发电机主变CT参数
阐述发电机失步的原理及双遮挡器原理失步保护的整定计算
阐述发电机失步的原理及双遮挡器原理失步保护的整定计算摘要：阐述南海发电一厂220kV 出线同杆并架双回线，电网调度为确保电网系统稳定性，电厂投入发电机组失步保护的必要性；以及着重介绍了基于双遮挡器原理的发电机组失步保护整定值计算方法。
关键词：振荡；失步保护；双遮挡器；整定计算 0 引言2013年中旬，中调转发了电网总调《电厂安全稳定防线优化方案讨论会议纪要》，并要求我厂在具体时间内完成对机组失步保护定值优化调整工作，具体原则如下：1 ）机组失步保护整定范围延伸至电厂送出线路对侧变电站，即延伸至 220kV 对侧变电站；2 ）为分散动作风险，机组滑极次数定值分两轮整定。
即不重要机组定义为第一轮跳闸对象，重要机组为第二轮跳闸对象，后者滑极次数需比前者大。
由于我厂无装设失步解列装置， 2台机组发变组保护亦无配置失步保护（机组为200MW 发电机，可不配置发电机失步保护），按中调通知要求需进行机组失步保护定值整定并投入。
1 针对我厂220kV 出线同杆并架双回线，发电机组失步保护投入的必要性广东电网调度对全网电厂送出线路（同杆双回线）故障的稳定性进行核算，针对我厂220kV 出线（新南甲线、新南乙线为同杆双回线）分析研究，当两回线路同时或相继出现一回线路三相永跳故障与另一回线路单相瞬时故障现象时，线路电抗增加，回路的综合电抗X Σ变大，根据公式:P E =δsin ∑⨯X E U A(1-1) A E :发电机电动势；U:无穷大系统母线电压；X Σ:包括发电机电抗在内的发电机到无穷大系统母线的总电抗； δ:发电机电动势E A 与无穷大系统电压U 之间的功角； P E : 功率极限值。
功率极限值将变小，功角特性将由图曲线1变为曲线2，如图1-1所示。
[1]图1-1 系统故障时的功角特性曲线在切除线路的瞬间，X Σ的增大以及发电机由于机械惯性，转速不变，功率角不变δ，由公式1-1可知，这时原动机供给发电机的功率仍为Pm ，发电机的对外输出功率P E 却减少了，此时发电机的运行点将由曲线1的a 点落到曲线2的b 点上，但是b 点运行时，功率是不平衡的。
关于CT极性的几种实用判别方法及注意事项
关于ＣＴ极性的几种实用判别方法及注意事项[摘要]保护CT极性的实用判别方法及注意事项，以便于在安装调试中正确判断CT极性，确保各种保护接线正确。
[关键词]CT极性判断方法注意事项在新投入使用的发电机、主变送电过程中，因CT极性不对而使保护误动情况常有发生。
为了防止事故的发生，便于在安装调试中对CT极性的正确判别，根据自己实践经验总结以下几种方法供参考。
一、简单实用分析CT极性的方法单相CT一次侧输入端子一般按习惯标记为“L1”、“L2”；二次侧输出端子标记为“K1”、“K2”。
按照减极性原则确定的同名端一般是L1和K1。
同名端的含义可以简单的理解为它们电势变化的趋势是一致的，也就是说当一次L1端为高电势时，它的同名端也处在高电势。
以下图为例，高压侧CT1一次L1端子接母线侧，L2端子接变压器侧，电流由L1流向L2，作为负荷L1的电位要高于L2电位。
K1是L1的同名端，所以在CT二次侧，K1是高电位，K2低电位。
对电池而言，其内部电流流向，肯定是从低电位（负端）流向高电位（正端）。
所以CT二次电流的流向是从K1流出，K2流回。
对主变低压侧CT2来说，正常负荷电流从L2流入L1流出，L1是低电位；那么相对应的K1也是低电位，所以CT2的二次侧电流从K2流出，K1流回。
判断方法简单归纳起来就是：（一）把CT一次看作负荷，根据电流从L1和L2哪个端子进哪个端子出的流向来判断端子的电位；（二）把CT二次看作电源，根据L1、L2的电位判断K1、K2的电位，电流由高电位端子流出，低电位端子流入。
对主变差动保护的极性，我们平时所说的指向变压器为正极性。
从工程上简单的说就是：如果一次电流按照这个指向的方向流动，反映到二次的保护装置输入电流也要是正方向。
这就说明CT极性接对了。
以上图为例，对高压侧而言就是如果一次电流从高压侧母线流进主变，那么流进保护装置的电流也应该是正方向的（即从I进，I’出）；对主变低压侧，如果一次电流从低压侧母线流进主变，流进保护装置的电流也应该是正方向。
