭式冷却水系统应满足规定4.确认定子绕组和转子绕组的绝缘电阻均合格1）定子绕组R绝缘＞5MΩ（2500V绝缘电阻表）；2）转子绕组R绝缘＞1MΩ（500V绝缘电阻表）㊂5.其他安全注意事项1）因为在运行中可能有少量氢气泄漏出来，所以在发电机周围10m范围内应严禁烟火㊂2）由于少量氢气可能通过油密封混入轴承润滑油中，所以润滑油系统中的抽油烟风机必须处于连续运行状态㊂3）从发电机出线套管漏出的氢气可能在封闭母线中汇集起来，平时巡检时需检查漏氢在线监测装置是否有报警㊂4）当对发电机充氢或排氢㊁或提取氢气样品时，操作过程应严格按照操作规程进行㊂三㊁发电机的同期并列发电机并列正常，采用的是自动准同期并列方式㊂（一）准同期并列将已加励磁的待投运发电机通过调节其转速和改变该发电机的励磁，使其在和电网满足同期条件的瞬间进行合闸并列，两者即可自动牵入同步运行㊂准同期并列的优点是发电机没有冲击电流，对系统影响较小㊂但如果因为某些原因造成了非同期并列，则冲击电流很大㊂发电机与电网系统进行准同期并列时，需满足以下几个条件：1）电压相等（电压差小于5％）；2）电压相位一致；3）频率相等（频率差小于0.1Hz）；4）相序相同（一般不考虑，在安装和检修期间就应该核对清楚）㊂（二）准同期并列的操作准同期并列可分为自动和手动并列两种㊂1.自动准同期1）确认发电机转速达3000r／min；2）合上发电机出口隔离开关；3）合上灭磁开关，发电机自动升压至额定值；4）在同期装置上将 同期方式 转换开关打到 自动 位置；5）待同期条件自动调整满足后，同期装置自动将发电机与电网并列㊂2.手动准同期1）确认发电机转速达3000r／min；2）合上发电机出口隔离开关；3）合上灭磁开关，发电机自动升压至额定值；4）在同期装置上将 同期方式 转换开关打到 手动 位置；5）手动调节机组频率及机端电压；6）压差㊁频差均满足条件，观察整步表上指针位置，当指针旋转至12点钟位置前某一合适时刻时，手动操作合闸按钮进行并列㊂四㊁发电机运行中的检查监视（一）检查与监视1.机内温度随时监测下列各种温度㊂在任何工作条件下，以下每个温度测量值都不应超过规定的最高值以及最低值㊂1）定子铁心温度；2）机内冷㊁热氢温度；3）轴瓦温度；4）转子绕组温度㊂2.轴承振动在线监测轴振动和／或轴承座振动情况，振动值不应超过其规定值㊂3.氢气㊁闭式冷却水和润滑油等介质的参数1）氢气湿度和纯度等；2）机内氢压；3）密封油压力，进㊁出油温度等；4）轴承润滑油油压力，进㊁出油温度等；5）氢气冷却器的进㊁出水温度等㊂密切监视机内氢压的变化，如果发现不正常氢压下降，应尽快找出原因，采取补救措施，并补入氢气使机内氢压恢复到额定值㊂机内氢压必须高于水压0.04MPa，以防止在事故状态，水进入机内㊂保持密封油压高于氢压（0.056ʃ0.02）MPa，以防止氢气外泄㊂随时检查机内湿度，保持机内氢气湿度值低于规定值以便消除机内结露和转子部件产生应力腐蚀的可能性㊂定期检查机内氢气纯度，如果纯度降到了规定值，应排出一些机内氢气，然后再补充一些氢气来提高机内氢气纯度㊂但每次置换的氢气量不应超过10％的氢气总量，以避免机内氢气温度变化太大㊂4.发电机漏液检测装置定期检查位于机座下面的液位信号器中的液位状态㊂若发现有油㊁水，应及时放尽，并迅速找出原因，加以消除㊂5.电刷定期检查电刷的运行情况㊂当出现火花时，检查电刷压力是否分布均匀，刷辫与刷块之间是否有松动现象等㊂定期检查接地电刷与转轴的接触状况㊂（二）相关记录发电机正常运行期间，应记录以下参数：1）所有电气数据，包括有功功率㊁无功功率㊁功率因数㊁电压㊁电流㊁频率等；2）轴承振动；3）上述所有温度值；4）上述冷却介质及润滑介质的参数㊂第三节㊀发电机出口断路器一㊁发电机出口断路器概述现在许多电厂的单元接线在发电机出口装设断路器，称为发电机出口断路器（Generator Circuit-Breaker，GCB）㊂GCB的特性是动作快速，开断电流大，使运行更加可靠㊂同时也使电气接线运行方式更加灵活，大大方便了运行人员的操作及维护㊂发电机出口断路器（GCB）的主要优点如下：1）发电机组正常解列后的厂用电源是通过主变压器倒送电经厂高变提供，无论是机组起动还是停运都无需进行厂用电切换操作㊂2）当发电机内部故障或热力系统原因引起机组跳闸，GCB自动断开，厂用电自动由主变倒入，可做到无扰动切换厂用电，各种厂用辅机不会因发电机跳闸而改变工作状态，厂用电的可靠性大为提高㊂3）当主变压器或厂高变内部故障时（如图1-20所示），GCB可以快速切除故障电流（见图1-21），减少变压器爆炸起火的可能性㊂图1-20㊀主变故障示意图图1-21㊀故障电流断开时间二㊁GCB的构成以惠州LNG电厂为例，该厂采用瑞士ABB高压技术有限公司的HECS-100XL型SF6断路器，其额定电流为18kA，开断电流为100kA㊂如图1-22所示，该装置主要由以下几部分组成：GCB主柜㊁GCB冷却器㊁就地控制柜㊁GCB液压弹簧操作机构㊁就地操作机构等组成㊂（一）GCB主柜GCB主柜内有以下设备（见图1-23）：发电机出口断路器（Q0）㊁发电机出口隔离开关（Q9）㊁SFC起动隔离开关（Q91）㊁发电机侧接地开关（Q81）㊁主变侧接地开关（Q82）等㊂发电机出口断路器（Q0）本体内充有SF6气体（见图1-24），具有优良的灭弧能力，图1-22㊀GCB外观图图1-23㊀GCB主柜结构图能分合额定电流及短路电流，断路器动作时间为20 50ms㊂发电机出口隔离开关（Q9）及SFC起动隔离开关（Q91）无分合电流能力，其位置状态可在位于外壳侧面的观察窗看到，分合动作时间为2 3s㊂发电机侧接地开关（Q81）及主变侧接地开关（Q82）在设备转为图1-24㊀GCB内部气体分布图。