主变、高厂变、高公变及#1启备变
1主变、高厂变、高公变及#1启备变1.1设备概况1.1.1每台机组均设一台主变，在发电机出口分别接一台高厂变、一台高公变，带6KV厂用及公用负荷。
同时设一台#1启备变，作为两台机组6KV段的备用电源。
主变由常州东芝变压器厂提供，高厂变、高公变均为无载调压变压器，#1启备变为有载调压变压器，均由特变电工衡阳变压器厂提供。
1.2设备规范1.2.1变压器技术参数表1变压器技术参数1.2.2变压器套管CT技术参数表2变压器套管CT技术参数1.2.3变压器分接开关技术参数表3变压器分接开关技术参数1.2.4.1主变冷却器a)共配置7组冷却器，每组冷却器配置3台冷却风扇和1台潜油泵。
b)冷却装置采用低噪声的风扇和低转速的油泵，有过载、短路和断相保护。
c)冷却装置进出油管装有蝶阀，潜油泵进出口油管装有蝶阀。
d)控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任选一路“工作”或“备用”。
工作电源断相或失压时能自动切换至备用电源。
e)每组冷却器通过切换开关可运行在“工作”、“辅助A1”、“辅助A2”、“备用”、“停止”状态。
工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。
辅助A1，冷却器按变压器线圈温度大于55℃或负荷大于75%自动启动，小于45℃停止。
辅助A2，冷却器按变压器线圈温度大于65℃或负荷大于85%自动启动，小于55℃停止。
.f)冷却器全停延时1min报警。
冷却器全停延时30min后若顶层油温高于75℃则变压器跳闸。
否则，冷却器全停延时60min变压器跳闸。
g)冷却器熔断器用途说明如下：FU1、FU2动力电源A监视继电器回路。
FU3、FU4动力电源B监视继电器回路。
F1动力电源A交流接触器回路。
F2动力电源B交流接触器回路。
F3辅助/备用自动回路。
F4故障信号指示灯回路。
F5、F6110V直流控制回路。
F7、F8110V直流信号回路。
QA加热器回路。
各组冷却器动力箱FC1～FC7各组冷却器接触器回路。
h)当投入备用电源、备用冷却装置，冷却器跳闸、潜油泵发生故障时，均发出信号。
发电机与变压器参数与状态规定
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。
小电厂继电保护定值计算举例
一. 主设备保护整定计算：1.发电机保护#1及#2发电机额定参数：发电机保护装置：DGT-801I e2=I e /1500=1031/1500=0.687A 1.1 发电机纵联差动保护： a.差动电流门槛I d0：I d0=0.3×I e2=0.3×0.687=0.206A 取0.21A. b.比例制动系数整定 K1=0.5c.拐点电流整定 拐点电流：I r1=0.5×Ie=0.5×0.687=0.343A 取0.34Ad.差动速断I sd =3.5×Ie=3.5×0.687=2.404A 取2.4A 差动速断灵敏度校验：I dmin 2为0S 两相短路电流。
发电机纵差保护定值单：1.2 发电机定子接地保护a．零序电压定值按躲过正常运行时的最大不平衡电压整定，若零序电压保护跳闸投入，当发生单相接地时保护跳闸，否则仅发告警信号。
Uzd =KK×3U3U为正常运行时的最大不平衡电压KK为可靠系数取1.2正常运行时开口三角3U在10~15V左右，但因PT特性不同，差距变大，可以现场实际测量定夺。
方法：先不投零序电压保护跳闸，机组投运后实测出3U，再输入定值。
延时可取t=9S。
发电机定子接地护定值单：1.3 发电机复合电压过流保护 a ．低电压整定按躲过发电机正常运行时可能出线的最低电压来整定 U L =0.7×Ue=0.7×100=70V b ．负序电压整定按躲过发电机正常运行机端最大负序电压。
通常取发电机额定电压的8%～10%。
U 2g =0.08×Ue=0.08×100=8V c ．发电机过流整定 Ig=r K K K ×Ie=687.095.02.1⨯=0.867A 取0.87A K K -可靠系数，取1.2～1.5；本次取1.2 K r -返回系数，取0.85～0.95；本次取0.95 时间t=0.5SK LM =46.3150087.04524I I ds 2dmin =⨯=2.1≥ 满足要求I dmin 2为1S 两相短路电流。
发电机参数
发电机参数容量31250KVA 励磁机数据额定电流2860A 额定容量105KW额定电压6300V 额定电压230V额定功率因数0.8转子电流100(空载)/376A转子电压50（空载时）/186测量励磁电流的分流比：400/5A2#主变额定容量:31500/18000/31500KVA额定电压(121±2×2.5%)/(38.5±2×2.5%)/6.3kv接线组别YNYNOD11空载电流：0.12%高备容量：6300KVA电压比：35kv/6.3kv短路阻抗：7.5%接线组别：Yd1135kvCT变比：200/56kvCT变比：600/54#厂变、3#厂变、低备1#、2#厂变容量：1250KVA 额定容量：1000KVA 电压比：6300V/400V 电压比：6.3/0.4kv 阻抗电压：6.14% 短路电阻：9.45% 接线组别：DYN11 结线阻别：Y/Y0-126KV侧CT:150/5零序CT:3000/5有关电流互感器变流比1、2号发电机4000/51、2号机、变大差6kv侧4000/51、2号机变大差35kv侧1000/51、2号机变大差110kv侧400/51号主变110kv中性点CT 600/52号主变110kv中性点CT 300/5 A 2#电抗额定电流：1000A 电压：6kv额定电抗：6%额定电感：0.6615mhCT变比：600/51#电抗额定容量：2080KVA 电压：6kv额定电流：600A感抗：6%CT变比：600/5 A35KV母联300开关CT变比：600/5 A1#、2#给泵容量：440kw电流：50A电压：6kv结线：Y6kvCT变比：150/5 A1-4号循泵容量：310kw电流：36.5A电压：6kv结线：Y6kvCT变比：150/5 A备用励磁机电动机容量：300kv电压：6kv额定电流：34.5A6kvCT变比：150/5 A3、4号级泵（变频）电机功率：250kw额定电压：6kv额定电流：30A额定频率：30～50HZCT变比：150/5配套变频器数据：额定输出功率：250kw、6kv容量：315KVA额定输出电流：28A额定输入电压：0～6kv 输入频率：0.1～120HZ 引风机功率：710kw额定电压：6kv额定电流：85.8A一次风机功率：450kw额定电压：6kv额定电流：53.6A Y1号主变额定容量：31500KVA额定电压：121/38.5/6.3kv额定电流：150.2/312/2887短路阻抗：hv-mv 16.6%Hv- lv 9.8%mv-lv 5.92%结线Y0/Y/△12-11。
主变中性点间隙CT规范书
浮玻余热发电接入系统工程技术规范书零序电流互感器江门益胜浮法玻璃有限公司江门电力设计院有限公司2011年10月目录1 总则2 工作范围2.1 供货范围2.2 服务界限2.3 技术文件3 技术要求3.1 应遵循的主要现行标准3.2 环境条件3.3 工程条件3.4 基本设计要求3.5 电流互感器基本技术参数3.6 技术性能要求3.7 一般结构要求4 质量保证5 试验5.1 型式试验5.2 现场验收试验6 包装、运输和储存7 卖方应填写的电流互感器规范表8 备品备件及专用工具附表1 设备需求一览表1 总则1.1 本设备规范书适用于浮波余热发电工程的零序电流互感器。
根据对该设备的功能设计、性能、结构、安装和试验等方面的技术要求。
1.2 本设备规范书所用的标准如与卖方所执行标准不一致时，应按水平较高标准执行。
1.3 如果卖方没有以书面形式对设备规范书的条文提出异议，则认为卖方提供的产品完全符合本协议的要求。
如有任何异议，都应在报价书中“对设备规范书的意见和同设备规范书的差异”为标题的章节中加以详细描述。
2. 工作范围2.1 供货范围本招标文件要求采购的电流互感器规范和数量见“设备需求一览表”。
2.2 服务界限2.2.1 从生产厂家至变电站的运输的运输全部由卖方完成。
2.2.2 现场安装和试验在卖方的技术指导和监督下由买方完成, 卖方协助买方按标准检查安装质量, 处理调试投运过程中出现的问题, 卖方应选派有经验的技术人员, 对安装和运行人员免费培训。
2.3 技术文件2.3.1 制造厂在本协议签订后，应在1周内向设计部门提供装配、电气原理图、二次接线原理图、互感器外型图等技术文件。
2.3.2 产品出厂技术文件包括（1）互感器安装使用说明；（2）互感器合格证明及检验报告；（3）互感器外型图；（4）互感器各种附件使用说明书。
2.3.3储运和运输（1）产品及其包装应满足DL-402-99要求。
（2）厂方发货后应立即电告需方。
发电机带主变K1点短路试验
地点
保护B柜
A相
B相
C相
差电流(A)
相位差(©)
9LH与19TT同相电流之间的差电流、相位差
地点
保护A柜
A相
B相
C相
差电流(A)
相位差(©)
1.2发变组短路特性
上升：
序号
1
2
3
4
5
6
7
8
上
升
转子电流
(A)
定子电流
(A)
转子电压
(V)
下降:
序号
1
2
3
4
5
6
7
8
上
升
转子电流
(A)
定子电流
(A)
转子电压
(V)
发电机带主变
1.1发变组电流回路检查
发电机定子一次电流2875A，主变高压侧一次电流250A
主变咼压CT
12LH
变比1250/1
地点
发变组故章录波器屏
回路编号A41211X:源自3B4121C41211X45
N41211X:47
1X:44
幅值
主变咼压CT
13LH
变比1250/1
地点
关口表屏
回路编号
A4131
B4131
C4131
N4131
幅值
主变咼压CT
14LH
变比1250/1
地点
变送器屏
回路编号
A4141
B4141
C4141
N4141
幅值
主变咼压CT
15LH
变比2500/1
地点
洛225断路器失灵
保护用CT校核计算
• 计算结果取大值，即通过发电机CT的最大短路 电流为52.49kA。
短路电流计算（厂变高压侧、励磁变高压侧）
• K2’’点（厂变高压侧CT和厂变之间）三相短路时， 由系统和发电机共同提供短路电流
Ik2’’max= 1 Sj 1 Sj
Xs Xt 3Uj(20) Xd 3Uj(20) 1 1000 1 1000
• 厂变电压20/6.3-6.3kV
• 厂变阻抗：（高-低1，低2）短路阻抗10.2%； （高-低1）短路阻抗18.5%；（高-低2）短路 阻抗18.8%
• 可以得出两个等式：
• XT1+1/2XT2=10.2% ×1000/53=1.92 (1)
• XT1+XT2=18.5% ×1000/53=3.49
短路电流计算（主变高压侧）
• K1点（220kV母线）三相短路时
• 由发电机给主变高压侧CT提供短路电流：
•
Ik1max
=
1 (Xd
Xt)
Sj 3 Uj
1 (0.55
0.33）
1000 2.98kA 3 220
• K1'点（主变高压侧CT与主变之间）三相短路时
• 由系统给主变高压侧CT提供短路电流：
•
Ik1'max =
1 Xs
Sj 1 3Uj 0.22
1000 11.93kA 3 220
计算结果取大值，即通过主变高压侧的最大短路电 流为11.93kA。（注：为计算方便，系统阻抗用0.22）
短路电流计算（发电机）
• K2点（发电机机端CT与主变低压侧之间）三 相短路时，由发电机给机端CT提供短路电流
2.电流互感器额定二次负荷应大于实际二次负荷 3.不满足上述两条的电流互感器，可按二次极限电 动势和实际准确限值系数曲线验算。
在运电站增加断路器闪络保护的改进探讨
在运电站增加断路器闪络保护的改进探讨电站大型发电机-变压器组与系统进行并网时，断路器断口电压最高可能达到2倍运行电压，容易形成断口闪络事故隐患。
所以，在大机组并网断路器装设断口闪络保护是十分必要的。
本文主要是对已经商运三年电站增加断路器闪络保护进行必要性分析，然后结合电站整体状况进行改进，增加断路器闪络保护。
标签：在运机组断路器闪络保护改进1. 设备介绍电站发电机出口线电压为24kV，发电机出口设有出口断路器。
发电机发电经出口断路器与变压器连接，而后经气体绝缘金属封闭输电线路（GIL）与500kV 室内升压站相连接。
出口断路器采ABB公司生产。
变压器是天威保变电气股份有限公司生产的单相变压器。
升压站是采用的是ABB生产的气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）。
发变组保护采用的南瑞生产的RCS-985产品。
2. 改进分析1）改进整体概述电站#1、#2机组主变保护屏没有配置主变高压侧500kV断路器断口闪络保护功能。
断路器断口闪络给断路器本身造成损坏，威胁主变及发电机组的安全，并且可能因此引起事故扩大，破坏电力系统的稳定运行。
为了尽快切除断口闪络故障，降低断口闪络对机组及电网的影响，在#1、#2机组主变保护屏配置主变高压侧500kV断路器断口闪络保护功能。
2）改进必要性（1）经过电厂技术人员对标梳理，发现电站未配置断路器闪络保护，不满足《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的相关要求，要求尽快实施改进。
相关要求为：300MW及以上容量发电机应配置起、停机保护及断路器断口闪络保护。
（2）电厂装设了发电机出口断路器，正常通过断路器作为并网同期点，当机组单独带厂用电运行时，需要通过主变高压侧500kV断路器作为并网同期点，在并网的过程中，断路器合闸之前，作用于断口上的主变高压侧电压与系统电压之间角度差δ的变化而不断变化。
当δ=180°时，其值最大，为两者电势之和，当两电势相等时，则有两倍的运行电压作用于断口上，断路器断口闪络的风险很大。
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℃
设计参数
定子
定子槽数
42
定子每槽导体数
2
定子每相串联匝数
7
定子绕组对地绝缘厚度
5.5
mm
电子绕组工频绝缘强度
≥41000
V
定子绕组冲击绝缘强度
≥72500
V
定子绕组每项对地电容CPH Nhomakorabea0.227
μF
转子
转子槽数
32
转子每槽匝数
8（1号槽为6）
匝
转子导体总匝数
124
匝
转子对地绝缘厚度
1.3
mm
转子工频绝缘强度
电容式电压互感器
设备编码
设备型号
TEMP-500
(TYD500√3)
制造厂
上海MWB互感器有限公司
出厂编号
安装日期
投产日期
安装位置
500KV变电站
主要参数
名称
数值
单位
备注
最高电压
550
KV
额定一次电压
500√3
KV
额定二次电压
0.1√3
KV
剩余电压绕组额定电压
0.1
KV
额定频率及相数
50
HZ
单相
额定电容
交轴同步电抗Xq
220.928
%
交轴瞬变电抗Xq’
39.195/44.540
%
(饱和值/非饱和值)
交轴超瞬变电抗Xq’’
19.840/21.566
%
(饱和值/非饱和值)
零序电抗X0
9.568/10.072
%
(饱和值/非饱和值)
负序电抗X2
20.112/21.861
%
(饱和值/非饱和值)
定子绕组漏抗XL
600
MW
最大连续功率
654
MW
额定功率因数
0.9
转/分
额定电压
20000
V
额定电流
19245
A
额定励磁电压（90℃计算值）
421.8
V
额定励磁电流（计算值）
4128
A
额定频率
50
HZ
入口处最低温度
25
℃
一个冷却器流阻
20
KPa
一个冷却器流量
250
M3/h
绝缘等级
F
设备名称
电流互感器
设备编码
设备型号
5000
PF
极限输出
1500
VA
负荷功率因数
额定输出
0.8
滞后
极限输出
1.0
额定电压因数及相应的额定时间
1.2
1.5
连续
30S
绝缘电阻
高压对地绝缘
1000
MΩ
二次绕组对地绝缘
100
MΩ
短时工频耐压
680/740
KV
1min
雷电全波冲击耐压
1550/1675
KV
峰值
电磁单元耐受电压
中间变压器感应耐压
150
20000
V
额定电流
19245
A
额定励磁电压（90℃计算值）
421.8
V
额定励磁电流（计算值）
4128
A
额定频率
50
HZ
入口处最低温度
25
℃
一个冷却器流阻
20
KPa
一个冷却器流量
250
M3/h
绝缘等级
F
主要技术数据
端盖式轴承润滑和油密封
轴承进油压力（表压）
80～100
KPa
油密封进油压力（表压）
484
目录
一发电机
二高厂变
三电流互感器
设备名称
＃1发电机
设备编码
设备型号
QFSN-600-2YHG
制造厂
哈尔滨电机厂
出厂编号
0EA.140.964
安装日期
投产日期
安装位置
气机房13.7M
主要参数
名称
数值
单位
备注
额定容量
666.667
MVA
额定功率
600
MW
最大连续功率
654
MW
额定功率因数
0.9
转/分
额定电压
备注
KPa
轴承进油最低温度
40
℃
油密封进油最低温度
40
℃
轴承出油温度
70
℃
一个轴承流量
100
L/min
一个密封瓦空侧流量
110
L/min
一个密封瓦氢侧流量
25.4
L/min
密封油压高于氢压
84
KPa
座式轴承润滑油
轴承进油压力(表压)
50～80
KPa
轴承油流量
15
L/min
轴承进油最低温度
40
℃
轴承出油温度
21.8
K
发电机飞轮力矩
3.84×104
Kg.m2
发电机转动惯量
9.6×103
Kg.m2
发电机惯性常数
0.71
发电机临界转速
一阶
733
r/min
二阶
2074
r/min
三阶
3814
r/min
发电机内气体容积
未插转子时
120
M3
插完转子时
110
M3
发电机主要部件重量
发电机总重
468095
Kg
定子装配(包括吊攀)
1250/2500
A
30
40
15
1500/3000
A
30
50
15
2000/4000
A
40
60
15
4000
A
5000
A
额定二次电流
1
A
额定短时(3S)热电流
50
KA
额定动稳定电流
125
KA
主要技术参数
绝缘水平
额定短时工频耐受电压
680
KV.1min
方均根值
额定操作冲击耐受电压
1175
KV
额定雷电冲击耐受电压
S
时间常数Ta
其他参数
短路比
0.54
发电机负序承载能力
I2/IN
8
%
最大稳态值
(I2/IN)2.t
10
S
电话谐波因数TIF
线-线间
1.4
%
线-中性点间
1.5
%
剩余(开口三角形)
0.3
%
电压波形正玄畸变率
0.258
%
发电机噪声水平
≤90
dB
定子绕组平均温升
22.1
K
转子绕组平均温升
44.8
K
定子铁芯平均温升
电枢绕组短路时的交轴瞬变
0.173
S
时间常数Tq’
电枢绕组开路时的直轴超瞬变
0.045
S
时间常数Tdo’’
电枢绕组开路时的交轴超瞬变
0.069
S
时间常数Tqo’’
电枢绕组短路时的直轴超瞬变
0.035
S
时间常数Td’’
电枢绕组短路时的交轴超瞬变
0.035
S
时间常数Tq’’
电枢绕组短路电流直流分量
0.258
出线盒
5154
Kg
瓷套端子
287
Kg
中性点外罩
258
Kg
主引线端子
138
Kg
性能特点
主要记录
备注
设备名称
＃1高厂变
设备编码
设备型号
QFSN-600-2YHG
制造厂
哈尔滨电机厂
出厂编号
0EA.140.964
安装日期
投产日期
安装位置
气机房13.7M
主要参数
名称
数值
单位
备注
额定容量
666.667
MVA
额定功率
LVQBT-550W2
制造厂
南阳金冠电气有限公司
出厂编号
安装日期
投产日期
安装位置
500KV变电站
主要参数
名称
数值
单位
备注
额定电压
500
KV
额定负荷(VA)
额定电流比
1250～2500/1
30
40
15
1500～3000/1
30
50
15
2000～4000/1
40
60
15
4000/1
5000/1
额定一次电流
300000
Kg
转子装配(包括集电环装配)
66421
Kg
定子运输重
310000
Kg
转子运输重
68200
Kg
座板装配
11009
Kg
内端盖
338
Kg
导风环
150
Kg
外端盖(汽端/励端)
10874/10560
Kg
轴承(轴瓦)
947
Kg
隔音罩刷架装配
6500
Kg
座式轴承装配
1579
Kg
冷却器外罩
12066
Kg
设备型号
Y20W-420~444
制造厂
南阳金冠电气有限公司
出厂编号
安装日期
投产日期
安装位置
500KV变电站
主要参数
名称